锅炉简答题及答案「330mw机组配多大锅炉」

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1.1 锅炉的作用和要求

1.1.1 锅炉的作用

锅炉（Boiler）是指利用燃料的燃烧热能或其他热能加热给水（或其他工质）以生产规定参数和品质的蒸汽、热水（或其他工质、或其他工质蒸汽）的机械设备。用以发电的锅炉称电站锅炉或电厂锅炉，又泛称为蒸汽发生器（Steam Generator）。

在电站锅炉中，通常将化石燃料（煤、石油、天然气等）燃烧释放出来的热能，通过受热面的金属壁面传给其中的工质——水，把水加热成具有一定压力和温度的蒸汽。蒸汽驱动汽轮机，把热能转变为机械能；汽轮机再带动发电机，将机械能转变为电能供给用户。

电站锅炉中的“锅”指的是工质流经的各个受热面，一般包括省煤器、水冷壁、过热器及再热器等以及通流分离器件如联箱、汽包（汽水份离器）等；“炉”一般指的是燃料的燃烧场所以及烟气通道，如炉膛、水平烟道及尾部烟道等。

1.1.2 电力系统运行对电站锅炉提出的要求

电力是不能大规模储存的，所以对于电站锅炉来说，它的出力要随外界的负荷需要而变化，这是发电厂生产的一个重要特点。电站锅炉要达到这一要求，就必须按照外界负荷需要及时调整燃料量、风量以及给水量。尤其是现在趋向于大电网运行，电力需求的峰谷差可以达到电网容量的50%左右，所以要求电站锅炉要具有很大的变负荷运行能力。

概括说来，对电站锅炉总的要求是既要安全稳定又要经济。因此，对电站锅炉的基本要求有以下几点：

1）锅炉的蒸发量要满足汽轮发电机组的要求，能够在铭牌参数下长期运行，并具有较强的调峰能力。

2）在宽负荷范围内运行时能够保持正常的汽温和汽压。

3）锅炉要具有较高的经济性。

4）耗用钢材量要少，以减少初投资，降低成本。

5）锅炉在运行中要具有较强的自稳定能力。

1.2 锅炉的分类

锅炉的分类可以按循环方式、燃烧方式、排渣方式、运行方式以及燃料、蒸汽参数、炉型、通风方式等进行分类，其中按循环方式和蒸汽参数的分类最为常见。

1.2.1 循环方式分类

锅炉按照循环方式可分为自然循环锅炉、控制循环锅炉和直流锅炉。

自然循环锅炉：给水经给水泵升压后进入省煤器，受热后进入蒸发系统。蒸发系统包括汽包、不受热的下降管、受热的水冷壁以及相应的联箱等。当给水在水冷壁中受热时，部分水会变为蒸汽，所以水冷壁中的工质为汽水混合物，而在不受热的下降管中工质则全部为水。由于水的密度要大于汽水混合物的密度，所以在下降管和水冷壁之间就会产生压力差，在这种压力差的推动下，给水和汽水混合物在蒸发系统中循环流动。这种循环流动是由于水冷壁的受热而形成，没有借助其他的能量消耗，所以称为自然循环。在自然循环中，每千克水每循环一次只有一部分转变为蒸汽，或者说每千克水要循环几次才能完全汽化，循环水量大于生成的蒸汽量。单位时间内的循环水量同生成蒸汽量之比称为循环倍率。自然循环锅炉的循环倍率约为4～30。

控制循环锅炉：在循环回路中加装循环水泵，就可以增加工质的流动推动力，形成控制循环锅炉。在控制循环锅炉中，循环流动压头要比自然循环时增强很多，可以比较自由地布置水冷壁蒸发面，蒸发面可以垂直布置也可以水平布置，其中的汽水混合物即可以向上也可以向下流动，所以可以更好地适应锅炉结构的要求。控制循环锅炉的循环倍率约为3～10。

自然循环锅炉和控制循环锅炉的共同特点是都有汽包。汽包将省煤器、蒸发部分和过热器分隔开，并使蒸发部分形成密闭的循环回路。汽包内的大容积能保证汽和水的良好分离。但是汽包锅炉只适用于临界压力以下的锅炉。

直流锅炉：直流锅炉没有汽包，工质一次通过蒸发部分，即循环倍率为1。直流锅炉的另一特点是在省煤器、蒸发部分和过热器之间没有固定不变的分界点，水在受热蒸发面中全部转变为蒸汽，沿工质整个行程的流动阻力均由给水泵来克服。如果在直流锅炉的启动回路中加入循环泵，则可以形成复合循环锅炉。即在低负荷或者本生负荷以下运行时，由于经过蒸发面的工质不能全部转变为蒸汽，所以在锅炉的汽水份离器中会有饱和水份离出来，分离出来的水经过循环泵再输送至省煤器的入口，这时流经蒸发部分的工质流量超过流出的蒸汽量，即循环倍率大于1。当锅炉负荷超过本生点以上或在高负荷运行时，由蒸发部分出来的是微过热蒸汽，这时循环泵停运，锅炉按照纯直流方式工作。

1.2.2 蒸汽参数分类

锅炉按照蒸汽参数分为低压锅炉（出口蒸汽压力，下同，≤2.45MPa）、中压锅炉（2.94～4.90 MPa）、高压锅炉（7.8～10.8 MPa）、超高压锅炉（11.8～14.7 MPa）、亚临界压力锅炉（15.7～19.6 MPa）、超临界压力锅炉（>22.1 MPa）和超超临界压力锅炉（>27 MPa）。

1.2.3 锅炉技术派系分类

在上世纪，美国、日本和一些欧洲国家已经形成了各具特色的三个技术派系，即承袭美国Babcock and Wilcox（B&W）公司特色、承袭原美国Combustion Engineering（CE）公司特色和承袭美国Foster Wheeler（FW）公司特色的三大派系。三大派系锅炉技术的主要特点如下：

B&W派系 A、亚临界压力下的锅炉都采用自然循环锅炉；锅炉汽包内采用旋风分离器。B、采用前墙、后墙或者对冲布置的旋流式燃烧器。C、过热汽温和再热汽温多采用烟道挡板或烟气再循环调温。D、对于超临界压力的锅炉采用欧洲本生式直流锅炉和通用压力锅炉。

CE派系 A、蒸汽压力在13.7MPa表压以下的采用自然循环，亚临界压力采用控制循环汽包锅炉，汽包内采用轴流式汽水份离器；B、采用角置切向燃烧摆动直流燃烧器；C、过热汽温采用喷水调节，再热汽温采用摆动式燃烧器加微量喷水调节；D、超临界压力采用苏尔寿直流锅炉和复合循环锅炉。

FW派系 A、亚临界压力下采用自然循环，汽包内部常用水平式分离器；B、采用前、后墙或对冲布置旋流式燃烧器；C、广泛采用辐射过热器，甚至炉膛内设置全高的墙式过热器或双面曝光的过热器隔墙，用烟气挡板调温；D、超临界压力采用FW－本生式直流锅炉。

另外德国因为自身的煤炭资源较丰富，煤种以褐煤居多，所以德国的锅炉技术发展相对较独立，对于100MW以上机组均采用本生式直流锅炉，而且都考虑变压运行。

前苏联的锅炉技术发展道路也很具特色。他们不发展亚临界参数，超高压及以下均为自然循环锅炉，从300MW起均为超临界压力直流锅炉，且以拉姆辛锅炉为主。

1.2.4 其他分类

锅炉按燃烧方式可分为层式燃烧锅炉、悬浮燃烧锅炉、旋风燃烧锅炉和循环流化床锅炉。其中悬浮燃烧锅炉常见的火焰型式有切向、墙式及对冲、U型、W型等数种。

锅炉按使用燃料可分为燃煤锅炉、燃油锅炉、燃气锅炉及燃用其他燃料（如油页岩、垃圾、沼气等）锅炉。

锅炉按照排渣方式可分为固态排渣和液态排渣两种。固态排渣是指炉膛下部排出的灰渣呈灼热的固态，落入排渣装置经冷却水粒化后排出。液态排渣指炉膛内的灰渣以熔融状态从炉膛底部排出。上世纪50年代、60年代为强化燃烧和解决燃用低挥发分低灰熔点燃煤的困难，液态排渣炉发展较快。但因燃烧温度高、排出NOX较多对环境保护不利、对煤种变化敏感、运行可靠性易受影响等因素限制，现在发展基本停滞，大部分锅炉采用固态排渣方式。

锅炉按通风方式可分为平衡通风锅炉、微正压锅炉（2～4KPa）和增压锅炉。所谓平衡通风锅炉指的是进入锅炉的供风由风机提供，燃烧后的烟气经风机抽吸出去，炉膛燃烧室呈负压状态（－50～－200Pa），现在大型电站锅炉基本都采用平衡通风方式。微正压锅炉炉壳密封要求高，多用于燃油、燃气锅炉。增压锅炉炉内烟气压力高达1～1.5 MPa，多用于燃气－蒸汽联合循环锅炉。

按锅炉型式分类，有Π型锅炉、箱型锅炉、塔型锅炉以及D型锅炉等。Π型锅炉是电站锅炉最常见的一种炉型，几乎适用于各种容量和不同燃料。箱型锅炉和D型锅炉主要燃用重油和天然气。塔型锅炉更适用于多灰分烟煤和褐煤，德国此种炉型较多。

1.3 超临界火电技术发展状况

1.3.1 综述

水的临界状态参数为22.115MPa，374.15℃，在水的参数达到该临界点时，水的完全汽化会在一瞬间完成，即在临界点时，在饱和水和饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的二相区存在，二者参数不再有分别。当机组参数高于这一临界状态参数时，通常称其为超临界参数机组。对蒸汽动力装置循环的理论分析结果表明，提高初参数和降低循环的终参数都可以提高循环的热效率。实际上，蒸汽动力装置的发展和进步就是一直沿着提高参数的方向前进的。

超临界火电技术经几十年的发展，目前是世界上唯一的先进、成熟和达到商业化规模应用的洁净煤发电技术，在不少国家推广应用并取得了显著的节能和改善环境的效果。当前，在实际应用中机组的主蒸汽压力最高已达到了31 MPa，主汽温度最高已达到610℃，容量等级在300MW－1300MW内均有业绩。与同容量亚临界火电机组的热效率比较，在理论上采用超临界参数可提高效率2％－2.5％，采用更高的超临界参数可提高约4％－5％。目前世界上先进的超临界机组效率已达到47％－49％，同时先进的大容量超临界机组具有良好的运行灵活性和负荷适应性；超临界机组大大降低了CO2、粉尘和有害气体（主要SOX、NOX等）等污染物排放，具有显著环保、洁净的特点。实际运行业绩表明，超临界机组的运行可靠性指标已经不低于亚临界机组的值，有的甚至还要高。另外还有一个很重要的因素是，相对其它洁净煤发电技术来说，超临界技术具有良好的技术继承性。正因如此超临界发电技术得到各国电力界的重视，又进入了新一轮的发展时期，进一步发展的方向是保证其可用率，可靠性、运行灵活性和机组寿命等的同时，进一步提高蒸汽的参数，从而获得更高的效率和环保性。

我国电力工业总体与国外先进水平相比有较大差距，能耗高、环境污染严重是目前我国火电厂中存在的两大突出问题，并成为制约我国电力工业乃至整个国民经济的重要因素。

1.3.2 超临界机组的技术发展状况

世界上超临界发电技术的发展过程大致上可分为两个阶段：

第一阶段大致从上个世纪50年代－80年代，主要以美国、德国、日本等国为技术代表。初期技术发展的起步参数就是超临界参数。但由于所采用的过高蒸汽参数超越了当时材料的实际发展水平，导致了诸如机组运行可靠性差等问题的发生。在经历了初期过高的参数后，从上世纪60年代后期开始美国超临界机组大规模发展时期所采用的参数均降低到常规超临界参数。直至上世纪80年代，美国超临界机组的参数基本稳定在这个水平。

从上世纪80年代初期开始 ，由于材料的进步和发展，以及对电厂水化学方面认识的深入，克服了早期超临界机组所遇到的问题。期间对已投运的机组进行了优化改造，大大提高了机组的经济性、可靠性、运行灵活性，其可靠性和可利用指标已经达到甚至超过相应的亚临界机组。超临界机组的市场逐步转移到欧洲及日本，并涌现出一批新超临界机组。

第二个阶段大致是从20世纪90年代开始的，这时候国际上高效超临界机组进入了快速发展的阶段，其背景原因在于环保要求日益严格，同时新材料的开发成功和常规超临界技术的成功也为高效超临界机组的发展提供了必要的条件。在这个阶段，技术主要以日本为代表，进入新一轮发展阶段：即在保证机组高可靠性、高可用率的前提下采用更高的蒸汽温度和压力。在这个阶段机组发展有以下三个方面的趋势：

1）蒸汽压力取得的并不高，多为25MPa左右，而蒸汽温度取得的相对较高，这种方案可以降低造价、结构简单、增加可靠性，通过提高温度来获得机组热效率更有效。近期欧洲及日本生产的新机组，大多数的压力保持在25MPa左右，近期温度提高到580℃ －610℃左右。

2）蒸汽压力和温度同时都取较高值（28 Mpa～30 MPa，600℃左右），从而获得更高的效率，主要以欧洲的技术发展为代表。部分机组采用高温的同时，压力也提高到27 MPa以上，压力的提高不仅关系到材料强度及结构设计，而且由于汽轮机排汽湿度的原因，压力提高到某一等级后，必须采用更高再热汽温或二次再热循环。

3）更大容量等级的超临界机组的开发。决定机组容量的关键之一是低压缸的排汽能力，与蒸汽参数无直接关系。为尽量减少汽缸数，大容量机组的发展更注重大型低压缸的开发和应用。

经过四十多年的不断完善和发展，目前超临界机组的发展已进入成熟和实际应用阶段，具有更高参数的高效超临界机组已经成功地投入商业运行。

1.3.3 超临界火电技术展望

为进一步降低能耗和减少CO2排放，改善环境，在材料工业发展的支持下，超临界机组正朝着更高参数的超临界技术方向发展。目前高参数的超临界机组已是成熟、高效、商业化的技术，超超临界技术已经成熟，且容量已经达到1300MW，最高效率达49％，充分显示了超临界和超超临界技术的成熟性和推广前景。国外超超临界机组发展的近期目标为1000MW级机组，参数为31 MPa，600℃/600℃/600℃，并正在向更高的水平发展。一些国家和制造商已经公布了发展下一代高效超临界机组的计划，蒸汽初参数将提高到700℃，再热汽温达720℃，相应的压力将从目前的30 MPa左右提高到35 MPa～40 MPa，机组供电效率可达到50％～55％ 。

根据世界上先进的超临界电站的发展经验，机组效率的提高可能来源于许多方面的因素，如：较低的锅炉排烟温度，高效的主、辅设备，煤的良好燃烧，较高的给水温度，较低的凝汽器压力，较低的系统损失，蒸汽的再热级数，等等。据研究报告估计，仅由于提高蒸汽参数而提高的效率最多为效率总提高量的一半左右。因此，发展高效超临界机组和超超临界机组的工作不仅仅是简单地提高蒸汽参数就可以实现，还必须同时注重其它相关技术的开发和研究工作。

由于煤发电技术有两个重要的优势：煤可以远距离的运输，煤可以大量储存。所以在煤的供应上具有极好的安全保证。随着超临界技术的不断发展和进步，在21世纪，在众多的具有竞争力的先进发电技术，超临界发电技术仍是一种极其重要的选择。超临界机组具有广阔的发展前景。

1.3.4 发展国产化超临界火电机组过程的关键技术

由于采用超临界参数，对机组的设计、制造和运行等方面提出了更高的要求和标准，当然也就带来了一些新的问题，需要在技术上进一步开展试验和研究工作。在这些问题中，有些是属于超临界机组本身所特有的技术问题，如：超临界参数下部件的材料特性问题，工质流体热物性的变化对锅炉传热、水动力、热偏差和动态特性的影响分析，汽机缸体结构设计与转子的冷技术，等等；有些是属于火电技术在持续发展和技术进步过程中的一些共性问题，如：机组轴系稳定性研究，叶片固体颗粒侵蚀的技术问题，汽轮机末级长叶片的开发设计技术，等等。而还有些则是国产化条件下所需要解决的技术问题；此外，如果对于更大容量的超临界机组，还需要解决机组大型化而带来的技术问题，同时也要在发电机的设计、制造、和大件运输等方面相应开展一系列的技术攻关工作。

1.3.5 我国发展超临界火电机组的必要性和基础条件

1） 由于煤炭在我国一次能源结构中的主导地位，决定了电力生产中以煤电为主的格局。但是我国煤炭可采量及开采能力受到一定的限制，我国的煤炭供需矛盾仍很突出，并随着火电的发展进一步扩大。另外煤炭产地与高用电负荷地区相分隔，致使煤炭生产和运输一直是制约电力工业发展的重要因素。

2） 为扭转我国火电机组煤耗居高不下的局面，缩小我国火电技术与国外先进技术水平的差距，采用先进的超临界火电技术对我国的现有火电结构进行改造，势在必行。发展国产大容量的超临界火电机组十分必要。

3） 超临界技术是我国电力工业升级换代、缩小与发达国家技术与装备差距的新一代技术，超超临界发电机组将是未来20－30年我国电力工业生产的主要机组形式。发展超临界发电技术是目前在较短时间内形成我国电力工业提供新一代主体装备的能力，规范化地实现洁净煤发展的最现实、最快捷的途径。随着我国国民经济的不断迅速发展，对电力市场的需求越来越大，同时对环保和控制污染排放的要求越来越高。因此，积极发展高效、节能、环保的超临界火力发电机组势在必行。

4） 我国已经具备了发展国产化超临界机组的基础条件。我国已经具有设计、制造和运行大型亚临界火电机组的能力和经验。

总之，国产化大型超临界机组，是提高机组热效率、改善环境状况和优化我国火电装机结构最现实、有效的途径，具有显著的社会和经济效益。因此，发展超临界和超超临界机组是我国目前发展洁净煤技术的必然选择。

1.4 直流锅炉

20世纪20年代开始发展单管直流锅炉，当时的基本思想主要是避免汽包的制造和为了采用更高的运行压力提高电厂效率，这个思想也一直支持着以后直流锅炉的发展。而直流炉与汽包炉的主要区别就是没有汽包，蒸发系统结构与启动方式不同。上世纪50年代开始，直流炉有了迅速的发展，欧洲最为明显。德国本生型锅炉于1967年开始采用螺旋管圈结构，在这个发展阶段中有许多新的改进，如：对盐份沉积的控制，采用汽水份离器，改进热态启动能力，自动调节系统的发展和水处理技术的提高等。由于螺旋管圈运行性能方面的优越性，日本三大公司中的日立、IHI相继在直流炉上发展水平围绕螺旋管圈以取代较易制造安装的垂直管圈，三菱公司则发展内螺纹垂直管型炉膛，使超临界压力直流炉也能在亚临界压力范围内做变压运行。美国B&W公司上世纪60年代引进本生炉技术开始，发展了UP型直流炉，最大机组到1300MW。

直流炉可以适用于任何压力，但如果压力太低，则不如自然循环锅炉，所以一般应用在P≥16MPa的锅炉上。当然超（超）临界参数锅炉可以采用直流型式，世界上最大的直流炉是美国配1380MW机组的4400t/h锅炉。

1.4.1 直流锅炉的技术特点

1） 取消汽包，能快速启停。与自然循环锅炉相比，直流炉从冷态启动到满负荷运行，变负荷速度可提高一倍左右。

2） 适用于亚临界和超临界以及超超临界压力锅炉。

3） 锅炉本体金属消耗量最少，锅炉重量轻。一台300MW自然循环锅炉的金属重量约为5500t～7200t，相同等级的直流炉的金属重量仅有4500t～5680t，一台直流锅炉大约可节省金属2000t。加上省去了汽包的制造工艺，使锅炉制造成本降低。

4） 水冷壁的流动阻力全部要靠给水泵来克服，这部分阻力约占全部阻力的25％～30％。所需的给水泵压头高，既提高了制造成本，又增加了运行耗电量。

5） 直流锅炉启动时约有30％额定流量的工质经过水冷壁并被加热，为了回收启动工程的工质和热量并保证低负荷运行时水冷壁管内有足够的重量流速，直流锅炉需要设置专门的启动系统，而且需要设置过热器的高压旁路系统和再热器的低压旁路系统。加上直流锅炉的参数比较高，需要的金属材料档次相应要提高，其总成本不低于自然循环锅炉。

6） 系统中的汽水份离器在低负荷时起汽水份离作用并维持一定的水位，在高负荷时切换为纯直流运行，汽水份离器做为通流承压部件。

7） 为了达到较高的重量流速，必须采用小管径水冷壁。这样，不但提高了传热能力而且节省了金属，减轻了炉墙重量，同时减小了锅炉的热惯性。

8） 水冷壁的金属储热量和工质储热量最小，即热惯性最小，使快速启停的能力进一步提高，适用机组调峰的要求。但热惯性小也会带来问题，它使水冷壁对热偏差的敏感性增强。当煤质变化或炉内火焰偏斜时，各管屏的热偏差增大，由此引起各管屏出口工质参数产生较大偏差，进而导致工质流动不稳定或管子超温。

9） 为保证足够的冷却能力和防止低负荷下发生水动力多值性以及脉动，水冷壁管内工质的重量流速在MCR负荷时提高到2000㎏/（㎡·s）以上。加上管径减小的影响，使直流锅炉的流动阻力显著提高。600MW以上的直流锅炉的流动阻力一般为5.4MPa～6.0MPa。

10） 汽温调节的主要方式是调节燃料量与给水量之比，辅助手段是喷水减温或烟气侧调节。由于没有固定的汽水份界面，随着给水流量和燃料量的变化，受热面的省煤段、蒸发段和过热段长度发生变化，汽温随着发生变化，汽温调节比较困难。

11） 低负荷运行时，给水流量和压力降低，受热面入口的工质欠焓增大，容易发生水动力不稳定。由于给水流量降低，水冷壁流量分配不均匀性增大；压力降低，汽水比容变化增大；工质欠焓增大，会使蒸发段和省煤段的阻力比值发生变化。

12） 水冷壁可灵活布置，可采用螺旋管圈或垂直管屏水冷壁。采用螺旋管圈水冷壁有利于实现变压运行。

13） 超临界压力直流锅炉水冷壁管内工质温度随吸热量而变，即管壁温度随吸热量而变。因此，热偏差对水冷壁管壁温度的影响作用显著增大。

14） 变压运行的超临界参数直流炉，在亚临界压力范围和超临界压力范围内工作时，都存在工质的热膨胀现象。并且在亚临界压力范围内可能出现膜态沸腾；在超临界压力范围内可能出现类膜态沸腾。

15） 启停速度和变负荷速度受过热器出口集箱的热应力限制，但主要限制因素是汽轮机的热应力和胀差。

16） 直流锅炉要求的给水品质高，要求凝结水进行100％的除盐处理。

17） 控制系统复杂，调节装置的费用较高。

1.5 锅炉的安全和经济指标

在火力发电厂中，锅炉是重要设备之一，它的安全性和经济性对于发电生产是非常重要的。锅炉本身是高温高压的设备，一旦发生爆炸和破裂，将导致人员伤亡和重大设备损坏事故，后果是很严重的。锅炉的构件繁多，尤其是锅炉的受热面工作条件恶劣，在运行中会发生各种各样的事故。锅炉的附属设备也会发生故障，影响到锅炉的安全运行。另外，锅炉又是耗费一次能源的大户，必须注意节约能源，提高锅炉运行的经济性。所有这些问题都需要有一些指标来进行考核，以利于总结经验，对锅炉的设计、制造、安装、运行和检修提供可靠的参考。

1.5.1 锅炉的安全指标

锅炉运行的安全性指标不能进行专门的测量，而用下述几种指标来衡量：

锅炉事故率和可用率的统计期间，可以用一个适当长的周期来计算。原来我们国家大型电站锅炉在正常情况下，一般两年安排一次大修和若干次小修。因此在统计时可以以一年或两年作为一个统计期间。随着锅炉设计、制造、安装、运行以及检修水平的提高，现在大型电站锅炉，尤其是600MW及以上容量的锅炉的大修周期都有不同程度的延长，达到三年或更长。所以相应的事故率有下降而可用率上升。但如果按照机组容量来比较的话，则机组容量越大，可用率会相应降低。

1.5.2 锅炉的经济性指标

锅炉在运行中要耗用一定的燃料，每公斤燃料具有一定的热值。但是所耗用的热量未能完全被利用，有些燃料未能完全燃烧，排出的烟气也带走热量等等。锅炉的经济性可用锅炉效率和锅炉的投资来说明。

锅炉效率的定义为：锅炉每小时的有效利用热量与耗用燃料输入热量的百分比。

只用锅炉净效率来说明锅炉运行的经济性是不够的，因为锅炉效率只反应了燃烧和传热过程的完善程度，但从火力发电厂的作用看，只有供出的蒸汽和热量才是锅炉的有效产品，自用蒸汽消耗及排污水的吸热量并不向外供出，而是自身消耗或损失了。而且，要使锅炉能正常运行，生产蒸汽，除使用燃料外，还要使其所有的辅助系统和附属设备正常运行，这也需要消耗能源。因此，锅炉运行的经济指标，除锅炉效率外，还有锅炉净效率。

锅炉净效率是指扣除了锅炉机组运行时的自用能耗（热耗和电耗）以后的锅炉效率。