锅炉汽包水位测量问题分析及技术措施

浙江省火电厂锅炉汽包水位测量问题分析及改进

孙长生1，蒋 健1，刘卫国2，丁俊宏1，王 蕙1

（1.浙江省电力试验研究院，杭州市，310014；2.国华浙能发电有限公司，浙江省宁波

市，315612）

摘要：汽包水位是表征锅炉安全运行的重要参数。由于配置、安装、运行及维护不当等因素，导致汽包水位测量系统存在测量值与实际值不符的情况，影响机组安全、经济、稳定运行。本文对浙江省火电厂汽包水位测量、水位保护投入状况进行现场调查，总结存在的问题，分析问题产生的原因，探讨并提出消除或减少这些问题的技术改进措施，供同行参考。 关键词：汽包水位测量；偏差分析；技术措施；锅炉；水位保护；水位计

doi：10.3969/j.issn.1000-7229.2010.10.000

Analysis of Running Status and Research of Technical Proposal to the Drum Water Level Measurement Systems of Zhejiang Fired Power Plant

SUN Chang-sheng1，JIANG Jian1，LIU Wei-guo2，WANG Huo

（1．Zhejiang Provincial Electric Power Test and Research Institute，Hangzhou 310014，China； 2．Zhejiang Guohua Zheneng Power Generation Co. Ltd.，Ningbo 315612， Zhejiang Province，

China） ABSTRACT：Because of many reasons during installment, operation and maintenance, the drum water level measurement systems often have been found the difference between the observed value and the actual value, that seriously affectes unit's stable operation.This article has investigated many power plants in the Zhejiang Province closely, surveyed the situation of the drum water level measurement and the water level protection conditions of Zhejiang fired power plant, and has gived useful suggestion.of the reference water column.

KEYWORDS：drum water level measurement；warp analysis；technical proposal；boiler；water level protection；water level meter 0 引言

汽包水位是表征锅炉安全运行的重要参数，其测量的准确性与其偏差问题（以下简称“水位测量问题”）的解决，是一直困扰火电机组热工测量与安全、经济运行的难题。针对水位测量问题，在浙江省内火电厂进行了专题调查，就存在的水位测量问题进行了深入的专题探讨，提出了提高汽包水位测量系统运行可靠性的改进意见，供同行参考。 1 存在的主要问题

1.1 模拟量测量信号系统存在的问题

目前浙江省蒸发量为400 t/h及以上的汽包炉共有57台，这些锅炉运行中模拟量测量信号系统存在的主要问题包括以下几方面：

（1）测量显示偏差。不同测量变送器显示的示值不一致，两侧显示偏差高的超过100 mm，即使是同侧偏差，有时也高达几十mm，且随着机组负荷的变化而不同，难以找出其变化规律。

（2）逻辑故障判断功能不完善。一些机组不具备《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（请核实是否修改正确）中的汽包水位信号故障后的逻辑判断自动转换功能、水位和补偿用的汽包压力信号坏信号判别功能。

（3）共用测量孔。由于汽包上给出的取样孔不足，因此存在共用取样孔和平衡容器情况，未能做到全程独立。

（4）有的锅炉差压式水位测量装置取样管安装不规范，如倾斜度不足，甚至有个别差压水位计取样管基本水平。

（5）通常汽包水位测量信号处理在模拟量控制系统（modulation control system，MCS）系统中，水位保护逻辑在锅炉炉膛安全监控系统（furnace safeguard supervisory system，FSSS）系统中。有的机组将2者之间的信号传输通过网络通讯进行，这种做法从安全性角度考虑，降低了信号处理的可靠性。

（6）通常MCS系统中设置有3个差压信号值偏差大切除汽包水位自动至手动并报警功能。运行过程中，由于测量管路和平衡门漏点、变送器柜保温装置投入后的温度昼冷昼热等原因，引起偏差大导致调节系统自动切手动的故障有时发生。

1.2 就地水位计存在的问题

就地汽包水位测量均配置了2台双色水位计，电接点水位计除少数电厂未配置或配置1台全量程外，其余均配置了2台。这些就地水位计在运行中除之间偏差大外，还存在以下主要问题：

（1）汽包就地水位计的测量中，存在汽水侧连通管的倾斜度不满足要求、就地电接点水位计未保温情况（有的电厂因保温后与其他测量原理测得的示值偏差增大而拆除了保温）。就地水位计采用的是连通管式测量方法，其测量准确度很大程度上取决于汽水侧连通管的倾斜度（保证连通管内不饱和水的循环倍率）和保温情况。

（2）就地双色云母水位计易发生云母片损坏、泄露现象，且云母窗易结垢，不少双色云母水位计检修投运不长时间后，就因结垢看不清水位示值。

（3）电接点水位计泄漏现象频繁发生：比如某电厂原电接水位测量筒型号为UDZ-02-19Q，电极使用寿命短，在高温、高压状态下，经常发生电极断裂、破损等泄漏故障。据2008年2—4月份3个月的不完全统计，4台锅炉的汽包电接点水位计就发生缺陷12次（其中有11次更换电极）；累计缺陷持续时间99 h 38 min，平均每次故障持续时间8 h 18 min。

（4）电极老化和被污垢附着等原因，导致电接点水位计的电极挂水现象时有发生。 2 测量偏差原因分析

引起汽包水位测量偏差，经分析有安装、维护和环境等原因，也有测量原理上存在的不足因素引起，下面分别进行分析讨论。

2.1 水位取样装置的安装位置影响

对于运行机组汽包水位取样装置的标高，多数电厂比较注意冷态的核对与修正，而对热态的标高位置较少去关心。实际上由于取样管路的长度不一、环境温度的不同，特别是有的正压侧单室平衡容器没有固定支架，这将导致连通管1:100的倾斜角度无法控制，会出现冷态修正一致的标高在热态时发生不同的偏离，甚至在热应力作用下改变倾斜方向，使平衡容器无法形成足够稳定的两相流，导致平衡容器内温度过低，对测量结果产生影响。 2.2 参比水柱密度受环境温度影响

单室平衡容器引出管内水温陡度的存在和环境温度的变化，引起参比水柱密度变化的不确定性，是造成测量示值偏差的主要原因。浙江嘉兴发电厂热工人员对相同负荷（600 MW）、不同的环境温度条件下的参比水柱温度梯度进行了测量，结果表明单室平衡容器冷凝器的竖直管段（参比水柱）温度有较大差异，并且温度的分布为非线性。

图1是某电厂1号锅炉于2007年3月在运行压力下，测得的平衡容室下的参比水柱仪表管（在不保温情况下）每隔100 mm处的温降示意图。图1中H为平衡容器中心线至下取样孔的距离，A为汽包零水位到平衡容器中心线的距离，B为汽包零水位到下取样孔的距离，h为实际水位与零水位线的差，

?a为参比水柱密度，

?w为饱和水密度，

?s为饱和蒸汽密

度。此温度分布受汽包内参数和冷凝罐外环境温度的影响，使参比侧的水密度总是处于一种变化的状态，因此其测量误差是不恒定的。

图1 汽包水位参比水柱温降示意图

Fig.1 The graph indicating of a reference point for the drum water level measurement as the temperature is going down

据计算表明，在汽包压力17~18 MPa时，平均温度相差10 ℃，由此引起的水位差值约为10 mm。浙江北部地区测量筒旁夏冬2季环境温度可相差30 ℃。如果不对参比水柱进行温度补偿，或者只是简单地设定为一个50 ℃的温度补偿值，可能影响的水位差值为40~80 mm。

2.3 分散控制系统内补偿公式不正确

分散控制系统（distribution control system，DCS）内水位计算公式通常由DCS厂家提供。一方面机组从启动到全负荷运行，汽包压力变化范围较大，一些机组DCS的补偿公式中，对汽包压力的补偿不是全程，而是采用多段折线方式进行，因此在消除汽包压力变化影响方面会存在一定的附加误差。另一方面DCS厂家提供的水位公式，本身存在错误。如某公司提供给宁海电厂的水位计算公式经验证，与理论计算值存在较大的偏差。

2.4 仪表校验引入的误差

汽包水位测量使用的是高静压、低差压变送器，因此仪表校验时，只要膜盒中有残积的水，其结果会带来附加的误差。如某电厂机组小修后曾一度出现差压式水位计两侧水位指示偏差大于校验前的情况，经检查发现造成偏差大的原因不是变送器问题，而是因校验人员在现场校验水位变送器中未将变送器膜盒内的积水清理干净所致。

2.5 联通管式原理测量误差

云母双色水位计、电接点水位是联通管式水位计。虽然汽水侧取样管及连通管本身都有保温层，但水位计管内的水柱温度总是低于汽包内饱和水的温度，因此，水位计中的显示值Hˊ总是低于汽包内实际水位高度H，它的示值偏差为

?????????[2]

?a总是大于

?w，

?a??w?a??s? （1）

由式（1）可以看出，基于联通管式原理的汽包水位计显示的水柱值不仅低于锅炉汽包内的实际水位，而且受汽包内的压力、水位、压力变化速率以及水位计环境条件等诸多因素影响，水位计显示值和汽包内实际水位间不是一个确定的、一一对应的关系，而这一偏差在汽包零水位时可达50~200 mm，水位越高测量筒散热越多，水位误差就越大，反之误差减小。这一误差只是由环境温度和结构不同而造成的，在汽包不同位置取样，不同结构的连通式水

位计在汽包零水位时，其相差要全程控制在30 mm之内是困难的。

2.6 保温影响

对参比水柱的管道进行不正确的保温后，将改变原来确定的温度补偿关系，使得参比水柱的平均温度Ta难以设定。因此，根据水位补偿计算的要求，参比水柱的管道应该裸露在环境温度中，即从单室平衡容器以下至水侧取样孔高度的管道不得施加伴热或者保温。引到差压变送器的2根取样管则应平行敷设并共同保温，这是为了使2根取样管内的介质具有相同的温度和相同的重度，不产生附加的差压误差。

安装电伴热带是冬季防止汽包水位测量管路结冰的一项措施。由于仪表管路铺设不规范，正压、负压侧上管的发热量不一致时，会引起高低压侧仪表管内

?a不同，在冬季也会

对水位的正确测量产生影响。如浙江某电厂3号炉曾发生过此类故障，原本误差稳定的3个差压式水位计中，有1路与另外2路信号偏差加大。检查后发现是由于差压式水位变送器取样管路上缠绕的伴热带温控失灵引起。另外该电厂也曾发生因伴热带短路跳闸，管路结冰引起差压式水位计测量不准的故障。

2.7 排污阀内漏

由于汽包水位量程较小，稍有泄漏就会影响测量结果，因此排污阀内漏是影响水位测量准确性的一个因素。如某锅炉电接点汽包水位计，多年运行一直是一侧测量值比另一侧高30 mm左右，但一次调停复役后发现其水位显示突然比差压式显示和另一侧电接点水位计高出50~100 mm，且在实际水位变动不大的情况下该电接点示值波动比其他水位计大得多。对测量筒进行多次冲洗、排污处理，均无好转，更换排污阀后示值偏差恢复至调停前状态。因此，除要重视汽包水位变送器排污阀的质量外，排污阀还应为2个阀串联安装，以提高可靠性。

2.8 水分离器和加药管入口的影响

某电厂一侧电接点汽包水位值与其余汽包水位值的偏差平时为30 mm左右，大时达70 mm左右且波动明显高于其他测量显示。在机组C级检修期间进入汽包内部检查，发现在靠电接点水位计引出管附近有1个汽水分离装置脱离原安装位置；另汽侧取压口上方30 mm处（汽包加药管的引入口）有一明显水流痕迹，且在电接点水位引出管附近汽包内部有明显气泡波动造成的虚假水位痕迹。因此，判断炉内加药管离电接点汽包水位的汽侧取压口过近，使该区域炉水电导度过高和加药水流入电接点测量筒内，造成水位显示异常。检修中将该电接点水位计测量筒与差压式汽包水位测量筒安装位置互换，使电接点水位测量筒取压口避开原受加药影响有虚假水位的区域。机组复役后，该电接点水位计显示恢复正常。

2.9 汽包管束布置结构影响

某燃机电厂自机组点火，锅炉调试运行以来，1号余热锅炉发生的首起跳机事件是因高压汽包水位低低（差压）信号引起，历史曲线显示3条差压水位曲线均存在较大波动，最大时可达到700多mm，但汽包压力建立起来后波动随之减弱，测量结果亦趋于正确。在排除各种可能原因后，从高压汽包管束布置结构上查找，发现与其他电厂不同的是靠近汽包两侧位置亦布置了上升管束, 结合每次启动期间液位曲线分析，认为水位波动的原因是因汽包上升管的布置所致。因为启动期间，锅炉高压给水泵未上水，汽包处在建立压力过程中，上升管和下降管水、汽开始流动，正常情况下，汽包内水位因膨胀而有所上升，由于汽包液位差压取点因靠上升管太近，受汽、水流动影响冲击导致取样负压侧压力产生较大波动而造成水位测量波动，在汽包压力建立起来、温度升高后，上升管水、汽的流动相得到抑制（汽包压力和水、汽压力差变小），减轻了对取样负压侧的扰动，所以水位测量也相对趋于稳定和正常。之后通过对汽包内水侧取样孔加装稳流装置，消除了波动。 2.10 测量管路泄漏