一种火电厂利用射汽抽汽器的调峰系统及控制方法
技术领域
本发明涉及电力能源技术领域，具体涉及一种火电厂利用射汽抽汽器的调峰系统及控制方法。
背景技术
电网因夜间负荷少，同时需要消纳风电、光电、水电及核电等新能源的较大产能负荷，保证作为清洁能源的优先上网，火电厂需要根据电网调度情况进行调峰发电，导致近年来我国火电机组年平均利用小时数持续降低，大多数机组负荷率要小于70％。而在低负荷条件下，机组的热经济性和安全性要明显下降，因此电网调峰与火电机组灵活性之间的矛盾日益突出。
在保证电能的质量和设备的安全稳定运行前提下，调峰节能一直是电网规划中是重中之重。目前火力发电机组的装机容量与发电量仍占据主导地位，依靠大型火电机组深度调峰技术是解决当前电力系统面临的峰谷差距逐渐增大问题和保障电网消纳风能、太阳能等新能源的根本途径。
在众多的火电灵活性深度调峰方案中，主要分为机组本身设备和机组外部设备调峰方案。其中利用火电机组本身锅炉、汽机等主机设备的低负荷运行特性进行深度调峰是大多数电厂首选的调峰方案，然而当机组进行变负荷或低负荷运行时，不但大幅度降低机组发电效率，而且会降低机组寿命。特别是现有汽机侧如高低压旁路喷水减温减压调峰方案会导致大量的热力损失，降低整个机组在低负荷调峰运行工况下的热经济性。
射汽抽汽器，利用射流紊动扩散作用，来传递能量和质量的流体机械和混合反应设备，可实现瞬间加热，热损失较小，升温较快，具有传热效率高，噪声低(可达到65d B以下)，体积小，安装简单，没有运动部件，运行可靠，具有瞬时加热和加压的作用，投资少等优点。在电厂发电过程中会产生大量的凝结水，凝结水在冷却过程中又会产生一定量的低压蒸汽。低压蒸汽回收困难且回收成本较高。射汽抽汽器利用电厂的多余的高压蒸汽以及低压蒸汽，将高压蒸汽与低压蒸汽进行混合换热，回收低压蒸汽余热进行供热。
国内授权专利201610318559.8公开了一种利用热压机进行超超临界机组零号高压加热器的切换系统，实质上就是利用射汽抽汽器和零号高压加热器组合来提高锅炉给水温度，从而提高机组低负荷下的热经济性的方案；国内授权专利201610242126.9公开了一种供热变工况热压机组调节方法及系统，也是利用射汽抽汽器在整个供热期内对热网循环水进行质、量结合的调节，也增加了整个供热机组的供热能力。但上述专利并没有涉及机组对电网的上网电量的调峰响应。
综上所述，如何避免发电厂因为响应电网调峰带来的一系列问题，增强火电厂的深度调峰能力是目前本领域技术人员亟待解决的问题。
发明内容
有鉴于此，本发明旨在提出一种火电厂利用射汽抽汽器的调峰系统及控制方法，以缓解电网调峰与火电机组灵活性之间突出性矛盾，减少发电厂调峰带来的锅炉负荷频繁变动，提高电厂的经济效益。
为达到上述目的，本发明的技术方案是这样实现的：
一种火电厂利用射汽抽汽器的调峰系统，包括发电机、锅炉、大汽轮机、小汽轮机，所述调峰系统包括射汽抽汽器、调峰控制平台及蒸汽调节阀，所述射汽抽汽器通过蒸汽调节阀与高压射汽汽源及低压供汽汽源相连，通过调峰控制平台来控制调整蒸汽调节阀的流量并切换汽源来源进行调峰。
进一步的，所述的射汽抽汽器可以设置多台，可以进行并联，也可以进行串联，其中的射汽抽汽器可采用固定式的，也可采用可调式的。
更进一步的，所述射汽抽汽器的排汽可进入机组热力系统、热网加热器、工业蒸汽管线中的任意一种。
进一步的，所述调峰控制平台通过控制线路连接所述的蒸汽调节阀，根据电厂接受的调峰指令，调节对应的蒸汽调节阀以改变高压射汽或低压供汽汽源的流量，完成电厂调峰负荷需求。
进一步的，所述射汽抽汽器的低压供汽汽源来自于小汽轮机排汽、大汽轮机排汽或其他低温汽源中的至少一种。
更进一步的，所述射汽抽汽器的高压射汽汽源下列汽源中的任意一种：
a1.来自锅炉主蒸汽管道引出的高压蒸汽旁路的主蒸汽；
a2.来自于高压缸抽汽或排汽；
a3.来自于再热器再热热段的抽汽；
a4.来自于中压缸抽汽或排汽。
一种火电厂利用射汽抽汽器的调峰系统的控制方法，按下列步骤进行实施：
S1：电网调度下达对电厂的负荷需求数据；
S2：调峰控制平台接收数据并对比实时发电与电网需求负荷量；
S3：判断电厂是否需要减少发电负荷；若否，则发电机正常运行或根据需要增加锅炉负荷；若是，则进行步骤S4；
S4：判断锅炉是否需要降负荷，若是，则调节锅炉运行的负荷；若否，则进行步骤S5；
S5：通过发电机的额定负荷功率P额，计算调峰时的发电机负荷率X；其中X＝P/P额*100％，判断发电机组的负荷状态以选择高压射汽汽源的来源并计算流量；
S6：调峰控制平台调整蒸汽调节阀的流量，从而来响应电网调度中心的调峰指令。
进一步的，步骤S5还包括：
S501：判断发电机组是否处于高负荷状态，若是，则选择a4来自于中压缸抽汽或排汽作为射汽抽汽器的高压射汽汽源；若否，则进行步骤S502；
S502：判断发电机组是否处于次高负荷状态，若是，则选择a3 来自于再热器再热热段的抽汽作为射汽抽汽器的高压射汽汽源；若否，则进行S503；
S503：判断发电机组是否处于中负荷状态，若是，则将a2来自于高压缸抽汽或排汽作为射汽抽汽器的高压射汽汽源或a1锅炉主蒸汽管道引出的高压蒸汽旁路的主蒸汽中的至少一种作为射汽抽汽器的高压射汽汽源；若否，则发电机组处于低负荷状态，将a1来自锅炉主蒸汽管道引出的高压蒸汽旁路的主蒸汽或a2来自于高压缸抽汽或排汽或a3来自于再热器再热热段的抽汽或a4来自于中压缸抽汽或排汽中的至少一种作为射汽抽汽器的高压射汽汽源。
更进一步的，步骤S5中调峰控制平台通过下述公式计算高压射汽汽源的流量F调峰，
若高压射汽汽源之一为主蒸汽，则
Fa1＝0.278*P调峰/{(H0高-H高排)*η高+(H0中-H中排)*η中+(H0低 -H低排)*η低}
若高压射汽汽源之一为高压缸抽汽或排汽蒸汽，则
Fa2＝0.278*P调峰/{(H高抽或高排-H高排)*η高+(H0中-H中排)*η中+(H0低-H低排)*η低}
若高压射汽汽源之一为中压缸进汽、抽汽或排汽蒸汽或再热器再热热段的抽汽，则
Fa3/a4＝0.278*P调峰/{(H0中或中抽或中排-H中排)*η中+(H0低-H低排)*η低}
其中：P调峰为调峰负荷量，单位kW；H0高为主蒸汽焓值，单位 kJ/kg；H高排为高压缸排汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；η高为高压缸汽机内效率；H0中为中压缸进汽或或排汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；H中排为中压缸排汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；η中为中压缸汽机内效率；H0低为低压缸进汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；H低排为低压缸排汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；η低为低压缸汽机内效率；H高抽或高排为高压缸抽汽或高压缸排汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；H0中或中抽或中排为中压缸进汽、抽汽或或再热器再热热段的抽汽的蒸汽焓值，单位kJ/kg。
进一步的，所述射汽抽汽器存在一个最佳抽吸比Y，根据高压射汽汽源流量F调峰，可计算出低压供汽汽源的流量：F低供＝F调峰*Y，从而调节蒸汽调节阀使低压供汽汽源流量达到F低供。
相对于现有技术，本发明所述的一种火电厂利用射汽抽汽器的调峰系统及控制方法具有以下优势：
本发明避免了现有技术喷水减温减压器造成的热损失。
本发明利用了小汽机排汽或大汽机排汽等乏汽的热能，提高了系统热效率。
本发明利用射汽抽汽器及蒸汽阀门的控制，实现机组发电负荷的灵活调峰控制。
本发明的射汽抽汽器排汽汇入热力系统或供给热网加热器，充分回收工质热量，提高了整个机组的热效率和热经济性。
本发明的调峰系统及控制方法，可以保持锅炉负荷相对稳定，利用射汽抽汽器抽汽汽量的变化来响应电网调峰负荷需求，保证了锅炉安全和延长其使用寿命。
附图说明
构成本发明的一部分的附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1为本发明所述的利用射汽抽汽器的调峰系统的示意图。
图2为本发明所述的利用射汽抽汽器的调峰系统的一优选实施例的示意图。
图3为本发明所述的利用射汽抽汽器的调峰系统的另一优选实施例的示意图。
图4为本发明所述的利用射汽抽汽器的调峰系统的又一优选实施例的示意图。
图5为本发明所述的利用射汽抽汽器的调峰系统的再一优选实施例的示意图。
附图标记说明：
锅炉-1、再热器-2、给水泵-3、小汽轮机-4、大汽轮机-5、高压缸-6、中压缸-7、低压缸-8、发电机-9、射汽抽汽器-11、热网加热器-12、低压加热器-13、高压加热器-14、除氧器-15、蒸汽调节阀-16、凝汽器-17、调峰控制平台-18。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
实施例1
如图1所示，一种利用射汽抽汽器的调峰系统，包括发电机9、锅炉1、大汽轮机5、小汽轮机4、给水泵3、低压加热器13、高压加热器 14、除氧器15、凝汽器17、射汽抽汽器11以及调峰控制平台18及蒸汽调节阀16。火电厂接到电网调度中心的深度调峰减负荷指令时，火电厂的调峰控制平台18根据目前机组负荷及运行情况，调整蒸汽调节阀16 的流量并在至少4路高压射汽汽源间切换和至少2路低压供汽汽源间切换进行调峰。所述的蒸汽调节阀16为蒸汽电磁阀，其流量在10～500m3/h 之间。
具体的，电厂发电时，小汽轮机4启动后可带动给水泵3运行以提供供水体循环的动力。给水泵3将水体泵入高压加热器14进行预加热，预加热后的水体进入运行中的锅炉1以产生高压蒸汽，高压蒸汽进入高压缸6内带动发电机9做功，从而将热能转化为电能；当接到调峰指令时，根据需要可选择将高压主蒸汽作为高压射汽汽源通过高压蒸汽旁路的蒸汽调节阀16进入所述射汽抽汽器11加以利用。
此外，当高压缸6的排汽或抽汽进入再热器2后，经再热冷段、再热热段后可进入中压缸7内带动发电机9做功以发电。当接到调峰指令时，高压缸6的排汽或抽汽以及再热热段蒸汽均可作为高压射汽汽源进入射汽抽汽器11内加以利用。
同样的，中压缸7的抽汽或排汽可进入低压缸8进行发电；当接到调峰指令后，中压缸7的抽汽或排汽也可作为高压射汽汽源通过蒸汽调节阀16调节进入射汽抽汽器11加以利用；此外，当上述高压射汽汽源进入射汽抽汽器11内后，可将经过引流管道的低压缸8的排汽或小汽轮机4的排汽抽进射汽抽汽器11内进行混合，加以回收利用，提高能源利用率，降低成本。
所述的射汽抽汽器11可以为一台或多台，可采用固定式射汽抽汽器或可调式射汽抽汽器。每台射汽抽汽器11均与上述的高压射汽汽源、低压供汽汽源相连，各台之间可并联，也可串联。该设置可保证发电负荷变化时调节的幅度及灵活性。作为优选，当一台射汽抽汽器11的耗汽量有限，难以满足调峰需求，例如发电机组处于中负荷状态时，则将至少两台的射汽抽汽器11并联，待消耗的高压蒸汽可同时进入并联的射汽抽汽器11以满足调峰需求；此外，当利用射汽抽汽器进行调峰时，当一台射汽抽汽器满负荷后不符合工业蒸汽或供热热网的并网条件(温度、压力等)，则可以将射汽抽汽器串联连接，以满足利用射汽抽汽器11进行调峰时的供热需求。
所述的射汽抽汽器11均与机组热力系统管道、工业蒸汽管道、热网加热器12均相连接。经射汽抽汽器11处理后热源，根据汽源质量及实际需求，可进入机组热力系统管道、工业蒸汽管道或经热网加热器12升温后进入供热热网。
此外，低压缸8的排汽可进入凝汽器17中液化成水，上述水体通过低压加热器13进行初次加热，再经除氧器15处理后经给水泵回到高压加热器14进行重复利用。
优选的，所述的热网加热器12、低压加热器13、高压加热器14均使用高压蒸汽作为加热水体的供热源。
实施例2
如图2所示，火电厂接到电网调度中心的深度调峰减负荷指令，火电厂的调峰控制平台18根据目前机组负荷及运行情况，与实施例1相比，本实施例利用发电中的高压主蒸汽作为高压射汽汽源进行深度调峰。
在发电过程中，小汽轮机4启动后后带动给水泵3运行以提供供水体循环的动力。给水泵3将水体泵入高压加热器14进行预加热，预加热后水体进入运行中的锅炉1以产生高压蒸汽。
电厂接到减负荷调峰指令后，调峰控制平台18向射汽抽汽器11发送调峰指令。接到指令后，射汽抽汽器11调大蒸汽调节阀16的流量，锅炉1产生的高压蒸汽部分进入高压缸6做功以带动发电机9来发电，而高压主蒸汽作为高压射汽汽源，通过高压蒸汽旁路进入射汽抽汽器11，从而将低压供汽汽源——部分的小汽机排汽抽至射汽抽汽器11内，将2 者共同转化成高温工业蒸汽，汇至工业蒸汽管道。通过射汽抽汽器11消耗部分用于发电的高压蒸汽，从而减小机组的发电量，实现调峰目的。
此外，当高压缸6的排汽或抽汽进入再热器2后，经再热冷段、再热热段后可进入中压缸7内带动发电机9做功以发电。中压缸7的抽汽或排汽则进入低压缸8进行发电；
低压缸8的排汽进入凝汽器17中液化成水，上述水体通过低压加热器13进行初次加热，再经除氧器15处理后经给水泵回到高压加热器14 进行重复利用。
实施例3
如图3所示，火电厂接到电网调度中心的深度调峰减负荷指令，火电厂的调峰控制平台18根据目前机组负荷及运行情况，与实施例1相比，本实施例利用发电中的高压缸6的排汽或抽汽作为高压射汽汽源进行深度调峰。
在发电过程中，小汽轮机4启动后后带动给水泵3运行以提供供水体循环的动力。给水泵3将水体泵入高压加热器14，加热后水体进入运行中的锅炉1以产生高压蒸汽。
高压蒸汽进入高压缸6做功以带动发电机9发电，部分的高压缸6 的排汽进入再热器2后，经再热冷段、再热热段后进入中压缸7内带动发电机9做功以发电。同时，根据需要设定蒸汽调节阀16的流量，打开高压缸6排汽的蒸汽调节阀16，高压缸6的排汽作为高压射汽汽源进入射汽抽汽器11内，从而将低压供汽汽源——部分的低压缸8的排汽抽至射汽抽汽器11内，将2者共同转化成高温热水，进入热网加热器12加热后，汇入供热热网，从而有效减少机组发电量，实现电厂的深度调峰。
中压缸7的排汽或抽汽则进入低压缸8进行发电；低压缸8的排汽进入凝汽器17中液化成水，上述水体通过低压加热器13进行初次加热，再经除氧器15处理后经给水泵回到高压加热器14进行重复利用。
实施例4
如图4所示，火电厂接到电网调度中心的深度调峰减负荷指令，火电厂的调峰控制平台18根据目前机组负荷及运行情况，与实施例1相比，本实施例仅利用发电中的再热热段的蒸汽作为高压射汽汽源进行深度调峰。
在发电过程中，小汽轮机4启动后后带动给水泵3运行以提供供水体循环的动力。给水泵3将水体泵入高压加热器14，加热后水体进入运行中的锅炉1以产生高压蒸汽。
高压蒸汽进入高压缸6做功以带动发电机9发电，高压缸6的排汽或抽汽进入再热器2后，经再热冷段、再热热段后部分进入中压缸7内带动发电机9做功以发电。同时，通过调峰控制平台18开大再热热段蒸汽的蒸汽调节阀16，再热热段蒸汽作为高压射汽汽源进入射汽抽汽器11 内，从而将低压供汽汽源——部分的低压缸8的排汽抽至射汽抽汽器11 内，将2者共同转化成高温热水，进入热网加热器12加热后，汇入供热热网，从而有效减少机组发电量，实现电厂的深度调峰。
中压缸7的排汽或抽汽则进入低压缸8进行发电；低压缸8的排汽进入凝汽器17中液化成水，上述水体通过低压加热器13进行初次加热，再经除氧器15处理后经给水泵回到高压加热器14进行重复利用。
实施例5
如图5所示，火电厂接到电网调度中心的深度调峰减负荷指令，火电厂的调峰控制平台18根据目前机组负荷及运行情况，与实施例1相比，本实施例仅利用发电中的中压缸7的排汽或抽汽作为高压射汽汽源进行深度调峰。
在发电过程中，小汽轮机4启动后后带动给水泵3运行以提供供水体循环的动力。给水泵3将水体泵入高压加热器14，加热后水体进入运行中的锅炉1以产生高压蒸汽。
高压蒸汽进入高压缸6做功以带动发电机9发电，高压缸6的排汽或抽汽进入再热器2后，经再热冷段、再热热段后进入中压缸7内带动发电机9做功以发电。同时，通过调峰控制平台18开大中压缸7抽汽的蒸汽调节阀16，中压缸7的部分抽汽作为高压射汽汽源进入射汽抽汽器 11内，从而将低压供汽汽源——部分的小汽轮机4的排汽抽至射汽抽汽器11内，将2者共同转化成高温热水，进入热网加热器12加热后，汇入供热热网，从而有效减少机组发电量，实现电厂的深度调峰。
中压缸7的另一部分抽汽则进入低压缸8进行发电；低压缸8的排汽进入凝汽器17中液化成水，上述水体通过低压加热器13进行初次加热，再经除氧器15处理后经给水泵回到高压加热器14进行重复利用。
实施例6
本实施例提供了一种利用射汽抽汽器的调峰系统的控制方法，所述控制方法的执行主体为利用射汽抽汽器11的调峰系统，所述方法包括下述步骤：
S1：电网调度下达对电厂的负荷需求数据；电网调度根据当前用电及供电情况下达负荷需求数据，所述数据包含(1)当前的括电网对电厂的当前需求负荷；(2)基于当前用电情况及趋势，对预设时间电厂的需求负荷数据，判断当前或预设时间段是否为用电低谷期。
S2：电厂的调峰控制平台18接收数据并对比实时发电与电网需求负荷量；调峰控制平台18接收数据后，计算火力发电厂的当前发电负荷与电网的当前需求负荷的负荷差值。当差值为正时，说明火力发电系统的当前发电负荷大于电网的当前需求负荷，需要减少发电量；当差值为0或负数时，说明火力发电系统的当前发电负荷小于等于电网的当前需求负荷，发电机11正常运行或根据需要增加锅炉1负荷；
S3：判断电厂是否需要减少发电负荷；若否，则发电机11正常运行或根据需要增加锅炉1负荷；若是，则进行步骤S4；根据差值的正、负来判断是否需要减少发电量。当判断为电厂需要减少发电负荷时，则说明处于用电低谷期时，由于低谷期当前电网对电厂的当前需求负荷较少，需要进行调峰。
S4：判断锅炉1是否需要降负荷，若是，则调节锅炉1运行的负荷；具体的，根据当前火电厂的发电机9运行情况及目前供热热网的需求情况以及调峰调度的数据判断是否需要锅炉1是否需要降负荷。若目前供热热网、工业蒸汽等对蒸汽量需求均较小时，例如夏季，则减少锅炉1负荷进行调峰；若对若目前供热热网、工业蒸汽等对热量需求较大时，则锅炉1负荷维持不变，进行步骤S5；
S5：通过发电机9的额定负荷功率P额，计算调峰时的发电机负荷率X；其中X＝P/P额*100％，根据负荷率X选择高压射汽汽源的来源；所述高压射汽汽源包括：a1.来自锅炉1主蒸汽管道引出的高压蒸汽旁路的主蒸汽；a2.来自于高压缸6抽汽或排汽；a3.来自于再热器2再热热段的抽汽；a4.来自于中压缸7抽汽或排汽中的至少一种。
确定高压射汽汽源的来源后，调峰控制平台18通过下述公式计算各高压射汽汽源的流量F，
若高压射汽汽源之一为主蒸汽，则
Fa1＝0.278*P调峰/{(H0高-H高排)*η高+(H0中-H中排)*η中+(H0低 -H低排)*η低}
若高压射汽汽源之一为高压缸6抽汽或排汽蒸汽，则
Fa2＝0.278*P调峰/{(H高抽或高排-H高排)*η高+(H0中-H中排)*η中+(H0低-H低排)*η低}
若高压射汽汽源之一为中压缸7进汽、抽汽或排汽或再热器2再热热段的抽汽蒸汽，则
Fa3/a4＝0.278*P调峰/{(H0中或中抽或中排-H中排)*η中+(H0低-H低排)*η低}
其中：P调峰为调峰负荷量，单位kW；H0高为主蒸汽焓值，单位kJ/kg；H高排为高压缸6排汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；η高为高压缸6 汽机内效率；H0中为中压缸7进汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；H中排为中压缸7排汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；η中为中压缸7汽机内效率；H0低为低压缸8进汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；H低排为低压缸8排汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；η低为低压缸8汽机内效率；H高抽或高排为高压缸6抽汽或高压缸6排汽或者再热器2再热热段的抽汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；H0中或中抽或中排为中压缸7进汽、抽汽或排汽或再热器2再热热段的抽汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；
S7：根据高压射汽汽源流量F调峰，可计算出低压供汽汽源流量： F低供＝F调峰*Y，从而调节蒸汽调节阀16使低压供汽汽源的流量达到F 低供。其中Y代表射汽抽汽器11的最佳抽吸比(0＜Y＜1)，根据射汽抽汽器11的具体型号加以确定。根据上述公式，可准确计算选择的高压射汽汽源、低压供汽汽源的蒸汽流量，实现对调峰的精准响应。
S8：调峰控制平台18调整蒸汽调节阀16的开度，从而来响应电网调度中心的调峰指令。所述调整蒸汽调节阀16设有电动执行机构，作为优选，电动执行机构为调节型电动执行器。调峰控制平台18通过电连接以控制调节型电动执行器，从而调整蒸汽调节阀16的开度。
实施例7
为了进一步有效应对调峰需求，提高火电厂的调峰能力，本实施例提出一种利用射汽抽汽器的调峰系统的控制方法，具体包括：
S1：电网调度下达对电厂的负荷需求数据；
S2：电厂的调峰控制平台18接收数据并对比实时发电与电网需求负荷量；
S3：判断电厂是否需要减少发电负荷；若否，则发电机9正常运行或根据需要增加锅炉1负荷；若是，则进行步骤S4；
S4：判断锅炉1是否需要降负荷，若是，则调节锅炉1运行的负荷；若否，则进行步骤S5；
S5：通过发电机9的额定负荷功率P额，计算调峰时发电机9的负荷率X；其中X＝P/P额*100％，根据负荷率判断发电机组的负荷状态，并选择高压射汽汽源的来源。
S6：判断发电机组是否处于高负荷状态(90％≤X＜100％)，若是，则选择a4来自于中压缸7抽汽或排汽作为射汽抽汽器11的高压射汽汽源；若否，则进行步骤S7；
S7：判断发电机组是否处于次高负荷状态(70％≤X＜90％)，若是，则选择a3来自于再热器2再热热段的抽汽作为射汽抽汽器11的高压射汽汽源；若否，则进行S8；
S8：判断发电机组是否处于中负荷状态(50％≤X＜70％)，若是，则将a2来自于高压缸6抽汽或排汽作为射汽抽汽器11的高压射汽汽源或a1锅炉1主蒸汽管道引出的高压蒸汽旁路的主蒸汽中的至少一种作为射汽抽汽器11的高压射汽汽源；若否，则发电机组处于低负荷状态(X＜50％)，将a1来自锅炉1主蒸汽管道引出的高压蒸汽旁路的主蒸汽或a2来自于高压缸6抽汽或排汽或a3来自于再热器2再热热段的抽汽或a4来自于中压缸7抽汽或排汽中的至少一种作为射汽抽汽器11的高压射汽汽源。
S9：调峰控制平台18通过下述公式计算高压射汽汽源的流量F 调峰，
若高压射汽汽源之一为主蒸汽，则
Fa1＝0.278*P调峰/{(H0高-H高排)*η高+(H0中-H中排)*η中+(H0低 -H低排)*η低}
若高压射汽汽源之一为高压缸6抽汽或排汽蒸汽，则
Fa2＝0.278*P调峰/{(H高抽或高排-H高排)*η高+(H0中-H中排)*η中+(H0低-H低排)*η低}
若高压射汽汽源之一为来自中压缸7进汽、抽汽或排汽蒸汽或再热器2再热热段的抽汽，则
Fa3/a4＝0.278*P调峰/{(H0中或中抽或中排-H中排)*η中+(H0低-H低排)*η低}
其中：P调峰为调峰负荷量，单位kW；H0高为主蒸汽焓值，单位 kJ/kg；H高排为高压缸6排汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；η高为高压缸6 汽机内效率；H0中为中压缸7进汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；H中排为中压缸7排汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；η中为中压缸7汽机内效率；H0低为低压缸8进汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；H低排为低压缸8排汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；η低为低压缸8汽机内效率；H高抽或高排为高压缸6抽汽或排汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；H0中或中抽或中排为中压缸7进汽、抽汽或排汽或再热器2再热热段的抽汽蒸汽焓值，单位kJ/kg；
S10：根据高压射汽汽源流量F调峰，计算出低压供汽汽源流量： F低供＝F调峰*Y，从而调节蒸汽调节阀16使低压供汽汽源的流量达到F 低供。
其中Y代表射汽抽汽器11的最佳抽吸比(0＜Y＜1)，根据射汽抽汽器11的具体型号加以确定。
S11：调峰控制平台18调整蒸汽调节阀16的开度，从而来响应电网调度中心的调峰指令。
本发明针对火电厂在运行过程中接收到调峰指令进行响应，通过判断锅炉1是否需要减负荷，通过计算火电厂的发电负荷率来进行分级响应，根据火电厂的发电负荷率来选择4种高压蒸汽中的至少一种作为射汽抽汽器11的高压射汽汽源，并根据相应的计算公式，得到相应的高压射汽汽源及低压供汽汽源的流量，通过调峰控制平台18 控制蒸汽调节阀16的开度，提高火电机组的灵活性，进而实现火电厂的深度调峰。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，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。
