度经济活动分析报告.docx
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度经济活动分析报告
大连泰山热电有限公司
2012年1月份经济活动分析会议材料之一
大连泰山热电有限公司
2011年度经济活动分析报告
2012年2月17日
各位领导、同志们：
2011年，在公司领导班子的正确带领下，在全体干部员工的共同努力下，紧紧围绕公司年度工作报告精神，以安全生产为基础，以经济效益为中心，以强化绩效管理为手段，努力克服上网电量空间大幅萎缩，燃料成本不断上涨，央行连续加息，融资环境急剧变化等不利因素，实现利润总额1853万元。
下面，我就公司2011年经济活动情况进行通报。
一、辽宁省发供电形势
1．辽宁省用电需求情况
2011年，辽宁省用电负荷继续保持增长的态势，但从下半年开始，增长幅度有所回落。
截止到年末，全省全社会用电量完成1861.53亿千瓦时，同比增长8.53%，比上半年增幅回落0.98个百分点。
2．辽宁电网装机容量情况
截止2011年末，辽宁电网装机容量3400.4万千瓦，同比增长5.36%。
其中，火电机组装机容量2851.29万千瓦，同比增长2.86%。
3．辽宁省发电量完成情况
2011年，辽宁省发电量累计完成1423.33亿千瓦时,同比增长6.20%。
其中，火电机组完成发电量1315.79亿千瓦时，同比增长6.43%。
辽宁省发电量增长幅度低于用电量2.33个百分点，其中火电机组发电量增长幅度低于用电量2.10个百分点。
4．省间联络线受入电量情况
2011年，省间联络线累计受入电量455.16亿千瓦时，同比增长14.14%，影响发电设备利用小时同比下降166小时。
5.辽宁省发电设备利用小时情况
2011年，全省发电设备利用小时完成4398小时，同比下降225小时。
其中火电机组设备平均利用小时为4790小时，同比降低118小时。
东北公司火电机组设备平均利用小时为4999小时，比辽宁省火电机组平均利用小时数多209小时。
6.省内统调10万以上火电机组设备利用小时情况
2011年，省内24家统调火电机组设备平均利用小时4824小时，其中东北公司下属5家发电企业，发电设备平均利用小时为5015小时，比省内24家统调火电机组设备平均利用小时多191小时。
二、公司2011年主要生产经营指标完成情况
1．发电量
实际完成131349万千瓦时，同比减少23784万千瓦时，降幅为15.33%，完成泰山公司及东北公司年中调整计划137700万千瓦时的95.39%，较计划值减少6351万千瓦时。
2．供热量
实际完成314.38万吉焦，同比增加21.57万吉焦，增幅为7.37%，完成泰山公司及东北公司年度计划303万吉焦的103.75%，较计划值增加11.38万吉焦。
3．供电煤耗
实际完成303克/千瓦时，同比下降18克/千瓦时。
较泰山公司及东北公司年中调整计划310克/千瓦时下降7克/千瓦时。
4．入炉综合标煤单价
实际完成603.48元/吨，同比上升32.63元/吨，涨幅5.72%。
较东北公司计划指标620.06元/吨下降16.58元/吨。
5．资产及经营质量
截至12月末，公司资产总额12.05亿元，负债8.81亿元，权益总额3.25亿元。
资产负债率73.05%，同比下降1.90个百分点；流动资产周转率6.84次,同比提高0.4次；EVA累计完成1036.75万元，完成东北公司考核指标（-2139万元）的-48.47%。
6．利润总额
实际完成1853万元，同比减少利润3286万元,减幅为63.94%。
三、公司2011年生产经营情况分析
（一）安全生产情况
1．安全情况
发生非计划停运一次，未发生人身轻伤以上不安全事件。
截止12月31日实现年度连续安全生产365天。
机组等效可用系数完成93.93%，较同期升高2.84个百分点，较东北公司年度计划88.36%升高5.57个百分点。
2．设备计划检修情况
1号机组运行6726.32小时，备用2033.68小时，机组利用小时5001小时，负荷率74%。
2号机组运行6533.87小时，临检80.08小时，备用1179.05小时，大修967小时，机组利用小时4729小时，负荷率72%。
3．设备缺陷情况及分析
各专业共发现设备缺陷2206件，同比增加134件，已处理2109件，同比增加134件，缺陷消除率95.60%，同比降低1.99个百分点。
发现的缺陷中锅炉专业缺陷最多，占缺陷总量的23.12%，其次是燃料专业和电气专业，分别占缺陷总量的22.76%和18.90%。
各专业缺陷比例同比增幅最大的是电气专业，同比增加6.14个百分点，同比减幅最大的是化学专业，同比下降8.55个百分点。
各专业发现设备缺陷数量及消除率详见表1。
表1设备缺陷情况分析表
单位：
件、%
专业
缺陷
已处理
未处理
消除率%
各专业缺陷占缺陷总数的比例%
各专业缺陷比例%同比
汽机
221
175
46
79.19
10.02
3.12
锅炉
510
501
9
98.24
23.12
3.40
电气
417
405
12
97.12
18.90
6.14
燃料
502
498
4
99.20
22.76
0.64
化学
229
221
8
96.51
10.38
-8.55
热工
327
309
18
94.50
14.82
-4.74
合计
2206
2109
97
95.60
100
全年发生影响负荷的事件共28件，影响少发电量40153.35万千瓦时，其中：
主汽门门杆断裂造成停机临检1次，影响少发电量729万千瓦时；2号机组大修1次，影响少发电量9670万千瓦时；1、2号机组各停备2次，共计停备3212.76小时（单机），影响少发电量29490.7万千瓦时；因热电偶泄漏、高压流化风机故障、水冷壁泄漏、汽包水位故障、给煤机故障、低压缸胀差大等问题造成降负荷运行22次，影响少发电量263.65万千瓦时。
设备缺陷问题反映出设备治理仍需加强，尤其是给煤机故障频繁，全年共发生14次，仅9月份就连续发生7次，生产部门要引起高度重视，进一步加强设备检修维护管理。
（二）主要生产指标完成情况分析
1．发电量
实际完成131349万千瓦时，同比减少23784万千瓦时。
同比减少的主要原因：
一是受省经信委下达的年度发电计划和电网调电计划影响，机组停备时间同比增加；二是设备缺陷影响。
2．上网电量
实际完成117217万千瓦时，同比减少21652万千瓦时，降幅为15.59%。
完成省经信委年度调整计划119764万千瓦时的97.87%，较计划值减少2547万千瓦时。
同比减少的主要原因：
一是发电量同比减少，影响上网电量减少21291万千瓦时，二是综合厂用电率同比上升0.28个百分点，影响上网电量减少361万千瓦时。
3．供热量
实际完成314.38万吉焦，同比增加21.57万吉焦。
同比增加的主要原因：
一是2010-2011年供暖期增加头道沟供热面积32.11万平方米，同比增加供热量4.06万吉焦；二是新建蒸汽管网3月15日投入运行，增加供热量23.31万吉焦；三是大发及直供单位供热量完成282.66万吉焦，同比减少5.80万吉焦。
4．发电设备利用小时
实际完成4865小时，同比减少881小时。
比东北公司系统发电设备平均利用小时4999小时低134小时，在省内统调24家10万千瓦等级机组中排名第十二位，比平均值4824小时高41小时。
2011年发电设备利用小时数各月完成情况及同比情况详见图1。
图1发电设备利用小时数各月完成情况及同比
从图中我们可以清楚的看到，一、四季度由于供暖期“以热定电”的运行方式影响，发电设备利用小时同比略有升高，但二、三季度受电网供电形势影响，基本一直保持单机运行状态，发电利用小时同比分别减少509小时和566小时，影响全年发电利用小时同比减少881小时，降幅高达15.33%。
5．供电标准煤耗率
实际完成303克/千瓦时，同比下降18克/千瓦时。
同比下降的主要原因是：
一是热电比完成74.50%，同比上升15.93个百分点，影响供电煤耗下降16克/千瓦时；二是烟气含氧量、真空、主汽压力、端差等小指标同比有所改善，影响供电煤耗同比降低5.38克/千瓦时；三是综合厂用电率、排烟温度、飞灰可燃物、再热器减温水量、机组运行负荷等小指标完成情况不好，影响供电煤耗同比升高3.18克/千瓦时。
6．综合厂用电率
实际完成10.76%，同比升高0.28个百分点，较公司年度计划10.68%升高了0.08个百分点，较东北公司年度计划11%降低了0.24个百分点。
同比升高的主要原因：
一是发电量同比减少23784万千瓦时，影响综合厂用电率升高1.90个百分点；二是发电厂用电量同比减少2374万千瓦时，影响综合厂用电率降低1.81个百分点；三是供热厂用电量同比增加268万千瓦时，影响综合厂用电率升高0.21个百分点；四是非生产用电及变损同比减少26万千瓦时，影响综合厂用电率降低0.02个百分点。
7．发电厂用电率
实际完成7.81%，同比降低0.33百分点。
同比降低的主要原因：
一是机组运行负荷同比降低0.96MW，同比增加点炉防腐一次，进行煤中添加石灰石试验等因素，影响给水泵耗电率同比升高0.08个百分点，脱硫系统耗电率同比升高0.07个百分点，输煤系统耗电率同比升高0.02个百分点，化学制水系统耗电率同比升高0.03个百分点，凝结水泵耗电率同比升高0.01个百分点，一二次风机耗电率同比升高0.01个百分点；二是供热量同比增加，热电分摊比同比上升5.06个百分点，影响发电厂用电率下降0.55个百分点。
8．供热厂用电率
实际完成11.57千瓦时/吉焦，同比上升0.06千瓦时/吉焦。
同比上升的主要原因：
一是供热量同比增加21.57万吉焦，影响供热厂用电率同比下降0.79千瓦时/吉焦；二是2010-2011年供暖期增加头道沟供热面积及供暖期延长，热网循环水泵耗用电量同比增加77万千瓦时，影响供热厂用电率同比增加0.24千瓦时/吉焦；三是非供暖期新增工业抽汽负荷，分摊厂用电量191万千瓦时，影响供热厂用电率同比增加0.61千瓦时/吉焦。
9．发电水耗率
实际完成20.4吨/万千瓦时，同比增加0.1吨/万千瓦时，较公司年度计划22吨/万千瓦时，降低1.6吨/万千瓦时。
同比增加的主要原因：
一是发电量同比减少；二是新增工业抽汽负荷，影响凝汽器补水增加；三是供暖期供热面积增加，热网补水量增加；四是1号机循环水塔盆清淤排水一次；五是2号机组大修管道冲洗打压、锅炉上水找漏；六是1号机组进行胶球清洗系统试验；七是地下消防水及闭冷水系统有漏点；八是厂内施工用水。
10．供热标准煤耗率
实际完成39.32公斤/吉焦，同比减少0.08公斤/吉焦。
11．供热水耗率
实际完成0.24吨/吉焦，同比增加0.01吨/吉焦。
12.石灰石消耗量
实际消耗51525吨，同比增加4543.61吨。
同比增加的主要原因：
一是燃煤含硫量（St,d）同比升高0.01个百分点；二是石灰石品质不符合脱硫要求；三是进行煤中添加石灰石脱硫试验。
13.非生产用电量
办公楼累计耗用电量12.8万千瓦时，用电率为0.01%；宏泰公司及非生产三能累计耗用电量49.54万千瓦时，用电率为0.04%。
14.脱硫系统耗电量
实际耗用电量200.90万千瓦时，耗电率为0.15%。
（三）小指标完成情况及分析
1．主汽温度完成536.96℃，同比降低0.1℃，影响煤耗同比升高0.01克/千瓦时；
2．主汽压力完成13.08Mpa，同比升高0.35Mpa，影响煤耗同比降低1.16克/千瓦时；
3．再热温度完成536.91℃，同比升高0.74℃，影响煤耗同比降低0.06克/千瓦时；
4．真空完成-95.38KPa,同比降低0.91kpa，影响煤耗同比降低2.06克/千瓦时；
5．过冷度完成0.39℃，同比降低0.23℃，影响煤耗同比降低0.01克/千瓦时；
6．端差完成6.94℃，同比降低1.49℃，影响煤耗降低1.34克/千瓦时；
7．烟气含氧量完成2.64%，同比下降0.56个百分点，影响煤耗同比下降0.72克/千瓦时；
主汽压力、再热汽温度、烟气含氧量、真空、过冷度、端差等小指标均好于去年同期。
主要原因：
一是开展小指标竞赛，加强各运行参数的监视和调整，促进主汽压力、再热汽温度、烟气含氧量等各项指标同比完成较好；二是根据天气变化，及时拆装循环水冷却塔挡风板，使真空、过冷度、端差等小指标好于去年同期；三是加强对汽机低压缸进汽量监视和调整，规定低压缸进汽量最低限值，使过冷度、端差等指标有所提高。
8．综合厂用电率完成10.76%，同比升高0.28个百分点，影响煤耗同比上升1.06克/千瓦时；
9．给水温度完成235.87℃，同比下降0.68℃，影响煤耗同比上升0.09克/千瓦时；
同比降低的主要原因：
发电平均负荷完成99.06MW,同比降低0.96MW，影响给水温度同比降低。
10．排烟温度完成153.87℃，同比升高3.1℃，影响煤耗同比上升0.54克/千瓦时；
同比升高的主要原因：
一是供热量同比增加，影响锅炉负荷升高，排烟温度升高；二是2号炉春季停备消缺期间尾部烟道受热面未冲洗干净，影响排烟温度升高；三是8、9月份进行煤中添加石灰石颗粒试验，石灰石投入比例增加，使烟尘浓度增大，换热系数减弱，排烟温度升高。
11．飞灰可燃物完成1.17%，同比升高0.19个百分点，影响煤耗同比上升0.23克/千瓦时。
同比升高的主要原因：
一是因锅炉尾部烟道飞灰取样装置故障，飞灰取样点改为宏泰公司三个灰库，所取灰样不能及时反应锅炉运行状态；二是7月份燃料更换二级碎煤机锤头后，使入炉煤颗粒度变化较大，导致飞灰可燃物增加；三是8、9月份进行入炉煤掺混石灰石颗粒脱硫试验，石灰石投入量大幅增加，导致飞灰量有所增加，使飞灰含碳量同比升高；四是锅炉烟气含氧量完成2.64%，同比降低0.56个百分点，使一二次风机、吸风机单耗分别同比降低0.18千瓦时/吨汽、0.39千瓦时/吨汽，同时影响飞灰可燃物升高。
12．炉渣可燃物完成0.22%，同比升高0.02个百分点。
影响煤耗同比上升0.01克/千瓦时；
同比升高的主要原因：
一是锅炉烟气含氧量同比降低0.56%，影响炉渣可燃物同比升高；二是1、2号炉个别冷渣器故障，导致锅炉不能均匀轮换排渣，影响炉渣可燃物增加。
。
13.过热器减温水量完成23.2吨/小时,同比减少1.12吨/小时，影响煤耗同比降低0.03克/千瓦时。
同比减少的主要原因：
2010年二季度锅炉加装防磨瓦，使今年锅炉换热面积同比减少，以及今年发电平均负荷同比降低，使过热器减温水量同比降低。
14.再热器减温水量完成13.91吨/小时，同比增加3.47吨/小时，影响煤耗同比上升0.59克/千瓦时；
同比增加的主要原因：
一是一季度发电平均负荷及供热量同比升高，影响再热蒸汽减温水量增加；二是入炉煤灰分（Aar）同比升高0.69个百分点，影响烟尘浓度增加，换热系数增大；三是2号炉再热器减温水流量计量不准，影响再热器减温水量统计偏差大。
15．补给水率完成2.15%，同比升高0.11个百分点，影响煤耗同比上升0.13克/千瓦时；
同比升高的主要原因：
一是1-3月份由于1、2号机组热网加热器泄漏严重，疏水品质恶化，使锅炉排污量大幅增多，影响补水率增加；二是冬季厂内暖气疏水不能回收，影响补水率增加；三是对外供热负荷增加，新增工业抽汽负荷，影响补水率增加；四是5月份2号机组启动后发现部分疏水系统阀门内漏，影响补水率增加；五是化学补水至启动炉除盐水管道泄漏一次，影响补水率增加；六是非供暖期机组基本处于单机运行，并切换频繁，使补水量相对锅炉蒸发量增加，影响补水率同比升高。
16．炉排污率完成0.44%，同比升高0.13个百分点，影响煤耗同比升高0.14克/千瓦时；
同比升高的主要原因：
一是2010年12月发现热网加热器开始泄漏，由于供暖期无法停止加热器进行处理，导致泄漏量增逐渐增大，热网加热器疏水品质恶化，影响炉水水质，使锅炉排污率大幅升高；二是今年5月份以来，机组每次启动前停备时间较长，使炉水水质从锅炉点火到水质合格时间较长，影响排污率升高。
17．机组运行负荷完成99.06兆瓦，同比降低0.96兆瓦，影响煤耗同比升高0.36克/千瓦时。
以上各项小指标合计影响煤耗约为20.75克/千瓦时，较同期下降2.20克/千瓦时。
由于加强了各种运行参数的监视和调整，烟气含氧量、真空、主汽压力、再热蒸汽温度、端差、过热器减温水量等小指标同比有所改善，影响供电煤耗同比降低5.38克/千瓦时；由于机组停备时间增加、供暖期延长、尾部烟道受热面未冲洗干净、进行煤中添加石灰石试验、阀门内漏等设备缺陷，造成综合厂用电率、排烟温度、飞灰可燃物、补给水率、排污率、再热器减温水量、机组运行负荷等小指标完成情况不好，影响供电煤耗同比升高3.18克/千瓦时。
各项小指标变化情况及影响煤耗情况详见表2。
表2小指标影响煤耗分析表
序号
参数名称
单位
2010年1-9月份
影响煤耗值
2011年1-9月份
影响煤耗值
指标完成值同比
影响煤耗值同比
1
主汽温度
℃
537.06
-0.26
536.96
-0.25
-0.1
0.01
2
主汽压力
MPa
12.73
1.69
13.08
0.53
0.35
-1.16
3
再热温度
℃
536.17
-0.10
536.91
-0.16
0.74
-0.06
4
真空
KPa
-94.47
2.62
-95.38
0.57
-0.91
-2.06
5
过冷度
℃
0.62
0.00
0.39
0.00
-0.23
-0.01
6
端差
℃
8.43
3.99
6.94
2.65
-1.49
-1.34
7
烟气含氧量
％
3.2
0.26
2.64
-0.46
-0.56
-0.72
8
综合厂用电率
％
10.48
-0.99
10.76
0.08
0.28
1.06
9
给水温度
℃
236.55
1.00
235.87
1.09
-0.68
0.09
10
排烟温度
℃
150.77
2.23
153.87
2.78
3.1
0.54
11
飞灰可燃物
％
0.98
-0.39
1.17
-0.16
0.19
0.23
12
炉渣可燃物
％
0.2
-0.13
0.22
-0.12
0.02
0.01
13
过热器减温水
t
24.32
0.21
23.2
0.19
-1.12
-0.03
14
再热器减温水
t
10.44
0.48
13.91
1.07
3.47
0.59
15
补给水率
％
2.04
0.05
2.15
0.18
0.11
0.13
16
炉排污率
％
0.31
-0.77
0.44
-0.62
0.13
0.14
17
机组运行负荷
MW
100.02
13.05
99.06
13.41
-0.96
0.36
合计
22.96
20.75
-2.20
四、燃料指标完成情况分析
（一）燃煤来、耗、存情况
1．入厂煤量及重点合同到货率
实际来煤111.79万吨，同比减少14.84万吨，降幅11.72%。
全年入厂煤全部为计划内霍林河煤，重点合同到货率完成86.57%。
2．发电、供热耗用原煤量
实际耗用原煤109.91万吨，同比减少16.88万吨。
其中发电耗煤82.13万吨，同比减少19.36万吨，降幅19.08%，主要原因：
发电量同比减少影响；供热耗煤27.78万吨，同比增加2.49万吨，增幅9.83%，主要原因：
供热量同比增加影响。
3．库存煤量
年月末库存煤量1.38万吨，全部为霍林河煤。
（二）入厂煤质变化情况
2011年入厂煤质整体变化不大，从图2我们可以看到，1月份最低，完成3069大卡/千克，7月份最高，完成3173大卡/千克，差值104大卡/千克，变化幅度3.39%。
图2入厂煤质变化情况
2011年入厂热值累计完成3126大卡/千克，同比下降39大卡/千克，较考核指标下降24大卡/千克。
（三）入厂入炉煤热值差完成情况
实际完成2大卡/千克，同比下降2大卡/千克，节约燃料成本21万元。
较考核指标下降48大卡/千克，节约燃料成本429万元。
（四）入厂煤采购成本完成情况
1.车板价完成情况
实际完成167.24元/吨，同比下降0.77元/吨，降幅0.46%，减少煤炭采购成本86万元。
2.运杂费完成情况
实际完成123.19元/吨，同比上升9.96元/吨，增长8.8%，增加煤炭采购成本1113万元。
同比上升的主要原因：
铁路运费同比上涨7.98元/吨。
3.盈亏情况分析
2011年来煤票重111.47万吨，累计盈吨1.55万吨，盈吨率1.39%，同比上升0.34个百分点；累计亏吨1.24万吨，亏吨率1.11%，同比上升0.05个百分点，索赔亏吨运费152万元。
4.入厂标煤单价（含税）完成情况
实际完成650.34元/吨，同比上升28.37元/吨，升幅4.56%，增加燃料成本1416万元。
较考核指标下降6.37元/吨，下降0.97%，节约燃料成本318万元。
同比上升的主要原因：
一是煤价影响标煤单价下降1.73元/吨；二是运杂费影响标煤单价上升30.1元/吨。
其中：
运杂费同比上升9.96元/吨，影响标煤单价上升22.34元/吨；入厂热值同比下降2大卡/千克，影响标煤单价上升7.76元/吨。
（五）入炉综合标煤单价完成情况
实际完成603.48元/吨，同比上升32.63元/吨，上升5.72%，增加燃料成本1602万元。
较考核指标下降13.55元/吨，下降2.2%，节约燃料成本665万元。
同比上升的主要原因：
1、入厂标煤单价（不含税）全年累计完成576.61元/吨，同比上升26.16元/吨，影响入炉综合标煤单价（不含税）同比上升25.57元/吨。
主要原因：
铁路运费同比上涨。
2、全年累计耗用燃料油89吨，同比减少67吨，影响入炉综合标煤单价（不含税）同比下降0.84元/吨。
3、厂内费用（含入厂入炉煤热值差）全年累计完成25.43元/吨，同比上升7.92元/吨，主要原因：
由于燃料检修维护管理方式发生改变，增加燃料运行及检修维护费用影响。
较考核指标下降12.24元/吨。
（六）燃料油来、耗、存情况
实际来油80吨，累计耗用89吨，同比减少67吨，减幅42.95%，其中点火用油62吨，同比减少57吨，减幅41.18%；助燃用油0吨，与同期持平；大修用油27吨，同比增加27吨；同期2#油罐清底损失37吨。
年末存油73吨。
五、主要财务指标情况分析
（一）主营业务收入
实现51982万元,比去年同期减少5245万元，减幅9.16%，完成东北公司全年预算的98.41%，少1.59个百分点。
主要因素影响
1、售电量完成117217万千瓦时，同比减少21652万千瓦时，影响收入减少7243万元；
2、售电价格339.17元/千千瓦时，同比增加4.65元/千千瓦时，影响收入增加545万元；
3、售热量完成314.38
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