CN116414033A - 燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法及装置 - Google Patents

燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法及装置 Download PDF

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CN116414033A
CN116414033A CN202310213421.1A CN202310213421A CN116414033A CN 116414033 A CN116414033 A CN 116414033A CN 202310213421 A CN202310213421 A CN 202310213421A CN 116414033 A CN116414033 A CN 116414033A
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谢天
高兴
何宁
王一男
贺旭杰
王文彬
尹俊杰
刘明
严俊杰
高满达
王昕�
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Guodian Construction Investment Inner Mongolia Energy Co ltd
Xian Jiaotong University
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Guodian Construction Investment Inner Mongolia Energy Co ltd
Xian Jiaotong University
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    • G05—CONTROLLING; REGULATING
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    • G05B13/02—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric
    • G05B13/04—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric involving the use of models or simulators
    • G05B13/042—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric involving the use of models or simulators in which a parameter or coefficient is automatically adjusted to optimise the performance

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Abstract

本申请实施例提供一种燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法及装置，属于燃煤电站自动控制技术领域。所述方法包括：获取燃煤机组变负荷过程中的控制指令；其中，所述控制指令包括：给水流量控制指令、给煤量控制指令、一次风量控制指令和二次风量控制指令；将所述控制指令进行非同步下达，使得所述控制指令随锅炉负荷变化呈现不同的进度顺序，所述进度顺序为：二次风量、一次风量、给水流量和给煤量的进度顺序。所述方法考虑到设备延迟与锅炉蓄热特性，对给水流量、给煤量、一次风量、二次风量在变负荷过程中的控制指令进行修正，对不同控制指令传输不同的锅炉负荷指令，改变原本的同步变化，使得变负荷过程更加平滑、热工控制参数更加稳定。

Description

燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法及装置
技术领域
本申请涉及燃煤电站自动控制技术领域，具体涉及一种燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法、一种燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制装置、一种机器可读存储介质及一种处理器。
背景技术
可再生能源具有间歇性、周期性、随机波动性和地域局限性等特点，其并网给电网的安全稳定运行带来了新的挑战。燃煤机组频繁的参与电网调峰任务，长期处于变负荷状态，需要充分挖掘和利用燃煤机组热力系统的灵活运行能力来缓解新能源并网给电网带来的压力。给水量、给煤量、给风量的控制是燃煤机组协调控制系统的核心，其控制策略会影响整个变负荷过程的热力参数稳定性与负荷跟随性。由于燃煤机组热力系统具有很大的热惯性，变负荷过程中参数控制效果差，温度、压力波动强烈，影响机组的运行寿命和可靠性，甚至威胁到机组的运行安全。因此，对水、煤、风协调控制策略需要进行优化，以提升燃煤机组变负荷过程的热工控制水平。
发明内容
本申请实施例的目的是提供一种燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法及装置。所述方法考虑设备延迟与锅炉蓄热特性，对给水流量、给煤量、一次风量、二次风量在变负荷过程中的控制指令进行修正，对不同控制指令传输不同的锅炉负荷指令，改变原本的同步变化，使得变负荷过程更加平滑、热工控制参数更加稳定。
为了实现上述目的，本申请第一方面提供一种燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法，所述方法包括：
获取燃煤机组变负荷过程中的控制指令；其中，所述控制指令包括：给水流量控制指令、给煤量控制指令、一次风量控制指令和二次风量控制指令；
将所述控制指令进行非同步下达，使得所述控制指令随锅炉负荷变化呈现不同的进度顺序，所述进度顺序为：二次风量、一次风量、给水流量和给煤量的进度顺序。
在本申请实施例中，所述二次风量控制指令，包括：
Fsa＝fsa(LB)+fsa,d(B1,B2,B3…) (4)；
式中，Fsa为二次风量控制指令；fsa为二次风量控制设定值；fsa,d为二次风量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数；
当燃煤机组进行升负荷时，下达给二次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000021
式中，K为升负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在本申请实施例中，所述一次风量控制指令，包括：
Fpa＝fpa(LB)+fpa,d(B1,B2,B3…) (3)；
式中，Fpa为一次风量控制指令；fpa为一次风量控制设定值；fpa,d为一次风量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数；
当燃煤机组进行升负荷时，下达给一次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000022
式中，K为升负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在本申请实施例中，所述给水流量控制指令，包括：
Ffw＝ffw(LB)+ffw,d(B1,B2,B3…) (1)；
式中，Ffw为给水流量控制指令；ffw为给水流量控制设定值；ffw,d为给水流量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数；
当燃煤机组进行升负荷时，下达给给水流量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000032
式中，K为升负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在本申请实施例中，所述给煤量控制指令，包括：
Fc＝fc(LB)+fc,d(B1,B2,B3…) (2)；
式中，Fc为给煤量控制指令；fc为给煤量控制设定值；fc,d为给煤量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数；
当燃煤机组进行升负荷时，下达给给煤量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000033
式中，K为升负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在本申请实施例中，当燃煤机组进行降负荷时，下达给二次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000034
式中，K为降负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在本申请实施例中，当燃煤机组进行降负荷时，下达给一次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000041
式中，K为降负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在本申请实施例中，当燃煤机组进行降负荷时，下达给给水流量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000042
式中，K为降负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在本申请实施例中，当燃煤机组进行降负荷时，下达给给煤量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000043
式中，K为降负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
本申请第二方面提供一种燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制装置，所述装置包括：
获取模块，用于获取燃煤机组变负荷过程中的控制指令；其中，所述控制指令包括：给水流量控制指令、给煤量控制指令、一次风量控制指令和二次风量控制指令；
指令下达模块，用于将所述控制指令进行非同步下达，使得所述控制指令随锅炉负荷变化呈现不同的进度顺序，所述进度顺序为：二次风量、一次风量、给水流量和给煤量的进度顺序。
本申请第三方面提供一种处理器，被配置成执行上述的燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法。
本申请第四方面提供一种机器可读存储介质，该机器可读存储介质上存储有指令，该指令在被处理器执行时使得所述处理器被配置成执行上述的燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法。
与现有技术相比，本发明的上述技术方案具有如下有益效果：
本申请提供一种燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法及装置，所述方法考虑到设备延迟与锅炉蓄热特性，对给水流量、给煤量、一次风量、二次风量在变负荷过程中的控制指令进行修正，对不同控制指令传输不同的锅炉负荷指令，改变原本的同步变化，使得变负荷过程更加平滑、热工控制参数更加稳定。
本申请实施例的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
附图是用来提供对本申请实施例的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本申请实施例，但并不构成对本申请实施例的限制。在附图中：
图1示意性示出了根据本申请实施例的燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法的应用环境示意图；
图2示意性示出了根据本申请实施例的燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法的流程示意图；
图3示意性示出了根据本申请实施例的变负荷过程中锅炉负荷指令变化趋势图；
图4示意性示出了根据本申请实施例的燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制装置的结构框图；
图5示意性示出了根据本申请实施例的计算机设备的内部结构图。
具体实施方式
燃煤机组热力系统的热惯性以及设备启停过程的延迟是制约燃煤电站变负荷速率的关键问题。在燃煤电站的变负荷初期，由于输煤和制粉系统的延迟较大，若迅速改变给煤量与给水量，必然会导致锅炉效率下降、汽水参数不稳定、控制效果变差。而由于制粉系统存在一定的“蓄粉”，在变负荷过程初期可以通过改变风量来逐渐改变机组的蓄热状态，在之后更平滑的改变给煤量与给水量。为此，本实施例考虑到燃煤电站的蓄热特性及设备特点，将水、煤、风的控制指令改为非同步变化，从而在变负荷过程中使热力状态更加平滑的过渡，改善了热力参数的控制效果。
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本申请实施例，并不用于限制本申请实施例。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的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。
需要说明，若本申请实施例中有涉及“第一”、“第二”等的描述，则该“第一”、“第二”等的描述仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示其相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。另外，各个实施例之间的技术方案可以相互结合，但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础，当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实现时应当认为这种技术方案的结合不存在，也不在本申请要求的保护范围之内。
本申请提供的燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法，可以应用于如图1所示的应用环境中。其中，终端102通过网络与服务器104通过网络进行通信。其中，终端102可以但不限于是各种个人计算机、笔记本电脑、智能手机、平板电脑和便携式可穿戴设备，服务器104可以用独立的服务器或者是多个服务器组成的服务器集群来实现。
图2示意性示出了根据本申请实施例的燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法的流程示意图。如图2所示，在本申请一实施例中，提供了一种燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法，本实施例主要以该方法应用于上述图1中的终端102(或服务器104)来举例说明，包括以下步骤：
步骤110，获取燃煤机组变负荷过程中的控制指令；其中，所述控制指令包括：给水流量控制指令、给煤量控制指令、一次风量控制指令和二次风量控制指令。
燃煤机组的机炉协调控制系统中，变负荷过程给水流量、给煤量、一次风量、二次风量的控制指令，一方面由锅炉负荷指令计算出设定值，另一方面根据锅炉实时运行参数的偏差(如汽水分离器出口温度、主汽温度、主汽压力等)计算出修正值。其中，设定值仅与锅炉指令有关。
在本实施例中，给水流量控制指令写为：
Ffw＝ffw(LB)+ffw,d(B1,B2,B3…) (1)；
式中，Ffw为给水流量控制指令，ffw为给水流量控制设定值，ffw,d为给水流量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数。
给煤量控制指令写为：Fc＝fc(LB)+fc,d(B1,B2,B3…) (2)；
式中，Fc为给煤量控制指令；fc为给煤量控制设定值；fc,d为给煤量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数。
一次风量控制指令写为：Fpa＝fpa(LB)+fpa,d(B1,B2,B3…) (3)；
式中，Fpa为一次风量控制指令；fpa为一次风量控制设定值；fpa,d为一次风量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数。
二次风量控制指令写为：Fsa＝fsa(LB)+fsa,d(B1,B2,B3…) (4)；
式中，Fsa为二次风量控制指令；fsa为二次风量控制设定值；fsa,d为二次风量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数。
步骤120，将所述控制指令进行非同步下达，使得所述控制指令随锅炉负荷变化呈现不同的进度顺序，所述进度顺序为：二次风量、一次风量、给水流量和给煤量的进度顺序。
在稳态运行工况下ffw,d，fc,d，fpa,d和fsa,d均为零。本实施例在变负荷过程传输给步骤110中获取的以上四项被控量(给水流量控制指令、给煤量控制指令、一次风量控制指令和二次风量控制指令)的锅炉负荷指令LB数值不同，使得四项被控量设定值随锅炉负荷变化呈现不同的进度顺序，先后分别为二次风量、一次风量、给水流量、给煤量。
在本实施例中，当燃煤机组即将进行升负荷过程，其升负荷速率为K(MW/min)、初始负荷为P0(MW)、目标负荷为P1(MW)时，传达给二次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000081
其中，t表示时间，单位为min，以变负荷过程起始点为零点，最大值为(P1-P0)/K。
当机组即将进行升负荷过程，其升负荷速率为K(MW/min)、初始负荷为P0(MW)、目标负荷为P1(MW)时，传达给一次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000091
当机组即将进行升负荷过程，其升负荷速率为K(MW/min)、初始负荷为P0(MW)、目标负荷为P1(MW)时，传达给给水流量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000092
当机组即将进行升负荷过程，其升负荷速率为K(MW/min)、初始负荷为P0(MW)、目标负荷为P1(MW)时，传达给给煤量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000093
当机组即将进行降负荷过程，其降负荷速率为K(MW/min)、初始负荷为P0(MW)、目标负荷为P1(MW)时，传达给二次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000094
当机组即将进行降负荷过程，其降负荷速率为K(MW/min)、初始负荷为P0(MW)、目标负荷为P1(MW)时，传达给一次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000095
当机组即将进行降负荷过程，其降负荷速率为K(MW/min)、初始负荷为P0(MW)、目标负荷为P1(MW)时，传达给给水流量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000101
当机组即将进行降负荷过程，其降负荷速率为K(MW/min)、初始负荷为P0(MW)、目标负荷为P1(MW)时，传达给给煤量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000102
当机组处于未完成的变负荷过程中、而目标负荷发生变化后，将新的目标负荷作为P1，将当前传输的锅炉负荷指令LB作为初始负荷，并重置时间t，重新计算新的变负荷过程中的锅炉负荷指令。
本实施例所述方法考虑到锅炉系统蓄热以及设备运转的延迟，实现了负荷变化中的平滑过渡。提高了燃煤机组在变负荷过程中热力参数控制的稳定性。减少了蒸汽参数波动，提高了安全性并且能延长设备使用寿命。
图2为一个实施例中燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法的流程示意图。应该理解的是，虽然图2的流程图中的各个步骤按照箭头的指示依次显示，但是这些步骤并不是必然按照箭头指示的顺序依次执行。除非本文中有明确的说明，这些步骤的执行并没有严格的顺序限制，这些步骤可以以其它的顺序执行。而且，图2中的至少一部分步骤可以包括多个子步骤或者多个阶段，这些子步骤或者阶段并不必然是在同一时刻执行完成，而是可以在不同的时刻执行，这些子步骤或者阶段的执行顺序也不必然是依次进行，而是可以与其它步骤或者其它步骤的子步骤或者阶段的至少一部分轮流或者交替地执行。
图3示意性示出了根据本申请实施例的变负荷过程中锅炉负荷指令变化趋势图。在本实施例中，将变负荷时间以及锅炉负荷指令进行归一化无量纲处理，可以得到二次风量、一次风量、给水流量、给煤量变化趋势，如图3所示。所述方法考虑了燃煤电站的热惯性与设备迟延，改变了原本同步的给水量、给煤量、风量控制指令，在变负荷过程初期首先通过改变风量来改变机组的蓄热状态，进一步使给煤量和给水量平滑过渡，可以维持变负荷过程中热力参数稳定性，提高燃煤机组的变负荷性能。
在一个实施例中，如图4所示，提供了一种燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制装置，包括获取模块210以及指令下达模块220，其中：
获取模块210，用于获取燃煤机组变负荷过程中的控制指令；其中，所述控制指令包括：给水流量控制指令、给煤量控制指令、一次风量控制指令、二次风量控制指令；
指令下达模块220，用于将所述控制指令进行非同步下达，使得所述控制指令随锅炉负荷变化呈现不同的进度顺序，所述进度顺序为：二次风量、一次风量、给水流量和给煤量的进度顺序。
所述燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制装置包括处理器和存储器，上述获取模块210以及指令下达模块220等均作为程序单元存储在存储器中，由处理器执行存储在存储器中的上述程序模块中实现相应的功能。
处理器中包含内核，由内核去存储器中调取相应的程序单元。内核可以设置一个或以上，通过调整内核参数来实现燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法。
存储器可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(RAM)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(ROM)或闪存(flash RAM)，存储器包括至少一个存储芯片。
本申请实施例提供了一种存储介质，其上存储有程序，该程序被处理器执行时实现上述燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法。
在一个实施例中，提供了一种计算机设备，该计算机设备可以是终端，其内部结构图可以如图5所示。该计算机设备包括通过系统总线连接的处理器A01、网络接口A02、显示屏A04、输入装置A05和存储器(图中未示出)。其中，该计算机设备的处理器A01用于提供计算和控制能力。该计算机设备的存储器包括内存储器A03和非易失性存储介质A06。该非易失性存储介质A06存储有操作系统B01和计算机程序B02。该内存储器A03为非易失性存储介质A06中的操作系统B01和计算机程序B02的运行提供环境。该计算机设备的网络接口A02用于与外部的终端通过网络连接通信。该计算机程序被处理器A01执行时以实现一种燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法。该计算机设备的显示屏A04可以是液晶显示屏或者电子墨水显示屏，该计算机设备的输入装置A05可以是显示屏上覆盖的触摸层，也可以是计算机设备外壳上设置的按键、轨迹球或触控板，还可以是外接的键盘、触控板或鼠标等。
本领域技术人员可以理解，图5中示出的结构，仅仅是与本申请方案相关的部分结构的框图，并不构成对本申请方案所应用于其上的计算机设备的限定，具体的计算机设备可以包括比图中所示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者具有不同的部件布置。
在一个实施例中，本申请提供的燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制装置可以实现为一种计算机程序的形式，计算机程序可在如图5所示的计算机设备上运行。计算机设备的存储器中可存储组成该燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制装置的各个程序模块，比如，图4所示的获取模块210和指令下达模块220。各个程序模块构成的计算机程序使得处理器执行本说明书中描述的本申请各个实施例的燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法中的步骤。
图5所示的计算机设备可以通过如图4所示的燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制装置中的获取模块210执行步骤110。计算机设备可通过指令下达模块220执行步骤220。
本申请实施例提供了一种设备，设备包括处理器、存储器及存储在存储器上并可在处理器上运行的程序，处理器执行程序时实现以下步骤：
步骤110，获取燃煤机组变负荷过程中的控制指令；其中，所述控制指令包括：给水流量控制指令、给煤量控制指令、一次风量控制指令和二次风量控制指令。
步骤120，将所述控制指令进行非同步下达，使得所述控制指令随锅炉负荷变化呈现不同的进度顺序，所述进度顺序为：二次风量、一次风量、给水流量和给煤量的进度顺序。
在一个实施例中，所述二次风量控制指令，包括：
Fsa＝fsa(LB)+fsa,d(B1,B2,B3…) (4)；
式中，Fsa为二次风量控制指令；fsa为二次风量控制设定值；fsa,d为二次风量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数；
当燃煤机组进行升负荷时，下达给二次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000131
式中，K为升负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在一个实施例中，所述一次风量控制指令，包括：
Fpa＝fpa(LB)+fpa,d(B1,B2,B3…) (3)；
式中，Fpa为一次风量控制指令；fpa为一次风量控制设定值；fpa,d为一次风量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数；
当燃煤机组进行升负荷时，下达给一次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000141
式中，K为升负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在一个实施例中，所述给水流量控制指令，包括：
Ffw＝ffw(LB)+ffw,d(B1,B2,B3…) (1)；
式中，Ffw为给水流量控制指令；ffw为给水流量控制设定值；ffw,d为给水流量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数；
当燃煤机组进行升负荷时，下达给给水流量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000142
式中，K为升负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在一个实施例中，所述给煤量控制指令，包括：
Fc＝fc(LB)+fc,d(B1,B2,B3…) (2)；
式中，Fc为给煤量控制指令；fc为给煤量控制设定值；fc,d为给煤量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数；
当燃煤机组进行升负荷时，下达给给煤量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000143
式中，K为升负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在一个实施例中，当燃煤机组进行降负荷时，下达给二次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000151
式中，K为降负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在一个实施例中，当燃煤机组进行降负荷时，下达给一次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000152
式中，K为降负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在一个实施例中，当燃煤机组进行降负荷时，下达给给水流量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000153
式中，K为降负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在一个实施例中，当燃煤机组进行降负荷时，下达给给煤量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure BDA0004114088810000154
式中，K为降负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
在一个实施例中，当机组处于未完成的变负荷过程中、而目标负荷发生变化后，将新的目标负荷作为P1，将当前传输的锅炉负荷指令LB作为初始负荷，并重置时间t，重新计算新的变负荷过程中的锅炉负荷指令。
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。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器 (CPU)、输入/输出接口、网络接口和内存。
存储器可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(RAM)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(ROM)或闪存(flash RAM)。存储器是计算机可读介质的示例。
计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体，可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括，但不限于相变内存(PRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、动态随机存取存储器 (DRAM)、其他类型的随机存取存储器 (RAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器 (EEPROM)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘 (DVD) 或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁磁盘存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定，计算机可读介质不包括暂存电脑可读媒体 (transitory media)，如调制的数据信号和载波。
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。

Claims (12)

1.一种燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法，其特征在于，所述方法包括：
获取燃煤机组变负荷过程中的控制指令；其中，所述控制指令包括：给水流量控制指令、给煤量控制指令、一次风量控制指令和二次风量控制指令；
将所述控制指令进行非同步下达，使得所述控制指令随锅炉负荷变化呈现不同的进度顺序，所述进度顺序为：按照二次风量、一次风量、给水流量和给煤量的进度顺序。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述二次风量控制指令，包括：Fsa＝fsa(LB)+fsa,d(B1,B2,B3…) (4)；
式中，Fsa为二次风量控制指令；fsa为二次风量控制设定值；fsa,d为二次风量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数；
当燃煤机组进行升负荷时，下达给二次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure FDA0004114088800000011
式中，K为升负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述一次风量控制指令，包括：Fpa＝fpa(LB)+fpa,d(B1,B2,B3…) (3)；
式中，Fpa为一次风量控制指令；fpa为一次风量控制设定值；fpa,d为一次风量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数；
当燃煤机组进行升负荷时，下达给一次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure FDA0004114088800000021
式中，K为升负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述给水流量控制指令，包括：Ffw＝ffw(LB)+ffw,d(B1,B2,B3…) (1)；
式中，Ffw为给水流量控制指令；ffw为给水流量控制设定值；ffw,d为给水流量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数；
当燃煤机组进行升负荷时，下达给给水流量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure FDA0004114088800000022
式中，K为升负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述给煤量控制指令，包括：Fc＝fc(LB)+fc,d(B1,B2,B3…) (2)；
式中，Fc为给煤量控制指令；fc为给煤量控制设定值；fc,d为给煤量控制修正值；LB为锅炉负荷指令；Bi(i＝1,2,3…)为监测的各项锅炉热力参数；
当燃煤机组进行升负荷时，下达给给煤量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure FDA0004114088800000023
式中，K为升负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
6.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，当燃煤机组进行降负荷时，下达给二次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure FDA0004114088800000031
式中，K为降负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
7.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，当燃煤机组进行降负荷时，下达给一次风量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure FDA0004114088800000032
式中，K为降负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
8.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，当燃煤机组进行降负荷时，下达给给水流量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure FDA0004114088800000033
式中，K为降负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
9.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，当燃煤机组进行降负荷时，下达给给煤量控制回路的锅炉负荷指令为：
Figure FDA0004114088800000034
式中，K为降负荷速率，单位是MW/min；P0为初始负荷，单位是MW；P1为目标负荷，单位是MW；t表示时间，单位是min。
10.一种燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制装置，其特征在于，所述装置包括：
获取模块，用于获取燃煤机组变负荷过程中的控制指令；其中，所述控制指令包括：给水流量控制指令、给煤量控制指令、一次风量控制指令和二次风量控制指令；
指令下达模块，用于将所述控制指令进行非同步下达，使得所述控制指令随锅炉负荷变化呈现不同的进度顺序，所述进度顺序为：二次风量、一次风量、给水流量和给煤量的进度顺序。
11.一种处理器，其特征在于，被配置成执行根据权利要求1至9中任一项所述的燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法。
12.一种机器可读存储介质，该机器可读存储介质上存储有指令，其特征在于，该指令在被处理器执行时使得所述处理器被配置成执行根据权利要求1至9中任一项所述的燃煤机组变负荷过程水煤风协调优化控制方法。
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