機(jī)組發(fā)電負(fù)荷統(tǒng)計(jì)預(yù)測(cè)方法及其在鍋爐吹灰優(yōu)化控制中的應(yīng)用

張 雄，易 凡

（艾默生過(guò)程控制有限公司，上海 201206）

1 概述

燃煤鍋爐運(yùn)行過(guò)程中，煤燃燒產(chǎn)生的煙氣會(huì)附著在鍋爐受熱面上，產(chǎn)生積灰和結(jié)渣現(xiàn)象。灰渣會(huì)降低受熱面管壁傳熱效率，影響鍋爐運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性；積灰嚴(yán)重的話，還會(huì)導(dǎo)致管壁超溫和高溫腐蝕，引起爐管爆管和泄漏等故障，影響鍋爐運(yùn)行安全性。

為了有效去除受熱面上的積灰和焦渣，幾乎所有大型燃煤鍋爐都配備了專用的吹灰系統(tǒng)，吹灰系統(tǒng)主要由一系列吹灰器和吹灰程控設(shè)備等組成。根據(jù)吹灰介質(zhì)的不同，吹灰器分為幾種類型：蒸汽吹灰器，聲波吹灰器，燃?xì)饷}沖吹灰器等等，其中蒸汽吹灰器的優(yōu)點(diǎn)顯著，工程中使用最為廣泛。但是蒸汽吹灰器需要消耗大量的高參數(shù)的蒸汽，吹灰蒸汽噴入鍋爐后隨煙氣排出鍋爐，是工質(zhì)損失，吹灰蒸汽用量越多，損失的工質(zhì)成本越多。另外，過(guò)度吹灰還會(huì)造成受熱面磨損，引起爐管爆管和泄漏等故障，從而影響鍋爐運(yùn)行安全性。

鍋爐吹灰過(guò)程中，吹灰蒸汽對(duì)爐膛燃燒過(guò)程和受熱面?zhèn)鳠徇^(guò)程都會(huì)產(chǎn)生較大擾動(dòng)，易造成主蒸汽溫度和再熱蒸汽溫度等重要運(yùn)行參數(shù)的波動(dòng)，參數(shù)波動(dòng)對(duì)機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性和安全性都不利。對(duì)于再熱汽溫來(lái)說(shuō)，不僅受鍋爐吹灰的影響，還受機(jī)組負(fù)荷、煤質(zhì)、燃燒方式等多種因素的影響，且這些因素常常耦合在一起起作用，使得再熱汽溫的控制難度較大。因此，對(duì)鍋爐實(shí)施合理的吹灰策略需要綜合考慮多方面的因素，既不能吹灰過(guò)度，又不能吹灰不足，還要減少吹灰對(duì)鍋爐重要運(yùn)行參數(shù)的影響。總之，鍋爐吹灰控制是個(gè)典型的多因素動(dòng)態(tài)優(yōu)化控制問(wèn)題，是目前研究的熱點(diǎn)和難點(diǎn)問(wèn)題。

自投產(chǎn)以來(lái)，蘇州望亭發(fā)電廠660 MW超超臨界鍋爐一直采用常規(guī)的定期吹灰方式，由于吹灰周期不合理，鍋爐受熱面存在過(guò)吹和欠吹現(xiàn)象，吹灰過(guò)程中再熱汽溫波動(dòng)較大。為了解決這些問(wèn)題，望亭電廠在該鍋爐上實(shí)施了智能吹灰優(yōu)化系統(tǒng)，該系統(tǒng)通過(guò)在線監(jiān)測(cè)受熱面的臟污情況，對(duì)受熱面進(jìn)行按需動(dòng)態(tài)吹灰，有效避免了過(guò)吹和欠吹現(xiàn)象。另外針對(duì)吹灰過(guò)程中再熱汽溫波動(dòng)較大的問(wèn)題，設(shè)計(jì)了優(yōu)化的吹灰控制策略，有效解決了吹灰過(guò)程中再熱汽溫波動(dòng)的問(wèn)題。

本文定量分析了鍋爐受熱面吹灰和機(jī)組負(fù)荷對(duì)鍋爐再熱蒸汽溫度的影響，總結(jié)了兩種有利于再熱蒸汽溫度控制的優(yōu)化吹灰方式：（1）機(jī)組升負(fù)荷時(shí)對(duì)屏式過(guò)熱器或高溫過(guò)熱器進(jìn)行吹灰；（2）機(jī)組降負(fù)荷時(shí)對(duì)高溫再熱器進(jìn)行吹灰。對(duì)機(jī)組發(fā)電負(fù)荷歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析，歸納了8種負(fù)荷變化基本模式，基于模式匹配算法建立了發(fā)電負(fù)荷統(tǒng)計(jì)預(yù)測(cè)模型。該模型在蘇州望亭發(fā)電廠660 MW超超臨界鍋爐吹灰優(yōu)化控制系統(tǒng)中進(jìn)行了工程應(yīng)用，取得了良好的效果。

2 鍋爐吹灰優(yōu)化控制系統(tǒng)

2.1 常規(guī)吹灰方式及缺點(diǎn)

望亭電廠超超臨界鍋爐受熱面由水冷壁、屏式過(guò)熱器、高溫過(guò)熱器、高溫再熱器，低溫過(guò)熱器、低溫再熱器等組成。鍋爐吹灰系統(tǒng)包括150個(gè)吹灰器，分別為IR1至IR96和IK1至IK54，其中IR1至IR96布置在水冷壁，IK1至IK12布置在屏式過(guò)熱器，IK13至IK18布置在高溫過(guò)熱器，IK19至IK26布置在高溫再熱器，IK27至IK54布置在低溫過(guò)熱器和低溫再熱器［1，2］，鍋爐受熱面分布如圖1所示。

常規(guī)的鍋爐吹灰方式是定期吹灰，即每天吹灰一次水冷壁、后屏過(guò)熱器，每?jī)商齑祾咭淮胃邷剡^(guò)熱器和高溫再熱器，每周吹掃一次低溫過(guò)熱器和低溫再熱器，每8小時(shí)吹掃一次空預(yù)器［3］。從機(jī)組運(yùn)行和檢修情況來(lái)看，現(xiàn)有的定期吹灰方式存在明顯的過(guò)吹和欠吹的問(wèn)題。

常規(guī)的鍋爐吹灰方式還存在吹灰過(guò)程中再熱蒸汽溫度波動(dòng)較大的問(wèn)題。較高負(fù)荷時(shí)進(jìn)行鍋爐吹灰，再熱汽溫容易超過(guò)600℃設(shè)計(jì)值，此時(shí)噴水減溫裝置會(huì)動(dòng)作，這對(duì)鍋爐運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性不利，再熱汽溫持續(xù)超溫還會(huì)對(duì)蒸汽管道的材料壽命產(chǎn)生嚴(yán)重影響，超溫達(dá)到610℃時(shí)，鍋爐出現(xiàn)MFT停爐保護(hù)事故。較低負(fù)荷工況下進(jìn)行鍋爐吹灰時(shí)，再熱汽溫下降較多，這對(duì)汽輪機(jī)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性和安全性都很不利。本文旨在找出機(jī)組負(fù)荷、鍋爐吹灰和再熱汽溫之間的聯(lián)系，建立相應(yīng)的數(shù)學(xué)模型和自動(dòng)控制策略，減少鍋爐吹灰過(guò)程對(duì)再熱汽溫的影響。

圖1 燃煤鍋爐受熱面布置圖

2.2 發(fā)電負(fù)荷對(duì)再熱蒸汽溫度的影響

機(jī)組發(fā)電負(fù)荷來(lái)自電網(wǎng)調(diào)度指令，而電網(wǎng)調(diào)度指令受電網(wǎng)側(cè)用電需求和電網(wǎng)內(nèi)所有機(jī)組運(yùn)行情況的影響。對(duì)于調(diào)峰機(jī)組來(lái)說(shuō)，機(jī)組負(fù)荷時(shí)刻都可能發(fā)生變化，負(fù)荷變化過(guò)程中，運(yùn)行人員需要通過(guò)手動(dòng)或自動(dòng)方式調(diào)整鍋爐運(yùn)行參數(shù)，才能保證鍋爐運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性和安全性。對(duì)于望亭電廠的鍋爐再熱汽溫來(lái)說(shuō)，各個(gè)負(fù)荷工況下的再熱汽溫設(shè)計(jì)值都是600℃。但是實(shí)際運(yùn)行中，由于鍋爐內(nèi)部結(jié)構(gòu)存在缺陷以及運(yùn)行操作方面的原因，只有高負(fù)荷時(shí)再熱汽溫才能達(dá)到設(shè)計(jì)值，而低負(fù)荷工況時(shí)再熱汽溫比設(shè)計(jì)值低很多，經(jīng)常低至560℃。為了定量分析再熱汽溫與發(fā)電負(fù)荷的關(guān)系，本文收集了一個(gè)月的發(fā)電負(fù)荷與再熱汽溫的歷史數(shù)據(jù)，建立了兩者的相關(guān)性趨勢(shì)圖，如圖2所示。

從圖中可以看出，總體上再熱汽溫與發(fā)電負(fù)荷成正比，低負(fù)荷時(shí)再熱汽溫明顯低于設(shè)計(jì)值，在同一負(fù)荷下再熱汽溫有幾十度的差異。由于影響再熱汽溫的因素較多，諸多因素又耦合在一起，使得再熱蒸汽溫度的控制比較復(fù)雜，而鍋爐吹灰是影響再熱汽溫的重要因素之一。因此有必要定量研究鍋爐吹灰對(duì)再熱蒸汽溫度的影響，以便制定優(yōu)化的吹灰策略，提高再熱汽溫的控制水平。

圖2 發(fā)電負(fù)荷與再熱蒸汽溫度的關(guān)系

2.3 吹灰對(duì)再熱蒸汽溫度的影響

吹灰蒸汽直接進(jìn)入爐膛和對(duì)流受熱面必然會(huì)影響鍋爐各個(gè)受熱面的吸熱情況，從而影響再熱汽溫，不同區(qū)域的吹灰器對(duì)再熱汽溫的影響各不相同。為了定量分析每根吹灰槍對(duì)再熱汽溫的影響，本文收集了大量的歷史數(shù)據(jù)，通過(guò)數(shù)據(jù)挖掘分析，得到IK1-IK54吹灰器與再熱蒸汽溫度之間的棒狀關(guān)系圖，其中橫坐標(biāo)表示吹灰器編號(hào)，縱坐標(biāo)表示吹灰器對(duì)再熱汽溫的累計(jì)影響，正值表示再熱汽溫下降的數(shù)值，負(fù)值表示再熱汽溫上升的數(shù)值，如圖3所示。從圖中可以看出，屏式過(guò)熱器和高溫過(guò)熱器區(qū)域的12個(gè)吹灰器IK1-IK12運(yùn)行時(shí)再熱汽溫明顯降低，高溫再熱器區(qū)域的8根吹灰器IK19-IK26運(yùn)行時(shí)再熱蒸汽溫度明顯升高。由于IK11吹灰器反饋信號(hào)異常，圖中顯示為0，該吹灰器對(duì)再熱汽溫的影響未考慮。

圖3 吹灰器投用對(duì)再熱汽溫的累計(jì)影響

2.4 優(yōu)化吹灰控制策略

機(jī)組升負(fù)荷時(shí)，再熱汽溫顯著上升；機(jī)組降負(fù)荷時(shí)，再熱汽溫顯著下降；對(duì)屏式過(guò)熱器或高溫過(guò)熱器吹灰時(shí)，再熱汽溫顯著下降；對(duì)高溫再熱器吹灰時(shí)，再熱汽溫顯著上升。根據(jù)上述規(guī)律，本文制定了優(yōu)化的吹灰控制策略，即機(jī)組升負(fù)荷時(shí)對(duì)屏式過(guò)熱器或高溫過(guò)熱器進(jìn)行吹灰，機(jī)組降負(fù)荷時(shí)對(duì)高溫再熱器進(jìn)行吹灰。

從鍋爐運(yùn)行角度看，啟動(dòng)特定受熱面的吹灰器之前需要完成相關(guān)設(shè)備的準(zhǔn)備工作，如：疏水系統(tǒng)暖管、吹灰蒸汽壓力調(diào)整，結(jié)束其它受熱面吹掃程序等等，而再熱汽溫受負(fù)荷變化的影響較快，因此運(yùn)行人員或自動(dòng)控制邏輯需要提前知道負(fù)荷的變化情況，才能充分利用負(fù)荷的變化過(guò)程對(duì)特定受熱面進(jìn)行吹灰來(lái)改善再熱汽溫的控制。

3 負(fù)荷預(yù)測(cè)算法和建模

3.1 發(fā)電負(fù)荷歷史曲線

對(duì)于調(diào)峰機(jī)組來(lái)說(shuō)，每天的負(fù)荷曲線都不相同，但是對(duì)負(fù)荷歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行分析可以看出每天的負(fù)荷變化趨勢(shì)存在規(guī)律性，利用負(fù)荷歷史數(shù)據(jù)預(yù)測(cè)負(fù)荷的變化趨勢(shì)是可行的。本文采集了30天發(fā)電負(fù)荷歷史數(shù)據(jù)，把所有數(shù)據(jù)做成趨勢(shì)線顯示在一張圖上，每天一條趨勢(shì)線，共30條趨勢(shì)線，其中橫坐標(biāo)表示時(shí)間，從0點(diǎn)到23點(diǎn)；縱坐標(biāo)表示發(fā)電負(fù)荷，如圖4所示。從圖中可以看出，夜間發(fā)電負(fù)荷較低，白天發(fā)電負(fù)荷較高，早晨5點(diǎn)升負(fù)荷概率較高，中午11點(diǎn)降負(fù)荷概率較高等等。

圖4 月度機(jī)組發(fā)電負(fù)荷曲線

3.2 發(fā)電負(fù)荷變化基本模式

通常一個(gè)吹灰器完成一次吹灰操作大約需要6 min，多個(gè)吹灰器組成的吹灰序列吹掃一個(gè)受熱面大約需要0.5～1 h。只有當(dāng)負(fù)荷變化幅度較大且負(fù)荷變化持續(xù)時(shí)間較長(zhǎng)時(shí)，對(duì)特定的鍋爐受熱面進(jìn)行吹灰才有利于再熱汽溫的控制，而負(fù)荷變化幅度較小的升／降負(fù)荷過(guò)程可以忽略不計(jì)。本文需要實(shí)現(xiàn)的目標(biāo)是把負(fù)荷變化量大于一定的閥值且負(fù)荷的變化過(guò)程大體相似的工況進(jìn)行歸類，從歸類結(jié)果中統(tǒng)計(jì)出升負(fù)荷模式或降負(fù)荷模式的概率。

鑒于上述思路，本文歸納出8種負(fù)荷變化基本模式，每個(gè)負(fù)荷變化基本模式用5個(gè)特征點(diǎn)和歸一化特征值表示，如圖5所示。

（1）基本模式1：?jiǎn)握{(diào)遞減，表示為［1，0.75，0.5，0.25，0］；

（2）基本模式2：大部分時(shí)間遞減，在最后階段遞增，表示為［1，0.67，0.33，0，0.33］；

（3）基本模式3：前半段時(shí)間遞減，后半段時(shí)間遞增，表示為［1，0.5，0，0.5，1］；

（4）基本模式4：開(kāi)始階段遞減，之后的大部分時(shí)間遞增，表示為［0.33，0，0.33，0.67，1］；

（5）基本模式5：?jiǎn)握{(diào)遞增，表示為［0，0.25，0.5，0.75，1］；

（6）基本模式6：大部分時(shí)間遞增，在最后階段遞減，表示為［0，0.33，0.67，1，0.67］；

（7）基本模式7：前半段時(shí)間遞增，后半段時(shí)間遞減，表示為［0，0.5，1，0.5，0］；

（8）基本模式8：開(kāi)始階段遞增，之后的大部分時(shí)間遞減，表示為［0.67，1，0.67，0.33，0］；

圖5 發(fā)電負(fù)荷變化基本模式

以某天發(fā)電負(fù)荷曲線為例，把每小時(shí)的負(fù)荷趨勢(shì)與負(fù)荷變化基本模式進(jìn)行比較，用最接近的負(fù)荷變化基本模式代表該時(shí)段的負(fù)荷變化情況，如果負(fù)荷變化幅度給定的閥值，例如取最低閥值限為50 MW，則不屬于任何一種基本模式，示例分類結(jié)果如圖6所示。

圖6 發(fā)電負(fù)荷模式匹配示例

3.3 發(fā)電負(fù)荷統(tǒng)計(jì)預(yù)測(cè)方法

發(fā)電負(fù)荷統(tǒng)計(jì)預(yù)測(cè)方法的基本思路是：在每小時(shí)歷史負(fù)荷數(shù)據(jù)中以12 min為間隔取5個(gè)樣本點(diǎn)，對(duì)樣本數(shù)據(jù)進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化處理，分別計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)化負(fù)荷樣本數(shù)據(jù)與8種負(fù)荷變化基本模式的歐式距離，歐氏距離最小值對(duì)應(yīng)的負(fù)荷變化基本模式為該小時(shí)負(fù)荷數(shù)據(jù)的隸屬模式，對(duì)所有歷史數(shù)據(jù)按小時(shí)為單位依次循環(huán)計(jì)算，累計(jì)計(jì)算8種負(fù)荷變化基本模式出現(xiàn)的頻次，如圖7所示。具體步驟如下：

（1）步驟S1：讀取輸入數(shù)據(jù)AA、BB，其中AA是二維數(shù)組，表示負(fù)荷歷史數(shù)據(jù)，即AA（i，j），i表示天，i＝1～30，j表示小時(shí)，j＝0～23。BB也是二維數(shù)組，表示8種負(fù)荷模式，即BB（m，n），其中m表示模式編號(hào)，m＝1～8，n表示特征點(diǎn)，n＝1～5。

（2）步驟S2：指定變量i，即指定某一天的歷史數(shù)據(jù)。

（3）步驟S3：指定變量j，即指定該天中的時(shí)段。

（4）步驟S4：指定變量k，k表示歷史數(shù)據(jù)中的采樣點(diǎn)，與模型相對(duì)應(yīng)地，k＝1至5。

（5）步驟S5：根據(jù)歷史數(shù)據(jù)獲取變量Ak，變量Ak表示相應(yīng)時(shí)間點(diǎn)（第i天、第j小時(shí)中的采樣點(diǎn)k處的負(fù)荷值）。

（6）步驟S6：確定數(shù)組CC，數(shù)組CC表示根據(jù)歷史數(shù)據(jù)得到的采樣點(diǎn)的矢量，CC＝［A1，A2，A3，A4，A5］。

（7）步驟S7：如果k不大于5，則返回S5，直到確定了相應(yīng)時(shí)段的歷史數(shù)據(jù)的矢量，并進(jìn)行到步驟S8。

（8）步驟S8：將CC標(biāo)準(zhǔn)化，以得到經(jīng)標(biāo)準(zhǔn)化的數(shù)組DD。

（9）步驟S9：指定要進(jìn)行匹配的模型，即，令m＝1，2，3，…，8。

（10）步驟S10：計(jì)算矢量DD與矢量BBm間的歐氏距離，以得到距離EEm。

（11）步驟S11：確定是否對(duì)全部模型進(jìn)行了距離計(jì)算。

（12）步驟S12：如果針對(duì)全部模型進(jìn)行了計(jì)算，則確定與DD距離最小的模型。

（13）步驟S13：確定該最小距離是否小于預(yù)定閾值σ1，并且該時(shí)段的負(fù)荷變化幅度（最小負(fù)荷值與最大負(fù)荷值之差）是否大于預(yù)定閾值σ2。

（14）步驟S16：在滿足S13中的條件時(shí)，確定與該模型匹配，并且對(duì)該模型的匹配進(jìn)行計(jì)數(shù)。

3.4 模型驗(yàn)證及分析

某月發(fā)電負(fù)荷歷史數(shù)據(jù)與8個(gè)負(fù)荷變化基本模式進(jìn)行匹配后得到的統(tǒng)計(jì)結(jié)果如圖8所示。其中，柱狀圖表示相應(yīng)時(shí)段內(nèi)與某個(gè)負(fù)荷變化基本模式的匹配次數(shù)。假設(shè)匹配次數(shù)閾值為10，對(duì)于降負(fù)荷模式1，可以確定第11小時(shí)（14次匹配）、第18小時(shí)（13次匹配）、第19小時(shí)（19次匹配）、第22小時(shí)（14次匹配）為匹配時(shí)段；對(duì)于升負(fù)荷模式5，可以確定第5小時(shí)（15次匹配）和第12小時(shí)（12次匹配）為匹配時(shí)段。因此，可以基于該頻次圖來(lái)預(yù)測(cè)當(dāng)日負(fù)荷的變化情況。

圖7 負(fù)荷統(tǒng)計(jì)預(yù)測(cè)方法流程圖

圖8 發(fā)電負(fù)荷變化情況統(tǒng)計(jì)頻次圖

4 工程應(yīng)用

蘇州望亭電廠660 MW超超臨界鍋爐上實(shí)施了國(guó)內(nèi)首個(gè)基于Ovation集散控制系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)閉環(huán)吹灰優(yōu)化控制的示范工程項(xiàng)目［4］。據(jù)統(tǒng)計(jì)，該吹灰優(yōu)化控制系統(tǒng)每年節(jié)約燃料成本280萬(wàn)元，另外該系統(tǒng)在提高鍋爐運(yùn)行安全性，降低運(yùn)行人員勞動(dòng)強(qiáng)度方面也起到積極的作用［5］，系統(tǒng)人機(jī)界面如圖9所示。

圖9 鍋爐吹灰優(yōu)化控制系統(tǒng)人機(jī)界面

本文研究的負(fù)荷統(tǒng)計(jì)預(yù)測(cè)功能是智能吹灰優(yōu)化控制系統(tǒng)的一部分，由兩部分組成：（1）根據(jù)歷史數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)的升／降負(fù)荷頻次棒狀圖，歷史數(shù)據(jù)時(shí)間范圍可由運(yùn)行人員在線設(shè)置；（2）實(shí)時(shí)／歷史負(fù)荷趨勢(shì)對(duì)比圖，其中藍(lán)色曲線表示歷史負(fù)荷趨勢(shì)，紅色曲線表示實(shí)時(shí)負(fù)荷趨勢(shì)，如圖9底部所示。把實(shí)時(shí)／歷史負(fù)荷趨勢(shì)對(duì)比圖與升／降負(fù)荷頻次圖結(jié)合在一起進(jìn)行相互效驗(yàn)，有利于提高負(fù)荷預(yù)測(cè)的準(zhǔn)確性。例如，當(dāng)實(shí)時(shí)負(fù)荷曲線與歷史負(fù)荷曲線走勢(shì)比較接近且升／降負(fù)荷頻次較高時(shí)，說(shuō)明歷史負(fù)荷變化趨勢(shì)與當(dāng)日負(fù)荷變化趨勢(shì)相似的概率較高；反之，如果實(shí)時(shí)／歷史負(fù)荷趨勢(shì)對(duì)比圖與升／降負(fù)荷頻次圖的結(jié)果相矛盾，則不能確定當(dāng)前的負(fù)荷變化趨勢(shì)。這種情況下，可通過(guò)調(diào)整歷史負(fù)荷時(shí)間范圍，進(jìn)一步分析不同時(shí)間范圍的歷史負(fù)荷變化趨勢(shì)，從中找出有規(guī)律的信息。負(fù)荷統(tǒng)計(jì)預(yù)測(cè)功能不僅適用于鍋爐吹灰優(yōu)化控制，還可以幫助運(yùn)行人員在負(fù)荷變化之前做好鍋爐燃燒調(diào)整工作，從而有利于鍋爐其它重要運(yùn)行參數(shù)的調(diào)節(jié)控制。

5 結(jié)語(yǔ)

雖然本文研究的負(fù)荷統(tǒng)計(jì)預(yù)測(cè)模型較好地解決了當(dāng)日負(fù)荷預(yù)測(cè)問(wèn)題，但是當(dāng)電網(wǎng)負(fù)荷需求發(fā)生較大變化時(shí)，該模型的準(zhǔn)確性會(huì)受到一定影響。考慮到電廠里有設(shè)備接收當(dāng)天電網(wǎng)負(fù)荷調(diào)度信號(hào)預(yù)估值，即24點(diǎn)負(fù)荷預(yù)估值。如果把這個(gè)信號(hào)采集到Ovation控制系統(tǒng)里來(lái)，與現(xiàn)有的負(fù)荷統(tǒng)計(jì)預(yù)測(cè)結(jié)果進(jìn)行數(shù)據(jù)融合，可以進(jìn)一步提高負(fù)荷預(yù)測(cè)的可靠性，具體的數(shù)據(jù)集成和融合方法有待進(jìn)一步研究。

［1］ 望亭發(fā)電廠.3、4號(hào)機(jī)組集控運(yùn)行規(guī)程 第1部分：機(jī)組概述及設(shè)備規(guī)范［R］.2011.

［2］ 戴蒙德電力機(jī)械湖北有限公司.660MW吹灰程控操作說(shuō)明［R］.2007.

［3］ 望亭發(fā)電廠.3、4號(hào)機(jī)組集控運(yùn)行規(guī)程 第4部分：機(jī)組正常運(yùn)行及維護(hù)［R］.2011.

［4］ 張 雄，易 凡.燃煤鍋爐閉環(huán)吹灰優(yōu)化系統(tǒng)的研發(fā)與應(yīng)用［J］.電力與能源，2014（8）.

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［5］ 張 雄.660 MW機(jī)組超超臨界鍋爐閉環(huán)吹灰優(yōu)化系統(tǒng)效益評(píng)估報(bào)告.艾默生過(guò)程控制有限公司［A］.2014.