300MW机组汽包水位测量系统

孟祥　李运明

摘 要：保持锅炉汽包水位在正常范围是锅炉运行的一项重要的安全指标。豫新发电公司#6、7机组锅炉汽包水位测量系统自2005年投运以来，基本可满足机组正常使用，但是在使用过程中由于改造、维护不当曾造成过汽包水位测量偏差大、波动大，三组水位计之间显示误差大等情况，严重影响了锅炉运行的安全性。本文结合豫新发电公司300MW机组水位测量系统，浅析了汽包水位测量系统原理和一些维护过程中遇到的具体问题处理。

关键词：汽包；水位；差压；电接点；云母

中图分类号：TP273 文献标识码：A

一、豫新发电公司汽包水位测量系统简介

豫新发电公司使用武汉锅炉厂生产的WGZ1070/17.5—6自然循环式锅炉。目前汽包水位检测系统包括4台差压式水位计（一台内置、3台外置）、两台电接点水位计、两台云母水位计。其中差压式水位计引入DCS系统，采用三取中水位保护（另一台差压水位计备用，也供试验时使用）。电接点水位计一侧测量高液位（-300mm～+1000mm）、一侧测量正常液位（-300mm～+300mm），通过电缆引入集控室监控盘，通过声光进行显示、报警。云母水位计通过监控电视传输到集控室监控盘。

二、水位测量原理

1.差压式水位计

差压式水位计是通过把水位高度的变化转换成差压的变化来测量水位的（如图1所示），因此，其测量仪表就是差压计。差压式水位计准确测量汽包水位的关键是水位与差压之间的准确转换，这种转换是通过平衡容器形成参比水柱来实现的。豫新发电公司两台机组汽包差压水位计各由一台内置，3台外置单室平衡容器测量装置组成。

1.1 外置式

正负压管输出的压差值△P按下式计算：

△P=P+-P-=L（ρa-ρs）g-H（ρw-ρs）g

式中：

ρa——参比水柱（正压侧）的密度；ρw——汽包内饱和水密度；ρs——汽包内饱和蒸汽密度；H——汽包内实际水位。

由上式可以看出，如果ρa、ρw近似相等，就能看出△P和L、H之间的关系：差压越大，汽包水位（H）越低。反之，水位越高。

但在测量时主要存在两个问题，会造成偏差：

（1）平衡容器会向外散热，凝汽筒中水温不可能和汽包内完全相同，所以密度就不会相同。（2）汽包压力变化时，密度会发生显著变化。

消除误差的方法有两种：

（1）对变送器输入信号引入压力补偿。（目前，基本所有300MW电厂均采用此种方法）。（2）改进平衡容器的结构，消除误差。（豫新电厂#1测点即改造成内置式，误差降低、抗扰动能力增强，仍需补偿。）

1.2 内置式

为提高测量精度，保证机组安全运行，豫新电厂#2、3、4测点为外置式，#1测点由河南省电力试验研究院提供方案，在2008年#7机组B修过程中改造为内置式。

平衡容器内置后，正负压侧受汽包压力影响明显降低，提高了测量精度。在改造过程中落实了汽包水位以汽包中心线以下50mm为额定零水位的运行要求。各水位测量系统按照实际测量的量程和位置高度设定有关参数，并对各DCS模块参数分别设定。

2.云母式水位计

豫新发电公司采用低偏差云母水计，是基于联通管式原理，辅以光学系统，利用光从空气进入蒸汽或水产生不同的折射，使汽水界面显示成红、绿两色的分界面，显示清晰，利用工业电视远传显示。由光源发出的红、绿光，射向水位计本体液腔。在腔内汽相部分，红光射向正前方，而绿光斜射到壁上被吸收。而在腔内液相部分，由于水的折射使绿光射向正前方，而红光斜射到壁上。因此在正前方观察，显示汽红水绿。

3.电极水位计

电极（电接点）汽包水位测量装置也是一种基于联通管式原理的测量装置，与云母水位计不同之处在于测量筒内有一系列组成测量标尺的电极，由于汽、水电导率的很大差别，造成处于汽和水中的电极电阻值有很大差别，以此来判断水位高度，远传仪表也是以汽红水绿显示。阶跃式显示是电极水位计的固有特性，为了满足运行监视要求，在常用监视段（±100mm）内电极设置密集些，如高液位测量筒其电极位置设置为：0、±15、±30、±50、±75、±100、±150、±200、±250、±300mm。电极在测量筒上按120°分布，为了防止电极的极化作用，需采用交流电源，一端接电极芯，另一端接测量筒体的公共电极。

三、豫新发电公司水位测量系统保护配置

1.锅炉汽包水位控制（#2DPU）和保护系统（#9DPU）独立配置冗余的控制器，最大限度地减少故障风险，降低故障停炉率。

2.锅炉汽包水位控制分别取自3个独立的差压变压器信号，分别通过3个独立的输入/输出（I/O）模件，引入DCS，经三取中逻辑判断后用于控制。

3.锅炉汽包水位保护分别取自3个独立的差压式水位测量装置（当采用6套配置时）的信号，分别通过3个独立的I/O模件，引入DCS的冗余控制器，经三取中逻辑判断后用于保护。并将3个模拟信号与设定值比较转换成开关量信号，而后经三取二逻辑用于保护。

4.每个汽包水位信号补偿用的汽包压力变送器分别独立配置，并分别与对应汽包水位信号在同一个I/O模件上引入DCS控制器。

5.进入DCS的汽包水位测量信号设置包括量程范围、变化速率等坏信号检查剔除手段。

四、水位测量系统维护中出现一些问题和注意事项

1.汽包水位测量装置应定期利用停炉机会根据汽包内水痕迹或其他有效的方法核对水位表（计）的零位值。锅炉启动时应以电极式汽包水位测量装置为主要监视仪表；锅炉正常运行中应经常核对各个汽包水位测量装置间的示值偏差，当偏差超过30mm时应尽快找出原因，进行消除。

2.管路应敷设在环境温度为5℃～50℃的范围内，否则应有防冻或隔热措施。水位测量管路不应靠近热表面，其正、负压管的环境温度应一致。因为水位测量差压较小，如果测量管路靠近热表面，或两根差压管受环境温度影响不一致，会引起正、负压管内水柱有温度差，使密度不一样而产生测量误差。特别是其中一根管离介质流动的热管路过近时，将使正、负压测量管内介质密度所引起的差压值大于测量的差压值，而无法进行测量。在冬季应该提前检修伴热带、保温柜以及管路保温情况，及时修复。豫新电厂就出现过因为管路上冻，造成水位波动大的情况。

3.由于汽包水位测量系统使用的阀门多为高压截止阀，其阀门结构特点是低进高出，阀门进、出水口不在同一个水平面上，为防止仪表取样发生“汽塞”或“水塞”，所以在安装水位测量装置取样阀门时，应使阀门阀杆处于水平位置，且应良好保温。

4.在进行水位变送器校验时，一定要注意保证参比水柱不能流失，如果水柱流失，则需要在启动锅炉时应结合汽包上水对平衡容器进行上水，否则会造成水位变送器无法测量。笔者在某电厂1000MW机组检修时，在对除氧器水位变送器校验时，因为将参比水柱流失，造成启动时水位无法监视，只能由值班人员通过就地水位计观测，后来经过多次对平衡容器倒灌，水位变送器才恢复使用。

5.水位变送器排污门泄漏，也是造成水位偏高（负压侧漏）或偏低（正压侧漏）的主要原因。出现此种情况之后，可以通过短暂排污再迅速关排污门的方法，如果排污门里有杂质，通过此种方法可以消除泄漏。否则只能加装或更换排污门。

结语

由于负荷、燃烧工况及给水流量的变化，汽包水位会经常变化：水位过高或急剧波动会引起蒸汽品质恶化和带水，造成受热面结盐，严重时会导致汽轮机水冲击振动、叶片损坏；水位过低会引起排污失效，炉内加药进入蒸汽，甚至引起下降管带汽，影响炉水循环工况，造成炉管大面积爆破。所以，掌握水位（表）计的工作原理并根据现场实际情况采取正确的调整及检修方法，是运行和检修人员保持锅炉汽包水位在正常范围内的重要手段。

参考文献

[1]侯子良.锅炉汽包水位测量系统[M].北京：中国电力出版社，2005（6）：245-246.