林 浩，邵 超

(1.国能浙江北仑第一发电有限公司，浙江 宁波 315800；2.宁波海洋研究院，浙江 宁波 315852)

0 引言

锅炉汽包水位是否正常是检验锅炉安全运行的一项重要指标[1]。燃煤机组在运行过程中，燃烧工况、给水流量、负荷等参数变化，均会导致汽包水位发生改变。锅炉汽包满水容易导致锅炉蒸汽严重带水且温度急剧下降，蒸汽管道发生水冲击；锅炉汽包缺水则会造成锅炉蒸汽温度急剧上升，水冷壁管得不到充分冷却而发生过热爆管。目前，锅炉汽包水位保护问题仍比较突出，汽包水位的测量和控制不当会导致锅炉发生安全事故[2-3]，轻则造成机组突发性停运，重则威胁机组的安全运行，甚至损坏汽轮机和锅炉设备。

某电厂4号机组锅炉是由日本石川岛播磨重工业株式会社制造的660 MW亚临界、中间一次再热、单汽包自然循环箱式锅炉[4]，采用平衡通风、旋流燃烧器、前后墙对冲燃烧方式。汽包布置在近前墙标高72.7 m处，设计压力为19.69 MPa，材料采用SA515Gr70钢；汽包全长26 851.5 mm，筒体直段长25 760 mm，筒体上下部采用不同的壁厚，上部内径为1 829.0 mm，壁厚177.0 mm，下部内径为1 808.0 mm，壁厚198.0 mm；汽包两侧采用球形封头，封头内径均为1 829.0 mm，壁厚177.0 mm。汽包内配有5排共190只水平分离器和24排波纹板分离器。水位测量配有2套双色水位计、2套电接点水位计和6组水位变送器。

正常运行时，4号锅炉汽包两侧水位存在偏差，可达100 mm，不符合《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第6.4.5条中“按规程要求定期对汽包水位计进行零位校验，核对汽包各水位测量装置间的示值偏差，当偏差大于30 mm时，应立即汇报，并查明原因”的规定[5]。为保障火电机组正常运行，需充分了解汽包水位偏差存在的原因并掌握其改进措施。

1 汽包两侧水位偏差的影响因素

1.1 汽包水位测量原理及误差分析

为提高锅炉水位监测的可靠性和准确度，目前国内锅炉汽包水位监测的配置存在数量过多、形式多样等问题。实际上，由于各种水位计的测量原理、误差来源和结构不同，其显示值存在较大的偏差，容易给运行人员汽包水位监视造成混乱[6]。

(1) 差压式水位计。差压式水位计使用单室平衡容器下的差压测量汽包水位，是目前比较常用的测量方法。其测量误差的来源包括两点：一是无法准确测量单室平衡容器内水的平均密度；二是汽包内的水处于欠饱和状态，其欠饱和程度随机组负荷和工况的变化而变化，而汽包内水的密度是按饱和水来计算的，因此误差不可避免[7]。

(2) 双色水位计。双色水位计是用于发电厂、石油化工及工矿企业的蒸汽锅炉或其他压力容器监测水位的一次就地直读仪表，其结构简单、显示直观。与汽包内饱和水的温度相比，就地双色水位计的测量筒内水温要低得多，由于缺少温度补偿导致测量筒内水的密度高于饱和水密度，水位也低于汽包内的实际水位。因此，在高压环境下，即使通过位置修正仍无法避免水位误差[8]。

(3) 电接点水位计。电接点水位计采用电接点电极测量锅炉汽包水位。其存在的问题即电极式水位计的零水位与汽包正常水位之间存在偏差，且汽包水位波动后电极式水位计内水位波动不能与之对应[9]。因此，采用电接点水位计监视超高压、亚临界锅炉的汽包水位也是不准确的。

1.2 汽包两侧实际水位偏差原因分析

(1) 下降管和汽包安装的影响。锅炉正常运行时，汽包内的水流是快速进入下降管的。自然循环的亚临界锅炉，其下降管内水流速度最高可达3～4 m/s，导致汽包内的水面随下降管的布置位置出现高低不一的偏差。

汽包两侧水位计的安装分别以两侧中心线为基准，而安装时中心线存在5 mm以内的高度差，且汽包安装的水平度也存在5 mm以内的偏差，通常会导致20～30 mm的定位误差。随着锅炉运行后支架下沉等各种因素影响，水平度持续变差，汽包两侧水位的累计偏差也会加大。

(2) 锅炉燃烧偏差的影响。锅炉燃烧偏差主要是指燃烧两侧热负荷偏差对锅炉两侧水位偏差的影响。由于炉膛中部烟温和烟气流速均高于壁面，使烟道中沿炉膛宽度方向的热负荷不均，造成锅炉两侧水冷壁吸热不均，或造成过热器和再热器吸热不均，从而引起汽包两侧水位产生偏差[10]。燃烧偏差可能影响因素众多，包括炉内空气动力场、炉膛水冷壁结焦、磨煤机组、二次风门和吹灰方式等[11]。

(3) 汽水分离不均的影响。汽包内部采用由沿汽包长度延伸的弧形隔板，离开水冷壁的汽水混合物通过弧形隔板流入安装在汽包下部两侧的水平分离器底部。经水平分离器分离后的蒸汽进入汽包，并通过由多块波纹板组成的百叶窗式分离器进一步分离至过热器。当水平分离器(一级分离)内部结垢后，汽包水空间的含汽量增加，将使汽包水位计测量精度下降；当百叶窗式分离器(二级分离)波纹板结垢时，对蒸汽中小水滴的吸附作用下降，使蒸汽含水量增加，影响汽包水位计汽侧精确度。

(4) 动态扰动因素的影响。动态扰动因素主要包括给水流量、蒸汽流量和炉膛热负荷对汽包实际水位偏差的影响[12]。给水流量的影响，表现为在通常情况下给水流量的增加会使汽包水位呈现出初期水位不会升高、中期逐渐上升、最终直线上升的变化过程；蒸汽流量的影响，表现为汽轮机发电机组负荷的变化导致蒸汽流量扰动，造成与见负荷变化方向相反的“虚假水位”现象，其变化幅度与锅炉的汽压和蒸汽量变化的大小有关；炉膛热负荷的影响，主要是指燃烧率的扰动对锅炉蒸发强度产生影响，引起蒸汽流量和汽包容积的变化，其扰动程度比蒸汽流量扰动程度要小，引起的“虚假水位”变化幅度和速度也相对较小。

2 汽包水位偏差及改进措施

2.1 实际运行中汽包水位偏差分析

(1) 机组负荷增加。机组负荷从300 MW加至400 MW过程中，通过DCS可监测到汽包右侧水位偏低，汽包两侧水位偏差较大。偏差最大处为左侧水位-79 mm，右侧水位-208 mm，即机组在增负荷期间，水位偏差最大值为129 mm。

(2) 机组负荷减少。机组负荷从400 MW减至300 MW过程中，通过DCS可监测到汽包右侧水位偏低，汽包两侧水位偏差有明显加大趋势。机组负荷400 MW时，左侧水位-152 mm，右侧水位-151 mm；在负荷310 MW时，水位偏差达最大值，左侧水位-71 mm，右侧水位-204 mm，即机组减负荷期间，水位偏差从1 mm增加至133 mm。

2.2 改进措施及效果评价

机组汽包水位偏差的整改措施包括锅炉燃烧优化调整、提高汽水循环均匀性和消除水位测量误差等三种。在实际机组运行中，因运行无法对水位计及汽水分离器做出实时调整，一般采用优化炉膛燃烧来减少锅炉汽包水位偏差。该电厂4号锅炉采用前后墙对冲燃烧方式，在特定的负荷区间，会出现前后墙燃烧器投入分布不均匀的情况：前墙投入三层燃烧器(A/B/F)，后墙投入两层燃烧器(D/E)；C层燃烧器为备用燃烧器。当负荷进一步降低时，汽水循环均匀性也随之降低，造成汽包水位偏差增大。此时可针对该工况采取燃烧优化调整，具体方法为调整上层磨组所带煤量，将上层磨(磨煤机4A)所带煤量减少6 t/h，调整炉膛过燃风与燃尽风，将右侧过燃风与燃尽风挡板开度相比原来增加10 %。

调整后，当机组负荷从300 MW增至400 MW时，偏差最大处为左侧水位-162 mm，右侧水位-119 mm，最大偏差值为42 mm，与调整前最大偏差129 mm相比，汽包水位偏差改善明显；当机组负荷从400 MW减至300 MW时，偏差最大处为左侧水位-112 mm，右侧水位-181 mm，最大偏差值为69 mm，与调整前最大偏差133 mm相比，汽包水位偏差改善明显(见表1)。

表1 锅炉燃烧优化调整前后汽包两侧水位偏差变化

3 结束语

通过对水位偏差影响因素的研究，结合现场实际运行状况的分析与掌握，总结得出影响机组锅炉汽包水位偏差的原因。基于三种汽包水位计的测量原理及误差分析，以及下降管和汽包安装、锅炉燃烧偏差、汽水分离不均和动态扰动因素等产生的实际水位偏差分析等，使火电厂机组运行人员能准确地了解影响汽包水位偏差的各项因素。

结合锅炉汽包水位偏差的改进试验，通过调整上层磨组所带煤量和炉膛过燃风与燃尽风等措施改善炉内煤粉燃烧，有效改善了汽包水位偏差问题，有助于运行过程中及时发现问题并采取正确措施，保证汽包水位在正常的范围内运行，使机组的安全运行得到保障。