鍋爐汽包水位測量問題分析及技術措施

1、浙江省火電廠鍋爐汽包水位測量問題分析及改進孫長生1，蔣 健1，劉衛(wèi)國2，丁俊宏1，王 蕙1（1.浙江省電力試驗研究院，杭州市，310014；2.國華浙能發(fā)電有限公司，浙江省寧波市，315612）摘要：汽包水位是表征鍋爐安全運行的重要參數(shù)。由于配置、安裝、運行及維護不當?shù)纫蛩?，導致汽包水位測量系統(tǒng)存在測量值與實際值不符的情況，影響機組安全、經濟、穩(wěn)定運行。本文對浙江省火電廠汽包水位測量、水位保護投入狀況進行現(xiàn)場調查，總結存在的問題，分析問題產生的原因，探討并提出消除或減少這些問題的技術改進措施，供同行參考。關鍵詞：汽包水位測量；偏差分析；技術措施；鍋爐；水位保護；水位計doi：10.3969/j

2、.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 PlantSUN Chang-sheng1，JIANG Jian1，LIU Wei-guo2，WANG Huo（1Zhejiang Provincial Electric Power Test and Research Institute，Hangzhou 310014，China；2

3、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

4、 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

5、 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鍋爐安全運行的重要參數(shù)，其測量的準確性與其偏差問題（以下簡稱“水位測量問題”）的解決，是一直困擾火電機組熱工測量與安全、經濟運行的難題。針對水位測量問題，在浙江省內火電廠進行了專題調查，就存在的水位測量問題進行了深入的專題探討，提出了提高汽包水位測量系統(tǒng)運行可靠性的改進意見，供同行參考。1 存

6、在的主要問題1.1 模擬量測量信號系統(tǒng)存在的問題目前浙江省蒸發(fā)量為400 t/h及以上的汽包爐共有57臺，這些鍋爐運行中模擬量測量信號系統(tǒng)存在的主要問題包括以下幾方面：（1）測量顯示偏差。不同測量變送器顯示的示值不一致，兩側顯示偏差高的超過100 mm，即使是同側偏差，有時也高達幾十mm，且隨著機組負荷的變化而不同，難以找出其變化規(guī)律。（2）邏輯故障判斷功能不完善。一些機組不具備防止電力生產重大事故的二十五項重點要求（請核實是否修改正確）中的汽包水位信號故障后的邏輯判斷自動轉換功能、水位和補償用的汽包壓力信號壞信號判別功能。（3）共用測量孔。由于汽包上給出的取樣孔不足，因此存在共用取樣孔和平衡

7、容器情況，未能做到全程獨立。（4）有的鍋爐差壓式水位測量裝置取樣管安裝不規(guī)范，如傾斜度不足，甚至有個別差壓水位計取樣管基本水平。（5）通常汽包水位測量信號處理在模擬量控制系統(tǒng)（modulation control system，MCS）系統(tǒng)中，水位保護邏輯在鍋爐爐膛安全監(jiān)控系統(tǒng)（furnace safeguard supervisory system，F(xiàn)SSS）系統(tǒng)中。有的機組將2者之間的信號傳輸通過網絡通訊進行，這種做法從安全性角度考慮，降低了信號處理的可靠性。（6）通常MCS系統(tǒng)中設置有3個差壓信號值偏差大切除汽包水位自動至手動并報警功能。運行過程中，由于測量管路和平衡門漏點、變送器柜保溫

8、裝置投入后的溫度晝冷晝熱等原因，引起偏差大導致調節(jié)系統(tǒng)自動切手動的故障有時發(fā)生。1.2 就地水位計存在的問題就地汽包水位測量均配置了2臺雙色水位計，電接點水位計除少數(shù)電廠未配置或配置1臺全量程外，其余均配置了2臺。這些就地水位計在運行中除之間偏差大外，還存在以下主要問題：（1）汽包就地水位計的測量中，存在汽水側連通管的傾斜度不滿足要求、就地電接點水位計未保溫情況（有的電廠因保溫后與其他測量原理測得的示值偏差增大而拆除了保溫）。就地水位計采用的是連通管式測量方法，其測量準確度很大程度上取決于汽水側連通管的傾斜度（保證連通管內不飽和水的循環(huán)倍率）和保溫情況。（2）就地雙色云母水位計易發(fā)生云母片損壞

9、、泄露現(xiàn)象，且云母窗易結垢，不少雙色云母水位計檢修投運不長時間后，就因結垢看不清水位示值。（3）電接點水位計泄漏現(xiàn)象頻繁發(fā)生：比如某電廠原電接水位測量筒型號為UDZ-02-19Q，電極使用壽命短，在高溫、高壓狀態(tài)下，經常發(fā)生電極斷裂、破損等泄漏故障。據(jù)2008年24月份3個月的不完全統(tǒng)計，4臺鍋爐的汽包電接點水位計就發(fā)生缺陷12次（其中有11次更換電極）；累計缺陷持續(xù)時間99 h 38 min，平均每次故障持續(xù)時間8 h 18 min。（4）電極老化和被污垢附著等原因，導致電接點水位計的電極掛水現(xiàn)象時有發(fā)生。2 測量偏差原因分析引起汽包水位測量偏差，經分析有安裝、維護和環(huán)境等原因，也有測量原理

10、上存在的不足因素引起，下面分別進行分析討論。2.1 水位取樣裝置的安裝位置影響對于運行機組汽包水位取樣裝置的標高，多數(shù)電廠比較注意冷態(tài)的核對與修正，而對熱態(tài)的標高位置較少去關心。實際上由于取樣管路的長度不一、環(huán)境溫度的不同，特別是有的正壓側單室平衡容器沒有固定支架，這將導致連通管1:100的傾斜角度無法控制，會出現(xiàn)冷態(tài)修正一致的標高在熱態(tài)時發(fā)生不同的偏離，甚至在熱應力作用下改變傾斜方向，使平衡容器無法形成足夠穩(wěn)定的兩相流，導致平衡容器內溫度過低，對測量結果產生影響。2.2 參比水柱密度受環(huán)境溫度影響單室平衡容器引出管內水溫陡度的存在和環(huán)境溫度的變化，引起參比水柱密度變化的不確定性，是造成測量示

11、值偏差的主要原因。浙江嘉興發(fā)電廠熱工人員對相同負荷（600 MW）、不同的環(huán)境溫度條件下的參比水柱溫度梯度進行了測量，結果表明單室平衡容器冷凝器的豎直管段（參比水柱）溫度有較大差異，并且溫度的分布為非線性。圖1是某電廠1號鍋爐于2007年3月在運行壓力下，測得的平衡容室下的參比水柱儀表管（在不保溫情況下）每隔100 mm處的溫降示意圖。圖1中H為平衡容器中心線至下取樣孔的距離，A為汽包零水位到平衡容器中心線的距離，B為汽包零水位到下取樣孔的距離，h為實際水位與零水位線的差，為參比水柱密度，為飽和水密度，為飽和蒸汽密度。此溫度分布受汽包內參數(shù)和冷凝罐外環(huán)境溫度的影響，使參比側的水密度總是處于一種

12、變化的狀態(tài)，因此其測量誤差是不恒定的。圖1 汽包水位參比水柱溫降示意圖Fig.1 The graph indicating of a reference point for the drum water level measurement as the temperature is going down 據(jù)計算表明，在汽包壓力1718 MPa時，平均溫度相差10 ，由此引起的水位差值約為10 mm2。浙江北部地區(qū)測量筒旁夏冬2季環(huán)境溫度可相差30 。如果不對參比水柱進行溫度補償，或者只是簡單地設定為一個50 的溫度補償值，可能影響的水位差值為4080 mm。2.3 分散控制系統(tǒng)內補償公式不正確

13、分散控制系統(tǒng)（distribution control system，DCS）內水位計算公式通常由DCS廠家提供。一方面機組從啟動到全負荷運行，汽包壓力變化范圍較大，一些機組DCS的補償公式中，對汽包壓力的補償不是全程，而是采用多段折線方式進行，因此在消除汽包壓力變化影響方面會存在一定的附加誤差。另一方面DCS廠家提供的水位公式，本身存在錯誤。如某公司提供給寧海電廠的水位計算公式經驗證，與理論計算值存在較大的偏差。2.4 儀表校驗引入的誤差汽包水位測量使用的是高靜壓、低差壓變送器，因此儀表校驗時，只要膜盒中有殘積的水，其結果會帶來附加的誤差。如某電廠機組小修后曾一度出現(xiàn)差壓式水位計兩側水位指示

14、偏差大于校驗前的情況，經檢查發(fā)現(xiàn)造成偏差大的原因不是變送器問題，而是因校驗人員在現(xiàn)場校驗水位變送器中未將變送器膜盒內的積水清理干凈所致。2.5 聯(lián)通管式原理測量誤差云母雙色水位計、電接點水位是聯(lián)通管式水位計。雖然汽水側取樣管及連通管本身都有保溫層，但水位計管內的水柱溫度總是低于汽包內飽和水的溫度，因此，總是大于，水位計中的顯示值H總是低于汽包內實際水位高度H，它的示值偏差為 （1）由式（1）可以看出，基于聯(lián)通管式原理的汽包水位計顯示的水柱值不僅低于鍋爐汽包內的實際水位，而且受汽包內的壓力、水位、壓力變化速率以及水位計環(huán)境條件等諸多因素影響，水位計顯示值和汽包內實際水位間不是一個確定的、一一對應

15、的關系，而這一偏差在汽包零水位時可達50200 mm，水位越高測量筒散熱越多，水位誤差就越大，反之誤差減小。這一誤差只是由環(huán)境溫度和結構不同而造成的，在汽包不同位置取樣，不同結構的連通式水位計在汽包零水位時，其相差要全程控制在30 mm之內是困難的。2.6 保溫影響對參比水柱的管道進行不正確的保溫后，將改變原來確定的溫度補償關系，使得參比水柱的平均溫度Ta難以設定。因此，根據(jù)水位補償計算的要求，參比水柱的管道應該裸露在環(huán)境溫度中，即從單室平衡容器以下至水側取樣孔高度的管道不得施加伴熱或者保溫。引到差壓變送器的2根取樣管則應平行敷設并共同保溫，這是為了使2根取樣管內的介質具有相同的溫度和相同的重

16、度，不產生附加的差壓誤差。安裝電伴熱帶是冬季防止汽包水位測量管路結冰的一項措施。由于儀表管路鋪設不規(guī)范，正壓、負壓側上管的發(fā)熱量不一致時，會引起高低壓側儀表管內不同，在冬季也會對水位的正確測量產生影響。如浙江某電廠3號爐曾發(fā)生過此類故障，原本誤差穩(wěn)定的3個差壓式水位計中，有1路與另外2路信號偏差加大。檢查后發(fā)現(xiàn)是由于差壓式水位變送器取樣管路上纏繞的伴熱帶溫控失靈引起。另外該電廠也曾發(fā)生因伴熱帶短路跳閘，管路結冰引起差壓式水位計測量不準的故障。2.7 排污閥內漏由于汽包水位量程較小，稍有泄漏就會影響測量結果，因此排污閥內漏是影響水位測量準確性的一個因素。如某鍋爐電接點汽包水位計，多年運行一直是一

17、側測量值比另一側高30 mm左右，但一次調停復役后發(fā)現(xiàn)其水位顯示突然比差壓式顯示和另一側電接點水位計高出50100 mm，且在實際水位變動不大的情況下該電接點示值波動比其他水位計大得多。對測量筒進行多次沖洗、排污處理，均無好轉，更換排污閥后示值偏差恢復至調停前狀態(tài)。因此，除要重視汽包水位變送器排污閥的質量外，排污閥還應為2個閥串聯(lián)安裝，以提高可靠性。2.8 水分離器和加藥管入口的影響某電廠一側電接點汽包水位值與其余汽包水位值的偏差平時為30 mm左右，大時達70 mm左右且波動明顯高于其他測量顯示。在機組C級檢修期間進入汽包內部檢查，發(fā)現(xiàn)在靠電接點水位計引出管附近有1個汽水分離裝置脫離原安裝位

18、置；另汽側取壓口上方30 mm處（汽包加藥管的引入口）有一明顯水流痕跡，且在電接點水位引出管附近汽包內部有明顯氣泡波動造成的虛假水位痕跡。因此，判斷爐內加藥管離電接點汽包水位的汽側取壓口過近，使該區(qū)域爐水電導度過高和加藥水流入電接點測量筒內，造成水位顯示異常。檢修中將該電接點水位計測量筒與差壓式汽包水位測量筒安裝位置互換，使電接點水位測量筒取壓口避開原受加藥影響有虛假水位的區(qū)域。機組復役后，該電接點水位計顯示恢復正常。2.9 汽包管束布置結構影響某燃機電廠自機組點火，鍋爐調試運行以來，1號余熱鍋爐發(fā)生的首起跳機事件是因高壓汽包水位低低（差壓）信號引起，歷史曲線顯示3條差壓水位曲線均存在較大波動

19、，最大時可達到700多mm，但汽包壓力建立起來后波動隨之減弱，測量結果亦趨于正確。在排除各種可能原因后，從高壓汽包管束布置結構上查找，發(fā)現(xiàn)與其他電廠不同的是靠近汽包兩側位置亦布置了上升管束, 結合每次啟動期間液位曲線分析，認為水位波動的原因是因汽包上升管的布置所致。因為啟動期間，鍋爐高壓給水泵未上水，汽包處在建立壓力過程中，上升管和下降管水、汽開始流動，正常情況下，汽包內水位因膨脹而有所上升，由于汽包液位差壓取點因靠上升管太近，受汽、水流動影響沖擊導致取樣負壓側壓力產生較大波動而造成水位測量波動，在汽包壓力建立起來、溫度升高后，上升管水、汽的流動相得到抑制（汽包壓力和水、汽壓力差變?。?，減輕了

20、對取樣負壓側的擾動，所以水位測量也相對趨于穩(wěn)定和正常。之后通過對汽包內水側取樣孔加裝穩(wěn)流裝置，消除了波動。2.10 測量管路泄漏200 MW及以下的一些機組，汽包水位變送器布置在爐9 m層變送器器小室，而汽包在34 m層，儀表管敷設沿途保溫。運行過程中曾出現(xiàn)幾次一側儀表管由于焊接處沙眼或裂縫造成水位信號虛高或虛低，使A、B側信號存在明顯差異的現(xiàn)象。由于儀表管管路太長，故障點查找、確認困難，給消缺工作帶來不便，而且由于管路長，焊接口較多，易產生故障的點也相對較多，因此汽包水位變送器盡可能就地布置。2.11 鍋爐燃燒原因在對汽包水位進行調查時發(fā)現(xiàn)，大部分鍋爐的同側差壓水位計之間偏差在大部分時間內小

21、于30 mm。在機組檢修過程中，進入汽包內檢查，汽包水位運行水跡線也基本接近設計水位線，但是兩側水位測量顯示卻存在較大的固定偏差，也有的偏差大小隨著運行狀況變化而變化，其原因除汽包兩側不水平（因安裝或基礎沉降）和測量環(huán)境因素外，另一個主要的原因很可能是燃燒狀況變化導致爐膛火焰中心偏移，或爐膛結焦左右情況不一致，引起汽包兩端循環(huán)倍率不同。因此，在浙江國華寧海電廠進行了系統(tǒng)的燃燒調整試驗，基本證明了這一點。2.12 小結根據(jù)以上汽包水位測量偏差問題分析，得出以下結論：（1）目前在線運行的不同測量原理的汽包水位計，引起其測量偏差的因素有很多，通過努力可以減少測量偏差，但由于測量環(huán)境條件變化、測量原理

22、上的差異和鍋爐燃燒狀況與運行方式不同而造成的誤差不可避免。因此，目前汽包水位測量裝置從原理上難以滿足防止電力生產重大事故的二十五項要求中提出的汽包水位要全過程、全范圍內實現(xiàn)各水位計之間的偏差小于30 mm的要求。（2）汽包水位兩側的水位確實存在偏差，其原因除汽包因安裝或基礎沉降造成兩側不水平和測量環(huán)境因素外，最大的可能是爐內燃燒變化引起汽包兩端循環(huán)倍率不同所致。3 高汽包水位測量與保護系統(tǒng)運行可靠性的技術措施3.1 水位取樣裝置與管路安裝（1）每個水位取樣裝置都應具有獨立的取樣孔。對取樣孔不夠的汽包可使用多測孔技術，實現(xiàn)取樣的獨立性。用于保護和控制的各汽包水位測量均應全程獨立配置，但補償用的汽

23、包壓力信號，以選用3取中信號為宜。（2）汽、水側取樣閥門必須為2個截止閥串聯(lián)且使其門桿處于水平位置安裝（防止積水或積汽）。連接變送器的正壓側取樣管宜從平衡容器低于汽側取樣管的側面引出，按1:100向下傾斜延長不小于400 mm以后再向下引伸，至變送器的距離以控制在10 m以內為宜。（3）汽包水位的汽、水側取樣管和取樣閥門均應良好保溫，單室平衡容器及參比水柱的管道不得保溫，雙室容器正壓取樣管以上部位不得保溫，以下應保溫，引到差壓變送器的2根儀表管應平行敷設。如需要采取防凍措施，應從汽包水位取樣管汽側和水側并列處開始共同保溫直到變送器柜，并確保伴熱設施對正負壓側儀表管的伴熱均勻，任何情況下不會引起

24、介質產生溫差。3.2 運行檢修維護（1）汽包水位測量誤差部分來源于冷凝筒安裝位置上的偏差和冷熱2態(tài)情況下位置的偏移，因此除安裝時應由豐富機械安裝經驗的人員嚴格把關，確保安裝位置準確外，機組檢修時應對冷凝筒安裝位置標高分別進行冷、熱2態(tài)情況下測量，如有偏差以熱態(tài)測量數(shù)據(jù)進行替換；或安裝可調的T型支架用于熱態(tài)調整。（2）為提高汽包水位測量的準確性，機組檢修時應利用汽包人孔門開啟機會，檢查汽包內水痕跡或采用其他有效的方法，核對汽包水位測量顯示的零位值偏差并進行修正。（3）機組停運時，通過打開平衡門，關閉二次閥門的方式檢驗變送器是否有零點漂移。進行水位變送器校驗前，必須清理干凈變送器膜盒內的積水。（4

25、）為防止因管路結垢，未啟壓時排污造成管路堵塞的情況發(fā)生，汽包水位變送器的排污應在停爐或起壓期間汽包壓力為2 MPa左右時進行。 （5）運行中用紅外測溫儀測量正在運行的單室平衡容器的外壁溫，如果上下壁溫差不夠大，可以認為取樣管疏水不通暢，傾斜度不滿足要求?？稍跈C組檢修時增加取樣管的傾斜度。（6）根據(jù)季節(jié)溫度及時投用和停用電伴熱裝置，并將伴熱帶檢查作為入冬前的常規(guī)安全檢查項目。3.3 優(yōu)化邏輯（1）汽包水位測量信號若在MCS該系統(tǒng)中，則應將水位保護邏輯判斷也做在MCS系統(tǒng)中，F(xiàn)SSS系統(tǒng)中只進行汽包水位主燃料跳閘（main fuel trip，MFT）動作條件。（2）鍋爐汽包水位保護的定值和延時值

26、隨爐型和汽包內部結構不同而各異，其數(shù)值應由鍋爐制造廠負責確定。為防止虛假水位引起保護的誤動作，延時值在制造廠未提供或經運行證明偏差較大的情況下，可在計算試驗的基礎上，設置不超過10 s的延時，并設置不加延時的動作二值（請核實）。（3）采用外置式平衡容器的差壓式水位測量系統(tǒng)，在未更換內置式平衡容器前，應在汽包水位計算公式中對參比水柱平均溫度，設置3種不同環(huán)境溫度，以便在不同季節(jié)中通過人工選擇進行溫度修正。3.4 采用測量新技術，優(yōu)化運行工況（1）根據(jù)對國內一些電廠實際運行情況的調研，采用內置式平衡容器、籠式內加熱器電接點水位計和低偏差云母水位計，可以消除環(huán)境溫度變化產生的偏差，提高測量準確性、并在延長使用壽命、減少維護工作量方面都有較大的改進，使同側各汽包水位計間的偏差在任何工況下均小于30 mm的要求實現(xiàn)成為可能，建議基建機組選用，運行機組在檢修中可逐步進行改造使用。（2）采用新的測量技術測得的汽包水位數(shù)據(jù)，驗證了汽包水位南北兩側的水位確實存在偏差，其原因是爐內燃燒引起，建議研究