宁海电厂600MW亚临界强制循环锅炉汽包水位偏差治理技术研究.docx
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宁海电厂600MW亚临界强制循环锅炉汽包水位偏差治理技术研究
宁海电厂600MW亚临界强制循环锅炉汽包水位偏差治理技术研究
李宏刘卫国黄河
浙江国华浙能发电有限公司
摘要针对SG-2028/17.5-M908亚临界强制循环锅炉汽包水位偏差现象，探讨了产生汽包水位偏差的影响因素，分析了汽包水位偏差的原因并提出了针对性的治理措施。
关键词锅炉；汽包；水位偏差；治理
1、概况：
浙江国华浙能发电有限公司一期建设工程4×600MW国产亚临界燃煤汽轮发电机组的锅炉设备采用上海锅炉厂有限公司生产的亚临界参数、控制循环、四角切向燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、半露天布置、全钢构架的∏型汽包炉，锅炉型号为SG－2028/17.5-M908，系引进美国CE公司燃烧技术产品。
锅炉汽包内径为1743mm，外径2149mm，沿筒身长度方向布置6根大直径下降管，炉水由汇合集箱汇合后，分别接至布置于炉前的三台低压头循环泵。
每台循环泵有二只出口阀，再由出口阀通过6根连接管引入水冷壁下部环形集箱，在环形集箱内水冷壁入口处均装有节流圈。
汽包水位测量系统配置5套低置差压液位计、2套云母水位计和1套全量程电接点液位计，其中汽包左侧布置3套低置差压液位计和1套云母水位计，汽包右侧布置2套低置差压液位计、1套云母水位计和1套全量程电接点液位计。
汽包正常水位在汽包中心线以下220mm，其高低水位、高低报警水位及高低跳闸水位限定值如下表：
序号
状态
单位
限定数值
1
正常水位
mm
汽包中心线以下-220
2
正常水位范围：
高低
mm
正常水位线±50
3
高水位报警
mm
正常水位线+120
4
低水位报警
mm
正常水位线-170
5
高水位跳闸
mm
正常水位线+250
6
低水位跳闸
mm
正常水位线-300
保持锅炉汽包水位在正常范围内是锅炉运行的一项重要的安全性指标。
由于负荷、燃烧工况及给水流量的变化，汽包水位会经常变化。
众所周知，水位过高或急剧波动会引起蒸汽品质恶化和带水，造成受热面结盐，严重时会导致汽轮机水冲击振动、叶片损坏；水位过低会引起排污失效，炉内加药进入蒸汽，甚至引起下降管带汽，影响炉水循环工况，造成炉管大面积爆破。
由于汽包水位测量和控制问题而造成的上述恶性事故的情况时有发生，严重影响火电厂运行的安全性。
#1锅炉汽包水位存在偏差，在进行汽包水位试验时，水位计最大偏差为193mm，最小为71mm，不符合《防止电力生产重大事故的二十五项要求》第8.5条中“按规程要求对汽包水位计进行零位校验。
当各水位计偏差大于30mm时，就立即汇报，并查明原因...”的相关规定。
2、汽包水位偏差影响因素分析：
2.1汽包水位测量原理误差的影响。
各种汽包水位计测量原理不同，存在着设计原理缺陷引起的误差和安装不规范引起的误差。
2.1.1差压式锅炉汽包水位计的原理和误差
差压式水位计是通过把水位高度的变化转换成差压的变化来测量水位的，因此，其测量仪表就是差压计。
差压式水位计准确测量汽包水位的关键是水位与差压之间的准确转换，这种转换是通过平衡容器形成参比水柱来实现的。
目前，国内外最常用的是通过单室平衡容器下的参比水柱形成差压来测量汽包水位，如图1所示。
正负压管输出的压差值△P按下式计算：
（1）
或改写成
（2）
式中：
——参比水柱（P+侧水柱）的密度
——汽包内饱和水密度
——汽包内饱和蒸汽密度
H——汽包内实际水位
图1水位-差压转换原理图
图2汽包压力和密度差的关系
根据公式
（1）和
（2）以及图2可以看出,汽包水位与差压之间不是一个单变量函数关系，更不是一个线性函数关系；饱和水密度和饱和蒸汽密度的变化将影响测量结果，而饱和水密度和饱和蒸汽密度与汽包压力有如图2所示的函数关系。
因此，汽包压力的变化将影响差压水位计的测量结果。
此外，参比水柱温度变化同样也会影响差压水位计的测量结果。
以L=600mm为例，计算表明：
（1）压力愈低，差压信号的相对误差愈大。
以工作压力P=17MPa为基准，并假定
为40℃时的密度值，汽包水位在H=300mm处，则当工作压力P=11MPa时，误差为-4.1%；当P=5MPa时，误差为-9.17%；当P=3Mpa时，误差达到-12.4%。
（2）根据某电厂条件下的计算，参比水柱平均温度对水位测量的影响如下表所示。
参比水柱平均温度对水位测量的影响表（40℃为基准）
温度（℃）
40
60
80
100
120
130
140
160
影响值（mm）
-
9.6
33.2
62.3
91.4
108
125
162
从表可知，如果参比水柱的设定温度值为40℃，当其达到80℃时，其水位测量附加正误差33.2mm；当参比水柱温度达到130℃时，其水位测量附加正误差高达108mm。
由此可见，汽包压力和参比水柱温度对差压信号的相对误差的影响都是不可忽略的。
为了得到汽包饱和蒸汽和水的密度，在DCS中引用了汽包压力进行计算。
汽包水位测量经汽包压力校正后，测量精确度已得到提高，但是，上述补偿计算的前提是假定正压侧参比水住温度恒定，而实际上由于上部受饱和蒸汽凝结水的加热，参比水柱温度总是高于室温。
汽包压力愈高，饱和蒸汽凝结水温度愈高，参比水柱平均温度也愈高。
为了消除汽包压力对参比水柱温度的影响，一般可将平衡容器后参比水柱引出管先水平延长一段后再垂直向下接至差压变送器，这样参比水柱温度就不再受汽包压力影响了。
但是，参比水柱温度仍然受环境温度或其它不恰当措施的影响而仍会对差压测量产生一定的误差。
为了进一步提高汽包水位测量的精确度，也有采用装设表面式热电阻温度计测量和计算平均参比水柱温度进行自动校正水位误差的系统。
由于系统复杂，可靠性差，且温度取样点缺乏代表性，因此，采用的很少，且效果不佳。
2.1.2云母水位计的原理和误差
云母水位计结构简单，显示直观，如图3所示，它可以做成仅仅在就地显示的云母水位计（包括便于观察的双色水位计），采用工业电视进行远传。
其测量原理为联通管式测量原理。
图3联通管式水位计原理图
联通管式水位计是利用水位计中的水柱与汽包中的水柱在联通管处有相等的静压力，从而可以用水位计中的水柱高度来间接反映汽包中的水位，因此，也称为重力式水位计，其水位称为重力水位。
联通管式水位计的显示水柱高度Hˊ可按下式计算：
（3）
式中H——汽包实际水位高度
Hˊ——水位计的显示值
——汽包内饱和蒸汽密度
——汽包内饱和水密度
——水位计测量管内水柱的平均密度
由于水位计管内的水柱温度总是低于汽包内饱和水的温度，因此，
总是大于
，水位计中的显示值总是低于汽包内实际水位高度，它的示值偏差：
（4）
由（4）式可以看出，水位测量偏差与水位计管内水柱温度、汽包工作压力以及汽包内的实际水位等多种因素有关。
（a）影响汽包水位计管内水柱温度变化的因素
汽包水位计管内水柱平均温度与下列因素有关：
1）汽包压力随着汽包压力的增加，相应饱和温度升高，冷却效应加剧，水柱平均温度与饱和温度的差值增大。
汽包压力在额定工况下、汽包水位处于正常水位时，联通管式水位计的平均温度低于饱和温度的数值一般为：
70～80℃以上。
2）汽包水位高水位时，由于水位计中水柱高度增加，散热损失增加，同时汽柱高度减少，蒸汽凝结量减少，因此，水柱的平均温度较正常水位时低，与饱和温度的差值增大；反之，低水位时，差值减少。
据有资料介绍，水位变化±50mm时平均水温较正常水位时约有16～24℃的变化。
3）汽包压力的变动速度由于水位计有热惯性，所以水位计水侧平均温度变化滞后于汽包压力变化，滞后于汽包内饱和水温的变化，造成动态过程中产生偏差，表现在锅炉启动升炉过程中，水位计水侧平均温度竟低于饱和温度达120℃。
4）表体结构、环境温度、风向等这些因素影响水位计散热条件，从而影响到水位计的温度。
综上所述，由于水位计管内水柱平均温度受诸多因素影响而变化，致使水位测量产生较大的、且变化十分复杂的偏差。
与饱和温度差愈大，则偏差愈大，水位计显示值愈低于实际水位值。
（b）汽包工作压力对水位计显示值的影响
汽包工作压力变化时，除了导致水位计管内水柱温度变化，即
变化而影响水位计水位显示值外，还会引起
，
的变化而使测量产生偏差。
当汽包内实际水位H值一定时，压力愈高，│ΔH│值愈大；压力愈低，│ΔH│值愈小。
如果汽包正常水位设计在H
=300mm，而且运行时实际水位恰好在正常水位线上，则水位计的示值偏差：
在压力P=4.0Mpa时，ΔH=-59.6mm；在压力P=10Mpa时，ΔH=-97.0mm；在压力P=14Mpa时，ΔH=-122.3mm；在压力P=16Mpa时，ΔH=-136.9mm。
可见每升高1Mpa时，一般联通管式水位计的示值偏差的变化平均为-6.5mm左右。
（c）汽包内实际水位高度对水位计显示值的影响
当汽包工作压力为一定值时，汽包内的实际水位也会对水位测量产生偏差，由公式（4）不难看出，偏差ΔH与实际水位H成正比，H值愈大，│ΔH│值愈大；H值愈小，│ΔH│值也愈小。
根据上海锅炉厂提供的资料，对于亚监界锅炉（18.4～19.6MPa）在额定压力下，汽包水位计的零水位要比汽包内实际正常水位低150mm，也就是说，当H＝300mm时，ΔH＝-150mm；当H＝0mm时，近似偏差ΔH＝0mm；但是,当H＝600mm时，近似偏差高达ΔH＝-300mm。
如果将水位计下移150mm，虽然在正常水位处偏差消除了，但当高水位和低水位时，误差仍将很大。
综上可见，上述的基于联通管式原理的汽包水位计显示的水柱值不仅低于锅炉汽包内的实际水位，而且受汽包内的压力、水位、压力变化速率以及水位计环境条件等诸多因素影响，水位计显示值和汽包内实际水位间不是一个确定的、一一对应的关系。
因此，即使我们按额定工况将水位计下移而使汽包正常水位时，水位计恰好在零水位附近，但是当工况变化时，仍将产生不可忽略的偏差。
2.1.3电接点水位计的原理和误差
电接点水位计测量的基本原理也是连通器原理，由于汽水导电率的差别，因此可以采用电接点电极来进行水位测量。
我厂电接点水位计正压侧取样点为饱和蒸汽取样处，因此取样点压力低于汽包压力，无法准确测量汽包水位。
另外我厂电接点水位计电极经常泄漏，故障率很高，因此自投产以来基本没有投运。
2.2汽包实际水位偏差的影响。
汽包实际水位偏差，表现在汽包左右两侧水位的偏差，主要由于炉膛燃烧和汽水循环系统不平衡引起。
2.2.1锅炉燃烧工况的影响
锅炉燃烧工况对汽包实际水位偏差的影响，主要表现在炉膛内火焰中心偏移、火焰中心高度变化引起的两侧水冷壁吸热不均衡，或炉膛出口两侧烟温偏差引起的两侧再热器、过热器吸热不均衡，从而导致的两侧汽包实际水位偏差。
可能存在的主要影响因素有：
（1）炉内空气动力场影响。
由于一、二次风不均衡或气流刚性影响，导致炉膛四角切圆燃烧偏移，水冷壁局部结焦等。
（2）磨煤机组影响。
由于磨煤机组变化导致的炉内火焰中心高度变化，或单台磨煤机的四角一次风流量偏差导致的火焰中心偏移，水冷壁局部结焦等。
（3）炉膛水冷壁结焦影响。
由于炉膛水冷壁局部结焦，导致两侧水冷壁吸热不均。
（4）吹灰方式影响。
由于吹灰器同侧对吹后，水冷壁焦块脱落瞬间导致的两侧水冷壁吸热不均。
（5）燃烧器摆角影响。
由于可能存在的四角燃烧器摆角不同步，导致炉膛火焰中心偏移。
（6）二次风门调整影响。
主要体现在可能存在的二次风不均衡或气流刚性的影响所导致的四角切圆不符合设计要求，或OFA调节不均所导致的两侧烟温偏差不符合设计要求。
2.2.2锅炉汽水循环系统不平衡的影响。
（1）炉水泵出力差异。
（2）水冷壁流量分配不均。
（3）汽包汽水分离装置结垢，汽水分离不均匀。
（1）锅炉给水分配不均。
3、汽包水位偏差原因分析：
3.1测量误差导致的汽包水位偏差：
＃1锅炉锅炉汽包水位计实际运行工况表明，同侧各类汽包水位计存在的偏差，即为测量误差导致的汽包水位偏差：
1）左侧三个差压水位计（10HAG13CL101、10HAG15CL101、10HAG17CL101）之间偏差较大，其中10HAG15CL101、10HAG13CL101间偏差基本维持在在20-50mm，10HAG13CL101、10HAG17CL101间偏差略小。
2）同侧差压水位计与汽包云母水位计之间存在偏差。
由于测量原理的差异，随锅炉负荷工况变化，汽包内饱和蒸汽压力、温度变化，差压水位计与云母水位计之间偏差相应变化。
3.2锅炉燃烧工况变化导致的汽包实际水位偏差：
在不同的运行氧量、负荷、燃烧器摆角、不同燃烧器投运层数方式下，利用炉膛水冷壁四周观察孔或吹灰孔，采用专用的热流测量装置，测量四周水冷壁的热流分布，同时监测锅炉尾部左右侧烟道氧量、飞灰含碳量和记录运行相关参数，从而获得＃1锅炉燃烧工况变化与汽包水位偏差的关系。
具体如下：
1）燃烧器摆角试验表明，正常运行时炉膛燃烧火焰中心居中度良好，略有偏左侧墙#1角迹象，但不严重（与水位B侧略偏高相符），摆动角度考察时，#1角下摆和#2角上摆影响最明显，表明摆动此角度对炉内燃烧影响较大，最大偏差大于100mm，其他摆角水位也有明显变化，但影响幅度较小。
两种磨煤机组合的吻合度较好，有明显的重复性。
2）贴壁烟气成分分析表明，贴壁处氧量多数情况低于0.5%，而CO含量大于3000ppm，有明显的气流贴壁现象。
3）燃烧器挡板试验表明，OFA、FF、EF开度不宜太小，在35%开度情况下水位偏差，汽温偏差、烟气温度偏差加大。
而在#1、#3角75%和#2、#4角35%和#1、#2角75%和#3、#4角35%情况下，效果最合适：
两侧氧量、烟气温度和蒸汽壁温偏差均较小，水位偏差也较小，此试验也部分表明切圆略偏向于左侧墙。
挡板开度试验表明：
OF、FF风门关小与BC层风门挡板开大有相似的效果，两者均可以达到加强炉内气流的旋转强度的目的，随着旋转强度的增加，总体表现为整体汽温降低、各级受热面汽温和烟气温度偏差有加大趋势。
4）运行观察和吹灰试验表明，发现炉膛区域的吹灰对水位的影响较大，最大时两侧水位偏差接近100mm，主要原因可能是炉膛区域吹灰对局部的煤粉燃烧和水冷壁换热产生不可忽略的影响。
Ø燃烧器区域（22M和36M标高）处的吹灰影响明显，特别是22M标高处影响最大（7、2；9、10；17、18短吹）（1、2长吹），两侧水位偏差最大影响达到了80mm，吹灰后汽包水位很快恢复到正常值。
Ø非燃烧器区域（39M、42M、46M标高）的吹灰影响较小，两侧水位偏差的波动范围不超过50mm，正对吹方式和斜对吹方式差别不大,斜对吹方式稍优。
Ø通过改变吹灰程控试验可看出，当炉膛比较干净时，吹灰器吹灰对汽包水位的影响较小，两侧偏差一般均小于50mm，表明吹灰时偶现水位偏大，不一定是吹灰导致燃烧不稳，更可能是因为吹灰时产生的其他副作用导致的结果。
5）炉内空气动力场试验表明：
Ø一次风煤粉管均匀性测定
#1锅炉同一台磨煤机四根煤粉管内的风速可以通过调节每根煤粉管上的节流圈调整均匀性。
从一次风风速测量情况看，D、E、F磨在第一次测量不均匀，＃3、4角流量偏低，通过锅炉水冷壁结焦情况检查，发现DEF磨煤机＃3角喷口附近靠侧墙附近水冷壁存在结焦现象，基本验证此点。
经过对节流圈调节，D3开7圈、E4开6圈、F3开4圈，除F磨#3管风速略高、#4管风速略低外，各台磨结果在5％的允许误差范围内。
下表是一次风配平后煤粉管风速测量值。
一次风测试
单位
＃1
＃2
＃3
＃4
平均
A磨
煤粉管速度
m/s
18.7
17.8
19.2
18.9
18.7
偏差
%
0.3
-4.5
3.0
1.3
-
B磨
煤粉管速度
m/s
22.8
22.5
22.9
23.2
22.8
偏差
%
-0.4
-1.4
0.2
1.6
-
C磨
煤粉管速度
m/s
22.9
24.0
23.9
22.6
23.3
偏差
%
-1.9
3.0
2.2
-3.2
-
D磨
煤粉管速度
m/s
24.1
25.0
23.2
23.5
24.0
偏差
%
0.7
4.3
-3.3
-1.8
-
E磨
煤粉管速度
m/s
26.4
26.7
26.5
26.4
26.5
偏差
%
-0.3
0.5
0.1
-0.3
-
F磨
煤粉管速度
m/s
22.5
23.8
24.5
21.6
23.1
偏差
%
-2.6
2.9
6.2
-6.4
-
风速偏差分布如下图：
Ø燃烧器摆角、安装位置及小风门检查经测量，水平位时，燃烧器摆角测量偏差在标准范围内，下摆到底时，除#4角FF层偏差较大，需要调整外，燃烧器摆角测量偏差在标准范围内，燃烧器摆角角度基本正常。
燃烧器左右侧安装位置较好，误差均在标准范围内。
小风门除#3、#4角各有两个小风门有故障外，其余均正常。
Ø一、二次风流量测量装置改造及流量标定，提高一二次风流量调整的准确性。
3.3锅炉汽水循环系统不平衡导致的两侧汽包水位偏差：
＃1锅炉炉水冷态强制循环过程中，B泵运行时，两侧汽包水位偏差约50mm左右，A、B、C三泵运行时，两侧汽包水位偏差约为20mm左右。
说明＃1锅炉确实存在因汽水循环系统不平衡所导致的两侧汽包水位偏差。
综上所述，导致#1炉汽包水位偏差的主要原因为：
1）各类水位计测量偏差影响。
左侧差压水位计、云母水位计间偏差在20－50mm左右。
2）＃1锅炉D3、E4、F3一次风流量偏低，气流刚性偏弱，导致＃3角靠右侧水冷壁局部结焦。
当炉膛吹灰或某种不确定因素导致局部掉焦影响到炉膛燃烧稳定，从而使水位发生明显变化。
从水位变化和壁温变化对比可看出，水位的影响与壁温的变化不同步，证明水位的影响可能是由结焦导致燃烧不稳和局部换热条件有较大变化导致。
3）汽水循环不均衡。
锅炉冷态炉水泵三台运行时，两侧汽包水位偏差约为20mm左右。
4、治理措施：
1）消除水位测量误差，提高水位测量准确性：
Ø拆除原水位计，安装如下七台水位计：
三台DNZ-20汽包水位内装平衡容器（保留2台外置平衡容器但不参与调节/保护和显示）；一台GJT2000-AY19高精度取样电极传感器；一台GJT2000-MY30满量程高精度取样电极传感器；两台WDP-1270-700-20汽包水位低偏差云母水位计。
安装满量程高精度取样电极传感器时，汽侧极高取样取自汽包顶部对空排气管。
安装高精度取样电极传感器和低偏差云母水位计需将其排水管引至下降管与下降管预留接管座相连。
Ø将原有电接点水位计改为笼式内加热器电接点水位计，并将电接点水位计正压侧取样点改到锅炉对空排汽管道上，其疏水疏水引至汽包下降管炉水泵入口处。
Ø将原有云母水位计改为内加热式云母水位计，其疏水疏水引至汽包下降管炉水泵入口处。
Ø汽包两侧中心安装位置检查与复核，汽包就地水位计、差压水位计两侧安装基准校核。
2）锅炉燃烧优化调整：
Ø一次风管可调缩孔磨损情况检查，进行冷、热态调平试验，将风速偏差控制在±5%以内；
Ø二次风门和燃烧器摆角检查、校核，确保四角同步准确动作；
Ø汽包内部检查，汽包汽水分离器进行全面检查和清理除锈工作，保证较高的分离效率。
Ø开展锅炉燃烧优化调整和炉膛吹灰优化工作，减少吹灰操作时对水位偏差产生的负面影响。
3）提高汽水循环的均匀性。
Ø一般情况下，保持三台炉水循环泵运行，如需维持两泵运行，应避免A、B泵组合方式；
Ø结合计划检修，定期进行汽包内汽包汽水分离装置全面检查、处理，保证其高效、均衡的分离效率。
5、结束语：
采取以上治理措施后，#1机组汽包单侧各水位计间偏差稳态不超过10mm，瞬态时不超过20mm。
汽包左右两侧各水位计间偏差稳态时不超过30mm，瞬态时不超过50mm（见曲线）。
基本符合“二十五项反措”的相关规定。
2－3号炉汽包水位在机组正常运行期间，基本能保证同侧偏差在不超过30mm，能稳定在50mm内（见曲线）。
但是由于配风、摆角（主要是火焰中心位置）等原因，可造成左右两侧偏差短时超过50mm，这种情况一般发生在负荷大幅度变动过程中，但最大一般不超过60mm。
通过运行人员的适当调整，这种变负荷下的水位偏差情况，随着运行人员的调整水平的不断提高，这种情况已经很少。
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