余热锅炉汽包水位测量改进

2016-12-20陈金欣

设备管理与维修 2016年11期

关键词：水位计汽包变送器

陈金欣

（福建晋江天然气发电有限公司，福建晋江362251）

余热锅炉汽包水位测量改进

陈金欣

（福建晋江天然气发电有限公司，福建晋江362251）

S109FA单轴燃气-蒸汽联合循环机组启动运行过程中，余热锅炉汽包水位测量出现波动大的现象，分析发生原因及运行操作的影响，给出处理措施，并在此基础上优化改进控制系统。

余热锅炉；汽包水位；水位保护；逻辑优化

0 引言

4台S109FA型燃气-蒸汽联合循环发电机组，采用GE-哈汽公司生产的MS9001FA型燃气轮机，配置D10型汽轮机和390H型发电机，单轴室内布置。余热锅炉选用三压、再热、卧式、无补燃、自然循环型余热锅炉。从进口烟道法兰面至尾部出口烟囱平台外侧总长37.6 m，宽度20.2 m，高压汽包中心标高30 m，中压汽包中心标高为29.6 m，低压汽包中心标高为30.2 m，烟囱顶部标高60.264 m。高、中、低压汽包容积分别为41 m3，15.1 m3，60.2 m3。与常规电厂锅炉相比，余热锅炉没有除氧器，依靠凝汽器除氧。

燃气轮机因调峰特性经常启停，机组停用后余热锅炉通常采取保温保压方式，此时烟道中还有大量的热烟气及锅炉本身的蓄热，汽包中的水仍在变成饱和蒸汽。该机组在生产运营期间曾因汽包水位波动大而跳闸。

1 汽包水位控制系统

1.1 结构组成

余热锅炉汽水系统如图1所示，高压汽包内径1900 mm，直段长13.106 m。中压汽包内径1250 mm，直段长11.887 m。低压汽包内径2400 mm，直段长12.497 m。高压汽包两端配半球形封头，中压和低压汽包两端配半椭圆形封头，封头均设有人孔装置。汽包内部设置给水分配管、紧急放水管和排污管。低压汽包上设有高、中压给水泵。汽包还设有水位计、平衡容器、电接点液位计、压力表和安全阀等附件和仪表，用于锅炉运行时的监督、控制。锅炉最大连续出力下，汽包水位从正常水位到低低水位所能维持的时间分别是：高压2.12 min，中压5.21 min，低压5.21 min。

图1 余热锅炉汽水系统示意

1.2 水位控制

余热锅炉汽包水位控制通常采用3冲量控制系统，给水流量、蒸汽流量和汽包水位综合成1个水位设定信号，用来控制给水调节阀的开度。与常规锅炉不同的是，为适应燃气轮机机组的快速启动，在蒸发量小的部分负荷运行时，采用单冲量控制汽包水位。启动时，将水位控制的设定值切换为低的设定值，达到某蒸汽流量以上时，再切换到正常设定值。启动水位不是常数，而是汽包压力的函数。在达到特高水位时，通过排污调节阀调整水位，作为水位控制的辅助手段。

机组运行时，汽包水位的异常将影响设备的安全和蒸汽的品质，为在运行中控制好汽包水位，每个汽包有7套水位计，其中4套差压变送器水位计用于水位控制和保护，1套磁翻板水位计、1套双色水位计和电接点水位计用于监测。

2 水位测量波动偏差分析

2.1 中压汽包水位测量偏差

（1）监测数据。4#机组运行DCS历史趋势如图2所示，测点A，B，C在机组停机时偏差＜15 mm，机组运行时＞50 mm。原因分析：观察测点变化情况可见，在炉水循环开始后出现偏差，循环加剧时进一步突变，直至机组稳定带负荷时处于最大偏差状态，据此判定是测点工况原因造成的偏差。内观察到的情况接近，且汽包内部取压口暂时无法改进，可在3种处理方案中选择：①检查水位测量取样口至变送器的取样管的整体坡度，避免由于取样管坡度相反导致取样管内积存空气；②以运行中稳态工况值为基准，在机组停机时，适当下移C点测量值，使之接近A，B点；③考虑适当优化更改控制逻辑、定值，使控制系统适应设备系统的固有偏差。

图2 4#机组中压汽包水位趋势图

（2）原因分析。如图3所示，中压汽包水位测量1、3取样口位于汽包两侧半椭圆形封头处，相对其他取样口，此处汽水工况更不平稳，导致差压变送器测出的差压变化大。如果一段时期

图3 4#机中压汽包水侧装置结构平面分布图

2.2 高压汽包水位测量偏差

4#机组运行DCS历史趋势如图4所示，测点C无论在机组停运或运行时的监测值均比其他两点低200 mm左右，这表明水位测量存在稳态偏差，处理方法是在机组停机时校准、以迁移偏差，使之与另两点一致。同理，如果是测点B，C偏差，则迁B，C点（需要进一步分析比较）。

2.33#机组中压汽包水位高

图4 4#机组高压汽包水位趋势图

表13 #机（带负荷52MW）中压汽包水位、压力及壁温变化记录

（1）数据记录。表1为2012年8月5日，3#机温态启动后带负荷52 MW，中压汽包水位、压力及壁温变化等参数记录。

（2）异常现象。中压汽包温度缓慢升至140～150℃，汽包压力缓慢升至0.4～0.5 MPa时，运行人员手动打开中压蒸发器排污电动门，汽包水位变送器1，2，4均下降后，再上升至跳机保护动作值，而在排污电动门打开的过程中，汽包水位变器3和电接点水位计稍有下降。

（3）原因分析。汽包水位变送器1，2，4取样位置在中压汽包下降管侧（图5）。机组启动后，中压汽包温度和压力缓慢上升，炉水刚形成自然循环，汽包下降管口水汽工况不稳定，而此时开启蒸发器排污门，下降管侧炉水下降速度更快，差压变送器取样管口水汽工况稳定性更差，有可能导致紊流的产生，额外的压力作用在差压变送器的正压侧（汽包水侧），导致差压变送器测量出来的差压变大，汽包水位测量信号上涨。而汽包水位3和电接点水位计取样口处于汽包的另一侧，由于汽包容积大的关系，排污门的开启对这两个测点影响较小。

图5 3#机汽包内水位计取样口位置图

3 改进措施

3.1 汽包外部取样管坡度改进

利用水平仪等工具对汽包外部取样管坡度进行排查，发现多处取样管坡度朝取样口方向倾斜，而不是朝差压变送器方向倾斜，且部分取样管存在弯曲变形的现象，这样取样管内部就存在着累积空气的可能。通过校对取样管安装方向以及更换新的取样管，确保取样管坡度方向的一致性，消除了取样管内积留空气对测量产生的影响。

3.2 规范启动过程汽包水位控制操作

在机组启动初期，如需降低中压汽包水位，可打开启动排污门、连续排污门、紧急疏水门等，应避免开启中压蒸发器排污电动门。完善启动过程汽包水位设置、操作与监视等标准、规范。3.3改进汽包内部取样口

机组大修期间改进汽包内部取样口，把水位测量1取样口延长至双色水位计取样管处，并将两管焊接联通；水位测量3取样口延长至电接点水位计测量取样口处。改进前后对比见图6。通过改变取样口位置，避开了汽水工况不稳定区域，降低了对水位测量干扰的影响，提高水位测量的准确性。

3.4 DCS界面增加汽包水位保护投退按钮

由于机组冷态启动时，各汽包水位测量存在坏点现象、个别机组3个平衡容器之间的测量值存在明显偏差，因此，在DCS界面增加汽包水位保护投退按钮进行人为干预（图7），可避免不必要的跳机。

不同于常规煤电，S109FA单轴燃气-蒸汽联合循环机组配套的余热锅炉使用燃机排气进行换热，采用自然循环，没有炉膛及水冷壁，不容易出现过热爆管的现象。对于汽包缺水情况，3个汽包的蒸发器管材料为SA-210-A-1，螺旋鳍片材料为碳钢，工作温度450～650℃。实际运行中，燃气排烟温度最高为649℃。额定工况下，高压蒸发器入口处烟气温度约为470℃，中压蒸发器为260℃，低压蒸发器为190℃。即使出现干锅等最恶劣情况，高压蒸发器管束也可承受高温，而中压及低压蒸发器则相当安全。

通过以下4个措施，确保水位保护的正常投入以及运行操作的规范性：①水位正常情况下，负荷达到280 MW后，应投入水位保护；②根据试剂水位测量偏差≤80 mm时，应投入汽包水位保护；③在启停操作中，对汽包水位的保护投入与退出操作进行规范；④紧急情况下由运行人员进行人为干预，避免不必要的跳机。

3.5 在DCS界面增加汽包水位零水位赋值按钮