GE 9FA余热锅炉汽包水位测量改进

樊斌

（福建晋江天然气发电有限公司福建晋江　362251）

GE 9FA余热锅炉汽包水位测量改进

樊斌

（福建晋江天然气发电有限公司福建晋江362251）

针对某厂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，分析其发生原因及运行操作对其产生的影响，简述了所采取的处理措施，并在此基础上对控制系统逻辑提出优化的建议，为关心同类故障现象的读者提供借鉴。

余热锅炉；汽包水位；取样管；水位保护；逻辑优化

引言

某电厂四台机组为S109FA行燃气-蒸汽联合循环发电机组。该机岛设备采用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。余热锅炉选用杭州锅炉厂生产的三压、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约37.6m，宽度约20.2m，高压汽包中心标高为30m，中压汽包中心标高为29.6m，低压汽包中心标高为30.2m，烟囱顶部标高为60.264m。高、中、低压汽包容积分别为41m3、15.1m3、60.2m3。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。

由于燃气轮机调峰特性，经常启停，机组停用后余热锅炉通常采取保温保压方式，这时烟道中还有大量的热烟气，以及锅炉本身的蓄热，汽包中的水仍在变成饱和蒸汽。该机组在生产运营期间曾发生因汽包水位波动大跳闸的故障。现对故障现象进行原因分析。

1　汽包水位控制系统介绍

高压汽包内径为1900m，直段长度为13.106m中压汽包内径为1250m，直段长度为11.887m。低压汽包内径为2400m，直段长度为12.497m。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。在汽包内部还设置了给水分配管、紧急放水管和排污管等。低压汽包上还设有供水至高、中压给水泵。在汽包上还设有水位计、平衡容器、电接点液位计、压力表和安全阀等必要的附件和仪表配置，以供锅炉运行时监督、控制用。在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：高压为2.12min，中压为5.21min，低压为5.21min。

余热锅炉汽包水位控制通常采用三冲量控制系统，给水流量、蒸汽流量和汽包水位综合成为一个水位设定信号，用来控制给水调节阀的开度。与常规锅炉不同的是，为了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是，汽包水位控制采用单冲量控制，在启动时，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。另外启动水位也不是常数，而是汽包压力的函数。在达到特高水位是，通过排污调节阀来调整水位，作为水位控制的辅助手段。

汽包水位的异常将影响到设备的安全性和蒸汽的品质，为了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视。

2　水位测量波动偏差分析

2.1#4机组中压汽包水位运行时波动偏差大分析

从DCS趋势图可看出，测点A、B、C在机组停机时偏差小于15mm，机组运行时超过50mm。分析：进一步观察测点变化情况，可见在炉水循环开始后开始出现偏差，在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。因而，该偏差应属不同测点因取压点工况不同造成的偏差。

图1　#4机中压汽包水侧装置结构平面分布图

由图1可见，水位测量1、3取样口位置在汽包两侧半椭圆形封头处，相对其它取样口，此处汽水工况更不平稳，导致差压变送器测量出来的差压变化大。如果一段时期观察情况接近，且汽包内部取压口暂时无法优化，可采取如下三种方案之一：①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这种固有偏差。

2.2#4机组高压汽包水位计偏差大分析

查趋势如图分析，测点C无论在机组停运或者运行时均比其它两点低200mm左右，这表明水位测量存在稳态偏差，通过在机组停机时加校准、以迁移偏差，使之与另两点一致，问题将得到解决（另，如果是B、C偏差，则迁B、C点——需要进一步分析比较）。

2.3#3机中压汽包水位高跳机分析

2012年8月5日，#3机温态启动后带负荷52MW，中压汽包水位、压力及壁温变化参数如表1。

此前6月6日与8月5日这两起中压汽包水位异常波动情况非常相似，都在中压汽包温度缓慢升至140～150℃，汽包压力缓慢升至0.4～0.5MPa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和电接点水位计有稍微下降（如图2）。

表1　

图2　#3机汽包内水位计取样口位置图

分析认为可能导致汽包水位异常的原因：汽包水位变送器1，2，4取样位置在中压汽包下降管侧，当机组启动后，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（即汽包水侧），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外一侧，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。

3　改进措施

3.1对汽包外部取样管坡度进行整改

利用水平仪等工具对对汽包外部取样管坡度进行排查，发现多处取样管坡度相反即朝取样口方向倾斜，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对汽包内部取样口进行整改

利用机组大修期间，对汽包内部取样口进行优化整改：把水位测量1取样口延长至双色水位计取样管处，并将两管焊接联通起来；把水位测量3取样口延长至电接点水位计测量取样口处。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。

图3　#4机汽包内水位计内部取样口改造前后对比图

3.4在DCS画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、个别机组三个平衡容器之间的测量值存在明显偏差，因此，在在DCS画面增加汽包水位保护投退按钮进行人为干预，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，三个汽包的蒸发器管子材料为SA-210-A-1，螺旋鳍片材料为碳钢，工作温度在450～650℃。实际运行中，燃气排烟温度最高为649℃。额定工况下，高压蒸发器入口处的烟气温度约在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下，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的。

同时，通过以下几个措施，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280MW后，应投入水位保护；②根据试剂水位测量偏差不大于80mm时，应投入所以汽包水位保护；③在启停操作票中，对汽包水位的保护投入与退出的按钮操作进行规范；④在紧急情况下，由运行人员进行人为干预，避免不必要的跳机。

3.5在DCS画面增加汽包水位零水位赋值按钮

机组冷态和温态启动时，余热锅炉汽包出现虚假水位，汽包排污阀和紧急放水阀保护开导致汽包水位无法维持，需由热控人员强制汽包水位选择后信号为零水位。在DCS画面增加汽包零水位赋值按钮，由运行人员直接操作，有利于汽包水位稳定运行，避免因强制不及时影响机组启动。

4　结语

通过对汽包内部取样口、汽包外部取样管改造以及逻辑修改等措施，解决了余热锅炉汽包水位波动偏差大对水位测量的影响，提高了水位测量的准确性，为机组的安全经济稳定运行提供了保障。

[1]中国华电集团公司.大型燃气-蒸汽联合循环发电技术丛书（设备及系统分册）[M].中国电力出版社，2009.

TK229.9

A

1673-0038（2015）26-0262-02

2015-6-10

樊斌（1969-），男，工程师，大专，主要从事电厂热控专业工作。