CN103216812B - 电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法 - Google Patents

Abstract

本发明是一种锅炉技术领域的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法。根据炉内壁温监测值计算进口和出口平面上炉内壁温的平均值；加装两侧烟气温度测点；修正烟气平均温度；计算受热面进、出口平面上各点的烟气温度，以及垂直于受热面进出口平面的各种平面上的烟气温度；自动生成平面动态烟温彩色分布图；实时显示，提供现场及时调整工况。本发明实现过热器和再热器管系各对流受热面进口、出口平面上以及垂直于该两个平面的纵向和横向各平面上的烟气温度场的数据准确检测及其直观的相应图像分布显示，为电站锅炉运行现场的燃烧工况的调整提供了直接的数据支持，实现了电站锅炉过热器和再热器管系对流受热面的安全、经济运行。

Description

电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法

技术领域

本发明涉及的是一种锅炉技术领域的燃烧优化运行方法，具体是一种电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法。

背景技术

当全球性气候变暖、温室效应严重威胁当今人类本身的生存时，各国政府和科技人员极大地关注火力发电的能耗及其安全运行，并采取积极措施予以治理，尤其在我国电站锅炉的高速发展中，频繁发生材料超温和管内氧化皮生成过快并脱落堵塞爆管等事故，因此延缓管内氧化皮生成速度及延长管系的使用寿命已经成为电站锅炉急待解决的技术难题。

为实现电站锅炉高温管系的安全运行，必须首先优化锅炉的燃烧工况，也就是说应该通过燃烧调整使沿锅炉宽度的烟气温度均匀。只有烟气温度均匀了，才能减小蒸汽温度的偏差。但是在现有技术中，由于没有高温管系区域烟气温度的测点，锅炉运行人员只能根据对流受热面中高温管系沿宽度各片管屏出口少数管子上的炉外温度测点的测量值间接地判断燃烧工况的好坏。这样就使燃烧调整措施针对性不强，及时性又差。从而造成许多锅炉发生超温曝管的事故。

因此2004年国家规划总院、几大电力集团、国内几大电站锅炉厂家及主要研究机构在针对超临界锅炉制定的技术文件中，特别对“各对流受热面实现在线烟温监测对于锅炉的安全经济运行的重要性”提出要求，但因受现有技术的限制，业内至今没有一套完整地应用在电站锅炉对流受热面烟气温度场分布在线检测并可供运行人员直接在线对应及时燃烧工况调整的技术方案。

经对现有的技术文献检索发现：

1、中国专利文献号CN101832543A，公开日2010-09-15，记载了一种电站锅炉末级过热器和末级再热器智能壁温管理方法,该技术先搭建在线监测装置,随后读取厂级监控信息系统数据库中锅炉末级过热器和末级再热器在线监测数据,并保存到本地关系型数据库中；再根据读取到的在线监测数据计算炉内各计算点的蒸汽温度及管壁温度；统计末级过热器和末级再热器各屏各管各计算点历史温度数据分布范围及各计算点的超温运行时间；最后实时显示计算结果。

该技术不足之处是：（1）只对电站锅炉末级过热器和末级再热器两个管组进行智能壁温管理，未对一级过热器、二级过热器、三级过热器、四级过热器及低温和高温再热器进行壁温管理。（2）没有对监测管组进出口烟温分布的显示和监测。因此该专利并不能实现锅炉管系的烟温分布监测，因此就不能实现锅炉燃烧工况的快速及有效的调整，无法保证锅炉在服役期内的安全运行。

2、中国专利文献号CN102313277A，公开日2012-01-11，记载了一种对煤粉锅炉过热器再热器进行炉内实时监测的方法，该技术通过过热器再热器炉外的进出口蒸汽温度测量值准确推出炉内烟气放热不均匀量化指标的方法。首先通过过热器再热器的结构和参数得到沿炉宽管屏的蒸汽流量偏差系数,再通过安装于炉外的温度测点求得沿炉宽的各屏之间的蒸汽焓增偏差系数,同一管屏的两系数相乘得到该屏的沿炉宽方向的烟气放热偏差系数,它表征沿炉宽烟气放热强度的不均匀程度,并随着炉内工况的不同实时显示烟气的放热强度情况,为锅炉的燃烧调整提供重要参考。

该技术不足之处是：只有对监测管组沿炉宽方向的烟气放热强度的不均匀程度进行监测，没有对监测管组进出口烟温分布的显示和监测。而对于大容量锅炉的运行来说，管组进出口的烟气温度分布才是指导运行调整最为直接和有效的参数。

3、中国专利文献号CN102799775A，公开日2012-11-28，记载了一种利用数值模拟辅助超超临界锅炉屏式过热器管壁温度的计算方法，该技术包括步骤（1）：对包含屏式过热器的整个锅炉进行建模，构建过热器管壁温度计算方法的数学模型；步骤（2）：对步骤（1）所建立的数学模型进行数值模拟，得到屏式过热器计算区域附近的烟温和烟速分布，选取计算数据，将计算数据作为屏式过热器热力计算和水动力计算的初始条件；步骤（3）：利用热力计算和水动力方法进行屏式过热器壁温计算；步骤（4）：对获得的整个屏式过热器的计算管壁进行校核计算；步骤（5）：计算结果输出。

该技术不足之处是：该专利只对锅炉屏式过热器的烟温、烟速，以及管子壁温进行计算，未对高温过热器和高温再热器的烟温进行显示和监测。因此该专利并不能实现整个锅炉管系的烟温分布监测，无法保证锅炉高温管系在服役期内的安全运行。

4、中国专利文献号CN102444885A，公开日2012-05-09，记载了一种避免电站锅炉管系炉内超温爆管的方法，该技术步骤如下：选择管组中具有代表性的管子装设炉外壁温测量采集点；从电厂实时数据库中读取数据，保存到本地服务器的关系型数据库中；对电站锅炉过热器和再热器管系管内氧化皮生成实时动态计算；从计算结果中分离出超过管壁金属应力强度超温值部位的金属管段的数据存入超温汇总数据库；根据计算出内壁工质边界层温度、金属内壁氧化加剧温度裕量和管内氧化皮实时生成厚度，按照排序自动生成直观的分布图表。

该技术不足之处是：该专利没有对电站锅炉过热器再热器管系的烟气温度进行计算和监测。锅炉过热器和再热器管壁金属应力强度超温和管内氧化皮固然是判断锅炉运行安全性的重要指标，但要运行人员迅速作出燃烧调整以避免不利的运行工况，则烟温分布是最为直接和有效的监测指标。因为要从大量的管子炉内壁温的分布来寻求减小烟气侧偏差的措施，不但费时，而且是一个间接的过程。

5、中国专利文献号CN102645514A，公开日2012-08-22，记载了一种煤粉锅炉水冷壁烟气组分分布矩阵式检测装置及方法,该技术通过在矩阵式分布的烟气取样测点位置的水冷壁鳍片上开孔，烟气取样管插入水冷壁鳍片上的开孔，待插入末端与水冷壁鳍片的内壁齐平，将水冷壁鳍片外壁用氩弧焊将烟气取样管与水冷壁鳍片密封焊接，烟气取样管贯穿水冷壁保温层并向外延伸3～10cm，且用密封螺栓将外端密封；利用烟气取样装置通过烟气取样管抽取水冷壁附近烟气，进行烟气组分分析并绘制等高线分布图。

该技术不足之处是：该专利只有水冷壁部分烟气的组分测量，并没有水冷壁和过热器再热器管系（对流受热面）烟气温度分布的测量和监测。而对于大容量锅炉的运行来说，各对流受热面在线进出口的烟气温度分布才是指导运行调整最为直接和有效的参数。

6、中国专利文献号CN102494325A，公开日2012-06-13，记载了一种电站锅炉技术领域的电站锅炉高温管系炉内动态壁温监测的方法，该技术通过预计算，得出管组中具有代表性的炉内壁温裕量最小的管子装设炉外壁温测量采集点；从电厂实时数据库中读取锅炉实时运行、炉外壁温等计算中需要的数据，保存到本地服务器的关系型数据库中；根据实时运行和炉外金属壁温的实时数据，对电站锅炉过热器和再热器管系炉内工质温度和金属壁温生成实时动态计算；分离出超过管壁金属应力强度超温值部位的金属管段的数据存入超温汇总数据库。本发明有效地结合了实际工况动态在线计算和在线监测，达到延长管系使用寿命的技术效果，解决了防止电站锅炉管系超温爆管的技术难题。

该技术不足之处是：该专利没有对电站锅炉过热器再热器管系的烟气温度进行计算和监测。锅炉过热器和再热器管系管壁金属应力强度超温固然是锅炉运行安全性的主要威胁，但要运行人员迅速作出燃烧调整以避免不利的运行工况，则各对流受热面在线烟温分布是最为直接和有效的监测指标。

由于锅炉爆管事故不但会造成上千万元的直接经济损失，导致管组寿命大幅度减小，而且温度偏差大不能及时消除，还存在连续爆管的隐患；同时目前我国的现状为超临界和超超临界发电机组大量投运，锅炉运行压力和温度大幅度提升，锅炉金属材料的应用已接近最高耐温等级，近十年现有技术的开发和进展存在明显的局限，在检测手段方面仍然显得比较粗放，特别反映在在线实测的精度、对锅炉温度场检测数据的处理，以便直接及时在线针对性地作出燃烧工况的调整，充分发挥高温管系炉内壁温实时准确监测的功能，对于减小温度偏差、延长高温管屏的使用寿命和对锅炉的燃烧调整具有十分重大的指导意义，其经济效益、节能减排指标非常突出，与我国12.5规划中国家能源建设密切而且迫切。

发明内容

本发明针对现有技术中存在的不足和缺陷，提出一种电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法。本发明实现过热器和再热器管系各对流受热面进口、出口平面上以及垂直于该两个平面的纵向和横向各平面上的烟气温度场的数据准确检测及其直观的相应图像分布显示，为电站锅炉运行现场的的燃烧工况的调整提供了直接的数据支持，实现了电站锅炉过热器和再热器管系对流受热面的安全、经济运行。

本发明是通过以下技术方案实现的：

本发明包括以下步骤：

步骤1、根据电站锅炉对流受热面炉内动态金属壁温的监测，取得受热面进口和出口平面上各点的炉内壁温监测值，并计算进口和出口平面上炉内壁温的平均值；

步骤2、在所监测的受热面进、出口两侧加装烟气温度测点；

步骤3、对受热面进、出口平面上的烟气平均温度进行修正；

步骤4、根据锅炉实时运行参数、所监测受热面进、出口的平均烟气温度、炉内金属壁温的实时数据，计算受热面进、出口平面上各点的烟气温度，以及垂直于受热面进出口平面的各种平面上的烟气温度；

步骤5、将各平面上的烟气温度计算数据自动生成平面动态烟温彩色分布图；

步骤6、将所有计算数据实时显示，对每一个平面上计算所得的最大烟温差超过100℃的工况进行报警，提供现场操作人员及时调整工况，并存入数据库。

其中：

步骤1所述的进口和出口平面上炉内壁温的平均值，是指：受热面进、出口平面上各片管屏中各根管子沿高度各点的炉内壁温tbi及其平均值tbo。

所述的平均值tbo=Σtbi/n（℃），其中：n为炉内壁温计算点的数量。

例如，一个受热面有100片屏，每片屏有10根管子，每根管子外圈管的下降段自上到下有3个炉内壁温计算点，这些点连接起来形成受热面的进口平面。这个进口平面上就具有100×10×3=3000个炉内壁温值（n=3000）。该平面上炉内壁温的平均值按下式计算：

tbo=Σtbi/n（℃）                      (1)

同样该受热面出口平面上也具有3000个炉内壁温值。该平面上炉内壁温的平均值也按式（1）计算。

步骤2所述的在所监测的受热面进、出口加装两侧烟气温度测点，是指：在线取得锅炉该运行工况下的受热面进、出口左侧测量烟气温度θ_左及右侧测量烟气温度θ_右。

在所述的加装两侧烟气温度测点采用热电偶式温度计，热电偶从两侧墙水平方向伸入装设时，炉墙开孔的高度为所述管屏沿高度的中间点，伸入炉墙的深度为1～2m；从炉顶伸入装设时，炉顶开孔的位置为离两侧墙20%～40%的炉膛宽度，伸入炉墙的深度为向下2～10m。

步骤3中所述的对受热面进、出口平面上的烟气平均温度进行修正，是指：对所测得的左侧测量烟气温度θ_左及右侧测量烟气温度θ_右两个温度值的平均值加以修正，得到该平面上的平均烟气温度θ_pj。

所述的修正是对两种因素进行修正：

（1）不同工况下热电偶对冷面辐射，即热电偶本身对其四周温度较低的受热面管子辐射热量产生的测量值的偏低误差进行修正；

（2）根据烟气温度沿烟道宽度及高度的分布规律，按下式修正到该平面上烟气的平均温度：

θ_pj=K1×K2×（θ_左+θ_右）/2（℃）                        (2)

式中：K1为冷面辐射修正系数，K1=1.1～1.15；

K2为从两侧烟温修正到平均烟温的修正系数，K2的数值是与锅炉燃烧方式及沿宽度各片屏的吸热偏差系数Kr曲线有关的形态关联系数。

所述的形态关联系数，是指：在前后墙燃烧方式锅炉中，当热电偶从两侧墙水平方向伸入装设时，K2=1.2～1.5；当热电偶从炉顶伸入装设时，K2=0.9～1.1；在切向燃烧锅炉中，当热电偶从两侧墙水平方向伸入装设时，K2=1.2～1.5；当热电偶从炉顶伸入装设时，K2=0.9～1.1。

步骤4所述的计算受热面进、出口平面上各点的烟气温度，以及垂直于受热面进出口平面的各种平面上的烟气温度，按以下步骤进行：

①计算该平面上的平均热流密度qo

qo=（θpj－tbo）/［β×μ×δ/(λ/（1+β）＋ε＋1/α1］（kJ/m²h）     （3）

式中：β为管子外径与内径之比；μ为均流系数；δ为管子壁厚(m)；λ为管壁金属导热系数（kJ/mh℃）；ε为管子外表面的积灰系数（m²h℃/kJ）；α1为管子外壁放热系数（kJ/m²h℃）；

②计算该平面上各计算点的热流密度qi，每片屏上、中、下三点，如有n片屏，则共有3n个计算点：

qi=Kri×Khi×qo（kJ/m²h）                     （4）

式中：Kri为各计算点的宽度吸热偏差系数，按下式计算得到；

Kri＝Qi/Qpj                         (5)

Khi为各计算点的高度吸热偏差系数，按设计数据取值：对于上部各点，取Khi=0.7～0.75；对于中部各点，取Khi=1；对于下部各点，取Khi=1.2～1.25；

式中：Qi为计算管屏的吸热量；Qpj为各管屏的平均吸热量；

③计算该平面上各计算点的烟温θi，每片屏上、中、下三点，如有n片屏，则共有3n个计算点：

θi=tbi＋qi［β×μ×δ/(λ/（1+β）＋ε＋1/α1］(℃)           （6）

式中：各项符号与上式相同；下标i表示相应的各根管子。

步骤5所述的平面动态烟温彩色分布图，是指：在一个对流受热面进、出口的平面上，分成上千个块的像素，对每一个需要显示烟温的平面，用颜色区分来显示烟气的温度。

步骤6所述的将所有计算数据实时显示，包括：在线监测对流受热面烟气三维温度场、管组易结渣部位烟气温度、对流受热面容积热负荷、截面热负荷分布，为现场操作人员提供反映燃烧工况的实时信息，及时诊断、调整锅炉燃烧工况，其步骤如下：

①以各对流受热面管组进口高度及沿炉宽宽度为平面、以各管组管屏数及进口金属动态壁温点位置为水平及垂直方向分割线，把各管组进出口共5个烟气平面划分成上千个动态烟气区域；

②对相同管组烟气截面区域的动态烟气温度转换成动态宽度烟温曲线；

③对于每根动态烟气温度曲线设置报警值，当某一个平面上计算所得的最大烟温差超过100℃的工况进行报警，并生成报警记录。

步骤6所述的最大烟温差，是指该平面上最高计算所得烟温与最低计算所得烟温之差。

本发明的工作原理：针对现有技术在监测和计算对流受热面炉内各点的壁温中，没有受热面进、出口平面上烟气温度分布的计算、显示和监测，虽然现有技术中已经能够在线计算获得各片屏的吸热偏差系数Kri，但是不能准确确定这些平面上烟气的平均温度θ_pj的技术缺陷，例如现代П型布置的大容量锅炉，通常在炉膛出口和处于水平烟道的高温对流受热面的进出口不设烟温测点；即使装有烟温测点，也因存在冷面辐射测量值明显有误差和难以确定烟气温度分布两大问题。本发明在经过大量实验和检测的基础上证明：首先关于冷面辐射，要获得准确测量值，其主要与热电偶热接点套管的直径大小和热电偶对冷面的曝光系数具有内在联系，可经过对测量值误差进行修正解决；其次关于从两侧烟温推算到平均烟温，该平均烟温与沿烟道宽度各片屏的吸热偏差系数Kri也具有内在规律性，也可经过对吸热偏差系数Kri进行修正解决。由此解决了这两大问题，明显提高了监测平面上平均烟温计算结果的精度，明显提高了由平均烟温推算到平面上各点的烟气温度的准确性。

本发明具有如下显著的技术进步和突出的技术效果：

1、由于锅炉的燃烧工况（各台磨煤机的投运、各个燃烧器煤粉量、一次风、二次风及燃烧器上部的风量等综合因素）与各级对流受热面的烟温偏差之间具有最直接的联系，而且二者之间的反应时间最短，只有2～5秒钟。所以本发明对过热器再热器高温管系的进出口平面上的烟气温度进行显示和监测，能使运行人员快速而且直观地掌握这些管系的烟气侧的温度偏差，从而采取针对性强而且有效的燃烧调整措施，迅速地将烟气温度的偏差降低到安全运行的状态。

2、锅炉对流受热面烟气侧温度的调平可以使各级对流受热面高温管系的蒸汽侧温度偏差减到最小，保证锅炉的安全经济运行；消除锅炉运行中过热器和再热器管系炉内因管壁金属应力强度超温引起的爆管，达到延长管系使用寿命的技术效果；解决了当前我国的电站锅炉技术领域急需解决的重大的技术难题，避免电站锅炉爆管给企业、给国家造成的巨大的直接经济损失。

附图说明

图1本发明工作原理图

具体实施方式

下面结合附图对本发明的实施例作详细说明：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过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。

实施例1

本实施例选择某发电厂1036MW超超临界锅炉的末级过热器进口平面作为实施例。采用图1所示的实施步骤方框示意图。

本实施例包括以下步骤：

第一步：根据电站锅炉对流受热面炉内动态金属壁温的监测，取得受热面进口和出口平面上各点的炉内壁温监测值，并计算进口和出口平面上炉内壁温的平均值；

本实施例通过现有技术（中国专利文献号：CN102494325A，公开日：2012-06-13，名称为：电站锅炉高温管系炉内动态壁温监测的方法等多项已公开的技术）计算进口平面上炉内壁温的平均值。

本实施例1036MW超超临界锅炉末级过热器共有36片屏，每片屏有26根管子。共计36×26=936根管子，管径为管屏间的横向节距S1=0.914m。炉膛宽度为34.3m。每片屏外圈管的下降段有3个炉内壁温计算点，因此在末级过热器的烟气进口平面上共有936×3=2808个计算壁温tbi。在100%负荷工况下，这些壁温的数值在550～630℃之间。

本实施例按计算式：tbo=Σtbi/n，计算该平面上炉内壁温的平均值：

tbo=Σtbi/2808=585.8(℃)

第二步：在线取得锅炉该运行工况下的受热面进、出口左侧测量烟气温度θ_左及右侧测量烟气温度θ_右。

本实施例在末级过热器进口加装两侧烟气温度测点，采用镍铬-镍硅普通市售热电偶从锅炉炉顶插入烟道，两根热电偶在宽度方向各距离锅炉侧墙7m。向下插入深度为5m。在该沿宽度位置上，热电偶热接点约处在沿宽度第8屏和第29屏的位置。测得左侧烟气温度θ_左=940℃；右侧测量烟气温度θ_右=1040℃。

第三步：对受热面进、出口平面上的烟气平均温度进行修正；

本实施例经在线计算得出的冷面辐射修正系数K1=1.11；K2=1.035。

本实施例计算经修正的该工况末级过热器进口平面上的平均烟温为：

θ_pj=K1×K2×（θ_左+θ_右）/2=1.11×1.035×（940+1040）/2=1137℃。

第四步：根据锅炉实时运行参数、所监测受热面进、出口的平均烟气温度、炉内金属壁温的实时数据，计算受热面进、出口平面上各点的烟气温度，以及垂直于受热面进出口平面的各种平面上的烟气温度；

本实施例按计算式：qo=（θpj－tbo）/［β×μ×δ/(λ/（1+β）＋ε＋1/α1］（kJ/m²h），计算该平面上的平均热流密度qo

qo=203160（kJ/m²h）

本实施例按计算式：qi=Kri×Khi×qo（kJ/m²h），计算该平面上各计算点（共有2808个计算点）的热流密度qi

本实施例经在线监测系统在线计算该工况的末级过热器各片屏的宽度吸热偏差系数Kri在0.65～1.2之间；按设计数据取末级过热器的高度吸热偏差系数为0.75（上部）和1.25（下部）。

本实施例计算所得qi值在99×10³～305×10³kJ/m²h之间

按计算式：θi=tbi＋qi［β×μ×δ/(λ/（1+β）＋ε＋1/α1］(℃)，计算该平面上各计算点（共有2808个计算点）的烟温θi，计算所得各点的烟温在950～1280℃之间。

第五步：将各平面上的烟气温度计算数据自动生成平面动态烟温彩色分布图；

本实施例在烟温显示图的旁边有一根表示不同温度颜色的“色温对照表”，温度显示图上的颜色与标杆上的颜色两相对照，可以使锅炉运行人员迅速地对该平面上的动态温度分布有一个清晰的了解。这种温度分布图对运行人员来说是调整锅炉燃烧工况非常迅速而且有力的直观工具。将该平面上的上千个烟气温度数据自动生成直观的分布图表。

第六步：将所有计算数据实时显示，包括：在线监测对流受热面烟气三维温度场、管组易结渣部位烟气温度、对流受热面容积热负荷、截面热负荷分布，为现场操作人员提供反映燃烧工况的实时信息，及时诊断、调整锅炉燃烧工况，其步骤如下：

①以各对流受热面管组进口高度及沿炉宽宽度为平面、以各管组管屏数及进口金属动态壁温点位置为水平及垂直方向分割线，把各管组进出口共5个烟气平面划分成上千个动态烟气区域；

②对相同管组烟气截面区域的动态烟气温度转换成动态宽度烟温曲线；

③对于每根动态烟气温度曲线设置报警值，当某一个平面上最高计算所得烟温与最低计算所得烟温之差超过100℃的工况进行报警，并生成报警记录；

本实施例的经济和社会效益：

具体效益指标如下：

⑴经济效益：（以1000MW超超临界锅炉年运行7000小时75%BMCR负荷为例），避免因局部管子超温而降参数运行：

√主再热蒸汽温度避免降低15℃，相当于发电煤耗降低约2.25g/kWh；

√可节省近12,000吨标煤，经济效益约1000万元/年；

√可减少CO2排放量约31,000吨/年；

√NOx按照450mg/Nm3，减少排放约10.2吨/年；

√SOx按照200mg/Nm3，减少排放约4.5吨/年。

⑵避免运行中因温度偏差太大而发生爆管：

√每避免一次爆管相当于节约近1000万元。

⑶延长高温管屏的使用寿命：

√可平均延长高温管组使用寿命几万小时；

⑷减少再热器的喷水量：

√再热器每减少43t/h喷水量相当于发电煤耗减少约1.5g/kWh。

⑸社会效益

√避免因锅炉超温爆管引起的非停所造成的地区经济损失，特别是在夏冬季用电高峰季节，其社会效益和间接经济效益显著。

Claims (15)

1.一种电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1、根据电站锅炉对流受热面炉内动态金属壁温的监测，取得受热面进口和出口平面上各点的炉内壁温监测值，并计算进口和出口平面上炉内壁温的平均值；

步骤2、在所监测的受热面进、出口两侧加装烟气温度测点；

步骤3、对受热面进、出口平面上的烟气平均温度进行修正；

步骤4、根据所监测受热面进、出口的烟气平均温度、炉内金属壁温的实时数据，计算受热面进、出口平面上各点的烟气温度，以及垂直于受热面进出口平面的各种平面上的烟气温度；

所述的计算受热面进、出口平面上各点的烟气温度，以及垂直于受热面进出口平面的各种平面上的烟气温度，按以下步骤进行：

①计算该平面上的平均热流密度qo

qo＝(θpj－tbo)/[β×μ×δ/(λ/(1+β)+ε+1/α1]   (kJ/m²h)

式中：β为管子外径与内径之比；μ为均流系数；δ为管子壁厚(m)；λ为管壁金属导热系数(kJ/m h℃)；ε为管子外表面的积灰系数(m²h℃/kJ)；α1为管子外壁放热系数(kJ/m²h℃)；

②计算该平面上各计算点的热流密度qi，每片屏上、中、下三点，如有n片屏，则共有3n个计算点：

qi＝Kri×Khi×qo   (kJ/m²h)

式中：Kri为各计算点的宽度吸热偏差系数，按下式计算得到；

Kri＝Q i/Qpj

Khi为各计算点的高度吸热偏差系数，按设计数据取值：对于上部各点，取Khi＝0.7～0.75；对于中部各点，取Khi＝1；对于下部各点，取Khi＝1.2～1.25；

式中：Qi为计算管屏的吸热量；Qpj为各管屏的平均吸热量；

③计算该平面上各计算点的烟温θi，每片屏上、中、下三点，如有n片屏，则共有3n个计算点：

θi＝tbi+qi[β×μ×δ/(λ/(1+β)+ε+1/α1]   (℃)

式中：各项符号与上式相同；下标i表示相应的各根管子；

步骤5、将各平面上的烟气温度计算数据自动生成平面动态烟温彩色分布图；

步骤6、将所有计算数据实时显示，对每一个平面上计算所得的最大烟温差超过100℃的工况进行报警，提供现场操作人员及时调整工况，并存入数据库。

2.根据权利要求1所述的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征是，步骤1所述的进口和出口平面上炉内壁温的平均值，是指：受热面进、出口平面上各片管屏中各根管子沿高度各点的炉内壁温平均值tbo。

3.根据权利要求2所述的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征是，所述的炉内壁温平均值tbo＝Σtbi/n(℃)，其中：n为炉内壁温计算点数量。

4.根据权利要求1所述的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征是，步骤2所述的在所监测的受热面进、出口加装两侧烟气温度测点，是指：在线取得锅炉该运行工况下的受热面进、出口左侧测量烟气温度θ_左及右侧测量烟气温度θ_右。

5.根据权利要求4所述的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征是，在所述的加装两侧烟气温度测点采用热电偶式温度计，热电偶从两侧墙水平方向伸入装设时，炉墙开孔的高度为所述管屏沿高度的中间点，伸入炉墙的深度为1～2m。

6.根据权利要求4所述的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征是，在所述的加装两侧烟气温度测点采用热电偶式温度计，热电偶从炉顶伸入装设时，炉顶开孔的位置为离两侧墙20％～40％的炉膛宽度，伸入炉墙的深度为向下2～10m。

7.根据权利要求1所述的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征是，步骤3中所述的对受热面进、出口平面上的烟气平均温度进行修正，是指：对所测得的左侧测量烟气温度θ_左及右侧测量烟气温度θ_右两个温度值的平均值加以修正，得到该平面上的烟气平均温度θ_pj。

8.根据权利要求7所述的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征是，所述的修正是对两种因素进行修正：

(1)不同工况下热电偶对冷面辐射，即热电偶本身对其四周温度较低的受热面管子辐射热量产生的测量值的偏低误差进行修正；

(2)根据烟气温度沿烟道宽度及高度的分布规律，按下式修正到该平面上烟气的平均温度：

θ_pj＝K1×K2×(θ_左+θ_右)/2   (℃)

式中：K1为冷面辐射修正系数，K1＝1.1～1.15；

K2为从两侧烟温修正到平均烟温的修正系数，K2的数值是与锅炉燃烧方式及沿宽度各片屏的吸热偏差系数Kr曲线有关的形态关联系数。

9.根据权利要求8所述的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征是，所述的形态关联系数，是指：在前后墙燃烧方式锅炉中，当热电偶从两侧墙水平方向伸入装设时，K2＝1.2～1.5。

10.根据权利要求8所述的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征是，所述的形态关联系数，是指：在前后墙燃烧方式锅炉中，当热电偶从两侧墙水平方向伸入装设时，K2＝1.2～1.5；当热电偶从炉顶伸入装设时，K2＝0.9～1.1。

11.根据权利要求8所述的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征是，所述的形态关联系数，是指：在切向燃烧锅炉中，当热电偶从两侧墙水平方向伸入装设时，K2＝1.2～1.5。

12.根据权利要求8所述的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征是，所述的形态关联系数，是指：在切向燃烧锅炉中，当热电偶从炉顶伸入装设时，K2＝0.9～1.1。

13.根据权利要求1所述的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征是，步骤5所述的平面动态烟温彩色分布图，是指：在一个对流受热面进、出口的平面上，分成上千个块的像素，对每一个需要显示烟温的平面，用颜色区分来显示烟气的温度。

14.根据权利要求1所述的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征是，步骤6所述的将所有计算数据实时显示，包括：在线监测对流受热面烟气三维温度场、管组易结渣部位烟气温度、对流受热面容积热负荷、截面热负荷分布，为现场操作人员提供反映燃烧工况的实时信息，及时诊断、调整锅炉燃烧工况，其步骤如下：

①以各对流受热面管组进口高度及沿炉宽宽度为平面、以各管组管屏数及进口金属动态壁温点位置为水平及垂直方向分割线，把各管组进出口共5个烟气平面划分成上千个动态烟气区域；

②对相同管组烟气截面区域的动态烟气温度转换成动态宽度烟温曲线；

③对于每根动态烟气温度曲线设置报警值，当某一个平面上计算所得的最大烟温差超过100℃的工况进行报警，并生成报警记录。

15.根据权利要求1或者14所述的电站锅炉对流受热面烟气温度场在线监测警示的方法，其特征是，步骤6所述的最大烟温差，是指该平面上最高计算所得烟温与最低计算所得烟温之差。