鍋爐汽包水位偏差影響因素分析及改進

林 浩，邵 超

(1.國能浙江北侖第一發電有限公司，浙江 寧波 315800；2.寧波海洋研究院，浙江 寧波 315852)

0 引言

鍋爐汽包水位是否正常是檢驗鍋爐安全運行的一項重要指標[1]。燃煤機組在運行過程中，燃燒工況、給水流量、負荷等參數變化，均會導致汽包水位發生改變。鍋爐汽包滿水容易導致鍋爐蒸汽嚴重帶水且溫度急劇下降，蒸汽管道發生水沖擊；鍋爐汽包缺水則會造成鍋爐蒸汽溫度急劇上升，水冷壁管得不到充分冷卻而發生過熱爆管。目前，鍋爐汽包水位保護問題仍比較突出，汽包水位的測量和控制不當會導致鍋爐發生安全事故[2-3]，輕則造成機組突發性停運，重則威脅機組的安全運行，甚至損壞汽輪機和鍋爐設備。

某電廠4號機組鍋爐是由日本石川島播磨重工業株式會社制造的660 MW亞臨界、中間一次再熱、單汽包自然循環箱式鍋爐[4]，采用平衡通風、旋流燃燒器、前后墻對沖燃燒方式。汽包布置在近前墻標高72.7 m處，設計壓力為19.69 MPa，材料采用SA515Gr70鋼；汽包全長26 851.5 mm，筒體直段長25 760 mm，筒體上下部采用不同的壁厚，上部內徑為1 829.0 mm，壁厚177.0 mm，下部內徑為1 808.0 mm，壁厚198.0 mm；汽包兩側采用球形封頭，封頭內徑均為1 829.0 mm，壁厚177.0 mm。汽包內配有5排共190只水平分離器和24排波紋板分離器。水位測量配有2套雙色水位計、2套電接點水位計和6組水位變送器。

正常運行時，4號鍋爐汽包兩側水位存在偏差，可達100 mm，不符合《防止電力生產事故的二十五項重點要求》第6.4.5條中“按規程要求定期對汽包水位計進行零位校驗，核對汽包各水位測量裝置間的示值偏差，當偏差大于30 mm時，應立即匯報，并查明原因”的規定[5]。為保障火電機組正常運行，需充分了解汽包水位偏差存在的原因并掌握其改進措施。

1 汽包兩側水位偏差的影響因素

1.1 汽包水位測量原理及誤差分析

為提高鍋爐水位監測的可靠性和準確度，目前國內鍋爐汽包水位監測的配置存在數量過多、形式多樣等問題。實際上，由于各種水位計的測量原理、誤差來源和結構不同，其顯示值存在較大的偏差，容易給運行人員汽包水位監視造成混亂[6]。

(1) 差壓式水位計。差壓式水位計使用單室平衡容器下的差壓測量汽包水位，是目前比較常用的測量方法。其測量誤差的來源包括兩點：一是無法準確測量單室平衡容器內水的平均密度；二是汽包內的水處于欠飽和狀態，其欠飽和程度隨機組負荷和工況的變化而變化，而汽包內水的密度是按飽和水來計算的，因此誤差不可避免[7]。

(2) 雙色水位計。雙色水位計是用于發電廠、石油化工及工礦企業的蒸汽鍋爐或其他壓力容器監測水位的一次就地直讀儀表，其結構簡單、顯示直觀。與汽包內飽和水的溫度相比，就地雙色水位計的測量筒內水溫要低得多，由于缺少溫度補償導致測量筒內水的密度高于飽和水密度，水位也低于汽包內的實際水位。因此，在高壓環境下，即使通過位置修正仍無法避免水位誤差[8]。

(3) 電接點水位計。電接點水位計采用電接點電極測量鍋爐汽包水位。其存在的問題即電極式水位計的零水位與汽包正常水位之間存在偏差，且汽包水位波動后電極式水位計內水位波動不能與之對應[9]。因此，采用電接點水位計監視超高壓、亞臨界鍋爐的汽包水位也是不準確的。

1.2 汽包兩側實際水位偏差原因分析

(1) 下降管和汽包安裝的影響。鍋爐正常運行時，汽包內的水流是快速進入下降管的。自然循環的亞臨界鍋爐，其下降管內水流速度最高可達3～4 m/s，導致汽包內的水面隨下降管的布置位置出現高低不一的偏差。

汽包兩側水位計的安裝分別以兩側中心線為基準，而安裝時中心線存在5 mm以內的高度差，且汽包安裝的水平度也存在5 mm以內的偏差，通常會導致20～30 mm的定位誤差。隨著鍋爐運行后支架下沉等各種因素影響，水平度持續變差，汽包兩側水位的累計偏差也會加大。

(2) 鍋爐燃燒偏差的影響。鍋爐燃燒偏差主要是指燃燒兩側熱負荷偏差對鍋爐兩側水位偏差的影響。由于爐膛中部煙溫和煙氣流速均高于壁面，使煙道中沿爐膛寬度方向的熱負荷不均，造成鍋爐兩側水冷壁吸熱不均，或造成過熱器和再熱器吸熱不均，從而引起汽包兩側水位產生偏差[10]。燃燒偏差可能影響因素眾多，包括爐內空氣動力場、爐膛水冷壁結焦、磨煤機組、二次風門和吹灰方式等[11]。

(3) 汽水分離不均的影響。汽包內部采用由沿汽包長度延伸的弧形隔板，離開水冷壁的汽水混合物通過弧形隔板流入安裝在汽包下部兩側的水平分離器底部。經水平分離器分離后的蒸汽進入汽包，并通過由多塊波紋板組成的百葉窗式分離器進一步分離至過熱器。當水平分離器(一級分離)內部結垢后，汽包水空間的含汽量增加，將使汽包水位計測量精度下降；當百葉窗式分離器(二級分離)波紋板結垢時，對蒸汽中小水滴的吸附作用下降，使蒸汽含水量增加，影響汽包水位計汽側精確度。

(4) 動態擾動因素的影響。動態擾動因素主要包括給水流量、蒸汽流量和爐膛熱負荷對汽包實際水位偏差的影響[12]。給水流量的影響，表現為在通常情況下給水流量的增加會使汽包水位呈現出初期水位不會升高、中期逐漸上升、最終直線上升的變化過程；蒸汽流量的影響，表現為汽輪機發電機組負荷的變化導致蒸汽流量擾動，造成與見負荷變化方向相反的“虛假水位”現象，其變化幅度與鍋爐的汽壓和蒸汽量變化的大小有關；爐膛熱負荷的影響，主要是指燃燒率的擾動對鍋爐蒸發強度產生影響，引起蒸汽流量和汽包容積的變化，其擾動程度比蒸汽流量擾動程度要小，引起的“虛假水位”變化幅度和速度也相對較小。

2 汽包水位偏差及改進措施

2.1 實際運行中汽包水位偏差分析

(1) 機組負荷增加。機組負荷從300 MW加至400 MW過程中，通過DCS可監測到汽包右側水位偏低，汽包兩側水位偏差較大。偏差最大處為左側水位-79 mm，右側水位-208 mm，即機組在增負荷期間，水位偏差最大值為129 mm。

(2) 機組負荷減少。機組負荷從400 MW減至300 MW過程中，通過DCS可監測到汽包右側水位偏低，汽包兩側水位偏差有明顯加大趨勢。機組負荷400 MW時，左側水位-152 mm，右側水位-151 mm；在負荷310 MW時，水位偏差達最大值，左側水位-71 mm，右側水位-204 mm，即機組減負荷期間，水位偏差從1 mm增加至133 mm。

2.2 改進措施及效果評價

機組汽包水位偏差的整改措施包括鍋爐燃燒優化調整、提高汽水循環均勻性和消除水位測量誤差等三種。在實際機組運行中，因運行無法對水位計及汽水分離器做出實時調整，一般采用優化爐膛燃燒來減少鍋爐汽包水位偏差。該電廠4號鍋爐采用前后墻對沖燃燒方式，在特定的負荷區間，會出現前后墻燃燒器投入分布不均勻的情況：前墻投入三層燃燒器(A/B/F)，后墻投入兩層燃燒器(D/E)；C層燃燒器為備用燃燒器。當負荷進一步降低時，汽水循環均勻性也隨之降低，造成汽包水位偏差增大。此時可針對該工況采取燃燒優化調整，具體方法為調整上層磨組所帶煤量，將上層磨(磨煤機4A)所帶煤量減少6 t/h，調整爐膛過燃風與燃盡風，將右側過燃風與燃盡風擋板開度相比原來增加10 %。

調整后，當機組負荷從300 MW增至400 MW時，偏差最大處為左側水位-162 mm，右側水位-119 mm，最大偏差值為42 mm，與調整前最大偏差129 mm相比，汽包水位偏差改善明顯；當機組負荷從400 MW減至300 MW時，偏差最大處為左側水位-112 mm，右側水位-181 mm，最大偏差值為69 mm，與調整前最大偏差133 mm相比，汽包水位偏差改善明顯(見表1)。

表1 鍋爐燃燒優化調整前后汽包兩側水位偏差變化

3 結束語

通過對水位偏差影響因素的研究，結合現場實際運行狀況的分析與掌握，總結得出影響機組鍋爐汽包水位偏差的原因。基于三種汽包水位計的測量原理及誤差分析，以及下降管和汽包安裝、鍋爐燃燒偏差、汽水分離不均和動態擾動因素等產生的實際水位偏差分析等，使火電廠機組運行人員能準確地了解影響汽包水位偏差的各項因素。

結合鍋爐汽包水位偏差的改進試驗，通過調整上層磨組所帶煤量和爐膛過燃風與燃盡風等措施改善爐內煤粉燃燒，有效改善了汽包水位偏差問題，有助于運行過程中及時發現問題并采取正確措施，保證汽包水位在正常的范圍內運行，使機組的安全運行得到保障。