生产指标完成情况通报文档格式.docx

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脱硫投入运行，多耗厂用电量2053.83万千瓦时，使火电机组厂用电率升高1.02%，使四川公司厂用电率升高0.94%。

原因分析：

有限公司煤耗升高的主要原因是脱硫装置稳定投入运行。

存在的主要问题：

燃煤供应不足。

下一步的工作重点：

①加强与调度的联系，在保证水电多发的情况下，力争火电多发。

②加强对小指标的管理力度，进一步提高真空度和给水温度，降低排烟温度和飞灰含炭量和凝结器端差。

③加强对标管理力度，确保全年任务完成。

④加强燃煤组进，确保燃煤供应。

⑤加强对月计划完成情况的指导监督考核，确保全年指标的完成。

二、四川华电攀枝花发电公司

1、指标完成情况

攀枝花发电公司本月完成发电量3420万kWh，比计划多发420万kWh，同比减少8158.64万kWh；

上网电量3119.0048万kWh，同比减少7355.02万kwh；

厂用电率8.17%，比计划低1.23%，同比下降0.99%，综合厂用电率完成8.81%，比计划低1.19%，同比下降0.732%。

供电煤耗完成439.72g/kW.h，比计划高2.63g/kW.h，同比下降14.93g/kW.h；

综合供电煤耗完成442.82g/kW.h，比计划高0.37g/kW.h，同比下降16.24g/kW.h。

本月机组运行稳定，发电量较高，12月31日16：

53点6号机组按四川省经委要求停运，调度要求做紧急备用。

1-12月累计发电量完成46969.4万kW.h，同比少发75492.39万kWh，完成四川公司年度发电量计划的56.93%；

厂用电率9.88%，同比下降0.45%，综合厂用电率完成10.49%，同比下降0.29%，比年度计划低0.01%；

综合供电煤耗完成441.63g/kW.h，同比下降2.30g/kW.h，比年度计划低0.37%。

1-12月机组上网电量42040.2743万kW.h，加上1-10月累计水火置换上网电量14908.5万kW.h（含2621.50万kWh的网上竞价置换电量，其中高峰置换电量为5217.53万kWh，平段置换电量为5067.31万kWh，低谷置换电量为4623.67万kWh），则累计完成上网电量56948.77万kW.h，完成四川公司计划上网电量73837.5万kW.h（按发电量8.25亿kW.h，综合厂用电率10.5%计算）的77.13%。

2、存在的主要问题

（1）机组的提前关停是发电量未完成全年计划的主要原因。

（2）水火置换电量未能完全执行到位，6-10月执行率仅为39.76%，也是发电量未完成全年计划的主要原因之一。

3、采取措施

做好机组关停后有关工作。

三、攀枝花三维发电有限责任公司

攀枝花三维发电公司本月完成发电量17020.97万kWh，比计划多发2021万kWh，同比少发2506万kWh；

上网电量15335.03万kWh，同比少上网2318.89万kWh；

厂用电率9.61%，比计划低0.19%，同比升高0.26%；

综合厂用电率完成9.91%，比计划低0.29%，同比升高0.31%；

供电煤耗完成398.76g/kW.h，比计划高0.53g/kW.h，同比升高1.76g/kW.h；

综合供电煤耗完成400.06g/kW.h，比计划高0.03g/kW.h，同比升高1.76g/kW.h。

全年累计完成发电量130846.25万kW.h，同比少发47375.55万kWh，完成四川公司年度发电量计划的73.43%

；

厂用电率完成9.91%，同比下降0.27%，综合厂用电率完成10.26%，同比下降0.19%，比年度计划低0.04%；

综合供电煤耗完成399.91g/kW.h，同比下降5.07g/kW.h，比年度计划低0.09g/kW.h。

影响煤耗未完成计划的原因

本月虽然发电量是从6月以来最高的一个月，负荷率达到了93.22%，但是由于攀枝花市煤炭市场的放开，煤炭商因利益将煤炭外运，形成外地与攀枝花市用煤企业抢煤的现状，使煤炭供应一度趋于紧张，造成煤质大幅度下降，全月入炉煤热值12833kJ/kg，煤中煤泥稍多就会造成给煤机堵塞，底渣系统也不通畅，影响机组经济运行，造成发电煤耗较高，从而影响综合供电煤耗的完成。

（1）从11月底攀枝花市经委将煤炭市场放开，允许攀枝花煤炭外运，使公司燃煤形势又趋于紧张，且煤炭质量同时也在下降。

（2）由于煤中含流量较高，根据环保要求掺烧石灰石，锅炉热量损失增加，飞灰损失增加，同时对底渣系统影响较大。

3、下一步工作重点

（1）积极同攀枝花市经委联系，以保证发电用煤量。

（2）做好燃料监督管理工作，确保发电用煤质量。

四、黄桷庄公司

本月完成发电量23523万千瓦时，比去年同期增加9591万千瓦时。

全年累计完成发电量220069万千瓦时，完成年度计划的100.03%，比去年累计完成发电量减少360万千瓦时。

本月完成上网电量21121万千瓦时，比去年同期增加8657万千瓦时，比去年累计完成上网电量减少1013万千瓦时。

本月完成供电煤耗384.32克/千瓦时，比月度计划376.87克/千瓦时升高7.45克/千瓦时，比去年同期升高22.74克/千瓦时。

全年累计完成供电煤耗376.37克/千瓦时，比去年同期374.85克/千瓦时升高1.52克/千瓦时。

本月完成综合供电煤耗386.50克/千瓦时，比月度计划379克/千瓦时升高7.45克/千瓦时，比去年同期升高22.63克/千瓦时。

全年累计完成综合供电煤耗378.46克/千瓦时，比去年同期376.58克/千瓦时升高1.88克/千瓦时。

本月完成厂用电率9.70%，比月度计划11.22%降低1.52个百分点，比去年同期降低0.27个百分点。

全年累计完成厂用电率9.65%，比去年同期9.42%升高0.23个百分点。

本月完成综合厂用电率10.21%，比月度计划11.72%降低1.51个百分点，比去年同期降低0.33个百分点。

全年累计完成综合厂用电率10.21%，比去年同期9.86%升高0.35个百分点。

本月完成发电油耗38.65吨，比去年同期增加316.35吨。

全年累计完成发电油耗738吨，比去年同期988降低250吨。

（1）本年度发电量同比减少，主要是新机投产和缺煤停机影响。

（2）由于2007年7月底完成脱硫设备性能考核试验，脱硫耗电计入厂用电量，相应的厂用电率、综合厂用电率、供电煤耗、综合供电煤耗升高。

（1）营造良好的外部环境，及时了解、掌握电力市场动态和供需情况，多渠道争取发电量，优化电量结构，力争效益最大。

（2）积极协助、配合华电燃四川调运公司做好电煤组织和供应工作。

按照“保证供应、提高煤质、控制煤价、避免因缺煤停机或降出力”的原则，在燃煤供应不能满足发电需要的情况下，努力处理好电量与煤量的关系，处理好电量与电价的关系，处理好电厂与调度的关系，最有效地利用有限的燃煤量取得最好的收益。

（3）实施对标管理和营运改善，提高生产经营管理水平。

针对煤耗和厂用电率与集团公司先进水平差距较大的情况，认真分析主、客观原因。

凡属设计水平、系统调峰、煤质滑坡等客观因素占主要地位的，要尽最大努力，力争通过优化外部环境、加大节能投入等得到改善；

对于检修、维护和运行调整不到位，生产管理和燃料管理差距大等主观原因导致的煤耗、厂用电率升高，要按照上级对标管理办法逐项对照检查，落实整改措施，加大考核力度，堵塞管理漏洞。

（4）加强预算管理和成本控制，保证政策因素和电量增长因素除外的各项费用控制在预算范围内。

（5）优化脱硫设施运行，努力降低脱硫厂用电。

五、内江发电总厂

1、指标完成情况分析

520MW机组本月完成发电量23313.36万千瓦时，与去年（31594.36万千瓦时）相比少发8281万千瓦时，比月度计划（34000万千瓦时）少发10686.64万千瓦时，2007年累计完成227775.16万千瓦时，同比少发32042.72万千瓦时，完成年度计划87.61%。

其中200MW机组本月完成16184.88万千瓦时，比去年（25510.68万千瓦时）少发9325.8万千瓦时，2007年累计完成186633.72万千瓦时，同比少发

28010.88万千瓦时；

100MW机组本月完成7128.48万千瓦时，比去年（6083.68万千瓦时）多发1044.8万千瓦时，2007年累计完成41141.44万千瓦时，同比少发4031.84万千瓦时,200MW机组本月发电量同比少发的主要原因是机组运行小时同比减少297.76小时；

累计同比少发的主要原因是运行小时及负荷率分别同比减少779.38小时及0.63个百分点。

100MW机组本月发电量同比多发的主要原因是机组运行小时及负荷率分别同比增加27.63小时及11.1个百分点，累计同比同比减少的主要原因是机组运行小时同比减少573.43小时。

520MW机组本月完成供电煤耗362.86克/千瓦时，与去年同期（318.3克/千瓦时）相比升高44.56克/千瓦时，比月度计划（367.15克/千瓦时）低4.29克/千瓦时，累计完成383.47克/千瓦时，同比升高5.39克/千瓦时；

其中200MW机组本月完成351.19克/千瓦时，与去年同期（313.87克/千瓦时）相比高37.32克/千瓦时，累计完成376.48克/千瓦时，同比高5.72克/千瓦时。

200MW机组本月供电煤耗同比升高的主要原因一是发电量同比大幅度降低以及机组脱硫装置投运；

二是锅炉效率同比降低0.07个百分点、排烟温度同比升高3.87℃、汽耗率同比升高0.01个百分点、真空度同比降低0.55个百分点、油耗同比增加36.18吨（详见小指标分析报表）等小指标方面原因使发电煤耗同比降低27.19克/千瓦时

累计同比升高的主要原因是发电量同比降低和机组脱硫装置投运。

100MW机组本月完成389.21克/千瓦时，累计完成415.08克/千瓦时，同比低2.11克/千瓦时。

100MW机组供电煤耗累计同比降低的主要原因加强了机组辅机的优化与运行管理，使部分主要技术经济指标有所改善（见小指标分析报表）。

520MW机组本月完成综合供电煤耗363.56克/千瓦时，与去年同期（321.59克/千瓦时）相比升高41.97克/千瓦时，比月度计划（371克/千瓦时）低7.44克/千瓦时；

2007年累计完成386.6克/千瓦时，同比升高4.62克/千瓦时，比年度计划（385克/千瓦时）高1.6克/千瓦时；

其中200MW机组本月完成350.89克/千瓦时，与去年同期（317.35克/千瓦时）相比高33.54克/千瓦时，累计完成379.74克/千瓦时，同比升高6.19克/千瓦时。

本月200MW机组综合供电煤耗同比升高的主要原因一是发电量同比大幅度降低以及机组脱硫装置投运；

二是锅炉效率同比降低0.07个百分点、排烟温度同比升高3.87℃、汽耗率同比升高0.01个百分点、真空度同比降低0.55个百分点、油耗同比增加36.18吨（详见小指标分析报表）等小指标方面原因使发电煤耗同比降低27.19克/千瓦时；

100MW机组本月完成392.4克/千瓦时，累计完成417.58克/千瓦时，同比低5.39克/千瓦时。

100MW机组综合

供电煤耗累计同比降低的主要原因加强了机组辅机的优化与运行管理，使部分主要技术经济指标有所改善（见小指标分析报表）。

厂用电率：

520MW机组本月完成10.76%，与去年同期（9.28%）相比升高1.48个百分点，比月度计划（11.3%）低0.54个百分点，2007年累计完成10.8%，与去年同期（9.8%）相比升高1个百分点；

其中200MW机组本月完成10.93%，与去年同期（9%）相比升高1.93个百分点，2007年累计完成10.84%，与去年同期（9.51%）相比升高1.33个百分点；

200MW机组本月及累计厂用电率同比升高的主要原因是发电量同比降低和机组脱硫装置投运。

100MW机组本月完成10.38%，与去年同期（10.48%）相比降低0.1个百分点，2007年累计完成10.63%，与去年同期（11.17%）相比低0.54个百分点；

100MW机组厂用电率累计同比降低的主要原因加强了机组辅机的优化与运行管理，使转机耗电累计同比降低0.48个百分点。

（详见小指标分析报表）。

综合厂用电率：

520MW机组本月完成10.93%，与去年同期（10.21%）相比升高0.72个百分点，比月度计划（12.22%）低1.29个百分点，2007年累计完成11.53%，与去年同期（10.72%）相比升高0.81个百分点，比年度计划（12.05%）低0.52个百分点；

其中200MW机组本月完成10.85%，与去年同期（10%）相比升高0.85个百分点，2007年累计完成11.61%，与去年同期（10.37%）相比升高1.24个百分点；

200MW机组本月及累计综合厂用电率同比升高的主要原因是发电量同比降低和机组脱硫装置投运，用电率分别。

100MW机组厂用电率

累计同比降低的主要原因加强了机组辅机的优化与运行管理，使转机耗电累计同比降低0.48个百分点。

2007年12月华电3台机组共用油251.16吨（1.08g/kWh），比去年同期上升35.93吨（2006年12月耗油215.23吨,0.68g/kWh）

＃21机组12月14日备用后启动用油57.05吨（0.74g/kWh）、18日甲侧竖井低温再热器泄漏停机检修后启动用油41.93吨（0.54g/kWh）、28日水冷壁爆管停机检修后启动用油45.58吨（0.59g/kWh），共耗油144.56吨（1.87g/kWh）。

#22机组12月27日备用后启动用油43.60吨（0.51g/kWh）。

#11机组12月15日PSS空载试验空负荷运行高压负胀差大，停机保护动作停机后启动用油63吨（0.88g/kWh）。

＃21机组水耗与11月相比上升0.13立方米/万千瓦时，＃22机组与11月相比上升0.16立方米/万千瓦时，原因是：

本月锅炉补水率均上升。

＃11机组本月全月超过额定负荷运行，发电量高，因此水耗指标完成较好。

本月脱硫厂用电率2.368％，较设计值低0.142％。

（1）本月由于水电来水充足及大机组投运影响，#21机组备用7天，#22机组备用8天，#11机组备用1天，影响少发电量约6200万千瓦时。

（2）本月#21机组锅炉承压部件泄漏停机两次，影响少发电量约2000万千瓦时；

#22机组锅炉承压部件泄漏停机1次，影响少发电量约1600万千瓦时。

（3）由于今年水电来水充足，系统对火电需求降低，机组平均负荷下降，我厂520MW机组2007年机组备用时间长，发电量同比少发约3.2亿千瓦时。

（4）本月200MW机组锅炉四管爆漏、100MW机组甩负荷或长时间空负荷运行后高压胀差大等引起机组非计划停运，造成启动用油，煤质有时较差造成稳燃烧油。

（1）做好丰水期机组运行工作，加强与调度的联系，机组应尽量争取多带负荷，做好小时电量的争取工作，确保机组较高的负荷率。

（2）认真执行总厂《生产小指标考评办法》，运行要做到精心监视，加强调整，检修要及时消缺，努力提高机组运行的经济性。

特别是要严格控制各台机组的消耗，努力降低煤耗。

（3）加强现场设备的巡视检查工作，继续加强设备缺陷管理和定检工作，确保设备健康水平，发现缺陷及时消除，减少非计划停运和因设备原因降低机组出力情况的发生。

（4）做好燃煤组织管理工作，努力确保发电用煤，确保不发生因缺煤停机。

继续加强厂内燃料管理，杜绝劣质煤入厂、入炉，保证机组的安全、稳定运行。

尽量减少因煤质原因造成的损失电量。

（5）利用停机机会进行锅炉漏风整治、汽机负压系统查漏治漏工作。

（6）做好定检工作，严格执行减少非停技术措施，减少启动和油、水耗用。

（7）做好2007年的分析和总结工作，安排和部署2008年的各项生产经营工作，努力完成各项生产经营任务。

六、宜宾发电公司

12月完成发电量12970.46万千瓦时，比计划（17000万千瓦时）减少2945.22万千瓦时，同比减少3581.84万千瓦时。

本月发电量未完成计划的原因：

（1）受节能调度的影响，＃11机组在火电的黄金季节停机备用近9天，减少发电量2014万千瓦时；

（2）由于全国煤矿安全整顿，电煤供应非常紧张，每日耗煤量大于进煤量，库存煤严重不足导致公司机组降负荷运行。

公司全年完成发电量132687.41万千瓦时，同比增加3459.65万千瓦时，超计划发电量（128700万千瓦时）3987.41万千瓦时。

其中＃11机组累计完成49419.04万千瓦时，同比减少7657.44万千瓦时；

＃12机组累计完成83268.37万千瓦时，同比增加11117.09万千瓦时。

本年发电量完成好的主要原因是:

1.加大设备治理力度，实施技术攻关，提高设备健康水平，夯实安全基础,机组非计划停运次数明显减少,本年机组累计运行时间7000小时比去年多382小时。

2.把握复杂多变的电煤市场，主动出击，多方寻找电煤市场,尽管全年燃煤组进十分困难，但公司依然组进了76万吨电煤，保证了发电用煤的需要。

12月完成厂用电率9.81%，比计划（9.6%）增高0.21个百分点，同比增高0.2个百分点。

综合厂用电率完成9.14%，比计划（10%）降低0.86个百分点，同比降低0.95个百分点。

本月综合厂用电率小于厂用电率的原因是当月处理＃12机组07年1-4月线损137.42万千瓦时作为非结算上网电量，减少本月综合厂用电率1.06个百分点,减少全年综合厂用电率0.1个百分点。

　　全年完成厂用电率10.35%，同比降低0.62个百分点。

其中＃11机组10.6%，同比降低0.97个百分点；

＃12机组10.19%，同比降低0.31个百分点；

综合厂用电率累计完成10.8%，与年计划持平，同比降低0.67个百分点。

其中＃11机组11.03%，同比降低1.13个百分点；

＃12机组10.66%，同比降低0.26个百分点。

12月完成供电煤耗406.77克/千瓦时，比计划（395.74克/千瓦时）增加11.03克/千瓦时，同比降低1.51克/千瓦时。

综合供电煤耗完成403.79克/千瓦时，比计划（397.5克/千瓦时）降低6.29克/千瓦时，同比降低6.67克/千瓦时。

本月未完成计划的原因：

全年完成供电煤耗400.8克/千瓦时，同比降低4.88克/千瓦时。

其中＃11机组417.07克/千瓦时，同比降低1.49克/千瓦时；

＃12机组391.19克/千瓦时，同比降低4.42克/千瓦时；

综合供电煤耗累计完成402.84克/千瓦时，比年计划降低0.16克/千瓦时，同比降低5.11克/千瓦时。

其中＃11机组419.07克/千瓦时，同比降低2.31克/千瓦时；

＃12机组393.25克/千瓦时，同比降低4.23克/千瓦时。

全年综合供电煤耗完成较好的原因是：

1.今年加强对标管理，全面推进营运改善工作，合理调整机组运行方式，在确保机组安全、可靠运行的基础上，根据负荷变化情况，精心调整机组运行参数，提高机组运行的经济性，降低了综合供电煤耗2.狠抓入厂煤的质量，电煤质量有较大幅度的提高，入炉煤热值比去年同期高597Kj/Kg，更接近设计煤种，提高了机组经济性，降低了综合供电煤耗。

3.机组开展供热工作,提高了机组经济性，降低了综合供电煤耗。

本月发电用油31.25吨，油耗率0.24克/千瓦时；

累计发电用油389.66吨，油耗率完成0.29克/千瓦时，与年计划减少0.01克/千瓦时。

（1）受矿业秩序安全整顿和电煤价格的影响，致使全川煤炭产需矛盾突出，电煤可供资源严重短缺，严重影响机组的发电负荷。

（2）随着我公司所处的川南地区07年底泸州火电厂2台60万装机陆续投产，我公司市场占有率急剧下降，大大影响发电利用小时，公司发电形势严峻。

（1）加强与调度的联系，实现机组多发、满发。

同时充分利用供热机组的运行优势，确保机组较高的负荷率。

（2）广开煤源，协调运力，进一步提高公司电煤供应的可靠性和稳定性，作好电煤储备工作，为枯水期发电高峰的打下坚实基础

（3）高度重视节能发电调度对生产、经营和发展的影响，结合四川电网和我公司的实际情况，认真研究并积极主动采取应对措施，内挖潜力，外争政策，尽力减少节能发电调度带来的冲击和影响。

（4）继续加强节能降耗、对标管理工作，认真组织开展运行大值学习活动；

分析影响能耗指标的原因，从运行调整、设备治理两方面入手，促进指标水平的不断提高。

将公司两台机组关键性技术经济指标与华电平均水平、全国平均水平、华电先进水平、全国先进水平依次进行比较、分析，查找差距，分析原因。

根据对标结果，按月分析生产营运现状、差距和改善潜力，分解问题构成，找到差距产生的原因，提出可行的改善措施。

七、宜宾发电总厂

本月完成发电量13324万KW.h，比去年同期可比容量的13191万KW.h增加了133万KW.h，利用小时数532.96小时，同比略有增加。

本月完成厂用电率9.31％，与去年同期可比值相比下降了1.54个百分点。

本月预计脱硫耗电量197.07万千瓦时。

脱硫设备投运后影响厂用电率、综合厂用电率上升了1.73%。

厂用电率下降的主要原因：

（1）进一步加强了燃烧调整；

（2）严格控制#1、3、4机组接带负荷能力；

（3）机组与辅机运行较为匹配。

本月完成供电煤耗420.06g/Kw.h,与去年同期可比值相比下降了1.82g/Kw.h；

完成综合供电煤耗423.07g/Kw.h，与去年同期可比值相比下降了2.31g/Kw.h。

脱硫设备的投运对煤耗的影响：

由于脱硫设备的投运使得供电煤耗上升了7.76g/Kw.h，综合供电煤耗上升了7.87g/Kw.h。

造成煤耗同比下降