一、考核时间及实施单位
考核时间为20****年7月1日至20****年12月31日，由省经委会同****电网公司对电煤供存任务完成情况进行考核。
二、考核对象及内容
（一）考核对象
负责主要供应电煤的昆明市、曲靖市、红河州人民政府，省监狱管理局，****煤化工集团，主要燃煤火力发电企业。
（二）考核内容
昆明市、曲靖市、红河州、省监狱管理局、****煤化工集团电煤供应任务完成情况；主要燃煤火力发电企业年末存煤量。
三、电煤供存考核指标
（一）根据各火电厂的装机、发电计划等情况，各主要供煤州、市和省监狱管理局、****煤化工集团20****年7月至12月电煤供应总量指标见下表：
20****年7月至12月电煤供应总量指标表(略)
（二）各燃煤火力发电企业年末存煤量为：滇东电厂66万吨，宣威电厂75万吨，曲靖电厂54万吨，昆明二电厂30万吨，阳宗海电厂26万吨，昆明电厂9万吨；合计260万吨。
四、考核要求
（一）昆明市、曲靖市、红河州人民政府及省监狱管理局、****煤化工集团应将下达的电煤供应指标层层分解落实到位，努力完成下半年的电煤供应任务，确保省内各主力燃煤火力发电企业机组发电用煤的需求。为确保电煤供应任务顺利完成，安排昆明市、曲靖市、红河州人民政府电煤供应协调经费800万元，专项用于电煤供应协调工作。
（二）为加强煤炭出省协调管理，安排有关州、市下半年工作经费200万元。
（三）加强电煤市场整顿，各主要供应电煤州、市要组织有关部门依法严厉查处电煤掺杂使假的行为。为确保电煤供应质量，安排电煤质检、打假工作经费200万元。各燃煤火力发电企业要做好配合工作，建立阳光操作系统，及时卸煤和付款。
（四）电煤运输车辆途经的有关州、市要加大电煤协调力度，配合交通部门建立电煤运输绿色通道，增强电煤运力。为保证电煤运输道路的畅通，安排绿色通道道路维护费和乡村运输电煤道路整修费800万元。
（五）红河州人民政府及省监狱管理局要采取有力措施，在确保小龙潭矿务局五期扩建、煤炭生产和供应的同时，积极组织协调红河州内其他县市符合要求的煤炭进入滇南片区电厂。
（六）各燃煤火力发电企业要在汛期做好调峰运行及机组检修的同时，进一步加大电煤采购力度，做好电煤的储备工作。
（七）全省统调各燃煤火力发电企业年末电煤储备量应达到装机容量满负荷运行30天用量，厂内存煤场地受限时，要积极落实厂外存煤场地，确保存煤量。
（八）滇南片区各使用褐煤的燃煤火力发电企业要根据褐煤自燃情况，合理增加电煤库存量，要加大掺烧力度，广开进煤渠道。
（九）滇东能源公司要抓紧白龙山煤矿的恢复建设工作，争取尽早验收复产，解决部分电厂自购煤源。
五、考核措施
（一）根据下达的电煤供应指标，有关州、市人民政府，省监狱管理局、****煤化工集团和燃煤火力发电企业每10天向省三电办报送一次报表，由省三电办汇总后报省人民政府。对未完成供应和存煤任务的，进行通报批评，同时按完成率相应扣减各州、市用电量。对曲靖市、红河州继续实行煤电挂钩政策，具体按《关于下达近期节能降耗计划供电指标的通知》(云三电办〔20****〕8号)文执行。
（二）各煤矿生产企业应当按有关州、市分解下达的供煤指标，优先满足电煤供应任务，直至日产量超过电煤供应任务量，方能自由支配向其他行业出售。对无故不完成日电煤供应任务的煤矿生产企业，下一年度不得享受技术改造、安全改造、煤矿沉陷区治理、大型煤炭基地建设国债补助资金等专项补助资金。对在本年度已享受上述资金的予以扣减。
（三）各燃煤火力发电企业电煤库存量达不到要求的，视存煤量情况，由****电网公司予以调峰、减负荷、停机处理。安排停机存煤的，停运机组按非计划停运考核，因停机影响的发电量按违约电量处理。
六、奖励
（一）每月对各主要供应电煤州、市，省监狱管理局、****煤化工集团供煤情况进行考核。对考核期内完成供煤任务的予以奖励，其中，昆明市奖励10万元，曲靖市奖励200万元，红河州奖励50万元，省监狱管理局奖励50万元，****煤化工集团奖励20万元；对超额完成供煤任务的，再提高标准予以奖励。
【关键词】300MW机组；节能减排；改进
在节能减排日趋重要的今天，高耗能企业尤其要把节能减排作为工作中的重中之重。在火电厂机组运行过程中，节能环保压力越来越大，也是发电企业面临的重要课题。包头第一热电厂#1、#2机组分别于2007年12月26日、2008年10月18日投产，为两台300MW供热机组，供热能力为780万m2，主要担负着向市区集中供热的重任，缓解了老厂淘汰小机组后市区供热能力下降的短缺局面，并满足了市区供热负荷增长的需求。投产以来，设备在节能减排方面存在着不同程度需要改进的地方，电厂以华能集团创建“节约环保”型企业和优秀“节约环保”型企业为契机，在设备改造方面下了很大功夫，以达到节约能源、降低排放的目的。
1.机组概况
包头第一热电厂新厂#1、#2机为两台装机容量为300MW的机组。汽轮机型号为CZK300/250-16.7/0.4/538/538，由东方汽轮机厂生产，型式为国产亚临界、中间再热、双缸双排汽、直接空冷、供热凝汽式机组，配置的锅炉为东方锅炉厂生产的DG1065/18.2-Ⅱ6型锅炉，为亚临界自然循环汽包炉，一次中间再热，四角切圆燃烧，配置了高效静电除尘器、石灰石-石膏湿法脱硫装置和低氮燃烧器。
2.设备改进方案
2.1 #2机组汽轮机的高、中压缸进行布莱登汽封改造，降低机组热耗
高压缸轴封漏汽不仅会造成工质损失，还会伴随有热量损失，恶化运行环境，降低机组的热经济性，并且加热轴颈或冲进轴承室会使油质恶化。#2机高、原有汽封为刷式汽封，高、中压缸汽封有不同程度的泄露，机组热耗高达8700KJ/kg。2013年利用机组大修机会将#2机组汽轮机的高、中压缸隔板汽封及轴端汽封进行了布莱登汽封改造，并对高、中压缸叶顶汽封进行了改造。通过汽轮机揭缸大修，调整通流间隙和汽封改造，改造后发电煤耗约降低2g/kwh。
高、中压缸汽封改造内容见表1：
表1：高、中压缸汽封改造内容
项目 数量 间隙mm
高中压缸进汽平衡盘 8 0.4
高压隔板汽封 11 0.4
中压隔板汽封 7 0.4
高压缸后轴封 9 0.4
中压缸后轴封 8 0.4
高中压缸叶顶阻汽片 16 0.8
2.2脱硫GGH改造，降低GGH差压
投产以来，#1、2炉脱硫GGH易堵塞，常出现影响机组出力的情况，电厂不断采取措施进行改造，首先将受热面型式改为大通道，换热元件高度只有400mm，延长了运行周期。加装了高压水冲洗装置及蒸汽吹扫装置，采用了效果更好的蒸汽吹扫方式。提高了下部吹灰器的位置，使喷口接近换热元件，提高吹灰效果。利用机组检修机会对#1、2炉脱硫GGH采取了离线化学清洗的方式除垢，彻底清除附着的硬垢，降低GGH压差，提高脱硫效率和机组带负荷能力。
2.3电除尘器改造
#1、#2炉电除尘高频电源改造，一电场改为高频电源，其他电场改为间歇电源供电。提高了除尘效率，降低了粉尘浓度，除尘除灰耗电率下降约0.15%。
#1炉电除尘四电场改旋转电极。运行初期#1炉除尘效率低于设计值99.5%，约为95%-96%，除尘器出口排放浓度超50mg/m3，不符合日益严格的排放标准。烟气中含尘量大，影响后面脱硫设备正常运行，造成脱硫设备通流部件磨损严重：如浆液泵叶轮、护套、浆液输送管道阀门磨损，缩短设备使用寿命周期，频繁更换，维护费用增加30%；烟气中含尘量大，造成石膏浆液品质差，脱硫效率低于90%，同时造成GGH堵塞严重，同时脱石膏困难，石膏带水严重。改造内容：改造为前三电场固定电极电场加末级旋转电极电场方式，除尘器1、2电场不做改造，将3电场RS阴极线改为芒刺阴极线，4电场改为旋转电极电场，改造后提高了除尘效率，达到降低排放目的。
2.4微油点火
电厂锅炉设计的是等离子点火装置，油枪出力1.2t/h，后来将油枪片换成出力1t/h，由于煤质较差，灰份较大的原因，不适应等离子要求，锅炉点火用油的数量较大，每次冷态启动点火需要30～40吨油。由于原油价格日渐升高，节能降耗势在必行。故利用#1锅炉小修机会，将等离子点火改为了微油点火。根据现场实际情况，将4套微油点火及稳燃燃烧器替换原锅炉下层A磨对应的四只喷燃器，取代原有的等离子燃烧器，作为锅炉点火燃烧器和主燃烧器使用，满足了锅炉启、停或低负荷稳燃的要求。微油点火系统由微油气化油枪和辅助油枪、高能点火装置、油火检装置、燃油系统、压缩空气系统、高压助燃风系统等组成，油枪出力为40kg/h。微油点火改造后冷态启动点火用油降至8吨/次，大大降低了锅炉用油。改造后微油点火气化燃烧火焰如图1所示，煤粉燃烧火焰如图2所示：
图1 微油气化燃烧火焰 图2 煤粉燃烧火焰
2.5疏水系统进行优化改造。
根据西安热工院对我厂#2机组进行节能诊断分析后的建议，结合现场实际对#2机组疏水系统进行了优化改造。
1）高压旁路前疏水
将高压旁路前疏水与主汽门前疏水合并，扩容器侧加装堵头。
改造前
改造后
2）高排逆止门后疏水
将高旁后疏水、冷再管道疏水与高排逆止门后疏水合并，扩容器侧加装堵头。
3）低压旁路后疏水
将低压旁路后疏水沿着低压旁路管道，接至低旁进凝汽器前管道，扩容器侧加装堵头。
4）轴封供汽系统
将低压轴封供汽管道疏水直接接至轴封溢流门前，扩容器侧加装堵头。
5）取消1、2、3段抽汽逆止门与电动门之间的疏水。
3.做好电厂优化运行工作
3.1优化运行方式，降低机组能耗。
一是实现机组间的优化运行方式，根据机组经济性进行合理化接带负荷；二是严格按照优化运行曲线进行滑压运行，同时根据机组负荷、季节变化等因素积极优化辅机运行方式，最大限度降低厂用电率。三是积极开展小指标竞赛和压红线运行，新厂将同步绩效管理系统正式上线运行，大大调动了运行人员优化调整的积极性。
3.2聘请电科院为我厂空冷进行冬季优化试验，按优化方式进行调整。
#1、2机组在冬季供热运行期间，由于排汽量小，空冷系统防冻压力较大，为了防止发生空冷翅片管冻损事故，冬季供热运行期间一般手动调整并维持较高背压15kPa左右运行，运行经济性较差。针对运行现状，2012年1月请内蒙古电科院进行了空冷冬季优化试验，同时加装了自动回暖程序控制系统，冬季退1列和6列运行，根据试验结果进行调整可使冬季单机排汽背压下降3kPa左右。
4.结语
包头一电厂300MW机组投产以来，通过不断总结现场出现影响节能减排方面的问题，认真分析其原因，有针对性的采取了相应的改进及调整措施，收到了很好的成效。经过实践证明这些技术改进是可行的、成功的，对同类型机组的运行有一定的参考学习价值。
参考文献：
[1]李青等，《火力发电厂生产指标管理手册》
[2]杨寿敏等，《华能火力发电机组节能降耗技术导则》
摘要：目前电站煤粉锅炉普遍采用的是轻油点火，但在国际原油价格不断攀升的今天，为降低燃料成本，国内很多电厂改用了等离子或微油点火方式。本文就三种点火方式进行探讨，并重点以广东省最早应用等离子点火技术的广州恒运热电厂的实际情况，对三种点火方式进行了技术经济比较和分析，得出了等离子点火技术是当前新机组建设和旧炉改造的首选点火方式的结论。
关键词：轻油；微油；等离子；点火方式；经济效益；比较分析
Abstract: at present, the power of the widespread use of the coal boiler is light oil fire, but in international oil prices rising today, to reduce fuel costs, many domestic power plant can switch the plasma or small oil ignition pattern. This paper discusses three ignition pattern, and the focus of the earliest application in guangdong province plasma ignition technology of guangzhou HengYun thermal power plant, the actual situation, ignition pattern of three kinds of technical and economic comparison and analysis, it is concluded that the plasma ignition technique is the new unit construction and renovation of the old furnace preferred ignition pattern conclusion.
Keywords: light oil; The oil; Plasma; Ignition pattern; Economic benefit; Comparative analysis
一、电站锅炉三种点火方式概述
目前电站煤粉锅炉采用了轻油、微油和等离子三种点火方式进行点火。轻油点火方式在电站锅炉中早已应用，是传统的点火方式；微油点火方式是近十年来研发出来的一种新的技术；轻油点火方式和微油点火方式都是利用装在燃煤粉燃烧器内的高能点火器引燃其轻油系统油枪喷出的轻质柴油，通过柴油燃烧再点燃煤粉燃烧器喷咀喷出的煤粉着火燃烧。两者设备系统大致相同，其主要区别于点火所需油量的不同，微油点火方式比轻油点火方式可以节省点火用油达70%以上。
等离子点火技术也是近十年来我国研发出来的一种新型点火技术。 它比微油点火技术更早地应用于电站锅炉点火， 从点火燃烧技术原理来说，两种基本同类，都是内燃式燃烧器，采用浓淡技术，内浓外淡，分级燃烧，集中点燃煤粉并逐级放大来完成煤粉引燃过程。两者的不同点是：微油点火技术是通过高能点火器引燃其轻油系统油枪喷出的轻质柴油作为煤粉点火源；而等离子点火技术点火源为等离子发生器（拉电弧），两者设备系统下属的各功能子系统也差别较大。
二、三种点火技术在国内电厂应用情况
轻油点火方式是传统的点火方式，在电站锅炉中早已被广泛应用。等离子因其节油效果显著，故近几年来在火电新建机组的设计安装和老机组改造时纷纷采用该系统技术。我们知道，新建机组整体启动调试时耗用柴油量相当大，如300MW燃煤机组约需耗用3000吨左右的柴油，所以很多电厂在机组建设安装时就采用了等离子点火技术，其投资成本在机组调试期间从节省的燃油费用中就可全部收回。在老机组改造时，等离子点火技术也得到广泛的推广应用。微油点火技术由于也具有较好的节油效果，且系统相对简单，改造工作量较小，方便易行，近年来，在新建机组和老机组改造时也有较多的采用。
广州恒运热电厂等离子点火使用情况：
广州恒运热电厂是一间有2×210MW＋2×300MW机组的中小型燃煤热电厂，该厂早在2003年就率先在广东省内应用了等离子点火技术，大胆地利用当时#6机组（210MW）油炉改煤炉的时机对燃烧器进行了代替原传统轻油点火的等离子点火技术改造。2007年又在#8、#9炉（2×300MW 机组）筹建期间分别在2台新炉上安装了等离子点火系统。从这几年的运行情况来看，采用等离子点火技术可保证点火过程安全可靠，能满足低负荷稳燃及机组滑停的要求，其中，#8、#9炉配置了暖风器加热系统，从机组整组启动至今，全程实现了无油点火，在锅炉点火启动期间电除尘设备能快速投运而不必担心除尘设备（如布袋和极板、极线等）被油尘污染，减少启动期间的粉尘排放，取得了巨大的经济效益和社会效益。
现该厂共四台机组只有#7机组（210MW）锅炉还没安装等离子点火系统，以下是广州恒运热电厂05年至10年#6、#7机组（210MW）锅炉开机耗油情况：
从上表可见，安装了等离子点火的#6炉比传统轻油点火的#7炉总年平均耗油和总平均每次开机油耗都低。但由于#6炉还未安装暖风器系统, 冷态启炉初期磨煤制粉及炉内点火稳燃会受到一定的限制,则冷态启炉初期及停炉后期仍需投油助燃,故节油效果并不十分明显。
三、广州恒运热电厂#7炉改用等离子或微油点火的经济效益分析比较
1、采用加装暖风器或邻炉送热风的等离子点火技术，每年可节省燃油约373吨（按每年上表平均耗油计算）：
（1）、373吨燃油费用：
轻柴油价格按0.60万元/吨，即0.60×373= 223.8万元
（2）、若用燃煤替代373吨燃油，所需费用计算：
燃油的低位发热量取4.08×104kj/kg，设计煤种低位发热量为21480kj/kg，
从北方港口到广州恒运热电厂燃煤价格按700元/吨，投等离子时平均燃尽率取85%，则按发热量相等法计算相当于燃煤消耗量为：
4.08×104×373÷21480＝708.5吨
折算原煤成本费用为：708.5700＝49.56万元
投运等离子点火比传统轻油点火还需增加如下费用：
A、磨煤制粉耗电：
#6、#7炉磨煤机制粉平均电耗取8 kwh/t,则全年制粉耗电量:708.5×8=5668度;
B、等离子系统电弧耗电：每只点火嘴功率180KW,共4只,平均每次启/停炉时间按10小时,平均每年启/停机次数6次/年,则全年开/停机拉弧用电量为:180×4×10×6=43200度；
C、等离子系统冷却风机全年耗电：7.5 kw/小时，按7000小时/年，得：7.5×7000=52500度；
D、等离子系统冷却水泵全年耗电：11 kw/小时，按7000小时/年，得: 11×7000=77000度；
E、投等离子点火比传统轻油点火约提前2小时启动一次风机，全年多耗电：
3½×6（KV）×101（I）×cosф×2×6次/年=10705度，（取cosф=0.85）;
厂用电成本价格按0.45元/kwh，则得增加耗电总费用：（5668+43200+52500+77000+10705）×0.45=85083元 =8.51万元；
F、每年备件费用：参考该厂#8炉取3万/年（主要是阴极头消耗，每80-100小时需更换；阳极头使用寿命1000小时以上）
可得采用加装暖风器或邻炉送热风的等离子点火技术，每年可节省费用:
223.8-49.56-8.51-3=162.73万元。
2、如果采用微油点火技术，每年可节省的费用（每年平均耗油373吨）：
A、小油枪耗油费用：四支每支小油枪出力控制在30-80Kg/h，运行8小时，共耗油：8×4×80=2560 Kg，费用：2.56 ×6000元/吨×6次/年=9.216万元；
B、投运微油点火耗电费用：轻油泵每次启、停炉运行10小时，油泵功率60kw，一年耗电：10×60×6=3600度；
投微油点火系统需比传统轻油系统约提前2小时启动一次风机，全年多耗电：3½×6（KV）×101（I）×cosф×2×6次/年=10705度，（取cosф=0.85）;
厂用电成本价格按0.45元/kwh计算
耗电费用：（3600+10705）×0.45=6437元 =0.64万元；
C、每年备件费用： 2万/年（估算）；
可得采用微油点火技术比传统轻油点火技术每年可节省的费用费用:
223.8-49.56-9.68-0.64-2=163.92万元
广州恒运热电厂#7炉改用等离子或微油点火技术经济分析比较列表：
由上表可见,广州恒运热电厂#7炉改用等离子或微油点火技术技术性可行,投资回收期分别为14.7个月和7.3个月.
四、结论
【关键词】发电机；滑环；灼伤；冒火；故障；处理
华能南京电厂现有2x320MW发电机组，发电机采用原苏联引进的水氢氢冷却机组，型号为TBB-320-2EY3，采用同轴旋转的交流励磁机（BT-4000-2Y3 1450KW）励磁，励磁机采用自励恒压方式，转子额定电流3500安培。2007年先后对#1、2机俄供滑环架及刷握进行国产化改造，更换为上海申克碳刷有限公司产品，碳刷选用法国罗兰LFC554型碳刷，滑环正负两极各安装8组刷握，每组刷握由6个碳刷组成，每极碳刷总数为48块，碳刷的平均额定电流为72.9A。滑环架改造后平稳运行一年多时间，未发生滑环冒火现象。自2009年1月23日#2发电机发生滑环冒火现象后，#1、2机发电机正负两极环滑多次发生滑环表面电弧灼伤引起滑环表面冒火现象。发电机滑环频繁冒火严重影响我厂#1、2发电机的安全稳定运行。
一、历次滑环表面灼伤及冒火情况处理
1、近一年来滑环表面灼伤冒火记录。#1机2012年2月至2013年3月，共发生11次，#2发电机共发生9次。
2、滑环表面灼伤情况
用频闪仪在线观察滑环表面状态，可以清楚地看到，冒火滑环表面出现4组共计24条与碳刷位置相一致的呈银白色的灼伤痕迹，稍有拖尾，拖尾方向与发电机转子转动方向相反，拖尾长度约5-15毫米，深度约为0.005-0.02毫米不等。对比各次滑环灼伤痕迹，各次灼伤程度各有不同，有时较轻，有时较重，灼伤较轻的，滑环冒火现象较轻经碳刷自行打磨后冒火现象消除，甚至有时灼伤后未造成冒火未被发现，滑环表面留下较为模糊的灼伤痕迹。
二、滑环冒火的一般原因分析
1.滑环表面受水汽、油气侵蚀，在滑环及碳刷表面产生油污，堵塞滑环通风孔，并有滑环表面 产生氧化膜，使碳刷接触电阻大大增加，使得碳刷温度升高，产生火花。
2.碳刷电流密度过大，造成碳刷发热。我厂发电机滑环在额定励磁电流下，每块碳刷的平均电流为72.91A，碳刷尺寸为32*25=800mm2，滑环有效接触面积为50%（风沟宽5mm，环宽5mm），电流密度为18.22A/cm2，实际上由于碳刷和滑环表面有一定和倾角，实际按触面积比计算面积稍大，电流密度应不大于18.22A/cm2。
3.碳刷在刷握中发生卡涩或者晃动。刷握内表面应表面光滑，碳刷在刷握内应能上下自由移动，无卡涩，其间隙应控制在0.20-0.30 mm。
4.刷握与滑环表面间隙过大。刷握与滑环表面间隙控制在2-3毫米，在安装刷握时应逐一复测间隙值，对不符合要求的刷握进行调整，调整时可使用厚度为2毫米的橡胶板垫在刷握与滑环表面之间，加螺牙防松胶后锁死固定螺栓，确保碳刷保险片与滑环表面的距离符合标准。
5.碳刷压力不均匀或不符合要求。在检修中应定期检查碳刷压力，可使用压力法测试各恒压弹簧压力，同一极上的弹簧压力偏差不宜超过5%，同一刷架上每个碳刷的压力应均匀。
6.运行人员巡检间隔时间较长或者检查不够仔细，未能及时发现碳刷发热及卡涩现象，造成发电机滑环温度高而冒火。
三、我厂发电机滑环冒火的原因分析
从我厂发电机滑环冒火的现象来看，各次滑环冒火的原因基本相同，从现场的各种测试数据和统计分析来看，我厂滑环冒火的表层原因是由于滑环表面灼伤拉毛，碳刷经过灼伤面时，碳刷与拉毛的集电环摩擦被灼伤面磨成粉末后沿切线方向飞出燃烧造成火花。只有彻底削除发电机滑环表面灼伤的发生条件，我厂发电机滑环冒火现象才能根本消除。我厂发电机滑环表面灼伤发生的频率较高，与正负级关联度不高，并且正（负）级发生灼伤时，均为半边24级同时灼伤，排除个别碳刷故障，基本锁定为共性原因造成。
根据我厂的运行实际以及故障前后的异动对比，我厂发电机滑环表面灼伤的原因有几下几种可能：
1.发电机碳刷压力整体偏小。
2.发电机刷握与碳刷的外尺寸配合不良，间隙偏小，在发电机转子振动时造成碳刷跟踪不及时，造成发电机滑环表面灼伤。
3.发电机转子瞬间振动值超标，发电机碳刷随振动的跟踪性能不足，碳刷不能及时与发电机滑环表面保持贴合，形成拉弧，造成发电机滑环表面电弧灼伤。
4.发电机滑环表面椭圆度超标。插装在刷靴上的刷握组和碳刷对滑环的角度发生变化，在滑环椭圆度超标的情况下，在振动、电流突变以及滑环架振动的共同作用下碳刷在刷握中产生跳动产生拉弧，造成滑环表面灼伤。
四、处理措施及效果
1.利用停机机会对滑环表面进行打磨抛光处理。目前发电机滑环经抛光打磨后，打磨抛光后测量椭圆度大部分在0.05-0.08mm之间（最大值仍达0.110mm），光洁度达到7以上。
2.对所有发电机刷握内壁进行检查，对表面不平之处进行打磨抛光处理，消除可疑卡涩点。
3.在更换前对发电机碳刷侧表进行打磨抛光，确保碳刷与刷握内壁的间隙控制在0.2-0.3毫米。
4.更换恒压弹簧，增加弹簧压力。由原来的140-160g/cm2，增加为为180-200g/cm2。
5.运行人员加强巡视，检查碳刷是否卡涩，电流是否平衡，并每班定期测量碳刷温度及滑环表面温度，一旦发现电电机滑环表面有轻微冒火现象就及时通知检修人员进行检查处理。
6.检修人员每周对发电机滑环表面进行检查，一旦发现发电机滑环表面有灼伤痕迹，就利用机组低负荷时段进行滑环在线打磨。
7.滑环在线打磨时应注意以下事项：
1）制作专用打磨支架，使用100目铁砂纸进行打磨，打磨时应用红外线成像仪监控进行监控，发电机滑环温度控制在120度以内。打磨时可加设强力风扇时行通风降温；2）打磨时，每张砂纸连续打磨时间不得超过3秒，打磨后及时更换新砂纸；3）打磨时，应作用频闪仪检查滑环表面打磨情况，确保滑环表面打磨适度；4）打磨完成后，应用金相砂纸进行抛光处理，抛光时要严格控制滑环表面温度；5）打磨结束后，应定期用红外线成像仪和频闪仪检查发电机滑环表面情况。
我厂发电机滑环经过以上处理措施后，发电机滑环工作情况良好，发电机滑环表面灼伤的频次大幅度下降，发电机滑环冒火情况经在线打磨后受到控制，发生的滑环冒火现象均得到及时处理，发电机滑环安全运行得到了有效的控制。
五、结束语
1、为什么火花烧灼造成的白浊化灼痕仅分布在滑环一侧的表面而不是沿圆周均匀分布？
2、为什么正负极一般不同时出现灼伤现象？
3、为什么发电机滑环改造后能平衡运行一年多，未发生灼伤现象，而在锅炉烟煤改造后频繁发生发电机滑环表面灼伤现象？
以上三个问题均未能找到合理的解释，希望此文能抛砖引玉，将此讨论深入下去。
基础管理水平直接影响到耗用原煤量的多少，间接影响到供电煤耗的高低，是火电厂节煤降耗的重点。加强领导,落实责任,为节能工作提供组织保证。
1、广泛宣传,提高节能意识广泛开展节能宣传教育活动为节能营造一个良好的氛围。
大力加强职工业务培训和职业道德教育，加强职工的节能思想工作,增强了职工的责任感和综合素质。积极开展多种形式的节能宣传活动，通过在厂区举办宣传活动，印发节能宣传资料，不断提高员工的工作积极性。使是企业职工认识到节煤降耗是企业优良运营的必然选择，节约一度电,节约一克煤是为企业效益做贡献,为社会节约资源，是每个职工的重大责任。节煤方面一小步的改进便可以给发电企业带来相当可观的经济效益。所以，共同营造关心节能人人有责,参与节能个个积极,为企业做贡献事事为义务的美好氛围,使企业职工充分认识不断提高广大职工的资源意识和节能意识,增强节能的自觉性。
2、成立节能攻关小组，监督节能工作成立节能攻关小组，开展全厂能耗普查，定期组织安排对生产、生活用水、用电进行检查,不放过任何一个又可能节能环节。
改变企业和员工对能源管理的认知度不高，对节能没有紧迫感的现状。发现未按规定执行的,找准关键问题，采取果断措施，使用强制手段,进行关停。完善燃煤样品交接管理、煤质复查、掺混煤管理等制度和考核办法，进一步规范工作行为并对有关人员和单位负责人通报考核,将能耗指标纳入经营承包考核体系，逐级分解目标，层层签订责任书。严把每一关，体现监督职能。
二、加大机组节能考核力度
加强节能降耗工作是转变经济发展方式、推动产业结构优化升级和促进循环经济发展的突破口和重要抓手。为此要强化责任落实，严格目标考核。要加大考核问责力度，严格实施问责制，加强对各个部门节能工作的考核力度，对年度考核，月份考核进行汇总，制定下一步考核方案。为完成今年各项节能目标任务打下坚实基础。每年年初要制定当年度考核方案。为了让考核方案更科学、更实际，必须首先对上一年度的有关运行指标的完成情况、考核情况进行汇总分析,查找漏洞，总结经验，然后制定内容具体、指标明了的考核方案，具体到各年各月应保持的数值要有明确的表示,以便为下一步考核做准备。对没有完成考核指标的都要追究相关的责任，形成责任明确，制度落实，合力强大的良好局面。除了年度预测以外，还要对每月应完成的煤耗指标作出合理预测（排除可能的因素）。仿照年度预测的方法，每月初对上月大、小指标完成情况进行综合分析,确定责任部门进行考核。此种上至年度下至月份的严格的预测考核办法，对较好反映机组的实际运行情况,及时发现问题及时解决起到很好的监督作用。也能够促进经济指标管理,促进经济快速、有效的运行。
三、对有关辅机的运行方式进行合理调度
坚持走清洁发展、节能发展的道路，采取运行方式优化和设备技术改造等手段，不断降低资源消耗量。引入运行性能优化系统有效控制煤耗，通过开展行之有效的全面节能技术改造，坚持走群策群力、自主创新的技术改造之路。为抑制日益增长的厂用电率，提高火电厂经济效益，采用新兴的变频调速技术对主要辅机传动系统进行更新改造。压变频器取代其他变速驱动方式(例如液力耦合器、双速电机和串级调速驱动等)。安全控制的目标是使电力系统保持正常运行状态，防止电力系统运行偏离正常状态而变成紧急状态或恢复状态，或者将这种偏离局限到最小范围。在调度自动化中，在线负荷预测有重要影响。
四、科学进行燃料管理
燃料全过程管理是一项复杂的系统工程，燃料主管部门承担了火电厂大部分的成本支出。抓好占生产成本大部分的燃料管理，就抓住了关键，抓住了“牛鼻子”。应严格制定一系列燃料管理制度，理清燃料管理界面，规范燃料管理流程；注重加强燃料从入厂到入炉的全过程管理，有效控制燃料成本。燃料主管部门一方面要保证锅炉用煤的足量供应，另一方面从“配煤”上下功夫，寻找节煤在内部管理上的突破口，例如，严格制定入厂煤验收管理，煤炭存储保管，混配掺烧管理，入炉煤检质管理方面的管理制度。在入厂煤、入炉煤分别化验监督的基础上，建立了定期抽查制度，每月对备查煤样分别抽查两到三个进行复核，对出现的问题及时整改，超前防范，最大限度地为火电厂节煤增效贡献力量。立足实际，构建条块结合的燃料管理新模式，认真服务于发电企业，不断提高燃料管理、协调和服务的水平。使燃料全过程管理实现简洁、透明、高效，真正提升企业的效益水平。
五、降低厂用电
据统计我国火电厂平均发电煤耗396g/(kWh)，比发达国家高出60～80g/(kWh)，其中一个主要原因就是国内火电厂的厂用电率明显偏高，主要厂用辅机运行效率低下，使厂用电率长期徘徊在7.5%左右。要想使供电标准煤耗降低3g/kwh，就要降低1%厂用电率。运行人员应从加强磨煤机治理，控制钢球添加频率，缩短主磨煤机启停时间，冲洗空预器蓄热片，修正一次风压，二次风压运行曲线等这些优化动力运行方式入手，抓好降低厂用电率的一个关键环节——搞好主辅设备的运行质量、检修工艺，减少非计划停炉停机次数。根据实际运行情况，将磨出口风温提高，而降低一次风压，从而大大降低一次风机的运行电流，节约厂用电。采取以上措施大大提高了机组锅炉效率，汽机效率，明显降低了厂用电率和机组供电标准煤耗，使电厂运行处于最佳状态，对降低能源消耗、节约生产成本具有十分现实的意义。
关键词：等离子点火 应用 原理
1 等离子点火技术的意义
我国的能源结构是煤多油少，这就决定油价的起伏，制约着发电企业的成本，节约石油就显得十分重要。特别是能源危机的来临，使用清洁、可替代的能源就更为重要。等离子点火技术，就为我们电力企业节约锅炉启动及低负荷助燃油提供了解决办法。事实表明，等离子点火技术在新建机组上，节约效果特别明显。有资料显示：内蒙古托克托电厂600MW机组投产中采用了等离子点火，从首次点火到1号机组“168满负荷试运”完成，节约燃油达2000t以上。
2 等离子点火技术的发展过程
2000年12月，等离子点火技术在佳木斯发电厂100MW中储式制粉系统燃用烟煤的锅炉中，成功的实现了冷态点火，是我国等离子点火技术在工程上的首次应用。2001年3月以来，等离子点火技术有了明显的发展。首先将直流主燃烧器改造为等离子燃烧器，然后将该技术应用于直吹式双进双出磨煤机制粉系统锅炉的旋流燃烧器上。随着技术发展，该技术逐渐应用于200MW、300MW及600MW.2003年，等离子点火技术实现首台褐煤600MW机组的点火，拓展了等离子点火技术煤种适应范围。2006年，等离子点火技术成功应用于玉环电厂1000MW机组，是目前我国最大火电机组应用此技术的典范。
3 等离子点火技术原理
等离子点火装置是利用直流电流在0.004MPa~
0.03MPa介质气压的条件下接触引弧，并在强磁场控制下获得稳定功率的定向流动空气等离子体，该等离子体在专门设计的燃烧器中心燃烧筒中形成温度T大于4000K的梯度极大的局部高温火核，煤粉颗粒通过该等离子体火核时，受到高温作用，在1*10-3s内迅速释放出挥发物，并破裂粉碎而再造挥发分，迅速燃烧。
4 鲁北电厂等离子点火系统的组成
鲁北电厂等离子点火系统由等离子发生器、点火燃烧器及其输粉系统，直流电源柜及控制系统，辅助系统和热工监视系统组成。
以鲁北电厂安装的DLZ-MA-300-B等离子体发生器为例，等离子体发生器在电源、冷却水和介质气等条件具备的情况下产生高温等离子体。电源系统提供保证等离子体稳定运行的恒定电流，最大功率可达200KW。
鲁北电厂等离子点火装置的辅助系统由冷却水和空气的供给系统组成。
空气系统通过介质气管路提供用于电离产生等离子体的洁净稳定的工作气体；冷却水管路对阴阳极进行冷却，冷却水进回水压差的大小直接影响阴阳极乃至整个发生器的使用寿命。空气系统的来源：鲁北电厂等离子压缩空气由仪用压缩空气出口母管的管道分别送到等离子体发生器附近。然后每根压缩空气管道分成两路，分别提供发生器所需的一、二级介质气。两路压缩空气管道上均设有压力表（浮子流量计）和压力开关。压力开关把压力满足信号送回电源柜。空气系统同时设计有备用吹扫管路，吹扫空气取自图像火检探头冷却风机出口母管，用于保证在锅炉高负荷运行、等离子体发生器停用时对发生器内部进行吹扫，使其不受煤粉污染。等离子体发生器运行时，等离子体发生器运行时，弧柱温度一般在5000K到30000K范围，因此对于形成电弧的阴极和阳极必须通过水冷的方式来进行冷却，否则很快就会烧毁。冷却水系统的来源：鲁北电厂等离子冷却水取自锅炉侧闭式冷却水，单独配备两台互为备用的冷却水泵，以保证等离子发生器的安全运行，同时需要控制进入等离子发生器的进回水压差不低于0.6MPa，用以保证足够的冷却水量和冷却效果。
控制系统由PLC、CRT、通信接口据总线构成。
直流电源柜(含整流变压)用于将三相380V电源整流成直流电，用于产生电弧。
点火燃烧器用于与等离子发生器配套点燃煤粉。
等离子体系统如下图所示：
■
1.二级介质气管路 2.一级介质气管路 3.DLZ-MA-300-B等离子体发生器 4.电源系统 5.进水管路 6.回水管路
4 等离子点火过程
等离子体发生器为磁稳空气载体等离子发生器，它由线圈、阴极、阳极组成，阴极材料采用高导电率的金属材料或非金属材料制成;阳极由高导电率、高导热率及抗氧化的金属材料制成。它们均采用水冷方式，以承受电弧高温冲击。线圈在高温250℃情况下具有抗2000V的直流电压击穿能力。电源采用全波整流，并具有恒流性能。
点火原理为：首先设定输出电流，当阴极前进与阳极接触后，整个系统具有抗短路的能力且电流恒定不变，当阴极缓缓离开阳极时，电弧在线圈磁力的作用下拉出喷管外部。在电弧的作用下，具有0.03MPa左右压力的空气被电离为高温等离子体，其能量密度高达105-106W/cm2，为点燃不同的煤种创造了良好的条件。
5 鲁北电厂等离子发生器在实际应用中遇到的问题及解决办法
5.1 现象1.发生器启动不成功
5.1.1 原因：①启弧电流设定不当；②载体风流量/压力调整不当；③启动时阴阳极未接触；④阴极和阳极之间被含油的载体风或炉内灰尘污染；⑤发生器漏水；⑥启弧阳极启弧处烧损严重。
5.1.2 解决方法：①启弧电流设定为不小于235A；②对照载体风参数表调整流量/压力至要求的范围；③电机推拉杆故障，更换电机推拉杆；④抽出阴极枪，用干净的砂布打磨阴极头起弧点，直到完全磨掉黑色的油污；卸下过渡阳极，将起弧点附近的油污打磨干净；⑤查处漏水点，更换O形圈；⑥拆下启弧阳极，打磨启弧面，如损坏严重则更换启弧阳极。
5.2 现象2：启动后电压＜380V
5.2.1 原因：①一二级气参数设置不当，电弧落在过渡阳极上；②启弧阳极启弧处烧损严重。
5.2.3 解决方法：①停止运行，调整一二级气到规定范围；②拆下启弧阳极，打磨启弧面，如损坏严重则更换启弧阳极。
5.3 现象3：阳极漏水
5.3.1 原因：密封圈老化失效。
5.3.2 解决方法：更换密封圈。
6 鲁北电厂等离子点火技术实际应用改进
迄今为止，鲁北电厂2号炉等离子点火装置始终处于热备用状态，即等离子点火装置的冷却风机、冷却水和压缩空气系统始终处于投入状态，需要投入时即可正常快速投入并保证各角点火正常，另外1号炉等离子点火装置在大修安装后使用状态良好，但结合鲁北电厂燃油系统暂时保留但炉前燃油系统在机组正常运行中退出备用，燃煤为挥发份较高、易点燃的优质烟煤的实际情况，拟在操作员DCS画面增加快投按钮，以实现锅炉在事故或紧急情况下等离子装置的快速投入，保证锅炉的安全稳定运行。
7 小结
通过对等离子点火技术的了解，可发现等离子技术确实在节约能源、环保、提高机组效益上具有显著优势，随着等离子点火技术的发展，等离子设备的可靠运行，简单易行的操作与维护，无燃油电厂必然是未来发展的趋势。鲁北电厂的等离子点火装置虽然使用时间较短，但因为其发展时间较长，各项技术相对较为成熟，所以从电厂的实际使用效果和运行人员快速学习掌握状态来看，等离子点火装置都是一个不错的选择。
参考文献:
[1]苗荣福，闫锵.大型机组等离子点火及稳燃技术的应用.
[2]DLZ-MA-300-B发生器使用手册，烟台龙源电力技术股份有限公司.
[3]李明堂.等离子点火技术在蓬莱电厂的应用.
一、编制依据
二、指导思想和原则
编制本实施方案的指导思想是：以党的*和十六届三中、四中全会精神为指导，坚持以人为本，树立和落实全面、协调、可持续的科学发展观，认真贯彻实施《国务院关于两控区酸雨和二氧化硫污染防治“*”计划的批复》和《山东省人民政府关于同意山东省两控区二氧化硫污染防治“*”实施计划的批复》明确的污染控制目标和政策、措施，提出山东省火力发电厂(热电厂)二氧化硫污染防治实施方案。
本方案的工作指导原则是，在实施综合防治的基础上，突出重点，抓好电力、热力行业的二氧化硫污染防治；充分考虑控制措施的技术、经济可行性，提出与经济发展水平相适应的火力发电厂(热电厂)二氧化硫污染控制措施；通过控制二氧化硫污染，保护人体健康和生态环境，减少经济损失，实现可持续发展。
三、计划范围和计划期
(一)计划范围
计划范围为全省所有的火力发电厂和热电厂。
(二)计划时段和基准年
计划时段为*年-2010年，基准年为2003年。
第二章二氧化硫污染防治现状及存在的问题
一、二氧化硫污染防治主要进展
“九五”期间，*发电厂、*热电厂、*热电厂各1台75吨/小时燃煤锅炉，*亚星集团公司3台35吨/小时电站燃煤锅炉建成了烟气脱硫设施，还有部分热电厂、煤矸石电厂也建成了不同技术的脱硫装置。“*”期间，济南黄台电厂2台300MW发电机组湿法烟气脱硫和*电厂2台300MW发电机组海水烟气脱硫工程被列为全国示范工程，山东里能里彦发电有限公司2台135MW发电机组被列为山东省中型发电机组烟气脱硫示范工程。其中济南黄台电厂烟气脱硫工程已于*年6月底建成；*电厂和里能里彦发电有限公司烟气脱硫工程正在建设。此外，*电厂、烟台电厂、*电厂的烟气脱硫工程也已开工建设。
二、存在的主要问题
(一)能源结构不够合理
我省的能源结构以煤炭为主，2003年全省原煤消费量1.39亿吨，占一次能源的82%，而全国原煤消费占一次能源的67%。煤炭的大量使用是导致二氧化硫污染严重的主要原因，其中电力、热力行业煤炭消耗量占工业煤炭消耗量的51.6%。
(二)工业结构性污染突出
据统计，2003年电力、热力行业二氧化硫排放量87.23万吨，烟尘排放22.34万吨，分别占全省工业二氧化硫和烟尘排放量的56.6%和44.4%，皆居全省各行业第一位。电力、热力行业是造成我省二氧化硫污染的主要行业，特别是部分电厂建在城市市区，加大了改善城市空气环境质量的难度。
(三)工业污染源达标排放基础脆弱
目前全省已建成的火力发电厂(热电厂)二氧化硫污染治理多是通过使用低硫煤措施实现的。据对全省271家火电企业的调查，共有35吨/小时及以上锅炉717台，大部分采用的是低硫煤控制措施。由于我省低硫煤储量较少，低硫煤与高硫煤之间存在价格差异，受煤炭市场和经济利益影响，不少发电(热电)企业不按规定使用低硫煤，无法保证稳定达标。部分已上循环硫化床的发电(热电)企业，也未按要求添加石灰石，仅靠炉内脱硫很难做到稳定达标排放。
(四)新扩建火电项目多，新增排污总量大
“九五”期间各地新建、扩建了一批小热电厂和企业自备电厂，绝大部分没有配套建设烟气脱硫设施。“*”期间我省将新建成投产30万千瓦及以上火力发电机组的装机容量达432万千瓦，而且还将新开工建设650万千瓦装机容量火力发电机组。国家要求我省到*年二氧化硫排放总量要较2000年削减15%，即26.94万吨，仅“*”期间新建火力发电机组将增加二氧化硫排放量13.40万吨，削减二氧化硫排放总量的形势非常严峻。
(五)资金投入不足，环保执法监督能力薄弱
“九五”以来，我省环保投资占同期国内生产总值的比例一直低于发达国家和国内先进省市。其中用于大气污染源治理的投资仅为16亿元，远不能满足治理需要。在监督能力方面，全省17城市中，绝大多数企业未安装在线自动监测装置，环保部门对大气污染源的监督、监测主要采用人工方式，不能实施及时监控，难以形成强有力的监督，致使一些企业脱硫设施不正常运转，不按要求使用低硫煤。此外，二氧化硫排污收费明显偏低，对已建成脱硫设施的发电企业缺乏优惠政策，不足以促使企业积极进行二氧化硫污染治理。
第三章二氧化硫污染防治目标
我省火力发电厂(热电厂)二氧化硫污染防治目标是，2000年以后批准建设的新建、改建和扩建燃煤火力发电厂(热电厂)，按照国家“以新带老”和“三同时”的要求，必须配套建设脱硫设施，并与发电设备同时投运。2000年以前批准建设的燃煤机组，二氧化硫排放超过国家或地方排放标准的，要分期分批建设脱硫设施。大中城市市区和近郊不得新建、扩建燃煤纯凝火力电厂。严格控制新建、扩建以热定电的热电厂，热电厂也必须配套建设脱硫设施。国务院规定的关停淘汰5万千瓦以下的燃煤机组，要按期关停淘汰；到2007年1月1日，所有的燃煤电厂(热电厂)均应安装二氧化硫在线监测装置，并与环保部门联网。
第四章二氧化硫污染综合防治主要任务
一、加大现有发电(热电)机组的二氧化硫污染治理力度
*年底以前，“两控区”内重点火力发电厂(热电厂)，必须建成脱硫设施。2007年底以前，现状二氧化硫排放绩效高于全省平均水平的火力发电厂(热电厂)，“两控区”内各市建成区内的公用热电厂和企业自备电厂，必须建设脱硫设施；所有的火力发电厂(热电厂)安装二氧化硫在线监测装置，并与环保部门联网。2010年以前，非“两控区”内发电厂、热电厂和企业自备电厂必须建成脱硫设施。表1为*年底以前应建成的火力发电厂(热电厂)脱硫项目。表2为2007年底以前应建成的火力发电厂(热电厂)烟气脱硫项目。表3为2010年前非“两控区”应建成的火力发电厂(热电厂)烟气脱硫项目。
表1.*年以前应建成的火力发电厂(热电厂)脱硫重点项目
二、取缔淘汰小规模燃煤发电机组
严格落实国家有关政策，到*年底淘汰单机容量5万千瓦及以下的常规燃煤(燃油)发电机组，淘汰关停超期服役、达不到总量控制要求单机容量10万千瓦及以下的纯凝燃煤发电机组。到2010年底淘汰单机容量10万千瓦及以下的除集中供热、资源综合利用电厂以外的发电机组。
三、严格控制新建、扩建燃煤发电机组
要结合国家“西电东送”战略的实施，严格控制新建、扩建30万千瓦以下纯凝燃煤发电机组，特别是严格控制新、扩建13.5万千瓦及以下中小燃煤发电机组。凡新、扩建燃煤发电机组(热电机组)必须配套建设脱硫设施和主要大气污染物在线自动监测装置，采用低氮燃烧方式，严格执行“以新带老”的原则。热电厂建设要根据现状用热需求及预测用热需求合理布局，并应全部取缔供热范围内的分散供热小锅炉。建设燃用煤矸石、煤泥等资源综合利用热电厂或企业自备电厂，应与城市供热规划一致，并采取炉内脱硫和炉外脱硫相结合的方式进行脱硫。
第五章实施方案的保障措施
一、加强组织领导
为使我省火力发电厂(热电厂)二氧化硫污染防治实施方案得到切实落实，各级政府和有关部门要依据实施方案，把二氧化硫污染控制目标和重点脱硫治理项目纳入本地区环境保护年度实施计划。建立火力发电厂(热电厂)二氧化硫污染控制目标责任制。凡未按时完成脱硫计划的发电厂(热电厂)，要追究主要负责人的责任，并对上网额度进行调整。
二、深入推行二氧化硫排放总量控制制度
实行排污总量控制是污染控制的有效手段，是实现城市环境空气质量达标的关键。各市要采取各种有效措施，把二氧化硫排放总量分解落实到各个火力发电厂(热电厂)，确保控制目标的实现。严格控制新、扩、改建火力发电项目，对没有二氧化硫排放总量指标的，不再批准新建电厂；扩、改建的必须对其现役机组建设脱硫设施削减总量或淘汰本企业小机组，腾出总量指标用于新机组建设。“十一五”期间，按照公开、公平、公正的原则，根据当地允许的环境容量，运用排放绩效方法核定分配电厂的二氧化硫排放总量指标。
三、实行二氧化硫排放许可证制度
发放排污许可证是实行二氧化硫排放总量控制的基本手段。从*年起，要根据各级政府下达的二氧化硫总量指标，对火力发电厂(热电厂)发放排污许可证。凡2000年的现状二氧化硫排放绩效高于“两控区”平均排放绩效的火电厂，必须限期建设脱硫设施或其他减少二氧化硫排放的方法达到全省平均排放绩效指标，限期内发放临时排污许可证；低于“两控区”平均排放绩效的火电厂，可核发二氧化硫排放许可证。非“两控区”发电厂(热电厂)也要按照上述要求，开展二氧化硫控制和排污许可证工作。
四、加大二氧化硫排污费征收力度
全面落实国务院《排污费征收使用管理条例》，依法对排放二氧化硫的单位按照二氧化硫排放总量征收排污费，逐步提高二氧化硫排污收费标准。对超过排放标准排放二氧化硫的单位，由省、市政府或其委托的环保行政主管部门依法限期治理，并进行处罚。
五、实行鼓励控制二氧化硫排放的优惠政策
制定鼓励电厂建设脱硫装置的优惠经济政策和价格政策，运用经济手段鼓励我省发电企业控制二氧化硫污染的积极性。有关部门对建设脱硫设施的电厂和综合利用电厂，应提高其上网额度，在竞价上网中优先上网；在电网运行中，保证其全负荷发电时间。在国家出台不同地区发电环保折价标准后，抓紧组织实施，为脱硫火电厂的运行创造良好的政策环境。对建设烟气脱硫设施和在线监测装置并能稳定达标的企业，经审查批准可适当燃用高硫煤。建成脱硫装置的发电厂(热电厂)，在原上网电价的基础上给予适当优惠，具体政策由物价部门商有关部门制定。
六、加大二氧化硫污染防治资金投入
资金筹措是落实“两控区”污染防治“*”实施计划和本实施方案的关键环节。各级政府要建立健全环境保护资金筹措机制，加强环保投资力度，采取有效措施，充分利用国内、国外资本市场，引导企业、民间投资者和国际投资者对重点二氧化硫污染治理项目投资，积极争取国际金融组织贷款、外国政府贷款等优惠性国外贷款资金，优先支持重点二氧化硫污染治理项目的实施。
“两控区”现有污染源污染治理项目的投资，主要由企业自筹，省政府的污染治理资金，优先支持有积极性的重点二氧化硫污染治理项目的建设。新建、扩建和改建工程的治理项目投资，要按照《建设项目环境管理条例》要求，在建设总投资中列支。城市燃气工程、集中供热工程等城市基础设施项目的投资，主要由城市政府负责筹措。淘汰落后锅炉、窑炉和锅炉、窑炉改用清洁能源及其它项目投资由项目单位自筹。
七、试行二氧化硫排放权交易制度
继续按照国家环保总局的安排，开展二氧化硫排放权交易的研究和试点。在实行总量控制和排污许可证制度的基础上，开展排污企业间二氧化硫排放指标有偿转让试点，逐步建立二氧化硫排放权交易制度。对完成脱硫设施建设并能稳定运行的电厂，鼓励优先交易其富余的二氧化硫排污权。“*”期间新投产发电厂(热电厂)或其他重点二氧化硫排放源在脱硫前提下仍无总量指标的，必须通过削减当地现有污染源的排放量进行调整，无法调整的，可向排放量小于当地下达的总量指标的企业购买。
八、促进脱硫环保产业发展
加强二氧化硫污染防治技术的研究、筛选和推广，推进技术和装备国产化进程，促进环保产业发展。积极鼓励、引导民间资本、国外资本采取BOT、承包运营等方式参与脱硫设施的建设、运营。有关污染治理技术的研究与开发，应列入省及地方年度科研计划和中长期科技发展规划。制订二氧化硫治理技术政策和脱硫项目建设、运营招投标规定，逐步形成规范化的脱硫市场。
第六章环境管理基础能力建设
一、建立城市环境空气二氧化硫污染监测网
我省“两控区”内设区城市已按照国家空气质量优化布点监测规划的要求设立了环境空气质量自动监测站。*年底前，各县级城市也要具备对环境空气质量进行自动监测或连续24小时采样实验室分析的能力，实现对二氧化硫、二氧化氮和可吸入颗粒物三项污染物的监测。2007年底前，“两控区”内各县级城市都要具备对环境空气质量进行自动监测的能力。2010年底前，所有县级城市和30个强县的县城都要具备对环境空气质量进行自动监测的能力。
二、加强对二氧化硫排放源的监测
到2007年1月1日，所有的燃煤电厂都要安装二氧化硫在线监测装置，实现与环保部门联网，建立发电企业履行环保义务的机制。
*年底前设区城市要逐步实现二氧化硫污染源监测和环境空气质量监测数据采集自动化和数据传递网络化。在此基础上，有条件的城市要建立环境空气污染预警系统，实现实时监管和预报，对于已经出现或可能出现的超标情况，迅速采取应急控制措施，防止污染状况的进一步加剧和扩大。
【关键词】 电力网 黑启动 冰灾 经验 措施
“黑启动”是指整个电网因故障崩溃停运后，系统全部停电，处于全“黑”状态，此时通过系统中具有自启动能力机组的启动和外来电源，带动无自启动能力的机组，逐步扩大系统的恢复范围，最终实现整个系统的恢复和供电。
2008年1月13日至2月6日，湖南郴州遭遇历史罕见冰灾。从1月25日开始，郴州电网出现大面积倒杆断线，供电范围逐步缩小。1月30日零时15分，220kV大东江一城前岭线路故障跳闸，包括郴州市城区在内的郴州地区大面积停电，郴州电网处于全“黑”状态，成为全国关注的“电力孤岛”。在郴州地调的指挥下，电网成功实现三次黑启动。
1 三次黑启动情况介绍
1．1 事先编制的黑启动方案受阻
按照《2008年郴州电网黑启动方案》的要求，郴州电网黑启动路径分两路，分别由花木桥电站和小东江电站黑启动成功、并列后同时向220kV塘溪变和220kV城前岭变逐步恢复重要用户供电。然而，冰灾的不断恶化，电网设施受损极其严重，花木桥电站黑启动路径因220kV福冲－外沙线、110kV外沙－杨梅山线和110kV外沙-瑶岗仙线覆冰倒杆故障被阻断，小东江电站黑启动路径因110kV小东江－秀水线、小东江－桥口线、塘溪－高湾线相继故障而受阻，同时黑启动方案中其它相关110kV线路均出现不同情况的故障，原拟制的黑启动方案无法实施，郴州电网陷入极端被动状态。
郴州电网黑启动前电网接线如图1所示。
1．2 第一次黑启动
1月30日零时15分，220kV东城线故障跳闸，郴州电网全“黑”。此时，黑启动的通道只剩一条，即小东江的启动电源通过110kV小东江－桥口线、塘溪－桥口线，塘溪110kV母线、塘溪主变升压至220kV母线，通过220kV塘溪－城前岭线，经城前岭主变降压至11OkV母线，再经11OkV城前岭－高湾线供郴州市区重要负荷。3时50分，220kV塘溪变#1主变610断路器送电正常，标志着郴州电网第一次黑启动取得成功。调度指挥电源、市委市政府、郴州火车站信号电源等重要用户恢复供电，最高负荷近50MW。因小东江电站(郴州地调调度)是大东江电站(湖南省调调度)的反调节电站，而大东江电220kV出线全部故障停运无法开机，小东江发电用水需要大东江从溢洪道放水，郴州地调向湖南省调反映情况后，得到省调的大力支持，大东江放水由地调根据负荷情况决定。22时43分，因220kV塘溪一城前岭线的架空地线断裂故障跳闸，郴州电网第一次黑启动成功运行8h53min再次崩溃。包括郴州市城区在内的郴州全地区再度停止供电。
郴州电网黑启动路径如图2所示。
1．3 第二次黑启动
2008年2月1日，220kV塘溪一城前岭线故障紧急处理完毕，郴州电网实施第二次黑启动。20时43分小东江发电机组开机经11OkV小东江一桥口线、110kV塘溪一桥口线、220kV塘溪一城前岭线、110kV城前岭－高湾线黑启动成功，郴州市区部分负荷复电，最高负荷40MW。22时35分因500kV线路倒塌导致220kV塘溪一城前岭线故障，郴州电网第二次黑启动成功运行2h7min后再次失压。
1．4 第三次黑启动
因前两次黑启动成功后，都需要大东江电站大量放水，已危及大东江电站水工建筑物的安全，为了减轻大东江电站放水的压力，地调决定启动鲤鱼江火电厂。2008年2月3日，220kV塘溪一城前岭线抢修期间，地调成功利用小东江电站启动了鲤鱼江火电厂的#8G(65MW)，鲤鱼江火电厂的#8G启动后，110kV小东江－桥口线、小东江－秀水线、塘溪－桥口线均先后倒杆断线，第一、二次黑启动路径成为绝路。此时，发现一条新路径，即小东江通过10kV秀东线(东江电站生活区备用电源)经秀水10kV母线、秀水主变、110kV团山－秀水线、110kV鲤鱼江－团山线，与鲤鱼江电厂#8G并列。220kV塘溪-城前岭线紧急抢修完毕，郴州电网实施第三次黑启动。22时31分，鲤鱼江#8G经220kV鲤鱼江－塘溪线、塘溪－城前岭线、110kV城前岭－高湾线送至郴州城区，黑启动成功，恢复负荷30MW。23时35分，鲤鱼江#8G故障解列停机，郴州电网第三次黑启动成功运行lh4min后再次失压。至此，郴州电网所有黑启动路径全部瘫痪。第二次黑启动路径见图3。
2 三次黑启动的特点
2．1 成功利用火电机组作启动电源
三次黑启动，取用了不同的电源，前两次均利用小东江电站作启动电源，第三次成功利用小东江电站启动鲤鱼江火电厂的#8G，鲤鱼江火电厂的#8G启动后，小东江电站并网的110kV线路倒塌，220kV鲤鱼江－塘溪线、塘溪－城前岭线修复后，鲤鱼江火电厂的电力成功送至城区。
2．2 黑启动的路径不确定
三次黑启动，不同的路径，并且事先都无法确定。冰灾发展速度太快，1小时前可用的线路，过了1小时就无法确定是否可用了。第三次黑启动时，甚至利用了东江电站的备用生活用电线路。这条线路能将小东江的电力经东江电厂的生活区送至秀水变电站的1OkV母线，这条路径事先大家都不清楚，对第三次黑启动成功起了关键作用。
2．3 黑启动方案指导三次黑启动成功
事先精心编制的黑启动方案虽然不可用，但黑启动的理论起了关键指导作用。三次黑启动都很顺利，都成功了。虽然运行时间都不长，但是，能启动本身就是一种成功。
2．4 黑启动提高了郴州人民决战冰灾的信心
三次成功的黑启动，当电送至郴州城区时，所有人员都欢欣鼓舞，当地媒体也都作了报道。对处于“黑暗”中的抢修人员和居民来说，大大提高了决战冰灾的信心。
3 郴州电网黑启动成功的经验。
