专利名称：煤质自适应的火电机组协调与自动发电控制方法
技术领域：
本发明属于火电厂热工自动控制领域，是一种能自适应煤质变化的机组自动发电 (以下称AGC)与协调控制及子系统的控制方法。
背景技术：
目前我国电力仍以火力发电为主，此现状将持续数十年。随着电力市场的发展，国 内有不少火电机组的燃煤经常偏离设计值。煤质变差且变化较大，使机组的协调控制与AGC 功能不能较好投用，严重影响电网对机组的调度。协调控制与AGC功能在差煤质或煤质变 化较大时，存在机组主参数波动大、负荷变动速率低、负荷控制精度低、锅炉稳燃性能差等 安全与经济不利因素。 因此研究带煤质自适应的机组协调与AGC控制方法是现实与迫切的要求。通过本 发明的方法，实现燃料、协调控制及风量等机组主要调节系统的煤质自适应，使煤质变化后 在要求的负荷变化率与负荷变动范围内，能保证机组的AGC控制指标；同时在负荷变动中 风、煤等主参数变化更平滑，稳态时风、煤等变化更平稳，进一步减小机组主参数的调节偏 差，使机组的经济性更高；减小内、外部的扰动对AGC调节的影响，使机组运行稳定性更高。
目前，对于煤质测量与校核方法有以下几种 1、离线分析。通过定时取样燃煤，经烧灼法的分析仪测量计算出煤的灰份、水分、 热值等重要指标。通过采样化验煤质的方法尽管具有很高的分析精度，但存在较大的采样 误差，而且至少要数小时才能分析出结果，对实时燃烧调整和优化运行的促进作用非常有 限。 2、在线分析。是通过安装在煤场口、给煤机出口等地方的基于射线、微波等技术的 在线分析仪，测量计算煤的热值、灰份、水分等值。煤质在线实时检测技术可以快速、准确地 对入炉煤进行实时分析测量，达到有效把握和控制煤炭质量的目的，使燃煤质量更具科学 性和可靠性，在提高电力生产的安全性和经济性、实现过程控制方面具有极其重要的意义 和巨大的经济潜力。该技术从80年代中期开始就在美国、澳大利亚和欧洲得到了较快地发 展，近10年才引入国内。设备多为进口，价格较高，多用于选煤厂和洗煤厂，在电厂的应用 业绩也较少。 3、目前还有根据设计煤种的热值，所燃烧的煤量应该产生的热量与实际煤种产生 热量的偏差对燃料进行补偿调节。这种BTU修正的方法在实际应用中往往造成系统的不稳 定。燃料回路作为控制系统的内环应尽快克服燃料的扰动，其控制目的是在稳定的负荷工 况下保证压力或负荷的稳定，任何汽机侧的外扰不应该构成对燃料的扰动。如果以蒸汽流 量修正燃料量，当汽机调门发生扰动(如一次调频)使蒸汽流量发生变化，必然导致燃料的 变化，使燃料控制系统不能稳定的运行。 在这里，我们研究的主要内容是采用目前火电机组主控制系统已有的数据，研究 煤质实时计算的新方法，来自动修正因煤质变化对火电机组自动调节及投入AGC后形成的 影响。这种方法计算的煤质是实时的，并不增加购置设备的费用。同时可以计算出机组燃煤实时的参考热值，供运行、调整参考应用。 本发明相关的技术途径和实施的关键内容均未曾公开过。
发明内容
本发明的目的是提供一种煤质的软测量方法，对火电机组的燃料、协调及风量等
主要控制系统进行煤质自适应控制。同时提供一种完善的协调控制方案，使机组在负荷变
动中风、煤等主参数变化更平滑，稳态时风、煤等变化更平稳，进一步减小机组主参数的调
节偏差，使机组的经济性更高；减小机组内、外部的扰动对协调与AGC调节的影响，使机组
运行稳定性更高。通过完善的机组安全闭锁条件达到机组的自动安全运行。 本发明目的是这样实现的 (1)控制中煤质计算的一种新方法 通过计算锅炉热量信号与煤量之比的滤波值来代表煤质 R = Filter (HR/M) (1) HR-Heat Release热量信号(丽)； M-给煤量，t/h; Filter-滤波模块； R-煤质系数 热量信号用下式来计算 HR = TEF+Cb PD' (2) Cb-锅炉蓄热系数(丽.s/MPa); P。'-汽包压力(或锅炉汽水分离器压力)变化率(MPa/s); TEF-Total Energy Flow总能流(丽) TEF可用下面的式子来表示 TEF = Kl PI (3) PI为汽机一级压力，Kl比例系数； (2)燃料与风量调节的煤质自动校正 燃料调节采用变参数调节，或变PID输入偏差增益等方式燃料调节P、 I、 D参数
可以用下式来自动改变 Kp = fl (HR) f 2 (R) (4) I\ = f 3 (HR) f 4 (R) (5) TD = f5(HR) f6(R) (6) 其中，KP、 V TD_分别为PID调节器的比例系数、积分时间、微分时间；
fl f6_多段折线函数；
HR-锅炉负荷；
R-煤质； 对于无PID变参数的控制系统，可采用在PID外的偏差输入端乘以可变系数实现 燃料的煤质校正； 总风量设定值对煤质的修正主要调节总风量满足风/煤比，保证燃烧经济性，煤 质变了风量也需随之变化
6
FTAFSP = f 9 [MAX (R DM， R DELAY (M) ] (7) 其中FTAFSP_总风量自动设定值； f9-多段折线函数； M-锅炉总给煤量； DM_锅炉煤量指令； MAX-大选处理； DELAY (M)-煤量的延时处理； (3)协调控制方案。采用图2所示控制，锅炉指令NRGD为
NRGD = WT+C1 UNITD' +C2 PTSP' +C3 (PTSP—PT) ' (8)
其中WT = TEF. PTSP/PT， C1、C2为系数，UNITD为机组负荷当前指令，PT为机前压 力，PTSP为机前压力设定值，PTSP'为PTSP变化率。式5中WT项是主量，燃料调节使锅炉 负荷HR与汽机负荷TEF稳态时一致，就保证了机前压力与设定值一致；Cl. UNITD'项用于 机组变负荷中补偿锅炉负荷对燃料的滞后及燃料调节斜坡变化时的稳态偏差；C2. PTSP' 项用于补偿锅炉滑压的蓄热量变化，C3. (PTSP-PT)'项解决了传统DEB协调控制中压力控 制较慢且精度较低问题； 框中A、B、C、D功能为A-ADS指令为一个两速率限制模块，实现小指令偏差时算出 的锅炉指令变化小，减小稳态时因AGC指令波动引起锅炉侧调节波动幅度；B-为主汽压力 设定值的高阶惯性环节处理，错开锅炉指令中动态补偿CI. UNITD'项与C2.PTSP'项正向 同时叠加，使动态变负荷过程风/煤变化率减小，变化更平稳；C-在主汽压力设定值形成的 输入信号为不含一次调频的功率指令UNITD，在一次调频响应的同时，减小了机组滑压方式 运行时因一次调频指令形成的主汽压力设定值变化对锅炉侧控制产生较大扰动；D-CCS的 机组功率调节回路为单回路调节，使功率调节更快、更稳定和高精度；
(4)自动调节的安全闭锁条件 为保证锅炉运行在稳燃负荷以上，并减小工况的剧烈波动，协调及子控制系统需 要作一些调节上的闭锁条件，其主要内容如下 (A)协调控制负荷指令的自动上、下限。因煤质差且变化大，有必要做动态的负荷 指令自动上限。由最大给煤量、实时的煤质和不同负荷段机组效率值来计算动态的机组负 荷指令上限LDCSPMX: LDCSP磁=f (LOAD) M磁 R_a (9) 其中f (LOAD)-机组负荷效率折线函数；M磁-最大给煤量；R-煤质；a-机组负荷 上限余量。机组负荷下限是根据锅炉最低稳燃负荷设置，为充分发挥机组的一次调频功能， 此下限留出最大一次调频量值； (B)燃料调节输出的自动上、下限。上限按总的最大给煤量设置，综合磨、给煤、风、
除尘、除灰等系统的最大出力限制确定；下限按好煤的最低稳燃负荷折算煤量设置，但差煤
按这个下限值将使锅炉负荷低于最低稳燃负荷，则通过锅炉负荷指令下限值限制。
(C)煤粉炉机组的给煤机指令自动上、下限。上限设置防止磨煤机过电流；下限按
每层的最小稳燃给煤量设，并使燃料自动调节输出指令与总煤量一一对应； (D)锅炉负荷指令自动上限、下限。上限按锅炉最大负荷设置；下限按最低锅炉稳
燃负荷设；
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(E)在机组为AGC或协调升降负荷过程中，机组负荷指令在负荷上、下限的两端附近，通过使机组的滑压压力变化设定值速率逐步减至低值，来减小锅炉负荷指令与机组实际负荷指令的差值，使机组的AGC能按设定速率继续升降，不因锅炉负荷指令达限值、主汽压力偏差大发生闭锁；机组负荷指令在负荷上、下限的中间段则可放开机组的滑压压力变化设定值速率，使机组尽可能按滑压的负荷_主汽压力设定值折线走，提高机组的经济性与稳定性； (F)风量/氧量调节的风量自动下限设定值是保证风量调节不低于锅炉最小保护总风量； (G)送风机控制输出的自动上限设定值是保证单台引风机跳闸后联停单台送风机
时，保证送风机开至上限时全开的单台引风机的仍能调节炉膛压力在正常值。 本发明的有益效果是，通过机组主控系统监测参数的综合运算实现煤质的软测
量，对燃料、协调控制及风量等主要调节系统进行煤质自适应控制，保证机组的协调与AGC
控制指标；同时提出完善的机组协调控制方法，使机组在负荷变动中风、煤等主参数变化更
平滑，稳态时风、煤等变化更平稳，进一步减小机组主参数的调节偏差，使机组的经济性更
高；减小机组内、外部的扰动对协调与AGC调节的影响，使机组运行稳定性更高。 本发明在火电机组煤质波动情况下，机组的AGC与协调控制不需要人工干预，仍
能满足调度要求。机组的主要被控参数精度相对于原常规控制能进一步提高，同时可提高
机组AGC控制指标与机组的安全、经济性。
图1为本发明煤质自适应的燃料控制框 图2为本发明协调控制框图。
具体实施例方式
煤质自适应的火电机组协调与自动发电控制方法，该方法包括下列步骤( — )由汽机一级压力、汽包压力、给煤量、机组负荷等参数综合计算出煤质； 通过计算锅炉热量信号与煤量之比的滤波值来代表煤质 R = Filter (HR/M) (1) HR-Heat Release热量信号(丽)； M-给煤量，t/h; Filter-滤波模块； R-煤质系数； 热量信号用下式来计算 HR = TEF+Cb PD' (2) Cb_锅炉蓄热系数(丽.s/MPa); P。'-汽包压力(或锅炉汽水分离器压力)变化率(MPa/s); TEF-Total Energy Flow总能流(丽)。 TEF可用下面的式子来表示 TEF = Kl PI (3)
8[OO79] PI为汽机一级压力，Kl比例系数。
( 二 )通过计算的煤质进行燃料、协调及风量等主要控制系统煤质自适应控制；
燃料与风量调节的煤质自动校正 燃料调节采用变参数调节，或变PID输入偏差增益等方式；燃料调节P、 I、 D参数
可以用下式来自动改变 <formula>formula see original document page 9</formula> 其中，KP、 V TD_分别为PID调节器的比例系数、积分时间、微分时间；
fl f6_多段折线函数；
HR-锅炉负荷；
R-煤质； 对于无PID变参数的控制系统，可采用在PID外的偏差输入端乘以可变系数实现燃料的煤质校正； 总风量设定值对煤质的修正主要调节总风量满足风/煤比，保证燃烧经济性，煤质变了风量也需随之变化<formula>formula see original document page 9</formula>[OO93]其中FTAFSP-总风量自动设定值； f9-多段折线函数； M-锅炉总给煤量； DM_锅炉煤量指令； MAX-大选处理； DELAY (M)-煤量的延时处理(三)通过锅炉负荷指令、主汽压力设定、煤质自校正负荷上限等核心控制策略，
形成煤质自适应的火电机组协调与AGC控制； 协调控制方案。采用图2所示控制，锅炉指令NRGD为 <formula>formula see original document page 9</formula>
其中<formula>formula see original document page 9</formula>， C1、C2为系数，UNITD为机组负荷当前指令，PT为机前压
力，PTSP为机前压力设定值，PTSP'为PTSP变化率。式5中WT项是主量，燃料调节使锅炉
负荷HR与汽机负荷TEF稳态时一致，就保证了机前压力与设定值一致；Cl. UNITD'项用于
机组变负荷中补偿锅炉负荷对燃料的滞后及燃料调节斜坡变化时的稳态偏差；C2. PTSP'
项用于补偿锅炉滑压的蓄热量变化，C3. (PTSP-PT)'项解决了传统DEB协调控制中压力控
制较慢且精度较低问题； 框中A、B、C、D功能为A-ADS指令为一个两速率限制模块，实现小指令偏差时算出的锅炉指令变化小，减小稳态时因AGC指令波动引起锅炉侧调节波动幅度；B-为主汽压力设定值的高阶惯性环节处理，错开锅炉指令中动态补偿CI. UNITD'项与C2.PTSP'项正向同时叠加，使动态变负荷过程风/煤变化率减小，变化更平稳；C-在主汽压力设定值形成的输入信号为不含一次调频的功率指令UNITD，在一次调频响应的同时，减小了机组滑压方式运行时因一次调频指令形成的主汽压力设定值变化对锅炉侧控制产生较大扰动；D-CCS的机组功率调节回路为单回路调节，使功率调节更快、更稳定和高精度；(四)通过完善的机组安全闭锁条件达到机组的自动安全运行，闭锁条件包括锅炉负荷指令自动上限、下限，机组指令在负荷上、下限两端附近的机组滑压速率限制，煤粉炉机组的给煤机指令自动上、下限，燃料调节输出的自动上、下限，风量/氧量调节的风量自动下限设定值，送风机控制输出的自动上限设定值；
自动调节的安全闭锁条件 为保证锅炉运行在稳燃负荷以上，并减小工况的剧烈波动，协调及子控制系统需要作一些调节上的闭锁条件，其主要内容如下 (A)协调控制负荷指令的自动上、下限。因煤质差且变化大，有必要做动态的负荷指令自动上限。由最大给煤量、实时的煤质和不同负荷段机组效率值来计算动态的机组负荷指令上限LDCSPMX: LDCSP磁=f (LOAD) M磁 R_a (9) 其中f (LOAD)-机组负荷效率折线函数；M磁-最大给煤量；R-煤质；a-机组负荷上限余量；机组负荷下限是根据锅炉最低稳燃负荷设置，为充分发挥机组的一次调频功能，此下限留出最大一次调频量值； (B)燃料调节输出的自动上、下限。上限按总的最大给煤量设置，综合磨、给煤、风、
除尘、除灰等系统的最大出力限制确定；下限按好煤的最低稳燃负荷折算煤量设置，但差煤
按这个下限值将使锅炉负荷低于最低稳燃负荷，则通过锅炉负荷指令下限值限制； (C)煤粉炉机组的给煤机指令自动上、下限。上限设置防止磨煤机过电流；下限按
每层的最小稳燃给煤量设，并使燃料自动调节输出指令与总煤量一一对应； (D)锅炉负荷指令自动上限、下限；上限按锅炉最大负荷设置；下限按最低锅炉稳
燃负荷设； (E)在机组为AGC或协调升降负荷过程中，机组负荷指令在负荷上、下限的两端附近，通过使机组的滑压压力变化设定值速率逐步减至低值，来减小锅炉负荷指令与机组实际负荷指令的差值，使机组的AGC能按设定速率继续升降，不因锅炉负荷指令达限值、主汽压力偏差大发生闭锁；机组负荷指令在负荷上、下限的中间段则可放开机组的滑压压力变化设定值速率，使机组尽可能按滑压的负荷_主汽压力设定值折线走，提高机组的经济性与稳定性； (F)风量/氧量调节的风量自动下限设定值是保证风量调节不低于锅炉最小保护总风量； (G)送风机控制输出的自动上限设定值是保证单台引风机跳闸后联停单台送风机
时，保证送风机开至上限时全开的单台引风机的仍能调节炉膛压力在正常值。 本发明实施的平台为火电机组的主控制系统，包括DCS、 FCS、 PLC等平台，实施方
式包括下列步骤 (1)针对主控系统的具体型号进行控制功能组态及试验；
(2)在机组运行时进行控制功能的调试与投用；
(3)进行机组的煤质、锅炉与汽机的扰动试验；
(4)进行机组的负荷变动与AGC试验。
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权利要求
煤质自适应的火电机组协调与自动发电控制方法，其特征在于，该方法包括下列步骤(一)由汽机一级压力、汽包压力、给煤量、机组负荷等参数综合计算出煤质；通过计算锅炉热量信号与煤量之比的滤波值来代表煤质R＝Filter(HR/M)(1)HR-Heat Release热量信号(MW)；M-给煤量，t/h；Filter-滤波模块；R-煤质系数；热量信号用下式来计算HR＝TEF+Cb·PD′(2)Cb-锅炉蓄热系数(MW.s/MPa)；PD′-汽包压力(或锅炉汽水分离器压力)变化率(MPa/s)；TEF-Total Energy Flow总能流(MW)。TEF可用下面的式子来表示TEF＝K1·P1(3)P1为汽机一级压力，K1比例系数。(二)通过计算的煤质进行燃料、协调及风量等主要控制系统煤质自适应控制；燃料与风量调节的煤质自动校正燃料调节采用变参数调节，或变PID输入偏差增益等方式；燃料调节P、I、D参数可以用下式来自动改变KP＝f1(HR)·f2(R)(4)T1＝f3(HR)·f4(R)(5)TD＝f5(HR)·f6(R)(6)其中，KP、TI、TD-分别为PID调节器的比例系数、积分时间、微分时间；f1～f6-多段折线函数；HR-锅炉负荷；R-煤质；对于无PID变参数的控制系统，可采用在PID外的偏差输入端乘以可变系数实现燃料的煤质校正；总风量设定值对煤质的修正主要调节总风量满足风/煤比，保证燃烧经济性，煤质变了风量也需随之变化FTAFSP＝f9[MAX(R·DM，R·DELAY(M)](7)其中FTAFSP-总风量自动设定值；f9-多段折线函数；M-锅炉总给煤量；DM-锅炉煤量指令；MAX-大选处理；DELAY(M)-煤量的延时处理(三)通过锅炉负荷指令、主汽压力设定、煤质自校正负荷上限等核心控制策略，形成煤质自适应的火电机组协调与AGC控制；协调控制方案。采用图2所示控制，锅炉指令NRGD为NRGD＝WT+C1·UNITD′+C2·PTSP′+C3·(PTSP-PT)′(8)其中WT＝TEF.PTSP/PT，C1、C2为系数，UNITD为机组负荷当前指令，PT为机前压力，PTSP为机前压力设定值，PTSP′为PTSP变化率。式5中WT项是主量，燃料调节使锅炉负荷HR与汽机负荷TEF稳态时一致，就保证了机前压力与设定值一致；C1.UNITD′项用于机组变负荷中补偿锅炉负荷对燃料的滞后及燃料调节斜坡变化时的稳态偏差；C2.PTSP′项用于补偿锅炉滑压的蓄热量变化，C3.(PTSP-PT)′项解决了传统DEB协调控制中压力控制较慢且精度较低问题；框中A、B、C、D功能为A-ADS指令为一个两速率限制模块，实现小指令偏差时算出的锅炉指令变化小，减小稳态时因AGC指令波动引起锅炉侧调节波动幅度；B-为主汽压力设定值的高阶惯性环节处理，错开锅炉指令中动态补偿C1.UNITD′项与C2.PTSP′项正向同时叠加，使动态变负荷过程风/煤变化率减小，变化更平稳；C-在主汽压力设定值形成的输入信号为不含一次调频的功率指令UNITD，在一次调频响应的同时，减小了机组滑压方式运行时因一次调频指令形成的主汽压力设定值变化对锅炉侧控制产生较大扰动；D-CCS的机组功率调节回路为单回路调节，使功率调节更快、更稳定和高精度；(四)通过完善的机组安全闭锁条件达到机组的自动安全运行，闭锁条件包括锅炉负荷指令自动上限、下限，机组指令在负荷上、下限两端附近的机组滑压速率限制，煤粉炉机组的给煤机指令自动上、下限，燃料调节输出的自动上、下限，风量/氧量调节的风量自动下限设定值，送风机控制输出的自动上限设定值；自动调节的安全闭锁条件为保证锅炉运行在稳燃负荷以上，并减小工况的剧烈波动，协调及子控制系统需要作一些调节上的闭锁条件，其主要内容如下(A)协调控制负荷指令的自动上、下限。因煤质差且变化大，有必要做动态的负荷指令自动上限。由最大给煤量、实时的煤质和不同负荷段机组效率值来计算动态的机组负荷指令上限LDCSPMAXLDCSPMAX＝f(LOAD)·MMAX·R-a(9)其中f(LOAD)-机组负荷效率折线函数；MMAX-最大给煤量；R-煤质；a-机组负荷上限余量；机组负荷下限是根据锅炉最低稳燃负荷设置，为充分发挥机组的一次调频功能，此下限留出最大一次调频量值；(B)燃料调节输出的自动上、下限。上限按总的最大给煤量设置，综合磨、给煤、风、除尘、除灰等系统的最大出力限制确定；下限按好煤的最低稳燃负荷折算煤量设置，但差煤按这个下限值将使锅炉负荷低于最低稳燃负荷，则通过锅炉负荷指令下限值限制；(C)煤粉炉机组的给煤机指令自动上、下限。上限设置防止磨煤机过电流；下限按每层的最小稳燃给煤量设，并使燃料自动调节输出指令与总煤量一一对应；(D)锅炉负荷指令自动上限、下限；上限按锅炉最大负荷设置；下限按最低锅炉稳燃负荷设；(E)在机组为AGC或协调升降负荷过程中，机组负荷指令在负荷上、下限的两端附近，通过使机组的滑压压力变化设定值速率逐步减至低值，来减小锅炉负荷指令与机组实际负荷指令的差值，使机组的AGC能按设定速率继续升降，不因锅炉负荷指令达限值、主汽压力偏差大发生闭锁；机组负荷指令在负荷上、下限的中间段则可放开机组的滑压压力变化设定值速率，使机组尽可能按滑压的负荷-主汽压力设定值折线走，提高机组的经济性与稳定性；(F)风量/氧量调节的风量自动下限设定值是保证风量调节不低于锅炉最小保护总风量；(G)送风机控制输出的自动上限设定值是保证单台引风机跳闸后联停单台送风机时，保证送风机开至上限时全开的单台引风机的仍能调节炉膛压力在正常值。
全文摘要
煤质自适应的火电机组协调与自动发电控制方法，步骤为(一)由汽机一级压力、汽包压力、给煤量、机组负荷等参数综合计算出煤质；(二)通过计算的煤质进行燃料、协调及风量等主要控制系统煤质自适应控制；(三)通过锅炉负荷指令、主汽压力设定、煤质自校正负荷上限等核心控制策略，形成煤质自适应的火电机组协调与自动发电控制；(四)通过完善的机组安全闭锁条件达到机组的自动安全运行。本发明显著优点是，在火电机组煤质波动情况下，机组的自动发电与协调控制不需要人工干预，仍能满足调度要求。机组的主要被控参数精度相对于原常规控制能进一步提高，同时可提高机组自动发电控制指标与机组的安全、经济性。
文档编号F23N1/02GK101788155SQ201010100220
公开日2010年7月28日 申请日期2010年1月22日 优先权日2010年1月22日
发明者刘友宽, 刘和森, 刘玲, 卢勇, 李文云, 李正志, 段勇, 翟伟翔, 苏适 申请人:云南电力试验研究院(集团)有限公司