CN104238520A - 超临界锅炉燃煤热值自平衡控制回路分散控制系统实现方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种超临界锅炉燃煤热值自平衡控制回路分散控制系统实现方法，包括：将接收的给煤量指令与热值校正后的总煤量指令经PID调节输出最终的给煤机转速指令；所述热值校正后的总煤量指令是动态实测的给煤总量与热值平衡校正系数相乘后输出的总煤量指令；所述热值平衡校正系数是一个经延迟的热值平衡校正系数。本发明基于机组DCS平台即可实现燃煤热值软测量，无需增加额外资金投入，燃煤热值软测量信号可方便运行人员实时监测入炉煤煤质，指导锅炉燃烧调整，并以此设计的一种燃煤热值自平衡控制回路，使机组协调控制系统具备自适应多煤种变化的能力，提高机组运行稳定性和经济性。

Description

超临界锅炉燃煤热值自平衡控制回路分散控制系统实现方法

技术领域

本发明属于火电厂热工测量领域，特别涉及一种超临界锅炉燃煤热值自平衡控制回路分散控制系统（DCS）实现方法。

背景技术

当前电站锅炉燃煤来源多样且严重偏离设计煤种，为降低燃料成本，发电企业不断加大燃煤掺烧力度，受掺烧场地、掺配方案等因素影响，燃煤掺配、掺烧的均匀性很难得到有效控制，入炉煤热值变化频繁，影响了机组协调控制性能，甚至给锅炉安全运行带来隐患。

在汽包炉直接能量平衡协调控制方案中，热量信号代表锅炉热量变化、不反映汽机调门外扰的变化，热量信号可以在线对燃料热值进行修正，这使燃烧控制系统能够快速克服燃料品质等自发性扰动。但超临界直流锅炉蓄能较小且无法构造类似汽包锅炉的热量信号，在其间接能量平衡协调控制方案中，燃料热值扰动通常靠主汽压力闭环修正，这一被动式修正方式消除偏差能力弱，尤其在AGC连续大幅变负荷工况下，累积偏差导致系统稳定时间长、机组运行参数波动大。

因此有必要对超临界锅炉燃烧系统和汽水流程的分析，构造出基于机组DCS系统的燃煤热值软测量信号，在线、实时监测入炉煤热值，指导运行人员进行燃烧调整，并以此设计一种超临界机组自适应热值校正方案，对当前入炉煤量进行实时在线热值修正，以此优化超临界锅炉风煤比，水煤比，增强机组协调控制能力，使锅炉保持最佳燃烧工况。

发明内容

本发明的目的在于提出了一种超临界锅炉燃煤热值自平衡控制回路分散控制系统实现方法，是针对超临界直流锅炉蓄能较小且无法构造类似汽包锅炉热量信号的燃煤热值软测量及热值校正回路分散控制（DCS）实现方法。

为了实现上述目的，本发明的技术方案是：一种超临界锅炉燃煤热值自平衡控制回路分散控制系统实现方法，所述方法是在自动控制环境下实现的，包括：将接收的给煤量指令与热值校正后的总煤量指令经PID调节输出最终的给煤机转速指令；其中：

所述给煤量指令是将目标负荷通过给煤前馈发生器发出的给煤前馈量，和由主汽压力设定值和主汽压力形成的闭环控制器给出的闭环控制量相加后输出的给煤量指令；

所述热值校正后的总煤量指令是动态实测的给煤总量与热值平衡校正系数相乘后输出的总煤量指令；

所述热值平衡校正系数是一个经延迟的热值平衡校正系数，所述延迟的热值平衡校正系数的获得是：首先经过一个燃煤热值软测量回路获得一个单位燃煤热值，由单位燃煤热值经查表获得一个热值平衡校正系数，所述热值平衡校正系数经过一个滞后延时形成一个延时热值平衡校正系数。

方案进一步是：所述燃煤热值软测量回路是由以下步骤实现的：

第一步：将过热蒸汽吸热量与再热蒸汽吸热量相加得到锅炉汽水吸热量；

第二步：将得到的锅炉汽水吸热量与锅炉金属蓄热量相加得到锅炉总热量；

第三步：将得到的锅炉总热量除以经延时的动态实测给煤总量得到单位燃煤热值；

其中：

所述过热蒸汽吸热量是锅炉给水依次经过加热段、蒸发段、过热段后产生过热蒸汽所需吸收的热量；

所述再热蒸汽吸热量是锅炉冷端再热蒸汽经过再热器换热成热再热蒸汽所吸收的热量；

所述锅炉金属蓄热量是通过检测锅炉分离器出口温度绝对值和压力变化率得到；

所述经延时的动态实测给煤总量中的延时是根据燃煤燃烧到产生锅炉总热量所需时间的设定值。

方案进一步是：所述热值平衡校正系数范围是0.8～1.2。

方案进一步是：所述滞后延时是：

当设备处于正常工况下时，延迟时间为0至0.5分钟；

当设备处于未并网、停磨煤机、变负荷、辅机故障快速减负荷、给煤主控切至手动控制状态时，延迟时间至少是10分钟，并且，在延迟时间内所述延迟热值平衡校正系数保持当前值。

方案进一步是：所述给煤前馈量形成的过程是：首先检测机组变负荷方向，当机组处于升负荷状态时，给出一个随升负荷变化的加速信号；当机组处于减负荷状态时，给出一个随减负荷变化的减速信号，加速信号和减速信号相加输出一个给煤前馈量；

其中：

所述检测机组变负荷方向是由将目标负荷作为被减数信号，将目标负荷经一个速度限制器输出作为减数信号输入一个减法器实现的； 

所述机组处于升、降负荷状态时是所述减法器输出大于升降判定阈值时，则机组处于升负荷状态；输出小于升降判定阈值时则机组处于降负荷状态；

所述随升负荷变化的加速信号是：有一个正值信号，所述正值信号通过一个加速度限制器，所述加速度限制器接收升负荷过程的升速率和降速率信号，所述正值信号经升速率和降速率信号控制后形成随升负荷变化的加速信号；

所述随降负荷变化的减速信号是：有一个负值信号，所述负值信号通过一个减速度限制器，所述减速度限制器接收减负荷过程的降速率和升速率信号，所述负值信号经降速率和升速率信号控制后形成随降负荷变化的减速信号。

方案进一步是：所述闭环控制量形成的过程是：

获取主汽压力偏差比例积分值，获取主汽压力偏差微分值，将比例积分值和微分值相加输出闭环控制量；

其中：

所述获取主汽压力偏差比例积分值的过程是：将主汽压力及其设定值分别作为第一减法器的被减数输入和减数输入，第一减法器的输出连接一个PI调节器的PV输入端，PI调节器的SP设定端输入常数“0”，经过PI调节器比例系数和积分时间系数调节输出主汽压力偏差的比例积分值；

所述获取主汽压力偏差微分值的过程是：将第一减法器的输出以及将其输出滞后的滞后输出分别作为第二减法器的被减数输入和减数输入，第二减法器的输出与一个增益系数相乘输出主汽压力偏差微分值；

在机组负荷稳定工况下，给主汽压力设定值施加扰动，观察主汽压力变化趋势，逐步调整比例系数、积分时间、滞后时间、增益系数，使主汽压力跟踪其设定值，稳定在设定值附近。

方案进一步是：所述比例系数值范围为3～5、积分时间值范围为4～6分钟、滞后时间值范围为9～11分钟、增益系数值范围为4～6。

本发明具有的有益效果是：基于机组DCS平台即可实现燃煤热值软测量，无需增加额外资金投入，DCS燃煤热值软测量信号可方便运行人员实时监测入炉煤煤质，指导锅炉燃烧调整，并以此设计的一种燃煤热值自平衡控制回路，使机组协调控制系统具备自适应多煤种变化的能力，提高机组运行稳定性和经济性。

下面结合附图和实施例对本发明作一详细描述。

附图说明

图1 超临界机组燃煤热值自平衡控制原理图；

图2 给煤前馈控制器DCS组态图；

图3主汽压力闭环控制器DCS组态图；

图4燃煤热值检测器DCS组态图；

图5锅炉主蒸汽流量DCS组态图；

图6机组1号高加抽汽量DCS组态图；

图7机组2号高加抽汽量及再热蒸汽流量DCS组态图；

图8锅炉汽水总吸热量DCS组态图；

图9锅炉有效输入输出热量及燃煤热值软测量DCS组态图；

图10超临界机组煤质校正DCS组态图。

具体实施方式

本应用实例实施平台为艾默生OVATION DCS（分散控制）系统。

如图1所示，一种超临界锅炉燃煤热值自平衡控制回路分散控制系统实现方法，所述方法是在自动控制环境下实现的，包括：将接收的给煤量指令与热值校正后的总煤量指令经PI调节59输出最终的给煤机转速指令；其中：

所述给煤量指令是将目标负荷通过给煤前馈发生器54发出的给煤前馈量，和由主汽压力设定值和主汽压力形成的闭环控制器55给出的闭环控制量相加56后输出的给煤量指令；

所述热值校正后的总煤量指令是动态实测的给煤总量与热值平衡校正系数相乘58后输出的总煤量指令；

如图1和图4所示，所述热值平衡校正系数是一个经延迟的热值平衡校正系数，所述延迟的热值平衡校正系数的获得是：首先经过一个燃煤热值软测量回路获得一个单位燃煤热值，由单位燃煤热值经查表78获得一个热值平衡校正系数，所述热值平衡校正系数经过一个滞后延时79形成一个延时热值平衡校正系数，它是通过燃煤热值监测器57获得。

其中：如图4所示，所述燃煤热值软测量回路是由以下步骤实现的：

第一步：将过热蒸汽吸热量与再热蒸汽吸热量相加74得到锅炉汽水吸热量；

第二步：将得到的锅炉汽水吸热量与锅炉金属蓄热量相加75得到锅炉总热量；

第三步：将得到的锅炉总热量除以经延时76的动态实测给煤总量得到单位燃煤热值77；

其中：

所述过热蒸汽吸热量是锅炉给水依次经过加热段、蒸发段、过热段后产生过热蒸汽所需吸收的热量；

所述再热蒸汽吸热量是锅炉冷端再热蒸汽经过再热器换热成热再热蒸汽所吸收的热量；

所述锅炉金属蓄热量是通过检测锅炉分离器出口温度绝对值和压力变化率得到；

所述经延时的动态实测给煤总量中的延时是根据燃煤燃烧到产生锅炉总热量所需时间的设定值，可以经过试验获得。

实施例中：所述热值平衡校正系数范围是0.8～1.2。

实施例中：所述滞后延时是：

当设备处于正常工况下时，延迟时间为0至0.5分钟；

当设备处于未并网、停磨煤机、变负荷、辅机故障快速减负荷、给煤主控切至手动控制状态时，延迟时间至少是10分钟，并且，在延迟时间内所述延迟热值平衡校正系数保持当前值。

实施例中，如图2所示，所述给煤前馈量形成的过程是：首先检测机组变负荷方向，当机组处于升负荷状态时，给出一个随升负荷变化的加速信号；当机组处于减负荷状态时，给出一个随减负荷变化的减速信号，加速信号和减速信号相加68输出一个给煤前馈量；

其中：

所述检测机组变负荷方向是由将目标负荷作为被减数信号，将目标负荷经一个速度限制器60输出作为减数信号输入一个减法器61实现的； 

所述机组处于升、降负荷状态时是所述减法器输出大于升降判定62阈值1时，则机组处于升负荷状态；输出小于升降判定63阈值1时则机组处于降负荷状态；

所述随升负荷变化的加速信号是：有一个正值信号A1通过一个切换器64输入，所述正值信号通过一个加速度限制器66，所述加速度限制器接收升负荷过程的升速率信号R1和降速率信号R2，所述正值信号经升速率和降速率信号控制后形成随升负荷变化的加速信号；

所述随降负荷变化的减速信号是：有一个负值信号A2通过一个切换器65输入，所述负值信号通过一个减速度限制器67，所述减速度限制器接收减负荷过程的降速率信号R4和升速率信号R3，所述负值信号经降速率和升速率信号控制后形成随降负荷变化的减速信号。

实施例中：如图3所示，所述闭环控制量形成的过程是：

获取主汽压力偏差比例积分值，获取主汽压力偏差微分值，将比例积分值和微分值相加73输出闭环控制量；

其中：

所述获取主汽压力偏差比例积分值的过程是：将主汽压力及其设定值分别作为第一减法器的被减数输入和减数输入，第一减法器的输出连接一个PI调节器69的PV输入端，PI调节器的SP设定端输入常数“0”（模拟量），经过PI调节器比例系数A5和积分时间系数A6调节输出主汽压力偏差的比例积分值；

所述获取主汽压力偏差微分值的过程是：将第一减法器的输出和滞后时间A3的滞后输出70分别作为第二减法器71的被减数输入和减数输入，第二减法器的输出与一个增益系数A4相乘72输出主汽压力偏差微分值；

在机组负荷稳定工况下，给主汽压力设定值施加扰动，观察主汽压力变化趋势，逐步调整比例系数、积分时间、滞后时间、增益系数，使主汽压力跟踪其设定值，稳定在设定值附近，通常是在设定值±0.3之间。

实施例中：所述比例系数值范围为3～5、积分时间值范围为4～6分钟、滞后时间值范围为9～11分钟、增益系数值范围为4～6。

以下结合附图及应用实例，对本发明进一步详细说明，本应用实例实施平台为艾默生OVATION DCS系统。

利用机组分散控制系统DCS组态计算功能，实现超临界锅炉燃煤热值自平衡控制回路，原理图如图1所示，其方案技术原理是：

机组变负荷工况下，首先，为克服锅炉燃烧惯性和给煤系统纯滞后特性，给煤前馈控制器54主动、超前改变锅炉给煤量，加快锅炉燃烧响应速度；其次，主汽压力闭环控制器55通过调节主汽压力偏差，协调控制机炉参数最终收敛与稳定；最后，燃煤热值检测器57通过机组运行参数集计算出当前燃煤热值校正系数，通过乘法器58对总给煤量进行直接修正，并通过给煤控制器59调节作用，达到了根据当前燃煤热值间接修正给煤前馈控制量和闭环控制量的目的，从而确保变负荷工况下的各调节量精准、到位，在这三方面共同作用下，实现了变负荷工况下燃煤热值自平衡控制功能。

机组稳定负荷工况下，给煤前馈控制器54输出始终为0，当燃煤热值变化时，一方面通过主汽压力闭环控制器55调节主汽压力偏差，及时调节由于热值变化导致给煤量的相对偏差；另一方面，通过燃煤热值检测器57计算煤质校正系数，并通过乘法器58修正当前总给煤量，在给煤控制器59调节作用下，再次补充给煤量热值偏差，在这两方面叠加作用下，实现了稳定负荷工况下燃煤热值自平衡控制功能。

以下对上述实施例各步进行详细说明

1.机组变负荷给煤前馈控制器回路

如图2所示，减法器61将目标负荷与速率限制器60输出值相减用于检测机组变负荷方向，当减法器61输出值经大于判定阈值比较器62比较大于1时，判断机组正处于升负荷状态，此时切换器64输出正值A1，经上升速率为R1、下降速率为R2的速率限制器66限速后，并通过加法器68输出升负荷工况下的给煤前馈值；当加法器61输出值经小于判定阈值比较器63比较小于1时，判断机组正处于减负荷状态，此时切换器65输出负值A2，经上升速率为R3、下降速率为R4的速率限制器67限速后，并通过加法器68输出降负荷工况下的给煤前馈值。其中A1/A2分别用于控制升/降负荷工况下给煤前馈变化幅度，R1、R2/ R3、R4分别用于控制升/降负荷工况下给煤前馈作用时序。

2.设计主汽压力闭环控制器回路

如图3所示，首先第一减法器将主汽压力与其设定值相减形成主汽压力偏差送入PI调节器69的PV（测量值）端，常数“0”送入PI调节器69的SP（设定值）端，经过比例系数为A5、积分时间为A6的PI调节器69运算后形成主汽压力闭环控制器的比例、积分控制输出值PI_ERR。第二减法器71将主汽压力偏差与滞后时间为A3的滞后器70的输出值相减，并经过增益系数为A4的乘法器72相乘，形成主汽压力闭环控制器的微分运算值D_ERR，其中A3相当于微分时间，A4相当于微分增益，加法器73将D_ERR值与PI_ERR值相加形成最终的主汽压力闭环控制量。

在机组负荷稳定工况下，给主汽压力设定值施加扰动，观察主汽压力变化趋势，逐步调整比例系数A5、积分时间A6、微分时间A3、微分增益A4，能够使主汽压力快速跟踪上其设定值，并能稳定值设定值附近。根据试验经验A5值范围为3～5，A6值范围为4～6分钟，A3值范围为9～11分钟，A4值范围为4～6。

3.设计锅炉燃煤热值检测器回路

如图4所示，加法器74将过热蒸汽吸热量MSHOT与再热蒸汽吸热量RSHOT相加得到锅炉汽水吸热量SWHOT，再通过加法器75与锅炉金属蓄热量SAVHOT相加，从而得到锅炉总热量TOLHOT，将总热量TOLHOT经乘法器77除以滞后器76校正后的入炉煤总量TOTMILL得到单位煤发热量COALHEAT，然后经过查表函数78和滞后延时回路79运算后得到最终的热值校正系数CORRE，对入炉煤总量进行实时校正

    以下对锅炉燃煤热值检测器实现步骤进行详细说明

3.1 计算锅炉总热量TOLHOT

所述锅炉总热量TOLHOT为锅炉入炉煤燃烧所释放的总热量，由锅炉热平衡原理可知锅炉总热量TOLHOT约等于锅炉汽水吸热量SWHOT和锅炉金属蓄热量SAVHOT两者之和。

3.1.1锅炉汽水吸热量SWHOT的计算

所述锅炉汽水吸热量SWHOT代表燃煤热值静态基准值，由过热蒸汽吸热量MSHOT、再热蒸汽吸热量RSHOT两部分组成，所述过热蒸汽吸热量MSHOT指的是锅炉给水依次经过加热段、蒸发段、过热段后产生过热蒸汽所需吸收的热量，即由锅炉给水至过热蒸汽焓值增量与过热蒸汽流量MSFLOW相乘得到；所述再热蒸汽吸热量RSHOT指的是冷端再热蒸汽经过再热器换热成热再热蒸汽所吸收的热量，即由锅炉冷再热蒸汽至热再热蒸汽焓值增量与再热蒸汽流量RSFLOW相乘得到。

    3.1.1.1计算锅炉过热蒸汽流量MSFLOW

如图5所示，汽轮机第一级抽汽温度T1℃与0℃对应的热力学温度273.15经加法器1得到第一级抽汽热力学温度，额定工况下第一级抽汽温度测量值T2℃与273.15经加法器2得到额定工况下第一级抽汽热力学温度值，将两温度值经除法器3和开方器4后得到修正系数K。汽轮机第1级压力P1通过除法器5经系数K修正后，进入函数6非线性对应后得到机组主蒸汽流量MSFLOW,其中函数6为汽轮机第一级压力与主蒸汽流量对应关系函数，该函数由汽轮机制造厂家提供或利用机组性能考核试验、循环效率试验结果推导。

3.1.1.2计算锅炉1号、2号高加抽流量HPHFLOW1、HPHFLOW2

如图6所示，1号高加出口给水温度T4 压力P3经焓值计算块9得到1号高加出口给水焓值HPHOUT1, 1号高加入口给水温度T3 压力P2经焓值计算块8得到1号高加入口给水焓值HPHIN1,１号高加进出口焓升12通过乘法器14与给水流量WTFLOW相乘得到１号高加给水总吸热量HPTOA1。１号高加进汽温度T5 压力P4经过焓值计算块10得到１号高加进汽焓值HPSTM1, １号疏水温度T6经饱和水焓值计算块11得到１号高加疏水焓HPDRN1，经过减法器13得到１号高加抽汽至疏水焓降HPHRE1,将１号高加给水总吸热量HPTOA1与抽汽焓降HPHRE1经除法器15得到１号高加进汽量（即１级抽汽量）HPHFLOW1。

同理如图7所示，2号高加出口给水温度T8 压力P6经焓值计算块17得到2号高加出口给水焓值HPHOUT2, 2号高加入口给水温度T7 压力P5经焓值计算块16得到2号高加入口给水焓值HPHIN2,2号高加进出口焓升22通过乘法器24与给水流量WTFLOW相乘得到2号高加给水总吸热量HPTOA2。2号高加进汽温度T10压力P7经过焓值计算块21得到2号高加进汽焓值HPSTM2, 2号疏水温度T9经饱和水焓值计算块20得到2号高加疏水焓HPDRN2，经过减法器23得到2号高加抽汽至疏水焓降HPHRE2，同时１号高加与2号高加疏水焓降19经乘法器18得到1号高加疏水进入2号高加疏水后释放的热量HPSES1, 将2号高加给水总吸热量HPTOA2与HPSES1减法器25并与2号高加抽汽焓降HPHRE2相除26得到2号高加进汽量（即2级抽汽量）HPHFLOW2。

3.1.1.3计算锅炉再热蒸汽流量RSFLOW

根据质量守恒定律和汽轮机蒸汽流程，锅炉再热蒸汽流量等于主蒸汽流量减去1、2级抽汽量。

如图7所示，主蒸汽流量MSFLOW经减法器28减去1、2号高加进汽量HPHFLOW1、HPHFLOW2得到再热蒸汽流量RSFLOW。

3.1.1.4计算锅炉汽水吸热量SWHOT

锅炉汽水吸热量SWHOT主要包括由给水至过热蒸汽吸收热量MSHOT和冷再热蒸汽至热再热蒸汽吸收热量RSHOT两部分组成。

如图8所示，过热蒸汽温度T11 压力P8经焓值计算块29得到锅炉过热蒸汽焓值，给水温度T12 压力P9经焓值计算块30等到锅炉给水焓值，蒸汽焓值与给水焓值之差33经乘法器35与主蒸汽流量相乘得到给水至过热蒸汽吸收热量MSHOT。热再热蒸汽温度T13 压力P10经焓值计算块31等到锅炉热再热蒸汽焓值，冷再热蒸汽温度T14 压力P11经焓值计算块32等到锅炉冷再热蒸汽焓值，热再与冷再热蒸汽焓值之差34经乘法器36与再热蒸汽流量相乘得到冷再至热再蒸汽吸收热量RSHOT。将过热蒸汽吸热量MSHOT与再热蒸汽吸收热量RSHOT经加法器37后得到锅炉汽水总吸热量SWHOT。

3.1.2计算锅炉金属蓄热量SAVHOT

锅炉金属蓄热量SAVHOT代表锅炉总热量动态变化值，用于超前、快速检测锅炉总热量变化，也可检测锅炉蓄热量瞬间波动值。锅炉金属蓄热量SAVHOT可通过检测锅炉特征点温度绝对值和压力变化率得到，超临界锅炉特征点温度和压力选取为分离器出口温度和压力。

如图9所示，加法器39将锅炉分离器压力P12与其经过滞后模块50、滞后模块51、滞后模块38输出值相减用于快速检测分离器出口压力的变化率，乘法器53将函数40与函数52输出值相乘得到最终的锅炉金属蓄热量SAVHOT，函数40为分离器出口压力变化率与锅炉蓄热量基准值映射函数，函数52为锅炉分离器出口温度对锅炉蓄热量修正函数。

3.2计算单位煤发热量COALHEAT

由于制粉系统纯延时和锅炉燃烧惯性，从给煤量改变到锅炉热量变化需要一定的滞后时间，将入炉煤总发热量(即锅炉汽水吸热量SWHOT加上锅炉金属蓄热量SAVHOT)除以滞后校正环节后的入炉煤总量TOTCOAL得到单位煤发热量COALHEAT，即入炉煤热值软测量信号。

如图9所示，锅炉汽水吸热量SWHOT与锅炉金属蓄热量SAVHOT经加法器47得到锅炉总热量TOLHOT,与机组负荷指令对应的锅炉效率函数42相除46得到入炉煤总发热量，再与入炉总煤量TOTCOAL经纯延时43和滞后44校正后的煤量相除47得到燃煤热值软测值COALHEAT。

3.3 设计燃煤热值校正回路

根据燃煤热值软测值对入炉总煤量进行校正。

如图10所示，燃煤热值软测值COALHEAT经过非线性函数48和滞后49校正后与实际入炉总煤量TOTCOAL1乘法50得到校正后总煤量TOTCOAL，作为反馈值PV参与燃料主控PID调节，并经手操器52和平衡模块53得到最终给煤机指令COALDEMAND。

正常工况下，滞后模块49滞后时间自动选择为较短时间TIME1，煤质校正启动作用。在启停磨煤机、未并网 NOT SYNCHRONZIED、变负荷LOADCHGGAIN、辅机故障快速减负荷RUNBACK、给煤主控切手动控制FMTOMAN工况下，滞后模块49滞后时间自动选择为较长时间TIME2，滞后模块49输出缓慢变换或近似不变，此时的煤质校正停止作用。

上述实施例中焓值是温度和压力的两维函数，目前仅有OVATION等少数几种DCS有该焓值计算块，其它DCS可以利用函数模块或者插值计算模块来搭建焓值查询表，其余组态实施方法与上述实施例相同。 

Claims (7)

1.超临界锅炉燃煤热值自平衡控制回路分散控制系统实现方法，所述方法是在自动控制环境下实现的，包括：将接收的给煤量指令与热值校正后的总煤量指令经PID调节输出最终的给煤机转速指令；其中：

所述给煤量指令是将目标负荷通过给煤前馈发生器发出的给煤前馈量，和由主汽压力设定值和主汽压力形成的闭环控制器给出的闭环控制量相加后输出的给煤量指令；

所述热值校正后的总煤量指令是动态实测的给煤总量与热值平衡校正系数相乘后输出的总煤量指令；

其特征在于，所述热值平衡校正系数是一个经延迟的热值平衡校正系数，所述延迟的热值平衡校正系数的获得是：首先经过一个燃煤热值软测量回路获得一个单位燃煤热值，由单位燃煤热值经查表获得一个热值平衡校正系数，所述热值平衡校正系数经过一个滞后延时形成一个延时热值平衡校正系数。

2.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述燃煤热值软测量回路是由以下步骤实现的：

第一步：将过热蒸汽吸热量与再热蒸汽吸热量相加得到锅炉汽水吸热量；

第二步：将得到的锅炉汽水吸热量与锅炉金属蓄热量相加得到锅炉总热量；

第三步：将得到的锅炉总热量除以经延时的动态实测给煤总量，得到单位燃煤热值；

其中：

所述过热蒸汽吸热量是锅炉给水依次经过加热段、蒸发段、过热段后产生过热蒸汽所需吸收的热量；

所述再热蒸汽吸热量是锅炉冷端再热蒸汽经过再热器换热成热再热蒸汽所吸收的热量；

所述锅炉金属蓄热量是通过检测锅炉分离器出口温度绝对值和压力变化率得到；

所述经延时的动态实测给煤总量中的延时是根据燃煤燃烧到产生锅炉总热量所需时间的设定值。

3.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述热值平衡校正系数范围是0.8～1.2。

4.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述滞后延时是：

当设备处于正常工况下时，延迟时间为0至0.5分钟；

当设备处于未并网、停磨煤机、变负荷、辅机故障快速减负荷、给煤主控切至手动控制状态时，延迟时间至少是10分钟，并且，在延迟时间内所述延迟热值平衡校正系数保持当前值。

5.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述给煤前馈量形成的过程是：首先检测机组变负荷方向，当机组处于升负荷状态时，给出一个随升负荷变化的加速信号；当机组处于减负荷状态时，给出一个随减负荷变化的减速信号，加速信号和减速信号相加输出一个给煤前馈量；

其中：

所述检测机组变负荷方向是由将目标负荷作为被减数信号，将目标负荷经一个速度限制器输出作为减数信号输入一个减法器实现的； 

所述机组处于升、降负荷状态时，是所述减法器输出大于升降判定阈值时，则机组处于升负荷状态；输出小于升降判定阈值时则机组处于降负荷状态；

所述随升负荷变化的加速信号是：有一个正值信号，所述正值信号通过一个加速度限制器，所述加速度限制器接收升负荷过程的升速率和降速率信号，所述正值信号经升速率和降速率信号控制后形成随升负荷变化的加速信号；

所述随降负荷变化的减速信号是：有一个负值信号，所述负值信号通过一个减速度限制器，所述减速度限制器接收减负荷过程的降速率和升速率信号，所述负值信号经降速率和升速率信号控制后形成随降负荷变化的减速信号。

6.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述闭环控制量形成的过程是：

获取主汽压力偏差比例积分值，获取主汽压力偏差微分值，将比例积分值和微分值相加输出闭环控制量；

其中：

所述获取主汽压力偏差比例积分值的过程是：将主汽压力及其设定值分别作为第一减法器的被减数输入和减数输入，第一减法器的输出连接一个PI调节器的PV输入端，PI调节器的SP设定端输入常数“0”，经过PI调节器比例系数和积分时间系数调节输出主汽压力偏差的比例积分值；

所述获取主汽压力偏差微分值的过程是：将第一减法器的输出以及将其输出滞后的滞后输出分别作为第二减法器的被减数输入和减数输入，第二减法器的输出与一个增益系数相乘输出主汽压力偏差微分值；

在机组负荷稳定工况下，给主汽压力设定值施加扰动，观察主汽压力变化趋势，逐步调整比例系数、积分时间、滞后时间、增益系数，使主汽压力跟踪其设定值，稳定在设定值附近。

7.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述比例系数值范围为3～5、积分时间值范围为4～6分钟、滞后时间值范围为9～11分钟、增益系数值范围为4～6。