发电公司业绩评估报告

1 / 67发电公司业绩评估报告一、企业基本情况辽宁清河发电有限责任公司（以下简称“清电公司” ）位于辽宁省铁岭市清河区，其前身清河发电厂始建于 1966年，1970 年第一台机组并网发电，经 4 期扩建 1984 年末全部竣工。1、2 期工程装机容量 4100MW（其中 2 期工程2100MW 机组为前苏联生产） ，3、4 期工程装机容量4200MW（其中 3 期工程 3200MW 机组为前苏联生产） ，现总装机容量 1200MW。清电公司年发电消耗原煤 400 万吨左右，设计煤种主要为辽宁铁煤集团生产的长焰煤，发热量一般在17145kJ/kg，挥发分一般在 40%。由于铁煤集团煤炭资源紧张，现煤源主要构成为铁煤集团约 25%、黑龙江龙煤集团约30%、内蒙古霍煤集团约 15%、吉林辽源矿务局约 20%、其他地方矿约 10%。煤炭运输方式为火车运输，有铁路专用线公里，自备机车 6 台。2016 年，清电公司作为中国电力投资集团公司主辅分离、运检分离改革的试点单位，进行了为期一年的深化体制改革工作，至 2016 年年底将原清河发电公司一分三，即辽宁清河发电有限责任公司、辽宁清河电力检修有限责任公司和辽宁清河电力实业有限责任公司。改制后的清河发电有限责任公司作为存续公司管理和运行发电资产。2 / 67二、评估过程简述清电公司能耗专项评估队根据集团公司安生综合函201612 号“关于对清河发电公司进行能耗专项评估的通知”精神，于 2016 年 6 月 22 日至 7 月 9 日对清电公司的能耗管理进行了为期 18 天的专项评估。评估队共有 8人组成，其中有队长 1 人，队员 7 人。评估队共分三个组，分别是燃料管理组 3 人，运行指标组 2 人，非生产耗能组2 人。本次评估重点围绕清电公司自 2016 年 1 月至 5 月供电标准煤耗指标不正常升高的问题，对影响该指标的有关燃料管理、运行指标管理、非生产耗能管理等因素进行全面评估。评估队严格按照集团公司发电企业业绩目标和评估准则（试行） 、 发电企业业绩评估指南（试行） 、发电企业业绩评估管理制度等业绩评估标准文件为依据，本着“标准高，评估准，分析透”的原则，采取访谈、现场调查、核查报表和台帐、调阅有关历史数据和规章制度等方式。评估期间共查阅规章制度 40 份、报表 121 份、有关文字材料 74 份、日志 37 份；访谈有关人员 156 人次，其中：厂级领导 4 人次，中层管理人员 36 人次，一般管理人员 72 人次，其他人员 51 人次；召开座谈会 2 次，问卷调查 1 次。此外，评估队参加了 6 月末煤场盘煤 2 次，随机采样 1 次，监测原煤采样 2 次，抽查原煤样 10 份。3 / 67为使这次能耗评估活动取得预期的效果，正式评估前一个月，评估队按程序对清电公司能耗专项评估进行了预访问；评估期间，集团公司业绩评估办公室袁德、柳光池两位领导，亲临现场，指导工作，对评估工作提出了具体要求。此外，清电公司对这次能耗专项评估较为重视，从厂领导到普通员工都能以坦诚开放的态度提供资料、给予配合，这些为这次专项评估顺利完成奠定了良好的基础，为此我们谨向清电公司表示感谢。评估活动，未找出值得推广的良好实践，共找出有待改进的地方 8 项。三、基本评价及主要评估结论（一）能耗管理工作基本评价今年以来，清电公司在煤炭资源紧张、煤炭质量下降、煤炭价格上涨幅度较大、电力市场竞争日趋激烈等不利的外部市场环境下，能够克服困难，千方百计组织煤源，争取多发电量。今年在去年完成亿千瓦时电量的基础上，1-5 月累计完成发电量 265657 万 kWh，连续安全运行达 292天，本年已实现一个百日安全生产周期。但是，清电公司在生产经营过程中，对企业能耗指标的异常情况，未能引起足够的重视，也没有积极采取有效的应对措施，以致2016 年 1-5 月供电煤耗指标大幅度上升。2016 年 1-5 月清电公司累计完成供电煤耗/kWh,同比上升/kWh。其中 1 月份4 / 67完成/kWh，同比上升/kWh；2 月份完成/kWh，同比上升/kWh；3 月份完成/kWh，同比上升/kWh；4 月份完成/kWh，同比上升/kWh；5 月份完成/kWh ,同比上升/kWh。供电煤耗如此大幅度上升是不正常的，反映了企业在能耗管理上长期存在着较多有待改进的地方：1、清电公司领导对能耗管理不够重视。表现在：一是对集团公司下达的 2016 年度能耗考核指标：供电煤耗383g/kWh、综合厂用电率%（中电投安生2016 年62 号文件） ，没有按计划分解，分月控制，也没有具体的保证措施。二是对目前供电煤耗和综合厂用电远远高于集团公司下达的考核指标，没有及时组织综合分析，找出影响能耗大幅度升高的真实原因，更没有具体的解决措施。三是能耗管理上职能部门界面不清晰，责任不明确，分析不及时，措施不具体，考核不到位。2、整体能耗管理水平低下，个别环节问题比较突出。表现在：一是思想意识、管理意识、市场意识、效益意识淡化，还没有完全摆脱旧的思维方式和工作方法；二是燃料基础管理工作薄弱。燃料管理只注重煤耗和入厂、入炉煤热值差两个指标，忽视全过程管理；数据统计人为调整，煤耗不准确，以致出现入厂、入炉煤热值差和供电煤耗值大起大落，根本不能反映机组的实际煤耗水平；煤场管理薄弱，采、制样、化验工作缺少有效的监督约束机制；三5 / 67是非生产用能管理观念陈旧，缺乏效益意识。非生产用能计量装置不全，无法核实真实的供热、供电负荷，只是象征性收取，无法保证全额回收，大部分都纳入煤耗计算，影响了机组煤耗水平。四是运行指标管理粗放，很多经济指标长期偏离设计值和规定值，没有组织研究解决，使得机组运行经济性较差。（二）主要评估结论1、在当前设备健康状况、机组运行工况和发电负荷率等条件下，机组全年平均供电煤耗应在 380g/kWh 以下（1）在不增加机组技术改造前提下，通过加强设备检修、维护和运行管理，提高机组运行指标水平和大机组发电比，减少启停次数，降低各种单耗和综合厂用电率，至少可降低供电煤耗 10g/kWh。（2）加强非生产用热、用电管理，规范与实业公司的关联关系，对非生产用热、用电做到全部收费，至少可降低供电煤耗 12g/kWh。要实现这一目标，最重要的是加强燃料全过程管理（包括入厂、入炉煤热值检验、入炉煤计量、煤场管理、燃煤的掺烧调配等） ，提高检验的准确性，减小热值差，保持入炉煤质相对稳定，最大限度地降低各种损耗。2、清电公司 2016 年 1-5 月供电煤耗上升原因清电公司 2016 年 1-5 月供电煤耗累计完成值与同期6 / 67比较上升了/kWh,需多耗用原煤万吨。（1）生产小指标综合影响使供电煤耗上升/kWh，多耗用原煤万吨。评估队用反平衡方法计算与同期比较，今年因发电量较同期少发 23370 万千瓦时，综合厂用电率同比上升个百分点，生产小指标综合影响使供电煤耗上升/kWh（机组指标分析影响上升/kwh） ，多耗用原煤万吨。（2）供电煤耗存在人为压低现象，煤耗上升/kWh，使煤场亏损万吨。评估队用反平衡方法计算 2016 年1-5 月供电煤耗累计值为 399g/kWh，煤耗水平基本符合机组实际情况。清电公司 2016 年 1-5 月份统计上报供电煤耗累计值/kWh，人为调整，影响煤耗上升/kWh，以致账面存量增加，引起煤场亏损万吨，煤场亏损对今年煤耗大幅度升高有较大影响。（3）燃料管理影响供电煤耗上升/kwh，多耗用原煤万吨，是今年 1-5 月供电煤耗上升幅度较大的主要原因。(详细分析见附件 1；2016 年 1-5 月非生产供热耗煤同比无影响。)四、有待改进的地方（一）煤耗计算数据混乱，不能反映机组真实煤耗水平7 / 67事实依据：1、煤耗计算采用原始数据混乱。清电公司统计上报供电煤耗计算入炉煤耗煤量数据源有三个，分别是燃管中心月统计耗煤量、皮带秤月累计用煤量、生产早报累计上煤量。2016 年 1 月采用皮带秤计量耗煤量 379976 吨，2016年 2 月采用燃管中心上报耗煤量 309429 吨，2016 年 5 月采用生产早报累计上煤量 329538 吨。2、计算入炉煤量人为调整。2016 年 7 月燃管中心上报耗煤量为 335710 吨，而计算煤耗所用入炉煤量为 319710吨，人为调整 16000 吨；2016 年 8 月燃管中心上报耗煤量为 373934 吨，而计算煤耗所用入炉煤量为 328934 吨，人为调整 45000 吨；2016 年 11 月燃管中心上报耗煤量为393592 吨，而计算煤耗所用入炉煤量为 377592 吨，人为调整 16000 吨；2016 年 5 月生产早报耗煤量为 329538 吨，而计算煤耗所用入炉煤量为 319538 吨，人为调整 10000 吨。3、入炉煤热值不是实际检测值，而是入厂煤热值减去人为调整数确定入炉煤热值。2016 年 12 月在入厂煤热值上减去 120kcal/kg，36 月在入厂煤热值上减去110kcal/kg，10 月在入厂煤热值上减去 410kcal/kg。 2016 年 2 月在入厂煤热值上减去 318kcal/kg，35 月在入厂煤热值上减去 120kcal/kg。4、皮带秤 1995 年安装至今不能正常运行，无法对8 / 67入炉煤量用计量装置进行统计。2016 年 4 月 1928 日，皮带秤数据失灵，分炉上煤量和累计上煤量均在亿吨以上；6月 26 日，8 号炉上煤量出现负数。原因分析：1、清电公司对煤耗指标管理概念不清，只关注煤耗指标的最终数据，不重视对影响煤耗各个环节的过程管理；对集团公司及中电国际的燃料管理制度执行不力，对煤耗管理没有明确一个职能部门归口负责，煤耗管理的相关部门职责不清，当煤耗出现不正常波动时，没有管理部门和责任人进行全面分析，查找原因，制定相应的整改和防范措施，而是随意调整数据。2、入炉煤没有采样装置，也没有采取相应的措施，无法对入炉煤质量进行检验，造成了入炉煤热值人为调整确定，同时也不能对入厂煤质量进行核对监督。3、清电公司长期不重视皮带秤管理，皮带秤检定制度不符合集团公司的要求，皮带秤检定有章不循。 清电公司燃煤入炉计量系统检修、维护、校验管理规定条款：入炉计量系统每月进行一次实煤标定，不符合集团公司燃料管理制度每月校验 24 次的规定。实际工作中也没有按自己规定的制度校验皮带秤，2016 年仅 4 月和 6 月各校验一次。改进建议：9 / 671、公司领导应从思想上高度重视能耗的过程管理，严格执行集团公司燃料管理的有关规定。建立完善的入炉煤计量及采、制、化管理制度，明确煤耗归口管理部门及相关部门职责，建立煤耗分析管理制度，定期进行发、供电煤耗的正、反平衡验证，对不正常的煤耗波动保持高度的警觉，及时组织分析、查找原因，限期制定措施、加以解决，确保入厂煤和入炉煤热值差的真实性。2、煤耗的计算和数据统计要严格执行统计法 ，数据源要真实、准确，应将皮带秤的计量数据作为燃煤量的唯一数据来源。有关部门报表和数据应协调一致，出现不一致时，应及时分析，如涉及到数据调整时要附调整依据和文字说明。3、针对体制改革后出现的设备维护与运行界面不清、协调困难等问题，清电公司应及时与检修公司签订规范、严谨的设备维护合同，在合同中明确工作内容、工作标准及可操作的考核条款，必要时中电国际应派人进行指导和协调。清电公司自身要建立健全设备巡查、维护监督、考核机制，尽快投运入炉煤采样装置，以获得真实的入炉煤热值。4、重视皮带秤的管理，加强皮带秤的运行、维护、校验工作，提高其投入使用率，保证计量的连续性和准确性。皮带秤校验必须符合集团公司燃料管理制度的要求，10 / 67并认真执行。（二）燃煤检验未建立双重核对机制，缺少有效监控手段事实依据：1、入厂煤的采、制、化工作均由燃管中心一家完成，无法对入厂煤质量实行有效监督。2、入炉煤没有采样装置，也没有独立的入炉煤化验室，无法反映入炉煤的真实热值，也不能对入厂煤热值进行核对。3、评估队在 6 月 22 日和 6 月 28 日现场观察时，发现采、制样均不能按照国标要求严格执行，煤车采样深度不够，二分器使用不符合标准。采样班共有 25 人，其中主要担负采、制样操作的临时工 12 人，均无证上岗。原因分析：1、清电公司对集团公司燃料管理制度关于建立双重化验核对机制的重要性认识不足、执行不力，目前入厂煤验收只有一个部门负责，没有形成相互监督的机制。2、对采、制样的主要操作人员（临时工）培训不够，采、制操作不规范，带班人员监督不到位。3、公司领导针对日耗煤量较大，来车数量较多，人工采样很难按照“国标”要求车车规范采样以及冬季冻车严重、采样代表性差的问题，没有认真研究，采取有效措11 / 67施。改进建议：1、严格按照集团公司及中电国际燃料管理制度的要求，尽快建立双重化验核对机制。加强燃料效能监察工作，成立以监审部门牵头的燃料监督小组，每月不定期抽查采、制、化工作，尤其要加大自购煤的监督力度。2、积极研究采用入厂煤机械采样装置的可行性；尽快采用入炉煤连续采样装置。3、加强对采、制样人员的管理，建立采、制样人员的定期轮换制度，对采、制样人员严格培训，做到全员持证上岗。4、针对目前煤炭市场变化、煤质下降的实际，建立应变机制，对信誉度较差的矿点来煤，采取有效的采制化措施，准确核实来煤的真实热值。（三）煤场管理不规范，出现不正常亏盈事实依据：1、煤场盘点数据不准确，出现不正常亏盈。2016年 9 月 6 日和 9 月 7 日两次盘点盈亏相差 8048 吨，两次盘煤东煤场分别选用吨/m3 和吨/m3 不同的密度。2016 年 3 月煤场盘亏 15808 吨，8 月盘亏 20536 吨，9 月 28 日盘亏55725 吨，10 月盘盈 2016 吨。2、煤场盘点不规范，没有做到按月盘点。评估队查12 / 67阅 2016 年和 2016 年盘点记录，发现 2016 年 3 月是中旬盘点，6 月是下旬盘点，9 月是上旬盘点，11 月是下旬盘点，不符合规定。煤场盘点未按集团公司燃料管理制度规定做到每月盘点一次，如 2016 年 1 月、2 月、4 月、5 月、12月、2016 年 1 月没有盘点；盘煤时，未按要求进行煤堆整形；库存煤密度长时间未做测定，仅凭经验数据估算。3、煤场存煤不能按照集团公司燃料管理制度规定的不同煤种分堆存放、先堆先用，对燃用高挥发份的褐煤没有撒均压实、定期测温。6 月 28 日评估队参加厂里煤场盘点时，发现东煤场北侧和中部各有一处自燃。评估队访谈有关人员，了解到储煤场 2016 年发生多起自燃，今年 3 月末、4 月初也曾发生过大面积自燃。4、掺烧手段单一。清电公司制定的混配煤管理规定中的掺烧方案仅明确来煤的直接掺烧，没有煤场取用时的劣质煤掺烧方案。原因分析：1、清电公司没有严格执行集团公司的燃料管理制度，对煤场管理不重视，没有采取有效措施。 2、煤场盘点组织混乱，责任不清，分工不合理，没有制定盘点标准和执行程序。煤场出现不正常亏盈时，没有及时分析，查找原因，而是任其盈亏，人为调整数据。3、煤场管理有章不循。清电公司 2016 年 10 月下发13 / 67了燃料储煤场质量保证管理制度 ，制度中规定了盘煤、储煤场定期整形、防止自燃等内容，但是都没有认真执行。煤场管理有关部门和人员责任心不强，主动性差，积极性不高。4、清电公司对煤场储存的高挥发份煤种没有积极利用煤场现有设备进行掺配，以致高挥发份煤种长期存储，造成热值损失和自燃。改进建议：1、按照集团公司燃料管理制度的要求，修改和完善煤场管理制度，明确相关部门的职责，认真执行,并按制度检查和考核，建立长效考核机制。2、制定煤场盘点标准和执行程序，明确盘点人员和责任部门，严格固定盘煤时间，完善盘煤手段，改进盘煤方法，盘点记录要规范齐全，参加盘点人员要签字。3、按集团公司的要求，完善煤场的储存措施，完善煤场消防、喷淋设备。按煤种分堆存放，定期测温，防止自燃。4、充分利用现有设备，合理组织实施燃煤掺烧方案，重点加强高挥发份煤种的掺烧，真正作到先堆先用，烧旧存新，减少煤场损失。（四）燃料数据统计不严谨，随意性大事实依据：14 / 671、煤场亏吨损耗，随意冲销。2016 年 9 月份财务报表核销储损耗煤 66589 吨，2016 年 12 月又冲回。2、燃料库存数据，统计不规范。2016 年 12 月财务报表期末结余燃煤库存 126924 吨，燃料报表 12 月期末账面存煤 60335 吨，相差 66589 吨。2016 年 1 月燃料报表期初库存为 47342 吨与 2016 年 12 月燃料报表期末账面存煤60335 吨相差 12993 吨。2016 年 9 月燃管中心向商务部和财务部分别报出电生 161 表，月末库存分别为 51817 吨和 47021 吨，燃管中心燃料报表 2016 年 11 月月末结存量为 85899 吨，而 2016 年 12 月月初结存量则变为 84200 吨，数据均不一致。3、入炉煤没有热值化验，热值差完全是人为调整数字。2016 年 7 月热值差调整为 360kcal/kg，8 月为287kcal/kg，9 月为 290kcal/kg，10 月为 410kcal/kg，11月为 400kcal/kg，12 月为 280kcal/kg； 2016 年1、3、4、5 月在入厂煤热值上减去 120kcal/kg，2 月热值差调整为 318kal/kg。原因分析：1、清电公司没有严格执行集团公司燃料管理制度的有关规定，不能保证燃料数据的真实性、准确性。2、清电公司没有从根本上研究热值差增大、煤耗升高的真实原因，不懂管理，不会管理，不学习管理，不研15 / 67究管理，当发现帐物不符时，为了保持煤耗的相对平稳或控制热值差在规定范围内，弄虚作假，随意调整数据。3、没有认真执行数据统计、审核的有关规定，相关负责人审核流于形式，不能及时发现和纠正统计数据的错误，以致出现数据的不统一。改进建议：1、清电公司应认真学习统计法 ，重视燃料数据的统计，严格执行统计法规，杜绝虚假数据。2、煤耗计算要严格按照集团公司的要求采用规范的正平衡方法计算，用反平衡方法校验。3、制定燃料统计管理办法，建立健全数据填报、审核、批准程序，落实责任部门和责任人。对主要统计结果要有部门负责人及以上领导签字。（五）非生产用能基础管理薄弱，机制不完善事实依据：1、企业没有制订非生产用热、用电管理办法，也没有制订相应的工作标准，部门和相关工作人员管理职责不清。虽然编写了非生产用汽管理方案 、 企业内部非生产用电管理办法 、 生产、非生产用汽流量计维护分工和统计计量管理等制度，但没有形成正式文件，也未以此为依据，认真执行。2、非生产用电、用汽管理粗放、随意。根据电厂16 / 67非生产用电管理规定中第 3 大项第 1 条：“非生产用电范围仅限于企业内部的非生产部分，不对外供电” ，而由6kV 母线引出的肖台子线鸡场变，为清河区公安局、检察院等单位提供电能，显然已超出此范围。评估队现场调研发现，存在私自接电、接汽现象。3、非生产用电收费没有保证措施。非生产用电每月由安生部负责抄表，财务部根据安生部抄表数据进行收费，而对于未交费的用电部分没有相应的保证措施。根据财务部提供数据，2016 年 1-4 月非生产用电电费回收金额仅占应收费用的%。4、非生产用电、用汽协议不规范，收费标准低于成本和市场价格。2016 年清电公司与经济技术开发总公司（清电实业公司）签订的供热合同规定：每吨乏汽（实际供热蒸汽不是乏汽而是抽汽）费用为元。沈阳地区供热蒸汽的市场价格是每吨 100 元左右，若按照清电公司商务部提供的每吨蒸汽折算 113 公斤标煤来算，每吨蒸汽的成本价为 48 元（不含除盐水成本） ，供汽价格仅相当于电厂成本价格的四分之一。2016 年 1-5 月非生产用汽影响供电煤耗共计/kWh。5、非生产供热未按实际负荷收费。由于供热没有计量装置，清电公司和清河实业公司签订的供热协议，按实业公司提供的万平方米收费，经评估队测算，实际热负荷17 / 67远大于此。根据沈阳市热力工程设计研究院提供的数据，沈阳及周边地区每平方米供热标准新屋 50J/s，旧屋65J/s。供汽流量用安生部提供的 95t/h、供暖标准取用每平方米 60J/s，核算供暖面积应在 100 万平方米左右；跟据机组实际运行情况，供暖期间 8 号机带热负荷能力已达极限，由此推断机组带热网面积远不止是实业供热公司提供的万平方米。6、非生产用电存在不收费和收费价格不合理现象。非生产用电 54 家，不收费 24 家，2016 年 15 月份不收费电量 4278429kWh，占非生产用电量 55%。原为企业养鸡场提供的电源，养鸡场关停后，现为清河区反贪局、检察院等单位提供电能，长期不收费。对社会一些供电用户收费标准 2016 年 5 月前按元/kWh，5 月起调整为元/kWh，低于职工社会用电元/kWh 价格。7、生产与非生产用汽是由 4 台 10 万机的三段抽汽与 4 台 20 万机的二段、五段抽汽供给，8 号机主要担负热网供汽。采用二段抽汽进行对外供汽既不经济，也不符合节约能源的原则。原因分析:1、清电公司对非生产用能不重视，没有建立一套完整规范的管理制度和收费保证机制，非生产用能基本疏于管理。18 / 672、非生产用能对企业能耗影响程度模糊不清，非生产用能费用回收没有保证措施，不能及时足额收回，以致出现供热不按实际面积收费、收费标准过低和费用不能全额收取等问题。3、清电公司领导观念陈旧，缺乏市场意识。企业体制改革后，与实业公司、检修公司的关联交易仍停留在原来的观念和方法上。4、采用供热蒸汽不进行经济性比较和认真测算，缺乏对机组经济运行的综合考虑。改进建议：1、提高非生产用能对全厂能耗影响的认识，尽快建立健全配套、完善和适应新体制需要的规章制度，执行制度要有检查和考核，保证各项管理制度顺利执行，形成规章制度闭环管理。2、将非生产用能管理纳入节能监督管理，落实专责人和责任人，明确各自的职责，并与经济责任制考核挂钩。3、按市场化运作规则，规范清电公司与检修公司、实业公司之间的关联交易，明确甲、乙方的权利、义务以及收费标准，按合同规定承担各自的责任。鉴于家属住房已商品化，有些房屋经过买卖产权性质发生了变化，因此在对外供热方面一律按市场价格收费，对本企业职工的供19 / 67暖可以以一定的方式进行补贴，这样既保证了职工的利益，也维护了企业自身效益，同时也便于向其他用户收费。4、针对机组抽汽供暖对整个企业经济性的影响，应借助必要的计量手段，采用机组等效焓降法进行综合计算，确定单位供热成本。（六）非生产用能底数不清，部分用能不收费事实依据：1、非生产用汽没有计量，用汽量不清。清电公司曾于 2002 年在现场装有 10 块宁夏银河仪表有限公司生产的WJ-3050-13A 涡街流量表，用于生产和非生产供汽计量，由于管理不善，在 2016 年初至 2016 年已陆续全部损坏，至今未修复。由于无计量，非生产用汽底数不清，非生产用汽对煤耗影响按照每年核定的取暖费用进行折算，2016 年1-2 月用汽量按照 20t/h,2016 年 1-3 月用汽量按照40t/h，而安生部根据以往表计的统计数据来核算供汽量应在 95t/h 左右。计算供电煤耗所扣除的供汽量远远小于实际供汽量。2、非生产用电有四分之一单位无表计量，电量随意提供。非生产用电单位包括实业公司、电力建设安装公司、检修公司和社会相关单位，共计 54 家，装有计量表计单位40 家，另有 14 家单位没有安装计量表计，造成无法按实际收取电费。20 / 673、大多数非生产用电用户表计是安装在用户侧，母线至用户表计间线损与变损均计入厂用电量中。生产与非生产用汽在同一条蒸汽管路上，且没有计量装置，难以分清生产与非生产用汽，管理困难。4、没有正式的非生产用电、用汽的计量点图，非生产用电、用汽线路及计量点布置不尽合理，给日常管理工作带来困难。原因分析:1、清电公司领导对非生产用能不重视，对非生产用能的计量、收费等工作长期疏于管理，缺乏切实可行的管理办法和手段，造成大量非生产用能流失。2、公司领导对非生产用能收费管理不利，支持不够，无保证机制；收费责任部门职责不清，无监督考核措施。3、对于非生产用能计量装置的损坏、配置不全等问题，长期无人过问、无人管理。改进建议:1、公司领导要高度重视非生产用能管理，完善相关管理制度和措施，明确部门职责，建立考核监督机制，做到非生产用能经济合理，管理规范，收费到位。2、清电公司应完善计量表计的配置，加强计量表计的维护管理、建立健全计量装置台帐，做到计量准确，管理有序，按表收费。21 / 673、尽快组织有关专职人员对现有的非生产用电、用汽单位进行摸底排查，绘制出明确清晰的用电、用热计量点图，经批准下发至相关部门。4、认真做好机组生产与非生产用汽的属性界定工作，厂区内生产班组取暖、化学制水用汽应纳入生产用汽。 5、对外供汽，同一单位应采用独立管道集中供汽，安装总表。非生产用电用户表计应装在母线侧，线损和变损的合理分担应与用户以协议的形式明确。（七）运行指标管理粗放 制度执行不到位事实依据：1、能耗控制没有保证措施。集团公司下达清电公司2016 年供电煤耗 383g/kWh、综合厂用电率%的能耗指标，没有具体的落实计划和保证措施。对于集团公司提出煤耗三年达到设计值的要求，清电公司虽然于 2016 年 5 月 16日制定了规划上报中电国际，但未下发执行。2、能耗指标考核不全面。一是清电公司仅有节约用油考核办法，其它如补水率、综合厂用电率、辅机单耗、配煤合格率等运行指标没有考核办法。二是没有全面开展运行指标竞赛活动，小指标竞赛仅在发电部一个部门开展，没有在其他生产部门进行，存在局限性。三是小指标竞赛没有确定目标值，以月度完成平均值为考核标准。3、生产日报、月报数据不齐全。清电公司安全生22 / 67产日报没有反映机组运行状况的机炉参数、效率等指标，火力发电厂运行月报表缺少锅炉漏风、机组发、供电煤耗等指标，不便于管理人员掌握机组运行状况。4、运行分析制度执行不到位。清电公司运行分析管理制度规定：运行分析包括岗位分析、专业分析、专题分析及运行分析。但是，指标分析仅在月度进行，对制粉系统缺陷多、#4 机组启动过程中胀差大、#4 机组振动降压运行、#7 机组调速系统摆动滑参数降真空运行等问题没有进行专业分析或专题分析。5、热力试验开展不正常。没有按节能技术监督实施细则规定定期对锅炉漏风、制粉系统漏风和灰场灰水比浓度进行试验和检测。锅炉漏风、制粉系统漏风试验规定每月进行一次，实际已长期未做；灰场灰水比浓度 2016年至今仅进行过一次测试。6、热工仪表没有做到定期校验和维护，部分计量表计不齐全、不准确。化学制水、供水表计已损坏两年，至今未修复或更换；所有机组无单机补水表计；#1、#3、#6机组真空与排汽温度不对应，#1、#3、#8 炉给水流量与锅炉蒸发量不对应，数据见下表：机组真空(-kPa)23 / 67排汽温度对应温度机组蒸汽流量 t/h给水流量 t/h#1#1342322#3#337233824 / 67#6#8442473注:当时大气压 9983kPa原因分析：1、公司领导没有按集团公司要求，对能耗指标做到“明确责任，落实措施，进行分析，确保管理不失控” 。2、清电公司对运行指标管理不重视，没有做到认真策划，指标管理没有形成一套完整、规范的管理体系。3、运行指标管理没有建立严格的分析、改进、监督、考核机制，制度执行不严格，工作存在随意性，一些基础工作没有落实。4、不重视热力试验工作，现锅炉热力试验组工作环境差，试验设备陈旧、不齐全。热力试验组设置不合理。热力试验组机、炉专业分开，造成力量分散，资源不能合理配置，导致日常试验、检测工作不能正常开展。25 / 675、仪表校验工作不到位。体制改革后，仪表校验由检修公司负责，发电公司没有很好理顺同检修公司的关联交易关系，导致热工仪表校验、维护不及时。改进建议：1、认真贯彻集团公司对能耗指标的要求，要制定具体的落实措施，明确责任部门和责任人，建立有效监督和激励机制，确保管理不失控，对已经制定的煤耗三年达设计值的规划要进一步细化和完善，增强可操作性，尽快下发执行。2、按照集团公司技术监督和能耗管理等方面的文件要求，及时修改完善节能技术监督实施细则并印发执行，规范和指导节能管理工作。根据人员变动，及时调整三级节能网成员，并积极开展活动。3、完善指标管理考核办法，开展指标竞赛活动。将补水率、综合厂用电率、辅机单耗、配煤合格率等运行指标纳入考核范围，并与经济责任制挂钩。4、完善生产日报、月报表。在现有的安全生产日报 、 火力发电厂月报表中增加反映机组运行状况的主要参数，便于运行和管理人员及时发现问题，开展分析工作。5、在定期分析的基础上，针对生产过程中出现的异常现象，认真开展专业分析或专题分析。运行指标分析，26 / 67要分析单机指标变化情况、月度计划完成情况等。6、严格执行定期试验、监测制度。对机炉热力试验组人员进行组合，配齐常规性试验仪器，改善工作环境，开展好日常热力试验和检测工作，为运行调整和设备检修提供依据。7、严格执行仪表、计量装置定期校验维护制度，保证表计的准确性，正确反应机组真实运行状况。安装（更换）化学制水、供水表计、单机补水表计，准确掌握全厂制水及单机补水情况。（八）设备运行可靠性差 影响机组经济性事实依据：1、机组部分运行参数没有达到规定值。2016 年 1-5月份生产月报表中显示，#4、#7 机主汽压力比额定值分别低、 MPa， 200MW 机组主汽温度平均低，再热汽温平均低； 凝汽器端差大，#2 机组 10，#4 机组，#5 机组，#6 机组；部分锅炉排烟温度偏高，24 日现场观察发现：#1 炉排烟温度平均 171，#2 炉排烟温度平均 145，#6炉排烟温度平均 170，#7 炉排烟温度平均 177，后烟道高达 190。#1、2 炉排烟温度比设计值 120分别高出51、25，#6、7 炉排烟温度比设计值 152分别高出18、25。2、制粉系统设备故障率高、出力低、单耗大。清电27 / 67公司 2016 年 1-5 月份，制粉系统设备消缺影响发电量 1192万 kWh，占所有辅机影响电量的%；其消缺耗油，占辅机消缺用油总量 893 吨的 60%。#3、#4 炉风扇磨煤机性能低，检修一次运行 600 小时后出力明显降低。#5 至#7 炉钢球磨煤机由于存在高负荷运行时大瓦温度高的问题, 钢球装载量少,不能达最佳充球量,制粉出力低，设备运行时间长，增加耗电量。3、部分热力系统严密性差，增加了汽水、热能及电能损失。清电公司 2016 年每月机组补水量在 60000 吨左右，按平均发电汽耗率/kWh 计算，全厂补水率实际达%以上（含非生产用汽） 。通过对#6 机组检查发现，锅炉定排总门、事故放水门、甲侧省煤器放水门、所有过热器、再热汽疏水门存在内漏，汽水通过母管排至定排扩容器。100MW 机组因凝汽器铜管漏，影响给水品质，锅炉排污量增大，导致高温、高压汽水及热损失增加。#1、#2、#7 锅炉省煤器再循环门内漏，影响锅炉效率。#6 至#8 机给水泵再循环门内漏，使给水泵耗电率升高。4、机组负压系统不严密，影响运行经济性。8 台机组中，除#6、#7 机组外，其它机组真空严密性全部超标，#5 机达到 1700Pa/min。5、因设备缺陷导致机组降参数运行。如#1、#5 炉省煤器，#3 炉水冷壁泄漏，降压运行；#4 机振动、#7 机调速28 / 67系统摆动滑参数、降真空运行。原因分析：1、体制改革后关联交易没有及时跟进，设备维护不到位。清电公司体制改革后设备检修和维护由检修公司承担，发电公司没有及时同检修公司签订检修、维护合同，2016 年 8 月份签订 2016 年度检修维护合同，2016 年 6 月份签订 2016 年度检修维护合同。2016 年和 2016 年设备检修维护工作有半年时间处于无合同约束状态，导致设备维护不到位，机组运行可靠性和经济性差。2、 发电设备维护、消缺、节检及季节性维修承包合同及设备缺陷管理制度中考核规定不具体，可操作性差，考核不到位，检修质量不能保证。2016 年对检修公司的维护、消缺考核没有兑现。2016 年 15 月份因检修质量差、缺陷处理不及时导致的少发电量、多耗油量等现象在考核中没有体现，每月对检修公司仅有 200600 元象征性的考核。3、设备状况差，影响机组运行参数。主、再热汽温及 100MW 锅炉汽压不能正常投自动，运行人员有时疏于调整。设备异常，迫使机组降压或滑压运行；所有锅炉吹灰器不能正常投用导致汽温低、排烟温度高。#8 炉对煤种变化适应性差，风机在高转速运行时易发生振动，降出力运行，氧量不充足，影响燃烧调整及高负荷时产生结焦现象，29 / 67造成汽温偏低；无入炉煤采样装置，不能及时准确提供入炉煤质分析数据，运行人员缺少燃烧调整依据。4、生产现场缺乏测温仪、测振表等常规性监测仪表，不便于运行人员及时发现设备问题。改进建议：1、与检修公司及时签订规范的设备检修、维护合同，建立相互关联且具有可操作性的考核约束机制。按设备缺陷分类，规定处理时限，对因设备缺陷处理不及时、检修质量差等原因造成电量损失、燃油消耗增多、运行参数异常、设备可调性下降等问题在合同中明确考核规定。2、严格执行设备缺陷管理制度。规范设备巡检、缺陷统计、缺陷处理、检修验收等各个环节；对当前影响机组经济运行的设备缺陷，如表计不准、阀门内漏、保温破损、运行指标偏离设计值、机组汽温、汽压不能投入自动控制等问题，应明确责任，尽快加以解决；对暂时不能解决的问题组织分析和调研，制定切实可行的计划和规划，限期解决3、发电公司各专业技术人员和点检人员，应开展设备状况定期分析，确定各机组不同工况下运行保证值和期望值。对日常出现的指标异常应及时组织分析，尽快查找原因；对自己负责管辖的设备切实做到心中有数，根据设备状况及时组织检修公司进行检修、消缺工作，并对检修30 / 67过程实施监督，检修后对检修过程及检修质量进行评估。4、生产现场应配备能满足生产需要的测温仪和测振表，设立转机振动检测记录台帐、汽水系统阀门、设备保温检测记录台帐，并对以上设备进行定期检查。5、加强与东北电力科学研究院的合作，做好机组经济性诊断、调整试验工作，切实解决锅炉排烟温度高、#8炉再热汽温低、机组真空严密性差等实际问题。6、加强调度管理，根据负荷曲线合理调度机组运行方式，提高大机组发电比例，优化运行调整，提高机组经济性。尽可能保持机组连续运行，减少启停次数，加强输煤调度，合理配煤，稳定燃烧，降低燃油消耗；降低风机、制粉、给水泵等大辅机的耗电率提高运行经济性。7、完善、利用 DCS 系统，为在线监视、科学分析、指标考核管理等建立平台，提供技术支持。31 / 67附件 1清电公司 2016 年 1-5 月供电煤耗上升幅度较大的原因分析清电公司 2016 年 1-5 月供电煤耗与同期比上升了/kWh,评估队从燃料管理、非生产耗能管理、运行指标管理等方面，进行了全面分析，结果如下：一、清电公司机组目前供电煤耗实际水平分析1、评估队用反平衡方法计算 2016 年 1-5 月供电煤耗为/kWh，其中：10 万机组为/kWh,20 万机组为 355g/kWh,32 / 67扣除非生产供热影响/kWh（1-3 月按清电公司安生部提供的供热负荷 130t/h 计算，4 月、5 月按 35t/h 计算） ，供电煤耗为/kWh。2、2016 年 6 月供电煤耗计算结果（1）评估队现场采集数据，用反平衡计算为/kWh；（2）清电公司用反平衡计算为/kWh，正平衡计算/kwh；3、2016 年 7 月 1 日东北电科院做#6 机组大修前热效率试验，反平衡计算发电煤耗/kWh。2016 年 6 月 2426日评估队现场采集数据反平衡计算发电煤耗为/kwh,同东北电科院计算基本一致。通过以上计算以及综合比较同类机组的热耗和综合厂用电水平，评估队认为清电公司在目前能耗管理水平、机组健康状况、运行工况和发电负荷率下，机组全年平均煤耗水平应在 402g/kWh 以内，扣除供热影响应在 390g/kWh以内。二、2016 年 1-5 月供电煤耗同比上升/kwh 和原煤耗用量情况分析2016 年 1-5 月，清电公司完成发电量 265657 万千瓦时，同比少发 23370 万千瓦时，应少耗用原煤量万吨,统计报表反映在少发 23370 万千瓦时电量情况下，反而多耗用万吨，两相合计同比多耗用万吨。分析如下：33 / 671、2016 年 1-5 月入炉煤热值累计为/kg,同比下降1308kJ/kg，需多耗煤万吨。2、非生产供热今年 1-5 月扣除 21636 吨，而去年同期仅扣除 8269 吨，同比多扣万吨，相对少耗用原煤万吨。3、清电公司 2016 年 1-5 月统计上报供电煤耗累计值同比上升/kWh，需多耗用原煤万吨。具体分析：（1）机组指标影响，评估队用反平衡计算 2016 年1-5 月供电煤耗同比上升/kWh，多耗用原煤万吨。（2）清电公司计算 2016 年 1-5 月供电煤耗累计为/kWh，评估队反平衡计算为 399g/kWh。清电公司计算 2016年 1-5 月供电煤耗累计为/kWh，评估队反平衡计算为/kWh。清电公司计算 2016 年 1-5 月煤耗同比上升/kWh，评估队反平衡计算同比上升/kWh，两者相差/kWh。在机组状况基本不变情况下，用反平衡方法计算煤耗升幅情况基本符合实际。因此，评估队认为 2016 年 15 月机组实际供电煤耗值应为 399g/kwh。2016 年 1-5 月，清电公司上报的供电煤耗累计/kWh 不符合机组实际情况，人为压低/kwh，相对账面增加万吨。（3）燃料管理影响供电煤耗上升/kwh，多耗用原煤万吨。主要原因：a、入厂煤热值影响。由于没有入炉煤化验数据，入厂煤热值的真实水平对清电公司供电煤耗影响较大，因没34 / 67有监控和验证手段，影响程度无法量化。但是，通过对有关数据分析，评估队发现入厂煤热值存在虚高现象，入厂煤热值的虚高对煤耗的上升有重要影响。b、冬季冻煤影响。冬季冻煤对取样化验和清车底带来困难也将造成一定的热值和量的损失，无法量化分析。c、煤场储损影响。煤场储存一定的高挥发煤种，因管理措施不到位，造成煤场热值和自燃损失，无法量化分析。三、燃料因素对供电煤耗的影响与分析燃料管理影响供电煤耗上升/kwh，多耗用原煤万吨。评估队用反平衡计算发、供电煤耗与同期比较，机组运行状况对供电煤耗的大幅上升影响不大。因此判断，供电煤耗大幅度上升与燃料管理过程有较大关系，煤场有较大亏损的可能性。但是，由于清河发电公司 2016 年 12 月和2016 年 1 月均没有提供盘煤报告，煤场亏损具体数据无法核实。分析如下： 1、煤场出现较大亏损可能性分析（1）2016 年末，财务账面存煤 126924 吨，而燃管中心帐存煤为 60335 吨，煤场亏损 66589 吨，至今未作处理，因此煤场继续出现亏损的可能性存在。（2）从燃运部统计上煤量和机组发电量同期对比以及发电原煤耗与热值趋势变化对比分析来看，入厂煤的热35 / 67值存在虚高现象，从而影响煤耗升高。2016 年 2 月与去年同期比较见下表：时间 项目发电量（万 kwh）燃运耗煤量（吨）入厂煤热值（kcal/kg）入厂煤直上量（吨）04 年 2 月59872310580471927104105 年 2 月48839312654480030046836 / 67同 比11035207481294272016 年 2 月入厂热值较同期入厂热值高81kcal/kg，入厂煤直上量今年 2 月较去年同期多 29427 吨，燃运部统计耗煤量 2016 年 2 月较去年同期多 2074 吨，但发电量比去年同期减少 11033 万 kwh。由于入厂煤直上量接近燃运部统计耗煤量，入厂热值与入炉热值的热值差很小，锅炉燃烧工况一致，锅炉效率一致，相同的热值、相同的煤量应发出相同的电量，但清电公司 2016 年 2 月实际发电量较去年同期下降很多，而耗用煤量反而增加，由此说明2016 年入厂煤热值有虚高现象。此外，从 2016 年 1 月至 2016 年 5 月发电原煤耗（发电原煤耗是一个反映入炉煤量、入炉热值与发电量之间关系的经济指标）与入厂煤热值对比趋势来看，2016 年3 月以后入厂煤热值变化幅度不大，但发电原煤耗从 7 月开始大幅度升高，一直到今年 5 月，始终居高不下，而机组本身效率并无太大变化，说明入炉煤热值下降幅度较大，37 / 67如果热值差是稳定的，则说明入厂煤热值有虚高现象（趋势见下图，数据变化见附表） 。项目单位2016-12016-22016-32016-42016-52016-62016-72016-82016-9燃运发电原煤耗g/kwh38 / 67商务报表发电原煤耗g/kwh入厂煤热值Kcal/kg4991473739 / 6746924348i44744343447743074321项目单位2016-102016-112016-122016-12016-22016-32016-42016-540 / 67燃运发电原煤耗g/kwh商务报表发电原煤耗g/kwh64641 / 67入厂煤热值kcal/kg440043694300453748004094409442282、因煤场管理不规范，造成储存损失。由于 2016年煤炭资源紧张，进了一些低质煤和高挥发煤，同时难以组织优质煤掺配，以致储存时间较长，造成热值损失和自燃损失，无法量化。3、冬季有 4 个月左右出现冻煤，一是取样困难，易造成热值虚高，引起煤耗上升；二是清车底困难，带来煤量的损失，无法量化。综上分析，清电公司要从根本上解决目前供电煤耗42 / 67较高的问题，必须切实加强燃料全过程管理。采取有效措施提高入厂煤质量和入厂煤质检验的准确性，完善煤质检验监督机制，防止入厂煤值虚高现象的发生。此外，要采取有效措施，减少煤场储存和冬季冻煤所造成的各种损耗。四、非生产用能对供电煤耗的影响及分析清电公司非生产用能主要有非生产用电、非生产用热和非生产用煤三部分。1、非生产用煤对供电煤耗的影响及分析非生产用煤主要是在水工分场，2 台容量为 1t/h 供冬季取暖的燃煤锅炉。每年 11 月至来年 3 月共需 4 车皮约合 240 吨原煤，非生产用煤对供电煤耗影响很小，可以忽略不计。2、非生产用电对供电煤耗的影响及分析非生产用电包括收费和不收费两部分，由安生部按月抄表计量分别统计。2016 年 1-2 月，有已结