国电电厂工作报告

国电电厂工作报告（精选9篇）

1.国电电厂工作报告 篇一

国电电厂拆迁工程佣金协议

甲方：身份证号：

乙方：

见证方：身份证号：

一、经三方友好协商就电厂拆迁工程达成以下协议。甲方责义务：

1、甲方确保国电

2、甲方必须协助乙方做好投标和签约的商务工作，含标底和陪标等。应切实做到万无一失。本次六套50万千瓦发电机组拆迁销售价预估1—1.2亿元人民币，甲方不能保证销售价格，给厂房交纳的中标款分批支付。

3、甲方应尽职尽责确保本次投标和鉴定拆迁合同以最短时间完成，如乙方工程技术人员和法人（授权委托人）到达电厂后不能及时投标和签约甲方无条件当场向乙方提供3000元人民币作为往返费用，乙方立即返回。

二、乙方责任和义务

1、乙方应积极配合甲方做好投标签约等各项工作，拆迁资质不得低于国家二级资质，应提供：营业执照、组织机构代码、税务登记、资质证书、安全施工许可证、开户许可证、工程师技术员证书、业绩证书等。（原件副本，另加复印件加盖公章两套）。

2、乙方到达的经济实力，由电厂方派员一同前往银行验证银行卡或存折的余额，余额的金额不得低于2000万元人民币，如经济实力达不到而不能投标，往返费用由乙方自行承担。

3、乙方中标后开始施工时必须同时支付佣金，该佣金额度为1000万元人民币其中600万元汇到甲方指定的银行帐户或卡上，另400万元汇到见证人的卡上。否则不准开工，本次佣金不含任何税费（税后）。由于乙方不能按时交纳佣金所造成的停工误工等一切经济损失均由乙方承担。

4、本协议一式六分三方各持两份，各方签字盖章生效。

甲方：乙方：见证方：

年月日

2.国电电厂工作报告 篇二

国电集团持续调整优化电源结构, 加快发展相关产业, 战略转型取得重大进展。截至2011年底, 国电集团清洁可再生能源占总装机容量的22%, 利润同比增长19.7%;相关产业资产总额同比增长77%。

目前公司火电30万千瓦以上机组占87.9%, 60万千瓦以上机组占64.2%, 火电单机容量提高到32.7万千瓦;风电装机容量达到1 226万千瓦, 稳居亚洲第一、世界第二, 国内首座海上潮间带示范风电场、首座大型低风速风电场顺利投产;水电装机容量达到1 072万千瓦, 装机170万千瓦的大渡河猴子岩水电站开工建设;太阳能发电装机达到26万千瓦, 在新疆吐鲁番建成国内首例槽式太阳能热发电项目。

国电集团通过有机延伸发电产业链, 基本形成以发电为主, 煤炭、科技环保、金融保险、物资物流协同发展的格局。

3.国电电厂工作报告 篇三

摘要:降低机组的标煤耗率，提高机组的热经济性，拟对国电汉川电厂三期扩建工程进行冷端优化，本文对两种优化方案进行了技术经济比较和分析。

关键词:冷端优化;技术经济比较

中图分类号：TK264.1 文献标识码：A文章编号：概述

国电湖北汉川电厂一、二期装机4×300MW，三期扩建2×1000MW超超临界燃煤发电机组，同步配套建设烟气脱硫、烟气脱硝设施。

近年来，随着我国经济的快速发展，对能源的需求不断增加，有效地提高发电厂热效率、降低煤耗至关重要。冷端优化方案

2.1 主机型式及参数

本工程三大主机型式及参数如下：

(1)锅炉：采用东方锅炉厂生产的超超临界参数变压直流炉，主蒸汽出口压力为27.56MPa(a)，温度为605℃，最大蒸发量为2991.3t/h，锅炉BMCR工况保证效率为93.6%。

(2)汽机：采用上海汽轮机有限公司汽轮机，超超临界，主蒸汽进口压力为26.25MPa(a)，温度为600℃，THA工况主蒸汽流量为2708.7 t/h，THA工况下保证热耗为7347kJ/kW.h。

(3)发电机：采用上海汽轮发电机有限公司发电机，水-氢-氢冷却，无刷励磁。

(4)循环冷却水系统：采用自然通风冷却塔二次循环供水系统，补给水取自二期工程循环水泵前流道。

2.2 电厂水源

电厂目前的装机容量为4×300MW，取水水源为汉江。取水比值a=100/156=0.64，取水比较困难，加上电厂直流排水中携带有大量的废热，增加对环境的不利影响。

2.3 优化方案

本期工程5号机组凝汽器采用双背压、双壳体、对分单流程表面式凝汽器，通过循环水系统优化和冷端优化后，冷却水进口设计温度为22.6℃,确定凝汽器设计平均背压为5.3kPa(a)，凝汽器换热面积为58000m2，循环冷却水量为28m3/s（100800t/h）。

为了降低6号机组的标煤耗率，拟对6号机组循环水系统和凝汽器进行技术经济比较，并对以下方案进行技术经济比较。

方案一：凝汽器换热面积保持58000m2，换热管内冷却水流速提高至2.43m/s，凝汽器设计平均背压可降至5.11kPa(a)，循环冷却水量需增加3.06m3/s（11000t/h）,凝汽器水阻增加18kPa。每台循环水泵的设计流量需提高至10.82m3/s，设计扬程需提高至27.6mH2O，电机额定功率为3800kW。

方案二：凝汽器换热面积增大至60000m2，换热管内冷却水流速为2.35m/s，凝汽器设计平均背压可降至5.08kPa(a)，循环冷却水量需增加2.78m3/s（10000t/h）,即冷却水量达到30.78m3/s（110800t/h），凝汽器水阻增加10kPa。每台循环水泵的设计流量提高至10.82m3/s，设计扬程提高至26.9mH2O，电机额定功率为3800kW。

对上述二种方案，由于循环冷却水量加大，凝汽器平均背压降低，供水冷却塔面积需要由13000m2增加至15000m2，增加初投资约1000万元。

2.4 机组热经济性影响

通过冷端优化后，机组设计平均背压每降低0.1kPa，机组热耗值将减少约4 kJ/kW.h。优化方案一设计平均背压降低了0.19kPa，THA工况下机组热耗值将减少约7.6kJ/kW.h，机组热耗值约为7328.4 kJ/kW.h。优化方案二设计平均背压降低了0.22kPa，THA工况下机组热耗值将减少约8.8kJ/kW.h，机组热耗值约为7327.2 kJ/kW.h。

凝汽器循环水量和凝汽器水阻的增加，方案一3台循环水泵共增加功率1541kW，厂用电率约增加0.154%，方案二3台循环水泵共增加功率1220kW，厂用电率约增加0.122%。技术经济比较

3.1 电厂初投资比较

对于上述方案，设备初投资增加的费用列表如下：

3.2 热经济性比较

6号机组经过冷端优化后，可有效降低机组热耗，但由于循环水泵耗功增加引起厂用电率有所增加。现将这二种方案的机组热经济性与5号机组进行比较：

说明：每吨标煤价按1000元计算。技术经济分析

通过上述技术经济比较可见，二种方案的技术经济指标比较接近，虽然方案二电厂初投资增加较多，但其技术经济指标更优，年节省燃料费用约160万元，与方案一相比年节省燃料费用约20万元。

4.1 机组经济性分析

按照机组运行年限20年，贷款年利率为7.02％，根据费用现值比较法进行综合经济比较，结果如下：

方案一：

按年值法进行比较，则该优化方案比5号机组每年可节省费用:

2）方案二：

从以上计算结果比较可看出，方案二的投资略高于方案一140万元，热经济性略优于方案一，经综合比较方案二的经济性优于方案一。

4.2 敏感性分析

由于方案二的技术经济性要优于方案一，下面只对方案二进行敏感性分析。结果如下：

4.2.1 当标煤价上下浮动时，而年利用小时数以及贷款利率不变的情况下

4.2.2 当年利用小时数上下浮动时，而标煤价以及贷款利率不变的情况下

4.2.3 当贷款利率在现有基础上上下浮动时，而标煤价以及年利用小时数不变的情况下

综上所述，机组的经济性对标煤价和年运行小时数的影响比较敏感。

4.3 环保效益

按6号机组在提高效率、节约煤炭的同时，也减少了污染物的排放。方案二每年可节约标煤1600吨，并减少SO2、NOX排放量。结论

4.国电电厂工作报告 篇四

生 产 厂 长：于圣波 总 工 程 师：于万春 值 长 组 组 长：王 毅 燃料管理部主任：李春水 生 产 部 主 任：陈广志 生产部副 主 任：赵永洁 生 产 部 专 业：宁晓南 编 制：宁晓南

国电吉林热电厂 2008年9月17日

国电吉林热电厂锅炉投油取样管理规定

为加强全厂燃油管理工作，降低燃油消耗量，提高全厂经济效益，本着管理工作细化，责任制落实，考核公正与公平的原则，按照厂有关要求，决定对2007年12月25日制定的《国电吉林热电厂燃油管理规定》（修订版）中的第四部分（即锅炉灭火、制粉系统爆破及燃烧不好投油稳燃取样管理规定）有关内容进行重新修订。

为检验锅炉当发生锅炉灭火、制粉系统爆破及锅炉燃烧不好投油稳燃进行取样的准确性，做到合理公正，通过采取取样、化验等方法，准确鉴定出锅炉运行的真实工况，落实责任划分，同时做好设备消缺及锅炉启停炉用油记录，特重新做出如下规定：

一、锅炉发生灭火及制粉系统爆破时取样管理规定

1、当锅炉发生灭火时，应取3个给粉机粉样。

2、当锅炉发生制粉系统爆破时，应取3个给粉机粉样。并取该爆破侧给煤机煤样及磨煤机罐内粉样。

二、锅炉发生燃烧不好投油稳燃管理规定

1、锅炉发生燃烧不好投油取样原则：只要是稳燃用油投油就取样。

2、当老厂锅炉发生燃烧不好需要投油稳燃时，单台炉稳燃用油应取2个给粉机粉样。

3、当老厂多台炉（两台炉以上）发生燃烧不好投油稳燃时，应取至少3台炉给粉机粉样。

4、当200MW机组锅炉发生燃烧不好投入等离子装置后，仍需要投油稳燃时，应取2个给粉机粉样。

三、锅炉起、停炉及设备消缺用油管理规定

1、锅炉司炉记录本应详细记录锅炉起、停炉及设备消缺原因及用油解、投油时间。

2、老厂锅炉班长及200MW机组单元长A9微机记录，应记录锅炉起、停炉及设备消缺原因及用油量。

四、锅炉其它用油管理规定

除上述锅炉用油外，在实际工作中还会遇到其它锅炉用油情况，如：锅炉粉仓温度高需要进行事故降粉过程中投油稳燃；锅炉进行检修前、后试验组做试验时，遇到低负荷情况需要稳燃用油；锅炉遇到系统故障（如电气、汽机原因）时需要稳燃用油等情况。遇有上述等情况，运行应做好记录及烧油量。

五、锅炉稳燃投油取样程序管理规定

1、锅炉稳燃投油后，应立即汇报值长，由值长负责联系燃料调度进行取样。

2、燃料调度接到值长命令后，应在25分种内到达锅炉现场。

3、老厂锅炉班长及200MW机组单元长，应在A9微机内做好燃料调度到达锅炉现场时间。

4、只有在燃料调度到达锅炉现场时，锅炉运行才能进行锅炉稳燃用油的取样工作。

六、锅炉稳燃投油煤质化验标准

锅炉稳燃投油煤质化验，以化学分场试验班煤组化验单结果为标准，鉴定锅炉稳燃投油煤质好坏。

由于老厂及200MW机组目前已经按照龙华公司要求进行掺烧经济煤种，根据实际情况，老厂应以掺烧经济煤种后炉前煤煤质为标准，200MW机组应以直上经济褐煤（不混配烟煤）炉前煤煤质为标准。现对老厂及200MW机组稳燃投油炉前煤标准进行调整，具体规定如下：

（1）老厂1-9号炉稳燃用油煤质化验标准：收到基低位发热量：18.015MJ/kg（4308大卡/kg），干燥无灰基挥发份34％。

（2）200MW机组锅炉稳燃用油煤质化验标准：收到基低位发热量：11.578MJ/kg（2769大卡/kg），干燥无灰基挥发份52％。

具体标准的计算详见2008年9月17日燃料管理部制定的附表内容。

七、取样考核内容

1、遇有锅炉煤质低劣、投油不及时等因素造成锅炉灭火情况时，相关考核由厂统一决定。

2、各相关单位，应做好锅炉投油各项记录，各项记录以A9记录为准（口头传达无效），对漏记、未作记录的，每次考核100元。（例如：燃料部取3号炉4号给粉机粉样、14号炉取8号给粉机粉样；投油后汇报值长等）。

3、燃料调度未在指定时间内到达锅炉现场，每次考核100元。

4、化学分场试验班煤组应认真做好煤质化验分析，备好样品，做到化验数据准确，发现弄虚作假，每次考核300元。

5、其它考核内容仍执行2007年12月25日厂制定的《国电吉林热电厂燃油管理规定》（修订版）标准。

国电吉林热电厂 2008年9月17日 附表：经混配上煤后，炉前煤质量标准

老厂1-9炉：

每天混配21车舒兰煤，上北煤150车。

舒兰煤平均热值11.578MJ/kg（2769大卡/kg），平均挥发分：52%； 烟煤平均热值18.916MJ/kg（4524大卡/kg），平均挥发分：32%； 炉前煤标准为：热值：18.015MJ/kg（4308大卡/kg），挥发分34%。（1）混配后热值计算方法：(21×11.578＋150×18.916)/(21+150)=18.015 MJ/kg（2）混配后挥发分计算方法：(21×52＋150×32)/(21+150)=34% 200MW机组：

直上舒兰煤平均热值：11.578MJ/kg（2769大卡/kg），平均挥发分52%； 炉前煤标准为：热值：11.578MJ/kg（2769大卡/kg），挥发分52%。

5.国电电厂工作报告 篇五

各专业班组设置及分工

（试行）

一、锅炉专业：

1、锅炉本体班：班长：宋国发 班组电话：2351 管辖设备：

一、锅炉本体班设备：

1、#

1、#2炉本体及汽水系统：汽包、下降管、水冷壁、再热器、省煤器、过热器的受热面管、联箱；炉本体所有人孔门、防爆门、看火孔及附属设备；锅炉金属密封及附属设备；冷灰斗、排渣竖井、钢架、刚性梁。

2、燃烧系统：燃烧器及其附属设备；燃烧器风箱及其附属设备；喷口风箱及其附属设备、油枪、燃烧器二次风小挡板。

3、从磨煤机出口气动插板门（不含插板门）至喷燃器的煤粉管道、弯头、膨胀节、支吊架。

4、风烟系统：空预器本体、减速机、稀油站及其冷却系统、冲洗系统、疏导式密封等附属系统。空预器出口一二次热风挡板、烟气挡板。送风机出口挡板（不含挡板）以后的二次风风道及挡板门。

5、一二次风暖风器本体。等离子暖风器本体。

6、负压吸尘系统。

7、脱硝系统SCR反应器、混合器、稀释风机、氨气泄漏检测器、排放系统、消防系统等所有附件。脱硝烟气入口挡板。

8、#

1、#2炉锅炉房范围内暖气及消防水系统。

2、锅炉辅机班：班长：李宏伟 班组电话：2352 管辖设备：

1、#

1、#2炉液压关断门及附属设备.2、燃烧系统：油火检冷却风机、煤火检冷却风机、等离子载体风机、等离子冷却风机、等离子冷却水泵以及上述风机及水泵的出入口阀门。燃油泵房卸油泵、供油泵、污油泵。

3、制粉系统：煤闸门、落煤管及连接部分；给煤机及其附属设备；磨煤机及其冷却水系统、油系统、磨煤机加压装置及其附属设备、煤粉分离器、粉管及附属设备、灭火设备、磨煤机出入口风门挡板、风道、密封风机、密封风机及其附属设备、密封风管路系统；等离子暖风器及其附属设备。

4、风烟系统：引风机、送风机、一次风机、火检风机、风烟道及进出口挡板、联络挡板、导向板及其附属设备；送、引、一次风机液压、润滑油及冷却水系统及其附属设备；送风机、一次风机消音器；空预器疏导风机。一次风进暖风器前风道（以进暖风器前第一道法兰为界不含第一道法兰）及挡板、空预器出口热一次风挡板门（不含挡板门）后风道及阀门附件归辅机班，其余风道及其他附件归本体班。二次风以送风机出口挡板后法兰为界，之前的设备归辅机班，之后的归本体班。

5、暖风器疏水泵。石子煤排污泵。

6、除渣系统：干式排渣机、碎渣机、斗式提升机、渣仓系统及其附属系统设备，电动三通及其附属设备、炉底渣处理系统的设备、干灰散装机和双轴搅拌机及附属设备。

7、空压机房内设备及其冷却水系统。空压机后部空气干燥机。

8、#

1、#2炉送风机室暖气及消防水系统。

9、锅炉房以及吸风机、送风机、空压机室和燃油泵房通风设备（机械部分）。

10、中央空调机械部分。

3、管阀班（负责汽机及锅炉侧管阀设备）：班长：汤善军 班组电话：2353 管辖设备：

锅炉侧：

1、燃油系统：燃油系统管道阀门、燃油泵房及燃油系统所有设备及其附件（不含泵），燃油伴热系统管道及阀门附件，等离子点火器的冷却水冷却风管道及阀门附件。

2、疏放水系统：汽包、水冷壁、过热器、再热器、省煤器、给水管路、暖风器等疏放水系统管道及阀门。定排扩容器、连排扩容器及其附属设备。

3、压缩空气系统：压缩空气储气罐其阀门等附件，锅炉房内压缩空气管道及其阀门等附件（不含除灰脱硫系统）。

4、锅炉管阀：汽包、过热器、再热器安全门和过热器PCV阀及各消音器；流量、压力、化验取样阀，过热器联箱、主蒸汽管、汽包、再热器联箱空气门；省煤器再循环门、事故放水门及管道；汽包水位计、管道阀门、加药门；炉侧排污（定排连排）、加热、疏水、给水、减温水系统、冲氮等管道阀门。

5、暖风器系统：一二次风暖风器及等离子暖风器加热蒸汽来汽、疏水管道及阀门、疏水泵出入口阀门。

6、辅助蒸汽系统：联箱、管道及阀门，各种伴热管道、阀门及附件。

7、锅炉厂房冷却水系统母管及其附件。（各设备冷却水自其冷却水出入口门为界含出入口门归各设备管辖班组管辖）。

8、#

1、#2炉引风机室、空压机室、燃油泵房以及检修楼暖气及消防水系统。

9、磨煤机消防蒸汽系统及其疏水系统。以消防蒸汽进磨煤机法兰为界，之前的管道及阀门附件（含消防蒸汽疏水）属管阀班，之后归辅机班。汽机侧：

1、汽机房压缩空气管路系统。

2、生水加热系统。

3、汽机厂房内所有管道支吊架及管道蠕胀测点、金相监督测点。

4、汽机厂房内的汽、水等各种管道、阀门。

5、主蒸汽、再热蒸汽系统：主蒸汽、再热蒸汽管道系统和阀门及附件等。

6、汽轮机的抽汽系统：汽轮机的1—7段抽汽管道及阀门等。

7、辅助蒸汽系统：辅汽联箱。

8、空冷岛：空气供给系统、尖峰冷却系统、空冷岛凝结水管道及阀门、蒸汽分配管道及阀门、抽真空管道及阀门、排气管道及冲洗管道及阀门。

9、配汽机构：阀门门杆漏汽系统、导汽管及系统管道、阀门及附件等。

10、热网系统：热网加热器、热网除氧器及水箱本体外管道阀门、疏水箱、管道、阀门及其附件等。

11、氮气、二氧化碳系统：氮气、二氧化碳管道、阀门及其附件等。

12、工业回收水系统：水泵、阀门、管道及其附件等。

13、轴封系统：多级水封及其管道、阀门等。

14、加热器汽水、疏放水系统：高、低压加热器疏水系统及疏放水管道、阀门及附件等。

15、管道疏水系统：汽机房本体疏水扩容器、事故疏水扩容器、疏水集管、疏水管道和阀门等。

16、开式冷却水系统：机力通风冷却塔、旋转滤网及其系统管道、阀门及其附件。

17、闭式冷却水系统：闭冷器、膨胀水箱及其管道和阀门等。

18、凝结水系统：低压加热器、凝结水贮水箱、凝结水排污系统及其管道和阀门等。

19、除氧器、高压加热器系统的管道和阀门等。20、凝结水系统及其疏放水、管道、阀门及附件等。

21、旁路系统：高、低压旁路及其减温减压装置、管道、阀门及附件等。

22、辅助蒸汽系统：辅汽系统管道、阀门及附件等。

23、汽水取样系统。

24、综合水泵及消防水泵（电泵和柴油泵）系统管道、阀门及附件等。

25、城市供水管网系统、城市污水供水系统所属管道、阀门、泵类及其附属设施。

26、综合水泵、消防泵以及化水和中水、污水泵房暖气及消防水系统。

二、汽机专业

1、汽机本体班：班长：程佩 班组电话：2349 管辖设备：

1、汽轮机本体及其附属设备：汽缸、各轴承（箱）、顶轴油系统、盘车装置、滑销系统、低压缸喷水减温装置、本体疏水、高排逆止门、快冷装置及附属设备等。

2、空冷岛系统：空冷凝汽器系统、清洗系统、换热翅片的冲洗、维护、检修工作。

3、EH油系统：包括集装油箱、EH油泵及管道、液压调节系统内的部套及连接管道、阀门及附件等。

4、配汽机构：高压主汽阀、主汽调节阀、中压联合汽阀的维护、检修工作；

5、汽轮发电机组润滑油系统：主油泵、主油箱、交流润滑油泵、直流事故油泵、排烟风机、冷油器、滤网、加热器系统管道、阀门及附件等。

6、汽轮发电机组润滑油净化系统：油净化装置、污油箱、净油箱、输油泵、滤油装置、系统管道、阀门及附件等。

7、发电机的密封油系统：包括油泵、真空泵、滤网、差压阀、溢流阀、油箱、排氢风机、系统管道、阀门及附件等。

8、发电机定子冷却水系统：定子冷却水箱、冷却器、滤网、定冷水离子交换器系统管道、阀门及附件等。

9、柴油发电机系统。

10、凝结水系统：排汽装置、热井。

11、轴封系统：轴封加热器、轴抽风机。

12、事故放油池及放油管道、阀门等。

13、热网系统：热网加热器、热网除氧器及水箱本体及附件。

14、汽机厂房内氢气管道、发电机氢气干燥及其附属设备等。

16、汽机房内暖气系统（包括集控楼）。汽机房通风设备（机械部分）。

2、汽机辅机班：班长：徐鹏飞 班组电话：2350 管辖设备：

1、热网系统：水泵热网循环水泵、热网补水泵、热网疏水泵及其附属系统

2、开式冷却水系统：开式冷却循环水泵及其附属系统。

3、闭式冷却水系统：闭式循环冷却水泵及其附属系统

4、凝结水泵及其附属系统

5、凝结水补水泵凝结水补水泵、凝结水输送泵及其附属系统。

6、给水系统：电动给水泵组及其附属系统

7、发电机定子冷却水系统：定子冷却水泵及其附属系统。

8、空冷冲洗泵房及其附属系统。

9、机械真空泵及其附属系统。

10、综合水泵、消防水泵（电泵和柴油泵）及附属设备。

11、化水、中水及污水系统。

12、机组排水槽系统，水泵及其附属系统。

13、凝结水精处理系统。

14、机炉加药及开式循环水加药系统。

15、汽机房内消防水系统（包括集控楼）。

16、制氢系统：制氢设备、水泵、碱泵、储氢罐、阀门、管道、容器及其附属设备（包括汽机厂房外氢气管道）。

17、氨存储和制备系统：卸料压缩机、储氨罐、液氨蒸发器、缓冲罐、加热器、稀释罐等。

18、综合水泵和消防水泵以及化水、中水及污水泵房通风设备（机械部分）。

三、电气专业

1、电检一班：班长：李德 班组电话：2354 管辖设备：

1、发电机本体及其附属设备。

2、灭磁开关、励磁整流柜刀闸、可控硅、电容、电阻、风机、励磁交、直流封闭母线等。

3、所有的高压电机和低压电机；所有的高压和低压电缆。

4、发电机、高压电机、低压电机的接地。

5、电缆桥架、竖井、夹层、电缆沟的正常维护，包括抽水、漏水点查找、防火封堵及卫生清理工作。

6、发电机碳刷更换工作。

2、电检二班：班长：王平班组电话：2355 管辖设备：

1、升压站一次设备，包括：330kV SF6断路器、330 kV电流互感器、330 kV电压互感器、330 kV隔离开关及组合电器、330 kV母线连接等设备本体连接附件、一二次电缆（不含断路器端子箱、PT端子箱、CT端子箱、隔刀端子箱本体）。

2、电流、电压互感器的特性试验。

3、主厂房内6kV开关柜插头、连接于插头上的回路及小车开关、开关柜等部分，柜内电流互感器、电压互感器、零序电流互感器校验。

4、主厂房内400VPC段、MCC段一、二次设备, 厂前、化学区域400VPC段、MCC段一、二次设备，包含柜内电流互感器、电压互感器、零序电流互感器校验。

5、主厂房辅机设备就地控制箱及其电源系统、与设备本体连接部分。

6、全厂路灯照明，主厂房照明系统、检修电源系统、通风电源系统。

7、直流母线、蓄电池、直流充电装置、直流母线绝缘监视装置、直流馈线屏电源侧（包括负荷开关电源侧端子的压接），相关一、二次电缆。

8、主变压器、高厂变、起备变及其附属设备，含套管式电流互感器、压力释放装置、瓦斯继电器拆装校验配合工作、气体在线监测装置、通风冷却装置及控制箱及其控制回路，中性点接地装置、间隙。

9、空压机就地控制箱及其电源系统。

10、全厂接地网，包括开关柜、端子箱、就地控制柜等电气设备接地系统。

11、发电机出口至主变间的离相封闭母线及其配套设备（电压互感器、电流互感器、中性点接地变压器、避雷器、微正压充气装置、绝缘监测装置、主回路短路实验连接装置、伸缩接头、防潮呼吸器、测温装置、疏水泄放装置、隔氢及自动排氢装置、外壳端部铝短路板），发电机出口至高压厂变的共箱封闭母线。

12、励磁变压器、共箱母线等。

13、低压厂用变压器，包括锅炉变、汽机变、空冷变、除尘变、脱硫变、照明检修变、公用变、化水变、输煤变、翻车机变、厂前区变、工业废水变、中水变等全厂所有低压厂用变压器及其附属设备，包括测温元件。

14、高压变频装置及附属设备。

15、除输煤、除灰系统、脱硫（岛）系统外全厂所有通讯线路。

16、除发包方负责的电气试验外，《DL/T 596-2005 电力设备预防性试验规程》中规定的所有定期试验。

17、柴油发电机控制部分。

18、中央空调以及各车间的空调设备和通风设备。

四、热控专业：

热控班：班长：邵菁 班组电话：2356 管辖设备：

1、就地压力表。

2、双金属温度计。

3、就地数显表。

4、仪表取样管路。

5、电动门配电柜及热控MCC。

6、电动门及电动门执行机构。

7、电动门及气动门执行机构。

8、抽汽逆子门执行机构。

9、四管泄露监视以及火焰监视。

10、锅炉油点火系统以及等离子点火热控设备。

11、仪用气源取样管路。

12、化学仪表。

13、工业电视。

14、火灾报警及自动灭火系统。

6.国电南自承接的苏丹项目成功投运 篇六

近日, 由国电南京自动化股份有限公司 (简称国电南自) 承接的苏丹项目35 kV、11 kV共计8座变电站成功投运。

该项目是苏丹的工业建设项目, 位于非洲东北部红海沿岸, 撒哈拉沙漠东端, 属热带气候, 常年高温少雨, 旱季炎热干燥, 条件艰苦。国电南自承担该项目中的电力供电系统工程, 包括8座变电站的全套电力设备:电力变压器、配电变压器、断路器、高/低压开关柜设备、继电保护装置、变电站综自监控系统、调度模拟屏、交直流电源系统、应急发电机组等设备成套供货、出口通关商检集港、外方人员培训和技术设计服务, 以及设计图审核、设备选型优化、系统调试等现场技术服务。

该项目是国电南自贯彻落实华电集团公司“走出去”的战略部署的举措, 项目的成功实施对于推进中非合作以及帮助苏丹当地工业经济建设、提升该国工业的发展水平具有积极意义。

7.国电集团2008年工作综述 篇七

——集团装机容量突破7000万千瓦暨2008年工作综述 随着国电北仑三期6号机组的顺利投产，中国国电集团公司自2007年年底突破6000万千瓦之后，于2008年年底装机规模超过7000万千瓦，达到7023万千瓦。从6000万千瓦到7000万千瓦，国电集团走过了不平凡的2008年。在复杂多变、悲喜交加的2008年，国电集团紧扣企业发展主旋律，着眼长远，积极应对，主动出击，淋漓尽致地表现了国电人不畏艰难、迎难而上的拼搏精神，为中国电力事业的发展、为中国改革开放30周年献上了大礼。

2008年，国电集团新一届领导班子在汶川大地震等自然灾害面前，在举国共庆的“奥运时刻”，沉着镇定，坚定不移地承担责任、履行使命；在历史罕见的金融危机面前，面对日益严峻的经营形势，大刀阔斧，锐意改革。在新一届领导班子的带领下，国电集团在奉献中高歌，在改革中前进。细细盘点国电集团的2008年工作，可以提炼出好多相对独立又相互交织的关键词，比如企业转型、扭亏增盈、抗灾保电、奥运保电、节能减排、社会责任

关键词之一：企业转型

2008年3月31日，国电集团领导班子进行重要调整，朱永芃出任国电集团总经理。面对崭新的发展形势，朱永芃上任伊始，就深深感受到了企业转型的重要性和紧迫性，并开始深入思考和研究推动企业转型之路。6月16日，党组书记乔保平的加盟，为国电集团的发展壮大新添了力量。

7月9日，在国电集团2008年年中工作会议上，朱永芃在分析当前形势时明确表示，发电产业发展压力日益增大，推进电源结构和产业结构调整，加快企业转型势在必行。为此，国电集团旗臶鲜明地提出，到2010年要基本完成企业转型，初步建成国内一流的综合性能源集团。

随后，国电集团在向综合性能源集团转变的道路上迅速行动，迈出了坚实步伐。5月，国资委确认在“电力生产、热力生产和供应”、“相关专业技术服务”两大主业的基础上，添加“与电力相关的煤炭等一次能源开发”为国电集团新增主业。6月11日，国电内蒙古能源有限公司正式成立，标志着国电集团成功重组平庄煤业集团，拥有其煤炭储量28.4亿吨。截至11月底，平煤今年产量已突破2000万吨。这是国电集团实施蒙东能源开发、延伸上下游产业链的重要一步。

与此紧密相关的，国电东北电力有限公司于9月16日与葫芦岛市政府签署框架协议，筹建葫芦岛5000万吨煤码头项目，为蒙东煤炭寻找出海口。此外，国电集团年内还组建了国电宁夏太阳能有限公司，规划建设规模为年产5000吨多晶硅项目，计划总投资50亿元。

以上提到的项目虽然只是“点”，但这些“点”的背后是网状的“面”。目前，国电集团已经全面实施多元化发展战略，全力以赴向综合性能源集团前进

关键词之二：扭亏增盈

迄今为止，可以说2008年是电力行业历史上最为艰难的一年。电力行业出现全面亏损

冰冻三尺，非一日之寒。电力企业亏损，从年初就开始积累。今年煤炭产运需衔接期间，重点合同煤每吨普涨30元～40元，使发电企业全年新增数百亿元成本。加之南方罕见冰雪灾害影响，五大发电集团首季度亏损28亿元。进入二季度，煤炭涨价愈演愈烈，市场煤价普遍突破1000元/吨，另一方面则是重点合同煤兑现率极低。同时受地震灾害等因素影响，电力企业的亏损益重。

日前，国资委将电力行业亏损定性为“政策性亏损”。当整个电力行业都处于水深火热之中时，谁都难以独免。在困境中，国电集团积极行动，迅速应对。5月10日，国电集团下发《关于开展扭亏增盈工作的紧急通知》，对扭亏增盈提出了13项具体要求，要努力增加收入，要大力降低固定成本，进一步压减可控费用。

7月9日～10日，国电集团年中工作会将“深入挖掘潜力”提升到前所未有的高度。9月19日，国电集团召开扭亏增盈电视电话会议，对扭亏增盈做出进一步部署。朱永芃明确提出八项具体要求，要建立滚动预算机制、理顺燃料管理体制、加大节能降耗力度。

“一手抓扭亏增盈，一手抓企业转型”成为十万国电人共同的心声和行动。合理安排发电量，优化发电效能，严格控制生产成本，压减修理费、技改费和管理费，样样措施齐上阵。截至10月底，国电常州燃料公司在保障自用煤的同时，对外销售煤炭80万吨，实现利润1870万元；谏壁电厂拓宽融资渠道，减少财务费用1249万元；汉川1号机组通流改造项目获得国家节能技改财政奖励1068万元；黄金埠电厂2007年应缴企业所得税全额退回1078万元……据初步统计，今年1～10月份，国电集团度电材料费、修理费及其他费用水平同比降低1.2厘/千瓦时！

关键词之三：全力保电

对中国来说，2008年是个大悲大喜之年。所谓大悲，是遭遇年初南方冰雪灾害和“5〃12”汶川特大地震灾害。所谓大喜，是8月份迎来了北京奥运会的胜利举行。无论大悲还是大喜，“保电”都成为其中的重要主题，国电集团都义无反顾，冲在最前线。

年初南方冰雪灾害期间，艰苦卓绝、惊心动魄的电力保卫战感动中国，震撼世界。国电贵阳电厂苦苦支撑贵阳电网，带贵阳电网一半负荷；永福电厂带桂林电网孤网运行，避免桂林市陷入全黑；凯里电厂上演“一厂托二网”，托起凯里和都匀两个电网……在冰雪灾害面前，国电集团高度重视，统筹安排，不惜一切代价保电煤，为夺取抗冰救灾的全面胜利立下了不可磨灭的汗马功劳。

旧伤未愈，又添新伤。人们尚沉浸在冰雪灾害的阴影中，历史罕见的特大地震灾害袭击了中国。“5〃12”汶川特大地震发生后，国电集团总经理朱永芃立即奔赴抗震救灾第一线，不顾安危，亲自坐镇前线指挥抗震救灾工作。国电在川发电企业迅速采取措施，恢复地震中跳闸机组的生产供电，为抗震救灾提供了万分宝贵的电力保障。保证电力供应的同时，国电集团还组织力量，大力支援抗震救灾工作。历史会铭记，国电大渡河双江口公司组织员工与施工单位武警水电三总队连续奋战70多个小时，于5月15日21时率先打通马尔康至汶川的第一条交通生命线。同时，国电集团向灾区捐款7200余万元，并与东方电气集团签订了总价值82亿元的设备合同，为东方电气灾后重建注入新的活力。

大悲远去，迎来大喜。8月8日，世界瞩目的北京奥运会如期开幕。与北京奥运如影随形的，是一刻都不能放松的电力保障。国电大同第二发电厂、国电山东公司等担负着向北京主会场及奥运协办城市供电的重任。为落实奥运保电，国电集团成立了以主要领导为组长的奥运保电领导小组，先后多次召开专题会议，研究部署奥运保电工作。5月30日，国电集团下发长达6万多字的保奥运安全稳定总体工作方案和六个专项工作方案。国电集团总经理朱永芃、党组书记乔保平多次亲赴基层电厂检查奥运保电工作。历尽千辛万苦，换来无限荣耀，国电集团圆满完成奥运保电任务。

关键词之四：双学活动

奥运会后，上半年煤炭涨价造成的损失还没来得及消纳，中国发电企业的发展再次遭遇到了新的难题——受历史罕见的世界金融危机影响，国内社会用电量大幅降低，电厂发电利用小时数随之减少

善谋方能避过危局。危机面前，国电集团积极作为，认真谋划，果断应对。在国电集团年中工作会议召开以后，全系统认识空前统一，干部队伍空前团结，为应对危机提供了有力保障。与此同时，国电集团领导认真思考，寻找企业走出困境的突破口。在电力企业整体性亏损一时无法得到根本扭转的背景下，国电集团下属的苏龙发电有限公司却在总经理陶建华的带领下，全年仍实现了3亿多元利润，这不能不说是个奇迹。而创造奇迹的却是单机容量不大、设备并不先进的机组——苏龙公司共6台燃煤发电机组，总装机容量仅仅只有121.5万千瓦！

10月份，以国电集团总经理朱永芃、党组书记乔保平为代表的领导班子继4月调研月后再次分别亲赴华东、西北等区域电厂调研。朱永芃在重点考察了江阴苏龙发电公司、国电常州发电公司、国电谏壁发电厂等企业后明确提出，国电集团各单位要认真学习苏龙公司效益第一、与市场同步转型的经营理念，进一步发挥主观能动性，以加强燃料管理为突破口，解放思想、开拓进取。随后，乔保平在江苏召开座谈会就学习苏龙经验、学习陶建华事迹作出进一步要求。几天后，国电集团派出调研小组赶赴苏龙公司蹲点，研究分析苏龙公司经验和陶建华事迹。在充分调研的基础上，国电集团2008年生产经营工作会议召开。这次会议正式印发国电集团党组关于开展“学习苏龙公司经验、学习陶建华同志事迹，推进企业转型、实现扭亏增盈”活动的决定。

自此，结合学习实践科学发展观、结合国电集团发展实际的“双学活动”在国电集团系统内广泛而深入地展开。国电集团各部门、各单位掀起了学习苏龙经验、学习陶建华事迹的热潮。国电华东分公司为了帮助区域各电厂有效吸收“苏龙”公司在管理创新和技术创新方面的经验，整理了苏龙公司主要节能降耗措施十六条，形成区域管理创新和技术创新指导意见，有效地帮助了区域各电厂降低供电煤耗、综合厂用电率等技术经济指标；江苏各电厂对照集团年度指标，围绕燃料、金融和电力营销三个市场做文章，均实现了当月盈利……

“双学活动”的开展为国电集团尽快实现扭亏增盈找到了有力抓手。正如国电集团总经理朱永芃在12月下旬召开的务虚会上所说，“经营形势固然严峻，但国电集团平稳发展的基本面没有改变，挑战与机遇并存。”面对挑战，“国电集团将充分发挥自身优势，加快解决突出问题，扎扎实实开展工作，完全有条件把不利影响降到最低程度，变压力为动力、化挑战为机遇，继续推动国电集团科学发展。”

2008年，国电集团走过了一年的不平凡，同时也谱写了一年的英雄赞歌。现在，严寒的冬天即将过去，2009年的春天正在悄悄走来。新年头必然会有新气象，国电集团正在继续向着辉煌挺进，挺进……

集团公司装机突破7000万千瓦

一年一个新台阶。以国电北仑发电有限公司三期工程6号100万千瓦机组投产发电为标志，到2008年年底，集团公司发电装机容量突破7000万千瓦，达到7023万千瓦。这是集团公司自2007年年底突破6000万千瓦之后迈上的又一个新台阶。

集团公司成立6年来，紧跟国家电力发展的需要，实现规模发展与调整电源结构并举，取得了长足的进展。2008年，面对严峻的经营形势，集团公司上下团结拼搏，锐意进取，在扎实推进改革发展各方面工作的同时，电源项目发展和工程建设得到稳步前进。集团公司工程建设以控制工程造价、提高投产水平为工作重点，克服了项目核准难度大、资金紧张、原材料大幅涨价、外送不配套、设备供货不及时、冰雪地震灾害、保奥运等诸多困难，胜利完成了全年的工程建设任务。2008年集团公司新投产955万千瓦，随着西藏羊八井1000千瓦地热项目开工建设和并购湖南益阳发电厂，集团公司电源点分布拓展到了31个省（市、区）。2008年，集团公司还关停小火电机组160.5万千瓦，累计关停294.2万千瓦。

截至2008年12月31日，集团公司30万千瓦级及以上火电机组的比重，由组建初期的39.8%上升到78.3%；火电平均单机容量由13.3万千瓦/台上升到25.2万千瓦/台；60万千瓦级机组由3台增加到34台；百万千瓦超超临界机组

达到3台；风电由11.55万千瓦增加到288万千瓦，在全国发电企业中继续稳居第一，同时在亚洲排名第一，世界排名第六；供电煤耗由374.9克/千瓦时下降到341克/千瓦时，6年下降了33.9克/千瓦时。

作为集团公司7000万千瓦标志性机组的国电北仑三期6号100万千瓦超超临界燃煤发电机组，是国内首个安装低氮燃烧器和SCR脱硝装臵的百万千瓦机组，工程环保投资约占总投资的12.81％。据了解，国电北仑三期扩建工程建设两台百万千瓦超超临界燃煤发电机组，工程计划于2009年上半年全部竣工投产，届时，北仑电厂将拥有7台燃煤机组，总装机容量达到500万千瓦，年设计发电能力为275亿千瓦时。（赵卓）

评论员文章：科学发展谱新篇

2008年岁末，以国电北仑发电有限公司三期工程6号100万千瓦机组投产发电为标志，集团公司发电装机容量突破7000万千瓦，达到7023万千瓦。这是集团公司认真贯彻党的十七大精神，深入落实科学发展观，以“解放思想、改革创新、科学发展、构建和谐”为指导，围绕“转型企业、挖掘潜力、提高质量、创造一流”中心任务，正确应对国际国内复杂多变经济形势的严峻挑战，逆势而上，破冰前行，在刚刚过去的很不寻常、很不平凡的一年里，在经济困难明显增加的形势下取得的显著成绩，标志着集团公司在建设国内一流的综合性能源集团征程中迈上了新台阶，跃上了新高度，进入了一个新的起点。

实现装机7000万千瓦，不仅是量的突破，更是质的飞跃。集团公司在役的7000万千瓦装机中，百万千瓦超超临界机组已达到3台，风电机组达到288万千瓦，水电装机达464.9万千瓦，30万千瓦级及以上火电机组的比重，由组建初期的39.8%上升到78.3%，进一步凸显资源节约、环境友好和可持续发展理念，体现了加快推进由主要依靠增加资源消耗向集约型、创新型企业转变，由主要依靠规模扩张拉动向依靠规模质量效益协调拉动转变的发展思路，使集团公司投资结构更加合理，电源结构更加优化，市场竞争实力显著增强。

实现装机7000万千瓦，不仅增加了规模效应，更是为企业转型发展创造了条件。新增机组中，或是清洁环保的水电、风电机组，或是大功率、高参数、低能耗的火电机组。它们更大的效益空间和更强的抗风险能力为集团公司转型发展提供了更为可靠的效益保证。同时，主业的规模发展也为产业链的上下游拓展和

生产链的完整配套提供平台和机遇，进而能够促进相关产业加快发展，为集团公司由相对单一的发电集团向综合性能源集团转变奠定基础。

实现装机7000万千瓦，不仅坚定了我们战胜困难的信心，更是为企业又好又快发展探索了成功的经验。在过去的一年里，集团公司坚持项目建设与并购、规模发展与调整电源结构并举，特别是在基建中克服了因国家宏观调控和国际金融危机造成的资金紧张、原材料大幅涨价以及外送不配套、设备供货不及时、冰雪地震灾害等诸多前所未有的困难，胜利完成全年的工程建设任务。期间积累下来的经验和取得的成果，必将成为集团公司未来发展的宝贵财富。

8.国电2021年抓党建述职报告 篇八

一、*年抓党建工作情况。

*年，本人作为党的建设“第一责任人”，紧紧围绕*战略目标和“*”体系，紧扣*“*”战略体系和“*”战略实施方案，严格按照“基层党建巩固提升年”要求，围绕举旗帜、聚人心、促发展，坚持党的领导、加强党的建设，着力锻造一流人才、一流团队、一流管理、一流业绩，以党建工作成效推动（）改革发展再上新台阶。

一是讲政治、强引领，全面加强党的领导。

强化理论wz，组织两级党w理论中心组学*次，深入学*思想、党的*届*中、*中全会精神。强化政治担当，积极应对疫情大战大考，及时部署疫情防控各项工作，发挥党建引领作用，*余名党员投身抗疫保电一线，取得疫情防控“双零”成果。强化制度保障，修订公司“三重一大”实施细则，明确党组织研究讨论是重大决策的前置程序。

强化战略引领，贯彻落实国网战略，制定“*”落地实施方案，为建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业*样板贡献*力量。强化责任落实，牵头研究部署党建重点工作，印发公司党w*年重点工作责任清单，落地落实党w主体责任、党w书记第一责任人职责和班子成员“一岗2责”。

二是深融合、促发展，充分彰显党建价值。

深化“党建+”特色实践，扎实推进“八项行动”，发挥党支部战斗堡垒作用和党员先锋模范作用，让党旗在工程一线高高飘扬。深化共产党员服务队作用发挥，广泛开展“三亮三比三无”活动。深化党建品牌建设，塑造“*精神”“*团队”等特色品牌。

三是夯基础、补短板，巩固提升基层基础。

聚焦思想建设，持续开展微课堂*期，开展形势任务宣讲*次，创新推出“思想政治广播”*期，凝聚员工干事创业的强大合力。聚焦党员教育，创新开展党员集体“政治生日”“五个一”活动，打造红色实景教育路线，引导党员在回望初心中砺忠诚、见本色。聚焦基础管理，认真落实“基层党建巩固提升年”工作要求，编制党建工作典型问题对照清单，开展交叉检查*次，夯实基层党组织管理。

四是高站位、严治党，涵养良好政治生态。

扭住责任制的“牛鼻子”，制定党风廉政工作要点，细化明确*个方面*项重点工作。发挥政治巡c“利剑”作用，高质量开展*家单位自主巡c，发现问题*项、追究责任*人次。深化主题教育成果“长久立”，持续推动“*”主题教育检视问题整改工作，完成*项问题整改。

五是重选育、勤锤炼，培优育强干部队伍。

坚持加强制度建设，修订*项干部管理制度，完善干部培养、监督、考核和管理体系。坚持正确的选人用人导向，坚持“20字”好干部标准，全年调整干部*批次，提拔科级干部*人，交流*人次。坚持提升队伍综合素质，选拔*名优秀年轻干部到系统内外单位挂职锻炼，拓展全局视野和驾驭复杂局面的能力。

二、存在问题

一是公司各基层单位党建工作依然存在不平衡不充分的问题，个别基层党组织基础工作存在短板，需要持续巩固提升党建基础管理。

二是以党内监督为主导推动各类监督贯通协调的成效还未有效显现，监督合力作用发挥还不够充分，需要进一步加强监督融合，提升监督效能。

三是公司干部队伍知识结构还显单一，应对各类风险挑战的能力还显不足，需要加强实践锻炼，提高发现问题、解决问题和防范风险的能力。

三、下一步工作举措

一是在坚持党的领导、加强党的建设上持续用力。

及时跟进学重要讲话和重要指示批示精神，增强“四个意识”、坚定“四个自信”、做到“两个维护”。不断夯实党组织基础管理，固化“基层党建巩固提升年”成效。进一步完善党建“末端融合”机制，拓展“党建+”典型经验应用，深化共产党员服务队建设。

二是在深化党风廉政建设上持续用力。

一以贯之抓好“两个责任”落实，推进全面从严治党向纵深发展。务实开展巡c监督和自查自纠工作，提升公司管理水平和风险防控能力。一体推进“三不”机制建设，涵养风清气正的政治生态。

9.国电电厂工作报告 篇九

一、案例背景

中国电力建设集团股份有限公司(简称“中国电建”)成立于2011年9月,于2011年10月在上海证券交易所上市,是中国电力建设集团公司(简称“电建集团”)的主要控股子公司,主要从事国内外水利水电建设工程的总承包和相关的勘测设计、基建、咨询等配套服务,是一家规模大、水平高、品牌影响力大的水利水电建设龙头企业。

2014年9月30日中国电建发布《重大资产购买并发行优先股募集配套资金》的公告,以3.63元/股向电建集团非公开发行40.4亿股普通股和承接25亿元债务的方式购买电建集团的下属顾问集团、北京、华东、西北、中南、成都、贵阳和昆明设计院等8家全资子公司的100%股权,并发行优先股融资20亿元用于补充标的公司的运营资金和上市公司的流动资金。

二、中国电建并购融资策略分析

1、并购融资动因

(1)履行对市场的承诺。2011年电建集团筹建时,正值中国电建申请IPO。为避免上市公司与母公司的潜在同行竞争,减少关联交易,保护中小投资者,保障公司顺利上市,在巡演中电建集团筹建组承诺会在两年内启动将大股东旗下的中水顾问集团等优质资产注入上市公司,并表示注入相关优质资产后将增厚每股业绩。但此后两年,股价一路下跌至2.77元,远低于IPO发行价4.5元,此时如果照此承诺注入资产,利好于大股东,但势必损害中小投资者利益,若不注入优质资产又有不履行承诺的嫌疑。2013年11月国务院发布了《关于开展优先股试点的指导意见》政策,支持企业发行优先股进行兼并重组和融资,这也为中国电建并购融资提供了机遇和策略选择。

(2)提升公司竞争力。通过收购标的公司(顾问集团和7家设计院),可以实现电建集团的水电、风电的设计、施工业务板块整体上市,能有效地推动电建集团内部资源整合,构建水利电力设计和施工一体化产业链,实现将水电、风电勘测设计及建筑施工业务置于统一的管控平台下,进一步落实电力体制改革的战略决策。标的公司是国内实力最为雄厚并享有国际声誉的工程设计企业之一,具有突出的品牌优势,并购后可进一步提升中国电建的核心竞争力。

(3)完善上市公司治理体制。通过本次并购,电建集团将持有77.26%的股份,中小投资者持有普通股22.74%,优先股股东占2000万股,中国电建将持有8家标的公司100%股份。电建集团主要履行管理职能,并不开展具体经营业务,具体生产经营主体则为中国电建,这从根本上理顺了股权与管理的关系,实现了完整的水电、风电设计施工产业链,可减少同业竞争,提高长期盈利能力,符合上市公司股东的利益。并购前、后电建集团股权结构如图1、图2所示。

(4)优化企业财务结构。中国电建采用溢价发行、承接债务、发行优先股等创新方式,总计可少发行27亿多股普通股,以2014年归属母公司所有者净利润计算,8家标的公司净利润约为20.5亿元,经计算,可得出重组前后中国电建每股收益分别为0.4985元和0.5026元,普通股每股收益略有增厚。优先股配套融资的20亿元则可补充上市公司流动资金和标的公司的运营资金。并购前后中国电建股本结构如表1所示,将标的公司纳入合并范围前后的财务数据如表2所示。

2、并购融资方式选择分析

根据中国电建公司公告,拟采用“溢价发行+承接债务”的创新方式购买资产,以优先股配套融资。这是首个央企在A股市场采用溢价发行普通股进行并购,配套优先股融资也开创了资本市场先例。

(1)溢价发行普通股。以3.63元/股溢价向标的(母公司)发行普通股,较底价2.77元/股溢价约31%,即中国电建向电建集团少发14.68亿股,通过溢价发行普通股并购,有效抑制了上市公司并购后普通股股本的扩张程度,降低了每股收益被摊薄的压力,单就溢价部分就向上市公司的中小投资者让利14.68亿股,充分保护普通股和中小投资者利益,且标的是中国电建主业的上游优质资产。这也表明母公司对上市公司未来的看好,能增强中小投资者的信心。

(2)发行优先股配套融资。优先股的发行设定为附单次跳息安排的固定股息、非累积、非参与、可赎回但不设回售条款、不可转换的优先股;前5年股息率为5.00%,并保持不变;第6年较前5个计息年度股息率基础上增加2个百分点,之后股息率调整之后保持不变。从股息上看,较同期银行贷款利率4.90%相差不大,对优先股投资者有一定的吸引力,同时未给上市公司增大付息压力。由于优先股不计入股本,发行优先股20亿的配套融资,其中10亿元用于补充标的公司营运资金、10亿元补充上市公司流动资金。按3.36元/股的价格算,可少发行5.95亿股普通股。这既减少了普通股股本扩张,减轻了发行普通股融资对二级资本市场的冲击,又降低了对上市公司每股收益的摊薄效应,还可获得充足的资金。

(注:数据来源于中国电建公司公告。)

(注:数据来源于中国电建公司公告。)

(3)创新承接债务方式。在此次并购中中国电建创新地提出采用承接标的公司债务方式,25亿的债务可进一步减少发行普通股6.887亿股,避免再次稀释普通股利益。按照标的公司(顾问集团和7家勘测设计研究院)的资产预估值168.3亿元和2014年归属母公司的净利润约20.7亿测算,标的资产市盈率仅为8.13倍,远低于A股市场建筑勘察设计行业上市公司20倍至30倍市盈率的估值水平。优质的标的公司资产注入,为中国电建承接债务提供了偿还保障,不但减轻了上市公司的负担,还提升了并购后上市公司的每股收益,实现并购的双赢。

三、启示

1、尊重中小投资者利益

企业进行并购融资,尤其大型国企的并购融资影响面广,中小投资者利益是否得到充分考虑直接影响到并购融资的成果。中国电建是A股市场电力基建行业的“巨无霸”,在市场低迷的环境下,采用溢价的方式,提升了并购后上市公司的每股收益;采用“承债+优先股”的方式,有效地避免了股权被稀释。这种大股东的让利行为,不仅保护了中小投资者权益,实际上也促使了此次并购融资的顺利进行。在股价上,2014年9月30日中国电建一经公布“溢价定增+承接债务+优先股”并购融资方案,在之后5个交易日里股价上涨了44%,持续半年的股价呈现稳定上升趋势,并购融资被市场看好。

2、发挥优先股在并购融资中的作用

由于优先股作为权益资金入账,因此优先股以其独特的属性在并购融资交易支付方式中存在天然的优势。发行优先股不单能立即优化公司资本结构,对于资产负债率较高的公司来说,还能以较低的成本获得权益并撬动相当比例的债务,增加运营资金,解决融资问题。由于并购融资的“巨量”性,企业并购在融资过程中能否保持其财务结构处于良性健康状态是并购企业要考虑的一个重要问题。如果发行优先股后的ROE能保持稳健,参考目前一些上市公司6%左右的优先股股息率,中国电建优先股的股息率不算高。从中长期看,公司归属普通股股东的每股收益一般都会有所增厚。同时,优先股在并购融资中的应用优势较普通股在于不稀释原股东的表决权和控制权,不影响股东对公司的控制权结构。但是优先股发行成本和股息的支付存在一定的压力和潜在风险,在并购融资方案中需进行多层面、深层次的考虑。

3、灵活选择并购融资方式组合

企业并购融资的根本目的是以最小化的投入实现企业价值的最大化。拓宽并购融资渠道,灵活运用选择并购融资方式,有效地降低并购融资成本。参考国外经验,监管层应推出系列有效的并购融资工具,丰富并购融资手段,加快资本市场资源配置的转型发展。如采用债权性融资、股权性融资、混合性融资、优先股、杠杆收购、管理层收购、信托方式等组合性方式解决企业并购融资渠道不畅和资金紧张问题,以多种并购融资方式共同推动并购融资市场的健康繁荣发展。

4、完善对并购融资的管制

目前规范企业并购融资行为的法律法规主要为《公司法》、《证券法》和地方出台的一些关于企业并购融资的法规,尚无全国性的《企业并购法》对国有企业和上市公司的并购融资、外资和境外投资并购等进行统一规定,尤其是国有大型上市公司的并购融资,涉及面广,还需国资委、主管部门等的各种审批手续,程序复杂,这往往会阻碍方案的实施,致使错失并购融资良机。因此,应该尽快完善企业并购融资的市场制度,适时对法律中存在的问题作出修改,消除各种政策壁垒,逐渐允许多种资金进入并购融资领域。同时,简化审批流程,提高事中监控、事后风险防范能力,制定一些更具实践意义的规定,依靠丰富完善的制度来指引并购融资行为规范。

摘要：在市场经济背景下,企业为寻求自身发展,选择通过并购融资来完成扩张,已逐渐成为当下企业促发展、调整结构的主要手段。本文对中国电建并购融资的动因和策略进行了探讨分析,最后得出启示并提出了建议:采用“溢价发行+承接债务+优先股融资”的策略对国企并购融资起到了很好的借鉴作用。

关键词：并购,融资,优先股

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