350 MW机组汽包水位波动大的分析及处理

冯忠宝，刘一凡，司瑞才，姚莹莹

(国网吉林省电力有限公司电力科学研究院，长春 130021)

现代锅炉的特点之一就是蒸汽流量显著提高，混合容积相对减小，水位变化速度很快，容易造成汽包满水或者锅炉烧干。锅炉汽包水位高度，是确保火电厂安全生产和提供优质蒸汽的重要参数。汽包水位过低会影响自然循环的正常进行，严重时会使个别上水管壁局部过热而爆管，因此，锅炉汽包水位控制非常重要。

1 机组概况

某厂4号机组是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的 C350/270-16.7/0.4/537/537型亚临界、一次中间再热、两缸两排汽、单轴、抽汽凝汽式汽轮机，该机组于2011年1月13日通过168小时试运行并移交生产。为了减少节流损失，2017年6月，哈尔滨汽轮机厂对4号机组进行了2阀控制改造，改造后综合阀位在58.5%～67.2%时采用2阀控制方式，综合阀位在67.2%以上及58.5%以下时执行原有顺序阀控制方式。

2 问题描述

2018年1月 6日 22:05:00，4号机负荷 245 MW，主蒸汽流量930 t/h，主蒸汽压力14.7 MPa，给水流量915 t/h。4号炉 A、B、C、D制粉系统运行，A、B、C热网加热器运行。

22:07:00，机组一次调频动作，综合阀位指令由92.55%降至91.75%，4号高压调节阀由15%关至0%，3号高压调节阀由100%关至45%，压力开始由14.9 MPa缓慢上升至 15.2 MPa，主蒸汽流量开始出现缓慢下降。

22:09:00，主蒸汽流量最低降至872 t/h，给水流量降至803 t/h，此时主蒸汽压力逐渐升高，最高升至 16.2 MPa。

22:11:00，由于主蒸汽压力升高，锅炉汽包水位开始下降，最低降至－103 mm，A给水泵汽轮机转速由4 811 r/min升至5 051 r/min;B给水泵汽轮机转速同步增加，辅助蒸汽联箱压力未出现幅度较大波动(0.74～0.85 MPa)，10 min 后汽包水位逐渐恢复。

22:13:00，主蒸汽流量恢复至930 t/h。

4号机汽包水位的报警值和跳机值为:低跳机值为－330 mm，高报警值为140 mm，高跳机值为240 mm，事件发生时汽包水位在－103～+65 mm波动，波动幅度较大，为电厂运行人员的操作带来了一定的困难，且汽包水位波动存在潜在的跳机风险。

3 事件分析

4号机组带供热运行，4段抽汽器带热网加热器，给水泵汽轮机当前工况下的汽源为辅助蒸汽，辅助蒸汽由冷端再热蒸汽提供。事件后调取分布式控制系统(DCS)曲线，发现4号机除1月6号这次汽包水位波动较大外，相同情况于1月8日也发生过，而这两次水位波动大的直接原因完全相同，都是在一次调频给出指令负荷调整，4号汽轮机4号高压调节阀门关闭瞬间出现的。可以得出结论:4号汽轮机高压调节阀门阀位变化后导致主蒸汽流量大幅波动是引起汽包水位大幅波动的直接原因;主蒸汽流量波动后，汽包水位自动调节不及时，给水跟踪品质差是汽包水位大幅波动的根本原因。

3.1 主蒸汽流量大幅波动原因分析

4号高压调节阀门流量线性度及3、4号高压调节阀门重叠度参数的设置与实际不符，导致机组一次调频时容易出现负荷较大波动，且4号调节阀门在综合阀位92%时，阀位从10%开度直接关闭至0，阀位曲线突变，由于调节阀门迅速关闭，造成主蒸汽门前后压力短时间内变化较大，门前压力迅速升高，门后压力迅速降低，而主蒸汽流量是根据门后调节级压力进行计算。主蒸汽流量的计算公式为:

式中:QM为主蒸汽流量;k为流量系数;P1为调节级压力;T0为额定主蒸汽温度;T1为当前主蒸汽温度。

由公式(1)可以看出，k、T0均为定值，而T1变化幅度可以忽略不计，因此当调节级压力P1迅速下降时，造成主蒸汽流量较大幅度下降，进而增加了给水自动调节难度。

3.2 汽包水位自动调节问题分析

汽包水位自动调节不及时可能有2个原因:一个是调节器参数设置不合理;另一个是运行方式或者执行机构存在问题。在排除执行机构机械原因后，给水泵汽源作为分析的重点。该给水泵汽轮机设计工况下有2路汽源，四段抽汽和辅助蒸汽供汽，其中辅助蒸汽包括冷端再热蒸汽和老厂来汽。一般情况下辅助蒸汽是给水泵汽轮机调试期间汽源，正常运行工况汽源应采用四段抽汽。四段抽汽供汽压力跟机组负荷成正比，最高压力低于辅助蒸汽压力，正常运行压力为0.4 MPa左右，辅助蒸汽压力为0.7 MPa左右。4号机组汽包水位波动期间，给水泵汽轮机的汽源为冷端再热蒸汽，冷端再热蒸汽通过辅汽联箱后进入给水泵汽轮机。本文对于各种汽源供汽时的给水调节特性进行了对比分析。

图1为辅助蒸汽带给水泵时水位波动情况，图2为四段抽汽带给水泵时水位波动情况，两者均为负荷250 MW带供热模式。图1、图2比较了在相同负荷工况下，给水泵汽轮机不同汽源供汽，汽包水位波动情况，四段抽汽作为汽源时，给水泵指令与实际转速跟踪较好，两条曲线密合度较高。

图3为210 MW负荷辅助蒸汽带给水泵水位波动情况，比较图1、图3不同负荷、相同汽源下，给水泵汽轮机相同汽源供汽，汽包水位波动情况，在低负荷情况下下，给水泵指令转速跟踪较好。

图1、图4比较了相同负荷工况(250 MW带供热模式)，给水泵汽轮机在辅助蒸汽作为给水泵汽源情况下，不同进气参数，汽包水位波动情况。图1为辅助蒸汽压力0.80 MPa的汽包水位波动情况，图4为辅助蒸汽压力0.69 MPa的汽包水位波动情况，可见在蒸汽压力较低时，给水泵指令转速跟踪较好。

图1 250 MW负荷辅助蒸汽为汽源时汽包水位波动情况(蒸汽压力0.80 MPa)

图2 250 MW负荷四段抽汽为汽源时汽包水位波动情况

图3 210 MW辅助蒸汽为汽源时汽包水位波动情况

图4 250 MW负荷辅助蒸汽为汽源时汽包水位波动情况(蒸汽压力0.69 MPa)

综上所述:由四段抽汽作为给水泵汽轮机的汽源，汽包水位稳定波动，波动范围在该厂运行规程要求范围之内;低负荷辅助蒸汽作为给水泵汽轮机的汽源，汽包水位稳定波动，波动范围在该厂运行规程要求范围之内;水位自动调节参数满足调节要求;给水泵汽轮机低压调节汽阀(LPGV)开度在20%以下及35%～45%内线性较好，给水泵汽轮机LPGV开度在20%～35%变时阀门线性度差，两次水位波动期间，给水泵LPGV开度均在20%～35%;机组虽没有带满负荷运行，但由于供热期间，主蒸汽流量达到930 t/h，接近额定主蒸汽流量，可以看出辅助蒸汽供汽量基本满足给水泵汽轮机运行要求。

4 改进措施及效果

经与厂家联系，需要在停机前对4号高压调节阀门进行重新优化，因4号机组承担供热保民生的任务，暂时无法提供重新优化调节阀门的条件，因此经协商在下次停机前对调节阀门进行重新优化。一般情况下辅助蒸汽联箱是供给水泵汽轮机调试期间汽源，建议4号机正常运行工况采用四段抽汽提供汽源，该厂4号机四段抽汽为热网加热器提供汽源，若再作为给水泵汽轮机的汽源，负荷变动时，可能存在四抽起源不足的情况，为运行调整带来一定的困难。在无法用四段抽汽带给水泵汽轮机的情况下，降低辅助蒸汽联箱压力，从而提高给水泵汽轮机进汽调节阀门的开度。

根据给水泵汽轮机进汽设计曲线以及试验可知，给水泵汽轮机工作调节特性在进汽调节阀门开度大于35%的工况下要优于阀位在25%的工况。调整辅助蒸汽联箱压力后，汽包水位波动得到了较大程度的改善，辅助蒸汽联箱压力调整前后参数对比情况见表1。

表1 辅助蒸汽联箱压力调整前后参数对比

5 结论及建议

通过以上分析可知，本次水位波动根本原因是带给水泵汽轮机给水流量跟踪品质差。由于电厂供暖期用汽量等其他因素限制，带给水泵汽轮机目前采用辅助蒸汽汽源供汽，汽压偏高，造成带给水泵汽轮机LPGV低开度运行，转速跟踪线性差，影响锅炉汽包水位调节品质，导致汽包水位波动偏差较大，影响机组运行安全。本次水位波动的直接原因是主机4号高压调节阀门特性存在阀位突变区，阀门瞬间落下后，主蒸汽门前后压力偏差大，调节级压力迅速下降，导致主蒸汽流量瞬间波动较大，客观加剧了给水自动跟踪的恶化，加剧汽包水位波动。基于上述分析，给出以下建议。

a.建议电厂采用四段抽汽汽源作为带给水泵汽轮机供汽，确保带给水泵汽轮机进汽压力、流量稳定，提高给水自动调节品质。

b.在冬季供暖等特殊工况无法使用四段抽汽供汽时，建议电厂降低辅助蒸汽联箱压力，使带给水泵汽轮机LPGV开度处于35%以上运行，并对辅助蒸汽压力、温度加强监视，确保供汽量、汽压稳定。若此种方式为长期运行方式，应与设计院进行供汽管径核算，确保带给水泵汽轮机汽源稳定可靠。

c.尽快与电调厂家联系，重新优化主机4号调节阀门线性，消除阀位线性突变区，防止主蒸汽流量突变，在现有调节阀特性情况下，出现机组综合阀位低于92%，4号调节阀门关闭较小的情况下，可适当降低主蒸汽压力，避开4号高调阀线性突变区运行。

d.在运行中严密监视锅炉给水流量的变化，保持给水流量与主蒸汽流量平衡，控制汽包水位在合理范围内。当汽包水位超限时，应该监视事故放水门自动开启，否则应立即手动开启，如果汽包水位继续上升，可开启集中下降管放水阀门，如水位仍不下降，可进行减负荷等方式进行调整。

e.如果因电气或汽轮机原因甩负荷时，必须及时根据电负荷情况控制给水流量，必要时停运部分制粉系统，保持给水流量与主蒸汽流量偏差在正常范围内。机组投停热网系统时，应缓慢操作进汽电动阀门，防止液位调节阀门及热加进汽阀门开关过快造成负荷波动，对汽包水位产生影响。