标题：火电厂
概念
它是利用煤、石油、天然气等固体、液体燃料燃烧所产生的热  火电厂能转换为动能以生产电能的工厂。按燃料的类别可分为燃煤火电厂、燃油火电厂和燃气火电厂等。按功能又可分为发电厂和热电厂。发电厂只生产并供给用户以电能；而热电厂除生产并供给用户电能外，还供应热能。按服务规模可分为区域性火电厂、地方性火电厂以及列车电站等。区域性火电厂装机容量较大，一般建造在燃料基地如大型煤矿附近。这类电厂又称为坑口电厂，其电能通过长距离的输电线路供给用户。地方性火电厂多建造在负荷中心，需经长距离运进燃料，它生产的电能供给比较集中的用户。通常火电厂还按蒸汽压力分为低压电厂（蒸汽初压力为1.2～15atm，1atm=101.325KPa≈0.1MPa）、中压电厂(蒸汽初压力为20～40atm)、高压电厂(蒸汽初压力为60～100atm)、超高压电厂（蒸汽初压力为120～140atm）、 亚临界压力电厂（蒸汽初压力为 160～180atm）和超临界压力电厂（蒸汽初压力为226atm）。
火电厂是电能生产的重要组成部分。在全世界范围，火电厂的装机容量占总装机容量的70%，发电量占总发电量的80%。根据中国1989年的统计资料，中国火电厂的装机容量占总装机容量的74.27%，截止2010年底，全国电力总装机容量突破9.62亿千瓦，其中火电装机容量达7.066亿千瓦，约占总装机容量的74.5%。由此可见，火电厂无论是对国民经济的发展，还是人民生活水平的提高，都起着重大作用。
理论原理
火力发电厂是以朗肯循环为工作原理的。工质（水）在锅炉内进行等压加热生成高温高压蒸汽；蒸汽在汽轮机内进行绝热膨胀作功；乏汽进入凝汽器进行等压放热凝结为水；水进入给水泵进行绝热压缩。
分类
按燃料类别分为：燃煤火电厂、燃油火电厂和燃气火电厂等。  福建永安火电厂外景按功能类别分为：发电厂和热电厂。发电厂只生产并供给用户以电能；而热电厂除生产并供给用户电能外，还供应热能。
按服务规模分为：区域性火电厂、地方性火电厂以及流动性列车电站。区域性电厂装机容量较大，一般建造在燃料基地，如大型煤矿附近。又称坑口电厂。其电能通过长距离的输电线路供给用户。地方性电厂多建在负荷中心，需经长距离运进燃料，它生产的电能供给比较集中的用户。
按蒸汽压力分为：低压电厂（蒸汽初压力约为0.12～1.5兆帕（MPa））、中压电厂(2～4MPa）、高压电厂（6～10MPa）、超高压电厂（12～14MPa） 、亚临压力电厂（ 16～18MPa ）和超临界压力电厂（22.6MPa）。
发展历史
1875年法国巴黎北火车站建成世界上第一座火电厂并开始发电，采用很小的直流电机专供附近照明用电，随后美国、俄国、英国也相继建成小火电厂。
1886年，美国建成第一座交流发电厂。
1882年，中国在上海建成一座装有1台12KW直流发电机的火电厂，供电灯照明用。
在全世界范围内，火电厂的装机容量约占总装机容量的70% ，发电量约占总发电量的80% ，1989年，中国火电厂的装机容量占总装机容量的74.27%，发电量占总发电量的79.7%，预计到2000年仍会保持相近的比例。可见火电厂对国民经济的发展和人民生活水平的提高都起着重大作用。
燃料构成
火电厂的燃料构成决定于国家资源情况和能源政策。20世纪80年代以后，中国火电厂的燃料主要是煤。1987年，火电厂发电量的87%是煤电，其余13%是烧油或其他燃料发出的。有烟煤资源或依赖进口煤的国家，其火电厂主要燃用烟煤，因其热值高、易燃。其他煤种占较大比重的国家，有用褐煤（德国、澳大利亚）、无烟煤（前苏联、西班牙、朝鲜等）的；中国燃用煤一半以上是烟煤，贫煤次之，无烟煤在10%以下。一些国家还根据石油国际市场的情况，采用燃油和天然气发电机组。除蒸汽机组外，还有的用燃气轮机和内燃机发电机组。70年代以来，燃气-蒸汽联合循环机组因为净效率高的特点（可超过60%）而得到重视。
组成与流程
现代化的火电厂是一个庞大而又复杂的生产电能与热能  火电厂的工厂。
它由下列5个系统组成：
①燃料系统：完成燃料输送、储存、制备的系统。燃煤电厂具有卸煤设施、煤场、上煤设施、煤仓、给煤机、磨煤机等设备；燃油电厂备有油罐、加热器、油泵、输油管道等设备。 　
②燃烧系统:完成燃料燃烧过程,使燃料化学能转化为蒸汽热能的系统。主要有燃烧器、炉膛、送风机、引风机、除尘器、除灰设备等。 　
③汽水系统：完成蒸汽热能转化为机械能的系统。主要有锅炉的汽水部分、汽轮机及其辅助设备，如凝汽器、除氧器、高、低压加热器、给水泵、循环水泵、冷却设备等。 　
④电气系统：完成机械能转化为电能及电力输送的系统。主要有发电机、主变压器、断路器、隔离开关、母线等。 　
⑤控制系统：完成生产过程中的参数测量及自动化监控操作的系统。
在上述系统的所有设备中，最主要的设备是锅炉、汽轮机和发电机，它们安装在发电厂的主厂房内。主变压器和配电设备一般是安装在独立的建筑物内和户外；其他辅助设备如给水系统、供水设备、水处理设备、除尘设备、燃料储运设备等，有的安装在主厂房内，有的则是安装在辅助建筑中或在露天场地。 
火电厂生产电能的流程如图所示（以燃煤电厂为例）。 
火力发电的基本生产过程是,燃料在锅炉中燃烧,将其热量释放出来，传给锅炉中的水，从而产生高温高压蒸汽；蒸汽通过汽轮机又将热能转化为旋转动力，以驱动发电机输出电能。 
大中型燃煤的火电厂，一般采用煤粉炉，其生产过程是:将进厂的原煤经碎煤机破碎、磨煤机磨成煤粉,用热风吹送，喷入锅炉炉膛，通过煤粉燃烧生成的高温烟气,首先加热炉膛内的水冷壁管与过热器管,然后经过烟道内的再热器、省煤器和空气预热器而进入除尘器，在清除烟气中的飞灰之后，通过烟囱排入大气。 
水在锅炉炉膛内生成饱和蒸汽，通过过热器时，继续被烟气加热而变为过热蒸汽，经主蒸汽管送入汽轮机，并在汽轮机内膨胀作功后，进入凝汽器凝结成水。该凝结水经低压回热加热器进入除氧器，再经给水泵、高压加热器送入锅炉。从汽轮机某个中间级抽出一部分蒸汽，分别送入回热加热器和除氧器，供回热给水和加热除氧。为了补偿蒸汽和水的损失，还须将经过化学处理的补充水加入除氧器，除氧器出来的水才能供给锅炉使用。为使蒸汽在凝汽器内凝结成水，还必须不断用循环水泵将冷却水送入凝汽器中的冷凝管内进行热交换，这就又形成一个冷却水系统。冷却水或直接来自江、河、湖泊并排放入江、河、湖泊，或在冷却塔式喷水池中与大气进行热交换以重复使用。 
过热蒸汽进入汽轮机以后，推动转子转动，带动发电机旋转发电，再通过一系列电气设备及输电线路送至用户。这就是一般的大中型凝汽式燃煤火电厂的生产过程。
运行
近代火电厂由大量各种各样的机械装置和电工设备所构成。为了生产电能和热能，这些装置和设备必须协调动作，达到安全经济生产的目的。这项工作就是火电厂的运行。为了保证炉、机、电等主要设备及各系统的辅助设备的安全经济运行，就要严格执行一系列运行规程和规章制度。火电厂的运行主要包括3个方面,即起动和停机运行、经济运行、故障与对策。火电厂运行的基本要求是保证安全性、经济性和电能的质量。安全性就安全性而言，火电厂如不能安全运行，就会造成人身伤亡、设备损坏和事故，而且不能连续向用户供电，酿成重大经济损失。
保证安全运行的基本要求是：
①设备制造、安装、检修的质量要优良；
②遵守调度指令要求，严格按照运行规程对设备的启动与停机以及负荷的调节进行操作；
③监视和记录各项运行参数，以便尽早发现运行偏差和异常现象，并及时排除故障；
④巡回监视运行中的设备及系统是否处于良好状态，以便及时发现故障原因，采取预防措施；
⑤定期测试各项保护装置，以确保其动作准确、可靠。经济性就经济性而言，火电厂的运行费用主要是燃料费。因此，采用高效率的运行方式以减少燃料消耗费是非常重要的。
具体措施有以下3点： 　
①滑参数起停。滑参数起动可以缩短起动时间，具有传热效果好、带负荷早、汽水损失少等优点。滑参数停机可以使机组快速冷却，缩短检修停机时间，提高设备利用率和经济性。 　
②加强燃料管理和设备的运行管理。定期检查设备状态、运行工况，进行各种热平衡和指标计算，以便及时采取措施减少热损失。 　
③根据各类设备的运行性能及其相互间的协调、制约关系，维持各机组在具有最佳综合经济效益的工况下运行；在电厂负荷变动时，按照各台机组间最佳负荷分配方式进行机组出力的增、减调度。 　电厂在安全、经济运行的情况下，还要保证电能的质量指标，即在负荷变化的情况下，通过调整以保持电压和频率的额定值，满足用户的要求。火电厂效率是衡量火电厂运行水平的一个重要指标。火电厂所需的能量是通  火电厂过煤、石油或天然气等燃料的燃烧得来的。但是，燃料中所蕴藏的全部能量（即燃料的发热量）并不是100%的都能转换为电能。到80年代为止，世界上最好的火电厂也只能把燃料中40%左右的热能转换为电能。这种把热能转换为电能的百分比，称为火电厂效率。以燃煤火电厂为例，如以锅炉燃用煤的发热量为100%,则各种蒸汽参数电厂的能量损失和火电厂效率大致如表所示。 
随着现代火电厂机组的大型化以及其主参数的提高，火电厂的效率也大大提高。
保护与控制
火电厂中锅炉、汽轮机、发电机之间的关系极为密切。任何一个环节出现事故都会影响电厂的安全经济运行。因此，为了保证火电厂的安全经济运行，必须装备完善的保护控制装置和系统。基本的保护方式基本的保护方式有以下3种。
①联锁保护:当某一设备或工况出现异常现象时,相关联的设备联动跳闸，切除有故障的设备或系统，备用的设备或系统立即投入运行。
②继电器组成的保护：以热工参量和电气参量的限值，以及设备元件的条件联系为动作判据，采用各种继电器组成保护回路，对某一设备或系统进行保护。
③固定的保护装置:有机械的、电动的保护装置,如锅炉的安全门、汽轮机的危急保安器、电机的过电压保护器等。
近代的单元机组均采用综合保护连锁系统，即将机、炉、电的分别保护与单元的整体保护系统相互协调，形成一个完善的保护系统。基本控制方式火电厂的基本控制方式有以下3种。
①就地控制：锅炉、汽轮机、发电机及辅助设备就地单独进行控制。这种方式适用于小型电厂。
②集中控制：将锅炉、汽轮机、发电机联系起来进行集中控制。例如大型电厂采用的机、炉、电单元的集中控制。
③综合自动控制：将电厂的整个生产过程作为一个有机整体进行控制，以实现全盘自动化。单元机组自动调节系统80年代，大型电厂多采用单元机组。对于单元机组自动调节系统的主要控制方式有以下3种。
①锅炉跟踪调节方式：由电力负荷指令操作调节汽轮机的阀门，以控制发电机的出力。而在锅炉方面则调节燃料输入，保证其产生的蒸汽在流量和参数方面满足汽轮机的需要。
②汽轮机跟踪调节方式：以电力负荷指令控制燃料的输入，改变锅炉出力；对于汽轮机，则通过调节汽压以决定负荷。
③机、炉协调控制方式：将机、炉、电作为一个统一整体进行控制，以机、炉共同调整机组的负荷来适应外界负荷变化的要求。
现代化电厂多采用程序控制，以提高自动化水平。程序控制是将生产过程中大量分散的操作，按辅机与热力系统的工艺流程划分为若干有规律的程序进行控制，并结合保护、联锁条件，使运行人员通过少数开关式按钮，即可由程控系统自动完成控制系统的操作。
随着计算机应用的日益扩大，特别是微机及微处理器的发展，现代火电厂的自动化已实现以小型机、微机和微处理器为基础的分层综合控制方式。电缆防火措施火电厂主厂房下列部位应采取电缆防火措施：
1) 在相邻机炉的结合部，炉、机接口处。
2) 主厂房及辅助厂房通向外部的所有接口。
3) 锅炉房及汽轮发电机机座靠近油箱、油管、高温管道处。
4) 发电机小室的内外接口处。
5) 高低压厂用配电室、单元集控室、直流室、电子计算机室、电子设备室的通道以及电缆进入盘、柜、屏、台、箱等的孔洞。
6) 锅炉房磨煤机附近、煤仓间的皮带层、制粉系统的泄压阀（防爆门）
7) 电缆竖井在零米层与隧（沟）道的接口，以及穿过各层楼板的竖井口。竖井的长度大于7m。
8) 电缆隧道与沟道的接口，以及架空电缆桥架（角钢支架）穿墙处。
相关法规
火电厂氮氧化物防治技术政策　
总则1.1为贯彻《中华人民共和国大气污染防治法》，防治火电厂氮氧化物排放造成的污染，改善大气环境质量，保护生态环境，促进火电行业可持续发展和氮氧化物减排及控制技术进步，制定本技术政策。
1.2本技术政策适用于燃煤发电和热电联产机组氮氧化物排放控制。燃用其他燃料的发电和热电联产机组的氮氧化物排放控制，可参照本技术政策执行。
1.3本技术政策控制重点是全国范围内200MW及以上燃煤发电机组和热电联产机组以及大气污染重点控制区域内的所有燃煤发电机组和热电联产机组。
1.4加强电源结构调整力度，加速淘汰100MW及以下燃煤凝汽机组，继续实施“上大压小”政策，积极发展大容量、高参数的大型燃煤机组和以热定电的热电联产项目，以提高能源利用率。
防治技术路线2.1倡导合理使用燃料与污染控制技术相结合、燃烧控制技术和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施，以减少燃煤电厂氮氧化物的排放。
2.2燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上成熟、经济上合理及便于操作来确定。
2.3低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求时，应建设烟气脱硝设施。
低氮燃烧技术3.1发电锅炉制造厂及其他单位在设计、生产发电锅炉时，应配置高效的低氮燃烧技术和装置，以减少氮氧化物的产生和排放。
3.2新建、改建、扩建的燃煤电厂，应选用装配有高效低氮燃烧技术和装置的发电锅炉。
3.3在役燃煤机组氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求的电厂，应进行低氮燃烧技术改造。
烟气脱硝技术4.1位于大气污染重点控制区域内的新建、改建、扩建的燃煤发电机组和热电联产机组应配置烟气脱硝设施，并与主机同时设计、施工和投运。非重点控制区域内的新建、改建、扩建的燃煤发电机组和热电联产机组应根据排放标准、总量指标及建设项目环境影响报告书批复要求建设烟气脱硝装置。
4.2对在役燃煤机组进行低氮燃烧技术改造后，其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，应配置烟气脱硝设施。
4.3烟气脱硝技术主要有：选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）、选择性非催化还原与选择性催化还原联合技术（SNCR－SCR）及其他烟气脱硝技术。
4.3.1新建、改建、扩建的燃煤机组，宜选用SCR；小于等于600MW时，也可选用SNCR－SCR。
4.3.2燃用无烟煤或贫煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SCR或SNCR－SCR。
4.3.3燃用烟煤或褐煤且投运时间不足20年的在役机组，宜选用SNCR或其他烟气脱硝技术。
4.4烟气脱硝还原剂的选择
4.4.1还原剂的选择应综合考虑安全、环保、经济等多方面因素。
4.4.2选用液氨作为还原剂时，应符合《重大危险源辨识》（GB18218）及《建筑设计防火规范》（GB50016）中的有关规定。
4.4.3位于人口稠密区的烟气脱硝设施，宜选用尿素作为还原剂。
4.5烟气脱硝二次污染控制
4.5.1SCR和SNCR－SCR氨逃逸控制在2.5mg/m3（干基，标准状态）以下；SNCR氨逃逸控制在8 mg/m3（干基，标准状态）以下。
4.5.2失效催化剂应优先进行再生处理，无法再生的应进行无害化处理。
新技术开发5.1鼓励高效低氮燃烧技术及适合国情的循环流化床锅炉的开发和应用。
5.2鼓励具有自主知识产权的烟气脱硝技术、脱硫脱硝协同控制技术以及氮氧化物资源化利用技术的研发和应用。
5.3鼓励低成本高性能催化剂原料、新型催化剂和失效催化剂的再生与安全处置技术的开发和应用。
5.4鼓励开发具有自主知识产权的在线连续监测装置。
5.5鼓励适合于烟气脱硝的工业尿素的研究和开发。
5.6鼓励高效节能示范项目，例如褐煤抽汽预干燥技术与净烟气冷凝水技术等而达到“零耗水”，打造高度节能型电厂
运行管理6.1燃煤电厂应采用低氮燃烧优化运行技术，以充分发挥低氮燃烧装置的功能。
6.2烟气脱硝设施应与发电主设备纳入同步管理，并设置专人维护管理，并对相关人员进行定期培训。
6.3建立、健全烟气脱硝设施的运行检修规程和台账等日常管理制度，并根据工艺要求定期对各类设备、电气、自控仪表等进行检修维护，确保设施稳定可靠地运行。
6.4燃煤电厂应按照《火电厂烟气排放连续监测技术规范》（HJ/T75）装配氮氧化物在线连续监测装置，采取必要的质量保证措施，确保监测数据的完整和准确，并与环保行政主管部门的管理信息系统联网，对运行数据、记录等相关资料至少保存3年。
6.5采用液氨作为还原剂时，应根据《危险化学品安全管理条例》的规定编制本单位事故应急救援预案，配备应急救援人员和必要的应急救援器材、设备，并定期组织演练。
6.6电厂对失效且不可再生的催化剂应严格按照国家危险废物处理处置的相关规定进行管理。
监督管理7.1烟气脱硝设施不得随意停止运行。由于紧急事故或故障造成脱硝设施停运，电厂应立即向当地环境保护行政主管部门报告。
7.2各级环境保护行政主管部门应加强对氮氧化物减排设施运行和日常管理制度执行情况的定期检查和监督，电厂应提供烟气脱硝设施的运行和管理情况，包括监测仪器的运行和校验情况等资料。
7.3电厂所在地的环境保护行政主管部门应定期对烟气脱硝设施的排放和投运情况进行监测和监管。