生物质能发电厂生产经营指标释义剖析

目录一、第一级指标（公司考核电厂） 4财务指标 41、 净利润总额 42、 息税折旧摊销前利润（EBITDA） 53、 经营性现金流 5安全性指标 54、 生产人身伤亡事故 55、 生产设备事故 6二、第二级指标（公司主管部门考核电厂） 6成本指标 66、 电力成本（固定成本、变动成本） 67、 单位供电成本 88、 边际贡献（边际利润） 8综合性指标 99、 供电量 910、 供电原杆单耗 1011、 综合厂用电率 1012、 全厂热效率 10燃料指标 1013、 燃料收购量 1014、 入厂燃料品质 1115、 入炉燃料品质 1116、 燃料损耗 1317、 入炉燃料综合单价 14锅炉指标 1518、 锅炉热效率（锅炉效率） 15可靠性指标 1619、 非计划停运次数次/（台.年） 1620、 非计划停运小时(h) 1621、 利用小时(h) 16安全性指标 1722、 设备一类故障 1723、 五类误操作事故率（恶性误操作事故） 1724、 火灾事故 1725、 环保事故 17三、第三级指标（电厂考核部门） 1726、 单位燃料成本 1727、 发电原杆单耗 1828、 发电量 1829、 平均负荷 1830、 发电厂用电率 1831、 检修维护材料费 19可靠性指标 1932、 计划停运 1933、 计划停运次数次/（台.年） 1934、 计划停运小时(h) 2035、 降低出力等效停运小时（h） 2036、 等效可用系数 20安全指标 2037、 生产人身伤害事故 2038、 设备二类障碍 2039、 两票合格率 21四、第四级指标（部门考核岗位） 21汽机指标 2140、 主蒸汽压力（机侧） 2141、 主蒸汽温度（机侧） 2242、 汽耗率 2243、 排汽温度 2344、 真空度 2345、 凝汽器端差 2446、 凝结水过冷却度/凝汽器过冷度/过冷度 2447、 循环水入口温度 2548、 循环水温升 2549、 给水温度 2550、 高加投入率 2651、 热耗率 26锅炉指标 2652、 排烟温度 2653、 排烟氧量 2754、 飞灰可燃物 2755、 炉渣可燃物 2756、 排污率 28安全指标 2857、 床温 2858、 床压 28化学环保指标 2959、 汽水损失率 2960、 补水率 29单耗指标 2961、 给水泵用电单耗 2962、 循环水泵耗电率 2963、 引风机用电单耗 3064、 一、二次风机用电单耗 3065、 制水用电单耗 3166、 输送燃料用电单耗 3167、 发电综合耗水单耗 31燃料指标 3168、 点火用油量 3169、 设备用油量（动力用） 32五、其它参选指标 321、供电标准煤耗 322、存货比率 323、计算期/统计期/报告期 324、日历小时 325、备用小时 326、加权平均数 337、期末燃料累计库存量（t） 338、消耗燃料折算标准煤量（t） 33生物质能发电厂生产经营指标释义范围本标准规定了宝泉岭生物质能发电厂生产经营指标定义与计算方法。本标准适用于已投入商业运行的生物质能发电厂生产经营指标的统计和评价。指标共分成四级，第一级为指令性指标，公司考核各运营电厂；第二级指标为各职能中心/系列公司考核各运营电厂；第三级指标为各运营电厂考核各部门的指标.一、第一级指标（公司考核电厂）财务指标净利润总额利润总额是指企业在一定时期实现盈亏的总额，集中反映企业生产经营活动各方面的效益，是企业最终的财务成果，是衡量企业生产经营管理的重要综合指标。计算公式为净利润总额=营业收入-营业成本-营业税金及附加-管理费用-财务费用+营业外收入-营业外支出-所得税费用营业收入=主营业务收入+其它业务收入主营业务收入包括售电收入、供热收入（若有）等。其它业务收入包括售灰/渣收入（若有）、CDM收入等。营业成本包括生产人员薪酬福利、燃料费用、外购水电费、启动燃油费、修理材料费、摊销费用、折旧费用、外部合同费用、灰/渣处理费用（若有）、CDM费用等。燃料费用含收购费用、破碎费、卸料费、料场用油费（动力用）、料场设备检修维护费等。营业税金及附加指非增值税外主税及地税附加（如城建税、教育附加税，堤防维护建设税、地方教育费、平抑基金等）。管理费用包括管理人员薪酬福利及其它管理性费用(含管理性税金，如房产税、车船使用税、残保金、水利基金等)。财务费用包括财务日常手续费、利息费用、为贷款发生融资费用等。增值税返还=销项税-进项税增值税返还条件：办理了资源综合利用，税务局认可了增值税即征即返，且上交了，才能返还，从办好后为起始时间进行返还。燃料费用不按收购付现的权责发生制计，按库存盘点（耗用）的实际发生原则计算。其余各项成本按权责发生制原则计算。净利润总额由经营计划中心负责计算。息税折旧摊销前利润（EBITDA）息税折旧摊销前利润（或，利息折旧摊销前收入），即EBITDA，全称EarningsBeforeInterest,Tax,DepreciationandAmortization，是扣除利息、所得税、折旧、摊销之前的利润。计算公式为EBITDA=净利润+利息+所得税+折旧+摊销绩效考核指标优先选用EBITDA。经营性现金流经营性现金流就是经营性现金流入额减去经营性现金的流出额。经营性现金流是评价企业获取现金流量能力、偿还能力和支付能力的重要财务指标。当经营性现金流入在时间上或数量上不能满足流出的需要时，就会产生经营性现金缺口。现金缺口趋于严重时就会引发企业财务危机，甚至导致企业破产。安全性指标生产人身伤亡事故电厂发生下列情形之一的人身伤亡，为生产人身事故：员工（包括临时工，下同）从事与生产相关的工作（发电、检修维护、试验、施工安装、建设等生产性工作）工程中，发生人身伤亡事故的；员工从事与生产有关的工作过程中，发生本企业负有同等以上责任的交通事故，造成人身伤亡的；在生产区域内，外单位人员从事与生产相关的工作过程中，发生本企业负有责任的人身伤亡事故的。特大人身伤亡事故为一次死亡10人及以上的事故；重大人身伤亡事故为一次死亡3-9人的事故；一般人身伤亡事故为一次死亡1-2人（包括多人事故时的轻伤和重伤）的事故。生产设备事故电厂发生设备、设施、施工机械、运输工具损坏，造成直接经济损失超过规定数额的事故称为生产设备事故。特大设备事故为一次事故造成直接经济损失人民币2000万元以上的；重大设备事故为一次事故造成直接经济损失人民币500万元以上2000万元以下的；一般设备事故为一次事故造成直接经济损失人民币50万元以上500万元以下的。二、第二级指标（公司部门考核电厂）成本指标电力成本（固定成本、变动成本）生产成本是指电力产品从生产到销售全过程中所发生的全部生产费用，分为发电成本、购电成本、供电成本和售电成本。电力成本分为固定成本和变动成本。固定成本即固定费用的总和。变动成本即变动费用的总和。①、固定成本是指与发电量增减没有直接联系，而是相对稳定的费用。如：折旧费、生产人员薪酬及福利、两措费用、管理费、财务费等。折旧费：指按公司财务中心规定的折旧方法计提的折旧费。如：2×12MW机组管理费：包括管理人员薪酬及福利（薪酬、加班费、生产奖金、社保、商业保险、过节费），办公费用（办公用品、办公耗材、印刷出版费、行政性收费、饮用水费、报刊杂志费、办公设备维护费、网络费），后勤费用（卫生绿化费、保洁费、水电费、中餐费）、通讯费（固定电话费，员工移动电话费），汽车使用费（汽车保险费，年审费，维护保养费，运行费），交通费（市内交通费，通勤车费），招待费（日常招待费，专项招待费），差旅费（带车出差，其他费用），宣传费（企业文化宣传费），招聘费（新员工入职费用），劳动保护费（日常劳保，工衣，工鞋），财产保险费，党工团费用（工会经费，月度福利，团队建设费等），管理性税费（房产税，土地使用费，排污费、上缴的工会费）等。两措费用：为“反事故措施、安全技术劳动保护措施”而发生的费用。修理费：指固定资产修理费。全部费用进行资本化处理（含计划检修A修、B修的标准项目）。②、变动成本是指随发电量增减而成正比增减的费用。如燃料费、购入电力费、水费、燃油费、材料费、灰渣处理费（若有）、主营业务税金及附加等。燃料费：包括源头收购费用、装卸费、破碎费（含破碎用电）、运输费（含短途倒运）、燃料相关人员工资及福利、料场用油费（动力用）、料场设备检修维护费、燃料亏吨亏卡费用、差旅及驻点补贴费、协调费等。不含燃料设备折旧费。燃油费：指点火用油费。材料费：指生产、运行、维修和事故处理等所用的材料、备品备件、低值易耗品等。如化学药品费用、吹灰用乙炔费用、C修、D修、临修、日常维护等的检修材料、备品备件等费用。灰/渣处理费（若有）：指电厂处理炉灰/炉渣所花费的成本，包括装车费、外围处理费等。单位供电成本发电总成本与发电厂向外供出电量的比率，计算公式为单位供电成本(元/kWh)=统计报告期内发电总成本（万元）/统计报告期内供电量（万kWh）发电总成本是指发电厂为生产电能产品所发生的一切费用，计算公式为发电总成本=固定成本+变动成本降低单位供电成本的措施：满发是发电企业降低成本的最主要途径。固定成本所占比重较大，发电量多了，固定费用相对较低，单位成本也就降低了。因此应想方设法增加发电量，将满发多供作为降低成本的主要途径。安全是最大的经济，设备损坏发生停电事故，增加修理费用，影响成本相对提高。需做好设备的日常维护保养。降低厂用电量，尽量增加售电量，可降低电力成本；降低燃料成本。燃料费用在生物质能发电成本中占比在70%以上，因此必须加强燃料的采购、运输、计量验收、审核、储存及日常成本核算的管理。做到合理掺配，经济燃烧。提高机组运行水平，提高锅炉和汽机的热效率，努力降低原杆单耗；节约材料费。加强材料的采购、库存管理，尽量做到零库存，要按定额严格管理。积极推广修旧利废、节约代用，降低材料的消耗。边际贡献（边际利润）边际贡献是指销售收入减去变动成本后的余额，边际贡献又称为“边际利润”或“贡献毛益”等。边际贡献是运用盈亏分析原理，进行产品生产决策的一个十分重要指标。边际贡献一般可分为单位产品的边际贡献和全部产品的边际贡献。①、边际贡献边际贡献（万元）=销售收入－变动成本完成增值税返还时用含税价边际贡献（万元）=（电价－单位变动成本)×销售量未完成增值税手续时用不含税价边际贡献（万元）=（电价/1.17－单位变动成本)×销售量边际贡献反映的就是产品为企业盈利所能作出的贡献大小，只有产品销售达到一定的数量后，所得品种边际贡献才有可能弥补所发生的固定成本总额，为企业盈利作贡献。在产品销售过程中，一定量的品种边际贡献首先是用来弥补企业生产经营活动所发生的固定成本总额，在弥补了企业所发生的所有固定成本后，如有多余，才能构成企业的利润。②、单位边际贡献单位边际贡献(元/kWh)=边际贡献/销售量完成增值税返还时用含税价单位边际贡献=电价－单位变动成本=电价－(单位燃料成本+单位其它变动成本)=电价－(供电原杆单耗*入炉燃料综合单价+单位其它变动成本)未完成增值税手续时用不含税价单位边际贡献=电价/1.17－单位变动成本=电价/1.17－(供电原杆单耗*不含税入炉燃料综合单价+单位其它变动成本)其中，不含税入炉燃料综合单价=燃料单价含损耗*0.87+破碎费+卸料费+料场用油费/1.17+料场设备维护费+燃料相关人员薪酬及福利+协调招待费等单位边际贡献的意义：当单位边际贡献等于0时，全额亏损固定成本。当单位边际贡献大于0而小于单位固定成本时，多生产少亏损，但发电量有上限。当单位边际贡献大于0且大于单位固定成本时，多生产多盈利。当单位边际贡献大于0时，分下述六种情况：蓝色类：保证内部收益率；深绿色类：有财务净利润，全口径；绿色类：保障燃料费用，能够部分摊折旧；黄色类：保障燃料费用，能承担财务费用，不能摊折旧；橙色类：保障燃料费用，仅能承担工资、管理费、维护费用；红色类：燃料成本高于发电收入。绿色类及以上，企业有经营性现金流，可以保证企业的正常发展。综合性指标供电量电厂实际向厂外供出电量的总和。计算公式为：供电量（万kWh）=发电量-厂用电量数据采集：主变压器出口侧有功电能表计量为准。若料场破碎用电用厂发电，则破碎用电计入供电量。破碎用电计入燃料费用（含厂外及厂内）。供电量与上网电量的区别：上网电量为电厂在报告期内生产和购入的电能产品中用于输送（或销售）给电网的电量。当同一报告期内料场破碎用外购电，则上网电量=供电量；当同一报告期内料场破碎用电用厂发电，则上网电量=供电量-破碎用电。供电原杆单耗供电原杆单耗是指发电厂每向外供出1kWh的电能所消耗的生物质燃料量（非折标煤）。供电原杆单耗有对应的入炉燃料平均水分、灰分。供电原杆单耗=统计期间入炉燃料量（kg）÷统计期间供电量（kWh）入炉燃料量即皮带秤计量耗用燃料量。皮带秤应按规定定期进行实物校验，其计量误差应控制在≤0.5%。综合厂用电率综合厂用电量与发电量的比率：综合厂用电量即电厂全部耗用电量。①、当机组全部停机状态时，购买的外用电量不计入综合厂用电量中,此时综合厂用电量为零；②、机组有发电的状况下时，综合厂用电(万kWh)=发电量+外购电量-上网电量-料场破碎燃料用电量（若用厂发电）全厂热效率发电厂中发电机发出的电功率的当量热量占燃料供给锅炉的热量的百分数，叫电厂热效率。用正平衡计算方法：全厂热效率=（发电量kWh×3600）÷（发电用标准量kg×29307.6kj/kg）×100%燃料指标燃料收购量燃料收购量也叫入厂燃料量，是指电厂在计算期内实际收到的能够合格入炉的供方所供应的生物质燃料数量。(即电厂结算入库量)以过磅实际计量数的结果进账。合格燃料是指入炉燃料结构满足电厂经营预期指标的要求的燃料。入厂燃料品质入厂燃料量为过磅净重量（即扣杂、扣水前的重量）。①、入厂燃料水分、灰分进入料场的生物质燃料水分/灰分重量占燃料重量的百分数。入厂燃料每车取样化验一次，作为此车的平均水分/灰分。入厂燃料水分/灰分按照当天每车燃料收购量及入厂燃料化验水分/灰分用加权平均的方法计算后提供。计算公式为入厂燃料水分/灰分=（∑每车来燃料量×每车来燃料化验平均水分/灰分）÷计算期内入厂燃料总量②、入厂燃料热值（低位发热量）进入料场的单位质量生物质燃料完全燃烧后，燃烧物中的水仍以蒸汽状态存在时的所放出的热量。入厂燃料每车取样化验一次，作为此车的平均热值。入厂燃料热值按照当天每车燃料收购量及入厂燃料化验热值用加权平均的方法计算后提供。计算公式为入厂燃料热值=（∑每车来燃料量×每车来燃料化验热值）÷计算期内入厂燃料总量本数据由电厂发电部计算和提供。注：入厂燃料取样须当天送化验室化验。入炉燃料品质①、入炉燃料水分、灰分进入锅炉的生物质燃料水分/灰分重量占燃料重量的百分数。入炉燃料水分/灰分按照当天运行各值入炉燃料化验水分/灰分与入炉燃料皮带秤计量消耗量加权平均的方法计算后提供。计算公式为：入炉燃料加权平均水分/灰分=（∑当值皮带秤计量消耗量×当值入炉燃料化验水分/灰分）÷∑当值皮带秤计量消耗量×100%本数据由电厂发电部收集、汇总、计算和提供。入炉燃料水分和灰分为关键控制指标，是影响生产供电原杆单耗的最关键因素。入炉燃料水分对发电原秆单耗的影响如下：范围值（%）增加标准变化量降低燃料低位发热值（千卡/千克）增加发电原杆单耗（%）30-351%402.036-401%502.641-451%603.1入炉燃料灰分每升高一个百分点，增加发电原杆单耗1%。②、入炉燃料热值（低位发热量）进入锅炉的单位质量生物质燃料完全燃烧后，燃烧物中水分仍以蒸汽状态存在时的所放出的热量。入炉燃料热值按照当天运行各值入炉燃料化验热值与入炉燃料皮带秤计量消耗量加权平均的方法计算后提供。入炉燃料加权平均热值=（∑当值皮带秤计量消耗量×当值入炉燃料化验热值）÷∑当值皮带秤计量消耗量×100%本数据由电厂发电部收集、汇总、计算和提供。入炉热值为关键参考性指标。③、水分、灰分与热值的关系单位质量的燃料完全燃烧后所放出的热量称为燃料的发热量，也称热值。低位发热量是指燃料完全燃烧后，燃烧物中的水蒸气仍以气态存在时的反应热。低位发热量就是从高位发热量中扣除了水蒸气的气化潜热后的发热量。由于水蒸气的凝结热等于气化热，所以低位发热量与高温发热量存在以下关系：低位发热量（kg/kWh）=高位发热量（干燥无灰基）×（1-水分%-灰分%）-6×[6×9×（1-水分%-灰分%）-水分%×100]同一种燃料，引起低位发热量变化的主要因素是水分和灰分。入炉燃料水分、灰分是影响入炉燃料热值及机组效率的关键因素。④、入炉热值与供电原杆单耗的关系入炉燃料热值准确的前提下，通过公式核算供电原杆单耗的差异，核算公式如下：供电原杆单耗（kg/kWh）=1÷【低位热值（千卡/kg）÷（3600千焦/kWh÷4.18千焦/千卡）×机组效率（%）】/(1-综合厂用电率%)1×30MW机组额定纯凝THA工况发电效率：34.13%锅炉效率90.09%×汽机绝对效率39.25%×发电机（西门子的保证值）98.5%×管道效率98%=燃料损耗①、燃料质量损耗率（%）统计期内账面库存量和实盘库存量的差值与燃料库存量的比率。统计期间生物质燃料质量损耗率＝电厂内料场质量损耗率+二级料场损耗率+村级收购点损耗率（错误的）电厂内料场质量损耗率=（期初盘存的燃料量+入厂燃料量－皮带秤计量燃料消耗量－期末厂内燃料存量）÷（期初盘存燃料量+入厂燃料量）x100%二级料场/村级收购点=（期初盘存的燃料量+入场燃料量－运回电厂燃料量－期末场内燃料存量）÷（期初盘存燃料量+入场燃料量）X100%入厂/场燃料量为过磅重量，非过磅净重量。期末厂/场内燃料存量为实盘库存量，即实际结余的燃料数量。电厂内料场、二级料场、村级收购点的质量损耗率应根据实际情况下达考核标准。②、燃料热值损耗率（%）入厂燃料热值和入炉燃料热值的差值与入厂燃料热值的比率，计算公式为统计期间生物质燃料热值损耗率＝（入厂燃料热值－入炉燃料热值）÷入厂燃料热值100③、燃料盘存燃料实存=期末实物盘点数燃料账存=期初帐存量+入厂累计量-消耗累计量燃料实存-燃料帐存>0,则盘盈，盘盈时不计损耗；燃料实存-燃料帐存<0,则盘亏。月度盘存由燃料部牵头组织，计划财务部（财务人员、经营计划人员）、发电部共同参加；半年度、年度盘存由公司经营计划部牵头组织财务、审计、燃料等相关部门共同进行。电厂总经理为盘存数据的第一责任人。入炉燃料综合单价计算期内进入锅炉的单位质量生物质燃料的综合费用，包括皮带秤计量消耗金额、损耗金额、破碎费、卸料费、协调费、料场设备检修维护费、料场用油（动力用）、燃料人工成本等。计算原则为：序号项目名称单位计算公式备注入炉燃料综合单价元/吨1+2+3+4+5+6+71入炉燃料单价元/吨（期初结存+购进-期末结存）金额/皮带秤计量数（t)其中：期末结存金额元入厂平均单价乘以结存数量各电厂燃料未进行分类堆放即混堆，无法按品种盘存2卸料费元/吨卸料费总额/收购量3破碎费元/吨破碎费总额/收购量含破碎电费4料场设备维护维修费元/吨维护费总额/收购量5料场用油费（动力用）元/吨动力油费总额/收购量润滑油属维护费6燃料相关人员薪酬及福利元/吨总金额/收购量不含燃料副总薪酬及福利7协调、招待、下乡补贴等费用元/吨总金额/收购量锅炉指标锅炉热效率（锅炉效率）锅炉效率即通常所说的锅炉效率，其定义为锅炉总有效利用热量占单位时间内所消耗燃料的输入燃料的百分比，锅炉效率正平衡计算公式为锅炉效率=锅炉总有效利用热量/（锅炉每小时的燃料消耗量×入炉燃料收到基低位发热量）由于正平衡法计算出的锅炉热效率，不能给出各项热损失，因而掩盖了各项影响因素，找不到节能环节，所以需要求锅炉反平衡热效率。计算公式为锅炉反平衡热效率=100%-（q2+q3+q4+q4+q4）式中q2锅炉排烟热损失，%；q3气体未完全燃烧热损失，%；q4固体未完全燃烧热损失，%；q5散热损失，%；q6灰渣物理热损失，%；排烟热损失：是由于锅炉排烟带走了一部分热量造成的排烟热损失。是锅炉热损失中最大的一项，一般约占5%~6%。具有相当高温度的烟气离开锅炉，排入大气而不能得到利用，造成排烟热损失。但排烟的热量并非全部来源于输入热量，其中还包括冷空气带入炉内的那部分热量，因此计算排烟热损失时应扣除这部分热量。冷风旁路进去的，部分电厂人孔门开着、尾部烟道保温拆开。。。。气体未完全燃烧损失：可燃气体未完全燃烧热损失是由于烟气中含有可燃气体CO造成的热损失。固体未完全燃烧热损失：固体未完全燃烧热损失，主要是锅炉烟气带出的飞灰和炉底放出的炉渣中含有未参加燃烧的碳所造成的。即炉渣损失、飞灰损失。炉渣损失指未燃尽的燃料与渣在一起，一同排入灰斗所造成的损失；飞灰损失指未燃尽的燃料与灰在一起，随烟气排出，经除尘器时，大部分落下，小部分随烟气从烟囱排出，所造成的损失。散热损失：是由于运行中锅炉内部各处的温度均高于外部温度，使一部分热量散失到空气中造成的散热损失，即锅炉炉墙、金属结构及锅炉范围内管道（烟风管道及汽水管道、联箱等）等向四周环境中散失（导热和辐射）的热量占总输入热量的百分率。加强保温是减少散热损失的有效措施。灰渣物理热损失：灰渣物理热损失即炉渣、飞灰与沉降排出锅炉设备时，所带走的显热占输入热量的百分比。计算公式为：影响灰渣热损失主要因素是燃料水分、排渣量的大小及温度高低。由于飞灰含量很小，可以认为影响灰渣物理热损失的主要因素是排渣量和排渣温度。锅炉效率变化0.18％～0.28％影响发电煤耗率相应变化1g/kW•h/发电原杆单耗【1×7000÷原杆低位发热量】g/kWh可靠性指标非计划停运次数次/（台.年）非计划停运次数是指列入统计的发电机组非计划停运次数，是事先没有安排，并且没有既定期限的定期检修的机组停运次数。例如：机组发生突发故障引起的停运次数。非计划停运小时(h)非计划停运小时是指机组处于非计划停机状态的小时数。利用小时(h)利用小时指机组实际发电量折合成额定容量的运行小时数。利用小时等于计算期内实际发电量除以机组铭牌额定容量，是反映设备利用水平的重要指标。其计算公式为：单机利用小时＝单机实际发电量（MWh）÷单机铭牌额定容量（MW）全厂利用小时=∑单机发电量MWh/全厂机组铭牌容量之和MW安全性指标设备一类故障生产发生下列情况之一，未构成一般设备事故，为设备一类故障：①、发电机组被迫停止运行的；②、发电厂升压站110KV以下任一电压等级母线全停的；③、因发电厂原因，发电厂升压站110KV以上断路器被迫停止的；④、发电设备异常，需停机处理，虽经调度批准，但机组停用时间超过24H的；⑤、经上级主管部门或本单位认定为一类故障者。五类误操作事故率（恶性误操作事故）五类误操作是指3KV及以上发供电设备发生下列操作：带负荷误拉隔离开关、带负荷误合隔离开关、带电挂接地线、带接地线合断路器、带接地线合隔离开关。火灾事故凡在时间或空间上失去控制的燃烧所造成的灾害都成为火灾。发生火灾事故发生直接经济损失10万元以上的。环保事故环保事故是指由于违反环境保护法规的行为，使环境受到污染，国家重点保护区遭受破坏，人体健康遭受危害，社会经济与人民财产受到损失，造成社会不良影响的突发事故。三、第三级指标（电厂考核部门）单位燃料成本单位燃料成本为发电厂每发1kWh的电能所花费的燃料费用。计算公式为单位燃料成本（元/kWh）=供电原杆单耗×入炉燃料综合单价发电原杆单耗发电原杆单耗是指发电厂每发1kWh的电能所消耗的生物质燃料量（非折标煤）。发电原杆单耗=统计期间皮带秤计量耗用燃料量（kg）/统计期间发电量（kWh）发电原杆单耗是反映机组效率的关键指标，是降低单位供电燃料成本的直接指标；影响发电原杆单耗的因素有：入炉燃料的水分、灰分及热值的高低，负荷率高低，飞灰、炉渣含碳量高低，汽机真空的高低，机组效率高低等。发电量发电量是指电厂（机组）在报告期内生产的电能量。计算公式为：＝－×＝－×＝－×＝＝平均负荷发电厂用电率发电厂用电量与发电量的比率。计算公式为：发电厂用电量是电厂辅助设备所消耗的电量，直接影响着供电量的多少和供电煤耗。降低厂用电，可增加售电量、降低电力成本。发电厂用电量=各厂用电变压器抄表电量+启动（备用）变压器抄表电量-指定范围内的非生产用电其中，指定范围内的非生产用电量包括：=1\*GB2⑴、大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的电量；=2\*GB2⑵、新设备在未移交生产前的调试期间，耗用的电量；=3\*GB2⑶、计划大修以及基建、更改工程施工用的电量；=4\*GB2⑷、发电机作调相运行时耗用的电量；=5\*GB2⑸、升降压变电器（不包括厂用电变压器）耗用的变损电量；=6\*GB2⑹、检修车间、车库、综合利用、外供及非生产用（食堂、宿舍、办公室等）的电量；⑺、料场破碎燃料的用电量（仅限于用厂发电，应为燃料成本）。影响发电厂用电率的因素有：负荷率高低，各个辅机单耗，合理经济的运行方式等。检修维护材料费检修维护材料费：指除计划A修、B修外的C修、D修、小修、临修的材料费，包括检修用主材和耗材、检修机械租赁、备品备件、机械设备润滑油、检修工器具费等。本费用按权责发生制计取，即按领用出库台账为准。可靠性指标计划停运计划停运是指机组或辅助机组设备处于计划检修期内的状态。对于机组计划停运分为=1\*GB3①大修=2\*GB3②小修=3\*GB3③节日检修和公用系统计划检修。计划停运次数次/（台.年）计划停运次数是指列入统计的发电机组计划停运的次数。计划停运小时(h)计划停运小时是指设备处于计划停运状态的小时数，计划停运按状态分为四类=1\*GB3①大修停运小时=2\*GB3②小修停运小时=3\*GB3③节日检修和公用系统计划检修停运小时=4\*GB3④定期维护停运小时降低出力等效停运小时（h）降低出力等效停运小时是指机组非计划降低出力小时数和计划降低出力小时数折合成最大容量计算的停运小时数，机组降低出力包括计划降低出力和非计划降低出力。降低出力等效停运小时＝（机组铭牌容量×统计期间小时－发电量）÷机组铭牌容量等效可用系数等效可用系数反映了设备可靠性的综合指标，是判断设备可靠性高低的主要依据。等效可用系数=等效可用小时÷统计期间日历小时*100%=（可用小时-降低出力等效停运小时）÷统计期间日历小时*100%安全指标生产人身伤害事故员工（包括临时工）在从事与生产相关的工作（发电、检修维护、试验、施工安装、建设等生产性工作）工程中，或交通事故中发生轻微的人身伤害，但未造成经济损失及人身伤亡。设备二类障碍未构成一类障碍，且符合下列条件之一者定为二类障碍：①、设备系统故障影响负荷机组异常运行引起全厂有功出力降低，比调度规定的有功负荷曲线的数值降低5%及以上，并且连续时间超过30分钟；或引起一台机组实际出力下降50%以上，并且连续时间超过30分钟。汽轮机调速系统故障，使机组出力摆动范围超过额定出力的20%。②、设备系统发生故障造成直接经济损失发电设备发生故障或运输工具损坏、化学药品泄漏或跑油、跑酸碱、跑树脂等，直接经济损失达5万元以上，不超过15万元。生产贵重仪器、仪表、工具、信息通讯设备等由于人为损坏，修复费用达3万元以上，5万元以下者。电缆沟井、电缆桥架或电缆层、高低压配电室、控制室、汽轮机油系统、辅机油站、油库及生产设备起火，但未造成后果者；其它生产场所起火，造成直接损失达3000元以上及2万元以下者。两票合格率两票是指工作票和操作票。工作票是准许在设备工作的书面命令，是保证运行中的发供电设备工作安全的组织措施之一。工作票分为电气工作票、热力机械工作票和动火工作票，电气工作票分为第一种工作票（在停电和部分停电的高压设备上工作）和第二种工作票（在无需停电的高压设备上工作）两种。动火工作票分一类动火工作票（重要防火区）和二类动火工作票（次要防火区）。操作票是准许值班人员进行操作的书面命令，是保证进行倒闸操作、避免发生事故的一项组织措施。四、第四级指标（部门考核岗位）汽机指标主蒸汽压力（机侧）主蒸汽压力是蒸汽状态参数之一，指电厂锅炉出口和汽轮机入口主蒸汽压力。以“Mpa”表示，即“兆帕”。30MW机组主蒸汽压力额定值12.7Mpa，正常运行区间12.05Mpa~13.34Mpa。汽轮发电机组在额定负荷下运行，主蒸汽压力降低0.5MPa使汽轮机效率降低0.06％左右，而发电煤耗升高0.4g/kW•h，即增加发电原杆单耗【0.4×7000÷原杆低位发热量（千卡/千克）】g/kW•h左右。主蒸汽压力增加（压红线运行），可使热耗和煤耗减少，对运行的经济性显然有利。30MW机组的主汽压力不一定越高越经济，当符合没有带满时压力高了也不一定经济，因为调门会有节流损失，需做汽机试验来确定各个工况最佳运行参数。数据采集来源于汽机的自动主汽门前电动门后表计。主蒸汽温度（机侧）主蒸汽温度是机组较重要的参数之一，指电厂锅炉出口和汽轮机入口主蒸汽温度。用摄氏温度“C”表示。电厂锅炉和汽轮机规程规定了运行温度的上下限。主蒸汽温度和压力即是保证运行安全的监视指标又是保证运行经济性的考核指标，额定的温度和合理的压力是提高机组效率，降低发电标煤耗和发电单耗的重要措施。30MW机组主蒸汽温度额定值535℃，波动范围为±8℃，正常运行区间527~543℃。主蒸汽温度降低5℃，影响汽轮机效率降低0.16％左右，影响发电煤耗升高1.4g/kW•h，即增加发电原杆单耗【1.4×7000÷原杆低位发热量（千卡/千克）】g/kW•h。温度都是以额定参数为准只存在低不能高。任何负荷下都应尽可能在设计的主蒸汽温度下运行，以使汽轮机效率最高。数据采集来源于汽机的自动主汽门前电动门后表计。汽耗率汽轮发电机组每生产1kWh电能所消耗的主蒸汽流量称为汽耗率。在同样条件下，汽耗率增大，汽轮机效率降低。热耗率=汽轮机进汽流量×（新蒸汽的焓-锅炉给水的焓）÷计算期内发电量(kw.h)新蒸汽的焓用是锅炉主蒸汽出口压力（汽机主汽门前压力）和温度计算出来的焓值，使用“焓熵计算小软件”，输入平均后的压力和温度，取过热区里的焓值。降低汽耗率主要措施：减少机组跑、冒、滴、漏，治理阀门内漏降低蒸汽损失；保证汽机入口主汽参数在经济范围内；提高真空度。排汽温度指蒸汽在汽轮机内做完功排入凝汽器时的蒸汽温度（即通过凝汽器喉部的蒸汽温度值），为饱和温度。如果排汽温度高，则需要增加冷却水量，一方面使汽轮机的汽耗率增加，另一方面又会使厂用电率增加。汽轮机运行时末级叶片后的排汽温度。真空度真空是大气压力与工质的绝对压力之差；真空度是指真空占大气压力的百分率。真空度的计算公式为：真空度是凝汽器运行经济性的一个综合性的重要指标，它是循环水入口温度、循环水温升、凝汽器端差、凝汽器漏真空速度等因素影响的一个综合性指标。提高真空度的目的在于降低排汽压力。排汽压力愈低，绝热焓降愈大，汽机热效率就高。但有个限度，即达到极限真空为止。超过极限真空，反而不经济。30MW机组真空额定值93.2Kpa，正常运行区间90~96Kpa（以西门子盘上数据为准）。12MW组真空额定值87Kpa，正常运行区间90-92Kpa。数据来源于汽机DCS凝汽器页面显示数值。真空度对煤耗/原杆单耗的影响：凝汽器真空度变化1个百分点，约影响汽机效率变化0.305％左右，影响煤耗变化3g/kWh，即增加发电原杆单耗【3×7000÷原杆低位发热量（千卡/千克）】g/kWh左右。提高真空的主要措施：降低凝汽器入口循环水温度；增加冷却水量；加强凝汽器的清洗；保持凝汽器的胶球清洗装置经常处于良好状态；维持真空系统的严密性。凝汽器端差凝汽器中的蒸汽与循环水之间的热交换，是通过不锈钢管传递的。因此，在管壁内外有一个温度差，排汽温度与凝汽器出口水温度之差为凝汽器端差。计算公式为：端差℃=排汽压力饱和温度℃-循环水出口温度℃当循环水出口温度一定时，汽轮机的排汽温度由端差来决定。因此，端差增大，排汽温度和压力增大，真空变坏。端差的大小与凝汽器单位冷却面积的蒸汽负荷、凝汽器不锈钢管清洁程度及真空系统严密性有关。凝汽器端差一般控制在4～8℃。凝汽器端差对煤耗/原杆单耗的影响：凝汽器端差变化1个百分点，约影响汽机效率变化0.18％左右，影响煤耗变化0.6g/kW·h，即增加发电原杆单耗【0.6×7000÷原杆低位发热量（千卡/千克）】g/kW•h左右。降低端差的主要措施：投运胶球连续清洗装置；防止凝汽器汽侧漏入空气，降低真空泄漏率；定期检查冷却塔，保证淋水盘均匀淋水，满足冷却效果；根据冷却水水质情况，进行冷却水处理。凝结水过冷却度/凝汽器过冷度/过冷度凝汽器中排汽经过温度时即产生过冷。计算公式为：过冷度℃=排汽温度℃—凝结水温度℃凝结水过冷产生不可逆的汽源损失，是一项影响经济性的小指标。正常运行时，凝汽器过冷度一般为0.5～2℃。凝汽器过冷却度每升高1℃，热耗增加0.014%。减少凝汽器过冷度的措施有：保持凝汽器水位；定期进行真空系统严密性试验（特别在每次停机时），发现漏点及时消除，防止空气漏入；保证抽气器或真空泵处于正常工作状态，定期清扫抽气器喷嘴；运行中加强对凝结水泵的监视，防止空气自凝结水泵轴封漏入；运行中加强对真空系统密封水的监视，防止密封水中断而漏入空气；运行中加强对低压汽封的监视和调整，防止空气漏入；采用管束设计合理的回热式的凝汽器；在冬季冷却水温度较低时，可改变运行的水泵台数或者关小压力管道上的阀门来调节冷却水流量，或者通过调速调节冷却水流量。循环水入口温度指进入凝汽器入口冷却水温度，是影响真空度重要指标之一。当凝汽器热负荷和循环水量一定时，循环水入口温度愈低，冷却效果越好，真空会越高，排汽温度也随之相应降低。数据采集来源于汽机循环水泵出口管道到凝汽器入口的表计。对发电煤耗率/原杆单耗的影响：一般情况下循环水温度变化1℃影响煤耗变化1g/kW•h，即增加发电原杆单耗【1×7000÷原杆低位发热量（千卡/千克）】g/kW•h左右，约等于8-10℃主蒸汽温度变化对煤耗的影响值；当循环水温度升高，并使排汽温度或凝汽器真空达到极限值而限制汽轮发电机组负荷时，这种情况下1℃循环水温度影响煤耗3.5g/kW•h/发电原杆单耗【3.5×7000÷原杆低位发热量（千卡/千克）】g/kW•h以上。与循环水塔清洁程度、冷却效率、循环水塔水量分配、调整等有关。30MW机组循环水入口温度额定值为25℃，最高33℃。12MW机组循环水入口温度额定值为20--25℃（受环境因素影响），最高33℃。循环水温升主要与循环水泵出力、循环水系统阻力、凝汽器铜管结垢、堵杂物造成的循环水量变化有直接关系。循环水温升变化对运行经济性——煤耗的影响值同循环水入口温度。30MW机组循环水温升正常范围不大于12℃。给水温度指最后一个高压加热器出口的阀门前给水温度（℃）。30MW机组给水温度额定值是237.2℃。利用抽汽加热给水，目的是减少汽机侧冷源损失，提高循环热效率。给水温度与高压加热器投入率、机组负荷、加热器数量、结构关系密切。一般情况下给水温度降低1℃，影响汽轮机效率降低0.011％左右，影响发电煤耗率升高0.16g/kW.h/发电原杆单耗【0.16×7000÷原杆低位发热量（千卡/千克）】g/kW•h。数据采集来源于高加出口阀门前给水温度。提高给水温度，主要采取的措施有：①、保持加热器清洁，对加热管子进行清洗；②、改进高压旁路门和旁路系统，消除加热器旁路阀、高压加热器水室隔板的泄漏现象；③、消除低压加热器不严密现象；④、保证加热器疏水器正确动作，维持加热器疏水在最低水位。高加投入率高加投入率是指高压加热器投入运行小时数与相应的发电机运行小时数之比的百分数（通俗讲，高加投入时间/机组运行时间）数据采集来源于汽机运行记录表。高加投与不投对发电煤耗率的影响：热耗率变化1.9％，发电煤耗率变化7g/kW·h/发电原杆单耗【7×7000÷原杆低位发热量】g/kW•h；高加投入率每降低1％，使发电煤耗率升高0.07g/kW•h，即增加发电原杆单耗【0.07×7000÷原杆低位发热量（千卡/千克）】g/kW•h。高压加热器投入率与高压加热器启动方式、运行操作水平、运行中给水压力的稳定程度和高压加热器健康水平有关。随机启停机组高压加热器投入率≥98%，对于定负荷启停机组高压加热器投入率≥95%。热耗率汽轮发电机组每生产1kwh电能所消耗的热量称为热耗率q，单位为kJ/(kwh)。锅炉指标排烟温度排烟温度指锅炉空气预热器的出口烟气温度。排烟热损失是锅炉所有损失中最大的一项，一般约占5~6%。影响排烟损失的主要因素是排烟温度与排烟容积。排烟温度越高，排烟容积越大，排烟热损失越大。30MW机组排烟温度额定值为151℃。排烟温度每升高1℃，锅炉效率降低1%，增加发电煤耗0.3g/kWh，即增加发电原杆电耗【0.3×7000÷原杆低位发热量（千卡/千克）】g/kWh。数据采集来源于锅炉空气预热器出口，布袋除尘器入口之前表计。排烟温度降低15℃以上，降低发电标煤耗2克/Kwh排烟氧量烟气含氧量反映烟气中过剩空气的多少，是氧量与烟气量的体积百分比。炉烟氧含量的大小影响燃烧效果，氧量不足，烟气中会产生一氧化碳、氢、甲烷等气体，增加化学不完全燃烧热损失，影响锅炉热效率，燃料耗用量将增加，即增加原杆单耗。锅炉正常运行中，烟气的含氧量一般应控制在4~7%。超过范围值后，烟气含氧量每升高一个百分点，增加发电煤耗0.83g/kw.h，即增加发电原杆单耗【0.83×7000÷原杆低位发热量（千卡/千克）】g/kWh。数据采集来源于锅炉烟道省煤器出口，空气预热器进口之间的表计。飞灰可燃物飞灰可燃物也叫做飞灰含碳量，表示从尾部烟道排出的飞灰中含有的未燃尽碳的量占飞灰总量的百分比。飞灰可燃物反映炉内燃烧的好坏，反映碳元素燃烧的程度，主要决定了固体未完全燃烧热损失，是影响锅炉效率的第二大因素。锅炉正常运行时，飞灰含量不超过8%。飞灰可燃物每升高一个百分点，增加发电煤耗1.3g/kWh，即增加发电原杆单耗【1.3×7000÷原杆低位发热量（千卡/千克）】g/kWh数据采集来源于锅炉运行人员取样，化学化验提供。炉渣可燃物指炉渣中碳的质量占炉渣质量的百分比。和飞灰可燃物一起决定了固体未完全燃烧热损失。数据采集来源于锅炉运行人员取样，化学化验提供。排污率排污率是指锅炉排污流量与实际蒸发量的百分率。计算公式为：锅炉排污率额定值为3%。安全指标床温床温：燃烧密相区内流化物料的温度，直接关系到锅炉的安全稳定运行。30MW机组锅炉床温额定值为850℃，一般控制在800-920℃范围内。床温处于750-800℃之间时，床温每降低1℃，影响锅炉效率0.25%，增加发电煤耗1g/kWh，即增加发电原杆单耗【1×7000÷原杆低位发热量（千卡/千克）】g/kWh。床温高容易结焦，受物质燃料燃烧特性影响密相区下部床温不得高于920℃，否则会造成炉膛床面结焦；30MW机组最低温度不低于750℃，12MW机组最低温度不低于650℃，否则燃烧不稳容易造成尾部对流烟道飞灰可燃物含量增高，产生烟道再燃烧，同时炉膛负压波动较大，极易造成分离器堵塞。锅炉床温受生物质燃料品质