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浅谈我国IGCC示范电站的技术路线


浅谈我国 IGCC 示范电站的技术路线

整体煤气化联合循环(Integrated Gasification Combined Cycle,简称 IGCC)发电技术, 是将煤气化与联合循环发电相结合的一种洁净煤发电技术。 众所周知, 联合循环机组的热效 率比常规简单循环机组的热效率要高很多。但由于联合循环机组的燃料只能采用天然气或 油, 因此在天然气和石油相对

较少的地区, 联合循环的发展受到了一定的限制。 尤其在我国, 煤电在整个电力结构中占到 75%左右。随着火力发电厂的逐年增加,燃煤过程中所带来的 环保问题也日趋严重。IGCC 发电技术将煤炭气化,产生出低热值(相对于天然气和石油) 的合成气,经净化后进入燃气轮机做功,将固体燃料转化成清洁的气体燃料,既具有联合循 环的优点——高效率, 又解决了燃煤所带来的环保问题, 因此成为世界上极有发展前途的一 种洁净煤发电技术。 1 IGCC 发电技术的特点 1.1 燃料的适应性广 IGCC 对燃料的适应性主要取决于所采用的气化炉型式及给料方式,对于干粉加料系统, 可以适合从无烟煤到褐煤的所有煤种; 对湿法加料的气化工艺, 则适合灰份较低和固有水份 较低的煤;对高灰熔点的煤种,应加助熔剂(如石灰石)。对目前已投运的 IGCC 电站和试 验装置的调查来看,燃料的适应性是比较广的,此外,气化炉对石油焦也能气化。应该指出 的是,针对某一种燃料所设计的气化炉,其燃料适应性是有限制的。 1.2 具有较高的热效率 IGCC 具有联合循环的特点,因此具有较高的循环热效率。但由于在气化和净化过程中 能量转换所造成的损失,使其热效率低于燃气联合循环机组的热效率。IGCC 热效率的高低 主要取决于燃气轮机的燃烧温度、 气化显热的回收利用程度和整体化程度。 目前商业化的先 进的燃机组成的燃气联合循环机组的热效率可达 55%,IGCC 的热效率可达 43%~45%(低 位热值,以下同)。随着燃气轮机叶片冷却技术的不断开发和应用,新型燃机(如 GE 公司 的 H 型燃机)组成的联合循环热效率将达到 60%,相应的 IGCC 的热效率也将达到 50%;若 同时采用高温净化技术(热量损失减少),IGCC 的热效率将可望达到 54%。 1.3 对环境污染小,废物回收利用的条件好 燃煤发电造成的污染主要是 SO2、NOX 粉尘。IGCC 技术是在合成气进入燃气轮机之前进 行脱硫和除尘,合成气中的硫以 H2S 和 COS 的形式存在,在脱硫装置中,98%以上的硫被清 除, 并在硫回收装置中以元素硫的方式得到回收, 回收的硫可用于制作化工产品 (如硫酸) 。 控制 NO X 的排放是采用 N2 回注(来自空分装置)或其他方式,使 NOX 的排放低于 25mg/kg。

燃气轮机对入口的含尘量和含尘浓度有很严格的限制,比排放标准的要求要高很多,一般 IGCC 的粉尘排放低于 10mg/Nm3。气化炉的排渣(占灰渣总量的 90%左右)是以液态方式经 水冷却后排出的,属惰性无析出渣,可出售用于筑路、制砖等,可进行综合利用。由于 IGCC 电站的热效率高,与同容量常规火力发电厂相比可减少耗煤量,因而可减少对大气中 CO2 的排放。 1.4 节水 IGCC 的燃气轮机发电部分占总发电量的 50%~60%, 蒸汽轮机发电部分占 40%~50%, 因此 IGCC 电站的耗水量也只有常规火力发电厂的一半左右。 1.5 可实现多联供气化炉产生的煤气可用于发电及供热,用于制作合成氨、尿素等, 也可供城市居民生活用气。 2 IGCC 发电技术的现状 国外对 IGCC 发电技术的开发和研究始于 70 年代。1984 年,在美国建成了世界上第一 座具有商业化规模的 IGCC 试验电站—冷水 (Cool—Water)电站, 在证实了 IGCC 发电技术的 可行,并取得了有关试验数据后,该装置停运。进入 90 年代以来,在美国和欧洲陆续投产 了四座具有一定规模(250~300MW)的 IGCC 示范电站,通过几年的调试和改进,目前,已 初步趋于成熟。 2.1 Tampa 电站

Tampa 电站位于美国佛罗里达州中部 Polk 县内,是美国能源部(DOE)支持的洁净煤发 电计划第三轮选定的项目。由 Tampa 电力公司拥有。厂址原是一个废弃的磷矿区,现厂址占 地面积 4348 英亩(17.6km2),其中约 1/3 的面积经改造后做为电厂用地,其余 2/3 经改造 后回归自然,做为动植物生长和栖息地。电厂 1989 年开始筹建,1994 年动工,1996 年 10 月投入商业运行,根据与美国能源部(DOE)的合同,有 5 年的示范期。电厂采用 Texaco 湿法进料氧吹气流床气化工艺,采用全热回收流程,配 GE 公司 7FA 燃气轮机组成的联合循 环和净化技术,另装有 10%的高温净化设施。 2.2 Wabash River 电站

Wabash River 电站位于美国印地安那州 Vigo 县内,是美国能源部(DOE)支持的洁净 煤发电计划第四轮选定的项目。该项目属于老厂增容改造,新建部分包括气化、空分和燃机 及余热锅炉, 与老厂蒸汽轮机组成 IGCC 装置, 能源公司负责动力岛的建设和运营, PSI Dester 负责煤气化部分的建设和运营。煤气化部分与原蒸汽轮机厂房脱开约 50m,占地约 15 英亩。 电厂 1991 年开始筹建, 1995 年 11 月转入商业运行, 1995 年 12 月开始有 3 年的示范期。 从

电厂采用 Destec 湿法两段进料氧吹气流床气化工艺, GE 公司 7FA 燃气轮机, 配 空分装置采 用美国空气产品公司的设备。 2.3 Demkolec 电站

Demkolec 电站位于荷兰南部 Limburg 省 Haelen 市 Buggenum 镇,由荷兰电力局(SEP) 负责组织和筹建,并负责电站的开车、调试,待示范期完成后,移交给当地南方电力公司 BPZ,作为正常电站商业运行。该电站邻近 Maas 河边的原有燃煤电站,这样可利用原电厂的 港口和卸储煤设施。 该项目于 19 89 年立项, 1993 年竣工投产, 1994 年进入示范期, 1998 于 年 1 月转入商业运行。 电厂采用 Shell 干法进料氧吹气流床气化工艺, Siemens 公司生产 配 的 V94.2 型燃气轮机,空分装置采用美国空气产品公司的设备。 2.4 Puertollano 电站

Puertollano 电站是由欧盟参与组织和实施的项目。 1992 年 4 月, 西班牙成立了一个总 部设在马德里的合资股份公司——Eleogus S.A.,承担该电站的建设、管理和运营。股份主 要来自西班牙、法国、意大利、英国等国的电力公司,另外的合伙人主要是设备供应商,如 Siemen s、Krupp-Uhde、Babcock & Wilco x 等。 Puertollano 电站位于西班牙中部,马德里南约 200km,是一个煤炭、化工、电力等行 业较集中的工业区。当地出产高灰份的劣质煤,电厂附近就有一个露天煤矿,煤可直接运至 电厂,在离电厂 1km 左右有一座炼油厂,其副产品石油焦可供电厂使用,电厂启动和预热用 天然气也从附近化工厂接引。电厂由 1992 年开始筹建,1998 年 3 月开始投煤(在此之前, 燃机烧天然气已运行了 9000h),从 1998 年 4 月至 8 月,气化炉运行 198h,最长连续运行 了 25h,燃机烧合成气运行了 40h,最高负荷达到过 75%。Puertollano 电站的气化系统采 用 Prenflo 气化技术,由 Krupp Uhde 公司提供。燃气轮机采用 Siemens V94.3 型,采用整 体化空分系统,设备由法液空提供。 4 个 IGCC 电站的主要技术指标见表 1~表 5。 3 我国 IGCC 的工艺系统和技术路线 3.1 气化工艺 适合于 IGCC 发电用的煤的气化工艺根据物料的运动方式划分,可分为固定床、流化床 和喷流床(亦称气流床);按气化剂的型式划分,可分为氧气气化和空气气化;按进料方式 划分,可分为湿法和干法进料。 3.1.1 固定床气化炉

主要特点是: (1)氧化剂与煤反向送入气化炉;(2)碳转化率高;(3)耗氧量低;(4)煤以块状 供入(粒径 5~50mm),不能利用煤粉;(5)固态干灰排渣(改进型为熔融排渣);(6) 煤气出口的温度较低;(7)无昂贵的煤气冷却器;(8)容量较小;(9)排放的焦油和水 处理复杂。 3.1.2 流化床气化炉 主要特点: (1)氧化剂与煤反向送入气化炉;(2)煤以小块状供入(粒径 8~10mm);(3)灰经凝 聚作用与熔渣结成硬块排出;(4)煤气出口温度中等;(5)可在炉内脱硫;(6)对高灰 份的煤敏感性小;(7)碳转化率低;(8)固体废物处理困难。 3.1.3 喷流床气化炉 主要特点: (1)氧化剂和煤一起送入气化炉;(2)煤以细粉状或水煤浆形成供入;(3)排渣呈 熔融状;(4)煤气出口温度高;(5)碳转化率高;(6)尺寸宜放大;(7)耗氧量高。 几种气化工艺的特点见表 6。 3.1.4 对于在我国发展 IGCC 发电技术,气化工艺选择的原则 我国发展 IGCC 发电技术,煤气化工艺选择的原则是: (1)技术成熟可靠;(2)容量要具有商业规模;(3)燃料的适应性要广;(4)碳转 化率要高;(5)环保效果要好;(6)造价要适当。 首先从技术成熟性来看, 各种气化工艺均已有几十年的发展历史, 经历了从常压到加压的过 程。气化炉最早的使用功能是生产城市煤气和化工原料(如合成氨、尿素等)。近一、二十 年,随着环保要求的提高,常规火力发电厂的建设越来越受到限制,煤气化联合循环发电逐 步发展起来。因此从气化技术本身来讲,并没有带来大的改变,只是气化炉产生的煤气扩大 了使用范围而已。 当然, 为适应燃气轮机发电, 煤气的品质和参数与用于生产化工原料不同, 煤气在进入燃气轮机前要经过净化, 并满足燃气轮机的进气压力等。 但这些都不会引起气化 炉发生本质的变化。此外,从各国开发 IGCC 发电技术的过程来看,经历了从小到大,从中 试到商业化规模, 从逐步改进到成熟这样一个发展过程, 目前已处在技术上成熟和进一步完 善的阶段。

为满足发电的规模,气化炉的容量要足够大,要能够适应电网主力机组的容量要求,在这一 点上,加压喷流床氧气气化炉可以满足要求。目前投产的 IGCC 机组,气化炉单台容量已达 到 2000~2600t/d,组成的 IGCC 电站的容量可达到 300MW。另外,从技术角度也没有阻碍 气化炉继续扩大的技术障碍(但气化炉容量越大,其直径越大,会受运输条件的限制),因 此从气化炉容量上来看,可以满足电网主力机组的要求。 煤种和适应性,影响气化炉经济、稳定运行的因素有:煤的灰份、灰熔点及粘温特性、 水分、氯离子等。国外 IGCC 电站在示范期均做了多种煤的试烧,如 Texaco 公司所做的煤种 试烧,灰份最高在 12%左右,Shell 在荷兰 Demkolec IGCC 示范电站中,试烧煤的含灰量达 20%左右。由于喷流床均为液态排渣,因此煤种的灰熔点不宜太高,为降低灰熔点,同时也 为了延长耐火砖的使用寿命,当灰熔点大于 1500℃时,要加入助熔剂,从而需要增加石灰 石制备系统。灰份、水分增加,对气化炉的冷煤气效率会有影响,尤其对湿法进料的气化炉 影响更大。 此外, 灰份变化大, 对气化炉排渣口及锁斗系统的设计会带来一定的困难。 因此, 气化炉的设计应按单一煤种考虑,如在实际运行当中,煤种发生变化,要对操作程序做相应 的调整,以便满足新煤种的气化要求。 由于喷流床和固定床气化炉有较高的反应温度(1500~2000℃),其碳转化率也较高, 一般可达 98%以上。此外,还可在飞灰再循环系统上做些改进,进一步提高碳转化率。由 于喷流床气化炉内反应温度高,燃料中的有害物质充分分解,熔融的渣经激冷后呈玻璃状, 无毒性物质析出。不会象固定床气化炉那样,产生酚类、焦油等有害物质,造成二次污染。 煤气中的 H2S、COS 和微量碱金属等在净化系统中可以方便地被除去。 综上所述,从目前情况来看,喷流床气化炉不论是从技术成熟性、气化炉容量、碳转化 率、环保特性等方面都占有一定优势。由于目前投产的 IGCC 电站均为各专利商首台大型商 业化的示范机组,因此造价普遍较高,但随着技术不断完善,设备的批量生产,IGCC 的造 价会有下降。 根据美国 EPRI 的测算, 在近期国外 IGCC 的造价可望达到 1200~1400 美元/kW。 国内的研究资料表明,在我国建设 400MW 级的 IGCC 电站,当采用有合作生产的方式,静态 投资的单位造价为 1000 美元/kW,动态为 1300 美元/kW 左右。 喷流床气化炉在进料方式上又可分为湿法和干法进料, 两种方式各有特点。 湿法进料设 备及系统简单,运行、计量方便,但由于在气化过程中,水煤浆中 35%左右的水要消耗一 部分热量,因此冷煤气效率和煤气热值低于干法进料的气化炉,且对煤中含灰量较为敏感。 干法进料在煤的制备、干燥、加压及输送过程中,系统复杂,设备较多,但煤气热值高,冷 煤气效率高,可气化含灰量较高的煤。 气化炉的气化剂可采用氧气或空气。 气化反应需要氧气来完成, 采用氧气作为气化剂时, 设备及系统的规格减小,对相同规格的气化炉来说,采用氧气化为气化剂时,气化煤量要比 空气气化的气化炉要多,所以气化炉容量可以做的很大。采用空气气化时,由于气化反应所 需的氧气占空气量的 21%,其余 79%的气体不参与反应,只是从系统中通过,对气化同样

煤量的气化炉来讲,其尺寸要比氧气气化的大几倍,同样后续设备及管道系统都要增大,更 重要的是,空气气化的气化 炉气化煤量较小,目前仅处于中试阶段,没有形成一定的规模。 综合以上情况考虑,在我国建设 IGCC 电站,应首选喷流床气化炉,采用氧气气化,湿 法和干法进料均可。 3.2 净化工艺 合成气净化主要是满足燃气轮机和环保的要求, 净化的主要内容是除尘和脱硫。 按净化 过程中合成气温度的高低可分为常温净化和高温净化两大类。 3.2.1 常温净化 常温净化分为常温除尘和常温脱硫。 (1)常温除尘 从气化炉出来的高温合成气经冷却后,温度降到 250~370℃左右,然后进入除尘装置。 目前 IGCC 示范电站采用的有陶瓷过滤+水洗涤、水洗涤除尘两种。水洗涤除尘的优点是结 构简单, 安全可靠, 有丰富的运行经验。 陶瓷过滤器当温度较高时容易损坏, Wabash River 如 电站的陶瓷过滤器运行温度为 370℃,发生损坏后改为金属过滤器。 (2)常温脱硫 常温脱硫又可分为干法和湿法两种方法: 干法脱硫采用氧化铁作脱硫剂, 具有工艺简单, 成熟可靠的特点,但脱硫剂的再生设备复杂,脱硫剂的寿命短,不适合于用在大型的 IGCC 电厂。湿法脱硫主要有物理吸收法、化学吸收法、物理化学吸收法。目前用于 IGCC 示范电 站的主要采用 MDEA 化学吸收法,也有采用 Sulfinol 法,如荷兰 Demkolec 电站,这两种方 式的脱硫效率较高,价格适中,适合于含硫量较高的煤。 3.2.2 高温净化 高温净化是指气化炉产生的合成气经煤气冷却器后直接进入净化系统, 而不象常温净化 那样,先降温进行除尘和脱硫,然后再升温进入燃气轮机。由于减少了热量交换所带来的损 失,因此高温净化比常温有较高的热效率(可提高 2~3 个百分点),并可简化系统,减少 投资。 高温净化分为高温除尘和高温脱硫。

(1)高温除尘 高温脱硫系统的运行温度在 482~538℃左右,因此除尘设备应略高于此温度运行。目 前已投产的 4 座商业化大容量 IGCC 电站中, 只在美国 Tampa 电站设有 10%的高温净化系统, 采用两极旋风分离器,但由于种种原因,高温净化部分没有投运。 (2)高温脱硫 高温脱硫是采用金属氧化物 (脱硫剂为 Fe-Zn 系和 Zn-Ti 系) 与合成气中的硫化物反 应。Ta mpa 电站的高温脱硫工艺是选用 Zn-Ti 系脱硫剂,吸收了 H2S 和 COS 的脱硫剂经锁 斗进入移动床再生装置,用干空气进行再生,再生后的脱硫剂再返加脱硫床循环使用。由于 脱硫剂的运行寿命问题,目前尚未投入运行。 鉴于目前投产的 4 座 IGCC 电站均采用常温湿法脱硫工艺,高温脱硫尚无成熟的运行经 验,建议我国第一台 IGCC 示范电站也采用常温湿法脱硫工艺。 3.3 空分系统 空分系统的主要功能是为气化炉提供气化剂。根据空气系统与燃气轮机系统的配合关 系,可分为完全整体化空分系统、部分整体化空分系统和独立空分系统。 3.3.1 完全整体化空分系统 空分站所有空气全部来自高效率的燃气轮机的压气机。特点是空分设备的入口压力高, 可取消空分站的空压机因而可降低厂用电率。 但空分站与燃气轮机运行工况相互制约, 使整 个电站的机组启动、运行调节较为复杂。欧洲 IGCC 电站采用此系统,其中荷兰 Demkolec 电站在启动初期带来很多困难,目前已改为增加一套 50%的压气机用于启动时向空分装置 提供压缩空气。 3.3.2 独立空分系统 空分站所需空气全部来自大气,而与燃气轮机毫无关系。其特点是系统简单,空分与发 电系统互相牵扯小,系统机动性好,可靠性高。但需增加效率较低的空气压缩机,使厂用电 增加。美国两个 IGCC 电站均采用此系统,运行中未发生任何问题。 3.3.3 部分整体化空分系统 鉴于完全整体化空分系统有较好的节能性而调节控制复杂, 独立空分便于调节控制而节 能效果相对较差, 因此近年来国内外提出了部分整体化空分系统的设想。 即空分站所用压缩 空气一部分(30%~50%)由燃气轮机的压气机供给,其余部分由单独的压气机供给。此系 统可兼顾以上两种系统的优点。

因此,我国的 IGCC 电站宜采用部分整体或完全独立的空分系统。 3.4 联合循环系统 联合循环系统包括燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机、发电机及辅助系统。与常规燃油和 天然气的联合循环机组不同的是,IGCC 的燃气轮机燃用的是低热值的合成气(10000MJ/Nm3 左右)。因此在我国选择 IGCC 电站的燃机时,应考虑以下原则: (1)机组容量:燃机容量应与中国 IGCC 示范电站的容量相适应。 (2)空分装置与燃机的整体化程度:因为整体化程度与整个 IGCC 电站的效率、投资及 运行灵活性相关。 此外, 有的烧天然气的燃机不经过改造很难适合于独立空分的 IGCC 系统。 (3)燃机动力轴的转速与电网频率相适应。 (4)燃机及联合循环的热力性能先进。简单循环的效率应在 36%以上。 (5)有燃烧低热值合成气的运行经验和高的可用率。 根据以上原则和目前世界已投运和在建的 IGCC 工程中选用的燃机型号, 建议我国 IGCC 示范 电站选用 GE 公司的 9FA 和 Siemens 公司的 V94.3 型燃机。 “F”型燃机是 GE 公司在传统技术的基础上,于 80 年代末开发的机型。自 1990 年第一台 7F 型燃机投运以来,全世界已投运的该机型燃机共 120 台,累计运行时间超过 150 万 h。 “F”型燃机的压气机有 18 级,压比 15。压气机叶片采用耐腐蚀高强度合金制造,有 足够的喘振余度。透平有 3 级,进口燃气温度 1288℃,第 1、2、3 级喷嘴和第 1、2 级动叶 均由空气冷却,1、2 级叶片表面进行等离子喷涂。 GE“F”型燃机性能优越,单循环效率 36%以上,已投产的联合循环效率达 55%。 GE 生产的燃机有 10%的通流余量, 压气机也有足够的喘振余量, 其中 9F 型燃机有 12% 的喘振余量。 因此, 当该燃用合成气时适应性好, 20%的过载能力。 有 这一性能,使得 “9F” 型燃机特别适合于独立空分或部分整体化空分系统。 目前,已运行和计划建设的 IGCC 电站中 GE 公司的燃机有 16 台,总容量 3630MW。 GE 公司的燃机有丰富的烧合成气的经验并具有较高的可用率。美国冷水 IGCC 电站 7E 型燃 机燃烧合成气的运行时间为 2700h, 联合循环部分的可用率达 95%, 1998 年 8 月份, 到 Wabash Riv er IGCC 电站燃用合成气运行 8500h,Tampa 电站燃用合成气运行 6800h,1997 年四季 度和 1998 年一季度联合循环部分的可用率分别为 90%

和 98%。 Siemens 公司生产的 V94.3 型燃机有 20 台订单,其中已投运的有 8 台。其燃机转子为整体 式盘鼓结构,刚性大、重量轻、热惯性小、启动快、燃烧室为逆流式双筒结构,火焰筒用高 温陶瓷作内衬,出口温度不均匀度不超过 6%。燃烧室寿命为 10 万 h,V94.3 燃机联合循环 效率为 5 5%。 V94.2 燃机在荷兰 Demkolec IGCC 电站烧合成气运行 11000h(1998 年 8 月),其震荡 燃烧问题已得到解决。 意大利 ISAB IGCC 电站,容量为 512MW,用两台 V94.2 燃机、Texaco 气化炉,独立空分 系统,预计 1999 年末投产。 V94.3 燃机在西班牙 Puertollano IGCC 电站燃用天然气运行 9000h(满负荷) ,烧合成 气运行仅 40h(1998 年 8 月)。 采用 V94.3 燃机的 KoBra IGCC 电站计划于 2000 年投产。 若 V94.3 燃机用于独立空分的 IGCC 系统时,通过透平的流量为压气机流量的 110%~ 120%,此时,超过了压气机正常运行的喘振边界。为此,Siemens 公司采取压气机末级后 增加一级或者关小压气机进口可调导叶,使通过压气机的空气流量减少 15%。 Siemens 公司为意大利 ISAB IGCC 电站(独立空分系统)提供的燃机是压气机改进型的 V94.2A 型 燃机。 此外,GE 公司最新开发的“H”系列燃机,也可用于 IGCC 电站。 IGCC 电站的机组容量主要取决于燃气轮机的单机容量,目前世界上的燃气轮机的单机 容量为 220~250MW(烧天然气时),组成的联合循环容量为 350~390MW。当燃用合成气时, 功率增加 15%~20%。因此燃用合成气的 IGCC 单套容量最大可达 485MW,扣除厂用电后, 净功率为 350 ~400MW。 我国 IGCC 电站可选燃气轮机机型见表 7。 4 简单结论 4.1 IGCC 发电技术具有高效、低污染、节水、多联供等特点。是 21 世纪燃煤发电的

发展方向。随着环保标准的不断提高,其发展的空间也越大。

4.2

IGCC 发电技术是将煤的气化、煤气净化、空气分离和联合循环发电四部分有机结

合的一种发电技术, 其各部分都是成熟的技术用于不同的领域, 各部分的技术发展不受相关 技术的牵制。因此,IGCC 的发展不存在技术上的障碍,只是各部分技术不断完善的过程。 4.3 IGCC 发电技术目前已呈大型化、商业化发展趋势,300MW 级机组已有成功运行的

业绩,因此选择 300~400MW 的 IGCC 机组作为我国电网中的主力机组使用已经成为可能。 4.4 根据发电的特点和当前的技术发展水平,IGCC 的主要设备和系统应首选喷流床气 化工艺、 常温煤气净化系统、 部分整体化并独立式的空分系统以及先进的燃气轮机组成的联 合循环发电系统。 4.5 对于 IGCC 电站的技术参数,应至少满足:全厂净热效率在 43%以上,脱硫效率 在 98%以上;NOX 排放在 25mg/kg 以下。由于粉尘排放几乎为零,因此可不提出具体要求。


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