发电公司调研报告范文第1篇
【摘要】文章介绍了漳泽发电分公司采购电子商务平台的应用情况，从项目背景、平台功能等多个角度，阐述了采购电子商务平台主要功能。线上采购、在线运行是电子商务平台发挥作用的关键，通过采购电子商务平台实现采购工作的全程监控，使采购真正做到“公开、公平、公正”，提高了企业的管理水平，实现了阳光采购的目的。
【关键词】线上采购；在线运行；电子商务平台；采购工作
一、项目实施背景
漳泽发电分公司隶属于山西省同煤集团漳泽电力股份有限公司，是漳泽电力股份有限公司的主力发电企业，已建成总装机容量84MW。上网竞价采购是漳泽发电分公司历经几年探索积极寻求的现代采购方式，早在2008年公司就引进了“晨砻采购网”，将市场材料的物资采购纳入到网络采购。2015年，漳泽发电分公司以前瞻性的决策实施，与集团公司总部对接搭建了网络物资采购平台——朗坤物资采购网，并从一开始就提出了高标准、严要求，使得公司的物资采购在最短的时间内解决传输、对接的各种难题。
朗坤公司提供了这套网络物资采购平台解决方案，该解决方案在朗坤公司自主知识产权产品LiEMS上构建，实现对公司采购管理业务的深层次、多角度统计分析，为公司提供决策依据。
二、建设原则
（一）规范性原则
遵循漳泽电力制定的物资编码规范等标准化设计、技术说明书、合同模版等数据文件的标准化、结构化、规范化等工作。
（二）可扩展性原则
在进行硬件配置、方案设计、二次开发、系统实施时，使实现的平台具备良好的扩展性和可移植性，具备业务处理的灵活配置，能随着业务功能的变化灵活重组与调整，同时提供标准的开放接口，便于系统的升级改造和与其他系统进行数据与信息的交互。
（三）安全性原则
电子商务平台的业务应用将具备安全可靠性，并通过采用多种安全机制和技术手段保障系统安全稳定运行，满足对信息安全运行的要求。
（四）经济性原则
电子商务平台的构建必须实用、经济，应该尽量利用现有资源，坚持在先进高性能下合理投资，以期在成本最佳的前提下获得最大的经济效益和社会效益。
三、平台功能
（一）功能描述
1.综合竞价。供应商根据要求提交投标文件，由评审组通过采购平台综合评审选出中标单位，采购平台允许采购组织选择供应商参与范围，有特殊要求只允许指定供应商参与采购的，为定向方式，综合竞价的方式适用范围；需要对技术、商务、价格作综合评价与筛选的项目；有多家潜在投标人；采购金额较大。
2.核价竞价。采购组织与供应商通过采购平台，就询价单开展一对多的多次洽谈，就采购项目价格、数量、交货期进行反复沟通、调整、比价，选出最优的供应商。核价竞价下要求供应商必须对部分采购内容进行报价，称为完全报价，允许供应商对部分采购内容报价；核价竞价的适用范围；专用物资、备件，专业维修、服务等，采购项目品种多、数量杂；技术复杂或性质特殊，不能确定详细规格或具体要求；不能实现测算价格总额。
3.公开竞价。供应商在规定时间内就采购组织发布的要求，通过采购平台进行多次公开或密封竞价，采购平台核价后选出最优供应商。公开竞价的适用范围；通用类物资；表准单一稳定；供应商数量较多，市场竞争充分；废旧物资或闲置资产。
（二）供应商管理
1.供应商注册。供应商注册只要符合下列条件，都可以向采购平台注册申请：依法设立，有良好的商业信用和售后服务；在经营活动中没有违法记录；具备注册资金要求且财务状况良好；具备履行合同所必须的设备和专业技术要求；符合国家质量标准、环境标准和安全标准；具有国家相关部门颁发的资质和行业证书。
供应商通过采购平台填写注册信息、提交申请。注册信息包括：企业资信、产品性能等证明材料；营业执照、税务登记证、组织机构代码证、质量管理认证、技术资料；与公司的合作履历和业务联系人授权书等，采购平台进行后台审查，在3个工作日内给出审批意见。如获批，采购平台将用短信将登陆账号和密码发给业务联系人。鉴于有遗失密码等情况发生，采购平台提供密码重设功能。
2.供应商信用管理。采购平台按照一户一档的原则，建立供应商信用档案，记录供应商的履约表现。在供应商档案基础上，管理部门建立供应商信用档案，采购管理平台在对主客观数据分析后，在公司内部公布，供查阅使用。
采购平台管理单位定期组织开展供应商信用评价，梳理信用记录和评估结果，定期提出黑名单建议或重点提示，对供应商进行信用等级分类，与后续采购业务的开展挂钩。
四、采购平台应用效果
（1）提供了采购人员的工作效率，实现物资采购的标准化、规范化、自动化；（2）实现了物资采购管理日常业务，包括计划管理、合同管理、采购管理、仓储管理，还能科学地评估供应商的资信状况，优化供应商的结构；（3）改变了传统的采购订货方式、订货方法，提高了物资采购效率，缩短了交货周期，增加了送货频率，增强了对市场的应变能力；（4）加强了物资的使用管理，通过对物资的计划采购的全过程管理，防止物资的浪费；（5）采用工作流技术，实现系统内业务流程的自动化，有利于系统业务重组；（6）漳泽发电分公司采购电子商务平台的高级应用是通过对历史数据的分析，提高系统的管理水平，保证决策的科学性，将物资采购数据进行多维度处理，为辅助决策提供依据。
五、总结和展望
在发电企业物资管理电子商务平台应用方面，国内进行了有益的探索，并取得了一定的进展和效果。国内经过多年的研究与实践，不仅较为全面地掌握了电力企业的物资采购业务流程，也摸索出了一套行之有效的物资管理采购解决方案，经过进一步的研究和应用，完全有能力研究解决电力企业物资管理电子采购信息系统开发中存在的关键技术问题。本文从项目背景、平台功能等多个角度，阐述了采购电子商务平台主要功能的基础上，提出了实现发电企业物资管理电子商务平台建设的解决方案，为发电行业实施物资管理信息化提供了一种可行的方案。
参考文献
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[5]刘铮，叶柏龙.基于发电企业物资管理与电子商务采购系统研究与开发[J].科学技术与工程，201l，（8）.
发电公司调研报告范文第2篇
一、发电生产部职责
发电生产部在管理处领导下，负责全厂水轮发电机组，变配电及其附属设备的运行管理，确保安全经济发供电，搞好安全生产、文明生产工作。具体职责如下：
1、负责本部人员的政治思想教育，加强劳动纪律，搞好人员的调配安排和劳动考勤工作。
2、认真贯彻执行上级各项生产技术政策、指示、法令和规章制度。
3、负责管理全厂水轮发电机组，变配电和附属设备的运行维护，正常操作，事故处理和设备场地的清洁卫生工作。确保安全、满发、少损、多供。
4、加强巡视检查，掌握设备健康状态，发现设备缺陷或异常运行时，及时采取措施，防止蔓延造成事故，并详细记录，及时上报和通知有关部门。
5、制定本部月、季生产(工作)计划，反事故措施计划和安全技术措施。严格执行双票制度，交接班制度，巡回检查制度，设备缺陷管理制度等各项制度。
6、编制本部门的维修材料计划。搞好材料的领用管理，努力降低消耗。
7、建立设备运行台帐，定期进行运行分析并提出分析报告，积累运行资料，掌握运行规律。
8、参加设备检修后的验收和模拟试验，搞好试运工作。
9、负责本部事故、障碍异常情况的调查分析，按规定统计上报。
10、修编运行规程制定本部各项规章制度。
11、负责本部的培训、考试和考核、达到“三能”“三熟”，不断提高业务技术水平。
二、发电部正、副部长职责
1、负责本部的全面工作。根据上部下达的计划，制定本部的生产(工作)和维修材料计划及实施这些计划的有关措施。
2、抓好现场各种规程制度及上级指示、命令的贯彻落实。
3、抓好水轮发电机组、变配电及其所属辅助设备的日常检查维护，正确操作等运行管理工作。经常开展安全活动分析，掌握设备健康状态，督促各值严格执行双票制度，消除事故隐患，确保安全发供电。
4、抓好本部事故、障碍及异常运行情况的调查分析，并按规定统计上报。
5、提供设备检修的设备缺陷资料，参加设备检修后的验收工作。
6、带头学好业务技术，提出本部的培训计划，组织好本部的业务技术培训工作。
7、负责审查本部的劳动考勤，按月上报，负责本部人员的安排和调配，按规定审批各种请假，加强劳动纪律。
8、抓好文明生产，搞好厂区设备和环境卫生。
三、安全员职责
1、负责部门的安全生产管理，完成上级部门布置的安全生产工作
2、组织部门运行人员的安全知识培训，负责安全宣传工作及安全知识讲解。
3、定期组织对设备进行安全检查工作，监督值班人员的安全制度执行情况
4、组织调查、分析和处理事故并向上级报告
5、负责编制安全报表
四、技术员职责
1、负责建立、完善和管理部门技术档案、技术台账。
2、负责异常运行情况及事故的调查分析，制定反事故技术措施。
3、制定部门培训计划并负责组织实施。
4、跟踪掌握设备的运行状况及运行参数的变化。
5、主持编制各种运行规程。
五、值长职责
1、负责全值的安全生产、生活、学习等管理工作，提高班员的业务技能。
2、带领全值严格遵守各项安全规章制度，严格执行安全运行规程规范。
3、正确执行上级部门及调度的操作指令，正确下达操作任务，正确处理各种事故，实施反事故技术措施。
4、及时汇报设备运行的异常情况，清楚正确做好值长记录，遵守交接班制度。
5、指导监督值班人员安全操作，加强设备巡视，监视。
六、副值长职责
1、服从值长的领导，配合值长完成日常管理工作。
2、正确执行值长的操作指令，积极配合值长进行事故处理。
3、负责对班员进行业务培训。
4、落实上级部门劳动纪律，制定班组的劳动纪律并负责实施。
七、运行工职责
1、了解安全规程规范，熟悉设备的运行状况、性能及参数。
2、听从值长或副值长的指挥，正确填写操作票，正确执行各种操作任务，布置好检修安全技术措施。
3、协助值长或副值长的进行事故处理。
八、保洁员职责
1、负责所辖区域的卫生清扫及保管。
2、整理保管好卫生工具。
3、遵守安全生产规章制度，服从部门的管理。
九、炊事员职责
1、负责运行当班人员的就餐，包括采购烹饪等。
2、负责运行食堂的清洁卫生，及时打扫。
3、负责当班人员的饮食卫生及安全。
4、负责餐器具的清洗整理及保管。
十、办事员职责
1、制定本部门生产工具，材料及办公用品的采购及保管。
2、保管、收发运行值班记录、技术台账及上级文件通知。
发电公司调研报告范文第3篇
大唐集团生„2011‟642号
关于大唐甘肃发电有限公司甘谷发电厂
“5·13”人身伤亡事故的通报
集团公司各上市公司、分公司、省发电公司、专业公司，总部各部门：
2011年5月13日8时10分，大唐甘肃发电有限公司(以下简称甘肃发电公司)甘谷发电厂在处理2号炉捞渣机故障结束后，处理冷灰斗蓬灰渣过程中，大量灰渣突然塌落至捞渣机，大量热汽、热水、热渣喷出，造成在捞渣机上部平台上工作的9人烫伤，其中2人抢救无效死亡。根据《中国大唐集团公司电力生产事故调查规程》，由甘肃发电公司组成事故调查组，对事故进行了调查，并于6月13日和6月17日，两次到集团公司“说清楚”，汇报事故调查“四不放过”的有关情况。现在事故调查工作基本结束，为广泛吸取事故教训，举一反三，有效杜绝同类事故的发
- 1 - 生，现将事故情况通报如下：
一、事故经过
事故前，2号机组(300MW)负荷250MW，总煤量116t/h。A、B引、送、一次风机运行，A、B、C、D磨煤机运行，E磨备用，机组运行正常。
(一)捞渣机故障处理
12日9时18分，2号炉捞渣机跳闸。经检查判断为捞渣机南侧张紧链条跳扣，偏离后导轮。甘肃华唐电力检修有限公司甘谷项目部安排3名检修人员，开票处理。计划工作时间从12日9时40分至13日23时40分，值长批准工作结束时间为12日15时30分。安全措施为2号炉捞渣机停运、停电;炉底液压关断门关闭;捞渣机液压油泵停运。10时7分，运行许可开工。10时15分，检修人员到达现场，组织开工。10时30分，工作负责人抽调1名检修人员前来支援。14时20分，缺陷处理结束。设备部点检员现场检查验收后，要求调整链条张力和捞渣机刮板角度，检修人员随即进行处理。15时20分，因检修工作没有按计划时间结束，办理工作票延期至12日23时。17时40分，工作结束，押票试转，捞渣机过流跳闸。经工作负责人和点检员共同检查判断为捞渣机水下部分刮板卡涩，现场决定捞渣机水封槽放水重新检查处理。
18时左右，工作负责人要求灰控运行人员对捞渣机水封槽放水，检查卡涩物。18时20分，设备部锅炉点检长张全勇到达现- 2 - 场，要求灰控运行人员对捞渣机水封槽放水。18时36分，设备部副主任李鹏飞给值长打电话，要求对捞渣机水封槽放水，检查卡涩物。
18时40分，值长将此情况依次汇报总工程师孙万荣、当晚厂部值班副总工程师兼发电部主任周龙、生产副厂长李克家。征得同意后，命令捞渣机放水，同时将负荷由250MW减至200MW。
18时45分，灰控运行人员放水时发现放水门螺丝锈死，放水管被灰堵死，张全勇要求检修人员配合处理。19时27分，开始放水。为加快放水速度，检修人员在征得张全勇同意后打开捞渣机人孔门。
21时，捞渣机水封槽内水放尽。检查刮板卡在斜坡底部北侧导向轮处，但积渣较多处理困难。张全勇联系5名消防人员配合检修人员冲洗水封槽内积渣。22时23分，李克家电话询问值长捞渣机故障处理情况。22时30分，缺陷处理结束，试转正常，工作票终结。
(二)系统恢复
12日22时47分，运行人员恢复系统，启动除渣水泵给捞渣机水封注水。同时，检修人员用消防水向水封槽注水。
13日0时25分，捞渣机水封注水正常，灰控运行人员开启液压关断门放冷灰斗积渣，发电部副主任王前东(死者，男，42岁)、灰控专工叶世龙(伤者)到场监护。放渣过程中发现东侧门开关正常，西侧的一个内侧门未全开，张全勇联系检修人员前
- 3 - 来处理。
13日1时2分，2号炉捞渣机西侧冷灰斗灰渣放空，打开东侧液压关断门后发现无亮光，判断为捞渣机顶部蓬渣。值长依次向周龙、发电部副主任张国荣、孙万荣、李克家、安全监察部主任贾虎彪汇报。汇报中，值长强调了情况的紧迫性和危险性。
(三)除焦作业
13日1时20分，王前东、叶世龙、张全勇和检修人员一起来到捞渣机处。采取用大锤振打，开、关液压关断门的措施，灰渣仍未下落。液压关断门多次开、关后处于开启状态，为事故的发生留下隐患。
13日1时28分，值长、张国荣先后电话联系设备管理部主任禄忠(死者，男，42岁)，要求到现场组织处理蓬渣。禄忠到集控室后，组织开会研究缺陷处理方案，决定使用消防水在4米平台检查孔冲渣。值长把2号炉蓬渣经敲打等方法处理无效，准备用消防水冲渣方案向李克家汇报，回复同意，并要求值长通知周龙到现场。13日2时19分，李克家电话询问周龙处理情况，明确可以降负荷，不能停炉。
13日2时21分，禄忠电话通知消防队立即到现场，要求检修人员共同协助他们打焦，拉消防水带。13日2时30分，消防队队长带领11名消防队员进入生产现场。禄忠向消防队员和检修人员交待事项后，4名消防队员使用一支消防枪在东面南侧4米平台两个检查孔处轮换冲渣，3名消防队员同3名检修人员轮换- 4 - 用铁管打焦。
13日5时左右，东侧冷灰斗南北两侧的灰渣基本清除，中间有一大块没有清掉。检修人员认为冷灰斗内灰渣两端已通，无需再打焦，去集控会议室休息。禄忠安排全体人员休息。
禄忠、孙宏伟、张前勇、王前东、张国荣、叶世龙到集控会议室商量下一步处理方案。禄忠电话联系华唐检修项目经理陈磊(伤者)，要求其到集控室，组织人力配合打焦工作。陈磊随即电话通知锅炉检修队长宋京山组织人力参加作业。
7时10分，宋京山带领锅炉队检修工王效红(伤者)等6人进入现场。7时15分，李克家来到集控会议室，禄忠汇报了蓬渣处理情况。7时40分，李克家等9人返回现场，继续组织打焦。李克家看了现场情况后，随即离开去查看磨煤机运行情况，并回办公楼组织8点生产调度会。周龙去查看磨煤机排石子煤的缺陷，张国荣回集控室，张全勇身体不适也离开了现场。
(四)事故发生
8时10分，禄忠、消防队员门利东(伤者)、燕峰刚(伤者)、王亚西(伤者)依次排开，在东南侧第一个检查孔处用消防水冲渣。陈磊、王效红、宋京山在东南侧第二个检查孔处用铁管捅焦，宋京山安排其他锅炉检修人员在锅炉房大门口等候。孙宏伟、叶世龙、王前东在北侧检查孔处观察。突然大量灰渣塌落,锅炉冷灰斗下水封被破坏，大量热汽、热水、热渣喷出。宋京山迅速就地卧倒成功避险，其他9人均被烫伤。
- 5 -
二、事故救援情况
事故发生后，甘谷发电厂立即组织将伤员送往甘谷县医院做简单处理后，送往天水市医院进行抢救。接到甘肃发电公司汇报后，集团公司立即启动应急预案，派有关人员立即赶赴现场，同时安排陕西发电公司邀请第四军医大学专家赶赴天水，协助抢救伤员，并联系第四军医大学附属医院作抢救伤员的准备工作。
13日13时40分，王前东经抢救无效死亡。 13日21时30分，禄忠经抢救无效死亡。
13日22时和14日凌晨，在第四军医大学专家的指导下，对叶世龙、孙宏伟实施喉部插管。
14日15时，叶世龙、孙宏伟、陈磊转送西安第四军医大学附属医院治疗。15日19时,门利东、燕峰刚、王亚西、王效红转送第四军医大学附属医院治疗。目前，伤员恢复情况良好。
三、事故原因分析
(一)直接原因
1.除焦工作未执行工作票制度，违章作业;作业前没有开展“三讲一落实”活动，对突然发生大块焦渣掉落的风险底数不清;作业人员违反安全工作规程，未穿着防烫伤工作服、戴头盔等，个人安全防护措施不落实。
2. 除焦作业地点(冷灰斗4米平台)无照明,大量人员聚集在狭窄空间(步道宽1.22米，且四周被下降管配水管包围)，通道不畅(楼梯口高度80cm,只能弓腰缓慢通过),遇有险情躲避不- 6 - 及。
3. 捞渣机缺陷处理时间过长，造成冷灰斗处大量灰渣聚集蓬渣;除焦作业过程中，违反反措、运行规程和安全工作规程，未采取关闭液压关断门、降低机组负荷等防止灰渣突然掉落的技术措施。
在结焦严重且有大块焦渣掉落可能时，未停炉除焦。
(二)间接原因
1. 安全生产责任制不落实，安全生产体系运行不正常。在捞渣机缺陷长时间不能消除，在安全风险不断增加的情况下，虽经值长多次电话汇报有关领导，仍未能引起高度重视，未能有效组织、分析和及时处理，生产领导缺乏责任意识、忧患意识。
2.生产管理混乱，监督管理不到位。消缺组织过程中，检修作业范围不断扩大，捞渣机检修、系统恢复、除焦作业人员随意增加，安排未经专门培训的消防队员参加除焦作业。重大危险作业，厂领导、安全监督管理人员没有到作业现场进行组织、指导和监督，生产组织不力。
3. 有章不循，违章作业。作业人员遵章守纪意识差，现场作业组织随意，“安全工作规程”、“两票三制”、“三讲一落实”、“重点反措”、“运行规程”等行之有效的制度、措施形同虚设。保障安全的组织措施、技术措施均未落实。
4.设备管理人员、运行人员、检修人员业务水平不高，不能满足现场工作要求。设备管理人员对缺陷的分析、判断、处理方
- 7 - 案把握不准，对消缺工作缺乏策划和指导;检修人员对捞渣机缺陷的消除时间过长，给事故的发生留下隐患;运行人员没有严格执行运行规程、重点反措的要求，在运行方面未采取防止大量焦渣脱落的安全措施。
四、责任分析及对相关责任人员的处理
集团公司2011年第二次安全生产委员会会议研究，认定 “5〃13”事故是甘谷发电厂安全生产责任制不落实，生产管理混乱，生产领导不负责任，生产指挥不力，违章作业造成的责任事故。根据《中国大唐集团公司安全生产工作奖惩规定》、《中国大唐集团公司系统安全生产责任制管理办法》，按照干部管理权限，集团公司、甘肃发电公司、甘谷发电厂分别对有关领导和责任人员进行行政处分和经济处罚。
(一)集团公司对有关人员的处分
1. 甘肃发电公司总经理燕海增，是甘肃发电公司的安全生产第一责任人，对安全生产局面缺乏有效把握;对安全生产管理、生产系统的干部队伍建设、作风建设负有领导责任;对甘肃发电公司今年以来所发生的生产安全事故负领导责任。给予行政警告处分。
2. 甘肃发电公司副总经理蒋平锁，直接负责甘肃发电公司的安全生产工作，不能准确把握安全生产存在的主要问题，不能及时有效采取措施解决问题，安全生产管理粗放;对甘肃发电公司今年以来所发生的事故负直接领导责任。给予行政记过处分。
- 8 - 3. 集团公司对甘肃发电公司安全生产体系建设、责任制落实存在问题的整改监督未完全到位;对反事故措施、规章制度的贯彻落实没有一抓到底;没有及时地解决集团公司系统安全生产短板，对甘肃发电公司的生产安全事故负有监督管理责任。按照《中国大唐集团公司总部绩效考核管理暂行办法》(大唐集团人„2011‟100号)，对集团公司安全生产部主任高智溥给予经济处罚。
(二)大唐甘肃发电有限公司对有关人员的处分
1. 大唐甘谷发电厂厂长乔万谋安全责任缺失，管理不到位，对本次事故负主要领导责任。决定给予乔万谋撤职处分，并给予1万元经济处罚。鉴于天水市安监局对个人经济处罚2万元,故不再执行省公司经济处罚。
2. 大唐甘谷发电厂党委书记李小文安全责任缺失，管理不到位，对本次事故负主要领导责任。决定给予李小文撤职处分，并给予1万元经济处罚。
3. 大唐甘谷发电厂生产副厂长李克家是分管安全生产的第一责任人，日常生产工作情况不清、管理缺失、工作不负责任、违章指挥、严重失职，对此次事故负直接领导责任。决定给予撤职处分，并给予1万元经济处罚。
4. 大唐甘谷发电厂总工程师孙万荣负责全厂技术措施管理和现场人员的技术培训，对重大检修作业技术管理监督不到位，对此次事故负有技术管理责任。决定给予行政降职处分，并给予
- 9 - 1万元经济处罚。
5. 大唐甘谷发电厂经营厂长霍文平、工会主席黄金霞、总会计师龙世新对企业安全生产齐抓共管执行不力，对此次事故负有一定领导责任。决定分别给予1万元经济处罚。
6. 大唐甘肃发电公司副总工程师兼安全生产部主任周为民，安全生产的危机感和责任感不强，对基层单位安全生产监督管理不到位，对本次事故负管理责任。给予1万元经济处罚。
(三)大唐甘谷发电厂对有关人员的处分
1.副总工程师兼发电部主任周龙，作为现场带班领导，对现场重大检修作业监督指导不到位，对现场违章行为坐视不管，对此次事件负现场领导责任。给予降职处分，并处以8000元的经济处罚。
2. 安全监察部主任贾虎彪负责全厂安全监督工作，负现场监督不到位的主要责任。给予撤职处分，并处以5000元的经济处罚。
3. 发电部副主任张国荣对异常事件的危险分析预控不到位，后果估计不足，未能及时制止现场违章行为，负运行技术管理不到位的主要责任，给予行政记过处分，并处以5000元的经济处罚。
4. 设备部点检长张全勇，对设备日常点检维护管理不力，对捞渣机检修时间把关不严，对现场危险工作认识不足，采取的防范措施不完善，负技术管理主要责任。给予在岗待岗6个月的处罚。
- 10 - 5. 设备部点员韩继东，作为捞渣机设备的负责人，对捞渣机设备点检维护不到位，使小缺陷发展成为重大缺陷，对捞渣机检修时间把关不严，负设备管理不到位的主要责任。给予在岗待岗3个月的处罚。
6. 后夜班当班值长贺天爱，对现场危险工作把关不严，没有及时制止，负有现场监督管理主要责任。给予在岗待岗6个月的处罚。
7. 后夜班当班除灰班长崔引久，对现场危险工作没有及时制止，负有现场监督管理主要责任。给予在岗待岗6个月的处罚。
8. 中班当班值长蔺许刚、前夜当班值长李开明，在捞渣机故障后，没有按照运行规程规定采取相关措施，对事故负有次要责任。给予2000元经济处罚。
9. 设备部副主任孙宏伟对异常事件危险性认识不足，技术防范措施不完善，个人安全防护意识不强，对此次事故负次要责任。鉴于受伤，不再追究事故责任。
10. 发电部除灰专工叶世龙对异常事件危险点分析不到位，技术措施不完善，个人安全防护意识淡薄，对此次事故负次要责任。鉴于受伤，不再追究事故责任。
11. 发电部安全员张卫民、孔春祥，设备部安全员李小明，安监部专工巩金生、梁效荣、柴承瑞负有对现场监督不到位的次要责任。各处以2500元经济处罚。
12. 设备部主任禄忠违反《安规》规定，在未完善任何安全
- 11 - 措施的情况下，违章指挥、无票作业，没有作业指导书、未进行危险点分析就盲目开工检修;现场监护不力，未能及时制止事故发生,严重失职;对此次事故负主要责任。鉴于死亡，不再追究事故责任。
13. 发电部副主任王前东分管除灰专业，对异常事件的危险分析预控不到位，后果估计不足，未能及时制止现场违章行为，对此次事故负主要责任。鉴于死亡，不再追究事故责任。
五、吸取事故教训采取的防范措施
(一)各分、子公司和基层企业都要认真反思甘肃发电公司连续发生人身伤亡事故的教训，进一步加大贯彻《中央企业安全生产禁令》的监督检查力度，加大与“侥幸、麻痹、不负责任”作斗争的工作力度，大力开展反“三违”活动，确保安全生产管理体系的有效运行。进一步加强安全生产的综合治理，补齐短板，确保安全生产局面的稳定。
(二)各分、子公司要从严明纪律、严格管理、严肃追究入手，切实做到安全生产政令畅通、令行禁止。切实加强生产队伍的作风建设，培养生产队伍“严谨、细致、扎实”的工作作风，培养专业技术人员“学规程、学标准、学制度”的习惯，加强生产技术培训工作，提高全员技术素质，
(三)各分、子公司、基层企业要深入开展“四查一改”活动。认真分析、准确把握安全生产的薄弱环节，及时堵塞管理漏洞。通过活动进一步强化生产领导的安全意识，加强对责任到位- 12 - 的监督检查，要把责任制不落实作为最大的隐患，切实加强整改。要结合企业实际重点解决本部和所属企业安全生产组织保障和技术支撑的到位问题，切实加强分子公司安全生产管控能力建设。
(四)实施安全生产综合治理， 加强过程控制，防范类似事故的发生。各级领导干部要切实提高对安全生产极端重要性的认识，坚持以安全生产为基础，以经济效益为中心的原则，正确处理好经济效益和安全生产的关系，理清思路，抓住主要矛盾。集团公司、各分子公司要进一步对安全生产加强过程监督和检查，对管理无序、问题较多、整改不力的企业及时实施综合治理的措施，杜绝“事故后”现象。
(五)基层企业要严格规章制度和反事故措施的贯彻落实，对安全生产存在的问题，严格“五确认一兑现”的原则和程序，
发挥“两全”机制的保障作用，确保安全生产管理体系的有效运行。坚决杜绝生产技术管理、现场作业的随意性。
(六)基层企业要继续深入开展“设备降缺陷”、“文明生产上水平”活动，从加强对缺陷的分析、管理入手，认真把握设备、系统的运行工况、技术状况，从提高设备健康水平入手，为安全生产提供保障。
(七)进一步加强员工业务技能培训和考核工作。打焦、除焦等特殊危险作业，工作人员必须经过专门培训，掌握安全工作规程、重点反措的相关要求，掌握作业的工序、工艺和应急逃生方法，正确使用安全防护用品。
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(八)基层企业要以深入开展“三讲一落实”活动为载体，系统地开展员工安全教育培训工作，提高全员的安全意识和综合素质，提高员工对作业风险的辨识和控制能力。加强安全生产法律法规以及安全生产规章制度的培训，提高各级人员的安全管理能力和管理水平。
(九)基层企业安全第一责任人要亲自组织开展一次专题安全日活动，认真学习事故通报，分析事故过程中存在的违章和工作组织的随意性，查找事故发生的必然性。结合本企业、本岗位的管理和工作实际，对照检查，从保护每一名员工自身安全和家庭幸福的角度，切实提高对开展“三讲一落实”活动重要性的认识，提高对遵章守纪的认识。从生产领导到生产一线员工，每个人都要写出一份心得体会，安全监察部门要统一收存、点评。
二○一一年七月二十日
主题词：全 事故 通报 中国大唐集团公司总经理工作部
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发电公司调研报告范文第4篇
垃圾焚烧电厂学习报告
为促进公司环保产业的进一步壮大，同时尽量使之与国家环保产业政策的协调与同步，完善和改进现有的垃圾焚烧技术及生产体系，为此，积极响应集团公司的要求，运行管理公司组织抽调本公司、工程公司、下属子公司部分人员组成学习小组赴广东、宁波、桐乡等地垃圾焚烧发电厂学习和借鉴兄弟厂家的先进生产工艺和管理理念。
本次组织学习的有三种技术流派的典型炉型，即浙大技术的CFB锅炉(南通锅炉厂生产制造)、中科技术带外置式换热器的CFB锅炉(四川锅炉厂生产制造)、国外技术马丁式炉排炉(比利时全套进口)。
现将各种炉型的设备与运行情况简述如下：
一、以浙大技术为代表的CFB垃圾焚烧炉 (东莞市科伟环保电力有限公司：4台蒸发量55T/H锅炉，设计单炉处理垃圾400T/D，三用一备;3台12MW纯凝汽轮机机组。2005年7月份投运，10月23日全部投入运行)
1、垃圾预处理及输送系统：
采用苏州赛威公司的设备，预处理两用一备，每条线
辅助工人每班8人，采用承包方式运作，人身保险、
劳保等全由承包者负责。
辅助工人主要是分捡垃圾、打扫卫生及简单的结构件
(如小滚轮)加油等工作，工作机制是三班三倒，每
班运行4-5小时，其余时间为清理及维护设备;减速机等重要设备的设备维护由电厂检修负责。
每条线的设计能力为40T/H，目前未达到最大出力。
垃圾行车为上海启帆设备，采用液压式抓斗，整套设
备为120万元，其中抓斗为35万元。 至目前为止，垃圾破碎机的运行效果很不理想。 垃圾热值平时基本上在1300-1700Kcal/Kg之间，其
中06年10月份做了一次垃圾分析热值为1480Kcal/K
g。
2、锅炉本体系统：
垃圾落料口离标高在10米左右，离布风板4-4.5米
左右;在落料斗的中上部设置有手动式闸板门，采用
不锈钢材料，这是一个很好的设计，主要用于热备用停炉时、锅炉冷炉启动时、垃圾系统故障锅炉纯燃煤状态时避免大量的冷风吸入造成的锅炉效率下降，值得我们借鉴。
锅炉高温分离器中心筒变形、过热器腐蚀及磨损、空
预器管件的腐蚀严重，目前考虑结构的调整与材料的
改进。
尾部竖井烟道内原积灰与挂焦很严重，采用蒸汽吹灰
方式效果不理想，后来采用脉冲式吹灰方式，设备选
用的是哈尔冰现代公司的，每台锅炉现装16只，安装于尾部各受热面的后墙，共投资30万元，一个月的运行费用为1万元左右，投运至今吹灰效果良好。 在运行方式方面，每台锅炉的运行周期为35-45天，
拟订停炉时间与检修具体方案。每天锅炉的焚烧时间
为20小时，余留时间进行运行调整及设备维护。 在运行控制方面，床层温度控制在780-850℃之间、
风室风压7200-8500Pa之间、烟气含氧量6-8%、一次
风风量40000m3/h左右、二次风风量20000m3/h左右(上层关小、中层全开、下层封闭)。
辅助燃料：锅炉投运以来烧无烟煤，设计为烟煤，主
要考虑经济性，无烟煤的低位发热量为4800-5600Kcal/Kg左右、V=6%左右、C=60%左右、含S量=0.45%左右(越南煤450-470元/吨)。
补沙系统：锅炉未设计补沙系统，运行方式是冷炉升
炉时将床层一次性加厚，这相对延长了点火时间与提
高了点火成本，但对绝热式的炉墙是有利的。 辅机系统：一次风机及引风机采用广东中兴的液力耦
合器，对机组的整体启动具有一定的节能作用，能使
全厂厂用电率下降1-2%。
冷渣系统：每台锅炉配两台冷渣机，每台冷渣机设计
冷渣量为0-10T，因筒体内钢丝缠绕过多无法保证设备
的正常运行，所以没有运行，现定时排放红渣运行，这对安全、环保、热量回收不佳。
3、除尘脱硫系统：
脱硫：脱硫原料为碳酸钙晶体制品，纯度为99.9%，
与给煤的比例是1%左右(原煤含硫量较低)，成本是500元/吨，与给煤混合一起进入炉膛，炉内脱硫形式有利于钙的二次利用。
除尘：每台锅炉的布袋过滤面积为4050m，设计烟气
量为130000m3/h，实际运行烟气量为128000m3/h，布
袋的进、出口差压为1000-1100Pa之间。 空压系统：目前有4台复盛牌罗杆式空压机，开
1台运行，其他作为备用;运行方式是运行5000-7000
小时换油一次。
4、全厂综合情况：
发电标煤耗：280-300g/Kw.h;供电标煤耗：330g/K
w.h左右;发电原煤耗：380-410g/Kw.h左右;厂用电率在13-14%左右(注：目前计量系统不是十分准确，但大致上相近)，垃圾与煤的掺烧比为20-24%。 全厂设备检修及维护成本占发电收入的比例：0.03
5元/每千瓦.时。 员工待遇：检修员工2800-3000元/月、班长3000-3500元/月，锅炉运行岗位略高些。 电价全省统一价0.55元/Kw.h，垃圾政府补贴30元/
吨，准备扩建1500吨/天的二期工程，占地170余亩。
全厂运行人员在80人左右，加上行政管理及辅助人
员在125人左右。
5、CFB炉共性的及该公司存在的问题：
空预器管子腐蚀严重，尤其是冷风进口侧两排管子。
(共性)
成品库顶部腐蚀烂通。(共性)
中心筒支撑装置拉杆断裂、变形。(共性) 垃圾破碎机应用效果差。(共性) 汽包膨胀指示异常。
返料器内的风帽与设计材质不符。
采用混合式减温器，未设置水处理二级除盐，对汽轮
机运行有威胁。 运行周期较长时，主汽温度过低。
6、值得我们学习与借鉴的方面：
3整体布局良好，主要体现在设置原生垃圾库与成品垃
圾库、锅炉运转层、锅炉下集箱距0米的标高等方面。
有备用设备，设备全年有计划的检修，保障垃圾营运
机制及设备的连续、安全、经济运行，主要体现在焚
烧锅炉、空压机、垃圾预处理、垃圾抓斗等方面。 严格的生产管理及贯彻各种制度的落实，体现在奖赏
分明的力度、设备台帐建立很完善、全年每月各分场
的培训计划及执行等方面。
积极采用新工艺、新设备的应用，例如垃圾行车液压
式抓斗、脉冲式吹灰器、风机液力耦合器等方面，均
收到了良好的效果。
选择辅助燃料方面可以使用价格低廉但收到良好运
行效果的煤炭，不一定要设计煤种，以尽力发挥CFB
炉的优势。
垃圾落料斗密封翻板门的设计。
垃圾焚烧时间可以定在20小时左右，留出一定的清
理和维护设备的时间，在一定程度上保障设备的运转率。
加强团队建设及凝聚力，组织和开展各种文体活动及
各种竞赛，丰富员工的业余文化生活，培养职工养成“以厂为家”的思想理念。
二、以中科技术为代表的CFB垃圾焚烧炉(东莞中科环保电力有限公司：3台蒸发量55T/H的垃圾焚烧炉，单台日处理能力为400吨，配两台15MW汽轮发电机组，于2006年5月初开始试运，6月份正式投运，8月份1#、2#炉进入72小时，
11、12月份完成环保验收)
1、基本情况：电价全省统一价0.55元/Kw.h，垃圾政府补贴22元/吨，占地80余亩，考虑扩建。
2、垃圾系统：垃圾未设计预处理系统，就一个垃圾储存库，垃圾处理靠一个瑞士进口的破碎机完成，所以垃圾一般需经过两次抓吊才能进入炉前的输送、给料系统。如破碎机故障或其他情况就处理原生垃圾。破碎机的切割刀片亦需经常性堆焊维护，一般每次在一个星期左右。炉前设两条链板式输送机加上一个大拨轮给料机，在第二条链板线上设2名人工分选。
3、锅炉系统：
垃圾落料斗：在两台给煤机之间设一个内径为800mm
的管段，中部有金属膨胀节及环行布风密封及吹扫系
统，给垃圾量靠控制链板机转速来调节。 给煤系统：采用两条皮带称重式给煤。
二次风布置：二次风通过前、后墙共12根φ159×
10mm的风管进入炉膛，对固体颗粒的搅合和加强炉内扰
动具有重要意义。
灰仓系统的设置：点火时所需物料可以直接向床内添加，大大减轻人工铺底料的劳动强度;燃料品质或粒
径发生大的变化时，灰仓中的灰可以起到跟踪负荷的作;另分离器效率下降时投运时，可降低飞灰含碳。提高燃烧效率。
外置式换热器：目前该装置虽然在原有的基础上作了
改进，如增设了风压计、风量表、温度监控装置，但
在启动时还受到飞灰储存的影响，对主蒸汽温度达到发电的要求还需要一个较长的时间，因此比普通的CFB炉较迟缓;运行控制要求较高，根据运行日志来看，还是容易发生瞬间冲击导致“压死”床层的现象;三是返料温度较低，在750℃左右。 出渣系统：每台炉配一台水冷滚筒式冷渣机，经冷却
后的渣以机械方式集中输送至渣库。
4、脱硫除尘系统：空预器出口设脱硫塔与布袋除尘器。(与嘉兴步云类似)
5、全厂综合情况：
垃圾与煤的掺烧比为20-25%，最好发生在1月份，
为16%;煤炭采用越南无烟煤及部分烟煤，相对降低生产成本。
每天上网电量为50-55万千瓦时。
发电标煤耗06年从调试至10月29日累计为475.2
5g/Kw.h，供电煤耗为584.38 g/Kw.h ;10月份几张报表显示发电标煤耗为250-330g/Kw.h。
厂用电率06年从调试至10月29日累计为18.84%，
一般正常运行的厂用电率为15%左右。
垃圾焚烧量06年从调试至10月29日累计为47716.32吨。 全厂运行人员在80人左右，加上行政管理及辅助人
员在130人左右。
6、值得学习及借鉴的方面：
垃圾落料斗的布置形式：能减少漏风量提高锅炉效
率，另密封相对容易，三是腾出很大的空间易布置二次风系统。
二次风的设计：目前CFB炉的布风系统是一个矩形的
水冷板，常规的二次风是左、右墙布置，根据相关资
料显示，在冷态下，二次风的出口风速需在70m/s的速度才能使左右的射程符合燃烧要求，如射程不够，很难加强物料的扰动及提高炉膛中上的燃烧份额，另燃烧完全可以降低二次污染物的排放，如Nox、Co等指标。
三、浙大炉与中科炉的比较分析
1、设备方面：
区别之一：外置式换热器与常规的“J”形返料装置。
区别之二：烟气脱硫与炉内脱硫。
区别之三：有无设置垃圾前处理及设原生垃圾库方
面。
区别之四：排渣口的设计及排渣形式方面。 区别之五：垃圾落料斗的设计。 区别之六：二次风的设计。 区别之七：辅助燃料的选择
2、设计方面：
区别之一：厂房的整体布局 区别之二：布袋除尘的布置 区别之三：集中控制室的布置
区别之四：煤库及垃圾库之间有机结合的设计
3、设备上的差异及对经济运行的影响分析：
1、针对区别一：
中科技术的外置式换热器是目前与浙大技术区别最大的标志之一。其中步云的基础上进行了较大的完善，主要补灰系统与过多灰量防止炉内冲击设置放灰冷却回收装置。优点是：大大减短了升炉时间，节约了生产成本;二是弥补垃圾输送系统故障时能维持较高的飞灰浓度及锅炉蒸发量;三是飞灰的含碳成份能得到二次利用。
在优化系统的基础上目前仍存在的缺点是：高、低过受热面由于锅炉结构的高度及考虑到传热的影响，现仍以全部浸在高温飞灰里面为主，该结构如果锅炉遇到多次的压火热备用，则受热面管子还是容易高温炭化(所以目前的运行方式是压火前将该部分飞灰吹冷至550℃以下方可停运);二是返料温度经过受热面换热后，只有650-700℃之间，如果可控对调节床温有利，但对煤的掺烧比大大不利。
浙大技术用的是传统的“J”型非机械阀，优点是：由于其整个装置为绝热式结构，又因松动与输送风量较小，因此对飞灰温度没有降低，反而在分离器内部经过二次燃烧后比炉膛出口温度要高50-80℃，对煤的掺烧比有利;二是结构相对简单;三是易操作，容易控制;缺点是：膨胀与密封要求严格，如果设计与施工时稍不当，则会发生烧穿或内部浇注料脱落的可能。
2、区别之二：
中科技术没有炉内脱硫设施，尾部设有方型的脱酸塔(步云在环保检测时是通过临时在给煤机向炉内加石灰石的)。烟气脱硫在原煤含硫量本身很小的情况是可以的，但需要一定的粒径的石灰及良好的喷射装置来完成。
浙大技术至目前为止也没有在炉前增设专门的脱硫装置，在东莞运行的电厂是在煤场里将石灰晶体与原煤混合后再由给煤机进炉然后在炉内完成脱硫过程，在炉内脱硫对炉膛中部的温度有一定的影响，但经过高温分离的时候能提高钙的二次利用率。
3、区别之三：
中科炉采用专门的大件垃圾破碎装置，如果故障或检修时则以烧原生垃圾为主，但根据焚烧量比较，经破碎的垃圾可以在单炉上多烧垃圾100吨左右。其在炉前设置两条链板机和两个拨料机，在目前运行的情况看来，结构简单，经济实用，唯一不足要处理好返回零碎垃圾的清理与收集。因基本上烧原生垃圾为主，所以其只设一个垃圾库，相对减少了原始投资及降低了生产、检修成本。
浙大炉目前保留了垃圾前处理装置，设两个垃圾库，即原生库(我公司目前没有)及成品库。垃圾处理装置对锅炉焚烧的稳定性起到了积极的作用，能除去很大一部分铁器及玻璃制品;两个库的设置对提高垃圾热值及设备故障起到较大的缓冲作用。缺点是要较庞大的设备及较多的人员配套，另设备的维修、运行成本较高。
4、区别之四：
中科炉目前采用的是方型排渣口，该排渣管材质选购、穿过水冷板及风室时膨胀、密封处理良好的情况下，具有很强的排渣能力，对垃圾炉来说是有利的。排渣方式是连续性的，经水冷滚筒式冷渣机出口后由振动式筛分器后刮至集中输送带运往总渣库。这个体系设计是比较合理的，不足系统较复杂及维修工作量较大。
浙大炉是设计成圆形的排渣口，基本上适应经预处理过的垃圾焚烧，相对处理能力较差些。红渣冷却方式与中科炉一致，但在科伟冷渣机经常性堵塞，没有使用，采用定期排渣方式。
5、区别之五： 中科炉的垃圾落料斗是设计成圆形的，内部φ600mm，外部φ1000mm，膨胀装置很合理，且在斜管上设有环行密封布风装置，对锅炉的内漏或外漏量都起到了很好的密封作用;这个设计是一个很大创新。
浙大炉成方形，虽然在原有的基础上进行了尺寸调整，但漏风量仍然很大，对经济燃烧不利，科伟电力在原有的基础上进行了小改造，在受料斗的中段设计了一个手动翻板门，对经济运行很有利，很值得我们借鉴，在现有的垃圾焚烧炉上可以实施改进。
6、区别之六：
中科炉因炉前垃圾落料斗很小且对结构进行了很大调整，所以给锅炉前、后墙布置二次风奠定了基础。目前中科炉二次风的布置方式很切合实际，采用对冲形式且射程较短，前后两股风能够在炉内结合，提高炉内的扰动及加强固体颗粒的混合，使垃圾的燃尽率得到有效的提高;从另一个层面来说，合理布置的分级燃烧方式对二次污染物的排放也起到积极的作用;因此这是在垃圾炉上设计的一个亮点。
浙大炉早期设计为煤粉炉型的“假象切圆”性方式，这是理想型的设计，在煤粉炉上呈方形的炉膛是可行的，但在流化床上以矩形炉膛上是不能达到理想效果的，在我们早期几个电厂方面应用效果不佳。目前已经改为了对冲，受流场复杂性的影响无法做确切的试验，所以从理论上来说仍不如中科现有的设计。
7、区别之七：
中科炉与浙大炉一样，均为CFB炉，要达到一定的掺烧比，需一定热值的辅助燃料，设计均为热值在5000Kcal/kg左右的烟煤。但考虑到经济性，现中科与浙大均选择了无烟煤。从运行情况来看，使用前期要注意运行调整，一旦摸出最佳参数后可以按指定的模式进行;这与我公司目前仍烧烟煤有很大差异。
4、设计对投资、运行的影响分析
1、区别之一：
主厂区的整体布局中科炉设计很紧凑(宁波中科绿色电力)，且空间的利用率较高，消防、通道设置等相对比浙大炉的设计完美，且占地面积较小，可以降低原始投资，突破了传统的常规电厂设计模式。
2、区别之二：
科伟电力采用的是诸暨菲达的除尘设备，从系统上来看比浙大蓝天简单不少，且收到同样的效果。而中科通用公司目前的除尘更追求简单实用，如宁波中科其除尘器下部没有复杂的系统(流化斜槽、加热器、输灰绞龙、星形给料机等)，这就大大降低设备故障率及检修成本。
3、区别之三：
所学习的电厂均为机、电、炉集中控制，其中中科炉场景监视系统及实时数据检测为前方大型电子显示屏显示，直观而大气的同时也提升企业形象。集中控制的方式有利于各岗位间信息的及时传达，同时值长指挥事故处理等突发事件时起到很大作用。
4、区别之四：
中科集团的输煤方式均为大倾角裙边皮带，皮带设在锅炉房的侧面，这可以大大降低初始投资。另借鉴宁波中科绿色电力的设计，垃圾进库前设大弧线运输栈桥，我们在设计时可以将锅炉房留出扩建炉，在留足扩建炉的侧面设煤场，煤场与垃圾运输栈桥可以贴近，这样运输煤炭与垃圾在同一条道上进行，一提高了栈桥利用率，二是原煤在一个较高的地方斜煤，节约了铲车的运行成本及加快了卸煤速度。
5、总体感想：
炉型的选择方面：浙大技术在现有的基础上对细节部
位进行完善完全可以应用的，主要要有备用炉。中科炉按目前的炉型来说，也可以使用，还需要持续的改
进过程，例如如何避免过热器过热、返料温度的提高、返料装置对主汽温度的影响控制等。如果以上两种技术可以互补，则更优，例如浙大炉亦可以采用补灰装置、分离器锥体段加设人孔等。
浙大炉比中科炉在整体高度上面要高1-2米，但结构
相对简单;中科炉系统布置相对复杂，如点火系统、
冷灰系统等。
对燃料的适应性均一致，如燃料热值与成份发生较大
变化时。 全厂厂用电率均一致，在15%左右。
附：科伟电力07年
1、2月报及3月5日报表。
运行管理公司 07.3.21 附：以国外技术为代表的炉排垃圾焚烧炉(深圳市能源环保有限公司南山垃圾焚烧发电厂：2台蒸发量35T/h的锅炉，单台日处理垃圾量400吨;配一台12MW的抽凝式汽轮发电机组，至今运行3年多)
1、 全厂基本情况：由深圳能源集团投资总金额4亿元人民币兴建，占地面积不到70亩，全厂在编正式员工28人，辅助员工6人。因效益良好及国家政策鼓励，目前考虑扩建。
2、 全厂整体布局：外观很漂亮，像一个体育馆或展览馆，具有一定的流线形美感。二次污染排放物的各项指标以大型电子显示屏的形式设置在厂房与行政楼一体大门的进口墙上，显示着实时运行数据及国标数据，以便比较对照。烟囱呈方形，上方设置有大型时钟，下方“深能环保”四字格外醒目;垃圾入库以高架形式从厂房后面进入垃圾库。整体布局很紧凑而实用;集中控制室布置在3楼，垃圾行车控制室设在6楼，有电梯上下，很现代也很方便，同时参观通道也很合理。
3、 锅炉本体系统：锅炉岛整套设备由比利时进口，主要是焚烧系统、控制系统等，两套共计人民币3000万元。炉排呈阶梯式往后墙推移，燃烧情况良好。在前拱区域有烟气再循环对垃圾进行预烘干。
4、 排渣与垃圾给料系统：排渣系统是水封式固态链板机排渣，不存在任何堵塞现象，往复式链板机将渣刮至一个长方形渣库，然后由行车装车运走;垃圾进库后一般堆放2-3天，让渗滤液基本上析出出后，抓到炉前受料斗然后由液压式推料机进入燃烧室。垃圾行车1台，德国原装进口，使用效果良好，故障率极低。在原生垃圾库还设有大件垃圾双锤破碎装置，垃圾水份在15-20%，Q低≤1200Kcal/kg。
5、 运行实际工况：主蒸汽压力3.80Mpa、流量37T/H、温度430℃;炉膛下部温度670-830℃、炉膛出口烟温1130℃;排烟温度210℃、经脱硫塔后在布袋进口为160-170℃;送风温度120℃。锅炉效率在80%左右，厂用电率15%。
6、 经营状况：上网电价0.55元/Kw.h，垃圾政府补贴148元/吨，全年现现金流在6000万左右，其中运行成本(如活性碳、石灰、点火燃油、职工待遇等)全年合计为1000万元左右。
缺点：
(1)炉渣无法燃烧的不是很完全，且需要添埋处置。
(2)垃圾渗滤液较多，目前沉于垃圾库的中间，没有处理设施。 优点：
(1)不掺煤燃烧，可以大大降低生产成本。
(2)锅炉受热面没有较大的磨损现象，无需计划停炉检修。 (3)启、停炉容易。
(4)占地面积小，大大降低原始投资。
(5)按照原始投资3亿元的话，一般5年内可以收回投资。
发电公司调研报告范文第5篇
第一章 绪论... 2
1.1项目背景... 2
1.2 主要结论... 3
1.2.1 项目投资估算... 3
1.2.2 项目投资效益... 3
第二章风力发电概述... 5
2.1风力发电背景... 5
2.2国外风力发电情况... 6
2.3我国风力发电现状... 12
2.4我国风力发电的有关优惠政策... 13
第三章×××风力发电场项目简介... 16
3.1建设背景... 16
3.2×××风力发电项目情况... 17
第四章×××风力发电场项目市场需求研究... 19
4.1风力发电市场需求预测... 19
4.2市场需求预测... 21
4.3规模的确定... 23
第五章×××风力发电场项目投资及筹资分析... 25
5.1项目成本构成... 25
5.2项目总投资估算... 25
5.3发电机组的投资估算... 26
5.4项目筹资方案... 27
第六章×××风力发电场项目经济效益分析... 30
6.1财务评价分析... 30
6.2资金使用分析... 30
6.3投资收益分析... 33
6.4敏感性分析... 34
第七章×××风力发电场项目社会效益分析... 36
7.1环境效益分析... 36
7.2社会经济效益分析... 37
第八章×××风力发电项目风险分析... 38
8.1×××风力发电场建设存在的外部环境风险... 38
8.2规避风险对策... 39
第九章可行性研究结论... 41
参考文献... 42
摘要... 43
附表... 48
附表6-1：固定资产投资估算表... 48
附表6-2：投资计划与资金筹措表... 48
附表6-4：损益表... 52
附表6-5：还本付息计算表... 55
附表6-6：财务现金流量表(全部投资) 56
附表6-7：财务现金流量表(资本金) 57
附表6-8：资金来源与运用表... 59
附表6-9：资产负债表... 61
表格
表格 1项目投资估算... 5
表格 2世界风电装机容量地区及国家分布表... 9
表格 3 2006世界风力发电总量前十名... 11
表格 4世界各国对风力发电的政策... 12
表格 5 GWEC预测未来风电装机容量... 13
表格 6××地区地区年供电量变化表年份销售额(亿千瓦时)... 24
表格 7 风力发电场估算价... 28
表格 8网电价测算表... 34
发电公司调研报告范文第6篇
为贯彻落实科学发展观，全面掌握风电、光伏发电相关情况，促进其协调、健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(电监会25 号令)，2010 年7～10 月，国家电监会组织各派出机构在全国范围内开展了风电、光伏发电并网接入情况的专项调查。在此基础上，结合日常监管工作情况形成本报告。
调查工作分企业自查和重点调查两个阶段。先是由国家电监会和各派出机构组织全国30 个省份的电网企业及其调度机构、相关发电企业开展自查，共收到电网企业自查报告28 份、发电企业自查报告218 份;在分析企业自查报告的基础上，各派出机构采取召开座谈会和实地调查等方式对部分电力企业进行了重点调查，共重点调查电网企业22 家、发电企业77 家。
本次调查共涉及风电、光伏发电项目667 个。其中，风电项目573 个，光伏发电项目94 个。风电项目中，已建成并网项目348 个，建成未并网项目9 个，在建项目216 个(其中有25 个项目部分容量已并网，另有5 个项目的部分容量已建成但未并网)。光伏发电项目中，已建成并网项目30 个，建成未并网项目1 个，在建项目63 个(其中有2 个项目部分容量已并网)。
一、基本情况
(一)风电、光伏发电发展情况
近年来，风电、光伏发电发展迅速。本次调查统计显示，截至2010 年6 月底，全国已建成并网风电及光伏发电装机容量为2213.67万千瓦，占全国发电装机容量的2.46%左右。其中，风电并网装机容量为2200.37 万千瓦，光伏发电并网装机容量为13.30 万千瓦。风电及光伏发电建成但未并网的装机容量合计为76.52 万千瓦。其中，风电未并网容量为76.36 万千瓦，光伏发电未并网容量为0.16 万千瓦。
风电及光伏发电在建规模为1610.65 万千瓦，占全国在建发电装机容量比重为8.66%左右。其中，风电1589.62 万千瓦，光伏发电21.03万千瓦。从分区域并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，华北区域拥有风电并网容量最多，为850.79 万千瓦，占全国风电并网容量的38.67%;东北区域其次，为753.76 万千瓦，占全国风电并网容量的34.26%;华中区域最少，为24.07 万千瓦，仅占全国风电并网容量的1.09%。西北区域光伏发电并网容量最大，为7.13 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的53.61%;华东区域其次，为3.72 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的27.97%;东北区域目前没有光伏发电并网装机容量。全国风电和光伏发电并网装机容量及其分区域构成情况分别见图1 和图2，详细数据见附表
1、附表2。
从分区域在建装机容量来看，截至 2010 年6 月底，华北区域风电在建规模最大，为539.57 万千瓦，占全国风电在建容量的33.94%;西北区域其次(主要分布在甘肃省)，为496.40 万千瓦，占全国风电在建容量的31.23%;华中区域最少，仅有17.97 万千瓦。华北区域光伏发电在建规模最大(主要分布在山东省)，为5.91 万千瓦, 占全国光伏发电在建容量的28.10%;西北区域其次(主要分布在甘肃省)，为5.55 万千瓦，占全国光伏发电在建容量的26.39%;华中区域最少，为0.45 万千瓦。从分省份并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，内蒙古并网风电装机容量居全国各省份之首，为700.29 万千瓦，占全国并网风电装机容量的31.83%，占全区全口径发电装机容量的12.11%左右，分布在蒙西、蒙东电网区域容量比重为7:3。辽宁、河北、黑龙江、吉林、甘肃、山东、江苏等省份的并网风电装机容量均超过了百万千瓦，分别为227.80 万千瓦、206.75 万千瓦、162.67 万千瓦、152.50万千瓦、119.11 万千瓦、111.07 万千瓦和110.13 万千瓦，分别占本省份总装机容量的7.91%、5.13%、8.47%、9.02%、6.00%、1.81%和1.78%。天津、安徽、广西、四川、贵州、陕西、青海没有并网风电装机。宁夏并网光伏发电装机容量最大，为6.03 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的45.34%;江苏其次，为2.55 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的19.17%;此外，云南、甘肃的并网光伏发电装机容量也均超过了1 万千瓦。详细数据见附表
3、附表4。
从分省份在建装机容量来看，截至2010 年6 月底，甘肃风电在建装机容量最大，为409.95 万千瓦，占全国风电在建装机容量的25.79%;河北、内蒙古、山东的风电在建装机容量分别达到了258.40万千瓦、227.10 万千瓦和119.47 万千瓦。甘肃光伏发电在建装机容量最大，为3.95 万千瓦;山东其次，为3.60 万千瓦;广东、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏发电在建装机容量均超过了1万千瓦。
(二)风电、光伏发电投资主体情况风电和光伏发电的投资主体情况有较大差别。风电的投资主体相对集中，主要是中央企业和部分风能资源丰富的地方国有发电投资企业。截至2010 年6 月底，全国并网风电装机容量超过50 万千瓦的发电集团共有10 个，并网装机容量共计1668.97 万千瓦，占全国并网风电装机容量的75.85%。其中，超过200 万千瓦的发电集团有3 个,分别为：中国国电集团公司、中国大唐集团公司和中国华能集团公司。截至2010 年6 月底，在建风电装机容量超过50 万千瓦的集团共有7 个。其中，中国国电集团公司、中国华能集团公司和中国大唐集团公司的在建装机容量均超过了150 万千瓦;中国神华集团公司、中国华电集团公司、中国广东核电集团有限公司、中国电力投资集团公司的在建装机容量在50 万千瓦至100 万千瓦之间。目前，我国光伏发电还处于试验、探索阶段，投资建设项目规模小，投资主体呈多元化发展态势。截至2010 年6 月底，中国节能环保集团公司和江苏中能硅业科技发展有限公司的已并网光伏发电装机容量均达到了2 万千瓦。已并网的光伏发电项目中，装机容量最大的是江苏中能硅业科技发展有限公司投资的徐州协鑫光伏发电有限公司2 万千瓦光伏发电项目。甘肃省电力投资集团公司、海南省发展控股有限公司的光伏发电在建容量均达到了2 万千瓦。在建项目中，规模较大的有海南临高2 万千瓦光伏并网发电示范工程和山东济宁1.8 万千瓦十里营光伏电站。
(三)风电、光伏发电上网电价及补贴情况由于定价机制、工程造价水平不同，全国范围内不同省份、同一省份不同项目之间风电、光伏发电上网电价存在一定的差异。2009 年8 月1 日之前核准的风电项目，既有采用特许权招标定价机制也有采用政府核定电价机制;2009 年8 月1 日以后核准的风电项目，在四类资源区新建的陆上项目统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。目前，风电上网电价最高的项目是国电龙源电力集团股份有限公司地处浙江省的临海风力发电厂及苍南风力发电厂，均为1.4040 元/千瓦时。光伏发电由于国家尚未出台统一的电价政策，一般由地方政府根据项目情况确定。在已核准的光伏发电项目中，上网电价最高的是上海前卫村光伏电站，为6.4436 元/千瓦时;最低的是中国广东核电集团有限公司的甘肃省敦煌光伏发电项目，为1.0928 元/千瓦时。据本次调查显示，风电和光伏发电电价补贴政策执行情况基本良好，国家发改委和国家电监会联合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源电价补贴名单中的风电及光伏发电项目基本上都获得了相应的电价补贴。
(四)风电、光伏发电接入系统建设情况由于国家出台了可再生能源发电接入系统建设补贴政策，提高了电力企业投资风电、光伏发电接入系统建设的积极性，风电和光伏发电接入系统投产规模快速增长。截至2010 年6 月底，本次调查涉及到的风电接入系统工程线路长度为10326 公里，变电容量为3898 万千伏安。分电压等级看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下线路长度分别为666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分别占风电接入系统工程总线路长度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%;变电容量分别为504 万千伏安、1765 万千伏安、1229 万千伏安、399万千伏安，分别占风电接入系统工程总变电容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分区域看，华北区域以220 千伏及110 千伏电压等级为主，东北区域以220 千伏及66 千伏为主，西北区域以330 千伏及110 千伏为主;华东、华中、南方区域以110 千伏为主。分省份看，内蒙古的接入系统规模最大，以220 千伏电压等级为主，线路长度为2453 公里，变电容量为861 万千伏安。各区域、各省份风电接入系统工程分电压等级情况详见附表
5、附表6。从风电接入系统工程的投资主体来看，在本次调查涉及到的494个风电接入系统工程中，电网企业出资建设项目213 个，线路长度4444 公里，变电容量1914 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为43.12%、43.04%、49.10%;发电企业出资建设项目278 个、线路长度5698 公里、变电容量1961 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为56.28%、55.18%、50.31%;电网企业和发电企业共同出资建设项目3 个、线路长度184 公里、变电容量23 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为0.61%、1.78%、0.59%。详细情况见附表7。分区域看，华中、华东区域电网企业出资建设项目比例较高，均超过了70%;华北、东北区域比例较低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江苏、安徽、江西、湖北、广西、海南、重庆、贵州等省份的接入系统工程全部由电网企业出资建设，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆电网区域的接入系统工程全部或大部分由发电企业出资建设。各区域、各省份风电项目接入系统工程投资主体情况见附表
8、附表9。光伏发电项目接入系统工程规模相对较小，共计线路长度134 公里，变电容量22 万千伏安，主要电压等级为35 千伏。其中，发电企业投资建设的线路长度为109 公里，占81.34%;变电容量为19 万千伏安，占86.36%。分省份看，宁夏、甘肃、山东的规模较大，线路长度均超过了29 公里，变电容量均超过了3.7 万千伏安。
(五)风电、光伏发电上网电量收购情况2009 年，风电及光伏发电上网电量为256.15 亿千瓦时，占全国全口径发电量的0.70%，其中，风电256.10 亿千瓦时，光伏发电0.0560千瓦时。2010 年1 至6 月份，风电及光伏发电总上网电量为223.05亿千瓦时，其中，风电222.54 亿千瓦时，光伏发电0.5176 亿千瓦时。分区域看，2010 年1 至6 月，华北区域风电上网电量最多，为94.72 亿千瓦时，占全国风电总上网电量的42.56%;东北区域风电上网电量70.48 亿千瓦时，占31.67%;华中区域上网电量2.10 亿千瓦时，比重最少，仅占0.95%。西北区域光伏发电上网电量最多，为0.3064 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的59.20%;华东区域上网电量为0.1679 亿千瓦时，占32.44%;东北、华中没有光伏发电上网电量。具体情况见图
3、图4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，内蒙古风电上网电量最多，为71.83亿千瓦时，占全国风电上网电量的32.28%;河北、辽宁的风电上网电量均超过了22 亿千瓦时，占全国风电上网电量比例均超过了10%。宁夏光伏发电上网电量最多，为0.2768 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的53.49%;江苏光伏发电上网电量占全国的比例也较高，达24.67%。已并网的风电和光伏发电设备受电网安全等因素影响而可能存在未能上网的电量，本次调查对这部分电网未收购电量进行了统计。2010 年1 至6 月，风电未收购电量为27.76 亿千瓦时，光伏发电没有未收购电量。分区域看，华北、东北未收购风电电量较多，华北区域未收购风电电量为15.88 亿千瓦时，占全国总未收购电量的57.20%，高于其上网电量全国占比14.64 个百分点;东北区域未收购风电电量为10.64 亿千瓦时，占全国总未收购电量的38.33%，高于其上网电量全国占比6.66 个百分点。分省份看，内蒙古未收购风电电量最多，为21.01 亿千瓦时,占全国总未收购电量的75.68%，高于其上网电量全国占比43.40 个百分点;吉林未收购风电电量为2.60亿千瓦时;河北、甘肃、黑龙江在2009 年1 月到2010 年6 月期间未收购风电电量均在3 亿千瓦时左右。
二、监管评价
(一)近年来风电、光伏发电总体呈较快发展态势在国际能源和环境约束的大背景下，各方对风电、光伏发电发展的认识水平不断提高，重视程度日益加强。国家从战略层面上确定了风电等可再生能源发展方向，并制定了可再生能源产业发展规划和相应的政策措施;各地方政府切实按照国家可再生能源发展战略，制订本省份的风电、光伏发电发展规划和实施方案;发电企业投资风电、光伏发电的积极性不断提高，风电和光伏发电的比例不断上升;电网企业在电网规划、并网接入和电量收购等方面积极为风电、光伏发电的发展创造良好条件，促进了风电和光伏发电的健康发展。与此同时，鼓励可再生能源发展的政策措施不断完善，为风电、光伏发电的发展创造了良好环境。《可再生能源法》的出台为风电、光伏发电的发展奠定了法律基础;可再生能源价格全国分摊政策、可再生能源增值税减半征收政策切实提高了风电、光伏发电企业的经营效益;可再生能源接入系统建设及补偿政策、上网电量全额收购政策为风电、光伏发电发展提供了支持和保障;可再生能源特许权招标制度、金太阳示范工程等措施为风电、光伏发电发展注入了强大动力。在一系列政策措施的推动和激励下，各方投资风电、光伏发电的积极性大大增加，风电、光伏发电呈现快速增长的态势。预计2010年底全国风电总并网装机容量将达到3000 万千瓦左右，全国光伏发电总并网装机容量将达到25 万千瓦左右。
(二)风电、光伏发电仍有发展空间虽然风电、光伏发电装机容量连续快速增加，但目前尚处在起步阶段，在电源结构中所占的比例还很低。截至2010 年6 月底，全国已并网的风电和光伏发电装机容量仅占全国装机容量的2.46%;2010年1 至6 月风电和光伏发电上网电量仅占全国发电量的0.7%左右。根据我国2007 年制定的《可再生能源中长期发展规划》，全国陆地和近海的可利用风电资源共计约10 亿千瓦，三分之二的国土面积年日照小时数在2200 小时以上，年太阳辐射总量大于每平方米5000 兆焦。因此，风电、光伏发电仍有很大的发展潜力。
(三)风电、光伏发电并网接入和电量收购相关服务水平不断提高电网企业深入研究风电和光伏发电的技术特点，分析发电接入对电网运行的影响，并在此基础上研究制订相应的技术规定和服务管理流程，不断规范和提高风电、光伏发电并网发电的服务水平。例如，南方电网公司制定了《南方电网公司支持新能源发展若干意见》，内蒙古电力公司编制了《办理风电业务工作流程指南》，安徽省电力公司制订了《安徽省电力公司可再生能源发电全额上网管理办法(试行)》等。电网企业总体上能够在确保电网安全稳定运行的前提下，优先调度风电、光伏等可再生能源发电，全额收购风电、光伏发电上网电量，并认真贯彻执行上网电价政策及电价附加调配政策，与风电、光伏发电企业及时足额结算电费，确保了发电企业的利益和资源的充分利用。风电、光伏发电的购售电合同和并网调度协议签订情况总体良好，基本上做到了并网有协议，交易有合同，有效地保障了发电企业的合法权益。
三、存在问题
(一)风电发展规划和投资立项的统筹性有待进一步加强一是部分地区存在大规模风电难以消纳的问题。在部分风电资源比较丰富的地区，风电发展规划侧重于资源规划，缺乏具体的风电送出和风电消纳方案，大规模风电送出消纳的矛盾日益突出。蒙西电网的风电资源丰富，2010 年6 月底，已并网和在建风电装机已分别达到489 万千瓦和85 万千瓦，上网电量除部分由本地消纳外，其余电量需要外送华北电网。但是，随着河北张家口、承德地区大规模风电装机的陆续投产，华北电网也面临着本地风电消纳问题，从而使蒙西的风电消纳问题更加突出。2010 年6 月底，甘肃酒泉规划建设的1000万千瓦级风电基地已并网近100 万千瓦，在酒泉及河西地区已经无法完全消纳，大部分需要送到兰州负荷中心消纳。预计2010 年甘肃全省统调范围内最大负荷1000 万千瓦左右，而2010 年底酒泉风电基地建成装机容量将达到500 万千瓦左右，远远超过了酒泉及河西地区的用电需求;2015 年酒泉风电基地发电量预计将达到250 亿千瓦时左右，在甘肃乃至西北电网都难以消纳，但是向网外输送的消纳市场及其配套电网建设目前均未明确。吉林白城地区电网网架较薄弱，外送能力有限，由于地区负荷较低，风电无法完全就地消纳，风电企业发电经常受到限制，如，大唐吉林大通风电场2009 年未能上网电量1488万千瓦时，占全年上网电量的14.7%，影响利用小时300 小时。二是部分项目电源建设和电网建设的协调有待加强。由于风电项目前期工作流程相对简单，核准进度快，建设周期相对较短，而电网接入系统在项目审查、方案确定及工程建设方面相对复杂，致使接入系统工程与风电场建设难以同步完成。例如，内蒙古蒙电华能热电公司乌力吉木仁风场一期、额尔格图风场一期、白云风场一期预计2010年底投产，但是由于其接入系统至今未取得审查意见，风电无法按时送出。内蒙古地区风电资源需通过西电东送通道送往京津唐地区，但现有两条通道容量有限，只能解决少量风电的送出，内蒙古送出第三条通道2006 年就已经开始规划，但至今仍未开工。三是个别地区风电与其它电源发展不配套。东北区域火电机组中的供热机组比例较高(如吉林省为72%)，其在冬季供暖期基本不具备调峰能力，而可以启停调峰的中小型火电机组已逐步关停，抽水蓄能电站、燃气机组建设相对迟缓，在电网调峰能力严重不足的情况下，为保障电网安全和居民采暖，电力调度机构不得已在低谷时段采取限制风电出力的措施。蒙西电网风电装机容量已达到全网最高负荷的24.51%，在冬季供热期间和用电低谷时段，为确保电力系统安全运行，也不得不限制风电场的出力。
(二)风电、光伏发电的相关政策和激励机制有待进一步完善目前，我国已制定了一系列政策法规和激励机制鼓励风电和光伏发电的发展，但政策体系的完整性及相关政策之间的协调性还有待加强。一是光伏发电产业扶持政策尚需完善。国家层面上至今未出台光伏发电上网电价和项目建设的相关实施细则，制约了光伏发电产业的规模化发展。特别是对于作为未来光伏发电主要形式之一的接入配电网(用户侧)分布式光伏发电项目，目前还缺乏上网售电的政策支持，严重制约了小型光伏发电的投资积极性。二是国家对风电等可再生能源发电接入系统工程投资、运行维护等方面的相关规定尚未完善，部分接入系统工程补贴不足影响了电网企业投资建设的积极性。风电项目一般远离负荷中心，其配套接入系统建设工程量大、投资高、线路利用率低，接入系统工程补贴政策的标准难以满足部分项目电网投资和运行维护的需要，影响了电力企业建设的积极性。例如，上海市电力公司出资6528 万元建设的东海大桥海上风电项目接入系统工程，按目前电价补贴政策，需要32 年以上才能收回静态投资。调查显示，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆的全部或大部分风电场接入系统工程由发电企业出资建设，部分风电企业还负责接入系统工程的运行维护，不利于系统的安全管理。三是风电、光伏发电电费补贴不及时。风电、光伏发电电费补贴往往大大滞后于电量上网时间，导致发电企业不能及时获得相应的电价补贴，影响企业的经营效益，部分规模较小的发电企业甚至出现流动资金周转困难的现象。四是个别历史遗留问题仍待解决。2006 年以前批准建设的风电等可再生能源发电项目不享受《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》中规定的电价补贴，增加了企业的经营负担。如上海崇明、南汇、奉贤海湾风电场及浙江临海、苍南风电场，这些项目都是2006 年以前投产的，上网电价较高且不享受可再生能源附加资金补偿，增加了电网企业的购电成本。
(三)风电、光伏发电并网接入和运行管理有待进一步规范和完善调查发现，目前风电、光伏发电并网接入系统存在以下两个方面的问题：一是风电接入系统缺乏明确的定义导致各方有不同的理解。有的认为是风电场升压变电站以及从升压变电站至电网侧进线第一基塔之间的线路;有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路;有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路以及电网侧进线间隔。由于理解上的不同容易导致接入系统建设过程中的分歧以及统计口径的不一致。二是风电、光伏发电并网接入和调度管理的有关标准和规定需要根据风电、光伏发电的特点进一步规范和完善。目前风电场并网方面没有国家级标准，为解决风电机组低电压穿越、吸收无功以及安全稳定等突出问题，国家电网公司出台了《国家电网公司风电场接入电网技术规定》，要求风电场满足相关技术标准并进行技术改造后才能入网，此规定在一定程度上规范了风电接入工作，但该标准是企业标准，不是国家标准，容易引发网厂矛盾。
(四)风电、光伏发电的规模发展对电网安全稳定运行的影响不断加大风电、光伏发电具有间歇性、随机性的特点，风电还有反调峰特点，对系统潮流控制、辅助服务调用、短路电流控制、电能质量保证等都提出了新的挑战。目前，由于风功率预测系统不完善，基础数据缺乏，准确度不高，电网企业无法根据预测的风力功率制定日前计划，运行方式的安排上存在着很大的不确定性。甘肃西北部的酒泉地区处于甘肃电网的末端，并入大量风电后，实际运行中面临着暂态稳定等各类稳定问题和调峰困难;2009 年福建电网最大峰谷差已达到636万千瓦，部分大型火电机组在实际运行中的调峰深度已达到60%左右，处于深度调峰状态，接近或达到机组调峰能力技术极限，随着“十二五”期间风电等继续大规模投运，对系统调峰要求更加苛刻，将进一步加大电网调峰的压力。
四、整改要求
(一)风电、光伏发电企业与电网企业应加强并网消纳的衔接工作风电、光伏发电企业应高度重视发电并网消纳工作，在开展发电项目前期工作阶段，要主动与电网企业进行衔接，研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案，并报请政府主管部门确认。电网企业在具体受理风电、光伏发电项目接入系统并网申请时，要按照电网发展规划和风电、光伏发电发展规划的要求，认真做好发电项目输送线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，加大电网改造力度，完善网架结构，做好接入系统工程的可行性研究，择优制订接入系统方案，积极为风电、光伏发电企业提供并网服务工作，确保发电项目及时并网运行。发电企业和电网企业要加强沟通和协调，共同推动风电、光伏发电建设的协调发展。
(二)电力企业要切实做好风电、光伏发电并网运行相关工作，确保系统安全稳定运行电网企业要进一步加强风电、光伏发电并网对电网安全稳定运行影响的研究，在接入系统的审查、接入电网有关电气设备的试验和验收等方面严格执行相关技术标准和规范，与获得核准、满足相关技术管理规定、符合并网接入条件的发电企业及时协商签订并网调度协议和购售电合同。认真做好风电、光伏发电并网后的负荷预测和电力系统稳定分析工作，合理安排运行方式，提高调度管理水平，保障电力系统安全稳定运行。风电企业应加强机组的管理工作。做好风电功率预测，完善自动化和通信系统，做好机组的日常维护工作，为机组的稳发满发提供保障。
(三)电网企业要严格执行可再生能源收购有关规定电网企业要严格按照《可再生能源法》等法律法规的要求，在确保电网安全稳定运行的条件下，根据国家价格主管部门批复上网电价及相关规定收购上网电量,严格执行风电、光伏发电上网电价政策，做好电价附加调配工作，及时足额结算电费。
五、监管建议
(一)进一步加强科学规划，促进风电、光伏发电协调、有序发展根据国家可再生能源发展战略和《可再生能源中长期发展规划》，进一步完善各地区风电、光伏发展规划，针对风电和光伏发电的特点，统筹考虑能源资源、电源结构、受电市场、输电廊道、电网建设、电网运行等因素，因地制宜发展风电等可再生能源发电，做到电源与资源、电源与电网、电源与电源、电源与用户之间的和谐发展。在风能和太阳能资源条件较好的地区建设大规模发电基地，应充分考虑电网的网架结构和消纳能力，认真做好风电、光伏发电规划和电网规划的衔接工作，促进风电、光伏发电建设与电网建设协调发展，维护电力系统安全稳定运行。对于靠近负荷中心周围的资源，应遵循因地制宜、实事求是的原则，从有利于节能减排、有利于增强电力供应能力的角度出发，发展分布式电源，就近接入配网。同时要进一步理顺中央与地方风电项目核准管理体制，使风电开发利用规范化、布局合理化，避免随意无序开发。
(二)进一步完善价格财税政策，健全风电、光伏发电激励机制由于风电、光伏发电的各项技术仍是发展中的技术，建设成本较高，其在市场中的经济竞争力较弱，需要继续加大政策扶持力度，促进风电、光伏发电的持续健康发展。一是要研究通过征收能源税或碳税的方式，建立稳定持续的支持风电、光伏发电发展的补贴资金来源;二是加强支持风电、光伏发电发展的财税政策研究，使风电、光伏发电发展与促进地方经济发展紧密结合，形成促进区域经济发展的优势产业;三是进一步完善电价补偿机制，提高风电、光伏发电电价补贴的时效性，科学制定风电、光伏发电接入系统工程造价的补偿标准;四是进一步完善光伏发电电价政策，出台科学合理的光伏发电上网电价政策;五是高度重视并大力鼓励商业模式创新，支持企业面向市场，创新商业模式。