Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара

Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Ссылка на сопутствующую заявку

В настоящей заявке испрашивается приоритет по предварительной заявке 61184136, поданной 4 июня 2009 г., и по предварительной заявке 61244278, поданной 21 сентября 2008 г. содержание которых полностью включено в настоящее описание путем отсылки.

Область изобретения

Настоящее изобретение относится к способу определения выбросов диоксида углерода из систем для генерации пара, используемых для нагрева рабочей текучей среды.

Вместе с ростом обеспокоенности выбросами парниковых газов, и в частности диоксида углерода, растет потребность в как можно более точном определении количественных параметров таких выбросов, чтобы можно было направить усилия на борьбу с ними в конкретные области. Одним способом уменьшения количества парниковых газов является усовершенствование существующих технологий, чтобы они стали более эффективными. Однако даже лучшие из усовершенствований существующих технологий в лучшем случае могут привести к уменьшению выбросов парниковых газов на величину порядка пары процентов. Поэтому важно, чтобы способы, применяющиеся для измерения такого уменьшения выбросов, были достаточно точными, что позволило бы точно документировать такие уменьшения. Если методология, используемая для определения и документирования таких усовершенствований, имеет высокую погрешность, ценность таких усовершенствований почти наверняка будет утеряна.

Существующие технологии основаны либо на измерении расхода диоксида углерода и топочного газа в дымовой трубе, либо на расчете количества диоксида углерода с использованием данных о расходе топлива и содержании углерода в топливе. В обоих случаях измерения расхода дают существенную погрешность, по существу составляющую более приблизительно 7% от рассчитанного количества диоксида углерода в выбросах. Это особенно справедливо для твердого топлива, например угля. Такая большая погрешность становится еще более проблематичной, когда разница используется для определения изменений выбросов диоксида углерода.

В публикации US № 2007/0184566 на имя Wang раскрывается оперативный способ мониторинга характеристик конвертора. Способ заключается в отслеживании состава топлива в реальном масштабе времени путем измерения рабочих данных конвертора и содержит следующие этапы, на которых: определяют состав реагентов и количество переменных; определяют состав топлива и количество его переменных; определяют состав незаконченных продуктов и количество их переменных; находят отношение между составом топлива и теплотворной способностью; создают систему уравнений, содержащих состав топлива, состав реагентов и полученные композиции в соответствии с отношением энергетического баланса и баланса материала в процессе сгорания; создают данные условия для независимых отношений переменных в указанной системе уравнений; измеряют рабочие данные парообразователя и присваивают значения переменным в системе уравнений; и находят решение системы уравнений и получают данные мониторинга конвертора в реальном масштабе времени. Согласно способу непосредственно измеряют диоксид углерода, диоксид серы и/или оксид углерода в потоке топочного газа или топлива и используют эти величины в различных отношениях для определения количества летучего вещества и количества связанного углерода в топливе.

Basu et al. в Главе 3 издания Boilers and Burners, Springer Verlag, 2000, также описывают способ оценки кпд различных котлов. В этом источнике также приводится прямой способ измерения диоксида углерода в потоке топочного газа и используются измерения для расчета кпд парообразователя.

Поэтому имеется потребность в способе, который позволит точно измерять количество диоксида углерода, выделяющегося в процессе горения. Лишь после точного количественного определения выбросов парниковых газов можно будет определить реальную эффективность различных способов уменьшения выбросов таких газов.

Краткое описание изобретения

Предлагается способ, при котором измеряют первую энергию питательной воды, поступающей в систему генерации пара; измеряют вторую энергию пара, выходящего из системы генерации пара; вычисляют разность между первой энергией и второй энергией для определения полной энергии, поглощенной системой генерации пара; делят полную энергию, поглощенную системой генерации пара, на кпд системы генерации пара для определения количества теплоты, поданной на систему генерации пара; и определяют выбросы углерода по теплоте, поданной на систему генерации пара.

Также предлагается способ, при котором рассчитывают полную энергию, поглощенную рабочей текучей средой в парообразователе, при ее переходе из одного состояния в другое; делят полную энергию, поглощенную парообразователем, на кпд парообразователя для определения количества теплоты, поданной на парообразователь, и определяют выбросы углерода по теплоте, поданной на парообразователь.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 - иллюстративное изображение парообразователя, используемого для генерации пара;

Фиг. 2 - графическое представление пределов погрешности для способа энергетического баланса, прямого способа и способа CEMS (система непрерывного контроля газовых выбросов).

Фиг. 3 еще одно графическое представление пределов погрешности для способа энергетического баланса, прямого способа и способа CEMS.

Подробное описание

Следует понимать, что хотя в настоящем описании для описания различных элементов, компонентов, областей, слоев и/или секций могут использоваться такие термины, как "первый", "второй", "третий" и т.п., эти элементы, компоненты, области, слои и/или секции не должны ограничиваться этими терминами. Эти термины используются только для того, чтобы отличить один элемент, компонент, область, слой или секцию от другого элемента, компонента, области, слоя или секции. Так, первый элемент, компонент, область, слой или секция из описанных ниже может быть назван вторым элементом, компонентом, областью, слоем или секцией без выхода из объема настоящего изобретения. В настоящем описании термин "и/или" включает любые и все комбинации из одной или более из соответствующих перечисленных позиций.

Терминология, используемая в настоящем описании, предназначена только для описания конкретных вариантов и не является ограничивающей. В настоящем описании единственное число существительных включает также и множественное число, если контекст явно не требует иного. Далее, следует понимать, что термины "содержит" и/или "содержащий" или "включает" и/или "включающий", при использовании в настоящем описании, указывают на присутствие перечисленных признаков, областей, целых, этапов, операций, элементов и/или компонентов, но не исключает наличие или добавление одного или более из других признаков, областей, целых, этапов, операций, элементов, компонентов и/или их групп.

Если не указано иное, все термины (включая технические и научные), используемые в настоящем описании, имеют значение, общепринятое среди специалистов в области, к которой относится изобретение. Далее, следует понимать, что термины, которым дано определение в общедоступных словарях, следует толковать как имеющие значение, не противоречащее их значению в контексте области, к которой относится определение, и не должны толковаться в идеализированном или чрезмерно формальном смысле, если в настоящем описании явно не указано иное.

В настоящем описании раскрывается способ, позволяющий точно оценить количество диоксида углерода, выбрасываемое из системы генерации пара. В одном варианте способ содержит этапы, на которых измеряют полную энергию, поглощенную рабочей текучей средой в системе генерации пара, и делят эту полную поглощенную энергию на кпд системы генерации пара для получения общего количества подведенной теплоты. Затем по общему количеству подведенной теплоты можно определить выбросы углерода.

Рабочая текучая среда может включать воду, аммиак и т.п. В одном варианте рабочей текучей средой является вода. В иллюстративном варианте способ содержит этапы, на которых измеряют первую энергию питательной воды, которая подается в систему генерации пара (например, на впускных отверстиях для питательной воды), и вторую энергию пара или горячей воды, которая выходит из системы генерации пара в разных точках (например, на выпускных отверстиях для пара), и вычитают первую энергию из второй энергии для получения "поглощенной энергии" в системе генерации пара. Затем поглощенную энергию делят на кпд системы генерации пара для получения количества теплоты на входе. Количество теплоты на входе затем используют для расчета массы диоксида углерода, выбрасываемого в окружающую среду.

Этот способ именуется способом энергетического баланса, поскольку в нем не измеряется непосредственно подача углеродсодержащих веществ в систему генерации пара, а производится оценка выбросов углерода по расходу рабочей текучей среды в систему генерации пара и из нее. Поскольку температуру и давление рабочей текучей среды можно измерить с более высокой точностью, чем вес топлива, сжигаемого в системе генерации пара, или количество топочных газов, генерируемых системой генерации пара, этот способ является более точным.

Способ энергетического баланса или способ потерь тепла называется так потому, что он определяет выбросы углерода по разнице между энергией питательной воды и энергией пара (когда рабочей жидкостью является вода) и кпд системы генерации пара, и не измеряет непосредственно ни подачу топлива, ни выход газообразных продуктов горения. Способ энергетического баланса можно с высокой точностью использовать для определения выбросов углерода в парогенераторах, работающих на нефти и газе, на угольной пыли, в парогенераторах с циркулирующим псевдоожиженным слоем, в парогенераторах, работающих на угле для механических топок, в парогенераторах со стационарным псевдоожиженным слоем и т.п. Иллюстративной системой генерации пара в вышеописанных парогенераторах является парообразователь. Топливом, используемым в системах генерации пара, может быть уголь, угольная пыль, газолин, сырая нефть, дизельное топливо и т.п. Этот способ отличается от других способов подобного характера для оперативных или онлайновых измерений тем, что включает воздухонагреватель, и тем, что измеряет содержание кислорода в топочном газе и температуру топочного газа на решетке на выходе воздухонагревателя. Это повышает точность способа и позволяет непрерывно определять кпд.

На фиг. 1 представлен иллюстративный вид парообразователя 10 в системе 100 генерации пара. Система 100 генерации пара далее будет именоваться системой 100 парообразователя. Система 100 генерации пара состоит из системы подачи воздуха, системы подачи топлива, системы отвода топочного газа и пароводяной системы. Система подачи воздуха состоит из системы впускных каналов, которая содержит нагнетатели 30, подогреватели 32, 34 воздуха, и воздушную камеру и горелки 36. Эта система впускных каналов далее содержит подогреватель 32 воздуха, который нагревает воздух перед его подачей на основной подогреватель 34, который нагревает воздух перед подачей его в топливную систему (мельницы), воздушную камеру и горелки 36.

Воздушная камера и горелки 36 являются частью парообразователя 10, имеющего газонепроницаемый кожух, в котором сжигается топливо. Парообразователь 10 содержит топочные экраны 18, где вода превращается в пар. Пароводяная система содержит трубы и поверхности теплопереноса, используемые для переноса теплоты от сжигаемого топлива и воздуха в воду и пар. Питательная вода поступает в пароводяную систему через экономайзер 12, который нагревает питательную воду и направляет ее на паровой барабан 14, где она смешивается с водой, циркулирующей по топочным экранам 18. В топочных экранах вода циркулирует либо естественным образом, либо с помощью циркуляционного насоса 16, пока достаточное количество энергии не преобразует ее в пар. Этот водяной пар выходит из парового барабана и направляется в первичный пароперегреватель 20, а затем - в конечный пароперегреватель 22. Эти пароперегреватели повышают температуру пара выше температуры насыщения, перед тем как пар выйдет из парообразователя и поступит на паровую турбину для генерации энергии или в технологический процесс для выполнения полезной работы.

Для управления температурой пара и предотвращения перегрева металлических компонентов системы применяют пароохладитель, который иногда называют терморегулятором. В этом случае в пароохладителе распыляют воду для охлаждения пара за счет испарения воды. Водяную пыль впрыскивают во вторичный пароперегреватель 22, в то же время отбирая из пароперегревателя 22 основной пар. Пар из парообразователя также транспортируют на барабан 24, где используют в качестве вспомогательного пара. Воду можно отводить продувкой при необходимости, чтобы повысить качество воды.

В случае парогенерирующей установки часть пара может возвращаться для подогрева и подаваться на паровую турбину. Участок подогрева пароводяной системы содержит поверхности 24 теплопереноса, используемые для повышения температуры пара перед подачей его на паровую турбину. Продукты горения, выходящие из экономайзера, называются топочными газами и поступают в систему отвода топочных газов. Система отвода топочных газов содержит систему управления качеством горячего воздуха (AQCS) и, если применимо, сторона отходящих газов подогревателя воздуха 34 содержит фильтр 40 твердых частиц и, возможно, дополнительное оборудование AQCS. Поэтому отходящие газы движутся через систему управления качеством горячего воздуха и фильтр 40 твердых частиц, после чего выпускаются в атмосферу по дымовой трубе 42. В некоторых конструкциях парообразователя для рециркуляции части топочных газов через топку для улучшения теплопереноса используют нагнетатель 38 рециркуляции газов.

Топливо (например, угольную пыль) и воздух подают в парообразователь 10 через горелки 36. Нефть и газ можно подавать в воздушную камеру через горелки 36 для облегчения воспламенения топлива или в качестве основного топлива. Топочные газы, генерируемые в парообразователе 10, используют для подогрева питательной воды и превращения ее в пар, который затем используют для привода электрогенератора. Затем топочные газы направляют в дымовую трубу 42 через воздухоподогреватель 34. Зола, образующаяся при сгорании топлива, удаляется со дна парообразователя 10. Зольная пыль, образующаяся в парообразователе 10, удаляется сажевым фильтром 40, расположенным или на горячей стороне воздухоподогревателя 34, или после воздухоподогревателя, как показано на чертежах. Зола из экономайзера также может удаляться, как показано на фиг. 1.

Как показано на фиг. 1, система 100 парообразователя содержит три основные системы: систему подачи воздуха и отвода топочных газов, систему подачи топлива и пароводяную систему. В системе подачи воздуха и отвода топочных газов, воздух всасывается в нагнетатель или нагнетатели 30, именуемые тягодутьевой установкой, и от нее направляется в систему входного воздуховода, который может направлять воздух на воздухоподогреватель 34. Воздух из воздухоподогревателя 34 или, если он отсутствует, напрямую подается в воздушную камеру и горелки 36, где он смешивается с топливом для сжигания в парообразователе 10. Топочный газ затем проходит по поверхностям теплообмена воздухоподогревателя 34 и на установку управления выбросами, после чего выпускается в атмосферу.

Топливная система зависит от типа топлива, используемого в системе парообразователя. Газообразное топливо требует самой простой системы, поскольку газ подается непосредственно в горелку. Нефтяные системы могут подогревать нефть для транспортировки и/или подогревать пар для распыления. Твердое топливо обычно сжигают в одной из трех конструкций - в механической топке или в системе с движущимся колосником, в псевдоожиженном слое или в форме угольной пыли. В системе, где используется угольная пыль, уголь измельчают в мелкодисперсный порошок в мельнице, в которую также подается горячий воздух для сушки угля и транспортировки его в горелку 36 и парообразователь 10 для сжигания. Температура воздуха, входящего в мельницу, регулируется путем смешивания горячего воздуха от воздухоподогревателя с не подогретым воздухом.

В пароводяной системе воду сначала нагревают в экономайзере 12, а затем подают в паровой барабан 14, где по топочным экранам обратно в паровой барабан циркулирует пароводяная смесь, при этом паровой барабан сепарирует пар от жидкости. Жидкость возвращается в топочные экраны 18, а пар направляется на первичный пароперегреватель 20 для переноса дополнительной теплоты. В парообразователях сверхкритического давления или в простых водонагревателях паровой барабан не применяется, поскольку отсутствует существенная разница в плотности между текучей средой на входе и на выходе. Пар от первичного пароперегревателя 20 направляют на другие пароперегревающие поверхности в зависимости от конструкции парообразователя. Во многих случаях для управления окончательной температурой пара используют пароохладитель (или регулятор температуры). В конструкциях некоторых устройств может использоваться более чем одна ступень охлаждения пара после перегрева. Во многих конструкциях котлов встроена секция повторного нагрева. Эта секция отбирает пар, использовавшийся в технологическом процессе, и подогревает его перед возвращением в процесс. Поверхности теплопереноса для повторного подогрева в потоке топочного газа чередуются с основными пароперегревателями.

Для того чтобы измерить выбросы углерода из парообразователя, желательно измерять температуру и давление пара. Поскольку температуру и давление пара можно измерить легко и точно, можно также точно определить энтальпию пара или воды. Массу и энтальпию пара в различных точках от парообразователя можно измерять и использовать для определения энергии пара, используя равенство Q=MH, где М - масса; Н - удельная энтальпия. Определив разность между энергией пара в разных точках от парообразователя и энергией питательной воды на входе в парообразователь, можно определить энергию, поглощенную паром и водой. Кпд парообразователя определяют по энергии, поглощенной паром и водой, деленной на теплоту, полученную сжиганием топлива в парообразователе. Поэтому, разделив энергию пара и воды на кпд парообразователя, можно оценить подводимую в парообразователь теплоту. Подводимую в парообразователь теплоту можно использовать для оценки выбросов углерода.

Далее будет приведено большое количество уравнений. Эти уравнения используются для определения выбросов углерода на основе разницы в энергии между паром и питательной водой. Нижеприведенная таблица обозначений будет полезна для определения значения различных терминов, используемых в этих уравнениях. Как будет показано в нижеследующих уравнениях, есть несколько обозначений, которые соединены друг с другом. Значение таких комбинированных терминов можно оценить по Таблице 1.

Таблица 1
Термин	Описание	Термин	Описание
A	Воздух	Mp	Массовый процент
Ad	Дополнительный	Mq	Масса в фунтах на БТЕ
Ap	Зольник	MS	Основной пар
AsF	Зола в топливе	MS spray	Аэрозоль основного пара
Bd/bd	Обдувочный пар	Mw	Молекулярный вес
BLR	Парообразователь	NF	Азот в топливе
C/Cr	Углерод	OF	Кислород в топливе
Cb	Сгорание	Pr	Распыление отходов
Cb	Сгоревший углерод	Q	Энергия
CF	Углерод в топливе	R	Отходы
C FA	Углерод в зольной пыли	r	Показатель
Cl	Кальцинация	Re	Начало отсчета
CR	Топливо в отходах
Cr	Измененный	RH	Вновь подогретый пар
D	Сухой	Rs	Остаток
DA	Сухой воздух	Rs	Поток утилизации
DPc	Сухие продукты горения	Ry	Утилизированный
DR	Сухие отходы	Sb	Сорбент
DvpO 2	Сухое процентное содержание кислорода по объему	Sb/SB/sb	Пар обдувки сажи
Em	Выбросы	Slf	Сульфатация
En	Вход	SF	Сера в топливе
F	Топливо	Th	Теоретический
FA	Зольная пыль	Ub	Не сгоревший
Fg	Топочный газ	V az	Скорость воздуха у поверхности
Fr/fr	Фракция	VpO 2	Процентное содержание кислорода на основе мокрого объема
FW	Питательная вода	W	Мокрый
H	Энтальпия	WA	Влажный воздух
Hc	Углеводороды	WPc	Мокрые продукты горения
H 2 OF	Вода в топливе	Wv	Водяной пар
HF/H 2 F	Водород в топливе	X	Избыток
HHV	Высшая теплотворная способность	z	Идентификатор положения
Hrk
L	Потери	η	кпд
Lv	Выход
M	Масса
Me	Масса выбросов на кВт
Mte	Масса выбросов на тонну в час
Mn	Среднее
Mo	Моль

Энергия Q_MS, поглощенная основным паром, определяется уравнением (1):

(1)

где M _FW - масса питательной воды, M _SB - масса пара обдувки сажи, M _Bd - масса сдуваемого материала, M _Aux - масса вспомогательного пара, H _MS - энтальпия основного пара, H _FW - энтальпия питательной воды. Масса питательной воды является первичным результатом измерений от приборов станции, который подтверждается сравнением с потоком конденсата, по энергетическому балансу вокруг воздухоотделителя. Массовый поток пара обдувки сажи и потока вспомогательного пара, если они применяются, являются вторичными потоками, где точность может быть менее критичной для общей точности способа.

Поток выдуваемого материала, если он применяется, также имеет вторичное значение, и его можно оценивать путем открывания клапана и по проточным характеристикам клапана. Энтальпия пара или воды определяются по таблицам пара ASME, на основании измеренной температуры и/или давления. Энтальпия выдуваемого материала основана на насыщенной жидкости при давлении в барабане, а если в цикле применяется охладитель выдуваемого материала, то используют выход из охладителя, когда он выводится из цикла.

Энергия, поглощенная паром обдувки сажи, определяется уравнением (2):

(2)

где M _SB и H _FW определены выше, а H _SB - энтальпия пара для обдувки сажи. Энергия поглощенная обдувочным паром определяется управлением (3):

(3)

где M _Bd и H _FW определены выше; а H _bd - энтальпия обдувочного пара. Энергия, поглощенная любым вспомогательным паром, определена уравнением (4):

(4)

где M _AUX и H _FW определены выше, а H _AUX - энтальпия вспомогательного пара. Энергия, поглощенная аэрозолями в основном паре, определяется управлением (5):

(5)

где QrMSspray и MrMSspray - показатель энергии аэрозоля в основном паре и показатель массы аэрозоля в основном паре соответственно. H _MS - определено выше, а H _MSspray - энтальпия аэрозоля основного пара. Энергия, поглощенная повторно нагретым паром, определяется уравнением (6):

(6)

где QrRH и MrCRH - показатель энергии и показатель массы повторно подогретого пара, соответственно, а H _HRH и H _CRH - энтальпия горячего повторно подогретого пара и холодного повторно подогретого пара, соответственно. Показатель массы холодного повторно подогретого пара CRH определяют по массовому потоку основного пара MrMS минус оценочный показатель утечки в турбине высокоэффективной турбины и любой отбор из турбины или выхлопа перед повторным введением в парообразователь. Отбор на подогреватели питательной воды рассчитывается по тепловому балансу вокруг нагревателя. Тепловой баланс вокруг нагревателя существует, когда количество энергии, отдаваемое паром в отборе, равно количеству энергии, поглощенной питательной водой. Энергия, поглощенная аэрозолями в повторно нагретом паре, определяется уравнением (7):

(7)

где QrHspray и MrRHspray - показатель энтальпии и показатель массы для аэрозоля в повторного подогретом паре, а H _HRH и HRH _{RHspray -} энтальпия горячего повторно подогретого пара и энтальпия аэрозоля в подогретом паре, соответственно.

Общая энергия, поглощенная в парообразователе, может быть рассчитана по уравнению (8), где энергии по уравнениям (1)-(7) суммируются. Уравнения (5)-(7) нормализованы для удаления показателей.

(8)

где Q _MS, Q _MSspray, Q _Bd, Q _SB, Q _AUX, Q _RH и Q _RHspray имеют значения, определенные выше. После определения полной энергии, поглощенной парообразователем, и определения кпд парообразователя по методу энергетического баланса ASME PTC 4-2008, с помощью отношений, показанных в уравнениях (9) или (10), можно определить теплоту, подводимую в парообразователь:

(9)

(10)

где Q _FIRED в уравнении (10) - это Подводимая Теплота в уравнении (9); Q _BLR в уравнении (10) - это Поглощенная Энергия в уравнении (9); а η _BLR в уравнении (10) - это кпд Парообразователя в уравнении (9). Как указано выше, кпд парообразователя можно рассчитать, используя методологию расчетов "Правила проведения испытаний для определения рабочих характеристик" Американского общества инженеров-механиков 4-2008 (ASME PTC 4-2008). Эта методология будет подробно описана ниже.

Знание количества подведенной теплоты можно использовать для определения выбросов углерода на основе веса диоксида углерода на миллион британских тепловых единиц (далее - БТЕ) и подводимой теплоты от сгоревшего топлива. Выбросы углерода можно определить по уравнениям (11), (12) и (13):

фунтов диоксида углерода на миллион БТЕ (11)

фунтов диоксида углерода на кВт (12)

тонн диоксида углерода в час (13)

где MqCO ₂ , MeCO ₂ и MteCO ₂ - масса диоксида углерода в фунтах на БТЕ, масса выбросов диоксида на киловатт и масса выбросов диоксида углерода в час, соответственно, MFrCF - массовая доля углерода в топливе, MqCO ₂ - масса диоксида углерода в фунтах на БТЕ, а MW _CO2 - молекулярный вес диоксида углерода, соответственно, MW _C - молекулярный вес углерода, а Q_{FIRED -} теплота, подводимая в систему генерации пара. Другие выбросы можно оценить таким же способом, как и выбросы углерода, используя уравнения (14) и (15):

фунтов Ем/кВт (14)

Ем тонн/ч (15)

где MeEm и MteEm представляют массу выбросов на киловатт и массу выбросов на тонну в час, соответственно, и где Q _FIRED имеет значение, определенное выше. В одном варианте уравнения (14) и (15) можно использовать для оценки количества оксидов азота, диоксида серы, оксида углерода и других выбросов.

Поток топлива в парообразователь можно определить по уравнению (15а):

тонн в час (15а)

ASME PTC 4-2008 ("Правила проведения испытаний для определения рабочих характеристик" для огневых парогенераторов Американского общества инженеров-механиков) является стандартом Американского национального института стандартов (ANSI) для определения кпд парогенераторов. Этот стандарт определяет кпд как "термический кпд" и содержит методологию для определения кпд парообразователя или парогенератора в соответствии с определением для различных конструкций парогенераторов. Методология далее использует два способа определения кпд, способ подвода/отвода и способ энергетического баланса. ASME определяет термический кпд как коэффициент выхода химической энергии в топливе, выход определен как энергия, полученная рабочей текучей средой, которая не была получена в границах парогенератора.

Методология, описанная в этом патенте, использует выход, как определено в ASME PTC 4 (2008), деленный на кпд для определения химической энергии (теплоты), получаемой при сгорании топлива. Методология ASME PTC 4 (2008) предназначена для испытаний на гарантированный кпд с использованием тестовых приборов и отбора образцов топлива и золы во время испытаний. Расчеты и вычисления, описанные в настоящем документе, проводятся в соответствии с этой методологией, за исключением того, что в них введены некоторые изменения, чтобы оперативно в реальном масштабе времени определять кпд и выход. Испытания в соответствии с этими правилами проводятся для получения результата с уровнем погрешности приблизительно 0,5%. Методология, описанная в настоящей заявке на патент, в качестве основы для расчетов использует периодически отбираемые пробы топлива и золы.

Поскольку эти пробы отбираются не во время расчета, в результаты вычислений вносится дополнительная погрешность. Во многих случаях эта погрешность минимальна, поскольку уголь поступает из одного источника. Промышленный опыт и опубликованные отчеты показывают, что это вносит ошибку в величину подводимой теплоты не превышающую 0,1%. Не сгоревший углерод проявляет себя и как углерод в золе, и как концентрация оксида углерода (СО) в топочном газе. В большинстве установок периодически измеряют содержание углерода в золе, поскольку этот показатель является индикатором износа пылеугольных мельниц. В установках обычно измеряют содержание оксида углерода как загрязняющего вещества. Параметр механического недожога топлива не превышает 1%, и поэтому изменения этих параметров по существу оказывают влияние на величину подводимой теплоты менее 0,1%, даже если их величина меняется более чем на 10%. Поэтому периодичность отбора проб топлива и золы и ведение базы данных результатов анализов могут дать высокую точность в определении подводимой теплоты. Такие исторические данные затем можно использовать для анализа, дающего в результате наименьшую погрешность. Такой анализ проводится не только на основе "как получено", но и на основе содержания влаги и отсутствия золы. Данные о влажности и отсутствию золы в этом случае могут обновляться чаще проводимым анализом.

В этой методологии также используется анализ топлива и углерода в потоках золы и в топочном газе в форме оксида углерода для определения количества сожженного углерода. Он также может использоваться для определения теоретически необходимого количества воздуха для полного сгорания и скорректированного теоретически необходимого количества воздуха при использовании стехиометрических расчетов. Эти расчеты проводятся либо в форме фунты на миллион БТЕ (т.е. фунтов углерода или воздуха на миллион произведенных БТЕ (британская тепловая единица)), или в форме фунтов на фунт топлива (т.е. фунтов углерода или воздуха на фунт использованного топлива). Большинство потерь определяют в процентах на фунт топлива (потери в БТЕ/HHV). Некоторые потери определяют на основе общих потерь в БТЕ и пересчитывают в проценты на фунт топлива путем деления начальной оценки потока на теплотворную способность. При определении потерь используют начальную оценку потока топлива и проводят перерасчет, когда будет определен кпд.

Для использования методологии ASME PCT 4 для определения кпд парообразователя желательно оценивать различные факторы. Эти факторы, перечисленные ниже, требуют проведения полного анализа угля (т.е. определения массового процента основных составляющих угля, таких как углерод, водород, азот, кислород, сера, влага и зола), экспресс-анализа угля (т.е. определения связанного углерода, летучего вещества, влаги, золы и высшей теплотворной способности), расчета мокрых и сухих продуктов горения, определения уровня избытка воздуха при использовании топочного газа как на входе, так и на выходе воздухоподогревателя, расчета продуктов горения и состава топочного газа и на входе, и на выходе воздухоподогревателя, определения энтальпии и расчета температуры топочного газа выходящего из воздухоподогревателя, скорректированного, помимо прочего, на отсутствие потерь. Пробы золы или отходов парогенератора анализируют на содержание углерода в золе. Альтернативно, на многих установках для оценки содержания углерода в золе используется процедура определения потерь при сжигании.

Полный анализ угля и анализ золы позволяют определить содержание топлива в сухих отходах, определить количество сгоревшего углерода, определить теоретическое количество воздуха, необходимое для полного сгорания, и теоретическое количество воздуха, необходимое для полного сгорания с поправкой на сгоревший углерод.

Полный анализ угля и анализ золы позволяет использовать следующие уравнения (16)-(23):

(16)

где CR - содержание топлива в отходах, MpFA - процентное отношение золы к зольной пыли (т.е. массовое процентное содержание золы); MpC _FA - массовый процент углерода в зольной пыли; MpBA - массовый процент зольного остатка, и MpC _BA - массовый процент углерода в зольном остатке. В уравнении (16) "Mp" означает "массовый процент" соответствующей составляющей или продукта, которому в этой записи он предшествует. Следует отметить, что в уравнение (16) могут быть включены дополнительные источники золы путем учета содержания в них углерода и части собираемого потока золы. Распределение золы в установке оценивают по существу на основании конструкции установки. Для установок, сжигающих угольную пыль, поскольку топливо, подаваемое в топку, является мелкодисперсным, предполагается, что 80% золы выходит из топки в форме зольной пыли, а 20% золы падает на под. Поскольку большая часть золы, которая падает на под, является результатом обдувки сажи с топочных экранов, в этой золе часто бывает мало углерода, и поскольку отбор таких проб часто бывает очень трудным (а иногда - невозможным), это дает основание предположить, что содержание углерода невелико. Периодически можно отбирать пробы золы и анализировать на содержание углерода. Эту информацию можно хранить в базе данных. Последние результаты анализа проб можно использовать для последующих расчетов. Хранение и анализ трендов в такой информации на только дает информацию для онлайновой системы, но и помогает найти ошибочные или не репрезентативные пробы.

Сухие отходы, которыми являются зола, полученная из топлива, и не сгоревший углерод оцениваются с помощью уравнения (17), сгоревший углерод - с помощью уравнения (18), теоретическое количество воздуха, необходимое для полного сгорания топлива, - с помощью уравнений (19) и (20), а теоретическое количество воздуха для сгоревшего углерода - в уравнениях (21)-(23). Сухие отходы: