鍋爐效率計算

1. 出入熱法

鍋爐效率﹦有效吸熱量(蒸氣焓值) ÷輸入總熱量(燃料熱值)×100%

Ex：給水溫度 32℃、蒸汽壓力 5 kg/cm2、蒸汽量 7.9 噸/小時、耗油量 615 L/hr。

鍋爐效率﹦(658.0－32.1) ×7900 ÷(615 ×9600) ﹦83.8%

在量測期間內，需知道燃料的發熱量、燃料流量、其他輸入熱量及蒸汽流量、壓力，考量一般工業用鍋爐較少裝設蒸氣流量計，通常以入水量代替蒸氣流量。此種方法需要準確地測出燃料與蒸氣的流量，量測時間需拉長，以減少誤差。

2. 熱損失法鍋爐效率﹦

﹝1－(總損失熱量÷輸入總熱量)﹞ ×100%

熱損失法基本上是求出鍋爐各項熱損失，包含排氣熱損失、不完全燃燒熱損失、噴入爐內熱損失、灰分熱損失及輻射熱損失等，建立出鍋爐能量平衡式(energy balance)。必須量測煙道氣溫度、成分等，以乾空氣的熱損、燃料中氫元素形成水分所造成的熱損、未燃碳及鍋爐本身熱輻射所造成的熱損等，以求得鍋爐效率。

藉由量測各項熱損失，可建立後續改善或是控制的依據，從損失最大的項目進而改善鍋爐系統，提高能源使用率

(三)鍋爐效率計算

3.熱平衡分析 q1+q2+q3+q4+q5+q6=100%(總熱量)其中 q1: 鍋爐效率(%)

q2: 煙道氣熱損失(%)

q3: 氣體未完全燃燒熱損失(%) q4: 固體未完全燃燒熱損失(%) q5: 鍋爐輻射熱損失(%)

q6: 灰渣熱損失(%)

二、燃料油鍋爐轉用天然氣技術說明

偏高，排氣含氧量平均約 8%，造成能源浪費。

燃氣鍋爐可於尾氣增設如空氣預熱器、節煤器或其他熱回收裝置，由於不會有低溫腐蝕問題，

尾氣溫度可降至露點以下，將大量水蒸氣潛熱回收應用。

排氣溫度下降 20℃，鍋爐效率提升 1%。

.排氣含氧量下降 1%，鍋爐效率提升 0.75%。

.燃料油鍋爐轉用天然氣加裝熱回收裝置提高能源使用效率平均鍋爐效率可提高 4-6%。

鍋爐型式	設備容量	排氣 O2(%)	尾氣溫度(℃)	轉用天然氣節能潛力
熱媒鍋爐	150 萬大卡	9.0	146.0	4%
熱媒鍋爐	300 萬大卡	9.0	154.0	5%
煙管鍋爐	5.4T	4.0	199.3	4%
	6T	3.1	243.0	5%
	6T	5.8	170.0	3%
	7.2T	8.3	185.6	6%
	12T	6.6	170.0	4%
	13T	14.0	170.0	8%
水管鍋爐	30T	5.1	131.7	2%
水管鍋爐	35T	4.1	250.0	7%

(六)鍋爐其他節能技術

安全性評估：

— 原鍋爐的設備元件須完好，符合使用安全性。

— 原鍋爐的給水系統和送、引風系統必須基本完整。

— 以最不影響現場供熱及製程為設計準則。

— 鍋爐額定容量及操作條件評估：是否可滿足現有的操作情況

— 鍋爐房通風條件：因天然氣屬易爆炸燃料，轉用燃料時需考量現有鍋爐房通風性，可加裝一氧化碳或天然氣洩漏偵測儀器。

— 燃燒器選用評估：火焰長度及發熱量匹配爐體熱回收設備評估：

— 天然氣不會有低溫腐蝕問題，但裝設熱回收裝置需評估場地設置空間、熱回收裝置型式(節煤器或空氣預熱器等)、裝置容量大小及是否適用雙燃料系統等

原因，

回收裝置原則說明如下：

(1) 鍋爐熱回收裝置安裝處必須有操作檢修平台，以便於後續檢修安裝確保操作之安全。

(2) 鍋爐熱回收裝置前後建議配有煙氣溫度和壓力檢測儀錶，以便於後續分析鍋爐運作情形。 (3)熱回收裝置建議設旁通煙道，以確保裝置故障時鍋爐能正常運作。

(4)加裝熱回收裝置時，鼓風機選用需考量煙道氣阻力。 (5)應根據煙氣回收量選用匹配之熱回收裝置。

四、經濟效益評估

某工廠柴油蒸汽鍋爐年使用量為 220 公秉，年燃料費用為 526 萬元。

n 以相同使用量評估液化石油氣(LPG)及天然氣(LNG)，LPG 年燃料費用為 390 萬元； LNG 年燃料費用為 224 萬元。

	柴油(公升)	液化石油氣(公斤)	天然氣(度)
年使用量	220,000	155,000	205,333.33
熱值(kcal)	8,400	6,635	9,000
年使用熱值(kcal)	1,848,000,000	1,869,676,650	1,848,000,000
單價(元)	23.9	25.15	10.90
1 年燃料費用(萬元)	526	390	224
累計 2 年燃料費用(萬元)	1,052	780	448
累計 3 年燃料費用(萬元)	1,578	1,170	672
累計 4 年燃料費用(萬元)	2,104	1,560	896
累計 5 年燃料費用(萬元)	2,630	1,950	1,120

註：依中油公司 107 年 3 月公告油價評估價算其他效益

二、鍋爐性能研判基準 (一)負載及效率定義

1. 鍋爐容量：Qmax=[Stm*(Hstm-Hwat)]dsn 以 539kcal/kg

蒸發熱表示相當蒸發量，當產出蒸汽條件偏離 1atm、100℃愈多時，愈難代表鍋爐真正容量。本文取常溫給水和設計溫度壓力蒸汽熱焓差距下，額定蒸汽產量所載熱能之最大負載量定義為鍋爐容量。

2. 鍋爐負載：Load=[Stm*(Hstm-Hsat)+Wat*(Hsat-Hwat)]/Qmax

具有節熱器的場合鍋爐給水已獲得部份燃氣熱能，在實際給水溫度和操作蒸汽溫度壓力之熱焓差距下，產生蒸汽量所載熱能加上洩放水量所載熱能是實際

換熱量。其與鍋爐容量之熱能比值定義為鍋爐負載

3. 燃料熱量：Qin=Fuel*NHV

燃料燃燒生成氣所載熱能為實際釋放熱量，以總發熱值為基準計算各階段燃氣的溫度時，對於含濕份較高的燃料將出現明顯的誤差。淨發熱值意指已扣除燃料內含水份汽化及氫元素氧化所吸收熱量，計算燃氣溫度平衡時較能符合反應現象，因此取淨發熱值和實際燃料量之乘積定義為鍋爐燃料熱量。

4. 鍋爐效率：η b=Stm*(Hstm-Hwat)/Qin

鍋爐本體換熱量加上節熱器換熱量是鍋爐負載熱量，扣除洩放水量所載熱能才是有效產出熱量，其與燃料熱量比值定義為鍋爐效率。由於投入燃料熱量扣除有效產出熱的無效熱量就是能源損失，加總所有的損失熱量其與總投入熱量的差值也能計算鍋爐效率。

(二)燃料及燃燒特性

1. 燃料之熱值

燃料油方面，依據 1999 年 4～6 月取樣 18 筆檢驗分析報告，結果顯示我國低硫燃料油組成差異不大，除含硫份區分 0.5%及 1.0%外，約含碳 87%、氫 12%，淨發熱值約 10,000kcal/kg，比 IPCC 所取 9,600kcal/kg 可提高幅射熱傳能力甚多。影響燃燒效率的因素首重燃燒器操作條件，燃料霧化粒徑需要適當的爐膛滯燒時間，以達到粒徑燃盡的效果，供給適當過量空氣才能確保氧化反應完全。

IPPC 採多國燃料燃燒數據，以線性迴歸方法計算燃料油之碳元素氧化率為 99%，換算我國燃料熱值相當於燃燒效率 99.3%。

燃料煤方面，進口因產地及價格不同，業界使用的品質差異很大，一般而言表層水 5～8%、內含水 3～4%、揮發份 25～35%、固定碳 40～50%、灰份 12～ 20%、熱值 6,000～6,800kcal/kg。粉煤或塊煤因

前處理程序不同，進料時可燃份組成和熱值會因表層水份變化而調整。

燃料類別	w.t% (濕基)			熱值	淨發熱量
燃料類別	C	H	C/H	**	Kcal/kg
液化天然氣	66.4	20.8	3.2	9900kcal/m3	12400
柴油	83.2	12.8	6.5	8800kcal/L	10300
資料來源:中油公司及產業檢測數據.”臺灣能源平衡表”,能源委員會 2000/4.**

燃料類別	柴油	天然氣
熱值單位	kcal/kg	kcal/m3
總發熱量(GHV)	10894	13485
淨發熱量(NHV)	10349	12137
碳元素氧化率	0.99	0.995
資料來源：1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories

2. 燃料燃燒氣之 O2

燃燒氣組成分析第一項值得注意的是排氣含 O2%，一般從氣體分析儀測得的 O2%值是濾掉冷凝水份乾基狀態，實際濕基 O2%值比較低，約是檢測值的 83～ 92%，這一點在調整到低過量空氣比時不得不謹慎，以免燃料燃燒不完全。一般選擇簡易公式換算空氣比和排氣含 O2%的關係，忽略助燃空氣中微量 H2O 直接定義空氣比=21/(21－O2%*100)實則無誤，問題還是出在 O2%取儀測乾基值，實際濕基空氣比值約是檢測值的 93～98%。

這個結果意指使用空氣比值表示過量空氣，比用排氣含 O2%值引發的爭議小很多，也許就是日本訂定鍋爐能源使用合理化作業規範中採用空氣比值的原因。

表 2.3. 燃料燃燒氣之摩爾氧量及空氣比值
燃料		排氣含 O2%			燃燒空氣比
檢測值(乾基)		3.0%	5.0%	7.0%	1.17	1.31	1.50
實際值(濕基)	天然氣	2.5%	4.2%	6.0%	1.14	1.25	1.40
實際值/檢測值		86.7%	88.7%	89.0%	97.7%	96.7%	94.9%

3. 燃料燃燒氣組成

各種燃料組成中由於 C、H 含量不同，燃燒反應所需要的理論空氣量會有差異，燃料物性、形狀導致燃燒反應速率的不同進一步影響過量空氣需求量。即使以理論空氣量參與燃燒反應，當氧化反應完全時，空氣質量流率仍然高達燃料質量流率的 10 倍以上，約是天然氣的 15 倍、燃料油的 14 倍、燃料煤的 11倍，這個數據意指空氣扮演著極為穩定的熱載體角色，O2 參與放熱反應不是熱載體，實際上由燃燒氣中佔 70～75%摩爾百分比的 N2 發揮功能。

天然氣和燃料油燃燒氣中 H2O 的摩爾生成量幾乎完全受燃料中 H 含量影響，燃料煤燒氣中 H2O 的摩爾生成量則深受燃料 H2O 份影響遠甚於 H 份影響。從燃燒氣組成分析 H2O 的摩爾百分比，天然氣約 16%、燃料油約 11%、燃料煤約 9%，吸熱成熱載體後始終處於氣體狀態，因為沒有釋出潛熱的機會所以提供鍋爐換熱的功能有限。

表 2.4. 天然氣之燃燒氣摩爾組成
O2%檢測值(乾基)		3.0%	5.0%	7.0%
實際值(濕基)	N2	70.9%	71.5%	72.2%
	CO2	8.9%	8.1%	7.2%
	H2O	17.7%	16.2%	14.6%

4. 燃料燃燒氣溫度

取常態環境條件及以燃燒氣濕基 3.5%O2 作為助燃空氣基準，分析燃料燃燒氣組成載熱能力，首先比較不同溫度下主要成份的比熱值，對應溫度均幾近於線性關係增加。大摩爾比例的 N2 與其較為穩定的比熱相乘積代表燃燒氣整體摩爾比熱變化有限，天然氣、燃料油、燃料煤之燃燒氣在鍋爐換熱全程 200～ 1,400℃可能範圍，一次方溫度效應使摩爾比熱維持在 7.7～9.3kcal/kgmolK 以內。當二次方溫度函數的摩爾熱焓值被使用於熱載量計算時，摩爾熱焓值約在 3,650 ～15,700kcal/kgmol 間。這個結果意指燃燒氣載熱量大小將敏感的反應在溫度上，所以燃料燃燒釋出的淨發熱量才能平衡各階段換熱後溫度檢測值，而且助燃空氣也提供了熱量參與燃燒反應，25℃環境溫度、3.5%O2 排氣含氧狀況下，其所載熱量約 2,084kcal/kgmol 應該不計算於排氣熱損失中。

5. 燃料燃燒之 SO2

我國燃料油分 0.5%S 及 1.0%S 等級，與 1987 年含硫 2.0%、1990 年含硫 1.5%之燃料油相較，燃氣中硫氧化物較少所以露點溫度也低，露點限制的放寬可以提高尾氣熱回收能力很多。天然氣可被視為不含硫份。燃料煤之含硫份受不燃份稀釋，重量百分比 1.0%S 已屬相當高的品質，只有可燃成份參與反應得到的燃燒氣，SO2%含量大幅度提高正常約在 760～850ppm 間，因此均配置脫硫設備以避免環境污染。

從燃燒氣組成分析 SO2 含量是很值得注意的，一般從氣體分析儀測得的 SOx 值是濾掉冷凝水份的乾基狀態，此過程導致部分 SOx 隨抽氣管中冷凝水析出，燃氣中硫氧化物檢測值比較低，約是實際值的 60%～80%，SO2 濃度在考慮設計換熱器回收廢熱時不得不謹慎，以免露點效應腐蝕管材。過量空氣比值變化對燃燒氣 SO2 濃度具有極大的影響力，過量空氣增加的 N2 發揮稀釋 SO2 濃度的功能，濕基 O2 值從 3.0%上升到 7.0%時足可降低 SO2 濃度 22.8%，這種情形經常出現在低負載操作的燃油蒸汽鍋爐。增加空氣比雖然能使排氣熱回收裝置避免露點腐蝕的寬裕度更大，可是直接增耗能源降低鍋爐效率，經濟上並不合算。唯在流體順向換熱設計熱回收裝置的場合，有時必須考慮這項操作技巧。另外以蒸汽先加熱常溫給水再泵入節熱器的場合，適切增加空氣比可以考慮切斷預熱用蒸汽，減少無效熱能損失率。

6. 燃料油燃燒氣之露點

依據 Walter R. Niessen, "Combustion and Incineration Process"，SO2 至 SO3 的轉化率在 2.5～3.5%之間，我國低硫燃料油在不同空氣比狀態下燃氣之露點範圍，以及燃氣側熱管中心和內壁之溫度差，顯示可能造成腐蝕的燃氣露點上限對於 0.5%燃料油約 95℃，對於 1.0%燃料油約 120℃。因此回收廢熱裝置可以考慮適當的最終排放燃氣溫度，對於 0.5%燃料油在 130℃以上，對於 1.0%燃料油在 160℃以上，最重要的是燃氣熱回收裝置不可用安全係數採過大設計。

7. 燃料燃燒之 CO2

第三屆「氣候變化綱要公約」締約方會議，以 2010 年前後為溫室氣體減量目標管制時程。主要抑制對象在化石能源燃燒所排放的二氧化碳，我國政府於 1998 年發佈能源新政策，推動國內企業廠商參與抑制溫室氣體排放改善工作。鍋爐排放 CO2 量與燃料燃燒發生直接關係，最有利的解決方案就是提高能源使用效率，進一步措施是低碳燃料的替代，因此有必要了解各種燃料燃燒排放 CO2 的換算方式。

我國燃料排放二氧化碳值 *資料來源:1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.#中技社節能技術發展中心.**
數據來源	IPCC 統計燃料 *		國內燃料 #
燃料特性	碳排放因子	ton CO2/1012J		CO2 淨排放換算
天然氣	15.3	55.8	49.0	2.0 kg/m3
柴油	20.2	73.3	70.0	2.6 kg/L

三、高效率鍋爐作業

通常新鍋爐驗收的功能測試基準與實際作業條件並不一致，即使高效率鍋爐產品也可能發生低效率運轉結果，其原因在於整體系統整合功能不理想，燃料、給水、空氣、蒸汽、洩放水、冷凝水等相關系統的處理裝置、管理控制、回收利用等都會影響鍋爐系統效率。以成本經濟為訴求的高效率不再只針對鍋爐本體，整體系統作業應該是關注對象，換言之，因應高油價或高價燃料時代的來臨，可折舊的鍋爐初設固定成本將愈不及長期的燃料使用變動成本重要。

2. 複熱器：

100 ├ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼

95 ├ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼

90 ├ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼

85 ├ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼

80 ├ ┼ Pstm @ 6～10kg/cm2G ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼

75 ├ ┼ O2 @ 3.5～7.0% ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼

70 ├ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼

65 ├ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ A-1(1987)

Tf-Tstm 60 ├ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼

℃

├

┼

┼ C-1(1988)

├

┼

├

┼

A-2(1994)

├

┼

├

┼

D-1(1989)

├

┼

├

┼

B-1(1991)

├

┼

B-2(1988)

├

┼

├

┼

5 ├ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼ ┼

0 └ ┴ ┴ ┴ ┴ ┴ ┴ ┴ ┴ ┴ ┴ ┴ ┴ ┴ ┴ ┴ ┴

20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100

Load %

以空氣預熱方式回收排氣熱使助燃空氣溫度上升，送入爐膛可直接減少燃料量，對於水側負載並無影響。裝置空氣預熱器之優點包括：

回收排氣熱量減低熱損失、使燃料更易於完全燃燒、爐膛溫度較高可增加輻射傳熱速率。正常排氣溫度高於 350℃的場合，管端熱應力不均可能變形裂隙。

3. 節熱器：

以節熱器回收排氣熱使給水溫度上升，是因水側熱負載下降節省燃料用量，爐膛溫度及傳熱速率並無改變。裝設節熱器之優點包括：回收排氣熱量減低熱損失、蒸汽給水溫差小可減少爐管變形裂隙機會。

對於回收冷凝水或蒸汽脫氧的場合，給水溫度若高於 100℃以致升溫空間有限，加上水與燃氣體積量比約 1:1300，將使熱管不易設計。

4. 控氣風門：

一般鍋爐燃燒器多採燃油連控空氣風門方式，操作負載大小會改變空氣比值及燃氣總量，造成幅射區溫度及對流區熱傳速率變化，影響鍋爐主體換熱功能使得排氣溫度會有差異。

(二)操作影響效率項目

以效率 87%鍋爐為例，尾氣排放熱損約佔 9～11%，燃燒熱損、爐壁熱損、洩水熱損 3 項合計 4～2%，所以改善重點通常放在空氣比和尾氣溫度上。鍋爐操作須因應製程蒸汽需量變化，蒸汽需求壓力或過熱溫度仍然是決定排氣溫度高低的主要因素。

通常負載減少 50%使排氣溫度下降 30～50℃，具有節熱器或複熱器的場合，高低負載之尾氣溫度差異會縮小到 10～25℃，是另一項影響效率變數。節熱器提高給水溫度使能量負載需求降低，燃料用量節省卻不一定反應在鍋爐效率提升，複熱器提高空氣溫度作為輔助能源節省燃料用量，能量負載需求不變卻一定提升鍋爐效率，故在負載變化較大區間不能僅以尾氣溫度、含氧量判讀正確的負載效率特性。

1. 燃燒熱損率：η c=1-Kcom

燃燒效率直接反映鍋爐效率而不受負載變化影響。足夠的滯燒時間依賴爐膛設計，適當的霧化粒徑、過量空氣依賴操作技能。低燃燒率表示伴隨飛灰的未燃碳粒，進入對流管群貼附管壁降低換熱能力值得顧慮。燃燒熱損率一般在 0.5～1.0%間。

2. 爐壁熱損率：η w=(Hrad+Hcov)*Awal/Qin

爐壁損失熱量因素有四：爐殼保溫層厚度、室外風速影響、火焰偏向受熱不均、爐管變形使斷熱層破裂。正常狀況爐壁溫度變化很小，煙管鍋爐尤其穩定，因此負載愈低爐壁熱損比例愈高，一般在 1.0～2.0%間。

3. 洩水熱損率：η d=(Wat-Stm)*(Hsat-Hwat)/Qin

鍋爐洩放水量取決於水質處理的程度，在實際溫度給水和蒸汽溫度飽和水之熱焓差距下，連續洩放水量所載熱量，其與燃料投入量之熱能比值，定義為洩放熱損率，一般在 0.5～1.0%間。

4. 尾氣熱損率：η g=(G*Hgas-A*Hair)/Qin

常溫空氣也具有熱焓參與燃燒反應，如果為求簡化設定為 0kcal/kgmol，加上氣體組成比熱對溫度的非線性變化，計算誤差將導致高溫階段燃氣實際溫度偏差 50℃左右，影響對於管材熱應力破壞及露點腐蝕的判斷。同時在計算尾氣熱損失率時是以燃料熱量為基準，僅考慮尾氣溫度之熱焓而忽略常溫氣體熱焓基準，會高估尾氣熱損失量，故定義尾氣熱損量應扣減助燃空氣熱量。

四、智慧型鍋爐功能

能源使用合理化影響鍋爐高效率作業目標的達成，變動成本上升的趨勢突顯運轉操作需要適當管理的重要。國內汽電高壓蒸汽鍋爐及較大型中壓蒸汽鍋爐已具備智慧型作業功能，在安全顧慮下設計自動監控系統，維持效率目標配置數據監錄系統，為了環保目的連續偵測排氣系統，如能再加強自主分析能力的專家系統，將可引導改善方案的可行性評估。國內蒸汽鍋爐產能 20 噸/hr、壓力 30kg/cm2 以下的數量最多，由於附加智慧型監管系統的初設費用比例過高而未裝設，但是缺乏完整的操作條件數據和分析改善能力，實在不易達到降低運轉成本的訴求。針對智慧型監管系統投資的經濟效益是有必要加以探討，而應用現代化經營管理模式的觀念仍需要宣導認同。

(一)監管系統程序模式

1. 連續偵測的效益

藉偵測異常數據分析作業缺失的影響程度，可以儘速維修避免設備損壞及污染排放。蒸汽鍋爐監管系統程序模式中最嚴謹的步驟在負載特性模式測試，適當的參數依分析校驗輸入，才能獲得正確的輸出結果，即時顯示鍋爐運轉狀況。

採連續自動監錄結合即時警訊分析、指引故障排除的電腦系統，其優點包括：

(1)免除作業人員累積異常處理壓力換取正確操作經驗 (2)協助維修人員釐清故障發生原因快速完成排除行動 (3)提供管理人員易於判讀操作記錄統計能源成本效益 (4)電腦化運算顯示即時效率縮短異常持續時間和損失 (5)資訊化數據顯示歷史記錄節省人工抄錶時間和失誤(6)最適化分析顯示標準偏差評估異常影響安全和環保

質能計算符號定義
低發熱量 NHV kcal/kg	最大蒸汽產能 Std 噸/hr
理論空氣 Ao Nm3/kg	鍋爐最大負載 Qmax Mcal/hr
理論排氣 Go Nm3/kg	鍋爐周界風速 Vwin m/s
空氣比 m	爐壁面積 AWL m2
實際排氣 G Nm3/kg	幅射受熱面積 ARD,eq m2
排氣含氧量 Oe Nm3/kg	對流換熱面積ACV,eq m2
排氣含氧率 O2% %	空氣相對濕度 Ψ RH %
對流熱傳係數 hCONV kcal/hrm2K	空氣絕對濕度 Ψ kg/kg
幅射熱傳係數 hRADI kcal/hrm2K	空氣乾球溫度 Td ℃
空氣摩爾熱含量 Cp,a kcal/kgmol	基準參考溫度 Tref ℃
燃氣摩爾熱含量 Cp,m kcal/kgmol	進入空氣溫度 Tair ℃
爐壁熱損失量 QWL kcal/hr	預熱空氣溫度 Ta ℃
鍋爐產汽熱換量 QHE kcal/hr	鍋爐爐膛溫度 Tc ℃
幅射區熱交換量QRD kcal/hr	節熱前燃氣溫 Tf ℃
對流區熱交換量 QCV kcal/hr	節熱後燃氣溫 Tg ℃
操作蒸汽壓力 Pstm kg/cm2G	飼水溫度 TH2O ℃
最大蒸汽壓力 Pstd kg/cm2G	預熱飼水溫度 TH ℃
飼水進量 W 噸/hr	燃油溫度 Toil ℃
燃油進量 Oil kg/hr	操作蒸汽溫度 Tstm ℃
蒸汽產量 Stm 噸/hr	熱交換溫差△ Tm ℃
燃燒反應率 Kcomb %	鍋爐周界溫度 Ts ℃
洩放水率 Rwd %	鍋爐爐壁溫度 TWL ℃

程式模擬基本公式
理論需氧量	O2=燃油組成燃燒反應平衡計算
理論排氣量	Go=燃油組成完全燃燒反應平衡計算
理論乾空氣	*Ado=(1+3.762)O2**
空氣絕對濕度	Ψ *=0.622Ψ RH(EXP(18.5815-3987.1/(Td+233.7)))/(760-ΨRH(EXP(18.5815-3987.1/(Td+233.7))))**
理論濕空氣量	*Ao=Ado(1+28.84Ψ /18)*
實際排氣含氧率	*O2%=(m-1)O2/[Go+(m-1)Ao]*
空氣比	*m=GoO2%/(O2-AoO2%)+1*
實際濕空氣量	*A=mAo**
實際濕排氣量	*G=Go+(m-1)Ao**
空氣摩爾熱含量	*Cp,a=Σ YiCpi(T)**
燃氣摩爾熱含量	*Cp,m=Σ YjCpj(T)**
空氣熱含量	△ Ha(T)=∫ T1T2 Cp,a dT
燃氣熱含量	△ Hg(T)=∫ T1T2 Cp,m dT
蒸汽操作溫度	Tstm={3795.53/[11.6693-ln(Pstm+1)]}-226.18
爐壁熱損失量	*QWL=(hCONV+hRADI)[2+0.4(Vwin-1)]AWL(TWL-Ts)*
燃油進量	*Oil=(QHE+QWL)/[NHVKcomb+A∫ TrefTa Cp,adT+Soil(Toil-Tref)-G∫ TrefTg Cp,m dT]*
蒸發潛熱	*Vap=606.126-0.75851Tstm+1.5584510-3Tstm2**
鍋爐熱交換量	*QHE=Stm1000(Vap+Tstm-TH2O)+(W-Stm)(Tstm-TH2O)**
鍋爐產汽熱量	*Qeff=Stm1000(Vap+Tstm-TH2O)*
鍋爐輸入熱量	*Qin=OilNHV**
鍋爐操作效率	η b=Qeff/Qin
最大蒸汽溫度	Tstd={3795.53/[11.6693-ln(Pstd+1)]}-226.18
最大蒸發潛熱	*Vmax=606.126-0.75851Tstd+1.5584510-3Tstd2-6.724910-6Tstd3**
最大負載熱量	*Qmax=Std1000(Vmax+Tstd-TH2O)*
鍋爐操作負載	Load=QHE/Qmax

4. 環保訴求目的 (三)

針對燃氣排放管制的 SOx、NOx 環保項目，監管系統只能提供記錄追蹤的功能，但在鍋爐安全和效率維持方面扮演積極糾正的角色，因此可以避免粒狀物、黑煙及 CO 的環保污染項目。分析爐膛滯燒時間，得以即時預測未燃碳形成的可能，技術上比加裝 CO 分析儀推算粒狀

物的方法經濟有效。燃燒反應動力及擴散速率如 Field et al.半經驗公式，估算燃料相當粒徑在固定爐膛的允許燃盡時間，往往能夠更有效的提供調整改

善方向。

其中，tb ：燃盡時間, sec Po2：O2 成份分壓, atm

R ：1.986, kcal/kg-moloK

T ：火燄溫度, oK

do ：相當粒徑, cm

5. 安全訴求目的

常發生的鍋爐嚴重損壞包括內壁受熱不均破裂、爐管灰垢阻塞腐蝕、管群變形塌陷、管群端板破裂。這些項目平時難以觀察，也要持續相當時期的異常運轉才會突顯出來。藉由安全操作經驗參數比對各階段燃氣溫度偏差範圍，得以及早修正作業條件，技術上比經常停爐檢修的方法方便有效。

6. 效率訴求目的

影響鍋爐負載效率的主要因素是燃燒熱損、爐壁熱損、洩水熱損、尾氣熱損。以 0.5%含硫燃料油之蒸汽鍋爐為例，說明如下：

(1)調整燃料霧化條件：飛灰殘碳↓ 1.0%，鍋爐效率↑ 0.8%～1.0%。 (2)調整空氣比控制器：排氣含氧↓ 1.0%，鍋爐效率↑ 0.4%～0.6%。 (3)調整給水穩定液位：變動範圍↓ 5.0%，鍋爐效率↑ 0.1%～0.2%。 (4)控制爐水減量排放：洩放水量↓ 1.0%，鍋爐效率↑ 0.1%～0.2%。 (5)檢修加強爐體保溫：爐壁溫度↓ 10℃，鍋爐效率↑ 0.3%～0.5%。 (6)阻隔強風或冷氣流：爐壁風速↓ 1m/s，鍋爐效率↑ 0.3%～0.4%。 (7)排氣廢熱回收裝置：排氣溫度↓ 10℃，鍋爐效率↑ 0.5%～0.6%。 (8)增加冷凝水回收率：給水溫度↑ 10℃，鍋爐負載↓ 1.0%～1.2%。 (9)多台鍋爐併聯分配：視個別鍋爐負載特性影響總效率提升程度。 (10)避免換熱管群破裂：視本體及熱回收特性影響總效率損失程度。 (二)監管系統改善應用

前述高效率指硬體的設計應儘量降低燃燒、爐壁、尾氣熱損失，定義智慧型監管系統為合理的作業應經常符合高效率、安全、環保訴求。監管系統之硬體基本配備包括：數位輸出之供水流量計、供油流量計、蒸汽壓力計、燃氣溫度計、熱回收流體溫度計、信號轉換器、桌上型電腦及印表機。監管系統可以適用於固體、液體、氣體燃料，飽和及過熱蒸汽、煙管及水管構造、節熱及複熱型式之鍋爐操作。

因鍋爐效率為燃料發熱量與蒸汽吸收熱量之比，故欲提高鍋爐效率，除使燃料中之熱量盡量發揮外，並需使燃料產生之熱盡量為爐水所吸收。對於單一鍋爐，可以從操作調整著手，改善負載範圍內之效率特性。對於多台併聯鍋爐，則可以在各鍋爐負載效率改善後，依製程需量整合各別鍋爐之特性曲線，找出系統發揮最佳效率的負載分配方式，分別設定其操作條件，以獲得整體最大效益。監管系統提供資訊直接有助於鍋爐效率的改善。

1. 關小調風器風門

高燃燒負載時，液體燃料的廢氣含氧量標準為 3～4％，但在低燃燒負載時，則應以較高的空氣量輔助噴燃器霧化效果之下降。排氣溫度偏高時，降低空氣比以節省排氣熱能損失的效果雖然顯著，爐膛溫度過高卻可能影響鍋爐本體之應力破壞。對操作性能的變數採用電腦模擬分析，可以節省調整時間，並避免實作試誤造成的熄火、黑煙，甚至硬體損害。

2. 調整燃油空氣連動器

一般鍋爐之空氣進量依附燃油閥門動作，顯示出兩種特性，一為低負載下排氣含氧量較高負載時高，另一為低負載時排氣溫度較高負載時低，兩種效應對效率而言似有衝突，然而絕大多數鍋爐的總特性是低負載呈現較低的效率。由於爐本體的輻射熱傳面在負載和爐膛溫度變化時，主導了傳熱速率的改變，造成溫度效應不及含氧量重要。

控氣連桿的調整可以將負載－效率特性曲線的斜率改變。當負載改變時，空氣與燃油的比例通常不是固定的，這個觀念應用在製程需量不穩定的場合相當

重要。藉由連桿調整將操作範圍之曲線特性，改變成在運轉頻率較高的區段僅量提高效率，以達到最適化負載操作的省能目的。

3. 調整燃燒機霧化條件

對於既有鍋爐的燃燒效率好壞，通常可以從火燄亮度、炭粒火星、集塵數量、飛灰色澤、煙囪排放等直接目視判斷，一旦發現飛灰殘炭即顯示不完全燃燒現象。當鍋爐操作於低負載狀態，多數是燃燒機霧化條件不佳，依據燃燒機特性設定燃料油和霧化媒體的溫度或壓力、燃料煤粒徑大小或送風壓力，經常可以獲得很好的效果。當鍋爐操作於高負載狀態下，可能還需要分析鍋爐爐膛容量的限制。估算燃料粒徑在爐膛的滯燒時間，與爐膛的允許燃盡時間比較，能夠有效的提供調整改善方向。

4. 加裝空氣預熱器或節熱器

鍋爐各項熱損失中，以排氣熱損失比例最大，除降低空氣比外，降低排氣溫度是另一改善方向。清除水側鍋垢、火側積灰，可以提高熱傳導率，使鍋爐多吸收一部份熱量，降低排氣溫度。不過傳導所佔熱交換比例較之幅射、對流差距甚多，傳熱面積設計不足的情況下，裝設空氣預熱器或節熱器，以增加傳熱面積回收排氣熱量較為有效。

5. 檢修爐體保溫

爐體表面熱損失量因保溫狀況及外氣溫度、風速而定，因為以定值之熱量流失於大氣，故對入熱量言，低負載情況下爐體表面熱損失率增加很多。爐體表面溫度偏高應加強保溫，局部溫度過高則應檢修爐內耐火材。環境風速偏大時應設法遮隔。

6. 爐水排放控制及冷凝水回收

鍋爐給水經過軟化、脫氧處理，為避免發生結垢、汽水共騰、起泡、腐蝕、苛性脆化等現象，汽鼓及水鼓仍須排放少量爐水。蒸汽冷凝水具有純水一樣的水質，回收再用除了節省熱量外，也允許再降低爐水的排放量，減少洩放熱損失。

7. 避免間歇運轉

燃油燃燒器有一定的最小油量調節限制，與最大值的比例約在 1：4～1：6 間，通常蒸汽用量低至鍋爐容量的 20％左右將會熄火，待汽鼓蒸汽壓降至設定值時鍋爐再啟動點火。如果蒸汽需求量經常處於鍋爐的低負載運轉，燃燒器之噴嘴又未加以適當更換，燃燒器啟停操作將極為頻繁，持續的爐體散熱損失加上點火前的爐膛預通風和熄火後的後通風熱損失，造成無效燃燒的燃料浪費很大。比較合理的改善當從製程蒸汽需量管理著手，統計批次加熱設備耗用蒸汽的高低和時段，考慮最大總量移轉並設定最小基本量，可以獲得有效的結果。

8. 穩定進水量控制

針對進水量控制使水位穩定，除了避免隨伴水滴，也穩定蒸汽壓力趨使火焰變化起伏減小，進而排氣熱損失得以降低。鍋爐通常以水位控制進水量，製程蒸汽需求不穩定時，水位變化起伏大。如單以進水泵維持一定進水速率，則泵之開停操作將極頻繁，信號傳輸與系統之時間延遲更可能導致水位變化跳脫控制範圍。當製程蒸汽需求變化處於有限範圍的狀況下，可以從統計蒸汽需量著手，評估汽鼓水位允許變動上下限，計算適當進水速率，調整給水閥開度獲得較佳的結果。

(二)蒸汽鍋爐作業案例

檢選國內業界現況運轉良好之各類代表性燃油鍋爐，分析其操作條件列舉負載效率實例如下以供參考。爐壁溫度低於 60℃，排氣含氧低於 3.5%。其間造成鍋爐效率差異的主要因素是排氣溫度，所以在回收排氣廢熱方面仍應加以改善。

日本鍋爐作業規範

日本能源結構及耗能特性與我國相似，雖然日本單位產品耗能量已優於大多先進國家，但對能源節約與提升能源使用效率之努力仍不遺餘力，因此蒐集整理其有關鍋爐之作業基準做為我國參考借鏡，以期工廠在能源使用時，能確實達到有效且合理之目標。

(一)能源使用合理化要項

日本根據能源使用相關法律督促業者執行工廠能源使用之改善，總合能源調查會審議判斷合理化基準於 1998 年 10 月見諸通產省公報，條文分基準和目標

兩階段自 1999 年 4 月 1 日起實施。摘譯有關鍋爐作業合理化的部分列示如下。

1. 能源使用合理化基準

1.1. 燃料燃燒的合理化

(1)燃料燃燒管理指依據設備進行燃料燃燒以及使用燃料之種類，設定與空氣比值之管理標準，以空氣比值為基準設定降低空氣比。 (2)使用多台燃燒設備時，以提高燃燒設備整體熱效率為目標，設定管理標準以調整各個燃燒設備之燃燒負荷。

(3) 依據燃料之性狀，可針對燃料的粒度、水份、黏度等進行適當調整，以提高燃料燃燒時的燃燒效率。

(4) 確實把握各個燃燒設備之狀況，如燃料的供給量，燃燒時排放廢氣溫度，排氣中殘留氧份量。針對燃燒處理可燃性廢棄物時產生的能源或燃料，應儘可能的回收並加以利用。使用其他燃料時，根據所需改善之項目設定管理標準，定期測量並詳細記錄結果。

(5) 購入新燃燒設備時，燃燒機等燃燒機裝置要適合燃燒設備以及燃料種類，且必需能依照其負荷與燃燒時的變化，調整燃料的供給量與空氣比值。 (6)購入新的燃燒設備時，通風裝置要能夠調整其通風量以及燃燒室內的壓力。

(7)鍋爐給水是根據日本工業規格 B8223 鍋爐給水以及爐水水質規定進行水質管理，以防止傳熱管結垢附著及泥漿、淤渣等沈澱。 (8)進行加熱設備使用的蒸汽，應維持適當的乾度。

1.2. 防止輻射傳導熱損失

(1) 用於輸送熱媒及製程流體的配管，與其他相關設備及用來加熱之設備的隔熱工程，依照日本工業規格 A9501 保溫保冷工程施工標準，及依其規格所規定之條例實施。

(2) 每一主要加熱設備都需確切把握其熱損失之情況，為達改善之目標需設定管理標準，測量爐壁外面溫度、被加熱物溫度、廢氣溫度等，並依其數值進行熱勘定等分析且記錄其結果。

(3) 蒸汽祛水器是防止其因操作不良而產生蒸汽外漏所設定之管理標準，並需定期進行維修與檢查。

1.3. 廢熱的回收利用

(1)廢氣的熱回收利用是配合排出該廢氣之設備，針對廢氣的溫度或回收率來設定管理標準。 (2)廢氣熱回收利用的管理標準，以廢氣之溫度值為基準，設定降低廢氣之溫度提高熱回收率。

(3) 蒸汽冷凝水之廢熱回收利用，是針對其蒸汽冷凝水的溫度、流量及其性質之範圍，加以設定管理標準。

(4) 為了加強廢熱之利用，需確實把握廢熱的溫度、熱量及排出熱媒體的成份、其他廢熱狀況等重要項目，加以設定管理標準，除定期進行測量外並詳加記錄。

(5) 經過加熱後的固體、液體、氣體含有可回收利用的顯熱、潛熱、壓力及可燃成份等，根據其回收之範圍設定管理標準。

2. 能源使用合理化目標

七、替代燃料鍋爐系統

國際溫室氣體減量訴求以化石能源為目標，有機及生質廢棄物採掩埋最終處置需考量逸出甲烷效應，焚化熱回收處理雖然也排放二氧化碳，但在替代化石

能源之溫室氣體淨值計算上較為有利，且在經濟誘因條件下易被產業接受，因此廢棄物燃燒熱能之有效回收利用應屬可行性極高的應用方案。

廢熱鍋爐之再生能源利用基於兩項因素：工廠有熱能使用需求及可燃性廢棄物。廢棄物的熱值、數量屬於能源供應端，製程使用熱量、條件屬於能源消費端，併入既有鍋爐產能考慮，依照質能平衡計算，足以適當規劃再生能源系統。產業廢棄資源的能源利用和二氧化碳減量關係可以經由各種化石燃料和有機廢棄物的化性、熱值之比較看出，再則分析碳、氫比例及單位熱量價格以尋求成本考量的誘因，相信有助於產業另一種有利的選擇。

廢熱鍋爐系統以工廠處理之廢棄物為對象，強調回收熱能之經濟利益，在產製蒸汽的實際應用上分為兩種方向，其一是投入發電鍋爐與化石燃料混合燃燒產生蒸汽，再生能源於此作為輔助燃料，其二是將廢棄物焚化高溫廢氣導入鍋爐產生蒸汽，化石燃料於此作為輔助燃料。適當的規劃廢棄物處理方式以利用再生能源，當環保訴求可以兼具經濟效益時，則投資效益將使廢棄物處理不再只是成本上的負擔。

(一)混合燃燒鍋爐之發展

1. 流體化床鍋爐的生物質與煤炭混燒

歐洲多國綱要公約(JOULE)1997 年在荷蘭的一項研究計劃，是在壓力氣泡流體化床反應器(BFC)中探討生物質與煤的共氣化現象。以切碎的麥莖和其它作物為燃料，設備最大熱容量 1.5MW、壓力 10bar、溫度在 650～900℃間，流體化床高 2M、直徑 0.4M，後接隔熱的均態燃氣區，總裝置 4M 高，直徑 0.5M。實驗模擬包括進料特性、操作條件和氣化效率。進料以生物質分類和調整混合比率，操作分析溫度、空燃比和空氣蒸汽比，效率分析碳素轉化率、燃燒氣組成和不穩定性。

2. 燃煤鍋爐的生物質和粉煤混燒

美國能源部(DOE)帶動聯合能源技術中心(FETC)、電力研究所(EPRI)和其它發電機構自 1997 年進行的研發方案，利用現有鍋爐示範生物質與煤的共燃試驗，因為以再生資源取代部分煤燃料是降低 CO2 排放成本最低的方法。雖然歐洲和美國許多發電廠已經有將木材和煤混燒於鍋爐的經驗，可是操作條件數據不多、成本下降有限，因此要研究更低成本的生物質參與混燒模式。這個方案進行六項共燃試驗：

(1)石化廠一座燃煤鍋爐，木材水分 45%供熱能佔 2%～9%混合進料。 (2)發電廠一座粉煤鍋爐，木材含水率 42%～52%佔熱率 10%分開進料。 (3)發電廠一座切線燃燒粉煤鍋爐，木材含水率 25%～35%熱值達 10%。 (4)一座粉煤鍋爐，鋸木屑含水率 45%提供 1.5%熱值與粉煤同時進料。 (5)發電廠一座火牆式粉煤鍋爐，草類生物質與煤混燒提供熱能 10%。 (6)一座大型旋風分離式鍋爐，以混合木料與煤混燒。

3. 各類發電鍋爐的生物質和煤混燒

國際能源組織(IEA)的一項研究選定六座既有發電廠，均使用木料生物質產生 30MWe 電力，鍋爐型式及系統組合包括： (1)爐篦鍋爐(grate fired boiler) (2)氣泡流體化床(bubbling fluidised bed)

(3) IGCC(integrated gasification combined cycle) (4)混燒於粉煤鍋爐(co-firing in pulverised coal boiler)

(5)爐篦鍋爐併聯粉煤鍋爐(GF boiler parallel with PC boiler) (6)爐篦鍋爐併聯 NGCC(GF boiler parallel with NG combined cycle)

2000 年溫室氣體科技會議(GHGT-5)報告指出各國正發展電廠使用替代化石能源的近程或中程計畫，生質廢棄物替代燃料在任何發電系統下，都有降低成本的利益。從發電技術看，混燒於粉煤成本最低，IGCC 因本身建廠投資和運轉維修費用太高因此獲利不明顯。較多選擇是流體化床燃燒鍋爐，這種電廠已有 22 座，發電容量共 800MWe、電廠熱效率僅 25%、投資費用 1590～1950$/KWe、發電成本 9.2～11.1c/KWh。

發電廠使用木材加工廢棄物的成本最大項目是初期投資攤提、運轉維修保養費用。1999 年分析多國鋸木業、紙漿廠、紙板廠特性，計算出廢棄物收集、運

輸、加工的成本仍高，目前技術著重在成本的降低。

使用生物質替代化石能源的計畫取決於地區性生物質來源分佈其數量足以有效的發電。

4. 各類廢棄物和燃料油混燒

漿紙業將黑液當作燃料投入發電鍋爐與重油共燃的應用已是普遍且成熟的技術，以 100 噸/hr 黑液鍋爐為例，產生 410 噸/hr、110kg/cm2G、510℃的過熱蒸

汽，發電量可達 70Mw，該替代燃料供給熱源約 70%。即令經濟效益如此之大，日本業界仍然努力改進其系統的高效率及省力化，如將黑液濃度自 60%濃縮至 85%以提升熱值，整合熱電負載變化之分配管理。

與燃料油投入鍋爐混燒的其他實例包括廢輪胎、木屑、製紙泥渣等替代燃料。日本漿紙業除了黑液燃料汽電鍋爐外，也併用飽和蒸汽鍋爐以調度製程蒸汽需量變化，許多工廠配置 1 座以廢棄物為主的鍋爐，燃料供給熱源比例大致為樹皮泥渣 60%、廢輪胎 30%、重油 10%，因此使化石能源、CO2 排放減量，也獲得成本降低效果。

(二)製造業廢熱鍋爐實例

由於廢棄物替代能源產生時有變化，電腦模擬條件或試燒實測數據皆只能提供最適操作條件設定及安全操作規範之依據，藉助智慧型監管系統得以簡化變量的複雜性，廢熱鍋爐蒸汽產出必須穩定供應製程，通常需要考慮化石燃料輔助的混用燃燒。設備因有處理能力的上限，為避免燃燒不完全導致污染排放，進料操作方式須在一定的範圍內進行，而了解廢棄物和設備特性應列為第一要務，掌握系統才能獲得能源使用成本降低效益。

1. 橡塑膠製品業案例 (1)蒸汽系統整合現況

蒸汽鍋爐 1 座運轉 300 日/年、16 小時/日，使用燃料油 230L/hr，給水溫度 70℃，生產 8kg/cm2G 飽和蒸汽 3 噸/hr，鍋爐負載 60%、效率 84%。焚化系統包括一次燃燒、後燃燒、旋風除塵、廢熱鍋爐，日運轉 16 小時，處理橡膠、塑膠、皮革廢料 108kg/hr，平均熱值 5,600kcal/kg，以柴油作輔助燃料投入焚化爐 25L/hr、投入廢熱鍋爐 20L/hr，廢熱蒸汽鍋爐效率 70%，生產 8kg/cm2G 飽和蒸汽 1 噸/hr。

以柴油 13 元/L、燃料油 7 元/L 單價計算，全廠總燃料費用 10,536 仟元/年，CO2 年排放量 3,874 噸。 (2)替代能源經濟效益

焚化系統的柴油燃料用於前段焚化爐佔 56%，因廢熱鍋爐啟停過程較長，加上過量空氣供給較多，效率不及正式的蒸汽鍋爐。焚化系統以柴油作輔助燃料，其價格約是燃料油的 1.9 倍，降低了廢料替代能源提供的效益。

廢熱鍋爐中由廢棄物燃燒之廢氣提供 81%能源，產生蒸汽 1 噸/hr 扣除柴油負擔的 19%，替代能源實際有效利用 521Mcal/hr 熱量，約佔全廠總蒸汽熱能需求的 22%。製程蒸汽如以燃料油鍋爐提高負載的方式完全供應，需要增加 83L/hr 燃料油支出，與廢熱鍋爐使用柴油 20L/hr 相較，年省燃料費用 1,541 仟元/年，以蒸汽鍋爐產汽 4 噸/hr 的燃料油費為基準，燃料成本降低 15%。廢熱鍋爐及蒸汽管路之投資回收約 1.5 年。

(3)替代能源環保效益

整體來看由於廢棄物減量 90%以上，具有委外處理費用的間接效益，因此總成本的降低仍然相當可觀。廢熱鍋爐合併蒸汽鍋爐系統由於柴油與燃料油用量差

距，以蒸汽鍋爐產汽 4 噸/hr 的燃料油用量為基準，可使 CO2 排放減量 946 噸/年、減率 21%。

2. 食品製造業案例 (1)蒸汽系統整合現況

蒸汽鍋爐 1 座運轉 300 日/年、16 小時/日，使用燃料油 95L/hr，給水溫度 60℃，生產 8.5kg/cm2G 飽和蒸汽 1.2 噸/hr，鍋爐負載 40%、效率 83%。焚化系統包括一次燃燒、後燃燒、前置燃燒、廢熱鍋爐，日運轉 12 小時，處理食用油脂、澱粉質廢料 80kg/hr，平均熱值 5,000kcal/kg，以柴油作輔助燃料投入焚化爐 20L/hr、投入廢熱鍋爐 18L/hr，廢熱蒸汽鍋爐效率 75%，生產 8.5kg/cm2G 飽和蒸汽 0.8 噸/hr。以柴油 13 元/L、燃料油 7 元/L 單價計算，全廠總燃料費用 4,970 仟元/年，CO2 年排放量 1,724 噸。

(2)替代能源經濟效益

焚化系統的柴油燃料用於前段焚化爐佔 53%，焚化系統以柴油作輔助燃料，降低了廢料替代能源提供的效益。因廢熱鍋爐操作時間比蒸汽鍋爐短 4 小時/日，在能源總量和成本計算時須以日運轉為比較基準。

廢熱鍋爐中由廢棄物燃燒之廢氣提供 77%能源，產生蒸汽 0.8 噸/hr 扣除柴油負擔的 23%，替代能源實際有效利用熱量 4,776Mcal/日，約佔全廠 16 小時/日總蒸汽熱能需求的 27%。製程蒸汽如以燃料油鍋爐提高負載的方式完全供應，需要增加 812L/日燃料油支出，與廢熱鍋爐使用柴油 216L/日相較，年省燃料

費用 863 仟元/年，以蒸汽鍋爐產汽 1.8 噸/hr 的燃料油費為基準，燃料成本降低 18%。廢熱鍋爐及蒸汽管路之投資回收約 2 年。 (3)替代能源環保效益

整體來看由於廢棄物減量 95%以上，具有委外處理費用的間接效益，因此總成本的降低仍然相當可觀。廢熱鍋爐合併蒸汽鍋爐系統由於柴油與燃料油用量差

距，以蒸汽鍋爐產汽 1.8 噸/hr 的燃料油用量為基準，可使 CO2 排放減量 516 噸/年、減率 25%。

3. 造紙業案例

(1) 蒸汽系統整合現況

蒸汽鍋爐水管式 2 座均附空氣預熱器回收廢熱，運轉 350 日/年、24 小時/日，合計使用燃料油 2,360L/hr，給水溫度 94℃，生產 8kg/cm2G 飽和蒸汽 34

噸/hr，鍋爐負載 55%、效率 89%。焚化系統包括流體化床燃燒、廢熱鍋爐、除塵裝置，日運轉 24 小時，處理廢水污泥、廢漿渣 2,500kg/hr，含水率 60%之平均熱值 1,000kcal/kg，以燃料油作輔助燃料投入焚化爐 120L/hr，廢熱蒸汽鍋爐負載 52%、效率 75%，生產 8kg/cm2G 飽和蒸汽 4.8 噸/hr。以燃料油 7 元/L 單價計算，全廠總燃料費用 145,824 仟元/年，CO2 年排放量 62,496 噸。

(2) 替代能源經濟效益

流體化床焚化系統的爐體較大導致表面熱損失超過 5%，加上過量空氣供給較多致排氣含氧 8%，效率不及正式的蒸汽鍋爐。焚化系統以燃料油作輔助燃料，因廢料含水率高所以降低了替代能源提供的效益。

廢熱鍋爐中由廢棄物燃燒之廢氣提供 69%能源，產生蒸汽 4.8 噸/hr 扣除燃料油負擔的 31%，替代能源實際有效利用 1,890Mcal/hr 熱量，約佔全廠總蒸汽熱能需求的 9%。製程蒸汽如以燃料油鍋爐提高負載的方式完全供應，需要增加 335L/hr 燃料油支出，與焚化及廢熱鍋爐使用 120L/hr 相較，年省燃料費用 12,642 仟元/年，以蒸汽鍋爐產汽 38.8 噸/hr 的燃料油費為基準，燃料成本降低 8%。流體化床焚化系統、廢熱鍋爐及蒸汽管路之投資回收約 4 年。

(3) 替代能源環保效益

整體來看由於廢棄物減量 90%以上，具有委外處理費用的間接效益，因此總成本的降低仍然可觀。廢熱鍋爐合併蒸汽鍋爐系統由於燃料油用量減少，以蒸汽鍋爐產汽 38.8 噸/hr 的燃料油用量為基準，可使 CO2 排放減量 5,418 噸/年、減率 8%。

八、結論

1. 鍋爐效率提升仍具潛力

依據測試國內業界產汽量 10～55 噸範圍之我國燃油蒸汽鍋爐，經驗顯示多數鍋爐作業負載在 50～80%，排氣含氧量在 3～7%，排氣溫度在 170～210℃，爐

壁溫度在 55～65℃，鍋爐效率以 82～87%最為普遍，經由設備裝置及操作條件改善以求能源耗用減量仍具潛力。

2. 排氣熱回收是改善重點

一般鍋爐排氣溫度高於蒸汽溫度 30℃以上，即使作業負載很高，排氣含氧控制良好，鍋爐效率仍難超越 88%。我國冬季氣溫甚少低於 15℃，且燃料油含硫份已低至 0.5～1.0%，應修正設計增加排氣熱回收量，使排氣溫度降為 130～160℃，具有 2～4%效率提升空間，高效率鍋爐目標可在 87～91%範圍內依類型規格差異選定。

3. 鍋爐作業條件最適化

由於行業差異，一樣的鍋爐設備因產汽規格、運轉特性、負載變化不同，也造成鍋爐運轉效率迥異。檢測鍋爐操作數據及環境條件，利用電腦程式模擬計算燃燒及熱傳效應，因應製程蒸汽量的需求變化，了解鍋爐系統各裝置的限制特性，分析影響效率的缺失，探討改善效率的空間，才能落實鍋爐效率提升的目的。

4. 運用智慧型監控管理

思索影響能源使用效率的因素，安裝智慧型監控系統建立作業標準，運用實測數據即時分析指引合理作業條件，可以減少異常損失有助於降低生產成本。從管理層面發揮最適化功能之外，並且提供電腦化、資訊化、效率化的助益，持續的降低作業成本是產業積極改善的重點。

5. 節約能源兼得環保效益

依相關工程基準施工外，隨時檢測爐壁溫度，發現異常立即檢修，亦為提升鍋爐效率之重要日常查核項目可參考附件一日本有關鍋爐爐壁表面溫度基準值。 (四)排煙中 CO 濃度之檢測

排煙中 CO 濃度如偏高，則表示燃料在鍋爐中燃燒不完全，需針對鍋爐之燃料、助燃空氣量、燃燒溫度、爐內紊流狀況進行全面性之點檢及針對問題點改善。 (五)燃煤鍋爐灰中未燃碳

燃煤鍋爐灰中未燃碳如偏高(一般高於 6%以上即可視為異常)，則表示燃料在鍋爐中燃燒不完全，除依(四)項所列項目進行全面性之點檢及改善外；粉煤粒徑亦應列入檢查項目重點，若粉煤粒度不符合原設計規格，則粉煤機磨輪、磨盤、分離機等機構之磨耗量、間隙應與量測檢查及針對問題點改善。

其他能源查核事項鍋爐系統能源查核除了以上詳述各項重點之外，其他尚有能源查核及節能管理要項彙整如下清單，能源管理人員可藉此瞭解可能的節能作法及其節能改善空間，下表僅為一般通則，節能診斷及估算仍需依各廠設備系統狀況及實際運轉操作狀況而定。

表 2 鍋爐系統能源查核及節能管理要項說明
項目	範圍及條件	節能通則
尾氣溫度 OC	取決於酸露點	每降低 20OC 可節約 1%燃料
含氧量%	燃氣 1∼2%、燃油 3∼4%	每降低 3%可節約 1%燃料
排放量%	脫礦水(純水)<1%、軟水 5%	節省水、能源及化學藥劑
鍋爐水排放熱回收	顯熱 170∼300OC	每 1%排放可節約 0.2∼0.4%能耗
冷凝水回收	儘可能回收	節省水、能源及化學藥劑
飼水溫度 OC	愈高愈好	每提升 6OC 可省 1%能耗

蒸汽空氣預熱器	取決於酸露點	硫份高時需裝設
節煤器	取決於酸露點	每提升 6OC 可省 1%能耗
蒸汽品質	乾燥度愈高愈好	每 1%乾燥度影響 0.2∼0.4%效率
燃油預熱溫度	98∼105OC	影響霧化
鍋爐壓力	蒸汽壓=設計壓	低壓降低效率
飼水泵浦	流量、揚程及控制	省電
送風機	流量、揚程及控制	省電
抽風機	流量、揚程及控制	省電
霧化蒸氣	壓力：2K>燃料、流量：30%燃料	霧化效果
乳化油	水 5∼10%	2∼3%節能、30% NOX 減量
冷凝水儲槽	減少排放損失	省水、熱能及化學藥劑
除氧櫃	位置及溫度	回收排放熱

(七)鍋爐系統點檢紀錄及維護保養彙整

對於鍋爐系統運轉操作者或能源管理者，下面則是一般需注意之檢測、紀錄及保養、點檢；同樣地，這也是一般通則性的參考建議，實際做法仍需按各廠

設備狀況及管理程序作適當的規劃執行，以達到良好的節能管理。

1. 檢測及紀錄

設備名稱鍋爐

檢測項目

檢測方法

基準

檢測週期

紀錄

空氣比

含氧量量測

1.15∼1.3

每小時

廢氣溫度

溫度計

200℃

每小時

爐壁表面溫度

溫度計

頂部/側壁/底部 110/95/120℃

每月

能源使用量

流量計

－

每日

鍋爐給水水質

CNS 10231

－

每日

(1)檢測及紀錄項目如表所示。

鍋爐給水水質	CNS 10231	－	每日
給水溫度、給水量、給水壓力	溫度計、流量計、壓力表	－	每小時
蒸汽壓力	壓力計	－	每小時
蒸汽溫度	溫度表	－	每小時
爐水排放處理	-	－	每班
水質再生處理	-	－	每班
燃燒器前燃料溫度	溫度計	－	每小時
油泵出口壓力	壓力計	－	每小時
燃燒器入口壓力	壓力計	－	每小時
鍋爐效率	CNS 2141B1025	91%( 新設鍋爐)	每月
蒸汽管路及閥	目視	無洩漏	每班
保溫	目視	無脫落或表皮焦黑異常	每班
風機電流	電流表	額定電流以下	每小時
泵電流	電流表	額定電流以下	每小時
水值調整加藥槽液位	液位計	-	每班

爐膛火焰	目視	火燄明亮無黑煙	每班
油槍噴嘴	目視	油槍噴嘴無堵塞，必要時清洗	每日或停車後或有黑煙時
排煙	目視	透明無黑煙	每班
爐膛結渣	目視	無結渣	每班
粉煤粒徑	取樣分析	200 MESH 75%以上	每月

灰中未燃份

取樣分析

6%以下

每月

却水器

1. 目視

2. 溫度計

1. 無大量蒸汽洩漏或阻塞

2. 却水器表面溫度應低於蒸汽飽和溫度之 10∼20

℃，溫度過高表示卻水器有蒸汽洩漏，溫度過低表示卻水器有阻塞無閥排水現象

1. 每班

2. 每月

鍋爐系統檢測及紀錄項目

保養及點檢

鍋爐系統的高效率運轉，除了要隨時配合燃料特性進行相關調整，並就蒸汽產出、能源耗用、排煙情形等運轉情形紀錄，以瞭解其實際運轉情形，並就相關運轉異常進行調挍外；各設備單元的正常及高效率的運轉，更是確保鍋爐效率的重要工具，現就針對鍋爐各單元常見設備日常點檢、定期保養彙總如下表格，作為鍋爐各單元設備日常保養及定期點檢參考。但須注意的是，鍋爐各單元一般均是利用定期檢修進行點檢、校正、保養，但若運轉參數有明顯偏

移設計值時，則必須利用適當時機安排該異常單元進行點檢保養，以免異常擴大(例如若燃油熱交換器出口燃油溫度不足，且經點檢各外部控制單元無異常，

則可研判是燃油熱交換器內部雜質沉積或阻

塞，應儘速安排該單元拆檢)

鍋爐設備日常點檢、定期保養彙總表
項目	設備單元	檢查項目	檢查清理基準	檢查頻率
				日常	定檢
1	鍋爐本體	傳熱面檢查清理	1. 無積灰 2. 無腐蝕 3. 無沖蝕 4. 耐火泥無脫落		全檢

			5. 汽水鼓內部檢查清理 6. 爐管測厚及衰變檢查
2	燃燒器	燃燒器各部組件	1. 各組件調整機構正常 2. 無沖蝕損壞 3. 無過熱燒毀
3	吹灰器	吹灰器定位情形、噴嘴、卸水	1. 吹灰器正常定位 2. 噴嘴無沖蝕破損 3. 吹灰蒸汽管路卸水正常
4	油槍	油槍噴霧機構	1. 油槍噴嘴無堵塞、沖蝕 2. 油槍定位正確	ˇ
5	空氣瓦斯熱交換器	熱傳面檢查清理、SEALING 間隙	1. 無積灰 2. 無腐蝕 3. 無沖蝕 4. SEALING 間隙依設計檢查調整
6	燃油& 給水熱交換器	熱傳面檢查清理	1. 無積垢 2. 無腐蝕 3. 測厚及衰變檢查
7	粉煤機	耐磨件、潤滑系統	1. 耐磨件無磨耗損壞 &間隙調整(含滾輪及分離器等) 2. 潤滑系統清理及滑油更換
8	風機	對心、葉片、潤滑系統、風門	1. 風機及馬達對心 2. 葉片間係依基準量測調整 3. 潤滑系統清理及滑油更換 4. 風門潤滑及調整機構正常

水泵

對心、葉片、

潤滑系統、控制閥

1. 水泵及馬達對心

2. 葉片間係依基準量測調整

3. 潤滑系統清理及滑油更換

4. 控制閥潤滑及調整機構正常

保溫

保溫效果

1. 保溫棉無脫落

2. 日常量測保溫不佳部位保溫棉更換

卻水器

卻水效果

1. 無大量蒸汽洩漏或阻塞

2. 却水器表面溫度應低於蒸汽飽和溫度之 10∼20 ℃，溫度過高表示卻水器有蒸汽洩漏，溫度過低表示卻水器有阻塞無閥排水現象

鍋爐系統節能方法與節能案例分析 (一)降低鍋爐排氣溫度

某工廠燃油鍋爐其排氣溫度高達 200℃，應可以再降低排氣溫度，且以 0.5%低硫燃油而言，應無因此而造成低溫腐蝕之虞。

節能改善案例：

建議可改善鍋爐系統空氣預熱器，或將鍋爐補充水先經排氣預熱，如此應可降低排氣溫度至 150℃，回收熱能，預估可增加鍋爐效率 2%。

效益計算：該工廠鍋爐全年工作 360 天，且 24 小時連續運轉，全年燃油量為 13,932 公秉，平均燃油量為每小時 1.6 公秉，排氣量以 19,500Nm3/h 估算，煙氣比熱 0.3kcal/℃Nm3，燃料油熱能以 9,200 千千卡/公秉計，計算其省能效益為：

(200－150)℃×19,500Nm3/h×0.3kcal/℃Nm3＝292,500 千卡/時 292,500 千卡/時÷9,200 千千卡/公秉×360 天/年×24 時/天÷1,000＝274.7 公秉/年節約的金額約為 274.7 公秉/年×8000 元/公秉＝1,980,000 元

而其投資費用以各增設一套瓦斯空氣預熱氣計，2 組共投資約 140 萬元，回收年限僅 0.7 年。 (二)閃化後的熱水回收使用

在高壓蒸汽鍋爐系統，一般都使用超純水做為補充水，雖然水中雜質很少，但是經過高壓蒸汽鍋爐高倍數的濃縮以後，雜質濃度提高，而且系統中的加藥、腐蝕產物等等，也相對增加系統水中雜質濃度，為了避免水中雜質濃度持續升高，造成系統的危害，所以必須藉由爐水的連續沖放將雜質排放。

一般高壓蒸汽鍋爐的連續沖放水，都是由汽鼓或泥鼓中引出的高溫飽和水，以汽鼓壓力 152kg/cm2 而言，其連續沖放水熱焓高達 386 仟卡／公斤，這一部份的熱水一般設計是先將他送到閃汽槽，經由閃化的過程分為較低壓力的飽和蒸汽及飽和水，蒸汽回收供加熱使用，此蒸汽通常是回收到脫氧器做為加熱蒸汽。至於低壓飽和水，一般則經由排放槽(Blowdown tank)排放，實際上，這一部份的熱水熱值仍然頗高，且水質比一般的工業水比較還好，應可充份回收利用，所以除了可回收熱能，還可以回收水質源，一舉兩得。

節能改善案例：

某廠將其 500T/H、129kg/cm2、541°C 的鍋爐連續沖放水，先經閃化槽閃化後回收 7kg/cm2 的蒸汽，送到脫氧器，作為加熱源，另外再將 7kg/cm2 的飽和水，經由配管回收，作為排煙脫硫(FGD)的吸收劑氧化鎂苛化成氫氧化鎂製程的熱源及水源。

實際投資配管等費用大約 10 萬元，每小時可回收 7kg/cm2，172°C 的熱水 230kg，如果以煤碳單價每公斤 1.2 元計算，每年則可節省 6 萬元，回收年限為

1.6 年。其省能效益計算如下： (172－25)kcal/kg×230kg/H×8,760H/年＝302,220,000kcal/年節省費用：

302,220,000 kcal/年 / 6000 kcal/kg-煤×1.2 元/kg-煤＝60,444 元/年回收年限：

100,000 元 / 60,444 元/年＝1.6 年而如果再加上水質源的節省費用及廢水排放的處理費用，其效益則更加卓著。 (三)裝設液壓聯軸器節省用電

一般鍋爐在設置時，其相關的輔機設備，因考量設備操作彈性及設備性能衰退等因素，在購買時都會有相當的餘裕(即安全係數)。以風車為例，購置的規格相較於設計需要，其風量通常會增加 15%，風壓則會增加 32%，整體而言，馬達增加了 52%的馬力數，而在實際操作時，則常以風門開度調整，使風車運轉在實際所要的風量及風壓。

這樣的操作控制模式，有很大一部份的風壓是消秏在對系統沒有助益的半開風門上，相對地就造成了電力的浪費。

節能改善案例：

某工廠 350T/H 鍋爐的平衡通風送風機上，其原來使用入口風門控制時，配合燃燒調整，入口風門在全載時開度僅約 36%，馬達耗電量 524kW。經過改善，入口風門全開，以新增的液壓聯軸器來控制風車轉速，以符合系統所需要的風量風壓，耗電量降到 434KW，節省 90kW，以 1 度電 1.5 元的平均單價計，每年可以節省電力費用 118 萬元，相較於投資購買液壓聯軸器等改善費用 384 萬元，回收年限為 3.2 年。所以相關大型輔機設備，例如引風機、鍋爐給水泵等，應都可評估安裝液壓聯軸器的經濟效益。本案省能效益估算如下：

改善前馬達運轉電流 108A，相當於 524kW(馬達效率及功率因素等以 0.85 計)3.3kV×108A×0.85×√3＝524kW改善後馬達運轉電流 89A，相當於 434kW(馬達效率及功率因素等以 0.85 計)

3.3kV×89A×0.85×√3＝434kW

524kW－434kW＝90kW

節省費用：

90kW×1.5 元/kW×8,760h/年＝1,182,600 元/年回收年限：

3,840,000 元÷1,182,000 元/年＝3.2 年

(四)送風機加裝變頻器節省用電

上述案例一般應用在大型馬達有良好實績，但液壓聯軸器等設備多為國外進口，投資費用較高，較不適合在小型風車、泵之改善。而目前國產小型變頻器之設置費用、實際應用之穩定度及節能效果均能符合一般設備需求。下面提供之節能實例即是一般較小型的鍋爐系統，送風機以變頻調速控制，節省用電。節能改善案例：

某工廠鍋爐系統的 100hp(額定電流 231A)送風機，這一台送風機原來使用出口風門控制，配合現場蒸汽需求，該鍋爐大多以∼78%負載運轉，配合燃燒調整，

經過調整出口風門，實際馬達運轉馬力數為∼76hp(運轉電流∼180A)。

經過評估增設變頻器改善，將出口風門全開，以新增的變頻器控制馬達及風車轉速，以符合系統所需要的風量風壓，預估耗電量可降到 64hp，節省 12hp，以 1 度電 1.5 元的平均單價計，每年可以節省電力費用 12 萬元，相較於投資購置變頻器等改善費用 37 萬元，3.1 年就可以回收。

本案省能效益估算如下：改善前鍋爐負載在 78%時，馬達運轉電流∼180A，相當於 76hp(馬達效率及功率因素等以馬達額定時之 97%計)

100hp×180A÷231A×0.97＝76hp

使用變頻器後改善後，預估馬達轉速為原轉速之 80%時，即可提供所需風量及風壓，預估運轉所需電力為 64hp(使用變頻器降速運轉後，預估整體風車及馬

達效率降低為原轉速之 80%) 0.803×100hp÷80%＝64hp

76hp－64hp＝12hp＝9kW

節省費用：

9kW×1.5 元/kW×8,760h/年＝118,260 元/年回收年限：

370,000 元÷118,200 元/年＝3.1 年

(五)煙管鍋爐積油灰清理週期修訂

一般煙管式鍋爐於燃燒使用過程，會產生油灰，附著在煙管上會造成熱傳效率不佳，排煙溫度過高，浪費能源。目前各廠家多以時間週期配合鍋爐定期檢修，進行各鍋爐煙管積油灰清理。

節能改善案例：