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火电站是将煤、天然气和重油等燃料的化学能转换为电能的电站，因为有燃烧的锅炉而得名。目前，在我国电力系统中，火电站的装机容量约占总装机的80%，其中以燃煤为主，燃煤电站的最大单机容量已达1GW。随着单机容量的提高，汽轮机进气参数（压力与温度）的提高，其热效率也随之提高，因此在电力系统中主要承担基荷，其设备利用时间（全年发电量/机组安装容量）一般在5000h及以上。
火电站使用的燃料有3种：①固体燃料（例如煤）；②液体燃料（例如重油）；③气体燃料（例如天然气）。不对外供热的火电站称为凝汽式电站，对外供热的火电站称为热力化电站，简称为热电站。
燃煤火电厂的生产系统如图1.1所示。
图1.1 燃煤火电厂的生产系统图
1—储煤场；2—制粉系统；3—锅炉；4—送风机；5—空气预热器；6—引风机；7—脱硫装置；8—烟囱；9—水冷壁；10—过热器；11—调速气门；12—汽轮机；13—凝汽器；14—凝结水泵；15—低压加热器；16—除氧器；17—给水泵；18—高压加热器；19—省煤器；20—循环水泵；21—冷却塔；22—发电机；23—升压变压器；24—自用变压器
由图1.1可见，燃煤电厂的生产系统中包含三个子系统：燃烧与风烟系统、汽水循环系统和电气系统。
（1）燃烧与风烟系统
各设备的作用为：
①储煤场，由于耗煤量很大，大容量发电厂需要一个很大的储煤场。
②制粉系统，将煤加工为很细的粉状，以提高燃烧效率，并可利用劣质煤发电。
③锅炉，有一个很大的燃烧室，煤粉在其中燃烧，将水冷壁水管中的水加热为蒸汽，容量以每小时的产汽量表示（t/h）。
④引风机，将锅炉中燃烧生成的烟气抽出，并使燃烧室的压力低于大气压力，即使燃烧室保持负压状态，提高燃烧效率，并使火焰不会通过燃烧室墙壁向外喷出。
⑤脱硫装置，清除烟气中硫的氧化物，减少烟气对大气的污染。
⑥烟囱，具有一定的抽风效果，更为主要的是使烟气在一定的高度上排放，减小对近区的污染强度。
⑦送风机，将热风送入锅炉帮助煤粉燃烧，同时还送入制粉系统，使煤粉干燥，并推动煤粉在制粉系统中流动。
⑧空气预热器，利用烟气的余热加热空气，回收能量。
（2）汽水循环系统
火电站中，参与能量传递的媒介质称为工质。火电厂中以水作为工质，依靠水汽循环实现能量的传递，水汽循环系统又称为蒸汽动力循环系统。
进入锅炉3中的水在水冷壁9的水管中上下自然循环流动被加热为饱和蒸汽，再经炉顶的过热器10加热变为过热蒸汽，过热蒸汽超过该压力下的饱和温度，因为不含水分又称为干蒸汽。蒸汽的过热程度必须保证蒸汽在汽轮机中不因做功减压降温而产生水滴，因为水滴会击坏汽轮机的叶片。
进入汽轮机的蒸汽流量受调节阀门11的控制，该阀门称为调速气门，受自动调速系统（调速器）的控制：当汽轮机转速下降时增大气门开度，转速上升时减小气门开度，在发电机未并入电网时，保证汽轮机的转动频率的稳定；在发电机已并网时，与电网中的其他发电机组一起，共同保证电网电气系统频率的稳定。蒸汽通过汽轮机12的转子叶片释放热能，转换为汽轮机转子的动能。汽轮机将热能转换为机械能的效率为60%~70%。
汽轮机入口处的蒸汽还没有做功，称为鲜蒸汽；汽轮机出口处的蒸汽已经做功，称为乏汽。提高汽轮机进口的温度与压力和降低汽轮机出口的温度与压力，是提高汽轮机热-功转换效率的重要手段。目前GW级大功率汽轮机的蒸汽温度已达600℃，压力达25MPa。
大型汽轮机分为高压和中压两段，经高压段做功后的乏汽需经设置于锅炉烟道中的中间蒸汽过热器再加热，使之超过中压段入口压力下的饱和温度，重新变为过热蒸汽。
凝汽器13紧接在汽轮机的出口，循环水泵20将数十倍于蒸汽质量的冷水打入凝汽器中吸收乏汽的热量，将乏汽冷却为凝结水；同时，保证汽轮机出口蒸汽有很低的压力与温度。循环水带走的热量，称为凝汽损失，它是蒸汽动力循环中最大的一部分热量损失，为蒸汽热量的30%~40%。
凝汽器中的凝结水经凝结水泵14打入除氧器16，中间经低压加热器15加热。低压加热器的热量来自汽轮机的抽气。由图1.1可见，这部分蒸汽在汽轮机中走过一段行程，将一部分热能转换成汽轮机转子的动能，而其余的热量并未在凝汽器中损失，因此，汽轮机的抽气加热提高了热力循环的效率。
除氧器16的作用是用加热的方法除去溶解于水中的空气，以免其中的氧在高温下腐蚀金属设备。为了防止锅炉和管道壁结垢，进入锅炉的水需经除盐处理，除盐后的水称为软水。火电厂有一个水处理系统，生产的软水注入除氧器以补充水汽循环系统中水的损失，例如，为了改善水质在适当的部位排除部分污水的损失，简称排污损失。
除氧后的水由给水泵17加压打入锅炉，途经高压加热器18和省煤器19加热。
与低压加热器类似，高压加热器的作用也是为了提高蒸汽动力循环的效率，省煤器安装于锅炉的排烟道中，回收烟气的热量。
冷却塔21的作用是冷却凝汽器流出的循环水，以便重复使用，只有少数紧邻大江的火电厂直接在江中抽取循环水，这时就不需要设立冷却塔。
（3）电气系统
发电机22将汽轮机12的动能转换为电能；升压变压器23将电压提高，其作用为：对于一定的传输功率减小了输电网的电流，降低电能损耗，提高输电效率；降低电压损耗，提高传输距离。
提高汽轮机进气的压力与温度，可以显著提高汽轮机的效率，因此，火电厂的发展方向是高温和高压，目前GW级大功率汽轮机的主蒸汽温度已达600℃，压力达25MPa。
凝汽式电站中以煤作燃料的电站所占比例最大，为了减少煤的远距离运输，在其他建站条件允许的情况下，应尽可能将电站建在煤矿附近，尽管可能增加输电距离，但在经济上仍然更为合理。建在采煤矿井旁边的火电站称为坑口电站，建设特大容量的坑口电站，将采煤和发电结合在一起，将输煤转变为输电，这种工业基地称为煤电化基地。
按照热力循环的要求，需要大量的循环水以保证凝汽器正常工作，保证汽轮机排汽压力、温度等参数较低，以提高汽轮机的效率，因此水源是建设火电站最为重要的条件之一。凝汽式电站不可避免地有大量的热能损失于循环水中，加上自身厂用电消耗，凝汽式电站的效率为32%~40%。
发电厂全年的发电量与发电机额定容量的比值称为年最大负荷运行时间，表达式为：
式中 T max ——年最大负荷运行时间，h;
W Y ——全年的发电量，kW·h;
P N ——发电机额定容量，kW。
火电厂的运行特点是：
①由于燃料不受季节性的影响，其发电功率也不受季节性的限制，全年均可高负荷运行，因此，年最大负荷运行时间长，一般在5000h以上，这是目前我国火电机组成为电力系统发电主力的重要原因之一。
②启停缓慢。由于锅炉点火升炉和管道设备需要逐渐升温，以避免热应力引起破坏，火电机组从准备启动到带满负荷需3~6h，因此火电机组不能经常启停。
③有最低负荷限制。由于锅炉在低负荷下燃烧不稳定，汽轮机在低负荷下排气温度升高，导致转轮的尾部叶片变形与震动，因此，一般负荷限制在65%以上运行，从而使火电机组参与电力系统负荷调节的能力受到限制。当电力系统用户的最小负荷低于65%时，纯火力发电的系统不便于运行调度。
火电厂的煤耗率是火电厂的一个重要经济指标。煤耗率分为两种：
①发电煤耗率，定义为标准煤耗量与发电机发出电量的比值，表达式为：
式中 b G ——发电煤耗率，kg/（kW·h）；
B S ——标准煤耗量，kg;
W G ——发电机发出电量，kW·h。
所谓标准煤耗量，指的是按煤的含热率（1kg煤的含热量），将实际煤耗量向标准煤折算的数量，表达式为：
式中 B ——实际煤耗量，kg;
q ——实际用煤的含热率，kJ/kg;
q S ——标准煤的含热率， q S =29308kJ/kg。
②供电煤耗率，定义为标准煤耗量与发电机对外供电量的比值，表达式为：
式中 W S ——发电厂的自用电量，kW·h。
利用煤、石油、天然气等有机燃料的火电站要向大气排放硫和碳的氧化物，这些气体聚集于上层空间产生温室效应使地面变暖，造成世界海洋平面升高，淹没近海大陆，长此下去将造成严重的后果。因此，必须限制有机燃料的燃烧并将节约能源的重要意义提高到维护生态环境的高度。
热电站与凝汽式电站的差别是它除了对外供电外，还要利用在汽轮机中做功后的蒸汽，对近区工业企业及城市供热，以满足其生产、采暖、通风、热水供应的需要。此种热、电联合供应的方式较之于热、电分别独立供应的方式更为经济。一般热水供应半径在10km范围内，郊区热电站以较高的初始温度向市内供应热水时其距离可达30km。供应生产用蒸汽在压力为0.8~1.6MPa的情况下距离应在2~3km。
应根据用户的热负荷容量及参数选择热电站的安装容量及形式。一般情况下，往往选择具有1级或2级抽气的汽轮机。如图1.2所示，由汽轮机低压段抽出的蒸汽进入蒸汽加热器将冷水加热为热水后，由供热泵加压后向用户提供热水。抽气供热方式可以独立地调节供热量与发电量以适应变化的热负荷的要求。
在热量要求很大或较为恒定的情况下，可以将发电后的全部蒸汽均用于对外供热，这种汽轮机排汽温度较高，称为背压式汽轮机。采用背压式汽轮机的电站中没有凝汽器，其发电量取决于供热量，即以供热为主，发电为辅，称为“以热定电”。
由于减少或完全没有凝汽器中的热损耗，因此热电站有很高的经济效益。
热电站应与凝汽式电站、水电站及其他电站联合运行，以适应冬夏两季峰、谷热负荷的要求。热电站所占的比例与当地的气候条件及工业企业的热负荷状态有关，寒冷地区热、电能量比可高达各占一半。
图1.2 热电站的生产过程图
1—锅炉；2—蒸汽过热器；3—汽轮机高压段；4—生产抽气；5—汽轮机低压段；6—凝汽器；7—凝结水泵；8—给水泵；9—发电机；10—主变压器；11—供热抽汽；12—蒸汽加热器；13—供热泵