妹子别慌-我又不乱来
范文一：火电厂三大系统简介
三大系统简介
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2所示。
（l ）运煤。电厂的用煤量是很大的，一座装机容量4×3O 万kW 的现代火力发电厂，煤耗率按36Og ／kw.h 计，每天需用标准煤（每千克煤产生70O0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40O ~5O0g ／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4O ％。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。
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10O0t ／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200Ot ／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。
（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3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。
电厂汽水系统流程示意图
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4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63kV 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。
发电厂电气系统示意图
范文二：[生活]火电厂三大系统简介
三大系统简介
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2所示。
(l)运煤。电厂的用煤量是很大的，一座装机容量4×3O万kW的现代火力发电厂，煤耗率
.h计，每天需用标准煤(每千克煤产生70O0卡热量)360(g)×120万(kw)按36Og,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40O~5O0g,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4O,。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。
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10O0t,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200Ot,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。 (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3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。
电厂汽水系统流程示意图
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4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63kV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。
范文三：火电厂系统
在北极星看到的很初级又很典型的问题
提问：
第一，MCS 是模拟控制系统，SCS 是顺序控制系统，那么，他们两个是不是属于DCS 的一部分呢？
第二，我看见，有人说过MCS 和SCS 要独立成柜，那么它的信号是不是也不需要进DCS 的上位机呢？
第三，MCS 和SCS 为什么要单独拿出来呢，是不是有什么特殊的作用呢？
第四，MCS 用来调节用的，SCS 用来连锁用的，这句话正确么？
希望高手能给我解释一下MCS 和SCS 的具体作用，谢谢
回答一：DCS 是设备系统名称，MCS 、SCS 是工艺系统名称，后者是组态的范畴，前者是软硬件结合的装置，是实现工艺控制的物质基础
回答二：DCS 是一个软件硬件结合的自动控制系统，MCS 和SCS 只是从工艺的角度说明了一部分设备在控制系统中的作用，单独的分出来，有利于维护者分清设备，便于维护，mCS 模拟量控制和SCS 顺序控制，在程序里是相互渗透的，严格来说MCS 用于调节，SCS 用于连锁式不对的，模拟量也是会根据工艺参与连锁的。开关量也能参与调节。特别一些重要的模拟量，工艺要求设置连锁值，由开关量参与调节和保护设备。在控制方面两者分不开，只是从工艺角度根据其主要的作用人为分出来。
以DCS 软件实现各个现场工艺过程控制的功能，构成DCS 的应用系统包含： ?DAS 系统（数据采集系统）
?CCS 系统（或称MCS 系统，即模拟量控制系统）
?FSSS 系统（锅炉炉膛安全监视系统）
?DEH 系统（汽轮机数字电液调节系统）
?SCS 系统（顺序控制系统）
?ETS 系统（汽轮机保护系统）
?ECS 系统（电气控制系统）
?TSI 系统（汽轮机仪表监视系统）
?MEH 系统（小汽轮机数字电液调节系统）
?BPCS 系统（旁路控制系统）
MCS 简介
CCS 是一种连续的调节系统（Continuious Control System），被控的变量是模拟量。 电站的最终目标是满足电网负荷要求，要靠锅炉和汽轮发电机共同配合，由于两者特性有较大差异，所以为了既满足电网需求，又能使机组安全稳定运行，必须协调锅炉和汽轮机之间的运行，所以需要一种负荷协调控制系统（Coordinated Control System）。
这种系统往往是将被控量与设定值进行比较，经调节器运算后输出控制信号，使被控量发生变化，最终使被控量等于或接近设定值，系统是一个闭合的回路。所以又称其为闭环控制系统（Closedloop Control System）。
所以CCS 术语有三种来源，但本质上并无很大区别。狭义上讲，CCS 只是指负荷协调控制系统，广义上讲，单元机组上所有的连续调节系统都属于CCS 。
电厂生产过程采用自动化技术已有较长历史，相对于其它工业部门具有较高的自动化水平，而且仍以较快的速度发展。促使这种发展的主要因素有：
（1）随着大容量、高参数汽轮发电机组的出现，要求监控的参数越来越多，因此，自动控制系统已成为锅炉。汽轮发电机组不可缺少的组成部分。为了保证机组的安全、经济运
行对自动化设备的可靠性，以及对自动控制系统的性能都提出了更高的要求。
2）电子技术的发展也为自动化提供了越来越完备的仪表和设备。非凡是随着计算机控制技术的发展，微机分散控制系统（DCS ），以其功能全面、组态灵活、安全可靠的优点，而被广泛应用于火电厂的自动控制。
结构组成：机、炉闭环控制系统的总体，包括各子系统。
原电力部热工自动化标委会推荐采用模拟量控制系统（modulating control system，MCS ）来代替闭环控制系统、协调控制系统、自动调节系统等名称，但习惯上仍沿用协调控制系统。
范文四：火电厂AGC系统综述
火电厂 AGC 系统综述 ............................................................................................ .............................
作者:沙角发电总厂 郑扬帆
摘要:
一、前言
随着电力事业的快速发展,自动发电控制 (AGC)已成为实现电网经济优化运行的重要一步,也是电力 技术向高层次发展的必然趋势。为此,广东电网近年来正积极开展 AGC 的投入工作。自动发电控制是现 代电网控制的一项基本和重要功能, 是建立在电网高度自动化的能量管理系统 (EMS)与发电机组协调控制 系统 (CCS)间闭环控制的一种先进的技术手段。 实施 AGC 可获得以高质量的电能为电力的供需实时平衡服 务,可以提高电网运行的经济性,降低运行人员的劳动强度。在发电侧电力走向市场的今天,有必要在 火电厂建立厂级实时监控系统,进行 AGC 分层控制,以实现在向社会提供优质电能服务的同时,提高电 网及电厂—的经济性。电网调度自动化的一个重要任务是,实时监视电力系统频率的波动并随时调整发 电机出力,使系统功率总量始终维持在平衡状态。 AGC 是指发电机组的 CCS 系统根据调度中心 EMS 系统 AGC 软件计算结果输出的 Set — point 指令, 自动调节发电机出力,维持电网频率和区域联络线交换功 率在规定范围内。但在 AGC 实际实施过程中,鉴于部分电网 AGC 容量匮乏,也有采用调功装置进行控制 的模式 (开环或闭环 ) 。本文将针对目前电网 AGC 普遍的运行状况,结合电力系统频率波动特性,分析火 电厂 AGC 功能控制的应用。 我厂经过对原 CCS 系统和 AGC 系统接口进行某些组态修改, 施工调试, 于 1998年首批将我省首台 200MW 机组的 AGC 系统投运成功,从而为后继电厂 AGC 工作的全面展开与投运提供了 参考经验。 AGC 系统投入的前提条件是机组协调控制系统 CCS 必须正常运行, 这是 AGC 方式能否有效投入 的关键因素。
二、 AGC 控制分类
1.频率波动分类和 AGC 控制
电力系统频率的波动,根据其周期长短和幅值大小,可分为以下 3类:
A类:频率波动的周期在 10s 至 3min ,幅值在 0.05~0.5Hz 之间,主要由冲击负荷变动引起,是电 网 AGC 的主要调节对象。对于这类频率波动,有关技术规程根据控制区域装机容量或最大负荷的大小, 规定了频率偏差允许的波动范围。
B类:频率波动的周期在 3min 至 20min 之间,幅值较大,主要由生产、 生活和气候变化等因素引起。 对这类频率波动,现在主要由 EMS 系统的超短期负荷预报软件进行控制。
C类:频率波动的周期在 10s 之内,幅值在 0.025Hz 以下,由于幅值小、周期短, EMS 不对其进行控 制,而由机组的一次调频进行调节。
2. 负荷预测
负荷预测是利用历史数据预测未来一段时间内的负荷值,根据其预测时间的长短,分为超短期、短 期和中长期。与 AGC 配套使用的是 15min 的超短期负荷预报 (SSLF)。 SSLF 采用基于指数平滑模型的预测 方法,使其预测值准确、快速,预测精度可达 98%以上。现电网应用软件实用化考核中规定,短期负荷 预报 (SLF)的准确率为 94.5%以上,对 SSLF 暂时没作考核规定。
3. AGC 控制指令
AGC控制指令由控制基荷分量 (对应 B 类频率波动 ) 和调节毛刺分量 (对应 A 类频率波动 ) 两部分组成。 如果全网所有机组都严格按照调度中心的 EMS 系统每 15min 下达的 SSLF 实时计划曲线发电, 则可减少全 电网总的调节分量和相应的 AGC 机组数量以及避免机组频繁降负荷,保证电网供需平衡和电能质量。 三、 AGC 系统构成与模式
1. AGC 系统构成
如图 1所示,中调的调试指令经中间处理单元 RTU 与电厂单元机组 DCS 相连,其中包括 AGC 负荷指 令、 机组负荷上下限和 AGC 方式信号。 中调侧的 AGC 负荷指令信号形式可分为:(1)阶跃负荷指令信号 (即 分段平台指令 ) ; (2)斜坡负荷指令信号 (按直线或近似直线规律平稳地渐变 ) ; (3)动态曲线负荷指令信号。 AGC负荷指令产生方式一般可分为:
.按电网负荷变化规律预测进行自动高峰调配;
.按电网周波瞬时偏差及累计偏差进行调配;
.按不同类型电厂 (如火电厂、水电站等 ) 的社会经济效益进行优化负荷调配;
.按同一电厂各种负荷下的运行方式对机组效率及厂用电的影响进行优化负荷分配;
.竞价上网时,按市场效益规则及安全因素进行调配;
.按加权综合因素调配;
.紧急情况下的处置及手动调配。
电厂负荷控制系统的信号示意图见图 2。中调侧的 AGC 信号或电厂侧自动负荷调整信号 ALR ,经负荷 控制方式信号 MODE 切换进入负荷变化率控制通道,再进行上下负荷幅值限制,进入机组 RUNBACK 功能通 道,然后送至汽轮机电调系统及锅炉各自动控制系统。当采用 AGC 方式时,机组负荷信号反馈至 PID 调 节器,并使其输出跟踪反馈输入,从而实现 ALR 负荷指令的无扰切换。而 AGC 负荷信号的自动跟踪功能, 需在中调自动调度系统中加以实现。我厂的 AGC 自动控制系统具有如下特点:
(1)中调自动发电控制方式(AGC )时,负荷调节范围为 50%~100%MCR;
(2)电厂自动负荷调整方式(ALR )时,不投助燃油负荷调节范围为 25%~100%MCR;
(3)机组自动控制中具有完善的安全保护措施,与电厂相连的中调自动调度系统故障不会对电厂机
组的安全产生影响。
2.现有火电厂 AGC 模式
目前电网中运行的火电机组大部分是按带基荷设计的,机组的基础自动化薄弱。就全国 21000多万 千瓦火电总装机而言,调频机组的数量及可调容量普遍不足,尤其在水电很少或无水电的省市更为严重。 作为 AGC 实时控制的补充,有关网省局应用 SLF 软件向电厂下达次日 48点或 96点发电计划曲线,采用 调功装置使机组按中调给定的日计划曲线发电,并应用 SSLF 随时向电厂发送修改曲线指令,起到辅助调 节作用。现运行机组中没有 CCS 系统而用调功装置取代的即属于这种模式。
在机组运行方式上,从电网控制角度出发,炉随机方式在出力变化的灵敏性方面优于机随炉方式; 但从电厂机组运行稳定性看,机随炉方式又优于炉随机方式。由于目前大部分电厂的机组按基荷设计, 因此机组基本控制模式一般设置在对电网负荷控制不利的机随炉方式,即锅炉控制功率,汽轮机控制压 力。
近年来,引进型国产机组投入运行,普遍采用 DCS ,实现了 EMS 直接控制到机组的模式。但在机组 DCS 控制系统的设计中, 只对运行中磨煤机负荷率进行控制, 不能做到跟踪锅炉负荷变化对磨煤机进行启 停控制。同样对给粉机也只是控制转速,不控制启停。当需要启停磨煤机或给粉机时,为避免引起负荷 突变,有时就暂时退出 AGC 。
目前,火电机组参加电网 AGC 的模式一般有 3种:
(1)对不具备调节能力的老机组及中小型机组, 按调度中心前一日下发的发电曲线进行小时级的负荷 调节;
(2)对配置调功装置的机组,由 EMS 的 SSLF 软件输出实时计划曲线发送至电厂调功装置,再由调功 装置分配到各台机组,进行 15min 周期的自动调节;
(3)对具有完善 CCS 控制系统、自动调节性能好的机组,由 EMS 直接控制到机组,进行 8~12s 周期 的调节。
四、结束语
电网 AGC 自动发电控制方式在我厂成功实现的探讨,为将来电网全面开展自动调度积累了一定的经 验并提供了参考。电网优化运行及自动调度作为发展方向,将与电厂自动控制系统建立越来越紧密的联 系,这也是实现真正即时在线竞价上网的必经之路。
随着电网 AGC 机组总容量不断扩大和火电厂厂级实时监控系统的逐步设立,可实现电网 AGC 分层控 制。对应于电力系统频率的不同波动特性,电网调度中心的 EMS 系统可分别采用直接控制到机组 CCS 系 统和控制到电厂 SIS 系统方式来实现 AGC 。 积极推行在火电厂 SIS 系统中应用 EMS 超短期负荷预报修正的 发电计划曲线,来合理安排厂内各台机组发电,以减少电网 AGC 机组容量和 AGC 机组调节幅度、以及不 必要的负荷上下波动,提高电厂运行的稳定性和经济性。新建火电厂的厂级 SIS 系统应与机组级的 DCS 进行一体化设计,以保证火电厂全厂自动化系统软硬件接口标准化和控制命令的快速响应。
范文五：火电厂除灰系统
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1、除灰系统的发展
管道物料输送是用有压气体或液体作为载体在密闭的管道中达到运送散料或容器的目的。它有别于常见的输水、输气或输油等单相流，而属于多相流，即气固、液固或气固液两相和三相流输送。气力输送系统属于其中应用较为广泛的一类。
我国是一个产煤大国，又是一个以火电为主的电力生产大国，在很长一段时间内火力发电一起占据主导地位，且在短时间内这种局面依然不会改变。我国火电厂的燃煤大多又都属于劣质煤，灰分高是普通现象，每年排放的数以千万吨的灰渣仅给经济建设和环境保护带来了巨大压力，必须进行有效的处理才能保证安全稳定、经济环保的运行。
上世纪五、六十年代，我国火电厂输灰系统都比较简单，几乎均为低浓度的水力输灰，即所谓的“3泵2管1沟”的单一模式。为了节水，加强环境保护，减少灰场用地和投资，以及灰渣综合利用等方面的要求，渐渐向多类型探索发展，先后发展了高浓度水力输灰、机械输灰和气力输灰技术。
气力输送技术应用于燃煤电厂约始于上世纪20年代，主要用于除尘器区域的干灰输送。但直到50年代中后期，国内少数电厂才开始接触使用气力输送系统，主要是负压形式;60年代以后，仓式气力输送技术开始得到应用; 直到进入80年代，国内众多电厂开始陆续引进国外各种类型的输送设备及相关技术，气力输送技术在火电厂行业开始得到蓬勃发展。
2、优势与劣势
水除存在很多问题，特别随着国家对环保的重视和对水资源的保护，节水、节能、减排已成为对燃煤发电企业生产的重要目标，这个大家都比较清楚了，主要问题如下：
(1)灰渣与水混合后，将失去松散性能，灰渣所含的氧化钙、氧化硅等物质亦要引起变化，活性降低，不利于灰渣的综合利用。
(2)灰渣中的氧化钙含量较高时，易在灰管内结成垢污，堵塞灰管，难以清除。
(3)除灰水与灰渣混合多呈碱性，pH 值超过工业“三废”的排放规定，不允许随便从灰场内向外排放，不论采取回收或处理措施，都需要很高的设备投资和运行费用。
(4)浪费土地资源。一般灰场库容要按发电厂装机容量所排放的灰渣量不少于贮存10年的要求进行设计，因此需要占用大量土地。同时，灰场一般距离电厂较远(几公里至十几公里) ，沿程管道同样需要占用一定数量的土地，造成资源浪费。
气力除灰与传统水力除灰和机械除灰相比，具有明显的优点：
(1)节省大量冲灰水，节省资源;
(2)输送过程中，灰的固有活性和其它物化特性不受影响，有利于粉煤灰的综合利用;
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(3)减少灰场占地;
(4)避免了灰场对地下水和周围环境的污染;
(5)不存在灰管结垢和腐蚀的问题;
(6)系统自动化程度大大提高，所需运行人员较少;
(7)设备简单，占地面积小，便于布置;
(8)输送路线选取方便，布置灵活;
(9)便于长距离集中和定点输送，等等。
但人们也普遍关心的是气力输送方式有如下不足：(1)、与机械输灰相比，动力消耗较大，管道磨损比较严重;(2)、输送距离和出力受到一定限制;(3)、管道产生堵管，给运行维护带来很大不便;(4)、对于正压系统，若维护不当，容易对周围环境造成污染;(5)、对运行人员技术素质要求比较高;(6)、对粉煤灰的粒度和潮湿度都有一定限制，粗大和潮湿的灰不宜输送。其中，正压输送方式普遍困扰用户的难题就是管道磨损和堵管。随着技术的发展，以上问题均可通过一定的方法进行处理，任何技术的应用都有一定的前提条件，也不可千篇一律，生搬硬套。
3、除灰系统的主要类型及国内应用
(1)负压输送
负压输送是较早出现的气力输送形式，其主要设备包罗茨风机、真空泵、抽气器，适用于多点受料向一处集中输送，不存在跑灰、冒灰现象，工作环境相对清洁。但受真空度极限的限制，系统出力和输送距离都受到一定限制，流速较高，磨损严重，应用领域有限。
国内较早应用负压的输送石横电厂，引进的是美国ALLEN 公司技术。上安电厂、福州电厂、宝钢自备电厂等也有较早的负压应用先例。负压输送技术目前在国内应用已较少，仅在特定领域和特定环境条件下适用。
负压集中+正压输送形式在印度市场有较为广泛的应用。
(2)低正压输送
除尘器灰斗下安装气锁阀，在输送风压(如回转式鼓风机) 的作用下以正压形式将气灰混合物输送至灰库，特点是输送压力较低，输送距离和输送出力相比负压输送得到较大提升，但流速同样较高，磨损严重，需对管道采取特殊处理措施。
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国内较早应用此种输送形式是安徽平圩电厂、北伦港电厂等，均为600MW 级机组，引进的同样是国外技术，如美国ALLEN 、UCC 、澳洲FLAKT 等。平圩电厂已改造为国产双套管输送系统，北伦电厂原系统目前仍在使用。
(3)正压输送
经历了低正压输送技术的发展，流态化仓泵输送技术开始广泛发展，包括上引式、下引式等，输送压力提高，输送距离和出力进一步得到大幅提升，空气动力源开始广泛使用空压机，灰气比大幅提高，磨损问题得到改善，得到了较为广泛的应用。
国内较早应用此种输送形式是太原一热电厂、曲靖电厂等，引进的同样国外技术，但目前该技术已大规模国产化，已广泛应用于国内多家电厂。
(4)双套管输送
针对正压输送易出现的堵管、磨损等问题，德国MOLLER 公司研制了特殊的双套管输送技术，国产最早应用于嘉兴电厂、杨柳青电厂、三河电厂、河律电厂、太仓电厂等，输送距离均在1000米左右，目前很多系统都还在运行。该系统最大特点是解决了输送堵管问题，使得输送距离大幅延长，实际应用工程已达2800米，同时输送流速低、浓度高，使得磨损问题也得到较大改善。该技术目前已完全国产化，在誎壁电厂、嘉兴电厂、平圩电厂等得到广泛的应用。
4、气力除灰技术未来发展方向
国内火电行业近些年蓬勃发展，据不完全统计，2015年1～12月份，火电完成投资980亿元，同比增长25.2%;火电新增装机规模4751万千瓦，比去年同期多投产1346万千瓦。面对能源消费低迷、产能严重过剩、新电改的冲击、环保政策的加码等因素的不利影响，抓住电煤市场“跌跌不休”和金融市场相对宽松的有利时机，以五大发电集团为代表的发电行业经营发展“逆势而上”，亮点纷呈，经营指标大多创下2002年电改以来的“13年之最”。2015年2月，我国人均装机历史性突破1个千瓦，新建机组市场持续升温。虽然进入2016年，受宏观经济尤其是工业生产下行、产业结构调整、工业转型升级、供给侧改革以及全球气温等因素影响，火电建设步伐放缓慢，年利用小时数连续下降，但整个市场的投资机遇还是有的。
就气力除灰系统而言，目前除灰系统所有技术及关键设备已全部国产化，并得到了国产诸多项目的运行检验，已完全满足国内火电蓬勃发展的要求，用户不必再苛求进口设备，不相信国人技术。
本着节能环保、绿色发展的方向，加上近些年互联网技术的飞速发展，高浓度输送+智能化控制的气力除灰系统必然是未来发展的重点方向。高浓度输送可以在同样的基本条件下节约能源，保护环境，提高效率; 智能化控制可以进一步提升目前除灰系统的自动化水平，降低人工维护工作量，甚至实现无人控制，还可以根据不同工况进行调节，节约能源，保护环境，绿色发展。
