鍋爐汽包水位測量保護系統(tǒng)問題分析及改進措施

蔣 健，孫長生，王 蕙，丁俊宏

（浙江省電力試驗研究院，杭州 310014）

汽包水位是表征鍋爐安全運行的重要參數(shù)，水位測量值與實際值的偏差問題，是一直困擾火電機組熱工測量與安全經(jīng)濟運行的難題。通過對浙江省主力發(fā)電廠進行的水位測量問題專題調(diào)查，對一些汽包取樣裝置的安裝位置進行標(biāo)高核對，利用檢修機會進入一些汽包內(nèi)部檢查汽包水位運行水跡線，進行汽包水位燃燒調(diào)整試驗，并對省外一些發(fā)電廠進行了調(diào)研，在此基礎(chǔ)上，提出了提高汽包水位測量系統(tǒng)運行可靠性的改進意見，以供參考。

1 存在的主要問題

1.1 模擬量信號測量

目前浙江省400 t/h及以上汽包爐共有57臺，汽包水位模擬量測量的配置和控制、保護信號的提取方式，基本滿足機組安全運行的需要，但運行中存在以下主要問題：

（1）測量顯示偏差。不同變送器的顯示值不一致，兩側(cè)顯示偏差高的達100 mm，即使是同側(cè)偏差，有時也高達幾十毫米，且隨著機組負荷變化而不同，很難找出變化規(guī)律。

（2）邏輯故障判斷功能不完善。部份機組不具備《防止電力生產(chǎn)重大事故的二十五項要求》中要求的汽包水位信號故障后的邏輯判斷自動轉(zhuǎn)換功能及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。由于汽包上預(yù)留的取樣孔不足，因此存在共用取樣孔和平衡容器的情況，未能做到全程獨立。

（4）安裝不規(guī)范。有的鍋爐差壓式水位測量裝置取樣管安裝傾斜度不足，甚至有個別差壓水位計取樣管基本水平。

（5）信號處理可靠性低。通常在模擬量控制系統(tǒng)（MCS）中進行汽包水位測量信號處理，水位保護邏輯設(shè)在爐膛安全監(jiān)控系統(tǒng)（FSSS）中，有的機組通過網(wǎng)絡(luò)通訊進行兩者之間的信號傳輸，可靠性較低。

（6）差壓信號時有偏差大故障。通常MCS系統(tǒng)中設(shè)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。運行過程由于測量管路和平衡門漏點、變送器柜保溫裝置投入后溫度晝熱夜冷等原因，引起差壓信號偏差大，導(dǎo)致調(diào)節(jié)系統(tǒng)誤切手動的故障時有發(fā)生。

1.2 就地水位計

目前浙江省汽包爐均配置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，在運行中除偏差大外，存在的主要問題有：

（1）就地水位計的汽水側(cè)連通管的傾斜度不滿足要求，就地電接點水位計未進行保溫。由于就地水位計采用的是連通管式測量方法，其測量準(zhǔn)確度很大程度上取決于汽水側(cè)連通管的傾斜度（保證連通管內(nèi)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、泄漏現(xiàn)象，且云母窗易結(jié)垢。不少雙色云母水位計檢修投運不長時間后，就因結(jié)垢看不清水位顯示值。

（3）電接點水位計質(zhì)量不佳。如某發(fā)電廠電接點水位測量筒型號為UDZ-02-19Q，電極使用壽命短，在高溫高壓狀態(tài)下，經(jīng)常發(fā)生電極斷裂、破損等故障。

（4）電極老化和被污垢附著等原因，導(dǎo)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的原因，有安裝、維護和環(huán)境的影響，也有測量原理上存在的不足因素，下面分別進行分析討論。

2.1 水位取樣裝置安裝位置的影響

對于運行機組汽包水位取樣裝置的標(biāo)高，通常比較注意冷態(tài)時的核對與修正，而忽略了熱態(tài)時的修正。由于取樣管路長度不一、環(huán)境溫度不同，特別是有的正壓側(cè)單室平衡容器沒有固定支架，導(dǎo)致連通管1∶100的傾斜角度無法控制，會出現(xiàn)冷態(tài)時修正一致的標(biāo)高在熱態(tài)時發(fā)生偏離，甚至在熱應(yīng)力作用下連通管改變傾斜方向，使平衡容器無法形成足夠穩(wěn)定的兩相流，導(dǎo)致平衡容器內(nèi)溫度過低，對測量結(jié)果產(chǎn)生影響。

2.2 環(huán)境溫度的影響

單室平衡容器引出管內(nèi)水溫陡度的存在和環(huán)境溫度的變化，引起參比水柱密度的不確定性，是造成測量值偏差的主要原因。

某發(fā)電廠在運行壓力下，測得平衡容室參比水柱儀表管（在不保溫情況下）每隔10 cm處的溫降如圖1所示。此溫度分布受汽包內(nèi)參數(shù)和冷凝罐外環(huán)境溫度的影響，使參比側(cè)的水密度總處于變化的狀態(tài)，因此其測量誤差是不恒定的。

據(jù)計算表明[1]，在汽包壓力17～18 MPa時，平均溫度相差10℃，由此引起的水位差值約為10 mm。浙江北部地區(qū)夏冬二季環(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(shè)定為30℃的溫度補償值，影響的水位差值可達40～80 mm。

2.3 DCS內(nèi)補償公式不正確

分散控制系統(tǒng)（DCS）內(nèi)水位計算公式，通常都由廠家提供。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時存在一定的附加誤差。有些DCS廠家提供的水位計算公式存在錯誤，與實際水位存在較大的偏差。

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，校驗時只要膜盒中有殘積的水，就會存在誤差。如某發(fā)電廠機組小修后曾一度出現(xiàn)差壓式水位計二側(cè)水位指示偏差大于校驗前的情況，經(jīng)檢查造成偏差大的原因不是變送器問題，而是校驗人員在現(xiàn)場校驗水位變送器中未將變送器膜盒內(nèi)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、電接點位計是聯(lián)通管式水位計。雖然汽水側(cè)取樣管及連通管本身都有保溫層，但水位計管內(nèi)的水柱溫度總是低于汽包內(nèi)飽和水的溫度，因此，ρa總是大于ρw，水位計中的顯示值H′總是低于汽包內(nèi)實際水位高度H″，它的示值偏差：

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(nèi)的實際水位，而且受汽包內(nèi)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(nèi)實際水位間不是確定的、一一對應(yīng)的關(guān)系，而這一偏差在汽包零水位時可達50～200 mm，水位越高測量筒散熱越多，水位誤差就越大。這一誤差只是環(huán)境溫度和結(jié)構(gòu)不同而造成的，在汽包不同位置取樣或采用不同結(jié)構(gòu)的連通式水位計，在汽包零水位時，其誤差要全程控制在30 mm之內(nèi)是困難的。

2.6 保溫的影響

如果對參比水柱的管道進行保溫，將改變原來確定的溫度補償關(guān)系，使得參比水柱的平均溫度難以設(shè)定。根據(jù)水位補償計算的要求，參比水柱的管道應(yīng)該裸露在環(huán)境溫度中，即從單室平衡容器以下至水側(cè)取樣孔高度的管道不得施加伴熱或者保溫。引到差壓變送器的兩根取樣管則應(yīng)平行敷設(shè)并共同保溫，這是為了使兩根取樣管內(nèi)的介質(zhì)具有相同的溫度，不產(chǎn)生附加的差壓誤差。

電伴熱帶是冬季防止汽包水位測量管路結(jié)冰的一項措施，但由于儀表管路鋪設(shè)不規(guī)范，正壓側(cè)與負壓側(cè)管路的發(fā)熱量不一致時，引起高低壓側(cè)儀表管內(nèi)ρa不同，對水位的正確測量產(chǎn)生影響。如某發(fā)電廠曾發(fā)生過此類故障，原本誤差穩(wěn)定的3個差壓式水位計中，有一路與另外兩路信號偏差增大。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；該廠還曾發(fā)生因伴熱帶短路跳閘，管路結(jié)冰引起差壓式水位計測量不準(zhǔn)的故障。

2.7 排污閥內(nèi)漏的影響

由于汽包水位量程較小，稍有泄漏就會影響測量結(jié)果。如某發(fā)電廠電接點汽包水位計，多年運行一直是一側(cè)比另一側(cè)高30 mm左右，但一次調(diào)停復(fù)役后發(fā)現(xiàn)一側(cè)電接點水位計顯示值比另一側(cè)高出50～100 mm，且在實際水位變動不大的情況下該電接點顯示值波動明顯大于其它水位計。對測量筒多次沖洗、排污處理無好轉(zhuǎn)，更換排污閥后顯示值偏差恢復(fù)至調(diào)停前狀態(tài)。因此除要重視汽包水位變送器排污閥的質(zhì)量外，排污閥還應(yīng)為2個閥串聯(lián)安裝，以提高可靠性。

2.8 汽水分離器和加藥管入口的影響

某發(fā)電廠一側(cè)電接點汽包水位計顯示值與其余汽包水位計的偏差平時約30 mm，最大時可達70 mm左右，且波動明顯大于其它測量顯示值。機組檢修期間進入汽包內(nèi)部檢查，發(fā)現(xiàn)在電接點水位計引出管附近有1個汽水分離裝置脫離了原安裝位置。汽側(cè)取壓口上方30 mm處是汽包加藥管的引入口，該處有明顯水流痕跡，且在電接點水位計引出管附近汽包內(nèi)部有明顯氣泡波動造成的虛假水位痕跡。分析認為爐內(nèi)加藥管離電接點汽包水位的汽側(cè)取壓口過近，使該區(qū)域爐水電導(dǎo)度過高，并且導(dǎo)致加藥水流入電接點測量筒內(nèi)，造成水位顯示異常。將該電接點水位計測量筒與差壓式汽包水位計測量筒安裝位置互換，使電接點水位計測量筒取壓口避開該區(qū)域，機組復(fù)役后該電接點水位計顯示恢復(fù)正常。

2.9 汽包管束布置結(jié)構(gòu)的影響

某燃機發(fā)電廠自機組點火運行后發(fā)生的首起跳機，是由高壓汽包水位低低（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，最大時可達到700 mm，但汽包壓力建立起來后波動隨之減弱，測量結(jié)果亦趨于正確。在排除其它原因后，從高壓汽包管束位置結(jié)構(gòu)上查找，認為水位波動是受汽包上升管位置的影響。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，上升管和下降管中的水、汽開始流動，正常情況下，汽包內(nèi)水位因膨脹而有所上升，由于汽包液位差壓取點過于接近上升管，受汽、水流動沖擊導(dǎo)致取樣負壓側(cè)壓力產(chǎn)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、汽的流動相對穩(wěn)定，減輕了對取樣負壓側(cè)的擾動，所以水位測量也相對趨于穩(wěn)定和正常。通過對汽包內(nèi)水側(cè)取樣孔加裝穩(wěn)流裝置，解決了水位信號波動問題。

2.10 測量管路泄漏的影響

200 MW及以下的一些機組，汽包水位變送器布置在鍋爐9 m層變送器器小室，而汽包在34 m層，儀表管敷設(shè)沿途保溫。運行過程中曾幾次出現(xiàn)一側(cè)儀表管由于焊接處沙眼或裂縫造成水位信號虛高或虛低，使兩側(cè)信號存在明顯差異。由于儀表管管路太長，故障點查找困難，給消缺工作帶來不便，而且由于管路長、焊接口較多，易產(chǎn)生故障的點也相對較多，因此建議汽包水位變送器盡可能就地布置。

2.11 鍋爐燃燒的影響

在對汽包水位進行調(diào)查時發(fā)現(xiàn)，大部分汽包的同側(cè)差壓水位計之間存有偏差，絕大部分小于30 mm。機組檢修中進入汽包內(nèi)檢查，汽包水位運行水跡線也基本接近設(shè)計水位線。但兩側(cè)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。其原因除汽包（因安裝或基礎(chǔ)沉降）兩側(cè)不水平和測量環(huán)境因素外，另一個主要的原因是燃燒狀況變化導(dǎo)致爐膛火焰中心偏移，左右不平衡或者爐膛結(jié)焦左右情況不一致，引起汽包兩端循環(huán)倍率不同。

3 提高汽包水位測量與保護系統(tǒng)運行可靠性的技術(shù)措施

針對水位測量問題產(chǎn)生的原因，除落實DRZ/T 01-2004《火力發(fā)電廠鍋爐汽包水位測量系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》的要求外，提出以下技術(shù)改進措施。

3.1 水位取樣裝置與管路安裝

（1）每個水位取樣裝置都應(yīng)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(shù)，以滿足取樣獨立性的要求。用于保護和控制的各汽包水位測量信號均應(yīng)全程獨立配置，補償用的汽包壓力信號，以選用三取中信號為宜。

（2）為防止積水或積汽，汽、水側(cè)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。連接變送器的正壓側(cè)取樣管宜從平衡容器低于汽側(cè)取樣管的側(cè)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(nèi)為宜。

（3）汽包水位的汽、水側(cè)取樣管和取樣閥門均應(yīng)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(yīng)保溫，引至差壓變送器的兩根儀表管應(yīng)平行敷設(shè)。如需要采取防凍措施，應(yīng)從汽包水位取樣管汽側(cè)和水側(cè)并列處開始共同保溫直到變送器柜，并確保伴熱設(shè)施對正負壓側(cè)儀表管的伴熱均勻，避免引起介質(zhì)溫差。

3.2 運行檢修維護

（1）汽包水位測量誤差，部份來源于冷凝筒安裝位置上的偏差和冷熱兩態(tài)情況下位置的偏移，因此除安裝時應(yīng)由經(jīng)驗豐富的人員嚴格把關(guān)確保安裝位置準(zhǔn)確外，機組檢修時應(yīng)對冷凝筒安裝位置標(biāo)高分別進行冷、熱兩態(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(diào)的T型支架用于熱態(tài)調(diào)整。

（2）為提高汽包水位測量的準(zhǔn)確性，機組檢修時應(yīng)利用汽包人孔門開啟機會，檢查汽包內(nèi)水位痕跡，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(guān)閉二次閥門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(nèi)積水。

（4）為防止因管路結(jié)垢造成管路堵塞的情況發(fā)生，汽包水位變送器的排污應(yīng)在停爐或起壓期間汽包壓力2 MPa左右時進行。

（5）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，可在機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）汽包水位測量信號主要應(yīng)用在MCS系統(tǒng)，則水位保護邏輯判斷也應(yīng)在MCS系統(tǒng)中實現(xiàn)，F(xiàn)SSS系統(tǒng)中只將汽包水位作為鍋爐主燃料跳閘（MFT）的動作條件之一。

（2）鍋爐汽包水位保護的定值和延時值由制造廠確定。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(jīng)運行證明偏差較大的情況下，可在計算試驗的基礎(chǔ)上，設(shè)置不超過10 s的延時，并設(shè)置不加延時的動作值。

（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(nèi)置式平衡容器前，應(yīng)在汽包水位計算公式中對參比水柱平均溫度設(shè)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 測量新技術(shù)的應(yīng)用

（1）根據(jù)對國內(nèi)一些發(fā)電廠實際運行情況的調(diào)研，采用內(nèi)置式平衡容器、籠式內(nèi)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(chǎn)生的偏差，提高測量準(zhǔn)確性，延長使用壽命，減少維護工作量，使同側(cè)各汽包水位計間的偏差在任何工況下均小于30 mm。

（2）采用新的測量技術(shù)測得的汽包水位數(shù)據(jù)，驗證了汽包兩側(cè)的水位確實存在偏差，其原因是爐內(nèi)燃燒引起，需通過改變運行工況來減小兩側(cè)的水位偏差。

4 結(jié)語

在發(fā)電廠汽包水位測量保護中，還存在著儀表安裝取樣位置不精確、測量方式的誤差、運行維護的不足以及邏輯不完善等缺陷。經(jīng)過對汽包水位控制現(xiàn)狀的分析，提出采取正確的水位取樣裝置與管路安裝，運行檢修及時維護，完善邏輯，采用新水位計和平衡器以及優(yōu)化運行工況等多種建議，以便更準(zhǔn)確、及時地測量保護汽包水位，確保機組長期穩(wěn)定運行。

[1] 朱北恒，孫長生，龔皓.熱工自動化系統(tǒng)試驗[M].北京：中國電力出版社，2006.

[2] 孫長生.浙江省火電廠鍋爐汽包水位測量保護系統(tǒng)運行現(xiàn)狀分析及技術(shù)措施研究報告[R].杭州∶浙江省電力試驗研究院.2008.