火电厂简介

二、生产流程
火电厂的种类虽很多，但从能量转换的观点分析，其生产过程却是基本相同的，概括地说是把燃料（煤）中含有的化学能转变为电能的过程。

整个生产过
程可分为三个阶段：
①燃料的化学能在锅炉中转变为热能，加热锅炉中的水使之变为蒸汽，称为燃烧
系统；
包括输煤、制粉、锅炉与燃烧、风烟系统、灰渣系统等环节。

燃烧系统由输煤、磨煤、燃烧、风烟、灰渣等环节组成，其流程如下图
（l）运煤。

电厂的用煤量是很大的，一座装机容量4×3O万kW的现代火力发电厂，煤耗率按36Og／kw.h计，每天需用标准煤（每千克煤产生70O0卡热量）
360（g）×120万（kw）×24（h）=10368t。

因为电厂燃煤多用劣质煤，且中、
小汽轮发电机组的煤耗率在40O~5O0g／kw·h左右，所以用煤量会更大。

据统计，
我国用于发电的煤约占总产量的1／4，主要靠铁路运输，约占铁路全部运输量
的4O％。

为保证电厂安全生产，一般要求电厂贮备十天以上的用煤量。

（2）磨煤。

用火车或汽车、轮船等将煤运至电厂的储煤场后，经初步筛选处理，
用输煤皮带送到锅炉间的原煤仓。

煤从原煤仓落入煤斗，由给煤机送入磨煤机磨
成煤粉，并经空气预热器来的一次风烘干并带至粗粉分离器。

在煤粉分离器中将
不合格的粗粉分离返回磨煤机再行磨制，合格的细煤粉被一次风带入旋风分离
器，使煤粉与空气分离后进入煤粉仓。

（3）锅炉与燃烧。

煤粉由可调节的给粉机按锅炉需要送入一次风管，同时由旋
风分离器送来的气体（含有约10％左右未能分离出的细煤粉），由排粉风机提
高压头后作为一次风将进入一次风管的煤粉经喷燃器喷入炉膛内燃烧。

自输煤系统
输煤皮带
②锅炉产生的蒸汽进入汽轮机，推动汽轮机旋转，将热能转变为机械能，称为汽
水系统；
由锅炉, 汽轮机, 凝汽器, 除氧器, 加热器等构成
主要包括:
给水系统
冷却水系统
补水系统
火电厂的汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器、除氧器、加热器等设备及管道构成，
包括凝给水系统、再热系统、回热系统、冷却水（循环水）系统和补水系统，如
下图
（1）给水系统。

由锅炉产生的过热蒸汽沿主蒸汽管道进入汽轮机，高速流动的
蒸汽冲动汽轮机叶片转动，带动发电机旋转产生电能。

在汽轮机内作功后的蒸汽，
其温度和压力大大降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却凝结成水（称为凝结
水），汇集在凝汽器的热水井中。

凝结水由凝结水泵打至低压加热器中加热，再
经除氧器除氧并继续加热。

由除氧器出来的水（叫锅炉给水），经给水泵升压和
高压加热器加热，最后送人锅炉汽包。

在现代大型机组中，一般都从汽轮机的某
些中间级抽出作过功的部分蒸汽（称为抽汽），用以加热给水（叫做给水回热循
环），或把作过一段功的蒸汽从汽轮机某一中间级全部抽出，送到锅炉的再热器
中加热后再引入汽轮机的以后几级中继续做功（叫做再热循环）。

（2）补水系统。

在汽水循环过程中总难免有汽、水泄漏等损失，为维持汽水循
环的正常进行，必须不断地向系统补充经过化学处理的软化水，这些补给水一般
补入除氧器或凝汽器中，即是补水系统。

（3）冷却水（循环水）系统。

为了将汽轮机中作功后排入凝汽器中的乏汽冷凝
成水，需由循环水泵从凉水塔抽取大量的冷却水送入凝汽器，冷却水吸收乏汽的
热量后再回到凉水塔冷却，冷却水是循环使用的。

这就是冷却水或循环水系统。

锅炉
③由汽轮机旋转的机械能带动发电机发电，把机械能变为电能，称为电气系统。

包括：汽轮发电机控制系统、厂用电控制系统、直接送出线路或升压变电站控制系统；发电厂的电气系统，包括发电机、励磁装置、厂用电系统和升压变电所等，如图。

发电机的机端电压和电流随着容量的不同而各不相同，一般额定电压在10~20kV之间，而额定电流可达2OkA。

发电机发出的电能，其中一小部分（约占发电机容量的4％～8％），由厂用变压器降低电压（一般为63kV和400V 两个电压等级）后，经厂用配电装置由电缆供给水泵、送风机、磨煤机等各种辅机和电厂照明等设备用电，称为厂用电（或自用电）。

其余大部分电能，由主变
三、主要设备
现代火电厂主要有锅炉、汽轮机、发电机三大核心设备。

（1）锅炉是火力发电厂的三大主机之一，它的作用是使燃料在炉膛中燃烧成很高温度的烟气，烟气从水管外面流通时，把大部分的热量传递给管内的水，使之成为饱和蒸气，然后继续过热成具有一定压力和温度的过热蒸汽，通过主蒸汽管道送入汽轮机。

锅炉有两个主要系统，一个是汽水系统，另一个是燃烧系统。

汽水系统由省煤器、汽包、下降管、水冷壁、过热器等设备组成。

它的任务是使水吸收蒸发，最后成为具有一定参数的过热蒸汽。

燃烧系统由燃烧器、炉膛、烟道及空气预热器等组成。

（2）汽轮机是将蒸汽的热力势能转换成机械能，借以拖动其他机械旋转的原
动机。

为保证汽轮机安全经济地进行能量转换，需配置若干附属设备。

汽轮机及其附属设备由管道和阀门连成的整体称汽轮机设备。

汽轮机运行时，工作蒸汽先在其喷管内进行膨胀，压力降低而速度增大，形成一股高速流，此高速气流喷射到汽轮机动叶片上，动叶片安装在许多分离的圆盘上，而圆盘固定在汽轮机轴上，从而推动转子转动，使蒸汽所携带的热能转变为机械能。

（3）汽轮发电机的作用是将汽轮机转动的机械能，转变成电能，通过母线输送到电网。

发电机工作的机理是通过励磁机对发电机转子产生磁场，通过转子的旋转，对静子线圈产生切割磁力线作用，从而在静子线圈上产生电流。

发电机主要由转子、轴承、励磁机、密封油系统和发电机静子冷却水系统组成。

四、火力发电厂主要经济指标
电厂运行的基本要求是保证安全性、经济性和电能的质量。

构成一个火力发电厂技术经济指标体系的指标约120个左右，按照其相互影响和从属关系，一般可分为四级:一级指标是指发电厂热力经济性的总指标-供电煤耗(或全厂净效率)；二级指标是指直接影响供电煤耗的指标,如厂用电率、锅炉效率、汽机效率等；三级指标是指直接影响二级指标的指标，如飞灰、真空、辅机单耗等；四级指标是指直接影响三级指标的指标，如氧量、循环水入口温度、真空严密性、高加投入率等。

（1）发电煤耗是指统计期内每发一千瓦时电所消耗的标煤量。

发电煤耗是反映火电厂发电设备效率和经济效益的一项综合性技术经济指标。

供电煤耗分正反平衡两种计算方法。

原电力部规定的上报方法为以入炉煤量计量和入炉煤机械采样分析的低位发热量按正平衡计算，反平衡校核，以煤场盘煤调整后的煤耗数据上报。

正平衡供电煤耗：
供电煤耗=标煤量/供电量
=标煤量/（发电量-厂用电量）
标煤量=原煤量×（入炉低位热值/标煤热值）
正平衡供电煤耗反映了一个火电厂综合能耗管理水平，计算的准确性主要与皮带秤计量的准确性和入炉煤采样的代表性有关。

平衡供电煤耗是指以汽轮发电机组热耗率、锅炉效率、管道效率、厂用电率
直接计算得出的供电煤耗。

他直接反映了机组的效率水平，其优点是随时都于机效、炉效等技术指标有直接因果关系，影响煤耗变化的因素直观，便于日常开展指标监控。

计算的准确性主要与现场表计的准确度和机组运行的稳定性有关。

供电煤耗=热耗率/（29.308×锅炉效率×管道效率）/（1-厂用电率）供电煤耗与原煤的采购、检质、计量、存储、入炉燃烧、机组效率、负荷率和关口表的计量等诸环节都有关系。

入炉以后的环节管理不好，会导致机组效率降低，运行煤耗升高，我们称为技术煤耗；而入炉前环节管理不好，将直接导致煤耗虚高，我们称为管理煤耗；只有同时管好这两个环节，才能有效降低一个火电厂的综合煤耗。

（2）生产厂用电率
生产厂用电率是指发电厂为发电所耗用的厂用电量与发电量的比率。

（3）综合厂用电率：综合厂用电量与发电量的比率；
（4）利用小时：发电量与发电设备平均容量的比率，是反映发电设备时间利用水平的指标。

（5）单位发电油耗：单位发电油耗是指发电厂每生产一亿千瓦时电能所消耗的燃油量。

单位：吨/亿千瓦时单位发电油耗=发电耗油量/发电量（6）综合发电水耗（单位发电用新鲜水量）：是指火力发电厂单位发电量时需用的新鲜水量（不含重复利用水），主要有除灰用水、冷却塔排污水、转机冷却用水等未回收部分。

单位：kg/kwh 综合发电水耗=发电用新鲜水量/发电量（7）补水率 %（发电补水率）：指统计期内汽、水损失量，锅炉排污量，空冷塔补水量，事故放水（汽）损失量，机炉启动用水损失量，电厂自用汽（水）量等总计占锅炉实际总增发量的比例。

（DL/T904-2004）
发电补水率=发电补水量/∑锅炉增发量×100
（8）汽水损失率 %：指统计期内锅炉、汽轮机设备及其热力循环系统由于泄漏引起的汽、水损失量占锅炉实际总增发量的百分比。

汽水损失率 =汽、水损失量/∑锅炉增发量×100
汽、水损失量=Dfd-(Dwq+Dzy+Dwg+Dch+Dpw) +Dhs
（9）锅炉效率 %：锅炉总有效利用热量占单位时间内所消耗燃料的输入热量的百分比。

分正反平衡两种计算方法,一般火电厂采用反平衡计算法。

（10）排烟温度℃：排烟温度指锅炉低温空气予热器的出口烟气温度。

排烟温度升高会造成排烟焓增加, 排烟损失增大, 一般情况下排烟温度升高约5℃影
响煤耗1g/kW.h。

（11）空气预热器漏风率 %：空气预热器漏风率，为漏入空气预热器烟气侧的空气质量与进入该烟道的烟气质量之比率。

（12）飞灰可燃物 %：飞灰可燃物指飞灰中含碳量占总灰量的百分率。

飞灰可燃物反映炉内燃烧的好坏，反映碳元素燃烧的程度，是影响锅炉效率的第二大因素。

（13）氧量 %：烟气含氧量反映烟气中过剩空气的多少，是氧量与烟气量的体积百分比。

炉烟氧含量的大小影响燃烧效果，氧量不足，烟气中会产生一氧化碳、氢、甲烷等气体，增加化学不完全燃烧热损失，同时也会造成飞灰增大，氧量太大则会造成排烟量增加，排烟热损失增大，因此氧量是锅炉燃烧调整的重要参数。

（14）制粉单耗（kWh/吨原煤）：指制粉系统（磨煤机、排粉机、一次风机、
给煤机、给粉机等）每磨制1吨原煤所消耗的电量。

制粉单耗=制粉系统耗电量/入炉原煤量
制粉单耗指标主要反映煤的可磨性和制粉系统运行的经济性，同时也可从侧面反映入炉煤计量的准确性。

提高制粉系统出力是降低制粉单耗的最有效途径。

（15）制粉耗电率 %：指统计期内制粉系统消耗的电量占机组发电量的百分比。

制粉电率在反映煤的可磨性和制粉系统运行经济性的同时，更直接的反映了入炉煤热值的高低。

（16）煤粉细度 %：煤粉细度是指将煤粉用标准筛筛分后，留在筛子上的剩余煤粉质量占筛分总煤粉质量百分比。

火电厂一般使用R90和R200两种规格的筛子，R90表示孔径（筛孔的内边长）为90微米，留在筛子上的煤粉越多，煤粉细度约大，煤粉越粗。

煤粉细度主要影响飞灰和制粉单耗等指标。

（17）低位发热量 kj/kg：低位发热量是指燃料经完全燃烧，但燃烧物中的水蒸汽仍以气态存在时的反应热，它不包括燃烧中生成的水蒸汽放出的凝结热。

它主要影响炉效和厂用电率等指标。

（18）灰分 %：煤炭中所有可燃物质在815±10℃下完全燃烧以及煤中矿物质在一定温度下产生一系列分解、化合等复杂反应后剩下的残渣，称为灰份。

它主要影响排烟温度和制粉单耗等指标。

（19）挥发分 %：煤炭在900±10℃下密闭加热到1分钟以后，从煤中分解出来的液体（蒸汽状态）和气体产物，减去煤中所含的水份，即为煤的挥发份。

挥发份一般用干燥无灰基表示（Vaf）。

它是决定锅炉着火和燃烧稳定性的重要指标，主要影响飞灰可燃物。

（20）送、引风机单耗（kWh/吨汽）：指锅炉产生每吨蒸汽送、引风机消耗的电量。

送、引风机单耗=送、引风机耗电量/∑锅炉增发量
送、引风机耗电率=送、引风机耗电量/∑发电量×100
（21）一次风机单耗（kWh/吨煤）：一次风机单耗=一次风机耗电量/∑入炉煤量。

（22）除灰、除尘单耗（kWh/吨煤）：是指产生一吨蒸汽除灰、除尘系统所有耗的电量。

除灰、除尘用电主要包括炉排、捞渣机、碎渣机、冲灰泵、除尘泵、灰浆泵、轴封泵、电除尘器及照明用电量等。

（23）汽轮发电机组热耗率 kj/kWh：是指汽轮发电机组每发一千瓦时电量耗用的热量。

它反映汽轮发电机组热力循环的完善程度，是考核其性能的重要指标。

（24）汽轮发电机组绝对电效率（汽机效率）%：汽轮发电机组每发一千瓦时电能，占汽轮机内所消耗热量的百分数。

汽机效率=3600/汽轮发电机组热耗率×100
（25）给水温度℃：指最后一个高压加热器出口的联承阀后给水温度。

利用抽汽加热给水，目的是减少汽机侧冷源损失，提高循环热效率。

给水温度与高加投入率、机组负荷、加热器性能、给水旁路严密性等关系密切。

（26）、高加投入率 %：高加投入率是指高加投入时间占机组运行时间的百分比。

它与高加的启动方式、运行操作水平、检修工艺、和高加本身的性能有密切关系，三台高加全部停运，影响煤耗约9.5 g/kW.h。

（27）真空度 %：真空度是指真空占大气压力的百分率。

提高真空度目的在于降低排汽压力。

排汽压力愈低，绝热焓降愈大，汽机热效率就高。

但有个限度，即达到极限真空为止。

超过极限真空，反而不经济。

（28）凝汽器端差℃：排汽温度与凝汽器出口水温度之差为凝汽器端差。

凝汽器设计端差一般选4.5-6.5℃。

端差增大，排汽温度和压力增大，真空变坏。

端差与循环水流量、凝汽器结构、汽阻、真空泵性能、铜管的清洁程度、真空系统严密性等有关。

端差增大1℃约影响真空0.3kpa，煤耗1 g/kW.h。

（29）真空严明性 Pa/min：真空严密性是指机组真空系统的严密程度，以真空下降速度表示。

真空系统下降速度=真空下降值（Pa）/试验时间（min）试验时负荷稳定在80%以上，关闭连接抽气器的空气阀（最好停真空泵），30S后开始每0.5 min记录机组真空值一次，共计录8 min，取后5 min的真空下降值，200MW以上机组平均每分钟应不大于400 Pa为合格。

（30）凝结水过冷度℃：凝结水过冷的温度称过冷度。

凝结水过冷使循环水带走过多的热量，反而使机组的经济性降低。

正常运行时过冷度一般为0.5-1 ℃。

过冷度=排汽温度-凝结水温
（31）循环水入口温度℃：指进入凝汽器入口冷却水温度，是影响真空度重要指标之一。

当凝汽器热负荷和循环水量一定时，循环水入口温度愈低，冷却效果越好，真空会越高，闭式循环机组入口温度除与季节气温有关外，还与冷却设备（水塔、喷水池）的冷却效率有关。

（32）循环水温升℃：
指排循环水出口温度与入口温度之差。

他与循环水泵出力、系统阻力、铜管结垢、堵杂物造成循环水量变化有直接关系。

同负荷下温升的大小，说明循环水量的大小，因此可作为循泵调度的参考指标。

温升变化1℃，影响热耗变化0.3-0.5%，煤耗1-1.5 g/kW.h。

五、经济指标
包括综合标煤单价、售电平均单价、售热平均单价等。

其中，综合标煤单价是指购买每单位标准煤所需的费用，包括购买煤所需费用以及运费等等；售电平均单价是指计划时期内发电产厂售电总纯收入与输出电量的比值；售热平均单价是指计划时期内发电厂售热总纯收入与输出热量的比值；
为什么大电流在开断时会产生电弧？
电弧产生和熄灭的物理过程简述如下：在开关断开过程中，由于动触头的运动，使动、静触头间的接触面不断减小，电流密度就不断增大，接触电阻随接触面的减小就越来越大，因而触头温度升高，产生热电子发射。

当触头刚分离时，由于动、静触头间的间隙极小，出现的电场强度很高，在电场作用下金属表面电子不断从金属表面飞逸出来，成为自由电子在触头间运动，这种现象称为场致发射。

热电子发射、场致发射产生的自由电子在电场力作用下加速飞向阳极，途中不断碰撞中性质点，将中性质点中的电子又碰撞出来，这种现象称作碰撞游离。

由于碰撞游离的连锁反应，自由电子成倍地增加(正离子亦随之增加)，大量的电子奔向阳极，大量的正离子向负极运动，开关触头间隙便成了电流的通道，触头间隙间介质被击穿就形成电弧。

通常采用速拉灭弧、吹弧灭弧、冷却灭弧、短弧灭弧、狭缝灭弧和真空灭弧等。

电力系统中性点有哪些接地方式？请分析其特点，说明适用场合、注意事项。

中性点的接地方式有：不接地、经消弧线圈接地和直接接地三种，前两种又称中性点非直接接地系统，也称为小接地电流系统。

后一种称为大接地电流系统。

（1）不接地方式
单相接地故障时，由于线电压保持不变，用户虽然能继续工作，但是接地处电流可能会出现电弧。

当线路不长、电压不高时，接地电流较小，电弧一般能自动熄灭，特别是35kV及以下的系统中，绝缘方面的投资增加不多，而供电可靠性较高的优点突出，所以中性点宜采用不接地的运行方式。

当电压高、线路长时，接地电流较大。

可能产生稳定电弧或间歇性电弧，而且电压等级较高时，整个系统绝缘方面的投资大为增加。

上述优点便不存在了。

目前我国中性点不接地系统的应用范围：
（1）电压在500V以下的三相三线制装置；
（2）3～10kV系统当接地电流Ic≤30A时；
（3）20～60kV系统当接地电流Ic≤10A时；
（4）与发电机有直接电气联系的3～20kV系统，如要求发电机带内部单相接地故障运行，当接地电流Ic≤5A时。

注意事项：1）应装设绝缘监视或接地保护装置，在系统发生接地故障时，发出
警报，提醒工作人员采取措施，排除故障；
2）一相接地系统允许继续运行的时间，最长不得超过2h；
3）若接地电流大于5A时，发电机、变压器和电动机都应装设动作于跳闸的接地保护装置。

（2）经消弧线圈接地方式
这种运行方式下正常运行情况和单相接地故障时的电压情况与中性点不地系统的电压情况一样。

优点：可靠性高、投资不太大。

应用范围：
我国规定，凡是不符合中性点不接地运行方式的3～60kV系统，均采用中性点经消弧线圈接地的运行方式。

在我国110kV系统，大多不采用消弧线圈接地的运行方式而直接采用直接接地。

主要是为了减少设备和线路的绝缘投资，但是在个别雷害事故较严重的地区和某些大城市电网，为了提高供电可靠性，也会采用经消弧线圈接地的运行方式。

注意事项：发生单相接地故障时的运行时间不允许超过2h。

（3）直接接地方式
优点：在单相接地时非故障相的对地电压接近于相电压，从而使电网的绝缘水平和造价降低。

缺点：供电可靠性比前两种运行方式低。

为了弥补这一缺点，目前，在中性点直接接地系统的线路上广泛装设有自动重合闸装置，发生单相接地短路时，断路器跳开，经一段时间，在自动重合闸装置作用下断路器再次合闸，如果故障是暂时性故障，则线路接通后用户恢复供电；如果是永久性故障，断路器再次跳开。

为了限制单相接地电流，减少接地装置的投资，通常只将电网中一部分变压器的中性点直接接地。

适用范围：
目前，中性点直接接地系统用在220kV及以上系统，110kV系统也大都采用中性点直接接地的运行方式。

注意事项：应装设自动重合闸装置，在系统一相接地线路切除后，立即自动重合，再试送一次，如为瞬时故障，送电即可恢复。