发电公司业绩评估报告

1/10发电公司业绩评估报告原因分析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。5、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。2/102、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，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。3/10（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15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。清电公司2016年15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，4/10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。5/102、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，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6/10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7/10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。附件1清电公司2016年15月供电煤耗上升幅度较大的原因分析清电公司2016年15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15月供电煤耗为/KWH，其中10万机组为/KWH,20万机组为355G/KWH,扣除非生产供热影响/KWH（13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8/10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15月供电煤耗同比上升/KWH和原煤耗用量情况分析2016年15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1、2016年15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15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15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15月供电煤耗同比上升/KWH，多耗用原煤万吨。9/10（2）清电公司计算2016年15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15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15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15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。10/10三、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