CN113537707A - 一种燃煤电厂烟气阻力监测方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种燃煤电厂烟气阻力监测方法，包括如下步骤：采集数据；计算烟气流量；计算漏风系数，并根据漏风系数计算进口烟气流量；将不同负荷工况下的烟气阻力修正至设计值，得到不同负荷工况下的烟气阻力修正值，并计算不同负荷工况下的烟气阻力修正平均值，根据相对偏差判断一致性；比较烟气阻力修正值与锅炉最大出力工况或100%负荷工况设计值，判断积灰情况。本发明通过可对锅炉尾部烟道的烟气阻力进行实时监测，及时发现机组深度调峰期间锅炉尾部烟道积灰恶化问题，为技术人员评价锅炉尾部烟道阻力状况提供科学依据，保证了机组运行的经济性和安全性，且方法简单，具有较强的通用性。
Description
技术领域
本发明属于燃煤机组技术领域，具体涉及一种燃煤电厂烟气阻力监测方法。
背景技术
目前，对于燃煤电厂锅炉来说，尾部烟道积灰问题是运行中的常见问题，不仅影响锅炉运行的经济性，而且也影响锅炉运行安全性。随着电厂燃煤锅炉参与深度调峰的时间增多，锅炉尾部烟道容易发生积灰堵塞，主要包括SCR反应器、空气预热器、低温省煤器在内的锅炉尾部烟道的积灰问题通常比较突出。
在机组深度调峰时，由于锅炉烟气阻力(从炉膛出口至引风机进口)绝对值通常不大于2.5kPa，各单个受热面烟气阻力绝对值通常不大于0.5kPa，尾部烟道烟气阻力变化不易引起运行人员关注和重视，机组长时间低负荷运行，尾部烟道积灰与低温腐蚀容易同步发生，逐步形成粘附性结灰，如果不及时进行吹灰清理，积灰会逐渐板结，积灰板结后一般不易通过吹灰操作进行清除，严重时会直接影响机组带负荷。目前还没有可靠的方法对锅炉尾部烟道的积灰堵塞情况进行实时的监测判断。
发明内容
本发明的目的是提供一种燃煤电厂烟气阻力监测方法，用于监测锅炉尾部烟道的积灰情况。
为达到上述目的，本发明采用的技术方案是：
一种燃煤电厂烟气阻力监测方法，包括如下步骤：
S1：采集包括煤质工业分析和元素分析数据、飞灰可燃物含量、干球温度、大气相对湿度、大气压力、入炉总煤量、锅炉尾部烟道各段的进出口氧量、锅炉尾部烟道各段的进出口烟温、锅炉尾部烟道各段的进出口烟气阻力数据；
S2：根据采集的数据，计算包括环境干球温度下水蒸气饱和压力Pd和空气绝对湿度WmA′、灰渣碳量与煤灰比率Cav和每千克入炉燃料中烧掉的碳千克数Cb、每千克入炉燃料的进口干空气量[W′A]14、每千克入炉燃料产生的进口水分含量[WmG]14、每千克入炉燃料产生的进口干烟气量[WG′]14，得到每千克入炉燃料产生的进口湿烟气量[WG]14，计算烟气流量Qi；
S3：计算漏风系数Δα，并根据漏风系数Δα计算进口烟气流量Qi,in；
S4：将不同负荷工况下的烟气阻力修正至设计值，得到不同负荷工况下的烟气阻力修正值ΔPth，并计算不同负荷工况下的烟气阻力修正平均值ΔPth,avg，根据相对偏差δ判断一致性；
S5：比较烟气阻力修正值ΔPth与锅炉最大出力工况或100％负荷工况设计值，判断积灰情况。
优选地，在S2中：所述的环境干球温度下水蒸气饱和压力Pd和空气绝对湿度WmA′分别为：
式中：
Pd为环境干球温度下水蒸气饱和压力，单位为kPa，
td为环境大气干球温度，单位为℃，
WmA′为空气绝对湿度，单位为kg/kg，
PA为环境大气压力，单位为kPa。
优选地，在S2中：所述的灰渣碳量与煤灰比率Cav和每千克入炉燃料中烧掉的碳千克数Cb分别为：
式中：
Cav为灰渣碳量与煤灰比率，单位为kg/kg，
Cs为炉渣中可燃物质量含量，单位为％，
Cf为飞灰中可燃物质量含量，单位为％，
Cb为每千克入炉燃料中烧掉的碳千克数，单位为kg/kg，
Car为元素分析中每千克入炉燃料碳质量含量，单位为％，
Aar为工业分析中每千克入炉燃料灰分质量含量，单位为％。
优选地，在S2中：所述的每千克入炉燃料的进口干空气量[W′A]14、每千克入炉燃料产生的进口水分含量[WmG]14、每千克入炉燃料产生的进口干烟气量[WG′]14、每千克入炉燃料产生的进口湿烟气量[WG]14、烟气流量Qi分别为：
[WG]14＝[WG′]14+[WmG]14，
Qi＝Wfe×[WG]14×1000，
式中：
Wfe为入炉燃料量，单位为t/h，
[W′A]14为每千克入炉燃料的进口干空气量，单位为kg/kg，
[WmG]14为每千克入炉燃料产生的进口水分含量，单位为kg/kg，
[WG′]14为每千克入炉燃料产生的进口干烟气量，单位为kg/kg，
[WG]14为每千克入炉燃料产生的进口湿烟气量，单位为kg/kg，
[N2]14为干烟气中氮气体积含量，单位为％，
[CO2]14为干烟气中二氧化碳体积含量，单位为％，
[CO]14为干烟气中一氧化碳体积含量，单位为％，
Sar为元素分析中每千克入炉燃料硫质量含量，单位为％，
Nar为元素分析中每千克入炉燃料氮质量含量，单位为％，
Har为元素分析中每千克入炉燃料氢质量含量，单位为％，
Mt为元素分析中每千克入炉燃料全水分质量含量，单位为％。
优选地，在S3中：所述的漏风系数Δα为：
式中：
Δα为漏风系数，
O2，in为进口氧量，单位为％，
O2，out为出口氧量，单位为％。
优选地，在S3中：所述的进口烟气流量Qi，in为：
式中：
Qi,in为进口烟气流量，单位为t/h，
Qi,out为出口烟气流量，单位为t/h，
O2，in为进口氧量，单位为％，
Δα为漏风系数。
优选地，在S4中：所述的烟气阻力修正值ΔPth的计算方法为：
式中：
ΔPth为烟气阻力修正值，单位为kPa，
ΔPi为实际烟气阻力，单位为kPa，
Qth为进口烟气流量设计值，单位为t/h，
Qi，in为进口烟气流量，单位为t/h，
Tth，in为进口烟温设计值，单位为K，
Tth，out为出口烟温设计值，单位为K，
Ti，in为实际进口烟温，单位为K，
Ti，out为实际出口烟温，单位为K，
n为常数。
优选地，在S4中：所述的相对偏差δ为：
式中：
ΔPth为烟气阻力修正值，单位为kPa，
ΔPth，avg为烟气阻力修正平均值，单位为kPa。
优选地，在S4中：所述的相对偏差δ的范围在-10％～+10％内，在该范围内则表示一致性好。
优选地，在S5中：所述的烟气阻力修正值ΔPth不大于所述的锅炉最大出力工况或100％负荷工况设计值的110％，则积灰情况正常。
由于上述技术方案运用，本发明与现有技术相比具有下列优点：
本发明通过计算不同负荷工况下烟气阻力的修正值，可对锅炉尾部烟道的烟气阻力进行实时监测，及时发现机组深度调峰期间锅炉尾部烟道积灰恶化问题，为技术人员评价锅炉尾部烟道阻力状况提供科学依据，提高了吹灰操作等维护手段的合理性，保证了机组运行的经济性和安全性，且方法简单，具有较强的通用性。
附图说明
附图1为本实施例的锅炉系统示意图。
以上附图中：1、炉膛；2、皮带秤；3、给煤机；4、磨煤机；5、低温再热器；6、低温过热器；7、省煤器；8、SCR反应器A；9、SCR反应器B；10、空气预热器A；11、空气预热器B；12、低温省煤器A；13、低温省煤器B；14、电除尘器A；15、电除尘器B；16、引风机A；17、引风机B；18、第一温度测量部件；19、第二温度测量部件；20、第三温度测量部件；21、第四温度测量部件；22、第五温度测量部件；23、第六温度测量部件；24、第七温度测量部件；25、第八温度测量部件；26、第九温度测量部件；27、第十温度测量部件；28、第一烟气含氧量测量部件；29、第二烟气含氧量测量部件；30、第三烟气含氧量测量部件；31、第四烟气含氧量测量部件；32、第五烟气含氧量测量部件；33、第六烟气含氧量测量部件；34、第七烟气含氧量测量部件；35、第八烟气含氧量测量部件；36、第九烟气含氧量测量部件；37、第十烟气含氧量测量部件；38、第一烟气阻力测量部件；39、第二烟气阻力测量部件；40、第三烟气阻力测量部件；41、第四烟气阻力测量部件；42、第五烟气阻力测量部件；43、第六烟气阻力测量部件；44、第七烟气阻力测量部件；45、第八烟气阻力测量部件；46、煤质在线检测部件；47、第一飞灰可燃物在线检测部件；48、第二飞灰可燃物在线检测部件；49、温湿度及大气压力测量部件；50、信号传输部件；51、脱硫部件；52、烟囱；53、屏式过热器；54、高温过热器；55、高温再热器。
具体实施方式
下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
在本发明的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
一种燃煤电厂烟气阻力监测方法，具体包括如下步骤：
S1：采集包括煤质工业分析和元素分析数据、飞灰可燃物含量、干球温度、大气相对湿度、大气压力、入炉总煤量、锅炉尾部烟道各段的进出口氧量、锅炉尾部烟道各段的进出口烟温、锅炉尾部烟道各段的进出口烟气阻力数据。
S2：根据采集的数据，计算包括环境干球温度下水蒸气饱和压力Pd和空气绝对湿度WmA′、灰渣碳量与煤灰比率Cav和每千克入炉燃料中烧掉的碳千克数Cb、每千克入炉燃料的进口干空气量[W′A]14、每千克入炉燃料产生的进口水分含量[WmG]14、每千克入炉燃料产生的进口干烟气量[WG′]14，得到每千克入炉燃料产生的进口湿烟气量[WG]14，计算烟气流量Qi，具体而言：
[WG]14＝[WG′]14+[WmG]14，
Qi＝Wfe×[WG]14×1000，
式中：
Wfe为入炉燃料量，单位为t/h，
Pd为环境干球温度下水蒸气饱和压力，单位为kPa，
td为环境大气干球温度，单位为℃，
WmA′为空气绝对湿度，单位为kg/kg，
PA为环境大气压力，单位为kPa，
Cav为灰渣碳量与煤灰比率，单位为kg/kg，
Cs为炉渣中可燃物质量含量，单位为％，
Cf为飞灰中可燃物质量含量，单位为％，
Cb为每千克入炉燃料中烧掉的碳千克数，单位为kg/kg，
Car为元素分析中每千克入炉燃料碳质量含量，单位为％，
Aar为工业分析中每千克入炉燃料灰分质量含量，单位为％，
[W′A]14为每千克入炉燃料的进口干空气量，单位为kg/kg，
[WmG]14为每千克入炉燃料产生的进口水分含量，单位为kg/kg，
[WG′]14为每千克入炉燃料产生的进口干烟气量，单位为kg/kg，
[WG]14为每千克入炉燃料产生的进口湿烟气量，单位为kg/kg，
[N2]14为干烟气中氮气体积含量，单位为％，
[CO2]14为干烟气中二氧化碳体积含量，单位为％，
[CO]14为干烟气中一氧化碳体积含量，单位为％，
Sar为元素分析中每千克入炉燃料硫质量含量，单位为％，
Nar为元素分析中每千克入炉燃料氮质量含量，单位为％，
Har为元素分析中每千克入炉燃料氢质量含量，单位为％，
Mt为元素分析中每千克入炉燃料全水分质量含量，单位为％。
S3：计算漏风系数Δα，并根据漏风系数Δα计算进口烟气流量Qi，in，具体而言：
式中：
Qi，in为进口烟气流量，单位为t/h，
Qi，out为出口烟气流量，单位为t/h，
Δα为漏风系数，
O2，in为进口氧量，单位为％，
O2，out为出口氧量，单位为％。
S4：将不同负荷工况下的烟气阻力修正至设计值，得到不同负荷工况下的烟气阻力修正值ΔPth，并计算不同负荷工况下的烟气阻力修正平均值ΔPth,avg，根据相对偏差δ判断一致性，若相对偏差δ在-10％～+10％范围内，则表示一致性好，具体而言：
式中：
ΔPth为烟气阻力修正值，单位为kPa，
ΔPi为实际烟气阻力，单位为kPa，
Qth为进口烟气流量设计值，单位为t/h，
Qi，in为进口烟气流量，单位为t/h，
Tth，in为进口烟温设计值，单位为K，
Tth，out为出口烟温设计值，单位为K，
Ti，in为实际进口烟温，单位为K，
Ti，out为实际出口烟温，单位为K，
n为常数，取1.5～2，
ΔPth，avg为烟气阻力修正平均值，单位为kPa。
S5：比较烟气阻力修正值ΔPth与BMCR或100％负荷工况设计值，判断积灰情况，具体而言：烟气阻力修正值ΔPth不大于锅炉最大出力工况或100％负荷工况设计值的110％，则积灰情况正常。
实施例：
选取如图1所示的某常规超临界660MW电站锅炉，该锅炉风烟系统按照平衡通风设计，配置回转式三分仓空气预热器，锅炉风烟系统包括一次风系统、二次风系统、烟气系统，烟气系统设有2台引风机，在2台除尘器出口烟道上设有联络管，正常运行时，联络管起平衡烟气压力作用，烟气从炉膛出口经过热器、再热器、省煤器、脱硝装置、空气预热器、电除尘器、引风机、脱硫装置和烟囱排向大气。对该锅炉尾部烟道的空气预热器和低温省煤器的烟气阻力进行监测，判断积灰状况，具体包括如下步骤：
S1：采集包括煤质工业分析和元素分析数据、飞灰可燃物含量、干球温度、大气相对湿度、大气压力、入炉总煤量、空气预热器和低温省煤器的进出口氧量、空气预热器和低温省煤器的进出口烟温、空气预热器和低温省煤器的进出口烟气阻力数据，如表1所示。
表1采集数据统计
S2：根据采集的数据，计算包括环境干球温度下水蒸气饱和压力Pd和空气绝对湿度WmA′、灰渣碳量与煤灰比率Cav和每千克入炉燃料中烧掉的碳千克数Cb、每千克入炉燃料的进口干空气量[W′A]14、每千克入炉燃料产生的进口水分含量[WmG]14、每千克入炉燃料产生的进口干烟气量[WG′]14，得到每千克入炉燃料产生的进口湿烟气量[WG]14，计算烟气流量Qi。
S3：计算漏风系数Δα，并根据漏风系数Δα计算进口烟气流量Qi,in，所得的计算结果如表2所示。
表2漏风系数和进口烟气流量计算结果
S4：将空气预热器和低温省煤器的不同负荷工况下的烟气阻力修正至设计值，得到不同负荷工况下的烟气阻力修正值ΔPth，并计算不同负荷工况下空气预热器和低温省煤器的烟气阻力修正平均值ΔPth,avg，如表3和表4中所示；
表3低温省煤器烟气阻力修正数据
表4空气预热器烟气阻力修正数据
计算空气预热器烟气阻力相对偏差和低温省煤器烟气阻力相对偏差，结果如表3和表4中所示，相对偏差均在-10％～+10％范围内，因此可知一致性较好。
S5：如表3和表4中所示，空气预热器烟气阻力修正值ΔPth均大于锅炉最大出力工况设计值的110％，因此空气预热器积灰情况严重，需要及时清理；低温省煤器烟气阻力修正值ΔPth均不大于100％负荷工况设计值的110％，因此低温省煤器的情况良好，积灰较少。
上述实施例只为说明本发明的技术构思及特点，其目的在于让熟悉此项技术的人士能够了解本发明的内容并据以实施，并不能以此限制本发明的保护范围。凡根据本发明精神实质所作的等效变化或修饰，都应涵盖在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种燃煤电厂烟气阻力监测方法，其特征在于：包括如下步骤：
S1：采集包括煤质工业分析和元素分析数据、飞灰可燃物含量、干球温度、大气相对湿度、大气压力、入炉总煤量、锅炉尾部烟道各段的进出口氧量、锅炉尾部烟道各段的进出口烟温、锅炉尾部烟道各段的进出口烟气阻力数据；
S2：根据采集的数据，计算包括环境干球温度下水蒸气饱和压力Pd和空气绝对湿度WmmA′、灰渣碳量与煤灰比率Cav和每千克入炉燃料中烧掉的碳千克数Cb、每千克入炉燃料的进口干空气量[W′A]14、每千克入炉燃料产生的进口水分含量[WmG]14、每千克入炉燃料产生的进口干烟气量[WG′]14，得到每千克入炉燃料产生的进口湿烟气量[WG]14，计算烟气流量Qi；
S3：计算漏风系数Δα，并根据漏风系数Δα计算进口烟气流量Qi，in；
S4：将不同负荷工况下的烟气阻力修正至设计值，得到不同负荷工况下的烟气阻力修正值ΔPth，并计算不同负荷工况下的烟气阻力修正平均值ΔPth，avg，根据相对偏差δ判断一致性；
S5：比较烟气阻力修正值ΔPth与锅炉最大出力工况或100％负荷工况设计值，判断积灰情况。
2.根据权利要求1所述的燃煤电厂烟气阻力监测方法，其特征在于：在S2中：所述的环境干球温度下水蒸气饱和压力Pd和空气绝对湿度WmA′分别为：
式中：
Pd为环境干球温度下水蒸气饱和压力，单位为kPa，
td为环境大气干球温度，单位为℃，
WmA′为空气绝对湿度，单位为kg/kg，
PA为环境大气压力，单位为kPa。
3.根据权利要求2所述的燃煤电厂烟气阻力监测方法，其特征在于：在S2中：所述的灰渣碳量与煤灰比率Cav和每千克入炉燃料中烧掉的碳千克数Cb分别为：
式中：
Cav为灰渣碳量与煤灰比率，单位为kg/kg，
Cs为炉渣中可燃物质量含量，单位为％，
Cf为飞灰中可燃物质量含量，单位为％，
Cb为每千克入炉燃料中烧掉的碳千克数，单位为kg/kg，
Car为元素分析中每千克入炉燃料碳质量含量，单位为％，
Aar为工业分析中每千克入炉燃料灰分质量含量，单位为％。
4.根据权利要求3所述的燃煤电厂烟气阻力监测方法，其特征在于：在S2中：所述的每千克入炉燃料的进口干空气量[W′A]14、每千克入炉燃料产生的进口水分含量[WmG]14、每千克入炉燃料产生的进口干烟气量[WG′]14、每千克入炉燃料产生的进口湿烟气量[WG]14、总烟气流量Qi分别为：
[WG]14＝[WG′]14+[WmG]14，
Qi＝Wfe×[WG]14×1000，
式中：
Wfe为入炉燃料量，单位为t/h，
[W′A]14为每千克入炉燃料的进口干空气量，单位为kg/kg，
[WmG]14为每千克入炉燃料产生的进口水分含量，单位为kg/kg，
[WG′]14为每千克入炉燃料产生的进口干烟气量，单位为kg/kg，
[WG]14为每千克入炉燃料产生的进口湿烟气量，单位为kg/kg，
[N2]14为干烟气中氮气体积含量，单位为％，
[CO2]14为干烟气中二氧化碳体积含量，单位为％，
[CO]14为干烟气中一氧化碳体积含量，单位为％，
Sar为元素分析中每千克入炉燃料硫质量含量，单位为％，
Nar为元素分析中每千克入炉燃料氮质量含量，单位为％，
Har为元素分析中每千克入炉燃料氢质量含量，单位为％，
Mt为元素分析中每千克入炉燃料全水分质量含量，单位为％。
5.根据权利要求1所述的燃煤电厂烟气阻力监测方法，其特征在于：在S3中：所述的漏风系数Δα为：
式中：
Δα为漏风系数，
O2，in为进口氧量，单位为％，
O2，out为出口氧量，单位为％。
6.根据权利要求1所述的燃煤电厂烟气阻力监测方法，其特征在于：在S3中：所述的进口烟气流量Qi，in为：
式中：
Qi，in为进口烟气流量，单位为t/h，
Qi，out为出口烟气流量，单位为t/h，
O2，in为进口氧量，单位为％，
Δα为漏风系数。
7.根据权利要求1所述的燃煤电厂烟气阻力监测方法，其特征在于：在S4中：所述的烟气阻力修正值ΔPth的计算方法为：
式中：
ΔPth为烟气阻力修正值，单位为kPa，
ΔPi为实际烟气阻力，单位为kPa，
Qth为进口烟气流量设计值，单位为t/h，
Qi，in为进口烟气流量，单位为t/h，
Tth，in为进口烟温设计值，单位为K，
Tth，out为出口烟温设计值，单位为K，
Ti，in为实际进口烟温，单位为K，
Ti，out为实际出口烟温，单位为K，
n为常数。
8.根据权利要求1所述的燃煤电厂烟气阻力监测方法，其特征在于：在S4中：所述的相对偏差δ为：
式中：
ΔPth为烟气阻力修正值，单位为kPa，
ΔPth，avg为烟气阻力修正平均值，单位为kPa。
9.根据权利要求1所述的燃煤电厂烟气阻力监测方法，其特征在于：在S4中：所述的相对偏差δ的范围在-10％～+10％内，在该范围内则表示一致性好。
10.根据权利要求1所述的燃煤电厂烟气阻力监测方法，其特征在于：在S5中：所述的烟气阻力修正值ΔPth不大于所述的锅炉最大出力工况或100％负荷工况设计值的110％，则积灰情况正常。
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