CN115324673B - 一种煤电机组参与电网调峰的系统及控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明属于电网调峰技术领域，具体涉及一种煤电机组参与电网调峰的系统及控制方法。本发明成果实施后，当锅炉运行于最低稳燃负荷，系统通过将高温凝结水输送至高温水箱进行热能存储，存储锅炉部分热能后发电机输出功率低于锅炉最低稳燃负荷对应的电功率，且锅炉可在一段时间内运行于最低稳燃负荷之上，不需采用投油或投等离子稳燃措施；当锅炉达到最大蒸发量时，可通过高温水箱所存储的高温凝结水向系统输送热能，从而使发电机出力高于锅炉达到最大蒸发量时对应的发电机电功率，且可在一定时间内长期运行，实现机组日削峰填谷功能。本发明通过热能存储与输出实现煤电机组灵活参与电网调峰，减少锅炉与汽轮机等大型设备的频繁调节。

Description

一种煤电机组参与电网调峰的系统及控制方法
技术领域
本发明属于电网调峰技术领域，具体涉及一种煤电机组参与电网调峰的系统及控制方法。
背景技术
近年来为推动“3060”双碳目标的实现，风电、光伏等新能源大规模并网发电，由于新能源电力存在波动性、间歇性和随机性特点，为消纳清洁能源电网调节容量欠缺，提升煤电机组调峰灵活性成为当前构建新型电力系统迫切工作。
2016年7月4日，国家能源局综合司发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，选择了16个典型项目进行试点。其中公布号为CN112344317A，名称为《一种带蓄热系统的凝结水调频装置》的发明申请利用低温凝结水密度大、高温凝结水密度小，高、低温凝结水在单一蓄热罐内自动分层的原理，采用同一蓄热罐存储高、低温凝结水。蓄热罐根据电网调峰需求从汽轮发电机组热力系统存储或释放热能，从而实现调峰需求。然而由于该方案采用高、低温凝结水存储同一蓄热罐，高温凝结水低于运行机组除氧器凝结水温度，当蓄热罐中的高温凝结水以向除氧器补充工质的方式向系统释放热能时，反而出现除氧器凝结水温度中温度更低造成从中压缸后抽汽蒸汽增多，导致机组参与电网调节功率容量提升不明显，同时也缺乏如何将调峰功率与凝结水流量变化量相互对应关系的协同调节控制方法等方面内容。为此，针对单一蓄热罐提升煤电机组参与电网调峰仍存在问题，本发明提出了一种煤电机组参与电网调峰的系统及控制方法。
发明内容
为了解决上述问题，本发明提供了一种煤电机组参与电网调峰的系统及控制方法，具体技术方案如下：
一种煤电机组参与电网调峰的系统，所述煤电机组包括锅炉、高压缸、中压缸、低压缸、凝汽器、低压加热器、除氧器、发电机定子、发电机转子；
所述锅炉分别与高压缸、中压缸、除氧器连接，所述中压缸与低压缸连接，所述低压缸分别与凝汽器、低压加热器、发电机转子连接，所述发电机定子与发电机转子连接；所述低压加热器通过进除氧器凝结水母管与除氧器连接；
还包括高温水箱和数据采集与控制装置、电流转换器、三相电力参数测试仪、电压转换器、凝结水泵、轴封加热器、凝结水流量测量装置；
所述凝汽器通过凝结水泵进水母管与凝结水泵连接，所述凝结水泵通过凝结水泵出水母管与轴封加热器连接；所述轴封加热器通过低压加热器进水凝结水母管与低压加热器连接，所述低压加热器进水凝结水母管上依次设置有凝结水流量测量装置和除氧器水位调节阀；所述凝结水泵、与数据采集与控制装置连接；所述除氧器水位调节阀通过投切开关与数据采集与控制装置连接；
所述高温水箱通过除氧器补水主管与除氧器连接，所述除氧器补水主管上设置有除氧器补水泵、除氧器补水泵出口电动截止阀；所述除氧器补水泵、除氧器补水泵出口电动截止阀分别与数据采集与控制装置连接；
所述除氧器通过给水泵前置泵入口管与给水泵前置泵连接，所述给水泵前置泵通过除氧器工质回收管与高温水箱连接，所述除氧器工质回收管上设置有除氧器工质回收调节阀；所述给水泵前置泵、除氧器工质回收调节阀分别与数据采集与控制装置连接；
所述高压缸通过高压缸排汽管与锅炉连接，所述高压缸排汽管通过再热器冷段供汽管与高温水箱汽侧连接；所述再热器冷段供汽管上设置再热器冷段供汽调节阀；所述再热器冷段供汽调节阀与数据采集与控制装置连接；
所述中压缸通过中压缸排汽抽汽母管、高温水箱进汽管与高温水箱汽侧连接；所述高温水箱进汽管上设置有高温水箱进汽调节阀；所述高温水箱进汽调节阀与数据采集与控制装置连接；所述中压缸通过中压缸排汽抽汽母管、除氧器进汽管与除氧器汽侧连接，所述除氧器进汽管上设置有除氧器进汽调节阀；所述除氧器进汽调节阀与数据采集与控制装置连接；所述中压缸排汽抽汽母管与中压缸最末一级叶片排汽抽汽口相连接，中压缸排汽抽汽母管上安装在中压缸排汽抽汽管逆止阀；
所述数据采集与控制装置中存储有AGC功率给定值与凝结水流量测量装置测量得到的凝结水流量变化量的对应控制曲线；
所述电流转换器、电压转换器将发电机定子输出的电流、电压转换后输送至三相电力参数测试仪，所述三相电力参数测试仪将电流转换器、电压转换器转后的电压、电流信号转换为功率信号，并将功率信号送至数据采集与控制装置，数据采集与控制装置根据三相电力参数测试仪测量的功率信号判断是否要投入AGC跟踪调峰功能，若是需要投入AGC跟踪调峰功能，则与除氧器水位调节阀连接的投切开关置为1，否则，投切开关置为0；当投切开关置为1时，数据采集与控制装置根据AGC功率给定值调节除氧器水位调节阀的开度，进而调节进入低压加热器的凝结水流量以及进入低压加热器的蒸汽量，进而调节煤电机组输出的机械功率；所述高温水箱预先通过高温水箱进汽管或再热器冷段供汽管抽汽加热存储有高温凝结水，在锅炉达到最大蒸发量时，通过高温水箱存储的高温热水向系统输送热能从而使煤电机组的出力高于锅炉达到最大蒸发量时对应的功率。
优选地，所述高温水箱内设置有高温水箱液位仪，所述高温水箱液位仪与数据采集与控制装置连接，用于实时监测高温水箱的液位并将测量的数据实时传输至数据采集与控制装置，当高温水箱液位仪的测量值低于设定的高温水箱液位下限值时，数据采集与控制装置调节除氧器工质回收调节阀的开度，回收除氧器的工质水；
所述高温水箱内还设置有高温水箱温度测量装置和高温水箱压力测量装置，用于实时监测高温水箱内工质的温度和压力，并将监测的数据实时传输至数据采集与控制装置。
优选地，所述给水泵前置泵通过给水泵前置泵出口管与给水泵连接，所述给水泵通过给水母管与锅炉连接，所述给水母管上设置有给水泵出口逆止阀、锅炉给水调节阀；在机组启动时，除氧器内的工质水经过给水泵前置泵入口管通过给水泵前置泵升压后进入给水泵再次升压，再次升压后的给水经给水母管进入锅炉；
所述除氧器内设置有除氧器液位仪，用于实时监测除氧器的液位并将监测的数据传输至数据采集与控制装置，当除氧器液位仪的测量值低于设定的除氧器液位下限值Lcd时，数据采集与控制装置控制除氧器补水泵出口电动截止阀打开，高温水箱通过除氧器补水主管向除氧器补充高温工质水；当除氧器液位仪测试值超过设定的除氧器液位上限值Lcg时，数据采集与控制装置通过开启除氧器工质回收调节阀进行调节，除氧器工质通过除氧器工质回收管进入高温水箱；
所述除氧器内还设置有除氧器温度测量装置和除氧器压力测量装置，用于实时监测除氧器内工质温度和压力，并将监测的数据传输至数据采集与控制装置。
优选地，还包括常温水箱，所述常温水箱通过凝汽器补水旁路管与凝汽器连接，所述凝汽器补水旁路管上设置有凝汽器补水旁路调节阀，所述凝汽器补水旁路调节阀与数据采集与控制装置连接；
所述凝汽器设置有凝汽器液位仪；所述凝汽器液位仪与数据采集与控制装置连接，用于测量凝汽器的液位信号，并将测量得到的液位信号输送至数据采集与控制装置；
当凝汽器液位仪测量的凝汽器的液位低于设定的凝汽器液位下限值Lnd时，数据采集与控制装置调节凝汽器补水旁路调节阀的开度，由常温水箱通过凝汽器补水旁路管向凝汽器补充常温工质凝结水，直至凝汽器液位仪的测试值高于凝汽器液位下限值Lnd。
优选地，所述常温水箱还通过凝汽器补水主管与凝汽器连接，所述凝汽器补水主管上设置有凝汽器补水泵出口电动阀、凝汽器补水泵；所述凝汽器补水泵出口电动阀、凝汽器补水泵分别与数据采集与控制装置连接；
当凝汽器液位仪测量的凝汽器的液位低于设定的凝汽器液位下限值Lnd且数据采集与控制装置控制凝汽器补水旁路调节阀全开也不能在设定时间内提升凝汽器的液位时，则数据采集与控制装置控制开启凝汽器补水泵出口电动阀、凝汽器补水泵，同时全关凝汽器补水旁路调节阀，所述常温水箱通过凝汽器补水主管向凝汽器补充常温工质凝结水，至凝汽器液位仪的测试值高于凝汽器液位下限值Lnd，数据采集与控制装置控制停止凝汽器补水泵运行并关闭凝汽器补水泵出口电动阀。
优选地，所述低压加热器进水凝结水母管通过凝汽器凝结水回收管与常温水箱连接，所述凝汽器凝结水回收管上设置有凝汽器凝结水回收调节阀，所述凝汽器凝结水回收调节阀与数据采集与控制装置连接，当凝汽器液位仪的测试值高于凝汽器液位上限值Lng时，数据采集与控制装置开启凝汽器凝结水回收调节阀，凝汽器的凝结水通过凝汽器凝结水回收管进入常温水箱，至凝汽器液位仪测试值低于凝汽器液位上限值Lng时，数据采集与控制装置控制凝汽器凝结水回收调节阀关闭。
优选地，所述常温水箱还设置有与数据采集与控制装置连接的化水调节阀，用于连接化水车间的凝结水，并将化水车间的凝结水补充至常温水箱。
一种煤电机组参与电网调峰的系统的控制方法，应用于所述的系统，包括以下步骤：步骤S1，煤电机组启动前所有阀门全关、设备未启动；开启化水调节阀将化水车间的凝结水补充至常温水箱，数据采集与控制装置自动控制化水调节阀，目标为保持常温水箱储水量为其容积的二分之一；常温水箱有工质凝结水后数据采集与控制装置开启凝汽器补水旁路调节阀向凝汽器输送凝结水，设置凝汽器水位的目标为0.5(Lnd+Lng)；若是为加速补充凝结水流量，数据采集与控制装置全关凝汽器补水旁路调节阀，数据采集与控制装置全开凝汽器补水泵出口电动阀，启动凝汽器补水泵向凝汽器输送凝结水，目标为凝汽器水位为0.5(Lnd+Lng)；步骤S2，数据采集与控制装置启动凝结水泵，数据采集与控制装置逐渐全开除氧器水位调节阀，由除氧器水位调节阀控制向除氧器输送凝结水流量，数据采集与控制装置控制除氧器水位调节阀投自动，目标为除氧器水位为0.5(Lcd+Lcg)；
步骤S3，数据采集与控制装置启动给水泵前置泵、启动给水泵，通过开启锅炉给水调节阀向锅炉上凝结水；系统注凝结水完毕后煤电机组按正常开机流程启动，锅炉点火提升蒸汽温度后汽轮机冲转并网发电，并网后开启除氧器工质回收调节阀向高温水箱补充凝结水，目标为高温水箱储水量为其容积的二分之一，达到水位目标后关闭除氧器工质回收调节阀；
步骤S4，三相电力参数测试仪显示发电机功率不大于到0.3PN，数据采集与控制装置开启再热器冷段供汽调节阀向高温水箱输入高温蒸汽进行汽水混合加热；调节目标为高温水箱温度测量装置显示值不小于除氧器温度测量装置显示值；高温水箱进汽调节阀与再热器冷段供汽调节阀控制逻辑互为闭锁，当再热器冷段供汽调节阀开度大于设定值时，高温水箱进汽调节阀全关；其中PN为煤电机组额定发电功率；
步骤S5，三相电力参数测试仪显示发电机功率大于到0.3PN，开启高温水箱进汽调节阀向高温水箱输入高温蒸汽进行汽水混合加热；调节目标为高温水箱温度测量装置显示值不小于除氧器温度测量装置显示值；高温水箱进汽调节阀与再热器冷段供汽调节阀控制逻辑互为闭锁，当高温水箱进汽调节阀开度大于设定值时，再热器冷段供汽调节阀全关；
步骤S6，三相电力参数测试仪显示发电机功率超过到0.4PN，即最低稳燃负荷状态，即锅炉实现脱油或脱离子助燃措施之后，除氧器水位调节阀退出自动跟踪除氧器水位为0.5(Lcd+Lcg)的目标；数据采集与控制装置将投切开关置为1，投入AGC跟踪调峰功能并生成AGC指令，除氧器水位调节阀响应AGC指令，不再跟踪除氧器水位为0.5(Lcd+Lcg)的目标；
步骤S7，投入AGC跟踪调峰功能后，数据采集与控制装置根据AGC功率给定值与存储的AGC功率给定值与凝结水流量测量装置测量得到的凝结水流量变化量的对应控制曲线控制除氧器水位调节阀开度，除氧器水位调节阀动作后，进入低压加热器的凝结水流量发生变化，导致进入除氧器的凝结水流量相应发生变化；
当除氧器液位仪实时监测到的除氧器液位值超过设定的除氧器液位上限值Lcg时，数据采集与控制装置自动开启除氧器工质回收调节阀进行调节，除氧器的工质通过除氧器工质回收管进入高温水箱，直至除氧器液位低于设定的除氧器液位上限值Lcg后关闭；当除氧器液位仪测试值低于设定的除氧器液位下限值Lcd时，数据采集与控制装置全开除氧器补水泵出口电动截止阀并启动除氧器补水泵，高温水箱通过除氧器补水主管向除氧器补充高温工质水，至除氧器液位高于设定的除氧器液位下限值Lcd后停止除氧器补水泵运行并关闭除氧器补水泵出口电动截止阀；
步骤S8，投入AGC跟踪调峰功能后，除氧器水位调节阀动作使从凝汽器抽走的凝结水流量发生变化，凝汽器的液位也相应发生；当凝汽器液位仪测试值低于设定的凝汽器液位下限值Lnd时，数据采集与控制装置自动开启凝汽器补水旁路调节阀向凝汽器补充常温工质凝结水,至凝汽器液位仪测试值高于设定的凝汽器液位下限值Lnd，关闭凝汽器补水旁路调节阀；如果全开凝汽器补水旁路调节阀向凝汽器补充常温工质凝结水仍不能在设定时间内提升凝汽器的液位，则数据采集与控制装置自动启动凝汽器补水泵，开启凝汽器补水泵出口电动阀，同时全关凝汽器补水旁路调节阀，通过凝汽器补水主管向凝汽器补充常温工质凝结水，至凝汽器液位仪测试值高于设定的凝汽器液位下限值Lnd，数据采集与控制装置停止凝汽器补水泵运行并关闭凝汽器补水泵出口电动阀；当凝汽器液位仪测试值超过设定的凝汽器液位上限值Lng时，通过开启凝汽器凝结水回收调节阀进行调节，凝汽器凝结水通过凝汽器凝结水回收管进入常温水箱，至凝汽器液位仪测试值低于设定的凝汽器液位上限值Lng时凝汽器凝结水回收调节阀关闭；
步骤S9，当需要退出AGC跟踪调峰功能，数据采集与控制装置将投切开关置为0，除氧器水位调节阀跟踪除氧器的液位，不再响应AGC指令。
优选地，所述步骤S7中具体包括：
AGC功率给定值ΔPAGC发出后；AGC功率给定值ΔPAGC经过凝结水流量变化量f(ΔPAGC)转换后为凝结水流量变化量指令QAGC，QAGC与凝结水流量给定值Qs叠加后形成凝结水流量指令Q，凝结水流量给定值Qs是数据采集与控制装置将投切开关置为0时的操作员凝结水流量给定值，处于未投入AGC跟踪调峰功能状态，凝结水流量指令Q第一路立即经控制前馈系数K1转换成AGC功率指令信号QC，经过功率开度转换系数K2将AGC功率指令信号QC转换为除氧器水位调节阀的开度指令信号DC，在除氧器水位调节阀的开度指令信号DC的作用下除氧器水位调节阀开启至相应位置；凝结水流量测试仪装置实时测量流过除氧器水位调节阀的凝结水流量Qe，直至流过除氧器水位调节阀的凝结水流量Qe与凝结水流量指令Q偏差为零时，除氧器水位调节阀开度保持不变；除氧器水位调节阀开度变化后使得通过低压加热器的凝结水流量也相应发生变化，凝结水流量发生变化后使得低压加热器汽侧的蒸汽流量发生变化，即低压缸的抽汽量发生变化，使得汽轮机输出的机械功率变化，从而实现煤电机组参与电网调峰功能；当三相电力参数测试仪实时测试到的发电机组功率与工程要求有偏差时，可通过操作员设置凝结水流量给定值Qs使除氧器水位调节阀开度改变，从而使流过除氧器水位调节阀的凝结水流量变化，使三相电力参数测试仪实时测试到的发电机组功率满足要求。
优选地，，所述功率开度转换系数K2的计算方式如下：
K2＝1/QNZ；
其中，QNZ为除氧器水位调节阀全开时的凝结水流量；
所述凝结水流量指令Q的计算方式如下：
Q＝QAGC+QS；
其中：QAGC＝f(ΔPAGC)。
本发明的有益效果为：本发明可以提升煤电机组参与电网调峰容量，解决传统煤电机组参与电网调峰过程中只要出现发电机功率发生变化则锅炉出力必须相应变化，锅炉的给煤与风量需作相应调整，运行工况的变化影响到锅炉燃烧稳定问题，实现新增调峰容量范围内锅炉运行状态不调整的功能。最重要的是，本发明成果未实施时，当机组运行于最低稳燃负荷以下时，需投油或投等离子稳燃措施，这将增加电厂生产成本；当锅炉达到时最大蒸发量时，机组发电能力不能再提升。本发明成果实施后，具备将高温凝结水输送至高温水箱进行热能存储或将高温水箱所存储的高温凝结水输出至除氧器释放热能，实现煤电机组输出电功率的变化从而增加机组参与电网调峰功率的功能。当锅炉运行于最低稳燃负荷，系统通过将高温凝结水输送至高温水箱进行热能存储，存储锅炉部分热能后发电机输出功率低于锅炉最低稳燃负荷对应的电功率，且锅炉可在一段时间内运行于最低稳燃负荷之上，不需采用投油或投等离子稳燃措施；当锅炉达到最大蒸发量时，可通过高温水箱所存储的高温凝结水向系统输送热能，从而使发电机出力高于锅炉达到最大蒸发量时对应的发电机电功率，且可在一定时间内长期运行，实现机组削峰填谷功能。本发明通过热能存储与输出实现煤电机组灵活参与电网调峰并增加调峰功率容量，减少锅炉与汽轮机等大型设备的频繁调节，提升机组参与电网调节容量，减少机组运行成本，缓解电网调峰压力。
附图说明
为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。在所有附图中，类似的元件或部分一般由类似的附图标记标识。附图中，各元件或部分并不一定按照实际的比例绘制。
图1为本发明的系统原理图；
图2为AGC调峰功能的控制逻辑图；
其中，凝结水泵进水母管1、第Ⅳ低压加热器疏水管2、数据采集与控制装置3、凝结水泵4、凝结水泵出口逆止阀5、凝结水泵出水母管6、轴封加热器7、低压加热器进水凝结水母管8、喷嘴9、流量测试仪10、差压取样管11、除氧器水位调节阀12、第Ⅳ低压加热器进汽逆止阀13、第Ⅳ低压加热器进汽截止阀14、第Ⅳ低压加热器进汽调节阀15、第Ⅳ低压加热器进汽管16、Ⅲ-Ⅳ低压加热器间凝结水母管17、第Ⅳ低压加热器18、第Ⅲ低压加热器疏水管19、第Ⅲ低压加热器进汽逆止阀20、第Ⅲ低压加热器进汽截止阀21、第Ⅲ低压加热器进汽调节阀22、第Ⅲ低压加热器进汽管23、Ⅱ-Ⅲ低压加热器间凝结水母管24、第Ⅲ低压加热器25、第Ⅱ低压加热器疏水管26、第Ⅱ低压加热器进汽逆止阀27、第Ⅱ低压加热器进汽截止阀28、凝汽器29、凝汽器液位仪30、第Ⅱ低压加热器进汽调节阀31、第Ⅱ低压加热器进汽管32、Ⅰ-Ⅱ低压加热器间凝结水母管33、第Ⅱ低压加热器34、第Ⅰ低压加热器疏水管35、第Ⅰ低压加热器进汽逆止阀36、第Ⅰ低压加热器进汽截止阀37、第Ⅰ低压加热器进汽调节阀38、第Ⅰ低压加热器进汽管39、进除氧器凝结水母管40、第Ⅰ低压加热器41、除氧器工质回收调节阀42、除氧器工质回收管43、高温水箱液位仪44、除氧器补水泵45、除氧器补水主管46、除氧器补水泵出口电动截止阀47、除氧器液位仪48、给水泵前置泵入口管49、中压缸排汽抽汽母管50、中压缸排汽抽汽管逆止阀51、高温水箱52、高温水箱进汽管53、高温水箱进汽调节阀54、再热器冷段供汽调节阀55、再热器冷段供汽管56、除氧器进汽管57、除氧器58、除氧器进汽调节阀59、给水泵前置泵60、给水泵前置泵出口管61、给水泵62、给水泵出口逆止阀63、锅炉给水调节阀64、给水母管65、锅炉66、再热主蒸汽管67、主蒸汽管68、高压缸排汽管69、高压缸排汽逆止阀70、高压调阀71、高压缸72、中压调阀73、中压缸74、中低压缸联通管75、低压缸76、电流转换器77、三相电力参数测试仪78，电压转换器79、发电机定子80、发电机转子81、化水调节阀82、凝汽器补水旁路管83、凝汽器补水旁路调节阀84、凝汽器补水泵出口电动阀85、凝汽器补水泵86、凝汽器补水主管87、常温水箱88、常温水箱液位仪89、凝汽器凝结水回收管90、凝汽器凝结水回收调节阀91、高温水箱温度测量装置521、除氧器温度测量装置581、高温水箱压力测量装置522、除氧器压力测量装置582。
具体实施方式
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。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做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。
应当理解，当在本说明书和所附权利要求书中使用时，术语“包括”和“包含”指示所描述特征、整体、步骤、操作、元素和/或组件的存在，但并不排除一个或多个其它特征、整体、步骤、操作、元素、组件和/或其集合的存在或添加。
还应当理解，在本发明说明书中所使用的术语仅仅是出于描述特定实施例的目的而并不意在限制本发明。如在本发明说明书和所附权利要求书中所使用的那样，除非上下文清楚地指明其它情况，否则单数形式的“一”、“一个”及“该”意在包括复数形式。
还应当进一步理解，在本发明说明书和所附权利要求书中使用的术语“和/或”是指相关联列出的项中的一个或多个的任何组合以及所有可能组合，并且包括这些组合。
如图1所示，本发明的具体实施方式提供了一种煤电机组参与电网调峰的系统，所述煤电机组包括锅炉66、高压缸72、中压缸74、低压缸76、凝汽器29、低压加热器、除氧器58、发电机定子80、发电机转子81；
锅炉66通过主蒸汽管68与高压缸72连接，主蒸汽管68上设置高压调阀71，高压缸72与中压缸74连接，锅炉66通过再热主蒸汽管67与中压缸74连接，再热主蒸汽管67上设置中压调阀73，中压缸74通过中低压缸联通管75与低压缸76连接。高压缸72通过高压缸排汽管69与锅炉66连接，高压缸排汽管69上设置有高压缸排汽逆止阀70。所述低压加热器分别与低压缸76、除氧器58连接；所述除氧器58与锅炉66连接；所述发电机转子81与低压缸76连接，所述发电机定子80与发电机转子81连接。
本发明的系统还包括高温水箱52和数据采集与控制装置3、电流转换器77、三相电力参数测试仪78、电压转换器79、凝结水泵4、轴封加热器7、凝结水流量测量装置；
所述凝汽器29通过凝结水泵进水母管1与凝结水泵4连接，所述凝结水泵4通过凝结水泵出水母管6与轴封加热器7连接；所述轴封加热器7通过低压加热器进水凝结水母管8与低压加热器连接，所述低压加热器进水凝结水母管8上依次设置有凝结水流量测量装置和除氧器水位调节阀12；所述凝结水泵4、与数据采集与控制装置3连接；所述除氧器水位调节阀12通过投切开关与数据采集与控制装置3连接；
所述高温水箱52通过除氧器补水主管46与除氧器58连接，所述除氧器补水主管46上设置有除氧器补水泵45、除氧器补水泵出口电动截止阀47；所述除氧器补水泵45、除氧器补水泵出口电动截止阀47分别与数据采集与控制装置3连接；
所述除氧器58通过给水泵前置泵入口管49与给水泵前置泵60连接，所述给水泵前置泵60通过除氧器工质回收管43与高温水箱52连接，所述除氧器工质回收管43上设置有除氧器工质回收调节阀42；所述给水泵前置泵60、除氧器工质回收调节阀42分别与数据采集与控制装置3连接；
所述高压缸72通过高压缸排汽管69与锅炉66连接，所述高压缸排汽管69通过再热器冷段供汽管56与高温水箱52汽侧连接；所述再热器冷段供汽管56上设置再热器冷段供汽调节阀55；所述再热器冷段供汽调节阀55与数据采集与控制装置3连接；
所述中压缸74通过中压缸排汽抽汽母管50、高温水箱进汽管53与高温水箱52汽侧连接；所述高温水箱进汽管53上设置有高温水箱进汽调节阀54；所述高温水箱进汽调节阀54与数据采集与控制装置3连接；
所述中压缸74通过中压缸排汽抽汽母管50、除氧器进汽管57与除氧器58汽侧连接，所述除氧器进汽管57上设置有除氧器进汽调节阀59；所述除氧器进汽调节阀59与数据采集与控制装置3连接；所述中压缸排汽抽汽母管50与中压缸74最末一级叶片排汽抽汽口相连接，中压缸排汽抽汽母管50上安装在中压缸排汽抽汽管逆止阀51；
所述数据采集与控制装置3中存储有AGC功率给定值与凝结水流量测量装置测量得到的凝结水流量变化量的对应控制曲线；
所述电流转换器77、电压转换器79将发电机定子80输出的电流、电压转换后输送至三相电力参数测试仪78，所述三相电力参数测试仪78将电流转换器77、电压转换器79转后的电压、电流信号转换为功率信号，并将功率信号送至数据采集与控制装置93，数据采集与控制装置93根据三相电力参数测试仪78测量的功率信号判断是否要投入AGC跟踪调峰功能，若是需要投入AGC跟踪调峰功能，则与除氧器水位调节阀12连接的投切开关置为1，否则，投切开关置为0；当投切开关置为1时，数据采集与控制装置93根据AGC功率给定值调节除氧器水位调节阀12的开度，进而调节进入低压加热器的凝结水流量以及进入低压加热器的蒸汽量，进而调节煤电机组输出的机械功率；
所述高温水箱52预先通过高温水箱进汽管53或再热器冷段供汽管56抽汽加热存储有高温凝结水，在锅炉66达到最大蒸发量时，通过高温水箱52存储的高温热水向系统输送热能从而使煤电机组的出力高于锅炉66达到最大蒸发量时对应的功率。
其中，所述高温水箱52内设置有高温水箱液位仪44，所述高温水箱液位仪44与数据采集与控制装置3连接，用于实时监测高温水箱52的液位并将测量的数据实时传输至数据采集与控制装置3，当高温水箱液位仪44的测量值低于设定的高温水箱液位下限值时，数据采集与控制装置3调节除氧器工质回收调节阀42的开度，回收除氧器58的工质水；
所述高温水箱52内还设置有高温水箱温度测量装置521和高温水箱压力测量装置522，用于实时监测高温水箱52内工质的温度和压力，并将监测的数据实时传输至数据采集与控制装置3。
所述给水泵前置泵60通过给水泵前置泵出口管61与给水泵62连接，所述给水泵62通过给水母管65与锅炉66连接，所述给水母管65上设置有给水泵出口逆止阀63、锅炉给水调节阀64；在机组启动时，除氧器58内的工质水经过给水泵前置泵入口管49通过给水泵前置泵60升压后进入给水泵62再次升压，再次升压后的给水经给水母管65进入锅炉66；
所述除氧器58内设置有除氧器液位仪48，用于实时监测除氧器58的液位并将监测的数据传输至数据采集与控制装置3，当除氧器液位仪48的测量值低于设定的除氧器液位下限值Lcd时，数据采集与控制装置3控制除氧器补水泵出口电动截止阀47打开，高温水箱52通过除氧器补水主管46向除氧器58补充高温工质水；当除氧器液位仪48测试值超过设定的除氧器液位上限值Lcg时，数据采集与控制装置3通过开启除氧器工质回收调节阀42进行调节，除氧器工质通过除氧器工质回收管43进入高温水箱52；
所述除氧器58内还设置有除氧器温度测量装置581和除氧器压力测量装置582，用于实时监测除氧器58内工质温度和压力，并将监测的数据传输至数据采集与控制装置3。
本发明的还包括常温水箱88，所述常温水箱88通过凝汽器补水旁路管83与凝汽器29连接，所述凝汽器补水旁路管83上设置有凝汽器补水旁路调节阀84，所述凝汽器补水旁路调节阀84与数据采集与控制装置3连接；
所述凝汽器29设置有凝汽器液位仪30；所述凝汽器液位仪30与数据采集与控制装置93连接，用于测量凝汽器29的液位信号，并将测量得到的液位信号输送至数据采集与控制装置3；当凝汽器液位仪30测量的凝汽器29的液位低于设定的凝汽器液位下限值Lnd时，数据采集与控制装置3调节凝汽器补水旁路调节阀84的开度，由常温水箱88通过凝汽器补水旁路管83向凝汽器29补充常温工质凝结水，直至凝汽器液位仪30的测试值高于凝汽器液位下限值Lnd。
所述常温水箱88还通过凝汽器补水主管87与凝汽器29连接，所述凝汽器补水主管87上设置有凝汽器补水泵出口电动阀85、凝汽器补水泵86；所述凝汽器补水泵出口电动阀85、凝汽器补水泵86分别与数据采集与控制装置3连接；
当凝汽器液位仪30测量的凝汽器29的液位低于设定的凝汽器液位下限值Lnd且数据采集与控制装置3控制凝汽器补水旁路调节阀84全开也不能在设定时间内提升凝汽器29的液位时，则数据采集与控制装置3控制开启凝汽器补水泵出口电动阀85、凝汽器补水泵86，同时全关凝汽器补水旁路调节阀84，所述常温水箱88通过凝汽器补水主管87向凝汽器29补充常温工质凝结水，至凝汽器液位仪30的测试值高于凝汽器液位下限值Lnd，数据采集与控制装置93控制停止凝汽器补水泵86运行并关闭凝汽器补水泵出口电动阀85。
所述低压加热器进水凝结水母管8通过凝汽器凝结水回收管90与常温水箱88连接，所述凝汽器凝结水回收管90上设置有凝汽器凝结水回收调节阀91，所述凝汽器凝结水回收调节阀91与数据采集与控制装置3连接，当凝汽器液位仪30的测试值高于凝汽器液位上限值Lng时，数据采集与控制装置3开启凝汽器凝结水回收调节阀91，凝汽器29的凝结水通过凝汽器凝结水回收管90进入常温水箱88，至凝汽器液位仪30测试值低于凝汽器液位上限值Lng时，数据采集与控制装置3控制凝汽器凝结水回收调节阀91关闭。
所述常温水箱88还设置有与数据采集与控制装置3连接的化水调节阀82，用于连接化水车间的凝结水，并将化水车间的凝结水补充至常温水箱88。
所述凝结水流量测量装置包括喷嘴9、流量测试仪10、以及差压取样管11。喷嘴9采用ASME长径喷嘴，材质1Cr13，所采用的喷嘴具有节流小、测量精度高的优点，精度达到0.1％；流量测试仪10采用EJA或Rosemoun系列流量差压变送器，精度0.1％；差压取样管11水平布置，减小安装于流量测试仪10两侧的取样管在垂直方向存在高度差引入的误差。
本发明的低压加热器设置4个，分别为第Ⅰ低压加热器41、第Ⅱ低压加热器34、第Ⅲ低压加热器25、第Ⅳ低压加热器18。
低压缸76的第Ⅰ低压缸抽汽口通过第Ⅰ低压加热器进汽管39与第Ⅰ低压加热器41汽侧连接，第Ⅰ低压加热器进汽管39上依次设置第Ⅰ低压加热器进汽逆止阀36、第Ⅰ低压加热器进汽截止阀37、第Ⅰ低压加热器进汽调节阀38。来自第Ⅰ低压加热器进汽管39内的蒸汽进入第Ⅰ低压加热器41汽侧经凝结水冷凝后形成的疏水通过第Ⅰ低压加热器疏水管35流入第Ⅱ低压加热器34；流经第Ⅰ低压加热器41的凝结水来自连接第Ⅰ低压加热器41与第Ⅱ低压加热器34之间的Ⅰ-Ⅱ低压加热器间凝结水母管33。
低压缸76的第Ⅱ低压缸抽汽口通过第Ⅱ低压加热器进汽管32与第Ⅱ低压加热器34汽侧连接，第Ⅱ低压加热器进汽管32上依次设置第Ⅱ低压加热器进汽逆止阀27、第Ⅱ低压加热器进汽截止阀28、第Ⅱ低压加热器进汽调节阀31。来自第Ⅱ低压加热器进汽管32内的蒸汽进入第Ⅱ低压加热器34经凝结水冷凝后形成的疏水通过第Ⅱ低压加热器疏水管26流入第Ⅲ低压加热器25；流经第Ⅱ低压加热器34的凝结水来自连接第Ⅱ低压加热器34与第Ⅲ低压加热器25之间的Ⅱ-Ⅲ低压加热器间凝结水母管24。
低压缸76的第Ⅲ低压缸抽汽口通过第Ⅲ低压加热器进汽管23与第Ⅲ低压加热器25汽侧连接，第Ⅲ低压加热器进汽管23依次设置第Ⅲ低压加热器进汽逆止阀20、第Ⅲ低压加热器进汽截止阀21、第Ⅲ低压加热器进汽调节阀22。来自第Ⅲ低压加热器进汽管23内的蒸汽进入第Ⅲ低压加热器25经凝结水冷凝后形成的疏水通过第Ⅲ低压加热器疏水管19流入第Ⅳ低压加热器18；流经第Ⅲ低压加热器25的凝结水来自连接第Ⅲ低压加热器25与第Ⅳ低压加热器18之间的Ⅲ-Ⅳ低压加热器间凝结水母管17。
低压缸76的第Ⅳ低压缸抽汽口通过第Ⅳ低压加热器进汽管16与第Ⅳ低压加热器18汽侧连接，第Ⅳ低压加热器进汽管16上依次设置第Ⅳ低压加热器进汽逆止阀13、第Ⅳ低压加热器进汽截止阀14、第Ⅳ低压加热器进汽调节阀15。来自第Ⅳ低压加热器进汽管16内的蒸汽进入第Ⅳ低压加热器18经凝结水冷凝后形成的疏水通过第Ⅳ低压加热器疏水管92流入凝汽器29；流经第Ⅳ低压加热器18的凝结水来自连接第Ⅳ低压加热器18与轴封加热器7之间的低压加热器进水凝结水母管8。
凝结水流量测量装置实时测试凝结水流量，轴封加热器7的水侧通过凝结水泵出水母管6、凝结水泵出口逆止阀5、凝结水泵4、凝结水泵进水母管1与凝汽器29的水侧相连接，凝结水泵4将凝汽器29中的凝结水升压后送依次流经轴封加热器7、第Ⅳ低压加热器18、第Ⅲ低压加热器25、第Ⅱ低压加热器34、第Ⅰ低压加热器41，最后流入的第Ⅰ低压加热器41的凝结水则通过进氧器凝结水母管40进入除氧器5。
其中，凝汽器液位仪30、高温水箱液位仪44、除氧器液位仪48、常温水箱液位仪89采用EJA系列差压变送器或rosemount系列液位差压变送器测量；
所述高温水箱温度测量装置521、除氧器温度测量装置581采用E型热电偶，高温水箱压力测量装置522、除氧器压力测量装置582采用EJA或Rosemoun系列压力变送器，分别实现温度、压力信号向电信号的转换。
第Ⅳ低压加热器进汽逆止阀13、第Ⅲ低压加热器进汽逆止阀20、第Ⅱ低压加热器进汽逆止阀27、第Ⅰ低压加热器进汽逆止阀36、高压缸排汽逆止阀70采用气动蝶阀；
凝结水泵出口逆止阀5、给水泵出口逆止阀63采用重锤式止逆阀；
所述数据采集与控制装置3采用OVATION分散控制系统；
除氧器水位调节阀12、除氧器工质回收调节阀42、锅炉给水调节阀64、凝汽器凝结水回收调节阀91采用电动调节阀；
高压调阀71、中压调阀73采用液动调节阀；、
第Ⅳ低压加热器进汽调节阀15、第Ⅲ低压加热器进汽调节阀22、第Ⅱ低压加热器进汽调节阀31、第Ⅰ低压加热器进汽调节阀38、高温水箱进汽调节阀54、除氧器进汽调节阀59采用气动调节阀；
除氧器补水泵出口电动截止阀47、凝汽器补水泵出口电动阀85采用全开全关型电动截止阀；第Ⅳ低压加热器进汽截止阀14、第Ⅲ低压加热器进汽截止阀21、第Ⅱ低压加热器进汽截止阀28、第Ⅰ低压加热器进汽截止阀37采用波纹管截止阀。
本发明的具体实施方式还提供了一种煤电机组参与电网调峰的系统的控制方法，应用于所述的系统，包括以下步骤：
步骤S1，煤电机组启动前所有阀门全关、设备未启动；开启化水调节阀82将化水车间的凝结水补充至常温水箱88，数据采集与控制装置3自动控制化水调节阀82，目标为保持常温水箱88储水量为其容积的二分之一；常温水箱88有工质凝结水后数据采集与控制装置3开启凝汽器补水旁路调节阀84向凝汽器29输送凝结水，设置凝汽器29水位的目标为0.5(Lnd+Lng)；若是为加速补充凝结水流量，数据采集与控制装置3全关凝汽器补水旁路调节阀84，数据采集与控制装置3全开凝汽器补水泵出口电动阀85，启动凝汽器补水泵86向凝汽器29输送凝结水，目标为凝汽器29水位为0.5(Lnd+Lng)；
步骤S2，数据采集与控制装置3启动凝结水泵4，数据采集与控制装置3逐渐全开除氧器水位调节阀12，由除氧器水位调节阀12控制向除氧器58输送凝结水流量，数据采集与控制装置3控制除氧器水位调节阀12投自动，目标为除氧器58水位为0.5(Lcd+Lcg)；
步骤S3，数据采集与控制装置3启动给水泵前置泵60、启动给水泵62，通过开启锅炉给水调节阀64向锅炉上凝结水；系统注凝结水完毕后煤电机组按正常开机流程启动，锅炉66点火提升蒸汽温度后汽轮机冲转并网发电，并网后开启除氧器工质回收调节阀42向高温水箱52补充凝结水，目标为高温水箱52储水量为其容积的二分之一，达到水位目标后关闭除氧器工质回收调节阀42；
步骤S4，三相电力参数测试仪78显示发电机功率不大于到0.3PN，数据采集与控制装置3开启再热器冷段供汽调节阀55向高温水箱52输入高温蒸汽进行汽水混合加热；调节目标为高温水箱温度测量装置521显示值不小于除氧器温度测量装置581显示值；高温水箱进汽调节阀54与再热器冷段供汽调节阀55控制逻辑互为闭锁，当再热器冷段供汽调节阀55开度大于设定值时，高温水箱进汽调节阀54全关；其中PN为煤电机组额定发电功率；
步骤S5，三相电力参数测试仪78显示发电机功率大于到0.3PN，开启高温水箱进汽调节阀54向高温水箱52输入高温蒸汽进行汽水混合加热；调节目标为高温水箱温度测量装置521显示值不小于除氧器温度测量装置581显示值；高温水箱进汽调节阀54与再热器冷段供汽调节阀55控制逻辑互为闭锁，当高温水箱进汽调节阀54开度大于设定值时，再热器冷段供汽调节阀55全关；
步骤S6，三相电力参数测试仪78显示发电机功率超过到0.4PN，即最低稳燃负荷状态，即锅炉实现脱油或脱离子助燃措施之后，除氧器水位调节阀12退出自动跟踪除氧器58水位为0.5(Lcd+Lcg)的目标；数据采集与控制装置3将投切开关置为1，投入AGC跟踪调峰功能并生成AGC指令，除氧器水位调节阀12响应AGC指令，不再跟踪除氧器58水位为0.5(Lcd+Lcg)的目标；
步骤S7，投入AGC跟踪调峰功能后，数据采集与控制装置3根据AGC功率给定值与存储的AGC功率给定值与凝结水流量测量装置测量得到的凝结水流量变化量的对应控制曲线控制除氧器水位调节阀12开度，除氧器水位调节阀12动作后，进入低压加热器的凝结水流量发生变化，导致进入除氧器58的凝结水流量相应发生变化；具体包括：
如图2所示，AGC功率给定值ΔPAGC发出后；AGC功率给定值ΔPAGC经过凝结水流量变化量f(ΔPAGC)转换后为凝结水流量变化量指令QAGC，QAGC＝f(ΔPAGC)，ΔPAGC与f(ΔPAGC)之间的对应关系如表1所示；QAGC与凝结水流量给定值Qs叠加后形成凝结水流量指令Q，凝结水流量给定值Qs是数据采集与控制装置3将投切开关置为0时的操作员凝结水流量给定值，处于未投入AGC跟踪调峰功能状态。凝结水流量指令Q第一路立即经控制前馈系数K1转换成AGC功率指令信号QC，经过功率开度转换系数K1将AGC功率指令信号QC转换为除氧器水位调节阀12的开度指令信号DC，在除氧器水位调节阀12的开度指令信号DC的作用下除氧器水位调节阀12开启至相应位置；凝结水流量测试仪装置实时测量流过除氧器水位调节阀12的凝结水流量Qe，直至流过除氧器水位调节阀12的凝结水流量Qe与凝结水流量指令Q偏差为零时，除氧器水位调节阀12开度保持不变；除氧器水位调节阀12开度变化后使得通过低压加热器的凝结水流量也相应发生变化，凝结水流量发生变化后使得低压加热器汽侧的蒸汽流量发生变化，即低压缸76的抽汽量发生变化，使得汽轮机输出的机械功率变化，从而实现煤电机组参与电网调峰功能；当三相电力参数测试仪78实时测试到的发电机组功率与工程要求有偏差时，可通过操作员设置凝结水流量给定值Qs使除氧器水位调节阀12开度改变，从而使流过除氧器水位调节阀12的凝结水流量变化，使三相电力参数测试仪78实时测试到的发电机组功率满足要求。
表3凝结水流量变化控制曲线
其中，凝结水流量给定值Qs、凝结水流量指令Q的单位为m3/h，控制前馈系数K1的取值为1.0～2.0之间；AGC功率指令信号QC的单位为MW，除氧器水位调节阀12开度指令信号DC的单位为％，在指令DC的作用下除氧器水位调节阀12开度发生变化，从而控制通过第Ⅰ低压加热器41、第Ⅱ低压加热器34、第Ⅲ低压加热器25、第Ⅳ低压加热器18的凝结水流量发生变化；Pe为发电机功率实时值，由三相电力参数测试仪78实时测试；虑线方框模块为PID控制模型，Kp为比例系数，KD为微分系数，KI为积分系数。
所述功率开度转换系数K2的计算方式如下，单位为％/MW，
K2＝1/QNZ；(1)
其中，QNZ为除氧器水位调节阀12全开时的凝结水流量；
所述凝结水流量指令Q的计算方式如下：
Q＝QAGC+QS；(2)
其中：QAGC＝f(ΔPAGC)。
当除氧器液位仪48实时监测到的除氧器液位值超过设定的除氧器液位上限值Lcg时，数据采集与控制装置3自动开启除氧器工质回收调节阀42进行调节，除氧器58的工质通过除氧器工质回收管43进入高温水箱52，直至除氧器液位低于设定的除氧器液位上限值Lcg后关闭；当除氧器液位仪48测试值低于设定的除氧器液位下限值Lcd时，数据采集与控制装置3全开除氧器补水泵出口电动截止阀47并启动除氧器补水泵45，高温水箱52通过除氧器补水主管46向除氧器58补充高温工质水，至除氧器液位高于设定的除氧器液位下限值Lcd后停止除氧器补水泵45运行并关闭除氧器补水泵出口电动截止阀47；
步骤S8，投入AGC跟踪调峰功能后，除氧器水位调节阀12动作使从凝汽器29抽走的凝结水流量发生变化，凝汽器29的液位也相应发生；当凝汽器液位仪30测试值低于设定的凝汽器液位下限值Lnd时，数据采集与控制装置3自动开启凝汽器补水旁路调节阀84向凝汽器29补充常温工质凝结水,至凝汽器液位仪30测试值高于设定的凝汽器液位下限值Lnd，关闭凝汽器补水旁路调节阀84；如果全开凝汽器补水旁路调节阀84向凝汽器29补充常温工质凝结水仍不能在设定时间内提升凝汽器29的液位，则数据采集与控制装置3自动启动凝汽器补水泵86，开启凝汽器补水泵出口电动阀85，同时全关凝汽器补水旁路调节阀84，通过凝汽器补水主管87向凝汽器29补充常温工质凝结水，至凝汽器液位仪30测试值高于设定的凝汽器液位下限值Lnd，数据采集与控制装置3停止凝汽器补水泵86运行并关闭凝汽器补水泵出口电动阀85；当凝汽器液位仪30测试值超过设定的凝汽器液位上限值Lng时，通过开启凝汽器凝结水回收调节阀91进行调节，凝汽器凝结水通过凝汽器凝结水回收管90进入常温水箱88，至凝汽器液位仪30测试值低于设定的凝汽器液位上限值Lng时凝汽器凝结水回收调节阀91关闭；
AGC跟踪调峰功能投运后，释放热能提升机组功率可持续时间Tfn由式(3)确定，存蓄热能降低机组功率可持续时间Tcn由式(4)确定。
式中，VS为高温水箱52的有效容积，m3；R为高温水箱52的水平截面圆的半径，m；h0为机组调峰启动时的高温水箱52的液位高度，m；凝结水流量变化量指令，QAGC＝f(ΔPAGC)，m3/h。
步骤S9，当需要退出AGC跟踪调峰功能，数据采集与控制装置3将投切开关置为0，除氧器水位调节阀12跟踪除氧器58的液位，不再响应AGC指令。
以300MW纯凝改抽汽供热机组为案例进一步说明，机组额定工况主要设计参数如表2所示，高温水箱52设计参数如表3所示，常温水箱88为封闭空心圆柱壳体，采用不锈钢材料制造。
表2机组额定工况主要设计参数
表3高温水箱设计参数
总容积 5000m3 有效水容积 4800m3
设计压力 1.4MPa 最大运行压力 1.2MPa(a)
设计温度 380℃ 最大输出流量 600t/h
安全门起座压力 1.35MPa 最高运行温度 186℃
出口凝结水含氧量 ≤7μg/L 安全门通流量 2×62t/h
其中，PN＝300MW，QNZ＝1200m3/h，则当锅炉运行与最低稳燃负荷，系统通过将高温凝结水输送至高温水箱52进行热能存储，存储锅炉部分热能后发电机输出功率低于锅炉最低稳燃负荷对应的电功率，且锅炉可不少于Tfn运行于最低稳燃负荷之上，不需采用投油或投等离子稳燃措施；当锅炉达到最大蒸发量时，可通过高温水箱52所存储的高温热水向系统输送热能，从而使发电机出力高于锅炉达到最大蒸发量时对应的发电机电功率，且不少于Tcn的长期运行，实现机组日高峰填谷功能。
本领域普通技术人员可以意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。
在本申请所提供的实施例中，应该理解到，单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元可结合为一个单元，一个单元可拆分为多个单元，或一些特征可以忽略等。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围，其均应涵盖在本发明的权利要求和说明书的范围当中。

Claims (10)

1.一种煤电机组参与电网调峰的系统，所述煤电机组包括锅炉(66)、高压缸(72)、中压缸(74)、低压缸(76)、凝汽器(29)、低压加热器、除氧器(58)、发电机定子(80)、发电机转子(81)；
所述锅炉(66)分别与高压缸(72)、中压缸(74)、除氧器(58)连接，所述中压缸(74)与低压缸(76)连接，所述低压缸(76)分别与凝汽器(29)、低压加热器、发电机转子(81)连接，所述发电机定子(80)与发电机转子(81)连接；所述低压加热器通过进除氧器凝结水母管(40)与除氧器(58)连接；
其特征在于，还包括高温水箱(52)和数据采集与控制装置(3)、电流转换器(77)、三相电力参数测试仪(78)、电压转换器(79)、凝结水泵(4)、轴封加热器(7)、凝结水流量测量装置；
所述凝汽器(29)通过凝结水泵进水母管(1)与凝结水泵(4)连接，所述凝结水泵(4)通过凝结水泵出水母管(6)与轴封加热器(7)连接；所述轴封加热器(7)通过低压加热器进水凝结水母管(8)与低压加热器连接，所述低压加热器进水凝结水母管(8)上依次设置有凝结水流量测量装置和除氧器水位调节阀(12)；所述凝结水泵(4)、与数据采集与控制装置(3)连接；所述除氧器水位调节阀(12)通过投切开关与数据采集与控制装置(3)连接；所述高温水箱(52)通过除氧器补水主管(46)与除氧器(58)连接，所述除氧器补水主管(46)上设置有除氧器补水泵(45)、除氧器补水泵出口电动截止阀(47)；所述除氧器补水泵(45)、除氧器补水泵出口电动截止阀(47)分别与数据采集与控制装置(3)连接；
所述除氧器(58)通过给水泵前置泵入口管(49)与给水泵前置泵(60)连接，所述给水泵前置泵(60)通过除氧器工质回收管(43)与高温水箱(52)连接，所述除氧器工质回收管(43)上设置有除氧器工质回收调节阀(42)；所述给水泵前置泵(60)、除氧器工质回收调节阀(42)分别与数据采集与控制装置(3)连接；
所述高压缸(72)通过高压缸排汽管(69)与锅炉(66)连接，所述高压缸排汽管(69)通过再热器冷段供汽管(56)与高温水箱(52)汽侧连接；所述再热器冷段供汽管(56)上设置再热器冷段供汽调节阀(55)；所述再热器冷段供汽调节阀(55)与数据采集与控制装置(3)连接；
所述中压缸(74)通过中压缸排汽抽汽母管(50)、高温水箱进汽管(53)与高温水箱(52)汽侧连接；所述高温水箱进汽管(53)上设置有高温水箱进汽调节阀(54)；所述高温水箱进汽调节阀(54)与数据采集与控制装置(3)连接；
所述中压缸(74)通过中压缸排汽抽汽母管(50)、除氧器进汽管(57)与除氧器(58)汽侧连接，所述除氧器进汽管(57)上设置有除氧器进汽调节阀(59)；所述除氧器进汽调节阀(59)与数据采集与控制装置(3)连接；所述中压缸排汽抽汽母管(50)与中压缸(74)最末一级叶片排汽抽汽口相连接，中压缸排汽抽汽母管(50)上安装在中压缸排汽抽汽管逆止阀(51)；所述数据采集与控制装置(3)中存储有AGC功率给定值与凝结水流量测量装置测量得到的凝结水流量变化量的对应控制曲线；
所述电流转换器(77)、电压转换器(79)将发电机定子(80)输出的电流、电压转换后输送至三相电力参数测试仪(78)，所述三相电力参数测试仪(78)将电流转换器(77)、电压转换器(79)转后的电压、电流信号转换为功率信号，并将功率信号送至数据采集与控制装置(3)，数据采集与控制装置(3)根据三相电力参数测试仪(78)测量的功率信号判断是否要投入AGC跟踪调峰功能，若是需要投入AGC跟踪调峰功能，则与除氧器水位调节阀(12)连接的投切开关置为1，否则，投切开关置为0；当投切开关置为1时，数据采集与控制装置(3)根据AGC功率给定值调节除氧器水位调节阀(12)的开度，进而调节进入低压加热器的凝结水流量以及进入低压加热器的蒸汽量，进而调节煤电机组输出的机械功率；
所述高温水箱(52)预先通过高温水箱进汽管(53)或再热器冷段供汽管(56)抽汽加热存储有高温凝结水，在锅炉(66)达到最大蒸发量时，通过高温水箱(52)存储的高温热水向系统输送热能从而使煤电机组的出力高于锅炉(66)达到最大蒸发量时对应的功率。
2.根据权利要求1所述的一种煤电机组参与电网调峰的系统，其特征在于，所述高温水箱(52)内设置有高温水箱液位仪(44)，所述高温水箱液位仪(44)与数据采集与控制装置(3)连接，用于实时监测高温水箱(52)的液位并将测量的数据实时传输至数据采集与控制装置(3)，当高温水箱液位仪(44)的测量值低于设定的高温水箱液位下限值时，数据采集与控制装置(3)调节除氧器工质回收调节阀(42)的开度，回收除氧器(58)的工质水；
所述高温水箱(52)内还设置有高温水箱温度测量装置(521)和高温水箱压力测量装置(522)，用于实时监测高温水箱(52)内工质的温度和压力，并将监测的数据实时传输至数据采集与控制装置(3)。
3.根据权利要求1所述的一种煤电机组参与电网调峰的系统，其特征在于，所述给水泵前置泵(60)通过给水泵前置泵出口管(61)与给水泵(62)连接，所述给水泵(62)通过给水母管(65)与锅炉(66)连接，所述给水母管(65)上设置有给水泵出口逆止阀(63)、锅炉给水调节阀(64)；在机组启动时，除氧器(58)内的工质水经过给水泵前置泵入口管(49)通过给水泵前置泵(60)升压后进入给水泵(62)再次升压，再次升压后的给水经给水母管(65)进入锅炉(66)；
所述除氧器(58)内设置有除氧器液位仪(48)，用于实时监测除氧器(58)的液位并将监测的数据传输至数据采集与控制装置(3)，当除氧器液位仪(48)的测量值低于设定的除氧器液位下限值Lcd时，数据采集与控制装置(3)控制除氧器补水泵出口电动截止阀(47)打开，高温水箱(52)通过除氧器补水主管(46)向除氧器(58)补充高温工质水；当除氧器液位仪(48)测试值超过设定的除氧器液位上限值Lcg时，数据采集与控制装置(3)通过开启除氧器工质回收调节阀(42)进行调节，除氧器工质通过除氧器工质回收管(43)进入高温水箱(52)；
所述除氧器(58)内还设置有除氧器温度测量装置(581)和除氧器压力测量装置(582)，用于实时监测除氧器(58)内工质温度和压力，并将监测的数据传输至数据采集与控制装置(3)。
4.根据权利要求1所述的一种煤电机组参与电网调峰的系统，其特征在于，还包括常温水箱(88)，所述常温水箱(88)通过凝汽器补水旁路管(83)与凝汽器(29)连接，所述凝汽器补水旁路管(83)上设置有凝汽器补水旁路调节阀(84)，所述凝汽器补水旁路调节阀(84)与数据采集与控制装置(3)连接；
所述凝汽器(29)设置有凝汽器液位仪(30)；所述凝汽器液位仪(30)与数据采集与控制装置(3)连接，用于测量凝汽器(29)的液位信号，并将测量得到的液位信号输送至数据采集与控制装置(3)；
当凝汽器液位仪(30)测量的凝汽器(29)的液位低于设定的凝汽器液位下限值Lnd时，数据采集与控制装置(3)调节凝汽器补水旁路调节阀(84)的开度，由常温水箱(88)通过凝汽器补水旁路管(83)向凝汽器(29)补充常温工质凝结水，直至凝汽器液位仪(30)的测试值高于凝汽器液位下限值Lnd。
5.根据权利要求4所述的一种煤电机组参与电网调峰的系统，其特征在于，所述常温水箱(88)还通过凝汽器补水主管(87)与凝汽器(29)连接，所述凝汽器补水主管(87)上设置有凝汽器补水泵出口电动阀(85)、凝汽器补水泵(86)；所述凝汽器补水泵出口电动阀(85)、凝汽器补水泵(86)分别与数据采集与控制装置(3)连接；
当凝汽器液位仪(30)测量的凝汽器(29)的液位低于设定的凝汽器液位下限值Lnd且数据采集与控制装置(3)控制凝汽器补水旁路调节阀(84)全开也不能在设定时间内提升凝汽器(29)的液位时，则数据采集与控制装置(3)控制开启凝汽器补水泵出口电动阀(85)、凝汽器补水泵(86)，同时全关凝汽器补水旁路调节阀(84)，所述常温水箱(88)通过凝汽器补水主管(87)向凝汽器(29)补充常温工质凝结水，至凝汽器液位仪(30)的测试值高于凝汽器液位下限值Lnd，数据采集与控制装置(3)控制停止凝汽器补水泵(86)运行并关闭凝汽器补水泵出口电动阀(85)。
6.根据权利要求4所述的一种煤电机组参与电网调峰的系统，其特征在于，所述低压加热器进水凝结水母管(8)通过凝汽器凝结水回收管(90)与常温水箱(88)连接，所述凝汽器凝结水回收管(90)上设置有凝汽器凝结水回收调节阀(91)，所述凝汽器凝结水回收调节阀(91)与数据采集与控制装置(3)连接，当凝汽器液位仪(30)的测试值高于凝汽器液位上限值Lng时，数据采集与控制装置(3)开启凝汽器凝结水回收调节阀(91)，凝汽器(29)的凝结水通过凝汽器凝结水回收管(90)进入常温水箱(88)，至凝汽器液位仪(30)测试值低于凝汽器液位上限值Lng时，数据采集与控制装置(3)控制凝汽器凝结水回收调节阀(91)关闭。
7.根据权利要求1所述的一种煤电机组参与电网调峰的系统，其特征在于，所述常温水箱(88)还设置有与数据采集与控制装置(3)连接的化水调节阀(82)，用于连接化水车间的凝结水，并将化水车间的凝结水补充至常温水箱(88)。
8.一种煤电机组参与电网调峰的系统的控制方法，其特征在于，应用于权利要求1-7任一所述的系统，包括以下步骤：
步骤S1，煤电机组启动前所有阀门全关、设备未启动；开启化水调节阀(82)将化水车间的凝结水补充至常温水箱(88)，数据采集与控制装置(3)自动控制化水调节阀(82)，目标为保持常温水箱(88)储水量为其容积的二分之一；常温水箱(88)有工质凝结水后数据采集与控制装置(3)开启凝汽器补水旁路调节阀(84)向凝汽器(29)输送凝结水，设置凝汽器(29)水位的目标为0.5(Lnd+Lng)；若是为加速补充凝结水流量，数据采集与控制装置(3)全关凝汽器补水旁路调节阀(84)，数据采集与控制装置(3)全开凝汽器补水泵出口电动阀(85)，启动凝汽器补水泵(86)向凝汽器(29)输送凝结水，目标为凝汽器(29)水位为0.5(Lnd+Lng)；
步骤S2，数据采集与控制装置(3)启动凝结水泵(4)，数据采集与控制装置(3)逐渐全开除氧器水位调节阀(12)，由除氧器水位调节阀(12)控制向除氧器(58)输送凝结水流量，数据采集与控制装置(3)控制除氧器水位调节阀(12)投自动，目标为除氧器(58)水位为0.5(Lcd+Lcg)；
步骤S3，数据采集与控制装置(3)启动给水泵前置泵(60)、启动给水泵(62)，通过开启锅炉给水调节阀(64)向锅炉上凝结水；系统注凝结水完毕后煤电机组按正常开机流程启动，锅炉(66)点火提升蒸汽温度后汽轮机冲转并网发电，并网后开启除氧器工质回收调节阀(42)向高温水箱(52)补充凝结水，目标为高温水箱(52)储水量为其容积的二分之一，达到水位目标后关闭除氧器工质回收调节阀(42)；
步骤S4，三相电力参数测试仪(78)显示发电机功率不大于到0.3PN，数据采集与控制装置(3)开启再热器冷段供汽调节阀(55)向高温水箱(52)输入高温蒸汽进行汽水混合加热；调节目标为高温水箱温度测量装置(521)显示值不小于除氧器温度测量装置(581)显示值；高温水箱进汽调节阀(54)与再热器冷段供汽调节阀(55)控制逻辑互为闭锁，当再热器冷段供汽调节阀(55)开度大于设定值时，高温水箱进汽调节阀(54)全关；其中PN为煤电机组额定发电功率；
步骤S5，三相电力参数测试仪(78)显示发电机功率大于到0.3PN，开启高温水箱进汽调节阀(54)向高温水箱(52)输入高温蒸汽进行汽水混合加热；调节目标为高温水箱温度测量装置(521)显示值不小于除氧器温度测量装置(581)显示值；高温水箱进汽调节阀(54)与再热器冷段供汽调节阀(55)控制逻辑互为闭锁，当高温水箱进汽调节阀(54)开度大于设定值时，再热器冷段供汽调节阀(55)全关；
步骤S6，三相电力参数测试仪(78)显示发电机功率超过到0.4PN，即最低稳燃负荷状态，即锅炉实现脱油或脱离子助燃措施之后，除氧器水位调节阀(12)退出自动跟踪除氧器(58)水位为0.5(Lcd+Lcg)的目标；数据采集与控制装置(3)将投切开关置为1，投入AGC跟踪调峰功能并生成AGC指令，除氧器水位调节阀(12)响应AGC指令，不再跟踪除氧器(58)水位为0.5(Lcd+Lcg)的目标；
步骤S7，投入AGC跟踪调峰功能后，数据采集与控制装置(3)根据AGC功率给定值与存储的AGC功率给定值与凝结水流量测量装置测量得到的凝结水流量变化量的对应控制曲线控制除氧器水位调节阀(12)开度，除氧器水位调节阀(12)动作后，进入低压加热器的凝结水流量发生变化，导致进入除氧器(58)的凝结水流量相应发生变化；
当除氧器液位仪(48)实时监测到的除氧器液位值超过设定的除氧器液位上限值Lcg时，数据采集与控制装置(3)自动开启除氧器工质回收调节阀(42)进行调节，除氧器(58)的工质通过除氧器工质回收管(43)进入高温水箱(52)，直至除氧器液位低于设定的除氧器液位上限值Lcg后关闭；当除氧器液位仪(48)测试值低于设定的除氧器液位下限值Lcd时，数据采集与控制装置(3)全开除氧器补水泵出口电动截止阀(47)并启动除氧器补水泵(45)，高温水箱(52)通过除氧器补水主管(46)向除氧器(58)补充高温工质水，至除氧器液位高于设定的除氧器液位下限值Lcd后停止除氧器补水泵(45)运行并关闭除氧器补水泵出口电动截止阀(47)；
步骤S8，投入AGC跟踪调峰功能后，除氧器水位调节阀(12)动作使从凝汽器(29)抽走的凝结水流量发生变化，凝汽器(29)的液位也相应发生；当凝汽器液位仪(30)测试值低于设定的凝汽器液位下限值Lnd时，数据采集与控制装置(3)自动开启凝汽器补水旁路调节阀(84)向凝汽器(29)补充常温工质凝结水,至凝汽器液位仪(30)测试值高于设定的凝汽器液位下限值Lnd，关闭凝汽器补水旁路调节阀(84)；如果全开凝汽器补水旁路调节阀(84)向凝汽器(29)补充常温工质凝结水仍不能在设定时间内提升凝汽器(29)的液位，则数据采集与控制装置(3)自动启动凝汽器补水泵(86)，开启凝汽器补水泵出口电动阀(85)，同时全关凝汽器补水旁路调节阀(84)，通过凝汽器补水主管(87)向凝汽器(29)补充常温工质凝结水，至凝汽器液位仪(30)测试值高于设定的凝汽器液位下限值Lnd，数据采集与控制装置(3)停止凝汽器补水泵(86)运行并关闭凝汽器补水泵出口电动阀(85)；当凝汽器液位仪(30)测试值超过设定的凝汽器液位上限值Lng时，通过开启凝汽器凝结水回收调节阀(91)进行调节，凝汽器凝结水通过凝汽器凝结水回收管(90)进入常温水箱(88)，至凝汽器液位仪(30)测试值低于设定的凝汽器液位上限值Lng时凝汽器凝结水回收调节阀(91)关闭；
步骤S9，当需要退出AGC跟踪调峰功能，数据采集与控制装置(3)将投切开关置为0，除氧器水位调节阀(12)跟踪除氧器(58)的液位，不再响应AGC指令。
9.根据权利要求8所述的一种煤电机组参与电网调峰的系统的控制方法，其特征在于，所述步骤S7中具体包括：
AGC功率给定值ΔPAGC发出后；AGC功率给定值ΔPAGC经过凝结水流量变化量f(ΔPAGC)转换后为凝结水流量变化量指令QAGC，QAGC与凝结水流量给定值Qs叠加后形成凝结水流量指令Q，凝结水流量给定值Qs是数据采集与控制装置(3)将投切开关置为0时的操作员凝结水流量给定值，处于未投入AGC跟踪调峰功能状态，凝结水流量指令Q第一路立即经控制前馈系数K1转换成AGC功率指令信号QC，经过功率开度转换系数K2将AGC功率指令信号QC转换为除氧器水位调节阀(12)的开度指令信号DC，在除氧器水位调节阀(12)的开度指令信号DC的作用下除氧器水位调节阀(12)开启至相应位置；凝结水流量测试仪装置实时测量流过除氧器水位调节阀(12)的凝结水流量Qe，直至流过除氧器水位调节阀(12)的凝结水流量Qe与凝结水流量指令Q偏差为零时，除氧器水位调节阀(12)开度保持不变；除氧器水位调节阀(12)开度变化后使得通过低压加热器的凝结水流量也相应发生变化，凝结水流量发生变化后使得低压加热器汽侧的蒸汽流量发生变化，即低压缸(76)的抽汽量发生变化，使得汽轮机输出的机械功率变化，从而实现煤电机组参与电网调峰功能；当三相电力参数测试仪(78)实时测试到的发电机组功率与工程要求有偏差时，可通过操作员设置凝结水流量给定值Qs使除氧器水位调节阀(12)开度改变，从而使流过除氧器水位调节阀(12)的凝结水流量变化，使三相电力参数测试仪(78)实时测试到的发电机组功率满足要求。
10.根据权利要求9所述的一种煤电机组参与电网调峰的系统的控制方法，其特征在于，所述功率开度转换系数K2的计算方式如下：
K2＝1/QNZ；
其中，QNZ为除氧器水位调节阀(12)全开时的凝结水流量；
所述凝结水流量指令Q的计算方式如下：
Q＝QAGC+QS；
其中：QAGC＝f(ΔPAGC)。
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