国投宣城电厂经济运行总结报告

1、国投宣城电厂经济运行总结报告国投宣城发电有限责任公司一、企业基本情况介绍：一、企业基本情况介绍：国投宣城发电有限责任公司由国投电力有限公司、国电力源电力发展有限公司、国投新集能源股份有限责公司分别以51%、25%、24%的出资比例，按照现代企业制度组建的新型发电企业。国投宣城电厂位于皖南、浙北、苏南交汇处，享誉海内外的文房四宝之乡安徽省宣城市境内，是“十一五”安徽省宣城、黄山两地区规划的唯一大型火电厂。国投宣城发电有限责任公司#1机组于2006年8月31日获得国家发展和改革委员会的核准，2006年10月18日正式开工建设，2008年8月22日顺利竣工投产发电。一期工程1600MW超临界燃煤机组

2、同步安装烟气脱硫装置，一期批准概算257393万元，实际动态总投资229147.7万元，节约投资28245.3万元。国投宣城发电有限责任公司贯彻节能环保理念，按照环境保护设施与主体工程“三同时”的原则，投资近2亿元用于环保设施建设，采用烟气脱硫、脱硝、高效除尘等多项先进技术，打造绿色环保电厂。国投宣城发电有限责任公司#1机组三大主机均由哈电集团制造。汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂与三菱公司联合设计、生产的CLN600-24.2/566/566 型超临界冲动式汽轮机；锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进三井巴布科克能源公司技术生产的HG1900/25.4YM7型超临界变压运行直流锅炉；发电机是哈尔滨电

3、机厂有限责任公司制造的QFSN-600-2YHG型三相交流隐极式同步汽轮发电机。截止2011年12月31日，#1机组累计发电109亿Kwh，设备运行良好，期间未进行B级及以上的检修工作。一、企业基本情况介绍：一、企业基本情况介绍：二、主要经济技术指标完成情况及主要影响因素二、主要经济技术指标完成情况及主要影响因素从2008年8月22日机组完成168小时连续试运行后至今，在公司领导班子的正确指引下，重视管理，通过挖掘潜力降耗，全公司上下齐心，多方努力，从各项指标入手，注重实效，抓好节能项目的实施，强化了节能降耗基础管理工作，做好机组的对标工作、节能降耗监督工作，有力地推动了全厂节能降耗工作的开展

4、。在相关专业的积极配合下，顺利完成公司的各项生产任务，取得了较好的成绩。具体见下表： 时间发电煤耗（g/kw.h）供电煤耗（g/kw.h）生产厂用电率（%）综合厂用电率（%）入厂入炉煤热值差（k/g）单位发电成本2009年303.26319.435.065.68550.2742010年301.99316.564.65.19560.2652011年303.09317.414.515.14630.3152012年上半年300.54314.294.374.95360.285二、主要经济技术指标完成情况及主要影响因素二、主要经济技术指标完成情况及主要影响因素1 1、发、供电煤耗、发、供电煤耗宣城电厂2

5、011年机组供电煤耗高于2010年0.85 g/kwh，主要原因如下：我公司#1机组投产后连续五年未进行大修，机组能耗（汽机热耗、锅炉效率）逐年恶化，虽经采取各种节能降耗措施，但无法从根本上解决机组能耗高的问题。 2009年安徽电科院试验报告中，#1机组热耗7768kj/kwh，高于设计值246 kj/kwh ，致使煤耗高于设计值9 g/kwh 。随着机组运行时间增长，未进行有效检修，机组热耗逐年增大。2011年5-6月份西安热工院试验实测汽机热耗率在额定负荷下高达8218.1kj/kwh（其中高中压低缸效率偏离设计值较大，过桥漏汽量也高达3.63%），经过修正到设计参数下后热耗率约7866k

6、j/kwh，比设计值热耗率7522kj/kwh高344kj/kwh，影响发电煤耗约12.6g/kwh。从以上数据看出，机组运行3年未进行大修，机组能耗增加1%（3.2 g/kwh）左右，因此宣城电厂2011年煤耗与2010年相比有所增加。2012年，公司利用上半年机组D级检修时间，积极实施节能技改，一定程度上降低了机组能耗，但不能彻底解决机组热耗高问题，必须待机组大修时，实施通流部分、汽封改造，降低热耗。二、主要经济技术指标完成情况及主要影响因素二、主要经济技术指标完成情况及主要影响因素2 2、生产、综合厂用电率、生产、综合厂用电率机组的厂用电率随着这几年的运行优化调整和节电技改工作，厂用电率

7、呈现明显的下降趋势，到2012年上半年机组生产厂用电率完成4.37，综合厂用电率完成4.95%，比公司上半年预算综合厂用电率5.05%降低了0.1%；相比2009年生产、综合厂用电率分别降低了0.69%、0.73%；主要原因：一是加强运行方式优化调整，落实小指标竞赛措施，增加值系超欠发电量考核、主值小指标竞赛，各主要系统的耗电率都有明显的降低；二是近年来公司先后对锅炉空气预热器漏风控制系统改造、凝结水泵变频改造、引风机变频改造、电除尘节能技术改造、A循环水泵叶轮改造、A定冷泵叶轮改造、机组性能优化调整试验等措施，在降低厂用电方面取得了显著的效果。2010年大机组竞赛600MW超临界闭式循环冷却

8、机组生产厂用电平均值5.12%；前20%为4.27%；前40%为4.48%。总体机组生产厂用电率已达到同类型机组优良水平。二、主要经济技术指标完成情况及主要影响因素二、主要经济技术指标完成情况及主要影响因素3 3、入厂入炉煤热值差、入厂入炉煤热值差近年来由于电煤供应处于卖方市场，各发电企业为了降低成本和弥补计划电煤缺口，积极开拓渠道进行市场煤的采购，但是也造成了入厂煤种复杂，管理困难等问题。但经过公司对煤场存储煤及掺烧的管理、入炉、入厂煤采样装置的改进、采制化的流程的改进、制度的完善以及人员的管理等措施，使得入厂入炉煤热值差基本维持在70 k/g以下，取得了较好的效果，低于电力行业的入厂入炉煤

9、热值差考核标准小于120 k/g。二、主要经济技术指标完成情况及主要影响因素二、主要经济技术指标完成情况及主要影响因素4 4、单位发电成本、单位发电成本公司投产后即面临煤炭价格一路走高，同时受金融危机及国际大环境影响，发电利用小时数低，09年机组利用小时仅有4762小时，因此发电单位成本较高，达到0.274元/kwh；2010年公司争取大用户直供电，机组利用小时达到5890小时，单位发电成本有所降低，降至0.265元/kwh；2011年煤价飙升，公司经多方努力，提高机组利用小时数，全年利用小时达到6180小时，在安徽同类型机组中名列第一位，但因煤价过高，单位发电成本达到投产后最高值0.315元

10、/kwh；2012年上半年，公司燃料结构发生变化，加之电力市场工作超前，电量充裕，单位成本降至0.285元/kwh。发电单位成本降低，大大提高机组盈利能力。三、在经济运行方面采取的管理措施和效果三、在经济运行方面采取的管理措施和效果为保证“十二五”节能减排目标的实现，必须从基础工作抓起，每年定期完善、并有针对性修订节能管理体系和节能管理制度，建立奖惩机制，制定节能管理奖惩制度，设立节能专项奖励，对非生产用能加强管理，明确职责，开展定期工作，充分发挥节能网络的作用，责任落实到人。制定短、中、长期年度节能计划和保障措施，并将节能计划分解落实，制定计划完成时间，闭环管理 。同时要保证计量装置和数值传

11、递的准确性，建立仪表设备的定期检查和定期校验制度，为节能工作提供真实、可靠的基础数据。三、在经济运行方面采取的管理措施和效果三、在经济运行方面采取的管理措施和效果公司建立了节能监督三级网络，制度基本齐全。并配备节能专责工程师各一名，负责节能日常管理工作。主要管理制度有公司节能管理制度、节能管理考核、奖励办法、宣电节能组织机构、燃料管理办法、非生产用能管理办法、运行值际竞赛管理办法等多项制度，将重点能耗指标层层分解和落实，并与职工的奖金挂钩，按月进行量化考核，使每位职工切实感觉到节能降耗我有效益。公司在管理上的特点：在节能工作上力度较大，基本实行精细化管理，确定了各主要指标日分析、月分析和年分析

12、形式，当指标出现异常时，第二天要说清楚，当天分析，当天落实，效果较好。但由于受燃煤供应、汽轮机热耗率高等因素的影响，机组的主要经济指标供电煤耗高于全国同类型机组的平均水平，要通过技术改造等措施节能降耗；机组的生产厂用电率已达到全国同类型机组的优秀水平。三、在经济运行方面采取的管理措施和效果三、在经济运行方面采取的管理措施和效果运行小指标管理目前，600MW及以上容量的大机组电厂，不论从设计、设备选型还是自动化控制方面都越来越趋近科学、合理，节能的潜力非常有限。所以，根据新建现代化大容量机组特点，节能减排工作务必坚持“抓大不放小”的原则，在注重机组效率管理的同时，加强运行小指标管理。为此，国投宣

13、城电厂在机组投产之初，就制定了运行小指标考核制度，将机组的发电量、生产厂用电率、机组耗水量、供电煤耗及其它影响经济性的运行指标列入考核，每月进行分析、考核，通过不断优化、调整，使各项经济指标实际运行水平不断改善。年度累计奖励值系有关人员在20万元左右，很大程度提高了运行人员的积极性，使各项经济指标都逐渐趋近设计水平。指标优化调整方面指标优化调整方面启停机优化运行利用机组滑停机会改变停机方式采用不启电泵运行，加强调整，利用汽泵进行滑停，取得了较好的效果，每次停机可以减少购网电量（电泵耗电量）约2.19万kwh；此外在停机前灰库保持低料位；控制循环水塔、除氧器及凝汽器低水位等运行方式；机组停运后在

14、保证安全的前提下，将转动设备尽量停运，将部分专用变压器停运等。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法指标优化调整方面指标优化调整方面循环水系统优化运行#1机组在保证汽轮机排汽压力在最佳状态下，根据不同的季节环境温度的变化及时采用单机单泵低速、单泵高速、双泵高速等运行方式，使得生产厂用电率较投产初期下降约0.1%。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法指标优化调整方面指标优化调整方面高加水位优化调整机组运行期间多次对高

15、加水位进行调整，并修改水位定值，取得了一定的效果，使得#2高加端差下降2，#3高加下降1，煤耗下降约0.14g/kw.h。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法指标优化调整方面指标优化调整方面入炉煤采样装置改进2010年下半年对入炉煤采样装置进行改进，在采样过程中利用采样袋防止水份流失；在采样头上加装胶皮，保证做到全断面采样；在联合破碎机破碎过程中，将6mm和3mm煤样分开比例改为1:1，缩小了两个煤样之间的偏差；为减少破碎机在破碎过程中水分损失较大，采取在破碎前取出全水分煤样；提高了入炉煤热值的准确性。

16、 经过上述四种方式的优化调整后，比对改进前后相差约为0.2MJ/kg,影响煤耗约2.17g/kw.h。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法指标优化调整方面指标优化调整方面启动炉防腐不点火由于我厂为单机组运行，运行方式比较特殊，启动炉需定期点炉做防腐保养，2010年7月份经过调研与分析对启动炉防腐保养方式进行改进，由点火加药防腐改为硅胶防腐，成功实现了启动炉防腐不点火，每年节省#0柴油约15吨。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及

17、机组节能调度方法指标优化调整方面指标优化调整方面凝结水系统优化运行2009年10月对凝结水泵电机实施改变频装置，但由于受到凝结水泵密封水压力的限制，凝结水泵在很长一段时间内并未实现真正意义上的变频调节，之后经过多次对凝结水系统优化调整，实现了凝结水泵变频运行调节除氧器水位，最终使得生产厂用电率下降约0.2%。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法指标优化调整方面指标优化调整方面再热烟气挡板优化改进通过对锅炉再热烟气挡板调节方式优化以及最低开度定位改造，使其能够对再热气温进行有效的调节，提高再热汽温度，使得

18、再热汽温度接近额定温度值。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法指标优化调整方面指标优化调整方面脱硫、除灰系统优化电除尘器3、4、5电场一直采用连续输灰，实际3电场收尘量不到7%，4、5电场收尘量不到3%，连续输灰浪费输灰压缩空气。电除尘原方式：一电场方式2电流极限80%，二电场方式2电流极限80%，三电场方式1：6电流极限70%，四电场方式1：10电流极限70%，五电场方式1：14电流极限70%。现将电除尘器3电场输灰改为2小时一次，4、5电场输灰改为4小时一次，以节省厂用电。另外，根据每班煤质及负荷变

19、化，电除尘采取节能方式：一电场方式2电流极限60%，二电场方式1：6电流极限70%，三电场方式1：10电流极限70%，四电场方式1：16电流极限70%，五电场方式1：20电流极限70%。经过调整后，不但保证烟囱烟气含尘量在35mg/m3以下（国标50mg/m3），电除尘耗电率还下降了23%。随着脱硫催化剂的使用,脱硫效率能够达到较高水平，在运行方式上，利用低负荷、低硫份阶段，在保证脱硫效率的基础上停运一台浆液循环泵，节省了厂用电，每小时节电量达380kwh/h以上。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法指

20、标优化调整方面指标优化调整方面加强燃煤掺烧管理由于电煤供应处于卖方市场，各发电企业为了降低成本和弥补计划电煤缺口，积极开拓渠道进行市场煤的采购，但是也造成了入厂煤种复杂，管理困难等问题。2010年，对于入厂煤种，及时制定具有针对性的掺烧方式，在保证燃烧安全的前提下，针对当天下发的计划负荷曲线，计算出需要的热值，对高低热值煤种进行合理掺配，取得了一定的经济效益。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法指标优化调整方面指标优化调整方面提高真空系统的严密性2012年上半年机组运行期间对大机#2中低压连通管结合面真

21、空漏点进行处理，同比真空升高约0.65 kPa ，发电煤耗降低了约1.3g/kW.h，年节约标准煤约4810吨（年度发电量按37亿计算）。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法指标优化调整方面指标优化调整方面能耗诊断试验为了提高机组的经济运行水平，公司先后委托安徽电科院、西安热工研究所等电力行业专家进行机组性能优化调整试验工作，优化了一次风压、氧量、配风等，提高了机组运行经济水平，从而取得了良好效果。另外，在公司大力支持下，运行部成立了热力试验室，确定定期工作，发现问题，及时调整解决，确保机组在最经济工况

22、下运行。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法指标优化调整方面指标优化调整方面提高磨煤机出口温度2012年上半年通过运行调整，提高磨煤机出口温度，将磨煤机出口温度由82提高到92，排烟温度下降35，发电煤耗降低了约0.74g/kW.h，年节约标准煤约2738吨（年度发电量按37亿计算）。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法设备节能技改设备节能技改空气预热器漏风控制系统改造2009年4月对锅炉空气预热器漏风控制系统改

23、造，漏风率降低了13.9%，煤耗降低约1.94g/kw.h，年节约标准煤约5820吨（年利用小时按照5000小时）。凝结水泵变频改造2009年10月对凝结水泵变频改造，厂用电率降低0.2%，供电煤耗下降约0.64g/kw.h，年度可节电600万度左右，节约标准煤约1920吨（年利用小时按照5000小时）。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法设备节能技改设备节能技改引风机变频改造2010年6月引风机变频改造厂用电率降低0.15%，供电煤耗下降约0.475g/kw.h，年度可节电450万度左右，节约标准煤约

24、1425吨（年利用小时按照5000小时）。电除尘节能技术改造2011年4月电除尘节能技术改造厂用电率降低0.15%，供电煤耗下降约0.475g/kw.h，年度可节电450万度左右，节约标准煤约1425吨（年利用小时按照5000小时）。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法设备节能技改设备节能技改汽轮机冷端改造2012年4月汽机冷端改造（凝汽器子弹清洗、凝汽器抽真空系统改造、冷水塔部分损坏的填料和喷嘴更换工作），全年真空约提高0.7kPa，降低煤耗1.4g/kw.h，节约标准煤约5180吨（发电量按37亿计

25、算）。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法设备节能技改设备节能技改捞渣机供水系统优化改造将锅炉捞渣机水封由溢流供水方式，改为非溢流间断供水方式。将复用水直接补充至上下水封，并控制其水位不溢流；将渣仓冲洗水、炉渣析水和特殊情况下的溢流水通过溢流水泵直接排至捞渣机，取消供水泵、浓缩池、浓缩机、排浆泵等流程。简化系统后，每年节省检修维护材料费2.2万元，人工费4.5万元。全年节电396000 Kwh，全年收益173000元（按照330天计算）。并可全年节水约5000吨。此外公司还进行了磨煤机机石子煤量改造、A

26、循环水泵叶轮改造、A定冷泵叶轮改造、生产区域节能灯具等技改工作，取得了一定的效果。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法采用的机组节能调度方法采用的机组节能调度方法近年来，公司年度发电量年年攀升，主要原因是通过加强与省调的沟通联系，多种形式，充分发挥各主观能动性，积极拓展电力市场，本着“度电必争、度电必抢”的原则，不断强化电量管理，增加值系超欠发电量考核；积极开展大用户直供电工作；并利用目前没有脱硝电价问题，积极争取电量补偿等措施，取得了较好的效果。2011年完成发电量37.0858亿kw.h，今年上半年

27、完成发电量19.53153亿kw.h，创造了历史最好发电水平。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法脱硝系统投入降低氮氧化物排放脱硝系统投入降低氮氧化物排放2012年1月到8月，共产生氮氧化物3322吨，通过脱硝装置消减氮氧化物1612吨，氮氧化物排放1710吨，共用液氨530吨，费用将近200万元。通过试验，逐步降低脱硝投入烟温提高脱硝投入率，并通过燃烧调整降低锅炉氮氧化物浓度降低液氨量，有力的保证了氮氧化物减排的目标。四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的成效四、系统优化运行方式上采取的措施、取得的

28、成效以及机组节能调度方法以及机组节能调度方法五、非生产用能管理上采取的措施五、非生产用能管理上采取的措施中央空调开机制热时间为11月10日，至3月31日停机；制冷时间为5月下旬，9月30日停机；其余时间为维修、保养期，空调全部停运。各部门负责管理所属空调的正确使用，避免人为损坏(如制冷的时候开启制热,制热的时候开启制冷,交叉开机造成空调室外机损坏)，以保证空调能发挥其应有作用。夏季室内开启空调制冷温度设置不得低于26；冬季室内开启空调制热，制热温度设置不得高于22。夏天空调的风速应该控制在中速、高速，冬天空调的风速应该控制在中速、低速。不得开窗使用空调，以免空调压缩机长时间工作发热、发烫，影响

29、空调的使用效果和寿命。在办公时间充分利用自然光照，做到人走灯灭，节约照明用电，杜绝长明灯，避免白昼灯。多使用电子邮件形式，使用双面打印或复印，节约用纸。招待所宿舍不得使用电热器取暖、做饭等。厂区绿化用水禁止大水漫盖，无序浇灌；各用水场所要节约用水，防止发生“长流水”现象。职工食堂在非就餐时间严禁大厅内开灯、开空调。六、分析总结电网实行六、分析总结电网实行“两个细则两个细则”考核以来近三年的考核考核以来近三年的考核的费用、原因及应对方法。的费用、原因及应对方法。1 1、考核情况统计（、考核情况统计（20102010年年5 5月至月至20122012年年6 6月）月） 单位：万千瓦时、万元单位：万

30、千瓦时、万元时间时间月发电量月发电量有功曲线有功曲线考核电量考核电量无功电无功电压考核压考核电量电量一次调一次调频考核频考核电量电量调度纪调度纪律考核律考核电量电量机组调机组调峰考核峰考核电量电量AGCAGC考核考核电量电量AVCAVC考核考核电量电量旋转备旋转备用考核用考核电量电量非计划非计划停运考停运考核电量核电量黑启动黑启动考核电考核电量量检修管检修管理考核理考核电量电量技术指技术指导考核导考核电量电量总考核电量总考核电量总考核费总考核费用用返还费用返还费用结算费用结算费用10年5月154783.209600.143206.41.241060.164660000011.158524.44

31、1098.566144.1250510年6月12913.40.1131600.076203.41.507130011.400016.496496.56564.70421-1.861410年7月30406.81.5592700.01331069.92.782440.845810000075.1008229.8901313.66063-16.2294910年8月36804.10.9902700.517401.83.439625.310040000012.057344.7988236.9596232.160810年9月30981.9000.0091004.704340000004.713441.87

32、5958.629496.7535410年10月34773.6000.0044021.64.177330.074470000025.856210.2907712.645412.3546410年11月22780.90.1100900.031304.69.672660.635890000015.049955.9898811.176635.1867510年12月376071.7412500.0436032.728022.2909600046.8056.6038422.5283319.45226-3.0760711年1月34682.735.3728100.0427016.42.4365800000054

33、.2520921.7008417.90312-3.7977211年2月31659.90.0215700.006601.82.967620.6003000005.396092.1584410.746388.5879411年3月24942.327.1402900.21680107.60.615120.3402800000135.9124854.3649914.5188-39.8461911月4月202030.0803600.0647030.21.70440.19634000020.20352.4487920.9795210.27698-10.7025311月5月32967.9000.0305030

34、.24582.6356300144000176.9119370.7647724.16493-46.5998411年6月32335000.007002.905840.10114000003.013981.2598419.307518.04766备注：以上数据根据电监会公布的并网运行管理考核月报统计。六、分析总结电网实行六、分析总结电网实行“两个细则两个细则”考核以来近三年的考核考核以来近三年的考核的费用、原因及应对方法。的费用、原因及应对方法。续上表续上表 单位：万千瓦时、万元单位：万千瓦时、万元时间时间月发电量月发电量有功曲线有功曲线考核电量考核电量无功电无功电压考核压考核电量电量一次调一次调

35、频考核频考核电量电量调度纪调度纪律考核律考核电量电量机组调机组调峰考核峰考核电量电量AGCAGC考核考核电量电量AVCAVC考核考核电量电量旋转备旋转备用考核用考核电量电量非计划非计划停运考停运考核电量核电量黑启动黑启动考核电考核电量量检修管检修管理考核理考核电量电量技术指技术指导考核导考核电量电量总考核电量总考核电量总考核费总考核费用用返还费用返还费用结算费用结算费用11年7月35418.7000.301801.62.470480.22603000004.598311.9220918.6180916.69611年8月37295.34.4795700.0201002.98650029.6000

36、37.0861715.5020212.23104-3.2709811年9月34781.80.2564200.0063002.890120.96616000004.1191.721746.510354.7886111年10月35423.4000003.334590000003.334591.3938610.553239.1593711年11月20521.70.3295700.05703.68082.242140454442.697967.962325.2643611年12月30626.4000.438032.059320.43586000005.933182.58687

37、12.9379810.3511112年1月31111.78.5447100.1264026.21443.0093500000037.8948616.522169.89255-6.6296112年2月31291.64.494900.0507002.874520.22708000007.64723.334189.510716.1765312年3月34333000.00320102.900290.357820000013.261315.781937.991912.2099812年4月22789.2000.05205.42.073950000007.525953.281315.212541.93123

38、12年5月38044.3000.0056007.490310.54143000008.037343.5042812.458138.9538512年6月37745.5000.0062003.206611.55759000004.770392.0798911.653739.57384合计合计787919.188.4438402.274110346.84181.0559715.016790185046.820.203785.6347317.93726338.2446820.30743备注：以上数据根据电监会公布的并网运行管理考核月报统计。六、分析总结电网实行六、分析总结电网实行“两个细则两个细则”考

39、核以来近三年的考核考核以来近三年的考核的费用、原因及应对方法。的费用、原因及应对方法。2 2、考核情况分析、考核情况分析2010年5月至2012年6月期间，电监会对宣城电厂#1机组并网运行的总考核费用317.93726万元，补偿费用338.24468万元，结算费用20.30743万元，费用收支基本持平。根据上表统计情况分析，电量考核较多的分项集中在有功曲线考核电量（88.44384万千瓦时）、机组调峰考核电量（346.841万千瓦时）、非计划停运考核电量（185万千瓦时）三个方面，以下对主要原因统计：1有功曲线考核2011年1月#1机1A引风机因电机引线故障停运处理，机组限负荷，当月有功曲线考

40、核电量35.37281万千瓦时。 2011年3月#1机1A引风机因轴承故障停运处理，机组限负荷，当月有功曲线考核电量27.14029万千瓦时。六、分析总结电网实行六、分析总结电网实行“两个细则两个细则”考核以来近三年的考核考核以来近三年的考核的费用、原因及应对方法。的费用、原因及应对方法。2 2、考核情况分析、考核情况分析2机组调峰考核2010年7月#1机脱硫增压风机故障停运处理，机组限负荷，当月机组调峰考核电量69.9万千瓦时。2010年10月因煤质较差，AGC负荷指令变化大，频繁出现主汽压力偏差大闭锁增的情况，当月机组调峰考核电量21.6万千瓦时。2011年1月#1机1A引风机因电机引线故

41、障停运处理，机组限负荷，当月机组调峰考核电量16.4万千瓦时。2011年3月#1机1A引风机因轴承故障停运处理，机组限负荷，当月机组调峰考核电量107.6万千瓦时。2011年4月因煤质较差，AGC负荷指令变化大，频繁出现主汽压力偏差大闭锁增的情况，当月机组调峰考核电量30.2万千瓦时。2011年5月#1机锅炉捞渣机故障停运处理，机组停运，当月机组调峰考核电量30.2458万千瓦时。 2012年1月#1机锅炉捞渣机故障停运处理，机组限负荷，当月机组调峰考核电量26.2144万千瓦时。六、分析总结电网实行六、分析总结电网实行“两个细则两个细则”考核以来近三年的考核考核以来近三年的考核的费用、原因及

42、应对方法。的费用、原因及应对方法。2 2、考核情况分析、考核情况分析3非计划停运2010年6月#1机汽机振动大停运处理，机组停运，当月非计划停运考核电量11.4万千瓦时。2011年5月#1机锅炉捞渣机故障停运处理，机组停运，当月非计划停运考核电量144万千瓦时。 2011年8月#1机热控保护动作，机组跳闸，当月非计划停运考核电量29.6万千瓦时。六、分析总结电网实行六、分析总结电网实行“两个细则两个细则”考核以来近三年的考核考核以来近三年的考核的费用、原因及应对方法。的费用、原因及应对方法。3 3、应对方法、应对方法提高设备运行可靠性，加大设备的治理力度，对易出现故障的设备重点维护，已更换增压

43、风机轴承和捞渣机链条。调整煤炭采购策略，尽量采购高品质煤种，重点协调计划煤的供应量，已与重点计划煤的供应单位新集煤矿达成保供协议。开展对电监会“两个”细则的学习，关注当前对我厂的主要考核项目，力争做到不考核、多补偿，从今年上半年的运行情况看，有较大改观，补偿费用已高于考核费用。从电监会“两个”细则实施情况分析，我厂在提高设备可靠性和煤炭品质基础上，机组已具备良好的调节性能，补偿费用也超出考核费用，将为我厂带来部分效益。七、目前存在的影响机组经济运行的突出问题及下一步拟采七、目前存在的影响机组经济运行的突出问题及下一步拟采取的方法取的方法我公司机组的供电煤耗偏大，高于其同类型机组平均水平，主要原

44、因一是汽轮机高中低压缸效率低，机组热耗率偏高。二是公司一台机组运行，公用系统影响机组供电煤耗较大。三是因为机组投产后连续五年未进行大修，机组能耗（汽机热耗、锅炉效率）逐年增加，虽经采取各种节能降耗措施，但无法从根本上解决机组能耗高的问题。 2009年安徽电科院试验报告中，#1机组热耗7768kj/kwh，高于设计值246 kj/kwh ，致使煤耗高于设计值9 g/kwh 。随着机组运行时间增长，未进行有效检修，机组热耗逐年增大。 2011年5-6月份西安热工院试验实测汽机热耗率在额定负荷下高达8218.1kj/kwh（其中高中压低缸效率偏离设计值较大，过桥漏汽量也高达3.63%），经过修正到设计参数下后热耗率约7866kj/kwh，比设计值热耗率7522kj/kwh高344kj/kwh，影响发电煤耗约12.6g/kwh。1. 1.目前存在的影响机组经济运行的突出问题目前存在的影响机组经济运行的突出问题七、目前存在的影响机组经济运行的突出问题及下一步拟采七、目前存在的影响机组经济运行的突出