引言锅炉效率的实时计算值目前主要取自安全仪表系统(SIS)，在实际应用中存在一些不足[1-3]。一方面，电厂各煤种存在煤质差异，受掺烧场地、掺配方案合理性等因素影响，燃煤掺配、掺烧的均匀性很难得到有效控制，规律性难以挖掘，入炉煤质及飞灰炉渣化验结果存在一定程度的滞后，每天仅录入SIS一次。因此，目前对煤质的处理无法满足对锅炉效率越来越高的实时性及准确性要求。另一方面，SIS中的锅炉效率计算大多采用《电站锅炉性能试验规程》（GB/T 10184—2015）正反平衡方法得到[4]，该标准基于锅炉输入输出能量平衡原理，主要适用于锅炉稳态过程。但火电站机组运行过程中有许多不确定因素，如外界环境因素，管理员会根据外界环境的变化对给煤量、送风量进行调整，使锅炉系统很难长时间达到稳定运行状态，如果不对这些动态过程加以考虑，其计算结果必然与实际存在差距。文中主要针对以上问题，对锅炉效率反平衡计算进行改进优化。1反平衡计算原理及测点选择1.1反平衡计算模型根据《电站锅炉性能试验规程》（GB/T 10184—2015），反平衡锅炉热效率η为：η=1-q2+q3+q4+q5+q6 (1)式中：η——锅炉热效率，%；q2——排烟热损失率，%；q3——可燃气体不完全燃烧热损失率，%；q4——固体不完全燃烧热损失率，%；q5——散热损失率，%；q6——灰渣（包括炉渣、飞灰）物理热损失率，%。排烟热损失q2为：q2=Q2,gy+Q2,sQr (2)式中：Q2,gy——单位质量燃料燃烧产生的干烟气带走的热量，kJ/kg；Q2,s——单位质量燃料燃烧产生的烟气中所含水蒸气带走的热量，kJ/kg；Qr——单位质量燃料燃烧提供给锅炉的热量，kJ/kg，一般情况下近似为煤质热值，即燃料收到的基低位发热量。可燃气体未完全燃烧热损失q3主要指CO未完全燃烧热损失，电站锅炉排烟中CO含量很少，故可认为q3等于零。固体未完全燃烧热损失q4为：q4=Qcmlzwc,lzQr (3)式中：Qc——碳的热值，取33 727 kJ/kg；mlz——单位质量燃料燃烧产生的炉渣质量，kg/kg；wc,lz——炉渣中碳的质量分数，%。散热损失q5为：q5=memsq5,e (4)式中：me、ms——分别为锅炉的额定蒸发量、实际蒸发量，t/h；q5,e——额定蒸发量下的散热损失率，%。灰渣物理热损失q6为：q6=whQrwlztlz-t0clz1-wc,lz+wfhtpy-t0cfh1-wc,fh (5)式中：wh——燃料中灰分的质量分数，%；wlz、wfh——分别为炉渣、飞灰中灰分占燃料总灰分的质量分数，%；tlz为炉渣温度，℃；clz、cfh——分别为炉渣、飞灰的比热容，kJ/(kg⋅K)；wc,fh——飞灰中碳的质量分数，%。其他具体变量公式参考文献[5]至文献[7]。1.2锅炉效率测点选择基于锅炉效率反平衡计算原理以及现场实际数据，锅炉效率反平衡涉及实际测点如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.004.T001表1锅炉效率反平衡涉及实际测点源点名类型描述Pub1_qLwCoalAr1float燃料收到基低位发热量Pub1_percMsfloat燃料收到基水分含量全水分Pub1_Madfloat空气干燥基水分Pub1_Aadfloat空气干燥基灰分Pub1_percSlagfloat炉渣占燃煤总灰量的质量含量百分比Pub1_percCSlagfloat炉渣中含碳量Pub1_percFAshfloat飞灰灰量占燃煤总灰量的质量含量百分比Pub1_percCFAshfloat飞灰含碳量Pub1_percOFlueGastfloat空预器出口烟气含氧量Pub1_tFlueGasfloat排烟温度Pub1_tFidclfloat送风温度Pub1_Vadfloat空气干燥基挥发分Pub1_hmdtAirAbsfloat空气绝对湿度Pub1_evaBlrRatedfloat锅炉额定蒸发量Pub1_wMnStmRTfloat主蒸汽流量Pub1_tSlagfloat炉渣温度Per1_shSlagfloat炉渣比热容Per1_shFAshfloat飞灰比热容Per1_shHO2float水蒸气平均定压比热容Per1_shDFlueGasfloat干烟气平均定压比热容Per1_coK2Blrfloat系数K2Per1_coK1Blrfloat系数K12稳态工况识别火电站机组运行的过程中，管理员会根据外界环境因素等不确定因素[8]的变化对给煤量、送风量进行调整。因此，在锅炉运行过程中，数据常常会出现跳变，为了更准确地计算锅炉效率，需要筛选稳定时段数据进行研究。根据能源局发布的《火力发电机组煤耗在线计算导则》[9]附录表中说明，机组稳定性判断参数如表2所示。将实时数据按照时间序列以5 min为一个判别时段，针对每个时段内数据，分别计算机组发电功率、主给水流量、主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度的最大值、最小值以及变化幅度，若每个变量的变化幅度均在上述设定的阈值范围之内，则判定该时段为稳态时段，否则为非稳态时段。机组稳态工况识别逻辑流程如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.004.T002表2机组稳定性判断参数项目变化幅度机组发电功率/(%/5 min)1.5主给水流量/(%/5 min)2.5主蒸汽压力/(MPa/5 min)0.6主蒸汽温度/(℃/5 min)5.0再热蒸汽温度/(℃/5 min)5.010.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.004.F001图1机组稳态工况识别逻辑流程3煤质在线识别煤质变化对锅炉制粉、燃烧、风烟、汽水等系统都会产生影响，目前煤质热值测量主要依赖于离线式的人工测量及手工填报，获得测量结果的时间滞后于当前实际入炉煤时间。为了更加准确地计算锅炉效率，可对火电厂煤质热值数据（即燃料收到基低位发热量）进行在线实时计算[10]。锅炉热平衡说明如图2所示。入炉煤热值以锅炉能量平衡和热平衡原理为依据，利用燃料总热量和给煤量之比计算。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.004.F002图2锅炉热平衡说明煤质热值Qnet,ar为：Qnet,ar=k×Q1+Q2100-q3-q4-q5-q6 (6)式中，Qnet,ar——燃料煤质热值，kJ/kg；k——与效率相关的系数；Q1——锅炉输出热量，kJ/kg；Q2——排烟损失热量，kJ/kg；q3——可燃气体未完全燃烧热损失，燃煤锅炉的q3可取0或为负荷或主蒸汽流量的拟合曲线，%；q4——固体未完全燃烧热损失，一般为负荷或主蒸汽流量的拟合曲线，%；q5——散热损失，%；q6——灰渣物理热损失，一般为负荷或主蒸汽流量的拟合曲线，%。Q1=(Dgrhgr+Dzrhzr-Dgshgs-Dgjhgj-Dzjhzj-Dlzhlz)/BV+dQ1dt (7)式中：Dgr——锅炉主蒸汽流量，t/h；hgr——锅炉主蒸汽焓，kJ/kg；Dzr——锅炉再热蒸汽流量，t/h；hzr——锅炉再热蒸汽焓，kJ/kg；Dgs——锅炉给水流量，t/h；hgs——锅炉给水焓，kJ/kg；Dgj——过热器减温水流量，t/h；hgj——过热器减温水焓，kJ/kg；Dzj——再热器减温水流量，t/h；hzj——再热器减温水焓，kJ/kg；Dlz——锅炉冷再流量，t/h；hlz——锅炉冷再焓，kJ/kg；BV——总煤量，t/h；dQ1dt取3~5 min内热值的平均变化斜率。焓熵计算可通过水和蒸汽焓熵表得到各工质的焓值，焓值取决于工质的绝对压力和温度。工质的绝对压力可通过现场测得的表压力进行转换得到。Q2=1.071×(1.359 3+0.000 188t1)×(t1-t0)×Qa/BV (8)式中：Qa——总风量，t/h；t0——送风温度，℃；t1——排烟温度，℃。q5=5.82×ed-0.38×DedDgr (9)式中：Ded——锅炉额定蒸发量，t/h；Dgr——锅炉主蒸汽流量，t/h。Dgr=Dgs+Dgj-Dpw-Dlk (10)式中：Dpw——锅炉排污量，t/h；Dlk——系统不明泄漏量，t/h。Dzrs=Dgr-a1(Dgs×hf1-hf3hc2-hs2)b1+Dzj (11)式中：Dzrs——稳态锅炉再热蒸汽流量，t/h；hf1——1#高加出水焓，kJ/kg；hf3——3#高加出水焓，kJ/kg；hc2——2#高加进汽焓，kJ/kg；hs2——2#高加疏水焓，kJ/kg；a1、b1——拟合系数，初始推荐值为1.643 6、0.930 0。弗留格尔公式能够迅速反映再热蒸汽流量在动态时的变化特性，结合不同稳态工况点下稳态计算值，对动态锅炉再热蒸汽流量进行曲线拟合。Dzrns=a2(prztrz)b2 (12)式中：Dzrns——非稳态锅炉再热蒸汽流量，t/h；prz——汽机热再蒸汽压力，MPa；trz——汽机热再蒸汽温度，℃；a2、b2——拟合系数，初始推荐值为1.257 8、0.988 3。在线计算时，设计互补滤波器将稳态和动态计算公式在频域内所提供的准确信息进行融合，以此保证再热蒸汽流量的实时性和准确性。Dzr=(1-L)Dzrs+L×Dzrns (13)式中：L——低通滤波器系数，初始推荐值为1/(Ts+1)，1/Ts为滤波器带宽。4改进反平衡计算实现4.1改进的反平衡计算算法设计基于1.1反平衡计算模型，在测点选择、稳态工况以及煤质在线识别基础上实现改进的锅炉效率反平衡计算，改进的锅炉效率反平衡计算架构如图3所示。从Vestore数据库读取现场的排烟含氧量、排烟温度等DCS实时测点数据，飞灰含碳量、空气干燥基水分、空气干燥基灰分等人工录入的煤质数据以及飞灰比热容、K2、K1等常量值作为输入数据，进行数据清洗分类、煤质数据对齐、稳态时段判定、煤质低位热值在线识别等处理操作，使用反平衡计算公式计算锅炉热效率，输出锅炉燃烧各项热损失以及锅炉热效率。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.004.F003图3改进的锅炉效率反平衡计算架构煤质数据对齐步骤对输入测点中的空气干燥基挥发分、空气干燥基水分、空气干燥基灰分、基水分含量全水分、飞灰含碳量、炉渣含碳量等煤质数据进行补算。给煤皮带采样点到锅炉燃烧完成阶段需要一定的时间，因此人工录入的煤质数据存在一定的延迟，应根据电厂实际情况将上述煤质数据设置一定的偏移量进行数据对齐。以南宁数据为例，根据电厂专业工作人员的经验，将采样时间滞后2 h，再与当前时间进行对应。锅炉效率反平衡计算流程如图4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.004.F004图4锅炉效率反平衡计算流程4.2锅炉效率结果对比以南宁某电厂某台660 MW机组锅炉为计算对象，该锅炉为超临界参数、W型火焰燃烧、一次再热、平衡通风、单炉膛、固态排渣、露天布置、全钢构架、全悬吊结构、尾部双烟道、“Π”型直流锅炉。根据锅炉性能测定的原始数据，将改进的锅炉效率计算结果，与改进前现场的结果进行比较和分析。计算结果对比如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.004.T003表3计算结果对比项目改进前改进后排烟热损失q28.281 08.047 7可燃气体未完全燃烧热损失q300固体未完全燃烧热损失q40.761 70.205 4散热损失q50.658 20.658 0灰渣物理热损失q60.173 90.082 7锅炉热效率η90.125 291.006 2%由表3可知，改进后锅炉各项热损失有所降低，排烟热损失降低0.2%左右，固体未完全燃烧热损失降低0.5%左右，灰渣物理热损失降低0.1%左右，散热损失基本持平，锅炉热效率提升0.88%左右。因此，文中提出的改进锅炉效率反平衡计算方法对锅炉效率计算的实时性及准确性具有一定的积极影响。5结语研究主要针对锅炉效率反平衡计算进行改进优化。将现场的排烟含氧量、排烟温度等DCS实时测点数据，飞灰含碳量、空气干燥基水分、空气干燥基灰分等人工录入的煤质等数据以及飞灰比热容、K2、K1等常量值作为输入数据，进行数据清洗、数据对齐、稳态工况识别、煤质在线识别等改进处理操作，基于反平衡原理更加准确地计算锅炉燃烧各项热损失以及锅炉热效率，从而更加准确地评价电站锅炉运行状况，对火电机组的安全运行和节能降耗具有重要意义。