CN109189029A - 火力发电厂低温省煤器节能量线监测系统及方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出一种火力发电厂低温省煤器节能量在线监测系统及方法，该系统在凝汽器、凝结水泵、轴加、四组低压加热器和低温省煤器对应设有传感器；本发明增加了循环水流量的监测和循环水进出口温度的监测，相比现有的监测系统更加全面，而且输出值更具有实用价值，能够直观反映低温省煤器的节能效果。本发明将投入低温省煤器的运行参数进行采集，然后逆向计算假设低温省煤器未投入运行状态的汽轮机热耗率变化量，从而得出当前低温省煤器投入运行状态时的节能量，这对在线评价火力发电厂低温省煤器的经济性以及指导运行人员操作具有重大的意义。

Description

火力发电厂低温省煤器节能量线监测系统及方法

技术领域

本发明涉及火力发电厂低温省煤器节能量在线监测系统及方法，属火力发电厂性能状态在线监测技术领域。

背景技术

火力发电厂燃煤锅炉的烟气余热具有很大的利用价值，而在燃煤锅炉中加装低温省煤器是目前技术上最成熟、应用最为广泛的烟气余热利用方式。加装低温省煤器这一措施可以有效的利用烟气余热，提高火力发电厂的经济性。

目前低温省煤器节能量的分析大多依据等效焓降法和热力性能试验，分别计算和测试低温省煤器的节能量，上述两种方法不具备实时在线监测功能。在火力发电厂性能状态在线监测技术领域，低温省煤器节能量的在线监测尚属于空白，因而电厂运行人员很难实时了解低温省煤器投入运行后的节能量。

为了解决现有技术的不足，本发明依据汽轮机组的运行特性以及低温省煤器的节能原理，发明出一种低温省煤器节能量的在线监测系统及方法，通过该系统能够实时计算显示低温省煤器投入运行后的节能量。

发明内容

本发明提供一种火力发电厂低温省煤器节能量在线监测系统及方法。

本发明提出的技术方案为：

一种火力发电厂低温省煤器节能量在线监测系统，包括低压缸、凝汽器、凝结水泵、低温省煤器、轴加以及四组低压加热器，四组低压加热器分别为低加8、低加7、低加6、低加5；低压缸出口和凝汽器蒸汽入口通过低压缸排汽管路连接，凝结水泵、轴加、低加8、低加7、低加6和低加5沿水流方向依次设置于凝汽器凝结水出口与凝结水出水管路之间；四组低压加热器的蒸汽入口分别通过对应的抽汽管路与低压缸连接；相邻两组低压加热器还通过疏水管路连接，低加8和轴加通过疏水管路与凝汽器连接；低温省煤器第一进水端入水口设置于低加8入水处，第二进水端入水口设置于低加7出水处，低温省煤器第一进水端出水口与第二进水端出水口交汇于低温省煤器进水处，低温省煤器出水端出水口设置于低加5的入水处与低加6的出水处之间；凝汽器、凝结水泵、轴加、低加8、低加7、低加6、低加5和低温省煤器对应设有压力传感器、温度传感器和流量传感器，各传感器采集的数据传输给数据处理模块。

本发明的进一步设计在于：

压力传感器分别置于各低压加热器对应的抽汽管路抽汽口、各低压加热器蒸汽入口、低压缸排汽管路和凝结水进水管路，用于采集各处的压力数据传输给数据处理模块；

温度传感器分别置于五、六段抽汽管路、循环水进水和出水管路、各低压加热器疏水管路、凝结水出水管路、低温省煤器进水处及出水处、各低压加热器出水管路、低加5入水管路和低加8入水管路，用于采集各处的温度数据传输给数据处理模块；

流量传感器分别设置于循环水进水管路、低温省煤器第一进水端、低温省煤器进水处和轴加出水处，用于采集各处的流量数据传输给数据处理模块。

还包括终端显示模块；终端显示模块与数据处理模块连接，用于接收数据处理模块处理后的数据并进行显示。

低加5蒸汽入口通过五段抽汽管路与低压缸连接，低加6蒸汽入口通过六段抽汽管路与低压缸连接，低加7蒸汽入口通过七段抽汽管路与低压缸连接，低加8蒸汽入口通过八段抽汽管路与低压缸连接。

一种火力发电厂低温省煤器节能量在线监测方法，包括如下步骤：

1)原始数据采集：

1.1)当低温省煤器投入运行后，采集当前汽轮机组的运行数据，所述运行数据包括：各低压加热器进汽压力、各低压加热器出水温度、低加5的入水温度、低加8的入水温度、各低压加热器疏水温度、各低压加热器对应的各段抽汽压力、五段和六段抽汽温度、凝结水流量和压力、低压缸排汽压力、循环冷却水进水和出水温度、循环冷却水流量、低温省煤器入口流量、低加8入口至低温省煤器流量、低温省煤器入口温度和低温省煤器出口温度；

1.2)读取DCS系统中的发电机功率值、SIS系统中的汽轮机组热耗率值、SIS系统中低压缸排汽焓值；

2)原始数据初始计算：

2.1)按下列公式计算热力系统中六段抽汽至七段抽汽的级间效率、七段抽汽至八段抽汽的级间效率：

其中：S_6t＝f₂(P_6,cqt,h_6,cqt)、S_7t＝f₂(P_7,cqt,h_7,cqt)；f₁代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和熵求取焓值的函数关系，f₂代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和焓值求取熵的函数关系；

式中：η_6-7为六段抽汽至七段抽汽的级间效率；η_7-8为七段抽汽至八段抽汽的级间效率；为六段抽汽至七段抽汽的七段抽汽理想焓值；为七段抽汽至八段抽汽的八段抽汽理想焓值；S_6t为汽轮机热力性能试验测试的六段抽汽熵；S_7t为汽轮机热力性能试验测试的七段抽汽熵；h_6,cqt为汽轮机热力性能试验测试的六段抽汽焓值；h_7,cqt为汽轮机热力性能试验测试的七段抽汽焓值；h_8,cqt为汽轮机热力性能试验测试的八段抽汽焓值；P_6,cqt为汽轮机热力性能试验测试的六段抽汽压力；P_7,cqt为汽轮机热力性能试验测试的七段抽汽压力；P_8,cqt为汽轮机热力性能试验测试的八段抽汽压力；

2.2)按下列公式计算当前低温省煤器投入运行状态下各个节点的焓值：

h_5,cq＝f(P_5,cq,T_5,cq) 式2-3

h_6,cq＝f(P_6,cq,T_6,cq) 式2-4

h_5,j＝f(P_c,T_5,j) 式2-7

h_5,c＝f(P_c,T_5,c) 式2-8

h_6,j＝f(P_c,T_6,j) 式2-9

h_6,c＝f(P_c,T_6,c) 式2-10

h_7,j＝f(P_c,T_7,j) 式2-11

h_7,c＝f(P_c,T_7,c) 式2-12

h_8,j＝f(P_c,T_8,j) 式2-13

h_8,c＝f(P_c,T_8,c) 式2-14

h_5,s＝f(P_5,jq,T_5,s) 式2-15

h_6,s＝f(P_6,jq,T_6,s) 式2-16

h_7,s＝f(P_7,jq,T_7,s) 式2-17

h_8,s＝f(P_8,jq,T_8,s) 式2-18

h_LT1＝f(P_c,T_LT1) 式2-19

h_LT2＝f(P_c,T_LT2) 式2-20

其中，h_5,jq＝h_5,cq；h_6,jq＝h_6,cq；h_7,jq＝h_7,cq；h_8,jq＝h_8,cq；T_8,c＝T_7,j；T_7,c＝T_6,j；h_8,c＝h_7,j；h_7,c＝h_6,j；S₆＝f₂(P_6,cq,h_6,cq)；S₇＝f₂(P_7,cq,h_7,cq)；f在这里代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和温度求取焓值的函数关系；f₁在这里代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和熵求取焓值的函数关系；f₂在这里代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和焓值求取熵的函数关系；

式中：h_5,cq为五段抽汽焓值；h_5,jq为低加5进汽焓值；h_5,j为低加5进水焓值；h_5,c为低加5出水焓值；h_5,s为低加5疏水焓值；h_6,cq为六段抽汽焓值；h_6,jq为低加6进汽焓值；h_6,j为低加6进水焓值；h_6,c为低加6出水焓值；h_6,s为低加6疏水焓值；h_7,cq为七段抽汽焓值；为六段抽汽至七段抽汽的七段抽汽理想焓值；h_7,jq为低加7进汽焓值；h_7,j为低加7进水焓值；h_7,c为低加7出水焓值；h_7,s为低加7疏水焓值；h_8,cq为八段抽汽焓值；为七段抽汽至八段抽汽的八段抽汽理想焓值；h_8,jq为低加8进汽焓值；h_8,j为低加8进水焓值；h_8,c为低加8出水焓值；h_8,s为低加8疏水焓值；h_LT1为低温省煤器进水焓值；h_LT2为低温省煤器出水焓值；P_5,cq为五段抽汽压力；T_5,cq为五段抽汽温度；P_5,jq为低加5进汽压力；T_5,j为低加5进水温度；T_5,c为低加5出水温度；T_5,s为低加5疏水温度；P_6,cq为六段抽汽压力；T_6,cq为六段抽汽温度；P_6,jq为低加6进汽压力；T_6,j为低加6进水温度；T_6,c为低加6出水温度；T_6,s为低加6疏水温度；P_7,cq为七段抽汽压力；P_7,jq为低加7进汽压力；T_7,j为低加7进水温度；T_7,c为低加7出水温度；T_7,s为低加7疏水温度；P_8,cq为八段抽汽压力；P_8,jq低加8进汽压力；T_8,j为低加8进水温度；T_8,c为低加8出水温度，T_8,s为低加8疏水温度，P_c为凝结水压力；T_LT1为低温省煤器进水温度；T_LT2为低温省煤器出水温度；

2.3)按下列公式计算当前低温省煤器投入运行状态下低压缸各段抽汽量：

式中：D₅为当前低温省煤器投入运行状态下五段抽汽量；D₆为当前低温省煤器投入运行状态下六段抽汽量；D₇为当前低温省煤器投入运行状态下七段抽汽量；D₈为当前低温省煤器投入运行状态下八段抽汽量；D_c为凝结水流量；D_LT为低温省煤器入口流量；D_LT1为低加8入口至低温省煤器流量；

2.4)按下列公式计算假设低温省煤器未投入运行状态下低压缸各段抽汽量；

式中：为假设低温省煤器未投入运行状态下五段抽汽量；为假设低温省煤器未投入运行状态下六段抽汽量；为假设低温省煤器未投入运行状态下七段抽汽量；为假设低温省煤器未投入运行状态下八段抽汽量；

2.5)按下列公式计算当前低温省煤器投入运行状态下的凝汽器热负荷及端差：

Q＝D_w×C_P×(T₂-T₁)/3.6 式2-29

δT＝T_P-T₂ 式2-30

T_P＝f₃(P_ex) 式2-31

其中，f₃在这里代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力求取水的饱和温度的函数关系；

式中：Q为凝汽器热负荷；D_w为循环水流量；C_P为循环水的定压质量比热容，取4.2kJ/(kg·℃)；T₂为循环水的出水温度；T₁为循环水的进水温度；δT为凝汽器端差；T_P为凝汽器压力对应的饱和水温度；P_ex为低压缸排汽压力；

3)发电机功率变化量的计算：

3.1)按下式计算低温省煤器投入运行前后因汽轮机低压缸各段抽汽量变化产生的发电机功率变化量：

式中：为汽轮机低压缸各段抽汽量变化产生的功率变化量；η为汽轮机组的机电效率，取常数98.7％；为假设低温省煤器未投入运行状态下i段抽汽量；D_i为当前低温省煤器投入运行状态下i段抽汽量；h_i,cq为i段抽汽焓值；h_ex为汽轮机低压缸排汽焓值；

3.2)按下式计算低温省煤器投入运行前后因汽轮机低压缸排汽压力变化产生的发电机功率变化量：

首先按下列公式可计算出假设低温省煤器未投入运行状态下低压缸排汽压力

其中，f₄表示水和水蒸汽性质计算软件中通过水的饱和温度求取对应压力的函数关系；

然后根据当前低温省煤器投入运行状态下的低压缸排汽压力P_ex、假设低温省煤器未投入运行状态下的低压缸排汽压力以及低压缸排汽压力对发电机功率的修正公式分别计算得到θ与θ^*两个修正系数，再按下列公式计算汽轮机低压缸排汽压力变化产生的发电机功率变化量：

θ＝k₁×(P_ex)³+k₂×(P_ex)²+k₃×P_ex+k₄ 式3-6

式中：ΔQ为假设低温省煤器未投入运行状态下凝汽器热负荷变化量；为假设低温省煤器未投入运行状态下的循环水出水温度；为假设低温省煤器未投入运行状态下低压缸排汽压力对应的饱和水温度；为假设低温省煤器未投入运行状态下的低压缸排汽压力；为汽轮机低压缸排汽压力变化产生的发电机功率变化量；W_g为当前低温省煤器投入运行状态下的发电机功率值；θ为当前低温省煤器投入运行状态下的汽轮机低压缸排汽压力对发电机功率的修正值；θ^*为假设低温省煤器未投入运行状态下的汽轮机低压缸排汽压力对发电机功率的修正值；k₁、k₂、k₃、k₄为低压缸排汽压力对发电机功率修正公式中的系数，取机组出厂数据；

3.3)按下式计算低温省煤器投入运行前后发电机功率变化量的合计值：

式中：ΔW_g为汽轮机低压缸各段抽汽量变化产生的发电机功率变化量与汽轮机低压缸排汽压力变化产生的发电机功率变化量的合计值；

4)按下列公式计算低温省煤器投入运行后所产生的节能量：

ΔHr＝Hr×Δη/100 式4-2

式中：Δη为汽轮机组循环效率提高量；Hr为当前运行状态下的汽轮机组热耗率；ΔHr为低温省煤器投入运行后的汽轮机组热耗率降低值；

5)终端显示：

将步骤4所得的低温省煤器投入运行后的汽轮机组热耗率降低值ΔHr在终端显示模块中进行显示。

按下式计算低温省煤器的余热利用量并将计算结果在终端显示模块中进行显示：

Q_LT＝D_LT(h_LT2-h_LT1)/3.6

式中：Q_LT为低温省煤器余热利用量。

本发明相比现有技术具有如下有益效果：

本发明中的监测系统相比于常规低温省煤器状态监测系统，增加了循环水流量的监测和循环水进出口温度的监测，还将现有SIS系统中的热耗率在线值和低压缸排汽焓在线值引入；

本发明将低温省煤器投入运行和未投入运行中对热力系统有影响的主要参数都进行了监测，将监测到的数据采集后通过数据计算模块直接计算出低温省煤器投入运行时的节能量，其相比现有的监测系统更加全面，而且输出值更具有实用价值，能够直观的反映出低温省煤器的节能效果。

本发明依据逆向思维，将低温省煤器投入运行的参数进行采集，然后逆向计算假设低温省煤器未投入运行状态的汽轮机组热耗率变化量，从而得出当前低温省煤器投入运行状态时的节能量，这对在线评价火力发电厂低温省煤器的经济性，指导运行人员操作具有重大的意义。

本发明的计算方法中，把依据汽轮机热力性能试验数据计算得到的η_6-7、η_7-8当做常数引入计算模型中，从而省去通过繁琐的迭代计算七抽、八抽焓值的过程，这一假设仅给计算结果带来1％以内的误差，因此其完全可以满足工程应用要求。

本发明的计算方法中，考虑了当前低温省煤器投入运行和假设低温省煤器未投入运行时低压缸排汽压力变化的计算方法，该计算方法中假设了低温省煤器投入运行前后凝汽器端差不变这一原则，而根据热负荷的变化推算了低压缸排汽压力的变化值；

附图说明

图1为实施例一中火力发电厂低温省煤器节能量在线监测系统示意图，也作摘要附图；

图2为实施例三中的计算流程示意图；

其中：1-低压缸进汽管路；2-低压缸；3-低压缸排汽管路；4-凝汽器；5-凝结水泵；6-轴加；7-低加8；8-低加7；9-低加6；10-低加5；11-低温省煤器；12-五段抽汽管路；13-六段抽汽管路；14-七段抽汽管路；15-八段抽汽管路；16-循环水进水管路；17-循环水出水管路；18-凝结水进水管路；19-轴加疏水管路；20-轴加进汽管路；21-低加8疏水管路；22-低加7疏水管路；23-低加6疏水管路；24-低加5疏水管路；25-凝结水出水管路；26-第一低温省煤器进水支管；27-第二低温省煤器进水支管；28-低温省煤器进水母管；29-低温省煤器出水管路；

P代表压力传感器；T代表温度传感器；F代表流量传感器。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的技术方案进一步说明。

实施例一：

图1所示为本实施例的火力发电厂低温省煤器节能量在线监测系统示意图，其中包括低压缸2、凝汽器4、凝结水泵5、低温省煤器11、轴加6以及四组低压加热器，四组低压加热器分别为低加8(7)、低加7(8)、低加6(9)、低加5(10)；低压缸出口和凝汽器蒸汽入口通过低压缸排汽管路连接，凝结水泵、轴加、低加8(7)、低加7(8)、低加6(9)和低加5(10)沿水流方向依次设置于凝汽器凝结水出口与凝结水出水管路25之间；四组低压加热器的蒸汽入口分别通过对应的抽汽管路与低压缸连接；相邻两组低压加热器还通过疏水管路连接，即低加5与低加6通过低加5疏水管路24连接，低加6(9)与低加7(8)通过低加6疏水管路23连接，低加7(8)与低加8(7)通过低加7疏水管路22连接，低加8(7)和轴加6分别通过低加8疏水管路21和轴加疏水管路19与凝汽器4连接；低温省煤器11第一进水端(即第一低温省煤器进水支管26)入水口设置于低加8入水处，第二进水端(即第二低温省煤器进水支管27)入水口设置于低加7出水处，低温省煤器第一进水端出水口与第二进水端出水口交汇于低温省煤器进水处(即低温省煤器进水母管28)，低温省煤器11出水端，即低温省煤器出水管路29出水口设置于低加5的入水处与低加6的出水处之间；其中，低加5蒸汽入口通过五段抽汽管路12与低压缸连接，低加6蒸汽入口通过六段抽汽管路13与低压缸连接，低加7蒸汽入口通过七段抽汽管路14与低压缸连接，低加8蒸汽入口通过八段抽汽管路15与低压缸连接。

凝汽器4、凝结水泵5、轴加6、低加8(7)、低加7(8)、低加6(9)、低加5(10)和低温省煤器11对应设有压力传感器、温度传感器和流量传感器，各传感器采集的数据传输给数据处理模块。

压力传感器分别置于各低压加热器对应的抽汽管路抽汽口、各低压加热器蒸汽入口、低压缸排汽管路3和凝结水进水管路18，用于采集各处的压力数据传输给数据处理模块；

温度传感器分别置于五、六段抽汽管路、循环水进水管路16及循环水出水管路17、各低压加热器疏水管路、凝结水出水管路、低温省煤器进水和出水管路、各低压加热器出水管路、低加5入水管路和低加8入水管路，用于采集各处的温度数据传输给数据处理模块；

流量传感器分别设置于循环水进水管路16、低温省煤器第一进水端(即第一低温省煤器进水支管26)、低温省煤器进水处和轴加出水处，用于采集各处的流量数据传输给数据处理模块。

所述数据处理模块用于对采集到的数据进行计算分析得到低温省煤器节能量。

本监测系统中低加8、低加7、低加6和低加5相当于热力系统中沿水流方向排列的第一个至第四个低压加热器。

实施例二：

本实施例的火力发电厂低温省煤器节能量在线监测系统，在实施例一的基础上，增加了终端显示模块；终端显示模块与数据处理模块连接，用于接收数据处理模块处理后数据并进行显示。

实施例三：

本实施例对于实施例的二火力发电厂低温省煤器节能量在线监测系统，其对于火力发电厂低温省煤器节能量在线监测方法包括如下步骤，如图2所示：

1.原始数据采集:

1.1)首先对当前低温省煤器投入运行的数据进行采集，所需采集的数据如表1所示；

表1运行数据采集清单列表

表中，(1)表中发电机功率W_g取DCS实时监测系统中的发电机功率值；(2)热耗率Hr取SIS实时监测系统中的汽轮机热耗率值；(3)低压缸排汽焓h_ex取SIS实时监测系统中汽轮机低压缸排汽焓值。

其中，下一级加热器的进水温度等于上一级加热器的出水温度，即低加7的进水温度等于低加8的出水温度，低加6的进水温度等于低加7的出水温度。

如果SIS实时监测系统中没有汽轮机热耗率在线值和低压缸排汽焓在线值，也可参考专利201610239277.9、201410156414.3中描述的方法实时监测计算汽轮机热耗率在线值和汽轮机低压缸排汽焓在线值。

本发明中对汽轮机热耗率和低压缸排汽焓值的计算不属于本发明的范畴。

名词解释：[DCS：Distributed Control Systems]，[SIS：Safety InstrumentedSystem]

2)原始数据初始计算：

2.1)按下列公式计算热力系统中(热力性能试验状态下)六段抽汽至七段抽汽的级间效率和七段抽汽至八段抽汽的级间效率：

其中：S_6t＝f₂(P_6,cqt,h_6,cqt)、S_7t＝f₂(P_7,cqt,h_7,cqt)，f₁代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和熵求取焓值的函数关系，f₂代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和焓值求取熵的函数关系；

六段抽汽至七段抽汽的七段抽汽理想焓值是根据汽轮机热力性能试验测试的七段抽汽压力和六段抽汽熵，通过水和水蒸汽性质计算软件计算得到；

七段抽汽至八段抽汽的八段抽汽理想焓值是根据汽轮机热力性能试验测试的八段抽汽压力和七段抽汽熵，通过水和水蒸汽性质计算软件计算得到；

六段抽汽熵是通过汽轮机热力性能试验测试的六段抽汽压力和六段抽汽焓值，通过水和水蒸汽性质计算软件计算得到；

七段抽汽熵是通过汽轮机热力性能试验测试的七段抽汽压力和七段抽汽焓值，通过水和水蒸汽性质计算软件计算得到；

式中：η_6-7为六段抽汽至七段抽汽的级间效率，％；η_7-8为七段抽汽至八段抽汽的级间效率，％；为六段抽汽至七段抽汽的七段抽汽理想焓值，kJ/kg；为七段抽汽至八段抽汽的八段抽汽理想焓值，kJ/kg；S_6t为汽轮机热力性能试验测试的六段抽汽熵，kJ/(kg·℃)；S_7t为汽轮机热力性能试验测试的七段抽汽熵，kJ/(kg·℃)；P_6,cqt为汽轮机热力性能试验测试的六段抽汽压力，MPa；P_7,cqt为汽轮机热力性能试验测试的七段抽汽压力，MPa；P_8,cqt为汽轮机热力性能试验测试的八段抽汽压力，MPa；h_6,cqt为汽轮机热力性能试验测试的六段抽汽焓值，kJ/kg；h_7,cqt为汽轮机热力性能试验测试的七段抽汽焓值，kJ/kg；h_8,cqt为汽轮机热力性能试验测试的八段抽汽焓值，kJ/kg；

汽轮机热力性能试验属于火电厂常规工作，汽轮机投运初期或者检修后都需要进行热力性能试验，通过试验可以得到汽轮机的各个运行参数，如六段、七段、八段的抽汽压力(P_6,cqt、P_7,cqt、P_8,cqt)，以及低加8、低加7和低加6的抽汽焓值(h_6,cqt、h_7,cqt、h_8,cqt)，将上述六段、七段、八段的抽汽压力，以及低加8、低加7和低加6的抽汽焓值代入式2-1、式2-2即计算出对应的级间效率，然后将其当做常数引入计算模型中。

2.2)按下列公式计算当前低温省煤器投入运行状态下各个节点的焓值

h_5,cq＝f(P_5,cq,T_5,cq) 式2-3

h_6,cq＝f(P_6,cq,T_6,cq) 式2-4

h_5,j＝f(P_c,T_5,j) 式2-7

h_5,c＝f(P_c,T_5,c) 式2-8

h_6,j＝f(P_c,T_6,j) 式2-9

h_6,c＝f(P_c,T_6,c) 式2-10

h_7,j＝f(P_c,T_7,j) 式2-11

h_7,c＝f(P_c,T_7,c) 式2-12

h_8,j＝f(P_c,T_8,j) 式2-13

h_8,c＝f(P_c,T_8,c) 式2-14

h_5,s＝f(P_5,jq,T_5,s) 式2-15

h_6,s＝f(P_6,jq,T_6,s) 式2-16

h_7,s＝f(P_7,jq,T_7,s) 式2-17

h_8,s＝f(P_8,jq,T_8,s) 式2-18

h_LT1＝f(P_c,T_LT1) 式2-19

h_LT2＝f(P_c,T_LT2) 式2-20

其中，h_5,jq＝h_5,cq；h_6,jq＝h_6,cq；h_7,jq＝h_7,cq；h_8,jq＝h_8,cq；T_8,c＝T_7,j；T_7,c＝T_6,j；h_8,c＝h_7,j，h_7,c＝h_6,j；S₆＝f₂(P_6,cq,h_6,cq)；S₇＝f₂(P_7,cq,h_7,cq)；

f在这里代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和温度求取焓值的函数关系；f₁在这里代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和熵求取焓值的函数关系；f₂在这里代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和焓值求取熵的函数关系；

式中：h_5,cq为五段抽汽焓值，kJ/kg；h_5,jq为低加5进汽焓值，kJ/kg；h_5,j为低加5进水焓值，kJ/kg；h_5,c为低加5出水焓值，kJ/kg；h_5,s为低加5疏水焓值，kJ/kg；h_6,cq为六段抽汽焓值，kJ/kg；h_6,jq为低加6进汽焓值，kJ/kg；h_6,j为低加6进水焓值，kJ/kg；h_6,c为低加6出水焓值，kJ/kg；h_6,s为低加6疏水焓值，kJ/kg；h_7,cq为七段抽汽焓值，kJ/kg；为六段抽汽至七段抽汽的七段抽汽理想焓值，kJ/kg；h_7,jq为低加7进汽焓值，kJ/kg；h_7,j为低加7进水焓值，kJ/kg；h_7,c为低加7出水焓值，kJ/kg；h_7,s为低加7疏水焓值，kJ/kg；h_8,cq为八段抽汽焓值，kJ/kg；为七段抽汽至八段抽汽的八段抽汽理想焓值，kJ/kg；h_8,jq为低加8进汽焓值，kJ/kg；h_8,j为低加8进水焓值，kJ/kg；h_8,c为低加8出水焓值，kJ/kg；h_8,s为低加8疏水焓值，kJ/kg；h_LT1为低温省煤器进水焓值，kJ/kg；h_LT2为低温省煤器出水焓值，kJ/kg；P_5,cq为五段抽汽压力，MPa；T_5,cq为五段抽汽温度，℃；P_5,jq为低加5进汽压力，MPa；T_5,j为低加5进水温度，℃；T_5,c为低加5出水温度，℃；T_5,s为低加5疏水温度，℃；P_6,cq为六段抽汽压力，MPa；T_6,cq为六段抽汽温度，℃；P_6,jq为低加6进汽压力，MPa；T_6,j为低加6进水温度，℃；T_6,c为低加6出水温度，℃；T_6,s为低加6疏水温度，℃；P_7,cq为七段抽汽压力，MPa；P_7,jq为低加7进汽压力，MPa；T_7,j为低加7进水温度，℃；T_7,c为低加7出水温度，℃；T_7,s为低加7疏水温度，℃；P_8,cq为八段抽汽压力，MPa；P_8,jq低加8进汽压力，MPa；T_8,j为低加8进水温度，℃；T_8,c为低加8出水温度，℃，T_8,s为低加8疏水温度，℃P_c为凝结水压力，MPa；T_LT1为低温省煤器进水温度，℃；T_LT2为低温省煤器出水温度，℃。

2.3)按下列公式计算当前低温省煤器投入运行状态下低压缸各段抽汽量：

式中：D₅为当前低温省煤器投入运行状态下五段抽汽量，t/h；D₆为当前低温省煤器投入运行状态下六段抽汽量，t/h；D₇为当前低温省煤器投入运行状态下七段抽汽量，t/h；D₈为当前低温省煤器投入运行状态下八段抽汽量，t/h；D_c为凝结水流量，t/h；D_LT为低温省煤器入口流量，t/h；D_LT1为低加8入口至低温省煤器流量，t/h。

2.4)按下列公式计算假设低温省煤器未投入运行状态下低压缸各段抽汽量：

假设低温省煤器未投入运行状态，即假设凝结水并未通过低温省煤器，而是依次通过低加8、低加7、低加6、低加5，此时系统中仅凝结水流量发生变化，而其余参数不变，在此前提下依据下述公式重新计算假设低温省煤器未投入运行状态时的五段抽汽量、六段抽汽量、七段抽汽量和八段抽汽量:

式中：为假设低温省煤器未投入运行状态下五段抽汽量，t/h；为假设低温省煤器未投入运行状态下六段抽汽量，t/h；为假设低温省煤器未投入运行状态下七段抽汽量，t/h；为假设低温省煤器未投入运行状态下八段抽汽量，t/h。

2.5)按下列公式计算当前低温省煤器投入运行状态下的凝汽器热负荷及端差:

Q＝D_w×C_P×(T₂-T₁)/3.6 式2-29

δT＝T_P-T₂ 式2-30

T_P＝f₃(P_ex) 式2-31

其中：f₃在这里代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力求取水的饱和温度的函数关系；

式中：Q为凝汽器热负荷，kW；D_w为循环水流量，t/h；C_P为循环水的定压质量比热容，取4.2kJ/(kg·℃)；T₂为循环水的出水温度，℃；T₁为循环水的进水温度℃；δT为凝汽器端差℃；T_P为凝汽器压力对应的饱和水蒸汽温度，℃；P_ex为低压缸排汽压力，MPa；

3.发电机功率变化量的计算：

3.1)按下式计算低温省煤器投入运行前后因汽轮机低压缸各段抽汽量变化产生的发电机功率变化量：

由于低温省煤器投入运行后低压缸各段抽汽量变小，因此低压缸中能够做功的蒸汽量增加，此时依据下式可计算低压缸各段抽汽量变化后的发电机功率变化量；

式中：为汽轮机低压缸各段抽汽量变化产生的功率变化量，kW；η为汽轮机组的机电效率，取常数98.7％；为假设低温省煤器未投入运行状态下i段抽汽量，t/h；D_i为当前低温省煤器投入运行状态下i段抽汽量，t/h；h_i,cq为i段抽汽焓值，kJ/kg；h_ex为汽轮机低压缸排汽焓值，kJ/kg；i为正整数，i取值范围为[5,8]。

3.2)计算低温省煤器投入运行前后因汽轮机低压缸排汽压力变化产生的发电机功率变化量：

由于低温省煤器投入运行后低压缸排汽量增多，导致凝汽器热负荷增加，从而使得低压缸排汽压力升高，进而使得发电机功率减少，此时依据下列公式可计算出低温省煤器未投入运行状态下的低压缸排汽压力值，并根据低压缸排汽压力对发电机功率的修正公式计算低压缸排汽压力变化后产生的发电机功率变化量。

其中，f₄表示水和水蒸汽性质计算软件中通过水的饱和温度求取对应压力的函数关系。

根据当前低温省煤器投入运行状态下的低压缸排汽压力P_ex和假设低温省煤器未投入运行状态下的低压缸排汽压力以及低压缸排汽压力对发电机功率的修正公式分别计算得到θ与θ^*两个修正系数，然后按下列公式计算汽轮机低压缸排汽压力变化产生的机组功率变化量：

θ＝k₁×(P_ex)³+k₂×(P_ex)²+k₃×P_ex+k₄ 式3-6

式中：ΔQ为假设运行状态下凝汽器热负荷变化量，kW；为假设运行状态下的循环水出水温度，℃；为假设运行状态下低压缸排汽压力对应的饱和水蒸汽温度，℃；；为假设运行状态下的低压缸排汽压力；为汽轮机低压缸排汽压力变化产生的功率变化量，kW；W_g为当前运行状态下的发电机功率值，kW；θ为当前运行状态下的汽轮机低压缸排汽压力对发电机功率的修正系数，％；θ^*为假设运行状态下的汽轮机低压缸排汽压力对发电机功率的修正系数，％；k₁、k₂、k₃、k₄为低压缸排汽压力对发电机功率修正公式中的系数，取机组出厂数据。

3.3)按下式计算低温省煤器投入运行前后发电机功率变化量的合计值：

式中：ΔW_g为汽轮机低压缸各段抽汽量变化产生的发电机功率变化量与汽轮机低压缸排汽压力变化产生的机组功率变化量的合计值，kW。

4.按下式计算低温省煤器投入运行后所产生的节能量：

ΔHr＝Hr×Δη/100 式4-2

式中：Δη为汽轮机组循环效率提高量，％；Hr为当前运行状态下的汽轮机组热耗率，kJ/kWh；ΔHr为低温省煤器投入运行后的汽轮机热耗率降低值，kJ/kg(低温省煤器的节能量)。

5.终端显示：

将低温省煤器投入运行后所产生的节能量在终端显示模块显示，为便于运行人员观察，同时将低温省煤器的余热利用量按下式计算后将计算结果一并在终端显示模块中输出显示：

Q_LT＝D_LT(h_LT2-h_LT1)/3.6 式4-3

式中：Q_LT为低温省煤器余热利用量，kW。

Claims (6)

1.火力发电厂低温省煤器节能量在线监测系统，包括低压缸、凝汽器、凝结水泵、低温省煤器、轴加以及四组低压加热器，四组低压加热器分别为低加8、低加7、低加6、低加5；低压缸出口和凝汽器蒸汽入口通过低压缸排汽管路连接，凝结水泵、轴加、低加8、低加7、低加6和低加5沿水流方向依次设置于凝汽器凝结水出口与凝结水出水管路之间；其特征在于：四组低压加热器的蒸汽入口分别通过对应的抽汽管路与低压缸连接；相邻两组低压加热器还通过疏水管路连接，低加8和轴加通过疏水管路与凝汽器连接；低温省煤器第一进水端入水口设置于低加8入水处，第二进水端入水口设置于低加7出水处，低温省煤器第一进水端出水口与第二进水端出水口交汇于低温省煤器进水处，低温省煤器出水端出水口设置于低加5的入水处与低加6的出水处之间；凝汽器、凝结水泵、轴加、低加8、低加7、低加6、低加5和低温省煤器对应设有压力传感器、温度传感器和流量传感器，各传感器采集的数据传输给数据处理模块。

2.根据权利要求1所述的火力发电厂低温省煤器节能量在线监测系统，其特征在于：压力传感器分别置于各低压加热器对应的抽汽管路抽汽口、各低压加热器蒸汽入口、低压缸排汽管路和凝结水进水管路，用于采集各处的压力数据传输给数据处理模块；

温度传感器分别置于五、六段抽汽管路、循环水进水和出水管路、各低压加热器疏水管路、凝结水出水管路、低温省煤器进水处及出水处、各低压加热器出水管路、低加5入水管路和低加8入水管路，用于采集各处的温度数据传输给数据处理模块；

流量传感器分别设置于循环水进水管路、低温省煤器第一进水端、低温省煤器进水处和轴加出水处，用于采集各处的流量数据传输给数据处理模块。

3.根据权利要求2所述的火力发电厂低温省煤器节能量在线监测系统，其特征在于：还包括终端显示模块；终端显示模块与数据处理模块连接，用于接收数据处理模块处理后的数据并进行显示。

4.根据权利要求1-3任一所述的火力发电厂低温省煤器节能量在线监测系统，其特征在于：低加5蒸汽入口通过五段抽汽管路与低压缸连接，低加6蒸汽入口通过六段抽汽管路与低压缸连接，低加7蒸汽入口通过七段抽汽管路与低压缸连接，低加8蒸汽入口通过八段抽汽管路与低压缸连接。

5.采用权利要求4所述在线监测系统对火力发电厂低温省煤器节能量在线监测方法，其特征在于：包括如下步骤：

1)原始数据采集：

1.1)当低温省煤器投入运行后，采集当前汽轮机组的运行数据，所述运行数据包括：各低压加热器进汽压力、各低压加热器出水温度、低加5的入水温度、低加8的入水温度、各低压加热器疏水温度、各低压加热器对应的各段抽汽压力、五段和六段抽汽温度、凝结水流量和压力、低压缸排汽压力、循环冷却水进水和出水温度、循环冷却水流量、低温省煤器入口流量、低加8入口至低温省煤器流量、低温省煤器入口温度和低温省煤器出口温度；

1.2)读取DCS系统中的发电机功率值、SIS系统中的汽轮机组热耗率值、SIS系统中低压缸排汽焓值；

2)原始数据初始计算：

2.1)按下列公式计算热力系统中六段抽汽至七段抽汽的级间效率、七段抽汽至八段抽汽的级间效率：

其中：S_6t＝f₂(P_6,cqt,h_6,cqt)、S_7t＝f₂(P_7,cqt,h_7,cqt)；

式中：f₁代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和熵求取焓值的函数关系，f₂代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和焓值求取熵的函数关系；η_6-7为六段抽汽至七段抽汽的级间效率；η_7-8为七段抽汽至八段抽汽的级间效率；为六段抽汽至七段抽汽的七段抽汽理想焓值；为七段抽汽至八段抽汽的八段抽汽理想焓值；S_6t为汽轮机热力性能试验测试的六段抽汽熵；S_7t为汽轮机热力性能试验测试的七段抽汽熵；h_6,cqt为汽轮机热力性能试验测试的六段抽汽焓值；h_7,cqt为汽轮机热力性能试验测试的七段抽汽焓值；h_8,cqt为汽轮机热力性能试验测试的八段抽汽焓值；P_6,cqt为汽轮机热力性能试验测试的六段抽汽压力；P_7,cqt为汽轮机热力性能试验测试的七段抽汽压力；P_8,cqt为汽轮机热力性能试验测试的八段抽汽压力；

2.2)按下列公式计算当前低温省煤器投入运行状态下各个节点的焓值：

h_5,cq＝f(P_5,cq,T_5,cq) 式2-3

h_6,cq＝f(P_6,cq,T_6,cq) 式2-4

h_5,j＝f(P_c,T_5,j) 式2-7

h_5,c＝f(P_c,T_5,c) 式2-8

h_6,j＝f(P_c,T_6,j) 式2-9

h_6,c＝f(P_c,T_6,c) 式2-10

h_7,j＝f(P_c,T_7,j) 式2-11

h_7,c＝f(P_c,T_7,c) 式2-12

h_8,j＝f(P_c,T_8,j) 式2-13

h_8,c＝f(P_c,T_8,c) 式2-14

h_5,s＝f(P_5,jq,T_5,s) 式2-15

h_6,s＝f(P_6,jq,T_6,s) 式2-16

h_7,s＝f(P_7,jq,T_7,s) 式2-17

h_8,s＝f(P_8,jq,T_8,s) 式2-18

h_LT1＝f(P_c,T_LT1) 式2-19

h_LT2＝f(P_c,T_LT2) 式2-20

其中，h_5,jq＝h_5,cq；h_6,jq＝h_6,cq；h_7,jq＝h_7,cq；h_8,jq＝h_8,cq；T_8,c＝T_7,j；T_7,c＝T_6,j；h_8,c＝h_7,j；h_7,c＝h_6,j；S₆＝f₂(P_6,cq,h_6,cq)；S₇＝f₂(P_7,cq,h_7,cq)；

式中：f在这里代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和温度求取焓值的函数关系；f₁在这里代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和熵求取焓值的函数关系；f₂在这里代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力和焓值求取熵的函数关系；h_5,cq为五段抽汽焓值；h_5,jq为低加5进汽焓值；h_5,j为低加5进水焓值；h_5,c为低加5出水焓值；h_5,s为低加5疏水焓值；h_6,cq为六段抽汽焓值；h_6,jq为低加6进汽焓值；h_6,j为低加6进水焓值；h_6,c为低加6出水焓值；h_6,s为低加6疏水焓值；h_7,cq为七段抽汽焓值；为六段抽汽至七段抽汽的七段抽汽理想焓值；h_7,jq为低加7进汽焓值；h_7,j为低加7进水焓值；h_7,c为低加7出水焓值；h_7,s为低加7疏水焓值；h_8,cq为八段抽汽焓值；为七段抽汽至八段抽汽的八段抽汽理想焓值；h_8,jq为低加8进汽焓值；h_8,j为低加8进水焓值；h_8,c为低加8出水焓值；h_8,s为低加8疏水焓值；h_LT1为低温省煤器进水焓值；h_LT2为低温省煤器出水焓值；P_5,cq为五段抽汽压力；T_5,cq为五段抽汽温度；P_5,jq为低加5进汽压力；T_5,j为低加5进水温度；T_5,c为低加5出水温度；T_5,s为低加5疏水温度；P_6,cq为六段抽汽压力；T_6,cq为六段抽汽温度；P_6,jq为低加6进汽压力；T_6,j为低加6进水温度；T_6,c为低加6出水温度；T_6,s为低加6疏水温度；P_7,cq为七段抽汽压力；P_7,jq为低加7进汽压力；T_7,j为低加7进水温度；T_7,c为低加7出水温度；T_7,s为低加7疏水温度；P_8,cq为八段抽汽压力；P_8,jq低加8进汽压力；T_8,j为低加8进水温度；T_8,c为低加8出水温度，T_8,s为低加8疏水温度，P_c为凝结水压力；T_LT1为低温省煤器进水温度；T_LT2为低温省煤器出水温度；

2.3)按下列公式计算当前低温省煤器投入运行状态下低压缸各段抽汽量：

式中：D₅为当前低温省煤器投入运行状态下五段抽汽量；D₆为当前低温省煤器投入运行状态下六段抽汽量；D₇为当前低温省煤器投入运行状态下七段抽汽量；D₈为当前低温省煤器投入运行状态下八段抽汽量；D_c为凝结水流量；D_LT为低温省煤器入口流量；D_LT1为低加8入口至低温省煤器流量；

2.4)按下列公式计算假设低温省煤器未投入运行状态下低压缸各段抽汽量：

式中：为假设低温省煤器未投入运行状态下五段抽汽量；为假设低温省煤器未投入运行状态下六段抽汽量；为假设低温省煤器未投入运行状态下七段抽汽量；为假设低温省煤器未投入运行状态下八段抽汽量；

2.5)按下列公式计算当前低温省煤器投入运行状态下的凝汽器热负荷及端差：

Q＝D_w×C_P×(T₂-T₁)/3.6 式2-29

δT＝T_P-T₂ 式2-30

T_P＝f₃(P_ex) 式2-31

式中：f₃在这里代表的是水和水蒸汽性质计算软件中根据压力求取水的饱和温度的函数关系；Q为凝汽器热负荷；D_w为循环水流量；C_P为循环水的定压质量比热容，取4.2kJ/(kg·℃)；T₂为循环水的出水温度；T₁为循环水的进水温度；δT为凝汽器端差；T_P为凝汽器压力对应的饱和水温度；P_ex为低压缸排汽压力；

3)发电机功率变化量的计算：

3.1)按下式计算低温省煤器投入运行前后因汽轮机低压缸各段抽汽量变化产生的发电机功率变化量：

式中：为汽轮机低压缸各段抽汽量变化产生的功率变化量；η为汽轮机组的机电效率，取常数98.7％；为假设低温省煤器未投入运行状态下i段抽汽量；D_i为当前低温省煤器投入运行状态下i段抽汽量；h_i,cq为i段抽汽焓值；h_ex为汽轮机低压缸排汽焓值；

3.2)按下式计算低温省煤器投入运行前后因汽轮机低压缸排汽压力变化产生的发电机功率变化量：

首先按下列公式可计算出假设低温省煤器未投入运行状态下低压缸排汽压力

式中：f₄表示水和水蒸汽性质计算软件中通过水的饱和温度求取对应压力的函数关系；

然后根据当前低温省煤器投入运行状态下的低压缸排汽压力P_ex、假设低温省煤器未投入运行状态下的低压缸排汽压力以及低压缸排汽压力对发电机功率的修正公式分别计算得到θ与θ^*两个修正系数，再按下列公式计算汽轮机低压缸排汽压力变化产生的发电机功率变化量：

θ＝k₁×(P_ex)³+k₂×(P_ex)²+k₃×P_ex+k₄ 式3-6

式中：ΔQ为假设低温省煤器未投入运行状态下凝汽器热负荷变化量；为假设低温省煤器未投入运行状态下的循环水出水温度；为假设低温省煤器未投入运行状态下低压缸排汽压力对应的饱和水温度；为假设低温省煤器未投入运行状态下的低压缸排汽压力；为汽轮机低压缸排汽压力变化产生的发电机功率变化量；W_g为当前低温省煤器投入运行状态下的发电机功率值；θ为当前低温省煤器投入运行状态下的汽轮机低压缸排汽压力对发电机功率的修正值；θ^*为假设低温省煤器未投入运行状态下的汽轮机低压缸排汽压力对发电机功率的修正值；k₁、k₂、k₃、k₄为低压缸排汽压力对发电机功率修正公式中的系数，取机组出厂数据；

3.3)按下式计算低温省煤器投入运行前后发电机功率变化量的合计值：

式中：ΔW_g为汽轮机低压缸各段抽汽量变化产生的发电机功率变化量与汽轮机低压缸排汽压力变化产生的发电机功率变化量的合计值；

4)按下列公式计算低温省煤器投入运行后所产生的节能量：

ΔHr＝Hr×Δη/100 式4-2

式中：Δη为汽轮机组循环效率提高量；Hr为当前运行状态下的汽轮机组热耗率；ΔHr为低温省煤器投入运行后的汽轮机组热耗率降低值；

5)终端显示：

将步骤4所得的低温省煤器投入运行后的汽轮机组热耗率降低值ΔHr在终端显示模块中进行显示。

6.根据权利要求5所述的火力发电厂低温省煤器节能量在线监测方法，其特征在于：按下式计算低温省煤器的余热利用量并将计算结果在终端显示模块中进行显示：

Q_LT＝D_LT(h_LT2-h_LT1)/3.6

式中：Q_LT为低温省煤器余热利用量。