CN104698149B

CN104698149B - 一种燃煤锅炉煤质在线软测量方法

Info

Publication number: CN104698149B
Application number: CN201510126217.1A
Authority: CN
Inventors: 钟崴; 陈孝武; 吴燕玲; 周懿
Original assignee: Changzhou Ying Ji Power Science And Technology Ltd
Current assignee: Changzhou Industrial Technology Research Institute of Zhejiang University
Priority date: 2015-03-20
Filing date: 2015-03-20
Publication date: 2016-09-28
Anticipated expiration: 2035-03-20
Also published as: CN104698149A

Abstract

本发明公开了一种燃煤锅炉煤质在线软测量方法,本燃煤锅炉煤质在线软测量方法包括：步骤S100，假设收到基灰分Aar、干燥无灰基元素碳Cdaf和干燥无灰基元素硫Sdaf的含量；步骤S200，根据上述含量计算出未燃尽碳损失的修正量TCucr、氧气体积VO2_daf、氮气体积VN2_daf、计算CO₂体积gammaCO₂、CO₂与SO₂的总容积VRO2_daf；以及步骤S300，根据步骤S200的各计算值对干燥无灰基硫计算值Sdafj、干燥无灰基碳计算值Cdafj和燃料低位发热量计算值Qarj分别进行迭代求解，并输出；本发明利用燃煤水分在线测量信息、锅炉烟气数据和机组运行状态数据实现煤质的在线软测量。

Description

一种燃煤锅炉煤质在线软测量方法

技术领域

本发明涉及到一种燃煤锅炉煤质在线软测量方法及测量系统，可实现对燃煤锅炉燃用煤炭的水分、灰分、热值、元素的在线分析，属于动力装备和信息技术交叉领域。

背景技术

煤质是燃煤电厂运行的重要基础信息。我国燃煤电厂的煤质普遍变化频繁，而对煤质进行准确的在线测量当前仍是电力工业的技术难题，由此导致火电机组运行煤耗和成本偏高、变负荷运行能力差、运行可靠性不高等问题，污染物排放超标的情况时有发生，机组的整体运行技术水平上与国外同类型机组相比，尚存在一定差距。因此，有必要深入研究并提升煤质在线测量技术，提高机组运行的安全性和经济性，推动火电机组的节能减排。

目前，在煤质元素分析上尚未有成熟的在线监测设备，入炉煤的煤质检测停留在人工取样、制样、化验的水平，存在化验数据滞后、存在人为误差等缺陷。在煤质灰分和发热量在线监测方面，国内主要利用双能量射线透射测量的方法。这种方法投资成本高，且基于辐射的测量仪在安全性方面存在一定的问题，目前在国内电厂应用较少。因此，通过采用安全经济的设备获取煤质的部分信息，再结合利用锅炉运行过程中的其他可测量信息，实现煤质的在线软测量具有重要的意义。

文献检索结果显示中国专利201010204537.1公开了一种实时计算煤质元素和工业成分的方法，利用发电标煤耗和锅炉效率反算入炉煤热值，但是由于发电标煤耗与煤质具有很大的关联性，且用低位发热量修正元素成分的方法误差较大，因此该计算方法难以保证结果精度。中国专利02110116.7公开了一种电站锅炉入炉煤质实时监测方法及装置，但在计算的中磨煤机的热平衡方程中，采用的一个重要公式磨煤机出口煤粉水分＝0.048Mar×R90/t2(Mar:收到基水分，R90:煤粉细度t2:磨煤机出口温度)是俄罗斯的风扇磨煤机计算方法，经实际测量验证，对于我国电厂采用较多的中速磨煤机不适用，为此采用磨煤机热平衡获取原煤水分的方法具有较大局限性。中国专利201110358714.6公开了一种煤质灰分和水分测算方法，在计算中采用了大量的拟合公式，将理论干空气量、排烟热损失、实际烟气质量等拟合为燃料热值，从而简化了计算，进行迭代求解，但这种计算方法不是基于燃料燃烧化学平衡的计算方法，拟合误差大，适用范围具有一定的局限性，且这种计算方法不能获得元素分析。综上所述，目前已公布的煤质在线测量专利技术方案尚存在一些不足。本发明通过实时读取入炉煤的水分，并利用锅炉烟气数据和机组运行状态数据实现煤质的在线测量，具有实施成本低，测量准确度高的优点，实现了煤质的水分、灰分、低位发热量以及元素分析的计算，从而科学指导锅炉的安全经济环保运行，实现电厂的精细化管理。

发明内容

本发明的目的是提供一种燃煤锅炉煤质在线软测量方法及测量系统，其利用锅炉烟气数据和机组运行状态数据实现煤质的在线测量。

为了解决上述技术问题，本发明提供了一种燃煤锅炉煤质在线软测量方法，包括：

步骤S100，假设收到基灰分Aar、干燥无灰基元素碳Cdaf和干燥无灰基元素硫Sdaf的含量；

步骤S200，根据上述含量计算出未燃尽碳损失的修正量TCucr、氧气体积VO₂_daf、氮气体积VN₂_daf、计算CO₂体积gammaCO₂、CO₂与SO₂的总容积VRO₂_daf；以及

步骤S300，根据步骤S200的各计算值对干燥无灰基硫计算值Sdafj、干燥无灰基碳计算值Cdafj和燃料低位发热量计算值Qarj分别进行迭代求解，并输出。

进一步，所述步骤S200中根据收到基灰分Aar、干燥无灰基元素碳Cdaf和干燥无灰基元素硫Sdaf的含量计算出TCucr为未燃尽碳损失的修正量、氧气的体积VO₂_daf、氮气的体积VN₂_daf、计算CO₂的体积gammaCO₂、CO₂与SO₂的总容积VRO₂_daf的方法包括：

设定一未燃尽碳Cucr的拟合公式，即Cucr＝A×gammaO₂+B×Dgq/De；

其中A和B分别是根据机组运行历史数据拟合得到的系数；

以及通过经验公式，即

Hdaf＝-0.0646×Cdaf+10.2526；

Odaf＝-0.9811×Cdaf+91.0587；

Ndaf＝100-Cdaf-Hdaf-Odaf-Sdaf；

计算出干燥无灰基氢Hdaf、干燥无灰基氧Odaf和干燥无灰基氮Ndaf；

以及计算未燃尽碳损失的修正量TCucr，即

TCucr＝Aar×100×Cucr/((100-Mar-Aar)×(100-Cucr))；

考虑未燃尽损失，以干燥基成分计算的标准理论空气量Vgk_daf，即

Vgk_daf＝0.0889×(Cdaf+0.375×Sdaf)+0.265×Hdaf-0.0333×Odaf-0.0889×TCucr；

计算总容积VRO₂_daf，即

VRO₂_daf＝0.01866×(Cdaf+0.375×Sdaf)-0.01866×TCucr；

计算过量空气系数alpha，即

alpha＝(fai×(1-gammaO₂)×Vgk_daf+VRO₂_daf×gammaO₂+0.008×gammaO₂×Ndaf)/((fai-gammaO₂)×Vgk_daf)；

计算氮气体积VN₂_daf，即

VN₂_daf＝0.008×Ndaf+(1-fai)×alpha×Vgk_daf；

计算氧气体积VO₂_daf，即

VO₂_daf＝fai×(alpha-1)×Vgk_daf；

计算CO₂体积，即

gammaCO₂＝(0.21-gammaO₂)/(1+beta)+gammaSO₂；

其中

beta＝2.35×(Hdaf-0.126×Odaf+0.038×Ndaf)/(Cdaf+0.375×Sdaf)。

进一步，所述步骤S300中根据步骤S200的各计算值对干燥无灰基硫计算值Sdafj、干燥无灰基碳计算值Cdafj和燃料低位发热量计算值Qarj分别进行迭代求解的方法包括：

对干燥无灰基硫计算值Sdafj进行迭代求解；

即Sdafj＝142.86×gammaSO₂×(VRO₂_daf+VN₂_daf+VO₂_daf)；

式中，gammaSO₂为烟气中的SO₂的含量；

若|Sdaf-Sdafj|＞ε₁，则将干燥无灰基硫计算值Sdafj的计算数据代入干燥无灰基元素硫Sdaf，重复步骤S200，迭代求解直至|Sdaf-Sdafj|＜ε₁；以获得干燥无灰基元素硫Sdaf输出，其中ε₁为干燥无灰基硫的误差控制参数；

对干燥无灰基碳Cdafj进行迭代求解；即

Cdafj＝53.9×gammaCO₂×(VRO₂_daf+VN₂_daf+VO₂_daf)+(1-gammaCO₂)×TCucr；

若|Cdaf-Cdafj|＞ε₂，则将干燥无灰基碳计算值Cdafj的计算数据代入干燥无灰基元素碳Cdaf，重复步骤S200，迭代求解直至|Cdaf-Cdafj|＜ε₂，以获得干燥无灰基元素碳Cdaf输出，其中ε₂为干燥无灰基碳的误差控制参数；

根据计算得到的干燥无灰基元素硫Sdaf和干燥无灰基元素碳Cdaf，通过经验公式，即

Hdaf＝-0.0646×Cdaf+10.2526；

Odaf＝-0.9811×Cdaf+91.0587；

Ndaf＝100-Cdaf-Hdaf-Odaf-Sdaf；

以及根据干燥无灰基氢Hdaf、干燥无灰基氧Odaf和干燥无灰基氮Ndaf计算出收到基碳Car、收到基氢Har、收到基氧Oar、收到基氮Nar、收到基硫Sar，即

Car＝Cdaf×(100-Mar-Aar)/100；

Har＝Hdaf×(100-Mar-Aar)/100；

Oar＝Odaf×(100-Mar-Aar)/100；

Nar＝Ndaf×(100-Mar-Aar)/100；

Sar＝Sdaf×(100-Mar-Aar)/100；

其中，Mar为原煤水分数据，即入炉煤平均水分；

根据门捷列夫公式计算收到基低位发热量Qarp，单位KJ/kg；

Qarp＝339×Car+1028×Har-109×(Oar-Sar)-25×Mar；

锅炉效率η的计算公式，即

η＝100×(1-b0×Cucr/(100-Cucr)-(b1+b2×alpha-b3/(100-Cucr))×(tG-tA)-0.0582×(De^0.62)/Dgq)；

其中系数如下：

b0＝337.26×Aar/Qarp；

b1＝((0.018911-0.01×Cpq)×Mar+(0.16899-0.08936×Cpq)×Har+Cpq)/Qarp；

b2＝((1.8911×WmA1)+Cpq)×rho0×Vgk0/Qarp；

式中，Dgq为锅炉的实际蒸发量，Cpq为干烟气的平均比热，WmA1为空气绝对湿度，rho0为干空气密度标准状态下干空气的密度，De为锅炉的额定蒸发量；

计算每kg燃料需要的理论干空气量Vgk0，单位Nm³/kg

Vgk0＝0.0889×(Car-Cucr×Aar/(100-Aar)+0.375×Sar)+0.265×Har-0.0333×Oar；

b3＝Aar×Cpq/Qarp；

计算工质在锅炉中的总吸热量Qgl；

Qgl＝Gms×(ims-ifw)+Grc×(irh-irc)+Grs×(irh-irs)+Gss×(ims-iss)+Gpw×ipw；

其中Gms为给水流量，ims为新蒸汽焓，ifw为主给水热焓，irh为再热热端蒸汽焓，irs为再热器减温水焓，irc为再热冷端蒸汽焓，iss为过热器减温喷水焓，ipw为排污水焓；

利用能量平衡计算出燃料低位发热量计算值Qarj；

Qarj＝Qgl/(η/100×Grml×1000)；

式中，Grml为总的入炉煤量；

若|Qarj-Qarp|＞ε₃，则重新假定Aar并进行计算，其中ε₃为燃料低位发热量的误差控制参数；

直到|Qarj-Qarp|＜ε₃，

则计算停止，以输出燃料低位发热量计算值Qarj。

进一步，所述燃煤锅炉煤质在线软测量方法还适于输出煤质参数，其中所述煤质参数包括：收到基灰分Aar、干燥无灰基氢Hdaf、干燥无灰基氧Odaf和干燥无灰基氮Ndaf、收到基碳Car、收到基氢Har、收到基氧Oar、收到基氮Nar、收到基硫Sar。

又一方面，本发明还提供了一种燃煤锅炉煤质在线软测量系统，包括：

原煤水分监测单元，用于采集原煤水分；

信息采集单元，用于从电厂分散式控制系统(DCS)或厂级监控信息系统(sis)采集锅炉烟气数据和机组运行状态数据；

煤质计算单元，用于根据原煤水分、锅炉烟气数据和机组运行状态数据计算出煤质参数。

进一步，所述煤质计算单元适于将原煤水分转换为入炉煤平均水分Mar，以及所述煤质计算单元还适于假设收到基灰分Aar、干燥无灰基元素碳Cdaf和干燥无灰基元素硫Sdaf的含量；并根据上述含量计算出未燃尽碳损失的修正量TCucr、氧气体积VO2_daf、氮气体积VN2_daf、计算CO₂体积gammaCO₂、CO₂与SO₂的总容积VRO2_daf；以及根据上述计算值对干燥无灰基硫计算值Sdafj、干燥无灰基碳计算值Cdafj和燃料低位发热量计算值Qarj分别进行迭代求解，并输出。

进一步，所述信息采集单元通过一预处理模块与所述煤质计算单元相连；所述预处理模块适于对采集的数据进行平滑处理。

本发明的有益效果是，本发明通过在燃料输送过程中安装原煤水分监测单元，实时获取入炉燃料的水分，并写入生产实时数据库，所述煤质计算单元利用煤在锅炉燃烧过程中的物质平衡、以及受热面能量平计算出燃料的燃料低位发热量、灰分、元素成分，计算结果采用服务器/浏览器架构发布和展示，最终实现燃煤锅炉煤质在线测量，与现有的专利技术方案相比，具有实施成本低，测量准确度高的优点。

附图说明

下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。

图1为本发明的燃煤锅炉煤质在线软测量方法的流程图。

图2为本发明的燃煤锅炉煤质在线软测量系统的原理框图。

具体实施方式

现在结合附图对本发明作进一步详细的说明。这些附图均为简化的示意图，仅以示意方式说明本发明的基本结构，因此其仅显示与本发明有关的构成。

实施例1

图1为本发明的燃煤锅炉煤质在线软测量方法的流程图。

如图1所示，本发明的燃煤锅炉煤质在线软测量方法。

本燃煤锅炉煤质在线软测量方法所涉及的数据，即锅炉烟气数据和机组运行状态数据包括：

Mar：入炉煤平均水分，单位％

Grml：总的入炉煤量，单位kg

gammaO₂：空预器出口氧气量平均值，单位％

gammaSO₂：烟气中的SO₂的含量，单位mg/m³

tG：排烟温度，单位℃

tA：环境温度，单位℃

Dgq：锅炉的实际蒸发量，单位t/h

Grc：再热蒸汽流量，单位kg/h

Gms：给水流量，单位kg/h

Grs：再热器减温水量，单位kg/h

Gss：过热器减温水量，单位kg/h

Gpw:排污水量，单位kg/h

Pms：主蒸汽压力，单位MPa

Tms：主蒸汽温度，单位℃

Prs：再热器减温水压力，单位MPa

Trs：再热器减温水温度，单位℃

Pir：再热器热端蒸汽压力，单位MPa

Tir：再热器热端蒸汽温度，单位℃

Pfw：主给水压力，单位MPa

Tfw：主给水温度，单位℃

Prc：再热冷端压力，单位MPa

Trc：再热冷端温度，单位℃

De：锅炉的额定蒸发量，单位t/h

Cucr：未燃尽碳，单位％

以下参数设为固定值

Fai：空气中氧的份额，取值为0.21(百分比)

Cpq：Cpq为干烟气的平均比热，取值为1.0048kJ/kg·℃

rho0：干空气密度标准状态下干空气的密度，取值为1.293kg/m³

WmA1：空气绝对湿度，取值为0.0137kg/kg

具体的，所述步骤S200中根据收到基灰分Aar、干燥无灰基元素碳Cdaf和干燥无灰基元素硫Sdaf的含量计算出TCucr为未燃尽碳损失的修正量、氧气的体积VO₂_daf、氮气的体积VN2_daf、计算CO₂的体积gammaCO₂、CO₂与SO₂的总容积VRO₂_daf的方法包括：

设定一未燃尽碳Cucr(未燃尽碳包括飞灰含碳和大渣含碳)的拟合公式，即Cucr＝A×gammaO₂+B×Dgq/De；

其中A和B分别是根据机组运行历史数据拟合得到的系数；

以及通过经验公式，即

Hdaf＝-0.0646×Cdaf+10.2526；

Odaf＝-0.9811×Cdaf+91.0587；

Ndaf＝100-Cdaf-Hdaf-Odaf-Sdaf；

以及计算未燃尽碳损失的修正量TCucr，即

TCucr＝Aar×100×Cucr/((100-Mar-Aar)×(100-Cucr))；

根据未燃尽损失，以干燥基成分计算的标准理论空气量Vgk_daf，即

Vgk_daf＝0.0889×(Cdaf+0.375×Sdaf)+0.265×Hdaf-0.0333×Odaf-0.0889×TCucr；

计算总容积VRO₂_daf，即

VRO₂_daf＝0.01866×(Cdaf+0.375×Sdaf)-0.01866×TCucr；

计算过量空气系数alpha，即

计算氮气体积VN₂_daf，即

VN₂_daf＝0.008×Ndaf+(1-fai)×alpha×Vgk_daf；

计算氧气体积VO₂_daf，即

VO₂_daf＝fai×(alpha-1)×Vgk_daf；

计算CO₂体积，即

gammaCO₂＝(0.21-gammaO₂)/(1+beta)+gammaSO₂；

其中

beta＝2.35×(Hdaf-0.126×Odaf+0.038×Ndaf)/(Cdaf+0.375×Sdaf)。

具体的，所述步骤S300中根据步骤S200的各计算值对干燥无灰基硫计算值Sdafj、干燥无灰基碳计算值Cdafj和燃料低位发热量计算值Qarj分别进行迭代求解的方法包括：

对干燥无灰基硫计算值Sdafj进行迭代求解；

即Sdafj＝142.86×gammaSO₂×(VRO₂_daf+VN₂_daf+VO₂_daf)；

式中，gammaSO₂为烟气中的SO₂的含量；

对干燥无灰基碳计算值Cdafj进行迭代求解；即

Cdafj＝53.9×gammaCO2×(VRO2_daf+VN2_daf+VO2_daf)+(1-gammaCO2)×TCucr；

根据计算得到的干燥无灰基元素硫Sdaf和干燥无灰基元素碳Cdaf，通过经验关系公式，即

Hdaf＝-0.0646×Cdaf+10.2526；

Odaf＝-0.9811×Cdaf+91.0587；

Ndaf＝100-Cdaf-Hdaf-Odaf-Sdaf；

Car＝Cdaf×(100-Mar-Aar)/100；

Har＝Hdaf×(100-Mar-Aar)/100；

Oar＝Odaf×(100-Mar-Aar)/100；

Nar＝Ndaf×(100-Mar-Aar)/100；

Sar＝Sdaf×(100-Mar-Aar)/100；

其中，Mar为原煤水分数据，即入炉煤平均水分；

根据门捷列夫公式计算收到基低位发热量Qarp，单位KJ/kg

Qarp＝339×Car+1028×Har-109×(Oar-Sar)-25×Mar；

锅炉效率η的计算公式，即

其中系数如下：

b0＝337.26×Aar/Qarp；

b1＝((0.018911-0.01×Cpq)×Mar+(0.16899-0.08936×Cpq)×Har+Cpq)/Qarp；

b2＝((1.8911×WmA1)+Cpq)×rho0×Vgk0/Qarp；

计算每kg燃料需要的理论干空气量Vgk0，单位Nm³/kg

Vgk0＝0.0889×(Car-Cucr×Aar/(100-Aar)+0.375×Sar)+0.265×Har-0.0333×Oar；

b3＝Aar×Cpq/Qarp；

计算工质在锅炉中的总吸热量Qgl；

Qgl＝Gms×(ims-ifw)+Grc×(irh-irc)+Grs×(irh-irs)+Gss×(ims-iss)+Gpw×ipw；

其中Gms为给水流量，ims为新蒸汽焓，ifw为主给水热焓，irh为再热热端蒸汽焓，irs为再热器减温水焓，irc为再热冷端蒸汽焓，iss为过热器减温喷水焓，ipw为排污水焓；上述焓值由水和水蒸气性质标准IAPWS-IF97编制的焓值计算程序计算得到，单位KJ/Kg。

利用能量平衡计算出燃料低位发热量计算值Qarj；

Qarj＝Qgl/(η/100×Grml×1000)；

式中，Grml为总的入炉煤量；

直到|Qarj-Qarp|＜ε₃，

则计算停止，以输出燃料低位发热量计算值Qarj。

作为本实施例的一种可选的实施方式，所述燃煤锅炉煤质在线软测量方法还适于输出煤质参数，其中所述煤质参数包括：收到基灰分Aar、干燥无灰基氢Hdaf、干燥无灰基氧Odaf和干燥无灰基氮Ndaf、收到基碳Car、收到基氢Har、收到基氧Oar、收到基氮Nar、收到基硫Sar。

所述锅炉烟气数据和机组运行状态数据适于通过信息采集单元获取，所述的数据预处理单元对数据采集单元获得数据进行平滑处理，数据平滑采用简单移动平均法，具体方法是：

X'_t＝(X_t-2+X_t-1+X_t+X_t+1+X_t+2)/5

其中X'_t为数据平滑后的结果，X_t是t时刻的实际测量值。

进一步，本燃煤锅炉煤质在线软测量方法还适于将原煤水分转换为所述入炉煤平均水分Mar以输出。

实施例2

图2为本发明的测量系统的原理框图。

在实施例1基础上，本发明还提供了一种燃煤锅炉煤质在线软测量系统，包括：

原煤水分监测单元，用于采集原煤水分。

具体的，所述原煤水分监测单元是根据微波衰减法测湿理论。测量原煤含水量时，准确测得微波衰减量，找到微波衰减量和含水量的关系，得出测量定标曲线。水分监测装置从物料的上方发射微波，在传送带的下方接收微波。所述测量系统通过测量微波的相位移和能量衰减来确定输送带上物料的含水量。利用有线数据传输或者无线数据传输的方式，将监测的原煤含水量数据传输并写入生产数据库中，以供煤质计算单元使用。

信息采集单元，用于从电厂分散式控制系统(DCS)或厂级监控信息系统(sis)采集锅炉烟气数据和机组运行状态数据。

煤质计算单元，用于根据原煤水分、采集锅炉烟气数据和机组运行状态数据计算出煤质参数。

具体的，所述煤质计算单元适于将原煤水分转换为入炉煤平均水分Mar，以及所述煤质计算单元还适于假设收到基灰分Aar、干燥无灰基元素碳Cdaf和干燥无灰基元素硫Sdaf的含量；并根据上述含量计算出未燃尽碳损失的修正量TCucr、氧气体积VO₂_daf、氮气体积VN₂_daf、计算CO₂体积gammaCO₂、CO₂与SO₂的总容积VRO₂_daf；以及对干燥无灰基硫计算值Sdafj、干燥无灰基碳计算值Cdafj和燃料低位发热量计算值Qarj分别进行迭代求解，并输出。

具体迭代求解过程可以参见实施例1的相关内容，这里不再重复。

作为一种优选的实施方式，所述信息采集单元通过一预处理模块与所述煤质计算单元相连；所述预处理模块适于对采集的数据进行平滑处理，以使数据后续处理更加精确。

可选的，煤质参数写入生产实时数据库中，通过前端显示单元读取实时数据库中的计算结果，以及采用服务器/浏览器架构发布和展示计算结果，燃煤锅炉运行和管理人员可以通过浏览器访问锅炉煤质的实时和历史数据。

本发明能广泛用于常规煤种，褐煤、烟煤、无烟煤的相应参数计算。

以上述依据本发明的理想实施例为启示，通过上述的说明内容，相关工作人员完全可以在不偏离本项发明技术思想的范围内，进行多样的变更以及修改。本项发明的技术性范围并不局限于说明书上的内容，必须要根据权利要求范围来确定其技术性范围。

Claims

1.一种燃煤锅炉煤质在线软测量方法，包括：

步骤S300，根据步骤S200的各计算值对干燥无灰基硫计算值Sdafj、干燥无灰基碳计算值Cdafj和燃料低位发热量计算值Qarj分别进行迭代求解，并输出；

所述步骤S200中根据收到基灰分Aar、干燥无灰基元素碳Cdaf和干燥无灰基元素硫Sdaf的含量计算出TCucr为未燃尽碳损失的修正量、氧气的体积VO₂_daf、氮气的体积VN₂_daf、计算CO₂的体积gammaCO₂、CO₂与SO₂的总容积VRO₂_daf的方法包括：

设定一未燃尽碳Cucr的拟合公式，即Cucr＝A*gammaO₂+B*Dgq/De；

式中，Dgq为锅炉的实际蒸发量，De为锅炉的额定蒸发量；

其中A和B分别是根据机组运行历史数据拟合得到的系数，以及gammaO₂为空预器出口氧气量平均值；

以及通过经验公式，即

Hdaf＝-0.0646×Cdaf+10.2526；

Odaf＝-0.9811×Cdaf+91.0587；

Ndaf＝100-Cdaf-Hdaf-Odaf-Sdaf；

以及计算未燃尽碳损失的修正量TCucr，即

TCucr＝Aar×100×Cucr/((100-Mar-Aar)×(100-Cucr))；

Vgk_daf＝0.0889×(Cdaf+0.375×Sdaf)+0.265×Hdaf-0.0333×Odaf-0.0889×TCucr；

计算总容积VRO₂_daf，即

VRO₂_daf＝0.01866×(Cdaf+0.375×Sdaf)-0.01866×TCucr；

计算过量空气系数alpha，即

计算氮气体积VN₂_daf，即

VN₂_daf＝0.008×Ndaf+(1-fai)×alpha×Vgk_daf；

计算氧气体积VO₂_daf，即

VO₂_daf＝fai×(alpha-1)×Vgk_daf；

计算CO₂体积，即

gammaCO₂＝(0.21-gammaO₂)/(1+beta)+gammaSO₂；

其中beta＝2.35×(Hdaf-0.126×Odaf+0.038×Ndaf)/(Cdaf+0.375×Sdaf)。

2.根据权利要求1所述的燃煤锅炉煤质在线软测量方法，其特征在于，所述步骤S300中根据步骤S200的各计算值对干燥无灰基硫计算值Sdafj、干燥无灰基碳计算值Cdafj和燃料低位发热量计算值Qarj分别进行迭代求解的方法包括：

对干燥无灰基硫计算值Sdafj进行迭代求解；

即Sdafj＝142.86×gammaSO₂×(VRO₂_daf+VN₂_daf+VO₂_daf)；

式中，gammaSO₂为烟气中的SO₂的含量；

若|Sdaf-Sdafj|＞ε₁，则将干燥无灰基硫计算值Sdafj的数据代入干燥无灰基元素硫Sdaf，重复步骤S200，迭代求解直至|Sdaf-Sdafj|＜ε₁；以获得干燥无灰基元素硫Sdaf输出，其中ε₁为干燥无灰基硫的误差控制参数；

对干燥无灰基碳计算值Cdafj进行迭代求解；即Cdafj＝53.9×gammaCO₂×(VRO₂_daf+VN₂_daf+VO₂_daf)+(1-gammaCO₂)×TCucr；

若|Cdaf-Cdafj|＞ε₂，则将干燥无灰基碳计算值Cdafj的数据代入干燥无灰基元素碳Cdaf，重复步骤S200，迭代求解直至|Cdaf-Cdafj|＜ε₂，以获得干燥无灰基元素碳Cdaf输出，其中ε₂为干燥无灰基碳的误差控制参数；

Hdaf＝-0.0646×Cdaf+10.2526；

Odaf＝-0.9811×Cdaf+91.0587；

Ndaf＝100-Cdaf-Hdaf-Odaf-Sdaf；

Car＝Cdaf×(100-Mar-Aar)/100；

Har＝Hdaf×(100-Mar-Aar)/100；

Oar＝Odaf×(100-Mar-Aar)/100；

Nar＝Ndaf×(100-Mar-Aar)/100；

Sar＝Sdaf×(100-Mar-Aar)/100；

其中，Mar为原煤水分数据，即入炉煤平均水分，该原煤水分数据由原煤水分监测单元采集获得；

根据门捷列夫公式计算收到基低位发热量Qarp，单位KJ/kg

Qarp＝339×Car+1028×Har-109×(Oar-Sar)-25×Mar；

锅炉效率η的计算公式，即

其中系数如下：

b0＝337.26×Aar/Qarp；

b1＝((0.018911-0.01×Cpq)×Mar+(0.16899-0.08936×Cpq)×Har+Cpq)/Qarp；

b2＝((1.8911×WmA1)+Cpq)×rho0×Vgk0/Qarp；

式中，Cpq为干烟气的平均比热，WmA1为空气绝对湿度，rho0为干空气密度标准状态下干空气的密度；

计算每kg燃料需要的理论干空气量Vgk0，单位Nm³/kg

Vgk0＝0.0889×(Car-Cucr×Aar/(100-Aar)+0.375×Sar)+0.265×Har-0.0333×Oar；

b3＝Aar×Cpq/Qarp；

计算工质在锅炉中的总吸热量Qgl；

Qgl＝Gms×(ims-ifw)+Grc×(irh-irc)+Grs×(irh-irs)+Gss×(ims-iss)+Gpw×ipw；

利用能量平衡计算出燃料低位发热量计算值Qarj；

Qarj＝Qgl/(η/100×Grml×1000)；

式中，Grml为总的入炉煤量；

直到|Qarj-Qarp|＜ε₃，

则计算停止，以输出燃料低位发热量计算值Qarj；

上述式中：tG为排烟温度、tA：环境温度、Grc：再热蒸汽流量、Grs：再热器减温水量、Gss：过热器减温水量、Gpw:排污水量。

3.根据权利要求2所述的燃煤锅炉煤质在线软测量方法，其特征在于，所述燃煤锅炉煤质在线软测量方法还适于输出煤质参数，其中

所述煤质参数包括：收到基灰分Aar、干燥无灰基氢Hdaf、干燥无灰基氧Odaf和干燥无灰基氮Ndaf、收到基碳Car、收到基氢Har、收到基氧Oar、收到基氮Nar、收到基硫Sar。