CN113027550A - 一种满足调峰需求的高低压旁路系统及动态寻优控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种满足调峰需求的高低压旁路系统的动态寻优控制方法，通过部分旁路原应进入高压缸和中压缸做功的锅炉新蒸汽，达到降低汽轮发电机组电出力以满足电网深度调峰需求的目的。通过快速调整高压和低压旁路蒸汽管路调节阀开度，实现煤电机组快速升降负荷，满足电网调频要求。基于本发明提出的调峰系统，提出了综合发电收入、辅助调峰政策收入、耗煤成本等盈利值最大化的高低压旁路控制方法。本发明系统简单，改造范围小，调峰能力强，适用于热电联产机组非供热期的调峰调频需求，也适用于纯凝机组。本发明拓宽了煤电机组纯凝或非供热期的深度调峰技术手段，电出力调节范围广，运行方式灵活。

Description

一种满足调峰需求的高低压旁路系统及动态寻优控制方法

技术领域

本发明属于煤电机组调峰系统技术领域，涉及一种满足调峰需求的高低压旁路系统及动态寻优控制方法。

背景技术

目前，能源结构存在能源安全形势严峻、碳减排压力大、能源消费结构不合理、生态环境问题突出、能源利用效率较低等问题。清洁化是能源转型的重要方向之一，要大力发展海上风电、安全高效发展核电、积极开发流域大型水电、推进煤炭清洁高效灵活发电。在西部北部推动多能互补大型清洁能源基地建设，在东部中部地区积极发展分布式新能源。

实现间歇性强、随机波动性大的风电、光伏等新能源电力高比例上网，在大容量、低成本及环境友好型的储能技术大规模应用之前，占据电力装机及发电量构成主体地位的火电机组需进行灵活性调峰改造：在现役燃煤机组发电负荷可调范围纯凝工况为50％～100％Pe(额定负荷)、供热工况为65％～85％Pe的基础上，通过实施锅炉低负荷安全稳定燃烧改造、热电联产改造、设置蓄热系统及控制系统适配性改造等，可使得煤电机组负荷调节范围大幅提升。在现役燃煤机组发电负荷调节速率低于1.5Pe/min(额定负荷每分钟)的基础上，通过实施风煤水协同控制、高加给水旁路辅助负荷调节控制、抽汽节流辅助负荷调节控制和凝结水变负荷等技术，使得机组变负荷速率进一步提升。

能否突破传统技术制约大幅提升负荷调节范围和调节速率，是燃煤机组发挥调峰和容量支撑作用的关键。

现有煤电灵活性调峰改造技术多适用于热电联产机组，纯凝机组或热电联产机组非供热期运行期间，仅锅炉低负荷安全稳定燃烧改造技术适用于深度调峰，可用技术单一、调峰深度仍不满足电网调度要求。

在锅炉低负荷安全稳定燃烧改造技术的基础上，本发明提出新建一套高压旁路和低压旁路蒸汽系统：旁路部分原应进入高压缸的锅炉主蒸汽，在高压旁路减温减压后进入机组冷再蒸汽母管；旁路部分原应进入中压缸的锅炉再热器出口新蒸汽，在低压旁路减温减压后进入机组中低压连通管。

发明内容

本发明的目的在于解决现有技术中的问题，提供一种满足调峰需求的高低压旁路系统及动态寻优控制方法。

为达到上述目的，本发明采用以下技术方案予以实现：

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

本发明通过部分旁路原应进入高压缸和中压缸做功的锅炉新蒸汽，达到降低汽轮发电机组电出力以满足电网深度调峰需求的目的。通过快速调整高压和低压旁路蒸汽管路调节阀开度，实现煤电机组快速升降负荷，满足电网调峰调频要求。基于本发明提出的调峰系统，提出了综合发电收入、辅助调峰政策收入、耗煤成本等盈利值最大化的高低压旁路控制方法。本发明系统简单，改造范围小，调峰能力强，适用于热电联产机组非供热期的调峰需求，也适用于纯凝机组。本发明拓宽了煤电机组纯凝或非供热期的深度调峰技术手段，电出力调节范围广，运行方式灵活。

附图说明

为了更清楚的说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。

图1为基于高低压旁路的煤电机组调峰系统示意；

图2为满足调峰需求的煤电机组高低压旁路的设计流程图；

图3为本发明实施例某阀门的K_v值；

图4为基于盈利值最大化的汽轮机高低压旁路调峰控制方法的流程图。

其中：1-锅炉，2-高压缸，3-中压缸，4-低压缸，5-凝汽器，6-凝结水泵，7-低压加热器组，8-给水泵组，9-高压加热器组，10-高压缸排汽逆止门，11-中压缸进汽调阀组，12-中低压连通管调节阀，13-高压旁路隔离阀，14-低压旁路隔离阀，15-高压旁路减温减压阀，16-低压旁路减温减压阀，17第一减温水调节阀，18-第二减温水调节阀。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。

因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步定义和解释。

在本发明实施例的描述中，需要说明的是，若出现术语“上”、“下”、“水平”、“内”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，或者是该发明产品使用时惯常摆放的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”等仅用于区分描述，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

此外，若出现术语“水平”，并不表示要求部件绝对水平，而是可以稍微倾斜。如“水平”仅仅是指其方向相对“竖直”而言更加水平，并不是表示该结构一定要完全水平，而是可以稍微倾斜。

在本发明实施例的描述中，还需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，若出现术语“设置”、“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

下面结合附图对本发明做进一步详细描述：

参见图1，本发明实施例公开了一种满足调峰需求的高低压旁路系统，其包括煤电机组、高压旁路和低压旁路，煤电机组包括锅炉1、高压缸2、中压缸3以及低压缸4；锅炉1的过热器出口通过主蒸汽管道与高压缸2的进汽口相连，再热器出口通过热再蒸汽管道与中压缸3的进汽口相连，中压缸3的排汽通过中低压连通管与低压缸4的进汽口相连；

高压旁路的入口与主蒸汽管道相连通，出口与高压缸排汽与锅炉1之间的管道相连通；高压旁路上沿汽路方向依次设置高压旁路隔离阀13和高压旁路减温减压阀15。高压缸2的排汽通过高压缸排汽逆止门10与锅炉1相连，高压旁路减温减压阀15的出口连接在高压缸排汽逆止门10之后的管道上；

低压旁路的入口与热再蒸汽管道相连通，出口与中低压连通管相连通。低压旁路上沿汽路方向依次设置低压旁路隔离阀14和低压旁路减温减压阀16。

热再蒸汽管道上设置有中压缸进汽调阀组11，低压旁路隔离阀14的入口连接在中压缸进汽调阀组11之前，中压缸进汽调阀组11的出口与中压缸11的进汽口相连；中低压连通管上设置有中低压连通管调节阀12，低压旁路减温减压阀16的出口连接在中低压连通管调节阀12之前，中低压连通管调节阀12的出口连接低压缸4的进汽口。

低压缸4的排汽依次通过凝汽器5、凝结水泵6、低压加热器组7、给水泵组8以及高压加热器组9后，回流至锅炉1。凝结水泵6出口的减温水分为两路，一路输送至低压加热器组7，另一路通过第一减温水调节阀17与低压旁路减温减压阀16的减温水入口相连；高压加热器组9出口的减温水分为两路，一路输送至锅炉1，另一路通过第二减温水调节阀18与高压旁路减温减压阀15的减温水入口相连。

具体来讲，运行煤电机组现有的高、低压两级旁路系统，以机组启动、及超压等应急为目的，运行工况单一，高旁减温减压阀及低旁减温减压阀的调节特性不适用于低负荷运行频繁且大幅度的调峰需求；再者，现有低压旁路直通凝汽器5，能耗损失大；最后，高低压旁路并不是全周期一直运行，而是匹配当地电网调度需求选择投运或退出，直接应用现有高低压旁路系统，存在原功能受损的风险。综上，本发明从调峰需求、安全可靠性保障的角度出发，提出在煤电机组现有高、低压两级旁路的基础上，新建一套高、低压旁路系统，作为调峰需求用。

在锅炉1过热器出口和高压缸2进汽入口前的主蒸汽管道上设置三通，引主蒸汽抽汽管道，依次设置高压旁路隔离阀13、高压旁路减温减压阀15，减温减压后汇至机组冷再蒸汽母管、高压缸排汽逆止门10之后，减温水取自高压加热器组9出口。

在锅炉1再热器出口和中压缸进汽调阀组11前的热再蒸汽管道上设置三通，引热再蒸汽抽汽管道，依次设置隔离阀13、14、减温减压阀，减温减压后汇至机组中低压连通管、低压缸4入口中低压连通管调节阀12之前，减温水取自凝结水泵6出口。

本发明提出了用于煤电机组调峰的高低压旁路的流量控制关联式：流经高旁的主蒸汽流量+高旁减温水流量＝流经低旁的热再蒸汽流量，以及中压缸进汽调阀参与调节，以保证汽轮机组推力平衡。

如图1和图2所示，本发明提出了高压旁路和低压旁路蒸汽管道规格的设计流程及方法：

(1)以煤电机组纯凝运行，汽轮机主蒸汽、冷再蒸汽、热再蒸汽、中排蒸汽的参数(压力和温度)在30％Pe和40％Pe工况平均值作为蒸汽参数选择依据，锅炉1给水温度、凝结水泵6出口凝结水温度在30％Pe和40％Pe工况平均值作为减温水参数选择依据；

(2)以煤电机组锅炉1稳定燃烧工况对应的主蒸汽流量的60％值为进入高压旁路的流量设计依据；

(3)电力行业规范“火力发电厂汽水管道设计规范DLT 5054-2016”规定的汽水管道介质流速值：至高、低压旁路阀和减温减压阀的蒸汽管道流速60-90m/s，介质为过热蒸汽的抽汽管道35-60m/s，高压给水管道2-6m/s，低压给水管道0.5-3m/s。本发明提出按照中间值进行汽水管道流速取值：至高、低压旁路阀和减温减压器的蒸汽管道流速75m/s，介质为过热蒸汽的抽汽管道48m/s，高压给水管道4m/s，低压给水管道1.75m/s。

(4)根据(1)、(2)和(3)条的内容进行高压旁路减温减压前的蒸汽管道设计，再结合式(1)和式(2)计算出高压旁路减温水和出口蒸汽流量，进行减温水管道和减温减压后至与冷再母管接口前的蒸汽管道计算，再加上10％的余量，作为高压旁路及减温水管道的设计结果。

(5)结合3条内容，根据(1)、(2)和(3)条的内容进行低压旁路减温减压前的蒸汽管道设计，再结合式(3)和式(4)计算出低压旁路减温水和出口蒸汽流量，进行减温水管道和减温减压后至与中低压连通管接口前的蒸汽管道计算，再加上10％的余量，作为低压旁路及减温水管道的设计结果。

本发明提出了高压旁路和低压旁路减温减压阀及减温水调节阀的后置反馈调节控制方法：高压旁路减温减压后的蒸汽压力及温度等于汽轮机高压缸2排汽的压力和温度；低压旁路减温减压后的蒸汽压力及温度等于汽轮机中压缸3排汽的压力和温度。

鉴于蒸汽流量现场测量困难、现有测量仪表精度差等问题，本发明提出了基于减温水流量的热量平衡法进行旁路主蒸汽流量和热再蒸汽流量。

(1)进入高压旁路的主蒸汽压力P_ms(MPa)和温度T_ms(℃)可通过仪表测量，流量m_ms-bp(t/h)未知。

高压旁路的减温水流量m_hw(t/h)、压力P_hw(MPa)和温度T_hw(℃)可通过仪表测量。

高压旁路减温减压后进入冷再母管的蒸汽压力P_ch(MPa)和温度T_ch(℃)可通过仪表测量，流量m_ch-bp(t/h)未知。

进、出高压旁路的质量守恒关联式见式(1)。

m_ms-bp+m_hw＝m_ch-bp (1)

进、出高压旁路的能量守恒关联式见式(2)。

m_ms-bp×h_ms+m_hw×h_hw＝m_ch-bp×h_ch (2)

进入高压旁路的主蒸汽焓值h_ms、减温水焓值h_hw以及流出高压旁路的蒸汽焓值h_ch可通过水和蒸汽热力学性质表查得，根据式(1)和式(2)可计算出进入高压旁路的主蒸汽m_ms-bp和流出高压旁路的蒸汽流量m_ch-bp。

(2)进入低压旁路的热再蒸汽压力P_rh(MPa)和温度T_rh(℃)可通过仪表测量，流量m_rh-bp(t/h)未知。

低压旁路的减温水流量m_lw(t/h)、压力P_lw(MPa)和温度T_lw(℃)可通过仪表测量。

低压旁路减温减压后进入中低压连通管的蒸汽压力P_zp(MPa)和温度T_zp(℃)可通过仪表测量，流量m_zp-bp(t/h)未知。

进、出低压旁路的质量守恒关联式见式(3)。

m_rh-bp+m_lw＝m_zp-bp (3)

进、出低压旁路的能量守恒关联式见式(4)。

m_rh-bp×h_rh+m_lw×h_lw＝m_zp-bp×h_zp (4)

进入低压旁路的热再蒸汽焓值h_rh、减温水焓值h_lw以及流出低压旁路的蒸汽焓值h_zp可通过水和蒸汽热力学性质表查得，根据式(3)和式(4)可计算出进入低压旁路的热再蒸汽m_rh-bp和流出低压旁路的蒸汽流量m_zp-bp。

提出了综合发电收入、辅助调峰政策收入、耗煤成本等盈利值最大化的高低压旁路控制方法。

(1)查阅汽轮机技术资料，确定中压缸进汽调阀关小过程中，高压缸排汽压力、排汽温度的运行上限值；

(2)查阅高压旁路减温减压阀15、低压旁路减温减压阀16、减温水调节阀17、18的技术资料，确定各自的开度-流量-阀前阀后压力关联式

(3)给定锅炉1蒸发量，通过变工况计算或现场调节的技术手段，确定流经高低压旁路系统不同流量、及/或中压缸进汽调阀不同开度的各工况下煤电机组电出力-标煤消耗量的关系特性。

(4)煤电机组纯凝运行且电网深度调峰调度时，成本主要为标准煤消耗，收益主要为售电及调峰政策收入(或罚款)，机组盈利值为售电收入+调峰政策收入(或罚款)－标准煤消耗。以机组盈利值最大化为目标函数，进行高低压旁路系统的控制方式动态寻优。

参见图2，图2为满足调峰需求的煤电机组高低压旁路的设计流程。

步骤1：基础资料准备

煤电机组纯凝工况运行，汽轮机主蒸汽、冷再蒸汽、热再蒸汽、中排蒸汽的参数(压力和温度)在30％Pe和40％Pe工况平均值：P_ms、T_ms；P_ch、T_ch；P_rh、T_rh；P_zp、T_zp。锅炉1给水、凝结水泵6出水温度在30％Pe和40％Pe工况平均值：T_hw；T_lw。

煤电机组纯凝工况运行，锅炉1稳定燃烧工况对应的主蒸汽流量的60％值为进入高压旁路的流量为进入高压旁路的主蒸汽流量m_ms-bp设计依据。

至高、低压旁路阀和减温减压器的蒸汽管道流速75m/s，介质为过热蒸汽的抽汽管道48m/s，高压给水管道4m/s，低压给水管道1.75m/s。

步骤2：高压旁路管道设计

根据水和蒸汽热力学性质表查得进入高压旁路的主蒸汽比容v_ms(m³/kg)、减温水比容v_hw(m³/kg)和流出高压旁路的蒸汽比容v_ch(m³/kg)，根据式(5)计算高压旁路减温减压阀15前的管道通流直径D_ms-bp。

根据(1)和式(2)计算出高压旁路减温水流量m_hw(t/h)和出口蒸汽流量m_ch-bp(t/h)，根据式(6)和式(7)计算高压旁路减温水和减温减压阀后至与冷再母管接口前的管道通流直径D_hw和D_ch-bp。

管道材质、壁厚的选择符合电力行业规范“火力发电厂汽水管道设计规范DLT5054-2016”规定。

步骤3：低压旁路管道设计

根据流经高旁的主蒸汽流量+高旁减温水流量＝流经低旁的热再蒸汽流量，确定m_rh-bp＝m_ch-bp。

根据水和蒸汽热力学性质表查得进入低压旁路的热再蒸汽比容v_rh(m³/kg)、减温水比容v_lw(m³/kg)和流出低压旁路的蒸汽比容v_zp(m³/kg)，根据式(8)计算低压旁路减温减压阀16前的管道通流直径D_rh-bp。

根据(3)和式(4)计算出低压旁路减温水流量m_lw(t/h)和出口蒸汽流量m_zp-bp(t/h)，根据式(9)和式(10)计算低压旁路减温水和减温减压阀后与中低压连通管接口前的管道通流直径D_lw和D_zp-bp。

管道材质、壁厚的选择符合电力行业规范“火力发电厂汽水管道设计规范DLT5054-2016”规定。

步骤4：混温段设计

蒸汽比容大，蒸汽管道粗大。高压旁路减温减压阀15和低压旁路减温减压阀16后的一段蒸汽管道内，蒸汽和减温水并存，部分蒸汽并未完全降温。随着不断流动，蒸汽和减温水充分混合。减温减压阀后、至蒸汽和减温水完全混合的管道称之为混温段。该段的管道材质按照减温前的蒸汽温度进行选择，长度按照10倍管径进行设计。

步骤5：阀门选型

按照进、出口介质的流量、压力和温度，进行减温减压阀、隔离阀13、14、调节阀的选型。

参见图4，图4为基于盈利值最大化的汽轮机高低压旁路调峰控制方法。

步骤1：基础资料准备

汽轮机

锅炉1最小燃烧负荷Q₀，此时汽轮机进汽量为m_ms0。

高压缸排汽压力安全运行上限为P_ch-max MPa，高压缸排汽温度安全运行上限为T_ch-max℃。

高低压旁路系统投运时，进入高压旁路的主蒸汽流量最大值为0.6×m_ms0。

高压旁路减温减压阀15、低压旁路减温减压阀16和中压缸进汽调阀11的特性关联式：

Q为阀门的体积流量m³/h，K_v表示阀门的流出系数，不同阀门测试而定，图3为某阀门的K_v值曲线，ΔP为阀门前后压差，bar；ρ为流体的密度，kg/m³。

煤电机组盈利值构成

发电机功率N，kW；由电厂DCS实施显示

厂用电功率N_c，由电厂统计系统读出，本发明的寻优计算中为固定值，kW；

标煤消耗量B，t/h，旁路系统调整时由电厂DCS实施显示；

上网电价c，元/kWh；

标煤单价b，元/t；

电力辅助调峰补偿政策，低于额定发电容量的50％(定义为N_b)，每降低1kWh，奖励a元/kWh，高于额定发电容量的50％(定义为N_b)，每高1kWh，扣款a元/kWh。

机组盈利值M按式(12)计算：

M＝(N-N_c)×c-B×b+(N_b-N)×a (12)

步骤2：寻优

1)煤电机组纯凝模式运行，锅炉1维持最低安全稳定燃烧负荷，高低压旁路系统不运行，中压缸进汽调阀全开，机组运行状态作为基准工况：发电机功率N₀(kW)、汽轮机进汽流量m_ms0、厂用电功率N_c(kW)、标煤消耗量B₀(t/h)。

2)输入边界参数：上网电价c元/kWh、标煤单价b元/t；

电力辅助调峰补偿政策：低于额定发电容量的50％(定义为N_b)每降低1kWh，奖励a元/kWh，高于额定发电容量的50％，每高1kWh，扣款a元/kWh。

3)计算盈利值M₀＝(N₀-N_c)×c-B₀×b+(N_b-N₀)×a

4)以基准工况0为对比基准，投入高低压旁路系统。进入高压旁路的主蒸汽流量为0.05×m_ms0、中压缸进汽调阀全开，高压缸排汽压力P_ch1，命名为工况1，稳定运行20min，记录发电机功率N、厂用电功率N_c、标煤消耗量B，计算盈利值M₁。

5)进行M₁和M₀对比：M₁＞M₀，工况1作为新的基准工况；反之，工况0仍为新的基准工况。

6)进入高压旁路的主蒸汽流量为0.05×m_ms0不变，中压缸进汽调阀参与调节使得高排压力提升10％，进行判定：P_ch≥P_ch-max？或T_ch≥T_ch-max？

是，中压缸进汽调阀调节终止；否，继续下一步操作。

7)稳定运行20min，记录发电机功率N、厂用电功率N_c、标煤消耗量B，计算盈利值M。进行M和M₀对比，确定新的基准工况。

8)按照m_ms-bp2＝m_ms-bp-1+0.05×m_ms进行进入高压旁路主汽流量调整，并进行判定：m_ms-bp-1≥0.6×m_ms0？

是，流量调整终止；否，继续下一步操作。

9)进行步骤4)-7)操作。

10)迭代结束，输出最优工况。

以上仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种满足调峰需求的高低压旁路系统，其特征在于，包括：

煤电机组，所述煤电机组包括锅炉(1)、高压缸(2)、中压缸(3)以及低压缸(4)；所述锅炉(1)的过热器出口通过主蒸汽管道与高压缸(2)的进汽口相连，再热器出口通过热再蒸汽管道与中压缸(3)的进汽口相连，中压缸(3)的排汽通过中低压连通管与低压缸(4)的进汽口相连；

高压旁路，所述高压旁路的入口与主蒸汽管道相连通，出口与高压缸排汽与锅炉(1)之间的管道相连通；

低压旁路，所述低压旁路的入口与热再蒸汽管道相连通，出口与中低压连通管相连通。

2.根据权利要求1所述的满足调峰需求的高低压旁路系统，其特征在于，所述高压旁路上沿汽路方向依次设置高压旁路隔离阀(13)和高压旁路减温减压阀(15)。

3.根据权利要求2所述的满足调峰需求的高低压旁路系统，其特征在于，所述高压缸(2)的排汽通过高压缸排汽逆止门(10)与锅炉(1)相连，高压旁路减温减压阀(15)的出口连接在高压缸排汽逆止门(10)之后的管道上；低压旁路上沿汽路方向依次设置低压旁路隔离阀(14)和低压旁路减温减压阀(16)。

4.根据权利要求3所述的满足调峰需求的高低压旁路系统，其特征在于，所述热再蒸汽管道上设置有中压缸进汽调阀组(11)，低压旁路隔离阀(14)的入口连接在中压缸进汽调阀组(11)之前，中压缸进汽调阀组(11)的出口与中压缸(11)的进汽口相连；中低压连通管上设置有中低压连通管调节阀(12)，低压旁路减温减压阀(16)的出口连接在中低压连通管调节阀(12)之前，中低压连通管调节阀(12)的出口连接低压缸(4)的进汽口。

5.根据权利要求3或4所述的满足调峰需求的高低压旁路系统，其特征在于，所述低压缸(4)的排汽依次通过凝汽器(5)、凝结水泵(6)、低压加热器组(7)、给水泵组(8)以及高压加热器组(9)后，回流至锅炉(1)。

6.根据权利要求5所述的满足调峰需求的高低压旁路系统，其特征在于，所述凝结水泵(6)出口的减温水分为两路，一路输送至低压加热器组(7)，另一路通过第一减温水调节阀(17)与低压旁路减温减压阀(16)的减温水入口相连；所述高压加热器组(9)出口的减温水分为两路，一路输送至锅炉(1)，另一路通过第二减温水调节阀(18)与高压旁路减温减压阀(15)的减温水入口相连。

7.一种满足调峰需求的高低压旁路系统的动态寻优控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1，煤电机组纯凝模式运行，锅炉维持最低安全稳定燃烧负荷运行，，中压缸进汽调阀全开，机组以基准工况状态运行；

步骤2，输入边界参数：上网电价c元/kWh、标煤单价b元/t；

步骤3，计算基准工况下的盈利值M₀；

步骤4，以基准工况为对比基准，投入高低压旁路系统；使进入高压旁路的主蒸汽流量为0.05×m_ms0、中压缸进汽调阀全开，高压缸排汽压力P_ch1，命名为工况1，运行20min，记录发电机功率N、厂用电功率N_c、标煤消耗量B，计算工况1的盈利值M₁；其中，m_ms0为汽轮机进汽流量；

步骤5，对比M₁和M₀：若M₁＞M₀，则工况1为新的基准工况；反之，基准工况为新的基准工况；

步骤6，维持进入高压旁路的主蒸汽流量为0.05×m_ms0，中压缸进汽调阀参与调节使得高排压力提升10％，进行判定：P_ch是否≥P_ch-max，或T_ch是否≥T_ch-max，其中，P_ch表示冷再母管蒸汽压力，T_ch表示冷再母管蒸汽温度；

若P_ch≥P_ch-max或T_ch≥T_ch-max，则中压缸进汽调阀调节终止，执行步骤9；否则，执行步骤7；

步骤7，继续运行20min，记录发电机功率N、厂用电功率N_c、标煤消耗量B，计算盈利值M；对比M和M₀，确定新的基准工况；

步骤8，按照m_ms-bp2＝m_ms-bp-1+0.05×m_ms调整进入高压旁路主汽流量，并进行判断：m_ms-bp-1是否≥0.6×m_ms0，若m_ms-bp-1≥0.6×m_ms0，流量调整终止，执行步骤9；否则，返回步骤4；

步骤9，迭代结束，输出最优工况。

8.根据权利要求7所述的满足调峰需求的高低压旁路系统的动态寻优控制方法，其特征在于，所述机组盈利值M按下式计算：

M＝(N-N_c)×c-B×b+(N_b-N)×a (1)

其中，N为发电机功率，N_c为厂用电功率，c为上网电价，标煤消耗量B，标煤单价b，N_b为煤电机组铭牌功率的50％，a为电力辅助调峰补偿政策的奖励或扣款金额。

9.根据权利要求8所述的满足调峰需求的高低压旁路系统的动态寻优控制方法，其特征在于，所述电力辅助调峰补偿政策为低于额定发电容量的50％，每降低1kWh，奖励a元/kWh，高于额定发电容量的50％，每高1kWh，扣款a元/kWh。

Images