2008年全国发电厂热工自动化专业会议论文集

锅炉汽包水位计故障原因分析及防范措施探讨

引言

汽包水位计是现代火电厂最重要的监视仪表之一，其测量准确与否对生产过程影响很大。汽包水位过高，降低了汽包内汽水分离器的分离效果，使供出的饱和蒸汽携带水分过多，含盐量也增多。由于蒸汽湿度大，过热蒸汽过热度降低，这不但降低了机组出力，而且容易造成汽机末几级叶片的水冲击，造成轴向推力过大使推力轴承磨损; 含盐量过多，使过热器和汽机流通部分结垢，使机组出力不足且易使受热面过热而造成爆管。汽包水位过低，则破坏了锅炉的汽水自然循环，致使水冷壁管被烧坏，严重缺水时还会发生爆管等事故。所以准确测出汽包内水位，以提高机组的安全性是技术人员重点关注的问题。 1 三种水位计的工作原理 1.1 云母式双色水位计

云母式双色水位计是一种直读式高置汽包水位计。由于结构简单，读数直观可信，一向是人们监督汽包水位最信赖的仪表。它用耐高温高压的云母按连通器的原理制成。 1.2 电接点水位计

电接点水位计是利用炉水和蒸汽的导电率差异的特性进行测量液位的。由于液位的变化使部分电极浸入水中，部分电极置于蒸汽中。炉水含盐量大,其电阻率小，相当于导电状态;而饱和蒸汽的电阻率大，相当于开路状态，利用这一特性，用几对电极就可以模拟汽包水位的高度。 1.3 差压式水位计

汽包内的蒸汽通过取样管在平衡容器中凝结成水，此水柱产生的压力作用在差压变送器上，作为差压变送器的参比端；汽包内的饱和水经取样管进入差压变送器，作为差压变送器的信号端，在一定的压力和温度下，此水柱所产生的压力与平衡容器水柱产生的压力之差与汽包内水平面的高度成正比。

2 影响三种汽包水位计的因素及防范措施 2.1 云母双色水位计

t ρs ρw H t ρ′w k △H H′ L

图 1

2.1.1 环境温度对云母水位计的影响

由于云母双色水位计处于环境温度下，温度较低。其冷凝水密度高于汽包内饱和水密度，因此

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指示水位必低于汽包内重力水位(见图 1 )。环境温度越低，冷却水平均密度越大，故误差越大。防范措施是加强对云母水位计汽水连通管路和水位计本体的保温。 2.1.2 锅炉冷态启动或更换云母片后对云母水位计的影响

机组冷态启动时，当汽包升压到一定值时，水位工业电视系统CRT上看云母双色水位计往往模糊不清。其原因是汽包受热后，水位计汽水管路、支架发生膨胀，相对位置发生了变化，摄像头与双色水位计的角度偏离了最佳视角所致。另外更换了云母片后也有相同现象发生。防范措施是适时适当调准。我厂多次发生在CRT上看云母双色水位计水汽界面不清的现象，后来把水位监视摄像机改成了位置可移动式，摄像头改成定焦自动光圈型后，调节就变得方便简单，而且显示更清楚。

2.2 电接点水位计

电接点水位计比较灵敏，反映水位变化无迟延，理论上与汽包工作压力和环境温度无关。但仍存在不足, 安装在测量筒上的电接点，由于长期处于高温高压和具有强盐分的炉水相接触，电接点可能会失效，引起测量误差。示意图见图2

测量筒 显示器 电极 降水阀 电源 ～

图2

2.2.1 汽包水质对电接点水位计的影响

汽包内的水质结垢，化学腐蚀及气泡堆堵造成水侧电接点与筒体的“开路”故障。会造成二次表显示水位不准，或水柱间断显示，误发水位报警信号等异常现象。 2.2.2 水位计的电极挂水影响

电接点水位计的测量筒因随环境温度的快速冷凝及水浪冲击，造成高导电的炉水沿电极和筒壁溅延，导致电极上形成 “挂水” 短路现象。挂水后形成电极间连通，同样会造成水位显示的错误。 2.2.3阀对电接点水位计的影响

电接点水位计测量筒降水阀的作用是将测量筒与下降管构成一个循环回路，将测量筒里的水不断地引到下降管中去，以保持测量筒里的凝水温度和密度与汽包内一致。但在实际应用中我们发现降水阀的开度对测量有很大的影响。降水阀开度大时测量出的水位偏低且水位不稳；开度小时起不到降水阀的作用，而且多了降水阀后也增加了测量筒检修的隔离难度,这样设计的系统在更换电极时也较难判断测量筒是否已可靠隔离。因此我们采取的措施是将测量筒到下降管的管路取消，增加一

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路向空排汽阀。

因此，防止以上几个因素对电接点水位计的影响，主要措施是采取合理的保温措施，确保汽包小室的环境温度、采用数字逻辑判断电路等方法，以提高对炉水和蒸汽的分辨能力。同时我们也在#1炉上偿试采用进口型电接点水位计，使用下来发现进口型无论在可靠性还是可维修性上都比国产型有明显的优势。 2.3 差压式水位计

通过合理的补偿措施，差压式水位计能较好地测量汽包重力水位。现在锅炉汽包水位MFT及汽包水位自动调节的信号全都取自差压式水位计。我厂使用的单平衡容器系统结构图(见图3)。影响其测量准确性的因素主要有以下几点:

图3

2.3.1 水柱对差压式水位计的影响

锅炉启动时由于汽包内温度低、压力低，平衡容器内可能无水而无法建立参比水柱。因此采用锅炉上水时向平衡容器内注水，同时，在汽包满水时及时排出取样管路中的空气泡和杂质，使差压变送器的取样管路全部充满清洁的水。同时，运行人员升降汽包水位，观察差压水位表显示值变化是否与实际水位相符。差压式水位计平衡容器与其取样点间连接的取样管应合理保温,否则平衡容器的温度越低,其冷凝水密度增大,水位计输出差压增大,使显示值偏低.但平衡容器罐体不应保温,以产生足够的冷凝水量而保证参比水柱的稳定。引到差压变送器的两根仪表管道应平行敷设、共同保温。 2.3.2 安装对差压式水位计的影响

变送器汽侧取样管上安装有平衡容器。平衡容器也称凝结容器，通常是一个球型容器或筒型容器。容器侧面水平引出一个管口接到汽包上的汽侧取样孔。容器底部垂直引出一个管口接到差压变送器的负压侧（属正接方式）。进入平衡容器的饱和蒸汽不断凝结成水，多余的凝结水自取样管流回汽包使容器内的水位保持恒定。为了确保平衡容器内的凝结水能可靠地流回汽包，平衡容器前的汽侧取样管应向汽包侧下倾斜。由于同一汽包三个平衡容器的汽连通管及容器安装高度不一致，会使汽侧取样管的参比水柱高度不同（变送器均安装在同一高度），从而造成三个汽包水位测量值之间存在较大偏差.解决的办法是待锅炉启动且热膨胀稳定后核对三个平衡容器的高度是否一致，并核对平衡容器与汽包几何中心线（零水位线）间高度是否有变化，否则应在DCS修正。

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应水位差压信号比较小，变送器的接头漏水或平衡阀内漏对信号影响很大，根据目前变送器的受压能力，我们取消了平衡阀，并将多次弹出的卡套式变送器接头改为标准压力表式接头。 2.3.3电伴热带对差压式水位计的影响

电伴热带是冬季防止汽包水位测量管路结冰的一项措施，正常时水位变送器正压负压侧伴热带的发热量基本一致，对水位测量的影响较小，但当正压负压侧的发热量不一致时，伴热带就会对汽包水位的正确测量产生重大影响。我厂#3炉曾发生过这样一个故障：汽包双色水位计、电接点水位计均显示正常，但原本误差稳定的三个差压式水位计中有一个与另外两路信号偏差加大。检查后发现，由于差压式水位变送器取样管路上缠绕的伴热带温控失灵使正负压侧水柱温度和密度偏差加大,造成正压和负压取样管的水柱压差增大。另外我厂也曾发生因伴热带短路跳闸和管路结冰引起差压式水位计测量不准的故障.解决此问题的措施是根据季节温度及时投用和停用电伴热装置，并将伴热带检查作为入冬前的常规安全检查项目。 2.3.4 锅炉启动初期差压式水位计的实际使用情况

锅炉启动初期差压式水位计一般较难准确测量水位，出现的问题也比较多，我们认为这是由于锅炉启动初期由于汽包内温度低、压力低，平衡容器内较难建立参比水柱及仪表管积存空气杂质等原因所致。

2006年1月30日，#1炉小修后准备首次点火。凌晨点火前运行按要求用上水及放水方法进行汽包高低水位MFT保护试验，但整个试验过程没有完全成功，具体情况如下：启动前汽包水位差压变送器3台均校验正常，4~20mA对应＋335mm.H2O~－335mm..H2O，机务对变送器一次门前平衡容器后6根仪表管重新排管。锅炉上水时CRT 3点水位都显示满水位，期间LT10105-COM、LT10107-COM显示始终保持在满水位，运行通知仪控检查，期间反复几次上水放水及变送器排污，5：07时锅炉放水，只有LT10106-COM有变化。经运行、机务、仪控讨论后，模拟进行水位保护试验并确认正常，然后强制LT10105-COM、LT10107-COM汽包高低水位MFT保护信号，7：19时锅炉开始点火，9：05时左右汽包压力由“0” 开始上升，11：20时左右汽包压力已升至2..37MPa，LT10105-COM、LT10107-COM显示开始逐步恢复正常，几小时后完全恢复正常。

之前2005年12月20日#2炉小修后水位传动试验时也出现了问题。LT20106-COM显示不准（显示低水位，管路排水、变送器都正常，但显示始终不变），而LT20105-COM、LT20107-COM两点一致性较好，9：07时开始点火，12时左右LT20106-COM显示开始逐步恢复正常，当时汽包压力还未开始明显上升。

从现象及最终结果分析，#1炉上水时LT10105-COM（A侧靠后墙）、LT10107-COM（B侧）平衡容器当时可能还未罐满水，因为机务在确认一次门开启后仪控拧开变送器“H”侧时，只有LT10106-COM（A侧靠前墙）变送器能排出连续较大水流，而LT10105-COM、LT10107-COM变送器“H”侧只有滴水，运行巡检人员认为水位已上得够高且不能再上。如技术许可，水位传动试验时，运行必须确保上水至＋350mm.H2O，并尽可能再稍高一些，尽量在3只变送器“H”侧都能排出连续较大水流且保持几分钟后再停止上水。

因汽包水位测量为微差压测量，测量管路中存在空气一般将造成测量值波动而不准。变送器放气应在汽包起压后且压力较高时进行，这样效果较好。汽包未起压时变送器放气是无多大效果的。

管路结垢也是个问题。本次#1炉上水时，发现3只变送器除LT10106-COM排污门畅通外，其余均不通，在汽包压力2MPa时仍排不出水。这说明仪表管路结垢现象比较严重，因此建议在停炉或起压期间，当汽包压力4~5MPa左右时对汽包水位变送器排污门进行带压排污，以免造成管路堵塞的误判断。因此，应严格执行热工自动化检修规程“设备大小修后，投用前应冲洗测量管路。其中

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