CN105157755A - 火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统 - Google Patents

Abstract

本发明属于火电厂在线监测、燃烧运行调整技术领域，具体涉及一种火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统。本发明解决火电厂能源利用没有细化到设备、不能实时监测的问题。一种火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统，包括硬件系统和软件系统，硬件系统由应用层、数据层和现场层组成，应用层包括客户机和便携式计算机，数据层包括DPM服务器和在线能流系统服务器，现场层包括DCS数据接口机、辅网数据接口机和防火墙，所述软件系统安装在在线能流系统服务器上，软件系统包括锅炉侧实时能流计算模块、汽轮机侧实时能流计算模块、发电机实时能流计算模块、辅机系统实时能流计算模块、在线热力试验模块和班组小指标评比模块。

Description

火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统

技术领域

本发明属于火电厂在线监测、燃烧运行调整技术领域，具体涉及一种火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统。

背景技术

电厂作为能源企业，能源利用及转换情况与电厂的生产和经济效益息息相关。目前火电厂在生产过程中能源利用情况并没有明确的定量分析，各生产环节的实时能源利用情况及能损情况并不清楚，通过绘制全厂的实时能流图是进行能源科学管理，探讨企业节能方向和途径的主要依据，是实现科学用能，提高能源利用率，降低能耗的一项重要基础工作。现场总线是安装在生产过程区域的各种传感器、驱动器、执行器等设备与控制室内的自动控制装置之间的一种串行、数字式、双向传输和多分支结构的通信网络。OPC即(OLEforprocesscontrol),是在现场总线基础上建立起来的用于过程控制的对象链接与嵌入技术，建立一套符合工业要求的接口规范，使不同总线通过标准接口访问现场数据，实现不同现场总线之间的数据传输。OPC实现了把不同的传感器信号进行汇总，保证了不同总线子网间的匹配和连接。

发明内容

本发明主要针对火电厂能源利用没有细化到设备、不能实时监测的现状，提供一种火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统，该系统能解决火电厂在生产过程中能源实时利用情况没有定量分析的空白，为实现科学用能，提高能源利用率，降低能耗提供数据依据。

本发明为解决上述问题而采取的技术方案为：

一种火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统，包括硬件系统和软件系统，所述硬件系统由应用层、数据层和现场层组成，应用层包括客户机和便携式计算机，数据层包括DPM服务器和在线能流系统服务器，现场层包括DCS数据接口机、辅网数据接口机和防火墙，所述软件系统安装在在线能流系统服务器上，软件系统包括锅炉侧实时能流计算模块、汽轮机侧实时能流计算模块、发电机实时能流计算模块、辅机系统实时能流计算模块、在线热力试验模块和班组小指标评比模块；

所述防火墙、DCS数据接口机和辅网数据接口机都连接在火电厂原有现场OPC服务器的数据接口上用于采集OPC服务器的数据，防火墙、DCS数据接口机和辅网数据接口机又都与在线能流系统服务器相连接将采集的OPC服务器的数据传输到在线能流系统服务器，在线能流系统服务器利用安装在其上的软件系统的计算及存储后，将计算的结果以系统总貌图、数据棒图、历史/实时参数趋势曲线呈现出来，再通过DPM服务器利用网络以WEB形式分别发布到客户机和便携式计算机上，客户机和便携式计算机通过账号和密码实现远程查询。

所述锅炉侧实时能流计算模块包括燃料输入系统、余热回收利用系统、冷渣器系统、石灰石脱硫系统和炉侧能损分布系统，燃料输入系统通过采集的OPC服务器中的入炉煤量数据、低位发热量数据、入炉煤水分数据、入炉煤灰分数据、一次风机实时电量数据、二次风机实时电量数据和流化风机实时电量数据，计算得到燃料劣质煤实时热量；余热回收利用系统通过采集的OPC服务器中的暖风器前温度数据、暖风器后温度数据、暖风器前风量数据和暖风器后风量数据，计算得到一次暖风实时热量和二次暖风实时热量；冷渣器系统通过采集的OPC服务器中的冷渣器进渣温度数据、出渣温度数据、进水温度数据、出水温度数据、冷却水量数据、进风温度数据、出风温度数据和冷却风量数据，计算得到冷渣器出渣量和冷渣器回收热量；石灰石脱硫系统通过采集的OPC服务器中的二氧化硫排放值数据、石灰石给料机给料量数据和煤质硫分数据，计算得到石灰石放热量和石灰石生成灰量；炉侧能损分布系统通过采集的OPC服务器中的在线煤质分析仪水分数据、在线煤质分析仪灰分数据、在线煤质分析仪热值数据、省煤器出口烟气含氧量数据、定期煤质元素收到基值数据、排烟温度数据、在线飞灰含碳量数据、在线底渣含碳量数据和炉膛实时蒸发量数据，计算得到锅炉效率、排烟热损失、飞灰不完全燃烧热损失、底渣不完全燃烧热损失、飞灰物理热损失、底渣物理热损失、锅炉散热损失和灰渣份额。

所述汽轮机侧实时能流计算模块包括回热抽汽系统、空冷凝汽系统、供热系统和汽机侧能损分布系统，回热抽汽系统通过采集的OPC服务器中的汽轮机各级的抽气压力数据、抽气温度数据、疏水压力数据、疏水温度数据和排汽压力数据计算得到各级的回热抽气效率；空冷凝汽系统通过采集的OPC服务器中的空冷岛环境温度数据、空冷岛进口排汽压力数据、排汽温度数据和凝结水温度数据计算得到空冷岛散热损失；供热系统通过采集的OPC服务器中的供热抽汽压力数据、抽汽温度数据、抽汽流量数据、供回水压力数据、供回水温度数据和供回水流量数据计算得到各区域供热量；汽机侧能损分布系统通过采集的OPC服务器中的主蒸汽压力数据、主蒸汽温度数据、高压缸排汽压力数据、高压缸排汽温度数据、中压缸进口压力数据、中压缸进口温度数据、给水流量数据、给水温度数据、给水压力数据、减温水量数据和补水量数据计算得到汽轮机相对内效率、循环热效率、机组热效率、热耗率、高压缸效率、中压缸效率、汽机流通损失、汽机传动损失和管道热损失。

所述发电机实时能流计算模块通过采集的OPC服务器中的冷却水量数据、冷却水进出口温度数据、冷却氢量数据、冷却氢进出口温度数据、氢气压力数据计算得到发电机的铁损和铜损及氢气泄露情况。

所述辅机系统实时能流计算模块包括风机系统、泵系统和380V设备系统，风机系统通过采集的OPC服务器中的一次风机实时电流数据、二次风机实时电流数据、引风机实时电流数据、高压流化风机实时电流数据和空冷风机实时电流数据计算得到风机系统各风机的实时电量；泵系统通过采集的OPC服务器中的给水泵实时电流数据、凝结水泵实时电流数据和闭冷水泵实时电流数据，计算得到各泵的实时电量；380V设备系统通过采集的OPC服务器中的工作段、照明段、公用段和检修段中的用电设备的实时电流数据，计算得到380V段上工作段、照明段、公用段和检修段的电量。

所述在线热力试验模块包括锅炉性能试验系统和汽轮机性能试验系统，锅炉性能试验系统是将锅炉侧实时能流计算模块的计算结果以表单形式呈现出来，汽轮机性能试验系统是将汽轮机侧实时能流计算模块的计算结果以表单形式呈现出来。

所述班组小指标评比模块是指将软件系统计算出的发电量、辅机耗电率、机组补水率、真空度、锅炉效率、汽轮机效率、热耗率、发电煤耗和供电煤耗，及OPC服务器采集的给水温度、主汽参数、飞灰含碳量、底渣含碳量和排烟温度指标按照各自折算标准折算成分数后，再按照每个小组的工作时间段对分数进行求和，根据求和后的总分进行评比。

具体评分标准为：发电量的考核范围为该班组折合到每天490-520万kWh，每少发5万kWh减去1分，每超发5万kWh奖励1分；辅机耗电率按每月该班组相比基准值每降低0.1％，奖励1分，每升高0.1％，减去1分，如果因设备原因造成辅机耗电率升高，要做好记录；机组补水率供热期为蒸汽量的1.7％，非供热期为蒸汽量的1.3％，补水率每降低0.1个百分点奖励1分，每升高0.1个百分点减去1分；真空度5月-10月份按70％计算，其余月份按80％计算，每升高1％奖励1分，每降低1％减去1分；锅炉效率每降低0.05个百分点减去1分，每升高0.05个百分点奖励1分；汽轮机效率和热耗率折合值每降低0.05个百分点奖励1分，每升高0.05个百分点减去1分；发电煤耗和供电煤耗按每升高0.05％减去1分，每降低0.05％奖励1分；给水温度通过OPC端采集的给水温度值与蒸发量插值所得计算值做比较，采集给水温度值每降低1℃减去1分，采集给水温度值每升高1℃奖励1分；主汽参数包括主汽温度和主汽压力，主汽温度日平均值正常控制在536-546℃之间，超线一次减去0.1分，按月累计超线次数；主汽压力在定压运行方式下控制在16.73±0.5Mpa，超出控制范围超线一次减去0.1分，按月累计超线次数；飞灰含碳量在线平均控制在2-4％之间，每月按计划执行，若低于0.5个百分点奖励1分，若高于0.5个百分点减去1分；底渣含碳量月计划值控制在2-2.5％之间，每月按计划执行，若低于0.5个百分点奖励1分，若高于0.5个百分点减去1分；排烟温度分时间段进行考核，在每年5月1日-10月1日期间，通过OPC端采集的排烟温度值与高温环境下蒸发量与排烟温度的拟合公式所得计算值做比较，每升高1℃减去1分，低于下限值但在烟气露点之上，每降低1℃奖励1分；其他月份通过OPC端采集的排烟温度值与低温环境下蒸发量与排烟温度的拟合公式所得计算值做比较，每升高1℃减去1分，低于下限值但在烟气露点之上，每降低1℃奖励1分。

本发明具有以下有益效果：

1、作为一种关于火力发电厂机组能源流向和能源损耗数据在线监测并实时显示的系统，弥补了火电厂在实时能流在线监测方面的空白；

2、火力发电厂机组能源流向和能源损耗数据在线监测并实时显示系统硬件部分可以稳定的实现数据的采集、数据的计算和数据的存储，对于火电厂能源管理和能源横向和纵向比较提供技术保障；

3、火力发电厂机组能源流向和能源损耗数据在线监测并实时显示系统软件部分可以实现的功能有：全机组能流情况的实时显示、锅炉各项损失的实时监测、锅炉效率的实时显示、汽轮机各项损失的实时监测、汽轮机相对内效率的实时显示、汽轮机高中压缸效率实时显示、汽轮机热耗率的实时显示、厂用电情况的实时显示、发电煤耗率的实时显示、供热量的实时显示、在线性能试验生成及班组指标评比，极大的丰富了电厂能源的监视及能损分析，提高了电厂指标分析的效率和准确性。

具体实施方式

实施例1

一种火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统，包括硬件系统和软件系统，所述硬件系统由应用层、数据层和现场层组成，应用层包括客户机和便携式计算机，数据层包括DPM服务器和在线能流系统服务器，现场层包括DCS数据接口机、辅网数据接口机和防火墙，所述软件系统安装在在线能流系统服务器上，软件系统包括锅炉侧实时能流计算模块、汽轮机侧实时能流计算模块、发电机实时能流计算模块、辅机系统实时能流计算模块、在线热力试验模块和班组小指标评比模块；

所述防火墙、DCS数据接口机和辅网数据接口机都连接在火电厂原有现场OPC服务器的数据接口上用于采集OPC服务器的数据，防火墙、DCS数据接口机和辅网数据接口机又都与在线能流系统服务器相连接将采集的OPC服务器的数据传输到在线能流系统服务器，在线能流系统服务器利用安装在其上的软件系统的计算及存储后，将计算的结果以系统总貌图、数据棒图、历史/实时参数趋势曲线呈现出来，再通过DPM服务器利用网络以WEB形式分别发布到客户机和便携式计算机上，客户机和便携式计算机通过账号和密码实现远程查询。

所述锅炉侧实时能流计算模块包括燃料输入系统、余热回收利用系统、冷渣器系统、石灰石脱硫系统和炉侧能损分布系统。

燃料输入系统通过采集的OPC服务器中的入炉煤量B数据225t/h、低位发热量Q_net.ar数据2860kca/kg、一次风机实时电流I1、电压U1数据447.3A、6kv、二次风机实时电流I2、电压U2数据261.1A、6kv和流化风机实时电流I3、电压U3数据275.6A、6kv，二氧化硫排放值数据168mg/m3、石灰石给料机给料量G_石数据17t/h和煤质硫分Sar数据0.92％，计算得到燃料劣质煤实时放热量Q_r值为3294.18GJ/h(100％)，计算公式为：Q_r＝B(Q_net.ar+Q_fj+Q_石)、Q_石＝S_ar·(152η_tl-57.19K_glb·β_fj)、 ${\mathrm{\η}}_{t1}=\frac{4597.7S_{ar}-C_{{\mathrm{SO}}_2}}{4597.7S_{ar}}\×100\%,$ X_CaCO3为石灰石中碳酸钙含量。

余热回收利用系统通过采集的OPC服务器中的暖风器前温度t₀数据25.7℃、暖风器后温度t_k数据43.4℃、暖风器前一次风量V_sf1数据332324.6Nm3/h和二次风量数据475189.4Nm3/h，计算得到一次暖风实时热量16.19(0.49％)GJ/h和二次暖风实时热量23.15(0.702％)GJ/h，计算公式为：c_pgk＝10^-7t_k ²+4′10^-5t_k+1.3189、c_pk＝2×10^-7t₀ ²+2×10^-5t₀+1.2971。

冷渣器系统通过采集的OPC服务器中的冷渣器进渣温度t_jzB数据921.5℃、出渣温度t_czB数据45℃、进水温度t_jB数据71.8℃、出水温度t_oB数据90℃、冷却水量D_BS数据440t/h、进风温度t_Bfj数据51.6℃、出风温度t_Bfo数据429.8℃和冷却风量V_B数据63453.3Nm3/h，计算得到冷渣器出渣量G_B数据47.83t/h和冷渣器回收热量QB为118.6GJ/h(3.6％)，计算主要公式为：

Q_B＝Q_BS+Q_BF、Q_BS＝4186.8D_BS(t_oB-t_jB)、Q_BF＝V_B(c_Bfot_Bfo-c_Bfit_Bfi)、c_jzB＝0.71+5.02×10^-4t_jzB、c_czB＝0.71+5.02×10^-4t_czB。

石灰石脱硫系统通过采集的OPC服务器中的二氧化硫排放值数据168mg/m3、石灰石给料机给料量G_石数据17t/h和煤质硫分Sar数据0.92％，计算得到石灰石放热量Q_石19.8GJ/h(0.6％)和石灰石生成灰量(A-Aar)5.56％,主要计算公式为：

Q_石＝S_ar·(152η_tl-57.19K_glb·β_fj)、A＝A_ar+A_CaSO4+A_CaO+A_wfj+A_zz、A_CaSO4＝0.0425η_tl·S_ar $A_{CaO}=\[\frac{1.75S_{ar}}{100}\·(K_{\mathrm{glb}}-\frac{{\mathrm{\η}}_{tl}}{100})-\frac{X_{CaCO3}}{100}\·(1-\frac{{\mathrm{\β}}_{fj}}{100})\·\frac{56}{100}\]\·100,b_{CaCO3}=\frac{3.125K_{\mathrm{glb}}\·S_{ar}}{X_{CaCO3}}\×100$ $A_{wfj}=b_{CaCO3}(1-\frac{{\mathrm{\β}}_{fj}}{100})\·\frac{X_{CaCO3}}{100},A_{zz}=(1-\frac{X_{CaCO3}}{100})\·b_{CaCO3}.$

炉侧能损分布系统通过采集的OPC服务器中的在线煤质分析仪水分M_ar数据9.52％、在线煤质分析仪灰分A_ar数据45.88％、在线煤质分析仪热值Q_net,ar数据2860kca/kg、省煤器出口烟气含氧量O_2.py数据5.89％、定期煤质元素收到基值数据收到基氮N_ar0.35％、收到基氢H_ar2.38％，排烟温度θ_gy数据130.25℃、在线飞灰含碳量C_fh数据3.57％、在线底渣含碳量C_dz数据3.65％和炉膛实时蒸发量D数据991t/h，计算得到锅炉效率η_b91.17％、排烟热损失q₂(-4.953％)、飞灰不完全燃烧热损失q_4fh(-2.304％)、底渣不完全燃烧热损失q_4dz(-1.433％)、飞灰物理热损失q_6fh(-0.318％)、底渣物理热损失q_6dz(-0.026％)、锅炉散热损失q₅(-0.48％)和灰渣份额α_fh：α_dz＝53.42:47.83，主要计算公式为：

η_b＝100-q_4fh-q_6fh-q_4dz-q_6dz-q₂-q₅-q₇、 $Q_2=100\×(Q_2^{gy}+Q_2^{H_{2}O}),q_2=100\×\frac{Q_2^{gy}+Q_2^{H_{2}O}}{Q_r},$ $Q_2^{gy}=V_{gy}\·C_{p.gy}({\mathrm{\θ}}_{gy}-t_0),v_{gy}={\left(V_{gy}^0\right)}^c+({\mathrm{\α}}_{py}-1){\left(V_{gk}^0\right)}^c,$ ${\left(V_{gy}^0\right)}^c=1.866\·\frac{C_{ar}^r+0.375S_{ar}}{100}+0.79\·{\left(V_{gk}^0\right)}^c+0.8\·\frac{N_{ar}}{100}+0.7\·\frac{S_{ar}}{100}\·\frac{{\mathrm{\β}}_f\·K_{\mathrm{glb}}-{\mathrm{\η}}_{t1}}{100},$ ${\left(V_{gk}^0\right)}^c=0.089\·(C_{ar}^r+0.375\·S_{ar})+0.265\·H_{ar}+0.0167\·S_{ar}\·{\mathrm{\η}}_{tl}/100-0.0333\·O_{ar},{\mathrm{\α}}_{py}=\frac{21}{21-O_{2.py}},$ $Q_2^{H_{2}O}=V_{H_{2}O}\·C_{p.H_{2}O}({\mathrm{\θ}}_{py}-t_0),v_{H_{2}O}^0=11.1\·\frac{H_{ar}}{100}+1.24\·\frac{M_{ar}}{100}+0.016\·{\left(V_{gk}^0\right)}^c,$ $V_{H_{2}O}=V_{H_{2}O}^0+0.0161\·({\mathrm{\α}}_{py}-1)\·{\left(V_{gk}^0\right)}^c,$ $C_{ar}=\frac{1}{448}(Q_{net,ar}-1137H_{ar}-84M_{ar}-109A_{ar}-218S_{ar}-109N_{ar}+10900),$ O_ar＝100-M_ar-A_ar-S_ar-N_ar-H_ar-C_ar、 $q_5=\frac{4.24\×{10}^5}{D\·Q_r},q_{6dz}=\frac{A\·{\mathrm{\α}}_{fdz}\·(\stackrel{\‾}{t_{dz}}-t_0)\·c_{dz}}{(100-C_{dz})\·Q_r},$ $\stackrel{\‾}{t_{dz}}=\frac{(Q_A\·t_{czA}+Q_B\·t_{czB}+Q_C\·t_{czC}+Q_D\·t_{czD})}{Q_Z},c_{dz}=0.71+0.000502\×\stackrel{\‾}{t_{dz}},q_{4dz}=\frac{337.27A\·{\mathrm{\α}}_{dz}\·C_{dz}}{(100-C_{dz})\·Q_r},$ $q_{6th}=\frac{A\·{\mathrm{\α}}_{fh}\·({\mathrm{\θ}}_{py}-t_0)\·c_{th}}{(100-C_{fh})\·Q_r},q_{4th}=\frac{337.27A\·{\mathrm{\α}}_{fh}\·C_{fh}}{(100-C_{fh})\·Q_r},{\mathrm{\α}}_{dz}=\frac{G_B(1-\frac{C_{dz}}{100})}{B\·\frac{A}{100}}\×100,$ α_fh＝100-α_dz

所述汽轮机侧实时能流计算模块包括回热抽汽系统、空冷凝汽系统、供热系统和汽机侧能损分布系统。

回热抽汽系统通过采集的OPC服务器中的汽轮机1#高加抽汽压力P7数据6.48MPa、抽汽温度t7数据398.1℃、疏水温度td7数据255.8℃、1#高加进口水温tw6数据249.6℃、1#高加出口水温tw7数据281.3℃，1#高加进口水压Pw6数据18.98MPa、1#高加出口水压Pw7数据18.88MPa，2#高加抽汽压力P6数据3.96MPa、抽汽温度t6数据333.8℃、疏水温度td6数据220.6℃、2#高加进口水温tw5数据214.6℃、2#高加出口水温tw6数据249.6℃，2#高加进口水压Pw5数据20.08MPa、2#高加出口水压Pw6数据18.98MPa，3#高加抽汽压力P5数据1.9MPa、抽汽温度t5数据441.3℃、疏水温度td5数据185℃、3#高加进口水温tw4数据179.1℃、3#高加出口水温tw5数据214.6℃，3#高加进口水压Pw4数据20.18MPa、3#高加出口水压Pw5数据20.08MPa，除氧器处抽气压力P4数据0.93MPa、抽汽温度t4数据324.1℃，5#低加抽汽压力P3数据0.564MPa、抽汽温度t3数据288.4℃、疏水温度td3数据132.8℃、5#低加进口水温tw2数据124.6℃、5#低加出口水温tw3数据154.5℃，5#低加进口水压Pw2数据1.7MPa、5#低加出口水压Pw3数据1.6MPa，6#低加抽汽压力P2数据0.213MPa、抽汽温度t2数据203.9℃、疏水温度td2数据101.5℃、6#低加进口水温tw1数据95.8℃、6#低加出口水温tw2数据125℃，6#低加进口水压Pw1数据1.8MPa、6#低加出口水压Pw2数据1.7MPa，7#低加抽汽压力P1数据0.098MPa、抽汽温度t1数据98℃、疏水温度td1数据81.4℃、7#低加进口水温twc数据76.2℃、7#低加出口水温tw1数据95.8℃，7#低加进口水压Pwc数据1.9MPa、7#低加出口水压Pw11.8MPa，排汽压力28.8kPa。由于7#低加抽汽及排汽介于湿蒸汽区域，此区域计算根据热平衡图拟合方法得到。得到各级抽汽份额为1#高加α7为0.0653％、2#高加α6为0.0794％、3#高加α5为0.0334％、除氧器α4为0.0366％、5#低加α3为0.0387％、6#低加α2为0.0401％、7#低加α1为0.0443％、再热蒸汽份额、0.8554％、排汽焓值2441.5kJ/kg，各级抽汽效率η_j依次为：0.096、0.166、0.227、0.264、0.310、0.447、0.475，主要计算公式为：涉及到的焓值都是由所对应压力、温度值借助水及水蒸汽软件求得，具体算法为

${\mathrm{\α}}_7=\frac{{\mathrm{\α}}_{fw}(h_{w7}-h_{w6})}{(h_7-h_{d7}){\mathrm{\η}}_h},{\mathrm{\α}}_6=\frac{{\mathrm{\α}}_{fw}(h_{w6}-h_{w5})-{\mathrm{\α}}_7(h_{d7}-h_{d6}){\mathrm{\η}}_h}{(h_6-h_{d6}){\mathrm{\η}}_h},$ ${\mathrm{\α}}_5=\frac{{\mathrm{\α}}_{fw}(h_{w5}-{h^{\′}}_{w4})-({\mathrm{\α}}_7+{\mathrm{\α}}_6)(h_{d6}-h_{d5}){\mathrm{\η}}_h}{(h_5-h_{d5}){\mathrm{\η}}_h},$ ${\mathrm{\α}}_4=\frac{{{\mathrm{\α}}^{\′}}_{fw}(h_{w4}-h_{w3})/{\mathrm{\η}}_h-({\mathrm{\α}}_7+{\mathrm{\α}}_6+{\mathrm{\α}}_5)(h_{d5}-h_{w3})-{\mathrm{\α}}_f(h_f-h_{w3})-{\mathrm{\α}}_{sg1}(h_{sg1}-h_{w3})}{h_4-h_{w3}},$ ${\mathrm{\α}}_3=\frac{{\mathrm{\α}}_{c4}(h_{w3}-h_{w2})}{(h_3-h_{d3}){\mathrm{\η}}_h},{\mathrm{\α}}_2=\frac{{\mathrm{\α}}_{c4}(h_{w3}-h_{w2})-{\mathrm{\α}}_3(h_{d3}-h_{d2}){\mathrm{\η}}_h}{(h_2-h_{d2}){\mathrm{\η}}_h},{\mathrm{\α}}_1=\frac{{\mathrm{\α}}_{c4}(h_{w2}-h_{w1})-({\mathrm{\α}}_3+{\mathrm{\α}}_2)(h_{d2}-h_{d1}){\mathrm{\η}}_h}{(h_1-h_{d1}){\mathrm{\η}}_h}$ ${\mathrm{\η}}_j=\frac{H_j}{q_j}$

空冷凝汽系统通过采集的OPC服务器中的高压缸进口蒸汽压力P0数据16.56MPa、高压缸进口蒸汽温度t0数据535.5℃、高压缸出口蒸汽压力Pzrl数据4.19MPa、高压缸出口蒸汽温度tzrl数据344.5℃、中压缸进口蒸汽压力Pzrr数据3.78MPa、中压缸进口蒸汽温度tzrr数据538.3℃、空冷岛环境温度数据27℃、空冷岛进口排汽压力数据Pc数据30.2kPa及各级抽气参数计算得到的新蒸汽等效焓降H为1193.696kJ/kg及循环吸热量q数据2606.2kJ/kg，从而得到空冷岛散热损失q_kl数据(-45.74％)，主要计算公式为：所涉及到的焓值数据由所对应压力、温度求得，

$H=\underset{1}{\overset{7}{\Σ}}{\mathrm{\α}}_j(h_0-h_j)+{\mathrm{\Σ\α}}_i{\mathrm{\Δh}}_i,$ q＝h₀-h_fw、 $q_{kl}=100-\frac{100H}{q}$

供热系统通过采集的OPC服务器中的供热抽汽压力Pgr数据0.93MPa、抽汽温度tgr数据324.1℃、疏水温度tgrs数据170.1℃、供热温度96℃、回水温度67.6℃、供回水流量数据2085.24t/h，计算得到各区域供热量248.2GJ/h，主要计算公式为：

Q_gr＝α_grD(h_gr-h_grs)η_gr

汽机侧能损分布系统通过采集的OPC服务器中的高压缸进口蒸汽压力P0数据16.56MPa、高压缸进口蒸汽温度t0数据535.5℃、高压缸出口蒸汽压力Pzrl数据4.19MPa、高压缸出口蒸汽温度tzrl数据344.5℃、中压缸进口蒸汽压力Pzrr数据3.78MPa、中压缸进口蒸汽温度tzrr数据538.3℃、给水流量数据943.5t/h、给水温度tfw数据272.2℃、给水压力Pfw数据18.78MPa、过热器减温水量Dde数据14.085t/h、补水量Dma数据13.8t/h，计算得到汽轮机相对内效率η_i95.09％、循环热效率η_t45.802％、机组热效率η_e42.685％、热耗率q₀8433.969kJ/kWh、高压缸效率η_高83.11％、中压缸效率η_中92.15％、汽机流通损失δq_i4.366％、汽机传动损失0.845％和管道热损失η_gd1.814％。

${\mathrm{\η}}_i=\frac{(h_0-h_{gc})+(h_{zj}-h_c)}{(h_0-h_{gc}^0)+(h_{zj}-h_c^0)}\×100\%,{\mathrm{\η}}_t=\frac{H}{q}\×100\%,{\mathrm{\η}}_e=\frac{3600}{q_0}\×100\%,q_0=\frac{Q_0}{P_e},$ Q₀＝D₀h₀+D_rhq_rh+D_fh_f+D_mah_ma-D_fwh_fw-D_deh_de、 ${\mathrm{\δq}}_i=\frac{(100-{\mathrm{\η}}_i)\·{\mathrm{\η}}_b\·{\mathrm{\η}}_{gd}}{10000},{\mathrm{\η}}_{gd}=\frac{h_0-h_{gc}}{h_r-h_{zl}}\·\frac{h_{zj}-h_c}{h_{zr}-h_c}\·100$

所述发电机实时能流计算模块通过采集的OPC服务器中的冷却水量q_fs数据51.87t/h、冷却水进水温度t_fsj数据42.8℃、冷却水出水温度t_fsc数据53.3℃、冷却氢量V_fq数据68.8m3、冷却氢进口温度t_fqj数据20.1℃、冷却氢出口温度t_fqc数据40.2℃计算得到发电机的铁损0.684GJ/h(基本不变)和铜损Q_f2.628GJ/h。

Q_f＝Q_fs+Q_fg、Q_fs＝1000×q_fs×c_fs×(t_fsc-t_fsj)、Q_fq＝V_fq×c_fq×(t_fqc-t_fqj)

所述辅机系统实时能流计算模块包括风机系统、泵系统和380V设备系统，风机系统通过采集的OPC服务器中的一次风机实时电量数据447.3A、二次风机实时电流数据261.1A、引风机实时电流数据623A、高压流化风机实时电流数据275.6A和空冷风机实时电流数据2928.1kWh/h，计算得到风机系统各风机的实时总电量12570.1kwh/h；泵系统通过采集的OPC服务器中的给水泵实时电流数据1051A、凝结水泵实时电流数据164.9A、闭冷水泵实时电流数据347A，计算得到各泵的实时电量9377.4kwh/h；380V设备系统通过采集的OPC服务器中的工作段电量626.95kwh/h、燃料电源段电量1032.4kwh/h、照明段公用段和检修段电量102.5kwh/h，计算得到380V段上工作段、照明段、公用段和检修段的总电量729.45kwh/h；6KV段电量2077kwh/h；得到厂用电量为25786.4kwh/h，实时负荷为279MW，厂用电率为9.23％。

所述在线热力试验模块包括锅炉性能试验系统和汽轮机性能试验系统，锅炉性能试验系统是将锅炉侧实时能流计算模块的计算结果以表单形式呈现出来，汽轮机性能试验系统是将汽轮机侧实时能流计算模块的计算结果以表单形式呈现出来。

所述班组小指标评比模块是指将软件系统计算出的发电量、辅机耗电率、机组补水率、真空度、锅炉效率、汽轮机效率、热耗率、发电煤耗和供电煤耗，及OPC服务器采集的给水温度、主汽参数、飞灰含碳量、底渣含碳量和排烟温度指标按照各自折算标准折算成分数后，再按照每个小组的工作时间段对分数进行求和，根据求和后的总分进行评比。

具体评分标准为：发电量的考核范围为该班组折合到每天490-520万kWh，每少发5万kWh减去1分，每超发5万kWh奖励1分；辅机耗电率按每月该班组相比基准值每降低0.1％，奖励1分，每升高0.1％，减去1分，如果因设备原因造成辅机耗电率升高，要做好记录；机组补水率供热期为蒸汽量的1.7％，非供热期为蒸汽量的1.3％，补水率每降低0.1个百分点奖励1分，每升高0.1个百分点减去1分；真空度5月-10月份按70％计算，其余月份按80％计算，每升高1％奖励1分，每降低1％减去1分；锅炉效率每降低0.05个百分点减去1分，每升高0.05个百分点奖励1分；汽轮机效率和热耗率折合值每降低0.05个百分点奖励1分，每升高0.05个百分点减去1分；发电煤耗和供电煤耗按每升高0.05％减去1分，每降低0.05％奖励1分；给水温度通过OPC端采集的给水温度值与蒸发量插值所得计算值做比较，采集给水温度值每降低1℃减去1分，采集给水温度值每升高1℃奖励1分；主汽参数包括主汽温度和主汽压力，主汽温度日平均值正常控制在536-546℃之间，超线一次减去0.1分，按月累计超线次数；主汽压力在定压运行方式下控制在16.73±0.5Mpa，超出控制范围超线一次减去0.1分，按月累计超线次数；飞灰含碳量在线平均控制在2-4％之间，每月按计划执行，若低于0.5个百分点奖励1分，若高于0.5个百分点减去1分；底渣含碳量月计划值控制在2-2.5％之间，每月按计划执行，若低于0.5个百分点奖励1分，若高于0.5个百分点减去1分；排烟温度分时间段进行考核，在每年5月1日-10月1日期间，通过OPC端采集的排烟温度值与高温环境下蒸发量与排烟温度的拟合公式所得计算值做比较，每升高1℃减去1分，低于下限值但在烟气露点之上，每降低1℃奖励1分；其他月份通过OPC端采集的排烟温度值与低温环境下蒸发量与排烟温度的拟合公式所得计算值做比较，每升高1℃减去1分，低于下限值但在烟气露点之上，每降低1℃奖励1分。

Claims (7)

1.一种火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统，其特征是包括硬件系统和软件系统，所述硬件系统由应用层、数据层和现场层组成，应用层包括客户机和便携式计算机，数据层包括DPM服务器和在线能流系统服务器，现场层包括DCS数据接口机、辅网数据接口机和防火墙，所述软件系统安装在在线能流系统服务器上，软件系统包括锅炉侧实时能流计算模块、汽轮机侧实时能流计算模块、发电机实时能流计算模块、辅机系统实时能流计算模块、在线热力试验模块和班组小指标评比模块；

所述防火墙、DCS数据接口机和辅网数据接口机都连接在火电厂原有现场OPC服务器的数据接口上用于采集OPC服务器的数据，防火墙、DCS数据接口机和辅网数据接口机又都与在线能流系统服务器相连接将采集的OPC服务器的数据传输到在线能流系统服务器，在线能流系统服务器利用安装在其上的软件系统的计算及存储后，将计算的结果以系统总貌图、数据棒图、历史/实时参数趋势曲线呈现出来，再通过DPM服务器利用网络以WEB形式分别发布到客户机和便携式计算机上，客户机和便携式计算机通过账号和密码实现远程查询。

2.根据权利要求1所述的火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统，其特征是所述锅炉侧实时能流计算模块包括燃料输入系统、余热回收利用系统、冷渣器系统、石灰石脱硫系统和炉侧能损分布系统，燃料输入系统通过采集的OPC服务器中的入炉煤量数据、低位发热量数据、入炉煤水分数据、入炉煤灰分数据、一次风机实时电量数据、二次风机实时电量数据和流化风机实时电量数据，计算得到燃料劣质煤实时热量；余热回收利用系统通过采集的OPC服务器中的暖风器前温度数据、暖风器后温度数据、暖风器前风量数据和暖风器后风量数据，计算得到一次暖风实时热量和二次暖风实时热量；冷渣器系统通过采集的OPC服务器中的冷渣器进渣温度数据、出渣温度数据、进水温度数据、出水温度数据、冷却水量数据、进风温度数据、出风温度数据和冷却风量数据，计算得到冷渣器出渣量和冷渣器回收热量；石灰石脱硫系统通过采集的OPC服务器中的二氧化硫排放值数据、石灰石给料机给料量数据和煤质硫分数据，计算得到石灰石放热量和石灰石生成灰量；炉侧能损分布系统通过采集的OPC服务器中的在线煤质分析仪水分数据、在线煤质分析仪灰分数据、在线煤质分析仪热值数据、省煤器出口烟气含氧量数据、定期煤质元素收到基值数据、排烟温度数据、在线飞灰含碳量数据、在线底渣含碳量数据和炉膛实时蒸发量数据，计算得到锅炉效率、排烟热损失、飞灰不完全燃烧热损失、底渣不完全燃烧热损失、飞灰物理热损失、底渣物理热损失、锅炉散热损失和灰渣份额。

3.根据权利要求1所述的火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统，其特征是所述汽轮机侧实时能流计算模块包括回热抽汽系统、空冷凝汽系统、供热系统和汽机侧能损分布系统，回热抽汽系统通过采集的OPC服务器中的汽轮机各级的抽气压力数据、抽气温度数据、疏水压力数据、疏水温度数据和排汽压力数据计算得到各级的回热抽气效率；空冷凝汽系统通过采集的OPC服务器中的空冷岛环境温度数据、空冷岛进口排汽压力数据、排汽温度数据和凝结水温度数据计算得到空冷岛散热损失；供热系统通过采集的OPC服务器中的供热抽汽压力数据、抽汽温度数据、抽汽流量数据、供回水压力数据、供回水温度数据和供回水流量数据计算得到各区域供热量；汽机侧能损分布系统通过采集的OPC服务器中的主蒸汽压力数据、主蒸汽温度数据、高压缸排汽压力数据、高压缸排汽温度数据、中压缸进口压力数据、中压缸进口温度数据、给水流量数据、给水温度数据、给水压力数据、减温水量数据和补水量数据计算得到汽轮机相对内效率、循环热效率、机组热效率、热耗率、高压缸效率、中压缸效率、汽机流通损失、汽机传动损失和管道热损失。

4.根据权利要求1所述的火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统，其特征是所述发电机实时能流计算模块通过采集的OPC服务器中的冷却水量数据、冷却水进出口温度数据、冷却氢量数据、冷却氢进出口温度数据、氢气压力数据计算得到发电机的铁损和铜损及氢气泄露情况。

5.根据权利要求1所述的一种火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统，其特征是所述辅机系统实时能流计算模块包括风机系统、泵系统和380V设备系统，风机系统通过采集的OPC服务器中的一次风机实时电流数据、二次风机实时电流数据、引风机实时电流数据、高压流化风机实时电流数据和空冷风机实时电流数据计算得到风机系统各风机的实时电量；泵系统通过采集的OPC服务器中的给水泵实时电流数据、凝结水泵实时电流数据和闭冷水泵实时电流数据，计算得到各泵的实时电量；380V设备系统通过采集的OPC服务器中的工作段、照明段、公用段和检修段中的用电设备的实时电流数据，计算得到380V段上工作段、照明段、公用段和检修段的电量。

6.根据权利要求1所述的火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统，其特征是所述在线热力试验模块包括锅炉性能试验系统和汽轮机性能试验系统，锅炉性能试验系统是将锅炉侧实时能流计算模块的计算结果以表单形式呈现出来，汽轮机性能试验系统是将汽轮机侧实时能流计算模块的计算结果以表单形式呈现出来。

7.根据权利要求1所述的火力发电机组能源流向和损耗数据在线监测实时显示系统，其特征是所述班组小指标评比模块是指将软件系统计算出的发电量、辅机耗电率、机组补水率、真空度、锅炉效率、汽轮机效率、热耗率、发电煤耗和供电煤耗，及OPC服务器采集的给水温度、主汽参数、飞灰含碳量、底渣含碳量和排烟温度指标按照各自折算标准折算成分数后，再按照每个小组的工作时间段对分数进行求和，根据求和后的总分进行评比。