火电厂灰场用什么标准

中华人民共和国《安全生产法》、国家安全生产监督管理总局《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》、《关于认真做好重大危险源监督管理工作的通知》等，极大地推动了重大危险源监督管理工作的深入开展。做好重大危险源监督管理工作已经成为转变安全生产监管方式、创新安全生产监管手段、提高安全生产监管效果的重要途径。

火力发电厂投资巨大，生产工艺复杂，在许多生产环节存在着危险有害因素，有些已经构成重大危险源，对人民生命财产安全构成一定威胁。按照国家规定对火力发电厂的重大危险源进行有效的管理，对安全生产具有重要意义。

1. 重大危险源辨识的依据

重大危险源辨识的依据是《重大危险源辨识》（GB18218-2000）和《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》（安监管协调字【2004】56号）。

一个（套）生产装置、设施或场所，或同属于一个工厂的且边缘距离小于500m的几个（套）生产装置、设施或场所，叫做一个单元。在这个单元中，如果存在一种或若干种物质的混合物，由于它的化学、物理或毒性特性，使其具有易导致火灾、爆炸或中毒的危险，这些物质称作危险物质。长期地或临时地生产、加工、搬运、使用或储存危险物质，且危险物质的数量等于或超过临界量的单元，构成重大危险源。危险物质的临界量，是对于某种或某类危险物质规定的数量，在上述标准和文件中有明确规定。

重大危险源申报登记的范围是：贮罐区（贮罐）、库区（库）、生产场所、压力管道、压力容器、煤矿（井工开采）、金属非金属地下矿山、尾矿库。贮罐区（贮罐）、库区（库）、生产场所危险物质数量超过临界量包括以下两种情况：

① 单元内现有的任一种危险物品的量达到或超过其对应的临界量；

② 单元内有多种危险物品且每一种物品的储存量均未达到或超过其对应临界量，但满足下面的公式：

式中， ——每一种危险物品的现存量。

——对应危险物品的临界量。

2. 火力发电厂重大危险源的辨识

在火力发电厂中存在的危险有害物质主要有煤粉、乙炔、点火轻柴油、汽轮机油、绝缘油、次氯酸钠、二氧化氯、氢气、盐酸、氢氧化钠、氨、联胺、硫酸、六氟化硫、磷酸三甲苯酯、高温高压水汽、烟气、锅炉灰渣等。此外还有锅炉、压力容器等特种设备和变压器、电缆等电气设备设施。因此，生产过程中存在火灾、爆炸等危险因素，对这些危险有害物质和因素进行分析，从中辨识出重大危险源，并按照有关规定进行管理，对于提升安全生产水平将会起到重大促进作用。

2.1 锅炉重大危险源的辨识

按照安监管协调字[2004]56号文规定，若蒸汽锅炉额定蒸汽压力大于2.5MPa，且额定蒸发量大于等于10 t/h，则为重大危险源。

一般电厂的主机锅炉，都符合重大危险源的标准。而新建工程设有燃油启动锅炉，用来提供机组启动时除氧器、暖风器、燃油雾化、辅助蒸汽等用汽，一般间断使用3～5年时间。有的符合这个标准，有的不符合这个标准，需要根据工程的实际情况确定。如盘山电厂2×500MW进口超临界机组，安装4台50t／h进口启动锅炉，蒸汽压力3.9MPa，温度 440℃，属于重大危险源。而150MW级机组所配套的启动锅炉，一般蒸汽参数压力1.25MPa，温度300～350℃，容量为10t/h左右，则不是重大危险源。

1993年3月10日，浙江省宁波市北仑港发电厂一号机组发生一起特大锅炉炉膛爆炸事故，造成死亡23人，重伤8人，伤16人。2004年9月23日，新兴铸管股份公司一在建电厂项目发生燃气锅炉爆炸事故，造成13人死亡，8人受伤。

2.2 点火轻柴油灌区重大危险源的辨识

锅炉点火助燃使用的轻柴油因闪点较高(“GB252-2000”将10号、5号、0号、-10号和-20号等5个牌号的轻柴油的闪点指标由原来的≥65℃修改为≥55℃)，不在GBl8218-2000《重大危险源辨识》所列的易燃物质名单中。但按照安监管协调字[2004]56号文规定，贮罐区（贮罐）所贮存的易燃液体，如煤油、松节油、丁醚等，若28℃≤闪点＜60℃，储量超过100 t，则构成重大危险源。点火轻柴油闪点在这个范围之内，在2×135MW机组的工程中，一般设置2×500m3的贮罐，在2×300MW机组工程中，则设置2×1000m3贮罐，在火电厂中储量较大，应把点火油罐区划为重大危险源管理。

2005年5月13日，新疆红雁池第二发电有限公司厂区的油罐发生剧烈爆炸，随即引起大火，事故是由于现场施工人员违反安全生产操作规程引起的。爆炸造成 5人死亡，1人重伤，发电厂损失惨重。

2.3 贮氢罐（群）重大危险源的辨识

在发电机为水－氢－氢冷却方式的电厂中，均设有制氢站，提供发电机绕组和铁芯冷却用氢气，若发电机采用空冷或者双水内冷，则不设制氢站。氢气为无色无味气体，密度0.0899g/l，沸点-252.8℃，自燃点572℃，爆炸极限：4.0%~74.4%，氢气在常温下不活泼，但易燃。

以300MW机组典型设计为例，一般制氢站产氢流量为Q＝10Nm3/h，压力3.2MPa，4台贮氢罐每个容积V＝13.9m3。按照安监管协调字[2004]56号文规定，对于乙炔、氢、液化石油气等可燃气体，爆炸极限低于10％的，若在贮罐区（贮罐）的存储量超过10t，就是重大危险源。贮罐中储存3.2 MPa的氢气55.6m3，经过换算后，计算出氢气的量约为0.16t，不属于重大危险源。但是，在同一文件中规定，若压力容器（群）内所储存易燃介质，最高工作压力≥0.1MPa，且PV≥100 MPa×m3，则构成重大危险源。电厂中氢气贮罐177.92 MPa×m3 ≥100 MPa×m3，应属于重大危险源。因此，应将贮氢罐（群）划为重大危险源管理。

1989年9月7日天津杨柳青电厂发生氢罐爆炸事故。在向3号发电机充氢过程中，由于1号制氢设备氢氧侧压力调整器卡涩，导致氧气窜到氢气中，使1号氢罐氢、氧混合气体达到爆炸极限，在值班人员倒罐开门瞬间，因氢气压差大(0．4MPa)、流速快（初始流速可达每秒数百米）扰动铁锈摩擦发热，引爆了1号罐内混合气体，发生氢罐爆炸。

2.4 贮灰场重大危险源的辨识

燃煤电厂生产过程中不断产生大量灰渣。为防止灰渣排入河流造成环境污染，新、扩、改建燃煤电厂必须同时建设贮灰场，贮存燃煤电厂排出的粉煤灰和炉渣。电厂灰渣一般属无害少毒的三类废渣，在设计灰场时，需分析化验灰渣和灰水中微量重金属元素及其他有害物质的含量，要有防止灰尘飞扬和灰水排放对江河水域污染的措施。按照安监管协调字[2004]56号文规定，全库容≥100万m3或者坝高≥30 m的尾矿库属于重大危险源。贮灰场属于尾矿库的一种，且一般库容较大，如600MW装机容量的电厂每年排出的灰渣超过30×104t，贮灰场设计容量一般大于300 ×104 m3，应该作为重大危险源进行管理。

1983年景德镇电厂灰场垮坝，1985年榆树川电厂灰场垮坝，以及户县电厂灰场垮坝、习水电厂灰场垮坝事故都造成了严重损失，还造成了人身伤亡。有些电厂处于人口较为稠密地区，一旦发生灰场垮坝事故，其后果将不堪设想。

2006年6月上旬，贵州黔桂发电有限公司和吉林延边晨鸣纸业有限公司自备热电厂相继发生了两起电厂灰渣库泄漏事故，造成较大经济损失和环境污染。国家安监总局和电监会以安监总管一【2006】141号文进行了通报，并明确灰渣库是尾矿库的一种类型，属于重大危险源，要按照《尾矿库安全监督管理规定》和《尾矿库安全技术规程》的规定进行管理，严格灰渣库的安全生产许可制度。

3. 重大危险源的安全管理

《安全生产法》第三十三条规定：生产经营单位对重大危险源应当登记建档，进行定期检测、评估、监控，并制定应急预案，告知从业人员和相关人员在紧急情况下应当采取的应急措施。生产经营单位应当按照国家有关规定，将本单位重大危险源及有关安全措施、应急措施报有关地方人民政府负责安全生产监督管理的部门和有关部门备案。

《国务院关于进一步加强安全生产工作的决定》（国发【2004】2号）要求搞好重大危险源的普查登记，加强国家、省（区、市）、市（地）、县（市）四级重大危险源监控工作。

《关于进一步加强和规范重大危险源监督管理工作的通知》（安监管司办字[2004]127号）要求加强对重大危险源监督管理工作的领导，进一步加大工作力度，加强技术指导和政策引导，强化监督检查，充分发挥有关中介机构、科研单位在技术支撑与服务方面的优势，促使生产经营单位做好重大危险源监控的各项工作。

《关于认真做好重大危险源监督管理工作的通知》（安监总协调字[2005]62号）指出，企业是安全生产的主体，也是重大危险源管理监控的主体，在重大危险源管理与监控中负有重要责任。各级安全生产监督管理部门要监督检查并指导督促企业做好重大危险源管理工作。文件中提出做好登记建档和申报、保证资金投入、建立健全规章制度和落实责任、安全教育和技术培训、检测和检验、事故隐患和缺陷整改、制定应急救援预案、不断改进监控管理手段等十项具体要求。

4. 事故应急救援预案的编制

国家一系列法律、法规和文件，明确规定了对重大危险源应编制应急救援预案，并定期进行技术培训和事故演练。

对重大事故危险源要组织专家进行辨识、评估或评价，针对辨识、评估或评价结果制定事故应急救援预案，这是制定预案的基础和出发点。对已确认的重大危险源，应制定严格的管理制度，并预测发生重大事故的状态和损失程度以及对周边地区可能造成的危害程度。

事故应急救援预案的基本要求包括：事故预防措施的落实、应急处理程序和方法的规定、抢险救援技术保障等。编写或制定事故应急救援预案时，应具体描述意外事故和紧急情况发生时所采取的措施，其基本要求是：

具体描述可能的意外事故和紧急情况及其后果。

确定应急期间负责人及所有人员在应急期间的职责。

确定应急期间起特殊作用的人员（例如：消防员、急救人员、危险情况处置人员）的职责、权限和义务。

规定疏散程序。

明确危险物料的识别和位置及其处置的应急措施。

建立与外部应急机构的联系（消防部门、医院等）。

定期与安全生产监督管理部门、公安部门、保险机构及相邻企业交流。

做好重要记录和设备等保护（如装置布置图、危险物质数据、联络电话号码等）。

目前，火电厂灰场粉尘治理方案中最为有效和经济的方式就是采用灰场喷灌降尘，将具有一定压力的水，通过洒水喷枪自动旋转的喷头在一定角度范围内均匀喷向灰场的上空，水滴雾化后落下并湿润煤灰煤粉，使细粉尘通过水分子的张力粘合在一起，也增加了煤灰煤粉自身的重量，避免风吹起尘。同时还具有加湿、避免自燃的作用。

2006年7月 中国杏花村人

粉煤灰的应用是中国火电行业的大事，也是水泥、混凝土、免烧砖等建材行业的大事。

第一，用好粉煤灰是实实在在地降低发电成本。

中国每年要用相当于14亿吨原煤作火力发电。其中所排放出来的灰、渣总量约占所用原煤总量的30%——约4.5 ～ 5亿吨。

当前煤电矛盾突出，一是优质煤中掺矸石量加大。因此，火电厂的灰、渣排放量还在继续增加。二是用电量不能满足需求，每年还在以新建和扩建火电产能5000万千瓦，也就是每年还在继续增加灰渣1500万吨。三是用好灰渣直接影响到火电发电成本。一个百万千瓦火电厂如果实现粉煤灰零排放、零污染、零堆放，全部高附加值利用，可减少每度电的发电成本3～5分钱。四是大量灰渣污染环境和占用土地资源。

第二，用好粉煤灰是实实在在地降低浪费性投资。

一个新建百万千瓦火电厂如果不愿意重视建设储灰、销售和加工绿色产品系统产业链建设，而反其道行之，大建水排灰坝工程，采用老式数公里、十多公里的管道输排水灰进灰坝的方法，是浪费国家千亩良田或原始生态“山、水、田、林、路和湿地”等土地资源，走继续污染老路。

而且，要多耗用国家与集体民众资金达亿元，其后期日常维护、罚款费用更是无穷无尽，是影响和增加发电成本10% 的一个沉重负担。也为日常应用和日后应用带来高成本、低价值应用的恶果。这其实是花人民的钱在做浪费犯罪行为。

第三，不深入学习和不深入研究粉煤灰应用技术是劳命伤财的错误做法。

一是依靠磨机磨细活化粉煤灰的技术不是节约型技术。

过去和现在，全国近千家火电厂,无不是按传统用灰旧习惯，为了达到“细化与活化”三级粗灰,以方便销售需要，不惜花费上千万、数千万元投资粉磨设备，是所谓用物理技术手段活化粉煤灰。

中国杏花村粉煤灰与水泥专利技术不主张这种靠电力巨大消耗来换取一点粉煤灰“活性”的做法。而是采用“以废活废”，并创新出新的“掺杂理论”，在该理论指导下，进行化学激发与物理补充调节，实现矿物化学成分平衡为目标的务实技术方法，效果非常好。无论是什么样的粗、细灰，在参与建筑建材和水泥产品生产中，可以做到效益、技术各项指标基本无差异。

二是花费重金引进大型砌块设备，采用蒸汽养护生产免烧砖与砌块，以消纳部分粉煤灰也不是约型技术。

中国杏花村粉煤灰与水泥专利技术多年大量实践证明：这是原始落后与劳民伤财的错误作法。粉煤灰的利用方式必须改变到免磨、免蒸、免烧、免二次浪费电、煤资源和免污染的绿色生态道路上来。彻底还原到粉煤灰的原本“黄金”质属性的资源价值中去。

第四，长期在错误技术指导下应用粉煤灰造成的资源浪费行为。

当前粉煤灰应用的做法是滥用宝贵粉煤灰资源的行为，全粉煤灰作填充料用于制砖等产品，片面追求粉煤灰高掺量，不符合粉煤灰生产建材产品的配料科学规律，为低层次浪费性的应用。

粉煤灰的高分散特性和高细度特性具有重大的利用价值。哪能就这样用于作填充料而浪费了呢？

在本宣言发表前，杏花村专利技术发明人在三年前就上海用粉煤灰的这种错误作法，有专题批判文章，至今仍可在全国各大相关网站都能搜索得到。

第五，用粉煤灰不讲究科学合理性。

当前粉煤灰应用的做法错误地将单项粉煤灰的基础研究成果，机械地套用到有粉煤灰掺加量的各种产品中，粉煤灰再好，也只能在建筑建材产品中承担具有一定掺量或适当掺量的、符合粉煤灰特征、特性的一个“配套辅助”角色功能，设计耐久性能寿命为50～100年的建筑建材产品，必须具有多元的与之相互匹配的丰富的矿物叠加优势共同作用，该掺有粉煤灰的建筑产品才具备高强、高耐久性能。

第六，认清“技术误区”，推广“点灰成金”新技术。

无论是什么品质的粉煤灰——高钙、高碳、高硫、高铁、颗粒较粗等各种粉煤灰，杏花村专利技术都有其相应的调节、控制、补充技术手段，确保其原汁原味的活性、特征、特性，直接将其应用到位。

不可以再对其进行任何额外的、附加的、画蛇添足行为。之所以在对粉煤灰应用上存着以上种种错误行为，就是因为对粉煤灰还缺乏展开广泛的技术研讨，以取得科学合理的共识。只有将粉煤灰的单项技术成果，结合到粉煤灰建筑建材产品技术成果体系中一起研究、探索和开发，才能实现“合成、集成技术成果之大成”。

第七，世上只有粉煤灰好。

中国每年三亿吨粉煤灰基本变废为高附加值建筑建材产品后，中国火力电力行业粉煤灰不再污染环境，这还仅是第一大收获；其第二大收获是每年要增加收入500～1000亿人民币；其第三大收获是“世上只有粉煤灰好”，好就好在粉煤灰中约有60—80个百分点的颗粒细度，是现有水泥无法达到的细度水平，普通球磨机就是多花费一些电费也难以磨得到现有粉煤灰的细度；好就好在粉煤灰的高活性及其优良的化学与物理特征、特性，不再需要消耗“二次能、电资源”去加工，最直接的可以与少量熟料粉体科学复合生产符合《国际、国内标准》的水泥产品；好就好在中国每年通过“一窑两磨”的传统水泥方式生产出来的13亿吨水泥，从此只要将原来的三分之一的烧成熟料，加上各种复合活化后的废渣粉与粉煤灰，科学混合生产而得新型节能水泥。中国也从此每年节约用于消耗在水泥生产中的“一窑两磨”及其它“综合电费”约500亿～1000亿度。从而有效地控制因电力紧张而无休止境地猛建火电厂，从而也可有效地缓解煤碳过于紧张，有效保护煤碳可持续性合理开发利用的良性循环新局面。

第八，全国要万众一心，科学用好粉煤灰资源。

建议全国各行各业尤其是全国火电系统的领导、专家、技术人员、各相关的大专院、校、科技研究机构以及全国关注粉煤灰的热心人士，要万众一心，快速地将粉煤灰这一宝贵资源科学地用起来。迅速在全国掀起科学应用粉煤灰，大力节约火电本身以及水泥等建筑建材产品生产所需要的煤碳、节约电力的热朝。

1，要快速调动全国的水泥人的积极性，才能用好粉煤灰。

大力号召水泥、混凝土、免烧砖和建筑建材行业中优秀科技人才，到火电系统去开发利用粉煤灰资源。

中国的火电系统资源太宝贵了，可惜的是，中国要煤要电的某些人，中国抓节能水泥、节能混凝土、节能免烧砖的某些专家，还不能从这样高度的认识上来转变观念。这其实是中国节能工作任务中的特等大是大非的事件。

2，大力提倡“移绿色生态水泥就近火电厂去办”。

绿色生态产业链环节工作开发好了，至少能生产优质高强水泥4～5亿吨和优质高强混凝土4～5亿吨。

这何止是个一般意义上的事件？这种绿色生态水泥，其一半是由粉煤灰参与配置的，是彻底地脱离掉了传统水泥生产方式中所用“一窑两磨系统”。

3，中国杏花村人发明的《三粉合一》水泥生产方式，最彻底的、最大限度地实现了粉煤灰的宝贵价值。

早在十年前，《三粉合一》（熟料、活化废渣复合粉和粉煤灰各占三分之一）的水泥生产方式就在中国发明出来了。只是中国杏花村人是民间发明家，没有本事拿到“863”、“973”等国家科学研究资金扶持开发，1996年鉴定科技成果，2002 年申报两项发明专利，2005年和2009年分别获得授权。

粉煤灰的利用只能“以废活废”，物理调节，这些是根本技术手段。因为它绿色、生态、节能。它最直接地通过《三粉合一》的最新水泥生产方式，不再二次消耗能、电资源，直接转化为绿色生态水泥、混凝土、免烧砖等建材产品。

哪还能象“凝石”那样，要用化学产品——碱激发手段，中国有那么多的碱矿物化学产品资源吗？没有！就是有，那也是国家最基础工业的主要原材料，关系国计民生、国家安全的基础工业原材料，不可以再分切一块来用于全国性的“凝石”大宗产品的开发，除非搞点样板，那是不可持续发展的，也没有相应量的煤、电资源去消耗和再度产生污染。

第九，粉煤灰是个宝，厂长、董事长技术观念转变最重要。

一从电厂方面来说，厂长一定要充分认识到：你花了多大精力、财力、人力，能把多少粉煤灰用好，也就是说，相当于你到煤矿去讨价还价后调回了相应多的煤碳。你还能对粉煤灰坐视不管吗？你还是认为粉煤灰是废渣排放物，特别麻烦，将它当作非发电主业的辅业、或是第三产业，随意交给实业公司去处理，或当地人去承包，收多少算多少吗？应随着时代的技术进步，与时俱进，利国、国利民、利厂，在职一任，不要辜负了责任。

二从专家研究和企业应用方面来说，不要再错误地将粉煤灰作为主要填充原材料，用于生产免烧砖、砌块，而且还要花“二次能源”的蒸汽养护和铝粉发泡。更不能将它用于填坑、铺路。粉煤灰是各种化学外加剂的载体，掺入一吨粉煤灰制造五吨化学外加剂，每吨要卖一千多元。粉煤灰是各个级别等级的水泥中主要的非能、电消耗的原生态粉体，科学合理的掺入量是30～50个百分点。而只要是在科学指导下，粉煤灰不再过磨机了，采用《三粉合一》的最新水泥生产方式，所掺入粉煤灰生产的水泥，其耐久性能及其他技术指标，是属高级别等级水泥，比一般水泥价差约高100元左右。

三火电厂的厂长、董事长们，今后如果火力发电厂的绿色系统产业链建不起来的应主动下课。为什么？因为你太不珍惜人民对你的信任，在你过去努力工作的基础上，广大的职工和领导信任你，交给你操作大权之后，没有勤务工作，学习不够落后了，接受新生事物又滞后，只好从现任权力宝座上下来。重新学习后，以待将来。

第十，要重点提高粉煤灰的最大用户——水泥制造厂老扳、混凝土和免烧砖制造商对应用粉煤灰观念的认识。

现在和今后一个时期，水泥、混凝土和免烧砖等的成本价完全由拥有粉煤灰资源的人来加以控制，水泥、混凝土和免烧砖由水泥厂长、混凝土和免烧砖制造商定价的时代将一去不复返。

全国一切粉煤灰技术与应用行业方面的热心人士，如果都以诚实的科学态度在互联网上多沟通，多交流技术难题与技术成果，中国的粉煤灰应用事业必将走在全世界的前列。

一、燃烧系统

燃烧系统由输煤、磨煤、燃烧、风烟、灰渣等环节组成，其流程如图所示。

（l）运煤。电厂的用煤量是很大的，一座装机容量4×30万kW的现代火力发电厂，煤耗率按360g／kw.h计，每天需用标准煤（每千克煤产生7000卡热量）360（g）×120万（kw）×24（h）=10368t。因为电厂燃煤多用劣质煤，且中、小汽轮发电机组的煤耗率在400~500g／kw·h左右，所以用煤量会更大。据统计，我国用于发电的煤约占总产量的1／4，主要靠铁路运输，约占铁路全部运输量的40％。为保证电厂安全生产，一般要求电厂贮备十天以上的用煤量。

（2）磨煤。用火车或汽车、轮船等将煤运至电厂的储煤场后，经初步筛选处理，用输煤皮带送到锅炉间的原煤仓。煤从原煤仓落入煤斗，由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并经空气预热器来的一次风烘干并带至粗粉分离器。在粉粉分离器中将不合格的粗粉分离返回磨煤机再行磨制，合格的细煤粉被一次风带入旋风分离器，使煤粉与空气分离后进入煤粉仓。

（3）锅炉与燃烧。煤粉由可调节的给粉机按锅炉需要送入一次风管，同时由旋风分离器送来的气体（含有约10％左右未能分离出的细煤粉），由排粉风机提高压头后作为一次风将进入一次风管的煤粉经喷燃器喷入炉膛内燃烧。

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电厂煤粉炉燃烧系统流程图

目前我国新建电厂以300MW及以上机组为主。300MW机组的锅炉蒸发量为1000t／h（亚临界压力），采用强制循环（或自然循环）的汽包炉；600MW机组的锅炉为2000t／h的（汽包）直流锅炉。在锅炉的四壁上，均匀分布着4支或8支喷燃器，将煤粉（或燃油、天然气）喷入炉膛，火焰呈旋转状燃烧上升，又称为悬浮燃烧炉。在炉的顶端，有贮水、贮汽的汽包，内有汽水分离装置，炉膛内壁有彼此紧密排列的水冷壁管，炉膛内的高温火焰将水冷壁管内的水加热成汽水混合物上升进入汽包，而炉外下降管则将汽包中的低温水靠自重下降至下连箱与炉内水冷壁管接通，靠炉外冷水下降而炉内水冷壁管中热水自然上升的锅炉叫自然循环汽包炉，而当压力高到16.66~17.64MPa时，水、汽重度差变小，必须在循环回路中加装循环泵，即称为强制循环锅炉。当压力超过18．62MPa时，应采用直流锅炉。

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（4）风烟系统。送风机将冷风送到空气预热器加热，加热后的气体一部分经磨煤机、排粉风机进人炉膛，另一部分经喷燃器外侧套筒直接进入炉膛。炉膛内燃烧形成的高温烟气，沿烟道经过热器、省煤器、空气预热器逐渐降温，再经除尘器除去90％～99％（电除尘器可除去99％）的灰尘，经引风机送入烟囱，排向天空。

（5）灰渣系统。炉膛内煤粉燃烧后生成的小灰粒，被除尘器收集成细灰排入冲灰沟，燃烧中因结焦形成的大块炉渣，下落到锅炉底部的渣斗内，经过碎渣机破碎后也排入冲灰沟，再经灰渣水泵将细灰和碎炉渣经冲灰管道排往灰场（或用汽车将炉渣运走）。

二、汽水系统

火电厂的汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器、除氧器、加热器等设备及管道构成，包括凝给水系统、再热系统、回热系统、冷却水（循环水）系统和补水系统，如图所示。

（1）给水系统。由锅炉产生的过热蒸汽沿主蒸汽管道进入汽轮机，高速流动的蒸汽冲动汽轮机叶片转动，带动发电机旋转产生电能。在汽轮机内作功后的蒸汽，其温度和压力大大降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却凝结成水（称为凝结水），汇集在凝汽器的热水井中。凝结水由凝结水泵打至低压加热器中加热，再经除氧器除氧并继续加热。由除氧器出来的水（叫锅炉给水），经给水泵升压和高压加热器加热，最后送人锅炉汽包。在现代大型机组中，一般都从汽轮机的某些中间级抽出作过功的部分蒸汽（称为抽汽），用以加热给水（叫做给水回热循环），或把作过一段功的蒸汽从汽轮机某一中间级全部抽出，送到锅炉的再热器中加热后再引入汽轮机的以后几级中继续做功（叫做再热循环）。

（2）补水系统。在汽水循环过程中总难免有汽、水泄漏等损失，为维持汽水循环的正常进行，必须不断地向系统补充经过化学处理的软化水，这些补给水一般补入除氧器或凝汽器中，即是补水系统。

（3）冷却水（循环水）系统。为了将汽轮机中作功后排入凝汽器中的乏汽冷凝成水，需由循环水泵从凉水塔抽取大量的冷却水送入凝汽器，冷却水吸收乏汽的热量后再回到凉水塔冷却，冷却水是循环使用的。这就是冷却水或循环水系统。

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三、电气系统

发电厂的电气系统，包括发电机、励磁装置、厂用电系统和升压变电所等，如图所示。

发电机的机端电压和电流随着容量的不同而各不相同，一般额定电压在10~20kV之间，而额定电流可达2OkA。发电机发出的电能，其中一小部分（约占发电机容量的4％～8％），由厂用变压器降低电压（一般为6.3kV和400V两个电压等级）后，经厂用配电装置由电缆供给水泵、送风机、磨煤机等各种辅机和电厂照明等设备用电，称为厂用电（或自用电）。其余大部分电能，由主变压器升压后，经高压配电装置、输电线路送入电网。

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。

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。

火力发电系统主要由燃烧系统（以锅炉为核心）、汽水系统（主要由各类泵、给水加热器、凝汽器、管道、水冷壁等组成）、电气系统（以汽轮发电机、主变压器等为主）、控制系统等组成。前二者产生高温高压蒸汽；电气系统实现由热能、机械能到电能的转变；控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。

火力发电的重要问题是提高热效率，办法是提高锅炉的参数（蒸汽的压强和温度）。90年代，世界最好的火电厂能把40％左右的热能转换为电能；大型供热电厂的热能利用率也只能达到60％～70％。此外，火力发电大量燃煤、燃油，造成环境污染，也成为日益引人关注的问题。

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。

火力发电厂的基本生产过程

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：

（一）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，送到锅炉的再热汽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气除氧，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。

（二）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、脱流等组成。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人天空。

（三）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。

火力发电厂的基本生产过程

这里介绍的是汽轮机发电的基本生产过程。

火力发电厂的燃料主要有煤、石油（主要是重油、天然气）。我国的火电厂以燃煤为主，过去曾建过一批燃油电厂，目前的政策是尽量压缩烧油电厂，新建电厂全部烧煤。

火力发电厂由三大主要设备——锅炉、汽轮机、发电机及相应辅助设备组成，它们通过管道或线路相连构成生产主系统，即燃烧系统、汽水系统和电气系统。其生产过程简介如下。

1．燃烧系统

燃烧系统如图1－l所示，包括锅炉的燃烧部分和输煤、除灰和烟气排放系统等。

煤由皮带输送到锅炉车间的煤斗，进入磨煤机磨成煤粉，然后与经过预热器预热的空气一起喷入炉内燃烧，将煤的化学能转换成热能，烟气经除尘器清除灰分后，由引风机抽出，经高大的烟囱排入大气。炉渣和除尘器下部的细灰由灰渣泵排至灰场。

2．汽水系统

汽水系统流程如图1－2所示，包括锅炉、汽轮机、凝汽器及给水泵等组成的汽水循环和水处理系统、冷却水系统等。

水在锅炉中加热后蒸发成蒸汽，经过热器进一步加热，成为具有规定压力和温度的过热蒸汽，然后经过管道送入汽轮机。

在汽轮机中，蒸汽不断膨胀，高速流动，冲击汽轮机的转子，以额定转速（3000r／min）旋转，将热能转换成机械能，带动与汽轮机同轴的发电机发电。

在膨胀过程中，蒸汽的压力和温度不断降低。蒸汽做功后从汽轮机下部排出。排出的蒸汽称为乏汽，它排入凝汽器。在凝汽器中，汽轮机的乏汽被冷却水冷却，凝结成水。

凝汽器下部所凝结的水由凝结水泵升压后进入低压加热器和除氧器，提高水温并除去水中的氧（以防止腐蚀炉管等），再由给水泵进一步升压，然后进入高压加热器，回到锅炉，完成水—蒸汽—水的循环。给水泵以后的凝结水称为给水。

汽水系统中的蒸汽和凝结水在循环过程中总有一些损失，因此，必须不断向给水系统补充经过化学处理的水。补给水进入除氧器，同凝结水一块由给水泵打入锅炉。

3．电气系统

电气系统如图1－3所示，包括发电机、励磁系统、厂用电系统和升压变电站等。

发电机的机端电压和电流随其容量不同而变化，其电压一般在10～20kV之间，电流可达数千安至20kA。因此，发电机发出的电，一般由主变压器升高电压后，经变电站高压电气设备和输电线送往电网。极少部分电，通过厂用变压器降低电压后，经厂用电配电装置和电缆供厂内风机、水泵等各种辅机设备和照明等用电。