CN117267700A - 一种提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统及方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于发电技术领域，尤其涉及一种提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统及方法，包括锅炉、高压缸、中压缸、低压缸、给水泵；锅炉过热器产生的新蒸汽通过管路连接高压缸，高压缸的排汽通过管路连接锅炉再热器，中压缸的排汽通过管路连接低压缸；锅炉过热器产生的新蒸汽通过管路连接蓄汽器，锅炉再热器的冷段再热汽通过管路连接蓄汽器，给水泵给水通过管路连接蓄汽器，蓄汽器的出口通过管道连接锅炉再热器的冷段再热汽，蓄汽器的出口通过管道连接低压缸的进口。本发明可以有效提升超临界火电机组在深度调峰下的变负荷能力，解决机组在提供大调峰裕度的同时运行灵活性下降的问题。
Description
技术领域
本发明属于发电技术领域，尤其涉及一种提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统及方法。
背景技术
随着可再生能源在电力系统中占比的迅速提高，火电机组被要求提供越来越多的灵活性供给。为解决弃风弃光问题，燃煤电厂进行深度调峰成为常态。然而，燃煤电厂在深度调峰下的变负荷能力受到削弱，这使得高调峰裕度和高变负荷能力不可兼得。因此，需要提出新的方法解决燃煤电厂低负荷运行下变负荷快速性不足的问题。
通过上述分析，现有技术存在的问题及缺陷为：
(1)机组效率降低：在低负荷运行时，燃煤电厂的燃料利用效率降低，导致单位电量的燃料消耗增加，降低了电厂的经济性。
(2)设备寿命缩短：深度调峰下的变负荷过程中，机组需要频繁地进行燃烧调节，这将导致设备应力频繁变化，缩短设备的使用寿命。
(3)系统稳定性风险：低负荷运行下的变负荷快速性不足可能导致燃煤电厂在应对电网负荷波动时出现滞后，影响电力系统的稳定性。
发明内容
针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统及方法。
本发明是这样实现的，一种提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统，提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统包括锅炉、高压缸、中压缸、低压缸、给水泵；
锅炉过热器产生的新蒸汽通过管路连接高压缸，高压缸的排汽通过管路连接锅炉再热器，中压缸的排汽通过管路连接低压缸；
锅炉过热器产生的新蒸汽通过管路连接蓄汽器，锅炉再热器的冷段再热汽通过管路连接蓄汽器，给水泵给水通过管路连接蓄汽器，蓄汽器的出口通过管道连接锅炉再热器的冷段再热汽，蓄汽器的出口通过管道连接低压缸的进口。
进一步，锅炉过热器新蒸汽与蓄汽器间的连接管路上设有第一调节阀，锅炉再热器的冷段再热器与蓄汽器间的连接管路上设有第五调节阀。
进一步，蓄汽器通向锅炉再热器冷段再热器的管道上设有第四调节阀，蓄汽器通向低压缸进口的管道上设有第二调节阀。
进一步，锅炉过热器产生的新蒸汽通过管道连接高压缸，高压缸的排汽通过管路连接锅炉再热器，锅炉再热器通过管道连接中压缸，中压缸的排汽通过管路连接低压缸，低压缸的排汽通过管道连接凝汽器，凝汽器的凝结水通过管道连接凝结水泵，凝结水泵通过管道连接低压加热器组水侧入口，低压加热器组水侧出口连接除氧器水侧入口，除氧器出口连接给水泵，给水泵出口给水通过管道分别连接高压加热器组水侧入口、蓄汽器，给水泵和蓄汽器之间的管道上设有第三调节阀，高压加热器组的水侧出口通过管路连接锅炉主给水入口；
高压缸的抽汽和部分排汽通过管路连接高压加热器组，中压缸的部分抽汽通过管路连接高压加热器组，中压缸的部分抽汽通过管路分别连接除氧器和给水泵的汽轮机，中压缸的部分抽汽通过管路连接低压加热器组，低压缸的抽汽通过管路连接低压加热器组，高压加热器组的整体疏水通过管路连接除氧器，低压加热器组的整体疏水通过管路连接凝汽器；
高压缸与中压缸、低压缸、发电机通过联轴器连接。
进一步，在机组低负荷下，蓄汽器的滑压工作范围为2.4～8MPa；
进一步，在机组中高负荷下，蓄汽器滑压工作范围为0.2～4.5MPa。
进一步，当机组需要进行快速降负荷时，采用限速后主汽压力设定值作为PID控制器的设定值，高压主汽阀门前蒸汽压力3S值作为PID控制器的跟踪值，经过PID控制器和手/自动后产生控制信号。采用蓄汽器压力及蓄汽器充满压力信号的差值衡量蓄汽器的充满程度，利用上述差值经函数器生成充满度信号，与PID控制信号相乘，得到蓄汽器流量指令，蓄汽器流量指令经限速器后输出为限速后蓄汽器流量指令，在低负荷下用于控制第一调节阀的开度，在中高负荷下用于控制第五调节阀的开度。
进一步，当机组需要进行快速升负荷或小幅频繁调节负荷时，将单元负荷指令值与指定常量相减后，作为低值限定器的设定值。采用单元负荷值作为低值限定器跟踪值。当单元负荷值低于低值限定器设定时，低值限定器向放汽PID控制器发出跟踪指令。此时放汽PID控制器投入作用，采用单元负荷值为跟踪值，单元负荷指令为设定值，其输出值经手/自动后产生放汽指令。单元负荷值经过函数器产生主再热汽温差限值，主蒸汽温度减去再热蒸汽温度与主再热温差限值后经函数器生成温差修正系数，温差修正系数与放汽指令相乘，经限速后生成限速后蓄汽器流量指令，在低负荷下用于控制第四调节阀的开度，在中高负荷下用于控制第二调节阀的开度；
进一步，采用单元负荷指令值与指定常量相加后，作为高值限定器的设定值。采用单元负荷值作为高值限定器的跟踪值。当单元负荷值高于高值限定器设定值时，高值限定器向充汽PID控制器发出跟踪指令。此时充汽PID控制器投入作用，采用单元负荷值为跟踪值，单元负荷指令为设定值，其输出值经手/自动后产生充汽指令。采用蓄汽器压力及蓄汽器充满压力信号的差值衡量蓄汽器的充满程度，利用上述差值经函数器生成充满度信号，与充汽PID控制信号相乘，经限速后生成限速后蓄汽器充汽流量指令，在低负荷下用于控制第一调节阀的开度，在中高负荷下用于控制第五调节阀的开度。
本发明的另一目的在于提供一种应用于提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统控制方法，包括以下步骤：
步骤一，部分给水分流进入蓄汽器，用于吸收过热蒸汽；
步骤二，当机组运行在低负荷下进行变负荷时，部分主蒸汽分流进入蓄汽器进行储存，从而加快机组降负荷速率，蓄汽器向再热器供汽，从而加快机组升负荷速率；
步骤三，当机组在中等负荷或高负荷下进行变负荷时，部分再热器进汽分流进入蓄汽器进行储存，从而加快机组降负荷速率，蓄汽器向低压缸供汽，从而加快机组升负荷速率。
本发明的另一目的在于提供一种计算机设备，计算机设备包括存储器和处理器，存储器存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时，使得处理器执行所述的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统控制方法的步骤。
本发明的另一目的在于提供一种计算机可读存储介质，存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时，使得处理器执行所述的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统控制方法的步骤。
本发明的另一目的在于提供一种信息数据处理终端，信息数据处理终端用于实现所述的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统。
结合上述的技术方案和解决的技术问题，本发明所要保护的技术方案所具备的优点及积极效果为：
第一，本发明在降负荷过程中，抽取主蒸汽储存于蓄汽器中，减小汽轮机工质流量，从而加快机组负荷的调整；在升负荷过程中，将蓄汽器排汽与冷再汽或低压缸进汽混合，大量提升汽轮机工质流量，从而加快机组负荷的调整。与现有的储汽代替加热器抽汽方法相比，由于本发明中蓄汽器供汽受汽轮机进汽温度限制而非加热器换热自平衡能力限制，本发明在机组低负荷下可以保证更高的供汽速率，从而提供更优的升负荷性能。同时，优选的蓄汽器压力与机组低负荷工况下主汽压力相匹配，具备更高的往返效率，也有利于扩大机组的调峰裕度。
第二，本发明可以有效提升超临界火电机组在深度调峰下的变负荷能力，解决机组在提供大调峰裕度的同时运行灵活性下降的问题。
本发明可以用于扩大超临界火电机组的调峰裕度，同时具有较好的储能效率，能够帮助电厂更好地削谷填峰。
第三，本发明可以改善机组超临界火电机组在全负荷段内的调节性能，特别是低负荷运行时提供大量的额外蒸汽，加快机组负荷的调整。同时本发明具备储能功效，可以协助炉机解耦，扩大超临界火电机组的调峰裕度。
第四，超临界火电机组在低负荷下存在燃烧不易稳定、机组蓄热量少、制粉燃烧系统调节能力变弱等特点，导致机组在低负荷下变负荷能力减弱。在近年的电力系统需求下，超临界火电机组被要求具备深度调峰，长期保持低负荷运作的能力，同时提供更强的变负荷能力以应对频繁变化的电网需求。本发明可以有效提升超临界火电机组在深度调峰下的变负荷能力，解决机组在提供大调峰裕度的同时运行灵活性下降的问题。
传统的抽汽节流等运行手段所能提供的额外变负荷能力随机组负荷降低也减弱，在深度调峰下不足以应对需求。
现有的其他技术方案，如CN202210588006.X《一种集成蒸汽蓄能器的火电机组灵活调控系统及工作方法》，采用蒸汽蓄热、放汽用于代替加热器抽汽的方式可以提供额外的降负荷能力，其使用的蓄汽器在放能时受加热器自平衡限制，提供升负荷能力的原理同传统的抽汽节流等运行手段相当，在深度调峰下对机组升负荷的帮助同样受限。又如CN202120847796.X《耦合蒸汽蓄能的火电机组负荷快速调节系统》采用蒸汽蓄热、放汽用于直接供汽轮机做功的方法，但其采用的干蒸汽储罐与本发明采用的蒸汽蓄汽器在本质上不同，本发明采用的蒸汽蓄汽器储能密度远高于干蒸汽储罐，可以提供较长时间的蒸汽供应。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对本发明实施例中所需要使用的附图做简单的介绍，显而易见地，下面所描述的附图仅仅是本发明的一些实施例，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的附图。
图1是本发明实施例提供的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统结构示意图；
图2是本发明实施例提供的快速降负荷场景的控制逻辑图；
图3是本发明实施例提供的快速升负荷或小幅频繁变负荷场景的控制逻辑图；
图4是本发明实施例提供的某660MW超临界燃煤机组示意图；
图5是本发明实施例提供的Ebsilon模型示意图；
图6是本发明实施例提供的采用蓄汽器前机组响应40％THA-30％THA降负荷指令过程示意图；
图7是本发明实施例提供的采用蓄汽器后机组以-33MW/min响应40％THA-30％THA降负荷指令示意图；
图8是本发明实施例提供的增设蓄汽器前后机组以-33MW/min响应40％THA-30％THA降负荷过程图；
图9是本发明实施例提供的采用蓄汽器前后机组以20MW/min响应40％THA-50％THA工况升负荷过程图；
图10是本发明实施例提供的采用蓄汽器前后机组以不同速率响应40％THA-50％THA工况升负荷过程中的积累负荷偏差；
图11是本发明实施例提供的采用蓄汽器前后机组以不同速率响应40％THA-50％THA工况升负荷过程中的最大超调量。
图中：1、锅炉；2、高压缸；3、中压缸；4、低压缸；5、发电机；6、凝汽器；7、凝结水泵；8、低压加热器组；9、除氧器；10、给水泵；11、高压加热器组；12、蓄汽器；101、过热器；102、再热器；1201、第一调节阀；1202、第二调节阀；1203、第三调节阀；1204、第四调节阀；1205、第五调节阀。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
如图1所示，本发明实施例提供的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统包括锅炉1、高压缸2、中压缸3、低压缸4、给水泵10；
锅炉过热器101产生的新蒸汽通过管路连接高压缸2，高压缸2的排汽通过管路连接锅炉再热器102，中压缸3的排汽通过管路连接低压缸4；
锅炉过热器101产生的新蒸汽通过管路连接蓄汽器12，锅炉再热器2的冷段再热汽通过管路连接蓄汽器12，给水泵10给水通过管路连接蓄汽器12，蓄汽器12的出口通过管道连接锅炉再热器102的冷段再热汽，蓄汽器12的出口通过管道连接低压缸4的进口。
锅炉过热器101新蒸汽与蓄汽器12间的连接管路上设有第一调节阀1201，锅炉再热器102的冷段再热器与蓄汽器12间的连接管路上设有第五调节阀1205；
蓄汽器12通向锅炉再热器102冷段再热器的管道上设有第四调节阀1204，蓄汽器12通向低压缸4进口的管道上设有第二调节阀1202；
锅炉过热器101产生的新蒸汽通过管道连接高压缸2，高压缸2的排汽通过管路连接锅炉再热器102，锅炉再热器102通过管道连接中压缸3，中压缸3的排汽通过管路连接低压缸4，低压缸4的排汽通过管道连接凝汽器6，凝汽器6的凝结水通过管道连接凝结水泵7，凝结水泵7通过管道连接低压加热器组8水侧入口，低压加热器组8水侧出口连接除氧器9水侧入口，除氧器9出口连接给水泵10，给水泵10出口给水通过管道分别连接高压加热器组11水侧入口、蓄汽器12，给水泵10和蓄汽器12之间的管道上设有第三调节阀1203，高压加热器组11的水侧出口通过管路连接锅炉1主给水入口；
高压缸2的抽汽和部分排汽通过管路连接高压加热器组11，中压缸3的部分抽汽通过管路连接高压加热器组11，中压缸3的部分抽汽通过管路分别连接除氧器9和给水泵10的汽轮机，中压缸的部分抽汽通过管路连接低压加热器组8，低压缸4的抽汽通过管路连接低压加热器组8，高压加热器组11的整体疏水通过管路连接除氧器9，低压加热器组8的整体疏水通过管路连接凝汽器6；
高压缸2与中压缸3、低压缸4、发电机5通过联轴器连接。
一种采用蓄汽器提升超临界火电机组深度调峰下变负荷能力的发电厂热力系统，包括以下步骤：
关闭第一调节阀1201、第二调节阀1202、第四调节阀1204、第五调节阀1205，通过调节第三调节阀1203使部分给水分流进入蓄汽器12，用于吸收过热蒸汽。
当机组运行在低负荷下进行降负荷时，通过关闭第二调节阀1202、第三调节阀1203、第四调节阀1204、第五调节阀1205，使部分主蒸汽分流进入蓄汽器12进行储存，从而加快机组降负荷速率；
当机组运行在低负荷下进行升负荷时，关闭第一调节阀1201、第二调节阀1202，第三调节阀1203、第五调节阀1205，通过调节第四调节阀1204使蓄汽器向再热器102供汽，从而加快机组升负荷速率；
当机组在中等负荷或高负荷下进行降负荷时，关闭第一调节阀1201、第二调节阀1202，第三调节阀1203、第四调节阀1204，通过调节第五调节阀1205使部分冷再汽分流进入蓄汽器进行储存，从而加快机组降负荷速率；
当机组在中等负荷或高负荷下进行升负荷时，关闭第一调节阀1201、第二调节阀1202，第三调节阀1203、第五调节阀1205，通过调节第四调节阀1204蓄汽器向低压缸4供汽，从而加快机组升负荷速率；
在机组低负荷下，蓄汽器12的滑压工作范围为8MPa～2.4MPa；
在机组中高负荷下，蓄汽器12滑压工作范围为4.5～0.2MPa。
当机组需要进行快速降负荷时，采用如图2所示控制逻辑，采用限速后主汽压力设定值作为PID控制器的设定值，高压主汽阀门前蒸汽压力3S值作为PID控制器的跟踪值，经过PID控制器和手/自动后产生控制信号。采用蓄汽器压力及蓄汽器充满压力信号的差值衡量蓄汽器的充满程度，利用上述差值经函数器生成充满度信号，与PID控制信号相乘，得到蓄汽器流量指令，蓄汽器流量指令经限速器后输出为限速后蓄汽器流量指令，在低负荷下用于控制第一调节阀1201的开度，在中高负荷下用于控制第五调节阀1205的开度；
当机组需要进行快速升负荷或小幅频繁调节负荷时，采用如图3所示控制逻辑，将单元负荷指令值与指定常量相减后，作为低值限定器的设定值。采用单元负荷值作为低值限定器跟踪值。当单元负荷值低于低值限定器设定时，低值限定器向放汽PID控制器发出跟踪指令。此时放汽PID控制器投入作用，采用单元负荷值为跟踪值，单元负荷指令为设定值，其输出值经手/自动后产生放汽指令。单元负荷值经过函数器产生主再热汽温差限值，主蒸汽温度减去再热蒸汽温度与主再热温差限值后经函数器生成温差修正系数，温差修正系数与放汽指令相乘，经限速后生成限速后蓄汽器流量指令，在低负荷下用于控制第四调节阀1204的开度，在中高负荷下用于控制第二调节阀1202的开度；
采用单元负荷指令值与指定常量相加后，作为高值限定器的设定值。采用单元负荷值作为高值限定器的跟踪值。当单元负荷值高于高值限定器设定值时，高值限定器向充汽PID控制器发出跟踪指令。此时充汽PID控制器投入作用，采用单元负荷值为跟踪值，单元负荷指令为设定值，其输出值经手/自动后产生充汽指令。采用蓄汽器压力及蓄汽器充满压力信号的差值衡量蓄汽器的充满程度，利用上述差值经函数器生成充满度信号，与充汽PID控制信号相乘，经限速后生成限速后蓄汽器充汽流量指令，在低负荷下用于控制第一调节阀1201的开度，在中高负荷下用于控制第五调节阀的开度1205。
本发明实施例提供的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统控制方法，包括以下步骤：
步骤一，部分给水分流进入蓄汽器，用于吸收过热蒸汽；
步骤二，当机组运行在低负荷下进行变负荷时，部分主蒸汽分流进入蓄汽器进行储存，从而加快机组降负荷速率，蓄汽器向再热器供汽，从而加快机组升负荷速率；
步骤三，当机组在中等负荷或高负荷下进行变负荷时，部分再热器进汽分流进入蓄汽器进行储存，从而加快机组降负荷速率，蓄汽器向低压缸供汽，从而加快机组升负荷速率。
实施例1：将本发明运用于如图4所示的某660MW超临界燃煤机组，采用最大承压分别为8MPa、4.5MPa，容积分别为300m3、450m3的蓄汽器，在机组本身稳定运行在40％THA工况下时，蓄汽器稳定地充汽或放汽。
实施例2：将本发明运用于如图4所示的某660MW超临界燃煤机组，采用最大承压为8MPa，容积为300m3的蓄汽器，在机组本身在40％-30％THA降负荷过程或40％THA-50％THA升负荷过程中，蓄汽器充汽或放汽。仅考虑抽取主汽、供给中压缸方法。
1.对实施例1建立如图5所示的Ebsilon模型，由软件计算得到660MW超临界机组在40％THA稳态工况下对蓄汽器进行完全充放过程中的性能参数。计算显示本发明在放能过程中可以平均提供2％Pe以上的额外灵活性，这相较于同工况下凝结水节流的0.6％Pe和高加节流的1.4％Pe提升明显。且可以与凝结水节流和高加节流手段共同使用，以尽可能在短期内提高机组负荷。具体数据如表1所示。
表1
2.对实施例2建立SimStore动态仿真模型，将蓄汽器投入自动运行，在CCS协调控制下进行40％THA-30％THA降负荷、40％THA-50％THA升负荷操作。如图6所示为采用蓄汽器前机组响应40％THA-30％THA降负荷指令过程。如图7所示为采用蓄汽器后机组以-33MW/min响应40％THA-30％THA降负荷指令。
如图8所示为增设蓄汽器前后机组以-33MW/min响应40％THA-30％THA降负荷过程图。图8中，其中，主汽压力积累偏差：Ip＝∫|preal-pset|dt；
机组负荷积累偏差：Iw＝∫|Wreal-Wset|dt；preal、Wreal为机组主汽压力、机组负荷的实际值；pset、Wset为机组主汽压力、机组负荷的设定值。
如图9所示为采用蓄汽器前后机组以20MW/min响应40％THA-50％THA工况升负荷过程。
如图10所示为采用蓄汽器前后机组以不同速率响应40％THA-50％THA工况升负荷过程中的积累负荷偏差。其中，机组负荷积累偏差：Iw＝∫|Wreal-Wset|dt；Wreal为机组主汽压力、机组负荷的实际值；Wset为机组主汽压力、机组负荷的设定值。
如图11所示为采用蓄汽器前后机组以不同速率响应40％THA-50％THA工况升负荷过程中的最大超调量。
应当注意，本发明的实施方式可以通过硬件、软件或者软件和硬件的结合来实现。硬件部分可以利用专用逻辑来实现；软件部分可以存储在存储器中，由适当的指令执行系统，例如微处理器或者专用设计硬件来执行。本领域的普通技术人员可以理解上述的设备和方法可以使用计算机可执行指令和/或包含在处理器控制代码中来实现，例如在诸如磁盘、CD或DVD-ROM的载体介质、诸如只读存储器固件的可编程的存储器或者诸如光学或电子信号载体的数据载体上提供了这样的代码。本发明的设备及其模块可以由诸如超大规模集成电路或门阵列、诸如逻辑芯片、晶体管等的半导体、或者诸如现场可编程门阵列、可编程逻辑设备等的可编程硬件设备的硬件电路实现，也可以用由各种类型的处理器执行的软件实现，也可以由上述硬件电路和软件的结合例如固件来实现。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，都应涵盖在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统，其特征在于，包括锅炉、高压缸、中压缸、低压缸、给水泵；
锅炉过热器产生的新蒸汽通过管路连接高压缸，高压缸的排汽通过管路连接锅炉再热器，中压缸的排汽通过管路连接低压缸；
锅炉过热器产生的新蒸汽通过管路连接蓄汽器，锅炉再热器的冷段再热汽通过管路连接蓄汽器，给水泵给水通过管路连接蓄汽器，蓄汽器的出口通过管道连接锅炉再热器的冷段再热汽，蓄汽器的出口通过管道连接低压缸的进口。
2.如权利要求1所述的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统，其特征在于，锅炉过热器新蒸汽与蓄汽器间的连接管路上设有第一调节阀，锅炉再热器的冷段再热器与蓄汽器间的连接管路上设有第五调节阀。
3.如权利要求1所述的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统，其特征在于，蓄汽器通向锅炉再热器冷段再热器的管道上设有第四调节阀，蓄汽器通向低压缸进口的管道上设有第二调节阀。
4.如权利要求1所述的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统，其特征在于，锅炉过热器产生的新蒸汽通过管道连接高压缸，高压缸的排汽通过管路连接锅炉再热器，锅炉再热器通过管道连接中压缸，中压缸的排汽通过管路连接低压缸，低压缸的排汽通过管道连接凝汽器，凝汽器的凝结水通过管道连接凝结水泵，凝结水泵通过管道连接低压加热器组水侧入口，低压加热器组水侧出口连接除氧器水侧入口，除氧器出口连接给水泵，给水泵出口给水通过管道分别连接高压加热器组水侧入口、蓄汽器，给水泵和蓄汽器之间的管道上设有第三调节阀，高压加热器组的水侧出口通过管路连接锅炉主给水入口。
5.如权利要求1所述的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统，其特征在于，高压缸的抽汽和部分排汽通过管路连接高压加热器组，中压缸的部分抽汽通过管路连接高压加热器组，中压缸的部分抽汽通过管路分别连接除氧器和给水泵的汽轮机，中压缸的部分抽汽通过管路连接低压加热器组，低压缸的抽汽通过管路连接低压加热器组，高压加热器组的整体疏水通过管路连接除氧器，低压加热器组的整体疏水通过管路连接凝汽器；
高压缸与中压缸、低压缸、发电机通过联轴器连接；
在机组低负荷下，蓄汽器的滑压工作范围为8MPa～2.4MPa。
6.如权利要求1所述的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统，其特征在于，在机组中高负荷下，蓄汽器滑压工作范围为4.5～0.2MPa。
7.如权利要求1所述的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统，其特征在于，当机组需要进行快速降负荷时，采用限速后主汽压力设定值作为PID控制器的设定值，高压主汽阀门前蒸汽压力3S值作为PID控制器的跟踪值，经过PID控制器和手/自动后产生控制信号；采用蓄汽器压力及蓄汽器充满压力信号的差值衡量蓄汽器的充满程度，利用上述差值经函数器生成充满度信号，与PID控制信号相乘，得到蓄汽器流量指令，蓄汽器流量指令经限速器后输出为限速后蓄汽器流量指令，在低负荷下用于控制第一调节阀的开度，在中高负荷下用于控制第五调节阀的开度。
8.如权利要求1所述的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统，其特征在于，当机组需要进行快速升负荷或小幅频繁调节负荷时，将单元负荷指令值与指定常量相减后，作为低值限定器的设定值，采用单元负荷值作为低值限定器跟踪值；当单元负荷值低于低值限定器设定时，低值限定器向放汽PID控制器发出跟踪指令；此时放汽PID控制器投入作用，采用单元负荷值为跟踪值，单元负荷指令为设定值，其输出值经手/自动后产生放汽指令；单元负荷值经过函数器产生主再热汽温差限值，主蒸汽温度减去再热蒸汽温度与主再热温差限值后经函数器生成温差修正系数，温差修正系数与放汽指令相乘，经限速后生成限速后蓄汽器流量指令，在低负荷下用于控制第四调节阀的开度，在中高负荷下用于控制第二调节阀的开度。
9.如权利要求1所述的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统，其特征在于，采用单元负荷指令值与指定常量相加后，作为高值限定器的设定值；采用单元负荷值作为高值限定器的跟踪值；当单元负荷值高于高值限定器设定值时，高值限定器向充汽PID控制器发出跟踪指令；此时充汽PID控制器投入作用，采用单元负荷值为跟踪值，单元负荷指令为设定值，其输出值经手/自动后产生充汽指令；采用蓄汽器压力及蓄汽器充满压力信号的差值衡量蓄汽器的充满程度，利用上述差值经函数器生成充满度信号，与充汽PID控制信号相乘，经限速后生成限速后蓄汽器充汽流量指令，在低负荷下用于控制第一调节阀的开度，在中高负荷下用于控制第五调节阀的开度。
10.一种应用于如权利要求1～9任意一项所述的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统的提升超临界火电机组变负荷能力的热力系统控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一，部分给水分流进入蓄汽器，用于吸收过热蒸汽；
步骤二，当机组运行在低负荷下进行变负荷时，部分主蒸汽分流进入蓄汽器进行储存，从而加快机组降负荷速率，蓄汽器向再热器供汽，从而加快机组升负荷速率；
步骤三，当机组在中等负荷或高负荷下进行变负荷时，部分再热器进汽分流进入蓄汽器进行储存，从而加快机组降负荷速率，蓄汽器向低压缸供汽，从而加快机组升负荷速率。
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