CN104268433B - 煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，主要针对传统方法无法使用偏微分进行煤气锅炉的机组发电煤耗偏差分析而设计。本发明煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法至少包括：分别获取煤气锅炉主要运行参数的基准数据以及机组的实时运行数据；基于所述机组的实时运行数据分别进行煤气锅炉的燃料燃烧计算以及煤气锅炉热效率计算；基于第一计算式、第二计算式和第三计算式分别进行主要可控运行参数偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差的计算并将计算结果进行终端显示。本发明能够在线监测煤气锅炉主要可控参数的运行值偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差，为煤气锅炉发电机组的优化运行提供依据。

Description

煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法

技术领域

本发明涉及锅炉技术领域，尤其涉及一种煤气锅炉主要可控运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差的监测方法。

背景技术

钢铁企业在冶炼过程中产生了大量的副产煤气，作为煤气资源回收与利用的主要用户，煤气锅炉在钢铁企业得到了大量应用。近年来，随着钢铁企业节能降耗工作的积极开展，煤气发电机组的经济运行逐渐受到关注。

在煤气锅炉的各项运行参数中，排烟温度、排烟氧量以及排烟中一氧化碳(CO)含量是影响机组经济性能的主要可控运行参数。这几项参数偏离基准值时，会影响到锅炉热效率，进而对煤气发电机组的煤耗率产生不利影响。若能够对这几项影响机组发电煤耗偏差的关键参数进行在线实时监测，则可为机组的优化运行提供重要依据，从而实现煤气发电厂的节能降耗目的。

目前，对于煤气锅炉可控参数影响机组发电煤耗的相关研究还未见报道，而类似的研究中，基本上都是针对传统的煤粉锅炉展开的。然而，冶金煤气锅炉与常规煤粉锅炉的燃料特性以及燃料燃烧计算方法存在着很大的差异，尤其体现在烟气量和过量空气系数的嵌套关系上，使得传统的适用于燃煤锅炉的煤耗偏差监测分析方法不能应用在煤气锅炉上。

因此，构建一个适用于煤气锅炉的主要可控运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，为煤气发电机组的节能优化运行提供依据，是目前煤气锅炉领域中亟待解决的一个问题，具有重要的实用意义。

发明内容

针对上述问题，本发明提供一种煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，能够实现煤气锅炉发电机组的优化运行。

为达到上述目的，本发明煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，至少包括：

分别获取煤气锅炉运行参数的基准数据以及机组的实时运行数据，所述机组的实时运行数据至少包括送风机入口空气温度、排烟温度运行值、排烟氧量运行值和排烟中CO含量运行值；

基于所述机组的实时运行数据分别进行煤气锅炉的燃料燃烧计算以及煤气锅炉热效率计算；

基于第一计算式进行排烟氧量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差的计算，所述第一计算式为：

其中，为所述排烟氧量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差；t₀为所述送风机入口空气温度；θ_py为所述排烟温度运行值；为所述排烟氧量运行值；为所述排烟中CO含量运行值；c_p,gy为干烟气在t₀至θ_py温度间的平均比定压热容；η_b为煤气锅炉热效率；Q_r为单位体积煤气对应的锅炉输入热量；k为煤气成分系数；b_b为机组发电标准煤耗率；为排烟氧量运行值与排烟氧量基准值的偏差；

基于第二计算式进行排烟中CO含量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差的计算，所述第二计算式为：

其中，为所述排烟中CO含量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差；为排烟中CO含量运行值与排烟中CO含量基准值的偏差；

基于第三计算式进行排烟温度偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差的计算，所述第三计算式为：

其中，为所述排烟温度偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差；为水蒸气在t₀至θ_py温度间的平均比定压热容；V_gy为单位体积煤气燃烧产生的实际干烟气量；V_H2O为单位体积煤气燃烧产生的烟气中所含的水蒸气量；△θ_py为排烟温度运行值与排烟温度基准值的偏差；

对所述的排烟氧量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差、排烟中CO含量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差以及排烟温度偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差进行终端显示。

进一步地，所述机组的实时运行数据还包括煤气低位发热量、入炉煤气量以及机组实时发电量；

基于第四计算式计算所述机组发电标准煤耗率，所述第四计算式为：

其中，b_b为所述机组发电标准煤耗率，Q_dw为所述煤气低位发热量，V_g为所述入炉煤气量，P_e为所述机组实时发电量。

进一步地，所述煤气锅炉运行参数的基准数据包括排烟氧量基准值、排烟中CO含量基准值以及排烟温度基准值；

基于第五计算式计算所述的排烟氧量运行值与排烟氧量基准值的偏差，所述第五计算式为：

其中，为所述排烟氧量基准值；

基于第六计算式计算所述的排烟中CO含量运行值与排烟中CO含量基准值的偏差，所述第六计算式为：

其中，为所述排烟中CO含量基准值；

基于第七计算式计算所述的排烟温度运行值与排烟温度基准值的偏差，所

述第七计算式为：

其中为所述排烟温度基准值。

具体地，所述机组的实时运行数据还包括煤气中一氧化碳、氢气、碳氢化合物、氧气、氮气和二氧化碳的容积含量百分率；

计算煤气锅炉的燃料燃烧数据的具体步骤包括：

基于第八计算式计算燃料特性系数，所述第八计算式为：

其中，β为燃料特性系数；分别为煤气中一氧化碳、氢气、碳氢化合物、氧气、氮气和二氧化碳的容积含量百分率；

基于第九计算式计算煤气成分系数，所述第九计算式为：

其中，k为所述煤气成分系数；

基于第十计算式计算单位体积煤气燃烧产生的实际干烟气量V_gy，所述第十计算式为：

其中，V_gy为所述单位体积煤气燃烧产生的实际干烟气量；

基于第十一计算式计算排烟处过量空气系数，所述十一计算式为：

其中，α_py为所述过量空气系数；为排烟中N₂含量运行值；

根据第十二计算式计算单位体积煤气燃烧产生的烟气中所含的水蒸气量，所述十二计算式为：

其中，为所述单位体积煤气燃烧产生的烟气中所含的水蒸气量；d_q为煤气含湿量；d_k为空气绝对湿度；为单位体积煤气燃烧所需的理论干空气量。

具体地，所述的单位体积煤气燃烧所需的理论干空气量通过计算式：

计算获得，

其中为所述的单位体积煤气燃烧所需的理论干空气量。

具体地，所述的排烟中N₂含量运行值通过计算式：

计算获得，

其中为排烟中CO₂含量运行值，所述的排烟中CO₂含量运行值通过计算式：

计算获得。

进一步地，所述煤气锅炉热效率通过热效率计算式计算获得，所述热效率计算式为：

η_b＝100-(q₂+q₃+q₄)

其中，η_b为所述煤气锅炉热效率；q₂为排烟热损失；q₃为可燃气体未完全燃烧热损失；q₄为散热损失。

具体地，所述机组的实时运行数据还包括锅炉实际蒸发量；

所述排烟热损失q₂通过计算式：

计算获得；

所述可燃气体未完全燃烧热损失q₃通过计算式：

计算获得；

所述散热损失q₄通过计算式：

计算获得，

其中D_e为额定负荷下的锅炉蒸发量；D为所述锅炉实际蒸发量；q_4e为额定负荷下的锅炉散热损失；其中所述额定负荷下的锅炉散热损失q_4e通过计算式：

q_4e＝5.82×(D_e)^-0.38计算获得。

具体地，所述机组的实时运行数据还包括煤气低位发热量和煤气温度；

所述单位体积煤气对应的锅炉输入热量Q_r通过计算式：

Q_r＝Q_dw+c_r(t_r-t₀)计算获得，

其中Q_dw为所述煤气低位发热量；t_r为所述煤气温度；c_r为煤气在t₀至t_r温度间的平均比定压热容。

本发明煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，通过获取的机组的实时运行数据进行煤气锅炉的燃料燃烧计算，通过所述的机组的实时运行数据以及获取的燃料燃烧计算结果进行锅炉热效率计算，再通过获取的煤气锅炉运行参数的基准数据、所述的燃料燃烧计算结果以及锅炉热效率进行发电煤耗偏差计算，最后将结果进行终端显示。

本发明提供了一种全新的煤气锅炉主要可控运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差的监测方法，能够在线监测出煤气锅炉的主要可控参数的运行值偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差，区别于传统的将燃煤锅炉的煤耗偏差监测分析方法应用在煤气锅炉上的方式，通过本发明获得的机组发电煤耗偏差数据更加精确，更能体现出煤气锅炉的真实运行情况，从而获知当前锅炉主要可控运行参数中对机组发电煤耗的最不利的影响因素，进而指导电厂工作人员对发电机组进行有针对性的运行调整，使机组始终处于或接近最佳运行状态，实现电厂中煤气锅炉发电机组的节能优化运行。

附图说明

图1为本发明煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法的流程图。

具体实施方式

下面结合说明书附图对本发明做进一步的描述。

如图1所示，本发明煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，具体步骤为：

获取煤气锅炉运行参数的基准数据：

定期从发电机组历史数据库中读取过去一段时间内的历史运行数据，并采用数据挖掘方法对数据进行分析，得到不断更新的锅炉主要可控运行参数的基准值数据，包括排烟氧量基准值排烟中CO含量基准值排烟温度基准值

获取机组的实时运行数据：

通过厂级监控信息系统采集得到机组的实时运行数据，包括送风机入口空气温度、排烟温度运行值、排烟氧量运行值、排烟中CO含量运行值、煤气低位发热量、入炉煤气量、机组实时发电量、锅炉实际蒸发量、煤气温度以及入炉煤气成分，所述入炉煤气成分包括煤气中一氧化碳、氢气、碳氢化合物、氧气、氮气和二氧化碳的容积含量百分率。

进行煤气锅炉的燃料燃烧计算：

根据煤气成分计算燃料特性系数β：

式中，分别为煤气中一氧化碳、氢气、碳氢化合物、氧气、氮气和二氧化碳的容积含量百分率，％。

根据燃料特性系数β计算由煤气成分决定的煤气成分系数k：

根据煤气成分系数k计算单位体积燃料燃烧产生的实际干烟气量V_gy：

式中，V_gy为所述单位体积煤气燃烧产生的实际干烟气量，m³/m³；分别为所述排烟氧量运行值和所述排烟中CO含量运行值，％。

根据燃料特性系数β、排烟氧量运行值和排烟中CO含量运行值计算排烟中CO₂的容积含量

式中，为所述排烟中CO₂含量运行值，％。

根据排烟中CO₂含量运行值、排烟氧量运行值和排烟中CO含量运行值计算排烟中N₂的容积含量

式中，为排烟中N₂含量运行值，％。

根据所述单位体积煤气燃烧产生的实际干烟气量的V_gy以及所述排烟中N₂含量运行值计算排烟处过量空气系数α_py：

根据所述的过量空气系数α_py计算单位体积煤气燃烧产生的烟气中所含的水蒸气量

式中，为所述单位体积煤气燃烧产生的烟气中所含的水蒸气量，m³/m³；d_q为煤气含湿量，kg/m³；d_k为空气绝对湿度，kg/kg(干空气)；为单位体积煤气燃烧所需的理论干空气量，m³/m³，所述的理论干空气量按下式得到：

进行锅炉热效率计算：

计算锅炉输入热量Q_r：

Q_r＝Q_dw+c_r(t_r-t₀)

式中，Q_r为单位体积煤气对应的锅炉输入热量，kJ/m³；Q_dw为所述煤气低位发热量，kJ/m³；c_r为煤气在t₀至t_r温度间的平均比定压热容，kJ/(m³·K)；t_r为所述煤气温度，℃；t₀为所述送风机入口空气温度，℃。

计算排烟热损失q₂：

式中，c_p,gy为干烟气在t₀至θ_py温度间的平均比定压热容，kJ/(m³·K)；为水蒸气在t₀至θ_py温度间的平均比定压热容，kJ/(m³·K)；θ_py为所述排烟温度运行值，℃。

计算可燃气体未完全燃烧热损失q₃：

计算散热损失q₄：

式中，D_e为额定负荷下的锅炉蒸发量，t/h，所述的额定负荷下的锅炉蒸发量采用设计值；D为所述的锅炉实际蒸发量，t/h；q_5e为额定负荷下的锅炉散热损失，％，所述的额定负荷下的锅炉散热损失按下式得到：

q_4e＝5.82×(D_e)^-0.38

根据煤气锅炉热效率计算式计算煤气锅炉热效率η_b：

η_b＝100-(q₂+q₃+q₄)

进行机组发电煤耗偏差的计算：

根据所述入炉煤气量、所述煤气低位发热量以及机组实时发电量计算机组发电标准煤耗率：

式中，b_b为机组发电标准煤耗率，g/(kW·h)；V_g为所述入炉煤气量，m³/h；P_e为所述机组实时发电量，MW。

计算排烟氧量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差：

式中，为所述的排烟氧量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差，g/(kW·h)；为排烟氧量运行值与基准值的偏差，

其中为所述排烟氧量基准值。

计算排烟中CO含量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差：

式中，为所述的排烟中CO含量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差，g/(kW·h)；为排烟氧量运行值与基准值的偏差，

其中为所述排烟中CO含量基准值。

计算排烟温度偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差：

式中，为所述的排烟温度偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差，g/(kW·h)；△θ_py为排烟氧量运行值与基准值的偏差，

其中为所述排烟温度基准值。

对上述获得的三个主要可控运行参数的机组发电煤耗偏差结果进行排序，并输出显示，分析当前锅炉主要可控运行参数中对机组发电煤耗的最不利的影响因素，为机组的优化调整操作提供依据。

在上述实施例中，干烟气平均比定压热容c_p,gy、水蒸气平均比定压热容以及煤气平均比定压热容c_r的求解过程如下：

干烟气平均比定压热容：

首先根据送风机入口空气t₀和排烟温度θ_py分别计算得到O₂、CO₂、CO、N₂在t₀至θ_py温度间的平均比定压热容然后采用加权平均法计算得到干烟气在t₀至θ_py温度间的平均比定压热容：

式中，c_p,gy为干烟气在t₀至θ_py温度间的平均比定压热容，kJ/(m³·K)；φ′(O₂)、φ′(CO₂)、φ′(CO)、φ′(N₂)分别为干烟气中O₂、CO₂、CO、N₂的容积含量百分率，％；分别为O₂、CO₂、CO、N₂在t₀至θ_py温度间的平均比定压热容，kJ/(m³·K)。

煤气平均比定压热容：

煤气平均比定压热容c_r的计算方法与干烟气平均比定压热容c_p,gy的计算方法相类似，在此不进行详细说明。

水蒸气平均比定压热容：

根据送风机入口空气t₀和排烟温度θ_py计算得到水蒸气在t₀至θ_py温度间的平均比定压热容

在上述实施例中，煤气含湿量d_q以及空气绝对湿度d_k通过直接取值或者通过计算获得，其中所述煤气含湿量d_q不仅与煤气温度与煤气压力运行值相关，还与煤气产生源头所采用的除尘工艺有关，在本实施例中可采用设定值；所述空气绝对湿度d_k可按季节取值，在冬季取0.002kg/kg(干空气)，夏季取0.02kg/kg(干空气)，春季与秋季取0.01kg/kg(干空气)。

本发明能够在线监测出煤气锅炉的主要可控运行参数偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差，获知当前锅炉主要可控运行参数中对机组发电煤耗的最不利影响因素，以指导电厂人员对机组进行有针对性的运行调整，使机组始终处于或接近最佳运行状态，实现电厂的节能优化运行。

以上，仅为本发明的较佳实施例，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求所界定的保护范围为准。

Claims (9)

1.一种煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，其特征在于，至少包括：

分别获取煤气锅炉运行参数的基准数据以及机组的实时运行数据，所述机组的实时运行数据至少包括送风机入口空气温度、排烟温度运行值、排烟氧量运行值和排烟中CO含量运行值；

基于所述机组的实时运行数据分别进行煤气锅炉的燃料燃烧计算以及煤气锅炉热效率计算；

基于第一计算式进行排烟氧量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差的计算，所述第一计算式为：

其中，为所述排烟氧量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差；t₀为所述送风机入口空气温度；θ_py为所述排烟温度运行值；为所述排烟氧量运行值；为所述排烟中CO含量运行值；c_p,gy为干烟气在t₀至θ_py温度间的平均比定压热容；η_b为煤气锅炉热效率；Q_r为单位体积煤气对应的锅炉输入热量；k为煤气成分系数；b_b为机组发电标准煤耗率；为排烟氧量运行值与排烟氧量基准值的偏差；

基于第二计算式进行排烟中CO含量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差的计算，所述第二计算式为：

其中，为所述排烟中CO含量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差；为排烟中CO含量运行值与排烟中CO含量基准值的偏差；

基于第三计算式进行排烟温度偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差的计算，所述第三计算式为：

${\left(\mathrm{\Δ}b\right)}_{{\mathrm{\θ}}_{py}}=\frac{100(V_{gy}{c}_{p,gy}+V_{H_{2}O}{c}_{p,H_{2}O})}{{\mathrm{\η}}_b{Q}_r}{b}_b{\mathrm{\Δ\θ}}_{py}$

其中，为所述排烟温度偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差；为水蒸气在t₀至θ_py温度间的平均比定压热容；V_gy为单位体积煤气燃烧产生的实际干烟气量；为单位体积煤气燃烧产生的烟气中所含的水蒸气量；△θ_py为排烟温度运行值与排烟温度基准值的偏差；

对所述的排烟氧量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差、排烟中CO含量偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差以及排烟温度偏离基准值引起的机组发电煤耗偏差进行终端显示。

2.根据权利要求1所述的煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，其特征在于，所述机组的实时运行数据还包括煤气低位发热量、入炉煤气量以及机组实时发电量；

基于第四计算式计算所述机组发电标准煤耗率，所述第四计算式为：

$b_b=\frac{Q_{dw}{V}_g}{29307P_e}$

其中，b_b为所述机组发电标准煤耗率，Q_dw为所述煤气低位发热量，V_g为所述入炉煤气量，P_e为所述机组实时发电量。

3.根据权利要求1所述的煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，其特征在于，所述煤气锅炉运行参数的基准数据包括排烟氧量基准值、排烟中CO含量基准值以及排烟温度基准值；

基于第五计算式计算所述的排烟氧量运行值与排烟氧量基准值的偏差，所述第五计算式为：

其中，为所述排烟氧量基准值；

基于第六计算式计算所述的排烟中CO含量运行值与排烟中CO含量基准值的偏差，所述第六计算式为：

其中，为所述排烟中CO含量基准值；

基于第七计算式计算所述的排烟温度运行值与排烟温度基准值的偏差，所述第七计算式为：

${\mathrm{\Δ\θ}}_{py}={\mathrm{\θ}}_{py}-{\mathrm{\θ}}_{py}^0$

其中，为所述排烟温度基准值。

4.根据权利要求1所述的煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，其特征在于，所述机组的实时运行数据还包括煤气中一氧化碳、氢气、碳氢化合物、氧气、氮气和二氧化碳的容积含量百分率；

计算煤气锅炉的燃料燃烧数据的具体步骤包括：

基于第八计算式计算燃料特性系数，所述第八计算式为：

其中，β为燃料特性系数；分别为煤气中一氧化碳、氢气、碳氢化合物、氧气、氮气和二氧化碳的容积含量百分率；

基于第九计算式计算煤气成分系数，所述第九计算式为：

其中，k为所述煤气成分系数；

基于第十计算式计算单位体积煤气燃烧产生的实际干烟气量，所述第十计算式为：

其中，V_gy为所述单位体积煤气燃烧产生的实际干烟气量；

基于第十一计算式计算排烟处过量空气系数，所述十一计算式为：

其中，α_py为所述过量空气系数；为排烟中N₂含量运行值；

根据第十二计算式计算单位体积煤气燃烧产生的烟气中所含的水蒸气量，所述十二计算式为：

其中，为所述单位体积煤气燃烧产生的烟气中所含的水蒸气量；d_q为煤气含湿量；d_k为空气绝对湿度；为单位体积煤气燃烧所需的理论干空气量。

5.根据权利要求4所述的煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，其特征在于，所述的单位体积煤气燃烧所需的理论干空气量通过计算式：

计算获得，其中为所述的单位体积煤气燃烧所需的理论干空气量。

6.根据权利要求4所述的煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，其特征在于，所述的排烟中N₂含量运行值通过计算式：

计算获得，

其中为排烟中CO₂含量运行值，所述的排烟中CO₂含量运行值通过计算式：

计算获得。

7.根据权利要求1所述的煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，其特征在于，所述煤气锅炉热效率通过热效率计算式计算获得，所述热效率计算式为：

η_b＝100-(q₂+q₃+q₄)

其中，η_b为所述煤气锅炉热效率；q₂为排烟热损失；q₃为可燃气体未完全燃烧热损失；q₄为散热损失。

8.根据权利要求7所述的煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，其特征在于，所述机组的实时运行数据还包括锅炉实际蒸发量；

所述排烟热损失q₂通过计算式：

计算获得；

所述可燃气体未完全燃烧热损失q₃通过计算式：

计算获得；

所述散热损失q₄通过计算式：

计算获得，

其中D为所述锅炉实际蒸发量；D_e为额定负荷下的锅炉蒸发量；q_4e为额定负荷下的锅炉散热损失；其中q_4e＝5.82×(D_e)^-0.38。

9.根据权利要求1所述的煤气锅炉运行参数变化引起的机组发电煤耗偏差监测方法，其特征在于，所述机组的实时运行数据还包括煤气低位发热量和煤气温度；

所述单位体积煤气对应的锅炉输入热量Q_r通过计算式：

Q_r＝Q_dw+c_r(t_r-t₀)计算获得，

其中Q_dw为所述煤气低位发热量；t_r为所述煤气温度；c_r为煤气在t₀至t_r温度间的平均比定压热容。