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。
12024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1700万1152.7万元/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1800万元
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11623亿元，净资产3630亿元，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
8000万元人民币，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。
54.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32427.71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32427.71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242419万元。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
18693万元，其中：发电产业相关项目183项，金额为14417
万元;供热项目15项，金额为4276万元。
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18000万元。
综上，2024年公司投资金额由242419万元增加至279112万元，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14417万元）1、2024年技术改造项目（63项，2024年安排投资计划
10128万元）
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41.2024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/Nm3、SO2排放浓度不高于
23.脱硫系统：新建石灰石-石膏245
超低 300mg/Nm3、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/Nm3。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/Nm3、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/Nm3、烟尘排放浓度不高于 电气部分改造。
排放
50mg/Nm3。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排放浓度不超过锅炉（含电力）进行超低排放改造。 335mg/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、
650
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、7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；
10124
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102.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
112.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（3～6）%，
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（8～10）%，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 163.6m3。
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365.7m3。
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。
哈三33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1GB/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
26190
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
2770
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
28150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=8.0m3，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 220kW2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。
牡二88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2.0m3的铲斗一个、1.0m3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
392023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φ1.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
42109
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
43180
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12.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41.4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
55170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，结片及更换后，可消除3号汽轮机转子论如下：叶片已经受到不可逆的损隔板20级、21级、22级叶片缺陷，伤，临时修复处理方案，后续使用更换提高机组运行可靠性，保证发电寿命无法准确评估，存在叶片断裂及供热安全。
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 3500m3、除水器
2.2024年小修过程中发现2号冷
齐热21000㎡、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。
613.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
630
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3442万元。
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4276万元）
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
3600m3，回填砂约2700m3，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* 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*12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
3404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20061.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119902.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服更新项目致信号传输不准确，造成实际阀务器4台。
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5115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18000万元)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18000万元，其中设备购置费17600万元、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：790733.62万元人民币
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
2911426.04万元，负债总额2288305.38万元，净资产
623120.66万元，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：3000万元人民币
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6360万元，负债总额1998万元，净资产4362万元，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
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沪公网安备31011802005267号
