CN109373347B - 一种机组旁路供热的给煤量优化控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及自动控制方法技术领域，尤其涉及一种机组旁路供热的给煤量优化控制方法。通过优化供热机组分散控制系统（DCS）的给煤量指令控制逻辑，实现供热机组在旁路供热工况下保证供热品质自动满足电网调频调峰要求，包括设计机组旁路供热的给煤量指令自动控制逻辑；组态供热负荷折算给煤量指令自动控制逻辑；组态机组负荷对应给煤量指令自动控制逻辑；组态负荷变化动态给煤量指令自动控制逻辑；组态主蒸汽压力修正给煤量指令自动控制逻辑；查询机组DCS历史运行数据。通过现有机组DCS给煤量控制系统，实现供热机组在保证供热品质的工况下自动满足电网调频调峰要求。降低运行人员劳动强度，实时性好，现场调试过程简单，便于工程实现。
Description
技术领域
本发明涉及一种自动控制方法技术领域，尤其涉及一种机组旁路供热的给煤量优化控制方法。
背景技术
为提高新能源的消纳能力，国家能源局对开展火电灵活性改造提出明确要求，提升火电灵活性的方法按照机组型式分为：热电联产机组进行热电解耦减少高峰热负荷时机组出力，纯凝机组进行机组改造实现深度调峰；按照改造方式分为：机组外部改造设置电锅炉、蓄电池、压缩空气储能等电能消纳装置或蓄热罐等热能消纳装置，机组内部改造进行锅炉稳燃、制粉系统、汽水系统、热工系统改造。其中机组旁路供热改造是热电联产机组内部改造实现机组热电解耦的有效方法，通过机组的旁路系统进行供热后，燃料燃烧产生的热量在机组中的分配发生了比较大的变化，一部分热量驱动发电机发电，一部分热量通过抽汽系统进入热网系统供热，一部分热量通过旁路系统进入热网系统供热，在这样的工况下，机组还必须满足电网调频调峰的要求，这就给机组的给煤量控制带来了许多困难，需要对机组旁路供热的给煤量自动控制指令进行有针对性的优化。
近些年众多国内学者对火电机组的给煤量控制和旁路控制相关问题进行了研究与探讨，例如《动力工程学报》的《锅炉燃烧系统的自适应预测函数控制》提出了一种基于卡尔曼(CARMA)模型的自适应预测函数控制方法，通过实时辨识过程模型的参数，不断去修正预测函数控制器的参数。《河北电力技术》的《100％旁路系统用于350MW超临界机组锅炉直接供热可行性分析》，介绍100％旁路系统进行锅炉直接供热的具体方案,从供热量和系统布置上与传统容量旁路进行比较,论证了100％旁路系统在锅炉直接供热中发挥的作用。中国专利“基于协调控制品质的火电机组煤量前馈量化设计方法”专利申请号CN201210394342.7，提出了将速率限制前后的负荷指令求偏差，通过量化标尺一维折线函数获得煤量前馈量化标尺，从而设计出不同等级负荷煤量前馈的基本量化标尺。中国专利“一种完全热电解耦的抽汽供热电站系统及工作方法”专利申请号CN201710192352.5，提出一种针对中间再热机组汽轮机系统抽汽供热的改造方案，提供一种完全热电解耦的抽汽供热电站系统及工作方法，该系统及方法不仅能够做到大幅度提高接纳风电能力，达到完全热电解耦的目的，而且能大幅度提高机组的供热能力。中国专利“利用机组旁路供热提高热电联产机组深度调峰系统及方法”专利申请号CN201611166629.9，提出一种利用机组旁路供热提高热电联产机组深度调峰系统。
以上这些文献及专利主要从机组给煤量常规控制策略的设计、常规控制系统参数的整定以及旁路系统供热改造的布置等方面进行了阐述，但对机组旁路供热的给煤量优化控制方法没有进行有针对性的研究。
发明内容
为了解决上述现有技术存在的问题，本发明提供了一种机组旁路供热的给煤量优化控制方法，其目的是为了解决供热机组旁路系统改造供热后的给煤量自动控制问题，兼顾保障设备的安全性和机组运行的灵活性，在满足供热要求的前提下，提高机组的深度调峰能力。
为了实现上述发明目的，本发明是通过以下技术方案来实现的：
一种机组旁路供热的给煤量优化控制方法，通过优化供热机组分散控制系统(DCS)的给煤量指令控制逻辑，实现供热机组在旁路供热工况下既保证供热品质又自动满足电网调频调峰的要求，具体实现步骤包括：
(1)设计机组旁路供热的给煤量指令自动控制逻辑，机组旁路供热的给煤量指令由4部分指令相加求和形成，包括供热负荷折算给煤量指令、机组负荷对应给煤量指令、负荷变化动态给煤量指令和主蒸汽压力修正给煤量指令；
(2)组态供热负荷折算给煤量指令自动控制逻辑，进行条件判断，当热网加热器全部切除时，供热负荷折算给煤量指令为0，当热网加热器未全部切除时，供热负荷折算给煤量指令由供热抽汽折算给煤量指令和旁路供热蒸汽折算给煤量指令相加求和后经过滞后算法模块和速率限制算法模块运算得出；其中供热抽汽折算给煤量指令由供热抽汽折算基本给煤量指令和供热抽汽折算给煤量修正系数相乘求积形成，供热抽汽折算基本给煤量指令由全部热网加热器入口阀开度分别经过DCS系统的品质判断后，再分别经过折线函数f(x)运算后相加求和形成，供热抽汽折算给煤量修正系数由中压缸排汽蝶阀开度修正系数A、母管快关阀开度修正系数B和实发功率修正系数C共3个修正系数相乘求积形成，其中修正系数A由2个中压缸排汽蝶阀开度分别经过DCS系统的品质判断后，再分别经过2个折线函数f(x)运算后相加求和形成，修正系数B由2个母管快关阀开度分别经过条件判断后，再分别经过2个折线函数f(x)运算后相加求和形成，修正系数C由实发功率经过折线函数f(x)运算后形成；旁路供热蒸汽折算给煤量指令由旁路供热蒸汽流量经过折线函数f(x)运算后形成，旁路供热蒸汽流量由旁路供热蒸汽流量平均值经过条件判断后形成，当机组未处于旁路供热方式时，旁路供热蒸汽流量为0，当机组处于旁路供热方式时，旁路供热蒸汽流量为旁路供热蒸汽流量平均值，旁路供热蒸汽流量平均值由高旁减温水流量折算蒸汽流量值、高旁蒸汽流量测量值和高旁调节阀门开度折算蒸汽流量值共3个流量值进行取平均值的运算后形成，高旁减温水流量折算蒸汽流量值由高旁减温水流量测量值经过折线函数f(x)运算后形成，高旁调节阀门开度折算蒸汽流量值由高旁调节阀门开度经过折线函数f(x)运算后形成；
(3)组态机组负荷对应给煤量指令自动控制逻辑，机组负荷对应给煤量指令由机组负荷指令经过折线函数f(x)运算后形成；
(4)组态负荷变化动态给煤量指令自动控制逻辑，负荷变化动态给煤量指令由机组负荷指令、机组负荷目标值和主蒸汽压力测量值经过给煤量动态控制器运算后形成，给煤量动态控制器通过判断机组负荷指令的变化方向、变化速率和变化幅度计算负荷变化过程中的给煤量指令变化增量D，同时给煤量动态控制器通过判断主蒸汽压力测量值的变化方向和变化速率计算主蒸汽压力变化过程中的给煤量指令变化增量E，D和E相加求和形成负荷变化动态给煤量指令；
(5)组态主蒸汽压力修正给煤量指令自动控制逻辑，主蒸汽压力修正给煤量指令由锅炉主控PID调节器计算输出，锅炉主控PID调节器的设定值为主蒸汽压力设定值，锅炉主控PID调节器的被调量为主蒸汽压力测量值；
(6)查询机组DCS的历史运行数据，整定机组旁路供热的给煤量指令4个组成部分自动控制逻辑的参数。
所述热网加热器全部切除有效的条件为热网加热器进水和出水电动门任一关闭，或者热网循环泵均已停止；机组处于旁路供热方式有效的条件为低压旁路至凝汽器关断阀门处于关闭状态，并且低压旁路至热网加热器关断阀门处于开启状态；阀开度分别经过DCS系统的品质判断的执行过程为若阀开度品质为坏点则折线函数输入为0，若阀开度品质为非坏点则阀开度作为折线函数输入；母管快关阀开度分别经过条件判断的执行过程为若阀开度品质为坏点或者母管逆止阀关则折线函数输入为0，若阀开度品质为非坏点并且母管逆止阀未关则阀开度作为折线函数输入；速率限制算法模块的有效条件为协调方式有效。
所述修正系数A具体范围为0至1，修正系数B具体范围为0至1，修正系数C具体范围为0至1，给煤量指令变化增量D具体范围为-15t/h至15t/h,给煤量指令变化增量E具体范围为-10t/h至10t/h。
所述折线函数f(x)为DCS系统自带的算法模块，PID调节器为DCS系统自带的算法模块，滞后算法模块和速率限制算法模块为DCS系统自带的算法模块。
所述测量值、阀开度、实发功率、机组负荷指令、机组负荷目标均从DCS的实时数据库中获得。
所述机组旁路供热的给煤量指令自动控制逻辑如下：
A侧中压缸排汽蝶阀开度、B侧中压缸排汽蝶阀开度、A侧母管快关阀开度、B侧母管快关阀开度、#1热网加热器入口阀开度、#2热网加热器入口阀开度、#3热网加热器入口阀开度、#4热网加热器入口阀开度、A逆止阀关、B逆止阀关、实发功率、高旁减温水流量测量值、高旁蒸汽流量测量值、高旁调节阀门开度、机组负荷指令、机组负荷目标、主蒸汽压力测量值、主蒸汽压力设定值、协调方式，均可直接从DCS实时数据库中读取；切换条件：机组处于旁路供热方式、协调方式、热网加热器全部切除，由逻辑判断得出；f1(x)输入为A侧中压缸排汽蝶阀开度，输出为修正系数A1，f2(x)输入为B侧中压缸排汽蝶阀开度，输出为修正系数A2，f3(x)输入为A侧母管快关阀开度，输出为修正系数B1，f4(x)输入为B侧母管快关阀开度，输出为修正系数B2，f5(x)输入为#1热网加热器入口阀开度，输出为基本给煤量D1，f6(x)输入为#2热网加热器入口阀开度，输出为基本给煤量D2，f7(x)输入为#3热网加热器入口阀开度，输出为基本给煤量D3，f8(x)输入为#4热网加热器入口阀开度，输出为基本给煤量D4，f9(x)输入为实发功率，输出为修正系数C，f10(x)输入为高旁减温水流量测量值，输出为高旁减温水流量折算蒸汽流量值，f11(x)输入为高旁调节阀门开度，输出为高旁调节阀门开度折算蒸汽流量值，f12(x)输入为旁路供热蒸汽流量，输出为旁路供热蒸汽折算给煤量指令；f1(x)、f2(x)、f3(x)、f4(x)、f5(x)、f6(x)、f7(x)、f8(x)、f9(x)、f10(x)、f11(x)、f12(x)的参数可根据实时曲线在线整定，整定的原则是通过现有DCS给煤量控制系统，在满足供热要求的前提下，提高机组的深度调峰能力。
本发明的优点及有益效果在于：
(1)设计机组旁路供热的给煤量指令自动控制逻辑，机组旁路供热的给煤量指令由4部分指令相加求和形成，包括供热负荷折算给煤量指令、机组负荷对应给煤量指令、负荷变化动态给煤量指令和主蒸汽压力修正给煤量指令；在DCS中组态供热负荷折算给煤量指令等4部分指令的自动控制逻辑，整定相关控制参数，实现供热机组在保证供热品质的工况下自动满足电网调频调峰的要求。
(2)可有效降低运行人员的劳动强度，且控制效果不依赖于运行人员的技术水平。
(3)实时性好，现场调试过程简单，便于工程实现。
为了便于本领域普通技术人员理解和实施本发明，下面结合附图及具体实施方式对本发明作进一步的详细描述，但应当理解本发明的保护范围并不受具体实施方式的限制。
附图说明
图1是本发明机组旁路供热的给煤量指令形成逻辑图。
具体实施方式
本发明是一种机组旁路供热的给煤量优化控制方法，是通过优化供热机组分散控制系统(DCS)的给煤量指令控制逻辑，实现供热机组在旁路供热工况下既保证供热品质又自动满足电网调频调峰的要求，具体实现步骤包括：
(1)设计机组旁路供热的给煤量指令自动控制逻辑，机组旁路供热的给煤量指令由4部分指令相加求和形成，包括供热负荷折算给煤量指令、机组负荷对应给煤量指令、负荷变化动态给煤量指令和主蒸汽压力修正给煤量指令；
(2)组态供热负荷折算给煤量指令自动控制逻辑，进行条件判断，当热网加热器全部切除时，供热负荷折算给煤量指令为0，当热网加热器未全部切除时，供热负荷折算给煤量指令由供热抽汽折算给煤量指令和旁路供热蒸汽折算给煤量指令相加求和后经过滞后算法模块和速率限制算法模块运算得出；其中供热抽汽折算给煤量指令由供热抽汽折算基本给煤量指令和供热抽汽折算给煤量修正系数相乘求积形成，供热抽汽折算基本给煤量指令由全部热网加热器入口阀开度分别经过DCS系统的品质判断后，再分别经过折线函数f(x)运算后相加求和形成，供热抽汽折算给煤量修正系数由中压缸排汽蝶阀开度修正系数A、母管快关阀开度修正系数B和实发功率修正系数C共3个修正系数相乘求积形成，其中修正系数A由2个中压缸排汽蝶阀开度分别经过DCS系统的品质判断后，再分别经过2个折线函数f(x)运算后相加求和形成，修正系数B由2个母管快关阀开度分别经过条件判断后，再分别经过2个折线函数f(x)运算后相加求和形成，修正系数C由实发功率经过折线函数f(x)运算后形成；旁路供热蒸汽折算给煤量指令由旁路供热蒸汽流量经过折线函数f(x)运算后形成，旁路供热蒸汽流量由旁路供热蒸汽流量平均值经过条件判断后形成，当机组未处于旁路供热方式时，旁路供热蒸汽流量为0，当机组处于旁路供热方式时，旁路供热蒸汽流量为旁路供热蒸汽流量平均值，旁路供热蒸汽流量平均值由高旁减温水流量折算蒸汽流量值、高旁蒸汽流量测量值和高旁调节阀门开度折算蒸汽流量值共3个流量值进行取平均值的运算后形成，高旁减温水流量折算蒸汽流量值由高旁减温水流量测量值经过折线函数f(x)运算后形成，高旁调节阀门开度折算蒸汽流量值由高旁调节阀门开度经过折线函数f(x)运算后形成。
(3)组态机组负荷对应给煤量指令自动控制逻辑，机组负荷对应给煤量指令由机组负荷指令经过折线函数f(x)运算后形成；
(4)组态负荷变化动态给煤量指令自动控制逻辑，负荷变化动态给煤量指令由机组负荷指令、机组负荷目标值和主蒸汽压力测量值经过给煤量动态控制器运算后形成，给煤量动态控制器通过判断机组负荷指令的变化方向、变化速率和变化幅度计算负荷变化过程中的给煤量指令变化增量D，同时给煤量动态控制器通过判断主蒸汽压力测量值的变化方向和变化速率计算主蒸汽压力变化过程中的给煤量指令变化增量E，D和E相加求和形成负荷变化动态给煤量指令；
(5)组态主蒸汽压力修正给煤量指令自动控制逻辑，主蒸汽压力修正给煤量指令由锅炉主控PID调节器计算输出，锅炉主控PID调节器的设定值为主蒸汽压力设定值，锅炉主控PID调节器的被调量为主蒸汽压力测量值；
(6)查询机组DCS的历史运行数据，整定机组旁路供热的给煤量指令4个组成部分自动控制逻辑的参数。
所述热网加热器全部切除有效的条件为热网加热器进水和出水电动门任一关闭，或者热网循环泵均已停止；机组处于旁路供热方式有效的条件为低压旁路至凝汽器关断阀门处于关闭状态，并且低压旁路至热网加热器关断阀门处于开启状态；阀开度分别经过DCS系统的品质判断的执行过程为若阀开度品质为坏点则折线函数输入为0，若阀开度品质为非坏点则阀开度作为折线函数输入；母管快关阀开度分别经过条件判断的执行过程为若阀开度品质为坏点或者母管逆止阀关则折线函数输入为0，若阀开度品质为非坏点并且母管逆止阀未关则阀开度作为折线函数输入；速率限制算法模块的有效条件为协调方式有效。
所述修正系数A具体范围为0至1，修正系数B具体范围为0至1，修正系数C具体范围为0至1，给煤量指令变化增量D具体范围为-15t/h至15t/h,给煤量指令变化增量E具体范围为-10t/h至10t/h。
所述折线函数f(x)为DCS系统自带的算法模块，PID调节器为DCS系统自带的算法模块，滞后算法模块和速率限制算法模块为DCS系统自带的算法模块。
所述测量值、阀开度、实发功率、机组负荷指令、机组负荷目标均从DCS的实时数据库中获得。
本发明算法逻辑图，即一种机组旁路供热的给煤量优化控制算法，机组旁路供热的给煤量指令逻辑如图1所示。
图1中，A侧中压缸排汽蝶阀开度、B侧中压缸排汽蝶阀开度、A侧母管快关阀开度、B侧母管快关阀开度、#1热网加热器入口阀开度、#2热网加热器入口阀开度、#3热网加热器入口阀开度、#4热网加热器入口阀开度、A逆止阀关、B逆止阀关、实发功率、高旁减温水流量测量值、高旁蒸汽流量测量值、高旁调节阀门开度、机组负荷指令、机组负荷目标、主蒸汽压力测量值、主蒸汽压力设定值、协调方式，均可直接从DCS实时数据库中读取；切换条件：机组处于旁路供热方式、协调方式、热网加热器全部切除，由逻辑判断得出；f1(x)输入为A侧中压缸排汽蝶阀开度，输出为修正系数A1，f2(x)输入为B侧中压缸排汽蝶阀开度，输出为修正系数A2，f3(x)输入为A侧母管快关阀开度，输出为修正系数B1，f4(x)输入为B侧母管快关阀开度，输出为修正系数B2，f5(x)输入为#1热网加热器入口阀开度，输出为基本给煤量D1，f6(x)输入为#2热网加热器入口阀开度，输出为基本给煤量D2，f7(x)输入为#3热网加热器入口阀开度，输出为基本给煤量D3，f8(x)输入为#4热网加热器入口阀开度，输出为基本给煤量D4，f9(x)输入为实发功率，输出为修正系数C，f10(x)输入为高旁减温水流量测量值，输出为高旁减温水流量折算蒸汽流量值，f11(x)输入为高旁调节阀门开度，输出为高旁调节阀门开度折算蒸汽流量值，f12(x)输入为旁路供热蒸汽流量，输出为旁路供热蒸汽折算给煤量指令；f1(x)、f2(x)、f3(x)、f4(x)、f5(x)、f6(x)、f7(x)、f8(x)、f9(x)、f10(x)、f11(x)、f12(x)的参数可根据实时曲线在线整定，整定的原则是通过现有DCS给煤量控制系统，在满足供热要求的前提下，提高机组的深度调峰能力。
下面以某350MW供热机组旁路供热的给煤量优化自动控制为例，介绍算法参数整定结果，如表1所示。
机组概况：该机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的HG-1125/25.4-HM2型超临界锅炉，为超临界压力、螺旋管圈、低NOx直流煤粉燃烧器、一次中间再热、单炉膛平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架的变压本生直流炉，制粉系统：每台锅炉配5台中速磨煤机，4台运行，1台备用；汽轮机为北汽北重汽轮机有限责任公司生产的NC350–24.2/0.4/566/556型超临界、一次中间再热、双缸双排汽、抽汽凝汽式汽轮机；该机组汽轮机采用高压旁路和低压旁路二级串联旁路系统装置，设计容量为40％BMCR，高压旁路减温水取自高压给水，低压旁路减温水取自凝结水。
如表1所示，表1是供热负荷折算给煤量指令、机组负荷对应给煤量指令、负荷变化动态给煤量指令和主蒸汽压力修正给煤量指令控制参数整定。
表1中与f1(x)对应的x为A侧中压缸排汽蝶阀开度，与f2(x)对应的x为B侧中压缸排汽蝶阀开度，与f3(x)对应的x为A侧母管快关阀开度，与f4(x)对应的x为B侧母管快关阀开度，与f5(x)对应的x为#1热网加热器入口阀开度，f6(x)对应的x为#2热网加热器入口阀开度，与f7(x)对应的x为#3热网加热器入口阀开度，与f8(x)对应的x为#4热网加热器入口阀开度，与f9(x)对应的x为实发功率，与f10(x)对应的x为高旁减温水流量测量值，与f11(x)对应的x为高旁调节阀门开度，与f12(x)对应的x为旁路供热蒸汽流量；完成一种机组旁路供热的给煤量优化控制方法控制回路逻辑组态，将系统投入实际运行，根据机组运行曲线，反复在线整定f1(x)、f2(x)、f3(x)、f4(x)、f5(x)、f6(x)、f7(x)、f8(x)、f9(x)、f10(x)、f11(x)、f12(x)相应参数，在满足供热要求的前提下，提高机组的深度调峰能力；现场调试过程简单，便于工程实现。
表1一种机组旁路供热的给煤量优化控制方法控制参数整定。
| x(％) | 0 | 11 | 100 | |
| f<sub>1</sub>(x) | 0.5 | 0.5 | 0 | |
| x(％) | 0 | 11 | 100 | |
| f<sub>2</sub>(x) | 0.5 | 0.5 | 0 | |
| x(％) | 0 | 100 | ||
| f<sub>3</sub>(x) | 0 | 0.5 | ||
| x(％) | 0 | 100 | ||
| f<sub>4</sub>(x) | 0 | 0.5 | ||
| x(％) | 0 | 100 | ||
| f<sub>5</sub>(x)(t/h) | 0 | 20 | ||
| x(％) | 0 | 100 | ||
| f<sub>6</sub>(x)(t/h) | 0 | 20 | ||
| x(％) | 0 | 100 | ||
| f<sub>7</sub>(x)(t/h) | 0 | 20 | ||
| x(％) | 0 | 100 | ||
| f<sub>8</sub>(x)(t/h) | 0 | 20 | ||
| x(MW) | 0 | 140 | 270 | 300 |
| f<sub>9</sub>(x) | 0 | 0 | 1 | 1 |
| x(t/h) | 0 | 10 | 100 | |
| f<sub>10</sub>(x)(t/h) | 0 | 50 | 500 | |
| x(％) | 0 | 50 | 100 | |
| f<sub>11</sub>(x)(t/h) | 0 | 280 | 560 | |
| x(t/h) | 0 | 1070 | ||
| f<sub>12</sub>(x)(t/h) | 0 | 181 |
Claims (5)
1.一种机组旁路供热的给煤量优化控制方法，其特征在于：通过优化供热机组分散控制系统（DCS）的给煤量指令控制逻辑，实现供热机组在旁路供热工况下既保证供热品质又自动满足电网调频调峰的要求，具体实现步骤包括：
（1）设计机组旁路供热的给煤量指令自动控制逻辑，机组旁路供热的给煤量指令由4部分指令相加求和形成，包括供热负荷折算给煤量指令、机组负荷对应给煤量指令、负荷变化动态给煤量指令和主蒸汽压力修正给煤量指令；
（2）组态供热负荷折算给煤量指令自动控制逻辑，进行条件判断，当热网加热器全部切除时，供热负荷折算给煤量指令为0，当热网加热器未全部切除时，供热负荷折算给煤量指令由供热抽汽折算给煤量指令和旁路供热蒸汽折算给煤量指令相加求和后经过滞后算法模块和速率限制算法模块运算得出；其中供热抽汽折算给煤量指令由供热抽汽折算基本给煤量指令和供热抽汽折算给煤量修正系数相乘求积形成，供热抽汽折算基本给煤量指令由全部热网加热器入口阀开度分别经过DCS系统的品质判断后，再分别经过折线函数f(x)运算后相加求和形成，供热抽汽折算给煤量修正系数由中压缸排汽蝶阀开度修正系数A、母管快关阀开度修正系数B和实发功率修正系数C共3个修正系数相乘求积形成，其中修正系数A由2个中压缸排汽蝶阀开度分别经过DCS系统的品质判断后，再分别经过2个折线函数f(x)运算后相加求和形成，修正系数B由2个母管快关阀开度分别经过条件判断后，再分别经过2个折线函数f(x)运算后相加求和形成，修正系数C由实发功率经过折线函数f(x) 运算后形成；旁路供热蒸汽折算给煤量指令由旁路供热蒸汽流量经过折线函数f(x) 运算后形成，旁路供热蒸汽流量由旁路供热蒸汽流量平均值经过条件判断后形成，当机组未处于旁路供热方式时，旁路供热蒸汽流量为0，当机组处于旁路供热方式时，旁路供热蒸汽流量为旁路供热蒸汽流量平均值，旁路供热蒸汽流量平均值由高旁减温水流量折算蒸汽流量值、高旁蒸汽流量测量值和高旁调节阀门开度折算蒸汽流量值共3个流量值进行取平均值的运算后形成，高旁减温水流量折算蒸汽流量值由高旁减温水流量测量值经过折线函数f(x) 运算后形成，高旁调节阀门开度折算蒸汽流量值由高旁调节阀门开度经过折线函数f(x) 运算后形成；
（3）组态机组负荷对应给煤量指令自动控制逻辑，机组负荷对应给煤量指令由机组负荷指令经过折线函数f(x)运算后形成；
（4）组态负荷变化动态给煤量指令自动控制逻辑，负荷变化动态给煤量指令由机组负荷指令、机组负荷目标值和主蒸汽压力测量值经过给煤量动态控制器运算后形成，给煤量动态控制器通过判断机组负荷指令的变化方向、变化速率和变化幅度计算负荷变化过程中的给煤量指令变化增量D，同时给煤量动态控制器通过判断主蒸汽压力测量值的变化方向和变化速率计算主蒸汽压力变化过程中的给煤量指令变化增量E，D和E相加求和形成负荷变化动态给煤量指令；
（5）组态主蒸汽压力修正给煤量指令自动控制逻辑，主蒸汽压力修正给煤量指令由锅炉主控PID调节器计算输出，锅炉主控PID调节器的设定值为主蒸汽压力设定值，锅炉主控PID调节器的被调量为主蒸汽压力测量值；
（6）查询机组DCS的历史运行数据，整定机组旁路供热的给煤量指令4个组成部分自动控制逻辑的参数；
所述机组旁路供热的给煤量指令自动控制逻辑如下：
A侧中压缸排汽蝶阀开度、B侧中压缸排汽蝶阀开度、A侧母管快关阀开度、B侧母管快关阀开度、#1热网加热器入口阀开度、#2热网加热器入口阀开度、#3热网加热器入口阀开度、#4热网加热器入口阀开度、A逆止阀关、B逆止阀关、实发功率、高旁减温水流量测量值、高旁蒸汽流量测量值、高旁调节阀门开度、机组负荷指令、机组负荷目标、主蒸汽压力测量值、主蒸汽压力设定值、协调方式，均可直接从DCS实时数据库中读取；切换条件：机组处于旁路供热方式、协调方式、热网加热器全部切除，由逻辑判断得出；f1(x)输入为A侧中压缸排汽蝶阀开度，输出为修正系数A1，f2(x)输入为B侧中压缸排汽蝶阀开度，输出为修正系数A2，f3(x)输入为A侧母管快关阀开度，输出为修正系数B1，f4(x)输入为B侧母管快关阀开度，输出为修正系数B2，f5(x)输入为#1热网加热器入口阀开度，输出为基本给煤量D1，f6(x)输入为#2热网加热器入口阀开度，输出为基本给煤量D2，f7(x)输入为#3热网加热器入口阀开度，输出为基本给煤量D3，f8(x)输入为#4热网加热器入口阀开度，输出为基本给煤量D4，f9(x)输入为实发功率，输出为修正系数C，f10(x)输入为高旁减温水流量测量值，输出为高旁减温水流量折算蒸汽流量值，f11(x)输入为高旁调节阀门开度，输出为高旁调节阀门开度折算蒸汽流量值，f12(x)输入为旁路供热蒸汽流量，输出为旁路供热蒸汽折算给煤量指令；f1(x)、 f2(x)、f3(x)、f4(x)、f5(x)、f6(x)、f7(x)、f8(x)、f9(x)、f10(x)、f11(x)、f12(x)的参数可根据实时曲线在线整定，整定的原则是通过现有DCS给煤量控制系统，在满足供热要求的前提下，提高机组的深度调峰能力。
2.根据权利要求1所述的一种机组旁路供热的给煤量优化控制方法，其特征在于：所述热网加热器全部切除有效的条件为热网加热器进水和出水电动门任一关闭，或者热网循环泵均已停止；机组处于旁路供热方式有效的条件为低压旁路至凝汽器关断阀门处于关闭状态，并且低压旁路至热网加热器关断阀门处于开启状态；阀开度分别经过DCS系统的品质判断的执行过程为若阀开度品质为坏点则折线函数输入为0，若阀开度品质为非坏点则阀开度作为折线函数输入；母管快关阀开度分别经过条件判断的执行过程为若阀开度品质为坏点或者母管逆止阀关则折线函数输入为0，若阀开度品质为非坏点并且母管逆止阀未关则阀开度作为折线函数输入；速率限制算法模块的有效条件为协调方式有效。
3.根据权利要求1所述的一种机组旁路供热的给煤量优化控制方法，其特征在于：所述修正系数A具体范围为0至1，修正系数B具体范围为0至1，修正系数C具体范围为0至1，给煤量指令变化增量D具体范围为-15t/h至15t/h, 给煤量指令变化增量E具体范围为-10t/h至10t/h。
4.根据权利要求1所述的一种机组旁路供热的给煤量优化控制方法，其特征在于：所述折线函数f(x)为DCS系统自带的算法模块，PID调节器为DCS系统自带的算法模块，滞后算法模块和速率限制算法模块为DCS系统自带的算法模块。
5.根据权利要求1所述的一种机组旁路供热的给煤量优化控制方法，其特征在于：所述测量值、阀开度、实发功率、机组负荷指令、机组负荷目标均从DCS的实时数据库中获得。
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