一、技术名称：电站锅炉用邻机蒸汽加热启动技术
二、适用范围：电力行业
三、与该节能技术相关生产环节的能耗现状：
现有直流锅炉的启动方式一般有两种：疏水扩容式和带炉水循环泵式。疏水扩容式启动方式存在大量的工质和热量浪费，而带炉水循环泵的启动方式虽能节约部分工质和热量，但却存在系统复杂和初投资较高的缺点。从点火方式上来看，等离子点火技术和小油枪点火都属于冷炉冷风点火， 在点火阶段有50％左右的煤因为不能燃烬而浪费，且未燃烬的煤粉对锅炉来说是一种巨大隐患。
四、技术内容：
1.技术原理
该技术的主要思路是采用蒸汽替代燃油和燃煤，对锅炉进行整体预加热，使 锅炉在点火时已处于一个“热炉、热风”的热环境。该启动方法的系统简单，实 施容易， 所增加的费用远低于等离子点火等其他省油方法。
采用这种启动方式后，锅炉在启动过程所需的燃油强度大为降低，燃油过程大大缩短，从而使总体耗油量下降一个数量级以上。目前，每次锅炉启动的点火用油仅为20t；同时还可以大大减少厂用电及燃煤量，显著降低整个启动过程所消耗的能源总量和启动总成 本。
另外，该技术不仅将锅炉由原来的冷态启动转为热态启动，并且使烟风系统的运行条件更优于热态启动，极大改善了锅炉的点火和稳燃条件，显著提高了锅 炉的启动安全性。
该启动方式还可带来其他一系列的附加效益。如，因加热蒸汽 取自相邻汽轮机已经发过电的抽汽，可显著提高该机组的发电效率；点火阶段良 好的热环境，可极大提高该阶段的燃油和燃煤的燃烧率，彻底消除燃油的黑烟现 象，防止油烟粘结在空预器等尾部受热面而危及锅炉安全，电除尘可及早投入，显著改善该阶段的环保；由于显著提高启动阶段的排烟温度，可极大降低空预器结露和堵灰的概率，提高锅炉运行经济性和安全性。对于配有SCR 脱硝系统的锅炉，可杜绝其在启动阶段可能出现的低温结露、堵灰、催化剂中毒以及未燃尽烟 灰的粘附甚至二次燃烧的威胁等等。
2.关键技术 该技术的总体思路是采用蒸汽替代燃油和燃煤，对锅炉进行整体预加热，使锅炉在点火时已处于一个“热炉、热风”的热环境。
3.工艺流程
锅炉上水完成后，启动锅炉给水泵，开始小流量向锅炉提供给水（给水流量 维持在500～600t/h左右），同时打开加热蒸汽管道的电动阀门，利用邻炉冷再 热蒸汽加热高压加热器给水（蒸汽参数300℃，60bar），此时的给水可根据品质 和清洗效果选择排入凝汽器或直接进入除氧器，小流量给水在锅炉内不断循环的 过程中逐渐升温，直至达到给水加热极限，此时给水温度约为250℃，启动风烟 系统，锅炉开始点火。此时的炉膛已均匀受热，喷入炉膛内的柴油能充分燃烧，燃烧效率比冷炉膛时要高，由于给水在暖炉时加热了省煤器，拥有巨大表面积的 省煤器成了巨大的“暖风机”，炉膛内的冷风经过省煤器受热并通过空气预热器加热了一次风和二次风，在极短的时间内就能满足投粉条件，大大缩短了锅炉启 动的投油时间，进一步减少了锅炉启动点火的燃油量，同时由于投油时间缩短，可以尽快投入电除尘器，更好地满足电厂环保要求。工艺流程图如下：
图1 直流锅炉用邻机蒸汽加热启动技术流程图
五、主要技术指标：
典型用户正常情况下的每次启动耗油约20t，最低为12t/次。
分两个阶段：
1）基建阶段：2×1000MW 超临界机组在整个调试期间共耗油1030t，为常规 调试期耗油量 （21000t） 的二十分之一。
基建阶段按计划每台机组平均启动25次，每次耗油200t，两台机组计划耗油10000t，采用该技术后可节油8970t，折合 13070tce。
2）生产阶段：典型用户每次机组启动耗油20t，计划用油200t，每次启动节油180t。采用 该技术后，每年每台按照5 次机组启停，两台机组每年可节能2622tce。电站锅炉用邻机蒸汽加热给水启动技术使用的蒸汽来自邻机的冷再热蒸汽，蒸汽量与采 用该方法机组启动时免启锅炉辅机的厂用电能耗平衡。
六、技术应用情况：
该项技术自2007年11月在上海外高桥第三发电有限责任公司两台1000MW机组上第一次应用，至168小时考核结束，共消耗燃油1014t，仅为百万千瓦等 级机组调试用油定额的10％。系统简单，改造投资仅200 万元，远低于小油枪点 火或等离子点火方式的投资。
七、典型用户及投资效益：
典型用户： 上海外高桥第三发电有限责任公司
建设规模：2×1000MW 超超临界火力发电机组。主要技改内容：安装邻机冷 再热至本机的高压加热器蒸汽管道及阀门。节能技改投资额200 万元，建设周期 3 个月。若不考虑新建机组基建阶段，仅考虑机组投运后的生产阶段，两台机组 每年可节约2622tce，年节能经济效益210 万元，投资回收期为1年。 八、推广前景和节能潜力：
本项目属于系统优化改造类项目，节能效果明显，投资低，简单易行且安全性高，推广潜力巨大。预计到2015年可在电力行业推广至10％，形成10 万tce/a的节能能力。
二、适用范围：电力行业
三、与该节能技术相关生产环节的能耗现状：
现有直流锅炉的启动方式一般有两种：疏水扩容式和带炉水循环泵式。疏水扩容式启动方式存在大量的工质和热量浪费，而带炉水循环泵的启动方式虽能节约部分工质和热量，但却存在系统复杂和初投资较高的缺点。从点火方式上来看，等离子点火技术和小油枪点火都属于冷炉冷风点火， 在点火阶段有50％左右的煤因为不能燃烬而浪费，且未燃烬的煤粉对锅炉来说是一种巨大隐患。
四、技术内容：
1.技术原理
该技术的主要思路是采用蒸汽替代燃油和燃煤，对锅炉进行整体预加热，使 锅炉在点火时已处于一个“热炉、热风”的热环境。该启动方法的系统简单，实 施容易， 所增加的费用远低于等离子点火等其他省油方法。
采用这种启动方式后，锅炉在启动过程所需的燃油强度大为降低，燃油过程大大缩短，从而使总体耗油量下降一个数量级以上。目前，每次锅炉启动的点火用油仅为20t；同时还可以大大减少厂用电及燃煤量，显著降低整个启动过程所消耗的能源总量和启动总成 本。
另外，该技术不仅将锅炉由原来的冷态启动转为热态启动，并且使烟风系统的运行条件更优于热态启动，极大改善了锅炉的点火和稳燃条件，显著提高了锅 炉的启动安全性。
该启动方式还可带来其他一系列的附加效益。如，因加热蒸汽 取自相邻汽轮机已经发过电的抽汽，可显著提高该机组的发电效率；点火阶段良 好的热环境，可极大提高该阶段的燃油和燃煤的燃烧率，彻底消除燃油的黑烟现 象，防止油烟粘结在空预器等尾部受热面而危及锅炉安全，电除尘可及早投入，显著改善该阶段的环保；由于显著提高启动阶段的排烟温度，可极大降低空预器结露和堵灰的概率，提高锅炉运行经济性和安全性。对于配有SCR 脱硝系统的锅炉，可杜绝其在启动阶段可能出现的低温结露、堵灰、催化剂中毒以及未燃尽烟 灰的粘附甚至二次燃烧的威胁等等。
2.关键技术 该技术的总体思路是采用蒸汽替代燃油和燃煤，对锅炉进行整体预加热，使锅炉在点火时已处于一个“热炉、热风”的热环境。
3.工艺流程
锅炉上水完成后，启动锅炉给水泵，开始小流量向锅炉提供给水（给水流量 维持在500～600t/h左右），同时打开加热蒸汽管道的电动阀门，利用邻炉冷再 热蒸汽加热高压加热器给水（蒸汽参数300℃，60bar），此时的给水可根据品质 和清洗效果选择排入凝汽器或直接进入除氧器，小流量给水在锅炉内不断循环的 过程中逐渐升温，直至达到给水加热极限，此时给水温度约为250℃，启动风烟 系统，锅炉开始点火。此时的炉膛已均匀受热，喷入炉膛内的柴油能充分燃烧，燃烧效率比冷炉膛时要高，由于给水在暖炉时加热了省煤器，拥有巨大表面积的 省煤器成了巨大的“暖风机”，炉膛内的冷风经过省煤器受热并通过空气预热器加热了一次风和二次风，在极短的时间内就能满足投粉条件，大大缩短了锅炉启 动的投油时间，进一步减少了锅炉启动点火的燃油量，同时由于投油时间缩短，可以尽快投入电除尘器，更好地满足电厂环保要求。工艺流程图如下：
图1 直流锅炉用邻机蒸汽加热启动技术流程图
五、主要技术指标：
典型用户正常情况下的每次启动耗油约20t，最低为12t/次。
分两个阶段：
1）基建阶段：2×1000MW 超临界机组在整个调试期间共耗油1030t，为常规 调试期耗油量 （21000t） 的二十分之一。
基建阶段按计划每台机组平均启动25次，每次耗油200t，两台机组计划耗油10000t，采用该技术后可节油8970t，折合 13070tce。
2）生产阶段：典型用户每次机组启动耗油20t，计划用油200t，每次启动节油180t。采用 该技术后，每年每台按照5 次机组启停，两台机组每年可节能2622tce。电站锅炉用邻机蒸汽加热给水启动技术使用的蒸汽来自邻机的冷再热蒸汽，蒸汽量与采 用该方法机组启动时免启锅炉辅机的厂用电能耗平衡。
六、技术应用情况：
该项技术自2007年11月在上海外高桥第三发电有限责任公司两台1000MW机组上第一次应用，至168小时考核结束，共消耗燃油1014t，仅为百万千瓦等 级机组调试用油定额的10％。系统简单，改造投资仅200 万元，远低于小油枪点 火或等离子点火方式的投资。
七、典型用户及投资效益：
典型用户： 上海外高桥第三发电有限责任公司
建设规模：2×1000MW 超超临界火力发电机组。主要技改内容：安装邻机冷 再热至本机的高压加热器蒸汽管道及阀门。节能技改投资额200 万元，建设周期 3 个月。若不考虑新建机组基建阶段，仅考虑机组投运后的生产阶段，两台机组 每年可节约2622tce，年节能经济效益210 万元，投资回收期为1年。 八、推广前景和节能潜力：
本项目属于系统优化改造类项目，节能效果明显，投资低，简单易行且安全性高，推广潜力巨大。预计到2015年可在电力行业推广至10％，形成10 万tce/a的节能能力。
