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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
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
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。
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
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。
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。
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;
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;
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。
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;
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。
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;
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;
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;
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
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
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
-0.23
-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
综合厂用电率
10.48
-0.99
10.76
0.08
0.28
1.06
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
0.19
0.23
炉渣可燃物
0.2
-0.13
0.22
-0.12
0.02
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
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
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。
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。
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。
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。
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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