循环流化床锅炉二次风的控制方法及控制装置与流程

本申请涉及自动控制技术领域，尤其涉及一种循环流化床锅炉二次风的控制方法及控制装置。

背景技术：

锅炉是火力发电厂等工矿企业常见的供汽设备，通过燃料燃烧将锅炉中的水加热后产生蒸汽。在燃烧过程中，一般使用给煤机供给燃料，并使用二次风机通过可调节型二次风门将二次风吹入炉膛，以提供燃料燃烧所需要的氧气。为了实现锅炉的经济运行，一般需要自动控制进入炉膛的二次风的风量，以使烟道的烟气中的含氧量保持在一定允许范围内，通常要求烟气含氧量在2.5％-3.5％之间。其中，二次风的风量和燃料发热量的配比是决定烟气含氧量的关键因素。

相关技术中，在燃料品种和燃料发热量比较稳定的情况下，以煤粉为例，通过测量进入炉膛内的煤粉质量，根据煤粉质量调节二次风机的转速或二次风门的开度，以将与煤粉质量成比例的风量的二次风送入炉膛，从而保持烟气含氧量在允许范围内。

然而，对于循环流化床锅炉而言，送入炉膛的燃料是颗粒状的煤、煤泥和煤矸石的混合物，由于燃料掺配以及煤种的多样性，燃料发热量极不稳定。由于送入炉膛的燃料发热量极不稳定，采用相关技术中的二次风控制方法较难通过在线监测的方式准确得到燃料的实际发热量，进而难以准确计算出与燃料质量成比例的二次风量，难以实现循环流化床锅炉的经济运行。目前亟需一种适用于循环流化床锅炉二次风的控制方法，以保持烟气含氧量在允许范围内，实现锅炉的经济运行。

技术实现要素：

针对相关技术中存在的上述问题，本申请实施例的目的是提供一种循环流化床锅炉二次风的控制方法及控制装置，以保持烟道的烟气含氧量在允许范围内，实现循环流化床锅炉的经济运行。

为解决上述技术问题，本申请实施例是这样实现的：

第一方面，本申请实施例提供一种循环流化床锅炉二次风的控制方法，包括：获取预设时长内的负荷值和预设时长内进入炉膛的燃料的质量，并根据所述预设时长内的负荷值和预设时长内进入炉膛的燃料的质量确定燃料的实际发热量，其中，所述预设时长为根据燃料在炉膛中的燃烧所需时长预先设置的值；根据燃料的实际发热量，将燃料的质量折算为标煤质量；根据标煤质量，确定与标煤质量成比例的二次风的目标风量；根据目标风量，控制二次风机的转速，以向所述循环流化床锅炉提供目标风量的二次风。

第二方面，本申请实施例提供一种控制装置，所述控制装置用于实现如第一方面所述的控制方法的步骤。

本申请实施例能够达到以下有益效果：根据本申请实施例提供的循环流化床锅炉二次风的控制方法，通过获取预设时长内的负荷值和预设时长内进入炉膛的燃料的质量，计算出燃料的实际发热量，预设时长为根据燃料进入炉膛后完全燃烧所需时长预先设置的值；根据燃料的实际发热量，将燃料的质量折算为标煤质量；根据标煤质量，确定与标煤质量成比例的二次风的目标风量；根据目标风量，控制二次风机的转速，以向循环流化床锅炉提供所述目标风量的二次风。这样，通过采集一段时间的负荷和一段时间进入炉膛的燃料的质量计算出燃料的实际发热量，即能够节省在线监测设备的费用，又能够较为准确的计算得出燃料的实际发热量，进而根据燃料的实际发热量将进入炉膛的燃料的质量折算为标煤质量，再确定与标煤质量成比例的二次风的目标风量，根据目标风量调节二次风机的转速，从而保持烟气含氧量在允许范围内，实现循环流化床锅炉的经济运行。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本申请的进一步理解，构成本申请的一部分，本申请的示意性实施例及其说明用于解释本申请，并不构成对本申请的不当限定。在附图中：

图1为本申请实施例提供的一种循环流化床锅炉二次风的控制方法的示意性流程图之一；

图2为本申请实施例提供的一种循环流化床锅炉二次风的控制方法的示意性流程图之一；

图3为本申请实施例提供的一种循环流化床锅炉二次风的控制方法的示意性流程图之一；

图4为本申请实施例提供的一种循环流化床锅炉二次风的控制方法的示意性流程图之一；

图5为本申请实施例提供的一种循环流化床锅炉二次风的控制方法的示意性流程图之一。

具体实施方式

为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请具体实施例及相应的附图对本申请技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，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，都属于本申请保护的范围。

本申请的说明书和权利要求书中的术语“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本申请的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。此外，说明书以及权利要求中“和/或”表示所连接对象的至少其中之一，字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。

在本申请的描述中，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申请中的具体含义。

目前，对以煤粉为燃料的锅炉而言，煤粉进入炉膛后，由于煤粉的颗粒极其微小，其在炉膛内只需短短的几十秒就能完成燃烧，通过单位时间内发电量与单位时间内进入炉膛煤量的比值就可以较为精确的计算出煤粉的发热量(单位时间只需取几十秒的数据即可)。据此通过在线监测煤粉燃烧的过程，容易实现二次风的自动控制。

然而，对于循环流化床锅炉而言，其一，送入炉膛的燃料是颗粒状的煤、煤泥和煤矸石的混合物，由于燃料掺配以及煤种的多样性，燃料发热量极不稳定；其二，由于使用的是颗粒状燃料在炉膛内循环燃烧，燃料进入炉膛后，需要经过15-40分钟才能完全燃烧；其三，循环流化床锅炉的给煤距离较长，一般会达到几十米，因此当调节给煤机的转速使燃料量发生变化后，燃料需要经过很长时间才能进入炉膛，基于循环流化床锅炉的上述三个特点，相关技术较难通过在线监测的方式准确测得单位时间内发电量与单位时间内进入炉膛煤量的比值，即较难通过在线监测的方式准确得到燃料的实际发热量，难以实现循环流化床锅炉的经济运行。

基于循环流化床锅炉的上述特点，本申请设计一种循环流化床锅炉二次风的控制方法及控制装置，通过采集一段时间内的机组负荷和一段时间内进入炉膛的燃料总量计算出燃料的实际发热量，这样，既能节省相关技术中在线监测设备的费用，又能够较为准确地计算出燃料的实际发热量。进而，通过燃料的实际发热量，将进入炉膛内的燃料质量折算成标煤质量，根据标煤质量调节二次风机的转速或二次风门的开度，以控制与标煤质量成比例的风量的二次风送入炉膛，从而保持烟气含氧量在允许范围内，实现循环流化床锅炉的经济运行。

下面结合图1-5来具体描述本申请实施例提供的循环流化床锅炉二次风的控制方法及控制装置。

如图1所示，图1为本申请实施例提供的一种循环流化床锅炉二次风的控制方法的示意性流程图，在本申请实施例中，所述控制方法可包括：

步骤110：获取预设时长内的负荷值和预设时长内进入炉膛的燃料的质量，并根据所述预设时长内的负荷值和预设时长内进入炉膛的燃料的质量确定燃料的实际发热量，其中，所述预设时长为根据燃料在炉膛中的燃烧所需时长预先设置的值。

在步骤110中，能够理解的是，由于循环流化床锅炉使用的是颗粒状燃料在炉膛内循环燃烧，燃料进入炉膛后，需要经过15-40分钟才能完全燃烧，据此，预设时长是根据燃料在炉膛中的燃烧所需时长预先设置的值，例如，设置预设时长为360秒。能够理解的是，若预设时长太短，只有几十秒，难以准确计算出进入炉膛的燃料的实际发热量，若预设时长太长，则计算效率太低，难以高效实现二次风的自动控制。

能够理解的是，循环流化床锅炉对二次风的控制目的主要是为了将氧量值(即上文提到的烟气含氧量)控制在目标范围内，而二次风的风量和进入炉膛燃料发热量的配比是决定氧量的关键因素，因此能够得到准确的燃料发热量是非常关键的。而循环流化床锅炉因使用的燃料品种多、热值变化大，较难通过在线监测的方式计算得到准确的燃料发热量。在步骤110中，本申请实施例通过采集一段时间的负荷和一段时间进入炉膛的燃料总量计算出燃料的实际发热量，即能够节省在线监测设备的费用，又能够较为准确的计算得出燃料的实际发热量。

在步骤110中，负荷值可以表征进入炉膛内的燃料燃烧释放后产生的发电量。本申请实施例可以通过dcs(distributedcontrolsystem,分散控制系统)系统实现负荷值和进入炉膛的燃料的质量的自动获取，属于较成熟的技术，不再具体描述。

步骤120：根据所述燃料的实际发热量，将所述燃料的质量折算为标煤质量。

在步骤120中，标煤的发热量是定值，可以根据燃料的实际发热量与标煤的发热量的比值，将燃料的质量折算为标煤质量。能够理解的是，在本技术领域中，标煤为标准煤的简称，由于各种燃料燃烧时释放能量存在差异，为了使用的方便，统一标准，在进行能源数量、质量的比较时，将煤炭、石油、天然气等都按一定的比例统一换算成标准煤来表示。

步骤130：根据所述标煤质量，确定与所述标煤质量成比例的二次风的目标风量。

在步骤130中，能够理解的是，标煤质量与二次风的风量的比例可以根据烟气含氧量的允许范围值的具体要求，预先计算得到。此外，对于锅炉的运行而言，关于“风煤比”的计算属于本领域较成熟的技术，不再具体描述。

步骤140：根据所述目标风量，控制二次风机的转速，以向所述循环流化床锅炉提供所述目标风量的二次风。

在步骤140中，能够理解的是，一般可以根据目标风量与风量实测值之间的差值确定调节量，具体可将目标风量与风量实测值之间的差值输入pid调节器产生调节信号，使用调节信号控制调节二次风机的转速，使得二次风机向循环流化床锅炉提供目标风量的二次风。其中，pid调节器用于对输入信号进行比例、积分、微分运算，形成输出信号。

根据本申请实施例提供的循环流化床锅炉二次风的控制方法，通过获取预设时长内的负荷值和预设时长内进入炉膛的燃料的质量，并根据预设时长内的负荷值和预设时长内进入炉膛的燃料的质量确定燃料的实际发热量，其中，预设时长为根据燃料在炉膛中的燃烧所需时长预先设置的值；根据燃料的实际发热量，将燃料的质量折算为标煤质量；根据标煤质量，确定与标煤质量成比例的二次风的目标风量；根据目标风量，控制二次风机的转速，以向循环流化床锅炉提供所述目标风量的二次风。这样，通过采集一段时间的负荷和一段时间进入炉膛的燃料的质量计算出燃料的实际发热量，即能够节省在线监测设备的费用，又能够较为准确的计算得出燃料的实际发热量，进而根据燃料的实际发热量将进入炉膛的燃料的质量折算为标煤质量，再确定与标煤质量成比例的二次风的目标风量，根据目标风量调节二次风机的转速，从而保持烟气含氧量在允许范围内，实现循环流化床锅炉的经济运行。

在本申请实施例中，由于循环流化床锅炉的给煤距离较长，一般会达到几十米，因此燃料需要经过很一段时间才能进入炉膛，考虑到从给煤机供给燃料到燃料进入炉膛需要一段时间，为了提高计算得到燃料的实际发热量的准确性，如图2所示，上述步骤110，可包括：

步骤1101：获取预设时长内的负荷值，并计算得到负荷平均值。

步骤1102：获取在第一时长之前的预设时长内进入炉膛的燃料的质量，并计算得到质量平均值；其中，所述第一时长为从给煤机供给燃料到燃料进入炉膛所需时长。

能够理解的是，因为流化床锅炉给煤流程长，第一时长是从给煤机开始给煤测得煤量信号到煤进入炉膛的时间，第一时长可根据给煤系统结构确定具体时间，不做具体限制。

步骤1103：将所述负荷平均值除以所述质量平均值，再乘以燃料热值运算系数，以得到燃料的平均发热量。

能够理解的是，考虑到将负荷平均值除以质量平均值直接得到的燃料的平均发热量的物理单位并非与标煤发热量相同的物理单位，可以将计算得到的商值再乘以燃料热值运算系数，将其物理单位换算为与标煤发热量相同的物理单位，以得到燃料的平均发热量。

步骤1104：将所述燃料的平均发热量作为燃料的实际发热量。

为方便理解，举例而言，以预设时长为360秒、从给煤机供给燃料到燃料进入炉膛所需时长为120秒为例，在一个具体的实施例中，可以获取360秒内的负荷值，并进行平均运算，得到负荷平均值。获取120秒之前的360秒内进入炉膛的燃料的质量，并进行平均运算，得到质量平均值。将负荷平均值除以质量平均值，再乘以燃料热值运算系数，以得到燃料的平均发热量。将燃料的平均发热量作为燃料的实际发热量。

根据本申请实施例提供的循环流化床锅炉二次风的控制方法，通过获取在第一时长之前的预设时长内进入炉膛的燃料的质量，并计算得到质量平均值，可以避免因流化床锅炉给煤流程长而导致获取的预设时长内的负荷值与预设时长内的燃料质量不同步的误差，提高了计算得到燃料的实际发热量的准确性。

进一步地，考虑到获取的负荷值、燃料质量、二次风的风量存在波动范围大的问题，为了确保获取的预设时长内的负荷值、进入炉膛的燃料的质量的有效性，上述步骤1104，可包括：

判断所述预设时长内的负荷值的最大值与最小值之差是否超过第一预设阈值；

判断所述预设时长内进入炉膛的燃料的质量的最大值与最小值之差是否超过第二预设阈值；

采集预设时长内的二次风量，并判断所述预设时长内的二次风量的最大值与最小值之差是否超过第三预设阈值；

在所述预设时长内的负荷值的最大值与最小值之差未超过第一预设阈值，且所述预设时长内进入炉膛的燃料的质量的最大值与最小值之差未超过第二预设阈值，且所述预设时长内的二次风量的最大值与最小值之差是否超过第三预设阈值的情况下，将所述燃料的平均发热量作为燃料的实际发热量。

能够理解的是，第一预设阈值、第一预设阈值、第一预设阈值均为根据锅炉运行情况预先设置的定值，若预设时长内的负荷值的最大值与最小值之差超过第一预设阈值，或者，预设时长内进入炉膛的燃料的质量的最大值与最小值之差超过第二预设阈值，或者，预设时长内的二次风量的最大值与最小值之差是否超过第三预设阈值，这说明获取的预设时长内的负荷值、进入炉膛的燃料的质量波动范围大，由这些数据计算得到的燃料的平均发热量为无效数据，后续不采用。

相反的，在预设时长内的负荷值的最大值与最小值之差未超过第一预设阈值，且预设时长内进入炉膛的燃料的质量的最大值与最小值之差未超过第二预设阈值，且预设时长内的二次风量的最大值与最小值之差是否超过第三预设阈值的情况下，说明获取的预设时长内的负荷值、进入炉膛的燃料的质量、二次风量比较稳定，由此计算得到的燃料的平均发热量为有效数据，将其作为燃料的实际发热量。如此，确保获取的预设时长内的负荷值、进入炉膛的燃料的质量的有效性，确保计算得到的燃料的平均发热量的有效性。

进一步地，考虑到获取负荷值以及进入炉膛的燃料的质量需要一段时间，由此各个时刻计算出的燃料的平均发热量在时间轴上呈阶跃状，为了保证计算得到的燃料的平均发热量的稳定性，上述步骤1104，可包括：

获取各个时刻计算得到的所述燃料的平均发热量的多个历史数据；

将所述多个历史数据进行平均运算，以得到燃料的实际发热量。

为方便理解，举例而言，以预设时长为360秒、获取不同时刻计算得到的所述燃料的平均发热量的8个历史数据为例，在一个具体的实施例中，可以获取360秒之前计算得到的所述燃料的平均发热量的历史数据、720秒之前计算得到的所述燃料的平均发热量的历史数据、1080秒之前计算得到的所述燃料的平均发热量的历史数据、1440秒之前计算得到的所述燃料的平均发热量的历史数据、1800秒之前计算得到的所述燃料的平均发热量的历史数据、2160秒之前计算得到的所述燃料的平均发热量的历史数据、2520秒之前计算得到的所述燃料的平均发热量的历史数据、2880秒之前计算得到的所述燃料的平均发热量的历史数据。并将将以上8个燃料的平均发热量的历史数据进行平均运算，以得到燃料的实际发热量。如此，可以使得到的燃料的实际发热量在时间轴上为连续的曲线，便于循环流化床锅炉二次风的控制过程的稳定运行。

可选地，为了将进入炉膛的燃料的质量折算为标煤质量，本申请提供一种具体的实施方式，如图3所示，上述步骤120包括：

步骤1201：将所述燃料的实际发热量除以入炉煤发热量平均值，得到修正系数，其中，所述入炉煤发热量平均值为根据所述循环流化床锅炉的运行情况预先设置的值；

步骤1202：将所述燃料的质量乘以所述修正系数，以得到标煤质量。

在步骤1201中，对于所述循环流化床锅炉而言，入炉煤发热量平均值为根据所述循环流化床锅炉的运行情况预先设置的值，相当于标煤发热量。将燃料的实际发热量除以入炉煤发热量平均值，修正系数，根据修正系数将燃料的质量折算为标煤质量。如此，即可根据燃料的实际发热量，准确地将进入炉膛的燃料的质量折算为标煤质量。

进一步地，为了确定与标煤质量成比例的二次风的目标风量，本申请提供一种具体的实施方式，上述步骤130包括：

根据所述标煤质量和第一折现函数，确定与所述标煤质量成比例的二次风的目标风量；其中，所述第一折现函数包括标煤质量与二次风量之间的映射关系。

能够理解的是，第一折现函数可以根据循环流化床锅炉的运行情况预先训练得到。如此，将所述标煤质量输出第一折现函数发生器，可输出与所述标煤质量成比例的二次风的目标风量。

可选地，对于循环流化床锅炉而言，为了避免锅炉超温、使锅炉稳定运行，存在“加煤先加风，减煤后减风”的运行要求，据此，本申请提供一种具体的实施方式，如图4所示，上述步骤130，可包括：

步骤1301：获取各个时刻计算得到的所述标煤质量的多个历史数据；

步骤1302：确定给煤机是否增加或者减少所述给煤机供给的燃料的质量；

步骤1303：在给煤机增加所述给煤机供给的燃料的质量的情况下，选择第一时刻的历史数据，作为修正后的标煤质量；或者，在给煤机减少所述给煤机供给的燃料的质量的情况下，选择第二时刻的历史数据，作为修正后的标煤质量；其中，所述第一时刻距离当前时刻比所述第二时刻距离当前时刻近；

步骤1304：根据所述修正后的标煤质量和第一折现函数，确定与所述修正后的标煤质量成比例的二次风的目标风量；其中，所述第一折现函数包括标煤质量与二次风量之间的映射关系。

为方便理解，举例而言，在步骤1301-1304中，以获取各个时刻计算得到的100秒以内的标煤质量的多个历史数据为例，在给煤机增加给煤机供给的燃料的质量的情况下，可以选择100秒以内的多个历史数据中距离当前时刻较近的标煤质量的历史数据，作为修正后的标煤质量。以第一时刻距离当前时刻为30秒为例，获取30秒之前的标煤质量的历史数据，作为修正后的标煤质量。如此，实现选择较新的标煤质量的历史数据作为最终的标煤质量，从而满足“加煤先加风”的要求。

在给煤机减少给煤机供给的燃料的质量的情况下，选择100秒以内的多个历史数据中距离当前时刻较远的历史数据，作为修正后的标煤质量。以第二时刻距离当前时刻为70秒为例，，获取70秒之前的标煤质量的历史数据，作为修正后的标煤质量。如此，实现选择较早的标煤质量的历史数据作为最终的标煤质量，从而满足“减煤后减风”的要求。

在步骤1303中，第一时刻距离当前时刻比所述第二时刻距离当前时刻近。具体地，可以通过获取给煤机的转速，并将第一系数除以给煤机的转速，以得到第一时刻距离当前时刻的时长，以及将第二系数除以给煤机的转速，以得到第二时刻距离当前时刻的时长，其中，第一系数小于第二系数，这样，第一时刻距离当前时刻的时长小于第二时刻距离当前时刻的时长，以使得第一时刻距离当前时刻比所述第二时刻距离当前时刻近。

其中，第一系数和第二系数可以根据给煤机的运行情况进行预先设置，举例而言，第一系数为2800，第二系数为6000，即第一系数小于第二系数。需要指出的是，第一系数和第二系数可以在调试中具体确定，对其具体数值不做限制。

进一步地，如果调节后的烟气含氧量的实测值不能达到含氧量目标值的允许范围，说明含氧量目标值与含氧量实测值之间产生偏差超过了含氧量目标值的允许范围，据此，可通过含氧量偏差与标煤质量确定的目标风量共同调节风量，实现了快速稳定调节二次风的风量，以保证氧量值在目标范围内的目的。如图5所示，上述步骤140，可包括：

步骤1401：获取所述循环流化床锅炉的氧量测点的氧量偏差值；其中，所述氧量偏差值为所述氧量测点的氧量实时测量值与所述氧量测点的预设氧量定值之差；

步骤1402：根据所述氧量偏差值，确定与所述氧量偏差值成比例的第一目标风量；

步骤1403：将所述第一目标风量与所述目标风量相加，得到第二目标风量；

步骤1404：根据所述第二目标风量，控制二次风机的转速，以向所述循环流化床锅炉提供所述第二目标风量的二次风。

在步骤1401中，能够理解的是，氧量测点位于循环流化床锅炉的烟道内，可用于测量烟气含氧量是否达到含氧量目标值的允许范围。

在步骤1402中，可以根据氧量偏差值确定调节量(即第一目标风量)，具体可氧量偏差值输入pid调节器产生调节信号。如此，通过含氧量偏差确定的第一目标风量与标煤质量确定的目标风量共同调节二次风的风量，实现了快速稳定调节二次风的风量，以保证氧量值在目标范围内的目的。

此外，除了通过调节二次风机的转速控制二次风的风量外，本申请实施例还可通过调节二次风门的开度控制二次风的风量。据此，本申请实施例提供的一种循环流化床锅炉二次风的控制方法还包括：根据所述目标风量，控制二次风门的开度，以向所述循环流化床锅炉提供所述目标风量的二次风。

需要指出的是，本申请实施例可以通过控制二次风门的开度值来控制二次风量。此外，二次风门自动控制采用简单的位式控制，不同的负荷对应不同的二次风门开度，大负荷开度大，小负荷开度小，这种控制方式与二次风机的自动控制联动，既减小了执行机构的频繁操作，又保障了锅炉的进风要求，逻辑调试也较为简便快捷。

另一方面，基于与本申请上述任一实施例提供的循环流化床锅炉二次风的控制方法相同的构思，本申请实施例提供的一种控制装置，所述控制装置用于实现如本申请上述任一实施例所述的循环流化床锅炉二次风的控制方法的过程，不再赘述。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。

还需要说明的是，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、商品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、商品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、商品或者设备中还存在另外的相同要素。

以上所述仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的权利要求范围之内。