一种多参数供汽系统及方法与流程

1.本技术涉及供汽技术领域，尤其涉及一种多参数供汽系统及方法。


背景技术：

2.随着能源结构变化，风电、光电的装机容量和占比逐渐提高，燃煤发电机组必然参与深度调峰，为了更好的进行供汽，需要用到供汽系统。
3.随着燃煤发电机组负荷降低，现有的高压缸打孔抽汽、再热系统抽汽、高低旁联合供热等供汽方式不能同时满足多参数、大流量和超低负荷的用汽要求。也就是现有技术中，供汽系统在低负荷工况时，其抽汽压力和抽汽量均不足，从而影响到供汽系统的供汽效果。


技术实现要素：

4.本技术的主要目的在于提供一种多参数供汽系统及方法，旨在解决现有技术中在低负荷工况时，供汽系统的抽汽压力和抽汽量均不足，从而影响到供汽系统的供汽效果的技术问题。
5.为实现上述目的，第一方面，本技术提供一种多参数供汽系统，包括：
6.供热旁路，所述供热旁路的入口与锅炉的出口主蒸汽管道连接，所述供热旁路用于提供高压蒸汽；
7.供热再热器，所述供热再热器的入口与所述供热旁路的出口通过管道连接，所述供热再热器的出口与对外供汽端连接；所述供热再热器用于在所述供汽系统为低负荷工况时，加热所述供热旁路提供的蒸汽；
8.调峰再热器，所述调峰再热器的入口与高压缸出口通过管道连接，所述调峰再热器的出口与中压缸入口连接；所述调峰再热器用于在所述供汽系统为调峰工况时，加热高压缸排出的蒸汽。
9.可选地，还包括流量分配站，所述流量分配站通过管道连接在所述调峰再热器的入口处，所述流量分配站用于调节进入所述调峰再热器和进入所述供热再热器的蒸汽的流量比例。
10.可选地，还包括供汽模式切换阀和第一止回阀；
11.所述第一止回阀和所述供汽模式切换阀通过管道依次连接在所述供热旁路的出口与所述流量分配站的入口间；
12.所述供汽模式切换阀用于切换高负荷供汽模式和低负荷供汽模式。
13.可选地，还包括多参数供汽调节站，所述多参数供汽调节站设置在所述对外供汽端处；
14.所述多参数供汽调节站用于调节对外供汽的供汽参数。
15.可选地，还包括供汽关断阀和超压保护阀；所述供汽关断阀设置在所述供热再热器与所述多参数供汽调节站间，所述超压保护阀设置在所述供热再热器的出口端；
16.所述供汽关断阀用于接通或断开所述对外供汽端；
17.所述超压保护阀用于保护所述供热再热器和所述管道。
18.可选地，还包括溢流调节站，所述溢流调节站设置在所述供热再热器的出口端，并通过管道与中压缸入口相连，所述溢流调节站与所述多参数供汽调节站并联设置；
19.所述溢流调节站用于将多余的蒸汽输送至中压缸做功，以减少所述供汽系统的用汽波动。
20.可选地，还包括第二止回阀和紧急排放阀；
21.所述第二止回阀设置在所述溢流调节站的入口端；所述紧急排放阀设置在所述供汽关断阀的入口端；
22.所述第二止回阀用于防止所述溢流调节站的蒸汽倒流；
23.所述紧急排放阀用于减少从所述溢流调节站溢流的蒸汽，以防止外部蒸汽的需求量减少，通过溢流调节站的蒸汽量太多引起汽轮发电机组轴向推力不平衡。
24.可选地，还包括泄压阀、旁路关断阀和检修关断阀；
25.所述泄压阀设置在所述供热旁路与所述供热再热器间；所述旁路关断阀设置在所述供热旁路的入口端；所述检修关断阀设置在所述供热旁路的出口端；
26.所述泄压阀用于保护所述供热再热器的入口管道，以防止所述供热旁路的压力调节失调引起管道超压；
27.所述旁路关断阀用于切断所述供热旁路的入口管道；
28.所述检修关断阀用于切断所述供热旁路的出口管道，以对所述供热旁路进行检修。
29.第二方面，一种多参数供汽方法，应用于上述所述的供汽系统，所述供汽方法包括：
30.基于供热请求信息，获取供热再热器的出口压力；
31.比较所述供热再热器的出口压力与所述供汽系统的供热压力；
32.在所述供热再热器的出口压力小于所述供汽系统的供热压力的情况下，通过流量分配站与供热旁路配合调节，并通过供热模式切换阀转换供汽模式，以使所述供热再热器的出口压力大于所述供汽系统的供热压力；
33.在所述供热再热器的出口压力大于所述供汽系统的供热压力的情况下，控制所述供汽系统对外供汽。
34.可选地，所述在所述供热再热器的出口压力小于所述供汽系统的供热压力的情况下，通过流量分配站与高压供热旁路配合调节，并通过供热模式切换阀转换供汽模式，以使所述供热再热器的出口压力大于所述供汽系统的供热压力，包括：
35.获得高压缸的排汽参数、调峰再热器的入口流量和供热再热器的入口流量；
36.基于所述高压缸的排汽参数、所述调峰再热器的入口流量和所述供热再热器的入口流量，获得供热旁路的出口设定值和调峰再热器的入口流量设定值；
37.基于所述供热旁路的出口设定值和所述调峰再热器的入口流量设定值，稳定流量分配站的入口流量和所述供热再热器的入口流量；
38.基于所述流量分配站的入口流量和所述供热再热器的入口流量，通过流量分配站与供热旁路配合调节，并通过供热模式切换阀转换供汽模式，以使所述供热再热器的出口压力大于所述供汽系统的供热压力，即可通过供热旁路、供热再热器和供汽调节站对外供
汽。
39.通过上述技术方案，本技术至少所能实现的有益效果如下：
40.本技术提供的一种多参数供汽系统及方法，包括供热旁路、供热再热器和调峰再热器，所述供热旁路的入口与锅炉的出口主蒸汽管道连接，所述供热旁路用于提供蒸汽；所述供热再热器的入口与所述供热旁路的出口通过管道连接，所述供热再热器的出口与对外供汽端连接；所述供热再热器用于在所述供汽系统为低负荷工况时，加热所述供热旁路提供的蒸汽；所述调峰再热器的入口与高压缸出口通过管道连接，所述调峰再热器的出口与中压缸入口连接；所述调峰再热器用于在所述供汽系统为调峰工况时，加热高压缸排出的蒸汽。
41.即，当该供汽系统处于低负荷工况对外供汽时，通过供热旁路提供的蒸汽进入供热再热器，供热再热器将高压低温再热蒸汽加热为高压高温再热蒸汽后，才输送至对外供汽端对外供汽；调峰再热器将高压缸出口的低压低温再热蒸汽加热为低压高温再热蒸汽后，才输送至中压缸做功。即，由于本技术的供汽系统设置了供热再热器和调峰再热器，供热再热器可以将高压低温再热蒸汽加热为高压高温再热蒸汽，调峰再热器可以将低压低温再热蒸汽加热为低压高温再热蒸汽，如此可以提高蒸汽的温度，从而可以极大的提高供汽系统的抽汽压力和抽汽量，进而可以极大的提高供汽系统的供汽效果和供热灵活性。
附图说明
42.为了更清楚地说明本技术具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。在所有附图中，类似的元件或部分一般由类似的附图标记标识。附图中，各元件或部分并不一定按照实际的比例绘制。
43.图1为本实施例提供的一种多参数供汽系统的示意图；
44.图2为本实施例提供的一种供热模式的示意图；
45.图3为本实施例提供的另一种供热模式的示意图；
46.图4为本实施例提供的一种多参数供汽方法的流程图；
47.图5为本实施例提供的步骤s12的一种具体执行方法的流程示意图。
48.附图标记：1、第一止回阀；2、供汽模式切换阀；3、流量分配站；4、泄压阀；5、供热再热器；6、调峰再热器；7、超压保护阀；8、第二止回阀；9、紧急排放阀；10、供汽关断阀；11、参数供汽调节站；12、溢流调节站；13、旁路关断阀；14、供热旁路；15、检修关断阀。
49.本技术目的的实现、功能特点及优点将结合实施例，参照附图做进一步说明。
具体实施方式
50.在本技术中，除非另有明确的规定和限定，术语“连接”、“固定”等应做广义理解，例如，“固定”可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系，除非另有明确的限定。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本技术中的具体含义。
51.另外，若本技术实施例中有涉及“第一”、“第二”等的描述，则该“第一”、“第二”等的描述仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示其相对重要性或者隐含指明所指示的技
术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。另外，全文中出现的“和/或”的含义，包括三个并列的方案，以“a和/或b”为例，包括a方案、或b方案、或a和b同时满足的方案。另外，各个实施例之间的技术方案可以相互结合，但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础，当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实现时应当认为这种技术方案的结合不存在，也不在本技术要求的保护范围之内。
52.随着能源结构变化，风电、光电的装机容量和占比逐渐提高，燃煤发电机组必然参与深度调峰，随着燃煤发电机组负荷降低，现有的高压缸打孔抽汽、再热系统抽汽、高低旁联合供热等供汽方式不能同时满足多参数、大流量、超低负荷的用汽要求。比如：汽轮机本体打孔抽汽，抽汽量有限；即汽轮机的抽汽口大小和位置设计制造已确定，抽汽量和抽汽参数受汽轮机通流流场限制，抽汽量无法扩大。再热系统抽汽，低负荷工况抽汽压力低；即高压缸排汽压力和温度作为保护机组安全运行的被控对象，在任何运行工况都必须严格限制在制造商允许的范围内，机组负荷降低时，特别是在40％tha以下工况时，再热蒸汽压力不满足高压供汽的要求。此外，低温再热蒸汽抽汽量受锅炉再热器面积的限制，不能保证蒸汽用户的需求。高低旁联合供热；即高低旁联合供热技术解决了再热系统抽汽量小的问题，但是无法解决低负荷工况下高压缸排汽压力低的痛点，高压旁路阀的调节和运行仍然受高压缸排汽压力、温度的限制，因此高低旁联合供热技术不能满足高压蒸汽用户的要求，低负荷抽汽压力低和抽汽量不够。
53.综上，目前在低负荷工况时，供汽系统的抽汽压力低和抽汽量均不足，从而影响到供汽系统的供汽效果的技术问题。
54.为了解决上述技术问题，下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术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技术的一部分实施例，而不是全部的实施例。
55.如图1所示，本实施例提供了一种多参数供汽系统，包括供热旁路14、供热再热器5和调峰再热器6，所述供热旁路14的入口与锅炉的出口主蒸汽管道连接，所述供热旁路14用于提供蒸汽；所述供热再热器5的入口与所述供热旁路14的出口通过管道连接，所述供热再热器5的出口与对外供汽端连接；所述供热再热器5用于在所述供汽系统为低负荷工况时，加热所述供热旁路14提供的蒸汽；所述调峰再热器6的入口与高压缸的出口通过管道连接，所述调峰再热器6的出口与中压缸入口连接；所述调峰再热器6用于在所述供汽系统为调峰工况时，加热高压缸排出的蒸汽。
56.本实施例中，在常规的供汽系统中，设置有高压旁路、高压缸、中压缸、给水泵和锅炉等，虽然高压旁路可以提高蒸汽的压力，但是高压旁路提高蒸汽的压力有限，而且长时间打开高压旁路还会对供汽系统造成冲刷，损坏供汽系统。改进后的供汽系统增加了供热旁路14、供热再热器5和调峰再热器6；其中，供热旁路14又称高压供热旁路，供热旁路14是机组低负荷工况提供高压蒸汽的主要源头，当蒸汽用户需求变化时(需要的蒸汽压力比现有供汽压力高时)，可通过调节供热旁路14的出口压力满足用户需求。供热再热器5在低负荷工况加热供热旁路14的蒸汽，将高压低温再热蒸汽加热为高压高温再热蒸汽；在高负荷工况加热高压缸的排汽。调峰再热器6用于在深度调峰时加热来自汽轮机高压缸出口的低压低温再热蒸汽，调峰再热器6将低压低温再热蒸汽加热为低压高温再热蒸汽。当该供汽系统处于低负荷工况对外供汽时，通过供热旁路14提供的蒸汽进入供热再热器5，供热再热器5
将高压低温再热蒸汽加热为高压高温再热蒸汽后，才输送至对外供汽端对外供汽；调峰再热器6将低压低温再热蒸汽加热为低压高温再热蒸汽后，输送至中压缸做功。即，由于本技术的供汽系统设置了供热再热器5和调峰再热器6，供热再热器5可以将高压低温再热蒸汽加热为高压高温再热蒸汽，调峰再热器6可以将低压低温再热蒸汽加热为低压高温再热蒸汽，如此可以提高蒸汽的温度，从而可以极大的提高供汽系统的抽汽压力和抽汽量，进而可以极大的提高供汽系统的供汽效果。
57.在一些实施例中，如图1所示，该供汽系统还包括流量分配站3，所述流量分配站3通过管道连接在所述供热旁路14的出口与所述调峰再热器6的入口间，所述流量分配站3用于调节进入所述调峰再热器6和进入所述供热再热器5的蒸汽的流量比例。
58.本实施例中，流量分配站3用于调整进入调峰再热器6和供热再热器5的蒸汽流量比例。在供热旁路14未投入的情况下，流量分配站3通过调节进入调峰再热器6的蒸汽流量，从而使调峰再热器6和供热再热器5的蒸汽流量之比等于其换热面积之比，以满足某个再热器不因流量偏少造成超温。具体的，调峰再热器6的受热面积s
tz
基本设计思路以满足汽轮发电机组深度调峰负荷l(常见深度调峰负荷范围为20％-50％)运行来确定，某汽轮发电机组深度调峰负荷l，调峰再热器6则可根据机组在深度调峰负荷l时的再热蒸汽系统热质平衡设计调峰再热器6的面积s
tz
，调峰再热器6的设计压力、设计温度与机组在设计工况时的再热器的设计压力、设计温度相同。供热再热器5的受热面积的设计思路，首先设计汽轮发电机组在设计工况点的整体再热器受热面面积s
zr
，用整体再热器受热面面积s
zr
减去调峰再热器6的受热面积s
tz
，即可得到供热再热器5的受热面积s
gr
，供热再热器5的设计压力与最高供汽压力(未来最高供汽压力)相关，可按照不小于最高供汽压力的1.25倍进行确定，设计温度与机组在设计工况时的再热器的设计温度相同。通过流量分配站3对进入调峰再热器6和供热再热器5的蒸汽流量比例进行调节，可以避免调峰再热器6或供热再热器5因为流量偏少而造成超温，从而更能保证该供汽系统正常运行，进而可以对外进行更好的供汽。
59.在一些实施例中，如图1所示，该供汽系统还包括供汽模式切换阀2和第一止回阀1；所述第一止回阀1和所述供汽模式切换阀2通过管道依次连接在所述供热再热器5的出口与所述流量分配站3的入口间；所述供汽模式切换阀2用于切换第一负荷供汽模式和第二负荷供汽模式；其中，第一负荷供汽模式为高负荷供汽模式；第二负荷供汽模式为低负荷供汽模式。
60.本实施例中，供汽模式切换阀2连接现有再热冷段(流量分配站3入口)和供热再热器5的入口(供热旁路14的出口)管道。供汽模式切换阀2用于切换供热系统工作模式。当机组负荷较高时，供热旁路14不投入，供汽模式切换阀2打开，高压缸排汽压力满足供热要求，主蒸汽全部通过高压缸后，一路通过供热再热器5直接对外供汽，多余蒸汽溢流至中压缸入口；一路通过流量分配站3、调峰再热器6，与溢流调节站12来汽汇合后一起送入中压缸做功。当机组深度调峰时(低负荷工况)，供热旁路14投入，供汽模式切换阀2关闭，高压缸排汽压力不满足供热要求，主蒸汽一部分通过供热旁路14，经供热再热器5加热后，对外供汽，多余蒸汽溢流至中压缸入口；另一部分主蒸汽则经高压缸做功后变为低压低温再热蒸汽，经流量分配站3、调峰再热器6加热后与溢流调节站12来汽汇合后一起送入中压缸做功；因此，通过设置供汽模式切换阀2，可以更便于、更高效的对不同负荷工况供汽模式进行控制。止回阀用于防止供热旁路14出口的高压低温再热蒸汽流向低压低温再热蒸汽。
61.在一些实施例中，如图1所示，该供汽系统还包括多参数供汽调节站11，所述多参数供汽调节站11设置在所述对外供汽端处；所述多参数供汽调节站11用于调节对外供汽的供汽参数。
62.本实施例中，多参数供汽调节站11用于精细化调节供汽参数，满足用户个性化需求，用户用汽压力上限为供热旁路14的出口压力；用户用汽温度上限为机组再热蒸汽温度，在用汽压力和温度的限值内的供汽参数，均可以在多参数供汽调节站11内通过设置相应减温减压调节装置来实现；通过设置多参数供汽调节站11更能满足用户对不同蒸汽参数的需求。
63.在一些实施例中，如图1所示，该供汽系统还包括供汽关断阀10和超压保护阀7；所述供汽关断阀10设置在所述供热再热器5与所述多参数供汽调节站11间，所述超压保护阀7设置在所述供热再热器5的出口端；所述供汽关断阀10用于接通或断开所述对外供汽端；所述超压保护阀7用于保护所述供热再热器5和所述管道。
64.本实施例中，超压保护阀7用于保护供热再热器5出口喷水调温时引起供热再热器5超压和对外供汽突然切断时引起的管线超压，从而可以对供热再热器5和相应的管线起到保护作用。供汽关断阀10作为供汽总阀门用于供汽切断，从而可以更便于控制多参数供汽调节站11是否对外供汽。
65.在一些实施例中，如图1所示，该供汽系统还包括溢流调节站12，所述溢流调节站12设置在所述供热再热器5的出口端，所述溢流调节站12与所述多参数供汽调节站11并联设置；所述溢流调节站12用于将多余的蒸汽输送至中压缸做功，以减少所述供汽系统的用汽波动。
66.本实施例中，溢流调节站12用于调整用汽波动，当外部蒸汽需求突然减少时，多余的蒸汽可通过溢流调节站12调节压力后送入汽轮发电机组中压缸做功，减少蒸汽波动对供汽系统的影响，在供热旁路14未投入时，蒸汽通过溢流调节站12不调整压力直接送入汽轮发电机组中压缸做功；如此，通过溢流调节站12可以极大的提高蒸汽的利用率。
67.在一些实施例中，如图1所示，该供汽系统还包括第二止回阀8和紧急排放阀9；所述第二止回阀8设置在所述溢流调节站12的入口端；所述紧急排放阀9设置在供汽关断阀入口端；所述第二止回阀8用于防止所述溢流调节站12的蒸汽倒流；所述紧急排放阀9用于减少从所述溢流调节站12溢流的蒸汽，以防止外部蒸汽的需求量减少，通过溢流调节站的蒸汽量太多引起汽轮发电机组轴向推力不平衡。
68.本实施例中，第二止回阀8用于防止溢流调节站12的蒸汽倒流，从而可以进一步更好的利用蒸汽并保护该供汽系统。紧急排放阀9用于防止蒸汽需求量减少，通过溢流调节站12的蒸汽量太多引起汽轮发电机组轴向推力不平衡时，可打开紧急排放阀9减少溢流量，从而可以极大的提高该供汽系统的安全性。
69.在一些实施例中，如图1所示，该供汽系统还包括泄压阀4、旁路关断阀13和检修关断阀15；所述泄压阀4设置在所述供热旁路14与所述供热再热器5间；所述旁路关断阀13设置在所述供热旁路14的入口端；所述检修关断阀15设置在所述供热旁路14的出口端；所述泄压阀4用于保护所述供热再热器5的入口管道，以防止所述供热旁路14的压力调节失调引起管道超压；所述旁路关断阀13用于切断所述供热旁路14的入口管道；所述检修关断阀15用于切断所述供热旁路14的出口管道，以对所述供热旁路14进行检修。
70.本实施例中，泄压阀4用于保护供热再热器5的入口管路，防止供热旁路14压力调节失调引起管线超压，因此通过泄压阀4可以对供热再热器5的入口管路和供热旁路14相应管线起到保护作用。旁路关断阀13用于在非供汽时段切断供热旁路14管道，防止供热旁路14的长时间冲刷导致的泄漏，同时和检修关断阀15配合隔离供热旁路14以检修供热旁路14。供热旁路14的入口与锅炉出口主蒸汽管道连接，并用旁路关断阀13隔离，供热旁路14的出口与供热再热器5的入口连接，并用检修关断阀15隔离。因此，通过旁路关断阀13和检修关断阀15可以更便于控制供热旁路14的通断，以及更便于检修供热旁路14。
71.基于上述供热系统，该供热系统主要有以下工作模式：
72.如图2所示，给出了一种供热模式，该模式给出了机组不对外供汽的情况。在该模式下，供热旁路14不投入，多参数供汽调节站11不投入，流量分配站3投入，溢流调节站12打开，供汽模式切换阀2打开旁路关断阀13、检修关断阀15、供汽关断阀10处于关闭状态。一部分蒸汽依次流经高压缸、供汽模式切换阀2、止回阀、供热再热器5、止回阀、溢流调节站12和中压缸，另一部分蒸汽依次流经为高压缸、流量分配站3、调峰再热器6和中压缸。
73.如图3所示，给出了另一种模式，该模式给出了机组高负荷对外供热的情况。在该模式下，供热旁路14不投入，多参数供汽调节站11投入，溢流调节站12打开，流量分配站3投入，供汽模式切换阀2、供汽关断阀10打开，旁路关断阀13、检修关断阀15处于关闭状态。
74.如图1所示，给出了另一种模式，该模式给出了机组低负荷对外供热的情况。供热旁路14投入，多参数供汽调节站11投入，溢流调节站12打开，流量分配站3投入，旁路关断阀13、检修关断阀15和供汽关断阀10打开，供汽模式切换阀2处于关闭状态。
75.在另一实施例中，如图4所示，给出了一种多参数供汽方法，应用于上述所述的供汽系统，该供汽方法包括以下步骤：
76.s10：基于供热请求信息，获取供热再热器的出口压力。
77.在具体实施过程中，供汽系统接收到供热请求后，表示需要对外供汽，此时先获取供热再热器5的出口压力。
78.s11：比较所述供热再热器的出口压力与所述供汽系统的供热压力。
79.在具体实施过程中，供汽系统的供热压力可以根据实际的供热请求信息而获得，在步骤s10获得供热再热器5的出口压力的情况下，比较供热再热器5的出口压力与供汽系统的供热压力的大小，以便确认是否可以对外供汽。
80.s12：在所述供热再热器的出口压力小于所述供汽系统的供热压力的情况下，通过流量分配站与供热旁路配合调节，并通过供热模式切换阀转换供汽模式，以使所述供热再热器的出口压力大于所述供汽系统的供热压力。
81.在具体实施过程中，如果供热再热器5的出口压力大于或等于供汽系统的供热压力，则直接对外进行供汽；如果供热再热器5的出口压力小于供汽系统的供热压力，则说明供热再热器5的出口压力不足。因此，需要提高供热再热器5的出口压力，直到供热再热器5的出口压力大于供汽系统的供热压力。
82.s13：在所述供热再热器5的出口压力大于所述供汽系统的供热压力的情况下，控制所述供汽系统对外供汽。
83.在具体实施过程中，当供热再热器5的出口压力大于供汽系统的供热压力时，说明可以对外进行供汽了，此时只需要控制供汽系统对外供汽即可。
84.在一些实施例中，如图5所示，给出了步骤s12的具体步骤，即所述在所述供热再热器5的出口压力小于所述供汽系统的供热压力的情况下，通过流量分配站3与高压供热旁路配合调节，并通过供热模式切换阀，调节所述供热再热器5的出口压力，以使所述供热再热器5的出口压力大于所述供汽系统的供热压力的步骤包括：
85.s121：获得高压缸的排汽参数、调峰再热器6的入口流量和供热再热器5的入口流量。
86.在具体实施过程中，当供热再热器5的出口压力小于供汽系统的供热压力时，获取高压缸排汽参数(温度和压力)、调峰再热器6的入口流量和供热再热器5的入口流量。
87.s122：基于所述高压缸的排汽参数、所述调峰再热器6的入口流量和所述供热再热器5的入口流量，获得供热旁路14的出口设定值和调峰再热器6的入口流量设定值。
88.在具体实施过程中，输入供热旁路14的出口设定值(高压缸排汽温度和压力)，输入调峰再热器6的入口流量设定值，然后供热旁路14投自动(所谓供热旁路14投自动即为使高压缸供热旁路14出口的排汽压力和温度自动到设定值)，流量分配站3投自动(即流量分配站3自动到达设定值)。
89.s123：基于所述供热旁路14的出口设定值和所述调峰再热器6的入口流量设定值，稳定流量分配站3的入口流量和所述供热再热器5的入口流量。
90.在具体实施过程中，基于供热旁路14的出口设定值和调峰再热器6的入口流量设定值，再打开检修关断阀15，缓慢打开旁路关断阀13、同时缓慢关闭供汽模式切换阀2，保证供热再热器5入口流量不变，以及流量分配站3保证调峰再热器6入口流量不变。
91.s124：基于所述流量分配站的入口流量和所述供热再热器的入口流量，通过流量分配站与供热旁路配合调节，并通过供热模式切换阀转换供汽模式，以使所述供热再热器的出口压力大于所述供汽系统的供热压力。
92.在具体实施过程中，供汽模式切换阀2关闭到位信号发出，流量分配站3全开，并退出自动，然后获取中压缸的入口压力，使溢流调节站12投自动，供热旁路14输入供热压力设定值，供热旁路14自动投入提高供热再热器5系统的压力，然后溢流调节站12自动调节出口压力满足与调峰再热器6蒸汽汇流，再打开供热关断阀，使多参数供汽调节站11投入使用，对外进行供汽。
93.以上仅为本技术的优选实施例，并非因此限制本技术的专利范围，凡是利用本技术说明书及附图内容所作的等效结构或等效流程变换，或直接或间接运用在其他相关的技术领域，均同理包括在本技术的专利保护范围内。