紧急。垃圾焚烧发电问题

主焦煤跟1/3焦煤最大的区别是挥发份，主焦煤按国标划分挥发份18-281/3 挥发份 32-36 主焦煤G值一般在65-75之间 Y值15 1/3 G值60-70之间 Y值基本上无要求。有些地区出的主焦煤 跟1/3焦煤G值跟高 指标也接近，价格相差不是太大。

　　一般有三种冒烟情况，　　（一）黑烟　　为什么柴油发电机好好的会冒出黑烟呢，黑烟是因为柴油没有充分燃烧，形成炭黑被排出，其实导致出现黑烟的因素有下面五种：　　(仅供参考：福建亚南电机答）　　活塞环、气缸套等磨损　　活塞环、气缸套磨损后，引起压缩压力不足，使气缸在压缩行程结束时，混合气混合的正常比例改变，使燃油在无氧条件下燃烧，产生积炭。　　喷油器工作不良　　喷油器不雾化或滴油，使燃料不能充分地与气缸内的空气混合，也不能充分燃烧。由喷油器工作不良引起的排黑烟现象在柴油机低速运转时较明显。因为低速运转时气缸内进气涡流较弱，油滴或油束被气流冲散的可能性减少并且停留的时间较长，更容易形成碳黑排出。　　燃烧室形状改变　　燃烧室形状的制造质量不符合技术要求，使压缩余缝过大过小以及活塞位置装错，都会使燃烧室形状改变，从而影响燃油与空气混合质量，使燃油燃烧条件变坏。　　供油提前角调整不当　　(1)供油提前角过大，燃油过早喷入燃烧室内，由于此时气缸内压力温度较低，燃料不能着火燃烧，当活塞上行，气缸内达到一定压力和温度，可燃混合气燃烧。　　(2)供油提前角过小，喷入汽缸内的燃油过迟，一部分燃料来不及形成可燃混合气就被分离或排出，随废气排出的燃料受高温分解，就形成黑烟。　　5.供油量过大　　供油量过大，使进入汽缸内的油量增多，造成油多气少燃油燃烧不完全。另外，工作负荷过重、燃油质量低劣、工作温度过低也会引起排气冒黑烟。　　（二）蓝烟　　又为什么会有蓝烟的出现呢，这个和润滑油有关系，润滑油进入气缸，受热蒸发成为蓝色油气。随废气一起排出蓝色烟雾，其主要原因为：　　空气滤清器阻塞，进气不畅或油盆内油面过高(油浴式空气滤清器)。　　燃油中混入润滑油。　　活塞环对口，　　在机体通向气缸盖油道附近的气缸垫烧毁。　　活塞环、活塞、气缸套磨损　　(三)白烟　　白烟则是因为柴油发电机组在刚起动时或冷机状态时，排气管冒白烟，是因为柴油机气缸内温度低油气蒸发而形成。冬季尤为明显。若热机时，排气管仍冒白烟，则判断为柴油机故障。主要原因如下：　　气缸套有裂纹或气缸垫损坏，冷却水进入气缸，排气时形成水雾或水蒸气。　　喷油器雾化不良，有滴油现象。　　供油提前角过小。　　燃油中有水份和空气。　　喷油泵压力过低或活塞、气缸套等磨损严重引起压缩力不足。　　

针对日益严格火力发电厂烟气污染物排放标准不断提高，火力发电厂烟气污染物排放标准已经向燃机排放标准(烟尘≤5mg/Nm3，SO2≤35mg/Nm3，NOX≤50mg/Nm3，Hg≤0.03mg/Nm3)要求看齐。针对火力发电厂极低排放要求，就必须有高效、环保、节能的辅机设备与之相适应。通过对我国燃煤电站烟气污染物控制环保设备使用情况及经济性和对国际上已经出现的和正在研究中多种烟气中污染物协同处理技术应用情况介绍，有针对性的提出了我国应采用的技术方案及路线控制火电领域全社会关注污染物控制技术。随着国家对大气污染物排放控制要求的提高，新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)于2012年1月1日正式实施。新排放标准对烟尘、二氧化硫、氮氧化及重金属排放控制要求都有了很大的提高，新标准中规定新建火力发电厂烟尘颗粒物≤20mg/Nm3，SO2≤100mg/Nm3，NOX≤100mg/Nm3，Hg≤0.03mg/Nm3。然而目前国内环保形势仍十分严峻，一些担负国计民生民族企业仍有责任将烟尘、SO2、NOX等污染物排放标准做社会责任裕量考虑，将烟尘、SO2、NOX、Hg等污染物排放标准向燃机排放标准看齐，力争达到或超过燃机电厂排放标准(烟尘颗粒物≤5mg/Nm3，SO2≤50mg/Nm3，NOX≤50mg/Nm3，Hg≤0.03mg/Nm3)。近年来我国雾霾现象严重，环保要求也越来越高，导致我国火力发电领域环保设备升级，针对火电项目环保设备要求日趋严格。近一段时间国内又要求新建火电项目烟气烟尘、SO2、NOX、Hg等要达到燃机标准，这就要求新建火力发电厂环保设备具有更高的烟尘、SO2、NOX、Hg等主动脱除及环保设备间的协同处理能力。在燃煤电站建设过程中，应从整体角度考虑燃煤所带来的运行和环境问题，充分掌握燃煤电站烟气中各种污染物之间相互影响、相互关联物理和化学过程，充分利用现有燃煤电厂烟气中烟尘、SO2、NOX、Hg等污染物脱除设备之间可能存在协同脱除能力，来实现污染物的集成治理，大幅降低燃煤电站环境污染治理成本。从国际技术发展来看，开发高效、经济型多种污染物联合脱除技术并进行系统集成已成为一个热点。1火力发电厂污染物排放控制技术方案目前针对火力发电厂达到燃机排放标准主要考虑采用高效静电除尘器、布袋(电袋)除尘器、移动极板静电除尘器、低低温静电除尘器以及石灰石-石膏湿法脱硫技术对烟尘的脱除技术等。另外采用湿式静电除尘器精细化处理脱硫后饱和烟气中细微烟尘，从而达到较高PM2.5控制水平。针对SO2的脱除工艺技术方案主要采用采用高效石灰石-石膏湿法脱硫工艺、烟气循环流化床半干法脱硫工艺等。目前火力发电厂脱硝方法主要采用低NOx燃烧技术与烟气脱硝相结合的方法脱除NOx能达到效果最优。针对重金属Hg的脱除工艺技术方案主采用加入添加氧化剂(一般为卤族元素，主要是CaBr2、改性活性炭)，再配合SCR、ESP和FGD环保设备协同作用，可以达到较好汞控制效果。1.1火力发电厂烟尘污染物排放控制技术方案1.1.1火力发电厂烟尘污染物排放控制方案目前针对火力发电厂达到燃机排放标准主要考虑采用高效静电除尘器、布袋(电袋)除尘器、移动极板静电除尘器、低低温静电除尘器等。高效静电除尘器主要采用包括高频电及数模流场优化等措施，根据目前国内除尘器制造技术发展水平，选择双室五电场静电除尘器，当入口除尘器入口粉尘浓度45g/Nm3时，能使除尘器粉尘排放浓度控制在<30mg/Nm3以下;国内布袋(电袋)除尘器制造技术发展水平，选择布袋除尘器除尘效率可达99.99%，控制除尘器出口粉尘排放浓度在￡5~20mg/Nm3之间。电袋除尘器在合理选择新型过滤材料(如选择PTFE基布保证过滤材料基本结构及尺寸稳定性)条件下，能够充分满足电袋除尘器后侧布袋的保证使用寿命及较恶劣的运行工况。移动极板静电除尘器能够利用旋转刷和移动的收尘极板去除捕集粉尘，从而防止电晕，移动极板系统能有效地收集高电阻率粉尘。收尘极板通过顶部驱动轮的旋转，以极慢速度进行上下移动，带电粉尘在集尘区域内被收集;附着在极板上粉尘在非集尘区域内，被夹住收尘极板的两把旋转钢丝刷刮落至灰斗中。低低温静电除尘器技术优势就在于炉后增设烟气换热器设备对锅炉尾部排烟温度进一步降低，整个机组经济型得到较大提高;烟温降低后使烟尘的比电阻降低，提高静电除尘器收尘能力;同时使烟气体积流量减小，使低低温静电除尘器及其后端烟气通流设备出力都有明显减小，降低整个工程投资。目前在日本新建500MW~1050MW火电机组基本全部采用低温电除尘器工艺，将MGGH的降温换热器安装在电除尘器(ESP)之前，主要工艺流程见工艺流程图1.1-1。图1.1-1低低温烟气处理系统流程图近几年我国低低温电除尘器技术也有较大发展，低低温静电除尘器与电厂热力系统及脱硫系统结合，具有综合节能、节水、环保的效果，并能满足燃中、低灰分煤条件下国家环保排放标准的粉尘控制要求。以内蒙某中等硫分、灰分已开展施工图设计2′660MW国产化机组，对采用低低温静电除尘器与采用传统五电场电除尘器主要环保排放指标、经济指标比较见下表1.1-2：表1.1-2低低温与传统静电除尘器环保排放指标、经济指标比较表序号项目低低温静电除尘器传统静电除尘器1设计煤质内蒙白音华褐煤2静电除尘器五电场3脱硫入口实际烟气流量/(m3˙h-1)391953244054244烟气温度/℃901355入口粉尘质量浓度/(mg˙m-3)36316粉尘质量浓度/(mg˙Nm-3)20307除尘效率/%99.9599.908电耗--------8.1烟气换热器/kW600基准值8.2引风机(引增合一风机)轴功率/kW-2300基准值8.3总功率/kW-1700基准值低低温静电除尘器与传统静电除尘器相比，综合能耗有较大降低。低低温高效烟气处理系统烟气换热器需要热媒水循环泵等设备，故电耗高于回转式烟气加热器。但电除尘器前设置了降温换热器，使进入电除尘器、吸风机和增压风机的烟气温度降低，尽管降温换热器增加了烟气系统的阻力损失，但较少的烟气体积流量，使吸风机的电耗略微提高;烟气脱硫系统不仅烟气体积流量小，因为降温换热器设置在除尘器前，烟气阻力损失也减少了，引风机电耗大幅度降低，轴功率降低低低温高效烟气处理系统与传统的除尘相比，环保性能有较大提高，粉尘排放质量浓度控制在20mg/m3以下。按年利用小时5500计算，采用低低温静电除尘器，每年可节电9.35X106kW˙h，由此可见采用低低温高效烟气处理系统有较好运行经济性。目前低低温静电除尘技术以其经济性高、技术可靠性好、投资水平合理占据国内锅炉主烟气除尘设备主流地位，其他除尘器设备为辅助的技术匹配形式。1.1.2高效石灰石-湿法脱硫装置对烟尘的脱除作用国内脱硫公司认为采用高效石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置对烟尘的脱除效率可达70%左右，但是考虑到各工程采用燃煤性质的偏差建议石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置对锅炉烟尘脱除作用应按不大于50%考虑，而且近期国内火电发电项目环评审批意见也按此数据进行。1.1.3湿式静电除尘器精细化处理脱硫后烟气中细微烟尘湿式静电除尘器(WESP)是静电除尘器(ESP)的一种，湿式静电除尘器与通常说干式静电除尘器最关键差别就是清灰方式不同，WESP采用液体(水)冲刷集尘极表面来进行清灰，液体(水)从集尘板顶端流下，在集尘板上形成一层均匀稳定的水膜，将板上的颗粒带走。因此，WESP与干式ESP的工作原理都要经历荷电、收集和清灰三个阶段。其集灰工作原理和清灰工作原理如图如图1.1-3、1.1-4。湿式静电除尘器可有效收集微细颗粒物(PM2.5粉尘、SO3酸雾、气溶胶)、重金属(Hg、As、Se、Pb、Cr)、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等，没有二次扬尘，烟尘排放可达5mg/m3以下。WESP收尘性能与粉尘特性关系不大，对黏性大或高比电阻粉尘也能有效收集，同时也适用于处理高温、高湿的烟气;需要设置废水处理设备及采用很好的防腐措施。湿式静电除尘效率可达到80%左右。目前国内也有采用高效石灰石-石膏湿法除尘脱硫一体化超净排放技术的工程，如单塔一体化脱硫除尘深度净化技术(SPC-3D)技术、多层喷淋层配合双托盘或持液层，脱硫塔顶部配合高效除尘雾器技术，单塔(双塔)双循环配合高效除尘雾器技术等，这些技术形式是我国引进湿法脱硫技术后经过近一段时间技术积累后改进和研发的，不但可实现高效脱除SO2，同时也能实现脱硫后超细粉尘PM2.5精细化排放控制。目前这些技术都是在我国火电机组环保标准提高后，特别是在国内绝大多数火电机组排放标准向燃机标准看齐后经过技术转化突破技术瓶颈后出现的，上述这些技术在工程上也有应用，并且绝大多数取得了较好效果，但上述技术还需要时间进一步检验。1.2火力发电厂SO2污染物排放控制方案针对SO2的脱除工艺技术方案主要采用采用高效石灰石-石膏湿法脱硫工艺、烟气循环流化床半干法脱硫工艺等。1.2.1烟气循环流化床半干法脱硫工艺烟气循环流化床半干法烟气脱硫工艺RCFB是一种气—液—固反应烟气脱硫工艺。在脱硫塔内，一方面进行气相向液相的传质过程，烟气中的气态污染物不断进入溶液中，同时与脱硫吸收剂中的钙离子发生反应，另外一方面进行蒸发干燥的传热过程，颗粒上液相水分受烟气加热影响不断在塔内蒸发干燥，再生成固体干态脱硫灰渣。烟气循环流化床脱硫工艺业绩较多，技术相对成熟，且已经在大中型机组上得到商业运行。基本可满足国家新的国家环保排放标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)。在采用低温烟气循环流化床脱硫工艺后，以2x660MW褐煤机组为例，烟气脱硫装置入口烟气温度由150℃下降到120℃，在保证相同的运行状况和脱硫效率条件下，与目前使用的烟气循环流化床脱硫工艺相比，水量由180t/h降低到102t/h，实现节约用水78t/h，节水率达到43.3%，节水效果明显。因此在特别缺水地区机组上建议采用此种脱硫机组，以实现较好的节水效果。1.2.2石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上应用最广泛，技术最成熟烟气脱硫技术。该工艺采用价廉石灰石浆液洗涤烟气，通过船只换热脱除烟气中SO2，反应产物为石膏，脱硫后烟气经除雾器除去液滴后排入烟囱。这种工艺煤种适应性广，脱硫效率高，能够适应大容量机组要求，对SO2浓度变化适应范围广。石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置引进技术后已在我国投运多年，工艺系统的可靠性、安全性得到用户认可。经过工艺系统创新优化后脱硫装置工艺系统较传统的脱硫装置更为先进，脱硫效率更高。如：多层喷淋技术+高效除雾器方案、多层喷淋技术+双托盘+高效除雾器方案、单塔双循环及双塔双循环技术方案、旋回耦合技术+离心管束式除尘除雾技术等石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置脱硫装置有了较为明显的提高，保证脱硫效率均可达到~99%左右，更适合提高火力发电厂提高SO2排放标准使用。上述提及脱硫技术均可保证达到极高的SO2脱除率，可见国内经过近一段时间的技术吸收和消化，已经完全具备了高效率、低排放的脱硫技术。1.3火力发电厂NOX污染物排放控制方案火力发电厂中锅炉脱硝是指控制燃烧过程中生成氮氧化物以及去除燃烧烟气中氮氧化物的过程。目前火力发电厂脱硝方法主要有以下两类：一类是从源头上治理，控制燃烧过程中生成NOx。主要技术措施有：采用低氮燃烧器;分级燃烧，控制燃烧温度;改变配料方案等。另一类是从末端治理，控制烟气中排放的NOx，主要技术措施有：选择性非催化还原法(SNCR);选择性催化还原法(SCR);SNCR/SCR联合脱硝技术等。对于燃煤锅炉虽然采用低NOx燃烧技术和设备的方法来控制NOx的生成，能达到一定的效果，但对火焰的稳定性、燃烧效率、过热蒸汽温度的控制、受热面的结渣和腐蚀等可能带来影响，NOx脱除率也有限，NOx脱除率最多不超过60%，难以满足不断提高的环境排放标准要求。采用低NOx燃烧技术与尾部烟气脱硝相结合全负荷脱除NOx技术路线。2火力发电厂Hg等重金属污染物排放控制技术气体元素汞的性质不活泼，既不易吸附也不溶于水，较难被现有污染物控制设备脱除。因此火力发电厂脱汞技术的思路都是促进元素汞向氧化态或颗粒态转化，走复合式污染控制之路。目前脱除Hg等重金属污染物主要方法有燃烧前脱汞、燃烧中脱汞、燃烧后脱汞等。我国原煤洗选率还较低，尚无法燃烧前起到脱汞;燃烧中脱汞主要是改进燃烧方式促进汞向氧化态转化;燃烧后脱汞是目前燃煤火电机组使用较广泛方法。(1)促进元素汞转化为颗粒吸附态，再利用除尘器回收脱除;(2)促进元素汞转化为氧化态，利用氧化汞水溶性，在湿法烟气脱硫装置中脱除。除上述直接脱汞方法外，一些在燃烧前和燃烧中加入添加剂(如CaBr2等)的方法，可以有效提高燃烧后烟气中汞的脱除效率。在工程应用中，常采用的是在输煤皮带和煤粉管道上喷射卤素(一般为CaBr2)。美国PleasantPrairie燃煤电厂(600MW，燃PRB次烟煤，安装有SCR、ESP和WFGD)测试结果：向煤中添加25mg/kg的添加剂后，汞脱除率持续维持在92%-97%。另外一种新提出技术是在布袋除尘器膜上添加氧化剂，目前还在探索研究中。烟道活性炭喷射技术(ACI)是目前最为成熟的主动脱汞技术，在垃圾焚烧炉汞排放控制中取得了较好的效果。该技术是在除尘器之前的烟道中喷入活性炭，使活性炭在伴随流动过程中不断吸附烟气中的汞，将气态汞转化为固定在吸附剂上的颗粒汞，然后利用颗粒物排放控制装置将其脱除。目前在美国，一些ACI设备已投入运营。有些电厂使用的是未处理的活性炭;有些电厂为减少活性炭用量，提高脱汞效率，使用的是特殊处理改性活性炭。底特律爱迪生电厂(安装ESP，燃次烟煤)以每分钟48mg/Nm3的速率喷射活性炭后，其30天平均脱汞效率达到94%;针对燃煤电厂汞污染控制，尽管已开发出了许多种方法，不过多数尚处于研究测试阶段。目前较为成熟且投入商业化应用主动脱汞工艺主要有三种：1、活性炭喷射;2、添加氧化剂(一般为卤族元素，主要是CaBr2);3、添加氧化剂辅以微量活性炭喷射。这几种工艺再配合SCR、ESP和FGD的使用，可以达到较好的汞控制效果。除此之外，混煤燃烧也是一种可行的工艺。将卤素含量(特别是溴含量)较高的煤种，与卤素含量较低的煤种混合燃烧，这种方法可以提高汞脱除效率，并且无副产物的处理问题，具有很好的经济性。3我国超净排放采用技术路线研究我国燃煤火电机组环保技术发展已经形成高效烟气处理工艺的体系：1、烟气低NOX燃烧器及SCR烟气脱硝工艺;2、高效电除尘器、电袋除尘器或布袋除尘器、低低温电除尘器、移动极板电除尘器;3、高效湿法烟气脱硫工艺、烟气循环流化床半干法烟气脱硫技术和活性焦干法烟气脱硫技术。针对我国不同地区，结合燃煤火电机组高效烟气处理技术特点，采用不同设备、技术组合。发达地区综合环保标准要求高，地区环保排放控制标准高于目前国家环保标准，燃煤为优质烟煤，煤质具有高热值、中灰、低硫等特点，建议：1)采用低NOX燃烧器+SCR+高效静电除尘器、布袋(电袋)除尘器、低低温电除尘器或移动极板电除尘器+湿法烟气脱硫配套湿式静电除尘器工艺、高效石灰石-石膏湿法脱硫除尘一体化工艺;2)采用低NOX燃烧器+SCR+高效电除尘器、低低温静电除尘器、布袋(电袋)除尘器或移动极板电除尘器+高效石灰石-石膏湿法烟气脱硫、脱重金属工艺+湿式静电除尘器工艺。内陆、边远地区综合环保标准要求相对宽松，机组排放需满足国家环保排放控制标准要求，煤质具有低热值、高灰、低硫或中等热值、高硫等特点，建议：1)采用低NOX燃烧器+SCR+高效电除尘器、布袋(电袋)除尘器、移动极板电除尘器+石灰石-石膏湿法烟气脱硫(配高效除雾器)工艺，根据需要配置湿式静电除尘器工艺;2)烟气循环流化床锅炉(或燃低硫煤锅炉)+烟气循环流化床半干法脱硫工艺+布袋(电袋)除尘器或高效电除尘器。缺水地区特点富煤缺水，机组排放需满足国家环保排放控制标准要求，煤质具有低热值、高灰、低硫或高热值、高灰、中低硫特点，建议：需要采取节水型高效烟气处理工艺，1)采用低NOX燃烧器+SCR+低低温静电除尘器、布袋(电袋)除尘器+移动极板电除尘器+石灰石石膏-湿法脱硫装置，根据需要配置湿式静电除尘器工艺;2)循环流化床锅炉(或燃低硫煤锅炉)+低温烟气循环流化床脱硫工艺+布袋(电袋)除尘器或高效电除尘器。通过上述技术路线研究，目前国内已经形成了多种有针对性控制污染物排放技术路线，通过煤质分析、区域位置、设备投资、排放要求等多种技术路线控制污染物超净排放，使我国火力发电厂综合污染物排放标准达到燃机排放标准是完全具备条件的。4结论通过上述介绍和分析，可知目前国内外火力发电厂烟气超净排放技术是复杂多样的，根据地域不同通过各种环保设备组合优化，进一步提高火力发电厂烟尘、SO2、NOX、Hg等重金属脱除。随着时间的推移和技术的进步，低低温静电除尘器系统和高效湿法除尘脱硫一体化系统、高效石灰石-石膏湿法脱硫装置配合湿式静电除尘器等工艺技术的积淀，实现火力发电厂综合污染物脱除到超净水平在技术上使完全可行的。更多关于工程/服务/采购类的标书代写制作，提升中标率，您可以点击底部官网客服免费咨询：https://bid.lcyff.com/#/?source=bdzd

5万千瓦的机组，一般配用大约200吨每小时的锅炉。按经验估计大约每小时25-30吨煤左右。

1、350公斤标煤太笼统，没法进行计算。 （1）350公斤的标煤，是否能进行利用不明。因为，表面散热、不完全燃烧、炉门逸气等是不能利用的。炉子的余热利用，主要是利用烟气的余热； （2）即便350公斤标煤指的是烟气的余热，这也与烟气的温度、流量有密切的关系。如果炉子的排烟温度已经在200℃以下了，那这个余热就没有利用的价值了。2、即便是温度在600℃以上的高温烟气，但其功率太小，就算是100%的被利用，其功率也才0.32 MW，没什么机组与之配套发电，即便是100台炉子合在一起，也才32 MW，目前基本上见不到这样的机组。此外，若将炉子的烟气合在一起，现场烟道太复杂，难以实现。3、炉子工作9小时，说明这是间歇式的炉子，而余热锅炉、机组是连续工作的。所以，间歇式的炉子使用余热锅炉是不合适的。4、建议： （1）方案一：预热空气（以及燃料）。如果是使用气体燃料的话，最好采用空气换热器方案，将空气预热，把热量再返回炉内，减少燃料的消耗，提高炉子效率，是一种最有效和常规方法。但此法对间歇式炉子不是非常理想，因为每次点火升温，首先有大量的蓄热要损失。如果烧的是煤，且采用的是层状燃烧，预热空气就不妥了。因为这会使煤结焦而堵塞炉排。烧煤粉是可以采用高温预热空气的，但仅限于二次空气（风），一次风的温度一般在200℃左右。如果烧的是重油，低压类的烧嘴不能预热空气，否则高温空气将导致重油裂解析碳，将会堵塞烧嘴的喷口。高压油烧嘴可以可以采用预热空气，但若用一次风做雾化剂时，一次风最高温度不能超过100℃。 （2）方案二：炉料预热。与方案一类似，是利用余热对炉料进行事先加热，也同样起到节约燃料、提高炉子热效率的作用。上述方案是否可行，应先进行论证，要从技术上、效益上、现场实际条件进行充分研究与分析。如可行的话，要由专业人员设计与施工。所以，余热利用是件好事，但开展的工作不仅仅是技术上的问题，还与厂领导的考虑有关。最后，愿楼主心想事成。

瓦斯的主要成分是烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般还含有硫化氢、二氧化碳、氮和水气，以及微量的惰性气体。 具体可分为液化石油气与天然气、煤气三大类 液化石油气，由原油炼制或天然气处理过程中产生的混合气体，主要成分是丙烷与丁烷 天然气，由古生物遗骸长期沉积地下，经慢慢转化及变质裂解而产生的气态碳氢化合物，主要成份为甲烷，并含有少量之乙烷、丙烷、丁烷等碳氢化合物及少量之不燃性气体 煤气（指生活中人们对其称呼），也俗称为“瓦斯”。指的是煤炭不完全燃烧所产生的气体，主要成分是一氧化碳 煤矿瓦斯发电，既可以有效地解决煤矿瓦斯事故、改善煤矿安全生产条件，又有利于增加洁净能源供应、减少温室气体排放，达到保护生命、保护资源、保护环境的多重目标。 低浓度瓦斯发电需要解决2个问题，一是各个煤矿的本身不一样，而且随时都在变化，传统的发电机组很难“以不变应万变”；二是低浓度瓦斯的安全输送问题。 低浓度瓦斯发电机组采用电控燃气混合器技术，可以自动控制空燃比，以适应瓦斯的浓度变化，同时，低浓度瓦斯安全输送技术，采用细水雾技术，解决了低浓度瓦斯的地面安全输送问题。 煤矿瓦斯分高浓度瓦斯和低浓度瓦斯，高浓度瓦斯是指瓦斯浓度大于25%的瓦斯，低浓度瓦斯是指瓦斯浓度低于25%的瓦斯。我国60%以上的瓦斯是含甲烷25%以下的低浓度瓦斯，按煤矿安全规程要求，瓦斯浓度在25%以下的就不能贮存和输送，更谈不上利用了。 低浓度瓦斯发电需要解决2个问题，一是各个煤矿的本身不一样，而且随时都在变化，传统的发电机组很难“以不变应万变”；二是低浓度瓦斯的安全输送问题。 低浓度瓦斯发电机组采用电控燃气混合器技术，可以自动控制空燃比，以适应瓦斯的浓度变化，同时，低浓度瓦斯安全输送技术，采用细水雾技术，解决了低浓度瓦斯的地面安全输送问题。 中国工程院周院士认为：“低浓度瓦斯发电机组，适合我国煤矿点多量小的特点，堪称破解我国煤矿瓦斯难题的金钥匙”。 2004年以来，胜利油田胜利动力机械集团开始对“煤矿瓦斯细水雾输送及发电技术”进行开发研究并与第二年试验成功，使低浓度瓦斯发电技术得到了快速发展。目前装机总容量达到43.5万KW ，每年可发电26.1亿KW·H ，利用瓦斯8.7亿立方米。新版《煤矿安全规程》对浓度在30％以下的瓦斯用于内燃机发电作出了明确的规定，《规程》第148条第五项规定：抽采的瓦斯浓度低于30%时，不得作为燃气直接燃烧；用于内燃机发电或作其他用途时，瓦斯的利用、输送必须按有关标准的规定，并制定安全技术措施。这给低浓度瓦斯发电提供了制度保障。而我国煤矿60％以上的瓦斯是低浓度瓦斯，这是我国低浓度瓦斯发电的气源保障。随着低浓度瓦斯发电技术的不断完善，低浓度煤层气发电产业将会有良性的规模化发展，将会产生越来越大的经济效益和社会效益。 瓦斯发电基本要求 首先、按国家煤矿安全管理部门的要求安装了瓦斯抽放系统, 并且瓦斯抽放系统须正常运行；其次、瓦斯抽放系统纯瓦斯抽放量在100万m3/年左右，瓦斯浓度在6-25%之间。达到这2个条件就能具备建设瓦斯电站的基础，若建设瓦斯电站就可实现“以利用促抽采、以抽采促安全”的煤矿良性循环发展。 瓦斯是仅次于氟利昂的第二大温室气体, 直接排放后造成的温室效应是二氧化碳的21倍, 其对大气的污染十分严重 细水雾解决低浓度瓦斯运输安全。”张强告诉记者, 低浓度瓦斯之所以难以被利用, 还有一个重要的原因, 就是其在运输过程中的易爆性。通常把瓦斯从井下抽至地面后, 还要经过一段距离的运输, 在这一段管道运输中如果温度过高, 低浓度瓦斯容易产生爆炸；而高浓度瓦斯则只会燃烧, 不会发生爆炸, 危险性要低很多。 如何克服低浓度瓦斯转换过程中, 因浓度过低而难以做功的问题, 是建设发电站必须面对的难题。为此, 赵官煤矿研发团队设计出以柴油引燃瓦斯的方案, 通过在瓦斯中加入柴油的方式, 使得低浓度瓦斯得以燃烧。如此一来, 每发一度电仅需耗柴油20克左右, 发电站每天所需柴油仅为100多公斤。而瓦斯发电站每天就能发电一万度, 一年的发电量相当于全矿生产、生活用电量的1/10,年可节省电费达672万元。 甲烷热值35.9MJ/m3 燃烧设备出来的高温烟气经烟道输送至余热锅炉入口，再流经过热器、蒸发器和省煤器，最后经烟囱排入大气，排烟温度一般为 150～180℃，烟气温度从高温降到排烟温度所释放出的热量用来使水变成蒸汽。锅炉给水首先进入省煤器，水在省煤器内吸收热量升温到略低于汽包压力下的饱和温度进入锅筒。进入锅筒的水与锅筒内的饱和水混合后，沿锅筒下方的下降管进入蒸发器吸收热量开始产汽，通常是只用一部分水变成汽，所以在蒸发器内流动的是汽水混合物。汽水混合物离开蒸发器进入上部锅筒通过汽水分离设备分离，水落到锅筒内水空间进入下降管继续吸热产汽，而蒸汽从锅筒上部进入过热器，吸收热量使饱和蒸汽变成过热蒸汽。根据产汽过程的三个阶段对应三个受热面，即省煤器、蒸发器和过热器，如果不需要过热蒸汽，只需要饱和蒸汽，可以不装过热器。当有再热蒸汽时，则可加设再热器。 气发电机组是适应世界环保要求和市场新环境而开发的新型发电机组。天然气发电机组主要分为两种，一种是联合循环燃气轮机，一种是燃气内燃机。燃气轮机功率比较大，主要用在大、中型电站，燃气内燃机功率比较小，主要用在小型的分布式电站。它是取代燃油、燃煤机组的新型绿色环保动力。充分利用各种天然气或有害气体作为燃料，变废为宝、运行安全方便，成本效益高，排放污染低，并适宜热、电联产等优点，市场前景十分广阔。 我国的天然气资源十分丰富，相对于我国丰富的天然气储量, 天然气在我国一次能源消费中所占比例显得太小, 未来具有大幅提高的潜力。 在我国，由于受到天然气供应的影响，天然气发电尚处于初始阶段。真正大面积的天然气发电作为分布能源站还要假以时日。现在的小规模天然气发电主要是在油田、气田以及机场、酒店、医院等。可以预计，随着天然气供应的愈加充足、供应范围的不断扩大，近几年天然气发电将会得到一个飞速的发展。

王 圣1，刘红志2，陈 辉1 （1.国电环境保护研究院，南京 210031；2.四川省电力公司，成都 610041） 摘 要:概述了燃煤电厂汞排放的危害及汞迁移转化的规律；对国内外燃煤电厂的汞排放浓度情况进行了比较；指出汞排放控制技术的研究目前主要集中在燃烧前燃料脱汞、燃烧中脱汞和燃烧后烟气脱汞等方面；以美国运用较多的燃煤电厂炉前溴盐添加剂脱汞技术为案例进行分析，在煤里加入4ppm的溴，由于溴化添加剂产生的汞脱除率约64%，总汞控制率达80%，汞排放浓度约为2.6μg/m3；如果加入12ppm的溴，由于溴盐添加剂产生的汞脱除率约76%，总汞控制率可达88%，汞排放浓度约为1.56μg/m3。因此，溴盐添加剂脱汞技术对我国目前装备了SCR和湿法脱硫装置的燃煤电厂脱汞具有较大的参考价值。 关键词:燃煤电厂;汞;排放浓度;控制技术;溴盐添加剂 中图分类号:X701 文献标志码:A 文章编号:1006-5377（2012）07-0042-05 Comparative Analysis on Control Technique of Mercury Discharge in Coal-fired Power Plant at Home and Apoad WANG Sheng, LIU Hong-zhi, CHEN Hui 引言 全球每年排放到大气中的汞总量约为5000吨，而燃煤过程中汞排放占相当大的比重。1995年全世界燃煤电厂排放汞1470吨，北美的燃煤电厂排放约105吨，在美国有440个燃煤电站，每年排放汞48吨。亚洲燃煤电厂排放最多，约排放860吨。我国汞排放量自1978年至 1995年年平均增长速度为4.8%，累积汞排放量为2494吨[1、2]。 根据联合国规划署2008年报告，2005年人为汞排放总量约为1960吨，分布于多个类别之中。大气汞排放的最大来源为化石燃料，尤其是煤在公共设施、工业与居民燃炉中的使用。2005年全球人为汞排放总量中，46.5%源于化石燃料的燃烧，而火电厂用煤又是燃煤消耗重要的组成部分。根据美国环保署（EPA）1997年给美国国 基金项目：国家能源局基金资助项目（20090417）。 [3] 会的汞研究报告，燃煤电站是对人体造成危害最大的 汞排放污染源。与燃油相比，燃煤产生的汞排放要高出10倍到100倍 [4、5]。美国国家能源部（DOE）和国家能源技术实验室（NETL）联合美国电力科学研究院（EPRI）对各州1043个燃煤电厂进行了测量，获得了大量关于燃煤电厂汞排放的基础数据[6、7]，这些数据为美国环保署（EPA）估算全美国燃煤电厂汞排放量在美国汞排放总量中所占份额提供了很大帮助。我国对燃煤电厂汞排放的研究主要还是以实验室数据为基础[8、13]或采用国外的汞排放因子[14、15]，我国基于现场测试的燃煤电厂汞排放资料还非常少。 本文在对我国有代表性的六台机组进行实测的基础上，对国内外燃煤电厂汞排放浓度进行比较，并进一步对国内外燃煤电厂汞控制技术进行比较分析，目的是为我国燃煤电厂合适可行的汞排放控制技术提供参考。 中国环保产业 2012.7 1 燃煤电厂汞排放危害及汞迁移转化规律 1.1 燃煤电厂汞排放危害 汞排放造成的危害主要特征之一是在生物和人体中具有累积性。电厂排放的含汞废水，可使淡水鱼体内含有过量的汞，人们会因食用了这种淡水鱼而中毒。此外，含汞的废水还会污染植物，而森林大火或野火也会把植物中的汞挥发到大气中。汞及其化合物通过呼吸道、皮肤和消化道等不同途径侵入人体，会造成神经性中毒和深部组织病变。 汞是有剧毒性的微量元素，具有挥发性和累积性。汞在空气中传输扩散，最后沉降到水和土壤中，从而对环境和人体健康构成极大隐患。汞是地壳中相当稀少的一种元素，极少数的汞在大自然中以纯金属的状态存在，在标准气压和温度下，纯汞很容易氧化而生成氧化汞。通过工业烟囱排放出来的汞可以微粒形式存在，这种微粒在天空中可以很快地回落到地面；也可以浮质的形式飘到任何地方。 大气中汞的浓度往往很低，一般不为人们所重视。如果汞直接或通过沉降进入水体，将会以毒性更大的形态（甲基汞）在鱼和动物组织中累积。甲基汞和二甲基汞也可富集于藻类、鱼类和其它水生生物中。生物累积导致处在食物链顶端的食肉动物体内的汞浓度数千倍甚至数百万倍于水中的汞浓度，从而在整个食物链中富集。 1.2 电厂燃煤过程中汞迁移转化规律 煤中的汞分为有机汞和无机汞，电厂锅炉煤粉的燃烧过程中，煤中的汞将因受热挥发并以汞蒸气的形态存在于烟气中。 在通常的炉膛温度范围内（1200℃～1500℃），大部分汞的化合物在温度高于800℃时处于热不稳定状态，将分解成元素汞。因此在炉内高温下，煤中几乎所有的汞（包括无机汞和有机汞）都会转变成元素汞并以气态形式进入烟气。烟气中汞的存在形式主要包括气相汞（单质汞和气相二价汞）和固相颗粒汞，这三者称为总汞。气相汞在小于400℃时以HgCl2为主，大于600℃时以Hg为主，温度在400℃～600℃之间，二者共存。固态汞指的是与颗粒表面结合的那部分汞，它较容易被除尘器脱除。 煤在炉膛中燃烧时，煤中的汞将会挥发，以气态单质汞（零价汞）的形式存在于烟气中。在烟道中随着烟 Communication Platform 交流平台 43 气温度的降低，气态单质汞Hg0 会有两个转化趋势：单质Hg 0与烟气中的成分发生均相反应生成Hg2+，还会与飞灰颗粒发生吸附作用，转化成颗粒汞Hgp 。一部分被飞灰等颗粒物吸附的汞（颗粒汞Hgp ）会被飞灰表面的化学成分催化氧化为Hg2+，烟气中的Hg2+也可以与飞灰等颗粒发生吸附作用，转化成颗粒汞Hgp 。 烟气中汞的形态分布受到多种因素的影响，如煤的性质、燃烧的工况等。除尘器对烟气中的颗粒态汞有高效的脱除作用，湿法脱硫系统对烟气中的氧化态汞具有很好的洗涤脱除作用。 2 国内外燃煤汞排放比较 2.1 我国部分地区煤中含汞量分析 我国煤中汞的含量分布为0.05～1.59mg/kg，平均含量约为0.220mg/kg。有关研究[16、17]分别在山东（坨城、夏桥、杨村、枣庄、陶庄、山家村、汤庄、孔庄、紫里）、山西（霍州、安太堡）、陕西神木、安徽淮南、河南（新密、姚孟）、云南（小龙潭、帮卖）等地采集样品62个，其中煤样品5个（褐煤4个），炉渣飞灰样5个，矸石样6个，研究其中汞的分布特性，具体见表1。 另外，有关研究在贵州省主要采煤区采集的115个原煤样品的平均含汞量为0.622mg/kg，见表2。2.2 国内外燃煤汞排放比较 在国家能源局课题（20090417）研究中，实测了6个代表性电厂的汞排放情况[18]，6个电厂装机容量为125M~1000MW，可以作为我国当前燃煤电厂汞排放的一般情况加以分析。其中汞排放浓度最大为14.54μg/m3，排放浓度最小为4.72μg/m3。 Meij [19]等在荷兰燃煤电厂进行的烟气中汞浓度测试的结果在0.3~35μg/m3之内，平均浓度为4.1μg/m3；美国伊利诺斯州Springfield市20个燃煤电厂的汞排放浓度为0.5~6.9μg/m3，平均汞排放浓度为6μg/m3；美国第一能源公司所属的BMP电厂的汞排放浓度是2.85μg/m3[20]。 与国外发达国家相比，我国实测的6个电厂汞排放浓度最大的是荷兰燃煤电厂平均排放浓度的3.55倍，是美国伊利诺斯州Springfield市的2.42倍，是BMP电厂排放浓度的5.10倍；汞排放浓度最小的电厂略高于荷兰燃煤电厂的平均排放浓度，低于美国伊利诺斯州Springfield市20个燃煤电厂的排放浓度，但远高于美国BMP电厂，是BMP电厂汞排放浓度的1.66倍；其余电厂的汞排放浓度均大于国外发达国家的排放浓度。 CHINA ENVIRONMENTAL PROTECTION INDUSTRY 2012.7 44 交Communication Platform 流平台 研究结果表明，电厂的颗粒态汞排放与烟尘排放浓度具有很强的线性相关性，也就是说，电厂颗粒态汞的排放与除尘、脱硫设备运行水平有很大关系。除此之外，还与煤中汞含量、机组装机容量及发电负荷有关。 表1 我国部分地区煤中汞元素质量含量 （单位：mg/kg） 地点层位性质ω（Hg）地点层位性质ω（Hg）山东坨诚太原组20煤0.107安徽淮南山西组底板0.187山东夏桥太原组17煤0.211安徽淮南山西组煤0.100山东杨村太原组17煤0.102安徽淮南山西组煤0.814山东枣庄太原组16煤0.313安徽淮南山西组煤1.488山东陶庄太原组14煤0.205安徽淮南上石盒子组煤0.298山东山家村太原组14煤0.160安徽淮南上石盒子组煤2.422山东汤庄太原组14煤0.251安徽淮南山西组顶板0.082山东孔庄山西组7煤0.175安徽淮南山西组煤0.088山东紫里山西组2煤0.257河南姚孟电厂山西组煤0.145山东枣庄山西组3煤0.127河南姚孟电厂山西组煤0.149山西霍州山西组煤0.030河南姚孟电厂山西组煤0.116山西霍州山西组煤0.012河南姚孟电厂 山西组煤 0.497山西霍州山西组煤0.096河南姚孟电厂上石盒子组煤0.119山西霍州山西组煤0.104河南姚孟电厂上石盒子组煤0.122山西霍州山西组煤0.132河南姚孟电厂上石盒子组煤0.121山西霍州山西组煤0.046河南姚孟电厂太原组煤0.042山西霍州山西组煤0.037河南姚孟电厂太原组煤0.114山西霍州山西组煤0.038河南姚孟电厂太原组煤0.110山西霍州山西组煤0.071河南姚孟电厂太原组夹矸0.325山西霍州山西组煤0.038河南新密太原组煤0.104山西安太堡山西组煤0.187河南新密太原组煤0.213山西安太堡山西组煤0.198云南小龙潭电厂炉渣0.034山西安太堡山西组煤夹矸 0.198云南小龙潭电厂炉渣0.033山西安太堡山西组煤0.229云南小龙潭电厂飞灰0.054山西安太堡山西组煤0.283云南小龙潭电厂飞灰0.048山西安太堡山西组煤0.264云南小龙潭电厂炉前煤0.087山西安太堡山西组煤0.325云南小龙潭褐煤煤0.056陕西神木侏罗系褐煤0.142云南小龙潭褐煤煤0.058陕西神木侏罗系褐煤0.093云南帮卖原煤0.109陕西神木侏罗系褐煤0.198云南帮卖煤灰0.071陕西神木 侏罗系褐煤 0.198 云南帮卖 纯净无烟煤 0.043 表2 贵州主要煤矿原煤中总汞含量 采样点及样品数 含量范围（mg/kg）平均含量PJ（15）0.022～0.3670.153SC（41）0.049～0.8480.318LD（3）0.347～0.5750.476XR（7）0.179～4.221.660KJ（2）0.252～0.4530.404DQ（47） 0.090～4.59 0.718 3 燃煤电厂汞排放的一般控制措施 汞排放控制技术的研究目前主要集中在三个方面： 中国环保产业 2012.7 燃烧前燃料脱汞、燃烧中脱汞和燃烧后烟气脱汞，其中以燃烧后脱汞技术的研究最广泛，从清洁生产的角度出发应重视燃烧前燃料脱汞，加大煤的洗选率[21]。3.1 燃烧前脱汞 燃烧前脱汞是一种物理清洗技术，是建立在煤粉中有机物质和无机物质的密度不同以及它们有机亲和性不同的基础上。主要方法有： （1）低成本的选煤 微量有害元素富集在煤中的矿物杂质中，如煤中汞与黄铁矿密切相关，根据其间的相关性采用传统的重介选洗和泡沫浮选，以及更先进的洗煤技术能减少煤中的汞含量，达到减排燃煤汞排放的目的。有研究表明，传统的洗煤技术能够去除煤中约38.8％的汞，而先进的化学物理洗煤技术去除率能够达到64.5％。与燃烧后利用净化设备去除相比具有较大的经济效益优势。 （2）烟煤温和热解 根据汞的挥发特性，在不损失碳素的温度条件下，烟煤温和热解从而降低汞的排放量。美国针对高挥发分烟煤和低挥发分烟煤温和热解后与原煤进行试验比较，发现温和热解能有效降低汞的排放量。温和热解去除有害物的观点为我们提供了一种新的污染防治战略。3.2 燃烧中脱汞 目前，有关燃烧过程中脱除汞的研究很少。但是针对其他污染物而采用的一些燃烧控制技术对汞的脱除有积极的作用。主要方法有： （1）流化床燃烧 此法能降低烟气中汞和其他微量重金属的排放，主要是因为颗粒物在炉内滞留时间较长增加了颗粒物对汞 的吸附。另外它的炉内温度相对较低，Hg2+ 含量较高， 在后续净化设备中易被去除。 （2）低氮燃烧 此法有利于汞的控制，同样是由于其操作温度较低，增加了烟气中氧化态汞的含量。 （3）炉膛喷入吸附剂 针对Hg2+ 容易被吸附去除的机理，研制某种催化剂 或添加剂，从而提高Hg0氧化成Hg2+的比例，也能有效控制汞污染。3.3 燃烧后脱汞 电厂的颗粒态汞排放与烟尘排放浓度具有很强的线性相关性，即：控制燃煤电厂的烟尘排放也就可以控制好颗粒态的汞排放。 燃烧后脱汞（烟气脱汞）可能是未来电厂汞污染控制的主要方式。随着烟气除尘和烟气脱硫脱硝的各种污染控制设备更广泛地应用，如何与现有污染控制设备有效结合，进而提高汞的脱除效率将成为研究重点。烟气脱汞的主要方法有： （1）静电除尘器 目前燃煤电厂除尘以电除尘器为主，且除尘效果较好，一般可达99％以上。烟气中以颗粒态形式存在的固相汞在经过电除尘器时可以被去除。但以颗粒态形式存在的汞占煤燃烧中汞排放的比例较低，且这部分汞大多存在于亚微米级颗粒中，而一般电除尘器对这部分粒径范围内的颗粒脱除效果较差，因此电除尘器的除汞能力有限。 （2）布袋除尘器 布袋除尘器能够脱除高比电阻粉尘和细粉尘，尤其在脱除细粉尘方面有独特的效果。由于细颗粒上富集了大量的汞，因此布袋除尘器对脱除烟气中的汞有很大的作用。经过布袋除尘器后能去除约70％的汞，高于电除尘器的脱汞效率。但由于受烟气高温影响，同时袋式除尘器自身存在滤袋材质差、寿命短、压力损失大、运行费用高等局限性，限制了其使用。 （3）湿式除尘器和机械式除尘器 这两种除尘器除尘效果较低，对富集汞的细颗粒物的脱除效果很差，这直接导致了其除汞效率不高。尽管烟气在经过湿式除尘器时，部分氧化态汞可能进入液体 中，但因为溶解的Hg2+可能会还原成Hg0 而重新进入烟 气，该因素并没有明显提高湿式除尘器的汞脱除效率。 （4）脱硫设施 脱硫设施温度相对较低，有利于Hg0的氧化和Hg2+ 的吸收，是目前去除汞最有效的净化设备。特别是在湿 法脱硫系统中，由于Hg2+ 易溶于水，容易与石灰石或石 灰吸收剂反应，能去除约90%的Hg2+。Hg2+所占比例是影响脱硫设施对汞去除率的主要因素，因此提高烟气中Hg 2+的比例，将直接影响脱硫设施对汞的去除效果。在湿法脱硫系统中，洗涤液有时会使氧化态汞通过还原反应还原成元素汞，造成汞的二次污染。使用一些化学添加剂能够阻止这种情况发生。 （5）脱硝设施 选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）是两种常用的脱硝工艺。脱硝工艺能够加强汞的氧化而增加将来烟气脱硫对汞的去除率，在该工艺 Communication Platform 交流平台 45 除汞方面具有很大的潜在能力。3.4 国内燃煤电厂汞控制 国内尚未针对燃煤电厂汞排放制定针对性控制措施，仅依靠当前的除尘、脱硫等环保治理设施，对汞排 放有一定的控制作用。例如，文献[4] 中对300MW燃煤机 组进行了研究，结果表明静电除尘器（ESP）对汞的排放有一定控制作用，经过ESP后烟气中总汞比例有所降低，49.2％的颗粒汞被除尘器除去。 但是，我国从政策层面已经对燃煤技术的汞控制提出了要求。2009年国办发[2009]61号文《国务院办公厅转发环境保护部等部门关于加强重金属污染防治工作指导意见的通知》中将汞污染防治列为工作重点；2010年5月国办发[2010]33号文《国务院办公厅转发环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知》中进一步提出建设火电机组烟气脱硫、脱硝、除尘和除汞等多污染物协同控制示范工程；2011年2月国务院正式批复《重金属污染综合防治“十二五”规划》以及正在编制的《“十二五”重点区域大气污染联防联控规划》都对燃煤电厂烟气汞排放控制工作做了安排，相关试点已启动。 4 美国燃煤电厂汞控制的新技术试验及案例分析 4.1 美国汞污染控制的历程 美国汞污染控制的历程见图1。 ） a /t （汞 图1 美国汞污染控制历程（1990-2000年） 美国燃煤电厂根据“清洁天空计划”到2018 年将汞排放减少69% 的要求，开始重点解决排汞控制问题，美国能源部为此选择了8项新的排汞控制技术试验项目进行投资。美国电力科学研究院（EPRI）的专利排汞控制技术作为试验项目的一部分，在6个项目中进行试验。此外，能源部计划长期大规模地对富有发展前景的排汞控制技术进行试验，尤其在燃烧褐煤和装有较小型静电除 CHINA ENVIRONMENTAL PROTECTION INDUSTRY 2012.7 46 交Communication Platform 流平台 尘器的燃煤电厂展开试验。4.2 美国燃煤电厂汞控制 燃煤电厂炉前溴化添加剂脱汞技术就是在电厂输煤皮带上或给煤机里加入溴盐溶液，也可直接将溶液喷入锅炉炉膛。在烟气中溴离子氧化元素汞形成Hg2+，脱硝装置SCR可加强元素汞和溴的氧化形成更多的Hg2+，Hg 2+溶于水从而被脱硫装置所捕获，从而达到除汞目的。这种技术对装备了SCR和脱硫装置的燃煤电厂脱汞效果好，成本低。而且由于加入煤里的溴相对煤本身含有的氯很少，所以添加到煤里的溴盐不会对锅炉加重腐蚀。现在很多装备了SCR和WFGD的美国燃煤电厂正在测试这种脱汞技术，其中一些电厂已取得了很好的汞控制效果。 4.3 美国燃煤电厂汞控制案例分析 案例：炉前溴盐添加剂脱汞技术在某60万kW燃煤机组的应用。 在2007年底溴盐添加剂脱汞技术被应用到一台装备了脱硝装置（SCR）、静电除尘器和烟气湿法脱硫的60万千瓦燃煤机组上，锅炉烧PR B煤（Pow-der River Basin Coal，美国次烟煤），溴化钙溶液分别以4ppm、8ppm、12ppm、22ppm （溴煤比）加入煤中。22ppm 溴含量相当于大约11升溴化钙溶液或19公斤溴化钙加入315吨煤里，未控制前汞的平均排放浓度为13μg/m3 。锅炉喷入溴化钙溶液后脱汞效果显著（见图2）。 图2 炉前溴盐添加剂脱汞技术在某60万kW燃煤机组应用结果 由图2可知，在煤里加入4ppm的溴，由于溴盐添加剂产生的汞脱除率约64%，总汞控制率达80%，汞排放浓度约为2.6μg/m3；如果加入12ppm的溴，由于溴盐添加剂产生的汞脱除率约76%，总汞控制率可达88%，汞排放浓度约为1.56μg/m3。 溴盐添加剂脱汞技术在一台装备SCR、静电除尘器和烟气湿法脱硫的60万kW燃煤机组上的应用，证明了 中国环保产业 2012.7 溴化钙溶液是一种很好的汞氧化剂，利用烟气湿法脱硫装置能有效控制汞的排放。而且喷射系统简单，除汞成本低。值得注意的是被控制的汞都进入烟气湿法脱硫装置排出的石膏或排入废水里，需要二次处理。但由于除汞成本低，此技术对现今装备了SCR和湿法脱硫装置的燃煤电厂具有很好的参考价值。参考文献： [1] 王起超，沈文国，麻壮伟.中国燃煤汞排放量估算[J].中国环境科学，1999， 19（4）：318-321. 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空气的主要污染物有：一氧化碳、氮氧化物、臭氧、碳氢化合物、硫氧化物、颗粒物质六大类。造成的危害如下：1、一氧化碳：是一种无色、无味、无臭的易燃有毒气体，是含碳燃料不完全燃烧的产物，在高海拔城市或寒冷的环境中，一氧化碳污染问题比较突出，会使人产生中毒等一系列问题。2、氮氧化物：主要是指一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2）两种，它们大部分来源于矿物燃料的高温燃烧过程。一氧化氮相对无害，但它迅速被空气中的臭氧氧化，黑心化为二氧化氮。燃烧含氮燃料（如煤）和含氮化学制品也可以直接释放二氧化氮。一般来说机动排放是城市氮氧化物主要来源之一。3、臭氧：是光化学烟雾的代表臭氧性污染物，主要由空气中的氮氧化物和碳氢化合物在强烈阳光照射下，经过一系列复杂的大气化学反应而形成和富集。虽然在高空平流层的臭氧对地球生物具有重要防辐射保护作用，但城市低空的臭氧却是一种非常有 害的污染物。4、碳氢化合物：自然界中的碳氢化合物主要由生物的分解作用而产生， 如甲烷、乙烯等。甲烷的结构稳定，不会引起光化学污染的危害，但乙烯的光化学活性较强，还会产生甲醛而刺激眼睛。人为的碳氢化合物排放主要来自不完全燃烧过程和挥发性有机物的蒸发。大部分碳氢成分对健康无害，但能导致光化学烟雾的形成。5、硫氧化物：主要是指二氧化硫（SO2）、三氧化硫（SO3）和硫酸盐， 如燃烧含硫煤和石油等。此外，火山活动等自然过程也排出一定数量的硫氧化物。二氧化硫对健康有重要影响，二氧化硫对的结膜和上呼吸道粘膜有强烈刺激性，可损伤呼吸器管可致支气管炎、肺炎，甚至肺水肿呼吸麻痹。短期接触二氧化硫浓度为0.5毫克/立方米空气的老年或慢性病人死亡率增高，浓度高于0.25毫克/立方米， 可使呼吸道疾病患者病情恶化。长期接触浓度为0.1毫克/立方米空气的人群呼吸系统病症增加。另外，二氧化硫对金属材料、房屋建筑、棉纺化纤织品、皮革纸张等制品容易引起腐蚀，剥落、褪色而损坏。还可使植物叶片变黄甚至枯死。国家环境质量标准规定， 居住区日平均浓度低于0.15毫克/立方米，年平均浓度低于0.06毫克/立方米。并进一步与空气中的水反应形成酸寸污染。二氧化硫是城市中普遍存在的污染物。空气中的二氧化硫主要来自火力发电及其他行业的工业生产，比如固定污染源燃料的燃烧、有色金属冶炼、钢铁、化工、硫厂等的生产、小型取暖锅炉和民用煤炉的排放等来源。二氧化硫是无色气体，有刺激性，在阳光下或空气中某些金属氧化物的催化作用下，易被氧化成三氧化硫。三氧化硫有很强的吸湿性，与水汽接触后形成硫酸雾，其刺激作用较二氧化硫强10倍，这也是酸雨形成的主要原因。吸入的二氧化硫，主要影响呼吸道，在上呼吸道很快与水分接触，形成有强刺激作用的三氧化硫，可使呼吸系统功能受损，加重已有的呼吸系统疾病，产生一系列的症状，如气喘、气促、咳嗽等。最易受二氧化硫影响的人包括哮喘病、心血管、慢性支气管炎及肺气肿患者以及儿童和老年人。当二氧化硫与下述的颗粒物共存时，其危害作用会加强。6、颗粒物质：主要指分散悬浮在空气中的液态或固态物质，其粒度在徽米级，粒径颗粒物质大约在0.0002－100微米之间，包括气溶胶、烟、尘、雾和炭烟等多种形态。颗粒物是烟尘、粉尘的总称。有天然来源，如风沙尘土、火山爆发、森林火灾等造成的颗粒物；也有人为来源的颗粒物，如工业活动、建筑工程、垃圾焚烧以及车辆尾气等。由于颗粒物可以附着有毒金属、致癌物质和致病菌等，因此其危害更大。空气中的颗粒物又可分为降尘、总悬浮颗粒物和可吸入颗粒物等。其中可吸入颗粒物，能随呼吸作用深入肺部，产生毒害作用。

马桶水两个人连在一起用还冲两次电灯开好几个出门不关灯看电视睡着了等等 节能嘛..........就买个太阳能 电灯也用节能的,,,,,,,,,

工作原理：垃圾通过进料斗进入倾斜向下的炉排（炉排分为干燥区、燃烧区、燃尽区），由于炉排之间的交错运动，将垃圾向下方推动，使垃圾依次通过炉排上的各个区域（垃圾由一个区进入到另一区时，起到一个大翻身的作用），直至燃尽排出炉膛。燃烧空气从炉排下部进入并与垃圾混合；高温烟气通过锅炉的受热面产生热蒸汽，同时烟气也得到冷却，最后烟气经烟气处理装置处理后排出。特点：炉排炉生活垃圾焚烧技术运行稳定，对垃圾的彻底处理能力强，适于连续运行，经优化的烟气处理技术后排放达标。但是炉排的材质要求和加工精度要求高，要求炉排与炉排之间的接触面相当光滑、排与排之间的间隙相当小。另外机械结构复杂，损坏率高，维护量大。目前我国大型城市的垃圾焚烧处理绝大多数采用炉排炉垃圾焚烧技术。主要采用的国外技术包括：三菱重工、吉宝西格斯、日立造船等，国内炉排炉技术也有很大的发展，主要炉排厂家包括重庆三峰、杭州新世纪、华光股份等。 工作原理：炉体是由多孔分布板组成，在炉膛内加入大量的石英砂，将石英砂加热到600℃以上，并在炉底鼓入200℃以上的热风，使热砂沸腾起来，再投入垃圾。垃圾同热砂一起沸腾，垃圾很快被干燥、着火、燃烧。未燃尽的垃圾比重较轻，继续沸腾燃烧，燃尽的垃圾比重较大，落到炉底，经过水冷后，用分选设备将粗渣、细渣送到厂外，少量的中等炉渣和石英砂通过提升设备送回到炉中继续使用。特点：流化床燃烧充分，炉内燃烧控制较好，但烟气中灰尘量大，操作复杂，运行费用较高，对燃料粒度均匀性要求较高，需大功率的破碎装置，石英砂对设备磨损严重，设备维护量大。易产生结焦，系统连续运行能力较低。 工作原理：回转式焚烧炉是用冷却水管或耐火材料沿炉体排列，炉体水平放置并略为倾斜。通过炉身的不停运转，使炉体内的垃圾充分燃烧，同时向炉体倾斜的方向移动，直至燃尽并排出炉体。特点：设备利用率高，灰渣中含碳量低，过剩空气量低，有害气体排放量低。但燃烧不易控制，垃圾热值低时燃烧困难。对于垃圾量比较少的地区可以采用该工艺。 工作原理：垃圾运至储存坑，进入生化处理罐，在微生物作用下脱水，使天然有机物（厨余、叶、草等）分解成粉状物，其他固体包括塑料橡胶一类的合成有机物和垃圾中的无机物则不能分解粉化。经筛选，未能粉化的废弃物进入焚烧炉的先进入第一燃烧室（温度为600℃），产生的可燃气体再进入第二燃烧室，不可燃和不可热解的组份呈灰渣状在第一燃烧室中排出。第二室温度控制在860℃进行燃烧，高温烟气加热锅炉产生蒸汽。烟气经处理后由烟囱排至大气，金属玻璃在第一燃烧室内不会氧化或融化，可在灰渣中分选回收。特点：可回收垃圾中的有用物质；但单台焚烧炉的处理量小，处理时间长，目前单台炉的日处理量最大达到150吨，由于烟气在850℃以上停留时间难于超过1秒钟短，烟气中二恶英的含量高，环保难以达标。对于垃圾量比较少的地区可以采用该工艺。 工作原理：垃圾经自动给料单元送入焚烧炉的干燥床干燥，然后送入第一级炉排，在炉排上经高温挥发、裂解，炉排在脉冲空气动力装置的推动下抛动，将垃圾逐级抛入下一级炉排，此时高分子物质进行裂解、其它物质进行燃烧。如此下去，直至最后燃尽后进入灰渣坑，由自动除渣装置排出。助燃空气由炉排上的气孔喷入并与垃圾混合燃烧，同时使垃圾悬浮在空中。挥发和裂解出来的物质进入第二级燃烧室，进行进一步的裂解和燃烧，未燃尽的烟气进入第三级燃烧室进行完全燃烧；高温烟气通过锅炉受热面加热蒸汽，同时烟气经冷却后排出。其优点是：（1）处理垃圾范围广泛 能够处理工业垃圾、生活垃圾、医院垃圾废弃物、废弃橡胶轮胎等。（2）燃烧热效率高 正常燃烧热效率80%以上，即使水份很大的生活垃圾，燃烧热效率也在70%以上。（3）运行维护费用低 由于采用了许多特殊的设计以及较高的自动化控制水平，因此运行人员少（包括除灰渣人员在内一台炉仅需两人），维护工作量也较少。（4）可靠性高 经过近20年运行表明，此焚烧炉故障率非常低，年运行8000小时以上，一般利用率可达95%以上。（5）排放物控制水平高 由于采用二级烟气再燃烧和先进的烟气处理设备，使烟气得到了充分的处理。经长期测试，烟气排放物中CO含量1—10 PPM，HC含量2—3 PPM，NOx含量35 PPM，完全符合欧美排放标准。烟气在二、三级燃烧室燃烧时温度达1000℃，并且停留时间达2秒以上，可使二恶英基本分解，烟气中二恶英的含量为0.04 ng/m3，远低于欧美标准0.1 ng/m3。（6）炉排在压缩空气的吹扫下，有自清洁功能。

1972年，美国总统尼克松在周恩来总理陪同下，来到京西燕山的石油化工总厂参观。不巧，那天气压较低，从发电厂里排出的滚滚黄烟铺天盖地，大煞风景，令人扫兴。周总理当即指示，一定要想办法消灭这条严重污染环境的“黄龙”。半年以后，“黄龙”果真被消灭了。方法是让黄烟通过一种含碘的活性炭。这是什么道理？原来，发电厂冒出的烟之所以呈棕黄色，是因为高硫煤在燃烧时放出大量的二氧化硫。它是一种有害气体，会严重危害人体健康和农作物生长，在含碘的活性炭作用下，二氧化硫会迅速变成三氧化硫，三氧化硫很容易溶于水变成重要工业原料——硫酸。这样一来，除消灭了“黄龙”之外，还可将硫酸与磷灰石(就地取材)作用生产过磷酸钙肥料。据测算，一个2.5万千瓦的发电厂，每小时排放7万立方米废气，以二氧化硫浓度0.35%计算，每年可得到硫酸1.5万吨、磷肥3.8万吨，价值33多万元。土耳其政府从报纸上得知这个消息以后，通过驻华使馆要求购买我们的技术专利。

这是气缸内燃油没有充分燃烧，没有燃烧完的燃油通过排气阀排出，在排气管（烟囱）中燃烧的结果（后燃）。产生后燃原因的可能性：1.喷油嘴雾化不良，喷出的不是雾状的燃油，而是油滴。油滴在气缸内不能完全燃烧，然后在排气管内后燃。2.喷油泵柱塞磨损，造成高压燃油的压力不够，使喷油嘴喷油雾化不良。3.喷油正时不合理（过晚），也会造成后燃。总的来说：这一现象是燃油后燃的结果。

火力发电的优点是可靠性高、稳定性强，缺点是对环境和能源影响较大。火力发电是一种利用燃烧燃料产生热能，然后将热能转化为机械能，最后再转化为电能的发电方式。火力发电站可以在短时间内启动和停止，提供快速的响应能力，适用于满足电力需求的变化。火力发电可以提供稳定的电力供应，不受季节和天气的影响，适用于基础电力需求。但是火力发电会产生大量的二氧化碳、氮氧化物和颗粒物等污染物，对空气质量和全球气候变化有不良影响。火力发电需要大量的燃料供应，煤炭等燃料的开采和运输会消耗大量的能源和资源。一些火力发电站使用蒸汽轮机发电，需要大量的水用于冷却，可能对水资源造成压力。火力发电的注意事项1、燃料选择：火力发电所使用的主要燃料包括煤炭、天然气和石油等。在选择燃料时，要考虑其供应可靠性、成本效益、环境影响和可持续性等因素。同时，要确保燃料的质量和纯度，以提高燃烧效率和降低排放。2、燃烧效率：提高火力发电的燃烧效率可以降低燃料消耗和排放。为了实现高效燃烧，应注意燃烧炉的设计和优化，控制燃料供给和空气混合的比例，以及采用先进的燃烧技术和设备。3、烟气处理：火力发电过程中产生的烟气中含有各种污染物，如二氧化硫、氮氧化物和颗粒物等。为了减少对环境的影响，必须采取适当的烟气处理措施，如脱硫、脱硝和除尘等，以确保排放符合相关标准和法规。4、安全措施：火力发电厂涉及高温、高压和大功率设备，需要严格遵守安全操作规程和标准。应加强设备维护和检修，定期进行安全检查和演练，以确保员工和设备的安全。

横县农业以种植业为主，尤以粮、蔗最多。1985年，全县粮食总产3.05亿公斤，甘蔗（包括果蔗）66万吨，分别比1949年增长4.7倍和128.4倍。农业总产值24756万元（1980年不变价计），其中种植业产值16278万元。1950年至1985年，全县向国家提供粮食13.77亿公斤，年均3825万公斤，最多的1983年达9518万公斤，人均110公斤。1985年，全县种植业产值占农业总产值的65.75%，占工农业总产值的44%。种植业还为占全县工农业总产值29.1%的制糖业提供原料。蔗糖业提供的税利占全县财政收入的47.7%。建国后，县人民政府于1950年起设建设科、农业局（科）等，主管农业生产。后又陆续设良种场、推广站、种子站、测报站、土肥站、农科所。在各乡（镇）设立农业技术推广站，村设专职农业技术员。1985年，全县农业部门有干部176人，其中技术干部143人（县37人、乡镇106人）。在技术干部中，有农艺师44人，农业技术员28人。 民国18年（1929年），横县（含原永淳）工业，仅有铁器制造、木器制造、炮竹制造、酱料制造、酸卤制造、竹藤棕草制造、服装用品制造、雕刻和摄影共18家，从业人员41人。民国19年，永淳县政府投资4万元（桂币），在永淳县城（现峦城镇，下统称峦城）兴办文化用品制造厂，从业人员70人。同年8月，横县县城（现横州镇，下同）先后兴办度量衡制造厂（店）4间，从业人员10人；峦城兴办6间，从业人员15人。民国32年，全县铁器制造者、木器制造者、陶器制造者、铜器制造者、竹器制造者、皮鞋制造者、土布制造者、土带制造者、布鞋制造者、毛巾制造者、草席制造者、炮竹制造音、酱料制造者、酸卤制造者、烟丝制造者、服装制造者以及民间酿酒、碾米、榨油、榨糖等制造者发展到904家，1187人。民国38年，横州有县政府直接管办的横县电灯公司、横县印刷厂2间以及惠泰隆酱园、大昌正记酱园、均安酒坊、宝华茶厂、恒昌织布厂、陈益栈织布厂、朱名琛织染布厂和峦城有翁联栈织布厂、大米加工厂，百合有和隆锅厂、达裕锅厂，南乡有天亮锅厂、遂祥锅厂、合山锅厂、西津锅厂等私人经营或联合经营的工业企业。这些工业企业，除横县电灯公司和永淳的大米加工厂采用机器生产以外，全部都是使用手工工具生产。1950年8月，横县人民政府接管民国县政府办的横县印刷厂和横县电灯公司。5月，林赞和、赖国祯、黄金海等19户，在峦城兴办峦城公益酒坊。同年6月，来亢宗在横州兴办福民织布厂。1951年6月，灵山县平南锅厂的梁著光搬到南乡兴办利华锅厂，8月，又与南乡遂祥锅厂以及西津锅厂搬到南乡合并，成立利群锅厂。峦城邓天郝、黎子雄在峦城分别兴办天兴号织布厂、黎子雄织布厂。11月横县印刷厂正式命名为地方国营横县印刷厂。1952年2月，横县专卖公司接管峦城公益酒坊。同年4月，横县电灯公司改名为横县电厂。1953年5月，峦城的黎植萱在峦城兴办黎植萱织布厂。8月建立中国茶叶公司广西省梧州支公司横县茶叶收购组。同年11月，峦城公益酒坊转为地方国营横县峦城酒厂。1954年1月，横州福民织布厂和陈胜玉、蒙澡织布厂合并，成立先声织布厂。2月横州私营的宝华茶厂并入横县茶叶收购组，改名为公私合营横县茶厂，8月转为地方国营横县茶厂，12月中国茶叶公司广西省公司接收，又改为广西省横县茶厂。这一年工商业者学习中共中央提出的过渡时期总路线后，接受国家统购包销的11户25人，接受国家委托加工订货的有酱料、酿酒、碾米、纺织、土制锅头等59户122人。1955年2月，峦城翁联栈织布厂、天兴号织布厂、黎子雄织布厂、黎植萱织布厂合并，成立峦城联合加工厂。同年6月，横州私营的惠泰隆酱园、大昌正记酱园合并，成立公私合营横州大昌酱料厂。8月，广西省劳改局驻横县马岭劳改农场兴建谢圩糖厂。1956年2月，南乡的合山锅厂和南宁地区办的邕宁镇龙锅厂搬到南乡并入利群锅厂，成立公私合营南乡锅厂。百合的和隆锅厂和达裕锅厂合并，成立公私合营百合锅厂。峦城联合加工厂改为公私合营峦城棉织厂。当年，参加公私合营的工业企业135户，586人（其中工人319人），资金231399元，组成合营企业26个。资本最多的是惠泰隆和新申米厂，前者资本1950年1.8万元，合营时投资8560元，后者1952年10362元，合营时投资8857元。雇工最多的是朱名琛染织厂，1950年37人，合营时53人。资本最少的是利成号，合营时投资851元。1958年3月，横县兴建第一个地方国营工厂横县淀粉厂。5月，槎江镇红星铁木器手工业生产合作社部分过渡到国营，成立地方国营横县农械厂。6月至12月，横县硫磺厂（12月改为地方国营横县化工厂）、横县造纸厂、横县造船厂、横县农药厂、横县水泥厂、横县玻璃厂、横县槎江炼铁厂、横县江口炼铁厂、横县江口化肥厂、横县六蓝加工厂、横县六景炼焦厂、横县云表糖厂、横县尖顾铅矿、横县水滴铅矿、横县昌六铅矿、横县那阳煤矿等16个地方国营厂、矿上马。8月，自治区兴建的西津水力发电厂破土动工。这一年，全县工业企业职工人数达2550人，总产值为1208万元（其中区办工业69.27万元），全员劳动生产率4446元（区办工业4099元），发电量9.25万度，供电量8.85万度（其中工业用电5.06万度），茶叶341.45吨（区办工业），混合机制糖1248吨，黄片糖413吨，白酒1098吨，酱料606吨，锅头4.14万只，水泥1767吨，铁木制小农具1.92万件，木制家具0.98万件，人、畜力车2650架，棉布79.6万米，皮鞋1.6万双，制皮600张。1959年1月，地方国营横县农械厂改名为地方国营农机修造厂。5月，自治区驻横县国营良圻农场内兴建良圻造纸厂。8月，公私合营南乡锅厂和公私合营百合锅厂搬迁横州，合并成立地方国营横县锅厂。同年12月，专为西津水力发电厂施工所需而兴建西津动力厂。1960年8月，兴建地方国营横县砖瓦厂。10月，公私合营横县峦城棉织厂大部分人灵和主要设备搬迁横州，并入公私合营横县棉织厂，改名为地方国营横县棉织厂。1961年10月，地方国营横县水泥厂、横县玻璃厂、横县那阳煤矿并入地方国营横县锅厂。1958年6月至12月上马的地方国营横县化工厂等16个企业和1960年8月兴建的地方国营横县砖瓦厂，全部下马。这一年，全县工业企业只有职工1689人（其中区办企业129人），总产值997.89万元（其中区办企业50.64万元），比1958年减少33.76%和17.39%。1962年2月，横州均安酒坊并入横州大昌酱料厂，改名为公私合营横县大昌厂。1964年6月，自治区办的西津水力发电厂1号机组发电。同年6月，横县电厂改为横县供电所。1965年5月，兴建地方国营横县化肥厂。1966年，全县工业企业有干部、职工1763人（其中区办工业445人），总产值3196.55万元（其中区办工业1784.31万元）。全员劳动生产率18131元（其中区办工业40097元，县办工业10715元）。主要工业产品有：发电量24775.97万度（区办24774万度），供电量2986万度（其中工业用电1504方度，农业用电825万度，生活照明用电657万度），茶叶1099吨（区办工业），混合机制糖26105吨，黄片糖562吨，白酒972吨，酱料552吨，锅头25.46万只，钙镁磷肥8046吨，铁木制小农具1.65万件，木制家具3.55万件，人、畜力车1818架，棉布37.20万米，皮鞋2.33万双，制皮1145张。1968年5月，西津动力厂下马。1969年6月，在地方国营横县锅厂内增加钢铁生产，成立地方国营横县钢铁厂。10月，兴建地方国营横县菌肥厂。1970年8月，兴建地方国营横县水泥厂。8月，兴建地方国营横县炸药厂。1971年5月，筹建地方国营横县氮肥厂。1973年10月，地方国营横县炸药厂下马。1974年5月，兴建地方国营横县自来水厂。9月，地方国营横县氮肥厂建成投产。1975年5月，自治区驻横县国营良圻农场兴建良圻糖厂。8月，兴建地方国营横县罐头厂。10月，横县建筑工程公司（大集体）兴办该公司直辖的石灰厂、红砖厂和水泥构件预制厂。1978年，全县工业企业有干部、职工3295人（其中区办工业1195人，县办工业2100人，各占总人数的36.27%和63.73%），总产值11128.99万元，（其中区办工业7259.81万元，占全县工业总产值65.23%，县办工业3869.18万元，占34.77%），全员劳动生产率33775元。主要产品有：发电量100546.07万度（其中区办工业100025万度），供电量5011万度（其中工业用电2732万度，农业用电1149万度，生活照明用电1130万度），混合机制糖9213吨（其中区办工业3757吨），黄片糖1255吨，白酒1982吨（其中区办工业208吨），酱料1745吨，锅头28.71万只，碳酸氢铵15673吨，腐植酸铵磷9693吨，钙镁磷肥18656吨，铁木制小农具18.94万件，木制家具5.86万件，人、畜力车323架，交流电动机2465台，手扶拖拉机拖卡1140辆，动力粉碎机、动力碾米机1317台，棉布149.92万米，电炉钢3200吨，钢材4830吨，冷拔线材747吨。1979年10月，地方国营横县菌肥厂转为南宁地区横县制药厂。1980年6月，地方国营横县化肥厂转为地方国营横县白水泥厂。同年5月，横县革命委员会贯彻执行1979年11月12日《中共中央批转中共中央统战部等六个部门关于把原工商业者中的劳动者区别出来问题的请示报告》，对1956年参加公私合营后在企业内工作的14户、31人进行区别，结果，资本两千元以上，雇工4个人以上的工业者有朱名琛染织厂、达裕锅厂、和隆锅厂、大昌正记。惠泰隆、均安等6家，占有少量生产资料，一般不雇用工人，自己从事劳动，依靠劳动收入为生活之全部或主要来源的手工业者4家；占有一定生产资料，雇用1-3个工人，自己从事劳动，以维持生活主要来源的小业主4家。从业人员中，定为其他劳动者的6人，小手工业者8人，小业主2人，学徒2人（其余定为原工商业者）。1982年2月，筹建地方国营横县石塘糖厂，12月建成投产。1984年6月，兴建地方国营横县汽车修配厂。1985年1月，筹建地方国营横县峦城糖厂，1986年12月建成投产。1985年，横县工业企业属自治区办的有：广西壮族自治区横县茶厂、广西壮族自治区西津水力发电厂、广西壮族自治区国营良圻农场造纸厂、广西壮族自治区国营良圻农场糖厂。列入县办地方国营的有：横县糖厂、横县石塘糖厂、横县峦城糖厂、横县钢铁厂、横县锅厂、横县氮肥厂、横县水泥厂、横县白水泥厂、横县食品厂、横县制药厂、横县罐头厂、横县棉织厂、横县印刷厂、横县农机修造厂、横县汽车修配厂、横县自来水厂、横县供电公司、横昌矿产公司。列入轻工部门大集体的有：横县木器厂、横县五金厂、横县皮革厂、横县标件厂、横县机电厂、横县铸造厂、横县松脂厂、横县服装厂、横县印制厂、横县羽绒厂。列入基建部门大集体的有：横县石灰厂和横县水泥制品厂。全县总共34个厂，干部、职工7236人（其中区办工业1415人，县办工业5722人），总产值16315.41万元，比1978年增长46.6%（其中区办工业8603.41万元，增长18.51%；县办工业7712万元，增长99.32%）。全员劳动生产率22548元，下降33.24%（其中区办工业下降6.25%，县办工业下降26.85%）。这一年的主要产品有：发电量107626万度（其中区办工业106967万度），比1978年增长7.04%，供电量增长1.21倍（其中工业、农业和生活照明用电分别增长1.27倍、8.18%和2.23倍）；混合机制糖和自酒增长2.9倍和37.45%；酱料和碳酸氢铵增长12.49%和89.44%；人畜力车和手扶拖拉机拖卡增长2.84倍和27.05%；黑色水泥和6.5公厘冷拔线材增长2.62倍和4.87倍；电炉钢和8公厘轧钢材增长3.22倍和35.68%；锅头和棉布下降19.89%和3.28%。这一年生产白色水泥5510吨，园钉292吨，石灰2900吨，水泥预制件2100平方米，水果罐头1483吨，板兰根冲剂274.31万块，罗汉果止咳冲剂635.84万块，五花茶冲剂223.16万块，石林通片1039.47万瓶。1985年，各项工业总产值占全县县办工业总产值：制糖占33.74%，食品占13.62%，金属占11.55%，建材占8.25%，化肥占5.77%，皮革制品占4.11%，机械占3.7%，制药占2.36%，纺织占1.47%，印刷占0.98%，木制品占0.88%，电力占1.56%，自来水占0.44%，其他占12.57%。 公元前206年横县已有商业活动。1887年，横县圩场，装卸商品之埠头遍布全县。乾隆十一年（1887年）的《横州志》记载：“横（县）之境，距城各百里，而遥为圩场者凡三十，至贸易米、盐之谓埠，则十而有三。三十圩即横州、谢圩、滩头圩、乔庆圩、云表圩、安乐圩、石罅圩、那阳圩、罗凤圩、木山圩、荒岭圩、博合圩、邓村圩、六加圩、筋竹圩、江口圩、南乡圩、西宁圩、飞龙圩、石柱圩、小里圩、莲塘圩、龙头圩、复旺圩、陶圩圩、石塘圩、校椅圩、青桐圩、花桥圩、刘公圩。十三埠是：清江、学前、小里、逢湾、西津、飞龙、平佛、滩头、南乡、甜菜、平塘、米埠及盐总埠。民国22年部分关于商业的记载，以百合为中心，其次为县城，再次为南乡，全县商店214间，资本总额22893元（横县当年每担稻谷集市成交价5.64元，相当于4259担谷的价值）。入口货以洋纱、火油、生盐为大宗；出口以谷、米、牲畜、油料、茶叶方大宗”。民国32年编的《横县志》第五册中记载：民国29年全县有24个圩场，其中有23个圩场设有商店共1085间，资本总额2711788元。

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所谓干熄焦，是相对湿熄焦而言的，是指采用惰性气体将红焦降温冷却的一种熄焦方法。通常CDQ是焦炭干法熄焦的简称，CokeDryQuenching。在干熄焦过程中，1000℃的红焦从干熄炉顶部装入，130℃的低温惰性循环气体由循环风机鼓入干熄炉冷却段红焦层内，吸收红焦显热，冷却后做消前的焦炭（低于200℃）从干熄炉底部排出，从干熄炉环形烟道出来的高温惰性气体流经干熄焦锅炉进行热交换，锅炉产生蒸汽，冷却后的惰性气体由循环风机重新鼓入干熄炉，惰性气体在封闭的系统内循环使用。传统的熄焦方法采用喷水降温，红焦显热浪费很大。因为每纯清炼1公斤焦耗热约750～800千卡，而湿熄桥渣焦浪费的热量可达355千卡。干熄焦避免了上述的缺点，它吸收红焦的80%左右的热量使之产生蒸汽。干熄每吨焦炭可产生420～450Kg，450℃，4.6Mpa的中压蒸汽（蒸汽压力根据各厂实际而定）实际上还要高一些。【dh06.jhsjahdkjha.cc/article/243057.html】【dh06.867asd.net/article/673148.html】

不需要。1、排烟终端出口不能直对易燃物质或建筑物。2、排烟引管和消声器应单独设置支撑，不得直接支撑在柴油机排烟总管或固定在柴油机其他部位上。排烟引管与排烟总管之间采用柔性连接。排烟管上的托架必须容许管子伸缩或是采用滚柱型托架，而短的柔性管或膨胀式波纹管应介于两个固定架之间的长管道，并组合为一体。

锅炉烟气含氧量直接反毁颤者映炉内的燃烧工况，它表示炉内燃料燃烧后的烟气中所含氧量占烟气的百分比，一般为0~20％。反映了风煤的配洞哪比情况，有助于运行人员及时发现燃烧异常，合理控制过量空气系数，烟气氧含纤薯量控制的关键在于具备动态特性较好、工作稳定可靠的被称为运行人员的眼睛。武汉华敏的氧分析仪通过过程控制，直接在烟道中监测，能直观反应燃烧的真实状况【lnu.shuimuapp.cn/article/301849.html】【sez.meirenzhizao.cn/article/649215.html】【arp.jipaijiameng.cn/article/473892.html】【axh.kangqiaoest.cn/article/852196.html】

这个是要计算的，从温度看太低，产生蒸气也只有200多度，汽轮机都不好配。

汽油发电机在运行中是严禁加油的。谁加的？

火力发电（thermal power，thermoelectricity power generation），利用可燃物在燃烧时产生的热能，通过发电动力装置转换成电能的一种发电方式。中国的煤炭资源丰富，1990年产煤10.9亿吨，其中发电用煤仅占12%。火力发电仍有巨大潜力。 基本介绍 中文名 ：火力发电 外文名 ：thermal power，thermoelectricity power generation 利用 ：可燃物多为煤炭 类别 ：一种发电方式 环境影响 ：大气污染 转换方式 ：化学能转化为内能，再转换为电能 简介,发展,能量转换,行业概况,弊端,烟气污染,粉尘污染,资源消耗,改进,类型,发电过程,原理,流程,效率,火力发电,燃烧系统,汽水系统,电气系统,控制系统,火力发电,电站锅炉,电站用煤,煤粉制备,煤粉燃烧,发电用煤,生产过程,汽水系统,燃烧系统,发电系统, 简介 由于地球上化石燃料的短缺，人类正尽力开发核能发电、核聚变发电以及高效率的太阳能发电等，以求最终解决人类社会面临的能源问题。最早的火力发电是1875年在巴黎北火车站的火电厂实现的。随着发电机、汽轮机制造技术的完善，输变电技术的改进，特别是电力系统的出现以及社会电气化对电能的需求，20世纪30年代以后，火力发电进入大发展的时期。火力发电机组的容量由200兆瓦级提高到300～600兆瓦级（50年代中期），到1973年，最大的火电机组达1300兆瓦。大机组、大电厂使火力发电的热效率大为提高，每千瓦的建设投资和发电成本也不断降低。到80年代后期，世界最大火电厂是日本的鹿儿岛火电厂，容量为4400兆瓦。但机组过大又带来可靠性、可用率的降低，因而到90年代初，火力发电单机容量稳定在300～700兆瓦。，其所占中国总装机容量约在70%以上。火力发电所使用的煤，占工业用煤的50%以上。目前我国发电供热用煤占全国煤炭生产总量的50%左右。大约全国90%的二氧化硫排放由煤电产生，80%的二氧化碳排放量由煤电排放。 火力发电按其作用分单纯供电的和既发电又供热的。按原动机分汽轮机发电、燃气轮机发电、柴油机发电。按所用燃料分，主要有燃煤发电、燃油发电、燃气发电。为提高综合经济效益，火力发电应尽量靠近燃料基地进行。在大城市和工业区则应实施热电联供。 发展 火力发电是我国主要的发电方式，电站锅炉作为火力电站的三大主机设备之一，伴随着我国火电行业的发展而发展。 当环保节能成为中国电力工业结构调整的重要方向时，火电行业在“上大压小”的政策导向下积极推进产业结构最佳化升级，关闭大批能效低、污染重的小火电机组，在很大程度上加快了国内火电设备的更新换代。 至2010年底，单机容量30万千瓦及以上火电机组占全部火电机组容量的60%以上。火电行业的“上大压小”也推动了电站锅炉向高参数、大容量方向发展。此外，循环流化床、IGCC等清洁煤技术逐渐成熟，套用也日益广泛，从而推动了CFB锅炉与IGCC气化炉的发展。 2014年1月-2015年3月，我国火电项目数量出现猛增。近期，中电联发布《2015年前三季度全国电力供需形势分析预测报告》指出，2015年9月底火电发电量持续负增长、设备利用小时同比降幅扩大。一边是火电发电量持续负增长、设备利用小时同比大幅下降，一边是各地新批火电项目众多，2015年火电的爆发式增长值得仔细回味。 能量转换 火力发电中存在着三种型式的能量转换过程：燃料化学能→ 蒸汽热能→机械能→ 电能 简单的说就是利用燃料发热，加热水，形成高温高压过热蒸汽，然后蒸汽沿管道进入汽轮机中不断膨胀做功，冲击汽轮机转子高速旋转，带动发电机转子（电磁场）旋转，定子线圈切割磁力线，发出电能，再利用升压变压器，升到系统电压，与系统并网，向外输送电能。最后冷却后的蒸汽又被给水泵进一步升压送回锅炉中重复参加上述循环过程。 生产过程.02 行业概况 利用可燃物等所含能量发电的方式统称为火力发电。按发电方式，火力发电分为燃煤汽轮机发电、燃油汽轮机发电、燃气-蒸汽联合循环发电和内燃机发电。火电仍占领电力的大部分市场，只有火电技术必须不断提高发展，才能适应和谐社会的要求。 火力发电 “十五”期间中国火电建设项目发展迅猛。2001年至2005年8月，经国家环保总局审批的火电项目达472个，装机容量达344382MW，其中2004年审批项目135个，装机容量107590MW，比上年增长207%；2005年1至8月份，审批项目213个，装机容量168546MW，同比增长420%。如果这些火电项目全部投产，届时中国火电装机容量将达5.82亿千瓦，比2000年增长145%。 2006年12月，全国火电发电量继续保持快速增长，但增速有所回落。当月全国共完成火电发电量2266亿千瓦时，同比增长15.5%，增速同比回落1个百分点，环比回落3.3个百分点；随着冬季取暖用电的增长，火电发电量环比增长较快，12月份与上月相比火电发电量增加223亿千瓦时，环比增长10.9%。2006年1-12月，全国火电发电量为230,087,958.32万千瓦小时，同比增长15.8%，增速高于2005年同期3.3个百分点。 2007年1-10月，全国火电发电量为217,564,783.55万千瓦小时，比上年同期增长了16.04%。8月份的火电发电量最高，为23,904,609.94万千瓦小时，同比增长了10.19%。 2015年1-6月份，全国规模以上电厂发电量27091亿千瓦时，同比增长0.6%。其中，火力发电20879亿千瓦时，占上半年发电量总比重77.07%。 随着中国电力供应的逐步宽松以及国家对节能降耗的重视，中国开始加大力度调整火力发电行业的结构。“十一五”期间将加大“关小”步伐，到“十一五”末期，要关掉4000万千瓦小火电，使电力工业结构发生一个较大的变化。“十一五”期间的火电电源建设，将体现资源最佳化配置，西电东送，合理布局，东部与中西部地区协调发展。“十一五”期间，火电行业整体效益将有一定的下降趋势。对于企业来说，效益还将出现两极分化的趋势。 弊端 烟气污染 煤炭直接燃烧排放的 等气体不断增长，使中国很多地区酸雨量增加。全国每年产生140万吨 。 火力发电 粉尘污染 对电站附近环境造成粉煤灰污染，对人们的生活及植物的生长造成不良影响。全国每年产生1500万吨烟尘。 资源消耗 发电的汽轮机通常选用水作为冷却介质，一座1000MW火力发电厂每日的耗水量约为 十万吨。全国每年消耗5000万吨标准煤。 火力发电污染严重，电力工业已经成为中国最大的污染排放产业之一。 改进 利用压力转换技术提高发电效率；对烟尘采用脱硫除尘处理或改烧天然气；气轮机改用空气冷却，储电设备对稳定电压的消耗减小到极致；此外，产生的沸水能量利用率应在现有基础上大大提高，不仅仅局限于循环利用水资源和供暖，应考虑与热能源转化站进行合作。 类型 按其作用分，有单纯供电的和既发电又供热的（热电联产的热电厂）两类。按原动机分，主要有汽轮机发电、燃气轮机发电、柴油机发电（其他内燃机发电容量很小）。按所用燃料分，主要有燃煤发电、燃油发电、燃气（天然气）发电、垃圾发电（见垃圾电站）、沼气发电（见沼气电站）以及利用工业锅炉余热发电等。为了提高经济效益，降低发电成本，保护大城市和工业区的环境，火力发电应尽量在靠近燃料基地的地方进行，利用高压输电或超高压输电线路把强大电能输往负荷中心。热电联产方式则应在大城市和工业区实施。 发电过程 原理 火力发电一般是指利用可燃物燃烧时产生的热能来加热水，使水变成高温、高压水蒸气，然后再由水蒸气推动发电机来发电的方式的总称。以可燃物作为燃料的发电厂统称为火电厂。 火力发电厂主要设备系统包括：燃料供给系统、给水系统、蒸汽系统、冷却系统、电气系统及其他一些辅助处理设备。 多数火电厂采用煤炭作为一次能源，利用皮带传送技术，向锅炉输送经处理过的煤粉，煤粉燃烧加热锅炉使锅炉中的水变为水蒸汽，经一次加热之后，水蒸汽进入高压缸。为了提高热效率，应对水蒸汽进行二次加热，水蒸汽进入中压缸。通过利用中压缸的蒸汽去推动汽轮发电机发电。从中压缸引出进入对称的低压缸。已经作过功的蒸汽一部分从中间段抽出供给炼油、化肥等兄弟企业，其余部分流经凝汽器水冷，成为40度左右的饱和水作为再利用水。40度左右的饱和水经过凝结水泵，经过低压加热器到除氧器中，此时为160度左右的饱和水，经过除氧器除氧，利用给水泵送入高压加热器中，其中高压加热器利用再加热蒸汽作为加热燃料，最后流入锅炉进行再次利用。以上就是一次生产流程。 流程 火力发电的流程依所用原动机而异。在汽轮机发电方式中，其基本流程是先将燃料送进锅炉，同时送入空气，锅炉注入经过化学处理的给水，利用燃料燃烧放出的热能使水变成高温、高压蒸汽，驱动汽轮机旋转做功而带动发电机发电。热电联产方式则是在利用原动机的排汽（或专门的抽汽）向工业生产或居民生活供热。在燃气轮机发电方式中，基本流程是用压气机将压缩过的空气压入燃烧室，与喷入的燃料混合雾化后进行燃烧，形成高温燃气进入燃气轮机膨胀做功，推动轮机的叶片旋转并带动发电机发电。在柴油机发电中，基本流程是用喷油泵和喷油器将燃油高压喷入汽缸，形成雾状，与空气混合燃烧，推动柴油机旋转并带动发电机发电。 效率 在火力发电方面，燃气轮机和蒸汽轮机发电厂目前已经实现了迄今最高的能源效率 - 超过60%。由于启动时间非常短，这类电厂最适宜于补充风力发电带来的自然电力波动。而通过热电联产电厂可以达到更高的能源效率 - 超过90% 。 火力发电 根据火力发电的生产流程，其基本组成包括燃烧系统、 汽水系统(燃气轮机发电和柴油机发电无此系统，但这二者在火力发电中所占比重都不大)、电气系统、控制系统。 燃烧系统 主要由锅炉的燃烧室（即炉膛）、送风装置，送煤（或油、天然气）装置、灰渣排放装置等组成。主要功能是完成燃料的燃烧过程，将燃料所含能量以热能形式释放出来，用于加热锅炉里的水。主要流程有烟气流程、通风流程、排灰出渣流程等。对燃烧系统的基本要求是：尽量做到完全燃烧，使锅炉效率≥90%；排灰符合标准规定。 汽水系统 主要由给水泵、循环泵、给水加热器、凝汽器、除氧器、水冷壁及管道系统等组成。其功能是利用燃料的燃烧使水变成高温高压蒸汽，并使水进行循环。主要流程有汽水流程、补给水流程、冷却水流程等。对汽水系统的基本要求是汽水损失尽量少；尽可能利用抽汽加热凝结水，提高给水温度。 电气系统 主要由电厂主接线、汽轮发电机、主变压器、配电设备、开关设备、发电机引出线、厂用结线、厂用变压器和电抗器、厂用电动机、保全电源、蓄电池直流系统及通信设备、照明设备等组成。基本功能是保证按电能质量要求向负荷或电力系统供电。主要流程包括供电用流程、厂用电流程。对电气系统的基本要求是供电安全、可靠；调度灵活；具有良好的调整和操作功能，保证供电质量；能迅速切除故障，避免事故扩大。 控制系统 主要由锅炉及其辅机系统、汽轮机及其辅机系统、发电机及电工设备、附属系统组成。基本功能是对火电厂各生产环节实行自动化的调节、控制，以协调各部分的工况，使整个火电厂安全、合理、经济运行，降低劳动强度，提高生产率，遇有故障时能迅速、正确处理，以避免酿成事故。主要工作流程包括汽轮机的自起停、自动升速控制流程、锅炉的燃烧控制流程、灭火保护系统控制流程、热工测控流程、自动切除电气故障流程、排灰除渣自动化流程等。 火力发电 电力是国民经济发展的重要能源，火力发电是中国和世界上许多国家生产电能的主要方法。然后蒸汽沿管道进入汽轮机膨胀做功，带动发电机一起高速旋转，从而发出电来。最后又被给水泵送回锅炉中重复参加上述循环过程。显然，在这种火力发电厂中存在着三种型式的能量转换过程： 电站锅炉 发电用锅炉称为电站锅炉。电站锅炉与其它工厂用的工业锅炉相比有如下明显特点：①电站锅炉容量大；②电站锅炉的蒸汽参数高；③电站锅炉自动化程度高，其各项操作基本实现了机械化和自动化，适应负荷变化的能力很强，多达90以上，工业锅炉的热效率多在60～80之间。 电站用煤 火力发电厂燃用的煤通常称为动力煤，其分类方法主要是依据煤的干燥无灰基挥发分进行分类。 煤粉制备 煤粉炉燃烧用的煤粉是由磨煤机将煤炭磨成的不规则的细小煤炭颗粒，其颗粒平均在0.05~0.01mm，其中20~50μm（微米）以下的颗粒占绝大多数。由于煤粉颗粒很小，表面很大，故能吸附大量的空气，且具有一般固体所未有的性质——流动性。煤粉的粒度越小，含湿量越小，其流动性也越好，但煤粉的颗粒过于细小或过于干燥，则会产生煤粉自流现象，使给煤机工作特性不稳，给锅炉运行的调整操作造成困难。另外煤粉与氧气接触而氧化，在一定条件下可能发生煤粉自燃。在制粉系统中，煤粉是由气体来输送的，气体和煤粉的混合物一遇到火花就会使火源扩大而产生较大压力，从而造成煤粉的爆炸。 锅炉燃用的煤粉细度应由以下条件确定：燃烧方面希望煤粉磨得细些，这样可以适当减少送风量，使 损失降低；从制粉系统方面希望煤粉磨得粗些，从而降低磨煤电耗和金属消耗。所以在选择煤粉细度时，应使上述各项损失之和最小。总损失蝉联小的煤粉细度称为“经济细度”。由此可见，对挥发分较高且易燃的煤种，或对于磨制煤粉颗粒比较均匀的制粉设备，以及某些强化燃烧的锅炉，煤粉细度可适当大些，以节省磨煤能耗。由于各种煤的软硬程度不同，其抗磨能力也不同，因此每种煤的经济细度也不同。 煤粉燃烧 由煤粉制备系统制成的煤粉经煤粉燃烧器进入炉内。燃烧器是煤粉炉的主要燃烧设备。燃烧器的作用有三：一是保证煤粉气流喷入炉膛后迅速着火；二是使一、二次风能够强烈混合以保证煤粉充分燃烧；三是让火焰充满炉膛而减少死滞区。煤粉气流经燃烧器进入炉膛后，便开始了煤的燃烧过程。燃烧过程的三个阶段与其它炉型大体相同。所不同的是，这种炉型燃烧前的准备阶段和燃烧阶段时间很短，而燃尽阶段时间相对很长。 发电用煤 电厂煤粉炉对煤种的适用范围较广，它既可以设计成燃用高挥发分的褐煤，也可设计成燃用低挥发分的无烟煤。但对一台已安装使用的锅炉来讲，不可能燃用各种挥发分的煤炭，因为它受到喷燃器型式和炉膛结构的限制。发电用煤质量指标有： ①挥发分。是判明煤炭着火特性的首要指标。挥发分含量越高，着火越容易。根据锅炉设计要求，供煤挥发分的值变化不宜太大，否则会影响锅炉的正常运行。如原设计燃用低挥发分的煤而改烧高挥发分的煤后，因火焰中心逼近喷燃器出口，可能因烧坏喷燃器而停炉；若原设计燃用高挥发分的煤种而改烧低挥发分的煤，则会因着火过迟使燃烧不完全，甚至造成熄火事故。因此供煤时要尽量按原设计的挥发分煤种或相近的煤种供应。②灰分。灰分含量会使火焰传播速度下降，着火时间推迟，燃烧不稳定，炉温下降。③水分。水分是燃烧过程中的有害物质之一，它在燃烧过程中吸收大量的热，对燃烧的影响比灰分大得多。④发热量。为的发热量是锅炉设计的一个重要依据。由于电厂煤粉对煤种适应性较强，因此只要煤的发热量与锅炉设计要求大体相符即可。⑤灰熔点。由于煤粉炉炉膛火焰中心温度多在1500℃以上，在这样高温下，煤灰大多呈软化或流体状态。⑥煤的硫分。硫是煤中有害杂质，虽对燃烧本身没有影响，但它的含量太高，对设备的腐蚀和环境的污染都相当严重。因此，电厂燃用煤的硫分不能太高，一般要求最高不能超过2.5。 生产过程 火力发电厂的主要生产系统包括汽水系统、燃烧系统和电气系统，现分述如下： 汽水系统 火力发电厂的汽水系统是由锅炉、汽轮机、凝汽器、高低压加热器、凝结水泵和给水泵等组成，他包括汽水循环、化学水处理和冷却系统等。 水在锅炉中被加热成蒸汽，经过热器进一步加热后变成过热的蒸汽，再通过主蒸汽管道进入汽轮机。由于蒸汽不断膨胀，高速流动的蒸汽推动汽轮机的叶片转动从而带动发电机。 为了进一步提高其热效率，一般都从汽轮机的某些中间级后抽出作过功的部分蒸汽，用以加热给水。在现代大型汽轮机组中都采用这种给水回热循环。此外，在超高压机组中还采用再热循环，既把作过一段功的蒸汽从汽轮机的高压缸的出口将作过功的蒸汽全部抽出，送到锅炉的再热器中加热后再引入气轮机的中压缸继续膨胀作功，从中压缸送出的蒸汽，再送入低压缸继续作功。在蒸汽不断作功的过程中，蒸汽压力和温度不断降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却，凝结成水。凝结水集中在凝汽器下部由凝结水泵打至低压加热再经过除氧器除氧，给水泵将预加热除氧后的水送至高压加热器，经过加热后的热水打入锅炉，再过热器中把水已经加热到过热的蒸汽，送至汽轮机作功，这样周而复始不断的作功。 在汽水系统中的蒸汽和凝结水，由于疏通管道很多并且还要经过许多的阀门设备，这样就难免产生跑、冒、滴、漏等现象，这些现象都会或多或少地造成水的损失，因此我们必须不断的向系统中补充经过化学处理过的软化水，这些补给水一般都补入除氧器中。 燃烧系统 燃烧系统是由输煤、磨煤、粗细分离、排粉、给粉、锅炉、除尘、脱硫等组成。是由皮带输送机从煤场，通过电磁铁、碎煤机然后送到煤仓间的煤斗内，再经过给煤机进入磨煤机进行磨粉，磨好的煤粉通过空气预热器来的热风，将煤粉打至粗细分离器，粗细分离器将合格的煤粉（不合格的煤粉送回磨煤机），经过排粉机送至粉仓，给粉机将煤粉打入喷燃器送到锅炉进行燃烧。而烟气经过电除尘脱出粉尘再将烟气送至脱硫装置，通过石浆喷淋脱出流的气体经过吸风机送到烟筒排入天空。 发电系统 发电系统是由副励磁机、励磁碟、主励磁机（备用励磁机）、发电机、变压器、高压断路器、升压站、配电装置等组成。发电是由副励磁机（永磁机）发出高频电流，副励磁机发出的电流经过励磁碟整流，再送到主励磁机，主励磁机发出电后经过调压器以及灭磁开关经过碳刷送到发电机转子，当发电机转子通过旋转其定子线圈便感应出电流，强大的电流通过发电机出线分两路，一路送至厂用电变压器，另一路则送到SF6高压断路器，由SF6高压断路器送至电网。

会。根据查询相关资料显示，三轮增程器发电机冒出来的烟具有硫化物、硝化物，这些物质是对人体有害的。增程器有多种排量，这里常见的是一种170顶杆汽油机。

土窑烧木炭如果烟气不处理肯定大，可以增加烟气处理器就完全可以了，不过很多地方不让烧土窑，可以建议用干馏炭化炉来烧制木炭，无烟环保的。巩义市通利机械制造厂

答：把火电站改造成热电站、利用废气来供热，这种既供电又供热的热电站、充分利用了废气带走的热，燃料的利用率将大大提高．

更新1: 1.冇过载 2. 够生风 3.油渣正常 4.电球正常 5. 供应商说用电流太小.油渣烧不完.有多余油渣 所以大烟 6.我想请问当发电机使电流由20A至200A的过程是怎样控制 发电机死气喉喷大烟有几个理由 : 1. 过载(Over Loaded) 2. 缺氧(唔够生风) 3. 油屎品质(轻油机用错咗重油) 4. 发动机车头有故障(有时系喷白烟) 5. 发电机内部短路(虽然外面负载20A) 发电机车头是怎样追车(工作原理)系由自动速度控制器 Automatic Governor (device)控制 ja. *** /wiki/%E8%AA%BF%E9%80%9F%E6%A9%9F en. *** /wiki/Governor_(device) 2010-03-13 21:43:42 补充： 冇啲咁既事，空车应该唔会出大烟， 当发电机使电流由20A至200A的过程是怎样控制 = 速度系由自动速度控制器 Automatic Governor (device) 自动控制 = 电流系根据耗电量，有一个叫 LOAD BANK 既模拟负载可以测试发电机使电流由20A至200A的过程。 2010-03-13 21:44:58 补充： 我地以前用苏打箱测试发电机模拟负载 2010-03-23 00:37:28 补充： 发电机无论有用电冇用电速度系一样既，大多数1500RPM及3000RPM 图片参考：imgcld.yimg/8/n/HA05766299/o/701003120148613873426430 其实你说的样样都正常，因为一个大的发电机．也有它的最低发电量，当你不用电时．发电机处于待机状态，即最慢速，当然无问题，亦唔会大烟．因为油门它开到最细．生风够， 但当你用少少电时．它便自动调整速度，速度没有那么准确，它的油门可能会大过20过A发电量油门开度.所以油门大 转速慢便形成生风唔够 油烧唔尽 这样便会大烟 如果他的油门喷咀做得太细.到大量发电时又会唔够油 所以你如果用到100A电时 转速会快很多 这时生风就够 风油配合便没有烟了 200A发电机用20A电 就等于一个镬.炒一粒花生 镬底会过热 或会烧红 但炉火再调细又会息灭

一、发电方式主要有：风力发电、水力发电、核能发电、火力发电二、风力发电优点：可在生能源，环保。缺点：受地域和气候限制。 核能发电优点：1.核能发电不会造成空气污染，不会产生加重地球温室效应的二氧化碳。 3.核能发电所使用的铀燃料，除了发电外，没有其他的用途。 4.核燃料能量密度高，所使用的燃料体积小，运输与储存都很方便。 缺点：1.核能电厂会产生高低阶放射性废料。 2.核能发电厂热效率较低，热污染较严重。 3.核能电厂较不适宜做尖峰、离峰之随载运转。 火力发电 优点：成本低，技术成熟 缺点：污染环境，消耗一次能源 水力发电 优点：绿色环保，节约一次能源 缺点：水源无法保证，成本较火电高

燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策 1 总则 1．1 我国目前燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90％ 以上，为推动能源合理利用、 经济结构调整和产业升级，控制燃煤造成的二氧化硫大量排放，遏制酸沉降污染恶化趋势，防 治城市空气污染，根据《中华人民共和国大气污染防治法》以及《国民经济和社会发展第十个五 年计划纲要》的有关要求，并结合相关法规、政策和标准，制定本技术政策。 1．2 本技术政策是为实现2005年全国二氧化硫排放量在2000年基础上削减10％ ，“两控 区”二氧化硫排放量减少20％，改善城市环境空气质量的控制目标提供技术支持和导向。 1．3 本技术政策适用于煤炭开采和加工、煤炭燃烧、烟气脱硫设施建设和相关技术装备的开 发应用，并作为企业建设和政府主管部门管理的技术依据。 1．4 本技术政策控制的主要污染源是燃煤电厂锅炉、工业锅炉和窑炉以及对局地环境污染有 显著影响的其他燃煤设施。重点区域是“两控区”，及对“两控区”酸雨的产生有较大影响的周 边省、市和地区。 1．5 本技术政策的总原则是：推行节约并合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及 末端治理相结合的综合防治措施，根据技术的经济可行性，严格二氧化硫排放污染控制要求， 减少二氧化硫排放。 1．6 本技术政策的技术路线是：电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉使用中、高硫份燃煤的，应安 装烟气脱硫设施；中小型工业锅炉和炉窑，应优先使用优质低硫煤、洗选煤等低污染燃料或其 它清洁能源；城市民用炉灶鼓励使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤替代原煤散烧。 2 能源合理利用 2．1 鼓励可再生能源和清洁能源的开发利用，逐步改善和优化能源结构。 2．2 通过产业和产品结构调整，逐步淘汰落后工艺和产品，关闭或改造布局不合理、污染严重 的小企业；鼓励工业企业进行节能技术改造，采用先进洁净煤技术，提高能源利用效率。 2．3 逐步提高城市用电、燃气等清洁能源比例，清洁能源应优先供应民用燃烧设施和小型工 业燃烧设施。 2．4 城镇应统筹规划，多种方式解决热源，鼓励发展地热、电热膜供暖等采暖方式；城市市区 应发展集中供热和以热定电的热电联产，替代热网区内的分散小锅炉；热网区外和未进行集中 供热的城市地区，不应新建产热量在2．8 MW 以下的燃煤锅炉。 2．5 城镇民用炊事炉灶、茶浴炉以及产热量在O．7 MW 以下采暖炉应禁止燃用原煤，提倡使 用电、燃气等清洁能源或固硫型煤等低污染燃料，并应同时配套高效炉具。 2．6 逐步提高煤炭转化为电力的比例，鼓励建设坑口电厂并配套高效脱硫设施，变输煤为 输电。 2．7 到2003年，基本关停50 MW 以下(含50 MW)的常规燃煤机组；到2010年，逐步淘汰不 能满足环保要求的100 MW 以下的燃煤发电机组(综合利用电厂除外)，提高火力发电的煤炭 使用效率。 3 煤炭生产、加工和供应 3．1 各地不得新建煤层含硫份大于3％的。矿井。对现有硫份大于3％的高硫小煤矿，应予关闭。对现有硫份大于3％ 的高硫大煤矿，近期实行限产，到2005年仍未采取有效降硫措施、或 无法定点供应安装有脱硫设施并达到污染物排放标准的用户的，应予关闭。 3．2 除定点供应安装有脱硫设施并达到国家污染物排放标准的用户外，对新建硫份大于1．5 ％的煤矿，应配套建设煤炭洗选设施。对现有硫份大于2％ 的煤矿，应补建配套煤炭洗选 设施。 3．3 现有选煤厂应充分利用其洗选煤能力，加大动力煤的人洗量。 3．4 鼓励对现有高硫煤选煤厂进行技术改造，提高选煤除硫率。 3．5 鼓励选煤厂根据洗选煤特性采用先进洗选技术和装备，提高选煤除硫率。 3．6 鼓励煤炭气化、液化，鼓励发展先进煤气化技术用于城市民用煤气和工业燃气。 3．7 煤炭供应应符合当地县级以上人民政府对煤炭含硫量的要求。鼓励通过加入固硫剂等 措施降低二氧化硫的排放。 3．8 低硫煤和洗后动力煤，应优先供应给中小型燃煤设施。 4 煤炭燃烧 4．1 国务院划定的大气污染防治重点城市人民政府按照国家环保总局《关于划分高污染燃料 的规定>，划定禁止销售、使用高污染燃料区域(简称“禁燃区”)，在该区域内停止燃用高污染燃 料，改用天然气、液化石油气、电或其他清洁能源。 4．2 在城市及其附近地区电、燃气尚未普及的情况下，小型工业锅炉、民用炉灶和采暖小煤炉 应优先采用固硫型煤，禁止原煤散烧。 4．3 民用型煤推广以无烟煤为原料的下点火固硫蜂窝煤技术，在特殊地区可应用以烟煤、褐 煤为原料的上点火固硫蜂窝煤技术。 4．4 在城市和其它煤炭调入地区的工业锅炉鼓励采用集中配煤炉前成型技术或集中配煤集 中成型技术，并通过耐高温固硫剂达到固硫目的。 4．5 鼓励研究解决固硫型煤燃烧中出现的着火延迟、燃烧强度降低和高温固硫效率低的技术 问题。 4．6 城市市区的工业锅炉更新或改造时应优先采用高效层燃锅炉，产热量7 MW 的热效率 应在80％以上，产热量<7 MW 的热效率应在75％以上。 4．7 使用流化床锅炉时，应添加石灰石等固硫剂，固硫率应满足排放标准要求。 4．8 鼓励研究开发基于煤气化技术的燃气一蒸汽联合循环发电等洁净煤技术。 5 烟气脱硫 5．1 电厂锅炉 5．1．1 燃用中、高硫煤的电厂锅炉必须配套安装烟气脱硫设施进行脱硫。 5．1．2 电厂锅炉采用烟气脱硫设施的适用范围是： 1)新、扩、改建燃煤电厂，应在建厂同时配套建设烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足 SO2排放总量控制要求，烟气脱硫设施应在主机投运同时投入使用。 2)已建的火电机组，若So2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求、剩余寿命(按 照设计寿命计算)大于1O年(包括l0年)的，应补建烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足8o2 排放总量控制要求。 3)已建的火电机组，若S 排放未达排放标准或禾达到排放总量许可要求、剩余寿命(按 照设计寿命计算)低于10年的，可采取低硫煤替代或其它具有同样SO2减排效果的措施，实现 达标排放，并满足So2排放总量控制要求。否则，应提前退役停运。 4)超期服役的火电机组，若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求，应予以淘汰。 5．1．3 电厂锅炉烟气脱硫的技术路线是： 1)燃用含硫量2％煤的机组、或大容量机组(200 MW)的电厂锅炉建设烟气脱硫设施时， 宜优先考虑采用湿式石灰石一石膏法工艺，脱硫率应保证在90％以上，投运率应保证在电厂 正常发电时间的95％以上。 2)燃用含硫量<2％煤的中小电厂锅炉(<200 MW)，或是剩余寿命低于10年的老机组 建设烟气脱硫设施时，在保证达标排放，并满足SO2排放总量控制要求的前提下，宜优先采用 半干法、干法或其它费用较低的成熟技术，脱硫率应保证在75％以上，投运率应保证在电厂正 常发电时间的95％以上。 5．1．4 火电机组烟气排放应配备二氧化硫和烟尘等污染物在线连续监测装置，并与环保行政 主管部门的管理信息系统联网。 5．1．5 在引进国外先进烟气脱硫装备的基础上，应同时掌握其设计、制造和运行技术，各地应 积极扶持烟气脱硫的示范工程。 5．1．6 应培育和扶持国内有实力的脱硫工程公司和脱硫服务公司，逐步提高其工程总承包能 力，规范脱硫工程建设和脱硫设备的生产和供应。 5．2 工业锅炉和窑炉 5．2．1 中小型燃煤工业锅炉(产热量<14 MW )提倡使用工业型煤、低硫煤和洗选煤。对配 备湿法除尘的，可优先采用如下的湿式除尘脱硫一体化工艺： 1)燃中低硫煤锅炉，可采用利用锅炉自排碱性废水或企业自排碱性废液的除尘脱硫工艺； 2)燃中高硫煤锅炉，可采用双碱法工艺。 5．2．2 大中型燃煤工业锅炉(产热量14 MW)可根据具体条件采用低硫煤替代、循环流化床 锅炉改造(加固硫剂)或采用烟气脱硫技术。 5．2．3 应逐步淘汰敞开式炉窑，炉窑可采用改变燃料、低硫煤替代、洗选煤或根据具体条件采 用烟气脱硫技术。 5．2．4 大中型燃煤工业锅炉和窑炉应逐步安装二氧化硫和烟尘在线监测装置。 5．3 采用烟气脱硫设施时，技术选用应考虑以下主要原则： 5．3．1 脱硫设备的寿命在15年以上； 5．3．2 脱硫设备有主要工艺参数(pH值、液气比和SO2出口浓度)的自控装置； 5．3．3 脱硫产物应稳定化或经适当处理，没有二次释放二氧化硫的风险； 5．3．4 脱硫产物和外排液无二次污染且能安全处置； 5．3．5 投资和运行费用适中； 5．3．6 脱硫设备可保证连续运行，在北方地区的应保证冬天可正常使用。 5．4 脱硫技术研究开发 5．4．1 鼓励研究开发适合当地资源条件、并能回收硫资源的技术。 5．4．2 鼓励研究开发对烟气进行同时脱硫脱氮的技术。 5．4．3 鼓励研究开发脱硫副产品处理、处置及资源化技术和装备。 6 二次污染防治 6．1选煤厂洗煤水应采用闭路循环，煤泥水经二次浓缩，絮凝沉淀处理，循环使用。 6．2 选煤厂的洗矸和尾矸应综合利用，供锅炉集中燃烧并高效脱硫，回收硫铁矿等有用组份， 废弃时应用土覆盖，并植被保护。 6．3 型煤加工时，不得使用有毒有害的助燃或固硫添加剂。 6．4 建设烟气脱硫装置时，应同时考虑副产品的回收和综合利用，减少废弃物的产生量和排 放量。 6．5 不能回收利用的脱硫副产品禁止直接堆放，应集中进行安全填埋处置，并达到相应的填 埋污染控制标准。 6．6 烟气脱硫中的脱硫液应采用闭路循环，减少外排；脱硫副产品过滤、增稠和脱水过程中产 生的工艺水应循环使用。 6．7 烟气脱硫外排液排人海水或其它水体时，脱硫液应经无害化处理，并须达到相应污染控 制标准要求，应加强对重金属元素的监测和控制，不得对海域或水体生态环境造成有害影响。 6．8 烟气脱硫后的排烟应避免温度过低对周边环境造成不利影响。 6．9 烟气脱硫副产品用作化肥时其成份指标应达到国家、行业相应的肥料等级标准，并不得 对农田生态产生有害影响。

你说的增加风量是指的关AQC旁路吧，你得明白过来的热风是哪的，是低温段，，关旁路，低温段风进来的多，自然冷却。风量增加，换热增加，，自然蒸发量增加。

发电时采用烟囱说明有燃烧过程，将燃烧废烟气排放到大气中，尽管目前的除尘和脱硫脱硝等技术已经很高了，但毕竟还是会有污染的，只是大小的问题。

“我不是娃哈哈”网友:您好！ 位于淮阴发电厂和淮阴卷烟厂之间（连通清河路和清浦路）的大桥叫万家楼桥。 查看原帖>>

燃油掺水的方法有进气管喷水和乳化柴油等。1、进气管喷水进气管喷水的主要作用是吸热和稀释燃油密度。当少量水进入燃烧室并雾化良好时，由于水蒸气的“微爆”作用使油滴破碎成更小的油滴，因而促进了混合气的形成和燃烧．在燃烧过程中由于水的吸热作用可使最高燃烧温度降低，如水与油混合喷入可降低燃油密度，使最高燃烧温度进一步降低，因此NOx排放减少。需要注意的是冬季储水箱需防冻，并要求随负荷大小自动调节喷水量等。2、乳化柴油在柴油中掺水，即乳化柴油，由于其“徽爆”作用，使其燃油雾化良好，井促使燃烧室内的空气形成强烈紊流，燃油与空气的分布更加均匀，生成的炭烟减少．水蒸气的水煤气反应也使炭烟排放降低。另外，乳化柴油可降低最高燃烧温度，因此NOx生成量减少。以上两种做法就是通过对燃油的调整来促进油料的燃烧，燃烧充分之后自然排放出的有害气体就变少了，对柴油发电机组减少环境污染，保障工作环境的安全相当有效。

在特殊模式下可能会产生火花

我知道烟气排放标准二氧化硫200(mg/m3)氮氧化物200(mg/m3)颗粒物20(mg/m3)

回转窑筒体温度检测系统的设计 【摘要】：介绍了计算机在水泥回转窑筒体表面温度检测系统中的应用情况，给出了红外线筒体温度检测系统的硬件组成和软件的设计框图。http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTotal-IKJS199906019.htm

工作原理：垃圾通过进料斗进入倾斜向下的炉排（炉排分为干燥区、燃烧区、燃尽区），由于炉排之间的交错运动，将垃圾向下方推动，使垃圾依次通过炉排上的各个区域（垃圾由一个区进入到另一区时，起到一个大翻身的作用），直至燃尽排出炉膛。燃烧空气从炉排下部进入并与垃圾混合；高温烟气通过锅炉的受热面产生热蒸汽，同时烟气也得到冷却，最后烟气经烟气处理装置处理后排出。特点：炉排炉生活垃圾焚烧技术运行稳定，对垃圾的彻底处理能力强，适于连续运行，经优化的烟气处理技术后排放达标。但是炉排的材质要求和加工精度要求高，要求炉排与炉排之间的接触面相当光滑、排与排之间的间隙相当小。另外机械结构复杂，损坏率高，维护量大。目前我国大型城市的垃圾焚烧处理绝大多数采用炉排炉垃圾焚烧技术。主要采用的国外技术包括：三菱重工、吉宝西格斯、日立造船等，国内炉排炉技术也有很大的发展，主要炉排厂家包括重庆三峰、杭州新世纪、华光股份等。 工作原理：炉体是由多孔分布板组成，在炉膛内加入大量的石英砂，将石英砂加热到600℃以上，并在炉底鼓入200℃以上的热风，使热砂沸腾起来，再投入垃圾。垃圾同热砂一起沸腾，垃圾很快被干燥、着火、燃烧。未燃尽的垃圾比重较轻，继续沸腾燃烧，燃尽的垃圾比重较大，落到炉底，经过水冷后，用分选设备将粗渣、细渣送到厂外，少量的中等炉渣和石英砂通过提升设备送回到炉中继续使用。特点：流化床燃烧充分，炉内燃烧控制较好，但烟气中灰尘量大，操作复杂，运行费用较高，对燃料粒度均匀性要求较高，需大功率的破碎装置，石英砂对设备磨损严重，设备维护量大。易产生结焦，系统连续运行能力较低。 工作原理：回转式焚烧炉是用冷却水管或耐火材料沿炉体排列，炉体水平放置并略为倾斜。通过炉身的不停运转，使炉体内的垃圾充分燃烧，同时向炉体倾斜的方向移动，直至燃尽并排出炉体。特点：设备利用率高，灰渣中含碳量低，过剩空气量低，有害气体排放量低。但燃烧不易控制，垃圾热值低时燃烧困难。对于垃圾量比较少的地区可以采用该工艺。 工作原理：垃圾运至储存坑，进入生化处理罐，在微生物作用下脱水，使天然有机物（厨余、叶、草等）分解成粉状物，其他固体包括塑料橡胶一类的合成有机物和垃圾中的无机物则不能分解粉化。经筛选，未能粉化的废弃物进入焚烧炉的先进入第一燃烧室（温度为600℃），产生的可燃气体再进入第二燃烧室，不可燃和不可热解的组份呈灰渣状在第一燃烧室中排出。第二室温度控制在860℃进行燃烧，高温烟气加热锅炉产生蒸汽。烟气经处理后由烟囱排至大气，金属玻璃在第一燃烧室内不会氧化或融化，可在灰渣中分选回收。特点：可回收垃圾中的有用物质；但单台焚烧炉的处理量小，处理时间长，目前单台炉的日处理量最大达到150吨，由于烟气在850℃以上停留时间难于超过1秒钟短，烟气中二恶英的含量高，环保难以达标。对于垃圾量比较少的地区可以采用该工艺。 工作原理：垃圾经自动给料单元送入焚烧炉的干燥床干燥，然后送入第一级炉排，在炉排上经高温挥发、裂解，炉排在脉冲空气动力装置的推动下抛动，将垃圾逐级抛入下一级炉排，此时高分子物质进行裂解、其它物质进行燃烧。如此下去，直至最后燃尽后进入灰渣坑，由自动除渣装置排出。助燃空气由炉排上的气孔喷入并与垃圾混合燃烧，同时使垃圾悬浮在空中。挥发和裂解出来的物质进入第二级燃烧室，进行进一步的裂解和燃烧，未燃尽的烟气进入第三级燃烧室进行完全燃烧；高温烟气通过锅炉受热面加热蒸汽，同时烟气经冷却后排出。其优点是：（1）处理垃圾范围广泛 能够处理工业垃圾、生活垃圾、医院垃圾废弃物、废弃橡胶轮胎等。（2）燃烧热效率高 正常燃烧热效率80%以上，即使水份很大的生活垃圾，燃烧热效率也在70%以上。（3）运行维护费用低 由于采用了许多特殊的设计以及较高的自动化控制水平，因此运行人员少（包括除灰渣人员在内一台炉仅需两人），维护工作量也较少。（4）可靠性高 经过近20年运行表明，此焚烧炉故障率非常低，年运行8000小时以上，一般利用率可达95%以上。（5）排放物控制水平高 由于采用二级烟气再燃烧和先进的烟气处理设备，使烟气得到了充分的处理。经长期测试，烟气排放物中CO含量1—10 PPM，HC含量2—3 PPM，NOx含量35 PPM，完全符合欧美排放标准。烟气在二、三级燃烧室燃烧时温度达1000℃，并且停留时间达2秒以上，可使二恶英基本分解，烟气中二恶英的含量为0.04 ng/m3，远低于欧美标准0.1 ng/m3。（6）炉排在压缩空气的吹扫下，有自清洁功能。

　　1、尽量增大使用负载,使柴油发电机组输出功率完全有效利用,让发 电机组里的柴油能得到充分的燃烧.　　2、使用高标号的柴油,不合格的柴油千万不要使用　　3、经常更换清洗柴油发电机组的滤清器.　　4、在柴油机排气管中间加上一个集催化、过滤等功能为一体的排气净化 装置。　　参考资料：http://www.fdjdl.cn

①超负荷 ②柴油机有问题，在烧机油。

烟囱台数、型式、高度和烟气出口流速应根据环境保护和烟囱防腐要求、同时建设的锅炉台数、烟囱布置和结构上的经济合理性等综合考虑确定。烟囱高度和顶部出口直径，宜按下列系列选用： 钢筋混凝土烟囱高度（m）：80，100，120，150，180，210，240，270，300。 顶部出口直径小于8m时，可以0.5m为模数；等于或大于8m时，可以1m为模数所以说不是越高越好，越高造价越高，同时对风机要求也越高。也不是机组越大就一定越高，有时30W机组和60万机组烟囱都是一样高的。我们电厂13.5w的又高又细 33w的又矮又粗

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电煤是用来发电的煤，无烟煤也可以发电，但不合算，一般不用来发电

（1）无烟煤的热值q=3.4×107J/kg，表示完全燃烧1kg无烟煤可产生的热量是3.4×107J；（2）根据题意可知，1kg无烟煤最多可生产电能W=3.4×107J×40%=1.36×107J=3.78kW?h．故答案为：3.4×107；1.36×107；3.78．

电煤和烟煤的区别如下 ： （1）、首先，它们的用途不一样：电煤是用来发电的；烟煤用作炼焦、炼油、气化、低温干馏及化学工业等的原料，也可直接用作燃料。（2）、其次，它们的成分含碳量不一样：　烟煤含碳量为75%～90%，不含游离的腐殖酸。（3）、最后，它们的性能不一样：烟煤大多数具有粘结性;发热量较高。燃烧时火焰长而多烟。多数能结焦； 电煤，电厂煤粉炉对煤种的适用范围较广，它既可以设计成燃用高挥发分的褐煤，也可设计成燃用低挥发分的无烟煤。

火力发电火力发电（thermal power，thermoelectricity power generation），利用煤、石油、天然气等固体、液体、气体燃料燃烧时产生的热能，通过发电动力装置转换成电能的一种发电方式。中国的煤炭资源丰富，1990年产煤10.9亿吨，其中发电用煤仅占12%。火力发电仍有巨大潜力。由于地球上化石燃料的短缺，人类正尽力开发核能发电、核聚变发电以及高效率的太阳能发电等，以求最终解决人类社会面临的能源问题。最早的火力发电是1875年在巴黎北火车站的火电厂实现的。随着发电机、汽轮机制造技术的完善，输变电技术的改进，特别是电力系统的出现以及社会电气化对电能的需求，20世纪30年代以后，火力发电进入大发展的时期。火力发电机组的容量由200兆瓦级提高到300～600兆瓦级（50年代中期），到1973年，最大的火电机组达1300兆瓦。大机组、大电厂使火力发电的热效率大为提高，每千瓦的建设投资和发电成本也不断降低。到80年代后期，世界最大火电厂是日本的鹿儿岛火电厂，容量为4400兆瓦。但机组过大又带来可靠性、可中国燃气火力发电厂分布用率的降低，因而到90年代初，火力发电单机容量稳定在300～700兆瓦。，其所占中国总装机容量约在70%以上。火力发电所使用的煤，占工业用煤的50%以上。来自“清洁高效燃煤发电技术协作网”2007年会的信息显示，目前我国发电供热用煤占全国煤炭生产总量的50%左右。大约全国90%的SO2排放由煤电产生，80%的CO2排放量由煤电排放。[2] 火力发电按其作用分单纯供电的和既发电又供热的。按原动机分汽轮机发电、燃气轮机发电、柴油机发电。按所用燃料分，主要有燃煤发电、燃油发电、燃气发电。为提高综合经济效益，火力发电应尽量靠近燃料基地进行。在大城市和工业区则应实施热电联供。[3] 发展编辑火力发电是我国主要的发电方式，电站锅炉作为火力电站的三大主机设备之一，伴随着我国火电行业的发展而发展。当环保节能成为中国电力工业结构调整的重要方向时，火电行业在“上大压小”的政策导向下积极推进产业结构优化升级，关闭大批能效低、污染重的小火电机组，在很大程度上加快了国内火电设备的更新换代。《中国电站锅炉行业深度调研与投资预测分析报告》显示，至2010年底，单机容量30万千瓦及以上火电机组占全部火电机组容量的60%以上。火电行业的“上大压小”也推动了电站锅炉向高参数、大容量方向发展。此外，循环流化床、IGCC等清洁煤技术逐渐成熟，应用也日益广泛，从而推动了CFB锅炉与IGCC气化炉的发展。能量转换编辑燃料化学能→ 蒸汽热能→机械能→ 电能生产过程.02,简单的说就是利用燃料发热，加热水，形成高温高压过热蒸汽，推动气轮机旋转，带动发电机转子（电磁场）旋转，定子线圈切割磁力线，发出电能，再利用升压变压器，升到系统电压，与系统并网，向外输送电能。然后蒸汽沿管道进入汽轮机中不断膨胀做功，冲击汽轮机转子高速旋转，汽轮机带动发电机发电。最后又被给水泵进一步升压送回锅炉中重复参加上述循环过程，发电机发出的电经变压器升压后输入电网。火力发电中存在着三种型式的能量转换过程：行业概况编辑利用煤、石油和天然气等化石燃料所含能量发电的方式统称为火力发电。按发电方式，火力发电分为燃煤汽轮机发电、燃油汽轮机发电、燃气-蒸汽联合循环发电和内燃机发电。火力发电火电仍占领电力的大部分市场，只有火电技术必须不断提高发展，才能适应和谐社会的要求。“十五”期间中国火电建设项目发展迅猛。2001年至2005年8月，经国家环保总局审批的火电项目达472个，装机容量达344382MW，其中2004年审批项目135个，装机容量107590MW，比上年增长207%；2005年1至8月份，审批项目213个，装机容量168546MW，同比增长420%。如果这些火电项目全部投产，届时中国火电装机容量将达5.82亿千瓦，比2000年增长145%。2006年12月，全国火电发电量继续保持快速增长，但增速有所回落。当月全国共完成火电发电量2266亿千瓦时，同比增长15.5%，增速同比回落1个百分点，环比回落3.3个百分点；随着冬季取暖用电的增长，火电发电量环比增长较快，12月份与上月相比火电发电量增加223亿千瓦时，环比增长10.9%。2006年1-12月，全国火电发电量为230,087,958.32万千瓦小时，同比增长15.8%，增速高于2005年同期3.3个百分点。2007年1-10月，全国火电发电量为217,564,783.55万千瓦小时，比上年同期增长了16.04%。8月份的火电发电量最高，为23,904,609.94万千瓦小时，同比增长了10.19%。2015年1-6月份，全国规模以上电厂发电量27091亿千瓦时，同比增长0.6%。其中，火力发电20879亿千瓦时，占上半年发电量总比重77.07%。[4-5] 随着中国电力供应的逐步宽松以及国家对节能降耗的重视，中国开始加大力度调整火力发电行业的结构。“十一五”期间将加大“关小”步伐，到“十一五”末期，要关掉4000万千瓦小火电，使电力工业结构发生一个较大的变化。“十一五”期间的火电电源建设，将体现资源优化配置，西电东送，合理布局，东部与中西部地区协调发展。“十一五”期间，火电行业整体效益将有一定的下降趋势。对于企业来说，效益还将出现两极分化的趋势。弊端编辑烟气污染煤炭直接燃烧排放的SO2、NOx等酸性气体不断增长，使中国很多地区酸雨量增加。全国每年产生140万吨SO2。火力发电粉尘污染对电站附近环境造成粉煤灰污染，对人们的生活及植物的生长造成不良影响。全国每年产生1500万吨烟尘。资源消耗发电的汽轮机通常选用水作为冷却介质，一座1000MW火力发电厂每日的耗水量约为 十万吨。全国每年消耗5000万吨标准煤。火力发电污染严重，电力工业已经成为中国最大的污染排放产业之一。改进利用压力转换技术提高发电效率；对烟尘采用脱硫除尘处理或改烧天然气；气轮机改用空气冷却，储电设备对稳定电压的消耗减小到极致；此外，产生的沸水能量利用率应在现有基础上大大提高，不仅仅局限于循环利用水资源和供暖，应考虑与热能源转化站进行合作。类型编辑按其作用分，有单纯供电的和既发电又供热的（热电联产的热电厂）两类。按原动机分，主要有汽轮机发电、燃气轮机发电、柴油机发电（其他内燃机发电容量很小）。按所用燃料分，主要有燃煤发电、燃油发电、燃气（天然气）发电、垃圾发电（见垃圾电站）、沼气发电（见沼气电站）以及利用工业锅炉余热发电等。为了提高经济效益，降低发电成本，保护大城市和工业区的环境，火力发电应尽量在靠近燃料基地的地方进行，利用高压输电或超高压输电线路把强大电能输往负荷中心。热电联产方式则应在大城市和工业区实施。发电过程编辑原理火力发电一般是指利用石油、煤炭和天然气等燃料燃烧时产生的热能来加热水，使水变成高温、高压水蒸气，然后再由水蒸气推动发电机来发电的方式的总称。以煤、石油或天然气作为燃料的发电厂统称为火电厂[3] 。火力发电站的主要设备系统包括：燃料供给系统、给水系统、蒸汽系统、冷却系统、电气系统及其他一些辅助处理设备。热电厂为火力发电厂，采用煤炭作为一次能源，利用皮带传送技术，向锅炉输送经处理过的煤粉，煤粉燃烧加热锅炉使锅炉中的水变为水蒸汽，经一次加热之后，水蒸汽进入高压缸。为了提高热效率，应对水蒸汽进行二次加热，水蒸汽进入中压缸。通过利用中压缸的蒸汽去推动汽轮发电机发电。从中压缸引出进入对称的低压缸。已经作过功的蒸汽一部分从中间段抽出供给炼油、化肥等兄弟企业，其余部分流经凝汽器水冷，成为40度左右的饱和水作为再利用水。40度左右的饱和水经过凝结水泵，经过低压加热器到除氧器中，此时为160度左右的饱和水，经过除氧器除氧，利用给水泵送入高压加热器中，其中高压加热器利用再加热蒸汽作为加热燃料，最后流入锅炉进行再次利用。以上就是一次生产流程。流程火力发电的流程依所用原动机而异。在汽轮机发电方式中，其基本流程是先将燃料送进锅炉，同时送入空气，锅炉注入经过化学处理的给水，利用燃料燃烧放出的热能使水变成高温、高压蒸汽，驱动汽轮机旋转作功而带动发电机发电（见图）。热电联产方式则是在利用原动机的排汽（或专门的抽汽）向工业生产或居民生活供热。在燃气轮机发电方式中，基本流程是用压气机将压缩过的空气压入燃烧室，与喷入的燃料混合雾化后进行燃烧，形成高温燃气进入燃气轮机膨胀作功，推动轮机的叶片旋转并带动发电机发电。在柴油机发电中，基本流程是用喷油泵和喷油器将燃油高压喷入汽缸，形成雾状，与空气混合燃烧，推动柴油机旋转并带动发电机发电。效率在火力发电方面，燃气轮机和蒸汽轮机发电厂目前已经实现了迄今最高的能源效率 - 超过60%。由于启动时间非常短，这类电厂最适宜于补充风力发电带来的自然电力波动。而通过热电联产电厂可以达到更高的能源效率 - 超过90% 。火力发电根据火力发电的生产流程，其基本组成包括燃烧系统、 汽水系统(燃气轮机发电和柴油机发电无此系统，但这二者在火力发电中所占比重都不大)、电气系统、控制系统。燃烧系统主要由锅炉的燃烧室（即炉膛）、送风装置，送煤（或油、天然气）装置、灰渣排放装置等组成。主要功能是完成燃料的燃烧过程，将燃料所含能量以热能形式释放出来，用于加热锅炉里的水。主要流程有烟气流程、通风流程、排灰出渣流程等。对燃烧系统的基本要求是：尽量做到完全燃烧，使锅炉效率≥90%；排灰符合标准规定。汽水系统主要由给水泵、循环泵、给水加热器、凝汽器、除氧器、水冷壁及管道系统等组成。其功能是利用燃料的燃烧使水变成高温高压蒸汽，并使水进行循环。主要流程有汽水流程、补给水流程、冷却水流程等。对汽水系统的基本要求是汽水损失尽量少；尽可能利用抽汽加热凝结水，提高给水温度。电气系统主要由电厂主接线、汽轮发电机、主变压器、配电设备、开关设备、发电机引出线、厂用结线、厂用变压器和电抗器、厂用电动机、保安电源、蓄电池直流系统及通信设备、照明设备等组成。基本功能是保证按电能质量要求向负荷或电力系统供电。主要流程包括供电用流程、厂用电流程。对电气系统的基本要求是供电安全、可靠；调度灵活；具有良好的调整和操作功能，保证供电质量；能迅速切除故障，避免事故扩大。控制系统主要由锅炉及其辅机系统、汽轮机及其辅机系统、发电机及电工设备、附属系统组成。基本功能是对火电厂各生产环节实行自动化的调节、控制，以协调各部分的工况，使整个火电厂安全、合理、经济运行，降低劳动强度，提高生产率，遇有故障时能迅速、正确处理，以避免酿成事故。主要工作流程包括汽轮机的自起停、自动升速控制流程、锅炉的燃烧控制流程、灭火保护系统控制流程、热工测控流程、自动切除电气故障流程、排灰除渣自动化流程等。火力发电电力是国民经济发展的重要能源，火力发电是中国和世界上许多国家生产电能的主要方法。然后蒸汽沿管道进入汽轮机膨胀做功，带动发电机一起高速旋转，从而发出电来。最后又被给水泵送回锅炉中重复参加上述循环过程。显然，在这种火力发电厂中存在着三种型式的能量转换过程：电站锅炉发电用锅炉称为电站锅炉。电站锅炉与其它工厂用的工业锅炉相比有如下明显特点：①电站锅炉容量大；②电站锅炉的蒸汽参数高；③电站锅炉自动化程度高，其各项操作基本实现了机械化和自动化，适应负荷变化的能力很强，多达90以上，工业锅炉的热效率多在60～80之间。电站用煤火力发电厂燃用的煤通常称为动力煤，其分类方法主要是依据煤的干燥无灰基挥发分进行分类。煤粉制备煤粉炉燃烧用的煤粉是由磨煤机将煤炭磨成的不规则的细小煤炭颗粒，其颗粒平均在0.05~0.01mm，其中20~50μm（微米）以下的颗粒占绝大多数。由于煤粉颗粒很小，表面很大，故能吸附大量的空气，且具有一般固体所未有的性质——流动性。煤粉的粒度越小，含湿量越小，其流动性也越好，但煤粉的颗粒过于细小或过于干燥，则会产生煤粉自流现象，使给煤机工作特性不稳，给锅炉运行的调整操作造成困难。另外煤粉与O2接触而氧化，在一定条件下可能发生煤粉自燃。在制粉系统中，煤粉是由气体来输送的，气体和煤粉的混合物一遇到火花就会使火源扩大而产生较大压力，从而造成煤粉的爆炸。锅炉燃用的煤粉细度应由以下条件确定：燃烧方面希望煤粉磨得细些，这样可以适当减少送风量，使q2、q4损失降低；从制粉系统方面希望煤粉磨得粗些，从而降低磨煤电耗和金属消耗。所以在选择煤粉细度时，应使上述各项损失之和最小。总损失蝉联小的煤粉细度称为“经济细度”。由此可见，对挥发分较高且易燃的煤种，或对于磨制煤粉颗粒比较均匀的制粉设备，以及某些强化燃烧的锅炉，煤粉细度可适当大些，以节省磨煤能耗。由于各种煤的软硬程度不同，其抗磨能力也不同，因此每种煤的经济细度也不同。煤粉燃烧由煤粉制备系统制成的煤粉经煤粉燃烧器进入炉内。燃烧器是煤粉炉的主要燃烧设备。燃烧器的作用有三：一是保证煤粉气流喷入炉膛后迅速着火；二是使一、二次风能够强烈混合以保证煤粉充分燃烧；三是让火焰充满炉膛而减少死滞区。煤粉气流经燃烧器进入炉膛后，便开始了煤的燃烧过程。燃烧过程的三个阶段与其它炉型大体相同。所不同的是，这种炉型燃烧前的准备阶段和燃烧阶段时间很短，而燃尽阶段时间相对很长。发电用煤电厂煤粉炉对煤种的适用范围较广，它既可以设计成燃用高挥发分的褐煤，也可设计成燃用低挥发分的无烟煤。但对一台已安装使用的锅炉来讲，不可能燃用各种挥发分的煤炭，因为它受到喷燃器型式和炉膛结构的限制。发电用煤质量指标有：①挥发分。是判明煤炭着火特性的首要指标。挥发分含量越高，着火越容易。根据锅炉设计要求，供煤挥发分的值变化不宜太大，否则会影响锅炉的正常运行。如原设计燃用低挥发分的煤而改烧高挥发分的煤后，因火焰中心逼近喷燃器出口，可能因烧坏喷燃器而停炉；若原设计燃用高挥发分的煤种而改烧低挥发分的煤，则会因着火过迟使燃烧不完全，甚至造成熄火事故。因此供煤时要尽量按原设计的挥发分煤种或相近的煤种供应。②灰分。灰分含量会使火焰传播速度下降，着火时间推迟，燃烧不稳定，炉温下降。③水分。水分是燃烧过程中的有害物质之一，它在燃烧过程中吸收大量的热，对燃烧的影响比灰分大得多。④发热量。为的发热量是锅炉设计的一个重要依据。由于电厂煤粉对煤种适应性较强，因此只要煤的发热量与锅炉设计要求大体相符即可。⑤灰熔点。由于煤粉炉炉膛火焰中心温度多在1500℃以上，在这样高温下，煤灰大多呈软化或流体状态。⑥煤的硫分。硫是煤中有害杂质，虽对燃烧本身没有影响，但它的含量太高，对设备的腐蚀和环境的污染都相当严重。因此，电厂燃用煤的硫分不能太高，一般要求最高不能超过2.5。[2] 生产过程火力发电厂的主要生产系统包括汽水系统、燃烧系统和电气系统，现分述如下：汽水系统火力发电厂的汽水系统是由锅炉、汽轮机、凝汽器、高低压加热器、凝结水泵和给水泵等组成，他包括汽水循环、化学水处理和冷却系统等。水在锅炉中被加热成蒸汽，经过热器进一步加热后变成过热的蒸汽，再通过主蒸汽管道进入汽轮机。由于蒸汽不断膨胀，高速流动的蒸汽推动汽轮机的叶片转动从而带动发电机。为了进一步提高其热效率，一般都从汽轮机的某些中间级后抽出作过功的部分蒸汽，用以加热给水。在现代大型汽轮机组中都采用这种给水回热循环。此外，在超高压机组中还采用再热循环，既把作过一段功的蒸汽从汽轮机的高压缸的出口将作过功的蒸汽全部抽出，送到锅炉的再热器中加热后再引入气轮机的中压缸继续膨胀作功，从中压缸送出的蒸汽，再送入低压缸继续作功。在蒸汽不断作功的过程中，蒸汽压力和温度不断降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却，凝结成水。凝结水集中在凝汽器下部由凝结水泵打至低压加热再经过除氧器除氧，给水泵将预加热除氧后的水送至高压加热器，经过加热后的热水打入锅炉，再过热器中把水已经加热到过热的蒸汽，送至汽轮机作功，这样周而复始不断的作功。在汽水系统中的蒸汽和凝结水，由于疏通管道很多并且还要经过许多的阀门设备，这样就难免产生跑、冒、滴、漏等现象，这些现象都会或多或少地造成水的损失，因此我们必须不断的向系统中补充经过化学处理过的软化水，这些补给水一般都补入除氧器中。燃烧系统燃烧系统是由输煤、磨煤、粗细分离、排粉、给粉、锅炉、除尘、脱硫等组成。是由皮带输送机从煤场，通过电磁铁、碎煤机然后送到煤仓间的煤斗内，再经过给煤机进入磨煤机进行磨粉，磨好的煤粉通过空气预热器来的热风，将煤粉打至粗细分离器，粗细分离器将合格的煤粉（不合格的煤粉送回磨煤机），经过排粉机送至粉仓，给粉机将煤粉打入喷燃器送到锅炉进行燃烧。而烟气经过电除尘脱出粉尘再将烟气送至脱硫装置，通过石浆喷淋脱出流的气体经过吸风机送到烟筒排入天空。[3] 发电系统发电系统是由副励磁机、励磁盘、主励磁机（备用励磁机）、发电机、变压器、高压断路器、升压站、配电装置等组成。发电是由副励磁机（永磁机）发出高频电流，副励磁机发出的电流经过励磁盘整流，再送到主励磁机，主励磁机发出电后经过调压器以及灭磁开关经过碳刷送到发电机转子，当发电机转子通过旋转其定子线圈便感应出电流，强大的电流通过发电机出线分两路，一路送至厂用电变压器，另一路则送到SF6高压断路器，由SF6高压断路器送至电网。

【能源人都在看，点击右上角加"关注"】 北极星大气网讯:10月21日，国务院新闻办公室举行新闻发布会称，截至2019年底，全国实现超低排放的煤电机组占煤电总装机容量86%，中国建成了世界最大规模的超低排放清洁煤电供应体系。放眼国外，煤电在为世界提供了百十年的电力后虽然渐显颓势，但许多国家至今仍在投入技术对其进行污染治理和改造，使它继续为人类服务。 图 国际能源署称世界燃煤发电在2018年到达创纪录的顶峰，然后从2019年开始下降。 印度：控制煤电污染会损失百亿美元 长期以来，煤电一直是全球电力生产的领导者。根据英国石油公司（BP）2018年发布的《世界能源统计年鉴》，本世纪以来，燃煤发电在全球电力生产中的占比基本徘徊在40%上下，几乎是核电、水电和可再生能源发电量之和。从煤电占能源供应比例来看，中国、印度、波兰和南非四国国内超过2/3的电力来自煤电。 图 印度燃煤电厂长期排放不达标，已经成为国家环境问题中的痛点。 以印度为代表的亚洲发展中国家，由于缺乏较为先进的清洁能源、储能技术以及成熟的可再生能源政策框架，使用清洁能源的成本较高，对印度这样的新兴经济体来说，廉价的煤电仍是最佳的发电选择，这就使得南亚和东南亚一带成为全球少有的煤电占比增长地区，但这也给当地煤电治污带来了不小的麻烦。 图 印度杜蒂戈林的一座亚临界燃煤电站，这种电站热效率最低，单位电量的碳排放最多。 几年前，印度科学技术与政策研究中心（CSTEP）进行的一项空气污染研究表明，由于印度的燃煤电厂向大气中排放大量有害气体和颗粒物，到2030年因不遵守排放标准导致的早死病例多达30万至32万例，此外还有5100万人因呼吸系统疾病住院。安装更先进的设备来控制硫氧化物、氮氧化物和颗粒物等是个不错的选择，但这笔账算下来，印度的燃煤电厂要损失98亿至115亿美元，每度电的成本会因此提高9%至21%，印度当局经过权衡，最后认为控制煤电污值得投入。2015年12月，印度环境、森林与气候变化部（MOEFCC）出台了限制燃煤电厂中硫氧化物、氮氧化物和颗粒物浓度的新标准，给国内燃煤电厂两年限期执行。但到2017年12月，当局发现几乎没有燃煤电厂安装了治理污染的设备，于是被迫将最后期限延长至2022年。”有消息人士说，两年限期让煤电行业承受了巨大的压力，这才导致了延期。但大多数专家认为，到2022年许多燃煤电厂仍不会遵守严格的标准。当局对此有所准备，正从招标和施工审批、杜绝监测数据造假和监督改造成本上加大管理力度。目前，印度正在改造境内所有旧煤电厂，使其排放水平降至国家标准，同时将关闭一批严重超期服役的老旧电厂。 图 印度是世界产煤大国，图为印度一处露天煤矿。 抛开具体的技术不谈，我们可以认为印度在煤电污染治理中遇到的问题是许多发展中国家普遍存在的。不过，好在随着可再生能源发电成本的不断下降，煤电在印度能源结构中的“王者”身份也许会开始动摇。 日本：逐渐淘汰低效燃煤电厂 据国际能源署（EIA）2019年公布的数据，2018年日本90多家燃煤电厂的发电量估计为3170亿千瓦时，在日本电力结构中占比约为1/3。日本煤炭消费总量中99%来自进口。2018年，日本进口煤炭总量超过2.1亿吨，若加上天然气发电量，日本有74%的电力来自于化石能源，这一比例远高于欧美发达国家。 图 福岛核事故发生后，日本煤电建设连续数年增长。 日本煤电高占比的原因是一次 历史 性突发事件。早在2010年时，日本经济产业省就计划减少燃煤发电量，计划到2030年将煤电份额减少一半以上，用核电弥补这一空缺，将核电比例提升至50%。然而，2011年发生的福岛核事故不仅大大削弱了日本电力的“清洁度”，更引爆了公众多年来都无法缓和的“反核”情绪。为弥补关停核电带来的电力缺口，日本启动了很多煤电项目。不过，日本较好地处理了煤电产能扩大和污染治理之间的矛盾，原因是日本在煤电污染控制技术上有底气。 日本自上世纪七八十年代以来，在燃煤发电诸多环节研发了大量先进技术，并投入使用，其中一些技术出口国外（包括中国）。在烟气污染防治技术方面，日本应用的以低低温电除尘技术为核心的烟气协同治理技术路线中，湿法脱硫的协同除尘效率可达 70%~90%。再如资源化脱硫技术中的活性焦脱硫技术，是通过移动床利用活性焦吸附解吸二氧化硫，利用硫酸生产工艺制备硫酸，集脱硫和收集工业原材料于一体。该技术在日本等国的大型电厂中投入应用，日本的新矶子电厂已有 2 600兆瓦机组的应用业绩。 在低氮燃烧方面，日本的三菱、日立公司等在低氮氧化物燃烧器开发与应用上均有良好表现。在低氮燃烧技术相关专利申请方面，全球相关专利申请企业排名前10位中，日本占有6家，美国有3家。但好消息是，近几年来我国在这方面的专利数量正迅速增加。 2015年6月，日本成立由政产学各界组成的“促进新一代火力发电技术协会”，开始举全国之力推动下一代火力发电清洁高效利用技术的开发。日本内阁于2018年7月批准第五个战略能源计划，推动日本向高效和下一代燃煤发电转变，以逐步淘汰低效煤炭使用。今年7月，日本经济产业大臣梶山弘志表示，日本将在2030年前逐渐淘汰低效燃煤发电厂，这是其战略能源计划的一部分，日本经济产业省官员开始制定更为有效的新框架，以确保逐步淘汰低效燃煤发电厂。 美国：煤电发电量最大的发达国家 全球能源监测机构发布的数据显示，2019年全球燃煤电站发电总量排名前十的国家由高到低依次为：中国、印度、美国、日本、韩国、南非、德国、俄罗斯、印度尼西亚、澳大利亚。在新建燃煤电站方面，2019年这10国中仅有美国、德国、澳大利亚3个国家没有新建燃煤电站投运，且美国2019年关闭的燃煤电站容量位居10国之首。但如今的美国仍然是煤电发电量最大的发达国家，燃煤电厂对美国空气污染带来的影响（包括PM2.5、臭氧和酸雨等）也不容忽视。在美国，燃煤电厂每年消耗的煤炭占煤炭消费总量的90%以上，燃煤电厂排放的二氧化硫约占全美国排放总量的一半，排放的氮氧化物占10%。 图 美国亚拉巴马州的寡妇溪燃煤电厂停运后，美国谷歌公司2018年开始动工，将其改造成一个使用可再生能源的数据中心。 在美国，大多数燃煤电厂采用湿法烟气脱硫系统（WFGD）来控制二氧化硫排放，用低氮燃烧器、燃尽风和选择性催化还原系统（SCR）来控制氮氧化物排放，用静电除尘器（ESP）来控制颗粒物（PM）。大约有一半的燃煤电厂还会使用带有袋式除尘器的活性碳喷射系统（ACI）来控制汞排放。美国在低氮燃烧领域较为擅长。美国有公司开发了旋转对冲燃尽风技术（ROFA），从锅炉二次风中抽取30%左右的风量，通过不对称安放的喷嘴，以高速射流方式射入炉膛上部，形成涡流，从而改善炉内的物料混合和温度分布，从而大幅降低氮氧化物生成。目前，该技术在欧美发达国家有良好的应用。 全球每年排放到大气中的汞总量约为5000吨，而燃煤过程中汞排放占相当大的比重。从上世纪末开始，汞污染治理一直是美国燃煤电厂的防治重点之一。美国环境保护署（EPA）称，在1990年，下列三个工业部门的汞排放总量约占美国的2/3：医疗废物焚化炉、市政垃圾焚烧厂和燃煤发电厂。前两个行业已受到排放标准的约束，但燃煤电厂的汞污染还有待治理。 图 2018年11月，美国北卡莱罗纳州的诺曼湖上热气蒸腾，附近的马歇尔电厂向湖中排放了大量温度较高的废水。 本世纪以来，美国燃煤电厂根据“清洁天空计划”的要求，开始重点解决排汞控制问题，美国能源部为此选择了8项新的排汞控制技术试验项目进行投资。美国电力科学研究院的专利排汞控制技术作为试验项目的一部分，在6个项目中进行试验。此外，美国能源部计划长期大规模地对富有发展前景的排汞控制技术进行试验，尤其是在燃烧褐煤和装有较小型静电除尘器的燃煤电厂展开试验。 欧盟：多国公布淘汰煤电时间表 在欧洲国家中，德国率先向燃煤发电污染开刀，在上世纪80年代制订了《大型燃烧装置法》，要求自 1987年7月1日起，大型燃烧装置排放烟气中的二氧化硫浓度不得超过400毫克/立方米，烟气中的硫含量低于燃料含硫量的15%。因此，几乎所有的德国电厂都在原有的机炉厂房旁建立起高大崭新的烟气脱硫、脱硝设备，这成为德国电厂的一大特色。德国人后来把1983至1988 年期间在全西德范围内加装烟气净化设备的举措称之为“改装运动”。到1988年，西德已有95%的装机容量安装了烟气脱硫装置，燃煤电厂的二氧化硫排放量由1982年的155万吨降低到1991年的20万吨，削减幅度达到87%，在欧盟和世界范围内起到了很好的示范带头作用。 图 位于劳西茨的一个德国燃煤电站，德国已经决定于2038年彻底停运燃煤电厂。 由于燃煤电厂烟气在脱硝、除尘和脱硫的同时，可对汞产生协同脱除的效应。欧盟《大型燃烧装置的最佳可行技术参考文件》建议，汞的脱除优先考虑采用高效除尘、烟气脱硫和脱硝协同控制的技术路线。采用电除尘器或布袋除尘器后加装烟气脱硫装置，平均脱除效率在75%（电除尘器为50%，烟气脱硫为50%），若加上SCR装置可达90%。 在清洁煤领域，欧盟研究开发的项目有整体煤气化联合循环（IGCC）技术、煤和生物质及废弃物联合气化技术、循环流化床燃烧（简称CFB，当前主流清洁煤燃烧技术）技术、固体燃料气化与燃料电池联合循环技术等。 图 英国北约克郡的艾格伯勒燃煤电厂已经于2018年关闭,同年该厂区成为电影《速度与激情》的拍摄场地之一。 在欧洲，煤电发展现状和预期因国家而异。这主要取决于各国监管机构对脱碳、空气质量的政策，以及煤电在各国电力生产中的地位等。为了落实《巴黎协定》中的节能减排目标，欧洲各国政府也相继公布了淘汰煤电的时间表：英国决定在2025年前关闭所有煤电设施；法国计划到2021年关闭所有煤电厂；芬兰考虑到2030年全面禁煤；荷兰将从2030年起禁止使用燃煤发电等。类似情况也在世界其他地方发生。包括美国在内的许多国家正在远离煤炭，因为其他清洁能源正在变得越来越便宜，而环境法规也让这种矿物燃料的市场遇冷——既然燃煤发电有替代选择，为什么还要用呢？ 中国：煤电排污标准比发达国家严 由于煤电在我国电力供应结构中占比超过一半，全面实施超低排放和节能改造，有利于提升我国煤电行业清洁、高效、高质量发展的水平。自2014年以来，我国大力推进国内各发电企业实施超低排放和节能改造工程。一方面推行更为严格的煤电能效环保标准，提出全国有条件的新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，具备条件的现役燃煤机组实施超低排放改造。另一方面，有关部门进一步明确超低排放电价政策，有效降低了企业改造和运行成本。 图 燃煤电厂是20世纪最重要的人类遗产之一 据中国电力企业联合会统计，在2012年至2017年这5年间，在全国煤电装机容量增幅达30%的情况下，煤电的二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放量下降幅度达86%、89%、85%。煤电机组供电标准煤耗从325克/千瓦时下降至312克/千瓦时。考虑到我国煤电装机容量全球最大，现在超低排放改造的基础容量已经超过7亿千瓦，这在全世界都绝无仅有。以前，我国的烟气污染物排放标准比发达国家要宽松，但现在我国燃煤电厂烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放水平已与燃气电厂接近，比发达国家的排放要求严格50%以上。 图 印尼中爪哇岛哲帕拉的孩子们在燃煤电厂附近玩耍，对近在咫尺的污染源视若无睹。这种景象在煤电持续扩张的东南亚很常见。 中国的燃煤电厂发生的变化说明，煤电作为上个世纪遗留下来的象征物并没有过时，只要我们有智慧地对其进行充分利用，它就能继续生存并焕发出生机活力。 图 南非国有电力公司新建成的库塞尔燃煤电厂也采用湿法脱硫装置 全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

必须有烟囱，不过烟囱不是直接与炉体连在一起，烟气要经过除尘等工序处理，达标后才能从烟囱排放。

自然资源按提供物质能量的种类可为分为5种：土地资源、气候资源、水资源、生物资源、矿产资源；按性质可分为两类：可再生资源、非可再生资源。如果想一种种的说出自然资源，那太困难了，因为太多了，总之，凡是取自于自然环境、可以被人类生产活动大规模利用的，都可以称为自然资源。

风能是绿色能源不假，用人力能再生吗？

潍柴500千瓦发电机维修工作中容易错误的环节当潍柴500千瓦发电机维修工作进行时，发电机组厂家技工往往容易发生的安装错误，影响潍柴500千瓦发电机后续的使用。下面为大家浅析潍柴500千瓦发电机维修工作中容易错误的环节。1、活塞环第一个气环是矩形环，无需强调装配方向，第二、三个气环的内切槽环安装时必须倒角一面朝上，否则会将石油输送到燃烧室。为组合第四大油环，环内的石油和石油环环衬的开口应错开180°。2、汽缸垫气缸垫有积极和消极的，方孔应朝上，与气缸头表面接触，否则容易清洗气瓶垫了。3、气缸盖螺母缸盖紧固螺母是安装在一个圆筒上连接汽缸盖和身体的连接螺栓。螺母的一端是老板，安装时将有一个老板应该是与气缸头平垫接触的，否则损坏螺母面对，缸盖螺母则显得格格不入。4、油密封环油缸盖密封环套环槽，扮演密封的角色，防止石油从气缸盖泄露，这是半圆形的截面。应安装在嵌入圆柱罐的外壳部分。5、水力传导封面为了使冷却水均匀地进入各汽缸的水体腔内，上柴发动机进气口带有一个铜红色真皮水力传导系统。包括水力传导装置，它的开放式回应飞轮方向。6、凸点垫和一个特殊的桥形垫共享两个汽缸垫或特殊撞桥形垫用于加强两个气缸盖和气缸强度连接。如果与凸点垫安装，就应该低于凸垫，很容易使凹凸垫在下面，如果一个特殊的桥形垫，就应该是一个凹槽面向下放置垫变形，所以你可以确保两个气缸盖的高度不一致它则设有两个汽缸盖拧紧扭矩。7、止推板在潍柴500千瓦发电机推力盘时，曲轴轴向限制由随曲轴旋转圆柱销机曲轴传动齿轮发挥的作用。大会应推力盘孔大倒角的密切前的推力轴承，不得安装错误的。8、推力轴承推力轴承主要用于确保曲轴轴向间隙，可以确保润滑油将同杂志摩擦表面曲轴。在正时齿轮盖安装的轴承，前薄后厚，不得安装错误的，也必须注意到，有4个坦克方应向外。9、风扇风扇的散热器风扇的核心，通过气流作用迅速消除席子，加快冷却水。风机在上柴发电机组上安装使用。资料整理by:wcfdsb

　因焚烧秸秆产生的浓浓“狼烟”，曾引起人们对于秸秆利用的极大关注。把秸秆“吃干榨净”，将可能的价值统统榨取出来——这就是专家定义的“秸秆全循环”，是目前看来产出效益最高的利用方式。　　11月20日本报经济新闻版报道的东平县秸秆制乙醇项目，可以视为一个“全循环”的样本：在利用秸秆生产主要产品乙醇的过程中，对工艺综合优化，提取功能糖、木糖等副产品，生产的残渣又可以压缩成木棒或是稍加处理制成有机肥。这样综合分摊成本，效益十分可观。此外，东平县在引进项目时还考虑到企业间的合作，计划在这个企业旁边规划建设一个秸秆发电厂，用最后压缩的木棒作原料。　　记者近日从省科技厅了解到，我省正在着手引导相关企业确立这样的“全循环”思路，拉长产业链条，提升企业效益。据介绍，根据秸秆的结构特性，现有技术已经可以实现至少三个层次的利用：提取半纤维素制功能糖，提取纤维素制燃料乙醇，余下木质素压制固体燃料。　　过去曾有农民对记者说起焚烧秸秆的原因：“家里不用它烧火，也不沤肥，没什么用，可不就烧了呗。”确实，随着农村生活能源结构与农业生产方式的改变，在许多农民看来，秸秆成了真正的农业废弃物。尽管很多地方提倡将秸秆粉碎直接还田，但对于农民来说“雇机器又得花钱”，积极性并不高。　　因郊区烧秸秆产生浓烟影响城市环境和交通，在省会济南，科技部门甚至将此列专项研究。在科技人员眼里，焚烧秸秆不但对环境、交通等造成了影响，更重要的是造成了巨大的资源浪费。　　据匡算，我省年产各种农作物秸秆总量达7000多万吨，按目前公布的六成的利用率计算，每年还有近3000万吨秸秆未经利用且多被一烧了之。在全国，每年粮食种植产生的6亿多吨秸秆，大部分也没有被有效利用。有关专家介绍，农业投入要素有约50%最终转化为农作物秸秆。秸秆资源的浪费，实质上是耕地、水资源和农业投入的浪费。　　而在有秸秆加工利用企业附近的村落，农民一亩地的秸秆能再卖上百来块钱，这样的收益，和粮食的纯收益差不多。　　传统的秸秆利用方式，要数青贮和过腹还田、直接还田。前两者需要产业基础，要有高度发达的养殖业，后者需要新型农机的推广。考虑到饲料行业的发达、秸秆运输的不便、农民资金的不足，在现阶段这种利用方式只适合少数有条件地区。　　也有一些地方发展秸秆沼气、用秸秆培育食用菌、用秸秆加工建材等，最近还出现了将秸秆打碎压制成“炭”作燃料的设备。　　近年来，秸秆发电得到很大关注。这一技术在北欧已得到较广泛应用。我国去年开始也上马了若干秸秆直燃发电项目。但由于农业种植特点和秸秆热值低等特性，秸秆发电规模小、成本高。　　据专业人士透露，目前，秸秆发电有关的政策补贴很难落实到位，并网也存在困难，“没有国家的扶持，秸秆发电肯定搞不起来。”　　有专家认为，我国大量宝贵的秸秆资源沉睡、废弃和流失，已经利用的也处于粗放的低水平利用。将秸秆直接燃烧并非一种经济的利用方式，而为滋养土地进行的秸秆还田，也有更具效益的其它手段可以代替。　　但实现秸秆“全循环”，既需要企业拓宽思路，更需要政府积极引导、布局、扶持。尤其秸秆全循环多涉及一些全新的技术，没有前例可以借鉴，目前的环评分类可能无法囊括，立项非常耗时，这又直接影响到企业融资贷款，阻碍了技术产业化的进程。

4 事故 4.1 人身事故4.1.1 事故等级划分4.1.1.1 特大人身伤亡事故 一次事故死亡10人及以上者。 4.1.1.2 重大人身伤亡事故 一次事故死亡3至9人者。4.1.1.3 一般人身伤亡事故 （1）一般人身死亡事故 一次事故死亡1至2人（包括多人事故时的轻伤和重伤）者。（2）人身重伤事故 一次事故造成1人及以上重伤者。（3）人身轻伤事故一次事故造成1人及以上轻伤者，其中5人及以上属多人轻伤事故。设备事故4.2.1 特大设备事故4.2.1.1 一次事故造成电力设备、施工机械损坏，直接经济损失达2000万元及以上者。4.2.1.2 生产设备、厂区建筑发生火灾，直接经济损失达到100万元者。4.2.2 重大设备事故 4.2.2.1 一次事故造成电力设备、施工机械损坏，直接经济损失达500万元以上不满2000万元者。4.2.2.2 总装机容量400 MW及以上的发电厂，一次事故造成2台及以上机组非计划停运，并造成全厂对外停电的。4.2.2.3 生产设备、厂区建筑发生火灾，直接经济损失达到30万元以上不满100万元者。4.2.3 一般设备事故4.2.3.1 电力设备、运输工具损坏，化学用品泄漏等，直接经济损失达到50万元及以上不满500万元者。4.2.3.2电力企业有下列情形之一，未构成重大设备事故的，定为一般设备事故： （1）发电厂2台及以上机组非计划停运，并造成全厂对外停电的； （2）发电厂升压站110 kV及以上任一电压等级母线非计划全停的； （3）发电厂200 MW及以上机组被迫停止运行，时间超过24小时的；（4）发电厂设备异常运行造成电厂出线、直配线等被迫停止运行，并造成对用户中断供电的；（5）水电厂由于水工设备、水工建筑损坏或者其他原因，造成水库不能正常蓄水、泄洪或者其他损坏的。4.2.3.3 生产设备、厂区建筑发生火灾，直接经济损失达到1万元以上不满30万元者。5. 障碍5.1 A类障碍汽轮发电机组、水轮机组、燃气轮机组设备损坏，修复时间超过40天。【释义】修复时间是指设备损坏停运开始至设备重新投入运行或转为备用为止。5.2 B类障碍 电力企业有下列情形之一，未达到A类设备障碍的，定为B类障碍：5.2.1 经电力企业申请并得到调度机构批准或集团公司同意的发电机组、主设备的非计划检修，其非计划检修停用时间超过168小时，其中循环硫化床锅炉非计划检修停用时间超过240小时者。【释义】主设备包括：锅炉、汽轮机、燃气轮机、水轮机、发电机（包括励磁系统）、35kV及以上的主变压器、高压母线、配电变压器、220 kV 及以上高压厂用变压器、断路器、隔离开关、直配线、高压电缆等。【释义】非计划检修是指除了经电力调度批准或集团公司同意的A、B、C、D级检修、节日检修、低谷消缺和公用系统设备的计划检修以外的一切检修（不包括由于断路器多次切断故障电流后，进行的内部检查）。【释义】非计划检修停用时间是指设备停止运行起，至设备修复后重新投入运行或报备用的时间。发电机、主变压器、直配线路的断路器跳闸即认为设备停止运行。【释义】节日检修（PO3）是指设备在国家法定节日（如元旦、春节、劳动节、国庆节等）期间按计划安排进行的检修。【释义】低谷消缺（UO40）是指机组在日负荷低谷期间（每日晚峰之后到次日早峰之前，且时间不超过8小时）及双休日期间（星期五晚峰之后到星期一早峰之前，且时间不超过56小时），经事先申请，电力调度批准或集团公司同意的设备停运消缺或维修。5.2.2 雷击发电厂母线、升压站接地网故障、电气设备发生污闪，造成机组强迫停运的。5.2.3 计划检修延期或停止备用。【释义】计划检修延期是指设备检修时间超出批准期限。若在设备A、B级检修中发现重大缺陷，需要延长工期时，应在计划检修未过半前得到集团公司的批准，延长的检修时间仍视为计划检修期。5.2.4 3kV及以上发电厂设备因误操作或其他人员过失责任，造成发电机组、主设备即发性强迫停运。5.2.5 3kV及以上发电厂设备发生下列五类恶性电气误操作事件之一者（不论有无直接后果）：（1）带负荷拉、合刀闸；（2）带电挂接地线（带电合接地刀）；（3）带接地线送电（带接地刀送电）；（4）误切误合开关；（5）误入带电间隔操作。5.2.6 发电厂设备发生下列情况之一者： （1） 炉膛爆炸；（2） 锅炉受热面损坏，需要更换该部件（水冷壁、省煤器、过热器、再热器、预热器）管子或波纹板达该部件管子或波纹板总重量的10％以上； （3）锅炉运行中的压力超过工作安全门动作压力的3％；汽轮机运行中超速达到额定转速的1.12倍以上；水轮机运行中超速达到紧急关导叶或下闸的转速； （4） 汽包、联箱、除氧器、加热器、氢气罐、油罐、气罐以及有害气体罐等压力容器和压力管道爆破； （5）汽轮机大轴弯曲，需要进行直轴处理； （6）汽轮机叶片折断或通流部分损坏； （7）汽轮机发生水冲击； （8）汽轮发电机组，50MW及以上水轮机组、燃气轮机组烧损轴瓦； （9） 发电机绝缘损坏； （10）变压器绕组绝缘损坏； （11）220kV及以上断路器、电压互感器、电流互感器、避雷器爆炸，并造成线路或母线停电。5.2.7 主设备异常运行已达到规程规定的紧急停止运行条件而未停止运行。5.3 C类障碍 符合下列条件之一，未达到B类设备障碍者，定为C类设备障碍：5.3.1 经发电厂申请并得到调度机构批准或集团公司同意的发电机组、主设备的非计划检修，其非计划检修停用时间在168小时之内。5.3.2 发电机组、主设备强迫停运在24小时之内重新并网。 5.3.3 110kV及以上断路器、电压互感器、电流互感器、避雷器爆炸，未造成发电机组停运。6 异常6.1设备异常 未达到C类以上设备障碍或设备事故，符合下列条件之一者定为设备异常：6.1.1 主要辅助设备强迫停运，并造成机组出力降低。【释义】主要辅助设备是指火力发电厂的送风机、引风机、磨煤机、给水泵、循环水泵、炉水循环泵、高压加热器等；水力发电厂的压气机、水泵、闸门等。6.1.2 电气设备出现下列异常情况之一者：（1）3kV及以上断路器、隔离开关的操作机构或远方操作装置失灵；（2）发电机启动升压过程中，空载电压超过额定电压30％以上的；（3）3kV及以上电气设备因试验工作失误引起绝缘击穿；发电机、主变压器耐压试验电压超过试验标准20％以上者；（4）3kV及以上电气设备误操作（包括发电机组不经同期并列或未经同期检定合闸并列）；（5）中性点不直接接地的电力系统发生单相接地，持续时间超过2小时的；（6）3kV及以上电缆发生单相接地或损坏；（7）水内冷发电机发生断水，引起信号动作或超过定值信号未动作；（8）发电机定子温度、轴承温度超过规程规定值；（9）主变压器、厂高变上层油温超过极限值；（10）主变压器冷却装置故障而降低出力；（11）充油电气设备漏油，油面已降到油位计指示以下；（12）直流系统接地持续时间超过8个小时；（13）防误操作闭锁装置失灵，在24小时内未能处理好；（14）SF6气体泄漏，气室压力低于规定值而未构成障碍者。6.1.3 热力机械设备出现下列异常情况之一者：（1）锅炉水位、汽压、汽温高于或低于正常运行的极限值；（2）给水压力、汽轮机真空低于正常运行的规定值；（3）除氧器水位低于规定的允许值，压力高于规定值；（4）锅炉灭火；（5）制粉系统防爆装置（门）动作，其后果未构成障碍者；（6）锅炉尾部烟道二次燃烧，排烟温度超过现场规程的允许值；（7）汽轮机、水轮机、燃气轮机等的调速系统卡涩、晃动，使机组出力摆动范围超过额定出力的20％；（8）汽轮机、水轮机操作油压降到允许值以下；（9）输煤皮带损坏10米以上；（10）碎煤机、磁铁分离器停用超过12小时；（11）卸煤、上煤机械故障停用时间超过12小时且影响上煤；（12）燃油泵房可燃气体浓度超过爆炸极限。6.1.4 设备的保护和自动装置出现下列异常情况之一者：（1）发电厂黑启动电源或柴油机保安电源，定期试验不成功；（2）主要电气保护漏投、误投、误动；（3）备用电源自投失灵，自动联动装置失灵，自动调整励磁装置失灵；（4）主要热工保护漏投、误投、误动；（5）汽轮机、水轮机、燃气轮机在停机过程中发现危急保安器（超速保护）拒动；（6）锅炉、主要辅助设备的压力容器安全门动作后不回座；（7） 电气、热工主保护或主要自动装置停用时间超过12小时；（8）故障时故障录波器不启动或录波不正常；（9）发电厂值长接受电力调度机构的调度令时，录音电话工作不正常。6.1.5 发电厂的主要电气、热工仪表失灵，停用超过12小时或仪表盘部分失去电源。6.1.6 计算机监控系统的专用不停电电源（UPS）电源退出运行超过12小时。6.1.7 汽（气）水品质不合格达到下列情况之一者：（1）汽、水品质不合格超过规定值和规定时间；（2）透平油、绝缘油油质不合格超过规定的时间；（3）氢气漏氢，氢压降低20％以上或氢气纯度下降到96％以下。6.1.8 远动和通讯设备出现下列异常情况之一者：（1）通讯设备故障失去联系，影响发电设备的运行操作或生产指挥系统的正常工作；（2）载波、微波及无线通讯设备故障停用时间超过4小时，电缆通讯设备故障停用超过24小时；（3）通讯电源全部中断时间超过10分钟；（4）遥控、遥测、遥讯装置失灵，时间超过24小时。6.1.9 有下列异常情况之一者：（1）发电机组、油系统漏油，造成油箱油位低于下限油位；（2）跑油、跑酸、跑碱、跑树脂等，造成经济损失或造成严重污染；（3）燃油等进入汽水系统；（4）各类高压气瓶、承压部件发生破损；（5）厂房、泵房等部分设备被水、灰、渣淹没；（6）发电设备、公用系统设备、检修机械设备等损坏，直接经济损失达到2万。6.1.10 电力生产设备发生一般火警。6.1.11 其他由电力企业自行制订的设备异常标准或补充实施细则规定为异常者。