CN105069185A - 一种利用烟气压差法建立空预器清洁因子计算模型的方法及应用 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种利用烟气压差法建立空预器清洁因子计算模型的方法，通过将在不同负荷和过量空气系数下的实际测量压力差折算到额定负荷下的计算值，并进一步建立空预器清洁因子计算模型。本发明同样公开了上述计算模型在监测燃煤锅炉SCR脱硝***空气预热器灰污状况中的应用。本发明根据SCR脱硝***空预器灰污的形成原理、增长形态，建立一个集数据采集、灰污状态监测与诊断的脱硝锅炉空预器灰污监测模型，本发明能既准确预测锅炉空预器的灰污状况，又能够满足工程应用精度要求，指导吹灰器及时吹灰，最终实现尾部受热面的按需吹灰，提高了机组运行的经济性和安全性，能够为国内同类型的机组提供技术参考。

Description

一种利用烟气压差法建立空预器清洁因子计算模型的方法及应用

技术领域

本发明涉及热工自动化领域，具体地公开了一种利用烟气压差法建立空预器清洁因子计算模型的方法。

背景技术

我国以煤为主的能源结构导致大气污染物排放总量居高不下，区域性大气污染问题日趋明显。氮氧化物作为主要污染物，已被列为重点约束性指标。长三角地区属于重点控制区范围，根据最新《火电厂大气污染物排放标准》规定，火电行业燃煤机组自2014年7月起，所有火力发电锅炉及燃气轮机氮氧化物执行新的排放限值：100mg/m³。

锅炉加装SCR脱硝装置后，空气预热器堵灰严重，锅炉尾部烟道烟气流速增加，省煤器磨损加剧。尾部受热面积灰和结渣，不仅会降低受热面热效率，增加机组煤耗，由此引发的塌灰、落渣还会对燃烧稳定产生严重影响，导致机组降负荷运行，严重时甚至停机。

在脱硝锅炉运行中，准确监测受热面的结渣、积灰程度和发展趋势，并根据积灰结渣的状况和运行需要，及时有效地采取吹灰清渣措施，显得十分重要。近年来，人工智能领域研究空前活跃，国内外科研院所都开展了基于模糊***、神经网络以及专家***等智能技术的灰污监测和智能吹灰***的研究。清华大学开发了锅炉对流受热面积灰状态的在线监测***，已应用于太原第一热电厂11号炉，实现了受热面灰污状态在线监测；东南大学周克毅教授等研究确定了锅炉积灰引起的热损失计算模型，并根据经济性确定最佳吹灰时间周期间隔的方法，开发了电厂锅炉吹灰优化管理***，在扬州第二电厂2号锅炉上实现了积灰结渣在线监测和吹灰优化管理。华北电力大学(保定)的阎维平教授自1997年开始承担国家电力公司重点科技项目，在国内率先进行了燃煤电站锅炉受热面污染监测理论与实践的研究工作。华北电力大学(北京)的孙保民教授等人开发出以神经网络为核心的锅炉吹灰实时监测***，对锅炉受热面积灰、结渣进行在线监测。但到目前为止，各种锅炉积灰结渣监测技术，都没有专门针对脱硝锅炉受热面积灰监测的实例。国外积灰结渣监测技术在SCR脱硝锅炉应用也未见提及。

空预器受热面沾污、积灰后，出口烟温提高，烟气流通截面变窄，烟速增加，烟气流动阻力增大，因此可以用烟气流动阻力的变化来反映空预器积灰的严重程度。大型电站锅炉广泛采用回转式空气预热器，由于其结构上的特点，比较容易积灰，但实际运行中空预器积灰前后进出口压差变化明显。对于回转式空气预热器，其阻力主要是摩擦阻力，对于一般的烟气动力计算，可以不考虑热交换的修正，按下式进行摩擦阻力计算，即：

$\mathrm{\Δ}P=\mathrm{\λ}\frac{l}{d}\·\frac{w^2}{2}\mathrm{\ρ}---\left(1\right)$

式中：ρ——烟气密度，Kg/m³；

ω——烟气流速，m/s；

ΔP——该段受热面压降，Pa；

l——烟道的长度，m；

d——当量直径，m；

λ——是摩擦阻力系数。

在(1)式中：引入通用阻力系数令A为受热面烟气流通截面积，得到下式：

$\mathrm{\Δ}P=Z\frac{\left(\mathrm{\ω}A\right)}{2A^2}\mathrm{\ρ}---\left(2\right)$

受热面积灰程度、烟气流量和密度的变化都对烟气压差ΔP有影响，因而压差只能反映流动阻力的大小，而不能代表积灰程度的变化。为了消除烟气流量和密度的变化对烟气压差的影响，对公式(2)进行变换，导出如下式表述的，只与灰污程度有关的指标η：

$\mathrm{\η}=\frac{Z}{A}=\frac{2\mathrm{\Δ}P}{{\left(\mathrm{\ω}A\right)}^2\mathrm{\ρ}}---\left(3\right)$

当锅炉受热面积灰程度加重时，阻力系数Z变大，烟道截面积A变小，积灰程度指标η变大；反之，积灰程度指标η变小。该指标消除了烟气流量和密度的变化对烟气差压的影响，可以近似认为仅是积灰程度的函数，因而它能间接反映受热面积灰状态。根据文献(范从振.锅炉原理.[M].北京：中国电力出版社，1985)提供的方法，可导出下式：

$\mathrm{\η}=K\frac{\mathrm{\Δ}P}{{\mathrm{Bj}}^2{V}_Y{G}_Y(T+273)}---\left(4\right)$

式(4)中K为常数；Bj为计算燃料量；G_Y、V_Y以分别为烟气质量和烟气容积；T为烟气温度，ΔP和T可以直接由DCS测点实时数据获得。

为了便于对受热面积灰程度统一进行监测与比较，采用清洁因子CF来反映受热面的积灰程度。

CF＝η₀/η(5)

其中，η₀为受热面理想状态时的积灰指标，当CF等于1时，受热面处于理想的清洁状态；CF小于1时，则受热面处于灰污状态，越小污染越严重。然而，由于空气预热器的压差与流量的平方成正比，因此压差的变化在很大程度上受到流量的影响。直接利用压差来计算清洁因子只能反映阻力的大小，而不能体现面积系数的变化。随着SCR技术在国内机组中的大量推广，空气预热器堵灰严重的问题一直未得到有效解决，空气预热器专用吹灰优化***的开发迫在眉睫。

发明内容

发明目的：为解决现有技术中存在的问题，本发明提供一种利用烟气压差法建立空预器清洁因子计算模型的方法，该模型构建简单，所需参数均可通过电厂DCS直接检测得到，提升了运算效率和成本。

技术方案：为实现上述技术目的，本发明提出了一种利用烟气压差法建立空预器清洁因子计算模型的方法，其特征在于，包括如下步骤：，

步骤一：首先将在不同负荷和过量空气系数下的实际测量压力差折算到额定负荷下的计算值，计算公式如下：

${\mathrm{\Δp}}_{zs}=\mathrm{\Δ}p{(\frac{{\mathrm{\α}}_0}{\mathrm{\α}}\×\frac{N_0}{N})}^2---\left(1\right)$

其中，Δp_ZS代表折算压差，单位Pa；Δp代表实测压差，单位Pa；α₀代表标准状态下烟气过量空气系数；α为实测的烟气过量空气系数；N₀为额定电负荷，单位MW；N为实测时电负荷，单位MW；

α按照下式进行计算：

(O₂)为实测烟气中氧的体积分数，则实际空气预热器折算压差计算公式为：

步骤二：按照公式(3)计算理想状态下的折算压差其中，所述的理想状态为空预器完全洁净时的各参数的检测值；

步骤三：计算空预器清洁因子，计算公式为：

${\mathrm{CF}}_{ky}=\frac{{\mathrm{\Δp}}_{zs}^{lx}}{{\mathrm{\Δp}}_{zs}^{sj}}---\left(4\right);$

本发明进一步提出了上述方法在监测燃煤锅炉SCR脱硝***空气预热器灰污状况中的应用。

在具体应用中，包括如下步骤：

首先确定空预器临界清洁因子，计算公式为

其中，是在考虑安全性和经济性综合的基础上得到的；CF_min是原临界清洁因子；ΔCF_s是考虑低温腐蚀及堵灰时对CF_min的调整值，其值为负；ΔCF_e考虑安全性原则的前提下对应与经济性原则时的CF_min的调整值，其值为正；

然后比较计算的空预器清洁因子与确定的空预器临界清洁因子，当计算的空预器清洁因子小于确定的空预器临界清洁因子时，对受热面进行吹灰，同时计算吹灰前后空预器压差变化，寻找最佳吹灰周期最终实现尾部受热面的按需吹灰。

在实际的监测过程中，优选地采取如下方案：

(1)监测机组运行过程中，尾部烟气中的NH₄HSO₄含量、飞灰含量、烟气温度、NH₃浓度，并且测算实时的SO₂含量；

(2)记录不同NH₃逃逸率下，空气预热器的灰污阻力大小，如分别记录1ppm、2ppm、3ppm时的空预器灰污阻力大小，对空预器等尾部受热面的NH₄HSO₄浓度分布进行分析研究，给出区域分布，为喷氨脱硝优化控制提供指导建议，根据NH₄HSO₄浓度分布以及积灰分布，在吹灰器选型和吹灰器布置采取针对性措施；

(3)对空气预热器段的结灰程度进行分析研究，制定运行控制措施，通过结构调整和运行方式、调整吹灰器形式以及吹灰方式、定期高压水吹洗等方式来减少积灰，提高空气预热器的换热效率；

(4)依据DCS***获取的热工数据，结合烟气压差法，建立空气预热器压差实时监测物理模型，求出折算压差表达式。

(5)推算表征受热面污染程度的清洁因子，对清洁因子进行优化，导出实际工况下空气预热器清洁因子的计算流程图，如图1所示；

(6)灰污监测模型的验证，使用均方根误差(RMSE)和平均绝对误差(MAE)作为模型预测效果判断依据，验证该模型反映受热面的灰污程度的准确性，如在BMCR、T-MCR、80％BMCR、80％T-MCR四个不同工况下，检验模型预测值与真实值之间的误差；

(7)使用该模型现场指导吹灰器吹灰，计算吹灰前后空预器压差变化，寻找最佳吹灰周期最终实现尾部受热面的按需吹灰。

有益效果：与现有技术相比，本发明具有如下优点：

(1)传统的定时定量的吹灰方式常常造成吹伤或吹灰不足，本发明的吹灰优化技术适合脱硝锅炉，可提高机组运行的安全性和经济性；

(2)本发明根据SCR脱硝***空预器灰污的形成原理、增长形态，建立一个集数据采集、灰污状态监测与诊断的脱硝锅炉空预器灰污监测模型，本发明能既准确预测锅炉空预器的灰污状况，又能够满足工程应用精度要求，指导吹灰器及时吹灰，最终实现尾部受热面的按需吹灰，提高了机组运行的经济性和安全性，能够为国内同类型的机组提供技术参考；

(3)本发明能适应不同容量燃煤锅炉，清洁因子计算流程简单，计算方法易推广，相关参数均可从DCS控制***获取，大大提升了运算效率，能够有效降低运营成本；

(4)本发明使用了烟气压差法来反映空气预热器灰污程度，模型计算所需的烟气压差、温度、含氧量、过量空气系数等参数均易获取，极大提高了模型的运算速度和简便性，便于在同类型机组中的推广；

(5)本发明的空预器灰污监测***的投运，能够快速求得临界清洁因子，进而可以判断最佳吹灰时机，实现了按需吹灰，可减少吹灰次数，减少蒸汽用量，从而有效改善锅炉尾部受热面的传热效果，提高机组的效率，同时也大大提高吹灰经济性。

附图说明

图1为实际工况下空气预热器清洁因子的计算流程图；

图2为机组投运SCR后空预器严重堵灰图；

图3为计算所得的空预器清洁因子的变化趋势图；

图4是空预器吹灰前后的压差对比图；

图5为临界清洁因子确定流程图。

具体实施方式

本发明提出了一种利用烟气压差法建立空预器清洁因子计算模型的方法，包括如下步骤：

步骤一：首先将在不同负荷和过量空气系数下的实际测量压力差折算到额定负荷下的计算值，计算公式如下：

${\mathrm{\Δp}}_{zs}=\mathrm{\Δ}p{(\frac{{\mathrm{\α}}_0}{\mathrm{\α}}\×\frac{N_0}{N})}^2---\left(1\right)$

其中，Δp_ZS代表折算压差，单位Pa；Δp代表实测压差，单位Pa；α₀代表标准状态下烟气过量空气系数；α为实测的烟气过量空气系数；N₀为额定电负荷，单位MW；N为实测时电负荷，单位MW；

α按照下式进行计算：

(O₂)为实测烟气中氧的体积分数，则实际空气预热器折算压差计算公式为：

步骤二：按照公式(3)计算理想状态下的折算压差其中，所述的理想状态为空预器完全洁净时的各参数的检测值；

步骤三：计算空预器清洁因子，计算公式为：

${\mathrm{CF}}_{ky}=\frac{{\mathrm{\Δp}}_{zs}^{lx}}{{\mathrm{\Δp}}_{zs}^{sj}}---\left(4\right).$

计算出空预器清洁因子后比较计算的空预器清洁因子与确定的空预器临界清洁因子，当计算的空预器清洁因子小于确定的空预器临界清洁因子时，对受热面进行吹灰，同时计算吹灰前后空预器压差变化，寻找最佳吹灰周期最终实现尾部受热面的按需吹灰。

其中，临界清洁因子确定流程图如图5，考虑到机组经济性、安全性要求及吹灰收益最大化原则，不同受热面在不同工况下的临界清洁因子取值也有所不同。具体调整规则如下：

(1)考虑机组经济性

积灰对排烟温度的影响按严重程度依次为空气预热器、省煤器、低温过热器。排烟温度升高显著时，适当增大上述受热面的临界清洁因子。

积灰对风机电耗的影响按严重程度依次为空气预热器、低温过热器、省煤器。风机电耗升高显著时，适当增大上述受热面的临界清洁因子。

(2)考虑机组安全性

炉膛是锅炉最重要的部分，在确立受热面吹灰的优先等级时，应将炉膛的等级列入最高。锅炉在投油助燃时一般要求此时进行空预器连续吹灰或接近连续吹灰；当锅炉多个受热面同时积灰较重时，要考虑吹灰顺序下游受热面应有更高的优先等级。

(3)考虑经验性规则

负荷变化时，生成的飞灰量和烟气流速均发生相应变化，但其对积灰速度的影响效果相反。两相抵消，在不同负荷条件下，污染率增长速度虽有所区别，但增长的基本规律一致。低负荷时，灰污增长较慢，适当减小所有受热面临界清洁因子。

另外，本发明还深入研究硫酸氢铵的生成机理及控制策略，分析NH₄HSO₄的分布情况下，通过控制氨逃逸率、温度、SO₂氧化率，从源头上抑制硫酸氢铵的生成量，可以有效减轻空预器的低温积灰。具体调控方法如下：

(1)氨逃逸量控制：

140～230℃之间的温区位于空预器常规设计的冷段层上方和中间层下方，由于硫酸氢铵在此温区为液态向固态转变阶段，具有极强的吸附性，会造成大量灰分在空预器沉降，引起空预器堵塞及阻力上升，严重时将迫使停炉以清理空预器。同时，硫酸氢铵或硫酸铵本身对金属有较强的腐蚀性，会造成催化剂金属支撑架和空预器冷段腐蚀。此外，氨过剩使运行成本提高并导致飞灰化学性质发生改变，飞灰质量变差，再利用价值降低；氨泄漏到大气中又会对大气造成新的污染，因此必须严格控制氨泄漏量，一般要求小于3μL/L。当反应器入口管道设计不合理时，会引起反应器截面上的NH₃/NOx摩尔比、流量或温度出现偏差，从而造成NH₃泄漏以及NOx脱除不完全，影响脱硝效率。

由于燃煤的含硫量决定着烟气中SO₃的含量，而SO₃的含量对硫酸氢铵的形成有显著影响，所以对于不同的煤种，SCR中氨逃逸量的控制也不同：低硫煤(含S量为1％)，氨逃逸量＜6μL/L；中硫煤(含S量为1.5％)，氨逃逸量＜4μL/L；高硫煤(含S量为3％)，氨逃逸量＜2μL/L。在氨逃逸量的控制方面可利用计算流体力学(CFD)软件优化设计，对SCR脱硝装置入口烟气流量和流速分布进行模拟，确定导流叶片的类型、数量和位置，使入口烟气流速、温度和浓度均匀；同时模拟氨气的混合，调整喷氨格栅(AIG)各个喷口，使NH3混合均匀，最终减少氨逃逸量

(2)SO₂氧化率控制

SCR脱硝过程使用的钒基催化剂会对烟气中SO₂的氧化产生催化作用，使其易被氧化为SO₃。SO₃在省煤器段形成硫酸蒸汽，在空预器冷段(温度177～232℃)浓缩成酸雾，腐蚀受热面。在SCR反应器出口SO₃与逃逸的氨反应生成硫酸氢铵。在SO₂氧化率的控制方面，对于V₂O₅类商用催化剂，钒的担载量不能太高，通常控制在1％左右可减少SO₂氧化。另外，催化剂的形状会对SO₂氧化产生影响，丹麦Topse公司开发了系列波纹状脱硝催化剂，由于其V₂O₅组分含量低，可有效减少SO2氧化率。同时，减少催化剂孔道的壁厚也可降低SO₂氧化率。此外，采用提高催化剂活性组分(如WO3)含量，亦可抑制SO₂氧化。

(3)运行温度控制

SCR脱硝过程需要的温度在190～510℃之间，但是为了抑制硫酸氢铵的产生通常将温度控制在260～316℃范围内。硫酸氢铵的露点由NH₃、SO₃和H₂O的分压决定。

硫酸氢铵的形成是可逆的，将温度升高到316℃即可使硫酸氢铵升华。德国和日本最早提出的关于硫酸氢铵结垢的形成与空预器运行时蓄热元件金属壁温的相互关系得到了实际运行经验的验证。在高粉尘的条件下，发生结垢的最大金属壁温比硫酸氢铵的酸露点温度低4.4℃。然而，在低粉尘浓度的条件下发生结垢的温度范围延伸到硫酸氢铵的酸露点温度之上，这种特点使得很大比例的硫酸氢铵沉积在灰粒上，并且随灰粒被带出空预器。若不出现该现象，硫酸氢铵的沉积将扩展到更高的温度区域。此外，飞灰还具有一定的冲刷清洁作用。小于或等于150℃时，硫酸氢铵紧密固化，但可以用吹灰设备清除。

下面通过具体的实施例详细说明本发明建立的空预器清洁因子模型在监测燃煤锅炉SCR脱硝***空气预热器灰污状况中的应用。

首先监测机组运行过程中尾部烟气中的NH₄HSO₄含量、飞灰含量、烟气温度、NH₃浓度，并且测算实时的SO₂含量，并利用上述方法从源头上抑制硫酸氢铵的生成量。

记录不同NH₃逃逸率下，空气预热器的灰污阻力大小，分别记录1ppm、2ppm、3ppm时的空预器灰污阻力大小，对空预器尾部受热面的NH₄HSO₄浓度分布进行分析研究，给出区域分布，为喷氨脱硝优化控制提供指导建议，根据NH₄HSO₄浓度分布以及积灰分布，在吹灰器选型和吹灰器布置采取针对性措施。处于液相区的硫酸氢铵的粘附性极强，会迅速粘附于换热元件表面，进而吸附大量烟气中的飞灰，最终导致大量的飞灰沉积于金属壁面或卡在层间，使得空气预热器烟气侧流通截面积减少，导致空气预热器堵塞，进而造成空气预热器运行阻力增加。根据实际测试，如果逃逸氨气浓度达到1ppm时，在空气预热器运行6个月之后，其阻力增加了约16％；如果逃逸氨气浓度达到2ppm时，在空气预热器运行6个月之后，其阻力增加了约31％；而当逃逸氧气浓度为3ppm时，空气预热器运行6个月后阻力甚至增加了53％。如表1所示：

表1氨气逃逸的影响

NH3逃逸率	尾部受热面阻力变化
		1ppm	↑16.22％
2ppm	↑31.35％
		3ppm	↑53.30％

在期间可对空气预热器段的结灰程度进行分析研究，制定运行控制措施，通过结构调整和运行方式、调整吹灰器形式以及吹灰方式、定期高压水吹洗等方式来减少积灰，提高空气预热器的换热效率。

依据DCS***获取的热工数据，结合烟气压差法，建立空气预热器压差实时监测物理模型，求出折算压差表达式。利用电厂DCS已有的温度、压力、流量等常规测点建立数学模型，监测受热面灰污的变化趋势。以南京某电厂600MW机组回转式空气预热器为例，图2为该机组投运SCR后空预器严重堵灰图，对其积灰状态进行在线监测，并计算空预器的实时清洁因子。表2列出了某时刻空气预热器的主要参数及其在DCS***中的位号。

表2模型计算主要参数

计算此刻CF＝0.5372，图3为监测模型计算所得的空预器清洁因子的变化趋势图，由图4可以看出空预器清洁因子变化较为频繁，积灰相对较多，吹灰前由于积灰的增长使清洁因子缓慢下降，吹灰后，空预器清洁因子又缓慢增加，所以该模型能较为准确地反映出空预器灰污的发展趋势，实现对受热面灰污程度进行监测。

图4是空预器吹灰前后的压差对比图，使用清洁因子指导吹灰，吹灰后空预器压差下降非常明显。空预器压差在0.9到1.45kPa，最高可到1.5kPa，空预器吹灰压力为1.5MPa，流量为约80kg/min。空预器吹灰效果良好，压差基本可以保持在正常范围内。

为了进一步验证模型的准确度，表3中列出的是该锅炉在典型的4个工况下空预器压差的真实偏差和模型计算结果：

表3空预器压差变化计算结果

从计算结果中可以看出，虽然与真实值相比模型计算结果仍存在一定误差，但就工程应用而言已足够准确。

Claims (3)

1.一种利用烟气压差法建立空预器清洁因子计算模型的方法，其特征在于，包括如下步骤：

步骤一：首先将在不同负荷和过量空气系数下的实际测量压力差折算到额定负荷下的计算值，计算公式如下：

${\mathrm{\Δp}}_{zs}=\mathrm{\Δ}p{(\frac{{\mathrm{\α}}_0}{\mathrm{\α}}\×\frac{N_0}{N})}^2---\left(1\right)$

其中，Δp_zs代表折算压差，单位Pa；Δp代表实测压差，单位Pa；α₀代表标准状态下烟气过量空气系数；α为实测的烟气过量空气系数；N₀为额定电负荷，单位MW；N为实测时电负荷，单位MW；

α按照下式进行计算：

为实测烟气中氧的体积分数，则实际空气预热器折算压差计算公式为：

步骤二：按照公式(3)计算理想状态下的折算压差其中，所述的理想状态为空预器完全洁净时的各参数的检测值；

步骤三：计算空预器清洁因子，计算公式为：

${\mathrm{CF}}_{ky}=\frac{{\mathrm{\Δp}}_{zs}^{lx}}{{\mathrm{\Δp}}_{zs}^{sj}}---\left(4\right).$

2.权利要求1所述的方法在监测燃煤锅炉SCR脱硝***空气预热器灰污状况中的应用。

3.根据权利要求2所述的应用，其特征在于，包括如下步骤：

首先确定空预器临界清洁因子，然后比较根据权利要求1计算的空预器清洁因子与确定的空预器临界清洁因子，当计算的空预器清洁因子小于确定的空预器临界清洁因子时，对受热面进行吹灰，同时计算吹灰前后空预器压差变化，寻找最佳吹灰周期最终实现尾部受热面的按需吹灰。