贵溪发电公司调研报告2010[1].4.30

江西贵溪发电公司
调研报告
报告撰写：梁红
报告审核：刘红卫
提交日期：2010年4月30日
、
江西贵溪发电公司调研报告
2010年4月21至23日，新乡豫新发电有限责任公司在董事长翟金梁的带领下，由运行副总工程师刘红卫、生产管理部副主任梁红一行，到江西省贵溪发电有限责任公司进行了调研考察。

本次调研考察的主要任务是针对2009年新乡豫新发电公司300MW机组供电煤耗高，在中电投集团公司同类机组名列末位的实际情况，根据贵溪发电公司300MW机组主要能耗指标与新乡豫新发电公司300MW机组主要能耗指标进行比较分析，找出差距和不足，达到持续改进，降低机组供电煤耗的目的。

贵溪发电有限责任公司成立于2004年3月19日，是电力体制改革后，中电投集团公司在江西的一个新的能源基地。

贵溪发电公司原有的4台125MW机组已于2008年根据国家上大压小政策实施关停。

现两台600MW机组于2009年9月开始施工建设，预计2011年5月份投产1台。

两台3000MW（#5、6）机组分别于2005年9月、2006年1月投运，截至2010年3月31日，实现连续安全生产1627天。

2009年，主要生产指标供电煤耗进入集团公司300MW等级机组前三名，300MW机组成为全国先进可靠性指标单位,#6机组创可靠性管理金牌机组荣誉称号。

一、300MW机组主要设备简介：
贵溪发电有限责任公司300MW机组锅炉为东方锅炉厂制造的DG1025/17.5-Ⅱ4型亚临界参数、一次中间再热、平衡通风、汽包自然循环、四角切圆燃烧、直吹式制粉系统、单炉膛“∏”型露天
布置、全钢架结构、固态排渣煤粉炉。

锅炉燃用＃0轻柴油，燃油装置每炉12套，分别布置在三层二次风喷口中。

空预器采用三分仓回转式空气预热器，由东方锅炉厂空预器公司生产。

汽轮机是由东方汽轮机有限责任公司制造的N300－16.7/537/537－8型亚临界、中间再热式、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。

该机组配有二台50%汽动给水泵和一台30%电动给水泵，循环水采用闭式冷却水系统，水源补充水采用新江水进行补充。

发电机为东方电机股份有限公司设计、制造的QFSN-300-2-20B型三相、二极、隐极式转子同步交流发电机，发电机采用“水氢氢”冷却方式，密封系统采用单流环式油密封。

主变压器为西安西电有限责任公司生产的SFP10-370000/220型三相双绕组强迫油循环导向风冷无载调压升压变压器。

锅炉除尘出灰采用灰、渣分除，满足灰渣综合利用要求。

气力除灰系统是采用福建龙净环保有限公司制造的2BE-L291/2-4型双室四电场的电除尘器，除灰系统按干除灰设计，还设有100%的水力除灰系统备用，由灰渣泵输送至灰场贮存。

除渣系统采用机械输送方式将渣输送至渣仓。

烟气脱硫装置由重庆远达公司设计，采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺。

脱硫装置运行时，由锅炉引风机排出的烟气经轴流式增压风机增压后经GGH全部送入吸收塔内，吸收塔采用逆流液柱式空塔钢制结构，吸收塔内设置两层喷淋层、两级除雾器，以保证烟气在吸收塔内正常反应，经脱硫后脱硫效率可达95.2%以上。

二、300MW机组主要设计参数：
供电煤耗设计值317.11克/千瓦时，发电煤耗设计值294.06克/千瓦时，热耗率设计值7876千焦/千瓦时，发电厂用电率设计
值5.57%，锅炉效率设计值92.78%，设计煤种为烟煤，热值为24910千焦/千克（即5957大卡/千克），挥发份为38.59%，飞灰含碳量值3.2%，炉渣含碳量设计值3.5%，空预器设计值8%；汽机高压缸效率设计值84.92%，中压缸效率设计值92.33%，给水温度设计值272.7℃，补水率设计值1.5%，凝汽器真空设计值
95.56Kpa。

三、300MW机组主要能耗指标完成情况：
＃5机组自2005年9月投产以来，截至2009年12月31日，累计运行30846.15小时，共发电67.6824亿千瓦时；2009年全年，＃5机运行7814.15小时，共发电17.3587亿千瓦时，负荷率完成74.05%，供电煤耗为345克/千瓦时，平均热耗8571.7千焦/千瓦时，平均锅炉效率92.01%，厂用电率6.39%。

＃6机组自2006年1月投产以来，截至2009年12月31日，累计运行28136.62小时，共发电64.02914亿万千瓦时；2009年，＃6机运行8462.62小时，共发电18.66918亿万千瓦时，负荷率完成73.54%，入炉煤低位发热量19302.27千焦/千克，供电煤耗为334.11克/千瓦时，平均热耗8386.6千焦/千瓦时，平均锅炉效率92.19%，厂用电率5.66%。

2007年5月2日～6月26日，＃5机组A级检修一次，A修连续运行205天，达全优工程。

2009年5月25日～6月15日进行C级检修一次。

C级检修后，在额定300 MW工况下，汽轮机平均试验热耗率为8138.15千焦/千瓦时，高、中压缸内效率分别为80.82%、91.66%，修正后平均热耗率为8066.1千焦/千瓦时，平均发电煤耗为307.02克/千瓦时，供电煤耗为325.92克/千瓦时。

2008年2月14日至4月1日，＃6机组A级检修一次，A修连续运行186天达全优工程。

A级检修后，在300MW工况下，汽
轮机试验热耗率为8238.1千焦/千瓦时，修正后热耗率为8123.8千焦/千瓦时，高、中压缸内效率分别为80.82%、91.65%，实际发电煤耗为305.96克/千瓦时，供电煤耗322.2克/千瓦时。

四、300MW机组降低能耗采取的主要措施：
1、节能技术改造方面
贵溪发电公司重点围绕节油、节电、节水、脱硫改造四个方面下功夫，坚持做到“勇于创新、科学论证、舍得投入、确保效果”，不断提升设备经济性能。

（1）空预器三向密封改造
锅炉空预器三向密封改造工程的实施，总投资为85万元，空预器改造后由原漏风系数18％下降到7.2％，则每度电节约1.54克煤，每年可节约129万元，同时空预器经改造后，设备运转平稳，无摩擦碰撞现象，设备可靠性得以提高和保证，安全效益明显。

（2）电机变频改造
2009年，引风机电机变频改造后两台电机在机组满负荷运行时，电流只有改造前的60%左右，而在低负荷运行时，电流更只有改造前的30%左右，约降低厂用电率0.3%。

引风机变频改造后节能效果显著。

凝泵电机改造后节能效果非常明显，全年可节电247.61万千瓦时。

此外，还进行了循泵改高低速、增压风机变频改造等。

（3）原煤仓改造
每台炉配5台磨煤机，每台磨配一个金属原煤仓，原煤仓壁厚12毫米，上部为φ8000×7圆柱形，下部为圆锥型煤斗，煤斗内部加衬δ＝10mm的耐磨浇钢，每块衬板通过四只沉头螺栓与煤斗连接固定。

由于贵电公司来煤矿点多、雨季多，煤斗设计下煤阻力大，极易产生煤斗堵煤、搭桥和断煤现象，严重影响锅炉的稳定燃烧和
机组安全稳定运行。

因此，贵电公司对原煤斗下部部分改为双曲线不锈钢结构，有效降低堵煤断煤故障，极大地提高了制粉系统的可靠性，改造后比06年减少油耗300吨，产生了极大的经济、安全效益。

（4）锅炉微油点火燃烧器改造
2009年5月，＃5炉微油点火燃烧器于在C修中进行了改造，更换为浙大天元生产的机械雾化结构微油点火燃烧器，改造后节油效果明显。

正常冷态升炉耗油从原来45吨降至20吨以下，助燃耗油也大幅下降，节油率达到80%以上。

（5）＃6炉电除尘自动投退改造
＃6炉电除尘共16台高压硅整流控制系统，运行方式为人工手动选择电场投退，无法针对负荷情况自适应的进行控制，导致电场能耗的绝大部分对除尘不起作用，造成了能耗的浪费，贵电公司对其进行了改造，对柜内的软硬件改进，使它具备“自动选择运行方式”功能。

同时增加锅炉负荷信号（4～20m A,0～330MW）输入IPC 控制系统。

系统改造后，使电除尘电耗率0.356%下降至0.260%，对比降低0.096%，每年可节约110多万元，经济效益可观，同时，由于#6炉电除尘系统采用了断电振打，延长了设备的使用寿命，降低了设备的维护成本，提高了电除尘系统运行的经济性和可靠性。

（6）脱硫改造方面：实施了增设真空皮带脱水系统、高压水冲洗系统、烟气在线单机监测改造项目，从而确保脱硫系统长周期、高效率稳定运行，烟气达标排放。

2、优化运行方面：
贵溪发电公司把重心放在加强薄弱指标的管理上，通过对集团公司定期发布的指标数据分析比较，发现自身弱项指标的差距，在
剔除地域、历史、设备状况等不可比因素后，重点分析因管理偏差、流程滞后等主观因素。

针对弱项指标，组织课题攻关，采取“走出去、请进来”等各种办法，全面协调优化设备运行方式，解决影响设备经济运行的技术难题，制定切实可行的技术措施，指导运行人员经济操作，确保运行机组综合效益最大化，达到节能降耗目的。

（1）运行优化措施精细，执行到位。

通过行业对标，贵溪发电公司制定了各项运行优化措施，编制了《经济运行手册》，制定了《机组启动优化》、《制粉系统优化运行方式》、《电除尘器优化运行方式》、《锅炉汽温控制措施》、《凝结水泵降压运行》、《循环水泵优化运行方式》、《最佳厂用电运行方式》等35项优化运行方案。

其中《凝结水泵降压运行》方式，通过去除凝泵末级叶轮，实现凝结水降压运行，年降低电耗100万千瓦时；通过自行摸索，在凝结水泵实施变频后，取得50%节电效果基础上，优化设定凝结水母管压力，增加10%节电效果。

（2）通过机组各项优化试验，为运行优化操作提供准确依据。

2009年，通过与江西电科院合作，贵溪发电公司进行了汽轮机滑压优化试验和锅炉变煤种试验，在提高机、炉效率方面取得新的经验，为进一步降低供电煤耗创造了条件。

通过调门优化试验对调门的重叠度进行调整，得出最优运行曲线，300MW至270MW采用定压顺序阀控制运行方式，270MW至156MW采用滑压运行方式，156MW以下采用定压控制运行方式。

锅炉变煤种试验共计进行19个工况，分别在日常煤种（18MJ/kg－20MJ/kg）、劣质煤种（15MJ/kg－17MJ/kg）、较好煤种（21MJ/kg－22MJ/kg）、接近设计煤种（现阶段煤场存煤最优煤种)五种煤质情况下进行变机组运行方式、变负荷的锅炉热效率、机组供电煤耗试验。

通过试验得出：当入炉煤的热值低于4000
大卡时，锅炉带负荷能力显著下降，而且锅炉热效率下降较多，经济性较差；入炉煤低位发热量低于4300大卡时，会影响锅炉的带负荷能力；当入炉煤热值在4800大卡/千克左右，五台磨运行只能基本保证锅炉额定出力；燃煤低位发热量达到5016大卡以上时，即使在较低负荷（210MW）情况下锅炉热效率也能达到92.36％，锅炉平均热效率为92.51％，接近设计保证值92.7％；当燃煤低位发热量达到5016大卡/千克以上，可燃基挥发份达到31％左右时，各负荷下锅炉热效率能达到或接近设计保证值92.78％，锅炉运行经济性良好。

根据试验结果，贵溪发电公司对掺煤配烧工作非常重视，煤场存放及上煤实行动态信息管理，根据来煤热值情况严格进行划分，采取煤场分区存放、分仓配煤燃烧的方式，确保底层燃烧的稳定性和锅炉燃烧效率最高。

（3）小指标竞赛管理较好，采取煤耗跟踪管理制度有效控制煤耗。

贵溪发电公司小指标竞赛分值的权重依据对煤耗影响大小、运行可控程度、调整难度进行分配。

为促进节能降耗工作的规范化、程序化、科学化和制度化，贵溪发电公司成立煤耗跟踪工作组，制定《煤耗跟踪管理制度》，明确分工，落实责任，各专业专工每天跟踪各项指标排名，跟踪分析，优化运行方式，确保机组最佳工况运行。

分机组分仓上煤，每台机组上煤量分开计量，使每台机组的供电煤耗能分开计算，便于分析与控制。

贵溪发电公司每台炉有5个原煤仓，每个仓的有效容积在350吨/小时，至少能保证8小时的用煤量，每天的入炉煤采样至每天下午16:30分截止，因此，每天上午11:00前，就能将前一日的入炉煤热值化验结果出来，12:00前将前一日供电煤耗指标正平衡计算
结果出来，然后再进行反平衡校核分析。

3、节能对标管理工作融入日常生产管理过程，成效显著。

贵溪发电公司生产技术部组织计算机中心开发了对标管理日志软件，为生产系统全体员工提供了统计、分析、总结、记录、展示、交流日常对标管理工作经验、成绩的平台，为开展对标管理取得实效创造条件。

发电部专工负责每日上午9点前完成前一日各项生产小指标的录入工作，并确保数据真实，准确。

生产系统各级管理人员每日均应登录对标管理日志软件，掌握生产指标分析情况，并按规定签名。

各级专业人员均应根据对标分析情况，对所管辖指标提出存在问题及改进措施，并进行动态效果分析。

发电部专业管理人员要求每月不少于四次；发电部值长每月不少于四次；生技部设备主管每月不少于两次；生技部运行管理组成员每月不少于两次；运行主岗主值每月不少于两次；运行辅岗班长及生技部点检人员每月不少于两次。

贵溪发电公司真正将节能对标管理工作与日常的生产管理工作融合在一起，每年对《生产运营对标管理手册》进行修订，对标管理手册涵盖了能耗指标对标管理、安全隐患排查、技术监督管理、节能减排、材料及维护费用等十一项重点内容，综合分析各台机组目前存在的问题、产生的原因及今后采取的治理措施，并将各项措施内容分别列入年度、月度生产工作计划、等级检修计划和技术改造项目计划中去，认真组织实施，做到有策划、有组织、有检查、有总结、有考核。

公司生产技术部每月最少进行一次检查、指导和考核工作,每季度进行一次评估。

每天生产例会上，通报主要经济运行指标完成情况，对异常情况进行分析，每月定期在全公司范围内开展节能对标分析会，通过各项技术经济指标的对标分析比较，寻找差距，制定整改措施。

公
司生技部每月出1期对标管理月报，将主要经济指标、可靠性指标的完成情况与集团公司先进值、标杆值进行对比分析，并通报各项小指标的完成情况，降低供电煤耗、厂用电率所采取的措施，上月节能对标分析会提出整改措施完成情况、对标管理考核情况，并制定下月节能对标整改工作计划。

4、非生产用电统计精细、管理规范，有效降低了综合厂用电率。

贵溪发电公司专门成立非生产用电管理小组，各相关部门均有专人负责管理，辅业公司有专门的非生产用电管理班组，每天进行检查，每周进行公布，每月召开一次非生产用电专题会议。

所有的非生产用户必须认真执行非生产用电管理制度，经公司批准后方可接入使用，严把非生产用电负荷接入关。

非生产用电计量表计齐全，监视、统计、分析到位。

加强对配电装置的巡检，每日定时抄录电度表，统计、分析厂用电使用情况，通过对厂用电的统计进行平衡分析，及时发现电能计量装置是否出现故障，是否被人做手脚偷电。

发现私拉负荷及时报告相关部门，并将其停电。

通过以上举措，私拉负荷的现象得到了最大限度的抑制，基本杜绝了电量的流失。

一年来，未发生偷电现象。

此外，贵溪发电公司上网电价0.42元/KWh，非生产用电按0.48元/千瓦时的标准进行收费，计划2010年涨价至0.58元/千瓦时。

5、严格控制非生产用汽、用水，防止浪费，降低发电水耗。

贵溪发电公司专门制定了《非生产用汽、用水管理制度》，成立非生产用汽、用水管理工作组，对非生产用汽、水计量表计统计、上报和监督、审批，数据汇总和核算、费用回收等各项工作分工明确，各部门协调配合，非生产用汽、用水进行每月不少于一次的现场检查。

非生产用水、汽管理工作小组每季进行不少于一次的非生
产用汽、水工作会议，总结前一阶段非生产用汽、水工作，对下一阶段工作进行部署。

贵溪发电公司设计综合水耗2.88千克/千瓦时，实际综合水耗
2.38千克/千瓦时，较设计值降低0.5千克/千瓦时。

五、豫新发电公司与贵溪发电公司能耗指标对比分析及建议
1、锅炉效率比较
2009年8月，豫新公司聘请河南电力试验院对#6、7机组均进行了诊断性热力试验，并进行了同样负荷下不同煤质锅炉效率试验，试验结果表明：在210MW负荷时，当燃用河南与山西混煤，煤质变化大时，锅炉效率最低能降到84.73%，当燃用山西煤，煤质稳定时，锅炉效率能达到91.22%，由此可见，豫新公司因入炉煤质变化大对锅炉效率的影响较大。

2009年7月，贵溪发电公司也聘请江西电力试验院对#5、6机组进行了变煤种试验，根据试验结果，当燃煤低位发热量达到5016MJ/kg以上，可燃基挥发分达到31％左右时，各负荷下锅炉热效率能达到或接近设计保证值92.7％，锅炉运行经济性良好。

因此，贵溪发电公司规定将B仓上接近设计煤种的煤，严格按照热值、挥发份分区堆存，采取分仓上煤、分层燃烧的方式，最大能力保证锅炉效率不下降。

对比分析：豫新发电公司设计煤种为贫煤，设计热值为24810千焦/千克（即5933大卡/千克），挥发份14.38%；贵溪发电公司设计煤种为烟煤，设计热值为24910千焦/千克（即5957大卡/千克），煤质挥发份38.59%，虽然设计煤种热值较为接近，但由于贵溪发电公司300MW机组燃煤挥发份较豫新发电公司300MW机组高24.21%，锅炉效率明显较高。

此外，豫新发电公司与贵溪发电公司一样，入厂煤质较杂，煤质也较湿，原煤仓经常出现断煤情况，
但是由于贵溪发电公司基本能保证底层燃烧的煤质接近设计煤质（或5000大卡以上），对锅炉燃烧效率影响较小。

因此，豫新发电公司#6、7机组与贵溪发电公司#5、6机组锅炉效率相差较大，对供电煤耗影响较大。

2、汽机缸效、热耗比较
豫新发电公司2009年8月试验结果，在额定工况下，#6机组高压缸效率79.12%较设计值84.21%偏低5.09%，中缸效率89.35%较设计值92.75%偏低3.4%，修正后热耗率8090.3千焦/千瓦时,较设计热耗7859千焦/千瓦时偏高231.3千焦/千瓦时。

额定工况下，#7机组高压缸效率78.35 %较设计值84.21%偏低5.86%，中缸效率88.97%较设计值92.75%偏低3.78%，修正后热耗率8128.1 千焦/千瓦时较设计热耗7859千焦/千瓦时偏高269.1 千焦/千瓦时。

2009年10-12月份，#7机组A修后，预计热耗降低约200 千焦/千瓦时，高压缸效率提高约1.5%，中压缸效率提高约1%。

贵溪发电公司2009年5月试验结果，额定工况下，高压缸效率80.82较设计值84.92%偏低4.1%，中缸效率91.66%较设计值92.33%偏低0.67%，修正后热耗率8066.10千焦/千瓦时,较设计热耗7876千焦/千瓦时偏高190.10千焦/千瓦时。

额定工况下，高压缸效率80.82较设计值84.92%偏低4.1%，中缸效率91.66%较设计值92.33%偏低0.67%，修正后热耗率8123.8千焦/千瓦时,较设计热耗7876千焦/千瓦时偏高247.8千焦/千瓦时。

对比分析：豫新发电公司#6、7机组与贵溪发电公司#5、6机组相比，高压缸效率相差不大，中压缸效率偏低约2.5%左右，机组热耗相差不大。

3、凝汽器真空比较
2009年豫新发电公司#6、7机组凝汽器真空平均完成-93.5Kpa,自投产以来，一直存在循环水补水紧张的问题，夏季，凝汽器真空最低能降到-87Kpa。

2009年贵溪发电公司#5、6机组凝汽器真空平均完成-94.6Kpa，采用新江水作为循环水的补充水源，常年江水充足，且温度变化不大，夏季最高温度不超过28度，凝汽器真空最低能降到-89 Kpa，豫新发电公司#6、7机组与贵溪发电公司#5、6机组夏季凝汽器真空相差2 Kpa, 此外，春秋季节也有差别，全年凝汽器真空平均值相差约1 Kpa。

对比分析：豫新发电公司#6、7机组与贵溪发电公司#5、6机组因凝汽器真空相差影响煤耗约3克/千瓦时。

4、发电、综合厂用电率比较
2009年，豫新发电公司#6、7机组综合厂用电率完成8.26%，发电厂用电率完成6.93%，相差1.3%。

而贵溪发电公司#5、6机组综合厂用电率分别完成6.8%、6.03%，发电厂用电率完成6.39%、5.66%，相差0.41%、0.37%。

对比分析：豫新发电公司#6、7机组发电厂用电率与贵溪发电公司#5、6机组相差大的主要原因是豫新发电公司#6、7炉是中间储仓式制粉系统，制粉耗电率占厂用电率1.4%；贵溪发电公司#5、6炉是直吹式制粉系统，制粉耗电率占厂用电率0.5%，相差0.9%。

此外，豫新发电公司#6、7炉脱硫耗电率较贵溪发电公司#5、6炉脱硫耗电率偏低约0.2%，合计豫新发电公司#6、7机组发电厂用电率较贵溪发电公司#6机组偏高约0.5%。

2010年，#6、7炉脱硫增压风机、#6炉一次风机变频改造后，预计发电厂用电率与贵溪发电公司基本持平。

豫新发电公司#6、7机组励磁变无安装表计，统计上将励磁变
耗电计入综合厂用电率，使综合厂用电率与发电厂用电率的差值升高约0.3%，此外，豫新发电公司非生产用电量大，每月未收费的非生产用电占100万度，使综合厂用电率升高约0.3%。

除去以上影响，豫新公司综合厂用电率与发电厂用电率的差值仍有0.7%左右。

贵溪发电公司#5、6机组励磁变安装有表计，统计较为规范，非生产用电管理力度较大，管理规范，因此，综合厂用电率与发电厂用电率相差不超过规定值0.5%。

5、供电煤耗比较：
豫新发电公司#6、7机组供电煤耗设计值为319.74克/千瓦时，2009年完成344.56克/千瓦时，负荷率完成71.43%；贵溪发电公司#5、6机组供电煤耗设计值为317.11克/千瓦时，2009年分别完成供电煤耗分别完成345克/千瓦时、334.95克/千瓦时，负荷率分别完成74.05%、73.54%。

对比分析：豫新发电公司#6、7机组均是供热机组，贵溪发电公司#5、6机组为纯凝汽器式机组，负荷率相差不大，除去供热影响，豫新公司#6、7机组全年供电煤耗平均约348克/千瓦时，较贵溪发电公司#6机组供电煤耗升高13克/千瓦时，豫新公司#6、7机组与贵溪发电公司#5机组供电煤耗相差不大。

综合上述分析，豫新发电公司#6、7机组较贵溪发电公司#6机组供电煤耗高的主要原因为：一是锅炉效率偏低；二是凝汽器真空偏低；三是发电、综合厂用电率偏高；四是机组设计煤耗偏高；五是设备可靠性差；六是运行优化标准不高。

建议：一是保证入炉煤质稳定，减少煤泥、湿煤和粘煤等入炉；尽量购进接近设计煤种的煤质，保证锅炉底层燃烧的稳定性；尽快推进新中益煤场综合利用，加强入炉煤掺烧工作；尽快加装煤仓防堵装置，遏制频繁断煤现象，尽可能提高锅炉燃烧效率；二是尽快
将新中益水源地接入300MW机组补水系统，加强凉水塔喷嘴、填料的检修维护，延长凝汽器胶球清洗时间，尽可能提高凝汽器真空；三是进一步优化辅机运行方式，降低发电厂用电率；加大非生产用电管理力度，降低综合厂用电率。

四要加强设备维护和消缺管理，提高设备可靠性；五是加强运行优化管理，制定切实可行的优化运行方案，落实闭环管理。

六是要尽快推进新乡化纤工业供汽工作。

六、贵溪发电公司在生产管理方面的良好实践
通过对贵溪发电公司调研，我们认为贵溪发电公司内部基础管理扎实，节能降耗、对标管理成效显著，设备管理到位，可靠性较高，主要表现在以下几个方面：
1、基础管理扎实规范
贵溪发电公司管理理念和管理思想先进，各项管理制度齐全，员工执行力较强。

特别是基础管理和标准化管理工作做的非常好，每位员工的精神状态和面貌能与企业的理念和管理真正融为一体，注重细节管理、过程管理和闭环管理，各项基础管理工作扎实、牢固，值得我们学习和借鉴
2、安全文明生产水平较高
贵溪发电公司安全文明生产标准高，生产现场环境整洁、秩序井然，现场照明充足，管道保温整齐，标志牌、标识清晰、齐全，设备、管道及系统均能见本色。

安全文明生产管理分为员工队伍、定置管理、标识管理、现场管理四个方面全面监管考核，真正做到了科学管理、分工明确、检查认真、考核到位。

维护部专设安全点检专责岗位，每天负责对生产现场的工作票及安全情况进行监督检查。

正常检修和设备消缺后能做到“三无”（无油迹、无积水、无杂物积灰）交付运行，在检修中能做到“三齐”（拆下零部件排放整齐、检修器具摆放整齐，材料备品堆放整齐）、。