CN103148473B - 一种基于co的电站锅炉优化运行方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明实施例提供了一种基于CO的电站锅炉优化运行方法及系统，所述方法包括采集空气预热器入口的CO浓度、获取当前锅炉运行的排烟温度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗；分别确定排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差；根据排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差确定锅炉运行的评价参数；调整锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内；调整锅炉系统的煤量以及一次风量，使得所述的锅炉运行的评价参数接近于预设值。本发明能有效提高锅炉运行的经济性和安全性，符合当前的节能减排策略，对电站锅炉的安全经济运行具有重大意义。

Description

一种基于CO的电站锅炉优化运行方法及系统

技术领域

本发明关于火力发电厂，特别是关于火力发电厂中的锅炉系统，具体的讲是一种基于CO的电站锅炉优化运行方法及系统。

背景技术

当前我国电站锅炉的运行面临两大压力：在煤质多变的前提下，进行节能降耗；电站锅炉的技术改造中，对锅炉进行减排。在此基础上，对电站锅炉的运行过程进行适当的燃烧优化调整是非常有必要的。

锅炉运行的燃烧优化调整，即根据燃烧过程优劣的指标，对影响燃烧工况的主要参数进行优化试验，使燃烧过程达到安全可靠、经济高效、低污染的要求。影响燃烧工况的主要因素有入炉煤质特性、总风量、配风方式和制粉系统特性等，其中对风量的优化控制最为复杂。因为对风量的控制直接影响锅炉运行氧量的变化，而运行氧量的变化不仅直接影响排烟热损失及锅炉热效率的变化，它还会引起其他运行参数的改变，如灰渣未燃尽碳含量、排烟温度、送风机总电耗、引风机总电耗等，同时氧量的变化也会影响锅炉运行的安全性，如结渣和高温腐蚀等。因此，炉内燃烧过程的优化控制实质是对锅炉热效率及相关运行参数综合进行考虑并加以协调，而要达到良好的燃烧控制，就需要控制风量。

当前我国电站锅炉运行中对风量的控制，主要是利用锅炉负荷与风量、送风机开度或二次风挡板开度的线性关系设计的。在控制系统中，锅炉负荷指令直接送给风量控制系统，当负荷指令改变时，通过前馈回路的作用，可以很快得到新工况下的风量指令和送风机开度。但锅炉只是近似的线性系统，仅依靠前馈回路获得的风量并不能保证氧量指标负荷要求，要获得准确的风量，现有技术中一般是将烟气中的含氧量特别是空预器入口氧量作为氧量校正参数。通过在空气预热器入口安装氧化锆氧量仪等监测仪器实时监测尾部烟道烟气的氧量，并以此作为锅炉运行中风量控制的修正，使风量与燃料量以及锅炉运行的负荷相适应，进一步保证最佳风/煤比，使煤粉在炉膛中完全燃烧，保证燃烧的经济与安全。

上述采用基于烟气中氧量的燃烧优化控制主要有以下缺陷，(1)氧量不能直接反映炉内空气和煤粉混合情况的好坏，仅能提供过量空气系数，即使氧量充足，若混合不好引起炉内局部缺氧呈现还原性气氛区域，也会造成不完全燃烧损失增大；(2)烟道内的漏风会对测得的氧量有很大的影响，而一般锅炉的炉膛、烟道总是在负压下运行，空气从炉外漏入炉内是很难避免的；(3)大型锅炉机组中烟道截面很大，烟气很难得到均匀的混合，结果造成严重的气体成分分层现象，目前的电厂锅炉机组在空气预热器入口的氧量测点只有1～2个，检测的氧量值没有很好的代表性，具有一定的误差。

发明内容

本发明实施例提供了一种基于CO的电站锅炉优化运行方法及系统，采用以CO控制为主，氧量控制为辅的理念，通过采集CO浓度并结合电厂分散控制系统中锅炉运行参数确定锅炉运行的耗差，进一步实现锅炉风量的优化及控制，提高锅炉运行的经济性和安全性，符合当前的节能减排策略，对电站锅炉的安全经济运行具有重大意义。

本发明的目的之一是，提供一种基于一氧化碳CO的电站锅炉优化运行方法，所述的方法包括：采集空气预热器入口的CO浓度，获取当前锅炉运行的排烟温度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗；分别确定所述的排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差；根据所述的排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差确定锅炉运行的评价参数；调整锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内；调整锅炉系统的煤量以及一次风量，使得所述的锅炉运行的评价参数接近于预设值。

本发明的目的之一是，提供一种基于一氧化碳CO的电站锅炉优化运行系统，所述的系统包括锅炉系统、分散控制DCS系统、耗差确定装置、评价参数确定装置、CO调整装置、评价参数调整装置，其中，所述的锅炉系统包括炉膛、省煤器、空气预热器、除尘器、一次风机、送风机以及引风机；所述的分散控制DCS系统，用于实时获取所述的空气预热器入口的CO浓度、当前锅炉运行的排烟温度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗；所述的耗差确定装置，用于分别确定所述的排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差；所述的评价参数确定装置，用于根据所述的排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差确定锅炉运行的评价参数；所述的CO调整装置，用于调整锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内；所述的评价参数调整装置，用于调整锅炉系统的煤量以及一次风量，使得所述的锅炉运行的评价参数接近于预设值。

本发明的有益效果在于，采用以CO控制为主，氧量控制为辅的理念，通过采集CO浓度并结合电厂分散控制系统中锅炉运行参数确定锅炉运行的耗差，进一步实现锅炉风量的优化及控制，可以避免CO排放浓度过高、总风量偏小造成的锅炉热效率降低、结渣和高温腐蚀；也可以避免CO排放浓度过低、总风量偏大造成的锅炉热效率降低和辅机电耗增大，采用本发明的技术方案可以取得较优的风量控制，从而提高锅炉热效率并有效降低NO_X排放浓度，达到节能减排的效果，具有很好的经济性，提高锅炉运行的经济性和安全性，符合当前的节能减排策略，对电站锅炉的安全经济运行具有重大意义。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例网提供的一种基于CO的电站锅炉优化运行系统的结构示意图；

图2为本发明实施例中的优化装置的实施方式一的结构框图；

图3为本发明实施例中的CO调整装置的结构框图；

图4为本发明实施例中的优化装置的实施方式二的结构框图；

图5为本发明实施例提供的一种基于CO的电站锅炉优化运行系统的实施方式二的结构示意图；

图6为本发明实施例提供的一种基于CO的电站锅炉优化运行方法的流程图；

图7为图6中的步骤S104的具体流程图；

图8为本发明实施例提供的一种基于CO的电站锅炉优化运行方法的实施方式二的流程图；

图9为本发明实施例提供的一种基于CO的电站锅炉优化运行方法的实施方式三的流程图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

图1为本发明实施例网提供的一种基于CO的电站锅炉优化运行系统的结构示意图，由图1可知，所述的系统包括：锅炉系统100、分散控制DCS系统200、优化系统300，

其中，所述的锅炉系统包括炉膛101、省煤器102、空气预热器103、除尘器104、一次风机105、送风机106、引风机107以及磨煤机108；

所述的分散控制DCS系统200，用于实时获取所述的空气预热器103入口的CO浓度、当前锅炉运行的排烟温度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗。在具体的实施方式中，考虑到炉膛内的高温和高粉尘特性，因此选取在锅炉省空气预热器入口作为CO的采集点，这与当前大多数电站锅炉运行中重点监控的O₂测点位置基本一致。该处烟气温度一般为360℃左右，烟尘浓度在20～50g/m³左右。

在其他具体的实施方式中，考虑到炉膛内燃烧两侧的不均匀性以及烟道内可能存在的烟气分布不均匀性，在两台空气预热器入口处均可安装CO的探头取样装置，并实时传送到分散控制系统上显示，以便实时监控炉膛内两侧的二次风配风效果。通过对两侧CO浓度的监测，可以了解炉内燃烧情况的优劣，及时发现局部缺氧现象，并可以通过两侧CO浓度的对比分析，合理调整炉内燃料及配风分布，保证两侧温度及氧量分布的均匀性。

本发明的突出特点在于采集锅炉的CO浓度，在具体实施方式中，对CO浓度的采集可通过如下方式进行：CO检测系统包括探头取样系统、CO分析仪、自动控制单元。

探头取样系统主要由粉尘过滤器、防护罩、温控器、主腔体和探头差压监控器组成。在抽气泵的作用下，被测烟气由插入烟道内的采样管进入取样系统的主腔体，经粉尘过滤器流向取样系统出口，温控器把探头温度控制在100～120℃，使烟气中的水分不至于发生冷凝导致探头堵塞，如果取样烟气温度较高，能满足不冷凝的要求，可以取消该处的温控器。防护罩罩在主腔体的外面，主要起到保护取样系统的作用。为了及时发现探头过滤器和取样通道内的堵塞问题，探头差压监控器可以实时在线监控探头的差压，一旦差压过高就进行探头吹扫。此外，为了提高监测系统的可靠性，在一个CO测点安装两个取样探头，一个探头取样时，另一个探头采用电站锅炉系统配备的仪用压缩空气进行吹扫，并对吹扫探头管路采用电磁阀进行隔绝。

经过粉尘过滤器之后的烟气通过冷凝器降温，充分除去烟气中的水分，以减少水分对测量精度的影响，然后进入CO分析仪中，CO分析仪基于非色散红外吸收测量法原理，主要技术指标如下表1所示：

表1

项目	数值
		测量范围	0～2000ppm
零点漂移	≤±1％FS/7d
		量程漂移	≤±1％FS/7d
线性误差	≤±1％FS
		重复性	≤0.5％
输出波动	≤±0.5％FS
		响应时间	T90<10s
预热时间	<1h
		电源	220VAC±10％,50Hz±1％
环境温度	5～45℃
		环境湿度	5～90％RH
样气压力	2～20kPa
		样气流量	200～1000ml/min

自动控制单元主要是利用PLC控制取样探头和吹扫探头，实时控制电磁阀的开关。此外，根据探头差压控制探头的吹扫，一旦探头差压达到报警值，即可进行吹扫。

CO检测系统采集到CO浓度后，实时传输至分散控制DCS系统200。

图2为本发明实施例中的优化装置的结构框图，由图2可知，所述的优化系统300包括：耗差确定装置301、评价参数确定装置302、CO调整装置303、评价参数调整装置304，

所述的耗差确定装置301，用于分别确定所述的排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差。

利用分散控制系统中锅炉运行参数，如排烟温度、排烟含氧量、飞灰含碳量、CO浓度等，根据GB/T10184-1988《电站锅炉性能试验规程》实时计算锅炉热效率，并对影响锅炉运行经济性参数进行耗差分析，将各参数的变化折算到供电煤耗的变化，确定影响锅炉经济性的关键参数，对锅炉的经济性进行在线评价。其中，锅炉热效率的计算方法有很多学者进行了研究，如李智等人在2005年第03期的《节能》第28-29页发表的“电站锅炉效率在线计算方法”，但该文献中不考虑不完全燃烧损失即CO排放损失对锅炉热效率的影响，本发明会计算不完全燃烧损失即CO排放损失对锅炉热效率的影响，计算方法可见GB/T10184-1988《电站锅炉性能试验规程》。

对于影响锅炉运行的相关参数进行耗差分析，很早就有文献进行了研究介绍，如陈鸿伟等人在2002年第4期的《热力发电》第29-33页发表的“火电机组可控参数变化与煤耗的关系”，但该文献中的相关参数都没有考虑CO浓度，而且CO浓度的变化也会对排烟含氧量的耗差分析产生影响。本发明给出利用热偏差法根据GB/T10184-1988《电站锅炉性能试验规程》推导CO浓以及氧量这两个参数的变化对供电煤耗影响的计算公式。

CO浓度对应的耗差通过如下公式进行：

$\frac{\∂b_g}{\∂\mathrm{CO}}=\frac{\∂b_g}{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}(\frac{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}{\∂\mathrm{CO}}+\frac{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}{\∂\mathrm{\α}}\frac{\∂\mathrm{\α}}{\∂\mathrm{CO}})$

$=\frac{b_g}{{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}\·(\frac{12636(V_{\mathrm{gy}}^0+(\mathrm{\α}-1)V_r^0)}{Q_r}-\frac{(C_p^{\mathrm{gy}}{V}_r^0+C_p^{H_{2}O}1.61d_k{V}_r^0)({\mathrm{\θ}}_{\mathrm{py}}-t_0)+12636\mathrm{CO}{V}_r^0}{Q_r}\·\frac{21\×0.5}{{(21-O_2+0.5\mathrm{CO})}^2})$

其中，b_g为机组的供电煤耗，单位为g/(kw·h)；CO为空气预热器入口的CO浓度，单位为％；η_gl为锅炉热效率，单位为％；α为锅炉排气过量空气系数；为理论干烟气量，单位为m³/kg；为理论空气量，单位为m³/kg；Q_r为输入锅炉热量，单位为kJ/kg；为干烟气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；为水蒸气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；d_k为干烟气的含湿量，单位为g/kg；θ_py为排烟温度，单位为℃；t₀为环境温度，单位为℃；O₂为空气预热器入口的氧量，单位为％。

排烟含氧量对应的耗差通过如下公式进行：

$\frac{\∂b_g}{\∂O_2}=\frac{\∂b_g}{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}\frac{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}{\∂\mathrm{\α}}\frac{\∂\mathrm{\α}}{\∂O_2}$

$=\frac{b_g}{{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}\·\frac{(C_p^{\mathrm{gy}}{V}_r^0+C_p^{H_{2}O}1.61d_k{V}_r^0)({\mathrm{\θ}}_{\mathrm{py}}-t_0)+12636\mathrm{CO}{V}_r^0}{Q_r}\·\frac{21}{{(21-O_2+0.5\mathrm{CO})}^2}$

其中，b_g为锅炉的机组的供电煤耗，单位为g/(kw·h)；η_gl为锅炉热效率，单位为％；α为锅炉排气过量空气系数；为理论空气量，单位为m³/kg；Q_r为输入锅炉热量，单位为kJ/kg；为干烟气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；为水蒸气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；d_k为干烟气的含湿量，单位为g/kg；θ_py为排烟温度，单位为℃；t₀为环境温度，单位为℃；O₂为空气预热器入口的氧量，单位为％；CO为空气预热器入口的CO浓度，单位为％。

所述的评价参数确定装置302，用于根据所述的排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差确定锅炉运行的评价参数。所述的评价参数确定装置确定出的锅炉运行的评价参数为ω，ω通过如下公式确定：

$\mathrm{\ω}=\frac{\∂b_g}{\∂{\mathrm{\θ}}_{\mathrm{py}}}+\frac{\∂b_g}{\∂\mathrm{CO}}+\frac{\∂b_g}{\∂O_2}+\frac{\∂b_g}{\∂C_{\mathrm{fh}}}+\frac{\∂b_g}{\∂W_{\mathrm{fj}}}$

其中，分别为排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量和风机电耗对应的耗差，C_fh为飞灰含碳量，W_fj为风机电耗。

所述的CO调整装置303，用于调整锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内；

所述的评价参数调整装置304，用于调整锅炉系统的煤量以及一次风量，使得所述的锅炉运行的评价参数接近于预设值。

图3为本发明实施例中的CO调整装置的结构框图，由图3可知，所述的CO调整装置具体包括：

第一判断单元301，用于判断所述的CO浓度是否大于所述的预设范围，当判断为是时，执行第一调整单元302，否则执行第二判断单元303。在具体的实施方式中，预设范围诸如可为100～200ppm。

所述的第一调整单元302，用于增加所述的锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内，具体可同通过增大锅炉系统中送风机的功率来实现。

所述的第二判断单元303，用于判断所述的CO浓度是否小于所述的预设范围，当判断为是时，执行第二调整单元304。

所述的第二调整单元304，用于减少所述的锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内。具体可通过减小锅炉系统中送风机的功率来实现。

图4为本发明实施例中的优化装置的实施方式二的结构框图，由图4可知，所述的评价参数调整装置具体包括：

磨煤机调整单元3041，用于调整锅炉系统中磨煤机的功率以调整锅炉的煤量；

一次风量调整单元3042，用于调整锅炉系统中一次风机的功率以调整一次风量；

参数控制单元3043，用于控制所述的锅炉运行的评价参数接近于预设值。在具体的实施方式中，当CO浓度处于100～200ppm范围的前提下，通过磨煤机调整单元3041、一次风量调整单元3042的调整，可将预设值设为0，即使得

$\mathrm{\ω}=\frac{\∂b_g}{\∂{\mathrm{\θ}}_{\mathrm{py}}}+\frac{\∂b_g}{\∂\mathrm{CO}}+\frac{\∂b_g}{\∂O_2}+\frac{\∂b_g}{\∂C_{\mathrm{fh}}}+\frac{\∂b_g}{\∂W_{\mathrm{fj}}}$ 不断接近于0，从而实现对电站锅炉的优化运行。在具体的实施方式中，所述的锅炉运行的评价参数接近于预设值时，将此时对应的锅炉工况参数进行保存，作为最优运行工况。

图5为本发明实施例提供的一种基于CO的电站锅炉优化运行系统的实施方式二的结构示意图，由图5可知，所述的锅炉系统100还包括除渣装置108，用于输出锅炉系统的除渣量；

所述的分散控制DCS系统200，还用于采集所述的除渣装置输出的除渣量；

所述的优化系统还包括二次风量调整装置，用于当所述的除渣量超出预设阈值时，增大锅炉系统中送风机的功率以增加所述的锅炉系统的二次风量。

即可通过采集锅炉运行状况，特别要对锅炉炉膛内的除渣量进行关注，如果出现明显结渣现象，即如果除渣量超出预设阈值(预设阈值可根据不同的实际使用需求设置)，在评价参数ω较小的前提下，可适当增加进入炉膛的风量，即增加二次风量。

图6为本发明实施例提供的一种基于CO的电站锅炉优化运行方法的流程图，由图6可知，所述的方法具体包括：

S101：采集空气预热器入口的CO浓度，获取当前锅炉运行的排烟温度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗。在具体的实施方式中，考虑到炉膛内的高温和高粉尘特性，因此选取在锅炉空气预热器入口作为CO的采集点，这与当前大多数电站锅炉运行中重点监控的O₂测点位置基本一致。该处烟气温度一般为360℃左右，烟尘浓度在20～50g/m³左右。

在其他具体的实施方式中，考虑到炉膛内燃烧两侧的不均匀性以及烟道内可能存在的烟气分布不均匀性，在两台空气预热器入口处均可安装CO的探头取样装置，并实时传送到分散控制系统上显示，以便实时监控炉膛内两侧的二次风配风效果。通过对两侧CO浓度的监测，可以了解炉内燃烧情况的优劣，及时发现局部缺氧现象，并可以通过两侧CO浓度的对比分析，合理调整炉内燃料及配风分布，保证两侧温度及氧量分布的均匀性。

本发明的突出特点在于采集锅炉的CO浓度，在具体实施方式中，对CO浓度的采集可通过如下方式进行：CO检测系统包括探头取样系统、CO分析仪、自动控制单元。

探头取样系统主要由粉尘过滤器、防护罩、温控器、主腔体和探头差压监控器组成。在抽气泵的作用下，被测烟气由插入烟道内的采样管进入取样系统的主腔体，经粉尘过滤器流向取样系统出口，温控器把探头温度控制在100～120℃，使烟气中的水分不至于发生冷凝导致探头堵塞，如果取样烟气温度较高，能满足不冷凝的要求，可以取消该处的温控器。防护罩罩在主腔体的外面，主要起到保护取样系统的作用。为了及时发现探头过滤器和取样通道内的堵塞问题，探头差压监控器可以实时在线监控探头的差压，一旦差压过高就进行探头吹扫。此外，为了提高监测系统的可靠性，在一个CO测点安装两个取样探头，一个探头取样时，另一个探头采用电站锅炉系统配备的仪用压缩空气进行吹扫，并对吹扫探头管路采用电磁阀进行隔绝。

经过粉尘过滤器之后的烟气通过冷凝器降温，充分除去烟气中的水分，以减少水分对测量精度的影响，然后进入CO分析仪中，CO分析仪基于非色散红外吸收测量法原理，主要技术指标如表1所示。

自动控制单元主要是利用PLC控制取样探头和吹扫探头，实时控制电磁阀的开关。此外，根据探头差压控制探头的吹扫，一旦探头差压达到报警值，即可进行吹扫。

S102：分别确定所述的排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差。

利用分散控制系统中锅炉运行参数，如排烟温度、排烟含氧量、飞灰含碳量、CO浓度等，根据GB/T10184-1988《电站锅炉性能试验规程》实时计算锅炉热效率，并对影响锅炉运行经济性参数进行耗差分析，将各参数的变化折算到供电煤耗的变化，确定影响锅炉经济性的关键参数，对锅炉的经济性进行在线评价。其中，锅炉热效率的计算方法有很多学者进行了研究，如李智等人在2005年第03期的《节能》第28-29页发表的“电站锅炉效率在线计算方法”，但该文献中不考虑不完全燃烧损失即CO排放损失对锅炉热效率的影响，本发明会计算不完全燃烧损失即CO排放损失对锅炉热效率的影响，计算方法可见GB/T10184-1988《电站锅炉性能试验规程》。

对于影响锅炉运行的相关参数进行耗差分析，很早就有文献进行了研究介绍，如陈鸿伟等人在2002年第4期的《热力发电》第29-33页发表的“火电机组可控参数变化与煤耗的关系”，但该文献中的相关参数都没有考虑CO浓度，而且CO浓度的变化也会对排烟含氧量的耗差分析产生影响。本发明给出利用热偏差法根据GB/T10184-1988《电站锅炉性能试验规程》推导CO浓以及氧量这两个参数的变化对供电煤耗影响的计算公式。

CO浓度对应的耗差通过如下公式进行：

$\frac{\∂b_g}{\∂\mathrm{CO}}=\frac{\∂b_g}{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}(\frac{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}{\∂\mathrm{CO}}+\frac{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}{\∂\mathrm{\α}}\frac{\∂\mathrm{\α}}{\∂\mathrm{CO}})$

$=\frac{b_g}{{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}\·(\frac{12636(V_{\mathrm{gy}}^0+(\mathrm{\α}-1)V_r^0)}{Q_r}-\frac{(C_p^{\mathrm{gy}}{V}_r^0+C_p^{H_{2}O}1.61d_k{V}_r^0)({\mathrm{\θ}}_{\mathrm{py}}-t_0)+12636\mathrm{CO}{V}_r^0}{Q_r}\·\frac{21\×0.5}{{(21-O_2+0.5\mathrm{CO})}^2})$

其中，b_g为机组的供电煤耗，单位为g/(kw·h)；CO为空气预热器入口的CO浓度，单位为％；η_gl为锅炉热效率，单位为％；α为锅炉排气过量空气系数；为理论干烟气量，单位为m³/kg；为理论空气量，单位为m³/kg；Q_r为输入锅炉热量，单位为kJ/kg；为干烟气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；为水蒸气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；d_k为干烟气的含湿量，单位为g/kg；θ_py为排烟温度，单位为℃；t₀为环境温度，单位为℃；O₂为空气预热器入口的氧量，单位为％。

排烟含氧量对应的耗差通过如下公式进行：

$\frac{\∂b_g}{\∂O_2}=\frac{\∂b_g}{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}\frac{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}{\∂\mathrm{\α}}\frac{\∂\mathrm{\α}}{\∂O_2}$

$=\frac{b_g}{{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}\·\frac{(C_p^{\mathrm{gy}}{V}_r^0+C_p^{H_{2}O}1.61d_k{V}_r^0)({\mathrm{\θ}}_{\mathrm{py}}-t_0)+12636\mathrm{CO}{V}_r^0}{Q_r}\·\frac{21}{{(21-O_2+0.5\mathrm{CO})}^2}$

其中，b_g为锅炉的机组的供电煤耗，单位为g/(kw·h)；η_gl为锅炉热效率，单位为％；α为锅炉排气过量空气系数；为理论空气量，单位为m³/kg；Q_r为输入锅炉热量，单位为kJ/kg；为干烟气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；为水蒸气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；d_k为干烟气的含湿量，单位为g/kg；θ_py为排烟温度，单位为℃；t₀为环境温度，单位为℃；O₂为空气预热器入口的氧量，单位为％；CO为空气预热器入口的CO浓度，单位为％。

S103：根据所述的排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差确定锅炉运行的评价参数。

确定出的锅炉运行的评价参数为ω，ω通过如下公式确定：

$\mathrm{\ω}=\frac{\∂b_g}{\∂{\mathrm{\θ}}_{\mathrm{py}}}+\frac{\∂b_g}{\∂\mathrm{CO}}+\frac{\∂b_g}{\∂O_2}+\frac{\∂b_g}{\∂C_{\mathrm{fh}}}+\frac{\∂b_g}{\∂W_{\mathrm{fj}}}$

其中，分别为排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量和风机电耗对应的耗差，C_fh为飞灰含碳量，W_fj为风机电耗。

S104：调整锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内；

S105：调整锅炉系统的煤量以及一次风量，使得所述的锅炉运行的评价参数接近于预设值。

图7为图6中的步骤S104的具体流程图，由图7可知，步骤S104具体包括：

S201：判断所述的CO浓度是否大于所述的预设范围，当判断为是时，执行步骤S202，否则执行步骤S203；在具体的实施方式中，预设范围诸如可为100～200ppm。

S202：增加所述的锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内；具体可同通过增大锅炉系统中送风机的功率来实现。

S203：判断所述的CO浓度是否小于所述的预设范围，当判断为是时，执行步骤S204；

S204：减少所述的锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内。具体可通过减小锅炉系统中送风机的功率来实现。

图8为本发明实施例提供的一种基于CO的电站锅炉优化运行方法的实施方式二的流程图，由图8可知，图6中的步骤S105具体包括：

S305：调整锅炉系统中磨煤机的功率以调整锅炉的煤量；

S306：调整锅炉系统中一次风机的功率以调整一次风量；

S307：控制所述的锅炉运行的评价参数接近于预设值。在具体的实施方式中，当CO浓度处于100～200ppm范围的前提下，通过磨煤机调整单元3041、一次风量调整单元3042的调整，可将预设值设为0，即使得

$\mathrm{\ω}=\frac{\∂b_g}{\∂{\mathrm{\θ}}_{\mathrm{py}}}+\frac{\∂b_g}{\∂\mathrm{CO}}+\frac{\∂b_g}{\∂O_2}+\frac{\∂b_g}{\∂C_{\mathrm{fh}}}+\frac{\∂b_g}{\∂W_{\mathrm{fj}}}$ 不断接近于0，从而实现对电站锅炉的优化运行。

图9为本发明实施例提供的一种基于CO的电站锅炉优化运行方法的实施方式三的流程图，由图9可知，所述方法还包括：

S406：采集锅炉系统中除渣装置的除渣量；

S407：当所述的除渣量超出预设阈值时，增大锅炉系统中送风机的功率以增加所述的锅炉系统的二次风量。

即可通过采集锅炉运行状况，特别要对锅炉炉膛内的除渣量进行关注，如果出现明显结渣现象，即如果除渣量超出预设阈值(预设阈值可根据不同的实际使用需求设置)，在评价参数ω较小的前提下，可适当增加进入炉膛的风量，即增加二次风量。

在具体的实际应用中，可不断重复上述优化过程，根据锅炉实时评价结果和风量优化结果，逐渐确定最优运行工况，实现锅炉风量的精确控制和机组的安全经济运行。

综上所述，本发明的有益成果是：一种基于CO的电站锅炉优化运行方法及系统，采用以CO控制为主，氧量控制为辅的理念，通过采集CO浓度并结合电厂分散控制系统中锅炉运行评价参数确定锅炉运行的耗差，进一步实现锅炉风量的优化及控制，可以避免CO排放浓度过高、总风量偏小造成的锅炉热效率降低、结渣和高温腐蚀；也可以避免CO排放浓度过低、总风量偏大造成的锅炉热效率降低和辅机电耗增大，采用本发明的技术方案可以取得较优的风量控制，从而提高锅炉热效率并有效降低NO_X排放浓度，达到节能减排的效果，具有很好的经济性，提高锅炉运行的经济性和安全性，符合当前的节能减排策略，对电站锅炉的安全经济运行具有重大意义。

本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。

Claims (12)

1.一种基于一氧化碳CO的电站锅炉优化运行方法，其特征是，所述的方法包括：

采集空气预热器入口的CO浓度，获取当前锅炉运行的排烟温度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗；

分别确定所述的排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差；

根据所述的排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差确定锅炉运行的评价参数；

调整锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内；

调整锅炉系统的煤量以及一次风量，使得所述的锅炉运行的评价参数接近于预设值。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征是，所述的排烟含氧量对应的耗差通过如下公式确定：

$\frac{\∂b_g}{\∂O_2}=\frac{\∂b_g}{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}\frac{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}{\∂\mathrm{\α}}\frac{\∂\mathrm{\α}}{\∂O_2}$

$=\frac{b_g}{{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}\·\frac{(C_p^{\mathrm{gy}}{V}_r^0+C_p^{H_{2}O}1.61d_k{V}_r^0)({\mathrm{\θ}}_{\mathrm{py}}-t_0)+12636\mathrm{CO}{V}_r^0}{Q_r}\·\frac{21}{{(21-O_2+0.5\mathrm{CO})}^2}$

其中，b_g为锅炉的机组的供电煤耗，单位为g/(kw·h)；η_gl为锅炉热效率，单位为％；α为锅炉排气过量空气系数；为理论空气量，单位为m³/kg；Q_r为输入锅炉热量，单位为kJ/kg；为干烟气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；为水蒸气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；d_k为干烟气的含湿量，单位为g/kg；θ_py为排烟温度，单位为℃；t₀为环境温度，单位为℃；O₂为空气预热器入口的氧量，单位为％；CO为空气预热器入口的CO浓度，单位为％。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征是，所述的CO浓度对应的耗差通过如下公式确定：

$\frac{\∂b_g}{\∂\mathrm{CO}}=\frac{\∂b_g}{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}(\frac{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}{\∂\mathrm{CO}}+\frac{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}{\∂\mathrm{\α}}\frac{\∂\mathrm{\α}}{\∂\mathrm{CO}})$

$=\frac{b_g}{{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}\·(\frac{12636(V_{\mathrm{gy}}^0+(\mathrm{\α}-1)V_r^0)}{Q_r}-\frac{(C_p^{\mathrm{gy}}{V}_r^0+C_p^{H_{2}O}1.61d_k{V}_r^0)({\mathrm{\θ}}_{\mathrm{py}}-t_0)+12636\mathrm{CO}{V}_r^0}{Q_r}\·\frac{21\×0.5}{{(21-O_2+0.5\mathrm{CO})}^2})$

其中，b_g为机组的供电煤耗，单位为g/(kw·h)；CO为空气预热器入口的CO浓度，单位为％；η_gl为锅炉热效率，单位为％；α为锅炉排气过量空气系数；为理论干烟气量，单位为m³/kg；为理论空气量，单位为m³/kg；Q_r为输入锅炉热量，单位为kJ/kg；为干烟气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；为水蒸气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；d_k为干烟气的含湿量，单位为g/kg；θ_py为排烟温度，单位为℃；t₀为环境温度，单位为℃；O₂为空气预热器入口的氧量，单位为％。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征是，根据所述的排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差确定锅炉运行的评价参数为ω，ω通过如下公式确定：

$\mathrm{\ω}=\frac{\∂b_g}{\∂{\mathrm{\θ}}_{\mathrm{py}}}+\frac{\∂b_g}{\∂\mathrm{CO}}+\frac{\∂b_g}{\∂O_2}+\frac{\∂b_g}{\∂C_{\mathrm{fh}}}+\frac{\∂b_g}{\∂W_{\mathrm{fj}}}$

其中，分别为排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量和风机电耗对应的耗差，C_fh为飞灰含碳量，W_fj为风机电耗。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征是，所述的调整锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内具体包括：

判断所述的CO浓度是否大于所述的预设范围；

当判断为是时，增加所述的锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内；

否则，判断所述的CO浓度是否小于所述的预设范围；

当判断为是时，减少所述的锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征是，所述的方法还包括：

采集锅炉系统中除渣装置的除渣量；

当所述的除渣量超出预设阈值时，增大锅炉系统中送风机的功率以增加所述的锅炉系统的二次风量。

7.一种基于一氧化碳CO的电站锅炉优化运行系统，其特征是，所述的系统包括锅炉系统、分散控制DCS系统、优化系统，

其中，所述的锅炉系统包括炉膛、省煤器、空气预热器、除尘器、一次风机、送风机以及引风机；

所述的分散控制DCS系统，用于实时获取所述的空气预热器入口的CO浓度、当前锅炉运行的排烟温度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗；

所述的优化系统包括：耗差确定装置、评价参数确定装置、CO调整装置、评价参数调整装置，

所述的耗差确定装置，用于分别确定所述的排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差；

所述的评价参数确定装置，用于根据所述的排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量以及风机电耗对应的耗差确定锅炉运行的评价参数；

所述的CO调整装置，用于调整锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内；

所述的评价参数调整装置，用于调整锅炉系统的煤量以及一次风量，使得所述的锅炉运行的评价参数接近于预设值。

8.根据权利要求7所述的电站锅炉优化运行系统，其特征是，所述的排烟含氧量对应的耗差通过如下公式确定：

$\frac{\∂b_g}{\∂O_2}=\frac{\∂b_g}{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}\frac{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}{\∂\mathrm{\α}}\frac{\∂\mathrm{\α}}{\∂O_2}$

$=\frac{b_g}{{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}\·\frac{(C_p^{\mathrm{gy}}{V}_r^0+C_p^{H_{2}O}1.61d_k{V}_r^0)({\mathrm{\θ}}_{\mathrm{py}}-t_0)+12636\mathrm{CO}{V}_r^0}{Q_r}\·\frac{21}{{(21-O_2+0.5\mathrm{CO})}^2}$

其中，b_g为锅炉的机组的供电煤耗，单位为g/(kw·h)；η_gl为锅炉热效率，单位为％；α为锅炉排气过量空气系数；为理论空气量，单位为m³/kg；Q_r为输入锅炉热量，单位为kJ/kg；为干烟气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；为水蒸气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；d_k为干烟气的含湿量，单位为g/kg；θ_py为排烟温度，单位为℃；t₀为环境温度，单位为℃；O₂为空气预热器入口的氧量，单位为％；CO为空气预热器入口的CO浓度，单位为％。

9.根据权利要求7所述的电站锅炉优化运行系统，其特征是，所述的CO浓度对应的耗差通过如下公式确定：

$\frac{\∂b_g}{\∂\mathrm{CO}}=\frac{\∂b_g}{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}(\frac{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}{\∂\mathrm{CO}}+\frac{\∂{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}{\∂\mathrm{\α}}\frac{\∂\mathrm{\α}}{\∂\mathrm{CO}})$

$=\frac{b_g}{{\mathrm{\η}}_{\mathrm{gl}}}\·(\frac{12636(V_{\mathrm{gy}}^0+(\mathrm{\α}-1)V_r^0)}{Q_r}-\frac{(C_p^{\mathrm{gy}}{V}_r^0+C_p^{H_{2}O}1.61d_k{V}_r^0)({\mathrm{\θ}}_{\mathrm{py}}-t_0)+12636\mathrm{CO}{V}_r^0}{Q_r}\·\frac{21\×0.5}{{(21-O_2+0.5\mathrm{CO})}^2})$

其中，b_g为机组的供电煤耗，单位为g/(kw·h)；CO为空气预热器入口的CO浓度，单位为％；η_gl为锅炉热效率，单位为％；α为锅炉排气过量空气系数；为理论干烟气量，单位为m³/kg；为理论空气量，单位为m³/kg；Q_r为输入锅炉热量，单位为kJ/kg；为干烟气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；为水蒸气平均比热容，单位为kJ/(m³·℃)；d_k为干烟气的含湿量，单位为g/kg；θ_py为排烟温度，单位为℃；t₀为环境温度，单位为℃；O₂为空气预热器入口的氧量，单位为％。

10.根据权利要求7所述的电站锅炉优化运行系统，其特征是，所述的评价参数确定装置确定出的锅炉运行的评价参数为ω，ω通过如下公式确定：

$\mathrm{\ω}=\frac{\∂b_g}{\∂{\mathrm{\θ}}_{\mathrm{py}}}+\frac{\∂b_g}{\∂\mathrm{CO}}+\frac{\∂b_g}{\∂O_2}+\frac{\∂b_g}{\∂C_{\mathrm{fh}}}+\frac{\∂b_g}{\∂W_{\mathrm{fj}}}$

其中，分别为排烟温度、CO浓度、排烟含氧量、飞灰含碳量和风机电耗对应的耗差，C_fh为飞灰含碳量，W_fj为风机电耗。

11.根据权利要求7所述的电站锅炉优化运行系统，其特征是，所述的CO调整装置具体包括：

第一判断单元，用于判断所述的CO浓度是否大于所述的预设范围，当判断为是时，执行第一调整单元，否则执行第二判断单元；

所述的第一调整单元，用于增加所述的锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内；

所述的第二判断单元，用于判断所述的CO浓度是否小于所述的预设范围，当判断为是时，执行第二调整单元；

所述的第二调整单元，用于减少所述的锅炉系统的二次风量，控制所述的CO浓度处于预设范围内。

12.根据权利要求7所述的电站锅炉优化运行系统，其特征是，所述的锅炉系统还包括除渣装置，用于输出锅炉系统的除渣量；

所述的分散控制DCS系统，还用于采集所述的除渣装置输出的除渣量；

所述的优化系统还包括二次风量调整装置，用于当所述的除渣量超出预设阈值时，增大锅炉系统中送风机的功率以增加所述的锅炉系统的二次风量。