锅炉在启动阶段汽包水位的调整要点

【摘要】首先介绍锅炉汽包水位控制的意义及影响因素，针对启动阶段各个节点汽包水位变化的特点进行分析，以保证启动阶段机组水位安全稳定。各个工况下的汽包水位调整操作具有共性，也各有侧重点

1、锅炉汽包水位控制的意义

汽包水位是自然循环锅炉的重要运行参数。为保证锅炉和汽机安全运行，必须始终维持汽包水位在正常范围。汽包水位过高，蒸汽空间缩小将会引起蒸汽带水，使蒸汽品质恶化，以致在过热器管内产生盐垢沉积，使管子过热，金属强度降低而发生爆破；满水时蒸汽大量带水，将会引起管道和汽机内产生严重的水冲击,造成设备损坏。水位过低，可能破坏水循环，使水冷壁管超温过热；严重缺水时，将造成更严重的设备损坏事故。600MW级机组锅炉汽包容积相对较小，水位变化较快。因此，机组不管在正常运行还是启停阶段，必须严格对锅炉汽包水位进行监视和调整，保证锅炉的安全运行。

2、启动阶段锅炉汽包水位变化的影响因素

影响启动阶段汽包水位的因素有很多，汽包作为一个含有水、汽的压力容器，最终引起变化的因素分别为汽水平衡打破和汽包压力变化。汽水平衡破坏引起水位变化容易理解，然而因为压力的突变引起的水位变化我们称之为“虚假水位”。其实“虚假水位”就是汽包里的真实水位，产生原因是由于当汽包压力突然降低时，炉水饱和温度下降至压力较低时的饱和温度，致使炉水大量放出热量来进行蒸发，这时炉水内的气泡就会增加，汽水混合物体积会膨胀，使水位快速升高，但实际水位则略低，所以当气泡消失后，水位会快速下降至实际水位，形成虚假水位。相反，当汽包压力突然升高，相应的饱和温度提高，一部分热量被作用于加热炉水，而用来蒸发炉水的热量则减少，炉水中气泡量就会减少，使得炉内汽水混合物的体积收缩，从而使水位很快下降。

3、启动阶段汽包水位的调整

3.1锅炉上水至点火初期

启动初期，水位扰动较大的阶段是省煤器汽化。机组启动初期负荷低于30MW省煤器汽化不可避免，严重时，水位可上升至190mm左右，但可以控制上水温度，和启动节点保持省煤器连续进水，增大通流量来缓解或消除省煤器汽化对水位波动的影响。这要求我们在启动电泵后，通过电泵启动旁路门控制给水流量100-150T/H,上水时间控制在3~4小时，上水温度控制110度，开一路热放水联箱通路换水，加大排污量，汽包上水至-150mm,控制好省煤器进口温度（视省煤器汽化程度可逐步降低补水温度至80℃），若发生省煤器汽化现象，水位突升，可以通过降低煤量，增开一路热放水联箱或开一路电磁泄压阀，加大通流回路， 减轻受省煤器汽化现象影响的汽包水位波动。

以2017.4.8机组冷态启动为例，由于省煤器出口温度上升较快至90度以上，水冷壁至汽包温度上升至95度，省煤器出口处的温度高于相应汽压下饱和温度，发生省煤器汽化现象，汽包水位上升，且速率很快，及时降低电泵转速，关闭电泵启动旁路门，增开两路热放水联箱疏水门，必要时及时停运给煤机，汽包水位涨至149mm后缓慢下降，待降至0水位时，及时补水，投运给煤机，防止水位下降过低。电泵继续上水后，水温较低，造成汽包水位下降较快，水位最低跌至-170mm，在水位下降速度较快时，应快速加大电泵进水量，调节电泵转速及启动旁路门开度。待水位正常后电泵转速投入差压自动模式，使用启动旁路门手动控制水位。

以2017.5.2机组热态启动为例，由于热态，及时控制给水温度从108度降至90度，汽包起压较快，汽压稍涨时，加大排放量，开电泵旁路补水，有效抑制省煤器汽化，未出现因省煤器汽化发生的水位波动的情况。

3.2锅炉升温升压

升温升压阶段水位扰动较大的阶段是过热器受热面烘干的阶段。当过热器受热面温度大部分高于300度时，观察升温升压曲线变化速率，汽温快速升高，说明过热器受热面已烘干，此时汽包水位会突降，后上升。及时调整电泵出力。

尽早投旁路。旁路应小幅慢速操作，冷态启动高旁一般开30-40%左右，以保证汽压平稳缓慢上升，防止锅炉汽压变化太快，导致虚假水位。值得注意的是，随着旁路的缓慢开大，汽压也随之增大，锅炉的蒸发量上升，可根据汽包水位的变化趋势，及时通过电泵启动旁路门和再循环门调整上水量。此阶段汽包水位可维持在-50mm—100mm左右，不宜过低。冲转前，切除旁路，水位控制需稍高。

3.3 减温水

投用减温水时，要与机盘值班员加强联系，同时考虑减温水调门有漏流的现象，幅度不宜过大，避免减温水量大幅变化对汽包水位的影响，同时综合考虑电泵出力。

3.4汽机冲转

开始冲转时，DEH目标转速由0升高，但转子尚未转动，主汽门开度持续增大，转子被冲动并跟随目标转速变化时，主汽门开度将有所减小。此阶段持续时间不长，但由于锅炉蒸汽流量变化相对较大，主汽压可能下降较快，水位将首先虚假升高，幅度可达100mm左右，随后降低。故冲转前，应事先将汽包水位调整至-50~-80mm左右，防止水位虚假升高时越限，同时，应提前1min左右适当加大燃烧煤量保持汽压稳定。随着汽机用汽量增大，应逐步增大给水流量。

汽机由升速至定速时，主汽门开度比升速过程中略有减小，此时，主汽压会小幅快速升高，汽包水位将明显虚假降低，随即回升。

3.4并网与带初负荷

并网前通常保留1只PCV开启，并网后DEH将自动开大调门带初负荷。准备并网时，汽压会降低，水位突升，所以应事先适当降低汽包水位，可放-50mm左右。在机组并网的同时手动关闭PCV，可以有效减弱并网过程的虚假水位影响。进行并网操作的同时，锅炉应增加燃烧煤量保持汽压稳定，以满足机组用汽需求。

3.5给水泵并入系统

此阶段注意给水流量和蒸发量，电泵前置泵及前置泵A入口流量，电泵出口压力，汽泵A出口压力，给水母管压力，电泵及汽泵A转速，电泵及汽泵A再循环门状态。

3.5.1 第一台汽泵并入系统

负荷达120~150MW且主汽压>9MPa时，保持机组工况稳定，逐步提高待并汽泵转速，使其出口压力低于给水母管0.5~1MPa，开启其出口电动门，继续逐步提高汽泵转速，当汽泵出口压力接近或略高于给水母管压力时，则汽泵通常已出水，此时，汽泵进口流量有所增大，电泵进口流量有所减小，给水流量增大。视给水流量变化幅度，关小电泵启动旁路门，开大电泵再循环，降低电泵转速，维持给水流量不变，并注意监视汽包水位变化趋势。逐步缓慢增加汽泵转速，降低电泵转速，当电泵出口压力低于给水母管压力时，则其已退出给水系统，继续降低转速至2500rpm待用。小幅调整汽泵转速，保持给水流量与蒸汽流量匹配，汽包水位在正常范围，且与给定值偏差不大时，投入该汽泵转速自动。随机组负荷增加，逐步关小再循环。

3.5.2 第二台汽泵并入系统

一般而言，第二台汽泵并入系统的难度小于第一台。当第二台汽泵并入运行时，应尽量使两台泵出力平衡，提高待并泵出口压力至低于给水母管压力0.5~1MPa，开启其出口电动门，继续缓慢提高待并泵转速，并密切观察给水流量与汽包水位。若给水流量增大，或汽包水位升高，则暂缓升速，待另一台汽泵转速自动降低，给水流量与汽包水位回落后再行操作。若汽包水位继续以较快速度升高，则可降低第二台汽泵转速，或开大第一台汽泵的再循环。操作中注意第一台汽泵的进口流量，若偏低，则可选择汽包水位上升的时机开大其再循环。当两台汽泵转速指令接近（通常偏差不大于30rpm）时，果断投入第二台汽泵转速自动，并观察两台汽泵转速同步变化，给水流量与蒸汽流量匹配，当汽包水位稳定后，投入第二台汽泵转速控制自动。当两台汽泵投入运行后，关出口调节阀，置勺管于最小位置停运电泵，开启其出口门，投入电泵热备用。

4、结语

只有充分了解影响汽包水位变化的各种因素，才能正确认识其发生波动的根本原因，从而根据具体情况采取相应措施。机组启动过程中，汽包水位调整最基本的原则是，汽压不发生大幅快速变化，汽机高旁的操作幅度不宜过大，给水流量与蒸汽流量匹配，预见虚假水位并提前采取应对措施。增减燃料量或投停燃烧器之前、开关减温水等会影响水位的操作，要事先通知水位调整及汽温调整人员并进行超前调整，维持汽包水位在正常范围内，操作时密切配合，确保汽包水位始终处于正常安全范围。