电力/热力/燃气/水
燃煤发电
燃煤发电


简介

火力发电(thermal power,thermoelectricity power generation)是利用可燃物在燃烧时产生的热能,通过发电动力装置转换成电能的一种发电方式。中国的煤炭资源丰富,1990 年产煤 10.9 亿吨,其中发电用煤仅占 12%。火力发电仍有巨大潜力。利用煤、石油和天然气等燃料所含能量发电的方式统称为火力发电。火力发电分为燃煤汽轮机发电、燃油汽轮机发电、燃气一蒸汽联合循环发电和内燃机发电。中国火电约占全国发电设备装机总量的 3/4。中国拥有大量煤炭资源,因此目前中国火力发电主要采用燃煤发电。但是,火力发电在以低成本的方式解决国家电力紧缺问题的同时,对环境的污染也是最为严重的。

机组类型

燃煤发电是通过燃烧燃料来加热水路中的水,使水由液态变为气态,推动汽轮机来带动发电机发电的发电方法。机组类型与汽轮机类型有关。

纯凝汽式机组

凝汽式汽轮机,是指蒸汽在汽轮内膨胀做功以后,除小部分轴封漏气之外,全部进入凝汽器凝结成水的汽轮机。

实际上为了提高汽轮机的热效率,减少汽轮机排汽缸的直径尺寸,将做过部分功的蒸汽从汽轮机内抽出来,送入回热加热器,用以加热锅炉给水,这种不调整抽汽式汽轮机,也统称为凝汽汽轮机。火电厂中普遍采用的专为发电用的汽轮机。凝汽设备主要由凝汽器、循环水泵、凝结水泵和抽气器组成。汽轮机排汽进入凝汽器,被循环水冷却凝结为水,由凝结水泵抽出,经过各级加热器加热后作为给水送往锅炉。

汽轮机的排汽在凝汽器内受冷凝结为水的过程中,体积骤然缩小,因而原来充满蒸汽的密闭空间形成真空,这降低了汽轮机的排汽压力,使蒸汽的理想焓降增大,从而提高了装置的热效率。汽轮机排汽中的非凝结气体(主要是空气)则由抽气器抽出,以维持必要的真空度。

抽汽凝汽式机组

相对于纯凝式汽轮机,有部分蒸汽在汽缸中中被抽出并向外提供热源。

纯背压机组

背压机组是以热负荷来调整发电负荷的发电机组,也就是说发电量跟着外界供蒸汽的多少来变化的,汽轮机进多少气机组排多少气。所以背压汽轮机的经济性较好,而抽汽汽轮机可以纯发电也可以通过抽气向外界供热,它的电热相互调整性比较好,一般热电单位都装有两台汽轮机,单位可以根据外界负荷的变化作出相应的调整,保证机组经济运行。

抽汽背压机组

相对于纯背压汽轮机,有部分蒸汽在汽缸中中被抽出并向外提供热源。

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。煤的成分分析分为两种,工业成分分析和化学成分分析。

  • 工业成分分析:挥发分、固定碳、水分、灰分。
  • 化学成分分析:碳、氢、氧、氮、硫、水分、灰分。

成分指标一般有:发热量(Qnet,ar)、全硫(St,d%)、灰分(Ad%)、挥发份(Vd%)、全水份(Mt%)、固定碳(Fc)、焦渣特征。

  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%。
来自360问答

1987年,火电厂发电量的87%是煤电,其余13%是其它燃料发出的。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。20世纪70年代以来,燃气-蒸汽联合循环机组发电的火电厂得到重视,还在发达国家出现了垃圾发电。垃圾发电时需先将垃圾分类,热值高的直接在锅炉内燃烧,对于不能直接燃烧的有机物进行发酵,用发酵产生的甲烷气体燃烧。

附:褐煤,又名柴煤(英文:Lignite (coal);brown coal ;wood coal),是煤化程度最低的矿产煤。一种介于泥炭与沥青煤之间的棕黑色、无光泽的低级煤。化学反应性强,在空气中容易风化,不易储存和远运,燃烧时对空气污染严重。但是由于优质煤几乎被采空,褐煤如今已成为我国主要使用的煤;无烟煤(英文名称anthracite),俗称白煤或红煤。是煤化程度最大的煤。无烟煤固定碳含量高,挥发分产率低,密度大,硬度大,燃点高,燃烧时不冒烟。黑色坚硬,有金属光泽。以脂摩擦不致染污,断口成贝壳状,燃烧时火焰短而少烟。不结焦。一般含碳量在90%以上,挥发物在10%以下。无胶质层厚度。热值约6000-6500千卡/公斤。有时把挥发物含量特大的称做半无烟煤;特小的称做高无烟煤;烟煤是煤的一类。该种煤含碳量为75%~90%,不含游离的腐殖酸。大多数具有粘结性;发热量较高。燃烧时火焰长而多烟。多数能结焦。密度约1.2-1.5。挥发物约10%-40%。相对密度1.25~1.35,热值约27170-37200千焦/千克(6500-8900千卡/公斤)。挥发分含量中等的称做中烟煤;较低的称做次烟煤。燃烧时火焰较长而有烟的煤,煤化程度较大的煤。外观呈灰黑色至黑色,粉末从棕色到黑色。由有光泽的和无光泽的部分互相集合合成层状,沥青、油脂、玻璃、金属、金刚等光泽均有,具明显的条带状、凸镜状构造;贫煤是煤化程度最高的一种烟煤,加热时不产生胶质体,因此称为贫煤。贫煤挥发分低,一般无粘结性,因此不能结焦。贫煤主要用于动力和民用燃料。贫煤为煤炭的其中一种。

来自360百科

燃料的来源

燃料产地

美国生产的煤炭占世界煤炭的13%以上,2012 - 2013年期间生产了92.2亿吨煤炭。美国消耗全球约11%的煤炭,是世界第二大煤炭消费国。美国37%电力依赖煤炭。美国还拥有世界上最大的煤炭储量,约为2370亿吨。

印度每年生产约6.05亿吨煤,消耗全球约8%的煤炭,使其成为第三大煤炭和生产国。印度出口总量1.6亿吨,使其成为仅次于中国和日本的第三大出口国。印度煤炭储量估计为606亿,是世界第三大煤炭储量。印度约68%的能源来自煤炭。

中国山西省为世界最大最高密度煤业聚集区,全省产煤120亿吨以上,采煤形成的采空区达到2万平方公里,相当于山西省1/8的面积。我国的原煤产地主要集中在西北地区,内蒙古、山西和陕西的原煤产量占到全国总产量的三分之二以上,其它地区最多只能自给自足,大部分需要从外省采购。 焦炭的主要产地在山西和河北,占到全国总产量的三分之一。除国产动力煤外,我国东南沿海很多电厂会进口煤炭,主要来自印尼及澳大利亚,进口煤售价较国产煤更低,但燃烧室会出现易爆燃、易结焦等问题。

燃料运输

煤通过高速公路卡车、铁路、船舶或煤浆管道等方式输送。一些电厂甚至直接建在煤矿边上,用传送带送煤。大型的运煤火车专列可长达两公里,包含100节车厢,每节载煤100多吨以上,总量可达一万吨左右。其中公路主要承担短距离的煤炭运输,特别是乡镇煤矿生产规模小,布点分散,大量煤炭靠汽车集运到铁路车站。由于小型村镇铁路运力不足,公路运输作为辅助运输手段,对煤炭的运输也起到了重要作用。而世界上第一条实用运输管道是美国于1957年在西弗吉尼亚州建成的水力输煤管道,经过30年的发展,管道运输已成为工业国家重要的运输技术。

燃料加工

煤会先被先碾成长度不大于2英寸(5厘米)的小块,然后运送到电厂的堆料场上,通过传送带源源不断的输入。其用量最高可达每小时3600吨。

对于燃烧粉煤的电厂,煤块在进入锅炉之前会先在磨煤机里磨成粉,然后用预热空气吹进炉中。一个600MW(兆瓦)的发电站可能有6个这样的磨煤机(一个备用),全力负载时可以每小时提供200多吨进入锅炉。不燃粉煤的电厂,2-英寸(51-毫米)的煤块直接通过料仓送到活动炉排或旋风炉(一种可以高效燃烧大块燃料的燃烧器)中。

至于燃料油和天然气发电站,燃料不需特别处理,液态的天然气和提炼提纯过的石油产物运至发电站可直接加入机组燃料槽。

燃料价格

发电过程

流程简介

  1. 煤炭在锅炉中燃烧产生大量热量。【化学能→热能】
  2. 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;高压蒸汽的热能转化为机械能后,形成凝结水汽。【热能→机械能】
  3. 冷却水与凝结水汽热交换,凝结水汽继续循环,吸收燃烧热产生高压蒸汽;冷却水获得热量用于城市的集中供暖和供热。(家住电厂附近暖气比较旺就是这个原因)【热能→集中供暖、供热】
  4. 高压蒸汽推动转子转动发电。【机械能→电能】

具体过程

燃煤用输煤皮带从煤场运至煤斗中。大型火电厂为提高燃煤效率都是燃烧煤粉。因此,煤斗中的原煤要先送至磨煤机内磨成煤粉。磨碎的煤粉由热空气携带经排粉风机送入锅炉的炉膛内燃烧。煤粉燃烧后形成的热烟气沿锅炉的水平烟道和尾部烟道流动,放出热量,最后进入除尘器,将燃烧后的煤灰分离出来。洁净的烟气在引风机的作用下通过烟囱排入大气。助燃用的空气由送风机送入装设在尾部烟道上的空气预热器内,利用热烟气加热空气。这样,一方面使进入锅炉的空气温度提高,易于煤粉的着火和燃烧,另一方面也可以降低排烟温度,提高热能的利用率。从空气预热器排出的热空气分为两股:一股去磨煤机干燥和输送煤粉,另一股直接送入炉膛助燃。燃煤燃尽的灰渣落入炉膛下面的渣斗内,与从除尘器分离出的细灰一起用水冲至灰浆泵房内,再由灰浆泵送至灰场。火力发电厂在除氧器水箱内的水经过给水泵升压后通过高压加热器送入省煤器。在省煤器内,水受到热烟气的加热,然后进入锅炉顶部的汽包内。在锅炉炉膛四周密布着水管,称为水冷壁。水冷壁水管的上下两端均通过联箱与汽包连通。汽包内的水经由水冷壁不断循环,吸收着煤受燃烧过程中放出的热量。部分水在水冷壁中被加热沸腾后汽化成水蒸汽,这些饱和蒸汽由汽包上部流出进入过热器中。饱和蒸汽在过热器中继续吸热,成为过热蒸汽。过热蒸汽有很高的压力和温度,因此有很大的热势能。具有热势能的过热蒸汽经管道引入汽轮机后,便将热势能转变成动能。高速流动的蒸汽推动汽轮机转子转动,形成机械能。汽轮机的转子与发电机的转子通过连轴器联在一起。当汽轮机转子转动时便带动发电机转子转动。在发电机转子的另一端带着一台小直流发电机,叫励磁机。励磁机发出的直流电送至发电机的转子线圈中,使转子成为电磁铁,周围产生磁场。当发电机转子旋转时,磁场也是旋转的,发电机定子内的导线就会切割磁力线感应产生电流。这样,发电机便把汽轮机的机械能转变为电能。电能经变压器将电压升压后,由输电线送至电用户。释放出热势能的蒸汽从汽轮机下部的排汽口排出,称为乏汽。乏汽在凝汽器内被循环水泵送入凝汽器的冷却水冷却,重新凝结成水,此水成为凝结水。凝结水由凝结水泵送入低压加热器并最终回到除氧器内,完成一个循环。在循环过程中难免有汽水的泄露,即汽水损失,因此要适量地向循环系统内补给一些水,以保证循环的正常进行。高、低压加热器是为提高循环的热效率所采用的装置,除氧器是为了除去水含的氧气以减少对设备及管道的腐蚀。

以上分析虽然较为繁杂,但从能量转换的角度看却很简单,即燃料的化学能→蒸汽的热势能→机械能→电能。在锅炉中,燃料的化学能转变为蒸汽的热能;在汽轮机中,蒸汽的热能转变为转子旋转的机械能;在发电机中机械能转变为电能。炉、机、电是火电厂中的主要设备,亦称三大主机。与三大主机相辅工作的设备成为辅助设备或称辅机。主机与辅机及其相连的管道、线路等称为系统。火电厂的主要系统有燃烧系统、汽水系统、电气系统等。 除了上述的主要系统外,火电厂还有其它一些辅助生产系统,如燃煤的输送系统、水的化学处理系统、灰浆的排放系统等。这些系统与主系统协调工作,它们相互配合完成电能的生产任务。为保证这些设备的正常运转,火电厂装有大量的仪表,用来监视这些设备的运行状况,同时还设置有自动控制装置,以便及时地对主辅设备进行调节。现代化的火电厂,已采用了先进的计算机分散控制系统。这些控制系统可以对整个生产过程进行控制和自动调节,根据不同情况协调各设备的工作状况,使整个电厂的自动化水平达到了新的高度。自动控制装置及系统已成为火电厂中不可缺少的部分。

燃煤系统

首先,传送带将原煤送至磨煤机内磨为煤粉以提高煤的燃烧效率。之后,煤粉将被热空气鼓入锅炉,煤粉燃烧加热锅炉并使锅炉中的水变为水蒸汽。燃烧煤形成的烟气将通过锅炉的烟气管道流动,经过省煤器和空气加热器来对水和空气进行预加热。之后将经过除尘器来脱出粉尘,通过脱硫装置脱去烟气中的硫氧化物。洁净烟尘将通过吸风机吸入烟囱并排入大气。

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,送到锅炉的再热器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器除氧,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。

发电机和电气系统的工作流程

具备一定能量的蒸汽在汽轮机中由热能转化成动能,汽轮机转子与发电机转子刚性相接,带动发电机转子转动,同时由发电机励磁系统产生的直流电通过碳刷送至转子线圈中,产生旋转磁场,由于电磁感应作用,在定子线圈中产生同步交变电流,完成了动能到电能的转换。发电机产生的电能,一部分经高压厂用变压器降压送至厂用电系统,一部分经励磁变降压送至励磁系统,绝大部分经主变压器升压后送至变电站(电气主接线),再通过输电线路送至电网。

电气系统

220KV主接线系统

系统的作用:电厂与电网的连接枢纽,汇集和分配本厂电能,也可将电网电能反送至电厂。

系统的主要组成设备:由母线单元、馈线单元、电源单元组成,具体由以下设备组成:母线、SF6断路器、隔离开关及接地刀闸、电流互感器、电压互感器、线路高频阻波器、二次系统(保护及自动装置、网络监控系统、五防机)。

系统的运行方式及工艺流程(介绍设备的运行状态): 正常运行方式:发电机出口电能24KV经主变升压至220KV后,经过发变组单元的断路器、隔离开关后送至220KV母线。其中绝大部分经出线单元将电能输送至电网,一小部分经启备变单元将电能输送至厂用电系统的公用系统。

发变组系统

(1)系统的作用:发电机将汽轮机的动能转变成电能,通过主变压和厂高变降压后送至电网及厂用电系统。 (2)系统的主要组成设备:发电机、主变压器、厂高变、励磁系统、中性点接地变压器、封闭母线、PT、CT、避雷器、保护及自动装置、(氢油水系统)。 (3)系统的工艺流程:汽轮机带动发电机转子以同步速3000rpm转动,同时发电机励磁系统将直流电通过碳刷送至发电机转子线圈中,在汽轮机的带动下,产生旋转磁场,固定在定子铁芯内的定子三项绕组切割旋转磁场,感应出同步交变三相电动势,完成了由动能到电能的转换。发电机发出的电能分为三部分:大部分通过主变压器升压并经升压站输送至电网,小部分通过厂用高压变压器降压后送至厂用电系统,极少部分经励磁系统整流成直流电 向发电机转子提供励磁电流。

励磁系统

(1)系统的作用:发电机正常运行时向发电机提供可自动调节的励磁电流;故障时向发电机提供强励电流,发电机解列时灭磁。 (2)系统的主要设备:励磁变、整流柜、调节柜、灭磁开关、碳刷。 (3)系统的工艺流程:发电机出口(24KV)交流电能经励磁变降压(1080V)后送至整流柜,经整流后的直流电在励磁调节装置的作用下,根据发电机机端电压调整整流柜励磁电流的输出,经过碳刷送至发电机的转子线圈。

厂用电系统

(1)系统的作用:分为高压6KV和低压400V系统,为本厂自用负荷提供交流电源。 (2)系统的主要设备:母线、断路器、PT、低压厂变、柴油发电机、保护及自动装置。 (3)系统的运行方式及工艺流程:

UPS(Uninterruptible Power System/Uninterru)系统

(1)系统的作用:为单元机组的分散控制系统、自动装置、热工保护、只能装置,调节装置等不能停电负荷提供不间断且频率、电压稳定的电源。 (2)系统的主要设备:隔离变压器、稳压器、整流器、逆变器、静态开关、馈线柜。 (3)系统的运行方式及工艺流程:主路供电/直流供电/旁路供电。 直流系统 (1)系统的作用:向全厂直流控制、保护、自动装置、热控、信号、UPS、事故照明、直流电机等提供直流电。 (2)系统的主要设备:蓄电池、充电单元、微机监控单元、绝缘监察单元。

  • 高频开关电源柜:输入滤波器(双向过滤杂波)—整流滤波—逆变(整流成高频交流2~3万Hz)—输出整流滤波—直流电
  • 微机监控:交流输入检测、直流检测、绝缘监测、电池巡检等
  • 绝缘监察装置:对母线绝缘实时监测、馈线绝缘进行自动巡检(对馈线的正对地、负对地绝缘电阻及对地电压一一对应显示)

生产组织

燃料车间

负责燃料准备、配煤、磨煤、输煤

锅炉车间

包括锅炉司炉、电除尘、脱硫、风机等

汽机车间

包括汽机司机、化学(给水除氧)等

电气车间

负责全厂一次系统、二次系统、直流系统等

资产与负债

资产

固定资产和非固定资产。

固定资产

企业使用期限超过1年的房屋、建筑物、机器、机械、运输工具以及其他与生产、经营有关的设备、器具、工具等。不属于生产经营主要设备的物品,单位价值在2000元以上,并且使用年限超过2年的,也应当作为固定资产。 参考:电厂固定资产目录

非固定资产

一般的火力发电厂非固定资产均是土地和自用软件之类,多为无形资产。

负债

现如今多数火电单位负债主要为银行借款和拖欠的货款组成。

库存

主要库存是燃料、石灰石、物资材料。 燃料:燃油、燃煤和燃气。燃料在燃烧时加热水生成蒸汽,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。 石灰石:用于解决烟气排放中有害物的问题。 物资材料:用于生产需求的物资。

设计和规划

位置与环境

(1)符合城市总体规划要求。

(2)应尽量利用劣地或非耕地,或安排在《城市用地分类与规划建设用地标准》规定的三类工业用地内。

(3)应尽量靠近负荷中心。

(4)经济合理,以便缩短热管道的距离,燃油电厂一般布置在炼油厂附近。

(5)电厂铁路专用线选线要尽量减少对国家干线通过能力的影响。

(6)电厂生产用水量大,包括汽轮机凝汽用水、发电机和泊的冷却用水,除灰用水等。大型电厂首先应考虑靠近水源,直流供水。但是在取水高度超过20m时,采用直流供水不经济。

(7)燃煤发电厂应有足够的贮灰场,贮灰场的容量要能容纳电厂10年的贮灰量。贮灰场址应尽量利用荒、滩地或山谷。

(8)电厂选址应在城市环境容量允许条件下,满足环保要求。

(9)厂址选择应充分考虑出线条件,留有适当的出线走廊宽度。

(10)电厂厂址应满足地质、防震、防洪等要求。厂址标高应高于百年一遇的水位。如厂址标高低于洪水位时,其防洪堤堤顶高应超过百年一遇的洪水位0.5 -1. 0m.

投资与评估

规模与功能

风格与形式

组织结构

环境影响

污染来源

世界能源需求预计到2030年将提升60%。介于全球有超过5万座活动的煤电站,国际能源署预计到2030年仍有85%的能源是化石燃料。

一些国际组织密切关注化石燃料,尤其是煤对环境的影响。火力发电的污染来源主要来源于燃料,煤燃烧是空气污染以及酸雨的罪魁祸首。而燃煤所排出的二氧化碳(CO2)是温度气体之一,会做成温室效应,现在已经可以肯定人为排放温室气体是近期全球暖化的主因,所以排放二氧化碳与全球暖化有极大关系。因为其化学结构所致,很难在燃烧之前从固体煤中去除杂质。不过,得益于现代工业的发展,通过对烟囱排放的废气的过滤及更高效率的锅炉,当代煤电站的污染已比过去小很多,非二氧化碳污染已经低到很接近天然气。

煤燃烧排放烟气中还含有硫氧化物 SOX(主要包括SO2、SO3)和氮氧化物 NOx(主要包括NO、NO2、N2O3、N2O4、N2O5),其中 SO2、NO 和 NO2 是大气污染的主要成分,也是形成酸雨的主要物质。

污染物硬煤褐煤燃料油其他油气体燃料
CO2(g/GJ)94600101000774007410056100
SO2(g/GJ)765136113502280.68
NOx(g/GJ)29218319512993.3
CO(g/GJ)89.189.115.715.714.5
非甲烷有机化合物(g/GJ)4.927.783.703.241.58
颗粒物(g/GJ)12033254161.910.1
废气体积总量(m3/GJ)360444279276272
欧洲环境署基于欧盟的发电站,给出的不同燃料的排放量http://www.eea.europa.eu/publications/technical_report_2008_4/at_download/file

解决方案

利用压力转换技术提高发电效率;对烟尘采用脱硫除尘处理或改烧天然气;气轮机改用空气冷却,储电设备对稳定电压的消耗减小到极致;此外,产生的沸水能量利用率应在现有基础上大大提高,不仅仅局限于循环利用水资源和供暖,应考虑与热能源转化站进行合作。

替代物

化石能源的替代物包括核能、太阳能、地热能、风能、潮汐能、水力发电以及其他可再生能源。其中有些已经在工业中实际使用(如核能、风能、潮汐能和水力发电),其他很多还在开发研究之中。就目前而言,其他各种电站的发电成本仍然高于化石燃料发电,不过这里仅考虑了直接成本(燃料、建设等),未考虑污染等导致的间接成本所需的费用(例如污染导致人类疾病的医疗成本)。另外,这些电站需要在特定的地方建设才能发挥作用,而且运作时仍然会对生态环境构成一定程度的影响。

各种发电方法所产生的每单位电最所产生整体二氧化碳(CO2)排放量

发电方法简述每单位电量所产生的二氧化碳(g CO2/kWhe)(百一分段价)
水力发电假设利用水塘,不含水坝建设4
风力发电厂位于低成本陆地的情境,不含海上型12
核电以普遍的第二代核反应堆计算,不含更新型科技16
生质燃料 18
聚光太阳能热发电 22
地热发电 45
太阳能电池多晶硅太阳能电池生产过程的碳排放46
燃气发电假设加装燃气涡轮,联合废热回收蒸汽发生器469
燃煤发电 1001
由1989~2010年间的各种相关研究报告整理而成

成本

项目总投资包括建筑工程费、设备购置费、安装工程费、其他费用、建设期利息、脱硫脱硝系统费。

项目总投资=装机容量×(单位造价+脱硫装置单位造价+脱硝装置单位造价)

预期年发电量=装机容量×预期年利用小时数。

其次,考虑发电厂的成本参数。

成本参数 成本支出=生产成本+税金及附加。

生产成本=固定成本+变动成本=(折旧费+摊销费+保险费+大修费+工资及福利费+土地使用费+财务费用)+(燃料成本+水费+脱硫脱硝费+材料费和其他)

税金及附加主要包括增值税、城市维护建设税、教育附加费。

折旧费、摊销费、保险费和大修费由发电项目总投资决定。

项目总投资中的95%形成固定资产、2.5%形成无形资产,剩余2.5%为其他资产。固定资产残值率为5%,采用平均年限法计提15年折旧。无形资产和其他资产采用平均年限法计提摊销费,计提年限为5年。

保险费和大修费的提存率以项目总投资为提存基础并根据行业标准分别设置。

燃料成本由发电量、煤耗率、电煤价格共同决定。这里的煤耗率是指标准煤耗率,每千克标准煤的热值为7000大卡,若煤价为非标准煤的价格,需要根据其实际热值将煤价转换为燃料价格。

增值税=销项增值税-进项增值税。

销项增值税的计税依据是销售额,度电成本也可理解为电厂在经营期末实现项目投资的完全收回时的上网电价,因此度电成本与年发电量的乘积需要保障每年生产成本的支出。

进项增值税是购进货物或接受劳务时支付的增值税额,计税依据包括燃料费、水费、材料费、保险费、修理费等。

城市维护建设税和教育附加费的计税依据为增值税。

金融成本

原材料成本

山西的参考

2010年7月22日山西省各地区最新煤炭价格详情 品名 规格 产地 价格 备注 无烟喷吹煤 Q7500 s0.5 A10.5 V<10 晋城 990 出厂含税价 无烟喷吹煤 Q7000 s0.3 A12 V<8-10 晋城 920 出厂含税价 无烟喷吹煤 V13-15 A12 S0.5 可磨70 晋城 1000 车板含税价 无烟末煤 S:<1 V:6-8 Q:6000 晋城 650 坑口含税价 中 块 S:0.5 V:5-8 Q:6500 阳城 880 坑口含税价 大 块 S:0.27 V:6-7 Q:6500 晋城 890 坑口含税价 无烟末煤 Q6000 S<0.5 V6~7 晋城 700 车板含税价 无烟末煤(电煤) S:<1 V:6-8 Q:5500 晋城 650 车板含税价 洗中块 Q>7500 S:<1 V:6-8 晋城 970 车板含税价 洗小块 Q>7500 S:<1 V:6-8 晋城 940 车板含税价 无烟洗精煤 A9.3 V8 S0.5 Q7000 高平 1000 车板含税价 无烟末煤 Q6000 S0.39 高平 710 车板含税价 无烟中块 Q7000 S0.3 晋城 930 车板含税价 焦精煤 S1.3 V20-23 A<10 G>75 古交 1500 车板含税价 肥精煤 S1.3 V24-28 A<10 G>85 古交 1510 车板含税价 焦精煤 S1.4 V20-23 A<11 G>65 古交 1350 车板含税价 瘦精煤 S1.3 V18-20 A<11 G>35 古交 1200 车板含税价 焦精煤 A8-9 S≤0.4 V18 G>78 长治县 1500 出厂含税价 焦精煤 A<8 S0.5 V15~17 G>75 沁源 1500 出厂含税价 瘦精煤 A<9 S0.3 V17 G>40-60 矿区 1200 车板含税 喷吹煤 Q7000 V12 A12 S0.6 清徐 960 出厂含税价 喷吹煤 V13-16 A10 S<1 Mt10 古交 920 出厂含税价 配焦煤(原煤) S<1 V:33 G50-60 矿区 500 坑口不含税 瘦精煤 s<0.6 V14-16 A9-11 G60 河津市 1200 出厂含税价 1/3焦煤 S<1 V32-35 G>80 A10 稷山县 1255 出厂含税价 高硫肥煤 S1.8 V33 G>90 稷山县 1300 出厂含税价 主焦精煤 S<1 A9.5-10 V<27 G75 稷山县 1340 出厂含税价 原煤 Q:5800 S:1.2 V:30 大同矿区 640 坑口含税价 38块煤 Q6000 S0.4 V33 A14 大同矿区 700 坑口不含税 38块 Q6000 S0.8 V33 大同矿区 800 坑口含税价 原煤 Q:5500 s1.2 v33 大同矿区 600 坑口含税价 原煤 Q:6000 s1.2 v33 大同矿区 620 坑口含税价 原煤 Q6500 S0.4 V33 A14 大同南郊 660 坑口不含税 原煤 Q:5500 S0.5 V27-28 大同矿区 635 车板含税价 动力煤 Q5500 S1.5 忻州 480 坑口含税价 动力煤 Q6000 S1.5 忻州 560 坑口含税价 动力煤 Q4800 S1.25 忻州 430 车板含税价到宁武、轩岗站 电煤炭 Q4600 宁武县 330 坑口价(露天矿) 电煤 Q5100 宁武县 420 坑口价(露天矿) 2#精煤 Q6300 S<1.5 A<15 v<13-18 矿区 700 车板含税价 动力煤 Q5300 s<1.8 v<14-18 古交 590 车板含税价 动力煤 Q5100 s<2 古交 480 出矿含税价 动力煤 Q5300 s<3 古交 560 车板含税价 电煤 Q5000;A13;S1.2-1.5 小店区 590 出厂含税价 电煤 Q4300 A38.3 S0.6 霍州 420 出厂含税价(全票) 洗混煤炭 Q4000 A33-37 V33-35 S1.0 霍州 400 出厂含税价(全票) 动力煤 Q5500 S1 V12 晋城 640 车板含税价 贫混煤 Q5500 S0.37 V:12.5 A:16.8 长治县 630 车板含税价 动力煤 A≤11 V:12-16 Q:5500 潞安 610 车板含税价 动力煤 Q5500 S:0.8 V:18 A:15 潞安 640 车板含税价 动力煤 Q6000 S0.5 V12 A12 长治县 680 车板含税价 贫瘦煤 Q5500 S0.5 A26 长子县 640 车版含税价 电煤 Q5500-6200 V15-18 S<0.4 襄垣县 660 车板含税价 洗混煤 Q5300 s<2.8 v 23 孝义 560 车板含税价 洗混煤 Q4300 S2 V26.5 孝义 400 车板含税价 洗混煤 Q4300 S0.5 V21-25 柳林 480 车板含税价 动力煤 Q5800-6200 S2.3 V20 离石 520 坑口含税价 动力煤 Q5500 v25 s<1 临汾 610 车板含税价 电煤 Q4500 v25 s<1 洪洞 520 车板含税价 电煤 Q6000 S<1.5 尧都区 630 车板含税价 瘦混煤 Q6000 S:1 V18 河津 550 出矿含税(无货) 动力煤 Q5500 S1 v12-15 稷山县 610 车板含税价 动力煤 Q5000 V22-25 S1.5-2 河津 410 坑口含税价(停) 动力煤 Q5500 S1 V22-25 河津 530 坑口含税价(停) 贫瘦末煤 Q 5000 S:1 v11 A27 通源 560 坑口含税 贫瘦末煤 Q 5000 S:1 v11 A28 盂县 550 坑口含税 贫瘦末煤 Q 5500 S:1 v11-18 A28 阳泉 620 车板含税 动力煤 Q5500 S:1.3 V18-26 M4-6 阳泉 640 车板含税 贫瘦末煤 Q5300 S:1.3 V23 阳泉 590 坑口含税 动力煤 Q5500 V12 盂县 540 坑口含税 动力煤 Q5000 S1.2 V16 阳泉 600 车板含税价 焦原煤 S0.4 G80 回75 A6 V34 忻州 810 坑口含税 1/3焦原煤 G75 回55 V32 A7 S0.6 忻州 630 坑口含税 焦精煤 A:10 S:1.5 V25 G:75 Y17 孝义 1300 出厂含税价 高硫焦精煤 A:10 S:2 V20 G:80 孝义 1200 出厂含税价 肥精煤 A:10 S:1.8 V28-32 G85 孝义 1320 出厂含税价(优质单一煤种) 肥精煤 A9.5 S0.6 V20 G>90 柳林 1500 车板含税(长) 主焦煤 A<12 S0.5 V21-25 G>85 Y20 孝义 1300 出厂含税价 焦精煤 A<11 S<0.9 V17 G>80 交城 1350 出厂含税价 精煤 A<11 V18-20 s<0.85 G>80 交城 1200 出厂含税(长)市场高100-200 主焦煤(原煤) A7-8 V21-22 S0.6 G90 回70 离石 1000 坑口含税价 焦精煤 A9.5 G85 V26 Y20 S1.6 孝义 1300 出厂含税价 瘦精煤 G60 A9.5 S1.2 V19 孝义 1350 出厂含税价(停) 焦精煤 S:0.5 V:22 A:9.5 G:75 乡宁 1500 出厂含税价(停) 焦精煤 S:0.45 V:22 A:9.5 G:89 古县 1500 出厂含税价 焦精煤 S:0.6 V:23 A:9.5 G:80 尧都 1500 出厂含税价 1/3焦煤 S:0.6 V33 A7 G80 蒲县 1450 出厂含税价 焦原煤 G85S0.6V18-22A20回收65-75 安泽 1000 坑口含税价 焦精煤 A9.5V18-22G85-90S0.5Mt8 安泽 1500-1560 出厂含税价(煤质有变) 主焦煤(单一) G83 Y17 V24 S0.6 萨拉齐 1300 出厂含税价 配焦煤(原煤) S<1 V:33 G50-60 大同矿区 500 坑口不含税 肥精煤 A<10 S1.3 G80-85 Y>22 李雅庄 1450 出厂含税价(全票) 1/3焦精煤 A<10 V<35 S<1.8 Y17 MT8 吕梁山煤电 1100 出厂含税价(全票) 肥精煤 A9.5 S1.5-1.8 V30 G85 灵石 1300 出厂含税价 配焦煤 A9 S1.3 V25 G70 介休 1000 出厂价 焦精煤 S1.3 V20-23 A<10 G>75 古交 1500 车板含税价 肥精煤 S1.3 V24-28 A<10 G>85 古交 1510 车板含税价 焦精煤 S1.4 V20-23 A<11 G>65 古交 1350 车板含税价 瘦精煤 S1.3 V18-20 A<11 G>35 古交 1200 车板含税价 原煤 S0.4 V41 G89 回收低 古交 650 车板含税价 焦精煤 A8-9 S≤0.4 V18 G>78 长治县 1550 出厂含税价 焦精煤 A<8 S0.5 V15~17 G>75 沁源 1560 出厂含税价 瘦精煤 A<9 S0.3 V17 G>40-60 长治矿区 1330 车板含税 无烟喷吹煤 Q7500 s0.5 A10.5 V<10 晋城 1030 车板含税价 无烟喷吹煤 Q7000 s0.3 A12 V<8-10 晋城 950 车板含税价 烟喷吹 S<0.5 A7 V32、33 包头 280 出厂含税价 喷吹煤 Q7000 V12 A12 S0.6 清徐 960 出厂含税价 喷吹煤 V13-16 A10 S<1 Mt10 古交 920 出厂含税价 烟煤喷吹 V<30-34 A<9 S<0.3 鄂尔多斯 800 - 喷吹煤 A:11 V:9 S:0.5 邯郸 1000 车板价 烟煤喷吹 V<30-34 A<9 S<0.3 鄂尔多斯 800 - 烟煤喷吹 V:30-34 A<9 S<0.5 鄂尔多斯 400 - 喷吹煤 Q 7200 S:0.65 A:11 阳泉 1030 车板含税价 喷吹煤 Q 6500 S<1 A10-11V7-9 阳泉 920 车板含税价 喷吹煤 Q6500 S:0.8 V12 A13 阳泉 1170 含税到厂价(货紧) 喷吹煤 Q7200 S:0.36 V:12.7 A:10 屯留县 950 出厂含税价 喷吹煤 Q7000 S:<0.5 V:16 A:9.5 长治县 920 出厂含税价 喷吹煤 S0.5 V10-20 A10 长治县 840 出厂含税价 喷吹煤 Q6100 S0.4 V12.5 A12.5 襄垣县 830 出厂含税价 喷吹煤 S:<0.5 V:11-13 A:11 潞安 960 车板含税价 喷吹煤 V<10.5 S<0.4 A13-16 襄垣县 910 出厂含税价 无烟洗精煤 A9.3 V7.28 S0.39 高平 990 车板含税价 无烟原煤 Q6000 S0.39 高平 710 车板含税价 无烟中块 Q7000 S0.3 晋城 930 车板含税价 无烟煤 V12 A16 Q6000 S1 翼城 650 坑口价 无烟中块 Q5800 S0.6 V<10 A8.7 翼城 860 坑口价

运输成本

我国的煤炭运输方式主要以铁路运输(铁路直达、铁水联运)为主、公路运输为辅的煤炭外运路网体系。因此,本文把煤炭的运费情况分为三部分进行分析:铁路运费情况、水路运费情况、公路运费情况。然后再举例计算煤炭从主产区至终端的运输成本。

一、铁路运费情况铁路

货物运输产品根据货物运输条件,制定各种类别的运价制度。按适用范围分为:普通运价、特定运价、地方运价、国际联运运价。按货物发送批量、使用容器分为:整车运价、零担运价、集装箱运价、冷藏车运价。按运输速度分为:快运运价、普通运价。铁路货物运价根据货物种类、运输距离,按重量核收不同的费用:货物计费重量,整车以吨为单位,零担以10kg为单位,集装箱以箱为单位。

目前,我国铁路煤炭运输主要以整车运输方式为主。

1.1:铁路煤炭运费的现状: 为缓解煤炭铁路运力紧张情况,自2016年底到2017年上半年,呼铁局、太原局、西安局等相继恢复国家规定的基准运价率。

1.2:2017年底,国家发改委发布《关于深化铁路货运价格市场化改革等有关问题的通知》,从2018年1月1日起,铁路集装箱、零担各类货物运输价格,以及整车运输的12个货物品类运输价格实行市场调节,由铁路运输企业依法自主制定。 铁路货运价格由基价1、基价2、电气化附加费(电气化铁路)及铁路建设基金组成,其中电气化附加费于2017年6月1日由0.012元/吨公里调整至0.007元/吨公里,并根据《通知》,于2018年1月1日起并入国铁统一运价,不再单独收取准运费计算。原整车运输运价号“7号”调整为“1号”。 但对于煤炭、焦炭和铁矿石来说,不在“运输价格实行市场调节”的12个货物品类当中,仍然实行国铁统一运价。煤炭、焦炭实行4号运价,铁矿石实行2号运价。

1.3:2018年初哈铁局和沈阳局等为缓解运力紧张问题阶段性上调运价。同时2018年随着铁路车皮增加以及主要运煤专线的开通,煤炭铁路运力紧张问题有所缓解,加上供给侧结构改革进入攻坚期,降本增效是主旋律,铁路煤炭基价继续维持2017年下半年水平。

1.4:2018年我国部署实施蓝天保卫战三年行动计划,推进大宗物流由公路向铁路调整。在各项政策的影响下,“公转铁”的运输结构性变革已经不可逆转。为贯彻落实中央关于调整运输结构、增加铁路运输量的决策部署,中国铁路总公司将实施《2018-2020年货运增量行动方案》,进一步提升运输能力,降低物流成本,计划到2020年中国铁路货运量达到47.9亿吨,其中煤炭铁路运量将达到28.1亿吨,占比58.7%。进入2019年,我国部分铁路局为响应政策,不断出台铁路运费调整政策。 整车费用标准方面:

1、普通线路:煤炭参考4号运价,基价1为16.30元/吨,基价2为0.098元/吨公里。基准运价按照各铁路局规划,做出相应的调整;

2、大秦、京原、丰沙大:本线(发、到站均在本线上)煤炭货运执行特殊运价和铁路建设基金,不收取基价1,特殊运价为0.1001元/吨公里,铁路建设基金为0.033元/吨公里,跨线运输执行国铁统一运价;

3、蒙华铁路:按照《蒙华铁路可行性报告》中初步拟定,蒙华铁路作为“北煤南运”煤炭铁路运输专线,运费暂定为0.18元/吨公里,高于大秦铁路0.1331元/吨公里。

房租成本

能耗成本

人工成本

设备折旧

收益管理

客流曲线

时间分布

空间分布

目标群体

容量控制

风险控制

重要发电厂

国际重要电厂

国家名称装机容量类型
波兰Belchatow505万kw蒸汽轮机火电厂
日本富津504万kw联合循环火电厂
日本东新泻486万kw联合循环火电厂
俄罗斯苏尔古特480万kw蒸汽轮机火电厂
日本川越480万kw蒸汽轮机火电厂
日本鹿岛440万kw蒸汽轮机火电厂

国内重要电厂

120万千瓦及以上火力发电厂:

  • 宝鸡第二发电厂
  • 广东沙角发电厂
  • 西柏坡电厂
  • 山西阳城电厂
  • 江西丰城电厂
  • 阳泉第二发电厂
  • 河南姚孟电厂
  • 武汉阳逻电厂
  • 徐州电厂
  • 河南鸭河口电厂
  • 井冈山华能电厂
  • 大唐雷州百万二次再热电厂

台中发电厂

台湾台中火力发电厂目前是世界第二大燃煤火力发电厂,同时也是台湾发电量最大的发电厂,二氧化碳排放量为世界各发电厂首位。

内蒙古托克托电厂

世界上最大的火力发电厂是内蒙古托克托发电公司,托克托电厂是位于中华人民共和国内蒙古自治区呼和浩特市托克托县的一座燃煤火力发电厂,于1995年11月由托克托电力公司进行营运 ,在2017年2月25日,第五期工程两座660MW的超超临界机组通过168小时试运行后正式商转,托克托电厂总装置容量达6720MW,超越台湾的台中火力发电厂容量5824MW,成为世界第一大火力发电厂。

标准

文档

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评论(4)

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一听民谣就爱笑 2020-02-02 19:45:34
火力发电厂还包含有燃气电厂
flyrun 2019-12-09 20:03:52
没有区别中国煤炭最多 都是火力发电厂 烧煤碳 只是说法不同。
flyrun 2019-12-09 20:03:52
没有区别中国煤炭最多 都是火力发电厂 烧煤碳 只是说法不同。
小智 2019-09-06 16:17:15
到底是燃煤发电 还是 火力发电?两者有区别的。
VITTO 2019-11-25 06:28:46
火电集控运行专业学生报到
小智 2019-09-06 16:17:15
到底是燃煤发电 还是 火力发电?两者有区别的。
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