火电机组燃煤热值与发电标煤耗指标在线监测系统与方法与流程

本发明属于能源设备领域，具体涉及一种火电机组燃煤热值与发电标煤耗指标在线监测系统与方法。

背景技术：

随着火电企业节能降耗工作的积极开展，火电机组的经济运行越来越受到重视。机组发电标煤耗是火电机组的关键性能指标，其综合反映了机组运行的经济性，对运行中的火电机组的发电标煤耗进行在线监测，实时分析机组的经济性能，并以此为依据对火电机组进行优化调整，使得机组处于最佳工况下运行，具有重要的现实意义和相当的必要性。

然而，想要实现机组发电标煤耗在线计算，锅炉实时入炉煤量以及燃煤热值是必不可少的已知条件。其中，入炉煤量已能做到连续计量，我国火电厂广泛采用的美国STOCK电子重力式称重给煤机，其精度可达0.25％；而对燃煤热值的监测，目前主要是通过离线取样化验获得，煤质的工业分析存在着较大的制样误差和严重的分析时间滞后，不能满足发电标煤耗在线计算的要求。目前虽有应用新技术在线快速测量煤质热值的报导，但国内应用案列较少。在目前情况下，花费昂贵的费用去购置这种仪器是很不现实的，而且这种仪器仍旧是在研制阶段，其性能及稳定性尚未成熟。

另外，火电机组的经济性评价指标仅在稳定工况下的计算结果才能准确反映机组真实水平，若机组处于变负荷工况下，其计算结果往往出现一定程度的偏差，因此，如何准确判断火电机组所处的运行状态，也是进行发电标煤耗在线监测必须解决的问题 之一。

为解决上述问题，人们进行了长期的探索，例如，中国专利公开了一种火力发电厂机组燃煤发热值及煤耗率指标在线监测的方法[申请号：201510515856.7]，该方法基于机组正常运行中的运行参数，通过特定的计算方法，可以准确地确定正常运行中机组燃煤发热值及煤耗率指标，解决了正常运行中机组的燃煤发热值及机组煤耗率指标无法准确监测的难题。通过特定的校准及计算方法，实现了煤耗率的在线计算，然而该方法中采用ASME规程计算锅炉效率，需要用到燃煤高位热值以及元素分析值，而这些成分一方面火电厂通常不具备化验条件，另一方面也无法做到在线化验，同样存在严重的时间滞后。

技术实现要素：

本发明的目的是针对上述问题，提供一种电站锅炉高温受热面安全性高的火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测方法。

本发明的另一目的是针对上述问题，提供一种自动化程度高的火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测系统。

为达到上述目的，本发明采用了下列技术方案：本火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测方法，其特征在于，本包括以下步骤：

S1：通过数据采集与预处理模块采集机组实时运行数据，并对采样的运行数据进行滤波处理后作为输入数据备用；

S2：通过机组稳态运行工况识别模块判断机组当前是否处于稳态运行工况，当机组处于稳态运行工况时，则执行步骤S3；否则，结束计算过程；

S3：通过再热蒸汽流量份额计算模块根据高压加热器热平衡，计算机组再热蒸汽流量份额；

S4：由锅炉有效吸热量计算模块计算锅炉实时输出热量；

S5：由锅炉热效率及燃煤热值计算模块根据锅炉热平衡，计算锅炉实时热效率及燃煤热值；

S6：由机组发电标煤耗计算模块首先根据高压加热器热平衡计算的再热蒸汽份额，进而根据机组热平衡计算机组实时发电标煤耗指标。

在上述的火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测方法中，在步骤S2中，所述机组稳态运行工况识别模块的输入为机组实时发电功率滤波值，输出为计算使能信号，当判断机组处于稳态运行工况时，输出的计算使能信号值为1，否则，输出的计算使能信号值为0；

判断机组是否处于稳态运行工况的具体方法为：

按下式计算连续N个机组实时发电功率滤波值D_i的方差s：

式中：N为计算机组发电功率滤波方差的样本数；M为滤波级数；P_i为机组第i个发电负荷原始值，MW；P_i′为机组第i个发电负荷滤波值，MW；为机组N个发电负荷滤波值的算术平均值，MW；M、N的取值与机组发电负荷采样频率t有关；

若连续N个机组发电负荷滤波值P_i的方差s小于等于阈值θ时，则认为炉机组当前处于稳态状态，否则，处于非稳态状态。

在上述的火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测方法中，在步骤S3中，所述再热蒸汽流量份额计算模块的输入数据包括计算使能信号、给水压力、#1高加汽侧入口压力、#1高加出口水温、#1高加疏水温度、#2高加汽侧入口压力、#2高加出口水温、#2高加疏水温度、#3高加出口水温，输出为再热蒸汽流量 份额；

当再热蒸汽流量份额计算模块输入的计算使能信号为0时，该模块处于闭锁状态，不进行计算，直接输出上一轮计算值；当输入的计算使能信号为1时，则该模块处于激活状态，启动计算，再热蒸汽流量份额的具体计算方法为：

α_zr＝1-α₁-α₂ ③

式中：α_zr、α₁、α₂为再热蒸汽流量份额、#1高加抽汽份额以及#2高加抽汽份额；i₁、i₂分别为#1高加抽汽焓、#2高加抽汽焓，kJ/kg；i_d1、i_d2分别为#1高加疏水焓、#2高加疏水焓，kJ/kg；i_w1、i_w2、i_w3分别为#1高加出口水焓、#2高加出口水焓以及#3高加出口水焓，kJ/kg。

在上述的火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测方法中，在步骤S4中，所述锅炉有效吸热量计算模块的输入部分包括计算使能信号，主蒸汽流量、压力、温度，再热蒸汽出口压力、温度，再热蒸汽入口压力、温度，给水温度、压力，过热器减温水流量、温度、压力，再热器减温水流量、温度、压力，输出为锅炉有效吸热量；

当锅炉有效吸热量计算模块输入的计算使能信号为0时，该模块处于闭锁状态，不进行计算，直接输出上一轮计算值；当输入的计算使能信号为1时，则该模块处于激活状态，启动计算，锅炉有效吸热量的具体计算方法为：

Q₁＝D_gr·(i_gr″-i_gs)+α_zr·D_gr·(i_zr″-i_zr′)-D_gj·i_gj-D_zj·i_zj ⑥

式中：D_gr为过热器出口蒸汽流量，kg/s；i_gr″为过热器出口蒸汽焓，kJ/kg；i_gs为给水焓，kJ/kg；i_zr″、i_zr′为再热器出、入口蒸汽 焓，kJ/kg；D_gj、D_zj分别为过热器减温水流量及再热器减温水流量，kg/s；i_gj、i_zj分别为过热器减温水焓及再热器减温水焓，kJ/kg。

在上述的火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测方法中，在步骤S5中，所述锅炉热效率及燃煤热值计算模块的输入部分包括计算使能信号、锅炉主汽流量、燃煤量、锅炉有效吸热量、燃煤灰分、飞灰含碳量、炉渣含碳量，输出为锅炉实时热效率及燃煤低位热值；

其中，锅炉热效率及燃煤热值的具体计算方法是基于锅炉热平衡原理，分别建立锅炉正反平衡计算模型，通过联立求解，获得锅炉热效率及燃煤热值，计算模型如下：

η_b＝100-L_uc-L_g-L_m-L_r-L_un ⑧

上述公式⑦为锅炉正平衡计算模型，其中，η_b为锅炉热效率；B为燃料消耗量，kg/s；Q₁为锅炉有效吸热量，kJ/kg；为燃煤低位热值，kJ/kg；

上述公式为锅炉反平衡计算模型，其中，η_b为锅炉热效率；L_uc为固体未完全燃烧热损失；L_g为干烟气热损失；L_m为水分热损失；L_r为散热损失；L_un为其他热损失，可根据锅炉机组设计说明书选取；C_pg为干烟气的定压平均比热，该值可简化取为1.005kJ/(kg·K)；为水蒸汽的定压平均比热，该值可简化取为1.88kJ/(kg·K)；α_py为排烟过量空气系数，该值可由排烟含氧量O_2py简化求得；t_py、t_lk分别为排烟温度和冷空气温度，℃；L_re为锅炉机组额定工况下的排烟热损失，可根据锅炉机组设计说明书选取；D_e、D分别为锅炉机组额定工况下及当前工况下的主汽流量，kg/s；A^y为燃煤灰分，可根据当日燃煤灰分化验值选取。

在上述的火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测方法中，当锅炉热效率及燃煤热值计算模块输入的计算使能信号为0时，该模块处于闭锁状态，不进行计算，直接输出上一轮计算值；当输入的计算使能信号为1时，则该模块处于激活状态，启动计算，具体计算步骤为：

步骤1：假定初始燃煤热值

步骤2：根据式⑧～式计算锅炉热效率η_b；

步骤3：将上步计算出的锅炉热效率η_b代入式⑦计算燃煤热值

步骤4：若小于等于给定误差ε，则直接输出锅炉热效率计算值η_b以及燃煤热值计算值作为当前锅炉热效率及燃煤热值；否则，重复步骤2～4。

在上述的火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测方法中，所述机组发电标煤耗计算模块的输入部分包括计算使能信号、机组发电功率、燃煤量、燃煤热值，输出为机组实时发电标煤耗；

当机组发电标煤耗计算模块输入的计算使能信号为0时，该模块处于闭锁状态，不进行计算，直接输出上一轮计算值；当输入的计算使能信号为1时，则该模块处于激活状态，启动计算，机组发电标煤耗的具体计算方法为：

式中：b_s为机组发电标煤耗，g/kWh；B为燃料消耗量，t/h； 为燃煤低位热值，kJ/kg；P为发电功率，MW。

在上述的火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测方法中，所述的数据采集与预处理模块通过OPC方式从控制系统中采集机组实时运行数据。

在上述的火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测方法中，所述的控制系统为DCS系统或SIS系统。

本发明基于上述火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测方法的火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测系统如下所述：

本火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测系统，其特征在于，包括数据采集与预处理模块，所述数据采集与预处理模块依次连接有机组稳态运行工况识别模块、再热蒸汽流量份额计算模块、锅炉有效吸热量计算模块、锅炉热效率及燃煤热值计算模块以及机组发电标煤耗计算模块。

本发明的优点在于：

1、本发明所需的参数均可从DCS控制系统或电厂SIS系统中直接读取，现场不需要额外增加分析或测量仪表等昂贵的辅助设备，可集成在已有的上位机中，成本低；

2、本发明建立了锅炉稳态与非稳态工况在线识别模型，能够自动甄别非稳态运行状态，解决了现有技术在监测过程中由于不能区分机组稳态与非稳态运行状态所导致在非稳态条件下计算结 果偏差大的技术问题，进而确保在线监测结果准确可靠；

3、本发明可加载到电厂性能监测与运行优化的SIS系统模块中，用于诊断机组运行状态，指导机组的燃烧调整与优化控制，进一步地完善整个机组的安全与性能在线监测系统，其扩展应用的范围广泛、方便。

附图说明

图1是本发明的流程图；

图2是本发明的结构框图。

图中，数据采集与预处理模块1、机组稳态运行工况识别模块2、再热蒸汽流量份额计算模块3、锅炉有效吸热量计算模块4、锅炉热效率及燃煤热值计算模块5、机组发电标煤耗计算模块6。

具体实施方式

以下是本发明的优选实施例并结合附图，对本发明的技术方案作进一步的描述，但本实施例并不限于这些实施例。

针对目前现有技术存在的问题，本实施例提供了一种火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测方法的技术方案。

详见图1-2，本火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测系统，包括数据采集与预处理模块1、机组稳态运行工况识别模块2、再热蒸汽流量份额计算模块3、锅炉有效吸热量计算模块4、锅炉热效率及燃煤热值计算模块5以及机组发电标煤耗计算模块6；

本火电机组燃煤热值及发电标煤耗指标在线监测方法，具体计算步骤为：

S1：由数据采集与预处理模块1通过OPC方式从DCS或SIS系统采集机组实时运行数据，并对采样数据进行滤波处理，以供其他模块作为输入数据使用；

S2：由机组稳态运行工况识别模块2判断机组当前是否处于稳态运行工况，当机组处于稳态运行工况时，则执行步骤3；否则，结束计算过程；

S3：由再热蒸汽流量份额计算模块3根据高压加热器热平衡，计算机组再热蒸汽流量份额；

S4：由锅炉有效吸热量计算模块4计算锅炉实时输出热量；

S5：由锅炉热效率及燃煤热值计算模块5根据锅炉热平衡，计算锅炉实时热效率及燃煤热值；

S6：由机组发电标煤耗计算模块6首先根据高压加热器热平衡计算再热蒸汽份额，进而根据机组热平衡计算机组实时发电标煤耗指标。

进一步地，这里的机组稳态运行工况识别模块2的输入为机组实时发电功率滤波值，输出为计算使能信号，当判断机组处于稳态运行工况时，输出的计算使能信号值为1，否则，输出的计算使能信号值为0；

判断机组是否处于稳态运行工况的具体方法为：

按下式计算连续N个机组实时发电功率滤波值D_i的方差s：

式中：N为计算机组发电功率滤波方差的样本数；M为滤波级数；P_i为机组第i个发电负荷原始值，MW；P_i′为机组第i个发电负荷滤波值，MW；为机组N个发电负荷滤波值的算术平均值，MW；M、N的取值与机组发电负荷采样频率t有关；

若连续N个机组发电负荷滤波值P_i的方差s小于等于阈值θ时，则认为炉机组当前处于稳态状态，否则，处于非稳态状态；通常情况下，阈值θ可在0.5～1.5范围内取值。

这里的再热蒸汽流量份额计算模块3的输入数据包括计算使能信号、给水压力、#1高加汽侧入口压力、#1高加出口水温、#1高加疏水温度、#2高加汽侧入口压力、#2高加出口水温、#2高加疏水温度、#3高加出口水温，输出为再热蒸汽流量份额；

当再热蒸汽流量份额计算模块3输入的计算使能信号为0时，该模块处于闭锁状态，不进行计算，直接输出上一轮计算值；当输入的计算使能信号为1时，则该模块处于激活状态，启动计算，再热蒸汽流量份额的具体计算方法为：

α_zr＝1-α₁-α₂ ③

式中：α_zr、α₁、α₂为再热蒸汽流量份额、#1高加抽汽份额以及#2高加抽汽份额；i₁、i₂分别为#1高加抽汽焓、#2高加抽汽焓，kJ/kg；i_d1、i_d2分别为#1高加疏水焓、#2高加疏水焓，kJ/kg；i_w1、i_w2、i_w3分别为#1高加出口水焓、#2高加出口水焓以及#3高加出口水焓，kJ/kg；上述焓值可根据对应的温度、压力测量值，利用水蒸气图表即可得到。

锅炉有效吸热量计算模块4的输入部分包括计算使能信号，主蒸汽流量、压力、温度，再热蒸汽出口压力、温度，再热蒸汽入口压力、温度，给水温度、压力，过热器减温水流量、温度、压力，再热器减温水流量、温度、压力，输出为锅炉有效吸热量；

当锅炉有效吸热量计算模块4输入的计算使能信号为0时，该模块处于闭锁状态，不进行计算，直接输出上一轮计算值；当输入的计算使能信号为1时，则该模块处于激活状态，启动计算，锅炉有效吸热量的具体计算方法为：

Q₁＝D_gr·(i_gr″-i_gs)+α_zr·D_gr·(i_zr″-i_zr′)-D_gj·i_gj-D_zj·i_zj ⑥

式中：D_gr为过热器出口蒸汽流量，kg/s；i_gr″为过热器出口蒸汽焓，kJ/kg；i_gs为给水焓，kJ/kg；i_zr″、i_zr′为再热器出、入口蒸汽焓，kJ/kg；D_gj、D_zj分别为过热器减温水流量及再热器减温水流量，kg/s；i_gj、i_zj分别为过热器减温水焓及再热器减温水焓，kJ/kg；上述焓值可根据对应的温度、压力测量值，利用水蒸气图表即可得到。

锅炉热效率及燃煤热值计算模块5的输入部分包括计算使能信号、锅炉主汽流量、燃煤量、锅炉有效吸热量、燃煤灰分、飞灰含碳量、炉渣含碳量，输出为锅炉实时热效率及燃煤低位热值；

锅炉热效率及燃煤热值的具体计算方法是基于锅炉热平衡原理，分别建立锅炉正反平衡计算模型，通过联立求解，获得锅炉热效率及燃煤热值，计算模型如下：

η_b＝100-L_uc-L_g-L_m-L_r-L_un ⑧

上述公式⑦为锅炉正平衡计算模型，其中，η_b为锅炉热效率；B为燃料消耗量，kg/s；Q₁为锅炉有效吸热量，kJ/kg；为燃煤低位热值，kJ/kg；

上述公式为锅炉反平衡计算模型，其中，η_b为锅炉热效率；L_uc为固体未完全燃烧热损失；L_g为干烟气热损失；L_m为水分热损失；L_r为散热损失；L_un为其他热损失，可根据锅炉机组设计说明书选取；C_pg为干烟气的定压平均比热，该值可简化取为1.005kJ/(kg·K)；为水蒸汽的定压平均比热，该值可简化取为1.88kJ/(kg·K)；α_py为排烟过量空气系数，该值可由排烟含氧量O_2py简化求得；t_py、t_lk分别为排烟温度和冷空气温度，℃；L_re为锅炉机组额定工况下的排烟热损失，可根据锅炉机组设计说明书选取；D_e、D分别为锅炉机组额定工况下及当前工况下的主汽流量，kg/s；A^y为燃煤灰分，可根据当日燃煤灰分化验值选取；

当锅炉热效率及燃煤热值计算模块5输入的计算使能信号为0时，该模块处于闭锁状态，不进行计算，直接输出上一轮计算值；当输入的计算使能信号为1时，则该模块处于激活状态，启动计算，具体计算步骤为：

步骤1：假定初始燃煤热值

步骤2：根据式⑧～式计算锅炉热效率η_b；

步骤3：将上步计算出的锅炉热效率η_b代入式⑦计算燃煤热值

步骤4：若小于等于给定误差ε，则直接输出锅炉热效率计算值η_b以及燃煤热值计算值作为当前锅炉热效率及燃煤热值；否则，重复步骤2～4。

机组发电标煤耗计算模块6的输入部分包括计算使能信号、 机组发电功率、燃煤量、燃煤热值，输出为机组实时发电标煤耗；

当机组发电标煤耗计算模块6输入的计算使能信号为0时，该模块处于闭锁状态，不进行计算，直接输出上一轮计算值；当输入的计算使能信号为1时，则该模块处于激活状态，启动计算，机组发电标煤耗的具体计算方法为：

式中：b_s为机组发电标煤耗，g/kWh；B为燃料消耗量，t/h； 为燃煤低位热值，kJ/kg；P为发电功率，MW。

本文中所描述的具体实施例仅仅是对本发明精神作举例说明。本发明所属技术领域的技术人员可以对所描述的具体实施例做各种各样的修改或补充或采用类似的方式替代，但并不会偏离本发明的精神或者超越所附权利要求书所定义的范围。

尽管本文较多地使用了数据采集与预处理模块1、机组稳态运行工况识别模块2、再热蒸汽流量份额计算模块3、锅炉有效吸热量计算模块4、锅炉热效率及燃煤热值计算模块5、机组发电标煤耗计算模块6等术语，但并不排除使用其它术语的可能性。使用这些术语仅仅是为了更方便地描述和解释本发明的本质；把它们解释成任何一种附加的限制都是与本发明精神相违背的。