Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара

Авторы патента:


Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара
Способ определения выбросов диоксида углерода из систем генерации пара

 


Владельцы патента RU 2541678:

АЛЬСТОМ ТЕКНОЛОДЖИ ЛТД (CH)

Изобретение относится к способу определения выбросов диоксида углерода из систем для генерации пара, используемых для нагрева рабочей текучей среды. Способ определения выбросов углерода из системы генерации пара содержит этапы, на которых измеряют первую энергию питательной воды на входе в систему генерации пара и измеряют вторую энергию пара, выходящего из системы генерации пара. Первую энергию вычитают из второй энергии для определения полной энергии, поглощенной системой генерации пара. Полную энергию, поглощенную системой генерации пара, делят на кпд для определения подводимой теплоты к системе генерации пара. Подводимую теплоту используют для определения выбросов углерода из системы генерации пара. Изобретение направлено на усовершенствование способа определения выбросов диоксида углерода. 31 з.п. ф-лы, 3 табл., 3 ил.

 

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 QMS, 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 QFIRED - 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:

(17)

где DR - сухие отходы, MpAsF - массовый процент золы в топливе, а CR - определено в уравнении (16) выше. Если применимо, в вышеприведенном уравнении для нахождения общего количества сухих отходов используют твердый осадок, возникающий в результате реакции известняка в псевдоожиженном слое с SO2. Методология по РТС 4 включена путем отсылки.

Массовый процент сгоревшего углерода равен:

(18)

где MpCb - массовый процент сгоревшего углерода, MpCF - массовый процент углерода в топливе, DR и CR - определены выше.

Теоретическое количество воздуха, необходимое для полного сгорания топлива можно определить по уравнениям (19), (19а) и (20):

(19)

(19а)

где MFrThA - масса теоретического количества воздуха, необходимого для полного сгорания топлива в фунтах воздуха на фунт сухого топлива, в уравнении (19а) MFrThAcr - масса теоретического количества воздуха, необходимого для полного сгорания топлива в фунтах воздуха на фунт мокрого топлива, MpH 2 F - массовый процент водорода, MpSF - массовый процент серы, и MpO 2 F - массовый процент кислорода.

(20)

где MqThAf - масса теоретического количества воздуха, необходимого для полного сгорания топлива в фунтах на БТЕ на фунт топлива, MFrThA - масса теоретического количества воздуха, необходимого для полного сгорания топлива в фунтах на БТЕ, а HHV - высшая теплотворная способность в БТЕ.

Масса теоретического количества воздуха, необходимого для полного сгорания топлива в фунтах с учетом сгоревшего углерода, определяется по формуле (21):

(21)

где MFrThACr - масса теоретического количества воздуха, необходимого для полного сгорания топлива в фунтах, с учетом сгоревшего углерода, в фунтах на фунт топлива; где MFrSc - массовая доля поглощенной серы (которая по существу равна нулю для установок без псевдоожиженного слоя) и где MpCb, MpH 2 F, MpSF и MpO 2 F определены выше. Уравнение (21) может иметь вид уравнений (22) и (23):

в фунтах на БТЕ (22)

в молях на массу топлива (23)

где MqThACr и MoThACr представляют массу в фунтах на БТЕ и молях для теоретического количества воздуха, необходимого для полного сжигания топлива с учетом сгоревшего углерода.

Теоретическое количество воздуха, необходимое для полного сгорания топлива, в фунтах на миллион БТЕ является хорошим показателем качества полного анализа топлива. Для всех битуминозных углей теоретическое количество воздуха, необходимое для полного сгорания мокрого топлива (19а), следует принимать за 765 фунтов на миллион БТЕ +/- 2,6% (20 фунтов на миллион БТЕ). Таким образом, независимо от того, как изменяется качество угля, если не используется уголь другого типа, максимальным изменением является +/- 2,6%, и крайне маловероятно, что изменения охватят диапазон от полубитуминозного западного угля до битуминозного восточного угля, даже если установка закупает уголь на спот-рынке.

Мокрые и сухие продукты горения оценивают с помощью уравнений (24), (25) и (26). Моли сухих продуктов можно оценить по уравнению (24):

(24)

где MoDPc - количество молей сухого продукта, MpCb, MFrSc и MpSF определены выше, MpNf - массовый процент азота в топливе и MoCO 2 Sb - количество молей диоксида углерода в сорбенте.

Количество молей влаги на моль сухого воздуха оценивается по уравнению (25):

(25)

где MoWA представляет моли влаги и где MFrWA - удельная влажность в фунтах воды на фунт сухого воздуха. Количество молей мокрых продуктов горения можно определить по уравнению (26):

(26)

где MoWPc - представляет количество молей мокрых продуктов горения, MoDPc, MpH 2 F и MFrWA определены выше. MpWF и MoWSb - массовый процент питательной воды и моли воды в обдувочном паре, соответственно.

Уровень избыточного воздуха определяют, используя измеренное процентное содержание кислорода в топочном газе на входе и на выходе воздухоподогревателя. Оно определяется по уравнениям (27) и (28) соответственно.

(27)

где DVpO 2 - процентное содержание кислорода по сухому объему, а Mb представляет количество молей вещества, в записи которого он является префиксом, MoDPc и MoThACr - количество молей сухих продуктов и количество молей теоретического количества воздуха, необходимого для полного сгорания топлива, с учетом сгоревшего углерода. Избыток воздуха основан на мокром объеме кислорода, как показано уравнением (28):

(28)

где VpO 2 - процентное содержание кислорода на основе мокрого объема.

Продукты горения и состав топочного газа на входе и на выходе воздухоподогревателя определяют с помощью стехиометрических расчетов, приведенных ниже. Показатель z обозначает информацию, специфичную для конкретного положения. Разница в составе является результатом утечки воздуха из входа высокого давления на выход низкого давления.

Сухой воздух, входящий в парообразователь перед положением z, оценивают с помощью следующих уравнений (29)-(42)

фунтов на БТЕ (29)

где Mq представляет массу в фунтах на БТЕ, MqDAz представляет массу в фунтах на БТЕ сухого воздуха в положении z, MqThACr - масса в фунтах на БТЕ теоретического количества воздуха, необходимого для полного сгорания топлива в фунтах на фунт топлива, и XpAz - избыток воздуха по мокрому объему кислорода в положении z.

фунтов на фунт топлива (30)

Влажный воздух, входящий в парообразователь, перед положением z определяется уравнениями (31) и (32).

фунтов на БТЕ (31)

фунтов на фунт топлива (32)

где MqAz, MFrWA, MqDAz, и MFrDAz определены выше.

Влажный газ из топлива можно определить по уравнению (33):

фунтов на БТЕ (33)

где MqFgF - масса в фунтах на БТЕ влажного газа в топливе, MpAsF - массовый процент золы в топливе, MpUbC - массовый процент не сгоревшего углерода, MFrSc - массовая доля поглощенной серы, MpSF - массовый процент серы в топливе.

Влагу, образуемую водой в топливе, можно оценить с помощью уравнения (34)

фунтов на БТЕ (34)

где MqWF - масса воды в топливе в фунтах на БТЕ, а MpWF - массовый процент воды в топливе.

Влагу от сжигания Н2 в топливе можно оценить с помощью уравнения (35):

фунтов на БТЕ (35)

где MqWH 2 F - масса в фунтах на БТЕ мокрого водорода в топливе, а MpH 2 F - массовый процент водорода в топливе.

Диоксид углерода из сорбента (если применимо, например, для установки типа CFB, можно оценить с помощью уравнения (36):

фунтов на БТЕ (36)

где MqCO 2 b и MFrCO 2 b - масса в фунтах на БТЕ диоксида углерода и теоретическая масса диоксида углерода, соответственно, из сорбента.

Воду из сорбента можно оценить по уравнению (37):

(37)

где MqWSb и MFrSb - масса в фунтах на БТЕ воды в сорбенте и массовая доля воды в сорбенте.

Дополнительная вода (от обдувки, распыленного пара и т.п., если применимо) оценивается с помощью уравнения (38):

(38)

где MFrWADz - массовая доля добавочной влаги на фунт сожженного топлива, MrStz - массовый расход добавочного пара/воды, и MrF - массовый расход топлива (оцененный изначально).

(39)

где MqWADz масса в фунтах на БТЕ добавочной влаги на фунт сожженного топлива.

Общее количество влаги в топливном газе определяется по уравнению (40), суммируя величины влаги, полученные с помощью вышеприведенных уравнений.

(40)

где MqWνF - масса водяного пара в топливе в фунтах на БТЕ. Водяной пар в топливе присутствует в газообразном топливе.

Общий вес влажного топочного газа в фунтах на БТЕ определяется по уравнению (41), где:

(41)

Поток топочного газа, выходящий из парообразователя, показан в уравнении (42). Вес сухого топочного газа, показанный ниже в уравнении (42), определяется вычитанием результата уравнения (40) из результата уравнения (41)

(42)

Энтальпию определяют, как показано ниже. Энтальпию определяют по единой корреляции для армии, ВМС, ВВС и НАСА (JANAF/NASA), описанной в публикации ASME PTC 4 2008. Для расчета кпд используют опорную температуру 77°F (25°С), как указано в ASME PTC 4 2008, и уравнения JANAF также приведены к температуре 77°F (25°C). Энтальпия для сухого топочного газа по ASME PTC 4 2008 может основываться на составе 15,3% СО2, 3,5% О2, 0,1% SO2 и 81,1% N2. Ошибки, вызванные отклонениями от этого состава при сжигании ископаемого топлива, незначительны, если уровень избыточного воздуха не превышает 300%. Способ, представленный в настоящем патенте, может использовать либо корреляцию ASME PTC 4, указанную выше, или корреляции, рассчитанные по индивидуальным компонентам топочного газа и объединенные по весовому составу. Для нестандартных видов топлива следует использовать способ отдельных компонентов с объединением по весу.

Энтальпия, для водяного пара определяется уравнением (43):

(43)

где HWν - энтальпия водяного пара, а Т - температура в градусах Кельвина.

Энтальпия пара и воды определяется по уравнениям (44) и (45):

(44)

(45)

где HSt - энтальпия пара, а HW - энтальпия воды.

Энтальпия отходов определяется уравнением (46):

(46)

где HRs - энтальпия отходов.

Энтальпия сухого топочного газа определена ниже в уравнении (47)

(47)

где HDFg - энтальпия сухого топочного газа.

Энтальпия топочного газа определена в уравнении (48):

(48)

где HFg - энтальпия топочного газа, MFrWFg - массовая доля влаги в топочном газе, MFrRsFg - массовая доля отходов в топочном газе, а HDFg, HWν и HRs - определены выше. MFrRsFg используется, только когда концентрация золы превышает 15 lm на миллион БТЕ. При использовании расчет производится в соответствии с ASME PTC 4 2008.

Температуру топочного газа, выходящего из воздухоподогревателя, корректируют на отсутствие утечек в соответствии с уравнениями (49), (50) и (51).

Среднюю удельную теплоемкость воздуха находят по уравнению (49):

БТЕ/фунт топлива (49)

Среднюю удельную теплоемкость топочного газа находят по уравнению (50):

БТЕ/фунт топлива (50)

(51)

где HATFgLν - энтальпия воздуха при температуре топочного газа на выходе, HAEn - температура воздуха, входящего в воздухоподогреватель, TFgLν - измеренная температура топочного газа на выходе из воздухоподогревателя, HFgTFgLν - энтальпия топочного газа при температуре топочного газа на выходе, HFgTFgLνCr - энтальпия топочного газа при скорректированной температуре на выходе, MqFgLν - полная масса влажного топливного газа, выходящего из воздухоподогревателя в фунтах на БТЕ, и MqFgEn - общая масса влажного топочного газа, входящего в воздухоподогреватель в фунтах на БТЕ.

Это итерационный расчет, поскольку для определения средней удельной теплоемкости топочного газа используется скорректированная температура. На входе воздухоподогревателя можно установить сеть термопар, которая будет работать как датчик температуры воздуха на входе. Для получения оперативных данных о влажности можно использовать гигрометр станции. В большинстве случаев оксидом углерода (СО), общей концентрацией углеводородов и водорода можно пренебречь. Если любой из этих компонентов измеряют или определяют, что его концентрация значима, будет рассчитана или присвоена не равная нулю величина.

Методология ASME PTC 4 учитывает следующие факторы, влияющие на кпд как в положительную, так и в отрицательную сторону:

а) Потери.

i) Потери в сухом газе.

ii) Потери в воде из топлива.

(1) Потери из-за воды, образованной при сгорании водорода в топливе.

(2) Потери из-за жидкой воды в топливе.

(3) Потери из-за водяного пара в газообразном топливе - эти потери учитываются только для газообразного топлива и не используются при расчетах в случае твердого или жидкого топлива.

iii) Потери из-за влаги в воздухе.

iv) Потери из-за не сгоревшего топлива.

(1) Потери из-за не сгоревшего углерода.

(2) Потери из-за не сгоревшего водорода - факультативно могут быть неприменимы или пренебрежимо малы.

(3) Потери из-за оксида углерода - обычно пренебрежимо малы.

(4) Потери из-за отходов мельницы - величина используется, если применима.

v) Потери из-за теплосодержания отходов.

vi) Потери из-за оборудования управления качеством горячего воздуха - факультативно могут быть неприменимы.

vii) Потери из-за инфильтрации воздуха - включаются в систему управления качеством горячего воздуха (AQSC), если применимо.

viii) Потери на формирование оксидов азота (NOx).

ix) Потери, вызванные поверхностным излучением - оценка производится на основе процедуры ASME PTC 4 по определению потерь БТЕ/ч, и эти потери затем учитывают для определения процентного отношения.

x) Потери из-за дополнительной влаги.

xi) Потери на кальцинацию - факультативно могут быть неприменимы.

xii) Потери из-за воды в сорбенте - факультативно могут быть неприменимы.

xiii) Потери на мокрый зольник - оцениваются по процедуре ASME.

xiv) Потери на рециркуляцию потоков - факультативно могут быть неприменимы.

xv) Потери на охлаждающую воду - факультативно могут быть неприменимы.

xvi) Потери на внутренний подогрев поступающего воздуха - факультативно могут быть неприменимы.

b) Факторы, увеличивающие кпд.

i) Увеличение за счет подачи сухого воздуха.

ii) Увеличение за счет влаги в воздухе.

iii) Увеличение за счет энтальпии топлива.

iv) Увеличение за счет сульфатации - факультативно может быть неприменимо.

v) Увеличение за счет мощности вспомогательного оборудования - факультативно может быть неприменимо.

vi) Увеличение за счет теплоемкости сорбента - факультативно может быть неприменимо.

vii) Увеличение за счет дополнительной энергии, поступающей от дополнительно влаги.

Потери кпд рассчитывают следующим способом:

i) Потери на сухой газ в процентах:

(52)

где MqDFg - вес сухого топочного газа в фунтах на БТЕ, HDFgLνCr - энтальпия сухого топочного газа при скорректированной температуре, выходящего из воздухоподогревателя.

ii) Потери на воду в топливе можно рассчитать по следующим трем категориям, определенным уравнениями (53), (54) и (55):

(1) Потери на воду, сформировавшуюся от сжигания водорода в топливе:

(53)

(2) Потери на жидкую воду в топливе

(54)

(3) Потери на водяной пар в газообразном топливе

(55)

где MqWH 2 F - влага от сгорания H2 в топливе, HStLνCr - энтальпия пара при скорректированной температуре на выходе из воздухоподогревателя, HWRe - энтальпия воды при опорной температуре и HWνLνCr - энтальпия водяного пара при скорректированной температуре на выходе из воздухоподогревателя.

iii) потери на влагу в воздухе определяют по уравнению (56):

(56)

где MFrWA - удельная влажность воздуха в фунтах воды на фунт сухого воздуха, MqDA - вес сухого воздуха в фунтах на БТЕ, и HWνLνCr - энтальпия водяного пара при скорректированной температуре на выходе из воздухоподогревателя.

iv) Потери на не сгоревшее топливо

(1) Потери на не сгоревший углерод определяют по уравнению (57):

(57)

где MpUbC - масса не сгоревшего углерода на фунт топлива, HHVCr - высшая теплотворная способность углерода в отходах, равная 14500 БТЕ/фунт, HHV - высшая теплотворная способность топлива.

(2) Потери на не сгоревший водород (обычно отсутствует; уравнение используется в случаях, когда обнаружен водород) определяются уравнением (58):

(58)

где MrRs - массовая скорость остатка; MpH 2 Rs - процентное содержание H2 в остатке (масса, взвешенная для множества потоков), HHVH 2 - высшая теплотворная способность водорода 61100 БТЕ/фунт, MrF поток топлива в фунтах в час, и HHV - высшая теплотворная способность топлива.

(3) Потери на оксид углерода определяются уравнением (59), при этом по существу оксидом углерода можно пренебречь с точки зрения кпд, однако, если имеется монитор СО, его количество можно легко рассчитать.

(59)

где DVpCO - сухой объем оксида углерода, MoDFg - молей сухого топочного газа на фунт топлива, MwCO - молекулярный вес оксида углерода (28,01), HHVCO - высшая теплотворная способность СО (4347 БТЕ/фунт), и HHV - высшая теплотворная способность топлива.

(4) Потери на отходы мельницы рассчитываются по уравнению (60):

(60)

где MrPr - массовая скорость отходов мельницы, MrF - поток топлива, HHVPr - теплотворная способность отходов мельницы по лабораторным анализам, и HPr - энтальпия отходов мельницы (использовать энтальпию отходов при выходной температуре мельницы).

(5) Потери на не сгоревшие углеводороды определяют по уравнению (61), при этом не сгоревшие углеводороды обычно присутствуют в пренебрежимо малом количестве, за исключением некоторых известных процессов, где их можно подсчитывать следующим способом:

(61)

где DVpHc - процентное содержание углеводородов по сухому объему (%), MoDFg - молей сухого топочного газа на фунт топлива, MwHc - молекулярный вес углеводородов (молекулярный вес эталонного газа, используемого для анализа, обычно, пропана, равен 44,096 г на моль), HHVHc - высшая теплотворная способность эталонного газа, и HHV - высшая теплотворная способность топлива.

v) Потери на энтальпию в остатке определяют по уравнению (62):

(62)

где MqRsz = остаток в унтах на БТЕ в конкретном положении, а HRsz - энтальпия остатка при температуре в этом положении.

vi) Потери на оборудование контроля качества горячего воздуха определяют по уравнению (63):

(63)

где MqFgEn - масса топочного газа в фунтах на БТЕ, входящего в AQCS, MqFgLν - масса топочного газа в фунтах на БТЕ, на выходе из AQCS, HFgEn - энтальпия топочного газа при температуре на входе, HFgLν - энтальпия топочного газа при температуре на выходе, HAAqLν - энтальпия влажного воздуха при температуре газа на выходе AQCS и HALνCr - энтальпия влажного воздуха при скорректированной температуре газа на выходе воздухоподогревателя.

vii) Потери на инфильтрацию воздуха между нормальным выходом парообразователя (т.е. выпускным патрубком газового экономайзера) и выходом воздухоподогревателя, не включенные в утечку в систему контроля качества горячего воздуха, определяются по уравнению (64):

(64)

где MqALg - масса воздуха в фунтах на БТЕ, входящего в воздухоподогреватель, HALgEn - энтальпия влажного воздуха при температуре воздуха, входящего в воздухоподогреватель, и HALνCr - энтальпия влажного воздуха, при скорректированной температуре газа, выходящего из воздухоподогревателя.

viii) Потери на формирование NOx:

(65)

где DVpNOx - сухой объем NOx в %, MoDFg - молей сухого топочного газа на фунт топлива, MwCO - молекулярный вес оксида углерода (28,01 грамм на моль), HrNOx - теплота формирования оксидов азота (теплота формирования окиси азота принимается приблизительно равной 38600 БТЕ/фунт, а теплота формирования диоксида азота принимается приблизительно равной 35630 БТЕ/фунт), и HHV - высшая теплотворная способность топлива.

ix) Потери на поверхностное излучение определяют по следующим уравнениям:

Использовать наибольшее из:

или

(66)

В уравнении (66)

(67)

(68)

и

(69)

где Hcaz - коэффициент конвекционного теплопереноса, Hraz - коэффициент радиационного теплопереноса, TDi - температура поверхности (температура окружающей среды принимается за 50, за исключением поверхностей, для которых известно, что их температура выше), Vaz - скорость воздуха у поверхности принимается за 1,67, и TDi и Vaz - можно измерять для теста и многочисленных участков, либо их можно принимать, как указано выше.

х) Потери на дополнительную влагу можно определить по уравнениям (70) и (71):

(70)

(71)

xi) Потери на кальцинацию можно определить по уравнениям (72) и (73):

(72)

(73)

xii) Потери на воду в сорбенте можно определить по уравнениям (74)и (75)

(74)

(75)

xiii) Потери на мокрый зольник можно определить по уравнениям (76) и (77):

(76)

(77)

xiv) Потери на утилизируемые потоки детализированы ниже для газовых потоков и потоков твердых частиц.

(1) Рециркулирующие газовые потоки можно определить по уравнениям (78)-(79):

(78)

(79)

(2) Рециркулирующие твердые потоки можно определить по уравнениям (80) и (81):

(80)

(81)

xv) Потери на охлаждающую воду можно определить по уравнениям (82) и (83):

(82)

(83)

xvi) Потери на подогрев воздуха, поступающего изнутри, можно определить по уравнениям (84) и (85):

(84)

(85)

Ниже перечислены факторы, которые согласно ASME способствуют увеличению кпд.

i) Увеличение благодаря подаче сухого воздуха можно рассчитать по уравнению (86):

(86)

где MqDA - сухой воздух в фунтах на БТЕ, а HDAEn - энтальпия сухого воздуха при температуре на входе в воздухоподогреватель.

ii) Увеличение благодаря влаге в воздухе можно определить по уравнению (87):

(87)

где MFrWA - удельная влажность, MqDA - масса сухого воздуха в фунтах на БТЕ, а HWνEn - энтальпия водяного пара при температуре на входе воздухоподогревателя.

iii) Увеличение благодаря энтальпии топлива можно определить по уравнению (88):

(88)

где HFEn - энтальпия подаваемого топлива, а HHV - высшая теплотворная способность топлива.

iv) Увеличение благодаря сульфатации можно определить по уравнению (89):

(89)

где MFrSc - массовая доля поглощенной серы, MpSF - массовый процент серы в топливе, HRSlf - теплота формирования при сульфатации, и HHV - высшая теплотворная способность топлива.

v) Увеличение благодаря подаче мощности вспомогательного оборудования на оборудование, приводимое в действие паром, и оборудование, приводимое в действие электричеством.

(1) Для оборудования, приводимого в действие паром, увеличение кпд можно определить по уравнениям (90) и (91).

(90)

(91)

где MrStX - массовая скорость пара, подаваемого на оборудование, HStEn - энтальпия пара, подаваемого на оборудование, HStLν - энтальпия выходящего пара при выходном давлении и энтропия при входе, а EX - общий кпд привода, и

(2) Для оборудования с электроприводом увеличение кпд можно определить по уравнению (92):

(92)

где QX - энергия, подаваемая на устройства в кВт/ч, а ЕХ - общий кпд привода.

vi) Увеличение благодаря энтальпии сорбента.

(93)

где MrSb - массовая скорость сорбента на входе, HSbEn - энтальпия сорбента на входе, MrF - массовая скорость топлива на входе, а HHV - высшая теплотворная способность топлива.

vii) Увеличение благодаря дополнительной энергии, подаваемой дополнительной влагой, можно определить по уравнениям (94) и (95).

(94)

(95)

где MrStz - массовый расход дополнительной влаги, HStEnz - энтальпия дополнительной влаги на входе, HWRe - энтальпия воды при опорной температуре, MrF - массовая скорость топлива на входе и HHV - высшая теплотворная способность топлива.

Затем рассчитывают кпд, суммируя сумму потерь и сумму улучшений.

(96)

где EF - кпд, QpL - соответствующие потери, перечисленные в уравнениях (52)-(85), и соответствующие улучшения по уравнениям (86)-(96).

В одном варианте для непрерывного мониторинга выбросов парниковых газов из системы генерации пара, система генерации пара содержит базу данных анализа топлива, сжигаемого на установке. В этой базе данных хранятся данные полного анализа, экспресс-анализов и анализа высшей теплотворной способности всех проанализированных проб. Для каждой шахты-поставщика можно ввести индекс по содержанию влаги и золы. Периодический (от ежедневного до еженедельного) анализ содержания влаги и золы можно использовать наряду с проведением усредненного полного анализа для получения оперативных данных о состоянии "как получено". В длительной перспективе такая методология дает большую точность, чем другие, ограниченные формы тестирования. Уголь из данной шахты по результатам анализа на наличие влаги и отсутствие золы изменяется незначительно, поэтому информация в сочетании с частым отбором проб и анализом содержания влаги и золы позволит оперативной системе использовать точные характеристики топлива для расчета характеристик. Такой подход не исключает использования "онлайнового" монитора для анализа топлива, результаты которого можно использовать либо автономно, либо в комбинации с базой данных, описанной выше.

Вышеописанный способ энергетического баланса для определения выбросов углерода по существу более точен, чем до сих пор применявшиеся прямые способы, где содержание углерода определяют, измеряя поток топлива в систему генерации пара или расход топочного газа в дымовой трубе. Это демонстрирует проверку способа энергетического баланса и прямых и других способов на погрешность. Способ энергетического баланса имеет пониженные пределы погрешности, чем прямой способ. Это указывает на точность способа энергетического баланса.

Этот способ обладает преимуществом, которое заключается в том, что он существенно снижает погрешность в измерениях диоксида углерода. Точное определение количества таких выбросов может дать ценную информацию об эффективности различных мер, принимаемых для снижения таких выбросов. Точная количественная оценка способствует отысканию наиболее эффективных способов снижения таких выбросов в окружающую среду.

В одном варианте пределы погрешности прямого способа по меньшей мере на 30% меньше, чем пределы погрешности способа энергетического баланса. В другом варианте пределы погрешности прямого способа по меньшей мере на 30% меньше, чем пределы погрешности способа энергетического баланса. В еще одном варианте пределы погрешности прямого способа по меньшей мере на 40% меньше пределов погрешности способа энергетического баланса.

Нижеследующие примеры, являющиеся иллюстративными и не ограничивающими, показывают точность способа измерения выбросов углерода методом энергетического баланса по разным вариантам настоящего изобретения.

ПРИМЕР

Этот пример использован для определения выбросов углерода с использованием трех разных способов измерений. Эти способы были испытаны для определения, который из них является наиболее точным и какой из них дает точные результаты с минимальным стандартным отклонением.

Этими тремя разными способами являются а) способ энергетического баланса, b) прямой способ и способ the United States Environmental Protection Agency Continuous Emissions Monitoring System (US EPA CEMS), Часть 75, Приложение F. Способ энергетического баланса основан на кпд парообразователя и выходе энергии, как описано выше. Он иногда также называется способом тепловых потерь.

Такая методология используется в нескольких международно признанных стандартах, таких как ASME/ANSI PTC 4 Energy Balance Efficiency Method, германский DIN 1942 и проект стандарта ISO, который близок германскому DIN 1942. Все эти процедуры включены в настоящее описание путем отсылки. Однако в каждом конкретном стандарте имеются незначительные особенности, позволяющие его подстроить под методологию оперативных расчетов. Благодаря схожести этих процедур результаты анализа погрешности не будут существенно отличаться от представленных в настоящем примере, который основан на ASME PTC 4 Energy Balance Efficiency Method, модифицированном для оперативных расчетов. И вновь, из-за схожести этих стандартов, перечисленные здесь модификации применимы и к другим стандартам.

Измерения, проводимые в соответствии со способом энергетического баланса, включают несколько нестандартных измерений в конфигурации электростанции для повышения точности в реальном масштабе времени. К таким измерениям относятся измерение кислорода в топочном газе на выходе воздухоподогревателя в формате решетки, размер которой зависит от конкретной конструкции установки и размера воздуховодов. Решетки для измерений кислорода - это основные признаки, которыми наш способ отличается от нормальной конструкции установки. На выходе воздухоподогревателя установлена решетка для измерения температуры. Эти решетки являются индивидуальными измерителями, расположенными в точках канала топочного газа, выходящего из воздухоподогревателя, которые расположены приблизительно в центре равных площадей в плоскости, перпендикулярной потоку топочного газа. Решетка состоит минимум из 4 точек для каждого измерения кислорода и температуры, если размер канала равен или превышает приблизительно 100 кв. футов (приблизительно 9,3 кв. м). Установка таких решеток дает существенное повышение точности по сравнению с другими способами измерений.

Решетка измерения температуры установлена на выходе топочного газа воздухоподогревателя. Хотя температуру на выходе воздухоподогревателя измеряют на многих других установках, такие измерения основаны на очень ограниченном количестве датчиков температуры, неправильно распределенных, чтобы получить репрезентативные измерения. Применение решетки измерения температуры дает более точное измерение на выходе топочного газа и на воздухоподогревателе по сравнению со стандартными установками с ограниченным количеством датчиков температуры. Была проведена поверка измерений потока питательной воды и приняты меры к тому, чтобы погрешность измерений потока не превышала 1,5%.

В прямом способе выброс диоксида углерода определяют измерением потока угля и анализом топлива. Зная процентное содержание углерода в топливе и соответствующий поток топлива, можно напрямую определить тонны диоксида углерода. В способе US EPA CEMS для определения выбросов СО2 используется измеренный поток в дымовой трубе и измеренный СО2 в дымовой трубе. Эта методология подробно описана в Титуле 40 Части 75 Приложения F Свода федеральных нормативных актов.

Данные для этого примера были получены путем сбора данных за двухчасовой период от установок, работавших при полной нагрузке или при почти полной нагрузке. Эти данные состояли из множества тэгов распределенных систем управления. Данные, хранящиеся в распределенной системе управления установки, где тэг является конкретным местоположением измерения, которое в сочетании с меткой времени определяет величину для конкретной точки во времени, в течение этого периода отбирались каждую минуту. По этим данным рассчитывались среднее значение, стандартное отклонение и количество замеров.

Расчет диоксида углерода по способу энергетического баланса показан выше в уравнении (13).

Расчет СО 2 прямым способом

Нижеследующее уравнение (97) используется для расчета выбросов СО2 прямым способом.

(97)

где СО 2 - диоксид углерода в тех же единицах измерения, что и поток угля; % углерода - процентное содержание углерода по весу в топливе; и Поток Угля - массовый поток угля в фунтах в час или в тоннах в час.

Расчет СО 2 способом CEMS

US EPA в Титуле 40 Части 75 Приложения F Свода федеральных нормативных актов определяет процедуру измерения выбросов CO2 при использовании CEMS. Уравнение F-11 EPA ниже представлено уравнением (98):

Eh=KChQh (98)

где Eh - почасовая массовая скорость выброса диоксида углерода, тонн в час; К=5,7×10-7 для диоксида углерода (тонн на стандартный кубический фут на процентное содержание диоксида углерода); Ch - почасовая средняя концентрация диоксида углерода во время работы установки, на мокрой основе, либо измеренная непосредственно монитором диоксида углерода, или рассчитанная по данным о кислороде на мокрой основе с использованием уравнения F-14q, в процентах диоксида углерода, и Qh - почасовой средний объемный массовый расход во время работы установки, на мокрой основе, в стандартных кубических футах в час.

Расчет погрешности

Для каждого параметра регистрируют среднюю величину, стандартное отклонение и количество замеров. Эти величины используют для определения случайной составляющей погрешности. Для каждого входного параметра величины стандартного отклонения, стандартное отклонение среднего и случайный компонент погрешности определяют следующими уравнениями.

(99)

где S X - стандартное отклонение замера, Х - среднее от X i, N - количество точек и i - номер точки. После того как будет определено стандартное отклонение, по уравнению (100) определяют стандартное отклонение среднего:

(100)

где - стандартное отклонение среднего, S X - стандартное отклонение замера и N - количество точек.

Влияние, которое каждый параметр оказывает на конечный результат, принимается во внимание путем нахождения коэффициента абсолютной чувствительности. Этот коэффициент является изменением результата не единицу изменения параметра и имеет следующий вид:

(101)

где θ - коэффициент абсолютной чувствительности, ΔR - изменение результата для данного изменения входного параметра, и ΔХ - изменение входного параметра.

После того как эти величины будут найдены для каждого входного параметра, можно рассчитать случайный компонент погрешности, как показано ниже:

Случайная погрешность результата

(102)

где S R - случайная погрешность результата, θi' - коэффициент абсолютной чувствительности для параметра i, SX - стандартное отклонение среднего и N - количество входных параметров.

В дополнение к случайному компоненту погрешности для каждого параметра оценивают также систематический компонент погрешности. Для этого анализа оценки делаются на приборах общего типа.

Оценки, сделанные для этого анализа, показаны в Таблице 2.

Таблица 2
Параметр Позитивные** Негативные
% ЕИ* % ЕИ
Темп. воды и пара 0,81 2,02 0,81 2,02
Давление воды и пара 0,18 0,30 0,018 0,30
Поток питательной воды 1,01 0,00 1,00 0,00
Поток другой 1,50 0,00 1,50 0,00
Темп. воздуха и газа 0,81 6,00 0,81 6,00
Давление воздуха и газа 0,18 0,30 0,18 0,30
Кислорода в топочном газе 1,00 0,10 1,00 0,10
Отн. влажность 1,00 0,00 1,00 0,00
СО в топочном газе 2,45 0,00 2,45 0,00
Поток угля 5,59 0,00 5,59 0,00
СО2 в топочном газе 2,00 0,67 2,00 0,67
Поток в дымовой трубе 5,12 0,00 5,12 0,00
Фактор К EPA для СО2 3,80 0,00 1,50 0,00
Утечки в турбине 100,00 0,00 0,00 0,00
Высшая теплотворная способность 0,00 83,00 0,00 83,00
Углерод 0,93 0,00 0,93 0,00
Водород 1,11 0,00 1,11 0,00
Азот 0,67 0,00 0,00 0,00
Кислород 0,00 0,00 0,00 0,00
Сера 0,07 0,00 0,07 0,00
Влага 0,25 0,00 0,25 0,00
Связанный углерод 0,00 0,00 0,00 0,00
Летучие вещества 0,00 0,40 0,00 0,40
* ЕИ - единица измерения
** отклонения, которые могут присутствовать в результате считывания или смещения или систематической ошибки.

Общая погрешность является комбинацией случайного и систематического, компонентов, которые ранее именовались компонентом сходимости и смещенным компонентом. Случайный компонент корректируют, используя t-фактор (критерий Стьюдента) для получения 95% доверительного интервала. Оценки систематического компонента должны проводиться в том же доверительном интервале, что и для случайного компонента. Для 95% доверительного интервала с более чем 20 измерениями t-фактор принимается равным 2. Результаты этого анализа ясно показывают, что способ энергетического баланса (т.е. способ, описанный выше) дает наименьшую погрешность из трех способов для обоих заказчиков. Результаты показаны в Таблице 3.

Таблица 3
Ср. объем Общий положительный Общий отрицательный t-фактор Случайный компонент Положительный систематический Отрицательный систематический
% тонн % тонн тонн тонн тонн
Заказчик 1
Способ энергетического баланса 628,84 2,0 12,59 2,0 12,45 2 0,26 12,58 12,44
Прямой способ 735,26 5,7 41,68 5,7 41,68 2 0,56 41,67 41,67
CEMS 609,14 8,3 50,36 7,5 45,65 2 0,36 50,35 45,64
Заказчик 2
Способ энергетического баланса 176,54 1,7 3,04 1,7 2,99 2 0,11 3,03 2,98
Прямой способ 191,54 5,7 10,86 5,7 10,86 2 0,11 10,85 10,85
CEMS 180,47 8,8 15,82 8,0 14,51 2 0,35 15,81 14,50

Из Таблиц 2 и 3 видно, что и прямой способ, и способ CEMS основаны на измерениях потока, которые неточны. В случае прямого способа измеряется поток угля. Уголь, являясь не гомогенным твердым топливом, трудно поддается измерению даже с помощью современного гравиметрического питателя. Это объясняется изменением размеров частиц самого угля, а также положением угля на ленте весов. В более старых установках нет гравиметрических питателей, а применяются объемные питатели, в которых подсчитываются обороты колеса и предполагается объем и плотность угля.

В случае CEMS проводятся измерения топочного газа в дымовой трубе. Поток в дымовой трубе калибруют с помощью поперечной S-образной трубки Пито или, в лучшем случае, датчиком с тремя отверстиями. Эти датчики по определению дают невысокую точность в диапазоне от 4 до 8%.

На фиг. 2 и 3 показано сравнение между тремя типами измерений. Из фиг. 2 и 3 видно, что прямой способ дает более высокое значение, а диапазон оцененной погрешности не покрывает другие две измеренные величины. Это показывает, что оценка погрешности для прямого способа, вероятно, слишком низка и систематическая ошибка может быть лучше описана величинами, близкими к 8%.

Хотя настоящее изобретение было описано со ссылками на некоторые варианты, следует понимать, что его элементы могут быть заменены и в него могут быть внесены различные изменения, не выходящие за пределы объема настоящего изобретения. Кроме того, различные измерения могут быть внесены для адаптации различных ситуаций или материалов к идее настоящего изобретения. Следовательно, настоящее изобретение не ограничивается конкретными описанными вариантами, а охватывает все варианты, входящие в объем приложенной формулы изобретения.

1. Способ, содержащий этапы, на которых:
рассчитывают полную энергию, поглощенную рабочей средой системы (100) генерации пара когда она осуществляет фазовый переход;
делят полную энергию, поглощенную системой (100) генерации пара на кпд системы (100) генерации пара для определения подводимой теплоты в систему (100) генерации пара; и
определяют выбросы углерода по подводимой теплоте в систему (100) генерации пара.

2. Способ по п.1, в котором рассчитывают полную энергию, поглощенную рабочей средой системы (100) генерации пара, когда она осуществляет фазовый переход, содержит этапы, на которых:
измеряют первую энергию питательной воды, поступающей в систему (100) генерации пара;
измеряют вторую энергию пара или воды, выходящей из системы (100) генерации пара; и
определяют выбросы углерода по подводимой теплоте в систему генерации пара.

3. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап, на котором измеряют содержание кислорода в топочном газе и температуру топочного газа в решетке на выходе воздухоподогревателя.

4. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап, на котором периодически отбирают пробы топлива и золы из системы (100) генерации пара и анализируют топливо и золу.

5. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап, на котором ведут базу данных результатов анализа топлива и золы и используют данные из базы данных для точного определения подводимой теплоты в систему (100) генерации пара.

6. Способ по п.5, при котором базу данных используют для компиляции исторических записей, используемых для анализа результатов, которые дают наименьшую погрешность.

7. Способ по п.6, при котором анализ результатов, которые дают наименьшую погрешность, проводят на топливе и беззольной основе в дополнение к рабочей среде; рабочая среда соответствует рабочему топливу.

8. Способ по п.2, при котором выбросы углерода можно определить по уравнениям (11), (12) и (13):
фунтов (453,6 г) диоксида углерода на миллион БТЕ (британская тепловая единица), (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 углерода на киловатт и масса выбросов диоксида углерода в тоннах/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 QFIRED - теплота, подводимая в систему (100) генерации пара.

9. Способ по п.2, при котором количество оксидов азота, диоксидов серы и оксида углерода определяют, используя уравнения (14) и (15):
фунтов Ем/кВт, (14)
Ем тонн/ч, (15)
где MqEm, MeEm и MteEm представляют массу выбросов на БТЕ, массу выбросов на киловатт и массу выбросов в тоннах в час, либо оксидов азота, диоксидов серы или оксида углерода, соответственно, и где Q FIRED - теплота, подводимая в систему (100) генерации пара.

10. Способ по п.2, при котором полную энергию, поглощенную системой генерации пара, определяют по уравнению (8):
(8)
где Q MS - полная энергия основного пара, Q MSspray - полная энергия аэрозоля, введенного в основной пар, Q Bd - полная энергия продувочного пара, Q SB - полная энергия пара обдувки, Q AUX - полная энергия вспомогательного пара, Q RH - полная энергия пара повторного нагрева и Q RHspray - полная энергия аэрозоля, введенного в пар повторного нагрева.

11. Способ по п.10, при котором полную энергию основного пара Q MS определяют по уравнению (1):
, (1)
где M FW - масса питательной воды, M SB - масса пара обдувки сажи, MB d - масса выдуваемой воды, M Aux - масса вспомогательного пара, H MS - энтальпия основного пара, H FW - энтальпия питательной воды.

12. Способ по п.10, при котором полную энергию обдувочного пара определяют по уравнению (2):
, (2)
где Q SB - полная энергия пара обдувки сажи, M SB - масса пара для обдувки сажи, H WF - энтальпия воды, H SB - энтальпия пара для обдувки сажи.

13. Способ по п.10, при котором полную энергию Q Bd выдуваемой воды определяют по уравнению (3):
, (3)
где M Bd - масса выдуваемой воды, H FW - энтальпия питательной воды, а H bd - энтальпия выдуваемой воды в условиях насыщения при давлении в барабане.

14. Способ по п.10, при котором полную энергию Q AUX вспомогательного пара определяют по уравнению (4):
, (4)
где M AUX - масса вспомогательного пара, H FW - энтальпия питательной воды, а H AUX - энтальпия вспомогательного пара.

15. Способ по п.10, при котором полную энергию, поглощенную аэрозолями в основном паре, определяют по формуле (5):
, (5)
где QrMSspray и MrMSspray - показатель энергии аэрозоля в основном паре и показатель массы аэрозоля в основном паре соответственно, H MS - энтальпия основного пара, а H MSspray - энтальпия аэрозоля в основном паре.

16. Способ по п.10, при котором полную энергию, поглощенную паром повторного подогрева, определяют по уравнению (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.

17. Способ по п.10, при котором полную энергию, поглощенную аэрозолями в пар повторного подогрева, определяют по уравнению (7):
, (7)
где QrHspray и MrRHspray - показатель энтальпии и показатель массы для аэрозоля в повторно подогретом паре, а H HRH и HRH RHspray - энтальпия горячего повторно подогретого пара и энтальпия аэрозоля в подогретом паре, соответственно.

18. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап, на котором определяют поток топлива в систему генерации пара, по уравнению (15а):
тонн в час, (15а)
где Q FIRED - теплота, подводимая в систему генерации пара, а HHV - высшая теплотворная способность.

19. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап, при котором определяют количество сухого воздуха, поступающего в систему генерации пара (100) впереди положения z по уравнению (29):
фунтов на БТЕ, (29)
где Mq представляет массу в фунтах на БТЕ, MqDAz представляет массу в фунтах на БТЕ сухого воздуха в положении z, MqThACr - масса в фунтах на БТЕ теоретического количества воздуха, необходимого для полного сгорания топлива в фунтах на фунт топлива, и XpAz - избыток воздуха по мокрому объему кислорода в положении z.

20. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап, на котором определяют количество влажного воздуха, поступающего в систему генерации пара (100) перед положением z, по уравнениям (31) и (32):
фунтов на БТЕ, (31)
фунтов на фунт топлива, (32)
где Mq - масса в фунтах на БТЕ, MqAz - масса сухого воздуха в положении z в фунтах, MFrWA - массовая доля влажного воздуха, MqDAz - масса сухого воздуха в положении z в фунтах на БТЕ, и MFrDAz - массовая доля сухого воздуха в положении z.

21. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап, на котором определяют количество влажного газа из топлива по уравнению (33):
фунтов на БТЕ, (33)
где MqFgF - масса в фунтах на БТЕ влажного газа в топливе, MpAsF - массовый процент золы в топливе, MpUbC - массовый процент не сгоревшего углерода, MFrSc - массовая доля поглощенной серы, MpSF - массовый процент серы в топливе.

22. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап, на котором определяют полный вес влажного топочного газа в фунтах на БТЕ по уравнению (41):
, (41)
где MqFgz - масса в фунтах на БТЕ влажного газа в топливе в положении z, MqDAz - масса в фунтах на БТЕ сухого воздуха в положении z, MqWAz - масса в фунтах на БТЕ влажного воздуха в положении z, MqFgF - масса в фунтах на БТЕ влажного газа в топливе, MqCO 2 Sb - масса в фунтах на БТЕ диоксида углерода в сорбенте, MqWSb - масса в фунтах на БТЕ влажного сорбента, и MqWADz - масса в фунтах на БТЕ влаги, добавленной на фунт сгоревшего топлива.

23. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап, на котором определяют теоретическое количество воздуха, необходимое для полного сгорания топлива, с учетом сгоревшего углерода, по уравнению (21):
, (21)
где MFrThACr - масса теоретического количества воздуха, необходимого для полного сгорания топлива в фунтах, с учетом сгоревшего углерода, в фунтах на фунт топлива, где MFrSc - массовая доля поглощенной серы, MpCb, MpH 2 F, MpSF и MpO 2 F - массовый процент углерода, массовый процент водорода в топливе, массовый процент серы с топливе и массовый процент кислорода в топливе, соответственно.

24. Способ по п.2, в котором кпд системы генерации пара (100) определяют по модифицированной методологии ASME PTC 4.

25. Способ по п.2, в котором системой (100) генерации пара является парообразователь (10).

26. Способ по п.1, в котором рабочей средой является вода.

27. Способ по п.1, при котором этап, на котором рассчитывают полную энергию, поглощенную рабочей средой, содержит этап, на котором измеряют первую энергию рабочей среды на входе в систему (100) генерации пара и вторую энергию рабочей среды на выходе из системы (100) генерации пара и вычитают первую энергию из второй энергии.

28. Способ по п.27, при котором первая энергия - это энергия питательной воды на входе в систему (100) генерации пара.

29. Способ по п.28, при котором энергию питательной воды определяют многократной проверкой измерений потока питательной воды, пока погрешность потока не составит менее 1,5%.

30. Способ по п.27, при котором вторая энергия - это энергия пара на выходе из системы (100) генерации пара.

31. Способ по п.1, при котором 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 миллион БТЕ, масса выбросов диоксида углерода в фунтах на киловатт и тонн диоксида углерода в час, соответственно, MFrCF - массовая доля углерода в топливе, MqCO 2 - масса диоксида углерода в фунтах на миллион БТЕ, а MW CO2 - молекулярный вес диоксида углерода, соответственно, MW C - молекулярный вес углерода, а QFIRED - теплота, подводимая в систему генерации пара.

32. Способ по п.1, при котором кпд системы (100) генерации пара определяют по модифицированной методологии ASME PTC 4.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к энергетике и может быть использовано для измерения параметров внутри энергетического котла. Изобретение включает обдувочный аппарат для очистки нагревательной поверхности печи энергетического котла, содержащий каркас, подвижную каретку, поддерживаемую каркасом, продувочную трубку, установленную на каретке с возможностью нахождения продувочной трубки в выдвинутом положении и введения ее в печь и нахождения ее во втянутом положении и выведения ее из печи и имеющую по меньшей мере одно сопло для введения пара и по меньшей мере один датчик, установленный на каркасе или на продувочной трубке для измерения по меньшей мере одного параметра внутри печи.

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано при диагностировании технического состояния котлов для тепловых электрических станций.

Изобретение относится к способам определения сигнала об условиях работы паровых котлов, снабженных регенеративными вращающимися воздухоподогревателями, и может быть использовано в энергетике.

Изобретение относится к теплоэнергетике. .
Наверх