第一篇：油气主业板块建标对标指标计算说明
油气主业板块建标对标指标计算说明
按照集团公司《持续推进全员成本目标管理总体方案（试行）》的通知（中国石化财[2010]246号）要求，结合油田开发特点和生产实际，确定如下油气主业板块建标对标指标体系。
一、指标体系设置
分为分公司、二级单位和管理区三个层面，每个层面分为经营指标和技术指标两部分。
（一）分公司层面
1.经营指标10项：油气单位发现成本、油气单位开发成本、油气单位完全成本、油气单位操作成本、利润总额、EVA、单井次作业费、吨油气措施费、吨油气作业费用、吨油气材料费。
2.技术指标9项：单位油气综合能耗、油井单井次措施增油量、采液电力单耗、注水电力单耗、井下作业频次、注水系统效率、集输系统效率、机采系统效率、吨油气耗电量。
（二）二级单位层面
1.经营指标11项：油气单位开发成本、油气单位完全成本、油气单位操作成本、吨液提升费、方水注水费、单井次作业费、吨油气措施费、单井材料费、单井青赔费、油井单井电费、方水注水电费。
2.技术指标8项：单位油气综合能耗、油井单井次措施增油量、采液电力单耗、注水标耗、井下作业频次、油气井措施有效率、油气井措施有效益率、油管更新率。
（三）管理区层面
1、经营指标8项：目标成本完成率、油气单位操作成本、油井单井一般耗材、油井单井化学药品、油井单井电费、油水井单井青赔费、单井维护作业成本、单井特车劳务费。
2、技术指标4项：单位油气综合能耗、机械采油井单井装表率、井下作业频次、躺井比例。
二、指标说明
（一）分公司指标说明 1.油气储量发现成本
指标定义：指报告期内为获得新增油气探明地质储量而投入的勘探投资。
计算公式：油气储量发现成本=年度勘探工程总投资/年度新增油气探明储量当量（单位：元/吨）。
年度勘探工程总投资：主要包括新老区勘探、风险勘探、先到研究等投资。
年度新增油气探明储量：目前按国内口径，以国家储量委员会审批的数为准。天然气按1225立方米折1吨原油计算。
2.油气开发成本（1）油田开发成本 指标定义：指报告期内获得单位原油新增可采储量而投入的原油开发工程投资。
计算公式：油田开发成本=报告期内年度油田开发工程总投资/报告期内年度新增动用原油可采储量（单位：元/吨）。
年度开发工程总投资为全口径油田开发投资，主要包括新老区产能建设、油藏评价、提高采收率、老油田地面改造、先导研究项目等投资。
当年新增动用原油可采储量为当年新区产能建设动用可采储量和老区调整当年提高采收率增加可采储量之和。
原油可采储量：目前按国内口径计算，以股份公司油田开发管理部门年末审定数为准。
（2）天然气开发成本
指标定义：指报告期内为获得单位天然气新增可采储量而投入的天然气开发工程总投资。
计算公式：天然气开发成本=报告期内年度天然气开发工程总投资/报告期内年度新增动用天然气可采储量（单位：元/千立方米）。
年度天然气开发工程总投资为全口径天然气开发投资，主要包括新老区产能建设、油藏评价、提高采收率、老气田地面改造、先导研究项目等投资。
当年新增动用天然气可采储量为当年新区产能建设动用可采储量和老区调整当年提高采收率增加可采储量之和。
天然气可采储量：目前按国内口径计算，以股份公司天然气开发管理部门年末审定数为准。
3.单位油气产能建设成本（1）单位原油产能建设成本
指标定义：年度原油产能建设项目总投资与当年新建原油产能之比。
计算公式：单位原油产能建设成本=年度原油产能建设项目总投资/当年新建原油产能（单位：亿元/百万吨）
（2）单位天然气产能建设成本
指标定义：年度天然气产能建设项目总投资与当年新建天然气产能之比。
计算公式：单位天然气产能建设成本=年度天然气产能建设项目总投资/当年新建天然气产能（单位：亿元/十亿立方米）
4.油气单位完全成本
指标定义：指报告期内为获得油气产量而发生的生产成本、勘探费用、管理费用、财务费用之和。
计算公式：油气单位完全成本=报告期内合并口径的完全成本总额/油气综合商品当量（单位：元/吨）。
5.油气单位操作成本
指标定义：指报告期内为获得油气产量而发生的扣除折旧、人工后的生产成本。
计算公式：油气单位操作成本=（报告期内生产成本-折旧-人工+其他业务收入-其他业务支出）/油气综合商品当量（单位：元/吨）。
6.利润总额
指标定义：指报告期内实现的税前利润总额。计算公式：利润=油田企业报告期内合并口径的营业收入-营业成本-营业税金及附加-销售费用-管理费用-勘探费用-财务费用-资产减值损失±公允价值变动收益±投资收益±营业外收支净额（单位：亿元）。
7.EVA 指标定义：EVA即经济增加值，是指企业税后净营业利润减去资本成本。
计算公式：EVA=报告期内企业税后净营业利润-资本成本（单位：亿元）。
8.单井次作业费
指标定义：指报告期内为获得油气产量而发生的措施作业和维护作业费用。
计算公式：单井次作业费=报告期内井下作业费用/油气水井作业总工作量（单位：万元/井次）。
9.吨油气措施费
指标定义：指报告期内为获得油气产量而发生的油气井措施作业费用。
计算公式：吨油气措施费=报告期内措施作业费用/措施年累计增油气量（单位：元/吨）。
10.吨油气作业费用
指标定义：指报告期内单位油气当量所含井下作业费用（以中原油田油气工程技术报表为准）。
计算公式：吨油气作业费用=报告期内井下作业费用/报告期内年累产油（气）当量（单位：元/吨）。
11.吨油气材料费
指标定义：是指报告期内单位油气当量所含开井生产的油气水井所产生的材料费。
计算公式：吨油气材料费=报告期内材料费消耗总额/报告期年累产油（气）当量（单位：元/吨）。
报告期内材料费消耗总额包括报废再利用开井材料费消耗额。
12.单位油气综合能耗
指标定义：油气田的综合能耗与油气当量之比。综合能耗是指报告期内实际消耗的各种能源实物量折算为标准煤的数量；油气当量是指报告期内生产的原油产量和天然气产量折算为原油当量的合计数。
计算公式：单位油气综合能耗=油气田的综合能耗/（原油产量+天然气产量×天然气折算原油系数）（单位：千克标煤/吨）。
13.吨油气耗电量
指标定义：指报告期内油气提升过程用电量与年度累计油气当量之比。
计算公式：吨油气耗电量=报告期内油气提升过程用电量/年度累计油气当量（单位：千瓦时/吨）。
14.采液电力单耗
指标定义：指报告期内油气提升过程用电量与产液量之比。
计算公式：采液电力单耗=报告期内油气提升过程用电量/产液量（单位：千瓦时/吨）。
15.注水电力单耗
指标定义：指报告期内注水过程用电量与注水量之比。注水过程用电量包括联合站离心泵注水电量、计量站增注泵电量和注水站的增压泵注水电量、供水电量之和。二厂和五厂的还包括注气驱的电量。
计算公式：注水电力单耗=报告期内注水过程用电量/注水量（单位：千瓦时/立方米）。
16.油井单井次措施增油量
指标定义：指报告期内油井措施累计增油量和措施总井次之比（以中原油田油气工程技术报表为准）。
计算公式：油井单井次措施增油量＝报告期内油井措施累计增油量/措施总井次（单位：吨/井次）。
17.井下作业频次
指标定义：指报告期内开井生产的油气水井平均每口井井下作业次数。
计算公式：井下作业频次=报告期内井下作业总井次/期末开井数（包括报废再利用开井数）（单位：次/井）。
18.注水系统效率
指标定义：是指报告期内注水系统范围内有效功率与输入功率之比值,用百分数表示。
计算公式：注水系统效率（%）＝η电机×η泵效×η管网×100%。
19.集输系统效率
指标定义：被测系统各站站效与其管效乘积的加权平均值，用百分数表示。
20.机采系统效率
指标定义：是指报告期内内机械采油井的有效功率与输入功率的比值，用百分数表示。
（二）二级单位指标说明 1.油气单位开发成本（同上）2.油气单位完全成本（同上）3.油气单位操作成本（同上）4.吨液提升费 指标定义：是指报告期内采油生产过程单位提液量所耗费的可控操作成本。
计算公式：吨液提升费=报告期内油气提升过程耗费总额/产液量（单位：元/吨）。
5.方水注水费
指标定义：是指报告期内注水系统单位注水量所耗费的可控操作成本。
计算公式：方水注水费=报告期内注水系统耗费总额/注水量（单位：元/立方米）。
6.单井次作业费（同上）7.吨油气措施费（同上）8.单井材料费
指标定义：是指报告期内开井生产的油气水井所产生的材料费。
计算公式：单井材料费=报告期内材料费消耗总额/阶段末油气水井开井数（单位：万元/井）。
阶段末油气水井开井数包括报废再利用开井数。9.单井青赔费
指标定义：指报告期内油气水井平均每口井发生的青赔费。青赔费是指发生在油气水井以及油水井管线的污染所有赔付费用。
计算公式：单井青赔费=指油气水井青赔费/阶段末油气水井总数（单位：万元/井）。
阶段末油气水井总数包括报废再利用开井数。10.油井单井电费
指标定义：指报告期内开井生产的油井平均每口井发生的电费。
计算公式：油井单井电费=油井电费总额/阶段末油井开井数（单位：万元/井）。
阶段末油井开井数包括油井报废再利用开井数。（注：采油一厂应减去电动压缩机的耗电量和气举井数，采油四厂应减去放喷捞油井数）
11.方水注水电费
指标定义：是指报告期内注水系统每注入1立方米水所消耗的电费。
计算公式：方水注水电费=指报告期内注水系统消耗电费总额/阶段末累计注水量（单位：元/立方米）。
12.单位油气综合能耗（同上）。13.采液电力单耗（同上）。14.注水标耗
指标定义：指报告期内单位注水压力下每注1立方米水的直接耗电量。
计算公式：注水标耗=报告期内注水用电单耗/平均单井注水压力（单位：千瓦时/兆帕.立方米）。15.井下作业频次（同上）。
16.油井单井次措施增油量（同上）。17.油气井措施有效率
指标定义：指采油生产期间为增加注水量和提高油气产量而采取的增产增注或井筒井身修复作业施工工艺成功的概率或比例（以中原油田油气工程技术报表为准）。
计算公式：油气井措施有效率=报告期内措施作业有效井次/措施作业施工井次×100%。
18.油气井措施有效益率
指标定义：是指报告期内投入产出比大于1的油井措施井次与油井措施统计井次的比值（以油藏经营分析报表为准）。
计算公式：油气井措施有效益率=投入产出比大于1的油气井措施井次/油气井措施统计井次×100%。
油气井措施统计井次应扣除统计时段短、试油试气试采、新技术试验井次。
19.油管更新率
指标定义：是指报告期内投入新油管使用量与井下在用油管总量的比值。
计算公式：油管更新率=报告期内新油管使用量/井下油管在用量×100%
（三）管理区指标说明 1.目标成本完成率
指标定义：指报告期内发生的成本实际完成值与目标成本的比值。
计算公式：目标成本完成率=(报告期内发生的成本实际完成值/目标成本)×100%。
2.油气单位操作成本(同上)3.油井单井一般耗材
指标定义: 指报告期内开井生产的油井平均每口井发生的一般耗材费用。油井一般耗材指油气提升过程中，维持油井正常生产的经常、一般性材料投入，包括井口、闸阀、压杠螺丝、黄油、盘根、皮带等耗材，不包括加药井的化学药品。
计算公式：油井单井一般耗材=报告期内油井一般耗材费用总额/阶段末油井开井数（单位：万元/井）。
阶段末油井开井数包括油井报废再利用开井数。4.油井单井化学药品
指标定义：指报告期内开井生产的油井平均每口井发生的油井化学药品费用。油井化学药品指油气提升过程中，为保证加药井（结盐、结蜡等井）正常生产而添加清蜡剂、破乳剂、缓蚀剂等化学药品的金额。
计算公式：油井单井化学药品=报告期油井化学药品费用总额/阶段末油井开井数（单位：万元/井）。阶段末油井开井数包括油井报废再利用开井数。5.油井单井电费（同上）6.单井青赔费（同上）7.单井次维护作业费用
指标定义：指报告期内井下维护作业井平均每井次发生的作业费用。
计算公式：单井次维护作业费用=报告期内井下维护作业费用/井下维护作业总井次（单位：万元/井次）。
8.单井特车劳务费
指标定义：指报告期内开井生产的油气水井平均每口井发生的外部和内部特种车辆劳务费。
计算公式：单井特车劳务费=特种车辆劳务费/阶段末油气水井开井数（单位：万元/井）。
阶段末油气水井开井数包括报废再利用开井数。9.单位油气综合能耗（同上）10.机械采油井单井装表率
指标定义：指报告期内安装电表的机械采油井数与机械采油总井数的比值。
计算公式：机械采油井单井电能表装表率=机械采油井安装电表井数/阶段末机械采油总井数×100% 阶段末机械采油总井数包括报废再利用机械采油开井数。11.井下作业频次（同上）12.躺井比例
指标定义：指报告期内油气水井平均躺井数占油气水井平均开井数的百分比。
计算公式：躺井比例=[（∑报告期内月度躺井数/报告期内月份数）/（∑报告期内月度开井数/报告期内月份数）]×100% 报告期内月度开井数包括报废再利用开井数。以上说明由分公司办公室协同各有关业务部处室解释。
第二篇：岗位对标说明
岗位对标说明
岗位对标应以工作岗位工作职责任务内容填写，以安全、生产、质量、成本、协作等对比专业最好值或本单位历史最好值，依照建标、追标、兑标、升标填写。
单位负责人以制定对标管理办法，落实建标、追标、兑标、升标过程控制为主填制岗位对标内容，建立月度分析制度形成数据分析，制定标值追赶措施，形成循环对标，标值螺旋提升。
1、机修厂职工岗位说明中没有体现。
2、党务工作办公室、工会都是一句话，可参照计生办对标分几条填写。
3、辅助单位基本为一句话，过于简单，可参考通风、防治水管理干部填制。
4、通风区填写较好，区长没有填写。
5、防治水管理人员填写较好，一般人员以梁宝寺为版本，加入的是岗位对标内容与岗位对标不符。
6、准备一队管理人员岗位说明书对标内容填制不符合要求，需改正。
7、后勤物业填制较好规范，可以参考。
各单位将岗位对标修改后于今日（25日）下午下班前通过邮箱把电子版发送至全员业绩考核办公室。邮箱地址：ckyjkh@163.com
第三篇：对标指标管理体
1、指标体系的总体结构
对标指标体系业绩对标指标体系管理对标指标体系v以“电网坚强、资产优良、业绩优秀、服务优质”对标为重点。v突出电网公司的本质特征v主要评价网省公司的业绩水平。v反映实现公司战略目标的程度，明确改进方向。v以“三集五大”体系所涉及专业管理为重点v突出管理体系、模式、标准和信息化等方面的要求v主要评价网省公司对公司相关管理要求的执行程度及规范性v反映“现代公司建设”的实现程度，引导各单位加强“公转”。其他专业视条件成熟情况，可逐步纳入。
2、业绩对标指标体系框图
容载比协调发展变机比主变、线路利用率指标输电网网架水平电网坚强电网网架中压配电线路联络率N－1通过率短路电流超限节点比例输电网装备水平指数装备水平配电网装备水平指数二次系统装备水平指数全部资产现金回收率 资产质量及效率总资产周转率流动资产周转率退役设备的平均寿命资产优良偿债能力资产负债率现金带息流动负债率新增固定资产贡献毛益销售收入三年平均增长率城市用户供电可靠率供电质量城市综合供电电压合格率农村用户供电可靠率农村综合供电电压合格率服务优质服务客户社会责任每百万用户营销服务事件发生次数电网项目竣工环保验收合格率人身伤亡事故次数误操作事故次数安全可靠电网和设备事故率电网设备可用系数责任频率不合格时间考核点电压合格率劳动效率市场占有业绩优秀线损水平劳动生产率市场占有率市场占有率增长量10千伏及以下配网线损率单位电量输配电成本每万元电网资产运行维护成本净资产收益率经营效益在用资产经济增加值率成本费用利润率EVA（经济增加值）发展能力公司同业对标指标体系成本水平 2 2．1 管理对标指标体系框图（人力资源）
0.20.250.20.20.20.20.10.10.150.10.10.150.150.150.10.50.5员工入口管理规范指数机构编制管理规范指数劳动用工管理规范指数收入分配管理规范指数业绩考核管理规范指数劳动计划执行效率培训投入计划执行准确率供电企业综合劳动效率定员贯标成效指数人才当量密度人才引进指数竞赛及调考成绩人事费用率信息数据完善率信息化建设完成率管理规范性人力资源集约化管理对标指标0.65管理成效管理手段
2.2 管理对标指标体系框图（资产经营）
会计政策变更报批程序履行率会计政策固化模版配置完成率农网维护费财务管理政策统一执行率会计科目变更报批程序履行率管理规范性会计科目和辅助核算调整完成率财务主数据统一率省公司本部财务人员编制落实完成率省公司本部财务人员定编到位率财经研究机构设置率月度快报“一键式”生成率对所属单位财务快报远程在线审核率公司稽核安排的自查覆盖率重大财务事项上报率内外部监督检查问题整改完成率所属县供电企业经营指标报表报送率县级企业财务治理完成率及信息报送率全面风险管理与内控工作管理细则制定率月末集团账户资金归集率资金集中支付率代收电费手续费标准完成率银行账户在线监控率资金在线监控比例基本账户挂接率电费集团账户占电费账户的比例2011年股权投资清理整合工作任务完成率风险管理报告质量工程竣工决算完成率基建标准成本应用率所得税费用决算与汇算清缴差异率资本性投资增值税抵扣率占资本性投资比率财务集约化管理对标指标管理成效整体产权级次电网核心业务产权级次代管农电企业电网资产清查完成率重大财税查处事件发生数地方性财税优惠政策争取数接收用户资产免税政策执行率电价政策与制度出台率电价政策争取率电价工作完成率完成电价政策与理论研究课题及报告数量各电压等级固定资产清查完成率接收用户资产合同签订率研发投入与成果清查完成率应转移对外担保清理转移或设置反担保完成率累计亏损单位当年减亏幅度预算编制、预算控制工作率月度现金流量预算执行偏差率电价电费被处罚款数量购售电预算偏差率会计凭证由前端业务集成生成率内部关联交易业务协同处理完成率预算发布控制规范应用覆盖率预算编制平台应用覆盖率稽核安排中在线稽核任务完成率辅助决策分析系统部署应用率集团对账完成率管理手段月度融资计划覆盖率票据在线管理率各类固定资产与设备信息集成、联动率对地市供电公司在线稽核率财务规章制度在财务管控系统中发布率资产经营管理对标典型经验库系统发布率工程信息系统的全口径项目覆盖率重点低值易耗品在线管理完成率财务管控与SAP系统中预算项目识别编码对应率电价日常业务在线处理率深化电价信息化应用指标 4 2.3 管理对标指标体系框图（物资管理）
0.50.15组织体系建设指标0.50.4物资计划报送合格率0.6物资部人员配置到位率物资管理人员培训率计划报送及时率计划报送准确率0.10.1物资计划合规率0.3招标结果公示通过率招标采购过程规范率网省公司二级平台集中采购目录执行率物资采购标准执行率物料主数据准确率合同签订完成率合同签订及时率合同签订准确率产品质量监督工作贡献率产品质量关键点见证完成率供应商绩效评价报送及时率供应商绩效评价报送准确率供应商不当行为信息报送及时率供应商不当行为信息报送准确率0.4集中采购规范率0.30.7物资标准化指标0.30.40.150.150.4管理规范性0.15物资合同签订率0.30.30.6物资管理同业对标指标体系0.1产品质量监督完成指标0.40.250.1供应商绩效评价指标0.250.250.250.150.30.4管理成效0.30.25物资计划执行准确率新投产设备质量完好率物资合同到货完成率0.6监督评价满意率0.4无责任投诉率监察满意率0.5物资集约化系统上线完成指标0.2管理手段0.30.2电子评标室建设完成指标仓库ERP系统贯通率 5 2.4 管理对标指标体系框图（规划计划）
管理规范性规划编制、调整与审批（含前期）工作合格率计划编制、调整与审批（含投资）工作合格率规划项目准确率电厂接入系统指标前期工作计划完成率规划项目执行率综合计划建议偏差率综合计划调整偏差率综合计划完成偏差率售电量预测偏差率春秋季报告预测准确率管理成效线损月度波动率上报投资建议计划核准率投资完成偏差率项目开工计划执行偏差率项目投产计划执行偏差率统计数据报送及时率统计数据报送差错率统计分析成效指标对标诊断工作成效指标典型经验推广应用工作完成率管理手段规划计划信息系统建设模块完成率规划计划管理对标指标 6 2.5 管理对标指标体系框图（电网建设）
工程设计、施工、监理招标计划执行率初设评审计划按期完成率输变电工程开工计划执行率输变电工程投产计划执行率管理规范性变电通用设计应用率线路通用设计应用率通用设备应用率工程竣工结算按期完成率电网建设管理对标指标管理成效非主要责任基建人身死亡事故次数优质工程率工程质量检查得分率工程造价控制指标管理手段基建管控系统应用率
2.6 管理对标指标体系框图（电网运行）
管理规范性电网调控核心业务流程上线率计划停电比率管理成效日前负荷预测合格率故障快速切除率管理手段调度生产报表主要数据合格率 电网运行管理对标指标
2.7 管理对标指标体系框图（电网检修）
工作流程建设完成率管理规范性状态检修设备覆盖率状态检修工作达标率输变电设备强迫停运率管理成效输变电设备重复计划停运率城市配网带电作业化率危急严重缺陷及时消除率技术改造项目计划完成率电网检修管理对标指标生产管理信息系统功能模块应用率管理手段重大电网设备故障（缺陷）信息及时报送率生产管理信息系统主网数据完整率生产管理信息系统配网数据完整率
2.8 管理对标指标体系框图（营销服务）
供用电合同签订率管理规范性运行表抽检完成率省级计量中心检测能力符合率 月末抄见电量占月售电量的比重营销服务管理对标指标管理成效短期市场预测准确率应收用户电费余额占当年月均应收用户电费平均比例电费回收率业扩服务时限达标率管理手段电力用户用电信息采集系统数据应用率营销管理信息系统基础数据可用率
第四篇：电厂小指标对标分析报告
小指标对标分析报告
为落实集团公司节能减排工作的深入开展，全面分析和查找火电机组运行小指标与设计值、先进值存在的偏差，我公司接到集团公司要求进行小指标对标分析的通知后，公司领导高度重视此项工作，组织专业人员认真按照对按照《中国大唐集团公司火电机组能耗指标分析指导意见》运生2008（45号文）相关规定和要求全面开展能效对标工作，对标挖潜,对小指标进行对标分析工作，现就对标工作过程及结果做如下汇报：
一、对标整体情况
徐塘发电有限公司四台300MW机组三大主机分别由上海三大电站主机厂生产，公司四台机组所配锅炉为上海锅炉厂采用美国燃烧工程公司的转让技术设计制造，4、5号炉型号为SG-1025/17.44-M850，6、7号炉型号为SG-1036/17.44-M876，炉型为亚临界压力中间一次再热控制循环炉，单炉膛∏型露天布置，全钢架悬吊结构，固态排渣。4号炉于2002年3月投产，7号炉与2005年12月投产。
徐塘公司四台机组所配汽轮机为Ｎ300—16.7/537/537型汽轮机，由上海汽轮机厂引进美国西屋公司技术制造。它与SG－1025/17.44—Ｍ8型亚临界、中间再热、强制循环、汽包式锅炉及QFSN—300—2型汽轮发电机配套成单元制系统发电设备。
根据机组实际情况，徐塘公司在开展小指标对标活动中，将机组定位于国产300MW、纯凝汽发电机组的行列中，我公司对标情况总体良好。
二、对标情况分析
2.1.1、目前影响我公司锅炉效率的主要是排烟温度和飞灰含碳量，对于排烟温度，4台炉设计值是129℃，我公司4台炉排烟温度分别达到134℃，135℃，132℃和128℃。影响供电煤耗分别为.0.78克/千瓦时，1.02克/千瓦时，0.44克/千瓦时和-0.2克/千瓦时，对于飞灰含碳量，我公司4台机组分别为3.37%，3.22%，3.39%，3.48%，都高出设计值2%，分别高出1.37、1.22、1.39、1.48个百分点，影响供电煤耗分别为1.4克/千瓦时，1.24克/千瓦时，1.42克/千瓦时，1.51克/千瓦时.2.1.2、空预器漏风率，我公司空预器漏风率设计值是8%，而在实际运行中，4号炉空预器的漏风率达到9.08%，影响供电煤耗0.2268克/千瓦时，5、6、7号炉空预器漏风率和设计值相当，对供电煤耗影响较小。
2.1.3、锅炉补水率，我公司统计的不是锅炉补水率而是机组补水率(包含汽机侧损耗，锅炉连续排污率设计值是小于等于1%，而机组补水率未查到设计值，但它的基准值是1.5%，我公司4台机组的补水率分别为1.14%，1.15%，1.24%，1.09%，由于运行人员精心调整，加强连排、定排的管理，我公司4台炉的补水率都较好。
2.1.4、主汽温度，徐塘4台机组设计值是538℃，我公司4台机组分别是538.6℃，537.9℃，537℃和536.4℃，由上述数据可知，我公司的主汽温度基本达到设计值。
2.1.5、再热温度，4台机组设计值为538℃，4、5、6、7号机组再热温度分别为533℃，534℃，532℃，531℃，可见我公司再热温度达不到设计值的要求。分别影响供电煤耗0.24克/千瓦时，0.19克/千瓦时，0.29克/千瓦时，0.33克/千瓦时.2.1.6、由于我公司给水温度的设计值为273℃，是指在额额定负荷下，我公司的符合率为80%左右，所以给水温度低于设计值是正常。
2.1.7、凝汽器段差设计值为7-12℃，4、5、6、7号机分别为4.68℃，4.71℃，3.51℃，4.09℃，比设计值都要低，这与运行人员每天坚持投胶球，是凝汽器保持清洁有关系。
2.1.8、凝结水过冷度设计值是2℃，4、5、6、7号机组分别为1.39℃，1.07℃，1.27℃，1.04℃，都比设计值2℃要好。2.1.9、真空度设计值为94.68%，我公司4、5、6、7号机真空度分别为94.11%，93.68%，93.98%，93.85%，由于统计期内温度较高，所以真空比设计值要低。
2.1.10、真空严密性小于400 kPa/min为合格，100kPa/min为优秀，4567号机分别为80.54 kPa/min，120.4 kPa/min，208.37 kPa/min，98.14 kPa/min 4、7号机达到优秀值，5、6号机也都是合格。
2.2.1厂用电率情况：
2.2.2厂用电率先进值为4.71%，平均值为5.82%，徐塘4、5、6、7号机厂用电率实绩分别为5.18％、5.1％、5.39％、5.32％，与先进值比分别增加0.47％、0.39％、0.68％、0.59％，与平均值相比分别减少-0.64%、-0.72%、-0.43%、-0.5%。
2.2.3引风机耗电率全国先进值为0.54%，全国平均值为0.67%，徐塘4、5、6、7号机引风机耗电率实绩分别为0.63%、0.56%、0.57%、0.53%，比先进值分别高0.09%、0.02%、0.03%、-0.01%，比全国平均值分别低-0.04%，0.11%、0.1%、0.14%。
2.2.4送风机耗电率全国先进值为0.17%，全国平均值为0.24%，徐塘4、5、6、7号机送风机耗电率实绩分别为0.14%、0.15%、0.12%、0.14%，比先进值分别高-0.03%、-0.02%、-0.05%、-0.03%，比全国平均值分别低0.1%、0.09%、0.12%、0.1%。2.2.5一次风机耗电率全国先进值为0.53%，全国平均值为0.57%，徐塘4、5、6、7号机一次风机耗电率实绩分别为0.69%、0.46%、0.57%、0.52%，比先进值分别高0.16%、-0.07%、0.04%、-0.01%，比全国平均值分别低0.12%、0.13%、0%、0.05%。2.2.6磨煤机耗电率全国先进值为0.45%，全国平均值为0.67%，徐塘4、5、6、7号机磨煤机耗电率实绩分别为0.47%、0.5%、0.44%、0.47%，比先进值分别低-0.02%、-0.05%、0.01%、-0.02%，比全国平均值分别低0.2%、0.17%、0.23%、0.2%。2.2.7给水泵耗电率机组指标对标统计上指电动给水泵的耗电率，徐塘4台机组基本不用电泵，耗电率基本为0，但给水系统的耗电率主要指前置泵的耗电率，徐塘4、5、6、7号机给水系统耗电率实绩分别为0.17%、0.18%、0.17%、0.17%。2.2.8凝泵耗电率全国先进值为0.19%，全国平均值为0.21%，徐塘4、5、6、7号机凝泵耗电率实绩分别为0.17%、0.18%、0.17%、0.17%，比先进值分别低0.02%、0.01%、0.02%、0.02%，比全国平均值分别低0.04%，0.03%、0.04%、0.04%。
2.2.9循泵耗电率全国先进值为0.62%，全国平均值为0.81%，徐塘4、5、6、7号机循泵耗电率实绩分别为0.63%、0.62%、0.59%、0.66%，比先进值分别高0.01%、0%、-0.03%、0.04%，比全国平均值分别低0.14%，0.19%、0.22%、0.15%.2.2.10电除尘耗电率全国先进值为0.17%，全国平均值为0.18%，徐塘4、5、6、7号机电除尘耗电率实绩分别为0.11%、0.1%、0.13%、0.14%，比先进值分别低0.06%、0.07%、0.04%、0.03%，比全国平均值分别低0.07%，0.08%、0.05%、0.04%.2.2.11、脱硫耗电率全国先进值为0.79%，全国平均值为1.09%，徐塘4、5、6、7号机脱硫耗电率实绩分别为1.2%、1.23%、1.28%、1.34%，比先进值分别高0.41%、0.44%、0.49%、0.55%，比全国平均值分别高0.11%，0.14%、0.19%、0.25%.2.2.12、除灰、除渣耗电率全国先进值为0.18%，全国平均值为0.18%，徐塘4、5、6、7号机除灰、除渣耗电率实绩分别为0.14%、0.16%、0.18%、0.18%，比先进值分别高-0.04%、0.02%、0%、0%，比全国平均值分别高-0.04%、0.02%、0%、0%.2.2.13输煤耗电率全国先进值为0.07%，全国平均值为0.08%，徐塘4、5、6、7号机输煤耗电率实绩平均为0.16%、比先进值分别高0.09%，比全国平均值分别高0.08%。
2.2.14化学制水耗电率徐塘4、5、6、7号机化学制水耗电率实绩分别为0.05%，和全国平均耗电率基本相当。
三、对标结果
1、供电煤耗
全国300MW纯凝机组共209台（含空冷机组），2009年供电煤耗前20%先进值为322.05克/千瓦时，平均供电煤耗333.29克/千瓦时。实际值最优为华润江苏徐州315克/千瓦时，徐塘供电煤耗实绩分别为330.12克/千瓦时、332.08克/千瓦时、328.69克/千瓦时、327.15克/千瓦时，供电煤耗指标在全国300MW纯凝机组中分别排名86、96、61、50位。
2、发电厂用电率
国产同类型机组共209台，厂用电率平均为5.82％，前20%先进值为4.71％；最优为安徽皖能安庆电厂的1号机组3.44%。徐塘上半年发电厂用电率为5.24％，较最优值差距1.8％，安徽皖能安庆电厂的1号机组脱硫耗电率为0%，所以徐塘与之不具有同类可比性。高于前20%先进值0.53％，但比平均值5.82％低0.58％。徐塘4、5、6、7号机厂用电率实绩分别为5.1％、5.18％、5.39％、5.32％，在全国公司300MW纯凝机组中分别排名48、51、71、64位，发电厂用电率指标对标比较好。
3、油耗
大唐集团300MW纯凝机组平均发电用油11.3吨/亿千瓦时，最优值为0.48吨/亿千瓦时。徐塘4、5、6、7号机发电用油实绩分别为18.84吨/亿千瓦时、13.66吨/亿千瓦时、9.91吨/亿千瓦时、7.14吨/亿千瓦时，情况不太理想，仍需加大节油措施，努力挖潜。
4、水耗
徐塘2010年发电综合水耗为2.13 kg/kWh，与全国平均水平2.14 kg/kWh基本相等，由于我公司4、5号机组电除尘改为干式除灰不久，目前对水耗的影响还不明显。
四、保障措施
1、排烟温度偏高，保障措施：
A、煤质不能偏离设计值太多(设计值发热量为5150大卡，哈氏可磨系数70)B、磨煤机要及时维护，保证能达到额定出力。C、运行人员要及时根据负荷和煤质情况停运磨组。
2、飞灰可燃物偏高 保障措施：
A、煤质不能偏离设计值太多(设计值发热量为5150大卡，哈氏可磨系数70)且要保证煤质相对稳定。
B、完善经济煤种掺烧方案,完善飞灰、炉渣、煤粉取样分析制度，定期取样分析比对，通过燃烧调整试验，调整磨组煤粉细度，寻找最佳运行方式完善运行绩效办法,在考核办法中减少煤种变化对飞灰含碳量不利影响的份额.3、再热汽温偏低 保障措施：
A、完善经济煤种掺烧方案,通过合理掺配，减少断煤。B、利用绩效考核系统，加强运行调整；
4、空预器漏风率 保障措施：
A：影响锅炉排烟温度的主要因素有锅炉负荷、空预器入口温度、保持空预器换热面积的清洁，保证换热效果、加强吹灰，使受热面及尾部烟道不能大量积灰、加强风量的最优配风以及燃烧调整。
5、再热温度 保障措施：
A、完善经济煤种掺烧方案,通过合理掺配，减少断煤。B、利用绩效考核系统，加强运行调整
6、真空度 保障措施：
A: 根据真空泵的各项参数值，及时分析真空泵的工作性能，选择合适的冷却水温度（尤其是夏季），提高真空泵的出力。
7、厂用电率 保障措施：
A:重点分析主要辅机的耗电率，分析引起主要辅机电耗升高的各类因素；
B: 重点分析电机设计功率与设备出力是否匹配，是否存在较大裕度；如发现不匹配的情况，及时进行设备改造。
C:分析辅机运行方式是否最优化；主要辅机是否选用高效能设备或进行了高效能改造；
8、一次风机耗电率 保障措施：
A：及时根据一次风差压变化调整一次风机出力。
B:运行中要分析煤质变化情况，空预器漏风率和前后差压是否在合格范围内，及时检查一次风系统是否存在漏风。
C:及时对磨组进行检修，提高磨的出力，减少一次风压，降低一次风出力。
9、送风机耗电率 保障措施：
A:运行中及时分析氧量、漏风、差压，发现运行中要氧量、空预器漏风率和前后差压有异常情况时，及时调整。
B：运行中及时分析二次风箱等是否存在漏风，风箱差压是否在规定范围内等。有漏风情况及时通知检修处理。
10、引风机耗电率 保障措施：
A:运行加强烟道阻力、漏风的监视。要重点对烟道挡板运行情况，空预器漏风率和前后差压的变化，炉本体、烟道、电除尘漏风情况，脱硫系统烟气阻力以及与脱硫增压风机出力是否匹配，有异常情况时进行检查分析及时调整。
11、磨煤机耗电率 保障措施：
A：运行加强调整，在一定的负荷下磨煤机运行台数是否合理；尽量减少磨组的台数以降低磨煤机耗电率
B：加强煤粉细度的检测，煤粉细度要结合煤质变化维持在最佳范围内。
C：关注入炉煤质（低位发热量、哈氏可磨系数、挥发份、全水分含量等）的变化情况，尽量使用设计煤种。
12、脱硫耗电率 保障措施：
A：脱硫厂用电率受入炉煤中含硫量的影响较大，应加强入炉煤含硫量的控制。
B:在保证脱硫效率前提下，要分析制定浆液循环泵优化的运行措施。
C:机组低负荷时或煤中含硫量低时，可以适当减少氧化风机运行时间。
D:要定期进行GGH差压的分析，及时清洗，降低系统烟气阻力.13、电除尘耗电率 保障措施： A: 要重点分析电除尘各电场硅整流变的运行电压和电流是否正常；
B:大梁、灰斗、阴极振动保护箱的加热装置工作是否正常；根据电除尘电场灰量及出口粉尘浓度的变化情况及时调整运行电压和电流。
14、输煤耗电率 保障措施：
A: 输煤系统耗电率与入炉煤质，输煤皮带出力，堆取煤量的关系很大。
B:输煤过程中禁止存在皮带低出力运行或长时间空转现象
第五篇：2010年上半年主要指标对标排序的通报
前电发[2010]117号
关于供电所
2010年8月份主要指标对标排序的通报
各供电所：
现将供电所2010年8月份主要指标对标排序情况进行通报，各供电所对照对标排序情况，查找不足，赶超先进，寻找改进的措施，认真总结，确保圆满完成全年目标任务。
附件： 2010年供电所主要指标对标排序表（八月份）
察右前旗电力公司
二0一0年九月二十八日主题词： 关于
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抄 送： 公司各领导 各单位存
察右前旗电力公司 2010年9月28日印
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