发电述职报告（精选多篇）

推荐第1篇：发电部副主任述职报告

述职报告

2012年我在发电部担副主任工作。在职期间，我在公司党委、第三党支部的正确指挥和领导下，在部门职工的帮助和自身的努力下，无论在思想修养上，还是在业务工作上都有一定的进步，下面我把自己今年来的思想、工作方面的情况作一汇报，请领导批评指正。

一、廉洁自律，干净做事

我本着“一身正气，两袖清风”的做人原则。做到一心为公，廉洁自律，公正待人，公平处事。当干部最简单的就是在上级组织安排的岗位上，尽职尽责、忠于职守，多劳多得的事要干，多劳少得的事也要干，甚至是劳而不得的事，只要是工作需要更要带头干。在工作中就应该为企业着想，为大家着想，不能贪图享受，更不能讲攀比，假如攀比就要攀比人之所长，人之所优。

二、努力学习，永不知足

我一直在运行工作，在运行生产方面积累了一些经验。为适应岗位工作需要，不断拓宽知识领域，更新知识结构，提高知识水平，我坚持向实践学，向同事学，向领导学，从工作中吸取丰富的知识和营养，不断摸索做好本职工作的规律，努力成为行家里手。不断提高科学判断形势的能力、驾驭突发事件的能力、应对复杂局面的能力。

三、勤奋敬业，尽职尽责

1 1.加强交接班制的落实和管理。 2.加强设备巡视，提高巡检质量。 3.加强缺陷管理，监督及时消缺。 4.坚持组织运行班组的反事故演习。 5.坚持重大操作现场协调指挥。 6.做好每月的运行分析工作。

7.积极配合检修完成机组的检修任务。

8.合理调整机组运行方式，确保机组安全稳定经济运行。

四、存在的问题

回顾今年来自己德能勤绩廉等各方面的表现，虽然取得了一些的进步，但也深知在工作中还存在着许多不足，需要领导和同志们的帮助和自己今后的努力。

一是工作方式方法上有待进一步改进。我性格耿直，有时说话办事自认为从大局出发、以企业为重，就不太注重方式方法。假如认为谁做的不对，就会当面指出，给人回旋的余地小，会让有人难以接受，觉得不舒适。

二是学习系统性有待提升。学海无涯，反思自己，觉得自己理论基础不够扎实，平时学习得还是很不够。一方面是年纪偏大，记忆力有所减退，学习的效果差了；另一方面对理论学习重要性熟悉上也只是表面的，而没有真正把理论学习作为提升一名领导干部素质一个重要渠道来看待。因而平时可能更注重业务知识的学习，而放松了理论素养的积累。

2 三是落实制度仍有欠缺，未能完全做到按制度办事，今后应该进。

四是开展批评和自我批评较少，今后应主动向领导和职工征求对自己的意见。

五、今后工作思路

成绩属于过去，今后尚需更加努力，2013年发电部的各项任务依然会很艰巨，我决定努力做到以下三点：

1、放下包袱，抛开手脚，争当一名好助手。作为部门副主任，首先是要明确摆正自己的位置，就是要当好主任的参谋和助手，努力完成工作任务，自己一定要顾全大局，把组织、企业和广大职工的利益看得高于一切，克服性急毛躁情绪，为广大职工的最根本的利益，与其他班子成员搞好团结，放下包袱，积极主动协助主任抓好工作。电厂是我公司的一个老单位，长期高效的设备运转与每一个职工利益相关，所以，我将进一步加大监管力度，努力为公司的做大做强扫清障碍，提供方便，力争多创效益。

2、严格要求，廉洁自律，做好表率。今后要更加严格要求自己，廉洁自律，作风正派，绝不利用职权为个人谋私利，绝不干有损于集体和广大职工们的事情。一定要清清白白做人，堂堂正正办事，做好表率，对各种歪风邪气，敢于反对，敢于抵制。

3、努力学习，提高素质和工作能力。今后要进一步加强学习，拓宽知识面，积极参加各种理论学习和业务培训，不断提高自己的理论水平。加强对优秀电力企业的了解、学习。要争取在专业知识和经营治理知识方面有一个较大的进步。我要经常深入实际，及时把握运行动态状况，为领导宏观决策当好参谋，为公司的发展作出贡献，维护企业利益，力争取得更大的工作成绩。

述职人：xxx

2012-11-28 4

推荐第2篇：风力发电报告

国内外风力发电技术 的现状与发展趋势

风能是一种可再生的清洁能源。近30年来，国际上在风能的利用方面，无论是理论研究还是应用研究都取得了重大进步。风力发电技术日臻完善，并网型风力发电机单机额定功率最大已经到5MW，叶轮直径达到126m。截止2005年世界装机容量已达58,982MW，风力发电量占全球电量的1%。中国成为亚洲风电产业发展的主要推动者之一，其总装机容量居世界第8位，2005年新增装机容量居世界第6位。今后，国内外风力发电技术和产业的发展速度将明显加快。

1 引

言

风是最常见的自然现象之一，是太阳对地球表面不均衡加热而引起的“空气流动”，流动空气具有的动能称之为风能。因此，风能是一种广义的太阳能。据世界气象组织（WMO）和中国气象局气象科学研究院分析，地球上可利用的风能资源为200亿kW，是地球上可利用水能的20倍。中国陆地10m高度层可利用的风能为2.53亿kW，海上可利用的风能是陆地上的3倍，50m高度层可利用的风能是10m高度层的2倍，风能资源非常丰富。

风能是一种技术比较成熟、很有开发利用前景的可再生能源之一[1]。风能的利用方式不仅有风力发电、风力提水，而且还有风力致热、风帆助航等。因此，开发利用风能对世界各国科技工作者具有极强的魅力，从而唤起了世界众多的科学家致力于风能利用方面的研究。在本文中，将对国内外风力发电技术的现状和发展趋势进行论述。

2 风力发电基本知识

2.1 风能的计算公式

空气运动具有动能。风能是指风所具有的动能。如果风力发电机叶轮的断面积为A，则当风速为V的风流经叶轮时，单位时间风传递给叶轮的风能为

（1）

其中：单位时间质量流量m=ρAV

（2）

在实际中，式中：

PW—每秒空气流过风力发电机叶轮断面面积的风能，即风能功率，W；

（3） Cp—叶轮的风能利用系数；

m—齿轮箱和传动系统的机械效率，一般为0.80—0.95，直驱式风力发电机为1.0； e—发电机效率，一般为0.70—0.98； —空气密度，kg/m3；

A—风力发电机叶轮旋转一周所扫过的面积，m2； V—风速，m/s。

2.2 贝茨（Betz）理论

第一个关于风轮的完整理论是由德国哥廷根研究所的A·贝茨于1926年建立的。

贝茨假定风轮是理想的，也就是说没有轮毂，而叶片数是无穷多，并且对通过风轮的气流没有阻力。因此这是一个纯粹的能量转换器。此外还进一步假设气流在整个风轮扫掠面上的气流是均匀的，气流速度的方向无论在风轮前后还是通过时都是沿着风轮轴线的。

通过分析一个放置在移动空气中的“理想”风轮得出风轮所能产生的最大功率为

—空气密度，kg/m3；

（4）

式中：Pmax—风轮所能产生的最大功率；

A—风力发电机叶轮旋转一周所扫过的面积，m2； V—风速，m/s。

这个表达式称为贝茨公式。其假定条件是风速与风轮轴方向一致并在整个风轮扫掠面上是均匀的[2]。 将(4)式除以气流通过扫掠面A时风所具有的动能，可推得风力机的理论最大效率

（5）

(5)式即为有名的贝兹（Betz）理论的极限值。它说明，风力机从自然风中所能索取的能量是有限的，其功率损失部分可以解释为留在尾流中的旋转动能。

能量的转换将导致功率的下降，它随所采用的风力机和发电机的型式而异，因此，风力机的实际风能利用系数Cp

2.3 温度、大气压力和空气密度

通过温度计和气压计测试出实验地点的环境温度和大气压，由下式计算出空气密度。

（6）

式中：ρ—空气密度，kg/m3； h—当地大气压力，Pa； t—温度，℃。

从空气密度公式可以看出，空气密度的大小与大气压力、温度有关。

2.4 风力机的主要组成

1) 小型风力发电机

小型水平轴风力机主要组成部分有：风轮、发电机、塔架、调向机构、蓄能系统、逆变器等。 （1）风轮 风轮是风力机从风中吸收能量的部件，其作用是把空气流动的动能转变为风轮旋转的机械能。水平轴风力发电机的风轮是由1~3个叶片组成的。叶片的结构形式多样，材料因风力机型号和功率大小而定，如木心外蒙玻璃钢叶片、玻璃纤维增强塑料树脂叶片等。

（2）发电机

在风力发电机中，已采用的发电机有3种，即直流发电机、同步交流发电机和异步交流发电机。小型风力发电机多采用同步或异步交流发电机，发出的交流电通过整流装置转换成直流电。

（3）塔架

塔架用于支撑 发电机和调向机构等。因风速随离地面的高度增加而增加，塔架越高，风轮单位面积捕捉的风能越多，但造价、安装费等也随之加大。

（4）调向机构

垂直轴风力机可接受任何方向吹来的风，因此不需要调向机构。对于水平轴风力机，为了得到最高的风能利用效率，应用风轮的旋转面经常对准风向，需要对风装置。常用的调向机构主要有尾舵、舵轮、电动对风装置。

（5）限速机构

当风速高于风力机的设计风速时，为了防止叶片损坏，需要对风轮转速进行控制。 （6）贮能装置

贮能装置对独立运行的小型风力机是十分重要的。其贮能方式有热能贮能、化学能贮存。 （7）逆变器

用于将直流电转换为交流电，以满足交流电气设备用电的要求。 2) 大型风力发电机

大型风力发电机组由两大部分组成：气动机械部分和电气部分。气动机械部分包括风轮、低速轴、增速齿轮箱、高速轴，其功能是驱动发电机转子，将风能转换为机械能。电气部分包括异步发电机、电力电子变频器、变压器和电网，其功能是将机械能转换为频率恒定的电能。近年来，又研制成功了直驱式变速恒频风力发电机组（无增速齿轮箱）。

3 风力机与风力发电技术

3.1 风力机与风力发电技术的发展史

风能，是人类最早使用的能源之一。远在公元前2000年，埃及、波斯等国已出现帆船和风磨，中世纪荷兰与美国已有用于排灌的水平轴风车。我国是世界上最早利用风能的国家之一，早在距今1800年前，我国就有风力提水的记载。1890年丹麦的P·拉库尔研制成功了风力发电机，1908年丹麦已建成几百个小型风力发电站。自二十世纪初至二十世纪六十年代末，一些国家对风能资源的开发，尚处于小规模的利用阶段[4]。

随着大型水电、火电机组的采用和电力系统的发展，1970年以前研制的中、大型风力发电机组因造价高和可靠性差而逐渐被淘汰，到二十世纪六十年代末相继都停止了运转。这一阶段的试验研究表明，这些中、大型机组一般在技术上还是可行的，它为二十世纪七十年代后期的大发展奠定了基础。

1980年以来，国际上风力发电机技术日益走向商业化。主要机组容量有300kW、600kW、750kW、850kW、1MW、2MW。1991年丹麦在Vindeby建成了世界上第一个海上风电场，由11台丹麦Bonus 450kW单机组成，总装机4.95MW。随后荷兰、瑞典、英国相继建成了自己的海上风电场。

目前，已经备离岸风力发电设备商业生产能力的厂家，主要有丹麦的Vestas（包括被其整合的NEG-Micon），美国的GE风能，德国的Nordex、Repower、Pfleiderer/Prokon、Bonus和德国著名的Enercon公司。单机额定功率覆盖范围从2MW、2.3MW、3.6MW、4.2MW、4.5MW到5MW。叶轮直径从80m、82.4m、100m、110m、114m、116m到126m。

3.2 风力机的种类

风力发电机是把风能转换为电能的装置，鉴于风力发电机种类繁多，因此分类法也是多种。按叶片数量分，单叶片，双叶片，三叶片，四叶片和多叶片；按主轴与地面的相对位置分，水平轴、垂直轴(立轴)式；按桨叶工作原理分，升力型、阻力型。目前风力发电机三叶片水平轴类型居多。

水平轴风力机，风轮的旋转轴与风向平行，如图1所示；垂直轴风力机，风轮的旋转轴垂直于地面或气流方向，如图2所示。

4 国内外风力发电的现状

4.1 世界风力发电的现状

目前，中、大型风力发电机组已在世界上40多个国家陆地和近海并网运行，风电增长率比其它电源增长率高的趋势仍然继续。如表1所示，截止2005年12月31日世界装机容量已达58,982MW，年装机容量为11,310MW，增长率为24%；风力发电量占全球电量的1%，部分国家及地区已达20%甚至更多。2005年世界风电累计装机容量最多的十个国家见表2，前十名合计51750.9MW，约占世界总装机容量的87.7%。

2005年国际风电市场份额的分布多样化进程呈持续发展趋势：有11个国家的装机容量已高于1,000MW，其中7个欧洲国家（德国、西班牙、意大利、丹麦、英国、荷兰、葡萄牙），3个亚洲国家（印度、中国、日本），还有美国。亚洲正成为发展全球风电的新生力量，其增长率为48%[5]。

2002年欧洲风能协会（EWEA）与绿色和平组织（Greenpeace International）发表了一份标题为“风力 12（Wind Force 12）”的报告，勾画了风电在2020年达到世界电量12%的蓝图。报告声明这份文件不是预测，而是从世界风能资源、世界电力需求的增长和电网容量、风电市场发展趋势和潜在的增长率、与核电和大水电等其他电源技术发展历程的比较以及减排CO2等温室气体的要求，论证了风电达到世界电量12%的可能性。报告还指出中国2020年风电装机有可能达到1.7亿千瓦[6]、[7]。

国内风力发电的现状

根据国家气象科学院的估算[8]，我国陆地地面10米高度层风能的理论可开发量为32亿kW，实际可开发量为2.53亿kW。海上风能可开发量是陆地风能储量的3倍。 内蒙古 实际可开发量

0.618亿kW 西藏

实际可开发量

0.408亿kW 新疆

实际可开发量

0.343亿kW 青海

实际可开发量

0.242亿kW 黑龙江

实际可开发量

0.172亿kW

2005年中国除台湾省外新增风电机组592台，装机容量50.3万kW。与2004年当年新增装机19.8万kW相比，2005年当年新增装机增长率为254%。

截至2005年底，中国除台湾省外累计风电机组1864台，装机容量126.6万kW，风电场62个。分布在15个省（市、自治区、特别行政区），它们按装机容量排序如表3所示。与2004年累计装机76.4万kW相比，2005年累计装机增长率为65.6%。2005年风电上网电量约15.3亿kW.h[9]。

中国“十一五”国家科技支撑计划重大项目“大功率风电机组研制与示范”支持1.5~2.5MW、2.5MW以上双馈式变速恒频风电机组的研制；1.5~2.5MW、2.5MW以上直驱式变速恒频风电机组的研制；1.5MW以上风电机组叶片、齿轮箱、双馈式发电机、直驱式永磁发电机的研制及产业化；1.5MW以上双馈式风电机组控制系统及变流器、直驱式风电机组控制系统及变流器的研制及产业化；近海风电场建设关键技术的研究；近海风电机组安装及维护专用设备的研制；大型风电机组相关标准制定及风电技术发展分析等16个课题的研究[10]。“十一五”末，我国风电技术的自主研发能力将接近世界前沿水平。

4.3小型风力发电机

4.3.1小型风力发电机行业现状

作为农村可再生能源主要支柱之一的小型风力发电行业在2005年度得到长足的发展，从事小型风电产业的开发、研制、生产单位达到70家。据23个生产企业报表统计，2005年共生产30kW以下独立运行的小型风力发电机组共33,253台，比上年增长34.4%，其中200W、300W、500W机组共生产24,123台，占全年总产量的72.5%；15个单位共出口小型风力发电机组5,884台，比上年增长40.7%，创汇282.7万美元，主要出口到菲律宾、越南等24个国家和地区。并且，由于汽油、柴油、煤油价格飞涨，且供应渠道不畅通，内陆、江湖、渔船、边防哨所、部队、气象站和微波站等使用柴油发电机的用户逐步改用风力发电机或风光互补发电系统。

4.3.2 小型风力发电机行业发展趋势

1) 由于广大农牧民生活水平提高、用电量不断增加，因此小型风力发电机组单机功率在继续提高，50W机组不再生产，100W、150W机组产量逐年下降，而200W、300W、500W和1kW机组逐年增加，占总年产量的80%。

2) 由于广大农民迫切希望不间断用电，因此“风光互补发电系统”的推广应用明显加快，并向多台组合式发展，成为今后一段时间的发展方向。

3) 随着国家《可再生能源法》及《可再生能源产业指导目录》的制定，相继还会有多种配套措施及税收优惠扶植政策出台，必将提高生产企业的生产积极性，促进产业发展。

4) 目前我国尚有2.8万个村、700万户、2,800万人口没有用上电，且分散居住在边远山区、农牧区、常规电网很难达到，有关专家分析700万无电用户中、300万户可用微水电解决用电，而400万户可以用小型风力发电或风光互补发电，满足农牧民用电需要[11]。 4.3.3浓缩风能型风力发电机

浓缩风能型风力发电机由内蒙古农业大学新能源技术研究所研制，已获得中国实用新型专利（专利号：ZL94244155.9）。该型风电机组将稀薄的风能经浓缩风能装置加速、整流和均匀化后驱动叶轮旋转发电，从而提高了风能的能流密度，降低了自然风的湍流度，改善了风能的不稳定等弱点，提高了风能品位，降低了风电度电成本。该风力发电机具有的切入风速低、发电量大、噪音低、安全性高、寿命长、度电成本低等特点。 浓缩风能型风力发电机可独立运行、风光互补运行、多机联网运行和并入低压电网运行。现已研制开发的系列产品有200W、300W、600W、1kW、2kW等机组。浓缩风能型风力发电机经过中试后，可以向中、大型机组发展。这种新型风电技术在中国和世界的应用，将有效地提高风电系统的供电水平和质量，有效地利用低品位的风能，提高风电商品竞争力，具有重要的经济益和生态环保效益[12]。

5 结

论

在今后的20年内，国际上风力发电产业将是增长速度最快的产业，风力发电技术也将进入快速发展的黄金时期；在中国，并网型风力发电机组装机容量增长速度将明显加快，令世界瞩目，离网型风力发电机组发展的地域广、潜力大，装机总容量最终将超过并网型风力发电机组。

田德，吉林松原人，1958年8月生。内蒙古农业大学教授，华北电力大学教授，博士生导师。1985年赴日本留学，1992年9月获得日本明星大学电气工程学博士学位。现任中国农业工程学会理事、中国太阳能学会理事、《太阳能学报》编委、全国“百千万人才工程”第

一、二层次人选。享受国务院政府特殊津贴。省级中青年突贡专家。省级优秀留学回国人员。主持完成的项目获内蒙古自治区科技进步一等奖1项，已获得中国实用新型专利1项。正申请国家发明专利3项。发表研究论文50余篇，多篇被EI收录。主持完成和正在主持的科研项目有：3项国家自然科学基金资助项目、3项国际合作项目、1项国家“十一五”科技攻关项目、9项省部级项目、3项横向项目。现从事离网型风力发电系统、并网型风力发电系统和可再生能源利用的研究。

[参考文献] [1]贺德馨.2020年中国的科学和技术发展研究[J].科技和产业,2004,4(1):36.[2][法]D·勒古里雷斯(著),施鹏飞(译).风力机的理论与设计[M].北京:机械工业出版社,1987:31~33.[3]叶杭冶.风力发电机组的控制技术[M].北京:机械工业出版社,2006:11~13.[4]陈云程,陈孝耀,朱成名,等.风力机设计与应用[M].上海:上海科学技术出版社,1990:1~11,48~51 [5]世界风能协会.2005年全球风能统计[J].中国风能，2006（1）：17~20

[6] The European Wind Energy Aociation, Greenpeace International.Wind Force 12.2002.http://www.daodoc.com/gggs/xmsbtz/200610/t20061028_37554.htm，2006.12.17.[11]李德孚.2005年小型风力发电行业现状与发展[J].中国风能,2006,(2):9～11 [12]田

德,王海宽，韩巧丽.浓缩风能型风力发电机的研究与进展[J].农业工程学报(增刊)，中国农业工程学会第七次全国会员代表大会暨学术年会论文集，2003,19:177～181.

推荐第3篇：发电公司业绩评估报告

一、企业基本情况

辽宁清河发电有限责任公司（以下简称“清电公司”）位于辽宁省铁岭市清河区，其前身清河发电厂始建于1966年，1970年第一台机组并网发电，经4期扩建1984年末全部竣工。

1、2期工程装机容量4×100MW（其中2期工程2×100MW机组为前苏联生产），

3、4期工程装机容量4×200MW（其中3期工程3×200MW机

组为前苏联生产），现总装机容量1200MW。清电公司年发电消耗原煤400万吨左右，设计煤种主要为辽宁铁煤集团生产的长焰煤，发热量一般在17145kJ/kg，挥发分一般在40。由于铁煤集团煤炭资源紧张，现煤源主要构成为铁煤集团约

25、黑龙江龙煤集团约30、内蒙古霍煤集团约

15、吉林辽源矿务局约20、其他地方矿约10。煤炭运输方式为火车运输，有铁路专用线31.3公里，自备机车6台。

2003年，清电公司作为中国电力投资集团公司主辅分离、运检分离改革的试点单位，进行了为期一年的深化体制改革工作，至2003年年底将原清河发电公司一分三，即辽宁清河发电有限责任公司、辽宁清河电力检修有限责任公司和辽宁清河电力实业有限责任公司。改制后的清河发电有限责任公司作为存续公司管理和运行发电资产。

二、评估过程简述

清电公司能耗专项评估队根据集团公司安生综合函[2005]12号“关于对清河发电公司进行能耗专项评估的通知”精神，于2005年6月22日至7月9日对清电公司的能耗管理进行了为期18天的专项评估。评估队共有8人组成，其中有队长1人，队员7人。评估队共分三个组，分别是燃料管理组3人，运行指标组2人，非生产耗能组2人。本次评估重点围绕清电公司自2005年1月至5月供电标准煤耗指标不正常升高的问题，对影响该指标的有关燃料管理、运行指标管理、非生产耗能管理等因素进行全面评估。评估队严格按照集团公司《发电企业业绩目标和评估准则（试行）》、《发电企业业绩评估指南（试行）》、《发电企业业绩评估管理制度》等业绩评估标准文件为依据，本着“标准高，评估准，分析透”的原则，采取访谈、现场调查、核查报表和台帐、调阅有关历史数据和规章制度等方式。评估期间共查阅规章制度40份、报表121份、有关文字材料74份、日志37份；访谈有关人员156人次，其中：厂级领导4人次，中层管理人员36人次，一般管理人员72人次，其他人员51人次；召开座谈会2次，问卷调查1次。此外，评估队参加了6月末煤场盘煤2次，随机采样1次，监测原煤采样2次，抽查原煤样10份。

为使这次能耗评估活动取得预期的效果，正式评估前一个月，评估队按程序对清电公司能耗专项评估进行了预访问；评估期间，集团公司业绩评估办公室袁德、柳光池两位领导，亲临现场，指导工作，对评估工作提出了具体要求。此外，清电公司对这次能耗专项评估较为重视，从厂领导到普通员工都能以坦诚开放的态度提供资料、给予配合，这些为这次专项评估顺利完成奠定了良好的基础，为此我们谨向清电公司表示感谢。

评估活动，未找出值得推广的良好实践，共找出有待改进的地方8项。

三、基本评价及主要评估结论

（一）能耗管理工作基本评价

今年以来，清电公司在煤炭资源紧张、煤炭质量下降、煤炭价格上涨幅度较大、电力市场竞争日趋激烈等不利的外部市场环境下，能够克服困难，千方百计组织煤源，争取多发电量。今年在去年完成68.05亿千瓦时电量的基础上，1-5月累计完成发电量265657万kWh，连续安全运行达292天，本年已实现一个百日安全生产周期。但是，清电公司在生产经营过程中，对企业能耗指标的异常情况，未能引起足够的重视，也没有积极采取有效的应对措施，以致2005年1-5月供电煤耗指标大幅度上升。2005年1-5月清电公司累计完成供电煤耗424.22g/kWh,同比上升38.57g/kWh。其中1月份完成456.13g/kWh，同比上升70.63g/kWh；2月份完成444.39g/kWh，同比上升58.13g/kWh；3月份完成417.12g/kWh，同比上升32.16g/kWh；4月份完成402.66g/kWh，同比上升16.73g/kWh；5月份完成399.31g/kWh,同比上升13.67g/kWh。

供电煤耗如此大幅度上升是不正常的，反映了企业在能耗管理上长期存在着较多有待改进的地方：

1、清电公司领导对能耗管理不够重视。表现在：一是对集团公司下达的2005年度能耗考核指标：供电煤耗383g/kWh、综合厂用电率8.8（中电投安生[2005年]62号文件），没有按计划分解，分月控制，也没有具体的保证措施。二是对目前供电煤耗和综合厂用电远远高于集团公司下达的考核指标，没有及时组织综合分析，找出影响能耗大幅度升高的真实原因，更没有具体的解决措施。三是能耗管理上职能部门界面不清晰，责任不明

确，分析不及时，措施不具体，考核不到位。

2、整体能耗管理水平低下，个别环节问题比较突出。表现在：一是思想意识、管理意识、市场意识、效益意识淡化，还没有完全摆脱旧的思维方式和工作方法；二是燃料基础管理工作薄弱。燃料管理只注重煤耗和入厂、入炉煤热值差两个指标，忽视全过程管理；数据统计人为调整，煤耗不准确，以致出现入厂、入炉煤热

值差和供电煤耗值大起大落，根本不能反映机组的实际煤耗水平；煤场管理薄弱，采、制样、化验工作缺少有效的监督约束机制；三是非生产用能管理观念陈旧，缺乏效益意识。非生产用能计量装置不全，无法核实真实的供热、供电负荷，只是象征性收取，无法保证全额回收，大部分都纳入煤耗计算，影响了机组煤耗水平。四是运行指标管理粗放，很多经济指标长期偏离设计值和规定值，没有组织研究解决，使得机组运行经济性较差。

（二）主要评估结论

1、在当前设备健康状况、机组运行工况和发电负荷率等条件下，机组全年平均供电煤耗应在380g/kWh以下

（1）在不增加机组技术改造前提下，通过加强设备检修、维护和运行管理，提高机组运行指标水平和大机组发电比，减少启停次数，降低各种单耗和综合厂用电率，至少可降低供电煤耗10g/kWh。

（2）加强非生产用热、用电管理，规范与实业公司的关联关系，对非生产用热、用电做到全部收费，至少可降低供电煤耗12g/kWh。

要实现这一目标，最重要的是加强燃料全过程管理（包括入厂、入炉煤热值检验、入炉煤计量、煤场管理、燃煤的掺烧调配等），提高检验的准确性，减小热值差，保持入炉煤质相对稳定，最大限度地降低各种损耗。

2、清电公司2005年1-5月供电煤耗上升原因

清电公司2005年1-5月供电煤耗累计完成值与同期比较上升了38.57g/kWh,需多耗用原煤15.52万吨。

（1）生产小指标综合影响使供电煤耗上升5.54g/kWh，多耗用原煤2.23万吨。评估队用反平衡方法计算与同期比较，今年因发电量较同期少发23370万千瓦时，综合厂用电率同比上升0.61个百分点，生产小指标综合影响使供电煤耗上升5.54g/kWh（机组指标分析影响上升4.34g/kwh），多耗用原煤2.23万吨。

（2）供电煤耗存在人为压低现象，煤耗上升13.35g/kWh，使煤场亏损5.37万吨。评估队用反平衡方法计算2004年1-5月供电煤耗累计值为399g/kWh，煤耗水平基本符合机组实际情况。清电公司2004年1-5月份统计上报供电煤耗累计值385.65g/kWh，人为调整，影响煤耗上升13.35g/kWh，以致账面存量增加，引起煤场亏损5.37万吨，煤场亏损对今年煤耗大幅度升高有较大影响。

（3）燃料管理影响供电煤耗上升19.68g/kwh，多耗用原煤7.92万吨，是今年1-5月供电煤耗上升幅度较大的主要原因。

(详细分析见附件1；2005年1-5月非生产供热耗煤同比无影响。)

四、有待改进的地方

（一）煤耗计算数据混乱，不能反映机组真实煤耗水平

事实依据：

1、煤耗计算采用原始数据混乱。清电公司统计上报供电煤耗计算入炉煤耗煤量数据源有三个，分别是燃管中心月统计耗煤量、皮带秤月累计用煤量、生产早报累计上煤量。2005年1月采用皮带秤计量耗煤量379976吨，2005年2月采用燃管中心上报耗煤量309429吨，2005年5月采用生产早报累计上煤量329538吨。

2、计算入炉煤量人为调整。2004年7月燃管中心上报耗煤量为335710吨，而计算煤耗所用入炉煤量为319710吨，人为调整16000吨；2004年8月燃管中心上报耗煤量为373934吨，而计算煤耗所用入炉煤量为328934吨，人为调整45000吨；2004年11月燃管中心上报耗煤量为393592吨，而计算煤耗所用入炉煤量为377592吨，人为调整16000吨；2005年5月生产早报耗煤量为329538吨，而计算煤耗所用入炉煤量为319538吨，人为调整10000吨。

3、入炉煤热值不是实际检测值，而是入厂煤热值减去人为调整数确定入炉煤热值。2004年1~2月在入厂煤热值上减去120kcal/kg，3~6月在入厂煤热值上减去110kcal/kg，10月在入厂煤热值上减去410kcal/kg。2005年2月在入厂煤热值上减去318kcal/kg，3~5月在入厂煤热值上减去120kcal/kg。

4、皮带秤1995年安装至今不能正常运行，无法对入炉煤量用计量装置进行统计。2005年4月19—28日，皮带秤数据失灵，分炉上煤量和累计上煤量均在亿吨以上；6月26日，8号炉上煤量出现负数。

原因分析：

1、清电公司对煤耗指标管理概念不清，只关注煤耗指标的最终数据，不重视对影响煤耗各个环节的过程管理；对集团公司及中电国际的燃料管理制度执行不力，对煤耗管理没有明确一个职能部门归口负责，煤耗管理的相关部门职责不清，当煤耗出现不正常波动时，没有管理部门和责任人进行全面分析，查找原因，制定相应的整改和防范措施，而是随意调整数据。

2、入炉煤没有采样装置，也没有采取相应的措施，无法对入炉煤质量进行检验，造成了入炉煤热值人为调整确定，同时也不能对入厂煤质量进行核对监督。

3、清电公司长期不重视皮带秤管理，皮带秤检定制度不符合集团公司的要求，皮带秤检定有章不循。《清电公司燃煤入炉计量系统检修、维护、校验管理规定》3.1条款：入炉计量系统每月进行一次实煤标定，不符合集团公司燃料管理制度每月校验2~4次的规定。实际工作中也没有按自己规定的制度校验皮带秤，2005年仅4月和6月各校验一次。

改进建议：

1、公司领导应从思想上高度重视能耗的过程管理，严格执行集团公司燃料管理的有关规定。建立完善的入炉煤计量及采、制、化管理制度，明确煤耗归口管理部门及相关部门职责，建立煤耗分析管理制度，定期进行发、供电煤耗的正、反平衡验证，对不正常的煤耗波动保持高度的警觉，及时组织分析、查找原因，限期制定措施、加以解决，确保入厂煤和入炉煤热值差的真实性。

2、煤耗的计算和数据统计要严格执行《统计法》，数据源要真实、准确，应将皮带秤的计量数据作为燃煤量的唯一数据来源。有关部门报表和数据应协调一致，出现不一致时，应及时分析，如涉及到数据调整时要附调整依据和文字说明。

3、针对体制改革后出现的设备维护与运行界面不清、协调困难等问题，清电公司应及时与检修公司签订规范、严谨的设备维护合同，在合同中明确工作内容、工作标准及可操作的考核条款，必要时中电国际应派人进行指导和协调。清电公司自身要建立健全设备巡查、维护监督、考核机制，尽快投运入炉煤采样装置，以获得真实的入炉煤热值。

4、重视皮带秤的管理，加强皮带秤的运行、维护、校验工作，提高其投入使用率，保证计量的连续性和准确性。皮带秤校验必须符合集团公司燃料管理制度的要求，并认真执行。

（二）燃煤检验未建立双重核对机制，缺少有效监控手段

事实依据：

1、入厂煤的采、制、化工作均由燃管中心一家完成，无法对入厂煤质量实行有效监督。

2、入炉煤没有采样装置，也没有独立的入炉煤化验室，无法反映入炉煤的真实热值，也不能对入厂煤热值进行核对。

3、评估队在6月22日和6月28日现场观察时，发现采、制样均不能按照国标要求严格执行，煤车采样深度不够，二分器使用不符合标准。采样班共有25人，其中主要担负采、制样操作的临时工12人，均无证上岗。

原因分析：

1、清电公司对集团公司燃料管理制度关于建立双重化验核对机制的重要性认识不足、执行不力，目前入厂煤验收只有一个部门负责，没有形成相互监督的机制。

2、对采、制样的主要操作人员（临时工）培训不够，采、制操作不规范，带班人员监督不到位。

3、公司领导针对日耗煤量较大，来车数量较多，人工采样很难按照“国标”要求车车规范采样以及冬季冻车严重、采样代表性差的问题，没有认真研究，采取有效措施。

改进建议：

1、严格按照集团公司及中电国际燃料管理制度的要求，尽快建立双重化验核对机制。加强燃料效能监察工作，成立以监审部门牵头的燃料监督小组，每月不定期抽查采、制、化工作，尤其要加大自购煤的监督力度。

2、积极研究采用入厂煤机械采样装置的可行性；尽快采用入炉煤连续采样装置。

3、加强对采、制样人员的管理，建立采、制样人员的定期轮换制度，对采、制样人员严格培训，做到全员持证上岗。

4、针对目前煤炭市场变化、煤质下降的实际，建立应变机制，对信誉度较差的矿点来煤，采取有效的采制化措施，准确核实来煤的真实热值。

（三）煤场管理不规范，出现不正常亏盈

事实依据：

1、煤场盘点数据不准确，出现不正常亏盈。2004年9月6日和9月7日两次盘点盈亏相差8048吨，两次盘煤东煤场分别选用1.15吨/m3和1.0235吨/m3不同的密度。2004年3月煤场盘亏15808吨，8月盘亏20536吨，9月28日盘亏55725吨，10月盘盈2004吨。

2、煤场盘点不规范，没有做到按月盘点。评估队查阅2004年和2005年盘点记录，发现2004年3月是中旬盘点，6月是下旬盘点，9月是上旬盘点，11月是下旬盘点，不符合规定。煤场盘点未按集团公司燃料管理制度规定做到每月盘点一次，如2004年1月、2月、4月、5月、12月、2005年1月没有盘点；盘煤时，未按要求进行煤堆整形；库存煤密度长时间未做测定，仅凭经验数据估算。

3、煤场存煤不能按照集团公司燃料管理制度规定的不同煤种分堆存放、先堆先用，对燃用高挥发份的褐煤没有撒均压实、定期测温。6月28日评估队参加厂里煤场盘点时，发现东煤场北侧和中部各有一处自燃。评估队访谈有关人员，了解到储煤场2004年发生多起自燃，今年3月末、4月初也曾发生过大面积自燃。

4、掺烧手段单一。清电公司制定的混配煤管理规定中的掺烧方案仅明确来煤的直接掺烧，没有煤场取用时的劣质煤掺烧方案。

原因分析：

1、清电公司没有严格执行集团公司的燃料管理制度，对煤场管理不重视，没有采取有效措施。

2、煤场盘点组织混乱，责任不清，分工不合理，没有制定盘点标准和执行程序。煤场出现不正常亏盈时，没有及时分析，查找原因，而是任其盈亏，人为调整数据。

3、煤场管理有章不循。清电公司2004年10月下发了《燃料储煤场质量保证管理制度》，制度中规定了盘煤、储煤场定期整形、防止自燃等内容，但是都没有认真执行。煤场管理有关部门和人员责任心不强，主动性差，积极性不高。

4、清电公司对煤场储存的高挥发份煤种没有积极利用煤场现有设备进行掺配，以致高挥发份煤种长期存储，造成热值损失和自燃。

改进建议：

1、按照集团公司燃料管理制度的要求，修改和完善煤场管理制度，明确相关部门的职责，认真执行,并按制度检查和考核，建立长效考核机制。

2、制定煤场盘点标准和执行程序，明确盘点人员和责任部门，严格固定盘煤时间，完善盘煤手段，改进盘煤方法，盘点记录要规范齐全，参加盘点人员要签字。

3、按集团公司的要求，完善煤场的储存措施，完善煤场消防、喷淋设备。按煤种分堆存放，定期测温，防止自燃。

4、充分利用现有设备，合理组织实施燃煤掺烧方案，重点加强高挥发份煤种的掺烧，真正作到先堆先用，烧旧存新，减少煤场损失。

（四）燃料数据统计不严谨，随意性大

事实依据：

1、煤场亏吨损耗，随意冲销。2004年9月份财务报表核销储损耗煤66589吨，2004年12月又冲回。

2、燃料库存数据，统计不规范。2004年12月财务报表期末结余燃煤库存126924吨，燃料报表12月期末账面存煤60335吨，相差66589吨。2005年1月燃料报表期初库存为47342吨与2004年12月燃料报表期末账面存煤60335吨相差12993吨。2004年9月燃管中心向商务部和财务部分别报出电生16—1表，月末库存分别为51817吨和47021吨，燃管中心燃料报表2004年11月月末结存量为85899吨，而2004年12月月初结存量则变为84200吨，数据均不一致。

3、入炉煤没有热值化验，热值差完全是人为调整数字。2004年7月热值差调整为360kcal/kg，8月为287kcal/kg，9月为290kcal/kg，10月为410kcal/kg，11月为400kcal/kg，12月为280kcal/kg；2005年

1、

3、

4、5月在入厂煤热值上减去120kcal/kg，2月热值差调整为318kal/kg。

原因分析：

1、清电公司没有严格执行集团公司燃料管理制度的有关规定，不能保证燃料数据的真实性、准确性。

2、清电公司没有从根本上研究热值差增大、煤耗升高的真实原因，不懂管理，不会管理，不学习管理，不研究管理，当发现帐物不符时，为了保持煤耗的相对平稳或控制热值差在规定范围内，弄虚作假，随意调整数据。

3、没有认真执行数据统计、审核的有关规定，相关负责人审核流于形式，不能及时发现和纠正统计数据的错误，以致出现数据的不统一。

改进建议：

1、清电公司应认真学习《统计法》，重视燃料数据的统计，严格执行统计法规，杜绝虚假数据。

2、煤耗计算要严格按照集团公司的要求采用规范的正平衡方法计算，用反平衡方法校验。

3、制定燃料统计管理办法，建立健全数据填报、审核、批准程序，落实责任部门和责任人。对主要统计结果要有部门负责人及以上领导签字。

（五）非生产用能基础管理薄弱，机制不完善

事实依据：

1、企业没有制订非生产用热、用电管理办法，也没有制订相应的工作标准，部门和相关工作人员管理职责不清。虽然编写了《非生产用汽管理方案》、《企业内部非生产用电管理办法》、《生产、非生产用汽流量计维护分工和统计计量管理》等制度，但没有形成正式文件，也未以此为依据，认真执行。

2、非生产用电、用汽管理粗放、随意。根据电厂《非生产用电管理规定》中第3大项第1条：“非生产用电范围仅限于企业内部的非生产部分，不对外供电”，而由6kV母线引出的肖台子线鸡场变，为清河区公安局、检察院等单位提供电能，显然已超出此范围。评估队现场调研发现，存在私自接电、接汽现象。

3、非生产用电收费没有保证措施。非生产用电每月由安生部负责抄表，财务部根据安生部抄表数据进行收费，而对于未交费的用电部分没有相应的保证措施。根据财务部提供数据，2005年1-4月非生产用电电费回收金额仅占应收费用的32.31。

4、非生产用电、用汽协议不规范，收费标准低于成本和市场价格。2004年清电公司与经济技术开发总公司（清电实业公司）签订的供热合同规定：每吨乏汽（实际供热蒸汽不是乏汽而是抽汽）费用为12.37元。沈阳地区供热蒸汽的市场价格是每吨100元左右，若按照清电公司商务部提供的每吨蒸汽折算113公斤标煤来算，每吨蒸汽的成本价为48元（不含除盐水成本），供汽价格仅相当于电厂成本价格的四分之一。2005年1-5月非生产用汽影响供电煤耗共计15.57g/kWh。

5、非生产供热未按实际负荷收费。由于供热没有计量装置，清电公司和清河实业公司签订的供热协议，按实业公司提供的67.5万平方米收费，经评估队测算，实际热负荷远大于此。根据沈阳市热力工程设计研究院提供的数据，沈阳及周边地区每平方米供热标准新屋50J/s，旧屋65J/s。供汽流量用安生部提供的95t/h、供暖标准取用每平方米60J/s，核算供暖面积应在100万平方米左右；跟据机组实际运行情况，供暖期间8号机带热负荷能力已达极限，由此推断机组带热网面积远不止是实业供热公司提供的67.5万平方米。

6、非生产用电存在不收费和收费价格不合理现象。非生产用电54家，不收费24家，2005年1—5月份不收费电量4278429kWh，占非生产用电量55。原为企业养鸡场提供的电源，养鸡场关停后，现为清河区反贪局、检察院等单位提供电能，长期不收费。对社会一些供电用户收费标准2005年5月前按0.25元/kWh，5月起调整为0.30元/kWh，低于职工社会用电0.45元/kWh价格。

7、生产与非生产用汽是由4台10万机的三段抽汽与4台20万机的二段、五段抽汽供给，8号机主要担负热网供汽。采用二段抽汽进行对外供汽既不经济，也不符合节约能源的原则。

原因分析:

1、清电公司对非生产用能不重视，没有建立一套完整规范的管理制度和收费保证机制，非生产用能基本疏于管理。

2、非生产用能对企业能耗影响程度模糊不清，非生产用能费用回收没有保证措施，不能及时足额收回，以致出现供热不按实际面积收费、收费标准过低和费用不能全额收取等问题。

3、清电公司领导观念陈旧，缺乏市场意识。企业体制改革后，与实业公司、检修公司的关联交易仍停留在原来的观念和方法上。

4、采用供热蒸汽不进行经济性比较和认真测算，缺乏对机组经济运行的综合考虑。

改进建议：

1、提高非生产用能对全厂能耗影响的认识，尽快建立健全配套、完善和适应新体制需要的规章制度，执行制度要有检查和考核，保证各项管理制度顺利执行，形成规章制度闭环管理。

2、将非生产用能管理纳入节能监督管理，落实专责人和责任人，明确各自的职责，并与经济责任制考核挂钩。

3、按市场化运作规则，规范清电公司与检修公司、实业公司之间的关联交易，明确甲、乙方的权利、义务以及收费标准，按合同规定承担各自的责任。鉴于家属住房已商品化，有些房屋经过买卖产权性质发生了变化，因此在对外供热方面一律按市场价格收费，对本企业职工的供暖可以以一定的方式进行补贴，这样既保证了职工的利益，也维护了企业自身效益，同时也便于向其他用户收费。

4、针对机组抽汽供暖对整个企业经济性的影响，应借助必要的计量手段，采用机组等效焓降法进行综合计算，确定单位供热成本。

（六）非生产用能底数不清，部分用能不收费

事实依据：

1、非生产用汽没有计量，用汽量不清。清电公司曾于2002年在现场装有10块宁夏银河仪表有限公司生产的WJ-3050-13A涡街流量表，用于生产和非生产供汽计量，由于管理不善，在2003年初至2004年已陆续全部损坏，至今未修复。由于无计量，非生产用汽底数不清，非生产用汽对煤耗影响按照每年核定的取暖费用进行折算，2004年1-2月用汽量按照20t/h,2005年1-3月用汽量按照40t/h，而安生部根据以往表计的统计数据来核算供汽量应在95t/h左右。计算供电煤耗所扣除的供汽量远远小于实际供汽量。

2、非生产用电有四分之一单位无表计量，电量随意提供。非生产用电单位包括实业公司、电力建设安装公司、检修公司和社会相关单位，共计54家，装有计量表计单位40家，另有14家单位没有安装计量表计，造成无法按实际收取电费。

3、大多数非生产用电用户表计是安装在用户侧，母线至用户表计间线损与变损均计入厂用电量中。生产与非生产用汽在同一条蒸汽管路上，且没有计量装置，难以分清生产与非生产用汽，管理困难。

4、没有正式的非生产用电、用汽的计量点图，非生产用电、用汽线路及计量点布置不尽合理，给日常管理工作带来困难。

原因分析:

1、清电公司领导对非生产用能不重视，对非生产用能的计量、收费等工作长期疏于管理，缺乏切实可行的管理办法和手段，造成大量非生产用能流失。

2、公司领导对非生产用能收费管理不利，支持不够，无保证机制；收费责任部门职责不清，无监督考核措施。

3、对于非生产用能计量装置的损坏、配置不全等问题，长期无人过问、无人管理。

改进建议:

1、公司领导要高度重视非生产用能管理，完善相关管理制度和措施，明确部门职责，建立考核监督机制，做到非生产用能经济合理，管理规范，收费到位。

2、清电公司应完善计量表计的配置，加强计量表计的维护管理、建立健全计量装置台帐，做到计量准确，管理有序，按表收费。

3、尽快组织有关专职人员对现有的非生产用电、用汽单位进行摸底排查，绘制出明确清晰的用电、用热计量点图，经批准下发至相关部门。

4、认真做好机组生产与非生产用汽的属性界定工作，厂区内生产班组取暖、化学制水用汽应纳入生产用汽。

5、对外供汽，同一单位应采用独立管道集中供汽，安装总表。非生产用电用户表计应装在母线侧，线损和变损的合理分担应与用户以协议的形式明确。

（七）运行指标管理粗放制度执行不到位

事实依据：

1、能耗控制没有保证措施。集团公司下达清电公司2005年供电煤耗383g/kWh、综合厂用电率8.8的能耗指标，没有具体的落实计划和保证措施。对于集团公司提出煤耗三年达到设计值的要求，清电公司虽然于2005年5月16日制定了规划上报中电国际，但未下发执行。

2、能耗指标考核不全面。一是清电公司仅有节约用油考核办法，其它如补水率、综合厂用电率、辅机单耗、配煤合格率等运行指标没有考核办法。二是没有全面开展运行指标竞赛活动，小指标竞赛仅在发电部一个部门开展，没有在其他生产部门进行，存在局限性。三是小指标竞赛没有确定目标值，以月度完成平均值为考核标准。

3、生产日报、月报数据不齐全。清电公司《安全生产日报》没有反映机组运行状况的机炉参数、效率等指标，《火力发电厂运行月报表》缺少锅炉漏风、机组发、供电煤耗等指标，不便于管理人员掌握机组运行状况。

4、运行分析制度执行不到位。清电公司《运行分析管理制度》规定：运行分析包括岗位分析、专业分析、专题分析及运行分析。但是，指标分析仅在月度进行，对制粉系统缺陷多、#4机组启动过程中胀差大、#4机组振动降压运行、#7机组调速系统摆动滑参数降真空运行等问题没有进行专业分析或专题分析。

5、热力试验开展不正常。没有按《节能技术监督实施细则》规定定期对锅炉漏风、制粉系统漏风和灰场灰水比浓度进行试验和检测。锅炉漏风、制粉系统漏风试验规定每月进行一次，实际已长期未做；灰场灰水比浓度2004年至今仅进行过一次测试。

6、热工仪表没有做到定期校验和维护，部分计量表计不齐全、不准确。化学制水、供水表计已损坏两年，至今未修复或更换；所有机组无单机补水表计；#

1、#

3、#6机组真空与排汽温度不对应，#

1、#

3、#8炉给水流量与锅炉蒸发量不对应，数据见下表：

机组

真空(-kPa)

排汽温度℃

对应温度℃

机组

蒸汽流量t/h

给水流量t/h

#

194.68

38.

433.2

5#1

34

2322

#

394.4

37.6

34.27

#3

372

338

#6

93.7

39.0

36.48

#8

442

473

注:当时大气压99．83kPa

原因分析：

1、公司领导没有按集团公司要求，对能耗指标做到“明确责任，落实措施，进行分析，确保管理不失控”。

2、清电公司对运行指标管理不重视，没有做到认真策划，指标管理没有形成一套完整、规范的管理体系。

3、运行指标管理没有建立严格的分析、改进、监督、考核机制，制度执行不严格，工作存在随意性，一些基础工作没有落实。

4、不重视热力试验工作，现锅炉热力试验组工作环境差，试验设备陈旧、不齐全。热力试验组设置不合理。热力试验组机、炉专业分开，造成力量分散，资源不能合理配置，导致日常试验、检测工作不能正常开展。

5、仪表校验工作不到位。体制改革后，仪表校验由检修公司负责，发电公司没有很好理顺同检修公司的关联交易关系，导致热工仪表校验、维护不及时。

改进建议：

1、认真贯彻集团公司对能耗指标的要求，要制定具体的落实措施，明确责任部门和责任人，建立有效监督和激励机制，确保管理不失控，对已经制定的煤耗三年达设计值的规划要进一步细化和完善，增强可操作性，尽快下发执行。

2、按照集团公司技术监督和能耗管理等方面的文件要求，及时修改完善节能技术监督实施细则并印发执行，规范和指导节能管理工作。根据人员变动，及时调整三级节能网成员，并积极开展活动。

3、完善指标管理考核办法，开展指标竞赛活动。将补水率、综合厂用电率、辅机单耗、配煤合格率等运行指标纳入考核范围，并与经济责任制挂钩。

4、完善生产日报、月报表。在现有的《安全生产日报》、《火力发电厂月报表》中增加反映机组运行状况的主要参数，便于运行和管理人员及时发现问题，开展分析工作。

5、在定期分析的基础上，针对生产过程中出现的异常现象，认真开展专业分析或专题分析。运行指标分析，要分析单机指标变化情况、月度计划完成情况等。

6、严格执行定期试验、监测制度。对机炉热力试验组人员进行组合，配齐常规性试验仪器，改善工作环境，开展好日常热力试验和检测工作，为运行调整和设备检修提供依据。

7、严格执行仪表、计量装置定期校验维护制度，保证表计的准确性，正确反应机组真实运行状况。安装（更换）化学制水、供水表计、单机补水表计，准确掌握全厂制水及单机补水情况。

（八）设备运行可靠性差影响机组经济性

事实依据：

1、机组部分运行参数没有达到规定值。2005年1-5月份生产月报表中显示，#

4、#7机主汽压力比额定值分别低0.26MPa、0.47MPa，200MW机组主汽温度平均低6.47℃，再热汽温平均低9.34℃；凝汽器端差大，#2机组10℃，#4机组12.9℃，#5机组13.3℃，#6机组10.2℃；部分锅炉排烟温度偏高，24日现场观察发现：#1炉排烟温度平均171℃，#2炉排烟温度平均145℃，#6炉排烟温度平均170℃，#7炉排烟温度平均177℃，后烟道高达190℃。#

1、2炉排烟温度比设计值120℃分别高出51℃、25℃，#

6、7炉排烟温度比设计值152℃分别高出18℃、25℃。

2、制粉系统设备故障率高、出力低、单耗大。清电公司2005年1-5月份，制粉系统设备消缺影响发电量1192万kWh，占所有辅机影响电量的63.04；其消缺耗油，占辅机消缺用油总量893吨的60。#

3、#4炉风扇磨煤机性能低，检修一次运行600小时后出力明显降低。#5至#7炉钢球磨煤机由于存在高负荷运行时大瓦温度高的问题,钢球装载量少,不能达最佳充球量,制粉出力低，设备运行时间长，增加耗电量。

3、部分热力系统严密性差，增加了汽水、热能及电能损失。清电公司2005年每月机组补水量在60000吨左右，按平均发电汽耗率3.7kg/kWh计算，全厂补水率实际达3.5以上（含非生产用汽）。通过对#6机组检查发现，锅炉定排总门、事故放水门、甲侧省煤器放水门、所有过热器、再热汽疏水门存在内漏，汽水通过母管排至定排扩容器。100MW机组因凝汽器铜管漏，影响给水品质，锅炉排污量增大，导致高温、高压汽水及热损失增加。#

1、#

2、#7锅炉省煤器再循环门内漏，影响锅炉效率。#6至#8机给水泵再循环门内漏，使给水泵耗电率升高。

4、机组负压系统不严密，影响运行经济性。8台机组中，除#

6、#7机组外，其它机组真空严密性全部超标，#5机达到1700Pa/min。

5、因设备缺陷导致机组降参数运行。如#

1、#5炉省煤器，#3炉水冷壁泄漏，降压运行；#4机振动、#7机调速系统摆动滑参数、降真空运行。

原因分析：

1、体制改革后关联交易没有及时跟进，设备维护不到位。清电公司体制改革后设备检修和维护由检修公司承担，发电公司没有及时同检修公司签订检修、维护合同，2004年8月份签订2004年度检修维护合同，2005年6月份签订2005年度检修维护合同。2004年和2005年设备检修维护工作有半年时间处于无合同约束状态，导致设备维护不到位，机组运行可靠性和经济性差。

2、《发电设备维护、消缺、节检及季节性维修承包合同》及《设备缺陷管理制度》中考核规定不具体，可操作性差，考核不到位，检修质量不能保证。2004年对检修公司的维护、消缺考核没有兑现。2005年1—5月份因检修质量差、缺陷处理不及时导致的少发电量、多耗油量等现象在考核中没有体现，每月对检修公司仅有200—600元象征性的考核。

3、设备状况差，影响机组运行参数。主、再热汽温及100MW锅炉汽压不能正常投自动，运行人员有时疏于调整。设备异常，迫使机组降压或滑压运行；所有锅炉吹灰器不能正常投用导致汽温低、排烟温度高。#8炉对煤种变化适应性差，风机在高转速运行时易发生振动，降出力运行，氧量不充足，影响燃烧调整及高负荷时产生结焦现象，造成汽温偏低；无入炉煤采样装置，不能及时准确提供入炉煤质分析数据，运行人员缺少燃烧调整依据。

4、生产现场缺乏测温仪、测振表等常规性监测仪表，不便于运行人员及时发现设备问题。

改进建议：

1、与检修公司及时签订规范的设备检修、维护合同，建立相互关联且具有可操作性的考核约束机制。按设备缺陷分类，规定处理时限，对因设备缺陷处理不及时、检修质量差等原因造成电量损失、燃油消耗增多、运行参数异常、设备可调性下降等问题在合同中明确考核规定。

2、严格执行设备缺陷管理制度。规范设备巡检、缺陷统计、缺陷处理、检修验收等各个环节；对当前影响机组经济运行的设备缺陷，如表计不准、阀门内漏、保温破损、运行指标偏离设计值、机组汽温、汽压不能投入自动控制等问题，应明确责任，尽快加以解决；对暂时不能解决的问题组织分析和调研，制定切实可行的计划和规划，限期解决

3、发电公司各专业技术人员和点检人员，应开展设备状况定期分析，确定各机组不同工况下运行保证值和期望值。对日常出现的指标异常应及时组织分析，尽快查找原因；对自己负责管辖的设备切实做到心中有数，根据设备状况及时组织检修公司进行检修、消缺工作，并对检修过程实施监督，检修后对检修过程及检修质量进行评估。

4、生产现场应配备能满足生产需要的测温仪和测振表，设立转机振动检测记录台帐、汽水系统阀门、设备保温检测记录台帐，并对以上设备进行定期检查。

5、加强与东北电力科学研究院的合作，做好机组经济性诊断、调整试验工作，切实解决锅炉排烟温度高、#8炉再热汽温低、机组真空严密性差等实际问题。

6、加强调度管理，根据负荷曲线合理调度机组运行方式，提高大机组发电比例，优化运行调整，提高机组经济性。尽可能保持机组连续运行，减少启停次数，加强输煤调度，合理配煤，稳定燃烧，降低燃油消耗；降低风机、制粉、给水泵等大辅机的耗电率提高运行经济性。

7、完善、利用DCS系统，为在线监视、科学分析、指标考核管理等建立平台，提供技术支持。

附件

1清电公司2005年1-5月

供电煤耗上升幅度较大的原因分析

清电公司2005年1-5月供电煤耗与同期比上升了38.57g/kWh,评估队从燃料管理、非生产耗能管理、运行指标管理等方面，进行了全面分析，结果如下：

一、清电公司机组目前供电煤耗实际水平分析

1、评估队用反平衡方法计算2005年1-5月供电煤耗为404.54g/kWh，其中：10万机组为429.8g/kWh,20万机组为355g/kWh,扣除非生产供热影响15.57g/kWh（1-3月按清电公司安生部提供的供热负荷130t/h计算，4月、5月按35t/h计算），供电煤耗为388.97g/kWh。

2、2005年6月供电煤耗计算结果

（1）评估队现场采集数据，用反平衡计算为390.03g/kWh；

（2）清电公司用反平衡计算为396.96g/kWh，正平衡计算402.84g/kwh；

3、2005年7月1日东北电科院做#6机组大修前热效率试验，反平衡计算发电煤耗346.33g/kWh。2005年6月24—26日评估队现场采集数据反平衡计算发电煤耗为346.67g/kwh,同东北电科院计算基本一致。

通过以上计算以及综合比较同类机组的热耗和综合厂用电水平，评估队认为清电公司在目前能耗管理水平、机组健康状况、运行工况和发电负荷率下，机组全年平均煤耗水平应在402g/kWh以内，扣除供热影响应在390g/kWh以内。

二、2005年1-5月供电煤耗同比上升38.57g/kwh和原煤耗用量情况分析

2005年1-5月，清电公司完成发电量265657万千瓦时，同比少发23370万千瓦时，应少耗用原煤量12.75万吨,统计报表反映在少发23370万千瓦时电量情况下，反而多耗用12.22万吨，两相合计同比多耗用24.97万吨。分析如下：

1、2005年1-5月入炉煤热值累计为17507.82kJ/kg,同比下降1308kJ/kg，需多耗煤10.79万吨。

2、非生产供热今年1-5月扣除21636吨，而去年同期仅扣除8269吨，同比多扣1.34万吨，相对少耗用原煤1.34万吨。

3、清电公司2005年1-5月统计上报供电煤耗累计值同比上升38.57g/kWh，需多耗用原煤15.52万吨。具体分析：

（1）机组指标影响，评估队用反平衡计算2005年1-5月供电煤耗同比上升5.54g/kWh，多耗用原煤2.23万吨。

（2）清电公司计算2004年1-5月供电煤耗累计为385.65g/kWh，评估队反平衡计算为399g/kWh。清电公司计算2005年1-5月供电煤耗累计为424.22g/kWh，评估队反平衡计算为404.54g/kWh。清电公司计算2005年1-5月煤耗同比上升38.57g/kWh，评估队反平衡计算同比上升5.54g/kWh，两者相差33.03g/kWh。在机组状况基本不变情况下，用反平衡方法计算煤耗升幅情况基本符合实际。因此，评估队认为2004年1－5月机组实际供电煤耗值应为399g/kwh。2004年1-5月，清电公司上报的供电煤耗累计385.65g/kWh不符合机组实际情况，人为压低13.35g/kwh，相对账面增加5.37万吨。

（3）燃料管理影响供电煤耗上升19.68g/kwh，多耗用原煤7.92万吨。主要原因：

a、入厂煤热值影响。由于没有入炉煤化验数据，入厂煤热值的真实水平对清电公司供电煤耗影响较大，因没有监控和验证手段，影响程度无法量化。但是，通过对有关数据分析，评估队发现入厂煤热值存在虚高现象，入厂煤热值的虚高对煤耗的上升有重要影响。

b、冬季冻煤影响。冬季冻煤对取样化验和清车底带来困难也将造成一定的热值和量的损失，无法量化分析。

c、煤场储损影响。煤场储存一定的高挥发煤种，因管理措施不到位，造成煤场热值和自燃损失，无法量化分析。

三、燃料因素对供电煤耗的影响与分析

燃料管理影响供电煤耗上升19.68g/kwh，多耗用原煤7.92万吨。评估队用反平衡计算发、供电煤耗与同期比较，机组运行状况对供电煤耗的大幅上升影响不大。因此判断，供电煤耗大幅度上升与燃料管理过程有较大关系，煤场有较大亏损的可能性。但是，由于清河发电公司2004年12月和2005年1月均没有提供盘煤报告，煤场亏损具体数据无法核实。分析如下：

1、煤场出现较大亏损可能性分析

（1）2004年末，财务账面存煤126924吨，而燃管中心帐存煤为60335吨，煤场亏损66589吨，至今未作处理，因此煤场继续出现亏损的可能性存在。

（2）从燃运部统计上煤量和机组发电量同期对比以及发电原煤耗与热值趋势变化对比分析来看，入厂煤的热值存在虚高现象，从而影响煤耗升高。2005年2月与去年同期比较见下表：

时间项目

发电量

（万kwh）

燃运耗煤量（吨）

入厂煤热值（kcal/kg）

入厂煤直上量（吨）

04年2月

5987

2310580

4719

2710

4105年2月

48839

312654

4800

300468

同比

－1103

52074

81

29427

2005年2月入厂热值较同期入厂热值高81kcal/kg，入厂煤直上量今年2月较去年同期多29427吨，燃运部统计耗煤量2005年2月较去年同期多2074吨，但发电量比去年同期减少11033万kwh。由于入厂煤直上量接近燃运部统计耗煤量，入厂热值与入炉热值的热值差很小，锅炉燃烧工况一致，锅炉效率一致，相同的热值、相同的煤量应发出相同的电量，但清电公司2005年2月实际发电量较去年同期下降很多，而耗用煤量反而增加，由此说明2005年入厂煤热值有虚高现象。

此外，从2004年1月至2005年5月发电原煤耗（发电原煤耗是一个反映入炉煤量、入炉热值与发电量之间关系的经济指标）与入厂煤热值对比趋势来看，2004年3月以后入厂煤热值变化幅度不大，但发电原煤耗从7月开始大幅度升高，一直到今年5月，始终居高不下，而机组本身效率并无太大变化，说明入炉煤热值下降幅度较大，如果热值差是稳定的，则说明入厂煤热值有虚高现象（趋势见下图，数据变化见附表）。

项目

单位

2004-

12004-

22004-

32004-

42004-

52004-6

2004-7

2004-8

2004-9

燃运发电原煤耗

g/kwh

578.6

518.7

505.4

556.4

559.5

586.9

659.6

699.9

665.7

商务报表发电原煤耗

g/kwh

510.6

537.1

539.7

576.5

563.5

583.3

609.6

624.8

651.5

入厂煤热值

Kcal/kg

4991

4737

4692

4348i

4474

4343

4477

4307

4321

项目

单位

2004-10

2004-11

2004-12

2005-1

2005-2

2005-3

2005-4

2005-5

燃运发电原煤耗

g/kwh

643.4

639.6

647.1

670.3

640.2

627.8

628.2

647.8

商务报表发电原煤耗

g/kwh

646

619.2

634.9

649.5

621.6

663.4

643.6

618.1

入厂煤热值

kcal/kg

4400

4369

4300

4537

4800

4094

4094

4228

2、因煤场管理不规范，造成储存损失。由于2004年煤炭资源紧张，进了一些低质煤和高挥发煤，同时难以组织优质煤掺配，以致储存时间较长，造成热值损失和自燃损失，无法量化。

3、冬季有4个月左右出现冻煤，一是取样困难，易造成热值虚高，引起煤耗上升；二是清车底困难，带来煤量的损失，无法量化。

综上分析，清电公司要从根本上解决目前供电煤耗较高的问题，必须切实加强燃料全过程管理。采取有效措施提高入厂煤质量和入厂煤质检验的准确性，完善煤质检验监督机制，防止入厂煤值虚高现象的发生。此外，要采取有效措施，减少煤场储存和冬季冻煤所造成的各种损耗。

四、非生产用能对供电煤耗的影响及分析

清电公司非生产用能主要有非生产用电、非生产用热和非生产用煤三部分。

1、非生产用煤对供电煤耗的影响及分析

非生产用煤主要是在水工分场，2台容量为1t/h供冬季取暖的燃煤锅炉。每年11月至来年3月共需4车皮约合240吨原煤，非生产用煤对供电煤耗影响很小，可以忽略不计。

2、非生产用电对供电煤耗的影响及分析

非生产用电包括收费和不收费两部分，由安生部按月抄表计量分别统计。2005年1-2月，有已结算的130万kWh非生产用电从发电厂用电中扣除，而3到5月份则将全部结算与未结算463万kWh非生产用电从发电厂用电中扣除。1－5月非生产用电中未结算的单位有不收费单位（职工家属区深井水用电、家属区取暖热网用电、办公搂厂区路灯照明等）以及未装表计单位，电量合计428万kWh。1－5月扣除未结算非生产用电量共计244万kWh，影响厂用电率0.09，影响供电煤耗率0.49g/kWh。

清电公司自2004年1月起（2005年

1、2月除外），计算发电厂用电量时采用总计厂用电量扣除所有非生产用电量（包括结算与未结算部分），而未结算电量的多少影响着发电厂用电率，同时也影响供电煤耗率，因此，在计算发电厂用电率时应将非生产用电中结算电量与未结算电量分别考虑。因此,非生产用电的变化不是影响2005年1－5月供电煤耗增高的主要因素。

3、清电公司非生产用汽主要包括冬季供暖、班组浴池、工业用汽等三个方面

每年10月中旬至来年4月中旬的冬季供暖主要由8号机提供，根据实业公司下属热力公司经理介绍，近几年热力公司供暖面积在逐年增加，2004年热力公司供暖面积有67.5万平方米，其中33万平方米是职工住宅，收费面积有27万平方米。清电公司其余7台机组全年连续不间断地向班组浴池与工业用汽单位提供汽源，非生产用汽数量很大，生产与非生产用汽共装表计10块已全部损坏，无法统计出非生产用汽量的多少，因而也就无法准确计算非生产用汽对供电煤耗的影响。

清电公司曾于2002年装有10块宁夏银河仪表有限公司生产的WJ-3050-13A涡街流量表。评估队根据历史的抄表数据，即清电公司安生部提供的供给热力公司供热蒸汽流量参考值95t/h、工业用汽与生产现场和浴池用汽参考值35t/h进行标煤折算，2005年1-4月由于非生产用汽而影响供电煤耗约18g/kWh；而清电公司商务部在计算非生产用汽对煤耗影响时是按照每年核定的取暖费用进行折算的，2005年1-3月蒸汽流量按40t/h，这样同比2004年1-2月的20t/h（清电公司商务部核定数据），非生产用汽影响供电煤耗变化分别为2g/kWh、4g/kWh。可见，非生产用汽是清电公司非生产用能中对能耗影响最大的部分，但不是影响2005年同比2004年供电煤耗增高的主要因素。

综上分析，非生产用电、用热虽然不是影响今年1-5月煤耗大幅度升高的主要原因，但是，对清电公司目前供电煤耗有较大的影响。因此，清电公司应切实加强对非生产用电、用热的管理，尽快完善有关计量装置，规范关联关系，明确收费标准，建立健全相关制度、落实岗位责任和经济责任制考核，确保非生产用能费用全数收回。通过以上措施，供电煤耗至少可降低12g/kWh(按清电公司提供数据计算，2004年全年非生产供热影响供电煤耗11.95g/kWh，非生产用电也有一定影响，仅今年1-5月就影响0.49g/kWh)。

五、运行指标对供电煤耗的影响及分析

1、2005年1-5月份与同期运行指标对供电煤耗的影响分析

由于清河发电公司一直使用正平衡计算煤耗,虽然汽机、锅炉试验组每月根据指标完成情况计算并提供机组效率，但没有作为统计煤耗计算的校核依据，指标对煤耗的影响得不到体现。评估队对清电公司2005年1-5月份与2004年同期的20项小指标进行了对比分析（汽轮机指标、厂用电率采用耗差分析法）。

下表中的各项参数采用电厂运行月报表1－5月份平均值，报表数据由运行人员人工抄写而成，会有一定偏差，分析结果可能存在误差，但不影响对总体变化趋势的分析。

清河发电公司2005年1-5月份与同期经济指标比较分析表

序号

名称

单位

2004年

2005年

影响煤耗升降

序号

名称

单位

2004年

2005年

影响煤

耗升降

1汽机负荷

80.

3181.7

4-0.54

1

2主汽压力

MPa

11.4

511.33

0.2

3厂用电率

8.83

9.31

2.13

13

给水温度

℃

224.7

222.4

0.31

4炉负荷率

0

14

真空率

95.26

95.44

-0.61

5辐射损失

0

15

排烟温度

℃

147.23

150

0.78

6大机组发电比

64.58

61.47

1.31

16

燃料发热量

kJ/kg

19400

18290

7对外供汽

吨

17

燃煤灰份

31.36

32.15

8汽水损失率

2．0

2．17

0.21

18

氧量

6.7

6.43

10

主汽温度

℃

534.9

532.6

0.45

19

飞灰可燃物

2.22

1.78

11

再热汽温

℃

531.5

530.2

0.1

20

炉渣可燃物

2.22

1.78

合计供电标准煤耗增加:4.34g/kWh

分析结果表明2005年1-5月份因为指标变化影响全厂供电煤耗仅为4.34g/kWh，不是引起煤耗异常波动的主要因素。

主要指标影响情况分析如下：

（1）大机组发电量比下降。根据清电公司机组煤耗水平计算,大机组发电比每变化1，大约影响煤耗0.42g/kWh。2005年1-5月份200MW机组发电占总发电量的比率为61.47，同比降低3.11个百分点，使煤耗升高约1.31g/kWh。2005年1-5月份与同期大机组发电比完成情况如图1：

（2）机组补水率升高。清电公司8台机组投产运行年限已久，设备趋于老化，维护不到位，机组汽水系统严密性较差，机组补水率较高。2005年1-5月份补水率累计完成2.17，同比升高0.17个百分点，影响煤耗增加0.21g/kWh。

（3）厂用电率升高。受煤质变化及发电量同比减少等因素的影响，导致引送风机、制粉、输煤、给水泵耗电率和公用系统耗电率升高。2005年1-5月份发电厂用电率完成9.31,同比上升0.48个百分点,影响供电煤耗升高2.13g/kWh。

（3）其他指标影响。其他指标如汽温、汽压、排烟温度等与去年同期相差不大，同比对煤耗影响较小,负荷率、真空率有所升高，还影响煤耗下降，综合影响仅为0.69g/kWh。

2、2005年1-5月份与同期煤耗反平衡核算结果及分析

清电公司入炉煤计量装置不能正常运行，所以，不能准确计量入炉煤量，另外煤质监督机制不健全，没有入炉煤热值化验，仅根据燃管中心提供的入厂煤热值减去120千卡作为入炉煤热值，以月度提供燃煤量和热值数据正平衡计算得出的煤耗率不能反映机组的真实能耗水平。因此，评估队以清电公司安生部2004年及2005年1月－5月份机组月度统计数据为基础，以燃管中心煤质化验室提供的煤质分析月报数据为依据（仅用于锅炉效率计算），对今年和同期1－5月份各机组煤耗进行了反平衡计算，并到生产现场采集运行机组实际运行参数,进行计算验证对比,以考察机组实际煤耗状况,同时把影响煤耗的其它因素进行了调查统计和分析。(注：利用机组月度统计数据进行反平衡计算,由于汽耗量包括冬季供暖等非生产用汽,非生产用能影响的煤耗量均包括在内)。

通过计算，绘制2005年1-5月与同期全厂发电煤耗情况对比图2；统计厂用电率完成情况对比图3；实际供电煤耗完成情况对比图4，便于进行对比分析。

2004年1-5月份反平衡计算数据

时间

发电煤耗

(g/kWh)

厂用电

率()

供电煤耗(g/kWh)

发电量

（万kWh）

大机组发电比

1月

369.

429.68

409.0

149604

58.74

2月

365.9

8.49

399.8

559872

60.95

3月

363.12

8.77

398.0

364435

67.18

4月

358.71

9.05

394.39

52971

68.28

5月

362.18

8.35

395.18

62145

66.87

全厂

363.77

8.83

399

289027

64.58

2005年1-5月份反平衡计算数据

时间

发电煤耗(g/kWh)

厂用电

率()

供电煤耗(g/kWh)

发电量

（万kWh）

大机组发电比

1月

363.42

9.59

401.97

57684

62.52

2月

369.78

9.74

409.68

48839

57.79

3月

369.04

9.31

406.92

54413

59.09

4月

369.32

9.09

406.25

52483

64.96

5月

363.17

8.82

398.3

51238

62.82

全厂

366.88

9.31

404.54

265657

61.47

反平衡计算清电公司2004年1～5月发电煤耗为363.77g/kWh，供电煤耗为399g/kWh。2005年1～5月份实际发电煤耗为366.88g/kWh，供电煤耗为404.54g/kWh，同比增加了5.54g/kWh，该差值与指标分析差值相接近，供电煤耗只相差1.2g/kWh，进一步证实了运行指标的变化不是导致供电煤耗异常的主要因素。

3、机组实际煤耗状况分析

（1)2004年全年反平衡计算发电煤耗为365.49g/kWh，厂用电率9.26，供电煤耗为402.79g/kWh。扣除非生产用能影响煤11.95g/kWh,2004年实际供电煤耗为390.84g/kWh。

（2)根据2005年1-5月份反平衡计算404.54g/kWh，扣除15.57g/kWh非生产用能影响煤耗，2005年1-5月份实际供电煤耗应为388.97g/kWh。

（3)为了摸清机组实际运行水平，评估队成员深入生产现场，采集机组运行指标数据对其反平衡计算核实，加以验证。

2005年6月24－26日现场采集数据进行反平衡计算表

机号

负荷

(MW)

蒸汽流量(t/h)

计算炉效

()

厂用电率

()

发电煤耗

(g/kWh)

供电煤耗

(g/kWh)

#

192.6

373.

291.72

376.66

#2

98.81

390.

592.

43363.58

#3

93.5

397.4

92.14

379.04

#4

#5

#6

152.8

475

90.39

346.67

#7

134.8

424.4

88.38

353.73

#8

145.3

442.5

91.54

327.53

全厂

717.81

9.1

354.53

390.03

注：(1)#

4、#5机组检修(2)机组平均负荷率79.76

从上表中计算所得结果来看，6台机组平均发电煤耗为354.53g/kWh,供电煤耗为390.03g/kWh。与2005年1-5月份采用月度统计数据反平衡计算结果404.54g/kWh低14.51g/kWh。出现差距的原因分析：

a、由于#

4、#5机组检修，只采集到了6台机组的运行数据，但#4机组发电煤耗最高，从2005年1-5月份及同期煤耗反平衡计算结果来看,#4机组平均发电煤耗高达408g/kWh，#5机组为348g/kWh,两台机组影响全厂发电煤耗降低3.55g/kWh。

b、目前（6月份）供暖已停在，减少了非生产用汽对煤耗的影响，降低煤耗10.96g/kWh。

C、6月30日辽宁电科院对6号机组进行了热力试验，试验结果：汽机热耗率8841.8kj/kWh,锅炉效率89(未修正),计算发电煤耗346.33g/kWh,与评估队计算发电煤耗346.67g/kWh基本一致。

4、清电公司1995年至2005年历年发、供电煤耗完成情况

从清电公司历年供电煤耗完成情况来看，1997年以前始终在388g/kWh左右。随着设备的老化，效率下降，1998年升至395g/kWh。之后，结合机组大修，通流部分改造，机组效率升高，煤耗又逐渐下降，恢复到387g/kWh左右的平均水平。2004年下半年开始出现不正常升高，2005年1-5月份猛增至424g/kWh。煤耗短时间内突然出现大幅度波动现象，从技术分析角度解释不通，况且设备状况和运行参数无异常变化。因此，必须从生产经营管理方面查找原因。

发电煤耗、供电煤耗及厂用电率完成情况统计如下图

5、图6。

1995年-20005年供电煤耗厂用电率完成情况统计表

年度

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

发电煤耗

348

349

351

357

354

351

349

350

351

354

384

供电煤耗

388

388

388

395

392

389

387

386

387

390

424

厂用电率

10.15

10.01

9.7

9.75

9.75

9.76

9.84

9.39

9.27

9.26

9.31

综上分析，目前清电公司机组运行指标偏离设计（规定）值，也是影响供电煤耗值升高的主要因素之一。因此，清电公司应加强设备检修和维护，提高机组健康水平，减少启停次数；强化运行管理，完善小指标竞赛机制，优化机组运行方式，提高大机组发电比，降低各种辅机单耗和热耗；进行燃煤掺烧，合理调度，提高入炉煤质量，减少燃油耗用量。评估队认为，通过以上措施，提高机组运行经济性，供电煤耗至少可以降低10g/kWh以上。

推荐第4篇：余热发电运行报告

华新红塔水泥（景洪）有限公司2000t/d熟料水泥生产线纯低温余热发电工程（4.5MW）机组运行报告

一、项目概述

华新红塔水泥（景洪）有限公司2000t/d水泥熟料生产线纯低温余热发电工程配置一台AQC余热锅炉蒸发量10t，一台SP余热锅炉蒸发量11t，总蒸发量21t。和一套4500KW低温低压汽轮发电机组，设计吨熟料发电量34kw/h。余热锅炉、主厂房及其辅助设施均布置在华新红塔水泥（景洪）有限公司2000t/d熟料新型干法水泥生产线附近空余场地。

本工程汽轮机选用青岛捷能汽轮机集团南京有限公司生产的4500KW纯凝汽轮机, 锅炉选用杭州锅炉集团股份有限公司生产的余热锅炉, 发电机选用四川东风电机厂有限公司生产的4500KW汽轮发电机。

二、经济效益

余热发电项目的建成，可利用的水泥生产线窑头熟料冷却机废气余热为110,000Nm3/h，窑尾预热器废气余热为180,000Nm3/h，年发电量可达3312×104kW·h，年可实现产值1391万余元，实现利税1451万元；按供电煤耗360g计算，年节约标准煤：11,327t，按年供电量3146.4×104kWh计算，年减少二氧化碳排放量24,622 t-c/a，极大地实现国家水泥生产节能目标。同时还有减少电网向工厂供电线路损耗；减少工厂总降压变电站变压设备损耗；调整并提高工厂现有用电

设备功率因数；稳定并提高工厂现有用电设备电压；降低水泥生产能耗，削减周围环境的热污染。

三、机组试车及运行情况

项目由南京戈德设计总包，江苏华能建设工程集团有限公司施工安装。2012年3月主体设备安装完毕，进行单体测试、试验、及所有保护的联动试验，机组的调试和试车，2012年4月实现两台锅炉通汽煮炉，随后顺利完成了蒸汽吹管，汽轮机冲动和升速，汽轮发电机保护动作实验等一系列工作，5月9日发电机组并网发电一次成功，经72小时运行考核，各项指标达到或超过设计要求，最高发电量达到5000kw，之后转入试运行生产阶段。到目前为止总发电量为578万多度电，平均每月发电约97万度，折合人民币407400元。

四、吨熟料发电量不达标主要原因

1、水质硬度严重超标

刚开始机组运行不到10天，冷凝器真空下降，在线检查了所有可能影响真空的地方，没有发现任何问题。最后打开冷凝器人孔门检查，冷却管严重结垢，影响真空下降，将原水取样送往云南省水文监测中心化验，硬度689mg/L，硬度严重超标。

2、SP锅炉蒸发量下降

（1）由于开始窑况不稳定，一级筒出口温度过高（370℃-410℃），导致锅炉蒸发器管道外壁结皮，从而影响蒸发量下降（现在一级筒出口温度在320℃-330℃），现在正联系专业清洗人员对锅炉进行清洗。

（2）原料磨运行时SP锅炉旁路风门不能全关，开度在30%—40%。

五、运行期间出现的问题及处理

（1）冷凝器真空下降

由于原水硬度严重超标，冷凝器冷却管结垢时间快，因设计时系统没有清洗装置，冷凝器不能维持正常真空值，机组无法正常运行，只能停机后人工清洗，第一次清洗给我们带来了很大的难度，打开冷凝器大门，用布条缠住圆钢筋一端对每根冷却管进行清理，完后再用高压水枪清洗一遍。这种情况一直到8月份胶球清洗装置安装好。

（2）真空系统做严密试验

首先检查射水泵的出力，压力在0.3mpa；其次检验抽气器，把进气阀全关，启动射水泵，真空迅速上升；再把冷凝器汽测灌满水道喉部位置，观察没有泄漏的地方。

（3）高压给水泵更换、循环水泵轴承温度高、凝结水泵电流高的处理。

（4）透平油真空滤油机电气故障处理

（5）ABB仪表厂家专业工程师到现场对所有仪表进行校零

（6）双色水位计模糊不清原因及处理

因水位计和摄像头不是一个厂家的，不匹配，所以导致水位一直看不清楚，给操作员操作带来很大的难度，巡检一天最少要和中控操作员核对水位6次，也和厂家联系交涉，未果。后来经检查后发现是因为灯光较暗所造成，加一根20W荧光灯管后恢复正常。

（7）8月份窑检修时，SP、AQC锅炉蒸发器管道清灰

清灰重点SP锅炉，由于没有专业工具，效果不佳，还是不能提

高SP锅炉蒸发量。

(8)原水质硬度超标的问题，公司新增加一套50t制水量的软化装置，现在正在安装中，预计11月投入使用

（9）负荷带不起来原因分析及处理

调节后压力不能上升，最高不超过0.2mpa，主蒸汽压力高达1mpa以上，分气缸安全阀动作，AQC、SP锅炉主蒸汽对空排气全开，AQC锅炉进口风门只能开50%，通过各方面分析查找，首先把汽轮机导汽管拆开，检查调节门能否开关到位，确认没有问题后，导汽管恢复。经和汽轮机厂家专业工程师沟通后，认为调节器活塞部位可能出问题，然后把活塞取出后发现反馈滑阀被堵，原因是汽轮机安装人员的疏忽，安装调节器时，密封胶涂太多，油压高，把密封胶冲掉到油里，把反馈滑阀堵了，清理后，重新拉阀试验，启机，一切正常，现在在原料磨停机状态下，负荷最高可达5000kw。

六、总体运行情况及工作计划

（一）总体运行情况

经过全体员工的共同努力，余热发电投产运行以来，设备完好率达到98％以上，9月、10月设备运转率达到100％，实现零人员安全事故，零违法乱纪行为。到目前为止，总发电578万多度，折合人民币245万余元；10月份发电量预计达230万度，折合人民币96.6万余元。

（二）工作计划

1、完善对发电系统设备故障的处理方案和对系统出现异常情况应急措施。

2、加强专业知识培训，提高队伍素质，加大在岗人员的技能培训学习提高技术人员和操作人员的技术知识水平。

3、以“安全第

一、节能减排”为宗旨，利用技术革新对机组进行合理化改造，在水泥窑正常生产情况下，争取明年全年发电量达到3200万度

4、通过提高巡检质量、增加巡查次数、加大消缺力度，确保明年安全发电和各项工作的顺利进行，做到全年无各类机械事故和人身伤害事故。同时对安全生产的各类设备、器械及工具进行校对、检查，并对运行人员安全规程的培训，力争培训率达百分之百。

5、继续以严格的管理引领余热发电的各项工作，同心同德、开拓创新，打造“四个一流”。既一流的团队素质、一流的精神状态、一流的操作技能、一流的工作作风。

报告人：余瑞晋

2012年10月25

推荐第5篇：发电公司业绩评估报告

一、企业基本情况

辽宁清河发电有限责任公司（以下简称“清电公司”）位于辽宁省铁岭市清河区，其前身清河发电厂始建于1966年，1970年第一台机组并网发电，经4期扩建1984年末全部竣工。

1、2期工程装机容量4×100MW（其中2期工程2×100MW机组为前苏联生产），

3、4期工程装机容量4×200MW（其中3期工程3×200MW机组为前苏联生产），现总装机容量1200MW。

清电公司年发电消耗原煤400万吨左右，设计煤种主要为辽宁铁煤集团生产的长焰煤，发热量一般在17145kJ/kg，挥发分一般在40%。由于铁煤集团煤炭资源紧张，现煤源主要构成为铁煤集团约25%、黑龙江龙煤集团约30%、内蒙古霍煤集团约15%、吉林辽源矿务局约20%、其他地方矿约10%。煤炭运输方式为火车运输，有铁路专用线 31.3公里 ，自备机车6台。

2003年，清电公司作为中国电力投资集团公司主辅分离、运检分离改革的试点单位，进行了为期一年的深化体制改革工作，至2003年年底将原清河发电公司一分三，即辽宁清河发电有限责任公司、辽宁清河电力检修有限责任公司和辽宁清河电力实业有限责任公司。改制后的清河发电有限责任公司作为存续公司管理和运行发电资产。

二、评估过程简述

清电公司能耗专项评估队根据集团公司安生综合函[2005]12号“关于对清河发电公司进行能耗专项评估的通知”精神，于 2005年6月22日 至 7月9日 对清电公司的能耗管理进行了为期18天的专项评估。评估队共有8人组成，其中有队长1人，队员7人。评估队共分三个组，分别是燃料管理组3人，运行指标组2人，非生产耗能组2人。本次评估重点围绕清电公司自2005年1月至5月供电标准煤耗指标不正常升高的问题，对影响该指标的有关燃料管理、运行指标管理、非生产耗能管理等因素进行全面评估。评估队严格按照集团公司《发电企业业绩目标和评估准则（试行）》、《发电企业业绩评估指南（试行）》、《发电企业业绩评估管理制度》等业绩评估标准文件为依据，本着“标准高，评估准，分析透”的原则，采取访谈、现场调查、核查报表和台帐、调阅有关历史数据和规章制度等方式。评估期间共查阅规章制度40份、报表121份、有关文字材料74份、日志37份；访谈有关人员156人次，其中：厂级领导4人次，中层管理人员36人次，一般管理人员72人次，其他人员51人次；召开座谈会2次，问卷调查1次。此外，评估队参加了6月末煤场盘煤2次，随机采样1次，监测原煤采样2次，抽查原煤样10份。

为使这次能耗评估活动取得预期的效果，正式评估前一个月，评估队按程序对清电公司能耗专项评估进行了预访问；评估期间，集团公司业绩评估办公室袁德、柳光池两位领导，亲临现场，指导工作，对评估工作提出了具体要求。此外，清电公司对这次能耗专项评估较为重视，从厂领导到普通员工都能以坦诚开放的态度提供资料、给予配合，这些为这次专项评估顺利完成奠定了良好的基础，为此我们谨向清

推荐第6篇：核能发电调研报告

核能发电调研报告

一、研究背景

能源是国民经济的基础产业，是制约我国经济持续发展的重要环节。改革开放二十余年来我国能源工业已得到巨大的发展，为我国国民经济的发展做出重大贡献。但当前，我国的能源结构中以燃煤为主，致使大气污染严重，且由于大量煤炭运输导致交通运输紧张。同时，我国中长期的能源供需平衡中也存在着值得关注的缺口，特别是对于东南沿海经济发达、能源资源匮乏地区，这种缺口尤为突出。因此，优化能源结构已提到议事日程上。核电在优化能源结构、减少环境污染、缓解交通运输紧张、填补能源供需矛盾等方面都将发挥重要的作用。

从环保角度讲，核能无疑是应对地球温室效应的最佳手段。对比各种能源发电，核电基本实现了温室气体的零排放。据统计，每22吨铀发电所节约的CO2量相对于100万吨煤所产生的量。全球每年产生的CO2中38%来自于煤炭、43%来自于石油，一台100万千瓦的火电机组每年产生的CO2差不多有700万吨，照此测算，当前所运行的910万千瓦核电机组一年可节约6370万吨的CO2排放，另外，核燃料运输的绝对量较小，相比较煤炭的运输又大大节约了CO2的间接排放。

从技术和经济的角度看，风电和光伏发电由于其能量的存在形式，在电网接入上具有较高的技术瓶颈，而核电则具有容量大、运行小时数高、发电波动性小，经济成本低等诸多优点，能满足工业化大规模使用，可有效取代煤电，具备产业化发展的条件。

国内外核工业发展的实践说明，在和平时期，能够保持核科技竞争力和稳定核科技队伍的主要出路就是发展核电。核电作为战略产业的价值体现在这两个命题之中，它既关系着以国防为主导的传统安全，也关系着以经济为中心的非传统安全。因此，与信息、航空、船舶等产业一起，核电作为战略产业的地位，在高层决策中已经明确下来。大力发展“以我为主”的核电产业，绝不仅是满足能源 1

需求和追求经济效益等问题，它还是提高我国核科技竞争力，保障国家安全的战略需要，也是保持与核大国地位相适应的一支高科技核力量所在。

二、核能发电原理

核能发电通常有核聚变能发电和核裂变能发电，目前用于发电的核能主要是核裂变能。

（一）核聚变能发电

研究表明，核聚变反应中每个核子放出的能量比核裂变反应中每个核子放出的能量大约要高4倍，因此核聚变能是比核裂变更为巨大的一种能量。太阳能就是氢发生核聚变反应所产生的。核聚变反应也称为热核反应。

核聚变反应所用的燃料是氘和氚，既无毒性，又无放射性，不会产生环境污染和温室效应气体，是最具开发应用前景的清洁能源。

核聚变燃料氘在海水中大量存在，海水中大约每600个氢原子就有一个氘原子，因此地球上海水中氘的总量约为40万亿t 海水中所含的氘为30mg/L，这些氘完全聚变所释放的聚变能则相当于300L汽油燃烧的能量。从这个意义上说，如果实现了核聚变能的利用，则1L海水就相当于300L汽油。因此海水中提取氘几乎是取之不尽，用之不竭。而核聚变反应所需的另一种原料氚可以由锂制造，地球上锂的存储量约为两千多亿吨，足以满足人类开发利用核聚变能的需要。

此外，据资料介绍，月球上储有丰富的氦－3，氘与氦－3的核聚变反应所释放的能量比氘－氚核聚变反应释放的能量还要大，而且氘与氦－3的核聚变反应基本上不产生中子，因此可以大大减轻设备材料的辐射损伤，降低感生放射性的水平。人们探测月球开发月球的意义由此可见一斑。

然而，实现受控核聚变一直是困扰核聚变能利用的难题，为国内外研究机构所关注2006年11月，欧盟印度日本韩国美国俄罗斯和中国七方正式达成协议，选择在法国的卡达拉奇建造世界上第一个受控核聚变实验反应堆，预计用10年时间完成，如果成功，全世界未来的电力供应将不再受各种复杂条件的制约。

（二）核裂变能发电

核能发电的能量来自核反应堆中可裂变材料(核燃料)进行裂变反应所释放

的裂变能。裂变反应指铀-2

35、钚-2

39、铀-233等重元素在中子作用下分裂为两个碎片，同时放出中子和大量能量的过程。反应中，可裂变物的原子核吸收一个中子后发生裂变并放出两三个中子。若这些中子除去消耗，至少有一个中子能引起另一个原子核裂变，使裂变自持地进行，则这种反应称为链式裂变反应。实现链式反应是核能发电的前提。

核能→水和水蒸气的内能→发电机转子的机械能→电能。

利用核反应堆中核裂变所释放出的热能进行发电的方式。它与火力发电极其相似。只是以核反应堆及核能发电站蒸汽发生器来代替火力发电的锅炉，以核裂变能代替矿物燃料的化学能。除沸水堆外（见轻水堆），其他类型的动力堆都是一回路的冷却剂通过堆心加热，在蒸汽发生器中将热量传给二回路或三回路的水，然后形成蒸汽推动汽轮发电机。沸水堆则是一回路的冷却剂通过堆心加热变成70个大气压左右的饱和蒸汽，经汽水分离并干燥后直接推动汽轮发电机。

核能发电利用铀燃料进行核分裂连锁反应所产生的热，将水加热成高温高压，利用产生的水蒸气推动蒸汽轮机并带动发电机。核反应所放出的热量较燃烧化石燃料所放出的能量要高很多（相差约百万倍），比较起来所以需要的燃料体积比火力电厂少相当多。核能发电所使用的的铀235纯度只约占3%－4%，其馀皆为无法产生核分裂的铀238。

核能发电原理图(压水堆）

三、研究发展现状

自20世纪50年代中期第一座商业核电站投产以来，核电发展已历经50年。根据国际原子能机构2005年10月发表的数据，全世界正在运行的核电机组共有

442台，其中：压水堆占60%，沸水堆占21%，重水堆占9%，石墨堆等其它堆型占10%。这些核电机组已累计运行超过1万堆•年。全世界核电总装机容量为3.69亿千瓦，分布在31个国家和地区；核电年发电量占世界发电总量的17%。

核电发电量超过20%的国家和地区共16个，其中包括美、法、德、日等发达国家。各国核电装机容量的多少，很大程度上反映了各国经济、工业和科技的综合实力和水平。核电与水电、火电一起构成世界能源的三大支柱，在世界能源结构中有着重要的地位。

（一）中国核电研究现状

1、核能研究阶段

在70年代末，我国已经有了核动力应用的想法，但是由于十年*的影响，1969年，原二机部各类学校有的停办，有的撤销，有的交给地方。研究所被精简缩编，名存实亡，研究工作虽然一直没有停顿，但“清查”、批斗使广大科技人员的积极性遭到极大的压抑，影响了工作的进行。一些基础科研项目基本停止，核电的科研工作未能展开。

2、核电技术起步阶段

这一阶段我国的核电技术开始起步，但是由于我国核电政策的徘徊不定，使得我国的核动力研究主要应用于核动力舰艇上，1971年9月，我国自己建造的第一艘核动力舰艇安全下水，试航成功，其后20年，我国核电仍为零。值得一提的是，我国在此期间进行了核电站的概念设计，但是进度缓慢，秦山核电站的设计即从此时开始，但后来停止了，如同整个世界核电的大潮流一样。

1984年我国第一座自己研究、设计和建造的核电站--秦山核电站破土动工，表明中国核电事业的开始。

3、黄金复苏阶段

中国核电从秦山核电开始，大亚湾核电为转折，历经十年，终于迎来了核电春天，各个项目如同雨后春笋，不断开工。

进入新世纪，国家对核电的发展做出新的战略调整。国务院已颁布了《核电中长期发展规划》，提出了到2020年核电装机容量达到4000万千瓦、在建1800万千瓦的目标，这个目标有可能更高。（据新华网2010年3月22日消息称：国 4

家能源局有关负责人于2010年3月22日说，目前我国正在对2020年核电中长期发展规划进行调整。根据目前的工作部署，到2020年我国核电装机目标保守看为7000万千瓦至8000万千瓦。）

中国核电厂分布图

（二）世界核电发展现状

世界核电发展历程大致可分为四个阶段：实验示范阶段(1954-1965年)、高速发展阶段(1966-1980年)、滞缓发展阶段(1981-2000年)、开始复苏阶段(21世纪以来)。

1、实验示范阶段(1954-1965年) 1954-1965年间世界共有38个机组投入运行，属于早期原型反应堆，即“第一代”核电站。

期间1954年苏联建成世界上第一座核电站—5MW实验性石墨沸水堆；1956年英国建成45MW原型天然铀石墨气冷堆核电站；1957年美国建成60MW原型压水堆核电站；1962年法国建成60MW天然铀石墨气冷堆；1962年加拿大建成25MW天然铀重水堆核电站。

2、高速发展阶段(1966-1980年) 1966-1980年间世界共有242个机组投入运行，属于“第二代”核电站。由于石油危机的影响以及被看好的核电经济性，核电得以高速发展。

期间美国成批建造了500-1100MW的压水堆、沸水堆，并出口其他国家；苏联建造了1000MW石墨堆和440MW、1000MW VVER型压水堆；日本、法国引进、消 5

化了美国的的压水堆、沸水堆技术；法国核电发电量增加了20.4倍，比例从3.7%增加到40%以上；日本核电发电量增加了21.8倍，比例从1.3%增加到20%。

3、滞缓发展阶段(1981-2000年) 1981-2000年间由于石油危机导致经济发展减缓电力需求下降，加上三哩岛和切尔诺贝利事故的影响，西方发达国家核电发展缓慢，原因有：担心核武器扩散；担心核电厂发生严重事故；担心高放射性废物污染环境，影响后代。 但是90年代，印度、韩国和中国等国仍继续大规模建造核电。

4、开始复苏阶段(21世纪以来) 21世纪以来世界核电发展开始复苏。主要原因有：世界能源紧张要求发展核电；全球减少CO2排放的要求为核电的发展提供机会；核电运行业绩的持续改善改变了对安全性的顾虑；世界各国积极的核电发展规划。

美国、欧洲、日本、加拿大开发的先进轻水堆核电站，即“第三代”核电站（ABWR、System80＋、AP600、AP1000、EPR、ACR）取得重大进展，有的已投入商运或即将立项。

全球核电站分布图

四、中国核能发展的趋势

核电站只需消耗很少的核燃料，就可以产生大量的电能，干净、无污染，对于发展迅速环境压力较大的中国来说，再合适不过。中国正在加大能源结构调整

力度。积极发展核电、风电、水电等清洁优质能源已刻不容缓。中国能源结构仍以煤炭为主体，清洁优质能源的比重偏低。

中国目前建成和在建的核电站总装机容量为870万千瓦，预计到2020年约为4000万千瓦。到2050年，根据不同部门的估算，中国核电装机容量可以分为高中低三种方案：高方案为3.6亿千瓦（约占中国电力总装机容量的30%），中方案为2.4亿千瓦（约占中国电力总装机容量的20%），低方案为1.2亿千瓦（约占中国电力总装机容量的10%）。

中国国家发展改革委员会正在制定中国核电发展民用工业规划，准备到2020年中国电力总装机容量预计为9亿千瓦时，核电的比重将占电力总容量的4%，即是中国核电在2020年时将为3600-4000万千瓦。

从核电发展总趋势来看，中国核电发展的技术路线和战略路线早已明确并正在执行，当前发展压水堆，中期发展快中子堆，远期发展聚变堆。具体地说就是，近期发展热中子反应堆核电站；为了充分利用铀资源，采用铀钚循环的技术路线，中期发展快中子增殖反应堆核电站；远期发展聚变堆核电站，从而基本上“永远”解决能源需求的矛盾。

五、发展核能存在的问题及缺点

1．需要为核裂变链式反应提供必要的条件，使之得以进行。

2．核能电厂会产生高低阶放射性废料，或者是使用过之核燃料，虽然所占体积不大，但因具有放射线，故必须慎重处理，且需面对相当大的政治困扰。

3．链式反应必须能由人通过一定装置进行控制。失去控制的裂变能不仅不能用于发电，还会酿成灾害（如切尔诺贝利核电站和福岛核电站等等） 。

4．核能发电厂热效率较低，因而比一般化石燃料电厂排放更多废热到环境裏，故核能电厂的热污染较严重。

5．裂变反应产生的能量要能从反应堆中安全取出。

6．裂变反应中产生的中子和放射性物质对人体危害很大，必须设法避免它们对核电站工作人员和附近居民的伤害。

7．核能电厂投资成本太大，电力公司的财务风险较高。

8．核能电厂较不适宜做尖峰、离峰之随载运转。 9．兴建核电厂较易引起政治歧见纷争。

10．核电厂的反应器内有大量的放射性物质，如果在事故中释放到外界环境，会对生态及民众造成伤害。目前，世界各地的研究人员正在开发宽度小于人的头发的微型装置，用于从生化传感器到医学植入体的各种用途。但这方面存在着一个障碍：目前还没人能拿出一种与这么小的微型机械装置相匹配的能源。

六、结论及展望

核裂变发电已在核电站中占了重要地位，并彰显出核电站的巨大优越性。随着科学技术的进步，核电规模会越来越大，技术也会更成熟，核聚变能发电虽然道路曲折，但前景光明，最具发展潜力。可以预见，核能终将可以替代传统的化石类能源，可满足人类长期对能源的需求，从而使我们有足够的时间去开发更为先进的能源，以保障社会经济的可持续发展。未来世界的能源结构将是先后以核裂变能核聚变能为主角，辅以太阳能风能海洋能地热能水能和氢能等多元并存的洁净能源新格局。

七、参考文献

[1]赵仁恺.中国核电的可持续发展[J].中国工程科学,2000,2( 10) .[2]祁恩兰.我国核电发展的问题研究[J].中国电力,2005, 38( 4) .[3]徐玉明.中国核电发展的现状和未来展望[J].核电,2005 , (2) .[4]丁中智.中国核电的发展与展望[J].现代电力,2005 ,(1) .[5]关根志,左小琼，贾建平.核能发电技术[J].水电与新能源,( 2012) 01－0007－03.[6]赵媛.世界核电发展趋势与我国核电建设[J].地域研究与开发, 1994, 19( 1) .

推荐第7篇：国电克拉玛依发电有限公司共青团工作述职报告

国电克拉玛依发电有限公司2011年度共青

团工作述职报告

2011年10月27日国电克拉玛依发电有限公司（以下简称公司）团支部成立以来，公司共青团工作在国电新疆电力有限公司团委和公司党委的正确领导，以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，深入学习实践科学发展观，按照“抓基层，活跃整体；抓典型，突出特色；抓队伍，提升能力；抓制度，提升工作”的思路，积极推进共青团创先争优，切实履行服务职能，团结带领广大团员青年立足岗位，扎实工作，为建设一流综合性电力集团做出了积极贡献。

一、团青工作开展情况

（一）教育引导青年，深入传达团代会精神

为向基层传达共青团国电新疆电力有限公司第一次团员代表大会的会议精神，公司团支部在2011年11月29日在长沙理工大学对公司生产准备部传达了第一届团代会精神。公司团支部向学员们传达了公司团委今后几年的奋斗目标和主要任务，并告知所有学员要团结友爱，艰苦奋斗，开拓创新，为公司贡献自己的力量。传达的重点是根据团代会精神对今后国电克拉玛依发电有限公司团组织发展及2012年具体工作任务进行了详细阐述，如文化艺术团，微博，自主性活动等。最后，团支部结合了公司未来发展使学员们对 1

自身的未来发展充满信心，并在最后发动大家思考自己的职业及人生规划。

（二）服务企业中心工作，开展“知识问答接龙”及“师徒知识技能交流”活动

基于在长沙理工大学培训的有利背景，为了使帮助新员工快速融入成长，快速掌握知识，为了加强新老员工沟通交流，十一月公司团支部在培训地长沙理工大学开展了“知识问答接龙”及“师徒知识技能交流”活动。知识问答接龙活动以寝室为单位，每周每个寝室给下一个寝室出有关专业的问题并解答上个寝室提出的问题。而师徒知识技能交流活动以组为单位，师徒进行理论与实践知识互换交流。通过这些形式，借助老员工的工作经验和生活阅历，帮助新员工解决工作和生活中遇到的难题，为新员工走上新的工作岗位提供一个很好的缓冲，使其能够更快更好地适应工作环境，提升业务能力，为公司的持续发展提供了强有力的人才支撑，增强了企业发展后劲。这两个活动都具有长期性及很好的流动性的特点，为公司下一步的青年培训计划打下了坚实的基础。

（三）服务青年成长成才，增强团员青年凝聚力

为了丰富员工的业余生活，提高身体素质，培养员工们团结合作精神，公司团支部于12月3日组织了在其成立以来的第一场兵乓球赛。为了更好地增进团员青年的凝聚力，

比赛创新的制定了团队作战方案，使大家都能以饱满的热情和高度的积极性全身的投入到比赛当中，并且充分发扬了敢打敢拼的拼搏进取精神。

（四）履行社会责任，引导青年为构建和谐企业做贡献 公司坚持把团青工作与构建和谐企业结合起来，引导团员、青年认真履行社会责任，积极参与文明单位创建和各种社会公益活动。为引导青年为构建和谐企业做贡献，公司团支部正筹划响应腾讯“衣加衣”活动，希望有更多的团员青年能关注社会公益活动，为构建和谐社会贡献一份力量。

二、团青工作方面存在的差距

一年来，公司的团青工作虽然取得了一定成绩，但许多方面都还存在不小差距：

一是因公司成立时间不长，加之8月份之前团员人数又太少，团组织未能及时成立，团青工作一直未能及时开展。

二是青年活动的开展还不够丰富、成熟，效果有待进一步加强。

三是缺乏团青工作经验，很多工作急需制度化、规范化、科学化。

四是团干综合素质与公司要求还有一定差距，需加强团青工作骨干的培训。

五是团员的模范带头作用未能充分发挥，团员先进性意识还需进一步增强。

这些问题都需要我们在今后工作中认真对待，认真分析，积极探索，逐步加以解决。

三、公司党组织的评价

公司党组对团青工作开展情况给予了积极评价，认为公司团支部成立以来，公司的团青工作在新疆公司团委的正确领导和大力支持下，努力克服困难，积极创造条件，紧紧围绕公司中心工作开展各种活动，充分发挥团员青年的生力军和突击队作用，为公司改革发展做出了应有的贡献。同时，公司党组也提出了四点要求：一是要牢固树立党建带团建、团建促党建的意识，全面提高共青团的学习能力、服务能力、工作能力；二是要坚定信念，充分引导青年树立健康的、积极的人生观、价值观；三是要积极主动向党组织汇报团青工作有关安排；四是要振奋精神，努力开创共青团工作的新局面。

四、2012年工作计划

（一）建立健全组织。随着公司团员青年队伍日益壮大，公司下一步将按照建立健全团组织的有关要求，尽快成立团委，制定完善团组织建设的各项制度和措施，保证团员正常参加团的组织生活，为培养和造就高素质青年员工队伍、充分发挥团员青年在促进公司改革发展中的生力军作用提供组织平台。

（二）坚持教育引导青年。采取有效措施，运用多种方

法，利用微博、QQ群、人人网等现在网络信息平台，不断加强对团员、青年的思想教育，在生活和工作上给予正确引导。坚持用党的科学理论武装青年，深入开展社会主义核心价值体系宣传教育，努力提高青年员工的政治素质。注重将思想教育与岗位要求相结合，与目标激励相结合，与企业文化宣贯相结合，引导青年职工以良好的精神风貌和工作姿态投身企业建设，为公司跨越发展多做贡献。

（三）服务企业中心工作。紧紧围绕企业中心任务，组织开展适合青年特点的活动，真正使团青工作融入中心、服务中心。结合公司加快发展的要求，进一步开展青年学习创新活动，带领广大团员青年在前期工作、工程建设、安全管理等方面发挥生力军和突击队作用。结合企业的中心工作，充分发挥青年人聪明才智，开展有益身心并从具体实施上做出创新的文体娱乐活动。成立并逐步完善团组“文化艺术团”，给予青年以施展才华，展示自我，成就梦想的舞台，并形成自己的品牌节目。

（四）推进青年岗位成才，开展各种主题活动。按照公司的统一部署，注重发挥团组织的优势，加强对青年员工的培养力度。积极协助公司抓好员工培训工作，有计划、分层次地开展青年员工培训，不断提升青年员工的业务素质和综合素质。做好“推优”工作，注重发现人才，树立典型模范，不断激励团员青年进取提高的热情。开展“青年突击队”创

建活动，并规范其各项规章制度。围绕公司中心工作任务，积极主动的开展特色活动，力争形成公司团组的特色品牌活动

（五）积极履行社会责任。组织团员青年关心帮助企业内部困难职工，积极参与社会公益事业，开展各种形式的青年志愿者活动，发挥团组织和团员青年在构建和谐社会中的重要作用，展示公司良好的社会形象。

二〇一一年十二月六日

推荐第8篇：☆沼气发电项目可行性报告

沼气发电项目可行性报告

目 录

第一章 项目摘要1.1 项目名称1.2项目主管部门：新疆维吾尔自治区农业厅1.3项目建设单位及法人1.4项目建设地点1.5建设期限1.6项目建设规模和产品方案1.6投资估算和资金筹措1.7效益分析1.8项目可行性研究报告编制依据第二章 项目建设的必要性、可行性2.1 项目建设的必要性第三章 市场供求分析与预测3.1前景分析3.1.1沼气成分及用途3.1.2 沼渣、沼液成分及用途3.2市场预测第四章 项目建设单位基本情况第五章 项目地点选择分析5.1 项目选址原则5.2项目区自然条件5.2.1气象资料5.2.2区域概况5.3社会经济发展现状5.4厂址推荐方案6.1基本工艺要求6.2典型工艺介绍6.3 项目工程组成6.4 工艺技术路线主要工艺技术参数工艺设备与设施规模确定基本依据6.5.1 工艺设计说明6.5.2沼气的贮存与利用6.5.3沼渣、沼液的利用第七章 项目建设目标和建设方案7.1项目建设总体目标7.2项目建设内容与规模7.3项目产品方案第八章 项目建设内容8.1 建筑工程8.1.1设计依据8.1.2 设计范围8.1.3构筑物建筑内容和形式8.2电气、自动控制系统8.2.1设计依据8.2.2 设计范围8.2.3 设计内容8.4 公共工程8.4.1场区总平面布置9.1投资估算依据及范围9.2固定资产投资总额9.2.1工程费用9.3资金筹措及使用方案第十章 建设期限和进度安排10.1 项目实施预备阶段10.2项目实施进度安排第十一章 环境保护与安全生产11.1项目拟采用的环境保护标准11.2项目对环境的影响11.2.2项目运行后对环境的影响及治理对策11.3环境监测制度的建议11.4安全生产第十二章 项目组织与管理12.1 项目管理12.2劳动定员和人员培训12.2．1劳动定员第十三章 效益分析与风险评价13.1生产成本和销售收入估算13.1.1成本估算13.1.2销售收入估算13.2年运行效益13.3项目效益分析与风险分析13.3.1经济效益13.3.2社会效益和环境效益13.4风险分析第十四章 招标方案14.1招标管理14.2招标方式14.3招标工作的申报

第一章 项目摘要 1.1 项目名称

新疆博湖县博宁畜牧发展有限公司沼气发电示范工程工程 1.2项目主管部门：新疆维吾尔自治区农业厅 1.3项目建设单位及法人

1.3.1新疆博湖县博宁畜牧发展有限公司

1.3.2项目法人：宁志国 联系电话：0996 —662596

8、6932568 1.4项目建设地点

新疆博湖县本布图镇再森诺尔村 1.5建设期限

2年，即2007----2008年 1.6项目建设规模和产品方案

1.5.1项目区占地20亩，具体建设内容包括厌氧发酵罐2个，容积1090m3;浮罩式储气罐1个，容积455m3；沉淀池、预处理池、沼液贮存池总容积4872m3；

项目实施后，年处理猪场粪便2.1万吨、污水12万吨，年产沼气65万m3 ，年最大发电量可达70万千瓦时,全部自用(公司年耗电72万千瓦时),年产固体有机复合肥5800吨。项目实施所发酵产生的沼液、沼渣，可为周边18000亩蔬菜基地和8000亩大棚生产无公害蔬菜提供丰富的有机肥料。 1.6投资估算和资金筹措

项目建设总投资466.9万元。其中：中央投资180万元、地方政府配套50万元、建设单位自筹资金236.9万元。 1.7效益分析

根据确定的产品方案和建设规模及预测的产品价格，达产期内年均销售收入181.08万元，其中节约电开支17.28万元，销售有机肥120万元，通过利用沼液增收43.8万元。 1.8项目可行性研究报告编制依据 1.8.1《农业基本建设项目管理办法》

1.8.2农业部《大中型沼气工程建设项目指南》

1.8.3国家《能源中长期发展规划纲要》（2004-2020）；1.8.4农业部《全国农村沼气工程建设规划》（2006-2010）； 1.8.5 NY/T1220-2006 沼气工程技术规范

1.8.6《新疆维吾尔自治区国民经济发展十一五规划纲要》；

第二章 项目建设的必要性、可行性 2.1 项目建设的必要性

2.1.1、实施沼气发电项目是建设资源节约型社会的需要。

本项目以粪污综合治理为手段，利用粪污全年恒定中温厌氧发酵、全年生产优质高品位沼气能源，并利用部分沼气进行发电、沼渣及沼液制肥等多种现代农业新技术、新产品、新成果，是对传统的养殖业进行的一次彻底的改造，是一次全面的技术升级行动。 2.1.2、实施沼气发电项目是建设社会主义新农村的需要。

农村能源建设，作为缓解农村地区能源短缺，改善农村地区能源结构，改善农业生态环境的一项重要措施。对提高农民收入，改善农民生活水平，加快改善农村的生产生活条件和整体面貌具有重要的作用，符合社会主义新农村建设“生产发展、生活富裕、乡风文明、村容整洁、管理民主”的要求。我国政府非常重视农村能源建设，温家宝总理曾经指出“农村能源工程要在开发利用和节约相结合上大做文章，要充分利用可再生能源，发展多能互补综合效益，使之成为良性循环，走农业可持续发展道路”。

2.1.3、实施沼气发电项目保护我县生态环境，促进县域经济的可持续发展。

新疆维吾尔自治区在“十一五”发展纲要中提出，大力建设现代优质畜产品基地，加快防疫基础设施和饲草料基地建设，推进牲畜品种优良化、畜群结构合理化、生产经营产业化、产品营销市场化和动物疫病防治网络化，加快传统畜牧业向现代畜牧业转变。提高农业综合生产能力，保障农业安全、生态安全和土地安全，形成合理的产业布局，促进农业发展和农牧民增收致富。本项目以养殖业为起点，对粪污进行综合处理，最终向绿色产品的种植业者提供合格的有机复合肥料产品，大力发展有机农业生产。

2.1.4、实施沼气发电项目是发展绿色农产品，提高农产品质量的需要。无公害或绿色食品的生产，必须有达标的环境资源作保障，必须有足够的有机肥源作基础。固体高效有机复合肥与液体高效有机复合肥作为本项目转化的产品，将成为博湖县推动绿色食品生产与供应、提高居民生活水平的重要支撑。随着项目的实施，所提供的有机复合肥将延伸推广应用到绿色蔬菜、绿色果品、绿色粮食作物的生产领域。

2.1.5、实施沼气发电项目是增加农牧民收入的需要。博湖县主要以农作物种植，沼气工程的实施，解决农民有机肥的问题，可有效提高农作物的产量和品质，增加农牧民的收入。 2.1.

6、随着我州畜牧业的发展，对牲畜粪便处理尚未得到较好的解决，实施沼气发电项目可解决粪便污染的难题，同时对沼气生产起到较好的带动作用。2.2项目建设的可行性。 2.2.1县委县人民政府高度重视。针对沼气工程召开专门会议研究项目申报、选址、配套资金的落实，将项目作为工作的一大重点。

2.2.2项目实施单位具备发展大型沼气生产的能力。

2.2.3项目区的地理位置优越、周边农民对沼气生产的高度认识，使项目具有较强的发展潜力。

2.2.4项目实施所生产的沼液、沼渣可较好解决博湖地区土壤板结、有机质贫乏的问题，提高土壤质地，使农作物产量有很大的增产潜力。第三章 市场供求分析与预测 3.1前景分析

博湖县拥有耕地25万亩，主要以种植小麦、工业番茄、辣椒、甜菜和各类蔬菜，蔬菜供应新疆大部分城市，尤其是乌鲁木齐市。从2004年开始实施农村户用沼气项目以来，已经建造沼气池2400座，农牧民对沼气有了较深的认识，沼气不仅解决了农民对清洁能源的需求，也为无公害蔬菜的生产提供了优质的肥料。项目建设地点周边种植露地、拱棚蔬菜18000亩，大棚蔬菜8000亩。根据测算，每亩需要固体有机肥1t/年，沼液肥10t/年以上，仅8000亩大棚蔬菜需要沼渣8000t，沼液肥8万t。该沼气工程生产的沼渣、沼液尚不能满足大棚蔬菜种植有机肥需求，因此大中型沼气工程产生的沼渣、沼液市场前景良好。 3.1.1沼气成分及用途

沼气的主要成分有甲烷、二氧化碳、硫化氢、一氧化碳、氢、氧和氮等气体。沼气中甲烷最多，占总体积的50%~70%，二氧化碳次之，其它几种气体含量很少，一般不超过总体的2%~5%。根据博宁畜牧发展有限公司的实际情况，项目实施后沼气及沼气发电主要供应养殖小区使用，因此不存在市场问题。 3.1.2 沼渣、沼液成分及用途

厌氧发酵过程中，发酵料液中的可溶物主要由分子量不等的有机物及各种离子组成。沼渣、沼液中含有氮、磷、钾等营养元素，以及氨基酸、维生素、蛋白质、赤霉素、生长素、糖类、核酸等对作物的生长发育有调控作用 “生理活性物质”，还含有钙、磷、铁、锌、钼等刺激作物发芽和生长的离子。

从沼液成分分析可看出沼液能起到多种作用，这些作用主要表现在调节作物生长、增长肥效和抗病虫害三个方面。 3.2市场预测

工业化制成的有机肥料（如粉状、颗粒状有机肥料），其养分全面，有机质含量高，在贮存，运输，使用方面大为改善，同时有机肥料销售价格合理，一般粉状有机肥料在350——500元/吨左右，颗粒状有机肥料在850元/吨左右，而化肥的价格一般约为600元/吨，有机肥具有明显的价格优势，因此适合大面积推广使用。目前有机肥产品使用的主要对象为蔬菜、果园等绿色食品基地，还用于城镇绿化和花卉培养。随着市场经济的发展，有机绿色农产品将实行优质优价，这样对有机肥的需求将会越来越大。

项目所产沼气沼电主要为企业自用。由于项目位置距离周边农户距离较近，沼气与沼电输送需要的基础性设施投入不高，且满足技术与安全要求，为使农户用上清洁能源，保护植被，在当地政府的倡导与支持下，所余沼气沼电产品向周边农户供应，以满足新农村建设中农户对清洁能源的需求。随着养殖规模的扩大，项目规模也随之扩大，届时沼气沼电产品的供应范围也将进一步拓展。由于沼气与沼电产品为高品位能源，生产成本低于成常规能源生产成本，是清洁、绿色能源，价格将低于常规能源价格，市场前景良好。 第四章 项目建设单位基本情况

博湖县博宁畜牧发展有限责任公司，位于博湖县本布图镇养殖工业园，法人代表宁志国。公司现下设全资产业活动单位有博宁养猪场、民乐养殖场、本布图粮油加工厂、博宁种猪繁育中心，另有猪肉制品连锁经营加盟店16个。公司前身为民乐养殖场，始建于1982年，经过20年的发展壮大，现厂区用地340亩，建筑面积4.76万平方米。2003被博湖县人民政府评为“2Ａ级信用企业”；2004年5月,被新疆畜牧厅、新疆无公害畜产品质量安全委员会认定为新疆无公害生产品产地，产地规模3万头。2005年，博宁顺利通过国家农业部农产品质量安全中心审定，成为新疆唯一的无公害畜产品生产加工企业。2005年，公司被博湖县农村信用社评定为2Ａ级企业，“2005年新疆维吾尔自治区最佳乡镇企业”； 2005年1月被新疆维吾尔自治区乡镇企业管理局评为”服务三农最佳乡镇企业”；2006年1月被国家商务部确定为国家生猪活体储备基地，是自治区第四批重点扶持的农业产业化龙头企业。2006年2月被新疆维吾尔自治区乡镇企业管理局评为“先进乡镇企业”

博湖县博宁畜牧发展有限责任公司生产规模为年产生猪7万头以上，常年存栏3万余头生猪，生产中年排放粪便、生产污水12万多吨，项目建设单位的自筹配套能力。博宁公司企业注册资本达4180多万元， 2005年公司销售收入4403万元， 利润563万元。公司自身可为沼气工程配套236.9万元。 博湖县在财政十分困难的情况下，由政府研究承诺配套50万元，使该项目的实施有充分的资金保证。 第五章 项目地点选择分析 5.1 项目选址原则

选择建厂地区须符合行业布局，还应考虑地域资源、区域地质、交通运输和环境保护等要素。其主要原则包括：

1）符合国家政策和生态能源产业发展规划； 2）满足项目对原材料、热和电的供应需求； 3）交通方便，运输条件优越；

4）充分利用地形地貌，地质条件符合建设要求； 5）满足当地养殖业的防疫要求，并远离水源；

6）基础条件适合与沼气工程的特定生产需要和排放要求； 7）有可供利用的社会基础设施和协作条件。 5.2项目区自然条件 5.2.1气象资料

博湖县春季气温多变，干旱少雨，夏季干燥炎热，秋季降温迅速，冬季寒冷，蒸发量大，全年多晴日，光能资源丰富，日照时数长，与周围地区相比，气候温和，热量适中，干热风少，空气温和湿润，从而形成了独特的温带大陆性荒漠型气候，具有适合发展种植业、林业、牧业旅游业等优越的气候条件。年平均气温7.9℃,全年1月最冷平均气温–11℃，极端低温–35.2℃，7月最热,平均气温22.8℃,极端高温38℃,相对湿度70%。年平均 降水量64.5mm,年平均蒸发量1881.2mm。年平均日照时数为3017.5小时,年无霜期189天,全年多为西北风,年平均风速1.8～2.8米／秒。四月份为全年的多风日，1月的风最少，干旱风多出现于6月。

5.2.2区域概况

本布图镇隶属于博湖县,位于县境东北6.5公里处,东临博斯腾湖,西接焉耆县和巴州种畜场,南靠农二师25团,北邻塔温觉肯乡.距焉耆县城9公里,距库尔勒60公里 5.3社会经济发展现状

项目建设点所在地本布图镇位于开都河三角洲平原上,地势由西向东倾斜，海拔高度在1047～1054米之间，自然坡降1／4000，土地平坦，由于紧靠开都河和博斯腾湖，地下水和地上水都很丰富，是博湖县主要的农、牧、副产品生产区。全镇2005年农村经济总收入4556万元，同比增长13.6%.其中第一产业收入3640万元,增长13.5%；第二产业收入307万元，与上年持平；第三产业609万元，增长22.3%。全镇固定资产投资完成1510元，农牧民人均纯收入增加368元，达到3456元。 5.4厂址推荐方案

根据项目选址原则，结合博宁畜牧发展有限公司的实际情况，项目建设地点选择在新疆博湖县口东镇博宁畜牧发展有限公司。具体位置见附图1和附图2。将项目建设点选择在此的理由在于：

1）企业已经认识解决粪便污染问题的紧迫性，正在积极筹措资金，筹备建设沼气工程； 2）项目建设点离县乡道路300米，交通便利；

3）项目建设点紧邻养殖场,目前为养殖场粪污堆放点,拟建点水电已经与养殖场的水、电连接。将项目建设点选择在此，可保证项目地用水、用电；

4）本项目区位于本布图镇南2公里处，原博宁种猪场。项目点所在地周围种有蔬菜18000亩，大棚8000亩，可较好地利用沼液和沼气。

5）项目点符合当地畜牧业发展规划，政府大力支持,养殖场需求强烈，当地适宜推广“猪——沼——作物”等能源生态模式，当地农村能源管理部门技术力量强，项目建设后能对工程进行有效、长期的管理，能较大地促进生态农业发展和农业增效、农民增收的地方。 第六章 生产工艺技术方案分析 6.1基本工艺要求

1）沼气工程的工艺技术方案设计在不断总结生产实践经验和吸收科研成果的基础上，积极采用新技术、新工艺、新材料、新设备，以提高自动化水平，降低劳动强度，减少投资和运行费用，采用的技术工艺尽可能接近国际先进水平或国内领先水平；

2）沼气工程的工艺技术方案设计做好前期工作，实地考察和收集必要的资料。要符合当地总体规划，与养殖场客观实际紧密结合，能够正确处理集中与分散、处理与利用、近期与远期的关系；

3）沼气工程的工艺技术方案以减量化、无害化、资源化为目标，尽可能采用清洁生产技术； 4）沼气工程的工艺技术方案设计考虑沼气的有效利用，充分利用附近苗圃、花卉、蔬菜基地和农田施用沼渣、沼液；

5）沼气工程的工艺技术方案设计，除了执行能源环境行业标准外，还应符合国家及地方现行的相关标准、规范的规定。 6.2典型工艺介绍

生产工艺的确定是沼气工程设计的关键。工艺是否合理直接关系到工程的处理效果、运转稳定性、投资、运转成本。因此，必须结合新疆博湖县对环境要求、用能特征，以及种植业、养殖业发展趋势和博宁畜牧发展有限公司粪污特征，综合考虑粪便资源、配套土地和能源需求等因素，慎重选择适宜的生产工艺，以达到最佳的处理效果、获取最大的经济效益。 目前比较成熟、适用的生产工艺有两大类，一类是以综合利用为主的“能源生态型”处理利用工艺，另一类是以污水达标排放为主的“能源环保型”处理利用工艺。“能源生态型”处理利用工艺是指畜禽场污水经厌氧无害化处理后不直接排入自然水体,而是作为农作物的有机肥料的处理利用工艺。“能源环保型”处理利用工艺指的是畜禽场的畜禽污水处理后直接排入自然水体或以回用为最终目的的处理工艺，该工艺要求最终出水达到国家或地方规定的排放标准。 6.3 项目工程组成

新疆博湖县博宁畜牧发展有限公司大型沼气工程由畜禽粪污前处理系统、厌氧消化系统、沼气发电系统、沼液后处理及商品化肥料加工系统及附属配套设施组成。 6.4 工艺技术路线 （1）减量化原则

养猪场可实行干清粪工艺，冲圈和降温用水减少到最低限度，从而减少治理经费，达到把污染源控制在最低限度的目的。 （2）无害化原则

选用先进工艺技术，所有污水、粪便必须采用封闭式的厌氧发酵工艺，无毒无味运行，经过一段时间的厌氧发酵，可去除污水中的COD约80%左右，病毒菌杀灭率96%以上，消除蚊蝇孳生地和寄生虫生长的寄生体。 （3）资源化原则

有害粪污经过治理，达到变废为宝的目的。粪便治理后可作为果树、蔬菜的有机肥或深加工成有机复合肥。污水、粪水治理经过厌氧发酵所产生的沼液中富含溶解氮、磷、钾的黄腐酸，浓缩后可制成植物叶面有机喷施肥。 （4）生态化原则

选用先进处理工艺治理后，将沼渣和沼液分别制成固体有机复合肥和液体有机复合肥，固体有机肥可作为农作物的底肥或追肥，液体有机复合肥可作为叶面肥或滴灌施肥，形成“养殖——能（沼气）——肥料——种植——养殖”生态模式。整个工程是一个可持续发展的生态环保能源工程，注重资源综合开发利用和生态平衡，利用现代科学技术，通过人工设计生态工程，协调发展与环境之间、资源利用与保护之间的关系，形成生态与经济两个良性循环。 6．5项目工程的工艺流程。

猪粪通过人工清运和污水通过管道输入沉淀池，经格栅清除沉渣和杂草后，泵入匀质调节池升温处理后pH值达到中性，并调节成干物质浓度为8%的粪水料液,泵入CSTR厌氧消化反应器内搅拌均匀，在恒定中温条件下进行厌氧反应，温度设在35～38℃，水力滞留期为15天。为保证本场及周遍农户炊事用气的稳定性,部分沼气由贮存在压力贮气罐内，其他大量沼气贮存浮罩式贮气罐内,供发电及燃气锅炉使用。反应后的料液经固液分离后产生的沼渣、沼液分别制成固体、液体有机无机复合肥，多余的沼液回流使用。

为保证冬季厌氧消化器在恒定中温条件下的正常运行，利用部分沼气通过喷淋锅炉直接加热预处理池内的冷粪到40℃，利用热电联产发电机组产生的热量通过换热器保证厌氧发酵罐内的恒定中温。经固液分离后产生的沼液暂时贮存在浮罩式贮气罐内进行二次发酵，提高沼气的产量。 主要工艺技术参数 猪粪干物质含量：18%; 发酵料液浓度：8%; 发酵罐投料体积比：90%; 发酵罐容积产气率：1.2m3/( m3.d); 水力滞留期：15d; 发酵温度：35～40℃; 发酵物pH值：7～7.5; 物料适宜碳氮比：15～25; 固液分离后沼渣中含水率:65%; 固体有机肥沼渣中含水率:14%; 热电联产发电机组沼电转化率：1.5kW.h/m3; 工艺设备与设施规模确定基本依据

本项目以粪污为原料实现各阶段生产，现有猪场养殖规模及粪污供应量为工艺设备与设施规模确定的基本依据。 (1) 粪污收集量

表6-1 粪污量收集表（以万头为单位）

序号 名称 粪污生产规模 单位 单位产量 日产量 收集率 干物质 干物质 干物质年产量 kg/个） (t) 含量 日产量(t) (t) 1 养殖场粪便 10000 头 2.86 28.6 90% 18% 4.86 1691.12 2 养殖场污水 10000 头 3 30 90% 2% 0.324 197.10 3 日常人员 80 个 0.5 0.04 90% 20% 0.006 2.63 4 合计 58.6 5.19 1890.85 (2) 沼气生产及其利用 1)厌氧发酵罐的确定

V=（5.19t/d×15d）÷(8%×90%)=1081m3 分为2个同容积的单体发酵罐，同时根据发酵罐标准模数，选择发酵罐容积为545m3，直径8.79m，高度9.00m，总容积为1090 m3。 2)沼气生产

日产气量:1090m3×1.2 m3/( m3.d)=1308m3/d; 年产气量: 1308m3/d×365d=477420m3。实际设计量为15000头生猪计算。合计为65万立方。 图6-1新疆博湖县博宁畜牧发展有限公司沼气工程工艺流程图 6.5.1 工艺设计说明 1）格栅

污水通过沟管由场区自流进入集水池之前，先经过格栅。设置格栅主要是去除污水中较大的悬浮物，减少管道、污水泵等设施的堵塞情况的发生，保证后续处理设施的正常运行。 2）集水池

猪场污水主要来源于挤奶厅排放的废水。由于受冲洗周期的影响，污水单位时间内的排放量变化比较大。因此必须设置集水池保证后续工艺的要求。 3)水解酸化池

由于畜牧废水的特殊性，其废水中纤维含量较高，并含有大量的悬浮颗粒。水解酸化的作用在于降解部分悬浮 物质，将复杂的有机物转化为简单的有机物质，提高畜牧废水的可生化性能，有利于厌氧消化。 4）沼气池

厌氧池是大型沼气工程的核心设施，微生物的繁殖，有机物的分解转化，沼气的生成,以及污染物的降解都是在厌氧消化期内进行。因此，选择一个高效的厌氧池是沼气工程的重点。高效厌氧池必须满足的原则是：  能够保持大量的厌氧活性污泥；

 保持污水进入沼气池和污泥之间的充分接触；  厌氧过程中污泥、沼气能有效的分离和收集；  厌氧消化负荷高；

 可以应用于各种性质的有机污水处理；  污泥产量小，出水浓度低。

厌氧池根据HRT、SRT和MRT分为常规厌氧池、污泥滞留型池和附着膜型池三种类型。目前，在沼气工程中技术先进、可靠的的厌氧池主要是UASB，UASB是目前在有机废水处理中最常用的一种厌氧反应器，依靠池内颗粒（或絮状）污泥的良好沉降性能结合布料系统和三相分离器，使池内气、液和固相有效分离。该反应器滞留期短、具有抗冲击负荷的能力。 采用改良型的UASB发酵工艺，该工艺具有占地面积少、CODcr去除效率高、耐冲击能力强、管理维护方便等特点。根据厌氧出水直接进行综合利用，所以在设计时考虑适当延长水的滞留时间，更大程度上去除COD、BOD。 5）水力筛网

为进一步去除污水中的悬浮物体和猪毛等杂物，更有利于厌氧发酵和避免管网的堵塞。水力筛网筛出的浮渣等集中进入集粪池，进行固体堆肥处理。 6）兼性塘

废水兼性塘属于生物处理设施，废水在塘内滞留的过程中，水中的有机物通过好氧微生物的分解而达到稳定化的目的。好氧微生物的代谢所需的溶解氧由塘表面的大气复氧作用以及藻类的光合作用提供。 7）有机肥加工

根据处理工艺的需要，车间的主体构筑物一般包括预加工车间、发酵车间、合成车间和仓库，采用彩钢结构厂房。 6.5.2沼气的贮存与利用

在稳定的工作状况下，该项目每天可产沼气180立方米左右。沼气作为清洁高效能源，热值为22000kj／m3，每m3沼气可发电1.5kwh。沼气在经过阻火器后，气水分离器、脱硫净化塔、计量后进入沼气贮气柜，沼气经过阻止回火器后送入50KW通过能源办引进的沼气发电配套变送电设备，供应企业和周边用户的生产生活用电。 6.5.3沼渣、沼液的利用

经厌氧发酵后的沼肥必须全部回收利用起来，用以补充菜地、果园等用肥。综合利用的主要设施包括管道输送设备和液肥喷灌设施等。

（1）管道输送：选择管道输送的方式，把沼液送到田间。

（2）田间贮存池：贮液期30天以上，采用地面池，高于地面，农田用肥时只需开阀便可自流，省工省运行费，远距离需喷灌，需采用污水泵加压，运行费用也很低。

（3）液肥喷灌：为了使液肥用于农田喷灌，一般田间地下设置ф100至ф150的水泥压力管，每50M左右设喷灌消火栓一组，配200M左右消防水带和消火喷枪，便于液肥的施用。

第七章 项目建设目标和建设方案 7.1项目建设总体目标

本项目总体目标是：对养猪场粪污进行综合处理和转化，形成沼气、沼电能源产品与有机肥产品，创造新的经济增长点，改善环境，建成集粪污处理和沼气发电、有机肥料生产为一体的能源环境示范工程项目。 7.2项目建设内容与规模

本项目建设用地20亩，具体建设内容包括沉淀池、预处理调节池、厌氧发酵罐、浮罩式储气罐、压力储气罐、沼气发电机组、固体有机肥生产线、以及相应配套工程。

本项目拟建设年处理粪污12万吨的沼气工程；年发电量为70万kW的热电联产发电机;年产固体有机复合肥5800吨的固体有机肥生产线。 7.3项目产品方案

项目达产后，年产沼气65万m3，年发电量70万kW.h，其中可销售给周围居民沼气15万m3，每年销售居民用电10万kW.h，年产并销售固体有机复合肥5800吨，年销售沼液67000吨。该项目生产的有机肥、沼液可用于18000亩露地蔬菜和8000亩大棚对有机肥需求的补充，充分发挥了有机肥、沼液产品优势，有效避免了畜禽粪便在区域内造成的污染。 该项目以沼气为核心，通过利用猪场污水和固体粪便生产沼气和有机肥，并利用沼气发电，有机肥和沼液用于蔬菜种植。该项目将环境保护和养殖业、种植业有机结合起来，达到畜禽养殖业废弃物的无害化、资源化、减量化的目标；通过生产可再生能源缓解农村能源供需矛盾，降低不可再生能源的消耗；使项目区走上能源生态可持续发展的良性循环轨道，极大的促进了农村经济的可持续发展。

第八章 项目建设内容

本项目建设用地20亩，新建集水池200m

2、水解酸化池80m

2、沼气池1500m

3、兼性塘2000m2，贮气柜池200 m3。新建有机肥车间3200m

2、管理用房150m2以及相应的配套室外工程。8.1 建筑工程 8.1.1设计依据 1）《建筑设计规范》； 2）《建筑设计防火规范》； 3）建筑及各专业提供的设计条件。 8.1.2 设计范围

该工程主要构筑物有：水解酸化池、沼气池、有机肥车间和办公室。其中水解酸化池、集水池、沼气池为钢筋混凝土结构；发电机房和办公室为砖混结。

本大型沼气沼气工程属博宁畜牧发展有限公司内新建工程，建筑设计要求美观大方。建筑物均为地上式单层建筑，建筑物内墙根据功能进行初级装修。 8.1.3构筑物建筑内容和形式

1、格栅集水池（2座）：

格栅井：在此处安装格栅，格栅为钢结构，格栅井为钢筋混凝土结构，外形尺寸为4m×9.5m，池深2m，水深1.5m。

集水池：集水池为钢筋混泥土结构，容积80立方米，池底呈坡形，外形尺寸为4m×7m，池深3.3m，水位高2.9m，池顶加盖。格栅井与集水池均为地下池。

2、水力筛网（2套）：

水力筛网底座为砖混结构，水力筛网网片、水力筛网布水箱等均是不锈钢，水力筛网网片尺寸是3.6m×8m，底座尺寸为4m×9m，高3.0m。水力筛网设于地上。

3、水解酸化池（2座）：

水解酸化池容积为80m3，分为三格，每格均挂有弹性立体填料。池体为钢筋混泥土结构，外设保温层，池底设有泥斗，池外形尺雨为4.2m×6m，池深3.5m，水位高度是3.2m。水解酸化池为半地上池。

4、厌氧发酵罐（2座）：

厌氧发酵罐池容为500立方米 ，采用现浇钢筋混泥土结构，在罐体外设置保温层，厌氧罐内设有三相分离器、布水器和溢流槽等（均为钢结构）。直径8.4m，高度10m，有效水深9m。厌氧发酵罐为半地上池。

5、沉淀池（2座）：

沉淀池池容为60m3，采用砖混结构，池外形尺寸4.2m×5.2m，高度3m，有效水深2.7m。沉淀池为地下式池。

6、生物稳定塘：

生物稳定塘总面积为5000 ㎡，稳定塘采用现有水塘改造，结合工艺流程，在水塘中养植水葫芦等水生植物，有利于水的净化。

兼性塘：面积2000平方米，水深1.2 m，处理水量150m3 /d，BOD5表面负荷161.5KG BOD5/104 .M2.d，HRT=15.6天，采用二塘串连方式。 稳定塘之间的各塘均采用自流的方式。

7、沼气贮气罐： 沼气贮气罐钟罩容积为100m3×2，贮气罐为湿式贮气柜，水池为钢筋混泥土，钟罩为钢结构，沼气贮气罐为地上池。

8、沼气发电机房及设备：

发电机房建筑面积为100㎡，安装50kw的沼气发电机组，机房采用砖混结构。

9、集粪池：

集粪池池容为80×2m3，池子钢筋混泥土结构，池外形尺寸为5m×10.8m，池深2m，为敞口池。半地上池。

10、有机肥加工中心：

根据处理工艺的需要，主体构筑物一般包括预加工车间发酵车间、合成车间和仓库。有机肥料的加工需要较为宽敞的工作空间，车间大门的宽度能容纳铲车、卡车等运输工具的进出，因此肥料中心内的主体构筑物占地面积相对较大。

11、管理用房：

项目建设的管理用房有：管理房、配电室净化室150㎡。管理用房均为砖混结构。

12、粪肥浇灌系统：

由于污水处理工程处于半坡地上，与有机肥使用基地之间存在一定距离，为了减少工程投资，同时也考虑到使用有机肥的方法，本项目建设2000m3储液池，把经厌氧发酵的有机肥经过泵打入沼液池，然后安装输液管网，为了使液肥用于农田喷灌，一般田间地下设置直径100㎜至150㎜的水泥压力管，每50m左右设喷灌消火栓一组，配200m左右消防水带和消火喷枪，便于液肥喷灌、还田，不造成二次污染。同时减少对稳定塘的压力，更有效的确保不产生突发性环保事故。同时有机肥的使用可结合农田灌溉同时进行，这样可大量节约灌溉用水，对有限的水资源也是一种很好的保护 8.2电气、自动控制系统 8.2.1设计依据 (1) 建筑设计方案；

(2) 建筑及各专业提供的设计条件；

(3)《民用建筑电气设计规范》（JGJ/T16-92）。 8.2.2 设计范围

(1)照明系统、避雷和接地系统设计；

(2) 各处理池污水泵、上料系统、污泥泵控制系统的设计； (3) 卧式沼气池内温度控制系统的设计； (4) 进料车间、干化车间控制系统的设计； (5) 控制室的电气设计。 8.2.3 设计内容 1）用电负荷计算 动力设备容量 45 kw 照明容量 5kw 合计 50kw 2）动力系统 电源电压及配电系统：电源电压为380/220V，负荷等级为三级，在控制室中设置总配电柜，主干线采用YJV-0.6/1KV交联电缆，动力配电箱配电线采用全塑铜芯导线，穿钢管沿墙及地面铺设。

配电设备类型：总配电箱选用GHK-1型低压固定框，动力配电箱选用XXL-53型动力箱。 3）照明系统：电源电压为380/220V，设置2配电箱，配电方式采用放射式。照明配电箱采用PZ-30型模数化终端组合电器。照明线采用铜芯导线，穿钢管在墙板和顶板上明铺设。 4）接地系统：接地形式采用TN-C-S系统，在电源进线处设有总等位联接，接地电阻不大于4欧姆。 8.4 公共工程 8.4.1场区总平面布置

沼气沼气工程的总体布置应符合该沼气沼气工程工艺的要求，布置紧凑，便于施工、运行和管理；结合地形、气象和地质条件等因素，经过技术经济分析确定；竖向设计应充分利用地形、设施高度，达到排水畅通、降低能耗、土方平衡的要求；构筑物的间距应紧凑、合理，并应满足施工、设备安装与维护、安全的要求；附属建筑物宜集中布置，并应与生产设备和处理构筑物保持一定距离；各种管线应全面安排，避免迂回曲折和相互干扰，输送污水、污泥和沼气管线布置应尽量减少管道弯头以减少能量损耗和便于清通；各种管线应用不同颜色加以区别。

第九章 投资估算与资金筹措 9.1投资估算依据及范围

项目投资估算综合国内设备生产厂家的近期报价、天津建筑安装定额资料、项目建设的总体规划资料，以及《工业企业财务制度》等资料，并适当考虑运输费用和物价上涨因素。 估算范围包括工程项目所需固定资产投资即建筑工程、设备购置、安装工程、配套辅助设施以及土地租赁等所需的费用，以及流动资金和建设期利息。 9.2固定资产投资总额 9.2.1工程费用

工程费用分为建筑工程、设备购置、有机肥厂、工艺管道、其他五项费用，分别为主要生产设施、辅助生产设施、公用工程、服务及生活福利设施、厂外工程等。具体明细见附表9-

1、9-

2、9-3。

9-1项目工程总投资构成 单位：万元 名 称 投资金额 投资比例 备注 建筑工程 143 30.6% 设备工程 236.3 52.7% 附属工程 26.6 5.7% 其 他 61 12% 合 计 466.9 100%

9-2土建工程投资估算 单位：万元 名 称 数 量 单 位 规 格 金 额 备 料 池 40 立方米 防渗混凝土池 2.8 调节调桨池 30 立方米 防渗混凝土池 2.1 酸化池 120 立方米 防渗混凝土池 7.2 USR厌氧消化反应器 1 台/套 防渗混凝土池 43 贮气罐混凝土池 1 台/套 300立方米/台套 18 阳光大棚 200 M2 砖瓦结构 4 工具泵房 81.25 M2 砖瓦结构 5.3 沼气发电机房 52 M2 砖瓦结构隔音 6.6 田间沼液池 4000 M3 土池防渗 8 制肥车间 400平方米 500元 20 仓 库 400平方米 400元 16 辅助房 200平方米 500元 10 合 计 143 附属工程

道路、晒场平方米 2000 160000 16 大门 套 2 8000 1.6 围墙 米 300 300 9 合计 26.6 工程建设其他费用 35 预备费 26

主要工程项目名称 单位 数量 单价（元）格栅调浆搅拌机 套 1 10000 1 进料泵(单螺杆泵) 台 2 14000 2.8 600型厌氧溢流器 套 2 6000 1.2 600型厌氧布水器 套 4 4500 1.8 4PW污水泵 台 2 6000 1.2 3NL潜水切割泥浆泵 台 2 4000 0.8 沼气储气柜钢罩300M3 M2 300 600 18 沼气快速脱硫器 台 1 10000 1 沼气除水器 台 1 6000 0.6 沼气防倒流器 台 1 9000 0.9 破壳设备 套 1 150000 15 固液分离机LW—400型 台 1 500000 50 沼气站电器控制总柜 台 1 10000 1 沼气站电器控制分柜 台 3 6000 1.8 钢制沼气冷凝水集水井 台 4 1000 0.4

总价万元 SS100沼液喷灌用消火栓 套 8 1000 0.8 沼气发电余热、消声处理系统 套 1 40000 4 发电机组50KW 套 1 450000 45 自动螺杆脱水机 台/套 1 50000 5 低温干燥机 台/套 1 80000 8 低温浓缩机 台/套 1 180000 18 自动计量灌装机 台/套 1 30000 3 自动计量包装机 台/套 1 30000 3 造 粒 机 台/套 2 25000 5 搅 拌 机 台/套 1 28000 2.8 传动装置 台/套 1 50000 5 9-3设备工程投资估算 单位：万元 沼液喷灌管道 米 1200 120 14.4 电力照明 套 1 1 1 反 应 釜 套 1 10000 10 余热加温管道 米 320 150 4.8 站内工艺管网 米 600 150 9 合计 236.3 9.3资金筹措及使用方案

项目总投资466.9万元，其主要资金来源有： 1) 中央财政拨款180万元； 2) 地方政府配套50万元； 3) 自筹资金236.9万元。

第十章 建设期限和进度安排 10.1 项目实施预备阶段

根据沼气工程的特点，沼气工程可以由新疆博湖县和博宁畜牧发展有限公司组建项目实施管理机构；项目管理架构的任务是办理可行性研究、勘察、设计和施工的委托手续及签订相应的合同和协议；参加厂址选择；提供设计必需的基础资料；申请或订购设备和材料；负责设备的检验和运输等工作。 10.2项目实施进度安排

2007年1-12月项目申报；2008年1-3月为设备选择、订购阶段；2008年4-6月进行土建施工和安装，2008年6-9月进行调试和人员培训；2008年9-12月正式运行达产，并组织验收。

表10-1项目实施进度表

序号 项目实施内容 2007年 2008年 第一季度 第二季度 第三季度 第四季度 1 项目申报 2 施工准备、设备购置 3 土建工程、设备安装 4 项目调试与人员培训 5 项目验收

第十一章 环境保护与安全生产 11.1项目拟采用的环境保护标准

《中华人民共和国环境保护法》、《水污染防治法实施细则》、《大气污染防治法》、《环境噪声污染防治法》、《固体废弃物污染环境防治法》、《畜禽养殖业污染防治技术规范》、《畜禽场环境质量标准》、《城镇燃气设计规范》等。 11.2项目对环境的影响

本项目粪污在经厌氧消化处理后产生的沼渣经深加工制成固体有机复合肥，沼液直接提供给周边农户。其环境效益表现为四个方面：卫生、水、空气和大气质量的改善。 （1）卫生效果：杀灭种猪繁育场粪便中的病菌、病毒和寄生虫卵，减少人畜病害。 （2）改善水环境：有效降低粪便污水中的COD、BOD、NH3-N、P等有机质，解决粪便污水对周边环境的污染。

（3）减少酸雨、保护生态：沼气是清洁能源，利用沼气替代煤炭，可以减少SO2等污染物的排放，本项目用于沼气烧锅炉和发电，均对减少酸雨污染产生效果。按照燃煤的热效率分析，1m3沼气可以替代1.12～2kg煤炭，可以减排SO2 0.018～0.032kg，烟尘0.013～0.024kg。同时，沼气供周边农户炊事用，那么可以减少薪柴消耗，保护森林。

（4）减排温室气体：利用清洁能源（沼气）替代矿物燃料煤炭，起到减排CO2的效果：每立方米沼气可以减排CO2 2.13～3.81kg；利用沼气技术处理规模化养殖场的粪便，可以减少因粪便的曝弃、堆沤或直接田间施用而产生的甲烷（甲烷的温室效应是CO2的21倍）排放：本项目实施后每年减排CO2526.7吨。

由此可见，本项目是保护环境，提供清洁能源，充分利用资源，实现可持续发展的一个综合性的基础产业，生产过程中产生的沼渣与沼液产品均得以合理转化及利用，不再产生新的污染源。沼气、沼电产品属清洁能源，无环境污染问题。因此，本项目在环境保护方面不需增加其它措施。

11.2.2项目运行后对环境的影响及治理对策 1）沼气工程的气味

沼气工程运行过程中，水解酸化池等设施会产生一些不良气体，特别是嗅觉方面尤为突出。主要治理措施：一是场区内生活设施和办公用房尽量避开主导风向的下风向；二设计中尽量采取淹没进水、进粪便；三是种植对不良气体吸收能力强的树种，既绿化环境又起到屏障隔离和吸收作用。

2）噪声的影响及防治对策

沼气工程的噪声主要来源于电动机、固液分离机及各种泵类。其噪声防治措施主要有：主要水泵采用潜污泵，噪声源在水下使噪声大大降低；结合绿化，在噪声大的设施周围设绿色屏障，高大的树木是很好的消声设施；对设备噪声源设置消声器消声等。 3）其他措施

建立环境保护制度，工程主要负责人直接参与，对周围环境负责。加强全面绿化，构建工程的良好小环境。

11.3环境监测制度的建议

加强在贮气柜、净化车间等区域对不良气体的检测，发现异常情况立即处理。这些措施在污水提升泵房、格栅区和固液分离区域应加强噪声的监测。 11.4安全生产

本项目的生产安全包括各类设备的运行安全及沼气供应的安全。通过设备选型、工艺设计及布局设计加强其安全性能，同时，通过加强管理与培训工作，避免运行阶段的安全事故。 （1）布局

根据项目建设地点地形地貌、常年主导风向、生产工艺流程和卫生等要求，本项目做了合理的布局，场区内的工作人员、原料、产品通过道路均进行分流，减少道路运输过程产生的危害风险。主要建筑物之间保持合理的消防及生产安全距离，尤其是沼气发酵及贮气设备与生活场区之间保持适当距离。 （2）设备与电气

本项目选定的电气与机械传动设备，均设置防护罩和接零保护装置和设备故障报警装置。 （3）压力容器

高压贮气罐选择有压力容器生产资质单位的生产设备，在使用前进行压力实验检测,使设备使用安全得到保证。

1)压力容器安全操作的基本要求是：平稳操作，即加载和卸载应缓)慢，保持运行期间压力、温度平稳；防止超载，主要是防止超压、超温，将其控制在设计规定的范围内。 2)容器的维护与保养

☆ 保持好防腐层,经常检查防腐层（是否完好，若发现防腐层损坏，即使是局部的，也必须进行修补。

☆ 消除产生腐蚀的因素 针对不同工作介质产生腐蚀的特定条件，消除造成腐蚀的因素，如潮湿、积水、连接处的渗漏、器壁粗糙等。

☆ 经常保持容器处于完好状态 容器上所有的安全装置和计量仪表，应定期进行调整校正，使其保持灵敏、准确；容器的附件、零件保持齐全和完好。

在工程运行期间，建立安全生产及机械保养制度，严格按照“设备说明书”、“操作规程及注意事项”等执行。

第十二章 项目组织与管理 12.1 项目管理

（1）项目建设期间的组织与管理

自治区农业厅和自治区发改委成立沼气发电项目领导小组，主要负责项目的申报、监督实施、竣工和验收工作。 博湖县农业局和博宁畜牧有限责任公司成立沼气工程项目领导小组，负责项目的组织管理和施工进度监督等重要工作。同时成立由 技术人员和技术依托单位技术人员、能源工程专业施工队与企业负责人共同组成的项目实施小组，负责项目的全面建设工作。

在项目施工方面，项目建设按照相关国家或行业标准，项目施工采用招投标制，严格按照要求，由有资质的单位施工，并且具备有较好的施工经验；建成后的运行管理，由业主选择文化素质高、业务好、经验丰富的技术人员，进行专业技术培训。

在项目资金管理方面，所有项目资金支出都要经法人代表审查签字。项目财务人员必须按照制度认真审查凭证，如实、及时登记，填送财务报表，妥善保管财务档案。项目资金管理要接受审计部门和上级主管部门的审计监督。地方配套资金必须按规定及时足额划拨到位。国家下拨的资金和地方配套资金必须立专帐管理，专款专用，纳入项目统一管理、使用和核算。任何组织和个人不得截留、挤占和挪用项目资金。 （2）项目建设后的组织与管理

良好的项目后期运行管理，是保障已建成项目效益持续发挥的重要条件。项目后续运行必须坚持的原则是“有法可依，有章可循；经费保障；产权清晰、职责明确、管理科学；适应市场经济发展的要求，建立自主经营、自负盈亏、自我约束、自我发展的市场运行机制，最大限度地发挥建成项目的经济效益和社会效益。”

根据上述原则，首先要确定切实可行的项目运行计划。在项目建设后期，组织有关人员，结合该项目的特点，制定项目运行计划，同时要制定出《项目运行和管理办法》，使项目的后期运营有法可依，有章可循。

项目完成后，由博宁畜牧有限责任公司具体进行操作管理，实行独立核算，自负盈亏的管理经营模式，建立一套科学、完整、规范的经营机制和运行机制，实现种植、养殖、沼气、沼渣和沼液综合利用等环节协调发展，以达到生态环境和经济的良性循环。 12.2劳动定员和人员培训 12.2．1劳动定员

项目完成后，将建立专门的运行管理机构，由经过专业培训的持证人员进行操作管理。为了加强管理，减少费用，整个项目管理及操作人员统一安排。 （1） 沼气生产和肥料加工工作分工：

畜粪管理部：负责养殖场和屠宰车间排放的粪污和污水集、输送，也就是沼气和有机肥生产的原料组织和供应。

生产技术部：负责沼池进、运料、出气的监控和调度；设备运行状态监控；负责有机肥料的生产技术、工艺、配方、品种的标准化系列，保证肥料的质量和科技含量。 市场营销部：组织销售网点的设立，保持销售渠道的畅通。

产销服务部：负责建立产销服务体系，对设施设备进行维修，对成品（电力和有机肥料）进行输送、供应，并收集有关信息资料等。定员9人。 （2）发电站按实际发电使用状况，需要管理人员4人。

（3）污水处理站包括沼液的综合利用。污水处理实行每天二班运转，需要管理人员6人。沼液喷灌等实用，由当地政府统一协调，养殖场与周边农场或农户签订协议，按照市场机制进行操作和管理。。12.3.2人员培训项目启动后，需确定部分人员参与建设过程、设备安装、调试。项目完成后，将建立专门的运行管理机构，由经过专业培训的持证人员，负责操作管理。

第十三章 效益分析与风险评价 13.1生产成本和销售收入估算

财务评价中的所有投入物、产出物价格皆采用2004～2006年市场价。 13.1.1成本估算

为了与产品价格相适应，项目的原材料、辅助材料及燃料动力价格均以近几年巴州地区已实现的价格为基础，并参照近几年的变动趋势来进行预测，所有价格都是预期建设期末价格。 1）固定资产折旧和无形及其他资产摊销计算

固定资产折旧按直线法平均计算，计算时先扣除残值（取原值的5%）。按15年进行折旧。每年21.33万元 2）修理费

包括所有固定资产的大、中、小修修理费，按固定资产原值的1.5%计算，正常年份为2.46万元。

3）工资及福利费估算

全厂定员为16人，根据当地平均标准，工资及福利费按每人年均1.2万元估算，全年工资及福利费为19.2万元。 4）其他费用

肥料包装费：2400吨/年×40元/吨=9.6万元；营销费用（销售收入的4%）：126.48万元×4%=5.05万元；管理费用（销售收入的5%）：126.48万元×5%=6.32万元。 5）总成本费用

总成本费用每年63.93万元。 13.1.2销售收入估算

项目产品价格是以新疆2005年的市场价为依据，参照近几年市场价格的变动趋势进行预测的，所有价格都是以项目预期建设期末价格来进行计算。项目正常生产年的销售收入估计为181.08万元。

(1)有机肥收入：2400t×500元/t=120万元；

(2)发电收入：50KW/台×24h×360d×0.4元/KW =17.28万元；

（3）43800t沼液供给周边18000亩蔬菜和8000亩大棚生产基地，可实现销售收入43.8万元。

13.2年运行效益

序号 指标与数据名称 单位 指标与数据 备注

1 销售收入(不含税) 万元 181.08 /181.08 生产期平均/达产年 2 销售税金及附加 万元 2.15 / 0.0 生产期平均/达产年

增值税 万元 21.5 / 0.0 生产期平均/达产年 3 总成本费用 万元 63.93/63.93 生产期平均/达产年 4 利润总额 万元 157.43 / 178.93 生产期平均/达产年 5 所得税 万元 10.51/ 0.0 生产期平均/达产年 6 税后利润 万元 146.92/ 178.93 生产期平均/达产年 13.3项目效益分析与风险分析 13.3.1经济效益

项目的实施将给企业带来一定的经济收益。有机肥收入120万元，发电收入17.28万元，43800吨沼液供给周边18000亩蔬菜和8000亩大棚，可实现销售收入43.8万元，合计 181.08万元。扣除运行成本，每年可以收益117.15万元。 13.3.2社会效益和环境效益

1）项目的实施为解决养殖场普遍存在的粪尿流失、污染环境等问题找到了一条科学的出路，畜禽场周围的环境卫生也将因此得到显著提高。

2）沼渣、沼液是优质有机肥料，适当施用可改善土壤颗粒结构，增加土壤肥力，可显著提高农作物的产量。同时农作物的产品质量也大大提高，且化学污染少，符合可持续发展战略的需要。

3）项目实施后，畜禽污水经过厌氧发酵变成有机液肥还田生产农作物，可少施或不施农药和化肥。

4）项目实施后畜禽粪便经过治理，杀灭了大量有毒害病菌，切断病疫传播途径。 5）畜禽粪便经过无害化处理，使有害有机粪污变为生产绿色无公害有机农副产品必须肥料，为我国农副产品出口创汇提供了有利条件。 6）为农业提供增产增收，提高品质的肥源。 7）沼气发电可解决养殖场或地方上生产、生活用能；

8）随着生态牧业工程的实施，不仅改善了畜牧场周围的环境，同时也给附近的种植农户带来了良好的经济效益。 13.4风险分析

由于该项目流动资金借款很少，因而项目流动比率和速动比率很大，说明项目每年流动资产可以立即用于偿付流动负债的能力较强，并通过加强管理、严格控制投资等一系列措施，增强还贷能力。 第十四章 招标方案 14.1招标管理

项目招标将严格按照国家规定的程序执行，包括组建招标办事机构、编制招标文件、委托招标代理单位、成立评标委员会、组织开标和评标、发放中标通知书、进行合同谈判和签订合同等，每一步骤均规定向有关部门申报和批准。项目招标要依据《中华人民共和国招标投标法》、《农业基本建设项目管理办法》（农业部令[2004]第39号）、《农业基本建设项目招标投标管理规定》，对土建工程和单台设备投资超过5万元均按规定进行招投标。 14.2招标方式

1）大型仪器设备采购参加农业部有关部门实行统一招标采购。 2）小型仪器设备实行自主招标采购。

3）设计合同及监理单项合同不足50万元不进行招标，其中设计与监理将委托具有建筑甲级资质的设计单位进行 14.3招标工作的申报

1）初步设计完成以后上报主管单位，经批准后申报大型仪器设备招标统采购； 2）招标完成后进行招标总结并上报主管部门

结论：项目充分体现国家及新疆巴州地区农业和农村发展的产业政策。项目建立的生态养殖业模式具有向区域内示范辐射的良好作用，对推进农业产业结构调整，促进生态农业发展，提高农产品的国际竞争能力，创造了一个良好的生态环境，具有十分迫切的现实意义； 综上所述，项目建设非常必要与及时；符合国民经济和社会发展客观要求。符合国家行业、产业政策要求，符合我国生态环境保护战略的需要；项目建设目标明确，投资规模适宜，结构合理；项目管理系统健全；社会效益、经济效益显著，项目可行。

建议：项目主管部门应制定严格的项目保障措施，加强资金使用的监管，按照项目实施方案及建设内容安排资金，专款专用，杜绝挤占挪用项目专项资金。技术依托单位须加强技术指导，开展技术咨询与培训，确保项目顺利实施；项目有关部门要制定有利于保护生态环境与废物资源化利用的投资信贷、土地使用等方面的优惠政策，建立健全有效的管理机制。

推荐第9篇：cq分布式发电实习报告

分布式发电（Distributed Generation，简称DG），通常是指发电功率在几千瓦至数百兆瓦（也有的建议限制在30～50兆瓦以下）的小型模块化、分散式、布置在用户附近的高效、可靠的发电单元。主要包括：以液体或气体为燃料的内燃机、微型燃气轮机、太阳能发电（光伏电池、光热发电）、风力发电、生物质能发电等。

分布式能发电的优势在于可以充分开发利用各种可用的分散存在的能源，包括本地可方便获取的化石类燃料和可再生能源，并提高能源的利用效率。

合肥工业大学分布式发电实验室，隶属电气与自动化专业中心实验室，用房面积400平方米，固定资产总值500多万元。

按照实验教学要求划分为：分布式发电系统实验、轻型直流输电系统实验、模拟风力发电并网系统实验、光伏发电并网系统实验等实验，以及博/ 硕士生相关实验和科研等。

实验室有我院率先自行研制成功的主要实验仪器设备有：分布式发电系统实验装置、水轮/汽轮动模发电机组、(交/直/交)轻型直流输电子系统、模拟风力发电并网子系统、光伏发电并网子系统、燃料电池发电并网子系统、超级电容蓄能发电并网子系统、多线路柔性组合高压输电网络模拟子系统、负荷调控PLC控制子系统、气象站子系统、工业视频监控与集中测控操作实验台、系统仿真与动态模拟实验软件及配套设备和仪器仪表，完整配备了准工业级分布式发电系统的各实验环节。

 实验室主要功能与特色

分布式发电实验室是学/硕/博士点一级学科“电气工程”的教学实验室。本实验室以本科实验教学为中心，加强研究生培养和科研基地建设，推进学科学位建设发展。现为“电气工程及其自动化”和“自动化”专业本科生、“电力系统及其自动化”、“电力电子与电力传动”、“检测技术与自动化装置”等专业硕士生、“电气工程”一级学科博士生的实验教学与科研基地。

我院率先自行研制成功的分布式发电系统主要实验仪器设备有：分布式发电系统实验装置、水轮/汽轮动模发电机组、(交/直/交)轻型直流输电子系统、模拟风力发电并网子系统、光伏发电并网子系统、燃料电池发电并网子系统、超级电容蓄能发电并网子系统、多线路柔性组合高压输电网络模拟子系统、负荷调控PLC控制子系统、气象站子系统、工业视频监控与集中测控操作实验台、系统仿真与动态模拟实验软件及配套设备和仪器仪表，完整配备了准工业级分布式发电系统的各实验环节。

 实验室承担的主要工作

本实验室的实验教学要求是使学生掌握分布式发电系统、微网系统稳定性、负荷调配控制、轻型直流输电、模拟风力并网发电、光伏并网发电等基本结构与工作原理，以及系统可靠性分析计算、性能测试等。培养学生在分布式发电系统等方向的理论联系实际意识和实验基本技能。

本实验室的实验教学必备的基础理论知识是：电机学、电力电子技术、可再生能源、电力系统分析、电力系统继电保护、电力系统自动装置等课程。

推荐第10篇：新能源发电的调研报告

新能源发电的调研报告

随着全球范围内能源危机的冲击和环境保护及经济持续发展的要求，开发利用新能源和可再生能源成为大多发达国家和部分发展中国家21世纪能源发展战略的基本选择。从70年代开始，我国政府就积极倡导新能源的研究与开发、推广与应用，并坚持讲求效益的方针；1992年世界环境与发展大会后，又提出了因地制宜地开发和推广风能、太阳能、潮汐能、生物质能(垃圾)、地热能等新能源的方针。

当今社会．电力已是现代文明的象征．一个国家的人均用电量往往是该国经济发展水平的标志然而仅仅依靠煤、石油、天然气和核能发电，已面临着资源枯竭和环境污染的双重压力．已不能适应世界人口和经济持续发展的需要 人们迫切地呼唤新能源，希望用洁净的、可再生的能源发电来取代煤电、油电、气电和核电。

新能源与可再生能源．是指除常规化石能源和大中型水利发电、核裂变发电之外的太阳能、风能、生物质能、海洋能以及地热能等一次能源 这些能源资源丰富、可以再生、清洁干净，是最有前景的替代能源．将成为未来世界能源的基石。

我国自然能资源非常丰富，开发潜力巨大，然而，由于技术、资金以及政策引导等方面的原因，新

能源的开发步伐明显滞后。至2000年底，我国风能、太阳能等新能源发电约为33×104kW，只占我国电力装机总容量的0.4%。因此，推动新能源产业的快速发展，已成当务之急。

自20世纪70年代以来，许多国家开展了对新型可再生能源的研究、开发和利用工作，到目前为止，

除水电外，全世界可再生能源发生的总容量已经接近4×144MW，占全世界总装机容量的1%。其中风力发电装机容量已达到1.8×104MW，太阳能光伏发电装机容量近的1×104MW。美国、日本、澳大利亚等国家和欧盟都制订了相关政策积极发展新能源产业。

1 国外新能源发电技术发展情况

1．1 太阳能发电

美国是世界上太阳能发电技术开发较早的国家，太阳能槽式发电系统已经积累了10多年联网营运的经验，1×104kW 塔式和5～25kW 盘式太阳能发电系统正处于示范阶段。法国、西班牙、日本、意大利等国太阳能发电的应用也有一定发展。太阳能光伏发电最早用于缺电地区，从80年代开始，联网问题得到很大重视。目前，在世界范围内已建成多个兆瓦级的联网光伏电站，光伏发电总装机容量约1×103M W 。

1．2 风力发电

风力发电经历了从独立系统到并网系统的发展过程，大规模风力田的建设已成为发达国家风电发展的主要形式。目前，风力田建设投资已降至1000美元/kW，低于核电投资且建设时间可少于一年，其成本与煤电成本接近，因而具有很大的竞争潜力。世界上最大的风力田位于美国加利福尼亚州，年发电约221×108kW.h。全世界风电装机容量已达17706MW。美国将在俄勒冈州至华盛顿州沿线建立一个世界最大的风力发电基地，德国计划30年后用风力发电取代核电，风力发电在德国供电系统中的比重将占到25 %。

1．3 地热能发电

地热发电的相关技术已经基本成熟，进入了商业化应用阶段。美国拥有世界上最大的盖塞斯地热发电站，装机容量达2080MW。菲律宾的地热发电装机容量也高达1050MW，占该国电力装机总容量的15 %。目前全世界地热发电站约有300座，总装机容量接近1×104MW，分布在20多个国家，其中美国占40%。

1．4 海洋能发电

目前，世界各地已建成了许多潮汐电站，其中规模最大的是法国的郎斯电站，

装机容量240MW。规模较大的还有加拿大的安那波利斯电站、中国的江厦电站和幸福洋电站、原苏联的基斯洛电站等。

1．5 生物能发电

城市垃圾发电是30年代发展起来的新技术，最先利用垃圾发电的是德国和美国。目前，美国垃圾焚烧发电约占总垃圾处理量的40％ ，已建立了几百座垃圾电站，其中底特律市拥有世界上最大的日处理垃圾4000t的垃圾发电厂。日本城市垃圾焚烧发电技术发展更快，垃圾焚烧处理的比例已接近100%。

1．6 燃料电池发电

美国每年投资数亿元开发燃料电池，掌握了许多最先进的技术。日本也大力开展燃料电池及发电技术的研究，仅磷酸型燃料电池(PAFC)发电装机就已超过30MW。加拿大、韩国以及欧洲许多国家也在燃料电池的研究与应用上取得了很大进展。目前，PAFC是技术最成熟、商业化应用最广泛的燃料电池，其价格已降至1500美元/kW。已有数百座PAFC型电站在美国、日本以及欧洲各国投入运行，容量最大的是东京电力公司的五井电厂(11MW)。

2 我国新能源发电的现状

我国的太阳能电池制造水平比较先进，实验室效率已经达到21%，一般商业电池效率是10%～13%。已建成1座光伏电站，容量约40MW。其中容量最大的是1998年投运的西藏安多100kW 电站。太阳能发电项目正在启动，计划在拉萨建立一座35MW 的鲁兹型太阳能电站。

我国独立风电装置有10多万台，总容量20MW左右，80%以上在内蒙古。80年代中后期以来，联网风电场建设迅速发展，全国共建成20个联网风电场，容量234MW。新疆达板城风电二场是我国目前最大的联网风电场，我国自行研制的7.5MW风力发电机组已经投入运行。

我国地热发电站总装机容量30MW 左右，其中西藏羊八井、那曲、郎久三个地热电站规模较大。目前我国共有八座潮汐电站建成运行，容量5.4×104kW.h，

最大的是80年代建成的浙江江厦电站，装机容量3.2MW。

生物能发电在我国尚处于起步阶段，蔗渣/稻壳燃烧发电、稻壳气化发电和沼气发电等技术已得到应用，总装机约800MW。深圳垃圾发电厂已运行了七年，为垃圾发电在我国的发展积累了一定的经验，这将为解决我国城市垃圾处理问题带来新的希望和契机。

90年代中期以来，我国在PEMFC燃料电池研究方面取得了较大的进展。燃料电池技术列入了国家“九五”科技攻关项目和中国科学院“九五”应用研究与发展重大项目，其研究目标直指国际水平。

风力发电机组是风电系统的关键设备，很多国家为此进行了大量投资，就风轮机的材料、结构、发电机控制技术、功率容量以及可靠性等展开研究，其技术也取得了长足的进步。主要表现在：①单机功率逐步增大。80年代中期，商品化机组的单机功率只有55kW，目前，单机功率已上了兆瓦级，1MW以下的并网风力发电机组单机技术已经成熟。② 由于控制技术的改进、设计水平的提高以及新型材料的运用，机组功率曲线改善，运行可靠性不断提高，故障率显著下降。③运用先进的计算机控制技术，能实现对机组的远程集中监控和通信，从而可做到无人值守运行。

在风力发电中，风力的强度和方向也是经常变化的，具有很大的随机性，因而也存在最大能量跟踪的问题。其一般方法是采用变速恒频控制方案，使风机能够随风向的变化而自动改变叶片方向，从而最大限度地捕捉风能；而通过控制功率变换器恒频运行，可以保证输出电能与电网电能频率、相位等参数的一致性。 3 关于可再生能源发电的建议

3．1 针对可再生能源发电给予补贴

可再生能源发电清洁无污染．有利于改善当地环境质量．提高城市形象 在目前价格不足以与燃煤发电竞争的情况下。政府应予以一定补贴．以维持可再生能源发电的运营和促进可再生能源发电的发展。

3．2 提高电力系统对可再生能源的适应性

针对系统内可再生能源发电快速增长的情况，在政府的指导下．加强电力规划工作．深入研究各类可再生能源的成本和运行特性．研究合理的电源结构；适当增加系统内快速响应电源的比重：测算合理的系统备用水平：加强需求侧管理工作，提高负荷响应度．用适当的经济激励鼓励用户成为可中断负荷，提高系统对可再生能源发电的适应性。

3．3 加强与可再生能源发电项目业主的交流与合作

加强对可再生能源发电特性的跟踪研究．确定合理的运行备用水平：根据风电、太阳能发电的实际无功特性．必要时要求它们装设更加灵活的无功补偿装置；对填埋气发电、太阳能发电这些容量较小，运行可靠性要求不高的发电方式开展分布式接人系统的研究：督促风电和太阳能发电业主单位提高发电出力预测水平和电能质量的控制。

4 新能源发电的制约

前一阶段国家相关部门出台文件，限制新能源发电产业之盲目发展， 以避免产能过剩。新能源发电是近几年国家支持和推行的产业，为什么一边推动一边预警呢?其实根本在于风力、太阳光发电与电网之间的连接技术没有交接好。因此制约了新兴产业的发展，这需要大力研究，只有解决这些问题，拿出核心技术，才能使它健康发展。

风力发电和太阳光发电目前的制约在于并网问题，故造成了产能过剩而被国家相关部门限制，而风险投资的精明、商业计划书的严密都成为纸上谈兵。由于风力、太阳光都不是人工可控，受气候、天气直接影响，发电时停时续，致使电网无法调度和控制。对电网正常运行有一定影响，且有可能造成大电流瞬间冲击电网，对电网安全造成隐患。实际上是电网技术目前无法对“不规则发电”之上网的蓄能缓冲，以承受这种上网供电方式。如果有了这种核心技术，风力、太阳光发电且可以正常运行了。

风力发电与太阳光发电并网难题，是普遍性问题。也有不少机构对此进行研究，以解决此难题。如电网调度、发电场蓄能、发电场附近就地用电等办法，其中江苏省一研究机构曾提出在发电场附近建电耗大的企业如“电解铝、电解水制氢、海水淡化、聚乙烯工程、锌空气电池的电极再生”等，但由于制约因素很多，故而未能施行配套。

最可行的办法也许在电网调度上做文章，这是宏观方面。另外，技术能否有一种物理蓄能方法，即缓冲器。使“不规则发电”的风力、太阳光电力能无限制的随时发电、随时上网。如果经研发能解决此阻碍，新能源发电才能正常运行。国家的新能源基础才能实现，企业的投入才能回收并获得回报。反之则靠天吃饭、靠电网许可。这一根本性制约早已存在，只是当初鼓励发展推动实施时，怎么没有想到它竟然是个关键问题。现在想起来有点晚了，当然就有必要研究“不规则发电”与电网运行的关键核心技术。

5 结语

我国是人口众多的发展中国家，能源形势十分严峻．在全面建设小康社会的过程中，如何因地制宜的全面开发多样化新能源，如何积极研发新的发电技术是摆在国人面前现实而迫切的任务。

负荷持续增长，能源需求不断增加，同时电力系统结构的不断老化，环保问题、能源利用率瓶颈以及用户对电能质量的高标准要求，己成为世界各国电力工业所面临的严峻挑战，所以开发利用可再生能源，构建可持续能源系统成为各国的共识与必然的发展趋势。但是随着新能源并网发电容量的不断增加，对传统电网的影响也越来越大。

新能源蕴藏量极为巨大．但大多数是分布广泛而品质较低的能源。如太阳能、风能具有季节性、随机性、间歇性等特点。因此，如何提高发电效率、降低发电成本并安全、可靠运行．需要解决大量的理论和工程问题，还需要广大科技工作者的不懈努力。

参考文献

1、我国新能源发电技术应用现状及发展牛微，李珊珊沈阳工程学院学报(自

然科学版)2005年12月第1卷第4期

2、新能源发电技术的分析杨为，高研等电工电气2009年第4期

3、新能源发电技术概述茹俊卿河北电力技术2001年第1期

4、新能源发电技术简述卫银忠江苏电机工程2009年I1月第28卷

5、浅谈新能源发电技术的潜力李国俊内蒙古石油化工2007年第3期

第11篇：职工思想政治工作调研报告(发电)

职工思想政治工作调研报告

思想政治工作历来是我们党统一思想、凝聚人心、化解矛盾、理顺情绪、激励人们团结奋斗的基础性工作。越是在困难时期，越是在严峻的形势下，越是发挥思想政治工作的时候，越要重视思想政治工作，此时只有充分认识到思想政治工作在企业中的重要地位，发挥思想政治工作的导向作用，才能达到认清形势，转变观念、统一思想、明确目标、坚定信心、完成使命的目的。

一、认清当前国内钢铁行业形势，对鞍凌发展有信心 通过对4.28会议精神的传达，职工们已经认清了目前国内钢铁行业正面临历史上少有的、应对难度极大的生存危机，几乎所有钢铁企业都难以独善其身，他们更深刻的意识到这场危机的危害性、长期性、复杂性和应对这场生存危机挑战的艰巨性、重要性和紧迫性。在面临这样巨大的生存危机，职工思想相对稳定，并未受到这场危机太大的影响，大多数职工在意的并不是工资会下调多少，会对生活带来多大的损失，他们更多关注的是这场危机给钢铁行业带来的巨额亏损、给鞍凌公司带来的巨额亏损，以及如何去降本增效、变革创新、扭亏为盈来弥补这场危机所带来的损失。他们作为鞍凌公司的主人翁，能够认清自己肩负的使命和责任，从而把思想认识和行动统一到对当前经济形势的科学判断上来，积极为公司发展献计献策，为公司发展奠定了坚实的思想基础，坚定应对生存危机挑战的信心和信念，增强应对危机的紧迫感和承受能力，从而使他们对鞍凌公司今后的发展更有信心。

二、加强和改进思想政治工作

1、高度重视、精心组织

各级党政管理人员首先要高度重视思想政治工作，充分认识思想政治工作的地位、价值和作用，并对思想政治工作做出正确的评价，特别要认识到生存危机形势下做好思想政治工作的必要性和特殊意义。思想决定行动，只有在思想上高度重视思想政治工作，真正认识到思想政治工作的价值，才能在新形势下做好思想政治工作。

2、开拓创新，融入实践

面临的国内钢铁行业生存危机是我们以前没有遇见过的，新情况新问题层出不穷，目前思想政治工作要在继承和发扬优良传统的同时，针对国际形势、社会发展环境和企业发展变化，把握国内钢铁行业生存危机的特点、规律，积极拓展思路、创新思维、不断探索思想政治工作的新方式、新方法、新内容、新途径、新领域、新机制、特别要在增强时代感，加强针对性、实效性、主动性上下功夫。目前，鞍凌公司思想政治工作的开展要以4.28会议精神为指导，紧密结合国内钢铁行业生存危机动向，正视企业面临的实际困难，客观分析员工队伍现状，融入经营管理，贴近职工思想，坚持以人为本，以理服人，以情感人，大胆开拓创新，才能收到理想的效果。

3、稳定队伍、营造和谐

国内钢铁行业生存危机形势下，公司运营不稳定，员工思想波动，容易出现内忧外患的局面，此时要充分发挥思想政治工作维护团结稳定大局服务的职能，营造团结一致，共克时艰，共创未来的和谐氛围。做好维护稳定工作，一方面要集中主要精力研究解决当前存在的矛盾和历史遗留问题；一方面要以战略眼光进行超前研究，预测未来可能发生的问题，提出预防性，前瞻性的对策和措施，以掌握维护稳定工作的主动权；另一方面要建立化解矛盾、稳定队伍、营造和谐的长效机制，消除员工后顾之忧。

4、以人为本，凝心聚力

坚持以人为本是企业经营管理的基本原则，也是做好思想政治工作必须遵循的重要原则。只有坚持以人为本，从理顺情绪、化解矛盾、消除疑虑、平衡心理、振奋精神、激发斗志等方面入手，思想政治工作才能达到陶冶情操、增进团结、焕发热情、你凝聚力量、促进和谐的目的，才能培养职工的敬业精神、团队精神、奉献精神、创新精神，增强职工的危机意识、机遇意识、责任意识和全局意识，从而增强企业的凝聚力、向心力、战斗力、竞争力。

三、非常之时要有非常之举，尽最大努力扭转当前被动局面

1、加强技术攻关，进行设备改造。

汽轮发电机组投产运行一段时间后，发现许多设计缺陷和系统不合理的地方，因此我们成立了“党支部一揽子工程”活动小组，逐一对生产工艺流程进行排查，对排查出的影响安全、经济运行的环节，统一立项进行改造。相继完成了锅炉给水泵密封水回收工程、汽轮机射水箱溢流水回收、锅炉连续排污蒸汽的回收、事故照明改造工程。仅以上各项改造，每年可创造直接效益达454多万元（以上改造投资不足10万元）。已经制定完成方案的还有送、引风机冷却水改造项目，凝结水泵密封冷却水改造项目，1#锅炉烟道系统的优化和改进等，预计年可创造效益200多万元。

2、加强对标分析，开展指标竞赛。

以厂每月组织的技术指标分析为契机，结合作业区生产实际，深入开展指标对标分析，查找差距和不足，制定有针对性的措施和方案。围绕公司及动力厂降本增效的工作思路，作业区积极响应号召开展指标竞赛活动，对照同行业先进指标找差距，同时将能源动力厂8项成本考核指标分解为26项指标，并逐级分解到班组及个人。做到不留死角 ，人人身上有指标，指标完成情况与职工绩效考核挂钩。指标竞赛极大地增强了职工的成本意识，调动了职工积极性。实施指标竞赛后，各项单耗指标都有明显改善（厂用电率由去年11.7%降到3月份11.05%，万度电耗新水降到由去年78 t/kwh降至46t/kwh，除盐水制水率由去年1.5降到1.45等）。产量指标也有大幅度提高，同比每小时多发电5223kwh。截止目前为止，两台发电机累计发电3.23亿度电，为公司节省电费1亿7千多万元。

3、加强日常管理，创建节约型作业区。

为进一步将降本增效做到实处，发电作业区结合实际向全体员工发起高度重视节能减排、节水节电的号召，并制定节能减排和节水节电活动方案。在日常工作中，党支部成立“党员降本增效突击队” 针对造成成本浪费的因素提出合理化建议及时进行整改，仅年初至今累计提出合理化建议200余条，有些已经实施，并收到可观的效益。发电党支部就是这样从大处着眼，小处着手，为创建节约型作业区而努力奋斗。

四、应对危机挑战，坚持典型引路

我们面对空前严峻的危机考验，坚持以郭明义、蒋东明两位楷模为引路人向危机挑战。作业区全体党员和职工以郭明义、蒋东明为榜样，树立正确的世界观、人生观、价值观，不断提高思想道德和文化技术素质，争当爱岗敬业、科技创新、无私奉献的楷模，立足本职岗位，努力创造一流工作成绩。通过学习郭明义、蒋东明的先进事迹，营造人人为鞍凌发展作贡献的浓厚氛围，激发广大职工的主人翁责任感和使命感，形成万众一心促发展的良好局面，为鞍凌公司战胜危机，再创辉煌而努力奋斗。

发电作业区党支部 2012.5.22

第12篇：发电公司电力实习报告

精选范文:发电公司电力实习报告(共2篇)实习报告今年3月1日至6月1日，我到炎陵县发电公司实习。该站兴建于1973年11月，始用站名自源电站，后改为发电公司，属于中型水利发电站，1977年4月9日，1#机投产，2#、3#和4#、5#机均为自我安装调试，分别于1978年9月28日和1987年12月25日投产。五台机组总装机容量为15000千瓦，单机容量为3000千瓦。引水渠道8.71千米，水头高234米，一座径流式高水头的水力发电站，1979年在县内民网连成一体的基础上通过110千伏线路并入国家大民网。该站是本县电气化第一个骨干电站，在县内小电网中起到调频调峰的作用。该站发电机出线由民缆引到母线，母线用单母线分段式接线方式，ⅰ段母线通过1#主变直接向110千伏线路送电，ⅱ段母线通过2#主变升至35kv和110kv由供电线路母线供电，采用单母线分段主带联络刀闸，分别由三相线向外送电。厂用电由两台相同容量单台为180kva的变压器供电。㈠发电机的型号参数冷却方式，中性点接地方式；发电机组的保护，控制测量，信号装置及运行维护①型号：1#、2#、3#是tsw133/105-44#、5#是tsw143/82-4；②参数：容量为3750kva；出力为3000kw；频率为50hz；转速为1500转/分③冷却方式：1#、2#、3#采用开板式的冷却方式；4#、5#采用密封式带水冷却器冷却④中性点接地方式：秀用cd-4避雷器击穿民压为10-19kv⑤保护：差动保护过流过压保护，励磁消失保护。⑥控制：手动控制⑦测量：电流回路测量，电压回路测量⑧信号：过负荷发出信号。发电机组的运行及维护需要注意以下几点：①备用中的发电机及其全部附属设备，应进行必要的维护和监视，使其经常处于完好状态，随时能立即起动。②为防止线圈绝缘受潮，发电机组处于备用时间一般不宜超过72小时，超过72小时应与其它机组轮换运行。③所有安装在控制屏上的电气表计的指示值必须要求每小时记录一次，并经常要有专人对各表进行监视，其附属设备的表计其测温装置每两小时计录一次④对发电机组及其附属设备，每值应进行四次全面检查，其检项目：a、发电机的声音否正常，有无振动和过热现象b、fmk及励磁回路有无严重过热现象c、检查发电机碳刷有无冒火花现象d、油开关油位，油色彩否正常，各连续点有无松动发热及电晕e、在运行中的发电机每值应用毛巾清扫碳刷架，绝缘板和滑环上的碳粉和灰尘㈡该站主变压器的型号，容量，冷却方式，主变压器的保护，控制，测量信号装置及维护运行。①型号：1#为sflb-2000/121-38.5-1.3;2#为sfl-8000/35②容量:1#为2000kva无吹风时1330kva.2#为8000/35③冷却方式:油浸风冷式.④保护:差动保护,110kv侧35kv侧.6kv侧复合闭锁过电流保护⑤控制:自动手动控制⑥测量:电流电压,发电机励磁电流,电压频率温度,可控硅信号电压⑦信号:温度升高,发信号,风机起动,瓦斯保护发信号;轻瓦斯发出信号,重瓦斯跳110kv侧35kv侧6kv侧油开关,过负荷发出信号.其维护运行应按以下要求进行:①每值应根据控制屏上的仪表监视主变的情况并按要求每小时抄表1次②主变每值要进行三次外部检查其项目发如下:a变压器外部清洁无破损裂缝,无放电痕迹及其它异常现象b储油柜和充油套管的油位油色均应正常,不渗漏油c变压器音响正常,本体无渗油漏油,吸湿器应完好,硅胶干燥无受潮变色d检查冷却装置的运行是否正常,油温是否正常e安全气通及保护膜应完好无损f引线接头,母线应无发热现象g接地是否接触良好h1#主变高压侧断开时低中压侧在运行时,中性点接地刀闸516应在合上位置.i1#主变三侧均在正常驻运行时,中性点接地刀闸均在断开位置j变压器大小修后还要检查瓦斯继电器内应无气体.继电器与储油柜间连接阀门打开⑵运行中当主变轻瓦斯动作时运行人员必须及时向车间,生技股和站领导报告.下列情况对主变进行机动检查.a受较大的短路电流冲击后b检修后刚投入运行c大雾中或细雨之夜,检查套管有无放电及电晕d在气温突变时(冷热)应对主变的油面进行额外检查e主变较长时间过负荷.㈣ ⑴站用电的供电方式,厂用电:35kv110kv母线供电生活区:ⅰ段6kv母线供电设厂用变和生活变.两种主变自动控制厂用电网两台相同容量单台为180kva的变压器供电,两台变压器分别从发电机和引至母线的ⅰ段ⅱ段取电源变压器为发电机的机端电压6.3kv.低电压为400kv.厂用电接线方式采用单母线分段带联络刀闸,其母线电压维持在380~420v其母联刀闸03正常运行时处于拉开位置,各段母线单独运行某台厂变过载时,可合上03两台并联运行.当某台厂变出故障时可拉开邦联碱变开关,合上03由单台厂变供给全部厂用电.⑵站用电的运行及维护:①对厂用电设备应进行下列巡视检查:a各刀闸,导电部分的接头有无过度发热,变色烧红现象b各保险管有无过热焦化,熔件有无断脱象征c设备有无异常状外壳接地是否牢固d各表计指示应正常,三相电压平衡,三相电流应基本平衡.e电缆有无破损,漏油或不正常的发热②电动机运行中注意事项:a各电动机的电源保险容量应配装得当,三相一致,以防某相保险熔断后缺相运行烧坏电动机.b电动机的温度不应超过铭牌规定数值c电动机运行的振动不得超过0.1mmd电动相的基础应该牢固,外壳接地应良好.e电动机有下列情况之一者,应立即停下并进行处理.电动机单相运行,转速降低发出强烈的鸣音;电动机轴承或线圈发热超过铭牌规定值;电动机剧烈振动,转子与定子相摩擦不能维持正常运行者;电动机着火冒烟.㈤⑴自动装置:对联生故障的设备能自动断开,继电保护及自动装置,在运行中没有接到调度命令或技术人员通知不能任意投入退出变更定值.⑵操作电源:分直流回路和交流回路⑶蓄电源及直流系统:蓄电源:型号:ggf-3000规格:2u300安时运行方式及其操作:⑴蓄电池组处于浮充电法运行时应以恒定蓄电池的端电压为原则蓄电池组的端电压应保持在260~280v范围内.⑵蓄电池处于浮充法运行时由于某种原因充电电机短时间退出运行致使蓄电池端电压低于260v时其浮充电运行的监视和检查且将其浮充过程中蓄电池的极板,冒气,温度单个电池电压和起止时间等情况详细记录于蓄电池地运行记录表上,待蓄电池组的端电压升至260v时其浮充电流可按下式进行近似计算:(0.02-0.03)ahi=───────=(0.15-0.3)a式中ah=300安时36⑶当蓄电池组的端电压高于或等于280v时,蓄电池可以短时间停充,但同样要按照相机⑵款的内容规定做好记录,此时必须注意蓄电池的单相电压下降至2.2v时必须投入充电机进行浮充电流运行.⑷调节直流负荷时,浮充电流应保持在0.25-0.35a.即i浮充=浮充机输出电流-负载电流。⑸直流系统母线电压应保持在215-220v范围内。⑹正常时禁止用允电机单独向直流负载供电，但在寻找接地点或蓄电池故障时可以短时间单独供电，但要有专人调整充电机电压。㈥⑴该站的防雷方式是：采用了3根30米的避雷针以三角形立在升压站周围把升压站和厂房控制在它的保护之下。1#，2#，3#避雷针高均为30米避雷针接地电阻为4欧防止了直击雷过电压：（如图1-1）⑵该站有着良好的接地装置，在电站的整个生产区内的地下都有“#”字形的铁丝网，铁芯和许多叉入地底下两米多深的角钢，互相焊接在一起形成一个特大接地网和避雷针于避雷器连接，而发电机和主变压器的中性点有着单独的接地网，确保了电站在雷雨天气时工作能安全正常运行的可先靠性。㈦各机电设备的运行,操作维护及一般故障的分析处理方法；

1、如发电机的运行，操作及故障处理的方法举例如下：⑴运行：a、发电机在额定出力p=3000kw下可长期连续运行。b、发电机投入运行后，如无异常现象即可增带3000kw负荷，原则上不允许超过3000kw的额定值运行，同时也不允许无根据地限制容量。 ⑵操作：①发电机检修后在起动前应将工作票收回，并详细检查发电机各部分及周围的清洁情况，各有关设备必须完整好用。短路线和接地线必须拆除。以及进行起动前的各种试验。

②在分刀闸以前，应先试验发电机油开关和灭磁开关的合闸情况良好，对于频繁起动的发电机不必每次起动前进行上述试验，但每月至少要进行一次。 ⑶故障处理：当发电机的定子电流超过允许值时应首先检查发电机力率和电压，并注意电流超过允许值所经过的时间。处理：a、用减少励磁的方法减少定子电流到正常值，但不得使力率过高和电压过低。b、如果减低励磁电流不能使定子电流降到正常值进，则必须降低发电机的有功负荷。当发电机的油开关自动跳闸时，值班人员应立即：a、检查灭磁开关是否跳开如果未跳开，应立即用远方手动操作将其跳开；b、检查由于哪一保护装置的动作使发电机被切断；c、检查是否由于值班人员误动而引起，如果确定掉闸是由于值班人员误动所引起，则应立即将发电机送入电网；d、查明保护装置的动作是否由于短路邦联所引起。

2、变压器的运行操作及故障处理的方法举例如下：⑴运行:b、主变在运行中的允许温度应按上层油来检查最高不得超过95℃为了防止变压器油劣化过速，上层油不得超过85℃a、变压器三相负荷不平衡进，应监视最大电流的负荷。⑵操作：主变检修完毕投入运行前须仔细检查主变外部油位计，油位、油色正常，防爆膜完好。瓦斯继电器充满油无气体，外壳接地完好，出线套管以及导电排连接牢固，各部件清洁完好，无渗油现象等。检查所有临时接地标示牌等安全设施是否已经拆除，工作票是否已收回⑶故障处理：⑴、主变发生下述故障之一者应立即报告调度，要求立即停电；a.安全气道膜爆破；b.在常冷却条件下主变温度不正常并不断上升；c.漏油致使油面降落低于油位指示计上的限度；d.油色有明显变化油内出现碳质等；e.套管有严重破损和放电现象。⑵、变压器保护动作跳闸时，应根据保护动作与事故当时的外部现象判断变压器是否发生故障及其原因并应及时报告调度。㈧、总结。通过这次三个月的实习，使我对实际操作有了更多的了解。增强了专业知识的感性面。

[发电公司电力实习报告(共2篇)]篇1：发电公司电力实习报告

发电公司电力实习报告

实习报告

今年3月1日至6月1日，我到炎陵县发电公司实习。该站兴建于1973年11月，始用站名自源电站，后改为发电公司，属于中型水利发电站，1977年4月9日，1#机投产，2#、3#和4#、5#机均为自我安装调试，分别于1978年9月28日和1987年12月25日投产。五台机组总装机容量为15000千瓦，单机容量为3000千瓦。引水渠道8.71千米，水头高234米， 一座径流式高水头的水力发电站，1979年在县内民网连成一体的基础上通过110千伏线路并入国家大民网。该站是本县电气化

72小时应与其它机组轮换运行。

③所有安装在控制屏上的电气表计的指示值必须要求每小时记录一次，并经常要有专人对各表进行监视，其附属设备的表计其测温装置每两小时计录一次 ④对发电机组及其附属设备，每值应进行四次全面检查，其检项目： a、发电机的声音 否正常，有无振动和过热现象

b、fmk及励磁回路有无严重过热现象

c、检查发电机碳刷有无冒火花现象

d、油开关油位，油色彩否正常，各连续点有无松动发热及电晕

e、在运行中的发电机每值应用毛巾清扫碳刷架，绝缘板和滑环上的碳粉和灰尘

㈡该站主变压器的型号，容量，冷却方式，主变压器的保护，控制，测量信号装置及维护运行。

①型号：1#为sflb-2000/121-38.5-1.3;2#为sfl-8000/35 ②容量: 1#为2000kva无吹风时1330kva.2#为8000/35 ③冷却方式:油浸风冷式. ④保护:差动保护,110kv侧35kv侧.6kv侧复合闭锁过电流保护 ⑤控制:自动手动控制

⑥测量:电流电压,发电机励磁电流,电压频率温度,可控硅信号电压

⑦信号:温度升高,发信号,风机起动,瓦斯保护发信号;轻瓦斯发出信号,重瓦斯跳110kv侧35kv侧6kv侧油开关,过负荷发出信号. 其维护运行应按以下要求进行: ①每值应根据控制屏上的仪表监视主变的情况并按要求每小时抄表1次 ②主变每值要进行三次外部检查其项目发如下: a变压器外部清洁无破损裂缝,无放电痕迹及其它异常现象

b储油柜和充油套管的油位油色均应正常,不渗漏油

c变压器音响正常,本体无渗油漏油,吸湿器应完好,硅胶干燥无受潮变色 d检查冷却装置的运行是否正常,油温是否正常

e安全气通及保护膜应完好无损

f引线接头,母线应无发热现象

g接地是否接触良好

h1#主变高压侧断开时低中压侧在运行时,中性点接地刀闸516应在合上位置.i1#主变三侧均在正常驻运行时,中性点接地刀闸均在断开位置

j变压器大小修后还要检查瓦斯继电器内应无气体.继电器与储油柜间连接阀门打开

⑵运行中当主变轻瓦斯动作时运行人员必须及时向车间,生技股和站领导报告. 下列情况对主变进行机动检查. a受较大的短路电流冲击后

b检修后刚投入运行

c大雾中或细雨之夜,检查套管有无放电及电晕

d在气温突变时(冷热)应对主变的油面进行额外检查

e主变较长时间过负荷. ㈣

⑴站用电的供电方式,厂用电:35kv110kv母线供电

生活区:ⅰ段6kv母线供电

设厂用变和生活变.两种主变自动控制

厂用电网两台相同容量单台为180kva的变压器供电,两台变压器分别从发电机和引至母线的ⅰ段ⅱ段取电源变压器为发电机的机端电压6.3kv.低电压为400kv.厂用电接线方式采用单母线分段带联络刀闸,其母线电压维持在

380~420v其母联刀闸03正常运行时处于拉开位置,各段母线单独运行某台厂变过载时,可合上03两台并联运行.当某台厂变出故障时可拉开邦联碱 变开关,合上03由单台厂变供给全部厂用电. ⑵站用电的运行及维护: ①对厂用电设备应进行下列巡视检查: a各刀闸,导电部分的接头有无过度发热,变色烧红现象

b各保险管有无过热焦化,熔件有无断脱象征

c设备有无异常状外壳接地是否牢固

d各表计指示应正常,三相电压平衡,三相电流应基本平衡. e电缆有无破损,漏油或不正常的发热

②电动机运行中注意事项:

a各电动机的电源保险容量应配装得当,三相一致,以防某相保险熔断后缺相运行烧坏电动机. b电动机的温度不应超过铭牌规定数值

c电动机运行的振动不得超过0.1mm d电动相的基础应该牢固,外壳接地应良好. e电动机有下列情况之一者,应立即停下并进行处理. 电动机单相运行,转速降低发出强烈的鸣音;电动机轴承或线圈发热超过铭牌规定值;电动机剧烈振动,转子与定子相摩擦不能维持正常运行者;电动机着火冒烟. ㈤

⑴自动装置:对联生故障的设备能自动断开,继电保护及自动装置,在运行中没有接到调度命令或技术人员通知不能任意投入退出变更定值. ⑵操作电源:分直流回路和交流回路

⑶蓄电源及直流系统: 蓄电源:型号:ggf-3000规格:2u300安时

运行方式及其操作: [发电公司电力实习报告(共2篇)] ⑴蓄电池组处于浮充电法运行时应以恒定蓄电池的端电压为原则蓄电池组的端电压应保持在260~280v范围内. ⑵蓄电池处于浮充法运行时由于某种原因充电电机短时间退出运行致使蓄电池端电压低于260v时其浮充电运行的监视和检查且将其浮充过程中蓄电池的极板,冒气,温度单个电池电压和起止时间等情况详细记录于蓄电池地运行记录表上,待蓄电池组的端电压升至260v时其浮充电流可按下式进行近似计算: (0.02-0.03)ah i =─────── =(0.15-0.3)a 式中ah=300安时

36

⑶当蓄电池组的端电压高于或等于280v时,蓄电池可以短时间停充,但同样要按照相机⑵款的内容规定做好记录,此时必须注意蓄电池的单相电压下降至2.2v时必须投入充电机进行浮充电流运行.

⑷调节直流负荷时,浮充电流应保持在0.25-0.35a.即i浮充=浮充机输出电流-负载电流。

⑸直流系统母线电压应保持在215-220v范围内。

⑹正常时禁止用允电机单独向直流负载供电，但在寻找接地点或蓄电池故障时可以短时间单独供电，但要有专人调整充电机电压。

㈥

⑴该站的防雷方式是：采用了3根30米的避雷针以三角形立在升压站周围把升压站和厂房控制在它的保护之下。1#，2#，3#避雷针高均为30米避雷针接地电阻为4欧防止了直击雷过电压：（如图1-1）

⑵该站有着良好的接地装置，在电站的整个生产区内的地下都有“#”字形的铁丝网，铁芯和许多叉入地底下两米多深的角钢，互相焊接在一起形成一个特大接地网和避雷针于避雷器连接，而发电机和主变压器的中性点有着单独的接地网，确保了电站在雷雨天气时工作能安全正常运行的可先靠性。㈦各机电设备的运行,操作维护及一般故障的分析处理方法；

1、如发电机的运行，操作及故障处理的方法举例如下：

⑴运行：a、发电机在额定出力p=3000kw下可长期连续运行。

b、发电机投入运行后，如无异常现象即可增带3000kw负荷，原则上不允许超过3000kw的额定值运行，同时也不允许无根据地限制容量。 ⑵操作：

①发电机检修后在起动前应将工作票收回，并详细检查发电机各部分及周围的清洁情况，各有关设备必须完整好用。短路线和接地线必须拆除。以及进行起动前的各种试验。

②在分刀闸以前，应先试验发电机油开关和灭磁开关的合闸情况良好，对于频繁起动的发电机不必每次起动前进行上述试验，但每月至少要进行一次。

⑶故障处理：当发电机的定子电流超过允许值时应首先检查发电机力率和电压，并注意电流超过允许值所经过的时间。

处理：a、用减少励磁的方法减少定子电流到正常值，但不得使力率过高和电压过低。

b、如果减低励磁电流不能使定子电流降到正常值进，则必须降低

下页篇2：发电厂及电力系统专业毕业实习报告范文

发电厂及电力系统专业

毕

业

实

习

报

姓

名： 杜宗飞 学 号： 2011090118 专 业： 发电厂及电力系统 班 级： 发电厂及电力系统01班 指导教师： 赵建明 实习时间： xxxx-x-x—xxxx-x-x 20xx年1月9日

目录

目录 ...............................................................................................................................2 前言 ...............................................................................................................................3

一、实习目的及任务 ...................................................................................................3 1.1实习目的...........................................................................................................3 1.2实习任务要求...................................................................................................4

二、实习单位及岗位简介 ..........................................[发电公司电力实习报告(共2篇)].................................................4 2.1实习单位简介...................................................................................................4 2.2实习岗位简介（概况）...................................................................................5

三、实习内容（过程） ...............................................................................................5 3.1举行计算科学与技术专业岗位上岗培训。...................................................5 3.2适应发电厂及电力系统专业岗位工作。.......................................................5 3.3学习岗位所需的知识。...................................................................................6

四、实习心得体会 .......................................................................................................6 4.1人生角色的转变...............................................................................................6 4.2虚心请教，不断学习。...................................................................................7 4.3摆着心态，快乐工作.......................................................................................7

五、实习总结 ...............................................................................................................8 5.1打好基础是关键...............................................................................................8 5.2实习中积累经验...............................................................................................8 5.3专业知识掌握的不够全面。...........................................................................8 5.4专业实践阅历远不够丰富。...........................................................................8 本文共计5000字，是一篇各专业通用的毕业实习报告范文，属于作者原创，绝非简单复制粘贴。欢迎同学们下载，助你毕业一臂之力。

前言

随着社会的快速发展，用人单位对大学生的要求越来越高，对于即将毕业的发电厂及电力系统专业在校生而言，为了能更好的适应严峻的就业形势，毕业后能够尽快的融入到社会，同时能够为自己步入社会打下坚实的基础，毕业实习是必不可少的阶段。毕业实习能够使我们在实践中了解社会，让我们学到了很多在发电厂及电力系统专业课堂上根本就学不到的知识，受益匪浅，也打开了视野，增长了见识，使我认识到将所学的知识具体应用到工作中去，为以后进一步走向社会打下坚实的基础，只有在实习期间尽快调整好自己的学习方式，适应社会，才能被这个社会所接纳，进而生存发展。

刚进入实习单位的时候我有些担心，在大学学习发电厂及电力系统专业知识与实习岗位所需的知识有些脱节，但在经历了几天的适应过程之后，我慢慢调整观念，正确认识了实习单位和个人的岗位以及发展方向。我相信只要我们立足于现实，改变和调整看问题的角度，锐意进取，在成才的道路上不断攀登，有朝一日，那些成才的机遇就会纷至沓来，促使我们成为发电厂及电力系统专业公认的人才。我坚信“实践是检验真理的唯一标准”，只有把从书本上学到的发电厂及电力系统专业理论知识应用于实践中，才能真正掌握这门知识。因此，我作为一名发电厂及电力系统专业的学生，有幸参加了为期近三个月的毕业实习。

一、实习目的及任务

经过了大学四年发电厂及电力系统专业的理论进修，使我们发电厂及电力系统专业的基础知识有了根本掌握。我们即将离开大学校园，作为大学毕业生，心中想得更多的是如何去做好自己专业发展、如何更好的去完成以后工作中每一个任务。本次实习的目的及任务要求：

1.1实习目的 ①为了将自己所学发电厂及电力系统专业知识运用在社会实践中，在实践中巩固自己的理论知识，将学习的理论知识运用于实践当中，反过来检验书本上理论的正确性，锻炼自己的动手能力，培养实际工作能力和分析能力，以达到学以致用的目的。通过发电厂及电力系统的专业实习，深化已经学过的理论知识，提高综合运用所学过的知识，并且培养自己发现问题、解决问题的能力

②通过发电厂及电力系统专业岗位实习，更广泛的直接接触社会，了解社会需要，加深

对社会的认识，增强自身对社会的适应性，将自己融合到社会中去，培养自己的实践能力，缩短我们从一名大学生到一名工作人员之间的观念与业务距离。为以后进一步走向社会打下坚实的基础；

③通过实习，了解发电厂及电力系统专业岗位工作流程，从而确立自己在最擅长的工作岗位。为自己未来的职业生涯规划起到关键的指导作用。通过实习过程，获得更多与自己专业相关的知识，扩宽知识面，增加社会阅历。接触更多的人，在实践中锻炼胆量，提升自己的沟通能力和其他社交能力。培养更好的职业道德，树立好正确的职业道德观。

1.2实习任务要求

①在发电厂及电力系统岗位实习期间，严格遵守实习单位的规章制度，服从毕业实习专业指导老师的安排，做好实习笔记，注重理论与实践相结合，善于发现问题

②在实习过程，有严格的时间观念，不迟到不早退，虚心向有经验的同事请教，积极主动完成实习单位分配的任务，与单位同事和谐相处；

③每天都认真总结当天的实习工作所遇到的问题和收获体会，做好工作反思，并按照学校毕业实习要求及时撰写毕业实习日记。

二、实习单位及岗位简介

2.1实习单位简介 浙江xxxx系统工程有限公司成立于****年，是一家专注于xx产品和xxx产品研究、开发、生产及销售的高科技企业，总部及研发基地设立于****科技创业园，并在全国各地设有分支机构。公司技术和研发实力雄厚，是国家863项目的参与者，并被政府认定为“高新技术企业”。

浙江xxxx系统工程有限公司自成立以来，始终坚持以人才为本、诚信立业的经营原则，荟萃业界精英，将国外先进的信息技术、管理方法及企业经验与国内企业的具体实际相结合，为企业提供全方位的解决方案，帮助企业提高管理水平和生产能力，使企业在激烈的市场竞争中始终保持竞争力，实现企业快速、稳定地发展。

公司人才结构合理，拥有多名博士作为主要的技术骨干，具有硕士、学士高\\中级技术职称的员工达800多人。为了开发出真正适合企业需求的xxxx 产品，企业特聘请发电厂

及电力系统专业专家（中科院院士）作为咨询顾问，紧密跟踪发电厂及电力系统行业发展特点，不断优化。 2.2实习岗位简介（概况）

a.参与发电厂及电力系统岗位的日常工作，参与组织制定单位发电厂及电力系统岗位发展

规划和年度工作计划（包括年度经费使用计划，仪器设备申购计划等），并协助同事组织实施和检查执行情况。 b.协助主管领导科学管理，贯彻、实施有关规章制度。确定自己在发电厂及电力系统专业

岗位的工作职责与任务，定期进修和业务相关的知识，不断提高业务水平和工作能力。

c.在工作过程，跟同事一起通过与客户的洽谈，现场勘察，尽可能多地了解客户从事的职

业、喜好、业主要求的使用功能和追求的风格等。努力提高客户建立良好关系能力，给客户量身打造设计方案。

三、实习内容（过程） 3.1举行计算科学与技术专业岗位上岗培训。

我很荣幸进入浙江xxxx系统工程有限公司开展毕业实习。为了更好地适应从学生到一个具备完善职业技能的工作人员，实习单位主管领导首先给我们分发发电厂及电力系统专业岗位从业相关知识材料进行一些基础知识的自主学习，并安排专门的老同事对岗位所涉及的相关知识进行专项培训。 3.2适应发电厂及电力系统专业岗位工作。

为期两个多月的毕业实习是我人生的一个重要转折点。校园与职场、学习与工作、学生与员工之间存在着思想观念、做人处事等各方面的巨大差异。从象牙塔走向社会，在这个转换的过程中，人的观点、行为方式、心理等方面都要做适当的调整和适应。我在发电厂及电力系统专业岗位慢慢的熟悉工作环境和工作同事后，逐渐进入工作状态，每天按照分配的任务按时按量的完成。在逐渐适应岗位工作的过程中，我理解了工作的艰辛与独立自主生活的不易。在工作和同事相处过程中，即使是一件很平常的琐碎小事也不能有丝毫的大意，也让我明白一个道理：细节决定成败。

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第13篇：关于新能源风能发电报告

关于新能源风能发电报告

姓名：陈祝平班级：英本三班 学号：2010103061 2011.10.21 2 风能发电

在不断持续的能源紧张中，不少人想到了新能源利用。利用洁净的能源（可再生能源）是人类社会文明进步的表现、是科学技术的发展、是环保理念的体现。洁净能源指太阳能、风能、潮汐能、生物能等，这都是可再生取之不尽的能源，特别是风能技术最为成熟，经济可行性较高，是一种较理想的发展能源。风是地球上的一种自然现象，它是由太阳辐射热引起的。风能是太阳能的一种转换形式，是一种重要的自然能源。太阳照射到地球表面，地球表面各处受热不同，产生温差，从而引起大气的对流运动形成风。据估计到达地球的太阳能中虽然只有大约2%转化为风能，但其总量仍是十分可观的。全球的风能约为2.74×109MW，其中可利用的风能为2×107MW，比地球上可开发利用的水能总量还要大10倍。

我国风能资源总量约42亿千瓦，技术可开发量约3亿千瓦。目前东南沿海是最大风能资源区，风能密度为200W/M2～300W/M2，大于6m/s的风速时间全年3000h以上就可取得较大经济效益。

一 风力发电的现状

21世纪是可再生能源的世纪，由于风能非常丰富、价格非常便宜、能源不会枯竭，又可以在很大范围内取得，非常干净、没有污染，不会对气候造成影响，因而风力发电具有极大的推广价值。在中国，风能资源丰富的地区主要集中在北部、西北和东北的草原、戈壁滩以及东部、东南部的沿海地带和岛屿上。这些地区缺少煤炭及其他常规能源，并且冬春季节风速高，雨水少；夏季风速小，降雨多，风能和水能具有非常好的季节补偿。另外，在中国内陆地区，由于特殊的地理条件，有些地区具有丰富的风能资源，适合发展风电，比如江西省都阳湖地区以及湖北省通山地区。目前我国的风能利用方面与国际水平还在一定差距，但是发展很快，无论在发展规模上还是发展水平上，都有很大提高。据资料显示，2004年全国在建项目的装机容量约150万千瓦，其中正在施工的约42万千瓦，可研批复的68万千瓦，项目建议书批复的45万千瓦，包括五个10万千瓦特许权项目。

江西都昌老爷庙风电场风能资源丰富，建设条件较好，已被列为全国大型风电场预可研项目。目前，江西省能源结构性矛盾突出，一次能源只有煤炭和水电；而且电煤大部分需要从省外运入，水电开发程度又较低。风电和水电具有不同步发生规律，风力发电高峰处于秋季与冬季，水利发电高峰期处于春季和夏季，风电和水电具有季节性特性，可实现季节性互补；风力发电是环保型可再生能源，可改善电源结构，替代一部分火电容量，节约煤炭，减少污染，保护环境。 二 风力发电的潜力 长期以来，由于风电电价高于火电电价，作为清洁能源的风电对于解决能源短缺和环境保护问题的意义长期得不到应有的重视。事实上，风电作为一项高新技术，具有着巨大的产业前景。而它作为新兴能源，更对促进边远地区经济发展有着巨大的作用。在电力紧张、能源紧缺的情况接踵而至的今天，我国应该重新认识风能的利用问题。

首先，风力发电的潜力体现为风电电价的快速下降。截止到目前，风电电价正在快速下降，甚至已日趋接近燃煤发电的成本，经济效益开始凸现。数据显示，风力发电能力每增加一倍，其成本就下降15％。纵观近几年，风电增长一直保

3 持在30％以上，因而成本也正随之不断下降。目前，中国风电成本约在0.5元以上，随着中国风力发电装机的国产化和发电的规模化，风电成本可望再降。此外，风电外部成本几乎为零，甚至低于核电成本。据初步测算，如果将内部成本和外部成本同时计入成本，风电将是当前世界上最经济、最洁净的能源。

其次，风电的潜力体现于风能资源的丰富性。据初步统计、中国陆地10米和海面15米可供开发的风力资源在几亿千瓦以上，相当于可开发水能资源（3.9亿千瓦）的2.5倍。而50米风力资源还会增大一倍。根据现有技术，地面 50－100米的风力资源都可开发利用。此外，风电技术正日臻成熟。随着科学技术的发展，风电技术已经相当成熟。更大型、性能更好的机组的已开发并投人生产试运行，可利用的风速要求还会降低。

再者，风电工程的建设工期短，见效快。火电、水电的建设工期需要用年来计算，而在有风场数据的前提下，风电项目只需要以周、月来计算。风场建设在短时间内即可完成，能够解决我国电力短缺的燃眉之急。

另外，风电的发展对于遏制温室效应具有重大的意义。据统计，风力发电每生产100万千瓦时的电量，便能减少600吨二氧化碳的排放。因此，大力发展风能可以大幅度削减造成温室效应的二氧化碳，缓解气候变暖的状况，并能有效地遏制沙尘暴灾害，抑制荒漠化的发展。 最后，风场也成旅游项目。风电场还能带动当地经济发展。内蒙古风电场就是很好的例子。它虽然不大，但场面很壮观，已发展成为旅游区。 三 发展风电刻不容缓

风电产业要全面健康可持续发展，需要解决的问题很多，但依靠科技进步来推动风电产业是摆在我们面前的现实课题。

首先，需建立以企业为主体、市场为导向、产学研技术结合的创新体系。对开展试点的企业应对其研发机构，研发人员，研发资金，研发项目，专利申请，产品品牌，能力建设等方面提出具体要求和量化的指标。

第二，正确处理技术引进和技术创新的关系。采用自主研究开发和引进消化国外技术相结合的方式，是实现提高竞争能力的较好途径。、

第三，加强风电创新能力建设，建立风电公共技术服务平台，共同对资源进行整合、共享、完善和提高，通过建立共享机制和管理程序逐步做到资源有效利用。 第四，加速风电技术人才培养。目前已有一些高等院校准备设置风能专业或者风能专业方向，开设风能课程培养本科生和研究生。除了学校培养人才外，企业也应将人才培养和建立一支高素质的队伍放在战略地位，特别需要建立激励机制和创造良好的环境，使技术队伍能够稳定地成长。

中国风电行业发展比较迅速，但与国际风电行业的发展水平还有很大差距，国内的风电设备主要依靠进口，对外依赖性强，虽然风电成本已下降很多，但相比火电成本的优势在短期内并不会明显突出，风电行业的发展还有很多的阻碍因素。但是风电行业投资的高风险，必然会为风电行业发展带来高收益，不论是风电产业的经济效益、社会效益，还是中国目前奉行的可持续发展和节约战略，都为风力发电行业提供了很大的发展空间。现在，风能发电成本已经下降到1980年的1/5。随着技术进步和环保事业的发展，风能发电在商业上将完全可以与燃煤发电竞争。

第14篇：发电公司电力实习报告

实习报告

今年3月1日至6月1日，我到炎陵县发电公司实习。该站兴建于1973年11月，始用站名自源电站，后改为发电公司，属于中型水利发电站，1977年4月9日，1#机投产，2#、3#和4#、5#机均为自我安装调试，分别于1978年9月28日和1987年12月25日投产。五台机组总装机容量为15000千瓦，单机容量为3000千瓦。引水渠道8.71千米，水头高234米，一座径流式高水头的水力发电站，1979年在县内民网连成一体的基础上通过110千伏线路并入国家大民网。该站是本县电气化第一个骨干电站，在县内小电网中起到调频调峰的作用。

该站发电机出线由民缆引到母线，母线用单母线分段式接线方式，Ⅰ段母线通过1#主变直接向110千伏线路送电，Ⅱ段母线通过2#主变升至35KV和110KV由供电线路母线供电，采用单母线分段主带联络刀闸，分别由三相线向外送电。厂用电由两台相同容量单台为180KVA的变压器供电。

㈠发电机的型号参数冷却方式，中性点接地方式；发电机组的保护，控制测量，信号装置及运行维护

①型号：1#、2#、3#是TSW133/105-44#、5#是TSW143/82-4；

②参数：容量为3750KVA；出力为3000KW；频率为50HZ；转速为1500转/分

③冷却方式：1#、2#、3#采用开板式的冷却方式；4#、5#采用密封式带水冷却器冷却

④中性点接地方式：秀用CD-4避雷器击穿民压为10-19KV

⑤保护：差动保护过流过压保护，励磁消失保护。

⑥控制：手动控制

⑦测量：电流回路测量，电压回路测量

⑧信号：过负荷发出信号。

发电机组的运行及维护需要注意以下几点：

①备用中的发电机及其全部附属设备，应进行必要的维护和监视，使其经常处于完好状态，随时能立即起动。

②为防止线圈绝缘受潮，发电机组处于备用时间一般不宜超过72小时，超过72小时应与其它机组轮换运行。

③所有安装在控制屏上的电气表计的指示值必须要求每小时记录一次，并经常要有专人对各表进行监视，其附属设备的表计其测温装置每两小时计录一次

④对发电机组及其附属设备，每值应进行四次全面检查，其检项目：

a、发电机的声音否正常，有无振动和过热现象

b、FMK及励磁回路有无严重过热现象

c、检查发电机碳刷有无冒火花现象

d、油开关油位，油色彩否正常，各连续点有无松动发热及电晕

e、在运行中的发电机每值应用毛巾清扫碳刷架，绝缘板和滑环上的碳粉和灰尘

㈡该站主变压器的型号，容量，冷却方式，主变压器的保护，控制，测量信号装置及维护运行。

①型号：1#为SFLb-2000/121-38.5-1.3;2#为SFL-8000/3

5②容量:1#为2000KVA无吹风时1330KVA.2#为8000/35

③冷却方式:油浸风冷式.④保护:差动保护,110KV侧35KV侧.6KV侧复合闭锁过电流保护

⑤控制:自动手动控制

⑥测量:电流电压,发电机励磁电流,电压频率温度,可控硅信号电压

⑦信号:温度升高,发信号,风机起动,瓦斯保护发信号;轻瓦斯发出信号,重瓦斯跳110KV侧35KV侧6KV侧油开关,过负荷发出信号.

其维护运行应按以下要求进行:

①每值应根据控制屏上的仪表监视主变的情况并按要求每小时抄表1次

②主变每值要进行三次外部检查其项目发如下:

a变压器外部清洁无破损裂缝,无放电痕迹及其它异常现象

b储油柜和充油套管的油位油色均应正常,不渗漏油

c变压器音响正常,本体无渗油漏油,吸湿器应完好,硅胶干燥无受潮变色

d检查冷却装置的运行是否正常,油温是否正常

e安全气通及保护膜应完好无损

f引线接头,母线应无发热现象

g接地是否接触良好

h1#主变高压侧断开时低中压侧在运行时,中性点接地刀闸516应在合上位置.

i1#主变三侧均在正常驻运行时,中性点接地刀闸均在断开位置

j变压器大小修后还要检查瓦斯继电器内应无气体.继电器与储油柜间连接阀门打开

⑵运行中当主变轻瓦斯动作时运行人员必须及时向车间,生技股和站领导报告.

下列情况对主变进行机动检查.

a受较大的短路电流冲击后

b检修后刚投入运行

c大雾中或细雨之夜,检查套管有无放电及电晕

d在气温突变时(冷热)应对主变的油面进行额外检查

e主变较长时间过负荷.

㈣

⑴站用电的供电方式,厂用电:35KV110KV母线供电

生活区:Ⅰ段6KV母线供电

设厂用变和生活变.两种主变自动控制

厂用电网两台相同容量单台为180KVA的变压器供电,两台变压器分别从发电机和引至母线的Ⅰ段Ⅱ段取电源变压器为发电机的机端电压6.3KV.低电压为400KV.厂用电接线方式采用单母线分段带联络刀闸,其母线电压维持在380~420V其母联刀闸03正常运行时处于拉开位置,各段母线单独运行某台厂变过载时,可合上03两台并联运行.当某台厂变出故障时可拉开邦联碱变开关,合上03由单台厂变供给全部厂用电.

⑵站用电的运行及维护:

①对厂用电设备应进行下列巡视检查:

a各刀闸,导电部分的接头有无过度发热,变色烧红现象

b各保险管有无过热焦化,熔件有无断脱象征

c设备有无异常状外壳接地是否牢固

d各表计指示应正常,三相电压平衡,三相电流应基本平衡.

e电缆有无破损,漏油或不正常的发热

②电动机运行中注意事项:

a各电动机的电源保险容量应配装得当,三相一致,以防某相保险熔断后缺相运行烧坏电动机.

b电动机的温度不应超过铭牌规定数值

c电动机运行的振动不得超过0.1mm

d电动相的基础应该牢固,外壳接地应良好.

e电动机有下列情况之一者,应立即停下并进行处理.

电动机单相运行,转速降低发出强烈的鸣音;电动机轴承或线圈发热超过铭牌规定值;电动机剧烈振动,转子与定子相摩擦不能维持正常运行者;电动机着火冒烟.

㈤

⑴自动装置:对联生故障的设备能自动断开,继电保护及自动装置,在运行中没有接到调度命令或技术人员通知不能任意投入退出变更定值.

⑵操作电源:分直流回路和交流回路

⑶蓄电源及直流系统:

蓄电源:型号:GGF-3000规格:2U300安时

运行方式及其操作:

⑴蓄电池组处于浮充电法运行时应以恒定蓄电池的端电压为原则蓄电池组的端电压应保持在260~280V范围内.

⑵蓄电池处于浮充法运行时由于某种原因充电电机短时间退出运行致使蓄电池端电压低于260V时其浮充电运行的监视和检查且将其浮充过程中蓄电池的极板,冒气,温度单个电池电压和起止时间等情况详细记录于蓄电池地运行记录表上,待蓄电池组的端电压升至260V时其浮充电流可按下式进行近似计算:

(0.02-0.03)Ah

I=───────=(0.15-0.3)A式中Ah=300安时

36

⑶当蓄电池组的端电压高于或等于280V时,蓄电池可以短时间停充,但同样要按照相机⑵款的内容规定做好记录,此时必须注意蓄电池的单相电压下降至2.2V时必须投入充电机进行浮充电流运行.

⑷调节直流负荷时,浮充电流应保持在0.25-0.35A.即I浮充=浮充机输出电流-负载电流。

⑸直流系统母线电压应保持在215-220V范围内。

⑹正常时禁止用允电机单独向直流负载供电，但在寻找接地点或蓄电池故障时可以短时间单独供电，但要有专人调整充电机电压。

㈥

⑴该站的防雷方式是：采用了3根30米的避雷针以三角形立在升压站周围把升压站和厂房控制在它的保护之下。1#，2#，3#避雷针高均为30米避雷针接地电阻为4欧防止了直击雷过电压：（如图1-1）

⑵该站有着良好的接地装置，在电站的整个生产区内的地下都有“#”字形的铁丝网，铁芯和许多叉入地底下两米多深的角钢，互相焊接在一起形成一个特大接地网和避雷针于避雷器连接，而发电机和主变压器的中性点有着单独的接地网，确保了电站在雷雨天气时工作能安全正常运行的可先靠性。

㈦各机电设备的运行,操作维护及一般故障的分析处理方法；

1、如发电机的运行，操作及故障处理的方法举例如下：

⑴运行：a、发电机在额定出力p=3000KW下可长期连续运行。

b、发电机投入运行后，如无异常现象即可增带3000KW负荷，原则上不允许超过3000KW的额定值运行，同时也不允许无根据地限制容量。

⑵操作：

①发电机检修后在起动前应将工作票收回，并详细检查发电机各部分及周围的清洁情况，各有关设备必须完整好用。短路线和接地线必须拆除。以及进行起动前的各种试验。

②在分刀闸以前，应先试验发电机油开关和灭磁开关的合闸情况良好，对于频繁起动的发电机不必每次起动前进行上述试验，但每月至少要进行一次。

⑶故障处理：当发电机的定子电流超过允许值时应首先检查发电机力率和电压，并注意电流超过允许值所经过的时间。

处理：a、用减少励磁的方法减少定子电流到正常值，但不得使力率过高和电压过低。

b、如果减低励磁电流不能使定子电流降到正常值进，则必须降低发电机的有功负荷。

当发电机的油开关自动跳闸时，值班人员应立即：

a、检查灭磁开关是否跳开如果未跳开，应立即用远方手动操作将其跳开；

b、检查由于哪一保护装置的动作使发电机被切断；

c、检查是否由于值班人员误动而引起，如果确定掉闸是由于值班人员误动所引起，则应立即将发电机送入电网；

d、查明保护装置的动作是否由于短路邦联所引起。

2、变压器的运行操作及故障处理的方法举例如下：

⑴运行:b、主变在运行中的允许温度应按上层油来检查最高不得超过95℃为了防止变压器油劣化过速，上层油不得超过85℃

a、变压器三相负荷不平衡进，应监视最大电流的负荷。

⑵操作：主变检修完毕投入运行前须仔细检查主变外部油位计，油位、油色正常，防爆膜完好。瓦斯继电器充满油无气体，外壳接地完好，出线套管以及导电排连接牢固，各部件清洁完好，无渗油现象等。

检查所有临时接地标示牌等安全设施是否已经拆除，工作票是否已收回

⑶故障处理：⑴、主变发生下述故障之一者应立即报告调度，要求立即停电；

a.安全气道膜爆破；

b.在常冷却条件下主变温度不正常并不断上升；

c.漏油致使油面降落低于油位指示计上的限度；

d.油色有明显变化油内出现碳质等；

e.套管有严重破损和放电现象。

⑵、变压器保护动作跳闸时，应根据保护动作与事故当时的外部现象判断变压器是否发生故障及其原因并应及时报告调度。

㈧、总结。

通过这次三个月的实习，使我对实际操作有了更多的了解。增强了专业知识的感性面。

第15篇：水泥余热发电实习报告

丽江水泥厂余热发电实习报告

目录

前言 ...........................................................错误！未定义书签。 丽江拉法基水泥厂余热电站现场实习概况错误！未定义书签。 水泥厂余热发电工艺流程及原理 .............................................3 丽江拉法基水泥厂余热项目概况 ............错误！未定义书签。 丽江拉法基水泥厂余热项目主要技术特点 .............................6 现场实习总结 ............................................................................7 学习提升计划 ...........................................错误！未定义书签。

余热发电项目对生产水泥排放的废气余热进行回收并转换为电能，再用于水泥生产，是一个具有利废、环保、节能三重效果的节能项目。是实施节能减排、资源综合利用的重点项目，是在不影响水泥生产的前提下最大限度地回收利用水泥生产线窑头熟料冷却机及窑尾预热器的废气余热，采用成熟、可靠的工艺和装备进行资源综合利用、降低生产成本、发展循环经济的节能环保项目。

余热发电系统是利用窑尾和窑头的烟气余热，将水转换为水蒸气，从而带动汽轮机，再带动发电机进行发电。

水泥厂余热发电工艺流程及原理

余热发电是将生产过程中排放的烟气热能通过余热锅炉转化为一定温度和压力的蒸汽，通过汽轮机做功从而拖动发电机进行发电的一个能量转化过程。余热烟气进入锅炉，由锅炉将余热烟气的热量转化为蒸汽热量，被加热的蒸汽进入汽轮机转换为机械能，汽轮机拖动发电机将机械能转换为电能。余热发电三大设备为：余热锅炉、汽轮机、发电机。

电厂余热锅炉主要是利用燃气轮机烟气余热来加热水，成为高压高温的水蒸气进入汽轮机做功，是一种联合发电机组。

纯低温余热回收发电技术与中型的火力发电不同，低温余热发电技术是通过回收水泥、石化、钢铁等企业向大气环境中排放的温度低于300~400℃的中低温废蒸汽、烟气所含的低品位的热量来发电，它将企业在生产环节产生的低品位的或废弃的热能转化为高级能源——电能，因此它是一项变废为宝的高效节能技术。这一技术的核心是在高效换热器和低温非标汽轮机方面的重大突破和进展，这些技术可以成功地直接将低品位的余热转换为电能，不仅建厂投资成本低，而且经济效益显著，为大型企业余热回收利用、节能降耗找到了一条有效的途径和方法。

余热发电厂主要设备包括：AQC锅炉、SP锅炉、汽轮机、发电机、水处理设备、循环冷却设备、DCS控制设备等。

该技术不使用燃料来补燃，因此不对环境产生附加污染；蒸汽参数较低，其运行操作简单方便，运行的可靠性和安全性高，运行成本低，日常管理简单。

综合考虑目前水泥生产线窑头、窑尾的余热资源分布情况和水泥窑的运行状况，确定热力系统及装机方案如下：

本余热发电系统主机包括四台余热锅炉、两套凝汽式汽轮发电机组，即SP余热锅炉、AQC余热锅炉、汽轮发电机组。

a． SP余热锅炉：在窑尾设置SP余热锅炉，仅设置蒸汽段，生产1.35MPa-320℃的过热蒸汽，与窑头AQC余热锅炉生产的过热蒸汽混合后通入汽轮发电机组，出SP余热锅炉废气温度降到220℃，供生料粉磨烘干使用。

b． AQC余热锅炉：利用冷却机中抽取的废气（中温端，~360℃），在窑头设置AQC余热锅炉，余热锅炉分为蒸汽段和热水段运行：蒸汽段生产1.35MPa-340℃的过热蒸汽，与窑尾SP余热锅炉生产的过热蒸汽混合后通入汽轮机发电机组，热水段生产的170℃热水后，作为AQC余热锅炉蒸汽段及SP余热锅炉的给水，出AQC锅炉废气温度降至100℃。

c． 汽轮机发电机组：上述两台余热锅炉生产的蒸汽共可发电3.8MW，因此配置4.5MW凝汽式机组一套。

整个工艺流程是：40℃左右的纯水经过除氧器除氧，由锅炉给水泵加压进入AQC锅炉省煤器，加热成170℃左右的热水；分成两部分，一部分进入AQC锅炉汽包，另一部分进入SP锅炉汽包；然后依次经过各自锅炉的蒸发器、过热器产生1.35MPa-340℃和1.35MPa-310℃的过热蒸汽，汇合后进入汽轮机发电机组做功，作功后乏汽进入凝汽器，冷凝水和补充纯水除氧器除氧再进行下一个热力循环。SP锅炉出口废气温度220℃左右，用于烘干生料。

水泥厂余热项目主要技术特点

1、两台锅炉采用了一个共用的汽水回路系统，将两台锅炉的省煤器布置在窑头锅炉内，以充分利用篦冷机低温废气热源；将蒸汽过热器布置在窑尾锅炉内，以使过热蒸汽达到设定的温度，提高发电效率。

2、整个余热发电系统采用先进的DCS集散控制系统，系统的操作简便可靠，并设有完善的报警和保护程序，使整个发电工艺系统能够长期稳定运行。

3、采用减速式两点混汽式汽轮机，利用参数较低的主蒸汽和来自闪蒸器的饱和蒸汽发电。

4、为避免卧式锅炉漏风严重和流场分布不均的隐患，两台锅炉均采用立式锅炉。

5、为防止因集灰而影响锅炉的换热效率，篦冷机锅炉和窑尾锅炉均设置机械振打和超声波两套除灰装置，两台锅炉底部均设置了专门的排灰系统。

6、针对篦冷机废气所含熟料粉尘粒径较大、磨蚀性强的特点，为防止篦冷机锅炉换热器过早磨损，在锅炉前设置两台并联旋风收尘器作为预除尘装置，除尘效率设计在75%左右。

7、AQC锅炉设计为立式自然循环锅炉，带汽包，烟气自上而下通过锅炉。锅炉自上而下布置过热器、蒸发器和省煤器，由于废气粉尘为塑料颗粒，粘附性不强，除尘方式采用自然沉降，另外为增大换热面积，强化换热效果，AQC锅炉的传热管设计为螺旋翅片管。

8、由于窑头废气粉尘粒度较大，在余热锅炉废气入口设置干扰式沉降室，使废气中较大颗粒沉降下来，以减轻熟料颗粒对窑头余热锅炉的冲刷磨损。

9、为了保证电站事故不影响水泥窑生产，余热锅炉设有旁通废气管道，一旦余热锅炉或电站发生事故时，可以将余热锅炉从水泥生产系统中解列，不影响水泥生产的正常运行。

10、采用低参数单压凝汽式汽轮机，系统简单可靠，比较适应水泥窑工况波动大，频繁停窑的场合。

现场实习总结

这次到山水水泥厂现场进行学习，使我对水泥余热发电工艺有了总体的认识，也使我积累了很多现场经验，为我以后的设计工作提供了一定的帮助。但实习时间不是很长，并不能全面具体的去了解每一个设备和工艺。但我还是非常珍惜这次的现场实习经历，为我今后的余热项目卷册设计提供了很大的帮助，在今后从事具体余热项目卷册设计的同时再进行学习，就会收到更好的学习效果。

这段时间通过指导师父的讲解、公司的各种培训、现场的实习以及自我的学习，我已经对余热发电有了一定的了解，基本了解了水泥厂余热发电工程的工艺、设计流程、施工流程以及各卷册图纸的作用，但这些都是很基本的认识，离自己能够真正参与设计出图还有很大的差距。要想真正进入电力设计行业，成为一个优秀的电热设计人员，还需要不懈地学习和大量知识的积累，以及指导师父孜孜不倦的教导和经验的分享，再由浅入深的参与一些余热项目中简单到复杂的卷册的出图工作。只有不断地学习充实自己才能真正很快的成长起来，我具体希望通过以下计划来使自己快速成长，尽快成为一个真正的电热设计人员。

1、不断学习电气和热控相关知识，多看书，还要多看设计规程，熟悉电气和热控设计规范。

2、积极参加公司的各种培训，并积极主动地向各位师傅请教电热设计知识，分享设计经验。

3、多看其他已经完成的余热项目卷册，完整系统地了解一个余热项目的各设计阶段要做的工作，以及各卷册所包含的图纸范围、各卷册的作用和设计流程。并熟悉各部件的作用、安装位置选取依据等。

4、尽快投入工作，由浅入深地先着手画一些与我专业相符合的卷册及一些简单的卷册，如DCS系统图卷册、端子出线图册、电缆沟及桥架图册等，再慢慢接手一些热控及电气其它的卷册出图工作。

5、

根据领导安排的工作逐步提高自己的设计能力。

第16篇：黑龙江省发电

哈工大医院转发：黑龙江省卫生厅关于保障医务人员人身安全的通知

各市（行署）卫生局，绥芬河市、抚远县卫生局，省农垦、森工总局卫生局，各医疗机构：

2012年3月23日，我省发生哈尔滨医科大学附属第一医院医务人员被严重伤害事件，造成一死三伤，情节恶劣，后果严重。该事件的发生，凸显了构建和谐医患关系的长期性和重要性，以及保障广大医务人员人身安全的紧迫性和必要性。为此，现就有关问题强调如下：

一、努力构建和谐医患关系

各级卫生行政部门、医疗机构要结合开展“三好一满意”和平安医院创建等活动，全面构建和谐医患关系。一要坚持以病人为中心。“以病人为中心”是以人为本的科学发展观在医疗卫生领域的具体体现，医疗机构和医务人员要从患者的利益出发，全心全意为患者服务，保障患者的身心健康。二要坚持以病人需求为导向。不断改善服务态度，完善服务方式，提高服务水平，为患者提供优质服务，满足患者不同层次的就医需求。三要坚持以病人满意为标准。大力倡导医学人文精神，树立明礼诚信、友爱互助的服务理念，形成相互尊重、相互理解、温馨和谐的医患关系，使患者满意度不断提升，以更加优质的服务赢得社会的理解和支持，赢得广大患者的认同和满意。

二、全力保障医务人员安全

一是加大安保投入力度。医疗机构要在改善医疗条件，购置医疗、检查设备的同时，安装警铃、摄像头、监控器、门禁系统等设施设备;加强配备安保人员;健全安保制度，并采取行之有效的措施贯彻执行；兼顾患者就医方便和保障医务人员安全，进一步科学优化、全面完善诊疗流程。

二是引导医务人员树立人身安全意识。广大医务人员要坚守原则。一要保持医德高尚和良好的服务态度，二要提高医护人员自身医疗诊治水平与技能，三要加强医患沟通以减少信息不对称，四要及时发现并预警潜在安全威胁；同时，要掌握应对突发事件的一些技巧和方法。第

一、“三可三不可”原则：可顺不可激，可散不可聚，可解不可结；第

二、察言观色，及时应对。应注意与性格孤僻、内向、不善言语和醉酒的人员交流方式；第

三、见机行事、量力而为。遇到突发事件要充分利用自己周围的物品保护自己，要在自己的能力范围内量力而行；第

五、具备有关正当防卫与避免防卫过当的基本知识。

三、全面强化医疗质量管理

一是强化医疗质量安全意识。随着医疗保障水平的提高和群众健康意识的增强，医疗服务需求呈现“井喷”，医院经常人满为患，医务人员非常辛苦，超负荷工作已成常态，但由此也带来的医疗质量和医疗安全问题，必须引起我们的高度重视。各级卫生行政部门和医疗机构要切实加强对医疗质量与安全管理工作的领导，建立医疗质量与安全管理例会制度，主要领导必须经常深入临床一线，开展经常性的医疗护理工作检查，定期听取医疗质量与安全管理工作情况汇报，定期开展医疗纠纷与医疗质量缺陷讲评，及时研究和解决医疗质量与安全管理中出现的问题，时刻警示医务人员，不断强化质量责任意识、安全意识。

二是严格执行医疗核心制度。各级医疗机构既要注重规章制度的建设，狠抓各项制度的落实，尤其要提高医疗核心制度的执行力，督促医务人员严格按章办事，严格规范操作。

三是提高医院科学管理水平。在医院管理上要抓外延发展，满足日益增长的医疗需求；抓内涵建设，不断提高医疗质量，提升医疗管理水平，确保医疗质量有效的开展，满足广大患者需求。

四是加强重点环节管理。抓好新生儿室、手术室、血液透析室、重症监护室等重点科室的医院感染控制；抓好重大手术的安全管理；抓好急危重症病人的抢救；抓好新技术、新业务引进应用中的技术与操作规范；抓好病历等医疗文件的规范化书写和应该履行的告知义务；抓好手术室、急诊科、产房、儿科等重点科室的风险防范。

各级卫生部门和医疗机构，一定要广泛宣传、广泛动员，构建和谐医患关系。同时加强与公安部门沟通，切实采取有效措施，保障广大医务人员人身安全，确保医疗工作平稳、安全、有序。

黑龙江省卫生厅 2012年3月24日

第17篇：风力发电

风电场建设施工

时间2010-07-07

一、风电场建设施工前期准备

1项目报建风电场项目可行性研究报告经批准后

按照《工程建设项目报建管理办法》规定具备条件的

需向当地建设行政主管部门报建备案。

2编制风电场建设计划

2.1 风电场建设单位在风电场可行性研究报告已获批准

建设资金筹措计划已基本落实

风电场设计已开始进行时

要尽快组织力量编制建设计划

科学、有序的安排工程项目和有关工作高效协调进行

以控制和掌握风电场建设大局

落实风电场分期建设计划和总体规划。

2.2 编制风电场建设计划

要在保证质量和安全的前提下

以工程进度计划为主

完成包括建设准备工作计划、投资计划、物资供应计划、运输计划、劳动培训计划、成本计划等配套计划的编制。

3委托建设监理

3.1 风电场建设涉及到风力发电、输变电、建筑、道路等工程

是一项多专业多学科的系统工程

建设单位要依靠自身的力量管理好风电场建设是比较艰巨和吃力的工作

3.2 委托有相应资质、满足专业需求的监理单位

代表建设单位

依据国家有关法律法规和工程建设监理合同、工程建设的各有关合同

对风电场工程项目实施监理。

4项目施工招标

4.1 建设单位根据建设风电场目标项目的建设地点、投资目标、任务数量、质量标准及工程进度等等

通过发布广告或邀请函的形式使自愿参与工程施工的承包商按建设单位的要求投标

建设单位根据投标报价高低、技术水平、施工能力、工程经验、企业管理水平、财务状况和企业信誉程度等对其进行全面分析、综合评价、择优选定中标单位 并与其签订合同。

4.2 施工招标文件主要内容

4.2.1 投标邀请书

4.2.2 合同条款

4.2.3 协议书、履约担保证件和工程预付款保函

4.2.4 投标报价书、投标保函和授权委托书

4.2.5 工程量清单

4.2.6 投资审查资料

4.2.7 技术条款

4.2.8 招标图纸

4.3 开标、评标和决标通过评审

建设单位最后与潜在的中标单位就工程实施过程中有关问题和价格问题进行谈判从中确定中标单位。经报请有关主管部门批准后

发出中标通知书。

5 签订施工合同

5.1 中标通知书发出30天内

中标单位应与建设单位依据招标文件、投标书等签订工程的承包合同。

5.2 签订施工合同

必须按照《建设工程施工合同示范文本》的合同条件

明确约定合同条款对可能发生的问题

要约定处理原则和解决办法。

5.3 建设单位在合同正式签订前

应将双方协商一致的合同草案报建设行政部门或其授权单位审查

通过审查后无误后

双方可以正式签订合同。

6 征地风电场建设用地

需要按规定办理报批手续并缴纳和支付规定项目的费用。

7 现场四通一平为使风电场项目施工顺利进行

施工单位应在正式施工开工前

解决现场用电、用水、道路、通信及施工现场场地平整的问题。

二、风电场工程施工

1 工程施工许可证

1.1 根据我国《建筑法》的规定

包括风电场建设工程在内的建筑工程

建设单位应当在其开工前向工程所在地的县级以上建设行政主管部门申请领取施工许可证。

1.2 未取得施工许可证或开工报告而擅自施工的

责令改工。

2 工程施工管理

2.1 质量控制坚持质量第一

预防为主

防检结合的原则

2.2 进度控制根据项目工程条件

全面分析

审核施工承包单位编制的施工进度计划的合理性和可行性

并实施监督

以确保工期目标的实现

2.3 投资控制严格审核施工承包单位的施工图预算和工程项目个阶段的资金使用计划

2.4 过程协调通过现场协调或定期协调会方式解决施工过程中存在的问题

3 工程施工监理

3.1 依据监理合同确定监理组织确定风电场项目总监理工程师及相应专业人员摸清

任务具体内容

3.2 制定监理规划及进行准备工作

3.3审查施工组织设计提出个专业的书面审查意见

3.4 工程投资、质量和进度目标动态控制

3.5 质量评定填写质量综合评定监理意见

3.6 工程验收

4 工程施工质量管理

4.1 建设单位必须把工程发包给具有相应资质等级的单位

4.2 建设单位必须对工程的重要设备和材料实行采购招标

4.3 建设单位应将施工图设计文件报县级以上政府建设行政主管未经审查批准不得使用

4.4 建设单位只有在工程验收合格后方可将其交付使用

三、风力发电机组的运输、安装与调试

1 风力发电机组的运输

1.1 一般情况下采购我国自己生产的风力发电机组在采购合同中都明确由生产厂代为组织运输且直达风电场工地现场

1.2 在采用公路汽车运输方案时建设单位应对道路路况做全面了解

2 风力发电机组的安装

2.1 安装前检查并确认风力发电机组基础已验收符合安装要求

2.2 确认风电场输变电工程已经验收

2.3 以制造厂技术人员为主组织安装队伍并明确安装现场的唯一指挥人选

3 风力发电机组的调试

3.1 按风力发电机组生产厂安装及调试手册规定逐一进行调试

3.2 按手册要求编写调试报告

四、风力发电机组试运

1 风力发电机组试运行严格依据风力发电机组试运行的条件

2 试运行时间:按风力发电机组生产厂要求或生产厂与建设单位预先商定的条件

3 风力发电机组通过试运行后经分析评估符合要求生产厂和建设单位双方签署试运行记录后方可验收

4 编制风力发电机组性能质量评估报告提供专项测试、复查记录及评估意见后验收方可结束

5 验收意见和报告应归档保存以备风电场项目竣工验收需要并作为该风力发电机组技术档案的正式资料备查

第18篇：江西省发电

江西省发电

发电单位 中共江西省委统战部 签批盖章 张勇

赣机发号等级 加急 ·明电赣统发电〔2010〕27号

关于做好留学人员摸底登记工作的通知

各设区市委统战部，各本科院校、科研院所党委统战部，省直有关单位统战部门(党办)，各有关企事业单位统战部门(党办)：

开展留学人员工作是统战工作的重要组成部分。为进一步摸清全省留学人员的基本情况和数据，扎实做好江西省欧美同学会●江西省留学人员联谊会的换届准备工作，推动我省留学人员工作开展，现就开展留学人员摸底登记工作的有关事项通知如下：

一、登记对象为凡在国外留学一年以上，或进修、访问、讲学半年以上的回国人员，以及现仍在国外留学、进修、访问并具有中国国籍的人员。

二、请各地各单位接通知后，认真开展留学人员的情况调研，扎实做好留学人员的登记工作，并将本地区、本单位留学人员登记表，于9月15日前报省委统战部六处（江西省欧美同学会●共 6页

留学人员联谊会换届筹备工作办公室）。

联系人：熊智礼

联系电话：0791-6242677，传真：0791－6802606电子邮箱：jxtyzx6c@163.com 附件1：《江西省留学人员登记表》 附件2：《省直有关单位名单》

中共江西省委统战部2010年8月16日

附件

1江西省留学人员登记表

说明：

1、填表人员主要为曾在国外学习、进修、讲学、合作研究累计达半年以上的公派或在国外获得

学位的自费留学人员；

2、联系单位：中共江西省委统战部六处；电话：0791—6242677；传真：0791—6802606E-mail：。

附件

2省直有关单位名单

省纪委(省监察厅)、省委办公厅、省接待办、省信访局、省委组织部、省委老干部局，省委宣传部、省委农工部、省委政研室、省委台办(省政府台办)、省编委办，省直机关工委、省委党史研究室、省委党校(江西行政学院)、江西日报社、省社会主义学院、省总工会、团省委、省妇联、省文联，省社联、省科协、省残联、省侨联、省台联、省工商联、省人大常委会办公厅、省政协办公厅、省法院、省检察院、省政府办公厅、省发改委、省工信委、省教育厅、省科技厅、省民政厅、省司法厅、省财政厅、省人力资源和社会保障厅、省国土资源厅、省住房和城乡建设厅、省交通运输厅、省水利厅、省农业厅、省林业厅、省商务厅、省文化厅，省卫生厅、省人口计生委、省审计厅，省环保厅，省外侨办、省国资委，省地税局、省广播电影电视局、省民族宗教局、省体育局、省统计局、省工商局、省新闻出版局、省质量技术监督局、省旅游局、省粮食局、省安全生产监管局、省国防科工办、省政府法制办、省人防办、省扶贫和移民办、省煤炭行业办、省轻工行业办、省机械行业办、省地质矿产勘查开发局、省政府发展研究中心、省政府决策咨询委、江西经济管理干部学院、省科学院、省社科院、省档案局、省地方志办、省农科院、省农业开发办、省林科院、省核工业地质局、江西有色地勘局、省煤田地质局、省供销社、省红十字会、江西瑞林工程有限公司、省投资集团公司、江西国际信托股份有限公司、省冶金集团公司、省石化集团公司、省物资集团公司，省电子集团公司、省纺织集团公

司、省建工集团公司、省建材集团公司、省医药集团公司、省煤炭集团公司、江钨控股集团、江西国际经济技术合作公司、江西南冶资产管理有限公司、省招标咨询集团有限公司、省盐业集团公司、省属国有企业资产经营公司、省出版集团公司、江铃汽车集团、江铜集团公司、萍乡矿业集团有限公司、江西凤凰光学仪器集团、昌河飞机工业集团有限责任公司、九江发电厂、九江石化总厂、省农村信用联社、新华社江西分社、人民日报社江西分社、省国税局、江西储备物资局、国家统计局江西调查总队、江西煤矿安全监察局、省通信管理局、省邮政管理局、省烟草专卖局、江西矿冶局、南昌铁路局、民航江西监管局、南昌海关、江西出入境检验检疫局、省气象局，省地震局、省电力公司、中电投江西分公司，省电信公司、中国移动江西公司、中国联通江西分公司、江西中烟公司、省机场集团公司、洪都航空工业集团公司、江西钨业集团有限公司、中石化江西石油分公司、东航江西分公司、中国航空工业供销江西公司、中储粮江西分公司、人行南昌中心支行、江西银监局、江西证监局、江西保监局、国家开发银行江西省分行、农业发展银行江西省分行、工商银行江西省分行、农业银行江西省分行、中行江西省分行、建设银行江西省分行、交通银行江西省分行，招商银行南昌分行、浦发银行南昌分行、兴业银行南昌分行、中信银行南昌分行、中国银联江西分公司、华融资产管理公司南昌办事处、长城资产管理公司南昌办事处、东方资产管理公司南昌办事处、信达资产管理公司南昌办事处，人保财险江西分公司、人保寿险江西分公司、入寿保险江西分公司、人寿财险江西分公司、江西广播电视大学

主题词：

摸底登记通知留学人员

第19篇：余热发电

南桐水泥公司余热发电项目成功并网发电

南桐水泥公司10MW纯低温余热发电机组，于2011年月5月9日一次性并网发电成功，这是继水泥生产线技改扩能后实施的又一重大技术革新，此项目的成功运行，标志着公司在贯彻落实科学发展观，发展循环经济，实现节能减排方面又迈出了新的一步。

余热发电项目是国家政策鼓励的节能减排建设项目之一，南桐水泥公司积极响应国家节能减排政策，在建设年产220万吨水泥生产线项目的同时，配套建设了一座10MW的余热发电系统，电力全部用于水泥生产。在不影响水泥熟料正常生产、不增加煤炭消耗的情况下，充分利用新型干法水泥生产线窑头、窑尾产生的废气余热进行发电，实现了资源循环利用和节能减排，达到降低成本增效益保护环境的目的。

为了使热能有效循环利用，该公司还引进了目前最先进的冷却设施，使生产出的熟料急速冷却，有效回收出窑熟料 的热量，使入窑二次温度达到1000度以上、入窑三次温度950度左右，热效率72％，降低熟料烧成热耗。同时，还利用部分冷却机废气作为煤磨的烘干热源，以减少冷却机剩余废气排走的热能，提高了废气余热的综合利用率。在水泥生产过程中，回转窑煅烧熟料产生的气体温度达300度以上，以前这些高温气体直接排放空中，既造成了一定的热污染，又极大的浪费了热源。该公司通过

综合利用，将水泥窑在熟料煅烧过程中窑头窑尾排放的余热废气

进行回收，然后通过余热锅炉产生蒸汽带动汽轮发电机发电。

该项目由大连易事达公司承建。为了使该项目尽快实施成

功，南桐水泥公司董事长、总经理杨明多次到现场检查指导工作，召开现场办公会，专题解决项目建设中遇到的问题。项目组全体成员精心组织，积极配合，对余热发电安装质量和工程进度按要求监督管理，克服施工过程中的诸多困难，特别是项目进入调试期后，更是加班加点，连续奋战。所有设备进入单机调试，先后完成窑头、窑尾锅炉压力试验、电器控制耐压实验、经煮炉、吹管、冲转等程序，完成汽轮发电机保护试验，充分做好并网的前期各项工作，经市电力公司綦南电力局并网验收，确保了并网发电的一次性成功。

自2010年元月11日调试运行以来，在运行中逐步消除缺陷，

实际平均负荷每小时达5000千瓦，最高负荷达8000千瓦累计发电200多万度。

该项目将实现年发电量5700万KWh，解决南桐水泥公司30%

的用电量，每年为公司节约接近3000万元的电力费用，节约标煤用量4万吨，在节能创效的同时，将有效减少二氧化硫和氮氧化合物等污染物排放，实现环保清洁生产，从而实现经济效益和社会效益的双丰收。

第20篇：余热发电

用生产过程中多余的热能转换为电能的技术。余热发电不仅节能，还有利于环境保护。余热发电的重要设备是余热锅炉。它利用废气、废液等工质中的热或可燃质作热源，生产蒸汽用于发电。由于工质温度不高，故锅炉体积大，耗用金属多。用于发电的余热主要有：高温烟气余热，化学反应余热，废气、废液余热，低温余热（低于200℃）等。此外，还有用多余压差发电的；例如，高炉煤气在炉顶压力较高，可先经膨胀汽轮发电机继发电后再送煤气用户使用。

余热是在一定经济技术条件下，在能源利用设备中没有被利用的能源，也就是多余、废弃的能源。它包括高温废气余热、冷却介质余热、废汽废水余热、高温产品和炉渣余热、化学反应余热、可燃废气废液和废料余热以及高压流体余压等七种。根据调查，各行业的余热总资源约占其燃料消耗总量的17%~67%，可回收利用的余热资源约为余热总资源的60%

1、你所提到的余热发电用在钢铁、焦化行业的比较多因为钢铁、焦化产生余热比较多且相对稳定。其中焦化行业最为合适，因为焦化行业从建厂起就会一直不会停产，所以热源充足。

2、用钢铁、焦化余热发电还经济效益还是很可观的，因为如果不用这些热量来发电的话也是直接浪费掉了。余热产生出来的电是直接的利润，因此这个行业很有前景。

3、余热发电项目一般情况投入较大，因此少则几千万，多则几个亿，因此对很多企业来说如果上这个项目的话还是有一定资金压力的，但如果通过融资分成办法来做这个项目，会对企业更加有利首先从风险上，融资公司可以共担；其次，利润上，融资公司投入后产生利润企业可以分相关一部分。

4、国内做这个项目的企业不是很多，因为技术性比较强，由为企业更是，一旦出问题会造成很大损失；而且资金投入很大。建议想做余热发电的企业找一家能共担风险，投入资金，而且还能负责售后技术保障的企业。

5.山东耀通节能投资有限公司在节能节电，余热发电上做的不错；中节能工业节能有限公司；中信重型机械公司；太原港源焦化有限公司余热发电工程；2007年10月28日，世界上最大的水泥纯低温余热发电机组在铜陵海螺公司万吨线一次性成功并网。吉林省辽源金刚水泥集团日产5000吨新型干法熟料生产线配套的纯低温余热发电工程建成投产，并网发电一次成功。这条生产线是国内

6.业内对投资回报周期的长短存有一定的争议，如童裳慧就认为成本回收不见得能在三四年的较短时间内实现。他针对水泥余热发电投资项目作过一个测算，以9MW的余热发电机组投资6000万元为例，一年发电6300万千瓦时，毛利润为3150万，但除去日常运行费用0.2元/度和并网费0.1元/度外，剩余仅1260万；然而根据10年期6%的年率，减去360万/年的财务费用以及600万/年的折旧，纯利润仅为300万/年。“众多水泥企业刚开始都忽视了折旧成本和维修费用。”童裳慧表示，资金占用较大不说，有的企业在真正核算成本之后，对此兴趣骤减。

《发电述职报告.doc》

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