技术摘要：
直流机组是煤电主力，调峰运行使其供电煤耗指标恶化，金属疲劳失效不时发生，脱硝装置偏离最佳工况甚至退出，一次调频品质下降而常被考核，甚至因最低负荷安全被动选择启停调峰。本发明深度剖析水冷壁功能本位，认定问题根源在于直流锅炉水冷壁的亚临界工况，而现行改 全部
背景技术：
燃煤发电的底层逻辑是卡诺/朗肯循环理论，为了追求更高的热功转换效率，进入 热机的蒸汽初参数不断提高，汽包锅炉不再适用，直流锅炉随之产生。直流锅炉的优点就是 钢材用量少，启动速度快，能够获得较高蒸汽参数等等，随着超(超)临界直流锅炉的使用和 推广，机组供电效率普遍提高，综合供电煤耗基本在300g/kWh以下，超(超)临界直流机组已 经成为煤电主力。 在超临界工况下运行时，直流锅炉保持了良好设计使用状态。首先水冷壁壁温周 界温差较小(一般 <50℃)，入炉给水温度较高，抽汽回热效果较好，综合煤耗指标最优，脱 硝SCR工作温度最佳，一次调频性能达标，满足电力系统安全需求。高负荷工况下的各方面 表现充分显示了超(超)临界直流机组的设计优势。但直流锅炉也有缺点，存在较低工作压 力下蒸发受热面内水动力稳定性差的缺点，为改善或避免水动力不稳定性，减轻或消除管 间脉动，工作压力不宜太低。一旦进入亚临界运行状态，直流锅炉预期良好使用效果就不能 保持，低负荷时尤为突出。 近年来，为了满足清洁能源的全面消纳，煤电机组不得不定位于调节电源，长期低 负荷、变负荷挂网调峰运行。深度低负荷和频繁变负荷运行方式使其综合供电煤耗指标严 重恶化，锅炉水冷壁疲劳失效不时发生，脱硝装置常常偏离最佳工况甚至退出，一次调频品 质下降而常被考核，甚至因最低负荷安全还被动选择启停调峰。总之，现行超(超)临界直流 机组不能适应挂网低煤耗深度调峰需要。 目前采用的水冷壁内螺纹技术、水冷壁节流孔圈技术、强制再循环技术，使负荷适 应性有一定的下探，同时伴随产生水冷壁节流孔圈异物堵塞、水冷壁内螺纹管疲劳失效、增 加强制循环泵等问题，但均不改变较低负荷水冷壁亚临界运行的现状，本质上都属于改良 主义方法。 直流锅炉的优势在超临界直流工况，其痛点在水冷壁亚临界工况。本发明从深度 回热煤电模型的视角剖析水冷壁的功能定位和安全定位，指出蓄水蓄热和吸热产汽才是水 冷壁的功能本位，认定对水冷壁和过热器进行功能隔离的必要性，本发明提供了一种全负 荷超临界水冷壁控制装置及其机理，创造性地为超 (超)临界煤电机组的以上问题提供了 治本解决方案，填补了业内空白。
技术实现要素：
1.原因分析与解决思路 水冷壁不仅为高压汽水工质提供约束边界，同时还采用膜式壁薄壳结构，作为高 温炉火约束边界。可以说，水冷壁就是一个原始一体化锅炉，水冷壁的安全使用正是锅炉正 3 CN 111594817 A 说 明 书 2/6 页 常使用的缩影。水冷壁的安全使用性能取决于：1)安全定位需求是否满足，其特征在于结构 强度一定的情况下有温差应力最小化需求倾向； 2)功能定位需求是否满足，其特征在于高 品级蓄水蓄热和产汽能力有给水回热最大化和后续调频即时性需求倾向。 直流锅炉水冷壁一般设计成螺旋水冷壁和垂直水冷壁及其它派生形式，根据水冷 壁内汽水工作压力不同，表现出亚临界和超临界两种运行工况，与炉火条件共同作用，使锅 炉表现出不同的安全性能、环保性能和经济性能。可以说特定结构水冷壁的使用性能是由 管内汽水工况和炉内的炉火工况共同决定的，超临界工况符合设计预期，而问题出在亚临 界工况。 在亚临界工作压力状态下，1)首先，水冷壁内出现汽水相变，而且相变温度随蒸汽 压力(机组负荷) 变化而变化，相变位置反复变动。2)再者，直流锅炉中工质的流动无自平 衡性，即吸热量多的管子因工质的比容增加，阻力加大，反而使通过的流量减少，产生了热 偏差。水冷壁内这种热偏差叠加外部烟温波动，而引起水冷壁结构出现较大温差应力变化， 产生热疲劳效应，导致水冷壁金属失效安全问题。3)另外，随负荷降低而降低的的汽水饱和 温度还限制锅炉给水温度，抑制了抽汽回热效果，恶化循环热效率； 4)较低的给水温度通 过省煤器对出口烟气冷却，造成本已较低的烟气温度进一步偏离脱硝SCR最佳工作温度区 间(一般认为约315～390℃)。5)与此同时，水冷壁内因相变潜热而大量吸收燃烧热量，抑制 了煤水比调节主蒸汽温度效果，很容易造成过调，特别是这种过调会引起减温水的波动，在 极低负荷下很容易引起水动力学工况不稳，严重威胁锅炉安全运行和经济运行。6)最后还 不得不提直流锅炉蓄热不足的固有弱点，低负荷严重恶化了一次调频性能，威胁电力系统 安全。所以说，水冷壁亚临界工作状态不能满足安全定位需求，也不能满足功能定位需求。 总之，直流锅炉不能适应深度调峰需求，问题在于水冷壁的亚临界状态。与超临界 工况相比，亚临界工况的直接不同点在于：1)存在水汽相变，位置不确定；3)炉火工况与汽 水相变深度关联；4)汽水相变限制入炉给水温度；2)汽水相变后水冷壁兼职过热器；5)因汽 水相变引起多变量控制相互矛盾。 煤电机组实际上是能源暂储、转换和传输的延时组合机器，其底层控制逻辑是延 时组合。分别在汽轮发电机组旋转惯性蓄能(励磁控制)、过热器蓄汽蓄热(调门控制)、水冷 壁蓄水蓄热(直流机组暂缺控制)、给水高加蓄水蓄热(高抽控制)等等。这些阶梯蓄能都在 为了弥补电能不便大规模存储的短板，这里响应品级最高的当然是热机惯性蓄能和过热蒸 汽蓄能，其次便是水冷壁及其前置省煤器蓄能、给水高加蓄能等，但作为热能来源的煤仓给 煤，响应品级最次，滞后数分钟。按照深度回热煤电模型，没有控制的蓄热部件应当增加控 制手段，蓄能体量不匹配的部件应当扩容或瘦身，深度回热煤电模型认定，直流锅炉水冷壁 现状是限制深度回热煤电模型应用的瓶颈。 降低水冷壁壁温周界温差是安全前提，蓄水蓄热产汽是水冷壁本位，过热蒸汽精 加工是过热器的事，二者功能不可错位。造成水冷壁亚临界工况的根源是缺少隔离控制装 置，导致水冷壁缺少足够的高品级蓄水蓄热能力，严重限制了抽汽给水回热深度。具体见 《一种深度回热煤电模型》。 避免水冷壁亚临界工况就是超(超)临界直流机组深度调峰问题解决的根本出路。 显然，如果在水冷壁系统和过热系统之间加装自动节流控制装置，就有可能在保留过热器 变压运行的情况下，实现直流锅炉水冷壁全负荷段超临界运行，以避免亚临界状态下的不 4 CN 111594817 A 说 明 书 3/6 页 利因素。 2.本控制装置的功能定位与安装位置 根据以上原因分析和解决思路，该节流控制装置应当实现以下3个功能：1)隔离部 件功能：使水冷壁系统和过热器系统相互隔离，以便分别控制，水冷壁功能主要是蓄水蓄 热、吸热产汽；过热器功能主要是过热、控温、变压。2)固定相变位置：使原亚临界状态下的 相变点转移到炉外，并固定在节流装置处，以淡化炉火和汽水的关联。3)分离控制功能：主 要部件功能隔离和汽水相变位置固定后，为分离控制变量创造了基础条件，按照水冷壁和 过热器的功能定位分别实施精准控制。“全负荷超临界水冷壁控制装置”正是基于以上功能 定位创造性构想设计的。 功能隔离控制：水冷壁压力由本控制装置自动控制，保持工作在超临界状态；参照 CBF协调控制模式，过热蒸汽压力由主调门隔离控制；主蒸汽流量(水冷壁吸热产汽量)主要 由负荷-给水-煤量控制，燃烧率滞后由水冷壁高品级蓄热缓冲，煤量波动由水冷壁蓄热对 冲，并由负荷变动反馈调整；主蒸汽温度主要由喷燃器摆角分配热负荷来控制，辅以两级减 温。 注：因本装置使用，使主蒸汽温度控制完全可以独立准确控制，主要手段可采用喷 燃器摆角控制，配合两级减温控制。在一定的磨煤机组合下，喷燃器摆角以再热汽温控制为 基础，通过上下摆角位置调节，实现燃烧热量在水冷壁、过热器以及省煤器之间合理分配， 并追求减温水最小用量为最优。具体由运行调整试验确定，并固定到自动控制程序中；不再 以汽水分离器出口过热度来控制煤水比，但可用于监测或参与喷燃器摆角控制的修正。 一般超(超)临界直流锅炉设计，都在水冷壁出口集箱之后添加了混合集箱，在混 合集箱和一级过热器之间安排了汽水分离器和启动系统。本装置可以安装在水冷壁出口集 箱之后，也可以安装在混合集箱之后，还可以安装在汽水分离器之后，但各有其优缺点。考 虑到水冷壁出口集箱之后的汽水连通管数量较多，又考虑到安装在低过进口之前需要考虑 节流后可能出现的蒸汽湿度问题，推荐安装在汽水分离器之前空间合适的位置。这样不仅 可以有效隔离水冷壁系统和过热器系统，还可以避免影响启动系统的正常使用。 具体安装位置应当按照不同机组锅炉的具体条件，经过充分论证后确定，不同安 装位置应当作为本装置的二次设计条件之一。以下描述是以安装在分离器入口蒸汽管道上 而预想的，不应当作为普适的确定性内容。 3.本控制装置的物理构成和设计边界条件 “全负荷超临界水冷壁控制装置”由若干节流组件组成，即在进入汽水分离器的每 根(n)蒸汽管道上安装一个相同的节流组件，每个节流组件由数个(m)不同型号(A、B、C、 D…)的节流管件并联而成；A型节流管件作为基本通流节流件，其前不加装自动截止阀，其 它各型号的节流管件均应在相应的节流件前安装自动截止阀。所有自动截止阀的控制及状 态均引进DCS，接受指定模块控制，用于控制的温度、压力测点直接使用原有合适位置的测 点。以上便是本控制装置的主要硬件，这些硬件应当受该部位的功能需求和强度需求等约 束。 以下各附表典型参数和技术数据只用于举例说明，不代替条件查证和二次设计。 根据某660MW超超临界直流机组的负荷压力曲线和运行数据，不同部位的有关典型参数摘 录见表1。 5 CN 111594817 A 说 明 书 4/6 页 表1：压力-负荷典型参数 “全负荷超临界水冷壁控制装置”是采用水冷壁出口介质压力分级控制的，标准压 力范围控制低点应略高于临界点压力22.064MPa，标准压力范围控制高点应略低于锅炉最 高工作压力。本示例低点/高点分别为22.5MPa(420℃)/27.5MPa，低点控制的差压流量特性 是以420℃的数据计算的，对应的流量是锅炉最小流量30％BMCR，但温度不直接参与控制。 各型控制都对应这两个标准控制点控制，即水冷壁出口压力高于控制高限时，下一型节流 管件的前置阀将打开；当水冷壁出口压力低于控制低限时，在控本型节流管件的前置阀将 关闭。启动及升负荷过程中各型控制依次为：A型启动--A型控制--B型控制--C型控制--D 型控制，降负荷过程相反。各型节流管件的设计应当保证其压差流量特性，符合适用边界条 件限制，并使各型控制下流量范围有合理搭接量。各型控制典型压差流量边界条件示例见 表2。 表2：各型控制典型压差流量边界条件示例 状态 压差(MPa) 流量BMCR 备注 8A启动 不限 不限 主/再热蒸汽参数不宜下限达标控制 A型控制 8A 12.5～16.5 30.0％～35.4％ B型控制 8A nB 11.5～15.5 34.4～55.0％ C型控制 8A 8B nC 7.0～13.0 50.0～78.0％ D型控制 8A 8B 8C nD 0 75.0～100％ 此时无节流效应需求 本控制装置的控制执行主要通过自动截止阀的开关分组动作，而决定各型节流管 件投用状态的不同组合完成，分别形成A型控制状态、B型控制状态、C型控制状态、D型控制 状态…。A型节流管件保持基本通流状态，不做专门控制，即在水冷壁超临界工作状态下，最 小流量为锅炉最小允许流量(本例30％BMCR)； B型控制实际8只A型节流管件和n个B型节流 管件组合在用，根据压力流量关系由B型节流管件实施控制；C型控制实际由8只A型节流管 件、8只B型节流管件和n个C型节流管件组合在用，根据压力流量关系由C型节流管件实施控 制；D型控制实际由8只A型节流管件、8只B型节流管件、8只C型节流管件和n个D型节流管件 组合在用，根据压力流量关系由D型节流管件实施控制。 各型控制中各节流管件排列顺序应根据机组实际情况编程或手动干预，以保证有 关参数稳定。因为C 型控制高点位置时主蒸汽压力已处于超临界状态，D型控制为避免压力 和流量过大波动应当按合理间隔依次打开，平稳实现无差压通流状态。 本控制装置的节流孔板结构形式、管件及孔板钢材、截止阀选型、尺寸数量等应根 据各适用机组的边界要求、空间位置、控制品质期望等具体条件进行二次设计。无论如何， 这些设计都应当以本章第2节“本装置功能定位和功能控制”为基本原则，确保水冷壁能正 常工作在超临界状态。 4.机组控制策略和机制 6 CN 111594817 A 说 明 书 5/6 页 加装“全负荷超临界水冷壁控制装置”后，水冷壁系统和过热器系统被有效隔离， 水冷壁系统始终处于超临界工作状态，增加水冷壁蓄水蓄热能力，在炉外固定低负荷下水 汽相变位置，使燃烧率和主蒸汽温度易于控制，原来的机组控制策略宜结合具体情况按以 下各工况工作原则适当优化。 风险分析：“全负荷超临界水冷壁控制装置”采用水冷壁出口工质压力上下限控 制，各型控制分组响应。当过热蒸汽处于亚临界状态滑压运行时，节流孔板实际处于背塞状 态，即产汽流量不随主蒸汽压力变化而变化，而只随给水流量和燃烧率的变化而变化，机组 相关控制应当相应调整。不论采用什么协调控制方式，只要超临界水冷壁的压力一旦超出 上下限值，在控截止阀即时动作。为了防止水冷壁正常工作时不当进入亚临界工作状态，负 荷控制速度应当限制。控制装置自动运行，并可手动干预，正常情况下保持超临界运行。 蓄能调峰：加装“全负荷超临界水冷壁控制装置”后，水冷壁以及前置省煤器有了 蓄水蓄热控制能力，其应召能量体量非常可观，响应品级很高，与之串联的给水回热蓄能也 可得到大幅提升，可有效对冲燃烧率反应滞后的不足。基于此，调整优化机组控制策略。当 一次调频增加负荷时，调门开度会引导主蒸汽压力下降，过热器系统提供蓄能，但因本装置 因相变锁定处于背塞状态，产汽量并未因此变化。因此，可考虑通过给水泵转速来实现调频 控制，以便把水冷壁蓄水蓄热挤出，以更多蒸汽进入过热器，故在给煤量滞后的情况下，给 水应当与负荷同步响应，伴随蓄水蓄热挤出水冷壁出口温度也有下降趋势。等到滞后燃烧 来临时，水冷壁吸热蓄热以补充。就这样，煤量和负荷作为两侧的终极参数，通过蓄水蓄热 缓冲以达到平衡，变化方向相反时亦是如此。 锅炉启动：上水冲洗时(包括热态冲洗)，所有节点孔板的前置截止阀可手动处于 全开位置，以增强冲洗效果。点火后，当锅炉开始建立压力，至少在干湿态转换之前投入本 装置自动控制，依次关闭所有可控节流管件，只有A型节流管件在用。此时水冷壁系统阻力 明显增加，启动循环如故。随着锅炉热负荷增加，温度不断升高，水冷壁在亚临界状态下压 力不断增加，待主蒸汽参数合适时，旁路投退、冲转、并网，无异。随着燃烧率增加，水冷壁温 度达到预期温度(本例420℃)，水冷壁进入正常超超临界工作状态，且出口汽水温度已超过 拟临界温度，使节流降温后蒸汽无湿度，汽水分离器转入干态运行。随着持续燃烧调整，主 蒸汽温度、压力持续升高，直至温度达标，压力与负荷对应，工况稳定，启动阶段结束。 主蒸汽亚临界工况：水冷壁进入超临界正常工作状态后，水冷壁在控制装置的监 控下始终保持在超临界状态下蓄水蓄热和吸热产汽，并通过压差流量特性自动跟踪负荷供 汽。在炉火侧，因煤质波动引起燃烧率增加，会促进水冷壁蓄热温度和压力增加；水冷壁压 力增加，按压差流量特性输出更多蒸汽，引起调门动作使主蒸汽压力升高而抑制流量，提高 过热器系统的蓄能；在负荷侧，负荷变动反馈修正给煤量。 主蒸汽超临界工况：此时控制装置处于D型控制，实为无节流状态。负荷-煤量控制 类似。 事故工况：若锅炉MFT，节流孔板将保持当时状态不动作，防止加重排泄压力。随着 炉膛熄火而水冷壁压力降至低限，节流孔板组按既定程序依次动作，直至A型控制，延缓排 泄，增强机组安装性能。直到 A型控制工作，水冷壁压力进一步降低，进入亚临界状态，并继 续泄压至预期状态。可见，如果节流管件前置截止阀由电力驱动，可不必把该负荷当作非0 类或0类负荷，因此使用本控制装置并未恶化锅炉安全条件。 7 CN 111594817 A 说 明 书 6/6 页 FCB工况：在事故或某种特殊情况下，机组需要甩负荷而带厂用电运行。本控制装 置将按事故MFT工况自动工作，而不必给出特殊指令。如果机组按设计最小锅炉负荷(如 30％BMCR)旁路运行，则水冷壁在本控制装置的控制下保持超临界正常运行。如果经过燃烧 调整试验需要锅炉进一步减少燃烧率，则水冷壁会进入亚临界状态，主蒸汽温度不宜做下 限达标控制，但由于本装置的节流作用将明显提高水冷壁工作压力，改善FCB亚临界工况下 的水冷壁安全。待并网调度指令，按预期增加热负荷，本装置自动控制，过程与正常启动类 似，不必给出特别指令。因此在本工况下使用本控制装置并未恶化锅炉安全条件。 5.方案实施的预期效果 按照本发明成果和具体机组实际条件而进行二次设计的“全负荷超临界水冷壁控 制装置”实施后，超 (超)临界直流燃煤机组可有以下预期好处： 1)以本装置为界的水冷壁始终处于超临界安全运行状态，而过热蒸汽系统则根据 负荷需要处于亚临界变压运行状态，满足超(超)临界直流机组的调峰运行模式需求。 2)低负荷调峰运行期间，能有效平抑水冷壁周界温差幅度，使其周界温差基本恢 复到满负荷运行状态，有效抑制金属疲劳失效。 3)事故工况下(锅炉主燃料跳闸MFT)，通过该控制装置的自动控制可延缓蒸汽排 放，防止加重事故排放压力及其风险。 4)在事故或某种特殊情况下，机组需要甩负荷而带厂用电运行，锅炉仍然可以保 持极低负荷下的水冷壁安全和较低煤耗运行。 5)通过燃烧调整可以实现全负荷段脱硝SCR处于最佳烟气温度工作区，可以实现 保持煤电机组深度调峰时的脱硝环保性能。 6)由于水冷壁蓄水蓄热显著增强，调峰运行时可有效对冲燃烧率反应滞后的不 足，机组一次调频品质得到明显改善，为电力系统安全提供合格辅助服务，获得预期辅助服 务收益。 7)全负荷段入炉给水温度不受限制，可通过现有多级抽汽回热系统增加抽汽量， 全负荷段提高回热循环热效率，满足低煤耗深度调峰运行的市场生存能力需求。 8)改变锅炉控制方式，通过水冷壁蓄热增加和前置省煤器蓄热增加有效平抑煤量 和煤质以及出口烟气的波动。煤水比不易失调，主/再热汽温容易达标控制，使机组响应变 负荷调峰的能力更强。 9)通过燃烧调整，锅炉最低负荷不投油稳燃试验可进一步下探，增强锅炉低负荷 调峰能力。 10)保持正常超临界工况运行，给水温度不受亚临界工况限制，破除了进一步进行 深度回热改造的限制瓶颈。
直流机组是煤电主力，调峰运行使其供电煤耗指标恶化，金属疲劳失效不时发生，脱硝装置偏离最佳工况甚至退出，一次调频品质下降而常被考核，甚至因最低负荷安全被动选择启停调峰。本发明深度剖析水冷壁功能本位，认定问题根源在于直流锅炉水冷壁的亚临界工况，而现行改 全部
背景技术：
燃煤发电的底层逻辑是卡诺/朗肯循环理论，为了追求更高的热功转换效率，进入 热机的蒸汽初参数不断提高，汽包锅炉不再适用，直流锅炉随之产生。直流锅炉的优点就是 钢材用量少，启动速度快，能够获得较高蒸汽参数等等，随着超(超)临界直流锅炉的使用和 推广，机组供电效率普遍提高，综合供电煤耗基本在300g/kWh以下，超(超)临界直流机组已 经成为煤电主力。 在超临界工况下运行时，直流锅炉保持了良好设计使用状态。首先水冷壁壁温周 界温差较小(一般 <50℃)，入炉给水温度较高，抽汽回热效果较好，综合煤耗指标最优，脱 硝SCR工作温度最佳，一次调频性能达标，满足电力系统安全需求。高负荷工况下的各方面 表现充分显示了超(超)临界直流机组的设计优势。但直流锅炉也有缺点，存在较低工作压 力下蒸发受热面内水动力稳定性差的缺点，为改善或避免水动力不稳定性，减轻或消除管 间脉动，工作压力不宜太低。一旦进入亚临界运行状态，直流锅炉预期良好使用效果就不能 保持，低负荷时尤为突出。 近年来，为了满足清洁能源的全面消纳，煤电机组不得不定位于调节电源，长期低 负荷、变负荷挂网调峰运行。深度低负荷和频繁变负荷运行方式使其综合供电煤耗指标严 重恶化，锅炉水冷壁疲劳失效不时发生，脱硝装置常常偏离最佳工况甚至退出，一次调频品 质下降而常被考核，甚至因最低负荷安全还被动选择启停调峰。总之，现行超(超)临界直流 机组不能适应挂网低煤耗深度调峰需要。 目前采用的水冷壁内螺纹技术、水冷壁节流孔圈技术、强制再循环技术，使负荷适 应性有一定的下探，同时伴随产生水冷壁节流孔圈异物堵塞、水冷壁内螺纹管疲劳失效、增 加强制循环泵等问题，但均不改变较低负荷水冷壁亚临界运行的现状，本质上都属于改良 主义方法。 直流锅炉的优势在超临界直流工况，其痛点在水冷壁亚临界工况。本发明从深度 回热煤电模型的视角剖析水冷壁的功能定位和安全定位，指出蓄水蓄热和吸热产汽才是水 冷壁的功能本位，认定对水冷壁和过热器进行功能隔离的必要性，本发明提供了一种全负 荷超临界水冷壁控制装置及其机理，创造性地为超 (超)临界煤电机组的以上问题提供了 治本解决方案，填补了业内空白。
技术实现要素：
1.原因分析与解决思路 水冷壁不仅为高压汽水工质提供约束边界，同时还采用膜式壁薄壳结构，作为高 温炉火约束边界。可以说，水冷壁就是一个原始一体化锅炉，水冷壁的安全使用正是锅炉正 3 CN 111594817 A 说 明 书 2/6 页 常使用的缩影。水冷壁的安全使用性能取决于：1)安全定位需求是否满足，其特征在于结构 强度一定的情况下有温差应力最小化需求倾向； 2)功能定位需求是否满足，其特征在于高 品级蓄水蓄热和产汽能力有给水回热最大化和后续调频即时性需求倾向。 直流锅炉水冷壁一般设计成螺旋水冷壁和垂直水冷壁及其它派生形式，根据水冷 壁内汽水工作压力不同，表现出亚临界和超临界两种运行工况，与炉火条件共同作用，使锅 炉表现出不同的安全性能、环保性能和经济性能。可以说特定结构水冷壁的使用性能是由 管内汽水工况和炉内的炉火工况共同决定的，超临界工况符合设计预期，而问题出在亚临 界工况。 在亚临界工作压力状态下，1)首先，水冷壁内出现汽水相变，而且相变温度随蒸汽 压力(机组负荷) 变化而变化，相变位置反复变动。2)再者，直流锅炉中工质的流动无自平 衡性，即吸热量多的管子因工质的比容增加，阻力加大，反而使通过的流量减少，产生了热 偏差。水冷壁内这种热偏差叠加外部烟温波动，而引起水冷壁结构出现较大温差应力变化， 产生热疲劳效应，导致水冷壁金属失效安全问题。3)另外，随负荷降低而降低的的汽水饱和 温度还限制锅炉给水温度，抑制了抽汽回热效果，恶化循环热效率； 4)较低的给水温度通 过省煤器对出口烟气冷却，造成本已较低的烟气温度进一步偏离脱硝SCR最佳工作温度区 间(一般认为约315～390℃)。5)与此同时，水冷壁内因相变潜热而大量吸收燃烧热量，抑制 了煤水比调节主蒸汽温度效果，很容易造成过调，特别是这种过调会引起减温水的波动，在 极低负荷下很容易引起水动力学工况不稳，严重威胁锅炉安全运行和经济运行。6)最后还 不得不提直流锅炉蓄热不足的固有弱点，低负荷严重恶化了一次调频性能，威胁电力系统 安全。所以说，水冷壁亚临界工作状态不能满足安全定位需求，也不能满足功能定位需求。 总之，直流锅炉不能适应深度调峰需求，问题在于水冷壁的亚临界状态。与超临界 工况相比，亚临界工况的直接不同点在于：1)存在水汽相变，位置不确定；3)炉火工况与汽 水相变深度关联；4)汽水相变限制入炉给水温度；2)汽水相变后水冷壁兼职过热器；5)因汽 水相变引起多变量控制相互矛盾。 煤电机组实际上是能源暂储、转换和传输的延时组合机器，其底层控制逻辑是延 时组合。分别在汽轮发电机组旋转惯性蓄能(励磁控制)、过热器蓄汽蓄热(调门控制)、水冷 壁蓄水蓄热(直流机组暂缺控制)、给水高加蓄水蓄热(高抽控制)等等。这些阶梯蓄能都在 为了弥补电能不便大规模存储的短板，这里响应品级最高的当然是热机惯性蓄能和过热蒸 汽蓄能，其次便是水冷壁及其前置省煤器蓄能、给水高加蓄能等，但作为热能来源的煤仓给 煤，响应品级最次，滞后数分钟。按照深度回热煤电模型，没有控制的蓄热部件应当增加控 制手段，蓄能体量不匹配的部件应当扩容或瘦身，深度回热煤电模型认定，直流锅炉水冷壁 现状是限制深度回热煤电模型应用的瓶颈。 降低水冷壁壁温周界温差是安全前提，蓄水蓄热产汽是水冷壁本位，过热蒸汽精 加工是过热器的事，二者功能不可错位。造成水冷壁亚临界工况的根源是缺少隔离控制装 置，导致水冷壁缺少足够的高品级蓄水蓄热能力，严重限制了抽汽给水回热深度。具体见 《一种深度回热煤电模型》。 避免水冷壁亚临界工况就是超(超)临界直流机组深度调峰问题解决的根本出路。 显然，如果在水冷壁系统和过热系统之间加装自动节流控制装置，就有可能在保留过热器 变压运行的情况下，实现直流锅炉水冷壁全负荷段超临界运行，以避免亚临界状态下的不 4 CN 111594817 A 说 明 书 3/6 页 利因素。 2.本控制装置的功能定位与安装位置 根据以上原因分析和解决思路，该节流控制装置应当实现以下3个功能：1)隔离部 件功能：使水冷壁系统和过热器系统相互隔离，以便分别控制，水冷壁功能主要是蓄水蓄 热、吸热产汽；过热器功能主要是过热、控温、变压。2)固定相变位置：使原亚临界状态下的 相变点转移到炉外，并固定在节流装置处，以淡化炉火和汽水的关联。3)分离控制功能：主 要部件功能隔离和汽水相变位置固定后，为分离控制变量创造了基础条件，按照水冷壁和 过热器的功能定位分别实施精准控制。“全负荷超临界水冷壁控制装置”正是基于以上功能 定位创造性构想设计的。 功能隔离控制：水冷壁压力由本控制装置自动控制，保持工作在超临界状态；参照 CBF协调控制模式，过热蒸汽压力由主调门隔离控制；主蒸汽流量(水冷壁吸热产汽量)主要 由负荷-给水-煤量控制，燃烧率滞后由水冷壁高品级蓄热缓冲，煤量波动由水冷壁蓄热对 冲，并由负荷变动反馈调整；主蒸汽温度主要由喷燃器摆角分配热负荷来控制，辅以两级减 温。 注：因本装置使用，使主蒸汽温度控制完全可以独立准确控制，主要手段可采用喷 燃器摆角控制，配合两级减温控制。在一定的磨煤机组合下，喷燃器摆角以再热汽温控制为 基础，通过上下摆角位置调节，实现燃烧热量在水冷壁、过热器以及省煤器之间合理分配， 并追求减温水最小用量为最优。具体由运行调整试验确定，并固定到自动控制程序中；不再 以汽水分离器出口过热度来控制煤水比，但可用于监测或参与喷燃器摆角控制的修正。 一般超(超)临界直流锅炉设计，都在水冷壁出口集箱之后添加了混合集箱，在混 合集箱和一级过热器之间安排了汽水分离器和启动系统。本装置可以安装在水冷壁出口集 箱之后，也可以安装在混合集箱之后，还可以安装在汽水分离器之后，但各有其优缺点。考 虑到水冷壁出口集箱之后的汽水连通管数量较多，又考虑到安装在低过进口之前需要考虑 节流后可能出现的蒸汽湿度问题，推荐安装在汽水分离器之前空间合适的位置。这样不仅 可以有效隔离水冷壁系统和过热器系统，还可以避免影响启动系统的正常使用。 具体安装位置应当按照不同机组锅炉的具体条件，经过充分论证后确定，不同安 装位置应当作为本装置的二次设计条件之一。以下描述是以安装在分离器入口蒸汽管道上 而预想的，不应当作为普适的确定性内容。 3.本控制装置的物理构成和设计边界条件 “全负荷超临界水冷壁控制装置”由若干节流组件组成，即在进入汽水分离器的每 根(n)蒸汽管道上安装一个相同的节流组件，每个节流组件由数个(m)不同型号(A、B、C、 D…)的节流管件并联而成；A型节流管件作为基本通流节流件，其前不加装自动截止阀，其 它各型号的节流管件均应在相应的节流件前安装自动截止阀。所有自动截止阀的控制及状 态均引进DCS，接受指定模块控制，用于控制的温度、压力测点直接使用原有合适位置的测 点。以上便是本控制装置的主要硬件，这些硬件应当受该部位的功能需求和强度需求等约 束。 以下各附表典型参数和技术数据只用于举例说明，不代替条件查证和二次设计。 根据某660MW超超临界直流机组的负荷压力曲线和运行数据，不同部位的有关典型参数摘 录见表1。 5 CN 111594817 A 说 明 书 4/6 页 表1：压力-负荷典型参数 “全负荷超临界水冷壁控制装置”是采用水冷壁出口介质压力分级控制的，标准压 力范围控制低点应略高于临界点压力22.064MPa，标准压力范围控制高点应略低于锅炉最 高工作压力。本示例低点/高点分别为22.5MPa(420℃)/27.5MPa，低点控制的差压流量特性 是以420℃的数据计算的，对应的流量是锅炉最小流量30％BMCR，但温度不直接参与控制。 各型控制都对应这两个标准控制点控制，即水冷壁出口压力高于控制高限时，下一型节流 管件的前置阀将打开；当水冷壁出口压力低于控制低限时，在控本型节流管件的前置阀将 关闭。启动及升负荷过程中各型控制依次为：A型启动--A型控制--B型控制--C型控制--D 型控制，降负荷过程相反。各型节流管件的设计应当保证其压差流量特性，符合适用边界条 件限制，并使各型控制下流量范围有合理搭接量。各型控制典型压差流量边界条件示例见 表2。 表2：各型控制典型压差流量边界条件示例 状态 压差(MPa) 流量BMCR 备注 8A启动 不限 不限 主/再热蒸汽参数不宜下限达标控制 A型控制 8A 12.5～16.5 30.0％～35.4％ B型控制 8A nB 11.5～15.5 34.4～55.0％ C型控制 8A 8B nC 7.0～13.0 50.0～78.0％ D型控制 8A 8B 8C nD 0 75.0～100％ 此时无节流效应需求 本控制装置的控制执行主要通过自动截止阀的开关分组动作，而决定各型节流管 件投用状态的不同组合完成，分别形成A型控制状态、B型控制状态、C型控制状态、D型控制 状态…。A型节流管件保持基本通流状态，不做专门控制，即在水冷壁超临界工作状态下，最 小流量为锅炉最小允许流量(本例30％BMCR)； B型控制实际8只A型节流管件和n个B型节流 管件组合在用，根据压力流量关系由B型节流管件实施控制；C型控制实际由8只A型节流管 件、8只B型节流管件和n个C型节流管件组合在用，根据压力流量关系由C型节流管件实施控 制；D型控制实际由8只A型节流管件、8只B型节流管件、8只C型节流管件和n个D型节流管件 组合在用，根据压力流量关系由D型节流管件实施控制。 各型控制中各节流管件排列顺序应根据机组实际情况编程或手动干预，以保证有 关参数稳定。因为C 型控制高点位置时主蒸汽压力已处于超临界状态，D型控制为避免压力 和流量过大波动应当按合理间隔依次打开，平稳实现无差压通流状态。 本控制装置的节流孔板结构形式、管件及孔板钢材、截止阀选型、尺寸数量等应根 据各适用机组的边界要求、空间位置、控制品质期望等具体条件进行二次设计。无论如何， 这些设计都应当以本章第2节“本装置功能定位和功能控制”为基本原则，确保水冷壁能正 常工作在超临界状态。 4.机组控制策略和机制 6 CN 111594817 A 说 明 书 5/6 页 加装“全负荷超临界水冷壁控制装置”后，水冷壁系统和过热器系统被有效隔离， 水冷壁系统始终处于超临界工作状态，增加水冷壁蓄水蓄热能力，在炉外固定低负荷下水 汽相变位置，使燃烧率和主蒸汽温度易于控制，原来的机组控制策略宜结合具体情况按以 下各工况工作原则适当优化。 风险分析：“全负荷超临界水冷壁控制装置”采用水冷壁出口工质压力上下限控 制，各型控制分组响应。当过热蒸汽处于亚临界状态滑压运行时，节流孔板实际处于背塞状 态，即产汽流量不随主蒸汽压力变化而变化，而只随给水流量和燃烧率的变化而变化，机组 相关控制应当相应调整。不论采用什么协调控制方式，只要超临界水冷壁的压力一旦超出 上下限值，在控截止阀即时动作。为了防止水冷壁正常工作时不当进入亚临界工作状态，负 荷控制速度应当限制。控制装置自动运行，并可手动干预，正常情况下保持超临界运行。 蓄能调峰：加装“全负荷超临界水冷壁控制装置”后，水冷壁以及前置省煤器有了 蓄水蓄热控制能力，其应召能量体量非常可观，响应品级很高，与之串联的给水回热蓄能也 可得到大幅提升，可有效对冲燃烧率反应滞后的不足。基于此，调整优化机组控制策略。当 一次调频增加负荷时，调门开度会引导主蒸汽压力下降，过热器系统提供蓄能，但因本装置 因相变锁定处于背塞状态，产汽量并未因此变化。因此，可考虑通过给水泵转速来实现调频 控制，以便把水冷壁蓄水蓄热挤出，以更多蒸汽进入过热器，故在给煤量滞后的情况下，给 水应当与负荷同步响应，伴随蓄水蓄热挤出水冷壁出口温度也有下降趋势。等到滞后燃烧 来临时，水冷壁吸热蓄热以补充。就这样，煤量和负荷作为两侧的终极参数，通过蓄水蓄热 缓冲以达到平衡，变化方向相反时亦是如此。 锅炉启动：上水冲洗时(包括热态冲洗)，所有节点孔板的前置截止阀可手动处于 全开位置，以增强冲洗效果。点火后，当锅炉开始建立压力，至少在干湿态转换之前投入本 装置自动控制，依次关闭所有可控节流管件，只有A型节流管件在用。此时水冷壁系统阻力 明显增加，启动循环如故。随着锅炉热负荷增加，温度不断升高，水冷壁在亚临界状态下压 力不断增加，待主蒸汽参数合适时，旁路投退、冲转、并网，无异。随着燃烧率增加，水冷壁温 度达到预期温度(本例420℃)，水冷壁进入正常超超临界工作状态，且出口汽水温度已超过 拟临界温度，使节流降温后蒸汽无湿度，汽水分离器转入干态运行。随着持续燃烧调整，主 蒸汽温度、压力持续升高，直至温度达标，压力与负荷对应，工况稳定，启动阶段结束。 主蒸汽亚临界工况：水冷壁进入超临界正常工作状态后，水冷壁在控制装置的监 控下始终保持在超临界状态下蓄水蓄热和吸热产汽，并通过压差流量特性自动跟踪负荷供 汽。在炉火侧，因煤质波动引起燃烧率增加，会促进水冷壁蓄热温度和压力增加；水冷壁压 力增加，按压差流量特性输出更多蒸汽，引起调门动作使主蒸汽压力升高而抑制流量，提高 过热器系统的蓄能；在负荷侧，负荷变动反馈修正给煤量。 主蒸汽超临界工况：此时控制装置处于D型控制，实为无节流状态。负荷-煤量控制 类似。 事故工况：若锅炉MFT，节流孔板将保持当时状态不动作，防止加重排泄压力。随着 炉膛熄火而水冷壁压力降至低限，节流孔板组按既定程序依次动作，直至A型控制，延缓排 泄，增强机组安装性能。直到 A型控制工作，水冷壁压力进一步降低，进入亚临界状态，并继 续泄压至预期状态。可见，如果节流管件前置截止阀由电力驱动，可不必把该负荷当作非0 类或0类负荷，因此使用本控制装置并未恶化锅炉安全条件。 7 CN 111594817 A 说 明 书 6/6 页 FCB工况：在事故或某种特殊情况下，机组需要甩负荷而带厂用电运行。本控制装 置将按事故MFT工况自动工作，而不必给出特殊指令。如果机组按设计最小锅炉负荷(如 30％BMCR)旁路运行，则水冷壁在本控制装置的控制下保持超临界正常运行。如果经过燃烧 调整试验需要锅炉进一步减少燃烧率，则水冷壁会进入亚临界状态，主蒸汽温度不宜做下 限达标控制，但由于本装置的节流作用将明显提高水冷壁工作压力，改善FCB亚临界工况下 的水冷壁安全。待并网调度指令，按预期增加热负荷，本装置自动控制，过程与正常启动类 似，不必给出特别指令。因此在本工况下使用本控制装置并未恶化锅炉安全条件。 5.方案实施的预期效果 按照本发明成果和具体机组实际条件而进行二次设计的“全负荷超临界水冷壁控 制装置”实施后，超 (超)临界直流燃煤机组可有以下预期好处： 1)以本装置为界的水冷壁始终处于超临界安全运行状态，而过热蒸汽系统则根据 负荷需要处于亚临界变压运行状态，满足超(超)临界直流机组的调峰运行模式需求。 2)低负荷调峰运行期间，能有效平抑水冷壁周界温差幅度，使其周界温差基本恢 复到满负荷运行状态，有效抑制金属疲劳失效。 3)事故工况下(锅炉主燃料跳闸MFT)，通过该控制装置的自动控制可延缓蒸汽排 放，防止加重事故排放压力及其风险。 4)在事故或某种特殊情况下，机组需要甩负荷而带厂用电运行，锅炉仍然可以保 持极低负荷下的水冷壁安全和较低煤耗运行。 5)通过燃烧调整可以实现全负荷段脱硝SCR处于最佳烟气温度工作区，可以实现 保持煤电机组深度调峰时的脱硝环保性能。 6)由于水冷壁蓄水蓄热显著增强，调峰运行时可有效对冲燃烧率反应滞后的不 足，机组一次调频品质得到明显改善，为电力系统安全提供合格辅助服务，获得预期辅助服 务收益。 7)全负荷段入炉给水温度不受限制，可通过现有多级抽汽回热系统增加抽汽量， 全负荷段提高回热循环热效率，满足低煤耗深度调峰运行的市场生存能力需求。 8)改变锅炉控制方式，通过水冷壁蓄热增加和前置省煤器蓄热增加有效平抑煤量 和煤质以及出口烟气的波动。煤水比不易失调，主/再热汽温容易达标控制，使机组响应变 负荷调峰的能力更强。 9)通过燃烧调整，锅炉最低负荷不投油稳燃试验可进一步下探，增强锅炉低负荷 调峰能力。 10)保持正常超临界工况运行，给水温度不受亚临界工况限制，破除了进一步进行 深度回热改造的限制瓶颈。
