CN112178683A - 一种燃煤机组在煤质变化情况下水煤比的优化控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种燃煤机组在煤质变化情况下水煤比的优化控制方法，建立燃煤机组的煤质数据库，形成煤炭热值与各成分含量的拟合函数关系；在输煤皮带上利用煤质监测设备对入炉煤进行煤质分析，并计算出入炉煤的低位发热量，再将入炉煤的低位发热量加入水煤比的控制逻辑中；同时根据汽水分离器蒸汽过热度以及蒸汽压力的偏差，对水煤比进行多重修正。本发明方法可以使燃煤机组根据煤质变化情况与锅炉运行情况调整水煤比，更快的改变给煤速率，使机组尽快达到设定的运行状态。

Description

一种燃煤机组在煤质变化情况下水煤比的优化控制方法

技术领域

本发明涉及燃煤机组水煤比控制技术领域，具体涉及一种燃煤机组在煤质变化情况下水煤比的优化控制方法。

背景技术

电力是能源的主要利用形式之一。我国约70％的电力由燃煤电站提供，而且由于我国的能源结构和分布的独特性，煤电在未来很长一段时间内仍然是我国电力行业的重要组成部分。煤炭相比其他化石能源具有煤质复杂多变的特点，入炉煤质的波动是影响燃煤电站运行性能及能量利用效率的关键因素。然而，煤质难以避免的出现波动，由于矿点位置、开采深度、储存时间、气候条件等不同，即使是同一煤种的煤质也会存在波动。近年来，煤炭价格不稳定，火电企业为提高经济效益，采用混煤掺烧或改变燃煤种类等方式降低成本，这也进一步加剧了入炉煤质的波动。煤质的变化，会给燃煤电站运行带来诸多问题，尤其是对于大迟延大惯性燃煤机组，煤质的变化将降低机炉协调控制系统的实际控制效果，严重影响运行稳定性与经济性。在煤质发生变化时，水煤比的调控必须要考虑实时入炉煤的实际煤质参数，从而使燃煤机组能够更快的调整给煤速率，使机组尽快的达到设定运行状态。

发明内容

为了克服上述现有技术存在的问题，本发明的目的在于提供一种燃煤机组在煤质变化情况下水煤比的优化控制方法，旨在保证机组在煤质波动时能更快的调整给煤速率，使机组尽快达到设定的运行状态。

一种燃煤机组在煤质变化情况下水煤比的优化控制方法，包括如下步骤：

1)燃煤机组采用煤跟水控制方式，根据负荷指令计算出燃煤机组稳态运行、采用设计煤种时的水煤比，

WFR₀＝f₀(P₀)

式中，WFR₀是稳态运行、采用设计煤种时的水煤比；P₀是锅炉负荷指令，MW；f₀为设计工况下功率与水煤比的对应关系得出；

2)对水煤比进行初步修正，分以下三种情况：

(a)当电站采用非再热式燃煤机组时，根据汽水分离器入口蒸汽过热度，对水煤比进行初步修正，得到初步修正后的非再热式燃煤机组的水煤比WFR_1a：

WFR_1a＝WFR₀+f₁(T_sep-T₀(p_sep))

式中，T_sep是汽水分离器入口蒸汽的温度，℃；p_sep是汽水分离器入口蒸汽的压力，MPa；T₀是蒸汽压力对应的饱和温度，℃；f₁通过电站锅炉水煤比对汽水分离器蒸汽过热度的影响计算得出；

(b)当电站采用一次再燃煤热机组时，根据汽水分离器入口蒸汽过热度和高温再热器入口蒸汽温度对水煤比稳态值进行初步修正，得到初步修正后的一次再燃煤热机组的水煤比WFR_1b：

WFR_1b＝WFR₀+f₁(T_sep-T₀(p_sep))+f₂(ΔT_reheat)

式中，ΔT_reheat是高温再热器入口蒸汽实测温度与设定温度的偏差，℃；f₂通过电站锅炉水煤比对高温再热器入口蒸汽温度的影响计算得出；

(c)当电站采用二次再热燃煤机组时，根据汽水分离器入口蒸汽过热度、一次高温再热器入口蒸汽温度和二次高温再热器入口蒸汽温度对水煤比稳态值进行初步修正，得到初步修正后的二次再热燃煤机组的水煤比WFR_1c：

WFR_1c＝WFR₀+f₁(T_sep-T₀(p_sep))+f₂(ΔT_reheat1)+f₃(ΔT_reheat2)

式中，ΔT_reheat1是一次高温再热器入口蒸汽实测温度与设定温度的偏差，℃；ΔT_reheat2是二次高温再热器入口蒸汽实测温度与设定温度的偏差，℃；f₃通过电站锅炉水煤比对二次高温再热器入口蒸汽温度的影响计算得出；

3)将煤质变化信号λ_C加入到初步修正后的水煤比中，对水煤比进行进一步修正，分别得到进一步修正后的非再热式燃煤机组的水煤比WFR_2a、进一步修正后的一次再燃煤热机组的水煤比WFR_2b和进一步修正后的二次再热燃煤机组的水煤比WFR_2c：

WFR_2a＝WFR_1a·λ_C

WFR_2b＝WFR_1b·λ_C

WFR_2c＝WFR_1c·λ_C

4)计算最终的水煤比，分以下三种情况：

(a)当电站采用非再热式燃煤机组时，将主蒸汽压力偏差输入到PID调节器，通过整定PID参数，得到最终的非再热式燃煤机组的水煤比WFR_3a：

WFR_3a＝WFR_2a+f_PID(Δp_main)

式中，Δp_main是主蒸汽实测压力与设定压力的偏差，MPa；

(b)当电站采用一次再热燃煤机组时，将主蒸汽与再热蒸汽的压力偏差各自输入到PID调节器中，进一步计算出最终的一次再热燃煤机组的水煤比WFR_3b：

WFR_3b＝WFR_2b+f_PID1(Δp_main)+f_PID2(Δp_reheat)

式中，Δp_reheat是再热蒸汽实测压力与设定压力的偏差，MPa；

(c)当电站采用二次再热燃煤机组时，将主蒸汽、一次再热蒸汽和二次再热蒸汽的压力偏差各自输入到PID调节器中，进一步计算出最终的二次再热燃煤机组的水煤比WFR_3c：

WFR_3c＝WFR_2c+f_PID1(Δp_main)+f_PID2(Δp_reheat1)+f_PID3(Δp_reheat2)

式中，Δp_reheat1是一次再热蒸汽实测压力与设定压力的偏差，MPa；Δp_reheat2是二次再热蒸汽实测压力与设定压力的偏差，MPa。

优选地，当燃煤机组处于稳态运行时，煤质变化信号λ_C的计算公式如下：

式中：LHV_design是设计煤种的低位发热量，kJ/kg；LHV_real是实测煤种的低位发热量，kJ/kg。

优选地，当燃煤机组处于变负荷运行状态时，煤质变化信号λ_C的计算公式如下：

式中，v_P是变负荷速率，MW/min；当v_P大于0时，f_L-C的数值大于1；当v_P小于0时，f_L-C的数值小于1；f_L-C的具体确定方法与变负荷过程中锅炉内金属及工质蓄热的变化量和锅炉出力的比例有关。

优选地，实测煤种的低位发热量LHV_real的计算方法为：根据电站历史煤质化验分析结果，对电站所使用的煤种建立煤质数据库，包括碳、水分和灰分等煤质成分的质量分数以及低位发热量煤质参数；基于煤质数据库，建立低位发热量与入炉煤成分之间的拟合多元函数：

LHV_real＝f_C(C,H,O,N,S,M,A)

式中：C是实测煤种的碳含量，％；H是实测煤种的氢含量，％；O是实测煤种的氧含量，％；N是实测煤种的氮含量，％；S是实测煤种的硫含量，％；M是实测煤种的水分含量，％；A是实测煤种的灰分含量，％。

优选地，所述煤质成分的质量分数的获取方法为：将煤质监测设备安装在输煤皮带上，对实测煤种进行多点实时测量，取测得的煤质成分平均含量：

式中，

是煤质成分X即C，H，O，N，S，M，A的平均质量分数，％；X_i是煤质监测设备在第i测点检测到的煤质成分X的质量分数，％；n是总测点数。

和现有技术相比较，本发明具备如下优点：

1，本发明将入炉煤的低位发热量加入到水煤比计算方法中，并结合锅炉蒸汽参数，对水煤比进行多重修正，可以在煤质发生变化时更快的调整给煤速率，使机组尽快达到设定的运行状态。

2，本发明在电站煤质数据库的基础上，通过多点实时测量、取平均值的形式得到煤质成分含量，并进一步以拟合函数的形式计算出入炉煤低位发热量，减小了计算的误差。

附图说明

图1为本发明水煤比控制逻辑示意图。

图2为本发明实施例使用优化控制方法与原控制方法下给煤速率对比图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细说明。

如图1所示，本发明一种燃煤机组在煤质变化情况下水煤比的优化控制方法，包括如下步骤：

1)燃煤机组采用煤跟水控制方式，根据负荷指令计算出燃煤机组稳态运行、采用设计煤种时的水煤比，

WFR₀＝f₀(P₀)

式中，WFR₀是稳态运行、采用设计煤种时的水煤比；P₀是锅炉负荷指令，MW；f₀为设计工况下功率与水煤比的对应关系得出；

2)对水煤比进行初步修正，分以下三种情况：

(a)当电站采用非再热式燃煤机组时，根据汽水分离器入口蒸汽过热度，对水煤比进行初步修正，得到初步修正后的非再热式燃煤机组的水煤比WFR_1a：

WFR_1a＝WFR₀+f₁(T_sep-T₀(p_sep))

式中，T_sep是汽水分离器入口蒸汽的温度，℃；p_sep是汽水分离器入口蒸汽的压力，MPa；T₀是蒸汽压力对应的饱和温度，℃；f₁通过电站锅炉水煤比对汽水分离器蒸汽过热度的影响计算得出；

(b)当电站采用一次再燃煤热机组时，根据汽水分离器入口蒸汽过热度和高温再热器入口蒸汽温度对水煤比稳态值进行初步修正，得到初步修正后的一次再燃煤热机组的水煤比WFR_1b：

WFR_1b＝WFR₀+f₁(T_sep-T₀(p_sep))+f₂(ΔT_reheat)

式中，ΔT_reheat是高温再热器入口蒸汽实测温度与设定温度的偏差，℃；f₂通过电站锅炉水煤比对高温再热器入口蒸汽温度的影响计算得出；

(c)当电站采用二次再热燃煤机组时，根据汽水分离器入口蒸汽过热度、一次高温再热器入口蒸汽温度和二次高温再热器入口蒸汽温度对水煤比稳态值进行初步修正，得到初步修正后的二次再热燃煤机组的水煤比WFR_1c：

WFR_1c＝WFR₀+f₁(T_sep-T₀(p_sep))+f₂(ΔT_reheat1)+f₃(ΔT_reheat2)

式中，ΔT_reheat1是一次高温再热器入口蒸汽实测温度与设定温度的偏差，℃；ΔT_reheat2是二次高温再热器入口蒸汽实测温度与设定温度的偏差，℃；f₃通过电站锅炉水煤比对二次高温再热器入口蒸汽温度的影响计算得出；

3)将煤质变化信号λ_C加入到初步修正后的水煤比中，对水煤比进行进一步修正，分别得到进一步修正后的非再热式燃煤机组的水煤比WFR_2a、进一步修正后的一次再燃煤热机组的水煤比WFR_2b和进一步修正后的二次再热燃煤机组的水煤比WFR_2c：

WFR_2a＝WFR_1a·λ_C

WFR_2b＝WFR_1b·λ_C

WFR_2c＝WFR_1c·λ_C

4)计算最终的水煤比，分以下三种情况：

(a)当电站采用非再热式燃煤机组时，将主蒸汽压力偏差输入到PID调节器，通过整定PID参数，得到最终的非再热式燃煤机组的水煤比WFR_3a：

WFR_3a＝WFR_2a+f_PID(Δp_main)

式中，Δp_main是主蒸汽实测压力与设定压力的偏差，MPa；

(b)当电站采用一次再热燃煤机组时，将主蒸汽与再热蒸汽的压力偏差各自输入到PID调节器中，进一步计算出最终的一次再热燃煤机组的水煤比WFR_3b：

WFR_3b＝WFR_2b+f_PID1(Δp_main)+f_PID2(Δp_reheat)

式中，Δp_reheat是再热蒸汽实测压力与设定压力的偏差，MPa；

(c)当电站采用二次再热燃煤机组时，将主蒸汽、一次再热蒸汽和二次再热蒸汽的压力偏差各自输入到PID调节器中，进一步计算出最终的二次再热燃煤机组的水煤比WFR_3c：

WFR_3c＝WFR_2c+f_PID1(Δp_main)+f_PID2(Δp_reheat1)+f_PID3(Δp_reheat2)

式中，Δp_reheat1是一次再热蒸汽实测压力与设定压力的偏差，MPa；Δp_reheat2是二次再热蒸汽实测压力与设定压力的偏差，MPa。

优选地，当燃煤机组处于稳态运行时，煤质变化信号λ_C的计算公式如下：

式中：LHV_design是设计煤种的低位发热量，kJ/kg；LHV_real是实测煤种的低位发热量，kJ/kg。

优选地，当燃煤机组处于变负荷运行状态时，煤质变化信号λ_C的计算公式如下：

式中，v_P是变负荷速率，MW/min；当v_P大于0时，f_L-C的数值大于1；当v_P小于0时，f_L-C的数值小于1；f_L-C的具体确定方法与变负荷过程中锅炉内金属及工质蓄热的变化量和锅炉出力的比例有关。

优选地，实测煤种的低位发热量LHV_real的计算方法为：根据电站历史煤质化验分析结果，对电站所使用的煤种建立煤质数据库，包括碳、水分和灰分等煤质成分的质量分数以及低位发热量煤质参数；基于煤质数据库，建立低位发热量与入炉煤成分之间的拟合多元函数：

LHV_real＝f_C(C,H,O,N,S,M,A)

式中：C是实测煤种的碳含量，％；H是实测煤种的氢含量，％；O是实测煤种的氧含量，％；N是实测煤种的氮含量，％；S是实测煤种的硫含量，％；M是实测煤种的水分含量，％；A是实测煤种的灰分含量，％。

优选地，所述煤质成分的质量分数的获取方法为：将煤质监测设备安装在输煤皮带上，对实测煤种进行多点实时测量，取测得的煤质成分平均含量：

式中，

是煤质成分X即C，H，O，N，S，M，A的平均质量分数，％；X_i是煤质监测设备在第i测点检测到的煤质成分X的质量分数，％；n是总测点数。

实施例

对某660MW超临界一次再热机组，模拟在第100s时燃煤的含碳量降低7.5％。使用本发明优化控制方法与原控制方法下给煤速率对比如图2所示，从图2中可以看出：本发明可以在煤质发生变化后迅速调节给煤速率，响应时间明显短于原有控制方法，减小了煤质波动对热力系统的冲击，使机组快速达到设定运行状态。

Claims (5)

1.一种燃煤机组在煤质变化情况下水煤比的优化控制方法，其特征在于：包括如下步骤：

1)燃煤机组采用煤跟水控制方式，根据负荷指令计算出燃煤机组稳态运行、采用设计煤种时的水煤比，

WFR₀＝f₀(P₀)

式中，WFR₀是稳态运行、采用设计煤种时的水煤比；P₀是锅炉负荷指令，MW；f₀为设计工况下功率与水煤比的对应关系得出；

2)对水煤比进行初步修正，分以下三种情况：

(a)当电站采用非再热式燃煤机组时，根据汽水分离器入口蒸汽过热度，对水煤比进行初步修正，得到初步修正后的非再热式燃煤机组的水煤比WFR_1a：

WFR_1a＝WFR₀+f₁(T_sep-T₀(p_sep))

式中，T_sep是汽水分离器入口蒸汽的温度，℃；p_sep是汽水分离器入口蒸汽的压力，MPa；T₀是蒸汽压力对应的饱和温度，℃；f₁通过电站锅炉水煤比对汽水分离器蒸汽过热度的影响计算得出；

(b)当电站采用一次再燃煤热机组时，根据汽水分离器入口蒸汽过热度和高温再热器入口蒸汽温度对水煤比稳态值进行初步修正，得到初步修正后的一次再燃煤热机组的水煤比WFR_1b：

WFR_1b＝WFR₀+f₁(T_sep-T₀(p_sep))+f₂(ΔT_reheat)

式中，ΔT_reheat是高温再热器入口蒸汽实测温度与设定温度的偏差，℃；f₂通过电站锅炉水煤比对高温再热器入口蒸汽温度的影响计算得出；

(c)当电站采用二次再热燃煤机组时，根据汽水分离器入口蒸汽过热度、一次高温再热器入口蒸汽温度和二次高温再热器入口蒸汽温度对水煤比稳态值进行初步修正，得到初步修正后的二次再热燃煤机组的水煤比WFR_1c：

WFR_1c＝WFR₀+f₁(T_sep-T₀(p_sep))+f₂(ΔT_reheat1)+f₃(ΔT_reheat2)

式中，ΔT_reheat1是一次高温再热器入口蒸汽实测温度与设定温度的偏差，℃；ΔT_reheat2是二次高温再热器入口蒸汽实测温度与设定温度的偏差，℃；f₃通过电站锅炉水煤比对二次高温再热器入口蒸汽温度的影响计算得出；

3)将煤质变化信号λ_C加入到初步修正后的水煤比中，对水煤比进行进一步修正，分别得到进一步修正后的非再热式燃煤机组的水煤比WFR_2a、进一步修正后的一次再燃煤热机组的水煤比WFR_2b和进一步修正后的二次再热燃煤机组的水煤比WFR_2c：

WFR_2a＝WFR_1a·λ_C

WFR_2b＝WFR_1b·λ_C

WFR_2c＝WFR_1c·λ_C

4)计算最终的水煤比，分以下三种情况：

(a)当电站采用非再热式燃煤机组时，将主蒸汽压力偏差输入到PID调节器，通过整定PID参数，得到最终的非再热式燃煤机组的水煤比WFR_3a：

WFR_3a＝WFR_2a+f_PID(Δp_main)

式中，Δp_main是主蒸汽实测压力与设定压力的偏差，MPa；

(b)当电站采用一次再热燃煤机组时，将主蒸汽与再热蒸汽的压力偏差各自输入到PID调节器中，进一步计算出最终的一次再热燃煤机组的水煤比WFR_3b：

WFR_3b＝WFR_2b+f_PID1(Δp_main)+f_PID2(Δp_reheat)

式中，Δp_reheat是再热蒸汽实测压力与设定压力的偏差，MPa；

(c)当电站采用二次再热燃煤机组时，将主蒸汽、一次再热蒸汽和二次再热蒸汽的压力偏差各自输入到PID调节器中，进一步计算出最终的二次再热燃煤机组的水煤比WFR_3c：

WFR_3c＝WFR_2c+f_PID1(Δp_main)+f_PID2(Δp_reheat1)+f_PID3(Δp_reheat2)

式中，Δp_reheat1是一次再热蒸汽实测压力与设定压力的偏差，MPa；Δp_reheat2是二次再热蒸汽实测压力与设定压力的偏差，MPa。

2.根据权利要求1所述的一种燃煤机组在煤质变化情况下水煤比的优化控制方法，其特征在于：当燃煤机组处于稳态运行时，煤质变化信号λ_C的计算公式如下：

式中：LHV_design是设计煤种的低位发热量，kJ/kg；LHV_real是实测煤种的低位发热量，kJ/kg。

3.根据权利要求1所述的一种燃煤机组在煤质变化情况下水煤比的优化控制方法，其特征在于：当燃煤机组处于变负荷运行状态时，煤质变化信号λ_C的计算公式如下：

式中，v_P是变负荷速率，MW/min；当v_P大于0时，f_L-C的数值大于1；当v_P小于0时，f_L-C的数值小于1；f_L-C的具体确定方法与变负荷过程中锅炉内金属及工质蓄热的变化量和锅炉出力的比例有关。

4.根据权利要求2或3所述的一种燃煤机组在煤质变化情况下水煤比的优化控制方法，其特征在于：实测煤种的低位发热量LHV_real的计算方法为：根据电站历史煤质化验分析结果，对电站所使用的煤种建立煤质数据库，包括碳、水分和灰分等煤质成分的质量分数以及低位发热量煤质参数；基于煤质数据库，建立低位发热量与入炉煤成分之间的拟合多元函数：

LHV_real＝f_C(C,H,O,N,S,M,A)

式中：C是实测煤种的碳含量，％；H是实测煤种的氢含量，％；O是实测煤种的氧含量，％；N是实测煤种的氮含量，％；S是实测煤种的硫含量，％；M是实测煤种的水分含量，％；A是实测煤种的灰分含量，％。

5.根据权利要求4所述的一种燃煤机组在煤质变化情况下水煤比的优化控制方法，其特征在于：所述煤质成分的质量分数的获取方法为：将煤质监测设备安装在输煤皮带上，对实测煤种进行多点实时测量，取测得的煤质成分平均含量：

式中，

是煤质成分X即C，H，O，N，S，M，A的平均质量分数，％；X_i是煤质监测设备在第i测点检测到的煤质成分X的质量分数，％；n是总测点数。

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