【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，本文针对2017.4.8以及2017.5.2两次机组启动，作为参考工况进行分析。【关键词】锅炉 汽包水位 调整
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。
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