电厂汽轮机毕业论文选题

电厂汽轮机毕业论文

1.300MW汽轮机运行特性分析毕业论文

一、项目提出的背景1.1 汽轮机'>300MW汽轮机电液控制系统洛阳首阳山电厂二期2x汽轮机'>300MW汽轮机为日立公司TCDF-33.5亚临界压力、中间再热、双缸双排汽、冲动、凝汽式汽轮机，于1995年12月和1996年3月投产。

汽轮机调节系统为数字电液调节（D—EHG），采用低压汽轮机油电液调节。执行机构的设置为1个高压油动机带动4个高压调速汽门，2个中压油动机带动2个中压调速汽门。

每个油动机由一个电液伺服阀控制，1台汽轮机的3个油动机（CV、左右侧ICV）的电液伺服阀均为日本制造的Abex415型电液伺服阀。控制油和润滑油均采用同一油源即主油箱内的N32号防锈汽轮机油，在控制油路上安装一精密滤网（精度为51μm）。

1.2 存在问题首阳LU电厂3、4号机组从1995年试运开始，机组启动冲转过程中经常出现油动机突然不动的现象，经检查控制系统正常，信号传输正常，均为伺服阀故障所致，伺服阀更换后调节系统恢复正常。机组在带负荷稳定运行和中压调节门活动试验日寸，也出现油动机不动的情况及油动机全开或全关的现象，检查均为伺服阀故障。

伺服阀出现故障必须进行更换，而这种调节系统设计形式伺服阀无法隔离，只能被迫停机更换。首阳山电厂3、4号机组由于伺服阀原因造成的停机：2000年分别为8次、5次，2001年分别为1次、2次；截止到2002年6月仅3号机组由于伺服阀原因造成的停机就达4次。

对拆下来的故障伺服阀进行检查，发现其内部滤芯堵塞、喷嘴堵塞、滑阀卡涩。伺服阀内部滤芯堵塞引起伺服阀前置级控制压力过低，不能控制伺眼阀的第2级滑阀运动，致使油动机拒动（对控制信号不响应）；喷嘴堵塞油动机关闭；伺服阀卡涩，使油动机保持在全开或全关位置。

油质污染是造成上述故障的主要原因，油质污染造成伺阀卡涩的故障占伺服阀故障的85%[1]。1.3 油质状况及防止伺服阀卡涩的措施由于3、4号机组试运时就经常发生伺服阀卡涩，移交生产后首阳山电厂对油质就非常重视，1996年成立了滤油班加强滤油管理，提高油质清洁度。

伺服阀卡涩频率比试运时降低了许多，但次数还比较多。日立《汽轮机维护手册》标明，伺服阀可在等于或低于NASl638第7级污染程度的油质中良好工作。

二期油系统管路设计为套管形式，滤网后向伺服阀供油的控制油管位于润滑油回油管中无法取样监测，只能监视润滑油的清洁度。根据旧的《电厂用运行中汽轮机油质量标准》[2]中对油中机械杂质的要求是外观目视无杂质，1996年至今，每周化验3、4号机润滑油，油样透明、无杂质（有一段时间含少量水分，极少检查有杂质）。

新的《电厂用运行中汽轮机油质量标准》[3]除要求外观目视油中无机械杂质外，对油质提出了更高要求：250MW及以上机组要求测试颗粒度，参考国外标准极限值NASl638规定8-9级或MOOG规定6级；有的汽轮机'>300MW汽轮机润滑系统和调速系统共用一个油箱，也用矿物汽轮机油，此时油中颗粒度指标应按制造厂提供的指标，测试周期为每6个月1次。2001年对3、4号机组汽轮机油取样讲行颗粒度分析，运行油颗粒度均合格（见表1）。

伺服阀卡涩引起停机，对机组安全性影响非常大，且伺服阀卡涩引起机组非计划停运影响电厂的经济性。首阳山电厂采取了以下临时措施：（1）定期更换伺服阀，超过3个月后遇到机组停机进行更换；（2）定期切换控制油滤芯，并对其清洗；（3）滤油机连续运行时提高油质清洁度；（4）加强油质检验。

从运行看，因伺服阀卡涩引起停机次数有所减少。但尚无从根本上解决问题，为此经分析、研究提出一系列改造设想，如“采用独立的控制油源”、“不停机更换伺服阀”等，但由于系统改造量大、改造费用高或技术上不可行而均放弃。

经多方分析、调研，提出将伺服阀改型，选用抗污染性能较强的DDV阀的方案。二、Abex415型电液伺服阀2.1 工作原理电液伺服阀是电液转换元件，又是功率放大元件，它把微小的电气信号转换成大功率的液压能输出，控制调速汽门的阀位。

它的性能优劣对电液调节系统影响很大，是电液调节系统的核心和关键。该伺服阀为射流管式力反馈二级电液伺服阀，为四通阀门，其作用是控制进出液压系统的油量，使其与输入的电信号成比例，主要由阀体、转距电动机（线圈、电枢）、永久性磁铁、第1级射流管、压力反馈弹簧、第2级滑阀、“O”形环、外壳等组成（见图1）。

其工作原理：少量液压油从油源流经滤网，然后流经连接在力矩马达转子上的软管，最后从喷油嘴流出。从喷嘴出来的油喷到2根集油管上，2根油管分别连于滑阀的两端。

无偏移时，每个集油管产生约二分之一的管道压力，因而无差压产生，所以滑阀平衡。电流流过力矩马达时即产生一定力矩，使力矩马达的转子转动一个小角度。

若转子为反时针转动，则喷油管向右移动，引起更多的油喷到右边的集油管上，即产生压力，而左边集油管产生较小的压力。这样滑阀上出现压差，引起滑阀向左移动。

滑阀一直向左移动直到回位弹簧产生的反力与力矩马达产生的力相等为止。这时滑阀处于一新的平衡位置。

第2级电流成正比。如电流极性相反，则滑阀移到另一侧。

2.2 主要特点。

2.跪求一篇关于汽轮机水冲击方面的论文8000字

论汽轮机水冲击事故来源：中国论文下载中心 [ 09-07-08 10:24:00 ] 编辑：凌月仙仙【论文摘要】汽轮机水冲击是造成汽轮机设备严重损坏的最恶性事故之一。

为防止水冲击事故的发生，参考有关专业资料、运行规程及部颁运行规程，结合我厂实际情况编写本措施。机、炉、电、化等主要相关生产单位要教育运行人员认识水冲击的严重危害，认真学习和执行技术措施中的各项规定。

技术措施中未尽事宜执行运行规程中规定；现行运行规程规定与此技术措施有出入的，执行本措施规定。【论文关键词】汽轮机水冲击事故一、汽轮机水冲击的概念汽轮机水冲击，即水或冷蒸汽（低温饱和蒸汽）进入汽轮机而引起的事故，是汽轮机运行中最危险的事故之一。

此类事故在国内外时有发生，会造成严重后果，因而要求锅炉和汽机运行人员予以高度重视。一旦发生此类事故，必须正确、迅速、果断地处理，以免造成汽轮机设备的严重损坏。

首先是关于汽轮机发生水冲击的现象有：（1）主再热汽温10分钟内下降50度或50度以上；（2）主气门法兰处汽缸结合面，调节气门门杆，轴封处冒白汽或溅出水珠；（3）蒸汽管道有水击声和强烈振动；（4）负荷下降，汽轮机声音变沉，机组振动增大；（5）轴向位移增大，推力瓦温度升高，差胀减小或出现负差胀。二、水冲击的危害（一）动静部分碰磨汽轮机进水或冷蒸汽，使处于高温下的金属部件突然冷却而急剧收缩，产生很大的热应力和热变形，使相对膨胀急剧变化，机组强烈振动，动静部分轴向和径向碰磨。

径向碰磨严重时会产生大轴弯曲事故。（二）叶片的损伤及断裂当进入汽轮机通流部分的水量较大时，会使叶片损伤和断裂，特别是对较长的叶片。

（三）推力瓦烧毁进入汽轮机的水或冷蒸汽的密度比蒸汽的密度大得多，因而在喷嘴内不能获得与蒸汽同样的加速度，出喷嘴时的绝对速度比蒸汽小得多，使其相对速度的进汽角远大于蒸汽相对速度进汽角，气流不能按正确方向进入动叶通道，而对动叶进口边的背弧进行冲击。这除了对动叶产生制动力外，还产生一个轴向力，使汽轮机轴向推力增大。

实际运行中，轴向推力甚至可增大到正常情况时的10倍，使推力轴承超载而导致乌金烧毁。（四）阀门或汽缸接合面漏气若阀门和汽缸受到急剧冷却，会使金属产生永久变形，导致阀门或汽缸接合面漏汽。

（五）引起金属裂纹机组启停时，如经常出现进水或冷蒸汽，金属在频繁交变的热应力作用下，会出现裂纹。如汽封处的转子表面受到汽封供汽系统来的水或冷蒸汽的反复急剧冷却，就会出现裂纹并不断扩大。

三、水冲击的原因及预防汽轮机发生水冲击的原因比较多，但总结下来主要有以下几个方面：（一）锅炉方面（1）锅炉蒸发量过大或不均，化学水处理不当引起汽水共腾。（2）锅炉减温减压阀泄漏或调整不当，气压调整不当。

（3）启动过程中升压过快，或滑参数停机过程中降压降温速度过快，使蒸汽过热度降低，甚至接近或达到饱和温度，导致管道内集结凝结水。（4）运行人员误操作以及给水自动调节器的原因造成锅炉满水。

（二）汽轮机方面汽轮机启动过程中，汽水系统暖管时间不够，疏水不净，运行人员操作不当或疏忽，使冷水汽进入汽轮机内。（三）其他方面（1）再热蒸汽冷段采用喷水减温时，由于操作不当或阀门不严，减温水积存在再热蒸汽冷段管内或倒流入高压缸中，当机组启动时，积水被蒸汽带入汽轮机内。

（2）汽轮机回热系统加热器水位高，且保护装置失灵，使水经抽汽管道返回汽轮机内造成水冲击。（3）除氧器发生满水事故，使水经除氧器汽平衡管进入轴封系统。

（4）启动时，轴封管道未能充分暖管和疏水，也可能将积水带到轴封内；停机时，切换备用轴封汽源，因处理不当使轴封供汽带水。四、防止汽轮机水冲击的措施（一）设计方面（1）正确设置疏水点和布置疏水管。

在锅炉出口至汽轮机主汽阀间的主蒸汽管道上，每个最低点处均应设置疏水点；主蒸汽管道的疏水管不得与锅炉任何疏水管的联箱连接，再热蒸汽管道的最低点处亦应设置疏水点。（2）汽封供汽管应尽可能短，在气封调节器前后以及汽封供汽联箱处均应装疏水管。

（3）疏水管应有足够的通流面积，以排尽疏水。（4）设置可*的水位监视和报警装置，除氧器、加热器和凝汽器应装高水位报警；加热器水位高时，应有自动事故放水保护、抽汽逆止门应能自动关闭。

（二）运行维护操作方面（1）在机组启、停过程中要严格按规程规定控制升（降）速、升（降）温、升（降）压、加（减）负荷的速率，并保证蒸汽过热度不少于80℃。（2）蒸汽管道投用前（特别是轴封供气管道，法兰，夹层加热系统和高中压导汽管）应充分暖管，疏水，严防低温水汽进入汽轮机。

（3）要严密监视锅炉汽包水位，注意调整汽压和汽温。（4）注意监视除氧器，凝汽器水位，防止满水。

（5）定期检查加热器水位调节及高水位报警装置；定期检查加热器高水位事故放水门、抽汽逆止门动作是否正常。（6）机组热态启动前应检查停机记录和停机后汽缸金属温度记录。

若有异常应认真分析，查明原因，及时处理。（7）启、停机过程中，应认真监视和记录各主要参数。

包。

3.求助一篇：热动专业中专的毕业论文

[热动]超临界及超超临界机组汽轮机特点分析

摘要

本文阐述了超临界技术及超超临界技术的定义，介绍了超临界机组及超超临界机组汽轮机在国内外的发展历程和主要发达国家汽轮机制造厂商在超临界机组和超超临界机组技术上的特点及优势，对上海汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂、东方汽轮机厂、三菱重工、东芝等国内外汽轮机厂的机型在其选材特点、结构特点、运行特点等其他特点进行分析比较；同时比较了超临界汽轮机组和超超临界汽轮机组与亚临界汽轮机组的主要区别，分析论证了超临界机组和超超临界机组与亚临界机组在经济性上的优势，最后得出结论：我国应高度重视超临界和超超临界机组专业技术的研究，制定切实可行的发展计划，大力培养这方面的人才，加快超临界和超超临界机组国产化的速度。总之，在我国大力发展超临界机组和超超临界机组是有一定基础的，前景是广阔的，具有十分巨大的社会效益、经济效益和环境效益。

关键词：超超临界；汽轮机；设计特点；结构特点

摘要 I

Abstract II

1绪论 1

1.1论文选题背景和意义 1

1.2 超（超）临界热力学概念 1

1.3 国外超（超）临界火电机组参数的现状和发展趋势 2

1.4我国超（超）临界技术的发展状况 3

1.5课题研究内容 3

2超临界汽轮机组特点分析 4

2.1 选材特点 4

2.2运行特点 5

2.3超临界汽轮机其他特点 6

2.3.1防固粒冲蚀措施 6

2.3.2防末叶水蚀技术 6

2.3.3防汽隙振荡措施 7

2.4小结 7

3超超临界汽轮机组特点分析 8

3.1世界超超临界汽轮机发展概况 8

3.2选材特点 8

3.2.1 超超临界机组汽轮机材料研究概述 8

3.2.2 超超临界机组部件材料的特点 9

3.2.3高中压转子 10

3.2.4低压转子 15

3.2.5汽缸和静子部件 17

3.2.6动叶片 18

3.3结构特点 18

3.3.1汽轮机总体特点 20

3.3.2高压缸的特点 20

3.3.3中压缸的特点 21

3.3.4低压缸的特点 21

3.3.5 转子设计特点 22

3.3.6阀门设计特点 23

3.3.7轴承设计特点 23

3.4其他特点 23

3.4.1高中压转子通流部分特点 23

3.4.2膨胀系统设计 23

3.4.3汽缸之间的单轴承支撑设计 23

3.4.4轴系高稳定性设计 23

3.4.5热循环的特点 24

3.4.6低压末几级叶片抗水蚀措施 24

3.5小结 25

4超（超）临界机组可选方案及经济性分析 26

4.1可选方案 26

4.2经济性分析 27

4.3小结： 27

5结论 28

参考文献 30

致谢 32

4.求：关于热电方面的毕业论文

近年来，变频控制系统已得到广泛的应用，但使用情况及系统配置却不尽相同。

介绍变频控制系统的配置及它在锅炉给煤和炉排电机转速控制中的应用。关键词：热电变频控制给煤 1 概述：随着我国热电事业的发展，锅炉给煤系统的调速问题越来越受到各热电厂的重视，目前应用得比较多的调速系统是滑差调速，它的控制方式比较典型可靠，但其存在着调速精度差、范围窄、线性不好、能耗高等缺点，而变频调速系统的特点正好克服了传统调速系统的不足，具有效率高、无转差损耗、调速范围宽、特性硬、精度高、起制动方便灵活、能耗小的特点，既具有交流感应电机的长处，又具有直流电机的调速性能，有非常显著的节能效果。

鉴于以上比较，南通新兴热电有限公司3台75T/H的双炉排链条炉的给煤、炉排的调速选用了变频系统，同时通过与DCS的智能接口，实现锅炉燃烧系统的自动控制。 2 工艺要求及系统总体结构南通新兴热电有限公司锅炉的燃烧过程调节系统，要求在不同的负荷条件下，保持主汽压力的恒定，通过调节进入炉膛的燃料量及空气量，使锅炉的蒸汽产量与汽轮机的耗汽量及供热量相平衡。

而进入炉膛的燃烧量的调节则是通过改变给煤机的转速来实现的。为此选用了变频器，由变频器来调整给煤电机三相交流电的电流和频率，以实现给煤机转速的控制。

同时炉排速度的调整及运行状况与给煤关系较大，故它的速度调整也选用了变频器。由于每台炉有甲、乙侧2台炉排及2台给煤电机，这样每台炉共采用了4台变频器。

为了节省控制盘盘面空间，减少端子布线，选用了一种集中操作控制的操作显示器。通过它来同时控制4只变频器的运行，从而控制给煤及炉排电机的运转速度，提高控制的精确度，以及控制的及时性和准确性，保证锅炉安全经济地运行。

同时，该操作显示器还可与本公司DCS系统相连接，接受DCS的4-20MA信号共同完成燃烧系统的自动调节。另外，本系统还引入了一套小型可编程控制器，以保证系统中的某一电机发生故障时，连锁其他设备，使之停止或处于某一状态。

3 系统的实现 3.1 系统的配置 3.1.1 变频器它是本系统的核心部分，选用了SANKEN通用型变频器SAMCO-IF系列，它适用于感应电动机的调速驱动，其内部配备了高性能的32位微处理器，故此装置功能齐全，操作方便。 3.1.2 操作显示器该设备选用HCS-51系列单片机作为核心器件，组成了一个智能型操作显示器。

其内部主要元器件选型如下：选用ATM89C51作为CPU，节省了外部程序存储元件；选用TCL2543多路A/D转换芯片，利用其A/D转换时间短的特性，保证了控制的实时性。选用8253定时器辅以简单的外围电路，使用脉宽调制方式，实现多路D/A输出。

整个手操器硬件结构紧凑，操作方便，功能强大，扩展性能好。 3.1.3 可编程控制器（PLC）本装置选用了超小型NB2富士电机可编程控制器。

它的最大优点是体积小、价格低、功能强、能任意扩展。 3.2 系统的功能 3.2.1 变频器 IF系列变频器共有151项功能选择，每项又有多种选择，以供不同的用户选用，因此，要用好变频器，并充分发挥它的功效，首先就必须对它的功能有所了解，针对具体的应用场合及运行情况，合理进行选择，尤其对一些特殊的功能设定，要找出一个较合适的设置参数，使本系统中各设备间的相互匹配达到最佳状态，必须通过多次的调整。

如CD083原设定为10，试运行后发现信号抖动非常大，电机转速变化频繁，经反复修正后，CD083设置为210，此时运行情况较好，既保证了信号的稳定性，又确保了数据采集的实时性。3.2.2 操作显示器对于可同时下挂4台变频器的操作显示器，它具有以下功能：（1）控制方式 ①给煤机：可实现自动/手动、同操/单操控制。

自动控制：接受DCS的自动调节信号，控制给煤转速。手动控制：一旦控制系统扰动量较大或出现故障时，运行人员则通过操作器面板上的键盘来控制给煤转速。

同操：正常情况下，锅炉甲、乙侧两台给煤机的转速在原有转速的基础上按各给煤机的转速比同时增加或同时减少。单操：甲、乙侧给煤机的转速根据锅炉两侧的燃烧情况分别操作。

手动控制时可以单操也可以同操。当负荷不变，运行人员在调整燃烧状况时，往往需将系统切至手动，单操方式下调整相应给煤机的转速，使锅炉运行工况达到最佳。

而当负荷变化时，通过逐台调整各给煤机的转速来响应负荷的变化是不理想的，这时将控制方式切到同操，使甲、乙侧给煤机在原有转速的基础上同时加速或同时减速，以充分提高锅炉的运行质量。当燃烧状况稳定后，将系统投入自动方式。

②炉排：炉排的操作不介入燃烧自动控制，只有手动控制方式。由操作人员根据锅炉运行情况在操作面板上设定，以保证锅炉的完全经济燃烧。

同时它也有同操/单操功能，控制方式与给煤的同操/单操控制相同。（2）显示 ①采用数码方式显示各被控对象的转速。

②采用指示灯方式指示各被控对象的操作方式。 ③用指示灯指示变频器的运行状况（过载、故障等）。

（3）调节信号调节信号为4~20mA，相应调速范围为40~1500r/min。 (4)设有制动装置在事故情况下及紧急停炉时，通过操作显示器面。

5.求一篇热电厂对环境的污染的毕业论文

浅析火力发电厂的污染和治理背景：当今社会经济的飞速发展，工业生产居民生活等对电的需求十分大。

在我查阅的资料显示，2011年全国全社会用电量达4.69万亿千瓦时，同比增长11.7%;2012年全国电力需求增速将有所回落，据中电联初步预测，全年全国发用电量5.13万亿千瓦时，增速比2011年回落2个百分点左右，呈现前低后高走势。2012年全国新增电力装机容量比2011年要减少1000万千瓦左右，是2006年以来投产最少的一年。

也是在这样的背景下，我国的火力发电发展的也是十分的迅速，从我国整个电力的一个发展的系统状况来说，火力发电是占了85%以上的份额。目前除了火力发电之外其他的像火力发电还有风力发电、太阳能发电包括像核电发电都是占了极小的部分。

摘要：在火力发电普及，并给我们带来好处的同时，我们也发现了它所具有的污染性。本文主要从其污染性以及解决办法出发，有一个综合性的陈述。

正文：一、什么是火力发电？ 1、概念：火力发电（thermal power,thermoelectricity power generation）是指利用煤炭、石油、天然气等固体、生产过程.01液体、气体燃料燃烧时产生的热能，通过热能来加热水，使水变成高温产生高压水蒸气，然后再由水蒸气推动发电机继而发电的一种发电方式。在所有发电方式中，火力发电是历史最久的，也是最重要的一种。

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。目前，火力发电主要是指使用动力煤发电，其所占中国总装机容量约在70%以上。

火力发电所使用的煤，占工业用煤的50%以上。来自“清洁高效燃煤发电技术协作网”2007年会的信息显示，目前我国发电供热用煤占全国煤炭生产总量的50%左右。

大约全国90%的SO2排放由煤电产生，80%的CO2排放量由煤电排放。 2、分类：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。

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

二、火力发电的工作原理火电厂是利用煤、石油、天然气作为燃料生产电能的工厂，它的基本生产过程是：燃料在锅炉中燃烧加热水使成蒸汽，将燃料的化学能转变成热能，蒸汽压力推动汽轮机旋转，热能转换成机械能，然后汽轮机带动发电机旋转，将机械能转变成电能。三、火力发电对环境的污染火电厂生产电能的全过程中，各种排放物对环境的影响超过一定限度而造成环境质量的劣化。

这些排放物包括燃料燃烧过程排出的尘粒、灰渣、烟气；电厂各类设备运行中排出的废水、废液，以及电厂运行时发出的噪声。火电厂污染物分为固体的、液体的和气体的几类以及噪声，主要有以下6种。

①尘粒：包括降尘和飘尘。主要是燃煤电厂排放的尘粒。

中国火电厂年排放尘粒约 600万吨。尘粒不仅本身污染环境，还会与二氧化硫、氧化氮等有害气体结合，加剧对环境的损害。

其中尤以10微米以下飘尘对人体更为有害。一般燃煤电厂的飞灰尘粒中，小于10微米 2014全国一级建造师资格考试备考资料真题集锦建筑工程经济建筑工程项目管理建筑工程法规专业工程管理与实务的占20~40%。

②二氧化硫（SO2）：煤中的可燃性硫经在锅炉中高温燃烧，大部分氧化为二氧化硫，其中只有0.5~5%再氧化为三氧化硫。在大气中二氧化硫氧化成三氧化硫的速度非常缓慢，但在相对湿度较大、有颗粒物存在时，可发生催化氧化反应。

此外，在太阳光紫外线照射并有氧化氮存在时，可发生光化学反应而生成三氧化硫和硫酸酸雾，这些气体对人体和动、植物均非常有害。大气中二氧化硫是造成酸雨的主要原因。

据1988年估计，中国每年向大气中排放的二氧化硫（包括火电厂的排放）为1700万吨左右。全国 189个环境监测站的监测结果表明，中国遭受酸雨污染的农田已达4000万亩，每年造成的农业经济损失在15亿元以上。

减少火电厂排放的二氧化硫至关重要。 ③氧化氮（NO）：火电厂排放的氧化氮中主要是一氧化氮，占氧化氮总浓度的90%以上。

一氧化氮生成速度随燃烧温度升高而增大。它的含量百分比还取决于燃料种类和氮化物的含量。

煤粉炉氧化氮排量为440~530ppm；液态排渣炉则为800~1000ppm。二氧化氮刺激呼吸器官，能深入肺泡，对肺有明显损害。

一氧化氮则会引起高铁血红蛋白症，并损害中枢神经。 ④废水：火电厂的废水主要有冲灰水、除尘水、工业污水、生活污水、酸碱废液、热排水等。

除尘水、工业污水一般均排入灰水系统。80年代中国灰水年排放量有6亿多吨，其中一部分PH超标，灰水呈碱性。