CN102494714A - 电站锅炉效率与燃煤热值、灰分和水分的同步测算方法 - Google Patents

Abstract

一种电站锅炉效率与燃煤热值、灰分和水分的同步测算方法，从火电厂厂级监控信息系统SIS读取送风温度、排烟温度、排烟氧量、飞灰含碳量、入炉燃料量、锅炉蒸发量、机组发电负荷、主蒸汽压力温度、再热蒸汽进出口压力温度、给水压力温度及流量、汽包压力、再热器减温喷水量、高压缸各加热器的抽汽压力温度；高压缸各级加热器的出入口水温度和疏水温度，假设燃煤热值、燃煤灰分和燃煤水分的初值，使用锅炉反平衡热效率模型、理论燃烧所需干空气量和实际烟气质量简化计算模型、实际烟气质量计算模型、实际烟气容积计算模型、实用烟气量计算模型、锅炉正平衡热效率模型、锅炉有效利用热模型，并且构造了预报与校正方法，实现上述参量的同步测算。

Description

电站锅炉效率与燃煤热值、灰分和水分的同步测算方法

技术领域

本发明涉及到一种电站锅炉热效率与燃煤热值、灰分和水分的同步测算方法，可以实现电站锅炉热效率及燃煤热值、灰分、水分的同步测算，属于软测量领域。

背景技术

目前，发电厂对燃煤热值、灰分和水分的监测主要是通过离线取样化验获得，上述燃煤成分的工业分析中由于采样、制样的误差和分析时间滞后，无法反映计算时刻燃料在锅炉内的热平衡效果，造成锅炉效率计算结果的失真(使用上一个化验周期的燃煤成分)，因此，如何在线测算能反映锅炉热平衡效果的燃煤热值、灰分和水分及其变化，同步计算锅炉效率，从而改善锅炉效率的真实性，提高锅炉燃烧优化控制的效果，成为电站运行和管理人员普遍关心的问题。

在线燃煤灰分分析仪的出现，为燃煤热值的在线测量提供了一种途径。针对某些典型煤质，通过统计分析、回归分析等手段建立了燃煤热值与燃煤灰分之间的关联关系，可以实现了燃煤热值的在线测量，此方法属于间接测量，其精度受燃煤成煤年代以及煤矿开采方式等多种因素的影响。

基于核辐射特性的燃煤热值测量仪实现了燃煤热值的直接测量，但由于分析仪设备存在价格、辐射危险性、耐用性以及对恶劣工作环境的适应性等方面的问题，有待于进一步地改进和完善。

中国专利02110116.7公开了一种入炉煤质实时监测方法，该方法利用烟气成分分析、磨煤机的热平衡方程、燃烧化学方程以及各煤质元素含量间相关关系经验方程等联立迭代求解各元素成分的干燥无灰基，进而通过门捷列夫公式实现了对燃煤元素成分及热值的实时监测，同时将其应用到了300MW的发电机组中，取得了良好的效果，然而该方法涉及的测量变量过多，求解过程相对复杂，个别元素含量之间的相关关系是通过对某些典型煤质的统计分析得到的，具有一定的局限性。

发明内容

本发明的目的在于提供了一种电站锅炉热效率与燃煤热值、灰分和水分的同步测算方法，该方法不仅能够实现锅炉热效率及燃煤热值、灰分、水分等不同参量的同步求解，还能够同步反映计算时刻燃料成分及其变化对锅炉热平衡效果的影响。

本发明采用如下技术方案：

步骤1：在τ时刻，读取火电机组厂级监控信息系统(SIS)中的实时数据如下：送风温度t_lk、排烟温度t_py、排烟氧量O_2py、飞灰含碳量C_fh、入炉燃料量B、锅炉蒸发量D、机组发电负荷Pel、主蒸汽压力p_gr和主蒸汽温度t_gr、再热蒸汽进口压力p_zrj和再热蒸汽进口温度t_zrj、再热蒸汽出口压力p_zrc和再热蒸汽出口温度t_zrc、给水压力p_gs、给水温度t_gs、给水流量D_gs、汽包压力p_qb、再热器减温喷水量D_zrjw、汽轮机高压缸各加热器的抽汽温度t_j，抽汽压力p_j(j＝1～2)；汽轮机高压缸各级加热器的出口水温度t_wj(j＝1～2)；汽轮机高压缸各级加热器的入口水温度t’_wj (j＝1～2)；汽轮机高压缸各加热器疏水温度t_dj(＝1～2)，

步骤2：根据步骤1读取的锅炉蒸发量D、主蒸汽压力p_gr和主蒸汽温度t_gr、再热蒸汽进口压力p_zrj和再热蒸汽进口温度t_zrj、再热蒸汽出口压力p_zrc和再热蒸汽出口温度t_zrc、给水压力_pgs、给水温度t_gs、给水流量D_gs、汽包压力p_qb、再热器减温喷水量D_zrjw、以及汽轮机高压缸各加热器的抽汽温度t_j，抽汽压力p_j(j＝1～2)；汽轮机高压缸各级加热器的出口水温度t_wj(j＝1～2)，；汽轮机高压缸各级加热器的入口水温度t’_wj(j＝1～2)；汽轮机高压缸各加热器疏水温度t_dj(j＝1～2)，计算得出锅炉有效利用热Q₁，

步骤3：假设一个初始的燃煤水分M_t1＝20％，

步骤4：假设一个初始的燃煤灰分A_ar1＝15％，

步骤5：假设一个初始的燃煤热值

步骤6：根据步骤5获得的燃煤热值

根据步骤1读取的送风温度t_lk、排烟温度t_py、排烟氧量O_2py、飞灰含碳量C_fh、锅炉蒸发量D，利用锅炉反平衡热效率模型，得到锅炉反平衡热效率η_b反，

步骤7：根据步骤6获得的锅炉热效率η_b反、步骤1读取的入炉燃料量B以及步骤2获得的锅炉有效利用热Q₁，令锅炉正平衡热效率η_b正＝锅炉反平衡热效率η_b反，进而由锅炉正平衡热效率模型，得到与之相应的燃煤热值

步骤8：如果

的绝对值大于给定的微小量ε_Q，则将当前燃煤热值

赋值给燃煤热值重复步骤6～8，直到

的绝对值小于或等于给定的微小量ε_Q时，执行步骤9，所述ε_Q等于预定的精度0.1，

步骤9：根据步骤8获得的及步骤1读取的排烟氧量O_2py，利用理论燃烧所需干空气量和实际烟气质量的简化计算模型，得出理论燃烧所需干空气量V⁰和实际烟气质量G_y，

步骤10：根据步骤9获得的V⁰和G_y，利用实际烟气质量的计算模型，得出燃煤灰分A_ar2，

步骤11：如果(A_ar1-A_ar2)的绝对值大于给定的微小量ε_A，则将当前的燃煤灰分A_ar2赋值给燃煤灰分A_ar1，重复步骤5～11，直到(A_ar1-A_ar2)的绝对值小于或等于给定的微小量ε_A时，执行步骤12，所述ε_Q等于预定的精度0.001，

步骤12：根据步骤8获得的

步骤1读取的排烟氧量O_2py，利用实际烟气容积的简化计算模型，得出实际烟气容积V_y，

步骤13：根据步骤9获得的V⁰，步骤1读取的排烟氧量O_2py，以及步骤12获得的V_y，利用实用烟气量的计算模型，得出燃煤水分M_t2，

步骤14：如果(M_t1-M_t2)的绝对值大于给定的微小量ε_M，则将当前的燃煤灰分M_t2赋值给燃煤灰分M_t1，重复步骤4～14，直到(M_t1-M_t2)的绝对值小于或等于给定的微小量ε_M时，将当前的热效率η_b反、燃煤热值

燃煤灰分A_ar2和燃煤水分M_t2作为τ时刻下测算出的热效率η_b(τ)及相关燃煤特性(燃煤热值

燃煤灰分A_ar(τ)、燃煤水分M_t(τ))，所述ε_Q等于预定的精度0.001。

上述锅炉有效利用热Q₁的计算如下：

Q₁＝D_gr·(i″_gr-i_gs)+D_zr·(i″_zr-i′_zr)+D_pw·(i′-i_gs)(1)

式中：D_gr--过热器出口蒸汽流量，采用锅炉蒸发量D的测量值，

D_zr--再热器出口蒸汽流量，D_zr＝A_zr×D_gr+D_zrjw，

A_zr--再热蒸汽份额，从火电厂厂级监控信息系统(SIS)数据库中，读取汽轮机高压缸各加热器的抽汽温度t_j，抽汽压力p_j(j＝1～2)，根据经典的1997年国际水和水蒸汽性质协会提出的工业用水和水蒸汽热力性质模型IAPWS-IF97(Association for the Properties of Water and Steam)计算得到汽轮机高压缸各级加热器的抽汽焓值h_j；读取汽轮机高压缸各级加热器的出口水温度t_wj(j＝1～2)，其对应的出口水压力取给水压力p_gs，根据经典的IAPWS-IF97计算得到加热器出口水焓值h_wi(j＝1～2)；读取汽轮机高压缸各级加热器的入口水温度t’_wj(j＝1～2)，其对应的入口水压力取给水压力p_gs，根据经典的IAPWS-IF97计算得到加热器入口水焓值h’_wj；

获取汽轮机高压缸各加热器疏水温度t_dj，其对应的疏水压力p_dj根据相应的抽汽压力pj扣除抽汽管道压损率(压损率取为3％)，按p_dj＝0.97p_j计算得到，根据经典的IAPWS-IF97计算得到各级高压加热器疏水焓值h_dj；，

通过汽轮机高压缸各级加热器的热平衡计算其抽汽份额

A₁＝(h_w1-h′_w1)/(h₁-h_d1)与A₂＝[(h_w2-h′_w2)-A₁*(h_d1-h_d2)]/(h₂-h_d2)，

由A_zr＝1-A₁-A₂计算再热蒸汽份额，

D_zrjw--为再热器减温喷水量，采用测量值，

D_pw--排污流量，采用测量值，

i″_gr、i′_zr、i″_zr、i_gs、i′--分别为过热蒸汽焓、再热蒸汽进口焓、再热蒸汽出口焓、给水焓和汽包压力下的饱和水焓。其中过热蒸汽焓、再热蒸汽进口焓、再热蒸汽出口焓、给水焓值根据相应的温度(t_gr、t_zrj、t_zrc、t_gs)测量值、压力(p_gr、p_zrj、p_zrc、p_gs)测量值，利用经典的IAPWS-IF97，即可计算得到。汽包压力下的饱和水焓根据汽包压力p_qb，利用经典的IAPWS-IF97，即可计算得到，

上述锅炉反平衡热效率模型为：

η_b反＝100-(L_uc+L_g+L_m+L_CO+L_r+L_un)(2)

$L_{\mathrm{uc}}=\frac{337.27}{Q_{d1}^y}\·A_{\mathrm{ar}1}\·(r_{\mathrm{fh}}\·\frac{C_{\mathrm{fh}}}{100-C_{\mathrm{fh}}}+r_{\mathrm{lz}}\·\frac{C_{\mathrm{lz}}}{100-C_{\mathrm{lz}}})\·100\%---\left(3\right)$

$L_g=\frac{C_{\mathrm{pg}}}{Q_{d1}^y}\·(k_1+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}})\·(t_{\mathrm{py}}-t_{\mathrm{ly}})\·100\%---\left(4\right)$

$L_m=\frac{C_{{\mathrm{pH}}_{2}O}}{Q_{d1}^y}\·[(\frac{0.0477}{{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}}+0.01)\·(k_4+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}})+1.24\frac{M_{t1}}{100}]\·(t_{\mathrm{py}}-t_{\mathrm{lk}})\·100\%---\left(5\right)$

$L_r=5.82\·{\left(D_e\right)}^{-0.38}\·\frac{D_e}{D}\·100\%---\left(6\right)$

${\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}=\frac{21}{21-O_{2\mathrm{py}}}---\left(7\right)$

$k_1=0.0576+0.02337\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$ $k_2=0.58145+0.30806\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$ $k_4=-0.0139+0.0089\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$

式中：L_uc--为总干灰量中未燃烬碳的热损失，

L_g--为干烟气热损失，

L_m--为水分引起的热损失，

L_CO--为化学未完全燃烧热损失。对于燃用固体燃料时，气体未完全燃烧产物只有一氧化碳，而排烟中的一氧化碳含量很少，故可以忽略不计，

L_r--为散热损失，

L_un--为其他热损失，一般取为0.35％

A_ar1--为燃煤的收到基灰分，

r_fh、r_lz--分别为飞灰、炉渣中灰量占入炉煤总灰量的份额，一般取r_fh＝0.9、r_lz＝0.1，

C_fh--分别为飞灰含碳量，采用测量值，

C_lz--为炉渣含碳量，计算模型为：

$C_{\mathrm{lz}}=-24.84+37.57\·\frac{\mathrm{Pel}}{P}+7.36\·O_{2\mathrm{py}}-11.18\·{\left(\frac{\mathrm{Pel}}{P}\right)}^2-0.49\·{O_{2\mathrm{py}}}^2-4.58\·\frac{\mathrm{Pel}}{P}\·O_{2\mathrm{py}}$

P、P_el-分别为机组额定负荷(给定的机组铭牌值)和机组发电负荷，后者采用测量值

C_pg--为干烟气的定压平均比热，取为1.03kJ/(kg.K)，

O_2py--为排烟氧量，采用测量值，

α_py--为过量空气系数，由式(7)计算，其中排烟氧量采用测量值，

t_py、t_lk--分别为排烟温度和冷空气温度，采用测量值，

--为水蒸汽的定压平均比热，取为1.88kJ/(kg.K)，

M_t1--为燃煤的全水分，

D_e、D--分别为锅炉额定蒸发量(给定锅炉铭牌值)和锅炉蒸发量，后者采用测量值，

k₁、k₂、k₄--是关于燃料热值的函数，

--为燃煤热值。

上述的锅炉正平衡热效率模型为：

式中：B--为锅炉入炉燃料量，采用测量值，

Q₁--为锅炉有效利用热，

η_b反--为锅炉反平衡效率。

上述理论燃烧所需干空气量、实际烟气质量和实际烟气容积的简化计算模型为：

$V^0=\frac{k_4+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}}{1.293\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}}---\left(9\right)$

G_y＝(k₇+k₂·α_py)+d_k·(k₄+k₂·α_py)    (10)

V_y＝k₅+k₆·α_py+1.244·d_k·(k₄+k₂·α_py) (11)

$k_2=0.58145+0.30806\frac{Q_{d2}^y}{1000}$ $k_4=-0.0139+0.0089\frac{Q_{d2}^y}{1000}$ $k_5=1.1296-0.02028\frac{Q_{d2}^y}{1000}$

$k_6=0.44971+0.23825\frac{Q_{d2}^y}{1000}$ $k_7=0.96569+0.00707\frac{Q_{d2}^y}{1000}$

式中：--为燃煤热值，

α_py--为过量空气系数，按见式(7)求得，

d_k--为空气的绝对湿度，一般取0.01kg/kg。

上述实际烟气质量的计算模型为：

$G_y=1-\frac{A_{\mathrm{ar}2}}{100}1.306\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}\·V^0---\left(12\right)$

式中：A_ar2--为燃煤的收到基灰分，

α_py--为过量空气系数，按见式(7)求得，

V⁰--为理论燃烧所需干空气量，

d_k--为空气的绝对湿度，一般取0.01kg/kg。

上述实用烟气量的计算模型为：

V_y＝1.016·α_py·V⁰+0.0124M_t2+0.045V⁰        (13)

式中：M_t2--为燃煤的全水分，

α_py--为过量空气系数，按见式(7)求得，

V₀--为理论燃烧所需干空气量。

本发明的优点在于：

1、为了考虑燃煤水分变化对燃煤热值测算值的影响，上述锅炉反平衡热效率模型中水分引起热损失L_m，采用了一种改进的算法，见式(5)，该算法直接引入煤的水分Mt得到L_m，在提高计算精度的同时，也为同步测算燃煤水分创造了条件；基于现场性能试验数据的验证结果表明：利用上述锅炉反平衡热效率模型计算得出的锅炉热效率与国标GB10084-1988的计算结果相比，相对误差小于0.2％，验证了模型的正确性。

2、为了考虑燃煤灰分变化对燃煤热值测算值的影响，上述锅炉反平衡热效率模型中以燃烧所需干空气量V⁰、实际烟气质量G_y和实际烟气容积V_y的简化计算模型为基础，对锅炉反平衡热效率模型进行了改进；简化计算模型如式(9)至式(11)所示，是一种新的技术措施；基于场性能试验数据的数值模拟验证表明：利用上述简化模型计算得出的理论燃烧所需干空气量V⁰、实际烟气质量G_y和实际烟气V_y与国标GB10084-1988的计算结果相比，相对误差均小于3％，验证了模型的正确性。

3、本发明可以实现热效率及燃煤热值、灰分、水分的同步测算，整个测算过程从厂级监控信息系统(SIS)中读取所需参数的实时数据，利用上述改进的水分引起热损失L_m、燃烧所需干空气量V⁰、实际烟气质量G_y和实际烟气容积V_y等简化计算模型，构造了分别针对燃煤热值、燃煤灰分和燃煤水分与锅炉热效率同步测算的预报和校正方法，同步测算出热效率及燃煤热值、灰分、水分等不同参量；现场不需要额外增加分析或测量仪表等昂贵的辅助设备，只需在已有的SIS系统中增添相应的软件模块即可，成本低。

4、本发明能够同步反映计算时刻燃料成分及其变化对锅炉热平衡效果的影响，对于锅炉效率的实时测算和改善燃烧优化控制效果具有直接的帮助。

由于本发明基于锅炉的热平衡关系，无需参考燃煤成分之间的关联关系，因而可对不同煤种的燃煤热值、灰分和水分进行测算，适用性广。

5、可将其加载到性能监测模块中，用于诊断机组的能损状况，指导锅炉的燃烧调节和优化控制，进一步地完善整个机组的性能在线监测系统，其扩展应用的范围广泛、方便。

附图说明

图1是电站锅炉热效率及相关燃煤特性同步测算方法的流程示意图。

图2是锅炉负荷、燃料量、热效率和燃煤热值的在线监测示意图。

图3是燃煤热值、灰分和水分的同步在线监测示意图。

具体实施方式

一种电站锅炉效率与燃煤热值、灰分和水分的同步测算方法，

步骤1：在τ时刻，利用厂级监控信息系统(SIS)的实时数据库读取该时刻下的送风温度t_lk、排烟温度t_py、排烟氧量O_2py、飞灰含碳量C_fh、入炉燃料量B、锅炉蒸发量D、机组发电负荷Pel、主蒸汽压力p_gr和温度t_gr、再热蒸汽进口压力p_zrj和温度t_zrj、再热蒸汽出口压力p_zrc和温度t_zrc、给水压力p_gs、给水温度t_gs、给水流量D_gs、汽包压力p_qb、再热器减温喷水量D_zrjw、以及汽轮机高压缸各加热器的抽汽温度t_j，抽汽压力p_j(j＝1～2)；汽轮机高压缸各级加热器的出口水温度tw_j(j＝1～2)；汽轮机高压缸各级加热器的入口水温度t’_wj (j＝1～2)；汽轮机高压缸各加热器疏水温度t_dj(j＝1～2)，

步骤2：根据步骤1读取的锅炉蒸发量D、主蒸汽压力p_gr和温度t_gr、再热蒸汽进口压力p_zrj和温度t_zrj、再热蒸汽出口压力p_zrc和温度t_zrc、给水压力p_gs、给水温度t_gs、给水流量D_gs、汽包压力p_qb、再热器减温喷水量D_zrjw、以及汽轮机高压缸各加热器的抽汽温度t_j，抽汽压力p_j(j＝1～2)；汽轮机高压缸各级加热器的出口水温度t_wj(j＝1～2)；汽轮机高压缸各级加热器的入口水温度t’_wj(j＝1～2)；汽轮机高压缸各加热器疏水温度t_dj(j＝1～2)，计算得出锅炉有效利用热Q₁，

步骤3：假设一个初始的燃煤水分M_t1＝20％，

步骤4：假设一个初始的燃煤灰分A_ar1＝15％，

步骤5：假设一个初始的燃煤热值

步骤6：根据步骤5获得的燃煤热值

和根据步骤1读取的送风温度t_lk、排烟温度t_py、排烟氧量O_2py、飞灰含碳量C_fh、锅炉蒸发量D，利用锅炉反平衡热效率模型，得到锅炉热效率η_b反，

步骤7：根据步骤6获得的锅炉热效率η_b反、步骤1读取的入炉燃料量B以及步骤2获得的锅炉有效利用热Q₁，利用锅炉正平衡热效率模型，得到相应的当前燃煤热值

步骤8：如果的绝对值大于给定的微小量ε_Q，则将当前燃煤热值

赋值给燃煤热值

重复步骤6～8，直到

的绝对值小于或等于给定的微小量ε_Q时，执行步骤9，所述ε_Q根据精度可设定在0.1至1的范围之内，

步骤9：根据步骤8获得的

步骤1读取的排烟氧量O_2py，利用理论燃烧所需干空气量和实际烟气质量的简化计算模型，得出理论燃烧所需干空气量V⁰和实际烟气质量G_y，

步骤10：根据步骤9获得的V⁰和G_y，利用实际烟气质量的计算模型，得出燃煤灰分A_ar2，

步骤11：如果(A_ar1-A_ar2)的绝对值大于给定的微小量ε_A，则将当前的燃煤灰分A_ar2赋值给燃煤灰分A_ar1，重复步骤5～11，直到(A_ar1-A_ar2)的绝对值小于或等于给定的微小量ε_A时，执行步骤12，所述ε_A根据精度可设定在0.001至0.1的范围之内，

步骤12：根据步骤8获得的

步骤1读取的排烟氧量O_2py，利用实际烟气容积的简化计算模型，得出实际烟气容积V_y，

步骤13：根据步骤9获得的V⁰，步骤1读取的排烟氧量O_2py，以及步骤12获得的V_y，利用实用烟气量的计算模型，得出燃煤水分M_t2，

步骤14：如果(M_t1-M_t2)的绝对值大于给定的微小量ε_M，则将当前的燃煤灰分M_t2赋值给燃煤灰分M_t1，重复步骤4～14，直到(M_t1-M_t2)的绝对值小于或等于给定的微小量ε_M时，将当前的热效率η_b反、燃煤热值燃煤灰分A_ar2和燃煤水分M_t2作为τ时刻下测算出的热效率η_b(τ)及相关燃煤特性(燃煤热值

燃煤灰分A_ar(τ)、燃煤水分M_t(τ))，所述ε_M根据精度可设定在0.001至0.1的范围之内。

上述锅炉有效利用热Q₁的计算如下：

Q₁＝D_gr·(i″_gr-i_gs)+D_zr·(i″_zr-i′_zr)+D_pw·(i′-i_gs)(1)

式中：D_gr--过热器出口蒸汽流量，采用锅炉实时蒸发量D的测量值，

D_zr--再热器出口蒸汽流量，D_zr＝A_zr×D_gr+D_zrjw，

A_zr--再热蒸汽份额，从火电厂厂级监控信息系统(SIS)数据库中，读取汽轮机高压缸各加热器的抽汽温度t_j，抽汽压力p_j(j＝1～2)，根据经典的1997年国际水和水蒸汽性质协会提出的工业用水和水蒸汽热力性质模型IAPWS-IF97(Association for the Properties of Water and Steam)计算得到汽轮机高压缸各级加热器的抽汽焓值h_j；读取汽轮机高压缸各级加热器的出口水温度t_wj(j＝1～2)，其对应的出口水压力取给水压力p_gs，根据经典的IAPWS-IF97计算得到加热器出口水焓值h_wi(j＝1～2)；读取汽轮机高压缸各级加热器的入口水温度t’_wj(j＝1～2)，其对应的入口水压力取给水压力p_gs，根据经典的IAPWS-IF97计算得到加热器入口水焓值h’_wj；

获取汽轮机高压缸各加热器疏水温度t_dj，其对应的疏水压力p_dj根据相应的抽汽压力pj扣除抽汽管道压损率(压损率取为3％)，按p_dj＝0.97p_j计算得到，根据经典的IAPWS-IF97计算得到各级高压加热器疏水焓值h_dj；，通过汽轮机高压缸各级加热器的热平衡计算其抽汽份额A₁＝(h_w1-h′_w1)/(h₁-h_d1)与A₂＝[(h_w2-h′_w2)-A₁*(h_d1-h_d2)]/(h₂-h_d2)，

由A_zr＝1-A₁-A₂计算再热蒸汽份额，

D_zrjw--为再热器减温喷水量，采用测量值，

D_pw--排污流量，采用测量值，

i″_gr、i′_zr、i″_zr、i_gs、i′--分别为过热蒸汽焓、再热蒸汽进口焓、再热蒸汽出口焓、给水焓和汽包压力下的饱和水焓。其中过热蒸汽焓、再热蒸汽进口焓、再热蒸汽出口焓、给水焓值根据相应的温度(t_gr、t_zrj、t_zrc、t_gs)测量值、压力(p_gr、p_zrj、p_zrc、p_gs)测量值，利用经典的IAPWS-IF97，即可计算得到。汽包压力下的饱和水焓根据汽包压力p_qb，利用经典的IAPWS-IF97，即可计算得到，

上述锅炉反平衡热效率模型为：

η_b反＝100-(L_uc+L_g+L_m+L_CQ+L_r+L_un)      (2)

$L_{\mathrm{uc}}=\frac{337.27}{Q_{d1}^y}\·A_{\mathrm{ar}1}\·(r_{\mathrm{fh}}\·\frac{C_{\mathrm{fh}}}{100-C_{\mathrm{fh}}}+r_{\mathrm{lz}}\·\frac{C_{\mathrm{lz}}}{100-C_{\mathrm{lz}}})\·100\%---\left(3\right)$

$L_g=\frac{C_{\mathrm{pg}}}{Q_{d1}^y}\·(k_1+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}})\·(t_{\mathrm{py}}-t_{\mathrm{ly}})\·100\%---\left(4\right)$

$L_m=\frac{C_{{\mathrm{pH}}_{2}O}}{Q_{d1}^y}\·[(\frac{0.0477}{{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}}+0.01)\·(k_4+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}})+1.24\frac{M_{t1}}{100}]\·(t_{\mathrm{py}}-t_{\mathrm{lk}})\·100\%---\left(5\right)$

$L_r=5.82\·{\left(D_e\right)}^{-0.38}\·\frac{D_e}{D}\·100\%---\left(6\right)$

${\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}=\frac{21}{21-O_{2\mathrm{py}}}---\left(7\right)$

$k_1=0.0576+0.02337\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$ $k_2=0.58145+0.30806\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$ $k_4=-0.0139+0.0089\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$

式中：L_uc--为总干灰量中未燃烬碳的热损失，

L_g--为干烟气热损失，

L_m--为水分引起的热损失，

L_CO--为化学未完全燃烧热损失。对于燃用固体燃料时，气体未完全燃烧产物只有一氧化碳，而排烟中的一氧化碳含量很少，故可以忽略不计，

L_r--为散热损失，

L_un--为其他热损失，一般取为0.35％，

A_ar1--为燃煤的收到基灰分，

r_fh、r_lz--分别为飞灰、炉渣中灰量占入炉煤总灰量的份额，一般取r_fh＝0.9、r_lz＝0.1，

C_fh--分别为飞灰含碳量，采用测量值，

C_lz--为炉渣含碳量，计算模型为：

$C_{\mathrm{lz}}=-24.84+37.57\·\frac{\mathrm{Pel}}{P}+7.36\·O_{2\mathrm{py}}-11.18\·{\left(\frac{\mathrm{Pel}}{P}\right)}^2-0.49\·{O_{2\mathrm{py}}}^2-4.58\·\frac{\mathrm{Pel}}{P}\·O_{2\mathrm{py}}$

P、P_el-分别为机组额定负荷(对于给定的机组为定值)和机组发电负荷，后者采用测量值

C_pg--为干烟气的定压平均比热，该值可简化取为1.03kJ/(kg.K)，

O_2py-为排烟氧量，采用测量值，

α_py--为过量空气系数，该值可用排烟氧量O_2py简化求得，见式(7)，其中排烟氧量采用测量值，

t_py、t_lk--分别为排烟温度和冷空气温度，采用测量值，

--为水蒸汽的定压平均比热，该值可简化取为1.88kJ/(kg.K)，

M_t1--为燃煤的全水分，

D_e、D--分别为锅炉额定蒸发量和锅炉实时蒸发量，后者采用测量值，k₁、k₂、k₄--是关于燃料热值的函数，

--为燃煤热值。

上述的锅炉正平衡效率模型为：

式中：B--为锅炉入炉燃料量，采用测量值，

Q₁--为锅炉有效利用热，

η_b反--为锅炉反平衡效率。

上述理论燃烧所需干空气量、实际烟气质量和实际烟气容积的简化计算模型为：

$V^0=\frac{k_4+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}}{1.293\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}}---\left(9\right)$

G_y＝(k₇+k₂·α_py)+d_k·(k₄+k₂·α_py)(10)

V_y＝k₅+k₆·α_py+1.244·d_k·(k₄+k₂·α_py)(11)

$k_2=0.58145+0.30806\frac{Q_{d2}^y}{1000}$ $k_4=-0.0139+0.0089\frac{Q_{d2}^y}{1000}$ $k_5=1.1296-0.02028\frac{Q_{d2}^y}{1000}$

$k_6=0.44971+0.23825\frac{Q_{d2}^y}{1000}$ $k_7=0.96569+0.00707\frac{Q_{d2}^y}{1000}$

式中：

--为燃煤热值，

α_py--为过量空气系数，按见式(7)求得，

d_k--为空气的绝对湿度，一般取0.01kg/kg。

上述实际烟气质量的计算模型为：

$G_y=1-\frac{A_{\mathrm{ar}2}}{100}1.306\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}\·V^0---\left(12\right)$

式中：A_ar2--为燃煤的收到基灰分，

α_py--为过量空气系数，按见式(7)求得，

V⁰--为理论燃烧所需干空气量，

d_k--为空气的绝对湿度，一般取0.01kg/kg。

上述实用烟气量的计算模型为：

V_y＝1.016·α_py·V⁰+0.0124M_t2+0.045V⁰(13)

式中：M_t2--为燃煤的全水分，

α_py--为过量空气系数，按见式(7)求得，

V⁰--为理论燃烧所需干空气量。

以某台300MW发电机组为例，实现锅炉热效率及相关燃煤特性的同步测算。该300MW机组配有一台型号为DG1025/18.2-II 6的亚临界参数、四角切圆燃烧方式、自然循环汽包炉和一台型号为CN300/228-16.7/0.3/537/537型，中间再热、两缸两排汽、抽汽凝汽式供热机组；锅炉采用中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统，采用五台中速磨煤机，4台运行，1台备用，磨煤机型号为ZGM95N。

锅炉热效率及相关燃煤特性同步测算方法的详细步骤如下：

(1)、从厂级监控信息系统(SIS)的实时数据库中读取相关实时数据，如在τ＝t时刻下，读取的主要实时数据如下：

送风温度t_lk为32.295℃；

排烟温度t_py为140.125℃；

排烟氧量O_2py为3.6％；

飞灰含碳量C_fh为0.613％；

入炉燃料量为B为127.01t/h；

锅炉蒸发量D为889.894t/h；

主蒸汽压力p_gr为16.769MPa；

主蒸汽温度t_gr为536.95℃；

再热蒸汽进口压力p_zrj为3.728MPa；

再热蒸汽进口温度t_zrj为332.96℃；

再热蒸汽出口压力p_zrc为3.495MPa；

再热蒸汽出口温度t_zrc为536.195℃；

给水压力p_gs为18.56MPa；

给水温度t_gs273.356℃；

给水流量D_gs为987.06t/h；

汽包压力p_qb为18.457MPa；

再热蒸汽减温水流量为7.9t/h；

排污流量为0.5t/h；

汽轮机高压缸#1加热器抽汽参数(压力和温度)分别为5.894MPa，380.9℃；

汽轮机高压缸#2加热器抽汽参数(压力和温度)分别为3.5931MPa，316.9℃；

汽轮机高压缸#1加热器出口水温度为274.1℃；

汽轮机高压缸#2加热器出口水温度为242.3℃；

汽轮机高压缸#1加热器入口水温度为242.3℃；

汽轮机高压缸#2加热器入口水温度为199.3℃；

汽轮机高压缸#1加热器疏水温度为：247.8℃；

汽轮机高压缸#2加热器疏水温度为：204.8℃；

(2)、利用下列数据：锅炉蒸发量D、主蒸汽压力p_gr和温度t_gr、再热蒸汽进口压力p_zrj和温度t_zrj、再热蒸汽出口压力p_zrc和温度t_zrc、给水压力p_gs、给水温度t_gs、给水流量D_gs、汽包压力p_qb、再热器减温喷水量D_zrjw、汽轮机高压缸各加热器的抽汽温度t_j和抽汽压力p_j(j＝1～2)；汽轮机高压缸各级加热器的出口水温度t_wj(j＝1～2)，；汽轮机高压缸各级加热器的入口水温度t’_wjj(j＝1～2)；汽轮机高压缸各加热器疏水温度t_dj(j＝1～2)，按照式(1)得到锅炉有效利用热Q₁＝688.46MW；

(3)、假设燃煤水分M_t的初始值M_t1＝20％；

(4)、假设燃煤灰分A_ar的初始值A_ar1＝15％；

(5)、假设燃煤热值

的初始值

(6)、利用燃煤热值

及下列数据：送风温度t_lk、排烟温度t_py、排烟氧量O_2py、飞灰含碳量C_fh、锅炉实时蒸发量D，按照式(2)～(7)组成的锅炉反平衡热效率模型，得到锅炉热效率η_b反。

(7)、利用入炉燃料量B、锅炉的有效利用热Q₁以及步骤(6)得到的锅炉反平衡热效率η_b反，按照式(8)得到燃煤热值

(8)、判断的绝对值是否小于等于给定的微小量ε_Q＝0.1kJ/kg，若

的绝对值小于等于ε_Q，则执行继续步骤(9)；若的绝对值大于ε_Q，则将

赋值给

重复步骤(6)～(8)；

(9)、利用排烟氧量O_2py、步骤(8)得到的燃煤热值

按照式(7)、(9)和(10)分别得到理论燃烧所需干空气量V⁰和实际烟气质量G_y；

(10)、利用步骤(9)得到的V⁰和G_y，按照式(7)和式(12)得到燃煤灰分A_ar2；

(11)、判断(A_ar1-A_ar2)的绝对值是否小于等于给定的微小量ε_A＝0.001，若(A_ar1-A_ar2)的绝对值小于等于ε_A，则继续执行步骤(12)；若(A_ar1-A_ar2)的绝对值大于ε_A，则将A_ar2赋值给A_ar1，重复步骤(5)～(11)；

(12)、利用排烟氧量O_2py、步骤(8)得到的燃煤热值按照式(7)和式(11)得到实际烟气容积V_y；

(13)、利用排烟氧量O_2py、步骤(9)得到的V⁰以及步骤(12)得到的V_y，按照式(7)和式(13)得到燃煤水分M_t2；

(14)、判断(M_t1-M_t2)的绝对值是否小于等于给定的微小量ε_M＝0.001，若(M_t1-M_t2)的绝对值小于等于ε_M，则测算结束；若(M_t1-M_t2)的绝对值大于ε_M，将M_t2赋值给M_t1，重复步骤(4)～(14)；测算结束前后测算结果分别为η_b反＝92.571％、

A_ar2＝8.7361％、M_t2＝15.532％和η_b反＝92.57％、

A_ar2＝8.736％和M_t2＝15.5324％，两者误差均小于相应的微小量，计算结束，并以后者作为该时刻的锅炉热效率及燃煤热值、燃煤灰分和燃煤水分的测算值，即η_b反＝92.57％、

A_ar2＝8.736％和M_t2＝15.537％。

上述锅炉热效率、燃煤热值、燃煤灰分和燃煤水分的同步测算结果与现场热力试验的结果的相对误差分别为0.21％、0.107％，0.14％，0.13％。

按照上述步骤(1)～(14)，在300MW、210MW和150MW负荷下，分别截取该炉连续运行时的某4个小时的时间段，并每隔6分钟从SIS实时数据库中读取计算所需的数据，进行相应时刻的热效率及燃煤热值、灰分、水分的同步测算，并绘制出测算值的变化曲线，见说明书附图1和2；由于此时各负荷之间的时间不连续，将某时刻(/6min)的相关数据及测算结果作为一个运行工况，并按照时间顺序在图中横坐标标出对应的运行工况序号。从图1中可以看到：随着负荷的降低，燃料量也随之降低；在300MW(第1～42个样本)负荷下，燃料量的波动引起了燃煤热值的波动，而在210MW(第43～83个样本)和150MW(第84～124个样本)负荷下，燃料量变化相对稳定时，对应锅炉热效率和燃煤热值呈反方向变化，这种变化与锅炉的热平衡原理相一致。同时，从图2中可以看到：燃煤灰分和水分越小，对应燃煤热值越大，这种关系与燃煤本身的特性关系是相一致的。由此可知，测算结果具有趋势准确性，表明该方法可用于锅炉热效率及相关燃煤成分的同步在线监测。

Claims (1)

1.一种电站锅炉效率与燃煤热值、灰分和水分的同步测算方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1：在τ时刻，读取火电机组厂级监控信息系统(SIS)中的实时数据如下：送风温度t_lk、排烟温度t_py、排烟氧量O_2py、飞灰含碳量C_fh、入炉燃料量B、锅炉蒸发量D、机组发电负荷Pel、主蒸汽压力p_gr和主蒸汽温度t_gr、再热蒸汽进口压力p_zrj和再热蒸汽进口温度t_zrj、再热蒸汽出口压力p_zrc和再热蒸汽出口温度t_zrc、给水压力p_gs、给水温度t_gs、给水流量D_gs、汽包压力p_qb、再热器减温喷水量D_zrjw、汽轮机高压缸各加热器的抽汽温度t_j，抽汽压力p_j(j＝1～2)；汽轮机高压缸各级加热器的出口水温度t_wj(j＝1～2)；汽轮机高压缸各级加热器的入口水温度t’_wj(j＝1～2)；汽轮机高压缸各加热器疏水温度t_dj(j＝1～2)，

步骤2：根据步骤1读取的锅炉蒸发量D、主蒸汽压力p_gr和主蒸汽温度t_gr、再热蒸汽进口压力p_zrj和再热蒸汽进口温度t_zrj、再热蒸汽出口压力p_zrc和再热蒸汽出口温度t_zrc、给水压力p_gs、给水温度t_gs、给水流量D_gs、汽包压力p_qb、再热器减温喷水量D_zrjw、以及汽轮机高压缸各加热器的抽汽温度t_j，抽汽压力p_j(j＝1～2)；汽轮机高压缸各级加热器的出口水温度t_wj(j＝1～2)，；汽轮机高压缸各级加热器的入口水温度t’_wj(j＝1～2)；汽轮机高压缸各加热器疏水温度t_dj(j＝1～2)，计算得出锅炉有效利用热Q₁，

步骤3：假设一个初始的燃煤水分M_t1＝20％，

步骤4：假设一个初始的燃煤灰分A_ar1＝15％，

步骤5：假设一个初始的燃煤热值

步骤6：根据步骤5获得的燃煤热值

根据步骤1读取的送风温度t_lk、排烟温度t_py、排烟氧量O_2py、飞灰含碳量C_fh、锅炉蒸发量D，利用锅炉反平衡热效率模型，得到锅炉反平衡热效率η_b反，

步骤7：根据步骤6获得的锅炉热效率η_b反、步骤1读取的入炉燃料量B以及步骤2获得的锅炉有效利用热Q₁，令锅炉正平衡热效率η_b正＝锅炉反平衡热效率η_b反，进而由锅炉正平衡热效率模型，得到与之相应的燃煤热值

步骤8：如果

的绝对值大于给定的微小量ε_Q，则将当前燃煤热值

赋值给燃煤热值

重复步骤6～8，直到的绝对值小于或等于给定的微小量ε_Q时，执行步骤9，所述ε_Q等于预定的精度0.1，

步骤9：根据步骤8获得的

及步骤1读取的排烟氧量O_2py，利用理论燃烧所需干空气量和实际烟气质量的简化计算模型，得出理论燃烧所需干空气量V⁰和实际烟气质量G_y，

步骤10：根据步骤9获得的V⁰和G_y，利用实际烟气质量的计算模型，得出燃煤灰分A_ar2，

步骤11：如果(A_ar1-A_ar2)的绝对值大于给定的微小量ε_A，则将当前的燃煤灰分A_ar2赋值给燃煤灰分A_ar1，重复步骤5～11，直到(A_ar1-A_ar2)的绝对值小于或等于给定的微小量ε_A时，执行步骤12，所述ε_Q等于预定的精度0.001，

步骤12：根据步骤8获得的步骤1读取的排烟氧量O_2py，利用实际烟气容积的简化计算模型，得出实际烟气容积V_y，

步骤13：根据步骤9获得的V⁰，步骤1读取的排烟氧量O_2py，以及步骤12获得的V_y，利用实用烟气量的计算模型，得出燃煤水分M_t2，

步骤14：如果(M_t1-M_t2)的绝对值大于给定的微小量ε_M，则将当前的燃煤灰分M_t2赋值给燃煤灰分M_t1，重复步骤4～14，直到(M_t1-M_t2)的绝对值小于或等于给定的微小量ε_M时，将当前的热效率η_b反、燃煤热值

燃煤灰分A_ar2和燃煤水分M_t2作为τ时刻下测算出的热效率η_b(τ)及相关燃煤特性(燃煤热值

燃煤灰分A_ar(τ)、燃煤水分M_t(τ))，所述ε_Q等于预定的精度0.001；

所述的锅炉有效利用热Q₁的计算如下：

Q₁＝D_gr·(i″_gr-i_gs)+D_zr·(i″_zr-i′_zr)+D_pw·(i′-i_gs)(1)

式中：D_gr--过热器出口蒸汽流量，采用锅炉蒸发量D的测量值，

D_zr--再热器出口蒸汽流量，D_zr＝A_zr×D_gr+D_zrjw，

A_zr--再热蒸汽份额，从火电厂厂级监控信息系统(SIS)数据库中，读取汽轮机高压缸各加热器的抽汽温度t_j，抽汽压力p_j(j＝1～2)，根据经典的1997年国际水和水蒸汽性质协会提出的工业用水和水蒸汽热力性质模型IAPWS-IF97(Association for the Properties of Water and Steam)计算得到汽轮机高压缸各级加热器的抽汽焓值h_j；读取汽轮机高压缸各级加热器的出口水温度t_wj(j＝1～2)，其对应的出口水压力取给水压力p_gs，根据经典的IAPWS-IF97计算得到加热器出口水焓值h_wi(j＝1～2)；读取汽轮机高压缸各级加热器的入口水温度t’_wj(j＝1～2)，其对应的入口水压力取给水压力p_gs，根据经典的IAPWS-IF97计算得到加热器入口水焓值h’_wj；获取汽轮机高压缸各加热器疏水温度t_dj，其对应的疏水压力p_dj根据相应的抽汽压力pj扣除抽汽管道压损率(压损率取为3％)，按p_dj＝0.97p_j计算得到，根据经典的IAPWS-IF97计算得到各级高压加热器疏水焓值h_dj；，通过汽轮机高压缸各级加热器的热平衡计算其抽汽份额A₁＝(h_w1-h′_w1)/(h₁-h_d1)与A₂＝[(h_w2-h′_w2)-A₁*(h_d1-h_d2)]/(h₂-h_d2)，

由A_zr＝1-A₁-A₂计算再热蒸汽份额，

D_zrjw--为再热器减温喷水量，采用测量值，

D_pw--排污流量，采用测量值，

i″_gr、i′_zr、i″_zr、i_gs、i′--分别为过热蒸汽焓、再热蒸汽进口焓、再热蒸汽出口焓、给水焓和汽包压力下的饱和水焓。其中过热蒸汽焓、再热蒸汽进口焓、再热蒸汽出口焓、给水焓值根据相应的温度(t_gr、t_zrj、t_zrc、t_gs)测量值、压力(p_gr、p_zrj、p_zrc、p_gs)测量值，利用经典的IAPWS-IF97，即可计算得到。汽包压力下的饱和水焓根据汽包压力p_qb，利用经典的IAPWS-IF97，即可计算得到；

所述的锅炉反平衡热效率模型为：

η_b反＝100-(L_uc+L_g+L_m+L_CO+L_r+L_un)(2)

$L_{\mathrm{uc}}=\frac{337.27}{Q_{d1}^y}\·A_{\mathrm{ar}1}\·(r_{\mathrm{fh}}\·\frac{C_{\mathrm{fh}}}{100-C_{\mathrm{fh}}}+r_{\mathrm{lz}}\·\frac{C_{\mathrm{lz}}}{100-C_{\mathrm{lz}}})\·100\%---\left(3\right)$

$L_g=\frac{C_{\mathrm{pg}}}{Q_{d1}^y}\·(k_1+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}})\·(t_{\mathrm{py}}-t_{\mathrm{ly}})\·100\%---\left(4\right)$

$L_m=\frac{C_{{\mathrm{pH}}_{2}O}}{Q_{d1}^y}\·[(\frac{0.0477}{{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}}+0.01)\·(k_4+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}})+1.24\frac{M_{t1}}{100}]\·(t_{\mathrm{py}}-t_{\mathrm{lk}})\·100\%---\left(5\right)$

$L_r=5.82\·{\left(D_e\right)}^{-0.38}\·\frac{D_e}{D}\·100\%---\left(6\right)$

${\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}=\frac{21}{21-O_{2\mathrm{py}}}---\left(7\right)$

$k_1=0.0576+0.02337\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$ $k_2=0.58145+0.30806\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$ $k_4=-0.0139+0.0089\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$

式中：L_uc--为总干灰量中未燃烬碳的热损失，

L_g--为干烟气热损失，

L_m--为水分引起的热损失，

L_CO--为化学未完全燃烧热损失。对于燃用固体燃料时，气体未完全燃烧产物只有一氧化碳，而排烟中的一氧化碳含量很少，故可以忽略不计，

L_r--为散热损失，

L_un--为其他热损失，一般取为0.33～0.38％，本专利取值为

A_ar1--为燃煤的收到基灰分，

r_fh、r_lz--分别为飞灰、炉渣中灰量占入炉煤总灰量的份额，一般取

r_fh＝0.9、r_lz＝0.1，

C_fh--分别为飞灰含碳量，采用测量值，

C_lz--为炉渣含碳量，计算模型为：

$C_{\mathrm{lz}}=-24.84+37.57\·\frac{\mathrm{Pel}}{P}+7.36\·O_{2\mathrm{py}}-11.18\·{\left(\frac{\mathrm{Pel}}{P}\right)}^2-0.49\·{O_{2\mathrm{py}}}^2-4.58\·\frac{\mathrm{Pel}}{P}\·O_{2\mathrm{py}}$

其中，P、P_el-分别为机组额定负荷(对于给定的机组为定值)和机组发电负荷，后者采用测量值

C_pg--为干烟气的定压平均比热，取为1.03kJ/(kg.K)，

O_2py--为排烟氧量，采用测量值，

α_py--为过量空气系数，由式(7)计算，其中排烟氧量采用测量值，

t_py、t_lk--分别为排烟温度和冷空气温度，采用测量值，

--为水蒸汽的定压平均比热，取为1.88kJ/(kg.K)，

M_t1--为燃煤的全水分，

D_e、D--分别为锅炉额定蒸发量(对于给定锅炉为定值)和锅炉蒸发量，后者采用测量值，

k₁、k₂、k₄--是关于燃料热值的函数，

--为燃煤热值；

所述的锅炉正平衡热效率模型为：

式中：B--为锅炉入炉燃料量，采用测量值，

Q₁--为锅炉有效利用热，

η_b反--为锅炉反平衡效率；

所述的理论燃烧所需干空气量、实际烟气质量的简化计算模型和实际烟气容积的简化计算模型为：

$V^0=\frac{k_4+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}}{1.293\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}}---\left(9\right)$

G_y＝(k₇+k₂·α_py)+d_k·(k₄+k₂·α_py)(10)

V_y＝k₅+k₆·α_py+1.244·d_k·(k₄+k₂·α_py)(11)

$k_2=0.58145+0.30806\frac{Q_{d2}^y}{1000}$ $k_4=-0.0139+0.0089\frac{Q_{d2}^y}{1000}$ $k_5=1.1296-0.02028\frac{Q_{d2}^y}{1000}$

$k_6=0.44971+0.23825\frac{Q_{d2}^y}{1000}$ $k_7=0.96569+0.00707\frac{Q_{d2}^y}{1000}$

式中：

--为燃煤热值，

α_py--为过量空气系数，按见式(7)求得，

d_k--为空气的绝对湿度，一般取0.01kg/kg；

所述的实际烟气质量的计算模型为：

$G_y=1-\frac{A_{\mathrm{ar}2}}{100}+1.306\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}\·V^0---\left(12\right)$

式中：A_ar2--为燃煤的收到基灰分，

α_py--为过量空气系数，按见式(7)求得，

V⁰--为理论燃烧所需干空气量，

d_k--为空气的绝对湿度，一般取0.01kg/kg；

所述的实用烟气量的计算模型为：

V_y＝1.016·α_py·V⁰+0.0124M_t2+0.045V⁰(13)

式中：M_t2--为燃煤的全水分，

α_py--为过量空气系数，按见式(7)求得，

V⁰--为理论燃烧所需干空气量。

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