一种用于检测燃煤锅炉CO2排放量的热力系统和方法与流程

一种用于检测燃煤锅炉co2排放量的热力系统和方法
技术领域
1.本发明属于碳排放检测领域，特别涉及一种用于检测燃煤锅炉co2排放量的热力系统和方法。


背景技术：

2.随着工业化进程的推进，人类活动向大气中排放越来越多的温室气体，因此控制温室气体排放已经成为全球共识，全世界各国都在行动。
3.火电作为co2排放的第一大行业，其排放量差不多占到总排放量的40％，因此，对燃烧化石能源的火电厂进行碳减排将显得十分重要，开展节能减排和利用碳市场交易机制是未来火电应对气候变化进行转型发展的主要方式之一。
4.对于燃煤电厂，需要对其排放量进行检测和计量，同时生态环境部门根据行业基准线，对燃煤机组发放一定比例的免费配额，各燃煤电厂需要根据自身的排放量进行清缴履约，不足部分可以缴纳罚款或者通过碳市场进行购买从而落实其碳排放责任，多余的配额可以进行储存或者到碳市场上进行出售获取收益。在该过程中，对控排火电企业进行碳排放检测计量、定期报告和核查(mrv)显得十分必要，可以提升碳排放数据质量，并且防止发生数据偏差等其他问题。
5.目前，主要是按照发电企业温室气体排放核算方法与报告指南的要求，对各个燃煤机组的入炉煤质和入炉煤量进行检测计量，然后计算出一定时间内的机组co2排放量，然而该方式需要耗费大量的人力，定期对煤质进行化验分析，不仅成本高，而且存在着 mrv监控过程中数据质量不佳的难题，因此，探索在锅炉上安装在线检测设备，实时监控锅炉的co2排放浓度和排放总量，将成为未来的发展趋势。
6.现有技术中，对于燃煤锅炉co2排放量进行在线检测方法主要有三种：第一种直接在烟囱入口安装烟气在线连续检测装置(cems)，分别测量烟气流量和烟气中co2浓度，然后计算出燃煤机组的co2排放浓度和排放总量，烟气测量通常是采用差压式的流量测量装置测量烟气流速，根据检测截面积，然后计算出烟气流量，co2浓度测量是利用烟气对外抽吸取样，然后进行分析得到；第二种方式是利用已有的烟气在线连续检测装置(cems)，该装置通常安装在脱硫出口的净烟道上，可以检测除co2之外的其他成分，比如o2、so2、no
x
、h2o等，还同时可以检测烟气流量，作为环保检测装置，将这些数据检测分析后上传至环保监控平台，在此基础上，新增加co2测量模块，利用已有的烟气流量和气体分析装置，将取样得到的样品气体进行co2检测，可以得到对应的co2排放浓度，并利用已有的烟气流量数据可计算得到燃煤机组的co2排放量；第三种方式是采用软测量方法，利用锅炉正反平衡原理，在线检测计算出锅炉的反平衡效率，再根据锅炉的正平衡吸热量，计算出锅炉的燃煤消耗量和烟气量，再利用在线检测co2浓度装置，将计算得到co2的排放量。
7.现有技术存在缺点如下：对于第一种技术，需要重新安装烟气流量和烟气成分测量装置，分别对烟气流速和co2浓度进行测量，然后再计算得到co2的排放量，该方法在较大口径的烟道或者烟囱上安装烟气流速测量装置和co2浓度测量装置，由于烟气流动处于不
均匀状态，且存在着紊流和回流，并且随着锅炉负荷的变化，流场会发生很大的变化，因此测量装置上取样点的代表性存在很大的不确定性，测量结果不能满足所有运行工况，并且测量存在较大的偏差，尤其是流量偏差在
±
20％，无法满足碳排放量准确性要求，对于燃煤机组开展co2排放清缴履约存在较大影响，不符合碳排放数据管理质量监控要求，较大的测量误差影响了电厂的碳排放履约成本，不利于在行业内进行标准化推广。对于第二种技术，虽然简单易于实现，但是原来cems系统的安装位置和监控数据质量同样存在类似问题，尤其是原用于污染物排放监控的测量取样系统，对数据质量的要求不如co2排放监控要求高，电厂的so2、no
x
和粉尘浓度监控及总量数据偏差不会给电厂带来较大的经济利益偏差，与电厂入炉煤的元素成分关联不大，因此可通过行业内对比、单位排放强度对比及历史对比等方式防止发生数据篡改或者错误，利用该方法同样也存在着烟气流量测量时流场不均匀，随着锅炉负荷波动大等缺点，无法准确地测量出烟气流量，co2浓度测量也存在着取样点代表性差的问题，不能满足co2排放量的精准监控。对于第三种技术，需要分别检测锅炉正反平衡计算的热工参数，比如排烟温度、环境温度、飞灰和底渣含碳量、锅炉吸热量(省煤器、水冷壁、过热器和再热器)、入炉燃料的元素分析等参数，采用简化版的锅炉反平衡计算算法，求出锅炉效率和对应的烟气量，存在较多的在线参数测量过程中的不确定性，受制于多个参数的数据质量，因此，计算得到的烟气流量也存在较大的误差，并且锅炉在运行中，特别是升降负荷过程中的正反平衡计算时，容易发生较大的差异，导致计算出来的烟气流量与真实流量存在较大差异，对co2排放量的计算结果产生较大误差，很多文献也给出了支持向量机模型的多输入参数计算烟气流量方法，同样存在着负荷适应性差、入炉燃料变化时计算不准确等问题，采用软测量技术来计算co2排放量，其精度不能满足碳排放数据检测、报告和核证(mrv)要求。
8.因此，亟需提供一种用于检测燃煤锅炉co2排放量的热力系统和方法来克服上述缺陷中的至少一种。


技术实现要素：

9.针对上述问题，本发明的目的在于：提供一种用于检测燃煤锅炉co2排放量的热力系统和方法。
10.为了实现上述目的，本发明提供如下技术方案：
11.本发明公开了一种用于检测燃煤锅炉co2排放量的方法，具体步骤如下：
12.获取进出省煤器的给水参数，根据进出省煤器的给水参数计算出给水进入省煤器中加热的吸热量；
13.获取省煤器的入口烟气参数和省煤器的出口烟气参数，根据省煤器的入口烟气参数和省煤器的出口烟气参数，建立给水进入省煤器中加热的吸热量与烟气流量的关系式；
14.基于给水进入省煤器中加热的吸热量与烟气流量的关系式，计算得出烟气流量；
15.根据烟气流量计算得到燃煤锅炉的co2实时排放流量。
16.进一步地，所述进出省煤器的给水参数包括：进入省煤器的给水流量、省煤器出口给水单位质量焓和省煤器入口给水单位质量焓；
17.根据进出省煤器的给水参数计算出给水进入省煤器中加热的吸热量的具体过程如下：
18.通过检测进入省煤器管内的给水流量、压力和温度，根据进入省煤器管内的给水温度和压力计算出进入省煤器入口的给水单位质量焓；
19.进入省煤器的给水在烟气加热下，温度升高，对加热后的给水温度和压力分别进行检测，计算出省煤器出口的给水单位质量焓；
20.根据进入省煤器的给水流量、省煤器出口给水单位质量焓和省煤器入口给水单位质量焓计算出给水进入省煤器中加热的吸热量，具体计算公式如下：
21.q1＝m
fw
*(h
fw,out-h
fw,in
)
ꢀꢀꢀꢀ
(1)
22.其中，q1为给水进入省煤器中加热的吸热量，单位为kw；
23.m
fw
为进入省煤器的给水流量，单位为kg/s；
24.h
fw,out
为省煤器出口给水单位质量焓，单位为kj/kg；
25.h
fw,in
为省煤器入口给水单位质量焓，单位为kj/kg。
26.进一步地，所述入口烟气的参数包括入口烟气中的气体成分、飞灰浓度和烟气温度；所述出口烟气的参数包括出口烟气中的气体成分、飞灰浓度和烟气温度。
27.进一步地，根据省煤器的入口烟气参数和省煤器的出口烟气参数，建立烟气的放热量与烟气流量的关系式的具体过程如下：
28.s2.1获取入口烟气中的气体成分、飞灰浓度和烟气温度；
29.s2.2根据入口烟气中的气体成分、飞灰浓度和烟气温度计算省煤器入口烟气单位体积焓；
30.s2.3获取出口烟气中的气体成分、飞灰浓度和烟气温度；
31.s2.4根据出口烟气中的气体成分、飞灰浓度和烟气温度计算省煤器出口烟气单位体积焓；
32.s2.5根据省煤器入口烟气单位体积焓和省煤器出口烟气单位体积焓建立烟气的放热量与烟气流量的关系式；
33.s2.6根据给水进入省煤器中加热的吸热量等于烟气的放热量，得出给水进入省煤器中加热的吸热量与烟气流量的关系式。
34.进一步地，步骤s2.2中，根据入口烟气中的气体成分、飞灰浓度、烟气温度计算省煤器入口烟气单位体积焓的计算公式如下：
35.h
fg,in
＝(h(t1,n2)*γ
n2
h(t1,co2)*γ
co2
h(t1,o2)*γ
o2
h(t1,so2)*γ
so2
h(t1,no
x
)*γ
nox
h(t1,co)*γ
co
h(t1,h2o)*γ
h2o
) h(t1,ash)*c
ash
/1000
ꢀꢀꢀꢀ
(2)
36.步骤s2.4中，根据出口烟气中的气体成分、飞灰浓度和烟气温度计算省煤器出口烟气单位体积焓的计算公式如下：
37.h
fg,out
＝(h(t2,n2)*γ
n2
h(t2,co2)*γ
co2
h(t2,o2)*γ
o2
h(t2,so2)*γ
so2
h(t2,no
x
)*γ
nox
h(t2,co)*γ
co
h(t2,h2o)*γ
h2o
) h(t2,ash)*c
ash
/1000
ꢀꢀꢀꢀ
(3)
38.步骤s2.5中根据省煤器入口烟气单位体积焓和省煤器出口烟气单位体积焓建立烟气的放热量与烟气流量的关系式如下：
39.q2＝v*(h
fg,in-h
fg,out
)
ꢀꢀꢀꢀꢀ
(4)
40.步骤s2.6中根据给水进入省煤器中加热的吸热量等于烟气的放热量，得出给水进入省煤器中加热的吸热量与烟气流量的关系式如下：
41.q1＝q2＝v*(h
fg,in-h
fg,out
)
ꢀꢀꢀꢀꢀ
(5)
42.其中，q2为烟气的放热量，单位为kw；
43.v为烟气流量，单位为nm3/s；
44.h
fg,in
为省煤器(72)入口烟气单位体积焓，单位为kj/nm3；
45.h
fg,out
为省煤器(72)出口烟气单位体积焓，单位为kj/nm3；
46.t1为入口烟气的平均温度，单位为℃；t2为出口烟气的平均温度，单位为℃；
47.h(t1,n2)，h(t1,co2)，h(t1,o2)，h(t1,so2)，h(t1,no
x
)，h(t1,co)，h(t1,h2o)分别为n2、co2、o2、so2、no
x
、co、h2o在t1温度下的单位体积焓，单位为kj/nm3；
48.h(t2,n2)，h(t2,co2)，h(t2,o2)，h(t2,so2)，h(t2,no
x
)，h(t2,co)，h(t2,h2o)分别为n2、co2、o2、so2、no
x
、co、h2o在t2温度下的单位体积焓，单位为kj/nm3；
49.γ
n2
、γ
co2
、γ
o2
、γ
so2
、γ
nox
、γ
co
、γ
h2o
分别为省煤器换热区域内的烟气中n2、co2、 o2、so2、no
x
、co、h2o对应的体积含量百分率；
50.h(t1,ash)和h(t2,ash)分别为烟气中的飞灰在t1、t2温度下的单位质量焓，单位为 kj/kg；c
ash
为省煤器换热区域内的烟气中飞灰浓度，单位为g/nm3；
51.no
x
为no和no2的混合体。
52.进一步地，入口烟气的平均温度t1采用网格法测量，在入口烟道截面上布置多个烟气温度测量元件，多个烟气温度测量元件布置呈网格状，分别测量每个网格点区域的烟气温度，然后进行算数平均计算，计算公式如下：
[0053][0054]
其中，t
1i
为省煤器入口烟道测量截面上网格化温度测量元件的温度，单位为℃；n 为网格化测点个数；
[0055]
出口烟气的平均温度t2采用网格法测量，在出口烟道截面上布置多个烟气温度测量元件，多个烟气温度测量元件布置呈网格状，分别测量每个网格点区域的烟气温度，然后进行算数平均计算，计算公式如下：
[0056][0057]
其中，t
2i
为省煤器出口烟道测量截面上网格化温度测量元件的温度，单位为℃；n 为网格化测点个数。
[0058]
进一步地，基于给水进入省煤器中加热的吸热量与烟气流量的关系式，计算得出烟气流量的具体过程如下：
[0059]
由公式(1)、公式(4)和公式(5)得出：
[0060]
v＝q2/(h
fg,in-h
fg,out
)＝q1/(h
fg,in-h
fg,out
)＝m
fw
*(h
fw,out-h
fw,in
)/(h
fg,in-h
fg,out
)
ꢀꢀꢀ
(8)
[0061]
将公式(2)和公式(3)带入公式(8)，得到如下公式：
[0062]
v＝m
fw
*(h
fw,out-h
fw,in
)/[(h(t1,n2)*γ
n2
h(t1,co2)*γ
co2
h(t1,o2)*γ
o2
h(t1,so2)*γ
so2
h( t1,no
x
)*γ
nox
h(t1,co)*γ
co
h(t1,h2o)*γ
h2o
h(t1,ash)*c
ash
/1000)-(h(t2,n2)*γ
n2
h(t2, co2)*γ
co2
h(t2,o2)*γ
o2
h(t2,so2)*γ
so2
h(t2,no
x
)*γ
nox
h(t2,co)*γ
co
h(t2,h2o)*γ
h2o h(t2,ash)*c
ash
/1000)]
ꢀꢀꢀ
(9)
[0063]
化简后，可以得到：
[0064]
v＝m
fw
*(h
fw,out-h
fw,in
)/[(h(t1,n2)-h(t2,n2))*γ
n2
(h(t1,co2)-h(t2,co2))*γ
co2
(h(t1,o2)
‑ꢀ
(h(t2,o2))*γ
o2
(h(t1,so2)-h(t2,so2))*γ
so2
(h(t1,no
x
)-h(t1,no
x
))*γ
nox
(h(t1,co)-h(t1, co))*γ
co
(h(t1,h2o)-h(t2,h2o))*γ
h2o
(h(t1,ash)-h(t1,ash))*c
ash
/1000]
ꢀꢀꢀ
(10)
[0065]
利用公式(10)就可以实时计算出省煤器区域的烟气流量v。
[0066]
进一步地，根据烟气流量计算得到燃煤锅炉的co2实时排放流量的公式如下：
[0067]vco2
＝v*(γ
co2
γ
co
)
ꢀꢀꢀꢀꢀ
(11)
[0068]
其中，v
co2
为燃煤锅炉的co2实时排放体积流量，单位为nm3/s；
[0069]
换算为质量流量，则为：
[0070]mco2
＝v*(γ
co2
γ
co
)*44/22.4
ꢀꢀꢀꢀ
(12)
[0071]
其中，m
co2
为燃煤锅炉的co2实时排放质量流量，单位为kg/s。
[0072]
本发明还公开了一种用于检测燃煤锅炉co2排放量的系统，用于检测所述进出省煤器的给水参数和省煤器的入口烟气参数和省煤器的出口烟气参数，所述系统具体包括：除氧器、给水泵、高压加热器组、省煤器、入口给水参数测量装置、出口给水参数测量装置和烟气参数测量装置；
[0073]
其中，来自于除氧器中的热水在给水泵的增压下，先经过高压加热器组加热升高温度，然后经过入口给水参数测量装置后，进入到锅炉尾部烟道的流量检测区域中的省煤器内，给水在省煤器中被烟气加热升高温度后，离开省煤器进入出口给水参数测量装置；流量检测区域设有烟气参数测量装置，所述的烟气参数测量装置用于获取省煤器的入口烟气参数和省煤器的出口烟气参数。
[0074]
进一步地，一种用于检测燃煤锅炉co2排放量的系统，还包括汽包和水冷壁下集箱；
[0075]
其中，离开所述省煤器的高温给水进入到汽包或者水冷壁下集箱中；当锅炉为亚临界汽包锅炉时，省煤器出来的给水进入到汽包中，当锅炉为超临界直流锅炉时，省煤器出来的高温给水进入到水冷壁下集箱中。
[0076]
进一步地，所述入口给水参数测量装置包括入口给水温度测量装置、入口给水压力测量装置和入口给水流量测量装置；所述的出口给水参数测量装置包括出口给水温度测量装置、出口给水压力测量装置。
[0077]
进一步地，所述流量检测区域内包括省煤器、省煤器入口烟道和省煤器出口烟道，省煤器入口烟道位于上部，省煤器出口烟道位于下部，省煤器入口烟道处布置入口测温网格，省煤器出口烟道处设置出口测温网格和出口烟气取样网格，出口烟气取样网格布置在出口测温网格的上方或下方。
[0078]
进一步地，所述烟气参数测量装置包括入口测温装置、入口温度计量系统、出口测温装置和出口温度计量系统；
[0079]
所述入口测温装置，布置在入口测温网格上，将烟道内部所有的入口测温装置连接到位于烟道外部的入口温度计量系统上；
[0080]
所述出口测温装置布置在出口测温网格上，将烟道内部所有的出口测温装置连接到位于烟道外部的出口温度计量系统上。
[0081]
进一步地，所述烟气参数测量装置还包括出口烟气取样口、出口烟气取样预处理
系统和出口烟气分析系统；
[0082]
其中，所述的出口烟气取样口布置在出口烟气取样网格上，出口烟气取样口呈网格状布置，从各出口烟气取样口抽取的烟气，先经过出口烟气取样预处理系统的处理，然后送到出口烟气分析系统，对取样气体进行分析，分析其组成成分的体积含量百分率和飞灰浓度。
[0083]
进一步地，所述出口烟气取样口均倾斜朝下布置并且与烟道内的烟气流向之间角度为锐角。
[0084]
本发明的有益效果在于：
[0085]
本发明是利用传热学原理和热平衡原理，考虑某一受热面在锅炉尾部烟道内的吸热量，比如省煤器，通过测量工质侧(对于省煤器为给水侧)的压力、温度和流量变化，即可实时地计算出省煤器在尾部烟道区域的吸热量，该吸热量与烟气流经该区域时的放热量相等，可通过测量该区域的烟气成分及烟气温度变化，即可计算出烟气流量。根据烟道中检测出的co2浓度，即可实时计算出锅炉co2排放量。本发明可以克服已有三种技术方案的不足，间接测量烟气量解决了传统直接测量不准确的技术难题，满足锅炉在不同负荷运行阶段和燃烧不同燃料时的co2排放检测和总量计量，同时也避免了后续的烟气净化装置所带来的其他非化石能源燃烧所产生的co2排放，满足当前国家对火电行业碳排放计量和核算核查方面的技术标准要求，可以减少大量的入炉煤质取样和化验工作，降低运行管理成本，热力系统和检测装置简单直观，计量准确可靠，并且为全面在火电行业推广co2在线检测技术提供了新途径。其具体优点如下：
[0086]
1)通过测量省煤器换热量间接计算出尾部烟道的烟气流量，可以避免因测量烟气流速所带来的直接烟气流量测量误差。
[0087]
2)利用工质侧(给水)容易测量的热力参数(压力、温度和流量)，依据热力理论公式，可以实现省煤器换热量的实时测量，简单直观，不受锅炉运行负荷大小、烟气流场等因素影响。
[0088]
3)通过检测省煤器出入口截面的烟气温度，采用网格化的测量技术，将多点测出的温度进行算术平均，可以避免烟气温度场和流场不均匀所导致的测量截面温度偏差，降低计算误差。
[0089]
4)利用省煤器出口烟道的网格化烟气取样及成分系统，可以检测出整个烟气截面内的烟气成分，可以避免因烟气流场和不同成分浓度场不均匀所产生的成分偏差，提升计算精度。
[0090]
5)将间接测量计算出来的烟气流量与烟气中co2浓度进行相乘，即可计算得到实时的燃煤锅炉co2排放量，为燃煤机组开展碳排放在线检测提供新途径。
[0091]
6)该方法同样适用于检测低温过热器或者低温再热器前后前面烟道成分及温度，结合对应受热面的吸热量测量，通过本发明所提出的方法计算出燃煤锅炉的实时co2排放量。采用省煤器测量，热力检测系统简单，热工参数测量参数可利用已有装置，系统的改造工作量较小。
[0092]
7)可以准确地实时测量出燃煤锅炉的烟气流量和co2排放浓度及排放总量，作为机组在线监控co2的主要技术手段，符合当前国家对电力行业碳排放核算的要求，不受燃煤含硫量和脱硫系统的影响。
[0093]
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所指出的结构来实现和获得。
附图说明
[0094]
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0095]
图1示出了一种用于检测燃煤锅炉co2排放量的热力系统图；
[0096]
图2示出了锅炉尾部烟气流量检测示意图；
[0097]
图3示出了省煤器入口烟气温度测量截面示意图；
[0098]
图4示出了省煤器出口烟气温度测量截面示意图；
[0099]
图5示出了省煤器出口烟气成分测量截面示意图；
[0100]
图6示出了省煤器出口烟气成分取样示意图；
[0101]
图7示出了一种用于检测燃煤锅炉co2排放量的方法的流程图；
[0102]
附图标记中：1.除氧器；2.给水泵；3.高压加热器组；4.入口给水温度测量装置；5. 入口给水压力测量装置；6.入口给水流量测量装置；7.流量检测区域；8.出口给水温度测量装置；9.出口给水压力测量装置；10.汽包；11.水冷壁下集箱；71.省煤器入口烟道； 72.省煤器；73.省煤器出口烟道；71a.入口测温装置；71b.入口测温网格；71c.入口温度计量系统；73a.出口测温装置；73b.出口测温网格；73c.出口温度计量系统；74a.出口烟气取样口；74b.出口烟气取样网格；74c.出口烟气取样预处理系统；74d.出口烟气分析系统。
具体实施例
[0103]
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地说明，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0104]
本发明提供了一种用于检测燃煤锅炉co2排放量的热力系统和方法，通过检测省煤器72管内给水的吸热量，得到烟气在经过省煤器72区域的换热量，利用烟气经过省煤器72区域前后的烟气温度和烟气成分，计算出单位流量烟气焓降，再利用换热量计算出流经省煤器72区域的烟气流量，然后根据烟气成分中的co2浓度，计算出燃煤锅炉的实时co2排放浓度和排放量。基于该方法，也可以根据锅炉尾部烟道中的低温过热器或者低温再热器的换热量，先检测受热面内部工质在该区域的吸热量，再利用单位流量烟气经过该区域的焓降，计算出流经该区域的烟气流量，从而计算出燃煤锅炉的co2排放量。
[0105]
本发明以省煤器72为例，结合实施例1和实施例2进行详细说明其检测过程和计算方法。
[0106]
实施例1
[0107]
如图7所示：本发明公开了一种用于检测燃煤锅炉co2排放量的方法，具体步骤如
下：
[0108]
s1获取进出省煤器72的给水参数；据进出省煤器72的给水参数计算出给水进入省煤器72中加热的吸热量；
[0109]
具体地，进出省煤器72的给水参数包括：进入省煤器72的给水流量、省煤器72 出口给水单位质量焓和省煤器72入口给水单位质量焓；
[0110]
根据进出省煤器72的给水参数计算出给水进入省煤器72中加热的吸热量的具体过程如下：
[0111]
s1.1通过检测进入省煤器72管内的给水流量、压力和温度，根据进入省煤器72管内的给水温度和压力计算出进入省煤器72入口的给水单位质量焓；
[0112]
s1.2进入省煤器72的给水在烟气加热下，温度升高，对加热后的给水温度和压力分别进行检测，根据压力和温度计算出省煤器72出口的给水单位质量焓；
[0113]
s1.3根据进入省煤器72的给水流量、省煤器72出口给水单位质量焓和省煤器72 入口给水单位质量焓计算出给水进入省煤器72中加热的吸热量，具体计算公式如下：
[0114]
q1＝m
fw
*(h
fw,out-h
fw,in
)
ꢀꢀꢀꢀ
(1)
[0115]
其中，q1为给水进入省煤器72中加热的吸热量，单位为kw；
[0116]mfw
为进入省煤器72的给水流量，单位为kg/s；
[0117]hfw,out
为省煤器72出口给水单位质量焓，单位为kj/kg；
[0118]hfw,in
为省煤器72入口给水单位质量焓，单位为kj/kg。
[0119]hfw,out
和h
fw,in
只与给水对应状态下的压力和温度有关，与其他热力参数无关，只要分别测出省煤器72出口和入口的给水温度、给水压力，就能计算出对应状态下的给水单位质量焓。
[0120]
s2获取省煤器72的入口烟气参数和省煤器72的出口烟气参数，根据省煤器72的入口烟气参数和省煤器72的出口烟气参数，建立给水进入省煤器72中加热的吸热量与烟气流量的关系式；
[0121]
具体地，入口烟气的参数包括入口烟气中的气体成分、飞灰浓度和烟气温度；出口烟气的参数包括出口烟气中的气体成分、飞灰浓度和烟气温度。
[0122]
根据省煤器72的入口烟气参数和省煤器72的出口烟气参数，建立烟气的放热量与烟气流量的关系式的具体过程如下：
[0123]
s2.1获取入口烟气中的气体成分、飞灰浓度、烟气温度；
[0124]
s2.2根据入口烟气中的气体成分、飞灰浓度、烟气温度计算省煤器72入口烟气单位体积焓，具体计算公式如下：
[0125]hfg,in
＝(h(t1,n2)*γ
n2
h(t1,co2)*γ
co2
h(t1,o2)*γ
o2
h(t1,so2)*γ
so2
h(t1,no
x
)*γ
nox
h(t1,co)*γ
co
h(t1,h2o)*γ
h2o
) h(t1,ash)*c
ash
/1000；
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(2)
[0126]
s2.3获取出口烟气中的气体成分、飞灰浓度、烟气温度；
[0127]
s2.4根据出口烟气中的气体成分、飞灰浓度、烟气温度计算省煤器72出口烟气单位体积焓，具体计算公式如下：
[0128]hfg,out
＝(h(t2,n2)*γ
n2
h(t2,co2)*γ
co2
h(t2,o2)*γ
o2
h(t2,so2)*γ
so2
h(t2,no
x
)*γ
nox
h(t2,co)*γ
co
h(t2,h2o)*γ
h2o
) h(t2,ash)*c
ash
/1000
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(3)
[0129]
s2.5根据省煤器72入口烟气单位体积焓和省煤器72出口烟气单位体积焓建立烟
气的放热量与烟气流量的关系式，具体如下：
[0130]
q2＝v*(h
fg,in-h
fg,out
)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(4)
[0131]
s2.6根据给水进入省煤器72中加热的吸热量等于烟气的放热量，得出给水进入省煤器72中加热的吸热量与烟气流量的关系式，具体如下：
[0132]
q1＝q2＝v*(h
fg,in-h
fg,out
)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(5)
[0133]
其中，q2为烟气的放热量，单位为kw；
[0134]
v为烟气流量，单位为nm3/s；
[0135]hfg,in
为省煤器72入口烟气单位体积焓，单位为kj/nm3；
[0136]hfg,out
为省煤器72出口烟气单位体积焓，单位为kj/nm3；
[0137]
t1为入口烟气的平均温度，单位为℃；t2为出口烟气的平均温度，单位为℃；
[0138]
h(t1,n2)，h(t1,co2)，h(t1,o2)，h(t1,so2)，h(t1,no
x
)，h(t1,co)，h(t1,h2o)分别为n2、co2、o2、so2、no
x
、co、h2o在t1温度下的单位体积焓，单位为kj/nm3；
[0139]
h(t2,n2)，h(t2,co2)，h(t2,o2)，h(t2,so2)，h(t2,no
x
)，h(t2,co)，h(t2,h2o)分别为n2、co2、o2、so2、no
x
、co、h2o在t2温度下的单位体积焓，单位为kj/nm3；
[0140]
γ
n2
、γ
co2
、γ
o2
、γ
so2
、γ
nox
、γ
co
、γ
h2o
分别为省煤器72换热区域内的烟气中n2、 co2、o2、so2、no
x
、co、h2o对应的体积含量百分率。
[0141]
h(t1,ash)和h(t2,ash)分别为烟气中的飞灰在t1、t2温度下的单位质量焓，单位为 kj/kg；c
ash
为省煤器72换热区域内的烟气中飞灰浓度，单位为g/nm3；
[0142]
no
x
为no和no2的混合体。
[0143]
从以上公式中可以看出：h
fg,in
只与烟气中的气体成分和飞灰浓度及烟气温度有关，与其他热工参数无关，同样，h
fg,out
也只与烟气中的气体成分和飞灰浓度及烟气温度有关，与其他热工参数无关。
[0144]
为了更加准确地测量出整个烟道横截面内的烟气平均温度，采用网格法进行测量，具体地，入口烟气的平均温度t1采用网格法测量，在入口烟道截面上布置多个烟气温度测量元件，多个烟气温度测量元件布置呈网格状，分别测量每个网格点区域的烟气温度，然后进行算数平均计算，计算公式如下：
[0145][0146]
其中，t
1i
为省煤器72入口烟道测量截面上网格化温度测量元件的温度，单位为℃； n为网格化测点个数；
[0147]
出口烟气的平均温度t2采用网格法测量，在出口烟道截面上布置多个烟气温度测量元件，多个烟气温度测量元件布置呈网格状，分别测量每个网格点区域的烟气温度，然后进行算数平均计算，计算公式如下：
[0148][0149]
其中，t
2i
为省煤器72出口烟道测量截面上网格化温度测量元件的温度，单位为℃；n为网格化测点个数。
[0150]
s3基于给水进入省煤器72中加热的吸热量与烟气流量的关系式，计算得出烟气流
量；
[0151]
具体地，由公式(1)、公式(4)和公式(5)得出：
[0152]
v＝q2/(h
fg,in-h
fg,out
)＝q1/(h
fg,in-h
fg,out
)＝m
fw
*(h
fw,out-h
fw,in
)/(h
fg,in-h
fg,out
)
ꢀꢀꢀ
(8)
[0153]
将公式(2)和公式(3)带入公式(8)，得到如下公式：
[0154]
v＝m
fw
*(h
fw,out-h
fw,in
)/[(h(t1,n2)*γ
n2
h(t1,co2)*γ
co2
h(t1,o2)*γ
o2
h(t1,so2)*γ
so2
h( t1,no
x
)*γ
nox
h(t1,co)*γ
co
h(t1,h2o)*γ
h2o
h(t1,ash)*c
ash
/1000)-(h(t2,n2)*γ
n2
h(t2, co2)*γ
co2
h(t2,o2)*γ
o2
h(t2,so2)*γ
so2
h(t2,no
x
)*γ
nox
h(t2,co)*γ
co
h(t2,h2o)*γ
h2o h(t2,ash)*c
ash
/1000)]
ꢀꢀꢀꢀ
(9)
[0155]
化简后，可以得到：
[0156]
v＝m
fw
*(h
fw,out-h
fw,in
)/[(h(t1,n2)-h(t2,n2))*γ
n2
(h(t1,co2)-h(t2,co2))*γ
co2
(h(t1,o2)
‑ꢀ
(h(t2,o2))*γ
o2
(h(t1,so2)-h(t2,so2))*γ
so2
(h(t1,no
x
)-h(t1,no
x
))*γ
nox
(h(t1,co)-h(t1, co))*γ
co
(h(t1,h2o)-h(t2,h2o))*γ
h2o
(h(t1,ash)-h(t1,ash))*c
ash
/1000]
ꢀꢀꢀꢀꢀ
(10)
[0157]
利用公式(10)就可以实时计算出省煤器72区域的烟气流量v。
[0158]
s4根据烟气流量计算得到燃煤锅炉的co2实时排放流量；
[0159]
具体地，根据烟气流量计算得到燃煤锅炉的co2实时排放流量的公式如下：
[0160]vco2
＝v*(γ
co2
γ
co
)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(11)
[0161]
其中，v
co2
为燃煤锅炉的co2实时排放体积流量，单位为nm3/s；
[0162]
换算为质量流量，则为：
[0163]mco2
＝v*(γ
co2
γ
co
)*44/22.4
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(12)
[0164]
其中，m
co2
为燃煤锅炉的co2实时排放质量流量，单位为kg/s。
[0165]
从以上内容可以看出：对于上述公式(1)-(12)，只要检测出给水流量，省煤器72出入口给水温度和压力，省煤器72前后烟道中的烟气温度和成分及飞灰浓度，即可实时计算出锅炉的烟气流量和co2排放量，实现对燃煤机组的co2在线实时监控和计量。
[0166]
实施例2
[0167]
如图1所示：本发明还公开了一种用于检测燃煤锅炉co2排放量的系统，用于实施例1中进出省煤器72的给水参数和省煤器72的入口烟气参数和省煤器72的出口烟气参数，所述系统具体包括：除氧器1、给水泵2、高压加热器组3、省煤器72、入口给水参数测量装置(具体地，入口给水参数测量装置包括入口给水温度测量装置4、入口给水压力测量装置5和入口给水流量测量装置6)、出口给水参数测量装置(具体地，出口给水参数测量装置包括出口给水温度测量装置8、出口给水压力测量装置9)和烟气参数测量装置；
[0168]
其中，来自于除氧器1中的热水在给水泵2的增压下，先经过高压加热器组3加热升高温度，然后经过入口给水参数测量装置(依次经过入口给水温度测量装置4、入口给水压力测量装置5和入口给水流量测量装置6)后，进入到锅炉尾部烟道的流量检测区域7中的省煤器72内，给水在省煤器72中被烟气加热升高温度后，离开省煤器72 进入出口给水参数测量装置；流量检测区域7设有烟气参数测量装置，所述的烟气参数测量装置用于获取省煤器72的入口烟气参数和省煤器72的出口烟气参数。
[0169]
优选地，所述系统还包括汽包10和水冷壁下集箱11，
[0170]
其中，离开所述省煤器72的高温给水进入到汽包10或者水冷壁下集箱11中；给水
的去向取决于锅炉形式和参数，当锅炉为亚临界汽包锅炉时，省煤器72出来的给水进入到汽包10中，当锅炉为超临界直流锅炉时，省煤器72出来的高温给水进入到水冷壁下集箱11中。
[0171]
具体地，如图2所示：所述流量检测区域7内包括省煤器72、省煤器入口烟道71 和省煤器出口烟道73，省煤器入口烟道71位于上部，省煤器出口烟道73位于下部，省煤器入口烟道71处布置入口测温网格71b，省煤器出口烟道73处设置出口测温网格73b 和出口烟气取样网格74b，出口烟气取样网格74b布置在出口测温网格73b的上方或下方。
[0172]
所述烟气参数测量装置包括入口测温装置71a、入口温度计量系统71c、出口测温装置73a和出口温度计量系统73c；所述入口测温装置71a，布置在入口测温网格71b 上，将烟道内部所有的入口测温装置71a连接到位于烟道外部的入口温度计量系统71c 上，如图3所示；所述出口测温装置73a布置在出口测温网格73b上，将烟道内部所有的出口测温装置73a连接到位于烟道外部的出口温度计量系统73c上，如图4所示。
[0173]
所述烟气参数测量装置还包括出口烟气取样口74a、出口烟气取样预处理系统74c 和出口烟气分析系统74d；其中，所述的出口烟气取样口74a布置在出口烟气取样网格 74b上，出口烟气取样口74a呈网格状布置，从各出口烟气取样口74a抽取的烟气，先经过出口烟气取样预处理系统74c的处理，然后送到出口烟气分析系统74d，对取样气体进行分析，分析其组成成分的体积含量百分率和飞灰浓度，如图5所示。
[0174]
优选地，如图6所示：所述的出口烟气取样口74a均倾斜朝下布置并且与烟道内的烟气流向之间角度为锐角，出口烟气取样口74a倾斜设置的好处在于：保证烟气正常对外抽取时，里面沉积的飞灰，可以自动落下，防止发生堵塞。与烟气流向呈锐角，可以防止烟道中的飞灰突然下落淹没出口烟气取样口74a。
[0175]
将本实施例测量得到的热工参数带入到计算公式(1)-(12)中，即可计算出燃煤锅炉的烟气流量及对应的co2排放量，可以对燃煤锅炉进行co2排放的监控和计量。
[0176]
尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。