CN101697179A - 基于正反热平衡关系的电站锅炉燃煤热值趋势测算方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及到一种基于正反热平衡关系的电站锅炉燃煤热值趋势测算方法，其特征是使用燃煤热值测算方法，分别获得各时刻下相应的燃煤热值测算值，并绘制出燃煤热值随时间变化的趋势曲线，实现对燃煤热值变化趋势的监测。在燃煤热值测算方法中，首先利用厂级监控信息***的实时数据库读取相关参数，并假设某一时刻的燃煤热值，将其代入锅炉反平衡效率模型，计算锅炉热效率，然后利用锅炉正平衡效率模型，使用锅炉有效利用热、入炉燃料量和计算出的锅炉热效率获得当前燃煤热值，通过对前后燃煤热值偏差的判断对当前燃煤热值进行迭代校正，最终确定该时刻下燃煤热值测算值。该方法计算简便，成本低，适应性广，能够很好地实现燃煤热值的在线趋势分析。

Description

基于正反热平衡关系的电站锅炉燃煤热值趋势测算方法

技术领域

本发明涉及到一种基于正反热平衡关系的电站锅炉燃煤热值趋势测算方法，特别是配有直吹式制粉***的电站锅炉燃煤热值趋势测算方法。

背景技术

目前，发电厂对燃煤热值的监测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，如何在线表征燃煤热值的变化，进而提高燃烧的优化控制和稳定性，则是人们一直关心的问题。

在线灰分、水分分析仪的出现，针对某些典型煤质，通过统计分析、回归分析等手段建立了燃煤热值与水分、灰分之间的关系，实现了燃煤热值的在线测量，但由于分析仪设备昂贵，国内只在少数煤炭行业有应用。

中国专利02110116.7公开了一种入炉煤质实时监测方法，该方法利用烟气成分分析、磨煤机的热平衡方程、燃烧化学方程以及各煤质元素含量间相关关系经验方程等联立迭代求解各元素成分的干燥无灰基，进而通过门捷列夫公式实现了对燃煤热值的实时监测，同时将其应用到了300MW的发电机组中，取得了良好的效果，然而该方法涉及的测量变量过多，求解过程相对复杂，燃煤热值监测的准确性仅仅依赖于各煤质元素成分求解的准确性，另外，个别元素含量之间的相关关系是通过对某些典型煤质的统计分析得到的，具有一定的局限性。

此外还有一种技术是依据锅炉不同运行状态、相关运行参数与燃煤热值间的关联信息，通过数据挖掘技术中的数据统计和自学习的思想来模拟专家知识经验的形成和积累过程，在线产生预测燃煤热值变化的专家规程知识，这是一种新的入炉燃煤热值在线软诊断方法，为锅炉的燃烧调节和优化控制提供了新思路，但数据统计的不完善和自学习不足等问题影响着燃煤热值变化的预测，还有待于进一步地研究。

发明内容

本发明的目的在于提供了一种基于正反热平衡关系的电站锅炉燃煤热值趋势测算方法，该方法能够很好的在线反映燃煤热值的变化趋势。

本发明采用如下技术方案：

使用燃煤热值测算方法，以时间先后为序，分别获得τ＝t、t+Δt、t+2·Δt、……、t+n·Δt时刻下相应的燃煤热值测算值Q_dt ^y、Q_d(t+Δt) ^y、Q_d(t+2·Δt) ^y、……、Q_d(t+n·Δt) ^y，并绘制出燃煤热值测算值Q_dτ ^y随时间变化的趋势曲线，

所述燃煤热值测算方法的具体操作步骤如下：

步骤1：在τ时刻，假设一个初始的燃煤热值Q_d1 ^y，利用厂级监控信息***(SIS)的实时数据库读取该时刻下的送风温度t_lk、排烟温度t_py、排烟氧量O_2py、飞灰含碳量C_fh、入炉燃料量B、锅炉蒸发量D、机组发电负荷Pel、主蒸汽压力p_gr和温度t_gr、再热蒸汽进口压力p_zrj和温度t_zrj、再热蒸汽出口压力p_zrc和温度t_zrc、给水压力p_gs、给水温度t_gs、给水流量D_gs、汽包压力p_qb、再热器减温喷水量D_zrjw、以及汽轮机再热冷段的各级抽汽、凝结水和疏水对应的压力和温度，

步骤2：根据步骤1获得的燃煤热值Q_d1 ^y、送风温度t_lk、排烟温度t_py、排烟氧量O_2py、飞灰含碳量C_fh、锅炉蒸发量D，利用锅炉反平衡效率模型，计算出锅炉热效率η_b反，

步骤3：根据步骤2获得的锅炉热效率η_b反、步骤1读取的入炉燃料量B以及运用其它读取参数计算得出的锅炉有效利用热Q₁，利用锅炉正平衡效率模型，得到相应的当前燃煤热值Q_d2 ^y，

步骤4：如果(Q_d1 ^y-Q_d2 ^y)的绝对值大于给定的微小量ε，则将当前燃煤热值Q_d2 ^y赋值给燃煤热值Q_d1 ^y，重复步骤2～4，直到(Q_d1 ^y-Q_d2 ^y)的绝对值小于或等于给定的微小量ε，将当前的燃煤热值Q_d2 ^y作为τ时刻下的燃煤热值Q_dτ ^y，所述ε根据预定的精度确定。

上述的锅炉反平衡效率模型为：

η_b反＝100-(L_uc+L_g+L_m+L_CO+L_r+L_un)    (1)

$L_{\mathrm{uc}}=\frac{337.27}{Q_{d1}^y}\·A^y\·(r_{\mathrm{fh}}\·\frac{C_{\mathrm{fh}}}{100-C_{\mathrm{fh}}}+r_{\mathrm{lz}}\·\frac{C_{\mathrm{lz}}}{100-C_{\mathrm{lz}}})\·100\%---\left(2\right)$

$L_g=\frac{C_{\mathrm{ph}}}{Q_{d1}^y}\·(k_1+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}})\·(t_{\mathrm{py}}-t_{\mathrm{lk}})\·100\%---\left(3\right)$

$L_m=\frac{C_{p{H}_{2}O}}{Q_{d1}^y}\·[k_3+0.01\×(k_4+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}})]\·(t_{\mathrm{py}}-t_{\mathrm{lk}})\·100\%---\left(4\right)$

$L_r=5.82\·{\left(D_e\right)}^{-0.38}\·\frac{D_e}{D}\·100\%---\left(5\right)$

${\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}=\frac{21}{21-O_{2\mathrm{py}}}---\left(6\right)$

$k_1=0.0576+0.02337\·\frac{Q_{d1}^y}{1000},k_2=0.58145+0.30806\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$

$k_3=0.90809-0.0163\·\frac{Q_{d1}^y}{1000},k_4=-0.0139+0.0089\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$

式中：L_uc--为总干灰量中未燃烬碳的热损失，

L_g--为干烟气热损失，

L_m--为水分热损失，

L_CO--为化学未完全燃烧热损失。对于燃用固体燃料时，气体未完全燃烧产物只有一氧化碳，而排烟中的一氧化碳含量很少，故可以忽略不计，

L_r--为散热损失，

L_un--为其他热损失，一般取为0.33～0.38％，

A_y--为收到基灰分，选用设计值即可，

r_fh、r_lz--分别为飞灰、炉渣中灰量占入炉煤总灰量的份额，一般取r_fh＝0.9、r_lz＝0.1，

C_fh、C_lz--分别为飞灰含碳量、炉渣含碳量，有条件时，可用测量值；无条件时，或基于历史的实测和实时数据，分别建立飞灰含碳量、炉渣含碳量随发电负荷和排烟氧量变化的回归模型，即C_fh＝f₁(Pel，O_2py)、C_lz＝f₂(Pel，O_2py)；或分析历史的飞灰含碳量和炉渣含碳量数据，建立炉渣含碳量随飞灰含碳量变化的回归模型，即C_fh＝f(C_lz)，

C_pg--为干烟气的定压平均比热，该值可简化取为1.03kJ/(kg.K)，

O_2py--为排烟氧量，采用测量值，

α_py--为过量空气系数，该值可用排烟氧量O_2py简化求得，见式(6)，

其中排烟氧量采用测量值，

t_py、t_lk--分别为排烟温度和冷空气温度，采用测量值，

--为水蒸汽的定压平均比热，该值可简化取为1.88kJ/(kg.K)，

D_e、D--分别为锅炉额定蒸发量和锅炉实时蒸发量，后者采用测量值，

k₁、k₂、k₃、k₄--是关于燃料热值的函数，根据德国热力工程计算图册和德国的DIN标准求得。

Q_d1 ^y--为燃料热值。

上述锅炉有效利用热Q₁的计算如下：

Q₁＝D_gr·(i″_gr-i_gs)+D_zr·(i″_zr-i′_zr)+D_pw·(i′-i_gs)    (7)

式中：D_gr-过热器出口蒸汽流量，采用锅炉实时蒸发量D的测量值，

D_zr--再热器出口蒸汽流量，D_zr＝A_zr×D_gr+D_zrjw，其中，A_zr为再热蒸汽份额，根据从SIS***实时数据库中读取的汽轮机再热冷段各级抽汽、凝结水和疏水对应的压力和温度，通过高温加热器热平衡计算其抽汽份额A₁和A₂；进而，由A_zr＝1-A₁-A₂计算再热蒸汽份额，另外，D_zrjw为再热器减温喷水量，采用测量值，

D_pw--排污流量，对于亚临界汽包锅炉，根据锅炉设计书取用排污份额A_pw；对于超临界锅炉，取A_pw＝0；进而，由D_pw＝A_pw×D_gr计算排污流量，

i″_gr、i′_zr、i″_zr、i_gs、i′--分别为过热蒸汽焓、再热蒸汽进出口焓、给水焓和汽包压力下的饱和水焓，其值根据相应的温度、压力测量值，利用水蒸汽图表即可得到。

上述的锅炉正平衡效率模型如下：

式中：B--为锅炉入炉燃料量，采用测量值，

Q₁--为锅炉有效利用热，

η_b反--为锅炉反平衡效率。

本发明的优点在于：

1、与以往的燃煤热值测算方法相比，该方法侧重于满足锅炉热平衡关系下的燃煤热值趋势分析。在每一时刻的燃煤热值测算过程中，都将锅炉正、反平衡热效率模型统一起来，得到相应时刻下的燃煤热值测算值，因而在不同时刻下，基于同样的热平衡关系测算出燃煤热值之间的差值可真实、准确地反映出燃煤热值随时间的变化趋势。

2、做为一种软测量方法，燃煤热值测算过程所需的参数均从厂级监控信息***(SIS)的实时数据库直接读取，现场不需要额外增加分析或测量仪表等昂贵的辅助设备，只需在已有的SIS***中增添相应的软件模块即可，成本低。

3、在燃煤热值测算过程中，通过假定的燃煤热值初始值，仅对锅炉的正、反平衡热效率模型进行迭代求解，其中这两个模型均为显式方程，不涉及对隐式方程组的联立求解，计算简便，收敛速度快。

4、某些燃煤热值测算方法需要借助于煤质成分间的关联关系，因而只适用于特定煤质。本燃煤热值的测算方法无需参考煤质成分之间的关联关系，只需满足锅炉的热平衡关系，因而可对不同煤种的燃煤热值进行测算，适用性广。

5、可将其加载到性能监测模块中，用于指导锅炉的燃烧调节和优化控制，进一步地完善整个机组的性能在线监测***，其扩展应用的范围广泛、方便。

附图说明

图1是燃煤热值趋势测算流程图。

图2是燃煤热值随时间变化的趋势曲线。

具体实施方式

使用燃煤热值测算方法，以时间先后为序，分别获得τ＝t、t+Δt、t+2·Δt、……、t+n·Δt时刻下相应的燃煤热值测算值Q_dt ^y、Q_d(t+Δt) ^y、Q_d(t+2·Δt) ^y、……、Q_d(t+n·Δt) ^y，并绘制出燃煤热值测算值Q_dτ ^y随时间变化的趋势曲线，

所述燃煤热值测算方法的具体操作步骤如下：

步骤1：在τ时刻，假设一个初始的燃煤热值Q_d1 ^y，利用厂级监控信息***(SIS)的实时数据库读取该时刻下的送风温度t_lk、排烟温度t_py、排烟氧量O_2py、飞灰含碳量C_fh、入炉燃料量B、锅炉蒸发量D、机组发电负荷Pel、主蒸汽压力p_gr和温度t_gr、再热蒸汽进口压力p_zrj和温度t_zrj、再热蒸汽出口压力p_zrc和温度t_zrc、给水压力p_gs、给水温度t_gs、给水流量D_gs、汽包压力p_qb、再热器减温喷水量D_zrjw、以及汽轮机再热冷段的各级抽汽、凝结水和疏水对应的压力和温度，

步骤2：根据步骤1获得的燃煤热值Q_d1 ^y、送风温度t_lk、排烟温度t_py、排烟氧量O_2py、飞灰含碳量C_fh、锅炉蒸发量D，利用锅炉反平衡效率模型，计算出锅炉热效率η_b反，

步骤3：根据步骤2获得的锅炉热效率η_b反、步骤1读取的入炉燃料量B以及运用其它读取参数计算得出的锅炉有效利用热Q₁，利用锅炉正平衡效率模型，得到相应的当前燃煤热值Q_d2 ^y，

步骤4：如果(Q_d1 ^y-Q_d2 ^y)的绝对值大于给定的微小量ε，则将当前燃煤热值Q_d2 ^y赋值给燃煤热值Q_d1 ^y，重复步骤2～4，直到(Q_d1 ^y-Q_d2 ^y)的绝对值小于或等于给定的微小量ε，将当前的燃煤热值Q_d2 ^y作为τ时刻下的燃煤热值Q_dτ ^y，所述ε根据精度可设定在0.001至0.1的范围之内。

上述锅炉反平衡效率模型总体上是采用美国的ASME(PTC4.1)标准计算的，其中在计算干烟气量和水蒸汽含量时为了方便起见参考了德国热力工程计算图册和德国的DIN标准；另外由于在计算表面辐射和对流引起的热损失(散热损失)时，ASME标准采用是修正曲线，计算的损失基本偏大，因此参考电站锅炉性能试验规程GB10184-88来计算。该简化的锅炉效率模型如下：

η_b反＝100-(L_uc+L_g+L_m+L_CO+L_r+L_un)    (1)

$L_{\mathrm{uc}}=\frac{337.27}{Q_{d1}^y}\·A^y\·(r_{\mathrm{fh}}\·\frac{C_{\mathrm{fh}}}{100-C_{\mathrm{fh}}}+r_{\mathrm{lz}}\·\frac{C_{\mathrm{lz}}}{100-C_{\mathrm{lz}}})\·100\%---\left(2\right)$

$L_g=\frac{C_{\mathrm{ph}}}{Q_{d1}^y}\·(k_1+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}})\·(t_{\mathrm{py}}-t_{\mathrm{lk}})\·100\%---\left(3\right)$

$L_m=\frac{C_{p{H}_{2}O}}{Q_{d1}^y}\·[k_3+0.01\×(k_4+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}})]\·(t_{\mathrm{py}}-t_{\mathrm{lk}})\·100\%---\left(4\right)$

$L_r=5.82\·{\left(D_e\right)}^{-0.38}\·\frac{D_e}{D}\·100\%---\left(5\right)$

${\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}=\frac{21}{21-O_{2\mathrm{py}}}---\left(6\right)$

$k_1=0.0576+0.02337\·\frac{Q_{d1}^y}{1000},k_2=0.58145+0.30806\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$

$k_3=0.90809-0.0163\·\frac{Q_{d1}^y}{1000},k_4=-0.0139+0.0089\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$

式中：L_uc--为总干灰量中未燃烬碳的热损失，

L_g--为干烟气热损失，

L_m--为水分热损失，

L_CO--为化学未完全燃烧热损失。对于燃用固体燃料时，气体未完全燃烧产物只有一氧化碳，而排烟中的一氧化碳含量很少，故可以忽略不计，

L_r--为散热损失，

L_un--为其他热损失，一般取为0.33～0.38％，

A_y--为收到基灰分，选用设计值即可，

r_fh、r_lz--分别为飞灰、炉渣中灰量占入炉煤总灰量的份额，一般取r_fh＝0.9、r_lz＝0.1，

C_fh、C_lz--分别为飞灰含碳量、炉渣含碳量，有条件时，可用测量值；无条件时，或基于历史的实测和实时数据，分别建立飞灰含碳量、炉渣含碳量随发电负荷和排烟氧量变化的回归模型，即C_fh＝f₁(Pel，O_2py)、C_lz＝f₂(Pel，O_2py)；或分析历史的飞灰含碳量和炉渣含碳量数据，建立炉渣含碳量随飞灰含碳量变化的回归模型，即C_fh＝f(C_lz)，

C_pg--为干烟气的定压平均比热，该值可简化取为1.03kJ/(kg.K)，

O_2py--为排烟氧量，采用测量值，

α_py--为过量空气系数，该值可用排烟氧量O_2py简化求得，见式(6)，其中排烟氧量采用测量值，

t_py、t_lk--分别为排烟温度和冷空气温度，采用测量值，

--为水蒸汽的定压平均比热，该值可简化取为1.88kJ/(kg.K)，

D_e、D--分别为锅炉额定蒸发量和锅炉实时蒸发量，后者采用测量值，k₁、k₂、k₃、k₄--是关于燃料热值的函数，根据德国热力工程计算图册和德国的DIN标准求得。

Q_d1 ^y--为燃料热值。

上述锅炉有效利用热Q₁的计算如下：

Q₁＝D_gr·(i″_gr-i_gs)+D_zr·(i″_zr-i′_zr)+D_pw·(i-i_gs)    (7)

式中：D_gr--过热器出口蒸汽流量，采用锅炉实时蒸发量D的测量值，

D_zr--再热器出口蒸汽流量，D_zr＝A_zr×D_gr+D_zrjw，其中，A_zr为再热蒸汽份额，根据从SIS***实时数据库中读取的汽轮机再热冷段各级抽汽、凝结水和疏水对应的压力和温度，通过高温加热器热平衡计算其抽汽份额A₁和A₂；进而，由A_zr＝1-A₁-A₂计算再热蒸汽份额，另外，D_zrjw为再热器减温喷水量，采用测量值，

D_pw--排污流量，对于亚临界汽包锅炉，根据锅炉设计书取用排污份额A_pw；对于超临界锅炉，取A_pw＝0；进而，由D_pw＝A_pw×D_gr计算排污流量，

i″_gr、i′_zr、i″_zr、i_gs、i′--分别为过热蒸汽焓、再热蒸汽进出口焓、给水焓和汽包压力下的饱和水焓，其值根据相应的温度、压力测量值，利用水蒸汽图表即可得到。

上述的锅炉正平衡效率模型为：

式中：B--锅炉入炉燃料量，采用测量值，

Q₁--为锅炉有效利用热，

η_b反--为锅炉反平衡效率。

以600MW发电机组为例，实现基于正反热平衡关系的电站锅炉燃煤热值趋势测算。该600MW机组配有一台型号为B&WB-1950/25.41-M的超临界、一次再热控制循环汽包炉和一台型号为CLN600-24.2/538/566的三缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机；锅炉为直吹式制粉***，配有六台ZGM113N型中速磨煤机。

基于正反热平衡关系的电站锅炉燃煤热值趋势测算方法的详细步骤如下：

①、从厂级监控信息***(SIS)的实时数据库中读取相关实时数据，如在τ＝t时刻的运行工况下，主要的实时数据如下：

2个送风温度t_lk分别为29.2、28.4℃；

8个排烟温度t_py分别为151.75、141.07、128.07、117.28、108.25、115.53、127.03、148.28℃；

4个排烟氧量O_2py分别为3.21、2.57、3.58、3.95％；

2个飞灰含碳量C_fh分别为0.23、0.31％；

6台磨煤机A、B、C、D、E、F的出力分别为48.5、39.8、38.1、43.9、44.5、40t/h，其总的入炉燃料量B为254.8t/h；

2个锅炉蒸发量D为1778.03、1778.07t/h；

机组发电负荷Pel为615MW；

3个主蒸汽压力p_gr为23.79、23.75、23.75Mpa；

3个主蒸汽温度t_gr为541.5、541.6、539.8℃；

再热蒸汽进口压力p_zrj为4.18Mpa；

再热蒸汽进口温度t_zrj为295.4℃；

2个再热蒸汽出口压力p_zrc分别为3.94、3.95Mpa；

2个再热蒸汽出口温度t_zrc分别为568.2、569.5℃；

3个给水压力p_gs分别为27.38、27.33、27.34Mpa；

2个给水温度t_gs分别为272.58、274.4℃；

给水流量D_gs为1890.5t/h；

2个汽包压力p_qb为25.30、25.22Mpa；

再热蒸汽减温喷水量为10.71t/h；

以及汽轮机再热冷段的各级抽汽、凝结水和疏水对应的压力和温度。

②、根据①中读取的汽轮机再热冷段各级抽汽、凝结水和疏水对应的压力和温度，得到相应的焓值，并通过高温加热器热平衡计算其抽汽份额A₁和A₂，进而由A_zr＝1-A₁-A₂计算出再热蒸汽份额，然后根据锅炉实时蒸发量D和再热蒸汽减温喷水量D_zrjw，利用公式D_zr＝A_zr×D+D_zrjw计算得出再热蒸汽流量D_zr。

③、根据①中读取的主蒸汽、再热蒸汽进出口、给水的压力、温度得出相应的焓值，利用公式(7)计算得出锅炉的有效利用热Q₁，其中由于该机组配有的锅炉是超临界的，因而取排污流量D_pw＝0。

④、假设燃煤热值Q_d1 ^y的初始值为10000kJ/kg。

⑤、将燃煤热值Q_d1 ^y及下列数据：送风温度t_lk、排烟温度t_py、排烟氧量O_2py、飞灰含碳量C_fh、锅炉实时蒸发量D代入锅炉反平衡热效率模型式(1)～(6)中，得到锅炉反平衡热效率η_b反，其中炉渣含碳量C_lz是根据该厂历史实测的C_lz和相应的Pel和O_2py，通过建立其随机组发电负荷Pel和排烟氧量O_2py变化的回归模型而得到的，回归模型为：

$C_{\mathrm{lz}}=-24.84+37.57\·\frac{\mathrm{Pel}}{P}+7.36\·O_{2\mathrm{py}}-11.18\·{\left(\frac{\mathrm{Pel}}{P}\right)}^2-0.49\·{O_{2\mathrm{py}}}^2-4.58\·\frac{\mathrm{Pel}}{P}\·O_{2\mathrm{py}}$

其中P为额定的机组发电负荷600MW。

⑥、利用入炉燃料量B、锅炉的有效利用热Q₁以及⑤计算得出的锅炉反平衡热效率η_b反，通过锅炉正平衡热效率模型式(8)，得到燃煤热值Q_d2 ^y。

⑦、判断(Q_d1 ^y-Q_d2 ^y)的绝对值是否小于等于给定的微小量ε＝0.01kJ/kg，若(Q_d1 ^y-Q_d2 ^y)的绝对值小于等于ε，则计算结束，Q_d2 ^y即为τ＝t时刻下的燃煤热值Q_dt ^y；若(Q_d1 ^y-Q_d2 ^y)的绝对值大于ε，则将Q_d2 ^y赋值给Q_d1 ^y，重复步骤⑤～⑦。按照步骤①～⑦，经过7次迭代，最终测算得出τ＝t时刻下的燃煤热值Q_dt ^y为19663kJ/kg。

⑧、任意选取时间间隔Δt＝10min，测算τ＝t时刻起一天的燃煤热值变化趋势，在每一时刻t+Δt、t+2·Δt、……、t+144·Δt下，重复步骤①～⑦，测算出每一时刻下对应的燃煤热值Q_d(t+Δt) ^y、Q_d(t+2·Δt) ^y、……、Q_{d(t+144·Δt)} ^y。

⑨、绘制燃煤热值Q_dτ ^y随时间变化的趋势曲线。

Claims (4)

1.一种基于正反热平衡关系的电站锅炉燃煤热值趋势测算方法，其特征在于，使用燃煤热值测算方法，以时间先后为序，分别获得τ＝t、t+Δt、t+2·Δt、……、t+n·Δt时刻下相应的燃煤热值测算值Q_dt ^y、Q_d(t+Δt) ^y、Q_d(t+2·Δt) ^y、……、Q_d(t+n·Δt) ^y，并绘制出燃煤热值测算值Q_dτ ^y随时间变化的趋势曲线，

所述燃煤热值测算方法的具体操作步骤如下：

步骤1：在τ时刻，假设一个初始的燃煤热值Q_d1 ^y，利用厂级监控信息***(SIS)的实时数据库读取该时刻下的送风温度t_lk、排烟温度t_py、排烟氧量Q_2py、飞灰含碳量C_fh、入炉燃料量B、锅炉蒸发量D、机组发电负荷Pel、主蒸汽压力P_gr和温度t_gr、再热蒸汽进口压力P_zrj和温度t_zrj、再热蒸汽出口压力P_zrc和温度t_zrc、给水压力p_gs、给水温度t_gs、给水流量D_gs、汽包压力p_qb、再热器减温喷水量D_zrjw、以及汽轮机再热冷段的各级抽汽、凝结水和疏水对应的压力和温度，

步骤2：根据步骤1获得的燃煤热值Q_d1 ^y、送风温度t_lk、排烟温度t_py、排烟氧量O_2py、飞灰含碳量C_fh、锅炉蒸发量D，利用锅炉反平衡效率模型，计算出锅炉热效率η_b反，

步骤3：根据步骤2获得的锅炉热效率η_b反、步骤1读取的入炉燃料量B以及运用其它读取参数计算得出的锅炉有效利用热Q₁，利用锅炉正平衡效率模型，得到相应的当前燃煤热值Q_d2 ^y，

步骤4：如果(Q_d1 ^y-Q_d2 ^y)的绝对值大于给定的微小量ε，则将当前燃煤热值Q_d2 ^y赋值给燃煤热值Q_d1 ^y，重复步骤2～4，直到(Q_d1 ^y-Q_d2 ^y)的绝对值小于或等于给定的微小量ε，将当前的燃煤热值Q_d2 ^y作为τ时刻下的燃煤热值Q_dτ ^y，所述ε根据预定的精度确定。

2.根据权利要求1所述的基于正反热平衡关系的电站锅炉燃煤热值趋势测算方法，其特征在于，上述的锅炉反平衡效率模型为：

η_b反＝100-(L_uc+L_g+L_m+L_CO+L_r+L_un)            (1)

$L_{\mathrm{uc}}=\frac{337.27}{Q_{d1}^y}\·A^y\·(r_{\mathrm{fh}}\·\frac{C_{\mathrm{fh}}}{100-C_{\mathrm{fh}}}+r_{\mathrm{lz}}\·\frac{C_{\mathrm{lz}}}{100-C_{\mathrm{lz}}})\·100\%---\left(2\right)$

$L_g=\frac{C_{\mathrm{pg}}}{Q_{d1}^y}\·(k_1+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}})\·(t_{\mathrm{py}}-t_{\mathrm{lk}})\·100\%---\left(3\right)$

$L_m=\frac{C_{p{H}_{2}O}}{Q_{d1}^y}\·[k_3+0.01\×(k_4+k_2\·{\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}})]\·(t_{\mathrm{py}}-t_{\mathrm{lk}})\·100\%---\left(4\right)$

$L_r=5.82\·{\left(D_e\right)}^{-0.38}\·\frac{D_e}{D}\·100\%---\left(5\right)$

${\mathrm{\α}}_{\mathrm{py}}=\frac{21}{21-O_{2\mathrm{py}}}---\left(6\right)$

$k_1=0.0576+0.02337\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$ $k_2=0.58145+0.30806\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$

$k_3=0.90809-0.0163\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$ $k_4=-0.0139+0.0089\·\frac{Q_{d1}^y}{1000}$

式中：L_uc--为总干灰量中未燃烬碳的热损失，

L_g--为干烟气热损失，

L_m--为水分热损失，

L_CO--为化学未完全燃烧热损失。对于燃用固体燃料时，气体未完全燃烧产物只有一氧化碳，而排烟中的一氧化碳含量很少，故可以忽略不计，

L_r--为散热损失，

L_un--为其他热损失，一般取为0.33～0.38％，

A_y--为收到基灰分，选用设计值即可，

r_fh、r_lz--分别为飞灰、炉渣中灰量占入炉煤总灰量的份额，一般取r_fh＝0.9、r_lz＝0.1，

C_fh、C_lz--分别为飞灰含碳量、炉渣含碳量，有条件时，可用测量值；无条件时，或基于历史的实测和实时数据，分别建立飞灰含碳量、炉渣含碳量随发电负荷和排烟氧量变化的回归模型，即C_fh＝f₁(Pel，O_2py)、C_lz＝f₂(Pel，Q_2py)；或分析历史的飞灰含碳量和炉渣含碳量数据，建立炉渣含碳量随飞灰含碳量变化的回归模型，即C_fh＝f(C_lz)，

C_pg--为干烟气的定压平均比热，该值可简化取为1.03kJ/(kg.K)，

O_2py--为排烟氧量，采用测量值，

α_py--为过量空气系数，该值可用排烟氧量O_2py简化求得，见式(6)，其中排烟氧量采用测量值，

t_py、t_lk--分别为排烟温度和冷空气温度，采用测量值，

--为水蒸汽的定压平均比热，该值可简化取为1.88kJ/(kg.K)，

D_e、D--分别为锅炉额定蒸发量和锅炉实时蒸发量，后者采用测量值，

k₁、k₂、k₃、k₄--是关于燃料热值的函数，根据德国热力工程计算图册和德国的DIN标准求得。

Q_d1 ^y--为燃料热值。

3.根据权利要求1所述的基于正反热平衡关系的电站锅炉燃煤热值趋势测算方法，其特征在于，上述锅炉有效利用热Q₁的计算如下：

Q₁＝D_gr·(i″_gr-i_gs)+D_zr·(i″_zr-i′_zr)+D_pw·(i′-i_gs)            (7)

式中：D_gr--过热器出口蒸汽流量，采用锅炉实时蒸发量D的测量值，

D_zr--再热器出口蒸汽流量，D_zr＝A_zr×D_gr+D_zrjw，其中，A_zr为再热蒸汽份额，根据从SIS***实时数据库中读取的汽轮机再热冷段各级抽汽、凝结水和疏水对应的压力和温度，通过高温加热器热平衡计算其抽汽份额A₁和A₂；进而，由A_zr＝1-A₁-A₂计算再热蒸汽份额，另外，D_zrjw为再热器减温喷水量，采用测量值，

D_pw--排污流量，对于亚临界汽包锅炉，根据锅炉设计书取用排污份额A_pw；对于超临界锅炉，取A_pw＝0；进而，由D_pw＝A_pw×D_gr计算排污流量，

i″_gr、i′_zr、i″_zr、i_gs、i′--分别为过热蒸汽焓、再热蒸汽进出口焓、给水焓和汽包压力下的饱和水焓，其值根据相应的温度、压力测量值，利用水蒸汽图表即可得到。

4.根据权利要求1所述的基于正反热平衡关系的电站锅炉燃煤热值趋势测算方法，其特征在于，上述的锅炉正平衡效率模型如下：

式中：B--为锅炉入炉燃料量，采用测量值，

Q₁--为锅炉有效利用热，

η_B反--为锅炉反平衡效率。

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