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锅炉吹灰优化计算原理(DOC)

日期:2019-09-23 20:50

  锅炉吹灰优化计算原理(DOC)_幼儿读物_幼儿教育_教育专区。锅炉吹灰优化计算原理(DOC)

  电站锅炉积灰结渣再线监测系统 一 项目的提出 随着火力发电厂计算机控制和数据管理系统的不断完善, 对大型现代化发电机组安全经 济运行的要求越来越高, 迫切需要在机组实时监测数据的基础上, 对机组运行的安全经济性 进行可靠的在线分析, 为机组的运行提供直接在线的或间接的运行指导, 提高机组的安全与 经济性和现代化计算机管理的水平, 同时, 对进一步发挥现有控制检测装置和计算机系统的 潜在作用具有重要的意义。 本项目开发的 “机组节能降耗和锅炉燃烧积灰结渣在线监测与指导系统” 基本上利用已 有的电厂 DAS 系统采集的数据,对机组能耗率(锅炉热效率,发电煤耗率等指标) 、各主要 对流受热面的积灰结渣, 锅炉炉膛出口温度进行在线监测和分析计算, 并实时显示分析结果。 同时以机组设计和正常运行工况为基准, 定量查找机组运行能耗率高于设计能耗率的各种原 因,从而为系统设备的维护,检修以及运行参数的调整提供指导和决策,实现锅炉受热面的 优化吹灰和锅炉炉内燃烧工况运行指导, 最终达到节能降耗、 提高机组运行经济性和安全性 的目的。 二. 工作原理 本系统以电站锅炉整体及局部能量和质量平衡原理为基础, 根据在线检测和处理机组运 行参数,实时计算和分析锅炉的经济与安全性能指标,预测锅炉故障等,为锅炉机组运行提 供动态优化管理。以在线监测机组运行的经济性和安全性、提供机组运行性能分析计算、节 能降耗、锅炉的积灰结渣监测和燃烧的运行指导为主要目的。 1.基本原理 在本项实施工作中, 采用了基于在线检测的热工数据的锅炉整体和各局部受热面热量平 衡的基本原理。在整体热平衡的基础上,利用 DAS 系统中的工质▼▲侧参数和省煤器后烟气侧 参数, 并根据飞灰可燃物及排烟氧量软测量模型, 首先进行锅炉各项热损失和热效率的计算, 然后,从省煤器出口开始,基于所开发的计算模型,逆烟气的流程逐段进行各受热面的热平 衡和传热计算。 2.受热面洁净因子计算 以省煤器为例,说明任一受热面的热平衡计算。 烟气 ? √ 工质 √ √ 在已知受热面出口烟温,工质侧进、出口参数的基础上,分别由工质侧和烟气侧的热平 衡方程式(1) (2) ,计算该受热面的进口烟温,再根据传热方程(3) ,计算该工况下该受热 面的实际传热系数 Ksj (4)。 Qsj ? D(h?? ? h? ? ?h jw ) / Bj 0 Qsj ? ? ( H ? ? H ?? ? ??Hlk ) (1) (2) Qc ? kA?t Bj Qsj A ? ?t Bj (3) K sj ? (4) 以上各式中: h? 、 h ?? -受热面进口及出口的蒸汽焓,KJ/Kg H ? 、 H ?? -受热面进、出口烟气焓,KJ/Kg ?h jw -减温水焓,KJ/Kg ? -保热系数 α -漏风系数 0 H lk -理论冷空气焓,KJ/Kg k-传热系数,W/(m2.℃) △t-传热温差,℃ A-计算对流受热面积,m2 Bj-计算燃料消耗量,Kg/s 定义 Ksj 与理想状态下★◇▽▼•的传热系数 Klx 的比值为受热面的洁净因子 CF,描述受热面的洁 净程度。当 CF=1 时,受热面处于理想的洁净状态,CF 小于 1 则受热面偏离理想状态,越 小则污染越严重。 受热面洁净因子: CF ? K sj K lx (5) 理想状态下的受热面传热系数 Klx 由热工参数及其管排结构按锅炉机组热力计算标准方 法计算得到。 3.基于折算压差的空气预热器积灰状态的在线监测 针对电站锅炉回转式空气预热器积灰判断的难度和重要性, 提出了回转式空气预热器折 算压差的概念, 运用空气预热器折算压差实现了空气预热器积灰状态的在线监测, 取得了良 好的效果。 正确及时地监测回转式空气预热器的积灰程度, 可以避免因过频的投入吹灰而引 起的能量损耗及过少的吹灰造•☆■▲成的空气预热器二次燃烧。 根据流体力学基本原理, 空气预热器前后烟气压差可以反映阻力系数, 从而进一步反映 其积灰程度。 但烟气流量和过量空气系数变化亦对压差产生影响, 使压差无法直接反映积灰 程度的变化, 因此提出了折算压力差的概念, 将在不同负荷和过量空气系数下的实测压差值 均折算到某一特定的工况(额定负荷,某一烟气含氧量)条件下,从而具有可比性。折算时 认为烟气物理特性不随工况变化。 ?P折算 ? ?Px ( ? 0 B j ,0 2 ? ) ? x B j,x (5) 式中, ?P折算 , ?Px —— 分别代表折算压差和实测压差, Pa ? 0 , ? x ——分别代表标准状态下和实测的烟气过量空气系数, B j ,0 , B j , x ——分别代表额定负荷和当时负荷, kg h 。 在实时采集的热力参数中,负荷(MW)与煤粉燃烧产物量成正比,氧量(O2)的大小 可以反映过量空气的多少(6)。 ?= 21 21 -O2 (6) 根据以上处理原则,把实时采集的 DAS 系统中的空气预热器压差 ?p x 换算成空气预热 器折算压差 ?p折算 ,见式(7), ?p折算=?p x ( 式中, O2, x ——实测氧量 ? 0 (21 ? O2, x ) MW0 21 MW x )2 (7) MW0 , MW x ——分别代表额定和当时的电负荷,MW 4.根据在线检测数据实时计算飞灰未燃碳损失 燃煤粉电站锅炉的固体不完全燃烧损失的计算主要依赖于飞灰含碳量的多少, 比较准确 和可靠地实时检测飞灰的含碳量遇到了技术上的很大困难, 也存在造价高, 维★▽…◇修保养要求高, 对测量精度的影响因素较多, 目前还没有比较满意、 可靠且适合电站锅炉实际运行要求的直 接测量手段。 因此, 本系统探讨了基于特定锅炉对象的历史数据和实时数据的间接估算方法, 并应用于#2 机组。 对于某台特定的锅炉,在运行状况正常、煤粉细度和煤质比较稳定的情况下,飞灰含碳 量的多少与锅炉的运行工况必定存在一个相对比较稳定的统计规律。 对特定的对象, 实际运 行中飞灰含碳量主要取决于锅炉的负荷和燃烧的调整(主要是过量空气系数) 。其一般规律 为:低负荷时,炉膛温度和热风温度均降低,一次风量和总风量往往也偏大,燃烧过程在极 为不利的条件下进行,因此,飞灰含碳量较高;在较高负荷下,尽管存在煤粒在炉内的停留 时间有所缩短,但由于炉膛的整体温度水平较高,飞灰含碳量通常较低;在较高的过量空气 系数下,飞灰含碳量较低,反之,在较低的过量空气系数运行条件下,飞灰含碳量较高,对 不同的机组仅存在定量上的差别, 根据对机组长期运行的数据分析和处理, 可以找到其应遵 循的规律。 本系统针对#2 机组 600MW 燃煤电站机组,统计了该锅炉近期的飞灰含碳量的测量数 据和对应的有关运行参数(主要是锅炉的负荷与烟气氧量)和煤质,采用了二维列表的◆◁•插值 计算模型,在实时监测中,根据当前机组运行的有关参数,由计算模型直接获取当前的飞灰 含碳量估计值,然后计算固体未完全燃烧损失。检测的结果表明,在机组正常运行中,实时 监测结果与锅炉飞灰可燃物实测值较为接近。 在实测数据十分丰富的情况下, 可考虑运用人 工神经网络的方法,建立考虑煤质的更完善的计算模型。 5.基于热力检测参数实时计算回转空气预热器的漏风系数及锅炉排烟热损失 由于回转式空气预热器的漏风量通常较大,且随运行工况变化,因此,尽管实测的排烟 温度值常低于设计的排烟温度,但是,实际的排烟热损失却较高。出于监测和调整锅炉炉内 燃烧工况的目的,几乎所有的电站锅炉都在省煤器后(既空气预热器前)布置了检测烟气含 氧量的传感器, 有个别布置在省煤器前。 这种布置方式既能够比较及时地反映炉内的燃烧工 况,也考虑了传感器的工作条件。由于在排烟处没有氧量•●测点,也不能直接测量漏风量,因 此,无法直接由检测的参数计算排烟损失,针对这一问题,本系统提出了利用现有的热工检 测参数计算空气预热器漏风系数的模型。 在线检测的热工检测参数通常包括:空气预热器的进出口空气温度和进出口烟气温度, 空气预热器进口烟气含氧量(即烟气侧过量空气系数) ,预热器空气侧出口过量空气系数, 以及由实时锅炉负荷和所燃煤种计算的计算燃煤量。 考虑空气预热器烟气侧和空气侧的质量和热量平衡关系,可得出: 烟气在空气预 热器中的净放 热量 送风量在空气 漏入的冷风量加热 = 预热器中的净 吸热量 + 到排烟温度的吸热 量 由实时检测数据, 根据上式可计算出折算到单位时间的漏风量, 与单位时间内的理论送 风量之比即得出空气预热器的实际漏风系数, 该系数加上空气预热器进口处的烟气过量空气 系数即为锅炉排烟处的过量空气系数,直接用于计算锅炉的实际排烟损失。 在#2 机 300MW 燃煤电站机组进行实时在线性能分析软件开发中采取以上分析计算模 型, 实时监测的结果与该机组空气预热器近期漏风实验测量的结果较为接近, 从而实现了空 预器漏风的在线.锅炉运行可控能损分析和煤耗分析 目前,锅炉的能损主要通过排烟损失 Q2、化学未完全燃烧损失 Q3、机械未完全燃烧损 失 Q4、散热损失 Q5 和其它损失 Q6(包括灰渣带走的物理热损失和冷却热损失)组成。其 中,散热损失 Q5 在机组设计好后就确定了,化学未完全燃烧损失 Q3 和其它损失 Q6 在固 体排渣煤粉炉中都比较小,变化也不大,一般可取一个定值。通常关心的是排烟损失 Q2 和 机械完全燃烧损失 Q4。机械未完全燃烧损失 Q4 主要决定于煤种和燃烧调整情况,在实际 运行中通过对飞灰含碳量的测量就可监测 Q4 的大小(本系统已设计了飞灰含碳量的软测量 模型) 。对于排烟损失 Q2,传统的能损分析方法只是简单地把它归结到排烟温度,但这有几 个不妥当的地方: (1) 影响排烟温度的因素很多,运行人员即使知道排烟温度很高,也不知道究◆▼竟是 什么原因造成了排烟温度升高,无法通过运行调整,减少排烟损失。 (2) 排烟损失中,运行人员不知道哪些是可以通过运行调整避免,哪些是不可避免 的,即无法判断排烟损失中的哪些部分是可控的。 (3) 还有一个重要的问题,就是空预器的漏风造成排烟温度的虚假降低。 针对这些问题,本系统将排烟损失的主要影响因素制成表格的形式,在实时计算中,除 了计算一个当前的热效率外, 还计算出每个影响因素与最佳运行值的偏差造成的锅炉效率降 低的份额,将这些偏差值和当前效率值相加,正好与设计值相当,误差很小,这就找到了造★△◁◁▽▼ 成能损的原因,以及损失中可以通过运行调整消除的份额。对于第三个问题,报告中前面提 到的回转式空预器漏风系数的计算模型可以消除空预器漏风造成排烟温度的虚假降低的影 响。 机组的煤耗分析是与可控能损分析结合在一起的。 以锅炉热效率小于设计值所造成的煤 耗(仅在热效率小于设计值时计算)为例,煤耗计算公式如下: D(i gr ? i gs ) ? 100000 1 1 B xl ? ? ( js ? sj ) y Qd N d ? gl ? gl (6) 上式中: D —锅炉的蒸气出力,kJ/kg —过热器出口蒸气焓,kJ/kg igr i gs —给水焓值,kJ/kg Qdy —煤的应用基低位发热量,kJ/kg N d —机组的发电功率 js —锅炉计算热效率,% ? gl sj —锅炉设计热效率,% ? gl B—煤耗,g/kwh 在分析出每个影响因素造成锅炉效率降低的份额后, 按照以上公式计算 (或稍有变动) , 即可得出相应的煤耗增量, 与能损分析结果▷•●列在同一个表格中, 以使运行人员对能损的分布 及可挖掘的潜力做到心中有数,尽可能通过运行调整◇…=▲去减小能损。 7.热工检测参数实时预处理和不可信测量参数的识别 针对电站锅炉 DAS 系统提供的热工参数波动大,易产生随机坏值的现象,基于误差计算 理论提出了一种方便、快捷的参数预处理的方法,并在#1、2 机组 300MW 锅炉运行性能在线 分析软件中得到成功应用。 DAS 系统提供的参数通常每数十秒一次,而建立在此基础上的在线监测系统以同样的频 率显示监测结果。 参数预处理的关键问题就是如何在不改变参数变化趋势的前提下, 消除坏 值并减小参数的波动, 而且必须考虑参数实时性和历史性的影响。 我们提出了 “剔除平移法” , 既消除了坏值的影响,又减少了参数的波动,具体步骤如下: 1) 从当前测量值时刻向前取连续 N 个时刻的已测量值 Xi, 2) 计算算术平均值 X X ? 3) 计算平方差δ 1 n ?X i ?1 n i (6) i ?i ? ( X i ? X )2 4) 计算标准差σ (7) ? ? ?? i ?1 n i n ?1 (8) 5) 将每个样本值与平均值相比较, i. 若差值小于 aσ ,暂不对它进行处理(a 为系数,根据实际情况自△▪▲□△定,一般取 1.5 a 3) ; ii. 若差值大于 aσ , 则剔除此值, 用一预测值代替; 当样本值大于 X 时, 用X + aσ 代替;反之,用 X - aσ 来代替。 6) 再次将这 N 个值求平均值 X 1; 7) 采集下一个值 X(i+1), 比较 X(i+1)与 X 1, 按步骤 5) 进行处理, 结果赋于 Y(i+1); 8) 设 Y(i+1)权重 W,计算 X(i+1); X(i+1)=Xpj1*(1-W)+Y(i+1)*W 9) 对每一个采集值重复步骤 1)~8),得系列新值 这样,既消除了坏值的影响,又减少了参数的波动,使得监测数据的可用性更好,与数 据的历史和未来趋势吻合较好,结果更加合理。 四 系统构成 (9) 每一次计算的流程如下图所示。 五 部分在线 锅炉效▼▼▽●▽●率曲线 锅炉效率的监测是锅炉性能在线监测中非常重要的一个内容。影响锅炉效率的因素很 多,如煤种,燃烧调整情况等,但是,在实际运行中,煤种的变化是不可控的。在正常操作 图 2 系统流程图 的情况下,对效率影响最大的◆●△▼●就是吹灰。如图 3 所示,大约 8:30 左右,开始吹灰,先吹炉 膛(约须 50 分钟) 。随着吹灰的进行,锅炉效率迅速提高,在 12:00 左右,也就是吹灰刚 刚完成时,达到效率的顶点。由图 3 可以看出,在此期间,锅炉效率由 89.8%上升到 90.6%, 约提高了 0.8%,这是一个巨大▲●…△的数字,对提高机组的经济性意义重大。 2. 炉膛受热面积灰结渣 图 4 炉膛出口烟温曲线 锅炉炉膛积灰结渣后,由于灰渣的传热系数远小于水冷壁,从而使炉膛传热系数减小, 炉内换热量减小,表现为炉膛出口烟温升高。炉膛吹灰,炉内换热量迅速增加,炉膛出口温 度也相应降低。由图 4 可以看出,在吹灰之前,随炉内积灰结渣程度的加重,炉膛出口烟温 逐渐升高,吹灰后,迅速降低,前后变化达到 100 度以上。可以预见,其必将对后面的对流 受热面的传热造成很大的影响,从而影响主汽温度、再热汽温等重要运行参数。因此,监测 炉膛积灰结渣情况,即时、合理地吹灰,对保证机组运行的安全性、经济性具有重要意义。 3. 对流过热器积灰结渣 图 5 高过洁净因子曲线 以高温对流过热器为例。 高温对流过热器布置在水平烟道高温烟气处, 其受热面的传热 情况对主汽温度有重要影响。在吹灰之前,受热面积灰程度逐▲=○▼渐增大,洁净因子缓慢减小, 大约在 9:30 左右,吹灰程序开始吹扫高过,洁净因子迅速增加,由图 3 也可看出,此时锅 炉效率也在持续增加。由于高过传热面积较小,很快吹扫完毕,其后洁净因子又缓慢下降, 直至下一次吹灰。如图 5 所示,监测结果与理论分析完全一致。 在分析受热面的洁净因子时,有一个重要的影响因素不能忽略,这就是负荷的变化。通 常,负荷的改变会影响工质和烟气参数,造成洁净因子的虚假变化。本系统充分考虑了这一 影响因素, 在计算各受热面的洁净因子时, 凡是根据计算标准取的经验值和根据设计说明书 取的设计值, 都考虑了在不同的负荷情况下的应取不同的值, 有的还拟合成了二维曲线的形 式,方便了计算。图 6 是负荷的变化曲线 时,发生了两次 较大的变负荷,但对洁净因子的计算几乎没有任何影响(见图 5) 。 图 6 主蒸汽流量曲线 其它如高、低温再热器、低温过热器等对流受热面,洁净因子变化情况基本相同,只是 在吹灰时间上稍有先后,不再赘述。 4. 回转式空气预热器积灰 图 7 空预器洁净因子曲线 空气预热器积灰结渣的判断存在较大的困难, 虽然也有一些文献提出了计算模型, 但这 些模型过于复杂,不利于在线监测。我们提出了回转式空气预热器折算压差的概念,运用空 气预热器折算压差实现了空气预热器积灰状态的在线监测, 取得了良好的效果, 可以及时指 导操作人员, 避免因过频的投入吹灰而引起的能量损耗及过少的吹灰造成的空气预热器二次 燃烧。 空预器的吹灰和其它受热面不太一样, 在锅炉的吹灰程序启动后, 首先吹空预器一次 (防 止在吹灰过程中空预器积灰过重) ,在吹扫完其它受热面后,再吹空预器一次,完成整个吹 灰过程。从图 7 可以看出,在吹灰过程的后半段,空预器洁净因子下降很快,这是由于在吹 扫低过、低再、省煤器时,吹下来的灰重新积在空预器上,造成空预器传热系数急剧下降造 成的。这充分说明了,在考虑优化吹灰时,不能仅仅只考虑一个受热面的洁净情况,还要考 虑它们之间的相互影响,应从系统的角度去看问题,确定合理的吹灰时间和吹灰顺序。而第 二次吹灰前,空预器的洁净因子值已经很小,也充分证明了吹两遍空预器的必要性。 5. 受热面吹灰对减温水等运行参数的影响 受热面吹灰不仅影响受热面的传热系数,改变烟气和工质之间的传热量,而且改变了主 蒸汽温度等重要的运行参数,从而间接改变了过热减温水流量、再热减温水流量、烟气挡板 开度等参数。通过对这些参数随吹灰进程变化的研究,找出其中的规律,以指导现场操作人 员,在启动吹灰程序后,应如何调☆△◆▲■整运行参数,或做好调整这些参数的准备。以过热减温水 流量为例,炉膛吹灰时,炉内传热量增大,炉膛出口烟温升高,对流受热面换热量减小,主 蒸汽温度降低,因此,需要减小过热喷水量,以保持主蒸汽温度在正常的范围内;当屏过、 高过等对流受热面吹灰时,对流换热量增加,主汽温度将升高,这时,又需要增加减温水量 来降低主汽温度。如图 10 所示。 六 结论及展望 本系统以电站锅炉整体及局部能量和质量平衡原理为基础, 在线监测和处理机组运行参 数,实时计算和分析锅炉的经济与安全性能指标,预测锅炉故障等,为锅炉机组运行提供动 态优化管理。 在建立模型的过程中, 碰到了许多前人没有解决或解决得不好的问题, 如空预器漏风率 的在线计算及飞灰含碳量的软测量等,并大胆作了创新,经实践检验,达到了预期效果。 本系统经过阳光发电有限责任公司#2 机组的在线运行,取得了初步的成功。它分析了 能损的分布,指出了降低各项损失,提高效率的挖潜方向;◁☆●•○△通过监测受热面积灰结渣情况, 指导运行人员提高吹灰的的合理性; 并且由于其实用性强, 能够应用于四角切圆燃烧煤粉炉、 “W”型火焰煤粉炉、循环流化床煤粉炉等,操作简单、方便,适合大范围推广。

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