CN116068890A - 一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法与装置 - Google Patents

一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法与装置 Download PDF

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CN116068890A CN202211711939.XA CN202211711939A CN116068890A CN 116068890 A CN116068890 A CN 116068890A CN 202211711939 A CN202211711939 A CN 202211711939A CN 116068890 A CN116068890 A CN 116068890A
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杨义磊
赵磊磊
刘传玉
王宽心
夏学存
王凌杰
田甜
吴玉成
李达
涂阳勤
郭廉洁
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Abstract

本发明公开了一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法与装置，通过实时跟踪热网用户分表流量的变化、汽机背压、大用户压力、末端用户压力和大用户流量之和变化情况获得锅炉负荷调整总量，并以此计算得到锅炉、汽机和减温减压器协同优化调度参数，在此基础上将协同优化调度参数赋予锅炉APC、汽机DEH和减温减压器相应控制参数，实现系统的自动判断、调整和控制，快速响应热网用户负荷变化，从而保证供汽管网压力的平稳运行，减轻操作人员劳动强度，节能降碳。

Description

一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法与装置
技术领域
本发明涉及热电联产区域供热负荷随动调度领域，特别涉及一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法与装置。
背景技术
热电联产是一种从单一的一次能源同时生产电能和热能的技术。与传统的单独产热和发电的方法相比，热电联产将做功后的燃气/蒸汽对外供热，实现了能量的梯级利用，提高了能源利用效率，从而降低成本并减少碳排放。
区域供热的热电联产企业以供热为主，发电为辅，以热定电，其存在热用户数量多、地理分布散、供热范围广、管网距离长、用汽负荷间歇性和非周期性的鲜明特征。供汽数据和蒸汽用户数据各自独立分散，不能集中监管和使用。供热负荷与用汽负荷的不匹配导致间歇投用减温减压器。当热用户用汽负荷调整剧烈、频繁波动时，供汽端的锅炉和汽机操作人员需要时刻关注热用户蒸汽负荷的动态变化，由于蒸汽供需不平衡和管网输送距离远，操作人员劳动强度大，操作调节难以快速响应其变化，存在过度调节和滞后调节问题，导致供汽管网压力波动，供汽品质不能满足用户要求。
专利CN102242868B公开了一种工业装置蒸汽管网优化运行方法，此方法是以蒸汽管网运行成本的数学模型为基础，考虑工业实际过程中的各种约束条件，以透平的进汽量、抽汽量和泵透平的开备等为操作变量，利用协同量子粒子优化算法，对工艺操作条件进行优化，以达到降低蒸汽管网运行成本的目的。这种优化运行方法为生产工艺的改造提供了基础和依据，然而未考虑工业装置负荷随机波动对蒸汽管网压力稳定的影响。
专利CN111503718B公开了一种基于多因素影响的热电联产供热负荷预测方法及供热系统，通过综合考虑气象参数、管网特征和建筑物特性等因素影响，建立未来某一天的远期热负荷预测模型和实时供热负荷调节的近期热负荷预测模型。该方法预测了未来的热负荷预期需求和近期热负荷需求，然而未能与锅炉APC和汽机DEH实现协同联动控制，主要运用于生活采暖方向，而不适用于区域供热的工业用汽状况。
发明内容
本发明为了解决区域供热的热电联产企业面对热用户蒸汽负荷发生频繁波动，供汽端锅炉和汽机的调节难以快速响应，造成管网压力波动，供汽品质不能满足用户需求问题，提供了一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法与装置，通过实时跟踪热网用户分表流量的变化、汽机背压、大用户压力、末端用户压力和大用户流量之和变化情况获得锅炉负荷调整总量，并以此计算得到锅炉、汽机和减温减压器协同优化调度参数，在此基础上将协同优化调度参数赋予锅炉APC和汽机DEH相应控制参数，实现系统的自动判断、调整和控制，快速响应热网用户负荷变化，从而保证供汽管网压力的平稳运行，减轻操作人员劳动强度，节能降碳。
本发明克服其技术问题所采用的技术方案是：本发明的第一个方面提出的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，其特征在于，包括以下步骤：S1，采集分布式控制系统中锅炉的运行数据、汽机的运行数据、减温减压器的运行数据和热网用户数据存储于实时数据库，并对存储的数据进行数据预处理和均值滤波从而获得有效数据集；S2，根据获得的有效数据集建立炉机网协同优化调度模型，在装置约束条件范围内进行求解得到锅炉负荷调整总量，并基于锅炉负荷调整总量分别计算获得锅炉负荷设定值、锅炉主汽压力设定值、汽机主汽压力设定值、汽机功率设定值、减温减压器负荷设定值；S3,基于获得的锅炉负荷设定值和锅炉主汽压力设定值对锅炉APC的负荷和锅炉APC主汽压力目标值进行优化；S4,建立汽机延迟执行模型，基于获得的汽机主汽压力设定值和汽机功率设定值、减温减压器负荷设定值，根据锅炉负荷调整是否完成对汽机DEH主汽压力值和汽机功率目标值以及减温减压器负荷目标值进行优化。
进一步的，所述锅炉运行数据至少包括：锅炉主气流量、锅炉主汽压力、床层温度、锅炉APC负荷目标值、锅炉APC主汽压力目标值、给煤机手动状态、锅炉APC通讯状态、锅炉APC一键切除状态、锅炉APC调压模式状态；所述汽机运行数据至少包括：汽机进汽流量、汽机背压、汽机抽汽流量、汽机排汽流量、汽机发电量、汽机主汽压力目标值、汽机功率目标值、汽机调压模式状态、汽机功率模式状态、汽机手动模式状态；所述减温减压器运行数据至少包括：减温减压器进口流量、压力和温度；减温减压器出口压力和温度；减温水流量、压力和温度；减温减压器压力调节阀开度目标值、温度调节阀开度目标值；所述热网用户数据至少包括：用户分表流量、大用户流量、大用户压力、末端用户流量、末端用户压力。
进一步的，所述炉机网协同优化调度模型至少包括汽机排汽压力子模型、锅炉负荷调整总量子模型、锅炉双减调整子模型、汽机调整子模型和锅炉调整子模型；所述炉机网协同优化调度模型分为快过程和慢过程用于计算锅炉负荷调整总量，在慢过程中锅炉负荷调整总量包括热网用户分表流量变化对锅炉负荷调整总量的贡献量、汽机背压变化对锅炉负荷调整总量的贡献量、大用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量和末端用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量；在快过程中锅炉负荷调整总量包括大用户流量之和变化对锅炉负荷调整总量的贡献量；系统调整快慢根据调整标志0、1、2进行，当调整标志为0时进行慢过程，当调整标志为1和2时进行快过程，执行之后调整标志加1，当调整标志小于0或大于2均重置为0。
进一步的，所述汽机排汽压力子模型用于判断当前汽机是否运行，并确定各个汽机主汽压力设定值的基准值和功率设定值的基准值；其中当汽机的转速大于2990r/min且发电功率大于5MW认为汽机处于运行状态，汽机主汽压力和功率设定值的基准值为当前汽机主汽压力和功率目标值。
进一步的，所述锅炉负荷调整总量子模型用于根据热网用户负荷变化情况计算锅炉负荷调整总量，根据公式(1)计算：
ΔQ＝qfb+qby+qdhpre+qmdpre+qdhflow   (1)
式中，ΔQ为锅炉负荷调整总量，t/h；qfb为热网用户分表流量变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；qby为汽机背压变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；qdhpre为大用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；qmdpre为末端用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；qdhflow为大用户流量之和变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h。
进一步的，所述热网用户分表流量变化对锅炉负荷调整总量的贡献量qfb根据公式(2)计算：
qfb＝kfb·(fbave(t)-fbave(t-1))   (2)
式中，qfb为热网用户分表流量变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；kfb为热网用户分表流量调整系数；fbave（t）为当前时刻热网用户分表流量均值，单位为t/h；fbave（t-1）为上一时刻热网用户分表流量均值，单位为t/h；
所述汽机背压变化对锅炉负荷调整总量的贡献量qby根据公式(3)计算：
qby＝kby·(Δbyave(t)+(SUMΔbybve)(t-1)   (3)
式中，qby为汽机背压变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；kby为汽机背压变化速率累积值调整系数；Δbyave(t)为汽机背压变化速率，汽机背压变化速率为汽机背压变化量和时间的比值，单位为MPa/min；(SUMΔbybve)(t-1)为上一时刻汽机背压变化速率累积值，单位为MPa/min。
所述大用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量qdhpre根据公式(4)计算：
qdhpreq＝kdhpre·Qdhpre   (4)
式中，qdhpre为大用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；kdhpre为大用户压力调整系数；Qdhpre为满足大用户压力对锅炉负荷调整量，单位为t/h；
所述末端用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量qmdpre根据公式(5)计算：
qmdpre＝kmdpre·Qmdpre   (5)
式中，qmdpre为末端用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；kmdpre为末端用户压力调整系数；Qmdpre为满足末端用户压力对锅炉负荷调整量，单位为t/h；所述大用户流量之和变化对锅炉负荷调整总量的贡献量qdhflow根据公式(6)计算：
qdhflow＝kdhflow·(dhflowave(t)-dhflowave(t-1))   (6)
式中，qdhflow为大用户流量对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；kdhflow为大用户流量调整系数；dhflowave(t)为当前时刻大用户流量之和均值，单位为t/h；fbave(t-1)为上一时刻大用户流量之和均值，单位为t/h。
进一步的，所述锅炉双减调整子模型用于基于公式(1)计算获得的锅炉负荷调整总量，根据公式(7)计算得到锅炉主汽压力设定值，
Preglset＝kpregl·ΔQ+Preglgoal   (7)
式中，Preglset为锅炉主汽压力设定值，单位为MPa；kpregl为锅炉主汽压力变化系数；ΔQ为锅炉负荷调整总量；Preglgoal为锅炉主汽压力基准值，所述锅炉主汽压力基准值，当锅炉APC投运时为锅炉APC主汽压力目标值，未投运时为所有锅炉最大主汽压力，单位为MPa。
进一步的，所述汽机调整子模型用于基于公式(1)计算得到的锅炉负荷调整总量根据公式(8)计算得到汽机主汽压力设定值，根据公式(9)计算得到汽机功率设定值，
Figure BDA0004026444300000051
Powerqjset＝a+b·(x+ΔQ)   (9)
式中，Preqjset为汽机主汽压力设定值，单位为MPa；Preqjgoal为汽机主汽压力目标值，单位为MPa；
Figure BDA0004026444300000052
为汽机主汽压力变化量，单位为MPa；kpreqj为汽机主汽压力调整步长，单位为MPa；
Figure BDA0004026444300000064
为汽机主汽压力调整次数；ΔQ为锅炉负荷调整总量，单位为t/h；α为汽机主汽压力调整特征因子，Powerqjest为汽机功率设定值，单位为MW；a为汽机模型常数；b为汽机模型系数；x为汽机主汽流量，单位为t/h。
进一步的，所述锅炉调整子模型用于基于公式(1)计算得到的锅炉负荷调整总量分配确定每台锅炉的负荷设定值，其中分配步骤如下：S21，根据锅炉主汽流量确定锅炉运行数量；S22，根据锅炉给煤机手动状态判断锅炉APC投运状态，根据锅炉APC调压模式状态确定锅炉APC处于调压力模式还是调负荷模式；S23，若锅炉APC投运且处于调压力模式，则根据公式(7)计算锅炉主汽压力设定值，若锅炉APC投运且处于调负荷模式，则根据公式(10)计算锅炉负荷设定值：
Figure BDA0004026444300000061
式中，Qglset(i)为锅炉i负荷设定值，t/h；Qglbase(i)为锅炉i负荷基准值，单位为t/h；ΔQ为锅炉负荷调整总量，单位为t/h；m1为增加锅炉负荷时阈值；m2为降低锅炉负荷时阈值；Qtotal为当前所有锅炉总产汽量累加之和，单位为t/h；F为锅炉总产汽量阈值；
Figure BDA0004026444300000062
为锅炉i产汽量占锅炉总产汽量权重。
进一步的，基于汽机延迟执行模型计算锅炉床层温度和锅炉主汽压力变化率，根据公式(11)确定锅炉负荷调整是否完成：
Figure BDA0004026444300000063
式中，DelayDone为汽机延迟执行完成状态；ΔCWJz为锅炉i床层平均温度变化率，所述床层平均温度变化率为床层平均温度变化量与时间的比值，所述床层平均温度从实时数据库获取，单位为℃/min；
Figure BDA0004026444300000071
为锅炉i床层平均温度变化率阈值，单位为℃/min；
Figure BDA0004026444300000072
为锅炉i主汽压力变化率，所述锅炉i主汽压力变化率为主汽压力变化量与时间的比值，单位为MPa/min；
Figure BDA0004026444300000073
为锅炉i主汽压力变化率阈值，单位为MPa/min。
判断锅炉负荷调整完成后将公式(8)获得的汽机主汽压力设定值和公式(9)获得的汽机功率设定值，根据汽机当前所处模式状态赋值给汽机DEH相应的目标值，所述目标值包括汽机主汽压力设定值和汽机功率设定值，其中，若汽机处于主汽压力模式则将汽机主汽压力设定值赋值到汽机DEH主汽压力值；若汽机处于功率模式则将汽机功率设定值赋值到汽机DEH功率值；若汽机处于手动模式则不赋值；若汽机处于满负荷状态则将锅炉负荷调整总量赋予减温减压器负荷设定值。
进一步的，还包括用于实现协同优化模式和人工操作模式切换的无扰切换安全机制，具体包括：炉机网协同优化投运；炉机网协同优化切除；协同优化模式和人工操作模式无扰切换，上述任一过程进行操作时进行弹窗确认并进行声音和颜色报警。
进一步的，所述协同优化模式和人工操作模式无扰切换，具体包括：系统投运时锅炉APC目标值和汽机DEH目标值等于炉机网协同优化设定值，切除时炉机网协同优化设定值、锅炉APC目标值和汽机DEH目标值等于系统当前实时值。
进一步的，所述协同优化模式包括炉机网协同优化投运模式和炉机网协同优化切除模式，具体包括：基于炉机网协同优化通讯状态、炉机网协同优化一键切除、锅炉给煤机手动状态、锅炉APC投运状态、锅炉APC调压模式状态、汽机延迟执行完成状态、汽机主汽压力模式和汽机可调状态，实现炉机网协同优化投运模式；基于炉机网协同优化通讯状态、锅炉给煤机手动状态、锅炉APC通讯状态、锅炉APC一键切除状态、炉机网协同优化一键切除状态、锅炉负荷投运状态、锅炉压力投运状态、汽机主汽压力投运状态和汽车功率投运状态，实现炉机网协同优化切除模式。
本发明的第二个方面提出了一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度装置，用于运行上述热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，炉机网协同优化调度装置包括：数据处理模块，用于采集分布式控制系统中锅炉的运行数据、汽机的运行数据和减温减压器的运行数据和热网用户数据存储于实时数据库，并对存储的数据进行预处理和均值滤波从而获得有效数据集；协同优化调度模块，用于在装置约束条件范围内进行求解得到锅炉负荷调整总量，并基于锅炉负荷调整总量分别计算获得锅炉负荷设定值、锅炉主汽压力设定值、汽机主汽压力设定值、汽机功率设定值、减温减压器负荷设定值；汽机延迟执行模块，用于判断锅炉负荷调整是否完成并输出汽机调整指令；协同优化控制模块，用于根据系统状态判断炉机网协同优化是否投用有效，并将调度优化设定值赋予锅炉APC目标值和汽机DEH目标值执行优化控制。
本发明的有益效果是：
1、当热用户蒸汽负荷发生频繁调整时，以热网负荷为前馈信号，提前对锅炉负荷作出调整，并联动汽机进行操作，实现锅炉、汽机和热网的协同优化。
2、通过将协同优化调度参数赋予锅炉APC和汽机DEH相应控制参数，实现系统的自动判断、调整和控制，快速响应热网用户负荷变化，从而保证供汽管网压力的平稳运行，减轻操作人员劳动强度，节能降碳。
附图说明
图1为本申请提出的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法的流程示意图；
图2为本申请提出的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度装置示意图；
图3为本申请提出的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度过程示意图；
图4为系统没有投运期间炉机网协同优化与手动操作对比图；
图5为炉机网协同优化调度投运前后供汽母管压力曲线对比图。
具体实施方式
为了便于本领域人员理解，首先对本发明中的部分技术属于进行说明如下：
DCS：分布式控制系统；
炉机网：锅炉、汽机和热网；
均值滤波：均值滤波是典型的线性滤波算法，使用时间窗口内的数据的均值替代原来的值；
APC：先进过程控制；
DEH：汽机数字电液控制系统。
为了便于本领域人员更好的理解本发明，下面结合附图和具体实施例对本发明做进一步详细说明，下述仅是示例性的不限定本发明的保护范围。
实施例一
为解决区域供热的热电联产企业面对热用户蒸汽负荷发生频繁波动，供汽端锅炉和汽机的调节难以快速响应，造成管网压力波动，供汽品质不能满足用户需求问题，本发明提供了一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，具体如图1所示，所述热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，包括：
步骤一：采集DCS中锅炉、汽机和减温减压器的运行数据、热网用户数据存储于实时数据库，并进行数据预处理和均值滤波从而获得有效数据集；
步骤二：根据获得的有效数据集建立炉机网协同优化调度模型，在装置约束条件范围内进行求解得到锅炉负荷调整总量，并以此分别计算获得锅炉负荷和主汽压力设定值、汽机主汽压力和功率设定值、减温减压器负荷设定值；
步骤三：基于获得的锅炉负荷和主汽压力设定值对锅炉APC的负荷和主汽压力目标值进行优化；
步骤四：建立汽机延迟执行模型，基于获得的汽机主汽压力和功率设定值、减温减压器负荷设定值，根据锅炉负荷调整是否完成对汽机DEH主汽压力和功率目标值以及减温减压器负荷目标值进行优化。
在实施例中，所述锅炉运行数据包括：锅炉主气流量、锅炉主汽压力、床层温度、锅炉APC负荷目标值、锅炉APC主汽压力目标值、给煤机手动状态、锅炉APC通讯状态、锅炉APC一键切除状态、锅炉APC调压模式状态。
所述汽机运行数据包括：汽机进汽流量、汽机背压、汽机抽汽流量、汽机排汽流量、汽机发电量、汽机主汽压力目标值、汽机功率目标值、汽机调压模式状态、汽机功率模式状态、汽机手动模式状态。
所述减温减压器运行数据包括：减温减压器进口流量、压力和温度；减温减压器出口压力和温度；减温水流量、压力和温度；减温减压器压力调节阀开度目标值、温度调节阀开度目标值。
所述热网用户数据包括：用户分表流量、大用户流量、大用户压力、末端用户流量、末端用户压力。
在实施过程中需要对数据进行预处理和均值滤波。预处理包括剔除坏点和异常值，均值滤波通过滑动时间窗口获得一批数据，以该滑动时间窗口的数据为对象计算该批数据的均值作为当前时刻该参数的有效数据，计算如公式(1)。
Figure BDA0004026444300000101
式(1)中，Niave为均值滤波后的有效数据；m为时间窗口内的数据数量；t为时间窗口的当前时间；t-k为时间窗口的起始时间；k为时间窗口长度；Ni为未经过处理的实时值。在本实施例中的时间窗口长度为2min。
需要均值滤波的数据包括锅炉主气流量、床层温度；汽机进汽流量、汽机背压、汽机抽汽流量、汽机排汽流量、汽机发电量；减温减压器进口流量、压力和温度、减温减压器出口压力和温度、减温水流量、压力和温度；用户分表流量、大用户流量、大用户压力、末端用户流量、末端用户压力。
所述炉机网协同优化调度模型是本炉机网协同优化调度方法的核心，由汽机背压子模型、锅炉负荷调整总量子模型、锅炉双减调整子模型、汽机调整子模型和锅炉调整子模型组成。
优选的，汽机背压子模型用于判断当前哪些汽机是否运行，并根据当前运行的汽机确定各个汽机主汽压力设定值的基准值和功率设定值的基准值。其中当汽机的转速大于2990r/min且发电功率大于5MW认为汽机处于运行状态。汽机主汽压力和功率设定值的基准值为当前汽机主汽压力和功率目标值。
优选的，锅炉负荷调整总量子模型用于根据热网用户负荷变化情况计算锅炉负荷调整总量，根据公式(2)计算：
ΔQ＝qfb+qby+qdhpre+qmdpre+qdhflow   (2)
式中，ΔQ为锅炉负荷调整总量，单位为t/h；qfb为热网用户分表流量变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；qby为汽机背压变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；qdhpre为大用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；qmdpre为末端用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；qdhflow为大用户流量之和变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h。
炉机网协同调度优化子模型运行分为快过程和慢过程用于计算锅炉负荷调整总量。在慢过程中锅炉负荷调整总量包括热网用户分表流量变化对锅炉负荷调整总量的贡献量、汽机背压变化对锅炉负荷调整总量的贡献量、大用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量和末端用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量。
在快过程中锅炉负荷调整总量包括大用户流量之和变化对锅炉负荷调整总量的贡献量。系统调整快慢根据调整标志0、1、2进行。当调整标志为0时执行慢过程，当调整标志为1和2时执行快过程，执行之后调整标志加1，当调整标志小于0或大于2均重置为0。系统运行频率对于快速响应热网用户蒸汽负荷波动具有重要影响，不同的热电联产企业系统具有不同的有效运行频率，本案例中的运行频率为2min，该运行频率与时间窗口长度保持一致。
所述热网用户分表流量变化对锅炉负荷调整总量的贡献量qfb根据公式(3)计算：
qrb＝kfb·(fbave(t)-fbave(t-1))   (3)
式中，qfb为热网用户分表流量变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；kfb为热网用户分表流量调整系数；fbave(t)为当前时刻热网用户分表流量均值，单位为t/h；fbave(t-1)为上一时刻热网用户分表流量均值，单位为t/h。
所述汽机背压变化对锅炉负荷调整总量的贡献量qby根据公式(4)计算：
qby＝kby·(Δbyave(t)+(SUMΔbybve)(t-1))   (4)
式中，qby为汽机背压变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，t/h；kby为汽机背压变化速率累积值调整系数；Δbyave(t)为汽机背压变化速率，单位为MPa/min；(SUMΔbybve)(t-1)为上一时刻汽机背压变化速率累积值，单位为MPa/min。
所述大用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量qdhpre根据公式(5)计算：
qdhpre＝kdhpre·Qdhpre   (5)
式中，qdhpre为大用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；kdhpre为大用户压力调整系数；Qdhpre为满足大用户压力对锅炉负荷调整量，该值为经验值，单位为t/h。
所述末端用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量qmdpre根据公式(6)计算：
qmdpre＝kmdpre·Qmdpre   (6)
式中，qmdpre为末端用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量，t/h；kmdpre为末端用户压力调整系数；Qmdpre为满足末端用户压力对锅炉负荷调整量，该值为经验值，单位为t/h。
所述大用户流量之和变化对锅炉负荷调整总量的贡献量qdhflow根据公式(7)计算：
qdhflow＝kdhflow·(dhflowave(t)--dhflowave(t-1))   (7)
式中，qdhflow为大用户流量对锅炉负荷调整总量的贡献量，t/h；kdhflow为大用户流量调整系数；dhflowave(t)为当前时刻大用户流量之和均值，t/h；fbave(t-1)为上一时刻大用户流量之和均值，t/h。
优选的，锅炉双减调整子模型用于根据计算获得的锅炉负荷调整总量根据公式(8)计算得到锅炉主汽压力设定值：
Preglset＝kpregl·ΔQ+Preglgoal   (8)
式中，Preglset为锅炉主汽压力设定值，单位为MPa；kpregl为锅炉主汽压力变化系数；ΔQ为锅炉负荷调整总量；Preglgoal为锅炉主汽压力基准值，当锅炉APC投运时为锅炉APC主汽压力设定值，未投运时为所有锅炉最大主汽压力，单位为MPa。锅炉最大主汽压力为所有锅炉中主汽压力最大的锅炉的主汽压力。
优选的，汽机调整字模型用于根据获得的锅炉负荷调整总量根据公式(9)计算得到汽机主汽压力设定值，根据公式(10)计算得到汽机功率设定值：
Figure BDA0004026444300000131
式中，Preqjset为汽机主汽压力设定值，单位为MPa；Preqjgoal为汽机主汽压力目标值，单位为MPa；
Figure BDA0004026444300000132
为汽机主汽压力变化量，单位为MPa；kpreqj为汽机主汽压力调整步长，单位为MPa；
Figure BDA0004026444300000133
为汽机主汽压力调整次数；ΔQ为锅炉负荷调整总量，单位为t/h；α为汽机主汽压力调整特征因子。
Powerqjset＝a+b·(x+ΔQ)   (10)
式中，Powerqjest为汽机功率设定值，MW；a为汽机模型常数；b为汽机模型系数；x为汽机主汽流量，对应汽机进气量，为瞬间变量，单位为t/h；ΔQ为锅炉负荷调整总量，单位为t/h。
优选的，锅炉调整子模型用于根据计算获得的锅炉负荷调整总量分配确定每台锅炉的负荷设定值。分配规则如下：
(1)首先根据锅炉锅炉主汽流量确定锅炉运行数量，其中锅炉主汽流量分布式控制系统获取到实时数据库中，为瞬间变量。
(2)根据锅炉给煤机手动状态判断哪些锅炉APC投运，根据锅炉APC调压模式状态确定锅炉APC处于调压力模式还是调负荷模式；
(3)若锅炉APC投运且处于调压力模式，则确定锅炉主汽压力设定值；若锅炉APC投运且处于调负荷模式，则根据公式(11)计算锅炉负荷设定值：
Figure BDA0004026444300000141
式中，Qglset(i)为锅炉i负荷设定值，t/h；Qglbase(i)为锅炉i负荷基准值，为瞬间变量，单位为t/h；ΔQ为锅炉负荷调整总量，单位为t/h；m1为增加锅炉负荷时阈值；m2为降低锅炉负荷时阈值；Qtotal为当前锅炉总产汽量，单位为t/h；F为锅炉总产汽量阈值；
Figure BDA0004026444300000142
为锅炉i产汽量占锅炉总产汽量权重。
优选的，汽机延迟执行模型计算锅炉床层温度和锅炉主汽压力变化率，根据公式(12)确定锅炉负荷调整是否完成：
Figure BDA0004026444300000143
式中，DelayDone为汽机延迟执行完成状态；ΔCWJZ为锅炉i床层平均温度变化率，所述床层平均温度变化率为床层平均温度变化量与时间的比值，所述床层平均温度从实时数据库获取，单位为℃/min；
Figure BDA0004026444300000144
为锅炉i床层平均温度变化率阈值，单位为℃/min；
Figure BDA0004026444300000145
为锅炉i主汽压力变化率，单位为MPa/min；
Figure BDA0004026444300000146
为锅炉i主汽压力变化率阈值，单位为MPa/min。
所述汽机延迟执行模型还包括判断锅炉负荷调整完成后将获得的汽机主汽压力和功率设定值根据汽机当前所处模式状态赋值给汽机DEH相应的目标值。若汽机处于主汽压力模式则赋予则将汽机主汽压力设定值赋值到汽机DEH主汽压力值；若汽机处于功率模式则将汽机功率设定值赋值到汽机DEH功率值；若汽机处于手动模式则不赋值；若汽机处于满负荷状态则将锅炉负荷调整总量赋予减温减压器负荷设定值。
优选的，所述炉机网协同优化调度方法还包括用于实现协同优化模式和人工操作模式切换的无扰切换安全机制，包括：
炉机网协同优化投运：
(1)锅炉负荷允许投运：炉机网协同优化通讯状态为true，炉机网协同优化一键切除为false，锅炉给煤机手动状态多选二为false，锅炉APC投运状态为true，锅炉APC调压模式状态为false。当上述条件均成立时锅炉处于调整负荷允许投运状态，操作人员点击锅炉负荷投运按钮后完成炉机网协同优化投运，系统自动运行。
(2)锅炉压力允许投运：炉机网协同优化通讯状态为true，炉机网协同优化一键切除为false，锅炉给煤机手动状态多选二为false，锅炉APC投运状态为true，锅炉APC调压模式状态为true。当上述条件均成立时锅炉处于调整压力允许投运状态，操作人员点击锅炉压力投运按钮后完成炉机网协同优化投运，系统自动运行。
(3)汽机主汽压力允许投运：炉机网协同优化通讯状态为true，炉机网协同优化一键切除为false，锅炉给煤机手动状态多选二为false，锅炉APC投运状态为true，汽机延迟执行完成状态为true，汽机主汽压力模式为true，汽机可调状态为true。当上述条件均成立时汽机处于主汽压力允许投运状态，操作人员点击汽机主汽压力投运按钮后完成炉机网协同优化投运，系统自动运行。
(4)汽机功率允许投运：炉机网协同优化通讯状态为true，炉机网协同优化一键切除为false，锅炉给煤机手动状态多选二为false，锅炉APC投运状态为true，汽机延迟执行完成状态为true，汽机功率模式为true，汽机可调状态为true。当上述条件均成立时汽机处于功率允许投运状态，操作人员点击汽机功率投运按钮后完成炉机网协同优化投运，系统自动运行。
炉机网协同优化切除：
(1)自动切除：炉机网协同优化通讯状态为false，锅炉给煤机手动状态多选二为true，锅炉APC通讯正常为false，锅炉APC一键切除为true，上述任一条件满足则系统自动切除。
(2)手动切除：炉机网协同优化一键切除为true，锅炉负荷投运为false，锅炉压力投运为false，汽机主汽压力投运为false，汽机功率投运为false，上述任一条件需要人工手动操作，则系统手动切除。
协同优化模式和人工操作模式无扰切换：
系统投运时锅炉APC目标值和汽机DEH目标值等于炉机网协同优化设定值，切除时炉机网协同优化设定值、锅炉APC目标值和汽机DEH目标值等于系统当前实时值。
上述任一过程进行操作时进行弹窗确认并进行声音和颜色报警。
实施例二
本实施例还提出了一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度装置，具体如图2所示，所示炉机网协同优化调度装置，包括：
数据处理模块201，用于采集DCS中锅炉的运行数据、汽机的运行数据和减温减压器的运行数据、热网用户数据存储于实时数据库，并进行数据预处理和均值滤波从而获得有效数据集；
协同优化调度模块202，用于在装置约束条件范围内进行求解得到锅炉负荷调整总量，并以此分别计算获得锅炉负荷设定值和锅炉主汽压力设定值、汽机主汽压力设定值、汽机功率设定值、减温减压器负荷设定值；
汽机延迟执行模块203，用于判断锅炉负荷调整是否完成并输出汽机调整指令；
协同优化控制模块204，用于根据系统状态判断炉机网协同优化是否投用有效，并将调度优化设定值赋予锅炉APC和汽机DEH目标值执行优化控制。
本实施例提出的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度装置，通过采集基础数据进行处理得到有效数据集，通过实时跟踪热网用户分表流量的变化、汽机背压、大用户压力、末端用户压力和大用户流量之和变化情况获得锅炉负荷调整总量，并以此计算得到锅炉、汽机和减温减压器协同优化调度参数，在此基础上将协同优化调度参数赋予锅炉APC和汽机DEH相应控制参数，实现系统的自动判断、调整和控制，快速响应热网用户负荷变化，从而保证供汽管网压力的平稳运行，减轻操作人员劳动强度，节能降碳。
实施例三
本实施例提出了一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度过程示意图流程图，具体如图3所示。
在本申请的核心模块炉机网协同优化调度中计算热网用户分表变化量、汽机背压变化量、大用户压力、末端用户压力和大用户流量之和变化量作为贡献量获得锅炉负荷调整总量，以此获得锅炉、汽机和减温减压器的优化调度参数。
在炉机网协同优化控制模块中先将获得的锅炉优化调度参数赋予锅炉APC控制目标值执行，通过汽机延迟执行模块判断锅炉是否调整完成，调整完成后将汽机和减温减压器优化调度参数赋予汽机DEH和减温减压器控制目标值执行。上述炉机网协同优化调度参数赋予控制目标值前均需要判断满足设备约束的上下限。
实施例四
将本申请提出的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法及装置应用于某热电联产企业。
图4为系统没有投运期间炉机网协同优化与手动操作对比，实现了热网用户负荷频繁波动和调整下的锅炉、汽机和热网的协同优化调度控制，系统调整响应时间缩短5min以上，提高了供汽负荷调度响应及时性。图4中的连续线为手动操作下锅炉的给煤量，阶跃线为炉机网协同发出的操作信号。
图5为炉机网协同优化调度投运前后供汽母管压力曲线，供汽管网压力运行平稳率提升了16.63％，优化了蒸汽动态平衡，稳定了管网压力。
本发明提供了一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法与装置，当热用户蒸汽负荷发生频繁调整时，以热网负荷为前馈信号，提前对锅炉负荷作出调整，并联动汽机进行操作，实现锅炉、汽机和热网的协同优化。通过将协同优化调度参数赋予锅炉APC和汽机DEH相应控制参数，实现系统的自动判断、调整和控制，快速响应热网用户负荷变化，从而保证供汽管网压力的平稳运行，减轻操作人员劳动强度，节能降碳。
需要说明的是：在其他实施例中并不一定按照本说明书示出和描述的顺序来执行相应方法的步骤。在一些其他实施例中，其方法所包括的步骤可以比本说明书所描述的更多或更少。此外，本说明书中所描述的单个步骤，在其他实施例中可能被分解为多个步骤进行描述；而本说明书中所描述的多个步骤，在其他实施例中也可能被合并为单个步骤进行描述。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统或系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述得比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。以上所描述的系统及系统实施例仅仅是示意性的，可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性劳动的情况下，即可以理解并实施。

Claims (14)

1.一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1，采集分布式控制系统中锅炉的运行数据、汽机的运行数据、减温减压器的运行数据和热网用户数据存储于实时数据库，并对存储的数据进行数据预处理和均值滤波从而获得有效数据集；
S2，根据获得的有效数据集建立炉机网协同优化调度模型，在装置约束条件范围内进行求解得到锅炉负荷调整总量，并基于锅炉负荷调整总量分别计算获得锅炉负荷设定值、锅炉主汽压力设定值、汽机主汽压力设定值、汽机功率设定值、减温减压器负荷设定值；
S3,基于获得的锅炉负荷设定值和锅炉主汽压力设定值对锅炉APC的负荷和锅炉APC主汽压力目标值进行优化；
S4,建立汽机延迟执行模型，基于获得的汽机主汽压力设定值和汽机功率设定值、减温减压器负荷设定值，根据锅炉负荷调整是否完成对汽机DEH主汽压力值和汽机功率目标值以及减温减压器负荷目标值进行优化。
2.根据权利要求1所述的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，其特征在于，所述锅炉运行数据至少包括：锅炉主气流量、锅炉主汽压力、床层温度、锅炉APC负荷目标值、锅炉APC主汽压力目标值、给煤机手动状态、锅炉APC通讯状态、锅炉APC一键切除状态和锅炉APC调压模式状态；
所述汽机运行数据至少包括：汽机进汽流量、汽机背压、汽机抽汽流量、汽机排汽流量、汽机发电量、汽机主汽压力目标值、汽机功率目标值、汽机调压模式状态、汽机功率模式状态和汽机手动模式状态；
所述减温减压器运行数据至少包括：减温减压器进口流量、压力和温度；减温减压器出口压力和温度；减温水流量、压力和温度；减温减压器压力调节阀开度目标值和温度调节阀开度目标值；
所述热网用户数据至少包括：用户分表流量、大用户流量、大用户压力、末端用户流量和末端用户压力。
3.根据权利要求1所述的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，其特征在于，所述炉机网协同优化调度模型至少包括汽机排汽压力子模型、锅炉负荷调整总量子模型、锅炉双减调整子模型、汽机调整子模型和锅炉调整子模型；
所述炉机网协同优化调度模型分为快过程和慢过程用于计算锅炉负荷调整总量，
在慢过程中，锅炉负荷调整总量包括热网用户分表流量变化对锅炉负荷调整总量的贡献量、汽机背压变化对锅炉负荷调整总量的贡献量、大用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量和末端用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量；
在快过程中，锅炉负荷调整总量包括大用户流量之和变化对锅炉负荷调整总量的贡献量；系统调整快慢根据调整标志0、1、2进行，当调整标志为0时进行慢过程，当调整标志为1和2时进行快过程，执行之后调整标志加1，当调整标志小于0或大于2均重置为0。
4.根据权利要求3所述的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，其特征在于，
所述汽机排汽压力子模型用于判断当前汽机是否运行，并确定各个汽机主汽压力设定值的基准值和功率设定值的基准值；
其中当汽机的转速大于2990r/min且发电功率大于5MW认为汽机处于运行状态，汽机主汽压力和功率设定值的基准值为当前汽机主汽压力和功率目标值。
5.根据权利要求3所述的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，其特征在于，所述锅炉负荷调整总量子模型用于根据热网用户负荷变化情况计算锅炉负荷调整总量，根据公式(1)计算：
ΔQ＝qfb+qby+qdhpre+qmdpre+qdhflow   (1)
式中，ΔQ为锅炉负荷调整总量，t/h；qfb为热网用户分表流量变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；qby为汽机背压变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；qdhpre为大用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；qmdpre为末端用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；qdhflow为大用户流量之和变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h。
6.根据权利要求5所述的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，其特征在于，所述热网用户分表流量变化对锅炉负荷调整总量的贡献量qfb根据公式(2)计算：
qfb＝kfb·(fbave(t)-fbave(t-1))   (2)
式中，qfb为热网用户分表流量变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，t/h；kfb为热网用户分表流量调整系数；fbave(t)为当前时刻热网用户分表流量均值，t/h；fbave(t-1)为上一时刻热网用户分表流量均值，单位为t/h；
所述汽机背压变化对锅炉负荷调整总量的贡献量qby根据公式(3)计算：
Figure FDA0004026444290000031
式中，qby为汽机背压变化对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；kby为汽机背压变化速率累积值调整系数；Δbyave(t)为汽机背压变化速率，汽机背压变化速率为汽机背压变化量和时间的比值，单位为MPa/min；
Figure FDA0004026444290000032
为上一时刻汽机背压变化速率累积值，单位为MPa/min；
所述大用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量qdhpr。根据公式(4)计算：
qdhpre＝kdhpre·Qdhpre   (4)
式中，qdhpre为大用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；kdhpre为大用户压力调整系数；Qdhpre为满足大用户压力对锅炉负荷调整量，单位为t/h；
所述末端用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量qmdpre根据公式(5)计算：
qmdpre＝kmdpre·Qmdpre   (5)
式中，qmdpre为末端用户压力对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；kmdpre为末端用户压力调整系数；Qmdpre为满足末端用户压力对锅炉负荷调整量，单位为t/h；
所述大用户流量之和变化对锅炉负荷调整总量的贡献量qdhflow根据公式(6)计算：
qdhflow＝kdhflow·(dhflowave(t)-dhflowave(t-1))   (6)
式中，qdhflow为大用户流量对锅炉负荷调整总量的贡献量，单位为t/h；kdhflow为大用户流量调整系数；dhflowave(t)为当前时刻大用户流量之和均值，单位为t/h；fbave(t-1)为上一时刻大用户流量之和均值，单位为t/h。
7.根据权利要求5所述的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，其特征在于，所述锅炉双减调整子模型用于基于公式(1)计算获得的锅炉负荷调整总量，根据公式(7)计算得到锅炉主汽压力设定值，
Preglset＝kpregl·ΔQ+Preglgoal   (7)
式中，Preglset为锅炉主汽压力设定值，单位为MPa；kpregl为锅炉主汽压力变化系数；ΔQ为锅炉负荷调整总量；Preglgoal为锅炉主汽压力基准值，所述锅炉主汽压力基准值，当锅炉APC投运时为锅炉APC主汽压力目标值，未投运时为所有锅炉最大主汽压力，单位为MPa。
8.根据权利要求5所述的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，其特征在于，所述汽机调整子模型用于基于公式(1)计算得到的锅炉负荷调整总量根据公式(8)计算得到汽机主汽压力设定值，根据公式(9)计算得到汽机功率设定值，
Figure FDA0004026444290000041
Powerqjset＝d+b·(x+ΔQ)   (9)
式中，Preqjset为汽机主汽压力设定值，单位为MPa；Preqjgoal为汽机主汽压力目标值，单位为MPa；
Figure FDA0004026444290000042
为汽机主汽压力变化量，单位为MPa；kpreqj为汽机主汽压力调整步长，单位为MPa；
Figure FDA0004026444290000043
为汽机主汽压力调整次数；ΔQ为锅炉负荷调整总量，单位为t/h；α为汽机主汽压力调整特征因子，Powerqjset为汽机功率设定值，单位为MW；a为汽机模型常数；b为汽机模型系数；x为汽机主汽流量，单位为t/h。
9.根据权利要求7所述的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，其特征在于，所述锅炉调整子模型用于基于公式(1)计算得到的锅炉负荷调整总量分配确定每台锅炉的负荷设定值，其中分配步骤如下：
S21，根据锅炉主汽流量确定锅炉运行数量；
S22，根据锅炉给煤机手动状态判断锅炉APC投运状态，根据锅炉APC调压模式状态确定锅炉APC处于调压力模式还是调负荷模式；
S23，若锅炉APC投运且处于调压力模式，则根据公式(7)计算锅炉主汽压力设定值，若锅炉APC投运且处于调负荷模式，则根据公式(10)计算锅炉负荷设定值：
Figure FDA0004026444290000051
式中，Qglset(i)为锅炉i负荷设定值，t/h；Qglbase(i)为锅炉i负荷基准值，单位为t/h；ΔQ为锅炉负荷调整总量，单位为t/h；m1为增加锅炉负荷时阈值；m2为降低锅炉负荷时阈值；Qtotal为当前所有锅炉总产汽量累加之和，单位为t/h；F为锅炉总产汽量阈值；
Figure FDA0004026444290000052
为锅炉i产汽量占锅炉总产汽量权重。
10.根据权利要求8所述的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，其特征在于，基于汽机延迟执行模型计算锅炉床层温度和锅炉主汽压力变化率，根据公式(11)确定锅炉负荷调整是否完成：
Figure FDA0004026444290000053
式中，DelayDone为汽机延迟执行完成状态；ΔCWJz为锅炉i床层平均温度变化率，所述床层平均温度变化率为床层平均温度变化量与时间的比值，所述床层平均温度从实时数据库获取，单位为℃/min；
Figure FDA0004026444290000061
为锅炉i床层平均温度变化率阈值，单位为℃/min；
Figure FDA0004026444290000062
为锅炉i主汽压力变化率，所述锅炉i主汽压力变化率为主汽压力变化量与时间的比值，单位为MPa/min；
Figure FDA0004026444290000063
为锅炉i主汽压力变化率阈值，单位为MPa/min；
判断锅炉负荷调整完成后将公式(8)获得的汽机主汽压力设定值和公式(9)获得的汽机功率设定值，根据汽机当前所处模式状态赋值给汽机DEH相应的目标值，所述目标值包括汽机主汽压力设定值和汽机功率设定值，其中，
若汽机处于主汽压力模式则将汽机主汽压力设定值赋值到汽机DEH主汽压力值；
若汽机处于功率模式则将汽机功率设定值赋值到汽机DEH功率值；
若汽机处于手动模式则不赋值；
若汽机处于满负荷状态则将锅炉负荷调整总量赋予减温减压器负荷设定值。
11.根据权利要求1-10任一项所述的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，其特征在于，还包括用于实现协同优化模式和人工操作模式切换的无扰切换安全机制，具体包括：炉机网协同优化投运；炉机网协同优化切除；协同优化模式和人工操作模式无扰切换，上述任一过程进行操作时进行弹窗确认并进行声音和颜色报警。
12.根据权利要求11所述的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，所述协同优化模式和人工操作模式无扰切换，具体包括：系统投运时锅炉APC目标值和汽机DEH目标值等于炉机网协同优化设定值，切除时炉机网协同优化设定值、锅炉APC目标值和汽机DEH目标值等于系统当前实时值。
13.根据权利要求12所述的一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，所述协同优化模式包括炉机网协同优化投运模式和炉机网协同优化切除模式，具体包括：
基于炉机网协同优化通讯状态、炉机网协同优化一键切除、锅炉给煤机手动状态、锅炉APC投运状态、锅炉APC调压模式状态、汽机延迟执行完成状态、汽机主汽压力模式和汽机可调状态，实现炉机网协同优化投运模式；
基于炉机网协同优化通讯状态、锅炉给煤机手动状态、锅炉APC通讯状态、锅炉APC一键切除状态、炉机网协同优化一键切除状态、锅炉负荷投运状态、锅炉压力投运状态、汽机主汽压力投运状态和汽车功率投运状态，实现炉机网协同优化切除模式。
14.一种热电联产区域供热的炉机网协同优化调度装置，用于运行权利要求1-13任一项所述的热电联产区域供热的炉机网协同优化调度方法，其特征在于，所述炉机网协同优化调度装置包括：
数据处理模块，用于采集分布式控制系统中锅炉的运行数据、汽机的运行数据和减温减压器的运行数据和热网用户数据存储于实时数据库，并对存储的数据进行预处理和均值滤波从而获得有效数据集；
协同优化调度模块，用于在装置约束条件范围内进行求解得到锅炉负荷调整总量，并基于锅炉负荷调整总量分别计算获得锅炉负荷设定值、锅炉主汽压力设定值、汽机主汽压力设定值、汽机功率设定值、减温减压器负荷设定值；
汽机延迟执行模块，用于判断锅炉负荷调整是否完成并输出汽机调整指令；
协同优化控制模块，用于根据系统状态判断炉机网协同优化是否投用有效，并将调度优化设定值赋予锅炉APC目标值和汽机DEH目标值执行优化控制。
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