火力发电厂锅炉热效率和供电煤耗

第一篇：火力发电厂锅炉热效率和供电煤耗

火力发电厂锅炉热效率和供电煤耗

一、锅炉热效率

锅炉输出的热量与输入的热量之比称为锅炉的热效率。其表明了锅炉利用热量的有效程度，计算方法分为正平衡和反平衡两种。正平衡是用锅炉有效利用热量与送入锅炉的热量之比的方法求出锅炉热效率；反平衡把锅炉的理想热效率当作100％，再减去锅炉的各项热损失与送入锅炉的总热量的比值（称为损失率）得出锅炉热效率。

如果采用正平衡法求锅炉热效率，需要先求得单位时间内锅炉消耗的燃料量。而燃料量，特别是燃煤量的测定较困难，且不易准确，使求得的锅炉热效率误差较大。相对而言，锅炉各项热损失的测量和计算比较容易，而且得出锅炉的各项热损失后，可以掌握锅炉检修或运行中存在的问题，指明了改善热效率的方向，所以目前火力发电厂广泛采用反平衡法求锅炉热效率。

二、供电煤耗

供电煤耗是指锅炉总发电量扣除厂用电后，向电网供1度电（1 kWh）所消耗的标准煤，单位为g/kWh。锅炉各辅机，如送风机、引风机、碎煤机、给煤机、磨煤机、排粉机、给粉机、燃油泵、给水泵、灰浆泵等都需要消耗电能，所有的辅助设备的总耗电量称为厂用电。供电煤耗的计算公式为

供电煤耗＝总入炉煤量／（总发电量－厂用电）

一台发电机组所能达到的供电煤耗水平，反映了该机组的先进程度。同一型号的机组，煤耗低，则说明检修、运行管理水平高。而一个国家的平均供电煤耗的高低，标志着这个国家发电设备的设计制造和运行管理水平。火力发电厂生产成本中约70％为燃料费用，且电厂向外销售的是供电量，而不是发电量。所以供电煤耗是火力发电厂最重要的经济指标。

第二篇：提高火力发电厂热效率的几种方法

提高火力发电厂热效率的几种方法

技术探讨 2009-10-20 17:10:36 阅读449 评论0 字号：大中小

汽轮机发电机组的常用热经济性指标为热耗率，其含义是汽轮发电机组单位发电量的耗热量。现代大容量汽轮发电机组的热耗率为7900千焦/千瓦时左右。提高汽轮机发电机组的热效率，目前主要有以下6个方法：

①提高蒸汽参数。理论上，热源与冷源的温度决定在此温差范围内的任何热机所能具有的最高热效率。因此,尽可能提高汽轮机动力装置的新蒸汽参数,降低排汽温度，可显著提高该装置的热效率。现代制造的汽轮机动力装置采用的初蒸汽温度基本上已达到了当前冶金工业技术经济水平所能达到的最高极限值(565左右)。再提高汽温则需要大量使用价格昂贵、加工工艺复杂的奥氏体钢，综合经济效果并非有利。提高进汽压力也能提高该装置的热效率。但在一定的进汽温度下，过高的进汽压力会导致排汽湿度增大，不但会加大湿汽损失，而且会加剧低压部分叶片的冲刷腐蚀。所以现代汽轮机动力装置参数的提高，主要体现在中间再热循环的采用上。

② 降低蒸汽终参数：

③ 采用给水回热循环。将已经在汽轮中膨胀做功的蒸汽，在某一合适的参数下从汽轮机中抽出一部分，并用这部分蒸汽来加热送往锅炉的给水。与纯冷凝循环相比，回热循环中排给冷源的热量损失要小一些，因为从汽轮机中抽出来的那部分蒸汽的热能完全被用来加热给水，不再构成冷源损失，进入凝汽器的热量相应减少了，从而提高了循环热效率。对不同进汽参数的汽轮机装置，都分别有一个最佳抽汽回热量(常以最佳给水温度表示)。加热给水的抽汽通常是在汽轮机不同压力点上多次抽出并逐级将给水加热的。这样，以较低温度的抽汽先加热较低温度的给水，这部分抽汽就能在汽轮机内多做些功，从而进一步提高装置的热效率。理论上，给水回热的级数越多，装置热效率也就提高越多。但过多的回热级数会增加设备投资费用。一般是中等功率汽轮机动力装置的回热系统不超过4～5级,高参数大功率装置（100兆瓦以上）采用7～8级基至9级给水回热。

④采用中间再热循环。将在汽轮机的高压部分（通常是高压缸内）已膨胀做功的蒸汽（温度和压力都有所降低，其压力一般在主汽压力的18～22％）从汽轮机中全部引出，送至锅炉的再热器中再次加热（一般加热到新蒸汽同样水平的温度），然后再引回汽轮机内（一般为中压缸的进汽端），继续膨胀做功。采用中间再热能起到与提高进汽温度同样的效果，又能降低排汽的湿度。从而为在进汽温度的提高受到金属材料限制的情况下进一步提高进汽压力提供了可能。现代大容量高参数的汽轮机动力装置都采用中间再热循环。采用一次中间再热，一般可使装置的热效率提高5％以上。如采用二次中间再热,可使机组的热效率再提高2％左右。但过多次的中间再热会使汽轮机动力装置的结构布置及运行方式过于复杂。

⑤采用联合循环。利用热力性能不同的工质组成联合动力装置，可改善整个装置的经济性。一个主要的联合方式是，以高温工质循环的排气(汽)作为低温工质循环的热源。联合装置的工质有燃气－蒸汽、汞蒸气-蒸汽、蒸汽－氨（或氟里昂）等多种形式。

⑥实行热电联产或者是热电冷三联产。

火力发电厂

火力发电厂简称火电厂，是利用煤、石油、天然气作为燃料生产电能的工厂，它的基本生产过程是：燃料在锅炉中燃烧加热水使成蒸汽，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。

热电厂经济指标释义与计算 1.发电量:电能生产数量的指针。即发电机组产出的有功电能数量。计算单位：万千瓦时（1×104kwh）2．供电量:发电厂实际向外供出电量的总和。即出线有功电量总和。计算单位：万千瓦时（1×104kwh）3．厂用电量:厂用电量＝发电量－供电量 单位： 万千瓦时（1×104kwh）4．供热量:热电厂发电同时，对外供出的蒸汽或热水的热量。计量单位：GJ 5.平均负荷:计算期内瞬间负荷的平均值。计量单位： MW 6．燃料的发热量:单位量的燃料完全燃烧后所放出的热量成为燃料的发热量，亦称热值。计算单位：KJ/Kg。7.燃料的低位发热量:单位量燃料的最大可能发热量（包括燃烧生成的水蒸气凝结成水所放出的汽化热）扣除水蒸汽的汽化热后的发热量。计量单位：KJ/Kg。8.原煤与标准煤的折算总和能耗计算通则（GB2589-81）中规定：低位发热量等于29271kj（7000大卡）的固体燃料，称为1kg标准煤。标准煤是指低位发热量为29271kj/kg的煤。不同发热量下的耗煤量（原煤耗）均可以折算为标准耗煤量，计算公式如下：标准煤耗量（T）＝原煤耗量x原煤平均低位发热量/标准煤低位发热量＝原煤耗量x原煤平均低位发热量/29271 9 ．燃油与标准煤、原煤的换算低位发热量等于41816kj（10000大卡）的液体燃料，称为1kg标准油。因为煤耗率计算中的耗用煤量还应包括锅炉点火及助燃用油量，所以还应将计算期间的燃油折算成原煤量或标准煤量来进行煤耗计算。公式：燃油折标准煤量＝燃油耗量×燃油的低位发热量/标准煤的低位发热量＝燃油耗量×41816/29271＝燃油耗量×1.4286 燃油折原煤量＝燃油量×41816/原煤低位发热量

汽水损失率汽水损失量＝锅炉补充水量－对外供热量汽水损失率＝汽水损失量/锅炉产汽量×100％．电厂补给水率:即电厂补充水量与锅炉产汽量的比率。

热电厂发电原煤耗率热电厂发电原煤耗＝发电耗原煤量/发电量热电厂供热耗原煤量＝热电厂耗原煤量×供热比热电厂发电耗原煤量＝热电厂原煤耗量×发电比 2８．热电厂发电标煤耗率＝热电厂发电标准煤耗量/发电量 2９．发电标煤耗＝发电标煤耗/（1－厂用电率）３０．供热标煤耗＝供热耗用煤量/供热量３１．热电比是指计算期内供热消耗热量与供电量的当量热量的比率。热电比＝供热量×供热焓值/供电量×3600

热电厂热效率:是指汽轮机组发电量的当量热量占发电耗燃料含热量的比率，即每千瓦时发电量的当量热量与每千瓦时发电量所耗用燃料的含热量的比率，反映发电厂能源加工转换的效率。公式为：热效率＝10E×3600/（B×29271）B------计算期内发电标准煤耗 26．热电厂耗用标煤量：热电厂标准耗煤量＝（热电厂原煤耗量×原煤低位发热量＋耗用油量×41816）/29271 热电厂发电标煤耗量＝（热电厂原煤耗量×原煤低位发热量＋耗用油量×41816）×发电比/29271

热电厂发电热效率 q＝Q’/（E/10）Q’----计算期内热电厂发电耗用热量（kj）Q’＝（耗用煤量x煤低位热值＋耗用油量×41816）×发电比

汽水损失率汽水损失量＝锅炉补充水量－对外供热量汽水损失率＝汽水损失量/锅炉产汽量×100％ 18．电厂补给水率:即电厂补充水量与锅炉产汽量的比率

锅炉的输出热量与输入热量的比率。是反映燃料和介质带入炉内热量被利用程度的指标。计算公式为：锅炉正平衡效率＝锅炉产汽量/（原煤耗量×原煤的低位发热量＋燃油耗量×燃油

低位发热量＋给水量×给水焓值）

汽轮机组汽耗率:是指汽轮机组每发一度电所消耗的蒸汽量。计算公式： d＝D’×（100－∮）/（E/10）22．汽轮机组热效率：汽轮机组每发一度电所耗用的热量。Q＝d×I’ 23．汽轮机效率是指计算期内汽轮机组发出电能的当量热量与输入汽轮机发电热量的比率。抽凝机组采用公式：η=10E×3600/（D’I’－ DI）

第三篇：锅炉漏风对传热和热效率的影响分析

锅炉漏风对传热和热效率的影响分析

0前言

锅炉漏风'>锅炉漏风是锅炉机组常见现象，它影响着锅炉机组经济地运行。锅炉的漏风按照漏风部位可划分为炉膛漏风、炉膛出口以后的烟道漏风和制粉系统的漏风。一般锅炉在运行中炉内处于微负压状态（10－20Pa），炉膛和烟道内保持略低于炉外环境的大气压力，以避免向炉外喷火、冒烟、吐灰，因此在炉门、看火孔、炉墙、烟道的不严密部位就会有空气自炉外漏入炉膛和烟道中。锅炉漏风'>锅炉漏风影响着传热和热效率，特别是对流烟道的漏风，完全无助于燃烧，只能增加烟气带走的热损失，同时增大风机的电耗。减少和消除锅炉漏风'>锅炉漏风对提高机组运行的经济性及提高电厂企业的经济效益具有重大意义。本文以400t/h锅炉为例分析了锅炉漏风'>锅炉漏风对受热面的传热性能和锅炉热效率的影响。1漏风对受热面传热性能的影响

以400t/h再热煤粉锅炉为例,燃料为淮北洗中煤；锅炉蒸发量为420t/h；再热蒸发量为350t/h；给水温度为235℃，给水压力为15.6MPa；过热蒸汽温度为540℃，过热蒸汽压力为13.7MPa；再热蒸汽进入锅炉温度330℃、压力2.5MPa，离开时温度540℃、压力2.3MPa；环境温度为20℃。高温过热器为顺列布置横向冲刷光管管束。以下涉及的算例均是采用锅炉标准热力计算方法[1]，以锅炉100％蒸汽负荷作为计算的基准工况。

1.1漏风对高温过热器传热的影响

高温过热器一般布置在最靠近炉膛出口的烟道内，它的漏风主要是由于锅炉本体负压运行使外界空气漏入其中，漏入的空气大幅度地降低烟气焓，使传热温差变小，从而降低传热效率，即传热性能变差；但空气的漏入又增加了烟气的单位容积，使单位流量增加，从而增加了对流传热系数。那么，传热性能到底如何变化呢？由于高温过热器处在炉膛出口附近，烟气温度很高，传热要考虑到烟气对过热器的辐射传热。1.1.1具体算例

在基准工况下，当漏风系数Δα为0.03时，计算得到烟气侧对流传热系数、烟气侧辐射传热系数、烟气侧放热系数、蒸汽侧放热系数、传热系数及对流传热量分别为： W/（m2·℃）；W/（m2·℃）； W/（m2·℃）；W/（m2·℃）； W/（m2·℃）；kJ/kg。

改变漏风系数，则上述各个参数都会随之变化，结果如图1～4所示，图中横坐标为漏风系数。1.1.2结果分析

从图1、2可以看出，漏风量越大，高温过热器的传热温差越小，而烟气流速却越大。从图4看，随着烟气流速的增大，烟气侧对流放热系数增大，但是由于漏进的是冷空气，降低了烟气的平均温度，从而烟气侧辐射传热系数在减小。由于过热器正处在炉膛出口处，其辐射传热系数和对流传热系数处于同一个数量级，并且由于辐射传热系数下降的幅度比对流传热系数上升的幅度大，所以烟气侧放热系数仍然下降了。辐射传热系数的下降和对流传热系数的上升致使烟气侧放热系数下降幅度不是很大；蒸汽出口温度的减小，导致蒸汽速度减小，但蒸汽平均温度的减小抑制了蒸汽侧放热系数的减小速度，所以蒸汽侧放热系数是缓慢下降。烟气侧放热系数和蒸汽侧放热系数都在减小，所以传热系数也就下降了，但下降的幅度不是很大。

由以上分析可知尽管烟气流速增加了，但传热系数仍在减小，并且传热温差也在减小，两者共同作用致使对流传热量下降。其下降的幅度主要取决于传热温差下降的速度。1.2漏风对省煤器传热的影响

省煤器中的对流传热与高温过热器的对流传热是相同的，差异之处仅是烟气侧温度较低，烟气侧的辐射放热很小，另外工质侧是液体，放热系数比较大。1.2.1具体算例

在基准工况下，当漏风系数Δα为0.03时，计算得到烟气侧对流传热系数、烟气侧辐射传热系数、烟气侧放热系数、传热系数及对流传热量分别为：

W/（m2·℃）；W/（m2·℃）；W/（m2·℃）； W/（m2·℃）；kJ/kg。

改变漏风系数，则上述各个参数都会随之变化，结果如图5～8所示，图中横坐标为漏风系数。2.2空气预热器冷段漏风系数变化

基准工况下空气预热器的冷段漏风系数增加0.1时，计算得排烟温度、排烟所带热量及锅炉排烟损失分别为：℃；kJ/kg。

当空气预热器冷端漏风系数分别增加0.05、0.10、0.15、0.20时其排烟温度及锅炉热效率值见图9、10，图中横坐标为漏风系数。2.3分析 从图9、10可以看出，冷端漏风使排烟温度下降的幅度比热端漏风使排烟温度下降的幅度大得多。冷端漏风使锅炉效率下降的幅度很小，甚至几乎不变，但热端漏风使锅炉效率下降的幅度很大。空气预热器热端漏风对锅炉热效率的影响程度大于空气预热器冷端漏风的影响。

当空气预热器的热端漏风时，漏入的空气温度虽然较高，但与烟气的温度相比，温差比较大。所以降低了烟气的平均烟温，使传热性能变差，传热量降低，热端的出口烟焓增加，出口烟温降低不大。烟气进入冷端后尽管传热系数增加了，但因进口烟温略有下降，且传热面积较小，故总的烟气放热量增加不多，冷端出口烟温就降低得很小，热端减少的放热量几乎全部被排烟带走，所以排烟损失大幅度增大，锅炉效率就降低得很多。

当冷端漏风时，漏入的空气温度虽然较低，但烟气与冷风的温差比热端小得多。因而，冷端传热温差的减小不如热端大，且传热面积较小，导致总传热量减小的幅度也明显小于热端，排烟损失的增加和锅炉效率的降低均小于热端漏风的影响。3结论

锅炉各处受热面漏风影响的机理不完全相同，对传热量减少的影响也不完全一样。漏风一方面降低了受热面的传热温差，另一方面使对流传热系数增加，但总的传热量是减少的。在高温烟气处存在一定份额的烟气辐射放热量，漏风后这部分热量将减少；随烟温降低，受热面烟气辐射放热系数逐渐减小；在低温烟气处，如尾部烟道，烟气辐射放热量非常小，漏风对此的影响完全可以忽略不计。因此，漏风后高温受热面传热系数会减小，随烟温降低，受热面传热系数减小的幅度变小，在锅炉尾部传热系数会增大。同样，随烟温降低，漏风后相应受热面传热量减少的幅度逐步降低。在实际运行中，应尽量减少炉膛出口处受热面的漏风，防止传热量减少引起出口烟温升高，避免后续受热面金属超温。

空气预热器漏风会使锅炉效率下降，但热端漏风的影响比冷端大，主要原因是热端漏风温度与烟温的差值比较大，传热温差下降的幅度大，且热端的传热面积大于冷端。所以，在设计制造和运行中，特别要严格控制空气预热器热端的漏风。

漏风不仅会引起排烟热损失，影响传热性能，还会使漏风以后的受热面磨损加剧，引风机电耗增加以及因漏风过大而迫使锅炉降低出力运行，所以应努力设法把漏风减少到最低限度。

第四篇：火力发电厂锅炉及燃气余热锅炉施工现场简介

作为国家电力建设行业的排头兵，山东电建三公司近年来辉煌的业绩使我们每一位员工都为之骄傲。即使在办公室工作，了解、熟悉乃至掌握施工现场，对我们的工作开展是大有裨益的。

火力发电厂的基本生产过程

1由制粉系统研磨成很细的煤粉

2煤粉和加热后的空气一起，被送入锅炉炉膛

3煤粉在炉膛中剧烈燃烧，并发出大量热量

4这些热量将锅炉内压力很高的水反复加热直至达到五百多度的高温蒸汽

5高温高压蒸汽通过管道送到汽轮机的汽缸，推动汽轮机的转子高速旋转。

6发电机的转子与汽轮机的转子同轴连接，在汽轮机驱动下随汽轮机同步旋转。

7旋转的转子磁场切割定子绕组，从而使发电机定子绕组中产生感应电动势。

8发电机产生的电能通过升压变压器、输电线路向电网输送。在汽轮机中做完功的蒸汽压力和温度价值很低。

9这些蒸汽被排入凝汽器内放出余热，凝结成水，经加热器加热和水泵升压后再送到锅炉。

10汽水如此往复，不断循环。这就是火力发电厂的基本生产过

程。

现代火电厂的实际生产过程虽然极为复杂和形式多样，但都以此为基础。

锅炉设备可分为锅炉本体、输煤系统、制粉系统，烟风及燃烧系统、除尘及排渣系统等五部分。下面我们讲述火电厂的生产过程之一

自然循环锅炉

1具有一定压力的水首先进入锅炉的省煤器，吸收来自烟道里烟气放出的热量。

2然后，进入锅炉的汽包。水沿着下降管进入布置在锅炉四周的水冷壁，在这里吸热后开始汽化并产生蒸汽。

3所形成的汽水混合物自然上升，回到汽包。

4汽包将汽水分离。

5分离出的水从下降管返回水冷壁中吸热汽化。汽包中的蒸汽进入过热器，进一步加热，使其温度升高。最后送到汽轮机做功。

6从过热器出来，进入汽轮机的蒸汽，成为主蒸汽。300MW机组的主蒸汽压力可达到16MPA。约160个大气压以上。温度高达530°以上。

7在汽轮机中做过一部分功的蒸汽，其温度和压力都有所下降，需将这些蒸汽送回锅炉的再热器中再次加热，待温度达到530°之后再送回汽轮机继续做功。

8蒸汽返回锅炉进行再热的目的是为了提高机组的效率。9做完功的蒸汽被凝结成水后返回到锅炉。

特点是：水在水冷壁中不断汽化产生蒸汽时，因为汽水混合物的密度比水小，它会自然上升进入汽包。而汽水分离后的水会经由下降管回到水冷壁。因此，这种循环方式称为自然循环。

当主蒸汽压力更高时，汽水的密度相差较小就必须采用强制循环泵产生的动力使工质在水冷壁之间流动。这种锅炉称为强制循环锅炉。

下降管是汽包下面的垂直管道。它的作用是通过联箱与水冷壁连接。

水冷壁布置在锅炉炉膛四周。水在水冷壁中与炉膛燃烧产生的热量进行强烈的热交换，而不断产生蒸汽，向上流动，水冷壁的出口通过联箱与汽包连接。

过热器。正在吊装。由蛇形管和进出口联箱组成。管内流过的是蒸汽。

再热器结构类似过热器，布置在烟道上方。再热蒸汽的温度可用烟气挡板调节。

锅炉所有受热面都悬吊在钢架上。钢架由立柱和横梁组成。承受整个锅炉本体的重量。炉体的保温材料直接装在水冷壁上。为便于运行检修，锅炉本体外设有平台和楼梯。电梯。

燃气－蒸汽联合循环电厂的主要设备为带发电机的燃气轮机，余热锅炉和带发电机的汽轮机。

余热锅炉为电厂不可分割的一部分。余热锅炉位于燃气轮机的后面，利用燃气轮机排放烟气的热量来产生蒸汽。每台余热锅炉都与其上游的燃气轮机一起运行并产生蒸汽，然后两台余热锅炉一起去驱动一台汽轮机和发电机。

联合循环电厂的高压蒸汽管路设有蒸汽轮机旁路，以满足起动、关闭和紧急情况的需要。各个旁路用来排放余热锅炉所产生的最大蒸汽量。

除氧器系统来自冷凝器的冷凝水经过预热器（PREH）加热后，进入除氧器（DEAE）进行除氧。

低压系统来自除氧器的一部分给水经低压给水泵进入低压汽包进行汽水分离，分离后饱和水回下降管。低压饱和蒸汽由低压汽包上部的低压饱和蒸汽引出管引出，进入低压过热器（SLP）吸热，然后被送入汽轮机低压缸去作功。

高压系统高压给水泵把来自除氧器的另一部分给水送入高压省煤器1级（EHP1）、高压省煤器2级（EHP2）、高压省煤器3级（EHP3）加热后，进入高压汽包。进入高压汽包的给水，由高压蒸发器下降管引入高压蒸发器（VHP），蒸发吸热后上升进入高压汽包进行汽水分离，分离后饱和水回下降管。高压饱和蒸汽则由高压汽包上部的高压饱和蒸汽引出管引出，进入高压过热器1级（SHP1），经过一级减温器后，进入高压过热器2级（SHP2），然后作为高压

过热蒸汽被送到汽轮机的高压缸去作功。

安装步骤

1钢结构安装：基础划线、1m标高线等(给大家简述一下)2（施工细节）

五级验收

班组 技术员 工程部 监理 业主（简述）

在现场最重要的事情，不是进度，不是工程质量。它们都很重要，但不是最重要的。最重要的是安全。

在现场作出一切安排的依据，不是图纸，不是天气，不是领导安排，不是施工缺陷。是合同。合同规定的，就可以考核。

希望不至于让大家感觉浪费了一段时间。

第五篇：火力发电厂锅炉点火节能技术探讨论文

摘要：无油点火可大幅改善火力发电厂锅炉的节能性和高效性。通过理论联系实际，深入探讨了火力发电厂锅炉点火节能技术的原理和应用，如等离子点火等技术。由于目前锅炉点火节能技术仍需借助煤油，不能真正实现无油点火，诸多问题亟待解决。发电厂锅炉点火需要使用节能技术，利用先进科学技术实现节能目标，对同行技术改进有参考作用。

关键词：火力发电厂；锅炉；点火节能技术；应用；无油点火

现阶段，大多火力发电厂仍主要采用大油枪进行锅炉点火。据大量数据分析研究显示:每年电力系统用于锅炉调试、启动、助燃方面的用油量达到千万吨以上，在我国的总耗油量比例中超过15%。在浪费大量燃油资源的同时，也加大了发电成本。节约煤炭资源，保护环境任务艰巨，燃煤发电作为主要能源供给模式，近年来不会发生太大改变，所以降低发电成本，减少能源浪费是当前亟待解决的首要问题。对于各火力发电厂大力推广并采用的点火节能技术，本文重点对其进行了研究。

1点火节能技术原理及分类

1.1基本原理

发电厂锅炉点火一般通过大油枪来启动，其工作原理是：首先，将炉膛加热到一定温度，使喷入的煤粉能够被直接点燃；其次，待各项机组参数都能够达到既定要求时，将煤粉投入到锅炉内进行燃烧。目前火力发电厂主要采用节油点火器来点火，其中包括油燃烧器、等离子炬等，通过这些工具，可将送入燃烧器的气流加热到煤粉能够燃烧的温度，使煤粉和焦炭同时燃烧。当燃烧器喷口形成稳定燃烧的高温火核时，再添加煤粉，使锅炉能够按照规定曲线标准启动，实现正常发电运行[1]。在锅炉启动初期，主要采用煤粉代替油进行点火。

1.2节油点火技术的分类

1.2.1微油气化点火技术

微油气化点火技术通过高能气化油枪，将空气压缩到一定阶段后对燃油进行雾化，然后将其点燃。其中，大部分燃油将被气化，在此状态下进行燃烧，形成稳定的高温火核。煤粉通过该高温火核时，温度迅速升高，着火燃烧导致点燃更多的煤粉，实现分级燃烧，逐级放大，最终达到点燃炉膛内煤粉的目的。微油气化点火技术结构简单、操作方便、投资成本低。目前该技术在发电厂，尤其是在锅炉改造过程中被大规模采用。

1.2.2等离子点火技术

等离子点火技术最大的特点就是不需要利用油来进行点火。煤粉燃烧器的点火源就是高温等离子体，其工作原理是首先将一级燃烧筒内的气流进行压缩、点燃，然后再点燃二级、三级风粉混合物[2]。这一原理与微油气化点火技术相类似，但是它们之间有一个明显区别：等离子点火技术启动锅炉可做到无油直接投粉，进而大大节省了燃油耗用量。

1.2.3小油枪点火技术

小油枪点火技术最大的特点是将小油枪安置在煤粉燃烧器的喷口处，利用其燃烧能量来点燃煤粉，从而完成油煤的混合燃烧。但是，由于小油枪出力不足，所以在临近位置需要大油枪完成助燃工作。

1.2.4少油点火技术

少油点火技术将油燃烧器通向煤粉燃烧器的中心，但需要与喷口保持一段距离。点火后，将煤粉燃烧器的一次风粉经过燃烧的油火焰，达到其最低着火温度，使其瞬间开始燃烧，同时散发出大量热量，然而在此基础上仍需对其进行持续加热，直至达到某一煤种的着火温度，使得煤炭内的颗粒能够燃烧起来，进而启动锅炉。这种油燃烧器通常与航空发动机采用同一配置，是一种低压强制配风油燃烧器。其主要工作原理是对配风进行分级，致使其发出火焰，火焰温度通常在1520℃左右，而中心温度会更高一些，油的燃尽率可达99%以上[3]。

1.2.5高温空气无油点火技术

常温空气经过鼓风机的加热器进行加热，将温度上升至1000℃左右。正是由于高温的影响，加热后的空气分散出很多氧离子，这些离子足够微小，能够与煤粉气流进行换热，使其能够以多相燃烧的方式快速着火。点火后的高温能够提供大量热量和氧气，使得燃烧器正常工作。这项技术是在多级点火技术的基础上衍生而来的，是实现煤粉大量燃烧的一个主要途径。

2微油点火与等离子点火技术比较

微油点火与等离子点火，是目前应用最多的两项锅炉点火节能技术。从投资效益的角度来看，等离子无油点火技术更胜一筹。一般情况下，如果采用其他点火技术，如通过普通油枪完成点火，那么基建期的耗油量大约在1200t，按照市场油价5000元/t来估算，燃油费的总支出预计达到600万元左右。而若采用等离子无油点火技术，则节省了1200t的油量，大幅降低了基建期成本。对于一些有基建期的发电厂来说，在这个时期内即可收回成本。同时，等离子无油点火技术通常适用于新建的电厂，投资回收期短[4]。该技术对煤质要求较高，耗电较大，阴极头寿命短，但点火初期就可投运电除尘，有利于环境保护。相比较而言，微油点火燃烧技术虽然系统结构简单，投资少，且比较适用于现有机组的技术更新，可以实现收益最大化，但点火初期对除尘器电极有污染。

3点火节能技术的应用与发展

3.1等离子点火技术

随着电力需求越来越大，以大量的基建机组还在建设在所有点火技术中，等离子点火技术的发展前景相对而言比较明朗。然而，目前暂无法实现冷炉冷粉点火的目标，必须要在风道口安装一个暖风器，先将风进行加热，使温度要达到170℃左右，进而启动点火磨煤机。在点火前，要用油枪对锅炉进行预热。受限于这一不足，还不能做到真正的无油点火，传统的燃油系统还未真正实现改头换面。当前，各大火力发电厂提高竞争力的主要方式是不断降低成本、减少原油使用，而等离子点火技术成为了这些发电厂的最中意选项，这也造成了等离子市场的不断扩大。许多专家对当前的等离子点火技术开展了很多研究，也提出了许多弥补其不足的措施。其中，最主要的一个措施是无论启动是在冷态，还是温态下，都要在达到最佳的一次风速时增加二次风量，使得燃烧器不会结焦，从而加强燃烧稳定性。当前，许多企业了解并应用这项技术，包括巨化公司热电厂、广州恒运热电厂等。巨化公司热电厂是通过增大燃烧器的风筒截面积（增加比控制在33%左右），使燃烧器达到一定冷却效果，同时碰口和风筒的温度也会随之下降。为了进一步避免燃烧室出现结焦渣情况，需割除中隔板，并在风筒下部安装排渣器，自动排出焦渣，增强点火成功概率。广州恒运热电厂采用一级气膜冷却技术，它虽是点火技能中的一项小技术，但不仅可以缓解燃烧器的烧蚀现象，而且煤粉贴壁流动、挂焦的现象也将很少出现。在国际市场上，等离子点火技术也蕴藏着巨大发展潜力。许多油量不多的国家，如南非、印度、加拿大等，都对这项技术有很大兴趣，但由于技术发展不够成熟，导致市场份额不高[5]。在真正实现无油点火后，其在发电市场上将有一片更好的前景。

3.2高温无油点火技术

高温无油点火技术作为一项新型点火技术在许多领域中有所发展，但主要是在炼钢及化工领域有很好的应用。该技术在以化石燃料为主的发电站锅炉中还处于试验阶段，只有少数电站锅炉采用这种技术进行点火。为了能够更好地应用无油点火技术，需要对当前的点火技术进行改造，其原理是对最下层的煤粉燃烧器和二次风喷口的构造进行重新调整，将原来全部摆动的整组燃烧器改成部分摆动，燃烧器也要替换为高温空气无油类型的，该技术要与PRP燃烧装置相互结合使用，改装后的装置可以对一次风进行预热，加强火焰稳定性，实现煤的稳定燃烧。高温点火技术在应用过程中尚存在许多未解决的问题和一些制约因素，其中包括：（1）煤粉在锅炉内燃烧的结焦问题；（2）电热管材料的寿命问题。它们都在一定程度上制约了高温点火技术的应用。所以相关人员还需加大研究力度，不断改进这项技术。大量研究表明，环流风能可以对煤粉着火过程的内壁结焦现象起到抑制作用。除此之外，煤粉只有在一定煤粉浓度范围内才会稳定着火，如果浓度过高，会将着火的距离不断拉大，使火势不稳定[6]，因此参数设定也是十分重要的，并不是所有锅炉参数都是相同的，而是与许多因素有关，需根据具体情况进行调整。现在国内已经研发出循环高温点火技术，其结构设计比较独特，在电磁感应下可以将空气加热到800~900℃以上，以实现循环流化床锅炉点火。

3.3微油点火燃烧技术

我国当前对微油点火燃烧技术的应用还是比较广泛的，但总体来说还是存在许多缺点，主要包括：（1）点火源是在一次风管的内部，在燃烧的过程中不能实现有效控制，初期点火能量不足，需要借助大油枪；（2）在冷态下启动，煤粉不能实现完全燃烧，残留物中含碳量比较高；（3）喷口处易发生结焦情况；（4）油枪的油压、空气压缩的压力很难掌控在一个精确的范围内。值得一提的是，昆明第二发电厂在使用这项技术时，针对当前技术的不足，并结合自身具体情况，对油枪系统进行了改造：（1）将一次风量提高至120m3/s左右，煤粉的着火时间可以往后推移，从而减弱燃烧器附近的负荷；（2）在供油量方面，可将燃油压力降低至1.2MPa，但是还要保持有一只主油枪；（3）空气的压缩量也要进行适当控制，压缩空气的压力保持在0.4MPa左右。（4）为了能够使得火焰达到最合适的着火距离，以改善结焦问题，可利用暖风机保证出口风温的稳定。安庆皖江发电厂采取的方式则不尽相同：如通过引入热风的方式进行制粉，减少对油量的使用[6]。在点火过程中，给煤量要控制在一个适宜范围内，以对气流温度的维持起到一定帮助作用。同时，可以采用二级过滤的方式解决燃油系统中的杂质对油枪枪口的堵塞。

4结束语

综全文所述，当前火力发电厂在点火技术方面，最主要的目标是实现节能最大化。由于该技术的局限性，虽已取得良好效果，但仍有较大提升空间。现在市场上的无油点火技术还不甚成熟，需加强许多细节层面上的处理。因此，为了能够早日研发出无油点火节能技术，相关技术人员要加大研究力度，逐步解决相关问题，使点火技术朝着更加节能、安全的方向发展，实现节约燃油资源，保障人民安全，推动电力行业的长远发展。

作者:赵有飞 单位:中国华电科工集团有限公司