火力发电

火力发电一般是指利用石油、煤炭和天然气等燃料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。以煤、石油或天然气作为燃料的发电厂统称为火电厂。

火力发电站的主要设备系统包括：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。

火力发电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。

火力发电的重要问题是提高热效率，办法是提高锅炉的参数(蒸汽的压强和温度)。90年代，世界最好的火电厂能把40%左右的热能转换为电能;大型供热电厂的热能利用率也只能达到60%～70%。此外，火力发电大量燃煤、燃油，造成环境污染，也成为日益引人关注的问题。

热电厂为火力发电厂，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。

火力发电厂的基本生产过程

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：

(一)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，送到锅炉的再热汽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气除氧，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。

(二)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、脱流等组成。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人天空。

(三)发电系统

发电系统是由副励磁机、励磁盘、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盘整流，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。

火力发电厂的基本生产过程

这里介绍的是汽轮机发电的基本生产过程。火力发电厂的燃料主要有煤、石油(主要是重油、天然气)。我国的火电厂以燃煤为主，过去曾建过一批燃油电厂，目前的政策是尽量压缩烧油电厂，新建电厂全部烧煤。火力发电厂由三大主要设备——锅炉、汽轮机、发电机及相应辅助设备组成，它们通过管道或线路相连构成生产主系统，即燃烧系统、汽水系统和电气系统。其生产过程简介如下。1.燃烧系统燃烧系统如图1-l所示，包括锅炉的燃烧部分和输煤、除灰和烟气排放系统等。

煤由皮带输送到锅炉车间的煤斗，进入磨煤机磨成煤粉，然后与经过预热器预热的空气一起喷入炉内燃烧，将煤的化学能转换成热能，烟气经除尘器清除灰分后，由引风机抽出，经高大的烟囱排入大气。炉渣和除尘器下部的细灰由灰渣泵排至灰场。

2.汽水系统

汽水系统流程如图1-2所示，包括锅炉、汽轮机、凝汽器及给水泵等组成的汽水循环和水处理系统、冷却水系统等。

水在锅炉中加热后蒸发成蒸汽，经过热器进一步加热，成为具有规定压力和温度的过热蒸汽，然后经过管道送入汽轮机。

在汽轮机中，蒸汽不断膨胀，高速流动，冲击汽轮机的转子，以额定转速(3000r/min)旋转，将热能转换成机械能，带动与汽轮机同轴的发电机发电。

在膨胀过程中，蒸汽的压力和温度不断降低。蒸汽做功后从汽轮机下部排出。排出的蒸汽称为乏汽，它排入凝汽器。在凝汽器中，汽轮机的乏汽被冷却水冷却，凝结成水。

凝汽器下部所凝结的水由凝结水泵升压后进入低压加热器和除氧器，提高水温并除去水中的氧(以防止腐蚀炉管等)，再由给水泵进一步升压，然后进入高压加热器，回到锅炉，完成水—蒸汽—水的循环。给水泵以后的凝结水称为给水。

汽水系统中的蒸汽和凝结水在循环过程中总有一些损失，因此，必须不断向给水系统补充经过化学处理的水。补给水进入除氧器，同凝结水一块由给水泵打入锅炉。

3.电气系统

电气系统如图1-3所示，包括发电机、励磁系统、厂用电系统和升压变电站等。

发电机的机端电压和电流随其容量不同而变化，其电压一般在10～20kV之间，电流可达数千安至20kA。因此，发电机发出的电，一般由主变压器升高电压后，经变电站高压电气设备和输电线送往电网。极少部分电，通过厂用变压器降低电压后，经厂用电配电装置和电缆供厂内风机、水泵等各种辅机设备和照明等用电。

一、 火电厂的分类

1、 按燃料分类

燃煤发电厂：以煤为燃料的发电厂;

燃油发电厂：以石油(实际是提取汽油、煤油、柴油后的油渣)为燃料的发电厂;

燃气发电厂：以天然气、煤气等可燃气体为燃料的发电厂;

余热发电厂：用工业企业的各种余热进行发电的发电厂;

此外，还有利用垃圾及工业废料作为燃料的发电厂。

2、 按原动机分类

凝汽式气轮机发电厂

燃汽轮机发电厂

内燃机发电厂

蒸汽——燃汽轮机发电厂

3、 按供出能源分类

凝汽式发电厂：只向外供应电能的电厂

热电厂：同时向外供应电能和热能的电厂

4、 按发电装机容量的多少分类

小容量发电厂：装机总容量在100MW以下的发电厂;

中容量发电厂：装机总容量在100—250MW范围内的发电厂;

大中容量发电厂：装机总容量在250—600MW范围内的发电厂;

大容量发电厂：装机总容量在600—1000MW范围内的发电厂;

特大容量发电厂：装机总容量在1000MW以上的发电厂。

5、 按蒸汽压力和温度分类

中低压发电厂：蒸汽压力一般为3.92MPa(40kgf/cm2)、温度为

450℃的发电厂，单机功率小于25MW;

高压发电厂：蒸汽压力一般为9.9MPa(101kgf/cm2)、温度为

540℃的发电厂，单机功率小于100MW;

超高压发电厂：蒸汽压力一般为13.83MPa(141kgf/cm2)、温度

为540/540℃的发电厂，单机功率小于20MW;

亚临界压力发电厂：蒸汽压力一般为16.77MPa(171kgf/cm2)、

温度为540/540℃的发电厂，单机功率为

300MW直至1000MW不等;

超临界压力发电厂：蒸汽压力大于22.11MPa(225.6kgf/cm2)、

温度为550/550℃的发电厂，机组功率为

600MW及以上。

6、 按供电范围分类

区域性发电厂：在电网内运行，承担一定区域性供电的大中型发电厂;

孤立发电厂：不并入电网内，单独运行的发电厂;

自备发电厂：由大型企业自己建造，主要供本单位用电的发电厂(一般也与电网连)。

二、 火电厂的生产流程

火电厂种类虽然很多，但从能量转换的观点分析，其生产过程是基本相同的，都是将燃料燃烧的热能通过锅炉产生高温高压水蒸气，推动汽轮机做功产生机械能，经发电机转变为电能，最后通过变压器将电能送入电力系统。

三、 火电厂特点

与水电厂和其他类型电厂相比，火电厂有如下特点：

1、 布局灵活，装机容量的大小可按需要决定。

2、 建造工期短，一般为水电厂的一半甚至更短。一次性建造投资少，仅为水电厂的一半左右。

3、 煤耗量大，目前发电用煤约占全国煤炭总产量的25%左右，加上运煤费用和大量用水，其生产成本比水力发电要高出3—4倍。

4、 动力设备繁多，发电机组控制操作复杂，厂用电量和运行人员都多于水电厂，运行费用高。

5、 汽轮机开、停机过程时间长，耗资大，不宜作为调峰电源用。

6、 对空气和环境的污染大。

火力发电用煤品种及过程分析

电力是国民经济发展的重要能源，火力发电是我国和世界上许多国家生产电能的主要方法。 煤炭在锅炉内燃烧放出的热量，将水加热成具有一定压力和温度的蒸汽，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。在汽轮机中做完功的蒸汽排入冷汽器中并凝结成水，然后被凝结水泵送入除氧器。水在除氧器中被来自抽气管的汽轮机抽汽加热并除去所含气体，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：在锅炉中煤的化学能转变为热能;在汽轮机中热能转变为机械能;在发电机中机械能转换成电能。进行能量转换的主要设备——锅炉、汽轮机和发电机，被称为火力发电厂的三大主机，而锅炉则是三大主机中最基本的能量转换设备。

1.电站锅炉。发电用锅炉称为电站锅炉。目前，在我国大型电厂多用煤粉炉和沸腾炉。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，工业锅炉目前仅处于半机械化向全机械化发展的过程中;④电站锅炉的热效率高，多达90%以上，工业锅炉的热效率多在60～80%之间。

2.电站用煤的分类。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。

3.煤粉的制备。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O2接触而氧化，在一定条件下可能发生煤粉自然。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q2 、q4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。

4.煤粉的燃烧。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。

5.发电用煤的质量要求。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%。

火力发电

现状描述

1990年火电站能源消费为21998.6万t标煤，占全国能源总消费的22.29%。发电消费煤炭27204万t，占煤炭总消费量的25.78%，其中直接燃用原煤26320万t，占原煤总消费量的25.6%。1994年，发电消费煤炭40053.1万t，占煤炭总消费量的31.1%。表5.9给出近年火电发电能源消费量。

1994年全国单机600kW及以上发电机组总容量为172440.45MW，占总装机容量的86%。汽轮机组中高温高压及以上参数机组共901台，109003.9 MW，占汽轮机组总容量的67%。

1990年、1994年火电机组平均发电煤耗指标见表5.10 。

减排技术描述

1. 电厂节能

2000年前中国电力部门的减排对策是着重强调节能技术改造。目前中国火力发电中，燃煤电厂的热效率为30%左右，与国外相比差距较大。主要原因是：机组构成中，20万kW以上的大容量高参数机组偏低，不到40%，2.5万kW以下中温中压、小火电机组占1/4，而且国产20万kW机组的热效率又比国外同类型的低。火电厂近期主要节能技改措施见表5.11。

        近期火电节能措施还包括:

(1) 淘汰10万kW以下煤耗高的中、小火电机组，实行以大替小或改为供热机组。

(2) 对现有10万kW以上高压机组要有针对性的进行改造。在推广节能技改措施的同时，特别注意解决机组设备原有的各种缺陷。

(3) 发展高参数、大容量机组。新建机组以30、60万kW为主，其供电煤耗不得超过330g(标煤)/(kW·h)。到2000年，10万kW以上火电机组容量增加到近2亿kW，年平均增长1000万kW。

(4) 对已有的引进型30，60万kW机组进行改进提高，将其供电煤耗降至330g(标煤)/(kW·h)以下。对占装机容量约20%的20万kW机组，改造1050万kW。

(5) 大力发展热电联供机组，到2000年，热电机组净增1000万kW以上，热电机组的供电煤耗不超过280g(标煤)/(kW·h)。在高硫煤产区及有低热值燃料的地区发展流化床热电联产机组。

(6) 积极开展电网的经济调度，采取措施，统筹兼顾，努力提高大机组的发电比重。

(7) 沿海经济发达地区，要建一批燃气蒸汽联合循环机组，以满足沿海经济发展加快对电力的急需和峰谷日益增大的需要。

2. 采用先进的火电发电技术

2000年后，火力发电厂还要进一步采取节能降耗措施，使常规火电厂供电煤耗从2000年的367g(标煤)/(kW·h)，降低到2010年的347g(标煤)/(kW·h)，在条件合适的地区大力推广热电联产。作为减排温室气体的重要对策，2000年以后将逐步采用先进的发电方式或技术，包括：

(1) 发展更高蒸汽参数的超临界及超高临界的1000MW容量等级的汽轮发电机组。

(2) 开发并推广大容量循环流化床锅炉。

(3) 开发大容量增压流化床联合循环发电技术。

(4) 开发研究整体煤气化联合循环发电技术。

减排技术经济评价

常规30万kW和60万kW燃煤机组将是中国目前和今后一段时期内火电发展的主要机组，因此将其作为减排评价的参考技术(baseline)。现将各种可能采用的技术与其比较，燃料价格和各种发电技术的技术经济参数列在表5.12和表5.13上。各发电技术的经济成本和减排成本计算结果分别见图5.2、图5.3。

常规脱硫燃煤电站和常压流化床燃煤电站对于减少SO2排放具有较好的效果，但与常规燃煤电站相比，发电能源效率和CO2排放并没有得到改善，所以不能作为温室气体减排技术。PFBC和IGCC发电能源效率有很大改善，但是由于仍然以煤炭为燃料，单位发电量的减排量相对较少，减排增量成本比较高。

由于中国能源资源中，煤炭资源占有最重要的地位，燃煤火电也将长期在中国占主要地位，因此PFBC和IGCC等高效燃煤发电技术对中国温室气体减排的作用是不能低估的。

应用前景

中国发电以燃煤火电为主的局面在相当长的时间里仍难以改变。2000年以后，先进的火电发电方式或技术将在中国具有很大的市场和减排潜力，但2010年前，先进的火电发电方式或技术在中国将处于示范项目建设阶段，还不能在减排方面发挥明显的作用。2010年前，低碳化石燃料发电在整个火力发电中占有的比例不会有明显的提高，火电减排将主要靠提高常规火电的效率。考虑到如能落实上述各种提高能源转换效率的措施，期望到2010年火电供电煤耗可降低到320g(标煤)/(kW·h)，与1990年的供电煤耗水平相比，可减少发电用煤近1.5亿t，减少CO2排放约1亿t。

         减排的障碍分析和政策建议

(1) 火电制造技术的限制

过去几十年中，中国已经形成了若干个电力设备制造集团和每年生产1000多万千瓦的成套发电设备生产能力，能够以比较低廉的制造成本和价格向国内供应发电设备。与发达国家的相比，中国生产的电力设备，特别是常规燃煤火电机组，无论从质量上和能源效率上都有一定的差距。

80年代以后，中国陆续引进了国外大机组制造技术的许可证和专利，对提高国产机组的质量和效率起了推动的作用。但目前引进技术生产的机组仍没有完全达到设计水平或大批量生产的能力，还不能完全满足国内装机需求。

(2) 高效发电新技术应用方面的限制

在中国具有广泛应用前景，国际上近期已经商业化，或即将商业化应用的发电新技术包括大容量高温燃气轮机组、IGCC、第二代PFBC发电等。国内在这些发电技术的开发方面也进行了一系列的工作，但与国外的进展水平相比差距很大。由于国内技术水平的限制，发电新技术国产化和商业化还需要一定的时间，短期内造价和成本很难迅速降下来，必然限制新技术的近期应用。

近期限制这些发电新技术应用的因素还有以下几个：

首先，发电新技术的投资高于常规火电厂的投资，在电力投资资金短缺的情况下，特别是在缺电问题没有得到根本解决的时候，电力企业将首先考虑用有限的资金解决缺电问题。建设常规火电厂比采用新的发电技术投资风险小，需要的投资额较少，资金筹集也较容易，建设方案也更容易落实和实施。电力企业的这种投资取向将影响这些技术的应用。

另外，发电新技术不仅初投资较大，发电成本一般也比较高，经济竞争能力较差。如果没有政府的政策鼓励，在市场机制下企业将很难单纯出于节能、环保和温室气体减排的目的而采用这些新技术。