余熱鍋爐汽包水位測量改進

陳金欣

（福建晉江天然氣發電有限公司，福建晉江362251）

余熱鍋爐汽包水位測量改進

陳金欣

（福建晉江天然氣發電有限公司，福建晉江362251）

S109FA單軸燃氣-蒸汽聯合循環機組啟動運行過程中，余熱鍋爐汽包水位測量出現波動大的現象，分析發生原因及運行操作的影響，給出處理措施，并在此基礎上優化改進控制系統。

余熱鍋爐；汽包水位；水位保護；邏輯優化

0 引言

4臺S109FA型燃氣-蒸汽聯合循環發電機組，采用GE-哈汽公司生產的MS9001FA型燃氣輪機，配置D10型汽輪機和390H型發電機，單軸室內布置。余熱鍋爐選用三壓、再熱、臥式、無補燃、自然循環型余熱鍋爐。從進口煙道法蘭面至尾部出口煙囪平臺外側總長37.6 m，寬度20.2 m，高壓汽包中心標高30 m，中壓汽包中心標高為29.6 m，低壓汽包中心標高為30.2 m，煙囪頂部標高60.264 m。高、中、低壓汽包容積分別為41 m3，15.1 m3，60.2 m3。與常規電廠鍋爐相比，余熱鍋爐沒有除氧器，依靠凝汽器除氧。

燃氣輪機因調峰特性經常啟停，機組停用后余熱鍋爐通常采取保溫保壓方式，此時煙道中還有大量的熱煙氣及鍋爐本身的蓄熱，汽包中的水仍在變成飽和蒸汽。該機組在生產運營期間曾因汽包水位波動大而跳閘。

1 汽包水位控制系統

1.1 結構組成

余熱鍋爐汽水系統如圖1所示，高壓汽包內徑1900 mm，直段長13.106 m。中壓汽包內徑1250 mm，直段長11.887 m。低壓汽包內徑2400 mm，直段長12.497 m。高壓汽包兩端配半球形封頭，中壓和低壓汽包兩端配半橢圓形封頭，封頭均設有人孔裝置。汽包內部設置給水分配管、緊急放水管和排污管。低壓汽包上設有高、中壓給水泵。汽包還設有水位計、平衡容器、電接點液位計、壓力表和安全閥等附件和儀表，用于鍋爐運行時的監督、控制。鍋爐最大連續出力下，汽包水位從正常水位到低低水位所能維持的時間分別是：高壓2.12 min，中壓5.21 min，低壓5.21 min。

圖1 余熱鍋爐汽水系統示意

1.2 水位控制

余熱鍋爐汽包水位控制通常采用3沖量控制系統，給水流量、蒸汽流量和汽包水位綜合成1個水位設定信號，用來控制給水調節閥的開度。與常規鍋爐不同的是，為適應燃氣輪機機組的快速啟動，在蒸發量小的部分負荷運行時，采用單沖量控制汽包水位。啟動時，將水位控制的設定值切換為低的設定值，達到某蒸汽流量以上時，再切換到正常設定值。啟動水位不是常數，而是汽包壓力的函數。在達到特高水位時，通過排污調節閥調整水位，作為水位控制的輔助手段。

機組運行時，汽包水位的異常將影響設備的安全和蒸汽的品質，為在運行中控制好汽包水位，每個汽包有7套水位計，其中4套差壓變送器水位計用于水位控制和保護，1套磁翻板水位計、1套雙色水位計和電接點水位計用于監測。

2 水位測量波動偏差分析

2.1 中壓汽包水位測量偏差

（1）監測數據。4#機組運行DCS歷史趨勢如圖2所示，測點A，B，C在機組停機時偏差＜15 mm，機組運行時＞50 mm。原因分析：觀察測點變化情況可見，在爐水循環開始后出現偏差，循環加劇時進一步突變，直至機組穩定帶負荷時處于最大偏差狀態，據此判定是測點工況原因造成的偏差。內觀察到的情況接近，且汽包內部取壓口暫時無法改進，可在3種處理方案中選擇：①檢查水位測量取樣口至變送器的取樣管的整體坡度，避免由于取樣管坡度相反導致取樣管內積存空氣；②以運行中穩態工況值為基準，在機組停機時，適當下移C點測量值，使之接近A，B點；③考慮適當優化更改控制邏輯、定值，使控制系統適應設備系統的固有偏差。

圖2 4#機組中壓汽包水位趨勢圖

（2）原因分析。如圖3所示，中壓汽包水位測量1、3取樣口位于汽包兩側半橢圓形封頭處，相對其他取樣口，此處汽水工況更不平穩，導致差壓變送器測出的差壓變化大。如果一段時期

圖3 4#機中壓汽包水側裝置結構平面分布圖

2.2 高壓汽包水位測量偏差

4#機組運行DCS歷史趨勢如圖4所示，測點C無論在機組停運或運行時的監測值均比其他兩點低200 mm左右，這表明水位測量存在穩態偏差，處理方法是在機組停機時校準、以遷移偏差，使之與另兩點一致。同理，如果是測點B，C偏差，則遷B，C點（需要進一步分析比較）。

2.33#機組中壓汽包水位高

圖4 4#機組高壓汽包水位趨勢圖

表13 #機（帶負荷52MW）中壓汽包水位、壓力及壁溫變化記錄

（1）數據記錄。表1為2012年8月5日，3#機溫態啟動后帶負荷52 MW，中壓汽包水位、壓力及壁溫變化等參數記錄。

（2）異常現象。中壓汽包溫度緩慢升至140～150℃，汽包壓力緩慢升至0.4～0.5 MPa時，運行人員手動打開中壓蒸發器排污電動門，汽包水位變送器1，2，4均下降后，再上升至跳機保護動作值，而在排污電動門打開的過程中，汽包水位變器3和電接點水位計稍有下降。

（3）原因分析。汽包水位變送器1，2，4取樣位置在中壓汽包下降管側（圖5）。機組啟動后，中壓汽包溫度和壓力緩慢上升，爐水剛形成自然循環，汽包下降管口水汽工況不穩定，而此時開啟蒸發器排污門，下降管側爐水下降速度更快，差壓變送器取樣管口水汽工況穩定性更差，有可能導致紊流的產生，額外的壓力作用在差壓變送器的正壓側（汽包水側），導致差壓變送器測量出來的差壓變大，汽包水位測量信號上漲。而汽包水位3和電接點水位計取樣口處于汽包的另一側，由于汽包容積大的關系，排污門的開啟對這兩個測點影響較小。

圖5 3#機汽包內水位計取樣口位置圖

3 改進措施

3.1 汽包外部取樣管坡度改進

利用水平儀等工具對汽包外部取樣管坡度進行排查，發現多處取樣管坡度朝取樣口方向傾斜，而不是朝差壓變送器方向傾斜，且部分取樣管存在彎曲變形的現象，這樣取樣管內部就存在著累積空氣的可能。通過校對取樣管安裝方向以及更換新的取樣管，確保取樣管坡度方向的一致性，消除了取樣管內積留空氣對測量產生的影響。

3.2 規范啟動過程汽包水位控制操作

在機組啟動初期，如需降低中壓汽包水位，可打開啟動排污門、連續排污門、緊急疏水門等，應避免開啟中壓蒸發器排污電動門。完善啟動過程汽包水位設置、操作與監視等標準、規范。3.3改進汽包內部取樣口

機組大修期間改進汽包內部取樣口，把水位測量1取樣口延長至雙色水位計取樣管處，并將兩管焊接聯通；水位測量3取樣口延長至電接點水位計測量取樣口處。改進前后對比見圖6。通過改變取樣口位置，避開了汽水工況不穩定區域，降低了對水位測量干擾的影響，提高水位測量的準確性。

3.4 DCS界面增加汽包水位保護投退按鈕

由于機組冷態啟動時，各汽包水位測量存在壞點現象、個別機組3個平衡容器之間的測量值存在明顯偏差，因此，在DCS界面增加汽包水位保護投退按鈕進行人為干預（圖7），可避免不必要的跳機。

不同于常規煤電，S109FA單軸燃氣-蒸汽聯合循環機組配套的余熱鍋爐使用燃機排氣進行換熱，采用自然循環，沒有爐膛及水冷壁，不容易出現過熱爆管的現象。對于汽包缺水情況，3個汽包的蒸發器管材料為SA-210-A-1，螺旋鰭片材料為碳鋼，工作溫度450～650℃。實際運行中，燃氣排煙溫度最高為649℃。額定工況下，高壓蒸發器入口處煙氣溫度約為470℃，中壓蒸發器為260℃，低壓蒸發器為190℃。即使出現干鍋等最惡劣情況，高壓蒸發器管束也可承受高溫，而中壓及低壓蒸發器則相當安全。

通過以下4個措施，確保水位保護的正常投入以及運行操作的規范性：①水位正常情況下，負荷達到280 MW后，應投入水位保護；②根據試劑水位測量偏差≤80 mm時，應投入汽包水位保護；③在啟停操作中，對汽包水位的保護投入與退出操作進行規范；④緊急情況下由運行人員進行人為干預，避免不必要的跳機。

3.5 在DCS界面增加汽包水位零水位賦值按鈕

圖6 4#機汽包內水位計內部取樣口改造前后對比圖

機組冷態和溫態啟動時，余熱鍋爐汽包出現虛假水位，汽包排污閥和緊急放水閥保護開導致汽包水位無法維持，需由熱控人員強制汽包水位選擇后信號為零水位。在DCS操作界面增加汽包零水位賦值按鈕（圖8），由運行人員直接操作，有利于汽包水位穩定運行，避免因強制不及時影響機組啟動。

4 結語

通過對汽包內部取樣口、汽包外部取樣管改造以及邏輯修改等措施，解決了余熱鍋爐汽包水位波動偏差大對水位測量的影響，提高了水位測量的準確性，為機組的安全經濟穩定運行提供了保障。

圖7 DCS界面汽包水位保護投退

圖8 DCS汽包水位零水位賦值

［1］中國華電集團公司.大型燃氣-蒸汽聯合循環發電技術叢書（設備及系統分冊）［M］.北京：中國電力出版社，2009.

〔編輯 李波〕

TK223.1+3

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10.16621/j.cnki.issn1001-0599.2016.11.26