DE69923357T2

DE69923357T2 - Zufuhr/Verlust-Verfahren zum Bestimmen von Brennstofffluss, chemischer Zusammensetzung, Heizwert und Leistung eines mit fossilen Brennstoffen betriebenen thermischen Systems

Info

Publication number: DE69923357T2
Application number: DE69923357T
Authority: DE
Inventors: Fred D. Lang
Original assignee: Exergetic Systems San Rafael LLC; Exergetic Systems LLC
Current assignee: EXERGETIC SYSTEMS,LTD., DOUGLAS, ISLE OF MAN, GB
Priority date: 1998-03-24
Filing date: 1999-03-22
Publication date: 2006-04-06
Anticipated expiration: 2019-03-23
Also published as: WO1999049399A1; ATE287559T1; US6522994B1; EP1171834A4; EP1171834B1; AU762836B2; CA2325929C; WO1999049399A8; DE69923357D1; CA2325929A1; WO1999049399A9; AU3064899A; EP1171834A1; EP1171834B8

Description

HINTERGRUND DER ERFINDUNG
Die Erfindung betrifft ein mit fossilen Brennstoffen betriebenes thermisches System zum Erzeugen von Energie oder Dampf und insbesondere ein Verfahren zum Bestimmen der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs, des Brennstoff-Heizwerts, des Brennstoff-Stroms und der thermischen Leistung des Systems auf der Basis der Grund-Betriebsparameter des Systems.
Die Wichtigkeit des präzisen Bestimmens des thermischen Wirkungsgrads ist für jedes Wärmesystem kritisch. Falls tagesaktuelle praktische Verbesserungen des Wirkungsgrads vorgenommen werden sollen und/oder im Falle thermisch verschlechterter Vorrichtungen Probleme ermittelt und korrigiert werden sollen, dann stellt die Präzision des Bestimmens des thermischen Wirkungsgrads eine Notwendigkeit dar. Das Verfolgen des Wirkungsgrads jedes Wärmesystems besteht grundlegend im Messen des Nutz-Ausgangsleistung und des Gesamt-Zustroms von Brennstoff. Zu der Nutz-Ausgangsleistung eines mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems zählen die Erzeugung elektrischer und/oder mechanischer Energie und/oder die Erzeugung eines erwärmten Arbeitsfluids wie z.B. Dampf.
Das Messen der Nutz-Ausgangsleistung von Wärmesystemen ist hochentwickelt und beinhaltet die direkte Messung einer elektrischen Ausgangsleistung und/oder mechanischer Antriebe und/oder eines Wärmeenergieflusses. Das Messen elektrischer und thermischer Energie ist weitverbreitet. Bei Messen des Wärmeenergieflusses erfolgt eine direkte Messung des Einlass- und des Auslass-Drucks, der Temperatur und/oder Qualität eines durch die Verbrennungsgase geheizten Fluids sowie eine Messung ihrer Massenströ mungsrate (m). Aus dieser Information können Enthalpien (h) bestimmt werden, und somit kann der von den Verbrennungsgasen gelieferte Gesamt-Energiefluss m (h_outlet – h_inlet) bestimmt werden, falls auch zufällige Verluste in Betracht gezogen werden.
Das Messen des Energieflusses des einströmenden Brennstoffs verlangt die Kenntnis des Heizwerts sowie der Massenströmungsrate des Brennstoffs. Bei Wärmesystemen, bei denen gasförmige Brennstoffe verwendet werden, kann die Zusammensetzung des Brennstoffs gut bestimmt werden, und somit kann sein Heizwert auf der Basis bekannter Verbrennungswärmewerte, die bei den einzelnen Komponenten auftreten, bestimmt werden.
Es existieren jedoch zahlreiche Situationen, in denen der Brennstoffenergie-Strom eines mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems nicht zufriedenstellend gekennzeichnet werden kann. Beispielsweise kann selbst ein gasbetriebenes System, das keine am Ort angeordnete Brennstoffgas-Analysevorrichtung aufweist, Brennstoff aus mehreren Quellen empfangen, deren kombinierte Heizwert-Schwankung ±5 Prozent oder mehr beträgt. Beim Messen des Brennstoff-Stroms kann oft das Problem der Messgenauigkeit auftreten, insbesondere bei niedrigeren Lasten, auf welche die Flussmessvorrichtungen nicht kalibriert sind. In jedem Fall ist die Bestimmung des Brennstoffenergie-Stroms kritisch für das korrekte Verständnis der thermischen Gegebenheiten jedes mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems, entweder zur direkten Bestätigung berechneter Ergebnisse und/oder zur Verbesserung des thermischen Wirkungsgrads des Systems.
Die Wichtigkeit des präzisen Bestimmens von Verschmutzungs-Konzentrationen und ihrer Strömungsraten ist ebenfalls kritisch für den praktischen Betrieb jedes mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems, und zwar aufgrund von Beschränkungen der Umweltbelastung, die durch Vorschriften geregelt sind, der Möglichkeit von Strafen aufgrund dieser Vorschriften, und aufgrund des Bestrebens nach Umweltschutz seitens des Besitzers der Anlage.
Vor dem Hintergrund dieser Erwägungen ist es gleichermaßen wichtig, einen analytischen Beweis der bei der Bestimmung der Strömungsrate aufgetretenen Fehler und der Fehler des Brennstoffheizwerts und somit der resultierenden Fehler des bestimmten thermischen Wirkungsgrads des Systems zur Verfügung zu haben. Ferner ist jeder Fehler bei dem Ausfluss-Strom, der sich proportional zu einem Fehler des Brennstoff-Stroms verhält, signifikant, wenn die Abwässer aus irgendeiner Quelle fossiler Verbrennung überwacht und den Regulierungsbehörden gemeldet werden sollen. Das Verfahren gemäß dieser Erfindung bietet eine Technik zum Spezifizieren und Korrigieren möglicher Fehler auf der Basis der Konsistenz der Primär-Messwerte von ausströmendem O₂, CO₂, des angezeigten Luft-/Brennstoff-Verhältnisses, des angenommenen oder gemessenen ausströmenden H₂O, möglichen Lecks an der Luft-Vorheizvorrichtung und der Konzentration von O₂ in der Verbrennungsluft.
Die Messung eines Brennstoff-Stroms ist herkömmlicherweise durch die Messung seiner mechanischen Auswirkungen auf eine Vorrichtung durchgeführt worden. Zu diesen Auswirkungen zählen der Druckabfall an den Düsen oder Öffnungsplatten, eindeutige Fluid-Dichten, das integrierte Wägen eines (üblicherweise für als Schüttgut vorliegende Brennstoffe wie z.B. Kohle verwendeten) Brennstoffhandhabungs-Förderbands, die Geräuschgeschwindigkeit, die Nuklear-Resonanz, die Veränderung von Schüttgut-Speicherpegeln etc. Derzeitige industrielle Techniken zum Messen eines Gas- oder Ölflusses resultieren in typischen Fehlern von 1 Prozent bis 10 Prozent relativ zu den korrekten Werten, je nach der Sorgfalt, die beim Konzipieren, Herstellen, Installieren und Kalibrieren der Fluss-Messapparatur und ihrer Datenreduktion angewandt wurde. Unter idealen Umständen sind bei Gas- und Öl-Brennstoffen engere Präzisionsgrade (d.h. kleinere Fehler) möglich, die bestenfalls 0,25 Prozent erreichen, jedoch gilt dies als sehr außergewöhnlich und erfordert stets einen beträchtlichen Kostenaufwand.
Bei in Form von Schüttgut vorliegenden Brennstoffen wie z.B. Kohle, Biomasse, Aufschlämmungs-Brennstoffen, Holz, landwirtschaftlichen Abfallprodukten wie z.B. Nussschalen, Müll und Abfall erstrecken sich die typische Präzisionsbereiche der Fluss-Messung von 5 Prozent aufwärts. Historisch betrachtet weisen Schüttgut-Strom-Messungen eine derart niedrige Präzision auf, dass sie nur als relativer Indikator des Brennstoff-Stroms verwendet werden. Bei mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systemen ist jeder Brennstoff-Strom-Fehler, der mehr als ungefähr 1 Prozent beträgt – und mit Sicherheit ein derartiger Fehler von mehr als ungefähr 2 Prozent – ausreichend hoch, um eine Verlaufskontrolle der überwachten Brennstoff-Strom-Rate, die aus Gründen des thermischen Wirkungsgrads oder zur Detektion fehlerhafter Apparaturen erfolgen soll, zu verhindern. Bei der Verbesserung des Wirkungsgrads eines Wärmesystems nimmt man herkömmlicherweise eine Anzahl kleiner inkrementaler Verbesserungen vor, typischerweise jeweils im Bereich von 0,2 Prozent bis 0,6 Prozent. Ein Dutzend oder mehr dieser Verbesserungen können zusammengenommen in einer Verbesserung von 3 Prozent bis 6 Prozent resultieren. Beispielsweise wurde bei mehr als zwei Dutzend herkömmlicher Kraftwerke eine mittlere Verbesserung von 4,5 Prozent physisch demonstriert; siehe F. D. Lang, "Methodology for Testing and Evaluating Power Plants Using Computer Simulators", 1960 Performance Software User's Group Meeting, 1.–4. Mai 1990, St. Louis, gesponsort von EI International, jetzt Scientech Inc., in Idaho Falls, Indiana. Herkömmliche Ansätze, mit denen ein präzises Bestimmen des Brennstoff-Stroms versucht wurde, werden noch erläutert.
Eine weitere kritische Erwägung beim Bestimmen des thermischen Wirkungsgrads ist die Schwankung des Heizwerts des Brennstoffs, die durch Schwankungen der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs verursacht wird. Chemische Schwankungen entstehen durch die Mischung von Brennstoffwasser, Brennstoff-Mineralsubstanzen (als Brennstoffasche bezeichnet) und die Verhältnisse der Elemente, welche die Haupt-Kohlenwasserstoff-Molekularkette und freie anorganische Elemente aufweisen: Stickstoff, Sauerstoff, Kohlenstoff, Wasserstoff und Schwefel; hauptsächlich jedoch Kohlenstoff, Wasserstoff und Sauerstoff. Falls eine präzise und direkte Fluss-Messung von Schüttgut-Brennstoffen nicht praktikabel ist, besteht die einzige Alternative in der Bestimmung des Brennstoffenergie-Stroms, die das Produkt der Strömungsrate und des Heizwerts des Brennstoffs ist, wobei diese Bestimmung zum Teil auf dem gemessenen Energiefluss zu dem Arbeitsfluid basiert. Falls Fehler in dem Heizwert existieren, der ein angenommener, gemessener oder berechneter Wert ist, resultieren daraus auch Fehler in dem Brennstoff-Strom. Frühere Ansätze, die sich mit der Bestimmung der Brennstoffenergie befassten, werden noch erläutert. Ferner hat es während der vergangenen 140 Jahre der – meist aus Kohle erfolgenden – Erzeugung sicheren Hochdruckdampfs zur Nutzung durch die Gesellschaft keine Erfindung und kein Verfahren gegeben, in denen auch nur andeutungsweise die Möglichkeit eröffnet worden wäre, den Brennstoffasche-Gehalt von Kohle auf thermodynamischer Basis in Echtzeit zu bestimmen.
Bei dem Ansatz gemäß dieser Erfindung handelt es sich um ein stark verbessertes "Eingangs-/Verlust-Verfahren". Frühere Eingangs-/Verlust-Verfahren sind dem Erfinder und T. Buna bereits seit 1955 bekannt.
Ein früherer Ansatz, der im Zusammenhang mit der vorliegenden Erfindung steht, wurde 1955 von T. Buna für die Analyse mehrerer einem Kraftwerk zugeführter Brennstoffe entwickelt. Der Ansatz gemäß Buna bestand darin, das abströmende CO₂ eines Brennstoffs unter gegebenen verschiedenen Ausfluss-CO₂-Werten zu charakterisieren, in dem die chemische Zusammensetzung des Brennstoffs der einzelnen Brennstoffe in Betracht gezogen wurde. Buna schlug vor, anhand dieser Daten für mehrere Brennstoffe und des Wissens über den gelieferten Nutzenergiefluss die Strömungsrate jedes Brennstoffs zu bestimmen. Buna präsentiert einen "Ausgangs-Verlust"- und einen "Eingangs-Verlust"-Ansatz zum Bestimmen des Kessel-Wirkungsgrads. Die vorliegende Erfindung bezieht sich nur darauf, dass ein Verlauf erzielt wird, der gegenüber dem Verfahren gemäß Buna umgekehrt ist. Bei dieser Erfindung wird die chemische Zusammensetzung des Brennstoffs auf der Basis von Ausflussmessungen berechnet; gemäß der Erfindung wird an genommen, dass von sämtlichen Sekundär-Brennstoffe – anders als gemäß Buna – eine definierte chemische Zusammensetzung, Heizwerte und im Verfeuerungszustand herrschende Strömungen bekannt sind. Die Literaturstelle ist: T. Buna, "Combustion Calculations for Multiple Fuels", ASME Diamond Jubilee Annual Meeting, Chicago, Illinois, 13.–18. November 1985, Referat 55-A-185.
Ein weiterer mit der vorliegenden Erfindung zusammenhängender Stand der Technik wurde entwickelt vom Electric Power Research Institute (EPRI) am Morgantown-Kraftwerk, einem mit Kohle betriebenen herkömmlichen System. Diese Technik, die als "Ausgangs-/Verlust"-Verfahren bezeichnet wird, ist beschrieben von E. Levy, N. Sarunac, H. G. Grim, R. Leyse und J. Lamont in "Output/Loss: A New Method for Measuring Unit Heat Rate", American Society of Mechanical Engineers, 87-JPGC-Pwr-39. Das Ausgangs-/Verlust-Verfahren berechnet den Kessel-Wirkungsgrad (η_boiler) unabhängig vom Brennstoff-Strom. Unter der Annahme, dass es sich um ein herkömmliches Kraftwerk handelt, kann durch Bestimmen des Energieflusses zu dem Arbeitsfluid (ΣmΔh) und der Brutto-Produktion elektrischer Energie (P) der thermische Wirkungsgrad des Systems, d.h. η_boilerP/(ΣmΔh) bestimmt werden. Ferner kann, obwohl dies nicht die Zielsetzung des Ausgangs-/Verlust-Verfahrens ist, bei Bekanntheit des Heizwerts und der Kesselenergie-Angaben (HHVP + HBC) der im Verfeuerungszustand vorliegende Brennstoff-Strom (m_AF) bestimmt werden als m_AF = (ΣmΔh)/[(η_boiler)(HHVP + HBC)]. Die Verwendung der Kesselenergie-Angaben (HBC) und der Brutto-Energie (P) gegenüber der Netto-Energie werden im Zusammenhang mit der bevorzugten Ausführungsform erläutert. Diese Technik beruht direkt auf der Emissionsgas-Stromdichte und somit auf (η_boiler). Die Kenntnis des Emissionsgasflusses ermöglicht die Bestimmung des Großteils der bei der Verbrennung auftretenden Wärmeverluste, die als Abgasverluste bezeichnet werden. Dieser Ansatz hat jedoch, wenn er zu praktischen Anwendungszwecken in Kraftwerken genutzt werden soll, aus den folgenden Gründen Nachteile: 1) er beruht nicht auf Messungen der Abgaskonzentrationen (und somit auf Veränderungen des Einströmens von Wasser/Dampf im Verbren nungsvorgang oder auf Veränderungen des Ausströmens von CO₂, was auf Veränderungen der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs oder auf vor der Heizvorrichtung bestehende Leckstellen hinweisen könnte; 2) die Veränderungen der Strömungs-Messwerte bei ausströmendem Gas in unregelmäßigen Leitungen, die nicht für präzise Strömungsmessungen ausgefegt sind, was bei den meisten Kraftwerkanlagen der Fall ist, können leicht ±20 Prozent überschreiten, was einen Fehler von ±4 Prozent in dem System-Wirkungsgrad resultiert, da die Abgasverluste typischerweise ~20 Prozent betragen (d.h. ±4 Prozent beim Brennstoff-Strom); 3) die Technik der direkten Abgasfluss-Messungen erfüllt nicht durchgehend die von der U.S. Environmental Protection Agency gestellten Anforderungen von ±15 Prozent; 4) es ist aus der obigen Erläuterung offensichtlich, dass, falls der Heizwert des Brennstoffs (HHV) variabel ist, was bei den meisten kohlebetriebenen Systemen üblich ist, und nicht korrekt durchgehend überwacht wird, dann aufgrund von Fehlern beim angenommen Heizwert auch der berechnete Brennstoff-Strom fehlerhaft ist; 5) eine direkte Messung des Abgas-Stroms normalerweise Ultraschallmessungen, Schallmessungen oder direkte Gasgeschwindigkeitsmessungen beinhaltet, was Annahmen zur Zusammensetzung des Ausflusses, d.h. der Brennstoff-Zusammensetzung und des Leckens aus der Luft-Vorheizvorrichtung voraussetzt, wobei Fehler in diesen Annahmen Fehler in dem abgeleiteten Ausfluss-Strom verursachen; und 6) falls der Brennstoff hochvariable Mengen an Asche mitführt (ein rein verdünnender oder konzentrierender Einfluss auf den Brennstoff-Heizwert, der jedoch die Ausfluss-Ströme mittels des Luft-/Brennstoff-Verhältnisses beeinträchtigt), dann besteht die Wahrscheinlichkeit, dass der berechnete Ausfluss-Strom, da er von einem angenommenen Heizwert mit einem angenommenen Aschegehalt abhängt, fehlerhaft ist.
Ein weiterer mit der vorliegenden Erfindung zusammenhängender Stand der Technik wurde 1988 von S. S. Munukutla et al. auf einer technischen Konferenz präsentiert. In dieser Arbeit entwickeln die Autoren einen Prozess, bei dem Ausfluss-Messwerte verwendet wurden, um die feuchtigkeits- und asche-freie (MAF) Zusammensetzung von Kohle zu bestimmen. Die veröf fentlichte Arbeit dieser Autoren lehrt relativ wenig über die Technik zum Überwachen von Wärmeleistung und das Bestimmen der chemischen Zusammensetzung von Kohle von Kraftwerken im praktischen Betrieb. Munukutla et al. berücksichtigen nicht das Lecken aus der Luft-Vorheizvorrichtung, sondern messen die Verbrennungs-Ausflüsse vor der Luft-Vorheizvorrichtung (am Einsparungsvorrichtungs-Auslass). Munukutla et al. befassen sich mit hochpräzisen Ausfuss-Messungen, die durch Gas-Chromatographie ermöglicht werden, und nicht durch übliche industrielle Instrumente. Diese Grundtechnik, die üblicherweise als Wärmeanalyse bezeichnet wird und bei der teilweise Gas-Chromatographie verwendet wird, wird in Laboratorien verwendet, um die Heizwerte unter stark gesteuerten Bedingungen zu bestimmen; siehe Kapitel 9, "Measurement of Heat of Combustion", enthalten in Steam, Its Generation and Use, 40te Ausgabe, herausgegeben von S. C. Stultz und J. B. Kitto, veröffentlicht 1992 von Babcock & Wilcox Company, Barberton, Ohio. Diese Technik war auch Gegenstand des früheren U.S.-Patents 5,327,356 des Erfinders. Munukutla et al. erwägen nicht die Einführung von Kalkstein, das bei Verbrennungsvorrichtungen mit Fluidisierungsbett üblich ist, wobei es sich dabei um den größten einzelnen Typ von Dampfgeneratoren handelt, der außerhalb der USA verkauft wird. Sie beanspruchen nicht die On-line-Bestimmung von Brennstoffasche, sondern nehmen aufgrund von Laboranalyse an, dass die Brennstoffasche konstant ist. In der Gleichung 3 von Munukutla et al. wurden Fehler gemacht, wobei eine Anwendung dieser Gleichung bei dem Vorgang gemäß Munukutla et al. zu lächerlichen Ergebnissen führen würde. Dieser Fehler wird in der nachfolgenden Arbeit von Munukutla, die 1989 und später vorgelegt wurde, korrigiert. In der Arbeit von Munukutla et al. wird das Verhältnis von atmosphärischem Nicht-O₂ (prinzipiell N₂ und Ar) zu O₂ als Konstante auf 3,76 gesetzt (unter der Annahme, dass O₂ auf 21,0 Prozent liegt). Erstens ist dieses Verhältnis, das sich üblicherweise in grundlegenden thermodynamischen Lehrbüchern findet, fehlerhaft; das korrekte Verhältnis ist 3,7737, hier bezeichnet als Φ_Ist, und ist abgeleite von einem Wert von 20,948 an Prozent atmosphärischem O₂ pro NASA (gemäß U.S. Standard Atmosphere 1976, NOAA-S/T-76-1562-NASA). Das Nichtverwenden eines korrekten Werts resultiert in einem Fehler bei der Bestimmung überschüssiger Luft und der Bilanzen molaren Sauerstoffs. Zweitens kann bei ungefähr 10% der vom Erfinder getesteten Kraftwerke das atmosphärische O₂ verschlechtert werden, was zu einem höheren Φ_Ist-Wert führt, und zwar aufgrund des Eindringen von Abgasen in den Verbrennungsluftstrom und/oder lokaler atmosphärischer Inversionen, die einen Sauerstoffmangel der lokalen Umgebung verursachen können. Bei der vorliegenden Erfindung wird dieses Verhältnis als Variable Φ_Ist ausgedrückt, die vom Benutzer basierend auf den lokalen Bedingungen des Wärmesystems eingestellt wird.
Auf der Ebene des System-Verständnisses ist der 1988 vorgelegte Ansatz von Munukutla et al. unvollständig, da Munukutla. et al. der Kessel-Wirkungsgrad nur als Endergebnis der Technik berechnen, bei der das (weiter unten erläuterte) Eingangs-/Ausgangs-Verfahren verwendet wird; siehe Gleichung 10 von Munukutla et al. Es fehlt die Einbeziehung des berechneten Kessel-Wirkungsgrads in die eigentliche Technik, und somit ist die integrale Konsistenz, die für die vorliegende Erfindung erforderlich ist und ein Merkmal der Erfindung ist, durch die Verfahren gemäß Munukutla et al. nicht gewährleistet. Ein höchst wichtiges Attribut der vorliegenden Erfindung zeigt ein integrales Verhältnis zwischen den Kohle-Bestandteilen und der Bestimmung des Kessel-Wirkungsgrads, was zum System-Wirkungsgrad beiträgt; in der Tat kann ohne die Kohle-Bestandteile der Kessel-Wirkungsgrad durch die vorliegende Erfindung einfach nicht berechnet werden. Die Technik gemäß Munukutla et al. bestimmt den Gesamt-Brennstoffenergie-Strom aus den Systemenergiefluss-Bilanzen (2 und Gleichung 4 gemäß Munukutla et al.) und entwickeln einen "Brennstoffenergie"-Ausdruck Am_MAF = Q_rad + Q_steam; sie bieten keine Erklärung dazu, in welcher Beziehung der Term "A" in diesem Ausdruck zu dem Kohle-Heizwert steht, was man erwarten könnte. Dieser Ausdruck wird jedoch dann dazu verwendet, die als μ_i (in pounds/Sekunde) bezeichneten Massenströmungsraten der Bestandteile der Kohle zu entwickeln. Dann werden diese μ_i-Ausdrücke in einer Korrelation verwendet, die den gesamten Brennstoffenergie-Strom (kJ/Std. oder Btu/Std.) entwickelt, wodurch eine Berechnung des Kessel- Wirkungsgrads umgangen wird. In den Systemenergie-Bilanzen von Munukutla et al. wird ein Lecken aus Luft-Vorheizvorrichtung nicht berücksichtigt. Es ist bemerkenswert, dass auf diese Energiebilanz-Technik, die zur Gleichung 4 gemäß Munukutla et al. führt, in dem späteren Veröffentlichungen des Hauptautors zum gleichen Thema (1989, 1991 und 1995) nicht bezuggenommen wird, jedoch die Grund-Stöchiometrien in korrigierter Form erwähnt werden. Die Literaturstelle für diese Arbeit ist S. S. Munukutla, G. Tsatsaronis, Y. Shih, D. E. Anderson und S. M. Wilson, "A Microcomputer Software for On-Line Evaluation of Heat Rate", ASME Power Generation Conference, Philadelphia, Pennsylvania, 25.–29. September 1988, Referat 88-TPGC/PTC-1.
In drei späteren Arbeiten versuchen Munukutla und seine Kollegen, diese Technik zu verfeinern. Bei einer Konferenz 1989 mit Veröffentlichung 1990 schlagen Munukutla und A. Bose erneut vor, eine Gas-Chromatographie zum Messen der Abgase von Einsparungsvorrichtungs-Auslässen bei der Bestimmung von MAF-Heizwerten zu verwenden. Bei der dabei verwendeten Heizwert-Korrelation, bei der Gewichtanteile der Bestandteile der Kohle verwendet werden, handelte es sich um die Mott-Spooner-Korrelation auf der Basis der Formel von Dulong. Beide sind in der Industrie weithin bekannte Korrelationen, jedoch basieren sie nicht auf chemischen bindenden Energien, die bei dieser Erfindung berücksichtigt werden. In der Arbeit von 1989 jedoch wurde die Korrelation inkorrekt verwendet; die Korrelation war für MAF-Brennstoff-Bestandteile vorgesehen, Munukutla und Bose jedoch verwendeten den Nass-Wert inkonsistent im Verfeuerungszustand. Als Beweis für die mangelnde Präzision ihrer Arbeit stimmte der von ihnen berechnete MAF-Heizwert verständlicherweise mit dem Wert im Verfeuerungszustand (Nass) überein. 1991 veröffentlichten Munukutla, P. Chodavarapu und D. C. O'Connor im Wesentlichen die gleiche Arbeit wie 1989, wiederum auf Basis von Messungen der Gas-Chromatographie. In ihrer Arbeit von 1991 wird das Arbeits-Brennstoffwasser entweder gemessen oder durch Differenz bestimmt, unter der Annahme, dass die verbleibenden Ausflüsse auf einer Nass-Basis gemessen werden. Aus ihrer Arbeit ist offensichtlich, dass keine zweckmäßig präzisen Molekulargewichte verwendet werden, angesichts der Sensibilität eines solchen Ansatzes führen derartige Fehler zu einem Fehler von ~1%. (Bei Verwendung ihrer Zahlenbeispiele wird der Anteil des Brennstoff-Kohlenstoffs berechnet als 0,6616 gegenüber dem korrekten Anteil von 0,6570, der bestimmt wird, indem einfach die korrekten Molekulargewichte verwendet werden.) Zudem werden wie bei den Arbeiten von 1988 und 1989 keine Vorkehrungen für das Einführen von Kalkstein getroffen. In der Arbeit von 1991 wird wiederum die Mott-Spooner-Korrelation auf der Basis der Dulong-Formel verwendet, um den Heizwert HHV_MAF zu berechnen; dieses Mal jedoch verwendeten die Autoren die konsisteten MAF-Brennstoff-Bestandteile, wobei sie später HHV_MAF in Hinblick auf Brennstoffwasser und Asche korrigierten. Das Ergebnis wies gegenüber dem berichteten Wert einen Fehler von 900 ΔkJ/kg (387 ΔBtu/lbm) oder 3,1% auf. Bei Verwendung nur der berichteten Brennstoffanalyse der Autoren von 1991 erzeugten die Verfahren dieser Erfindung einen Fehler von 377 ΔkJ/kg (162 ΔBtu/lbm). Ferner teilten die Autoren die Ergebnisse von 14 durchgeführten Tests mit, die in einer Standard-Abweichung von ±1826 ΔkJ/kg (±785 ΔBtu/lbm) oder ±5,6% resultierten. 1995 veröffentlichten Munukutla und F. Khodabakhsh eine ähnliche Arbeit wie 1989 und 1991; dieses Mal jedoch sahen sie vor, dass ihre Ausfluss-Messungen auf Instrumenten eines Systems zur kontinuierlichen Emissionsüberwachung (CEMS) basierten. Die CEMS-Instrumentierung wird von der US-EPA an sämtlichen stationären Quellen von Verunreinigungen verlangt. Zu den Ausfluss-Messungen zählen Messungen von CO₂, CO, O₂, SO₂ und der volumetrischen Strömungsrate. Gemäß den Vorschriften in den USA und in Europa müssen diesen Messungen am Außenbereich des Systems vorgenommen werden, und zwar am Auslass der Luft-Vorheizvorrichtung, d.h. dem Schornstein, und nicht am Auslass des Kessels (d.h. dem Einlass der Luft-Vorheizvorrichtung); vgl. 6. Munukutla und Khodabakhsh wandten bei dieser Arbeit die gleichen Stöchiometrien an, die seit 1988 verwendet wurden und die bei einem System ohne Lecks an der Luft-Vorheizvorrichtung verwendbar ist. In Anbetracht dessen, dass die Messungen bei Existenz eines Entweichens von Luft durchgeführt werden, ist das Verfahren fundamental fehlerhaft; sämtliche Aus flüsse, die aus dem Verbrennungsprozess austreten, werden selbstverständlich durch das Entweichen von Luft verdünnt. Das System wurde jedoch derart definiert, dass bei der Betrachtung der Systemenergie-Bilanz ein Entweichen von Luft ausgeklammert wurde. Dies erfolgte, indem der heiße Ausstrom der Luft-Vorheizvorrichtung zu dem Kessel gemäß 2 dieser Autoren verwendet wurde, und nicht der Verbrennungsluft-Zustrom in die Luft-Vorheizvorrichtung. Die Konsequenz dieser Tatsache besteht darin, dass, obwohl der Fluidstrom korrekt berechnet werden könnte, die integrale Bestimmung des Kessel-Wirkungsgrads wie bei der Arbeit von 1988 nicht möglich ist. Zudem sind, da die vorgeschlagenen Ausfluss-Messungen in dieser Arbeit von 1995 inkonsistent mit der grundlegenden Analyse dieser Arbeit sind, die berechneten Brennstoff-Bestandteile dann massiv fehlerhaft. Die Kalkstein-Einführung wird nicht in Betracht gezogen. Die Brennstoffasche wird als konstant angenommen. In keiner dieser Arbeiten von 1988 bis 1995 findet sich ein Hinweis auf das Konvertieren des resultierenden Heizwerts von einer konstanten Volumen-Basis zu einer konstanten Druck-Basis, wie es angesichts der Tatsache erforderlich ist, dass labor-bestimmte Heizwerte aus "Bomben-Kalorimeter"-Vorrichtungen abgeleitet werden, wobei es sich um einen Konstant-Volumen-Vorgang handelt. Jedoch wird gemäß einer Verbesserung, die in der Arbeit der Autoren 1995 beschrieben ist, eine iterative Korrektur des gemessenen volumetrischen CEMS-Stromes mit dem durch Stöchiometrie gemessenen Fluss vorgeschlagen. Bei der vorliegenden Erfindung werden keine Ausstrom-Messungen verwendet, und somit ist diese Verfeinerung nicht relevant.
Zu den Literaturstellen für die Arbeiten von Munukutla und seinen Kollegen aus den Jahren 1989, 1991 und 1995 zählen: S. Munukutla und A. Bose, "On-Line Elemental Analysis of Coal Using Gas Chromatography", 1989 EPRI Heat Rate Improvement Conference, 3.–5. Mal, Knoxville, Tennessee, veröffentlicht 1990); S. Munukutla, P. Chodavarapu und D. C. O'Connor, "On-Line Coal Analysis from Measurement of Flue-Gas Components", ASME International Power Generation Conference, San Diego, California, 6.–10. Oktober 1991, Referat 91-JPGC-Pwr-17; und 5. Munukutla und F. Khodabakhsh, "Enhancement of Boiler Performance Evaluation Methods Using CEMS Data", ASME International Joint Power Generation Conference, Minneapolis, Minnesota, 8.–12. Oktober 1995, PWR-Band 29, 1995.
Ein weiterer Ansatz wurde von dem Erfinder der vorliegenden Erfindung entwickelt und in dem United States Patent 5,367,470 beschrieben. Die in dem Patent '470 beschriebene Erfindung ist erwähnenswert, weil sie abzielt auf die Bestimmung des Kessel-Wirkungsgrads ohne Kenntnis des Brennstoff-Stroms und ohne Kenntnis des Ausfluss-Stroms, jedoch in prinzipieller Kenntnis des ausströmenden CO₂, des ausströmenden H₂O und der routinemäßigen System-Daten und in zahlreichen Situationen zweckmäßig ist. Das Luft-/Brennstoff-Verhältnis ist bei dem Verfahren gemäß dem Patent '470 nicht erforderlich. Ein Schlüssel zu der Erfindung gemäß dem Patent '470 besteht in dem Erfordernis des wiederholten Einstellens oder Iterierens "einer angenommenen Wasserkonzentration in dem Brennstoff, bis eine Konsistenz zwischen den gemessenen CO₂- und H₂O-Ausflüssen und denjenigen Ausflüssen besteht, die durch Stöchiometrien auf der Basis der chemischen Konzentration des Brennstoffs gemessen werden". Einige Aspekte der Erfindung sind abhängig von hochpräzisen Messungen des ausströmenden Wassers und der Kohlendioxid-Konzentration oder von "vorbestimmten Präzisionen" dieser Ausflüsse. Die vorliegende Erfindung ist frei von derartigen Beschränkungen hinsichtlich der Präzision. Die Schwierigkeit bei dem Verfahren gemäß dem Patent '470 besteht in der Tatsache, dass das Einstellen des Brennstoffwassers, das selbstverständlich das berechnete Ausstrom-Wasser verändert, keine direkt ersichtliche Auswirkung auf ausströmendes CO₂ auf trockener Basis hat. Beispielsweise ist korrekt, dass, wenn die Menge des Brennstoffwassers vergrößert wird, der relative Anteil der übrigen Bestandteile des Brennstoffs pro Einheits-Mol des gesamten Brennstoffs im Verfeuerungszustand abnimmt, falls die übrigen Bestandteile des Brennstoffs, d.h. Stickstoff, Sauerstoff, Kohlenstoff, Wasserstoff, Schwefel und Asche, proportional konstant zueinander bleiben. Es wäre jedoch ungewöhnlich, dass irgendeine gegebene Brennstoffwasser-Einstellung ein exakt konsistentes Ausfluss-CO₂ erzeugen würde, außer in dem Fall, dass die tro ckene chemische Zusammensetzung konstant oder in hohem Maß vorhersehbar ist. Ferner wäre es, falls der Brennstoff eine variable Asche-Konstante hat, wobei Asche einen reinen verdünnenden oder konzentrierenden Effekt auf die chemische Zusammensetzung des Brennstoffs und den Brennstoff-Heizwert hat, nicht möglich, einen derartigen Variabilitätseffekt einfach durch Iterieren des Brennstoffwassers zu bestimmen. Ein in größerer Menge angenommenes Brennstoffwasser kann ein auf Nass-Basis vorliegendes Ausfluss-CO₂ reduzieren, doch der tatsächliche Brennstoff könnte sehr viel weniger Asche enthalten, so dass der Anteil von Brennstoff-Kohlenstoff relativ zum Ganzen tatsächlich vergrößert würde. Die Verfahrensweise der einfachen Wasser-Iterationen gemäß dem Patent '470 ist in zahlreichen Situationen zweckmäßig, z.B. wenn der Kohle-Brennstoff wenig und konstante Asche mitführt, und ferner wenn sehr präzise und konsistente Messungen von ausströmendem CO₂ und H₂O durchgeführt werden, unterliegt jedoch Beschränkungen bei anderen Anwendungsfällen.
Ein wiederum weiterer Ansatz wurde von dem Erfinder der vorliegenden Erfindung entwickelt und in dem United States Patent 5,790,420 beschrieben. Die Erfindung gemäß dem Patent '420 ist deshalb erwähnenswert, weil sie sich den Ansatz gemäß dem Patent '470 dahingehend erweitert, dass Verbrennungsturbinen-Systeme einbezogen sind. Das Patent '420 betrifft Verfahren zum Verbessern des thermischen Wirkungsgrads, zum Bestimmen der Ausfluss-Ströme und zum Bestimmen des Brennstoff-Stroms mit fossilen Brennstoffen betriebener Systeme auf Basis des Verständnisses des Gesamt-Energieflusses (Brennstoff-Strömungsrate × Heizwert), der Eingabe in das System im Verfeuerungszustand. In dem Patent '420 ist angeführt, dass aufgrund von Verfahrens-Fehlern ein Versatz bewirkt wird: "Das Vorzeichen des durch den Heizwert eingeführten Fehlers führt stets zu einer entgegengesetzten Veränderung in dem berechneten Fluid-Strom." Bei dem Patent '420 kann eine Einführung von Fehlern durch die Verwendung der Gleichungen 31 oder 32 des Patents zum Berechnen des Trockenbasis-Heizwerts in Abhängigkeit von der Kenntnis der Trocken-Mol-Zusammensetzung des Brennstoffs verursacht werden. Diese Trocken-Zusammensetzungen können bestimmt werden durch "Verwendung einer Korrelation, bei der die Kohlenstoff-, Wasserstoff-, Sauerstoff- und Schwefel-Anteile in Bezug zu einem Trockenbasis-Heizwert gesetzt werden und dann eine Korrektur in Hinblick auf das Wasser vorgenommen wird." Durch das Patent '470 und das Patent '420 wird angeregt, dass Brennstoffasche als konstanter Wert behandelt wird. Dies ist der Fall, da die Brennstoff-Bestandteile ausschließlich durch Einheits-Mole des Trockenbasis-Brennstoffs oder als Brennstoff im Verfeuerungszustand (für die Nass-Basis) definiert sind. Ein auf Trocken-Basis vorliegender Brennstoff enthält Asche; ein Brennstoff auf Nass-Basis enthält Asche und Wasser. Falls die Auswirkungen variabler Asche zu untersuchen wären, müssten die Brennstoff-Bestandteile notwendigerweise von einer Basis ausgehen, die frei sowohl von Asche als auch von Wasser ist, d.h. die eine sogenannte "feuchtigkeits-asche-freie" Basis ist; eine derartige Basis ist weder in dem Patent '470 noch in dem Patent '420 erwähnt. Das Patent '420 erläutert, dass die Mol-Menge des Brennstoffwassers "iteriert wird, bis eine Konvergenz erreicht wird", was wiederum in einem Heizwert im Verfeuerungszustand resultiert. Wiederum wird, wenn das Wasser verändert wird, die Gesamtheit aller anderen Brennstoffbestandteile in entgegengesetzter Weise geändert, um einen normalisierten Einheits-Mol-Wert des Brennstoffs aufrechtzuerhalten. Wie bei dem Ansatz des Patents '470 erfordert das Patent '420 eine hochpräzise Instrumentierung, wobei angemerkt ist, dass "zu den Apparaturen, die zur Praktizierung der vorliegenden Erfindung erforderlich sind, die Verwendung jeglicher Messvorrichtung gehört, welche die Ausflusskonzentrationen von H₂O und CO₂ mit hoher Präzision messen kann." Die Ansätze gemäß dem Patent '420 und dem Patent '470, bei denen es sich um rudimentäre Eingangs-/Verlust-Verfahren handelt, sind abhängig von dem thermodynamischen Verständnis eines mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems ohne direkte Messungen von Brennstoff- oder Ausfluss-Strömen, jedoch existiert immer noch Raum für Verbesserungen.
Ein weiterer mit der vorliegenden Erfindung zusammenhängender Stand der Technik beinhaltet die Verwendung von Brennstoffwasser- und Brennstoff asche-Instrumenten, die für den On-line-Betrieb vorgesehen sind. Mit der Brennstoffasche ist der nicht brennbare Mineralgehalt des Brennstoffs vor der Feuerung gemeint. Bei diesen Instrumenten werden verschiedene Techniken verwendet. Zu den Brennstoffwasser-Instrumenten zählen: Kapazitäts-Techniken, Mikrowellen-Techniken, Ultraschall-Techniken und IR-Spektroskopie. Zu den Brennstoffasche-Instrumenten zählen: Röntgen-Rückstreuer, Röntgen-Fluoreszenz, Gammastrahlen-Rückstreuer, Doppelenergie-Gammastrahlen-Übertragung, Gammastrahlenpaar-Erzeugung, natürliche Gammastrahlung, direkte Gamma-Neutronen-Aktivierungs-Analyse, Laserspektroskopie, Elektroden-Spin-Resonanz und Nuklear-Magnet-Resonanz. Die Kenntnis des Wasser- und Asche-Gehalts des Brennstoffs kann zur Einstellung des angenommenen Heizwerts führen. Dies setzt voraus, dass die chemische MAF-Zusammensetzung des Brennstoffs konstant bleibt. Fernen enthalten diese Verfahren keine Techniken, bei denen die bei der Brennstoffasche-Messung gemachten Fehler durch Brennstoffwasser-Konzentrationen ausgeglichen werden. Zudem ist die übliche Präzision in der Industrie nicht besser als ±5%, so dass eine Fehler von ±5% in dem Brennstoff-Heizwert existiert. Ferner bieten, obwohl die direkte Bestimmung von Brennstoffwasser und Brennstoffasche bei der vorliegenden Erfindung zur Gegenprüfung der mit der Erfindung errechneten Werte hilfreich wäre, derartige Instrumente für sich genommen keinen integrierten Ansatz zum Verständnis von Wärmesystemen. Es ist offensichtlich, dass die Berechnung des Kessel-Wirkungsgrads in integraler Beziehung zu Systemparametern nicht einfach durch die Verwendung dieser Instrumente durchführbar ist.
Ein weiterer mit der vorliegenden Erfindung zusammenhängender Stand der Technik besteht in der Wärmeanalyse, bei der Labortechniken mit differentieller Wärmeanalyse (DTA) und differentieller Wärmegravimetrie (DTG), auch als Thermogravimetrie bezeichnet, in Kombination mit einer Gas-Chromatographie- oder einer anderen hochpräzisen Gas-Analysevorrichtung verwendet werden, um die elementare Analyse und die näherungsweise Analyse von Kohle durchzuführen. Diese Technik ist für eine Laborumgebung vorgesehen, da sie nur Gramm-Mengen an Kohle analysiert. Selbst verständlich bei der Verwendung von Tonnen von Kohle pro Stunde durch ein Wärmesystem wie z.B. ein 100-Megawatt-Kraftwerk das Entwickeln einer repräsentativen Probe mit einer Größe im Gramm-Bereich ein unüberwindbares Problem dar. Eine der größten Gesellschaften, die derartige Anlagen liefern, ist Mettler Toledo, Hightstowns, New Jersey, die derartige Anlagen mindestens seit 1980 verkauft hat. Die grundlegende Technik ist erwähnt in Kapitel 9, "Measurement of Heat of Combustion", enthalten in dem oben zitierten Steam. Its Generation and Use.
Ein weiterer Ansatz wurde entwickelt von der American Society of Mechanical Engineers (ASME) und veröffentlicht als Energie- oder Leistungs-Test-Bestimmungen (PTC) dieser Gesellschaft. In mehreren dieser Bestimmungen werden zwei Verfahren erläutert, die relevant sind: das Eingangs-/Ausgangs-Verfahren gemäß PCT 4.1 (Dampfgeneratoren), PTC 4.4. (Gasturbinen-Wärmerückgewinnungs-Dampfgeneratoren) und PTC 22 (Gasturbinen); und das Wärmeverlust-Verfahren gemäß PTC 4.1 und PTC 4.4. Das Eingangs-/Ausgangs-Verfahren beruht auf der direkten Messung des Fluidstroms. Bei mit Kohle betriebenen Systemen oder beliebigen mit Schüttgut-Brennstoffen betriebenen Systemen hat dies keinen Nutzen für die Verbesserung des thermischen Wirkungsgrads, was aus den oben erläuterten Gründen der Ungenauigkeit von Brennstoff-Strom-Messungen der Fall ist. Das Wärmeverlust-Verfahren sollte das Problem ungenauer Kohle-Strom-Messungen handhaben, indem eindeutige Abgasverluste und Nicht-Abgasverluste gemessen wurden, somit: η_system = 1,0 – Σ(Systemverluste). Die Schwierigkeit bei diesem Verfahren, wie im Fall des Eingangs-/Ausgangs-Verfahrens, liegt in der Notwendigkeit, zwei kritische Bestimmungen vorzunehmen: 1) entweder direkt eine Messung des gasförmigen Ausflusses, oder eine präzise Kenntnis der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs, was zu einer Ausfluss-zu-Brennstoff-Strömungsbestimmung führt; und 2) bei Anwendung bei mit Kohle betriebenen Systemen, das Messen des Ausfluss-Asche-Stroms und der zugehörigen unverbrannten Kohle in der Asche. Wie erläutert ist die erforderliche Präzision auf einer konsistenten Basis nicht möglich, wenn Ausfluss-Ströme gemessen werden. Zudem ver langt die traditionelle Verwendung des Wärmeverlust-Verfahrens eine "präzise, einfache und endgültige Analyse des verfeuerten Brennstoffs." Die Schwierigkeit des Bestimmens sowohl von "Boden"- als auch von "fliegenden" Asche-Strömen gemäß der Definition unter PTC 4.1 wird durch die Tatsache belegt, dass der Vorgang in keinem bekannten kohlebetriebenen Kraftwerk auf irgendeiner Routine-Basis durchgeführt wird.
Zusammenfassend betrachtet lässt sich feststellen, dass die Ansätze gemäß dem Ausgangs-/Verlust-Verfahren, Munukutla und seinen Kollegen, dem Patent '470, dem Patent '420, der Brennstoffwasser- und Brennstoffasche-Instrumentierung, der Labor-Wärmeanalyse, dem Eingangs-Ausgangs-Verfahren und dem Wärmeverlustverfahren sämtlich signifikante Nachteile haben. Das Ausgangs-/Verlust-Verfahren und beide ASME-Verfahren sind zumindest in Hinblick auf große kohlebetriebene Systeme mit konzeptuellen Nachteilen behaftet. Keines dieser Verfahren ist zur On-line-Überwachung verwendbar. Die Verfahren gemäß dem Patent '470 und dem Patent '420 lassen unberücksichtigt: 1) die Bestimmung der Brennstoffasche (unter intrinsischer Annahme eines konstanten oder bekannten Verhältnisses zwischen Brennstoffkohle und Brennstoffasche); und 2) die Komplexitäten der nichtwässrigen Bestandteile, wobei einfach eine Iterierung auf Basis des Brennstoffwassers vorgenommen wird. Dies bedeutet, dass die Verfahren des Patents '470 und des Patents '420 einfach das Brennstoffwasser unter der Annahme ändern, dass die Beziehungen zwischen den nichtwässrigen Bestandteilen als Konstanten verbleiben oder mittels Korrelationen vorhersagbar sind. Falls die Bestimmung der Bestandteile des Brennstoffs fehlerhaft ist, dann ist auch die Bestimmung des Heizwerts des Brennstoffs fehlerhaft, und somit ergibt sich ein falscher Brennstoff-Strom. Obwohl, wie in dem Patent '470 und dem Patent '420 angeführt, derartige Fehler in dem Heizwert und dem Brennstoff-Strom dazu tendieren, sich gegenseitig auszugleichen, ist dies typischerweise nur dann der Fall, wenn die Asche sowohl einen relativ kleinen Anteil des Gesamt-Brennstoffs bildet als auch eine im Wesentlichen konstante Konzentration aufweist. Wie im Zusammenhang mit der vorliegenden Erfindung noch ersichtlich wird, verhindert ein Tolerieren derartiger Fehler den Erhalt nützlicher Information im Zusammenhang mit der absoluten Kenntnis des Heizwerts, eine präzise Bestimmung des Brennstoff-Stroms, und jegliche rechnerische Gegenprüfung der Präzision der Ausfluss-Messungen. Bei keinem dieser Verfahren, mit Ausnahme des Patents '470 und des Patents '420, werden mehrere Brennstoffe berücksichtigt, die üblicherweise in kommerziellen Kraftwerken verwendet werden. Keines dieser Verfahren berücksichtigt die thermodynamische Bestimmung von Brennstoffasche. Keines der Verfahren berücksichtigt die Verwendung von Kalkstein, der in den Verbrennungsprozess eingegeben wird. Keines der Verfahren, mit Ausnahme des Patents '470 und des Patents '420, berücksichtigt ein Luft-Vorheizvorrichtungs-Lecken, wie z.B. dass Gaskonzentrationen an jeder Seite der ein Luft-Vorheizvorrichtung in stöchiometrischen Verhältnissen verwendbar sind. Keines der Verfahren, mit Ausnahme des Patents '470 und des Patents '420, berücksichtigt variables O₂ in der Verbrennungsluft im lokalen Bereich des Systems.
Ein weiterer Ansatz für die Bestimmung des Brennstoff-Stroms und der individuellen Emissionsraten (lb_pollutan/million-Btu_fuel) wurde von der United States Environmental Protection Agency (EPA) entwickelt. Der Ansatz der EPA ist beschrieben in ihren Regelungen, Kapitel 40 der Bestimmungen zu den staatlichen Regelungen (40 CFR). Die Einzelheiten sind beschrieben in 40 CFR, Teil 60, Anhang A, Verfahren 19, wobei "F-Faktoren" aufgeführt sind, die zum Bestimmen von Emissionsraten verwendet werden. Die EPA verlangt die direkte Messung des Ausfluss-Stroms aus stationären Quellen fossiler Verbrennung. Die EPA verlangt ferner das Melden der Emissionsraten der Haupt-Verschmutzungsstoffe, die mittels der F-Faktor-Technik bestimmt werden sollen. Der Ansatz der EPA ist mit den gleichen Nachteilen behaftet, die im Zusammenhang mit dem Ausgangs-/Verlust-Verfahren erläutert wurden. Der EPA-Ansatz verlangt keine Wechselbeziehungen des berechneten Brennstoff-Stroms, der durch Stöchiometrien konsistent mit dem Brennstoff-Strom sein muss. In einer Arbeit von Lang et al., in der tatsächliche Testergebnisse eines größeren Kraftwerks berichtet werden, resultierten die Verfahren 1, 2 und 17 der EPA in Ausfluss-Strömen, die im Mittel um 12 Prozent höher waren als diejenigen, die mit dem System-Wirkungsgrad konsistent sind; dies impliziert einen um 12% erhöhten Brennstoff-Strom, einem großen Fehler im Verständnis des Systems. Ferner ergaben sämtliche EPA-Verfahren höhere Ströme relativ zu den mit dem System-Wirkungsgrad konsistenten, und keiner war in sich selbst konsistent. Diese Ergebnisse sind typisch für die 12–15% betragende Abweichung, die in der gesamten Industrie berichtet wird. Siehe F. D. Lang et al., "Confirmatory Testing of the Emissions Spectral Radiometer/Fuel Flow (ESR/FF) Instrument", Electric Power Research Institute (EPRI) 1994 Heat Rate Improvement Conference, 3.–5. Mal, Baltimore, Maryland. In einer weiteren Studie, die an zwei großen Kraftwerken durchgeführt wurde, ergab die Verwendung des Verfahrens 2 der EPA um 9,8 Prozent und 18,6 Prozent höhere Systemwärme-Raten (d.h. System-Wirkungsgrade) auf der Basis der gemessenen Ausfluss-Ströme; siehe R. D. McRanie et al., "The Electric Power Research Institute Continuous Emissions Monitoring Heat Rate Discrepancy Project, An Update Report – December 1996", erhältlich von EPRI, Palo Alto, California. In Studien von Lang und M. A. Bushey, in denen 14 Kraftwerks-Testergebnisse analysiert wurden, wurde angegeben, dass Fehler in den Emissionsraten bei Verwendung des F-Faktor-Verfahrens der EPA von –8 Prozent bis +4 Prozent betragen konnten; und beim Studium von fünf Dutzend Kohle-Beispielen fanden die Autoren Lang und Bushey heraus, dass bei 18 Prozent der Proben der Fehler über 5 Prozent lag. Siehe F. D. Lang und M. A. Bushey, "The Role of Valid Emission Rate Methods in Enforcement of the Clean alr Act", EPRI 1994 Heat Rate Improvement Conference, 3.–5. Mal, Baltimore, Maryland.
Ein weiterer mit der vorliegenden Erfindung zusammenhängender Stand der Technik wurde 1980 von Roughton entwickelt; siehe J. E. Roughton, "A Proposed On-Line Efficiency Method for Pulverized-Coal-Fired Boilers", Journal of the Institute of Energy, Vol. 20, März 1980, pp. 20–24. Die Arbeit von Roughton diente zum Teil als Basis für die zitierten EPA-Verfahren und steht in Zusammenhang mit dem Ausgangs-/Verlust-Verfahren. Mit Roughtons Verfahren erhält man den Kessel-Wirkungsgrad (η_boiler) unabhängig von den Brennstoff- oder Ausfluss-Strömen. Gemäß seiner Arbeit wird der Kessel- Wirkungsgrad aus den Abgas- und Nicht-Abgas-Wärmeverlusten des Prozesses berechnet, ausgewertet per Einheit als Brennstoff-Strom im Verfeuerungszustand. Unter diesen Verlusten ist der Abgasverlust der Hauptverlust. Während dieser durch das Ausgangs-/Verlust-Verfahren direkt gemessen werden kann, verlässt sich Roughton auf das statistische Verhältnis zwischen dem trockenen Ausfluss-Strom und dem Gesamt-Brennstoffenergie-Strom im Verfeuerungszustand unter der Annahme eines wasserfreien (getrockneten) Brennstoffs. Er verlässt sich auf ein beobachtetes Verhältnis dieser beiden Mengen, das im Wesentlichen konstant auf 0,0003550 kg_Effluent/kJ_{AS-Fired
Fuel} (0,0008257 lbm_Effluent/Btu_{AS-Fired Fuel}) liegt (unten durch den Ausdruck L_fuel aufgeführt und als "Brennstoff-Faktor" bezeichnet). Die Präzision des Verfahrens basiert ausschließlich darauf, dass dieser Wert konstant bleibt. Der F-Faktor der EPA beruht grundlegend darauf, dass dieses gleiche Verhältnis konstant bleibt; siehe die Arbeit von Lang und Bushey. Es hat sich herausgestellt, dass bei einem bestimmten Brennstoff, der einen bestimmten Grad von einem bestimmten geographischen Bereich aufweist, dieses Verhältnis in der Tat konstant ist; es hat sich jedoch erwiesen, dass dieses Verhältnis bei unterschiedlichen Brennstoffen nicht gleich ist. Ferner kann von diesem Verhältnis nicht erwartet werden, dass es die Vorhersage des Heizwerts ermöglicht; in der Tat stellt Roughton fest: "Bei Verwendung dieses Verhältnisses ist es möglich, den Trocken-Abgasverlust und den Feuchtigkeits-Verlust ohne die Notwendigkeit einer erschöpfenden Analyse der Kohle oder einer präzisen Bestimmung des Brennwerts" des Brennstoffs im Verfeuerungszustand zu errechnen.
Ein vollständiges thermodynamisches Verständnis mit fossilen Brennstoffen betriebener Systeme zwecks Verbesserung des System-Wirkungsgrads und vorschriftsgemäßer Meldung erfordert die Bestimmung der Brennstoff-Massenströmungsrate, der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs, des Brennstoff-Heizwerts, der Gesamt-Ausfluss-Strömungsrate, der Emissionsraten der üblichen Verschmutzungsstoffe, und des thermischen Wirkungsgrads des gesamten Verbrennungsvorgangs. Sämtliche dieser Mengen müssen mit thermodynamischer Konsistenz bestimmt werden. Es besteht Bedarf an einer verbesserten Verfahrensweise zur Durchführung dieser Bestimmungsvorgänge.
ÜBERBLICK ÜBER DIE ERFINDUNG
Bei der Verfahrensweise gemäß der vorliegenden Erfindung, die als Eingangs-/Verlust-Verfahren bezeichnet wird, werden die Brennstoff-Flüsse, die Abgas-Flüsse, die Emissionsraten, die chemische Zusammensetzung des Brennstoffs, der Brennstoff-Heizwert und der thermische Wirkungsgrad konsistent bestimmt, was in einer verbesserten Bestimmung des thermischen Wirkungsgrads jedes mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems resultiert. Das Eingangs-/Verlust-Verfahren ist durch Computer-Software, die an einem Personal Computer installierbar ist, angewandt worden, und seine volle Betriebsfähigkeit ist demonstriert worden. Dieser Computer und diese Software werden als Berechungsmaschine bezeichnet, die Daten von den Datenerfassungsvorrichtungen eines mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems empfängt. Die Berechnungsmaschine arbeitet kontinuierlich, d.h. in "Echtzeit" oder "on-line", solange das mit fossilen Brennstoffen betriebene System Brennstoff empfängt und verbrennt.
Vor dem On-line-Betrieb verlangt das Eingangs-/Verlust-Verfahren bestimmte Initialisierungsdaten, zu denen Referenzwerte der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs und der Heizwert zählen, und stöchiometrische Referenzdaten zu dem Brennstoff, die den Referenzwerte der chemischen Zusammensetzung zugeordnet sind. Ferner beschreiben diese Computerprogramme die Lufthandhabungsvorrichtung des Dampfgenerators und seine Wärmetauscher, oder die Gasturbine oder ihre Wärmetauscher und/oder den Dampfturbinenzyklus, was eine routinemäßige Initiierungseingabe erfordert. Beim ersten Betrieb sind Anfangs-Schätzwerte der chemischen Zusammensetzung und des Heizwerts erforderlich, wobei typischerweise die Referenzwerte verwendet werden. Es sind Ausfluss-Messungen erforderlich. Im Off-line-Zustand können die angenommenen Ausfluss- Messwerte entweder konsistent mit dem angenommen Brennstoff sein oder eine Abweichung zum Zweck des Studiums eines Instrumentenfehler aufweisen. Unter Verwendung dieser Daten werden Fehleranalysen durchgeführt, die angeben, welche Angaben den kleinstmöglichen Fehler ergeben, indem das Eingangs-/Verlust-Verfahren als analytisches Tool verwendet wird. Es sind zwei derartige Annahmen erforderlich. Die erste dieser Annahmen befasst sich damit, wie der Mol-Anteil von Brennstoffasche bei Verwendung einer feuchtigkeits-asche-freien(MAS)Basis, α_MAF-Asche, behandelt werden sollte: unter Verwendung eines konstanten Werts von α_MAF-Asche oder unter Korrelierung von α_MAF-Asche als Funktion des MAF-Heizwerts HHV_MAF; Messen desselben direkt mittels einer Brennstoffasche-Messvorrichtung, oder – vorzugsweise – Bestimmen von α_MAF-Asche durch explizite Lösung, was eine Messung des Nass-Verbrennungs-Luft-/Brennstoff-Massenverhältnisses (eine relative Messung, die routinemäßig in sämtlichen mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systemen vorgenommen wird) erfordert. Generell verlangt dieses Luft-/Brennstoff-Verhältnis eine Normalisierung vorgegebener Messwert-Abweichungen, so dass die stöchiometrische Konsistenz erzielt wird. Eine Alternative zu dem Luft-/Brennstoff-Verhältnis besteht in der angeführten Brennstoff-Massenströmungsrate, die ebenfalls routinemäßig in sämtlichen mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systemen durchgeführt wird, jedoch eine Normalasierung (mittels der Fehleranalysevorgänge gemäß dieser Erfindung) erfordert. Die zweite Annahme besagt, wie der Mol-Anteil von Brennstoffwasser unter Verwendung einer MAF-Basis α_MAF-water durch das abströmende Wasser beeinflusst werden sollte: die Verwendung eines konstanten Werts des ausströmenden H₂O wird bevorzugt; oder der Ausfluss-Strom kann für die direkte Messung des H₂O instrumentalisiert werden.
Beim Betrieb in Echtzeit und unter Benutzung der initialisierten Daten werden in dem Eingangs-/Verlust-Verfahren die folgenden sequentiellen Schritte durchgeführt: 1) Ermitteln von Messwerten der Konzentrationen der üblichen Verschmutzungsstoffe mit Präzisionsgraden, die in der Stromenergieversorgungsindustrie üblich sind; 2) Ermitteln von Messwerten der Brutto- Stromenergie der Welle, der mechanischen Energie und/oder des Nutzenergiestroms, der von dem System entwickelt wird; 3) falls mehrere fossile Brennstoffe verwendet werden, werden ihre Eigenschaften kombiniert (z.B. mittels des FUEL.EXE-Programms), um für den kombinierten Brennstoff einen kombinierten höheren Heizwert zu bilden und, selbst im Fall eines einzelnen Brennstoffs, die Eingabe für Schritt 4 vorzubereiten; 4) Brennstoff-Konzentrationen und Heizwerte werden in einen Dampfgenerator- oder Gasturbinen-Computersimulator (z.B. das EX-FOSS.EXE-Programm) eingegeben; 5) Ermitteln von Messwerten der ausströmenden O₂, CO₂, SO₂ und H₂O, falls anwendbar, und des angegebenen Luft-/Brennstoff-Verhältnisses (oder der angegebenen Brennstoff-Massenströmung), falls anwendbar, mit Präzisionsgraden, die in der Stromenergie-Industrie üblich sind; 6) der Dampfgenerator- oder Gasturbinen-Computersimulator wird betätigt zur Erzeugung konsistenter Stöchiometrien auf der Basis des zugeführten Brennstoffs und der Eingabe des gemessene ausströmenden O₂ und der üblichen Verschmutzungsstoffe einschließlich der berechneten Werte des ausströmenden CO₂, SO₂ und H₂O, des Luft-/Brennstoff-Verhältnisses, der Brennstoff-Mole pro 100 Mole des trockenen gasförmigen Ausflusses (mit x bezeichnet) und mindestens der folgenden Wärmeleistungsparameter: Brennstoff- und Ausfluss-Ströme, System-Wirkungsgrade und Emissionsraten – sämtlich konsistent mit der chemischen Zusammensetzung und dem Heizwert des eingegebenen Brennstoffs; 7) durch Lösen der molaren MAF-Anteile an Brennstoff-Kohlenstoff werden Wasser und Schwefel als explizite stöchiometrische Lösungen berechnet, wobei beide prinzipiell von dem ausströmenden O₂, CO₂, SO₂ und H₂O abhängen (was bei dem Patent '470 oder dem Patent '420 nicht durchgeführt wurde); 8) auf der Basis der Abhängigkeit des molaren MAF-Anteils von Brennstoff-Kohlenstoff werden die molaren MAF-Anteile von Brennstoff-Stickstoff, -Sauerstoff und Wasserstoff bestimmt; 9) gemäß der Wahl bei der Initialisierung wird der molare MAF-Anteil von Brennstoffasche bestimmt, wobei eine explizite Lösung bevorzugt wird; 10) die molaren MAF-Brennstoff-Spezien werden zu einer molaren Trocken-Basis konvertiert, dann zu einer molaren Nass-Basis (im Verfeuerungszustand) und schließlich zu Nass-Gewichtsanteilen (im Verfeuerungs zustand) konvertiert; 11) der höhere Heizwert wird auf der Basis von Veränderungen der MAF-Bestandteile des Brennstoffs konvertiert, dann zu einer Trocken-Basis und dann zu einer Basis im Verfeuerungszustand konvertiert; 12) die Ergebnisse der letzten beiden Schritte, die chemische Zusammensetzung und der Heizwert, werden dann in das FUEL.EXE-Programm (oder ein ähnliches Programm) gemäß Schritt 3 eingegeben, und die Vorgänge werden wiederholt, bis die Konvergenzen der Brennstoff-Mole (x), des Heizwerts im Verfeuerungszustand (HHV_AF), des Brennstoff-Stroms und kleinerer stöchiometrischer Ausdrücke erreicht worden sind; 13) nachdem die Konvergenzen erreicht worden sind und falls die Fehler innerhalb der Kriterien liegen, wird der Vorgang als erfolgreich angesehen, falls nicht durch den Vorgang Instrumente identifiziert werden, die sowohl eine Korrektur als auch die Minimierung von Fehlern durch Anwendung mehrdimensionaler Optimierungstechniken ermöglichen; und, schließlich, 14) nachdem die Konvergenzen erreicht worden sind und die Fehleranalyse abgeschlossen ist, wird der Betrieb des Systems dahingehend angeglichen, dass sein thermischer Wirkungsgrad verbessert wird und/oder die verschmutzenden Emissionen minimiert werden und/oder der Ausfluss-Strom und die Emissionsraten an die Regulierungsbehörden berichtet werden. Wenn dieser Vorgang abgeschlossen ist, sind sämtliche Zielsetzungen dieser Erfindung erfüllt.
Die Bedienungsperson des mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems hat aus folgenden Gründen die Sicherheit eines vollständigen thermodynamischen Verständnisses des Systems: 1) explizite Verhältnisse zwischen gemessenen Abströmen und den Haupt-Brennstoff-Anteilen an Kohlenstoff, Wasser und Asche; 2) ein explizites Verhältnis zwischen diesen und dem berechneten Heizwert; 3) ein explizites Verhältnis zwischen dem Brennstoffenergie-Strom (Heizenergie und -fluss) und dem Nutzenergiefluss, der von den Verbrennungsgasen entwickelt wird; und 4) ein explizites Verhältnis zwischen dem Brennstoff-Strom und dem Ausfluss-Strom.
Die zur Praktizierung der vorliegenden Erfindung erforderliche Apparatur weist eine beliebige Messvorrichtung (oder Kombination von Messvorrich tungen) auf, welche die Ausfluss-Konzentrationen von O₂ und CO₂ und, falls anwendbar, das ausströmende H₂O, CO und SO₂ gemäß den derzeitigen Standards in der Stromenergie-Industrie bestimmt. Ferner wird das routinemäßig gemessene Brennstoff-Luft-Verhältnis (oder die Brennstoff-Massenströmung) des Systems benötigt, vorausgesetzt, dass es konsistent ist, wobei es nicht notwendigerweise präzise zu sein braucht (eine Normalisierung des Signals ist vorgesehen), falls die Brennstoffasche in Echtzeit bestimmt werden soll. Ferner werden routinemäßig erhobene und übliche Systemdaten benötigt, die den Bedienungspersonen von Wärmesystemen typischerweise sämtlich bekannt sind, wie beispielsweise: Temperatur des Ausfluss-Gases, Verbrennungsluft-Psychrometrie, Arbeitsfluid-Ströme, -Drücke und -Temperaturen an den Haupt-Wärmetauschern, und dgl.
Es ist somit eine wichtige Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren zu erstellen, mit dem der Energiefluss des Eingabe-Fluids eines mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems ohne direkte Messung der Brennstoff-Strömungsrate oder des Heizwerts oder der chemischen Zusammensetzung der Brennstoffs bestimmt werden kann, und mit dem, wenn dies geleistet wird, gewährleistet ist, dass der System-Wirkungsgrad und die Massen- und Energie-Einflüsse und -Ausflüsse des Systems konsistent sind.
Es ist eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein quantitatives Verfahren zum Demonstrieren der Konsistenz der Ergebnisse des Systems zu erstellen.
Eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht in der Schaffung einer Vorrichtung zum Bestimmen des Energieflusses des Eingabe-Brennstoffs eines mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems, indem die Zusammensetzung des Eingabe-Brennstoffs einschließlich seines Asche-Anteils vorhergesagt wird, und mittels dieser Information der Heizwert vorhergesagt wird und dann die Eingabe-Brennstoff-Strömungsrate durch klassische Verwendung des System-Wirkungsgrads rückberechnet wird.
Eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht in der Schaffung einer Vorrichtung zum Bestimmen der Gesamt-Ausfluss-Strömungsrate (m³/Std., feet³/Std., kg/sek oder pounds/Std.), der Emissionsraten (kg/million-kJ_Fuel oder pounds/million-Btu_Fuel) und der Strömungsraten (kg/sek oder pounds/Std.) sämtlicher Abflüsse einschließlich der üblichen von einem mit fossilen Brennstoffen betriebenen System erzeugten Verschmutzungsstoffe durch das indirekte Bestimmen der Brennstoff-Strömungsrate und die Erlangung von Kenntnis der Brennstoff-Chemie und der Ausfluss-Konzentrationen.
Eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht in der Erstellung eines Verfahrens zum Bestimmen des thermischen Wirkungsgrads eines mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems ohne direktes Messen der Eingabe-Brennstoff-Strömungsrate.
Eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht in der Erstellung eines intrinsischen Selbstprüfungsverfahrens des Verfahrens gemäß dieser Erfindung zur in Echtzeit und während des Vorgangs erfolgenden Berechnung, bei dem das berechnete und gemessene ausströmende CO₂, das ausströmende H₂O, das Luft-/Brennstoff-Verhältnis und der berechnete Brennstoff-Faktor auf Konsistenz verglichen werden, und, falls die Fehler innerhalb der Kriterien liegen, der Vorgang als erfolgreich angesehen wird, oder andernfalls nicht.
Eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht in der Erstellung eines Vorgangs zum Identifizieren, welcher der Messwerte des ausströmenden CO₂, des ausströmenden H₂O und des Luft-/Brennstoff-Verhältnisses fehlerhafte Messungen erzeugt, wobei der Vorgang derart erfolgt, dass bei Bedarf Korrekturmaßnahmen ergriffen werden können.
Eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht in der Erstellung eines Vorgangs, bei dem Fehler, die bei der Vorhersage der Konzentration von Brennstoffwasser gemacht wurden, durch die Brennstoffasche ausgegli chen werden, was mittels einer expliziten Berechnung der Brennstoffasche erfolgt. Somit hat jeder Fehler beim Brennstoffwasser, wenn er durch die Brennstoffasche ausgeglichen wird, eine vernachlässigbare Auswirkung auf den Heizwert im Verfeuerungszustand.
Eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht in der Schaffung einer Vorrichtung zum Bestimmen des Stroms des (üblicherweise als Brennstoffasche bezeichneten) festen, nicht verbrennbaren Mineralmaterials eines Brennstoffs, das in Kohle-Brennstoff enthalten ist, und somit zum Einstellen und Verbessern der Betriebsvorgänge der Asche-Entfernungsvorrichtung in dem Ausfluss-Strom eines Verbrennungssystems.
Es ist eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung, zu demonstrieren, dass sämtliche vorstehend aufgeführten Aufgaben, die ein mit fossilen Brennstoffen betriebenes System betreffen, ebenfalls Aufgaben sind, und hiermit als solche erklärt werden, die an jedem beliebigen mit fossilen Brennstoffen betriebenen System realisierbar sind, das einen Strom von elektrischer Energie, mechanischer Energie und/oder Nutzenergie aus dem System erzeugt.
Eine weitere Aufgabe besteht in der Schaffung einer Verfahrensweise, die im Vergleich mit den EPA-Verfahren 1, 2, 17 und/oder 19 bessere Ergebnisse erbringt.
Eine weitere Aufgabe besteht in der Schaffung einer Verfahrensweise, die im Vergleich mit den Verfahren der ASME Power Test Codes 4.1, 4.4 und/oder 22 verbesserte Ergebnisse erbringt.
Weitere Aufgaben und Vorteile der vorliegenden Erfindung werden ersichtlich, wenn das Verfahren und die Vorrichtung der vorliegenden Erfindung im Zusammenhang mit den beigefügten Zeichnungen erläutert werden.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
1 zeigt ein Blockschaltbild zur Veranschaulichung der Initialisierungsvorgänge einschließlich des Studiums der Instrumentenfehler;
2A und 2B zeigen ein Blockschaltbild gemäß dem vorliegenden Verfahrens- ansatz, wobei die Bestimmung des Brennstoff-Stroms, des System-Wirkungsgrads, der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs, des Brennstoff-Heizwerts, und der Ausfluss-Strom- und Emissionsraten hier kollektiv als 2 gezeigt sind.
3 zeigt ein Schaubild des feuchtigkeits-asche-freien molaren Brennstoff-Wasserstoffs gegenüber dem feuchtigkeits-asche-freien molaren Brennstoff-Kohlenstoff bei Verwendung typischer Kohle-Daten.
4A und 4B zeigen eine Tabelle mit vorgeschlagenen Berechnungsoptionen im Zusammenhang mit dieser Erfindung, welche die Analyse von beliebigen Kohlenwasserstoff-Brennstoffen und von Kohle verschiedener Grade ermöglicht, wobei die Figuren hier kollektiv als 4 bezeichnet werden.
5 zeigt ein Fehlerdiagramm mit Angabe der labor-seitig berichteten Nass-Heizwerte gegenüber den mit dem Verfahren gemäß der Erfindung berechneten Werten bei einem mit Kohle betriebenen Kraftwerk mit massiv variierenden chemischen Zusammensetzungen und Heizwerten des Brennstoffs.
6 zeigt eine schematische Darstellung eines herkömmlichen oder mit fluidisiertem Bett versehenen Kraftwerks, bei der die Verwendung stöchiometrischer Verhältnisse veranschaulicht ist.
BESCHREIBUNG DER BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSFORM
Zwecks Klarheit sei angemerkt, dass 6 ein mit fossilen Brennstoffen betriebenes System 20 zeigt. Bei dem Wärmesystem 20 dieses Kraftwerks werden ein Brennstoff-Zustrom 22 und Verbrennungsluft 24 von einer stromaufwärtigen Seite 26 des Wärmeaustauscher-/Verbrennungs-Bereichs 28 zugeführt. Anzumerken ist, dass dieser Bereich 28 nicht die Luft-Vorheizvorrichtung 36 enthält. Ferner können bei einigen Typen von Kraftwerk-Wärmesystemen 20 andere Materialien, wie z.B. ein Strom von Kalkstein 31, in den Wärmeaustauscher-/Verbrennungs-Bereich 28 eingeführt werden, um durch chemische Bindung von Schwefel das ausströmende SO₂ zu minimieren. Der Brennstoff-Zustrom 22 enthält generell verbrennbares, Wasser und Mineralsubstanzen (als Brennstoffasche bezeichnet). Die Brennstoffasche ist ein nicht brennbarer Bestandteil, der das System mit nur geringer physikalischer Veränderung durchläuft, jedoch geheizt und gekühlt wird.
In dem Wärmeaustauscher-/Verbrennungs-Bereich 28 wird der fossile Brennstoff 22 mit der Verbrennungsluft 24 verbrannt, um heiße Verbrennungsprodukte zu bilden. Wärme aus den Verbrennungsprodukten wird einem Arbeitsfluid 30 zugeführt, das durch Wärmeaustauscher 32 strömt, die in den Wärmeaustauscher-/Verbrennungs-Bereich 28 integriert gezeigt sind. Das erwärmte Arbeitsfluid 30a wird in einer für Arbeitsfluida geeigneten Weise verwendet, um eine geeignete Nutzleistung 33 zu erzeugen (bei einem herkömmlichen Kraftwerk kann eine derartige Nutzleistung einem Turbinenzyklus zugeführt werden, der Elektrizität erzeugen kann). Es kann möglicherweise ein nicht mit dem Brennstoff-Zustrom 22 zusammenhängendes Auslecken von Wasser 29 in die Heißverbrennungsprodukte erfolgen, z.B. aufgrund von Einblasen von Ruß oder Rohr-Lecken aus den Wärmeaustauschern heraus.
Nach dem Verlassen des Wärmeaustauscher-/Verbrennungs-Bereichs 28 an dessen stromabwärtiger Seite 34 strömen die Kühlvorrichtungs-Verbrennungsprodukte üblicherweise durch Leitungen 35, die eine Ausflussasche-Entfernungsvorrichtung enthalten können, und bewegen sich dann zu einer Luft-Vorheizvorrichtung 36, in der ein weiterer Teil ihrer Wärmeenergie auf einen eintretenden Luftstrom 38 übertragen wird, der dann die Verbrennungsluft 24 wird. Die gesamte zu 20 gelieferte Luft ist 25. In zahlreichen Fällen tritt ein Leckstrom 40 von Luft in den Strom von Verbrennungsprodukten aus dem einfließenden Luftstrom 25 ein, während er die Luft-Vorheizvorrichtung 36 durchläuft. Die weiter gekühlten Verbrennungsprodukte verlassen die Luft-Vorheizvorrichtung 36 und werden einem Schornstein 42 zugeführt, um dann in die Atmosphäre abgeleitet zu werden.
Diese allgemeine Beschreibung des Systems ist auf eine breite Vielfalt mit fossilen Brennstoffen betriebener Systeme übertragbar, z.B. Kohleverbrennungskraftwerke, Ölverbrennungskraftwerke, mit Gas betriebene Kraftwerke, Biomassen-Verbrennungsanlagen, Verbrennungsanlagen mit fluidisiertem Bett, ein herkömmliches Elektrizitätskraftwerk, einen Dampfgenerator, eine Kessel-Baugruppe, eine Verbrennungsturbine und eine Verbrennungsturbine mit Wärmerückgewinnungskessel. Diese Auflistung erhebt jedoch nicht den Anspruch, erschöpfend zu sein und soll lediglich einige der Anwendungsbereiche der vorliegenden Erfindung veranschaulichen.
Es ist wünschenswert, den Betrieb dieses Kraftwerk-Wärmesystems 20 zu quantifizieren. Falls das System quantitative charakterisiert wird, dann lässt sich das Verhältnis der Abweichungen der Betriebsparameter zu den Eingangs- und Ausgangsleistungen des Kraftwerk-Wärmesystems 20 verstehen. Dieses Verständnis wiederum ermöglicht ein Optimieren des Betriebs des Kraftwerk-Wärmesystems 20 hinsichtlich des thermischen Wirkungsgrads und der Verschmutzungs-Minimierung.
Bei diesem System werden einige Quantitäten problemlos gemessen, und andere können nicht mit hinreichender Genauigkeit on-line in Echtzeit ge messen werden, um den Betrieb des Kraftwerk-Wärmesystems 20 mit der erforderlichen Präzision quantifizieren zu können. Beispielsweise können Gaskonzentrationen, Arbeitsfluid-Strömungsraten und Temperaturen und Drücke problemlos und mit guter Präzision mittels herkömmlicher Sensoren gemessen werden, die an einer definierten System-Grenze 44 und an anderen Stellen, wie z.B. in den Bereichen 35 und 42, angeordnet sind. Andererseits kann die im Verfeuerungszustand vorliegende chemische Zusammensetzung des Brennstoff-Zustroms 22 nicht präzise in Echtzeit gemessen werden, falls es sich bei dem Brennstoff um Kohle oder einen anderen als Schüttgut vorliegenden Brennstoff handelt. Bei der vorliegenden Erfindung wird eine Modellierungs-Analyse verwendet, um die im Verfeuerungszustand vorliegende Chemie des Brennstoff-Zustroms 22 oder anderer Parameter auf in sich konsistente Weise zu messen, was ein quantitatives Verständnis des gesamten Wärmesystems ermöglicht. Nachdem das Kraftwerk-Wärmesystem quantitativ verstanden worden ist, können seine Betriebsparameter variiert werden, um seine Wärmeleistung zu optimieren.
Mit der vorliegenden Erfindung wird ein Eingangs-/Verlust-Verfahren bereitgestellt, das ein vollständiges Verständnis mit fossilen Brennstoffen betriebener Systeme, wie z.B. von Kraftwerken, durch nicht direktes, jedoch explizites Bestimmen von Brennstoff- und Ausfluss-Strömen, der Brennstoff-Chemie, des Brennstoff-Heizwerts und des thermischen Wirkungsgrads ermöglicht, wodurch ein verbesserter thermischer Wirkungsgrad erzielt wird. Ferner werden mit dem Eingangs-/Verlust-Verfahren der Erfindung die Auswirkungen von Ungenauigkeiten der Erst-Messungen des Verfahrens bestimmt. Diese Erfindung wurde primär für mit Kohle betriebene Systeme entwickelt. Die Erfindung ist jedoch auch für jeden beliebigen mit fossilen Brennstoffen betriebenen Verbrennungsvorgang verwendbar, einschließlich – ohne darauf beschränkt zu sein – Verbrennungsvorgängen, die mit Gas, Biomasse, als Aufschlämmung vorliegenden Brennstoffen, Holz und landwirtschaftlichen Nebenprodukten wie z.B. Nussschalen, Müll und Abfall betrieben werden.
Insbesondere betrifft diese Erfindung das Eingangs-/Verlust-Verfahren zum Überwachen des Betriebs eines mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems durch Analysieren der Zusammensetzung der Verbrennungs-Abflüsse von CO₂, O₂, SO₂ und, je nach den Eigenschaften des Brennstoffs und des Verbrennungsvorgangs, des ausströmenden H₂O und/oder des angegebenen Luft-/Brennstoff-Verhältnisses des Systems. Es sind noch weitere routinemäßigen Systemdaten erforderlich, wie z.B. die Ausflusstemperatur gasförmiger Substanzen. Nach der Berechnung des thermischen Wirkungsgrads und der konsistenten Brennstoff-Strömungsrate und nach der Berechnung der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs sowie nach der Berechnung des Heizwerts des Brennstoffs können dann die Ausfluss-Strömungsrate und die Emissionsraten des Systems bestimmt werden. Ferner ermöglicht die Erfindung das Bestimmen der Auswirkungen von Inkonsistenzen in den Haupt-Messwerten des ausströmenden H₂O und des Brennstoff-/Luft-Verhältnisses des Systems (oder des angegebenen Fluidstroms), da derartige Inkonsistenten den thermischen Wirkungsgrad des Systems und seine Ausfluss-Strömungsrate beeinträchtigen.
Der Gegenstand der vorliegenden Erfindung umfasst jedes mit fossilen Brennstoffen betriebene System, das eine nützliche und messbare Ausgangsleistung erzeugt. Zu derartigen mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systemen zählen z.B. herkömmliche Elektrizitätskraftwerke; Elektrizitätskraftwerke mit Fluidisierungsbett; und Kessel, deren Verbrennungsgase einen Anstieg der Energie eines messbaren Fluids bewirken; eine Verbrennungsturbine, die elektrische oder mechanische Energie erzeugt; und eine Verbrennungsturbine, die sowohl elektrische als auch mechanische Energie erzeugt und deren Verbrennungsgase einen Anstieg der Energie eines messbaren Fluids bewirken. Obwohl das traditionelle Arbeitsfluid mit fossilen Brennstoffen betriebene Systeme Dampf ist, unterliegen die Beschaffenheit oder die Menge des bei der Verbrennung fossiler Brennstoffe erzeugten Nutz-Ausgangsleistung keinen Beschränkungen durch die Erfindung. Falls der Brennstoff und die Ausfluss-Ströme bestimmt werden sollen, verlangt die vorliegende Erfindung jedoch, dass die aus dem Verbrennungsvorgang erhaltene Energie des Arbeitsfluids messbar ist. Diese Erfindung ist für einen weiten Bereich von Systemen verwendbar, von kleinen Kesseln, wie sie zur Beheizung von Räumen in einem Hotel verwendbar sind, bis hin zu großen kommerziellen Elektrizitätskraftwerken. Arbeitsfluid-Ströme, wie z.B. ein Dampfstrom, können typischerweise in einem Bereich von 1.260 kg/s (10.000 pounds/Std., d.h. 10.000 lbm/Std.) bis 1260 kg/s (10.000.000 lbm/Std.) betragen. Die elektrische oder mechanische Energie kann typischerweise von 5 Megawatt (MW) bis 1.500 MW betragen.
System-Berechnungen
Die vorliegende Erfindung ermöglicht ein vollständiges Verständnis mit fossilen Brennstoffen betriebener Systeme durch explizite Bestimmungen von Brennstoff- und Ausfluss-Strömen, der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs, des Brennstoff-Heizwerts und des thermischen Wirkungsgrads durch Thermodynamik, nicht durch direkte Messung des Brennstoff-Stroms, der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs oder der Ausfluss-Stroms. Der Ansatz beruht im Prinzip auf Messungen der Abflüsse aus mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systemen und weiterer routinemäßiger Systemdaten. Angesichts der Natur und der Auswahl derartiger Daten bietet die Erfindung das Potential einer hohen Auflösung auf kontinuierlicher Basis, jedoch nimmt der Vorgang nur allgemeine industrielle Präzisionsstandards der erforderlichen Instrumente vorweg. Die Daten können in ein Computerprogramm zur Auflösung der bei dem System auftretenden Massen- und Energiebilanzen eingegeben werden. Zu den Messungen zählt die Messung der Konzentration der aus dem System (z.B. einem Schornstein) austretenden Verbrennungsgase, der direkten Energieproduktion und der Gesamt-Energieeingabe in das Arbeitsfluid aus den heißen Verbrennungsgasen.
Der thermische Wirkungsgrad eines mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems, der als System-Wirkungsgrad bezeichnet wird, wird in der übli chen Weise definiert (d.h. als Gesamt-Nutzleistung dividiert durch die Gesamt-Eingabe):
In der Gleichung (1) betrifft die "Brutto-Wellen-Leistung (CT)" die direkte Wellen-Leistung, die von den Verbrennungsgasen erzeugt wird, welche normalerweise bei einer Verbrennungsturbine auftreten. Bei einem derartigen System kann ein Wärmerückgewinnungssystem verwendet werden oder nicht. (Falls ein Wärmerückgewinnungssystem verwendet wird, beträgt der Ausdruck "ausgegebener Nutzenergie-Strom" nicht Null.) Bei einer herkömmlichen mit fossilen Brennstoffen betriebenen Anlage beträgt die Brutto-Wellen-Leistung Null, und der ausgegebene Nutzenergie-Strom bezieht sich auf den Energiestrom zu dem Arbeitsfluid eines Turbinenzyklus (TC). Allgemein ausgedrückt wird durch die Brutto-Wellen-Leistung (CT) plus dem ausgegebenen Nutzenergie-Strom die "Nutzleistung" des Systems definiert. Bei einem herkömmlichen Kraftwerk oder einem herkömmlichen Kessel ist es erforderlich, den Energieproduktionsvorgang oder Turbinenzyklus von dem Verbrennungsvorgang zu trennen. Es ist zu beachten, dass der Wirkungsgrad des Energieproduktionsvorgangs als der mit dem Arbeitsfluid-Prozess einhergehende Wirkungsgrad aufgefasst werden kann.
Somit: ηsystem – ηboilerηturbine-cycle (3)wobei bei einem herkömmlichen Kessel:
Bei einem Verbrennungsturbinen-System ist η_{turbine-cycle} ein Einheitswert, und der Ausdruck η_boiler ist identisch mit η_system gemäß der Definition in der Gleichung (1). Bei sämtlichen weiteren Erläuterungen wird der Ausdruck η_boiler anstelle von η_system verwendet, wenn auf ein Verbrennungsturbinen-System bezuggenommen wird (mit dem Verständnis, dass der Wert von η_{turbine-cycle} = 1,00), und "ausgegebener Nutzenergie-Strom" von Gleichung (4) wird ersetzt durch "Brutto-Wellen-Leistung (CT) + ausgegebener Nutzenergie-Strom" von Gleichung (1). Ferner wird zur leichteren Erläuterung davon ausgegangen, dass beim Wirkungsgrad einer Verbrennungsturbine ein höherer Heizwert verwendet wird; dass die Konvertierung zu einer niedrigeren Heizwert-Basis, wie sie bei Verbrennungsturbinen-Systemen in Nordamerika häufig durchgeführt wird, eine einfache Konvertierung ist, wie sie auf dem Gebiet weithin bekannt und in ASME PTC 22 beschrieben ist. Außerhalb von Nordamerika werden für die meisten Analysen mit fossilen Brennstoffen betriebener Systeme niedrigere Heizwerte verwendet. Mehrere Autoren auf diesem Gebiet beanstanden die Verwendung des Ausdrucks "System-Energiestrom-Angaben"; siehe den Nenner der Wirkungsgrad-Gleichung (4). Die Verwendung oder Nichtverwendung dieses Ausdrucks ist für die vorliegende Erfindung nicht wichtig; seine konsistente Behandlung relativ zu η_boiler ist jedoch wichtig. Falls Energie-Angaben verwendet werden sollen, was bei der bevorzugten Ausführungsform der Fall ist, dann muss der Ausdruck in der Berechnung des Kessel-Wirkungsgrads erscheinen, und auch dann, wenn der Brennstoff-Strom berechnet wird, d.h. Gleichungen (19B) und (21). Falls der Ausdruck nicht verwendet wird, dann definieren nur der Brennstoff-Strom und der Heizwert den Brennstoff-Energiestrom und somit η_boiler.
Die Auswertung von Ausdrücken, die elektrische oder mechanische Energie betreffen, ist weithin bekannt. Bei der bevorzugten Ausführungsform werden die elektrische Brutto-Energie oder die mechanische Brutto-Energie verwendet, d.h. die Gesamt-Energie, die direkt aus den Verbrennungsgasen abgeleitet wird. Es kann jedoch auch die Netto-Energie verwendet werden, d.h. die Brutto-Energie minus der in dem System verbrauchten Energie, welche als "Haus-Belastung" bezeichnet wird. Die Verwendung eines dieser Ausdrücke ist für die Erfindung nicht wichtig; wichtig ist nur, dass die Brutto- oder Netto-Ausdrücke konsistent gebraucht werden. Die Auswertung des Ausdrucks "ausgegebener Nutzenergie-Strom" ist weithin bekannt und beinhaltet einfach das Messen der Strömungsrate und der Drücke und Temperaturen des Arbeitsfluids. Somit ist die Auwertung von η_{turbine-cycle} Fachleuten auf dem Gebiet bekannt und kann mit hoher Präzision und vertretbarem Kostenaufwand durchgeführt werden.
Aus der vorstehenden Erläuterung ist ersichtlich, dass sämtliche Haupt-Ausdrücke zur Beschreibung jedes beliebigen mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems verwendbar sind, das einen Nutzenergiestrom und/oder Nutzenergieleistung (in irgendeiner Form) erzeugt. Das Verfahren gemäß der Erfindung ist gleichermaßen anwendbar bei einer Verbrennungsturbine und bei einem herkömmlichen Kessel, der einen Nutzenergiestrom erzeugt, indem er ein Arbeitsfluid wie z.B. Dampf oder im flüssigen Zustand befindliches Wasser heizt, und bei einem herkömmlichen mit fossilen Brennstoffen betriebenen Kraftwerk mit einem herkömmlichen Kessel, der Wasser zum Erzeugen von Dampf zur direkten Verwendung und/oder für einen Dampfzyklus heizt, um eine beliebige Kombination elektrischer und mechanischer Energie zu erzeugen, die als Nutzenergie aus einem Turbinenzyklus bezeichnet wird. Das Verfahren gemäß der Erfindung ist ebenfalls anwendbar, wenn höhere oder niedrigere Heizwerte als Basis für die Wirkungsgrad-Definition verwendet werden.
Der Kessel-Wirkungsgrad gemäß Gleichung (4) ist nützlich zur kontinuierlichen Überwachung der Wärmeleistung, falls der Brennstoff-Strom und andere Parameter, die η_boiler enthalten, präzise messbar sind. Selbst wenn das Überwachen so vorgenommen wird, können der Brennstoff-Strom, das Brennstoffwasser, die Brennstoffasche, die direkt gemessen werden, und/oder der resultierende Kessel-Wirkungsgrad mittels hier offenbarter Verfahren mit den berechneten Werten verglichen werden. Bei dem Verfahren gemäß dieser Erfindung wird η_boiler berechnet, obwohl Gleichung (4) (oder Gleichung (1) bei einer Verbrennungsturbine) derart neuformuliert wird, dass der Fluid-Strom rechnerisch ausgeschlossen wird. Nach dem Ausschließen des Fluid-Stroms verbleiben drei Haupt-Mängel in dem Wissen über den thermodynamischen Prozess des mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems, und insbesondere im Zusammenhang mit einem mit Kohle betriebenen System: 1) die Kompexitäten des Verbrennungsvorgangs (und, im Fall einer Verbrennungsturbine, die Kompexitäten der Kompression und Expansion von Gasen); 2) die Spezifikation von Wärmeverlusten, die nicht direkt mit dem Verbrennungsvorgang zusammenhängen (die jedoch den gemessenen Fluidstrom beeinflussen könnten); 3) die Schwankung oder Unsicherheit des Heizwerts; und (4) die Schwankung oder Unsicherheit der chemischen Zusammensetzung des Fluids in seinem Einfluss auf η_boiler und auf den Heizwert.
Zur Handhabung der ersten beiden dieser Schwierigkeiten wurde ein Computerprogramm EX-FOSS.EXE entwickelt. Dieses ist ein im Handel erhältliches Programm, das in der Energieerzeugungsindustrie seit 1985 verwendet wird und (zusammen mit dem FUEL.EXE-Programm) von Exergetic Systems, Inc. in San Raphael, California erhältlich ist. Die Methodik des EX-FOSS.EXE-Programms ist detallliert dargelegt in dem Patent '420, siehe dort 1A und 1B und die entsprechende Beschreibung. In dem FUEL.EXE-Programm, bei dem sowohl bekannte Brennstoffe (z.B. Stabilisierungsgas und/oder Kohle) als auch der zu analysierende Brennstoff verwendet werden, werden einfache Wichtungsberechnungen durchgeführt, die einen zusammengesetzten Brennstoff ergeben. FUEL.EXE kann jede Anzahl von Brennstoffen annehmen, von denen jeder anhand seiner elementaren Mol- oder Gewichtsanteile beschrieben wird. Gasförmige Komponenten werden durch das Molekulargewicht oder durch Gewichtsanteile eingegeben. Sämtliche deskriptiven Anteile des Brennstoffs müssen in der Summe den Einheitswert ergeben. Diese werden auf Mol- oder Gewichtsbasis kombiniert, um nach Wahl des Benutzers einen zusammengesetzten Brennstoff zu erzeugen. Ferner werden die Heizwerte des individuellen Brennstoffs gewichtet. Die Gesamtheit dieser Werte wird dann als erforderliche Eingabe in FUEL-FOSS.EXE eingegeben.
Bei der FUEL-FOSS.EXE-Methodik wird die Definition des Kessel-Wirkungsgrads in Bestandteile aufgeteilt, die, wenn sie separat gehandhabt werden, den ersten der oben angeführten Problembereiche rechnerisch ausschließen. Bei der Separierung werden Ausdrücke entwickelt, die als Verbrennungs-Wirkungsgrad η_c und Kesselabsorptions-Wirkungsgrad η_a bezeichnet werden. Die Verwendung von η_c macht es möglich, nur die Eingangs- und Ausgangs-Ausdrücke in Betracht zu ziehen, die mit hoher Präzision gemessen werden können, so dass die Auflösung der thermodynamischen Komplexitäten des Systems entfallen kann. η_c bezieht sich auf den Hauptverlust in einem mit fossilen Brennstoffen betriebenen System, d.h. die Abgasverluste. Die Verwendung von η_A macht es möglich, nur die "Nicht-Abgas-Verluste" in Betracht zu ziehen, bei denen es sich um Verluste handelt, die generell nur einen geringen Einfluss auf den System-Wirkungsgrad haben und deren Verständnis somit keine hohe Auflösung erfordert. Es sind die folgenden Ausdrücke definiert, und aus Gründen der Klarheit werden typische Einheiten angegeben:

m_AF: = Brennstoff-Massenströmungsrate im Verfeuerungszustand; kg_AF/Std. (lbm_AF/Std.)
HHVP: = höherer Heizwert bei konstantem Druck; kJ/kg_AF (Btu/lbm_AF)
HBC: = spezifische Systemenergie-Angaben; kJ/kg_AF (Btu/lbm_AF)
EF: = Brennstoffenergie-Strom (Brennstoff-Strom × höherer Heizwert bei konstantem Druck; kJ/Std. (Btu/Std.) = m_AFHHVP
CF: = Systemenergie-Strom-Angaben (Brennstoff-Strom × spezifische Energie-Angaben relativ zu dem System); kJ/Std. (Btu/Std.) = m_AFHBC
HPR: = Enthalpie der Verbrennungsprodukte (einschließlich der Bildungswärme plus ∫C_PdT an der Ausflussgrenze); kJ/kg_AF (Btu/lbm_AF)
HRX: = Enthalpie der Reaktanten (basierend auf dem Heizwert, des fühlbaren Heizens und der Energie-Angaben); kJ/kg_AF (Btu/lbm_AF)
HSL: = spezifische Abgas-Verluste (einschließlich von Verlusten, welche die bei der Verbrennung freiwerdende Energie direkt beeinflussen, definiert durch PTC 4.1: L_G, L_mF, L_H, L_mA, L_X, L_Z, L_CO, L_UH und L_UHC, sämtlich dividiert durch m_AF); kJ/kg_AF (Btu/lbm_AF)
HNSL: = spezifische Nicht-Abgas-Verluste (Kessel- oder Verbrennungsturbinen-Verluste, deren Mechanismen aus dem Verbrennungsvorgang oder aus den heißen Gasen resultieren und direkt mit der Umgebung in Berührung gelangen und dadurch einen direkten Einfluss auf den BBTC-Ausdruck haben; definiert durch PTC 4.1 als: L_B, L_P, L_d, L_r und L_UC; definiert durch PTC 4.4 als L_B und L_W; zusätzlich, falls zutreffend, die Lager-Verluste der Gasturbinen-Welle, die zu berücksichtigendem Getriebe-Verluste und weitere ähnliche Reibungsverluste, die der Zufuhr von Nutz-Wellenenergie direkt durch Verbrennungsgasen zusammenhängen (sämtlich dividiert durch m_AF); kJ/kg_AF (Btu/lbm_AF)
ERC: während der Verbrennung freigegebene Energie; kJ/Std. (Btu/Std.) = EF + CF – Σ(Abgasverluste) = EF + CF – m_AFHSL = m_AF(HPR – HRX)
BBTC: = Brutto-Wellen-Energie (CT im Falle einer Verbrennungsturbine) plus des gelieferten Nutzenergie-Stromes; kJ/Std. (Btu/Std.)) = ERC – Σ(Nicht-Abgas-Verluste) = ERC – m_AFHNSL

Mit diesen Definitionen sind äquivalente Wege zum Ausdrücken des Kessel-Wirkungsgrads möglich, zu denen die folgenden zählen.
In der Gleichung (8) wird vorgeschlagen, den Kessel-Wirkungsgrad in zwei separate Wirkungsgrade zu unterteilen: einen, welcher den Verbrennungsvorgang an sich beschreibt (als Verbrennungs-Wirkungsgrad bezeichnet), und der andere, welcher deskriptiv für bestimmte Nicht-Abgas-Verluste ist (als Kesselabsorptions-Wirkungsgrad bezeichnet).
Die Verbrennungs-Wirkungsgrad-Definition wird ausgehend von dem Eingangs-/Ausgangs-Verfahren vorgeschlagen, das definiert ist in PTC 4.1 oder in PTC 4.4; d.h. es handelt sich um den an der thermodynamischen Grenze definierten Netto-Energiefluss, dividiert durch die Gesamt-Energiefluss-Eingabe (Brennstoffenergie-Strom- und Systemenergie-Strom-Angaben). Im Folgenden wird η_c auf der Basis eines Einheits-Brennstoff-Stroms entwickelt:
ηc = [mAF(HPR – HRX)]/(EF + CF) (12)
Der Kesselabsorptions-Wirkungsgrad wird aus dem unter PTC 4.1 und 4.4 aufgeführten Wärme-Verlust-Verfahren abgeleitet, obwohl sie auf Nicht-Abgasverlust-Energie-Ausdrücke begrenzt ist. Sie muss in dem Ausdruck zur während der Verbrennung freigegebenen Energie (ERC) berücksichtigt werden, falls beim Berechnen des Kessel-Wirkungsgrads sämtliche Verluste (auf System-Basis) additiv sind; siehe Gleichung (7):
Die Menge η_C(EF + CF) definiert den ERC-Ausdruck; siehe die Definitionen und Gleichung (11), somit: ηA = 1,0 – mAFHNSL/ERC (15A)
Die Abgas-Verluste enthalten die folgenden PTC-4.1-Ausdrücke in Bezug auf die Abgas-Verluste gegenüber der Gesamt-Brennstoff-Strom-Rate: mAFHSL = LG + LmF + LH + LmA + LX + LZ + LCO + LUH + LUHC (16)
Die Menge HNSL enthält die folgenden PTC-4.4-Ausdrücke, und Ausdrücke im Zusammenhang mit Turbinen-Verlusten (Energiefluss-Verluste im Zuführen der Brutto-Wellenenergie): mAFHSL = LB-4.1 + LP + Ld + Lr + LUC + LB-4.4 + LW + (Turbinenwellen-Verluste) (17)
Die Kombination des Verbrennungs-Wirkungsgrads und des Kesselabsorptions-Wirkungsgrads ist der klassischen Definition der Kessel-Wirkungsgrad äquivalent, die definiert ist durch die ASME Power Test Codes (z.B. PCT 4.1), British Standards (z.B. BS52885) und andere. Die folgenden Gleichungen demonstrieren wiederum die Ableitung des Kessel-Wirkungsgrads; siehe Gleichung (13) und Gleichung (15): ηboiler – ηcηA (18)
Die Gleichung (20) kann zur Lösung der Brennstoff-Strömungsrate neu angeordnet werden, vorausgesetzt, dass der Heizwert und BBTC präzise bekannt sind. Die Auflösung des Brennstoff-Stroms und der Heizwerte sind Aufgaben dieser Erfindung:
Durch Separieren des Kessel-Wirkungsgrads in Verbrennungs- und Kesselabsorptions-Komponenten erhält der Analytiker Kenntnis darüber, wo Ver schlechterungen auftreten. Falls der Verbrennungs-Wirkungsgrad abnimmt (d.h. Abgas-Verluste zunehmen), würde der Techniker Folgendes in Betracht ziehen: Brennstoff-Luft-Mischapparatur, Verschlechterung der Hardware, die direkt an den Bereich der Zufuhr der Verbrennungsluft angrenzt, niedriger Wärmegehalt in dem Brennstoff, inkorrekte Bedienung des Brennstoff-Brennermechanismus, inkorrekte Betätigung der eigentlichen Verbrennung wie z.B. der Position des Feuerballs, etc. – sämtliche dieser Quellen beeinträchtigen indirekt den Verbrennungsvorgang (d.h. Abgas-Verluste). Die Ausdrücke, welche den Verbrennungs-Wirkungsgrad betreffen, können leicht auf eine Einheitsbasis des gesamten Brennstoffs im Verfeuerungszustand reduziert werden, siehe Gleichung (13); als solche haben die Ausdrücke das Potenzial, mit hoher Präzision bestimmt zu werden. HHVP ist der höhere Heizwert, bei Bedarf korrigiert im Hinblick auf einen angenommenen Konstantdruck-Verbrennungsvorgang mittels der die in PTC 4.1 festgelegten Vorgänge.
In ähnlicher Weise sollten, wenn der Kessel-Wirkungsgrad abnimmt (Nicht-Abgas-Verluste nehmen zu) die folgenden Ausdrücke beachtet werden, welche diesen Wirkungsgrad beeinträchtigen: Strahlungs- und Konvektionsverluste, Gasturbinen-Lager-Verluste, falls Energie direkt aus den Verbrennungsgasen extrahiert wird, Wärmeaustauscher-Wasser-/Dampf-Lecks, Wärmeaustauscher-Effektivität etc. Der Kesselabsorptions-Wirkungsgrad hat ebenfalls das Potenzial, mit hoher Präzision bestimmt zu werden. Generell nähert sich dieser Ausdruck dem Einheitswert an; somit ist sein Fehler nicht größer als sein Komplement (falls η_A = 98 Prozent, kann man zuverlässig einen maximalen Fehler von ±2 Prozent annehmen). Obwohl η_A (durch den Ausdruck ERC) von η_c abhängig ist und eine gegebene Verschlechterung von η_c einen Effekt auf η_A hat, ist die Auswirkung auf die relativen Veränderungen relativ klein. Auch durch eine Iterationstechnik kann η_A ohne vorherige Kenntnis der Brennstoff-Strömungsrate aufgelöst werden. Somit können sowohl η_C als auch η_A und folglich η_boiler unabhängig von dem Brennstoff-Strom bestimmt werden.
Die Enthalpie der Produkte (HPR) kann durch die im Patent '470 erläuterten Verfahren präzise berechnet werden. Die Enthalpie der Reaktanten (HRX) kann unter der Voraussetzung durch die im Patent '470 erläuterten Verfahren präzise berechnet werden, dass, falls anwendbar, die durch den eingegebenen Kalkstein erzeugte Energie unter Verwendung ähnlicher Techniken einbezogen wird.
Bei der bevorzugten Ausführungsform werden für die Enthalpie-Berechnungen Wasser- und Dampf-Eigenschaften verwendet, die eine innere Konsistenz im Bereich von höchstens ±0,0008% aufweisen. Diese werden der Arbeit von Keenan, Keyes, Hill und Moore von 1969 entnommen, das von der NASA modifiziert wurde. Verbrennungsgase und atmosphärische Gase haben aufgrund ihrer expliziten Lösungstechnik eine Gesamt-Konsistenz (Null-Fehler) zwischen der Wärmekapazität, der Enthalpie und der Entropie; sie basieren auf den Standard des American Petroleum Institute. Feucht-Luft-Psychrometrien sind bei normalen Enthalpie-Berechnungen konsistent in einem Bereich von ±0,0010%. Unterhalb 3,33°C (38°F) liegt die Konsistenz, wenn eine Annäherung an niedrige Feuchtigkeitswerte erfolgt, innerhalb ±0,0090%. Die Werte der Bildungswärme erhält man aus den weltweit anerkannten CODATA-Standards für Thermodynamik.
Die obige Beschreibung von System-Gleichungen und mit diesen zusammenhängenden Vorgängen resultiert in dem Konzept, dass die Fluid-Strömungsrate mit vollständiger Konsistenz aus dem thermischen Wirkungsgrad bestimmbar ist. Die Präzision des berechneten Brennstoff-Stroms ist intrinsisch abhängig von der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs und dem Heizwert, auf die weiter unten eingegangen wird. Die Berechnung des Kessel-Wirkungsgrads unter Verwendung beliebiger operationaler und konsistenter Verfahren ist akzeptabel, vorausgesetzt, dass sie dahingehend unabhängig von dem Brennstoff-Strom ist, dass der Brennstoff-Strom aus der klassischen Definition des thermischen Wirkungsgrads zurückberechenbar ist und thermodynamisch mit dem aus dem System zugeführten Nutzenergiefluss (und/oder der von einer Verbrennungsturbine zugeführten Wellen- Energie) ist. Die Bestimmung des Kessel-Wirkungsgrads verlangt bei Verwendung in dem Eingangs-/Verlust-Verfahren nur eine rechnerische Konsistenz, jedoch keine absolute Präzision. Rechnerisch braucht der Kessel-Wirkungsgrad nur einen präzisen Brennstoff-Strom zu ergeben, der mit den zugeführten Energie-Flüssen BBTC (Gleichung 5) konsistent ist.
Verbrennungs-Gleichung und chemische Zusammensetzung des Brennstoffs
Unabhängig davon, welche speziellen Vorgänge zum Bestimmen des Kessel-Wirkungsgrads (oder des System-Wirkungsgrads bei einer Verbrennungsturbine) verwendet werden, basiert diese Erfindung auf einer konsistenten Behandlung der Verbrennungs-Gleichung. Jede Bestimmung des Wirkungsgrads ist bei der Verwendung für die Zwecke dieser Erfindung adäquat, vorausgesetzt, dass die Ausdrücke der Verbrennungs-Gleichung in operationaler und konsistenter Weise behandelt werden. Zur Veranschaulichung der bevorzugten Vorgänge wird die folgende Verbrennungs-Gleichung aus dem EX-FOSS-Computerprogramm herangezogen. Ein weiteres konsistentes und verfügbares Verfahren zur Bestimmung des Wirkungsgrads findet sich in Kapitel 9 von Steam, Its Generation and Use, 40te Ausgabe, herausgegeben von S. C. Stultz und J. B. Kitto, veröffentlicht von der Babcock & Wilcox Company, Baberton, Ohio. Bei der Verwendung im Kontext der vorliegenden Erfindung ist "Konsistenz" durch drei Attribute definiert: 1) die Verwendung präziser Molekulargewichte und konsistent genutzter thermodynamischer Eigenschaften; 2) die Verwendung präziser und korrekter Mol-Bilanzen, für die der Beweis erbracht werden kann, wenn derartige Mol-Bilanzen als Basis von System-Massenströmungsbilanzen verwendet werden, die nur einen minimalen Fehler ergeben; und 3) die Einbeziehung dieser gleichen Mol-Mengen in die Berechnung des Kessel-Wirkungsgrads. Dieses letztgenannte Attribut ist für die vorliegende Erfindung am wichtigsten. Von Bedeutung ist nicht die Kessel-Wirkungsgrad-Gleichung oder ob die Kessel-Angaben einbezogen werden oder nicht, sondern vielmehr der Nenner der Gleichung. Die oben erläuterten Ausdrücke HPR und HRX, die integ ral auf den unten definierten Mol-Quantitäten basieren, definierten zusammen mit HNSL die Nutzenergie und/oder den von dem System pro Brennstoff-Einheit gelieferten Energie-Strom; somit demonstriert die Verwendung dieser Ausdrücke die erforderliche Konsistenz. Die Gleichheit m_AF(HPR – HRX – HNSL) = BBTC ist Teil dieser Konsistenz.
Bei dem vorliegenden Ansatz wird die Chemie des Brennstoffs im Verfeuerungszustand zuerst auf der Basis der System-Messwerte und der Verwendung einer mathematischen Beschreibung oder eines Modells des Wärmesystems berechnet. Sämtliche berechneten System-Parameter (z.B. der Wärm-Wirkungsgrad, der Gesamt-Ausfluss-Strom, die Emissionsraten, der Brennstoff-Strom, die Heizwerte und die mit der Analyse des zweiten Hauptsatzes zusammenhängenden Parameter werden anschließend prinzipiell aus der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs im Verfeuerungszustand berechnet und sind somit notwendigerweise "konsistent" miteinander. Im Gegensatz dazu werden bei jedem herkömmlichen Ansatz die verschiedenen System-Parameter entweder überhaupt nicht berechnet oder mittels einer Vielfalt von Berechnungstechniken und mit unterschiedlicher Eingabe-Information berechnet, mit dem Ergebnis, dass die System-Parameter typischerweise in einem gewissen Maß inkonsistent miteinander sind.
Die bevorzugte stöchiometrische Gleichung zu den Reaktanten auf Produkte wird als Gleichung (29) präsentiert. Die in der Gleichung (29) verwendete Nomenklatur ist insofern außergewöhnlich, als aus Gründen der Klarheit Klammern verwendet werden: beispielsweise bezeichnet "α₂[H₂O]" die Brennstoff-Mole von Wasser, algebralsch einfach α₂; der Ausdruck "d[CO₂] bezeichnet die Ausfluss-Mole von CO₂, algebralsch einfach "d". Zu beachten ist, dass bei Stickstoff, Sauerstoff und Wasserstoff molekulare Mengen gegenüber atomischen verwendet werden; die Konvertierung ist Routine. Die Menge, welche die Verbrennungs-Gleichungen umfassen, basieren traditionell auf einer Annahme von 100 Mol eines trockenen gasförmigen Produkts. Diese Annahme ist zweckmäßig, wenn Abgasemissionen gemessen werden, da die üblicherweise gemessenen Konzentrationen auf trockenen Mol-Anteilen basieren; bei Messung auf Nass-Basis können derartige Messwerte in einer Trocken-Basis konvertiert werden. x{α0[CYRHZR] + α1[N2] + α2[H2O] + α3[O2] + α4[C] + α5[H2] + α6[S] + α7[CO2] + α8[CO] + α9[H2S] + α10[Asche]}Brennstoff im Verfeuerungszustand + bZ[H2O]Eintritts-Leckage + {(1 + β)(a[O2] + aΦIst[N2] + bA[H2O]}Luft + {(1 + γ)bPLS[CaCO3]PLS im Verfeuerungszustand = d[CO2] + g[O2] + h[N2] + j[H2O] + k[SO2] + {e[CO] + f[H2] + l[SO3] + m[NO] + p[N2O] + q[NO2] + t[CYP1HZP1] + u[CYP2HZP2]Nebenbestandteile + σbPLS[CaSO4·zH2O] + {(1 – σ + γ)bPLS[CaO]}Überschuss-PLS + xα10[Asche] + x[Cverworfen] + V[CAbfall] + {βa[O2] + βaΦIst[N2] + βbA[H2O]}Luft-Leckage (29)
Die folgenden Angaben werden zum besseren Verständnis von Gleichung (29) aufgeführt, wobei durchgehend Mol-Mengen genannt werden, falls nicht anderweitig angegeben:

x: = Mole des Brennstoffs im Verfeuerungszustand pro 100 Mole des Trocken-Gas-Produkts (der Lösungs-Basis).
α_i: = Brennstoff-Bestandteile pro Mol des Brennstoffs im Verfeuerungszustand (Nass-Basis), Σα_i = 1,0. α_i ist abgeleitet aus den Gewichtanteilen gemäß Eingabe in FUEL.EXE.
b_A: = Feuchtigkeits-Mole beim Eintritt in die Verbrennungsluft, pro Basis.
b_A: = ω(1,0 + Φ_Ist)aN_Luft/N_H2O, wobei ω die durch psychrometrische Messungen bestimmte spezifische Feuchtigkeit der lokalen Atmosphäre ist.
βb_A: = mit der Luft-Leckage eintretende Feuchtigkeits-Mole pro Basis.
b_Z: = Mole an Wasser-/Dampf-Eintrittsleckage aus dem Arbeitsfluid pro Basis.
b_Z: = xN_AFΣ[m_Leckage/(m_AFN_H2O)]
b_PLS: = Mole an reinem Kalkstein [CaCO₃], die zur Null-CaO-Produktion erforderlich sind, pro Basis.
b_PLS: = k_F – k_Ist; wobei: k_F ≡ x(α₆ – α₉)/[1,0 + (l/k_F)_Eingabe, wobei das Verhältnis von SO₃ zu dem brennstoff-generierten SO₂ (d.h. vor der Reaktion mit Kalkstein), (l/k_F)_Eingabe, als Eingabe zugeführt wird. k_Ist ist das gemessene Ausfluss-SO₂ ohne eingegebenen Kalkstein, k_F = k_Ist.
γ: = Mol-Verhältnis des überschüssigen CaCO₃ zum stöchiometrischen CaCO₃ (z.B. γ = 0,0, falls kein ausströmendes CaO vorhanden ist).
γ: = (m_LS/m_AF) × N_AF/ξb_PLSN_CaCO3) – 1,0; wobei m_LS die angegebene tatsächliche Kalkstein-Massenströmungsrate des System ist und ξ das Massenverhältnis des tatsächlichen Kalksteins gegenüber dem reinen CaCO₃ ist, das er enthält.
z: = Mole an H₂O pro CaCO₄, zugeführt als Eingabe auf der Basis periodischer Laboranalyse des Kessel-Ausschusses.
σ: = Kronecker-Funktion: Einheitswert, falls (α₆ + α₉) > 0,0; Null, falls kein Schwefel im Brennstoff vorhanden ist.
β: = Luftvorheizvorrichtungs-Verdünnungsfaktor, das Verhältnis von Luft-Leckage zur echten Verbrennungsluft, ein Mol-Verhältnis.
β: = 100(R_Ist – 1,0)/[aR_Ist(1,0 + Φ_Ist)].
R_Ist: = Verhältnis der Gesamt-Mole des Trocken-Gases aus dem Verbrennungsvorgang vor dem Eintritt in die Luft-Heizvorrichtung zu den Gesamt-Molen des Trocken-Ausflusses (nach dem Verlassen der Luft-Heizvorrichtung); der Luftheizvorrichtungs-Leckage-Faktor wird typischerweise aus dem Verhältnis von CO₂ oder O₂ an der Vorheizvorrichtung erhalten.
a: = Moleküle an Verbrennungs-O₂ pro Basis.
Φ_Ist: = Verhältnis von Nicht-Sauerstoff-Gasen (Stickstoff und Argon) in der lokalen Verbrennungsluft des Systems.
Φ_Ist: = (1,0 – A_Ist)/A_Ist.
A_Ist: = Konzentration von O₂ in der lokalen Verbrennungsluft des Systems.
n_i: = molare Mengen an Trockengas-Produkt am Grenzbereich des Systems für bestimmte Zusammensetzungen: d, e, f, g, h, k, l, m, p, q, t und u. Die Summe wird als Σn_i bezeichnet. Trockenluft-Gase, die mit System-Leckage (βa und βaΦ_Ist) zusammenhängen, werden separat behandelt.
n_ii: = molare Mengen an Nicht-Gas-Produkt am Grenzbereich des Systems für bestimmte Zusammensetzungen: j, σb_PLS, (1 – σ + γ) b_PLS, xα10, w und v. Die Summe ist bezeichnet als Σ_ii. Feuchtigkeit aus Luft-Leckage (βb_A) wird separat behandelt.
N_j: = Molekulargewicht der Zusammensetzung oder des Elements j, definiert durch IUPAC von 1983 im Rahmen von sechs signifikanten Ziffern, gm/gm-mol (lbm-bm-mole).
N_AF: = Molekulargewicht des (nassen) Brennstoffs im Verfeuerungszustand.
AF_input: = Verhältnis der Massenströmung der Verbrennungsluft zu dem Brennstoff im Verfeuerungszustand auf der Basis nicht angegebener unkalibrierter Anlagen-Daten, ohne Einheiten.
w: = (WF_Auschuss)(YRα₀ + α₄ + α₇ – α₈) × HHV_Ausschuss/HHV_AF
v: = [(WF_Boden-Asche)(Kohlenstoff/Boden-Asche) + (WF_Flug-Asche)(Kohlenstoff/Flug-Asche)] × N_AF/N_C; WF_i sind Gewichtsanteile.

Die Auflösung von Gleichung (29) wird fortgesetzt, indem sämtliche n_i- und n_ii-Größen aufgelöst werden. Die Nebenbestandteils-Ausdrücke von Gleichung (29) werden typischerweise entweder durch direkte Messung (z.B. für CO) oder angenommene Null-Werte, oder durch angenommene Verhältnisse gelöst (beispielsweise, dass SO₃ eine Funktion eines eingegebenen Molar-Verhältnisses von SO₃ zu SO₂ ist, das oben definiert ist). Sämtliche Nebenbestandteile weisen typischerweise nur niedrige Teile-pro-Million-Konzentrationen auf und haben somit nur eine geringe Auswirkung, mit der möglichen Ausnahme der Ausdrücke v und w. Die tatsächliche Wichtigkeit und Funktionalität von Gleichung (29) für das Eingangs-/Ausgangs-Verfahren liegt in der Tatsache, dass die Konsistenz der Mol-Bilanzen für das oben erläuterte erfolgreiche Verständnis des Systems, für die Erhaltung der Massen-Flüsse und für die Auflösung der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs benötigt wird. Um der Klarheit willen werden die folgenden Ausdrücke für die Thermodynamik des Systems verwendet:
Gesamt-Ausfluss-Wasser ≡ J = j + b_Aβ
Gesamt-Ausfluss-Sauerstoff ≡ G = g + aβ
Gesamt-Ausfluss = Σn_i + Σ_ii + β(a + aΦ_Ist + b_A)
Gesamt-Abflüsse vor der Luft-Vorheizvorrichtung = R_IstΣn_i + R_IstΣn_ii
gesamter reiner Kalkstein im Verfeuerungszustand = (1 + γ)b_PLS
Trocken-Verbrennungsluft ohne Luft-Vorheizvorrichtungs-Leckage = (a + aΦ_Ist)
im Ausfluss vorhandene trockene Luft aus der Luft-Vorheizvorrichtungs-Leckage = β(a + aΦ_Ist)
Nass-Verbrennungsluft = (a + aΦ_Ist + b_A)
gesamte Nass-Verbrennungsluft und Luft-Vorheizvorrichtungs-Leckage = (1 + β)(a + aΦ_Ist + b_A)
Die Gleichung (29) bietet eine eindeutige Beschreibung mindestens dreier Merkmale, die von kritischer Bedeutung sind, wenn die Leistung herkömmlicher Kraftwerke mittels des Verfahrens gemäß der Erfindung verbessert werden soll. Zu diesen Merkmalen zählen: 1) die Fähigkeit der Gleichung, die Luft-Vorheizvorrichtungs-Leckage durch Anwendung von R_Ist über den Verdünnungs-Ausdruck β zu berücksichtigen; 2) die Fähigkeit zum Beschreiben von Ausfluss-Konzentrationen auf jeder Seite der Luft-Vorheizvorrichtung, wiederum durch Anwendung von R_Ist; 3) die Fähigkeit zum Einbeziehen der Kalkstein-Eingabe, die normalerweise bei Verbrennungsanlagen mit Fluidisierungsbett verwendet wird; und 4) die Verwendung eines expliziten Φ_Ist-Ausdrucks, der eine variable O₂-Konzentration in der lokalen Verbrennungsluft des Systems erlaubt. Die Luft-Vorheizvorrichtungs-Leckage verdünnt sämtliche Verbrennungs-Abflüsse mit feuchter Luft aus der lokalen Umgebung, und somit wird das gesamte wichtige ausströmende H₂O, CO₂ und O₂, das bei dieser Erfindung verwendet wird, verändert. Ferner sind häufig die besonders präzisen Ausfluss-Messungen eines Kraftwerks, insbesondere diejenige von O₂, am Einlass der Luft-Vorheizvorrichtung (Sparanlagen-Auslass) und nicht am Auslass der Luft-Vorheizvorrichtung möglich; vgl. 6. Obwohl die meisten Umweltschutzvorschriften Ausfluss-Messungen am Grenzbereich des Systems verlangen, ist häufig eine Übersetzung zwischen den Messwerten am Einlass der Luft-Vorheizvorrichtung und denjenigen am Auslass der Luft-Vorheizvorrichtung zweckdienlich. Die Gleichung (29) ermöglicht eine derartige Übersetzung durch den oben definierten Ausdruck R_Ist derart, dass 100 Mol an Trocken-Gas sowohl an stromaufwärtigen als auch an stromabwärtigen Stellen der Luft-Vorheizvorrichtung berechnet werden; siehe "Kessel" in 6. Somit können bei der vorliegenden Erfindung Abflüsse stromaufwärts oder stromabwärts der Luft-Vorheizvorrichtung verwendet werden – vgl. die oben definierten Ausdrücke G und J –, so dass eine Konvertierung zwischen Messungen mit und ohne Luft-Leckage ermöglicht wird. Für Verbrennungsgas-Bedingungen stromaufwärts der Luft-Vorheizvorrichtung und vor dem Austritt aus dem Wärmeaustauscher- und Verbrennungsbereich – siehe 6 – würden die Ausdrücke gR_Ist und jR_Ist verwendet. Die Verbrennungsgase stromabwärts der Luft-Vorheizvorrichtung treten typischerweise aus dem System in die Umgebung aus, d.h. anders ausgedrückt in den Gassausfluss-Grenzbereich des Systems. In den Verbrennungsvorgang eingegebener Kalkstein erzeugt zusätzliches ausströmendes CO₂ und könnte das ausströmende H₂O reduzieren, falls das Sulfat-Produkt mit Wasser in eine Matrix-Verbindung gebracht wird, CaSO₄·zH₂O. Selbstverständlich sind CO₂ und H₂O zwei Abflüsse, die für die vorliegende Erfindung wichtig sind. Zusätzlich zu den Haupt-Stöchiometrien, die bei der Eingabe von Kalkstein auftreten, erlaubt die durch die Gleichung (29) ermöglichte Einzelheit zahlreiche und eindeutige Bestimmungen der Mol- und Massen-Verhältnisse. Zum Beispiel lautet das Mol-Verhältnis zwischen dem Brennstoff-Schwefel und dem Calcium des Kalksteins, das als Kalkstein-Konvertierungsverhältnis bezeichnet wird und für den Betreiber eines Fluidisierungsbetts wichtig ist, einfach k_F/[(1 + γ)b_PLS]. Die Konzentration von O₂ in der (als A_Ist bezeichneten) Verbrennungsluft des Systems, die zu dem Ausdruck Φ_Ist führt, beeinflusst sämtliche System-Ausfluss- und Verbrennungsluft-Ausdrücke.
Zusammenfassend betrachtet wird mit der oben angeführten Technik ein Prozess beschrieben, mit dem der Kessel-Wirkungsgrad bei jedem beliebigen Wärmesystem und insbesondere bei praktischen herkömmlichen Kraftwerken auf der Basis von Ausfluss-Messdaten, des Brennstoff-Heizwerts und mehrerer Parameter geringerer Wichtigkeit berechnet wird. Bei der nächsten Stufe des Prozesses wird die Erkenntnis genutzt, dass ein gegebener Brennstoff eine eindeutige chemische Zusammensetzung hat, so dass er, wenn er verbrannt wird, eindeutige Konzentrationen seines gasförmigen Ausflusses hat. Die hauptsächlichen gasförmigen Abflüsse aus jedem Vorgang der Verbrennung fossiler Brennstoffe sind N₂, CO₂, H₂O, O₂ und SO₂. H₂O befindet sich, wenn es aus dem Verbrennungsvorgang ausströmt, in seiner überhitzten Phase und wirkt somit als Gas. Die Quelle von N₂ besteht hauptsächlich in der zum Verbrennen des Brennstoffs verwendeten Luft, und somit hat N₂ eine nur geringe chemische Reaktivität, so dass seine Empfindlichkeit gegenüber der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs nicht signifikant ist. SO₂-Ausfluss-Konzentrationen liegen generell in Teilen pro Million vor, und somit ist die Auswirkung von SO₂ von geringer Wichtigkeit.
Die relativen Konzentrationen von Kohlenstoff, α₄, und Wasserstoff, α₅, die sich in jedem fossilen Brennstoff finden, haben einen signifikanten Einfluss auf die im Ausfluss enthaltenen relativen Konzentrationen von CO₂ und H₂O. Ferner werden diese Abflüsse beeinflusst durch: O₂, das zum Verbrennen des Brennstoffs verwendet wird (d.h. das Luft-/Brennstoff-Verhältnis); Brennstoffwasser, α₂; eintretende Leckage von Wasser; und Wasser in der Verbrennungsluft. Dies impliziert, dass die Mol-Anteile von CO₂, H₂O und O₂, die in dem Ausfluss vorhanden (dem System-Grenzbereich, d.h. seinem Schornstein, oder bei Übersetzung aus den Daten vom Luftvorheizvorrichtungs-Einlass) relativ zu der Brennstoff-Eingabe und der zugeführten Verbrennungsluft eindeutig sein müssen.
Die folgenden elementaren Mol-Bilanzen können aus der Verbrennungs-Gleichung (29) abgeleitet werden. Bei den Γ_k-Ausdrücken handelt es sich einfach um praktische Gruppierungen von Quantitäten, die hauptsächlich gemessene Abflüsse (bekannte Werte) aufweisen, welche den größten Einfluss auf die einzelnen interessierenden Elemente haben. Weniger wichtige Brennstoff-Ausdrücke, die in den Γ_k-Ausdrücken enthalten sind, werden anfangs mit den geschätzten Brennstoff-Molen x multipliziert. Diese weniger wichtigen Ausdrücke werden bei Konvergierung zu x schnell aufgelöst. Eine Ausnahme ist Γ_Asche das im Folgenden erläutert wird. Augrund dieser Gruppierungen können die Γ_k-Ausdrücke der Gleichungen (36) bis (40) bei der unten zu beschreibenden Lösung des Ausdrucks "a" als bekannte Mengen behandelt werden. Die elementaren Nass-Brennstoff-Komponenten, die typischerweise im Zusammenhang mit Kohle auftreten, werden als Unbekannte betrachtet, was auch für die Brennstoff-Mole gilt; zu diesen zählen die folgenden: α₁, α₂, α₃, α₄, α₅, α₆, α₁₀ und x. Bei zahlreichen mit Kohle und mit Biomasse betriebenen Anlagen wird eine unterstützender Befeuerung mit gasförmigem Brennstoff wie z.B. Methan verwendet; bei anderen Anlagen werden Kohlenarten gemischt, häufig zwecks Einstellens des zusammenge setzten Schwefel-Gehalts; bei anderen werden Kohlenwasserstoff-Brennstoffe wie z.B. Kohle, geschredderte Reifen, Abfall und dgl. gemischt. Bei dem Eingangs-/Ausgangs-Verfahren können sämtliche Nicht-Kohle-Typen von Kohlenwasserstoff-Brennstoffen verwendet werden; es wird jedoch angenommen, dass sie bekannte chemische Zusammensetzungen mit bekannten Brennstoff-Flüssen haben. Gemischte Brennstoffe (wie z.B. mehrere Kohlearten) werden als Gemisch in den System-Simulator (z.B. EX-FOSS.EXE) eingegeben, wobei sie mittels des FUEL.EXE-Programms kombiniert werden, obwohl die resultierende berechnete chemische Zusammensetzung des Brennstoffs nach korrekter Gewichtung einem einzigen Brennstoff zugeordnet wird (z.B. der am meisten variablen Kohle), indem von den übrigen Brennstoffen angenommen wird, dass sie feste oder vorhersagbare und bekannte chemische Zusammensetzungen haben. Alternativ kann eine derartige Zuordnung an einem kombinierten Sub-Set von Brennstoffen vorgenommen werden. xα1 = ΓN2 – aΦIst (30) x(α2 + α5) = ΓH2O (31) x(α3 + α2/2) = ΓO2 (32) xα4 = ΓCO2 (33) xα6 = ΓSO2 (34) xα10 ≠ –Γ'Asche – x(α1 + α2 + 2α3 + α5/2 – 1,0) (35) ΓN2 = 100 – (dIst + eIst + f + GIst + kIst + l + m/2 + q/2 + t + u) – 100ΦIst(RIst – 1,0)/[RIst(ΦIst + 1,0)] (36) ΓH2O = (JIst – bAβ) + f + ZPAt/2 + ZPBu/2 – bZ – bA – x(ZRα0/2 + α9) + bPLSσZ (37) ΓO2 = dIst + eIst/2 + (GIst – aβ) + (JIst – bAβ)/2 + kIst + 3l/2 + m/2 + p/2 + q + 2r – a – bA/2 – bZ/2 + (3σ – 2 – 2γ + σz)bPLS/2 – x(α7 + α8/2) (38) ΓCO2 = dIst + eIst + YPAt + YPBu + v + W – (1,0 + γ)bPLS – x(YRα0 + α7 + α8) (39) ΓSO2 = kIst + l + σbPLS – xα9 (40) Γ'Asche = a – (GIst – aβ) + eIst/2 + f/2 + w + v – bPLS/2 – l/2 – m/2 – p/2 – q – 2r + x[α0(YR – ZR/2) + α7 + α8/2 + α9/2] (41)
In diesen Verhältnissen bedeutet das Subskript "Ist" einen Ausfluss-Messwert oder einen angenommenen Wert für den Ausfluss (einen "Ist"-Wert). Der Ausdruck J_Ist in den Gleichungen (37) und (38), der sich auf die Mole des ausströmenden H₂O bezieht (oder J_IstR_Ist das sich auf die Luftvorheizvorrichtungs-Einlass-Bedingungen bezieht), kann als ein konstanter Wert eingegeben oder gemessen werden, je nach der Option, die sich durch die Fehleranalyse anbietet. Sämtliche anderen Werte werden entweder explizit auf der Basis von Eingangsdaten oder internen Modellen eingegeben, und/oder sie sind nur von geringer Wichtigkeit, werden jedoch aus Gründen der Konsistenz in die Formulierungen einbezogen. Die Gleichung (35) ist numerisch korrekt, jedoch ist sie reduziert, indem x durch x_MAX ersetzt ist und α_j durch α_MAF-j ersetzt ist; siehe die Gleichungen (50) und (51). Es ist ersichtlich, dass die Gleichung (35) eine triviale Lösung für α_MAF-10 bietet; dieses Ergebnis zeigt den Null-Effekt, den Asche als neutrale Substanz hat, und somit die Schwierigkeit bei ihrer Auflösung.
Als Gruppe sind diese Verhältnisse von kritischer Wichtigkeit für das Verständnis des Eingangs-/Verlust-Verfahrens. Falls die chemische Zusammensetzung des Brennstoffs und folglich der Heizwert und somit der präzise Brennstoff-Strom etc. aufgelöst werden sollen, dann müssen stöchiomatische Verhältnisse, die generell die Gleichungen (30) bis (41) repräsentieren, aufgelöst werden. Diese Gleichungen sind in ihrer Gruppierung von Ausdrücken nicht unabdingbar; weitere Reduktionen und/oder Komplexitäten sind möglich. Bei der hier vorgenommenen Gruppierung der Ausdrücke handelt es sich im Prinzip um die Ausdrücke auf der rechten Seite der Gleichung (29).
In der folgenden Erläuterung sei angenommen, dass die Brennstoffasche eine Null-Konzentration aufweist. Unter dieser Annahme ergeben die Gleichungen (30) bis (34) fünf Gleichungen mit acht Unbekannten. Zu den Unbekannten zählen α₁ bis α₆, die Ausdrücke "a" und "x". Der Ausdruck "x" ist ein Praktikabilitäts-Ausdruck und kann dividiert werden, indem die Basis der Gleichung (29) zu Einheitswert-Brennstoff-Molen geändert wird, so dass die Verwendung von Ausdrücken, die mehr als zwei Unbekannte – x und irgendein α_j – aufweisen, entfällt. Das Erfordernis Σ_j=0...9α_j = 1,00 unter der Annahme, dass die Asche vorübergehend ignoriert wird, dient wiederum der Praktikabilität; wiederum kann die gesamte Gleichung (29) durch α₄ oder xα₄ dividiert werden, so dass eine Basis von Einheitswert-Molen von Brennstoff-Kohlenstoff gesetzt wird. Das ausströmende N₂ kann durch Differenz unter der Annahme von 100 Molen gasförmigen Ausflusses (CO₂, H₂O, O₂, SO₂) aufgelöst werden, und weniger wichtige Verschmutzungsstoffe werden gemessen oder angenommen), oder N₂ kann direkt gemessen werden. Durch Annahme eines konstanten Werts für den Brennstoff-Stickstoff α₁, einen weniger wichtigen Brennstoff-Bestandteil, werden die Unbekannten auf fünf bei fünf Gleichungen reduziert. Eine nähere Untersuchung wird je doch schnell zeigen, dass dieses mathematische System eine steife Matrix beinhaltet. Falls man annimmt, dass α₃, wiederum ein weniger wichtiger Brennstoff-Bestandteil, konstant ist, dann repräsentieren die Gleichungen (31) und (32) zwei Unbekannte mit zwei Gleichungen, α₂ und α₅. Die Gleichung (33) könnte durch Auflösung ihrer einzigen Unbekannten, α₄, direkt gelöst werden. Diese Handhabungen werden aufgeführt, um zu veranschaulichen, dass Rechenvorgänge die physikalische Realität des Wärmesystems berücksichtigen müssen, was bei dem Eingangs-/Verlust-Verfahren der Fall ist. Die Auflösung von Brennstoff-Kohlenstoff und Brennstoff-Wasserstoff, die von kritischer Wichtigkeit für die Auflösung der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs ist, sollte deren intrinsisches chemisches Verhältnis als Kohlenwasserstoff und den Einfluss berücksichtigen, der von den Haupt-Ausflussmesswerten d_Ist, J_Ist und G_Ist ausgeübt wird. Die Einbeziehung dieser Verhältnisse reduziert die Empfindlichkeit des Verfahrens gegenüber Instrumentenfehlern. Bei der bevorzugten Ausführungsform wird dieser Ansatz unter Verlass auf die Annahme verwendet, dass Kohle-Substanzen innerhalb eines generischen Kategorie (Rang) und eines geographischen Bereichs gut definierte Verhältnisse zwischen MAF-Kohlenstoff und MA-Wasserstoff aufweisen. Ferner erscheint der Brennstoff-Mol-Ausdruck x, der bei der bevorzugten Ausführungsform für diese einzelne Variable verwendet wird, in sämtlichen stöchiometrischen Konvertierungen in Massenflüsse (deren konsistente Bestimmung und Erhaltung eine Aufgabe der Erfindung ist) und repräsentiert einen iterativen Parameter für die Gleichung (29). Ferner ist bei der bevorzugten Ausführungsform nicht verlangt, dass die weniger wichtigen Bestandteile als konstant angenommen werden können. Zudem, wie noch ersichtlich werden wird, ermöglicht die bevorzugte Ausführungsform die Verwendung mehrdimensionaler Minimierungstechniken, die sich mit Instrumentenfehlern befassen.
Kehrt man zu dem Problem zurück, das sich durch die Gleichung (29) ergibt, in der Brennstoffasche enthalten ist, so erfordert das Auflösen der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs die Beseitigung fundamentaler Probleme – unabhängig von algebralschen Handhabungen. Zu diesen Problemen zählen die folgenden: 1) für jede unbekannte Brennstoff-Menge α_j existieren stets mindestens zusätzliche Unbekannte in dem Verbrennungsluft-Ausdruck und den Brennstoff-Molen, "a" und "x"; und 2) die festen nicht verbrennbaren Mineralien des Brennstoffs (allgemein als "Asche" bezeichnet) können möglicherweise nicht durch Ausfluss-Messungen gelöst werden, da es sich um eine neutrale, nicht gasförmige Substanz handelt, der gleiche Eintrag von xα₁₀ im Brennstoff in dem Ausfluss erscheint, und zudem sein Auslass-Strom aus dem System nicht direkt mit akzeptabler Präzision gemessen werden kann.
Das erste dieser Probleme wird gelöst, indem die α_j-Mengen auf eine molare MAF-Basis reduziert werden, wobei der Einfluss der beiden Komponenten – Wasser und Asche – beseitigt wird, die nicht in dem Kohlenwasserstoff-Brennstoff involviert sind, und dann auf die α_MAF-j-Ausdrücke aufgelöst wird, wobei rechnerisch die Korrelationen molarer MAF-Anteile von Brennstoff-Wasserstoff, -Stickstoff und -Sauerstoff als Funktion von Kohlenstoff verwendet werden. Der Brennstoff-MAF-Kohlenstoff wird explizit aufgelöst, indem erst die Gleichung (33) hinsichtlich x gelöst wird, eine Konvertierung auf eine MAF-Basis vorgenommen wird, wobei die Gleichung (32) von der Gleichung (31) subtrahiert wird, um die x_MAFα_MAF-2-Ausdrücke zu eliminieren, und in das Ergebnis die Lösung der Gleichung (33) für α_MAF eingesetzt wird, wodurch sich ergibt: αMAF-4 = –ΓCO2(A5 – 2A3)/[ΓCO2(B5 – 2B3) – ΓH2O + 2ΓCO2] (42)
Zu beachten ist, dass die w- und v-Ausdrücke der Gleichung (39), die den Ausschuss- und Abfall-Kohlenstoff betreffen, als Funktionen von α_MAF-4 erweitert werden können (siehe die Anmerkungen zur Gleichung (29)), falls ihre Größen die Präzision von α_MAF-4 beeinträchtigen. Wenn α_MAF-4 gegeben ist, wird x_MAF durch die Gleichung (56) gelöst, basierend auf der Gleichung (33). In der Gleichung (42) werden die Konstanten A_j und B_j aus Referenz-Brennstoffdaten entwickelt, die auf Kohle-Proben basierend, welche der tat sächlichen Kohle im Verfeuerungszustand entnommen werden oder aus einer generischen Spezifikation des Grads der Kohle erhalten werden: αMAF-1 = A1 + B1αMAF-4 (43) αMAF-3 = A3 + B3αMAF-4 (44) αMAF-5 = A5 + B5αMAF-4 (45)
Der Brennstoff-MAF-Schwefel wird explizit gelöst durch Lösung der Gleichung (34): αMAF-6 = ΓSO2/xMAF (46)
Das Brennstoffwasser wird explizit gelöst durch Lösung der Gleichung (31) hinsichtlich x und Einsetzen in die Gleichung (32), wodurch sich ergibt: αMAF-2 = (αMAF-3ΓH2O – αMAF-5ΓO2)/(ΓO2 – ΓH2O/2) (47)
Sowohl die Stickstoff- als auch die Sauerstoff-Konzentrationen des Brennstoff-MAF sind gering, und typischerweise können sie als Konstanten festgelegt werden oder durch die Gleichungen (43) und (44) beschrieben werden. Die MAF-Schwefel-Konzentration kann auch unter der Annahme α_MAF-6 = A₆ + B₆α_MAF-4 berechnet werden, falls die Messung des ausströmenden SO₂ fragwürdig ist (oder falls Kalkstein eingegeben wird und seine Konvertierungsrate fragwürdig ist). Als weitere Alternative kann entweder der Sauerstoff oder der Schwefel verwendet werden, um zu gewährleisten, dass Σ_{j=0,1,3,9αMAF-j} = 1,0 (unter der Annahme, dass α_MAF-0, α_MAF-7, α_MAF-8, α_MAF-9, oder irgendein anderer sekundärer Brennstoff eine Null-Konzentration oder eine bekannte Konzentration hat). Das einzige Kriterium zur Entscheidung über die genaue Methodik besteht in der Zuverlässigkeit und der Verfügbarkeit der Abstrom-Daten und in deren relativer Auswirkung auf die MAF-Brennstoff-Ausdrücke. Beispielsweise ist Stickstoff ein Haupt-Ausfluss-Be standteil, jedoch würde die Verwendung der Gleichung (30) zur Lösung hinsichtlich des Brennstoff-Stickstoffs, der typischerweise ein sehr kleiner Bestandteil der Zusammensetzung des Brennstoffs ist, den Effekt haben, dass sogar kleine Fehler, die beim Bestimmen des ausströmenden N₂ auftreten (das entweder durch direkte Messung oder durch Bestimmung mittels der in der Gleichung (36) angegebenen Differenz vorgenommen wird) den Unsicherheitsfaktor in α_MAF-1 beträchtlich verstärken würden. Tatsächlich wird der Ausdruck Γ_N2 verwendet, um das Verbrennungs-O₂ aufzulösen, der Ausdruck "a" über die Gleichung (58); wobei der Ausdruck x_MAFα_MAF-1 durch die Gleichung (43) derart aufgelöst wird, dass Γ_O2, das von "a" abhängig ist, gelöst werden kann. Ein wichtiger Ausdruck – neben dem Kohlenstoff – ist die Brennstoff-MAF-Wasserstoff-Konzentration, die eine gültige Funktionalität mit Kohlenstoff repräsentieren muss. Die Erfahrung hat gezeigt, dass eine gültige Funktionalität leicht erreicht werden kann, da die chemische Bindung Wasserstoff-Kohlenstoff gegenüber der Bindung Kohlenstoff-Kohlenstoff vorherrscht; in der Tat liegt die Variabilität eines spezifischen Kohle-Grads nicht in der basalen chemischen Zusammensetzung der Kohle, sondern vielmehr in ihrem Wasser und Asche. 3 zeigt ein Proben-Schaubild von MAF-Wasserstoff gegenüber MAF-Kohlenstoff für einen Kohlen-Brennstoff mit hochvariablem Heizwert im Verfeuerungszustand und hochvariablen Wasser- und Asche-Anteilen. In 3 geben beide Achsen MAF-Mol-Anteile pro Mol an MAF-Brennstoff an.
Bis zu diesem Punkt in dem Prozess war die Auflösung der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs möglich, indem eine feuchtigkeits-asche-freie(MAF)Basis angenommen wurde. Wenn dies ausgeführt wird, ist es für die Erfindung nicht kritisch, dass Kohlenstoff als die unabhängige Menge berechnet wird. Wasserstoff oder jedes anderes MAF-Brennstoff-Element könnte als unabhängige Variable betrachtet werden. Falls beispielsweise zuerst eine Auflösung hinsichtlich des Wasserstoffs vorgenommen wird, dann ist α_MAF-4 = f(α_MAF-5). Das bevorzugte Verfahren besteht jedoch darin, die Unabhängigkeit dem Kohlenstoff zuzuweisen, bei dem sich selbstverständlich die größte Präzision und Empfindlichkeit bei den Ausfluss-Messun gen erzielen lässt. CO₂ existiert in der Verbrennungsluft nicht in irgendeiner beachtenswerten Konzentration, es dringt nicht in das System ein, es wird nur aus der Verbrennung erzeugt und weist als Haupt-Ausfluss-Substanz eine offensichtliche Empfindlichkeit hinsichtlich der Auflösung von α_MAF-4 von Gleichung (42) auf.
Das zweite Problem, das die Asche betrifft, verlangt eine Prüfung des gesamten Systems. Die einzige System-Auswirkung von Brennstoffasche besteht in einem rein verdünnenden oder konzentrierenden Einfluss auf Brennstoff und selbstverständlich auf den Heizwert. Vom qualitativen Standpunkt her wird, wenn die Brennstoffasche auf Kosten von (beispielsweise) Kohlenstoff zunimmt, die zum Erzeugen des gleichen Ausfluss-O2 erforderliche Menge an Verbrennungsluft kleiner, da weniger Kohlenstoff zur Verbrennung vorhanden ist. Bei einem abnehmenden Heizwert (Zunahme an Asche) ist ein erhöhter Brennstoff-Strom erforderlich, um den gleichen Nutzenergie-Strom zu erzeugen. Somit besteht ein idealer System-Parameter für derartige Empfindlichkeiten, der routinemäßig bei mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systemen gemessen wird, in dem Luft-/Brennstoff-Verhältnis. Generell sind derartige Empfindlichkeiten sinnvoll verwendbar, wobei etwa eine 10-prozentige Zunahme der Asche bei einer üblichen Kohle eine 5-prozentige Abnahme des Luft-/Brennstoff-Verhältnisses verursachen kann, obwohl diese Empfindlichkeiten durch zahlreiche System- und Brennstoff-Parameter beeinträchtigt werden können. Das auf Nass- und Masse-Basis vorliegende Verbrennungs-Luft-/Brennstoff-Verhältnis (bezeichnet als AF) wird bei der Berechnung durch den System-Computer wie folgt entwickelt: AF = (mLuft + mFeuchtigkeit)/mAF (48A) AF = (1 + β)[(a + aαΦIst)NLuft + bANH2O]/(xNAF) (48B)
Durch Erweiterung des Ausdrucks xN_AF in Gleichung (48B) ergibt sich: xNAF = x(Σj=0-9Njαj + N10α10) (49)
Ferner wird es durch Verwendung der folgenden Definitionen von MAF-Brennstoff-Molen und Brennstoff-Bestandteilen XMAF ≡ x/(1,0 + αMAF-2 + αMAF-10) (50) αMAF-j ≡ αj(1,0 + αMAF-2 + αMAF-10) (51)ermöglicht, die Gleichungen (50) und (51) in die Gleichung (49) für x und α₁ einzusetzen, wobei der Ausdruck (1,0 + α_MAF-2 + α_MAF-10) wie beabsichtigt gelöscht wird und dann das Einsetzen in die Gleichung (48B) eine lösbare Form ergibt: xNAF = XMAF(Σj=0,...9NjαMAF-j + N10αMAF-10) (52) AF = (1,0 + β)[(a + aΦIst)NLuft + bANH2O] /[xMAF(Σj=0,...9NjαMAF-j + N10αMAF-10) (53)
Durch Vereinfachen der Gleichung (53) und durch Lösen hinsichtlich der MAF-Brennstoffasche erhält man die folgenden Ergebnisse. Zu beachten ist, dass in der Gleichung (54) ein normalisiertes Luft-/Brennstoff-Verhältnis verwendet wird, dass in Bezug auf die Ist-Daten der Anlage gemäß der Definition in der Gleichung (57) normalisiert ist. x_MAF wird mittels der Gleichung (56) ersetzt. αMAF-10 = ΓAscheαMAF-4/(ΓCO2N10) – Σj=0,...9NjαMAF-j/N10 (54)wobei: ΓAsche ≡ (1,0 + β)[(a + aΦIst)NLuft + bANH2O]/AFIst (55) αMAF = ΓCO2/αMAF-4 (56) AFIst ≡ AFEingabe(AFRef1/AFRef2) (57) a = (ΓN2 – xMAFαMAF-1)/ΦIst (58)
Die Variable AF_Eingabe ist das Nass-Luft-/Brennstoff-Verhältnis aus den Datenerfassungsvorrichtungen des Systems (ein unskaliertes Signal); AF_Ref1 ist das Nass-Luft-/Brennstoff-Verhältnis, das mit der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs konsistent ist; und AF_Ref2 ist das Nass-Luft-/Brennstoff-Verhältnis, das mit der chemischen Referenz-Zusammensetzung des Brennstoffs konsistent ist, jedoch in der Weise, wie es von den Datenerfassungsvorrichtungen des Systems erzeugt würde (ein zum Skalieren verwendetes Signal). Der Wert von N₁₀ in der Gleichung (54) wird als Konstante eingegeben oder als Funktion von α_MAF-10 angepasst (so dass eine quadratische Gleichung gelöst wird), oder er wird als Funktion von HHV_MAF angepasst. Anzumerken ist, dass der angezeigte Brennstoff-Strom-Messwert eines Systems selbstverständlich anstelle von AF verwendet werden kann, wobei ähnliche Techniken verwendet werden, wie sie bei der Bestimmung von α_MAF-10 gezeigt wurden. Jedoch wird Verwendung von AF bevorzugt, da sie integral Ausfluss- und Verbrennungsluft-Ausdrücke einbezieht (durch Γ_CO2, Γ_N2 und Γ_Asche), und somit aufgrund derartiger Abhängigkeiten ermöglicht, dass die Fehleranalyse-Techniken betriebstauglich und praktisch sind.
Bemerkenswert ist, dass der explizite Vorgang des Bestimmens der Brennstoffasche und die Verwendung des Ausdrucks (1,0 + α_MAF-2 + α_MAF-10) der Gleichungen (50) und (51) ermöglicht, dass sämtliche Fehler, die in dem Brennstoffwasser α_MAF-2 gemacht werden, durch die Brennstoffasche α_MAF-10 ausgeglichen werden. Dies muss erfolgen, da jede gegebene Menge xα_j (Nass-Basis) äquivalent ZU x_MAFα_MAF-j (MAF-Basis) sein muss; falls dies nicht der Fall wäre, würden derartige Nass- zu MAF-Konvertierungen numerische Inkonsistenzen in dem berechneten Brennstoff-/Luft-Verhältnis verursa chen. Es kann möglicherweise nur eine AF-Nass-Basis existieren, die die gleiche ist wie MAF. Ferner kann der Effekt durch Offline-Studium leicht veranschaulicht werden.
Die Wahl der speziellen Rechenoperationen ist abhängig von den Eigenschaften der fossilen Brennstoffe. Als Beispiel für die Verwendung verschiedener Arten von Kohle verschiedener Grade und anderer Brennstoffe zeigt 4 eine Tabelle von Optionen in Hinblick auf das Brennstoffwasser, die Brennstoffasche und die typische Variabilität des Brennstoffs. Es ist zu beachten, dass diese Optionen abhängig sind von der Anwendung der hier erläuterten mehrdimensionalen Minimierungstechniken; beispielsweise kann die Annahme eines konstanten ausströmenden H₂O durch Fehleranalyse korrigiert werden.
Somit werden sämtliche Brennstoff-Konstituenten auf einer MAF-Basis bestimmt. Anhand dieser Werte werden die Nass-Basis-Brennstoff-Mol-Anteile bestimmt, die Nass-Basis-Mole des Brennstoffs (x), gefolgt von den Nass-Basis-Gewichtsanteilen (im Verfeuerungszustand): αj = αMAF-j/1,0 + αMAF-2 + αMAF-10) (59A) x = xMAF/(1,0 + αMAF-2 + αMAF-10) (59B) WFj = αjNj/(ΣαjNj) (60A) WFtrocken-j = WFj/(1,0 – WF2) (60B)
Das vorliegende Eingangs-/Verlust-Verfahren bietet wichtige Vorteile gegenüber den Techniken des Standes der Technik, die im Zusammenhang mit dem Hintergrund der Erfindung erläutert wurden. Die folgende Tabelle verdeutlicht die Unterschiede.
Heizwert-Berechnungen
Variationen gegenüber einem Referenz-Heizwert (der hier auch als kalorischer Wert bezeichnet wird) können bestimmt werden, indem die Differenz-Effekte des MAF-Referenzwerts gegenüber der tatsächlichen chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs im MAF-Zustand berechnet werden. Die chemische Zusammensetzung des Brennstoffs im Verfeuerungszustand kann zum Erhalt des MAF- oder Trocken-Zustands verwendet werden. Die Heizwert-Berechnung beinhaltet die Verwendung einer Korrelation hinsichtlich der Sauerstoff-, Kohlenstoff-, Wasserstoff-, und Schwefel-Anteile zu einem MAF-Heizwert, das Korrigieren in Bezug auf Asche zum Erhalt eines Trocken-Basis-Heizwerts, dann schließlich das Korrigieren in Bezug auf Asche, um den Wert im Verfeuerungszustand zu erhalten. Der Wert im Verfeuerungszustand wird dann, falls zweckmäßig, für einen mit konstantem Druck erfolgenden Vorgang korrigiert. Die bevorzugte Korrelation basiert wissenschaftlich auf den Energien der chemischen Bindung zwischen Kohlenwasserstoff-Elementen. Die Korrelation ist den Arbeiten von Ghamarian und Cambel entnommen, das zum Teil auf dem weithin bekannten Werk von Szargut sowie Szargut und Stryrylska basiert. Zu den Literaturstellen zählen: A. Ghamarian und A. B. Cambel, "Energy/Exergy Analysis of Pressurized Fluidized Bed Combustor", Proceedings of the Intersociety Energy Conversion Engineering Conference, 8.–12. August 1982, S. 323–327; A. Ghamarian und A. B. Cambel, "Exergy Analysis of Illinois No. 6 Coal". Energy, Vol. 7, Nr. 6, 1982, S. 483–488; J. Szargut, "International Progress in Second Law Analysis", Energy, Vol. 5, 1980, S. 709–718; und Szargut & T. Stryrylska, "Approximate Determination of the Energy of Fuels", Brennstoff-Wanne-Kraft, Vol. 16, No. 12, Dezember 1964, S. 589–596. Die Korrelation ist bei über vier Dutzend kurz- und langkettiger Kohlenwasserstoff-Zusammensetzungen innerhalb eines Abweichungsbereichs von ±0,7 Prozent ΔHHV_MAF-Ref präzise. Bei Kohlenwasserstoffen wie Kohle, die normalerweise einen niedrigen Sauerstoffgehalt hat, wird, wie im Folgenden dargelegt, die Genauigkeit der Korrelation auf ±0,5 Prozent geschätzt. Eine ähnliche Korrelation, die von den gleichen Autoren erwähnt wird, existiert bei Kohlen wasserstoffen mit hohem Sauerstoffgehalt. Zur weiteren Reduzierung von Fehlern wird bei dem Eingangs-/Verlust-Verfahren ein Ausdruck ΔHHV_MAF-delta basierend auf einem Referenz-MAF-Basis-Heizwert, HHV_MAF-ref und den Referenz-Konzentrationen von Sauerstoff, Kohlenstoff, Wasserstoff und Schwefel (erstellt während der Initialisierung) berechnet. Der Ausdruck HHV_MAF-unkorr wird über die Gleichung (62) auf der Basis der tatsächlichen MAF-Konzentrationen der Gleichungen (42) bis (46) berechnet oder andernfalls in der erläuterten Weise bestimmt. Durch Verwendung der Gleichungen (63), (64) und (65) ergibt sich der Heizwert im Verfeuerungszustand, HHV_AF. Der Ausdruck N_MAF bezeichnet das Molekulargewicht des auf MAF-Basis vorliegenden Brennstoffs (ohne Wasser und Asche). Sämtliche Heizwerte (kalorische Werte) sind in kJ/kg-Messeinheiten angegeben. ΔHHVMAF-delta = HHVMAF-Ref – (–178387,18αMAF-3 + 183591,92αMAF-4 + 78143,68αMAF-5 + 127692,00αMAF-6)Ref2,326/NMAF-Ref (61) HHVMAF-unkorr = (–178387,18αMAF-3 + 183591,92αMAF-4 + 78143,68αMAF-5 + 127692,00αMAF-6)Ist2,326/NMAF-Ist (62) HHVMAF = HHVMAF-unkorr + ΔHHVMAF-delta (63) HHVtrocken = HHVMAF (1,0 – WFtrocken-10) (64) HHVAF = HHVtrocken(1,0 – WF2) (65)
Die bevorzugten Korrelationen, die bei der vorliegenden Erfindung zum Bestimmen der Heizwerte verwendet werden, basieren auf den Energie chemischer Bindungen. Studien haben gezeigt, dass traditionelle Korrelationen, wie z.B. die in der Industrie weithin bekannte, auf der Formel von Du long basierende Mott-Spencer-Korrelation, nicht adäquat sind. Bei der bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung ist zumindest erforderlich, dass die zum Bestimmen des Heizwerts erforderlichen Koeffizienten in bestimmte Bereiche fallen, die den drei Hauptbestandteilen von Kohle zugeordnet sind. Studien haben gezeigt, dass bei Verwendung der obigen bevorzugten Konstanten, die in die erforderlichen Bereiche fallen, die Standard-Abweichung von fünf Dutzend weit variierenden Kohle-Analysen um ±530 bis ±214 ΔkJ/kg (±228 bis ±92 ΔBtu/lbm) reduziert werden. Die Bereiche dieser Koeffizienten, d.h. von Mehrfachen der molaren Fraktionen α_j in den Gleichungen (61) und (62), oder ihrer äquivalenten Gewichtsanteile (bei den hier aufgeführten Bereichen repräsentiert das Symbol WF_j die Gewichtsprozent von j) enthalten die folgenden: für den Kohlenstoff-Mol-Anteil 405096α_Kohlenstoff/N_Brennstoff bis 430240α_Kohlenstoff/N_Brennstoff oder, in Gewichtsprozent an Kohlenstoff, 337WF_Kohlenstoff bis 358WF_Kohlenstoff; für den Wasserstoff-Mol-Anteil, 18052α_Wasserstoff/N_Brennstoff bis 26728α_Wasserstoff/N_Brennstoff unter der Annahme eines molekularen Wasserstoffs oder, in Gewichtsprozent an Wasserstoff, 896WF_Wasserstoff bis 1326WF_Wasserstoff; und für den Sauerstoff-Mol-Anteil –379580α_Sauerstoff/N_Brennstoff bis –424239α_Sauerstoff/N_Brennstoff unter der Annahme eines molekularen Sauerstoffs oder, in Gewichtsprozent an Sauerstoff, –119WF_Sauerstoff bis –132WF_Sauerstoff; sämtlich in kJ/kg. Diese Bereiche sind unabhängig von der Brennstoff-Basis, ungeachtet dessen, ob es sich um MAF-, Trocken- oder im Befeuerungszustand vorliegende Brennstoff-Konstituenten handelt.
In dieser Weise wurde der Brennstoff-Heizwert im Verfeuerungszustand berechnet. Falls für einen mit konstanten Druck durchgeführten Vorgang (HHVP) eine Korrektur an dem berechneten HHV_AF erforderlich ist, kann diese Korrektur mittels der Vorgangs gemäß PTC 4.1 vorgenommen werden. Iterationen des obigen Systems, Verbrennungs-, thermischen Wirkungsgrad-, Brennstoffchemie- und Heizwert-Berechnungen werden wiederholt dahingehend durchgeführt, dass die Brennstoff-Mole, x, der höhere Heizwert, HHV_AF so konvergieren, dass der Gesamt-Energiefluss im Verfeue rungszustand adäquat ist, um den Betrag der gelieferten Nutzenergie und kleinere stöchiometrische Ausdrücke innerhalb enger Toleranzen zu erfüllen.
Grob-Fehlerdetektion und Massen-Bilanzen
Nach der Konvergierung werden bei dem Eingangs-/Ausgangs-Verfahren die Haupt-Messwerte d_Ist, J_Ist und AF_Ist (die zum Bestimmen der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs und somit des Heizwerts etc. verwendet werden) zu Vergleichen mit den vom System-Simulator bestimmten berechneten Werten, d_Cal, J_Cal und AF_Cal verwendet, um daraus Inkonsistenzen der Messungen anzuleiten. Es hat sich jedoch herausgestellt, dass derartige Vergleiche nur auf grobe Inkonsistenzen hinweisen, und nicht notwendigerweise auf diejenigen, die in Verbindung mit inkorrekten System-Paremetern wie z.B. einer Luft-Vorheizvorrichtungs-Leckage (R_Ist) oder der Verbrennungsluft O₂ (A_Ist) auftreten und bei Verwendung in einem Online-Anwendungsfall keinen Nutzen hatten. Bei einer robusteren und besser betriebsbezogenen Fehleranalyse werden mehr dimensionale Minimierungstechniken verwendet, die im Folgenden erläutert werden.

Es ist eine wichtiges Ziel der Erfindung, das Aufrechterhalten von Massenflüssen zu gewährleisten. Diese Aufrechterhaltung, bei der die durch die Erfindung entwickelten Ausdrücke verwendet werden, bei welchen der Kessel-Wirkungsgrad, die Wellen-Leistung und der Nutzenergiefluss und die Abflüsse miteinander verbunden werden, gibt der Bedienungsperson des Wärmesystems die Gewährleistung, dass die Konsistenz dieser Berechungen akzeptabel ist. In der folgenden Tabelle sind die Massen-Bilanzen aufgeführt, wobei zu beachten ist, dass falls die Einlass- und Auslass-Massen um mehr als 0,2% abweichen, die Fehler als signifikant erachtet werden. Solche Fehler können durch Computer-Programmierfehler oder – was wichtiger ist – durch Inkonsistenzen in den Haupt-Ausflussmessungen verursacht werden.

Brennstoff-Strömungsrate, mAF, Gleichung (21)	= BBTC/[η_boiler(HHVP + HBC)]
Verbrennungsluft-Trockenluft-Strömungsrate	= m_AF(1 + β)(a + aΦ_Ist)N_Luft/(xN_AF)
Verbrennungsluft-Feuchtigkeits-Strömungsrate	= m_AF(1 + β)b_AN_H2O/(xN_AF)
Leckage-Eintritt von Wasser und Dampf	= m_AFb_ZN_H2O/(xN_AF)

Trockengas-Strom aus dem Verbrennungsbereich (d.h. Kessel-Ausfluss, unter Annahme einer 100-Mol-Basis)	= m_AF100N_Gas/(R_IstxN_AF)
Trockenluft-Leckage-Strom am Grenzbereich	= m_AFβ(a + aΦ_Ist)N_Luft/(xN_AF)
Verbrennungs-Feuchtigkeit plus Luft-Leckage-Feuchtigkeit am Grenzbereich	= m_AFβ(j + βb_A)N_H2O/(xN_AF)
Ausschuss- und Abfall-Kohlenstoff-Strom	= m_AF(v + w)N_C/(xN_AF)
Calciumsulphat mit Wasser-Strom	= m_AFσb_PLSN_CaSO4·zH2O/(xN_AF)
Calciumoxid-Strom	= m_AF(1 – σ + γ)b_PLSN_CaO/(xN_AF)

Ausfluss-Berechnungen
Durch die Kenntnis der chemischen Zusammensetzung und der Strömungsrate des Brennstoffs und der vollständigen stöchiometrischen Verhältnisse kann die Berechnung der einzelnen Emissions-Strömungsraten, m_Spezies-i (kg/Std. oder lbm/Std.) wie folgt durchgeführt werden: mSpezies-i = mAFΦiNi/[xNAF] (69),wobei Φ_i der Mol-Anteil einer Ausfluss-Spezies auf einer Trocken-Basis ist. Der Ausdruck Φ_i leitet sich direkt von Lösungen oder Messwerten der rechten Ausdrücke der Gleichung (29) ab, z.B. Φ_SO2 = k. Der Ausdruck x bezeichnet die Brennstoff-Mole pro Mol des trockenen gasförmigen Ausflusses. Die Emissionsrate pro Spezies in Einheiten von kg/Million-kJ (pounds pro Million-Btu) an Brennstoffenergie-Eingabe, bezeichnet als ER_j, ist durch die folgende Gleichung gegeben: ERi = 106mSpezies-i/(mAFHHVAF) (70A) = 106ΦiNi/[xNAFHHVAF] (70B)
Die Emissionsrate kann unabhängig als Gesamt-Brennsoff-Strömungsrate im Verfeuerungszustand ausgewertet werden; Gleichung (70B). Die rechnerische Genauigkeit der Brennstoff-Strömungsrate, wie sie mittels des vorliegenden Ansatzes bestimmt wird, beeinflusst jedoch intrinsisch die Emissionsrate durch HHV_AF, x und N_AF. Ferner ermöglicht der hier beschriebene Vorgang das Bestimmen des gesamten trockenen volumetrischen Stroms bei Standard-Bedingungen des gasförmigen Ausflusses, bezeichnet durch VF, wie von Umweltschutzbestimmungen verlangt. VF wird durch die folgende Gleichung bestimmt, in Einheiten von Standard-m³/Std. (Standard-ft³/Std.): VF = 100mAFNGas/[ρGasxNAF] (71), wobei ρ_Gas, kg/m³ (lbm/ft³) und N_Gas, gm/gm-Mol (lbm/lb-Mol) die Standard-Dichte und das mittlere Molekulargewicht des ausströmenden trockenen Gases sind. Selbstverständlich kann zur Bestimmung der Massenstrom sämtlicher Abflüsse gemäß Gleichung (69) addiert werden.
Minimierung von Instrumentenfehlern
Falls die oben erwähnten Fehler-Prüfungen ein Überschreiten einer Fehler-Toleranz zeigen oder eine routinemäßige Analyse von Instrumentenfehlern gewünscht ist, können bei dem Verfahren gemäß dieser Erfindung mehrdimensionale Minimierungstechniken verwendet werden, um gemessene und/oder angenommene Ausfluss-Daten (d_Ist und J_Ist) und gemessene und/oder angenommene System-Daten (d.h. AF_Ist, R_Ist, Φ_Ist) einzustellen, was in revidierten Brennstoff-Konstituenten resultiert. Obwohl bei dem System von Gleichungen gemäß der bevorzugten Ausführungsform das ausströmende O₂ als ein bekannter und präziser Messwert angesehen wird, der keinen wahrnehmbaren Fehler aufweist, ist dies nicht erforderlich, wie anhand der folgenden Erläuterung ersichtlich ist. Die Annahme eines bekannten ausströmenden O₂ wird durch die Praxis gefördert, da die industriellen O₂-Instrumente, bei denen normalerweise Zirkoniumoxid-Technologie verwendet wird, relativ kostengünstig sind. Somit können in einem gegebenen Wärmesystem zahlreiche O₂-Instrumente stromaufwärts und stromabwärts der Luft-Vorheizvorrichtung installiert sein, um ein Ergebnis zu erzielen, das frei von wahrnehmbaren Fehlern ist. Ferner können die Parameter R_Ist und Φ_Ist, die wichtige Komponenten der Verbrennungs-Gleichung sind, auch durch O₂-Sensoren bestimmt werden.
Wenn die Techniken gemäß der bevorzugten Ausführungsform zum Minimieren von Fehlern in dem Luft-Vorheizvorrichtungs-Leckage-Faktor R_Ist verwendet werden, sind O₂-Messungen zwischen dem Wärmeaustauscher-/Verbrennungs-Bereich und der Luft-Vorheizvorrichtung erforderlich – siehe 6 – und vorzugsweise unmittelbar stromabwärts von jeder Ascheentfernungsvorrichtung, jedoch vor der Luft-Vorheizvorrichtung.
Nach der Konvergierung hinsichtlich der Brennstoff-Mole und des Heizwerts bei einem gegebenen Ausfluss-O₂ werden bei dem Verfahren gemäß dieser Erfindung dann bestimmte, für einen gegebenen Brennstoff eindeutige Parameter verwendet, um Instrumentenfehler zu bestimmen. Zu diesen Parametern zählen der feuchtigkeits- und asche-freie(MAF-)Heizwert und bestimmte (mit L_i bezeichnete) Parameter, die basierend auf der Arbeit von Roughton von 1980 entwickelt wurden. Untersuchungen, die an großen Kohle-Dateien vorgenommen wurden, haben bei einer gegebenen Kohle gleichen Grads und gleichen geographischen Bereichs eine bemerkenswerte Konsistenz des MAF-Heizwerts gezeigt; beispielsweise zeigte sich bei einer sub-bitumösen Kohle aus Pennsylvania eine HHV_MAF-Prozentabweichung von weniger als 0,02%. Roughton fand heraus, dass der L_Brennstoff-Parameter "in einem großen Bereich von Kraftwerk-Kohlearten" mit 95%iger Zuverlässigkeit innerhalb ±1,0% lag. Dies ist generell bestätigt worden, jedoch wiederum unter Beschränkung auf einzelne Kohle-Grade und -Bereiche; Schwankungen von ±0,5% bei speziellen Kohlearten haben sich als üblich erwiesen. Die L_i-Parameter für die Gesamtheit an Brennstoff, Brennstoffwasser und Brennstoffasche werden auf die folgende Weise bestimmt: L'Brennstoff[xtrocken-theorNTrocken-Brennstoff + atrocken-theor(1 + ΦIst)NTrocken-Luft – JtheorNH2O – xMAF-theorαMAF-10NAsche]/(xtrocken-theorNTrocken-BrennstoffHHVtrocken) (72)
Zu beachten ist, dass: xtrocken-theorNTrocken-BrennstoffHHVtrocken = xMAF-theorNMAF-BrennstoffHHVAF· LWasser = JtheorNH2O/(xtrocken-theorNTrocken-BrennstoffHHVtrocken) (73) LAsche = xMAF-theorαMAF-10NAsche/(xtrocken-theorNTrocken-BrennstoffHHVtrocken) (74), wobei J_theor, d_theor, k_theor und h_theor verwendet werden, um diese Ausdrücke so zu entwickeln, wie sie direkt aus der aktualisierten chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs bestimmt werden, wobei eine theoretische Verbrennung angenommen wird. Anzumerken ist, dass bei der theoretischen Verbrennung keine Luft-Vorheizvorrichtungs-Leckage angenommen wird: R = 1,0, β = 0,0, somit J_theor = j_theor; und A_theor = 0,20948.
Bei dem bevorzugten Verfahren werden dann Korrelationen der L_i-Parameter als Funktionen der tatsächlichen Eingabe-Ausfluss- oder System-Daten erstellt. Beispielsweise setzt die folgende Korrelation den berechneten Brennstoff-Faktor L'_Brennstoff in Relation zu dem ausströmenden CO₂: L'Brennstoff = K11 + K12dIst + K13d2 Ist (75)
Die Gleichung (75) wird erstellt durch Variieren von CO₂ (d_Ist) und Berechnen von L'_Brennstoff für drei Fälle, wobei sämtliche anderen Ausfluss-Parameter konstantgehalten werden. Eine derartige Variation wird automatisch durchgeführt, so dass der Referenzwert L_{Ref-Brennstoff} in dem Bereich der Korrelation enthalten ist. K₁₁, K₁₂ und K₁₃ sind zugehörige passende Konstanten. In ähnlicher Weise werden Korrelationen für andere Parameter gebildet:
(L_Wasser + L_Asche) gegenüber J_Ist
(L_Wasser + L_Asche) gegenüber AF_Ist
L_Brennstoff gegenüber dem Luft-Vorheizvorrichtungs-Leckage-Faktor (Ausdruck R_Ist)
L_Brennstoff gegenüber der O₂-Konzentration in der Verbrennungsluft (A_Ist),
wobei A_Ist = 1/(1 + Φ_Ist).
Bei dem Eingangs-/Verlust-Verfahren werden sämtliche derartigen Korrelationen einschließlich ihrer korrekten Bereiche automatisch bestimmt. Es ist zu beachten, dass der Parameter L'_Brennstoff erwiesenermaßen die beste Empfindlichkeit gegenüber ausströmendem CO₂ aufwies, im Gegensatz zu Roughtons Auswertung des gleichen Ausdrucks, L_Brennstoff, der zwecks Empfindlichkeit gegenüber R_Ist und A_Ist verwendet wird. Roughton definierte L_Brennstoff basierend auf getrocknetem Brennstoff als die Massenströmung des durch theoretische Verbrennung erzeugten Trockengases, dividiert durch die Gesamt-Energie des trockenen Brennstoffs, X_{trocken-theor}N_{Trocken-Brennstoff}HHV_trocken. Zur Erzielung perfekter Ausfluss-Messungen ohne Fehler sind dieser letztgenannte Ausdruck und der in der Gleichung (72) verwendete Ausdruck selbstverständlich identisch; sie repräsentieren verschiedene Seiten der gleichen theoretischen Verbrennungs-Gleichung bei Verwendung trockenen Brennstoffs. Die Verwendung von L'_Brennstoff und L_Brennstoff hat sich als wichtig für die eindeutige Sensibilisierung ihrer jeweiligen Ausdrücke erwiesen. Bei der bevorzugten Ausführungsform dieser Erfindung werden die addierten Parameter (L_Wasser + L_Asche) als Funktion der einzelnen J_Ist und AF_Ist verwendet; im Gegensatz zu L_Wasser = f(J_Ist) und L_Asche = f(AF_Ist). Der Betrag dieser Summe erwies sich bei einem gegebenen Brennstoff als im Wesentlichen konstant, mehr als seine einzelnen Ausdrücke. Bei der bevorzugten Ausführungsform dieser Erfindung wird ferner zusätzlich zu den L_i-Parametern der MAF-Heizwert des Brennstoffs verwendet. Wiederum kommt dem MAF-Heizwert wegen seiner konstanten Natur bei einer gegebenen Kohleart eine offensichtliche Wichtigkeit zu, jedoch kann die Verwendung des Trocken-Heizwerts und/oder des Heizwerts im Verfeuerungszustand anwendbar sein, falls die Kohle-Probe speziell für Testzwecke vorbereitet wurde, die zur Korrektur von Instrumenten-Signalen führen (wobei die Korrekturen an normalen Betriebsabläufen vorgenommen werden können, bei denen Brennstoff mit unbekannter chemischer Zusammensetzung und mit unbekanntem Heizwert verwendet wird).
Diese Ausdrücke bilden dann einzelne Fehler-Funktionen, F_j, und die Minimierung ihrer aggregierten Formen bildet die Ziel-Funktion, die mittels weithin bekannter Techniken aufgelöst wird. Fj = [(Lj – LRef-i)/LRef-j]2·[1,0 – Πn=1,2,3(HHVn – HHVRef-n)2/HHV2 Ref-n] (76) Objektive Funktion = ΣFi (77),wobei L_i berechnete Werte sind, die auf Ist-Daten basieren, L_Ref-i entsprechende Referenzwerte sind; und HHV_n berechnete Heizwerte sind, HHV_Ref-n entsprechende Referenzwerte für MAF sind, trocken und/oder im Verfeuerungszustand (d.h. n 0 1, 2 oder 3). Mit dieser Formulierung hat die Bedienungsperson des Kraftwerks die Option, jede beliebige oder sämtliche der fünf Ausfluss- und System-Messungen zu wählen, mit jeweils bis zu drei Typen von Heizwerten. Ferner kann jede andere relevante Ausfluss- oder System-Messung einbezogen werden, wie z.B. Ausfluss-O₂ [L_Brennstoff = f(g_Ist)], Ausfluss-SO₂ [L_SO2 = f(k_Ist)] und/oder die angegebene Brennstoff-Massenströmung [L_Asche = f(m_AF-Signal]. Es sollte angemerkt werden, dass diese Fehler-Analyse nicht ohne die Fähigkeit des EX-FOSS-Programms möglich wäre, konsistente Ausfluss-Daten auf der Basis gegebener Eingaben der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs und System-Paramter zu berechnen. Gemessene Abflüsse werden nicht in EX-FOSS eingegeben, sondern bewirken nur die berechnete Zusammensetzung des Brennstoffs. Unter Nutzung dieser Situation erzwingt das Verfahren der Erfindung die Konsistenz mit der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs durch Korrigieren von Abflüssen (und somit der chemischen Zusammensetzung) und der System-Parameter mittels Fehler-Analyse. Das Endergebnis besteht in konsistenten Brennstoff-Flüssen, Ausfluss-Strömen, Emissionsraten, Kessel- und System-Wirkungsgrade.
Anzumerken ist, dass der Ausdruck "Referenz-Brennstoffeigenschaften" eine durchschnittliche oder typische chemische Zusammensetzung des Brennstoffs und einen zugehörigen MAF-Heizwert umfasst, vorzugsweise auf der Basis einer historischen Datensammlung abschließender Analysen. Der hier verwendete Ausdruck bezieht sich auf die aus einzelnen Elementen bestehende chemische Zusammensetzung des Brennstoffs (bezeichnet durch α₁ in der Gleichung (29)). Die Werte von L_{Ref-Brennstoff}, L_Ref-Wasser und L_Rer-Asche sind als Teil der Referenz-Brennstoffeigenschaften einbezogen und werden unter Verwendung der Referenz-Chemie des Brennstoffs berechnet. Zu den Refe renz-Brennstoffeigenschaften zählt ferner, ob die Variabilität von Brennstoffwasser und Brennstoffasche im Verfeuerungszustand vorhersagbar ist oder nicht. Für jeden gegebenen Brennstoff gilt: Das Brennstoffwasser kann konstant gehalten werden (einschließlich Null); die Brennstoffasche kann konstant gehalten werden (einschließlich Null); eine präzise Funktionalität kann für eine(s) oder beide beobachtet werden [z.B. α_MAF-10 = f(HHV_MAF)]; und/oder Brennstoffwasser und/oder Brennstoffasche können als Unbekannte behandelt werden, die mittels Verfahren gemäß dieser Erfindung bestimmt werden. Sämtliche dieser möglichen Variationen für die Behandlung von Brennstoffwasser und -asche sind als Teil des Verfahrens einbezogen. Die Referenz-Brennstoffeigenschaften können auch Vertretbarkeits-Grenzwerte der berechneten elementaren Brennstoff-Konstituenten enthalten. Die Referenz-Brennstoffeigenschaften enthalten ferner Einpassungs-Konstanten (z.B. K₁₁, K₁₂ und K₁₃) für sämtliche Korrelationen, welche abhängige Quantitäten mit System-Messwerten in Relation setzen.
Es hat sich erwiesen, dass die zur Minimierung der Ziel-Funktion verwendete bevorzugte Ausführungsform das Konjugierte-Gradienten-Verfahren ist, das beschrieben ist in dem Buch: W. H. Press, S. A. Teukolsky, W. T. Vettering und B. P. Flannery, Numerical Recipes in FORTRAN 77. The Art of Scientific Computing, Cambridge University Press, Cambridge und New York (1992). Diese Technik ist hinreichend robust dahingehend, dass keine Neben-Beschränkungen wie z.B. beschränkende Grenzbedingungen erforderlich sind. Mit der Technik werden Ausfluss- und System-Parameter erzeugt (z.B. CO₂, H₂O, R, etc.), die als Datensatz den minimale Fehler repräsentieren, und somit werden die Korrekturfaktoren bestimmt: für das CO₂-Signal d_Korr/d_Ist, für das angezeigte Luft-/Brennstoff-Verhältnis AF_Eingabe = AF_Korr/AF_Ist, etc. Diese Technik, wie auch andere Techniken, erfordert die Teil-Derivate der Gleichung (76); somit werden ∂F_i/∂d_Ist, ∂F_i/∂J_Ist, ∂F_i/∂AF_Ist, ∂F_i/∂R_Ist und ∂F_i/∂A_Ist auf routinemäßige Weise berechnet. Auch weitere veröffentlichte Techniken sind üblich, wie z.B. diejenigen, die beschrieben sind in dem Buch: G. N. Vanderplaats, Numerical Optimization Techniques for Engineering Design, McGraw-Hill Book Company, New York (1984). Auf grund des gemäß dem Verfahren vorgesehenen Vorgangs, bei dem Ausfluss- und System-Messwerte mit entsprechenden, jedoch konsistent berechneten Werten, die auf aktualisierten Brennstoff-Konstituenten basieren, verglichen werden können, können alternativ übliche Minimierungs-Techniken angewandt werden, die beschränkte Suchvorgänge beinhalten. Zu diesen Techniken zählen die sequentielle lineare Programmierung, das Richtungs-Set unter Verwendung von Powells Verfahren, das Simpex-Verfahren, das Downhill-Simpex-Verfahren, das Simpex-Verfahren mit Produktform-Invertierung, das Quasi-Newton-Verfahren und andere. Ferner sind kommerzielle Produkte erhältlich, wie z.B. von Lindo Systems, Inc. in Chicago, Illinois.
Eine weitere zur Reduzierung von Instrumentenfehlern anwendbare Technik ist die Technologie mittels neuronaler Netzwerke (NN). NN erkennt Muster in Daten, die, wenn sie bestimmten Effekten zugeordnet werden, zu Korrekturen an den kausalen Daten verwendet werden können. Insbesondere können Daten von den Instrumenten, die für das Eingangs-/Verlust-Verfahren erforderlich sind, hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf die berechneten Ergebnisse des Brennstoffs analysiert werden (z.B. F_i-Funktionen), und die Korrekturen können dann derart angewandt werden, dass die berechnete chemische Zusammensetzung des Brennstoffs konsistente Heizwerte im Verfeuerungszustand ergibt. Im Falle derartiger Korrekturen an den Instrumenten-Signalen kann das erstellte Verfahren so arbeiten, wie es hier beschrieben ist. Es könnten Überprüfungen vorgesehen sein, mit denen der Brennstoffenergie-Strom und der angezeigte Brennstoff-Strom eines Systems überwacht werden, wobei Berechnungswerte mit den Messwerten verglichen werden. Jedoch ist dies aufgrund der Natur der NN-Technologie nicht vorzuziehen, da diese zweckmäßiger im Zusammenhang mit großen Dateien anwendbar ist und Prozesse repräsentiert, die zu komplex für explizite Thermodynamik sind. Es sind zahlreiche kommerzielle NN-Software-Pakete verfügbar, z.B. von NeuralWare, Pittsburg, Pennsylvania; California Scientific Software, Nevada City, California; or The Math Works, Inc., Natick, Massachusetts.
In der folgenden Tabelle wird ein Beispiel der mit konjugiertem Gradienten durchgeführten Minimierung eines Systems von F₁-Gleichungen unter Verwendung tatsächlicher Kraftwerk-Daten präsentiert, wobei die Fehler, die mit d_Ist (unter Verwendung von HHV_MAF), J_Ist, AF_Ist, R_Ist (unter Verwendung von HHV_trocken) und A_Ist zusammenhängen, minimiert werden.
Als Beispiel einer alternativen Technik sei angenommen, dass Γ_k-Cal, den Brennstoff-Kohlenstoff, das Brennstoffwasser und die Brennstoffasche beeinflussen, wie in den Gleichungen (37), (38), (39) und (55) aufgeführt, jedoch basierend auf den berechneten Werten d_Cal, J_Cal und AF_Cal. Offensichtlich können somit die Abweichungen zwischen den gemessenen und den berechneten Werten von α_MAF-k bestimmt werden: Fk = (αMAF-k – αMAF/Cal-k)/αMAF/Cal-k (78)
Jeder Nicht-Null-Wert von Gleichung (78) kann letztlich Inkonsistenzen in den Ausfluss- und/oder System-Messungen zugeschrieben werden. Somit ist eine gültige Brennstoff-Zusammensetzung diejenige, welche diese Abweichungen minimiert und somit sowohl mit der Stöchiometrie als auch mit den Messwerten konsistent ist. Dies wird nicht bevorzugt, da keine Verwendung von den Ausdrücken R_Ist und A_Ist gemacht wird, welche die Ausfluss-Messungen und/oder unabhängige Parameter (z.B. L_Brennstoff Und HHV_MAF) beeinflussen können.
Überblick über das thermodynamische Verständnis
Das vorliegende Eingangs-/Verlust-Verfahren bietet gegenüber den herkömmlichen Ansätzen, die im Zusammenhang mit dem technischen Hintergrund der Erfindung erläutert wurden, ein besseres Verständnis der Thermodynamik fossiler Systeme. Mit dem vorliegenden Eingangs-/Verlust-Ansatz können vollständige chemische Zusammensetzungen von Brennstoffen im Verfeuerungszustand, Heizwerte, der Brennstoff-Strom, der Ausfluss-Strom, ein konsistent berechneter Asche-Strom, eine konsistent berechnete Emissionsrate und ein konsistent berechneter System-Wirkungsgrad bestimmt werden. Vergleiche mit anderen Verfahren sind in der folgenden Tabelle aufgeführt:
Auf der praktischen Ebene der Anwendung des Eingangs-/Verlust-Verfahrens bei einem in Betrieb befindlichen Kraftwerk ist aufgrund der gemäß dem Verfahren vorgesehenen Verwendung eines Luftvorheizvorrichtungs-Leckage-Faktors (R_Ist), eines Luftvorheizvorrichtungs-Verdünnungs-Faktors (β) und eines variablen O₂/Verbrennungsluft-Ausdrucks (A_Ist, somit Φ_Ist), welche die Verwendung von Ausfluss-Messwerten an jeder Seite der Luft-Vorheizvorrichtung ermöglichen, in Verbindung mit Techniken, welche die Ausfluss-Instrumentierung durch Fehleranalyse korrigieren, eine betriebsgerechte und zuverlässige Überwachung der Wärmeleistung gewährleistet. Unter Anbetracht dessen, dass der Kessel-Wirkungsgrad aus Brennstoff-Bestandteilen (basierend auf den gemessenen Ausflüssen) gebildet wird, dass basierend auf diesen Brennstoff-Bestandteilen ein Satz konsistenter Ausflüsse berechnet wird, dass die gemessenen Ausflüsse derart korrigiert werden, dass sie nur minimale Differenzen gegenüber denjenigen zeigen, die durch Fehleranalyse berechnet werden, erhält die Bedienungsperson des Kraftwerks die Gewährleistung von Konsistenz. Somit definiert das Verfahren hinsichtlich der gemäß dem Verfahren vorgesehenen Vorgänge eine "Selbstkonsistenz".
Bei Anwendung des Verfahrens gemäß dieser Erfindung zur Verbesserung der Wärmesystem-Effizienz wird bei der bevorzugten Ausführungsform eine anerkannte Technik genutzt, bei der Brennstoffverbrauchs-Indizes (FCI) verwendet werden. Die FCI-Werte werden aus Exergie- und Thermodynamik-Irreversibilitäts-Berechnungen der Haupt-Komponenten und -Vorgänge des Systems auf der Basis des zweiten Hauptsatzes der Thermodynamik entwickelt. Zu diesen Komponenten und Vorgängen des Systems zählen unter anderem: der Verbrennungsvorgang, das Verbrennungsgas, das zu den Arbeitsfluid-Wärmeaustauschern strömt, der Turbinenzyklus und der Vorgang direkter Erzeugung von Elektrizität. FCIs werden durch das EX-FOSS-Computerprogramm berechnet. Für die Zwecke der vorliegenden Erfindung wird diese Technik als eine "Zweiter-Hauptsatz-Analyse des Wärmesystems" definiert. Zu den wichtigsten Eingaben bei dieser Technik zählen die Spezifikation der Brennstoff-Chemie im Verfeuerungszustand, die Brenn stoff-Massenströmung und die Verbrennungsgas-Massenströmung im Verfeuerungszustand; diese werden aufgrund des bei der vorliegenden Erfindung vorhandenen konsistenten Ansatz voll gelöst. Zu den weiteren erforderlichen Eingaben zählen System-Massenströmungen einschließlich derjenigen des Arbeitsfluids, System-Enthalpie-Strombilanzen und verschiedene Daten. Somit ist das Verfahren dieser Erfindung in einzigartiger Weise dazu geeignet, die Vorteile der Zweiter-Hauptsatz-Analyse von Wärmesystemen zu implementieren. Die Literaturstelle für diese Technik lautet: F. D. Lang und K. F. Horn. "Fuel Consumption Index for Proper Monitoring of Power Plants", EPRI 1991 Heat Rate Improvement Conference, 7.–9. Mal, Scottsdale, Arizona, in der neuesten Version auch erhältlich von Exergetic Systems, Inc. in San Rafael, California.
Zusammenfassung des Verfahrens
Zusammenfassend ausgedrückt zählen zu den Einzelheiten des Vorgangs zuerst mehrere Initialisierungsvorgänge, gefolgt von sequentiellen Vorgängen, die von einem Computer durchgeführt werden, der in Kommunikation mit den Datenerfassungssystemen des Systems arbeitet, während dieses in Echtzeit arbeitet.
Vor dem Echtzeit-Betrieb verlangt das Eingangs-/Verlust-Verfahren dass Initialisiere von Daten, zu denen die chemische Referenz-Zusammensetzung des Brennstoffs und der Referenz-Heizwert und stöchiometrische Daten zählen, die der chemischen Referenz-Zusammensetzung des Brennstoffs zugeordnet sind. Zum Zuführen derartiger Daten ist eine aus historischen Laborberichten erstellte Reihe von chemischen Referenz-Brennstoff-Zusammensetzungen als letzte Analyse-Elemente (welche die einzelnen Elemente durch Gewichtsanteile identifizieren) erforderlich, um die Verhältnisse zwischen einem unabhängig bestimmten MAF-Mol-Kohlenstoff-Anteil α_MAX-4 und abhängigen Wasserstoff-, Stickstoff-, Sauerstoff- und Schwefel-Anteilen zu bestimmen, wobei sie somit nur eine geringe Bedeutung für den Heizwert des Brennstoffs haben. Das Verhältnis f(α_MAX-4) jedoch muss auf der Basis von Ist-Daten gebildet werden. Ein zugehöriger, als Referenz verwendeter höherer Heizwert, der konsistent aus den gleichen, für den Brennstoff erstellten historischen Laborberichten gebildet wurde, ist wünschenswert, reduziert auf eine MAF-Basis. Falls jedoch keine derartigen Daten verfügbar sind, dann können die im Brennstoff enthaltenen kleinen Anteile von Stickstoff, Sauerstoff und/oder Schwefel konstantgehalten und/oder explizit berechnet werden, falls die Ausfluss-Daten die entsprechende Präzision aufweisen, während das Verhältnis α_MAX-5 = f(α_MAX-4) und der Referenz-MAF-Heizwert aus Kohle-Analysen gebildet werden kann, die dem generischen Kohle-Typ entsprechen. Während der Initialisierung wird vorzugsweise eine Fehleranalyse unter Verwendung von Abtastdaten aus dem System durchgeführt, um sowohl die Auswirkung von Instrumentenfehlern auf ausströmendes CO₂, ausströmendes H₂O, das Luft-/Brennstoff-Verhältnis, den Ausdruck R_Ist (und somit die Luftvorheizvorrichtungs-Leckage) zu bestimmen als auch Model-Selektionen zu bestätigen, die mit den Berechnungen der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs zusammenhängen.
1 zeigt die Initialisierungsvorgänge. Die Box 110 gibt die anfänglichen (und ein Mal erfolgenden) Setups für die aufgeführten Gegenstände an. Die Box 120 zeigt den Vorgang des Entwickelns eines Referenz-Brennstoffs, wobei sämtliche vom System verwendeten üblichen Brennstoffe einbezogen werden. Die Referenzdaten werden als Nass-Basis-Gewichtanteile in einen System-Simulator wie z.B. EX-FOSS.EXE eingegeben, jedoch auch auf eine feuchtigkeits-asche-freie(MAF-)Basis zur Verwendung in der Gleichung (61) reduziert. Die Box 130 stellt eine einfache Organisation sämtlicher Initialisierungsdaten dar. Die Box 140 zeigt die Verwendung des gleichen System-Simulators bei Verwendung im On-line-Zustand für Off-line-Empfindlichkeitsstudien, die zu der Wahl geeigneter Rechenoptionen führen. 3 zeigt ein typisches Verhältnis zwischen molarem MAF-Wasserstoff und molarem MAF-Kohlenstoff. Diese speziellen Daten basieren auf Brennstoff mit massiv variierender Kohle, deren Asche um ±19 Prozent um den Mittelwert variierte, deren Brennstoffwasser um ±40 Prozent variierte und deren Heiz wert typischerweise um ±12 Prozent variierte. Sämtliche Sekundär-Brennstoffe (z.B. Kohle und/oder Gas und/oder Öl-Brennstoffe) sind spezifiziert, und es wird angenommen, dass sie konstante Werte haben. In 4 sind Rechen-Optionen für verschiedene Brennstoffe aufgeführt. Jede dieser Optionen sollte während des Initialisierungsvorgangs, der eine Fehleranalyse beinhaltet, bestätigt werden; Box 140 von 1. Wenn diese Initialisierungsschritte abgeschlossen sind, wird die Analyse als Echtzeit-Online-Analyse fortgeführt.
In der vorliegenden Beschreibung ist der Ausdruck "erhalten" oder "erhaltend" definiert als Messen, Berechnen, Annehmen eines Nicht-Null-Werts, Annehmen eines Null-Werts, Schätzen, Entnehmen aus veröffentlichter Fachliteratur, Entnehmen aus einer Datei, oder als irgendein anderer betriebsmäßiger Verfahrensansatz.
In diesem Absatz werden die "Betriebsparameter" erläutert und definiert, die man aus einem Wärmesystem erhält, mit dem die Erfindung verwendet werden kann. Es werden Messungen des ausströmenden CO₂, O₂, NO_x und SO₂ vorgenommen, und zwar am Ausfluss-Strom oder "Schornstein" des Systems oder vor der Luftheizvorrichtung (bezeichnet als die "Kessel"-Seite der Luft-Vorheizvorrichtung, d.h. stromaufwärts der Luft-Vorheizvorrichtung). O₂-Messungen sind vor der Luft-Vorheizvorrichtung bevorzugt. Erforderlich sind das angezeigte auf Nass-Basis vorliegende Verbrennungsluft-/Brennstoff-Massenverhältnis und Messungen des ausströmenden H₂O, oder eine Annahme derselben, je nach den Referenz-Brennstoffeigenschaften und den entsprechenden Fehleranalysen. Messungen, die das Luft-/Brennstoff-Verhältnis betreffen können auf Volumen-Basis vorgenommen und dann konvertiert werden. Es erfolgt eine Messung der Ausfluss-Temperatur, d.h. der mittleren Temperatur, die bei den Verbrennungsgasen am Grenzbereich des Systems auftritt. (Beim Messen nicht-stratifizierter Gasströme muss Sorgfalt angewandt werden.) Das Einlass-/Auslass-Verhältnis von CO₂ (bevorzugt), CO oder O₂ an der Luft-Vorheizvorrichtung (diese könnten off-line auf der Basis periodischer Tests oder Prüfungen erhalten werden, je doch wird das On-line-Verfahren bevorzugt) wird zum Bestimmen der Luft-Vorheizungsvorrichtungs-Leckage gemäß ASME PTC 4.3 verwendet, wobei der R_Ist-Ausdruck (und somit β, siehe die Anmerkungen zu Gleichung (29)) verwendet wird. Die Brennstoff-Temperatur wird an einer geeigneten thermodynamischen Grenze des System festgestellt. Die Luft-Psychrometrien erhält man an der Grenze des Systems (z.B. Trocken- und Nass-Küvettentemperaturen, oder Trockenküvette und relative Feuchtigkeit). Die Auslasstemperaturen der Luft, während die Luft aus jeder Luftheiz- und Kühlvorrichtung austritt (jedoch bevor sie mit dem Brennstoff reagiert) sind erforderlich; beispielsweise können derartige Vorrichtungen die Luft-Vorheizvorrichtung, ein Gebläse mit zwangsweisem Luftzug, eine Wasser-zu-Luft-Heizvorrichtung etc. aufweisen. Es sind Messungen erforderlich, um den Gesamt-Energiestrom-Eintrag in das Arbeitsfluid aus den Verbrennungsgasen zu bestimmen. Bei einem Kraftwerk enthalten derartige Messungen typischerweise den Zufuhrwasserstrom in den Dampfgenerator, den Druck und die Temperatur des Zufuhrwassers, den Dampfstrom aus dem Dampfgenerator, falls er sich von dem Zufuhrwasserstrom unterscheidet, den Dampfdruck, die Dampftemperatur oder -qualität (oder die angenommene Qualität) und, falls anwendbar, die Wiedererwärmungsströme und die Wiedererwärmungs-Einlass- und -Auslass-Drücke und -Temperaturen. Bei einem herkömmlichen Kraftwerk erfordert das Bestimmen der Wiedererwärmungsströme ein Verständnis der Dampfturbinenströmungs-Verteilungen (unter Berücksichtigung der Wellen-Dichtungen, der Zufuhrwasser-Heizvorrichtungen, der Umgehungs-Leckagen, Temperierungs-Sprühströme und dgl.).
2 zeigt die bei dem Verfahren durchgeführten Berechnungs-Sequenzen beim Überwachen eines mit fossilen Brennstoffen betriebenen Systems im On-Line-Betrieb, d.h. im Wesentlichen in Echtzeit. Die Box 250 repräsentiert Daten, die aus dem Initialisierungsvorgang gemäß 1 übernommen wurden. Gemäß der Box 260 werden die Brennstoff-Daten reduziert und die Eingabe für den System-Simulator vorbereitet. Die Reuzierung der Brennstoff-Daten beinhaltet das Kombinieren des neu berechneten Brennstoffs mit Brennstoffen, die konstante chemische Zusammensetzungen aufweisen. Die Box 270 enthält die System-Daten, wie sie angezeigt werden; andere weniger wichtige Daten können während des On-line-Betriebs periodisch aktualisiert werden. In der Box 280 ist der System-Simulator angedeutet, der basierend auf der Spezifikation eines gemischten Brennstoffs den Brennstoff-Fluss und den System-Wirkungsgrad erzeugt. Die Box 285 zeigt die Berechnung der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs und des Brennstoff-Heizwerts für den gemischten Brennstoff und, basierend auf den festgelegten Zusammensetzungen der Sekundär-Brennstoffe, die Zusammensetzung der Primär-Brennstoffs. Die Box 287 enthält die Tests auf Konvergenz des Vorgangs auf der Basis der Misch-Brennstoff-Mole, des Heizwerts und weniger wichtiger Ausdrücke. Generell liegen die Konvergenzen für die berechneten Mole des Brennstoffs im Verfeuerungszustand innerhalb von 0,5 × 10^–4 Prozent. Die Box 288 zeigt die Ergebnisse der Fehleranalyse, wobei angegeben wird, welche Instrumente Wartung benötigen, und zeigt die numerische Minimierung von Instrumentenfehlern bei den Eingabe-Messungen der Box 270 gegenüber denjenigen, die gemäß der Box 280 berechnet werden. Die Box 291 veranschaulicht die Übertragung der durch die Fehleranalyse erzeugten Korrekturfaktoren für die Ausfluss-Instrumente und/oder Daten-Annahmen. Die Box 290 zeigt eine Entscheidung dahingehend, ob die Korrekturfaktoren eine Aktualisierung und eine anschließende Verwendung rechtfertigen. Die Box 292 zeigt das Bestimmen des Ausfluss-Stroms und der Emissionsraten; vgl. die Gleichungen (69) bis (71) und die zugehörigen Erläuterungen. Die Box 294 liefert die Ergebnisse der Zweit-Gesetz-Analyse des Wärmesystems sowie andere Ausgangdaten und Meldungen für die System-Bedienungsperson, aufgrund derer Korrekturmaßnahmen ergriffen werden können; ferner werden Berichte an Regulierungsbehörden ausgegeben. Die Box 296 veranschaulicht die Entscheidung, ob der Vorgang ausgeschaltet werden soll (ein Austritt aus dem Vorgang erfolgen) oder nicht. Die Box 298 gibt den Austritt an.
5 zeigt ein Beispiel von Rechenergebnissen bei einem Kraftwerk, das Kohle mit massiv variierender chemischer Zusammensetzung verbrennt, wie bereits oben im Zusammenhang mit 3 erläutert. Bei dieser Anlage wird routinemäßig Kohle verwendet, deren Heizwert um ±12 Prozent variiert. Wie anhand von 5 ersichtlich ist, zeigte die Analyse mittlere Fehler von weniger als ±5 Prozent des Heizwerts im Verfeuerungszustand, was ein bemerkenswert gutes Ergebnis darstellt.
6 zeigt eine schematische Darstellung eines herkömmlichen oder mit Fluidisierungsbett versehenen Kraftwerks, wobei die Verwendung stöchiometrischer Verhältnisse veranschaulicht ist, die bei der praktischen Anwendung dieser Erfindung an Kraftwerken wichtig sind. Diese Figur sollte in Verbindung mit der Gleichung (29) und deren Beschreibung studiert werden. Eine spezielle Erläuterung von 6 wurde weiter oben gegeben. In 6 ist die Kalkstein-Eingabe angegeben, die bei Kraftwerken mit Fluidisierungsbett üblicherweise verwendet wird.
Zusammenfassend ausgedrückt kann durch die Massen- und Energie-Bilanzen auf der Basis der Einheits-Brennstoff-Strömungsrate, durch Verwendung präziser Molekulargewichte, durch Verwendung präziser thermodynamischer Eigenschaften von Wasser, Dampf und Verbrennungsgasen, durch Kenntnis des Brutto-Betrags der elektrischen und/oder mechanischen Energie, die direkt oder indirekt aus den Verbrennungsgasen erzeugt wird, durch Kenntnis des dem Arbeitsfluid zugeführten Netto-Energieflusses und durch Berücksichtigung des integralen Verhältnisses des ausströmenden CO₂, H₂O, SO₂, O₂, des Luft-/Brennstoff-Verhältnisses, der Luft-Vorheizvorrichtungs-Leckage und der O₂-Konzentration in der lokalen Verbrennungsluft gegenüber ihren Brennstoff-Bestandteilen eine revidierte chemische Zusammensetzung des Brennstoffs berechnet werden, der Heizwert auf der Basis der revidierten chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs berechnet werden, und der Brennstoff-Fluss zu dem System berechnet werden. Die Kenntnis des Brennstoff-Flusses und des Heizwerts ermöglicht das Bestimmen von Ausfluss-Strömen und Emissionsraten. Die Kenntnis des Brennstoff-Flusses, des Heizwerts und der chemischen Zusammensetzung des Brennstoffs ermöglicht ein routinemäßiges Verfolgen des gesamten ther mischen Wirkungsgrads von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Anlagen, und somit ist eine kontinuierliche Korrektur von Problemen möglich, welche den thermischen Wirkungsgrad beeinträchtigen können.
Obwohl aus Gründen der Veranschaulichung eine bestimmte Ausführungsform der Erfindung detallliert beschrieben wurde, können verschiedene Modifikationen und Verbesserungen vorgenommen werden, ohne vom Umfang der Erfindung abzuweichen. Somit unterliegt die Erfindung keinen Beschränkungen außer denjenigen, die durch die angefügten Ansprüche vorgegeben sind.

Claims

Verfahren zum Quantifizieren des Betriebs eines mit fossilen Brennstoffen betriebenen Wärmesystems, das einen Wärmeaustauscher-/Verbrennungs-Bereich aufweist, der Verbrennungsprodukte erzeugt, wobei das Verfahren folgende Schritte umfasst: vor dem On-line-Betrieb, Ermitteln von Referenz-Brennstoffcharakteristika; und anschließend On-line-Betrieb unter Verwendung einer mathematischen Beschreibung des Wärmesystems, die explizite Lösungen umfasst, wobei der Schritt des On-line-Betriebs folgende Schritte umfasst: Messen eines Sets messbarer Betriebsparameter einschließlich mindestens der Abströmkonzentrationen von O₂, CO₂ und SO₂, wobei diese Messungen an einer Stelle vorgenommen werden, die stromabwärts des Wärmeaustauscher-/Verbrennungs-Bereichs des Wärmesystems gelegen ist, Ermitteln einer Ausflusskonzentration von H₂O als Ergebnis-Abström-H₂O, falls Referenz-Brennstoffcharakteristika anzeigen, dass das Brennstoffwasser nicht vorhersagbar ist, Ermitteln einer Brennstoffasche-Konzentration als Ergebnis-Brennstoffaschekonzentration durch ein Verfahren, das gewählt ist aus der Gruppe folgender Verfahren: Konstantwert der Brennstoffasche, Vorhersagewert der Brennstoffasche gemäß Bestimmung aus den Referenz-Brennstoffcharakteristika, Messwert der Brennstoffasche gemäß Be stimmung mittels eines Brennstoffasche-Instruments, und Wert der Brennstoffasche gemäß Bestimmung aus expliziten Lösungen, Ermitteln einer Konzentration von O₂ in der lokalen Verbrennungsluft des Systems, Ermitteln des Leckfaktors der Luft-Vorheizvorrichtung, und Berechnen einer vollständigen Verteuerungszustands-Brennstoffchemie einschließlich des Brennstoffwassers und der Brennstoffasche als Funktion von Referenz-Brennstoffcharakteristika, expliziter Lösungen, des Sets messbarer Betriebsparameter, des ermittelten abfließenden H₂O, der ermittelten Brennstoffasche-Konzentration, der Konzentration von O₂ in der lokalen Verbrennungsluft des Systems und des Leckfaktors der Luft-Vorheizvorrichtung.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Schritt des On-line-Betriebs den folgenden zusätzlichen Schritt nach dem Berechnen der gesamten Verfeuerungszustands-Brennstoffchemie umfasst: Ermitteln eines Verfeuerungszustands-Brennstoffheizwerts als Funktion der gesamten Verfeuerungszustands-Brennstoffchemie und der Referenz-Brennstoffcharakteristika.
Verfahren nach Anspruch 2, mit den folgenden zusätzlichen Schritten nach dem Schritt des Berechnens des Verfeuerungszustands-Brennstoffheizwerts: Ermitteln von Brennstoff-Faktoren, die der gesamten Verfeuerungszustands-Brennstoffchemie und dem Verfeuerungszustands-Brennstoffheizwert zugeordnet sind, Aktualisieren der Referenz-Brennstoffcharakteristika auf der Basis der gesamten Verfeuerungszustands-Brennstoffchemie und ihrer Empfindlichkeiten gegenüber Brennstoffcharakteristika, Abschließen einer mehrdimensionalen Minimierungsanalyse unter Verwendung von Brennstoff-Faktoren zum Minimieren des kollektiven Fehlers, der bei mindestens einem Element der folgenden Gruppen auftritt: gemessenes abströmendes CO₂, gemessenes abströmendes O₂, gemessenes abströmendes H₂O, Konzentration von O₂ in der lokalen Verbrennungsluft des Systems, Leckfaktor der Luft-Vorheizvorrichtung, und Kombinationen derselben, Berechnen eines Korrekturfaktors für mindestens ein Element der folgenden Gruppen: gemessenes abströmendes CO₂, gemessenes abströmendes O₂, gemessenes abströmendes H₂O, Konzentration von O₂ in der lokalen Verbrennungsluft des Systems, Leckfaktor der Luft-Vorheizvorrichtung, und Kombinationen derselben, um als Resultat einen korrigierten stöchiometrischen Wert zu erhalten, und Anwenden des korrigierten stöchiometrischen Werts für die nachfolgende On-line-Analyse.
Verfahren nach Anspruch 2, bei dem das Set messbarer Betriebsparameter die Ausflusstemperatur enthält, und bei dem das Verfahren den folgenden zusätzlichen Schritt nach dem Schritt des Berechnens des Verfeuerungszustands-Brennstoffheizwerts umfasst: Berechnen einer konsistenten Kesseleffizienz als Funktion der gesamten Verteuerungszustands-Brennstoffchemie, der Abströmtemperatur, der Abströmkonzentrationen und des Verfeuerungszustands-Brennstoffheizwerts.
Verfahren nach Anspruch 4, bei dem der Schritt des On-line-Betriebs den folgenden zusätzlichen Schritt umfasst: Messen des direkt aus den Verbrennungsprodukten abgeleiteten Nutzleistung, und der Schritt des Messens eines Sets messbarer Betriebsparameter den folgenden Schritt umfasst: Messen einer Nutzenergie und eines Energiestroms, der aus einem durch Verbrennungsprodukte geheizten Arbeitsfluid erzeugt wird, Bestimmen einer durch den Arbeitsfluid-Prozess bewirkten Effizienz, und ferner mit folgendem zusätzlichen Schritt nach dem Schritt des Berechnens einer konsistenten Kesseleffizienz: Berechnen einer System-Wärmeeffizienz als Funktion der durch den Arbeitsfluid-Prozess und die konsistenten Kesseleffizienz bewirkten Effizienz.
Verfahren nach Anspruch 4, bei dem der Schrittt des On-line-Betriebs folgenden zusätzlichen Schritt umfasst: Messen einer direkt aus den Verbrennungsprodukten abgeleiteten Nutzleistung, und mit folgendem zusätzlichen Schritt nach dem Schritt des Berechnens des Verfeuerungszustands-Brennstoffheizwerts: Berechnen einer konsistenten Verfeuerungszustands-Brennstoffströmungsrate als Funktion der konsistenten Kesseleffizienz, der Nutzleistung und des Verfeuerungszustands-Brennstoffheizwerts.
Verfahren nach Anspruch 6, mit dem folgenden zusätzlichen Schritt nach dem Schritt des Berechnens der konsistenten Verfeuerungszustands-Brennstoffströmungsrate und der konsistenten Kesseleffizienz: Berechnen einer konsistenten Gesamt-Abström-Strömungsrate als Funktion der konsistenten Verfeuerungszustands-Brennstoffströmungsrate.
Verfahren nach Anspruch 7, mit den folgenden zusätzlichen Schritten nach dem Schritt des Berechnens der konsistenten Gesamt-Ausfluss-Strömungsrate: Ermitteln eines Molenbruchs einer Abström-Spezies zum Erhalt einer Ergebnis-Ausflusskonzentration, und Berechnen einer einzelnen Ausfluss-Strömungsrate als Funktion der Gesamt-Ausfluss-Strömungsrate und der Ergebnis-Ausflusskonzentration.
Verfahren nach Anspruch 8, mit dem folgenden zusätzlichen Schritt nach dem Schritt des Berechnens der einzelnen Ausfluss-Strömungsrate: Berechnen einer konsistenten einzelnen Emissionsrate als Funktion der einzelnen Ausfluss-Strömungsrate, der konsistenten Verfeuerungszustands-Brennstoffströmungsrate und des Verfeuerungszustands-Brennstoffheizwerts.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das Wärmesystem ein Wärmesystem aufweist, das aus der Gruppe gewählt ist, zu der folgende Elemente zählen: ein Kohlekraftwerk, ein Ölkraftwerk, ein Gaskraftwerk, eine Biomassenverbrennungsanlage, eine Wirbelschicht-Verbrennungsanlage, ein herkömmliches Elektrizitätskraftwerk, ein Dampfgenerator, ein Packageboiler, eine Verbrennungsturbine, und eine Verbrennungsturbine mit Wärmerückgewinnungskessel.
Verfahren nach Anspruch 8, mit dem folgenden zusätzlichen Schritt nach dem Schritt des Berechnens konsistenter einzelner Ausfluss-Strömungsraten und derjenigen Mengen, auf denen sie konsistenz-basiert sind: Berechnen einer Analyse des Wärmesystems und Berechnen von Brennstoffverbrauch-Indizes gemäß dem zweiten Hauptsatz der Thermodynamik.
Verfahren nach Anspruch 11, mit dem folgenden zusätzlichen Schritt nach dem Schritt des Berechnens der Brennstoffverbrauch-Indizes: einer am System vorgenommenen Nachstell-Operation zum Verbessern seiner Effizienz, basierend auf den Ergebnissen.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Schritt des On-line-Betriebs den folgenden zusätzlichen Schritt nach dem Berechnen der gesamten Verfeuerungszustands-Brennstoffchemie umfasst: Ermitteln einer Verfeuerungszustands-Brennstoffchemie, die mindestens eine Brennstoff-Konstituente enthält, die aus der Gruppe gewählt ist, zu welcher der Gewichtsanteil an Kohlenstoff, der Gewichtsanteil an Wasserstoff und der Gewichtsanteil an Sauerstoff des Brennstoffs zählen, und Berechnen konsistenter feuchtigkeits-/asche-freier, trockener und im Verfeuerungszustand existenter Heizwerte als Funktion der gesamten Verfeuerungszustands-Brennstoffchemie und der Referenz-Brennstoffcharakteristika in kj/kg an Brennstoff, wobei der Berechnungsschritt einen Schritt des Bildens von Produkten numerischer Koeffizienten multipliziert mit dem Gewichts-Prozentanteil der Brennstoff-Konstituenten enthält, wobei mindestens einer der numerischen Koeffizienten aus der Gruppe gewählt ist, zu der 337 bis 358 Gewichtsprozent Kohlenstoff, 896 bis 1326 Gewichtsprozent Wasserstoff und –119 bis –132 Gewichtsprozent Sauerstoff und Kombinationen derselben zählen.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Schritt des Berechnens der gesamten Verfeuerungszustands-Brennstoffchemie den folgenden Schritt enthält: Berechnen eines Sets feuchtigkeits-/asche-freier Brennstoffchemie-Konstituenten einschließlich elementarer Brennstoff-Konstituenten auf der Basis von Referenz-Brennstoffcharakteristika, expliziter Lösungen, des Sets messbarer Betriebsparameter einschließlich mindestens der Abströmkonzentrationen von O₂, CO₂ und SO₂, der Konzentration von O₂ in der lokalen Verbrennungsluft des Systems, und des Leckfaktors der Luft-Vorheizvorrichtung.
Verfahren nach Anspruch 6, mit den folgenden zusätzlichen Schritten nach dem Schritt des Berechnens der konsistenten Verfeuerungszustands-Brennstoffströmungsrate: Ermitteln einer Standard-Dichte des Abström-Gases, Ermitteln eines mittleren Molekulargewichts des Abström-Gases, und Berechnen der Abström-Strömungsrate als Funktion der konsistenten Verfeuerungszustands-Brennstoffströmungsrate, des ermittelten Ein heiten-Umrechnungsfaktors, der Standard-Dichte und des mittleren Molekulargewichts des Abström-Gases, bei Bedarf unter Anwendung von Einheiten-Umrechnungen.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Schritt des Ermittelns der Konzentration von O₂ in der lokalen Verbrennungsluft des Systems den folgenden Schritt umfasst: Verwenden eines Werts von 20,948 Prozent für die Konzentration von O₂ in der lokalen Verbrennungsluft des Systems.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Schritt des Ermittelns der Konzentration von O₂ in der lokalen Verbrennungsluft des Systems den folgenden Schritt umfasst: Verwenden eines von der United States National Aeronautics and Space Administration bestimmten Werts für die Konzentration von O₂ in der lokalen Verbrennungsluft des Systems.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Schritt des Ermittelns des Leckfaktors der Luft-Vorheizvorrichtung den folgenden Schritt umfasst: Verwenden eines Einheitswerts für den Leckfaktor der Luft-Vorheizvorrichtung.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Schritt des Ermittelns der Brennstoffasche-Konzentration unter Verwendung des Verfahrens auf der Basis des aus expliziten Lösungen bestimmten Werts der Brennstoffasche den folgenden Schritt umfasst: Ermitteln der Brennstoffasche-Konzentration unter Verwendung eines Verfahrens auf der Basis des Werts der Brennstoffasche, der aus expli ziten Lösungen bestimmt wird, bei denen ein normalisiertes Luft-/Brennstoff-Verhältnis verwendet wird.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Schritt des Ermittelns der Brennstoffasche-Konzentration unter Verwendung des Verfahrens auf der Basis des aus expliziten Lösungen bestimmten Werts der Brennstoffasche den folgenden Schritt umfasst: Ermitteln der Brennstoffasche-Konzentration unter Verwendung eines Verfahrens auf der Basis des Werts der Brennstoffasche, der aus expliziten Lösungen bestimmt wird, bei denen ein angezeigter Brennstoffströmungs-Messwert verwendet wird.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Schritt des Ermittelns der Brennstoffasche-Konzentration unter Verwendung des Verfahrens auf der Basis des vorhersagbaren Werts der Brennstoffasche, der aus Referenz-Brennstoffcharakteristika bestimmt wird, den folgenden Schritt umfasst: Ermitteln der Brennstoffasche-Konzentration unter Verwendung des Verfahrens auf der Basis des vorhersagbaren Werts der Brennstoffasche, der aus Referenz-Brennstoffcharakteristika bestimmt wird, bei denen eine funktionale Abhängigkeit von dem Brennstoffheizwert verwendet wird.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Schritt des Ermittelns der Brennstoffasche-Konzentration das Ermitteln eines angezeigten Brennstoff-Luft-Verhältnisses als Ergebnis-Brennstoff-Luft-Verhältnis umfasst, falls Referenz-Brennstoffcharakteristika anzeigen, dass die Brennstoffasche nicht vorhersehbar ist.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Schritt des Ermittelns der Brennstoffasche-Konzentration durch Bestimmung aus expliziten Lö sungen die Messung des bei Nassverbrennung erhaltenen Luft-/Brennstoff-Massenverhältnisses des Systems umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, mit dem Ermitteln der Konzentrationen von CO, SO₂ und NO_x.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die vollständige Verfeuerungszustands-Chemie einschließlich des Brennstoffwassers und der Brennstoffasche als Funktion der Referenz-Brennstoffcharakteristika, des Sets messbarer Betriebsparameter, des ermittelten abfließenden H₂O, des ermittelten Brennstoff-/Luft-Verhältnisses, der Umgebungskonzentration von O₂ und des Leckfaktors der Luft-Vorheizvorrichtung berechnet wird.
Verfahren nach Anspruch 24, bei dem die vollständige Verfeuerungszustands-Chemie einschließlich des Brennstoffwassers und der Brennstoffasche als Funktion der Referenz-Brennstoffcharakteristika, des Sets messbarer Betriebsparameter, der Konzentrationen von CO, SO₂ und NO_x, des ermittelten abfließenden H₂O, des ermittelten Brennstoff-/Luft-Verhältnisses, der Umgebungskonzentration von O₂ und des Leckfaktors der Luft-Vorheizvorrichtung berechnet wird.