XXXX年度经济活动分析报告

第1页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。第2页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。第3页二、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．利润总额第4页实际完成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、%第5页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2211754679.1910.023.12锅炉510501998.2423.123.40电气4174051297.1218.906.14燃料502498499.2022.760.64化学229221896.5110.38-8.55热工3273091894.5014.82-4.74合计220621099795.60100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第6页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第7页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-1000010002000300040005000600020115375195561612280266316862247436428726391442350854714784865同期511477535152327552357313712894496556428148035847553913725746同比264121885-257-257-509-421-132-269-165-56665338106-8811月2月3月一季度4月5月6月二季度上半年7月8月9月三季度10月11月12月四季度全年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/千瓦第8页时；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。第9页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个百分第10页点；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