CN113341713B - 一种燃煤机组煤风同步动态协控方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种燃煤机组煤风同步动态协控方法，包括如下步骤：分别确定机组负荷与设计给煤量和烟气运行湿基氧量的函数关系；回归得到单位质量燃煤理论湿烟气量和助燃干空气量，并计算单位质量燃煤实际助燃干空气量；验证每小时燃煤总量的所需助燃干空气量和产生湿烟气量预测值偏差在可接受范围内；计算实际给煤低位热值；计算助燃干空气量和出口湿烟气量；根据未来时间点的负荷指令目标值，计算给煤变化量和助燃干空气变化量；得到运行湿基氧量变化量；最后得到拟调节的给煤量和运行湿基氧量目标值。本发明提高了助燃干空气量的调节跟随响应性，减小了省煤器出口运行湿基氧量的响应滞后时间，改善了负荷、燃煤和助燃干空气三者之间的调节同步性。

Description

一种燃煤机组煤风同步动态协控方法

技术领域

本发明属于燃煤机组技术领域，具体涉及一种燃煤机组煤风同步动态协控方法。

背景技术

自动发电量控制AGC(Automatic Generation Control)是能量管理系统EMS(Energy Management System)中的一项重要功能，在AGC模式下燃煤机组负荷调整频繁且幅度较大，为满足灵活调峰模式2％MCR/min及以上的负荷快速升降速率要求，在传统串联式顺序控制逻辑模式下，入炉助燃风量滞后于煤量的加减速率，因此打破了风煤均衡燃烧氛围，导致锅炉省煤器出口烟气氮氧化物浓度和运行湿基氧量剧烈波动，当负荷升高时，运行湿基氧量随煤量增加而降低，氮氧化物浓度大幅度降低，当负荷降低时，运行湿基氧量随煤量减少而增加，氮氧化物浓度大幅度增加。

典型的锅炉省煤器出口烟气氮氧化物浓度在升降负荷过程中，变化范围达到180～350mg/m³，而下游SCR烟气脱硝系统入口氮氧化物在线CEMS测量滞后时间约1～3min，加大了脱硝喷氨量调节随机组工况变化的难度，因此易造成局部时间段内过量喷氨，氮氧化物排放浓度很低，氨逃逸浓度很高，加剧空气预热器硫酸氢铵堵塞，或造成局部时间段内喷氨量不足，氮氧化物排放浓度超标。

常见的机组负荷调节相关的汽机锅炉系统主要包括汽机蒸汽系统、给煤燃烧系统、送风系统、在线氧量测量系统等。传统串联式顺序控制逻辑如图1所示，具体为：接到机组负荷升降指令后，汽机高中压调门开大/关小；汽压降低/升高后，发出给煤量加/减指令，燃煤经磨煤机、煤粉管道、燃烧器进入炉膛燃烧；省煤器出口烟气氧量降/升，送风机挡板门开大/关小指令，助燃风经磨煤机、风箱进入炉膛燃烧，实现运行湿基氧量的期望变化。根据某300MW机组DCS曲线显示，省煤器出口烟气氧量滞后于给煤量变化约4分钟，SCR入口氮氧化物浓度的在线CEMS测量滞后运行湿基氧量约2分钟。由于煤风长时间滞后于机组负荷的变化，打破了风粉均衡燃烧态势，造成了灵活调峰模式下的运行湿基氧量和氮氧化物浓度大幅度波动，并且加剧了锅炉高温腐蚀和脱硝硫酸氢铵堵塞空气预热器。

参见中国专利CN110658721A公开了一种应用于火电机组AGC-R模式的自适应预投煤方法及系统，对预投煤时间T和预投煤量Y进行了计算，并使得机组在增减负荷过程中可以对增减煤量提前预判。该方法缩短了加减燃料相对于负荷指令的滞后时间，提高了机组协调变负荷能力。但是该方法仅使机组在增减负荷过程中可以对增减煤量提前预判，无法解决对于助燃风量的提前预判。

参见中国专利CN103513640A公开了一种燃煤机组自动发电控制系统整体优化方法及系统，为满足1.5％MCR/min的机组负荷升降速率，AGC指令呈锯齿形的无规则曲线，调门特性参数不合理的机组，往往表现为不是负荷响应过快和超调就是负荷响应过慢欠调，同时负荷控制精度亦难以保证，为此将汽机、锅炉、风烟、燃烧等自动系统的优化统筹考虑，提高燃煤机组变负荷能力和适应性，改善各项指标的调节性能，同时为改善燃料系统和风量、风压系统的匹配性，对给煤率与一次风压、锅炉负荷与总风量设定等参数重新整定，提高变负荷瞬间的风量和一次风压变化速度。该方法虽然一定程度上提高了风煤燃烧的协调性，但仍没有缩短加减煤指令与加减风到位之间的大延迟滞后时间，因此无法解决动态快速变负荷期间的不均衡燃烧态势。

发明内容

本发明的目的是提供一种燃煤机组煤风同步动态协控方法，用于解决机组快速调峰过程中出现的助燃风量滞后给煤量调节的问题。

为达到上述目的，本发明采用的技术方案是：

一种燃煤机组煤风同步动态协控方法，包括如下步骤：

S1：在机组稳态运行模式下，获取不同负荷下的设计给煤量和烟气运行湿基氧量，进而确定机组负荷L与设计给煤量W_coal,b的对应函数关系、机组负荷L与设计烟气运行湿基氧量O_2,b的对应函数关系；

S2：采用回归分析方法，拟合得到基于低位热值的单位质量燃煤理论湿烟气量W_flue,th,wet和单位质量燃煤理论助燃干空气量W_air,th,dry的回归函数，判断回归函数的准确性，计算得到单位质量燃煤实际助燃干空气量W_air,act,dry，根据空气温度、相对湿度和大气压力，计算空气饱和蒸汽压

和单位体积干空气中的水蒸气占比

进而计算单位质量燃煤实际助燃湿空气量W_air,act,wet和单位质量燃煤实际产生的湿烟气量W_flue,act,wet；

S3：计算不同负荷下每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W_air,h和产生湿烟气量预测值W_flue，h，通过比较不同负荷下每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W_air,h与其设计值W_air,b、产生湿烟气量预测值W_flue,h与其设计值W_flue,b，验证相对偏差δ是否在可接受范围内；

S4：获取机组的当前负荷L_τ和实际给煤量W_coal,act，通过机组负荷L与设计给煤量W_coal,b的对应函数关系计算当前机组负荷L_τ下的设计给煤量W_coal,b,τ，并计算实际给煤低位热值Q_net，act；

S5：根据机组的实际给煤量W_coal,act、实际运行湿基氧量O_2,act以及实际给煤低位热值Q_net，act，计算出进入锅炉的助燃干空气量BW_air,act,dry和助燃湿空气量BW_air,act,wet，锅炉省煤器出口湿烟气量BW_flue,act,dry；

S6：根据机组的负荷指令曲线，确定未来Δτ时间点的负荷指令目标值，并计算Δτ时间内的机组负荷变化率E_L，计算得到未来Δτ时间点的给煤量W_coal,τ+Δτ，并计算Δτ时间内的给煤变化量ΔW_coal，再计算Δτ时间内的助燃干空气变化量ΔBW_{air,act，dry}和助燃湿空气变化量ΔBW_air,act,wet；

S7：计算助燃干空气量变化引起的运行湿基氧量变化值ΔO_2,1，根据机组负荷L与设计烟气运行湿基氧量O_2,b的对应函数关系，计算得到未来Δτ时间点的烟气运行湿基氧量O_2,b,τ，并计算Δτ时间内的设定湿基氧量变化值ΔO_2,2，得到Δτ时间内的运行湿基氧量变化量ΔO₂；

S8：在机组原顺序控制逻辑的给煤量指令和运行湿基氧量指令基础上，同时分别预先叠加给煤变化量ΔW_coal和运行湿基氧量变化量ΔO₂，得到拟调节的给煤量目标值W_coal,new和拟调节的运行湿基氧量目标值O_2,new。

优选地，所述的机组负荷L与设计给煤量W_coal,b的对应函数关系、机组负荷L与设计烟气运行湿基氧量O_2,b的对应函数关系分别为：

W_coal,b＝f(L,Q_net,b)，

O_2,b＝g(L)，

式中：

L为机组负荷，单位为MW，

W_coal,b为设计给煤量，单位为t/h，

Q_net,b为设计煤低位热值，单位为MJ/kg，

O_2,b为设计烟气运行湿基氧量，单位为％。

优选地，所述的单位质量燃煤理论湿烟气量W_flue,th,wet和所述的单位质量燃煤理论助燃干空气量W_air，th,dry通过拟合多组已有的电站锅炉煤种样品的元素分析和工业分析数据获得。

进一步优选地，所述的工业分析数据包括收到基灰、收到基水、低位热值，所述的元素分析数据包括碳、氢、氧、氮、硫成分。

优选地，所述的单位质量燃煤理论湿烟气量W_flue,th,wet、所述的单位质量燃煤理论助燃干空气量W_air,th，dry、所述的空气饱和蒸气压

单位体积干空气中的水蒸汽体积占比为

单位质量燃煤实际助燃湿空气量W_air,act,wet、单位质量燃煤实际产生的湿烟气量W_flue,act,wet和所述的单位质量燃煤实际助燃干空气量W_air,act,dry分别为：

W_flue,th,wet＝α₁×Q_net+β₁，

W_air,th,dry＝α₂×Q_net+β₂，

式中：

W_{flue，th，wet}为单位质量燃煤理论湿烟气量，单位为m³/kg，

W_air,th,dry为单位质量燃煤理论助燃干空气量，单位为m³/kg，

Q_net为煤低位热值，单位为MJ/kg，

α₁、α₂、β₁、β₂均为常数，

为空气饱和蒸汽压，单位为Pa，

T_air为空气温度，单位为℃，

ф为空气相对湿度，单位为％，

P_atm为大气压力，单位为Pa，

W_air,act,dry为单位质量燃煤实际助燃干空气量，单位为m³/kg，

W_air,th,dry为单位质量燃煤理论助燃干空气量，单位为m³/kg，

W_flue,th,wet为单位质量燃煤理论湿烟气量，单位为m³/kg，

W_flue,act,wet为单位质量燃煤实际产生湿烟气量，单位为m³/kg，

O_2，b为设计烟气运行湿基氧量，单位为％，

为单位体积干空气中的水蒸汽体积占比。

优选地，所述的回归函数的准确性通过方差进行判断，所述的方差应大于0.9。

优选地，所述的每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W_air,h和产生湿烟气量预测值W_flue,j分别为：

W_air,h＝W_air,act,dry×W_coal,b×(1-γ)×1000，

W_flue,j＝W_flue,act,wet×W_coal,b×(1-γ)×1000，

式中：

W_air,h为每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值，单位为m³/h，

W_flue,h为每小时燃煤总量的产生湿烟气量预测值，单位为m³/h，

W_air,act,dry为单位质量燃煤实际助燃干空气量，单位为m³/kg，

W_flue,th,wet为单位质量燃煤理论湿烟气量，单位为m³/kg，

W_coal,b为设计给煤量，单位为t/h，

γ为入炉煤的未燃烧热损失比例。

优选地，所述的相对偏差δ的可接受范围为-5％～+5％，所述的相对偏差δ包括每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W_air,h与其设计值W_air,b的相对偏差δ₁、产生湿烟气量预测值W_flue,h与其设计值W_flue,b的相对偏差δ₂，所述的相对偏差δ₁和所述的相对偏差δ₂分别为：

式中：

W_air,h为每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值，单位为m³/h，

W_flue,j为每小时燃煤总量的产生湿烟气量预测值，单位为m³/h，

W_air,b为每小时燃煤总量的所需助燃干空气量设计值，单位为m³/h，

W_flue,b为每小时燃煤总量的产生湿烟气量设计值，单位为m³/h。

优选地，所述的实际给煤低位热值Q_net,act为：

式中：

Q_net,act为实际给煤低位热值，单位为MJ/kg，

Q_net,b为设计给煤低位热值，单位为MJ/kg，

W_coal,act为当前机组负荷L_τ下的实际给煤量，单位为t/h，

W_coal,b,i为当前机组负荷L_τ下的设计给煤量W_coal,b,τ，单位为t/h。

优选地，所述的当前机组负荷L_τ、实际给煤量W_coal,act、实际运行湿基氧量O_2,act、实际给煤低位热值Q_net,act均通过机组的DCS系统获取。

优选地，所述的助燃干空气量BW_air,act,dry、助燃湿空气量BW_air,act,wet和出口湿烟气量BW_flue,act,wet分别为：

式中：

BW_air,act,dry为助燃干空气量，单位为m³/h，

BW_air,act,wet为助燃湿空气量，单位为m³/h，

O_2,act为实际运行湿基氧量，单位为％，

W_air,th,dry为单位质量燃煤理论助燃干空气量，单位为m³/kg，

W_flue,th,wet为单位质量燃煤理论烟气量，单位为m³/kg，

BW_flue,act,wet为出口湿烟气量，单位为m³/h，

W_coal，act为当前机组负荷L_τ下的实际给煤量，单位为t/h，

为单位体积干空气中的水蒸汽体积占比。

优选地，所述的负荷指令曲线是电网调度中心提前设定的，并且是随时间预先变化的。

优选地，所述的Δτ时间内的机组负荷变化率E_L、所述的未来Δτ时间点的给煤量W_coal,τ+Δτ、所述的Δτ时间内的给煤变化量ΔW_coal、所述的Δτ时间内的实际运行湿基氧量下的助燃干空气变化量ΔBW_air,act,dry和助燃湿空气变化量ΔBW_air,act,wet分别为：

ΔW_coal＝W_coal,τ+Δτ-W_coal,act，

ΔBW_air,act,dry＝W_{air，act,dry}×ΔW_coal×1000，

式中：

E_L为Δτ时间内的机组负荷变化率，单位为％，

L_τ为当前机组负荷，单位为MW，

L_τ+Δτ为Δτ时间后的机组负荷，单位为MW，

W_coal,τ+Δτ为未来Δτ时间点的给煤量，单位为t/h，

W_coal,act为当前机组负荷L_τ下的实际给煤量，单位为t/h，

ΔW_coal为Δτ时间内的给煤变化量，单位为t/h，

ΔBW_{air，act，dry}为Δτ时间内的助燃干空气变化量，单位为m³/h，

ΔBW_{air，act，wet}为Δτ时间内的助燃湿空气变化量，单位为m³/h，

W_{air，act，dry}为单位质量燃煤实际助燃干空气量，单位为m³/kg，

为单位体积干空气中的水蒸汽体积占比。

优选地，所述的助燃干空气量变化引起的运行湿基氧量变化值ΔO_2，1、所述的Δτ时间内的设定湿基氧量变化值ΔO_2,2、所述的Δτ时间内的运行湿基氧量变化量ΔO₂分别为：

ΔO_2，2＝O_2，b，τ-O_2，act，

ΔO₂＝ΔO_2，1+ΔO_2,2，

式中：

ΔO_2,1为助燃干空气量变化引起的运行湿基氧量变化值，单位为％，

ΔBW_air,act,dry为Δτ时间内的助燃干空气变化量，单位为m³/h，

ΔBW_air,act,wet为Δτ时间内的助燃湿空气变化量，单位为m³/h，

BW_flue,act,wet为出口湿烟气量，单位为m³/h，

ΔO_2,2为Δτ时间内的设定湿基氧量变化值，单位为％，

O_2,b,τ为未来Δτ时间点的烟气运行湿基氧量，单位为％，

O_2，act为实际运行湿基氧量，单位为％，

ΔO₂为Δτ时间内的运行湿基氧量变化量，单位为％。

优选地，所述的拟调节的给煤量目标值W_coal，new和所述的拟调节的运行湿基氧量目标值O_2，new分别为：

W_coal，new＝W_coal，act+ΔW_coal，

O_2，new＝O_2，act+ΔO₂，

式中：

W_coal，new为拟调节的给煤量目标值，单位为t/h，

W_coal，act为当前机组负荷L_τ下的实际给煤量，单位为t/h，

ΔW_coal为Δτ时间内的给煤变化量，单位为t/h，

O_2，new为拟调节的运行湿基氧量目标值，单位为％，

O_2，act为实际运行湿基氧量，单位为％，

ΔO₂为Δτ时间内的运行湿基氧量变化量，单位为％。

由于上述技术方案运用，本发明与现有技术相比具有下列优点：

本发明通过在线实时准确计算助燃干空气量和湿烟气量，并根据机组负荷指令变化，同步同比例设定给煤量和运行湿基氧量的调节量，提出了并行预置给煤量和运行湿基氧量的风煤同步动态协控方法，维持了锅炉内的风粉均衡燃烧态势，有效提高了助燃干空气的跟随响应性，大幅度减小了锅炉省煤器出口运行湿基氧量的响应滞后时间，改善了负荷、燃煤和助燃干空气三者之间的调节同步性，改善了锅炉出口氮氧化物浓度的稳定性，有效降低了过度调节引发的蒸汽压力和温度波动幅度，为SCR脱硝系统的稳定运行创造了重要条件。

附图说明

附图1为传统串联式风煤顺序协调控制的逻辑框图；

附图2为本发明的煤风同步动态协调控制的逻辑框图。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

在本发明的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

一种燃煤机组煤风同步动态协控方法，首先在线实时准确计算助燃干空气量和湿烟气量，再根据机组负荷指令变化，得到拟调节的给煤量目标值和拟调节的运行湿基氧量目标值，同步同比例设定给煤量和运行湿基氧量的调节量(逻辑框图如图2所示)，包括如下步骤：

S1：在机组稳态运行模式下，获得不同负荷下的设计给煤量和烟气运行湿基氧量，进而确定以机组负荷L为自变量的设计给煤量W_coal，b折线函数、以机组负荷L为自变量的设计烟气运行湿基氧量O_2，b折线函数，具体而言：

W_coal,b＝f(L,Q_net,b)，

O_2,b＝g(L)，

式中：

L为机组负荷，单位为MW，

W_coal,b为设计给煤量，单位为t/h，

Q_net，b为设计煤低位热值，单位为MJ/kg，

O_2,b为设计烟气运行湿基氧量，单位为％。

S2：采用回归分析方法，通过拟合已有的500多组电站锅炉煤种样品的元素分析和工业分析数据，得到基于低位热值的单位质量燃煤理论湿烟气量W_flue,th,wet和单位质量燃煤理论助燃干空气量W_{air，th，dry}，并通过方差判断回归函数的准确性，方差大于0.9则表明拟合的准确性高，进而计算单位质量燃煤实际助燃干空气量W_air,act，并根据实时测得的空气温度、相对湿度和大气压力，计算空气饱和蒸汽压

和单位体积干空气中的水蒸气体积占比

进而计算单位质量燃煤实际助燃湿空气量W_{air，act，wet}和单位质量燃煤实际产生的湿烟气量W_{flue，act，wet}，具体而言：

W_flue，th＝α₁×Q_net+β₁，

W_air，th＝α₂×Q_net+β₂，

式中：

W_{flue，th，wet}为单位质量燃煤理论湿烟气量，单位为m³/kg，

W_air,th,dry为单位质量燃煤理论助燃干空气量，单位为m³/kg，

W_{air，act，dry}为单位质量燃煤实际助燃干空气量，单位为m³/kg，

W_{flue，act，wet}为单位质量燃煤湿基产生的湿烟气量，单位为m³/kg，

Q_net为煤低位热值，单位为MJ/kg，

O₂为烟气运行湿基氧量，单位为％，

α₁、α₂、β₁、β₂均为常数，分别为0.2467、0.2496、0.718、0.3125，

为空气饱和蒸汽压，单位为Pa，

T_air为空气温度，单位为℃，

ф为空气相对湿度，单位为％，

P_atm为大气压力，单位为Pa，

为单位体积干空气中的水蒸汽体积占比。

S3：根据工业分析(收到基灰、收到基水、低位热值)和元素分析(碳、氢、氧、氮、硫)结果，得到不同负荷下每小时燃煤总量的所需助燃干空气量设计值W_air，b和产生湿烟气量设计值W_flue，b；

计算不同负荷设计湿基氧量下每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W_air，h和产生湿烟气量预测值W_flue，h，具体而言：

W_air,h＝W_{air，act,dry}×W_coal，b×(1-γ)×1000，

W_flue，h＝W_{flue，act，wet}×W_coal，b×(1-γ)×1000，

式中：

W_air，h为每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值，单位为m³/h，

W_flue，h为每小时燃煤总量的产生湿烟气量预测值，单位为m³/h，

W_{air，act，dry}为单位质量燃煤实际助燃干空气量，单位为m³/kg，

W_{flue,act，wet}为单位质量燃煤理论湿烟气量预测值，单位为m³/kg，

W_coal，b为设计给煤量，单位为t/h，

γ为入炉煤的燃烧热损失比例，其值为0.42％。

计算不同负荷下每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W_air，h与其设计值W_air，b之间的相对偏差δ₁、产生湿烟气量预测值W_flue，h与其设计值W_flue，b之间的相对偏差δ₂，若相对偏差δ₁和δ₂均在-5％～+5％内，则拟合后的偏差在可接受范围内，具体而言：

式中：

W_air，h为每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值，单位为m³/h，

W_flue，h为每小时燃煤总量的产生湿烟气量预测值，单位为m³/h，

W_air，b为每小时燃煤总量的所需助燃干空气量设计值，单位为m³/h，

W_flue，b为每小时燃煤总量的产生湿烟气量设计值，单位为m³/h。

S4：获取机组DCS系统显示的当前机组负荷L_i和实际给煤量W_coal，act，通过机组负荷L与设计给煤量W_coal，b的对应函数关系计算当前机组负荷L_τ下的设计给煤量W_{coal，b，τ}，并计算实际给煤低位热值Q_net，act，具体而言：

式中：

Q_net，act为实际给煤低位热值，单位为MJ/kg，

Q_net，b为设计给煤低位热值，单位为MJ/kg，

W_coal，act为当前机组负荷L_τ下的实际给煤量，单位为t/h，

W_{coal，b，τ}为当前机组负荷L_τ下的设计给煤量，单位为t/h。

S5：根据机组DCS系统显示的实际给煤量W_coal，act、实际运行湿基氧量O_2，act以及实际给煤低位热值Q_net，act，计算出实际运行负荷L_τ下的进入锅炉的助燃干空气量BW_{air，act，dry}和助燃湿空气量BW_{air，act，wet}，锅炉省煤器出口湿烟气量BW_flue,act,wet，具体而言：

式中：

BW_air,act,dry为助燃干空气量，单位为m³/h，

BW_air,act,wet为助燃湿空气量，单位为m³/h，

BW_flue,act,wet为出口湿烟气量，单位为m³/h。

W_{air，th，dry}为单位质量燃煤理论助燃干空气量，单位为m³/kg，

W_flue,th,wet为单位质量燃煤理论湿烟气量，单位为m³/kg，

O_2，act为实际烟气运行湿基氧量，单位为％，

为单位体积干空气中的水蒸汽体积占比。

W_coal，act为当前机组负荷L_τ下的实际给煤量，单位为t/h，

S6：根据电网调度中心提前设定的机组的负荷指令曲线，确定未来Δτ时间点的负荷指令目标值，并计算Δτ时间内的机组负荷变化率E_L，计算得到未来Δτ时间点的给煤量W_{coal，τ+Δτ}，并计算Δτ时间内的给煤变化量ΔW_coal，再计算Δτ时间内的助燃干空气变化量ΔBW_air，act和助燃湿空气变化量ΔBW_{air,act，wet}，具体而言：

ΔW_coal＝W_coal,τ+Δτ-W_coal，act，

ΔBW_{air，act，dry}＝W_{air，act，dry}×ΔW_coal×1000，

式中：

E_L为Δτ时间内的机组负荷变化率，单位为％，

L_τ为当前机组负荷，单位为MW，

L_τ+Δτ为Δτ时间后的机组负荷，单位为MW，

W_{coal，τ+Δτ}为未来Δτ时间点的给煤量，单位为t/h，

W_coal，act为当前机组负荷L_τ下的实际给煤量，单位为t/h，

ΔW_coal为Δτ时间内的给煤变化量，单位为t/h，

ΔBW_{air,act，dry}为Δτ时间内的助燃干空气变化量，单位为m³/h，

ΔBW_{air,act，wet}为Δτ时间内的助燃湿空气变化量，单位为m³/h，

W_{air，act，dry}为单位质量燃煤实际助燃干空气量，单位为m³/kg，

为单位体积干空气中的水蒸汽体积占比。

S7：根据助燃干空气变化量ΔBW_{air，act，dry}，折算出助燃干空气量变化引起的运行湿基氧量变化值ΔO_2，1，根据机组负荷L与设计烟气运行湿基氧量O_2，b的对应函数关系，获得未来Δτ时间点的烟气运行湿基氧量O_2，b，τ，并计算Δτ时间内的设定湿基氧量变化值ΔO_2，2，从而计算得到Δτ时间内的运行湿基氧量变化量ΔO₂，具体而言：

ΔO_2,2＝O_2,b,τ-O_2,act，

ΔO₂＝ΔO_2,1+ΔO_2,2，

式中：

ΔO_2,1为助燃干空气量变化引起的运行湿基氧量变化值，单位为％，

ΔBW_air,act,dry为Δτ时间内的助燃干空气变化量，单位为m³/h，

ΔBW_air,act,wet为Δτ时间内的助燃湿空气变化量，单位为m³/h，

BW_flue,act为出口湿烟气量，单位为m³/h，

ΔO_2,2为Δτ时间内的设定氧量变化值，单位为％，

O_2,b,τ为未来Δτ时间点的烟气运行湿基氧量，单位为％，

O_2,act为实际运行湿基氧量，单位为％，

ΔO₂为Δτ时间内的运行湿基氧量变化量，单位为％。

S8：在机组原DCS顺序控制逻辑的给煤量指令和运行湿基氧量指令基础上，同时分别预先叠加给煤变化量ΔW_coal和运行湿基氧量变化量ΔO₂，得到拟调节的给煤量目标值W_coal,new和拟调节的运行湿基氧量目标值O_2,new，具体而言：

W_coal,new＝W_coal,act+ΔW_coal，

O_2,new＝O_2,act+ΔO₂，

式中：

W_coal,new为拟调节的给煤量目标值，单位为t/h，

W_coal,act为当前机组负荷L_τ下的实际给煤量，单位为t/h，

ΔW_coal为Δτ时间内的给煤变化量，单位为t/h，

O_2,new为拟调节的运行湿基氧量目标值，单位为％，

O_2,act为实际运行湿基氧量，单位为％，

ΔO₂为Δτ时间内的运行湿基氧量变化量，单位为％。

以下具体给出实施例进行详细阐述：

选择某350MW的机组，通过计算获取当前机组负荷为300MW时，30秒内拟调节的给煤量目标值和拟调节的运行湿基氧量目标值，具体包括如下步骤：

S1：在机组稳态运行模式下，分别获取负荷367.5MW、350MW、367.5MW、175MW、87.5MW下的给煤量(设计给煤低位热值Q_net，b为21.652MJ/kg)和烟气运行湿基氧量，如表1所示，则机组负荷L与设计给煤量W_coal,b的具体函数关系为：

W_coal,b＝k×L+b

式中：

L为机组负荷，单位为MW；

W_coal,b为设计给煤量，单位为t/h；

k和b均为常数，分别为0.3545和9.7697。

表1：不同负荷下的给煤量和烟气运行湿基氧量

S2：已知设计烟气运行湿基氧量O_2,b为3.6％、设计给煤低位热值Q_net,b为21.652MJ/kg，则可计算得出W_flue,th,wet＝6.059548m³/kg，W_air,th,dry＝5.716839m³/kg，且通过拟合已有的500多组电站锅炉煤种样品的元素分析和工业分析数据得到的单位质量燃煤理论湿烟气量W_flue,th,wet和单位质量燃煤理论助燃干空气量W_air,th,dry方差分别为0.9763和0.9858，均大于0.9，因此拟合的准确性高，进而计算出单位质量燃煤实际助燃干空气量为W_air,act,wet＝6.97741m³/kg。设计空气温度为20℃，相对湿度为55％，大气压力为101000Pa，计算单位体积干空气中的水蒸汽占比为

S3：当机组负荷为367.5MW时，根据工业分析和元素分析结果，得到机组负荷367.5MW下每小时燃煤总量的所需助燃干空气量设计值W_air,b为952746m³/h、产生湿烟气量W_flue,b设计值为1030231m³/h；已知设计给煤量W_coal,b为139.23t/h，则每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W_air,h＝6.97741×139.23×(1-0.42％)×1000＝967385m³/h，每小时燃煤总量的产生湿烟气量预测值W_flue,h＝7.3552×139.23×(1-0.42％)×1000＝1019768m³/h；则助燃干空气量相对偏差

产生湿烟气量相对偏差

其他负荷下的计算过程与367.5MW负荷下的计算过程相同，在此不再赘述，具体计算结果如表2中所示。

根据表2中的计算结果可知，不同负荷下每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W_air，h与其设计值W_air,b之间的相对偏差为1.54％～2.61％，产生湿烟气量预测值W_flue,h与其设计值W_flue,b之间的相对偏差为-0.1.02％～+0.63％，相对偏差均在-5％～5％之间，则由此可判断拟合后的偏差在可接受范围内。

表2：每小时燃煤总量的所需助燃干空气量和产生湿烟气量的设计值与预测值

S4：当前机组负荷L_τ为300MW，机组DCS系统显示的实际给煤量W_coal,act为121.5t/h，通过机组负荷L与设计给煤量W_coal,b的对应函数关系，得到实际运行负荷300MW下的设计给煤量W_coal,b,τ＝0.3545×300+9.769＝116.12t/h，则可计算出实际给煤低位热值

S5：当前机组负荷L_τ为300MW时，获取实际运行湿基氧量O_2,act为3.2％，

则可计算出进入锅炉的助燃干空气量为：

计算出锅炉省煤器出口湿烟气量为：

S6：当前时间为13:15:00，机组DCS系统显示的当前机组负荷L_τ为300MW，根据电网调度中心提前设定的机组的负荷指令曲线，得到30秒后的机组负荷L_τ+Δτ为303.85MW或295.765MW，

因此计算出30秒内的机组负荷变化率

或

计算得到未来30秒的给煤量

或

并计算30秒内的给煤变化量ΔW_coal＝123.059-121.5＝1.559t/h或ΔW_coal＝119.784-121.5＝-1.716t/h，

再计算30秒内的助燃干空气变化量

或

S7：根据助燃空气变化量ΔBW_air,act,dry，折算出助燃空气量变化引起的运行湿基氧量变化值

或

根据机组负荷L与设计烟气运行湿基氧量O_2,b的对应函数关系，获得未来30秒的烟气运行湿基氧量设计值O_2,b,τ为3.6％，并计算30秒内的设定湿基氧量变化值ΔO_2,2＝3.6-3.2＝0.40％，

从而计算得到30秒内的运行湿基氧量变化量ΔO₂＝0.252+0.40＝0.652％或ΔO₂＝-0.286+0.40＝0.114％。

S8：在机组原DCS顺序控制逻辑的给煤量指令和运行湿基氧量指令基础上，同时分别预先叠加给煤变化量和运行湿基氧量变化量，

得到拟调节的给煤量目标值

W_coal,new＝121.5+1.559＝123.059t/h或W_coal,new＝121.5-1.716＝119.784t/h，

得到拟调节的运行湿基氧量目标值

O_2,new＝3.2+0.652＝3.852％或O_2,new＝3.2+0.114＝3.314％。

上述实施例只为说明本发明的技术构思及特点，其目的在于让熟悉此项技术的人士能够了解本发明的内容并据以实施，并不能以此限制本发明的保护范围。凡根据本发明精神实质所作的等效变化或修饰，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种燃煤机组煤风同步动态协控方法，其特征在于：包括如下步骤：

S1：在机组稳态运行模式下，获取不同负荷下的设计给煤量和烟气运行湿基氧量，进而确定机组负荷L与设计给煤量W_coal，b的对应函数关系、机组负荷L与设计烟气运行湿基氧量O_2，b的对应函数关系；

S2：采用回归分析方法，拟合得到基于低位热值的单位质量燃煤理论湿烟气量W_{flue，th，wet}和单位质量燃煤理论助燃干空气量W_{air，th，dry}的回归函数，判断回归函数的准确性，计算得到单位质量燃煤实际助燃干空气量W_{air，act，dry}，根据空气温度、相对湿度和大气压力，计算空气饱和蒸汽压

和单位体积干空气中的水蒸汽体积占比

进而计算单位质量燃煤实际助燃湿空气量W_{air，act，wet}和单位质量燃煤实际产生的湿烟气量W_{flue，act，wet}；

S3：计算不同负荷下每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W_air，h和产生湿烟气量预测值W_flue，h，通过比较不同负荷下每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W_air，h与其设计值W_air，b、产生湿烟气量预测值W_flue，h与其设计值W_flue，b，验证相对偏差δ是否在可接受范围内；

S4：获取机组的当前机组负荷L_τ和实际给煤量W_coal，act，通过机组负荷L与设计给煤量W_coal，b的对应函数关系计算当前机组负荷L_τ下的设计给煤量W_{coal，b，τ}，并计算实际给煤低位热值Q_net，act；

S5：根据机组的实际给煤量W_coal，act、实际运行湿基氧量O_2，act以及实际给煤低位热值Q_net，act，计算出实时进入锅炉的助燃干空气量BW_{air，act，dry}和助燃湿空气量BW_{air，act，wet}，锅炉省煤器出口湿烟气量BW_{flue，act，wet}；

S6：根据机组的负荷指令曲线，确定未来Δτ时间点的负荷指令目标值，并计算Δτ时间内的机组负荷变化率E_L，计算得到未来Δτ时间点的给煤量W_{coal，τ+Δτ}，并计算Δτ时间内的给煤变化量ΔW_coal，再计算Δτ时间内的助燃干空气变化量ΔBW_{air，act，dry}和助燃湿空气变化量ΔBW_{air，act，wet}：

ΔW_coal＝W_{coal，τ+Δτ}-W_coal，act，

ΔBW_{air，act，dry}＝W_{air，act，dry}×ΔW_coal×1000，

式中：

E_L为Δτ时间内的机组负荷变化率，单位为％，

L_τ为当前机组负荷，单位为MW，

L_τ+Δτ为Δτ时间后的机组负荷，单位为MW，

W_{coal，τ+Δτ}为未来Δτ时间点的给煤量，单位为t/h，

W_coal，act为当前机组负荷L_τ下的当前实际给煤量，单位为t/h，

ΔW_coal为Δτ时间内的给煤变化量，单位为t/h，

ΔBW_{air，act，dry}为Δτ时间内的助燃干空气变化量，单位为m³/h，

ΔBW_{air，act，wet}为Δτ时间内的助燃湿空气变化量，单位为m³/h，

W_{air，act，dry}为单位质量燃煤实际助燃干空气量，单位为m³/kg，

为单位体积干空气中的水蒸汽体积占比；

S7：计算助燃干空气量变化引起的运行湿基氧量变化值ΔO_2，1，根据机组负荷L与设计烟气运行湿基氧量O_2，b的对应函数关系，计算得到未来Δτ时间点的烟气运行湿基氧量O_2，b，τ，并计算Δτ时间内的设定湿基氧量变化值ΔO_2，2，得到Δτ时间内的运行湿基氧量变化量ΔO₂：

ΔO_2，2＝O_2，b，τ-O_2，act，

ΔO₂＝ΔO_2，1+ΔO_2，2，

式中：

ΔO_2，1为助燃干空气量变化引起的运行湿基氧量变化值，单位为％，

ΔBW_{air，act，dry}为Δτ时间内的助燃干空气变化量，单位为m³/h，

ΔBW_{air，act，wet}为Δτ时间内的助燃湿空气变化量，单位为m³/h，

BW_{flue，act，wet}为出口湿烟气量，单位为m³/h，

ΔO_2，2为Δτ时间内的设定湿基氧量变化值，单位为％，

O_2，b，τ为未来Δτ时间点的烟气运行湿基氧量，单位为％，

O_2，act为实际运行湿基氧量，单位为％，

ΔO₂为Δτ时间内的运行湿基氧量变化量，单位为％；

S8：在机组原顺序控制逻辑的给煤量指令和运行湿基氧量指令基础上，同时分别预先叠加给煤变化量ΔW_coal和运行湿基氧量变化量ΔO₂，得到拟调节的给煤量目标值W_coal，new和拟调节的运行湿基氧量目标值O_2，new：

W_coal，new＝W_coal，act+ΔW_coal，

O_2，new＝O_2，act+ΔO₂，

式中：

W_coal，new为拟调节的给煤量目标值，单位为t/h，

W_coal，act为当前机组负荷L_τ下的实际给煤量，单位为t/h，

ΔW_coal为Δτ时间内的给煤变化量，单位为t/h，

O_2，new为拟调节的运行湿基氧量目标值，单位为％，

O_2，act为实际运行湿基氧量，单位为％，

ΔO₂为Δτ时间内的运行湿基氧量变化量，单位为％。

2.根据权利要求1所述的燃煤机组煤风同步动态协控方法，其特征在于：所述的机组负荷L与设计给煤量W_coal，b的对应函数关系、机组负荷L与设计烟气运行湿基氧量O_2，b的对应函数关系分别为：

W_coal，b＝f(L，Q_net，b)，

O_2，b＝g(L)，

式中：

L为机组负荷，单位为MW，

W_coal，b为设计给煤量，单位为t/h，

Q_net，b为设计煤低位热值，单位为MJ/kg，

O_2，b为设计烟气运行湿基氧量，单位为％。

3.根据权利要求1所述的燃煤机组煤风同步动态协控方法，其特征在于：所述的单位质量燃煤理论湿烟气量W_{flue，th，wet}、所述的单位质量燃煤理论助燃干空气量W_{air，th，dry}、所述的空气饱和蒸汽压

单位体积干空气中的水蒸汽体积占比为

单位质量燃煤实际助燃湿空气量W_{air，act，wet}、单位质量燃煤实际产生的湿烟气量W_{flue，act，wet}和所述的单位质量燃煤实际助燃干空气量W_{air，act，dry}分别为：

W_{flue，th，wet}＝α₁×Q_net+β₁，

W_{air，th，dry}＝α₂×Q_net+β₂，

式中：

W_{flue，th，wet}为单位质量燃煤理论湿烟气量，单位为m³/kg，

W_{air，th，dry}为单位质量燃煤理论助燃干空气量，单位为m³/kg，

Q_net为煤低位热值，单位为MJ/kg，

α₁、α₂、β₁、β₂均为常数，

为空气饱和蒸汽压，单位为Pa，

T_air为空气温度，单位为℃，

φ为空气相对湿度，单位为％，

P_atm为大气压力，单位为Pa，

W_{air，act，dry}为单位质量燃煤实际助燃干空气量，单位为m³/kg，

W_{air，th，dry}为单位质量燃煤理论助燃干空气量，单位为m³/kg，

W_{flue，th，wet}为单位质量燃煤理论湿烟气量，单位为m³/kg，

W_{flue，act，wet}为单位质量燃煤实际产生湿烟气量，单位为m³/kg，

O₂为烟气运行湿基氧量，单位为％，

为单位体积干空气中的水蒸汽体积占比。

4.根据权利要求1所述的燃煤机组煤风同步动态协控方法，其特征在于：所述的每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W_air，h和产生烟气量预测值W_flue，h分别为：

W_air，h＝W_{air，act，dry}×W_coal，b×(1-γ)×1000，

W_flue，h＝W_{flue，act，wet}×W_coal，b×(1-γ)×1000，

式中：

W_air，h为每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值，单位为m³/h，

W_flue，h为每小时燃煤总量的产生湿烟气量预测值，单位为m³/h，

W_{air，act，dry}为单位质量燃煤实际助燃干空气量，单位为m³/kg，

W_{flue，th，wet}为单位质量燃煤理论湿烟气量，单位为m³/kg，

W_coal，b为设计给煤量，单位为t/h，

γ为入炉煤的未燃烧热损失比例。

5.根据权利要求1所述的燃煤机组煤风同步动态协控方法，其特征在于：所述的相对偏差δ的可接受范围为-5％～+5％，所述的相对偏差δ包括每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W_air，h与其设计值W_air，b的相对偏差δ₁、产生湿烟气量预测值W_flue，h与其设计值W_flue，b的相对偏差δ₂，所述的相对偏差δ₁和所述的相对偏差δ₂分别为：

式中：

W_air，h为每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值，单位为m³/h，

W_flue，h为每小时燃煤总量的产生湿烟气量预测值，单位为m³/h，

W_air，b为每小时燃煤总量的所需助燃干空气量设计值，单位为m³/h，

W_flue，b为每小时燃煤总量的产生湿烟气量设计值，单位为m³/h。

6.根据权利要求1所述的燃煤机组煤风同步动态协控方法，其特征在于：所述的实际给煤低位热值Q_net，act为：

式中：

Q_net，act为实际给煤低位热值，单位为MJ/kg，

Q_net，b为设计给煤低位热值，单位为MJ/kg，

W_coal，act为当前机组负荷L_τ下的实际给煤量，单位为t/h，

W_coal，b，i为当前机组负荷L_τ下的设计给煤量，单位为t/h。

7.根据权利要求1所述的燃煤机组煤风同步动态协控方法，其特征在于：在实际运行湿基氧量下，所述的助燃干空气量BW_{air，act，dry}、助燃湿空气量BW_{air，act，wet}和出口湿烟气量BW_{flue，act，wet}分别为：

式中：

BW_{air，act，dry}为助燃干空气量，单位为m³/h，

BW_{air，act，wet}为助燃湿空气量，单位为m³/h，

O_2，act为实际运行湿基氧量，单位为％，

W_{air，th，dry}为单位质量燃煤理论助燃干空气量，单位为m³/kg，

W_{flue，th，wet}为单位质量燃煤理论湿烟气量，单位为m³/kg，

BW_{flue，act，wet}为出口湿烟气量，单位为m³/h，

W_coal，act为当前机组负荷L_τ下的实际给煤量，单位为t/h，

为单位体积干空气中的水蒸汽体积占比。

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