合同签订合同签订委托.doc

目 录

一、评估概述······································2
二、基本评价······································4
三、贵溪项目阶段性改进效果评价····················7
1、提高了思想认识，营造了和谐的氛围，形成了共同践行运行委托制管理的合力····························7
2、签订委托合同、完善制度体系，适合运行委托制管理的
市场化运作机制和较为健全的制度体系已初步建立············································13
3、适应运行委托制管理的安全生产管理体系已基本形成，
安全基础管理得到了加强，安全生产形势明显好转··17
4、准确定位、各司其职，“专业化”的优势得到了进一步体现，机组安全经济运行水平不断提高···············21
四、附件1：三季度主要评价指标与上半年对照表·····28
附件2：贵溪项目阶段性改进效果评估专家名单····29

发电运行委托制管理
贵溪项目阶段性改进效果评估报告

1 评估概述
1.1 集团公司积极学习借鉴先进的管理方法，树立“没有最好、只有更好”的管理理念，在对国内外充分调查研究的基础上，结合企业的管理实际，创建了运行、检修、建设工程专业化管理的新模式。为了总结运行委托制管理三年来的实践经验，推广取得的良好实践，持续改进完善专业化委托管理工作，集团公司组织专家于2006年5月23日～6月26日，对较早实施运行委托制管理的贵溪、白鹤两个发电项目进行了专项评估，并提出了两个发电项目在建立完善适应运行委托制管理的运作机制等方面尚存在着有待改进的地方。为完善运行委托制管理的运作机制，健康、平稳有序地推进专业化委托管理工作，使其所应具有的优越性在实践中得以全面、充分的体现，2006年7月18日～19日，集团公司田勇副总经理、安生部袁德经理等一行人员专程赴贵溪项目，就贵溪项目落实专项评估“有待改进的地方”的纠正行动进行了调研和指导，并提出了四个方面的改进要求和检验纠正行动阶段性改进效果的四项标准。贵溪发电有限责任公司（以下简称发电公司）、中电投发电运行分公司贵溪项目运行部（以下简称项目运行部）和中电国际贵溪电力检修公司项目维护部（以下简称项目维护部）根据集团公司提出的改进要求、检验标准以及《专项评估报告》中提出的三个方面19项“有待改进的地方”，部署、落实纠正行动。
1.2 集团公司业绩评估办公室组织原评估队部分专家于2006年10月24日～11月6日对贵溪项目实施纠正行动的阶段性改进效果进行了评估，本次评估的主要依据为《专项评估报告》和集团公司提出的“贵溪现场改进工作要求和阶段性改进效果评估标准”。
评估过程主要采用查阅资料、座谈交流、现场调研等方法。共查阅文件、台帐、报表、规程、制度、报告等495份次；访问发电公司、项目运行部等单位领导45人次，中层管理人员89人次，一般管理人员128人次；访问生产班组15班次；现场访谈53人次；召开座谈会4次，参加人数38人次。对《专项评估报告》中提出的三个方面19项“有待改进的地方”的纠正行动实施情况，以及集团公司提出的四个方面改进要求的落实情况，进行了阶段性改进效果评估，在与受评估单位充分交流沟通的基础上，形成了《发电运行委托制管理贵溪项目阶段性改进效果评估报告》。
1.3 本次评估得到集团公司和相关二级公司领导的高度重视。集团公司业绩评估办公室主任袁德于2006年10月24日上午到贵溪现场对评估专家进行了评估前培训，并在下午贵溪项目阶段性改进效果评估首次会议上，对评估队和受评估企业如何开展好本次评估工作提出了具体要求。评估期间，江西分公司、运行分公司领导多次到贵溪现场，与评估队座谈交流；受评估单位均选派了业务熟练的人员担任联络员，在座谈交流和现场调研过程中贵溪现场各有关人员均积极配合、坦诚开放，保证了本次评估的效果。

2 基本评价
2.1 阶段性纠正行动落实情况
运行委托制管理专项评估末次会议后，江西分公司、发电运行分公司、发电公司、项目运行部和项目维护部均认真组织学习了集团公司王炳华总经理关于委托制管理的重要讲话、集团公司有关运行委托制管理的文件和专项评估报告，加深了对运行委托制管理重要性的认识。发电公司、项目运行部及各受托方领导对阶段性改进工作高度重视，联合成立了“运行委托专项评估改进工作领导小组”，在江西分公司和发电运行分公司的指导下，根据《专项评估报告》提出的三个方面19项“有待改进的地方”和集团公司提出的四个方面改进要求，深挖根源、精心策划，分别细化制定了纠正行动计划41项和34项。目前，发电公司已完成纠正行动计划39项，项目运行部完成纠正行动计划33项，其余未完成的项目正在按计划进行中。
2.2 阶段性改进取得的主要成效
2.2.1 发电公司、项目运行部及各受托方，在专项评估后的纠正行动中，通过不断学习，从思想上提高了对运行委托制管理内涵的理解和认识，坚定了实践好运行委托制管理的信心和决心，加大了践行运行委托制管理的工作力度。
2.2.2 所建立的制度体系、市场化运作机制、沟通协调机制，符合运行委托制管理模式的要求，基本满足贵溪项目当前安全生产、经营管理工作的实际需要。
2.2.3 完善后的安全管理体系，既满足运行委托制管理的要求，同时也符合发电企业安全生产管理的特点；设备治理、防“非停”等重点工作的开展，有效地保证了安全生产形势的基本稳定。
2.2.4 实行委托制管理模式，项目运行部等各受托方发挥专业化优势，专注机组安全、经济运行，使发电公司能够集中精力强化企业的经营管理，争取良好的经营效果。发电公司通过积极研究国家电价政策，将机组投入商业化运行以来的脱硫电价争取到位；合理安排电量进度计划，利用高电价政策多发电量；积极开拓煤炭市场，优化来煤结构，努力降低标煤单价。“经营管理型公司”的优势得到了体现。
2.2.5 通过实施阶段性纠正行动，2006年7～9月份，贵溪项目的安全生产形势基本稳定，经营状况表现出良好势头。
1）利润：7～9月份累计完成3723万元，1～6月份累计亏损932 万元，扣除亏损额，1～9月份累计赢利2791万元（主要生产经营指标见附件1）；
2）安全指标：1～9月份未发生一类障碍及以上安全事件。7～9月份发生机组非计划停运1次，1～6月份发生机组非计划停运8次；
3）发电量：7～9月份月均完成2.813亿千瓦时，比1～6月份月均完成2.005亿千瓦时多发电0.808亿千瓦时；
4）综合标煤单价：7～9月份累计完成556.47元/吨，比1～6月份累计完成567.76元/吨下降11.29元/吨；
5）售电单位成本：7～9月份完成260.06元/千千瓦时，比1～6月份完成281.71元/千千瓦时降低21.65元/千千瓦时；
6）综合厂用电率： 7～9月份累计完成6.08%，比1～6月份累计完成6.32%下降0.24个百分点；
7）供电煤耗：7～9月份供电煤耗累计完成340.92克/千瓦时，1～6月份累计完成340.12克/千瓦时。扣除7～9月份因环境温度升高真空下降不可控因素，供电煤耗同比上半年降低7.3克/千瓦时。
评估队认为，三个月来，贵溪项目正确地践行了运行委托制管理，实施纠正行动目标明确、措施得力，在建立委托制管理运作机制、设备治理、节能降耗、稳定机组运行、减亏增盈等方面取得了成效，并在建立分层次的沟通协调机制、采取制度建设联合会审、实施机组启动过程专项评估分析及“安全点检”反违章等方面积累了可借鉴的良好实践。虽在个别环节如合同协议部分条款的完善性、制度部分内容的规范性等方面，尚存在着需持续改进和完善的地方，但运行委托制管理的专业化优势已逐步显现。

3 贵溪项目阶段性改进效果评价
3.1 提高了思想认识，营造了和谐的氛围，形成了共同践行运行委托制管理的合力
3.1.1 落实改进措施的具体行动及效果评价
通过学习集团公司王炳华总经理关于运行委托制管理的重要讲话和集团公司关于运行委托制管理的有关文件，提高了对运行委托制管理新体制的认识。江西分公司、发电运行分公司加强了对实施运行委托制管理工作的指导和监督，发电公司、项目运行部等受托方积极落实纠正行动，建立了沟通协调机制，营造了和谐的工作氛围，形成了共同践行运行委托制管理的合力。
3.1.1.1 江西分公司、发电运行分公司高度重视并加强了对实施运行委托制管理工作的指导和监督。
1）江西分公司、发电运行分公司认真落实集团公司王炳华总经理、田勇副总经理对贵溪项目运行委托制管理工作改进的有关指示和要求，针对《专项评估报告》提出的“有待改进的地方”进行了专题研究。江西分公司成立了“发电委托管理领导小组”及办公室，组织制订了《江西分公司发电委托管理实施细则》，规范了分公司系统发电委托管理的工作职责、工作流程、工作标准。发电运行分公司制定并下发了《发电运行委托制管理专项评估改进计划的通知》，明确了专项评估的改进工作具体安排和要求。
2）江西分公司任德清总经理两次到贵溪现场办公，阐述委托制管理的重要意义，帮助发电公司和各受托方进一步提高对委托制管理的认识；江西分公司靳东来副总经理多次到发电公司组织召开委托制管理协调会，并具体指导、督促改进工作。发电运行分公司刘立新总经理、田钧副总经理多次到项目运行部调研、指导和督促项目运行部的改进工作。
3.1.1.2 发电公司、项目运行部及各受托方提高了对运行委托制管理新体制的认识，积极落实纠正行动。
1）发电公司、项目运行部和其它受托方，组织员工进一步学习了集团公司王炳华总经理有关运行委托制管理方面的讲话、集团公司提出的四个方面改进要求，对《专项评估报告》进行了专题学习。通过学习，加深了对集团公司实行委托制管理的战略意义及深刻内涵的认识和理解，认真查找在认识上和管理上各自存在的问题与根源，认识到传统的思想观念必然影响委托制管理机制的健全和顺畅运作。评估队在现场调研访谈中感受到发电公司、项目运行部和各受托方的领导及员工精神面貌有了显著变化，思想观念得到了转变。如：发电公司员工意识到“作为业主方只有以制度建设为切入点，建立实用、有效的规章制度体系，才能明晰各方的职责，规范各方的行为，委托制管理才能得到保障”；项目运行部的员工认识到“加强学习，转变观念，是实践好委托制管理的前提；加强沟通，积极协调，是实践好委托制管理的基础；提高市场意识、服务意识与质量，是实践好委托制管理的关键”；项目维护部的员工体会到“集团公司委托制管理不仅对贵溪发电公司意义重大，而且对贵溪电力检修公司也同样影响深远，业主的利益是所有各受托方的根本所在。”
2）发电公司牵头成立了“运行委托制管理专项评估改进工作领导小组”，成员包括各受托方的主要领导，并与各受托方组建了 “生产管理制度建设联合工作小组”、“设备整治联合工作小组”、“生产管理信息化建设联合工作小组”。根据《专项评估报告》提出的三个方面19项“有待改进的地方”和集团公司提出的四个方面改进要求，发电公司和项目运行部分别制定了纠正行动计划41项和34项。发电公司和各受托方分别召开了动员会，层层落实纠正行动的责任，发电公司通过“业绩评估”周报，通报落实纠正行动的进度情况；项目运行部每周对落实情况进行检查、督促。
3.1.1.3 建立沟通协调机制，形成了和谐的工作氛围
1）江西分公司与发电运行分公司建立了每半年一次运行委托制管理的高层协调会制度。2006年8月24日江西分公司、发电运行分公司、发电公司、项目运行部在发电公司召开了贵溪项目运行委托制管理高层协调会，会议就落实运行委托制管理专项评估改进措施、强化现场的安全管理、完善具有委托制特点的生产管理制度体系等六个方面工作进行了协调，并落实了各方的责任。
2）发电公司、项目运行部和其他受托方共同制定了《联系协调会议制度》。制度包括季度联系协调会、安全生产月度联系协调会、燃料管理月度联系协调会、文明生产保卫月度联系协调会，形成了发电公司、项目运行部、项目维护部、燃料项目部、保安保洁项目部领导之间的沟通协调机制。目前沟通协调机制运作顺畅，委托制管理过程中出现的问题能够及时进行沟通、协调和解决。如：
a.2006年9月2日发电公司召开了贵溪项目委托制管理首次季度联系协调会，总结了一个季度以来的工作，分析了经营和机组达“设计值”存在的问题，提出了下一步各方的工作要求并落实了责任。
b.2006年7月24日、8月6日，发电公司和项目运行部召开了运行委托管理的生产沟通协调会，对生产上需要解决的15项和8项问题，进行了协调和落实。
c. 2006年9月6日、10月9日，发电公司召开了有项目运行部、项目维护部等受托方参加的安全生产月度联系协调会，两次会议分别对安全生产及管理工作中的7项和10项问题进行了协调，落实了责任单位。
3）发电公司、项目运行部和项目维护部专业之间的联系协调采取定期、不定期召开专业组会议的方式，各个专业组根据现场设备存在的问题，及时召开会议进行协调解决。
4）各层次沟通协调机制的建立，促进了发电公司、项目运行部和项目维护部等单位在日常工作中相互理解、互相支持和密切配合，形成了和谐的工作氛围，运行委托制管理运作过程中出现的问题得到了及时有效的沟通、协调和解决，设备的安全可靠性得到了提高。如：
a.2006年7月6日#6机组两台火检冷却风机故障，按常规需要停炉处理。项目运行部提出并与发电公司、项目维护部的专业人员共同制定、实施了运行中全停火检冷却风机消缺的技术方案，避免了一次“非停”事件的发生。
b.针对2006年5～6月份磨煤机运行可靠性差，经常发生运行中跳闸的问题，发电公司组织项目运行部、项目维护部成立了攻关组，共同外出调研，制定防范措施，落实治理方案。经共同努力，磨煤机运行可靠性得到明显的提高。
c.发电公司根据项目运行部反映的冷却水塔离集控室较远，巡检不方便且溢水口液面指示夜间看不清的情况，积极为运行着想，在现场安装了带夜光的水位计和摄像头，实现了运行人员在集控室远方监视，为运行人员提供了方便。
d.2006年10月11日，#5机组循环水母管排气阀断裂，运行人员及时通知相关单位，同时加强检查、调整水位和运行方式，并提前做好措施为检修创造方便条件；项目维护部接到通知后立即安排人员到场处理，及时消除了缺陷，避免了一次“非停”事件的发生。
3.1.2 尚需持续改进和完善的地方
3.1.2.1 发电公司、项目运行部等受托方对委托制管理的认识和理解有了进一步提高，思想观念得到了转变，但个别员工对运行委托制管理从认识转化为行动的程度上，还需进一步加强。
3.1.3 改进建议
3.1.3.1进一步加强对集团公司关于实施运行委托制管理有关文件精神的学习和认识，不断更新思想，转变观念，遵循集团公司“没有最好，只有更好”的管理理念，继续加大践行运行委托制管理的执行力，不断探索、积累、完善践行委托制管理的良好实践，使委托制管理体制的优越性在贵溪现场得以充分显现，为集团公司实行委托制管理的后续项目提供可借鉴的示范管理经验和管理方法。

3.2 签订委托合同、完善制度体系，适合运行委托制管理的市场化运作机制和较为健全的制度体系已初步建立
3.2.1 落实改进措施的具体行动及效果评价
通过签订运行委托合同、管理协议和考核办法，分清了管理界面，明确了工作职责，界定了双方的责任、权利和义务，建立了较为完善的激励约束机制，为市场化运作奠定了良好的基础；强化制度建设，优化了管理流程，构建了较为健全的委托制管理制度体系。初步形成了层次分明、界面清晰、权责明确、协调统一的委托制管理机制。
3.2.1.1 通过签订运行委托合同、管理协议和考核办法，市场化运作趋于规范
1）运行委托制管理专项评估后，发电公司与发电运行分公司均认识到签订委托合同在实施运行委托制管理、规范市场化运作过程中的重要作用。发电公司与发电运行分公司积极地就委托合同的有关条款进行磋商，并达成了共识，于2006年6月21日签订了《贵溪发电有限责任公司2×300MW机组发电运行生产委托合同》。委托合同的签订，明确了双方的责任、权利和义务。
2）发电运行分公司在《贵溪发电有限责任公司2×300MW机组发电运行生产委托合同》签订之后，授权项目运行部与发电公司签订了《发电运行委托管理协议》，管理协议涵盖了生产指标管理、组织协调、双方职责等8个方面98项条款，双方进一步细化了工作界面，明确了责任，解决了以往因定位不准、职责不清造成的工作推诿扯皮等问题。
3）发电公司与项目运行部将安全、经济、管理指标逐一量化，形成《年度安全生产和运行经济技术指标及考核办法》中的相应条款，以此作为安全生产、经济运行等工作完成情况的奖惩依据，将双方的利益紧密地结合在一起，建立了较为完善的激励约束机制，解决了以往考核无统一标准，双方易发生争执的情况。如：2006年8月2日，发生#5机组“非停”，项目运行部负直接责任，发电公司依据考核办法扣罚6万元，项目运行部无异议；2006年8月份，超发电量270.9万千瓦时、节油17.23吨，发电公司依据考核办法，分别奖励项目运行部8127元和17229元。
3.2.1.2 加强制度建设，构建了较为健全的委托制管理制度体系
1）强化领导、统一组织，建立了制度建设组织保障体系。成立了以发电公司总经理为组长，由发电公司、项目运行部和项目维护部三方联合组成的制度建设领导小组和工作组，明确了三方在制度建设中的职责。
2）统一规划、统筹安排，制度建设流程得以规范。一是发电公司修编发布了《贵溪发电有限责任公司规章制度管理规定》，统一了委托制管理体制下的制度立项、编写、修改、审核、批准、发布流程和考核办法。二是明确了由发电公司负责组织制定、审核、批准有关生产管理制度，由受托方负责编制专业管理的有关制度，报发电公司审核或备案。三是建立了《贵溪2×300MW机组项目安全文明生产委托制管理制度体系目录》，体系涵盖安全与环保管理、生产管理、工程管理等七个方面，制度体系目录中明确了发电公司需制定的制度95项，项目运行部、项目维护部需制定的制度或实施细则分别为41项和33项。四是按照制度建设计划的发布时间节点，发电公司已编制并发布制度73项，尚有22项制度正在按计划编制中；项目运行部已编制并发布制度38项，尚有3项制度正在按计划编制中；项目维护部已编制并发布制度27项，尚有6项制度正在按计划编制中。
3）联合会审、统一协调，保证了委托制管理制度的一致性。发电公司《规章制度管理规定》中明确要求，委托制管理相关的规章制度，都必须经过制度建设领导小组联合会审，充分听取各方意见，完善后方可发布；各受托方根据发电公司规章制度所制定的管理办法或实施细则，须向发电公司备案。通过联合会审、避免了原制度中存在的职责不清、界面不明、衔接不合理、部分条款相互冲突等现象。如：修订后的《生产指挥管理制度》，明确了生产指挥程序，形成了统一的生产指挥体系；项目运行部制订的《控制障碍、异常措施》与发电公司制定的《障碍、异常认定实施细则》相互衔接。
4）深入宣传，专题学习，提高对委托制管理制度的认知度。一是成立了以发电公司总经理为组长、各受托方负责人为成员的制度宣贯工作领导小组，制订了宣贯计划；二是发电公司2006年10月8日召开了全体员工参加的制度宣贯大会，并邀请各受托方班组长及以上管理人员参加了会议，江西分公司领导及有关部门负责人专程到场，对制度宣贯进行了动员，提出了要求；三是发电公司、项目运行部分别通过制度宣贯问卷答题、知识竞赛、设立制度宣贯专栏等多种形式进行宣传和培训。
3.2.2 尚需持续改进和完善的地方
3.2.2.1 管理协议中缺少生产现场安全文明生产、应急事件处理等方面授权乙方行使监督管理权力的条款。考核办法中个别条款还不够科学，如：发电煤耗考核指标各月均按同一考核值执行等。
3.2.2.2 发电公司、项目运行部部分制度中的个别条文制订的不够严谨、精练，与规范化、精细化的要求还存在着差距。
3.2.3 改进建议
3.2.3.1 发电公司、项目运行部要按照集团公司“策划、程序、修正、卓越”的工作理念，认真总结、梳理以往合同执行过程中存在的不完善地方，充分协商，组织做好委托合同、管理协议、考核办法的补充和完善工作，如：发电公司应根据年度发电量计划，结合环境温度及电量月度计划等综合因素，合理制定月度发电煤耗分解指标等。
3.2.3.2 按照集团公司“加强制度建设，优化管理流程”的要求，强化制度编制的规范化、精细化管理，持续做好制度的修订工作，每年开展一次制度专题评估，做到管理闭环。

3.3 适应运行委托制管理的安全生产管理体系已基本形成，安全基础管理得到了加强，安全生产形势明显好转
3.3.1 落实改进措施的具体行动及效果评价
建立了以发电公司为责任主体，各受托方参加的委托制管理安全生产管理体系，明确了各方的安全责任，安全管理长效机制逐步完善。2006年7～10月份非计划停运由1～6月份的8次降为1次，未发生一类障碍及以上安全事件，安全生产形势明显好转。
3.3.1.1 建立了各方参加的安全生产管理体系，形成了一体化的安全生产管理格局
1）成立了以发电公司为主体，项目运行部、项目维护部等受托方参加的安全生产委员会；发电公司、项目运行部和项目维护部配备了专职安全监督管理人员；建立了以发电公司为主体，项目运行部、项目维护部及其它受托方参加的安全监督体系和安全保证体系。
2）在安全生产委员会的领导下，发电公司与各受托方确立了统一的安全生产目标。各受托方根据所承担的安全生产职责，对发电公司的安全生产目标进行了分解、细化，制定了确保目标实现的具体措施，层层落实，同班组签订了安全生产责任书。
3）发电公司会同项目运行部、项目维护部修编了《安全目标管理》、《安全生产工作规定》、《安全生产监督规定》等安全生产管理制度；项目运行部和项目维护部依据发电公司的安全生产管理制度，修订了相对应的安全管理规定、办法和细则，形成了委托制管理下统一的安全管理制度体系。
3.3.1.2 签订了安全管理协议，明确了甲乙方的安全管理责任。发电公司与项目运行部、项目维护部等受托方签订了安全管理协议，明确了发电公司和受托方在安全管理工作中的权利、义务和责任，界定了安全管理的界面，约定了安全考核条款。改变了原安全管理上责任不清，界面不明的状况。
3.3.1.3 加强安全基础管理工作，安全管理长效机制逐步完善
1）开展了有特色的“安全点检”工作。发电公司会同项目运行部、项目维护部共同制定了“安全点检”工作标准，编制了点检卡。项目运行部和项目维护部安全管理人员按照点检卡内容要求，每天对生产现场检查一次，发电公司安全管理人员每周组织项目运行部、项目维护部联合检查两次。“安全点检”纠正了现场的习惯性违章和不文明的行为，规范了现场安全文明生产工作，自开展“安全点检”工作以来，生产现场的习惯性违章现象得到了有效控制，安全文明生产有了明显的好转。
2）开展了突发事件专项应急预案的编制工作。发电公司按照《中国电力投资集团公司江西分公司突发事件总体应急预案》要求，制定了应急预案管理规定，明确了预案的编制、管理程序，会同项目运行部、项目维护部等受托方编制了“黑启动、重大火灾、重大人身伤亡、重大设备损坏、环境污染”等11项应急预案，改变了专项评估前没有应急预案的状况，并组织了应急预案的学习和“黑启动”演练，提高了企业应对突发事件的能力。
3）组织落实《防止电力生产重大事故二十五项重点要求》。发电公司组建了有项目运行部、项目维护部参加的治理工作组，根据“二十五项重点要求”，对生产设备及设施进行了认真的检查和梳理，形成了发电公司《二十五项反措治理计划》，并组织相关受托方落实整改。截止2006年10月20日，已完成了14项治理计划中电缆孔洞封堵、升压站围栏内移和建立防污闪管理体系等8项；空气预热器酸碱冲洗系统和消防喷淋系统调试等6项治理项目待停机落实。
4）采用适合外包施工人员特点的培训方式。发电公司编制了浅显易懂、针对性强的《安全小常识》手册，发给每位外包施工人员，并将安全知识录制成光盘供外包施工队组织观看。外包工程施工人员的安全培训方式实用、有效，外包工程的安全教育工作得到了加强。
3.3.2 尚需持续改进和完善的地方
3.3.2.1 在“安全点检”卡的执行中，还存在着执行不够认真、细致的现象。
3.3.3 改进建议
3.3.3.1 不断积累“安全点检”经验，进一步丰富“安全点检”卡内容；加强对“安全点检”执行力度的监督检查，充分发挥“安全点检”的作用，杜绝现场习惯性违章和不文明生产现象的发生。

3.4 准确定位、各司其职，“专业化”的优势得到了进一步体现，机组安全经济运行水平不断提高
3.4.1 落实改进措施的具体行动及效果评价
发电公司与项目运行部能够准确定位、各司其职，发挥专业化优势，持续开展设备治理、控制机组“非停”的改进行动，围绕机组达“设计值”目标，努力开展节能降耗工作，基本扭转了设备健康水平差、非计划停运频发的被动局面，机组主要经济指标逐步好转。
3.4.1.1 开展设备治理，实施防“非停”措施，机组运行的稳定性进一步提高
1） 发电公司发挥“责任主体”作用，设备治理成效显著
a.精心策划，统筹安排。组织项目运行部、项目维护部开展了设备状况普查，将普查到的274项问题，按照日常项目、试验项目、D级检修项目、A级检修项目等进行分类、汇总，形成了《贵溪发电有限责任公司设备治理计划》，并逐项落实了责任单位、完成时间和负责人。其中的214项列为本年度考核项目。
b.加强过程管理，确保治理进度。在设备治理过程中，发电公司每周都对设备治理计划的完成情况和总体进度进行总结，形成治理报告，并在公司局域网站上予以发布，供各方了解、掌握，起到了指导和监督作用，保证了对机组安全稳定运行有较大影响的重点治理项目及时完成。如:完成了“#6机氢气系统漏氢量超标”、“气化小油枪运行不稳定”等治理项目。现已完成了年度考核项目205项，未完成的9项正在按计划进行中。
c.重点突破，注重治理效果。一是发电公司组织项目维护部等受托方围绕汽温调节品质差、磨煤机可靠性低等影响机组安全的重点问题，成立了6个项目技术攻关小组，围绕47项技术难题展开攻关，目前已有42项技术问题基本得到解决。如：完成锅炉主、再热汽温自动调试后，汽温调节品质得到了改善，锅炉超温次数明显减少；磨煤机项目技术攻关小组持续开展了8次活动，基本解决了长期困扰磨煤机运行稳定性的12项设备问题，磨煤机的运行可靠性明显提高。二是项目维护部发挥专业化优势，借助其公司本部的技术力量，查清了安装单位、设备厂家多次检查均未能解决的循环水泵并泵运行振动超标的原因，彻底消除了长期存在的缺陷。
d.优化、创新MIS系统消缺管理平台，督促项目维护部固定了维护人员，保证了消缺的及时性，提高了消缺率。发电公司进一步完善了MIS系统上缺陷管理模块的功能，基本实现了设备缺陷登录、处理、验收、消缺材料申报和到货情况的闭环管理，同时利用电信业务设置了短信通知，使缺陷管理流程公开化，解决了原来消缺过程中各种人为因素的影响，提高了消缺率。查询2006年7月1日～10月25日缺陷记录，共发生缺陷3356条，已消除的3321条，消缺率达99%，较1～6月份89%的消缺率有大幅度提高。
2）项目运行部认真落实防“非停”措施，防“非停”工作取得阶段性效果
a.开展了“无非停月”活动。针对1～6月份机组“非停”事件频发的安全生产被动局面，项目运行部从2006年7月份开始，连续组织开展了三个“无非停月”活动，期间组织集控运行人员对历次“非停”事件回头看，重点分析、梳理出运行人员在控制“非停”工作中存在的四个方面11项不足，并就机组“非停”带来的影响和危害展开讨论。进一步提高了运行人员对防“非停”工作的认识，增强了责任感、紧迫感。
b.，制订有效的防“非停”措施。项目运行部根据运行方面历次“非停”事件暴露出的问题，结合设备现状和运行防“非停”重点工作，发挥自身专业化技术优势，从运行调整和控制异常手段等多个方面，共制订完成“防止锅炉熄火打炮”、“制粉系统故障处理”等五项具体措施，并完善了“配煤掺烧管理办法”，为防止机组“非停”提供了技术保障。
c.注重运行人员防“非停”能力的综合培训，提高了运行人员防“非停”的技能。项目运行部采取多种形式对运行人员进行培训。一是开展专题讲课，加深运行人员对防“非停”措施的理解；二是开展异常处理经验交流，达到经验共享的目的；三是组织开展演练，提高事故处理能力。如：2006年7月29日进行了防止锅炉灭火的专题技术讲课；8月29日举办了副值班员以上岗位人员参加的燃烧调整研讨会。
d.发挥技术管理人员在防“非停”工作中的技术保障作用。项目运行部制订了《运行管理人员到场到位规定》，要求凡是现场有重大操作项目，相关专业主管需到现场值班并进行技术指导。如：2006年9月25日23时，计划停运#6炉B空预器，以消除齿轮油泵漏油缺陷。锅炉主管及时制订出运行操作步骤和操作要领，让现场操作人员提前熟悉掌握，并在运行人员操作中现场指导。
e.项目运行部在发电公司加强设备整治的基础上，通过落实上述一系列措施，防“非停”工作取得明显成效。2006年7～10月份机组非计划停运由1～6月份的8次降为1次。
3.4.1.2 制定达“设计值”规划，落实重点节能措施，机组经济运行水平得到提高。
1）发挥管理职能，达“设计值”工作有序开展
a.全面诊断、找准问题，制定有效措施。发电公司委托多家科研单位分别对两台机组进行了一系列性能试验，基本摸清了影响机组经济性的问题。如：委托中国水利科学院进行了《冷却塔性能试验》、华北电科院进行了《机组性能试验》、江西电科院进行了《锅炉制粉系统优化调整试验》等。发电公司在上述试验的基础上，组织对2006年上半年主要经济指标进行了能耗分析，在项目运行部积极配合下形成了《#5、#6机组达“设计值”指标分析》报告。针对指标分析报告中，影响机组经济运行的因素，制定了《#5、#6机组达“设计值”整改规划》，规划共有29个项目，均明确了责任单位、责任人和完成时间。
b.强化管理，整改措施得到有效落实。发电公司组织各受托方成立了达“设计值”整改领导小组，并强化了过程管理，保证了整改项目按计划进行。目前，项目维护部已利用#5机组调停和#6机组D级检修机会，先后完成了#5、#6机组疏水系统阀门内漏、空预器外漏等5项整改项目；项目运行部通过系统的运行调整工作，基本解决了#5、#6炉飞灰、炉渣含碳量大等5项影响机组达“设计值”的问题。
c.完善SIS系统平台，指标控制实时有效。发电公司在SIS系统平台的基础上，开发了优化运行软件，指导运行人员随时对运行参数进行调整，也为项目运行部真实有效地开展运行小标竞赛活动以及发电公司对小指标的日常监督提供了可靠的平台。
2）增强服务意识、提高服务质量，主要能耗指标得到控制
a.实施节电方案，节电效果明显。项目运行部一是通过应用《不用电泵启机》、《推迟启动循环泵》、《单侧风机启动锅炉》等节电方案，减少启机过程厂用电量消耗。如：2006年9月，#6机组D级检修后启动中应用上述方案，共减少厂用电消耗4.18万千瓦时；二是通过应用《制粉系统优化运行》方案，降低厂用电消耗。同比分析三季度与上半年的单耗指标，制粉系统减少厂用电量消耗约103万千瓦时；三是通过应用《电除尘器优化运行》方案，降低厂用电消耗。对比机组168小时试运指标，电除尘器电耗率下降了0.036个百分点，按第三季度9.38亿千瓦时实发电量推算，可节约厂用电量约33.8万千瓦时。
b.开展综合调整，供电煤耗得到下降。从2006年7月5 日到7月12 日，项目运行部技术人员通过进行锅炉二次风配风调整、入炉煤粉细度调整、吹灰方式调整、火嘴摆角调整等综合性试验，有效地解决了汽温偏低、飞灰含碳量偏高等问题。比较三季度与上半年的指标，主蒸汽温度提高了4.9℃、再热蒸汽温度提高了8.1℃、飞灰含碳量降低了1.5个百分点，综合影响供电煤耗下降1.845克/千瓦时。
c.提高服务意识，采取得力措施，有效控制异常工况锅炉稳燃用油，燃油消耗量大幅下降。项目运行部一是制订了《节油管理办法》，规范了稳燃用油，杜绝了不合理用油现象；二是管理人员现场值班，加强了现场管理，提高了快速处理异常工况的能力；三是采取临时措施，落实人力，确保制粉系统断煤能及时快速疏通，减少断煤用油量。三季度异常工况月平均耗油13.78吨/月，比上半年的52.50吨/月减少了38.72吨/月。
3.4.2 尚需持续改进和完善的地方
3.4.2.1 发电公司对机组DCS系统的个别功能重要作用认识不足。如：机组“RB”功能未完全投入运行。
3.4.2.2 运行人员对设备缺陷的认定不严格。如：DCS操作画面上部分参数反映出热工测点测量不准确，未作缺陷登录。
3.4.3 改进建议
3.4.3.1 发电公司应提高机组辅机异常情况下，“RB”功能对稳定机组安全运行重要作用的认识，尽快组织并委托技术力量强的试验单位进行机组“RB”功能调试工作,实现机组“RB”功能全部投入。
3.4.3.2 项目运行部应加强运行人员对设备缺陷认知的培训，提高对设备缺陷的认识。运行、维护人员应共同梳理DCS画面中存在热工测点不准确的缺陷，及时加以消除。

评估报告附件1：

三季度主要评价指标与上半年对照表

内容
改进前
改进期内
备注
1～6月
7月
8月
9月
三季度
安
全
指
标
非计划停运（次）
8
0
1
0
1

人身事故（次）
0
0
0
0
0

设备事故（次）
0
0
0
0
0

火灾事故（次）
0
0
0
0
0

环境污染事故（次）
0
0
0
0
0

一类障碍（次）
0
0
0
0
0

主要
生产
指标
发电量
（万kwh）
计划
120300
29900
32000
22500
84400

实际完成
125183
31981
38604
23206
93791

百分比（%）
104.06
106.96
120.63
103.14
111.13

供电煤耗（g/kwh）
340.12
341.01
341.54
339.73
340.92

综合厂用电率（%）
6.32
6.8
5.50
6.06
6.08

主要
经营
指标
利润
（万元）
全年计划
3500
累计
盈利
2793
实际完成
-932
1388
1908
427
3723
百分比（%）
-26.62
39.65
54.51
12.2
106.37

综合标煤单价（元/吨）
567.76
559.01
555.96
554.45
556.47

电费回收率（%）
93.86
93.8
108
99.6
100.47