CN114526477A - 循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法、装置 - Google Patents
循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法、装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114526477A CN114526477A CN202210148278.8A CN202210148278A CN114526477A CN 114526477 A CN114526477 A CN 114526477A CN 202210148278 A CN202210148278 A CN 202210148278A CN 114526477 A CN114526477 A CN 114526477A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- low
- temperature economizer
- slag cooler
- target
- extraction section
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 239000002893 slag Substances 0.000 title claims abstract description 209
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 50
- 238000005457 optimization Methods 0.000 title claims description 68
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 claims abstract description 97
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 16
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 167
- 230000015654 memory Effects 0.000 claims description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 20
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 18
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 12
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 11
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims 2
- 239000002956 ash Substances 0.000 description 13
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 13
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 11
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 9
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 7
- 230000006870 function Effects 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000000779 smoke Substances 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 4
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 241000764238 Isis Species 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000010884 boiler slag Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000005055 memory storage Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
- F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN A CARRIER GAS OR AIR
- F23C10/00—Fluidised bed combustion apparatus
- F23C10/18—Details; Accessories
- F23C10/28—Control devices specially adapted for fluidised bed, combustion apparatus
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F22—STEAM GENERATION
- F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
- F22D1/00—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
- F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN A CARRIER GAS OR AIR
- F23C10/00—Fluidised bed combustion apparatus
- F23C10/18—Details; Accessories
- F23C10/24—Devices for removal of material from the bed
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Waste-Gas Treatment And Other Accessory Devices For Furnaces (AREA)
Abstract
本说明书涉及火力发电技术领域，提供了一种循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法、装置，该方法包括：采集发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数；根据热力参数确定发电机组在当前工况下相对于未设置冷渣器和低温省煤器时的发电效率增量，以作为效率增量基准；调整冷渣器的冷却水流量至目标流量值；在低温省煤器的出口烟气温度不低于安全边界的条件下，确定低温省煤器在不同运行方式下相对于效率增量基准的发电效率增量，形成发电效率增量集合；确定发电效率增量集合中最大者对应的低温省煤器冷却水流量和运行方式，并据此调整低温省煤器的运行方式和冷却水流量。本说明书实施例可以提高CFB机组的热力效率。
Description
技术领域
本说明书涉及火力发电技术领域，尤其是涉及一种循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法、装置。
背景技术
循环流化床(Circulating Fluidized Bed，CFB)锅炉因具有燃料适应性广、燃烧效率高、负荷调节好、SO2及NOX排放量低等优势，目前在我国得到了广泛利用。对于循环流化床电站而言，由于燃用的通常是高灰分、低热值的劣质煤，故锅炉排渣量较大，且排渣温度往往可达到800℃以上。若不充分利用这部分排渣热量，将导致锅炉热效率大幅下降，进而使电站整体效率降低。
目前，在循环流化床锅炉中，一般设置有冷渣器，用于冷却锅炉排渣并回收这部分热量。现阶段，国内外应用最广泛的为滚筒式冷渣器，其利用回热系统部分凝结水冷却锅炉排渣，而被加热后的凝结水重新回到回热系统，以此来排挤部分低压抽汽，增加机组(即发电机组)出功。而常规CFB机组(即基于CFB锅炉的发电机组)为利用锅炉排烟余热，通常会在空预器出口的尾部烟道布置低温省煤器，其同样利用回热系统部分凝结水冷却锅炉排烟，以此来排挤回热系统抽汽，增加机组出功。
现阶段，对于冷渣器和低温省煤器的研究主要集中在系统优化方面，即通过改变其冷却水的接入点来提高机组效率，且通常是以稳态工况为前提的。而在CFB机组实际运行中发现，冷渣器和低温省煤器会存在相互影响、互相排挤的情况，且机组负荷、锅炉燃烧的煤种往往在不断发生变化。因此，在工况和/或煤种的改变下，如何保证CFB机组的热力效率已成为目前亟待解决的技术问题。
发明内容
本说明书实施例的目的在于提供一种循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法、装置，以提高CFB机组的热力效率。
为达到上述目的，一方面，本说明书实施例提供了一种循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，包括：
采集发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数；
根据所述热力参数确定所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量，以作为效率增量基准；
调整所述冷渣器的冷却水流量至目标流量值；
在所述低温省煤器的出口烟气温度不低于安全边界的条件下，确定所述低温省煤器在不同运行方式下相对于所述效率增量基准的发电效率增量，形成发电效率增量集合；
确定所述发电效率增量集合中最大者对应的低温省煤器冷却水流量和运行方式；
将所述低温省煤器调整至该运行方式，并将所述低温省煤器的入口冷却水流量调整至所述低温省煤器冷却水流量。
本说明书实施例的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，所述根据所述热力参数确定所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量，包括：
根据公式ΔW＝(Δm'st1+Δm″st1)·H1+Δmst2·H2+Δmst3·H3计算所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的出功增量；
根据公式
计算所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量；
其中，ΔW为出功增量，Δm'st1为冷渣器节省第一目标抽汽段的抽汽量，Δm″st1为低温省煤器节省第一目标抽汽段的抽汽量，H1为第一目标抽汽段的抽汽等效焓降，Δmst2为低温省煤器节省对应的第二目标抽汽段的抽汽量，H2为第二目标抽汽段的抽汽等效焓降，Δmst3为低温省煤器节省对应的第三目标抽汽段的抽汽量，H3为第三目标抽汽段的抽汽等效焓降，Δη为发电效率增量，W为发电机组未设置冷渣器和低温省煤器时的出功量。
本说明书实施例的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，所述冷渣器节省第一目标抽汽段的抽汽量、所述低温省煤器节省第一目标抽汽段的抽汽量和所述低温省煤器节省对应的第二目标抽汽段的抽汽量，分别根据以下公式计算得到：
其中，mwz为冷渣器的冷却水流量，tw1i和tw1o分别为第一目标抽汽段对应加热器的入口凝结水温度、出口凝结水温度，hs1为第一目标抽汽段的蒸汽焓值，hw1为第一目标抽汽段的疏水焓值，mwe1为低温省煤器的第一输入分支的入口冷却水流量，mwe2为低温省煤器的第二输入分支的入口冷却水流量，tw2i和tw2o分别为第二目标抽汽段对应加热器的入口凝结水温度、出口凝结水温度，hs2为第二目标抽汽段的蒸汽焓值， hw2为第二目标抽汽段的疏水焓值，hs3为第三目标抽汽段的蒸汽焓值，hw3为第三目标抽汽段的疏水焓值。
本说明书实施例的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，所述第一目标抽汽段的抽汽等效焓降和所述第二目标抽汽段的抽汽等效焓降，分别根据以下公式计算得到：
H1＝hs1-hc
其中，hs1为第一目标抽汽段的蒸汽焓值，hc为汽轮机排汽焓值，hs2为第二目标抽汽段的蒸汽焓值，hs3为第三目标抽汽段的蒸汽焓值，A1为1kg第二目标抽汽段疏水在第一目标抽汽段对应加热器中的放热量，q1为1kg第一目标段抽汽在第一目标抽汽段对应加热器中的放热量，A2为1kg第三目标抽汽段疏水在第二目标抽汽段对应加热器中的放热量，q2为1kg第二目标段抽汽在第二目标抽汽段对应加热器中的放热量。
本说明书实施例的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，所述调整所述冷渣器的冷却水流量至目标流量值，包括：
获取所述冷渣器的目标流量值；
确认所述冷渣器在当前工况下的入口冷却水流量与目标流量值的差值绝对值是否大于差值阈值；
当所述差值绝对值大于所述差值阈值时，将所述冷渣器的入口冷却水流量调节至所述目标流量值，并重新采集发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数。
本说明书实施例的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，在所述将所述低温省煤器调整至该运行方式，并将所述低温省煤器的入口冷却水流量调整至所述低温省煤器冷却水流量之后，还包括：
输出优化结果；
其中，所述优化结果包括：
所述冷渣器和所述低温省煤器在优化前、后的热力参数；
所述发电机组在优化前、后的出功增量；以及，
所述发电机组在优化前、后的发电效率增量。
本说明书实施例的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，所述优化结果还包括：
所述冷渣器在优化前、后的换热量；以及，
所述低温省煤器在优化前、后的换热量。
另一方面，本说明书实施例还提供了一种循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化装置，包括：
参数采集模块，用于采集发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数；
基准确定模块，用于根据所述热力参数确定所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量，以作为效率增量基准；
第一调整模块，用于调整所述冷渣器的冷却水流量至目标流量值；
效率确定模块，用于在所述低温省煤器的出口烟气温度不低于安全边界的条件下，确定所述低温省煤器在不同运行方式下相对于所述效率增量基准的发电效率增量，形成发电效率增量集合；
优化参数确定模块，用于确定所述发电效率增量集合中最大者对应的低温省煤器冷却水流量和运行方式；
第二调整模块，用于将所述低温省煤器调整至该运行方式，并将所述低温省煤器的入口冷却水流量调整至所述低温省煤器冷却水流量。
另一方面，本说明书实施例还提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器、以及存储在所述存储器上的计算机程序，所述计算机程序被所述处理器运行时，执行上述方法的指令。
另一方面，本说明书实施例还提供了一种计算机存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被计算机设备的处理器运行时，执行上述方法的指令。
由以上本说明书实施例提供的技术方案可见，本说明书实施例中，可以根据采集到的发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数，先将冷渣器调整至最优状态，并在此基础上再根据热力参数将低温省煤器也调整至最优状态，从而使冷渣器和低温省煤器以最优状态运行；当工况变化时，热力参数会发生变化，而根据新的热力参数又可以重新对冷渣器和低温省煤器进行优化，从而实现冷渣器和低温省煤器的动态优化，进而使得冷渣器和低温省煤器可长时间在最优状态下运行，从而可以提高CFB发电机组的热力效率。
附图说明
为了更清楚地说明本说明书实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本说明书中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在附图中：
图1示出了本说明书一些实施例中基于CFB锅炉的燃煤发电厂的冷渣器系统和低温省煤器系统的示意图；
图2示出了本说明书一些实施例中循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法的流程图；
图3示出了本说明书另一些实施例中循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法的流程图；
图4示出了本说明书一些实施例中循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化装置的结构框图；
图5示出了本说明书另一些实施例中循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化装置的结构框图；
图6示出了本说明书一些实施例中计算机设备的结构框图。
【附图标记说明】
1、冷渣器系统；
2、低温省煤器系统；
3、冷渣器；
4、链斗输送机；
5、第一调节阀；
6、空气预热器；
7、低温省煤器；
8、送风机；
9、第二调节阀；
10、第三调节阀；
11、第一加热器；
12、第二加热器；
13、第三加热器；
41、参数采集模块；
42、基准确定模块；
43、第一调整模块；
44、效率确定模块；
45、优化参数确定模块；
46、第二调整模块；
47、结果输出模块；
602、计算机设备；
604、处理器；
606、存储器；
608、驱动机构；
610、输入/输出接口；
612、输入设备；
614、输出设备；
616、呈现设备；
618、图形用户接口；
620、网络接口；
622、通信链路；
624、通信总线。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本说明书中的技术方案，下面将结合本说明书实施例中的附图，对本说明书实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本说明书一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本说明书中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本说明书保护的范围。
图1中示出了本说明书一些实施例中基于CFB锅炉的燃煤发电厂的冷渣器系统 1和低温省煤器系统2。其中，冷渣器系统1中，凝结水分三路；第一路通过第一调节阀5及相关管道与冷渣器3的凝结水入口相连，以用于回收排渣余热；第二路通过管道与第一加热器11的凝结水入口相连，以用于为加热器正常供水；第三路通往低温省煤器系统2，以用于回收排烟余热。冷渣器3的凝结水出口通过管道与第一加热器11的出口相连，以使冷渣器3中被灰渣加热后的凝结水可提供给第二加热器12；而灰渣进入冷渣器3冷却后，可通过链斗输送机4送入煤仓间。低温省煤器系统2 中，第一加热器11的凝结水入口、凝结水出口的分别通过第二调节阀9和第三调节阀10汇合后，与低温省煤器7的凝结水入口相连，低温省煤器7的凝结水出口通过管道与第二加热器12的凝结水出口相连；锅炉排烟通过空气预热器6后进入低温省煤器7中放热，放热后的锅炉排烟在引风机(图1中未画出)的作用下被送至除尘器中处理，环境冷风在送风机8的作用下进入空气预热器6，并在其中被加热成热空气。其中，低温省煤器也称为低压省煤器，主用于回收排烟余热。
本说明书实施例中，第一加热器11、第二加热器12和第三加热器13依次串接，第三加热器13的凝结水输出至除氧器。第一加热器11、第二加热器12和第三加热器13均为低压加热器，其作为火力发电厂的回热系统的一部分。其中，回热系统是指火电厂汽轮机附属的给水加热系统，一般包括多台(一般为三台)高压加热器、一台除氧器、多台(一般为三台或四台)低压加热器，以及其对应的从汽轮机各个抽汽口抽出的用于加热各个加热器中凝结水的蒸汽管道。因此，回热系统中，每个加热器对应一级汽轮机抽汽，第n段抽汽即为用于加热第n加热器中凝结水的汽轮机抽汽。本说明书实施例中，冷渣器3和低温省煤器7的冷却水取自回热系统中的凝结水，各级加热器的冷却水量不同，会使加热器中流过的凝结水量发生改变，从而改变回热系统各段抽汽量，进而影响机组效率。
基于CFB锅炉的燃煤发电厂应用冷渣器3和低温省煤器7具有一定的节能效果。具体而言，应用冷渣器3后，原本流经第一加热器11的部分凝结水可以流入冷渣器 3中吸热，这就节省了部分用于加热第一加热器11的抽汽段。同样，应用低温省煤器7可同时节省了部分用于加热第一加热器11、第二加热器12的抽汽段和第三加热器13的抽汽段，使得这部分抽汽可以回到汽轮机中继续做功，从而可增加机组出功，进而提高机组效率。但是，考虑到冷渣器3和低温省煤器7会存在相互影响的情况，且机组负荷、锅炉燃烧的煤种往往在不断发生变化，需要根据工况对冷渣器3和低温省煤器7进行优化，以使冷渣器3和低温省煤器7长期运行在最优状态，从而进一步提高CFB机组的热力效率。应当指出的是，本说明书实施例中的冷渣器3可以为一个或多个，当冷渣器3为多个时，多个冷渣器3以并联方式设置。同样，本说明书实施例中的低温省煤器7也可以为一个或多个，当低温省煤器7为多个时，多个低温省煤器7也以并联方式设置。
本说明书实施例的最优状态是指给定工况下的最优状态，当工况变化后，需要重新优化，以获得变化后工况下的最优状态。
本说明书实施例提供了一种循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，其可以应用于任何合适的计算机设备上，以优化冷渣器3和低温省煤器7的运行状态，提高CFB机组的热力效率。参考图2所示，在一些实施例中，所述循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，可以包括以下步骤：
步骤201、采集发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数。
通过采集发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数，可以为后续优化提供依据和参考。在一些实施例中，热力参数例如可以包括但不限于冷渣器的排渣量、冷渣器的出入口灰渣温度、冷渣器的冷却水流量、低温省煤器的入口烟气流量、低温省煤器的出入口烟气温度、低温省煤器的出口冷却水温度、第一加热器的出入口温度、第二加热器的出入口温度等。在一些实施例中，热力参数的采集可以是实时采集，也可以是定时采集，还可以为事件触发式采集(例如当收到机组负荷发生变化或煤种发生变化的通知时执行)，具体可以根据需要选择。其中，工况可以包括但不限于机组负荷、CFB锅炉使用的煤种等。
步骤202、根据所述热力参数确定所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量，以作为效率增量基准。
为了便于体现优化前后的效果对比，可以先获取发电机组在优化前的发电效率增量，以作为效率增量基准。在一些实施例中，根据所述热力参数确定所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量，可以包括：
首先，根据公式ΔW＝(Δm'st1+Δm″st1)·H1+Δmst2·H2+Δmst3·H3计算所述发电机组在当前工况下相对于未设置冷渣器和低温省煤器时的出功增量。
然后，根据公式
计算所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量。
其中，ΔW为出功增量，Δm'st1为冷渣器节省第一目标抽汽段(参见图1所示) 的抽汽量，Δm″st1为低温省煤器节省第一目标抽汽段的抽汽量，H1为第一目标抽汽段的抽汽等效焓降，Δmst2为低温省煤器节省对应的第二目标抽汽段(参见图1所示) 的抽汽量，H2为第二目标抽汽段的抽汽等效焓降，Δmst3为低温省煤器节省对应的第三目标抽汽段的抽汽量，H3为第三目标抽汽段的抽汽等效焓降，Δη为发电效率增量， W为发电机组未设置冷渣器和低温省煤器时的出功量(即输出功率)。
在一些实施例中，所述冷渣器节省第一目标抽汽段的抽汽量可以根据以下公式计算得到：
所述低温省煤器节省第一目标抽汽段的抽汽量可以根据以下公式计算得到：
所述低温省煤器节省对应的第二目标抽汽段的抽汽量可以根据以下公式计算得到：
所述低温省煤器节省对应的第三目标抽汽段的抽汽量可以根据以下公式计算得到：
其中，mwz为冷渣器的冷却水流量(参见图1所示)，tw1i和tw1o分别为第一目标抽汽段对应加热器的入口凝结水温度、出口凝结水温度(参见图1所示)，hs1为第一目标抽汽段的蒸汽焓值，hw1为第一目标抽汽段的疏水焓值，mwe1为低温省煤器的第一输入分支的入口冷却水流量(参见图1所示)，mwe2为低温省煤器的第二输入分支的入口冷却水流量(参见图1所示)，tw2i和tw2o分别为第二目标抽汽段对应加热器的入口凝结水温度、出口凝结水温度(参见图1所示)，hs2为第二目标抽汽段的蒸汽焓值，hw2为第二目标抽汽段的疏水焓值，hs3为第三目标抽汽段的蒸汽焓值，hw3为第三目标抽汽段的疏水焓值。
在一些实施例中，所述第一目标抽汽段的抽汽等效焓降可以根据以下公式计算得到；
H1＝hs1-hc
其中，hs1为第一目标抽汽段的蒸汽焓值，hc为汽轮机排汽焓值。
在一些实施例中，所述第二目标抽汽段的抽汽等效焓降可以根据以下公式计算得到；
在一些实施例中，所述第三目标抽汽段的抽汽等效焓降可以根据以下公式计算得到；
其中，hs3为第二目标抽汽段的蒸汽焓值，A2为1kg第三目标抽汽段疏水在第二目标抽汽段对应加热器中的放热量，q2为1kg第二目标段抽汽在第二目标抽汽段对应加热器中的放热量。
步骤203、调整所述冷渣器的冷却水流量至目标流量值。
由于冷渣器对低温省煤器有影响，而低温省煤器则不会影响冷渣器，因此，可以先通过调整所述冷渣器的冷却水流量至目标流量值，以使冷渣器优先达到最优状态，然后在此基础上再优化低温省煤器；如此，可以简化优化过程，提高优化效率。
在一些实施例中，所述调整所述冷渣器的冷却水流量至目标流量值，可以包括：
(1)获取冷渣器的目标流量值及相关热力参数。
为保证安全性，冷渣器出口的冷却水温度不宜超过上边界条件(例如90℃)，而当冷渣器出口冷却水温度达到或接近该上边界条件时，冷渣器余热利用效率最高；因此，可以将冷渣器在其出口冷却水温度达到或接近该上边界条件时对应的冷却水流量，作为目标流量值。冷渣器的目标流量值及相关热力参数具体可以根据以下公式迭代计算得到：
其中，Qz为冷渣器的换热量，cz为冷渣器的灰渣定压比热容，mz为冷渣器的灰渣质量流量(单位kg/s)，Kz为冷渣器的总传热系数，Az为冷渣器的总换热面积，tzi为冷渣器入口灰渣温度，tzo为冷渣器的出口灰渣温度，m'wz为冷渣器在其出口冷却水温度达到上边界条件时对应的冷却水流量(即冷渣器的目标流量值)，twzo为冷渣器的出口冷却水温度，tw1i为第一目标抽汽段对应加热器的入口冷却水温度。
本步骤目的在于通过理论计算得到冷渣器在其出口冷却水温度达到或接近该上边界条件时对应的冷却水流量及其他热力参数，所以诸如冷渣器出口冷却水温，排渣温度，冷却水流量都是未知量，因此，期望得到的这个冷渣器工作工况，应同时满足上述三个Qz计算公式，该换热过程实际才能发生。
迭代计算过程大致如下：(a)设定冷渣器出口灰渣温度为90℃，根据公式1计算其放热量，(b)假定冷渣器出口冷却水温度为某一数值，通过公式2计算冷渣器冷却水流量，(c)根据冷渣器进出口灰渣温度，冷却水进出口温度利用公式3计算冷渣器换热量，(d)将步骤(a)和步骤(c)的换热量做比较，若二者有偏差，调整冷渣器出口冷却水温度，重复步骤(b)和步骤(c)，直至公式Qz＝czmz·(tzi-tzo)和公式
计算出的换热量相同，此时计算完毕。
(2)确认所述冷渣器在当前工况下的入口冷却水流量与目标流量值的差值绝对值是否大于差值阈值。
例如，在一实施例中，若目标流量值为m'wz，冷渣器在当前工况下的入口冷却水流量为
差值阈值为a(单位为吨/小时)，可以判断
是否成立。
(3)当所述差值绝对值大于所述差值阈值时，将所述冷渣器的入口冷却水流量调节至所述目标流量值，并重新采集发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数(即跳转执行步骤201)；否则可以直接执行步骤204。
其中，在调节冷渣器的入口冷却水流量时，若
大于m'wz则可以调小第一调节阀的开度，直至降低至目标流量值；若
小于m'wz则可以增大第一调节阀的开度，直至升高至目标流量值。
步骤204、在所述低温省煤器的出口烟气温度不低于安全边界的条件下，确定所述低温省煤器在不同运行方式下相对于所述效率增量基准的发电效率增量，形成发电效率增量集合。
在一些实施例中，低温省煤器的运行方式可以分别以下三种：
(1)关闭第一调节阀，打开第二调节阀；在此状态下，低温省煤器冷却水仅由第一加热器入口提供；
(2)关闭第二调节阀，打开第一调节阀；在此状态下，低温省煤器冷却水仅由第二加热器入口提供；
(3)同时打开第一调节阀、第二调节阀；在此状态下，低温省煤器冷却水同时由第一加热器入口和第二加热器入口提供。
此外，上述每种运行模式下，还可以根据阀门开度进一步划分为多个子运行模式，从而使得上述的“不同运行方式”可远大于三个。在低温省煤器的出口烟气温度不低于安全边界(例如100℃)的条件下，为了能将低温省煤器调整至最优状态，需要逐个计算低温省煤器在每个运行方式下相对于效率增量基准的发电效率增量，从而可以得到与多个运行方式一一对应的多个发电效率增量，即形成发电效率增量集合。
其中，低温省煤器在某种运行方式下发电效率增量的计算方法如下：
(1)首先，根据该运行方式下所述低温省煤器第一和第二输入分支的入口冷却流量mwe1、mwe2，利用下述计算公式迭代计算得出该工况下低温省煤器出口冷却水温度tweo、出口烟气温度tfo、换热量Qe；
其中，Qe为低温省煤器的换热量，mf为低温省煤器的烟气质量流量，hfi和hfo分别为低温省煤器入口、出口烟气焓值，Ke为低温省煤器的总传热系数，Ae为低温省煤器的总换热面积，max为最大值，min为最小值，Δt1和Δt2为中间参数，Δt1＝tfi-tweo，Δt2＝tfo-twei，tfi为低温省煤器的入口烟气温度，tweo为低温省煤器的出口冷却水温度， tfo为低温省煤器的出口烟气温度，twei为低温省煤器的入口冷却水温度。
(2)重复执行步骤202，计算当前工况下机组相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量。
步骤205、确定所述发电效率增量集合中最大者对应的低温省煤器冷却水流量和运行方式。
发电效率增量集合中各个发电效率增量均有一一对应的低温省煤器运行方式和低温省煤器冷却水流量，通过比较发电效率增量集合中各个发电效率增量可以确定出其中的最大者；最大者对应的低温省煤器运行方式及低温省煤器冷却水流量，即为低温省煤器在当前工况下的最优状态。
步骤206、将所述低温省煤器调整至该运行方式，并将所述低温省煤器的入口冷却水流量调整至所述低温省煤器冷却水流量。
通过将低温省煤器的运行方式调整为最大者对应的低温省煤器运行方式，并将低温省煤器的入口冷却水流量调整为最大者对应的低温省煤器冷却水流量，可以使低温省煤器处于当前工况下的最优状态。
本说明书实施例中，可以根据采集到的发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数，先将冷渣器调整至最优状态，并在此基础上再根据热力参数将低温省煤器也调整至最优状态，从而使冷渣器和低温省煤器以最优状态运行；当工况变化时，热力参数会发生变化，而根据新的热力参数又可以重新对冷渣器和低温省煤器进行优化，从而实现冷渣器和低温省煤器的动态优化，进而使得冷渣器和低温省煤器可长时间在最优状态下运行，从而可以提高CFB发电机组的热力效率。
参考图3所示，在另一些实施例中，循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法可以包括如下步骤：
步骤301、采集发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数。
步骤302、根据所述热力参数确定所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量，以作为效率增量基准。
步骤303、调整所述冷渣器的冷却水流量至目标流量值。
步骤304、在所述低温省煤器的出口烟气温度不低于安全边界的条件下，确定所述低温省煤器在不同运行方式下相对于所述效率增量基准的发电效率增量，形成发电效率增量集合。
步骤305、确定所述发电效率增量集合中最大者对应的低温省煤器冷却水流量和运行方式。
步骤306、将所述低温省煤器调整至该运行方式，并将所述低温省煤器的入口冷却水流量调整至所述低温省煤器冷却水流量。
步骤307、输出优化结果。
可以看出，图3所示优化方法中的步骤301～步骤306，与图2所示优化方法中的步骤201～步骤206一致。不同之处在于，在图3所示优化方法中，在完成冷渣器和低温省煤器的优化后，还可以包括输出优化结果的步骤(即还可以包括步骤307)。其中，所述优化结果例如可以包括：冷渣器和低温省煤器在优化前、后的热力参数；发电机组在优化前、后的出功增量；发电机组在优化前、后的发电效率增量等。其中，优化前可以是指优化冷渣器之前，优化后可以是指完成冷渣器优化之后。
在另一些实施例中，所述优化结果还可以包括：冷渣器在优化前、后的换热量；以及低温省煤器在优化前、后的换热量，以便于更加全面地了解优化效果。
虽然上文描述的过程流程包括以特定顺序出现的多个操作，但是，应当清楚了解，这些过程可以包括更多或更少的操作，这些操作可以顺序执行或并行执行(例如使用并行处理器或多线程环境)。
下面以某典型350MW的CFB机组为案例，阐述本说明书实施例的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法的实现过程。其中，假设该工况下机组负荷 349.8MW，回热系统包括七个依次串接的加热器，从而形成七级加热器；第一加热器对应于回热系统的第7级加热器，第二加热器对应于回热系统的第6级加热器；第7 级加热器对应第7抽汽段，第6级加热器对应第6抽汽段。
(1)采集冷渣器和低温省煤器的热力参数。其中，采集得到的热力参数可如下表1所示。
表1
(2)计算当前运行状态下冷渣器节省第7抽汽段的抽汽量为25.2t/h，低温省煤器节省第7抽汽段、第6抽汽段的抽汽量分别为10.2t/h、17.6t/h；应用等效焓降法计算得到第7抽汽段的抽汽等效焓降值为246.7kJ/kg，第6抽汽段的抽汽等效焓降值为335.5kJ/kg。
(3)根据抽汽等效焓降值计算当前运行状态下，与机组未增设冷渣器和低温省煤器时相比，机组可增加出功3.461MW，发电效率可提高0.980％；并记录当前运行工况下，冷渣器的冷却水流量为560.1t/h，发电效率提高值为0.988％(作为效率增量基准)。
(4)计算当冷渣器出口冷却水温度达到上边界条件90℃时，冷渣器的灰渣放热量为16.65MW，冷却水流量为392.2t/h；判断当前运行工况下冷渣器冷却水量，由于 |392.2-560.1|＞5t/h，可以自动控制第一调节阀将冷渣器冷却水量调整至392.2t/h。
(5)在低温省煤器的出口烟气温度不低于安全边界的条件下，确定低温省煤器在不同运行方式下相对于效率增量基准的发电效率增量。
(6)通过比较低温省煤器在不同运行方式下相对于效率增量基准的发电效率增量，得出在关闭第三调节阀且打开第二调节阀(阀门开度为100％)的运行方式下，低温省煤器的发电效率最优，此时低温省煤器利用第7级加热器的入口冷却水流量为 291.5t/h，低温省煤器换热量为18.41MW，出口烟气温度为100℃，出口冷却水温度为107.8℃。与机组未增设冷渣器和低温省煤器系统时相比，机组可增加出功3.733MW，发电效率可提高1.056％。记录该方式下机组的发电效率提高值Δη'为1.056％，低温省煤器冷却水量m'we1、m'we2分别为291.5t/h、0t/h。
(7)通过调节第二调节阀，使第7级加热器输出至低温省煤器的冷却水量达到291.5t/h。
(8)输出优化结果。其中，输出的优化结果可如下表2所示。
表2
与上述的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法对应，本说明书实施例还提供了一种循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化装置，其可以配置于任何合适的计算设备上，参考图4所示，在一些实施例中，所述循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化装置可以包括：
参数采集模块41，可以用于采集发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数；
基准确定模块42，可以用于根据所述热力参数确定所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量，以作为效率增量基准；
第一调整模块43，可以用于调整所述冷渣器的冷却水流量至目标流量值；
效率确定模块44，可以用于在所述低温省煤器的出口烟气温度不低于安全边界的条件下，确定所述低温省煤器在不同运行方式下相对于所述效率增量基准的发电效率增量，形成发电效率增量集合；
优化参数确定模块45，可以用于确定所述发电效率增量集合中最大者对应的低温省煤器冷却水流量和运行方式；
第二调整模块46，可以用于将所述低温省煤器调整至该运行方式，并将所述低温省煤器的入口冷却水流量调整至所述低温省煤器冷却水流量。
在一些装置实施例中，所述效率确定模块44根据所述热力参数确定所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量，包括：
根据公式ΔW＝(Δm'st1+Δm″st1)·H1+Δmst2·H2+Δmst3·H3计算所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的出功增量；
根据公式
计算所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量；
在一些装置实施例中，所述冷渣器节省第一目标抽汽段的抽汽量、所述低温省煤器节省第一目标抽汽段的抽汽量和所述低温省煤器节省对应的第二目标抽汽段的抽汽量，分别根据以下公式计算得到：
在一些装置实施例中，所述第一目标抽汽段的抽汽等效焓降和所述第二目标抽汽段的抽汽等效焓降，分别根据以下公式计算得到：
H1＝hs1-hc
在一些装置实施例中，所述第一调整模块43调整所述冷渣器的冷却水流量至目标流量值，可以包括：
获取所述冷渣器的目标流量值；
确认所述冷渣器在当前工况下的入口冷却水流量与目标流量值的差值绝对值是否大于差值阈值；
当所述差值绝对值大于所述差值阈值时，将所述冷渣器的入口冷却水流量调节至所述目标流量值，并重新采集发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数。
参考图5所示，在另一些实施例中，除了参数采集模块41、基准确定模块42、第一调整模块43、效率确定模块44、优化参数确定模块45和第二调整模块46之外，所述循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化装置还可以包括结果输出模块47。结果输出模块47可以用于输出优化结果。
其中，所述优化结果可以包括：所述冷渣器和所述低温省煤器在优化前、后的热力参数；所述发电机组在优化前、后的出功增量；所述发电机组在优化前、后的发电效率增量等。
在一些装置实施例中，所述优化结果还可以包括：所述冷渣器在优化前、后的换热量；所述低温省煤器在优化前、后的换热量。
为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种单元分别描述。当然，在实施本说明书时可以把各单元的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。
本说明书的实施例还提供一种计算机设备。如图6所示，在本说明书一些实施例中，所述计算机设备602可以包括一个或多个处理器604，诸如一个或多个中央处理单元(CPU)或图形处理器(GPU)，每个处理单元可以实现一个或多个硬件线程。计算机设备602还可以包括任何存储器606，其用于存储诸如代码、设置、数据等之类的任何种类的信息，一具体实施例中，存储器606上并可在处理器604上运行的计算机程序，所述计算机程序被所述处理器604运行时，可以执行上述任一实施例所述的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法的指令。非限制性的，比如，存储器606 可以包括以下任一项或多种组合：任何类型的RAM，任何类型的ROM，闪存设备，硬盘，光盘等。更一般地，任何存储器都可以使用任何技术来存储信息。进一步地，任何存储器可以提供信息的易失性或非易失性保留。进一步地，任何存储器可以表示计算机设备602的固定或可移除部件。在一种情况下，当处理器604执行被存储在任何存储器或存储器的组合中的相关联的指令时，计算机设备602可以执行相关联指令的任一操作。计算机设备602还包括用于与任何存储器交互的一个或多个驱动机构 608，诸如硬盘驱动机构、光盘驱动机构等。
计算机设备602还可以包括输入/输出接口610(I/O)，其用于接收各种输入(经由输入设备612)和用于提供各种输出(经由输出设备614)。一个具体输出机构可以包括呈现设备616和相关联的图形用户接口618(GUI)。在其他实施例中，还可以不包括输入/输出接口610(I/O)、输入设备612以及输出设备614，仅作为网络中的一台计算机设备。计算机设备602还可以包括一个或多个网络接口620，其用于经由一个或多个通信链路622与其他设备交换数据。一个或多个通信总线624将上文所描述的部件耦合在一起。
通信链路622可以以任何方式实现，例如，通过局域网、广域网(例如，因特网)、点对点连接等、或其任何组合。通信链路622可以包括由任何协议或协议组合支配的硬连线链路、无线链路、路由器、网关功能、名称服务器等的任何组合。
本申请是参照本说明书一些实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理器的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理器的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理器以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理器上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
在一个典型的配置中，计算机设备包括一个或多个处理器(CPU)、输入/输出接口、网络接口和内存。
内存可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(RAM)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(ROM)或闪存(flash RAM)。内存是计算机可读介质的示例。
计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括，但不限于相变内存(PRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、其他类型的随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘(DVD)或其他光学存储、磁盒式磁带，磁盘存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算机设备访问的信息。按照本说明书中的界定，计算机可读介质不包括暂存电脑可读媒体(transitory media)，如调制的数据信号和载波。
本领域技术人员应明白，本说明书的实施例可提供为方法、系统或计算机程序产品。因此，本说明书实施例可采用完全硬件实施例、完全软件实施例或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本说明书实施例可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本说明书实施例可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构等等。也可以在分布式计算环境中实践本说明书实施例，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理器来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。
还应理解，在本说明书实施例中，术语“和/或”仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系。例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。另外，本文中字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本说明书实施例的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例或示例以及不同实施例或示例的特征进行结合和组合。
以上所述仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的权利要求范围之内。
Claims (10)
1.一种循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，其特征在于，包括：
采集发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数；
根据所述热力参数确定所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量，以作为效率增量基准；
调整所述冷渣器的冷却水流量至目标流量值；
在所述低温省煤器的出口烟气温度不低于安全边界的条件下，确定所述低温省煤器在不同运行方式下相对于所述效率增量基准的发电效率增量，形成发电效率增量集合；
确定所述发电效率增量集合中最大者对应的低温省煤器冷却水流量和运行方式；
将所述低温省煤器调整至该运行方式，并将所述低温省煤器的入口冷却水流量调整至所述低温省煤器冷却水流量。
2.如权利要求1所述的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，其特征在于，所述根据所述热力参数确定所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量，包括：
根据公式ΔW＝(Δm'st1+Δm″st1)·H1+Δmst2·H2+Δmst3·H3计算所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的出功增量；
根据公式
计算所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量；
其中，ΔW为出功增量，Δm'st1为冷渣器节省第一目标抽汽段的抽汽量，Δm″st1为低温省煤器节省第一目标抽汽段的抽汽量，H1为第一目标抽汽段的抽汽等效焓降，Δmst2为低温省煤器节省对应的第二目标抽汽段的抽汽量，H2为第二目标抽汽段的抽汽等效焓降，Δmst3为低温省煤器节省对应的第三目标抽汽段的抽汽量，H3为第三目标抽汽段的抽汽等效焓降，Δη为发电效率增量，W为发电机组未设置冷渣器和低温省煤器时的出功量。
3.如权利要求2所述的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，其特征在于，所述冷渣器节省第一目标抽汽段的抽汽量、所述低温省煤器节省第一目标抽汽段的抽汽量、所述低温省煤器节省对应的第二目标抽汽段的抽汽量和所述低温省煤器节省对应的第三目标抽汽段的抽汽量，分别根据以下公式计算得到：
其中，mwz为冷渣器的冷却水流量，tw1i和tw1o分别为第一目标抽汽段对应加热器的入口凝结水温度、出口凝结水温度，hs1为第一目标抽汽段的蒸汽焓值，hw1为第一目标抽汽段的疏水焓值，mwe1为低温省煤器的第一输入分支的入口冷却水流量，mwe2为低温省煤器的第二输入分支的入口冷却水流量，tw2i和tw2o分别为第二目标抽汽段对应加热器的入口凝结水温度、出口凝结水温度，hs2为第二目标抽汽段的蒸汽焓值，hw2为第二目标抽汽段的疏水焓值，hs3为第三目标抽汽段的蒸汽焓值，hw3为第三目标抽汽段的疏水焓值。
4.如权利要求2所述的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，其特征在于，所述第一目标抽汽段的抽汽等效焓降、所述第二目标抽汽段的抽汽等效焓降和所述第三目标抽汽段的抽汽等效焓降，分别根据以下公式计算得到：
H1＝hs1-hc
其中，hs1为第一目标抽汽段的蒸汽焓值，hc为汽轮机排汽焓值，hs2为第二目标抽汽段的蒸汽焓值，hs3为第三目标抽汽段的蒸汽焓值，A1为1kg第二目标抽汽段疏水在第一目标抽汽段对应加热器中的放热量，q1为1kg第一目标段抽汽在第一目标抽汽段对应加热器中的放热量，A2为1kg第三目标抽汽段疏水在第二目标抽汽段对应加热器中的放热量，q2为1kg第二目标段抽汽在第二目标抽汽段对应加热器中的放热量。
5.如权利要求1所述的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，其特征在于，所述调整所述冷渣器的冷却水流量至目标流量值，包括：
获取所述冷渣器的目标流量值；
确认所述冷渣器在当前工况下的入口冷却水流量与目标流量值的差值绝对值是否大于差值阈值；
当所述差值绝对值大于所述差值阈值时，将所述冷渣器的入口冷却水流量调节至所述目标流量值，并重新采集发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数。
6.如权利要求1所述的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，其特征在于，在所述将所述低温省煤器调整至该运行方式，并将所述低温省煤器的入口冷却水流量调整至所述低温省煤器冷却水流量之后，还包括：
输出优化结果；
其中，所述优化结果包括：
所述冷渣器和所述低温省煤器在优化前、后的热力参数；
所述发电机组在优化前、后的出功增量；以及，
所述发电机组在优化前、后的发电效率增量。
7.如权利要求6所述的循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法，其特征在于，所述优化结果还包括：
所述冷渣器在优化前、后的换热量；以及，
所述低温省煤器在优化前、后的换热量。
8.一种循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化装置，其特征在于，包括：
参数采集模块，用于采集发电机组的冷渣器和低温省煤器在当前工况下的热力参数；
基准确定模块，用于根据所述热力参数确定所述发电机组在当前工况下相对于未设置所述冷渣器和所述低温省煤器时的发电效率增量，以作为效率增量基准；
第一调整模块，用于调整所述冷渣器的冷却水流量至目标流量值；
效率确定模块，用于在所述低温省煤器的出口烟气温度不低于安全边界的条件下，确定所述低温省煤器在不同运行方式下相对于所述效率增量基准的发电效率增量，形成发电效率增量集合；
优化参数确定模块，用于确定所述发电效率增量集合中最大者对应的低温省煤器冷却水流量和运行方式；
第二调整模块，用于将所述低温省煤器调整至该运行方式，并将所述低温省煤器的入口冷却水流量调整至所述低温省煤器冷却水流量。
9.一种计算机设备，包括存储器、处理器、以及存储在所述存储器上的计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被所述处理器运行时，执行根据权利要求1-7任意一项所述方法的指令。
10.一种计算机存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被计算机设备的处理器运行时，执行根据权利要求1-7任意一项所述方法的指令。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210148278.8A CN114526477A (zh) | 2022-02-17 | 2022-02-17 | 循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法、装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210148278.8A CN114526477A (zh) | 2022-02-17 | 2022-02-17 | 循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法、装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114526477A true CN114526477A (zh) | 2022-05-24 |
Family
ID=81623155
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210148278.8A Pending CN114526477A (zh) | 2022-02-17 | 2022-02-17 | 循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法、装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114526477A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116359275A (zh) * | 2023-04-18 | 2023-06-30 | 南方电网电力科技股份有限公司 | 一种锅炉水动力相变点的确定方法、系统、设备和介质 |
-
2022
- 2022-02-17 CN CN202210148278.8A patent/CN114526477A/zh active Pending
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116359275A (zh) * | 2023-04-18 | 2023-06-30 | 南方电网电力科技股份有限公司 | 一种锅炉水动力相变点的确定方法、系统、设备和介质 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Wang et al. | Peak shaving operational optimization of supercritical coal-fired power plants by revising control strategy for water-fuel ratio | |
| Zhou et al. | Exergy analysis of a 1000 MW single reheat supercritical CO2 Brayton cycle coal-fired power plant | |
| CN108661735B (zh) | 一种梯级利用烟气热能的超临界co2循环燃煤发电系统 | |
| CN113339787B (zh) | 一种基于数字孪生的流化床锅炉运行优化方法与系统 | |
| CN101968317A (zh) | 一种烧结余热发电系统 | |
| CN102401393B (zh) | 火电厂锅炉排烟余热回收利用系统 | |
| CN111271702A (zh) | 汽轮机平行抽汽能级提升系统 | |
| CN114526477A (zh) | 循环流化床机组冷渣器和低温省煤器优化方法、装置 | |
| CN103644005A (zh) | 汽轮发电机组回热系统及其运行方法 | |
| Vandani et al. | Exergoeconomic effect of adding a new feedwater heater to a steam power plant | |
| CN101865454B (zh) | 对冷却机余热锅炉蒸汽进行过热的方法及其所用的装置 | |
| CN116164301B (zh) | 锅炉烟气储热系统及运行模式切换方法 | |
| CN105371267B (zh) | 加热锅炉一、二次风的二次再热汽轮机回热能量利用系统 | |
| CN116498407A (zh) | 储热的火电调峰调频系统及其火电机组和控制方法 | |
| Zhang et al. | Analysis of recuperated combined cycle with small temperature rise under design/off-design conditions | |
| CN205424888U (zh) | 加热锅炉一、二次风的二次再热汽轮机回热能量利用系统 | |
| CN213421062U (zh) | 一种电站锅炉全负荷脱硝综合优化装置 | |
| Madan et al. | Second law-based assessment of combined cycle power plant | |
| CN112082147A (zh) | 余热锅炉的低压过热器系统 | |
| CN216954087U (zh) | 一种钢铁生产过程中低品位余热回收系统 | |
| Li et al. | Flexible operation of supercritical power plant via integration of thermal energy storage | |
| Yang et al. | Heating System Modification Schemes for Heat-Power Decoupling of Cogeneration Unit and Economic Analysis | |
| CN114526473B (zh) | 基于炉水冷却器的深度调峰供热系统及热电解耦控制方法 | |
| Karim et al. | Analytical Models for Energy Eudit of Cogeneration Plant | |
| CN110440241A (zh) | 一种可提升锅炉效率的空气串联加热系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination |