燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制方法及装置与流程

本发明涉及电力领域，尤其涉及一种燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制方法及装置。

背景技术：

本部分旨在为权利要求书中陈述的本发明实施例提供背景或上下文。此处的描述不因为包括在本部分中就承认是现有技术。

近年来，随着市电网用电负荷不断的增长，出现了昼夜间用电负荷峰谷差极大的问题。另外，电网夜间对新能源风电负荷的消纳，进一步加重了昼夜间负荷的峰谷差。由于启停灵活、负荷响应速度快等优点，燃气蒸汽联合循环机组承担起了配合电网进行启停调峰，平衡电网昼夜负荷峰谷差的任务。该机组在纯凝工况下进行启停调峰时，启动或停运基本在1.5小时内即可完成，操作的灵活性、安全性极高，可快速有效配合电网执行启停调峰任务。

由于冬季需燃气蒸汽联合循环机组对外供热，当机组由纯凝工况切换为抽凝或者背压状态进行供热时，由于目前没有成熟的技术能够实现抽凝工况或背压工况下的启停调峰，因而，现有技术中采用现有纯凝工况启停调峰方案对机组进行抽凝或背压工况下的启停操作。这种方式，需先将由背压工况切为抽凝工况(耗时2小时)，再将抽汽调门关至最小基本接近纯凝工况(此时供热已基本退出，耗时2小时)，然后再进行机组启动并汽或停运退汽操作(耗时2小时)，整个过程耗时约6小时。由于启停操作期间，机组已基本停止对外供热，严重影响了燃气蒸汽联合循环机组对外供热。

技术实现要素：

本发明实施例提供一种燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制方法，用以解决现有技术中，直接将燃气联合循环机组纯凝工况的启停调峰方案适用于抽凝或背压工况，启停过程耗时过长、影响冬季供热的技术问题，该燃气蒸汽联合循环机组包括：两个燃气轮发电机、两个余热锅炉和一个蒸汽轮发电机，该方法包括：检测燃气蒸汽联合循环机组的运行工况，其中，运行工况包括如下至少之一：纯凝工况、抽凝工况和背压工况；当燃气蒸汽联合循环机组处于抽凝工况或背压工况的情况下，控制两个燃气轮发电机以最大负荷偏差执行启动并汽操作或停运退汽操作；当燃气蒸汽联合循环机组处于纯凝工况的情况下，控制两个燃气轮发电机以相同负荷执行启动并汽操作或停运退汽操作。

本发明实施例还提供一种燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制装置，用以解决有技术中，直接将燃气联合循环机组纯凝工况的启停调峰方案适用于抽凝或背压工况，启停过程耗时过长、影响冬季供热的技术问题，该燃气蒸汽联合循环机组包括：两个燃气轮发电机、两个余热锅炉和一个蒸汽轮发电机，该装置包括：检测模块，用于检测燃气蒸汽联合循环机组的运行工况，其中，运行工况包括如下至少之一：纯凝工况、抽凝工况和背压工况；第一控制模块，用于当燃气蒸汽联合循环机组处于抽凝工况或背压工况的情况下，控制两个燃气轮发电机以最大负荷偏差执行启动并汽操作或停运退汽操作；第二控制模块，用于当燃气蒸汽联合循环机组处于纯凝工况的情况下，控制两个燃气轮发电机以相同负荷执行启动并汽操作或停运退汽操作。

本发明实施例还提供一种计算机设备，用以解决有技术中，直接将燃气联合循环机组纯凝工况的启停调峰方案适用于抽凝或背压工况，启停过程耗时过长、影响冬季供热的技术问题，该计算机设备包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行计算机程序时实现上述燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制方法。

本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，用以解决有技术中，直接将燃气联合循环机组纯凝工况的启停调峰方案适用于抽凝或背压工况，启停过程耗时过长、影响冬季供热的技术问题，计算机可读存储介质存储有执行上述燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制方法的计算机程序。

本发明实施例中，在采用燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的时候，根据机组的运行工况不同，采用的不同的启停控制方案，以实现电网调峰。如果燃气蒸汽联合循环机组处于纯凝工况，则控制机组的两个燃气轮发电机以相同负荷执行启动并汽操作或停运退汽操作；如果燃气蒸汽联合循环机组处于纯凝工况，则控制机组的两个燃气轮发电机以最大负荷偏差执行启动并汽操作或停运退汽操作。

通过本发明实施例，使得燃气蒸汽联合循环机组在全工况下均可配合电网进行快速启停调峰，且启停操作过程中不会影响机组正常对外供热，大幅度提高了电网运行安全性和消纳风电等清洁能源的能力，经济效益和社会效益极其明显。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中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。在附图中：

图1为本发明实施例中提供的一种燃气蒸汽联合循环机组示意图；

图2为本发明实施例中提供的一种燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制方法流程图；

图3为本发明实施例中提供的一种燃气蒸汽联合循环机组处于抽凝工况或背压工况下停运退汽操作曲线示意图；

图4为本发明实施例中提供的一种燃气蒸汽联合循环机组处于抽凝工况或背压工况下启动并汽操作曲线示意图；

图5为本发明实施例中提供的一种燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制装置示意图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合附图对本发明实施例做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

为保证冬季供热期机组处于抽凝或背压供热工况下能够参与电网的启停调峰，为电网消纳风电和安全运行承担调峰责任，迫切需要探索出一套抽凝工况或背压工况下灵活的启停调峰技术，其操作安全性、灵活性应与纯凝工况下燃气联合循环机组基本相当，并且启停过程中不会造成冬季中断供热的民生问题。

基于此，本发明实施例中提供了一种燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制方法，可以用于但不限于图1所示的燃气蒸汽联合循环机组。如图1所示，该燃气蒸汽联合循环机组包括：两个燃气轮发电机(如图标101-1和图标101-2所示)、两个余热锅炉(如图标102-1和图标102-2所示)和一个蒸汽轮发电机(如图标103所示)。

图2为本发明实施例中一种提供的燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制方法流程图，如图2所示，该方法可以包括如下步骤：

s201，检测燃气蒸汽联合循环机组的运行工况，其中，运行工况包括如下至少之一：纯凝工况、抽凝工况和背压工况；

s202，当燃气蒸汽联合循环机组处于抽凝工况或背压工况的情况下，控制两个燃气轮发电机以最大负荷偏差执行启动并汽操作或停运退汽操作；

s203，当燃气蒸汽联合循环机组处于纯凝工况的情况下，控制两个燃气轮发电机以相同负荷执行启动并汽操作或停运退汽操作。

作为第一种可选的实施方式，控制两个燃气轮发电机以最大负荷偏差执行启动并汽操作或停运退汽操作可以具体包括：控制两个燃气轮发电机中运行燃气轮发电机的负荷升至第一预设负荷值，控制待并汽燃气轮发电机或待退汽燃气轮发电机的负荷降至第二预设负荷值工作。

需要说明的是，上述s201至s203提供的方案，可以应用但不限于西门子9f级二拖一联合循环机组。该机组的总负荷为500mw，两个燃气轮发电机的负荷均为200mw，蒸汽轮发电机的负荷为100mw，因而，上述第一预设负荷值可以是200mw，上述第二预设负荷值可以是120mw。因中压旁路减温能力限制，需燃机负荷<160mw；若燃机负荷小于igv最小开度负荷约100mw时，主汽温将随之降低，蒸汽中可能带水，因而，本发明实施例优选为120mw。

一种可选的实施例中，本发明实施例提供的燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制方法还可以包括：当燃气蒸汽联合循环机组处于抽凝工况或背压工况的情况下，将蒸汽轮发电机的主汽疏水电动门联开定值设定为38mw；当燃气蒸汽联合循环机组处于纯凝工况的情况下，将蒸汽轮发电机的主汽疏水电动门联开定值设定为60mw。本发明实施例将汽机管道及本体60mw联锁开启的疏水门定值优化，当蒸汽轮发电机处于抽凝和背压工况时的联开定值改为38mw；而纯凝工况保持原有控制逻辑，即60mw的联开定值。

为了防止机组抽凝工况或背压工况下，机组由“二拖一”转为“一拖一”运行时，中压缸进汽压力低保护动作而触发热网跳闸的问题，一种可选的实施例中，本发明实施例提供的燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制方法还包括：将蒸汽轮发电机中压缸进汽压力保护定值设定为0.75mpa。

由于机组退汽或并汽过程中抽汽压力剧烈变化易导致热网加热器波动、热网及汽轮机跳闸等问题，由此，一种可选的实施例中，本发明实施例提供的燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制方法还可以包括：检测热网加热器汽侧压力变化情况；根据热网加热器汽侧压力变化情况，控制热网循环水流量。由于在热网加热器汽侧变成负压后，易导致加热器汽侧沸腾、液位剧烈波动。因此，本发明实施例在退汽过程中，检测到热网加热器汽侧压力变化趋势，进而降低热网循环水流量，来解决加热器汽侧沸腾、液位剧烈波动的问题。

由上可知，本发明实施例在采用燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的时候，根据机组的运行工况不同，采用的不同的启停控制方案，以实现电网调峰。如果燃气蒸汽联合循环机组处于纯凝工况，则控制机组的两个燃气轮发电机以相同负荷执行启动并汽操作或停运退汽操作；如果燃气蒸汽联合循环机组处于纯凝工况，则控制机组的两个燃气轮发电机以最大负荷偏差执行启动并汽操作或停运退汽操作。通过本发明实施例，可以使得燃气蒸汽联合循环机组在全工况下均可配合电网进行快速启停调峰，且启停操作过程中不会影响机组正常对外供热，大幅度提高了电网运行安全性和消纳风电等清洁能源的能力，经济效益和社会效益极其明显。

下面以西门子9f级二拖一联合循环机组为例，来对本发明实施例进行详细说明。

(一)西门子9f级二拖一联合循环机组纯凝工况下启动并汽控制方案：

如图1所示，当燃气轮发电机101-2启动并网后，设置全厂总负荷360mw(因中压旁路减温能力限制，需燃气轮发电机负荷低于160mw)。燃气轮发电机101-2将根据协调控制速率升负荷，同时燃气轮发电机101-1以相同速率降负荷，维持全厂总负荷不变。当两台燃气轮发电机负荷相同约130mw时，燃气轮发电机负荷并汽前调整结束。维持运行直至两台余热锅炉(余热锅炉102-1和余热锅炉102-2)高、中压蒸汽满足并汽条件。

(a)余热锅炉并汽条件如下：

①燃气轮发电机101-1、燃气轮发电机101-2负荷偏差小于20mw；

②余热锅炉102-1、余热锅炉102-2主蒸汽压力偏差小于0.5mpa，再热蒸汽、低压蒸汽压力偏差小于0.2mpa；

③余热锅炉102-1、余热锅炉102-2主、再热蒸汽温度、低压蒸汽温度偏差小于20℃。

(b)余热锅炉自动并汽操作及过程如下：

①检查余热锅炉102-1、余热锅炉102-2蒸汽参数满足并汽要求，确认余热锅炉102-2汽水品质合格；

②高、中、低压旁路及分汽调门均在自动控制(asa或rmt方式)；

③执行高、中压蒸汽自动并汽顺控：余热锅炉102-2中压并汽电动门自动开启，余热锅炉102-2高压并汽电动门自动开启；蒸汽轮发电机负荷应缓慢上升，高中压旁路应逐渐关闭；

④低压蒸汽并汽操作：余热锅炉102-2低压蒸汽在两台燃气轮发电机负荷一致时，投入并汽顺控后自动开启余热锅炉102-2低压蒸汽并汽电动门，当余热锅炉102-2并汽电动门全部开启后，低压蒸汽并汽完毕。

⑤机组纯凝工况下由一拖一转为二拖一启动及并汽结束。

经实验，西门子9f级二拖一联合循环机组纯凝工况下启动并汽控制方案，全过程耗时约1.5小时左右，机组启动灵活、安全性高。其缺点是存在如下问题：

a.并汽过程中抽汽压力剧烈变化易导致热网加热器波动、热网及蒸汽轮发电机跳闸等问题。由于西门子9f级二拖一联合循环机组原方案中同负荷并汽时，两台燃气轮发电机负荷相同，单台炉的并汽蒸汽量占比均为总汽量的一半，因此，热网抽气母管压力将急剧升高一倍，从而导致热网加热器液位剧烈波动造成加热器解列，甚至热网系统跳闸导致蒸汽轮发电机跳闸停运。

b.机组抽凝工况或背压工况下采用原并汽顺控时，由于机组高中压主汽并汽顺控中要求两台燃气轮发电机负荷偏差小于20mw，而机组由“一拖一”背压切至“二拖一”背压运行时，两台燃气轮发电机并汽采取大负荷偏差并汽方案，因而需要跳过原并汽顺控执行步骤中“控制两台燃气轮发电机负荷偏差小于20mw”的操作。

(二)西门子9f级二拖一联合循环机组纯凝工况下停运退汽控制方案：

在“二拖一”方式下，机组以协调方式降负荷至总负荷约350mw(以燃气轮发电机负荷降至igv最小开度负荷约100mw为准)；执行余热锅炉102-2自动退汽顺控如下：

①余热锅炉102-2所属高、中压旁路将缓慢开启；其中，中压旁路在约15分钟后开至35％，高压旁路在约20分钟后开至25％，高压旁路减温水在高旁后温度大于340℃时，应自动开启并维持高旁后温度在340℃，中压旁路减温水在中压旁路后温度大于120℃时，应自动开启，并维持中旁后温度在120℃；

②当高压旁路开度达到25％，高压主汽并汽电动门自动关闭同时冷再分汽调门及电动门自动关闭，中压旁路开启达到35％，中压并汽电动门自动关闭。

③退汽结束后，燃气轮发电机降负荷至30mw，执行停机顺控，停机退汽操作结束。

经实验，西门子9f级二拖一联合循环机组纯凝工况下停运退汽控制方案，全过程耗时约为1小时左右，机组停运灵活、安全性高。其缺点是存在如下问题：

a.一拖一运行时疏水联开导致蒸汽轮发电机跳闸问题。

抽凝工况或背压工况下，当一台燃气轮发电机退汽后，蒸汽轮发电机负荷将低于60mw，此时将触发蒸汽轮发电机高压、冷再、热网抽汽疏水系统部分疏水门自动联锁开启，并且蒸汽轮发电机本体的3个蒸汽轮发电机本体疏水门无法打禁操(电磁阀为长指令，打禁操后反而将联锁开启)。疏水门联开后，将导致蒸汽轮发电机负荷迅速降低，低于45mw后将联锁再开启一部分疏水门，负荷低于30mw后又将触发联锁开启疏水门，结果会导致43mw左右时，高压缸压比低于1.7蒸汽轮发电机跳闸。

原设计逻辑疏目的为：纯凝工况时，若蒸汽轮发电机负荷低于60mw，说明此时燃气轮发电机负荷已低于100mw(实际约为50mw左右)。而此时的高压主汽、冷再蒸汽和中压缸排汽过热度不足，所以疏水门联开。

但是当机组处于抽凝和背压工况时，由于抽汽量大，低压缸做功已很少，背压工况时低压缸都已切除，蒸汽轮发电机负荷主要为高中压缸做功。所以当机组为抽凝和背压工况时，蒸汽轮发电机负荷低至60mw时，燃气轮发电机负荷仍很高(大抽汽量和背压工况时燃气轮发电机负荷满足大于100mw)，所以高压主汽、冷再蒸汽和中压缸排汽过热度能满足要求，无需疏水门60mw联锁开启，导致此问题发生。

b.退汽过程中抽汽压力剧烈变化易导致热网加热器波动、热网及蒸汽轮发电机跳闸相关问题。

原方案中同负荷退汽时，由于两台燃气轮发电机负荷相同，单台炉的退汽蒸汽量占比均为总汽量的一半，因此，热网抽气母管压力将急剧降低一倍，从而导致热网加热器液位剧烈波动造成加热器解列，甚至热网系统跳闸导致蒸汽轮发电机跳闸停运。

c.机组抽凝工况或背压工况下采用原退汽顺控存在如下问题：高中压蒸汽系统退汽sgc步序中有一判定条件，待停运燃气轮发电机负荷为igv最小开度负荷(约100mw)。而当机组在抽凝工况或背压工况下由“二拖一”转“一拖一”运行时，只需将燃气轮发电机负荷降至120mw进行退汽，不满足此判据。

d.机组抽凝工况或背压工况下由“二拖一”转“一拖一”运行时中压缸进汽压力低保护动作，容易触发热网跳闸。

上汽169型蒸汽轮发电机热网保护逻辑中规定：中压缸进汽压力<1.1mpa将触发热网跳闸。当机组停运退汽转为一拖一运行时，中压缸进汽压力将低于1.1mpa，触发热网跳闸，从而导致蒸汽轮发电机跳闸。

(三)本发明实施例提供的抽凝工况或背压工况下基于负荷偏差停运退汽控制方案：

①抽凝及背压供热工况下，调整电负荷至500mw(即两台燃气轮发电机200mw,蒸汽轮发电机约100mw)；

②降低热网循环水流量，调整热网供水温度至100-110℃；

③退出燃气轮发电机101-1、燃气轮发电机101-2负荷协调控制，将燃气轮发电机101-2负荷逐渐降至120mw，同时增加燃气轮发电机101-1负荷至满负荷。

④调整热网抽汽调阀开度，控制中压缸压比5～5.5；

⑤执行余热锅炉102-2高、中压蒸汽退汽程控，检查余热锅炉102-2对应高、中压旁路缓慢开启。

⑥在旁路开启过程中，伴随蒸汽轮发电机负荷下降，热网抽汽流量下降，监视热网加热器内部压力变化趋势，逐渐降低热网循环水流量，维持热网加热器内部压力稳定且大于0.02mpa以上；

⑦当高压旁路开至25％,中压旁路开至35％后，余热锅炉102-2高、中压并汽电动门开始关闭，此时加强监视热网加热器内部压力变化，逐渐降低热网循环水流量,维持加热器内部正压。同时注意蒸汽轮发电机中压缸压比变化趋势，调整热网抽汽调阀开度，控制中压缸压比在4～7之间；

⑧当余热锅炉102-2对应高、中压并汽电动门、余热锅炉102-2冷再分汽电动门关闭后，检查各热网加热器运行情况；

⑨开启余热锅炉102-2对应低压旁路阀，同时逐渐关闭余热锅炉102-2低压主汽至热网抽汽电动门；

⑩机组背压工况下退汽操作结束，燃气轮发电机101-2执行停顺控操作。

如图3所示，本发明实施例提供的抽凝工况或背压工况下基于负荷偏差停运退汽控制方案整体操作耗时1小时以内。

(四)本发明实施例提供的抽凝工况或背压工况下基于负荷偏差启动并汽控制方案：

①燃气轮发电机101-2启动并网后升负荷至120mw,燃气轮发电机101-1负荷调整至250mw；

②调整蒸汽轮发电机中压缸压比5.5～6之间；

③调整热网循环水流量，控制热网供水温度至90～95℃；

④检查余热锅炉102-1和余热锅炉102-2高、中压主汽压力、温度，温度偏差小于50℃,压力偏差小于0.5mpa；

⑤若压力偏差较大，退出余热锅炉102-2高、中压旁路asa或rmt控制方式，投入高、中压旁路压力自动控制，逐渐提升余热锅炉102-2对应高、中压旁路压力自动目标值，向余热锅炉102-1运行压力靠拢。最终调整两台炉高、中压蒸汽压力基本一致；

⑥燃气轮发电机101-2执行并汽顺控；

⑦检查余热锅炉102-2对应高、中压并汽电动门自动开启，蒸汽轮发电机负荷逐渐上升；

⑧监视蒸汽轮发电机中压缸压比变化以及热网加热器供水温度变化趋势；控制中压缸压比在4～7之间，热网供水温度不大于110℃；

⑨检查余热锅炉102-2对应高、中压并汽电动门全部开启后，逐渐提升燃气轮发电机101-2负荷至200mw，燃气轮发电机101-1负荷降至200mw，观察高、中压低旁路应逐渐自动关闭；根据中压缸压比调整热网抽汽调阀开度，控制中压缸压比在4～7之间；

⑩缓慢开启余热锅炉102-2低压主汽至热网抽汽电动门，并逐渐关闭低压旁路调阀，完成低压蒸汽并汽操作；

机组背压供热工况下并汽操作完毕。如图4所示，本发明实施例提供的抽凝工况或背压工况下基于负荷偏差启动并汽控制方案整体操作耗时1.5小时以内。

本发明实施例提供的适用于抽凝工况或背压工况下燃气蒸汽联合循环机组启停调峰控制方案可以解决如下技术问题：

a.解决疏水联开导致蒸汽轮发电机跳闸问题。

将蒸汽轮发电机管道及本体60mw联锁开启的疏水门定值优化，当蒸汽轮发电机处于抽凝和背压工况时，将蒸汽轮发电机的主汽疏水电动门联开定值改为38mw。(纯凝工况下此逻辑保持现有逻辑，即蒸汽轮发电机的主汽疏水电动门联开定值为60mw)。

b.解决退、并汽过程中抽汽压力剧烈变化易导致热网加热器波动、热网及蒸汽轮发电机跳闸问题。

并、退汽过程中尽可能降低待退蒸汽轮发电机组负荷，减少进入蒸汽轮发电机蒸汽中待退汽余热锅炉蒸汽占比，因此采用负荷偏差并、退汽法；即待并、退汽燃气轮发电机降负荷至120mw(因中压旁路减温能力限制，需燃气轮发电机负荷<160mw；若燃气轮发电机负荷小于igv最小开度负荷约100mw时，主汽温将随之降低，蒸汽中可能带水，所以选择120mw负荷)，而运行燃气轮发电机则升负荷至满负荷，保持大负荷偏差并、退汽。

退汽过程中维持热网加热器汽侧正压力，退汽过程中伴随蒸汽轮发电机进汽量减少，热网抽汽流量随之降低，在热网循环水量不变的情况下，热网加热器汽侧压力将接近负压，在热网加热器汽侧变成负压后，易导致加热器汽侧沸腾、液位剧烈波动。因此在退汽过程中，同时观察热网加热器汽侧压力变化趋势，降低热网循环水流量。

c.解决机组抽凝工况或背压工况下采用原并汽顺控需要跳步的问题。本发明实施例将原并汽顺控中复合判定条件删除；增加新启动燃气轮发电机负荷<160mw判据，保证中压旁路不超温。

d.解决机组抽凝工况或背压工况下采用原退汽顺控需要跳步的问题。

本发明实施例将退汽顺控负荷判定条件删除；增加待停机燃气轮发电机负荷<160mw判据，保证中压旁路不超温。

e.解决机组抽凝工况或背压工况下由“二拖一”转为“一拖一”运行时中压缸进汽压力低保护动作，触发热网跳闸问题。

经查询历史参数，机组一拖一运行时，中压缸进汽压力均可>0.75mpa稳定运行。因此，本发明实施例将保护定值改为0.75mpa。

本发明实施例中还提供了一种燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制装置，该燃气蒸汽联合循环机组包括：两个燃气轮发电机、两个余热锅炉和一个蒸汽轮发电机。如下面的实施例所述。由于该装置实施例解决问题的原理与燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制方法相似，因此该装置实施例的实施可以参见方法的实施，重复之处不再赘述。

图5为本发明实施例中一种提供的燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制装置示意图，如图5所示，该装置包括：检测模块51、第一控制模块52和第二控制模块53。

其中，检测模块51，用于检测燃气蒸汽联合循环机组的运行工况，其中，运行工况包括如下至少之一：纯凝工况、抽凝工况和背压工况；第一控制模块52，用于当燃气蒸汽联合循环机组处于抽凝工况或背压工况的情况下，控制两个燃气轮发电机以最大负荷偏差执行启动并汽操作或停运退汽操作；第二控制模块53，用于当燃气蒸汽联合循环机组处于纯凝工况的情况下，控制两个燃气轮发电机以相同负荷执行启动并汽操作或停运退汽操作。

由上可知，本发明实施例提供的燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制装置，在采用燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的时候，通过检测模块51检测燃气蒸汽联合循环机组的运行工况，以根据机组的运行工况不同，采用的不同的启停控制方案，以实现电网调峰。当燃气蒸汽联合循环机组处于抽凝工况或背压工况的情况下，通过第一控制模块52控制两个燃气轮发电机以最大负荷偏差执行启动并汽操作或停运退汽操作；当燃气蒸汽联合循环机组处于纯凝工况的情况下，通过第二控制模块53控制两个燃气轮发电机以相同负荷执行启动并汽操作或停运退汽操作。

通过本发明实施例提供的燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制装置，可以控制燃气蒸汽联合循环机组在全工况下均可配合电网进行快速启停调峰，且启停操作过程中不会影响机组正常对外供热，大幅度提高了电网运行安全性和消纳风电等清洁能源的能力，经济效益和社会效益极其明显。

作为一种可选的实施例，本发明实施例提供的燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制装置，用于对西门子9f级二拖一联合循环机组的启停调峰进行控制。

基于上述实施例，作为一种可选的实施方式，当燃气蒸汽联合循环机组处于抽凝工况或背压工况的情况下，上述第一控制模块52还用于将蒸汽轮发电机的主汽疏水电动门联开定值设定为38mw；当燃气蒸汽联合循环机组处于纯凝工况的情况下，上述第二控制模块53还用于将蒸汽轮发电机的主汽疏水电动门联开定值设定为60mw。

可选地，上述第一控制模块52用于控制两个燃气轮发电机中运行燃气轮发电机的负荷升至第一预设负荷值，控制待并汽燃气轮发电机或待退汽燃气轮发电机的负荷降至第二预设负荷值工作。

进一步地，当燃气蒸汽联合循环机组的总负荷为500mw，且两个燃气轮发电机的负荷均为200mw，蒸汽轮发电机的负荷为100mw的情况下，上述第一预设负荷值可以为200mw，上述第二预设负荷值可以为120mw。

在一种可选的实施例中，本发明实施例提供的燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制装置，还用于将蒸汽轮发电机中压缸进汽压力保护定值设定为0.75mpa。

在一种可选的实施例中，本发明实施例提供的燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制装置，还用于检测热网加热器汽侧压力变化情况，以及根据热网加热器汽侧压力变化情况，控制热网循环水流量。

本发明实施例还提供了一种计算机设备，用以解决有技术中，直接将燃气联合循环机组纯凝工况的启停调峰方案适用于抽凝或背压工况，启停过程耗时过长、影响冬季供热的技术问题，该计算机设备包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行计算机程序时实现上述燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制方法。

本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，用以解决有技术中，直接将燃气联合循环机组纯凝工况的启停调峰方案适用于抽凝或背压工况，启停过程耗时过长、影响冬季供热的技术问题，计算机可读存储介质存储有执行上述燃气蒸汽联合循环机组启停调峰的控制方法的计算机程序。

综上所述，本发明实施例提供了一种抽凝工况或背压工况下基于负荷偏差启动并汽或停运退汽以配合电网实现调峰的控制方案，该控制方案应用于西门子9f级二拖一联合循环机组时，可以实现抽凝工况或背压工况下配合电网进行快速启停调峰，且启停操作过程中不会影响机组正常对外供热。本发明实施例提供的启停调峰控制方案可以实现但不限于如下技术效果：

(1)灵活性、安全性提高。

经实际验证，本发明实施例提供的抽凝工况或背压工况下启停调峰控制方案，与纯凝工况下总体时间基本相同，约1.5小时，且未增加其它操作量，启停操作过程中热网可正常运行，机组正常对外供热。机组安全性和灵活性与纯凝工况完全相，联合循环机组在全工况下均可配合电网进行快速起停调峰，大幅度提高了电网运行安全性和消纳风电等清洁能源的能力，经济效益和社会效益极其明显。

(2)提高了经济效益。

采用西门子9f级二拖一联合循环机组的原控制方案，机组启停调峰整体过程中机组供热中断约4-6小时，平均每小时损失供热量约为1000gj，假设平均1gj可盈利约89元。由此可知每次起停调峰可增加经济效益为：

89×1000×t≈35.6-53.4万元

全年若按照10次供热工况下的启停调峰计算，全年可增加效益月356-534万元。

本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。