300MW 锅炉汽包水位调整思路的技术探讨.pdf

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1、全国火电 300MWe 级机组能效对标及竞赛第三十九届年会论文集 锅炉 354 300MW 锅炉汽包水位调整思路的技术探讨 张景茂 （秦皇岛发电有限责任公司 河北秦皇岛 066003） 【摘 要】结合秦皇岛发电有限责任公司三期工程两台 300MW 循环流化床锅炉给水系统的组成特点，阐述汽 包水位的变化机理，总结影响汽包水位的变化因素，分析在事故处理过程中汽包水位调整中的注意问题，提出解决 汽包水位的技术方法和预防措施。 【关键词】汽包水位 变化机理 预防措施 1 概述 秦皇岛发电有限责任公司三期锅炉型号为 DG1025/17.4-1 。单汽包、自然循环、半露天布置 的循环流化床锅炉，整体呈左右

2、对称布置，支吊在锅炉钢架上，采用高温旋风分离器进行气固分离， 采用外置床控制床温及再热汽温。炉膛采用全膜式水冷壁结构，炉膛底部采用裤衩型将下炉膛一分 为二。布风板之下为由水冷壁管弯制围成的水冷风室。机组配有 250%BMCR 的汽动给水泵和 1 50%BMCR 的电动给水泵。因流化床锅炉特性与普通锅炉的差异，特别是在各种锅炉跳闸的水位事故 处理过程中，为保证流化床锅炉受热面安全冷却，炉跳闸后必须维持锅炉持续上水，流化床锅炉汽 包水位的调整更显重要。 2 汽包水位事故的危害 汽包水位事故有缺水和满水两种，满水事故是指汽包水位严重高于正常运行水位值，引起蒸汽 带水，蒸汽温度大幅度下降，发生水冲击，

3、造成管道和汽机设备损坏；缺水事故是指汽包水位严重 低于正常运行水位值，破坏水冷壁水循环，造成受热面冷却不足，发生过热爆管。汽包水位事故严 重威胁汽机和锅炉设备的安全运行，在启、停炉和各种事故处理中，调整好汽包水位，防止汽包水 位事故的发生，大幅度降低生产成本。 3 影响汽包水位的因素 锅炉汽包水位的调整方法、各参数的变化对水位的影响有一个长期的探讨、认识过程。在汽包 水位的调整中，影响汽包水位调整的主要有汽包水位、给水量、蒸汽量、汽包压力、锅炉燃烧强度、 压力变化率、负荷变化率等因素，还与设备运行方式、调整方法、个人经验有直接关系，本文主要 从水位调整中涉及到的水体容积、水体密度、水体温度等方

4、面进行探讨。 3.1 主要部件水容积 各受热面管道内的水体容积大小，影响到水体受热膨胀、冷却收缩的水体容积变化量的大小， 直接反应汽包水位在各种工况下的变化幅度。DG1025/17.4-1 型锅炉主要部件水容积见表 1： 全国火电 300MWe 级机组能效对标及竞赛第三十九届年会论文集 锅炉 355 表 1 DG1025/17.4-1 型锅炉主要部件水容积 部件名称 汽包 水冷壁 省煤器 外置床水冷管束 总计 水压试验时 (m 3) 49.8 124.5 166.8 2.4 343.5 运行时 (m 3) 25.0 124.5 166.8 2.4 318.7 3.2 水在不同温度下的密度 不同

5、温度下对应的水体密度不同。也就是说，相同量的水体在不同温度下，其水容积的变化量 相差巨大，同样可以反应到汽包水位的变化幅度。尤其在事故处理阶段，必须考虑由于给水温度发 生大幅度变化后，大量温度低的给水进入受热面，水容积发生膨胀或收缩的巨幅变化对水位调整方 式带来的差异。 锅炉正常运行时，给水温度可以近似 200（除氧器温度 147；高加出口温度 174） ，此时 的密度值为 0.8649(103kg/m3)；水冷壁内温度为 330，温度可以近似 350，此时的密度值为 0.5750(103kg/m3)。同一单位的给水经过加热后，其体积（容积）为原来的 1.5 倍。高加切除后， 给水温度可以近似

6、为除氧器温度 147，此时的密度值为 0.9172(103kg/m3)；水冷壁内水温为 330 ，温度可以近似 350，此时的密度值为 0.5750(103kg/m3)。同一单位的给水经过加热后，其体 积（容积）为原来的 1.6 倍。水体在不同温度下的密度见表 2： 表 2 水体在不同温度下的密度值 t（） 50 100 150 200 250 300 350 (103kg/m3) 0.98804 0.95836 0.9172 0.8649 0.7988 0.7127 0.5750 3.3 各种工况下给水、炉水的温度 锅炉在不同负荷和各种事故情况下，其所对应的给水温度、炉水温度不同。温度较低的

7、给水与 温度较高的炉水相混合，在混合处将产生一个收缩面。尤其在大流量增加给水后，造成水冷壁内水 温急剧下降，补入的水容积不足以维持原来的水容积，反映到汽包水位的变化，不是上升而是快速 下降。补入的水量越大，其反应越迅速，汽包水位的下降值越大。 通过近似计算得出：水温由炉水温度 330变为的高加出口温度 174，其容积为原来的 0.66 倍；若在高加切除后，其容积为原来的 0.63 倍。这也从侧面反映出高加切除后，汽包水位的变化幅 度增大，汽包水位的控制难度更大。各种工况下给水、炉水的温度数值见表 3： 表 3 各种工况下给水、炉水的温度数值 负荷（MW） 150 200 250 300 给水温

8、度（） 232 249 263 281 炉水温度（） 332 340 348 355 除氧器水温（） 147 157 168 174 全国火电 300MWe 级机组能效对标及竞赛第三十九届年会论文集 锅炉 356 3.4 锅炉汽包参数 锅炉汽包的总水容积及正常水位在中心线的位置决定了汽包工作水容积的大小。工作水容积的 大小也是影响汽包水位变化幅度的因素之一，就是常说的延迟性，同样影响到汽包水位的调整工作。 工作水容积越大，水位变化越慢；工作水容积越小，水位变化越快。DG1025/17.4-1 型锅炉汽包 参数见表 4： 表 4 DG1025/17.4-1 型锅炉汽包参数 直段长度（mm） 17

9、2000 内径（mm） 1800 工作水容积（m3） 25 总水容积 49.8 正常水位在中心线（mm） 0 3.5 锅炉汽包水位参数 DG1025/17.4-1 型锅炉汽包直段长度 172000 mm，内径 900 mm，正常水位在中心线 0 mm，工 作水容积 25 m3。运行中汽包水位的调整范围在+115mm 与-270mm 之间，极限值在+190mm 与-370mm 之间。超出高限与低限，严重威胁主设备的安全运行。汽包水位在中心线左右变化速率较小，过高、 低限后，变化速率较大。汽包水位的调整范围见表 5： 名 称 正常值 高报警 低报警 最高值 最低值 汽包水位（mm） 0 +115

10、-270 +190 -370 4 汽包水位变化机理 正常情况下，锅炉给水量与其蒸发量两者保持平衡状态，即两者流量基本相同。汽包水位的变 化取决于凉水进入引发水体收缩的容积与受热面管壁吸热后引发水体膨胀的容积两者之间的关系， 两者的差值决定了汽包水位的升、降。 4.1 汽包水位收缩的原理 大量凉水（相对于受热面中的水温）进入，引发水位收缩。这个收缩点始于凉水与热水的接触 面，表现在汽包水位的变化上。随着大量凉水的不断进入，收缩面逐渐升高（过程很快） ，最终达到 汽包水面。 收缩界面的上升速度取决于给水流量的大小，给水流量越大，收缩界面的上升速度越快；给水 流量越小，收缩界面的上升速度越慢。 事故

11、情况下，汽包水位处于低位时，水位调整人员第一反应就是加大给水流量，通过增加给水 量来达到水位的上升。我们无法得到准确的收缩界面的上升速度数值，参照汽包冷态上水的时间与 炉水温度测点值的变化，可以得到大致的情况。规程规定：冬季进水流量控制在 6080t/h 左右；夏 季进水流量控制在 80100t/h 左右。自开始进水到汽包上部可见水位，进水速度控制在冬季不少于 4 小时，其它季节不少于 23 小时。 收缩界面上升到汽包的时间大致为 40 分钟。 （不考虑受热面吸热炉水膨胀问题；不考虑收缩界 全国火电 300MWe 级机组能效对标及竞赛第三十九届年会论文集 锅炉 357 面上方原炉水冷却的情况，

12、即两者无混合）收缩界面上升到汽包的时间大致为 40 分钟。比照 50%负 荷的给水流量，大量补水时，其瞬间流量与锅炉正常给水流量一般要大 200T 到 300T 左右。此时的 总给水流量达 500t/h 到 600t/h，再加上水位的传导作用，引发汽包水位界面收缩的变化时间间隔 变的非常短暂。 4.2 汽包水位膨胀的原理 大量凉水进入水冷壁等受热面管壁后，随受热面管壁的吸热，炉水温度快速升高，导致水体密 度减小，体积膨胀，表现在汽包水位上，就是汽包水位急剧上升。 汽包水位处于高位时，通过减少给水量来达到水位的下降。当大量补入给水时，汽包水位会有 一个瞬间下降的过程，就是我们常遇到的越加大给水量

13、，汽包水位下降越快的反常问题。之后有一 个非常短暂的稳定阶段，这个阶段一般在 10 秒到 15 秒左右，随后汽包水位开始上升，速度非常快， 短时间内汽包水位可以达到高限值。也就是说，事故情况下，多加的 200T 补水量对汽包水位的影响 远大于 200T 的正常上水量。 从侧面说明在汽包水位稳定到低位后， 操作人员应该立即开始减水操作， 而不是水位已开始上升后才开始减水操作的道理。 以直吹炉启第一台磨为例，说明受热面吸热造成炉水快速的膨胀。直吹炉在启第一台磨后，汽 包水位在短时间内，会有 150mmm 到 200mm 左右的上涨，这也是启磨前控制汽包低水位的道理。 5 事例分析 5.1 事件经过

14、 2009 年 4 月 3 日，#4 机进行消缺工作，机组维持负荷 65MW，主汽压力 5.5MPa，B 磨运行，投 入 AB 层四只油枪，炉给水投自动，机侧高加未投。 15:20， 主汽压力由 5.5MPa 缓慢下降到的 4.3MPa， 15： 29， 将 B 磨给煤量由 31t/h 增到 35t/h， 随后主汽温度、主汽压力开始上涨。为了维持汽温稳定，过热器二级减温水调整门由 25%逐步增加 到 100%，一级减温水调整门由 43%逐步增加到 100%。15：40：35，汽包水位超过+100mm，锅炉给水 自动跳，电泵勺管开度保持在 66%。立即将电泵勺管快速减到 0；期间由于主汽压力上涨

15、，B 磨给煤 量由 35t/h 减到 31t/h；过热器一、二级减温水调整门由 100%减到 0。15：42：08，汽包水位高一 值报警，15：42：36，汽包水位高二值报警，15：42：41，锅炉灭火，汽机跳闸。 5.2 事件分析 1）在特殊工况下参数变化缺乏足够的敏感性，致使主汽压力在长达近一个半小时缓慢下降达 1.2MPa 未作出调整，使后期加煤过多引起汽温上升较快，不得不用减温水调整控制，这是此次事故 的诱因。正确情况下应在发现压力下降的情况下点动加少量煤，维持汽压稳定，或通过调整汽门开 度维持压力平衡，避免大增大减。 2） 对低负荷下减温水压差不足对汽温和水位调整的影响缺乏足够的认识

16、， 主副值之间缺乏沟通， 配合不够默契，在汽温调整时，减温水调整门大幅开关造成汽包水位变化较大，未提前解除水位自 动手动调整，也是此次事故的诱因。正常情况下由于受给水压差的影响，应根据给水压力和主汽压 力压差的大小及蒸汽流量的多少将减温水门放在一定位置，微量调整，避免汽温出现突升突降现象。 3）在汽包水位自动解除后，对当前负荷状态电泵勺管对应当前负荷的开度存在底数不清问题， 全国火电 300MWe 级机组能效对标及竞赛第三十九届年会论文集 锅炉 358 对高加未投情况下对水位的调整认识不足，致使电泵勺管开减区间过大，同时在汽包水位迅速上涨 时处理不够果断，是此次事故的主要原因。正常调整应根据当

17、前负荷和压力在汽包水位出现上升趋 势时，尽快将电泵勺管降到对应负荷开度以下。 4）通过事故时间回放总结此次水位高的原因（1）电泵勺管对应 65MW 的正常开度在 33%左右， 在加到 66%的过程中，由于高加未投，给水温度低，进入汽包内的水先冷却后膨胀的过程，致使汽 包水位先下降后上升。而在汽包水位开始出现上涨时未直接将电泵勺管尽快调整到负荷对应开度， 而是在 50 秒后才减到对应负荷勺管开度以下， 积聚了大量的水位上升能量。 （2） 由于勺管开度加大， 造成减温水差压增大，此时减温水调整门全开，引起汽温快速下降，而在此时大幅度关闭减温水门， 加速了进入汽包的给水流量。 （3）在勺管开度加大的

18、情况下，减少了给煤量，主汽压力下降造成进 入汽包的给水流量加大。 （4）机组负荷低，锅炉热负荷小，导致锅炉灭火后对汽包水位迅速降低的 影响减少。高加、减温水、减煤、机组负荷四种因素加上调整不果断、及时，最终导致水位高跳机。 6 汽包水位调整的原则 水位调整的原则是宁低勿高。汽包水位的调整方式因人而异，总的来说，就是大流量和小流量 的差别，再就是大流量和小流量的综合运用。汽包水位事故可以说是困扰每一位水位调整人员的难 题。 汽包水位调整中主要参照汽包水位、给水量与蒸汽量三种参数，同时考虑汽包压力、锅炉燃烧 强度的变化趋势对汽包水位的影响。若再考虑炉水温度与给水温度对汽包水位的影响，则在汽包水 位

19、的调整中，水位调整人员的调整方式和调整水平就会大大提高，汽包水位的变化区间就会减小， 大大降低汽包水位事故的发生。 7 防范措施及对策 1）强化对运行人员的岗位培训。定期召开由主值以上人员参加的水位调整小组进行交流，安排 付以上人员仿真机训练，锻炼异常工况下各参数的的调节能力，提高主要岗位人员综合能力。 2）高加投入、切除的过程中，应专人调整汽包水位，注意监视汽包水位、给水量等参数，特别 是在高加投入时，高加应充分注水，防止高加系统注水不充分，部分给水倒流导致给水中断，引发 汽包水位事故。 3）汽包水位调整中，注意给水流量与减温水流量之间的关系，防止减温水大开大关，加大水位 调整难度；参照所有

20、水位计，包括就地水位计、电接点水位计、差压水位计来综合判断汽包水位的 真实位置；水位自动的投入一定要在汽包水位稳定一段时间后再投入。 4）给水泵转速在额定转速的 2/3 转速时，偶合器损失最大，油温最高。所以当转速在 3100rpm 左右时应注意监视油温，运行中尽量避免在此转速停留。设法通过改变汽包压力或负荷等方法远离 此转速。调整中注意汽泵的延迟性。 5）保留专人手动调整汽包水位的制度。低负荷情况下，适当提高汽包压力，注意压力变化要缓 慢。注意汽包压力过低，各种变化对给水调整带来困难。做好特殊工况下的事故预想，并对危险点 进行提前分析和预防。 全国火电 300MWe 级机组能效对标及竞赛第三

21、十九届年会论文集 锅炉 359 6）循环流化床锅炉在升、降负荷时常造成汽包压力过低或过高，对汽包压力变化的延迟性应给 予高度重视。在压力变化率有较大变化时，应认真分析其变化原因，并提前调整。重视炉水的收缩 与膨胀性及汽包高、低水位时大流量上水与减水操作对汽包水位的影响。在水位调整中要注意凝汽 器、除氧器的水位变化，尤其在处理流化床锅炉泄漏的事故中，防止凝汽器、除氧器产生低水位， 锅炉断水，造成锅炉受热面冷却不充分。 8 结论 汽包水位事故轻者造成机组非计划停运，严重时造成机组主设备损坏，在机组启、停及事故处 理过程中，正确分析判断水位的变化趋势和变化幅度，采取各种措施，确保汽包水位稳定不超限， 防止出现各种汽包水位事故，保证机组的安全运行。 参考文献： 1 高彦飞.300MW 机组锅炉汽包水位调整技术的探讨J.甘肃电力技术，2006， （5） ：5-9 2 DG1025/17.4-1 型锅炉说明书M.东方锅炉股份有限公司.2006 3 运行分析J.秦皇岛发电有限责任公司. 2009 作者简介： 张景茂（1969.10-） ，男，工程师，毕业于保定电力学校热动专业，主要从事电厂集控运行。 工作单位：秦皇岛发电有限责任公司运行部 单位地址：秦皇岛市港城大街东段 72 号 邮政编码：066003 联系电话：0335-3184372