锅炉汽包水位测量问题分析及技术措施

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1、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

2、.3969/j.issn.1000-7229.2010.10.000Analysis of Running Status and Research of Technical Proposal to the Drum Water Level Measurement Systems of Zhejiang Fired Power Plant SUN Chang-sheng1，JIANG Jian 1 ， LIU Wei-guo 2， WANG Huo（ 1Zhejiang Provincial Electric Power Test and Research Institute ，Hangzhou

3、 310014，China ；2Zhejiang 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

4、 the actual value, that seriously affectes units 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

5、 suggestion.of the reference water column.KEYWORDS ：drum water level measurement ；warp analysis；technical proposal ；boiler；water level protection ； water level meter0 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

6、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100mm，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

7、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

8、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

9、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 18min 。（ 4）

10、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

11、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

12、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 thetemperature is going down据计算表明，在汽包压力1718 MPa 时，平均温度相差10 ，由此引起的水位差值约

13、为 10 mm 2 。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4080mm。2.3 分散控制系统内补偿公式不正确分散控制系统（ distribution controlsystem， 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

14、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，a 总是大于w ，水位计中的显示值 H 总是低于汽包内实际水

15、位高度H，它的示值偏差为aw（ 1）as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 50200 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

16、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

17、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 50100 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

18、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 70mm 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

19、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

20、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200 MW 及以下的一些机组，汽包水位变送器布置在炉9 m 层变送器器小室，而汽包在34 m 层，仪表管敷设沿途保温。运行

21、过程中曾出现几次一侧仪表管由于焊接处沙眼或裂缝造成水位信号虚高或虚低，使 A 、B 侧信号存在明显差异的现象。由于仪表管管路太长，故障点查找、确认困难，给消缺工作带来不便，而且由于管路长，焊接口较多，易产生故障的点也相对较多，因此汽包水位变送器尽可能就地布置。2.11锅炉燃烧原因在对汽包水位进行调查时发现，大部分锅炉的同侧差压水位计之间偏差在大部分时间内小于30 mm。在机组检修过程中，进入汽包内检查，汽包水位运行水迹线也基本接近设计水位线， 但是两侧水位测量显示却存在较大的固定偏差， 也有的偏差大小随着运行状况变化而变化，其原因除汽包两侧不水平（因安装或基础沉降） 和测量环境因素外，另一个主

22、要的原因很可能是燃烧状况变化导致炉膛火焰中心偏移， 或炉膛结焦左右情况不一致， 引起汽包两端循环倍率不同。 因此， 在浙江国华宁海电厂进行了系统的燃烧调整试验， 基本证明了这一点。2.12小结根据以上汽包水位测量偏差问题分析，得出以下结论：（ 1）目前在线运行的不同测量原理的汽包水位计，引起其测量偏差的因素有很多，通过努力可以减少测量偏差， 但由于测量环境条件变化、 测量原理上的差异和锅炉燃烧状况与运行方式不同而造成的误差不可避免。 因此，目前汽包水位测量装置从原理上难以满足 防止电力生产重大事故的二十五项要求 中提出的汽包水位要全过程、 全范围内实现各水位计之间的偏差小于 30 mm 的要求

23、。（ 2）汽包水位两侧的水位确实存在偏差，其原因除汽包因安装或基础沉降造成两侧不水平和测量环境因素外，最大的可能是炉内燃烧变化引起汽包两端循环倍率不同所致。3 高汽包水位测量与保护系统运行可靠性的技术措施3.1水位取样装置与管路安装（ 1）每个水位取样装置都应具有独立的取样孔。对取样孔不够的汽包可使用多测孔技术，实现取样的独立性。 用于保护和控制的各汽包水位测量均应全程独立配置， 但补偿用的汽包压力信号，以选用 3 取中信号为宜。（ 2）汽、水侧取样阀门必须为2 个截止阀串联且使其门杆处于水平位置安装（防止积水或积汽）。连接变送器的正压侧取样管宜从平衡容器低于汽侧取样管的侧面引出，按 1:10

24、0向下倾斜延长不小于400 mm 以后再向下引伸，至变送器的距离以控制在10 m 以内为宜。（ 3）汽包水位的汽、水侧取样管和取样阀门均应良好保温，单室平衡容器及参比水柱的管道不得保温，双室容器正压取样管以上部位不得保温，以下应保温， 引到差压变送器的2 根仪表管应平行敷设。如需要采取防冻措施，应从汽包水位取样管汽侧和水侧并列处开始共同保温直到变送器柜， 并确保伴热设施对正负压侧仪表管的伴热均匀， 任何情况下不会引起介质产生温差。3.2运行检修维护（ 1）汽包水位测量误差部分来源于冷凝筒安装位置上的偏差和冷热2 态情况下位置的偏移， 因此除安装时应由丰富机械安装经验的人员严格把关，确保安装位置

25、准确外，机组检修时应对冷凝筒安装位置标高分别进行冷、热 2 态情况下测量， 如有偏差以热态测量数据进行替换；或安装可调的T 型支架用于热态调整。（ 2）为提高汽包水位测量的准确性，机组检修时应利用汽包人孔门开启机会，检查汽包内水痕迹或采用其他有效的方法，核对汽包水位测量显示的零位值偏差并进行修正。（ 3）机组停运时， 通过打开平衡门， 关闭二次阀门的方式检验变送器是否有零点漂移。进行水位变送器校验前，必须清理干净变送器膜盒内的积水。（ 4）为防止因管路结垢，未启压时排污造成管路堵塞的情况发生，汽包水位变送器的排污应在停炉或起压期间汽包压力为2 MPa 左右时进行。（ 5）运行中用红外测温仪测量

26、正在运行的单室平衡容器的外壁温，如果上下壁温差不够大， 可以认为取样管疏水不通畅， 倾斜度不满足要求。 可在机组检修时增加取样管的倾斜度。（ 6）根据季节温度及时投用和停用电伴热装置，并将伴热带检查作为入冬前的常规安全检查项目。3.3优化逻辑（ 1）汽包水位测量信号若在MCS 该系统中，则应将水位保护逻辑判断也做在MCS 系统中， FSSS 系统中只进行汽包水位主燃料跳闸（main fuel trip ，MFT ）动作条件。（ 2）锅炉汽包水位保护的定值和延时值随炉型和汽包内部结构不同而各异，其数值应由锅炉制造厂负责确定。 为防止虚假水位引起保护的误动作，延时值在制造厂未提供或经运行证明偏差较

27、大的情况下，可在计算试验的基础上，设置不超过10 s 的延时，并设置不加延时的动作二值（请核实）。（ 3）采用外置式平衡容器的差压式水位测量系统，在未更换内置式平衡容器前，应在汽包水位计算公式中对参比水柱平均温度， 设置 3 种不同环境温度， 以便在不同季节中通过人工选择进行温度修正。3.4采用测量新技术，优化运行工况（ 1）根据对国内一些电厂实际运行情况的调研，采用内置式平衡容器、笼式内加热器电接点水位计和低偏差云母水位计，可以消除环境温度变化产生的偏差，提高测量准确性、并在延长使用寿命、 减少维护工作量方面都有较大的改进， 使同侧各汽包水位计间的偏差在任何工况下均小于 30 mm 的要求实

28、现成为可能，建议基建机组选用，运行机组在检修中可逐步进行改造使用。（ 2）采用新的测量技术测得的汽包水位数据，验证了汽包水位南北两侧的水位确实存在偏差， 其原因是炉内燃烧引起， 建议研究， 探讨通过改变运行工况来减小两侧的水位偏差的方法。4 结语为保证汽包水位测量系统的准确性和可靠性，正确的安装和可靠的测量系统环境是基础，及时的检修和维护是保证， 本文基于浙江省电厂汽包水位测量问题专题研究后提出的上述技术措施， 在浙江省各电厂实施后取得初步效果， 现已作为电力行业热工自动化技术委员会的火电厂热控系统可靠性配置与事故预控技术措施内容发布。5 参考文献1 孙长生 . 浙江省火电厂锅炉汽包水位测量保

29、护系统运行现状分析及技术措施研究报告 R. 杭州：浙江省电力试验研究， 2008.2 朱北恒 .热工自动化系统试验 M. 北京：中国电力出版社， 2006.3孙长生， 王建强 . 浙江省电厂分散控制系统故障原因、处理与建议 J. 电力建设， 2006，27（ 2）： 66-69.4DL/T 774 2004 火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程S 北京：中国电力出版社， 20046侯子良等 . 锅炉汽包水位测量系统 M. 北京：中国电力出版社，2004,37 （ 2）： 1-65 孙长生等 火电厂热控系统可靠性配置与事故预控J. 北京：中国电力出版社， 2010.6 DRZ火力发电厂锅炉汽

30、包水位测量系统技术S20047杨震力， 张龙明，邵军伟 . 汽包水位测量系统误差分析处理与完善建议J.自动化博览，2008（Z2）： 104-107.收稿日期：2010-03-24修回日期：2010-08-05作者简介：孙长生（ 1954），男，安徽桐城人，高级工程师，从事热工监督管理与热工自动化技术应用与研发工作，E-mail:scs54蒋健，男，硕士，工程师，从事火力发电厂热工调试工作；E-mail:jiang gianjazz刘卫国（1971），男，黑龙江牡丹江人，高级工程师，从事电厂热工自动化技术管理工作，E-mail ：mdj1151；丁俊宏（ 1974）男，安徽肥东人， 工程师，从事热工监督管理与热工自动化技术应用与研发工作，E-mail：dingjh324 ；王 蕙（ 1974 ），女，高级工程师， 从事热工自动化系统调试以及热工监督工作，wanghui_hz。E-mail ：（责任编辑：何鹏）