汽包锅炉两侧水位偏差的原因分析及治理措施

汽包锅炉两侧水位偏差的原因分析及治理措施作者：葛玉清等来源：《价值工程》2013年第10期摘要：锅炉汽包水位是锅炉运行的一项重要的安全指标。

由于汽包水位的高低直接影响机组的安全经济运行，因此保持汽包水位在正常范围内，是保证锅炉安全稳定运行的重要基础。

论文针对宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司600MW亚临界锅炉汽包左右两侧水位偏差实际情况，分析水位偏差产生的原因，通过运行诊断及优化调整试验，对锅炉的汽包水位偏差现象进行专项治理，取得了较好的治理效果。

同时，从锅炉运行角度出发，提供了减小汽包水位偏差的理论指导。

Abstract： The drum water level is one of the important safety indexes of boiler operation. The drum water level directly affects the safety and efficiency of boiler operation， therefore， remaining the drum water level in a normal range is the foundation of safe and reliable boiler operation. The thesis will analyze the cause of water level deviation according to the research of the water level deviations in two opposite sides of the water drum of a 600MW subcritical boiler， which belongs to Ningxia Datang International Daba Power Generation Co.， Ltd. After analyzing the boiler operation and optimizing， adjusting and testing the drum water level， the research will help resolve the existent deviation of the drum water level which is proved quite effective. Meanwhile， this thesis will also serve as a theory and instruction in regulating the deviation of drum water level.关键词：汽包水位偏差；旋流燃烧器；调整；优化试验Key words： the deviation of drum water level；swirling burner；adjustment；the test of optimization中图分类号：TK223 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）10-0030-030 引言汽包水位反映了汽包锅炉蒸汽负荷与给水流量之间的平衡关系，是锅炉运行中一个非常重要的监视、调整参数。

汽包水位偏差问题也是自然循环汽包锅炉的主要问题之一，它直接影响锅炉的安全、稳定运行。

汽包水位随锅炉负荷、锅炉燃烧方式、吹灰方式及给水流量等主要因素的变化而发生变化。

当锅炉汽包水位发生大幅波动将会带来蒸汽品质的恶化，使得受热面出现积盐现象，影响受热面换热效果，从而影响锅炉效率。

水位过高蒸汽带水，易引发汽轮机水冲击，导致汽轮机叶片损坏的重大设备损坏事故的发生。

水位过低时会造成下降管区域形成旋流，四根下降管水流量分配不均，甚至导致水冷壁烧损、爆破，严重时还会出现锅炉坍塌事故的发生。

为此，治理并减小汽包锅炉水位偏差的工作是一项保证机组安全稳定运行的重要工作。

1 工程概述大坝三期工程为2台60万千瓦亚临界、燃煤、空冷机组，其锅炉采用东方锅炉（集团）股份有限公司设计制造，亚临界、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢结构、紧身封闭的∏型汽包炉，锅炉型号为DG2070/17.5-∏6。

采用中速磨煤机，一次风机正压直吹式制粉系统，共6台磨煤机，满负荷5台运行，1台备用。

磨煤机磨辊装置为弹簧加载，煤粉细度是通过其出口动态分离器的转速来调节。

前后墙对冲燃烧方式，前后墙水冷壁上各布置三层燃烧器，分为上、中、下三层，每层各有5只旋流式轴向外浓内淡型低NOx煤粉燃烧器和相应的油点火器。

在燃烧器上方布置一层燃尽风喷口，前后墙各一层，每层各5只。

在炉膛热负荷较高区段使用了内螺纹管，以确保水循环安全可靠，给水经省煤器加热后进入汽包，与汽包中的炉水混合后进入四根集中下降管，再由下降管引到前、后及两侧水冷壁下集箱。

汽水混合物经水冷壁及水冷壁上集箱由汽水连接管引至汽包，经汽水分离装置进行分离，完成水循环。

在炉膛的冷灰斗下方布置有水封渣斗及捞渣机。

空气预热器采用东方锅炉厂三分厂回转式空气预热器。

2 汽包两侧水位偏差现象在任意5台磨煤机运行时，汽包左右侧水位偏差在150～300mm左右（左侧水位高，右侧水位低），水位自动（左右侧水位偏差小于200mm才允许投入自动）频繁跳至手动，基本无法投入，大大增加了运行人员对汽包水位的监视及调整的难度，对机组安全运行埋下了重大安全隐患。

3 汽包两侧水位偏差的影响因素3.1 汽包两侧水位偏差的理论影响因素锅炉汽包左、右两侧水位偏差主要是由于炉膛燃烧和汽水循环系统不平衡两方面引起的。

3.1.1 炉膛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或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，从而导致两侧汽包实际水位的偏差。

可能存在的主要影响因素有：炉内空气动力场影响、磨煤机组影响、炉膛水冷壁结焦影响、吹灰方式影响、旋流燃烧器本身影响（旋流强度不合理或燃烧器损坏）、二次风调整影响等。

3.1.2 汽水循环系统不平衡的影响锅炉汽水循环系统不平衡的主要影响因素有：水冷壁流量分配不均、汽包汽水分离装置结垢导致汽水分离不均匀、锅炉给水分配不均等。

3.2 汽包两侧水位偏差的调整试验锅炉及其各辅机系统是一个有机联系的整体，上述问题需要统一考虑，以达到全面解决问题的目的。

调整试验方案按照三个阶段来进行：①小修前初调整及摸底诊断；②小修中设备检查与治理；③小修后热态优化调整试验。

小修前初调整及摸底诊断：通过一次风速调平试验和吹灰扰动试验，确定影响汽包水位偏差的主要因素为制粉系统输粉管内风粉混合物不均匀和炉膛受热面的清洁程度。

①一次风速调平试验。

通过测量每台磨煤机出口5根煤粉管道气流速度，计算出各根粉管偏差。

利用装设于各根粉管上的调节缩孔截流，改变管道系统阻力，使通过5根粉管的风量和粉量接近一致。

试验中所采用的测速管为BS-I型靠背管。

从磨煤机一次风量热态测量结果看，所有六台磨煤机均存在着同层燃烧器五根粉管流速不均匀的问题，这势必对燃烧带来不利影响。

在计算磨煤机入口一次风量（见表1）时按空气密度计算（结果仅供参考），清楚的表明各磨煤机一次风量存在较大偏差，造成运行人员判断基本依据不清。

由于磨煤机存在着粉管风速很弱的情况，根据小修前汽包水位监测（负荷：515MW，六台磨煤机运行，汽包左侧水位-60mm，右侧水位-255mm），汽包水位右侧比左侧低195mm，基本可以判定制粉系统输粉管内风粉混合物不均匀是影响汽包水位的一个因素。

经过细致的冷、热态阻力调平试验，各台磨煤机五根输粉管风速偏差明显减小，基本控制在±5%的偏差范围内，能够满足锅炉稳定运行的要求，有利于减小烟温、汽温及水位的偏差。

磨煤机一次风调平结果见表2。

（备注：A磨煤机热态测量结果风速偏差略大于5%，因热态测量准确性较冷态测量低，及测量位置不合理，未做进一步调整。

）②吹灰扰动试验。

在负荷450MW，A、B、C、D、E磨煤机运行时，进行了炉膛吹灰器扰动试验。

具体方案为保持炉膛左墙吹灰器未动，按顺序单只吹右墙吹灰器；在右墙吹灰器吹完之后，按顺序单只吹后墙吹灰器。

试验发现，在吹右墙吹灰器时，汽包右侧水位上升，汽包左右侧水位偏差减小；吹后墙吹灰器时，汽包左侧水位剧烈波动。

表明炉膛受热面的清洁程度也是影响水位偏差的一个重要因素。

3.3 小修中设备检查与治理3.3.1 小修期间设备检查①对汽包内部进行检查，旋转分离器、百叶窗等汽水分离设备状态正常，排除其对水位偏差的影响。

②就地测量燃烧器的外部尺寸发现，旋流燃烧器的旋流强度存在很大的差异，严重影响炉内空气动力场分布。

③通过对燃烧器喷口进行检查，发现旋流燃烧器扩锥大量脱落、变形（如图1所示），使各燃烧器无法组织合理的燃烧；燃烧器喷口处积灰，促成了各输粉管一次风粉混合物的不均匀性。

3.3.2 小修期间设备治理在小修期间，对炉膛内结渣、结焦的受热面进行彻底清理，并对损坏的旋流燃烧器扩锥进行更换，同时完成以下技术改造：①将新扩锥沿圆周方向切为4瓣，这样每一瓣的膨胀变形量都有限，留有间隙，可以吸收其变形量；②在扩锥背部改善结构，增加加强筋，加固扩锥，增加机械强度；③重新调整旋流燃烧器旋流强度，组织合理的燃烧。

旋流燃烧器旋流强度调整原则如下：燃烧器配风采用分层配风，下层燃烧器以稳燃为主，但考虑A层等离子影响，旋流强度不宜过大；中上层燃烧器的旋流强度合适，防止结焦；严格控制内外二次风的比例，防止火焰贴壁；为尽可能消除同层各燃烧器二次风风量的偏差，根据风箱进风特性，将同层燃烧器内二次风门调整略有差异。

冷态调整后燃烧器的旋流强度见表3。

3.4 小修后热态优化调整试验3.4.1 旋流强度热态调整试验小修过程中完成了旋流燃烧器的改造及冷态调整试验，在运行中进行跟踪观察，发现在负荷较低（低于60%THA）时，汽包右侧水位相对稳定，左侧汽包水位无规律的上下波动，经初步分析为燃烧不稳定。

于是就地观测着火情况，加强左侧部分燃烧器的旋流强度，取得了明显的效果。

3.4.2 风煤配比曲线的修正 5号锅炉六套制粉系统一次风量经过标定后，所得风量系数与原有逻辑值基本一致，DCS表盘计算风量能较好反映实际进入磨煤机的一次风量。

依据制粉系统运行参数和调整结果，并保证5号机组协调的投入及适应AGC的要求，对风煤比曲线进行了优化，如图2所示。

3.4.3 一次风压曲线的修正在制粉系统运行中，最经济的运行方式和最优控制方式，是通过合理控制一次风压和风量，使磨煤机入口热风调节门开度在50%～70%区间调节，磨煤机入口冷风调整门开度在0%～10%区间调节，以降低一次风系统阻力，同时保证尽可能多的热一次风进入磨煤机。