电脑igccservice是什么服务？

IGCC（Integrated Gasification Combined Cycle）整体煤气化联合循环发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它由两大部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。IGCC是整体煤气化燃气—蒸汽联合循环（IGCC-Integrated Gasification Combined Cycle）的英文缩写，是将煤炭等多种含碳燃料进行气化，并将得到的合成气经过净化后直接用于发电。IGCC发电效率可达到45%以上，而污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1/10，脱硫效率可达99%，二氧化硫排放量只有常规燃煤机组的1/15～1/30，氮氧化物排放只有常规电站的15%～20%，耗水只有常规电站的1/2～1/3，粉尘的排放量几乎为零，远远低于国际标准。尤其是采用先进的煤气化技术将煤炭高效率地转化为二次清洁能源，同时还可进行大规模的石油替代产品生产，为洁净煤技术的应用推广拓展了更加广阔的渠道。有些项目管理的杂志上有与IGCC相关的文章，讲的比较专业可以参考下

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IGCC是美国中空玻璃认证协会(Insulating Glass Certification Council)的简称。出口至美国的中空玻璃，需要通过IGCC认证。Low-E玻璃又称低辐射玻璃，是在玻璃表面镀上多层金属或其他化合物组成的膜系产品。

IGCC的燃料是煤气化的煤气，开始有个煤气化设备；而CCPP的燃料是钢铁厂的高炉煤气，直接净化后进入燃气轮机燃烧后发电。 所以IGCC又叫整体煤气化联合循环发电。

IGCC是国内外公认的先进煤炭发电和综合利用应用技术，效率高、最有希望实现零排放，能满足各种严格的环保标准要求，耗水量少、易大型化、利于综合利用煤炭资源，能同时生产甲醇、汽油、尿素、硫磺或硫酸以及灰渣建材等等；并且具有极大发展潜力。 IGCC作为“旧能源、新方法”，是将净化燃煤的气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统，可能逐步取代现有常规蒸汽电站，成为燃煤发电技术的一个主要发展方向。七十年代中后期，美国有关科技、企业界纷起响应，一时有全面开花之势。

电厂地址：天津市塘沽区临港工业区1号(海滨大道2669号) 通讯地址：天津塘沽天津港散货物流中心商贸北路481号17层1704 电话：022-66620126

　如何减少燃煤发电所产生的污染物和二氧化碳排放？对于我国这样一个一次能源以煤炭为主，且拥有超过7.5亿千瓦煤电装机的耗煤大国来说，这个问题从来都是个“烫手的山芋”，但又迫切需要答案。　　近年来，外有发达国家的“咄咄逼人”，内有“雾霾压境”的危险信号，而电力发展主要依赖煤炭的格局似乎在短期内难以得到改变……看似一个无解的命题却随着一座电站的产生而露出希望的曙光。随着我国首座整体煤气化联合循环（IGCC）电站华能天津IGCC示范电站在去年完成“72+　　24”小时试运行后，这座具有我国自主知识产权、代表世界清洁煤技术前沿水平的“绿色煤电”，掀开了我国清洁煤发电技术的新篇章。　　煤：轻轻地我走了……　　将煤炭“吃干榨尽”？对于任意一座常规燃煤电厂来说，完成这项任务好比“给蚊子带口罩”，听起来似乎也违反化学规律。二氧化硫、二氧化碳、氮氧化物、粉尘、灰渣……这些都是煤炭燃烧后所必须产生的物质。究竟谁能够将煤炭“吃干榨尽”呢？距离天津市滨海新区核心区仅10千米的临港经济区内，装机26.5万千瓦的华能天津IGCC电站就坐落在这里。说是燃煤电站，可硕大的厂区却不见燃煤电站的标志性建筑烟囱。然而就是在这里，煤炭可以“重重地来，轻轻地走”。　　华能清洁能源研究院院长许世森解释说：“IGCC电站更像是一座烧煤的燃气　　电站。”“它的环保性能非常好，污染物的排放量约为常规燃煤电站的10%，脱硫效率可达99%，氮氧化物排放只有常规电站的15%~20%。IGCC能够同二氧化碳捕集与封存相结合，以较低成本大幅度削减二氧化碳排放，相对最容易实现二氧化碳近零排放。”许世森告诉记者。　　同样是燃煤，为什么能有如此大的不同呢？事实上，华能IGCC电站的核心部分正是由两部分组成，即煤气化装置和燃气—整齐联合循环发电装置。在这里，煤经过气化产生合成煤气，经除尘、水洗、脱硫等净化处理后，净煤气到燃气轮机燃烧驱动燃气轮机发电，燃机的高温排气在余热锅炉中产生蒸汽，驱动汽轮机发电。　　值得注意的是，它在转化过程中便治理污染物。而转化过程中的治理，相对容易，且提高了脱除效率，污染物排放量较低，比常规燃煤电厂少六分之一到十分之一，基本实现固体、气体、液体等污染物的近零排放。　　“IGCC电站基本达到了天然气发电的排放水平，是我国最环保的燃煤电站。”许世森兴奋地说。IGCC技术是国内外公认的未来最具发展前景的洁净煤发电技术之一，也是世界上公认的清洁、高效煤基发电的主要技术途径之一。　　除了能将煤“吃干榨尽”，华能IGCC电站对于“吃什么”一点都不挑剔。对于高硫煤等高硫燃料，华能IGCC电站可实现污染物的资源化回收，并与煤制油、煤制氢等先进的发电形式，组成更先进的能源系统。　　华能集团公司副总经理胡建民表示，IGCC技术是实现我国节能减排目标的重要路线。华能IGCC电站是我国电力工业发展的一个重要里程碑，对于促进煤炭清洁高效利用、应对气候变化、建设美丽中国都将具有重要意义。　　中国要有自己的“绿色煤电”技术　　时间定格在2012年11月6日19时56分，华能天津IGCC示范电站完成72+24小时试运行。这标志着具有我国自主知识产权、代表世界清洁煤技术前沿水平的“绿色煤电”计划第一阶段取得重大突破。　　至此，我国已掌握了IGCC电站的关键技术，并具备了自助设计、建设、调试和运行IGCC电站的能力。　　在全球范围内，除美国、荷兰、西班牙、日本等国家已建成的5座IGCC电站，华能天津IGCC示范电站是全球第6座IGCC电站。　　可就在20余年前，当我国初步决定探索IGCC技术时，却因基础薄弱、造价过高、缺乏核心技术等原因而不得不搁置。　　起步晚、经验少、差距大，我国IGCC发展历程困难重重……经历了“九五”、“十五”、“十一五”三个五年的技术储备后，2004年，华能集团从未来经济社会发展对燃煤发电在效率和环保方面的更高要求出发，率先提出了“绿色煤电”计划，并联合国内7家大型发电、煤炭等企业组建了绿色煤电有限公司，共同实施“绿色煤电”计划。　　自2007年起，“绿色煤电”计划就以其独特的环保效益和在气候变化领域的影响力引起了亚洲开发银行的特别关注。　　亚洲开发银行通过中国进出口银行向天津IGCC项目提供了总额1.35亿美元的主权贷款和500万美元赠款。　　亚洲开发银行东亚局局长KlausGerhaeusser认为，这个项目将向中国的燃煤发电厂示范一种现有最高效、污染最少的商业化技术。作为该贷款项目的主要负责人，亚行东亚局能源处处长AshokBhargava几年间多次到访绿色煤电公司和天津IGCC电站，他表示，对于中国以煤炭为主的能源结构来说，IGCC是应对气候变化的重要手段。　　华能天津IGCC示范电站正式计划第一阶段的终极目标。很快，华能将在第二阶段，对IGCC示范工程进行完善和放大，同时研发绿色煤电关键技术。而在第三阶段，将建设实现二氧化碳捕集、利用与封存的示范电站，验证其经济性并进行商业化准备。　　由于涉及化工、电力两个行业标准，运用创新技术相当之多，技术复杂程度高，系统集成难度可想而知。　　华能天津煤气化发电公司党委书记刘振华介绍说，除了燃气轮机外，华能IGCC示范项目主要设备均采用国产设备，是自主研发、设计、制造、建设并运营的“五自主”项目。特别是气化炉设备，采用华能自主技术的两段式干煤粉加压气化炉，在我国首次设计、制造。　　“我们更看重的是，通过建设IGCC示范工程，掌握其核心技术、支撑技术和系　　统集成技术，形成自主知识产权的"绿色煤电"技术；并使其在经济上可接受，逐步推广应用，实现煤炭发电的可持续发展。”胡建民说。　　美国自然资源保护委员会专家对中国绿色煤电的快速发展大为赞叹：“华能天津IGCC示范电站让我们再一次看到中国在发展低碳技术上敢为人先、力争上游的开拓精神。”专家们说：“我们在天津的亲眼所见让我们对中国的减排承诺更加有信心。我们看到，中国一方面努力满足其高速发展的经济对能源的需求，另一方面也积极解决全球变暖和环境污染问题。”　　商业化道路指日可待　　从2009年7月6日开工建设之日起，华能IGCC示范电站便成为了人们关注的焦点。不仅仅是因为其对于我国煤电发展具有里程碑式的意义，更在于这样一个开发成本巨大的项目，如何实现有效的商业运营模式？与全球其他清洁能源新技术一样，天津IGCC尽管被视为未来煤炭高效清洁发电的重要方向，但其本身接近于常规燃煤电站3倍的建设成本以及偏高的运营成本，实现经济性运行尚需时日。　　胡建民坦言，如果能够争取到0.8元左右的特殊电价政策，华能IGCC项目才能够实现盈亏平衡。　　“华能IGCC示范电站绝不是中看不　　中用的花架子，我们将努力通过系统优化，对设计、施工进行全过程优化，在未来降低工程造价。而且还要使其运行得更好，效率更高。”胡建民告诉记者，并对IGCC电站的商业化运营表示乐观的态度。　　事实上，除了生产电能，华能IGCC电站还能实现多联产和副产品的综合利用，这为实现煤炭资源的综合利用和电站的商业化经营挖掘了新的潜力。　　中国工程院院士倪维斗表示：“煤的清洁高效利用是中国式低碳经济的关键。　　与超临界燃煤技术相比，IGCC在发电效率方面相对来说有更大提升空间，在污染物治理、脱碳方面也有独特优势，还能通过和多联产耦合降低建设成本，因此具有很大的发展潜力。”后记：“污染物排放比常规燃煤电厂少六分之一到十分之一，基本实现固体、气体、液体等污染物的近零排放……”除了能将煤“吃干榨尽”，还可实现污染物的资源化回收，并与煤制油、煤制氢等先进的发电形式组成更先进的能源系统。　　这就是华能天津IGCC示范电站的“绿色煤电”理念。这座具有我国自主知识产权、代表世界清洁煤技术前沿水平的“绿色煤电”，掀开了我国清洁煤发电技术的新篇章。作为全球第6座IGCC电站，再一次让世界看到我国在发展低碳技术上敢为人先、力争上游的开拓精神

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杭州高烯 科技 有限公司 作为石墨烯领域的领军企业之一，在2020yarnexpo秋冬纱线展现场，以单层氧化石墨烯为核心材料， 首次推出的石墨烯多功能复合纤维及产品 ，迅速引发行业高度关注。 单层石墨烯多功能复合纤维兼具抗菌抑菌、抗病毒、远红外内暖、负离子发生、紫外防护、抗螨虫六大功能，各项指标远超国家标准，完全符合后疫情时代人们对 健康 纺织品的需求，以全球首创填补该领域市场空白。 十年磨一剑 从实验室走向量产 正如马克思所言，在科学上没有平坦的大道,只有不畏劳苦沿着陡峭山路攀登的人，才有希望达到光辉的顶点。 浙江大学高超教授课题组 在2010年首次发表了把石墨烯和尼龙6原位聚合的文章，从此开启了石墨烯复合纤维的 探索 与实践之路。其后， 高超 创立了高烯 科技 ，通过浙江大学专利转让及公司自研发的方式，奋力推进产学研进展。从实验室基础研究走向工程化，走向商业量产，走向终端市场，高超教授带领高烯 科技 勇立潮头，攻坚克难，闯过了漫漫研发之路。 一路走来，高烯 科技 通过不断技术攻关与工艺优化，突破了单层氧化石墨烯高质量宏量制备、单层氧化石墨烯粉体稳定制备、单层石墨烯粉体展开原位聚合技术、均匀分散、石墨烯复合纤维高速纺丝等数十道关键技术。2019年，高烯 科技 单层氧化石墨烯生产线试车成功，目前可实现年产10吨级生产规模。同时，在单层率高达99%的石墨烯原料稳定量产基础上，高烯 科技 突破了石墨烯多功能复合纤维的核心量产技术，开发出石墨烯锦纶、涤纶、氨纶、腈纶、黏胶、莫代尔等多系列功能复合纤维。 “单层率达99%的石墨烯浆料，仅需千分之一的添加量就能实现诸多功能，且不会对纤维的触感、强度、韧性等性质造成不利影响。从技术层面来讲，原位聚合不同于普通的混合、掺杂，在使用过程中，石墨烯不会从纤维中脱离流失，保证了产品功能的持久性、本身的安全性及环境友好性。” 高烯 科技 研发中心副经理韩燚 说道。 据 高烯 科技 总经理汪洋 介绍，高烯 科技 是目前全球首个获得IGCC单层氧化石墨烯产品认证的企业。以单层氧化石墨烯为自产核心原料，高烯 科技 通过原位聚合及熔融纺丝制得了石墨烯改性复合纤维，也成为目前全球首个通过IGCC认证单层氧化石墨烯改性功能纤维的企业，彰显了中国纺织 科技 的力量。 多元化功能 以 科技 护航 健康 生活 2020年是国家“十三五” 健康 中国规划收官之年，也是全面建成小康 社会 的关键之年。悠悠民生、 健康 最大，没有全民 健康 ，就没有全面小康，今年的这场全民战疫进一步赋予“ 健康 中国”新的内涵和意义。高烯推出的石墨烯多功能复合纤维，从人们的 健康 出发，自带康护功能，并且不含重金属，通过了欧洲OEKO-TEX Standard 100纺织品信心100附录6最严安全环保检测，适用于婴幼儿纺织品。 “我们的石墨烯多功能复合纤维，既能向内增强细胞活力、提升免疫力、延缓衰老，又能向外抑制病毒细菌螨虫生长、屏蔽紫外线，多管齐下，协同呵护，全方位守护 健康 ，是居家、运动、商务、休闲的理想纺织面料。这样的功能纤维纺织品，还可广泛用于公共活动区域如医院、宾馆、休闲 娱乐 场所、学校、高铁、飞机、 汽车 等，可实现自动高效灭病毒、抗菌抑菌，大大减少交叉感染风险，开启康护纺织新时代。”汪洋说道。 今年以来，为迎合消费者对大 健康 纺织品的需求，高烯 科技 积极推动供给侧改革，立足原料，迈向终端，以新供给创造新需求，推出烯凤凰品牌首款产品——单层石墨烯多功能袜，其一经面世便收获了众多好评。即将推出的石墨烯远红外光灸毯，其远红外生命光波可促进血液循环，加强新陈代谢，达到改善睡眠、缓解疲劳、驱寒保暖等多重功效，尤其对肩颈、脊柱、腰腹、关节等部位有很好的理疗作用。接下来，单层石墨烯康护内衣、健身服、塑身服、烯丝毛巾、烯丝被等也将陆续面世，引领“穿睡出 健康 ”的全新生活方式。 当前，我国 社会 的主要矛盾是人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾。在以“内循环”为主的新格局下，推动国内大循环，纺织行业必须坚持供给侧结构性改革这一主线，提高供给体系质量和水平,以新供给创造新需求，满足人民美好生活。石墨烯多功能复合纤维多元化功能融合，通过 科技 创新，为人们的美好生活提供了更好的选择。 整合产业链 携手上下游联动发展 独行者疾，众行者远。为了推动石墨烯多功能复合纤维产业的快速发展，高烯 科技 致力于打造一个多方受益的共赢链和价值链，立足单层氧化石墨烯原料，有效衔接纤维、纱线伙伴、面料伙伴和下游品牌客户，从源头引领产业链协同创新，共赢未来。 为此，高烯 科技 牵头成立了石墨烯多功能复合纤维共同体研究院（简称GCI），携手北京石墨烯研究院有限公司、厦门大学石墨烯工程与产业研究院、深圳石墨烯创新中心有限公司等数十家产业链机构开启合作共赢新时代。GCI的宗旨是，围绕“石墨烯多功能复合纤维”产业体系建设，整合产业链的优势人才、技术及资源，以提高产品创新力为核心，以市场需求为导向，集成“政产学研资用”等创新要素和资源要素，将研究院建设成为全球石墨烯功能纤维领域的权威共同体，促进共同体内成员的创新、创业和可持续发展，助力纤维强国、材料强国、制造强国和 科技 强国。 据汪洋透露，目前公司正在规划建设百吨级生产线，力求通过产能扩大降低生产成本，并计划通过8-10年的时间，让高烯石墨烯多功能复合纤维成为纤维领域的标配，让自带康护功能的终端纺织品走入寻常百姓家。“虽然目前我们也在延伸产业链，打造自己的品牌，但我们的最终目的是要实现C2B,通过成品推出让下游企业和消费市场切实体会到石墨烯多功能复合纤维制品带给人们的保 健康 复效果，从而带动B端客户的扩展，待到市场广泛运用后，我们会收缩战线，专注原材料的研发与扩产”。 从产业链延伸，到产业链收缩，这或许又是一个漫长的过程，但汪洋表示，单层氧化石墨烯从源头到终端产品，其核心技术都是国人自主研发，拥有自主知识产权，是中国纺织 科技 领先世界的典范，高烯 科技 将不忘初心，秉承“首创、极致、使命”的研发理念，从人们的 健康 出发，以实现企业价值和 社会 责任为己任，用实际行动诠释产业报国之志，护航人们美好生活，助力纺织工业高质量发展。

就是经过脱硫的媒！防止生成二氧化硫！造成大气污染，和防止生成酸雨！

华能天津IGCC示范电站是“绿色煤电”计划首期工程，装机规模为一台265兆瓦IIGCC发电机组。IGCC技术是国家重大科技专项，融合化工和电力两大行业，具有发电效率高、环保性能好、二氧化碳处理相对成本较低等突出特点，是目前国际上被验证的、能够工业化的、最洁净最具发展前景的高效燃煤发电技术。华能天津IGCC示范电站的主要工艺流程是：煤在氮气的带动下进入气化炉，与空分系统送出的纯氧在气化炉内燃烧反应，生成合成气（有效成分主要为CO、H2），经除尘、水洗、脱硫等净化处理后，到燃气轮机做功发电。燃气轮机的高温排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动汽轮机发电。华能天津IGCC示范电站承载着中国绿色低碳发电技术的希望和未来，由我国自主研发、设计、制造、建设并运营，具有完全自主知识产权，先后被列为国家洁净煤发电示范工程、“863计划”重大课题依托工程和天津市重大工业项目，成为我国认真履行大国责任、积极应对气候变化的重要窗口，受到国内外各界广泛关注。

燃烧前的脱硫　　1)煤的洗选(可脱硫30-60%)　　2)其他原料煤的脱硫技术(化学法,物理法,微波法,生物法.)　　3)煤的转化(液化,气化,高纯水煤浆,燃气-蒸汽联合循环[wiki]IGCC[/wiki])　　4)燃料电池,等离子.　　燃烧中脱硫　　1)型煤　　2)流化床燃烧:鼓泡床(BFBC),循环床(CFBC),增压床合循环(PFBC-CC)　　3)炉内喷钙　　燃烧后烟气脱硫(FGD)　　1)干法烟气脱硫　　a)炉内喷钙+尾部增湿活化(LIFAC)--下关,钱清,沾化　　b)旋转喷雾法(SDA)—白马,黄岛　　c)循环流化床烟气脱硫(CFB-FGD)恒运,漳山,榆社　　d)增湿灰循环法(NID)--衢州[wiki]化工[/wiki]　　e)荷电干粉喷射法(CDSI)--德州,杭钢二热　　f)其他　　2)湿法烟气脱硫　　a)石灰石/石灰—抛弃/石膏法—珞璜,太原.　　b)海水法—深圳西,后石　　c)氨法—内江　　d)镁法---　　e)磷氨法—豆坝　　f)其他　　3)其他脱硫法(同时脱硫和脱硝)　　a)电子束—成都　　b)脉冲电晕　　c)活性炭　　(3)烟气的预冷却　　大多数含硫烟气的温度为120~185℃或更高,而吸收操作则要求在较低的温度下(60℃左右)进行.低温有利于吸收,高温有利于解吸.因而在进行吸收之前要对烟气进行预冷却.通常,将烟气冷却到60℃左右较为适宜.常用冷却烟气的方法有：应用热交换器间接冷却;应用直接增湿(直接喷淋水)冷却;用预洗涤塔除尘增湿降温,这些都是较好的方法,也是目前使用较广泛的方法.通常,国外湿法烟气脱硫的效率较高,其原因之一就是对高温烟气进行增湿降温.

煤干馏 coal carbonization 煤化工的重要过程之一。指煤在隔绝空气条件下加热、分解，生成焦炭（或半焦）、煤焦油、粗苯、煤气等产物的过程。按加热终温的不同,可分为三种：900～1100℃为高温干馏，即焦化；700～900℃为中温干馏；500～600℃为低温干馏（见煤低温干馏）。 煤干馏过程主要经历如下变化：当煤料的温度高于100℃时，煤中的水分蒸发出；温度升高到200℃以上时，煤中结合水释出；高达350℃以上时,粘结性煤开始软化，并进一步形成粘稠的胶质体（泥煤、褐煤等不发生此现象）；至400～500℃大部分煤气和焦油析出，称一次热分解产物；在450～550℃，热分解继续进行，残留物逐渐变稠并固化形成半焦；高于550℃，半焦继续分解,析出余下的挥发物（主要成分是氢气），半焦失重同时进行收缩，形成裂纹；温度高于800℃,半焦体积缩小变硬形成多孔焦炭。当干馏在室式干馏炉内进行时，一次热分解产物与赤热焦炭及高温炉壁相接触，发生二次热分解，形成二次热分解产物（焦炉煤气和其他炼焦化学产品）。 煤干馏的产物是煤炭、煤焦油和煤气。 煤干馏产物的产率和组成取决于原料煤质、炉结构和加工条件（主要是温度和时间）。随着干馏终温的不同，煤干馏产品也不同。低温干馏固体产物为结构疏松的黑色半焦，煤气产率低，焦油产率高；高温干馏固体产物则为结构致密的银灰色焦炭，煤气产率高而焦油产率低。中温干馏产物的收率，则介于低温干馏和高温干馏之间。煤干馏过程中生成的煤气主要成分为氢气和甲烷，可作为燃料或化工原料。高温干馏主要用于生产冶金焦炭，所得的焦油为芳烃、杂环化合物的混合物，是工业上获得芳烃的重要来源；低温干馏煤焦油比高温焦油含有较多烷烃，是人造石油重要来源之一。 煤炭气化 煤炭气化是指煤在特定的设备内，在一定温度及压力下使煤中有机质与气化剂（如蒸汽/空气或氧气等）发生一系列化学反应，将固体煤转化为含有CO、H2、CH4等可燃气体和CO2、N2等非可燃气体的过程。煤炭气化时，必须具备三个条件，即气化炉、气化剂、供给热量，三者缺一不可。 如图： 气化过程发生的反应包括煤的热解、气化和燃烧反应。煤的热解是指煤从固相变为气、固、液三相产物的过程。煤的气化和燃烧反应则包括两种反应类型，即非均相气－固反应和均相的气相反应。 不同的气化工艺对原料的性质要求不同，因此在选择煤气化工艺时，考虑气化用煤的特性及其影响极为重要。气化用煤的性质主要包括煤的反应性、粘结性、结渣性、热稳定性、机械强度、粒度组成以及水分、灰分和硫分含量等。 煤炭气化工艺可按压力、气化剂、气化过程供热方式等分类，常用的是按气化炉内煤料与气化剂的接触方式区分，主要有： 1) 固定床气化：在气化过程中，煤由气化炉顶部加入，气化剂由气化炉底部加入，煤料与气化剂逆流接触，相对于气体的上升速度而言，煤料下降速度很慢，甚至可视为固定不动，因此称之为固定床气化；而实际上，煤料在气化过程中是以很慢的速度向下移动的，比较准确的称其为移动床气化。 2) 流化床气化：它是以粒度为0-10mm的小颗粒煤为气化原料，在气化炉内使其悬浮分散在垂直上升的气流中，煤粒在沸腾状态进行气化反应，从而使得煤料层内温度均一，易于控制，提高气化效率。 3) 气流床气化。它是一种并流气化，用气化剂将粒度为100um以下的煤粉带入气化炉内，也可将煤粉先制成水煤浆，然后用泵打入气化炉内。煤料在高于其灰熔点的温度下与气化剂发生燃烧反应和气化反应，灰渣以液态形式排出气化炉。 4) 熔浴床气化。它是将粉煤和气化剂以切线方向高速喷入一温度较高且高度稳定的熔池内，把一部分动能传给熔渣，使池内熔融物做螺旋状的旋转运动并气化。目前此气化工艺已不再发展。 以上均为地面气化，还有地下气化工艺。 煤炭气化技术广泛应用于下列领域： 1）作为工业燃气 一般热值为1100－1350大卡热的煤气，采用常压固定床气化炉、流化床气化炉均可制得。主要用于钢铁、机械、卫生、建材、轻纺、食品等部门，用以加热各种炉、窑，或直接加热产品或半成品。 2）作为民用煤气 一般热值在3000－3500大卡，要求CO小于10％，除焦炉煤气外，用直接气化也可得到，采用鲁奇炉较为适用。与直接燃煤相比，民用煤气不仅可以明显提高用煤效率和减轻环境污染，而且能够极大地方便人民生活，具有良好的社会效益与环境效益。出于安全、环保及经济等因素的考虑，要求民用煤气中的H2、CH4、及其它烃类可燃气体含量应尽量高，以提高煤气的热值；而CO有毒其含量应尽量低。 3）作为化工合成和燃料油合成原料气 早在第二次世界大战时，德国等就采用费托工艺（Fischer-Tropsch）合成航空燃料油。随着合成气化工和碳－化学技术的发展，以煤气化制取合成气，进而直接合成各种化学品的路线已经成为现代煤化工的基础，主要包括合成氨、合成甲烷、合成甲醇、醋酐、二甲醚以及合成液体燃料等。 化工合成气对热值要求不高，主要对煤气中的CO、H2等成分有要求，一般德士古气化炉、Shell气化炉较为合适。目前我国合成氨的甲醇产量的50％以上来自煤炭气化合成工艺。 4）作为冶金还原气 煤气中的CO和H2具有很强的还原作用。在冶金工业中，利用还原气可直接将铁矿石还原成海棉铁；在有色金属工业中，镍、铜、钨、镁等金属氧化物也可用还原气来冶炼。因此，冶金还原气对煤气中的CO含量有要求。 5）作为联合循环发电燃气 整体煤气化联合循环发电（简称IGCC）是指煤在加压下气化，产生的煤气经净化后燃烧，高温烟气驱动燃气轮机发电，再利用烟气余热产生高压过热蒸汽驱动蒸汽轮机发电。用于IGCC的煤气，对热值要求不高，但对煤气净化度-如粉尘及硫化物含量的要求很高。与IGCC配套的煤气化一般采用固定床加压气化（鲁奇炉）、气流床气化（德士古）、加压气流（Shell气化炉）广东省 加压流化床气化工艺，煤气热值2200－2500大卡左右。 6）作煤炭气化燃料电池 燃料电池是由H2、天然气或煤气等燃料（化学能）通过电化学反应直接转化为电的化学发电技术。目前主要由磷酸盐型（PAFC）、熔融碳酸盐型(MCFC)、固体氧化物型(SOFC)等。它们与高效煤气化结合的发电技术就是IG-MCFC和IG-SOFC，其发电效率可达53%。 7）煤炭气化制氢 氢气广泛的用于电子、冶金、玻璃生产、化工合成、航空航天、煤炭直接液化及氢能电池等领域，目前世界上96%的氢气来源于化石燃料转化。而煤炭气化制氢起着很重要的作用，一般是将煤炭转化成CO和H2，然后通过变换反应将CO转换成H2和H2O，将富氢气体经过低温分离或变压吸附及膜分离技术，即可获得氢气。 8）煤炭液化的气源 不论煤炭直接液化和间接氧化，都离不开煤炭气化。煤炭液化需要煤炭气化制氢，而可选的煤炭气化工艺同样包括固定床加压Lurgi气化、加压流化床气化和加压气流床气化工艺。

1、Services.exe系统文件是什么services.exe是微软Windows操作系统的一部分。用于管理启动和停止服务。该进程也会处理在计算机启动和关机时运行的服务。这个程序对你系统的正常运行是非常重要的。终止进程后会重启。正常的services.exe应位于%systemroot%System32文件夹中。 2、如何辨别services.exe是否为病毒正常情况下的services.exe文件该出现在C：WindowsSystem32文件夹内，并且如果使用任务管理器查看应该显示示为“system”用户权限。如果是木马或者病毒，通过感染系统文件，允许黑客通过恶意软件远程访问您的计算机，并且会下载大量盗号木马驻留在您的系统中，一旦开启网游、网银等会自行盗取发送帐号密码。热衷于网游、团购的网民请时刻警惕，一旦发现异常情况立即进行查杀木马。 3、如何清除感染型services.exe木马病毒 下载最新的杀毒软件进行全盘查杀即可。

位于日本勿来一座新的发电厂，未来可能会改变煤炭发电厂的一切。

在工业上，往往需要大量的热来使反应大量、快速进行。用纯氧助燃可放热更多，提高燃料利用率。有更高经济效益

煤干馏方法之一，指采用较低的加热终温 （500～600℃）,使煤在隔绝空气条件下，受热分解生成半焦、低温煤焦油（见煤焦油）、煤气和热解水过程。低温干馏的设备称为低温干馏炉。与高温干馏（即焦化）相比，低温干馏的焦油产率较高而煤气产率较低。一般半焦为50％～70％，低温煤焦油8％～25％，煤气80～100m3/t（原料煤）。 沿革 煤低温干馏技术的应用始于19世纪，当时主要用于制取灯油（或称煤油）和蜡。19世纪末，因电灯的发明而趋于衰落。第二次世界大战前夕及大战期间，纳粹德国基于战争的目的,建立了大型低温干馏工厂,生产低温干馏煤焦油，再经高压加氢制取汽油、柴油。战后，大量廉价石油的开采，使煤低温干馏工业再次陷于停滞状态，各种新型低温干馏的方法多处于试验阶段。 历史上曾出现过很多低温干馏方法，但工业上成功的只有几种。这些方法按炉的加热方式可分为外热式、内热式及内热外热混合式。外热式炉的加热介质与原料不直接接触，热量由炉壁传入；内热式炉的加热介质与原料直接接触，因加热介质的不同而有固体热载体法和气体热载体法两种。 内热式气体热载体法 鲁奇－斯皮尔盖斯低温干馏法是工业上已采用的典型方法。此法采用气体热载体内热式垂直连续炉，在中国俗称三段炉，即从上而下包括干燥段、干馏段和冷却段三部分（图1）。褐煤或由褐煤压制成的型块（约25～60mm）由上而下移动，与燃烧气逆流直接接触受热。炉顶原料的含水量约15％时，在干燥段脱除水分至 1.0％以下，逆流而上的约250℃热气体冷至80～100℃。干燥后原料在干馏段被600～700℃不含氧的燃烧气加热至约500℃,发生热分解；热气体冷至约250℃,生成的半焦进入冷却段被冷气体冷却。半焦排出后进一步用水和空气冷却。从干馏段逸出的挥发物经过冷凝、冷却等步骤，得到焦油和热解水。德国、美国、苏联、捷克斯洛伐克、新西兰和日本都曾建有此类炉型。中国东北也曾建此种炉。60年代初，在中国曾采用的气燃式炉也属此类型，后因大量廉价天然石油的开采而停产。 内热式固体热载体法 鲁奇－鲁尔盖斯低温干馏法（简称L－R法）是固体热载体内热式的典型方法。原料为褐煤、非粘结性煤、弱粘结性煤以及油页岩。20世纪50年代，在联邦德国多尔斯滕建有一套处理能力为10t/h煤的中间试验装置,使用的热载体是固体颗粒（小瓷球、砂子或半焦）。由于过程产品气体不含废气，因此后处理系统的设备尺寸较小,煤气热值较高,可达20.5～40.6MJ/m3。此法由于温差大，颗粒小,传热极快，因此具有很大的处理能力。所得液体产品较多、加工高挥发分煤时，产率可达30％。 L-R法工艺流程（图2）是首先将初步预热的小块原料煤，同来自分离器的热半焦在混合器内混合，发生热分解作用。然后落入缓冲器内，停留一定时间，完成热分解。从缓冲器出来的半焦进入提升管底部，由热空气提送，同时在提升管中烧去其中的残碳，使温度升高，然后进入分离器内进行气固分离。半焦再返回混合器，如此循环。从混合器逸出的挥发物，经除尘、冷凝和冷却、回收油类,得到热值较高的煤气。 Shell煤气化工艺谢尔气化工艺（SGP）作为一种将多种碳氢化合物原料转成洁净合成气的方法于20世纪50年代开发。SGP不是用于煤炭气化的，壳牌公司另有一单独的工艺（谢尔煤炭气化工艺，SCGP）。[SGP]该气化炉有耐火熔材料衬里，在大约25-30巴（在IGCC范畴，生产H2的典型压力约巴）和1300℃下运行。燃料、O2和蒸汽从气化炉顶部经复合环形燃烧器射入。气化发生，伴随小量烟炱和灰（在给料中~0.5-1%的碳转化成烟炱）。粗合成气和杂质在气化炉底部排出，在合成气冷却器内冷却，冷却器由平行的螺旋形旁管组成，浸入在竖立的蒸汽发生器中。这种配制在~100bar下产生饱合蒸气。气体从合成气冷却器入口时的~1300℃冷却，到出口时的<400℃。然后气体可在烟炱和灰洁净之前进一步冷却。这在淬冷管内进行，粗气体用水喷淋，以去除现存的大部分固态颗粒。夹带的颗粒作为分离器内废渣排出。然后气体转至洗涤器，洗涤器中的两个充填床用来减低颗粒浓度至<1mg/m3。之后粗合成的气适宜用来脱硫和使用。从气体中脱硫的灰和烟炱在由谢尔和鲁奇开发的烟炱灰脱除装置中处理。熔渣经过滤，碳质滤饼被焚化，产生高钒灰残渣。SGP与SCGP的主要区别为：(i)非（未）冷却的气化炉；(ii)燃烧管合成气冷却器；(iii)淬冷用非再循环冷却合成气；(iv)气化炉内温度较低。使用SGP的唯一气化发电厂是在鹿特丹的壳牌炼油厂的Per+综合企业。三个SGP系列用残渣生产合成气；67%的合成气用于制H2 ，其余用来发电。[SCGP]壳牌公司的气化历史可回溯到20世纪50年代，那时第一个SGP装置交付使用。1972年，壳牌公司开始煤的气化工艺的研究工作。在阿姆斯特丹建设了一座6t/d中试厂后，壳牌公司于1978年在德国汉堡附近哈尔堡建一座150t/d示范厂。壳牌公司采用所获得的经验在美国休斯顿的迪尔帕克现有的石油化工联合企业建一座厂。该厂规模为气化220t/d（每天250美国短吨）烟煤成365t/d(每天400美国短吨)的高湿、高灰分褐煤。1987年迪尔帕克气化炉投入运营，并证实了SCGP气化多种类型煤的能力。1989年，在荷兰的Buggenum的一座IGCC电厂宣布选择使用SCGP，它成为采用SCGP的唯一商业化电厂。谢尔气化炉如图8所示。该气化炉容器由碳素钢压力外壳构成，里面有一气化室，气化室由耐火衬里的膜壁封闭。通过膜壁的循环水用来控制气化室壁温度及产生饱合蒸汽。干式pf、O2和蒸汽经气化炉底部的对置燃烧器送入，气化炉操作压力~25-30巴。气化在1500℃和此温度以上发生，确保煤灰熔化并形成熔渣。熔渣在气化炉壁内表面下行，在气化炉底部一水槽内淬冷，一部分熔渣粘在气化炉壁上并冷却，形成防护层。煤的气化形成一种粗燃料气，主要成分是H2和CO，及少量CO2和一些夹带的渣粒。在气化炉出口，粗气以再循环的冷却的燃料气淬冷，使温度降至~900℃以下。冷却使渣粒冻结，使它们粘性减小，不易在表面挂渣。其后，燃料气在合成气冷却器中冷却到~300℃，产生高压和中压蒸汽。与壳牌公司的石油气化工艺的合成气冷却器完全不同，SCGP合成气冷却器在壳侧有气体。因此，合成气冷却器有一套复杂的管道，包括各种节省器、中压及高压汽化器和一些过热器。冷却的合成气利用陶瓷过滤器过滤。之后大约50%的冷却合成气再循环至气化炉顶部作气体的淬冷介质使用，其余的合成气被洗涤，去掉卤化物和NH3，然后送至脱硫装置。3.3.3.1 Shell煤气化工艺的结构特点 (1)煤粉制备和送料系统。Shell煤气化工艺采用干煤粉进料系统。原煤的干燥和磨煤系统与常规电站基本相同，但送料系统是高压的N2气浓相输送。与水煤浆不同，整个系统必须采取防爆措施。经预破碎后进入煤的干燥系统，使煤中的水分小于2%，然后进入磨煤机中被制成煤粉。对烟煤，煤粉细度R90一般为20%～30%，磨煤机是在常压下运行，制成粉后用N2气送入煤粉仓中。然后进入2级加压锁斗系统。再用高压N2气，以较高的固气比将煤粉送至4个气化炉喷嘴，煤粉在喷嘴里与氧气(95%纯度)混合并与蒸汽一起进入气化炉反应。 (2)气化炉。由对称布置的4个燃烧器喷入的煤粉、氧气和蒸汽的混合物，在气化炉内迅速发生气化反应，气化炉温度维持在1400～1600℃，这个温度使煤中的碳所含的灰分熔化并滴到气化炉底部，经淬冷后，变成一种玻璃态不可浸出的渣排出。 粗煤气随气流上升到气化炉出口，经过一个过渡段，用除尘后的低温粗煤气(150℃左右)使高温热煤气急冷到900℃，然后进入对流式煤气冷却器。在有一定倾角的过渡段中，由于热煤气被骤冷，所含的大部分熔融态灰渣凝固后落入气化炉底部。 Shell气化炉的压力壳内布置垂直管膜式水冷壁，产生4.0MPa的中压蒸汽。向火侧有一层很薄的耐火涂层，当熔融态渣在上面流动时，起到保护水冷壁的作用。Demkolec IGCC电站的气化炉直径约5～6 m，高约50多m，标高达到60多m。气化炉的运行压力约2.6～2.8 MPa。 (3)煤气冷却器。粗热煤气在煤气冷却器中被进一步冷却到250 ℃左右。低温冷却段产生4.0 MPa的中压蒸汽，这部分蒸汽与气化炉产生的中压蒸汽混合后，再与汽轮机高压缸排汽一起再热成中压再热蒸汽。高温冷却段产生13 MPa的高压蒸汽，它与余热锅炉里的高压蒸汽一起过热成主蒸汽。 Demkolec电厂的煤气冷却器直径约4 m，高约64 m，冷却器顶部标高约74.5 m，是气化岛的最高点。冷却器的压力外壳里布置有8层螺旋管圈，上下共分成5段，热煤气由上而下在螺旋管外流动与螺旋管内的水换热。每一层螺旋管圈都有一个气动锤振打清除积灰。 由于Shell气化炉组成的IGCC系统采用的是干法除尘，所以，它的黑水和灰水处理系统相对比较简单，但其主要的流程与Texaco相似，在此不再赘述。3.3.3.2 Shell煤气化工艺的性能及技术经济指标分析 (1)Shell气化炉的煤气中CO和H2含量远大于Texaco煤气，而CO2和H2O却远小于Texaco煤气。由于可燃气成分较高，其冷煤气效率较高(约80%～83%)，组成的IGCC电站发电效率也较高(43% LHV)。而水煤浆进料的冷煤气效率一般仅为74%～77%。组成的IGCC效率也较低(41% LHV)。 (2)由于煤气中水分含量较少(2.0%)，Shell气化炉组成的IGCC因常温净化而损失的热煤气能量较小，而水煤浆进料的煤气中一般都含有16.8%左右的水分，那么当热煤气冷却到常温时，必然损失大量的显热和潜热。水煤浆进料气化工艺对高温净化的需求更迫切。 (3)Shell气化炉的喷嘴和水冷壁寿命较长，在Demkolec电站累计运行10 000 h以上未见损坏，气化炉的可用率已达到95%。 (4)由于采用干法进料，气化过程的氧耗比水煤浆进料少，煤气中的CO2含量也远小于水煤浆进料的煤气。对于相同容量的气化炉，Shell气化所需的空分站可小于15%～25%。 (5)采用干灰再循环，提高了碳的转化率(可达到99%)。 (6)干法进料系统与水煤浆相比要复杂得多，操作和保护也要严格得多。进料系统的防爆和防泄漏问题十分关键。进料系统的占地和造价比水煤浆大。此外，干法进料系统的粉尘排放远大于水煤浆进料系统。 (7)由于Shell气化炉采用4个(或更多)喷嘴运行，易于在低负荷和高负荷下运行，操作的灵活性大，实现大型化的可能性大。据介绍，Shell气化炉的最低负荷可达到25%，即一个喷嘴运行。 (8)Shell气化炉运行过程中最重要的控制参数如下：气化炉出口温度；合成气冷却器进口温度；煤气成分；蒸汽的参数(流量、温度、压力)；炉渣的排出量及外观状况。 (9)气化炉的变负荷率每分钟大于5%，IGCC的变负荷率每分钟接近3%。3.3.3.3 Demkolec IGCC电站中shell气化炉曾出现过的问题及解决办法 在Demkolec电站运行中，Shell气化炉及其辅助系统的运行基本正常，可用率也较高。在运行初期出现过以下问题：(1)排渣的锁斗堵塞；(2)细微炉渣影响黑水处理系统。上述2个与气化工艺有关问题的原因及解决办法与前文相同，在此不再赘述。据说使用Shell煤气化技术的工厂目前没有一个运行稳定的……中国被shell当成了气化技术的实验田……

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【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

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。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。火力发电简介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。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。以上内容参考：百度百科—火力发电

废热锅炉根据应用场合分为电站废热锅炉和化工废热锅炉。电站废热锅炉电站废热锅炉是IGCC电站系统气化岛中的关键设备，与化工用废热锅炉有很大不同。采用废热锅炉对IGCC煤气化后的合成气显热进行有回收能够提高IGCC电站机组的发电效率。合成气显热的利用分为高温段、中温段、低温段三部分，分别由辐射式废热锅炉、对流式废热锅炉、回热加热器利用。因此，电站废锅可分为辐射式和对流式，其中对流式废锅又分火管式和水管式，目前火管式已经不再使用。另外，将辐射废锅和对流废锅结合为一个整体进行设计，称为辐射对流一体废锅，这可以大大降低投资成本，但国内技术尚不成熟。当今世界IGCC电站技术是前景最广的发电技术，IGCC商业化的关键是气化岛技术，而废热锅炉正是其关键设备。因此，电站废热锅炉技术的是解决IGCC商业化应用瓶颈的最关键技术之一。化工废热锅炉利用生产过程中的高温物流作为热源来生产蒸汽的换热器，它既是工艺流程中高温物流的冷却器,又是利用余热提供蒸汽的动力装置。如在乙烯装置中，将从管式炉出来的裂解气(温度高达800～900℃)直接送入急冷废热锅炉，在0.1s内温度降到350～600℃，这样既可以防止因过度裂解而降低乙烯收率，又可生产10MPa以上的高压蒸汽,对提高整个工厂的热效率和经济效益起着重要作用。目前，在硝酸、硫酸、合成氨及石油炼制工业等许多生产过程中都普遍使用废热锅炉，使生产过程所需的动力和热能得以全部或部分自给。根据结构形式，废热锅炉可分为管壳式和烟道式以及双套管式废热锅炉。管壳式废热锅炉的结构与管壳式换热器无多大区别，并同样有固定管板式、浮头式及U型管式等。烟道式废热锅炉的结构与普通锅炉相似，由耐火砖砌成炉膛,炉膛内装设管束，高温气体通过炉膛，将管束内流动的水加热汽化。根据高温气体通过管内还是管外，废热锅炉分为火管废热锅炉和水管废热锅炉。火管废热锅炉是高温气体在炉管内流动。沸水从汽包经下降管流入锅炉底部,在管壁受热，变为汽水混合物,由上升管返回汽包。火管废热锅炉结构简单，因壳体承受蒸气压力，适用于生产压力不高的蒸汽。水管废热锅炉是沸水流过管内，高温气体流经管外。因锅炉壳体不承受蒸气压力，适用于生产高压蒸汽。根据沸水的流动形式，水管废热锅炉又可分为：①自然循环式，管内沸水流动的推动力是下降管内的水与上升管内的汽水混合物之间的重度差。为保证一定的循环量，汽包需有足够的安装高度。②强制循环式,在下降管路中安装循环泵,借以提高管内沸水流速，防止气泡停滞恶化传热。因这种锅炉在运转、维修、投资等方面有许多不利因素，仅在特殊场合采用。

上海市人民政府关于加快推进上海高新技术产业化的实施意见为了深入贯彻中央经济工作会议和市委九届七次全会精神，落实国家重点产业调整振兴规划和市委“推进科技创新，增强发展能力“重大课题研究成果，积极应对国际金融危机，增强上海产业综合竞争力，确保经济平稳较快发展，现就加快推进上海高新技术产业化提出如下实施意见：一、加快推进上海高新技术产业化的重要性（一）加快推进高新技术产业化是增强先进制造业发展后劲的需要（二）加快推进高新技术产业化是新一轮产业结构调整的需要当前，上海先进制造业发展已进入新型产业体系的构建阶段，产业结构趋向高度化。新一轮产业结构调整，要求上海加快形成以服务经济为主的产业结构，从产业竞争力的提升转变为综合竞争力的提升、从传统制造业生产转变为大力发展以高新技术和新兴产业为主导的先进制造业，推动产业资源的有效配置，实现支柱产业、装备产业、战略产业发展的重点突破。（三）加快推进高新技术产业化是建设现代化国际大都市的需要国务院《关于推进上海加快发展现代服务业和先进制造业建设国际金融中心和国际航运中心的意见》明确，到2020年，上海要基本建成与我国经济实力和人民币国际地位相适应的国际金融中心和具有全球航运资源配置能力的国际航运中心，要求上海构筑更加高端的现代产业体系，增强先进制造业和现代服务业的国际竞争力。加快高新技术产业化，形成与国际大都市和建设“两个中心“相适应的高附加值、高科技含量和高集聚度的现代产业体系，以适应全面参与经济全球化的战略需要，是加快上海城市功能和产业转型的迫切要求。当前，上海高新技术产业发展还面临着一些挑战。一是宏观经济环境存在不确定因素。国际金融危机对实体经济的影响逐步显现，市场竞争格局发生重大变化，使上海产业发展的压力增大。二是土地、能源等资源环境要素对产业发展的约束不断增加。产业调整成本不断上升，高新技术产业发展面临瓶颈制约。三是产业资本集聚能力不强。上海在新能源、航天航空、生物医药、海洋工程装备等领域具有一定的技术储备优势，但由于缺少外部资本有效投入而未能同步形成较大产业规模。四是核心企业技术支撑能力有待提高。高新技术产业的龙头企业缺乏强有力的技术支撑和系统集成能力，核心技术创新能力和产业链衔接能力还较薄弱等。对这些问题，必须切实加以解决。上海要抓住当前重要的发展机遇，坚决服从、服务国家战略，充分发挥上海产业基础雄厚、科技资源密集、综合实力领先、要素流动迅捷等优势，通过创新突破和资本集聚，集中发展代表全球产业发展方向和体现国家战略的高新技术产业，实现产业集聚、规模扩展和能级提升。二、加快推进上海高新技术产业化的基本思路、主要原则和总体目标（一）基本思路一是服从服务国家战略，落实国家重大专项，主动衔接国家重点产业调整和振兴规划；二是将推动高新技术产业化作为应对国际金融危机挑战、推动产业结构优化升级、确保经济平稳较快发展的主要方向；三是结合本市产业发展实际，聚焦重点领域和重大项目，培育新的增长点，抢占新一轮产业发展制高点；四是立足上海产业、金融、科技、人才等综合优势，加快引进、消化、吸收先进技术，推动集成创新和自主创新，增强产业持续发展能力。（二）主要原则1.立足技术进步，提高产业竞争力。以技术进步为主线，以企业为载体，以产业化为抓手，通过开放式创新，充分利用国内外资源，着力推动“产学研“的深度融合，促进高新技术成果转化，在不断提高自主知识产权的基础上，努力把握行业发展先机；在保持技术进步与国际同步的基础上，切实增强产业发展后劲。2.集聚优势条件，抢占行业制高点。以市场需求为导向，紧紧瞄准行业高端，集聚优势条件重点攻坚。充分激发企业技术创新的内在动力，引导各类创新要素向产业集聚，构建产业链的创新模式，以行业龙头企业为中心，带动产业链上相关企业的技术进步，实现产业化关键瓶颈的持续突破。3.明确责任主体，聚焦重点突破口。坚持以企业为责任主体，实施高新技术产业化重大项目，充分发挥实施主体的积极性，发挥各种所有制企业的作用，明确工作责任制和责任人，制定详细的推进计划，及时协调解决项目实施中遇到的问题，确保组织落实、责任落实、进度落实。4.强化深度融合，推进产业集约化。坚持走新型工业化道路，加快发展信息产业，积极培育以信息技术、网络技术和数字技术为基础的高新技术服务业，运用信息技术改造装备制造和节能环保等传统产业，促进产业技术升级，增强产业核心竞争力。（三）总体目标围绕转变经济发展方式，推进产业结构优化升级，加快高新技术产业化，大力发展能够缩小与发达国家制造业水平差距、对提升国家自主创新能力和产业竞争力有重要推动作用、具有一定产业基础和比较优势的产业领域，聚焦新能源、民用航空制造业、先进重大装备、生物医药、电子信息制造业、新能源汽车、海洋工程装备、新材料、软件和信息服务业等九个重点领域和重大项目，集聚创新资源，突出技术进步，攻克关键瓶颈，夯实产业基础，完善以高新技术产业化为主体的发展团队。调整结构。到2012年，重点领域通过打造自主品牌，开发自主知识产权，实现技术引领；通过提高核心设备制造环节的集聚度，实现系统引领；通过融合发展总集成、研发设计等，实现价值链引领。发展增量。到2012年，全市高新技术产业重点领域总产值达到11000亿元，比2008年增加4500亿元左右。带动效应。民用航空制造业、先进重大装备、新能源汽车、海洋工程装备等领域的技术创新能力保持国内领先，新能源、生物医药、电子信息制造业、新材料、软件和信息服务业等领域的技术创新能力接近国际先进水平，高端产业带动作用明显，产业链衔接较为完善，实现重点产业的集约化发展。三、加快推进上海高新技术产业化的重点领域根据国家重点产业调整和振兴规划提出的要求，参照《上海产业发展重点支持目录（2008）》的内容，依据上海现有的产业基础、科研技术水平和人才支撑条件，确定推进高新技术产业化发展的九个重点领域，即新能源、民用航空制造业、先进重大装备、生物医药、电子信息制造业、新能源汽车、海洋工程装备、新材料、软件和信息服务业。（一）新能源。到2012年，产业规模达到500亿元。实现2MW陆上风电机组规模化生产和3.6MW海上风电机组的产业化，加快风电发电机、主控制器及系统等关键部件国产化，推进太阳能电池生产线建设及相关装备产业化，推进IGCC有关装备研制及示范工程建设。2009年第一批拟推进的薄膜太阳能电池及关键生产设备产业化等重点项目，主要集聚在浦东、闵行等区域。（二）民用航空制造业。到2012年，产业规模达到200亿元。形成大型客机的总装和研发基地、ARJ21－700支线飞机30架批产、商用飞机发动机研发中心和航电系统集成产业化。2009年第一批拟推进的大型客机总装和研发基地、商用飞机发动机研发中心等重点项目，主要集聚在浦东、闵行、宝山等区域。（三）先进重大装备。到2012年，产业规模达到1200亿元。重点聚焦核电、火电、特高压输变电、轨道交通装备、自动控制系统等，实现关键核岛主设备国产化配套，提升大型锻件产品的极端制造能力，发展60-120万千瓦清洁高效火电设备系列，实现轨道交通车辆及自动控制系统国产化。2009年第一批拟推进的百万千瓦等级核电关键设备及部件产业化、大容量超超临界火电机组系列产业化等重点项目，主要集聚在浦东、闵行、松江等区域。（四）生物医药。到2012年，生物医药制造业总产值达到850亿元，服务外包收入达到150亿元，医药商业收入突破1000亿元。在高端化学原料药制造领域取得突破，加快开发中药及天然提取物，重点突破生物诊断试剂、疫苗及抗体类药物的产业化，着力发展数字化高端医疗设备。2009年第一批拟推进的精密医疗器械和检测系统仪器等重点项目，主要集聚在浦东、徐汇、奉贤等区域。（五）电子信息制造业。到2012年，集成电路和平板显示产业规模达到1500亿元。重点推进12英寸65nm以下芯片生产线建设，实现新一代移动通信、数字电视、平板显示、汽车电子等芯片的国产化，加快集成电路制造、测试装备产业化，推进TFT-LCD高世代生产线、OLED中试线及配套产业建设，发展大功率LED封装器件及产品产业化。2009年第一批拟推进的4.5代OLED中试线建设、数字电视芯片套片产业化等重点项目，主要集聚在浦东、徐汇、闵行等区域。（六）新能源汽车。到2012年，产业规模达到900亿元。加快推进混合动力汽车和纯电动客车产业化，提升驱动电机、动力电池及其控制系统等关键零部件的国产化配套能力，支持燃料电池汽车研发和产业化，提升汽车电子系统集成能力。2009年第一批拟推进的自主品牌混合动力轿车、客车和动力系统、汽车电子控制系统等重点项目，主要集聚在浦东、嘉定、金山等区域。（七）海洋工程装备。到2012年，产业规模达到1500亿元。重点提升浮式生产储油船（FPSO）、自升式钻井平台、半潜式钻井平台、钻井船等研制能力，加快海洋钻探设备、油处理模块的研制，提升港口装卸运输设备等级，实现船用通讯、导航、控制电子设备等船舶电子的突破。2009年第一批拟推进的自升式、半潜式钻井平台等重点项目，主要集聚在浦东、长兴岛等区域。（八）新材料。到2012年，产业规模达到1000亿元。重点推进高性能碳纤维、耐高温纤维等生产线建设，实现高温合金、钛合金材料产业化，推进生物相容材料及终端产品产业化，加快环保节能材料与新型绿色建材产业化及其推广应用。2009年第一批拟推进的1500吨高性能碳纤维生产线建设等重点项目，主要集聚在金山、奉贤、宝山等区域。（九）软件和信息服务业。到2012年，产业规模达到3600亿元。重点推动信息服务业的基础软件、嵌入式软件和大型行业应用软件的研发和产业化，加快发展TD-SCDMA、TD-LTE等移动通信技术，推进基于互联网的电子商务、互动娱乐、金融服务和在线视听等数字内容服务产业。2009年第一批拟推进的基础软件产品研发、TD-SCDMA增强技术基带芯片产业化等重点项目，主要集聚在浦东、徐汇等区域。四、加快推进上海高新技术产业化的具体措施（一）建立推进工作体系。市委、市政府主要领导对口联系部分重点项目。成立上海市推进高新技术产业化领导小组及工作小组。上海市推进高新技术产业化工作小组建立例会制度，协调推进工作中的有关事项。九个重点领域中，新能源、民用航空制造业、先进重大装备、电子信息制造业、新能源汽车、海洋工程装备、新材料、软件和信息服务业等八个领域由市经济信息化委为主负责推进；生物医药领域由市科委为主负责推进。有关委办局、区县政府、开发区共同做好推进工作。（二）明确项目实施主体。全市高新技术产业化工作由中央企业、地方企业、民营企业等各种所有制企业共同参与。实施主体需制定详细的项目推进计划，明确工作责任制和责任人。对实施主体提出的政策需求以及需要协调的有关事项，由市推进高新技术产业化工作小组予以协调。（三）完善高新技术产业化服务平台。组建上海市高新技术产业化促进中心，作为市政府面向全社会服务并推进高新技术产业化的平台，具体承担高新技术产业化的信息发布、政策咨询、项目受理、技术服务、配套对接、平台聚焦、绩效评估等工作。（四）优先落实支持政策。将本市出台的财税、规划、土地、人才、科技方面的鼓励支持政策，在高新技术产业化的九个重点领域优先落实，对项目实施主体和配套单位倾斜，给予优先支持。（五）设立高新技术产业化专项资金。市政府设立100亿元的专项资金，用于扶持高新技术产业化项目，专项资金按照《上海市自主创新和高新技术产业化重大项目专项资金管理办法》使用。鼓励金融资本与重点产业发展对接，鼓励社会资本的积极投入。（六）推动产业链配套建设。建立中小企业对接高新技术产业化重点项目的工作机制，定期向中小企业发布需求信息、召开对接会议等。围绕项目实施主体，培育一批“专精特新“的中小企业，形成专业化配套。（七）不断完善产业发展规划引导。编制高新技术产业化重点领域产业发展规划布局，制定和完善适应九个重点领域产业特点、有针对性的支持政策。动态跟踪国内外各重点领域产业发展趋势，了解和把握技术动态。分领域、分专业建立专家库。（八）推进产学研合作。支持在重大产业和重点项目中开展产学研用的融合，扶持高新技术产业化重点企业建立若干产学研示范基地，每年由高新技术产业化承担主体企业发布产学研合作攻关需求，分领域召开产学研合作对接会。鼓励高校学科建设、人才培养向高新技术产业化重点领域倾斜。

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。

IGCC（Integrated Gasification Combined Cycle）整体煤气化联合循环发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它由两大部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。IGCC（Integrated Gasification Combined Cycle）即整体煤气化联合循环发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。IGCC由两部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气──蒸汽联合循环发电部分。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备（包括硫的回收装置）；第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。IGCC的工艺过程如下：煤经气化成为中低热值煤气，经过净化，除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气透平做功，燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机做功。IGCC技术把洁净的煤气化技术与高效的燃气──蒸汽联合循环发电系统结合起来，既有高发电效率，又有极好的环保性能，是一种有发展前景的洁净煤发电技术。

IGCC（Integrated Gasification Combined Cycle）整体煤气化联合循环发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。IGCC由两部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气──蒸汽联合循环发电部分。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备（包括硫的回收装置）；第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。IGCC的工艺过程如下：煤经气化成为中低热值煤气，经过净化，除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气透平做功，燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机做功。

IGCC的燃料是煤气化的煤气，开始有个煤气化设备；而CCPP的燃料是钢铁厂的高炉煤气，直接净化后进入燃气轮机燃烧后发电。 所以IGCC又叫整体煤气化联合循环发电。

煤干馏 coal carbonization 煤化工的重要过程之一。指煤在隔绝空气条件下加热、分解，生成焦炭（或半焦）、煤焦油、粗苯、煤气等产物的过程。按加热终温的不同,可分为三种：900～1100℃为高温干馏，即焦化；700～900℃为中温干馏；500～600℃为低温干馏（见煤低温干馏）。 煤干馏过程主要经历如下变化：当煤料的温度高于100℃时，煤中的水分蒸发出；温度升高到200℃以上时，煤中结合水释出；高达350℃以上时,粘结性煤开始软化，并进一步形成粘稠的胶质体（泥煤、褐煤等不发生此现象）；至400～500℃大部分煤气和焦油析出，称一次热分解产物；在450～550℃，热分解继续进行，残留物逐渐变稠并固化形成半焦；高于550℃，半焦继续分解,析出余下的挥发物（主要成分是氢气），半焦失重同时进行收缩，形成裂纹；温度高于800℃,半焦体积缩小变硬形成多孔焦炭。当干馏在室式干馏炉内进行时，一次热分解产物与赤热焦炭及高温炉壁相接触，发生二次热分解，形成二次热分解产物（焦炉煤气和其他炼焦化学产品）。 煤干馏的产物是煤炭、煤焦油和煤气。 煤干馏产物的产率和组成取决于原料煤质、炉结构和加工条件（主要是温度和时间）。随着干馏终温的不同，煤干馏产品也不同。低温干馏固体产物为结构疏松的黑色半焦，煤气产率低，焦油产率高；高温干馏固体产物则为结构致密的银灰色焦炭，煤气产率高而焦油产率低。中温干馏产物的收率，则介于低温干馏和高温干馏之间。煤干馏过程中生成的煤气主要成分为氢气和甲烷，可作为燃料或化工原料。高温干馏主要用于生产冶金焦炭，所得的焦油为芳烃、杂环化合物的混合物，是工业上获得芳烃的重要来源；低温干馏煤焦油比高温焦油含有较多烷烃，是人造石油重要来源之一。 煤炭气化 煤炭气化是指煤在特定的设备内，在一定温度及压力下使煤中有机质与气化剂（如蒸汽/空气或氧气等）发生一系列化学反应，将固体煤转化为含有CO、H2、CH4等可燃气体和CO2、N2等非可燃气体的过程。煤炭气化时，必须具备三个条件，即气化炉、气化剂、供给热量，三者缺一不可。 如图： 气化过程发生的反应包括煤的热解、气化和燃烧反应。煤的热解是指煤从固相变为气、固、液三相产物的过程。煤的气化和燃烧反应则包括两种反应类型，即非均相气－固反应和均相的气相反应。 不同的气化工艺对原料的性质要求不同，因此在选择煤气化工艺时，考虑气化用煤的特性及其影响极为重要。气化用煤的性质主要包括煤的反应性、粘结性、结渣性、热稳定性、机械强度、粒度组成以及水分、灰分和硫分含量等。 煤炭气化工艺可按压力、气化剂、气化过程供热方式等分类，常用的是按气化炉内煤料与气化剂的接触方式区分，主要有： 1) 固定床气化：在气化过程中，煤由气化炉顶部加入，气化剂由气化炉底部加入，煤料与气化剂逆流接触，相对于气体的上升速度而言，煤料下降速度很慢，甚至可视为固定不动，因此称之为固定床气化；而实际上，煤料在气化过程中是以很慢的速度向下移动的，比较准确的称其为移动床气化。 2) 流化床气化：它是以粒度为0-10mm的小颗粒煤为气化原料，在气化炉内使其悬浮分散在垂直上升的气流中，煤粒在沸腾状态进行气化反应，从而使得煤料层内温度均一，易于控制，提高气化效率。 3) 气流床气化。它是一种并流气化，用气化剂将粒度为100um以下的煤粉带入气化炉内，也可将煤粉先制成水煤浆，然后用泵打入气化炉内。煤料在高于其灰熔点的温度下与气化剂发生燃烧反应和气化反应，灰渣以液态形式排出气化炉。 4) 熔浴床气化。它是将粉煤和气化剂以切线方向高速喷入一温度较高且高度稳定的熔池内，把一部分动能传给熔渣，使池内熔融物做螺旋状的旋转运动并气化。目前此气化工艺已不再发展。 以上均为地面气化，还有地下气化工艺。 煤炭气化技术广泛应用于下列领域： 1）作为工业燃气 一般热值为1100－1350大卡热的煤气，采用常压固定床气化炉、流化床气化炉均可制得。主要用于钢铁、机械、卫生、建材、轻纺、食品等部门，用以加热各种炉、窑，或直接加热产品或半成品。 2）作为民用煤气 一般热值在3000－3500大卡，要求CO小于10％，除焦炉煤气外，用直接气化也可得到，采用鲁奇炉较为适用。与直接燃煤相比，民用煤气不仅可以明显提高用煤效率和减轻环境污染，而且能够极大地方便人民生活，具有良好的社会效益与环境效益。出于安全、环保及经济等因素的考虑，要求民用煤气中的H2、CH4、及其它烃类可燃气体含量应尽量高，以提高煤气的热值；而CO有毒其含量应尽量低。 3）作为化工合成和燃料油合成原料气 早在第二次世界大战时，德国等就采用费托工艺（Fischer-Tropsch）合成航空燃料油。随着合成气化工和碳－化学技术的发展，以煤气化制取合成气，进而直接合成各种化学品的路线已经成为现代煤化工的基础，主要包括合成氨、合成甲烷、合成甲醇、醋酐、二甲醚以及合成液体燃料等。 化工合成气对热值要求不高，主要对煤气中的CO、H2等成分有要求，一般德士古气化炉、Shell气化炉较为合适。目前我国合成氨的甲醇产量的50％以上来自煤炭气化合成工艺。 4）作为冶金还原气 煤气中的CO和H2具有很强的还原作用。在冶金工业中，利用还原气可直接将铁矿石还原成海棉铁；在有色金属工业中，镍、铜、钨、镁等金属氧化物也可用还原气来冶炼。因此，冶金还原气对煤气中的CO含量有要求。 5）作为联合循环发电燃气 整体煤气化联合循环发电（简称IGCC）是指煤在加压下气化，产生的煤气经净化后燃烧，高温烟气驱动燃气轮机发电，再利用烟气余热产生高压过热蒸汽驱动蒸汽轮机发电。用于IGCC的煤气，对热值要求不高，但对煤气净化度-如粉尘及硫化物含量的要求很高。与IGCC配套的煤气化一般采用固定床加压气化（鲁奇炉）、气流床气化（德士古）、加压气流（Shell气化炉）广东省 加压流化床气化工艺，煤气热值2200－2500大卡左右。 6）作煤炭气化燃料电池 燃料电池是由H2、天然气或煤气等燃料（化学能）通过电化学反应直接转化为电的化学发电技术。目前主要由磷酸盐型（PAFC）、熔融碳酸盐型(MCFC)、固体氧化物型(SOFC)等。它们与高效煤气化结合的发电技术就是IG-MCFC和IG-SOFC，其发电效率可达53%。 7）煤炭气化制氢 氢气广泛的用于电子、冶金、玻璃生产、化工合成、航空航天、煤炭直接液化及氢能电池等领域，目前世界上96%的氢气来源于化石燃料转化。而煤炭气化制氢起着很重要的作用，一般是将煤炭转化成CO和H2，然后通过变换反应将CO转换成H2和H2O，将富氢气体经过低温分离或变压吸附及膜分离技术，即可获得氢气。 8）煤炭液化的气源 不论煤炭直接液化和间接氧化，都离不开煤炭气化。煤炭液化需要煤炭气化制氢，而可选的煤炭气化工艺同样包括固定床加压Lurgi气化、加压流化床气化和加压气流床气化工艺。

电除尘、袋式除尘和电袋复合除尘是目前主流的除尘技术，广泛应用于水泥、钢铁、有色金属、电力、机械、化工、市政等诸多行业。电除尘器、袋式除尘器和电布袋除尘器是治理大气污染的高效除尘设备，其发展在今后日益严峻的大气污染治理中至关重要。其中，袋除尘是通过过滤材料（除尘布袋），使灰尘被过滤出来，这种除尘方式具有能耗少，除尘效率高，性能稳定可靠等特点。

锅炉爆炸有两种，一种就是超压爆炸，另一种就是缺水过热爆炸。这个属性已经很明确了。

发展思路与目标 纵观国际煤炭需求量继续增长之势，世界煤炭工业趋向大型化、集团化和集中高效生产。山西省是我国重要的能源重化工基地，如何在优化煤炭生产技术结构，提高煤炭产业集中度，促进企业可持续发展上下功夫，振兴集团发挥优势，追求新高，现有的煤矿煤田面积 15 平方公里，年开采能力 120 万吨，并逐步向陕西、晋中和临汾乡宁利用国际先进坑下汽化技术，合作开采煤炭资源，充分利用资源达到节能环保，发展煤炭高新技术，在煤炭深加工转化上作文章、要效益。在夯实煤炭业基础上，将电力业做强。近年来，由于经济发展和人民生活水平的不断提高，工业与民用电力需求上升较快，加剧了电力供求的矛盾。振兴集团率先发展，电力先行。目前的自备电力装机容量 120MW ，直接为电解铝生产线服务，具有较强的资源、配匹优势。集团 2 × 200MW 发电机组建成后，将可保证集团 25 万吨电解铝的正常运行。电解铝是振兴集团的主导产业，随着国家宏观调控政策的实施，为具有生产规模且环保达标的振兴集团提供了潜力无穷的发展平台和前景广阔的销售市场。集团电解铝生产线选用的国内先进的 190KA 大型预焙阳极电解槽技术，采用的是先进的环保设备。随之将对铝一厂 90KA 预焙阳极电解槽进行国际先进的 350KA 预焙阳级电解槽的技术改造，届时形成年产 25 万吨生产规模，具备着强有力的市场竞争和抗风险能力。集团 2005 —— 2010 年发展规划与步骤 （一）指导思想面对日趋激烈的国内外市场竞争形势，要使企业勇立潮头，做强做大，就必须与时俱进，争先发展。振兴集团坚持以人为本，追求卓越，不断刷新奋斗目标。以落实科学发展观为指导，以努力构建社会主义和谐企业为己任，以加快产业结构调整为中心，以科学化管理和多元化发展为举措，以建立与国际现代企业制度接轨为目标，走新型工业化的道路。在搞好煤、电、铝支柱产业同时，积极开发节约能源，低投入、高效益、无污染、科技含量高的新项目，勇于向铝镁、生化、机械加工、特种汽车、通用航空等高科技、高尖端新锐领域进军，形成多元化产业结构，使中国民族工业步入国际市场，为构建中国特色的社会主义和谐社会做出振兴人应有的贡献。（二）发展目标（ 1 ）到 2007 年原煤生产达到 300 万吨，发电装机容量 520MW ，电解铝产能 25 万吨，铝镁合金深加工 10 万吨，阳极炭块 10 万吨，实现销售收入 50 亿元，利税 15 亿元。（ 2 ）到 2010 年利用国际先进的坑下汽化技术原煤生产转化达到 1000 万吨，利用国际先进的 IGCC 净化能源发电技术，发电装机容量达到 2400MW （在建 2 × 600MW ），电解铝产能 50 万吨，氧化铝在建 100 万吨，铝镁合金 10 万吨。阳极炭块 10 万吨，实现销售收入 100 亿元，利税 40 亿元。（ 3 ）集团已收购“三九”宜工生化，再把原有十二个企业做大做强的同时，搞好资本运营，把集团上市公司推向多元化经营；到 2010 年做强做大“振兴”宜工机械、特种汽车制造业，并向通用航空业挺进；继尔把生物医药工业推向国际市场，培育 100 万吨煤化工的形成，步入境外资本市场。使三个上市公司年实现销售收入 100 亿元，实现利税 30 亿元。（ 4 ）经过十年快速稳健发展，到 2015 年，集团形成以煤、电、铝、氧化铝、铝制品及铝合金材料为主的多联产、一体化产业结构，既具有中国特色“煤 + 电 + 氧化铝 + 电解铝 + 铝镁合金 + 生物制药 + 机械加工 + 通用航空 + 信息产业”多元化的民族工业，又具备竞争力完整产业闭合链条。这将使集团的资源优势、产业优势、产品优势、竞争优势得以充分凸现，也使我集团的“绿色振兴”、“速度振兴”、“数字振兴”、“人文振兴”得到充分彰显。我们有信心、有实力、更有能力把振兴集团建设成颇具国际竞争力的现代化煤炭、电力、有色冶炼、机械加工、生物、化工多元化的国际化特大型企业。使中国振兴集团走向世界，称雄国际商界，实现振兴人“振兴中华，为国争光”的光辉理想和美好愿望。（三）实施步骤（ 1 ）投资 18 亿元，采国内先进的 175 公斤亚临界参数，扩建电厂三期 2 × 200MW 发电机组项目。两台机组建成投运后年发电 32 亿度，满足于 25 万吨电解铝的用电，该项目将于 2006 年底全部完成。（ 2 ）投资 15 亿元选用国内最先进的 350KA 大型预焙阳极电解槽技术，对铝业一厂 2 万吨 90KA 预焙阳极电解槽进行扩建改造。使原产能增加到 25 万吨。该项目建成投产后，实现产值 50 亿元，利税 35 亿元。预计 2007 年完成。（ 3 ）投资 8 亿元，建成 10 万吨镁合金深加工项目，已于 2004 年年底在省经委完成备案，项目的前期准备工作已经展开，环评、土地预审等已开始进行，预计 2005 年 6 月开工建设，分三期建设：一期工程 3 万吨，预计 2006 年 12 月完工；二期、三期预计 2009 年全部完工，其中包括镁合金铸锭 2 万吨，挤压棒材 3 万吨，铝合金板、带、箔 5 万吨。项目建成后新增销售收入 20 亿元，利税 5 亿元。（ 4 ）投资 15 亿元，建设 50 万吨氧化铝生产线，该项目为中外合资经营项目，目前正为核准立项的前期做准备工作。该项目分三期建设，预计 2008 年建成投产。建成投产后，可实现产值 15 亿元，利税 10 亿元。（ 5 ）建设河津铝镁特色工业区。为落实省委、省政府的建设新型能源和工业基地的发展战略，我集团依托原有的煤、电、铝产业链格局和形成的 12 万吨电解铝及拟上的 10 万吨铝镁合金深加工项目为基础，用三到五年时间通过招商引资建设成为年消化电解铝 50 万吨，形成 50 万吨铝及铝镁合金材料制品的新型特色工业区，实现销售收入 100 亿元，利税 40 亿元。（ 6 ）投资 2.6 亿元，建设 10 万吨阳极炭块，该项目是我集团引入的合作建设项目。已于 2003 年（一期 4 万吨已开工建设），立项、环评等均已完成，预计 2010 年完工，投产后将实现销售收入 3 亿元，利税 0.9 亿元。（ 7 ）投资 9 亿元，扩建改造 15 万吨电解铝生产线，选用国内先进的 350KA 大型预焙阳极电解槽技术，对原技术工艺进行技术改造，使铝产能增加到 50 万吨，预计 2009 年完成。实施集团改制改组发展战略 集团力争在五到十年的时间，选用国际先进的 IGCC 技术对电二期 2 × 50MW 、三期机组 2 × 200MW 进行技术改造，总装机容量达到 2400MW 。完善第二个 50 万氧化铝粉生产线和 10 万吨铝镁合金项目，实现国内 A 股上市目标。在抓好煤、电、铝产业链延伸组合同时，将投资 5.2 亿元收购的“三九”生化不断完善、研发、延伸、培育出三个上市公司，将“振兴”宜工机械、特种汽车制造、通用航空业推向东南亚地区市场；将“振兴”生物基因保健医药业推向欧洲、美国等国际市场；同时将年开采原煤 1000 万吨，煤转化器 1000 万吨，分别用于 100 万吨煤化工和 IGCC 清洁能源发电，并推向资本运营，作为上市企业，同时将年开采、加工量 100 万吨的“振兴”煤化工业推向国际市场，以推动振兴集团新时代、大手笔资本运营，迎来中国民营企业稳健可持续发展的春天。切实步好“资源整合，资本运营，资产扩张”三重圆舞曲，真正实施“蓄势积累，抢抓机遇，加速发展”三级跳战略，使集团实现资产、销售收入双百亿元，利税 60 亿元的宏伟战略目标。雄关漫道，志存高远。在各级党委和政府的正确领导下，振兴集团精诚团结，与时俱进，以人为本，争先发展，发挥“科学技术是企业第一生产力”主导思想，发扬“人力资源是企业命脉和根本”先导作用，弘扬“晋商精神”，铸造“振兴品牌”，为实现振兴集团确立的“ 2005-2010 发展规划”而不懈的奉献心力，为振兴山西经济，构建和谐山西做出应有的贡献。

同一个行业，同个板块

引 言燃料电池发电是将燃料的化学能直接转换为电能的过程，其发电效率不受卡诺循环的限制，发电效率可达到50％一70％，被誉为二十一世纪重要的发电新技术之一。目前，国际上磷酸型燃料电池已进入商业化，其它几种燃料电池预计在2005年一2010年200KW一将全面进入商业此。对于这种蓬勃发展的发电新技术，国家电力公司应该采取怎样态度?要不要发展?怎样发展?这些问题亟待解决。一 燃料电池发电的技术特点和应用形式1.1技术特点燃料电池发电是在一定条件下使燃料(主要是H2)和氧化剂(空气中的02)发电化学反应，将化学能直接转换为电能和热能的过程。与常规电池的不同：只要有燃料和氧化剂供给，就会有持续不断的电力输出。与常规的火力发电不同，它不受卡诺循环的限制，能量转换效率高。与常规发电相比燃料电池具有以下优点：(1)理论发电效率高，发展潜力大。燃料电池本体的发电效率可达到50一60％，组成的联合循环发电系统在(10—50)MW规模即可达到70％以上的发电效率。(2)污染物和温室气体排放量少。与传统的火电机组相比，C02排出量可减少40％一60％。Nox(＜2ppm)和SOx(＜1ppm)排放量很少。(3)小型高效，可提高供电可靠性。燃料电池的发电效率受负荷和容量的影响较小。(4)低噪音。在距发电设备3英尺(1．044米)处噪音小于60dB(A)。(5)电力质量高。电流谐波和电压谐波均满足IEEE519标准。(6)变负荷率高。变负荷率可达到(8％一lO％)／min，负荷变化的范围大(20一120)。(7)燃料电池可使用的燃料有氢气、甲醇、煤气、沼气、天然气、轻油、柴油等。(8)模块化结构，扩容和增容容易，建厂时间短。(9)占地面积小，占地面积小于lm2／KW。(10)自动化程度高，可实现无人操作。总之，燃料电池是一种高效、洁净的发电方式，既适合于作分布式电源，又可在将来组成大容量中心发电站，是2l世纪重要的发电方式。制约燃料电池走向大规模商业化的主要因素是：高价格和寿命问题。1.2燃料电池的应用形式(1)现场热电联供，常用的容量为200KW一1MW。(2)分布式电源，容量比现场用燃料电池大，约(2—20)MW。(3)基本负荷的发电站(中心发电站)，容量为(100—300MW)。(4)燃料电池还可用于100W—100KW多种可移动电源、便携式电源、航空电源、应急电源和计算机电源等。二 为什么要在我国电力系统发展燃料电池发电技术2.1采用燃料电池发电是提高化石燃料发电效率的重要途径之一以高温燃料电池组成的联合循环发电系统，可使发电效率达到60—75(LHV)，这一目标将在2005年左右实现。预计到2010年，发电效率可超过72％。煤气化燃料电池联合循环(IGFC)的发电效率可达到62％以上。以燃料电池组成的热电联产机组的总热效率可达到85％以上。燃料电池本体的发电效率基本不随容量的变化而变化，这使得燃料电池既可用作小容量分散电源，又可用于集中发电应用范围广泛。2.2燃料电池发电可有效地降低火力发电的污染物和温室气体排放量燃料电池发电中几乎没有燃烧过程，NOx排放量很小，一般可达到(O．139一0．236)kg／MW?h以下，远低于天然气联合循环的NOx排放量(1kg／MW?h一3kg/MW．h)。由于燃料进入燃料电池之前必须经过严格的净化处理，碳氢化合物也必须重整成氢气和CO，因此，尾气中S02、碳氢化合物和固态粒子等污染物排量也污染物的含量非常低。与常规燃煤发电机组相比，C02的排放量可减少40％一60．在目前CO2分离和隔绝技术尚不成熟的状况下，通过提高能源转换效率减少CO2排放是必然的选择。2.3采用燃料电池发电可提高供电的灵活性和可靠性燃料电池具有高效率、低污染、低噪声、模块化结构、体积小、可靠性高等突出特点，是理想的分布式电源。与目前一些可做为分布式电源的内燃机相比，燃料电池的发电效率更高、污染更低。在250KW—lOMW的功率范围内，具有与目前数百兆瓦中心电站相当甚至更高的发电效率。作为备用电源的柴油发电机由于污染和噪声大不宜在未来的城市中应用。低温燃料电池不仅发电效率高，而且启动快、变负荷能力强，是很好的备用电源。现代社会对供电的可靠性和环境的兼容性要求越来越高，高效、低污染的分布式电源系统日益受到重视。近年来美国、加拿大、台湾相继发生因自然灾害或人为因素造成的大面积停电，许多重要用户长期不能恢复供电，给社会和经济造成了巨大的损失。北约轰炸南联盟，使电力系统严重受损。这些由不可抗力引起的电网破坏无不使人引发出一个重要的思考：提高我国电力系统供电的可靠性和供电质量，虽然主要依靠电网的改造和技 术革新，但如果在电网中有许多分布式电源在运转，供电的可靠性将会大大提高。 对于象军事基地、指挥中心、医院、数据处理和通讯中心、商业大楼、娱乐中心、政府要害部门、制药和化学材料工业、精密制造工业等部门，对电力供应的可靠性和质量要求很高。目前采用的备用电源效率低、污染严重、电压波动大。而采用燃料电池作为分布式电源向这些部门提供电力，会使供电的可靠性和电力质量大大提高。他们将是燃料电池发电技术的第一批用户。对于边远地区，负荷小且分散，若建设完善的电网，不仅投资大，线损大，且电网末端地区电力质量不稳定。对于这些区域若辅助燃料电池发电的分布式电源，更能有效地解决这些地区的电力供应问题。燃料电池的重量比功率和体积比功率均比常规的小型发电装置大，因此，它也是理想的移动电源，适合于各种建设工地、野外作业和临时急用。2.4发展燃料电池发电技术是提高国家能源和电力安全的战略需要美国已将燃料电池发电列为国家安全关键技术之一。美、日之所以能在燃料电池技术方面处于世界领先地位，与国家从战略高度予以组织、资助和推动密不可分。在目前复杂的国际环境下，高技术的垄断日趋严重，掌握清洁高效发电的高新技术对未来国家的能源和电力安全具有重要的战略意义，而燃料电池发电技术，正是这种高效清洁的高新发电技术之一。燃料电池突出的优点，以及发达国家竟相投入巨资研究开发的行动，足以说明燃料电池发电技术在21世纪会起到越来越重要的作用。2.5发展燃料电池发电技术是国电公司“加强技术创新，发展高科技，形成高新技术产业”的需要燃料电池发电技术是电力工业中的高新技术，己受到普遍重视。美国燃料电池发电技术的研究开发主要由美国能源部组织实施，其中一个重要的目的就是形成新的高技术产业，为美国的经济注入新的活力。日本的东京电力公司、关西电力公司及其它公用事业单位是日本燃料电池开发及商业化的主要承担者和推动者，其目的也是为电力公司注入新的经济增长点以获得巨大的经济效益和社会效益。国家电力公司处在完成“两型”、“两化”、“进入世界500强”的历史时刻，恰逢党中央国务院号召全国各行业“加强技术创新，发展高科技，实现产业化”的有利时机，在国家电力公司内不失时机地进行燃料电池发电技术的研究开发是非常必要的。采取引进、消化、吸收和再创新的技术路线，以高起点，在尽可能短的时间内初步形成自主产权的燃料电池发电关键技术，不仅可以使我国在燃料电池发电技术领域与国外的差距大大缩小，而且，对国家电力公司进行发电系统的结构调整、技术创新、形成高新技术产业、实现跨越式发、提高国际竞争能力都具有非常重要的意义。2.6燃料电池发电技术在我国有广阔的发展前景未来二十年，随着我国“西气东送”，全国天然气管网的不断完善及液化天然气(LNG)的广泛应用，燃用天然气的燃料电池发电将会有很大市场。煤层气也是燃料电池的理想燃料。我国丰富的煤层气资源也将是燃料电池发电的巨大潜在能源之一。燃料电池可与常规燃气一蒸汽联合循环结合，形成更高效率的发电方式。与煤气化联合循环(IGCC)结合，形成数百兆瓦级的大型、高效、低污染的中心发电站，比IGCC效率更高，污染更小。燃料电池可与水电、风电和太阳能发电等结合，在高出力时，利用电解水制氢，低出力时用燃料电池发电，达到既储能，又高效发电的目的。采取气化或厌氧处理的方法将生物质变为燃料气，通过燃料电池发电，提高能源转换效率，并降低污染物排放量。对一些经济欠发达但有丰富的沼气资源的地区，利用燃料电池发电技术有可能更有有效地解决这些地区的电力供应问题。2.7与国外有较大的差距在燃料电池发电技术方面，我国与国际先进水平有较大的差距。在MCFC和SOFC技术方面，国外已分别示范成功了2MW和100KW的燃料电池发电机组，而我国在这方面才刚刚起步，2000年才可望研制出2KW左右的试验装置。在PAFC和PEFC技术方面，国内与国外的差距更大。倘若我们现在不开始研究开发燃料电池发电技术，等到燃料电池完全成熟后再引进，不但会受制于人，还将付出更大的经济代价，更谈不上尽快形成燃料电池发电的产业化。若不能形成燃料电池的产业化并在电力系统广泛应用，那么，也谈不上提高发电效率和降低污染物的排放。只有从现在开始，在国外的基础上，高起点研究，经过10—20年的努力，有可能在国电公司形成燃料电池的产业和广泛的商业应用。2.8在我国电力系统发展燃料电池发电技术是市场经济条件下的迫切要求分散式电源作为大电网的有效补充己得到许多国家的重视，而电源提供者的多元化更是一种趋势。我国电网的容量大、技术水平和可靠性还较低、抵御各种灾害的能力较差，在这种情况下，小型高效的燃料电池分布式电源随着技术的商业化市场潜力巨大。倘若电力系统不及时进行研究开发，在未来几年内，有可能被国外企业和国内其它其它行业或民营企业占领燃料电池分散电源市场。在市场经济条件下，国电公司既是用户，又是开发者。对于燃料电池这样重要的发电高新技术，应不失时机地着手研究开发，联合国内一些基础研究单位，争取纳入国家的攻关计划，获得国家支持，在尽可能短的时间内，形成燃料电池发电技术研究开发的优势，开发燃料电池发电关键技术和成套技术，形成国电公司的高新技术产业，既可优化调整电力结构，又能满足市场的不同需求。三 国外燃料电池发展计划及商业化的预测3.1美国燃料电池发电技术研究开发状况3.1.1美国燃料电池发电技术的研究开发计划1997年，美国总统克林顿颁发了"改善气候行动计划”，燃料电池被确定为一项关键技术，联邦政府为此制定了一项“美国联邦燃料电池发展计划”，目的是通过燃料电池的商业化来减少温室气体排放量。在这项计划中，对每一个燃料电池的新用户资助l000／KW的优惠。结果，仅在1998年，就有42台200kwPAFC发电机组投入运行。美国政府鼓励在一些对环境敏感的地区建立燃料电池发电站。此外，政府已促使美国所有的军事基地安装200KW燃料电池发电机组。通过这些措施，加速燃料电池的商业化，并提高国家能源的安全性。美国政府投入巨资研究开发燃料电池发电技术的另一个目的，就是要保持美国在这一领域的领先地位。随着商业化过程不断深入，将逐步形成新的高技术产业，为美国的经济注入新的活力，提供更多的就业机会。美国DOE的燃料电池发展计划如下：PAFC己商业化，不再投入资金进行研究开发。PAFC目前的发电效率为40％一45(LHV)，热电联产的热效率为80％(LHV)。已完成250KW和2MWMCFC的现场示范，预计2002年进行20MW的示范；2003年左右，使250KW和MW级MCFC达到商业化；2010年，燃用天然气的250KW一20MWMCFC分散电源达到商业化，100MW以上MCFC的中心电站也进入商业化;2020年，100MW以上燃煤MCFC中心发电站进入商业化。MCFC技术目标是运行温度为650℃，发电效率达到60％(LHV)，组成联合循环的发电效率为70(LHV)，热电联产的热效率达到85(LHV)以上。目前，己完成25kw和100kwSOFC现场试验，正在进行SOFC的商业化设计。预计2002年左右，进行MW级SOFC示范；2003年左右，100kw一1MWSOFC进行商业化：2010年，250kw一20MW燃用天然气的SOFC以分布式电源形式进入商业化，100MW以上燃用天然气的SOFC以中心电站形式进入商业化；2020年，100W及以上容量的燃煤S0FC以中心电站的形式进入商业化。SOFC技术目标是：运行温度为1000℃，发电效率达到62％(LHV)，组成联合循环的发电效率达到72％(LHV)，热电联产的热效率达到85(LHV)以上，燃煤时发电效率可达到65％(LHV)，这一目标预计2010完成。美国是最早研究开发PEFC的国家，但在大容量化和商业应用方面已落后于加拿大。目前美国生产的质子交换膜仍居世界领先水平。美国在PEFC的开发方面是面向家庭用分散式电源，实现热电联供。PlugPower公司与GE合作，计划2001年使10kwPEFC进入商业化，价格达到S750—1000／kw，大批量生产后，使PEFC的价格达到$350／kw。3.1.2市场预测美国能源部(DOE)对美国潜在的燃料电池市场的预测认为：在2005年一2010年，美国年需求燃料电池发电容量约2335MW一4075MW。现在美国的燃料电池年生产能力为60MW，商业化的价格为$2000一$3000／kw，若年生产能力达到100MW／a，商业化的价格则可达到$l000—$1500/Kw。若能达到(2000—4000)MW／a的生产能力，燃料电池的原材料费仅$200一$300／kw。那么燃料电池的价格则有可能达到$900—$l100／kw，此时可完全与常规的发电方式竞争。3.2日本燃料电池发电技术的发展进程及应用前景预测3.2.1发展进程日本在PAFC研究方面，走的是一条引进合作、消化吸收、再提高的路线。1972年东京煤气公司从美国引进两台PAFC燃料电池发电机组，大阪煤气公司也在1973年引进两台PAFC机组。日本政府于1981年设立了以开发节能技术为宗旨的“月光计划”，燃料电池发电是其中一项重要内容。此后，日本国内的电力公司、煤气公司和一些大型的制造厂纷纷投入燃料电池的研究开发，并与美国IFC合作，使日本的PAFC得到更大的发展。目前，日本的PAFC技术已赶上了美国，商业化程度超过了美国。5MW(富士电机制造)和11MW(东芝与IFC合制)均在日本投运，日本公司制造的PAFC机组已运行了近100多台。日本有关MCFC的研究是从1981年开始的，通过自主开发并与美国合作。1987年10kwMCFC开发成功，1993年100kw加压型MCFC开发成功，1997年开发出1MW先导型MCFC发电厂，并投入运行。MCFC已被列为日本“新阳光计划”的一个重点，目标是2000年一2010年，实现燃用天然气的10MW一50MW分布式MCFC发电机组的商业化，并进行100MW以上燃用天然气的MCFC联合循环发电机组的示范，2010年后，实现煤气化MCFC联合循环发电，并逐步替代常规火电厂。日本的SOFC技术也是从1981年的“月光计划”开始研究的，立足于自主开发。1989年一1991年，开发出l00W一400WSOFC电池堆，1992年一1997年开发出l0kw平板型SOFC。SOFC的研究进展也远远落后于NEDO原来的计划。“新阳光计划”中预计2000年一2010年，使SOFC达到MW级，并形成联合循环发电。日本的PEFC也被列入“新阳光计划”，目前开发的容量为(1—2)kw。3.2.2政府采取的措施日本政府在“月光计划”和“新阳光计划”中，先后资助了3台200kw、2台lMW和l台5MW的PAFC；1台100kw和1台1MW的MCFC示范电站研究开发、建设及运行。在通产省和NEDO的统一组织和管理下，使公用事业单位(电力公司和煤气公司)和开发商及研究单位紧密结合，实现燃料电池研究开发和商业示范应用一体化。日本电力公司和煤气公司，过去十年来安装了约80多台燃料电池机组，装机容量达到20.1MW，燃料电池及电厂的费用主要由业主承担，但是制造商和政府也各承担一部分。这种政府和企业联合研究开发的方式促进了日本燃料电池的发展。使用燃料电池发电享有许多优惠政策：燃料电池的相关设备，在未超过一定规模时，其工程计划仅须申报即可动工。对500kw以下的常压燃料电池生产与使用的审批手续大大简化。在医院、旅馆、办公大楼等安装的燃料电池发电机组，政府提供的经费资助。新建的燃料电池发电设备享有10的免税额，并获有30％的加速折旧。对装设于电力公司或自备发电用的燃料电池项目，日本开发银行将提供投资额40％的低息贷款。3.2.3市场预测1990年，日本通产省发表了“长期电源供需展望”报告，预计日本国内的燃料电池发电容量到2000年约2250MW；2010年约10720MW，电力系统用5500MW，其中约有2400MW是MCFC和SOFC高温型燃料电池；2010年煤气化MCFC和SOFC达到实用化；发电效率达到50％一60％。由于燃料电池发电技术仍有许多技术上的难题没有突破，进展速度低于预期值，因此日本目前已将原目标做了修正，预计2000年燃料电池装机容量将达到200MW，其中分布式电源l12MW，工业用热电联产型为88MW；2010年将达到2200MW，其中分布式电源型为735MW，工业用热电联产型为1465MW。3.3其它国家和地区的发展进程目前，欧洲的燃料电池发电技术远远落后于美国和日本。80欧洲又重新开始研究燃料电池发电技术。它们采用向美国、日本购买电池组，自行组装发电厂的方式来发展PAFC发电技术。1990年成立了一个“欧洲燃料电池集团(EFCG)”。意大利已完成了一座1MW的PAFC示范工程，由IFC供应，BOP由欧洲制造。意大利、西班牙与美国IPC合作，于1993年在米兰建了一座l00kwMCFC电厂，1996年投运。德国正在开发250kwMCFC。德国西门子公司于1998年收购了美国西屋公司的管形SOFC技术后，现在拥有世界上最先进的平板型和管形SOFC技术。 加拿大在PEFC方面居世界领先地位，在继续开发交通用PEFC的同时，目前也将PEFC应用于固定电站，已建成250kwPEFC示范电站，目标是在近几年内使250kw级PEPC商业化。澳大利亚在1993年一1997年，共投资3000万美元，研究开发平板型SOFC，目前正在开发(20一25)kwSOFC电池堆。韩国电力公司于1993年从日本购进一座200kwPAFC进行示范运行。3.4国外发展燃料电池发电技术的经验总结回顾国外燃料电地发展的道路，有许多值得我们吸取和借鉴的经验。美国在燃料电池发电技术的研究开发方面始终处于世界领先地位。除了雄厚的财力之外，还有三方面重要的原因：一是政府将燃料电池发电技术视为提高火力发电效率、减少污染物和温室气体排放的重要措施，列入政府的“改变气侯技术战略”中，并大力投入资金和力量研究开发；二是燃料电池技术提高到“国家能源安全并大力投入资金和力量研究开发；三是将燃料电池技术提高到“国家能源安全关键技术”的战略高度，DOD和DOE均投入资金研究开发；四是对燃料电池的应用前景充满信心，希望能形成新的高技术产业，给美国的经济注入新的活力，政府和企业共同投入资金研究开发，力图保持领先地位。日本走的是一条通过与美国合作、引进技术并消化吸收实现产业化的路线，并在PAFC的商业化方面己超过了美国，在MCFC的研究开发方面也接近美国。成功的重要经验也是政府对燃料电池给予高度重视，先后列入了“月光计划”和“新阳光计划”，大力投入研究开发。另一条经验是研究机构、企业和用户联合，组成从研究、开发到商业应用一体化集团，既承担研究开发的风险，也享受成功的优惠。加拿大Ballard公司在PEFC方面成功的经验告诉我们：只要坚定不移地进行研究开发，一个小公司也能在10—20年内成为举世瞩目的燃料电池技术拥有者。 燃料电池起源于欧洲，但是，现在欧洲的燃料电池技术已远远落后于美国和日本。主要原因是政府和企业对燃料电池发电技术重视不够。目前，欧洲已经意识到这一点，成立了—个燃料电池发电技术集团，引进美国、日本的技术，并进行研究开发。四 各种燃料电池发电技术综合比较4.1 AFC：与其它燃料电池相比，AFC功率密度和比功率较高，性能可靠。但它要以纯氢做燃料，纯氧做氧化剂，必须使用Pt、Au、Ag等贵金属做催化剂，价格昂贵。电解质的腐蚀严重，寿命较短，这些特点决定了AFC仅限于航天或军事应用，不适合于民用。4.2 PAFC：以磷酸做为电解质，可容许燃料气和空气中C02的存在。这使得PAFC成为最早在地面上应用或民用的燃料电池。与AFC相比它可以在180℃一210℃运行，燃料气和空气的处理系统大大简化，加压运行时，可组成热电联产。但是，PAFC的发电效率目前仅能达到40％一45％(LHV)，它需要贵金属铂做电催化剂；燃料必须外重整：而且，燃料气中C0的浓度必须小于1％(175℃)一2(200℃)，否则会使催化剂中毒；酸性电解液的腐蚀作用，使PAFC的寿命难以超过40000小时。PAFC目前的技术已成熟，产品也进入商业化，做为特殊用户的分散式电源、现场可移动电源和备用电源，PAFC还有市场，但用作大容量集中发电站比较困难。4.3 MCFC：在650℃一700℃运行，可采用镍做电催化剂，而不必使用贵重金属：燃料可实现内重整，使发电效率提高，系统简化；CO可直接用作燃料；余热的温度较高，可组成燃气／蒸汽联合循环，使发电容量和发电效率进一步提高。与SOFC相比，MCFC的优点是：操作温度较低，可使用价格较低的金属材料，电极、隔膜、双极板的制造工艺简单，密封和组装的技术难度相对较小，大容量化容易，造价较低。缺点是：必须配置C02循环系统；要求燃料气中H2S和CO小于0.5PPM；熔融碳酸盐具有腐蚀性，而且易挥发；与SOFC相比，寿命较短；组成联合循环发电的效率比SOFC低。与低温燃料电池相比，MCFC的缺点是启动时间较长，不适合作备用电源。MCFC己接近商业化，示范电站的规模已达到2MW。从MCFC的技术特点和发展趋势看，MCFC是将来民用发电(分散电源和中心电站)的理想选择之一。4.4 SOFC：电解质是固体，可以被做成管形、板形或整体形。与液体电解质的燃料电池(AFC、PAFC和MCFC)相比，SOFC避免了电解质蒸发和电池材料的腐蚀问题，电池的寿命较长(已达到70000小时)。CO可做为燃料，使燃料电池以煤气为燃料成为可能。SOFC的运行温度在1000℃左右，燃料可以在电池内进行重整。由于运行温度很高，要解决金属与陶瓷材料之间的密封也很困难。与低温燃料电池相比，SOFC的启动时间较长，不适合作应急电源。与MCFC相比，SOFC组成联合循环的效率更高，寿命更长(可大于40000小时)；但SOFC面临技术难度较大，价格可能比MCFC高。示范业绩证明SOFC是未来化石燃料发电技术的理想选择之一，既可用作中小容量的分布式电源(500kw一50MW)，也可用作大容量的中心电站(＞l00MW)。尤其是加压型SOFC与微型燃气轮结合组成联合循环发电的示范，将使SOFC的优越性进一步得到体现。4.5 PEFC：PEPC的运行温度较低(约80℃)，它的启动时间很短，在几分钟内可达到满负荷。与PAFC相比，电流密度和比功率都较高，发电效率也较高(45％一50(LHV))，对CO的容许值较高(＜10ppm)。PEFC的余热温度较低，热利用率较低。与PAFC和MCFC等液体电解质燃料电池相比，它具有寿命长，运行可靠的特点。PEFC是理想的可移动电源，是电动汽车、潜艇、航天器等移动工具电源的理想选择之一。目前，在移动电源、特殊用户的分布式电源和家庭用电源方面有一定的市场，不适合做大容量中心电站。结 论选择适合于我国电力系统发展的燃料电池发电技术，应综合考虑以下几点：较高的发电效率；环保性能好；既能作为高效、清洁的分布电源，又具有形成大容量的联合循环中心发电站的发展潜力；既能以天然气为燃料，又具有以煤为燃料的可能性；技术的先进性及商业化进程；运行的可靠性和寿命；降低造价的潜力；国内的基础。综合考虑以上几点，对适合于我国电力系统发展的燃料电池发电技术，提出以下几点选择意见：(1)优先发展高温燃料电池发电技术。即选择MCFC和SOFC为我国电力系统燃料电池发电技术的主要发展方向，这两种燃料电池既能以天然气为燃料作为高效清洁的分布电源，又具有形成大容量的联合循环中心发电站(以天然气或煤为燃料)的发展潜力。(2)MCFC和SOFC各有特点，都存在许多问题，尚未商业化。若考虑技术难度和成熟程度以及商业化的进程，对于MCFC，应走引进、消化吸收、研究创新，实现国产化的技术路线，并尽快投入商业应用：对于SOFC，应立足于自主开发，走创新和跨越式发展的技术发展路线。(3)随着氢能技术的发展，PEFC在移动电源、分散电源、应急电源、家庭电源等方面具有一定优势和的市场潜力，国家电力公司应密切跟踪研究。(4)AFC不适合于民用发电。PAFC技术目前已趋于成熟，与MCFC、SOFC和PEFC比较，已相对落后。因此，AFC和PAFC不应做为国家电力公司研究开发的方向。参考文献[1] 许世森，朱宝田等，在我国电力系统发展的燃料电池发电的技术路线和实施方案研究，国家电力公司热工研究院，1999．12

编者按　　为积极应对气候变化，我国政府已经作出郑重承诺，到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%到45%，非化石能源占一次能源消费的比重达到15%左右。在新一轮经济发展中，电力工业面临着来自资源环境方面的更大压力。2009年底，我国火电装机容量占全国总装机容量的74.6%，以煤为主的能源消费结构在相当长的一段时间内无法得到根本性改变。目前，来自电力工业、主要是来自火电的二氧化碳排放，约占我国碳排放总量的一半。为实现2020年的目标，火电行业调整结构、转变发展方式已经刻不容缓。指向“2020目标”的火电之路该怎么走？本报结合经济发展形势和业内权威人士的分析观点，对火电行业发展趋势进行了前瞻性预测。　　火电装机比重需降10%　　“按照我国2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%—45%、非化石能源消费量占15%的承诺，2009—2020年，非化石能源消费量年均增速至少要达到8.3%，新增清洁能源发电装机将达到3.52亿千瓦。”日前在“2010年经济形势与电力发展分析预测会”上，国资委综合局局长刘南昌表示。这意味着，到2020年我国清洁能源发电总装机容量将达到5.76亿千瓦。　　目前，我国包括水电、核电以及风电、太阳能发电等新能源在内的清洁能源装机容量共计为2.24亿千瓦，占总装机的25.4%。如果清洁能源发电装机到2020年增加3.52亿千瓦，按照届时全国发电总装机容量16.5亿千瓦计算，清洁能源发电装机比重将达到约35%。相应地火电装机比重将下降到65%，而2009年底这一数据为74.6%。由此计算，到2020年火电装机比重将下降约10%，平均每年下降1个百分点。　　尽管比重下降，火电总装机容量仍将不断增长。去年底我国火电装机总容量约6.5亿千瓦，同比增长了2.2%。到2020年将达到10.7亿千瓦，约增加4.2亿千瓦，装机容量的增长幅度将大于清洁能源发电。　　16.5亿千瓦装机不算多　　国家能源局电力司副司长郝卫平认为，我国现在处于工业化中期阶段，工业用电将强劲增长，带动全社会用电量保持较高的增长速度。中电联秘书长王志轩通过对比发达国家的各个发展阶段，认为我国符合国际上经济发展和电力发展周期的基本规律，目前我国处于工业化的重化工阶段，未来一些年电力工业将体现为上升趋势。2009年底，我国人均用电量是世界各国工业化完成时人均用电量的57.5%，人均装机的65.5%。　　刘南昌表示，我国经济的持续快速发展和工业化、城镇化水平的提高，决定了电力需求将在较长时间内保持较快的增速。目前我国人均GDP已超过3000美元，一些国家和地区的发展历程表明，这一时期的电力需求普遍呈现较快增长。　　虽然我国装机和电力总量已经连续14年位居世界第二位，但要达到人均装机1千瓦、年用电量5000千瓦时的世界平均水平还有不小差距。此外，如果以未来10年我国国内生产总值保持8%左右的增速计算，预计到2020年电力需求要达到7.67万亿千瓦时，相应地发电装机将达到16.5亿千瓦。即使这样，2020年我国人均用电量和人均装机容量仍仅为OECD（经合组织）国家2003年水平的63%和50%。　　国家电监会总监谭荣尧指出，今年我国电力消费将接近4万亿千瓦时，同比增长7%以上。要满足电力消费需求，2020年以前我国每年至少要新增装机6000万千瓦。不断提高水电、核电、风电、太阳能发电等新能源和可再生能源发电比重，大力发展清洁煤电技术已经成为实现电力可持续发展的必要途径。

对汽轮机通流部分进行改造。汽轮机本体中的做功汽流的通道成为汽轮机的通流部分，包括主汽门，调节汽门，导管，进汽室，各级喷嘴及动叶及汽轮机的进汽管。在燃气轮机中广泛应用带陶瓷外层的涂层作为通流部分，首先是喷嘴叶片和工作叶片的热和防腐蚀保护，这种保护涂层具有许多优点。作为防止硫化物透入金属底层表面的屏障过滤器，预防了叶片材料硫化—氧化腐蚀过程的发展。起热保护屏障作用，因为热障涂层具有低的导热性，使得部分沿壁面的总温降在薄陶瓷层内完成，从而降低了不稳定工况下金属的温度并减小了沿叶片壁面的热降。扩展资料根据气轮机各种运行工况下利用小惯性传感器得到的涡轮前燃气温度数据，分析了热力条件对具有陶瓷涂层的通流部分零件热应力状态的影响。叶片装置破坏的分析表明金属和涂层之间热物理性质明显的差别会导致应力，促使出现裂纹，陶瓷层层状剥落和破坏并使防腐蚀和热保护系统失效。气轮机的净功率都是在ISO条件下以燃烧天然气的额定工况为基准标定的。当在IGCC电站中，改烧低热值煤气或改烧中热值煤气并回注N2气时，燃气轮机及其联合循环的功率一般有相当程度的增大这主要是由两方面因素造成的，即：在燃气轮机初温：t3恒定不变的前提下，改烧低热值煤气后，流经燃气透平的燃气的质量流量会增大许多，致使燃气轮机能多发相当数量的净功率；当煤在气化炉中制备成为合成煤气时，煤的蕴储能中只能有72%～84%的能量份额直接转化为煤气的发热量，其余的20%～10%的能量份额将转化为供联合循环中蒸汽轮机作功用的蒸汽热能，致使蒸汽轮机能多发一部分功率。参考资料来源：百度百科-燃气轮机通流部分参考资料来源：百度百科-汽轮机通流部分

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。前瞻产业研究院发布的《2014-2018年中国锅炉制造行业市场前瞻与节能技术分析报告》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。“十二五”期间，火力发电在全国电力中的比例将下降4-5个百分点，然而中国煤炭丰富、电力偏紧的资源特征决定了在今后相当长的一段时间内，火力发电仍将在电力工业中占据重要地位。前瞻产业研究院电站锅炉行业研究小组表示，虽然当前火电发展增速减慢，但长远来看，在环保技术进步、发电成本降低、电力需求增加等积极因素的推动下，火电行业未来发展前景较为乐观。由此可见，火电站用燃煤锅炉市场发展潜力巨大，其中CFB锅炉、IGCC气化炉的增长潜力将更为显著。

火力发电是烧煤。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。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。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。

我院现有员工1379人，现任院长张文斌荣获团中央、国家电力公司“青年管理创新奖”。工程技术人员1088人，其中国家级设计大师3人，国家级有突出贡献的中青年专家3人，享受政府特殊津贴的专家22人，教授级高工52人，高级工程师410人，工程师570人。国家一级注册建筑师8人，二级注册建筑师8人，一级注册结构工程师62人，注册造价工程师20人，消防专项设计人员30人。我院专业配套齐全，具有先进的勘察设计技术、装备和丰富的实践经验，计算机辅助设计系统（CAD）、三维设计（PDS）和管理信息系统（MIS）应用实现了网络化。并配备有科研测试、大型钻机、航测、化验、印制出版等先进设备。我院承担设计了我国第一座300MW全套引进技术建设的石横电厂、第一座世行贷款采用EPC建设的吴泾电厂六期工程（2×300MW）、第一座国内设计招标的常熟电厂（4×300MW）、第一台325MW成套出口巴基斯坦机组、第一座应用“2000年燃煤示范电厂”设计思想和优化方案建设的石嘴山电厂（4×330MW）、第一座超临界、全套引进技术并被国家电力公司定为“2000燃煤示范电站”的沁北电厂（2×600MW）等；70年代建设了具有自主知识产权的刘（家峡）-天（水）-关（中）330KV输变电工程；国内第一家开展750KV超高压输电线路技术研究、应用的设计单位。40多年来，先后为20多个省市、自治区的发送变电工程提供勘察设计服务，累计完成和正在进行勘测设计的发电工程170余项，共约3811万千瓦；送电159项共12787公里；变电165项共1727万千伏安。已投产发电的有136项2867万千瓦；送电150项12445公里；变电163项1706万千伏安。迄今，已完成单机容量300MW及以上发电机组设计62台、咨询19台、监理20台。截止目前，我院共有97个发送变电及勘测工程荣获国家和省部级优秀设计奖，其中国家级32项（金奖15项），部级42项，省级23项。被国家电力公司誉为“样板工程”的山东邹县电厂（4×300MW）是建国以来唯一荣获国家设计特奖的火电工程。1996年我院取得长城（天津）质量保证中心颁发的GB/T19001-1994-ISO9001：1994标准质量体系认证证书，2000年12月又率先在勘察设计系统获得ISO9001：2000版认证证书；1998年获建设部“八五”期间全国工程建设管理先进单位；1995年荣获省级“文明单位”称号，2002年初荣获省级“文明单位标兵”称号；2000年我院工程项目处荣获团中央、国家电力公司“青年文明号”称号。我院在大容量机组研究、超高压输变电技术、电力自动化、CFB、IGCC、空冷、环境保护工程和计算机软件开发以及电厂节水、电力设施抗震等方面进行了大量技术开发工作，先后有32项课题获国家科技成果奖，49项获省部级科技进步奖。我院与美国S&L、日本日立等著名工程公司合资组建了北京京萨公司、西安日立公司等专业公司，承接了泰国、印尼等19个国家的发电、输变电工程勘测设计任务，与许多国际企业集团和工程公司进行了广泛的交流与合作，并先后有150余人次在美国S&L公司、日本日立公司进行为期一年的合作设计研修培训。

动静叶之间的部分

关键是能源和环保问题，锅炉是必须用的，怎么在改进上去竞争就是你的优势。

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。　　近年来，环保节能成为中国电力工业结构调整的重要方向，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。　　前瞻产业研究院发布的《中国电站锅炉行业深度调研与投资预测分析报告前瞻》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。

通过喷水

中国火力发电占全国发电总量的比例为70.5%。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。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。其他发电形式1、潮汐发电。因为月球、太阳的引潮力以及地球自转效应，产生了叫做“潮汐”的东西。在海湾或者感潮河口建筑堤坝，闸口，水库把海水围起来。在涨潮时，把海水以势能方式储蓄，等到退潮时把海水以势能的方式放出，冲击水轮机，带动发电机从而产生电。2、核电站核电站的原料是铀，铀在一个大的“锅炉”也就是反应堆中发生裂变，产生了大量的热量。泵机把冷却液输到这个大“锅炉”中，冷却液加热后被输送到蒸汽发生器中，蒸汽发生器就是把热水产生蒸汽。然后冷却液继续通过泵机输送到锅炉中。这个叫做一回路。有一回路就有二回路啦，一回路中的蒸汽发生器，产生蒸汽之后推动汽轮机，汽轮机带动发电机发电。以上内容参考百度百科-火力发电

低碳经济的核心要素是低碳技术、低碳产业和低碳管理制度。其中，低碳技术通过降碳、零碳和去碳等机制促进减排；低碳产业通过代替、改造传统高碳产业，稀释高碳产业碳排放等机制促进经济低碳发展；低碳管理制度通过引导、激励、监督、管控等机制促进经济低碳转型。生态资源可持续性发展低碳经济，一方面是积极承担环境保护责任，完成国家节能降耗指标的要求；另一方面是调整经济结构，提高能源利用效益，发展新兴工业，建设生态文明。低碳经济的特征低碳经济的特征是以减少温室气体排放为目标，构筑低能耗、低污染为基础的经济发展体系，包括低碳能源系统、低碳技术和低碳产业体系。低碳能源系统是指通过发展清洁能源，包括风能、太阳能、核能、地热能和生物质能等替代煤、石油等化石能源以减少二氧化碳排放。低碳技术包括清洁煤技术（IGCC）和二氧化碳捕捉及储存技术（CCS）等等。低碳产业体系包括火电减排、新能源汽车、节能建筑、工业节能与减排、循环经济、资源回收、环保设备、节能材料等等。

NICE将致力于以下领域的技术开发：煤转化和改质的新途径；火电厂和IGCC电厂的减排；二氧化碳封存（CCS）和二氧化碳驱油（EOR）；可再生能源和化工产品；能源存储；煤制天然气；合成器制燃料和化工产品；直接法煤液化。

碳捕捉和储存技术CCS 12月7日，联合国气候变化大会如期在哥本哈根拉开帷幕，来自192个国家和地区的代表出席了这次峰会。几日下来，大会火药味十足，俨然成吵架大会。 虽然各国的“减排目标”还处于拉锯战中，如何达到这些减排目标将是接下来各国关注的问题，于是，“碳捕捉技术”再次成为媒体关注焦点。 相对于人造火山或是太空反光镜这类不靠谱的科技狂想，二氧化碳捕集封存技术（CCS技术）被认为更能拯救地球。众所周知，人类为防止气候变暖需要节能减排，特别是减少二氧化碳的排放。减排路径有许多，但对于以燃煤为主要能源的国家，减少燃煤使用代价高昂，因此CCS成为重要替代选择，因此对那些不愿改变能源消费结构的国家来说，这有极大吸引力。 国人也许对碳捕获技术稍感陌生，殊不知它“正是当今世界上国际最热门的气候变化领域最前沿、最重大的话题之一，国际政治领袖们无不投以巨大关注”。早在去年年底，央行行长周小川就曾畅谈过“碳捕获”的深意，并认为金融业在这方面大有可为。而根据浙大相关专家的看法，国外许多科研机构早已经从中嗅到了巨大的利益诱惑，并悄悄把目标瞄准了国内碳排技术市场。 原始大气中二氧化碳的浓度非常高，并不适宜人类生存，地球是通过把二氧化碳固化后埋在地下（即成煤成油的过程），从而降低了大气中二氧化碳的浓度，变得适宜人类生存了。现在的情况，正好相反，人类通过开采煤、油，把埋在地下的二氧化碳挖了出来，再排放到大气中，大气的二氧化碳浓度就增加了，随之而来的就是温室效应带来的一系列影响。 这实际是对工业革命，化石能源疯狂利用的一种嘲讽和报复。后工业时代注定要解决工业革命的麻烦。 1850年全球CO2排放量仅为2亿吨，到2005年则增加到259亿吨。这其中，全球化石燃料的消费主要集中在工业、电力和交通运输部门，其CO2排放量约占全球CO2排放总量的63.09%～72.96%。 现在，全球各国首脑希望人类在2050年时，把气温控制在不超过1850年时多2摄氏度。 如何减少大气中的二氧化碳排放量，科学家们已经想了各种办法。 第一步是“碳捕获”。据方梦祥教授介绍，目前国际上比较成熟的是化学吸收法，简单来说就是利用CO2和某种吸收剂之间的化学反应，将CO2气体从烟道气中分离出来，目前科学家已经找到了多种性能优良而环保的吸收剂。还有一种方法叫“膜”分离法，化石燃料燃烧后的烟气在通过膜时被分类处理了，有的会溶解并通过，有的却通不过被“拦截”了。为了提高二氧化碳的减排效率，科学家还发明了一种富氧燃烧法，用纯氧燃烧使得排放的CO2纯度更高。据悉，目前国际上像美、英、挪威包括中国都有一些碳捕捉试验项目，其中碳的捕捉效率可以高达90%。 “捕碳”还不是最难的，而且，“就算是把捕捉到的CO2再利用，拿去生产碳酸饮料，最后CO2还是排到了大气中”，科学家需要把CO2安全而永久地“封存”起来，这种碳捕捉与储存技术被称为CCS（即Carbon Capture and Storage的缩写）技术。 科学家目前主要的思路是“封到地下”，包括深海存储和地质储存。先说“深海存储”，要知道，海洋是全球最大的CO2贮库，其总贮量是大气的50多倍，在全球碳循环中扮演了重要角色。将CO2进行海洋储存的方式，主要是通过管道或船舶将CO2运送到海洋储存地点，然后将CO2注入海底，在海底的CO2水最后会碳化并保存下来。这个方法也有一定隐患：“CO2是通过船舶用高压打入海底的，万一CO2发生泄漏后果不堪设想，特别是海震时常发生。” 目前科学家认为相对可行的是地质储存，把CO2打入地下1～2千米的盐水层，在这样的深度，压力会将二氧化碳转换成所谓的“超临界流体”，并缓慢固化，就像地下的煤炭石油一样。在这样的状态下，二氧化碳才不容易泄漏。“另外，这片岩体的结构要好，有足够多的空间来容纳二氧化碳，而且具有连续性，面积够大。据预测全球盐水层的储量达到10万亿吨，可以储存1000年。 到现在为止，全球共有三个成功的CCS项目在进行中。美国Weyburn-Midale项目填埋的是北达科他萨斯喀彻温省一座废弃油田的煤炭气化厂产生的二氧化碳。英国石油公司经营的阿尔及利亚萨拉油田项目把从当地生产的天然气中提取的二氧化碳输入地下。挪威大型石油天然气公司国家石油公司也在北海有两处类似的项目。另外，全球有上百个CCS项目正在建设中。 在国内，继北京的华能高碑店项目后，华能石洞口第二电厂碳捕获项目7月份在上海开工，该项目总投资1.5亿元，今年年底将建成，预计年捕获二氧化碳10万吨，并号称是全球最大的燃煤电厂碳捕获项目。 虽然目前CCS技术仍在实验阶段，其技术能否收到预期效果还有待证实，但成本之高已经叫人咋舌。根据麻省理工大学去年发表的一份报告，捕捉每吨二氧化碳并将其加压处理为超临界流体要花费30-50美元，将一吨二氧化碳运送至填埋点埋藏需要花费10-20美元。这也就是说，发电厂每向大气中排放一吨二氧化碳就要支付40-70美元，欧盟现行的碳价格则为8－10欧/吨，这一数字也接近联合国政府间气候变化专门委员会建议的碳价格的中间值。 方梦祥教授也给记者简单算了一笔账：比如，燃烧1吨煤要排放出2吨的CO2，现在的煤价按600元/吨计，加上碳排放增加的600多元，成本增加了一倍，而燃烧1吨煤可以发电300度，摊到每度电上，就是电价增加70%-90%，而如果把生产、运输、销售中增加的碳价格核算到每件商品上，最后就能算出该商品的碳排放价。“如果征收起碳税来，这个数字将是很可观的。”无怪乎，有专家称石油交易之后碳排放交易最具潜力，全球碳排放市场将成为未来最大的市场。 与此同时，各国资本已经开始觊觎这个产业，欧盟委员会已明确表示，欧盟计划直接投资80亿欧元用于CCS领域的技术研发。“这对我们来说，既是挑战也是机遇，现在，国外许多机构早已经瞄准了国内碳排技术市场，像我们浙江大学已经跟欧盟、美国能源部、英国等建立起技术合作关系，其实，我们国内的碳捕捉技术成本相比国外要低廉很多，如果可以抢占一些市场份额还是大有可为的，可惜，目前国内企业很少能有这样的眼光。”方梦祥教授说。（青年时报） －－－－－－－－－－－－－－－－－－－ 碳捕获技术简介 目前,主要有四种不同类型的CO2收集与捕获系统: 燃烧后分离(烟气分离)、燃料前分离(富氢燃气路线)、富氧燃烧和工业分离(化学循环燃烧),每种捕获技术的技术特点及其成熟度见下表。 在选择捕获系统时,燃气流中CO2浓度、燃气流压力以及燃料类型(固体还是气体)都是需要考虑的重要因素。对于大量分散型的CO2排放源是难于实现碳的收集,因此碳捕获的主要目标是像化石燃料电厂、钢铁厂、水泥厂、炼油厂、合成氨厂等CO2的集中排放源。 针对排放的CO2的捕获分离系统主要有3类:燃烧后系统、富氧燃烧系统以及燃烧前系统。 燃烧后系统介绍 燃烧后捕获与分离主要是烟气中CO2与N2的分离。化学溶剂吸收法是当前最好的燃烧后CO2收集法,具有较高的捕集效率和选择性,而能源消耗和收集成本较低。除了化学溶剂吸收法,还有吸附法、膜分离等方法。 化学吸收法是利用碱性溶液与酸性气体之间的可逆化学反应。由于燃煤烟气中不仅含有CO2、N2、O2和H2O,还含有SOx、NOx、尘埃、HCl、HF等污染物。杂质的存在会增加捕获与分离的成本,因此烟气进入吸收塔之前,需要进行预处理,包括水洗冷却、除水、静电除尘、脱硫与脱硝等。 烟气在预处理后,进入吸收塔,吸收塔温度保持在40~60℃,CO2被吸收剂吸收,通常用的溶剂是胺吸收剂(如一乙醇胺MEA)。然后烟气进入一个水洗容器以平衡系统中的水分并除去气体中的溶剂液滴与溶剂蒸汽,之后离开吸收塔。吸收了CO2的富溶剂经由热交换器被抽到再生塔的顶端。吸收剂在温度100~140℃和比大气压略高的压力下得到再生。水蒸汽经过凝结器返回再生塔,而CO2离开再生塔。再生碱溶剂通过热交换器和冷却器后被抽运回吸收塔。 富氧燃烧系统介绍 富氧燃烧系统是用纯氧或富氧代替空气作为化石燃料燃烧的介质。燃烧产物主要是CO2和水蒸气,另外还有多余的氧气以保证燃烧完全,以及燃料中所有组成成分的氧化产物、燃料或泄漏进入系统的空气中的惰性成分等。经过冷却水蒸汽冷凝后,烟气中CO2含量在80% ~98%之间。这样高浓度的CO2经过压缩、干燥和进一步的净化可进入管道进行存储。CO2在高密度超临界下通过管道运输,其中的惰性气体含量需要降低至较低值以避免增加CO2的临界压力而可能造成管道中的两相流,其中的酸性气体成分也需要去除。此外CO2需要经过干燥以防止在管道中出现水凝结和腐蚀,并允许使用常规的炭钢材料。 在富氧燃烧系统中,由于CO2浓度较高,因此捕获分离的成本较低,但是供给的富氧成本较高。目前氧气的生产主要通过空气分离方法,包括使用聚合膜、变压吸附和低温蒸馏。 燃烧前捕获系统介绍 燃烧前捕获系统主要有2个阶段的反应。 首先，化石燃料先同氧气或者蒸汽反应,产生以CO和H2为主的混合气体(称为合成气),其中与蒸汽的反应称为“蒸汽重整”,需在高温下进行;对于液体或气体燃料与O2的反应称为“部分氧化”,而对于固体燃料与氧的反应称为“气化”。待合成气冷却后,再经过蒸汽转化反应,使合成气中的CO转化为CO2,并产生更多的H2。最后,将H2从CO2与H2的混合气中分离,干燥的混合气中CO2的含量可达15%~60%,总压力2~7MPa。CO2从混合气体中分离并捕获和存储,H2被用作燃气联合循环的燃料送入燃气轮机,进行燃气轮机与蒸汽轮机联合循环发电。 这一过程也即考虑碳的捕获和存储的煤气化联合循环发电(IGCC)。从CO2和H2的混合气中分离CO2的方法包括:变压吸附、化学吸收(通过化学反应从混合气中去除CO2,并在减压与加热情况下发生可逆反应,同从燃烧后烟道气中分离CO2类似)、物理吸收(常用于具有高的CO2分压或高的总压的混合气的分离)、膜分离(聚合物膜、陶瓷膜)等。 碳捕捉与封存技术 碳捕获和封存(以下简称CCS)是一种将工业和能源排放源产生的CO2进行收集、运输并安全存储到某处使其长期与大气隔离的过程。CCS主要由捕获、运输、封存三个环节组成。 碳捕获 CO2的捕获，指将CO2从化石燃料燃烧产生的烟气中分离出来,并将其压缩的过程。 对于大量分散型的CO2排放源是难于实现碳的收集,碳捕获的主要目标是化石燃料电厂、钢铁厂、水泥厂、炼油厂、合成氨厂等CO2的集中排放源。目前针对化石燃料电厂的捕获分离系统主要有三种，即燃烧后捕获系统、燃烧前捕获系统和氧化燃料捕获系统。 CO2捕获已经在一些工业应用中采用,马来西亚一家工厂采用化学吸附工艺,每年从燃气电厂的烟道气流中分离出0·2×106t的CO2,用于尿素生产。美国北达科他州煤气化工厂采用物理溶剂工艺,每年从气流中分离出3·3×106t的CO2,用于生产合成天然气,捕获的一部分CO2用于加拿大的强化采油项目。 碳运输 CO2的运输,指将分离并压缩后的CO2通过管道或运输工具运至存储地。第一条长距离的CO2输送管道于20世纪70年代初投入运行。在美国,有超过2, 500公里的CO2输送管道,通过这些管道,每年有大约40×106t的CO2被运输到德克萨斯州用于强化采油。 碳封存 CO2的存储,指将运抵存储地的CO2注入到如地下盐水层、废弃油气田、煤矿等地质结构层或者深海海底或海床以下的地质结构中。 这个过程涉及许多在石油和天然气开采和制造业中研发和普遍应用的技术,如用泵向井下注入CO2,并通过在井底部的凿孔或筛子使CO2进入岩层。 此外CO2回注油田可以提高采油率,在煤层中注入CO2,可以回收煤层气,这个过程也就是通常所说的强化采油(EOR)和强化采煤层气(ECBM)。目前有三个工业规模(大于1×108tCO2/a)的项目在采用这种技术:北海的斯莱普内尔(Sleipner)项目、加拿大的韦本(Weyburn)项目和阿尔及利亚的萨拉赫(Salah)项目。 碳运输技术简介 在CO2运输方面,目前最可行的办法是利用管道输送。 管道是一种已成熟的市场技术,将气态的CO2进行压缩可以提高密度,从而可降低运输成本。也可以利用绝缘罐将液态CO2装在罐车中进行运输。在某些情况下,使用船舶运输CO2从经济角度讲更具有吸引力,尤其是需要长途运输或需将CO2运至海外时,但由于这种情况需求有限,故而目前运输规模较小。在技术上,公路和铁路罐车也是切实可行的方案。然而,除小规模运输之外,这类运输系统与管道和船舶相比则不经济,不大可能用于大规模运输。 目前,美国等国家在管道运输技术方面已很成熟,需要解决的问题是如何降低运输成本。 运输成本主要取决于管道长度和管道直径,而由于捕获(包括压缩)成本非常高,使得运输成本在整个成本中所占比例较低。因此只要捕获和封存成本较低,或为了获得其他一些收益(如提高油田采收率),许多国家不惜长距离运输的高成本远距离输送CO2。 例如美国为提高原油采收率,采用远距离输送高压液态CO2,最长的输送管是绵羊山脉(Sheep Mountain)运输管道,它将南科罗拉多州的CO2运至得克萨斯的二叠纪盆地,距离为656km。 碳封存技术简介 碳封存是指将捕获、压缩后的CO2运输到指定地点进行长期封存的过程。 目前,主要的封存方式有地质封存、海洋封存和碳酸盐矿石固存等等。另外,一些工业流程也可在生产过程中利用和存储少量被捕获的CO2。 但是,从普通电厂排放、未经处理的烟道气仅含有大约3%~16%的CO2,可压缩性比纯的CO2小得多,而从燃煤电厂出来经过压缩的烟道气中CO2含量也仅为15%,在这样的条件下储存1t CO2大约需要68m3储存空间。因此,只有把CO2从烟气里分离出来,才能充分有效地对它进行地下处理。 在将CO2封存到地下之后,为了防止CO2泄漏和或迁移,需要密封整个存储空间。因此,选择一个合适的具有良好封闭性能的封存盖层也十分重要,它可以起到一个“盖子”的作用,以确保能把CO2长期地封存在地下。 比较有效的办法是利用常规的地质圈闭构造,它包括气田、油田和含水层,对于前两种,由于他们是人类能源系统基础的一部分,人们已熟悉他们的构造和地质条件,所以利用它们来储存CO2就比较便利和合算; 而含水层由于其非常普遍,因此在储存CO2方面具有非常大的潜力。 根据碳封存地点和方式的不同,可将碳封存方式分为地质封存,海洋封存、碳酸盐矿石固存以及工业利用固存等。其中,每种封存方式又包括不同的具体技术,他们的发展现状见下表。 －－－－－－－－－－－－－－－－－－ 碳捕捉与封存技术的发展现状 现在, CCS技术已受到国际科技和产业界的密切关注。由于其与现有能源系统基础构造的一致性,受能源资源条件限制较小,该技术尤其受到工业化国家的广泛关注与密切重视,美国、欧盟和加拿大等都制定了相应的技术研究规划,开展CCS技术的理论、试验、示范及应用研究。根据国际能源署的统计,截至到目前,全世界共有碳捕获商业项目131个,捕获研发项目42个,地质埋存示范项目20个,地质埋存研发项目61个。其中,比较知名的有挪威Sleipner项目、加拿大Weyburn项目和阿尔及利亚In Salah项目等。 近年来,欧美国家又开始把火力发电厂排放的CO2作为主要储存对象,开始进行地下储存的实验。2002年11月开始,美国能源部在西维吉尼亚新港口美国电力能源公司(AEP)的山顶电厂开展利用地质学方法存储CO2的研究项目; 2003年2月,欧盟委员会资助的“二氧化碳储存”研究项目在丹麦、德国、挪威与英国开展储存发电厂排放的CO2储层性质的研究;目前,在示范项目方面,全球范围内已有几个250MW规模的IGCC燃煤电厂建成。在CCS实验项目方面, 2004年9月14日在澳大利亚墨尔本召开的世界碳固存领导人论坛上,国际合作推动的10个实验改进技术项目得到确认,与会的国家对碳固存的国际合作均表示出浓厚的兴趣。 以上述已经进行的项目和实验说明, CCS技术是一项极具潜力的减少CO2排放的前沿技术,该技术有可能在经济发展与环境保护两个方面实现双赢局面。因此,我国也应密切关注CCS技术的研究现状和最新进展,及早开展相关技术研究规划和理论与试验的示范与应用。 案例： 以美国为例，美国于2000年开始由美国能源部主持正式开展CO2封存研究和发展项目,其中将地质封存和海洋封存列为主要研究领域,同时研究陆地生态系统(森林、土壤、植被等)对二氧化碳的隔离作用,并制订了详细的技术路线图,详情见下表2005年美国已开展了25个CO2地下构造注入、储存与监测的外场试验,并已进入验证阶段。 －－－－－－－－－－－－－－－－－－－ 我国碳捕集与封存技术发展前景及行动 中国的国情、发展阶段和能源结构决定了碳捕集与封存技术（CCS）是中国应对气候变化的一项重要战略选择，也是全球碳捕集与封存最具潜力的市场；虽然该技术仍处于研发和示范阶段，但国内高校、科研机构和企业已积极行动，取得进展，中国CCS中心筹建的可行性研究也在进行之中；全面认识CCS技术本身及发展中存在的问题，对于中国提高技术研发能力、应对气候变化能力和综合竞争力具有重要意义。 中国应对气候变化的重要选择：碳捕集与封存 《京都议定书》的生效为人类共同应对气候变化提供增添了希望，但通过提高能效、使用可再生能源等来减少二氧化碳排放的技术手段仍比较单一，而以能源驱动的现代社会，化石燃料仍将继续是主要的能源供给，二氧化碳等温室气体的减排面临巨大压力。要实现温室气体浓度稳定在一定水平，还需要采用综合的减排措施，在这样的背景下，IPCC特别推荐碳捕集与封存技术，以期来共同灵活应对温室气体到减排。 所谓二氧化碳的收集与储存，及时收集化石燃料燃烧产生的二氧化碳，并在天然地下储层中长期储存，以减少二氧化碳向大气排放。这项技术手段不但是全球温室气体减排的重要选择，而且是减少大气中二氧化碳浓度的根本措施，能够真正实现能源利用的近零排放。 近年来，中国快速的经济增长对能源的需求日益增加，温室气体排放量已位居世界前列，而中国又是一个深受气候变化影响的发展中国家，极端天气事件频发。目前以煤炭为主的一次能源和以火力发电为主的二次能源结构，使碳捕集与封存在中国应用前景极其广阔，也必将成为中国碳减排和应对气候变化的重要技术选择。 中国CCS：仍处于研发阶段 从20世纪70年代起，我国开始注意二氧化碳提高石油采收率的研究工作。但与国际先进的做法相比，中国的CCS研究与开发还处于前期。二氧化碳捕集只适用于一些二氧化碳纯度高、比较容易捕集的炼油、合成氨、制氢、天然气净化等工业过程。整体看，目前我国的二氧化碳捕集与封存仍处于实验室阶段，而且大都采用燃烧后捕集的方式，工业上的应用也主要是提高采油率。 但是近年来中国在CCS的研究上作了很多工作，从2003年开始中国政府就参加了碳捕集领导人论坛。“973计划”、“863计划”在内的国家重大课题都对CCS进行了研究。此外，华能和神华等大型公司也对CCS进行规划、研究和示范。2008年7月16日，我国首个燃煤电厂二氧化碳捕集示范工程——华能北京热电厂二氧化碳捕集示范工程正式建成投产，标志着二氧化碳气体减排技术首次在我国燃煤发电领域得到应用。 作为发展中国家第一个CCS中心，煤炭信息研究院将与国际能源署合作开展筹建“中国CCS中心”的工作。它将积极推动中国CCS技术的研发与示范、技术转移和信息共享。 CCS面临的现实挑战 虽然CCS作为一种消除温室气体的根本技术途径，具有很大的发展潜力，但它的应用将极大地改变传统的能源生产方式，影响经济成本；对地质结构、海洋生态、人体健康和地球循环系统具有极大不确定性，影响人类生存环境；它的应用还将改变人们现有认知、现存法律法规及政策，影响社会承受度。所以，CCS面临一下问题： 成本太高。目前估计CCS的应用将使发电成本增加大约0.01-0.05美元/千瓦时，并消耗20%以上的能源，这将阻碍CCS的发展。 健康、安全和环境风险。在CCS的应用中，将存在管道运输相关联的风险、地质封存渗漏引发的风险、二氧化碳注入海洋的风险等，这些风险将不可预见地影响人体健康、安全和生态环境。CCS所具有的潜在风险一直是社会难以接受的主要顾虑，也阻碍着CCS的发展。 相关法律与法规的欠缺，没有一个合适的法律框架以推进地质封存的实施，也没有考虑到相关的长期责任。 认识不足、源汇匹配、风险评价与监测等其他问题。目前对CCS的认识存在不足；对捕获、运输和封存技术本身还要深入研究；还要更好地了解和封存地点的主要二氧化碳源的距离并建立捕获、运输和封存的成本曲线；并需要在全球、地区和局部层面上改进对封存能力估算，要更好地了解长期封存、流动和渗漏过程等等。 因此在CCS的发展上，我们要加强与国际合作，积极利用国外的资金和技术，适应中国的经济社会发展现状，进行谨慎部署、推广应用。 国家对CCS技术的发展给予了高度重视，CCS技术作为前沿技术已被列入国家中长期科技发展规划；在国家科技部2007年的《中国应对气候变化科技专项行动》中，CCS技术作为控制温室气体排放和减缓气候变化的技术重点被列入专项行动的四个主要活动领域之一。“十一五”期间，国家“863”计划也对发展CCS技术给予很大支持。2007年6月国家发改委公布的《中国应对气候变化国家方案》中强调重点开发CO2的捕获和封存技术，并加强国际间气候变化技术的研发、应用与转让。 我国与国际社会一起积极开展了CCS技术研究与项目合作。2007年启动了“中欧碳捕获与封存合作行动fCOACH)”，12个欧方机构和8个中方机构参与了COACH行动。2007年11月20日，启动了“燃煤发电二氧化碳低排放英中合作项目”。2008年1月25日，中联煤层气有限责任公司以下简称“中联煤”与加拿大百达门公司、香港环能国际控股公司签署了“深煤层注入/埋藏二氧化碳开采煤层气技术研究”项目合作协议。自2002年以来，中联煤和加拿大阿尔伯达研究院已在山西省沁水盆地南部合作，成功实施了浅部煤层的CO2单井注入试验。中国石油作为肩负经济、政治和社会责任的大型国企．为展现保护环境的良好社会形象，率先在国内开展了利用CCS技术提高油田采收率的研究与应用工作，于2007年4月启动了重大科技专项及资源综合利用研究”。 来自：国际能源网 －－－－－－－－－－－ 我感觉这个东西有点象讹诈。 中国根本没有这方面的原创技术，完全只能靠购买技术和设备来运行，等于帮欧美养了一个大产业，以此维系碳排放企业（尤其是火电企业）苟延残喘。回收利用二氧化碳目前唯一能得到直接经济效益的就是石油企业，能加气驱油。 搞CCS不是长远可行之路，成本太高，而且浪费资源，还不如彻底一点，挥泪斩马谡，老老实实搞新能源！而不是让不可持续的化石能源产业（煤炭石油火电）借尸还魂，挤占可再生能源研发的宝贵资源。

气化煤通常是指 用来化工造气的煤。

水电站和火电站相比有哪些优点？火力发电和水力发电各有什么优缺点？火力发电的优点是技术成熟，成本较低，对地理环境要求低，缺点是污染大可持续发展，前景黯淡，耗能大，效率低。水力发电的优点是历史悠久，后期成本很低，无污染，水能可再生，水能蕴藏总量大，缺点是固定资产投资大，对地理环境要求高，比如，中国西南部水力资源极其丰富，但自然环境恶劣，建设困难，始终无法加以利用，相比较火力发电和水力发电，柴油发电机组发电方式更为便捷。核电站那么好，为什么无法取代火电站呢？今天算长见识啦，现在世界上对于发电这个问题一直都很重视，对电力的需求也越来越高，目前世界上最主流的发电方式有五种，分别为火电、水电、核电、风电、太阳能发电，其中挑大梁的发电方式还是火电，我们都知道火力发电是靠消耗煤炭资源工作的，虽然它的发电能力很强，但是也会对环境造成很大的破坏，它所产生的废料会产生大量的二氧化碳，继续加重温室效应，所以国际上也在不断地想办法用其他发电方式逐渐替代火力发电。很多人都会说可以用水力发电替代火力发电，毕竟在五种发电方式中，水力发电站，是排第二的，如果全世界都在修水电站，那么肯定就能替代火力发电啦，答案其实没有那么简单，水力发电虽然好，但是对水流的要求却非常高，不是每条河流都具备修建水电站的能力，修建水电站的条件应该是所有发电方式中最苛刻的啦，还有的人会说，那就用核电站取代火电，占好了，核电站发电能力强，又不会消耗自然资源，也不会消耗二氧化碳，可以大兴建造核电站，但事实上，直到目前为止，我们国内也只有12座核电站，发电能力十分有限，更无法取代火电站。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，十二五期间火力发电在全国电力中的比例将下降四至五个百分点，然而，中国煤炭丰富电力偏激的资源特征，决定了在今后相当长的一段时间内，火力发电仍将在电力工业中占据重要地位，虽然当前火电发展增速减慢，但长远来看，在环保技术进步、发电成本降低、电力需求增加等积极因素的推动下，火电行业未来发展前景较为乐观，由此可见，火电站用燃煤锅炉市场发展潜力巨大，其中CFB循环流化床锅炉，IGCC气化炉的增长潜力将更为显著。请问火电站得发电原理是什么？简单的说：就是用火烧水，烧开后产生蒸汽推动发电机转动。发电机转动就能发电。因为是用火来产生动力所以叫火电站，如果是用水来推动发电机的就叫水电站。中国建了这么多水电站，为什么还要大量依赖火力发电？目前，我国发电的方式有：火力发电、水力发电、太阳能发电还有风力发电、核能发电等形式。我国的电力90%来自火电跟水电。火电占了72%，水电占了18%.尽管在湖北境内，就有2座水电站，葛洲坝和三线水电站。但是水电站本身存在着一定的局限性。首先水电站必须建在大江大河附近，水位必须有一定的落差才能用来发电。其次水电站的功能一般都是防洪、航运、发电等多功能的。如果一旦遇到汛期或者干旱，就不能满足发电的需要了。因此，发电的主力军还是依靠火电。因为火电不会受到天气和地理环境的限制，我国的煤炭资源比较丰富，发电来源比较稳定。火力发电，一般是燃煤发电、燃汽轮机发电、燃气-蒸汽联合循环发电和内燃机发电等。火电技术的不断发展，才能够满足我国的用电需求。众所周知，我国国家电网采用的是特高压输电技术全球领先。主要原因就是我呢国的煤炭资源丰富，能够远距离输电，完成西电东送的重要任务。我国的火电站主要分为五大集团，华能、华电、中电投、国电和大唐等及大型集团公司。从历年的情况来看，全国规模以上发电量可以达到27091亿千瓦时，其中火力发电占上半年的77%以上。我国的人口分布与煤炭资源的分布不均。我国人口密集的地区与水能聚集的地区相距很远。东部沿海地区人口密集，适合发展制造业等人口密集式产业，但偏偏我国的煤炭资源和水资源在西北地区和西南地区。而我国西北地区和西南地区的人口居住不集中，所以我国才出台了西电东送的战略，采用远距离的特高压输电技术，往东南沿海地区输送电力。不管是我国还是其他国家，都要发展多种能源模式。因为大力发展火电，容易对环境造成污染。大力发展水电，虽然是无污染，但是水电不稳定，不容易储存。所以我国采用了以火电水电为主，其他方式为辅的方式来保证我国的电力的充分满足居民的的使用。现在新发展的风力发电和光伏发电，也在逐渐显示自己的优势。

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