核电厂连通管式水位计测量值偏大的影响因素分析

(中广核工程有限公司， 深圳 518124)

1 背景

连通管式水位计因其便于在线隔离，在线检修，在线更换的优点，广泛应用于火电、核电等能源领域。国内部分采用内置水位计的核电厂也开始逐步改造为连通管式水位计。

国内某核电厂汽水分离再热器系统疏水箱改造后采用一个内置水位计，两个连通管式水位计，通过水位平均值参与自动控制。该机组在50%负荷前，3个水位计测量偏差较小，满足使用要求。负荷大于50%后，外置水位测量值逐渐偏大；100%负荷时，内置水位测量值与整定值接近，外置水位测量值接近满量程(见图1)。相对于平均值，3个测量值均偏差大，最终导致水位测量失效。为解决上述问题，本文基于简化模型，使用流体力学理论对造成偏差的各项因素进行了分析、对比，提出了一般处理原则，并得到实际应用。

图1 疏水箱水位测量偏差

2 原因分析

2.1 参考火电汽包水位偏差进行分析

参考火电厂汽包水位分析模型(见图2)，该核电厂疏水箱运行过程中，疏水箱内的水和蒸汽近似为饱和状态，因为散热，水位计中水的平均温度必然低于疏水箱运行压力下的饱和温度，其上部由于来自连通管的饱和蒸汽不断凝结，水温接近饱和温度，水温沿高度逐步降低，凝结水由水侧连通管流入疏水箱[1,2]。

图2 汽包水位模型

由压力平衡，得到：

ρ1gH’+ρ2gH=ρ1gh’+ρ4gh

结论：连通管式水位计测量值应低于疏水箱内实际水位。此结论与实际现象恰恰相反。因此使用以上简化模型进行分析不能确定偏差的原因。

2.2 建立疏水箱水位分析简化模型

与实际工况对比，以上简化模型未将连通管内流体的流动损失纳入计算，得到了与实际情况相反的结果，因此应将连通管流动损失纳入实际简化模型(见图3)。并做如下假设：

(1)取机组某一负荷稳态工况，疏水箱内水位保持恒定为H，测量筒内水位保持恒定为h。

(2)疏水箱内水和蒸汽为饱和状态，压力为P1，测量筒内水和蒸汽为饱和状态，压力为P3；P1>P3。

(3)汽侧连通管内蒸汽流速为uW，两端为截面A和截面C，高度相等；水侧连通管内水流速度为uW两端为截面B和截面D，高度相等。

(4)汽侧与水侧连通管长度相等，为L=1.5m。根据实际情况，汽侧与水侧隔离阀均为截止阀，弯头均为90°标准弯头；汽侧与水侧连通管是同种类型，汽侧和水侧连通管直径均为d=25mm，截面积为A。

图3 疏水箱水位简化模型

2.3 测量筒水位h与疏水箱水位H的关系

对于水在水侧连通管内的流动，水只受到重力作用，所管内水的流动可视为定常运动。截面B和截面D截面积相等，水为粘性不可压缩流体。根据实际流体的伯努利方程可得：

(1)

其中hw为水在水侧连通管内流动的各项水头损失之和[3]。

对于蒸汽在汽侧连通管内的流动，由于管壁外侧有保温层，且管道长度较短，近似视为绝热流动，截面A与截面C水蒸气的焓值不变。由于截面A和截面C，截面积相等，水蒸气的流动可近似视为不可压缩气体的绝热流动，因此，实际流体的伯努利方程仍然成立，对于截面A和截面C可得到：

(2)

其中hS为蒸汽在汽侧连通管内流动的各项水头损失之和。

由于

PB=ρ2gH+P1；PD=ρ4gh+P3

(3)

可将(1)(2)(3)联立，消去P1、P3得到：

(4)

由(4)式可以看出，造成连通管水位测量值偏高的因素为水侧管道的流阻和汽侧管道的流阻。

3 测量偏差的主要因素

3.1 将hW和hS展开

对于水侧管道内流体的流动损失，hw包含水在水侧连通管流动的管道沿程损失hW4、弯头局部损失hW5、阀门局部损失hW6。根据达西公式有：

(5)

其中λW、ξW5、ξW6分别为水在管道内流动的沿程阻力系数、弯头阻力系数、阀门阻力系数[4]。

对于汽侧管道流动损失，hS包含蒸汽在汽侧连通管流动的管道沿程损失hS1、弯头局部损失hS2、阀门局部损失hS3。根据达西公式有：

(6)

其中λS、ξS2、ξS3、分别为蒸汽在管道内流动的沿程阻力系数、弯头阻力系数、阀门阻力系数。

《火力发电厂汽水管道设计规范》给出了前苏联、德国、美国三个国家对于管道元件能量损失计算的推荐标准，为了量化hw与hS的关系，在此选取美国推荐标准确定ξWi与ξSi的数值。该标准规定各种管道附件的阻力系数采用ξ=Ldλ表示，Ld为管件的当量长度，λ是与管件连接管线的沿程摩擦阻力系数[5,6])。

根据以上标准：

ξW5=30λW，ξW6=340λW

ξS2=30λS，ξS3=340λS

因此，(5)和(6)可表达为：

(7)

(8)

由于疏水箱及测量筒内的水位保持恒定，因此根据质量守恒定律，可得到：

AuSρ1=AuWρ4

即

(9)

3.2 假设水侧和汽侧均处在层流区

假设水侧和汽侧连通管内的流动都是层流，则有：

(10)

(11)

其中ReW、ReS分别为水侧流体流动的雷诺数和汽侧流体流动的雷诺数，νW、νS分别为水侧流体的运动粘度和汽侧流体的运动粘度。

由(7)～(11)可得到：

根据水的物理性质，

其中νS、ν2分别为饱和蒸汽与饱和水的运动粘度。

由于该疏水箱运行温度不大于280℃，根据100℃～280℃饱和蒸汽与饱和水运动粘度的比值曲线(图4)：

图4 饱和蒸汽与饱和水运动粘度比

得到：

由以上假设可得到如下结论：当连通管内流体均处于层流区时，汽侧的流动损失小于水侧流动损失的20.1%，即水侧流动损失是水位测量偏差的主要因素。

3.3 假设水侧和汽侧均处在紊流光滑区

假设水侧和汽侧连通管内的流动都处于紊流光滑区，根据布拉修斯经验公式，有：

(12)

(13)

由(7)～(9)、(12)、(13)得到：

根据100℃～280℃饱和蒸汽与饱和水的密度和运动粘度计算得到：

由以上假设可得到如下结论：当连通管内流体均处于紊流光滑区时，水侧的流动损失小于汽侧流动损失的15.8%，即汽侧流动损失是水位测量偏差的主要因素。

3.4假设水侧和汽侧均处在紊流粗糙区

假设水侧和汽侧连通管内的流动都处于紊流粗糙区，根据希弗林松经验公式，λ与雷诺数无关，仅与管道的当量粗糙度ks和直径有关，

(14)

(15)

由(7)～(9)、(14)、(15)得到：

根据100℃～280℃饱和水与饱和蒸汽密度的比值曲线(图5)：

图5 饱和水与饱和蒸汽密度比

得到：

由以上假设可得到如下结论：当连通管内流体均处于紊流粗糙区时，汽侧的流动损失大于水侧流动损失的22.61倍，即汽侧流动损失占据主导地位，占比超过95.8%。

3.5 对各项损失系数进行分析

将d=25mm，L=1.5m带入由(7)、(8)，得到表1。

表1 影响流动损失的因子

3.6 对于影响测量偏差的因素

根据层流区，紊流光滑区，紊流粗糙区的对比，损失系数的对比以及流体力学一般原理，得到以下结论：

(1)连通管内流体的流动损失与流速的平方成正比。

(2)在层流区，水侧管道内的流动损失是测量偏差的主要因素；

(3)随着水侧和汽侧流速增加，汽侧流动损失所占比重逐渐增大，并最终占据主导地位；

(4)不论在水侧还是汽侧，阀门损失均为流动损失的主要因素。

4 优化措施与验证

4.1 减小连通管内流体的流速

由热力学原理可知uS的大小取决于P1与P3的差值，而P1与P3产生差值的原因为连通管侧的散热。因此减小连通管内流速的关键在于减小连通管及测量筒的散热，应适当增加连通管和测量筒的保温厚度，并将阀门、支架处进行严密保温。

4.2 减小连通管内流体的损失系数

在层流区，水侧阀门为管路阻力的主要因素。因此在保温良好的情况下，至少应将水侧截止阀更换为阻力系数更小的阀门，如球阀(3λ)、旋塞阀(18λ)、闸阀(8λ)等。

如果具备条件，应尽可能将汽侧连通管阀门更换为阻力系数更小的阀门；

另外，减少连通管弯头的使用量，或使用弯管代替弯头也能减小连通管的损失系数。

4.3 实践验证

该机组在100%负荷时，连通管水位计测量值已接近满量程，偏差问题十分严重。经现场检查，连通管和测量筒保温较差，连通管存在Z型布置，弯头使用较多。因此为避免多次施工，采取了多种优化措施。具体措施如下：

(1)增加保温厚度至100mm，阀门和支架处制作铝制外壳，改进保温工艺，确保保温良好；

(2)连通管水侧和汽侧截止阀均更换为球阀；

(3)连通管重新施工，去除弯头，全部使用小于等于90°弯管替代，并使连通管具备一定斜度。

采取以上措施后，该机组从0到100%负荷任一功率平台，汽水分离再热器疏水箱内置水位计与外置水位计测量偏差均在10%以内，完全满足机组运行要求，在此基础上顺利完成了各项瞬态试验。

5 结论与应用

根据分析结果及实践验证，针对核电厂连通管式水位计测量值偏大问题，得到以下处理原则：

(1)首先，必须确保连通管及测量筒保温良好；

(2)其次，必须尽可能减小水侧连通管流体的流动损失，例如使用球阀、闸阀作为隔离阀，使用弯管代替弯头，尽可能减小管道长度等；

(3)最后，在条件允许情况下，可将汽侧连通管的阀门和管道按照水侧进行优化。

以上原则对于热态工况下连通管式水位测量值偏大问题具有普遍适用性。国内某EPR核电机组汽水分离再热器系统连通管式水位计也曾出现测量值偏大的情况。根据以上原则，在确认该水位计保温良好，连通管安装工艺良好的情况下，将水侧截止阀改为闸阀后，测量值偏差大问题得到解决。