本发明涉及电力领域，具体涉及一种发电机组装置及控制方法。
背景技术：
在现有技术背景下，发电机组生产的电能不能被大规模储存，电力生产、输电、配电供应以及消耗都是同步完成的，发电机组的发电量需要根据消耗量的变化而调整。火电发电根据工程热力学基本原理，利用水在液态和汽态的相变过程中具有吸收和释放热能的特性并可以周而复始重复循环利用的特点，以及汽轮机具有将热能转换成机械能的能力，通过锅炉燃烧实现煤的化学能量转换成热能，再通过水和蒸汽的热力循环系统将热能输送到汽轮机中实现热能转换成机械能；最后，通过与汽轮机同轴连接的发电机实现机械能转换成电能，满足社会的用电需求。水和蒸汽的热力循环系统包括依次串联并形成环路的锅炉、主蒸汽管道、调速汽门、汽轮机组、凝汽器、凝结水泵、低压加热器及凝结水管道、除氧器、高压给水泵、高压加热器及高压给水管道等设备组成，并通过与汽轮机组同轴驱动的发电机，将机械能转换为电能。其中调速汽门是满足电网负荷调度而设置的主要调节设备。现有电网为保证电力用户对供电质量的要求，在对并网运行的火力发电汽轮机组实行自动发电控制(简称AGC)和一次调频管理时，提出了AGC和一次调频控制的负荷变化速率和变化幅度等主要技术指标的控制要求。目前并网运行的火力发电汽轮机组在减负荷过程通过调整调速汽门基本能够满足电网对供电质量的要求。但由于锅炉燃烧过程滞后等原因，机组负荷响应与AGC和一次调频的主要技术指标要求仍存在一些差距。从机组AGC、一次调频的机理可知，机组AGC品质和一次调频性能主要由机组的负荷响应性能决定。对火电机组而言，汽轮机是快速系统，在能量供给满足要求的条件下具备快速改变出力的能力，因此机组AGC品质和一次调频性能主要取决于锅炉蓄热和响应能力。由于亚临界汽包炉的蓄热非常有限，因此其负荷响应常具有较大的滞后性。为提高机组负荷响应性能，目前主要采取的手段是依靠汽机调门的快速性，利用锅炉的蓄热能量，在主汽压力许可波动范围内，通过牺牲压力参数的方式来响应负荷。但由于锅炉的蓄热存储的有限，该方式无法保证响应的效果，负荷的跟随性差；另一方面为提高锅炉的响应能力，一般采用在控制回路中利用前馈或预测等技术手段过量地加减煤量，增加锅炉出力，同时通过汽机调门动作实现一次调频和负荷的快速响应，但机组在投AGC工况下，采用该方法会导致系统存在较大的扰动，锅炉燃料量波动大，系统扰动加大，相应地也增加了机组主汽压力、主汽温度、SCR进口NOX等相关参数的扰动，影响机组的经济性和安全性。汽机调门作为主要调节机构，调门动作频繁，同样影响机组的安全性，也制约机组滑压运行节能潜力的挖掘。
技术实现要素：
为了解决上述问题，本发明提供一种提升机组AGC和一次调频品质的装置，通过在原有发电机组管道上增设一供热用热网，利用供热用热网的储热能力来满足发电机组对AGC和一次调频控制的负荷变化速率以及变化幅度的要求。本发明通过以下方式实现：一种提升机组AGC和一次调频品质的装置，包括热力循环系统，所述热力循环系统包括依次通过管道串连成环路的锅炉、汽轮机组、凝汽器以及给水组件，汽轮机组包括带高压调速汽门的高压缸、带中压调速汽门的中压缸以及低压缸，汽轮主机驱动发电机运转，位于所述高压缸与中压缸间的管路通过一可调节流量的外连管组与一供热用热网通连，通过调节外联管组流量来分配进入所述中压缸和所述热网的热量，所述锅炉设有燃料调节机构，位于锅炉与高压缸间的管路上设有高压进汽调节阀。由于亚临界汽包炉负荷响应滞后，所以将原有发电机组内蒸汽管路与厂内的供热用热网连接，并通过可调节流量的外连管组实现锅炉产出蒸汽在汽轮机组合供热用热网间分配，利用供热用热网的储热能力来满足发电机组对AGC和一次调频控制的负荷变化速率以及变化幅度的要求，一方面，增加锅炉热量产出，以获得较好的经济效益，并降低机组的整体能耗，另一方面，充分利用供热管网的蓄能能力，通过瞬间改变输入供热用热网的热量来满足汽轮机快速响应负荷，弥补锅炉热量产出滞后性的问题，通过调节输入供热用热网的热量来满足汽轮机快速改变出力。作为优选，所述外连管组包括冷再供汽管、热再供汽管以及调节阀组，所述调节阀组包括设于所述冷再供汽管上的冷再调节阀以及设于所述热再供汽管上的热再调节阀。冷再供汽管和热再供汽管均用于锅炉向热网提供热能，由于冷再供汽管和热再供汽管接收蒸汽的接入位置不同，可以根据锅炉情况来使用不同路径的供热管路，还能在任一管路故障时起到双保险作用；调节阀组用来控制从蒸汽管路中分流进入热网的蒸汽量，进而实现汽轮机组与热网间有效可控地分配蒸汽，满足发电机组及时满足对AGC和一次调频控制的负荷变化速率以及变化幅度的要求。作为优选，所述高压缸出汽口通过一冷再管与设于所述锅炉内的再热器进汽口通连，所述再热器出汽口通过一热再管与所述中压缸的进汽口通连，所述冷再管通过所述冷再供汽管与所述热网通连，所述热再管通过所述热再供汽管与所述热网通连，所述热再管上设有中压进汽调节阀。冷再管中的蒸汽通过再热器加热后具有更高的能量，热再供汽管和冷再供汽管可以提供热网不同温度的蒸汽，进而可以根据实际情况进行调节。当热网所需热量较少时，采用冷再供汽管输送温度较低的蒸汽，并为汽轮机组剩余较多的能量，反之则通过热再供汽管输送温度较高的蒸汽。中压进汽调节阀用于调节进入中压缸的蒸汽量。作为优选，所述热网包括供热主管、与供热主管通连的供热支管以及设于所述供热支管上的热用户。热网接收来自锅炉的蒸汽后通过供热主管、供热支管将蒸汽分散至各热用户处。本发明提供一种提升机组AGC和一次调频品质的方法，热力循环系统位于高压缸与中压缸间的管路通过一外连管组与供热用热网通连，外连管组上设有调节阀，当AGC以及一次调频要求机组自动响应负荷时，一方面，通过控制调节阀组实现锅炉蒸汽在中压缸和供热用热网间再分配，使得发电机及时提升发电量，提升的发电量上限为W热网，抽汽时间上限值为Tmax和抽汽量上限值为ΔM抽汽，W热网是指热网蓄热量通过发电机产生的电量，另一方面，通过控制燃料调节机构和高压进汽调节阀来稳步提升锅炉出汽量，并为汽轮机提供后续运转所需的蒸汽。锅炉在正常运转时，一部分蒸汽通过外连管组输送至热网，当发电机组因AGC和一次调频控制而需要改变负荷时，这部分原先进入热网的蒸汽将直接送入汽轮机组中做功，并及时产生需要的电能，在满足发电机组及时响应负荷变化后，通过控制燃料调节机构和高压进汽调节阀来平稳有序地增加锅炉出汽量，既能有效满足发电机组长时间处于变化后的负荷状态，还能通过增加的出汽量来恢复对热网的蒸汽输送，使得锅炉运行状态兼具稳定性和经济性。虽然这种方式能及时响应ACG和一次调频对发电机组负荷的变化要求，但对负荷变化的幅度会有限制，及时增加的电能是由原先输入热网的蒸汽做功产生，则提升的发电量上限为W热网，可以根据输入热网的蒸汽热量计算获得。在实际操作中，通过调节中压缸和热网间的蒸汽分配，使得发电机增加发电量，增加的发电量上限为W热网，通过以下步骤获得：第一步，获得热网可用总蓄热量Q热网，Q热网＝V热网*ρ供热蒸汽*H供热蒸汽，其中，V热网是指热网管路体积，ρ供热蒸汽是指正常工况状态下供热蒸汽的密度，H供热蒸汽是指正常工况状态下供热蒸汽的焓值；Q热网单位为kJ。第二步，获得热网安全低限状态下的总蓄热量Q’热网，Q’热网＝V热网*ρ’供热蒸汽*H’供热蒸汽，其中，ρ’供热蒸汽是指安全低限状态下供热蒸汽的密度，H’供热蒸汽是指安全低限状态下供热蒸汽的焓值；Q’热网单位为kJ。第三步，获得热网可供汽轮机组AGC使用的蓄热量ΔQ，ΔQ＝Q热网-Q’热网；ΔQ单位为kJ。第四步，获得热网蓄热量通过发电机产生的电量为W热网，W热网＝ΔQ/Q机组，其中，W热网单位为kWh，W热网表示热网蓄热最大能够提供的电量，Q机组是指发电机的热耗量，Q机组单位为kJ/kWh。在实际操作中，获得抽汽量上限值ΔM抽汽，ΔM抽汽＝ΔWAGC/W抽汽，其中，ΔM抽汽单位为t/h，ΔWAGC是指AGC运行的要求功率变化量，ΔWAGC单位为MW，W抽汽是指单位抽汽量变化对应的机组负荷变化量，W抽汽单位为MW/t/h。在实际操作中，通过以下步骤获得抽汽时间上限值Tmax，Tmax单位为h：第一步，获得正常工况状态下热网管道内的蒸汽量M热网，M热网＝V热网*ρ供热蒸汽，其中，M热网单位为t；第二步，获得压力低限状态下热网管道内的蒸汽量M’热网，M’热网＝V热网*ρ’供热蒸汽，其中，M’热网单位为t；第三步，获得抽汽时间上限值Tmax，Tmax＝(M热网-M’热网)/ΔM抽汽。在实际操作中，ρ供热蒸汽和H供热蒸汽由正常工况下供热蒸汽的温度、压力参数推到得出。在实际操作中，ρ’供热蒸汽和H’供热蒸汽由安全低限状态下供热蒸汽的温度、压力参数推到得出。根据当前机组的运行的负荷、热网供热的情况，以及AGC、一次调频指令的变化情况，可以利用以上公式计算得到抽汽量的限值和时间限值，调节阀根据抽汽量的限值调整抽汽量的大小，同时监视抽汽量改变时长不得超过时间限值，防止时间改变抽汽时间过长对热网正常运行造成影响。同时，严密监视热网的运行状况，当出现异常时及时终止抽汽量的改变，防止事故的发生。本发明的突出有益效果：将原有发电机组内蒸汽管路与厂内的供热用热网连接，并通过可调节流量的外连管组实现锅炉产出蒸汽在汽轮机组合供热用热网间分配，利用供热用热网的储热能力来满足发电机组对AGC和一次调频控制的负荷变化速率以及变化幅度的要求，一方面，增加锅炉热量产出，以获得较好的经济效益，并降低机组的整体能耗，另一方面，充分利用供热管网的蓄能能力，通过瞬间改变输入供热用热网的热量来满足汽轮机快速响应负荷，弥补锅炉热量产出滞后性的问题，通过调节输入供热用热网的热量来满足汽轮机快速改变出力。附图说明图1为本发明管路结构示意图；图中：1、锅炉，2、凝汽器，3、高压缸，4、中压缸，5、低压缸，6、给水组件，7、再热器，8、热再供汽管，9、冷再供汽管，10、冷再调节阀，11、热再调节阀，12、高压进汽调节阀，13、冷再管，14、热再管，15、热网，16、中压进汽调节阀，17、燃料调节机构,18、热用户。具体实施方式下面结合说明书附图和具体实施方式对本发明的实质性特点作进一步的说明。如图1所示的一种提升机组AGC和一次调频品质的装置，由热力循环系统，所述热力循环系统包括依次通过管道串连成环路的锅炉1、汽轮机组、凝汽器2以及给水组件6组成，汽轮机组包括带高压调速汽门的高压缸3、带中压调速汽门的中压缸4以及低压缸5，汽轮主机驱动发电机运转，位于所述高压缸3与中压缸4间的管路通过一可调节流量的外连管组与一供热用热网15通连，通过调节外联管组流量来分配进入所述中压缸4和所述热网15的热量，所述锅炉1设有燃料调节机构17，位于锅炉1与高压缸3间的管路上设有高压进汽调节阀12；所述外连管组包括冷再供汽管9、热再供汽管8以及调节阀组，所述调节阀组包括设于所述冷再供汽管9上的冷再调节阀10以及设于所述热再供汽管8上的热再调节阀11；所述高压缸3出汽口通过一冷再管13与设于所述锅炉1内的再热器7进汽口通连，所述再热器7出汽口通过一热再管14与所述中压缸4的进汽口通连，所述冷再管13通过所述冷再供汽管9与所述热网15通连，所述热再管14通过所述热再供汽管8与所述热网15通连。在实际操作中，发电机组正常运作时，燃料调节机构为锅炉1提供稳定的燃料，锅炉1中产生的蒸汽通过管路输送至汽轮机组中，经过高压缸3做功后会分流至中压缸4或热网15，从高压缸3出汽口排出的蒸汽通过冷再管13送入锅炉1内的再热器7进行加热，并通过热再管14送入中压缸4继续做功，从高压缸3出汽口排出的蒸汽还可以通过外连管组流入热网15中，使得发电机组低负荷运转时，通过向热网15输送蒸汽来确保锅炉1始终处于高效出汽状态，确保锅炉1燃烧经济性和工作效率。由于锅炉1出力改变响应滞后，在短时间内通过燃料调节机构送入过量燃料会导致系统发生较大扰动，使得锅炉1燃料量波动较大，增加了汽轮机组蒸汽压力、蒸汽温度、SCR进口NOX等相关参数的扰动，影响发电机组的经济性和安全性。结合本发明技术方案，可以通过以下方法实现：当AGC以及一次调频要求机组自动响应负荷时，一方面，通过控制调节阀组实现锅炉1蒸汽在中压缸4和供热用热网15间再分配，使得发电机及时提升发电量，提升的发电量上限为W热网，抽汽时间上限值为Tmax和抽汽量上限值为ΔM抽汽，另一方面，通过控制燃料调节机构和高压进汽调节阀12来稳步提升锅炉1出汽量，并为汽轮机提供后续运转所需的蒸汽。当锅炉1的出汽量满足发电机组符合要求后，恢复对热网15的蒸汽输送。在实际操作中，所述热网15包括供热主管、与供热主管通连的供热支管以及设于所述供热支管上的热用户18。供热主管和供热支管既为储热提供空间，还能引导蒸汽输送路径，方便使用。在实际操作中，发电厂一般会有多组发电机组同时运转，为了提高热网15的储热效率，可以将多组发电机组同时接入一个热网15中，当任一机组因负荷增加而减少了对热网15的蒸汽输送量时，可以通过其余发电机组调配来维持热网15运行，也应视为本发明的具体实施例。通过一个实施例来说明上述方法中各控制参数的计算方法：假设某发电厂设有与蒸汽管道通连的热网15，厂内热网15设计的供汽压力为1.5MPa表压，绝对压力为1.6MPa，温度为300℃，对应的蒸汽焓值H供热蒸汽为3036.2kJ/kg，蒸汽密度ρ供热蒸汽为6.3012kg/m3，发电机的热耗量Q机组为8100kJ/kWh，ρ供热蒸汽和H供热蒸汽由正常工况下供热蒸汽的温度、压力参数推到得出；系统设计要求厂内热网15的压力不低于1.2MPa(绝对压力1.3MPa)，温度为296.3℃，对应的蒸汽焓值H’供热蒸汽为3036.2kJ/kg，蒸汽密度ρ’供热蒸汽为5.1177kg/m3，ρ’供热蒸汽和H’供热蒸汽由安全低限状态下供热蒸汽的温度、压力参数推到得出；电厂的供热系统配置包括厂内4根供热管路以及厂外2根供热管路。厂内各供热管路长度为0.5公里，管子规格为Ф273×8，共计容积105m3，厂外各供热管路，长度12公里，一根规格为Ф478×10，另1根规格为Ф630×12，共计容积5435m3。由此计算可知，供热管路总容积V热网为5540m3。首先，结合电厂供热热网15容量和热用户情况，设计热网15蓄热应用计算模型，计算热网15可供发电机组AGC使用的蓄热量ΔQ并计算热网15可供发电机组AGC使用的对应的功率W热网：第一步，获得热网15可用总蓄热量Q热网，通过将数据代入公式可得Q热网＝V热网*ρ供热蒸汽*H供热蒸汽＝5540*6.3012*3036.2＝1.06*108kJ；第二步，获得热网15安全低限状态下的总蓄热量Q’热网，通过将数据代入公式可得Q’热网＝V热网*ρ’供热蒸汽*H’供热蒸汽＝5540*5.1177*3036.2＝0.86*108kJ；第三步，获得热网15可供汽轮机组AGC使用的蓄热量ΔQ，通过将数据代入公式可得ΔQ＝Q热网-Q’热网＝1.06*108-0.86*108＝0.20*108kJ；第四步，获得热网15蓄热量通过发电机产生的电量为W热网，通过将数据代入公式可得W热网＝ΔQ/Q机组＝0.20*108/8100＝2469.1kWh。以此可得热网15在保证低限工作状态基础上，能为发电机组提供上限为2469.1kWh的电能。其次，根据发电机组供热量和汽源情况来设计发电机组抽汽量上限值ΔM抽汽和抽汽时间上限Tmax，计算改变机组供热量产生的机组负荷量，进而设定发电机组从热网15处截流的汽量上限和时间上限。在计算抽汽量上限值ΔM抽汽时，设定AGC运行的要求功率变化量为6MW时，根据发电机组热平衡计算，再热蒸汽为820t/h，相当于235MW，单位抽汽量变化对应的机组负荷变化量W抽汽＝235/820＝0.2866MW/t/h,将数据代入公式可得ΔM抽汽＝ΔWAGC/W抽汽＝6/0.2866＝20.9t/h。通过以下步骤获得抽汽时间上限值Tmax：第一步，获得正常工况状态下热网15管道内的蒸汽量M热网，将数据代入公式可得M热网＝V热网*ρ供热蒸汽＝5540/0.1587＝34.9t；第二步，获得压力低限状态下热网15管道内的蒸汽量M’热网，将数据代入公式可得M’热网＝V热网*ρ’供热蒸汽＝5540/0.1954＝28.4t；第三步，获得抽汽时间上限值Tmax，将数据代入公式可得Tmax＝M热网-M’热网/ΔM抽汽＝34.9-28.4/20.9≈0.311h，0.311h可换算为18分钟42秒。最后，根据前述计算结果，设计供热抽汽调节阀的自动控制策略，实现自动控制，通过在抽汽量上限值范围内改变抽汽量，在抽汽时间上限Tmax范围内响应电网对发电量的需求，实现快速安全响应负荷要求的功能。控制策略为：根据当前机组的运行负荷、热网15供热的情况以及AGC、一次调频指令的变化情况，可以利用计算得到的抽汽量上限值和抽汽时间上限Tmax对冷再调节阀10或/和热再调节阀11调整抽汽量的流量和持续时间，既确保抽汽量不超过20.9t/h，抽汽时长不超过18分钟42秒，防止因抽汽量过大或者抽汽时间过长而对热网15正常运行造成影响。控制策略的实施还需根据机组的运行工况确定，如果在常规时段的AGC方式时，指令来回增减，热网15蓄热的补充量小，锅炉1燃料量不用增加也能满足系统需要；若是MGC或连续爬坡模式时，锅炉1可以按照指令定位增加燃料量，以响应热量的需求，不同的锅炉1，响应时间有一定偏差，均应视为本发明的具体实施例。在实际操作中，一般来说亚临界不会超过5min，即燃料量增加后，5mins内，主汽压力应上升，锅炉1燃料没有超调可以使系统更加稳定。