技术监督动态91(20111125)

江苏方天电力技术有限公司 2011年11月25日第91期

一.技术监督设备动态 (1)

1.超（超）临界压力直流锅炉水冷壁频繁爆管问题的治理 (1)

2.某电厂2号主变重瓦斯保护动作原因分析 (13)

二.节能减排 (17)

1.我国将探索建立碳排放交易市场 (17)

2.江苏省热电机组管理信息系统运行 (18)

3.燃煤机组烟气脱硫实时监控及信息管理系统运行 (19)一.技术监督设备动态

1. 超（超）临界压力直流锅炉水冷壁频繁爆管问题的治理

近年来，我国电力工业迅速发展，一批超临界和超（超）临界压力火电机组相继投产。这些电厂的1000MW超（超）临界压力机组均采用国产引进型直流锅炉。其中，某些机组锅炉水冷壁失效事故频发。本文对我国超（超）临界压力锅炉垂直管屏水冷壁失效事故进行分析，并提出有效的防爆策略。

1.1. 我国1000MW超（超）临界压力机组直流锅炉三大流派

我国三大锅炉制造企业分别从三家外国公司引进技术生产三种类型1000MW超（超）临界压力机组锅炉，分别是：①哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进日本三菱重工（MHI）600~1000MW超（超）临界压力机组锅炉技术制造的∏型锅炉；②东方锅炉厂（集团）股份有限公司、日本日立公司（Babcock Hitachi）及东方-日立锅炉有限公司合作设计，并由东方锅炉厂（集团）股份有限公司制造的∏型锅炉；③上海锅炉厂有限公司引进Alstom Power Boiler Gmbh（简称APBG公司）技术制造的塔式锅炉。这3种1000MW超（超）临界压力机组锅炉代表了当前我国超（超）临界压力锅炉的不同流派和最高水平。

上海锅炉厂有限公司制造的1000MW超（超）临界压力机组塔式锅炉，炉膛水冷壁采用光管螺旋管圈加垂直管屏的布置型式（图1），水冷壁进口不装节流孔板。从炉膛冷灰斗水冷壁进口至折焰角，炉膛四周采用螺旋管圈布置。螺旋管圈的管子出口与布置在炉膛四周的水冷壁中间集箱连接，工质经混合后进入垂直管屏。

图1、光管螺旋管圈加垂直管屏水冷壁

哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的1000MW超（超）临界压力机组∏型锅炉，炉膛水冷壁下部和上部均采用垂直管屏，下部水冷壁管采用外径为28mm、壁厚为5.8mm的内螺纹管（图2）。炉膛上、下部水冷壁均采用带有二级混合器的中间集箱过渡。在水冷壁的入口安装不同孔径的节流孔板，以调节水流量使其与吸热量相适应。国内某甲电厂和乙电厂的1000MW超（超）临界压力机组配套的就是这种型式的锅炉。

图2、内螺纹垂直管屏水冷壁

东方锅炉厂（集团）股份有限公司制造的1000MW超（超）临界压力机组∏型锅炉，炉膛下部水冷壁采用螺旋管圈，水冷壁进口不配置节流孔板。炉膛上部水冷壁采用垂直管屏，上、下部水冷壁之间采用过渡水冷壁连接。螺旋管水冷壁采用内螺纹管（图3）。

图3、内螺纹螺旋管圈水冷壁

1.2. 垂直管屏水冷壁失效事故频发

为满足中国电力市场对超（超）临界发电设备的需求，2003年5月，哈尔滨锅炉厂有限责任公司经过严格的技术调研和论证，选定三菱重工业株式会社做为技术支持方共同完成了乙电厂项目的标书编制及澄清工作并最终获得了乙电厂项目合同。通过乙电厂项目的执行，哈锅最终选择了三菱重工业株式会社作为超（超）临界技术转让方并于2004年9月与三菱公司签订技术转让合同。首批6台1000MW级超（超）临界锅炉先后在甲电厂和乙电厂投入商业运行。

甲电厂1号机组2007年投入商业运行，2号机组于2008年投入商业运行。2号机组投产以来锅炉发生多次水冷壁管超温和爆管事故。每次爆管事故后，在水冷壁下联箱均能找到堵塞的异物。右侧水冷壁#332管超温至597℃后，停炉对超温水冷壁节流孔板进行割管检查，发现超温水冷壁节流孔板上有黑色沉积物，节流孔沉积物占节流孔的通径1/2以上。遂进行扩大检查，发现左右墙凡有超温现象之水冷壁管节流孔板上均存在或多或少的沉积物（图4）。对前、后墙靠后水冷壁进行节流孔板割管检查，发现沉积物较少。

发现2号锅炉节流孔有沉积物后，对1号锅炉水冷壁前、后墙及左、右两侧墙等靠后水冷壁进行节流孔板割管检查，检查发现1号锅炉左右侧墙靠后水冷壁节流孔板也存在明显的沉积物污堵现象，前、后墙水冷壁节流孔沉积物较少。

采集水冷壁节流孔板上的沉积物，用10倍放大镜观察，发现沉积物内夹杂有金属加工铁屑。沉积物元素分析显示主要成分为磁性氧化铁，含量达95.6%。

图4、某1000MW超超临界机组水冷壁节流孔上沉积磁性铁

无独有偶，另一乙电厂2号锅炉2008年10月23日爆管，亦发现节流孔板上有沉积物。该锅炉同年11月28号又发生爆管，把所有的两侧墙全部割开，发现均不同程度存在结垢现象，其中有18根比较严重。前后墙局部有轻微结垢。两侧墙联箱中有较多氧化皮，前后墙联箱中较少。

乙电厂2号锅炉水冷壁爆漏事故与甲电厂2号锅炉失效如出一辙。其后，该两厂其它同类型锅炉陆续发生水冷壁失效事故。与此同时，哈锅制造的600MW级超（超）临界锅炉也纷纷发生水冷壁失效事故。超（超）临界压力机组垂直管屏屏水冷壁失效事故频发，引起有关专家和领导高度重视。乙电厂的专业人员曾就此问题专门咨询日本三菱重工（MHI）的有关专家，日方专家认为：超临界压力机组每一至两年需要进行一次化学清洗。此言一出，令业内人士大跌眼镜。国内的很多专家和领导认为不宜选用MHI的这种炉型。有的发电集团甚至已经发文禁止选用这种炉型。鉴于此，有必要弄清超（超）临界压力锅炉垂直管屏水冷壁失效原因，采取有效的防爆策略。

1.3. 超（超）临界压力锅炉垂直管屏水冷壁失效分析

（1）节流孔板结垢是垂直管屏水冷壁失效的直接原因

从历次超（超）临界压力锅炉垂直管屏水冷壁失效事故看，大部分失效事故都发生在两侧墙水冷壁上；两侧墙水冷壁入口节流孔板上的磁性氧化铁沉积物明显多于前、后墙水冷壁。

那么，究竟是什么原因导致超（超）临界压力锅炉垂直管屏水冷壁入口节流孔板产生磁性氧化铁沉积并最终导致水冷壁失效事故发生的呢？

在垂直管屏水冷壁的入口安装有不同孔径的节流孔板，以调节水流量使其与吸热量相适应（图5）。炉膛下部水冷壁管共约2100根，采用二次Y型管过渡，使4根水冷壁管共用1个节流孔板，大约需要安装525个节流孔板。

图5、垂直管屏水冷壁进口节流孔板对出口水温的影响

从系统布置看，前墙离磨煤机近，得到的煤粉多。离送风机远，得到的热风少；后墙则相反，且因炉膛尺寸相对较大，此影响较明显。实际运行也显示前墙温度普遍较高，后墙温度相对较低。因双炉膛与水冷壁灰斗（前后墙是灰斗斜墙，侧墙前后有大部分入口不参与炉膛换热）的作用，二侧墙受到的热负荷最低，且两侧靠后墙部位热负荷尤低。热负荷较高处需要的水流量较大，反之亦然。因此，两侧墙节流孔径较小，平均为9mm （两侧墙节流孔径分别有7.5mm、8、8.5、9、9.5、10mm等规格）；前后墙节流孔径较大，平均为11mm（分别有7、7.5mm、9 mm、9.5 mm、10 mm、11 mm、12 mm、14mm等规格）。

研究表明，在水冷壁中，温度上升至临界温度以上，铁离子的溶解度降至很低，但由于大部分铁离子已经沉积在省煤器中，因此水冷壁中的铁离子沉积量不会太多，而在水冷壁节流孔板处压力突然减小，导致离子溶解度跳跃式减小，过剩的铁离子将迅速以磁性氧化铁形式析出．虽然节流孔板处流速较大，但由于磁性氧化铁具有磁极，类似于

磁铁矿，因此仍然会集中沉积在节流孔板附近.节流孔板孔径越小，压差越大，磁性铁越容易沉积在节流孔板上．当节流孔板上产生磁性铁沉积后，孔径越来越小，沉积速率则越来越大，直至水冷壁过热，甚至发生爆管。

综上所述，省煤器入口和水冷壁节流孔板中存在磁性氧化铁沉积物完全是超临界水的理化特性使然。之所以两侧墙节流孔板比前后墙沉积更多、更明显，是因为两侧墙比前后节流孔板平均孔径小2mm，导致前者节流孔板前后压差更大，因而磁性氧化铁溶解度变化更显著。

（2）给水处理策略欠佳是导致垂直管屏水冷壁失效的根本原因

这两个电厂的1000MW超（超）临界压力机组投入商业运行后给水化学处理均采用AVT(all volatile treatment)方式。

在AVT工况下，给水系统金属表面所生成的氧化膜主要为磁性氧化铁，为双层结构，内层是局部定向结构，上层是外延的非规整结构。外层膜的微观结构是多孔、疏松的。

从给水泵出口至省煤器入口这段区域，给水扩散系数很高，介电常数也较高。由于在AVT水化学工况下金属表面生成的磁性铁是多孔、疏松的，给水极易通过毛细孔道扩散，加之磁性氧化铁溶解度较高，因此极易发生FAC(flow-accelerated corrosion)，导致给水中铁离子含量较高，如图6所示。

图6 FAC机理示意图在AVT(R)( all volatile treatment（reduction）)工况下，磁性氧化铁的溶解度较大，250℃时对应全范围pH的最小溶解度以Fe计大约为5.6μg/kg[2]。因此，采用AVT(R)的超（超）临界压力机组给水铁离子含量较高。采用AVT(O)( all volatile treatment（oxidation）)则给水铁离子含量有可能降低至2μg/kg以下[3]。需要指出，这里所说的只是一种可能性，并非所有采用AVT(O)的超临界和超（超）临界压力机组都能达到这个水平。采用AVT(O)时给水pH值是唯一可的化学参数，适当提高给水pH 值有助于降低给水铁离子含量。我国2005年颁布执行的《超临界火力发电机组水汽质量标准》[4]中规定超临界火电机组无铜系统采用AVT时给水pH值(25℃)标准为9.0~9.6，其下限比国际通行标准低0.2[5]。甲电厂把给水pH值(25℃)标准从9.0~9.6提高到9.2~9.6，目标值定为9.4，收到了明显效果，给水铁离子含量从3μg/kg左右降低到2μg/kg左右。提高给水pH值的缺点是牺牲凝结水精除盐装置的部分运行容量，降低周期制水量。因此，不少电厂倾向于把给水pH值尽量控制在下限，这给水冷壁入口节流孔板污染留下了隐患。

影响超临水中铁离子溶解度的因素很多。除了化学因素以外，温度和压力是两个主要影响因素。虽然关系很复杂，但总的来说，超临水中铁离子溶解度随压力升高而增加，随温度升高而降低[1]。超临界和超（超）临界压力机组主蒸汽铁离子含量一般在0.5~1μg/kg范围内[1]，可将其理解为超临界和超（超）临界水中铁离子的平衡浓度。省煤器入口给水铁离子含量若高于主蒸汽，则超出部分必然沉积在省煤器、节流孔板和水冷壁向火侧受热面上。反之，若省煤器入口给水中的铁离子含量低于一定数值(与主蒸汽铁离子含量接近)时，省煤器、节流孔板和水冷壁受热面均不会产生沉积。这个数值可通过水汽系统铁离子查定试验(在机组水汽循环系统各有关部位同步取样检测铁离子含量)确定，应作为省煤器入口给水铁离子含量的控制标准。显然，无论是AVT(R)还是AVT(O)都不能保证省煤器入口给水铁离子含量达到超（超）临界水(汽)平衡浓度。磁性氧化铁沉积在所难免。

这两个电厂采用AVT(O)的1000MW超（超）临界压力机组省煤器入口给水铁离子含量为3μg/kg左右。虽然给水铁离子含量较低，但明显高于主蒸汽(大约为0.5~1μg/kg)。

过剩的铁离子集中沉积在水冷壁节流孔及其周围，节流孔径较小处尤甚，严重时会引起局部水冷壁管过热，危及机组安全运行。

1.4. 防治对策

（1）水冷壁壁温进行性升高时应设法尽快消除节流孔板污染

一旦发现垂直管屏水冷壁壁温侧点出现温度进行性升高的情况，说明水冷壁入口节流孔板可能存在明显的沉积物污染。应尽快伺机割管检查确认，并采取有效措施清除污染沉积物。

这两个电厂的1000MW超（超）临界压力机组投产运行一年左右的时间后均发现水冷壁入口节流孔板存在不同程度的磁性氧化铁沉积污染。乙电厂最初采取物理方法去除节流孔板上的沉积物，需要在停机期间将500多个节流孔板全部割开，用机械手段逐个清理，这种方法既费时又费事。为此，笔者提出了用化学方法清除节流孔板磁性氧化铁沉积物的“常温浸泡一步清洗法”，并于2008年底首次在甲电厂1号锅炉进行试用，一举获得成功，达到了省时、省心、省钱的目的。其后，该方法分别在甲电厂2号锅炉和乙电厂的四台1000MW超（超）压力机组锅炉上均获得成功应用。

所谓“常温浸泡一步清洗法”，就是在环境温度下，使水冷壁入口水冷壁节流孔板浸泡在配置好的ACA复合酸中，数小时至十数小时，即可同步完成酸洗和钝化。ACA是一种复合清洗剂，具有很强的配位能力，能与许多金属离子形成可溶性的配合物。常温下对高温下生成的铁基金属氧化皮及氧化铁类锈蚀物具有良好的溶解作用；且在溶解氧化皮及锈蚀产物的同时，在金属母材上形成均匀的钝化膜，对金属表面具有良好的保护作用；在溶解氧化皮及锈蚀产物的过程中，对金属母材没有损伤，对金属母材的溶解在完全可接受的程度（腐蚀速率≤0.5g/m2·h）。

这种复合酸不含盐酸、氢氟酸等成分，适用于奥氏体钢等合金钢的清洗。

具体使用方法：

在容积足够大的耐腐蚀槽罐中，加入12t除盐水（除盐水量为复合酸的四倍）。将3t复合酸ACA缓慢倒入其中，边加酸边用泵进行自循环，直至加完酸并且混合均匀。稀释后的总量应该略大于至少等于锅炉的清洗范围水容积（15m3）。稀释后的清洗液pH值大约为1左右。

用泵将配制好的清洗液从无压放水母管临时接口处打入锅炉系统中（见图7）。割一根水冷壁入口节流孔板管段做监视管，同时可用于控制液位。不适合接触清洗液的热工信号一次仪表及其它部件必须有效隔离。常温下浸泡数小时至十数小时，即可完全清洗掉金属表面的氧化皮或锈蚀产物。实际清洗时间视监视管清洗效果而定。

图7、水冷壁入口节流孔板化学清洗系统图

清洗结束后，将清洗液彻底排空，检查节流孔板清洗效果，发现大部分沉积污染物（见图8左）已被清除，但仍然残留少量疏松的沉积污染物（见图8中），用自来水冲洗可轻易除去。因此在机组启动期间进行大流量水冲洗，以彻底清除节流孔板上的沉积污染物。为了确认水冲洗效果，再次割管检查，节流孔板上的沉积污染物已彻底清除干净（见图8右）。

化学清洗前 ACA复合酸浸泡后 水冲洗后

图8、节流孔板化学清洗前后对比

“常温浸泡一步清洗法”再好，也只是权益之计，并不能从根本上解决水冷壁入口节流孔板污染问题。要实现节流孔板的长治久安，必须另辟蹊径。

（2）采用OT技术是防止水冷壁入口节流孔板污染的长久之计

锅炉给水处理有AVT（R）、AVT（O）和OT(oxygenated treatment)三种方式[6]。如前所述，无论是AVT(R)还是AVT(O)，都无法根治超（超）临界压力锅炉垂直管屏水冷壁入口节流孔板磁性铁沉积污染问题。采用OT技术无疑是唯一的正确选择。

给水采用加氧处理（OT）后，生成的腐蚀产物主要是溶解度很低而且致密的α-Fe2O3和FeOOH，将充填外层的Fe3O4的间隙并覆盖在其表面上。氧化铁水合物FeOOH保护层在流动给水中的溶解度明显低于磁性铁垢(至少要低2个数量级)，从而改变了外层Fe3O4层空隙率高、溶解度高，不耐流动加速腐蚀的性质。如图9所示。

采用OT时给水的含铁量一般能小于1µg/L(用石墨炉原子吸收法测定)，接近或达到超（超）临界水铁离子平衡浓度。

图9、AVT与OT的表面电镜扫描照片

甲电厂在水冷壁爆漏事故频繁发生后，在水冷壁管爆漏最为频繁的2号机组进行OT 试验。从AVT(O)转换为OT后，2号锅炉省煤器入口给水铁离子含量有了显著降低，与主蒸汽铁离子含量基本接近（见图10）。给水中没有多余的铁离子产生沉积，可谓釜底抽薪，从而杜绝节流孔板沉积物污染现象。

图10、1000MW超（超）临界压力机组采用AVT(O)和OT之水汽铁离子含量对比

从2009年年初进行节流孔板化学清洗，到7月21日开始进行OT试验至今，2号锅炉水冷壁各壁温测点从未显示温度异常升高，水冷壁再没有发生过一次过热爆漏事故。10月下旬利用2号机组大修机会对截流孔板进行了割管检查，结果表明截流孔板很清洁，且周围表面呈现均匀致密的浅锈红色保护膜（见图11）。

图11、采用OT后节流孔板效果图

日本中部电力公司（Chubu Electric Power Co.）提出OT工况下锅炉化学清洗的标准为：水冷壁向火侧垢量达到230g/m2；锅炉运行时间可长达180,000hrs。也就是说采用OT的超（超）临界压力锅炉有可能实现终身免洗。

1.5. 结论

（1）国产1000MW超（超）临界压力垂直管屏锅炉水冷壁失效事故频繁发生的直接原因是：水冷壁入口节流孔板存在较严重的磁性氧化铁沉积污染物，导致水冷壁流量分配异常，进而引起局部超温。

（2）水冷壁失效事故的根本原因是不当给水处理方式导致省煤器入口给水铁离子含量明显高于超（超）临界水铁离子平衡浓度（主蒸汽铁离子浓度），存在磁性氧化铁沉积的必然性。

（3）当水冷壁壁温测点显示温度进行性升高时，说明节流孔板可能存在较严重污堵，应伺机对节流孔板进行割管检查确认。

（4）“常温浸泡一步清洗法”是清除节流孔板磁性氧化铁沉积污染物的简捷有效方法。

（5）无论是AVT(R)还是AVT(O)都无法避免节流孔板沉积磁性氧化铁，OT是根治节流孔板磁性氧化铁沉积污染顽疾的唯一正确选择。

2. 某电厂2号主变重瓦斯保护动作原因分析

2.1. 事件经过

某发电厂300MW机组2号机组重瓦斯保护动作跳闸，跳闸前机组带260MW负荷。跳闸后就地检查发现2号主变呼吸器下部大量喷油，呼吸器内充满绝缘油，没有电气量保护动作。

2.2. 设备参数

型号 SFP9-370000/220 制造厂家 沈阳变压器厂 投运日期 1996.09

冷却方式 ODAF 额定容量 370000KVA 电压组合 242±

2*2.5%/20KV

使用条件 户外 连接组标号YN,d11 器身重量 169.5t 空载电流 0.2% 上节邮箱重

15.2T 油重 27.6t

量

运输重量 194.75T（充氮） 总重 244.0T 空载损耗 195.2kw 负载损耗 723.6KW 阻抗电压 14.2% 产品代号 IET

710.1

714.2

2.3. 现场情况

（1）现场检查

2号主变呼吸器下部大量喷油，如图片所示。其他未发现明显异常

（2）油化验情况如下表：

油击穿耐压56KV

（3）变压器电气试验结果如下：

2号主变试验报告

设备名称 2号主变 设备型号 SFP9-370000/220 电压 242± 2*2.5%/20 出厂编号 96B06102

生产日期 96年5月 生产厂家 沈阳变压器厂

1）、绝缘电阻：（MΩ）

状态

15″ 60″ 吸收比

项目

高压侧对低压侧及地 5000 7000 1.4

低压侧对高压侧及地 3000 6000 2

2）、直流电阻：（mΩ） 油温度：40℃相别 ab bc ca

低压侧 1.481 1.473 1.476

相别 AO BO CO

高压侧 103.8 103.7 104.1

3）、铁芯对地绝缘电阻（MΩ）：3000

4）、夹件对地绝缘电阻（MΩ）：4000

5）、介质损耗tgδ值 油温度：40℃

相别 电压 tgδ％ 电容值（nF） 高压侧对低压侧及地 10KV 0.271 15.45

低压侧对高压侧及地 10KV 0.256 38.87

6）、高压套管介质损耗tgδ值及电容量 油温度：40℃

相别 电压 tgδ％ 电容值（PF）

A相套管 10KV 0.306 397.8

B相套管 10KV 0.315 398.4

C相套管 10KV 0.311 394.1

中性点套管 10KV 1.122 3.7

7）、泄漏电流

相别 直流耐压 泄漏电流 时间 高压侧对低压侧及地 40KV 15微安 1′

低压侧对高压侧及地 10KV 2微安 1′

试验结论：中性点套管介质损耗tgδ值超标，其余项目合格

（4）瓦斯继电器已经送检，结果合格。

（5）检查油枕，隔膜已经损坏，油枕内油量基本正常，油位指示为零。

2.4. 原因分析及处理意见

（1）通过对隔膜式储油柜的特点、隔膜使用维护及现场的情况判断，此次2号主变

重瓦斯动作及呼吸器喷油过程如下：

首先是变压器内部积存了一定的气体，在运行过程中受热膨胀。膨胀气体推动隔膜式储油柜的隔膜，隔膜（运行15年的隔膜基本已老化严重）因不均匀膨胀变形致使油枕呼吸口被隔膜堵塞，此时，油枕内隔膜上方的空气呼吸受阻，在本体油和油枕内气体膨胀的双重作用下，将封堵呼吸口的隔膜顶破，变压器油顺着呼吸管从呼吸器喷出，隔膜顶破瞬间，因变压器本体压力突变，在气体继电器中形成冲击油流，引起重瓦斯动作跳闸。

建议对变压器储油柜隔膜进行更换，并且补充变压器油至正常位置。条件允许时可对油枕进行技改，将隔膜式储油柜更换为胶囊式储油柜。

设备维护方面：对主变的隔膜式油枕（包括其他主变的胶囊式油枕），应咨询制造厂，制定适当的定期检查或更换管理规定，防止类似故障的重复发生。

（2）在此次检查试验中瓦斯继电器及油枕处水分含量超标可能原因为：隔膜上部可能积存少量积水或隔膜破裂后绝缘油与潮湿空气接触造成所致。

（3）对于中性点套管介质损耗tgδ值超标，可判断该套管不合格。历年试验数据比较，由于本次测试与前一次测试温度差异较大，不能判断其变化过程和发展趋势；但可以确认，套管缺陷与此次重瓦斯继电器动作无关。考虑到套管暂无备品，若需套管带缺陷运行，宜将2号主变中性点直接接地，运行中加强套管的运行监视和红外测温检查。

（4）通过跳闸后主变本体电气试验和绝缘油试验数据分析，判定2号主变本体内部没有发生故障。

二.节能减排

1. 我国将探索建立碳排放交易市场

近日召开的常务会议，讨论通过《“十二五”控制温室气体排放工作方案》，我国将开展低碳发展的试验试点，探索建立碳排放交易市场，加快建立温室气体排放统计核算体系。“十二五”规划纲要提出，到2015年单位国内生产总值二氧化碳排放比2010

年下降17%的目标，这也是我国第一次把温室气体排放指标纳入五年规划。

《“十二五”控制温室气体排放工作方案》就是要落实这个目标，明确我国控制温室气体排放的总体要求和重点任务。联合国气候变化大会年底即将召开，此时公布这一方案，表明了中国应对气候变化的决心和积极行动。《工作方案》提出了一系列控制温室气体排放措施，国家应对气候变化司苏伟介绍：包括建立碳排放交易市场，逐步完善健全温室气体排放统计核算体系，同时全面开展低碳发展的试验试点。我国已经在5省8市开展了低碳城市试点，苏伟介绍，未来低碳发展的试验试点范围还要扩大。

《工作方案》里面非常明确，就是要全面开展低碳试点示范。除了地区的概念之外，还要扩大到其他层面，包括：低碳园区试点，低碳商业、低碳社区的试点，包括低碳技术、控制非能源活动的温室气体排放示范工程。

《工作方案》分解了温室气体排放目标任务，明确了各地区单位生产总值二氧化碳排放下降指标。未来还将把指标分解到企业。引导消费者消费拥有低碳标识或认证的产品。先从建立自愿减排碳交易入手，同时也要确定一些地方开展碳交易的试点。结合不同地区不同的情况，探讨利用市场手段实现节能减碳的目标。同时要逐步建立低碳排放的标准，低碳产品的标识认证制度。温室气体排放测量的准确性，是建立碳排放交易市场体系和实现温室气体排放强度下降的基础。苏伟说，温室气体排放统计核算体系必须先行。所谓建立温室气体排放统计核算体系，就是要建立统一的标准。当然我们也认识到，虽然能源消费方面有一些统计的基础，但是可能需要增加一些新的统计指标和科目，才能核算出温室气体排放总体的情况。

2. 江苏省热电机组管理信息系统运行

2011年11月10日-2011年11月25日期间，信息系统采集、计算、发布模块未发生大范围故障，软件平台运行稳定；全省范围内未出现大范围现场设备故障，现场出现的故障问题已及时安排人员处理。

2011年11月10日-2011年11月25日期间，发生故障共11起。6起采集故障由于DCS转发程序故障造成，已及时联系技术部门协调排查故障；5起采集故障由于终端直采设备造成，已及时安排人员协调现场负责人恢复，故障现象已经在5个工作日内解决。

3. 燃煤机组烟气脱硫实时监控及信息管理系统运行

“燃煤机组烟气脱硫实时监控及信息管理系统” 2011年11月10日-2011年11月25日期间，信息系统采集、计算、发布模块未发生大范围故障，软件平台运行稳定；全省范围内未出现大范围运行故障，现场出现的故障问题已及时安排人员处理。

2011年11月10日-2011年11月25日期间，发生故障共12起。其中6起采集故障由于厂站方通讯设备故障、厂站方采集工控机故障造成采集数据无法上传，已及时联系厂站负责人员安排处理，现场人员检修相应通讯设备后及时恢复；6起采集故障由于厂站方生产运行设备、表计故障造成采集数据异常，已及时联系厂站负责人员安排，检修处理后已恢复。