林 浩，邵 超

(1.國(guó)能浙江北侖第一發(fā)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(yàn)鍋爐安全運(yùn)行的一項(xiàng)重要指標(biāo)[1]。燃煤機(jī)組在運(yùn)行過(guò)程中，燃燒工況、給水流量、負(fù)荷等參數(shù)變化，均會(huì)導(dǎo)致汽包水位發(fā)生改變。鍋爐汽包滿水容易導(dǎo)致鍋爐蒸汽嚴(yán)重帶水且溫度急劇下降，蒸汽管道發(fā)生水沖擊；鍋爐汽包缺水則會(huì)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(fā)生過(guò)熱爆管。目前，鍋爐汽包水位保護(hù)問題仍比較突出，汽包水位的測(cè)量和控制不當(dāng)會(huì)導(dǎo)致鍋爐發(fā)生安全事故[2-3]，輕則造成機(jī)組突發(fā)性停運(yùn)，重則威脅機(jī)組的安全運(yùn)行，甚至損壞汽輪機(jī)和鍋爐設(shè)備。

某電廠4號(hào)機(jī)組鍋爐是由日本石川島播磨重工業(yè)株式會(huì)社制造的660 MW亞臨界、中間一次再熱、單汽包自然循環(huán)箱式鍋爐[4]，采用平衡通風(fēng)、旋流燃燒器、前后墻對(duì)沖燃燒方式。汽包布置在近前墻標(biāo)高72.7 m處，設(shè)計(jì)壓力為19.69 MPa，材料采用SA515Gr70鋼；汽包全長(zhǎng)26 851.5 mm，筒體直段長(zhǎng)25 760 mm，筒體上下部采用不同的壁厚，上部?jī)?nèi)徑為1 829.0 mm，壁厚177.0 mm，下部?jī)?nèi)徑為1 808.0 mm，壁厚198.0 mm；汽包兩側(cè)采用球形封頭，封頭內(nèi)徑均為1 829.0 mm，壁厚177.0 mm。汽包內(nèi)配有5排共190只水平分離器和24排波紋板分離器。水位測(cè)量配有2套雙色水位計(jì)、2套電接點(diǎn)水位計(jì)和6組水位變送器。

正常運(yùn)行時(shí)，4號(hào)鍋爐汽包兩側(cè)水位存在偏差，可達(dá)100 mm，不符合《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項(xiàng)重點(diǎn)要求》第6.4.5條中“按規(guī)程要求定期對(duì)汽包水位計(jì)進(jìn)行零位校驗(yàn)，核對(duì)汽包各水位測(cè)量裝置間的示值偏差，當(dāng)偏差大于30 mm時(shí)，應(yīng)立即匯報(bào)，并查明原因”的規(guī)定[5]。為保障火電機(jī)組正常運(yùn)行，需充分了解汽包水位偏差存在的原因并掌握其改進(jìn)措施。

1 汽包兩側(cè)水位偏差的影響因素

1.1 汽包水位測(cè)量原理及誤差分析

為提高鍋爐水位監(jiān)測(cè)的可靠性和準(zhǔn)確度，目前國(guó)內(nèi)鍋爐汽包水位監(jiān)測(cè)的配置存在數(shù)量過(guò)多、形式多樣等問題。實(shí)際上，由于各種水位計(jì)的測(cè)量原理、誤差來(lái)源和結(jié)構(gòu)不同，其顯示值存在較大的偏差，容易給運(yùn)行人員汽包水位監(jiān)視造成混亂[6]。

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

(2) 雙色水位計(jì)。雙色水位計(jì)是用于發(fā)電廠、石油化工及工礦企業(yè)的蒸汽鍋爐或其他壓力容器監(jiān)測(cè)水位的一次就地直讀儀表，其結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、顯示直觀。與汽包內(nèi)飽和水的溫度相比，就地雙色水位計(jì)的測(cè)量筒內(nèi)水溫要低得多，由于缺少溫度補(bǔ)償導(dǎo)致測(cè)量筒內(nèi)水的密度高于飽和水密度，水位也低于汽包內(nèi)的實(shí)際水位。因此，在高壓環(huán)境下，即使通過(guò)位置修正仍無(wú)法避免水位誤差[8]。

(3) 電接點(diǎn)水位計(jì)。電接點(diǎn)水位計(jì)采用電接點(diǎn)電極測(cè)量鍋爐汽包水位。其存在的問題即電極式水位計(jì)的零水位與汽包正常水位之間存在偏差，且汽包水位波動(dòng)后電極式水位計(jì)內(nèi)水位波動(dòng)不能與之對(duì)應(yīng)[9]。因此，采用電接點(diǎn)水位計(jì)監(jiān)視超高壓、亞臨界鍋爐的汽包水位也是不準(zhǔn)確的。

1.2 汽包兩側(cè)實(shí)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(yùn)行時(shí)，汽包內(nèi)的水流是快速進(jìn)入下降管的。自然循環(huán)的亞臨界鍋爐，其下降管內(nèi)水流速度最高可達(dá)3～4 m/s，導(dǎo)致汽包內(nèi)的水面隨下降管的布置位置出現(xiàn)高低不一的偏差。

汽包兩側(cè)水位計(jì)的安裝分別以兩側(cè)中心線為基準(zhǔn)，而安裝時(shí)中心線存在5 mm以內(nèi)的高度差，且汽包安裝的水平度也存在5 mm以內(nèi)的偏差，通常會(huì)導(dǎo)致20～30 mm的定位誤差。隨著鍋爐運(yùn)行后支架下沉等各種因素影響，水平度持續(xù)變差，汽包兩側(cè)水位的累計(jì)偏差也會(huì)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(cè)熱負(fù)荷偏差對(duì)鍋爐兩側(cè)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(fù)荷不均，造成鍋爐兩側(cè)水冷壁吸熱不均，或造成過(guò)熱器和再熱器吸熱不均，從而引起汽包兩側(cè)水位產(chǎn)生偏差[10]。燃燒偏差可能影響因素眾多，包括爐內(nèi)空氣動(dòng)力場(chǎng)、爐膛水冷壁結(jié)焦、磨煤機(jī)組、二次風(fēng)門和吹灰方式等[11]。

(3) 汽水分離不均的影響。汽包內(nèi)部采用由沿汽包長(zhǎng)度延伸的弧形隔板，離開水冷壁的汽水混合物通過(guò)弧形隔板流入安裝在汽包下部?jī)蓚?cè)的水平分離器底部。經(jīng)水平分離器分離后的蒸汽進(jìn)入汽包，并通過(guò)由多塊波紋板組成的百葉窗式分離器進(jìn)一步分離至過(guò)熱器。當(dāng)水平分離器(一級(jí)分離)內(nèi)部結(jié)垢后，汽包水空間的含汽量增加，將使汽包水位計(jì)測(cè)量精度下降；當(dāng)百葉窗式分離器(二級(jí)分離)波紋板結(jié)垢時(shí)，對(duì)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(jì)汽側(cè)精確度。

(4) 動(dòng)態(tài)擾動(dòng)因素的影響。動(dòng)態(tài)擾動(dòng)因素主要包括給水流量、蒸汽流量和爐膛熱負(fù)荷對(duì)汽包實(shí)際水位偏差的影響[12]。給水流量的影響，表現(xiàn)為在通常情況下給水流量的增加會(huì)使汽包水位呈現(xiàn)出初期水位不會(huì)升高、中期逐漸上升、最終直線上升的變化過(guò)程；蒸汽流量的影響，表現(xiàn)為汽輪機(jī)發(fā)電機(jī)組負(fù)荷的變化導(dǎo)致蒸汽流量擾動(dòng)，造成與見負(fù)荷變化方向相反的“虛假水位”現(xiàn)象，其變化幅度與鍋爐的汽壓和蒸汽量變化的大小有關(guān)；爐膛熱負(fù)荷的影響，主要是指燃燒率的擾動(dòng)對(duì)鍋爐蒸發(fā)強(qiáng)度產(chǎn)生影響，引起蒸汽流量和汽包容積的變化，其擾動(dòng)程度比蒸汽流量擾動(dòng)程度要小，引起的“虛假水位”變化幅度和速度也相對(duì)較小。

2 汽包水位偏差及改進(jìn)措施

2.1 實(shí)際運(yùn)行中汽包水位偏差分析

(1) 機(jī)組負(fù)荷增加。機(jī)組負(fù)荷從300 MW加至400 MW過(guò)程中，通過(guò)DCS可監(jiān)測(cè)到汽包右側(cè)水位偏低，汽包兩側(cè)水位偏差較大。偏差最大處為左側(cè)水位-79 mm，右側(cè)水位-208 mm，即機(jī)組在增負(fù)荷期間，水位偏差最大值為129 mm。

(2) 機(jī)組負(fù)荷減少。機(jī)組負(fù)荷從400 MW減至300 MW過(guò)程中，通過(guò)DCS可監(jiān)測(cè)到汽包右側(cè)水位偏低，汽包兩側(cè)水位偏差有明顯加大趨勢(shì)。機(jī)組負(fù)荷400 MW時(shí)，左側(cè)水位-152 mm，右側(cè)水位-151 mm；在負(fù)荷310 MW時(shí)，水位偏差達(dá)最大值，左側(cè)水位-71 mm，右側(cè)水位-204 mm，即機(jī)組減負(fù)荷期間，水位偏差從1 mm增加至133 mm。

2.2 改進(jìn)措施及效果評(píng)價(jià)

機(jī)組汽包水位偏差的整改措施包括鍋爐燃燒優(yōu)化調(diào)整、提高汽水循環(huán)均勻性和消除水位測(cè)量誤差等三種。在實(shí)際機(jī)組運(yùn)行中，因運(yùn)行無(wú)法對(duì)水位計(jì)及汽水分離器做出實(shí)時(shí)調(diào)整，一般采用優(yōu)化爐膛燃燒來(lái)減少鍋爐汽包水位偏差。該電廠4號(hào)鍋爐采用前后墻對(duì)沖燃燒方式，在特定的負(fù)荷區(qū)間，會(huì)出現(xiàn)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(dāng)負(fù)荷進(jìn)一步降低時(shí)，汽水循環(huán)均勻性也隨之降低，造成汽包水位偏差增大。此時(shí)可針對(duì)該工況采取燃燒優(yōu)化調(diào)整，具體方法為調(diào)整上層磨組所帶煤量，將上層磨(磨煤機(jī)4A)所帶煤量減少6 t/h，調(diào)整爐膛過(guò)燃風(fēng)與燃盡風(fēng)，將右側(cè)過(guò)燃風(fēng)與燃盡風(fēng)擋板開度相比原來(lái)增加10 %。

調(diào)整后，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷從300 MW增至400 MW時(shí)，偏差最大處為左側(cè)水位-162 mm，右側(cè)水位-119 mm，最大偏差值為42 mm，與調(diào)整前最大偏差129 mm相比，汽包水位偏差改善明顯；當(dāng)機(jī)組負(fù)荷從400 MW減至300 MW時(shí)，偏差最大處為左側(cè)水位-112 mm，右側(cè)水位-181 mm，最大偏差值為69 mm，與調(diào)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(yōu)化調(diào)整前后汽包兩側(cè)水位偏差變化

3 結(jié)束語(yǔ)

通過(guò)對(duì)水位偏差影響因素的研究，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際運(yùn)行狀況的分析與掌握，總結(jié)得出影響機(jī)組鍋爐汽包水位偏差的原因?；谌N汽包水位計(jì)的測(cè)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(dòng)態(tài)擾動(dòng)因素等產(chǎn)生的實(shí)際水位偏差分析等，使火電廠機(jī)組運(yùn)行人員能準(zhǔn)確地了解影響汽包水位偏差的各項(xiàng)因素。

結(jié)合鍋爐汽包水位偏差的改進(jìn)試驗(yàn)，通過(guò)調(diào)整上層磨組所帶煤量和爐膛過(guò)燃風(fēng)與燃盡風(fēng)等措施改善爐內(nèi)煤粉燃燒，有效改善了汽包水位偏差問題，有助于運(yùn)行過(guò)程中及時(shí)發(fā)現(xiàn)問題并采取正確措施，保證汽包水位在正常的范圍內(nèi)運(yùn)行，使機(jī)組的安全運(yùn)行得到保障。