一种燃煤锅炉受热面结渣沾污程度的在线实时监测方法与流程

本发明涉及火力发电厂配备的燃煤锅炉，尤其涉及用于锅炉燃烧情况、炉内受热面结渣、沾污程度的判断方法，属于火力发电厂锅炉燃烧技术领域。

背景技术：

我国目前火电占据所有发电规模的70％左右，根据电力工业中长期发展新的预测，到2020年，我国装机总容量将达到13.4亿千瓦，其中煤电装机总容量为9.1亿千瓦。以2005年3.8亿千瓦煤电装机量为基准，到2020年煤电装机新增容量为5.3亿千瓦。预计到2050年，我国火电机组发电方式仍高居所有发电量的55％～60％。

但是目前由于矿井自身条件、煤炭市场与上网价格的影响，大多数火电厂难以持续燃用设计煤种，燃用相对价格便宜的煤种，甚至不同煤种配煤燃烧、掺烧是目前燃煤电厂的实际上煤局面。这就容易使得电厂锅炉的燃烧控制难度加大，锅炉容易出现结渣，内部的受热面沾污程度加重，严重影响锅炉安全运行，甚至导致机组停机。

以新疆地区准东煤为例，准东地区煤炭资源预测储量占全疆的三分之一，规划开采规模为每年5.82亿吨，是优势资源转换的主阵地和疆电东送、西气东输、疆煤外运最主要的能源基地。根据规划，“十二五”末全疆电厂容量将从现在的1800万千瓦提高到1亿千瓦，煤炭需求量极大。但由于准东地区煤炭具有严重的沾污、结渣、高水分等特性，长期以来只能作为传统电厂锅炉的掺配煤，准东露天煤开采安全、成本低、产量大的优点就发挥不出来，严重限制了准东地区煤炭产业的发展，也在一定程度上制约了新疆电力的发展。

当前在我国燃煤机组中，有较多的针对预警燃煤锅炉炉内结渣、受热面沾污的专门方法，但是很多方法缺乏实时性，只能是在锅炉结渣、受热面沾污到一定程度后，甚至影响锅炉安全运行时才发现具体的问题，由于没有先进的实时监测方法，造成我国燃煤机组锅炉的运行安全性受到严重的影响。

技术实现要素：

本发明要解决的技术问题是如何对燃煤锅炉受热面结渣沾污程度进行在线实时监测。

为了解决上述技术问题，本发明的技术方案是提供一种燃煤锅炉受热面结渣沾污程度的在线实时监测方法，其特征在于，该方法由如下步骤组成：

步骤1：实时采集燃煤机组锅炉侧、汽轮机侧运行数据，将这些数据整理成标准数据库；

步骤2：对炉内烟气侧和汽水侧参数同时着手，计算出锅炉各个受热面的汽水吸热量、烟气放热量、热损失项；

步骤3：计算各个受热面的汽水吸热比例、烟气放热比例；

步骤4：实时进行各个受热面汽水吸热比例、烟气放热比例变化的监测，若出现某受热面汽水吸热比例下降或烟气放热比例下降，则认为该受热面有结渣沾污现象产生。

优选地，所述步骤1中，利用燃煤机组DCS系统数据或者SIS系统数据，实时采集燃煤机组锅炉侧、汽轮机侧运行数据。

优选地，所述步骤3中，将单个受热面的汽水吸热量除以所有受热面的总汽水吸热量，得出各个受热面的汽水吸热比例。

优选地，所述步骤3中，将各个受热面的烟气放热量、热损失项全部加起来的和作为分母，将各个受热面的烟气放热量分别除以这个分母，就得到各个受热面的烟气放热比例。

优选地，所述步骤4中，将步骤3所得结果实时返回SIS系统，与DCS系统实时对接，实现对受热面结渣沾污程度的在线实时监测。

本发明提供的方法利用燃煤机组的DCS或SIS系统数据，对锅炉炉内各级受热面吸热量、烟气侧放热量和损失项进行实时计算及统计，并放回SIS系统或DCS画面，达到监测的目的。可以从燃煤机组大小修启炉后开始执行，实时进行受热面吸热比例变化的监测。运行人员就可根据受热面吸热比例的变化，从而可提前采取相应的措施，达到减小锅炉结渣概率或者降低受热面沾污程度的目的，使得锅炉的运行安全性、经济性得以提高。

附图说明

图1为本实施例提供的燃煤锅炉受热面结渣沾污程度的在线实时监测方法的整体框架图；

图2为以直流炉为例的主蒸汽侧汽水受热面吸热比例流程图；

图3为以直流炉为例的再热蒸汽侧汽水受热面吸热比例流程图；

图4为以直流炉为例的烟气侧各级受热面放热比例流程图。

具体实施方式

下面结合具体实施例，进一步阐述本发明。应理解，这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。此外应理解，在阅读了本发明讲授的内容之后，本领域技术人员可以对本发明作各种改动或修改，这些等价形式同样落于本申请所附权利要求书所限定的范围。

结合图1，本发明涉及对燃煤机组锅炉各受热面的吸热量分配比例进行计算与统计。将锅炉受热面从水循环回路开始，分为：省煤器、水冷壁、包墙(四面包覆)过热器、低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器；以及高压缸排汽至低温再热器、墙式(中温)再热器、末级再热器。利用燃煤机组DCS数据或者SIS数据从汽水参数着手，已知压力、温度，可知汽水参数的在该状态点下的焓值，从而可计算出上述各个受热面的吸热量，最后将单个受热面的吸热量除以上述所有受热面的总吸热量，就得出了上述各个受热面的吸热比例。

从燃煤机组大小修后(受热面清洁度最高)启炉开始，实时(1分钟或几分钟1次计算、统计)进行受热面吸热比例变化的监测。运行一长段时间后，若出现某级受热面吸热比例下降，比如分隔屏吸热量明显下降，便可认为分隔屏上有结渣现象产生。日常的大量统计工作，实现对炉内燃烧情况的监测，运行人员就可根据受热面吸热比例的变化，提前采取相应的其他运行措施，而不是等到情况恶化后才有所察觉，减少受热面结渣概率或沾污程度。

除此以外，还同时将烟气侧在各级受热面的放热量、损失量进行实时计算和统计，与汽水侧的吸热量结合在一起，最终形成炉内每个受热面的吸热比例、烟气放热比例值。

以直流炉为例，其汽水侧计算以图2、图3为参考说明如下：

从锅炉给水开始，省煤器进出口的压力、温度(这些参数可以在SIS系统采集得到，以下也是，不再累述)得到进出口焓差，乘以给水流量就得到省煤器的吸热量；接下来是水冷壁进出口压力、温度(水冷壁进口压力温度就是省煤器出口压力温度)得到进出口焓差，乘以给水流量就得到水冷壁的吸热量；接下来是包墙过热器进出口压力、温度得到进出口焓差，乘以给水流量就得到包墙过热器的吸热量；接下来是低温过热器进出口压力、温度得到进出口焓差，乘以给水流量就得到低温过热器的吸热量；接下来是分隔屏过热器，这里要注意一级减温水的流量计算，低温过热器出口、一级减温水喷水减温后的热平衡计算，得出一级减温水流量，分隔屏过热器进出口压力、温度得到进出口焓差，乘以给水流量加上一级减温水流量，就得到分隔屏过热器的吸热量；接下来是后屏过热器，与前面计算一级减温水流量同理，计算出二级减温水流量，从后屏过热器进出口压力、温度得到进出口焓差，乘以给水流量加上一、二级减温水流量，就得到后屏过热器的吸热量；最后是末级过热器，从末级过热器进出口压力、温度得到进出口焓差，乘以给水流量加上一、二级减温水流量得到末级过热器的吸热量。

另一部分从高压缸排汽开始，由排汽的压力、温度得到焓值，再热器事故减温水压力、温度得到焓值，减温后的蒸汽压力、温度得到焓值，由热平衡计算出再热器事故减温水流量。低温再热器进出口压力、温度得到进出口焓差，乘以高压缸排汽流量(冷再热蒸汽流量)加上再热器事故减温水流量，就得到了低温再热器的吸热量；接下来是墙式(中温)再热器，由低温再热器出口压力、温度得到焓值，再热器微量喷水减温水压力、温度得到焓值，以及减温后墙式(中温)再热器进口压力、温度得到焓值，由热平衡计算出再热器微量喷水减温水的流量。墙式(中温)再热器进出口压力、温度得到焓差，乘以高压缸排汽流量(冷再热蒸汽流量)加上再热器事故减温水流量和再热器微量喷水减温水的流量，就得到了墙式(中温)再热器的吸热量；接下来是末级再热器，由末级再热器进出口压力、温度得到焓差，乘以高压缸排汽流量(冷再热蒸汽流量)加上再热器事故减温水流量和再热器微量喷水减温水的流量，就是末级再热器的吸热量。

上述所有受热面吸热量计算完毕后，全部加起来就是汽水侧受热面的总吸热量，由某个受热面的吸热量除以受热面的总吸热量，就是该受热面的吸热比例。

汽水侧没有考虑到热量的损失，所以必须加入烟气侧的放热比例计算，就可以得出各级受热面的传热、灰污特性以及烟气热量的损失比例等。烟气侧放热量比例以图4为参考说明如下：

首先依据相关文献和方程求得入炉煤元素分析值，然后根据常规文献上锅炉热力计算章节的内容，依据烟气焓温表、炉膛以及各受热面的结果、材料参数，计算各级受热面(不同烟气温度下)的烟气焓值。这里涉及到锅炉热力计算的内容，尤其是炉膛辐射传热的计算这些计算是常规文献上比较成熟的内容，将其整理后形成固定的模块即可。对于各级受热面，以后屏过热器为例：经过热力计算、结合前面汽水侧的相关参数就可以得出烟气进、出该受热面的烟焓、传热特性中的灰污系数和该级受热面的烟气放热量。一级级受热面一直计算到空气预热器，在排污温度采集到后，就可以计算出锅炉排烟热量，也就是热损失项。将各级受热面的烟气放热量、烟气损失热量全部加起来作为分母，然后将各级受热面烟气放热量分别除以这个分母，就得到各个受热面的烟气侧放热量比例。

将上述的参数、计算结果整理后，再实时返回给SIS系统或者DCS画面，即可达到实时监测受热面结渣沾污程度的目的。