华电能源股份有限公司
2024年第五次临时股东大会会议材料
2024 年 12 月
会议议题
一、关于预计公司 2025 年度日常关联交易的议案
二、关于控股股东及相关方拟变更完善土地权属瑕疵承诺的议
案
三、关于修订《关联交易管理办法》的议案
四、关于调整公司 2024 年投资项目的议案
五、关于公司吸收合并全资子公司的议案
华电能源 2024 年第五次临时股东大会会议材料之一
关于预计公司2025年度
日常关联交易的议案
各位股东：
根据监管部门有关规定，公司与关联方发生的日常关联交
易需提交公司股东大会审议，现将公司与中国华电集团有限公
司（以下简称“华电集团”）及所属企业在 2025 年预计发生的
日常关联交易情况汇报如下。
一、日常关联交易基本情况
（一）前次日常关联交易的预计和执行情况
2024年1-10月实际 预计金额与实际发生金
关联交易类别 关联人 2024 年预计金额
发生额 额差异较大的原因
1.严控带息负债余额，
影响每日最高存款余额
每日最高存款余额合 每日最高存款余额
减少。
在关联人的财务公 中国华电集团财务 计不超过 90 亿元，公 45.48 亿元，公司已
2.综合比较各金融机构
司存贷款 有限公司 司获得综合授信不超 获得综合授信 35 亿
融资成本后，减少在华
过 90 亿元。 元。
电财务公司的融资需
求。
综合比较各金融机构融
与关联人开展融资 华电融资租赁有限 未办理融资租赁业
不超过 5 亿元 资成本后，未办理华电
租赁业务 公司 务
租赁融资业务。
综合比较各金融机构融
与关联人开展保理 华电商业保理（天
不超过 25 亿元 6.1 亿元 资成本后，在华电保理
业务 津）有限公司
融资规模低于预期。
由于采用的数据为 2024
华电煤业集团运销
年 1-10 月未经审计的累
有限公司等中国华
向关联人销售煤炭 不超过 55 亿元 38.04 亿元 计数据，并非全年完整
电集团有限公司所
数据。预计全年实际发
属企业
生金额在计划范围内。
1
2024年1-10月实际 预计金额与实际发生金
关联交易类别 关联人 2024 年预计金额
发生额 额差异较大的原因
向关联人采购产品 中国华电集团公司 2024 年公司部分技改、
不超过 14 亿元 0.49 亿元
或服务 所属企业 基建计划项目未实施。
支付燃料专业管理服
接受关联人燃料专 中国华电集团有限
务费不超过 1,700 万 1152.7 万元 /
业管理服务 公司
元
因铁路发运问题，导致
中国华电集团公司
向关联人采购煤炭 不超过 2 亿元 321.45 万元 实际发运煤量低于计
所属企业
划。
（二）本次日常关联交易预计金额和类别
本次预计金额与上年
占同类业务 2024 年 1-10 月
关联交易类别 关联人 本次预计金额 实际发生金额差异较
比例（%） 实际发生金额
大的原因
1.考虑公司 2025 年资
每日最高存款余 每日最高存款 金流入增加，影响每日
每日最高存
额不超过 90 亿 余额 45.48 亿 最高存款余额增加。
在关联人的财 中国华电集团财 款余额：不适
元，公司获得综合 元，公司已获得 2.根据公司 2025 年生
务公司存贷款 务有限公司 用；综合授信
授信不超过 90 亿 综合授信 35 亿 产经营发展需要，考虑
15%
元。 元。 增加在华电财务公司
贷款规模。
考虑公司 2025 年资金
与关联人开展 华电融资租赁有 未办理融资租
不超过 25 亿元 31% 需求，预计新增融资租
融资租赁业务 限公司 赁业务
赁业务规模。
考虑公司 2025 年资金
与关联人开展 华电商业保理（天
不超过 25 亿元 90% 6.1 亿元 需求，预计新增保理业
保理业务 津）有限公司
务规模。
华电煤业集团运 为满足华电煤业销售
向关联人销售 销有限公司等中 区域优化管理的要求，
65 亿元 85% 38.04 亿元
煤炭 国华电集团有限 进一步提升煤炭销售
公司所属企业 能力。
公司哈三电厂 66 万千
瓦“上大压小”热电联
向关联人采购 中国华电集团有 产机组与新能源一体
14 亿元 2% 0.49 亿元
产品或服务 限公司所属企业 化联营项目开工建设，
向华电集团所属企业
采购产品和服务增加。
接受关联人燃 支付燃料专业管
中国华电集团有 /
料专业管理服 理服务费不超过 100% 1152.7 万元
限公司
务 1,800 万元
2
本次预计金额与上年
占同类业务 2024 年 1-10 月
关联交易类别 关联人 本次预计金额 实际发生金额差异较
比例（%） 实际发生金额
大的原因
为保证公司发电、供热
向关联人采购 中国华电集团有
不超过 2 亿元 2.4% 321.45 万元 安全，补充长协煤源不
煤炭 限公司所属企业
足。
注：实际执行过程中公司可以对华电集团及其控制的下属子公司进
行不同交易类别之间的金额调剂，如实际发生总金额超过预计总金额的，
对超出金额按照监管规定履行必要的审批程序。
二、关联人介绍和关联关系
（一）关联人介绍
1.中国华电集团有限公司为公司实际控制人，成立于2003
年4月1日，法定代表人江毅，注册地址北京，注册资金370亿
元，统一社会信用代码9111000071093107XN，主要业务为实业
投资及经营管理；电源的开发、投资、建设、经营和管理；组
织电力（热力）的生产、销售；电力工程、电力环保工程的建
设与监理；电力及相关技术的科技开发；技术咨询；电力设备
制造与检修；经济信息咨询；物业管理；进出口业务；煤炭、
页岩气开发、投资、经营和管理。截至2024年9月底，公司资
产总额11,623亿元，净资产3,630亿元，净利润269亿元。
2.中国华电集团财务有限公司（以下简称“华电财务公
司”）是华电集团的控股子公司，经国家金融监督管理总局批
准，于2004年2月12日在北京市工商行政管理局登记注册，法
定代表人李文峰，注册地址北京市西城区宣武门内大街2号西
楼10层，注册资金55.41亿元，主要业务为：吸收成员单位存
款；办理成员单位贷款；办理成员单位票据贴现；办理成员单
位资金结算与收付；提供成员单位委托贷款、债券承销、非融
3
资性保函、财务顾问、信用鉴证及咨询代理业务；从事同业拆
借；办理成员单位票据承兑；办理成员单位产品买方信贷和消
费信贷；从事固定收益类有价证券投资；对金融机构的股权投
资。截至2024年9月底，资产总额519亿元，净资产134亿元，
净利润10亿元。
3.华电融资租赁有限公司（以下简称“华电租赁公司”）
实际控制人为华电集团，成立于2013年9月9日，法定代表人为
殷红军，注册资本40亿人民币，其中华电资产管理（天津）有
限公司持股55.01%，中国华电香港有限公司持股25%，光大永
明人寿保险有限公司持股19.99%。公司注册地为天津自贸试验
区( 东疆保税港区) 呼伦贝尔路416 号铭海中心6号楼-2 、
5-312-03，主营业务包括融资租赁业务；租赁业务；向国内外
购买租赁财产；租赁财产的残值处理及维修；租赁交易咨询和
担保；兼营与主营业务相关的保理业务。截至2024年9月底，
总资产544亿元，净资产98亿元，净利润5亿元。
4.华电商业保理（天津）有限公司（以下简称“华电保理
公司”）是由华电集团批准，于2019年12月23日在天津市东疆
保税港区成立的商业保理企业，注册资本金6亿元人民币，由
华电集团全资子公司华电资产管理(天津)有限公司100%持股。
公司注册地为天津自贸试验区(东疆保税港区)亚洲路6975号
金融贸易中心南区111715，主要开展供应链金融、商业保理及
相关业务。截至2024年9月底，总资产70亿元，净资产17亿元，
净利润0.34亿元。
5.华电煤业集团运销有限公司（以下简称“华电运销公
4
司”）是华电煤业集团有限公司全资子公司。公司注册资本金
8,000万元人民币，成立于2007年11月19日，法定代表人王建
峰，公司经营范围：销售煤炭（不在北京地区开展实物煤的交
易、储运活动）；节能燃烧技术研发应用；物流配送信息平台
开发；上述项目的技术转让、技术培训；货物装卸服务；资产
管理；经济信息咨询；货物进出口、技术进出口、代理进出口。
截至2024年9月底，公司资产总额13.98亿元，净资产2.7亿元，
净利润0.42亿元。
（二）关联关系
华电集团为公司实际控制人，根据《上海证券交易所股票
上市规则》有关规定，华电集团及其控制的下属子公司均为公
司关联方。
三、关联交易主要内容和定价政策
1.公司在华电财务公司的存款利率不低于工农中建四大
银行所提供的同等存款利率均值且不低于华电财务公司吸收
华电集团内其他成员单位活期存款所确定的利率。华电财务公
司为公司提供的结算业务服务，除中国人民银行规定收取的结
算手续费外，提供其他结算业务均免费。公司从华电财务公司
获得综合授信项下的贷款利率不高于同期国内主要商业银行
同档次的贷款利率。
2.公司与华电租赁公司的租赁业务利率，不高于公司合作
其他租赁机构的租赁业务利率。
3.公司与华电保理公司的融资利率，不高于公司合作其他
保理金融机构的相同业务利率。
5
4.公司向华电运销公司等华电集团所属企业销售煤炭的
价格经各方公平磋商，根据当时市场价格及情况，并参考以下
因素确定：（1）全国产业政策与中国的行业及市场状况；（2）
国家或地方发展和改革委员会、能源局就煤炭采购价格颁布的
特定指引或政策（如有）；（3）中国的地区煤炭交易所或市场
的现行交易煤炭市场价格，即于同一地区或其附近地区，在正
常商业交易情况下，按一般商业条款向独立第三方出售或从独
立第三方采购同等级煤炭的价格；（4）煤炭的质量，以甲方出
矿检验结果作为结算依据，数量检验确认以甲方矿发铁路装车
计量单数据作为结算依据。货物所有权自到站后开始转移，标
的物属于乙方所有，一切风险及损失转归乙方承担。
5.公司向华电集团所属企业采购产品或服务的定价政策
为（1）国家、地方物价管理部门规定或批准的价格；（2）行
业指导价或自律价规定的合理价格；（3）若不适用本条（1）、
（2）项，则为可比的当地市场价格。可比的当地市场价格应
由甲乙双方协商确定，确定可比的当地市场价格时，应主要考
虑在当地提供类似产品的第三人当时所收取市价；（4）不适用
上述价格确定方法的，按协议价格。
6.燃料专业管理服务费按照华电集团燃料管理信息系统
统计的到厂验收煤量，按1元/吨的标准执行。
7.公司及全资、控股子公司与华电集团所属企业采购煤炭
关联交易价格参照国家发改委印发的《关于进一步完善煤炭市
场价格形成机制的通知》(发改价格(2022)303号)文件定价机
制，确定价格区间，按需由双方协商议价确定。
6
四、关联交易目的和对上市公司的影响
公司近年来通过华电财务公司高效、便捷、安全的结算业
务网络和结算业务平台，减少了公司所属单位及系统兄弟单位
往来资金在途时间，加速了资金周转，公司的资金收支从来未
受到任何影响，公司的资金安全得到了更好的保障。另外，华
电财务公司作为中国华电内部的金融机构，在公司急需资金时
能优先提供支持，拓宽了公司及控股子公司的筹资渠道，提升
了公司财务管理及资金保障水平。
华电租赁公司作为中国华电内部的金融机构，经营管理团
队熟悉发电行业，对公司的运营情况更为了解，与其他金融机
构相比，能优先保障公司的资金需求，为公司提供资金支持。
华电保理公司作为中国华电内部的金融机构，对公司的运
营情况更为了解，有助于提供较其他金融机构更为便捷、高效、
个性化的保理业务服务，能更好的满足公司的融资需要。
华电运销公司等华电集团所属企业存在较大的煤炭需求，
山西锦兴能源有限公司（以下简称“锦兴公司”）向对方销售
煤炭，一方面是基于煤炭市场供需情况以及发改委出台各种政
策保障煤炭供应的背景，锦兴公司在市场化定价的前提下，优
先保障关联方合理的采购需求；另一方面，锦兴公司通过向华
电运销公司等华电集团所属企业销售煤炭，参与华电集团集约
化煤炭供销体系，有利于提升整体销售能力。
公司向华电集团所属企业采购产品或服务，可以进一步稳
定专业的采购渠道，优化采购结构，保证生产供应，从而有效
控制生产成本，符合公司和全体股东的利益。
7
为了提高公司及控股子公司燃料专业管理水平，及时掌握
煤炭供需、运输市场形势信息，协调煤炭采购合同的签订和落
实，保障公司及控股子公司发电所需煤炭的落实，公司拟继续
与华电集团开展燃料专业管理服务业务。
公司向中国华电集团公司所属企业采购煤炭，是基于公司
业务发展与日常经营的实际需要，保证公司发电、供热安全，
补充长协煤源不足问题。
上述关联方均依法存续经营，前期合同往来执行情况良
好，公司将就上述预计发生的日常关联交易与相关方签署相关
合同或协议并严格按照约定执行，双方履约具有法律保障。
本次预计的日常关联交易事项，不会影响公司的独立性，
不会对公司财务状况、经营成果产生不利的影响，公司不会因
此对关联方形成重大依赖。
公司十一届十四次董事会和十一届九次监事会已审议通
过此议案，现提交股东大会审议。此议案涉及关联交易，请中
国华电集团有限公司和华电煤业集团有限公司回避表决。
以上议案请审议。
华电能源股份有限公司
2024 年 12 月 23 日
8
华电能源 2024 年第五次临时股东大会会议材料之二
关于控股股东及相关方拟
变更完善土地权属瑕疵承诺的议案
各位股东：
华电能源股份有限公司（以下简称“华电能源”或“公司”）
于 2022 年以发行股份方式购买华电煤业集团有限公司（以下
简称“华电煤业”）持有的山西锦兴能源有限公司（以下简称
“锦兴能源”）51.00%股权并募集配套资金（以下简称“重大
资产重组”）。公司控股股东中国华电集团有限公司（以下简称
“中国华电”）、华电煤业、标的资产锦兴能源在重大资产重组
期间作出的关于完善土地权属瑕疵的承诺无法于承诺期限内
完成，中国华电、华电煤业、锦兴能源现拟对该承诺进行变更，
具体如下：
一、原承诺的内容及履行情况
（一）承诺的内容
重大资产重组中，中国华电、华电煤业、锦兴能源分别出
具《关于完善土地权属瑕疵的承诺函》，承诺：“将全力推动锦
兴能源肖家洼煤矿及选煤厂项目约 32,427.71 平方米用地的土
地使用权证办理工作，于 2024 年 12 月 31 日完成土地使用权
证的办证工作。”
（二）承诺履行情况
1
出具《关于完善土地权属瑕疵的承诺函》后，中国华电、
华电煤业、锦兴能源积极推进上述土地使用权证办理工作并取
得实质进展。兴县人民政府已出具《关于山西锦兴能源有限公
司肖家洼煤矿先行使用土地的批复》（兴政函〔2023〕156 号），
同意锦兴能源先行使用上述土地，并督促兴县自然资源局加快
办理永久用地审批手续。
二、变更承诺的原因
目前，兴县及吕梁市暂无国土空间规划指标和耕地占补平
衡指标，导致上述土地报批无法组卷上报。由于土地权证办理
工作主要受限于相关政策等外部因素，时间存在一定不确定，
锦兴能源暂未完成土地使用权证的办证工作。
三、承诺拟变更内容
鉴于相关无证土地使用权证无法于承诺期限完成办理，为
切实保护上市公司及中小股东合法权益，根据《中华人民共和
国公司法》《中华人民共和国证券法》《上市公司重大资产重组
管理办法》《上市公司监管指引第 4 号——上市公司及其相关
方承诺》等有关法律和规定，中国华电、华电煤业、锦兴能源
拟变更《关于完善土地权属瑕疵的承诺函》，将原承诺修改为：
“将全力推动锦兴能源肖家洼煤矿及选煤厂项目约 32,427.71
平方米（准确面积以后续办理的权属证书为准）用地的土地使
用权证办理工作，于 2027 年 12 月 31 日完成土地权属证书的
办证工作。”
公司十一届十四次董事会和十一届九次监事会已审议通
2
过此议案，现提交股东大会审议。此议案涉及关联交易，请中
国华电集团有限公司和华电煤业集团有限公司回避表决。
以上议案请审议。
华电能源股份有限公司
2024 年 12 月 23 日
3
华电能源 2024 年第五次临时股东大会会议材料之三
关于修订《关联交易管理办法》的议案
各位股东：
为进一步提高规范运作水平，完善公司治理结构，保护公
司和股东的合法权益,根据《中华人民共和国公司法》《中华人
民共和国证券法》《上海证券交易所股票上市规则》《上海证券
交易所上市公司自律监管指引第 5 号——交易与关联交易》等
法律法规和规范性文件的要求，并结合公司实际情况，公司对
《关联交易管理办法》进行修订完善。公司十一届十四次董事
会已审议通过此议案，现提交股东大会审议。
以上议案请审议。
附件：《关联交易管理办法》
华电能源股份有限公司
2024 年 12 月 23 日
附件：
华电能源股份有限公司
关联交易管理办法
第一章 总 则
第一条 为规范华电能源股份有限公司（以下简称“公司”）
关联交易行为，提高公司规范运作水平，保护公司和股东的合
法权益，根据中国证监会有关规范性文件、《上海证券交易所股
票上市规则》《上海证券交易所上市公司自律监管指引第 5 号
——交易与关联交易》等及《华电能源股份有限公司章程》（以
下简称“公司章程”）的规定，特制订本办法。
第二条 公司的关联交易，是指公司或者公司控股子公司
与公司关联人之间发生的可能导致转移资源或者义务的事项。
第三条 公司关联交易应当定价公允、决策程序合规、信
息披露规范。
第四条 公司董事会审计委员会履行公司关联交易控制和
日常管理的职责。
第五条 本办法适用于公司及所属基层企业（以下简称“各
单位”）与关联方之间发生的关联交易。
第二章 关联人及关联交易认定
第六条 公司关联人包括关联法人和关联自然人。
第七条 具有以下情形之一的法人或其他组织，为公司的
关联法人：
1
（一）直接或者间接控制公司的法人或其他组织；
（二）由上述第（一）项所列主体直接或者间接控制的除
公司及公司控股子公司以外的法人或其他组织；
（三）由第九条所列公司的关联自然人直接或者间接控制
的，或者由关联自然人担任董事（不含同为双方独立董事）、高
级管理人员的除公司及公司控股子公司以外的法人或其他组
织；
（四）持有公司 5%以上股份的法人或其他组织及其一致行
动人；
（五）中国证监会、上海证券交易所或者公司根据实质重
于形式原则认定的其他与公司有特殊关系，可能或者已经造成
公司利益对其倾斜的法人或其他组织。
第八条 公司与前条第（二）项所列主体受同一国有资产
管理机构控制的，不因此而形成关联关系，但该主体的法定代
表人、总经理或者半数以上的董事兼任公司董事、监事或者高
级管理人员的除外。
第九条 具有以下情形之一的自然人，为公司的关联自然
人：
（一）直接或者间接持有公司 5%以上股份的自然人；
（二）公司董事、监事和高级管理人员；
（三）直接或者间接地控制公司的法人（或者其他组织）
的董事、监事及高级管理人员；
（四）本款第一项、第二项所述人士的关系密切的家庭成
员；
2
（五）中国证监会、上海证券交易所或者公司根据实质重
于形式原则认定的其他与公司有特殊关系，可能导致公司利益
对其倾斜的自然人。
第十条 具有以下情形之一的法人、其他组织或者自然人，
视同公司的关联人：
（一）根据与公司或者公司关联人签署的协议或者作出的
安排，在协议或者安排生效后，或在未来十二个月内，将具有
第七条或者第九条规定的情形之一；
（二）过去十二个月内，曾经具有第七条或者第九条规定
的情形之一。
第十一条 公司董事、监事、高级管理人员，持股 5%以上
的股东、实际控制人及其一致行动人，应当将其与公司存在的
关联关系及时告知公司。
第十二条 董事会审计委员会应当确认公司关联人名单，
并及时向董事会和监事会报告。
第十三条 公司应及时通过上海证券交易所网站“上市公
司专区”在线填报或更新公司关联人名单及关联关系信息。
第十四条 公司的关联交易包括：
（一）购买或者出售资产；
（二）对外投资（含委托理财、委托贷款、对子公司投资
等）；
（三）提供财务资助（含有息或者无息贷款、委托贷款等）；
（四）提供担保（含对控股子公司担保等）；
（五）租入或者租出资产；
3
（六）委托或者受托管理资产和业务；
（七）赠与或者受赠资产；
（八）债权、债务重组；
（九）签订许可使用协议；
（十）转让或者受让研究与开发项目；
（十一）购买原材料、燃料、动力；
（十二）销售产品、商品；
（十三）提供或者接受劳务；
（十四）委托或者受托销售；
（十五）在关联人的财务公司存贷款；
（十六）与关联人共同投资；
（十七）其他通过约定可能造成资源或义务转移的事项。
第三章 关联交易内部管理
第十五条 公司证券法务部是关联交易归口管理部门，主
要职责包括：
（一）负责起草和修订关联交易管理制度；
（二）负责关联方的管理工作；
（三）负责组织年度日常关联交易预计计划和计划调整工
作；
（四）负责审核关联交易董事会提案内容，履行关联交易
审议程序及信息披露；
（五）负责组织填报月度、年度日常关联交易执行台账，
包括关联方、计划额度、执行情况及完成进度等内容；
4
（六）负责组织对日常关联交易执行情况的定期复核；
（七）负责对日常关联交易执行情况进行检查与考核。
第十六条 公司相关业务部门职责包括：
（一）负责审核归口业务的年度日常关联交易预计计划；
（二）负责复核归口业务的月度、年度日常关联交易执行
情况台账，负责控制归口关联交易指标；
（三）负责提报归口业务的年度日常关联交易调整计划议
案；
（四）负责归口业务的关联交易监督和检查，包括超出审
批额度、改变关联方、更改交易内容等。
第十七条 各基层企业负责本单位关联交易的管理工作，
主要职责包括：
（一）财务资产部为关联交易归口管理部门，各业务部门
配合开展相关工作；
（二）负责编制本单位年度日常关联交易预计计划；
（三）负责统计填报月度、年度关联交易执行台账；
（四）负责提报年度日常关联交易调整计划议案。
第十八条 证券法务部定期确认公司关联方名单后发布，
各单位不定期排查关联方变化情况，实时更新关联方清单，并
上报公司证券法务部。
第十九条 公司对关联交易实行“集中申报、年度授权、
计划下达、过程控制”的全过程管理。
（一）每年 10 月底证券法务部组织各单位编制下一年度的
关联交易计划，经公司业务部门复核后，提交公司董事会和股
5
东会审议并披露。
（二）每年初证券法务部将履行决策程序后的关联交易计
划下达给各单位。
（三）证券法务部定期组织相关业务部门审核归口关联交
易业务执行情况。如遇可能超出年度计划情况，由相关单位提
出调整申请，报证券法务部，并经公司业务部门审核。年度预
计范围内的调整事项，由归口业务部门、证券法务部审批（见
附件）。超出年度预计范围的事项，履行相关决策程序并披露。
（四）关联交易的统计数据应与公司公告、审计报告保持
一致。
第二十条 各单位的关联交易业务应严格按照年度批复计
划签订合同并执行，严禁出现未下达计划先签订合同的情况。
第二十一条 非日常关联交易实行一事一报一批。相关业
务部门应在预计交易发生前准备议案材料，经证券法务部审核，
履行决策程序并披露。
第二十二条 证券法务部组织各业务部门对本部及各基层
企业的关联交易事项进行不定期抽查与年度核查，下达检查意
见并督导整改。
第四章 关联交易披露及决策程序
第二十三条 公司与关联自然人拟发生的交易金额（包括
承担的债务和费用）在 30 万元以上的关联交易（公司提供担保
除外），应当提交董事会审议并及时披露。
第二十四条 公司与关联法人拟发生的交易金额（包括承
6
担的债务和费用）在 300 万元以上，且占公司最近一期经审计
净资产绝对值 0.5％以上的关联交易（公司提供担保除外），应
当提交董事会审议并及时披露。
第二十五条 公司与关联人拟发生的关联交易达到以下标
准之一的，除应当及时披露外，还应当提交董事会和股东会审
议：
（一）交易（公司提供担保、受赠现金资产、单纯减免公
司义务的债务除外）金额（包括承担的债务和费用）在 3000 万
元以上，且占公司最近一期经审计净资产绝对值 5％以上的重大
关联交易。公司拟发生重大关联交易的，应当提供具有执行证
券、期货相关业务资格的证券服务机构对交易标的出具的审计
或者评估报告。对于第五章所述与日常经营相关的关联交易所
涉及的交易标的，可以不进行审计或者评估；
（二）公司为关联人提供担保。
第二十六条 公司与关联人共同出资设立公司，应当以公
司的出资额作为交易金额，适用第二十三条、第二十四条和第
二十五条第（一）项的规定。
公司与关联人共同出资设立公司，公司出资额达到第二十
五条第（一）项规定的标准，如果所有出资方均全部以现金出
资，且按照出资额比例确定各方在所设立公司的股权比例的，
可以豁免适用提交股东会审议的规定。
第二十七条 公司拟放弃向与关联人共同投资的公司同比
例增资或优先受让权的，应当以公司放弃增资权或优先受让权
所涉及的金额为交易金额，适用第二十三条、第二十四条和第
7
二十五条第（一）项的规定。上市公司因放弃增资权或优先受
让权将导致上市公司合并报表范围发生变更的，应当以公司拟
放弃增资权或优先受让权所对应的公司的最近一期末全部净资
产为交易金额，适用第二十三条、第二十四条和第二十五条第
（一）项的规定。
第二十八条 公司进行“提供财务资助”、“委托理财”等
关联交易的，应当以发生额作为交易金额，适用第二十三条、
第二十四条和第二十五条第（一）项的规定。
第二十九条 公司进行下列关联交易的，应当按照连续十
二个月内累计计算的原则，计算关联交易金额，分别适用第二
十三条、第二十四条和第二十五条第（一）项的规定：
（一）与同一关联人进行的交易；
（二）与不同关联人进行的交易标的类别相关的交易。
上述同一关联人，包括与该关联人受同一法人或其他组织
或者自然人直接或间接控制的，或相互存在股权控制关系；以
及由同一关联自然人担任董事或高级管理人员的法人或其他组
织。
已经按照累计计算原则履行股东会决策程序的，不再纳入
相关的累计计算范围。
第三十条 公司拟与关联人发生重大关联交易的，应当经
独立董事过半数同意后，提交董事会审议。独立董事作出判断
前，可以聘请独立财务顾问出具报告，作为其判断的依据。
公司审计委员会应当同时对该关联交易事项进行审核，形
成书面意见，提交董事会审议，并报告监事会。审计委员会可
8
以聘请独立财务顾问出具报告，作为其判断的依据。
第三十一条 公司董事会审议关联交易事项时，关联董事
应当回避表决，也不得代理其他董事行使表决权。该董事会会
议由过半数的非关联董事出席即可举行，董事会会议所作决议
须经非关联董事过半数通过。出席董事会会议的非关联董事人
数不足三人的，公司应当将交易提交股东会审议。
前款所称的关联董事是指具有下列情形之一的董事：
（一）为交易对方；
（二）拥有交易对方直接或者间接控制权的；
（三）在交易对方任职，或者在能直接或间接控制该交易
对方的法人或其他组织、该交易对方直接或者间接控制的法人
或其他组织任职；
（四）为交易对方或者其直接或者间接控制人的关系密切
的家庭成员；
（五）为交易对方或者其直接或者间接控制人的董事、监
事或高级管理人员的关系密切的家庭成员；
（六）中国证监会、上海证券交易所或者公司基于实质重
于形式原则认定的其独立商业判断可能受到影响的董事。
第三十二条 公司股东会审议关联交易事项时，关联股东
应当回避表决，也不得代理其他股东行使表决权。
前款所称关联股东指具有下列情形之一的股东：
（一）为交易对方；
（二）拥有交易对方直接或者间接控制权的；
（三）被交易对方直接或间接控制；
9
（四）与交易对方受同一法人或其他组织、自然人直接或
间接控制；
（五）在交易对方任职，或者在能直接或间接控制该交易
对方的法人或其他组织、该交易对方直接或者间接控制的法人
或其他组织任职；
（六）为交易对方或者其直接或者间接控制人的关系密切
的家庭成员；
（七）因与交易对方或其关联人存在尚未履行完毕的股权
转让协议或其他协议而使其表决权受到限制或影响的股东；
（八）中国证监会或上海证券交易所认定的可能造成公司
对其利益倾斜的股东。
第三十三条 公司监事会应当对关联交易的审议、表决、
披露、履行等情况进行监督并在年度报告中发表意见。
第三十四条 公司应当根据关联交易事项的类型，按照上
海证券交易所相关规定披露关联交易的有关内容，包括交易对
方、交易标的、交易各方的关联关系说明和关联人基本情况、
交易协议的主要内容、交易定价及依据、有关部门审批文件（如
有）、中介机构意见（如适用）。
第三十五条 公司与关联人达成以下关联交易时，可以免
予按照上海证券交易所关联交易的方式进行审议和披露：
（一）公司单方面获得利益且不支付对价、不附任何义务
的交易，包括受赠现金资产、获得债务减免、无偿接受担保和
财务资助等；
（二）关联人向公司提供资金，利率水平不高于贷款市场
10
报价利率，且公司无需提供担保；
（三）一方以现金方式认购另一方公开发行的股票、公司
债券或企业债券、可转换公司债券或其他衍生品种；
（四）一方作为承销团成员承销另一方公开发行的股票、
公司债券或企业债券、可转换公司债券或其他衍生品种；
（五）一方依据另一方股东会决议领取股息、红利或报酬；
（六）一方参与另一方公开招标、拍卖等，但是招标、拍
卖等难以形成公允价格的除外；
（七）公司按与非关联人同等交易条件，向第九条第（二）
项至第（四）项规定的关联自然人提供产品和服务；
（八）关联交易定价为国家规定；
（九）上海证券交易所认定的其他交易。
第三十六条 公司与存在关联关系的财务公司发生存款、
贷款等金融业务的，应当以存款本金额度及利息、贷款利息金
额中孰高为标准适用《股票上市规则》关联交易的相关规定。
公司控股的财务公司与关联人发生存款、贷款等金融业务
的，应当以存款利息、贷款本金额度及利息金额中孰高为标准
适用《股票上市规则》的相关规定。
第三十七条 公司与关联人发生涉及财务公司的关联交易
应当签订金融服务协议，并作为单独议案提交董事会或者股东
大会审议并披露。
金融服务协议应当明确协议期限、交易类型、各类交易预
计额度、交易定价、风险评估及控制措施等内容，并予以披露。
金融服务协议超过 3 年的，应当每 3 年重新履行审议程序
11
和信息披露义务。
第三十八条 公司与存在关联关系的财务公司签署金融服
务协议，应当在资金存放于财务公司前取得并审阅财务公司经
审计的年度财务报告，对财务公司的经营资质、业务和风险状
况进行评估，出具风险评估报告，并作为单独议案提交董事会
审议并披露。风险评估报告应当至少包括财务公司及其业务的
合法合规情况、是否存在违反《企业集团财务公司管理办法》
等规定情形、经符合《证券法》规定的会计师事务所审计的最
近一年主要财务数据、持续风险评估措施等内容。
第三十九条 公司与关联人发生涉及财务公司的关联交
易，公司应当制定以保障资金安全性为目标的风险处置预案，
分析可能出现的影响公司资金安全的风险，针对相关风险提出
解决措施及资金保全方案并明确相应责任人，作为单独议案提
交董事会审议并披露。
关联交易存续期间，公司应当指派专门机构和人员对存放
于财务公司的资金风险状况进行动态评估和监督。如出现风险
处置预案确定的风险情形，公司应当及时予以披露，并积极采
取措施保障公司利益。财务公司等关联人应当及时书面告知公
司，并配合公司履行信息披露义务。
第四十条 公司独立董事应当对财务公司的资质、关联交
易的必要性、公允性以及对公司的影响等发表意见，并对金融
服务协议的合理性、风险评估报告的客观性和公正性、风险处
置预案的充分性和可行性等发表意见。
第四十一条 公司与存在关联关系的财务公司或者公司控
12
股的财务公司与关联人发生存款、贷款等关联交易的，应当披
露存款、贷款利率等的确定方式，并与存款基准利率、贷款市
场报价利率等指标对比，说明交易定价是否公允，是否充分保
护公司利益和中小股东合法权益。
第四十二条 公司与关联人签订金融服务协议约定每年度
各类金融业务规模，应当在协议期间内的每个年度及时披露预
计业务情况：
（一）该年度每日最高存款限额、存款利率范围；
（二）该年度贷款额度、贷款利率范围；
（三）该年度授信总额、其他金融业务额度等。
公司与关联人签订超过一年的金融服务协议，约定每年度
各类金融业务规模，并按照规定提交股东会审议，且协议期间
财务公司不存在违法违规、业务违约、资金安全性和可收回性
难以保障等可能损害公司利益或者风险处置预案确定的风险情
形的，公司应当按照前款规定履行信息披露义务，并就财务公
司的合规经营情况和业务风险状况、资金安全性和可收回性，
以及不存在其他风险情形等予以充分说明。
如财务公司在协议期间发生前述风险情形，且公司拟继续
在下一年度开展相关金融业务的，公司与关联人应当重新签订
下一年度金融服务协议，充分说明继续开展相关金融业务的主
要考虑及保障措施，并履行股东会审议程序。
第四十三条 公司应当在定期报告中持续披露涉及财务公
司的关联交易情况，每半年取得并审阅财务公司的财务报告，
出具风险持续评估报告，并与半年度报告、年度报告同步披露。
13
第四十四条 公司与关联人共同投资，向共同投资的企业
增资、减资时，应当以公司的投资、增资、减资金额作为计算
标准，适用《股票上市规则》的相关规定。
第四十五条 公司关联人单方面向公司控制或者参股的企
业增资或者减资，涉及有关放弃权利情形的，应当适用放弃权
利的相关规定。不涉及放弃权利情形，但可能对公司的财务状
况、经营成果构成重大影响或者导致公司与该主体的关联关系
发生变化的，公司应当及时披露。
第四十六条 公司及其关联人向公司控制的关联共同投资
企业以同等对价同比例现金增资，达到应当提交股东会审议标
准的，可免于按照《股票上市规则》的相关规定进行审计或者
评估。
第四十七条 公司向关联人购买或者出售资产，达到《股
票上市规则》规定披露标准，且关联交易标的为公司股权的，
公司应当披露该标的公司的基本情况、最近一年又一期的主要
财务指标。标的公司最近 12 个月内曾进行资产评估、增资、减
资或者改制的，应当披露相关评估、增资、减资或者改制的基
本情况。
第四十八条 公司向关联人购买资产，按照规定须提交股
东会审议且成交价格相比交易标的账面值溢价超过 100%的，如
交易对方未提供在一定期限内交易标的盈利担保、补偿承诺或
者交易标的回购承诺，公司应当说明具体原因，是否采取相关
保障措施，是否有利于保护公司利益和中小股东合法权益。
第四十九条 公司因购买或者出售资产可能导致交易完成
14
后公司控股股东、实际控制人及其他关联人对公司形成非经营
性资金占用的，应当在公告中明确合理的解决方案，并在相关
交易实施完成前解决。
第五章 关联交易定价
第五十条 公司进行关联交易应当签订书面协议，明确关
联交易的定价政策。关联交易执行过程中，协议中交易价格等
主要条款发生重大变化的，公司应当按变更后的交易金额重新
履行相应的审批程序。
第五十一条 公司关联交易定价应当公允，参照下列原则
执行：
（一）交易事项实行政府定价的，可以直接适用该价格；
（二）交易事项实行政府指导价的，可以在政府指导价的
范围内合理确定交易价格；
（三）除实行政府定价或政府指导价外，交易事项有可比
的独立第三方的市场价格或收费标准的，可以优先参考该价格
或标准确定交易价格；
（四）关联事项无可比的独立第三方市场价格的，交易定
价可以参考关联方与独立于关联方的第三方发生非关联交易价
格确定；
（五）既无独立第三方的市场价格，也无独立的非关联交
易价格可供参考的，可以合理的构成价格作为定价的依据，构
成价格为合理成本费用加合理利润。
第五十二条 公司按照前条第（三）项、第（四）项或者
15
第（五）项确定关联交易价格时，可以视不同的关联交易情形
采用下列定价方法：
（一）成本加成法，以关联交易发生的合理成本加上可比
非关联交易的毛利定价。适用于采购、销售、有形资产的转让
和使用、劳务提供、资金融通等关联交易；
（二）再销售价格法，以关联方购进商品再销售给非关联
方的价格减去可比非关联交易毛利后的金额作为关联方购进商
品的公平成交价格。适用于再销售者未对商品进行改变外形、
性能、结构或更换商标等实质性增值加工的简单加工或单纯的
购销业务；
（三）可比非受控价格法，以非关联方之间进行的与关联
交易相同或类似业务活动所收取的价格定价。适用于所有类型
的关联交易。
（四）交易净利润法，以可比非关联交易的利润水平指标
确定关联交易的的净利润。适用于采购、销售、有形资产的转
让和使用、劳务提供等关联交易；
（五）利润分割法，根据公司与其关联方对关联交易合并
利润的贡献计算各自应该分配的利润额。适用于各参与方关联
交易高度整合且难以单独评估各方交易结果的情况。
第五十三条 公司关联交易无法按上述原则和方法定价
的，应当披露该关联交易价格的确定原则及其方法，并对该价
格的公允性作出说明。
第六章 日常关联交易披露和决策程序的特别规定
16
第五十四条 公司与关联人进行本办法第十四条第（十一）
项至第（十五）项所列日常关联交易的，应视具体情况分别履
行相应的决策程序和披露义务。
第五十五条 首次发生日常关联交易的，公司应当与关联
人订立书面协议并及时披露，根据协议涉及的总交易金额提交
董事会或者股东会审议。协议没有总交易金额的，应当提交股
东会审议。
第五十六条 日常关联交易协议在执行过程中主要条款发
生重大变化或者在协议期满后需要续签的，公司应当将新修订
或者续签的协议，根据协议涉及的总交易金额提交董事会或者
股东会审议并及时披露。协议没有总交易金额的，应当提交股
东会审议并及时披露。
第五十七条 日常关联交易协议应当包括：
（一）定价政策和依据；
（二）交易价格；
（三）交易总量区间或者交易总量的确定方法；
（四）付款时间和方式；
（五）与前三年同类日常关联交易实际发生金额的比较；
（六）其他应当披露的主要条款。
第五十八条 公司与关联人签订的日常关联交易协议期限
超过三年的，应当每三年根据规定重新履行相关决策程序和披
露义务。
第七章 附 则
17
第五十九条 本办法由公司董事会根据有关法律、法规和
规则进行修改，并由董事会负责解释。本办法未尽事宜，根据
国家法律法规、中国证监会及上海证券交易所的有关规定及公
司章程要求执行。
第六十条 本办法自公司股东会批准生效后实施。
18
华电能源 2024 年第五次临时股东大会会议材料之四
关于调整公司 2024 年投资项目的议案
各位股东：
公司于 2024 年 4 月 24 日召开十一届九次董事会和 2024 年
5 月 22 日召开 2023 年年度股东大会审议通过了《关于公司 2024
年投资项目的议案》，投资金额合计 242,419 万元。因公司经营
环境、发展战略等因素影响，根据公司实际情况和发展需要，
拟对 2024 年度投资计划中部分项目做适当调整。
一是按照国务院《推动大规模设备更新和消费品以旧换新
行动方案》（国发〔2024〕7 号），统筹发电设备运行情况和生产
经营需要，积极有序推进设备更新与技术改造工作。重点加快
淘汰有安全隐患的设备、超期服役的落后低效设备、高耗能高
排放设备，更新使用先进设备、绿色装备、智能装备。2024 年
度公司拟增加发电、供热产业相关项目共 198 项，金额合计
18,693 万元，其中：发电产业相关项目 183 项，金额为 14,417
万元;供热项目 15 项，金额为 4,276 万元。
二是按照国务院国资委深化“两个联营”部署要求，充分
利用国家“两重”“两新”政策，坚持先立后破，加快淘汰煤电
落后产能，全力推动清洁高效煤电建设，根据 2024 年 10 月 15
日召开十一届十三次董事会和 2024 年 10 月 31 日召开 2024 年
第四次临时股东大会审议通过了《关于黑龙江华电哈尔滨第三
发电厂 66 万千瓦“上大压小”热电联产机组与新能源一体化联
1
营项目投资决策的议案》的决议，2024 年度拟增加黑龙江华电
哈尔滨第三发电厂 66 万千瓦“上大压小”热电联产机组与新能
源一体化联营项目煤电项目投资 18,000 万元。
综上，2024 年公司投资金额由 242,419 万元增加至 279,112
万元，现将公司 2024 年度投资项目调整情况报告如下。
一、2024 年发电产业增加项目（183 项，合计 2024 年投资
计划 14,417 万元）
1、2024 年技术改造项目（63 项，2024 年安排投资计划
10,128 万元）
单位：万元
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
1.碾子山供热站在运的 1 号 2 号 4 1.2024 年对4 号热水炉进行出力
号热水炉均已进行环保改造，但未 恢复和可靠性提升改造。
进行超低排放改造。 2.拆除已经严重破损的烟囱,新
2.2024 年 2 月齐齐哈尔市大气污 建钢结构烟囱。
染防治行动联席会议办公室印发 3.将热源厂出口至小区间 2×
《关于加快推进燃煤锅炉（含发电 DN250、2×DN300 的供热主管线
机组）超低排放改造工作的通知》， 由架空改为直埋，长度约 300 米。
要求全市 65 蒸吨以上在用燃煤锅 4.2025 年拆除现有 1 号 2 号 3 号
炉应完成超低排放改造。同时根据 3 台20 蒸吨热水锅炉和附属建构
富发 北方冬季清洁取暖试点城市相关 筑物，在原址新建 1 台 65 蒸吨
碾子 工作要求，全市建成区在用 65 蒸 循环流化床热水锅炉,同步建设
山热 吨及以下燃煤供热锅炉也应完成 SNCR+SCR 法烟气脱硝装置、布袋
1 源替 超低排放改造，碾子山供热站的四 除尘器和石灰石－石膏湿法烟 430
代改 台锅炉均在超低排改造工作调度 气脱硫装置。
造工 表内。 5.4 号热水炉进行超低排放改
程 3.在运的 1 号 2 号 4 号热水炉由于 造：与新建的 65 蒸吨热水炉共
建设标准低、使用年限长，加之收 用脱硫系统和除尘系统，脱硝系
购之前检修维护管理不善、投入不 统改造为 SNCR+SCR 脱硝系统。
足等原因，主辅设备可靠性差、故 实施后，新建 1 台 65 蒸吨热水
障率高，整体运行效率较低、能耗 炉，替代原有可靠性不高的 3 台
较高，并且存在较大的安全隐患， 20 蒸吨热水炉，满足环保超低排
严重影响供热安全可靠性。 放要求，实现接带现有 85 万平
综合环保超低排放要求和保暖保 方米供热面积。原有 4 号热水炉
供要求，碾子山供热站急需进行热 进行可靠性提升、提效和超低排
源替代改造。 放改造后作为备用炉，保证在 65
2
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
蒸吨热水炉事故下达到 70%及以
上的供热保障率。
1.脱硝系统：采用 SNCR+SCR 联
合工艺技术路线，新建 SNCR 和
SCR 装置，采用蜂窝式催化剂，
省煤器移位。使用尿素作为还原
剂。
1.1 号热水炉为 116MW（165 蒸吨）
2.除尘系统：原除尘器滤袋材质
循环流化床热水炉，2015 年 11 月
升级，由 PPS+PTFE 基布升级为
建成投产，作为冬季供热调峰热
PPS+PTFE 基布+浸渍滤料
齐热 1 源，原设计炉内喷钙脱硫、布袋除
（PPS+PFE（各 50%）、面层加 20%
号热 尘器，未设置脱硝装置。设计烟气
超细纤维，PTFE 基布），共计 1920
水炉 排放指标为 NOx 排放浓度不高于
条。
烟气 300mg/Nm、SO2 排放浓度不高于
2 3.脱硫系统：新建石灰石-石膏 245
超低 300mg/Nm、烟尘排放浓度不高于
湿法脱硫装置，采用烟塔合一布
排放 50mg/Nm。不满足超低排放标准要
置方式，新建脱硫厂房一座。
改造 求。
4.配套进行引风机增容改造和
工程 2.黑龙江省环保厅和齐齐哈尔市
电气部分改造。
环保局要求 65 蒸吨/小时以上燃
5.新建脱硫、脱硝系统采用 DCS
煤锅炉（含电力）进行超低排放改
系统控制。
造。
改造后，1 号热水炉能够实现超
低排放，即 SO2 排放浓度不超过
3
35mg/m ，NOx 排放浓度不超过
3
50mg/m ，烟尘排放浓度不超过
3
10mg/m 。
1.脱硝系统：采用 SNCR+SCR 联
合工艺技术路线，新建 SNCR 和
1.1 号热水炉为 116MW（165 蒸吨） SCR 装置，采用蜂窝式催化剂，
循环流化床热水炉，2017 年 10 月 省煤器移位。使用尿素作为还原
建成投产，作为冬季供热调峰备用 剂。
佳热 1
热源。原设计炉内喷钙脱硫、布袋 2.脱硫系统：新建石灰石-石膏
号热
除尘器，未设置脱硝装置，设计烟 湿法脱硫装置，采用烟塔合一布
水炉
气排放指标为 NOx 排放浓度不高 置方式，新建脱硫厂房一座。
烟气
3 于 300mg/Nm、SO2 排放浓度不高于 3.配套进行引风机增容改造和 260
超低
300mg/Nm、烟尘排放浓度不高于 电气部分改造。
排放
50mg/Nm。不满足超低排放标准要 4.新建脱硫、脱硝系统采用 DCS
改造
求。 系统控制。
工程
2.黑龙江省环保厅和佳木斯市环 改造后，1 号热水炉能够实现超
保局要求 65 蒸吨/小时以上燃煤 低排放，即 SO2 排放浓度不超过
3
锅炉（含电力）进行超低排放改造。 35mg/m ，NOx 排放浓度不超过
3
50mg/m ，烟尘排放浓度不超过
3
10mg/m 。
3
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
3 号 600MW 机组 DCS 控制系统为
ABB 公司 INFI90 控制系统，1996
年投产，目前存在以下问题：
哈三
1.部分主控制器负荷率高达 90%，
国产
不满足《DLT 261-2022》第 6.2.1.2
化 DCS
条“平均负荷率不超过 40%”要求。 3 号机组 DCS 进行国产化改造，
在3号
2.锅炉保护 FSSS 机柜中 MFC05 控 包括主机控制系统和外围控制
机组
制器为 1995 投产，由于兼容性原 系统（脱硫、电除尘、化学精处
单元
因，无法单独更换 MFC05 控制器， 理、石子煤、干渣、热网加热器），
控制
4 该型号控制器在市场上已采购不 全部使用国产化 DCS 系统，同时 50
系统
到，一旦控制器故障将导致机组无 完成主辅控制一体化升级改造。
一体
法正常启动。 改造后，能够提高 DCS 系统可靠
化升
3.控制器种类较多，通讯方式不统 性、实现工控系统自主可控替
级改
一，造成烟风系统控制逻辑无法下 代，实现主辅控制系统一体化。
造中
装，技术监督检查发现的引风机温
的应
度单点保护问题无法整改闭环。
用
4.机组控制系统分为主机、脱硫、
精处理、热网加热器等多套控制系
统，不利于机组集中控制。
4 号 600MW 机组 DCS 控制系统为
ABB 公司INFI90 控制系统，自1999
年随机组投产运行至今，近年来虽
哈三
然对 DCS 系统少量控制器、电源等
国产 4 号机组 DCS 进行国产化改造，
设备进行改造，但控制系统基础结
化 DCS 包括主机控制部分，脱硫、电除
构、通讯网络等部分未升级改造，
在4号 尘、化学精处理、石子煤、干渣、
DCS 整体性能、系统可靠性均偏低，
机组 热网加热器控制系统，并将外围
同时，由于硬件版本老旧，厂家停
单元 控制系统与主机控制系统进行
产，部分硬件设备采购难度较大，
控制 通讯，所有控制功能在机组单元
5 一旦发生故障可能无法及时恢复， 50
系统 控制室实现，完成国产化 DCS 在
影响机组运行。4 号机组控制系统
一体 4 号机组单元控制系统一体化升
分为主机、脱硫、电除尘、化学精
化升 级改造中的应用。
处理、石子煤、干渣、热网加热器
级改 提高 DCS 系统可靠性、实现工控
等多套控制系统，未形成一整套控
造中 系统自主可控替代，实现主辅控
制系统。为提高机组 DCS 控制系统
的应 制系统一体化。
可靠性，提高机组集中控制程度，
用
减少外围辅助控制室数量，计划对
4 号 600MW 机组 DCS 控制系统进行
一体化改造。
哈热 1.按照国家安全可靠性应用替代 8 号主机、公用 DCS 及辅控进行
国产 工作要求，生产运行系统应按照 国产化改造，包括主机 DCS、DEH、
6 50
化 DCS “安可为常态，非安可为例外”原 7 号 8 号机组公用、7 号 8 号脱
在8号 则做到能替尽替。 硫及其公用、 号 8 号电除尘（电
4
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
机组 2.8 号主机 DCS、DEH、7 号 8 号机 袋、输灰、灰库、新灰浆泵）、
主控 组公用、7 号 8 号脱硫及其公用等 化学（软化水、中水、净水、化
和7号 控制系统为霍尼韦尔 TPS3000， 验站、精处理、氢站等）、燃料
8 号机 2006 年投产。 控制系统等。
组公 3.7 号 8 号电除尘（电袋、输灰、 提高 DCS 系统可靠性、实现工控
用脱
灰库、新灰浆泵）、化学（软化水、 系统自主可控替代，实现主辅控
硫化
中水、净水、化验站、精处理、氢 制系统一体化。
学燃
站等）、燃料控制系统（输煤、翻
料等
车机、油区）分别采用施耐德 140、
辅助
控制 西门子 C300 两种 PLC 控制系统，
系统 2006 年投产。
一体 4.为提高自动化水平，需对 8 号主
化升 机、7 号 8 号公用、电除尘、脱硫
级改 及其公用、化学、燃料等控制系统
造中 进行自主可控 DCS 一体化改造。
的应
用
1.按照国家安全可靠性应用替代
工作要求，需对 DCS 进行自主可控
替代工作。
齐热 2.2 号机组主控 DCS、热泵、热水
国产 炉、脱硫、除尘、化水、输煤及公
化 DCS 用辅控系统使用TCS3000型DCS 系
在2号 统、施耐德 PLC、maxDNA 等系统，
机组 自 2007 年投入运行，设备已停产。
主控 3.1-4 号循环水泵设置在公用系统
和公 001、002 站。不满足《防止电力 2 号主机、公用 DCS 及辅控进行
用脱 生产事故的二十五项重点要求》 国产化改造，包括主控、公用、
硫化 （2023 版）9.3.1“按照单元机组 电除尘、热泵、化水、输煤、热
7 学等 配置的重要设备（如循环水泵、空 水炉控制系统等。 50
辅助 冷系统的辅机）应纳入各自单元控 提高 DCS 系统可靠性、实现工控
控制 制网，避免由于公用系统中设备事 系统自主可控替代，实现主辅控
系统 故扩大为两台或全厂机组的重大 制系统一体化。
一体 事故。”的要求。
化升 4.化学、输煤、脱硫、单元机组等
级改 控制室各自操作相关设备，无法实
造中 现集中监视与操作。
的应 为提高可靠性及自主可控水平，需
用 对 2 号机组主控 DCS、1 号 2 号机
组公用系统 DCS、脱硫系统 DCS 和
化学控制系统等一并进行 DCS 国
产化一体化升级改造。
5
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
1.2 号机组主机及脱硫 DCS 为南自
佳热
TCS3000 分散控制系统,DEH 系统
国产
为艾默生公司 Ovation 控制系统,
DCS 在
辅控系统合计15 套PLC 控制系统，
2 号机 2 号主机、公用 DCS 及辅控进行
均 2008 年投运,TCS3000 控制系统
组及 国产化改造，包括主控 DCS、脱
无后续升级产品，控制器,卡件等
辅助 硫 DCS、空压机、1 号 2 号机化
备件供货存在困难，厂家可提供的
控制 学、氨区、废水系统、油、内网、
8 技术支持有限。 50
室系 2A 汽驱、2 号碎渣机等。
2.DPU 主机板型号过旧，过程控制
统一 提高 DCS 系统可靠性、实现工控
DPU 负荷率较高，设备可靠性逐年
体化 系统自主可控替代，实现主辅控
降低。
升级 制系统一体化。
3.辅控系统相互独立，PLC 型号品
改造
牌及控制形式多样，设备维护和应
中的
急处置存在很大困难易引起分散
应用
控制系统监视、调节失灵。
1.1 号机组主机及脱硫 DCS 为南自
佳热
TCS3000 分散控制系统，辅控系统
国产
合计 7 套 PLC 控制系统均 2009 年
DCS 在
投运、DEH 系统为艾默生公司 1 号主机、公用 DCS 及辅控进行
1 号机
Ovation 控制系统。TCS3000 控制 国产化改造，包括主控、公用、
组及
系统无后续升级产品，控制器、卡 脱硫、热泵、蓄热罐、氢站、燃
辅助
件等备件供货存在困难，厂家可提 料、热网、电除尘、布袋除尘、
控制
9 供的技术支持有限。 反吹风机、1D 汽驱、1 号炉碎渣 50
室系
2.DPU 主机板型号过旧，过程控制 机等。
统一
DPU 负荷率较高，设备可靠性逐年 提高 DCS 系统可靠性、实现工控
体化
降低。 系统自主可控替代，实现主辅控
升级
3.辅控系统相互独立，PLC 型号品 制系统一体化。
改造
牌及控制形式多样，设备维护和应
中的
急处置存在很大困难易引起分散
应用
控制系统监视、调节失灵。
依据《工业建筑加固设计标准》
1.富发电厂委托湖北珞珈工程结 （GB50144）等国家和行业标准
富发 构检测咨询有限公司对 2、3、5、 等标准规范开展输煤栈桥的加
燃料 7、12、13、14、15、16、17、33、 固补强设计、施工、再鉴定工作：
13 段 34 段输煤栈桥进行可靠性鉴定。 1.对输煤栈桥进行外委加固设
14 段 鉴定结果显示：13、14 段栈桥可 计；
10 124
输煤 靠性评定为三级不符合国家现行 2.依据设计要求，对输煤栈桥计
栈桥 标准的可靠性要求，影响整体安 算不满足要求的混凝土梁 L-1
结构 全，影响正常使用，应采取措施。 采取加固处理措施，对筒壁进行
加固 2.燃料13 段14 段输煤栈桥已列入 局部加固补强，对于锈胀开裂的
较大隐患。 混凝土构件进行修补。对混凝土
梁裂缝进行封闭、灌浆处理；
6
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
3.加固后进行再鉴定。
加固后，能够消除燃料栈桥现有
安全隐患，提高输煤栈桥整体安
全稳定性。
1.2024 年 2 月在 3 号锅炉停备期
间对空气预热内部检查过程中发 1.两台空气预热器原有模式扇
现以下问题：1 号空气预热器模式 形仓，更换为新设计的半模式扇
扇形仓受隔板根部开裂影响，导致 形仓；
对应转子外缘下沉，其中大约 10 2.更换新的径向密封片与扇形
个仓存在下沉现象，与冷端径向扇 板，轴向密封片与轴向圆弧板，
形板及轴向刮磨严重；双隔板固定 旁路密封片与转子密封角钢等
螺栓多处断裂、脱落；双隔板径向 密封装置；
哈三 3
中间区域存在母材断裂并伴有脱 3.对空气预热器转子的垂直度
号锅
落；中间隔板根部焊缝开裂；主隔 进行测量，并适当调整转子垂直
炉1号
板与凸缘焊接处母材断裂、角焊缝 度；
2 号空
开裂；热端 T 型钢多处开裂。 4.空气预热器的减速机、轴承箱
气预
11 2.举一反三对 2 号空气预热器内 进行解体检查，并更换新的密封 750
热器
部检查，发现 5 处中间隔板根部焊 装置；
模式
缝存在裂纹，隔板螺栓未发生断裂 5.更换完成后需要对空气预热
扇形
现象。两台空气预热器冷、热端扇 器三向密封装置的间隙进行调
仓改
形板，轴向密封板、冷段扇形板等 整；
造
密封装置因为空气预热器模式扇 6.对两台空气预热器的保温进
形仓开裂导致大面积磨损。初步分 行拆除和更换，同步治理两台空
析空预器分仓仓格为老式结构，整 气预热器的漏风。
体性差，经过二十多年运行，金属 改造后能够消除扇形仓下沉等
受损、结构疲劳。 设备缺陷，空气预热器漏风率下
3.3 月 21 日，3 号炉 1 号空预器原 降至 6%,保证 3 号机组空气预热
转子仓隔板补焊加强处部分再次 器安全稳定长周期稳定运行。
开焊。
1.1 号 ABCDE 磨煤机、2 号锅炉 AB
磨煤机出口动态分离器问题频发，
对 1 号 ABCDE 磨煤机、2 号锅炉
导致分离器均无法正常运行，主要
佳热 1 AB 磨煤机出口动态分离器改造
问题如下：内部磨损，漏粉严重，
号2号 为静态分离器，手动调节煤粉细
结构强度降低，存在坍塌风险；煤
锅炉 7 度，优化燃烧调整。保证煤粉细
粉细度达（40～60%），不满足《二
台磨 度满足锅炉燃烧的需要。
十五项反措（2023 版）》第 6.2.1
12 煤机 改造后，可实现磨煤机出口煤粉 231
（4）条的要求。
出口 细度的调节，实现 R90 在(20
2.2024 年 1 月 23 日，1 号锅炉发
分离 30)%之间灵活调整，便于应对不
生“非停”，经有资质的机构调查
器改 同煤种需求，提高锅炉燃烧效
分析指出，１号炉 5 台磨煤机动态
造 率；磨煤机通风阻力有效下降，
分离器均失效，煤粉细度偏粗无法
减少分离器故障率。
调节，是造成非停的原因之一。
3.锅炉飞灰含碳量最高达（36）%，
7
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
灰渣含碳量（810）%，燃烧不完
全，易结焦、渣量大，且造成一次
风管、受热面管磨损加剧，导致现
场漏粉严重，受热面磨损超标管增
多。
3 号除尘器一电场阳极板夹板链接
部件磨损、松动。极板脱落、错位，
极线松动、折断，框架变形严重，
更换除尘器内部的极板排 84 套、
富发 3 并逐年增长，极板错位及极线变形
极线 4 套、阴极框架和振打装置
号炉 现象更为严重。阴极大、小框架偏
四套，修复入口烟道烟气均布板
电袋 移，造成同极距、异极距偏差，造
及人孔门与门框。
13 除尘 成电场二次电压降低。振打系统损 462
改造后，能够消除现有缺陷，恢
器一 坏严重，振打过程中，阳极框架松
复除尘器除尘效率，减轻布袋除
电场 散起不到整体振打除灰作用，目前
尘压力，延长布袋使用寿命确保
改造 一电场整体二次电压低于 20KV，
机组安全环保运行。
运行过程中造成后续的电场及袋
区灰量增大，一电场需进行整体更
换。
2023 年 11 月，将 9 号机组三层运
行中平板式脱硝催化剂抽取样品，
送检于有资质的机构，催化剂样品
哈热 9
的表观、理化特性和工艺特性进行
号炉
了检测与分析，第三层催化剂投运 更换第三层平板式催化剂
脱硝
已超过 48000 小时，经检测分析发 163.6m。
装置
14 现催化剂样品外观基本完整，迎风 更换后，在满足脱硝效率同时， 241
第三
面磨损明显，部分催化剂透光明 能够保证氨逃逸满足标准要求，
层催
显；灼烧减量 10.28%，超出标准 保证机组环保超低运行。
化剂
10%；当催化剂脱硝效率达到83.9%
更换
时，氨逃逸时，氨逃逸为4.1μL/L。
脱硝效率和氨逃逸不能同时满足
性能保证值的要求。
燃料煤室螺旋卸车机是卸煤的主
富发
要设备，原设计为轻辅料卸车机 拆除燃料二煤室螺旋卸车机一
燃料
（适合于夏季使用）。冬季卸冻煤 台，安装一台可卸冻煤的重型螺
二期 1
增加了卸车机旋转体驱动装置载 旋卸车机；更换配套二煤室滑线
台螺
荷，造成减速机传动部分损坏、联 一条。
15 旋卸 150
轴器断齿、断轴、轴承损坏、电机 改造后，可以提高冬季卸煤效
车机
烧损、滑道磨损严重、减速机地脚 率，减少因卸煤不及时导致的铁
换型
损坏、旋转体磨损严重。2023-2024 路压车情况发生概率，保证冬季
升级
年采暖期的入厂煤多为冻煤，无法 机组燃煤供应。
改造
及时卸冻煤，导致铁路压车，超出
8
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
厂停时间。严重影响卸煤任务的完
成及保供保电工作的顺利进行。
采购一台跨厢式钩机，选择
佳热冬季来煤较杂，煤车内粘帮冻 20-30 吨级，加高底盘高度使火
底情况严重，煤车冻块较多、大， 车车厢可顺利通过，挖斗改造为
佳热
冻层较厚，卸车机多次发生高速轴 2.6-3.0 立方的宽大铲斗。
新增
断裂、旋转链条断裂等缺陷，使卸 实施后，能够加快冬季燃料接卸
一台
16 煤能力下降，接卸效率降低，而且 速度，提高接卸效率（现接卸能 105
跨厢
人工清理车底困难，耗时长，造成 力为 0.65 万吨/天，接卸能力可
式钩
延时罚款。伴随铁路减少长协煤来 提升 0.15 万吨/天，采暖季日接
机
车数量，影响冬季保供期间的来 卸能力提升至 0.8 万吨/天），
煤。 保证冬季燃料接卸工作顺利进
行。
1.扩容场地选址在金茂钢院内，
东与煤炭储备场相连接，扩容煤
龙江区域煤炭市场冬、夏季价格波
场有效使用面积约 14000 平方
动较大，冬季严寒天气，煤炭供应、
米；
运输和接卸难度较大。蒙东地区煤
2.保留金茂钢构场地有装配厂
矿产能受季节和其他不确定性因
房和办公楼。拆除原有金茂厂内
富发 素影响较大。2024 年 2 月，全国
的建构筑物（不含厂房、办公
煤炭 第十四届冬运会在呼伦贝尔市召
楼），清理场地管道、垃圾等杂
储备 开，内蒙东部煤矿减产，导致冬运
17 物； 490
场扩 会期间电煤供应紧张。富发电厂在
3.三面建设钢结构挡风抑尘墙，
容改 迎峰度冬供暖期燃煤需求较大，
挡风抑尘墙延长米约为 500 米，
造 2023 年 10 月 2024 年 4 月耗煤
高度为 12 米；
190.09 万吨，加大煤炭存储量是
4.完善煤炭储备场配套的监控、
应对上述困难的有效方法。冬煤夏
照明、消防等设施。
储是降低成本和冬季保暖保供的
改造后，能够增加煤炭储备 6 万
有效手段，计划煤炭储备场扩容。
吨，实现冬煤夏储，降低冬季燃
煤卸储压力。
1.富热厂 1 号机组 2016 年 11 月
13 日并网运行，无仿真机系统。
新建仿真机系统，配置仿真机系
2.富热 1 号机组除检修期外其余
统一套，教练员站 1 台，操作员
时间均处于运行状态，每年的运行
站 8 台，可同时提供 9 人培训；
富热 小时数不低于 7900h，2022 年运行
仿真机室利旧。
新建 8139h，2023 年运行 7915h，每年
实施后，能够完善运行人员培训
18 仿真 只有检修时启停一次，其余时间均 108
方式，实现 9 名运行人员同时模
机系 处于运行状态，启停次数少。由于
拟操作培训，提升运行人员处理
统 未建仿真机系统，运行人员无法进
异常、故障的技能，提高实际操
行处理突发故障模拟训练，操作技
作、分析判断和应急处理的能
能及事故处理能力不足，存在处理
力，确保机组安全、稳定运行。
突发故障不当引起非停隐患，急需
新建仿真机培训系统，加强对运行
9
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
人员的培训，提高运行人员的操作
水平和技能。
3.2024 年 4 月 15 日，由于运行人
员对于设备突发故障应急处置能
力不足，造成机组非停，突显新建
仿真机系统的急迫性。
1.更换脱硫 CEMS 烟尘分析仪 2
台、烟尘采样仪 2 套、超低专用
富热 1 1 号机组脱硫 CEMS 烟尘分析系统 全程加热采样探头箱 1 套、温压
号机 自 2016 年 11 月投产，电子元器件 流一体监测仪 1 套、直插式湿度
组脱 老化，故障频发，烟气分析仪采样 仪 1 台、压缩空气净化装置 1 套、
硫 室、测量池多次损坏，烟尘浊度仪 超低专用高温取样管线 150 米。
19 CEMS 多次出现示值跳变、自动校准或正 2.安装调试合格后通过环保局 113
烟气 或负向零点偏移现象，存在环保风 验收。
分析 险。入口烟尘分析系统瘫痪，二次 实施后，能够保证烟气排放数据
系统 仪表主板损坏、采样风机损坏，取 分析正确、稳定，保证烟气品质
改造 样管线有泄漏。 及测量连续性。满足固定污染源
烟气排放连续监测技术规范要
求，消除环保风险。
富热厂 1 号机组初装两层脱硝催
化剂（中、下层）于 2016 年 11 月
投运，至今已投运累计 58546h，
初装两层脱硝催化剂设计使用寿
命为 24000h，现已超出设计使用
富热 1 寿命 34546h；2022 年 8 月加装备
号机 用层（上层）催化剂，加装备用层
对初装层（中、下层）蜂窝式催
组脱 后设计整体使用寿命保证 8000h，
化剂进行整体更换，更换催化剂
硝装 至今已投运 13555h，现催化剂已
模块 216 个，体积为 365.7m。
20 置初 超期运行。2023 年 8 月委托有资 759
更换后能够保证脱硝系统催化
装两 质的机构对三层运行中脱硝催化
剂在寿命期内可靠运行，保证机
层催 剂样品的表观、理化特性和工艺特
组环保运行。
化剂 性进行了检测与分析，2023 年 10
更换 月评价报告预计三层催化剂整体
化学寿命在 8000h 以上，到 2024
年 8 月达到预计使用寿命，存在催
化剂活性降低，导致烟气中氮氧化
物超标，无法达到超低排放的环保
风险。
哈三 3 3 号 4 号机组存在汽轮机转速信号 实施一次调频系统同源改造，增
号4号 误差大，DEH、DCS 时间标签与电 加一次调频中间调节装置。
21 机组 网调度考核装置 PMU 考核基准时 改造后每年可减少考核 720 万 140
一次 间存在 2 到 3 秒的延迟等问题，一 元，改造完成后 3 个月可收回投
调频 次调频的负荷调整幅度(β2)、调 资。
10
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
调节 整幅度偏差(β3)和电量贡献指数
功能 (Bu) 的平均值均不能同时满足
优化 《东北区域电力并网运行管理实
施细则》中关于一次调频β1≥
0.5，β2≥0.9，β3≤0.3，Bu≥
0.8 的要求，每月扣罚在 2000 分
以上。2023 年 11 月至 2024 年 2
月，单台机组月均考核达 30 万元，
急需实施一次调频功能优化，减免
考核。
三台机组存在以下情况：
1.汽轮机转速信号误差大，一次调
频误动次数较多，汽轮机高调门波
动频繁。
2.DEH/DCS 时间标签与电网调度考
核装置 PMU 考核基准时间标签不
一致，存在 2~3 秒的延迟。
3.目前控制策略为满足电网考核
牡二 7
要求，修改一次调频参数，加大一
号8号 实施一次调频系统同源改造，增
次调频动作幅度、调门控制精度
9 号机 加一次调频中间调节装置。
低，造成大量无效扰动，调门频繁
组一 实施后，可有效减少发电机组的
动作，不利于机组的安全经济运
22 次调 调门误动，满足电网两个细则中 132
行。
频调 的关于一次调频的考核要求。每
4.汽轮机阀门流量特性曲线与实
节功 月可减免考核约 30 万元，7 个月
际阀门特性不符。造成负荷跟踪延
能优 可以回收投资。
迟或者超调，严重影响了机组协调
化
及 AGC 投入。
5.受限于调门控制精度低，机组协
调控制方式投入率较低，影响一次
调频在协调方式下调节品质，影响
了机组一次调频指标。
2024 年 2-4 月，单台机组月平均
考核 15.81 万元，急需实施一次调
频功能优化，减免考核。
机组目一次调频功能无法满足
富发 1
GB/T30370-2022《火力发电机组一
号4号 实施一次调频系统同源改造，增
次调频试验及性能验收导则》及
机组 加一次调频中间调节装置。
《东北区域发电厂并网运行管理
一次 实施后，可保证机组一次调频功
23 实施细则》中一次调频性能及指标 130
调频 能的正常投入减免考核，每年可
考核。目前采用 DEH+DCS 控制方式
调节 减免考核 135.84 万元，6 个月可
的一次调频控制调门动作中存在
功能 以回收投资。
的问题是：一次调频信号的同源和
优化
精度、DEH/DCS 时间标签与 PMU 时
11
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
间标签不一致、阀门流量特性曲
线、机组长期处于深度调峰工况运
行，机组供热初期热负荷限制等因
素，无法实现 CCS 进行补偿。电网
调度一次调频考核力度逐步加大，
受到煤质变差等外部因素影响，自
动控制系统调节品质已无法满足
考核指标要求。
1.汽轮机转速信号误差大，
DEH/DCS 时间标签与电网调度考核
装置 PMU 考核基准时间标签存在
2~3 秒的延迟；为满足考核要求，
哈热 9 加大一次调频动作幅度、调门控制
实施一次调频系统同源改造，增
号机 精度低，造成大量无效扰动，调门
加一次调频中间调节装置。
组一 频繁动作,一次调频考核约 10 万
安装一套外挂式 AGC 辅助控制设
次调 元/月。
备，使机组实际负荷快速满足
频调 2.汽轮机阀门流量特性曲线与实
AGC 指令要求。
24 节功 际不符，负荷跟踪延迟或者超调， 200
实施后，提高机组 AGC 控制系统
能优 严重影响机组协调及 AGC 投入；出
自动调节性能，提高机组负荷响
化和 现较大的 AGC 指令变化时，自动调
应 AGC 指令速率，是机组 AGC 自
AGC 功 节系统性能偏低，机组负荷无法及
动调节系统调节性能满足要求，
能优 时调整至目标负荷，导致实际负荷
降低 AGC 考核幅度。
化 与 AGC 指令存在偏差，产生 AGC 考
核。AGC 考核约 20 万/月（纯凝工
况），10 万/月（供热工况）。
急需实施一次调频和 AGC 功能优
化，减免考核。
1.机组一次调频功能负荷偏差响
佳热 1
应迟缓及阀门特性差,一次调频负
号2号 实施一次调频系统同源改造，增
荷响应时间很长，出现超调或欠调
机组 加一次调频中间调节装置。
的现象，不能及时跟踪省调负荷调
一次 改造后，可以提高一次调频动态
25 整。 130
调频 性能,减少辅助服务考核额。预
2.2023 年 11 月至 2024 年 2 月，
调节 计每月可减免考核 14.5 万元，6
单台机组一次调频考核约为 14.5
功能 个月可收回投资。
万元/月，急需实施一次调频功能
优化
优化，减免考核。
齐热 1 1.1 号 2 号机组 AGC 及协调控制系 安装一套外挂式 AGC 辅助控制设
号2号 统根据纯凝工况及设计煤种设置。 备。
机组 目前机组已增加旁路、热泵、切缸 实施后，可提高就地设备的调节
26 190
AGC 及 等多个调峰、供热系统，燃煤热值 性能与精度，满足“两个细则”
协调 从 2400 到 6000 大卡变化，深调时 要求，每月可减免考核 50 万元，
控制 已接近锅炉最低稳燃负荷，原控制 8 个月可收回投资。
12
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
系统 算法已无法满足调节要求，不满足
改造 电网“两个细则”附件 4“ AGC 技
术指标要求及考核规定”中的“调
节性能参数”要求。2023 年 11 月
至 2024 年 2 月两台机组 AGC 考核
50 万元/月。
2.引、送风机及过热器、再热器减
温水等执行机构自建厂起投入使
用，精度差、故障率高，影响 AGC
及协调系统调节性能。
3.1 号炉 3 号、4 号、5 号，2 号炉
1 号、2 号、3 号、4 号、5 号共 8
台给煤机控制系统自建厂起投入
运行，精度差、故障率高，且设备
已停产，维护困难，影响 AGC 及协
调系统调节性能。
现有一次调频通过检测汽轮机转
速与额定值的偏差，发出一次调频
齐热 1 动作信号，滞后大，一次调频效果
号2号 差，不满足“两个细则”附件 5.1 实施一次调频系统同源改造，增
机组 《火电、水电、核电等并网主体一 加一次调频中间调节装置。
一次 次调频技术指标及考核规定》中一 实施后，提高一次调频动态性
27 70
调频 次调频动态性能要求，导致电网 能，减少辅助服务考核额。每月
调节 “两个细则”考核金额高，2023 可减免考核 40 万元，5 个月可收
功能 年 11 月至 2024 年 2 月单台机组一 回投资。
优化 次调频考核约为 20 万元/月。急需
实施一次调频功能优化，减免考
核。
1.7 号 8 号炉现场二次风气动执行 1.将 7 号 8 号炉 120 套二次风调
器（共计 120 套）采用气动机械定 节门定位器及执行器改为分体
位器，故障率高，调节精度低，不 式智能定位型执行器，实现火焰
哈热 7 满足 DL/T 261《火力发电厂热工 中心调整、精准配风。
号8号 自动化系统可靠性评估技术导则》 2.2024 年度完成 7 号 8 号炉共计
炉二 2022 版中第 6.7.2.6 a 条中第 2 60 套改造。
次风 条：二次风门最大开度下的送风 3.2025 年度完成 7 号 8 号炉剩余
28 150
执行 量，应满足锅炉最大负荷要求并约 60 套改造。
器滚 有 5%量。 实施后二次风调节系统满足锅
动改 2.无法满足运行对锅炉燃烧时配 炉最大负荷要求并约有 5%裕量。
造 风的调整，造成火焰中心偏移，对 保证运行人员可以根据现场要
水冷壁、燃烧器的使用寿命均有影 求进行精细化调整，保证煤粉充
响。 分燃烧，提高经济效益。稳定火
3.二次风气动执行器使用年限已 焰中心，减少对炉内设备使用寿
13
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
达到 16 年，原设备厂家已停止此 命的损耗。
型号备件生产，采购备件困难且价
格昂贵。
化学运行车间除盐系统为全厂供
水，投产于 1991 年，四期建成后
除盐系统是利旧，未进行过改造，
1.将化学除盐单元、高效过滤器
该系统的 165 个阀门均为手动阀
等 165 个手动阀门改造为气动
门，且大部分阀门存在卡涩、内漏
门，目前化学车间仪用压缩空气
等缺陷，目前单一设备调整需要
较为紧缺，需新增一台压缩空气
牡二 2-3 个值班员就地使用扳手进行操
储气罐（V=8.0m，P=0.8MPa）
化学 作,在保供时期存在制水困难等安
作为备用气源。
制水 全隐患。经调研，公司系统内的其
2.新增除盐系统 165 个气动阀门
单元 他电厂制水系统均采取自动控制
29 与化学原系统一并纳入国产化 176
自动 调整。为提高化学制水系统的自动
DCS 系统在牡二电厂 8 号机组及
化升 化水平，建议将化学除盐制水系统
辅助控制室一体化升级改造项
级改 的 165 个手动阀门改造为气动阀
目中；在化学除盐间厂房内搭设
造 门，化学运行车间控制系统为独立
一个电子间（电气）。
的，目前国产化 DCS 系统在牡二电
实施后，可提高化学设备自动化
厂 8 号机组及辅助控制室一体化
水平，每班可减少化学运行值班
升级改造项目已立项，新增除盐系
人员 1 人（共 5 人）。
统 165 个气动阀门与化学原系统
一并纳入该项目中，实现程序控
制。
目前仿真机存在以下问题：
1.硬件部分：现有电脑运行较慢，
有操作延时现象。
升级 600MW 亚临界机组仿真软
2.软件部分：现有 300MW 及 600MW
件，与机组实际操作画面一致、
仿真软件为 2007 年采购的典型拷
哈三 中文界面。按软件安装要求配置
贝仿真软件，并非按现有机组 1：
600MW 相应硬件。
1 开发，机组特性及操作方式与现
机组 实施后，可实现对 3 号 4 号机组
场有很大区别，无法满足不同机组
30 仿真 机、炉、电、热控、脱硫、脱硝、 108
不同类型的全方位运行人员培训。
机升 化水、输煤、除灰、供热和公共
3.600MW 亚临界机组和超临界机组
级改 系统等系统及设备全范围仿真，
仿真软件都是英文界面,国内人员
造 提高仿真机培训人员的实操水
操作不便。
平和效果，达到提高培训人员水
为加强运行培训，提高运行人员实
平的目的。
际操作能力、突发情况应对和处理
能力，需进行 600MW 机组仿真机升
级改造。
14
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
1.结合 8 号机组 DCS 国产化改
造，以 8 号机组作为仿真参考对
目前仿真机存在以下问题，为加强 象，对该机组的机、 炉、电、
运行培训，需进行仿真机升级改 脱硫、脱硝、供热及热控系统的
造： 设备及系统进行全范围机理性
300MW 机组仿真机培训系统于 仿真建模。由 DCS 操作员站仿真
2012 年由珠海市亚洲仿真中心开 软件、就地操作站软件及虚拟盘
牡二
发。系统配置服务器 1 台，DCS 操 台仿真软件等界面软件形成高
300MW
作员站 10 台。2012 年 6 月投入使 逼真度的全范围仿真培训系统。
机组
用,主要用于 300MW 机集控运行人 2.升级更新仿真机室硬件设备 1
31 仿真 136
员的培训。由于运行时间较长， 套，包括主计算机 1 台、工程师
机升
300MW 仿真机软件仿真特效已跟不 站/教练员站 1 套、操作员站 9
级改
上现有机组特性，部分设备的逻辑 台等及其附属。
造
关系、状态显示不符合现场实际， 3.升级仿真软件系统 1 套。实施
锅炉没有脱硝、脱硫、吹灰系统等。 后，有效地提高运行人员的专业
仿真机硬件都是 Windows XP 系统， 知识、操作技能、应变能力和熟
设备老旧，使用性能低效，无可替 练程度，学会处理异常、紧急事
换升级。 故的技能，提高实际操作能力和
分析判断能力，训练应急处理能
力，确保机组安全、经济运行。
新建 1 套仿真机（一机双模），
实现 300MW 和 350MW 机组全范围
仿真，可对 7 号 8 号 9 号机组机、
炉、电、热控、脱硫、脱硝、化
哈热 目前仿真机存在以下问题，为加强
水、输煤、除灰、供热和公共系
新建 运行培训，需新建仿真机系统：
统等系统及设备全范围仿真。集
300MW 1.7 号 8 号 300MW 机组于 2006 年
控室外的操作通过就地操作站
和 配置 300MW 仿真机一套，仿真机炉
仿真（现场开关柜、泵组等画
32 350MW 型为 W 型火焰，与现场运行实际不 216
面），实现全范围、全过程仿真。
机组 符。目前主机已无法开机，系统处
实施后，有效地提高运行人员的
仿真 于瘫痪状态。
专业知识、操作技能、应变能力
机系 2.9 号 350MW 机组未配置仿真机系
和熟练程度，学会处理异常、紧
统 统。
急事故的技能，提高实际操作能
力和分析判断能力，训练应急处
理能力，确保机组安全、经济运
行。
目前仿真机存在以下问题，为加强 1.新建 1 套仿真机，以 300MW 机
佳热
运行培训，需进行仿真机系统升级 组为仿真参考对象，开发一套高
新建
改造： 逼真度的仿真系统。包含教练员
33 仿真 108
1.仿真机系统由南京工程学院设 站 4 台，操作员站 10 台。
机系
计开发，2011 年投入使用，厂家 2.对机组机、 炉、电、脱硫、
统
现已停产，无备件和售后服务。 脱硝、供热及热控系统的设备及
15
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
2.近几年现场设备进行脱硝系统 系统进行全范围仿真建模。
设备改造、热电解耦改造、DEH 系 实施后，有效地提高运行人员的
统改造，机组运行特性参数发生变 专业知识、操作技能、应变能力
化，仿真系统没有及时修改完善， 和熟练程度，学会处理异常、紧
机组实际不符。 急事故的技能，提高实际操作能
3.仿真机服务器、操作员站工控机 力和分析判断能力，训练应急处
硬盘、主板等硬件频繁故障，系统 理能力，确保机组安全、经济运
卡死现象频出，工控机设备年限久 行。
远，厂家已不生产备件，已无继续
使用价值。
4 号机组凝汽器二次滤网原设计为
非旋转自动反冲洗，2004 年改造
为旋转自动反冲洗滤网，目前已运 1.更换新型不锈钢材质旋转滤
行 17 年，存在以下问题： 网。
1.设备磨损变形，旋转部件轮毂出 2.将 4 号机组循环水二次滤网内
哈三 4 现裂纹。转动部件同心度差，有杂 部旋转部件拆除，壳体保留。
号机 物进入，滤网动静卡死，无法实现 3.在凝汽器入口门后水平管段
组凝 自动排污。 安装新型不锈钢材质旋转滤网。
34 汽器 2.二次滤网无法实现自动排污，影 4.原二次滤网控制部分保留，新 150
二次 响凝汽器循环水流量，从而影响机 型滤网控制部分与原控制部分
滤网 组真空，致使机组煤耗增加。 匹配，实现自动反冲洗功能。
改造 3.为缓解二次滤网堵塞问题，只能 实施后可提高二次滤网可靠性，
采用凝汽器单边解列运行方式来 缩短反洗时间，减小循泵水阻和
对二次滤网进行清理，严重影响机 反洗水量，保证机组安全运行，
组安全。 保证良好凝汽器真空度。
4.2020 年 4 号机组已经改造，目
前运行效果良好。
哈三厂 600MW 燃料输煤皮带电机
对燃料 12 台 6kV 高压电机（8 台
和碎煤机电机为 Y 型高压电机，防
哈三 220kW,2 台 355kW，2 台 450kW）
护等级为 IP23，该防护等级不满
二期 进行更换，由 Y 型，防护等级为
足工作环境要求，粉尘进入电机后
燃料 IP23 的高耗能电机更换为 yxkk
无法有效排出，煤粉残留在电机内
输煤 型，防护等级为 IP54 的高效电
部，易发生煤粉自燃，造成电机烧
皮带 机。通过电机防护等级提高，消
35 损事故，影响上煤安全。Y 系列电 117
电机 除原电机结构设计不合理、密封
机是上世纪 80 年代全国统一设计
和碎 等级较差，运行过程中煤粉、潮
产品，已列入工信部第二、三批淘
煤机 气的侵入等不安全因素。
汰目录，其导磁材料使用热轧硅钢
电机 实施后可改善设备运行的可靠
片，相比于现阶段生产使用的冷轧
改造 性，电机更加高效节能，提高了
硅钢片其能耗高、效率低、环保性
电机的安全稳定性。
差。
16
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
8 号 9 号机组 2010 年投产，10 台
给煤机控制系统采用施道克公司
上世纪 90 年代初第四代 196NT 控
制器，目前已运行 14 年。2016 年 升级 10 台给煤机改造整套控制
牡二 8
9 月，收到厂家发布 196NT 控制器 柜，重点是核心控制系统部分
号9号
停产声明函，给煤机控制系统的电 （CPU 板、电源板等），包括控
给煤
源板及 CPU 板已全面停止生产，市 制柜内变压器、变频器、热过载
36 机控 150
场上也无法采购到相应替代产品。 继电器、断路器等其他辅助电气
制系
目前给煤机控制板及 CPU 板运行 原件。
统升
稳定性持续下降，给煤机频繁出现 实施后能够提高设备安全运行
级
跳闸现象，严重影响供热机组安全 可靠性。
稳定运行，存在较大机组“非停”
风险，建议先对四期给煤机控制系
统进行升级。
1.燃料铁路调车场、贮煤场等区域
位于厂区西侧，西临山体，地下水 燃料调车场西侧坍塌破损护坡、
延地脉流经贮煤场向东汇入牡丹 排水沟 600 米范围清理，与该区
江。依据“一、二号煤场挡风墙工 域 3 座在用排水井连通，实现南
程岩土工程勘察报告”所注，地下 调车场区域积水的有序排放。翻
水为第四系孔隙承压水，地下水水 车机室周边增建 4 座马葫芦，通
位深度为 4.00～5.30m，主要补给 过地下排水管 540 米连通北调车
牡二
源为大气降水和地下径流侧向补 场排水系统，达到南北调车场排
燃料
给。丰富的地下水源，对贮煤场混 水网络贯通目的。增补完善煤场
区域
37 凝土结构及钢筋具有微腐蚀性。 排水沟等设施总计 950 米，使之 160
排水
2.燃料八甲四期施工期，为降水曾 与在用 3 座雨水收集池连接，最
设施
采用多台抽水泵排水。由于该区域 终实现燃料区域控山水、雨排等
改造
排水不畅，造成调车场冻害严重， 积水的全部有组织排放。
水平线路最大差有 70 ㎜左右，两 实施后，能够改善燃料调车场积
线最大差有 20 ㎜左右，四道 25 号 水及铁路线的冻害问题，实现燃
道岔处有超高现象，对机车运行存 料区域排水畅通，杜绝贮煤场积
在极大安全隐患。因此需疏通调车 水而造成的存煤流失、自然损
场积水，保障燃料接卸煤作业设备 耗，降低含煤废水排放风险。
安全。
牡二 8 8 号 9 号炉制粉系统采用正压直吹 在 8 号炉 4 台防蓬煤成功改造基
号炉 E 式，8 号炉 A～D 原煤仓于 2023 年 础上，对 8 号炉 E、9 号炉 D、E
磨及 9 完成改造，能够自动处理棚堵煤问 原煤斗采用新型虾米曲线一体
号炉
题，极大提高冬季机组运行可靠 化清堵技术进行改造，包含防堵
38 DE 磨 159
性。8 号炉 E、9 号炉 D、E 原煤斗 煤斗、双向气动插板门、智能控
原煤
斗防 未进行改造，冬季原煤斗棚堵煤严 制气锤振打系统等。
蓬煤 重，煤质冻、粘，极易粘结挂壁， 实施后，能够改善原煤仓物料的
改造 不符合《防止电力生产事故的二十 整体流动性，减少原煤斗棚堵煤
17
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
五项重点要求》6.3.1 防止制粉系 次数，提高机组深调峰、旋备及
统爆炸的重点要求中的有关要求。 保暖保供能力，保证机组安全稳
仅 2024 年 1 月，因原煤斗棚堵煤 定运行。
耗油 106 吨，且人工处理时间较
长，严重影响机组深调峰、旋备及
保暖保供，机组运行可靠性降低。
因此需对未进行改造的原煤斗进
行防蓬煤改造。
富发电厂现有 2 条双线卸煤沟长
164 米，配置 4 台螺旋卸车机型号 购置一台改进型卸煤挖掘机（含
为 LX13.5，每台综合出力≥ 改装后的履带机构、挖斗、必备
500t/h。当冬季入厂煤车内粘邦冻 配件、专用检修工具），挖掘机
底情况严重，且部分煤车冻块较多 的底盘系统加高，可跨越火车车
时，利用卸车机进行卸车时无法完 厢，并与车厢保持一定安全距
成工作任务，同时卸车机超负载运 离。并同时建卸车平台 2 处。配
行频繁发生高速轴断裂、旋转链条 置 2.0m的铲斗一个、1.0m的铲
断裂等缺陷，导致卸煤能力下降， 斗一个（三颗装配斗齿）以及快
富发
接卸效率降低，造成多列煤车卸车 速更换接头装置和破碎锤。20 分
增加
超时，影响冬季保供期间的来煤。 钟内可以接卸一节 65 吨的煤车
一台
39 2023 年冬季富发电厂启动卸车平 接卸能力增加 0.35 万吨/天。利 105
跨厢
台利用挖掘机在车厢侧面卸车，由 用铲斗及破碎锤在不开车门的
式钩
于司机驾驶室视角不能观察到车 情况下可接卸冻层厚度约
机
厢内，极易损坏车厢，车厢损坏需 400mm，冻块 1 米长，厚度 400mm
对铁路进行赔付，增加了高额的卸 左右的煤车。
煤费用，供冬季接卸冻煤使用，并 改进型卸煤挖掘机可以在煤车
且可以在煤车集中到达时，利用其 集中到达时进行卸煤作业，保证
进行卸煤作业，经汽车倒运至煤 到达煤车在规定时间内接卸完
场，保证到达煤车在规定时间内接 成，避免发生接卸超时情况，为
卸完成，避免发生接卸超时情况， 保供期间的煤场库存提升奠定
鉴于以上情况购置一台改进型卸 良好基础。
煤挖掘机是非常必要的。
对现存自动制样问题进行排查发 制样机破碎、缩分、封装、控制
现主要问题：样品混样，输送环节 等关键部位进行升级改造。
余煤残留，配件不足，该设备已经 1.破碎单元改造。
停产，非标配件购置需要定制，周 2.缩分单元改造。
哈热
期比较长。厂家湖南三德科技股份 3.煤样干燥单元改造。
自动
有限公司已经正式回函（三德工程 4.封装系统改造。
40 制样 240
第 2024-021 号）明确表示：受限 5.改造部位结构重新设计，适应
机改
于过去产品的局限性，现有制样系 现有制样间。
造
统从功能结构不能满足需要，部分 6.具有智能诊断功能，关键部件
改造的方式不能从根本上解决该 实时监控、煤样损失统计、故障
问题，建议对现有制样系统进行整 自行诊断。
体换新。 实施后可改善操作人员作业环
18
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
境，减少人为因素影响。提高制
样环节自动化程度，实现人与煤
样隔离，消除廉洁风险。
1.依据《防止电力生产事故的 25
项重点要求》（国家能源局 2023
版）25.4 条要求，除灰输送管路
应及时检查及治理。
2.7 号 8 号机组除尘器输灰管路运
行中频繁出现管路漏灰情况，需临
哈热 7
时变更为水力输灰方式进行处理， 更换Φ195×10 外置笛式管路共
号8号
严重影响输灰系统的安全经济运 计1500 米，及90°弯头24 个（耐
机组
行。 磨材质）；延程管路保温恢复。
41 输灰 121
3.7 号 8 号机组除尘器输灰管路已 实施后可确保 7、8 机组输灰管
管路
连续运行 18 年时间，由于管路长 路安全长周期运行，减少设备维
部分
期受灰粒冲刷磨损导致管路大面 护工作量。
更换
积出现管壁变薄及笛式管脱落现
象，部分管路厚度不足 2mm，造成
输灰管路频繁发生漏灰及堵灰缺
陷，需临时变更为水力输灰方式进
行处理，严重影响输灰系统的安全
经济运行。
1.更换 3 台浆液循环泵出口管
路，采用厚度 8mm 钢板卷制成φ
1.依据《防止电力生产事故的 25 1020*8mm 钢管，材质为 Q235B，
项重点要求》（国家能源局 2023 管路长度约为 54 米，采用 5mm
版）25.5 条及《哈热公司机组防 碳化硅内衬。
哈热 9 非停工作方案》要求，应对脱硫设 2.更换 3 台浆液循环泵入口管
号炉 备、管路腐蚀进行检查及治理。 路，采用厚度 9mm 钢板卷制成φ
浆液 2.3 台浆液循环泵出入口管路防腐 1120*9mm 钢管，材质为 Q235B，
循环 衬胶出现多处衬胶起鼓现象，运行 管路长度约为 7.4 米，采用 5mm
42 109
泵出 中衬胶起鼓处被浆液冲刷破损导 碳化硅内衬。
入口 致管壁腐蚀泄漏。一旦在运行中管 3.制作 DN1000x600 碳化硅内衬
管路 路发生多处渗漏，会影响机组正常 同心异径管 3 只、DN1100x600 碳
更换 运转，导致机组非停。 化硅内衬同心异径管 3 只、特制
3.3 台浆液循环泵出入口衬胶防腐 90°碳化硅弯头 9 只。
管路运行中已出现 5 处管路漏泄 4.对保温进行拆除及恢复。实施
情况，严重影响设备安全。 后，可提高设备可靠性，减少设
备维护工作量，避免发生浆液循
环泵出入口管路漏泄。
佳热 1.1A 热网加热器上部堵管 328 根， 1.更换热网加热器管束，材质升
43 180
1A2C 下部堵管595 根，堵管合计923 根， 级为 316L；
19
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
热网 堵管率 40.5%。 2.更换两侧管板、间隔板；
加热 2.2C 热网加热器上部堵管 161 根， 3.进行壳程和管程水压试验。
器管 下部堵管222 根，堵管合计383 根， 实施后，可提高加热器的换热效
系更 堵管率 16.8%。 率，保证冬季供热需求及供热期
换 3.不满足火电企业安全性综合评 间设备安全可靠性。
价（汽机分册）第 8.1 项的要求：
热网加热器换热管堵管量不超过
5％。
采用新型动静环：
1.高铬合金采用高耐磨合金材
料加工，提高材料硬度和耐磨
性。
2.对原厂动环气道角度、面积进
行优化设计。
3.采用分段形式，根据实际情况
1.1 号炉五台磨煤机，动静环出现
分 12-20 段，方便安装、维护、
佳热 1 磨损、开裂、局部脱落等问题，需
更换。采用消失模一体铸造成
号炉 5 定期用钢板补焊来保证磨煤机正
型，每段产品尺寸精确一致。
台磨 常运行。
4.采用静环＋挡环双向密封，避
44 煤机 2.动静间隙由设计值 8mm 超至 150
免间隙处磨损、挡环采用与动环
动静 15mm 以上，造成一次风压降低，
一致的高耐磨材质，减少动静间
环改 输粉效率下降，磨煤机出力降低，
隙处漏风。实施后，可改善煤粉
造 磨辊磨损严重，石子煤量增大、电
循环倍率，提高送粉能力，磨煤
耗增加等问题。
机电耗下降 3%-9%。优化通风面
积和改善研磨效率，磨煤机通风
阻力下降 5%-10%。关键零部件寿
命 5 年以上。循环倍率下降，动
环出口煤粉导向改善，减少对磨
煤机筒体、磨辊辊套和耐磨护板
等易磨损件的磨损和冲刷。
将 3 台老式胶囊式纤维过滤器内
热网软化水制水系统 3 台（80t/h) 的孔板、胶囊和纤维滤料等部件
老式胶囊纤维过滤器于 2009 年投 全部拆除，加装压缩滤料的活
佳热 运，经 15 年运行后出水浊度长期 塞、承托滤料的滤料承托装置、
热网 超标（标准 5FTU）、超过 10FTU。 出水配水装置和配气装置、自动
补给 设备内部纤维束已经板结失效，胶 运行系统等装置，新纤维滤料具
45 水高 囊漏泄、破损严重，由于生产厂家 有更高的弹性及耐久性。将老式 150
效过 已停产，无法修复。由于清水浊度 胶囊式纤维过滤器改造成 SCF-
滤器 超标，造成钠离子交换器制水周期 高流速纤维过滤器。
改造 降低、出水水质降低，增加再生用 改造后出水浊度＜3FTU，每台制
盐量，威胁供热热网安全稳定运 水流量由 80t/h，提升至 100t/h，
行。 降低软化器制水压力，过滤器实
现自动投停反洗操作。
20
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
将4 台酸碱储罐拆除，更换为PPH
聚丙烯材料酸碱储罐。PPPH 聚丙
烯材料是一种耐高低温、耐腐蚀
化学酸碱库共有 4 台碳钢衬胶材
佳热 的改性聚丙烯材料，是将两层
质卧式酸碱储罐，其中 2 台 30 吨
化学 PPH 原料中间无缝缠绕制作的高
酸储罐和 2 台 30 吨碱储罐，均建
酸碱 强度新型材料，强度可承受
46 于 1987 年。酸碱储罐经过 37 年运 160
碳钢 30MPa/cm2 压力。牡二“PPH 聚
行，酸碱储罐均出现过严重腐蚀破
储罐 丙烯新型材料在盐酸储罐改造
损情况，经过多次修复，已经无法
更换 中的应用”获得华电能源科技进
恢复设备健康水平。
步奖。
实施后，可消除设备安全隐患，
提高运行可靠性。
1 号、4 号循环水泵变频器是 2015
年在引增合一改造后淘汰的原引
风机变频器（2011 年投运），现
已连续运行 13 年，存在元件老化
齐热 1 对 1 号、4 号循环水泵变频器进
问题，功率模块、监控器、接口板
号4号 行设备更新改造。更换两台容量
等故障率升高，变频器重故障跳闸
循环 为 1800kW,电压等级为 6kV,一拖
转工频运行情况增多，一旦切换工
水泵 一变频装置，具备变频、工频切
频不成功，将严重影响机组安全稳
47 电机 换功能。 63
定运行。同时该型号变频器已停
变频 实施后，能够提高变频器投入
产，备品配件采购困难。冬季机组
器更 率，减小厂用电率，减少设备故
带热泵运行，需通过调整循环水出
新改 障率，降低维护成本，保证节能
口温度，保证热泵余热水在正常运
造 效果。
行范围内，循环水变频器为主要调
整手段，如变频器故障或工频运
行，将导致热泵系统无法正常运
行。
1A、1B 热网加热器管系设计为规
格φ19x1.0 的 TP304 换热管，管
1.利用热网停运检修期间，更换
长 10.5 米，总共 2072 根，换热面
1A、1B 热网加热器管系，管束材
积为 1280m2，因振动、冲刷、腐
齐热 质为 TP304 钢管、管子规格φ19
蚀等原因造成热网加热器管束漏
1A1B ×1×10900mm，每台加热器管束
泄。2024 年 5 月热网小修发现 1A
热网 数量约 2100 根。
热网加热器堵管 256 根，堵管率
48 加热 2.施工结束后进行水压及风压 150
12.36%，1B 热网加热器堵管 227
器管 试验，更换结合面垫片后进行回
根，堵管率 11%。1A 热网加热器
系更 装。
2007 年投产未进行过管系更换，
换 改造后，能够保证冬季供热参数
1B 热网加热器 2013 年进行了管系
及热网加热器稳定运行，提升热
更换，堵管率呈逐年增加趋势。依
网加热器换热效率。
据火电企业安全性综合评价（汽
机分册）第 8.1 项的要求：热网加
21
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
热器换热管堵管量不超过 5％。需
对 1A、1B 热网加热器管系进行更
换。
化学制水车间配置 7 台出力为
60t/h 的石英砂机械过滤器，经过
17 年连续运行降至 40t/h，冬季供 将原有的 1 号机械（石英砂）过
热期间需全部启动才能满足现场 滤器加高 1000mm，加高后过滤器
用水要求，严重影响了现场制水、 高度为 5500mm，保持其直径
供水安全。机械过滤器内出水水帽 2600mm 不变。并在过滤器内增加
齐热 2 损坏频繁，市场已购买不到相同型 一个可通过水压控制移动的活
号3号 号进行更换，2 号、3 号机械过滤 塞，活塞直径为 2440mm，高度为
机械 器处于停用状态，从机械过滤器漏 550mm。过滤器内拆除掉原有水
49 过滤 出的石英砂进入膜处理系统后造 帽，将过滤介质由石英砂更换为 110
器升 成滤膜的损伤，同时石英砂滤料老 纤维滤料，并对罐体内壁重新进
级改 化严重造成其出水浊度高于 DL/T 行防腐处理。改造后机械过滤器
造 246-2015《化学监督导则》要求的 由传统的石英砂过滤器变为活
机械过滤器出水浊度≤5FTU，为保 塞式高流速纤维过滤器。
证期出水品质，机械过滤器频繁进 改造后过滤器出力由 60t/h 提升
行反洗操作，自用水率高达 13%严 至 120t/h，制水出力翻倍，出水
重浪费了水资源。为保障机组及冬 浊度小于 3FTU。
季供热的供水安全，需对过滤器进
行改造。
2023 年设备隐患大排查大整治、
技术监督检查、热控保护可靠性专
项排查中发现： 1.将两台汽轮机润滑油压、真
1.1 号 2 号机组润滑油压低、真空 空、EH 油模块由“一进两出”型
齐热 1 低、EH 油压低保护信号每组仪表 改造为“两进两出”型，并新增
号2号 共用 1 个取样点，不满足 2023 版 取样点，满足独立取样要求。
机组 《二十五项反措》9.5.2“所有重 2.两台机组 ETS 单点保护治理。
部分 要的主、辅机保护都应采用“三取 对 ETS、DEH、TSI 系统进行改造，
热工 二”、“四取二”等可靠的逻辑判 将汽轮机胀差大、高排压比、高
50 保护 断方式，保护信号应遵循从取样点 排温度、轴振大、DEH 超速、瓦 80
及监 到输入模件全程相对独立的原则” 温高、中排压力高保护信号改为
测装 要求。 三取二。重新配置手动打闸盘，
置升 2.1号2号机组ETS系统中胀差大、 满足冗余要求。
级改 高排压比、高排温度、轴承振动、 实施后，可提高汽轮机保护可靠
造 DEH 超速、瓦温高、中排压力高保 性，降低非停风险，降低氢系统
护信号为二取一，手动打闸通道为 爆炸风险，满足二十五项反措要
单点，不满足 2023 版《二十五项 求。
反措》9.5.2 要求。
需针对以上问题进行整改。
22
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
1.将 A 厂汽机侧的三根补水母管
与热网循环水回水母管连接处
打堵。
2.在原有厂房外新建一根Φ529
1.富热厂有 3 根从化学经过锅炉 ×12mm 管路 220m 补水母管与热
及汽机厂房至热网补水管路，该管 网循环水回水母管连，管路敷设
路已投运 25 年之久，而且在汽机 方式为直埋敷设。
富热 和锅炉厂房内布置分散，管路腐蚀 3.在化学侧，拆除原综合管架上
热网 漏泄相当严重，维护量加大且维修 废弃的 2 号除盐水母管及 4 号热
网补水管路，利用该综合管架铺
补水 频繁；
设一条Φ325×8mm热网3号补水
系统 2.富热厂 A 厂已关停并即将拆扒，
51 管路 100m，与新铺设一根Φ529 145
出口 锅炉和汽机厂房内三根热网补水
×12mm 管路连接。
母管 管路面临重新固定，严重影响汽机
4.将化学侧 1、2 号热网送水管
改造 及锅炉厂房内的设备拆扒工作； 路拆除，重新铺设两根Φ325×
工程 3.汽机和锅炉厂房拆扒后，三根热 8mm 补水管路150m 与新铺设一根
网补水管路在冬季运行时管路将 Φ529×12mm 管路连接。
面临冻裂的危险，冬季供热安全无 实施后，可解决冬季热网送水流
法得到保障。 量监控及调节问题，A 厂关停后
所有厂房及设备具备拆扒条件，
降低运维困难，保证冬季热网补
水供应的稳定性，确保冬季供暖
安全。
1.针对翻车机压车梁存在问题，
富热厂仅有 1 台翻车机，是唯一的 进行前梁钢结构改进，原有是
卸车设备，翻车机的安全可靠性直 Q345B 钢板,厚度 12mm，更换为
接影响到能源保供。特结合能源公 Q355B 钢板，厚度为 16mm,加强
司关于加强卸煤输煤系统专项隐 承载力，在压力点加支撑筋，确
患排查治理的通知文件要求排查， 保压力均衡，同时结合面高强度
目前翻车机存在问题如下： 螺栓全部更换，改造支架，更换
1.2024 年 4 月 4 日翻车机前梁靠 橡胶垫；
富热
近夹紧油缸位置长期受交变载荷 2.更换适应压车梁的油缸 8 组；
翻车
作用，导致梁体板材疲劳开裂，采 3.更换压车阀组 8 组，改造液压
机性
52 取临时补焊措施治理已经完成，但 站，更换油管接头 8 组，油缸管 200
能提
存在安全隐患； 线重新布置；
升优
2.翻车机整体压车液压系统存在 4.重新更换校准轨道加固；
化
失压等隐藏问题，容易造成车皮损 5.校准迁车平台及基础及轨道；
坏； 6.空车线按照防溜车装置；
3.重吊机轨道下沉； 7.整车系统性检修；
4.迁车台对位不准，基础下沉，整 8.翻车机本体效验，聘请第三方
车平衡度有问题等缺陷； 检测翻车机整体性能，并做试
5.电控系统信号存在间断性不稳 验，出具合格报告。实施后，可
定、故障频发等问题。 提升翻车机安全可靠性，降低运
行风险，确保接卸能力。
23
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
现有五台供热机组，发电总装机容
量 102MW，供热面积 1136 万平方
1.更换低温段省煤器 112 屏，合
米。承担着哈尔滨市中心区域供
计 28 吨；
电、供暖任务。1 号炉低温段省煤
哈发 1 2.更换 1 号炉水冷壁 12 吨，密
器 2011 年更换，材质为 20G，尺
号炉 封鳍片约 3000 米；
寸为φ32×4mm，存在磨损和腐蚀
受热 3.保温拆除及恢复 280 立方米。
53 等情况，部分管屏减薄至 2.5mm， 210
面部 实施后，可提高 1 号炉受热面可
2021 年至今已掐管 12 屏，管屏减
分更 靠性，降低 1 号炉受热面泄漏的
薄管磨损率达到 30%。
换 风险。
1 号炉水冷壁 1993 年更换，经检
查 1 号炉水冷壁 10 米至 28 米，最
大弯曲度达到 300mm，易造成水冷
壁过热，发生爆管。
现有五台供热机组，发电总装机容
量 102MW，供热面积 1136 万平方
米。承担着哈尔滨市中心区域供
电、供暖任务。共有两台 64MW 热
哈发 4 1.4 号炉炉墙保温拆除更换8 吨，
水炉，2004 年投入使用。为适应
号5号 5 号炉炉墙保温拆除更换 8 吨；
政府供暖要求，冬季使用时间长，
热水 2.更换 4 号炉水冷壁 14 吨，5 号
热水炉使用热网回水做为炉内循
54 炉水 炉水冷壁 14 吨； 130
环水。目前，大面积水冷壁结垢达
冷壁 3.水冷壁密封 3200 米。
到 1.2mm，部分水冷壁堵塞严重，
部分 实施后，可提高热水炉运行稳定
水冷壁原管径为φ60*5mm，现水冷
更换 性，保证冬季安全运行。
壁剩余通流管径仅为φ30mm，水循
环不良，水冷壁管已过热变色，易
造成水冷壁过热泄漏，影响供热运
行。
1.更换 2 套 GGH 传动系统的转子
中心盘和驱动围带及围带销。
哈发公司 2015 年环保改造完成至
2.更换 2 套除雾器全部管束中心
今，烟气换热器（GGH）、管束式 管（640 套）及部分管束，更换
除雾器、布袋区反吹系统、烟道等 部分高压冲洗水气动阀门。
哈发 设备部分主要部件存在老化、腐蚀 3.更换三台反吹风机叶轮，更换
炉后 磨损等问题，上述设备出现问题需 风管及气缸，更换 316L 不锈钢
环保 停炉处理，将对供热造成负面影 钢丝绳 800 米，风箱支撑及固定
55 170
设备 响，除雾器效率下降等问题，将引 轮更换。
更新 起排放颗粒物超标等后果，在充分 4.将部分非金属膨胀节改为金
治理 考虑了减少资金投入、以及设备剩 属膨胀节，更换 1 套烟道挡板门、
余使用年限等因素，本次技改拟针 3 套电动执行器并对挡板门四周
对上述系统中存在严重问题的部 边密封改造，防腐工作及烟道保
温修复。
分设备进行更新和改造。
实施后，可保证机组运行稳定，
确保烟气排放稳定达标。
24
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
2024 年 6 月 27 日，3 号机组大修
揭缸后发现中压转子 20 级叶片一
1.更换第 20 级围带脱落部分的
富发 3 段围带弧段脱落，21 级叶片全部 叶片；
号机 围带弧段脱落。21 级、22 级叶片 2.整圈更换第 21 级叶片；
组中 不同程度机械损伤，21 级隔板损 3.整套更换第 21 级隔板；
坏。3 号机组作为供热主力机组，
压转 4.第 22 级叶片拉筋做圆滑过渡
如故障停机，直接影响供热安全。
56 子 21 处理，整圈叶片做金属检测； 199
富发电厂与有资质的机构和设备
级叶 5.更换后转子做动平衡试验。
厂家专家共同研讨和现场评估，结
片及 论如下：叶片已经受到不可逆的损 更换后，可消除 3 号汽轮机转子
隔板 伤，临时修复处理方案，后续使用 20 级、21 级、22 级叶片缺陷，
更换 寿命无法准确评估，存在叶片断裂 提高机组运行可靠性，保证发电
及供热安全。
的安全隐患、影响冬季供热安全，
建议尽快采取更换方案。
变电所220kV 电流互感器共15 只，
为干式高压电流互感器，型号为 将 7 号机 8 号机出口开关电流互
哈热 LRGBJ-220，于 2006 年 8 月投产， 感器、热柞甲线电流互感器、热
运行 18 年。该型式的电流互感器 柞乙线电流互感器、1 号启备变
220kV
存在设计缺陷，易发生绝缘事故。 电流互感器，全部更换为性能稳
电流
57 2024 年 10 月 19 日 220kV 母联开 定的油浸式电流互感器，共 5 组、 66
互感
关 B 相电流互感器发生绝缘击穿， 15 只。
器更
导致电流互感器损坏退出运行。目 更换后能够提高设备可靠性，避
新 前该型式电流互感器国内已停产， 免发电机组和输电线路等重要
由于运行中存在安全隐患，电网公 电气设备故障退出运行。
司已淘汰该型式的电流互感器。
1.拆除原煤仓斗锥体至给煤机
入口部分，包括原有的阀门一并
拆除。
3 号 600MW 机组原设计原煤斗上部 2.在 6 台给煤机入口安装高度为
为双曲线形状，物料流经此处后， 13m 的新型虾米曲线原煤斗，板
阻力增大，颗粒间的摩擦力增大， 材材质不锈钢，厚度 12mm±0.5，
不利于下煤，在掺烧粘结性高的 单个重量 3.8 吨。
哈三 3 煤，或入炉煤含水量大、冬季缓冻 3.在插入式膨胀节上方、虾米曲
号锅 时，极易出现粘结挂壁现象，从而 线煤斗中部、上部适当位置（分
炉原 造成原煤斗棚堵煤严重，特别是如 三层）各加装 2 台振打气锤。
58 煤斗 果多台磨同时蓬堵煤易引发锅炉 4.仓壁振打气锤与断煤信号相 0
防蓬 灭火事件，影响机组安全稳定运 连，当发生堵煤时，断煤信号采
煤改 行。目前铁岭电厂、牡二电厂已经 集装置发出指令，下、中、上 6
造 完成改造，运行效果良好。原煤斗 个（3 组）气锤实现程序控制，
设计厚度为 12mm 目前原煤斗与给 交替动作，使原煤恢复流动，实
煤机接触处最薄厚度为 1.5mm，存 现仓内无障碍疏通。
在制粉系统原煤斗坍塌机组被迫 5.对原煤斗竖直段磨损件薄处
停运的安全隐患。 进行挖补。
实施后，能够提高煤种掺烧适应
性，避免发生锅炉燃烧不稳、机
组减负荷、供热能力下降等问
25
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
题。
储灰场变电所建于 1989 年，投运
更换高压开关柜为 KYN-28 型符
35 年，主要为灰水回收、中水提
合国家标准 GB3906-2020
供电源。目前存在主要问题：1.
哈热 《3.6kV～40.5kV 交流金属封闭
高压开关柜"五防"功能不全，10
储灰 开关设备和控制设备》规定的开
套低压配电柜均为 PGL-2G 半封闭
场变 关柜；更换 KYN 高压开关柜 14
开关柜，运行人员巡视及操作时存
59 电所 套、10 套 MNS 低压开关柜、增加 0
在人身触电隐患；2.开关为高压少
开关 100AH 直流系统一套。对原有开
油断路器，该产品备件已经无处购
柜改 关柜基础进行改造。
买。设备老化严重，存在安全隐患。
造 实施后可增加变电所设备运行
储灰场变电所如故障停运，将影响
稳定性、消除设备安全隐患，保
灰水回收和中水系统运行，影响机
证湿灰排放系统稳定运行。
组安全稳定运行。
1 号、2 号灰水回收线路建于 1991
年，架空线路路由经过区域由原来
哈热
的郊区土地快速演化成城市边缘 将 11km 架空线路更换为
灰水
地区。建筑日趋密集，人口流动日 YJLV22-10kV/3×95mm2 电缆，电
回收
趋增大，原有非绝缘架空线路已经 缆敷设采用直埋式。
线路
60 不能满足现行的架空线路安全标 实施后能够提高线路可靠性，为 0
架空
准。存在人身触电隐患。架空线路 灰场供电提供可靠保障，保证灰
线部
下部多有植物或树木，春季树木茂 场安全稳定、环保运行及中水系
分改
盛时搭接到线路上造成接地故障， 统安全稳定要求。
造
树木资源无法砍伐，存在安全运行
隐患。
1.2 号冷却水塔填料、配水系统设
备等塑料件使用寿命为 3-5 年，已
利用机组大修期间，更换梯形斜
到失效期；
波型淋水填料 3500m、除水器
2.2024 年小修过程中发现 2 号冷
齐热 2 1000 ㎡、玻璃钢托架 1000 ㎡、
却水塔填料和配水系统塑料件均
号冷 旋转型喷溅装置 3000 套、配水
已出现老化破碎现象；
却塔 管 1300 米。
61 3.冷却水塔填料失效后，亲水性能 0
节能 实施后，在相同工况下预计可以
变差，热交换能力降低，导致循环
优化 降低循环水温度 1.5℃，可以提
水温过高，严重影响整个系统的运
改造 高机组真空 0.3Kpa，拉动供电煤
行；
耗下降 0.93g/kwh，可减少燃料
4.配水系统塑料件频繁发生断裂、
成本 85 万元。
脱落现象，使循环水承柱状喷溅，
失去喷淋效果。
齐热 2 机组现有主蒸汽管道为国产 91， 更换主汽管道，材质为 P91。更
号机
经过长期运行后，末级过热器出口 换数量为：ID273×29管道30米，
62 组主 0
至堵阀前管道由于材质硬度降低， ID368×41 管道 2 米，90.4°热
汽门
入口 同时组织发生变化已对其进行更 压弯头 2 个（型号：ID273×29，
26
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
至下 换，为保证设备安全性，在 2023 材质：P91，R=686，a=50），
弯头 年 9 月 18 日对 2 号机主蒸汽管道 89.48°热压弯头 1 个（型号：
第一 弯头监督检测时，发现主汽管道至 ID368×41，材质：P91，R=457，
道焊
主汽门入口下弯头硬度偏低两侧 a=50）。
缝间
主蒸 最低点取平均值分别为 129HB 和 实施后能够消除主蒸汽管道屈
汽管 157HB，远远低于标注下限，存在 服强度和抗拉强度过低导致管
道更 严重的安全隐患(均低于 DL/T438 道漏泄的隐患，提高设备安全可
新 火力发电厂金属监督规程要求： 靠性。
180-250HB）。
2024 年 2 月收到国网黑龙江省超 对 220kV 热冯甲乙线纵联、光纤
齐热 高压公司关于 220kV 热冯甲、乙线 差动保护进行设备更新改造。采
220kV 线路保护更换的函，建议双方共同 购热冯甲、乙线光纤差动保护装
热冯 列入 2025 年技改计划。依据《微 置、纵联距离保护装置、保护辅
甲乙 机继电保护装置运行管理规程》 助装置，两条线路保护合计 6 面
线线 DL/T587-2016 中规定“微机继电 保护屏柜。利用 2025 年线路保
63 0
路保 保护装置的使用年限一般不低于 护春检时间完成更换。
护装 12 年”，220kV 热冯甲线、热冯乙 实施后能够减少因设备老化导
置更 线线路保护装置已使用 18 年，存 致电力系统安全隐患问题的发
新改 在装置老化导致保护误动或拒动 生机率，提高保护装置的可靠性
造 进而引发线路误报故障或开关解 和灵敏度，确保故障时能够及时
列的隐患。 隔离设备。
合计 10128
2、一般项目及零购调增投资计划 3,442 万元。
3、2024 年数字化项目共 120 项，2024 年安排投资计划 847
万元。
二、2024 年供热产业增加项目（15 项，合计 2024 年投资
计划 4,276 万元）
单位：万元
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
齐热力 1.齐热 A 区供热一级网管线始建 1.对#12、#16、#19、#25、#29、
A 区热 于2007年，管线受自然沉降影响， #34、#36、#44 共计 8 处供水套筒
网主干 固定墩位移造成套筒补偿器同心 补偿器进行更换。挖掘土方约
3600m，回填砂约 2700m，因施
1 线8处 度不一致，另季节更替管道冷热 268
工地点为农用耕地及市区主干
补偿器 膨胀、应力影响套筒窜动和填料 道，施工过程中为避免发生坍塌，
及C区 材质自身氧化等原因，现有 8 处 对基坑进行钢板桩支护约720 ㎡，
热网主 补偿器供水侧发生了不同程度的 考虑地下水层较高及管道内存
27
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
干线 漏泄，存在较大安全隐患。 水，需施工降水 8 处。
11、12 2.齐热 C 区一级网管线全长 12 公 2.对11 号关断井供回水蝶阀更换
号井室 里始建于 2014 年，全线仅在 3 公 为 DN700 焊接球阀。
3.对应急抢修后的12号关断井室
与阀门 里处设置唯一关断球阀其余均为
与管道进行改造，更改井口位置，
改造 蝶阀，其中 11、12 号井室均位于 避免阀门等接口处位于井口正下
曙光大街主干路。 方，更换腐蚀严重供回水管线
①现 11 号井室蝶阀磨损严重，计 0.03Km，更换供回水 DN600 焊接
划更换为球阀，确保有效隔断。 球阀。1.降低一次管网漏泄停热
②12 号关断井因冬季融雪剂流入 风险，提高供热安全稳定性。
2.发生缺陷处理时，能有效合理
井室中造成管道腐蚀漏泄，本采
对各区域进行隔离，避免大面积
暖季已应急抢修一次。 断热事件，降低事故影响，提高
抢修效率。
3.避免融雪剂等腐蚀液体通过井
室浸入对管道与阀门裸露部位造
成腐蚀漏泄。
光荣小区 113 号楼等 4 栋楼宇（共
379 户，面积共计 2.3 万平方米）
建筑建于 80 年代，楼龄长达 30
年以上。受建筑年限、腐蚀等影
对光荣小区 113 号楼等 4 栋楼宇
响，近几年已出现管道焊口腐蚀
进行分户改造，包括地沟管更换，
漏泄，管材出现沙眼等现象，导
楼梯间内设置采暖单元立管。总
致失水量增加，供热期内经常停
齐热力 计分户改造面积约 2.3 万㎡，涉
热检修，严重影响了供热安全和
光荣小 及居民 379 户。改造管道工程量
经济运行。近几年市长热线投诉
区 113 包括地沟管线长度约 1.2Km，楼梯
件高达 80 余件、自媒体舆情事件
2 号楼等 间立管长度约 0.92Km，阀门井室 131
12 余起，舆情风险巨大。且未分
4 栋楼 4 座，拆除混凝土路面 98 ㎡。
户存在大量私接乱改现象，其中
宇分户 分户改造后对各热用户实现单独
部分 4-7 层热用户将循环平衡管
改造 控制，处理用户缺陷时能精准关
拆除，导致 4 层以下热用户室上
闭阀门，减少作业面，同时利于
报低温缺陷，换热站需高参数运
对不缴纳热费的热用户进行断热
行以保证低楼层温度，另外因未
处理。
分户无法对其进行断热处理，部
分热用户存在不缴纳及陈欠热费
的情况，无有效的制约手段，给
公司造成了较大的经济损失。
富热安 安居换热站等 9 个换热站部分二 1.安居换热站二级网支线更换
居换热 级网支线建设于上世纪九十年代 DN80-DN400 预制直埋保温管 359
站等 9 至本世纪初，管路年限超过20年， 米；
个换热 采用管路多为有缝钢管、保温质 2. 厂西换热站二级网支线更换
3 404
站部分 量差。由于运行年限长，管线腐 DN50-DN150 预制直埋保温管 99
二级网 蚀深度超过壁厚的 1/3。 米；
支线改 2022-2023、2023-2024 近两个采 3.东重换热站二级网支线更换
造 暖期漏泄多达 50 余次，漏泄管线 DN65-DN500 预制直埋保温管 46
28
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
处腐蚀孔洞呈筛网状，经常停热 米；
严重影响周边热用户供热质量， 4.富江换热站二级网支线更换
降低了供热效率，影响管网供热 DN100-DN500 预制直埋保温管781
安全。 米；
5. 宏光换热站二级网支线更换
DN400 预制直埋保温管 55 米；
6.立新换热站二级网支线更换
DN100-DN200 预制直埋保温管117
米；
7.三群换热站二级网支线更换
DN65-DN300 预制直埋保温管 55
米；
8. 兴盛换热站二级网支线更换
DN65-DN500 预制直埋保温管 277
米；
9. 站前换热站二级网支线更换
DN150-DN300 预制直埋保温管766
米。
提高管网健康水平，减少供热隐
患，提高热网运行稳定性。
1.青华路 1、2 栋竖井管改造，更
换 DN25-DN50 立杠管路 1054 米；
青华、国宝、双莹苑小区等 8 栋
2.燕北 C6 栋竖井管改造，更换
公共系统始建于 1995 年-2004
DN25-DN50 立杠管路 534 米；
年，管路年限超过 20 年，现立杠、
3.锦绣红岸 1 栋竖井管改造，更
富热青 地沟管路等供热管线由于管网老
换 DN25-DN50 立杠管路 452 米；
华、国 化严重，多处壁厚腐蚀深度已经
4.国宝 6 栋地沟外移、竖井管改
宝、双 超过 1/3，经常发生漏泄甚至爆管
造，更换 DN25-DN150 地沟及立杠
莹苑小 事件，2022-2023、2023-2024 近
管路 1353 米；
4 区等 8 两个采暖期，发生漏泄抢修多达 155
5.双莹苑 1 栋竖井管改造，更换
栋楼单 287 次，临时采取打卡子的方式维
DN25-DN65 立杠管路 530 米；
元立杠 持运行，直接影响到冬季供热安
6.锦江 1 栋地沟外移、竖井管改
及地沟 全运行安全，同时，由于运行周
造，更换 DN25-DN125 地沟及立杠
管改造 期较长，管道内泥垢和铁锈堆积
管路 814 米；
造成管道淤堵现象也较为严重，
7.燕北 A3 栋竖井管改造，更换
限制了管道流量，造成用户不热，
DN25-DN50 立杠管路 466 米。
导致用户投诉率升高。
减少漏泄，保证供热安全，提高
用户服务满意度，降低舆情风险。
5 哈热工 工程电信局一级网（由进乡街至 1.工程电信局一级网原管线破挖
程电信 电信局换热站）建设于 2007 年， 拆除，自管路一级网抽头开始更
局及南 目前已经运行 17 年之久，该条支 换 DN125 管路 600 米（沟长 300 425
网 58 村 线接带供热面积 13 万平方米， 米）
至玉翠 23~24 年采暖期一级网截断阀门 2.南网58 村至玉翠秀府小区一级
29
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
秀府一 与支线抽头之间发生漏泄，由于 网线更换 DN600 长度约 1340 米
级网管 无法进行有效隔断，抢修期间需 （沟长 670 米）。
线一级 进行扩大停热面积处理，导致该 消除安全隐患，提高热网运行稳
网更换 区域投诉增加，严重影响供热安 定性
改造 全。南网 58 村至玉翠秀府小区一
级网，该处管线已经运行 15 年及
以上，近三个采暖期该处管线累
计漏泄 6 次，南网 58 村至玉翠秀
府一级网管线为南网主、支干线，
在该区域发生漏泄需关闭网系近
端隔断阀门，影响供热面积 150
万平方米。为了确保供热安全，
消除供热安全隐患，需对以上两
处一级网进行更新改造，保证安
全供热。
6
北安河 DN1000 架空管道建于
1.拆除北安河 12 处固定支墩上
2001 年，为供热主干线，已经运
DN1000 供热管道 288 米（管线长
行 23 年。近年来固定支墩表面出
144 米）。
现风化现象，再加上 2023 年洪水
牡二北 2.挖开原12处固定支墩周围的土
冲击，造成 12 处管道固定支墩损
安河 方，拆除 12 处固定支墩。
坏，固定支墩预埋件与支墩脱离,
DN1000 3.按照设计重新浇筑12 个管道固
滑动支架导槽损坏造成管道脱
架空管 定支墩。
轨，已无法起到固定管道作用， 296
道 12 处 4.重新安装北安河DN1000 供热管
在 2023-2024 采暖期前采取临时
固定支 道 288 米并做管道保温。
加固措施以保证当前采暖期安全
墩改造 5.临时修建材料运输便道150 米。
供热。针对北安河 DN1000 架空管
工程 消除北安河 12 处 DN1000 管道固
道固定支墩存在的较大安全隐
定支墩安全隐患，保障供热管网
患，2024 年需对北安河 DN1000
安全运行，避免发生大面积停热
架空管道 12 处固定支墩进行改
事故，提高管网安全可靠性。
造。
7
佳热三 三江商贸城二期、翰林名苑、荣
江商贸 誉家园等 7 处一级网支线，运行
城二 年限最长 13 年，开发商当年建设
原管线破挖拆除，更换 DN350-150
期、翰 一网支线管材选型质量不高，管
直埋保温管 1700.5 米（沟长），
林名 道腐蚀严重超过原壁厚的 1/3、腐
原有补偿器利旧使用，工程主要
苑、荣 蚀点较多，导致失水量增加，近
包括一网支线井室、阀门等；土 591
誉家园 三年漏泄 70 余次，供热期经常发
建工程：沟槽、井室、土石方等。
等7处 生管道漏水停热检修情况，严重
消除安全隐患，提高热网运行稳
一级网 影响小区的供热质量，导致水耗
定性。
支线部 居高不下。因抢修停热，引发用
分更换 户投诉与低温退费。严重影响供
改造 热管网安全运行，舆情风险较大。
30
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
8
富发电厂向齐市供热项目于 2022
年 12 月末完成资产收购，供热资
产包括：直供热负荷（456 万平米）
及相应一、二次网供热管线及换
热站。申请改造的区域的一级网
敷设于 2008 年-2014 年，由于供 市区拆除更换 DN200-DN500 一级
富发安
热管线老化严重，供热期间安智、 网长度约 1.82 千米，主要包括一
智、一
一营、石牌、华意、荣华、北华、 级网管道、阀门、补偿器及管件
营等 8
欣豪、万达换热站均发生一级网 等；土建工程：沟槽、井室、土
座换热 400
漏泄，2022 年 10 月至今，共计发 石方等。
站一级
生漏泄抢修 11 次，漏泄处管网壁 消除一级网管道漏泄缺陷安全隐
网分支
厚腐蚀深度已超过 1/3。同时，因 患，避免大面积停热事故，提高
改造
原有热源管网没有水处理设备， 供热安全可靠性
水质产期超标，对管道造成严重
腐蚀，且管道内泥垢和铁锈堆积
造成管道淤堵现象严重，限制了
管道流量，造成用户不热，导致
用户投诉率升高。
9
1.北华站二级网管线建于 2010 1.北华站更换 DN80-DN300 管线
年，管道腐蚀严重，近两个采暖 1.32 千米，将地沟内长期受污水
期季处理管线漏泄 30 余次，同时 管线漏泄浸泡的钢管更换为耐腐
管道保温差，热损失大，影响近 蚀更强的 PE-RTⅡ供热管道，延长
21 万平米供热质量。 使用寿命。
2.荣华站二级网管线建于 2007 2.荣华站更换 DN80-DN450 管线
年，管道腐蚀严重，近两个采暖 2.68 千米，将地沟内长期受污水
富发北
期处理管线漏泄 20 余次，多处壁 管线漏泄浸泡的钢管更换为耐腐
华换热
厚腐蚀深度已超过 1/3，影响供热 蚀更强的 PE-RTⅡ供热管道，延长
站等 4
安全。 使用寿命。 681
处二级
3.华意站二级网管线建于 2013 3.华意站更换 DN65-DN300 管线
管网更
年，资产 2022 年收购后归华电， 1.92 千米，将地沟内长期受污水
换
因原热源无水处理设备，水质超 管线漏泄浸泡的钢管更换为耐腐
标，管道泥垢和铁锈堆积严重且 蚀更强的 PE-RTⅡ供热管道，延长
管道腐蚀严重，影响供热安全。 使用寿命。
4.哈达站二级网管道内泥垢和铁 4.哈达站更换 DN80-DN100 管线
锈堆积造成管道淤堵现象严重， 0.2 千米。
限制了管道流量，造成用户不热， 减少漏泄，保证供热安全，提高
用户投诉率升高。 用户服务满意度，降低舆情风险。
10 哈发水 水源换热站一级管线建于 2006 1.对水源换热站部分一级网管线
源、文 年，文舍换热站一网支线建于 进行改造，原位更换直埋保温管
舍换热 1991 年，经过长期运行，管网老 DN200*432 米,同步更换 DN200 焊 133
站部分 化严重。上述管线 2022 年均曾发 接球阀 2 个。
一网改 生过管道点状腐蚀泄漏情况，抢 2.对文舍换热站部分一级网管线
31
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
造 修时发现管道老化腐蚀严重,多 进行改造，原位更换直埋保温管
处壁厚已由原 7mm 下降到 3-4mm, DN150*160 米。
腐蚀深度已经超过原壁厚 1/3,依 消除供热隐患，提高热网运行稳
据《城市供热管网工程施工及验 定性。
收规范》 CJJ28 的要求，必须更
换管道。
11
1.文海溪畔#1、#2 号楼二级网管
线2010年投入运行，文和家园#3、
#4 号楼二级网管线 2012 年投入 1.对文海溪畔#1、#2，文和家园
运行。此 4 栋楼的二级网管线为 #3、#4 共计 4 栋楼宇部分二级网
开发商敷设，管材质量较差，且 管线及单元立杠进行改造，地沟
管线所在的地沟内因排水管泄露 内管线管更换为 PERT 电熔管道，
哈发文
造成管线浸泡在污水中，腐蚀现 增强管线抗腐蚀能力。原位更换
海溪
象严重。同时该住宅楼管井内原 DN150 直埋保温管 140 米；DN50
畔、文
有采暖供回水立杠为薄壁有缝钢 无缝钢管 1070 米；PERT 管
和家园
管管材质量差。经常发生管道漏 DE80*600 米，DE50*440 米；同步
6 栋楼
水情况，严重影响小区的供热质 更换 DN50 弯头 154 个，焊接球阀 105
宇部分
量。因抢修停热，引发用户投诉 DN50 70 个，自动排气阀 70 个，
二级网
与低温退费。严重影响供热管网 DN50-DN40 变径70 个，DN40-DN25
及单元
安全和舆情稳定。 变径 70 个。
立杠改
2.文舍#19、#20 号楼面积 11990 2.文舍#19、#20 号楼分户 11990
造
平方米，建于 1994 年，采暖系统 平方米，铺设 DN40-DN125 立杠管
管路仍为原始的公共系统循环设 路 750 米、DN25-DN40PPR 管路
计，腐蚀老化，管路内积垢、堵 18000 米。减少泄漏，保证供热安
塞严重，热用户供热效果极差， 全。
用户投诉多，亟须对该楼宇进行
分户改造。
12
铁路街 535 号区域的西桥小区换
热站、春明小区换热站、工务机 1.西桥小区换热站支线原位更换
械段换热站、桥北换热站、北京 DN150 直埋保温管 280 米。
哈热力 街换热站 5 处一网支线分别建于 2.春明小区换热站支线原位更换
西桥小 2001 年-2002 年，经过长期运行， DN150 直埋保温管 160 米。
区换热 管网老化腐蚀严重。上述 5 处一 3.北京街换热站支线原位更换
站等 5 网支线在 2022-2024 年两个采暖 DN250 直埋保温管 400 米。 273
处一级 季共发生 11 次点状腐蚀泄漏，抢 4.桥北换热站支线原位更换
网分支 修过程中发现管线因老化腐蚀， DN100 直埋保温管 280 米。
改造 部分管线腐蚀深度已超过壁厚 5.工务机械段换热站支线原位更
1/3，依据《城市供热管网工程施 换 DN100 直埋保温管米 160。
工及验收规范》 CJJ28 的要求， 减少泄漏，保证供热安全。
必须更换管道。
32
项目 2024 年
序号 项目背景或必要性 改造方案及预期效果
名称 投资计划
13
机务小区隶属北京街换热站供热
区域，其中为该小区供热机组承 对北京街换热站扩容改造，新建 1
载 11 万平方米，承担 30 栋楼的 套 4 万平方米的换热机组（主要
供热任务，其末端 9 栋楼 2.1 万 采用 2 台佛雷克斯 NT150S CD-16
哈热力
米，所处地势较换热站高 6 米。 板式换热器，2 台 11 千瓦循环泵
北京街
由于 2021 年供热达标温度从 及配套电控设备）；二级管网新敷
换热站
18℃提高到 20℃，循泵已满负荷 设 DN200 直埋保温管 370 米（沟 195
热负荷
运行，但依然无法满足供热需求， 长）对接机务小区；新建井室 1
分流改
严重影响该区域供热质量，因此 座，同步安装 DN200 焊接球阀 4
造
近年来该区域处于温度不达标及 套。
投诉率上升区域。拟对北京街换 消除低温用户，均衡热负荷，提
热站进行扩容改造，分流此 9 栋 高用户满意度，降低舆情风险。
楼热负荷。
14
齐热力分公司 9 座换热站内设备
于 2014 年配套建设，换热站电气
设备使用年限 10 年。
1.因电气设备已使用 10 年，电气
设备元件老化故障，导致设备异
常停运，影响机组安全稳定运行，
需根据改造后管网系统进行更 1.根据现有负荷实际情况更新循
新。 环水泵 3 台。
齐热力 2.电动调节门经常出现卡涩与摆 2.配套更新2 面循环水泵控制柜。
部分换 动现象，导致运行期间管网参数 3.更换电动调节门 6 套。
热站电 波动，损伤整体机组设备，经多
4.一网补水箱电动调节门 8 套。 104
气设备 次研磨检修无法有效解决，同时
部分电动执行机构模块老化，导 5.DELL EMC PowerEdge R7525 服
更新项
致信号传输不准确，造成实际阀 务器 4 台。
目
门开度与上位画面不一致等情况 消除供热隐患，提高热网运行稳
发生，影响机组安全稳定运行。 定性，降低舆情风险。
3.控制柜、电动调节门等电气设
备元件老化故障，导致设备异常
停运，影响机组安全稳定运行。
4.水泵不满足现有运行参数要
求，且电机老化故障频发，有安
全生产隐患。
15 换热站设备老化严重缺陷多，水 对换热站设备进行更新改造，1.
泵出力明显不足，频繁停运处理， 变频器更新改造 11 台；2.补水泵
牡二换
部分不能使用；变频器损坏，不 更新改造 8 台；3.循环水泵更新
热站内
能调频；变频柜腐蚀老化严重， 改造 4 台；4.变频柜更新改造 5 115
设备更
内部线路及配件部分损坏，严重 台；5 设备安装费。
新改造
威胁供热运行安全，设备老旧， 消除设备缺陷，提高设备安全可
资产为零。 靠性，保证供热安全。
合计 4276
33
三、2024 年黑龙江华电哈尔滨第三发电厂 66 万千瓦“上大
压小”热电联产机组与新能源一体化联营项目(项目 1 项，2024
年投资计划 18,000 万元)
本项目建设规模为 1 台 66 万千瓦煤电项目和配套 70 万千
瓦风电项目，本项目由华电能源股份有限公司投资建设。2024
年本项目拟完成投资 18,000 万元，其中设备购置费 17,600 万
元、其他费用 400 万元。主要完成勘察设计及监理合同预付款、
主设备合同预付款及备料款。
公司十一届十四次董事会和十一届九次监事会已审议通过
此议案，现提交股东大会审议。
以上议案请审议。
华电能源股份有限公司
2024 年 12 月 23 日
34
华电能源 2024 年第五次临时股东大会会议材料之五
关于公司吸收合并全资子公司的议案
各位股东：
为进一步提高管理效率，优化整合优质资产，增强企业竞
争力，结合国务院国资委“法人企业压减”工作要求，公司拟
吸收合并黑龙江省龙源电力燃料有限公司（以下简称“龙源公
司”），现将吸收合并事项报告如下。
一、吸收合并主体基本情况
（一）吸收合并方
公司名称：华电能源股份有限公司
成立日期：1996 年 10 月 28 日
注册资本：790,733.62 万元人民币
法定代表人：郎国民
注册地址：哈尔滨市南岗区高新技术开发区 19 号楼 B 座
经营范围：建设、经营、维修电厂；生产销售电力、热力，
电力行业的技术服务、技术咨询；电力仪器、仪表及零部件的
生产销售；煤炭销售；粉煤灰、石膏、硫酸铵、石灰石及其制
品的加工与销售；新型建筑材料的生产、加工与销售；自有房
产、土地及设备租赁；开发、生产、销售保温管道；大气污染
治理，固体废物污染治理；工程和技术研究与试验发展；施工
总承包服务；道路货物运输、装卸；风力、生物质能、光伏发
1
电项目的开发、建设和经营管理，风力、生物质能、光伏发电
的技术服务、技术咨询。（涉及专项管理规定及许可经营的，取
得许可后方可从事经营）
主要财务数据：截至 2023 年 12 月 31 日，资产总额
2,911,426.04 万元，负债总额 2,288,305.38 万元，净资产
623,120.66 万元，资产负债率 78.60%。
（二）被吸收合并方
公司名称：黑龙江省龙源电力燃料有限公司
成立日期：1992 年 8 月 18 日
注册资本：3,000 万元人民币
法定代表人：王延宽
注册地址：哈尔滨市南岗区嵩山路 35 号
经营范围：重油电站设备,仪器仪表,电子计算机及配件,自
动化设备,技术人员培训及技术信息咨询服务,货物进出口（国
家禁止的项目除外，国营贸易管理或国家限制的项目取得授权
或许可后方可经营），煤炭批发经营。
主要财务数据：截至 2023 年 12 月 31 日，资产总额 6,360
万元，负债总额 1,998 万元，净资产 4,362 万元，资产负债率
31.42%。
二、吸收合并的方式及相关安排
1.本次吸收合并完成后，龙源公司所有资产、债权债务、
未完业务，均由公司无条件承受。龙源公司法人主体将注销。
2.本次吸收合并经批准完成后，公司注册资本保持不变，
2
公司名称、股权结构及董事会、监事会、高级管理人员也不因
本次吸收合并而改变。
3.本次吸收合并不涉及资源或经济利益的流入或流出，不
构成关联交易，也不构成《上市公司重大资产重组管理办法》
规定的重大资产重组。
三、本次吸收合并对公司的影响
公司吸收合并龙源公司有助于实现资产和管理架构的优化
整合，提高运营和决策效率，减少法人户数及管理链条，降低
管理成本。龙源公司为公司全资子公司，其财务报表已纳入公
司的合并报表范围，本次吸收合并为同一控制下的企业合并。
本次吸收合并不会对公司的正常经营产生实质性的影响，也不
会损害公司及全体股东的利益。
公司十一届十四次董事会已审议通过此议案，现提交股东
大会审议。
以上议案请审议。
华电能源股份有限公司
2024 年 12 月 23 日
3