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简述电力安全生产的重要性范文1
关键词：电能；安全生产；电力管理；风险控制
1配网安全管理的内容
1.1配网设备
配网设备作为配网作业的基础内容，只有配网设备符合生产标准，才能够保证配网的正常进行，配网设备的维护主要是指在日常的生产工作中对各个电力基础设备进行维修与养护，主要对各种绝缘部件性能的检测，以及各个关键部位和接头重点部位的检修，确保配网设备的安全运行。
1.2配网运行
为保证电网的正常运行，就需要及时对配网运行进行维护，以便于更好的了解电力运转情况，及时发现问题，更好进行检修和修复。进行配网运行维护需要运维人员具备一定的专业知识，以便及时发现设备运行过程中出现的问题及隐患，一旦出现异常情况能够在第一时间解决，从而将配网损失降低到最小。配网运行中的维护能够帮助电网正常有序的工作，及时改善配网缺陷，对于配网安全生产具有重要意义。
1.3电力系统
电力系统的维护主要是指通过对系统运行过程中产生的数据进行收集，并对这些信息进行筛选、分析及处理，将其结果传输到主机系统中，供电系统进行相关的维护、升级与完善，并对用户使用情况进行监督与管理，从而进行更好的维护与运营，及时发现电力系统的缺陷与不足，在规范有效的操作下，更好的提高配网系统效率，从而更好的进行配网作业。
2配网安全管理的重要性
供电企业作为我国国民经济的基础性产业，对人民群众的生产生活具有十分重要的影响。配网安全生产能够保障人民群众的利益，保障人民群众的生命、财产安全。同时，配网安全生产能够保障国民经济的正常发展，有助于社会的稳定。供电企业作为特殊的基础性产业，其所处的生产环境较为危险，不仅拥有较多高温高压等设备，使用较多易燃易爆产品，同时对于特种作业要求较大，这也就要求配网作业必须严格进行安全管理，从而保障从业人员的生命安全。任何一个产业自身都要求能够安全生产，供电企业也不例外。安全生产能够保障供电企业的正常运行，创造更多的利益，为社会做出更大的贡献。除此之外，供电企业特点决定着配网作业必须安全进行，配网运行过程中一旦出现重要事故，极有可能产生连锁反应，造成巨大的人员伤亡及财产损失，给人民的生产与生活带来极大的不便。
3配网安全生产中风险控制的方法
3.1消除法
消除法是从根本上解决配网作业危险源的方法之一，主要是指在配网作业环境中，消除各项危险因素，尤其是电力基础设备的检修。对于易于发现的各项危险因素，应及时消除，确保从源头上避免危险的发生。然而，并不是所有的危险源都容易被发现，因而，消除法具有一定的局限性，对于隐蔽性的危险难以及时发现。
3.2代替法
代替法主要是指使用低风险且性能较高的设备代替传统系统中的高风险、高故障率的设备。供电企业应及时了解国内外供电企业的发展，引进更加高效、节能、安全的设备，从而保证配网作业的安全进行。代替法可以帮助企业提高配网设备运行效率，降低相关工作人员的任务量，降低操作风险，避免各项事故的发生，因而被国内外众多企业广泛采用。
3.3隔离法
隔离法主要针对难以消除的危险源，对危险源进行有效的隔离，使其处于特定环境下，能够得到有效的控制。通常使用在配网设备的日常维护中，将危险源从正常的配网作业中隔离开，从而保证正常的电力供应。隔离法能够有效的降低危险源的危险程度，一定程度上保障工作人员的生命安全。
3.4其他方法
3.4.1个人防护
个人防护主要是指对进行配网作业的工作人员，如配网设备的检修人员、配网作业的日常工作人员等，进行各类安全措施防护，从而实现对工作人员的人身保护。供电企业可以根据相关工作内容具有针对性的选择个人防护措施，切实保证工作人员的人身安全。
3.4.2行政防护
行政防护主要是指通过各项行政手段例如加强培训与监督、改善工作制度、适当调配工作人员等方式，来降低配网作业中的风险。供电企业应建立健全相关的行政防护体系，对相关人员进行定期培训与考核，提高员工的整体水平，从细节做起，切实保证配网作业的安全进行。
4配网安全管理提升的对策
4.1提高工作人员专业技能
供电企业作为特殊的基础行业，其能否进行安全生产一定程度上取决于配网设备及相关操作人员的技术水平。因而，供电企业应提高工作人员的安全意识，加强运维工作人员的专业技能。定期对工作人员进行培训和考核，使其掌握最新的操作及专业技能，能够更加及时的发现配网作业过程中的问题，降低配网安全生产管理中的风险。
4.2加强经验交流，提高实践能力
供电企业应定期组织各个部门的生产及工作人员召开讨论会，分享自己工作中积累的经验并进行积极交流，取长补短，及时调整自己在工作中的方向。同时可进行配网作业方面经典案例，共同学习交流，掌握处理问题的思路与方法，提高工作人员的实践能力，确保配网安全生产。
4.3加强对配网作业的日常维护
加强对配网作业设备的日常管理，能够有效降低配网安全生产管理的风险。供电企业应对配网设备、配网运行及电力维护等方面进行相关的维护及排查，及时发现配网作业中的问题，降低安全隐患。对于存在安全隐患的设备及相关步骤，应根据具体情况，酌情处理，从而降低配网安全生产管理中的风险。
5结语
供电企业作为我国国民经济的基础产业，应加大配网作业的安全管理，采取科学有效的手段进行风险控制，确保配网作业的正常运营。
参考文献
简述电力安全生产的重要性范文2
[关键词] 电气设备；五防；监测；
中图分类号：F407文献标识码： A
前言
在电厂设备中，电气设备、锅炉和汽轮机并称为电厂三大支柱，作为支柱之一的电气设备，保证电厂的正常运行，也就间接保证了人民的衣食住行所需电能，我国电厂的建设发展和改造现在处于一个极大的上升期，电气设备的安全稳定运行可以说是关系到民生问题。
正文：
一、电气设备检修管理的重要性：
电力设备的运行操作和维护管理工作，处在电网安全运行的最前端，运行状况的稳定直接影响到电网安全的大局，电气设备主要有变压器、电气主接线及厂用电、配电装置、变电站设备等组成。由于电厂输出电压较高、电流较大的原因，其电气设备安装要求也相应较高。设备质量以及设备的选型、施工质量等多方面决定了电厂的运行安全。电厂电气设备接线牢固度、正确性，变电设备接地线的安装，设备固定螺丝的旋紧、电气仪表设备固定架的焊接等等多方面都是影响供电质量的因素，因此在进行电厂电器设备检查与维修过程中，必须通过健全的检查和验收体系，并能通过趋势分析和恶化的倾向精密点检手段来对运行的电气设备进行巡检，保障电气设备的安全运转。为确保电力系统及电网供电的安全性和电厂生产的可靠性和经济性必须加强电厂电气设备的五防管理。
二、加强电厂电气设备的五防管理：
在电力系统中，电气设备因不具备“五防”功能而造成的误操作事故是电力行业最大的灾难，哪什么事五防管理？“五防”管理就是：防止误分，误合断路器；防止带负荷拉、合隔离开关；防止带电挂(合)接地线(刀闸)；防止带接地线(刀闸)合断路器(隔离开关)；防止误入带电间隔；它直接影响到电网的安全运行以及其它企业生产的正常供电，严重时甚至造成电气设备损坏、企业停产、以及造成人身伤亡。做好防止电力生产重大事故的措施，是保证电力系统安全稳定经济运行的重要条件，是制造、设计、安装、调试、生产等各个单位的共同任务。因此，应加大并完善电厂电气设备的“五防”。
误入间隔和误操作是电厂电气设备的杀手锏，成为电气设备安全故障的高发点，发电厂电气装置微机防止误操作装置是电厂必不可少的重要的电气设备之一，是有效防止电气人员误入间隔和误操作的一项重要的技术保障措施，是保证电力系统安全生产和安全运行的重要手段之一。
三、电厂电气设备的检修管理要点
1.电气设备分级检修的管理
电厂电气设备的分级是实施具体检修的首要步骤，主要有系统、设备分级；设备评级标准和检修分级管理是发电厂电气设备检修的重点，运行技术参数数据的采集评估；设备故障的典型模式；影响程度的分析(FMEA)；制订故障预防措施等。系统、设备分级主要是制定生产工艺全过程中各系统、电气设备的重要性排序，电气设备故障频次排序，维修需求优先级别的指数计算等；运行数据的采集评估主要包括确定评估的技术参数，参照的量化基准和优劣标准，明确电气设备检修的目标值；FMEA主要对获取的重要系统、设备以及关键电气部件的运行参数数据加以分析，对实行检修的安全性、可靠性进行评估，判断发生故障的可能性，以及对关联系统的影响程度，综合确定合理有效的预防性和主动性维修计划。
2 .电气设备的监测检修
根据现在诸多电厂的检修经验，电厂电气设备管理实行精密点检和趋势分析，出现每一个隐患和缺陷绝不放过，一定要查清楚原因，电厂电气设备的状态监测技术是设备检修的基础。状态监测主要是通过在线或循检的方式监测各系统、设备各项主要运行参数，通过分析判断其运行状态，检测内部缺陷，监测缺陷的发展趋向。随着传感技术的发展，振动、温度、气敏、速度、音响、光等传感器已经广泛应用于电厂电气设备在线监测系统，实现了真正意义上的在线监测，所获取的运行参数为决策者确定检修方案提供了可靠的信息保障。例如发电机的日常监测，由于发电机在电网中的重要性，它的可靠运行直接影响电网的运行安全和稳定。发电机出现电磁的、机械的故障之前，总会呈现出机械的、电磁的、绝缘的及冷却系统劣化的征兆。而部件从出现劣化征兆到损坏，需要相当长的一段时间，这就为电气的日常状态监测提供了可行性，可以通过一些在线或离线的监测手段，来检测发电机常见的定子线棒绝缘故障、转子绕组故障、发热异常故障等的特征量。通过分析规律，判断趋势，并根据对潜伏性故障进行在线监测和离线测量的结果，结合巡视数据、历史及可靠性数据和人工智能技术等，对设备进行状态评估，这样才能防止事故和缺陷的进一步扩大和蔓延，将隐患消除在萌芽状态，提高设备的有效利用小时数，多发电，稳发电和长发电，促进安全性、经济型和稳定性的同步发展。
3. 电气设备故障检修的具体措施
常见电厂电气设备故障主要出现在线路故障及设备故障两方面。绝缘子劣化、线路折断、导线弛度下降以及配电线路故障等是电厂、变电站电气设备线路故障的主要原因，在出现线路故障时，首先检查线路与设备接触点，在确认接触点无故障后，使用输电线路故障距离测试仪进行检测。变电室常见的互感器及其二次回路存在故障时，表针指示将不准确，值班员容易发生误判断甚至误操作，因而要及时处理。出现电压互感器常见的故障时其现象有一次侧或二次侧的保险连续熔断两次。出现以上情况应立即停用，并进行检查处理。发生电流互感器故障时主要表现在有过热现象、内部发出臭味或冒烟、内部有放电现象，声音异常或引线与外壳间有火花放电现象、主绝缘发生击穿，并造成单相接地故障、一次或二次线圈的匝间或层间发生短路、充油式电流互感器漏油、二次回路发生断线故障。当发现上述故障时，应汇报上级，并切断电源进行处理。当发现电流互感器的二次回路接头发热或断开，应设法拧紧或用安全工具在电流互感器附近的端子上将其短路；如不能处理，则应汇报上级将电流互感器停用后进行处理。
4.提高检修人员的素质
计划性检修要求技术人员熟练掌握一个专业面的知识，而监测检修需要一专多能型技术人才，在设备运行、设备故障处理和设备检修过程中均能够把损失降低到最低点，保证设备利用率和整体效率。为此，电厂在实施全过程、全方位、全参与的“三全”培训制度，全过程、全方位地参与新设备的开发、设计、研制、安装及调试，有效利用电厂大中专以上学历职工，为电厂计划检修与监测检修的进程发挥应有的作用。在检修和技术改造过程中，电厂应与协作单位处于良好的合作关系，从检修和技术改造开始参与全过程。共同参与提供了相互学习的机会，及时归纳总结各方面意见和建议，培养出一批胜任生产现场运行操作、检修维护、技术改造的骨干力量，缩短了电气设备开发、研制、试用、维护的周期，加快了新设备的推广应用。要真正有效地开展检修，还必须开展全方位的运行维护交叉的更深层次的业务技术培训，电气设备的更新换代较快，加强学习造就一大批既懂运行管理又懂设备维护的高素质的复合型人才。
电厂的电气设备检修与管理，是一项长期的监测过程。而且需要电厂的各个专业的通力协作和积极配合。通过监督管理体系的建立来有效保障设备的正常运行。同时也要注重电厂技术人才的培训和培养，加强日常的技术培训，建立专业的技术人才队伍，通过有效的设备管理和专业人员的检修，保障了电厂企业电气设备的运行，同时增加了企业的效益和竞争力，为电厂企业的长期发展打下了坚实的基础，从而保证国家经济发展和人民生活的安定稳定。
参考文献：
简述电力安全生产的重要性范文3
关键词：电机；制造工艺
中图分类号：C35文献标识码： A
一、电机制造工艺的简述
电机制造工业为电力工业提供发电设备，又为其他各种工业、交通运输业和农业提供动力机械。因此，电机制造工业的发展程度已成为衡量一个国家工业技术水平的重要标志之一。电机制造过程可以概括分为两个阶段：第一阶段是各种零件的加工；第二阶段是将若干零件装配成部件，并且进一步将若干零件和部件装配成电机。
实践证明，即使采用相同的产品图样，有着相同的规模和技术水平，各厂所制造的产品的质量也是有差别的。这是由于各厂所用的工艺方法不同造成的。因此，工艺是工厂活动的基础，是提高劳动生产率、节省能源和原材料、确保安全生产、发展生产、提高经济效益的重要手段。工艺是涉及工厂各部门都须密切配合的工作，只有将工艺工作做好，工厂才能走上健康发展的道路。因此，工厂要建立和健全工艺管理机构，充实工艺队伍，使工艺工作得到加强。这就充分说明电机制造工艺在电机制造工业中的重要性。
电机结构是制造工艺进行的依据，而制造工艺则是电机结构实现的条件。在设计电机结构时，除要满足运行性能要求外，还应考虑生产的经济效果，使其达到最大。电机是一种电力机械，其制造属于机械制造范畴。陈老师向我们介绍了电机制造工艺与一般机械制造工艺相比主要具有的五个特点：（1）工种多，工艺涉及面广（2）非标准设备和非标准工艺装备多（3）加工精度要求高（4）手工劳动量较大（5）贵重材料用量大。
电机的生产类型对制造工艺影响很大。按照一种电机年产量的多少，可分为单件生产、成批生产和大量生产三种类型。单件生产，年产量只有一台或几台。制造以后便不再重复生产，即使是再生产，也是不定期的。成批生产，年产量较大且成批地制造，每隔一定时间重复生产。按照产品结构的复杂程度和年产量的多少，成批生产又可分为小批量生产、中批量生产和大批量生产三种。大量生产，年产量很大，大多数生产地点经常用固定的工艺进行生产。
电机的各个部位的制造工艺包括电机零部件的机械加工、铁心的制造工艺、笼型转子的制造工艺、绕组的制造工艺、换向器与集电环的制造工艺、电机的装配工艺、大型电机与微特电机的工艺特点。
二、绕组绝缘材料的选择
绕组是电机的关键部位。电机的寿命和运行可靠性，主要取决于绕组的制造质量以及运行中的电磁作用、机械 振动和环境因素的影响。而绝缘材料与结构的选择、线圈制造过程中的绝缘缺陷和绝缘处理的质量是影响绕组制造质量的关键因素。因此，为了保证绕组的制造质量，必须正确地掌握线圈制造、线圈嵌装和绝缘处理的工艺要领、工艺参数和工艺诀窍。首先，电机绕组按其用途分，有电枢绕组和磁极绕组。电枢绕组根据结构和制造方法的不同，可分为软绕组（散嵌绕组）和硬绕组（成型绕组）两大类。磁极绕组安装在磁极铁心上，可分为绝缘圆导线绕制的及带状导线绕制的两种。 电机绕组用的导电金属主要是高纯度的铜和铝。为适应匝间绝缘的需要，绕组用的铜和铝大多制成表层有绝缘层的导线，称为电磁线。电磁线按其截面形状可分为圆线、扁线和带状导线。按其绝缘层的特点和用途，可分为漆包线、绕包线、特种电磁线等。电磁线在力学、电气学、热力学、化学等方面都有着极其特殊的性能，这里就不一一说明了。选择绝缘材料时，应该根据其耐热等级及分类、以及主要的性能慎重选择。一般情况下，电机绝缘结构和绝缘材料的选用原则有以下几点：尽可能降低绝缘材料及绝缘处理的成本；电机绝缘必须适应环境条件；绝缘材料的耐热等级应与电机各部位的实际温度相匹配；绝缘结构的整体工艺性要好；绝缘结构的相容性要好。正确的选用绝缘材料和绝缘结构，不但可以提高电机使用寿命，而且可以降低电机的制造成本。
三、常见绕组的绝缘结构
（一）低压电机绝缘结构包括匝间绝缘、槽绝缘（对地绝缘）、层间绝缘（双层绕组）、端部相间绝缘和引接线绝缘等。因为其额定电压不高，因而决定绝缘结构的主要因素是绝缘的耐热性能、力学性能和耐环境性能。低压电机常采用散嵌绕组和分爿嵌绕组。散嵌绕组以电磁线本身的绝缘作为匝间绝缘，如漆包线的漆膜、玻璃丝包线外包的玻璃丝或薄膜绕包线外包的薄膜等。它的槽绝缘是嵌线之前插入槽内的，通常采用薄膜复合绝缘材料，也有采用多层绝缘组成复合槽绝缘的。在双层绕组的槽内，存在异相的上下层线圈边，它们之间承受的是线电压，故层间绝缘的材料与槽绝缘相同。嵌绕组的匝间绝缘为双板玻璃丝包扁线之间的绝缘。它的槽绝缘、层间绝缘、垫条、槽楔等与散嵌绕组的要求大致相同。
（二）高压电机绕组的绝缘分为连续式和复合式两大类，其中复合式又分为全带式和套简式。高压电机主绝缘材料由基材、补强材料经胶粘剂粘合而成，绝缘材料一般采用耐电晕性能优良的云母材料。它的对地绝缘包括槽部绝缘和端部绝缘，且均是在线圈嵌装前包扎和绝缘处理成形的。槽部绝缘的选择应符合设计要求，端部绝缘以采用多胶粉云母带为宜。
（三）直流电机绝缘包括电枢绝缘和定子绝缘。直流电机电枢绕组分为散嵌绕组和成形绕组，按接线方式分，又有叠绕组、波绕组及各种形式的蛙式绕组。电枢绝缘结构主要包括电枢线圈绝缘、电枢端部绝缘和换向器绝缘。
（四）电枢线圈及槽部绝缘包括匝间绝缘、层间绝缘、对地绝缘、保护绝缘以及衬垫支撑绝缘。匝间绝缘一般采用导线本身的绝缘作匝间绝缘；层间绝缘的材料通常是DMD、NMN、NHN等复合材料或柔软云母板。对地绝缘常由玻璃漆布、柔软云母板、有机薄膜或薄膜与合成纤维纸、玻璃漆布等复合而成。保护绝缘一般有槽衬、槽顶垫条、槽底垫条等衬垫绝缘以及成型线圈外层的玻璃丝带等。
（五）电枢部端绝缘除线圈本身的绝缘外，还包括层间绝缘、绑扎无纬带或扎钢丝带绝缘以及支架绝缘。
（六）定子绕组绝缘包括主极绝缘、换向极绝缘、补偿绕组绝缘以及绕组连接线、引出线绝缘。主级绝缘和换向器绝缘都包括线圈绝缘和极身绝缘。对并、他励主极线圈，小型电机一般采用电磁线绕制；大、中型电机多数用双玻璃丝包扁线绕制；串励绕组和均衡绕组的线圈常用漆包圆线、扁线或双玻璃丝包扁线绕制，其层间、匝间不需要另加绝缘。极身绝缘常采用DMD、NMN、NHN或绝缘纸板等围包方式。
（七）换向极绝缘也包括线圈绝缘和极身绝缘，且与主极绝缘结构基本相同。它通常有裸线平绕或扁绕等形式，其中裸线平绕又有带匝间绝缘和无匝间绝缘之分。多层式绕组有直接绕在极身上的，也有套极式的。
四、 在电机制造工艺中的主要制造工序
（一） 对电机端盖的制造工艺
在电机生产中,端盖是连接转子与机座的重要结构零件之一,其不仅起着保护电机内部构造的巨大作用,还能够通过对端盖顶端所安放的滚动轴承,来进一步确定定子与转子之间的相互位置。因此,也可以说对端盖的制造在电机制造中占据着十分重要的地位。尤其是通过大量实践数据分析我们可以清楚的认识到,在实际电机端盖制造中,由于端盖壁较薄极易变形,因此对其使用装夹进行加工是十分困难的。同时,端盖又是定子与转子之间的重要联接件,主要是依靠止口和轴承室的精度配合,来实现对电机气隙准确性的保证,所以,在实际制造加工中应该要尽可能的减少以及避免,印装卸磨损而造成的精确度影响。目前,我国在端盖的实际制造中,其制造工艺流程仍较为简单,主要是通过车削与钻孔两项完成端盖的制造。
（二） 对电机机座的制造工艺
通过对电机的系统分析,我们能够清楚认识到,电机机座不仅是支撑与固定定子铁芯的重要零件,其也是轴承端盖式结构中与端盖相互配合,保护电机绕组与支持转子的重要零件。因此,电机机座制造水平,对整个电机的制造而言都有着十分重要的影响。而如若我们对电机机座进行详细分析,则可以看到,目前电机机座的结构类型较多,主要有:铸钢机座、铸铁机座、整体形机座和分离形机座等。但从电机机座的制造工艺角度来讲,则主要以:分离形钢板焊接机座、有底脚的整体形铸铁机座两种制造工艺,最具代表性。目前,在机座的制造中,通常以底脚平面定位和以止口定位两种加工方案。需要格外注意的是,在加工机座时,应当对各主要加工面的质量要求加以综合考虑,才能最终确定零件的装夹方式。如果装夹方式不正确,必然会对加工后零件的壁厚、止口与内圆的同轴度产生影响,引起不良的变形。
结束语：
综上所述，从各个方面加强对电机制造工艺的研究，有利于我国电机制造业的发展。不仅要对其出现的问题进行相应的完善，还要对其工艺进行不断的创新，保证电机的质量，提高其在人们生产和生活中的使用率，促进电机制造业的发展。
参考文献：
[1]李函霖，董娜.浅析电机的制造工艺[J].科技与企业，2011,(08).
简述电力安全生产的重要性范文4
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4×100MW（其中2期工程2×100MW机组为前苏联生产），3、4期工程装机容量4×200MW（其中3期工程3×200MW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31.3公里，自备机车6台。
20xx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20xx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。
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[20xx]12号“关于对清河发电公司进行能耗专项评估的通知”精神，于20xx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20xx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。
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68.05亿千瓦时电量的基础上，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20xx年1-5月供电煤耗指标大幅度上升。20xx年1-5月清电公司累计完成供电煤耗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20xx年度能耗考核指标：供电煤耗383g/kWh、综合厂用电率8.8（中电投安生[20xx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20xx年1-5月供电煤耗上升原因
清电公司20xx年1-5月供电煤耗累计完成值与同期比较上升了38.57g/kWh,需多耗用原煤15.52万吨。
（1）生产小指标综合影响使供电煤耗上升5.54g/kWh，多耗用原煤2.23万吨。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0.61个百分点，生产小指标综合影响使供电煤耗上升5.54g/kWh（机组指标分析影响上升4.34g/kwh），多耗用原煤2.23万吨。
（2）供电煤耗存在人为压低现象，煤耗上升13.35g/kWh，使煤场亏损5.37万吨。评估队用反平衡方法计算20xx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20xx年1-5月份统计上报供电煤耗累计值385.65g/kWh，人为调整，影响煤耗上升13.35g/kWh，以致账面存量增加，引起煤场亏损5.37万吨，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19.68g/kwh，多耗用原煤7.92万吨，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；20xx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
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。20xx年1月采用皮带秤计量耗煤量379976吨，20xx年2月采用燃管中心上报耗煤量309429吨，20xx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。20xx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；20xx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；20xx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；20xx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。20xx年1~2月在入厂煤热值上减去120kcal/kg，3~6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。20xx年2月在入厂煤热值上减去318kcal/kg，3~5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，无法对入炉煤量用计量装置进行统计。20xx年4月19—28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》3.1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2~4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，20xx年仅4月和6月各校验一次。
改进建议：
1、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，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。20xx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1.15吨/m3和1.0235吨/m3不同的密度。20xx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20xx吨。
2、煤场盘点不规范，没有做到按月盘点。评估队查阅20xx年和20xx年盘点记录，发现20xx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20xx年1月、2月、4月、5月、12月、20xx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20xx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20xx年10月下发了《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：
1、煤场亏吨损耗，随意冲销。20xx年9月份财务报表核销储损耗煤66589吨，20xx年12月又冲回。
2、燃料库存数据，统计不规范。20xx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。20xx年1月燃料报表期初库存为47342吨与20xx年12月燃料报表期末账面存煤60335吨相差12993吨。20xx年9月燃管中心向商务部和财务部分别报出电生16—1表，月末库存分别为51817吨和47021吨，燃管中心燃料报表20xx年11月月末结存量为85899吨，而20xx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。20xx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；20xx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《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，20xx年1-4月非生产用电电费回收金额仅占应收费用的32.31。
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。20xx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12.37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。20xx年1-5月非生产用汽影响供电煤耗共计15.57g/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67.5万平方米收费，经评估队测算，实际热负荷远大于此。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67.5万平方米。
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，20xx年1—5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20xx年5月前按0.25元/kWh，5月起调整为0.30元/kWh，低于职工社会用电0.45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。
2、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20xx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20xx年初至20xx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，20xx年1-2月用汽量按照20t/h,20xx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。
3、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。
3、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20xx年供电煤耗383g/kWh、综合厂用电率8.8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20xx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20xx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)
排汽温度℃
对应温度℃
机组
蒸汽流量t/h
给水流量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:当时大气压99．83kPa
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、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。
（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。20xx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0.26MPa、0.47MPa，200MW机组主汽温度平均低6.47℃，再热汽温平均低9.34℃；凝汽器端差大，#2机组10℃，#4机组12.9℃，#5机组13.3℃，#6机组10.2℃；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20xx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63.04；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20xx年每月机组补水量在60000吨左右，按平均发电汽耗率3.7kg/kWh计算，全厂补水率实际达3.5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，20xx年8月份签订20xx年度检修维护合同，20xx年6月份签订20xx年度检修维护合同。20xx年和20xx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。20xx年对检修公司的维护、消缺考核没有兑现。20xx年1—5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200—600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20xx年1-5月
供电煤耗上升幅度较大的原因分析
清电公司20xx年1-5月供电煤耗与同期比上升了38.57g/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20xx年1-5月供电煤耗为404.54g/kWh，其中：10万机组为429.8g/kWh,20万机组为355g/kWh,扣除非生产供热影响15.57g/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388.97g/kWh。
2、20xx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390.03g/kWh；
（2）清电公司用反平衡计算为396.96g/kWh，正平衡计算402.84g/kwh；
3、20xx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346.33g/kWh。20xx年6月24—26日评估队现场采集数据反平衡计算发电煤耗为346.67g/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、20xx年1-5月供电煤耗同比上升38.57g/kwh和原煤耗用量情况分析
20xx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12.75万吨,统计报表反映在少发23370万千瓦时电量情况下，反而多耗用12.22万吨，两相合计同比多耗用24.97万吨。分析如下：
1、20xx年1-5月入炉煤热值累计为17507.82kJ/kg,同比下降1308kJ/kg，需多耗煤10.79万吨。
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1.34万吨，相对少耗用原煤1.34万吨。
3、清电公司20xx年1-5月统计上报供电煤耗累计值同比上升38.57g/kWh，需多耗用原煤15.52万吨。具体分析：
（1）机组指标影响，评估队用反平衡计算20xx年1-5月供电煤耗同比上升5.54g/kWh，多耗用原煤2.23万吨。
（2）清电公司计算20xx年1-5月供电煤耗累计为385.65g/kWh，评估队反平衡计算为399g/kWh。清电公司计算20xx年1-5月供电煤耗累计为424.22g/kWh，评估队反平衡计算为404.54g/kWh。清电公司计算20xx年1-5月煤耗同比上升38.57g/kWh，评估队反平衡计算同比上升5.54g/kWh，两者相差33.03g/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20xx年1－5月机组实际供电煤耗值应为399g/kwh。20xx年1-5月，清电公司上报的供电煤耗累计385.65g/kWh不符合机组实际情况，人为压低13.35g/kwh，相对账面增加5.37万吨。
（3）燃料管理影响供电煤耗上升19.68g/kwh，多耗用原煤7.92万吨。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。
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19.68g/kwh，多耗用原煤7.92万吨。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20xx年12月和20xx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）20xx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，入厂煤的热值存在虚高现象，从而影响煤耗升高。20xx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
59872
310580
4719
271041
05年2月
48839
312654
4800
300468
同比
－11035
2074
81
29427
20xx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20xx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20xx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20xx年入厂煤热值有虚高现象。
此外，从20xx年1月至20xx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，20xx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，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
20xx-1
20xx-2
20xx-3
20xx-4
20xx-5
20xx-6
20xx-7
20xx-8
20xx-9
燃运发电原煤耗
g/kwh
578.6
518.7
505.4
556.4
559.5
586.9
659.6
699.9
665.7
商务报表发电原煤耗
g/kwh
510.6
537.1
539.7
576.5
563.5
583.3
609.6
624.8
651.5
入厂煤热值
Kcal/kg
4991
4737
4692
4348i
4474
4343
4477
4307
4321
项目
单位
20xx-10
20xx-11
20xx-12
20xx-1
20xx-2
20xx-3
20xx-4
20xx-5
燃运发电原煤耗
g/kwh
643.4
639.6
647.1
670.3
640.2
627.8
628.2
647.8
商务报表发电原煤耗
g/kwh
646
619.2
634.9
649.5
621.6
663.4
643.6
618.1
入厂煤热值
kcal/kg
4400
4369
4300
4537
4800
4094
4094
4228
2、因煤场管理不规范，造成储存损失。由于20xx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。20xx年1-2月，有已结算的130万kWh非生产用电从发电厂用电中扣除，而3到5月份则将全部结算与未结算463万kWh非生产用电从发电厂用电中扣除。1－5月非生产用电中未结算的单位有不收费单位（职工家属区深井水用电、家属区取暖热网用电、办公搂厂区路灯照明等）以及未装表计单位，电量合计428万kWh。1－5月扣除未结算非生产用电量共计244万kWh，影响厂用电率0.09，影响供电煤耗率0.49g/kWh。
清电公司自20xx年1月起（20xx年1、2月除外），计算发电厂用电量时采用总计厂用电量扣除所有非生产用电量（包括结算与未结算部分），而未结算电量的多少影响着发电厂用电率，同时也影响供电煤耗率，因此，在计算发电厂用电率时应将非生产用电中结算电量与未结算电量分别考虑。因此,非生产用电的变化不是影响20xx年1－5月供电煤耗增高的主要因素。
3、清电公司非生产用汽主要包括冬季供暖、班组浴池、工业用汽等三个方面
每年10月中旬至来年4月中旬的冬季供暖主要由8号机提供，根据实业公司下属热力公司经理介绍，近几年热力公司供暖面积在逐年增加，20xx年热力公司供暖面积有67.5万平方米，其中33万平方米是职工住宅，收费面积有27万平方米。清电公司其余7台机组全年连续不间断地向班组浴池与工业用汽单位提供汽源，非生产用汽数量很大，生产与非生产用汽共装表计10块已全部损坏，无法统计出非生产用汽量的多少，因而也就无法准确计算非生产用汽对供电煤耗的影响。
清电公司曾于20xx年装有10块宁夏银河仪表有限公司生产的WJ-3050-13A涡街流量表。评估队根据历史的抄表数据，即清电公司安生部提供的供给热力公司供热蒸汽流量参考值95t/h、工业用汽与生产现场和浴池用汽参考值35t/h进行标煤折算，20xx年1-4月由于非生产用汽而影响供电煤耗约18g/kWh；而清电公司商务部在计算非生产用汽对煤耗影响时是按照每年核定的取暖费用进行折算的，20xx年1-3月蒸汽流量按40t/h，这样同比20xx年1-2月的20t/h（清电公司商务部核定数据），非生产用汽影响供电煤耗变化分别为2g/kWh、4g/kWh。可见，非生产用汽是清电公司非生产用能中对能耗影响最大的部分，但不是影响20xx年同比20xx年供电煤耗增高的主要因素。
综上分析，非生产用电、用热虽然不是影响今年1-5月煤耗大幅度升高的主要原因，但是，对清电公司目前供电煤耗有较大的影响。因此，清电公司应切实加强对非生产用电、用热的管理，尽快完善有关计量装置，规范关联关系，明确收费标准，建立健全相关制度、落实岗位责任和经济责任制考核，确保非生产用能费用全数收回。通过以上措施，供电煤耗至少可降低12g/kWh(按清电公司提供数据计算，20xx年全年非生产供热影响供电煤耗11.95g/kWh，非生产用电也有一定影响，仅今年1-5月就影响0.49g/kWh)。
五、运行指标对供电煤耗的影响及分析
1、20xx年1-5月份与同期运行指标对供电煤耗的影响分析
由于清河发电公司一直使用正平衡计算煤耗,虽然汽机、锅炉试验组每月根据指标完成情况计算并提供机组效率，但没有作为统计煤耗计算的校核依据，指标对煤耗的影响得不到体现。评估队对清电公司20xx年1-5月份与20xx年同期的20项小指标进行了对比分析（汽轮机指标、厂用电率采用耗差分析法）。
下表中的各项参数采用电厂运行月报表1－5月份平均值，报表数据由运行人员人工抄写而成，会有一定偏差，分析结果可能存在误差，但不影响对总体变化趋势的分析。
清河发电公司20xx年1-5月份与同期经济指标比较分析表
序号
名称
单位
20xx年
20xx年
影响煤耗升降
序号
名称
单位
20xx年
20xx年
影响煤
耗升降
1
汽机负荷
80.31
81.74
-0.54
12
主汽压力
MPa
11.45
11.33
0.2
3
厂用电率
8.83
9.31
2.13
13
给水温度
℃
224.7
222.4
0.31
4
炉负荷率
14
真空率
95.26
95.44
-0.61
5
辐射损失
15
排烟温度
℃
147.23
150
0.78
6
大机组发电比
64.58
61.47
1.31
16
燃料发热量
kJ/kg
19400
18290
7
对外供汽
吨
17
燃煤灰份
31.36
32.15
8
汽水损失率
2．0
2．17
0.21
18
氧量
6.7
6.43
10
主汽温度
℃
534.9
532.6
0.45
19
飞灰可燃物
2.22
1.78
11
再热汽温
℃
531.5
530.2
0.1
20
炉渣可燃物
2.22
1.78
合计供电标准煤耗增加:4.34g/kWh
分析结果表明20xx年1-5月份因为指标变化影响全厂供电煤耗仅为4.34g/kWh，不是引起煤耗异常波动的主要因素。
主要指标影响情况分析如下：
（1）大机组发电量比下降。根据清电公司机组煤耗水平计算,大机组发电比每变化1，大约影响煤耗0.42g/kWh。20xx年1-5月份200MW机组发电占总发电量的比率为61.47，同比降低3.11个百分点，使煤耗升高约1.31g/kWh。20xx年1-5月份与同期大机组发电比完成情况如图1：
（2）机组补水率升高。清电公司8台机组投产运行年限已久，设备趋于老化，维护不到位，机组汽水系统严密性较差，机组补水率较高。20xx年1-5月份补水率累计完成2.17，同比升高0.17个百分点，影响煤耗增加0.21g/kWh。
（3）厂用电率升高。受煤质变化及发电量同比减少等因素的影响，导致引送风机、制粉、输煤、给水泵耗电率和公用系统耗电率升高。20xx年1-5月份发电厂用电率完成9.31,同比上升0.48个百分点,影响供电煤耗升高2.13g/kWh。
（3）其他指标影响。其他指标如汽温、汽压、排烟温度等与去年同期相差不大，同比对煤耗影响较小,负荷率、真空率有所升高，还影响煤耗下降，综合影响仅为0.69g/kWh。
2、20xx年1-5月份与同期煤耗反平衡核算结果及分析
清电公司入炉煤计量装置不能正常运行，所以，不能准确计量入炉煤量，另外煤质监督机制不健全，没有入炉煤热值化验，仅根据燃管中心提供的入厂煤热值减去120千卡作为入炉煤热值，以月度提供燃煤量和热值数据正平衡计算得出的煤耗率不能反映机组的真实能耗水平。因此，评估队以清电公司安生部20xx年及20xx年1月－5月份机组月度统计数据为基础，以燃管中心煤质化验室提供的煤质分析月报数据为依据（仅用于锅炉效率计算），对今年和同期1－5月份各机组煤耗进行了反平衡计算，并到生产现场采集运行机组实际运行参数,进行计算验证对比,以考察机组实际煤耗状况,同时把影响煤耗的其它因素进行了调查统计和分析。(注：利用机组月度统计数据进行反平衡计算,由于汽耗量包括冬季供暖等非生产用汽,非生产用能影响的煤耗量均包括在内)。
通过计算，绘制20xx年1-5月与同期全厂发电煤耗情况对比图2；统计厂用电率完成情况对比图3；实际供电煤耗完成情况对比图4，便于进行对比分析。
20xx年1-5月份反平衡计算数据
时间
发电煤耗
(g/kWh)
厂用电
率()
供电煤耗(g/kWh)
发电量
（万kWh）
大机组发电比
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
全厂
363.77
8.83
399
289027
64.58
20xx年1-5月份反平衡计算数据
时间
发电煤耗(g/kWh)
厂用电
率()
供电煤耗(g/kWh)
发电量
（万kWh）
大机组发电比
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
全厂
366.88
9.31
404.54
265657
61.47
反平衡计算清电公司20xx年1～5月发电煤耗为363.77g/kWh，供电煤耗为399g/kWh。20xx年1～5月份实际发电煤耗为366.88g/kWh，供电煤耗为404.54g/kWh，同比增加了5.54g/kWh，该差值与指标分析差值相接近，供电煤耗只相差1.2g/kWh，进一步证实了运行指标的变化不是导致供电煤耗异常的主要因素。
3、机组实际煤耗状况分析
（1)20xx年全年反平衡计算发电煤耗为365.49g/kWh，厂用电率9.26，供电煤耗为402.79g/kWh。扣除非生产用能影响煤11.95g/kWh,20xx年实际供电煤耗为390.84g/kWh。
（2)根据20xx年1-5月份反平衡计算404.54g/kWh，扣除15.57g/kWh非生产用能影响煤耗，20xx年1-5月份实际供电煤耗应为388.97g/kWh。
（3)为了摸清机组实际运行水平，评估队成员深入生产现场，采集机组运行指标数据对其反平衡计算核实，加以验证。
20xx年6月24－26日现场采集数据进行反平衡计算表
机号
负荷
(MW)
蒸汽流量(t/h)
计算炉效
()
厂用电率
()
发电煤耗
(g/kWh)
供电煤耗
(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
全厂
717.81
9.1
354.53
390.03
注：(1)#4、#5机组检修(2)机组平均负荷率79.76
从上表中计算所得结果来看，6台机组平均发电煤耗为354.53g/kWh,供电煤耗为390.03g/kWh。与20xx年1-5月份采用月度统计数据反平衡计算结果404.54g/kWh低14.51g/kWh。出现差距的原因分析：
a、由于#4、#5机组检修，只采集到了6台机组的运行数据，但#4机组发电煤耗最高，从20xx年1-5月份及同期煤耗反平衡计算结果来看,#4机组平均发电煤耗高达408g/kWh，#5机组为348g/kWh,两台机组影响全厂发电煤耗降低3.55g/kWh。
b、目前（6月份）供暖已停在，减少了非生产用汽对煤耗的影响，降低煤耗10.96g/kWh。
C、6月30日辽宁电科院对6号机组进行了热力试验，试验结果：汽机热耗率8841.8kj/kWh,锅炉效率89(未修正),计算发电煤耗346.33g/kWh,与评估队计算发电煤耗346.67g/kWh基本一致。
4、清电公司1995年至20xx年历年发、供电煤耗完成情况
从清电公司历年供电煤耗完成情况来看，1997年以前始终在388g/kWh左右。随着设备的老化，效率下降，1998年升至395g/kWh。之后，结合机组大修，通流部分改造，机组效率升高，煤耗又逐渐下降，恢复到387g/kWh左右的平均水平。20xx年下半年开始出现不正常升高，20xx年1-5月份猛增至424g/kWh。煤耗短时间内突然出现大幅度波动现象，从技术分析角度解释不通，况且设备状况和运行参数无异常变化。因此，必须从生产经营管理方面查找原因。
发电煤耗、供电煤耗及厂用电率完成情况统计如下图5、图6。
1995年-20xx5年供电煤耗厂用电率完成情况统计表
年度
1995
1996
1997
1998
1999
20xx
20xx
20xx
20xx
20xx
20xx
发电煤耗
348
349
351
357
354
351
349
350
351
354
384
供电煤耗
388
388
388
395
392
389
387
386
387
390
424
厂用电率
10.15
10.01
9.7
9.75
9.75
9.76
9.84
9.39
9.27
9.26
