人为修正汽包水位测量系统基准的危害

李海涛

(中国石化集团齐鲁石化分公司热电厂山东淄博255400)

摘要:火力发电厂锅炉汽包水位测量具有十分重要的意义，它关系到整个机组的安全经济运行。文章主要介绍锅炉汽包差水位测量系统基准修正的问题，解释了汽包水位测量系统基准修正的危害和不能修正的原因，对同类型锅炉解决此类问题有借鉴意义。

关键词：汽包水位；云母式水位计

一、引言

机组在运行中，汽包锅炉的水位是要控制的重要指标之一，必须进行严格监视，控制其在允许范围内。汽包水位高于允许的正常水位，使汽包蒸汽空间的高度及容积减小，饱和蒸汽的机械携带增加，影响蒸汽品质；汽包水位过高，会使饱和蒸汽带水急剧增加，严重时有可能危及到汽轮机的安全。汽包水位低，由水面到下降管的入口高度减小，静压降低，下降管入口水可能自行汽化，引起下降管带汽，影响水循环的安全。汽包水位过低而引起严重缺水时，将会给锅炉造成灾难性的事故。这里需要特别指出的是，大容量锅炉汽包内的容水量相对于其蒸发量的比例很小，一旦给水中断，可在很短时间（约10秒左右）内，使汽包水位从正常水位下降到事故水位。因此，运行过程中，必须对汽包水位进行严格监视。

二、汽包水位测量现状

为了使各个水位计显示一致，多数电厂采用对水位显示值进行人为修正，而且修正方法和结果混乱，存在严重的事故隐患。有的电厂将就地水位计的标尺进行上移或下移，有的电厂将差压水位计在DCS的公式中加减一个定值。

这些措施只能暂时保证在修正工况下正常水位时各个水位计之间偏差很小，如果运行参数偏离了这个工况和正常水位时，就又会出现水位偏差。这样电厂人员不停的去修改修正值，造成人力物力的浪费，关键是给设备运行带来了严重的安全隐患。

汽包水位测量系统存在的安全隐患时引发机组安全事故的一个重要原因。下图是某电厂汽包水位引发的MFT事故统计；

某电厂2000年至2006年各类MFT事故统计

7年中总计MFT79次，而由于汽包水位测量系统问题引发的MFT次数（图中标红项）达到了23次，占事故总量的30%。汽包水位测量系统存在的问题严重影响了机组的安全运行。

案例

某厂运行汽包水位历史曲线如下：

为了减少水位计之间的偏差，此厂差压水位计显示值在DCS公式中进行了修正，在实际水位值减了“80mm”,汽包水位高三跳机值为“+270mm”，在某工况下，差压水位计最高只能测到“+235mm”，当实际水位超过“+235mm”时，甚至超过高三跳机值为“+270mm”时，保护就会拒动，汽包长期将高水位运行，很容易造成汽中带水。

某电厂汽包长期偏离正常水位运行，运行水位高于正常水位350mm，导致蒸汽品质下降，汽轮机高压缸结盐严重（如下图），易发生汽包水位高保护拒动和低保护误动。

图1-1连通管式锅炉汽包水位计原理图

连通管式水位计是利用水位计中的水柱与汽包中的水柱在连通管处有相等的静压力，从而可以用水位计中的水柱高度来间接反映汽包中的水位，因此，也称为重力式水位计，其水位称为重力水位。

连通管式水位计的显示水柱高度Hˊ可按(2-3)式计算:

由（2-4）式可以看出，水位测量偏差与水位计管内水柱温度、汽包工作压力以及汽包内的实际水位等多种因素有关。

(1)影响汽包水位计管内水柱温度变化的因素

汽包水位计管内水柱平均温度与下列因素有关：

1）汽包压力。随着汽包压力的增加，相应饱和温度升高，冷却效应加剧，水柱平均温度与饱和温度的差值增大。汽包压力在额定工况下、汽包水位处于正常水位时，连通管式水位计的平均温度低于饱和温度的数值一般为：中压炉50～60℃，高压炉60～70℃，超高压及以上锅炉70～80℃以上。

2）汽包水位高水位时，由于水位计中水柱高度增加，散热损失增加，同时汽柱高度减少，蒸汽凝结量减少，因此，水柱的平均温度较正常水位时低，与饱和温度的差值增大；反之，低水位时，差值减少。据有资料介绍，水位变化±50mm时平均水温较正常水位时约有16～24℃的变化。

3）汽包压力的变动速度由于水位计有热惯性，所以水位计水侧平均温度变化滞后于汽包压力变化，滞后于汽包内饱和水温的变化，造成动态过程中产生偏差，表现在锅炉启动升炉过程中，水位计水侧平均温度竟低于饱和温度达120℃。

4)表体结构、环境温度、风向等这些因素影响水位计散热条件，从而影响到水位计的温度。

综上所述，由于水位计管内水柱平均温度受诸多因素影响而变化，致使水位测量产生较大的、且变化十分复杂的偏差。与饱和温度差愈大，则偏差愈大，水位计显示值愈低于实际水位值。

（2）汽包工作压力对水位计显示值的影响

汽包工作压力变化时，除了导致水位计管内水柱温度变化，即ρa变化而影响水位计水位显示值外，还会引起ρw,ρs的变化而使测量产生偏差。当汽包内实际水位H值一定时，压力愈高，│ΔH│值愈大；压力愈低，│ΔH│值愈小。如果汽包正常水位设计在H0=300mm，而且运行时实际水位恰好在正常水位线上，则水位计的示值偏差：在压力P=4.0Mpa时，ΔH=-59.6mm；在压力P=10Mpa时，ΔH=-97.0mm；在压力P=14Mpa时，ΔH=-122.3mm；在压力P=16Mpa时，ΔH=-136.9mm。可见每升高1Mpa时，一般联通管式水位计的示值偏差的变化平均为-6.5mm左右。

(3)汽包内实际水位高度对水位计显示值的影响

当汽包工作压力为一定值时，汽包内的实际水位也会对水位测量产生偏差，由公式(2-4)不难看出，偏差ΔH与实际水位H成正比，H值愈大，│ΔH│值愈大；H值愈小，│ΔH│值也愈小。根据上海锅炉厂提供的资料，对于亚监界锅炉(18.4～19.6MPa)在额定压力下，汽包水位计的零水位要比汽包内实际正常水位低150mm，也就是说，当H＝300mm时，ΔH＝-150mm；当H＝0mm时，近似偏差ΔH＝0mm；但是,当H＝600mm时，近似偏差高达ΔH＝-300mm。

通过以上分析可知连通管原理的汽包水位测量方式产生的误差是随着工况的变化而变化的，当差压式原理的水位计根据此来修正，是不正确的，而且差压原理的汽包水位测量方式本身也存在偏差，分析如下：

四、结论

综上所述，汽包水位计之间存在较大的、随工况变化的、不可修正的误差，导致了各个水位计之间偏差较大，给运行人员的监测和控制造成困难。某些电厂为减小各水位计之间偏差，采用云母水位计下移、修改DCS、修改变送器等办法进行修正，这样只能使各水位计在额定工况和正常水位情况下，指示值接近，并没有从根本上解决各水位计测量误差大的问题，当工况变化时，各水位计之间仍将产生较大的偏差。因此这种方法给机组的安全运行埋下了事故隐患，是不可取的。

参考文献：

[1]600MW机组汽包水位偏差分析及整改措施刘卫国黄河孙长生

[2]靳允立,於国良.燃气-蒸汽联合循环机组控制策略分析[J].热力发电,2015(6):25-30.

[3]候子良，刘吉川，侯云浩，吕锡江.锅炉汽包水位测量系统。

[4]汽包水位测量系统调研报告浙江省电力科学院