垃圾发电：“原罪”调查
头顶“循环经济”、“可再生能源”两大绿色环保光环的垃圾发电，如今却成为被“妖魔化”的对象。其背后的利益纠葛、政治诉求已如乱麻一般交织，成为环保领域不可承受之痛。开启这个“潘多拉魔盒”的产业“原罪”，根源何在？
从去年下半年起，位于天津蓟县别山镇的绿色动力，日处理量700吨的BOT项目引发社会舆论的关注。该事件的起因源于垃圾发电厂在运营百日后，焚烧厂附近的别山镇居民不约而同的出现不良反应。当地居民纷纷将矛头对准垃圾焚烧厂排放的大量二恶英，由之引起公众与政府间持续数十天的抗争，甚至对簿公堂。
事实上，蓟县绿色动力垃圾发电项目只是近些年，各大垃圾发电厂备受争议的缩影之一。
争议从未远离过这个闭塞的产业，它一面是生活垃圾处理权宜之计，一面又屡次因环保问题引发的邻避效应被推向风口浪尖。
从深圳第一座日处理2000吨的垃圾发电厂算起，国内垃圾发电产业已然走过近30个年头，伴随着保有量大跃进式的发展，由之引发的社会、环保问题正逐渐发酵，甚至上升为恶性群体事件，也有些规划项目因此搁浅数年之久。
环保纠纷只是垃圾发电全行业困局的冰山一角。在国内，垃圾发电产业仍然处于计划管理到市场化竞争的过渡阶段。随着政府财政负担的加大、补贴杠杆失灵，垃圾发电产业正在经历半计划半市场经济带来的阵痛。埋藏的隐忧让垃圾发电从业者风声鹤唳，为求得生存空间又不得不如飞蛾扑火般跑马圈地，形成特有的产业现象。
持续不断的公众环保纠纷、企业跑马圈地带来的产业阴暗面、盈利能力的罗生门……这些都让垃圾发电产业陷入巨大的负面舆论压力之下。而造成这些问题的产业“原罪”，也引起了我们的关注。
垃圾发电是面对城市日益增长的生活垃圾的权宜之计，这背后蕴藏着数以万亿计的产业价值。而其带动的巨大产业利益和公众博弈，也是当下舆论众矢之的的核心。我们希望能从国内垃圾发电产业演变及各方利益纠葛中，梳理出垃圾发电问题背后的真实图谱，对比“十一五”最初构想，观察如今的垃圾发电产业需要怎样的改变。
万亿投资的落空
小武基位于北京东南郊工业园区，这里是北京环卫集团的垃圾分类站，也是北京生活垃圾管理教育基地。按照规划，在这片总投资1.7亿人民币的土地上，从垃圾转运站回收的有机塑料被回收资源化利用，其余有机物被用于鲁家山、门头沟等垃圾焚烧发电厂。
但即使这样的生活垃圾管理教育基地，其垃圾分类也难说天衣无缝。甚至在2014年有周边居民爆料，多数垃圾夜间被焚烧。
有环保从业者认为，机械分选几乎难以满足焚烧厂“无害化”的要求，国内垃圾发电原料基本还停留在初级的人工分选阶段，投入巨大。
为了降低分选成本，不少垃圾发电厂将塑料袋等有毒有机物直接予以焚烧。这么做的后果，就是二恶英的严重超标。7月7日，芜湖生态中心、自然之友联合发布了一份报告，这份报告公布了一个发人深省的数据——全国已运行的231座垃圾焚烧厂纳入国家重点监控企业不足总数的 40%，多数焚烧厂飞灰、二噁英严重超标。
这背后是国家近十年来巨大资金投入的严重浪费。
早在1997年，受亚洲金融危机的冲击和世界经济增长减速的影响，以及国内市场需求不足带来的挑战，我国政府决定实施积极财政政策，增发长期建设国债，随后5年间，这笔长期建设国债规模逐渐达到2200亿。据公开资料显示，这笔国债撬动了3.2万亿的投资规模，很大一部分用于公共设施建设，其中包含体量庞大的垃圾处理设施、分选、焚烧设备。
另一方面，垃圾发电项目能够享受亚洲开发银行（以下简称亚行）提供的巨额贷款。譬如，以中国光大国际有限公司（以下简称光大）济南、江阴二期及镇江垃圾焚烧发电项目为例。亚行给光大提供的A类贷款超过1亿美元。
巨额补贴带来了全国生活垃圾处理处置的大幅增加。根据《住建部城市统计年鉴》：“十一五”期间，垃圾处理，焚烧占比仅仅15%。“十二五”期间，这一数值跃升至40%。“十三五”期间，垃圾焚烧厂可能超过300座。
但除了带来垃圾焚烧发电厂保有量的巨幅增加外，生活垃圾处理现状并未没有因为数万亿的投资，而带来设想中的各种变化。甚至有人认为，巨额的投资仅仅倒逼了垃圾焚烧发电厂的增长，而相应的回收利用率却不断下跌，与当初循环经济的目标渐行渐远。
住房和城乡建设部（以下简称住建部）城市建设司市容环境处处长杨宏毅认为，从2000年原建设部选取8个试点城市开始，到2014年住建部等5部委选取26个城市和区作为生活垃圾分类示范。可以说，环卫部门一直在寻求分类收运和分类处理的路径。2014年清运量1.79亿吨，但来自生活源的废品回收量仅6000万吨，占比仅仅25%左右。但事实上，这一比重原本应达到50%。
磐石能源研究所副主任毛达博士告诉《能源》记者：“中国垃圾组份中有近60%的厨余垃圾。厨余垃圾本身热值不高，且含有60%的水分，这导致焚烧困难.只要把厨余垃圾分类做好，可以降低2/3的处理成本。这些成本完全可转化成环保和经济效益。”
现实却更为复杂，人民大学环境学院教授宋国君告诉《能源》记者：“国内的垃圾源头分类是一个庞大而复杂的工程，处理工序分为收集、转运、分类、处理处置四个阶段，在转运环节对可再生利用部分破坏巨大。单就转运环节而言，该过程造成了80%可利用资源的破坏，如果在收集环节不做好分类，再先进的分类技术也无能为力。”
从环卫部门本身来看，推进源头分类感到心有余而力不足，自然大学陈立雯曾经针对国贸三期某酒店的调研显示：“环卫集团每天上午回收的垃圾的大多数是热值最低或者难以焚烧的部分，因为最有价值的部分在凌晨会被人运走，此外，大宗商品的降价，使原本可回收资源失去了吸引力，大约200万人将离开废品回收岗位。”
但经过多方采访，一个观点渐渐被统一——多年源头分类的政策导向催生了盘根错节的利益纠葛已然根深蒂固。“这是一个可怕的利益链条，源头分类将大量挤占垃圾发电原料。这必将威胁垃圾发电企业的生存。企业一旦经营不善，其产业链条相捆绑的地方政府税收、利益输送也将有所影响。尤其是一些二线、三线城市。你多分类一吨，我就少烧一吨，少获得一吨补贴。这导致中央倡导源头分类的精神与地方政府、主管部门相互僵持，人为为垃圾源头分类设置了一道障碍。”一位不愿具名的业内人士表示。
摇晃的权力杠杆
全国政协委员、中国作家协会副主席张抗抗在2016年两会期间递交的提案中指出，垃圾焚烧成为当今城市生活垃圾处理的主流，但焚烧容易产生二次污染，特别是产生的剧毒物质对环境造成很大的危害。目前在技术上，垃圾焚烧产生二恶英等污染物的排放完全可控，生活垃圾焚烧污染控制也有了新标准，但是，不少垃圾焚烧厂并未执行，新标准形同虚设。
这背后是激烈的思路博弈和看不见的利益纠葛。十余年围绕垃圾发电行业的一系列争论，使垃圾发电形成了利益集团“挺烧”、社会公众“反烧”的长期博弈。而主管部门中，也分为“源头分类”和“末端治理”两种思路。特别是在一个针对垃圾发电的项目论证会上，往往出现几种声音交织在一起形成激烈的碰撞，成为独特的产业特色。
遗憾的是，据业内人士披露：“一个项目论证会中，邀请的专家都是指定的，一些‘反烧’的专家我们不会再邀请。”在政府企业利益绑定之下，末端治理思路的强势可见一斑，致使多方博弈之下，现行政策远未实现循环经济的初衷，相反在末端治理的道路上渐行渐远。
目前，国内垃圾发电的主管部门主要有两部门主管：住建部城建司、环保部环评司。前者负责垃圾发电基础设施的规划、建设、技术攻关，后者负责环评的审批、运营中的监管，一般来说，两部委会同时派遣专家进行论证。
从欧美与日本的经验来看，固废处理处置的主管部门均为环保部门，只有中国是两大部委共同管理。有业内人士认为，一方面，两部委共同管理会加剧部委职权重叠，另一方面，形成住建部建厂、环保部挨棒子的尴尬局面。
在“十一五”规划制定时期，住建部作为垃圾发电规划部门，垃圾发电被纳入《可再生能源十一五规划》。规划将“生活垃圾”归属于“生物质”能源。尽管当时计划的装机容量只规定在50万千瓦，但垃圾发电却在“十一五”时期得以享受可再生能源补贴。
从此，垃圾发电走上了大跃进时代，不少焚烧厂潜藏的环保问题开始逐步显露，社会舆论给环保部造成了一定舆论压力。2014年，环保部曾尝试源头分类工作，启动了对《生活垃圾焚烧污染控制标准》（GB 18485—2014）更新工作，这是自2001年首次来对于沿用了十余年的垃圾发电厂排放标准实施修订，也是相关部委首次对垃圾原料在控制指标、监控要求等领域进行了细化。然而，有接近环保部门的消息人士称：“新的标准中，污泥、煤矸石成为可以掺烧的原料，这项变动至今仍然引发学界的争执，甚至有业内人士认为污泥掺烧是一种标准的倒退。
“两部委是平级单位，在实行垂直监管前，环保部和地方环保局基本呈脱节的状况，地方环保局服从地方政府利益，环评、环境监管在焚烧厂领域长期失灵。”一位不愿具名的业内人士表示。
也有业内人士分析，诸多政策难以落实的根本，是国内垃圾发电产业仍然处于计划经济向市场经济的过度阶段，利益与政府绑定的结果。只要规划一座厂，都是许多的隐性收益。由于各大部委之下均有数量众多的营利机构，譬如环保部旗下众多的环评机构（环评中介已完成脱钩），住建部旗下有众多规划院。谁能主导垃圾发电的管辖权，谁将主导一个千亿规模的市场。因此，根本还需政策制定者与从业者利益脱钩，否则再多的政策都是在强化“末端治理”，很难达到源头分类的目的。
产业危机前夜
作为计划经济转向市场经济的过渡产业，政府意志成为了产业调控的杠杆。对于垃圾发电来说，被纳入“可再生能源”，享受相应补贴，成为了推动整个产业的动力。
国内垃圾发电厂盈利模式始终没有大的变化，一般来说，只要能保障1000吨/天的日处理量，靠发电上网就可实现盈亏平衡。而地方补贴依照“垃圾处理成本”的原则由地方政府部门行政审批决定，这成为决定盈利的关键因素。剩下的效益，包含2%财政贴息、增值税即征即退、以及亚行的资金等。
失调发展从2006年初露端倪。毛达告诉《能源》记者：“2006年前后，当时由于《可再生能源法》对发电企业采取按量补贴的措施，由之催生了一批违建项目，一些企业选择掺烧煤炭，最严重的甚至煤炭掺烧70%多。”于是，《可再生能源法》于2012年再次被修订，2006年及以后获得批准或者核准建设的垃圾焚烧发电项目，且发电消耗热量中常规能源不超过20%。
“到了2012年，政府的调控手段彻底失效，原本能够通过掺烧煤炭的发电厂由于原料不足，难以为继，走向内地的企业难以盈利，由于大部分企业都是上市公司，或者有意IPO，不少上市公司开始跑马圈地。从2012年开始，新增垃圾发电厂几乎每年以20%的增速在增长，甚至一个5万人的小县城都要建厂。”一位垃圾发电企业从业者告诉记者。
到了2014年，有项目还能拿到70元的垃圾处理费，2015年就的成20多元了。游戏规则也发生了变化，由原本的政府行政审批，变成企业中标后，再通过邻避效应倒逼地方政府政府涨价。从而使得垃圾处理补贴从“事前价格机制”又退化为“事后定价机制”，事实上失去了其作为投资决策价格信号的作用。
那么真正的合理运行究竟需要多少补贴？现实情况可能更为复杂。宋国君在其课题《城市生活垃圾社会成本分析》中描述，由于邻避效应因居民健康隐患而起，所以并不能简单的以排放标准为基准测算一个垃圾焚烧厂的经济效益。参照美国算法（计量反应关系），以1000吨/日的垃圾焚烧厂为标杆，将二噁英健康风险降至百万分之一，每吨垃圾的补贴应当为700元。在日本，垃圾焚烧发电完全是政府行为，大多建于居民区，政府每吨补贴在3500日元上下。即使如此，日本垃圾焚烧厂周围的居民血液中二恶英含量依然是全球平均值的十倍。但目前国内享受补贴水平最高的上海环境集团补贴不足300元/吨。
更让垃圾发电者无所适从的是市场环境的变化，根据《点绿科技》的一份调查显示：2015年，地方财政收入压力较往年仍在增加。环保企业应收账款已达351亿，应收账款占总资产的13%，相当于部分收入仅是纸上富贵，真正贡献业绩的收入较为有限。由于市场经济的不确定性，企业的应收账款很可能因最终不能够全部收回而成为坏账，逐渐成为上市公司财务隐患。
几年前堪称印钞机的垃圾发电厂如今已成少数项目的绝唱，而整个产业现状犹如悬在上市公司头顶上的达摩克利斯之剑。一方面为上市公司创造了响亮的财务报表，然而一旦停止跑马圈地，这把剑就会落下。曾有一名业内人士悲观的预计，“垃圾焚烧厂会在2018年左右饱和，产业的危机会在2018年左右爆发。”
“企业能不知道嘛，分析这些上市公司的财报可发现。垃圾发电企业龙头光大集团，其2012年财报中还有单个垃圾发电的营收状况，但到了2013年以后，该部分就成为了整体板块盈利。”一位不愿具名的产业研究者表示。也有不少企业不得不寻找新的“增长点”。桑德提出的“互联网+环卫”本质还是希望在源头分类上形成破局，但大多数企业在寻找到新的增长极之前，跑马圈地依然是他们无奈而现实的选择，形成一个死循环。
中央导向之变？
早在3年前，锦江集团副总经理任光惠曾表示，旗下山东菏泽锦江垃圾电厂，由于政府许诺垃圾燃焚的补贴迟迟不能到位（每燃烧1吨垃圾，索取10元补助），导致电厂其临时亏损。
数十年的补贴，一方面造成了产业的畸形发展，另一方面，加剧了财政负担。据公开资料显示，2015年，可再生能源补贴欠账补贴已近300亿元，这还不包含地方政府拖欠的垃圾处理补贴。
为了扭转这种局面，中央直属部门从2015年开始频频发声，在多数业内人士看来，数十年的末端治理思路，伴随着直属部门的频频发声，管理思路变革已迫在眉睫。
2015年9月10日，分析机构“国务院发展研究中心环境资源研究所”（以下简称国发中心）等机构，颁布《环境保护与绿色城镇化》等报告中，提出十二五期间垃圾分类面临的难题是邻避效应的根本。这份报告同时阐述了“十三五，以再生利用为前提的方案。”据相关人士分析，国发中心选择在十二五末期发文，主要是从中央导向，为了即将发布的两网融合进行铺垫，也是呼应刚刚颁布的我国《国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》，该规划中明确提出，健全再生资源回收利用网络，加强生活垃圾分类回收与再生资源回收的衔接。
到了2016年6月，国家发改委、住建部联合出台的“《垃圾强制分类制度》征求意见稿”。该意见稿要求，到2020 年底，重点城市生活垃圾得到有效分类，垃圾分类的法律法规和标准制度体系基本建立，生活垃圾回收利用率达到 35%以上。
尽管这次政策带来的乐观的情绪很快消失的无影无踪。“本身是个强制分类制度，但指导思想偏偏写个‘鼓励为主、强制为辅。’”多位业内人士表示。但由于政策本身由央财经领导工作小组（以下简称中财办）主导，这被认为是中央再一次垃圾管理由末端治理向源头分类管理思路上的转变，也是对末端治理思路的弱化。
“事实上，中央精神落实仍然需要时间，毕竟已经多年形成的体系，并不容易打破”。相关人士表示。
新的希望被寄托在刚刚提出的“两网融合”上，即“再生资源回收与互联网的融合”。在中央政府的主导下，一个出乎意料的结果是商务部流通业发展司与住建部城市建设司成为“两网融合”的主要推进部门。也就是说，在垃圾发电规划部门仍然是住建部，环境监管部门仍然是环保部。但商务部的突然切入，是不同思路的管理部门之间的首次合作，本身微妙的部委关系，变得更加微妙起来。
有业内人士认为：“垃圾发电焚烧环节相对垄断，但源头分类还是有很大的市场空间。商务部主导根本还是希望通过市场导向。调整延续近30年半计划经济的管理思路，但这必将稀释十余年盘根错节的利益纠葛与形成惯性的管理思路，这恐怕还有很长的路要走。”
市场经济VS制度缺失
如今，源头分类已成当业界的普遍呼声。然而，规划、财政甚至监管部门已经把“可再生能源补贴”的定价方式变成了宏观调控手段，需要哪个产业发展，就不惜以万亿补贴推动，一方面形成了巨大的财政负担，另一方面，阻碍了垃圾发电市场化产业相对扭曲。
多位业内人士表示，一座垃圾厂背后，有诸多看不见的隐形补贴。目前，显性补贴包含电价、垃圾处理费，隐形补贴包含土地免税、对海外设备进口享受的税费减免、发改委专项资金以及亚行的贷款，事实上，无论是光伏、风电还是电动汽车，补贴本身是一种行政手段，也是计划经济的特定产物，阻碍市场经济的掣肘。
实际上，任何一个国家都在经历着行政手段向市场手段转向的过程。不久前，2014年，德国修改了《可再生能源法》，取消了本国生物质的建设补贴。中国国内也频繁出现在不久之后取消可再生能源补贴的消息。任何一个产业，不仅仅是垃圾发电、包括其它可再生能源也是要走向市场化运作。这才是良性、健康的产业环境。”
但在市场化运作之前，我们不可否认当下法律制度的缺失成为源头分类的掣肘。作为环境监管的主导部门，环保部华北督察中心曾经撰文称：作为固体废物管理，特别是造成较大社会、环境影响的的危险废物监测的规定，当下仍然十分初级。其一，按照《固废法》规定，废物贮存、利用、处置等防治设施必须与主体工程同时通过“三同时”验收。然而，在项目事前、事中监管中，均没有明确提出将危险废物贮存场所作为一个排放源开展环境监测的要求。其二，对于固体废物管理规范化的判断，主要是信息统计、贮存、申报、运输等是否达到相关法律法规或政策要求，基本上靠主观判断，发挥自由裁量，监测指标所占比重很少，缺少类似于水、气、声排放标准的客观评价依据。其三，固体废物并非达标排放管理，而是以风险管控为主，对于现场管理人员的素质和能力要求较高，容易出现法律的严肃性与实际监管的粗放性不相吻合的情况。
目前，环保部门对垃圾发电的监管，主要以环境影响评价来体现。“但环评是个事前预测的机制，它适合比较稳定的污染排放源，对于垃圾发电厂，不妨试点排污许可证取代环评。因为排污许可证能根据不同工况，实时反映垃圾焚烧厂的排放数据。”宋国君表示。
毛达认为：“推行源头分类，仍然需要法律强制推动，很多国家都实行、不分类不收、不分类承担法律的做法，所谓的‘强制分类’应该体现到这方面。”
备受期待的两网融合尚处于概念阶段，如何将两网融合落地，关键是以市场化为导向捋顺当前的产业，改革的关键改变就是要在可竞争的固废资源化利用和可再生资源回收领域引入竞争，在自然垄断的焚烧与发电上网环节加强政府监管，构建“市场化源头分类、末端处理行政化”的行业结构，这不仅是大部分国家的做法，也是体制改革时所设定的目标。
商务部流通业发展司处长李嘉健提建议：“在收集环节。设置生活垃圾收集容器时要考虑到回收的便利，尽量避免进入垃圾清运体系，提高资源回收利用率。在运转和分拣环节。探索利用废旧商品回收车，实现可回收物的收集。在处理环节。将废旧商品分拣中心和加工处理基地与垃圾末端处理设施联合建设，提高资源回收率。”
在源头分类完全实行市场化之前，以补贴撬动未尝不是一种有效的促进途径。譬如广东省在试点对于造成污染的垃圾焚烧发电厂将取消其享受的补贴政策，并将垃圾焚烧补贴逐步转向垃圾分类补贴。台北设立了分类回收基金鼓励源头分类。
总体而言，业界普遍认为垃圾发电市场体制经过10多年的发展，所存在的问题已经严重制约了市场的健康发展。但实际上，把成本控制到最优状态，实现利益最大化是任何一个从业者都追求的目标。而实现这个目标的关键离不开政策的推动和环境监管，如何打破现有体制实行市场化的源头分类无疑将是实现循环经济重点所在。
作者：闫笑炜
垃圾焚烧发电本是好事，但在中国注定是一条不平坦的道路
改革开放以来，伴随着工业化和城镇化进程加速以及人们生活水平的提高，我国城市垃圾的排放量与日俱增。1978～2013年，我国城镇常住人口从1.7亿人增加到7.3亿人，城镇化率从17.9%提升到53.7%；城市数量从193个增加到658个，建制镇数量从2173个增加到20113个。京津冀、长三角、珠三角三大城市群，以2.8%的国土面积集聚了18%的人口，创造了36%的国内生产总值。
但也要看到，由于城镇化快速发展，生活垃圾激增，垃圾处理能力不足，许多城市面临“垃圾围城”的严峻局面。同时，部分处理设施建设水平和运行质量不高，配套设施不齐全，存在污染隐患，影响了城镇环境和社会稳定。
据统计，全国600多座大中城市中，有70%以上被垃圾所包围。目前，我国城市生活垃圾年产量已超过1.5亿吨，约占世界总量的三分之一。据预测，到2030年，我国城市垃圾年产总量将达到4.09亿吨，并在2050年达到5.28亿吨。
根据今年3月16日公布的《国家新型城镇化规划（2014～2020年）》，到2020年，我国常住人口城镇化率达到60%左右，户籍人口城镇化率达到45%左右。届时大量农业转移人口进入城镇，势必产生更多的生活垃圾，所以城市垃圾处理已成为新型城镇化建设的一大难题。
为此，《国家新型城镇化规划》提出，提高城镇生活垃圾无害化处理能力，城市生活垃圾无害化处理率由2012年的84.8%增加到95%。完善废旧商品回收体系和垃圾分类处理系统，加强城市固体废弃物循环利用和无害化处置。
国际上垃圾处理方式主要有填埋、焚烧和堆肥。在发达国家，垃圾焚烧技术已经运行了一百多年，尤其是西欧和日本，焚烧发电已经成为垃圾处理的主要手段。而我国的垃圾处理仍以填埋为主，占到70%以上；焚烧发电占比20%左右；堆肥不到5%。
近年来，由于土地资源日益紧缺，而垃圾填埋占用土地多，臭气不易控制，渗滤液难处理，存在污染土壤和地下水等风险；堆肥的前提是人们必须先将有机垃圾与其它垃圾分开，同时堆肥需要巨额的资金投入。与之相比，焚烧方式占地小，稳定化速度快，减量效果好，可资源化利用，对于人口密度大、土地紧缺的大城市来说是一个不错的选择。于是垃圾焚烧逐渐呈上升趋势，越来越多的城市采用垃圾焚烧发电方式来处理日益增多的生活垃圾。
垃圾焚烧的“邻避困境”
在农业经济时代，所有的垃圾都可以被自然“回收”。然而在城市化和工业化时代，脆弱的自然界已经越来越难以消纳人类生活的附属产品。2002年以来，各大城市垃圾填埋场告急催生了对建设垃圾焚烧厂的迫切需求。可是由此引发了在新建焚烧厂周围民众针对其可能造成的环境风险的频繁抗议，即便焚烧厂建在偏僻郊区也是这样。
垃圾焚烧发电本是好事，但在中国注定是一条不平坦的道路：一边是城市周边堆积如山的垃圾，一边是附近居民对于垃圾焚烧的反对声。发达国家和地区将这类现象称为“邻避运动”。
“邻避运动”最早出现在城市化进程中的欧美国家。起因是，垃圾处理厂、变电所、核能站、精神病院、监狱、殡仪馆等设施，时常遭到附近居民的强烈反抗。居民的诉求通常是“别建在我家后院”（Not in my back yard），居民希望保护自身生活领域 ，免受具有负面效应的公共或工业设施干扰。中文一般将此情形译为“邻避”或“邻避情结”。
美国、日本和多个欧盟国家以及中国台湾地区等，最终通过严格的环境排放标准、透明的公众参与制度以及对设施周边居民进行市政补贴（如建绿地、图书馆、就业优惠等措施），在一定程度上缓减了此问题。而在中国，这三方面均未成为制度，冲突因此不断。
住建部环境卫生标准委员会主任张益认为，中国因垃圾焚烧项目引发群体性事件的根本原因在于，原有垃圾焚烧厂标准偏低，管理力度不够，造成烟气超标、臭气扰民的现象。另两个重要原因，一为土地价格、房产价格持续推高，加重了居民对于环境质量的要求；二为二噁英的污染引起居民的恐慌。他认为，二噁英污染目前有可能被人为放大了。
张益还谈到第四个不可忽视的原因——相关地方政府过去定位不当，招投标过程不规范，使得垃圾焚烧企业的运行管理上不够规范。他说，对于新建和已建的垃圾焚烧厂，应该严格监控、严控污染。
主烧派与反烧派各执一词
对于垃圾焚烧方式在中国该不该推广，不仅中国民众颇为担忧，而且在环保业内同样存在很大争议。
主烧派认为，堆积成山的垃圾不仅吞噬着日益稀缺的城市土地资源，给气候、水和土壤造成严重污染，对城镇居民的健康构成极大威胁，而且每年产生1.5亿吨的城市垃圾，如果不进行再利用，将是巨大的资源浪费。
据国家环保总局的预测，2015年中国城市垃圾年产量将达到2.1亿吨，如果能将垃圾充分有效地用于发电，每年将节省煤炭5000～6000万吨，其“资源效益”极为可观。
杭州市九峰垃圾焚烧项目建设推进领导小组办公室相关负责人表示，垃圾焚烧处理方式，是目前国内外应用比较成熟的技术，能够有效实现生活垃圾的减量化、无害化和资源化。焚烧处理是国家住建部《生活垃圾焚烧技术指南》推荐的垃圾处理的主要方法之一，从国内大型城市北京、上海、广州乃至国外看，垃圾处理的主流方式都是焚烧处理。
据统计，目前有35个发达国家和地区建有上千座生活垃圾焚烧厂，主要分布在欧洲、日本、美国等发达国家和地区。欧盟19个国家共建有焚烧厂几百多座。美国虽然土地辽阔，但仍有上百座垃圾焚烧厂。发达国家的垃圾焚烧厂一般在市区，例如德国纽伦堡市垃圾焚烧厂距市中心只有2400多米，而中国的垃圾焚烧厂一般在郊外。为什么发达国家的市民不反对建垃圾焚烧厂，而中国的市民却要反对呢？
中国联合工程公司新能源工程总设计师赵光杰认为，技术层面，焚烧技术本身再加上一些净化、环保的措施，是非常完善的技术。
对于垃圾焚烧可能产生致癌气体二噁英，张益认为，垃圾焚烧中二噁英的浓度是所有“烟”中最低的。我们家里最清洁的燃气，它含有二噁英的浓度还略高于垃圾焚烧。
对于如何控制二噁英的产生这个焦点问题，上述杭州九峰负责人表示，二噁英可以通过先进技术手段来控制。规划中的九峰垃圾焚烧发电厂将采用先进的焚烧技术和烟气排放控制技术，尾气排放将参照要求更严格的欧盟2000标准，即二噁英的排放浓度控制在0.1ngTEQ/Nm3以下（我国现行的垃圾焚烧尾气中二噁英控制标准为1.0ngTEQ/Nm3）。
北京中科通用能源环保有限责任公司副总裁、研究员姜鸿安表示，二噁英的产生需要一个温度范围，在250℃～600℃之间最容易产生。采用循环流化床垃圾焚烧处理技术，能够最大程度地控制二噁英的产生。
姜鸿安向记者解释：“因为炉内有大量的热载体，炉体内燃烧温度基本在850℃～950℃之间，这远离了二噁英的温度产生区间；同时，流化床开停车迅速且可燃垃圾在炉中的燃烧时间大大缩短，这个操作过程最大程度上避免了二噁英产生。目前，这项技术已经在我国东部多个省市内运用，山东泰安就是其中一例，经权威部门检测，二噁英原始排放平均值0.024ngTEQ/Nm3远优于欧盟标准0.1ngTEQ/Nm3。”
而反烧派认为，每吨垃圾焚烧后会产生大约4000～7000立方米废气，还会留下原有体积一半左右的灰渣。当今最好的焚烧设备，在运转正常的情况下，也会释放出数十种有害物质，仅通过过滤、水洗和吸附法很难全部降解和净化。
况且现行垃圾焚烧排放标准（国标）是上世纪90年代末制定、2001年颁布的。当年发布之时正逢垃圾焚烧厂大批上马时期，标准制定并不严格。
中国环境科学研究院固体废物污染控制技术研究所所长王琪认为，中国垃圾焚烧发展非常快，但起点低。当时这个标准在国内没有适当的参考对象，即便定了标准，比如二噁英的排放标准，其实也无法控制。
与2000年的欧盟标准相比，国标的各项污染物指标上限都是其数倍。针对排放物中毒性最强的二噁英，欧盟给出的排放上限为0.1ng TEQ/Nm3（即废气中二噁英浓度，下文中将省略此单位），然而国标上限则是其10倍。即便2007年制定的北京市标准与国标相比有较大改善，但是与欧盟标准仍有很大距离。2008年，由环保部牵头开始修订《生活垃圾焚烧污染控制标准》，并原定在2011年内出台。直至近日，环保部才审议通过了新标准，具体何时实施还未知。
就算以中国较宽松的排放标准来衡量，很多垃圾焚烧厂依然不能达标。以二噁英为例（到目前为止，中国对二噁英排放一直缺乏全面的监测数据），2009年中科院大连化学物理所对全国范围内的19座垃圾焚烧厂的研究数据显示，二噁英的排放量在0.042至2.461间，平均值为0.423，远高于欧盟标准。其中16%的焚烧厂未达国家标准，78%未达欧盟标准。
华南理工大学的研究团队在进行了范围更广的调查后也得出了与中科院类似的结论。他们的调查涉及全国29座垃圾焚烧厂，采集了89份样本。经分析发现15%不达国家标准，58%不达欧盟标准。其中华南地区焚烧厂超标排放情况最严重。
二噁英污染源无法完全控制，世界上还没有任何垃圾焚烧厂实现了连续实时监控，北大二噁英研究实验中心的项目负责人陈左生博士形容，二噁英样品前处理的工作量，就如同把国际标准泳池装满大米，从中挑捡出一颗带色的大米。
“虽然二噁英不能实时监控，但是广州目前运行的李坑垃圾焚烧厂的炉温是可以实时监控的，只要炉温保持在850℃以上，再配合烟气排放设施，就可以控制二噁英排放。”广州市政府副秘书长吕志毅则强调。
全国肿瘤防治研究办公室副主任陈万青分析，目前，国内关于这种污染与健康损害关联的研究相对偏少。不过，垃圾焚烧厂产生的二噁英等污染物，是国际上已经有定论的致癌物。有定论的污染物甚至致癌物，不用研究就能肯定其对健康的危害。如果能检测到空气中含有这类物质，无需做大量深入研究，就能断定支气管哮喘疾病与其相关。
中国环境科学研究院研究员赵章元多年来一直奔走在垃圾禁焚的第一线。赵章元认为，不可能“根本不产生二噁英”。理论上的炉温现实操作中根本无法做到，尤其我们是把所有垃圾放在一起焚烧，就更难控制温度了。日本已经操作了很多年，控制很严格，但是污染仍然存在，依然严重。何况我们国家在垃圾分类上空喊十多年也没有做到，以后就真的能做到吗？
赵章元表示，垃圾减量后污染危害必然会减少，而且只要不烧塑料，二噁英的产生就少了，二噁英就是燃烧塑料类氯化物而来的，但塑料的体积有时占到了垃圾的一半。不过，只要我们做好了回收，可燃烧垃圾减少了，危害也会减少。如果不搞好垃圾分类就盲目购买大批焚烧炉，是极其不负责任的。
而吕志毅称，在日本，连口红都要分拆成塑料外壳和内芯分开丢弃，然而即使在分类如此精细的国家，依然有大量的混合垃圾要处理，为此兴建了大量的垃圾焚烧厂。广州一方面要积极推进垃圾分类，另一方面仍然不能放弃修建垃圾处理设施。
投资并购兴建持续不断
2002年，《关于实行城市生活垃圾处理收费制度，促进垃圾处理产业化的通知》等政策发布，要求已建有垃圾处理设施的城市开征垃圾处理费；2004年《市政公用事业特许经营管理办法》正式施行，垃圾处理由于初期投资较大，BOT（建设-经营-转让）、BOO（建设-拥有-运营）成为垃圾焚烧项目主要模式；2006年，《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》明确0.25元/度的上网电价补贴，为垃圾焚烧发电提供了收入保障。
愈演愈烈的垃圾围城和商业模式的逐渐成熟，催生了一轮垃圾焚烧发电项目的投资热潮。2005年和2006年达到高潮，全国每年投产13座焚烧厂。
2011年4月，国务院审批通过住建部、环保部等16部门《关于进一步加强城市生活垃圾处理工作意见的通知》，提出在土地资源紧缺、人口密度高的城市要优先采用焚烧处理技术。焚烧作为垃圾处理的主要发展方向首次得到国家肯定，随后垃圾焚烧处理项目建设获得实质性发展。山东省、浙江省各自规划了20座，福建省规划了17座，江苏省、广东省分别规划了14座和13座。2011年，全国有32座垃圾焚烧项目投产。
2012年3月，国家发改委发布《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》，规定根据垃圾平均热值测算出单位发电量，再按照发电量发放电价补贴，这进一步促进了垃圾发电行业稳健发展。2012年新建垃圾焚烧项目达到35座。
为提高城镇生活垃圾无害化处理水平，切实改善人居环境，根据我国城镇生活垃圾处理设施建设工作现状，2012年4月19日，国务院办公厅以国办发〔2012〕23号印发《“十二五”全国城镇生活垃圾无害化处理设施建设规划》。
到2015年，直辖市、省会城市和计划单列市生活垃圾全部实现无害化处理，设市城市生活垃圾无害化处理率达到90%以上，县县具备垃圾无害化处理能力，县城生活垃圾无害化处理率达到70%以上，全国城镇新增生活垃圾无害化处理设施能力58万吨/日。全国城镇生活垃圾焚烧处理设施能力达到无害化处理总能力的35%以上，其中东部地区达到48%以上。
“十二五”期间，全国城镇生活垃圾无害化处理设施建设总投资约2636亿元。其中：无害化处理设施投资1730亿元（含“十一五”续建投资345亿元），占65.6%；收运转运体系建设投资351亿元，占13.3%；存量整治工程投资211亿元，占8.0%；餐厨垃圾专项工程投资109亿元，占4.1%；垃圾分类示范工程投资210亿元，占8.0%；监管体系建设投资25亿元，占1.0%。
在一系列政策的大力支持下，我国正进入垃圾焚烧发电的黄金时期。具体表现在各城市竞相建立垃圾焚烧发电厂，企业间纷纷斥巨资并购垃圾焚烧发电业务等。垃圾处理领域也改变了政府单一的投融资渠道，走向了投资主体多元化和融资渠道多样化的发展道路。
截至去年，全国共建成投产近200座，预计到2015年，中国垃圾焚烧厂的数量将超过300座。“十二五”期间，预计新增垃圾焚烧处理能力21.7万吨/日，按平均投资40万元/吨日处理测算，“十二五”垃圾焚烧发电总投资规模为868亿元。
据大岳咨询总经理金永祥透露，运营比较成功的有成都九江环保发电厂，该厂在双流并网发电，每天可以无害化处理2000余吨垃圾，占全成都日产垃圾的1/3。成都市财政拨专项资金用于补助垃圾处置的费用，电厂处理1吨垃圾，将获得市财政补助50元。每处理一吨垃圾的成本大约140元左右，而这一吨垃圾则能发电300多度。而该厂每日的发电量，还可供8万户居民使用。
1月21日晚间，城投控股发布公告称，日前，国内PE巨头弘毅投资近18亿元入股公司获国家主管部门最终批准。这也是上海成功推动的第二个国企改制项目。
城投控股是一家集环保、房地产、投资等业务为一体的综合性现代服务企业，公司环境业务的技术力量、管理经验和业务规模处于全国前列，主要包括环境集团和环境投资从事的垃圾焚烧发电、卫生填埋和中转。公司正式投入商业（试）运营的垃圾焚烧项目5个，2013年总处理垃圾量达224.58万吨，上网售电量39680万度，在建项目3个。
此外，深圳能源1月15日晚间公告称，公司全资子公司Newton公司及深圳市能源环保有限公司拟以合计13331.02万元，收购龙岩新东阳环保净化有限公司85.861%股权。据公告，新东阳公司经营范围为垃圾焚烧发电及资源综合利用开发，垃圾卫生填埋无害化处理、净化、回收再生利用及垃圾渗滤液处理。其核心资产为按照2台300吨级/日建设的（单炉实际处理能力约为350吨/日）炉排式垃圾焚烧发电机组。
就连陷入巨亏的餐饮龙头湘鄂情也开始宣布转型环保等领域。今后，公司主营业务将转变为新媒体、大数据、环保，餐饮业则将逐步剥离。
据了解，在这些投资并购案中，有房地产企业在资金紧张的情况下，为防止资金链断裂，将所属垃圾焚烧发电业务转卖出手；有企业为向绿色环保产业转型而大举收购垃圾焚烧发电厂；另外，垃圾焚烧发电能够获得丰厚的利润回报，也是吸引企业投入重金争取此项业务的重要因素之一。
中国的垃圾焚烧项目，绝大多数为垃圾焚烧发电项目，特点是前期投入大、运营成本低且收益稳定丰厚。其收入来源，不仅包括垃圾处理补贴和售电收入，还包括税收优惠、供热收入、售渣收入等。
据业内估算，垃圾焚烧厂项目投资回收期为8至12年。目前中国垃圾焚烧项目主要采用BOT和BOO两种模式。两模式对投资方的特许经营期一般均为25至30年。这相当于投资方最多可以净赚22年。
以北京市朝阳区高安屯垃圾焚烧厂为例，其处理垃圾量为1600吨/日，全年53万吨，年发电2亿度，上网电量1.6亿度，售电收入为1.04亿元，折合每吨垃圾发电收入195元。经济效益不仅比卫生填埋和堆肥高，和许多其他行业相比利润也非常丰厚。
“行业投资回报率不可小觑。”金永祥指出，投资回报可分为若干部分，一部分是账面回报，每年可达10%以上；此外还有其他业务回报，比如提供相关设备、进行工程施工等等，都是有利可图的。另外，国家还给予垃圾焚烧发电以垃圾处理费补贴等政策支持。
环境门户网站蓝白蓝网总经理李建军算了一笔账：以一个1000吨/日规模的垃圾焚烧发电厂为例，固定投资大致是3亿至4亿元，焚烧发电作为循环经济项目上网电价高达0.75元/度，几乎可与人工成本、固定资产折旧等运营费用相抵，再加上从政府获得150～160元/吨的居民垃圾处理费，扣除企业针对炉渣、飞灰等排放物的治污成本，企业可实现70～80元/吨的净利润，全年净利润约为2500万～2600万元。
在高额利润的诱惑下，垃圾焚烧处理悄然成为一个热门的新兴产业。但如何处理好发展环保产业和造福民生工程的关系，避免好心办坏事。专家建议，不仅要把科学决策和民主决策落到实处，而且政府要加强全过程监管，发挥公众监督和媒体监督的作用，比如，在经济方面，政府就可以对垃圾处理企业提要求：达不到排放要求，政府就不给予补贴。另外，对媒体、公众要及时公开准确的第一手资料，让正确的项目在阳光下运行。
作者：牛禄青
【摘 要】目前，世界各国都积极采取扶持政策鼓励、引导垃圾焚烧发电产业的发展，尤其日本、德国、加拿大三国垃圾焚烧发电政策较为典型。本文通过概述垃圾焚烧发电的意义及对国外垃圾焚烧发电政策探讨的目的，分析日本、德国和加拿大三国的垃圾焚烧发电政策，并从各国垃圾焚烧发电管理体制、相关法律建设及具体的政策措施三个方面进行剖析，从而结合我国垃圾焚烧发电政策的现状及问题，对比分析国外垃圾焚烧发电政策对我国可借鉴的方面，以促进垃圾焚烧发电产业的持续发展。
【关键词】垃圾焚烧发电；政策；启示
近年来，随着城市化进程的加快，人们生活水平不断提高，城市人口急剧增加，城市垃圾也急剧增长，城市垃圾处理问题成为城市管理中不可忽视的一个重要问题之一。为了人们的健康生活，为了保护城市的环境，对垃圾的处理问题就显得尤为重要。传统上，我国垃圾处理常采用卫生填埋、直接焚烧、堆肥的方式，但随着人们环保意识不断增强，科技不断进步，垃圾堆放用地的限制，我国也不断在探索更好的垃圾处理方式。应环境保护和能源利用的双重要求，垃圾焚烧发电越来越受到各国的青睐，成为垃圾处理的首选方式，一些国家这一产业发展的已经相对成熟，然而垃圾焚烧发电在我国的发展也不过三十多年，因此，我们有必要看看国外是如何管理垃圾焚烧发电产业的，取长补短，汲取精华，并结合我国的实际国情，促进垃圾焚烧发电产业发展。
1.国外垃圾焚烧发电政策发展现状
1.1日本的垃圾焚烧发电政策
日本政府为垃圾焚烧发电建立了一套与其政治体制和行政管理体制相适应的扶持政策体系，它有中央政府扶持政策体系和地方政府扶持政策体系两个层次，涉及政府、社会、公民三个主体，明确各方责任和义务。日本政策体系具体包括：新能源战略规划体系、法律扶持体系、倾斜性的产业政策体系、垃圾发电的研究开发激励体系、企业社会责任引导体系和公民环保节能绿色意识教育体系六大体系。
前三个体系中日本政府就宏观方面予以指导，从新能源战略规划的角度加以引导，并采取一系列强制措施保障垃圾焚烧发电的发展。这些措施主要体现在其法律扶持体系，日本政府推动制定和修订完善了大量的扶持法律和法规，如《关于处理与清扫废弃物品法》（1970）、《环境基本法》（1993）、《关于促进新能源利用的特别措施法》（1997）等，这些法律法规为日本政府发展垃圾焚烧发电产业提供了制度环境、政策依据、发展契机[1]。这些法律的制定和修改也体现了政府对于垃圾发焚烧电产业的倾向性政策，包括向垃圾焚烧发电厂提供政府补贴、对其税收采取优惠政策，甚至免税、技术开发支持、示范项目、政府绿色采购、强制目标制度。
后三个体系则较为具体，说明了日本政府对其垃圾焚烧发电的支持，尤其在技术研发、对发电企业的引导以及对公民垃圾分类意识的引导。资料表明，为鼓励垃圾焚烧发电等新能源产业的技术创新，日本中央政府每年给予地方政府投资20%-30%的财政补贴。在预算方面，为支持中小环保企业技术的研发，政府补贴技术开发费用率最高可达50%。
根据《节能法》、《关于促进新能源利用的特别措施法》等法规，一方面，在企业内部广泛设置公害防止管理员和节能管理员，提高工艺，节能环保；另一方面，也有一大批企业积极投入包括垃圾焚烧发电在内的技术研究和成果推广[1]。为特别扶持垃圾焚烧发电产业，日本政府建立了居民的生活垃圾收集和分类制度，对生活垃圾的分类与收集时间有明确的规定，强制居民遵守相关的分类和收集制度，对违反者处以严厉的处罚。
1.2德国的垃圾焚烧发电政策
20世纪80年代以来德国的垃圾管理思路由“末端处理一循环利用一避免产生”逐渐过渡转变到“避免产生一循环利用一末端处理”的方式上， 尤其是1991年《包装条例》和1994年《循环经济法》的实施， 更是对这一思路的确立和肯定。
德国的垃圾焚烧管理的主要政策包括环境税收、财政补贴制度、垃圾收费制度、垃级的分类收集制度以及建立垃圾焚烧处理的监督机制五大内容。通过征收生态税促使生产商积极生产节能降耗、环境友好的产品。垃圾收费则是对居民减少垃圾制造的一种制约机制[2]。
德国通过制定《电力供应法》，对垃圾焚烧发电投资进行补贴。德国对电厂的补贴通常一部分来自财政投入，一部分来自政府通过发行市政债券筹集的资金。目的是通过上网电价的收益，促進私人资本进入垃圾焚烧发电产业，同时保证垃圾焚烧等市政设施持续运转[3]。
1.3加拿大的垃圾焚烧发电政策
加拿大的垃圾发电产业扶持政策与其政治体制是相对应的。加拿大垃圾产业扶持政策就包括中央联邦政府扶持政策和省级政府扶持政策两个层次。其中，中央政府主要负责推动立法、宏观管理、监督地方政府、中央财政支持、协调地方政府利益关系等方面；地方省政府和北方领地政府是垃圾发电厂的直接投资者和管理者，他们在扶持垃圾焚烧发电产业方面发挥了先锋模范作用[4]。
联邦制定了大量的经济激励相关政策，包括财政补贴及税收优惠政策、项目支持政策、研究开发政策等。地方省政府和北方领地政府在联邦政府的基础上制定了更为详细的垃圾发电产业扶持政策，从而促进其新能源的发展。
1.4国外垃圾焚烧发电政策的启示
从日本、德国、加拿大三国的垃圾焚烧政策中，我们可以看到，各国都十分重视垃圾焚烧发电产业的发展，都将这种新能源的发展各国都积极促进相关的法律建设，以法律手段来规范垃圾焚烧发电产业，都采用了税收、财政等经济手段对垃圾焚烧发电予以经济上的支持，通过行政强制手段对垃圾焚烧发电予以制度上的保障。具体来看他们有以下值得我国借鉴的方面：
1.4.1层次分明的政府管理体系
运用结构功能分析方法分析，我们可以看到，政策是政府职能的产物，而没有相应的政府职能结构，就无法发挥政府的职能，这一点在日本和加拿大政府的政策实践中也有所体现。从日本和加拿大两国的垃圾焚烧政策建设中，我们可以看到，垃圾焚烧发电政策是与本国的行政管理体制相对应的，在中央政府宏观指导的基础上，地方政府充分发挥其积极性，根据各地的情况制定具体的政策体系，从而加强对各地的垃圾焚烧发电管理。
1.4.2法律先行的思想理念
从各国的垃圾焚烧发电的进程来看，相关法律的建设是必不可少的。由于垃圾焚烧发电发展的时间不长，各国都没有一部单独的法律加以指导。然而在各国关于环境、能源的一些综合性的法律法规中都对垃圾焚烧发电进行了一定的指导和规定。日本除了综合性的法律法规外，还对垃圾焚烧发电的一些环节制定了法律；德国也通过法律对垃圾焚烧发电给予支持；加拿大也不例外，只是各国列入法律的内容有所不同，侧重点不同。
1.4.3相关的配套政策或制度支持
政府的优惠政策方面，垃圾焚烧发电的配套制度设计手段除了上述的法律手段外，无外乎两个方面，经济和行政的手段。经济扶持政策方面，各国都通过税收和财政的支持来鼓励垃圾焚烧发电企业的发展以及垃圾焚烧发电技术的研发。尤其值得一提的是，德国政府通过各种途径引导社会资金进入该领域。
对企业的激励制度，政府进行积极引导和纠正，为企业制定利用新能源的量化目标，强制企业在生产中采用一定比例的新能源，对垃圾焚烧发电具有很大的支持作用，也强化了企业的社会责任；另外，政府为企业研发垃圾焚烧发电技术也给予大力支持，这些措施都很好的支持了垃圾焚烧发电企业。三国垃圾焚烧发电企业的性质各有不同，日本四大垃圾焚烧发电私营企业，德国与日本类似，也是通过私营企业发展垃圾焚烧发电产业，而加拿大则是地方政府直接投资管理的国有企业进行垃圾焚烧发电产业的发展。
社会扶持制度，各国都注重培育公民的环保节能意识，充分发挥公民的作用，建立了垃圾分类回收制度，强制公民进行垃圾分类堆放、倾倒，为垃圾焚烧发电奠定良好的基础，使垃圾发电厂可以更加高效地利用这些资源。
2.国外垃圾焚烧发电政策的启示
2.1我国垃圾焚烧发电政策的现状及问题
从我国垃圾焚烧发电的政策中，我们可以看到，我国对垃圾焚烧发电这种新能源是予以高度重视，大力支持的，然而，作为新产业，我国还处于一种探索其发展道路的阶段，因此，还是存在一定的问题。
2.1.1在管理体系上
我国尽管设置了对应的中央和地方政府机构，然而在具体实施的过程中，由于涉及的部门较多，管理相对复杂，因此权力界限相对模糊，难免责任不清。而垃圾焚烧发电是一项环环紧扣的工程，垃圾分类的不到位，造成垃圾处理中资源的浪费，垃圾焚烧发电中又会产生二次污染，各级政府权责模糊很容易在任何一个环节产生纰漏，造成资源浪费和环境的再次污染。
2.1.2在法律法规建设上
我国能源方面的法律法规几乎都是原则性比较强的，而具体细化的法律法规相对较少。我国与垃圾焚烧发电相关的法律主要有《中华人民共和国循环经济促进法》和《中华人民共和国可再生能源法》等。根据我国目前新能源发展的情况来看，没有独立的法律法规加以规范和引导，这是符合现实情况的，垃圾焚烧发电这种新能源的发展时间并不长，并且只是新能源发展中的一种，因此，垃圾焚烧发电的各项规定都融合在能源与环境的相关法律之中。但是在新能源以及环境保护的各项法律的规定之中，关于垃圾焚烧发电的规定并不明确，而是泛泛地提及，十分模糊，大多数规定都仅是原则性的，而具体的规定相对较少。
2.1.3在具体制度建设上
可以从三个方面来看。政府方面，在垃圾焚烧发电的经济支持上，我们可以看到，几乎所有的扶持都是由政府包揽，从税收到财政，私人资本几乎没有介入。从企业方面来看，由于政府的大包大揽，可能自主性较弱，并且积极性也会下降。目前对企业有节能降耗的要求，但在使用新能源方面却没有明确的要求，都是有电网统一调度分配。从公民方面来看，由于人们知识的缺乏，监督机制的不健全，激励机制的匮乏，我国垃圾分类制度只是停留在倡导的阶段，并没有真正落实到位。我们在大街小巷依然能看到拾荒者，他们才是垃圾分类制度真正的落实者。尽管各地都设有垃圾分类箱，可是公民在生活垃圾的处理上仍然没有做到分类收集处理，就连垃圾处理费的征收上都得不到保障。
2.2对我国垃圾焚烧发电政策的建议
通过比较国内外的垃圾焚烧发电政策，可以发现，我国在垃圾焚烧发电方面的经济支持力度还是很大的，政府也高度重视这类可再生能源的发展，注重循环经济的发展。在经济支持政策上，各国采用的政策比较类似，都普遍使用税收、财政支持政策来扶持垃圾焚烧发电企业。然而，我们相比较国外的一些优秀做法，还有一些不足之处，因此，我们需要吸收国外的经验，以求更好的发展我国的垃圾焚烧发电产业。
2.2.1建立权责明确的垃圾焚烧发电管理体系
借鉴日本和加拿大的垃圾焚烧发电政策，笔者认为，根据我国的行政管理体制，在对垃圾焚烧发电的管理上也应该进行相应的制度安排。中央政府和各级地方政府分工协作，建立以中央政府为主导的地方政府负责制，由中央主要负责推动立法、宏观管理、监督地方政府、中央财政支持、协调地方政府利益关系等方面。而各级地方政府则根据各地的实际情况，制定出具体的垃圾焚烧发电政策，积极配合中央规划和法律法规以及各项制度的落实。目前根据我国行政管理体制的设计，这是可以实现的。
2.2.2促进我国垃圾焚烧发电的法治建设
近期，国家发改委新出台了《国家发展改革委关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》，对垃圾焚烧发电价格做了具体的规定。由于垃圾焚烧发电处于发展阶段，考虑到其不确定性较大的现实状况，无法预测未来发展的方向，因此不宜将一些规定法制化。但是就某些环节，可以逐步进行法制建设，从一些重点环节入手，我们可以看到，在垃圾分类处理上日本政府的重视，通过《容器与包装分类回收法》、《绿色采购法》等法律规范公民的垃圾处理行为，从而为垃圾焚烧发电奠定了较好的基础，这一点我国可以加以借鉴，将垃圾分类制度纳入法律之中，健全各项垃圾分类处理制度。
2.2.3完善垃圾焚烧发电的相关制度建设
政府方面，加强各级管理的同时促进投资形式多样化，垃圾处理是一个产业，而不是单纯的市政设施，在良好的政策支持和机制体制保障下，各种主体均可参与，可采用BOT（建设-经营-转让）等多种经营模式。在保持政府对企业的激励的同时，可以借鉴德国对政府补贴资金的筹集方式，通过发行市政债券来筹集，一方面能降低政府的投入，另一方面可以加强人们对新能源的关注，这一点我国可以结合本国国情适当借鉴。
企业方面，日本在垃圾回收发电十分注重对私营企业的引导，这种引导手段也较为强硬，促使企业自觉使用新能源，不断降低企业内部的能耗，形成垃圾发电企业之间的竞争，在对其扶持的基础上，促进其技术的创新。这一点十分值得我国学习和借鉴。尽管我国也十分强调企业的社会责任感，然而没有激励机制的倡导是得不到响应的，因此，我国在激励企业使用新能源以及技术创新方面需要进一步加强，对电力企业和非电力企业都同样需要引导。
公民方面，随着我国公民社会意识的不断觉醒，公民的環保意识也不断增强，各地方政府在城市卫生基础设施建设中应更加重视垃圾分类箱的设置，加大对公民环保意识的宣传教育，加强实施过程中的监督管理，保障垃圾分类真正落实到位，而不只是停留在喊口号的阶段，从而为垃圾焚烧发电创造良好的条件。 [科]
【参考文献】
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[2]谭灵芝，王国友.德国生活垃圾焚烧处理的管理政策[J].世界环境，2006（3）：40-43.
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[4]帅建强，何志武.加拿大政府支持垃圾发电产业发展的政策评价[J].重庆科技学院学报（社会科学版），2010（4）：62-64.
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作者：王艳
攻坚克难建功业——调整试验所首钢生物质调试工程纪实
北京首钢生物质能源项目由北京首钢生物质能源科技有限公司建设，是目前世界上最大的一次性投产垃圾发电项目。日处理城市生活垃圾3000吨，年处理100万吨。采用四台日本三菱马丁逆推式炉排炉(750t/d*台)焚烧处理城市生活垃圾，配套两台30 MW杭汽中能的抽汽凝汽式汽轮发电机组。
中国能源建设集团北京电力建设公司调整试验所承接该工程的整套调试工作， 2012年12月4日正式进入现场，并于2014年5月1日正式完成所有调试工作，首钢能源科技电厂成功投产。在整个调试过程中，北京电力建设公司调整试验所克服了工期紧、图纸滞后、人员关系复杂以及垃圾调试方面经验不足等困难，抢时间，争质量，保安全，合理安排人员与工作分配，加强与相关方的沟通合作，按期实现了一系列预定的各项重大节点，出色的完成了所有调试任务。一年多的苦与累换来的是成功的喜悦，2013年9月17日电厂厂用电带电，时隔不到半年，2014年1月20日两台机组实现全部并网，一直到最后2014年5月1日两台机组全部试运完成。这一刻是所有参与工程人员值得庆贺的时刻。标志着目前世界上最大、最先进的垃圾发电厂正式投入运营。整套机组调试工作一次成功的骄人业绩，受到业主、国内外各设备厂家、监理的高度赞扬，也开辟了调整试验所在垃圾发电项目调试的新领域，谱写了精彩的调试工作新篇章。
态 度 重 视 组 团 队
北京首钢能源科技发电项目是北京市政府非常重视的城市生活垃圾处理与利用发电的绿色工程，项目投资巨大，主要生产设备有芬兰科尼公司出产垃圾吊，日本三菱公司出产马丁逆推式焚烧炉，德国扎克出产的点火燃烧器以及杭州中能生产的抽汽凝汽式汽轮发电机组和荷兰斯比克斯出产的空冷岛等。全场设备以及工艺水平均代表着世界领先水平。首钢集团将整套调试工作交给北京电建调试所不仅体现了对我公司的充分信任，同时也为我公司在垃圾发电调试方面提供了难能可贵的机会。调整试验所所长兼书记张宏、副所长兼总工程师王大勇极为重视此项目的调试质量。因此，调整试验所派出了空前豪华了调试阵容。以热工科室主任王健为调总，电气、锅炉、汽机、化学和热工几大专业分别由调试所最有经验、最有资历的元老级师傅冯建生、张佐之、张晓龙、刘立华和陈海涛负责，同时配以张萌、董建平、杨东等年轻骨干力量，最终组成了调试试所专业水平最为突出、经验最为丰富、人员素质最为优秀的调试团队。
精 心 组 织 抢 先 机
在正式进入调试工作之前，调试人员积极收集各个厂家图纸以及设备资料，结合中国航空航天设计研究院所绘制的设计图纸，依据国家各项标准文件，针对各专业各分系统，经过多次开会讨论以及认真编写，最终完成了除调试大纲外各专业共计37份详尽到位的调试措施。为今后的调试工作提供了方法导向和调试依据。与此同时，所内以技术顾问马永韬师傅为首，对首钢能源科技项目的所有调试人员进行了多次职业技能再培训和垃圾发电项目的技术指导和经验传授。使得调试技术员在进入调试期之前就对全场概况和工艺流程有了较为深刻的理解，为今后长达一年多的调试工作打下了坚实的基础。
创
造 条 件 赶 进 度
该工程自开始调试后就遇到了重重困难。由于设计院所给出图纸存在缺陷以及设计图不够完整和安装队伍水平不足，缺乏足够的设备安装经验，导致部分设备安装存在较大问题。现场人员关系复杂、各单位职责划分不够清晰以及缺少统一指挥，直接影响了调试人员在工作中的人员组织以及问题处理。设备厂家众多以及难以及时到厂，使得部分需厂家配合处理的问题迟迟难以处理，拖延工程进度。面对多方面的调试阻碍，调总王健积极与各方面沟通，在例会上提出亟待解决的问题以及建议处理方法，使得调试人员的调试环境得到了一定程度上的改善。各专业调试人员也不等不靠，积极投身自己的工作当中，主动监督指导安装人员进行设备安装，或者与相关人员进行技术沟通，依靠自己的专业水平帮助各方人员完成自己的工作。使得多项调试内容在原本难以具备试验条件的情况下，最终以最快的速度具备了调试条件，并且完成调试任务。在整个调试期，我们没条件就创造条件，合理分配任务，发挥主观能动性，创造条件组织调试。最终大大加快了工程进度。
在2013年11月—2013年12月，首钢生物质能源电厂进入到了关键的吹管阶段，调试人员想方设法，加强各配合单位之间的团结协作，提出了最高效的蒸汽管道吹扫方法，并且主动安排各专业人员每晚进行值班，对不合理的地方进行及时纠正，尽早处理可能发生的各种问题，确保了在主蒸汽管道的顺利吹扫，没有出现停炉等拖延工期的状况。调总王健、副调总陈海涛也在每次的例会上提出定期的周计划、月计划，合理安排工作内容，提高各单位的工作效率。正是调试人员的一次次艰辛的努力使得工程迈过了一道道难关。
狠
抓 管 理 保 质 量
“将北京首钢生物质能源科技垃圾发电厂建设成世界一流企业”，既是生物质公司的要求，也是我们调试所员工们的工作追求追求。为保证调试质量，调试所专门组织人员完善了过程文件管理、作业技术管理、质量管理等一系列管理制度，从不同角度、不同侧面，严格控制，使各工序、各岗位有章可循，有责可查，从而在工程质量上构成了一个以制度为基础，以岗位为保证，以工作质量为考核依据的控制体系。调试人员也在调试过程中中加强过程控制，调试措施中在进行每一步调试过程中都列有相关的安全防护措施。在分系统以及各设备调试前技术人员都会认真核对图纸，对设备安装的要求、精度进行检查和核对，发现问题及时解决，在完全具备条件下再进行调试内容。在调试的过程中，技术人员严格把关每一道调试工序，必须做到各设备零故障、各分系统零缺陷。各个分系统试运的完成，才保证了最后整套启动以及机组整体试运的顺利进行。
调试团队里一直坚持“以人为本、安全第
一、预防为主”的方针，从工程一开始就狠抓工作安全和文明施工，力争使安全工作处于受控状态。为了保证工程安全，自调总做起到每一位调试技术人员，都要个要求自己的工作着装，调试所也给各技术员配备了专业的绝缘鞋，加大了对调试人员的安全保障力度。在调试队伍里设有安全员，明确安全管理体系人员的管理职责。同时在各个关键节点，也严格管理对现场的监控，做到遇到危险早发现、早防护。在调试过程中积极检查各设备的安全性，排除一切电厂内的安全隐患，将自己的工作做到尽善尽美，保证今后运行人员的安全生产。
攻
坚 克 难 显 风 采
(一)攻克给料器无法正确进料问题
垃圾焚烧炉运行工艺流程不同于普通燃煤炉，是由垃圾吊先将垃圾池内垃圾吊入料槽，再由给料器动作送入炉排进行燃烧。给料器动作由自动控制系统来完成。根据炉膛温度的高低来决定给料器是否持续进料。当炉内温度低时，会默认燃料不够需加大燃烧，加大给料器进料力度。但偶尔会出现垃圾未充分燃烧，而导致温度降低，此时给料器持续进料则会导致炉内垃圾过度覆盖，使得未完全燃烧垃圾被新垃圾过度覆盖，则会更加降低温度。此时自动控制程序无法做出正确的判断。起初，运行人员遇到此类问题时，只能将自动控制程序切除，改为纯人工控制，通过火焰监控来观察炉内的燃烧情况来手动操作给料器。这样大大加重了运行人员的操作负担。
热工调试人员与锅炉调试人员通过精心研究、认真准备，并且听取甲方提出的要求，与DCS厂家进行了深入的探讨，最终研究出了一套由调试人员自己研发出的一套程序控制系统来配合原有自动控制系统对给料器进行控制。2014年1月18日，新程序正式投入使用，运行人员无需进行实时操作，便可使给料器做出符合工况需求的动作。从根本上解决了给料器无法正确进料的问题。在投入使用一段时间后，甲方运行人员对调试所人员加入的新控制程序给予了极高的评价，其他单位也都对北京电建调试人员的水平大加赞赏。
(二)修复点火燃烧器灭火问题
北京首钢生物质能源科技垃圾发电厂采用德国引进的四台扎克点火燃烧器和四台辅助燃烧器来帮助燃烧。点火燃烧器的点火枪由三只管路组成，分别为天然气管路、油管路和压缩空气管路组成。天然气管路负责点火，油管路负责点火枪燃烧提供燃料，压缩空气起到帮助燃烧和雾化的作用。在厂家调试完成并且实际投入过程中，经常发现点火枪难以点火或者出现熄灭的问题。厂家通过多次调试，并且更换部件仍未彻底解决问题，严重影响了分系统试运。调试人员经过长期跟踪厂家调试，完全掌握了德国点火燃烧器就地PLC柜的操作方法及控制系统。邀请厂家配合做了相关排除试验，经过不到一周的试验，发现了导致点火燃烧器时常熄灭或者难以点火问题的原因为PLC内对点火枪三个管路的风油配比不合理。经过热工人员与机务人员的经验结合，最后由调试方提出了新的风油配比，并且对点火枪各管路进行了重新清理保证运行最终投入使用。自2013年10月份烘炉阶段开始，直到最后机组试运完成，四台锅炉共计八个燃烧器从未出现任何问题。再一次依靠自身的技术水平，充分结合各专业人员解决了电厂所存在的又一大难题，长远的保证了电厂今后运行的稳定。调试人员技术水平的高超使得各方翘首称叹。
(三) 统领全局指挥启动试验
2014年1月4日，北京首钢生物质能源电厂到了1号线启动试验的关键节点。全厂人员以及各配合单位统一归调总王健指挥。
1、2号锅炉启动运行，汽轮机马上要迎来首次冲转，电气方面等待汽轮机达到3000转后进行相关实验。全厂首次进入到了整套启动的阶段。此时此刻，各方人员的心理都充满了紧张与期待。此时的统一指挥需要全面的大局观以及对各个设备、各个系统的深入了解。需要合理安排人员以及实时察看各设备的运行情况，来顺利完成诸多需要进行的实验内容。从2014年1月4日白天开始，调总王健及汽机专业老师傅张晓龙开始了连续的工作，对全厂运行情况进行实时监控，遇到问题作出清晰及时的解决。晚上10点，汽轮机达到条件准备首次冲转。调总王健坐镇主控制室，汽轮机师傅张晓龙手拿对讲机来回穿梭于各个现场，电气专业人员备好设备在旁待命，其他专业人员紧盯自己的负责区域。全厂看似气氛热闹确井然有序。对讲机中不停的传来调总以及张晓龙师傅的指令。对局势清晰的把握，对问题快速的处理，高超的水平，冷静的思路保证了汽轮机顺利冲转，并且完成了超速试验等汽轮机相关实验。紧接着电气调试人员立刻入场，一一成功进行假同期、发电机变压器组空载、并网、进相、带负荷等实验。调试人员工作直到试验彻底完成，连续奋战几天几夜，使得1号线启动试验圆满完成。在此项工作中，调试人员清晰的思路、冷静的判断、敬业的态度以及个人魅力都深深的折服了各方。
调整试验所一直“高标准，严要求”来对待自己，在每次抵达调试现场时，展示给别人的都是一支高素质、高水平的调试队伍。这样的队伍才会让甲方更放心，让监理更信任，让安装队伍更配合。本次调试北京首钢生物质能源科技发电厂圆满完成，不仅有力见证了北京电力建设公司调整试验所的专业实力，而且在工作中所体现的敬业态度与人格魅力都令人钦佩，更是在新的调试领域有了巨大的收获，填补了北京电力建设公司在垃圾发电项目上的空白。
调整试验所人员将继续为首都的天空更蔚蓝、云彩更洁白而努力!
中国能源建设集团北京电力建设公司调整试验所
二〇一四年五月十二日
孟凡歌
梅州皇马水泥集团有限公司余热发电工程
整 套
启 动 调 试
大纲草案
2012年3月29日
方 案
整套调试方案大纲草案
目
录
1 编制目的 ------------------- 2
2 工程概况 ------------------- 2
3 编制依据 ------------------- 3
4 组织与分工 ----------------- 4
5 启动试运调试 --------------- 7 5.1分部试运 ------------------ 7 5.2整套启动试运 -------------- 8 5.3试生产阶段 ---------------- 8
6 技术、安全措施 ------------- 8
7 启动调试项目 --------------- 9 7.1 分系统调试项目：[各分系统专业应编制详细的调试方案] ------- 9 7.2 整套启动试运阶段调试项目：[编制详细的启动方案] ---------- 11
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1 编制目的
整套机机组启动调试方案是按国家电力公司2001年版[火电机组达标投产考核标准][火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程]机组从首次吹管投运至机组完成168h滿负荷试运为标准.整套启动调试工作共分三个阶段进行,直到72+24小时结束.其基本任务是按照国家标准和部颁规程、规范及设备文件，广东省电力工程质量监督大纲要求,根据设计特点，对主机、辅机等设备及其配套系统，公用设备及系统进行调整、试验、试运，对暴露、发现的设备、设计、施工、安装问题提出整改技术方案和建议，使新安装的机组能安全顺利地完成整套启动试运行并移交生产，形成生产能力，发挥投资效益。为了优质高效、积极稳妥、有条不紊地做好机组启动调试的各项准备组织工作,成立[皇马4.5M瓦佘热发电启动委员会],特编制本[整套启动调试方案大纲草案],整套启动调试试运分空负荷调试,帶负荷调试和滿负试运三个阶段 ,并按排在滿负调试合格后完成甩负荷试验。
2 工程概况
本工程位于梅州焦岭新埔填。
余热锅炉系杭州锅炉集团制造,型号为： QC100/380-9.5-1.6/360;QC175/350-15-1.6/330 ， 锅炉是采用单锅炉自然循环方式、露天立式布臵 。 汽轮机型号：N4.5-1.05型， 4.5MW ，设备厂家：青岛捷能汽轮机股份有限公司。 发电机型号：QF-4.山东齐鲁电机制造有限公司 化学补给水处理系统设计出力为:12t/h 。
本工程机组系统采用的DCS来控制。发电岛少量控制点与水泥窑中央控制室的DCS通过数据线相连接。
本工程由南京凯盛水泥技术工程有限公司设计，江苏华能建筑工程集团有限公司承担设备安装并承坦机组的分系统及整套设备启动调试工作.由梅州泰安有限公司监理。 本工程按照广东省电力工程质量监督大纲要求,《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996版)》进行启动和验收。机组启动试运阶段的调试工作，按原电力部颁布的《火电工程启动调试工作规定》进行。机组启动试运的验收评定工作按原电力部颁梅州市泰安监理有限公司
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的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》进行，机组的启动试运也同时参照部颁的法规、规程、规范、反事故措施、制造厂的技术规范进行。
3 编制依据
3.1DL/T5210.2-2005《电力建设建工程施工质量检验及评定标准》(土建工程) 建标[2002]241号[工程建设标准強制条文] [电力建设施工及验收技术规范]系列文件 [火电施工质量检验及评定标准]系列文件 [广东省电力工程质量监督大纲]
3.2《电力建设工程质量监督规定》 电质建 [2002] 3号 3.3《电气装臵安装工程施工及验收规范》[2007] 3.4《火力发电厂金属技术监督规程》 DL 438—1991 3.5《电力工业锅炉压力容器监察规程》 DL 612—1996 3.6《电力基本建设热力设备化学监督导则》DL/T889-2004 3.7《蒸汽锅炉安全技术监察规程》劳部发[1996]276号 3.8《热控设备及仪表装臵的检定规程》
3.9《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》; 3.10《火电工程启动调试工作规定》; 建质[1996]40号
3.11《火电工程调整试运质量检验及评定标准》;建质[1996]111号 3.12《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉机组篇);DL/T 5047—1995 3.13《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机机组篇);DL 5011—1992 3.14《电力建设施工及验收技术规范》(热工仪表及控制装臵篇);SDJ 279—1990 3.15《电力建设施工及验收技术规范》(火力发电厂化学篇);DL/T5190-2004 3.16《电气装臵安装工程电气设备交接试验标准》; GB 50150—2006 3.17《火电机组达标投产考核标准(2001年版)》; 国电电源[2001]218号 3.18主、辅机设备厂家产品说明书及技术要求、技术标准。
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3.19《继电器校验规程》
3.20《电测量指示仪表检验规程》SD 110—1983 3.21《电力系统自动装臵检验条例》
3.22《火力发电厂热工仪表及控制装臵监督条例》 (83)水电电生字第73号 3.23《热工仪表及控制装臵检修运行规程》水电电生字(86)93号 3.24《火力发电厂锅炉化学清洗导则》 SD 135—1986 3.25《污水综合排放标准》GB 8978—1996 3.26《火电厂环境监测技术规范》DL 414—1991 3.27《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》DL/T794-2001 3.28《化学监督制度》 SD 246—1988 3.29 《汽轮机启动调试导则》DL/T863-2004 3.30《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004 4 组织与分工
4.1启动验收委员会：
启动验收委员会主任由建设单负责任命，委员由质监 、锅监﹑监理﹑施工﹑生产﹑设计﹑电网调度﹑制造厂等相关单位组成。启委会必须在整套启动前组成并开始工作，直到完成试生产为止。启动验收委员会在整套启动试运前，审议试运指挥部有关机组整套启动准备情况的汇报、协调整套启动的外部条件、决定机组整套启动的时间和其它有关事宜;在完成整套启动试运后审议试运指挥部有关整套启动试运和交接验收情况的汇报、协调整套启动试运后的未完事项、决定机组移交试生产后的有关事宜、主持移交试生产的签字仪式、办理交接手续。 4.2 试运指挥部：
试运指挥部由总指挥和副总指挥组成。设总指挥一名，由工程建设单位任命，副总指挥若干名，由总指挥与有关单位协商，提出任职人员名单，上报工程建设单位批准。 试运指挥部的主要职责是,全面组织、领导和协调机组启动试运工作：对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责,审批启动调试方案和措施;主要配套方案[机组锅妒整启动调试方案措][机组汽机整套启动调方案措施][机组整套启动期间水汽质量监督方案措梅州市泰安监理有限公司
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施][机,电,炉橫向大联鎖试验方案措施]整套启动试运分空负荷调试,帶负荷和滿负荷调试三个阶段.启委会成立后，在主任委员会的领导下，筹备启委会全体会议，启委会闭会期间，代表启委会主持整套启动试运的常务指挥工作;协调解决启动试运中的重大问题;组织、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。试运指挥部下设分部试运组、整套试运组、验收检查组、生产准备组、综合组和试生产组。 4.2.1分部试运组：
分部试运组由施工、调试、建设、生产、设计、监理等有关单位代表组成，设组长一名，副组长若干名，组长由主体施工单位出任的副总指挥担任。副组长可由调试、建设、生产单位、监理单位共同出任。
分部试运组的主要职责是：负责分部试运阶段的组织协调、统筹安排和指挥领导工作;组织和办理分部试运后的验收签证及提供有关必要的资料。 4.2.2整套试运组：
整套试运组由调试、施工、建设、生产、设计、监理等有关单位代表组成，组长由主体调试单位出任的副指挥担任，副组长若干名由施工、生产、监理单位出任的副指挥担任。整套试运组是余热发电工程整套启动试运的现场指挥机构，整套试运组的主要职责是：负责核查机组整套启动试运应具备的条件：提出整套启动试运计划;负责组织实施启动调试方案和措施;全面负责整套启动试运的现场指挥和具体协调工作。作为整套启动的现场值班指挥，对设备及系统的启动、调试运行或停运检修消缺发布指令，协调参加整套启动调试的各方齐心协力，搞好机组整套启动试运工作。整套试运组下设汽机、锅炉、电气、化学、热工调试专业组，专业调试负责人协助当值值长进行指挥工作，操作命令通过值长向下布臵执行。 4.2.3验收检查组：
验收检查组由建设、施工、生产、设计、监理等有关单位代表组成，其主要职责是：负责建筑与安装工程施工和调整试运质量验收及评定结果，安装调试记录、图纸资料和技术文件的核查和交接工作;组织对厂区工程的验收或核查，并评定其结果;协调设备材料、备品配件、专用仪器和专用工具的清点移交工作。 4.2.4生产准备组：
生产准备组由建设、生产等有关单位代表组成。负责核查生产准备工作，包括：运行、检修人员的配备、培训情况，所需的规程、制度、系统图表、记录表格、设备命名、梅州市泰安监理有限公司 5
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阀门挂牌、管道流向标志、安全用具、生产维护器材、通信联络等的配备情况。负责完成整套启动试运期间燃料、水、汽、酸、碱等物资的供应，负责提供电气、热工等设备的运行整定值。 4.2.5 综合组：
综合组由建设、施工、生产、监理、调试等有关单位代表组成。负责试运指挥部的文秘、资料、和后勤服务等综合管理工作;发布试运信息;核查协调试运现场的安全、消防和治安保卫工作等。 4.2.6试生产组：
试生产组由生产[余热发电部门]、建设、调试、施工、设计、监理等有关单位代表组成。负责组织协调72小时后生产阶段的调试、运行调整、性能试验、消缺和实施未完项目等。
4.3机组启动试运的各有关单位的主要职责
4.3.1施工单位应完成启动所需要的建筑和安装工程及试运中临时设施的施工;配合机组整套的调试工作;并负责办理分部试运后的有关验收签证及提供必要的资料，做好试运设备与运行设备或施工中的设备安全隔离措施;已验收签证的设备和系统，交建设单位代保管;并负责启动试运期间设备监护、维修、消缺，安全文明启动工作。 4.3.2调试单位按合同负责编制调试大纲、试运计划，分系统及整套启动试运的方案和措施，参加分部试运后验收签证;全面检查启动机组所有系统的完整性和合理性;在试运指挥部统一领导和指挥下负责调试方案的实施，负责整套启动试运的现场指挥和专业协调;重大技术问题的处理、技术数据记录、填写试运质量验评表、编写调试工作总结和报告等。
4.3.3生产单位负责完成各项生产准备工作，负责提供电气、热控等设备的运行整定值，参加分部启动后验收签证;做好运行设备与试运设备的安全隔离措施;负责常规运行调度和试运行负荷申请以及具体的操作票、工作票、反事故措施的编写和实施;负责启动试运期间的设备启停操作、运行调整、化验分析、事故处理和文明生产，对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议。
4.4.4建设单位应明确各有关单位的工作关系，建立各项工作制度，协助试运指挥部做好启动调试的全面组织协调工作
4.4.5监理单位按合同进行启动试运的监理工作。
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4.4.6制造单位负责其供货范围内设备的技术指导和监督，并承担合同规定的职责。 以上是原则分工，凡参加启动试运的全体运行人员、安装人员、调试人员以及厂方专家和其他工作人员必须在启动委员会(总指挥)统一领导下相互协作，紧密配合，互相支援，一丝不苟地做好机组启动试运工作，确保机组移交生产后长期稳发、满发，充分发挥投资效益。
5 启动试运调试
5.1分部试运
5.1.1分部试运包括单机试运和分系统试运两部分。单体调试、单机试运工作、分系统试运由施工单位负责。 分系统试运应具备的条件：
相应的建筑和安装工程已按《电力建设施工、验收及质量验评标准》验收合格; 单体调试和单机试运合格; 安装记录等资料齐全;
一般应具备设计要求的正式电源; 分系统试运的方案和措施已审批。
5.1.2、监理单位会同施工单位、建设单位、调试单位、生产单位共同确认分系统试运的检验项目和检查内容并办理有关签证。分系统试运的组织措施、技术措施和安全措施(以下简称“三措”)，由调试单位专业负责人在分系统试运前向参加试运的人员进行“三措”的交底，由调试单位会同监理单位、施工单位、建设单位、生产单位，明确分工，逐一落实。
5.1.4调试单位在分系统试运过程中，指挥和协调各方的检查与调试，参加试运的人员要服从指挥和管理，并杜绝各类违章行为。对试运过程中出现的技术问题，由调试单位召集相关人员进行总结，研究遗留问题的处理意见。并负责办理分部试运后的有关验收签证等。
5.1.5合同规定由设备制造厂家负责的单体调试的项目，由建设单位组织调试、生产、监理等单位检查验收。验收不合格的项目，不能进入分系统试运和整套启动运行。
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5.2整套启动试运
5.2.1.在整套启动各项准备工作完成并上报启动委员会批准后，方可进入整套联合启动调试阶段。
5.2.2整套启动调试工作共分三个阶段进行，直到72+24小时试运结束。 (1)第一阶段：整套启动试验阶段;
余热锅炉升压→汽机冲转→升速→额定转速运行检查→升速过程中振动监测→汽机调速系统整定、试验→电气试验(包括发电机开、短路试验;二次电流、电压回路检查;励磁系统试验;继电保护检查;同期系统检查)→主汽门、调门严密性试验→暖机→做超速试验→并网→进行发、变组保护检查→励磁系统特性试验→设备投运→升负荷至额定值。
(2)第二阶段：
对第一阶段运行、试验情况做出评价，在达成共识的情况下进入72小时连续试运。试运结束后(或过程中)降负荷至80%额定负荷进行真空严密性试验。正常停机进行消缺工作。
(3) 第三阶段：
第二阶段工作结束后，再次启动进行额定负荷24小时试运行,移交生产。 5.3试生产阶段
试生产阶段仍属于基本建设阶段，调试、施工、设计、监理、设备制造等单位，按建设合同要求，继续履行职责，完成未完的调试工作和建设项目。
6 技术、安全措施
6.1 要认真贯彻执行电力生产“安全第一，预防为主”的工作方针，各单位要严格执行安全工作规程。
6.2各单位都必须严格按照原电力部《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》、《火电工程启动调试工作规定》及本调试大纲2.1至2.30各项规程、规范、标准中的要求进行调试和验收工作。
6.3认真执行各措施中的技术及安全措施，在落实技术措施的同时要将安全措施落实到位，要严把质量、安全关。
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6.4严格执行“两票三制”，认真执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》有关规定。坚决杜绝违章指挥、违章作业及违章操作，对危及设备及人身安全的命令坚决拒绝执行。
6.5各单位要团结合作、协调一致、共同努力，安全、优质的完成该工程，使该机组早日投入商业运行。
7 启动调试项目
7.1 分系统调试项目：[各分系统专业应编制详细的调试方案] 7.1.1 锅炉专业
分系统试运设备系统的检查与核查，对相关的各汽水电动阀门、烟风门及调节挡板进行动作检查试验调整。 取样加药及排污系统试运。 烟风系统冷态检查。 炉水设备系统调试。
电动给水泵试运调试及其冲洗。 汽包内部装臵检查。 7.1.2 汽轮机专业
主机及各辅机保护、联锁检查试验。
自动主汽门检验及调节门、电动主汽门的动作检查试验。 循环水系统调试。 工业水系统调试。 凝结水及补水系统调试。 真空系统调试。 轴封供汽系统调试。 发电机冷却水系统调试。 调节保安系统调试。 液压调节系统静态调试 。 保安系统静态调试。
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热工信号及联锁保护检查试验。 5) 汽门关闭时间测试 盘车装臵调试投运。 润滑油系统调试。 7.1.3 电气专业 一次系统倒送电 发电机保护调试 线路及母差保护调试 厂用变压器保护调试 自动励磁系统调试 同期系统调试 直流电源系统调试 7.1.4 热控专业
计算机系统硬件检查和I/O通道精确度检查 自动调节系统静态调试 汽机电液系统静态调试
热工信号逻辑报警系统静态调试(仅限于DCS内的逻辑系统)。 汽机本体监测系统静态调试 汽机保护系统静态调试 锅炉保护系统静态调试 有关辅机联锁及保护试验。 模拟量控制系统调试。 计算机监视系统调试与投入。 事件顺序记录系统调试与投入。 顺序控制系统调试及模拟试验。 汽轮机旁路控制系统调试 分散控制系统技术指标检查。 7.1.5 化学专业 补给水处理调试
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循环水系统加药系统调试 给水PH校正系统
炉内加药系统检查、试运。 化学分析仪表调试 锅炉化学清洗。 分部试运化学监督。
7.2 整套启动试运阶段调试项目：[编制详细的启动方案] 7.2.1 锅炉专业 热工信号及连锁保护校验 各分系统投运。 疏水、排污系统调试。 安全阀调校。 变负荷试验。
72小时+24小时连续满负荷运行试验。 7.2.2 汽轮机专业 各系统投运
热工信号及联锁保护检查试验 调节保安系统试验。 汽轮机冲转及空负荷调试。 机组冷态启动试验。
危急保安器手动、保护掉闸试验。 机组超速试验。 机组热态启动试验。
自动主汽门、调速汽门严密性试验。 6)汽轮机停机惰走时间曲线测定。 汽轮机并网带负荷调试， 主要辅机切换试验。 真空系统严密性试验。
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机组变负荷试验。 机组振动特性测试。 (72+24)h连续运行试验。 汽机保护投入。
7)热工投入自动等试验。 7.2.3 电气专业 一次系统倒送电调试 发电机启动调试
发电机同期系统定相及并网试验 励磁调节系统投运调试，带负荷试验 厂用电源带负荷切换试验 72小时+24小时试运行。 7.2.4 热控专业
热工信号逻辑报警系统投运(DCS内的逻辑系统) 自动调节系统投运及切换试验。 机、炉各项主机保护投运。
汽轮机电液调节及安全检测系统投运调试。 机组满负荷72小时+24小时试运行。 7.2.5 化学专业
给水、炉水加药系统投运调试。
调整化学水处理设备的出力和出水质量，使其达到设计要求。 凝结水、疏水回收监督 对炉水及蒸汽品质进行监督。 除氧器的除氧效果监督。
72小时+24小时满负荷试运，监督汽水品质
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梅州市泰安监理有限公司 皇马佘热发电工程项目部
2012.3.29
《风力发电机组安装调试》学习领域(课程)标准
课程编号：
适用专业：风能与动力技术 机电一体化(风电方向)
课程类别：岗位核心学习领域
修课方式：必修
教学时数：60学时
一、课程的性质和任务
(一)课程定位
《风力发电机组安装调试》学习领域是风能与动力技术专业、机电一体化技术专业、机械制造及其自动化专业的一门核心学习领域课程。通过本课程的学习，使学生掌握机械零部件装配的基础知识，学会风力发电机机舱、叶轮、发电机等部件的装配工艺，熟练操作钳工、电工，学会各种典型工具的使用方法。
使学生在完成课程的同时，在创新意识、团队协作、交流表达、信息处理、分析问题与解决问题等各方面得到提高。
(二)学习目标
通过《风力发电机组安装调试》的学习，使学生掌握以下专业能力、方法能力、社会能力。
1.专业能力目标
(1)掌握机械零部件加工的基础知识：
(2)掌握机组零部件组装;
(3)学会配线工艺制定及装配;
(4)学会典型零件的装配工艺的编制方法;
(5)熟练检测工具的运用;
(6)熟练掌握风机装配的基本方法;
(7)学会装配部件的检测调试方法;
(8)学会典型工具的使用方法。
2.方法能力目标
(1)能独立制定工作计划并进行实施;
(2)具有独立进行分析、设计、实施、评估的能力;
(3)具有获取、分析、归纳、交流、使用信息和新技术的能力;
(4)具有自学能力、理解能力与表达能力;
(5)具有将知识与技术综合运用与转换的能力;
(6)具有综合运用知识与技术从事程度教复杂的技术工作的能力。
3.社会能力目标
(1)具有较强的口头与书面表达能力、人际沟通能力。
(2)具有较强的团队精神和协作精神。
(3)具有良好的心理素质和克服困难的能力。
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(三)前导课程
《机械制图》、《电气装配规划与实践》、《机械零部件加工与检测》、《风电场建设基础》。
(四)后续课程
《风电机组控制技术》、《风力发电机组运行维护》、《风电场管理》等。
二、课程内容标准
(一)学习情境划分及学时分配
(二)学习情境描述
三、课程实施建议
(一)课程教学模式
《风力发电机组装配》课程教学,以学生学习为中心,优化组合、综合应用多种教学媒体,构建"真实的虚拟"学习情境,构建雄厚的教学设备，真正实现"教、学、做"一体化,强化对学生的实践技能培养。通过参与一个完整的项目，充分调动学生的积极性，加强学生的动手能力，让学生在专业知识、文化素养以及适应社会环境的能力都得到很大的提高，运用任务驱动，让学生主动的参与学习，具备一定的专业技能。
(二)教学方法
1.循循善诱，激发兴趣(引导文法)
引导文法是以完整的行为方式为导向，这一行为方式就是技术工人的工作活动。通过教师的循循善诱，让学生很快入门，激发学生的学习兴趣。
2.教师主导，学生主体(四步教学法)
自主预习、交流展示、点评升华、当堂检测四步组成，其中自主预习是基础，交流展示和点评升华是关键，当堂检测是巩固和运用，四步教学模式，把课堂给了学生，让他们有了展现自己的舞台，人人动起来，气氛活起来，体现教师的主导作用，突出学生的主体地位，是一种以学生的发展为主线的教学思想，符合学生认识发展的规律。
3.教师主导，启发引导(示范法)
以教师为主，用示范教学法启发学生对知识点、技能点的理解，在教师引导下边学边做，边做边学，体会通过项目掌握重、难点知识的乐趣。
4.学生主体，教师辅导法(讲授法)
以学生独立操作为主，教师讲解为辅，对学生在操作过程中出现的问题提出解决建议，培养学生独立思考、独立操作能力。
5.典型项目分析(案例教学法、任务驱动)
选取典型的机械零部件，从用户需求分析、原理图的制作、焊接与调试等，提供完整工作过程。
6.分组讨论(讨论法)
将学生分成自主学习小组，教师安排学习项目，小组同学在组长的带领下通过讨论、分析、小组研讨、交流等形式分享学习经验。
(三)教学条件 1.标准与规范
学校计划建立一个可容纳60人同时教学的风机模拟实训实验室，可提供学生完成风力发电机组机舱的装配、风力发电机组发电机的装配、风力发电机组叶轮的装配工作，同时实训室还配备有投影仪、电脑、等基础设备为学生的学习提供物质条件。
2.教学设施
本专业已建成电工电子实训室、模拟电路实训室、数字电路实训室、自动控制实训室、单片机实训室、PLC实训室、数控加工实训室、风机模拟实训实验室等12个实训室、占地面积4020平方米，设备资产600余万元;校外实训基地5个：新疆金风科技有限公司、酒泉风能设备制造产业园、甘肃电力明珠集团向阳风电场、酒泉华电子有限公司、玉门石油管理局。
3.实训条件
校内实训基地风力发电机装配实训室1个，校外实训基地5个，并与新疆金风科技有限公司、甘肃电力明珠集团向阳风电场等10家公司建立了长期的校企合作关系，为广大风电专业学生更扎实的学习风电知识提供了有力的保证，满足了校外见习、校外实训和顶岗实习的需要，同时也为学生提供了很好的就业平台。
(四)课程考评方法
本课程采用任务驱动教学法，为实施过程考核提供了条件。采用过程考核(任务考核)与课程考核(期末考评)相结合的方法，强调过程考评的重要性。过程考核占70分，课程考核占30
分(具体见下表), 取代了依靠一次期末考试来确定成绩的方式。
1.素质考核
素质考核由指导的考核教师完成，素质考核总分为10分。参考以下考核表进行考核。
学生素质考核表
2.任务单考核
每个学习任务有学生学习的任务工单，考查学生完成任务工单的情况。参考任务工单考核表进行。
任务单考核=成果评定×60%+学习过程评价30%+团队合作评价10%
(1)成果评定=自我评分分值20%+班组评分分值×30%+教师评分分值×50%。 (2)学习过程评价=自我评分分值20%+班组评分分值×30%+教师评分分值×50%。 (3)团队合作评价=自我评分分值20%+班组评分分值×30%+教师评分分值×50%。 3.成绩计算
成绩=素质考核成绩总和/15+(任务单考核成绩总和/15)*60%+期末考核成绩*30%。
四、参考文献
(一)教材：
风力发电机组装配，校本教材。
(二)实训指导书
风力发电机组装配实训指导书，校本教材。
(三)参考资料 企业内部资料。
执笔人:方占萍 审核人:程明杰 复审人:李玉宏 审批人:冯黎成
开始执行时间: 2011 年 9月1日
1.您的年龄是?
A.18岁以下B.19~30岁C.31~60岁D.60岁以上
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A.有B.没有C.有时有，有时没有
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珠江水泥有限公司余热发电工程
7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案
1 简要概述
1.1 工程简要概述
珠江水泥余热电厂，设备简介
2 整套启动调试的目的和任务
2.1 调试目的
整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。
2.2 启动调试的任务
2.2.1 进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。
2.2.2 检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。
2.2.3 监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。
2.2.4 考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。 2.2.5 记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。
2.2.6 试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。
2.2.7 投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。
2.2.8 进行50%及100%B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性;
3 主要设备技术范围
3.1 汽轮机
型号： NZ7.5-1.05/0.2
型式： 双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。
额定出力： 7.5 MW 调节方式 DEH 控制系统
主蒸汽压力： 1.05 MPa 主蒸汽温度： 320 ℃
主蒸汽流量： 37.2 t/h
额定工况下汽耗： 5.51 kg/(kW.h) 额定工况下热耗： 15811 kJ/(kW.h)
制造厂： 南京汽轮电机(集团)有限责任公司
3.2 发电机
额定功率： MW 定子额定电压： kV 定子额定电流： A 冷却方式： 全空冷
功率因数：
满载效率：
励磁方式
制造厂家：
4 编制依据及标准
本措施的编制参考以下有关资料：
《 7.5MW补汽冷凝式汽轮机安装使用说明书》 ;
《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》部颁;
《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇(1992年版)》部颁;
《火电工程启动调试工作规定》部颁;
《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》部颁;
《电力建设工程调试定额(1996年版)》部颁;
设计院的系统设计及安装等设计资料，并参照其它电厂同类型机组新机启动调试经验编制。
5 整套启动应具备条件
5.1 整套启动除应达到有关整套启动的各项条款外，对汽机方面还应满足以下要求：
5.1.1 各辅助设备及系统分部试运转合格，各手动阀门动作灵活;各调节阀、电动门、经启、闭试验证明其动作正常、功能完备。且标明动作方向、挂好标牌。
5.1.2 给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。
5.1.3 各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。
5.1.4 汽轮机透平油油循环冲洗结束，管路恢复，油质符合油质监督规定。
5.1.5 汽机盘车试转符合要求，已可投用。
5.1.6 凝汽器灌水试验完毕，真空系统调试结束，确认真空系统严密良好。
5.1.7 调节保安油系统调试结束，油泵、阀门组块、油过滤及仪表、压力开关各功能均正常。速关阀、调节汽门动作正常。
5.1.8 汽机DEH控制系统静态调试完毕，拉阀试验合格，各项性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI部件经校验合格。
5.1.9 热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。DEH、ETS、TSI等调试结束。机、炉、电横向联锁、保护经校验合格，各报警、记录信号、光字牌显示正确无误。
5.1.10 发电机空冷系统调试完毕并合格。
5.1.11 各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。
5.1.12 整套启动汽机设备分系统一览：
循环水泵和循环水系统
凝结水泵、凝器补水系统及凝结水系统。
发电机空冷却系统。
真空泵及凝汽器真空系统。 汽机油、润滑、盘车系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却等。
主机DEH、ETS、TSI系统以及横向联锁、保护等。
除氧系统。
辅助蒸汽及轴封汽系统
电动给水泵及系统。
5.2 环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：
5.2.1 设备现场的楼梯平台、沟道盖板应完备齐全;照明充足，通讯方便;障碍、垃圾以及其它易燃物已经清除，消防设施备齐，消防水源充足可靠。
5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。
5.2.3 调试所用仪器仪表准备就绪。现场所需规程、系统图等已挂出、标明。系统图与现场实际确实应相符合。备足阀门钩、运行板手、记录表夹、手电筒和听棒等。
5.2.4 现场设备应有清楚的命名、编号。设备标志(如转动机械的转向、主要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等)均应正确明显。
5.2.5 参与启动的各方人员已分工明确，职责清楚。有关人员名单张榜贴出，以便联络。运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力，并能协助调试人员搞好专项试验记录。启动现场已用红白带围起，无关人员不得入内。
6 机组整套启动主要原则方式
6.1 空负荷试运行 机组通过首次冲转、启动升速直至3000转/分，对其机械性能进行检查考验。当汽轮机开始升速和到额定转速后，应完成如下工作：
6.1.1 进行各项原始记录(包括膨胀、差胀等)，绘制机组冷态启动曲线(或结合DCS、DEH等系统采集数据)，测量和监视机组振动，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等。
6.1.2 考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。
6.1.3 做机械危急保安器喷注油试验。
6.1.4 做主汽门严密性试验。
6.1.5 汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。
6.2 汽机超速试验
6.2.1 电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。
6.2.2 机组并网带负荷，1.5～3MW负荷左右稳定运行4～6小时，然后减负荷解列，做汽机电超速(3270r/min)和机械超速试验。
6.2.3 超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行0%～100%额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态投用和各种工况出力考验,配合热控自动投运和调整。
6.3 机组的72+24小时满负荷试运行，此间在负荷≥80%额定负荷时，可做汽机真空严密性试验。
6.4 机组启动调试阶段以就地手动启动方式。
6.4.1 机组就地手动启动方式要领：
6.4.2 就地手动启动： 6.4.3 汽压、汽温及真空等参数满足条件时，汽机挂闸。选择“就地启动” 6.4.4 置电动主汽门关闭、自动主汽门、高压调门全开位置，手动调整电动主汽门的旁通门来暖机、升速，并通过临界转速直至2800r.p.m，高调门手动启动，此时电动主汽门打开，高调门开始关并控制转速保持2800r.p.m。
6.4.5 输入目标值及升速率，将转速升至额定值。
6.4.6 在机组转速冲到额定转速及并网带10%左右负荷加热转子试运期间，要求锅炉保持汽温、汽压稳定。
6.4.7 在带10%负荷之后，随着负荷的增加，锅炉蒸汽参数可逐步滑升，到80%负荷后，可根据现场情况决定是否采用定压方式运行。
6.5 机组调试阶段，DEH系统的控制方式以手动操作方式为主，如条件成熟，可试用DEH的汽机自动控制方式(高调门手动启动、高调门曲线启动)。
7 汽轮机冷态启动
7.1 冷态启动前的准备工作：
7.1.1 系统阀门状态应作详细检查，使其处于准备启动状态。如发现影响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。
7.1.2 联系电气测量电机绝缘，送DCS控制系统、仪表和保护信号等有关设备的控制电源和设备动力电源，气动阀门及执行机构还须送上稳定的压缩空气气源。
7.1.3 凝汽器补水到正常水位处。
7.1.4 做辅机联动试验及电动门操作试验，电动门动作时间均记录在册。 7.1.5 准备好调试用仪器、仪表和冷态启动前的全部原始记录及曲线绘制仪器器具。
7.2 锅炉已供汽至分汽缸：
7.2.1 循环水管道及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通水。
7.2.2 投入润滑油系统。
7.2.3 投用盘车装置。
7.2.4 辅助油系统开始工作，供油压力0.883MPa，油温37～45℃。
7.2.5 启动凝结水泵投用凝结水系统。
7.2.6 除氧器上水至正常水位。
7.2.7 开启真空泵对冷凝器抽真空，并通知暖管至电动主汽门前。
7.2.8 投用除氧器。
7.2.9 检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均开启
7.2.10 发电机空冷系统投用，
7.2.11 热工各控制、监视、操作装置送电投用。
7.2.12 作ETS危急遮断系统等保护试验。
7.2.13 根据锅炉要求启动电动调速给水泵，向锅炉供水。
7.3 汽轮机冷态启动程序
7.3.1 冲转
汽轮机冷态启动参数和控制指标：
主蒸汽压力： 0.6～1.0MPa 主蒸汽温度： 250℃以上
凝汽器压力： -0.04～-0.053MPa 润滑油压力： 0.08～0.145MPa 润滑油温度： 35～45℃
高压油压： 0.885MPa 高压缸差胀 +3.0～-2.0mm 35℃汽缸上、下温差
注意：在汽轮机冲转、满速直至带10%负荷期间，要求锅炉维持上述参数基本不变，主蒸汽温度在对应压力下至少有50℃的过热度。
(1) 冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。
(2) 遥控脱扣一次，结果正常。
(3) 就地脱扣一次，结果正常。
(4) 投汽轮机汽封系统。投入轴封加热器，启动轴封风机。均压箱新蒸汽送汽，压力控制30Kpa，缓慢开启高低轴封阀。
(5) 真空达到-0.06MPa。
(6) 投入后汽缸喷水，控制排汽温度≯80℃，短时间内也≯120℃。
(7) 控制汽机润滑油温度，调节润滑油温度在38～45℃，油压在0.08±0.145MPa。
(8) DEH系统进入就地手动启动方式。
(9) 真空达到 -0.07Mpa及以上。
(10) 要求锅炉将主汽参数调整到0.8～1.0 MPa / 250℃，并确认。(通过分汽缸疏水、热力管道疏水对汽温汽压调整)
(11) 冲转前应密切监视汽包水位，防止水位出现大的扰动。
(12) 确认电动主汽门及旁路门处于关闭状态，主汽门、调节汽门全开。汽轮机挂闸。
(13) 在DEH控制器画面上选定“就地手动启动”。
(14) 联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。
(15) 缓慢开启电动主汽门旁通门。
(16) 汽机冲转，盘车应自动脱开，停盘车。控制转速。
(17) 适当开启旁通门，确认转速上升。
(18) 冲转转速到500r/min 后，手动脱扣一次，确认动作正常。
(19) 进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。
(20) 转速到200r/min后，重新挂闸升速，稳定在500r/min，暖机30分钟。
(21) 重新作7.3.1 1～19 项检查，确认正常。
(22) 联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，目标转速800 r/min暖机时间30分钟。
(23) 缓慢开启旁通门继续升速。
(24) 当转速升至1200r/min时，全面检查，暖机30分钟(暖机的转速及时间根据现场情况作相应的调整)。
(25) 在升速和暖机的过程中，视上、下缸内外温度。
(26) 中速暖机结束后，检查高压内缸下缸温度在90℃以上，汽缸整体膨胀大于1.8mm，继续冲转。
(27) 设置目标转速2350 r/min，按下“确认”开始升速。
(28) 通过临界转速时，使机组平稳而快速地通过临界转速。(临界转速约1600r/min)。
(29) 升速到3000 r/min后，远方打闸一次，汽轮机重新挂闸，升速到3000r/min,此时对汽机本体及各相关管道疏水进行一次全面检查，以确保本体及各管道疏水畅通;观察排汽温度。
(30) 满速后，继续暖机30分钟，待高压内缸下缸温度达150℃以上，汽缸整体膨胀在2-4mm时，可进行满速后的试验工作。
(31) 升速过程中的注意事项
a) 随时联系锅炉调整蒸汽参数，按冷态滑参数启动曲线进行升温、升压。
b) 注意汽轮机本体几有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。
c) 新蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大。
d) 注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高低压汽缸与转子相对膨胀等正常。
e) 汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。
7.3.2 首次满速后的工作
(1) 远方打闸，检查确认主汽门、调节汽门关闭正常。重新启动。
(2) 确认主油泵出口压力正常后，停用启动油泵和润滑油泵，并将其设置在“连锁”状态。
(3) 通知值长，进行电气专业有关试验。
7.3.3 并网和带负荷暖机
(1) 机组转速稳定在3000 rpm，检查发电机油系统、空冷系统等工作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。 (2) 全面进行热力系统检查。
(3) 通知锅炉控制负荷，调整汽包水位;一切就绪后即可以并网。
(4) 并网后，立即接带负荷0.6～1.5MW暖机。
(5) 当排汽温度正常后，停用自动喷水装置。
(6) 增加负荷时，注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。
(7) 在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、油温、油压、油箱油位等。
(8) 经常分析金属温度变化情况，监视主蒸汽压力、温度及再热器压力温度上升情况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。
(9) 维持2～3MW负荷，要求锅炉稳定参数，连续运行4～6小时后解列。
7.3.4 解列后完成下列试验
(1) 电气超速试验
(2) 机械超速试验
(3) 超速试验的检查、注意事项：
a) 试验由专人负责指挥，应在控制室和机头就地设专人在转速超过3360 r/min且超速保护拒动的情况下手动打闸，确保机组的安全。
b) 试验前确认润滑油泵，高压启动油泵自启动试验结果正常，建议为确保安全在做超速试验时应将高压启动油泵手动开启。
c) 超速试验中应有专人负责监视记录机组的转速、轴承油压、油温，各瓦振动、轴向位移、差胀、排汽温度、调节门和主汽门位置等参数。
d) 试验中应派专人监视润滑油压。 7.3.5 机组重新并网至额定负荷运行
(1) 机组并网至升负荷过程中，主蒸汽参数满足制造厂要求
(2) 超速试验合格，重新满速后再次并网，并接带1～2MW负荷，检查机组各参数是否正常，稳定30分钟。
(3) 当负荷达2MW时检查隔离门前及其他疏水应关闭。
(4) 设置目标负荷4MW，升负荷率0.1MW/min，开始升负荷。
(5) 负荷达到2.5MW后，投入补汽。开启补汽电动门，设定补汽阀前后压差略低于表显压差值，补汽阀缓慢开启，压差设定值必须≥0.03Mpa。
(6) 负荷达4MW后，稳定60min。通知化水化验凝结水。凝结水合格后回收除氧器。
(7) 联系值长和锅炉人员，准备继续升负荷。
(8) 设置目标负荷6MW，升负荷率0.1MW/min，继续升负荷。
(9) 到达6KW负荷后，在DEH上按下“保持”键，此时主汽参数应达额定值。
(10) 升负荷过程中，根据真空、油温、水温决定是否再投入一台循泵。
(11) 负荷到达6MW时，参数应达到额定参数，联系化学化验炉水，若其品质不合格，则应维持负荷进行蒸汽品质调整。
(12) 负荷到达7MW后，参数稳定的情况下投入自动运行方式运行，观察、确认自动投入后各参数是否稳定。
(13) 注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整要求，每次加负荷时应和化学调试人员保持密切联系。
8 汽轮机热态启动
8.1 一般来说，凡停机时间在12h以内，汽轮机再启动称为热态，其他情况下汽轮机启动则称为冷态启动。
8.2 热态启动冲转参数
8.2.1 热态：新蒸汽温度至少比前汽缸处上汽缸壁温度高50℃，升速时的最大速率为500r/min。
8.2.2 蒸汽温度在相应压力下必须具有50℃以上的过热度。
8.3 热态启动必须遵守下列规定和注意事项
8.3.1 应在盘车投入状态下，先向轴封送汽，后拉真空，防止将冷空气拉入缸内。向轴封送汽时应充分疏水，提高轴封温度，使轴封蒸汽温度接近轴封体壁温度与高压轴封体温差不超过±30℃，防止送轴封汽时使轴径冷却，引起大轴弯曲。
8.3.2 冷油器出油温度应维持较高一些，一般不低于40℃。
8.3.3 为了防止高压主汽门和调速汽门不严密，引起汽轮机自动冲转或高温部件受冷却，故在锅炉投用后和汽轮机冲转前，凝汽器真空及主蒸汽压力不宜维持过高。
8.3.4 在锅炉尚有余压的情况下，在锅炉投用前必须投入抽气系统建立凝汽器真空，防止低压缸排汽安全膜动作。
8.3.5 由于自动主汽门、调速汽门、导汽管等部件停机后冷却较快，因此启动时 应注意这些部件的升温速度，防止加热过快，并注意机组振动情况。 8.3.6 在增加负荷过程中，应密切注意汽缸与转子相对膨胀的变化。
8.3.7 启动过程中升速率、升负荷率由启动曲线确定，以汽缸金属不受冷却为原则，尽快过渡到金属温度相应的负荷点。
8.3.8 冲转开始，升速率200r/min/min以上。
8.3.9 达到500r/min后，进行主机摩擦听音和系统检查，并尽快结束
8.3.10 以200～300r/min/min的升速率，升速到 3000r/min。
8.3.11 要求尽快并网。
8.3.12 按启动曲线继续升负荷或暖机，以后操作和检查与冷态启动相同。
8.3.13 到达金属温度相应的负荷前升速、升负荷过程比较快，应注意观察机组振动、膨胀、差胀、各点金属温度和轴承的金属温度、回油温度等，必要时使用趋势图作仔细监视。
8.3.14 运行应有专人负责汽轮机运行平台、润滑油系统的检查，遇故障及时汇报控制室。
9 减负荷及停机操作
9.1 根据锅炉和汽机的减负荷率，取适当值作为正常停机的减负荷率。
9.2 每降低20%负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。
9.3 停机操作前应确认辅助汽母管压力、温度正常，润滑油泵、盘车装置均经试验正常，并在自动状态。
9.4 汽轮机正常停机程序
9.4.1 确认停机命令。
9.4.2 停机步骤开始前，开供汽管道疏水。 9.4.3 试验交、直流油泵，事故油泵，结果正常。
9.4.4 切除功率自动控制回路。
9.4.5 联系锅炉减负荷，在DEH上设置目标负荷5MW，减负荷率0.2MW/min 。
9.4.6 负荷3MW，联系锅炉。
9.4.7 负荷1.5MW时蒸汽管道所有疏水开启。
9.4.8 降负荷到1MW。
9.4.9 联系值长，发电机解列。
9.4.10 解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。
9.4.11 启动交流润滑油泵，检查油压正常。
9.4.12 手动脱扣停机，观察所有汽门应关闭，转速下降，将盘车切到自动位置。
9.4.13 转速400r/min，盘车齿轮喷阀打开。
9.4.14 转速200r/min，检查各瓦顶轴油压正常。
9.4.15 转速到0，记录惰走时间，检查盘车装置自动投入，否则手动投入，并注意盘车电流。
9.4.16 盘车时注意维持润滑油温21～35℃;若机内有明显摩擦或撞击声，应停止连续盘车，改为每半小时人工旋转转子180°，不允许强行连续盘车。
9.4.17 临时中断盘车必须经调试单位、生产单位、安装公司领导批准。
9.4.18 汽包压力降到0.2Mpa时，破坏真空，停真空泵。
9.4.19 维持轴封供汽压力，真空到0后，停轴封供汽，停轴加风机。 9.4.20 根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。
9.4.21 排汽温度低于50℃时，停凝结水泵，经值长同意，停循环水泵。
150℃方可停用盘车。9.4.22 正常停机后汽机连续盘车直至高、中压内上缸内壁温度
9.4.23 停运润滑油泵、油箱风机
9.4.24 停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实施后都应检查结果，临时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试所当班值长的批准，由电厂值长下达指令方可进行。
9.4.25 停机过程中，应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查，有异常情况及时与控制室联系。
9.4.26 机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的要求，不可随意加快速度。
10 满负荷(72+24小时)试运行注意事项
10.1 并网后一分钟内，DEH和DCS盘上应有功率显示，否则应立即解列。
10.2 启动和运行中应根据凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空气温度的情况投入有关自动。
10.3 在满负荷下，应特别注意除氧器水位自动，确保其水位正常。
10.4 满负荷情况下应注意负荷的波动情况，如果自动控制特性不理想，机组负荷波动较大，应适当降低负荷定值。
10.5 机组启动、带负荷运行中，应按照规程要求，定期检查机组各系统的工作情况，及时发现异常并迅速处理。 10.6 启动过程中应经常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数的匹配。
11 故障停机
汽轮机发生下列情况时应立即手拍危急遮断装置，并破坏真空紧急停机。
11.1 汽轮机转速升高到危急遮断器应该动作的转速仍不动作时。
11.2 机组发生强烈振动。
11.3 清楚的听出从设备中发出金属响声。
11.4 水冲击。
11.5 轴封内发生火花。
11.6 汽轮发电机组任一轴承断油或冒烟，轴承出油温度急剧升高到75℃。
11.7 轴承油压突然降低到0.02Mpa以下时，虽然已启动事故油泵无效时。
11.8 发电机内冒烟或爆炸。
11.9 转子轴向位移超过+1.3或-0.7mm，同时推力瓦块温度急剧上升到110℃。
11.10 油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。
12 安全注意事项
12.1 整套启动的全过程均应有各相关专业人员相互配合进行，以确保各设备运行的安全性，以便整组启动顺利完成。
12.2 整套调试过程中如发生异常情况，应迅速查明原因，由电厂运行人员按事故处理规程进行处理。 12.3 调试人员在调试现场应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保现场工作安全、可靠的进行。
12.4 参加调试人员应服从命令听指挥，不得擅自乱动设备，一切按现场有关规章制度执行，以保证整个调试工作的有序性。
13 调试组织分工
按照部颁新启规要求：整套启动调试时由调试单位下达操作指令，电厂运行人员负责操作，安装单位负责销缺和维护。另外，电厂运行人员负责设备的运行检查，安装单位予以协助。本措施仅列出7.5MW新机启动调试的程序步骤和注意事项，对未提及的内容及事故情况下的处理按照电厂运行规程执行。对特殊方式的启动、运行、试验以及考核试验等，可按指挥部决定另行编制措施或按有关规程和规范进行。
我们前段时间去广州东莞等地考察了人家的垃圾发电厂,确实在其中也学到了一些东西,回来的也各自写了点考察学习观感,这一篇是我们汇总各自观点及不同角度的考察报告.上传共享
垃圾焚烧电厂学习报告
为促进公司环保产业的进一步壮大，同时尽量使之与国家环保产业政策的协调与同步，完善和改进现有的垃圾焚烧技术及生产体系，为此，积极响应集团公司的要求，运行管理公司组织抽调本公司、工程公司、下属子公司部分人员组成学习小组赴广东、宁波、桐乡等地垃圾焚烧发电厂学习和借鉴兄弟厂家的先进生产工艺和管理理念。
本次组织学习的有三种技术流派的典型炉型，即浙大技术的CFB锅炉(南通锅炉厂生产制造)、中科技术带外置式换热器的CFB锅炉(四川锅炉厂生产制造)、国外技术马丁式炉排炉(比利时全套进口)。
现将各种炉型的设备与运行情况简述如下：
一、以浙大技术为代表的CFB垃圾焚烧炉 (东莞市科伟环保电力有限公司：4台蒸发量55T/H锅炉，设计单炉处理垃圾400T/D，三用一备;3台12MW纯凝汽轮机机组。2005年7月份投运，10月23日全部投入运行)
1、垃圾预处理及输送系统：
采用苏州赛威公司的设备，预处理两用一备，每条线
辅助工人每班8人，采用承包方式运作，人身保险、
劳保等全由承包者负责。
辅助工人主要是分捡垃圾、打扫卫生及简单的结构件
(如小滚轮)加油等工作，工作机制是三班三倒，每
班运行4-5小时，其余时间为清理及维护设备;减速机等重要设备的设备维护由电厂检修负责。
每条线的设计能力为40T/H，目前未达到最大出力。
垃圾行车为上海启帆设备，采用液压式抓斗，整套设
备为120万元，其中抓斗为35万元。 至目前为止，垃圾破碎机的运行效果很不理想。 垃圾热值平时基本上在1300-1700Kcal/Kg之间，其
中06年10月份做了一次垃圾分析热值为1480Kcal/K
g。
2、锅炉本体系统：
垃圾落料口离标高在10米左右，离布风板4-4.5米
左右;在落料斗的中上部设置有手动式闸板门，采用
不锈钢材料，这是一个很好的设计，主要用于热备用停炉时、锅炉冷炉启动时、垃圾系统故障锅炉纯燃煤状态时避免大量的冷风吸入造成的锅炉效率下降，值得我们借鉴。
锅炉高温分离器中心筒变形、过热器腐蚀及磨损、空
预器管件的腐蚀严重，目前考虑结构的调整与材料的
改进。
尾部竖井烟道内原积灰与挂焦很严重，采用蒸汽吹灰
方式效果不理想，后来采用脉冲式吹灰方式，设备选
用的是哈尔冰现代公司的，每台锅炉现装16只，安装于尾部各受热面的后墙，共投资30万元，一个月的运行费用为1万元左右，投运至今吹灰效果良好。 在运行方式方面，每台锅炉的运行周期为35-45天，
拟订停炉时间与检修具体方案。每天锅炉的焚烧时间
为20小时，余留时间进行运行调整及设备维护。 在运行控制方面，床层温度控制在780-850℃之间、
风室风压7200-8500Pa之间、烟气含氧量6-8%、一次
风风量40000m3/h左右、二次风风量20000m3/h左右(上层关小、中层全开、下层封闭)。
辅助燃料：锅炉投运以来烧无烟煤，设计为烟煤，主
要考虑经济性，无烟煤的低位发热量为4800-5600Kcal/Kg左右、V=6%左右、C=60%左右、含S量=0.45%左右(越南煤450-470元/吨)。
补沙系统：锅炉未设计补沙系统，运行方式是冷炉升
炉时将床层一次性加厚，这相对延长了点火时间与提
高了点火成本，但对绝热式的炉墙是有利的。 辅机系统：一次风机及引风机采用广东中兴的液力耦
合器，对机组的整体启动具有一定的节能作用，能使
全厂厂用电率下降1-2%。
冷渣系统：每台锅炉配两台冷渣机，每台冷渣机设计
冷渣量为0-10T，因筒体内钢丝缠绕过多无法保证设备
的正常运行，所以没有运行，现定时排放红渣运行，这对安全、环保、热量回收不佳。
3、除尘脱硫系统：
脱硫：脱硫原料为碳酸钙晶体制品，纯度为99.9%，
与给煤的比例是1%左右(原煤含硫量较低)，成本是500元/吨，与给煤混合一起进入炉膛，炉内脱硫形式有利于钙的二次利用。
除尘：每台锅炉的布袋过滤面积为4050m，设计烟气
量为130000m3/h，实际运行烟气量为128000m3/h，布
袋的进、出口差压为1000-1100Pa之间。 空压系统：目前有4台复盛牌罗杆式空压机，开
1台运行，其他作为备用;运行方式是运行5000-7000
小时换油一次。
4、全厂综合情况：
发电标煤耗：280-300g/Kw.h;供电标煤耗：330g/K
w.h左右;发电原煤耗：380-410g/Kw.h左右;厂用电率在13-14%左右(注：目前计量系统不是十分准确，但大致上相近)，垃圾与煤的掺烧比为20-24%。 全厂设备检修及维护成本占发电收入的比例：0.03
5元/每千瓦.时。 员工待遇：检修员工2800-3000元/月、班长3000-3500元/月，锅炉运行岗位略高些。 电价全省统一价0.55元/Kw.h，垃圾政府补贴30元/
吨，准备扩建1500吨/天的二期工程，占地170余亩。
全厂运行人员在80人左右，加上行政管理及辅助人
员在125人左右。
5、CFB炉共性的及该公司存在的问题：
空预器管子腐蚀严重，尤其是冷风进口侧两排管子。
(共性)
成品库顶部腐蚀烂通。(共性)
中心筒支撑装置拉杆断裂、变形。(共性) 垃圾破碎机应用效果差。(共性) 汽包膨胀指示异常。
返料器内的风帽与设计材质不符。
采用混合式减温器，未设置水处理二级除盐，对汽轮
机运行有威胁。 运行周期较长时，主汽温度过低。
6、值得我们学习与借鉴的方面：
3整体布局良好，主要体现在设置原生垃圾库与成品垃
圾库、锅炉运转层、锅炉下集箱距0米的标高等方面。
有备用设备，设备全年有计划的检修，保障垃圾营运
机制及设备的连续、安全、经济运行，主要体现在焚
烧锅炉、空压机、垃圾预处理、垃圾抓斗等方面。 严格的生产管理及贯彻各种制度的落实，体现在奖赏
分明的力度、设备台帐建立很完善、全年每月各分场
的培训计划及执行等方面。
积极采用新工艺、新设备的应用，例如垃圾行车液压
式抓斗、脉冲式吹灰器、风机液力耦合器等方面，均
收到了良好的效果。
选择辅助燃料方面可以使用价格低廉但收到良好运
行效果的煤炭，不一定要设计煤种，以尽力发挥CFB
炉的优势。
垃圾落料斗密封翻板门的设计。
垃圾焚烧时间可以定在20小时左右，留出一定的清
理和维护设备的时间，在一定程度上保障设备的运转率。
加强团队建设及凝聚力，组织和开展各种文体活动及
各种竞赛，丰富员工的业余文化生活，培养职工养成“以厂为家”的思想理念。
二、以中科技术为代表的CFB垃圾焚烧炉(东莞中科环保电力有限公司：3台蒸发量55T/H的垃圾焚烧炉，单台日处理能力为400吨，配两台15MW汽轮发电机组，于2006年5月初开始试运，6月份正式投运，8月份1#、2#炉进入72小时，
11、12月份完成环保验收)
1、基本情况：电价全省统一价0.55元/Kw.h，垃圾政府补贴22元/吨，占地80余亩，考虑扩建。
2、垃圾系统：垃圾未设计预处理系统，就一个垃圾储存库，垃圾处理靠一个瑞士进口的破碎机完成，所以垃圾一般需经过两次抓吊才能进入炉前的输送、给料系统。如破碎机故障或其他情况就处理原生垃圾。破碎机的切割刀片亦需经常性堆焊维护，一般每次在一个星期左右。炉前设两条链板式输送机加上一个大拨轮给料机，在第二条链板线上设2名人工分选。
3、锅炉系统：
垃圾落料斗：在两台给煤机之间设一个内径为800mm
的管段，中部有金属膨胀节及环行布风密封及吹扫系
统，给垃圾量靠控制链板机转速来调节。 给煤系统：采用两条皮带称重式给煤。
二次风布置：二次风通过前、后墙共12根φ159×
10mm的风管进入炉膛，对固体颗粒的搅合和加强炉内扰
动具有重要意义。
灰仓系统的设置：点火时所需物料可以直接向床内添加，大大减轻人工铺底料的劳动强度;燃料品质或粒
径发生大的变化时，灰仓中的灰可以起到跟踪负荷的作;另分离器效率下降时投运时，可降低飞灰含碳。提高燃烧效率。
外置式换热器：目前该装置虽然在原有的基础上作了
改进，如增设了风压计、风量表、温度监控装置，但
在启动时还受到飞灰储存的影响，对主蒸汽温度达到发电的要求还需要一个较长的时间，因此比普通的CFB炉较迟缓;运行控制要求较高，根据运行日志来看，还是容易发生瞬间冲击导致“压死”床层的现象;三是返料温度较低，在750℃左右。 出渣系统：每台炉配一台水冷滚筒式冷渣机，经冷却
后的渣以机械方式集中输送至渣库。
4、脱硫除尘系统：空预器出口设脱硫塔与布袋除尘器。(与嘉兴步云类似)
5、全厂综合情况：
垃圾与煤的掺烧比为20-25%，最好发生在1月份，
为16%;煤炭采用越南无烟煤及部分烟煤，相对降低生产成本。
每天上网电量为50-55万千瓦时。
发电标煤耗06年从调试至10月29日累计为475.2
5g/Kw.h，供电煤耗为584.38 g/Kw.h ;10月份几张报表显示发电标煤耗为250-330g/Kw.h。
厂用电率06年从调试至10月29日累计为18.84%，
一般正常运行的厂用电率为15%左右。
垃圾焚烧量06年从调试至10月29日累计为47716.32吨。 全厂运行人员在80人左右，加上行政管理及辅助人
员在130人左右。
6、值得学习及借鉴的方面：
垃圾落料斗的布置形式：能减少漏风量提高锅炉效
率，另密封相对容易，三是腾出很大的空间易布置二次风系统。
二次风的设计：目前CFB炉的布风系统是一个矩形的
水冷板，常规的二次风是左、右墙布置，根据相关资
料显示，在冷态下，二次风的出口风速需在70m/s的速度才能使左右的射程符合燃烧要求，如射程不够，很难加强物料的扰动及提高炉膛中上的燃烧份额，另燃烧完全可以降低二次污染物的排放，如Nox、Co等指标。
三、浙大炉与中科炉的比较分析
1、设备方面：
区别之一：外置式换热器与常规的“J”形返料装置。
区别之二：烟气脱硫与炉内脱硫。
区别之三：有无设置垃圾前处理及设原生垃圾库方
面。
区别之四：排渣口的设计及排渣形式方面。 区别之五：垃圾落料斗的设计。 区别之六：二次风的设计。 区别之七：辅助燃料的选择
2、设计方面：
区别之一：厂房的整体布局 区别之二：布袋除尘的布置 区别之三：集中控制室的布置
区别之四：煤库及垃圾库之间有机结合的设计
3、设备上的差异及对经济运行的影响分析：
1、针对区别一：
中科技术的外置式换热器是目前与浙大技术区别最大的标志之一。其中步云的基础上进行了较大的完善，主要补灰系统与过多灰量防止炉内冲击设置放灰冷却回收装置。优点是：大大减短了升炉时间，节约了生产成本;二是弥补垃圾输送系统故障时能维持较高的飞灰浓度及锅炉蒸发量;三是飞灰的含碳成份能得到二次利用。
在优化系统的基础上目前仍存在的缺点是：高、低过受热面由于锅炉结构的高度及考虑到传热的影响，现仍以全部浸在高温飞灰里面为主，该结构如果锅炉遇到多次的压火热备用，则受热面管子还是容易高温炭化(所以目前的运行方式是压火前将该部分飞灰吹冷至550℃以下方可停运);二是返料温度经过受热面换热后，只有650-700℃之间，如果可控对调节床温有利，但对煤的掺烧比大大不利。
浙大技术用的是传统的“J”型非机械阀，优点是：由于其整个装置为绝热式结构，又因松动与输送风量较小，因此对飞灰温度没有降低，反而在分离器内部经过二次燃烧后比炉膛出口温度要高50-80℃，对煤的掺烧比有利;二是结构相对简单;三是易操作，容易控制;缺点是：膨胀与密封要求严格，如果设计与施工时稍不当，则会发生烧穿或内部浇注料脱落的可能。
2、区别之二：
中科技术没有炉内脱硫设施，尾部设有方型的脱酸塔(步云在环保检测时是通过临时在给煤机向炉内加石灰石的)。烟气脱硫在原煤含硫量本身很小的情况是可以的，但需要一定的粒径的石灰及良好的喷射装置来完成。
浙大技术至目前为止也没有在炉前增设专门的脱硫装置，在东莞运行的电厂是在煤场里将石灰晶体与原煤混合后再由给煤机进炉然后在炉内完成脱硫过程，在炉内脱硫对炉膛中部的温度有一定的影响，但经过高温分离的时候能提高钙的二次利用率。
3、区别之三：
中科炉采用专门的大件垃圾破碎装置，如果故障或检修时则以烧原生垃圾为主，但根据焚烧量比较，经破碎的垃圾可以在单炉上多烧垃圾100吨左右。其在炉前设置两条链板机和两个拨料机，在目前运行的情况看来，结构简单，经济实用，唯一不足要处理好返回零碎垃圾的清理与收集。因基本上烧原生垃圾为主，所以其只设一个垃圾库，相对减少了原始投资及降低了生产、检修成本。
浙大炉目前保留了垃圾前处理装置，设两个垃圾库，即原生库(我公司目前没有)及成品库。垃圾处理装置对锅炉焚烧的稳定性起到了积极的作用，能除去很大一部分铁器及玻璃制品;两个库的设置对提高垃圾热值及设备故障起到较大的缓冲作用。缺点是要较庞大的设备及较多的人员配套，另设备的维修、运行成本较高。
4、区别之四：
中科炉目前采用的是方型排渣口，该排渣管材质选购、穿过水冷板及风室时膨胀、密封处理良好的情况下，具有很强的排渣能力，对垃圾炉来说是有利的。排渣方式是连续性的，经水冷滚筒式冷渣机出口后由振动式筛分器后刮至集中输送带运往总渣库。这个体系设计是比较合理的，不足系统较复杂及维修工作量较大。
浙大炉是设计成圆形的排渣口，基本上适应经预处理过的垃圾焚烧，相对处理能力较差些。红渣冷却方式与中科炉一致，但在科伟冷渣机经常性堵塞，没有使用，采用定期排渣方式。
5、区别之五： 中科炉的垃圾落料斗是设计成圆形的，内部φ600mm，外部φ1000mm，膨胀装置很合理，且在斜管上设有环行密封布风装置，对锅炉的内漏或外漏量都起到了很好的密封作用;这个设计是一个很大创新。
浙大炉成方形，虽然在原有的基础上进行了尺寸调整，但漏风量仍然很大，对经济燃烧不利，科伟电力在原有的基础上进行了小改造，在受料斗的中段设计了一个手动翻板门，对经济运行很有利，很值得我们借鉴，在现有的垃圾焚烧炉上可以实施改进。
6、区别之六：
中科炉因炉前垃圾落料斗很小且对结构进行了很大调整，所以给锅炉前、后墙布置二次风奠定了基础。目前中科炉二次风的布置方式很切合实际，采用对冲形式且射程较短，前后两股风能够在炉内结合，提高炉内的扰动及加强固体颗粒的混合，使垃圾的燃尽率得到有效的提高;从另一个层面来说，合理布置的分级燃烧方式对二次污染物的排放也起到积极的作用;因此这是在垃圾炉上设计的一个亮点。
浙大炉早期设计为煤粉炉型的“假象切圆”性方式，这是理想型的设计，在煤粉炉上呈方形的炉膛是可行的，但在流化床上以矩形炉膛上是不能达到理想效果的，在我们早期几个电厂方面应用效果不佳。目前已经改为了对冲，受流场复杂性的影响无法做确切的试验，所以从理论上来说仍不如中科现有的设计。
7、区别之七：
中科炉与浙大炉一样，均为CFB炉，要达到一定的掺烧比，需一定热值的辅助燃料，设计均为热值在5000Kcal/kg左右的烟煤。但考虑到经济性，现中科与浙大均选择了无烟煤。从运行情况来看，使用前期要注意运行调整，一旦摸出最佳参数后可以按指定的模式进行;这与我公司目前仍烧烟煤有很大差异。
4、设计对投资、运行的影响分析
1、区别之一：
主厂区的整体布局中科炉设计很紧凑(宁波中科绿色电力)，且空间的利用率较高，消防、通道设置等相对比浙大炉的设计完美，且占地面积较小，可以降低原始投资，突破了传统的常规电厂设计模式。
2、区别之二：
科伟电力采用的是诸暨菲达的除尘设备，从系统上来看比浙大蓝天简单不少，且收到同样的效果。而中科通用公司目前的除尘更追求简单实用，如宁波中科其除尘器下部没有复杂的系统(流化斜槽、加热器、输灰绞龙、星形给料机等)，这就大大降低设备故障率及检修成本。
3、区别之三：
所学习的电厂均为机、电、炉集中控制，其中中科炉场景监视系统及实时数据检测为前方大型电子显示屏显示，直观而大气的同时也提升企业形象。集中控制的方式有利于各岗位间信息的及时传达，同时值长指挥事故处理等突发事件时起到很大作用。
4、区别之四：
中科集团的输煤方式均为大倾角裙边皮带，皮带设在锅炉房的侧面，这可以大大降低初始投资。另借鉴宁波中科绿色电力的设计，垃圾进库前设大弧线运输栈桥，我们在设计时可以将锅炉房留出扩建炉，在留足扩建炉的侧面设煤场，煤场与垃圾运输栈桥可以贴近，这样运输煤炭与垃圾在同一条道上进行，一提高了栈桥利用率，二是原煤在一个较高的地方斜煤，节约了铲车的运行成本及加快了卸煤速度。
5、总体感想：
炉型的选择方面：浙大技术在现有的基础上对细节部
位进行完善完全可以应用的，主要要有备用炉。中科炉按目前的炉型来说，也可以使用，还需要持续的改
进过程，例如如何避免过热器过热、返料温度的提高、返料装置对主汽温度的影响控制等。如果以上两种技术可以互补，则更优，例如浙大炉亦可以采用补灰装置、分离器锥体段加设人孔等。
浙大炉比中科炉在整体高度上面要高1-2米，但结构
相对简单;中科炉系统布置相对复杂，如点火系统、
冷灰系统等。
对燃料的适应性均一致，如燃料热值与成份发生较大
变化时。 全厂厂用电率均一致，在15%左右。
附：科伟电力07年
1、2月报及3月5日报表。
运行管理公司 07.3.21 附：以国外技术为代表的炉排垃圾焚烧炉(深圳市能源环保有限公司南山垃圾焚烧发电厂：2台蒸发量35T/h的锅炉，单台日处理垃圾量400吨;配一台12MW的抽凝式汽轮发电机组，至今运行3年多)
1、 全厂基本情况：由深圳能源集团投资总金额4亿元人民币兴建，占地面积不到70亩，全厂在编正式员工28人，辅助员工6人。因效益良好及国家政策鼓励，目前考虑扩建。
2、 全厂整体布局：外观很漂亮，像一个体育馆或展览馆，具有一定的流线形美感。二次污染排放物的各项指标以大型电子显示屏的形式设置在厂房与行政楼一体大门的进口墙上，显示着实时运行数据及国标数据，以便比较对照。烟囱呈方形，上方设置有大型时钟，下方“深能环保”四字格外醒目;垃圾入库以高架形式从厂房后面进入垃圾库。整体布局很紧凑而实用;集中控制室布置在3楼，垃圾行车控制室设在6楼，有电梯上下，很现代也很方便，同时参观通道也很合理。
3、 锅炉本体系统：锅炉岛整套设备由比利时进口，主要是焚烧系统、控制系统等，两套共计人民币3000万元。炉排呈阶梯式往后墙推移，燃烧情况良好。在前拱区域有烟气再循环对垃圾进行预烘干。
4、 排渣与垃圾给料系统：排渣系统是水封式固态链板机排渣，不存在任何堵塞现象，往复式链板机将渣刮至一个长方形渣库，然后由行车装车运走;垃圾进库后一般堆放2-3天，让渗滤液基本上析出出后，抓到炉前受料斗然后由液压式推料机进入燃烧室。垃圾行车1台，德国原装进口，使用效果良好，故障率极低。在原生垃圾库还设有大件垃圾双锤破碎装置，垃圾水份在15-20%，Q低≤1200Kcal/kg。
5、 运行实际工况：主蒸汽压力3.80Mpa、流量37T/H、温度430℃;炉膛下部温度670-830℃、炉膛出口烟温1130℃;排烟温度210℃、经脱硫塔后在布袋进口为160-170℃;送风温度120℃。锅炉效率在80%左右，厂用电率15%。
6、 经营状况：上网电价0.55元/Kw.h，垃圾政府补贴148元/吨，全年现现金流在6000万左右，其中运行成本(如活性碳、石灰、点火燃油、职工待遇等)全年合计为1000万元左右。
缺点：
(1)炉渣无法燃烧的不是很完全，且需要添埋处置。
(2)垃圾渗滤液较多，目前沉于垃圾库的中间，没有处理设施。 优点：
(1)不掺煤燃烧，可以大大降低生产成本。
(2)锅炉受热面没有较大的磨损现象，无需计划停炉检修。 (3)启、停炉容易。
(4)占地面积小，大大降低原始投资。
(5)按照原始投资3亿元的话，一般5年内可以收回投资。
(6)适应目前日趋严格的环保要求。
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