CN101034009A - 一种大型燃煤锅炉在线检测、吹灰优化节能方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种大型燃煤锅炉在线检测、吹灰优化的节能方法，其特点在于，以创新开发的HTAS程序为主，结合引进的TTURTHERM程序和红外烟气高温仪，构成能准确有效监测和计算大型锅炉受热面清洁程度，从而实现优化吹灰和节能的综合系统。

Description

一种大型燃煤锅炉在线检测、吹灰优化节能方法

技术领域

本发明涉及一种大型燃煤锅炉在线检测、吹灰优化节能方法，可用于600-1000MW超临界塔式锅炉上，属于大型燃煤锅炉在线检测、吹灰技术领域。

背景技术

在电厂，燃煤锅炉在运行时都容易结灰，从而影响锅炉的出力，一般都采用吹灰器进行吹灰，大型锅炉节能具有重要意义，如900MW超临界锅炉满出力时每一秒钟就要消耗近100公斤动力煤，因此在运行中能保持锅炉受热面清洁，使得燃煤产生的热量能够尽量多和有序地传递给工质而且使锅炉运行参数在最佳值范围内，应是节能有效的手段。另一方面受热面的清洁也有利于防止金属过热和延长锅炉使用寿命。而如何准确计算锅炉各段受热面传热特性，在线监测，及时吹灰，控制锅炉受热面的清洁程度，以达到最大限度节省燃料的效果，一直是电力行业研究人员研究的课题。

关于吹灰器优化运行方面的研究工作，国外主要由westinghouse，B&W等一些公司开发商业的电站吹灰优化运行软件系统，国外已应用于500-700MW机组的在线监测吹灰优化系统有美国的Sootblower Advisor专家系统、PowercleanTM吹灰优化系统、Lnterlli CLEAN软件，德国的SR4等，Sootblower Advisor使用锅炉和汽轮机循环中的关键参数测量值来确定锅炉不同部位的清洁因子，帮组运行人员确定吹灰策略，Lnterlli CLEAN软件在运行和吹灰特性数据库基础上进行受热面清洁度计算，确定何时何处需要吹灰，可在线计算超临界锅炉效率和热耗，综合判断吹灰与NOX排放、蒸汽温度、管子寿命、吹灰介质耗量和维护费用等，SR4系统对锅炉中不同区域的受热面进行传热效率计算，通过计算以指导吹灰器进行区域性的不定期吹灰，这些软件引进费用亦相当可观，而且使用上有一定的局限性。

在国内还缺乏真正实现超临界锅炉受热面清洁在线检测的准确手段，目前在线监测是基于锅炉热平衡计算基础上建立的，燃煤锅炉在线参数计算需要定时输入燃煤分析数据，由于缺少再热蒸汽流量实测数据，因此再热蒸汽流量是按主蒸汽流量的给定比例计算，不能准确计算各段受热面传热特性，因此锅炉通常每班实施定期吹灰，而无视受热面的清洁程度，从而难以达到优化吹灰的效果。

一个完善的吹灰优化系统是个复杂的工程系统，应该包括积灰监测、电站热效率计算、锅炉计算模型、在线灰沉积预测模型、成分分析和优化、自动控制操作几部分，而目前国内外投用的吹灰优化系统大都只含有其中的几个模块。

发明内容

本发明的目的是提供一种实时监测、计算和分析锅炉运行状态，指导吹灰操作、提高机组经济性的大型燃煤锅炉在线检测、吹灰优化节能方法。

为实现以上目的，本发明的技术方案是提供一种大型燃煤锅炉在线检测、吹灰优化节能方法，其步骤为：

第一步.利用电厂DAS系统采集锅炉动态数据；

a)电厂提供系统计算所需动态在线数据的采集；

b)计算所需要的静态数据由人为输入；

C)用java语言编写锅炉吹灰优化专家系统，访问pi数据库需要利用pi提供的odbc连接程序；

D)用vc编写TTURTHERM软件，利用pi提供的sdk包访问pi数据库；

第二步.根据入炉煤的元素静态数据、各台磨煤机的煤量和煤种计算入炉煤的掺混比和混合后燃煤的元素分析数据和低位热值，计算公式为：

$R_A=\frac{G_A}{\mathrm{\ΣG}};R_B=\frac{G_B}{\mathrm{\ΣG}};R_C=\frac{G_C}{\mathrm{\ΣG}}\·\·\·;R_N=\frac{G_N}{\mathrm{\ΣG}}$

R_A+R_B+R_C......R_N＝1

混合煤的元素和低位热值：

C_混煤＝C_A×R_A+C_B×R_B.......+C_N×R_N.........(1)

H_混煤＝H_A×R_A+H_B×R_B.....+H_N×R_N.........(2)

O_混煤＝O_A×R_A+O_B×R_B......+O_N×R_N..........(3)

N_混煤＝N_A×R_A+N_B×R_B.....+N_N×R_N.........(4)

S_混煤＝S_A×R_A+S_B×R_B........+S_N×R_N..........(5)

W_混煤＝W_A×R_A+W_B×R_B.......+W_N×R_N.........(6)

A_混煤＝A_A×R_A+A_B×R_B........+A_N×R_N.........(7)

Q_DW混煤＝Q_DWA煤×R_A+Q_DWB煤×R_B.......+Q_DWN煤×R_N.........(8)

C_A..N，H_A..N，O_A..N，N_A..N，S_A..N，W_A..N，A_A..N，Q_A..N.DW——进煤的元素分析应用基和低位热值，

式中：G₁，G₂，G_n--各台磨煤机的煤量

C_n，H_n，O_n，N_n，S_n，W_n，A_n，L_n.LHV——进煤的元素分析和低位热值，n＝1，2，3，……磨煤机序号

第三步.进入TTURTHRM软件，根据电厂CEMS采集的动态数据CO₂，O₂，CO，修正入炉煤质数据；

1.修正步骤为：

a)利用已知的元素数据和动态采集的CO数据，计算排烟中的二氧化碳：

${\mathrm{CO}}_{2\mathrm{MAX}}=\frac{31.3\×C+11.5\×S}{1.504\×C+3.55\×H_2+0.56\×S+0.13\×N_2-0.45\×O_2}\%$

${\mathrm{CO}}_{2\mathrm{MAX}}=\frac{100\×({\mathrm{CO}}_2+\mathrm{CO})}{100-4.78\×O_2+1.89\×\mathrm{CO}}\%---\left(9\right)$

b)对于可燃基的煤而言，可以写为：CH_aS_bO_cN_d

c)据此可得煤在空气中的燃烧方程：

${\mathrm{CH}}_a{S}_b{O}_c{N}_d+f{H}_{2}O+\mathrm{\β}(1+E)O_2+3.76N_2+\mathrm{\ω}{H}_{2}O=$

$\left[\begin{array}{c}(1-x-\mathrm{\α}){\mathrm{CO}}_2+\mathrm{xC}+\mathrm{\αCO}+[a/2+f+\mathrm{\β}(1+E)+\mathrm{\ω}]H_{2}O+\\ \mathrm{bS}{O}_2+(\mathrm{\βE}+x+\mathrm{\α}/2)O_2+[3.76\mathrm{\β}(1+E)+d/2]N_2\end{array}\right]---\left(10\right)$

式中：β是理论空气量，它等于：β＝1+a/4+b-c/2f，E，ω，x，a-分别是燃料中水分，过剩空气系数，空气中水分，未燃尽碳和CO的摩尔数；

利用美国田纳西理工大学“能源系统研究中心”开发的软件TTURTHERM^完成元素和热值的修正计算，其中热值计算按照经验公式，

$Q_{\mathrm{GW}}^r=80C^r+300H^r+15S^r-O^r-(A^g-10)---\left(11\right)$

式中：Q_GW ^r，C^r，H^r，S^r，O^r，A^g分别为煤的高位热值，可燃基碳，氢，氧，氮，硫和应用基灰；

高位热值换算为低位热值可按照下式：

$Q_{\mathrm{DW}}^r=Q_{\mathrm{GW}}^r-54H^r$

而各种元素可燃基与应用基的关系，见下式：

式中：W^g应用基水分；

2.修正的判断

如修正率大于5％？则不作修正，否则将取修正后煤值数据，

在显示图形中输出TTURTHRM计算结果；

第四步.利用末级高加进、排汽和进、出水参数和给水流量计算再热汽流量，

      高加抽汽量D＝D_给水×(I₂-I₁)/(I₃-I₄)    (12)

式中：I₃，I₄-末级高加进出口水焓

      I₂-末级高加进口蒸汽焓

      I₁-末级高加疏水(图中B点)，即为次级高加抽汽点(图

      中A点)的压力扣去沿程和次级加热器本身阻力后的压力

      下的饱和水焓再热蒸汽流量D_再热汽＝D_主蒸汽-D                 (13)

程序将比较计算所得的再热汽流量与制造厂给定再热汽和主蒸汽比例范围，若超出给定的范围则取给定比例值0.85-0.91，否则取计算值；其特征在于，

第五步.将所取的锅炉汽水侧和烟气及进风、热风和排烟温度作为动态输入数据，用FORTRAN语言编制HTAS程序进行传热计算，不断改变各级受热面的清洁度系数，使计算收敛到燃煤量与实测值的偏差控制在3％以内；

1.进行锅炉热平衡计算

锅炉炉膛传热计算中，

ψ＝xζ           (15)

取ζ为0.35～0.65；

取热有效系数取1；

2.进行空气预热器热平衡计算

热平衡公式：

Q_介质吸热＝Q_烟气放热..........................(16)

Q_介质吸热＝D_介质×(I_进-I_出)…………(17)

3.双向逼近计算法

顺向：热平衡→炉膛→SH₁→SH₃→RH₂→SH₂→RH₁→ECO

逆向：排烟→APH→ECO→RH₁→SH₂→RH₂→SH₃→SH₁

此处：SH_1，2，3，RH_1.2，ECO，APH分别为第一，二，三级过热器，第一，基本传热公式为

Q＝K×H×Δt……………(19)

$K=\frac{{\mathrm{\α}}_1}{1+(\mathrm{\ξ}+\frac{1}{{\mathrm{\α}}_2})}---\left(20\right)$

式中：I_进，I_出  介质进、出口热焓  D_介质，D_烟气介质和烟气流量

烟气进、出口比热容乘以温度

K  传热系数  H  受热面积  Δt  温压

α₁  烟气或介质向受热面传热的换热系数

α₂  管壁向介质传热的换热系数

ξ受热面污染系数  λ导热系数  ∑C修正系数

d，d_e管径和当量直径

流速y动粘度系数

P_r 普朗特数

4.利用清洁度系数CF修正各段受热面进出口烟温，使得排烟温度不变，输、出计算结果：

CF＝0.9-1.0；为不清洁

CF＝1.0-1.1为较清洁；

CF＝1.1-1.2为清洁。

本发明利用现代大型锅炉本身安装的物流参数和流量的测量仪表，借助于数据采集技术，通过电厂的DAS系统动态收集的数据；凭借独立自主开发的计算软件”HTAS”，在线瞬时计算锅炉各段受热面的清洁度和机组热耗，能结合锅炉煤种变化，有效和适时地进行吹灰，以求在线控制锅炉的受热面清洁程度，合理进行吹灰优化，达到锅炉安全运行，具有节能和延长锅炉寿命的效果，可提高锅炉效率0.5％或以上。

本发明的HTAS软件计算基于锅炉校核热力计算即前苏联1973年标准，用FORTRAN语言编写，HTAS程序特点：

(1)对前苏联1973年的传统的锅炉机组热力计算标准方法作局部修改：

锅炉炉膛传热计算中，

针对神木煤和大型锅炉炉膛热负荷特点，采用锅炉实际运行数

据修正燃烧器相对高度系数M和平均热有效系数ψ_Pj。

其中，水冷壁的热有效系数ψ是水冷壁受热面实际吸收热量与火焰辐射总热量的比值，其值等于水冷壁角系数x与污染系数ζ的乘积，后者是考虑受热面受到污染或敷有绝热覆盖物所造成的热阻，是火焰辐射到水冷壁上的热量被水冷壁受热面获得的份额：

              ψ＝xζ                 (15)

标准方法中，确定污染系数时是根据水冷壁型式和燃料种类规定的数值(见下表)。

                   水冷壁的污染系数ζ

水冷壁型式	燃料种类	ζ＝ψ/x
			室燃炉内：贴墙光管水冷壁和贴墙膜式水冷壁	气体燃料	0.65
重油	0.55
		粉状固体燃料：
无烟煤、贫煤	0.45
		中等结渣特性的烟煤和褐煤		0.45
高结渣特性的烟煤和褐煤	0.35-0.40
		高结渣特性的烟煤和褐煤		0.35-0.40
泥煤	0.45
		页岩		0.25
层燃炉内：贴墙光管水冷壁和鳍片管水冷壁	所有燃料				0.60

由上表可知就烟煤而言，ζ应在0.35～0.65之间，是-个在较大范围内变化的变数，其取值应根据锅炉炉膛和燃煤特性而定。鉴于900MW锅炉燃用的是神木煤，上海地区可比的机组有石洞口和吴泾发电厂的600MW机组。按照类比原则：考虑大型锅炉炉膛尺寸，燃烧器结构等对出口烟温的影响，决定选上海石洞口第二发电厂的600MW超临界锅炉和吴泾发电厂的600MW亚临界锅炉为蓝本，分别建立计算模型，采集了烧神木煤时锅炉运行数据作为输入数据，进行了大量锅炉热力特性的校核计算，计算归纳并反推得出的炉膛污染系数ζ应为0.50左右(神府煤)。

2)炉膛出口屏式受热面的计算

按照上述标准方法，只有管束横向节距S1/d＞4和纵向节距S2/d＜1.5的受热面才能按照屏式受热面计算，否则应按对流受热面计算。查900MW锅炉的末级再热器(RH₂)的S1/d和S2/d分别等于7.5和1.57(见下表)。如果拘泥于方法的规定，则应按对流受热面计算。但是另据多年对300MW锅炉或以上机组的热力计算的经验，如果S1/S2＞2.67，则可以按屏式受热面计算。由于本例中上述比值等于4.8，显然应该按照屏式受热面计算才比较合理。

名称	单位	900MW	1000MW	900MW	1000MW
								RH2		RH1
LO/Ln		0.66		0.6
						逆流/顺流		顺流	顺流	逆流	逆流
管外径	米	0.0635	0.0603	0.054	0.0572
						管壁厚	米	0.0049		0.0045	0.00381
S1	米	0.48	0.48	0.12	0.12
						S2	米	0.1	0.11	0.093	0.08
Zz		10	44	10	178
						烟气流通截面积	平方米	401.4	403.8	276.4	246.8
工质流通截面积	平方米	1.882		2.832
						受热面积H	平方米	6663	8320	21616	29520
受热面积H(包覆)	平方米	1019		1082
						屏深	米
屏高	米		21.48		21.48

3)根据塔式布置的特点，烟气离开炉膛时并未转向，所以下游方向受热面的热有效系数取1。

4)再热蒸汽流量不按常规依照制造厂给定的比例选取，而是利用汽机回热系统的在线数据，建立热平衡模型计算求出。

本发明的优点：

1.本发明解决了锅炉热力特性计算采用动态数据，对运行数据进行归纳和拟合，得出依据锅炉实际运行情况的系数取值，准确计算了各段受热面传热特性，并成功地应用于大型超临界塔式锅炉上，发挥在线监测运行参数和节能的功能；

2.综合考虑锅炉运行参数和实际效率，在线控制大型超临界塔式锅炉受热面的清洁程度，以达到最大限度节省燃料的效果；

3.本系统应用锅炉燃煤成份与热值的在线修正计算专用软件，一定程度上解决了燃煤成份瞬时变化造成的计算误差问题；

4.本例中通过汽机回热系统运行数据在线计算再热蒸汽流量，更准确，更切合实际；

5.本发明与红外烟气温度仪配合使用，可以测量与校验炉膛出口温度，有利于防止炉内结渣。

附图说明

图1为一种大型燃煤锅炉在线检测、吹灰优化节能方法程序流程图；

图2为HTAS程序流程图。

具体实施方式

以下结合附图和实施例对本发明作进一步说明。

实施例

如图1所示，为一种大型燃煤锅炉在线检测、吹灰优化节能方法程序流程图，本发明在首例900MW超临界锅炉中应用时，本系统中用到的数据均取自外高桥第二电厂的pi数据库，采集方式如下：

第一步.利用电厂DAS系统采集锅炉动态数据

a)电厂提供系统计算所需动态在线数据的采集，根据所对应kks号，提供pi系统的用户名密码ip连接参数下获取：主、再热蒸汽流量及出口压力、温度及各段过热器、再热器和省煤器的受热面进出口介质压力、温度，给水流量；冷空气温度，空气预热器进口空气温度，二次热风温度，排烟温度；燃烧器摆动角度，各台磨煤机的煤量和出口一次风温度，省煤器出口氧量，排烟中NOx、CO、SOx的含量，末级#7高压加热器进汽温度，压力和进水压力和温度，次级#5高加抽汽压力和温度；

b)计算所需要的静态数据由人为输入，即入炉煤的元素分析和低位热值，各台磨煤机对应的煤种，提供人机对话页面；

C)用java语言编写锅炉吹灰优化专家系统，访问pi数据库需要利用pi提供的odbc连接程序，在服务器上安装pi odbc后，在windows的控制面板-管理工具-数据源中添加一个新的odbc连接，然后java就可以通过标准的sql语言来访问pi，根据kks号来获取所需测点过去1分钟的平均值；

D)用vc编写TTURTHERM软件，利用pi提供的sdk包访问pi数据库，pi的连接参数直接写在程序中，对测点的访问是通过调用sdk中的函数来获取所需测点的测量数据；

第二步.根据入炉煤的元素静态数据、各台磨煤机的煤量和煤种计算入炉煤的掺混比和混合后燃煤的元素分析数据和低位热值，计算公式为：

$R_A=\frac{G_A}{\mathrm{\ΣG}};R_B=\frac{G_B}{\mathrm{\ΣG}};R_C=\frac{G_C}{\mathrm{\ΣG}}\·\·\·;R_N=\frac{G_N}{\mathrm{\ΣG}}$

R_A+R_B+R_C......R_N＝1

混合煤的元素和低位热值：

C_混煤＝C_A×R_A+C_B×R_B.......+C_N×R_N.........(1)

H_混煤＝H_A×R_A+H_B×R_B.....+H_N×R_N.........(2)

O_混煤＝O_A×R_A+O_B×R_B......+O_N×R_N..........(3)

N_混煤＝N_A×R_A+N_B×R_B.....+N_N×R_N.........(4)

S_混煤＝S_A×R_A+S_B×R_B........+S_N×R_N..........(5)

W_混煤＝W_A×R_A+W_B×R_B.......+W_N×R_N.........(6)

A_混煤＝A_A×R_A+A_B×R_B........+A_N×R_N.........(7)

Q_DW混煤＝Q_DWA煤×R_A+Q_DWB煤×R_B.......+Q_DWN煤×R_N.........(8)C_A..N，H_A..N，O_A..N，N_A..N，S_A..N，W_A..N，A_A..N，Q_A..N.DW——进煤的元素分析应用基和低位热值，

式中：G₁，G₂，G_n--各台磨煤机的煤量

      C_n，H_n，O_n，N_n，S_n，W_n，A_n，L_n.LHV——进煤的元素分析和低位热

      值，n＝1，2，3，……磨煤机序号

计算示例：

原煤	单位	1，神府东升煤(G1)	2，大同煤(G2)
				C	％	59.42	63.9
H	％	3.61	3.8
				O	％	9.83	10.7
N	％	0.71	0.77
				S	％	0.43	0.82
水分	％	14	4.62
				灰分	％	12	15.59
低位热值	MJ/kg	22.5	24.69
				混煤		20.2％大同煤/21/06/05	40.7％大同煤/18/08/05
磨煤机		A  B    C    D    E    F	A    B    C    D    E  F
				煤量(G)       T/hr		48.8        58.8    57.860.8        59.8      --大同*	63.3    61.7   60.3   61.960.5大同*              大同*
C混煤  ％		60.3	61.2
				H混煤  ％		3.65	3.69
O混煤  ％		10	10.2
				N混煤  ％		0.72	0.73
S混煤  ％		0.51	0.59
				W混煤  ％		12.7	10.2
A混煤  ％		12.9	13.4
				LHV MJ/kg		22.94	23.39

注：1，D磨进大同煤2，A，D磨进大同煤，其余磨进神府煤

第三步.进入TTURTHRM软件，根据电厂CEMS采集的动态数据CO₂，O₂，CO，修正入炉煤质数据；

1.修正步骤为：

a)利用已知的元素数据和动态采集的CO数据，计算排烟中的二氧化碳：

${\mathrm{CO}}_{2\mathrm{MAX}}=\frac{31.3\×C+11.5\×S}{1.504\×C+3.55\×H_2+0.56\×S+0.13\×N_2-0.45\×O_2}\%$

${\mathrm{CO}}_{2\mathrm{MAX}}=\frac{100\×({\mathrm{CO}}_2+\mathrm{CO})}{100-4.78\×O_2+1.89\×\mathrm{CO}}\%---\left(9\right)$

b)对于可燃基的煤而言，可以写为：CH_aS_bO_cN_d

c)据此可得煤在空气中的燃烧方程：

${\mathrm{CH}}_a{S}_b{O}_c{N}_d+f{H}_{2}O+\mathrm{\β}(1+E)O_2+3.76N_2+\mathrm{\ω}{H}_{2}O=$

$\left[\begin{array}{c}(1-x-\mathrm{\α}){\mathrm{CO}}_2+\mathrm{xC}+\mathrm{\αCO}+[a/2+f+\mathrm{\β}(1+E)+\mathrm{\ω}]H_{2}O+\\ \mathrm{bS}{O}_2+(\mathrm{\βE}+x+\mathrm{\α}/2)O_2+[3.76\mathrm{\β}(1+E)+d/2]N_2\end{array}\right]---\left(10\right)$

式中：β是理论空气量，它等于：β＝1+a/4+b-c/2f，E，ω，x，a-分别是燃料中水分，过剩空气系数，空气中水分，未燃尽碳和CO的摩尔数；

利用美国田纳西理工大学“能源系统研究中心”开发的软件TTURTHERM^完成元素和热值的修正计算，其中热值计算按照经验公式，

$Q_{\mathrm{GW}}^r=80C^r+300H^r+15S^r-O^r-(A^g-10)---\left(11\right)$

式中：Q_GW ^r，C^r，H^r，S^r，O^r，A^g分别为煤的高位热值，可燃基碳，氢，氧，氮，硫和应用基灰；高位热值换算为低位热值可按照下式：

$Q_{\mathrm{DW}}^r=Q_{\mathrm{GW}}^r-54H^r$

而各种元素可燃基与应用基的关系，见下式：

式中：W^g应用基水分；

2.修正的判断

如修正率大于5％？则不作修正，否则将取修正后煤值数据，

在显示图形中输出TTURTHRM计算结果；

计算结果；

项目	输入值	修正后值	偏差
				C	60.3	60.01	＜5％，修正
H	3.65	3.83	＜5％，修正
				O	10	10.10	＜5％，修正
N	0.72	0.73	＜5％，修正
				S	0.51	0.51	＜5％，修正
W	12.7	12.37	＜5％，修正
				A	12.9	12.54	＜5％，修正
QDW	22.94	21.804	＞5％，不修正

第四步.利用末级高加进、排汽和进、出水参数和给水流量计算再热汽流量，

高加抽汽量D＝D_给水×(I₂-I₁)/(I₃-I₄)      (12)

式中：I₃，I₄-末级高加进出口水焓

      I₂-末级高加进口蒸汽焓

      I₁-末级高加疏水(图中B点)，即为次级高加抽汽点(图中A点)的压力扣去沿程和次级加热器本身阻力后的压力下的饱和水焓

再热蒸汽流量D_再热汽＝D_主蒸汽-D           (13)

程序将比较计算所得的再热汽流量与制造厂给定再热汽和主蒸汽比例范围，若超出给定的范围则取给定比例值0.85-0.91，否则取计算值；

第五步.将所取的锅炉汽水侧和烟气及进风、热风和排烟温度作为动态输入数据，用FORTRAN语言编制HTAS程序进行传热计算，如图2所示，不断改变各级受热面的清洁度系数，使计算收敛到燃煤量与实测值的偏差控制在3％以内；

1.进行锅炉热平衡计算

锅炉炉膛传热计算中，

         ψ＝xζ    (15)

取ζ为0.35～0.45；

取热有效系数取1；

2.进行空气预热器热平衡计算热平衡公式：

Q_介质吸热＝Q_烟气放热..........................(16)

Q_介质吸热＝D_介质×(I_进-I_出)............(17)

(2)直接采用电厂的DAS系统收集的实时动态数据；

实际采用的以运行数据有：

HTAS计算采集的动态数据输入对照表(以#5炉为例)

序号No.	项目(单位)ITEMS(UNIT)	HTAS顺序Sequencein HTAS	KKS IDENTIFICATIONNUMBER识别码
				1	机组出力(MW)	903.8	10MKA01CE903_XQ0l
2	大同煤占总煤量的比例(-)The ratio of Datongcoal	20，2	计算后给出After calculationsent to program
				3	过热蒸汽出口流量(t/h)Main steam flow	2533.5	注意单位换算10CWA00FF909_XQ01*3.6

4	过热蒸汽出口温度(℃)Main    steamtemperature	539.2	10LBA21CT001_XQ0110LBA21CT002_XQ0110LBA22CT001_XQ0110LBA22CT002_XQ01四项平均
				5	过热蒸汽出口压力(MPa)Main steam pressure	24.3	10LBA21CP901_XQ0110LBA22CP901_XQ01平均
6	给水温度(℃)Feed    watertemperature	270.2	10LAB90CT001_XQ01
				7	给水压力(MPa)Feed water pressure	27，5	10LAB40CP901_XQ01
8	再热蒸汽出口温度(℃)Hot  reheat  steamtemperature	552.5	10LBB11CT001_XQ0110LBB12CT001_XQ0110LBB13CT001_XQ0110LBB14CT001_XQ01平均Average
				10	再热蒸汽出口压力(MPa)Hot  reheat  steampressure	5.33	10LBB11CP001_XQ0110LBB12CP001_XQ0110LBB13CP001_XQ0110LBB14CP001_XQ01平均Average
11	再热蒸汽进口温度(℃)Cold reheat steamtemperature	313.0	10LBC21CT003_XQ0110LBC22CT003_XQ01平均Average
				12	再热蒸汽进口压力(MPa)Cold reheat steampressure	5.51	10LBC21CP002_XQ0110LBC22CP002_XQ01
13	冷空气温度(℃)Ambient    airtempertuer	34.4	10HLA01CT001_XQ0110HLA02CT001_XQ01取小Take thesmaller one
				14	空气预热器进口空气温度(℃)Inlet    airtemperature of APH	47.0	10HLA06CT001_XQ01

			10HLA07CT001_XQ01平均
				15	热风温度(℃)Outlet    airtemperature of APH	325.8	10HLA01CT901_XQ01
16	排烟温度(℃)Gas temperatureleaving boiler	126.3	10HNA10CT901_XQ0110HNA10CT901_XQ01平均
				17	燃烧器摆角(°)(100％表示30°)Tilt angle of burners	20％	10HHA71CG001A_XQ01*30
18	SH1工质进口温度(℃)Inlet    steamtemperature of SH1	420.0	10HAH05CT001_XQ0110HAH06CT001_XQ0110HAH07CT001_XQ0110HAH08CT001_XQ01平均
				19	SH1工质出口温度(℃)Outlet    steamtemperature of SH1	441.3	10HAH11CT001_XQ0110HAH12CT001_XQ0110HAH13CT001_XQ0110HAH14CT001_XQ01平均
10	SH3工质进口温度(℃)Inlet    steamtemperature of SH3	473.5	10HAH21CT902_XQ0110HAH22CT902_XQ0110HAH23CT902_XQ0110HAH24CT902_XQ01平均
				21	SH2工质进口温度(℃)Inlet    steamtemperature of SH2	438.3	10HAH11CT901_XQ0110HAH12CT901_XQ0110HAH13CT901_XQ0110HAH14CT901_XQ01平均
22	SH2工质出口温度(℃)Outlet    steamtemperature of SH2	494.2	10HAH21CT901_XQ0110HAH22CT901_XQ0110HAH23CT901_XQ0110HAH24CT901_XQ01平均
				23	RH1工质出口温度(℃)Outlet    steamtemperature of RH1	436.9	10HAJ11CT001_XQ0110HAJ12CT001_XQ01

			10HAJ13CT001_XQ0110HAJl4CT001_XQ01平均
				24	ECO工质出口温度(℃)Outlet mediumtemperature of ECO	304.1	10HAC10CT901_XQ01

说明：(1)以上#5炉取自2006年7月7日15：30分的采集与计算结果。

(2)进表示受热面进口，出表示受热面出口。

(3)主MPa，主℃，主t/hr：表示主蒸汽压力，温度，流量

(4)再进MPa/再进MPa，再进℃/再出℃，再t/hr表示再热蒸汽压力(进/出)，

温度(进/出)，流量

3.双向逼近计算法

顺向：热平衡→炉膛→SH₁→SH₃→RH₂→SH₂→RH₁→ECO

逆向：排烟→APH→ECO→RH₁→SH₂→RH₂→SH₃→SH₁此处：SH_1，2，3，RH_1.2，ECO，APH分别为第一，二，三级过热器，第一，

基本传热公式为

Q＝K×H×Δt....................(19)

$K=\frac{{\mathrm{\α}}_1}{1+(\mathrm{\ξ}+\frac{1}{{\mathrm{\α}}_2})}---\left(20\right)$

式中：I_进，I_出    介质进、出口热焓  D_介质，D_烟气介质和烟气流量

烟气进、出口比热容乘以温度

K  传热系数  H  受热面积  Δt  温压

α₁  烟气或介质向受热面传热的换热系数

α₂  管壁向介质传热的换热系数

ξ  受热面污染系数  λ导热系数  ∑C修正系数

d，d_e管径和当量直径

流速  v动粘度系数

P_r  普朗特数

4.利用清洁度系数CF修正各段受热面进出口烟温，使得排烟温度不变，输

出计算结果：

计算结果示例

(1)一吹灰前：

903.82MW  24.30主MPa  539.15主℃  2533.5主t/hr  2224.65再t/hr5.51再进MPa

5.33再出MPa  313.03再进℃  552.5再出℃  94.23％  效率  7906.36kJ/MW  热耗

420.05 SH1进℃  441.26 SH1出℃  1281.47烟气进℃  1213.65烟气出℃    .92CF

473.51 SH3进℃  539.15 SH3出℃  1213.65烟气进℃  1016.73烟气出℃    .96CF

436.89 RH2进℃  552.52 RH2出℃  1016.73烟气进℃  842.43烟气出℃     .95CF

438.27 SH2进℃  494.42 SH2出℃  842.43烟气进℃   674.56烟气出℃     1.06CF

313.03 RH1进℃  436.89 RH2出℃  674.56烟气进℃   469.77烟气进℃     1.00CF

270.19 ECO进℃  304.05 ECO进℃  469.77烟气进℃   356.51烟气进℃     1.08CF

吹灰前清洁度判断：

第一，三级过热器和第二级再热器受热面清洁度较差，可以吹灰，

第二级过热器和，第一级再热器和省煤器受热面清洁度正常。

(2)吹灰后

900.52    24.01     538.17     2599.24    2145.78    5.40

5.26      310.13    546.42     94.16效率  7592.12kJ/MW热耗

424.89    448.74    1269.75    1203.30    1.10CF

476.87    538.17    1203.30    1018.90    1.12CF

443.64    546.42    1018.90    874.55     1.03CF

440.14    495.36    874.55     706.62     1.06CF

310.13    443.64    706.62     500.05     .97CF

268.13    310.49    500.05     358.08     1.07CF

目前暂：CF＝0.9-1.0；为不清洁CF＝1.0-1.1为较清洁；CF＝1.1-1.2为清洁。

(2)吹灰后一部分上游方向受热面的灰会带到下游方向的受热面上也会改变其瞬间清洁度。

Claims (5)

1.一种大型燃煤锅炉在线检测、吹灰优化节能方法，其步骤为：

第一步.利用电厂DAS系统采集锅炉动态数据；

a)电厂提供系统计算所需动态在线数据的采集；

b)计算所需要的静态数据由人为输入；

C)用java语言编写锅炉吹灰优化专家系统，访问pi数据库需要利用pi提供的odbc连接程序；

D)用vc编写TTURTHERM软件，利用pi提供的sdk包访问pi数据库；

第二步.根据入炉煤的元素静态数据、各台磨煤机的煤量和煤种计算入炉煤的掺混比和混合后燃煤的元素分析数据和低位热值，计算公式为：

$R_A=\frac{G_A}{\mathrm{\ΣG}};R_B=\frac{G_B}{\mathrm{\ΣG}};R_C=\frac{G_C}{\mathrm{\ΣG}}\·\·\·;R_N=\frac{G_N}{\mathrm{\ΣG}}$

R_A+R_B+R_C......R_N＝1

混合煤的元素和低位热值：

C_混煤＝C_A×R_A+C_B×R_B......+C_N×R_N.........(1)

H_混煤＝H_A×R_A+H_B×R_B......+H_N×R_N.........(2)

O_混煤＝O_A×R_A+O_B×R_B......+O_N×R_N.........(3)

N_混煤＝N_A×R_A+N_B×R_B......+N_N×R_N.........(4)

S_混煤＝S_A×R_A+S_B×R_B......+S_N×R_N.........(5)

W_混煤＝W_A×R_A+W_B×R_B......+W_N×R_N.........(6)

A_混煤＝A_A×R_A+A_B×R_B......+A_N×R_N.........(7)

Q_DW混煤＝Q_DWA煤×R_A+Q_DWB煤×R_B......+Q_DWN煤×R_N.........(8)

C_A..N，H_A..N，Q_A..N，N_A..N，S_A..N，W_A..N，A_A..N，Q_A..N.DW——进煤的元素分析应用基和低位热值，

式中：G₁，G₂，G_n--各台磨煤机的煤量

C_n，H_n，O_n，N_n，S_n，W_n，A_n，L_n.LHV——进煤的元素分析和低位热值，n＝1，2，3，......磨煤机序号

第三步.进入TTURTHRM软件，根据电厂CEMS采集的动态数据CO₂，O₂，CO，修正入炉煤质数据；

1.修正步骤为：

a)利用已知的元素数据和动态采集的CO数据，计算排烟中的二氧化碳：

${\mathrm{CO}}_{2\mathrm{MAX}}=\frac{31.3\×C+11.5\×S}{1.504\×C+3.55\×H_2+0.56\×S+0.13\×N_2-0.45\×O_2}\%$

${\mathrm{CO}}_{2\mathrm{MAX}}=\frac{100\×({\mathrm{CO}}_2+\mathrm{CO})}{100-4.78\×O_2+1.89\×\mathrm{CO}}\%---\left(9\right)$

b)对于可燃基的煤而言，可以写为：CH_aS_bO_cN_d

c)据此可得煤在空气中的燃烧方程：

${\mathrm{CH}}_a{S}_b{O}_c{N}_d+f{H}_{2}O+\mathrm{\β}(1+E)O_2+3.76N_2+\mathrm{\ω}{H}_{2}O=$

$\left[\begin{array}{c}(1-x-\mathrm{\α}){\mathrm{CO}}_2+\mathrm{xC}+\mathrm{\αCO}+[a/2+f+\mathrm{\β}(1+E)+\mathrm{\ω}]H_{2}O+\\ b{\mathrm{SO}}_2+(\mathrm{\βE}+x+\mathrm{\α}/2)O_2+[3.76\mathrm{\β}(1+E)+d/2]N_2\end{array}\right]---\left(10\right)$

式中：β是理论空气量，它等于：β＝1+a/4+b-c/2

f，E，ω，x，α-分别是燃料中水分，过剩空气系数，空气中水分，未燃尽碳和CO的摩尔数；

利用美国田纳西理工大学“能源系统研究中心”开发的软件TTURTHERM^完成元素和热值的修正计算，其中热值计算按照经验公式，

$Q_{\mathrm{GW}}^r=80C^r+300H^r+15S^r-O^r-(A^g-10)---\left(11\right)$

式中：Q_GW ^r，C^r，H^r，S^r，O^r，A^g分别为煤的高位热值，可燃基碳，氢，氧，氮，硫和应用基灰；

高位热值换算为低位热值可按照下式：

$Q_{\mathrm{DW}}^r=Q_{\mathrm{GW}}^r-54H^r$

而各种元素可燃基与应用基的关系，见下式：

式中：W^g应用基水分；

2.修正的判断

如修正率大于5％？则不作修正，否则将取修正后煤值数据，在显示图形中输出TTURTHRM计算结果；

第四步.利用末级高加进、排汽和进、出水参数和给水流量计算再热汽流量，

高加抽汽量D＝D_给水×(I₂-I₁)/(I₃-I₄)       (12)

式中：I₃，I₄-末级高加进出口水焓

I₂-末级高加进口蒸汽焓

I₁-末级高加疏水(图中B点)，即为次级高加抽汽点(图中A点)的压力扣去沿程和次级加热器本身阻力后的压力下的饱和水焓

再热蒸汽流量D_再热汽＝D_主蒸汽-D            (13)

程序将比较计算所得的再热汽流量与制造厂给定再热汽和主蒸汽比例范围，若超出给定的范围则取给定比例值0.85-0.91，否则取计算值；

其特征在于，

第五步.将所取的锅炉汽水侧和烟气及进风、热风和排烟温度作为动态输入数据，用FORTRAN语言编制HTAS程序进行传热计算，不断改变各级受热面的清洁度系数，使计算收敛到燃煤量与实测值的偏差控制在3％以内；

1.进行锅炉热平衡计算

锅炉炉膛传热计算中，

                 Ψ＝xζ                 (15)

取ζ为0.35～0.65；

取热有效系数取1；

2.进行空气预热器热平衡计算

热平衡公式：

Q_介质吸热＝Q_烟气放热..........................(16)

Q_介质吸热＝D_介质×(I_进-I_出)............(17)

3.双向逼近计算法

顺向：热平衡→炉膛→SH₁→SH₃→RH₂→SH₂→RH₁→ECO

逆向：排烟→APH→ECO→RH₁→SH₂→RH₂→SH₃→SH₁

此处：SH_1，2，3，RH_1，2，ECO，APH分别为第一，二，三级过热器，第一，基本传热公式为

Q＝K×H×Δt.....................(19)

$K=\frac{{\mathrm{\α}}_1}{1+(\mathrm{\ξ}+\frac{1}{{\mathrm{\α}}_2})}---\left(20\right)$

式中：I_进，I_出介质进、出口热焓D_介质，D_烟气介质和烟气流量

烟气进、出口比热容乘以温度

K  传热系数  H  受热面积  Δt  温压

α₁  烟气或介质向受热面传热的换热系数

α₂  管壁向介质传热的换热系数

ξ 受热面污染系数  λ 导热系数  ∑C 修正系数

d，d_e  管径和当量直径

流速  ν 动粘度系数

P_r  普朗特数

4.利用清洁度系数CF修正各段受热面进出口烟温，使得排烟温度不变，输出计算结果：

CF＝0.9-1.0；为不清洁

CF＝1.0-1.1为较清洁；

CF＝1.1-1.2为清洁。

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