锅炉汽包水位测量保护系统问题分析及改进措施

蒋 健，孙长生，王 蕙，丁俊宏

（浙江省电力试验研究院，杭州 310014）

汽包水位是表征锅炉安全运行的重要参数，水位测量值与实际值的偏差问题，是一直困扰火电机组热工测量与安全经济运行的难题。通过对浙江省主力发电厂进行的水位测量问题专题调查，对一些汽包取样装置的安装位置进行标高核对，利用检修机会进入一些汽包内部检查汽包水位运行水迹线，进行汽包水位燃烧调整试验，并对省外一些发电厂进行了调研，在此基础上，提出了提高汽包水位测量系统运行可靠性的改进意见，以供参考。

1 存在的主要问题

1.1 模拟量信号测量

目前浙江省400 t/h及以上汽包炉共有57台，汽包水位模拟量测量的配置和控制、保护信号的提取方式，基本满足机组安全运行的需要，但运行中存在以下主要问题：

（1）测量显示偏差。不同变送器的显示值不一致，两侧显示偏差高的达100 mm，即使是同侧偏差，有时也高达几十毫米，且随着机组负荷变化而不同，很难找出变化规律。

（2）逻辑故障判断功能不完善。部份机组不具备《防止电力生产重大事故的二十五项要求》中要求的汽包水位信号故障后的逻辑判断自动转换功能及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。由于汽包上预留的取样孔不足，因此存在共用取样孔和平衡容器的情况，未能做到全程独立。

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

（5）信号处理可靠性低。通常在模拟量控制系统（MCS）中进行汽包水位测量信号处理，水位保护逻辑设在炉膛安全监控系统（FSSS）中，有的机组通过网络通讯进行两者之间的信号传输，可靠性较低。

（6）差压信号时有偏差大故障。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。运行过程由于测量管路和平衡门漏点、变送器柜保温装置投入后温度昼热夜冷等原因，引起差压信号偏差大，导致调节系统误切手动的故障时有发生。

1.2 就地水位计

目前浙江省汽包炉均配置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，在运行中除偏差大外，存在的主要问题有：

（1）就地水位计的汽水侧连通管的倾斜度不满足要求，就地电接点水位计未进行保温。由于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、泄漏现象，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显示值。

（3）电接点水位计质量不佳。如某发电厂电接点水位测量筒型号为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、破损等故障。

（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的原因，有安装、维护和环境的影响，也有测量原理上存在的不足因素，下面分别进行分析讨论。

2.1 水位取样装置安装位置的影响

对于运行机组汽包水位取样装置的标高，通常比较注意冷态时的核对与修正，而忽略了热态时的修正。由于取样管路长度不一、环境温度不同，特别是有的正压侧单室平衡容器没有固定支架，导致连通管1∶100的倾斜角度无法控制，会出现冷态时修正一致的标高在热态时发生偏离，甚至在热应力作用下连通管改变倾斜方向，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 环境温度的影响

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，引起参比水柱密度的不确定性，是造成测量值偏差的主要原因。

某发电厂在运行压力下，测得平衡容室参比水柱仪表管（在不保温情况下）每隔10 cm处的温降如图1所示。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处于变化的状态，因此其测量误差是不恒定的。

据计算表明[1]，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。浙江北部地区夏冬二季环境温度可相差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30℃的温度补偿值，影响的水位差值可达40～80 mm。

2.3 DCS内补偿公式不正确

分散控制系统（DCS）内水位计算公式，通常都由厂家提供。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时存在一定的附加误差。有些DCS厂家提供的水位计算公式存在错误，与实际水位存在较大的偏差。

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，校验时只要膜盒中有残积的水，就会存在误差。如某发电厂机组小修后曾一度出现差压式水位计二侧水位指示偏差大于校验前的情况，经检查造成偏差大的原因不是变送器问题，而是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、电接点位计是联通管式水位计。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，ρa总是大于ρw，水位计中的显示值H′总是低于汽包内实际水位高度H″，它的示值偏差：

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。这一误差只是环境温度和结构不同而造成的，在汽包不同位置取样或采用不同结构的连通式水位计，在汽包零水位时，其误差要全程控制在30 mm之内是困难的。

2.6 保温的影响

如果对参比水柱的管道进行保温，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难以设定。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。引到差压变送器的两根取样管则应平行敷设并共同保温，这是为了使两根取样管内的介质具有相同的温度，不产生附加的差压误差。

电伴热带是冬季防止汽包水位测量管路结冰的一项措施，但由于仪表管路铺设不规范，正压侧与负压侧管路的发热量不一致时，引起高低压侧仪表管内ρa不同，对水位的正确测量产生影响。如某发电厂曾发生过此类故障，原本误差稳定的3个差压式水位计中，有一路与另外两路信号偏差增大。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；该厂还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 排污阀内漏的影响

由于汽包水位量程较小，稍有泄漏就会影响测量结果。如某发电厂电接点汽包水位计，多年运行一直是一侧比另一侧高30 mm左右，但一次调停复役后发现一侧电接点水位计显示值比另一侧高出50～100 mm，且在实际水位变动不大的情况下该电接点显示值波动明显大于其它水位计。对测量筒多次冲洗、排污处理无好转，更换排污阀后显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 汽水分离器和加药管入口的影响

某发电厂一侧电接点汽包水位计显示值与其余汽包水位计的偏差平时约30 mm，最大时可达70 mm左右，且波动明显大于其它测量显示值。机组检修期间进入汽包内部检查，发现在电接点水位计引出管附近有1个汽水分离装置脱离了原安装位置。汽侧取压口上方30 mm处是汽包加药管的引入口，该处有明显水流痕迹，且在电接点水位计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。分析认为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，并且导致加药水流入电接点测量筒内，造成水位显示异常。将该电接点水位计测量筒与差压式汽包水位计测量筒安装位置互换，使电接点水位计测量筒取压口避开该区域，机组复役后该电接点水位计显示恢复正常。

2.9 汽包管束布置结构的影响

某燃机发电厂自机组点火运行后发生的首起跳机，是由高压汽包水位低低（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 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。在排除其它原因后，从高压汽包管束位置结构上查找，认为水位波动是受汽包上升管位置的影响。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，上升管和下降管中的水、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过于接近上升管，受汽、水流动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、汽的流动相对稳定，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。通过对汽包内水侧取样孔加装稳流装置，解决了水位信号波动问题。

2.10 测量管路泄漏的影响

200 MW及以下的一些机组，汽包水位变送器布置在锅炉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。运行过程中曾几次出现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，使两侧信号存在明显差异。由于仪表管管路太长，故障点查找困难，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，因此建议汽包水位变送器尽可能就地布置。

2.11 锅炉燃烧的影响

在对汽包水位进行调查时发现，大部分汽包的同侧差压水位计之间存有偏差，绝大部分小于30 mm。机组检修中进入汽包内检查，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。其原因除汽包（因安装或基础沉降）两侧不水平和测量环境因素外，另一个主要的原因是燃烧状况变化导致炉膛火焰中心偏移，左右不平衡或者炉膛结焦左右情况不一致，引起汽包两端循环倍率不同。

3 提高汽包水位测量与保护系统运行可靠性的技术措施

针对水位测量问题产生的原因，除落实DRZ/T 01-2004《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》的要求外，提出以下技术改进措施。

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，以满足取样独立性的要求。用于保护和控制的各汽包水位测量信号均应全程独立配置，补偿用的汽包压力信号，以选用三取中信号为宜。

（2）为防止积水或积汽，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。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∶100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，引至差压变送器的两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，避免引起介质温差。

3.2 运行检修维护

（1）汽包水位测量误差，部份来源于冷凝筒安装位置上的偏差和冷热两态情况下位置的偏移，因此除安装时应由经验丰富的人员严格把关确保安装位置准确外，机组检修时应对冷凝筒安装位置标高分别进行冷、热两态情况下测量，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，检查汽包内水位痕迹，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积水。

（4）为防止因管路结垢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2 MPa左右时进行。

（5）用红外测温仪测量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）汽包水位测量信号主要应用在MCS系统，则水位保护逻辑判断也应在MCS系统中实现，FSSS系统中只将汽包水位作为锅炉主燃料跳闸（MFT）的动作条件之一。

（2）锅炉汽包水位保护的定值和延时值由制造厂确定。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值。

（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 测量新技术的应用

（1）根据对国内一些发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，延长使用寿命，减少维护工作量，使同侧各汽包水位计间的偏差在任何工况下均小于30 mm。

（2）采用新的测量技术测得的汽包水位数据，验证了汽包两侧的水位确实存在偏差，其原因是炉内燃烧引起，需通过改变运行工况来减小两侧的水位偏差。

4 结语

在发电厂汽包水位测量保护中，还存在着仪表安装取样位置不精确、测量方式的误差、运行维护的不足以及逻辑不完善等缺陷。经过对汽包水位控制现状的分析，提出采取正确的水位取样装置与管路安装，运行检修及时维护，完善逻辑，采用新水位计和平衡器以及优化运行工况等多种建议，以便更准确、及时地测量保护汽包水位，确保机组长期稳定运行。

[1] 朱北恒，孙长生，龚皓.热工自动化系统试验[M].北京：中国电力出版社，2006.

[2] 孙长生.浙江省火电厂锅炉汽包水位测量保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院.2008.