电厂年中总结篇1

[中图分类号] X51 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2013）-11-153-2

汞作为重点控制的重金属之一，其主要排放来源于化石燃料的燃烧，尤其是煤炭的燃烧，使得燃煤电厂成为向大气中排放汞的最大源头。由于汞及其衍生物有机汞在环境中具有持久性、易迁移性、高度的生物富集性和高生物毒性等特点，严重影响生态环境及人类健康。江苏省在燃煤电厂数量上在全国占有重要比例，因此我省燃煤电厂汞排放水平的研究具有重要的意义。

1江苏省燃煤电厂烟气中汞排放总量核算

本课题对10家燃煤电厂烟气中的汞排放情况进行了研究，为了对我省装机容量30万千瓦以上燃煤电厂汞排放的总体情况进行判定，采用已有的10家电厂机组年汞排放量的数据和相关研究结论进行评估核算。江苏省目前装机容量30万千瓦以上燃煤电厂共有133台机组，其中单机容量30万千瓦以上机组105台。

本研究采用美国研究燃煤汞排放的燃煤电站汞排放量预测模型进行估算：

式中，Mcoal：煤消耗量（t/年）；CHg：煤中汞含量（mg/kg）；ccf：煤清洁系数；ΠEMFi：各个有效修正因子EMF的乘积；MHg：汞的年排放量（t/年）。

由于机组负荷的不同会对汞排放量造成一定的影响，为了更准确的评估我省30万千瓦以上燃煤机组年汞排放总量，根据所研究的10个电厂的基础数据，对30万千瓦以上电厂不同机组容量机组的年汞排放量，采用公式（1）估算模型进行分级估算，从而计算出我省装机容量30万千瓦以上燃煤电厂年汞排放水平。

由于本次测试所采集煤样为入炉前煤粉，因此模型计算时煤清洁系数（cff）为1。江苏省30万千瓦以电厂均采用静电除尘设施，静电除尘器对汞排放的影响因子采用美国EPA 研究结果0.760。通过本研究，南京化工园热电脱硫入口烟气中汞含量两组测量数据分别为4.26ug/m3（均值），经脱硫设施后汞含量在1.96ug/m3（均值），汞去除率为54%；铜山华润电厂脱硫入口烟气汞排放水平为16ug/m3（均值），经脱硫岛后汞去除率为81%，烟囱入口汞含量降低至3.04ug/m3（均值）。由汞去除率结果可知，江苏省燃煤电厂脱硫设施对汞排放的影响因子约为0.675，为了提高燃煤电厂年汞排放量准确性，计算中采用本研究结果。通过对江苏省境内燃煤电厂年运行时间进行统计，机组年平均运行时间约为5500小时。通过计算可以得出表2的结果。

由表2可以看出江苏省2102年装机容量30万千瓦以上燃煤电厂烟气中汞排放总量为7.541吨，比2008年的9.89吨有所下降。这主要与最近几年各个电厂加大各项环保设施的投运力度及关停小机组、电厂安装烟气脱硫、脱硝等一系列措施有关，另外还有部分总装机容量不足30万千万燃煤电厂的汞排放量没有纳入本次统计结果，对数据的降低也有一定的贡献。

2江苏省燃煤电厂汞排放区域特征分析

为了能充分反应江苏省区域范围内不同燃煤电厂机组容量分布情况和汞释放具体分布情况，对我省各市不同燃煤电厂机组和汞释放进行了分析。结果见表3。

由于汞的释放对生态环境和人类健康存在着一定的潜在威胁，对汞释放及扩散进行评价和研究能为燃煤电厂汞排放控制提供明确的依据，从而提高汞释放控制的效果。为此，本研究利用“等距权重模型”对江苏省境内各市燃煤电厂年汞排放量进行空间插值，从而对江苏省燃煤机组汞释放大致分布、以及可能的扩散情况及空间影响进行了直观的分析，具体结果如图1。

由图1，从整体上看江苏省燃煤电厂年汞释放情况，西部明显高于东部，苏中和除徐州市以外的苏北各市年汞释放量相对较低。从各市燃煤电厂汞释放情况来看，徐州、南京、苏州和无锡明显较高，这主要是在这几个市工业相对较为发达、人口密度较大，用电量量较大，相应的发电机组较多造成的。燃煤电厂汞释放进入空气后，会扩散到周边区域，由图1可以发现，苏北、苏中地区年汞释放和扩散对周边区域造成的潜在威胁明显小于苏南地区。由于影响汞扩散的因素较多，本图只能粗略的对汞扩散情况和区域影响进行评价，但分析结果对江苏省未来燃煤电厂汞排放控制仍具有一定的指导作用。

3结论

通过对江苏省燃煤电厂汞排放水平的研究发现，江苏省2102年装机容量30万千瓦以上燃煤电厂烟气中汞排放总量为7.541吨。从江苏省燃煤电厂年汞释放情况看，西部明显高于东部，苏中和除徐州市以外的苏北各市年汞释放量相对较低。工业发达、人口密度较大的城市汞释放量明显较高。

参考文献

电厂年中总结篇2

2001年巴西的4500万用电户的用电量为317.3亿千瓦小时。在用电方面，巴西的十年发展计划（2001-2010）预测每年增长5%，到2010年为411亿千瓦小时。目前的用电需求通过总装机容量为64300MW的电厂来满足，其中91%为水电厂。

总装机容量为4500MW的COPEL（Companhia Paranaense de Enengia）电力公司是巴西第七大公司。COPEL电力公司的17座水电厂的总装机容量为4350MW，各个水电厂的装机容量范围从Pitangui水电厂的870KW到Gov.Bentov Munhoz da RochaNetto水电厂的1676MW。COPEL电力公司的50个水轮发电机单机容量从130KW至419MW。

COPEL电力公司的最主要的水电厂是总装机容量为261MW的Gov.Pedro Viriato Parigotde Souza水电厂，它建于1970年，从那时起，COPEL公司在水力发电方面取得了几个显著的成就。

1977-1980年间，Gov.Bentov Munhoz da Rocha Netto水电厂的160m高的大坝是当时世界上最高的混凝土面板堆石坝。

在巴西，装机容量为1260MW的Gov.Ney Aminthas de Barros Braga水电厂被认为是最有经济效益的设施，当它1992年建成时就全部实现了自动化。

1990年底建成的总装机容量为1240MW的Salto Caxias水电厂的碾压混凝土大坝在南美洲是体积最大的。

1．为了竞争创立自动化系统

1998年，新的联邦法律规定独立经营的电力公用事业单位要改组为现代化的具有竞争力的企业。因此COPEL电力公司改组为单独的企业单位，如发电、配电、输电、远程通讯及动力设备的采购等单位，由此产生了新的发电公司COPEL发电公司，它在水力发电中起到了自动化及中央控制的作用。

首先，在巴西的电力事业中生产成本是关键。从1996年起，总体水平上，COPEL发电公司从10000人裁员至5000人。人员的减少对发电运行产生了显著的影响。其次，先进的技术使得电力设施采用更加广泛、可靠的自动化发电设备。最后，巴西电力市场竞争日益激烈，每个电力事业单位都被迫寻找新的出路，以达到降低成本的目的。

为了长远发展，公司考虑了下面几个问题：

·希望得到什么样的利益；

·哪些过程需全自动化来实现过程控制；

·通讯的基础结构能否保证一定的可靠性；

·主要的干扰因素是什么；

·人力资源能否被有效利用。

COPEL发电公司在大范围的消耗-利益-风险分析范围内运行，包括论证通讯和控制系统的可靠性，来决定每个水电厂的自动化及遥控水平。基于这些分析，公司决定把系统升级以便使下列功能可通过遥控完成。

·发电控制；

·电压控制；

·开始、同步、结束；

·被选的水电厂设备从低压开关到巨大的溢洪道闸的操作；

·警报和实时事件的记录；

·数据至少储存30天，被存储的数据可以就地或远距离读取。

除了上述功能外，COPEL发电公司决定根据每个发电厂的重要性来设置其自动化水平，因此公司开发了一套有三个控制级别的系统，这三个级别分别为控制室，监控操作台和设备控制。

COPEL发电公司的最新发电厂Salto Caxias对三个级别的控制均适用，而其他的发电厂根据它们的型号及厂龄适用一个或二个控制级别。 2.集中控制

通过6年的筹划、技术研究和发展，在2000年末，COPEL发电公司开始用最新的发电操作中心控制它的最大的水电厂，这个发电厂位于Parana州首府的公司总部。在巴西还没有用一个单独的控制室控制一组重要的发电厂的先例。

目前，COPEL发电公司总装机容量的99%是由发电操作中心（GOC）完成操作的，包括它的七个水电厂：装机容量为260MW的Gov.Pedro Viriato Parigot de Souza水电厂，装机容量为1676MW的Gov.Bentov Munhoz da Rocha Netto水电厂，装机容量为1260MW的Gov.NeyBraga水电厂，装机容量为1240MW的Salto Caxias水电厂，装机容量为36MW的Guaricana水电厂，装机容量为9.2MW的Marumbi水电厂，装机容量为6.5MW的Derivacao do Rio Jordao水电厂。发电操作中心（GOC）也控制Foz do Chopim EnereticaS.A，一个装机容量为29MW的独立水电厂。

发电操作中心（GOC）是一个技术先进的控制室，GOC的操作人员尽最大可能保证发电厂的工作效率、可靠性和安全性，操作人员能利用程序、图表、建议、分析和研究提高常规及突发性的远程操作。

发电操作中心（GOC）有一个独立的控制台，专用于每个远程控制的水电厂的监控和获取数据，操作者从每一个水电厂所属的控制台存取水电厂现场的控制源和数据源。表一所示为四个最大发电厂监测点的数据和有效指令。

12名操作人员每天分成两班工作，起到了从前现场所有操作人员所起的作用：

·控制母线电压；

·调节负荷和操作设备；

·启动操作和关闭发电设备；

·履行日常的调度计划和根据需要再计划；

·在紧急条件下恢复发电操作；

·控制水库的水位和流速；

·改善和执行生产过程中的开始、同步和关闭发电机，完成发电模式和同步压缩模式之间的转换。

确保通过发电操作中心（GOC）远程控制的自动化发电厂的可靠性是系统的根本。实际完成的方法保证了全天的操作和管理程序，危险的设备如发电机以及所有相应的运行都被连续监视，并且由熟练的工作人员通过GOC控制，如果有重大事故发生，发电操作中心的传呼系统会立刻传呼操作者。

不久的将来，所有的系统将被集合成一体，那将意味着在某个位置的操作人员将操作所有的发电厂，这对于由发电操作中心（GOC）控制的新型发电厂来说是最基础的特性。

3．带来的利益

在许多方面，发电控制中心改善了发电厂的运行性能。

第一、中心允许COPEL发电公司优先进行人员的安排和信息的管理，中心系统的操作人员使计划、生产、监测和对评估人员的培训变的更容易。

第二、采用集中操控以便更易于标准化操作，更易于基本工作原理、方法和策略的维护，更易于记录和已确定的规则、指标、标准及工艺规则的修改。

第三、单方独立的监督、控制、操纵发电设备的能力是很重要的，特别是主要系统有故障时，能使系统从故障处调整、恢复。

第四、发电操作中心的维修管理与发电操作中心设在同一大楼里，以便于协调维修专家、GOC操作人员及现场来处理特殊问题工作人员之间的工作。

由于采用了自动化，减少了操作人员，发电操作中心实现了很大程度的节约。从前，每个大型水电厂大约12名操作人员，现在只有7名，小型水电厂日常工作只需2-3名操作人员，除此之外，发电操作中心（GOC）的邻近单位和工程管理单位也由此改善了运行指数，例如总的发电量和工作效率。

2002年1月，发电控制中心首次面临重大困难，由于双线路断电，黑暗笼罩巴西近70%的地方。国家电力系统的控制者仅对发电操作中心的一名操作人员发出指令即可以控制COPEL发电公司的一个主要的水电厂，这个水电厂占巴西整个装机容量的10%，并且它的响应快速而且安全.因此发电操作中心必须把巴西南部地区的电力再接通。

电厂年中总结篇3

中图分类号：P343文献标识码： A

1.河口概况：结雅河是黑龙江左岸最大支流，属俄罗斯的内河，位于黑河市下游8 km处。集水面积23.2×104 km2,多年平均流量1780m3/s，汇入黑龙江干流黑河市上马厂与卡伦山两个水质监测站之间，上马厂站距结雅河口10.6 km，卡伦山站距结雅河口16.4 km，见图1。

图1结雅河汇合口位置图

2.离子类型分析：

天然水中常见的离子:K+、Na+、Ca2+、Mg2+、HCO3-、NO3-、Cl-、SO42-，占天然水中离子总量的95%-99%。黑龙江地表水阳离子主要是Ca2+、Mg2+，即总硬度。阴离子主要是Cl-、SO42-、HCO3-。水质离子含量都达到了或好于三类水标准[1]黑龙江干流卡伦山和上马厂两水质监测断面所处位置不同（前者在支流洁雅河下游，后者在洁雅河上游），两监测断面监测结果差异较大，现就对两监测断面具有代表性的电导率、氯离子、硫酸根、总硬度、总碱度等监测项目进行比对分析，加以说明。

选取具有代表性的2006、2007年卡伦山、上马厂水质断面左，中，右三条采样垂线电导率、氯离子、硫酸根等部分参数的监测数值。如下表：

表1：2006年上马厂站水质断面垂线电导率值

月份 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

电导率(µs/cm) 左 194.02 159.14 187.48 139.52 78.48 64.96 117.72 130.80 95.92 100.28 41.42 42.51

中 196.20 156.96 190.75 139.52 82.84 67.42 115.54 129.71 95.70 103.55 41.42 42.51

右 201.65 172.22 186.39 134.07 82.84 67.69 115.54 123.17 98.10 103.55 40.33 39.24

表2：2006年卡伦山站水质断面垂线电导率值

月份 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

电导率(µs/cm) 左 45.78 39.46 51.23 30.74 27.25 43.82 51.23 54.06 41.96 45.78 16.35

中 44.69 34.01 42.51 28.56 46.00 63.66 58.86 72.48 41.64 41.42 17.44

右 183.12 134.07 120.99 63.55 74.52 67.80 117.72 124.26 93.74 103.55 51.23 44.69

表3：2007年上马厂站电导率断面平均值与流量值

日期 5.18 5.21 5.29 6.20 7.3 7.21 7.24 8.1 8.7 8.9 8.13 8.16 8.22

断面平均电导率(µs/cm) 71.8 57.5 68.0 83.9 82.5 59.8 49.9 74.4 91.6 97.3 103.5 109.5 117.4

流量(m3/s) 3150 3340 2370 2050 2540 5540 6930 2560 1560 1330 1060 978 977

表4：2007年卡伦山站电导率断面平均值与相应流量值

日期 5.19 5.30 6.1 6.6 6.21 7.22 7.23 7.24 7.25 7.28 7.31 8.3

断面平均电导率(µs/cm) 47.2 50.7 42.1 54.0 48.4 44.6 42.3 44.2 44.1 38.9 33.4 41.2

流量(m3/s) 6650 6340 7910 5340 4860 9360 10600 11800 12600 11200 9860 8740

注：“左”------俄罗斯岸边，“中”-----中泓，“右”-----中国岸边 。

3.影响分析

（1）电导率：

电导率与水中离子的含量大致成正比的关系。电导率的测定可在短时间内间接地推测水中离子总数的大致含量。

图2上马厂站与卡伦山站电导率变化图

图3上马厂与卡伦山断面电导率与流量关系图

从图2 上可以看出2006年卡伦山站右岸垂线的电导率数值变化趋势与上马厂站左、中、右三条垂线相同，月含量数值也相近。而左岸垂线和中泓明显小于右岸。假设没有外来水体的注入，卡伦山左、中垂线也应遵循右岸与上马厂站相关性。而实际值偏小。从图3可以看出，同期卡伦山断面电导率平均值均比上马厂小，比例在50%左右。卡伦山流量变幅7740 m3/s，而电导率只变化4. 3µs，说明支流结雅河的汇入对电导率值大小起决定作用， 影响很大，离子浓度稀释明显。

（2）氯离子、硫酸根：

图4 上马厂站与卡伦山站氯离子含量变化

图 5 上马厂站与卡伦山站硫酸根含量变化

由图4、5可以看出，卡伦山右岸垂线水质各参数含量变化与上马厂水各垂线变化趋势相同。含量相近。而左岸垂线和中泓含量多数月份小于右岸，流冰期与封冻期尤为明显。之流的汇入对其产生了影响。通过羟基伸缩振动拉曼光谱,发现卤素离子，硫酸根等阴离子对水的结构都有破坏作用 [2]，这种影响对水质并没有消极作用。

（3）总硬度、总碱度：

图6上马厂站与卡伦山站总硬度、总碱度含量变化

由图6可以看出，总硬度和总碱度遵循以上相同的规律，卡伦山除六月份外右岸要明显高于左岸和中泓的数值。均小于上马厂各条垂线含量 。右岸最大含量同比是中泓的3.9倍。

4.结论

电厂年中总结篇4

北京电力设备总厂(以下简称“设备总厂”)始建于1952年,隶属于中国华北电力集团,是中国电力系统从事电力设备制造与修理最早和最大的国有大型一类企业,现有员工2200余人。总厂下设七个分厂,三家子公司,分布在北京、保定等地。企业主营业务为电力机械产品、电力电器产品生产及电力建设服务。2008年,设备总厂成为中国机械工业百强企业,排名第92位。

正当设备总厂各项业务高速发展时,突然爆发的国际金融危机严重阻碍了这一势头,企业正常的生产经营活动受到很大影响。具体表现为:

新增订货乏力。很多下游企业看不清未来的发展动向,为规避风险,纷纷减少了订货量。

货款回收困难加剧。2008年,全国电力行业出现了前所未有的全行业亏损,企业间三角债范围不断扩大,导致设备总厂货款回收异常艰难,最多时外欠货款达到了12亿元。

经营风险加大。2008年,原材料价格波动异常剧烈,如钢板的价格曾从顶峰的6000-7000元/吨跌到3000元/吨。很多企业为压低产品价格,主动推迟合同,缓建相关项目,造成了设备总厂利润的下降,经营风险大幅度增加。

纠纷增多,牵扯人力物力。随着三角债的蔓延,部分有能力付款的企业也纷纷加入拖欠货款的行列,相关纠纷不断增多,耗费了设备总厂很多人力和物力。

如何摆脱金融危机的困扰,求得生存和发展,成为摆在设备总厂面前的首要问题。

■ 危机面前有新招,多方入手效果好

面对危机,设备总厂没有等、没有靠,果断调整了经营策略,打响了一场攻坚战。

防控风险六字诀:从快、从严、从紧。降低风险是企业生存的前提。与谋求发展相比,降低风险更易于实现。北京电力设备总厂在防控风险方面有六字诀:从快、从严、从紧。

从快主要体现在根据市场变化不断调整发展计划。2009年的年度计划先后调整了六次,目的就是要确保计划赶得上变化;从快还体现在简化业务流程、提高工作效率上。如签合同要快速拿定金,防止违约引发的麻烦。

从严是指一定要按计划办事,不断加强总厂对于分厂的控制力度;实行以销定产制,规定没有预付款一律不许生产,尽最大可能减少产品积压。

从紧主要是从内部管理入手,将组织结构从橄榄形转变为哑铃型。设备总厂不再局限于分厂式的管理模式,而是采取按具体任务成立事业部的方法,为每个事业部设立考核指标,单独核算,促使事业部有压力、主动想办法解决问题;同时,也便于形成监督机制,共同承担风险,谨慎决策。

调整产品结构,谋求多元化发展。设备总厂积极调整产品结构,牢牢占领“拳头产品”的制高点。设备总厂是全球最大的磨煤机生产基地,生产的磨煤机具有世界上最先进的生产技术和工艺,是北京市为数不多的“中国名牌产品”之一;设备总厂还是全球首批装备特高压电网的电气制造商,相关产品填补了国际电网高端产品的技术空白;此外,设备总厂在封闭母线等多个产品上都有很强的竞争力。当金融危机来临时,设备总厂突出优势产品的竞争力,用优势产品带动业绩增长。

设备总厂还利用各分厂不同的特点开展多元化经营。比如有两个子公司地处市北京黄金地段,就主要经营房地产出租业务;外地分公司技术力量不强,就强化它的生产配套功能;为延长产业链,一些分厂还从事与电网建设相关的建材生产。与此同时,设备总厂还积极实施“走出去”战略,产品出口世界五十多个国家和地区,出口创汇已经占到总收入的10%左右,未来计划提升到15%。这些多元化发展战略的实施,使得设备总厂的业务面得以拓展,收入来源多元化,非主营业务收入比例大大提高,极大地增强了抗风险能力。

重视科技研发,加大资金投入。危机面前,设备总厂以长远的战略眼光更加注重科技研发,2009年的研发经费为8000多万元,高于往年水平,形成了以自我开发为主、同时借助科研院所力量的研发模式。目前,设备总厂拥有各类技术人员二百多人,并建立了现代化的试验室。开发的产品共获得科技奖励70项,其中部级12项,部级15项,网局级43项。

正确判断形势,实施反周期策略。对于此次经济调整的成因,设备总厂领导有着深刻的认识,认为经济调整是国外金融危机和国内经济周期性变化叠加的结果。同样,设备总厂自身也在经历了前两年的高速发展期后进入到调整期;而国际金融危机的爆发也恰好给了设备总厂一个调整结构的机会。今年以来,设备总厂采取了反周期的逆市发展策略,投资1亿多元进行产业布局和结构调整,力争做到危机时苦练内功,复苏时抢占市场。

基于对经济发展周期的判断,设备总厂预计大环境将向好,回升是必然趋势,果断决定在原材料价格较低时进行大量收购,为企业未来生产降低成本、提高收益奠定基础。

注重营造企业文化,不遗余力留住人才。设备总厂十分重视企业文化建设,致力于营造和谐企业、和谐家园、和谐社会;始终坚持认为“人才是企业的第一资源”,积极为各类人才创造良好的工作环境。为发现人才、留住人才、用好人才,设备总厂采取了以下措施:一是善于发现人才,认为只要是能够超越自我、出色完成工作任务的人就是人才;二是大力留住人才,建立起与市场接轨的薪酬制度,实行人才非正常流失的领导问责制。对技术人员实行分级管理,分为院级专家到一般技术人员多个不同级别,各个级别待遇参照同级别的管理岗位,这样就坚定了技术人员投身科研的决心;三是用好人才,建立了三支人才队伍,即培育一支有较强管理能力的中层干部队伍;一支懂技术、善开发的技术骨干队伍;一支工艺出众的技术工人队伍。此外,设备总厂还定下制度,规定表现出色的聘用制员工可以转为正式员工,极大地调动了聘用制员工的积极性和创造性。

在一系列科学合理、执行有力的管理措施作用下,设备总厂各项工作有序展开,职工工作热情高涨,迅速扭转了去年年底的不利局面,企业效益逐步好转。目前,设备总厂明年的订货目标已经完成,并开始谋求更长远的发展。

电厂年中总结篇5

0．　引言：项目研究内容和意义简介

我国目前发电装机已5亿KW有多(2005年底突破5亿、2006年9月5.77亿、2006年底突破6.22亿KW)，其中火电约占73.7%(2006年底火电4.8405亿KW约占总容量77.82％)；水电24.6%（2006年底水电1.2857亿KW约占总容量的20.67％）；核电1.5%；风电等0.2%。虽然我国煤炭探明储量居世界第二位，但2000亿吨可采储量可供开采不满100年，且煤电严重污染环境；而为适应国民经济翻番增长目标不得不上“短、平、快”的煤电厂项目，甚至规划上马“火电三峡”，估计原煤掘尽时将约有装机20亿～30亿的煤电厂，这些都废弃吗？不！！！考虑远景能源出路，除发展新能源外，现在要进行核岛置换燃煤锅炉系统变煤电厂为核电厂的可行性与技术纲要草案研究，还要制定煤电、核电可接轨的设备生产标准，将来把燃煤锅炉系统置换成相适型号的核岛；汽轮机、发电机、变压器依然利用，把常规煤电厂改造为核电厂。现行我国煤电厂、核电厂之汽轮机、发电机、变压器及附属设备、控制系统有哪些规格、等级……，可以接轨通用吗？现在未雨绸缪，对于寻找可行的设备重复利用方案、建设资源节约和环境友好型社会、合理优化我国现状之不合理能源结构具有重要意义。

1．　立论依据

我国煤电装机已达3.68亿KW，且供电煤耗过大，虽2005年减少到每度380克标准煤，但比国际先进水平高22.5%，预计到2010年全国煤电装机将达5亿千瓦左右，煤炭消耗约13亿吨，新增二氧化硫产生量560万吨[1]，我国煤炭2000亿吨可采储量可供开采不满100年[2]。按2020年我国GDP翻两番的经济发展目标估计，我国一次能源总需求将增长到2020年的30～33亿吨ce，我国发电装机需提高到2020年的9.6亿KW[3]。远景能源出路在哪？大力提高水力发电开发程度无疑是紧急的，但其技术可开发量5.4亿KW封顶，同时大规模开发太阳能、热核聚变能技术尚未突破。煤源掘尽时将约有装机20亿～30亿的煤电厂，把它们都废弃吗？不！！！现在要进行核岛置换燃煤锅炉系统变煤电厂为核电厂的可行性研究，1公斤的铀全部裂变所释放出的裂变能，大约相当于2500吨煤或2000吨的石油燃烧时所释放出的能量，世界上已探明的铀储量约490万吨，钍储量约275万吨，我国铀储量超过10万吨[4]，邻国吉尔吉斯斯坦是世界主要产铀国家[5]，这些裂变燃料足够使用到聚变能时代。

众所周知，煤电厂由锅炉、汽轮机、发电机、主变压器及它们的附属设备、监控系统等组成；核电厂由可控核裂变装置（核岛）、汽轮机、发电机、主变压器及它们的附属设备、监控系统等组成。变煤电厂为核电厂的关键是同容同温同压情况下汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、控制系统能否通用？怎样通用？当然控制系统的电子化、微机化，其通用性很强，只需在程序上做些“小手术”就可达标。

进行核岛置换燃煤锅炉系统变常规煤电厂为核电厂的可行性与技术纲要草案研究，在可行的基础上制定煤电、核电接轨方案，更新修改煤电、核电的设备生产标准，将来把燃煤锅炉系统置换成相适型号的核岛；汽轮机、发电机、变压器及其各种设备技术进步方案与成果依然继续利用。保留一切可以保留、利用一切可以利用的原有设备及其众多优秀技术方案把常规煤电厂改造为核电厂，这对于寻找可行的设备重复利用方案、建设资源节约和环境友好型社会、合理转变能源结构具有重要意义。

2．　研究方案

2．1．研究目标、研究内容和拟解决的关键问题

2．1．1．本项目的研究目标是：煤电怎么样向核电转型？拿出实现核岛置换锅炉燃煤系统变煤电厂为核电厂的技术纲要草案！

2．1．2．本项目的研究内容是：为什么说“煤电向核电逐步转型，远景形成水核共舞、核主水调的全国互联电力系统”是我国社会及国民经济发展的必然要求？核岛置换煤电厂锅炉、资源节约地充分利用原有设备把常规煤电厂改造为核电厂是否可行？怎么样为将来煤电厂向核电厂转型埋下伏案、留下锦囊？核电安全吗？1979年美国三里岛、1986年前苏联切尔诺贝利核电厂事故会吓倒我们吗？先进压水堆核电技术、超高温气冷堆核电技术、快中子增殖堆的核电技术、先进的核燃料循环技术等的研究进展如何？煤电厂锅炉温压类别、等级，汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、监控系统规格、型号及控制要求有哪些？是什么？核电厂核岛类别、规格及技术成熟度如何？现行核电厂汽轮机、发电机、主变压器及它们的附属设备、监控系统规格、型号及控制要求与煤电厂之有差异吗？煤电厂之汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、监控系统与同容同温同压核电厂之汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、监控系统的通用性、通用度如何？欠缺通用性时又怎样规范各同容同温同压发电设备标准系列？这既是一个技术初步研究问题，又是一个技术规范管理问题，还是一个电力发展战略问题。

2．1．3．要解决的关键问题是：煤电厂之汽轮机、发电机、主变压器及其附属设备、监控系统与核电厂汽轮机、发电机、主变压器及它们的附属设备、监控系统在同容量同汽温同汽压情况下能否通用性、通用度如何？须用何种类别规格的可控裂变核岛置换各标准化系列化的燃煤锅炉系统？当然核岛的第二回路如何与原煤电汽轮机接口以及核岛如何在老厂房布置都在本项目研究范围内。

2．2．本项目的物色与创新之处

2．2．1．项目的物色

曾建言“大力提高我国水电开发程度，在本世纪末淘汰煤电、形成水核共舞的全国互联电力系统”。然而事实上水力发电由于技术可开发量5.4亿KW就封顶，水电只能缓解能源短缺并优化改善能源结构、高质量担负电网调峰调频调相及事故备用任务，不能根本解决能源短缺问题。谁都知道原煤有储量问题，终有枯竭之时，目前咬紧牙关大上煤电“短、平、快”项目，甚至规划上马“火电三峡”，这都是适应现代化建设能源急速增长需要的紧急措施。“淘汰煤电”乃成“冒天下之大不韪”之语，招致“千夫所指”，据了解湖南省电力系统职工有4万，其中3万属发电集团大唐华银，又其中大部分属各火力发电厂，一退休职工说“淘汰煤电”的言词会冤枉引起“公愤”，也许是有人误会了“淘汰煤电”的意思，其实煤终有枯竭的一天，是迟早问题。我们静下心来认真对比一下煤发电与核发电的工作原理与各个设备之结构差异，就会发现存在曙光、存在两全其美的方案。煤电厂是利用煤所蕴藏的化学能转变为电能，煤在锅炉中燃烧释放热能，把水加热成一定温度和压力的蒸汽，然后利用蒸汽推动汽轮机旋转，带动发电机发电，从而化学能热能电能。核电厂与煤电厂基本工作原理相同，发电设备仍为普通的汽轮机、发电机，也是从而化学能热能电能，不同的是核电厂中用核反应堆（可控裂变核岛）和蒸汽发生器替代煤电厂的锅炉设备。看来，煤炭掘尽了还会有些出路，把常规煤电厂改造成为核电厂存在可行性，如得到论证，职工与大部分设备都可以保留，这不是很好吗？当然，职工文化与设备技术进步继续建设、与时俱进仍是必须的。 转贴于

2．2．2．关于创新的问题

本项目的意义不在于有没有创新，不在于简单还是复杂，不在于科技含量（不含核岛研制）有多高，而在于提出了一种思路，一种尊重国情、尊重客观事实、继承传统又推陈出新的思路，在于从核电厂与煤电厂基本工作原理相同中看到了一线曙光，一种用科学发展观分析问题透出的曙光。只要路是对的，就不怕路远！凝聚我国相关科技人员的智慧就一定可以达成目标。真心希望此想法变成现实，祖国大地煤电厂逐步更换“心脏”脱胎换骨成少“口粮”的核电厂。

2．3．研究方法及可行性分析

煤电厂是利用煤所蕴藏的化学能转变为电能，煤在锅炉中燃烧释放热能，把水加热成一定温度和压力的蒸汽，然后利用蒸汽推动汽轮机旋转，带动发电机发电，从而化学能热能电能。核电厂与煤电厂基本原理相同，发电设备仍为普通的汽轮机、发电机，不同的是核电厂中用核反应堆（可控裂变核岛）和蒸汽发生器替代煤电厂的锅炉设备。核岛置换锅炉思路的曙光源于核电厂与煤电厂基本工作原理相同。

研究应详尽对比核电厂与煤电厂各个发电设备的结构特点与控制要求，从原理上探索核岛置换锅炉变煤电厂为核电厂的可行性，发电设备的通用性、通用度；还会探索核电的安全性。重点需要讨论的是应建立多少可控裂变核岛规范标准，使之与现行汽轮机、汽轮发电机、主变压器成系列地配套，这是本项目的中心。为此，须调研我国全部煤电厂主要设备之主要技术参数，运用源头统计法归纳出其中的规律，当然这一庞大工作必须精益求精，以确保结论的正确性，正确的结论将作为建议提交有关部门，以规范我国将来可控裂变核岛研制的规模容量等级。

3．展望

3．1．核岛置换锅炉变煤电厂为核电厂之思路可迎业内远景乃至社会的广泛关注，这不是纯技术问题，可点明相关技术问题（例如现行汽轮机、汽轮发电机、主变压器的系列化、标准化，研制可控裂变核岛的技术标准等）的发展方向，具有宏观导向的思想工作作用。

3．2．火力发电锅炉是由两大部分组成的，“锅”部分即锅筒（又称汽包、炉锅）继续保留，要用核岛置换的是另一部分生热的“炉”即锅炉之炉，以后在保留变压器、发电机、汽轮机、锅筒（汽包）及它们的控制系统的情况下，用核岛置换锅炉的燃烧煤炉部分，把燃煤火电厂改造为核电厂。（此点于2007年3月28日补充）

3．3．寻求支持单位筹建“研究核岛置换锅炉之炉变煤电厂为核电厂”系统工程总体部的目的是为了使核岛置换锅炉之炉变煤电厂为核电厂这一构想得以逐步实施，贯彻胡总书记为核心的党中央的伟大指示，寻找可行的设备重复利用方案、建设资源节约和环境友好型社会、合理优化我国现状之不合理能源结构。（此点于2007年4月20日补充）

3．4．我们在尽最大可能竭尽水力发电的同时，应着手研究怎么把常规燃煤火力发电厂改造成为“燃”铀核子裂变发电厂，逐步用水电主要是核电去替代日益枯竭的煤电，在本世纪末期形成水核共舞、核主水调的以三峡为地理中心的全国互联电力系统。最后祝愿太阳能、可控热核聚变能大规模利用技术早日突破。

参考文献：

[1]2005中国电力论坛．国家环保总局副局长张力军；

[2]国家煤炭地质总局局长徐水师发言归纳；

电厂年中总结篇6

1 电厂厂用电率及节能概念

电厂厂用电率是发电厂直接用于发电生产过程的自用电量占发电量的百分比。当百分比越小时，说明水能转化为电能的利用效率高。由于水电站发电需要增设各种各样的电力设备，如电动机、水泵、风机等，这些设备的耗电量较高，加上科技水平以及现代化建设发展与用电供求之间的矛盾等因素，使得电厂厂用电率增高，导致大量能源浪费。

现阶段，水电站电力设备节能降耗的主要措施是通过降低厂用电率来提高水机电组的发电效率。降低厂用电率可以从两个方面进行研究，一方面是降低厂用总电量，另一方面是提高水电站综合发电量。针对实际控制情况来看，提高综合发电量控制起来难度较大且成本高，采用降低厂用总电量是最佳措施，不仅降低成本，还能够提高水电站发电量，实现良好的社会效益和经济效益。

2 水口电厂厂用电率的影响因素

通过了解水口发电集团有限公司在降低水口电站厂用电率提供的相应数据信息以及影响厂用电率的因素，可以结合其具体的流程进行分析和了解影响厂用电率的主要因素。

2.1 现场调查

根据水口电站日常统计的数据，可以了解去年厂用电的使用进行情况。其中统计的指标包括：发电量、无功电量、上网电量以及厂用电量，统计时间分为每日统计和每月统计以及年终统计。

通过了解上述表格中的数据，可以清晰的看出水口电厂厂用电率相当大，而且无功用电量和上网用电量总值还大于发电量，这直接造成大量的能源浪费，直接影响水口电厂的经济效益。

2.2 厂用电设备分布

水口电厂作为特大型水力发电厂，其厂内电力设备较多，分布位置广，这对整体的降低厂用电率来说是一项巨大的工程。厂内设备用电负荷的水力机组包括：各类水（油）泵、机组开关空压机、主变冷却器等。而厂内公用电包括：检查与维修用电、排水装置、闸门设备、充电装置、通风冷却系统、照明系统等。

2.3 原因分析

2.3.1 原因确认

针对水口电厂中用电率较高的情况，我们进行了数据统计，统计数据如表2。

2.3.2 用电率增高的主要因素

由表2我们可以看出，厂用电率增高的主要因素有：第一，设备环境因素。首先，电厂空调太多，空调效率低，使用时间长。经统计我厂空调年总耗电量为6540816kW.h，占年总厂用电量的60.9%；同时，电厂照明设备多，使用时间长，照明设备总耗电量为1591380kW.h，占年总厂用电量的14.8%。第二，主变冷却器一直以最大功率模式运行，这不符合电设备发电运行规程，造成无功用电量增大，应该结合日常发电情况下，适当调整设备运行状态，避免全程都以最大功率运行；第三，电厂缺乏专业的检修人员，使得水利发电机组检修不到位，检修工艺较差，无法对设备进行全面的故障诊断，而且设备数量大，加上检修不到位，更大程度的加剧了设备的运行缺陷，造成大量能源浪费。第四，电厂员工节能意识较差，电厂没有进行全面、系统的节能知识培训，员工整体素质较低，使得生产生活中经常出现浪费现象，例如，不关电脑空调等。

3 电厂厂用电节能技术管理的措施

针对水口发电站在厂用电率控制上存在的问题以及造成用电率增大的原因，需要制定以下措施，降低厂用电率，达到节能降耗的效果，进而提高电厂经济效益。

3.1 主变冷却器运行方式变更

由于夏季油温大于冬季油温，因此主变冷却器运行方式可以由原来的全年都是两组主用一组辅用一组备用，改为季节运行，夏季可以为两组主用一组辅用一组备用，冬季可以为一组主用一组辅用两组备用。通过这种季节变更的运行方式能够大大提高主变冷却器的工作效率，还能有效降低能耗。

3.2 厂房设备进行技术改造

对压油泵、漏油泵可以进行设备调速器机柜的技术改造，减少调速系统的耗油量来降低压油泵启动次数。同时更换陈旧的、功率低的空调，通过宣传教育、随机检查等手段加强员工节能意识。员工下班后要自觉关闭电脑或其他用电设备。

3.3 巩固措施

加强企业文化建设，积极开展电厂节能教育培训、节能知识讲座等节能活动，大力宣传节能环保理念。加强电厂员工的综合素质水平，使其能够在实际工作中做到节能降耗，并相互督促，提高电厂上下员工的节能意识。同时，加强节能技术管理水平，采用先进的节能设备和技术，各项工作都要按照规定规程进行，定期组织培训，提供员工专业技术技能水平。

4 结束语

当前形势下，水电站要在生产经营过程中充分节约电能能源，减少电厂生产成本，利用有限资源，创造最大的经济效益。电厂员工要提高自身综合素质水平，不断巩固和加强自身专业知识技能，提高节能意识。在日常生活中，做到节水、节电，并倡导其他员工积极行动起来，从根本上降低厂用电率，有效提高电厂生产经济效益，推动水电站安全、可靠、节能经济、可持续发展。

参考文献

[1]杜继强，胡永强.母线电量平衡及厂用电节能技术的研究与应用[J].经济技术协作信息，2010（9）.

电厂年中总结篇7

地下核电站的总体布置为：核岛部分(安全壳及其相伴的安全厂房)置于地下(山体内)，常规岛(汽轮发电机)置于地面，核岛产生的高温高压蒸汽可通过布置在隧道内的管道输向常规岛(属分体布置形式)。如果山体地质条件允许，也可把常规岛部分一并置于地下，视综合效益而定。下图是地下核电站安全壳设想示意图。

地下厂房工程实例

由于当今水电站的厂房大部分置于地下，因此联想将核电站置于地下的可行性。以下列举几个地下水电站实例：

1　长江三峡水电站有6台70万千瓦总计420万千瓦的发电厂置于大坝右岸的地下山体内，厂房跨度32.6米，长度311.3米，开挖高度87.24米，现已有3台投入运行，计划2012年6台机组全部投产。

2　金沙江向家坝水电站有4台80万千瓦总计320万千瓦的发电厂置于右岸山体内，厂房跨度33.4米，长度255.4米，开挖高度88.2米，现已开始机组安装，计划于2012年分批投产运行。

3　金沙江溪洛渡水电站左右岸各有9台(共18台)77万千瓦总计1386万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度31.9米，长度444米，开挖高度75.6米。厂房开挖及土建工程已全部完成，现正进行机组安装，计划于2013年分批投产运行。

4　澜沧江小湾水电站右岸有6台70万千瓦总计420万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度29.5米，长度326米，开挖高度65.6米，2010年已全部投产运行。

5　雅砻江二滩水电站左岸有6台55万千瓦总计330万千瓦的发电厂全部置于山体内，厂房跨度25.5米，长度280.29米，开挖高度65.38米，2000年已全部投产运行。

6　正在做前期工作的金沙江白鹤滩水电站设计有左右岸各7台(共14台)100万千瓦总计1400万千瓦的发电厂全部置于山体内。

还有很多已建、在建和设计过程中的水电站把发电厂房布置在地下山体内主要原因是水电站大都位于深山峡谷中，大坝(挡水建筑物)占据了主河道，坝体内要留出泄洪孔的位置，很难再为发电厂房留出空间，转而设计于山体内(地下)。这也是国内(特别是西部山区)大部分水电站基本的设计模式，是安全经济的选择。地下发电厂房在长期的建设实践中积累了丰富的地下工程施工经验，在技术上已十分成熟。

可行性分析

1　造价

已建和在建部分水电站地下厂房的基本参数和造价情况见下表。由表可知：

a)地下厂房造价在水电站总投资(含大坝主体工程、移民等)中所占比重较小，溪洛渡水电站为23.68％；小湾水电站为8.7％；二滩水电站为16％(以上3个水电站的发电厂房均为地下厂房)。

b)地下厂房造价中，洞室开挖、混凝土工程、支护、灌浆等土建工程造价会受水电站所处地理位置、地质条件、物价水平等因素影响，其在地下厂房总造价中所占比重约在40％-60％左右。2000年投产的二滩水电站地下厂房土建工程造价占总造价的63％，2010年投产的小湾水电站为45.3％：而将于2012年蓄水发电的向家坝水电站地下厂房土建工程造价占总造价的比重下降为38％，将于2013年蓄水发电的溪洛渡水电站也仅有40％：三峡水电站地下厂房土建工程造价占总造价的比重较小，为25％。

c)地下厂房洞室单位体积土建工程造价约在0.05-0.15亿元／万立方米。二滩水电站单位体积土建工程造价约为0.152亿元／万立方米、三峡水电站约为0.074亿元／万立方米、向家坝水电站约为0.087亿元／万立方米、溪洛渡水电站约为0.050亿元／万立方米、小湾水电站约为0.077亿元／万立方米。

2　岩体结构安全性

通过详细的地质勘探、选择良好的岩体、避开岩体内较大的断层、裂隙和软弱带，并设计良好的厂房体形，地下洞室的围岩应力是很小的。同时，核电站的核岛安全壳无论是二代还是三代EPR或AP1000都是直径40米左右的圆筒型结构，对降低围岩应力极为有利。

3　抗(地)震性能

事实证明，地下建筑物的抗震性能远优于地面建筑物，已建和在建水电站的地下厂房抗震设计烈度均在7－8度左右。

4　厂房起重设备能力

水电站地下厂房因要起吊发电机的定子、转子(70－100万千瓦级的发电机转子重约2000吨)，均采用2×1250吨的桥式起重机抬吊，具备起吊核电站反应堆压力容器的能力。

5　地下水污染问题

若将核反应堆置于地下，存在污染地下水的可能性。而根据地下水电站的施工经验，地下厂房四周及周边岩体内均可通过固结灌浆和帷幕灌浆来阻隔地下水，形成封闭的、独立的空间，以确保放射性物质处于全封闭的状态。

6　地下厂房密闭性

核电站的地下安全壳及相伴的辅属厂房与地面设施之间将设有各种连通通道(交通洞、压力管道、电缆管道、信息仪表通道、通风竖／斜井等)，为确保发生核泄漏等事故时地下厂房的密闭性，可在上述通道口设计密闭闸门，紧急情况下予以关闭。核反应堆的乏燃料和低放射性排放物都可在地下设计专门的储存室予以保存。

7　选址

内陆核电站的选址是非常困难的，电站建设需要大面积平坦的土地，难免要占用农耕用地、影响居民生活。我国有大量的崇山峻岭和不可耕种或生活的山地，将核电站置于此类地区的地下，避免破坏地表，可节约农耕用地，减少对居民生活的影响。

8　冷却水

电厂年中总结篇8

一、题目及目的：

2×100MW+3×200MW发电厂电气部分设计

目的：

（1）

巩固课程的理论知识；

（2）

学习和掌握发电厂(变电所)电气部分的基本设计方法；

（3）

培养独立分析和解决问题的工作能力及实际工程设计的基本技能。

二、课题背景和意义：

1949年全国仅有发电设备容量为185万kw，其中火电169万kw，年发电且仅43．1亿度。发电厂大部分集中在东北和沿海几个大城市，设备陈旧、效率低，而且类型庞杂，电能的规格也不统一。新中国诞生后，国家大力发展电力工业，到1978年底装机容量为解放时的40余倍平均每年增长14％。年发电量为解放时的59．5倍，平均每年增长15．7％，由世界第二十三位跃居到第七位。各省、区都建立了一定规模的电网，容量在一百万千瓦以上的电网有16个。110千伏及以上的输电线已达七万余公里，到1988年全国发电设备容量已达11000万kw，其中火电占75％，与1949年相比增长了58倍。

我国电力工业的技术水平和管理水平正在逐步提高，现在已有许多电厂实现了集中控制和采用计算机监控．电力系统也实现了分级集中调度，所有电力企业都在努力增产节约，降低成本，确保安全远行。随着我国国民经济的发展，电力工业将逐步跨入世界先进水平的行列。火力发电厂是生产工艺系统严密、土建结构复杂、施工难度较大的工业建筑。电力工业的发展,单机容量的增大、总容量在百万千瓦以上火电厂的建立促使火电厂建筑结构和设计不断地改进和发展。电厂结构的改进、新型建材的采用、施工装备的更新、施工方法的改进、代管理的运用、队伍素质的提高、使火电厂土建施工技术及施工组织水平也相应地随之不断提高。

设计本课题，是对已学知识的整理和进一步的理解、认识，学习和掌握发电厂(变电所)电气部分设计的基本方法培养独立分析和解决问题的工作能力及实际工程设计的基本技能。电力工业的迅速发展，对发电厂（变电所）的设计提出了更高的要求，更需要我们提高知识理解应用水平，认真对待。

三、主要内容：

设计大体相当于实际工程设计电气一次部分初步设计的内容，其中一部分可达技术设计的要求深度。具体内容如下：

1．

选择主变压器的容量、机组的形式和台数、型号、参数。

（1）

发电厂(变电所)在电力系统中的地位和作用

（2）

发电厂(变电所)联入系统的电压等级及出线问路数

（3）

电力系统总装机容量短路容量或归算后的标么电抗

2．

进行经济、技术比较，选择电气主结线方案。

发电厂(变电所)电气主接线是电力系统接线的主要组成部分。它表明了发电机、变压器、线路和断路器等电气设备的数量和连接方式及可能的远行方式，从而完成发电、变电、核配电的任务。它的没计，直接关系着全厂电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和自动装置的确定，关系着电力系统的安全、稳定、灵活和经济运行。

主变压器选择

（1）对于200

MW及以上发电机组，一般与双绕组变压器组成单元接线，主变压器的容量和台数与发电机容量配套选用。当有两种升高电压时，宜在两种升高电压之间装联络变压器，其容量按两种电压网络的交换功率选择。

（2）对于中、小型发电厂应按下列原则选择：

1)为节约投资及简化布置，主变压器应选用三相式。

2)为保证发电机电压出线供电可靠，接在发电机电压母线上的主变压器一般不少于两台。在计算通过主变压器的总容量时，至少应考虑5年内负荷的发展需要，并要求：在发电机电压母线上的负荷为最小时，能将剩余功率送入电力系统，发电机电压娠线上的最大——台发电机停运时，能满足发电机电压的最大负荷用电需要；因系统经济运行而需限制

本厂出力时，亦应满足发电机电压的最大负荷用电。

（1）

各级电比接线方式(本期及远景)

（2）

分期过渡接线等设计。

（3）

合理地确定发电机的运行方式，确定运行方式总的原则是安全、经济地发、供电

3．

厂用电设计。

厂用电接线除应满足正常运行的安全、可靠、灵活、经济和检修、维护方便等—般要求外，尚应满足下列特殊要求：

（1）

尽量缩小厂用电系统的故障影响范围、并应尽量避免引起全厂停电事故。

（2）

充分考虑发电厂正常、事故、检修、起动等运行方式下的供电要求，切换操作简便。

（3）

便于分期扩建或连续施工。对公用负荷的供电要结合远景规模统筹安排。

4．

计算短路电流，选择电气设备。

（1）

确定主接线的运行方式；

（2）

绘制等值网络图；

（3）

计算各短路计算点的三相短路电流；

（4）

选择主要电气设备：主变压器、厂用变压器、断路器、隔离开关、电抗器、互感器、消弧线圈、避雷器、绝缘子、导线和电缆等，并汇总电器设备表。

5．

配电装置选择：根据发电厂类型和地理位置，初步拟定变压器、开关站及厂内电器设备的布置方案。

6．

继电保护规划。

7．

防雷保护设计。

8．

成品要求：

（1）

说明书、计算书各一份

（2）

图纸：

1）

电气主结线图

2）

全厂总平面布置图

3）

配电装置断面图

4）

防雷保护图

5）

继电保护原理结线图

6）

设计图纸应做到内容完整、清晰整齐。

四、参考文献综述：

《发电厂电气部分课程设计参考资料》

水利电力出版社

天津大学

黄纯华

编

《发电厂变电所电气接线和布置》

西北电力设计院

编

《发电厂变电所电气部分的计算和接线》

水利电力出版社

翟东群等

编译

《发电厂电气部分》

《电力系统分析》

《电力系统继电保护原理》

《电机学》

《电力系统自动装置》

五、进度安排：

3~4周

搜集资料

5~12周

主结线、选择设备

13~16周

电厂年中总结篇9

a区（电子型）厂房一期封关运作后开始建设（其中含筹建时建设的共计8210平方米两幢厂房），建设面积12,0156平方米，总用地面积96,900平方米，容积率为1.24，绿化率25%，下半年陆续投入使用。a区厂房设计特点为整体布局中高南北两头低，厂房建设层数从2至4层。单幢建筑面积从5000至0平方米，适用范围广，对于大体量的厂房设计中功能上考虑每层平面左右分隔和按楼层上下分隔。

建设的b区（电子型）厂房总建筑面积112,250.63平方米，总用地面积100,403平方米，容积率1.12，绿化率31%。b区厂房设计上进一步优化，总平面布局高低错落、秩序井然，形成自南向北、自西向东渐高的建筑造型，内部道路强化了货物流线通道，厂房的卸货平台均围绕货运主干道布置，在西侧出入口设有大型货车停车场。入口与厂区周围6米外环线形成人流路线，从而达到人流和货流的相互分开，保证交通路线的畅通和安全。另外在二层以上设立开放的平台，安装可开启栏杆，方便企业吊装大型设备。

c区厂房为环保产业园投资建设，布局为机械、电子混合型厂房。规划总建筑面积136,430平方米,总用地面积150,113平方米，容积率0.9，目前已建设面积4.55万平方米，其中机械型3.11万平方米，电子型1.44万平方米。

10月启动d区（机械型）标准厂房建设，目前已建成八幢单层，两幢两层总面积45,472平方米，其中容积率0.72，绿化率31%。d区厂房总体布局按照一条贯穿东西的中轴路相对布置中轴路不仅是物流通道，也是景观中轴。机械厂房采用混凝土结构轻钢屋面，吊车荷载5吨，单层机械厂房设计层高9.9米，两层机械厂房底层高8.4米，二层高6米。每幢厂房办公区主立面设计上，采用玻璃幕墙，悬挑钢结构玻璃雨蓬，突出立面效果，大方气派，受到入驻企业好评。

电厂年中总结篇10

近年来，随着火力发电厂建设规模的不断增大，电厂自动化水平显著提高，对电厂生产运行和管理提出了更高、更严格的要求，为实现电厂全面的信息化管理，大型火力发电厂基本上都已经建立了电厂管理信息化系统，通过各种子系统为管理决策提供了真实、适时的现场信息，对个系统状况和设备运行情况做出了全面分析，提高了电厂工作效率、保证了决策的正确性，从而达到一体化控制要求。

1、现场总线控制系统概述

随着电气自动化和现场总线控制技术的飞速发展，专用的电气装置、数字化电气设备已经趋于普及，成为各行各业生产和工作的主要管理手段。这些数字化电气装置和设备普遍采用了交流采样技术，同时还具备着通信接口传输信息的能力，因此电力系统的智能化、网络化发展至关重要，是未来火电厂工作的主导趋势。

1.1现场总线控制系统概念

现场总线控制系统主要是根据系统中输入、输出的不同节点来进行归纳和界定的。在常用的控制系统当中，电流主要是以24v的直流2线、3线传感器或者机械接触节点为主的，该节点具备良好的防御功能，而且有防水、防尘以及抗震动的特性，适用于各种直接安装的现场。在这种总线的耦合器连接中，总线连接主要是以网管为主的，其节点也都是以开放式结构为依据，从而达到自动化、数字化控制的目的。

1.2现场总线控制特点

现场总线控制系统本身投资价格较高，系统综合成本以及一次性安装费用减少了40%左右，由于导线、附件以及其他设备的大幅度减少，令原来复杂、错纵的线路变得较为清晰，从而使得端子、电缆以及其他辅助设备大幅地减少，提高了安装、设计与调试效率，减少了与之相应的人工费用。

根据国际电工委员会对现场总线的定义得出，安装在制造或者生产区域的现场装置与室内自动控制装置之间形成数字化、串联式、多点通信的数据总线为现场总线，这类总线的核心在于总线协议，是一种开放式、互动式的操作模式。现场总线的基础在于智能现场设备，是现场总线硬件技术支持，是一宗双向数字通信的基本载体。在火电厂工作中采用现场总线控制系统，能够实现设备的数字化、信息化和分散化管理，从而达到信息化控制的目的。

2、现场总线控制系统在火电厂中的应用

现场总线控制技术作为一种新型的技术体系，在石油、化工、发电等行业被广泛的应用，随着认识的加深和技术的创新，它在电力企业的应用范围越来越广泛。通过众多的工作实践证明，这一技术的应用大大提高了发电企业信息化管理水平，与火电厂控制方式相比较存在着显著的先进性、信息性和科学性，使得现场维护魏永大大提高，节约了投资成本。具体的应用如下：

2.1设计原则

现场总线的设计采用了自动化控制检验功能，在生产的过程中必须要提前完善系统故障，对于已经发现的系统故障及时的给予处理和解决，防止事故的发生和扩大，从而达到一体化管理要求。同时，在系统运行的过程中，对于某项控制功能不完善的部位必须要采用人工干预处理，并防止事故的进一步扩大。

2.2现场总线架构及网段

2.2.1现场总线控制架构。现场总线架构的选择至关重要，但是要注意它和控制系统结构之间的关系，要保证二者之间相互配合。现场总线的拓扑结构共有4种：总线型、树型、链型和点到点型。在火电厂现场总线系统网络结构的设计过程中一般尽量采用总线型和树型的拓扑结构，或者将总线型和树型的拓扑结构混合起来使用总线型的拓扑结构是由一条干线和连接在干线上不同点的若干支线所组成的，干线的两端设有终端器；树型的拓扑结构是由一条干线和连接在干线端点上的若干支线组成的，与总线型拓扑结构相同，在干线的两端需要设终端器；链型拓扑结构和点到点型拓扑结构由于它们各自的特点在电厂不推荐使用。

2.2.2现场总线的网段

网段的设计对火力发电厂现场总线控制系统安全运行至关重要，除了要考虑机组现场总线设备的数量、地理分布、功能和各工艺系统外，还要通过各设备现场布置位置和其隶属工艺系统的相关性进行网络分段设计，确定总线系统的网络覆盖范围、各支路的设备、数量、长度和支路总数等。

2.3火电厂现场总线实施方案

在当前的工作中，根据现场总线的实际利用情况，在各个厂区的用电布置上我们必须要高度重视现场总线系统的设计和管理。根据当今电厂总线布置经验的分析中，现场总线控制上需要根据工艺特点、火电厂系统规划的子系统等情况综合分析，同时对于现场总线的控制工艺要严格按照实际进行分配。一般来说，现场总线的布置在物理空间商同属于一个工艺系统，设备分布上同处于一个网段，调节回路以及控制策略，设备的控制逻辑也需要按照实际条件来布置总线。

电厂年中总结篇11

三、热电联产在中国体现的优越性

四、目前发展热电联产存在的问题

五、中国热电联产建设经验与技术发展趋势

六、中国发展热电联产的前景

一、中国热电联产的发展历史

1、热电联产的兴起与发展时期

第一个五年计划开始，进行大规模工业建设。在一些工业区内，建设了区域热电厂，由于当时缺乏热电建设经验。基建计划不落实、热负荷误差很大，致使一些热电厂的经济效益未能充分发挥。

从1953年到1967年期间，正是中国大规模经济建设的初期，也是各地电网发展的初期。一般是城市建筑密度低，热网投资大，工业热负荷为主，民用采暖热负荷很小，而工业热负荷一般是提出的偏 大偏早，投产后热负荷很长时间上不来。热电厂的热化系数几乎均大于1，因而实际经济效益不高。这一时间由于以供工业为主，绝大多数热电厂选择了抽汽机组。以保证供汽供电。这一时间新投产6000千瓦及以上的供热机组容量占火电机组总容量的20％，居世界第2位。

1962年原水电部为摸清第一个五年计划以来所建热电厂的经济效益，总结成功的经验和失败的教训，以便更好地结合我们国情，研究发展热电联产。安排力量对十五个热电厂进行全面的系统调查。最后提出报告认为：

这些热电厂供热能力平均利用程度仅为48%，其中只有15%左右的机组投产后2～3年供热能力可以充分发挥，节能效果好，而大多数热电厂投产后要经过5～7年供热能力才能充分发挥。平均的节能效益较低，少数热电厂投产后，由于各种原因致热负荷显著减少，甚至主要热用户由于计划变动，搬到其他地方建设，使机组供热能力长期不能发挥，也有在非采暖区装了具有低压抽汽的采暖供热机组，热电厂不但不节煤还要多耗煤。因而形成热电联产事业的高潮转向低潮。

尽管有上述问题“总结报告”提出：1960年15个热电厂共发电110.25亿度，供热11.72 x 106百万大卡，节约35.41万吨标准煤，平均每百万大卡节约73公斤标准煤，比较好的热电厂，每供一百万大卡，平均节约标准煤89.64公斤。由于热电厂比凝汽电厂多耗钢材，经计算每多耗一吨钢材，每年平均节约34.4吨标准煤，因而热电联产的优越注已充分显示出来。

2、1971～1980年期间

在1971年～1975年期间，由于中央政策和其他影响，工业布局分散，没有中长期的工业建设和城市规划，因而制订热电厂的发展规划没有基础，只能在短期计划中做些安排，1976年一1980年仍然没有相对稳定的国民经济中长期发展规划，但后期国民经济恢复发展较快，热电厂建设开始增加，投产供热机组97.5万千瓦，占新增火电装机的6.8%，但公用的供热机组只占23％，也就是说该阶段自备热电厂的比重增大了。

3、“六五”计划时期热电联产建设开始新发展

1981年以后，中央提出到200年工农业总产值翻两番，人民生活提到小康水平的宏伟战略目标，在能源政策上提出了节约和开发并重方针，在节约能源上采取一系列措施，积极鼓励热电联产集中供热，中央及各级地方政府中设置了节能机构，国务院建立了节能办公会议制度，国家计委在计划安排上专列了“重大节能措施”投资，支持热电厂项目建设。

1981～1997年期间

节能基建环保项目投资566.56亿元。其中国家拔款和贷款232亿元，引导地方企业投资334.6亿元，形成年节约4345万吨标准煤能力。其中热电联产总容量944.6万千瓦，年节约标准煤1765万吨。“六五”和“七五”期间原国家能源投资公司节能公司共参与节能基建热电项目291个，总容量688万千瓦（其中小热电221万千瓦），总投资91.6亿元，其中节约基建投资52.6亿元。由于热电联产能够有效地节约能源，改善环境质量，缓解电力紧张，提高供热质量，减轻分散锅炉房工人的劳动强度和节约宝贵的城建占地等优点已被越来越多的人所认识，并受到各级领导的重视。近期国家计委、国家经贸委、原电力部、建设部和国家环保总局已将优先发展热电联产集中供热作为产业政策确定下来，并发出了相应的文件，更加促进热电事业的发展。

二、中国热电联产的现状

1、目前热电联产发展的特点

最近几年中国热电联产事业得到了迅速的发展，经过40多年来热电建设的经验积累，目前已形成一条中国式的热电联产发展道路。

（1）最近几年热电厂的建设主要是在已有的工业区内搞热电联产，代替目前分散运行的小锅炉。因而热负荷比较落实，资金易于筹集，建成后能较快的形成供热能力，发挥出较好的经济效益。

（2）热电厂建设强调要服从城市总体规划和城市热力规划，并明确没有城市热力规划的热电项目不予审批，因而现在很多城市和县镇均编制有热力规划。将热电建设纳入长期发展计划。

（3）热电建设中以区域热电厂为主，也发展一个企业为主兼供周围企业的联片供热的热电厂和企业自备热电厂，以发挥各自的优越性。

（4）热电厂的建设已由电力部门独家建设，发展为电力部门、地方政府和各部门企业共同建设的兴旺发达局面。

（5）建国初期（1949年）甚至建国前建设的中低压凝汽电厂，随着城市的发展，这些电厂已处于城市的中心地带、而机组老；日煤耗高，纷纷改建为热电厂向城市供热，使老电厂恢复了生机。

（6）随着城市供热规模的扩大，开始采用20和30万千瓦抽汽冷凝供热机组，这些高参数大容量机组，在非采暖期与凝汽机组效率基本相同，在采暖期明显的节能，因而在热电联产集中供热中发挥巨大作用。

（7）一些地区由于乡镇工业的发展，形势需要统一解决电和热的供应问题，因而一些县、镇形成建设热电的高潮。

（8）各地区开发区的建设，都将建设热电厂做为招商引资的基础设施，积极发展热电联产。

（9）《中华人民共和国大气污染防治法》、《中华人民共和国节约能源法》和《中国21世纪议程》、《节约能源管理暂行条例》、《节能技术政策大纲》与《当前重点鼓励发展的产业、产品和技术目录》中均提出鼓励、支持、发展热电联产。今年又由国家计委、国家经贸委、电力部、建设部联合公布了《关于发展热电联产的若干规定》。

2、现在热电联产已达到的水平

到1997年底为止，中国热电联产的情况：供热设备容量2222.2万千瓦年供热量95067.60万吉焦；平均供热厂用电率 7.10千瓦·时／吉焦；供热标准煤耗率 40.77千克／吉焦 6000千瓦及以上供热机组共1229台总容量达2197.1万千瓦，占同容量火电装机总容量的12.12％。在运行的热电厂中，规模最大的为吉林热电厂，装机容量85万千瓦，在北京、沈阳、吉林、长春、郑州、邯郸、秦皇岛和太原这些中心城市已有一批20万千瓦、30万千瓦大型抽汽冷凝两用机组在建，星罗棋布的热电厂不仅在中国的大江南北，长城内外迅速发展，就连黑河、海拉尔、石河子和海南岛这些边疆城市也开花结果，区域热电厂也从城市的工业区，蔓延到了乡镇工业开发区，苏州地区一些村镇办热电厂也在发挥着重要作用。

表1 历年全国热电机组（单机6000kW及以上的）发展情况

- - - - - - - - - - - - - - -

全国火电装机容量 6 MW及以上机组 -

- - - - - - - - - 摘自水利电力部、能源部、电力工业部和国家电力公司计划司各年《电力工业统计资料汇编》

在负责城市集中供热的热力公司中，规模最大的为北京市热力公司，现已有供热管网283公里（其中热水网248.8公里，蒸汽网34.2公里）。供热面积3645万平米，供应蒸汽10种工业用户897t／h，大小热力站民用728个工业124个。已建成的热力管网：蒸汽管直径DN1000，热水管直径DN1400。

到1998年底，全国共有668个设市城市，其中已有286个城市建集中供热设施，占42.81％1997年底中国集中供热的供热能力：蒸汽65207吨／时，热水69539兆瓦／时。供热量：蒸汽20604万吨／年，热水62661百万千焦／年，1997年底全国集中供热面积为80755万平米。热化率为12.24%。热力管道总长度已达32500公里，东北、华北、西北地区，集中供热面积为65076万平米，占全国集中供热面积的80.58％，热化率29.08%，目前北京集中供热面积已达6411万平米。集中热化率已达34.6％。

在总供热量中热电联产占62.9%，锅炉房占35.75％，其它占1.35％，城市民用建筑集中供热面积增长较快，并向过渡区发展。全国集中供热面积中，公共建筑占33.12％，民用建筑占59.76％，其它占7.11％，民用建筑集中供热有如下特点：（1）三北地区集中供热以民用建筑为主，如北京民用建筑为72.66%，河北为66.54％，辽宁为67.5%，山东为51.97%。（2）城市集中供热逐步向过渡区发展，如上海、江苏、浙江、安徽等省均已有集中供热设施，但以公共建筑和工厂为主，如上海为61.72%，江苏为53.3％，安徽为39.55%。城市供热管网的建设也有很大发展。

（1）直埋敷设方式逐年增长至1995年，直埋敷设长度已达9251公里，占总长度的29％。

（2）热水管道直埋敷设已制订国家行业标准，适用于热介质温度低于或等于150℃，公径直径小于或等于DN500mm的钢制内管保温 层，保护外壳结合为一体的予制保温直埋热水管道。蒸气直埋敷设已在10余个城市中敷设数百公里，最大管径为DN700，正在总结经验过程中。

（3）直埋敷设排名为前10位的城市主要分布在东北、华北、西北。

（4）地沟敷设排名为前10位的城市主要分布在东北、华北、西北。

（5）架空敷设排名为前10位的城市主要分布在南方各省份。

电厂年中总结篇12

一、确保减排项目落实到位

（一）削减二氧化硫

1.公用燃煤电厂脱硫项目

（1）已建脱硫设施的必须确保稳定运行。漳州后石电厂1#-6#机组，泉州南埔电厂1#、2#机组，厦门嵩屿电厂1#-4#机组，福州可门电厂1#、2#机组，江阴电厂1#、2#机组，宁德大唐电厂3#、4#机组等6个电厂的脱硫机组；采用循环流化床工艺脱硫的龙岩坑口电厂1#-4#机组，安溪煤矸石发电厂1#、2#机组，厦门瑞新、厦门国能新阳、同集、杏林热电厂，厦门腾龙热电厂，晋江热电厂，龙岩适中电厂（0.8万KW老机组），永定金业电厂2#机组等10个电厂的脱硫机组必须确保稳定运行。

（2）未建脱硫设施的必须限期建成。华能福州电厂3#、4#机组必须在2008年6月底前完成，1#、2#机组必须在2008年8底前完成。石狮热电厂、永安亿力热电厂必须在2008年底前完成。莆田湄洲湾电厂1#、2#机组必须在2009年6月底前完成。邵武电厂、龙岩恒发电厂、永定金业电厂1#机组、大田益源热电厂等其它未建脱硫设施的燃煤电厂，都必须在2008年底前完成二氧化硫削减任务，没有完成的，按照省环保局核定的减排指标限制发电小时数（见附件1）。

2.自备燃煤电厂脱硫项目

（1）已建脱硫设施的必须确保稳定运行。建阳武夷味精公司自备电厂、永安智胜化工公司自备电厂、三化热电厂3#-5#锅炉、福建纺织化纤集团自备电厂5#机组、青山纸业自备电厂6#机组、漳州联盛纸厂自备电厂、龙岩春驰电厂等7个企业自备电厂的脱硫机组必须确保稳定运行。

（2）未建脱硫设施的必须限期建成。三化热电厂6#锅炉必须在2007年8月底前完成。福州耀隆化工自备电厂、东南电化自备电厂必须在2007年9月底完成。青山纸业自备电厂1#-5#机组、南纸股份公司自备电厂、邵武中竹纸业自备电厂必须在2008年底前完成。其它小型自备电厂也要按照减排要求，在2008年底前完成二氧化硫削减任务（见附件2）。

以上燃煤发电企业和企业自备燃煤电厂必须使用低硫煤，脱硫设施投运率达100%。其中，公用燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫、海水脱硫的机组，脱硫效率要达到95%以上；企业自备燃煤电厂采用湿法脱硫的机组，脱硫效率要达到90%以上；采用循环流化床工艺脱硫的，脱硫效率均要达到80%以上。

3.重点工业企业脱硫项目

（1）已建脱硫设施的必须确保稳定运行。厦门明达玻璃公司炉窑烟气脱硫项目、福建炼化公司硫磺回收项目、邵武化肥厂碱法脱硫项目必须确保脱硫设施稳定运行、达标排放。

（2）未建脱硫设施的必须限期建成。福抗药业公司锅炉烟气脱硫项目、长乐市华冠纺织公司等16个印染企业锅炉烟气脱硫项目、三钢集团2#烧结机脱硫项目必须在2007年9月底前完成；福耀玻璃公司炉窑烟气脱硫项目、闽清建陶企业群烟气脱硫项目、晋江南安建陶企业群烟气脱硫项目，以及三钢集团1#烧结机和泉州三安钢铁、福州亿鑫钢铁、福州鑫海钢铁等企业烧结机脱硫项目必须在2008年底前完成。其它未脱硫的工业燃煤锅炉、炉窑，都必须在2009年底前完成（见附件3）。

建成脱硫设施的燃煤电厂、工业企业要保证脱硫设施正常运行，建立脱硫设施运行台帐，记录脱硫设施运行和维护、烟气连续监测数据、燃煤硫份分析和脱硫剂的用量等情况，不得无故停运。需要更新改造脱硫设施，或因脱硫设施维修需暂停运行的，需提前报省环保局批准，其中燃煤电厂还需报省电力公司。对不按规定建成脱硫设施、不正常使用脱硫设施或者擅自拆除、闲置脱硫设施的，依法予以行政处罚及经济制裁。

4.推进燃煤脱硫的政策

（1）落实脱硫电价政策。对脱硫设施通过国家或省级环保部门验收的燃煤发电机组，自验收合格之日起执行脱硫标杆上网电价或脱硫加价，未经验收的不予享受。根据国家发展改革委、环保总局《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》，对脱硫设施投运率在90%以上的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款；对投运率在80%-90%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1倍罚款；对投运率低于80%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款。对采用石灰石-石膏湿法脱硫、海水脱硫的机组脱硫率低于95%的，采用循环流化床工艺脱硫的机组脱硫率低于80%的，每低一个百分点相应扣减含税脱硫电价0.3分/千瓦时，直至扣完1.5分脱硫加价。对由于发电企业原因未按期完成在线监控设备安装并与省环保局、福州电监办、省电力公司联网的，从规定的联网时限次日起扣减其脱硫电价款。

（2）实施差别电量和替电。在保证全省总体电力电量供需平衡的前提下，优先安排已建成脱硫设施且正常稳定运行的机组发电。对未按要求脱硫的机组，按照省环保局核定的二氧化硫减排指标，扣减相应发电小时数；对超标排放的发电企业，按照电力调度“三公”管理办法扣减相应发电小时数。燃煤电厂必须加大采购低硫煤和配煤工作力度，降低燃煤含硫率，对不按规定落实采购低硫煤和配煤工作实施方案的，扣减相应发电小时数。督促企业自备小容量机组在满足工艺生产需要的前提下，停发、减发部分电量，改由大机组发电，并通过省电网供应。

（3）鼓励二次脱硫。对脱硫尾气深度处理和脱硫技术改进实行技术难题公开招标，鼓励企业和排污单位开展科研攻关，支持二次脱硫项目成果的对接转化。

（二）削减化学需氧量

1.重点工业排污单位废水处理

（1）确保已建减排项目稳定运行。青山纸业3#纸机洗选改造项目、建宁铙山纸业公司废水治理系统改造项目、南纸股份公司节水减污工程、邵武中竹纸业公司ECF漂白技术应用项目、建阳武夷味精公司利用废水生产复合肥项目等45个减排化学需氧量的已建重点项目，必须强化管理，确保按照设计要求、技术标准稳定运行、达标排放（见附件4）。

（2）确保未建减排项目按时建成投运。南平长富乳业集团废水处理设施技改项目、邵武化肥厂废水循环使用技改项目等必须在2007年底前完成；福州榕昌化工公司废水处理技改项目、南纺股份公司废水处理设施改造项目、福抗集团纳滤机滤芯改造项目等必须在2008年底前完成；南纸股份公司扩建2.5万吨/日废水处理项目必须在2009年3月底前完成；邵武中竹纸业废水处理技改项目等其它化学需氧量减排项目必须在2009年底前完成。泰宁绿山纸业公司必须在2007年底前停止制浆。永安智胜化工公司等5个排放废水工业企业必须大力推行清洁生产，在2007年11月中旬前通过清洁生产审核验收。其它具备进一步减排化学需氧量能力的工业企业，都必须在2009年底前完成减排任务，由所在市、县（区）根据减排要求下达计划（见附件5）。

（3）开发区污染集中整治。全省现有工业开发区必须根据规划和环境影响评价要求，在2008年底前建成污染集中治理设施，在污染集中治理设施建成前，开发区内所有排污单位都必须自行治理、达标排放。其中，漳州角美福龙开发区、龙池开发区污水处理厂必须在2007年建成并稳定运行。

对未按规定完成减排任务的排污单位，停止审批其新建、扩建项目环评文件。对未按要求建成污染集中治理设施的工业开发区，停止审批其区内新建、扩建产生污染物的建设项目环评文件，区内排污单位超标排放的，责令停产整治。

2.生活污水处理

（1）新、扩建项目必须按期建成投运。新、扩建的64座城市污水处理厂中，福州洋里污水处理厂二期工程必须在2007年10月底前建成投入运行；连江、泉港、惠安、沙县、霞浦等5座污水处理厂必须在2007年底前建成投入运行；罗源、闽侯、泉州北峰、城东、龙海、南靖、泰宁、邵武、建瓯、建阳、漳平、上杭、宁德、福鼎等17座污水处理厂必须在2008年建成投入运行；福州连坂、仙游、诏安等22座污水处理厂必须在2009年底前建成投入运行；泉州东海、漳浦、宁化等19座污水处理厂必须在2010年6月底前建成投入运行（见附件6）。

（2）已建项目必须完善配套管网。已建的33座城市污水处理厂中管网不完善的24座污水处理厂，必须在2009年底前完成管网配套任务。其中，福州大学城、马尾、快安、福清、泉州宝洲、石狮、永安、厦门杏林、同安等9座污水处理厂必须在2007年底前完成；福州金山、长乐、平潭、厦门二厂、集美、南安、安溪、三明列东、永春、武夷山等10座污水处理厂必须在2008年底前完成；厦门海沧、翔安、三明列西、南平塔下、德化等5座污水处理厂必须在2009年底前完成。新、扩建的64座城市污水处理厂的管网配套工作，必须与污水处理厂建设同步完成（见附件7）。

（3）提高处理水平。污水处理厂必须完善技术工艺，加强运行维护和管理，确保稳定运行、达标排放。新建的污水处理厂必须按照国家要求同步具备除磷脱氮、消毒灭菌能力，已建的必须在2008年底前完成除磷脱氮、消毒灭菌工艺改造。大力实施污泥综合利用，实现污泥资源化、无害化处理处置。

3.推进污水处理的政策

（1）加强污水处理厂运行评估。出台污水处理厂运行管理办法，严格执行排放标准，明确水质考核项目、在线监控、水质检测频次、合格评价等具体要求，对现有污水处理厂进行测评，并将测评结果向社会公布。对未按规定运行的，予以通报批评、限期整改；对超标排放的，严格依法从重处罚、加倍征收排污费，酌情降低信用等级。对营运情况好的前十名企业给予奖励，并作为样板企业，支持其在我省污水处理产业化中扩大市场。

（2）实行污水处理运营费用同处理效果挂钩。对污水处理厂运行情况实施必要的经济约束措施，不符合规定要求的达标率的，由当地政府相应扣减污水处理运营费。

（3）实施区域限批。对不按计划完成污水处理厂建设或者管网配套年度任务的市、县（区），省发展改革委、国土资源厅、环保局暂停财政性资金安排建设的当地城建项目立项、用地、环评文件审批，省里不予安排城建类政府性补助资金。

二、全面实施在线监控

（一）燃煤电厂

1.已安装并联网的必须确保连通。华能福州电厂、厦门嵩屿电厂、厦门腾龙热电厂、漳州后石电厂、龙岩坑口电厂等5个已安装在线监控设备并与省环保局联网的燃煤电厂，要加强运行维护，确保正常稳定连通。

2.已安装但未联网的要限期联网。已安装在线监控但未联网的福州可门电厂、江阴电厂、宁德大唐电厂、莆田湄洲湾电厂、厦门瑞新热电厂、厦门国能新阳热电厂、厦门国能同集热电厂、泉州南埔电厂、晋江热电厂、安溪煤矸石发电厂、三化热电厂、南纸股份公司自备电厂必须在2007年9月10日前与省环保局联网。

3.未安装的要限期安装并联网。厦门国能杏林热电厂、青山纸业自备电厂、福建纺织化纤集团自备电厂、龙岩春驰电厂、永定金业电厂要在2007年9月底前完成在线监控设备安装并与省环保局联网；漳州联盛纸业自备电厂、石狮热电厂、永安亿力热电厂、永安火电厂、三钢集团自备电厂、龙岩恒发电厂、漳平电厂、邵武电厂、邵武中竹纸业自备电厂、龙岩适中电厂要在2007年11月底前完成在线监控设备安装并与省环保局联网。

燃煤电厂中属公用燃煤电厂的，还必须与省电力公司、福州电监办联网。所有燃煤电厂安装在线监控设备应当符合《计量法》和《污染源自动监控管理办法》有关规定。在线监控系统发生故障不能正常采集、传输数据的，燃煤电厂应当立即报告省环保局，属公用燃煤电厂的还需报告省电力公司、福州电监办，并立即通知通讯部门予以修复。对未按规定安装或者因发电企业原因没有稳定联网的燃煤发电机组，依法予以行政处罚，并视同未脱硫机组限制发电小时数。

（二）重点工业排污单位

1.已安装并联网的必须确保连通。福抗药业公司、漳州糖业公司、福建炼化公司、晋江可慕制革治污公司、石狮伍堡漂染集控区污水处理厂、大堡漂染集控区污水处理厂、尚锦漂染集控区污水处理厂、三农集团公司、南纸股份公司、南纺股份公司、雪津啤酒公司等已安装在线监控设备并与省环保局联网的工业企业，以及东南电化公司、三钢集团、漳州角美开发区污水处理厂、晋江凤竹纺织公司等52个已安装在线监控设备并与当地环保部门联网的工业企业，要加强运行维护，确保正常稳定连通。

2.已安装但未联网的限期联网。福州华映光电公司、罗源雄丰纸业公司、厦门翔鹭石化公司、南靖雄发纸业公司、泉州联邦印染公司、晋江优兰发纸业公司、晋江兴业皮革公司、永春宏美纸业公司、福建纺织化纤集团、将乐腾荣达制浆公司、邵武中竹纸业公司、建阳武夷味精公司、南平铝业公司、连城东方纸厂、龙岩龙化公司、龙岩造纸公司、莆田佳通轮胎公司、众和股份公司、古田抗菌素厂、霞浦益源食品公司等已安装在线监控设备但未联网的企业，必须在2007年底前与省环保局联网。

3.未安装的要限期安装并联网。福州福兴医药公司、厦门华纶印染公司、石狮华宝漂染公司、建宁铙山纸业公司、南平榕昌化工公司等52个未安装在线监控设备的国控重点排污单位，必须在2008年底前完成。长乐针织总厂、厦门银鹭食品公司、泉州贵格纸业公司、泰宁德立化工公司、莆田荔城纸制品公司等229个未安装在线监控设备的省控重点排污单位，必须在2009年底前完成。

列入重点污染源在线监控计划的排污单位，必须按照规定的时限安装在线监控设备并配合做好联网工作。在线监控设备需要维修、停用、拆除或者更换的，应事先报环保部门同意。对不按要求安装和联网或者擅自拆除、闲置在线监控设备的企业，予以通报，责令改正，并依法进行行政处罚。

（三）污水处理企业

1.已安装并联网的必须确保连通。福州洋里、祥坂、马尾、快安、三明列东、列西、南平塔下、漳州、龙岩、莆田、泉州宝洲等11座已安装在线监控并与省环保局联网的污水处理厂，要尽快与省建设厅联网，加强运行维护，确保正常稳定连通。

2.已安装但未联网的限期联网。福州金山、大学城、福清、厦门二厂、东部、海沧、集美、同安、永安、石狮、晋江、南安、安溪、永春、德化等15座已安装在线监控设备但未联网的污水处理厂，必须在2007年9月10日前与省环保局联网，并尽快与省建设厅联网。

3.未安装的要限期安装并联网。平潭、厦门杏林污水处理厂必须在2007年9月10日前完成在线监控设备安装并与省环保局联网；长乐、武夷山、厦门翔安污水处理厂必须在2007年11月底前完成在线监控设备安装并与省环保局、省建设厅联网。新建污水处理厂必须同步安装在线监控设备并与省环保局、省建设厅联网，与主体工程同时投入运行。

在全面实施城市污水处理厂出水水质在线监控的同时，加快推行进水水质在线监控。

三、明确分工，落实责任

各级各部门要进一步统一思想，充分认识减排工作的重要性和紧迫性，认真实施省里下达的减排计划。各市、县（区）人民政府要按照属地管理原则，对本行政区域减排工作负总责，在2007年9月底前制定本《实施意见》的具体实施办法，尽快建立减排工作联席会议制度，健全工作责任制，加大减排资金投入，落实本行政区域减排项目，确保按期实现减排目标。各部门要加强协调联动，齐抓共管，强化经常性监督检查，扎实推进污染减排工作，

省环保局对本《实施意见》的贯彻落实负总责，负责跟踪减排工作进展并监督实施，及时向省政府报告全省减排工作的月份、季度和年度工作进展情况，并向省减排联席会议成员单位和各设区市政府通报；负责监督排污企业落实减排项目，对未按期建成治理设施或者建成治理设施不正常稳定运行的，要提出处理意见并依法查处（其中，对燃煤电厂的问题，要向省物价局、省经贸委、省电力公司分别提出扣减脱硫电价款和发电小时数的意见；对污水处理厂的问题，要向当地政府和省建设厅、省物价局、省财政厅提出扣减污水处理运营费的意见）；负责监督排污单位实施在线监控，每年制定实施安装和联网计划，并定期向有关部门通报监控情况和处理意见；牵头组织开展二次脱硫技术难题招标，大力推广经济适用减排技术；加大对违法排污企业的查处力度，对不按要求完成减排任务的地方和企业实行必要的环保限批；加强沟通汇报，积极争取国家环保总局对我省减排工作的指导和支持。

省经贸委负责实施差别电量和节能调度、替电、未脱硫燃煤机组限量发电工作；要在2007年9月底前牵头会同省环保局、福州电监办、省电力公司、省物价局等部门研究制定差别电量实施方案，对污染企业的限电、停电措施，以及采购低硫煤和配煤工作实施方案，并监督落实；协同省发展改革委落实“上大压小”、关停小火电机组计划。

省建设厅负责监督指导城市污水处理厂及配套管网建设，督促污水处理厂正常稳定运行；2007年9月底前牵头会同有关部门制定出台污水处理厂运行管理办法，污水处理厂运行情况评估办法，以及污水处理厂达标率同运营费用挂钩的具体办法，并组织实施；对不按计划完成污水处理厂建设、管网配套任务和污水处理率的市、县（区），要及时向省监察厅、省发展改革委、省国土资源厅、省环保局等部门通报。

省发展改革委协同有关部门落实产业结构调整政策和污水处理产业化政策；积极争取国家对我省重点减排项目的资金支持；对不按计划完成污水处理厂建设、管网配套任务和污水处理率目标的市、县（区），暂缓财政性资金安排建设的城建项目立项；协同省经贸委落实“上大压小”、关停小火电机组计划。

省财政厅负责筹措减排专项资金，加大减排监督管理体系和重点减排项目的资金投入；在2007年9月底前会同有关部门研究提出对达不到污水处理率、污水处理费开征不到位的地方的处理办法；对达不到规定达标率的污水处理厂，根据省建设厅、省环保局的意见，督促当地财政落实扣减污水处理运营费。

省物价局牵头会同省环保局、省经贸委等部门在2007年9月底前制定出台脱硫电价政策实施意见，并对执行情况进行检查，根据省环保局通报的燃煤电厂脱硫设施建设和运行情况，通知省电力公司相应扣减脱硫电价款；要负责污水处理费开征与征收督促工作，协同省建设厅、省环保局等部门制定污水处理厂达标率同运营费用挂钩的具体办法，并监督落实。

福州电监办负责监督相关电力企业执行关停小火电机组计划，并依法吊销关停发电企业的电力业务许可证；协同监管燃煤电厂脱硫设施建设运行、在线监控设备安装联网和脱硫差别电量、脱硫电价执行情况，监督检查供电企业执行对污染企业的限电、停电。