一种燃煤机组煤风同步动态协控方法技术

本发明专利技术涉及一种燃煤机组煤风同步动态协控方法，包括如下步骤：分别确定机组负荷与设计给煤量和烟气运行湿基氧量的函数关系；回归得到单位质量燃煤理论湿烟气量和助燃干空气量，并计算单位质量燃煤实际助燃干空气量；验证每小时燃煤总量的所需助燃干空气量和产生湿烟气量预测值偏差在可接受范围内；计算实际给煤低位热值；计算助燃干空气量和出口湿烟气量；根据未来时间点的负荷指令目标值，计算给煤变化量和助燃干空气变化量；得到运行湿基氧量变化量；最后得到拟调节的给煤量和运行湿基氧量目标值。本发明专利技术提高了助燃干空气量的调节跟随响应性，减小了省煤器出口运行湿基氧量的响应滞后时间，改善了负荷、燃煤和助燃干空气三者之间的调节同步性。三者之间的调节同步性。三者之间的调节同步性。

【技术实现步骤摘要】
一种燃煤机组煤风同步动态协控方法


[0001]本专利技术属于燃煤机组
，具体涉及一种燃煤机组煤风同步动态协控方法。

技术介绍

[0002]自动发电量控制AGC(Automatic Generation Control)是能量管理系统EMS(Energy Management System)中的一项重要功能，在AGC模式下燃煤机组负荷调整频繁且幅度较大，为满足灵活调峰模式2％MCR/min及以上的负荷快速升降速率要求，在传统串联式顺序控制逻辑模式下，入炉助燃风量滞后于煤量的加减速率，因此打破了风煤均衡燃烧氛围，导致锅炉省煤器出口烟气氮氧化物浓度和运行湿基氧量剧烈波动，当负荷升高时，运行湿基氧量随煤量增加而降低，氮氧化物浓度大幅度降低，当负荷降低时，运行湿基氧量随煤量减少而增加，氮氧化物浓度大幅度增加。
[0003]典型的锅炉省煤器出口烟气氮氧化物浓度在升降负荷过程中，变化范围达到180～350mg/m3，而下游SCR烟气脱硝系统入口氮氧化物在线CEMS测量滞后时间约1～3min，加大了脱硝喷氨量调节随机组工况变化的难度，因此易造成局部时间段内过量喷氨，氮氧化物排放浓度很低，氨逃逸浓度很高，加剧空气预热器硫酸氢铵堵塞，或造成局部时间段内喷氨量不足，氮氧化物排放浓度超标。
[0004]常见的机组负荷调节相关的汽机锅炉系统主要包括汽机蒸汽系统、给煤燃烧系统、送风系统、在线氧量测量系统等。传统串联式顺序控制逻辑如图1所示，具体为：接到机组负荷升降指令后，汽机高中压调门开大/关小；汽压降低/升高后，发出给煤量加/减指令，燃煤经磨煤机、煤粉管道、燃烧器进入炉膛燃烧；省煤器出口烟气氧量降/升，送风机挡板门开大/关小指令，助燃风经磨煤机、风箱进入炉膛燃烧，实现运行湿基氧量的期望变化。根据某300MW机组DCS曲线显示，省煤器出口烟气氧量滞后于给煤量变化约4分钟，SCR入口氮氧化物浓度的在线CEMS测量滞后运行湿基氧量约2分钟。由于煤风长时间滞后于机组负荷的变化，打破了风粉均衡燃烧态势，造成了灵活调峰模式下的运行湿基氧量和氮氧化物浓度大幅度波动，并且加剧了锅炉高温腐蚀和脱硝硫酸氢铵堵塞空气预热器。
[0005]参见中国专利CN110658721A公开了一种应用于火电机组AGC
‑
R模式的自适应预投煤方法及系统，对预投煤时间T和预投煤量Y进行了计算，并使得机组在增减负荷过程中可以对增减煤量提前预判。该方法缩短了加减燃料相对于负荷指令的滞后时间，提高了机组协调变负荷能力。但是该方法仅使机组在增减负荷过程中可以对增减煤量提前预判，无法解决对于助燃风量的提前预判。
[0006]参见中国专利CN103513640A公开了一种燃煤机组自动发电控制系统整体优化方法及系统，为满足1.5％MCR/min的机组负荷升降速率，AGC指令呈锯齿形的无规则曲线，调门特性参数不合理的机组，往往表现为不是负荷响应过快和超调就是负荷响应过慢欠调，同时负荷控制精度亦难以保证，为此将汽机、锅炉、风烟、燃烧等自动系统的优化统筹考虑，提高燃煤机组变负荷能力和适应性，改善各项指标的调节性能，同时为改善燃料系统和风量、风压系统的匹配性，对给煤率与一次风压、锅炉负荷与总风量设定等参数重新整定，提
高变负荷瞬间的风量和一次风压变化速度。该方法虽然一定程度上提高了风煤燃烧的协调性，但仍没有缩短加减煤指令与加减风到位之间的大延迟滞后时间，因此无法解决动态快速变负荷期间的不均衡燃烧态势。

技术实现思路

[0007]本专利技术的目的是提供一种燃煤机组煤风同步动态协控方法，用于解决机组快速调峰过程中出现的助燃风量滞后给煤量调节的问题。
[0008]为达到上述目的，本专利技术采用的技术方案是：
[0009]一种燃煤机组煤风同步动态协控方法，包括如下步骤：
[0010]S1：在机组稳态运行模式下，获取不同负荷下的设计给煤量和烟气运行湿基氧量，进而确定机组负荷L与设计给煤量W
coal,b
的对应函数关系、机组负荷L与设计烟气运行湿基氧量O
2,b
的对应函数关系；
[0011]S2：采用回归分析方法，拟合得到基于低位热值的单位质量燃煤理论湿烟气量W
flue,th,wet
和单位质量燃煤理论助燃干空气量W
air,th,dry
的回归函数，判断回归函数的准确性，计算得到单位质量燃煤实际助燃干空气量W
air,act,dry
，根据空气温度、相对湿度和大气压力，计算空气饱和蒸汽压和单位体积干空气中的水蒸气占比进而计算单位质量燃煤实际助燃湿空气量W
air,act,wet
和单位质量燃煤实际产生的湿烟气量W
flue,act,wet
；
[0012]S3：计算不同负荷下每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W
air,h
和产生湿烟气量预测值W
flue，h
，通过比较不同负荷下每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W
air,h
与其设计值W
air,b
、产生湿烟气量预测值W
flue,h
与其设计值W
flue,b
，验证相对偏差δ是否在可接受范围内；
[0013]S4：获取机组的当前负荷L
τ
和实际给煤量W
coal,act
，通过机组负荷L与设计给煤量W
coal,b
的对应函数关系计算当前机组负荷L
τ
下的设计给煤量W
coal,b,τ
，并计算实际给煤低位热值Q
net，act
；
[0014]S5：根据机组的实际给煤量W
coal,act
、实际运行湿基氧量O
2,act
以及实际给煤低位热值Q
net，act
，计算出进入锅炉的助燃干空气量BW
air,act,dry
和助燃湿空气量BW
air,act,wet
，锅炉省煤器出口湿烟气量BW
flue,act,dry
；
[0015]S6：根据机组的负荷指令曲线，确定未来Δτ时间点的负荷指令目标值，并计算Δτ时间内的机组负荷变化率E
L
，计算得到未来Δτ时间点的给煤量W
coal,τ+Δτ
，并计算Δτ时间内的给煤变化量ΔW
coal
，再计算Δτ时间内的助燃干空气变化量ΔBW
air,act，dry
和助燃湿空气变化量ΔBW
air,act,wet
；
[0016]S7：计算助燃干空气量变化引起的运行湿基氧量变化值ΔO
2,1
，根据机组负荷L与设计烟气运行湿基氧量O
2,b
的对应函数关系，计算得到未来Δτ时间点的烟气运行湿基氧量O
2,b,τ
，并计算Δτ时间内的设定湿基氧量变化值ΔO
2,本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种燃煤机组煤风同步动态协控方法，其特征在于：包括如下步骤：S1：在机组稳态运行模式下，获取不同负荷下的设计给煤量和烟气运行湿基氧量，进而确定机组负荷L与设计给煤量W
coal,b
的对应函数关系、机组负荷L与设计烟气运行湿基氧量O
2,b
的对应函数关系；S2：采用回归分析方法，拟合得到基于低位热值的单位质量燃煤理论湿烟气量W
flue,th,wet
和单位质量燃煤理论助燃干空气量W
air,th，dry
的回归函数，判断回归函数的准确性，计算得到单位质量燃煤实际助燃干空气量W
air,act,dry
，根据空气温度、相对湿度和大气压力，计算空气饱和蒸汽压和单位体积干空气中的水蒸气占比进而计算单位质量燃煤实际助燃湿空气量W
air,act,wet
和单位质量燃煤实际产生的湿烟气量W
flue,act,wet
；S3：计算不同负荷下每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W
air,h
和产生湿烟气量预测值W
flue,h
，通过比较不同负荷下每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值W
air,h
与其设计值W
air,b
、产生湿烟气量预测值W
flue,h
与其设计值W
flue,b
，验证相对偏差δ是否在可接受范围内；S4：获取机组的当前机组负荷L
τ
和实际给煤量W
coal,act
，通过机组负荷L与设计给煤量W
coal,b
的对应函数关系计算当前机组负荷L
τ
下的设计给煤量W
coal,b,τ
，并计算实际给煤低位热值Q
net，act
；S5：根据机组的实际给煤量W
coal,act
、实际运行湿基氧量O
2,act
以及实际给煤低位热值Q
net,act
，计算出实时进入锅炉的助燃干空气量BW
air,act,dry
和助燃湿空气量BW
air,act,wet
，锅炉省煤器出口湿烟气量BW
flue,act，wet
；S6：根据机组的负荷指令曲线，确定未来Δτ时间点的负荷指令目标值，并计算Δτ时间内的机组负荷变化率E
L
，计算得到未来Δτ时间点的给煤量W
coal,τ+Δτ
，并计算Δτ时间内的给煤变化量ΔW
coal
，再计算Δτ时间内的助燃干空气变化量ΔBW
air,act,dry
和助燃湿空气变化量ΔBW
air,act,wet
；S7：计算助燃干空气量变化引起的运行湿基氧量变化值ΔO
2,1
，根据机组负荷L与设计烟气运行湿基氧量O
2,b
的对应函数关系，计算得到未来Δτ时间点的烟气运行湿基氧量O
2,b,τ
，并计算Δτ时间内的设定湿基氧量变化值ΔO
2,2
，得到Δτ时间内的运行湿基氧量变化量ΔO2；S8：在机组原顺序控制逻辑的给煤量指令和运行湿基氧量指令基础上，同时分别预先叠加给煤变化量ΔW
coal
和运行湿基氧量变化量ΔO2，得到拟调节的给煤量目标值W
coal,new
和拟调节的运行湿基氧量目标值O
2,new
。2.根据权利要求1所述的燃煤机组煤风同步动态协控方法，其特征在于：所述的机组负荷L与设计给煤量W
coal,b
的对应函数关系、机组负荷L与设计烟气运行湿基氧量O
2,b
的对应函数关系分别为：W
coal,b
＝f(L,Q
net,b
)，O
2,b
＝g(L)，式中：L为机组负荷，单位为MW，W
coal,b
为设计给煤量，单位为t/h，Q
net,b
为设计煤低位热值，单位为MJ/kg，
O
2,b
为设计烟气运行湿基氧量，单位为％。3.根据权利要求1所述的燃煤机组煤风同步动态协控方法，其特征在于：所述的单位质量燃煤理论湿烟气量W
flue,th,wet
、所述的单位质量燃煤理论助燃干空气量W
air,th,dry
、所述的空气饱和蒸气压单位体积干空气中的水蒸汽体积占比为单位质量燃煤实际助燃湿空气量W
air,act,wet
、单位质量燃煤实际产生的湿烟气量W
flue,act,wet
和所述的单位质量燃煤实际助燃干空气量W
air,act,dry
分别为：W
flue,th,wet
＝α1×
Q
net
+β1，W
air,th,dry
＝α2×
Q
net
+β2，，，，，式中：W
flue,th,wet
为单位质量燃煤理论湿烟气量，单位为m3/kg，W
air,th,dry
为单位质量燃煤理论助燃干空气量，单位为m3/kg，Q
net
为煤低位热值，单位为MJ/kg，α1、α2、β1、β2均为常数，为空气饱和蒸汽压，单位为Pa，T
air
为空气温度，单位为℃，ф为空气相对湿度，单位为％，P
atm
为大气压力，单位为Pa，W
air，act，dry
为单位质量燃煤实际助燃干空气量，单位为m3/kg，W
air,th,dry
为单位质量燃煤理论助燃干空气量，单位为m3/kg，W
flue,th,wet
为单位质量燃煤理论湿烟气量，单位为m3/kg，W
flue,act,wet
为单位质量燃煤实际产生湿烟气量，单位为m3/kg，O2为烟气运行湿基氧量，单位为％，为单位体积干空气中的水蒸汽体积占比。4.根据权利要求1所述的燃煤机组煤风同步动态协控方法，其特征在于：所述的每小时燃煤总量的设计运行湿基氧量下的所需助燃空气量预测值W
air,h
和产生烟气量预测值W
flue,h
分别为：W
air,h
＝W
air,act,dry
×
W
coal,b
×
(1
‑
γ)
×
1000，W
flue,h
＝W
flue,act,wet
×
W
coal,b
×
(1
‑
γ)
×
1000，式中：W
air,h
为每小时燃煤总量的所需助燃干空气量预测值，单位为m3/h，W
flue,h
为每小时燃煤总量的产生湿烟气量预测值，单位...

【专利技术属性】
技术研发人员：宋玉宝，赵民，何金亮，梅振峰，金理鹏，杨万荣，朱仓海，
申请(专利权)人：西安热工研究院有限公司，
类型：发明
国别省市：