CN102252784A - 基于燃煤发热量辨识的火力电站锅炉效率在线监测系统 - Google Patents

Abstract

一种信息处理技术领域的基于燃煤发热量辨识的火力电站锅炉效率在线监测系统，包括：数据采集模块、数据预处理模块、燃煤及烟气特性模块和锅炉效率计算模块。本发明通过OPC接口与集散控制系统服务器进行连接，以获取所需的机组实际运行数据，并将其存储于上位机实时数据库中。在上位机系统中对实时数据进行预处理后，对锅炉各个受热面采用了烟气侧与工质侧的动态能量平衡，通过软测量的方法对于炉膛内燃煤的实际发热量进行辨识，得到校正后的实际的燃煤低位发热量；同时利用每天的煤质工业分析数据对涉及到效率计算的燃煤元素成分进行校正；最终实现锅炉效率的在线监测。

Description

基于燃煤发热量辨识的火力电站锅炉效率在线监测系统

技术领域

本发明涉及的是一种信息处理技术领域的监测系统，具体是一种基于燃煤发热量辨识的火力电站锅炉效率在线监测系统，可广泛应用于燃煤电站锅炉和工业锅炉。

背景技术

在节能和环保日益受到重视的今天，火力发电站作为关系着我国国计民生的能源消耗大户，如何在保证安全生产的基础上尽可能的减少能源消耗减少排放已经成为其面临的一个十分迫切的问题。

锅炉作为燃煤火力电站运行的关键设备，也是电站进行节能降耗的重点关注对象，而对于燃烧的调整和优化是提高锅炉的效率降低燃煤消耗的有效手段。这其中锅炉的燃烧效率就是衡量锅炉能耗的一个重要的指标，其结果对于衡量锅炉的整体燃烧状况、锅炉整体和各部分模型以及在锅炉效率监测基础上对锅炉燃烧的优化有着重要的推动意义。

在现行的考察锅炉性能的标准中，主要有美国的ASME标准、德国DIN以及我国的GB标准。在我国GB10184-88《电站锅炉性能试验规程》中，锅炉效率的计算通常有两种，正平衡法和反平衡法。正平衡法采用锅炉输出的能量除以输入锅炉的能量，此方法通常用于小型锅炉效率的求取。对于大型的电站锅炉的效率通常采用100减去各部分能量损失的反平衡法求取，具体如下式所示：η＝(100-q₂-q₃-q₄-q₅-q₆)×100％，其中：η为锅炉效率，q₂为锅炉排烟热损失，q₃为化学未完全燃烧热损失，q₄为机械未完全燃烧热损失，q₅为锅炉散热损失，q₆为锅炉灰渣物理热损失。

但是基于该方法所需测点较多，对于燃煤的化学成分分析以及工业成分分析的要求比较准确，通常采用试验的方式获得锅炉效率，周期较长，可能会失去对于锅炉燃烧的指导作用。同时由于我国煤种分布的地域性，一些地域的煤种成分比较复杂、入炉燃煤低位发热量变化较大，而反平衡法对于燃煤的成分尤其是低位发热量的比较敏感，而燃煤化学分析数据实现在线分析目前存在困难且成本很大，这就导致了采用标准的反平衡方法设计锅炉效率在线监测系统存在一定的难度。

经对现有文献检索发现，中国专利申请号201010128915.2提出了一种“燃煤锅炉燃料发热量的实时校正方法”，该技术针对总燃料量、机组负荷以及机组发电煤耗率来实时计算煤质的做功能力系数，得到的系数经转换后得到燃料的发热量校正系数来校正进入炉膛的燃煤发热量。该技术可以一定程度上实时校正燃料的发热量，以用于调整给煤量，克服煤质波动带来的影响。但该方法的前提是需要锅炉处于稳定工况下，不能用于锅炉变工况下的燃煤发热量校正，具有一定的局限性。

东北大学热能系李智等人提出的“电站锅炉效率在线计算方法”以反平衡效率计算方法为基础，在锅炉监控参数的基础上利用燃煤的工业分析数据计算锅炉效率，该技术主要针对排烟损失q₂的在线计算，利用了参数拟合的方法降低了计算复杂程度，一定程度上能够满足锅炉效率在线计算的要求。但是该技术利用的是燃煤的工业分析数据，对于燃煤低位发热量采取的是设定值的办法，对于燃煤波动较大的机组该方法计算出的锅炉效率与实际值存在着一定的偏差，不能满足更准确的更高一步的要求。

发明内容

本发明的目的在于针对现有技术存在的上述不足，提供一种基于燃煤发热量辨识的火力电站锅炉效率在线监测系统，通过OPC接口与集散控制系统(DCS)服务器进行连接，以获取所需的机组实际运行数据，并将其存储于上位机实时数据库中。在上位机系统中对实时数据进行预处理后，对锅炉各个受热面采用了烟气侧与工质侧的动态能量平衡，通过软测量的方法对于炉膛内燃煤的实际发热量进行辨识，得到校正后的实际的燃煤低位发热量；同时利用每天的煤质工业分析数据对涉及到效率计算的燃煤元素成分进行校正；最终实现锅炉效率的在线监测。

本发明是通过以下技术方案实现的，本发明包括：数据采集模块、数据预处理模块、燃煤及烟气特性模块和锅炉效率计算模块，其中：数据采集模块与底层机组DCS控制系统服务器相连接实时采集需要的机组运行数据；数据预处理模块与数据采集模块相连将其得到的机组实时运行数据进行滤波和坏点去除处理，然后将处理后的数据传输给效率计算模块；燃煤及烟气特性模块将初始设置的燃煤成分及烟气数据进行基本热力学计算得到烟气及工质物性参数数据提供效率计算模块的调用；效率计算模块与数据预处理模块及燃煤及烟气特性模块相连并以数据预处理模块处理后的机组实时数据为基础，调用燃煤及烟气特性模块计算出锅炉的热效率。

所述的数据采集模块实现系统所需要的实时数据的采集。通过设定固定的采样时间，数据采集模块通过OPC通讯协议与集散控制系统(DCS)服务器进行连接，获取需要的机组实时运行数据。

所述的数据预处理模块对采集到的机组实时运行数据进行坏点处理和数据平滑处理，用于后续的锅炉效率计算，该数据预处理模块包括坏点处理单元以及数据平滑处理单元。其中：

坏点处理单元通过多项式滑动拟合方法来判断坏点，并对其进行剔除。

数据平滑处理单元通过数据加权滤波的方法实现的，具体是：

${\hat{y}}_m=0.025y_{m-3}+0.05y_{m-2}+0.075y_{m-1}+0.7y_m+0.075y_{m+1}+0.05y_{m+2}+0.025y_{m+3}$

其中：为滤波后的结果；y_m为m时刻的实际测量值。

所述的燃煤及烟气特性模块提供基本的燃煤及烟气特性数据，该燃煤及烟气特性模块包括：基准燃煤成分设定单元、燃煤成分校正单元以及烟气物性计算单元，其中：

基准燃煤成分设定单元通过对系统实际运行机组燃料进行调研预先设定具有代表性的机组燃煤的基准燃煤成分数据。

燃煤成分校正单元以上述基准燃煤元素成分设定为基准，利用机组每天的燃煤工业成分分析值来校正燃煤的元素成分数值，具体是：

其中：X_i，ar为计算用元素成分分析(碳、氢、氧、氮、硫)；

为季度化验的元素成分分析基准值，(碳、氢、氧、氮、硫)；W_ar为工业分析值，基水分；A_ar为工业分析值，基灰分；

为季度化验的收到基水分；为季度化验的收到基灰分；

烟气物性计算单元利用上述校正过的燃煤元素成分进行标准热力学计算得到包括烟气比热等烟气物性数据用于后续效率计算。

所述的锅炉效率计算模块利用经过数据预处理模块处理后的锅炉运行数据结合燃煤及烟气物性模块数据求取锅炉的各项热损失计算得到锅炉的效率，该锅炉效率计算模块包括：初始变量设置单元、燃煤低位发热量辨识单元以及锅炉反平衡效率计算单元，其中：

初始变量设置单元根据机组型号设置包括锅炉炉膛在内的各受热面的尺寸特性以及烟道特性，包括炉膛体积、水冷壁吸热特性、烟气流通面积以及各级换热器管径管程等。

燃煤低位发热量辨识单元是基于锅炉的动态能量平衡，通过求取烟气经过各级换热器损失的热量来辨识出进入炉膛燃煤的实际发热量，进而求得燃煤的低位发热量。具体是指：

炉膛内燃煤的实际发热量Q_r＝锅炉水冷壁吸收的热量Q_slb+炉膛出口的高温烟气的热量Q_hs

而炉膛出口高温烟气的热量Q_hs＝经过各级换热器烟气的能量降低+排烟的低温烟气热量Q_wy

因此，充分考虑工质蓄热以及金属壁的蓄热量变化建立各个受热面的能量平衡方程，由工质能量变化可以推算出各段烟气的放热量，得到炉膛燃煤实际发热量：

炉膛内燃煤的实际发热量Q_r＝锅炉水冷壁吸收热量Q_slb+水冷壁以及工质蓄热变化ΔQ_slb+各受热面工质吸热Q_q+各段受热面工质蓄热ΔQ_q以及金属蓄热变化ΔQ_j+尾烟气热量Q_wy。

从而进入炉膛的燃煤发热值

$Q_{\mathrm{rdw}}=\frac{Q_r}{B}$

其中：Q_rdw表示辨识得到的燃煤实际发热值；B为进入炉膛燃料量。

上述的求取各级换热器动态换热量是指：

Q_y＝Q_q±ΔQ_j±ΔQ_q

其中：Q_y表示各换热面烟气的放热量；Q_q工质侧工质吸热量，ΔQ_j为蒸汽蓄热变化量，ΔQ_q蒸汽侧吸热变化量。

锅炉反平衡效率计算单元以上一单元辨识出的燃煤实际低位发热值为基准运用反平衡方法求取锅炉的各项热损失，从而得到锅炉效率。具体是指：

锅炉效率η

η＝(100-q₂-q₃-q₄-q₅-q₆)×100％。

与现有技术相比，本发明提出的基于燃煤实际发热量辨识的燃煤电站锅炉实时效率监测系统基于实时数据驱动，具有数据易于获取，无需额外添加硬件的优点；在建立能量守恒原理时，考虑了变工况时，金属蓄热和工质蓄热两部分动态因素的影响，提高了各换热面吸热量在不同负荷下的辨识精度；对于锅炉的化学成分采用工业成分分析值进行校正，不需要昂贵的在线分析仪的投入的同时能够保证一定的精度。本发明较好的克服了煤质波动对于锅炉效率计算带来的困难，具有较好的通用性与鲁棒性，且对实际测量系统要求较低，适用燃煤火力发电机组的运行状况评估以及在此基础上对于燃烧的调整与优化。

附图说明

图1为本发明系统模块连接图。

图2为本发明的硬件构成图。

图3为本发明的实施对象燃煤电站锅炉工作流程示意图。

具体实施方式

本实施例在以本发明技术方案为前提下进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。

本实施例中的锅炉满足以下条件：

1.该锅炉为HG-1025/17.3-WM18型，锅炉负荷300MW，锅炉采用亚临界、自然循环、一次中间再热、双拱单炉膛、“W”火焰燃烧方式、尾部双烟道、烟气挡板调温、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢架悬吊式汽包炉；

2.炉内燃烧与换热过程可以近似分别考虑；

3.换热器外部热流沿管长及圆周均匀分布；

4.换热器管壁金属只考虑径向换热；

5.管内工质不可压缩，且流动截面上参数均匀一致；

如图1和图2所示，本实施例包括：数据采集模块1、数据预处理模块2、燃煤及烟气特性模块3和锅炉效率计算模块4，其中：数据采集模块1与底层机组DCS控制系统服务器7相连接来获取DCS控制系统6从锅炉机组5采集到的实时运行数据；数据预处理模块2处于上位机9中，它与数据采集模块相1连将其得到的机组实时运行数据进行滤波和坏点去除处理，然后将处理后的数据传输给效率计算模块4；燃煤及烟气特性模块3与数据预处理模块2处于并列位置，它将初始设置的燃煤成分及烟气数据进行基本热力学计算得到烟气及工质物性参数数据提供效率计算模块4调用；效率计算模块4与数据预处理模块2及燃煤及烟气特性模块3相连，以数据预处理模块处理2后的机组实时数据为基础，调用燃煤及烟气特性模块3计算出锅炉的热效率。

所述的数据采集模块1实现系统所需要的实时数据的采集。通过设定固定的采样时间，数据采集模块1通过OPC通讯端口8与集散控制系统(DCS)服务器7进行连接，获取需要的锅炉机组5实时运行数据，本实施例中设置采样时间为5秒。

所述的数据预处理模块2对采集到的机组实时运行数据进行坏点处理和数据平滑处理，用于后续的锅炉效率计算，该数据预处理模块包括坏点处理单元以及数据平滑处理单元。其中：

坏点处理单元通过多项式滑动拟合方法来判断坏点，并对其进行剔除。

数据平滑处理单元通过数据加权滤波的方法实现的，具体是：

${\hat{y}}_m=0.025y_{m-3}+0.05y_{m-2}+0.075y_{m-1}+0.7y_m+0.075y_{m+1}+0.05y_{m+2}+0.025y_{m+3}$

其中：

为滤波后的结果；y_m为m时刻的实际测量值。

所述的燃煤及烟气特性模块3提供基本的燃煤及烟气特性数据，该燃煤及烟气特性模块包括：基准燃煤成分设定单元、燃煤成分校正单元以及烟气物性计算单元，其中：

基准燃煤成分设定单元通过对系统实际运行机组燃料进行调研预先设定具有代表性的机组燃煤的基准燃煤成分数据，如表1所示：

表1本实施例电站燃煤代表性基准成分及特性

成分	单位	数值
			收到基碳Car	％	54.66
收到基氢Har	％	2.17
			收到基氧Oar	％	1.80
收到基氮Nar	％	0.87
			收到基硫Sar	％	1.13
收到基水分Mar	％	7.70
			收到基灰分Aar	％	31.68
收到基低位发热量Qdw	MJ	20200

燃煤成分校正单元以上述基准燃煤元素成分设定为基准，利用机组每天的燃煤工业成分分析值来校正燃煤的元素成分数值，具体是：

其中：X_i，ar为计算用元素成分分析(碳、氢、氧、氮、硫)；

为季度化验的元素成分分析基准值，(碳、氢、氧、氮、硫)；W_ar为工业分析值，基水分；A_ar为工业分析值，基灰分；为季度化验的收到基水分；

为季度化验的收到基灰分；

烟气物性计算单元用于计算烟气物理性质，根据现场的实时煤质分析仪提供的数据，计算1kg燃煤燃烧后的产物的各项特性，利用高次多项式拟合各成分的焓值特性建立基准的烟气物性数据库，用于后续的烟气焓值计算。具体是：

对于烟气中的成分CO₂、N₂，空气、水蒸气、以及灰的比热c用正交多项式拟合成五次多项式计算：

c＝a₀+a₁t+a₂t²+a₃t³+a₄t⁴+a₅t⁵

t为工质温度(℃)

表2给出了各个部分的拟合结果

表2烟气及空气物性参数计算公式多项式系数

注：表中气体体积均指标准状态

工质水及水蒸气的焓值根据国际标准公式IAPWS-IF97求得。

所述的锅炉效率计算模块4利用经过数据预处理模块2处理后的锅炉运行数据结合燃煤及烟气物性模块3数据求取锅炉的各项热损失计算得到锅炉的效率，该锅炉效率计算模块4包括：初始变量设置单元、燃煤低位发热量辨识单元以及锅炉反平衡效率计算单元，其中：

初始变量设置单元根据机组型号设置包括锅炉炉膛在内的各受热面的尺寸特性以及烟道特性，包括炉膛体积、水冷壁吸热特性、烟气流通面积以及各级换热器管径管程等如下表3所示：

表3锅炉物理特性参数

燃煤低位发热量辨识单元是基于锅炉的动态能量平衡，通过求取烟气经过各级换热器损失的热量来辨识出进入炉膛燃煤的实际发热量，进而求得燃煤的低位发热量。具体是指：

a)水冷壁吸热量动态模型：充分变工况下水冷壁金属蓄热量变化以及工质的蓄热变化，水冷壁的吸热量为：

Q_slb＝Q_d±ΔQ_slb±ΔQ_d

其中：Q_d表示汽包内工质的吸热量；ΔQ_slb为水冷壁金属蓄热量变化；ΔQ_d为汽包内工质蓄热量变化。

b)各级换热器动态能量衡算模型：考虑工质的蓄热变化以及换热面的金属蓄热变化，烟气侧和锅炉侧的热量平衡如下式所示：

Q_y＝Q_q±ΔQ_j±ΔQ_q

其中：Q_y表示各换热面烟气的放热量；Q_q工质侧工质吸热量，ΔQ_j为蒸汽蓄热变化量，ΔQ_q蒸汽侧吸热变化量。

管壁金属蓄热变化量为：

$\mathrm{\Δ}{Q}_j=C_j{m}_j\frac{\∂{\mathrm{\θ}}_j}{\∂\mathrm{\τ}}$

蒸汽蓄热变化量为：

$\mathrm{\Δ}{Q}_q=C_q{m}_q\frac{\∂{\mathrm{\θ}}_q}{\∂\mathrm{\τ}}$

而蒸汽侧吸热则为：

Q_q＝D(H_out-H_in)

其中：C_j、C_q分别为金属和工质的平均比热容，kJ/(kg·℃)；m_j、m_q为受热面管壁金属质量和其内工质的质量，kg；θ_q，θ_j为金属管壁温度和蒸汽温度，℃；D为经过各受热面的工质质量流量，kg/s；H_out，H_in分别为省煤器进、出口工质焓值，kJ/kg；τ为时间。

c)尾烟气能量模型：尾烟气带走的能量

Q_wy＝kB_j(h_out-Δαh_lf)

其中：Q_wy为空预器后的尾烟气能量；k为由校正后的燃煤比例成分求得的烟气比例修正系数；h_out为空预器出口烟气焓值，kJ/kg；Δα该段烟道漏风系数；h_lf为漏风的冷空气焓值，kJ/kg；B_j为进入炉膛的计算燃料量，kg/s。

d)因而，炉膛内燃煤的实际发热量：

Q_r＝Q_slb+Q_y+Q_wy

进而可以得到燃煤实际的低位发热值：

$Q_{\mathrm{rdw}}=\frac{Q_r}{B_j}$

锅炉反平衡效率计算单元以上一单元辨识出的燃煤实际低位发热值为基准运用反平衡方法求取锅炉的各项热损失，从而得到锅炉效率。具体是指：

e)排烟损失q₂通过如下方法求得：

$q_2=100\×\frac{(f{Q}_2\mathrm{yan}+f{Q}_2{H}_{2}O)}{Q_{\mathrm{rdw}}}$

其中：fQ₂yan为干烟气带走的热量，单位为kJ/kg；fQ₂H₂O为烟气中水蒸气的热量，单位为kJ/kg；Q_rdw为上述求得计算结果，单位为kJ/kg。

fQ₂yan＝fVyan×fCp_Gas×(T_AHGasOut-T_AirIn)

其中：fVyan为实际干烟量，m³/kg；T_AHGasOut为排烟温度，℃；fCp_Gas干烟气体积比热；T_AirIn为进锅炉体系的风温

实际干烟量计算

fVyan＝fVyan0+(fApy-1)×fVair0

其中：fVyan0为理论干烟量，fVair0为理论空气量，fApy为空预器出口过量空气系数

$\mathrm{fVyan}0=\frac{1.866(\mathrm{fCry}+0.375S_{\mathrm{ar}})}{100}+0.79\×\mathrm{fVair}0+0.8\frac{N_{\mathrm{ar}}}{100}+0.007S_{\mathrm{ar}}(\mathrm{CaS}\_\mathrm{rate}-\mathrm{Enta}\_S/100)$

fVair0＝0.089(fCry+0.375S_ar)+0.265H_ar-0.033O_ar+0.000167S_ar×Enta_S

$\mathrm{fApy}=\frac{21}{21-O_2\_\mathrm{AHOut}}$

其中：O₂_AHOut为排烟氧量；S_ar、N_ar、H_ar、O_ar分别为收到基硫、氮、氢、氧的含量；

fCry为实际燃烧碳含量

$\mathrm{fCry}=C_{\mathrm{ar}}-\frac{A_{\mathrm{ar}}\×\mathrm{fKc}}{100}$

其中：C_ar为收到基碳含量；fK_c为平均碳含量；

$\mathrm{fKc}=\frac{\mathrm{Alfa}\_\mathrm{fh}\×\mathrm{Cfh}}{100-\mathrm{Cfh}}+\frac{(100-\mathrm{Alfa}\_\mathrm{fh})\×\mathrm{Clz}}{100-\mathrm{Clz}}$

其中：Alfa_fh为飞灰份额，“W”型火焰煤粉炉取85％；Cfh为飞灰碳含量；Clz为底渣碳含量；A_ar为收到基灰含量，％；

干烟气体积比热计算

fCp_Gas＝fP_RO2×fCp_RO2+fP_O2×fCp_O2+fP_N2×fCp_N2其中：fP_RO2、fP_O2、fP_N2分别为RO2、O2、N2气体体积份额。

fCp_RO2、fCp_O2、fCp_N2分别为三种气体的体积比热，KJ/m³℃；

$\mathrm{fP}\_\mathrm{RO}2=\frac{0.01866[\mathrm{fCry}+0.00375\mathrm{Sar}(100-\mathrm{Enta}\_S)]}{\mathrm{fVyan}}$

fCp_N2＝1-fP_RO2-fP_O2

fP_O2取排烟氧量O2_AHOut、fCp_O2、fCp_N2分别为三种气体的体积比热由步骤三中的烟气物性数据库获得。其中T为空预器出口排烟温度T_AHGasOut。

烟气中水蒸气带走的热量：fQ₂H₂O＝fVH₂O×fCp_H₂O×(T_AHGasOut-T_AirIn)其中：fVH₂O水蒸气体积；

fVH₂O＝0.0124(9H_ar+W_ar)+1.61fApy×fVair0×d_k

其中：W_ar为收到基水分；d_k空气绝对湿度，kg/kg(干空气)，本实施例中取0.1。

水蒸气的体积比热由IAPWS-IF97公式获得，此处T取排烟温度T_AHGasOut。

f)燃煤锅炉的化学未完全燃烧热损失q₃一般取为0。

g)机械未完全燃烧热损失q₄通过如下求得：

$q_4=\frac{337.27f{A}_{\mathrm{ar}}\×\mathrm{fKc}}{Q_{\mathrm{rdw}}}$

h)锅炉散热损失q₅通过如下求得：

$q_5=5.82F\_\mathrm{MS}\_E^{-0.38}\frac{F\_\mathrm{MS}\_E}{F\_\mathrm{MS}}$

其中：F_MS_E、F_MS分别为额定蒸发量和实际蒸发量，t/h。

i)锅炉灰渣物理热损失q₆通过如下求得：

$q_6=\frac{A_{\mathrm{ar}}}{Q_{\mathrm{rdw}}}[\frac{\mathrm{Alfa}\_\mathrm{fh}\×\mathrm{fCp}\_\mathrm{ash}1(t\_\mathrm{pz}-T\_\mathrm{AirIn})}{100-\mathrm{Cfh}}+$

$\frac{(100-\mathrm{Alfa}\_\mathrm{fh})\×\mathrm{fCp}\_\mathrm{ash}0(T\_\mathrm{AHGasOut}-T\_\mathrm{AirIn})}{100-\mathrm{Clz}}]$

其中：t_pz排渣温度，℃；fCp_ash1为排渣比热；fCp_ash0为飞灰比热；

灰渣比热可简单近似为：fCp_ash＝0.71+0.000502t

j)最终求得锅炉的效率η

η＝(100-q₂-q₃-q₄-q₅-q₆)×100％。

机组现场监测结果表明，在机组入炉燃煤煤质及运行工况变化的情况下，本监测系统能够及时辨识出机组煤质的变化并能够捕捉到由于变工况引起的储能变化，进而克服上述问题实现锅炉效率的在线监测。

Claims (5)

1.一种基于燃煤发热量辨识的火力电站锅炉效率在线监测系统，其特征在于，包括：数据采集模块、数据预处理模块、燃煤及烟气特性模块和锅炉效率计算模块，其中：数据采集模块与底层机组DCS控制系统服务器相连接实时采集需要的机组运行数据，数据预处理模块与数据采集模块相连将其得到的机组实时运行数据进行滤波和坏点去除处理，然后将处理后的数据传输给效率计算模块，燃煤及烟气特性模块将初始设置的燃煤成分及烟气数据进行基本热力学计算得到烟气及工质物性参数数据提供效率计算模块的调用，效率计算模块与数据预处理模块及燃煤及烟气特性模块相连并以数据预处理模块处理后的机组实时数据为基础，调用燃煤及烟气特性模块计算出锅炉的热效率。

2.根据权利要求1所述的基于燃煤发热量辨识的火力电站锅炉效率在线监测系统，其特征是，所述的数据采集模块实现系统所需要的实时数据的采集。通过设定固定的采样时间，数据采集模块通过OPC通讯协议与集散控制系统(DCS)服务器进行连接，获取需要的机组实时运行数据。

3.根据权利要求1所述的基于燃煤发热量辨识的火力电站锅炉效率在线监测系统，其特征是，所述的数据预处理模块对采集到的机组实时运行数据进行坏点处理和数据平滑处理，用于后续的锅炉效率计算，该数据预处理模块包括坏点处理单元以及数据平滑处理单元，其中：坏点处理单元通过多项式滑动拟合方法来判断坏点并进行剔除；数据平滑处理单元通过数据加权进行滤波其中：为滤波后的结果；y_m为m时刻的实际测量值。

4.根据权利要求1所述的基于燃煤发热量辨识的火力电站锅炉效率在线监测系统，其特征是，所述的燃煤及烟气特性模块提供基本的燃煤及烟气特性数据，该燃煤及烟气特性模块包括：基准燃煤成分设定单元、燃煤成分校正单元以及烟气物性计算单元，其中：基准燃煤成分设定单元通过对系统实际运行机组燃料进行调研预先设定具有代表性的机组燃煤的基准燃煤成分数据；燃煤成分校正单元以上述基准燃煤元素成分设定为基准，利用机组每天的燃煤工业成分分析值来校正燃煤的元素成分数值：

其中：X_i，ar为计算用元素成分分析，

为季度化验的元素成分分析基准值，W_ar为工业分析值，基水分，A_ar为工业分析值，基灰分，为季度化验的收到基水分，

为季度化验的收到基灰分；烟气物性计算单元利用上述校正过的燃煤元素成分进行标准热力学计算得到包括烟气比热等烟气物性数据用于后续效率计算。

5.根据权利要求1所述的基于燃煤发热量辨识的火力电站锅炉效率在线监测系统，其特征是，所述的锅炉效率计算模块利用经过数据预处理模块处理后的锅炉运行数据结合燃煤及烟气物性模块数据求取锅炉的各项热损失计算得到锅炉的效率，该锅炉效率计算模块包括：初始变量设置单元、燃煤低位发热量辨识单元以及锅炉反平衡效率计算单元，其中：初始变量设置单元根据机组型号设置包括锅炉炉膛在内的各受热面的尺寸特性以及烟道特性，包括炉膛体积、水冷壁吸热特性、烟气流通面积以及各级换热器管径管程；燃煤低位发热量辨识单元是基于锅炉的动态能量平衡，通过求取烟气经过各级换热器损失的热量来辨识出进入炉膛燃煤的实际发热量，进而求得燃煤的低位发热量，具体为：炉膛内燃煤的实际发热量Q_r＝锅炉水冷壁吸收的热量Q_slb+炉膛出口的高温烟气的热量Q_hs；炉膛出口高温烟气的热量Q_hs＝经过各级换热器烟气的能量降低+排烟的低温烟气热量Q_wy；炉膛内燃煤的实际发热量Q_r＝锅炉水冷壁吸收热量Q_slb+水冷壁以及工质蓄热变化ΔQ_slb+各受热面工质吸热Q_q+各段受热面工质蓄热ΔQ_q以及金属蓄热变化ΔQ_j+尾烟气热量Q_wy；进入炉膛的燃煤发热值

其中：Q_rdw表示辨识得到的燃煤实际发热值；B为进入炉膛燃料量；各级换热器动态换热量为：Q_y＝Q_q±ΔQ_j±ΔQ_q，其中：Q_y表示各换热面烟气的放热量；Q_q工质侧工质吸热量，ΔQ_j为蒸汽蓄热变化量，ΔQ_q蒸汽侧吸热变化量；锅炉反平衡效率计算单元以上一单元辨识出的燃煤实际低位发热值为基准运用反平衡方法求取锅炉的各项热损失，从而得到锅炉效率：

η＝(100-q₂-q₃-q₄-q₅-q₆)×100％。

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