一种可重构参数实现全时广域机炉解耦的热力系统的制作方法

1.本发明属于火力发电厂热电解耦领域，具体涉及一种可重构参数全时广域的热电解耦系统和方法。


背景技术：

2.新能源入网容量迅速增加，电网对火电灵活性提出了更高的要求，首要问题是热电解耦：热电联产系统具有供热与发电耦合问题，随着城市供热及工业供汽需求增大，供热机组在较大抽汽工况时存在热电耦合现象：增大供热量必须增加主蒸汽，导致发电量增大。
3.火电灵活性也要解决机组在纯凝工况下的深度调峰问题，火电机组在纯凝工况时为了反向补偿新能源的峰谷差，要求火电厂的最低电负荷需低至20％，对于锅炉稳燃安全性、空预器堵塞风险、脱硝投入率、低压缸运行稳定性提出了极大的挑战。
4.目前常用的热电解耦方案及其主要问题如下：储热方案、电锅炉方案，设备占地及投资规模很大，只能在供热季运行；低压缸零出力改造(含光轴)方案，供热增量及解耦能力有限；高、低旁联合供热存在再热蒸汽超速等问题导致解耦幅度受限；主蒸汽打孔抽汽、高压缸排汽供热、或再热器热段抽汽也存在：再热器过热、汽轮机轴向推力超限等安全问题。
5.对于非供热季的火电灵活性，目前通常都需要压低锅炉稳燃负荷，对脱硝、空预器、汽轮机进行低负荷改造，以适应20％电负荷。
6.虽然也有采用热压机引射高压缸排汽的相关热电解耦理论研究，但仅仅依靠热压机的能力是无法实现机炉解耦的产业化：比如当锅炉运行在100％，汽轮机运行在50％负荷率时，热压机的升压比要达到2(也就是要把高压缸的排汽升压至原来的2倍) 才能使得再热器压力恢复到所需值，在这个升压比下热压机的引射比《0.4，意味着热压机的动力蒸汽流量要2.5倍于高压缸排汽量，而实际上解耦旁路减温减压后的动力蒸汽量只是高排汽量的约1.5倍，意味着此时热压机无法完成锅炉100％汽机50％工况时的解耦功能。如果减小解耦幅度，比如锅炉在100％汽轮机在70％，此时升压比变低只需要1.4倍了，对应的引射比约为1，然而由于此时机炉负荷偏差小，旁路蒸汽量大幅减少，而高排流量增大，动力蒸汽也仅能为高排流量的0.6倍，仍然小于热压机所需系数1，同样无法运行。热压机还存在“变工况能力差”的技术缺陷，热压机无法既适应“高升压比低引射比”，又适应“低升压比高引射比”的工况。尤其在低升压比(即锅炉与汽机的负荷差别很小)时，由于解耦旁路的汽量太小导致动力蒸汽量与高压缸排汽相比比例太低，热压机是难以工作的。
7.综上所述，现有技术存在性价比差、解耦幅度小、非供热季运行受限、热压机性能欠缺等多种问题导致无法产业实用化。


技术实现要素：

8.本发明的目的在于提供一种可重构参数实现全时广域机炉解耦的热力系统和方法。
9.一种可重构参数实现全时广域机炉解耦的热力系统，包括，主蒸汽管道(1)、解耦
分流管道(2)、汽轮机高压缸、锅炉再热器(10)、热压机系统(5)；主蒸汽管道 (1)与解耦分流管道(2)相连接，主蒸汽管道(1)与汽轮机高压缸相连接。解耦分流管道(2)与热压机系统(5)的动力蒸汽入口(4)相连接，高压缸排汽管道与热压机系统(5)的吸入蒸汽口(6)相连接；热压机系统(5)排汽管道与再热器冷段(8)相连接；其特征在于：由解耦分流管道(2)、热压机系统(5)构成再热器蒸汽参数重构单元；热压机系统的吸入蒸汽压力设计值ph 高于高压缸排汽正常值ph，热压机系统投运时，高压缸排汽压力会自动升高至ph ，热压机系统的引射比也升高，动力蒸汽与吸入蒸汽匹配达到平衡，热压机排汽输出到再热器冷段入炉时，热压机排汽输出压力匹配锅炉再热器所需的压力pr。
10.一种可重构参数实现全时广域机炉解耦的热力系统的运行方法，其特征在于，
11.热压机主工况为负荷比t/b,指汽轮机主进汽量按t％纯凝工况，锅炉主汽量为b％负荷率；
12.1)机炉负荷比保持t/b比例不变时：当锅炉和汽轮机的负荷率都发生变化，其比例不变时，热压机的升压比与引射比相同，热压机的流量值用多台并列热压机进行流量匹配控制；
13.2)机炉负荷比由主工况降低时，动力蒸汽不足，首先利用热压机的性能裕量，将部分高压缸排汽对外引出，热压机的性能裕量充分利用后，如热压机动力蒸汽能够匹配吸入蒸汽在正常性能曲线内，系统正常运行；如热压机仍不能在正常性能曲线内，调控热压机降低升压比n，以保证动力蒸汽能够匹配吸入蒸汽；
14.3)机炉负荷比由主工况升高时，动力蒸汽不足，首先利用热压机的性能裕量，将部分高压缸排汽对外引出，热压机的性能裕量充分利用后，如升压比n-引射比u 能够匹配符合要求，系统可正常运行；如仍不符合要求，再调控热压机降低升压比n，热压机的引射比u变高，以保证动力蒸汽匹配。
15.与现有技术相比，本发明的有益效果是：
16.本发明具有工程实用性：本发明重新构造新功能、挖掘相关设备潜能、并叠加热压机系统的解耦功能，使得热压机的工况改善(升压比下降，引射比升高)，实现动力蒸汽与吸入蒸汽流量匹配，系统具备了实用性。原设备挖潜与热压机各贡献了一半的解耦能力，并且解决了热压机无法运行在窄幅工况的弊病(机炉负荷差别不大称之为窄幅解耦)；由于多措并举为系统提供了足够的冗余能力，补偿了热压机变工况能力差导致的工作范围受限的问题，系统可运行范围变宽，具备工程实用性。
17.本发明真正实现了：将高压缸排汽升压以匹配锅炉热再参数的重大难题，实现了机炉解耦的关键步骤，为火电灵活性提供了一种全新的解决思路。在供热季机炉负荷差用于对外供热(汽)，使得机组的供热能力增大而电负荷相对较低，体现为“热电解耦”；在非供热可实现机组超低负荷运行。
18.本发明可维持锅炉的主汽、再热器参数互相匹配，使得锅炉的前后炉膛热量平衡。同理汽轮机的高、中压缸进汽量互相匹配，处于平衡状态。汽轮机的低压缸自身是对称的，没有轴向推力问题，因此低压缸的进汽参数可以单独灵活控制，使得机组的负荷适应性更加灵活。
19.本发明在非供热季(纯凝工况)时可以实现：锅炉运行在稳燃最小工况(～30％)，汽机高中压缸按照最小安全值进汽(～15％)，多余蒸汽经过解耦旁路、热再旁路到热段，再
经过低压供汽控制组件补汽至低压缸或去往冷段，保证低压缸的进汽量高于叶片所需的安全流量，从而解耦了高中压缸与低压缸的相关性，实现机组最低发电负荷 《20％。
20.本发明在极低负荷工况运行时，锅炉再热器旁路开启，进入再热器的流量下降吸热量减少，提高了后炉膛烟温从而优化了脱硝、空预器的工况，有利于锅炉进一步降低负荷。
21.本发明可以产生多达4路的对外抽汽，分别是从解耦旁路引出的高压蒸汽、从辅汽联箱引出的中压低温蒸汽、从热再热段引出的中压高温蒸汽、从低压供汽控制组件引出的低压供汽，可以极大地实现机组在低负荷时的对外工业供汽能力(另外一种热电解耦场景)。
22.本发明设备全部为贯通式，没有储存式装置，体积小，占地小，投资低，无土建工程。
23.本发明核心设备为热压机、新增管道及阀门，这些设备体积小，结构简单，维护工作量小，投资成本可控。
24.本发明对主机本体改动量不大，对辅机基本不改动，即可实现宽幅热电解耦和火电灵活性。
25.本发明也可以极大地提升机组一次调频的能力，改善电网调频能力。
26.本发明既可以实现深度机炉解耦(二次调频能力强大)，多快好省地实现火电灵活性功能，协助更多新能源并网，有利于“双碳”目标达成。
27.本发明实现宽幅火电灵活性可以减少储能建设规模，由于性价比更优，可以显著减轻储能投资压力。
附图说明
28.图1：系统单元划分示意图。
29.图2：系统构成示意图。
30.图3：单机改造前抽汽工况图。
31.图4：非供热季超低负荷工况示意图。
32.图5：系统工况调控流程图。
33.图中：主蒸汽管道(1)，解耦分流管道(2)，第一减温减压器(3)，动力蒸汽入口(4)，热压机系统(5)，吸入蒸汽口(6)，热压机旁路(7)，再热器冷段(8)，第一中压供汽管道(9)，再热器(10)，再热器旁路管道(11)，再热器热段(12)，热段调压组件(13)，调节阀(14)，中压缸流量控制组件(15)，高压供汽管道(16)，中压供汽管道(17)，第二中压供汽管道(18)，低压供汽管道(19)，低压缸补汽管路(20)，中低压缸连通管(21)，供热抽汽母管(22)
具体实施方式
34.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，所描述的实施例仅仅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。
35.本发明的技术方案，不受电厂机组容量的限制。
36.本发明的技术方案，不受电厂机组参与深度热电解耦和供热台数的限制。
37.本发明的技术方案，不受电厂机组蒸汽参数的限制。
38.本发明的技术方案，不受电厂机组乏汽冷却方式的限制。
39.本发明的技术方案，不受电厂供热热力系统的限制。
40.在热电解耦实际应用中，当采用部分主蒸汽去供热时，系统内的蒸汽量(从再热器冷段前)被抽走了一部分，进入锅炉再热器里的蒸汽流量就会减少。如果进入再热器的流量不足，会导致再热器超温被烧坏。如果直接从再热器热段(热再)抽汽去供热或工业供汽，进入再热器的蒸汽流量就会足够。综合各因素：第一，再热器冷段对应的是汽轮机高压缸排汽。想要保证进入再热器冷段的蒸汽流量足够，就需要保证汽轮机高压缸排汽量足够。如果按照现有系统的“主蒸汽-高压缸
‑‑
高压缸排汽
‑‑
锅炉冷再”配置，锅炉蒸发量(主蒸汽)与汽轮机高压缸就必须耦合。第二，由于汽轮机高压缸排汽压力较低，蒸汽比容大，容积流量大，流过再热器的质量流量相对较小。进行再热器蒸汽参数重构，把再热器冷段蒸汽的压力升高，蒸汽比容减小，容积流量变小，流过再热器的质量流量也可以随着压力的升高而增大。第三，进行再热器蒸汽参数重构后，流过再热器的质量流量增大。在同样烟气热负荷(相当于锅炉负荷)的情况下，再热器热段排出蒸汽升温小，再热器不会被烧坏，更适合供热、工业供汽。
41.本技术提供一种可重构参数实现全时广域机炉解耦的热力系统和方法，采取机炉解耦的技术路线实现火电灵活性，兼具热电解耦和非供热工况下机组超低负荷两大功能；其实施方案中充分挖掘利用相关配置设备的设计潜能、并叠加热压机的升压能力，通过管路分流及运行调控，在机炉之间的五个接口断面(包括高压缸排汽口、再热器冷段、再热器热段、中压缸进汽口、低压蒸汽外接口)之间重构蒸汽参数，将锅炉和汽轮机的负荷关联性解开，可实现全时广域机炉解耦，达到火电灵活性功能。
42.如图1所示，系统具有再热器蒸汽参数重构单元、中压缸进汽参数重构单元、低压缸进汽参数重构单元。
43.再热器蒸汽参数重构单元设置于高压缸排汽口、再热器冷段之间；接入主蒸汽、高压缸排汽，重构产生输入再热器冷段的蒸汽，满足再热器冷段的蒸汽需求参数，压力pr、温度tr、流量mr；
44.中压缸进汽参数重构单元设置于再热器热段、中压缸进汽口之间；接入再热器热段的蒸汽，重构产生输入中压缸的蒸汽，满足中压缸的蒸汽需求参数，压力pm、温度tm、流量mm；
45.低压缸进汽参数重构单元设置于中压缸进汽参数重构单元、低压蒸汽外接口之间；接入中压缸进汽参数重构单元输出的旁路蒸汽，重构产生输入低压缸的蒸汽，满足低压缸的蒸汽需求参数，压力pl、温度tl、流量ml；
46.再热器蒸汽参数重构单元、中压缸进汽参数重构单元、低压缸进汽参数重构单元具有蒸汽压力、温度及流量调节功能。
47.通过对主蒸汽和汽轮机高压缸排汽进行调整后再用于供热、工业供汽和驱动汽轮机中压缸，既可以用于集中供热、工业供汽，也可以将主蒸汽与高压缸解耦，从而实现深度热电解耦。同时，供热和工业供汽设备压力等级、耐温等级也都能合理使用，投资小、运行安全、经济性也合理。
48.系统具体实现所采用的技术措施包括：1、利用热压机憋压，提升高压缸排汽压力；2、调控热压机吸入高压缸排汽，进行减量；3、再热器设置辅助单元参与调节，再热蒸汽适当提速；4、热段出口调压，对再热器热段憋压；5、中压缸进汽控制；6、低压补汽控制。
49.如图2，锅炉本体和汽轮机本体不做改动设计，锅炉可以按照高负荷或者额定负荷运行，主蒸汽不需要减量。
50.一种可重构参数实现全时广域机炉解耦的热力系统组成配置如下：
51.包括，主蒸汽管道(1)、解耦分流管道(2)、汽轮机高压缸、锅炉再热器(10)、热压机系统(5)；
52.主蒸汽管道(1)与解耦分流管道(2)相连接，主蒸汽管道(1)与汽轮机高压缸相连接。来自主蒸汽管道(1)的高温高压主蒸汽，一部分进入汽轮机高压缸，另一部分进入解耦分流管道(2)。
53.解耦分流管道(2)与热压机系统(5)的动力蒸汽入口(4)相连接，高压缸排汽管道与热压机系统(5)的吸入蒸汽口(6)相连接。解耦分流管道(2)上设置有第一减温减压器(3)，解耦分流管道(2)来的蒸汽经第一减温减压器(3)进行减温减压后作为热压机系统(5)的动力蒸汽；高压缸排汽管道来的高排蒸汽作为热压机系统(5)吸入蒸汽。热压机系统(5)排汽管道与再热器冷段(8)相连接。
54.高压缸排汽管道与再热器冷段(8)之间还设置热压机旁路(7)。高压缸排汽管道还通过热压机旁路(7)连接到锅炉再热器冷段(8)。
55.解耦分流管道(2)经过减温减压后还通过高压供汽管道(16)对外提供高压供汽；高压缸排汽也可通过第一中压供汽管道(9)对外提供中压供汽。
56.在热压机系统的动力蒸汽管路、吸入蒸汽管路、排汽管道、热压机旁路(7)、高压供汽管道(16)、第一中压供汽管道(9)上分别设有调节阈，实现开启、关闭和调节流量作用。
57.解耦分流管道上依次设置有调节阀、第一减温减压器(3)。通过第一减温减压器 (3)后的解耦分流管道连接到热压机系统动力蒸汽进汽管道。
58.通过解耦分流管道(2)旁路一部分主蒸汽以减少高中压缸的发电量，此时锅炉和汽轮机的负荷差异变大，导致高压缸的排汽参数无法满足锅炉再热器要求，需重新构建再热器冷段蒸汽的三大关键参数：温度、压力、流量。
59.由解耦分流管道(2)、第一减温减压器(3)、热压机系统(5)构成图1所示再热器蒸汽参数重构单元。
60.再热器蒸汽参数重构单元设置于高压缸排汽口、再热器冷段之间；接入旁路主蒸汽、高压缸排汽，重构产生输入再热器冷段的蒸汽，满足再热器冷段的蒸汽需求参数，压力pr、温度tr、流量mr；另外还可输出两路对外供汽。
61.热压机用a\b\c三个参数来表示三个接口，a是动力蒸汽入口，b是吸入蒸汽入口，c是排汽出口，其工作参数n是升压比＝pc/pb(压力比)；u是引射比＝mb/ma (流量比)。
62.解耦工况时，由于锅炉的负荷大于汽轮机，因此高压缸的排汽参数与锅炉再热器进汽参数是不匹配的。
63.再热器蒸汽参数重构单元的热压机系统进行设计选型时，将吸入压力提高而吸入流量减少，吸入蒸汽压力设计值按高压缸排汽正常值ph提升至少1.2倍至ph
(ph

≥1.2*ph)。则热压机投运时，若高压缸排汽压力为正常值ph，此时热压机的引射比u较低，解耦旁
路的动力蒸汽无法全部引射高压缸排汽而部分滞留，高压缸排汽压力会自动进行升高，当高压缸排汽憋压至≥1.2倍时，则热压机系统的引射比也升高，动力蒸汽与吸入蒸汽匹配达到平衡。高压缸憋压后的排汽压力ph ，ph 需控制在高压缸的安全裕度内，通常为憋压前正常值ph的1.2～1.3倍。
64.解耦分流管道来的蒸汽减温减压后作为热压机系统的动力蒸汽用于引射高压缸排汽并通过热压机排汽输出到再热器冷段。当高压缸憋压后的排汽压力达到ph ，热压机排汽输出到再热器冷段入炉时，热压机排汽输出压力恰好匹配锅炉再热器所需的压力pr。
65.在解耦分流管道上设置第一减温减压器(3)，可通过控制减温水量实现解耦分流管道的蒸汽减温，并进而控制实现热压机排汽输出到再热器冷段蒸汽的温度tr。
66.解耦分流管道来的蒸汽减温减压后与高压缸排汽共同输入至再热器，质量流量会高于再热器的需求量，高压缸排汽可以通过第一中压供汽管道(9)对外提供中压供汽，引出部分高压缸排汽，通过辅汽联箱驱动小汽机和除氧器或直接对外供汽。通过对热压机吸入汽量(高压缸排汽)进行减量控制，热压机的吸入蒸汽量减少，使得高压(动力)蒸汽相对低压(吸入)蒸汽的比例更高，从而使得热压机引射比变差时仍然可以把低压蒸汽完成升压，可使得热压机的变工况能力增强、范围更宽。
67.再热器蒸汽参数重构单元，用于憋压提升高压缸排汽压力，在热压机选型时，把吸入压力设计得比高压缸正常排汽压力更高，基于热压机固有的工作特性(当动力蒸汽、排汽压力不变时，吸入蒸汽压力低时引射比低，吸入蒸汽压力高时引射比高)，使得高压缸排汽在安全范围内被动抬升至正常值的1.2倍以上，利用高压缸的憋压功能，为热压机二次压缩提供良好基础。另外，还用于对热压机吸入汽量(高压缸排汽) 进行减量：引出部分高压缸排汽，通过辅汽联箱驱动小汽机和除氧器或对外供汽，热压机的吸入蒸汽量减少，使得热压机的变工况范围更宽。
68.热压机系统(5)中可配置一台或多台热压机。多台热压机分别采用同型号或不同型号热压机。
69.多台热压机的排出蒸汽流量配比方案一如下：
70.假如多台热压机合计排出的最大流量为m t/h。选取数值g＝7m/6，系统中安装三台排出蒸汽流量分别为1g/7，2g/7，4g/7的热压机。这三台热压机通过不同的组合方式运行，可以匹配出1/6～1m(1/6、1/3、1/2、2/3、5/6、1)的排出蒸汽流量，以适应深度热电解耦和供热系统的变工况运行。
71.多台热压机的排出蒸汽流量配比方案二如下：
72.假如多台热压机合计排出的最大流量为m t/h。选取数值g＝7m/6，系统中安装两台排出蒸汽流量分别为1g/3，2g/3的热压机。这两台热压机通过不同的组合方式运行，可以匹配出1/3～1m的排出蒸汽流量，以适应深度热电解耦和供热系统的变工况运行。
73.多台热压机中每一台的排出蒸汽流量配比方案，也可以是其它任意流量组合。
74.系统中配置的多台热压机，既可以全部都是可调喷嘴结构，也可以全部都是固定喷嘴结构，还可以是部分可调喷嘴结构和部分固定喷嘴结构。
75.热压机的调节手段有两种：一种是调节喷针(如果采用可调喷嘴)，一种是调节解耦分流阀门的开度(如果采用固定喷嘴)。
76.热力系统中还进一步包括，汽轮机中压缸、中压缸进汽管道。
77.再热器热段(12)通过中压缸进汽管道与汽轮机中压缸相连接，用于驱动汽轮机中压缸做功。
78.中压缸进汽管道上依次设置有热段调压组件(13)、中压缸流量控制组件(15)。中压缸进汽管道在热段调压组件(13)下游设置有中压分流旁路管道。
79.在热段调压组件(13)减压后分为两路，第一路与中压缸流量控制组件(15)连接；第二路接入中压分流旁路管道。
80.再热器热段(12)也可以通过第二中压供汽管道(18)对外提供中压供汽。
81.中压缸进汽管道上在中压缸流量控制组件(15)下游侧设置有汽轮机中调门，热力系统中的汽轮机中调门并不用于执行对中压缸进汽压力、流量调节。
82.由热段调压组件(13)、中压分流旁路管道、中压缸流量控制组件(15)组成图1 所示中压缸进汽参数重构单元。
83.中压缸进汽参数重构单元用于完成对中压缸进汽参数、再热器热段参数的控制。利用热段调压组件(13)、中压缸流量控制组件(15)分别对来自锅炉的再热蒸汽进行压力调节、流量分配。
84.热段调压组件(13)采用憋压阀，具有憋压调节功能，在一定流量参数下，建立入口与出口之间的所需压差，满足再热器热段所需的目标压力。
85.热段调压组件采用多憋压阀并联布置形式，用2个或者3个阀门获得精准压差调节，阀门的口径可以相同或不同。对于小口径管道，热段调压组件可采用单阀实现。
86.在锅炉再热器出口管道上设置热段调压组件(13)，以再热器热段压力作为控制目标，用于憋压调节使得热段压力升高，保证在再热器流量mr时流速低于最大允许值vr-max；比容减小，确保再热器不发生超速。
87.中压缸流量控制组件(15)控制中压缸的进汽量与高压缸的进汽量进行匹配，以保证汽轮机轴向推力平衡。并通过中压分流旁路管道分流减量。中压缸的进汽量mm 与高压缸的进汽量mh相匹配，可保证汽轮机平衡，并且由于汽轮机自身结构对高中压缸的进汽量差有一定的容偏能力，调节中压缸的进汽量mm与高压缸的进汽量mh 两者进汽量差符合汽轮机的安全裕量范围内。
88.中压缸进汽参数重构单元，设置热段调压组件，用于调控再热器热段压力，降低再热器流速。热段调压组件(13)的再热器热段目标压力值也是系统解耦运行的关键参数，系统解耦运行时跟踪热压机最佳排汽压力值pc-best，该最佳值是由锅炉负荷率、汽机负荷率、高压缸憋压能力、热压机特性、再热器流量、再热器流速、再热器喷水量等多外界关联因素寻优获得。中压缸进汽参数重构单元的热段调压组件在憋压提升再热器热段压力的同时，也会抬升了上游的压力，最终传导到热压机排汽口，使得热压机排汽的压力也变高，符合最佳排汽压力值pc-best，获得最佳工况。
89.另外，设置中压缸进汽量控制组件，中压缸进汽量mm要对应高压缸主进汽量 mh，由中压缸流量控制组件、低压缸进汽参数重构单元协同完成mm值的重构，防止高中压缸推力不平衡，满足不同型号汽轮机各自的推力允许范围。
90.热力系统中进一步还包括，汽轮机低压缸、中低压缸连通管(21)。
91.中压缸排汽管道通过中低压缸连通管与汽轮机低压缸进汽管道相连接。中低压缸连通管上设置有截止阀。中压缸排汽管道还可连接至供热抽汽母管(22)。
92.在中压缸进汽参数重构单元中的中压缸进汽管道上，在热段调压组件(13)下游设置中压分流旁路管道。
93.中压分流旁路管道上设置第二减温减压器和调节阀(14)。
94.进入中压缸的蒸汽流量必须受控，中压缸进汽量应与高压缸的进汽量匹配，否则汽轮机的高中压轴向推力会不平衡。由于锅炉热再蒸汽量高于中压缸所需，首先满足中压缸的汽量，多出来的部分都进入中压分流旁路管道。
95.通过中压缸流量控制组件(15)和调节阀(14)，用于中压缸进汽量与分流旁路流量的分配控制。
96.在第二减温减压器和调节阀(14)下游侧，分别连接两路管路：一路连接低压供汽管道(19)可对外提供低压供汽。另一路通过低压缸补汽管路(20)连接至低压缸进汽管道。
97.中压分流旁路管道中分流的蒸汽减温减压后，按照工况需求，具有不同流动输出方向，(供热季)供热工况下，通过低压供汽管道(19)可对外提供低压供汽；(非供热季)纯凝工况下，通过低压缸补汽管路(20)后进入低压缸。
98.低压缸补汽管路(20)的出口既可以接入供热抽汽母管(22)的抽汽逆止阀上游，也可以接入中低压缸连通管(21)，也同时可接入排往凝汽器。
99.由第二减温减压器、调节阀(14)、低压缸补汽管路(20)组成图1所示低压缸进汽参数重构单元。
100.调节阀(14)用于控制蒸汽流量。蒸汽温度、压力由第二减温减压器来控制。
101.另外，低压缸补汽管路(20)设置为双向工作管路，里面的蒸汽介质流向按照工况需求，具有不同流动方向，第一种(非供热季)纯凝工况下，为中压分流旁路管道中分流出来的蒸汽减温减压后流向低压缸；第二种(供热季)供热工况下，为中压缸排汽流出对外提供低压供热。
102.综上，大部分情况下低压缸进汽参数重构单元都是对外输出供热蒸汽，只有在锅炉运行在30％、汽机运行在20％极端工况下，需要利用低压缸补汽管路(20)向低压缸进汽，可实现在非供热季时火电厂超低负荷运。此时锅炉运行在最低稳燃负荷 b-min，汽轮机主进汽《15％，低压缸获得补汽后流量、汽温提升，可确保长叶片安全，可实现机组负荷率《20％。
103.为了实现锅炉运行在30％，汽机运行在《20％的极端工况，比如在非供热季，锅炉只能降低到30％的最小稳燃工况，此时为了实现机组最小发电量，就是高中压缸按照汽轮机最小稳定负荷进汽，通常汽轮机高中压缸可以在《15％工况投运，此时高中压缸没有运行问题，但是低压缸容易鼓风，如果低压缸在这个时段长时间稳定运行几个小时，会产生很大风险。此时主蒸汽多出来15％，经过减温减压后回到锅炉再热器，此时再热器流量会偏高，供热季从再热器出来后可通过低压供汽管道(19)对外输送，非供热季外面无蒸汽需求，可进入低压缸，恰好此时低压缸也需要蒸汽，用第二减温减压装置匹配出低压缸所需的参数，进入低压缸，此时的低压缸进汽量大概在35％负荷率的水平，不发生鼓风。此时高中低缸三者的发电总量加起来，大概在20％左右，其中高压缸15％负荷率，中压缸15％负荷率，低压缸35％负荷率。
104.低压缸进汽参数重构单元，可实现“非供热季超低负荷运行”，在非供热季(纯凝工况)时将多余的蒸汽经由解耦旁路
→
热压机
→
再热器(或再热器旁路)
→
低压缸补汽管路
→
注入低压缸或冷段凝汽器。则汽轮机高中压缸可实现超低流量，而低压缸运行在安全流量，机组负荷率《20％。
105.热力系统中还进一步设置再热器辅助单元，包括多级喷水减温装置、烟风挡板。
106.再热器设置多级喷水减温装置、烟风挡板用于控制再热器不超温。
107.多级喷水减温装置包含多个喷水减温单元，分级顺序布置在锅炉内部再热器中，至少一个喷水减温单元设置进入锅炉前的再热器冷段管路上，可用于将进入再热器的蒸汽减温，低于再热器工作设计温度值。
108.再热蒸汽需适当达到规定蒸汽流速，当热压机系统变工况时，压缩能力变差(即升压比降低)，为了防止热再蒸汽超速，热压机排汽量会低于锅炉再热器所需。但当流量过低导致再热器超温时，可通过锅炉烟气挡板调节以及再热器多级减温喷水来控制温度，在再热器内设置多级喷水减温装置，使得当再热器流量低于mr时，可实现在最大允许喷水量
▲
w-max时再热器不超温，如此确保再热器不超温。当减温喷水量到调节最大极限后也可以适当提高再热蒸汽流速以保证安全流量。
109.当热压机变工况时导致性能不足时，对再热器的压力pr、质量流量mr、流速vr、多级减温喷水量
▲
w等参数进行协同控制，并确保再热器不超速、不超温，通过适当下降再热器蒸汽压力pr、开启再热器旁路减少质量流量mr、提升蒸汽流速vr符合设计值达速运行、开启多级减温喷水控制超温。使热压机的排汽压力尽量低，降低升压比，提高变工况能力。
110.再热器辅助单元还包括再热器旁路管道(11)。
111.再热器的冷段(8)和热段(12)之间设有再热器旁路管道(11)，可用于调节分流再热器中的流量；再热器旁路管道(11)连接到再热器热段(12)，还具有另一分支管路可接入低压缸补汽管道(20)。当锅炉处于极低负荷率(稳燃负荷)时，可将再热器旁路管道(11)的蒸汽注入低压缸，减少再热器流量和吸热量，提高后炉膛烟温、改善空预器、脱硫、脱硝装置工况。
112.实施例：
113.以某300mw亚临界机组为例，锅炉运行在100％负荷率时主汽量930t，汽轮机按 50％工况运行时主进汽450t，其余480t主蒸汽进入解耦分流管道，经过减温减压后增加至575t进入热压机作为动力蒸汽，此时高压缸压力正常值为1.75mpa流量为390t，需抽取部分高排给除氧器(需约50t)和小汽机(需约40t)，则高排减量至300t。此时锅炉在100％负荷率，再热器的正常参数为压力3.4mpa，流量775t。
114.热压机选型时吸入压力按》2.1mpa(高排压力*1.2倍)来设计，当系统投运时，热压机拥有575t动力蒸汽，需要将300t吸入蒸汽从2.1mpa升压1.62倍至3.4mpa，热压机在该升压比、引射比条件下是可以稳定工况实现蒸汽参数重构的。此时排汽流量875t，压力3.4mpa，将部分热压机排汽外引，再热器参数就与锅炉主蒸汽的匹配了，从而实现了锅炉的前后炉膛平衡。
115.蒸汽经过再热后经过热段调压组件分为两路，流量控制组件将390t蒸汽引入中压缸，其余的385t再热蒸汽经过低压供汽控制的喷水减温减压后得到630t的低压蒸汽对外供热，该过程既实现了汽轮机高中压缸平衡，又实现了热电解耦。
116.系统在供热季运行：
117.1)主工况下机炉解耦：锅炉运行在100％负荷率且前后炉膛处于平衡态，汽轮机只
运行在50％工况且高中压缸处于平衡态。
118.2)此时汽轮机处于50％负荷，中排还可以抽汽100-275t，按保守值100t测算，叠加解耦获得的630t抽汽，可以实现730t的对外供汽(暖)，单机供热能力高达518mw，而发电量只有120-150mw，热电比高达3.5-4.3，实现了深度热电解耦。
119.3)此时若配置120-150mw的电锅炉，则该机组可实现0上网；若配置低压缸切缸改造，供热能力超过750mw，单台机组的供热能力可进一步提升翻倍。
120.在非供热季运行：
121.机组可实现超低负荷运行：锅炉运行在稳燃工况(约30％)，汽轮机主进汽按《15％流量，此时可开启再热器旁路减少后部炉膛的换热量，优化脱硝、空预器等设备的运行工况。从再热器热段处分流减温减压的低压蒸汽、再热器旁路的蒸汽可从低压抽缸补汽管道注入低压缸，确保低压缸的进汽量大于安全值(约30％)，其它多余蒸汽排入冷段，则此时高中压缸负荷率《15％，低压缸在30％，各缸都处于安全流量但总负荷率《20％。
122.如图5所示，热力系统的变工况运行方式，引入参数定义负荷比(负荷率比值) r，当r＝50/100，是指汽机主进汽量按50％纯凝工况，锅炉主汽量为100％负荷率；同时假设热压机选型主工况为50/100,其变工况运行如下：
123.1)机炉负荷比保持50/100比例不变时：当锅炉和汽轮机的负荷率都发生变化，但其比例不变时，比如45/90、40/80、以及35/70时，上述热压机的工况有趋同性(即热压机系统所需的升压比与引射比相同)，也都可以正常实现蒸汽参数重构。当然此时热压机的流量值是不同的，需要用多台并列热压机进行流量匹配控制。
124.2)机炉负荷比由主工况降低时，如40/100(r值变小)：汽轮机主进汽40％，锅炉主汽量100％，偏离了热压机设计工况。
125.此时解耦分流主蒸汽作为可用动力蒸汽变多(热压机工作的有利条件)，同时升压比n变大(热压机工作的不利条件)，通常升压比对热压机工况影响会更显著，热压机系统表现为动力蒸汽不足。
126.首先充分利用热压机的性能裕量(在r＝50/100设计工况时是有裕量的)，可放弃部分高压缸排汽，即将部分高压缸排汽对外引出供热，热压机的性能裕量充分利用后，如热压机动力蒸汽能够匹配吸入蒸汽处在正常性能曲线内，系统可正常运行。
127.如热压机动力蒸汽仍不能够匹配吸入蒸汽处在正常性能曲线内，可降低热压机升压比n，以保证动力蒸汽能够匹配吸入蒸汽。
128.当降低升压比n使热压机动力蒸汽能够匹配吸入蒸汽后，同时会导致再热器压力 pr不足，需要进一步利用再热器的性能裕量，让再热器参数偏离正常值下运行。此时再热器压力偏低导致再热器蒸汽流速提升，但不能超过再热器最高允许值；当蒸汽流速超速时，可开启再热器旁路，对再热器进行减量，并需避免超温，不能超过再热器最高温度允许值；当再热器减量后导致发生超温时，需启动多级喷水减温装置，在最大允许喷水量的前提下，实现再热器温度不超限。通过再热器旁路、多级减温实现再热器既不超速，也不超温，此时再热器压力和流量都处于偏低状态即pr-，mr-运行。
129.根据计算，通过高排减量、降低升压比、控制超速超温，机炉负荷比极限低值可达到r＝35/100左右，如r更低时，再热器参数会触及设备安全边界；
130.3)机炉负荷比由主工况升得过高时，如升至70/100：汽轮机主进汽70％，锅炉主汽
量100％,热压机工况也会出现不利偏移：解耦分流主蒸汽作为可用动力蒸汽变少 (热压机工作的不利条件)，同时升压比n也变低(热压机工作的有利条件)，但动力蒸汽过少，热压机系统仍然会表现为动力蒸汽不足。
131.同样首先充分利用热压机的性能裕量(在r＝50/100设计工况时是有裕量的)，可放弃部分高压缸排汽，即将部分高压缸排汽对外引出供热，热压机的性能裕量充分利用后，如升压比n-引射比u能够匹配，则系统可正常运行。
132.若动力蒸汽流量仍不符合要求，可降低升压比n，热压机的引射比u变高，以保证动力蒸汽匹配。但此时排汽压力pc偏低，需要进一步利用再热器的性能裕量，让再热器参数偏离正常值下运行。可通过热段调压组件(13)调控降低再热器压力至pr-，此时同样会导致再热器蒸汽流速提升，但不能超过再热器最高允许值；当蒸汽流速超速时，可开启再热器旁路，对再热器进行减量，并需避免超温，不能超过再热器最高温度允许值；当再热器减量后导致发生超温时，需启动多级喷水减温装置，在最大允许喷水量的前提下，实现再热器温度不超限。通过再热器旁路、多级减温实现再热器既不超速，也不超温，此时热再压力和流量都处于偏低状态即pr-，mr-运行。
133.根据计算，通过高排减量、提高引射比、再热器提速、控制超速超温，可维持至机炉负荷比达到75/100。
134.4)机炉负荷比继续增大，如大于75/100(机炉负荷率接近，称之为窄幅解耦)：比如汽轮机主进汽80％，锅炉为100％，此时热压机的动力蒸汽流量与高排相比太少，热压机几乎无法有效升压，为了降低系统流阻，开启热压机旁路，系统控制热段调压组件用于憋压提升再热器热段压力，进而导致上游高压缸排汽升压、热再偏工况运行来实现解耦。这种运行方式在机炉负荷比0.7-1之间都可用，解耦幅度越小越好。
135.综上所述，本系统通过主要功能子系统，如主蒸汽解耦旁路减温、高压缸憋压、高排减量、热压机二次压缩，以及辅助功能子系统，如再热器提速、再热器旁路、再热器多级减温喷水、中压缸流量控制、低压蒸汽重构、低压缸补汽之间相互配合，可以实现机炉负荷比在r＝0.35-1之间的宽幅配比，该系统配置40％电锅炉即可实现0 上网，该系统也可以在非供热季实现锅炉30％稳燃负荷下，电负荷率《20％的深度调峰能力。
136.一种可重构参数实现全时广域机炉解耦的热力系统的设计调试运行方法如下：
137.1)系统在建设时会根据该机组的热负荷特性、电负荷特性以及主机设备性能拟定系统的运行主工况、校核工况、非供热季极低负荷工况、事故工况等典型工况，按此进行热压机选型，系统选定后可以列出机炉解耦配比表。
138.2)系统调试时，会选取机炉解耦配比表中的典型节点进行测试并修正相关参数。重点是将热压机升压比与引射比的互耦性以及热压机性能与流量的相关性进行测试及参数修正。
139.3)系统投运时，dcs会根据热网负荷、电网负荷、解耦配比表推算出锅炉和汽轮机的合适工况点，并给出锅炉负荷率、汽机负荷率，以及机炉之间的五个接口断面，即高压缸排汽口、再热器冷段、再热器热段、中压缸进汽口、低压蒸汽外接口的温度、流量参数的控制目标值，包括主蒸汽流量g0、汽轮机主进汽量、再热蒸汽压力目标值、中压缸进汽量。
140.4)按照dcs的指令调控相关阀门，并使得控制对象的实际值都在安全区域内，系统保持稳态运行。若有外部扰动，根据各参数的优先级进行偏差调节，通常热压机系统具备自
稳定特性，基于dcs控制策略即可维持系统稳定运行。
141.5)当电网或热网的负荷率发生了变化，则系统需要按照解耦配比表随动调节，有四种常见情况如下：
142.5.1)仅改变发电负荷：需要增加负荷则汽轮机主进汽门开大，锅炉增加蒸发量，解耦系统获得一个新的工作点，由于主汽量g0升高会有时滞，热压机的动力蒸汽量会变少，但由于高压缸的排汽压力升高，系统仍然具有一定的自稳定性。若降低电负荷反之亦然。
143.5.2)仅增加热负荷：通常热负荷的变化比较平缓，需要增加供热量时，解耦旁路阀门开大，锅炉增加蒸发量，解耦系统获得一个新的工作点。如果减少热负荷，操作方式类似。
144.5.3)电负荷、热负荷同向改变：比如两者都需要增加，汽轮机主进汽及解耦旁路阀同时开大，其他设备也随动调节。
145.5.4)电负荷、热负荷反向改变：比如电负荷降，热负荷升，此时汽机主进汽门关小，开大解耦旁路阀，锅炉负荷升降取决于电、热负荷总和的变化趋势。由于反向改变锅炉调整幅度小，系统具有更快的响应时间。
146.6)新系统投运时，由于主蒸汽被分流而且热压机对汽源压力有下限要求，因此机组原来的滑压运行曲线会被大幅修正(主汽压力下限会抬升)，汽轮机主进汽门前压力将高于改造前系统，在中低负荷时，主调门的开度与改造前系统相比需关小。
147.最后应说明的是：以上所述仅为本发明的解释，并不用于限制本发明，尽管对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。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。