發(fā)電公司業(yè)績評估報告

一、企業(yè)基本情況 遼寧清河發(fā)電有限責任公司（以下簡稱“清電公司”）位于遼寧省鐵嶺市清河區(qū)，其前身清河發(fā)電廠始建于1966年，1970年第一臺機組并網(wǎng)發(fā)電，經(jīng)4期擴建1984年末全部竣工。1、2期工程裝機容量4×100MW（其中2期工程2×100MW機組為前蘇聯(lián)生產(chǎn)），3、4期工程裝機容量4×200MW（其中3期工程3×200MW機組為前蘇聯(lián)生產(chǎn)），現(xiàn)總裝機容量1200MW。 清電公司年發(fā)電消耗原煤400萬噸左右，設計煤種主要為遼寧鐵煤集團生產(chǎn)的長焰煤，發(fā)熱量一般在17145kJ/kg，揮發(fā)分一般在40%。由于鐵煤集團煤炭資源緊張，現(xiàn)煤源主要構(gòu)成為鐵煤集團約25%、黑龍江龍煤集團約30%、內(nèi)蒙古霍煤集團約15%、吉林遼源礦務局約20%、其他地方礦約10%。煤炭運輸方式為火車運輸，有鐵路專用線 31.3公里 ，自備機車6臺。 2003年，清電公司作為中國電力投資集團公司主輔分離、運檢分離改革的試點單位，進行了為期一年的深化體制改革工作，至2003年年底將原清河發(fā)電公司一分三，即遼寧清河發(fā)電有限責任公司、遼寧清河電力檢修有限責任公司和遼寧清河電力實業(yè)有限責任公司。改制后的清河發(fā)電有限責任公司作為存續(xù)公司管理和運行發(fā)電資產(chǎn)。   二、評估過程簡述     清電公司能耗專項評估隊根據(jù)集團公司安生綜合函[2005]12號“關(guān)于對清河發(fā)電公司進行能耗專項評估的通知”精神，于 2005年6月22日 至 7月9日 對清電公司的能耗管理進行了為期18天的專項評估。評估隊共有8人組成，其中有隊長1人，隊員7人。評估隊共分三個組，分別是燃料管理組3人，運行指標組2人，非生產(chǎn)耗能組2人。本次評估重點圍繞清電公司自2005年1月至5月供電標準煤耗指標不正常升高的問題，對影響該指標的有關(guān)燃料管理、運行指標管理、非生產(chǎn)耗能管理等因素進行全面評估。評估隊嚴格按照集團公司《發(fā)電企業(yè)業(yè)績目標和評估準則（試行）》、《發(fā)電企業(yè)業(yè)績評估指南（試行）》、《發(fā)電企業(yè)業(yè)績評估管理制度》等業(yè)績評估標準文件為依據(jù)，本著“標準高，評估準，分析透”的原則，采取訪談、現(xiàn)場調(diào)查、核查報表和臺帳、調(diào)閱有關(guān)歷史數(shù)據(jù)和規(guī)章制度等方式。評估期間共查閱規(guī)章制度40份、報表121份、有關(guān)文字材料74份、日志37份；訪談有關(guān)人員156人次，其中：廠級領導4人次，中層管理人員36人次，一般管理人員72人次，其他人員51人次；召開座談會2次，問卷調(diào)查1次。此外，評估隊參加了6月末煤場盤煤2次，隨機采樣1次，監(jiān)測原煤采樣2次，抽查原煤樣10份。     為使這次能耗評估活動取得預期的效果，正式評估前一個月，評估隊按程序?qū)η咫姽�司能耗專項評估進行了預訪問；評估期間，集團公司業(yè)績評估辦公室袁德、柳光池兩位領導，親臨現(xiàn)場，指導工作，對評估工作提出了具體要求。此外，清電公司對這次能耗專項評估較為重視，從廠領導到普通員工都能以坦誠開放的態(tài)度提供資料、給予配合，這些為這次專項評估順利完成奠定了良好的基礎，為此我們謹向清電公司表示感謝。 評估活動，未找出值得推廣的良好實踐，共找出有待改進的地方8項。 三、基本評價及主要評估結(jié)論 （一）能耗管理工作基本評價 今年以來，清電公司在煤炭資源緊張、煤炭質(zhì)量下降、煤炭價格上漲幅度較大、電力市場競爭日趨激烈等不利的外部市場環(huán)境下，能夠克服困難，千方百計組織煤源，爭取多發(fā)電量。今年在去年完成68.05億千瓦時電量的基礎上，1-5月累計完成發(fā)電量265657萬kWh，連續(xù)安全運行達292天，本年已實現(xiàn)一個百日安全生產(chǎn)周期。但是，清電公司在生產(chǎn)經(jīng)營過程中，對企業(yè)能耗指標的異常情況，未能引起足夠的重視，也沒有積極采取有效的應對措施，以致2005年1-5月供電煤耗指標大幅度上升。2005年1-5月清電公司累計完成供電煤耗 424.22g /kWh,同比上升 38.57g /kWh。其中1月份完成 456.13g /kWh，同比上升 70.63g /kWh；2月份完成 444.39g /kWh，同比上升 58.13g /kWh；3月份完成 417.12g /kWh，同比上升 32.16g /kWh；4月份完成 402.66g /kWh，同比上升 16.73g /kWh；5月份完成 399.31g /kWh ,同比上升 13.67g /kWh。 供電煤耗如此大幅度上升是不正常的，反映了企業(yè)在能耗管理上長期存在著較多有待改進的地方： 1、清電公司領導對能耗管理不夠重視。表現(xiàn)在：一是對集團公司下達的2005年度能耗考核指標：供電煤耗 383g /kWh、綜合廠用電率8.8%（中電投安生[2005年]62號文件），沒有按計劃分解，分月控制，也沒有具體的保證措施。二是對目前供電煤耗和綜合廠用電遠遠高于集團公司下達的考核指標，沒有及時組織綜合分析，找出影響能耗大幅度升高的真實原因，更沒有具體的解決措施。三是能耗管理上職能部門界面不清晰，責任不明確，分析不及時，措施不具體，考核不到位。 2、整體能耗管理水平低下，個別環(huán)節(jié)問題比較突出。表現(xiàn)在：一是思想意識、管理意識、市場意識、效益意識淡化，還沒有完全擺脫舊的思維方式和工作方法；二是燃料基礎管理工作薄弱。燃料管理只注重煤耗和入廠、入爐煤熱值差兩個指標，忽視全過程管理；數(shù)據(jù)統(tǒng)計人為調(diào)整，煤耗不準確，以致出現(xiàn)入廠、入爐煤熱值差和供電煤耗值大起大落，根本不能反映機組的實際煤耗水平；煤場管理薄弱，采、制樣、化驗工作缺少有效的監(jiān)督約束機制；三是非生產(chǎn)用能管理觀念陳舊，缺乏效益意識。非生產(chǎn)用能計量裝置不全，無法核實真實的供熱、供電負荷，只是象征性收取，無法保證全額回收，大部分都納入煤耗計算，影響了機組煤耗水平。四是運行指標管理粗放，很多經(jīng)濟指標長期偏離設計值和規(guī)定值，沒有組織研究解決，使得機組運行經(jīng)濟性較差。 （二）主要評估結(jié)論 1 、在當前設備健康狀況、機組運行工況和發(fā)電負荷率等條件下，機組全年平均供電煤耗應在 380g /kWh以下 （1）在不增加機組技術(shù)改造前提下，通過加強設備檢修、維護和運行管理，提高機組運行指標水平和大機組發(fā)電比，減少啟停次數(shù)，降低各種單耗和綜合廠用電率，至少可降低供電煤耗 10g /kWh。 （2）加強非生產(chǎn)用熱、用電管理，規(guī)范與實業(yè)公司的關(guān)聯(lián)關(guān)系，對非生產(chǎn)用熱、用電做到全部收費，至少可降低供電煤耗 12g /kWh。 要實現(xiàn)這一目標，最重要的是加強燃料全過程管理（包括入廠、入爐煤熱值檢驗、入爐煤計量、煤場管理、燃煤的摻燒調(diào)配等），提高檢驗的準確性，減小熱值差，保持入爐煤質(zhì)相對穩(wěn)定，最大限度地降低各種損耗。 2 、清電公司2005年1-5月供電煤耗上升原因 清電公司2005年1-5月供電煤耗累計完成值與同期比較上升了 38.57g /kWh,需多耗用原煤15.52萬噸。     （ 1）生產(chǎn)小指標綜合影響使供電煤耗上升 5.54g /kWh，多耗用原煤2.23萬噸。評估隊用反平衡方法計算與同期比較，今年因發(fā)電量較同期少發(fā)23370萬千瓦時，綜合廠用電率同比上升0.61個百分點，生產(chǎn)小指標綜合影響使供電煤耗上升 5.54g /kWh（機組指標分析影響上升 4.34g /kwh），多耗用原煤2.23萬噸。     （2）供電煤耗存在人為壓低現(xiàn)象，煤耗上升 13.35g /kWh，使煤場虧損5.37萬噸。評估隊用反平衡方法計算2004年1-5月供電煤耗累計值為 399g /kWh，煤耗水平基本符合機組實際情況。清電公司2004年1-5月份統(tǒng)計上報供電煤耗累計值 385.65g /kWh，人為調(diào)整，影響煤耗上升 13.35g /kWh，以致賬面存量增加，引起煤場虧損5.37萬噸，煤場虧損對今年煤耗大幅度升高有較大影響。 （3）燃料管理影響供電煤耗上升 19.68g /kwh，多耗用原煤7.92萬噸，是今年1-5月供電煤耗上升幅度較大的主要原因。 (詳細分析見附件1；2005年1-5月非生產(chǎn)供熱耗煤同比無影響。)   四、有待改進的地方 （一）煤耗計算數(shù)據(jù)混亂，不能反映機組真實煤耗水平 事實依據(jù)： 1、煤耗計算采用原始數(shù)據(jù)混亂。清電公司統(tǒng)計上報供電煤耗計算入爐煤耗煤量數(shù)據(jù)源有三個，分別是燃管中心月統(tǒng)計耗煤量、皮帶秤月累計用煤量、生產(chǎn)早報累計上煤量。2005年1月采用皮帶秤計量耗煤量379976噸，2005年2月采用燃管中心上報耗煤量309429噸，2005年5月采用生產(chǎn)早報累計上煤量329538噸。 2、計算入爐煤量人為調(diào)整。2004年7月燃管中心上報耗煤量為335710噸，而計算煤耗所用入爐煤量為319710噸，人為調(diào)整16000噸；2004年8月燃管中心上報耗煤量為373934噸，而計算煤耗所用入爐煤量為328934噸，人為調(diào)整45000噸；2004年11月燃管中心上報耗煤量為393592噸，而計算煤耗所用入爐煤量為377592噸，人為調(diào)整16000噸；2005年5月生產(chǎn)早報耗煤量為329538噸，而計算煤耗所用入爐煤量為319538噸，人為調(diào)整10000噸。 3、入爐煤熱值不是實際檢測值，而是入廠煤熱值減去人為調(diào)整數(shù)確定入爐煤熱值。2004年1~2月在入廠煤熱值上減去120kcal/kg，3~6月在入廠煤熱值上減去110kcal/kg，10月在入廠煤熱值上減去410kcal/kg。 2005年2月在入廠煤熱值上減去318kcal/kg，3~5月在入廠煤熱值上減去120kcal/kg。 4、皮帶秤1995年安裝至今不能正常運行，無法對入爐煤量用計量裝置進行統(tǒng)計。2005年4月19—28日，皮帶秤數(shù)據(jù)失靈，分爐上煤量和累計上煤量均在億噸以上； 6月26日 ，8號爐上煤量出現(xiàn)負數(shù)。 原因分析： 1、清電公司對煤耗指標管理概念不清，只關(guān)注煤耗指標的最終數(shù)據(jù)，不重視對影響煤耗各個環(huán)節(jié)的過程管理；對集團公司及中電國際的燃料管理制度執(zhí)行不力，對煤耗管理沒有明確一個職能部門歸口負責，煤耗管理的相關(guān)部門職責不清，當煤耗出現(xiàn)不正常波動時，沒有管理部門和責任人進行全面分析，查找原因，制定相應的整改和防范措施，而是隨意調(diào)整數(shù)據(jù)。 2、入爐煤沒有采樣裝置，也沒有采取相應的措施，無法對入爐煤質(zhì)量進行檢驗，造成了入爐煤熱值人為調(diào)整確定，同時也不能對入廠煤質(zhì)量進行核對監(jiān)督。 3、清電公司長期不重視皮帶秤管理，皮帶秤檢定制度不符合集團公司的要求，皮帶秤檢定有章不循�！肚咫姽�司燃煤入爐計量系統(tǒng)檢修、維護、校驗管理規(guī)定》3.1條款：入爐計量系統(tǒng)每月進行一次實煤標定，不符合集團公司燃料管理制度每月校驗2~4次的規(guī)定。實際工作中也沒有按自己規(guī)定的制度校驗皮帶秤，2005年僅4月和6月各校驗一次。 改進建議： 1、公司領導應從思想上高度重視能耗的過程管理，嚴格執(zhí)行集團公司燃料管理的有關(guān)規(guī)定。建立完善的入爐煤計量及采、制、化管理制度，明確煤耗歸口管理部門及相關(guān)部門職責，建立煤耗分析管理制度，定期進行發(fā)、供電煤耗的正、反平衡驗證，對不正常的煤耗波動保持高度的警覺，及時組織分析、查找原因，限期制定措施、加以解決，確保入廠煤和入爐煤熱值差的真實性。 2、煤耗的計算和數(shù)據(jù)統(tǒng)計要嚴格執(zhí)行《統(tǒng)計法》，數(shù)據(jù)源要真實、準確，應將皮帶秤的計量數(shù)據(jù)作為燃煤量的唯一數(shù)據(jù)來源。有關(guān)部門報表和數(shù)據(jù)應協(xié)調(diào)一致，出現(xiàn)不一致時，應及時分析，如涉及到數(shù)據(jù)調(diào)整時要附調(diào)整依據(jù)和文字說明。 3、針對體制改革后出現(xiàn)的設備維護與運行界面不清、協(xié)調(diào)困難等問題，清電公司應及時與檢修公司簽訂規(guī)范、嚴謹?shù)脑O備維護合同，在合同中明確工作內(nèi)容、工作標準及可操作的考核條款，必要時中電國際應派人進行指導和協(xié)調(diào)。清電公司自身要建立健全設備巡查、維護監(jiān)督、考核機制，盡快投運入爐煤采樣裝置，以獲得真實的入爐煤熱值。 4、重視皮帶秤的管理，加強皮帶秤的運行、維護、校驗工作，提高其投入使用率，保證計量的連續(xù)性和準確性。皮帶秤校驗必須符合集團公司燃料管理制度的要求，并認真執(zhí)行。 （二）燃煤檢驗未建立雙重核對機制，缺少有效監(jiān)控手段    事實依據(jù)： 1、入廠煤的采、制、化工作均由燃管中心一家完成，無法對入廠煤質(zhì)量實行有效監(jiān)督。 2、入爐煤沒有采樣裝置，也沒有獨立的入爐煤化驗室，無法反映入爐煤的真實熱值，也不能對入廠煤熱值進行核對。 3、評估隊在 6月22日 和 6月28日 現(xiàn)場觀察時，發(fā)現(xiàn)采、制樣均不能按照國標要求嚴格執(zhí)行，煤車采樣深度不夠，二分器使用不符合標準。采樣班共有25人，其中主要擔負采、制樣操作的臨時工12人，均無證上崗。      原因分析： 1、清電公司對集團公司燃料管理制度關(guān)于建立雙重化驗核對機制的重要性認識不足、執(zhí)行不力，目前入廠煤驗收只有一個部門負責，沒有形成相互監(jiān)督的機制。 2、對采、制樣的主要操作人員（臨時工）培訓不夠，采、制操作不規(guī)范，帶班人員監(jiān)督不到位。 3、公司領導針對日耗煤量較大，來車數(shù)量較多，人工采樣很難按照“國標”要求車車規(guī)范采樣以及冬季凍車嚴重、采樣代表性差的問題，沒有認真研究，采取有效措施。 改進建議： 1、嚴格按照集團公司及中電國際燃料管理制度的要求，盡快建立雙重化驗核對機制。加強燃料效能監(jiān)察工作，成立以監(jiān)審部門牽頭的燃料監(jiān)督小組，每月不定期抽查采、制、化工作，尤其要加大自購煤的監(jiān)督力度。 2、積極研究采用入廠煤機械采樣裝置的可行性；盡快采用入爐煤連續(xù)采樣裝置。 3、加強對采、制樣人員的管理，建立采、制樣人員的定期輪換制度，對采、制樣人員嚴格培訓，做到全員持證上崗。 4、針對目前煤炭市場變化、煤質(zhì)下降的實際，建立應變機制，對信譽度較差的礦點來煤，采取有效的采制化措施，準確核實來煤的真實熱值。 （三）煤場管理不規(guī)范，出現(xiàn)不正常虧盈     事實依據(jù)： 1、煤場盤點數(shù)據(jù)不準確，出現(xiàn)不正常虧盈。 2004年9月6日 和 9月7日 兩次盤點盈虧相差8048噸，兩次盤煤東煤場分別選用1.15噸/m 3 和1.0235噸/m 3 不同的密度。2004年3月煤場盤虧15808噸，8月盤虧20536噸， 9月28日 盤虧55725噸，10月盤盈2004噸。 2、煤場盤點不規(guī)范，沒有做到按月盤點。評估隊查閱2004年和2005年盤點記錄，發(fā)現(xiàn)2004年3月是中旬盤點，6月是下旬盤點，9月是上旬盤點，11月是下旬盤點，不符合規(guī)定。煤場盤點未按集團公司燃料管理制度規(guī)定做到每月盤點一次，如2004年1月、2月、4月、5月、12月、2005年1月沒有盤點；盤煤時，未按要求進行煤堆整形；庫存煤密度長時間未做測定，僅憑經(jīng)驗數(shù)據(jù)估算。 3、煤場存煤不能按照集團公司燃料管理制度規(guī)定的不同煤種分堆存放、先堆先用，對燃用高揮發(fā)份的褐煤沒有撒均壓實、定期測溫。 6月28日 評估隊參加廠里煤場盤點時，發(fā)現(xiàn)東煤場北側(cè)和中部各有一處自燃。評估隊訪談有關(guān)人員，了解到儲煤場2004年發(fā)生多起自燃，今年3月末、4月初也曾發(fā)生過大面積自燃。 4、摻燒手段單一。清電公司制定的混配煤管理規(guī)定中的摻燒方案僅明確來煤的直接摻燒，沒有煤場取用時的劣質(zhì)煤摻燒方案。 原因分析： 1、清電公司沒有嚴格執(zhí)行集團公司的燃料管理制度，對煤場管理不重視，沒有采取有效措施。 2、煤場盤點組織混亂，責任不清，分工不合理，沒有制定盤點標準和執(zhí)行程序。煤場出現(xiàn)不正常虧盈時，沒有及時分析，查找原因，而是任其盈虧，人為調(diào)整數(shù)據(jù)。 3、煤場管理有章不循。清電公司2004年10月下發(fā)了《燃料儲煤場質(zhì)量保證管理制度》，制度中規(guī)定了盤煤、儲煤場定期整形、防止自燃等內(nèi)容，但是都沒有認真執(zhí)行。煤場管理有關(guān)部門和人員責任心不強，主動性差，積極性不高。 4、清電公司對煤場儲存的高揮發(fā)份煤種沒有積極利用煤場現(xiàn)有設備進行摻配，以致高揮發(fā)份煤種長期存儲，造成熱值損失和自燃。      改進建議： 1、按照集團公司燃料管理制度的要求，修改和完善煤場管理制度，明確相關(guān)部門的職責，認真執(zhí)行,并按制度檢查和考核，建立長效考核機制。 2、制定煤場盤點標準和執(zhí)行程序，明確盤點人員和責任部門，嚴格固定盤煤時間，完善盤煤手段，改進盤煤方法，盤點記錄要規(guī)范齊全，參加盤點人員要簽字。 3、按集團公司的要求，完善煤場的儲存措施，完善煤場消防、噴淋設備。按煤種分堆存放，定期測溫，防止自燃。 4、充分利用現(xiàn)有設備，合理組織實施燃煤摻燒方案，重點加強高揮發(fā)份煤種的摻燒，真正作到先堆先用，燒舊存新，減少煤場損失。 （四）燃料數(shù)據(jù)統(tǒng)計不嚴謹，隨意性大     事實依據(jù)： 1、煤場虧噸損耗，隨意沖銷。2004年9月份財務報表核銷儲損耗煤66589噸，2004年12月又沖回。 2、燃料庫存數(shù)據(jù)，統(tǒng)計不規(guī)范。2004年12月財務報表期末結(jié)余燃煤庫存126924噸，燃料報表12月期末賬面存煤60335噸，相差66589噸。2005年1月燃料報表期初庫存為47342噸與2004年12月燃料報表期末賬面存煤60335噸相差12993噸。2004年9月燃管中心向商務部和財務部分別報出電生16—1表，月末庫存分別為51817噸和47021噸，燃管中心燃料報表2004年11月月末結(jié)存量為85899噸，而2004年12月月初結(jié)存量則變?yōu)?4200噸，數(shù)據(jù)均不一致。 3、入爐煤沒有熱值化驗，熱值差完全是人為調(diào)整數(shù)字。2004年7月熱值差調(diào)整為360kcal/kg，8月為287kcal/kg，9月為290kcal/kg，10月為410kcal/kg，11月為400kcal/kg，12月為280kcal/kg； 2005年1、3、4、5月在入廠煤熱值上減去120kcal/kg，2月熱值差調(diào)整為318kal/kg。      原因分析： 1、清電公司沒有嚴格執(zhí)行集團公司燃料管理制度的有關(guān)規(guī)定，不能保證燃料數(shù)據(jù)的真實性、準確性。 2、清電公司沒有從根本上研究熱值差增大、煤耗升高的真實原因，不懂管理，不會管理，不學習管理，不研究管理，當發(fā)現(xiàn)帳物不符時，為了保持煤耗的相對平穩(wěn)或控制熱值差在規(guī)定范圍內(nèi)，弄虛作假，隨意調(diào)整數(shù)據(jù)。 3、沒有認真執(zhí)行數(shù)據(jù)統(tǒng)計、審核的有關(guān)規(guī)定，相關(guān)負責人審核流于形式，不能及時發(fā)現(xiàn)和糾正統(tǒng)計數(shù)據(jù)的錯誤，以致出現(xiàn)數(shù)據(jù)的不統(tǒng)一。 改進建議： 1、清電公司應認真學習《統(tǒng)計法》，重視燃料數(shù)據(jù)的統(tǒng)計，嚴格執(zhí)行統(tǒng)計法規(guī)，杜絕虛假數(shù)據(jù)。 2、煤耗計算要嚴格按照集團公司的要求采用規(guī)范的正平衡方法計算，用反平衡方法校驗。  3、制定燃料統(tǒng)計管理辦法，建立健全數(shù)據(jù)填報、審核、批準程序，落實責任部門和責任人。對主要統(tǒng)計結(jié)果要有部門負責人及以上領導簽字。 （五）非生產(chǎn)用能基礎管理薄弱，機制不完善 事實依據(jù)： 1、企業(yè)沒有制訂非生產(chǎn)用熱、用電管理辦法，也沒有制訂相應的工作標準，部門和相關(guān)工作人員管理職責不清。雖然編寫了《非生產(chǎn)用汽管理方案》、《企業(yè)內(nèi)部非生產(chǎn)用電管理辦法》、《生產(chǎn)、非生產(chǎn)用汽流量計維護分工和統(tǒng)計計量管理》等制度，但沒有形成正式文件，也未以此為依據(jù)，認真執(zhí)行。 2、非生產(chǎn)用電、用汽管理粗放、隨意。根據(jù)電廠《非生產(chǎn)用電管理規(guī)定》中第3大項第1條：“非生產(chǎn)用電范圍僅限于企業(yè)內(nèi)部的非生產(chǎn)部分，不對外供電”，而由6kV母線引出的肖臺子線雞場變，為清河區(qū)公安局、檢察院等單位提供電能，顯然已超出此范圍。評估隊現(xiàn)場調(diào)研發(fā)現(xiàn)，存在私自接電、接汽現(xiàn)象。 3、非生產(chǎn)用電收費沒有保證措施。非生產(chǎn)用電每月由安生部負責抄表，財務部根據(jù)安生部抄表數(shù)據(jù)進行收費，而對于未交費的用電部分沒有相應的保證措施。根據(jù)財務部提供數(shù)據(jù)，2005年1-4月非生產(chǎn)用電電費回收金額僅占應收費用的32.31%。 4、非生產(chǎn)用電、用汽協(xié)議不規(guī)范，收費標準低于成本和市場價格。2004年清電公司與經(jīng)濟技術(shù)開發(fā)總公司（清電實業(yè)公司）簽訂的供熱合同規(guī)定：每噸乏汽（實際供熱蒸汽不是乏汽而是抽汽）費用為12.37元。沈陽地區(qū)供熱蒸汽的市場價格是每噸100元左右，若按照清電公司商務部提供的每噸蒸汽折算113公斤標煤來算，每噸蒸汽的成本價為48元（不含除鹽水成本），供汽價格僅相當于電廠成本價格的四分之一。2005年1-5月非生產(chǎn)用汽影響供電煤耗共計 15.57g /kWh。 5、非生產(chǎn)供熱未按實際負荷收費。由于供熱沒有計量裝置，清電公司和清河實業(yè)公司簽訂的供熱協(xié)議，按實業(yè)公司提供的67.5萬平方米收費，經(jīng)評估隊測算，實際熱負荷遠大于此。根據(jù)沈陽市熱力工程設計研究院提供的數(shù)據(jù)，沈陽及周邊地區(qū)每平方米供熱標準新屋50J/s，舊屋65J/s。供汽流量用安生部提供的95t/h、供暖標準取用每平方米60J/s，核算供暖面積應在100萬平方米左右；跟據(jù)機組實際運行情況，供暖期間8號機帶熱負荷能力已達極限，由此推斷機組帶熱網(wǎng)面積遠不止是實業(yè)供熱公司提供的67.5萬平方米。 6、非生產(chǎn)用電存在不收費和收費價格不合理現(xiàn)象。非生產(chǎn)用電54家，不收費24家，2005年1—5月份不收費電量4278429kWh，占非生產(chǎn)用電量55%。原為企業(yè)養(yǎng)雞場提供的電源，養(yǎng)雞場關(guān)停后，現(xiàn)為清河區(qū)反貪局、檢察院等單位提供電能，長期不收費。對社會一些供電用戶收費標準2005年5月前按0.25元/kWh，5月起調(diào)整為0.30元/kWh，低于職工社會用電0.45元/kWh價格。 7、生產(chǎn)與非生產(chǎn)用汽是由4臺10萬機的三段抽汽與4臺20萬機的二段、五段抽汽供給，8號機主要擔負熱網(wǎng)供汽。采用二段抽汽進行對外供汽既不經(jīng)濟，也不符合節(jié)約能源的原則。 原因分析: 1、清電公司對非生產(chǎn)用能不重視，沒有建立一套完整規(guī)范的管理制度和收費保證機制，非生產(chǎn)用能基本疏于管理。 2、非生產(chǎn)用能對企業(yè)能耗影響程度模糊不清，非生產(chǎn)用能費用回收沒有保證措施，不能及時足額收回，以致出現(xiàn)供熱不按實際面積收費、收費標準過低和費用不能全額收取等問題。 3、清電公司領導觀念陳舊，缺乏市場意識。企業(yè)體制改革后，與實業(yè)公司、檢修公司的關(guān)聯(lián)交易仍停留在原來的觀念和方法上。 4、采用供熱蒸汽不進行經(jīng)濟性比較和認真測算，缺乏對機組經(jīng)濟運行的綜合考慮。 改進建議： 1、提高非生產(chǎn)用能對全廠能耗影響的認識，盡快建立健全配套、完善和適應新體制需要的規(guī)章制度，執(zhí)行制度要有檢查和考核，保證各項管理制度順利執(zhí)行，形成規(guī)章制度閉環(huán)管理。 2、將非生產(chǎn)用能管理納入節(jié)能監(jiān)督管理，落實專責人和責任人，明確各自的職責，并與經(jīng)濟責任制考核掛鉤。 3、按市場化運作規(guī)則，規(guī)范清電公司與檢修公司、實業(yè)公司之間的關(guān)聯(lián)交易，明確甲、乙方的權(quán)利、義務以及收費標準，按合同規(guī)定承擔各自的責任。鑒于家屬住房已商品化，有些房屋經(jīng)過買賣產(chǎn)權(quán)性質(zhì)發(fā)生了變化，因此在對外供熱方面一律按市場價格收費，對本企業(yè)職工的供暖可以以一定的方式進行補貼，這樣既保證了職工的利益，也維護了企業(yè)自身效益，同時也便于向其他用戶收費。 4、針對機組抽汽供暖對整個企業(yè)經(jīng)濟性的影響，應借助必要的計量手段，采用機組等效焓降法進行綜合計算，確定單位供熱成本。 （六）非生產(chǎn)用能 底數(shù)不清，部分用能不收費 事實依據(jù)： 1、非生產(chǎn)用汽沒有計量，用汽量不清。清電公司曾于2002年在現(xiàn)場裝有10塊寧夏銀河儀表有限公司生產(chǎn)的WJ-3050 -13A 渦街流量表，用于生產(chǎn)和非生產(chǎn)供汽計量，由于管理不善，在2003年初至2004年已陸續(xù)全部損壞，至今未修復。由于無計量，非生產(chǎn)用汽底數(shù)不清，非生產(chǎn)用汽對煤耗影響按照每年核定的取暖費用進行折算，2004年1-2月用汽量按照20t/h,2005年1-3月用汽量按照40t/h，而安生部根據(jù)以往表計的統(tǒng)計數(shù)據(jù)來核算供汽量應在95t/h左右。計算供電煤耗所扣除的供汽量遠遠小于實際供汽量。 2、非生產(chǎn)用電有四分之一單位無表計量，電量隨意提供。非生產(chǎn)用電單位包括實業(yè)公司、電力建設安裝公司、檢修公司和社會相關(guān)單位，共計54家，裝有計量表計單位40家，另有14家單位沒有安裝計量表計，造成無法按實際收取電費。 3、大多數(shù)非生產(chǎn)用電用戶表計是安裝在用戶側(cè)，母線至用戶表計間線損與變損均計入廠用電量中。生產(chǎn)與非生產(chǎn)用汽在同一條蒸汽管路上，且沒有計量裝置，難以分清生產(chǎn)與非生產(chǎn)用汽，管理困難。 4、沒有正式的非生產(chǎn)用電、用汽的計量點圖，非生產(chǎn)用電、用汽線路及計量點布置不盡合理，給日常管理工作帶來困難。 原因分析: 1、清電公司領導對非生產(chǎn)用能不重視，對非生產(chǎn)用能的計量、收費等工作長期疏于管理，缺乏切實可行的管理辦法和手段，造成大量非生產(chǎn)用能流失。 2、公司領導對非生產(chǎn)用能收費管理不利，支持不夠，無保證機制；收費責任部門職責不清，無監(jiān)督考核措施。 3、對于非生產(chǎn)用能計量裝置的損壞、配置不全等問題，長期無人過問、無人管理。 改進建議: 1、公司領導要高度重視非生產(chǎn)用能管理，完善相關(guān)管理制度和措施，明確部門職責，建立考核監(jiān)督機制，做到非生產(chǎn)用能經(jīng)濟合理，管理規(guī)范，收費到位。 2、清電公司應完善計量表計的配置，加強計量表計的維護管理、建立健全計量裝置臺帳，做到計量準確，管理有序，按表收費。 3、盡快組織有關(guān)專職人員對現(xiàn)有的非生產(chǎn)用電、用汽單位進行摸底排查，繪制出明確清晰的用電、用熱計量點圖，經(jīng)批準下發(fā)至相關(guān)部門。 4、認真做好機組生產(chǎn)與非生產(chǎn)用汽的屬性界定工作，廠區(qū)內(nèi)生產(chǎn)班組取暖、化學制水用汽應納入生產(chǎn)用汽。 5、對外供汽，同一單位應采用獨立管道集中供汽，安裝總表。非生產(chǎn)用電用戶表計應裝在母線側(cè)，線損和變損的合理分擔應與用戶以協(xié)議的形式明確。 （七）運行指標管理粗放   制度執(zhí)行不到位 事實依據(jù)： 1、能耗控制沒有保證措施。集團公司下達清電公司2005年供電煤耗 383g /kWh、綜合廠用電率8.8%的能耗指標，沒有具體的落實計劃和保證措施。對于集團公司提出煤耗三年達到設計值的要求，清電公司雖然于 2005年5月16日 制定了規(guī)劃上報中電國際，但未下發(fā)執(zhí)行。 2、能耗指標考核不全面。一是清電公司僅有節(jié)約用油考核辦法，其它如補水率、綜合廠用電率、輔機單耗、配煤合格率等運行指標沒有考核辦法。二是沒有全面開展運行指標競賽活動，小指標競賽僅在發(fā)電部一個部門開展，沒有在其他生產(chǎn)部門進行，存在局限性。三是小指標競賽沒有確定目標值，以月度完成平均值為考核標準。 3、生產(chǎn)日報、月報數(shù)據(jù)不齊全。清電公司《安全生產(chǎn)日報》沒有反映機組運行狀況的機爐參數(shù)、效率等指標，《火力發(fā)電廠運行月報表》缺少鍋爐漏風、機組發(fā)、供電煤耗等指標，不便于管理人員掌握機組運行狀況。 4、運行分析制度執(zhí)行不到位。清電公司《運行分析管理制度》規(guī)定：運行分析包括崗位分析、專業(yè)分析、專題分析及運行分析。但是，指標分析僅在月度進行，對制粉系統(tǒng)缺陷多、#4機組啟動過程中脹差大、#4機組振動降壓運行、#7機組調(diào)速系統(tǒng)擺動滑參數(shù)降真空運行等問題沒有進行專業(yè)分析或?qū)ｎ}分析。 5、熱力試驗開展不正常。沒有按《節(jié)能技術(shù)監(jiān)督實施細則》規(guī)定定期對鍋爐漏風、制粉系統(tǒng)漏風和灰場灰水比濃度進行試驗和檢測。鍋爐漏風、制粉系統(tǒng)漏風試驗規(guī)定每月進行一次，實際已長期未做；灰場灰水比濃度2004年至今僅進行過一次測試。 6、熱工儀表沒有做到定期校驗和維護，部分計量表計不齊全、不準確�；瘜W制水、供水表計已損壞兩年，至今未修復或更換；所有機組無單機補水表計；#1、#3、#6機組真空與排汽溫度不對應，#1、#3、#8爐給水流量與鍋爐蒸發(fā)量不對應，數(shù)據(jù)見下表：   機組 真空(-kPa) 排汽溫度℃ 對應溫度℃ 機組 蒸汽流量t/h 給水流量t/h #1 94.68 38.4 33.25 #1 342 322 #3 94.4 37.6 34.27 #3 372 338 #6 93.7 39.0 36.48 #8 442 473 注:當時大氣壓99．83kPa 原因分析： 1、公司領導沒有按集團公司要求，對能耗指標做到“明確責任，落實措施，進行分析，確保管理不失控”。 2、清電公司對運行指標管理不重視，沒有做到認真策劃，指標管理沒有形成一套完整、規(guī)范的管理體系。 3、運行指標管理沒有建立嚴格的分析、改進、監(jiān)督、考核機制，制度執(zhí)行不嚴格，工作存在隨意性，一些基礎工作沒有落實。 4、不重視熱力試驗工作，現(xiàn)鍋爐熱力試驗組工作環(huán)境差，試驗設備陳舊、不齊全。熱力試驗組設置不合理。熱力試驗組機、爐專業(yè)分開，造成力量分散，資源不能合理配置，導致日常試驗、檢測工作不能正常開展。 5、儀表校驗工作不到位。體制改革后，儀表校驗由檢修公司負責，發(fā)電公司沒有很好理順同檢修公司的關(guān)聯(lián)交易關(guān)系，導致熱工儀表校驗、維護不及時。 改進建議： 1、認真貫徹集團公司對能耗指標的要求，要制定具體的落實措施，明確責任部門和責任人，建立有效監(jiān)督和激勵機制，確保管理不失控，對已經(jīng)制定的煤耗三年達設計值的規(guī)劃要進一步細化和完善，增強可操作性，盡快下發(fā)執(zhí)行。 2、按照集團公司技術(shù)監(jiān)督和能耗管理等方面的文件要求，及時修改完善節(jié)能技術(shù)監(jiān)督實施細則并印發(fā)執(zhí)行，規(guī)范和指導節(jié)能管理工作。根據(jù)人員變動，及時調(diào)整三級節(jié)能網(wǎng)成員，并積極開展活動。 3、完善指標管理考核辦法，開展指標競賽活動。將補水率、綜合廠用電率、輔機單耗、配煤合格率等運行指標納入考核范圍，并與經(jīng)濟責任制掛鉤。 4、完善生產(chǎn)日報、月報表。在現(xiàn)有的《安全生產(chǎn)日報》、《火力發(fā)電廠月報表》中增加反映機組運行狀況的主要參數(shù)，便于運行和管理人員及時發(fā)現(xiàn)問題，開展分析工作。 5、在定期分析的基礎上，針對生產(chǎn)過程中出現(xiàn)的異常現(xiàn)象，認真開展專業(yè)分析或?qū)ｎ}分析。運行指標分析，要分析單機指標變化情況、月度計劃完成情況等。 6、嚴格執(zhí)行定期試驗、監(jiān)測制度。對機爐熱力試驗組人員進行組合，配齊常規(guī)性試驗儀器，改善工作環(huán)境，開展好日常熱力試驗和檢測工作，為運行調(diào)整和設備檢修提供依據(jù)。 7、嚴格執(zhí)行儀表、計量裝置定期校驗維護制度，保證表計的準確性，正確反應機組真實運行狀況。安裝（更換）化學制水、供水表計、單機補水表計，準確掌握全廠制水及單機補水情況。 （八）設備運行可靠性差  影響 機組經(jīng)濟性 事實依據(jù)： 1、機組部分運行參數(shù)沒有達到規(guī)定值。2005年1-5月份生產(chǎn)月報表中顯示，#4、#7機主汽壓力比額定值分別低0.26MPa、0.47 MPa， 200MW機組主汽溫度平均低 6.47℃ ，再熱汽溫平均低 9.34℃ ； 凝汽器端差大，#2機組 10℃ ，#4機組 12.9℃ ，#5機組 13.3℃ ，#6機組 10.2℃ ；部分鍋爐排煙溫度偏高，24日現(xiàn)場觀察發(fā)現(xiàn)：#1爐排煙溫度平均 171℃ ，#2爐排煙溫度平均 145℃ ，#6爐排煙溫度平均 170℃ ，#7爐排煙溫度平均 177℃ ，后煙道高達 190℃ 。#1、2爐排煙溫度比設計值 120℃ 分別高出 51℃ 、 25℃ ，#6、7爐排煙溫度比設計值 152℃ 分別高出 18℃ 、 25℃ 。 2、制粉系統(tǒng)設備故障率高、出力低、單耗大。清電公司2005年1-5月份，制粉系統(tǒng)設備消缺影響發(fā)電量1192萬kWh，占所有輔機影響電量的63.04%；其消缺耗油，占輔機消缺用油總量893噸的60%。#3、#4爐風扇磨煤機性能低，檢修一次運行600小時后出力明顯降低。#5至#7爐鋼球磨煤機由于存在高負荷運行時大瓦溫度高的問題, 鋼球裝載量少,不能達最佳充球量,制粉出力低，設備運行時間長，增加耗電量。 3、部分熱力系統(tǒng)嚴密性差，增加了汽水、熱能及電能損失。清電公司2005年每月機組補水量在60000噸左右，按平均發(fā)電汽耗率 3.7kg /kWh計算，全廠補水率實際達3.5%以上（含非生產(chǎn)用汽）。通過對#6機組檢查發(fā)現(xiàn)，鍋爐定排總門、事故放水門、甲側(cè)省煤器放水門、所有過熱器、再熱汽疏水門存在內(nèi)漏，汽水通過母管排至定排擴容器。100MW機組因凝汽器銅管漏，影響給水品質(zhì)，鍋爐排污量增大，導致高溫、高壓汽水及熱損失增加。#1、#2、#7鍋爐省煤器再循環(huán)門內(nèi)漏，影響鍋爐效率。#6至#8機給水泵再循環(huán)門內(nèi)漏，使給水泵耗電率升高。 4、機組負壓系統(tǒng)不嚴密，影響運行經(jīng)濟性。8臺機組中，除#6、#7機組外，其它機組真空嚴密性全部超標，#5機達到1700Pa/min。 5、因設備缺陷導致機組降參數(shù)運行。如#1、#5爐省煤器，#3爐水冷壁泄漏，降壓運行；#4機振動、#7機調(diào)速系統(tǒng)擺動滑參數(shù)、降真空運行。 原因分析： 1、體制改革后關(guān)聯(lián)交易沒有及時跟進，設備維護不到位。清電公司體制改革后設備檢修和維護由檢修公司承擔，發(fā)電公司沒有及時同檢修公司簽訂檢修、維護合同，2004年8月份簽訂2004年度檢修維護合同，2005年6月份簽訂2005年度檢修維護合同。2004年和2005年設備檢修維護工作有半年時間處于無合同約束狀態(tài)，導致設備維護不到位，機組運行可靠性和經(jīng)濟性差。 2、《發(fā)電設備維護、消缺、節(jié)檢及季節(jié)性維修承包合同》及《設備缺陷管理制度》中考核規(guī)定不具體，可操作性差，考核不到位，檢修質(zhì)量不能保證。2004年對檢修公司的維護、消缺考核沒有兌現(xiàn)。2005年1—5月份因檢修質(zhì)量差、缺陷處理不及時導致的少發(fā)電量、多耗油量等現(xiàn)象在考核中沒有體現(xiàn)，每月對檢修公司僅有200—600元象征性的考核。 3、設備狀況差，影響機組運行參數(shù)。主、再熱汽溫及100MW鍋爐汽壓不能正常投自動，運行人員有時疏于調(diào)整。設備異常，迫使機組降壓或滑壓運行；所有鍋爐吹灰器不能正常投用導致汽溫低、排煙溫度高。#8爐對煤種變化適應性差，風機在高轉(zhuǎn)速運行時易發(fā)生振動，降出力運行，氧量不充足，影響燃燒調(diào)整及高負荷時產(chǎn)生結(jié)焦現(xiàn)象，造成汽溫偏低；無入爐煤采樣裝置，不能及時準確提供入爐煤質(zhì)分析數(shù)據(jù)，運行人員缺少燃燒調(diào)整依據(jù)。 4、生產(chǎn)現(xiàn)場缺乏測溫儀、測振表等常規(guī)性監(jiān)測儀表，不便于運行人員及時發(fā)現(xiàn)設備問題。 改進建議： 1、與檢修公司及時簽訂規(guī)范的設備檢修、維護合同，建立相互關(guān)聯(lián)且具有可操作性的考核約束機制。按設備缺陷分類，規(guī)定處理時限，對因設備缺陷處理不及時、檢修質(zhì)量差等原因造成電量損失、燃油消耗增多、運行參數(shù)異常、設備可調(diào)性下降等問題在合同中明確考核規(guī)定。 2、嚴格執(zhí)行設備缺陷管理制度。規(guī)范設備巡檢、缺陷統(tǒng)計、缺陷處理、檢修驗收等各個環(huán)節(jié)；對當前影響機組經(jīng)濟運行的設備缺陷，如表計不準、閥門內(nèi)漏、保溫破損、運行指標偏離設計值、機組汽溫、汽壓不能投入自動控制等問題，應明確責任，盡快加以解決；對暫時不能解決的問題組織分析和調(diào)研，制定切實可行的計劃和規(guī)劃，限期解決 3、發(fā)電公司各專業(yè)技術(shù)人員和點檢人員，應開展設備狀況定期分析，確定各機組不同工況下運行保證值和期望值。對日常出現(xiàn)的指標異常應及時組織分析，盡快查找原因；對自己負責管轄的設備切實做到心中有數(shù)，根據(jù)設備狀況及時組織檢修公司進行檢修、消缺工作，并對檢修過程實施監(jiān)督，檢修后對檢修過程及檢修質(zhì)量進行評估。 4、生產(chǎn)現(xiàn)場應配備能滿足生產(chǎn)需要的測溫儀和測振表，設立轉(zhuǎn)機振動檢測記錄臺帳、汽水系統(tǒng)閥門、設備保溫檢測記錄臺帳，并對以上設備進行定期檢查。 5、加強與東北電力科學研究院的合作，做好機組經(jīng)濟性診斷、調(diào)整試驗工作，切實解決鍋爐排煙溫度高、#8爐再熱汽溫低、機組真空嚴密性差等實際問題。 6、加強調(diào)度管理，根據(jù)負荷曲線合理調(diào)度機組運行方式，提高大機組發(fā)電比例，優(yōu)化運行調(diào)整，提高機組經(jīng)濟性。盡可能保持機組連續(xù)運行，減少啟停次數(shù)，加強輸煤調(diào)度，合理配煤，穩(wěn)定燃燒，降低燃油消耗；降低風機、制粉、給水泵等大輔機的耗電率提高運行經(jīng)濟性。 7、完善、利用DCS系統(tǒng)，為在線監(jiān)視、科學分析、指標考核管理等建立平臺，提供技術(shù)支持。                                         附件1 清電公司2005年1-5月 供電煤耗上升幅度較大的原因分析   清電公司2005年1-5月供電煤耗與同期比上升了 38.57g /kWh,評估隊從燃料管理、非生產(chǎn)耗能管理、運行指標管理等方面，進行了全面分析，結(jié)果如下： 一、清電公司機組目前供電煤耗實際水平分析 1 、 評估隊用反平衡方法計算2005年1-5月供電煤耗為 404.54g /kWh，其中：10萬機組為 429.8g /kWh,20萬機組為 355g /kWh,扣除非生產(chǎn)供熱影響 15.57g /kWh（1-3月按清電公司安生部提供的供熱負荷130t/h計算，4月、5月按35t/h計算），供電煤耗為 388.97g /kWh。 2 、 2005年6月供電煤耗計算結(jié)果 （1）評估隊現(xiàn)場采集數(shù)據(jù)，用反平衡計算為 390.03g /kWh； （2）清電公司用反平衡計算為 396.96g /kWh，正平衡計算 402.84g /kwh； 3 、 2005年7月1日 東北電科院做#6機組大修前熱效率試驗，反平衡計算發(fā)電煤耗 346.33g /kWh。2005年6月24—26日評估隊現(xiàn)場采集數(shù)據(jù)反平衡計算發(fā)電煤耗為 346.67g /kwh,同東北電科院計算基本一致。 通過以上計算以及綜合比較同類機組的熱耗和綜合廠用電水平，評估隊認為清電公司在目前能耗管理水平、機組健康狀況、運行工況和發(fā)電負荷率下，機組全年平均煤耗水平應在 402g /kWh以內(nèi)，扣除供熱影響應在 390g /kWh以內(nèi)。 二、2005年1-5月供電煤耗同比上升 38.57g /kwh和原煤耗用量情況分析 2005 年1-5月，清電公司完成發(fā)電量265657萬千瓦時，同比少發(fā)23370萬千瓦時，應少耗用原煤量12.75萬噸,統(tǒng)計報表反映在少發(fā)23370萬千瓦時電量情況下，反而多耗用12.22萬噸，兩相合計同比多耗用24.97萬噸。分析如下： 1 、2005年1-5月入爐煤熱值累計為17507.82kJ/kg,同比下降1308kJ/kg，需多耗煤10.79萬噸。 2 、非生產(chǎn)供熱今年1-5月扣除21636噸，而去年同期僅扣除8269噸，同比多扣1.34萬噸，相對少耗用原煤1.34萬噸。 3 、清電公司2005年1-5月統(tǒng)計上報供電煤耗累計值同比上升 38.57g /kWh，需多耗用原煤15.52萬噸。具體分析： （1）機組指標影響，評估隊用反平衡計算2005年1-5月供電煤耗同比上升 5.54g /kWh，多耗用原煤2.23萬噸。 （2）清電公司計算2004年1-5月供電煤耗累計為 385.65g /kWh，評估隊反平衡計算為 399g /kWh。清電公司計算2005年1-5月供電煤耗累計為 424.22g /kWh，評估隊反平衡計算為 404.54g /kWh。清電公司計算2005年1-5月煤耗同比上升 38.57g /kWh，評估隊反平衡計算同比上升 5.54g /kWh，兩者相差 33.03g /kWh。在機組狀況基本不變情況下，用反平衡方法計算煤耗升幅情況基本符合實際。因此，評估隊認為2004年1－5月機組實際供電煤耗值應為 399g /kwh。2004年1-5月，清電公司上報的供電煤耗累計 385.65g /kWh不符合機組實際情況，人為壓低 13.35g /kwh，相對賬面增加5.37萬噸。 （3）燃料管理影響供電煤耗上升 19.68g /kwh，多耗用原煤7.92萬噸。主要原因： a、入廠煤熱值影響。由于沒有入爐煤化驗數(shù)據(jù)，入廠煤熱值的真實水平對清電公司供電煤耗影響較大，因沒有監(jiān)控和驗證手段，影響程度無法量化。但是，通過對有關(guān)數(shù)據(jù)分析，評估隊發(fā)現(xiàn)入廠煤熱值存在虛高現(xiàn)象，入廠煤熱值的虛高對煤耗的上升有重要影響。 b、冬季凍煤影響。冬季凍煤對取樣化驗和清車底帶來困難也將造成一定的熱值和量的損失，無法量化分析。 c、煤場儲損影響。煤場儲存一定的高揮發(fā)煤種，因管理措施不到位，造成煤場熱值和自燃損失，無法量化分析。 三、燃料因素對供電煤耗的影響與分析 燃料管理影響供電煤耗上升 19.68g /kwh，多耗用原煤7.92萬噸。評估隊用反平衡計算發(fā)、供電煤耗與同期比較，機組運行狀況對供電煤耗的大幅上升影響不大。因此判斷，供電煤耗大幅度上升與燃料管理過程有較大關(guān)系，煤場有較大虧損的可能性。但是，由于清河發(fā)電公司2004年12月和2005年1月均沒有提供盤煤報告，煤場虧損具體數(shù)據(jù)無法核實。分析如下： 1、煤場出現(xiàn)較大虧損可能性分析 （1）2004年末，財務賬面存煤126924噸，而燃管中心帳存煤為60335噸，煤場虧損66589噸，至今未作處理，因此煤場繼續(xù)出現(xiàn)虧損的可能性存在。 （2）從燃運部統(tǒng)計上煤量和機組發(fā)電量同期對比以及發(fā)電原煤耗與熱值趨勢變化對比分析來看，入廠煤的熱值存在虛高現(xiàn)象，從而影響煤耗升高。2005年2月與去年同期比較見下表：   時間         項目 發(fā)電量 （萬kwh） 燃運耗煤量（噸） 入廠煤熱值（kcal/kg） 入廠煤直上量（噸） 04年2月 59872 310580 4719 271041 05年2月 48839 312654 4800 300468 同    比 －11035 2074 81 29427   2005年2月入廠熱值較同期入廠熱值高81kcal/kg，入廠煤直上量今年2月較去年同期多29427噸，燃運部統(tǒng)計耗煤量2005年2月較去年同期多2074噸，但發(fā)電量比去年同期減少11033萬kwh。由于入廠煤直上量接近燃運部統(tǒng)計耗煤量，入廠熱值與入爐熱值的熱值差很小，鍋爐燃燒工況一致，鍋爐效率一致，相同的熱值、相同的煤量應發(fā)出相同的電量，但清電公司2005年2月實際發(fā)電量較去年同期下降很多，而耗用煤量反而增加，由此說明2005年入廠煤熱值有虛高現(xiàn)象。 此外，從2004年1月至2005年5月發(fā)電原煤耗（發(fā)電原煤耗是一個反映入爐煤量、入爐熱值與發(fā)電量之間關(guān)系的經(jīng)濟指標）與入廠煤熱值對比趨勢來看，2004年3月以后入廠煤熱值變化幅度不大，但發(fā)電原煤耗從7月開始大幅度升高，一直到今年5月，始終居高不下，而機組本身效率并無太大變化，說明入爐煤熱值下降幅度較大，如果熱值差是穩(wěn)定的，則說明入廠煤熱值有虛高現(xiàn)象（趨勢見下圖，數(shù)據(jù)變化見附表）。   項目 單位 2004-1 2004-2 2004-3 2004-4 2004-5 2004-6 2004-7 2004-8 2004-9 燃運發(fā)電原煤耗 g/kwh 578.6 518.7 505.4 556.4 559.5 586.9 659.6 699.9 665.7 商務報表發(fā)電原煤耗 g/kwh 510.6 537.1 539.7 576.5 563.5 583.3 609.6 624.8 651.5 入廠煤熱值 Kcal/kg 4991 4737 4692 4348i 4474 4343 4477 4307 4321   項目 單位 2004-10 2004-11 2004-12 2005-1 2005-2 2005-3 2005-4 2005-5   燃運發(fā)電原煤耗 g/kwh 643.4 639.6 647.1 670.3 640.2 627.8 628.2 647.8   商務報表發(fā)電原煤耗 g/kwh 646 619.2 634.9 649.5 621.6 663.4 643.6 618.1   入廠煤熱值 kcal/kg 4400 4369 4300 4537 4800 4094 4094 4228   2 、因煤場管理不規(guī)范，造成儲存損失。由于2004年煤炭資源緊張，進了一些低質(zhì)煤和高揮發(fā)煤，同時難以組織優(yōu)質(zhì)煤摻配，以致儲存時間較長，造成熱值損失和自燃損失，無法量化。 3 、冬季有4個月左右出現(xiàn)凍煤，一是取樣困難，易造成熱值虛高，引起煤耗上升；二是清車底困難，帶來煤量的損失，無法量化。 綜上分析，清電公司要從根本上解決目前供電煤耗較高的問題，必須切實加強燃料全過程管理。采取有效措施提高入廠煤質(zhì)量和入廠煤質(zhì)檢驗的準確性，完善煤質(zhì)檢驗監(jiān)督機制，防止入廠煤值虛高現(xiàn)象的發(fā)生。此外，要采取有效措施，減少煤場儲存和冬季凍煤所造成的各種損耗。 四、非生產(chǎn)用能對供電煤耗的影響及分析 清電公司非生產(chǎn)用能主要有非生產(chǎn)用電、非生產(chǎn)用熱和非生產(chǎn)用煤三部分。 1、非生產(chǎn)用煤對供電煤耗的影響及分析 非生產(chǎn)用煤主要是在水工分場，2臺容量為1t/h供冬季取暖的燃煤鍋爐。每年11月至來年3月共需4車皮約合240噸原煤，非生產(chǎn)用煤對供電煤耗影響很小，可以忽略不計。 2、非生產(chǎn)用電對供電煤耗的影響及分析 非生產(chǎn)用電包括收費和不收費兩部分，由安生部按月抄表計量分別統(tǒng)計。2005年 1-2月，有已結(jié)算的130萬kWh非生產(chǎn)用電從發(fā)電廠用電中扣除，而3到5月份則將全部結(jié)算與未結(jié)算463萬kWh非生產(chǎn)用電從發(fā)電廠用電中扣除。1－5月非生產(chǎn)用電中未結(jié)算的單位有不收費單位（職工家屬區(qū)深井水用電、家屬區(qū)取暖熱網(wǎng)用電、辦公摟廠區(qū)路燈照明等）以及未裝表計單位，電量合計428萬kWh。1－5月扣除未結(jié)算非生產(chǎn)用電量共計244萬kWh，影響廠用電率0.09%，影響供電煤耗率 0.49g /kWh。 清電公司自2004年1月起（2005年1、2月除外），計算發(fā)電廠用電量時采用總計廠用電量扣除所有非生產(chǎn)用電量（包括結(jié)算與未結(jié)算部分），而未結(jié)算電量的多少影響著發(fā)電廠用電率，同時也影響供電煤耗率，因此，在計算發(fā)電廠用電率時應將非生產(chǎn)用電中結(jié)算電量與未結(jié)算電量分別考慮。因此,非生產(chǎn)用電的變化不是影響2005年1－5月供電煤耗增高的主要因素。 3、清電公司非生產(chǎn)用汽主要包括冬季供暖、班組浴池、工業(yè)用汽等三個方面 每年10月中旬至來年4月中旬的冬季供暖主要由8號機提供，根據(jù)實業(yè)公司下屬熱力公司經(jīng)理介紹，近幾年熱力公司供暖面積在逐年增加，2004年熱力公司供暖面積有67. 5萬平方米 ，其中33萬平方米是職工住宅，收費面積有27萬平方米。清電公司其余7臺機組全年連續(xù)不間斷地向班組浴池與工業(yè)用汽單位提供汽源，非生產(chǎn)用汽數(shù)量很大，生產(chǎn)與非生產(chǎn)用汽共裝表計10塊已全部損壞，無法統(tǒng)計出非生產(chǎn)用汽量的多少，因而也就無法準確計算非生產(chǎn)用汽對供電煤耗的影響。 清電公司曾于2002年裝有10塊寧夏銀河儀表有限公司生產(chǎn)的WJ-3050 -13A 渦街流量表。評估隊根據(jù)歷史的抄表數(shù)據(jù)，即清電公司安生部提供的供給熱力公司供熱蒸汽流量參考值95t/h、工業(yè)用汽與生產(chǎn)現(xiàn)場和浴池用汽參考值35t/h進行標煤折算，2005年1-4月由于非生產(chǎn)用汽而影響供電煤耗約 18g /kWh；而清電公司商務部在計算非生產(chǎn)用汽對煤耗影響時是按照每年核定的取暖費用進行折算的，2005年1-3月蒸汽流量按40t/h，這樣同比2004年1-2月的20t/h（清電公司商務部核定數(shù)據(jù)），非生產(chǎn)用汽影響供電煤耗變化分別為 2g /kWh、 4g /kWh�？梢姡�非生產(chǎn)用汽是清電公司非生產(chǎn)用能中對能耗影響最大的部分，但不是影響2005年同比2004年供電煤耗增高的主要因素。 綜上分析，非生產(chǎn)用電、用熱雖然不是影響今年1-5月煤耗大幅度升高的主要原因，但是，對清電公司目前供電煤耗有較大的影響。因此，清電公司應切實加強對非生產(chǎn)用電、用熱的管理，盡快完善有關(guān)計量裝置，規(guī)范關(guān)聯(lián)關(guān)系，明確收費標準，建立健全相關(guān)制度、落實崗位責任和經(jīng)濟責任制考核，確保非生產(chǎn)用能費用全數(shù)收回。通過以上措施，供電煤耗至少可降低 12g /kWh(按清電公司提供數(shù)據(jù)計算，2004年全年非生產(chǎn)供熱影響供電煤耗 11.95g /kWh，非生產(chǎn)用電也有一定影響，僅今年1-5月就影響 0.49g /kWh)。 五、 運行指標對供電煤耗的影響及分析 1、2005年1-5月份與同期運行指標對供電煤耗的影響分析 由于清河發(fā)電公司一直使用正平衡計算煤耗,雖然汽機、鍋爐試驗組每月根據(jù)指標完成情況計算并提供機組效率，但沒有作為統(tǒng)計煤耗計算的校核依據(jù)，指標對煤耗的影響得不到體現(xiàn)。評估隊對清電公司2005年1-5月份與2004年同期的20項小指標進行了對比分析（汽輪機指標、廠用電率采用耗差分析法）。 下表中的各項參數(shù)采用電廠運行月報表 1－5月份平均值，報表數(shù)據(jù)由運行人員人工抄寫而成，會有一定偏差，分析結(jié)果可能存在誤差，但不影響對總體變化趨勢的分析。         清河發(fā)電公司2005年1-5月份與同期經(jīng)濟指標比較分析表 序號 名稱 單位 2004 年 2005 年 影響煤耗升降 序號 名稱   單位 2004 年 2005 年 影響煤 耗升降 1 汽機負荷 % 80.31 81.74 -0.54 12 主汽壓力 MPa 11.45 11.33 0.2 3 廠用電率 % 8.83 9.31 2.13 13 給水溫度 ℃ 224.7 222.4 0.31 4 爐負荷率 %     0 14 真空率   95.26 95.44 -0.61 5 輻射損失       0 15 排煙溫度 ℃ 147.23 150 0.78 6 大機組發(fā)電比 % 64.58 61.47 1.31 16 燃料發(fā)熱量 kJ/kg 19400 18290 7 對外供汽 噸       17 燃煤灰份 % 31.36 32.15 8 汽水損失率 % 2．0 2．17 0.21 18 氧量 % 6.7 6.43 10 主汽溫度 ℃ 534.9 532.6 0.45 19 飛灰可燃物 % 2.22 1.78 11 再熱汽溫 ℃ 531.5 530.2 0.1 20 爐渣可燃物 % 2.22 1.78 合計供電標準煤耗增加: 4.34g /kWh 分析結(jié)果表明2005年1-5月份因為指標變化影響全廠供電煤耗僅為 4.34g /kWh，不是引起煤耗異常波動的主要因素。 主要指標影響情況分析如下： （1）大機組發(fā)電量比下降。根據(jù)清電公司機組煤耗水平計算,大機組發(fā)電比每變化1%，大約影響煤耗 0.42g /kWh。2005年1-5月份200MW機組發(fā)電占總發(fā)電量的比率為61.47%，同比降低3.11個百分點，使煤耗升高約 1.31g /kWh。2005年1-5月份與同期大機組發(fā)電比完成情況如圖1： （2）機組補水率升高。清電公司8臺機組投產(chǎn)運行年限已久，設備趨于老化，維護不到位，機組汽水系統(tǒng)嚴密性較差，機組補水率較高。2005年1-5月份補水率累計完成2.17%，同比升高0.17個百分點，影響煤耗增加 0.21 g /kWh。 （3）廠用電率升高。受煤質(zhì)變化及發(fā)電量同比減少等因素的影響，導致引送風機、制粉、輸煤、給水泵耗電率和公用系統(tǒng)耗電率升高。2005年1-5月份發(fā)電廠用電率完成9.31%,同比上升 0.48個百分點,影響供電煤耗升高 2.13g /kWh。 （3）其他指標影響。其他指標如汽溫、汽壓、排煙溫度等與去年同期相差不大，同比對煤耗影響較小,負荷率、真空率有所升高，還影響煤耗下降，綜合影響僅為 0.69g /kWh。 2 、2005年1-5月份與同期煤耗反平衡核算結(jié)果及分析 清電公司入爐煤計量裝置不能正常運行，所以，不能準確計量入爐煤量，另外煤質(zhì)監(jiān)督機制不健全，沒有入爐煤熱值化驗，僅根據(jù)燃管中心提供的入廠煤熱值減去120千卡作為入爐煤熱值，以月度提供燃煤量和熱值數(shù)據(jù)正平衡計算得出的煤耗率不能反映機組的真實能耗水平。因此，評估隊以清電公司安生部2004年及2005年1月－5月份機組月度統(tǒng)計數(shù)據(jù)為基礎，以燃管中心煤質(zhì)化驗室提供的煤質(zhì)分析月報數(shù)據(jù)為依據(jù)（僅用于鍋爐效率計算），對今年和同期1－5月份各機組煤耗進行了反平衡計算，并到生產(chǎn)現(xiàn)場采集運行機組實際運行參數(shù),進行計算驗證對比,以考察機組實際煤耗狀況,同時把影響煤耗的其它因素進行了調(diào)查統(tǒng)計和分析。(注：利用機組月度統(tǒng)計數(shù)據(jù)進行反平衡計算,由于汽耗量包括冬季供暖等非生產(chǎn)用汽,非生產(chǎn)用能影響的煤耗量均包括在內(nèi))。 通過計算，繪制2005年1-5月與同期全廠發(fā)電煤耗情況對比圖2；統(tǒng)計廠用電率完成情況對比圖3；實際供電煤耗完成情況對比圖4，便于進行對比分析。     2004 年1-5月份反平衡計算數(shù)據(jù)   時間 發(fā)電煤耗 (g/kWh) 廠用電 率 (%) 供電煤耗(g/kWh) 發(fā)電量 （萬kWh） 大機組發(fā)電比 % 1月 369.42 9.68 409.01 49604 58.74 2月 365.9 8.49 399.85 59872 60.95 3月 363.12 8.77 398.03 64435 67.18 4月 358.71 9.05 394.39 52971 68.28 5月 362.18 8.35 395.18 62145 66.87 全廠 363.77 8.83 399 289027 64.58     2005 年1-5月份反平衡計算數(shù)據(jù) 時間 發(fā)電煤耗(g/kWh) 廠用電 率 (%) 供電煤耗(g/kWh) 發(fā)電量 （萬kWh） 大機組發(fā)電比 % 1月 363.42 9.59 401.97 57684 62.52 2月 369. 78 9.74 409.68 48839 57.79 3月 369.04 9.31 406.92 54413 59.09 4月 369.32 9.09 406.25 52483 64.96 5月 363.17 8.82 398.3 51238 62.82 全廠 366.88 9.31 404.54 265657 61.47   反平衡計算清電公司2004年1～5月發(fā)電煤耗為363.77g/kWh，供電煤耗為399g/kWh。2005年1～5月份實際發(fā)電煤耗為366.88 g/kWh，供電煤耗為404.54g/kWh，同比增加了5.54 g/kWh，該差值與指標分析差值相接近，供電煤耗只相差1.2g/kWh，進一步證實了運行指標的變化不是導致供電煤耗異常的主要因素。 3 、機組實際煤耗狀況分析 （1)2004年全年反平衡計算發(fā)電煤耗為365.49g/kWh，廠用電率9.26%，供電煤耗為 402.79 g/kWh�？鄢�非生產(chǎn)用能影響煤11.95g/kWh,2004年實際供電煤耗為 390.84 g/kWh。 （2)根據(jù)2005年1-5月份反平衡計算 404.54 g/kWh，扣除15.57 g/kWh非生產(chǎn)用能影響煤耗，2005年1-5月份實際供電煤耗應為 388 .97 g/kWh。 （3)為了摸清機組實際運行水平，評估隊成員深入生產(chǎn)現(xiàn)場，采集機組運行指標數(shù)據(jù)對其反平衡計算核實，加以驗證。         2005年6月24－26日現(xiàn)場采集數(shù)據(jù)進行反平衡計算表 機 號 負 荷 (MW) 蒸汽流量(t/h) 計算爐效 (%) 廠用電率 (%) 發(fā)電煤耗 (g/kWh) 供電煤耗 (g/kWh) #1 92.6 373.2 91.72   376.66   #2 98.81 390.5 92.43   363.58   #3 93.5 397.4 92.14   379.04   #4             #5             #6 152.8 475 90.39   346.67   #7 134.8 424.4 88.38   353.73   #8 145.3 442.5 91.54   327.53   全廠 717.81     9.1 354.53 390.03 注：(1)#4、#5機組檢修    (2)機組平均負荷率79.76% 從上表中計算所得結(jié)果來看，6臺機組平均發(fā)電煤耗為354.53g/kWh,供電煤耗為 390.03 g/kWh。與2005年1-5月份采用月度統(tǒng)計數(shù)據(jù)反平衡計算結(jié)果404.54g/kWh低14.51g/kWh。出現(xiàn)差距的原因分析： a、由于#4、#5機組檢修，只采集到了6臺機組的運行數(shù)據(jù)，但#4機組發(fā)電煤耗最高，從2005年1-5月份及同期煤耗反平衡計算結(jié)果來看,#4機組平均發(fā)電煤耗高達408 g/kWh，#5機組為348 g/kWh,兩臺機組影響全廠發(fā)電煤耗降低3.55g/kWh。 b、目前（6月份）供暖已停在，減少了非生產(chǎn)用汽對煤耗的影響，降低煤耗10.96g/kWh。 C、6月30日遼寧電科院對6號機組進行了熱力試驗，試驗結(jié)果：汽機熱耗率8841.8kj/kWh,鍋爐效率89%(未修正),計算發(fā)電煤耗346.33 g/kWh,與評估隊計算發(fā)電煤耗346.67g/kWh基本一致。 4 、清電公司1995年至2005年歷年發(fā)、供電煤耗完成情況 從清電公司歷年供電煤耗完成情況來看，1997年以前始終在388g/kWh左右。隨著設備的老化，效率下降，1998年升至395g/kWh。之后，結(jié)合機組大修，通流部分改造，機組效率升高，煤耗又逐漸下降，恢復到387g/kWh左右的平均水平。2004年下半年開始出現(xiàn)不正常升高，2005年1-5月份猛增至424g/kWh。煤耗短時間內(nèi)突然出現(xiàn)大幅度波動現(xiàn)象，從技術(shù)分析角度解釋不通，況且設備狀況和運行參數(shù)無異常變化。因此，必須從生產(chǎn)經(jīng)營管理方面查找原因。 發(fā)電煤耗、供電煤耗及廠用電率完成情況統(tǒng)計如下圖5、圖6。   1995 年-20005年供電煤耗廠用電率完成情況統(tǒng)計表 年  度 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 發(fā)電煤耗 348 349 351 357 354 351 349 350 351 354 384 供電煤耗 388 388 388 395 392 389 387 386 387 390 424 廠用電率 10.15 10.01 9.7 9.75 9.75 9.76 9.84 9.39 9.27 9.26 9.31   綜上分析，目前清電公司機組運行指標偏離設計（規(guī)定）值，也是影響供電煤耗值升高的主要因素之一。因此，清電公司應加強設備檢修和維護，提高機組健康水平，減少啟停次數(shù)；強化運行管理，完善小指標競賽機制，優(yōu)化機組運行方式，提高大機組發(fā)電比，降低各種輔機單耗和熱耗；進行燃煤摻燒，合理調(diào)度，提高入爐煤質(zhì)量，減少燃油耗用量。評估隊認為，通過以上措施，提高機組運行經(jīng)濟性，供電煤耗至少可以降低 10g/kWh 以上。

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