本發(fā)明涉及電力領域，具體涉及一種發(fā)電機組裝置及控制方法。
背景技術：
在現(xiàn)有技術背景下，發(fā)電機組生產(chǎn)的電能不能被大規(guī)模儲存，電力生產(chǎn)、輸電、配電供應以及消耗都是同步完成的，發(fā)電機組的發(fā)電量需要根據(jù)消耗量的變化而調整?；痣姲l(fā)電根據(jù)工程熱力學基本原理，利用水在液態(tài)和汽態(tài)的相變過程中具有吸收和釋放熱能的特性并可以周而復始重復循環(huán)利用的特點，以及汽輪機具有將熱能轉換成機械能的能力，通過鍋爐燃燒實現(xiàn)煤的化學能量轉換成熱能，再通過水和蒸汽的熱力循環(huán)系統(tǒng)將熱能輸送到汽輪機中實現(xiàn)熱能轉換成機械能；最后，通過與汽輪機同軸連接的發(fā)電機實現(xiàn)機械能轉換成電能，滿足社會的用電需求。水和蒸汽的熱力循環(huán)系統(tǒng)包括依次串聯(lián)并形成環(huán)路的鍋爐、主蒸汽管道、調速汽門、汽輪機組、凝汽器、凝結水泵、低壓加熱器及凝結水管道、除氧器、高壓給水泵、高壓加熱器及高壓給水管道等設備組成，并通過與汽輪機組同軸驅動的發(fā)電機，將機械能轉換為電能。其中調速汽門是滿足電網(wǎng)負荷調度而設置的主要調節(jié)設備?，F(xiàn)有電網(wǎng)為保證電力用戶對供電質量的要求，在對并網(wǎng)運行的火力發(fā)電汽輪機組實行自動發(fā)電控制(簡稱AGC)和一次調頻管理時，提出了AGC和一次調頻控制的負荷變化速率和變化幅度等主要技術指標的控制要求。目前并網(wǎng)運行的火力發(fā)電汽輪機組在減負荷過程通過調整調速汽門基本能夠滿足電網(wǎng)對供電質量的要求。但由于鍋爐燃燒過程滯后等原因，機組負荷響應與AGC和一次調頻的主要技術指標要求仍存在一些差距。從機組AGC、一次調頻的機理可知，機組AGC品質和一次調頻性能主要由機組的負荷響應性能決定。對火電機組而言，汽輪機是快速系統(tǒng)，在能量供給滿足要求的條件下具備快速改變出力的能力，因此機組AGC品質和一次調頻性能主要取決于鍋爐蓄熱和響應能力。由于亞臨界汽包爐的蓄熱非常有限，因此其負荷響應常具有較大的滯后性。為提高機組負荷響應性能，目前主要采取的手段是依靠汽機調門的快速性，利用鍋爐的蓄熱能量，在主汽壓力許可波動范圍內，通過犧牲壓力參數(shù)的方式來響應負荷。但由于鍋爐的蓄熱存儲的有限，該方式無法保證響應的效果，負荷的跟隨性差；另一方面為提高鍋爐的響應能力，一般采用在控制回路中利用前饋或預測等技術手段過量地加減煤量，增加鍋爐出力，同時通過汽機調門動作實現(xiàn)一次調頻和負荷的快速響應，但機組在投AGC工況下，采用該方法會導致系統(tǒng)存在較大的擾動，鍋爐燃料量波動大，系統(tǒng)擾動加大，相應地也增加了機組主汽壓力、主汽溫度、SCR進口NOX等相關參數(shù)的擾動，影響機組的經(jīng)濟性和安全性。汽機調門作為主要調節(jié)機構，調門動作頻繁，同樣影響機組的安全性，也制約機組滑壓運行節(jié)能潛力的挖掘。
技術實現(xiàn)要素：
為了解決上述問題，本發(fā)明提供一種提升機組AGC和一次調頻品質的裝置，通過在原有發(fā)電機組管道上增設一供熱用熱網(wǎng)，利用供熱用熱網(wǎng)的儲熱能力來滿足發(fā)電機組對AGC和一次調頻控制的負荷變化速率以及變化幅度的要求。本發(fā)明通過以下方式實現(xiàn)：一種提升機組AGC和一次調頻品質的裝置，包括熱力循環(huán)系統(tǒng)，所述熱力循環(huán)系統(tǒng)包括依次通過管道串連成環(huán)路的鍋爐、汽輪機組、凝汽器以及給水組件，汽輪機組包括帶高壓調速汽門的高壓缸、帶中壓調速汽門的中壓缸以及低壓缸，汽輪主機驅動發(fā)電機運轉，位于所述高壓缸與中壓缸間的管路通過一可調節(jié)流量的外連管組與一供熱用熱網(wǎng)通連，通過調節(jié)外聯(lián)管組流量來分配進入所述中壓缸和所述熱網(wǎng)的熱量，所述鍋爐設有燃料調節(jié)機構，位于鍋爐與高壓缸間的管路上設有高壓進汽調節(jié)閥。由于亞臨界汽包爐負荷響應滯后，所以將原有發(fā)電機組內蒸汽管路與廠內的供熱用熱網(wǎng)連接，并通過可調節(jié)流量的外連管組實現(xiàn)鍋爐產(chǎn)出蒸汽在汽輪機組合供熱用熱網(wǎng)間分配，利用供熱用熱網(wǎng)的儲熱能力來滿足發(fā)電機組對AGC和一次調頻控制的負荷變化速率以及變化幅度的要求，一方面，增加鍋爐熱量產(chǎn)出，以獲得較好的經(jīng)濟效益，并降低機組的整體能耗，另一方面，充分利用供熱管網(wǎng)的蓄能能力，通過瞬間改變輸入供熱用熱網(wǎng)的熱量來滿足汽輪機快速響應負荷，彌補鍋爐熱量產(chǎn)出滯后性的問題，通過調節(jié)輸入供熱用熱網(wǎng)的熱量來滿足汽輪機快速改變出力。作為優(yōu)選，所述外連管組包括冷再供汽管、熱再供汽管以及調節(jié)閥組，所述調節(jié)閥組包括設于所述冷再供汽管上的冷再調節(jié)閥以及設于所述熱再供汽管上的熱再調節(jié)閥。冷再供汽管和熱再供汽管均用于鍋爐向熱網(wǎng)提供熱能，由于冷再供汽管和熱再供汽管接收蒸汽的接入位置不同，可以根據(jù)鍋爐情況來使用不同路徑的供熱管路，還能在任一管路故障時起到雙保險作用；調節(jié)閥組用來控制從蒸汽管路中分流進入熱網(wǎng)的蒸汽量，進而實現(xiàn)汽輪機組與熱網(wǎng)間有效可控地分配蒸汽，滿足發(fā)電機組及時滿足對AGC和一次調頻控制的負荷變化速率以及變化幅度的要求。作為優(yōu)選，所述高壓缸出汽口通過一冷再管與設于所述鍋爐內的再熱器進汽口通連，所述再熱器出汽口通過一熱再管與所述中壓缸的進汽口通連，所述冷再管通過所述冷再供汽管與所述熱網(wǎng)通連，所述熱再管通過所述熱再供汽管與所述熱網(wǎng)通連，所述熱再管上設有中壓進汽調節(jié)閥。冷再管中的蒸汽通過再熱器加熱后具有更高的能量，熱再供汽管和冷再供汽管可以提供熱網(wǎng)不同溫度的蒸汽，進而可以根據(jù)實際情況進行調節(jié)。當熱網(wǎng)所需熱量較少時，采用冷再供汽管輸送溫度較低的蒸汽，并為汽輪機組剩余較多的能量，反之則通過熱再供汽管輸送溫度較高的蒸汽。中壓進汽調節(jié)閥用于調節(jié)進入中壓缸的蒸汽量。作為優(yōu)選，所述熱網(wǎng)包括供熱主管、與供熱主管通連的供熱支管以及設于所述供熱支管上的熱用戶。熱網(wǎng)接收來自鍋爐的蒸汽后通過供熱主管、供熱支管將蒸汽分散至各熱用戶處。本發(fā)明提供一種提升機組AGC和一次調頻品質的方法，熱力循環(huán)系統(tǒng)位于高壓缸與中壓缸間的管路通過一外連管組與供熱用熱網(wǎng)通連，外連管組上設有調節(jié)閥，當AGC以及一次調頻要求機組自動響應負荷時，一方面，通過控制調節(jié)閥組實現(xiàn)鍋爐蒸汽在中壓缸和供熱用熱網(wǎng)間再分配，使得發(fā)電機及時提升發(fā)電量，提升的發(fā)電量上限為W熱網(wǎng)，抽汽時間上限值為Tmax和抽汽量上限值為ΔM抽汽，W熱網(wǎng)是指熱網(wǎng)蓄熱量通過發(fā)電機產(chǎn)生的電量，另一方面，通過控制燃料調節(jié)機構和高壓進汽調節(jié)閥來穩(wěn)步提升鍋爐出汽量，并為汽輪機提供后續(xù)運轉所需的蒸汽。鍋爐在正常運轉時，一部分蒸汽通過外連管組輸送至熱網(wǎng)，當發(fā)電機組因AGC和一次調頻控制而需要改變負荷時，這部分原先進入熱網(wǎng)的蒸汽將直接送入汽輪機組中做功，并及時產(chǎn)生需要的電能，在滿足發(fā)電機組及時響應負荷變化后，通過控制燃料調節(jié)機構和高壓進汽調節(jié)閥來平穩(wěn)有序地增加鍋爐出汽量，既能有效滿足發(fā)電機組長時間處于變化后的負荷狀態(tài)，還能通過增加的出汽量來恢復對熱網(wǎng)的蒸汽輸送，使得鍋爐運行狀態(tài)兼具穩(wěn)定性和經(jīng)濟性。雖然這種方式能及時響應ACG和一次調頻對發(fā)電機組負荷的變化要求，但對負荷變化的幅度會有限制，及時增加的電能是由原先輸入熱網(wǎng)的蒸汽做功產(chǎn)生，則提升的發(fā)電量上限為W熱網(wǎng)，可以根據(jù)輸入熱網(wǎng)的蒸汽熱量計算獲得。在實際操作中，通過調節(jié)中壓缸和熱網(wǎng)間的蒸汽分配，使得發(fā)電機增加發(fā)電量，增加的發(fā)電量上限為W熱網(wǎng)，通過以下步驟獲得：第一步，獲得熱網(wǎng)可用總蓄熱量Q熱網(wǎng)，Q熱網(wǎng)＝V熱網(wǎng)*ρ供熱蒸汽*H供熱蒸汽，其中，V熱網(wǎng)是指熱網(wǎng)管路體積，ρ供熱蒸汽是指正常工況狀態(tài)下供熱蒸汽的密度，H供熱蒸汽是指正常工況狀態(tài)下供熱蒸汽的焓值；Q熱網(wǎng)單位為kJ。第二步，獲得熱網(wǎng)安全低限狀態(tài)下的總蓄熱量Q’熱網(wǎng)，Q’熱網(wǎng)＝V熱網(wǎng)*ρ’供熱蒸汽*H’供熱蒸汽，其中，ρ’供熱蒸汽是指安全低限狀態(tài)下供熱蒸汽的密度，H’供熱蒸汽是指安全低限狀態(tài)下供熱蒸汽的焓值；Q’熱網(wǎng)單位為kJ。第三步，獲得熱網(wǎng)可供汽輪機組AGC使用的蓄熱量ΔQ，ΔQ＝Q熱網(wǎng)-Q’熱網(wǎng)；ΔQ單位為kJ。第四步，獲得熱網(wǎng)蓄熱量通過發(fā)電機產(chǎn)生的電量為W熱網(wǎng)，W熱網(wǎng)＝ΔQ/Q機組，其中，W熱網(wǎng)單位為kWh，W熱網(wǎng)表示熱網(wǎng)蓄熱最大能夠提供的電量，Q機組是指發(fā)電機的熱耗量，Q機組單位為kJ/kWh。在實際操作中，獲得抽汽量上限值ΔM抽汽，ΔM抽汽＝ΔWAGC/W抽汽，其中，ΔM抽汽單位為t/h，ΔWAGC是指AGC運行的要求功率變化量，ΔWAGC單位為MW，W抽汽是指單位抽汽量變化對應的機組負荷變化量，W抽汽單位為MW/t/h。在實際操作中，通過以下步驟獲得抽汽時間上限值Tmax，Tmax單位為h：第一步，獲得正常工況狀態(tài)下熱網(wǎng)管道內的蒸汽量M熱網(wǎng)，M熱網(wǎng)＝V熱網(wǎng)*ρ供熱蒸汽，其中，M熱網(wǎng)單位為t；第二步，獲得壓力低限狀態(tài)下熱網(wǎng)管道內的蒸汽量M’熱網(wǎng)，M’熱網(wǎng)＝V熱網(wǎng)*ρ’供熱蒸汽，其中，M’熱網(wǎng)單位為t；第三步，獲得抽汽時間上限值Tmax，Tmax＝(M熱網(wǎng)-M’熱網(wǎng))/ΔM抽汽。在實際操作中，ρ供熱蒸汽和H供熱蒸汽由正常工況下供熱蒸汽的溫度、壓力參數(shù)推到得出。在實際操作中，ρ’供熱蒸汽和H’供熱蒸汽由安全低限狀態(tài)下供熱蒸汽的溫度、壓力參數(shù)推到得出。根據(jù)當前機組的運行的負荷、熱網(wǎng)供熱的情況，以及AGC、一次調頻指令的變化情況，可以利用以上公式計算得到抽汽量的限值和時間限值，調節(jié)閥根據(jù)抽汽量的限值調整抽汽量的大小，同時監(jiān)視抽汽量改變時長不得超過時間限值，防止時間改變抽汽時間過長對熱網(wǎng)正常運行造成影響。同時，嚴密監(jiān)視熱網(wǎng)的運行狀況，當出現(xiàn)異常時及時終止抽汽量的改變，防止事故的發(fā)生。本發(fā)明的突出有益效果：將原有發(fā)電機組內蒸汽管路與廠內的供熱用熱網(wǎng)連接，并通過可調節(jié)流量的外連管組實現(xiàn)鍋爐產(chǎn)出蒸汽在汽輪機組合供熱用熱網(wǎng)間分配，利用供熱用熱網(wǎng)的儲熱能力來滿足發(fā)電機組對AGC和一次調頻控制的負荷變化速率以及變化幅度的要求，一方面，增加鍋爐熱量產(chǎn)出，以獲得較好的經(jīng)濟效益，并降低機組的整體能耗，另一方面，充分利用供熱管網(wǎng)的蓄能能力，通過瞬間改變輸入供熱用熱網(wǎng)的熱量來滿足汽輪機快速響應負荷，彌補鍋爐熱量產(chǎn)出滯后性的問題，通過調節(jié)輸入供熱用熱網(wǎng)的熱量來滿足汽輪機快速改變出力。附圖說明圖1為本發(fā)明管路結構示意圖；圖中：1、鍋爐，2、凝汽器，3、高壓缸，4、中壓缸，5、低壓缸，6、給水組件，7、再熱器，8、熱再供汽管，9、冷再供汽管，10、冷再調節(jié)閥，11、熱再調節(jié)閥，12、高壓進汽調節(jié)閥，13、冷再管，14、熱再管，15、熱網(wǎng)，16、中壓進汽調節(jié)閥，17、燃料調節(jié)機構,18、熱用戶。具體實施方式下面結合說明書附圖和具體實施方式對本發(fā)明的實質性特點作進一步的說明。如圖1所示的一種提升機組AGC和一次調頻品質的裝置，由熱力循環(huán)系統(tǒng)，所述熱力循環(huán)系統(tǒng)包括依次通過管道串連成環(huán)路的鍋爐1、汽輪機組、凝汽器2以及給水組件6組成，汽輪機組包括帶高壓調速汽門的高壓缸3、帶中壓調速汽門的中壓缸4以及低壓缸5，汽輪主機驅動發(fā)電機運轉，位于所述高壓缸3與中壓缸4間的管路通過一可調節(jié)流量的外連管組與一供熱用熱網(wǎng)15通連，通過調節(jié)外聯(lián)管組流量來分配進入所述中壓缸4和所述熱網(wǎng)15的熱量，所述鍋爐1設有燃料調節(jié)機構17，位于鍋爐1與高壓缸3間的管路上設有高壓進汽調節(jié)閥12；所述外連管組包括冷再供汽管9、熱再供汽管8以及調節(jié)閥組，所述調節(jié)閥組包括設于所述冷再供汽管9上的冷再調節(jié)閥10以及設于所述熱再供汽管8上的熱再調節(jié)閥11；所述高壓缸3出汽口通過一冷再管13與設于所述鍋爐1內的再熱器7進汽口通連，所述再熱器7出汽口通過一熱再管14與所述中壓缸4的進汽口通連，所述冷再管13通過所述冷再供汽管9與所述熱網(wǎng)15通連，所述熱再管14通過所述熱再供汽管8與所述熱網(wǎng)15通連。在實際操作中，發(fā)電機組正常運作時，燃料調節(jié)機構為鍋爐1提供穩(wěn)定的燃料，鍋爐1中產(chǎn)生的蒸汽通過管路輸送至汽輪機組中，經(jīng)過高壓缸3做功后會分流至中壓缸4或熱網(wǎng)15，從高壓缸3出汽口排出的蒸汽通過冷再管13送入鍋爐1內的再熱器7進行加熱，并通過熱再管14送入中壓缸4繼續(xù)做功，從高壓缸3出汽口排出的蒸汽還可以通過外連管組流入熱網(wǎng)15中，使得發(fā)電機組低負荷運轉時，通過向熱網(wǎng)15輸送蒸汽來確保鍋爐1始終處于高效出汽狀態(tài)，確保鍋爐1燃燒經(jīng)濟性和工作效率。由于鍋爐1出力改變響應滯后，在短時間內通過燃料調節(jié)機構送入過量燃料會導致系統(tǒng)發(fā)生較大擾動，使得鍋爐1燃料量波動較大，增加了汽輪機組蒸汽壓力、蒸汽溫度、SCR進口NOX等相關參數(shù)的擾動，影響發(fā)電機組的經(jīng)濟性和安全性。結合本發(fā)明技術方案，可以通過以下方法實現(xiàn)：當AGC以及一次調頻要求機組自動響應負荷時，一方面，通過控制調節(jié)閥組實現(xiàn)鍋爐1蒸汽在中壓缸4和供熱用熱網(wǎng)15間再分配，使得發(fā)電機及時提升發(fā)電量，提升的發(fā)電量上限為W熱網(wǎng)，抽汽時間上限值為Tmax和抽汽量上限值為ΔM抽汽，另一方面，通過控制燃料調節(jié)機構和高壓進汽調節(jié)閥12來穩(wěn)步提升鍋爐1出汽量，并為汽輪機提供后續(xù)運轉所需的蒸汽。當鍋爐1的出汽量滿足發(fā)電機組符合要求后，恢復對熱網(wǎng)15的蒸汽輸送。在實際操作中，所述熱網(wǎng)15包括供熱主管、與供熱主管通連的供熱支管以及設于所述供熱支管上的熱用戶18。供熱主管和供熱支管既為儲熱提供空間，還能引導蒸汽輸送路徑，方便使用。在實際操作中，發(fā)電廠一般會有多組發(fā)電機組同時運轉，為了提高熱網(wǎng)15的儲熱效率，可以將多組發(fā)電機組同時接入一個熱網(wǎng)15中，當任一機組因負荷增加而減少了對熱網(wǎng)15的蒸汽輸送量時，可以通過其余發(fā)電機組調配來維持熱網(wǎng)15運行，也應視為本發(fā)明的具體實施例。通過一個實施例來說明上述方法中各控制參數(shù)的計算方法：假設某發(fā)電廠設有與蒸汽管道通連的熱網(wǎng)15，廠內熱網(wǎng)15設計的供汽壓力為1.5MPa表壓，絕對壓力為1.6MPa，溫度為300℃，對應的蒸汽焓值H供熱蒸汽為3036.2kJ/kg，蒸汽密度ρ供熱蒸汽為6.3012kg/m3，發(fā)電機的熱耗量Q機組為8100kJ/kWh，ρ供熱蒸汽和H供熱蒸汽由正常工況下供熱蒸汽的溫度、壓力參數(shù)推到得出；系統(tǒng)設計要求廠內熱網(wǎng)15的壓力不低于1.2MPa(絕對壓力1.3MPa)，溫度為296.3℃，對應的蒸汽焓值H’供熱蒸汽為3036.2kJ/kg，蒸汽密度ρ’供熱蒸汽為5.1177kg/m3，ρ’供熱蒸汽和H’供熱蒸汽由安全低限狀態(tài)下供熱蒸汽的溫度、壓力參數(shù)推到得出；電廠的供熱系統(tǒng)配置包括廠內4根供熱管路以及廠外2根供熱管路。廠內各供熱管路長度為0.5公里，管子規(guī)格為Ф273×8，共計容積105m3，廠外各供熱管路，長度12公里，一根規(guī)格為Ф478×10，另1根規(guī)格為Ф630×12，共計容積5435m3。由此計算可知，供熱管路總容積V熱網(wǎng)為5540m3。首先，結合電廠供熱熱網(wǎng)15容量和熱用戶情況，設計熱網(wǎng)15蓄熱應用計算模型，計算熱網(wǎng)15可供發(fā)電機組AGC使用的蓄熱量ΔQ并計算熱網(wǎng)15可供發(fā)電機組AGC使用的對應的功率W熱網(wǎng)：第一步，獲得熱網(wǎng)15可用總蓄熱量Q熱網(wǎng)，通過將數(shù)據(jù)代入公式可得Q熱網(wǎng)＝V熱網(wǎng)*ρ供熱蒸汽*H供熱蒸汽＝5540*6.3012*3036.2＝1.06*108kJ；第二步，獲得熱網(wǎng)15安全低限狀態(tài)下的總蓄熱量Q’熱網(wǎng)，通過將數(shù)據(jù)代入公式可得Q’熱網(wǎng)＝V熱網(wǎng)*ρ’供熱蒸汽*H’供熱蒸汽＝5540*5.1177*3036.2＝0.86*108kJ；第三步，獲得熱網(wǎng)15可供汽輪機組AGC使用的蓄熱量ΔQ，通過將數(shù)據(jù)代入公式可得ΔQ＝Q熱網(wǎng)-Q’熱網(wǎng)＝1.06*108-0.86*108＝0.20*108kJ；第四步，獲得熱網(wǎng)15蓄熱量通過發(fā)電機產(chǎn)生的電量為W熱網(wǎng)，通過將數(shù)據(jù)代入公式可得W熱網(wǎng)＝ΔQ/Q機組＝0.20*108/8100＝2469.1kWh。以此可得熱網(wǎng)15在保證低限工作狀態(tài)基礎上，能為發(fā)電機組提供上限為2469.1kWh的電能。其次，根據(jù)發(fā)電機組供熱量和汽源情況來設計發(fā)電機組抽汽量上限值ΔM抽汽和抽汽時間上限Tmax，計算改變機組供熱量產(chǎn)生的機組負荷量，進而設定發(fā)電機組從熱網(wǎng)15處截流的汽量上限和時間上限。在計算抽汽量上限值ΔM抽汽時，設定AGC運行的要求功率變化量為6MW時，根據(jù)發(fā)電機組熱平衡計算，再熱蒸汽為820t/h，相當于235MW，單位抽汽量變化對應的機組負荷變化量W抽汽＝235/820＝0.2866MW/t/h,將數(shù)據(jù)代入公式可得ΔM抽汽＝ΔWAGC/W抽汽＝6/0.2866＝20.9t/h。通過以下步驟獲得抽汽時間上限值Tmax：第一步，獲得正常工況狀態(tài)下熱網(wǎng)15管道內的蒸汽量M熱網(wǎng)，將數(shù)據(jù)代入公式可得M熱網(wǎng)＝V熱網(wǎng)*ρ供熱蒸汽＝5540/0.1587＝34.9t；第二步，獲得壓力低限狀態(tài)下熱網(wǎng)15管道內的蒸汽量M’熱網(wǎng)，將數(shù)據(jù)代入公式可得M’熱網(wǎng)＝V熱網(wǎng)*ρ’供熱蒸汽＝5540/0.1954＝28.4t；第三步，獲得抽汽時間上限值Tmax，將數(shù)據(jù)代入公式可得Tmax＝M熱網(wǎng)-M’熱網(wǎng)/ΔM抽汽＝34.9-28.4/20.9≈0.311h，0.311h可換算為18分鐘42秒。最后，根據(jù)前述計算結果，設計供熱抽汽調節(jié)閥的自動控制策略，實現(xiàn)自動控制，通過在抽汽量上限值范圍內改變抽汽量，在抽汽時間上限Tmax范圍內響應電網(wǎng)對發(fā)電量的需求，實現(xiàn)快速安全響應負荷要求的功能?？刂撇呗詾椋焊鶕?jù)當前機組的運行負荷、熱網(wǎng)15供熱的情況以及AGC、一次調頻指令的變化情況，可以利用計算得到的抽汽量上限值和抽汽時間上限Tmax對冷再調節(jié)閥10或/和熱再調節(jié)閥11調整抽汽量的流量和持續(xù)時間，既確保抽汽量不超過20.9t/h，抽汽時長不超過18分鐘42秒，防止因抽汽量過大或者抽汽時間過長而對熱網(wǎng)15正常運行造成影響?？刂撇呗缘膶嵤┻€需根據(jù)機組的運行工況確定，如果在常規(guī)時段的AGC方式時，指令來回增減，熱網(wǎng)15蓄熱的補充量小，鍋爐1燃料量不用增加也能滿足系統(tǒng)需要；若是MGC或連續(xù)爬坡模式時，鍋爐1可以按照指令定位增加燃料量，以響應熱量的需求，不同的鍋爐1，響應時間有一定偏差，均應視為本發(fā)明的具體實施例。在實際操作中，一般來說亞臨界不會超過5min，即燃料量增加后，5mins內，主汽壓力應上升，鍋爐1燃料沒有超調可以使系統(tǒng)更加穩(wěn)定。