工业废气分析

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工业废气分析范文第1篇

【关键词】 无组织排放 有组织排放 监测 采样布点

随着我国社会经济的不断发展与进步， 环境空气污染问题也显得日益严峻， 环境的保护工作开始面临着各种各样的新挑战。在环境保护工作中， 环境监测数据起到的作用是不可忽视的， 它是开展环境保护工作的重要基础。它可以及时、科学、全面地监测出环境污染的现实状况及发展趋势。因此如何保证环境监测数据的准确性就显得尤为重要。

工业企业废气排放是环境空气污染的重要杀手之一。为了实施有效的环境管理，获得准确的工业企业废气排放数据是必要前提。监测数据的准确性与监测采样布点方法紧密相关，如果采样布点方法不正确或不规范，即使操作者再细心、实验室分析再精确、实验室的质量保证和质量控制再严格，也不会得出准确的测定结果。

工业企业废气排放按排放方式可分为无组织排放和有组织排放，监测时要根据不同的排放方式采用不同的监测采样布点方法。笔者依据十多年的环境监测经验分别加以阐述。

无组织污染排放源指不经排气筒无规则排放的源，如设置于露天环境中具有无组织排放的设施（煤堆、建材场、垃圾场等），或指具有无组织排放的建筑物（车间和工棚等），需要时也可以将一些低矮的经排气筒排放的源当作无组织排放源处理。根据GB16297-2004的规定，二氧化硫、氮氧化物、颗粒物和氟化物的监测点设在无组织排放源下风向2至50米范围内的浓度最高点，相应的参照点设在排放源上风向2至50米范围内；其余物质的监控点设在单位周界外10米范围内的浓度最高点，按规定监测点最多可设置4个，参照点只设置1个。对监测点位的具体要求如下：①监测点的位置一经确定之后，不宜轻易变动，以保证监测资料的连续性和可比性。②在监测点50米范围内不能有明显的污染源，监测点不能靠近炉窑和锅炉烟囱。③在监测点采样口周围270°捕集空间，环境空气流动不受任何影响，如果采样口的一边靠近建筑物，至少在采样口周围要有180°弧形范围的自由空间。④监测仪器采样口周围不能有高大建筑物、树木或其它障碍物阻碍环境空气流通，从采样口到附近最高建筑物之间的距离，至少是该建筑物高出采样口高度的两倍以上。⑤监测点周围建设情况相对稳定，在相当长的时间内不能有新的建筑工地出现，监测点应建在能长期使用且不会改变的地方。⑥监测点应地处相对安全和防火措施有保障的地方。⑦监测点位应避开强大的电磁波干扰，监测点位应容易获得稳定可靠的电源供给。⑧在监测点位应有便于出入的车辆通道。无组织排放监控点和参照点监测的采样，一般采用连续1小时采样计平均值，若浓度低，需要时可适当延长采样时间，若分析灵敏度高，仅需用短时间采集样品时，应实行等时间间隔采样，采集4个样品计平均值。以监控点同参照点的浓度差值不超过规定限值来限制无组织排放。

有组织排放源是指废气通过排气筒排放的排放源。对有组织排放源排放废气的监测，其开孔位置的选择对保证监测结果的准确性至关重要。废气监测点开孔位置的选择，其目的是为了确保采样断面的气流稳定，从而保证监测到稳定的流量和流速，这样才能准确计算出废气的排放量，同时根据收集到的烟尘颗粒的重量计算出烟尘的排放浓度。按照GB/T16157-1996的规定，采样位置应优先选择在垂直管段，应避开烟道弯头和断面急剧变化的部位。采样位置应设置在距弯头、阀门、变径管下游方向大于6倍直径和距上述部件上游方向大于3倍直径处。在实际现场如遇到上述部件，采样位置不能满足规定要求时，应适当增加监测点的次数。对于气态污染物的监测，由于混合比较均匀，其采样位置可不受上述规定限制，但应该避开涡流区。采样位置应避开对测试人员操作有危险的场所，还应该考虑电力供应的要求。在监测过程中，由于各种废气处理设施有所差异，决定了采样位置还应满足以下要求：①湿量较大的废气监测，监测点应选择在靠近废气排放的出口。②如果废气排气筒中的负压比较大，则应选择面积比较大的断面进行监测。要在选定的采样位置上开设采样孔，采样孔的内径应不小于80mm， 采样孔管长应不大于50mm。采样孔在不使用时，应用盖板、管堵或管帽将其封闭。采样孔的位置和采样孔内采样点的位置，要根据烟道的形状有所不同。对于圆形烟道，采样孔应设在相互垂直的直径线上，将烟道断面分成适当数量的同心圆，各测点选在各同心圆与呈垂直相交的两条直径线的交点上。对于矩形或方形烟道，采样孔应设在包括各测点在内的延长线上，将烟道断面分成适当数量的等面积小块，各块中心即为测点。

由于工业的迅速发展，工业企业排放的废气对大气环境的污染越来越严重，实施有效的环境管理是治理大气污染的重要手段，这就要求监测人员在对工业企业废气监测时严格遵守监测规范，同时也要结合监测现场的实际情况做适当灵活调整，使监测数据准确、真实、可靠，从而满足环境管理的需要。

参考文献：

[1]空气和废气监测分析方法（第四版），中国环境科学出版社.

工业废气分析范文第2篇

关键词：化肥公司；造气；锅炉工段；节能减排；分析

中图分类号：X24 文献标识码：A

文章编号：1674-9944（2013）01-0031-03

1 引言

芷江化肥工业有限公司（以下简称“公司”）始建于1978年，位于湖南省芷江县城河西，最初设计能力3000t合成氨/年，经过2005年改制和多次的技术改造，现已是50000t合成氨/年的生产能力，通过造气工段余热回收，减少锅炉工段能源消耗和污染物的排放，该公司实现了蒸汽自给能力的重大突破，主要是实现两煤变一煤（即造气用原料煤和生产蒸汽锅炉用煤两煤，减少到只用原料煤生产原料气），通过对造气工段产生的污染物进行治理，公司完成了国家“十一五”节能和环保减排目标任务[1]。

公司现有固定资产近5000万元，年销售收入1.25亿元，有生产设备158台套，每年耗煤（主要是原料煤）55000余t，用电3800万kW·h。每年排放工业废水520万t，占该县工业废水排放量的85%以上，造气工段有废水处理设施1套，每年产生粉煤灰超过2万t，处置利用率95%，主要用作建筑材料，年创收益24万元。

2 公司造气、锅炉工段技改前概况

2.1 锅炉工段技改前

该工段改造前有10t蒸汽/h沸腾锅炉1套，每天24h生产，产生的水蒸汽主要供给公司其他工段使用，现使用20余年，使用年限久，锅炉老化严重，产气量达不到要求，影响合成氨生产。该工段余热主要产生于排放的烟气中，除加热锅炉用水外，余下的热量温度不高，利用价值低，因此，该工段余热弃之不用。

该工段每年消耗燃料煤近15000t，电108万kW，环保设施有水膜除尘，投资12万余元，主要是消烟除尘、脱硫，经长期运转，到2005年末，脱硫、除尘效果差，稳定达标困难，由于是湿法除尘，每天排除尘废水达30t，污染水环境。

该工段污染排放情况分析：主要污染物是废气。根据资料表明，在锅炉工段每燃烧1t煤，SO2平均排放170kg、NO2 排放1.4kg、H2S排放0.5kg、烟尘排放11kg[2]。依据系数折算，该工段每年SO2排放2550t，NO2排放21t，H2S排放7.5t，烟尘排放165t。锅炉烟囱废气实际监测结果表明SO2、烟尘等污染物排放浓度和排放量均超过国家标准（表1）。

主要污染物烟尘实际年排327.6t，SO2 实际年排1305.1t，同理论值相比，烟尘多排162.6t，排放浓度超标6.7倍，除尘效果差；SO2监测浓度值超5.6倍，设施脱硫效果差。

2.2 造气工段技改前

技改前，该工段有Φ2400的造气炉4台套，造气工段产生的半水煤气，作为以煤为原料的化肥已生产的重要原料，是化肥生产过程中必不可少的环节，该工段虽然经过多次技改，余热回收利用不大。

能源利用情况：主要是产气用的原料煤，属无烟煤的一种，含硫量低（小于1%），每天需原料煤140t，用水量6300t/d，用电量8000kW·h/d。技改前余热利用不高，能耗浪费严重，因此，该工段余热利用是节能降耗的主要目的。

环境保护情况：主要污染源有风机、大功率电机产生的噪声，声源最高值达125dB；在以煤为原料的造气吹风气中，主要污染物有SO2和CO，根据原料煤的不同，其含硫量不同，一般每合成1t氨，所排放的吹风气中SO2的含量有1～2.5kg，CO为240～300kg[3]，还产生大量废水，经测算，每天排造气废水3200t，废水中主要含有悬浮物（粉煤灰）、COD、氨氮等对环境有影响的污染物。

治理情况：废气方面，该工段废气中的SO2，由于原料煤中硫含量低，排入大气中的SO2未超标，未作处理排入环境大气中，对于CO污染物，加入空气进行燃烧，排放到大气中CO浓度含量不高[3]。废水方面，由于废水中污染物的含量高，特别是温度比较高，生化处理困难，对废水的处理，主要是多级沉淀，该公司花费40多万元，建1000m2的沉淀池，但废水中污染物难以达标，影响地表水水质安全。实际废水监测情况见表2。

资料分析表明，废气污染物排放量较少，由于工厂布局较合理，噪声厂界外基本达标。在半水煤气制造过程中，还产生大量的废渣，炉渣是化肥厂造气过程中产生的副产品，炉渣中含有25%左右[4]的碳，它是以无定型碳的形式存在，由于废渣利用价值高，基本不外排，对环境影响有限。主是废水排放超标，COD年排1980t，氨氮年排1279.2t，悬浮物年排1144t，影响环境。因此，该工段主要是废水污染。

3 公司技改后现状分析

3.1 能源现状

造气工段和锅炉工段对于节能减排来说，主要是在节能的同时，减少污染物的排放，锅炉余热利用价值不高，设备老化严重，影响生产，同时锅炉耗煤量大，有废气和废水污染物排出，为节能减排，技改后，现锅炉工段已停运，主要由造气工段余热回收产生的蒸汽供给其他工段使用。造气工段的余热回收是化肥厂合成氨节能和环保减排的主要环节[5]。锅炉工段能源消耗分析见表3。

改造后，由于造气工段的余热利用完善，能完全满足原锅炉工段的产气量。锅炉工段现已停止运行，每年节约用电近108万kW·h，节约锅炉燃料煤15000t，节约用电占化肥厂总量的2.9%，节约用煤占总量的21.4%。造气工段能源消耗分析见表4。

造气工段能耗与技改前相比，节约能源997.4t标煤，原因是造气工段采取新工艺后，为便于余热回收和生产供气的需要，在原工段增加了1台大功率的造气炉，其用电量和用煤量均比原工段增加，但积极开展余热利用等节能新工艺，回收废热每天产生240t热蒸气，相当于每年回收10674.7t标煤，扣除增加的能耗，节约能源997.4t标煤，相当于公司用煤总量的1.5%。因此，造气工段是合成氨生产能耗最高、余热最多的岗位。努力降低煤气生产的原料、蒸汽和用电消耗，切实做好余热回收利用工作，是降低合成氨综合能耗和生产成本的有效途径[6]。

3.2 环保减排

3.2.1 废气减排

经技改后，锅炉工段停止运转，不再有污染物排放，每年SO2减排1305.4t，占公司SO2总量（1393.56t）的93.7%；烟尘减排327.6t，占公司烟尘总量（377.6t）的86.8%，同时废气减少排放30336.48万标m3/年。造气工段废气排放量有所增加，但经余热利用和节能减排，SO2、氮氧化物均有减少，年排放量仅79.3t和21t，造气炉烟囱的排气林格曼黑度同技改前相比均≤1.0级。废气排放达标，技改后效果明显好于改前见表5。

3.2.2 废水减排

锅炉、造气技改前排出废水4500t/d，主要污染物为COD、氨氮、悬浮物；改造后，循环水利用提高，利用率达80%，减少了造气工段废水排放，现排放废水3820t/d，年少排废水20.4万t，主要污染物排放量减少。具体措施是锅炉拆除烟尘水膜除尘设备，每天废水少排放30t，每年减少9000t。污染物COD、氨氮，特别是悬浮物减少量较大。造气工段的废水经过沉淀和生化处理后，能稳定达标排放，减排的污染物主要是COD、悬浮物，其中悬浮物去除率达95%，COD达50%，公司COD由技改前1980t/年减少到现在的188t/年，减排达90.5%，其他污染指标的排放均达到国家排放标准。

3.3 经济效益、社会效益

工业废气分析范文第3篇

【关键词】变压吸附 工业废气 二氧化碳 研究进展

1 引言

自工业革命以来，石油、煤炭的用量急剧增加，它们在促进经济社会发展，提高人们生活水平等方面发挥了巨大的作用。但是，石油、煤炭的大量使用所带来的空气污染问题也越来越严重，由二氧化碳过量排放所引起的温室效应已经成为全球性的严重问题。因此，改变人类的生产方式、转变能源材料的利用方式，降低二氧化碳的排放量是摆在人类面前的重要课题。

2 碳的捕获和存储

碳的捕获和存储这一概念最早出现于1977年，它是指将二氧化碳从工业或相关能源的源分离出来，输送到一个封存地点，并长期与大气隔绝的过程。它主要包括捕获、运输和封存三个阶段，在当今工业生产中都存在着这三个过程，其目的是为了减少二氧化碳排放量，减缓温室效益。碳的捕获和存储是减缓温室气体的一种合理方案，它能否广泛的得以运用取决于多方面的因素影响，比如技术成熟程度、成本、法律法规、环境问题等等。在整个捕获和存储过程中，捕获是最重要也是最昂贵的环节，其资金消耗站到总资金的85%左右。

3 二氧化碳的分离工艺及捕获系统

（1）分离工艺类型及特点。分离工艺主要包括四种类型：溶剂吸收法、低温蒸馏法、膜分离法、变压吸附法。在实际工作中，这些方法既可以单独使用，也可以组合使用。溶剂吸收法适用于气体中二氧化碳浓度较低的情形，浓缩之后二氧化碳的浓度可以达到99.99%，但是投资大，能耗较高，分离回收成本高。低温蒸馏法适用于二氧化碳高浓度的情形，投资大，能耗高，分离效果较差，运用得比较少。膜分离法操作简单，能耗较低，成本低廉，不过需要进行前处理、脱水和过滤，得到的二氧化碳的浓度不高，但仍然是一种良好的工艺，有着广泛的运用空间。变压吸附法能够从多种含二氧化碳的气源中捕获提纯二氧化碳，满足二氧化碳多种工业用途。该工艺的能耗低、工艺流程简单、无污染、环境效益好，但存在的缺点是，吸附剂容量有限，往往需要大量的吸附剂。

（2）捕获系统类型。当前，捕获系统类型主要包括：燃烧后捕获、燃烧前捕获、氧燃料燃烧，不同的系统类型具有不同的特点和运行方式，但不管是哪种类型，在捕获系统选择的时候，需要考虑燃气流中的二氧化碳的浓度、燃气流压力、燃料类型等因素。

4 二氧化碳的变压吸附分离技术进展

（1）二氧化碳分离工艺。变压吸附是通过周期性的压力变换来实现气体的分离或者提纯，1960年出现了变压吸附双塔结构，实现了变压吸附的循环操作，提高了产物的回收率，节省了均压步骤中的能量损失。此外，为了提高二氧化碳的回收率、纯度，减少操作过程中的能量损失，再加压、均压、顺流减压、回流等操作相继被提出来，这些操作提高了产品的回收率、纯度，降低了能耗，提高了变压吸附分离二氧化碳技术的经济性和可行性。

（2）吸附剂材料。吸附剂主要用来捕获二氧化碳，其选择往往决定了变压吸附的可行性。在变压吸附操作当中，将工作能力、选择性、平衡等温线类型、热效应作为衡量吸附剂好坏的标准。比较常用的捕获二氧化碳的有活性炭、沸石、活性氧化铝等。

5 国内外变压吸附分离二氧化碳的工业应用进展

（1）现代变压吸附技术得到了显著的提高。最初，人们认为变压吸附二氧化碳技术能耗大，成本高，回收率低，不可能实现工业化。随着人们的研究进一步深入，在吸附塔结构、循环设计、吸附剂等方面做了改进，促进了变压吸附捕获二氧化碳技术在工业上接受并得到广泛的投产运用。现代变压吸附技术在二氧化碳回收率、纯度、能耗、成本投资等方面都得到了显著的提高。

（2）国外变压吸附分离二氧化碳的工业应用进展。自问世以来，变压吸附分离提纯二氧化碳技术经过不断的改进和完善，工艺流程变得更为简单，其操作也变得更为方便，其竞争力也日益提高。日本最先利用变压吸附技术分离二氧化碳，其应用主要集中在电厂和制造业当中。此外，日本也相当重视在这方面的科研投入，在过去几十年，日本政府已经累计投入5000万美元用于二氧化碳捕获和存储的科研活动，相关的科研成果也不断的涌现，例如，设计活塞驱动式超快速变压吸附来捕获二氧化碳，研发温度支持的固定塔系统来分离二氧化碳等等。

（3）国内变压吸附分离二氧化碳的工业应用进展。国内该技术最早由西南化工研究设计院开发出来，1987年，第一套从石灰窑气中提纯二氧化碳的装置在四川眉山县氮肥厂投入运行，1989年第一套从合成氨变换气中提纯二氧化碳的装置在广东江门氮肥厂投产。1995年宁波化肥厂建成一套从合成氨变换气中分离回收二氧化碳的变压吸附装置，1997年云南峨山化肥厂建成一套液体二氧化碳生产装置，2005年四川开元科技有限责任公司改进变压吸附脱碳技术工艺流程，优化工艺配置，并在自动控制系统方面取得了较大的进步。

6 变压吸附分离二氧化碳工艺中存在的问题

（1）需要改进变压吸附循环设计或研发亲二氧化碳的吸附剂材料。事实上，从工厂中排出的废气中，含有8%―10%的水蒸气，尽管进行前处理，但仍然有5%左右的饱和水蒸气不能除去。对于工业废气中含有水蒸气的情形，多数的吸附剂都会先吸附水蒸气，但是这样会大大的降低吸附剂吸附二氧化碳的能力。水蒸气在吸附剂上浓缩，还会与二氧化碳发生反应，生成碳酸，并腐蚀设备。所以，改进变压吸附循环设计，或者研发出亲二氧化碳的吸附剂材料具体重要的现实意义。

（2）压力降的存在对系统产生不利影响。吸附剂引起的压力降也会对系统产生不利影响，对加压、减压、冲洗等都会带来负面影响。为了减缓这种影响，不得不增加操作时间，降低系统压力，这样一来，不仅增加系统的能耗，增加设备的成本投入，还会降低二氧化碳的回收率。

（3）吸附剂的吸附性能和吸附效率受到多方面影响。在工业废气当中，还含有NOX和SOX等污染物质，它们会与吸附剂发生作用，对吸附剂的吸附性能产生严重的不利影响。此外，在吸附过程中，系统温度越低，吸附性能越强，但是在工业生产中，出口废气温度较高，这就必然降低了吸附剂对二氧化碳的吸附能力。

7 结束语

随着温室效应带来的危害越来越严重，减少二氧化碳排放量，减缓温室效应所带来的影响是摆在人类面前的迫切任务。变压吸附分离工业废气中二氧化碳工艺具有显著的优势和特点，它不仅能够节约能源，而且投资小，无污染，能够收到显著的经济社会环境效益，是将来人们研究二氧化碳分离技术的重要方向，在降低二氧化碳的排放量，减缓温室气体效应所带来的危害等方面必将发挥更大的作用。

参考文献

[1] 唐琳.吸附及变压吸附分离回收丙酮蒸气的数学模拟[D].湖南大学硕士学位论文，2007

[2] 徐冬.变压吸附分离工业废气中二氧化碳的研究进展[J].化工进展，2010（1）

[3] 邓丹.变压吸附法脱除烟气中二氧化碳的实验研究[D].华中科技大学硕士学位论文，2008

工业废气分析范文第4篇

关键词：电力企业电费回收分析

中图分类号：U223.6文献标识码： A 文章编号：

前言

在供电企业中，电费回收是整个企业营销链条中的重要环节和主要经营收入。电费回收工作是保障供电企业经营成果的生命线，是提高企业生存和发展的关键，同时也是降低供电企业欠费风险、减少经营损失的重要途径。然而，在电费回收中由于受到各方面的因素影响使电费难以回收。最后造成巨额电费拖欠，致使供电企业生产上受到一定程度的威胁，同时也给国家的财政收入带来了影响。因此，供电企业如何采取有效措施，提高电费回收率是当前务须解决的问题。

1．当前电费回收管理存在的问题

1．1．财务与营销脱节

目前电费管理存在的问题突出表现为财务与营销脱节，营销部门实际上承担了电费的核算功能，财务上只是起到统计作用，对电费的管理失去其应有的监督职能。目前有些供电局财务”应收账款”科目反映的应收电费余额与营销部门反映的用户实际欠费数存在一定差额，造成会计信息失真，影响了会计信息的相关性及可靠性。

1．2．电费回收管理制度不健全

供电企业自身管理工作存在薄弱环节，堵塞电费回收管理漏洞重视不够，缺乏市场经济意识，对客户变化的反应不敏锐，缺乏对可能欠费的预见性。这主要是因为现在不少供电企业在电费管理上还应用计划经济时代的模式，在营销管理当中虽然增加了一些职能部门如电费管理中心、电费稽查中心和客户服务中心，但在电费管理模式一成不变的情况下电费回收问题没有得到很好的解决。这主要表现在以下几个方面：”先用电后交钱的模式未发生根本改变。这实质上是把用电企业在生产环节的流动资金由供电企业来承担，增加了供电企业的负担和电费回收风险；供电企业仍主要采用传统的电费回收方式，还是以坐收、走收、催收或银行代收方式为主；抄、核、收人员专业培训不足，缺少高素质专门人才；缺少研究电费政策的专门机构和人员，以及营销经营风险应急方案和科学的电费管理工作规范”。

1.3 工作质量难以控制

由于应收电费的形成、实收电费的确认、差错的纠正以及各类报表的形成均在基层供电分公司完成，地区营销部门缺乏对分公司工作质量的有效控制与监督，这导致对电价执行的正确性、电费核算的准确性、抄表质量等情况不能完全掌握。目前，采取的是事后抽查的方式，很难做到事前控制，同时也存在协调能力差的问题。

1．4．供电企业经济管理意识淡薄

现在供电企业的经济管理意识依然淡薄，主要表现在规划设计部门沿用计划经济时代的设计规程，对电网规划设计用电部分没有同期纳入先进计量装置、用户监测网络、负荷控制系统、电费在线抄核等系统规划，导致在后期使用过程中必须进行二次改造才能实现上述系统的使用。在电力调度过程中，调度部门主要考虑的是电网的运行的安全性，极少考虑到电网运行的经济性，加上供电与营销部门缺乏必要的沟通，在没有接到停电指令的之前，即使客户欠费再多也正常供电，导致欠费数额积累越来越多。而电网企业一般将电网建设作为核心工作，在营销管理上的投入严重不足，这也是导致目前电费回收难的一个重要原因。

2．加强电费管理回收的对策

2．1．建立营销、财务一体化的电费管理系统

建立营销、财务一体化的电费管理系统，实现营销、财务信息高度集成与共享，加强电费收入的内控，促进电费管理水平的提高。(1)电费档案管理。可以实现抄表员和工代号管理、用户档案管理、编制抄表计划、客户资信等级、电费账销案存等功能。(2)电费业务处理。可以实现抄表数据的采集、电费计算、电费收费、网关划账，电费退费等功能。(3)对账管理。可以实现客户对账和银行对账等功能。(4)账务处理。可以实现电费账务科目的建立、账务凭证的审核、记账操作、凭证明细账管理和总账的查询等。(5)票据管理，可以实现发票、收据等功能。(6)报表管理。可以实现自动生成各类电费报表。

2．2强化技术手段在电费回收中的作用

在这一方面，供电企业应该加强电力营销技术改造的资金投入，应该从规划设计开始，就应该利用技术手段建立一个从用户到企业的完善的收费网络，在客户端安装智能化电能表，实现实时在线监测、数据收集、处理，并给客户即时各种信息等功能，使用户通过电表能及时获取电费信息，以便于能够及时缴纳电费。针对中小型用户欠费现象比较频繁的情况，应该在这些用户中安装预付费计量装置，欠费用户自动通告、通知，必要时由负控装置来完成欠费停电，增强中小型用户缴费的自觉性。利用网络，密切和调度部门配合，构建电费指挥中心，利用通信、计算机、互联网与银行、政府等相关单位配合做好电费清缴工作，使之成为电力企业营销的第二调度中心。

2．3 提高电费回收管理质量

在内控制度建设方面，整章建制，实现规范化的管理。要改变传统的电费管理模式，在业务流程上重点对抄表质量管理、电量电费退补等关键环节实行重点监控。基层供电单位负责现场基本信息在营销系统的初始录入，电费管理中心则利用营销系统信息、负荷管理系统信息、合同资料等对电费进行复核。通过电量波动核查及营业差错的考核对城区供电单位抄表工作起到可控与在控作用；通过严格退补流程设置，真实还原了营销数据；通过及时准确电费帐务数据对电费回收与催缴起到了督促作用；通过对抄表例日、抄表线路的固化并通过客户现场调查为营销部提供基层供电单位的抄表到位率、准确率的考核依据，同时提高了客户服务质量。在优化业务流程的同时，强调复核业务的规范管理，制订一系列的管理制度使中心业务处理按标准化运行，将各项工作分解细化到每个岗位，强化了抄核收的内控能力，使电费监管步人制度化、规范化、标准化轨道。

2．4．强化供电企业经济管理意识

在这一方面供电企业应该制定详细的绩效考核办法，明确各个岗位的电费回收责任，实行重奖、重罚的奖惩制度。供电企业的领导要带头签订电费回收责任书，明确各个岗位在历欠电费回收上面的指标责任，并用历欠电费的利息奖励电费回收工作中表现突出的人员。对于承担电费回收责任的人，进行岗位考核，将考核的结果与工资挂钩，督促他们认真履行自己的电费回收责任。对于部门电费回收工作完不成任务的，既要追究具体负责人的责任，又要追求部门领导的责任。

3．电费回收过程的监控

电费回收要全过程监控，根据进度及风险信息迅速作出反应，以消除风险可能带来的影响，防止风险进一步扩大。

3．1 密切掌控电费回收进度

在电费形成的早期进行适度催收，同时注意维持跟客户良好的合作关系。抄表班要对客户进行全程跟踪。由抄表班班长每天分时段向电费回收领导小组等管理机构汇报电费回收进度，内容包括电费回收率，按客户类别统计的欠费余额、欠费户数及欠费停复电情况，各抄表员责任区内的欠费余额及户数，有回收风险的客户信息及回收过程中遇到的问题等。收费班每天做好收费记录，对于缴清欠费的客户，及时告知抄表班在规定时间内执行复电。

工业废气分析范文第5篇

关键词：电费回收；风险；防范措施

前言

随着电力行业积极适应激烈的市场竞争，不断地进行着改革和发展，在这样的背景下，电费管理工作就显得尤为重要。首先，电力企业的主要资金来源之一是电费，经营活动好坏的重要经济指标是电费回收率。其次，电费回收困难使电力企业难以正常生产，利益受损，因此供电企业有必要进行电费回收风险分析，并研究相应的解决措施。

1、电费管理意义

随着电网现代化的发展，电费抄核收管理模式也开始逐渐开始向推进型转变，并且在这一过程中形成了对应的经营性管控体系，从而使得其管理智能化、科技化水平大幅提升。电费抄核收管理模式有着非常高的应用价值。众所周知电费抄核收管理模式的应用能够较为显著的改善电力企业价值，从而能够为用户提供满意的电力服务，并且可以在这一过程中大大改善电力企业市场竞争力，从而能够使其成为电力企业发展的关键。电费是供电企业唯一的经济来源，电费的回收情况直接影响公司的资金周转，如果电费的拖欠情况十分严重，直接会威胁到供电企业能否正常经营。

2、供电企业电费管理现状和存在问题

电费管理是供电企业的一项重要工作，是供电企业实现经营效益的重要保障与源头。其业务服务水平高低和工作质量好坏直接关系着企业的经营效益，关系着电力用户对企业的满意度。首先，在现有供电企业经营管理模式下，电费抄核收主要是由基层供电公司完成的，但是电网规模逐渐扩大，用电量逐渐增加，电价层次和用电方式也日益多样化，传统管理模式无法适应时展要求和人们生产生活需求。其次，由于缺乏有效监管，电费不能全部、及时回收，造成资金流动不畅，或是带来资金闲置和浪费，或是出现不合理的占用，资金无法得到有效利用，严重制约着供电企业的发展。再次，很多供电企业没有健全、切实可行的资金管理流程，对于电费资金的核对只能在资金进入账户后才能进行，资金的入账情况和用户缴费情况都无法及时查出。此外，有些人员没有充分发挥自己的监督管理职能，未能掌握电费抄核收具体情况，对于违规用电用户、资金截留情况没有及时发现和防止，加上营销软件功能的欠缺，无法对用户每月的欠费情况进行精确统计，最终导致财务数据和营销数据严重不符。

3、电费核算管理与回收控制措施

3.1加大电费缴费宣传，提高用户按时缴费意识

电力企业应加大电费回收宣传力度，主动与政府和新闻部门联系，通过电视、广播、网络等媒体向广大的用电客户宣传相关法规，提高用户的缴费意识。需要通过各种宣传方式来对客户缴纳电费进行宣传，从而提高客户缴费的法律意识，对电费缴费时间、欠费的法律后果有个清楚的认识，从而督促电力用户及时进行电费的缴纳。对于恶意拖欠电费偷电漏电的行为可以采用媒体曝光的方式进行谴责，必要时采取法律手段追缴电费。

3.2完善电费回收制度，降低电费回收风险

3.2.1建立有效的电费催收管理制度。电费的回收并不能简单进行催缴，需要采取多种手段来强化电费的回收。对于用电大客户实行分期划款的方式催收，降低每期电费金额，降低电费风险。如重点关注可能欠费的大客户，安排专人重点跟踪，可以实行预收费和预购电制度。完善《电费回收预警机制管理办法》，建立客户信誉度评价与电费风险预警制度，制定电费回收应急预案，以免电费呆、坏账的发生。

3.2.2建立电费回收工作考核制度。对于电费回收工作人员，需要将电费回收作为其考核的重要指标，对其电费回收中的各项工作质量要进行量化，减少工作漏洞的发生，从而更好的增加工作人员的风险意识，在工作中能够充分的发挥积极性和主动性，从而在企业中形成各极工作人员共同追缴电费的工作局面。

3.2.3加强营销稽查管理，实行对抄表质量的有效监管。电力企业需要建立专门的稽查部门，并制定严格的稽查制度，对日常抄表质量进行稽查，发现问题及时对相关责任人进行通报批评或是经济处罚，从而提高抄表的准确率，确保电费的及时回收。

3.3提高核算管理水平

强化电费核算对于优化电费抄核收管理模式的重要性是不言而喻的。电费账本在电费管理与电费核算中占据着非常重要的地位，供电企业的电费管理工作应该根据国家的相关规定，不能擅自胡乱收费，供电企业在进行电费及管理时，应该严格的按照《供电公司的用电概念营业管理方法》的相关规定进行，同时根据供电企业的实际状况制定相应的抄表制度，采用更加科学、合理的管理手段，以此保证电费管理的有效性，以及电费核算的真实性与准确性。

3.4 强化信息管理，网络管理能力

3.4.1 对营销、财务和用户管理起到对账功能。MIS 系统的数据可以完全共享，电费回收通过终端进入系统，财务部门在本工作站上就可及时掌握电费的回收与拖欠情况，随时随地，任何时间都可对用户欠费、交费情况进行实时查询跟踪，应收、实收、欠费余额、各期间的交费情况等一目了然。财务部门根据在用电 MIS 中查询的时点数作为对账的依据，通过软件使用，解决营销、财务和用户三方不一致的问题。

3.4.2 有效避免了工作环节脱节的情况。MIS 系统可以为财务部分的数据报表的统计和生成提供便利，这样也就使得电力企业的电费抄核收业务直接同财务部门的相关工作挂钩，使财务部门更直接的获取了一手营销信息和资料，便于对各个部门的财务管理工作做出调整。

3.5创新企业服务能力，提升企业服务质量

电费抄核收管理模式的发展需要持续的坚持创新工作。在模式创新的过程中工作人员应当注重坚持管理模式的创新和优化的发展理念，从而能够更好地改善系统管理模式。供电企业的电费管理应该以实际为出发点，以创新管理为着力点，以优质服务为突破口，转变传统的管理观念，实现电费管理模式的创新。

3.5.1开展员工职业道德教育，使员工树立优质服务理念，使其更加自觉、主动地服务工作，掌握服务规范、工作方法，具备一定的沟通技巧。

3.5.2提供更多的缴费方式，让客户的交费更加方便、快捷。积极发展各种电子缴费方式。

3.5.3要创新服务手段，完善营销系统功能，提供电费回收管理平台。

3.5.4推广预付费电能表，实行预购电制度。预付费电能表技术对供电企业来说必须不断完善，并将其积极推广到实际使用中。

3.5.5完善95598系统功能，充分发挥社会公用作用。社会生活中95598的影响力很大，但仍要不断完善它的系统功能，包括故障报修、电能量电费查询、停电信息公告、投诉举报、电费通知、自动催费等功能。

3.6加强与政府的联系，争取政府的支持

电力企业需要加强与政府的联系和合作，做好与各相关部门的沟通和协调工作，这样可以从政策上为电费回收寻求支持，从而为电费回收创造一个良好的社会环境氛围，确保电费能够及时回收。

4、结语

总而言之，供电企业应该采取有效的措施，提高电费管理与电费核算工作水平与效率，进而为电力企业创造更多的经济效益与社会效益，以此保证供电企业能够更加健康、稳定、可持续发展。

参考文献

[1]刘春玲.浅析电费回收风险分析与防范措施[J].科技与企业，2014