燃煤发电厂燃煤监督管理的思考与探索实践

第一篇：燃煤发电厂燃煤监督管理的思考与探索实践

燃煤发电厂燃煤监督管理的思考与探索实践

近年来，燃煤价格一路走高，供需矛盾十分突出。内江发电厂主供煤区域为距离160多公里外的四川省宜宾珙县及周边地区，目前主供煤区域内有华电、中电投、国家电网所属共6家燃煤电厂。在复杂严峻的形势面前，内江发电厂大胆创新、勇于探索、深入实践，紧紧围绕“大纪检”、“大监督”理念下足功夫，燃煤管理指标控制良好，连续保持华电集团公司燃料管理优秀企业。2010年，燃煤管理成效突出，一举完成国家十一五千家节能企业节约2.7万吨标煤的节能目标任务。企业燃煤从业人员多年来未发生违纪违法行为，连续多年被评为四川公司党风廉政建设优秀等次，获得集团公司2008―2009年纪检监察工作先进单位等荣誉。

一、理顺燃煤管理体制，建立燃煤监督长效机制

2010年5月，内江发电厂在四川公司系统燃煤发电厂中率先实施燃煤管理体制改革，将燃煤采购供应、厂内燃煤管理、燃煤监督“三权”分离，实现了燃煤全过程管理的“三权分立”，充分凸显出相互制约、相互监督的管理思路，改革后各职能部门分工更加明确。

党政齐抓，机构健全。成立以厂长为组长、纪委书记为副组长、相关厂领导为成员的燃煤效能监察工作领导小组，负责效能监察工作的组织和工作指导。领导小组下设办公室，纪检监察部具体组织实施。

持续改进，制度完善。为建立燃煤监督的长效机制，充分发挥好燃煤管理各项监督工作，有效防范燃煤从业人员风险，燃煤管理监督制度体系涵盖各个方面，各项工作做到标准化、规范化、制度化。

二、狠抓过程管理控制，建立燃煤“大监督”机制

燃煤管理工作中，人是最重要的因素。严峻的燃煤供应形势下，部份供煤单位使用各种掺杂使假手法谋取不法利益，采取种种手段对燃料从业人员威胁、利诱和拉拢。面对复杂形势，仅仅依靠思想教育工作，难以抵御诸多诱惑，必须立足于“大纪检”理念，建立“大监督”机制。

三、创新燃煤监督管理举措，扎实开展工作出成效

专门的燃煤监督工作是近年来伴随着燃煤供应的严峻形势逐步建立起来的，开展工作时间不长。由于各个企业内外部实际情况的不同，燃煤监督工作也各具特色，难以寻求到统一的模式和标准。要让监督工作真正发挥作用、体现价值，业务工作既要延伸到燃煤管理业务流程中重要关键环节，又要确保监督工作的独立性。因此，一定要重点做好燃煤监督工作的过程管理和控制。

监督理念新。内江发电厂把流程管理引入到燃煤监督中，制定《燃料管理监督工作流程图》、《燃料管理监督组入厂煤验收监督工作流程图》。通过制定工作流程，对燃煤管理、入厂煤验收全过程管理实行流程再造，梳理出监督的重要和关键环节，分析确定廉政风险重点防范范围，确定燃煤监督形式、内容和环节。在流程的关键环节实施风险点防范管理，制定《入厂煤验收危险点分析及对策措施》，使燃煤监督工作更具针对性和可操作性，监督环节和监督重点突出，监督任务明确。

监督依据足。为指导监督组把握好监督职责权限，保证监督效果，制定《燃料管理监督组入厂煤验收监督工作指导手册》，明确监督职责范围、工作原则、工作重点和目的，对验收重要关键环节的操作内容进行细化分解，对监督内容和要求做出规定。根据形势的发展变化进一步丰富和延伸监督内容和范围，制定《入厂煤验收监督指导行为30条》，针对具体情况下监督人员的工作规范性进行明确，加强对监督具体工作的管理和控制。通过有力、有序、有效的监督管理，为监督工作提供了制度支持和监督依据，燃煤监督管理工作制度化、规范化，确保了监督人员有效发挥监督作用。

监督效果好。采制工作实现双重、全程监督。燃煤监督工程师对采制工作进行24小时全程监督，电子监控系统对采制化重点环节、重点场所实现全覆盖，燃煤监督组专人负责监控系统实时和回放。为指导监督人员规范性地开展好工作，制定“燃煤管理监督组入厂煤验收监督工作流程处理记录”，将监督内容范围和监督标准列入每一批来煤的监督工作记录中，流程处理记录与流程管理的相互配套，使监督人员掌握了每一步操作环节的内容和标准，工作的完成情况都能清楚地记录在案，工作中也能及时发现问题，提出监督意见，纠正偏差。

面对不利环境和局面，内江发电厂在创新燃煤监督管理，突出监督实效工作中主动进行深入思考，在立足于“大纪检”理念，建立燃煤管理“大监督”机制中进行了许多有益的探索和实践，取得了比较好的效果。特别是在燃煤入厂验收监督方面总结出了一套体系完整，行之有效，富有特色的工作方法和工作经验可供借鉴和参考。同时，应该清醒地看到，“大监督”的理念远比我们所认识到的要深远得多，仅就目前我们所做的工作来说，还有许多地方需要不断健全和完善。内江发电厂将认真总结，持续改进，不断提高，为不断深化燃煤“大监督”的深度和广度，切实提高燃煤监督工作水平而继续努力。

(作者单位：华电四川发电有限公司内江发电厂)

第二篇：关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见

关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见

为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)精神，加强和规范燃煤自备电厂监督管理，现提出如下意见：

一、重要意义

燃煤自备电厂(以下简称“自备电厂”)是我国火电行业的重要组成部分，在为工业企业生产运营提供动力供应、降低企业生产成本的同时，还可兼顾周边企业和居民用电用热需求。随着自备电厂装机规模持续扩大和火电行业能效、环保标准不断提高，进一步加强和规范自备电厂监督管理，逐步推进自备电厂与公用电厂同等管理，有利于加强电力统筹规划，推动自备电厂有序发展;有利于促进清洁能源消纳，提升电力系统安全运行水平;有利于提高能源利用效率，降低大气污染物排放;有利于维护市场公平竞争，实现资源优化配置。

二、基本原则

坚持统筹规划的原则。强化电力发展规划的引领约束作用，统筹能源资源和市场需求，科学规划建设自备电厂。

坚持安全可靠的原则。严格执行电力行业相关规章，提升自备电厂运行水平，维护电力系统安全稳定运行。

坚持节能减排的原则。严格新建机组能效、环保准入门槛，落实水资源管理“三条红线”控制指标。持续升级改造和淘汰落后火电机组，切实提升自备电厂能效、环保水平。

坚持公平竞争的原则。执行统一的产业政策和市场规则，推动自备电厂成为合格市场主体，公平参与市场交易。

坚持科学监管的原则。构建“规划、政策、规则、监管”协调一致的监管体系，强化对自备电厂的监督管理，维护电力建设运行秩序。

三、强化规划引导，科学规范建设

(一)统筹纳入规划。新(扩)建燃煤自备电厂项目(除背压机组和余热、余压、余气利用机组外)要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划，由地方政府依据《政府核准的投资项目目录》核准，禁止以各种名义在总量控制规模外核准。(二)公平参与优选。新(扩)建燃煤自备电厂要符合国家能源产业政策和电力规划布局要求，与公用火电项目同等条件参与优选。京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂。装机明显冗余、火电利用小时数偏低地区，除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新(扩)建自备电厂项目。

(三)科学规范建设。自备电厂要按照以热定电、自发自用为主的原则合理选择机型和装机规模。开工建设前要按规定取得核准文件和必要的支持性文件，建设过程中要严格执行火电建设相关产业政策和能效、水效、环保、安全质量等各项标准。严禁未批先建、批建不符及以余热、余压、余气名义建设常规燃煤机组等违规行为。禁止公用电厂违规转为企业自备电厂。

(四)做好电网接入。电网企业应对符合规定的自备电厂无歧视开放电网，做好系统接入服务。并网自备电厂应按要求配置必要的继电保护与安全自动装置以及调度自动化、通信和电量计量等设备，切实做好并网安全等相关工作。鼓励有条件并网的自备电厂按自愿原则并网运行。

四、加强运行管理，参与辅助服务

(一)加强运行管理。并网自备电厂要严格执行调度纪律，服从电力调度机构的运行安排，合理组织设备检修和机组启停。全面落实电力行业相关规章和标准，进一步加强设备维护，做好人员培训，主动承担维护电力系统安全稳定运行的责任和义务。

(二)参与辅助服务。并网自备电厂要按照“两个细则”参与电网辅助服务考核与补偿，根据自身负荷和机组特性提供调峰等辅助服务，并按照相关规定参与分摊，获得收益。

五、承担社会责任，缴纳各项费用

(一)承担社会责任。企业自备电厂自发自用电量应承担并足额缴纳国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金、可再生能源发展基金、大中型水库移民后期扶持基金和城市公用事业附加等依法合规设立的政府性基金以及政策性交叉补贴，各级地方政府均不得随意减免或选择性征收。

(二)合理缴纳备用费。拥有并网自备电厂的企业应与电网企业协商确定备用容量，并按约定的备用容量向电网企业支付系统备用费。备用费标准分省统一制定，由省级价格主管部门按合理补偿的原则制定，报国家发展改革委备案。向企业自备电厂收取的系统备用费计入电网企业收入，并由政府价格主管部门在核定电网企业准许收入和输配电价水平时统筹平衡。随着电力市场化改革逐步推进，探索取消系统备用费，以市场化机制代替。

六、加强综合利用，推动燃煤消减

(一)加强综合利用。鼓励企业回收利用工业生产过程中产生可利用的热能、压差以及余气等建设相应规模的余热、余压、余气自备电厂。此类项目不占用当地火电建设规模，可按有关规定减免政策性交叉补贴和系统备用费。

(二)鼓励对外供热供电。余热、余压、余气自备电厂生产的电力、热力，在满足所属企业自身需求的基础上，鼓励其按有关规定参与电力交易并向周边地区供热。

(三)推动燃煤消减。推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电。在风、光、水等资源富集地区，采用市场化机制引导拥有燃煤自备电厂的企业减少自发自用电量，增加市场购电量，逐步实现可再生能源替代燃煤发电。

七、推进升级改造，淘汰落后机组

(一)推进环保改造。自备电厂应安装脱硫、脱硝、除尘等环保设施，确保满足大气污染物排放标准和总量控制要求，并安装污染物自动监控设备，与当地环保、监管和电网企业等部门联网。污染物排放不符合环保要求的自备电厂要采取限制生产、停产改造等措施，限期完成环保设施升级改造。对于国家要求实施超低排放改造的自备燃煤机组，要在规定期限内完成相关改造工作。鼓励其他有条件的自备电厂实施超低排放改造。

(二)提高能效水平。自备电厂运行要符合相关产业政策规定的能效标准要求。供电煤耗、水耗高于本省同类型机组平均水平5克/千瓦时、0.5千克/千瓦时及以上的自备燃煤发电机组，要因厂制宜，实施节能节水升级改造。

(三)淘汰落后机组。对机组类型属于《产业结构调整目录》等相关产业政策规定淘汰类的，由地方政府明确时间表，予以强制淘汰关停。能耗和污染物排放不符合国家和地方最新标准的自备电厂应实施升级改造，拒不改造或不具备改造条件的由地方政府逐步淘汰关停。淘汰关停后的机组不得转供电或解列运行，不得易地建设。主动提前淘汰自备机组的企业，淘汰机组容量和电量可按有关规定参与市场化交易。

八、确定市场主体，参与市场交易

(一)确定市场主体。满足下列条件的拥有并网自备电厂的企业，可成为合格发电市场主体。

1.符合国家产业政策，达到能效、环保要求;2.按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴;3.公平承担发电企业社会责任;4.进入各级政府公布的交易主体目录并在交易机构注册;5.满足自备电厂参与市场交易的其他相关规定。

(二)有序参与市场交易。拥有自备电厂的企业成为合格发电市场主体后，有序推进其自发自用以外电量按交易规则与售电主体、电力用户直接交易，或通过交易机构进行交易。

(三)平等参与购电。拥有自备电厂但无法满足自身用电需求的企业，按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴后，可视为普通电力用户，平等参与市场购电。

九、落实责任主体，加强监督管理

(一)明确主体责任。拥有自备电厂的企业，要承担加强和规范自备电厂管理的主体责任，强化自备电厂内部管理，严格执行能效、环保标准，切实维护电力系统安全稳定运行，公平承担社会责任。

(二)加强组织协调。各省级发改(能源)、经信(工信)、价格、环保等相关部门以及国家能源局派出机构要进一步明确责任分工，加强协调，齐抓共管，形成工作合力，确保自备电厂规范有序发展。

(三)开展专项监管。国家能源局会同有关部门按规定开展自备电厂专项监管和现场检查，形成监管报告，对存在的问题要求限期整改，将拒不整改的企业纳入黑名单，并向社会公布。

(四)强化项目管理。各省级能源主管部门要进一步加强对本地区新(扩)建自备电厂项目的管理。国家能源局及其派出机构要加强对未核先建、批建不符、越权审批等违规建设项目及以余热、余压、余气名义建设常规燃煤机组等问题的监管，一经发现，交由地方能源主管部门责令其停止建设，并会同相关部门依法依规予以处理。

(五)规范运行改造。各省级发改(能源)、经信(工信)、环保等主管部门会同国家能源局派出机构，按照职责分工对燃煤自备电厂安全生产运行、节能减排、淘汰落后产能等工作以及余热、余压、余气自备电厂运行中的弄虚作假行为开展有效监管。对安全生产运行不合规，能效、环保指标不达标，未按期开展升级改造和淘汰落后等工作的自备电厂，要依法依规予以严肃处理，并视情况限批其所属企业新建项目。

(六)加强监督检查。财政部驻各省(区、市)监察专员办事处加强对拥有自备电厂企业缴纳政府性基金情况的监督检查。各省级价格、能源主管部门及国家能源局派出机构加强对拥有自备电厂缴纳政策性交叉补贴情况的监督检查。对存在欠缴、拒缴问题的，要通报批评、限期整改，并依法依规予以处理。

第三篇：东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定

东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定

（2010年版）

国家电力监管委员会东北监管局

编 制 人 员

编委会主任： 韩水

编委会副主任：赵海华 苑舜

主 编： 苑舜

副 主 编： 代方涛 高世同 马伟良

编 委： 季超俦 佟守志 李铁男 李 月 洪 芹 屠晓利成功

陈广哲 陈德智 孙玉龙 刘绍中 孙 哲 王 力晓峰

姜海雷 朱 健 孔令宝 孙琪凡 徐 哲 东子 盛天鹰

杜秀科 王

李 岐 刘

牟 琳 苗2

前 言

国家电力监管委员会东北监管局自2006年开展东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价以来，根据企业现场安全管理的需要，通过在评价过程中不断地实践和积累经验，国家电力监管委员会东北监管局对燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定进行了三次修订、补充和完善。本次修订是在《东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定（2008年版）》的基础上，遵循严格规范、量化评价内容的原则，突出了标准的适用性、科学性和可操作性。现将有关补充修订情况作如下说明：

一、根据东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价需要，对《东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定（2010年版）》的评价单元进行了重新划分，修订后分为六个评价单元：

1、安全管理评价单元；

2、运行管理评价单元；

3、防洪度汛评价单元；

4、排水设施评价单元；

5、坝体结构评价单元；

6、坝体渗流评价单元。

二、对各评价单元的评价项目进行了适当的调整、补充和完善，使评价内容更加全面、准确、充实、规范。

三、进一步细化了安全管理与运行管理评价单元。使之有利于企业加强日常安全管理、有利于贮灰场的动态管理、有利于贮灰场安全隐患的监控。

四、以科学的监测手段，着重对坝体抗滑稳定性验算以及贮灰场的安全等级的确定，提出更严格的要求。

五、本“规定”中增添了《第八章罚则》，目的在于加强对燃煤发电厂贮灰场安全生产的管理力度。

由于时间仓促，条件、水平有限，对于《东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定（2010年版）》的制定还会存在一定的不足之处，希望从事贮灰场工作的专家、工程技术人员及管理人员提出宝贵意见，以便及时补充修订。

参加这次修编工作的有：东北电力设计院、辽宁省电力勘测设计院、吉林省电力勘测设计院、沈阳万益安全科技有限公司、辽宁省安全科技研究院、辽宁东科电力有限公司、哈 3 尔滨天元劳动安全技术开发有限责任公司等单位的专家及部分发电企业相关人员，对于他们的大力支持、辛勤劳动，一并表示感谢。

二〇一〇年一月五日

目 录

第一章 总 则....................................................1 第二章 评价适用范围及时限规定......................................2 第三章 组织与责任..................................................3 第四章 评价单元....................................................6 第五章 安全等级....................................................7 第六章 程序与管理.................................................10 第七章 验收及公告.................................................18 第八章 罚 则.....................................................20 第九章 附 则.....................................................21

附录1：贮灰场安全现状评价单元评定表.............................22 附录2：参考文献................................................42 附件1：贮灰场安全现状评价申请书.................................43 附件2：贮灰场安全现状评价报告审查书.............................51 附件3：贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书..........56附件4：贮灰场安全现状评价（首次、后续）隐患整改确认书............58 5

第一章 总 则

第一条 为贯彻落实国家安全生产监督管理总局、国家电力监管委员会《关于两起电厂灰渣库事故的通报》要求，有效实施东北区域电力安全监管，保障发电企业安全运行，维护社会稳定，依据《中华人民共和国安全生产法》、《国务院电力监管条例》、《国家电监会电力安全生产监管办法》、《火力发电厂设计技术规程》、《火力发电厂水工设计规范》、《火力发电厂灰渣筑坝设计规范》，参照《尾矿库安全监督管理规定》、《尾矿库安全技术规程》等相关法律、法规，结合东北区域发电厂贮灰场建设、运行和管理实际，制定本规定。

第二条 全面开展东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价是落实国家安全生产监督管理总局、国家电力监管委员会关于贮灰场运行管理的要求，有效排查贮灰场存在的危险、有害因素，对贮灰场运行进行安全风险评价，及时消除和控制生产隐患，是促进贮灰场安全稳定运行的重要途径。

第三条 贮灰场安全现状评价是国家电监会东北监管局（以下简称东北电监局）本着“行业依法安全监管”的原则，组织开展的专项安全现状评价工作。

第二章 评价适用范围及时限规定

第四条 东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价适用范围：

辽宁省、吉林省、黑龙江省和内蒙古自治区东部地区内的燃煤发电厂湿式贮灰场，山谷干式贮灰场可参照执行。

第五条 贮灰场安全现状评价时限规定：

符合本规定第四条的发电厂，一般情况下每3年进行一次贮灰场安全现状评价。

第六条 符合本规定第四条规定的发电厂应按本规定，并结合本单位实际，认真组织开展自查自评自改工作，积极主动委托安全评价机构进行贮灰场安全现状评价。

第七条 东北电监局将分批下达贮灰场安全现状评价工作计划，并按计划组织贮灰场安全现状评价的评审。

第三章 组织与责任

第八条 东北监管局是国家电监会派出机构，履行所辖区域电力安全监管职责，是发电厂贮灰场安全现状评价工作监管责任主体，负有以下安全监管责任：

（一）组织制定《东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定》；

（二）下达贮灰场安全现状评价工作计划，组织开展贮灰场安全现状评价评审工作；

（三）监督并审核安全评价机构是否具备依法取得相应的安全评价资质证书和在业务范围内从事安全评价工作；

（四）监督安全评价机构和评价人员评价过程中的真实、严格、公正、可信，并及时协调解决评价过程中存在的问题；

（五）组织专家组审查安全评价机构提出的发电厂贮灰场安全现状评价报告；

（六）监督发电厂贮灰场安全现状评价中发现的重大生产安全隐患所采取的监控措施以及整改情况；

（七）委托安全评价机构对贮灰场的安全生产隐患整改或监控情况进行确认。

第九条 发电厂是贮灰场安全运行的责任主体，应具备国家相关法律、法规、标准和行业标准、规程规定的安全运行条件，对贮灰场安全现状评价工作负有以下责任：

（一）认真组织本企业开展贮灰场安全现状自查自评自改活动，并保证其结果全面、真实、准确；

（二）选择具有依法取得国家甲级评价资质证书和业务许可范围内的安全评价机构，对本企业贮灰场安全现状进行评价。并积极配合安全评价机构，保证评价工作顺利进行和评价质量；

（三）对本企业开展贮灰场安全现状自查自评活动中发现的和安全评价机构提出的重大安全生产隐患，及时采取有效地监控和整改措施，满足安全运行的需要；

（四）按本规定履行贮灰场安全现状评价评审工作程序。

第十条 安全评价机构是依法取得资质的有偿服务机构，对贮灰场安全现状评价工作负有以下责任：

（一）严格按照业务许可范围从事贮灰场安全现状评价活动，并按照行业自律标准或指导性标准，合理收取费用；

（二）严格遵守和履行与发电厂双方，本着“自愿、有偿、诚实、信用”的原则签订合同，按照合同规定的条款进行安全现状评价工作；

（三）贮灰场安全现状评价报告应附有国家安全生产监督管理总局颁发的安全评价机构资质证书、评价人员的名单和资质证书号、以及技术专家的专业与职称；

（四）贮灰场安全现状评价工作必须符合相关国家法律、法规、标准、规定要求，评价报告应做到客观、真实、公正、全面、完整、准确，并对其评价结果承担相应的法律责任；

（五）贮灰场安全现状评价报告的内容、格式应参照《安全评价通则》（AQ8001-2007）中的相关要求进行编写，其主要内容应包括：前言、目录、概述、贮灰场概况（设计概况、贮灰场现状）、危险有害因素辨识、评价单元划分、定性定量评价（坝体稳定性验算、贮灰场防洪验算、排水建筑物排水能力验算等）、安全对策措施及建议、评价结论。结论中必须按本规定评定贮灰场安全等级；

（六）接受区域电力安全监管部门、地方政府安全生产监督管理部门对贮灰场安全现状评价工作的监督管理。

第四章 评价单元

第十一条 湿式贮灰场容积≥100万立方米或坝高≥30米为重大危险源，要按国家相关要求进行申报，登记管理，并进行贮灰场安全现状评价。容积＜100万立方米的贮灰场也应按本规定进行安全现状评价。

第十二条 贮灰场安全现状评价项目分为6个评价单元

1.安全管理评价单元

2.运行管理评价单元

3.防洪度汛评价单元

4.排水设施评价单元

5.坝体结构评价单元

6.坝体渗流评价单元

贮灰场安全评价单元的具体内容及评价标准见附录1《贮灰场安全现状评价单元评定表》。

第五章 安全等级

第十三条 贮灰场安全程度的结论应根据贮灰场安全现状各评价单元评定结果确定。贮灰场安全等级分为四级：正常灰场、病态灰场、险情灰场、危急灰场。

第十四条 正常灰场

贮灰场具备下列条件为正常灰场：

1.防洪能力：按照灰坝设计级别所规定的洪水标准，运行贮灰标高不超过限制贮灰标高，有足够的防洪容积和安全加高。

2.排水设施：排水系统（含排洪系统）设施，符合《火力发电厂水工设计规范》的设计要求，运行工况正常。

3.坝体结构：坝体结构完整、沉降稳定、未发现裂缝和滑移现象、抗滑稳定安全系数满足规范要求。

4.渗透稳定：运行干滩长度、浸润线位置符合设计要求，坝脚渗流水量平稳、水质清澈，下游坡面无溢出点。

5.评价单元得分率均在80%及以上。

第十五条 病态灰场

贮灰场存在下列情况之一的为病态灰场：

1.防洪能力：运行贮灰标高超过限制贮灰标高。

2.排水设施：排水建筑物出现裂缝、钢筋腐蚀、管接头漏泥状况。

3.坝体结构：坝体整体外坡陡于设计值，坝坡冲刷严重形成冲沟，坝体抗滑安全系数不小于0.95倍规范允许值。

4.渗透稳定：运行干滩长度不符合设计要求,坝体浸润线位置过高，有高位出溢点，坡面出现湿片。

5.评价单元得分率均在75%及以上。

第十六条 险情灰场

贮灰场存在下列情况之一的为险情灰场：

1.防洪能力：运行贮灰标高超过限制贮灰标高，安全加高不满足要求。

2.排水设施：排水系统排水不畅。

3.坝体结构：坝体出现裂缝、坍塌、浅层滑坡现象。坝体抗滑安全系数不小于0.90倍规范允许值。

4.渗透稳定：坝坡有大面积渗流。

5.评价单元得分率有一单元小于75%。第十七条 危急灰场

贮灰场存在下列情况之一的为危急灰场：

1.防洪能力：运行贮灰标高超过限制贮灰标高，防洪容积不满足要求。

2.排水设施：排水系统堵塞或坍塌，丧失排水能力。

3.坝体结构：坝体出现严重裂缝、坍塌、滑坡现象，危及坝体安全。坝体抗滑安全系数小于0.90倍规范允许值。

4.渗透稳定：坝坡出现管涌流土现象，形成渗流破坏。

5.评价单元得分率有一单元小于70%。

第六章 程序与管理

第十八条 发电厂自查自评自改

（一）结合本单位实际，建立健全贮灰场安全现状评价组织领导机构，负责组织开展本企业贮灰场安全现状自查自评工作；

（二）组织本单位相关部门与专业技术管理人员，落实责任，按贮灰场安全现状评价单元所规定内容，对照标准，逐项查找、分析辨识存在的危险因素或生产安全隐患，并认真做好记录；

（三）对已查找出的危险因素或生产安全隐患，应逐项进行风险评价，确定不可承受的风险；并针对可能危及安全的危险因素或隐患及时采取有效措施整改；对一时难以解决的问题应采取有效措施监控。

第十九条 发电厂安全评价申请

（一）发电厂在完成自查自评自改工作的前提下，按本规定附件1《贮灰场安全现状评价申请书》内容、格式填报，提出安全评价申请；

（二）东北电监局主管部门接到企业报送的安全评价申请书后，十个工作日内予以受理。经审核符合安全评价条件，将与企业取得联系、沟通相关安全评价事项；若不具备安全评价条件时，应及时以书面或其他形式告知发电厂并指导其按要求达到安全评价条件。

第二十条 安全现状评价机构选择

（一）发电厂具备安全评价条件后，由企业自主选择具备依法取得国家甲级安全评价资质证书，且在其业务许可范围内的安全评价机构，协商安全评价有关事项；

（二）企业与安全评价机构应依法签订包括评价项目、双方各自权利和义务、评价时限、收费标准、违约责任等条款的贮灰场安全评价合同；

（三）企业选择安全评价机构后，签订安全现状评价合同前，应将选择的安全现状评价机构资质证书报送东北电监局审核、确认、同意后，方可签订合同。

第二十一条 现场安全评价

（一）贮灰场现场安全评价工作由安全评价机构按《东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定》要求，组织安全评价，发电厂相关部门和人员应给予密切配合和大力支持；

（二）安全评价人员应广泛深入实际，认真进行现场考察，查看地形地貌、人文地理、周边环境、贮灰场运行情况、坝体及排水设施完好程度、贮灰场安全管理等，并提出贮灰场存在的安全隐患、危险因素及应采取的具体安全对策措施建议；

（三）现场安全评价工作应本着“客观、真实、公正、全面、完整、准确”的原则，做到“查细、查全、查实”，按贮灰场安全现状评价报告的编制要求，提交《贮灰场安全现状评价报告》送审版。

第二十二条 安全现状评价报告的评审

（一）安全评价机构提出《贮灰场安全现状评价报告》送审版后，由东北电监局及时组织召开评审会，进行《贮灰场安全现状评价报告》评审；

（二）通过听取汇报、现场检查、讨论等方式进行评审，提出对评价机构所作的评审结论意见，并形成“贮灰场安全现状评价评审会议纪要”；

（三）要求安全评价机构对发电厂贮灰场隐患整改情况进行全过程跟踪及现场复查确认；

（四）发电厂上级主管部门负责人、发电厂主要负责人以及评价机构主要负责人应参加评审会；

（五）各有关单位要严格履行，认真落实“会议纪要”相关事项，做好隐患整改与确认工作；

（六）《贮灰场安全现状评价报告》评审不合格的，需进行修改补充；两次评审不合格的，按评价程序，由发电厂重新选择评价单位进行安全评价。

第二十三条 贮灰场未通过安全评价的情况处理

（一）《贮灰场安全现状评价报告》评审合格，但安全等级为险情灰场、危急灰场的为未通过贮灰场安全评价的发电厂；

（二）未通过贮灰场安全评价的发电厂，应立即采取有效监控措施，及时消除危及发电厂或周围环境的重大安全隐患；

（三）东北电监局及发电厂上级主管部门应动态监督发电厂及时整改，消除生产安全隐患；

（四）发电厂在完成隐患整改后，重新履行评价程序，提出复评申请。复评时只对“不符合”评价项目和存在危及发电厂或周围环境的重大隐患整改项目进行安全评价；

（五）经评价组复评确认，发电厂已对危及发电厂或周围环境的重大隐患全部整改并达到标准，报东北电监局同意，可不再另行召开会议进行评审。

第二十四条 隐患整改计划落实、监控承诺及确认

（一）发电厂应针对《贮灰场安全现状评价报告》中提出的及评审会议补充的危及发电厂或周围环境的重大安全隐患，在会议结束后，十个工作日内制定《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》见（附件3），重大隐患整改项目需由企业上级主管部门签署意见，报送东北电监局和安全评价机构；

（二）发电厂在制定《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》时，应按整改完成时限分类编制。一类为首次整改期（一般为三十个工作日）可以完成的项目；另一类为在首次整改期内难以整改完成的，但需要在首次整改期内制定严密可靠、具体可行的监控措施防范事故发生的项目；

（三）发电厂应按照《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》，认真组织落实，并主动联系安全评价机构，及时对隐患整改完成情况予以确认。企业隐患整改确认分为首次隐患整改确认和后续隐患整改确认两个阶段完成。

1、首次隐患整改确认。《贮灰场安全现状评价报告》审查会结束后三十个工作日为发电厂首次隐患整改期。首次隐患整改期满后，安全评价机构应在三个工作日内派员到达现场，对发电厂《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》完成情况予以确认（包括对后续隐患整改监控措施制定、落实情况的确认），发电厂应积极配合完成隐患整改确认工作。

2、后续隐患整改前监控。按照企业制定《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》，由于某种原因未列入首次隐患整改期完成的项目，均为后续隐患整改项目，发电厂应在隐患整改前，认真制定或采取具体、完整、严密、可靠的措施加以监控，防止或避免生产事故发生。

3、对逾期未完的隐患整改项目的处理。按发电厂制定《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》规定的整改期限，不能按期完成的项目，发电厂应在整改期限 14 到期前十个工作日向东北电监局上报贮灰场隐患整改计划调整意见，经东北电监局同意，方可按调整的整改期限组织实施。

4、后续隐患整改确认。对于发电厂后续隐患整改项目及发电厂逾期未完的整改项目，由安全现状评价机构负责,动态跟踪确认，直至发电厂《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》所列隐患全部整改。

（四）安全评价机构及其人员应本着“真实、公正、全面、准确”的原则，对发电厂隐患整改或监控情况予以确认，及时按规定向东北电监局报送《贮灰场安全现状评价（首次、后续）隐患整改确认书》见（附件4），并对其确认结果负责。

第二十五条 评价报告验收及审批

（一）《贮灰场安全现状评价报告》评审验收结束后，四十个工作日内由安全评价机构根据评审意见修改后提出备案版《贮灰场安全现状评价报告》，并按本规定附件2内容、格式填写《贮灰场安全现状评价报告审查书》，报东北电监局审查备案；

（二）评审工作中，如《贮灰场安全现状评价报告》存在较为严重的问题，评审后评价机构将于十个工作日完成修改报告，东北电监局另组织评审专家进行评审；

（三）《贮灰场安全现状评价报告(备案版)》、《贮灰场安全现状评价报告审查书》存在下列情形之一的不予批复：

１.发电厂未经东北电监局同意，首次隐患整改项目尚未完成；

２.发电厂未对首次、后续整改监控项目落实监控措施或未按规定进行承诺；

３.发电厂贮灰场重大生产安全隐患未得到有效消除或控制，危及发电厂或周围环境；

４.安全评价机构所作的《贮灰场安全现状评价报告(备案版)》对发电厂存在的危及发电厂或周围环境辨识、风险评价、安全对策措施建议不全面、不准确或存在较为严重的评价质量问题；

５.存在其他不予通过评审的问题等。

（四）《贮灰场安全现状评价报告(备案版)》、《贮灰场安全现状评价报告审查书》一式三份，发电厂、安全评价机构、东北电监局各执一份，备查。

第二十六条 文档资料管理

东北电监局、发电厂、安全评价机构均应指派专人对与本单位或本部门相关的贮灰场安全现状评价文档资料，按规范化、标准化、程序化，妥善管理，备查。

第七章 验收及公告

第二十七条 根据贮灰场安全等级进行安全现状评价验收。

（一）安全现状评价结论为“正常灰场”的予以通过验收；

（二）安全现状评价结论为“病态灰场”的发电企业，应在限定的时间内按正常灰场标准进行整治，消除事故隐患后予以验收；

（三）安全现状评价结论为“险情灰场”的不予以通过验收，发电企业应限期整改，消除险情；

（四）安全现状评价结论为“危急灰场”的不予以通过验收，发电企业应立即停产，进行抢险。

第二十八条 经过安全现状评价，专家评审论证被确定为病态灰场、险情灰场和危急灰场的发电企业应向上级单位和相应安全生产监督管理部门报告。东北电监局下达限期整改通知书和通报。

第二十九条 贮灰场安全现状评价结论为险情灰场或危急灰场的发电企业，应评为“贮灰场安全现状评价限期整改发电厂”。

第三十条 评定为“贮灰场安全现状评价限期整改发电厂”的，在整改限期内完成隐患整改后，经重新复查复评，具备条件者，可重新评为“通过贮灰场安全现状评价发电厂”。

第三十一条 通过贮灰场安全现状评价的发电厂，由东北电监局统一发公告并颁发“通过贮灰场安全现状评价发电厂”牌匾与证书。

第八章 罚 则

第三十二条 按本规定第二章“评价范围及时限规定”，应进行贮灰场安全现状评价的发电厂，未按东北电监局下达的《贮灰场安全现状评价计划》完成或不积极组织开展自查自评自改、不按规定申请评价的、弄虚作假、虚报指标企业，东北电监局将予以通报，限期整改完成。

第三十三条 对于存在危及发电厂或周围环境的重大生产安全隐患，且在整改期内未按《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》完成的发电厂，东北电监局同地方人民政府协商后，建议电网企业将发电机组解网。

第三十四条 对于存在危及发电厂或周围环境的重大生产安全隐患，且未按规定完成贮灰场安全现状评价或未按《贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书》完成隐患整改的发电厂，发生重大生产安全事故的，将依照有关规定严肃追究发电厂主要负责人、主要责任者的相应责任。

第三十五条 东北电监局将贮灰场安全现状评价中提出的重大生产安全隐患，作为区域电力安全监管及区域安全检查重点内容。对于企业逾期未能完成的隐患整改的项目，将定期在区域内通报。

第三十六条 贮灰场没有取得安全生产许可证或没有经过安全评价的发电企业，不予以颁发“发电业务许可证”，已取得“发电业务许可证”的发电企业，吊销“发电业务许可证”。

第九章 附 则

第三十七条 本规定由东北电监局制定并颁布，未尽事宜，解释权归东北电监局。

第三十八条 本规定遇有与国家法律、法规、标准，国家电监会条例、规章相抵之处，以国家法律、法规、标准及国家电监会条例、规章为准。本规定自颁布之日起施行，东北监管局颁布的《东北区域燃煤发电厂贮灰场安全现状评价规定（2008年版）》同时废止。

附录1：贮灰场安全现状评价单元评定表

附录2：参考文献

附件1: 贮灰场安全现状评价申请书

附件2：贮灰场安全现状评价报告审查书

附件3：贮灰场（首次、后续）安全隐患监控计划、整改承诺书

附件4：贮灰场安全现状评价（首次、后续）隐患整改确认书。

第四篇：燃煤锅炉改燃气可行性与案例分析

10t/h燃煤蒸汽锅炉改造为燃气锅炉方案

近年来，以天然气等清洁燃料为主的环保型供热系统在城市集中供热系统中获得了广泛的应用，燃气锅炉也在是向小型化、轻量化、高效率低污染、提高组装化程度和自动化程度的方向发展。特别是采用一些新型燃烧技术和强化传热技术，使燃气锅炉的体积比以前大为降低，锅壳式蒸气锅炉的热效率已高达92％～93％。其经济性、安全性、可使用性具体表现在以下几个方面：

(1)锅炉的高效率。环保型燃气锅炉，特别是蒸汽锅炉，由于采用了低阻力型火管传热技术和低阻力高扩展受热面的紧凑型尾部受热面，燃气锅炉的排烟温度基本上和大容量的工业锅炉相同，可达130～140℃。

(2)结构简单。采用简单结构的受热面，对锅壳式锅炉，采用单波形炉胆和双波形炉胆燃烧，强化型传热低阻力火管，以及低阻型扩展尾部受热面。除此之外还可根据具体要求配备低温过热器(≤250℃)受热面。对水管式锅炉，采用膜式壁型炉膛，紧凑的对流受热面，可配备引风装置，除此之外还可根据具体要求配备高温过热器(≥250℃)受热面。

(3)使用简易配套的辅机。给水泵、鼓风机和其它一些辅机要和锅炉本体一起装配，且保证运输的可靠性。

(4)全智能化自动控制并配有多级保护系统。不仅配有完善的全自动燃烧控制装置，更配有多级安全保护系统，具有锅炉缺水、超压、超温、熄火保护、点火程序控制及声、光、电报警。

(5)配备燃烧器(送风机)和烟道消音系统，降低锅炉运行的噪音。(6)装备自动加药装置，水处理装置。

(7)配备其它监测和限制装置，至少应保证锅炉24小时无监督安全运行。

锅炉参数指锅炉容量、工作压力、工作温度。

工业蒸气锅炉的容量用额定蒸发量（D）表示。额定蒸发量（D）表明锅炉在额定蒸气压力、蒸气温度、规定的锅炉效率和给水温度下，连续运行时的必须保证的最大蒸发量，单位为t/h。工业热水锅炉以额定供热量（Q）表示，其单位为MW。

蒸气锅炉额定工作压力和温度是指未经过热器出口集箱主蒸气阀出口处的过热蒸气压力和蒸气温度，对于无过热器的锅炉，可用主蒸气阀出口处的蒸气压力和温度来表示；热水锅炉额定工作压力和温度是指额定热水出水阀口处的热水压力和温度。压力的单位用MPa，温度的单位为℃。

蒸气锅炉给水温度是指进省煤器的水温度，对无省煤器的锅炉是指进入锅炉锅筒的水温度；热水锅炉一般称为额定进口水温度。

随着能源结构的调整、环境保护意识的提高，我国开始强制推行清洁燃料供热和采暖。如北京市，从1997年开始将三环路以内各机关、事业单位、餐馆等公共服务设施现有的燃煤炉灶全部改用天然气，市区内分散的中、小型燃煤锅炉逐步改烧天然气；上海市，内环线内不允许新建燃煤锅炉房；西安市从1998年开始，二环路以内不再批建燃煤锅炉，一律采用天然气锅炉，并已通过政府的一些优惠政策限期要求原有燃煤锅炉的单位对锅炉进行燃气改造。因此，将正在运行的中小型燃煤锅炉改造成燃气就成为我们面临的任务之一。

改造原则

燃气和燃煤的特性存在很大的差异。主要表现如下：

(1)燃气时，炉内火焰辐射传热比燃煤时弱；

(2)燃气时，三原子气体特别是水蒸气的辐射能力比燃煤时强；

(3)燃气时，受热面的的积灰和污染比燃煤时大为减轻，增大了传热温差和热有效系数，一般燃气时的对流受热面的热有效系数比燃煤时增加20％，比燃油时增加10％；

(4)燃气时的过量空气系数比燃煤时小很多，如果改燃气后锅炉出力不变，则烟气流速将明显降低，另一方面也表明如果增大燃气量，可适当提高锅炉的出力。

采用层燃方式燃煤时，炉膛内有一个高温燃烧着的燃料层，形成强烈的辐射面；同时炉内烟气中的飞灰也形成固体辐射，这些都是燃煤锅炉炉内辐射传热的有利因素。燃气时，烟气中没有固体辐射，但三原子气体辐射比燃煤时强。这是因为燃气时烟气中水蒸气含量比燃烟煤时约高1倍。虽然CO2含量相应降低，但水蒸气的辐射能力比CO2强，三原子气体的总辐射能力还是比燃煤时强。另外，燃气时辐射受热面的积灰和污染大大减轻，增大了传热温差。所以层燃的燃煤锅炉改燃气后，炉膛出口烟气温度变化不大或略有升高。如果在炉内装有比较有效的二次辐射装置，则炉膛出口烟温还可能比燃煤时低。

一般层燃的燃煤锅炉改燃气后，锅炉热效率能提高10％～15％以上。这是因为受热面的污染和积灰明显减轻，传热条件改善；排烟中过剩空气系数和排烟温度都有所降低，而且没有固体不完全燃烧损失，气体不完全燃烧损失也可控制得比较小。

对于锅炉和燃用煤粉的锅炉．改燃气后热效率往往提高很少，有时甚至略有降低。这是因为锅炉和煤粉炉的各项损失原来就比较小，改燃气后带来的好处并不太明显，而排烟热损失却因烟气中水蒸气含量较高而增大了。

层燃燃煤锅炉改燃气后，出力可提高30％～50％。这时，如果燃烧器选择恰当，锅炉的鼓、引风机一般不需要更换。如果采用引射式燃烧器，也可以不用鼓风机。

燃煤锅炉改燃气时，还有下列几个特点：

(1)改燃气后，对流受热面的烟速不受飞灰磨损条件的限制，因而可以适当提高烟速。例如，可以加多烟程、增设烟气挡板等，提高对流受热面的传热系数，在不增加锅炉受热面的情况下，使锅炉出力明显提高。

(2)燃煤锅炉一般炉膛容积都比较大，改燃气后增大燃气量．在燃烧上不会有困难。同时可以利用燃煤比较大的炉膛容积，适当增加炉内的辐射受热面，例如，在燃煤时，由于燃烧要求未能敷设水冷壁的炉墙上可加设水冷壁；还可装设双面曝光的水冷壁及屏式受热面。这样，提高了锅炉的出力，而又不增大锅炉的体积。这是燃煤锅炉改燃气时增大锅炉出力优先选择的方案。

(3)对于有除灰层(双层布置)的锅炉改燃气时，可以把炉膛向下加大，增加水冷壁和尾部受热面以提高出力。这也是燃煤锅炉改燃气时可供选择的较好方案。

(4)燃气燃烧后烟气中水蒸气的含量比燃烟煤时要多1倍左右。比无烟煤多3倍左右，充分利用这一部分水蒸气的汽化潜热是提高燃气利用率的有效措施。在有热水供应负荷的地方，增设用烟气直接接触加热水的省煤器，可以使锅炉的热效率提高到90％～96％(按煤气的高热值计算)。为了提高热水温度，可以把这种省煤器与一般表面式省煤器或加热器联合使用。

(5)采用层燃方式的燃煤锅炉，有一个燃烧着的燃料层，在炉内形成强烈的辐射。而燃气时火焰辐射能力较低。为此，可以采取措施增强炉内的辐射传热。对中小型锅炉，目前比较有效的办法是采用辐射式燃烧器和在炉内设置二次辐射装置。辐射式燃烧器和二次辐射装置的传热过程是：高温烟气以对流和辐射的方式(主要是对流的方式)把热量传给辐射面，使辐射面温度升高到800～1300℃；高温辐射面再以辐射的方式把热量传给炉内受热面。

燃煤锅炉改装燃气，还要考虑以下具体情况：

(1)如果燃煤锅炉在安装使用之前就决定改为燃气锅炉，这时，允许对锅炉的结构和布置进行比较大的修改，使其尽量适于燃气。特别对那些散装出厂的锅炉，可供选择的改装方案就更多。一般在这种情况下改装燃气的中小型锅妒，均应单层布置，取消原燃煤的除灰层，以简化锅炉房的结构，方便操作。燃煤时的燃烧设备，运煤除灰系统不再需要安装。层燃锅炉所必须的前后拱管束，在安装时应改为垂直管束。未布置水冷壁的炉墙可加设水冷壁。燃煤时烟道部分的落灰斗、吹灰器等设备在时可予以保留，在燃气时可不装。

(2)对于已在使用的燃煤锅炉改燃气时，一般应拆除原有的燃烧设备，如给煤机、炉排等。但应尽量利用原锅炉的鼓(引)风机。在锅炉出力有较大提高而原配鼓(引)风机的容量不够时，首先应考虑提高风机转速，以节省改装费用。这时燃烧器的容量，应考虑到改燃气后，锅炉出力可以明显提高的普遍情况。一般可按鼓(引)风机的能力反算燃气量。燃烧器的空气阻力，不应超过鼓风机所能提供的压头。燃煤时的前后拱管束在没有可能改为垂直管束时，至少应取掉其上的挂砖，以增大其吸热量。

(3)为了使改造后的燃气锅炉能够处于较佳的运行状态，达到改造设计的出力，对容量较大的燃煤锅炉应进行燃气改造的热力和阻力计算；对和锅筒、集箱连接的受热面进行改造时，还需要对锅炉的强度进行核算。在热力计算时主要计算改造后所需要的燃气量，辐射和对流受热面的吸热比例，对流受热面的烟气流速等。

燃煤锅炉在实际使用运行中，热效率低，能源浪费大，排尘浓度大，煤的含硫量高，对大气污染严重。尤其是近年来，能源供需和环境污染的矛盾日益突出。而燃气锅炉的热效率高，对大气污染又低，有很好的环保性能。发达国家的燃气锅炉占有相当大的比重，俄罗斯占60%，美国占98%，日本占99%，发展燃气锅炉是大势所趋。因此，我国越来越多的大中城市制定了相应的强制性法规，限制燃煤锅炉的使用，例如北京、上海、西安等地不再批准建设新的燃煤锅炉房，原有的锅炉房一律改造为燃气锅炉。根据新的环保法，对产生大气污染的设备要实行监管，严格限定污染物的排放量，实施“碧水蓝天工程”，推荐使用清洁燃料或天然气，各级政府会采取相应措施，推行燃煤全面及燃气化改造。天然气是目前世界上一种最清洁的燃料，它燃烧充分，产生的灰份、含硫量和含氮量比燃煤低的多。同时，气体燃料通过管道输送，可极大的减小劳动强度，改善劳动条件，降低运行成本。国家“西气东输”、“忠气进汉”等工程的实施，使孝感市年底即可用上天然气，为锅炉的煤改气提供了优质、充足、廉价的气源。

一、基本情况

青岛啤酒应城分厂原有10t/h燃煤蒸汽锅炉一台，该锅炉为上海四方锅炉厂生产，型号SHL-1.25-AⅡ型，2000年生产，2003年投入使用。锅炉炉体受压元件基本完好，有继续使用价值；锅炉的给水系统和送、引风系统基本完好，非常适宜改造为燃气锅炉。

1、锅炉参数 ① 额定出力 10t/h ② 额定工作压力 1.25Mpa ③ 给水温度 105ОC ④ 设计效率 ≥90% ⑤ 使用燃料： 燃煤 ⑥ 燃料消耗量： 5t标准煤/吨蒸汽 ⑦ 燃烧方式 室燃 ⑧ 电能消耗（风系统）96.4Kw

2、改造要求

用户要求将现有的一台10t/h燃煤蒸汽锅炉改造为天然气锅炉。并达到如下目标： 1）保持原锅炉的额定参数（如汽温、汽压、给水温度等不变）2）保持或提高原锅炉的出力和效率

3）通过改造达到消除烟尘，满足环保要求 4）改造方案简单易行，投资少、见效快，工期短，因此改炉时涉及面越小越好。改造时不超出锅炉本体基本结构之外。

二、改造技术方案

1、燃煤锅炉改成燃气锅炉注意要点

1）燃烧器的选型和布置与炉膛型式关系密切，应使炉内火焰的充满度好，不形成气流死角；避免相临燃烧器的火焰相互干扰；低负荷时保持火焰在炉膛中心位置，避免火焰中心偏离炉膛对称中心；未燃尽的燃气空气混合物不应接触受热面，以免形成气体不完全燃烧；高温火焰要避免高速冲刷受热面，以免受热面强度过高使管壁过热等。燃烧器的布置还要考虑燃气管道和风道的布置合理，操作、检修和维修方便。

2）燃气锅炉炉膛出口烟气温度不会受积灰和高温腐蚀等限制，一般允许在1300℃左右的较高范围。

3）一般燃煤锅炉改造成燃气锅炉后，由于受热面和积灰明显减轻，传热条件改善，不完全热损失也可控制得较小，所以锅炉效率可提高约5%-10%。

2、技术方案总的构思 ① 炉膛设计考虑天然气燃烧的火焰直径（φ1500mm）和火焰长度（4500mm），使炉膛空间与火焰的充满度达到最佳。炉膛容积热负荷设计为≤100×104cal/m3h ② 考虑到天然气主要成份为CH4，其燃烧后产生的H2O，蒸汽份额较大，故其辐射能力较强，炉膛受热可适当增加，以充分利用其辐射传热，提高热效率，降低钢材消耗，确保锅炉出力，并可能提高锅炉出力。③ 锅炉炉膛内采用微正压燃烧。要求锅炉的炉墙，密封性能要加强。④ 由于燃气锅炉的空气过剩系数较小，只有1.05~1.2之间，燃烧所需风量较少一些，加上拆除除尘器后，以及烟道系统烟尘较小，所以烟道阻力较小，引风机风量有较多的富余采用档板风门调节，功率损耗较大，建议可考虑采用变频调速方式对引风机进行调控。⑤ 在炉膛和后烟室看火门处，增加一个至两个防爆门，提高锅炉的抗爆性能。⑥ 新增加燃烧器控制系统与原有的锅炉控制有机结合在一起，具有燃烧程控功能，能预吹扫自动点火，火焰检测器自检，负荷自动调节，火焰监测故障报警联锁停炉。燃气阀阻检漏，压力高低报警，水位调节水位高低报警，极低水位停炉。蒸汽压力超高炉膛温度超高报警，引风机与燃烧机顺控联锁功能。

3、技术方案简要阐述 ① 配置进口燃气燃烧器：“芬兰”“奥林”GP—700M，DN100一体化全自动燃烧器及包括，组合电磁阀调压阀、过滤器、检漏装置，高压气压开关，气压表及连杆等组成阀组一套，该机输出功率2—8.4MW，火焰尺寸Φ1500X4800 ② 拆除煤斗：在原锅炉基础平面±0.00处以上到锅炉前炉墙面板以前煤斗部分前落灰斗，以及炉排的全轴部分。③ 拆除炉排：拆除炉排的全炉炉排，以及前后轴和后部老鹰铁。④ 拆除炉排中间的风箱组成燃烧室空间：根据火焰的尺寸要求，将上下炉排中间的风箱部分拆除，形成一个圆弧形炉膛底部。⑤ 密封炉排下面的落灰室以及管部的排渣斗，用炉渣将炉排底部的落灰室和后部的渣斗堵住并在炉渣上部放置保温混凝土80mm厚，再在混凝土上放置两层耐火砖（圆弧形放置），最后用耐火混凝土浇注抹面形成耐火保温炉膛底。⑥ 制作全炉墙及燃烧器的连接面板：用厚度为16mm的钢板在炉座基础平面处以上与锅炉全炉墙平面处进行焊接固定（与钢架相连焊接）根据燃烧头的安装固定尺寸要求，开孔并钻四个固定螺栓孔（攻丝），用耐火砖在钢板内侧砌筑耐火前墙（在钢板与耐火砖之间适当留50—80mm间隙用来填充保温材料）和原有前炉墙，以及新做炉底相连，形成完全密封的新前炉墙。⑦ 用原有左侧和后部的看火门，改成两个防爆门。⑧ 拆除原有的鼓风机，除尘器，以及空气预热器，将原有的鼓风机及送风道全部拆除（预热器可根据情况考虑），原除尘器被拆除后，钢制烟道将原除尘器卷入口和出口之间空间进行连接。形成完整烟道。⑨ 清除炉内水冷壁管对流管束等受热面上的烟垢，同时将锅炉内水侧的水垢进行清洗，提高锅炉受热面的传热能力。⑩ 对所有的炉墙及炉门进行密封：由于燃气锅炉在微正压状态运行，为了安全，需要对所有的炉墙及炉门进行密封。⑾ 安装燃烧机：先将燃烧头拆下，装在前炉墙上的燃烧器连接面板上，并用耐火材料将燃烧筒与炉墙处进行密封；然后按要求依次装上燃气阀组及附件，最后装上燃烧机主体部分。⑿ 根据燃烧机要求，结合原有的控制系统，设计制作新的控制系统，充分利用原有的系统保留部分的控制器件，新增加部分重新做一个控制柜，将新控制柜与原有控制内保留部分结合，形成新的完整控制系统，能达到如下功能： a.水位自动调节，指示。

b.水位高低报警，极低水位报警联锁停炉。c.炉膛出口温度超高报警，停炉。d.蒸汽压力超压报警，停炉。

e.燃烧负荷自动调节，大、小火自动转接。f.根据压力，工作性自动起停。

g.燃烧程控自动控制，自动实现预吹扫，高压点火，火焰自检，火焰监测，故障熄火报警停炉联锁。

h.燃气高、低压报警。

i.燃气系统泄漏报警，停炉。j.燃烧机停炉后吹扫。

k.引风机与燃烧机顺控联锁，起动时引风机先开，燃烧器后开，停炉时燃烧器先停，引风机后停。

l.所需的电机控制回路，都有短路，缺相，过载等保护功能。⒀ 调试时要对引风机的风量和压头进行调整：由于改造后引风机有较大富裕量，需要将引风门关小到一定程度，以减少风量和降低风压。⒁ 引风机改为变频控制：由于引风机功率较大，且改燃气后风量要求较燃煤时少，拆除除尘器和空预器的烟道阻力减小，引风机富裕量较大，采用加挡板调节时，电耗较大，改为变频调节后，能耗会降到原能耗的1/2~1/3，因此节能效果明显。

4、改造工程费用预算

序号

项目名称

型号

数量

金额

备注 1

燃烧器

GP-700M DN100

18.90 2

燃气阀组

DN100

6.5 3

电控柜

GKF-10-Q

1.4 4

锅炉拆除

1.6 5

改造材料

8.3 6

改造工费

2.6 7

检验费

8

小计

40.30 注:若引风改造为变频控制，加炉膛负压调节控制器, 另增加费用3.4万元整。

三、燃气系统

1、天然气的组份、热性及物理特性 ① 组份（%）

CO:0.1 H2:0.2 CH4:95.5 CmHm:1.0 CO2:0.5 N2:2.7 ② 热值

8000kcal/Nm3 ③ 物理特性

a.标态下密度 0.7435kg/Nm3

b.燃烧所需要的空气量 9.64Nm3/ Nm3 c.燃烧产物的烟气含尘量 10.648mg/ Nm3 d.最低着火温度 400ОC e.理论燃烧温度 1700ОC

2、燃烧器对天然气的参数要求： ① 天然气供气压力（动压）1100mmH2O—1500mmH2O ② 热值 ≥8000kcal/Nm3 ③ 流量：80 Nm3/吨蒸汽.h

3、燃气管道流程及设备：

本工程接自市政道路上天然气管道为中压A，为达到锅炉燃烧器前的压力要求，同时又可以防止燃气压力的上下波动，需要在厂区设置一台落地式燃气调压计量柜，该调压柜可完成过滤、调压、稳压、计量、安全切断等功能。为保证向锅炉24小时不间断供气，可采用2+1型式，及双回路加旁通。

4、燃气工程费用预算：

设备材料

规格

数量

造价 调压计量柜

1000 Nm3/h

1台

10万 PE管

DR160

100米

2万 钢管

D159X4.5

0.6万 钢管

D89X3.5

0.36万 钢管

D57X3.5

0.24万 阀门（埋地）

D150

0.4万 阀门（室内）

DN80

0.4万 阀门（室内）

DN50

0.16万 燃气报警系统

3路

0.60万 工程安装

2万 总计

16.76万

四、燃煤锅炉、燃气锅炉使用成本比较

燃煤锅炉如使用煤炭，煤炭的热值为5500Kcal/Kg（按标准煤计算）左右，其市场价每吨460元（煤炭的价格有不断上升趋势，且购销渠道不畅通，为控制目前的能源烂采和浪费严重的形势下，煤炭的价格有继续上升的势头）。10t蒸汽锅炉每吨蒸汽耗煤为0.2吨，价格为92元。天然气的热值为8000kcal/ Nm3，每立方天然气价格为2.0元，按天然气消耗量每吨蒸汽耗气80Nm3计算，价格为160元。以全年生产2000小时计算，两者费用比较详见下表（以1吨蒸汽比较）：

序号

燃煤锅炉

燃气锅炉 1 产生费用项目

消耗量

单价(元)

价格(元)

消耗量

单价(元)

价格(元)

燃料耗费

0.2t

460

80Nm3

2.0

160 电力耗费（风系统、煤系统、灰渣系统）

消耗量

9.6Kwh

2.2Kwh

单价(元)

0.58

0.58

价格(元)

5.57

1.28 3 灰渣清除(人力、运费)

3万元/年

1.5元

0元 4 环保费

10万/年

5元

0元 5 人力成本 6人

2万元/人.年

2万元/人.年

6元1人

1元 小计

110.07

162.28 从以上比较可以看出，燃气锅炉房的运行费用稍高于燃煤锅炉，但燃气锅炉可以大大改善工作环境，降低劳动强度，提高企业品位。且随着国家环境保护政策、能源政策的发展趋势，燃气锅炉的运行费用较燃煤锅炉有非常大的下降空间，因此，该锅炉非常适宜于改为燃气锅炉。

第五篇：农村财务监督管理体制改革的探索与思考

农村财务监督管理体制改革的探索

与思考

农村财务监督管理体制改革的探索与思考2007-02-10 16:49:06

去年，在全国一些省份全面推行的农村税费改革，翻开了我国农村改革崭新一页，解决了长期困扰我国农村经济发展和社会稳定的难点问题，规范了国家、集体、农民三者之间的利益分配关系，解放了农村生产力，提高了农民的生产积极性。但是，农村税费改革的推行，使原有的农村集体资产与财务监督管理和农民负担监督管理的基础发生了根本性的变化，农村集体资产与财务的监督和农民负担监控的体制和方法都需要作出相应调整，探索一种适应新形势新阶段的农村集体资产与财务监督管理

体制，妥善解决我国农村公共权力的“越位”和“缺位”问题，至关重要。

体制、模式和效果

农村集体资产与财务一直是广大农民关心的焦点，是社会各界关注的热点，是农村工作的难点。加强农村集体资产与财务监督管理是农村实践“三个代表”，代表最广大人民根本利益的切实体现。要搞好农村集体资产与财务监督管理，就需要积极的尝试和探索，深入调查研究，摸索出一套符合我国农村实际的体制和办法。因此，我们根据农村经济结构状况和农村财务监督管理的特点，按照农村集体经济收入来源的不同，在陕西省渭南市一些地方分别进行了不同形式的农村财务监督管理体制改革试点，经过试点和参照全国各地农村财务监督管理经验，我们认为现阶段我国农村财务监督管理体制和模式在法律、法规和政策规定的框架内，按照两种监督

管理形式运作比较符合社会主义市场经济体制的国情特点。一是集体经济收入主要依靠集体经营企业和发包集体资产为经济收入来源的确定为经济发达地区。由于经济发达地区干部管理能力强，农村集体有收入，农村公共支出不需要直接从村民中收取，加之农民的经济收入高，负担轻，农民对农村财务的关注程度不强烈，农村集体资产与财务监督管理实行会计委派、县（乡）农经部门定期审计监督的形式，收效比较明显。通过在我市的一些地方试点证明，采取这一形式管理农村财务既放活了村集体经济组织的经营自主权，又保证农村集体资产的安全，有利于壮大集体经济实力，促进农村经济全面发展。二是集体经济收入依靠国家财政补助、出售集体资产和农民上交为主要收入来源的定性为欠发达地区。由于经济欠发达地区，农村干部的管理能力差，法律意识淡薄，自我约束能力较弱，农民的收入低，负担重，农村公共支出中大部分来源于农

民自身，村民对集体财务支出关注强烈，因此农村财务监督管理实行“村有乡管，统一结算”，办法得当，效果显著，在试点地区已引起了社会各方面的广泛关注。这一形式的运作模式是：在不改变农村集体经济组织资金的所有权、使用权、审批权以及核算单位的前提下，实行审批权、监督权和资金管理权“三权”分离。乡（镇）农村经营管理机构成立农村财务核算中心，取消村组财务监督管理人员，核算中心代理村组会计业务，招标银行办理出纳业务．村级只设一名报帐员。核算中心为各村分别设立帐户，分别建立帐簿，分别核算财务收支。银行帐户实行核算中心与村委会共同管理。在审批权上，按照资金的用途，金额大小，分别由村委会主任，村委会主任和村民理财小组，村委会主任、村民理财小组和村民大会审批。审批后报核算中心报销，核算中心依照有关制度进行审核，对于不符合规定的开支，核算中心有权拒绝报帐。对于合理开支，核

算中心在票据和现金支票或转帐支票加盖审核专用章后，报帐员方可到招标银行支取现金或转帐。招标银行在办理支付业务时，必须查验相关票据上的印鉴是否齐全（农经审核专用章、民主理财小组审核专用章、审批人专用章等）。通过试点实践，充分证明，建立新型的农村财务监督管理体制，对于农村经济发展和社会稳定具有十分重要的意义：一是抵制了不合理开支和收费，减轻了农民负担。据××年陕西省渭南市在合阳县的试点来看，合阳县农村财务实行“村有乡管，统一结算”以后，共拒付不合理开支余万元，其中节约招待费万元；抵制不合理收费余万元，减少村组财会人员人，节约管理费余万元，全县农民人均减负元。二是保证了农村财务常公开、真公开，增强了透明度，真正体现了农民群众当家作主的民主权利，改善了干群关系。合阳县农村实行“村有乡管，统一结算”后，农村财务监督管理比较规范，全县个乡镇都能按要求实行财务月

公开，使群众及时实实在在的了解村组财务的真实收支情况。消除了农村的不稳定因素和因财务问题引发的集体上访。三是有利于降低农业生产成本，提高我国的农业国际竞争力。目前我国加入以后，农业面临着新的挑战，需要采取有效措施，加以保护和支持，增加对农业的投入和对农村公共管理事务的补贴不乏是一种好的办法和形式，农村财务实行“村有乡管，统一结算”正是基于以上认识而采取的措施。经框算，渭南市实行“村有乡管，统一结算”以后，可以直接减少村组财会人员人，可以节省公共支出万元，而同期国家只需增加乡镇从事此项工作的人员人，财政增加负担万元。同时国家增加负担的工作人员完全可以从乡镇机构改革分流的人员中选用，解决了部分分流人员的出路，推动了乡镇机构改革顺利进行。四是有利于加强农民负担和农村承包合同的监督管理。通过这一形式的财务监督，承担农民负担和农村承包合同监督管理的农

经部门可以及时的发现农民负担和农村承包合同管理中存在的问题，及时加以查处和解决或向上级有关部门反映。对于事前化解农村不稳定因素具有重要的现实意义。五是有利于打破传统的城乡二元结构，更多的为农民提供更好的公共服务。有利于推动农村养老、医疗保险服务。六是有利于农村税费改革的顺利实施。经过我市财务试点证明实施“村有乡管，统一结算”制度，加强了“两税附加”的管理，保证了村级组织的正常运转。七是有利于加强农村基层组织建设。农村实行“村有乡管，统一结算”制度以后，一般由村党支部书记兼任村民主理财小组组长，实现了党支部对村级经济工作的领导和对村委会工作的监督，很好地解决了村党支部与村民委员会的关系。八是有利于杜绝农村新的不良债务的发生。九是从根本上扭转了农村财务监督管理混乱的问题。彻底改变了过去财务监督管理中的“节节账”、“片片账”、“摊摊账”的问题。十是很好地解决了乡

镇政府、有关部门截留、挪用、侵占集体资金的行为。实行“村有乡管，统一结算”制度以后，一方面，乡镇政府和有关部门要挪用侵占集体资金，难以通过村民理财小组（或村民大会）审核，因此就无法从银行领取或转取资金。另一方面，有关部门要截留集体资金，农村干部贪污、挪用、侵占集体资金，又无法摆脱农经机构的监督，从而保证了集体资金的安全。

总的来说，农村财务监督管理体制改革是与时俱进的结果，不仅强化了农村各种权力间的约束与监督，实现了权力科学合理的分配与重组，化解了矛盾，促进了发展，而且加快了农村民主法制化进程，真正保障了农民和农村经济组织的合法权益，顺民意，合民心，得到了农民群众的真心拥护。但是，农村财务监督管理制度改革只是农村经营管理体制创新的初步尝试，仅仅是开始，还有很多问题需要进一步探索和研究。

困难、问题与对策

由于受体制的约束和认识等多方面原因的影响，进行农村财务监督管理体制改革也将会出现一些困难和问题。一是进行农村财务监督管理体制改革势必会触及部分农村干部和一些部门的利益，改革中必将会遇到阻力。二是部分县乡领导对农村财务监督管理体制改革认识有偏差，不能正确理解加强农村财务监管与全面落实《村民委员会组织法》的关系，对实施农村财务监督管理体制改革有顾虑。三是现行的农经管理体制不适应新形势新阶段的要求。具体表现在：税费改革以后，以监督（农村集体资产与财务监督、农民负担监督）为主要职能的农经机构难以对领导它的县乡政府和与之有利益关系的权力部门，全面履行监督，以致影响了农村各项改革的效果。四是农村税费改革以后，由于受利益因素的驱使，在现行的财政拨付

体制下，“两税附加”、农村转移支付难以及时足额到位，影响了村级组织的正常运转。五是现行的法律法规体系对进行农村财务监督管理体制改革支持力度不够，势必影响到改革的成果和效果。六是国家对农经服务体系建设的投资不足，基础设施差，个别地方实施中就可能出现安全等问题。七是化解历史遗留的乡村两级不良债务，困难重重。

针对以上农村财务监督管理体制改革试点中出现的困难和全国其他地方农村财务监督管理中存在的问题，我们认为应该采取以下措施加以解决。第一，加强学习宣传，深刻领会《宪法》中农村集体经济的条文和《村民委员会组织法》中有关村民自治权利的规定，正确处理《宪法》、《村民委员会组织法》和农村集体资产监督管理方面法规以及农村税费改革政策的关系，争取社会各方面最广泛的支持。第二，加强领导与协调。县、乡党委政府要把农村财务监督

管理工作当作农村中一项重要工作来抓。要协调财政、农业、监察、检察、法制、公安、人事、工商、税务、银行等部门积极协助农经机构开展工作。第三，改革现行的农经管理体制，实行“条块结合，以条为主”的管理模式，加大对县、乡政府和有关部门的监督力度。第四，改革现行的“两税附加”和直接用于村组的财政转移支付资金的拨付体制。由于县乡财政困难，容易出现挤占挪用村组资金的现象，因此应从地市一级财政直接拨付到地市级农经专户，由农经专户垂直下达，确保国家支持农村的资金和“两税附加”及时足额到位，确保农村基层组织正常运转。第五，国务院应尽快出台《农村集体资产监督管理条例》，加强对农村集体资产与财务的管理，强化对农民负担的监督。第六，增加对农经社会化服务体系建设的投入，确保农经机构为农民提供更多更优质的服务。化解农村矛盾，促进农村经济健康发展。第七，全方位、多途径地化解

乡村两级不良债务，确保农村各项改革的顺利进行。

总之，进行农村财务监督管理体制改革是一项系统工程，涉及面广，政策性强，情况复杂，背景深厚，既要兼顾村级组织民主决策权和经营自主权，又要政府代表最广大农民的意志，加强对农村公共管理事务的服务、监督与指导，进行全方位、多层次的综合改革，才能真正实现农村的长治久安、经济繁荣。