关于汽包水位测量的文章

第一篇：关于汽包水位测量的文章

影响三种汽包水位计的因素及防范措施：0 O;f1 f* B3 Y$ N% p

一、云母双色水位计: |)F ` e6 q8 b W

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，因此指示水位必低于汽包内重力水位。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。;a/ h$

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。

二、电接点水位计-Y* X, T.N4 W4 r* X* a-]

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。P' R-s2 Z& J% Q.]

2、水位计的电极挂水影响# U V2 N7 P/ g3 C

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。9 R9 U“ k)G0 [5 c!L” l4 o

3、阀对电接点水位计的影响5 e% b% Y+ ~(q3 _!A(x(C-j* g 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。

三、压式水位计

1、水柱对差压式水位计的影响;r% |1 {* Q8 H0 d# Y6 ] 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、安装对差压式水位计的影响9 M“ H5 S” ~/ W6 u-X9 W 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。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。

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。.h+ K3 f* p0 E8 E# J(t% g4、锅炉启动初期差压式水位计8 T& o4 D(l3 r8 F“ E.S 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。测量汽包水位：

请用双室平衡容器－引压管－三阀组－差压变送器(然后负迁移)－智能数字调节－伺服器－调节阀。组成完整的调节回路。

按锅炉汽包直经，选差压变送器的量程。

在测量汽包水位时，蒸汽流量波动时要当心引起“虚假水位”

单冲量调节请选用宇电AI调节器AI-808AL5L2L2控制电动调节阀，伺服机构一体化。

5.补偿系统

5.1.基础知识与基本概念

从容器的特性中可以看到，双室平衡容器不能完全满足生产的需要。究其原因，是由于介质密度的变化所造成的。因此，必须要采取一定的措施，进一步消除密度变化对汽包水位测量的影响。这种被用来消除密度变化带来的影响的措施就叫做补偿。通过补偿以准确地测定汽包中的水位。

汽包水位测量补偿的方法通常有两种，一种是压力补偿，另一种是温度补偿，无论采取哪种方法补偿效果都一样。但是它们之间略有区别，即温度补偿可以从0℃开始，而压力补偿只能从100℃开始。这是因为温度可以一一对应饱和密度以及100℃以下时的非饱和密度，而压力却只能一一对应饱和密度，即最低压力0MPa只能对应100℃时的饱和密度。故而由这两种方法构成的补偿系统各自对应的补偿起始点有所不同，即差压变送器量程有所不同。表1中0MPa对应两行差压值，其原因即在于此；其中上一行对应的是温度补偿，下一行对应压力补偿。很显然，温度补偿也可以从100℃开始。

5.2.建立补偿系统的步骤

第一步 确定双室平衡容器的0水位位置

容器的0水位的位置一般情况下比较容易确定，通过查阅锅炉制造厂家有关汽包（学名锅筒）及附件方面的图纸和资料，进行比较和计算即可获得。文中例举的容器0水位位置位于连通器水平管轴线以上365mm处，即基准杯口水所在的平面下方215mm处。但是，偶尔由于图纸的疏漏缺少与确定0水位相关的数据，无法计算出0水位的位置，那么确定起来就比较复杂。如图1中就缺少数据。这种情况下就只有根据容器的自我补偿特性在0水位所体现的特点通过反复验算来获得。由于容器本身就是用这样的方法经反复验算而设计制造的，只要验算的方法正确通过验算得到的数据会很准确可靠，当然这只限于图纸不详的情况下。由于限于篇幅，这里只提供思路，具体的验算的方法本文不予介绍。对此感兴趣的读者可以试一试。

第二步 确定差压变送器的量程

差压变送器的量程是由汽包水位的测量范围、容器的0水位位置以及补偿系统的补偿起始点等三方面因素决定的。一些用户一般只考虑了前两方面因素，而忽略了补偿起始点因素，甚至极个别的用户只简单地根据汽包水位的测量范围确定变送器的量程，造成很大的测量误差。一般情况下，忽略容器的0水位位置所造成的误差在70~90mm之间，忽略补偿起始点所产生的误差在30mm以下，特别情况下误差都将会更大。此外，这里特别提醒用户，在进行汽包水位测量工作时，关于变送器的量程，在没有得到确认的情况下，切不可单纯依赖设计部门的图纸。事实上，多数情况下，设计部门在进行此类设计，对变送器选型时，只确定基本量程，而不给出应用量程。下面来确定变送器的量程。

本文的例子中容器的0水位位置位于连通器水平管轴线以上365mm处。由于该容器的量程为±300mm，因此（1）式中的hw的最大值和最小值分别为665mm和65mm。如果采用压力补偿，从《饱和水与饱和水蒸汽密度表》中查出100℃时的饱和水与饱和水蒸汽的密度代入（1）式，再分别将665mm和65mm代入（1）式，即得最小差压 ΔPmin=－70.5mm水柱 和最大差压

ΔPmax=504mm水柱

这两个差压值就是变送器的量程范围（见表1中0MPa对应的下行），即－70.5～504mm水柱。如果采用温度补偿，且从0℃开始补偿，则由于水的密度极其接近1mg/mm3，误差可以忽略，令蒸汽的密度为0。用同样方法即可得到变送器的量程为－85～515mm水柱（见表1中0MPa对应的上行）。实际上，从0℃开始补偿是完全没有必要的，其原因这里无需遨述。

第三步 确定数学模型

数学模型是补偿系统中的最重要环节。由（1）式得

（2）

由于相对于规定的0水位的汽包水位 h= hw－365mm，所以

（3）

式中h —— 相对于规定的0水位的汽包水位 γw —— 饱和水的密度

γ s —— 饱和水蒸气的密度 γ c —— 环境温度下水的密度 ΔP—— 差压（3）式即为补偿系统的数学模型。式中γ c为常数，令环境温度为30℃，则γ c=0.9956mg/mm3，所以

（4）

（4）式为最终的数学模型。显然，它与（3）式的作用完全一样。在补偿系统中可以任选其一。

第四步 确定函数、完成系统

在（3）式和（4）式中含都有“320 γ w－580 γ s”和“γ w－γ s”关于饱和水与饱和水蒸汽密度的两个子式。查《饱和水与饱和水蒸汽密度表》，可以获得这两个子式关于压力或温度的函数曲线。将所得到的曲线以及（3）式或者（4）式输入用以执行运算任务硬件设备，补偿系统即告完成。

从补偿系统的建立过程可以发现，补偿系统是根据某一特定构造的容器而建立的。因此，建立补偿系统时应根据不同的容器，建立不同的补偿系统。建立补偿系统时，当确定差压的计算公式以后，只需重复这里的步骤即可得到新的汽包水位测量补偿系统。

6.关于容器保温问题的释疑

众所周知，为了使容器达到理想工作状态，容器的外部必须作以适当的保温。然而，关于容器的凝汽室及顶部的保温问题目前有些争议，部分用户认为这里的保温可有可无。笔者在这里阐述一下个人的观点。笔者通过多年观察发现,在这里没有保温的情况下，冬季由仪表显示的汽包水位会比夏季低将近10mm。分析原因，是因为一般情况下凝汽室的温度都要比环境高300℃左右，甚至更高，因此它的热辐射能力很强。当凝汽室外部没有保温或者保温条件比较差时，尽管凝结水的速度会加快并导致更多的饱和水蒸汽流到这里补充这里的热量，但是由于这里的介质处于自然对流状态且受到管路等的阻力的制约，使补充的热量难以维持这里的温度，进而影响了测量的准确性。对于额定工作压力为13.73MPa的锅炉而言，如果冬季由仪表显示的汽包水位比真实水位低10mm，将意味着容器内部的温度比饱和温度低7℃左右。所以，为确保其包水位测量的准确性，这里必须加以适当的保温。笔者以为，这里的保温以保温层的外层温度不超过120℃为佳

锅炉汽包水位测量分析及实践张永先（山东电力建设第二工程公司济南工业路 297 号，250100）如何有效测量摘要: 锅炉汽包水位的正常与否是影响机组安全运行的重要要因素之一，和补偿汽包水位从而进行有效监控成为机组安全运行中的重要环节，本文试图通过理论分析并结合工程实践，谈一谈对锅炉汽包水位测量的体会，为锅炉设备的安全运行提供借签。关键词: 关键词: 汽包水位测量分析预控防范预控防范前言锅炉汽包水位是锅炉运行监控的一项重要指标。由于负荷、燃烧工况以及给水压力的变化，汽包水位会经常发生波动，众所周知，水位过高或急剧波动会影响汽水分离效果,引起蒸汽品质恶化；水位过低则会引起下降管带汽，影响锅炉水循环工况，严重时会造成水冷壁大面积损坏。由于水位控制问题而造成的运行事故时有发生。实现汽包水位的有效监控，将其控制在正常范围内，关键在于汽包水位测量的准确性。由于锅炉汽包运行的固有特点，使得水位的准确测量也成为一段时期以来一直困扰人们的一个技术难点。本文试图通过理论分析并结合工程实践，谈一谈对锅炉汽包水位测量的一点体会，以供有关人员参考。

一、关于汽包水位测量的有关规定《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的“防止锅炉汽包满水和缺水事故”对火电厂锅炉汽包水位的测量作了如下要求： 1 汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。

2、对于过热器出口压力为 13.5Mpa 及以上的锅炉,其汽包水位计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准。汽包水位信号采用三选中值的方式进行优选。

3、差压水位计（变送器）应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响，必要时采用补偿措施。

4、汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包测量系统的正常运行及正确性。

5、汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表 1 给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h，仅供参考。表 1 就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h 汽包压力（Mpa）16.14～17.65（△h mm）－76 17.66～18.39 －102 18.40～19.60 －150 1997 年秦皇岛热电厂“12.16”锅炉缺水重大事故发生后，国家电力公司专门组织专家对国内电站锅炉汽包水位测量和水位保护运行情况进行调研,发现电站锅炉汽包水位测量系统在系统配置、测量装置的安装和水位保护的运行管理等方面存在一系列问题，已严重威胁了机组的安全、稳定运行。为了更好地贯彻《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的有关规定,有效防止锅炉汽包缺水、满水最大事故的发生，国家电力公司又参照国内外电站锅炉制造标准并结合国内电站锅炉的实际，在《防止电力生产重大事故的十五项重点要求》的“防止锅炉汽包缺水、满水事故”章节中,对锅炉汽包水位测量系统的安装、水位基准和保护管理等方面提出了原则要求的基础上，制订了《国家电力公司电站锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用若干规定(试行)》（以下简称《规定》）。《规定》对电站锅炉汽包水位测量系统的配置、安装和使用作了如下要求：

1、适用范围：本规定适用于国家电力公司系统超高压及亚临界火力发电用汽包锅炉。

2、水位测量系统的配置 2.1 新建锅炉汽包应配备 2 套就地水位表和 3 套差压式水位测量装置，2 套就地水位表中的 1 套可用电极式水位测量装置替代。在役锅炉汽包可根据现场实际和新建锅炉的配置要求进行相应的配置。2.2 锅炉汽包水位的调节、报警和保护应分别取自 3 个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号，并且该信号应进行压力，温度修正。2.3 就地水位表可采用玻璃板式、云母板式、牛眼式。

3、就地水位表的安装就地水位表的零水位线应比汽包内的零水位线低，降低的值取决于汽包工作压力,若现役锅炉就地水位表的零水位线与锅炉汽包内的零水位线相一致，应根据锅炉汽包内工作压力重新标定就地水位表的零水位线，具体降低值应由锅炉制造厂负责提供。

4、锅炉汽包水位的监视应以差压式水位测量装置显示值为准。几种常用汽包水位测量方式的比较

二、几种常用汽包水位测量方式的比较汽包水位测量方式很多，一般可分为：(1)静压式；(2)浮力式；(3)电气式；(4)超声波式；(5)核辐射式。目前电厂中最常用的是静压式测量方法中的连通式液位计和压差式液位计。连通式液位计包括玻璃水位计和电接点水位计等，这类液位计直观，便于读数，但它们共同的缺点是：当液位计与被测汽包中的液温有差别时，其显示的液位不同于汽包中的液位，而且此误差还会随汽包压力的改变而改变。连通式水位计虽然方式有所不同，但都是按照连通管原理工作的。在环境温度和大气压力条件下联通管中支管的水位都是位于同一个水平的。而汽包是在一定压力下工作的，汽包内的水温处于对应汽包蒸汽压力的饱和温度。饱和蒸汽通过汽侧取样管进入连通式水位表。由于连通式水位表的的环境温度远低于表内的蒸汽温度，蒸汽不断凝结使表中多余的水通过水侧取样管流回汽包，表中的水受冷却使得其平均温度低于饱和温度，水位表中的密度增大，比汽包中的水的密度要高，这就会使水位表中的水位低于汽包中的水位。水位计中的水是由饱和蒸汽凝结不断补充的，上部的水温应等于饱和温度，但是沿着水位表的高度逐渐下降，其水温也会逐渐降低。水温降低的幅值和速度，受多种因素的影响。诸如环境温度的影响，空气流动情况的影响，水位表散热条件的影响，取样管直径和长度的影响。为了减小因温度差异而引起的误差，常将液位计保温，而筒壳顶部不保温，增加凝结水量。但因散热，水位计中的水温总比汽包中饱和水的温度低，是非饱和水，因而密度大于汽包内饱和水的密度，所以，连通式水位计中的水位要低于汽包内的实际水位。

1、玻璃水位表玻璃水位表是测量汽包水位的传统仪表，也是大容量锅炉所必须配备的装置。美国 ASME 动力锅炉规程规定：动力锅炉至少应配有一套玻璃水位表和两套具有报警和跳闸功能的间接式水位表。国外各锅炉厂对各自生产的锅炉一般都配有两套玻璃水位表，分别按扎在汽包的两端，有的锅炉还配有高位玻璃水位表，用于锅炉的启停过程。玻璃水位表虽有玻璃板、云母、牛眼等品种，但是它的工作都是按照联通管原理的。对于连通式液位计的测量误差，可以简单分析如下：ρ” ρ' ρ" ρ图 1 连通式液位计测量示意图图 1 为连通式液位计测量示意图，图中： H－汽包实际水位 h－水位计指示水位 L－水位计汽侧、水侧导管间距ρ’－汽包内饱和水密度ρ”－汽包内饱和蒸汽密度ρ－汽包内饱和水密度由联通器的原理可知，相对于水侧引压导管，有：ρ”（L-H)＋ρ’H＝ρ”（L-h)＋ρh 整理得 h＝H（ρ’－ρ”）/（ρ－ρ”）（式－1）（式－2）由(式－2)可以看出，在一定的汽包压力下，水位计内水温越低，其密度ρ就越大，水位计所显示的水位也就越低，其与实际水位的偏差越大。随着汽包压力的升高，水位计指示的水位偏离实际水位的值也不断增大，指示水位越来越低于实际水位。也就是说，这个水位的偏差值不是固定不变的，而是随着锅炉参数的升高不断加大的。这就给修正水位表和汽包中水位的差值带来了困难。有的锅炉厂提供了所生产锅炉汽包中水位和水位表中水位的差值的数据，如 CE 公司提供的数据为：汽包压力 15.7MPa 16.14 MPa 17.66 MPa 零水位差值-51mm-76mm-102mm 上面的数据是按照玻璃水位表中水的平均温度为 340℃计算的。当汽包压力 17.66 Mpa 时，对应的饱和温度为 360℃，这时玻璃水位表中水的平均温度约为 340℃。当水位表中的水位升高时，由于散热面积的增大，水的平均温度还会降低，使其平均密度增大，水位表的显示值会比计算值还要低，也就是说汽包中水位的差值会增大。同样当水位表中水位降低时，由于散热面积的减小，水的平均温度也可升高，使平均密度减小，水位表的显示值会比计算值还要高，与汽包中水位的差值也会增大。当汽包工作压力降低时，玻璃水位表与汽包中水位的差值也逐渐减小，通过计算可知，当汽压低于 10 Mpa 时，水位表和汽包水位的差值已很小，可以不再考虑。因此对于工作压力 10Mpa 以下的锅炉，以玻璃水位表为依据去监视和控制汽包水位完全可以保证水位控制精度和锅炉安全运行，但是对亚临界压力的锅炉，再以玻璃水位表为依据监视和控制汽包水位却根本无法保证汽包水位在允许的范围内，一般情况下，制造厂规定汽包水位应该在 NWL≯25mm 范围内，特别是在机组变压运行过程中，更无法满足锅炉安全运行的要求。为此必须采用更为准确和可靠的水位表，而玻璃水位表只能在额定压力下作为校核水位的手段，当工况改变时，玻璃水位表的显示值必须经过人工修正后才能作为监视汽包水位的手段。新海有限公司 330MW 机组锅炉汽包就地水位计厂家提供的水位修正值为：压力（MPa）低于实际水位值（mm）12 40 16 60 22 80 现场用测温枪测得 330MW 机组双色水位计的温度约为 230℃，按此温度值计算，在汽包压力为 17MPa 时，水位计示值要比真实水位低 150mm 左右。当然，测温枪测得的温度要比内部水温低一点，实际水位的偏差应小于 150mm。但就地水位计厂家提供的数据其实是一个保守的数据。

2、电接点水位表电接点水位计是五十年代后期，从火电厂技术革新运动中产生的一种水位表。当时锅炉所配的远传式水位表，无论是重液式、机械式电感传送式，甚至其后出现的力平衡式，它们的可靠性都无法满足锅炉安全运行的要求，当时唯一可信的汽包水位表，只有玻璃水位表，何况玻璃水位表在中低压工况下显示汽包水位的偏差并不明显。当时所有锅炉均在汽包侧设司水平台，配有专责值班员（司水）监视玻璃水位表。并通过手动水位表将汽包水位信号传到司炉盘上。在这一背景下，许多电厂先后自行研制了电接点水位表，将接点信号引到司炉盘上用灯光显示汽包水位变化，并逐渐发展到将接点信号引入跳闸停炉系统。电接点水位表出现后的二十多年中，对于改善中低压锅炉的安全水平确实起到了重要作用，因此在火电厂中倍受青睐。它的一些不足之处在中压锅炉上是体现不出来的，甚至对于高压锅炉也是可以容忍的，当锅炉工作压力进入亚临界状态下，情况就开始改变了，因为电接点水位表的基本工作原理和玻璃水位表完全相同，同为联通管式水位表，所以它存在的问题与玻璃水位表完全相同，即电接点水位表的零水位与汽包零水位有偏差，且汽包水位波动后电接点水位表内水位波动不能与之对应。而且电接点水位表和玻璃水位表结构不同，形状不同，散热条件不同，当两种水位表同时使用时，它们的显示值之间必然会产生明显的偏差，因此使用电接点水位表监视亚临界锅炉的汽包水位并不是一个明智的选择。虽然不断有人提出对电接点水位表的升级改造方案并付之实行，但并没有能触及它的先天性问题，因此，电接点水位表不能再作为锅炉不可缺少的仪表了。上世纪的下半叶，我国某些机组上，已有引进英国同类型内置加热蒸汽双筒热套式测量筒电接点水位计，这种结构虽然提高了电接点水位计测量准确度，但其阶跃式显示、分辨力低（最少也要间隔 15～30mm）、漏点多、接点易结垢、水位波动时易挂水爬电、不能进行数据记录等固有先天性缺陷，仍未获得很好地根治。因此，多年来国内外仍不能将其升格为监控基准仪表。

3、差压式水位计差压水位表是使用得最广泛的远传式汽包水位仪表。差压式水位表是利用比较水柱高度差值的原理来测量汽包水位的，测量时将汽包水位对应的水柱产生的压强与作为参比的平衡容器中保持不变的水柱所产生的压强进行比较，比较的基准点是水位表水侧取样孔的中心线，由于参比水柱的高度是保持不变的，测得的压差就可以直接反映出汽包中的水位。参比水柱的高度就是平衡容器内的水平面到水位表水侧取样孔的中心线。在平衡容器安装完以后，参比水柱的高度就是一个定值，而用来测量差压的差压变送器的量程也就等于参比水柱的高度。平衡容器一般采用单室型，是一个球型或圆柱形容器，容器侧面水平引出一个管口接到汽包上的汽侧取样管，容器底部直接引出一个管口接到差压变送器的负压侧，进入容器的饱和蒸汽不断凝结成水，多余的凝结水沿取样管流回汽包。因此，可以保证作为基准的参比水柱的高度相对稳定。过去在中低压锅炉上测量汽包水位时，由于测量仪表中的运算环节不够完善，不得不在平衡容器上解决，曾开发出多种可以进行局部压力修正的平衡容器，如双室平衡容器和热套式平衡容器，但他们的修正结果远不如在测量回路中使用运算环节的结果准确，因此现代化锅炉上测量汽包水位时已普遍采用最简单的单室平衡容器。新海发电有限公司公司 330MW 机组差压水位计的安装形式如图 2 所示,对于这种方式下的水位测量，可理论计算如下： P T ρ s H yc ρ w H Ta ρ a L －＋机组锅炉汽包差压式液位计测量示意图图 2 新海发电有限公司 330MW 机组锅炉汽包差压式液位计测量示意图图 2 中：ρs ρw ρa L L yc H ΔP T Ta P ——汽包内饱和蒸汽密度，汽包压力的单值函数——汽包内饱和水密度，汽包压力的单值函数——单室平衡容器内非饱和水密度，它是压力及温度的函数（基准水柱）——差压水位计的量程范围，——单室平衡容器引出管中心距——汽包实际水位——单室平衡容器所测量到的差压——汽包压力对应的饱和温度——单室平衡容器内非饱和水的温度——汽包压力如图所示，差压变送器所测差压：ΔP=（P+Lρa）-〔P+（L-H）ρs+Hρw〕整理得： H=[L(ρa-ρs)-ΔP]/(ρw-ρs)（式－4）在（式－4）中，水位计量程 L 为已知量，是一个常数，ΔP 为差压变送器的（式－3）测量值，ρs、ρw 为汽包压力的单值函数，通过饱和水及饱和蒸汽性质表可查得，在 DCS 中用一函数模块 f(x)即可实现。ρa 除了受汽压影响外，还和平衡容器的散热条件与环境温度有关，当汽压和环境温度改变时，其值也随着改变，因此，ρa 的计算则相对复杂一些，因为它是压力及温度的二值函数，在以往的差压水位计补偿公式中，都是按照额定压力下的某一估计的温度值固定补偿的，然后再根据就地水位计的示值进行修正。因此，它不能适应工况的变化，但其计算误差是允许并可以接受的。我公司 220MW 机组就是这种情况。新华 XDPS-400 系统中，提供了一个 PTCal 热力性质计算模块，通过它可以计算出给定压力和温度下的水或蒸汽的焓值、熵值或比容。这给汽包水位测量中压力、温度实际参数下的更精确补偿提供了条件。

三、差压式汽包水位测量在 330MW 机组上的应用实践从前面的分析可知，影响锅炉汽包水位测量的因素不仅仅只有汽包压力，参比水柱温度对测量结果的影响也不容忽视，因此，我公司 2×330MW 发电供热机组工程在设计时，就建议设计院增加了温度测点，实现水位的压力、温度双重补偿，以有效地提高汽包水位测量的准确性。即在每个单室平衡容器的正压侧加装了一支 Pt100 热电阻，测量非饱和水的实际温度。实现了以实际压力、温度对汽包水位进行补偿，其结果更趋近实际值。由于是第一次采用直接温度补偿的方式，对这种方式的认识存在不足，故而在安装调试过程中经历了一个逐步摸索、不断完善的过程。这个过程从#15 机组启动开始，直至#16 机组 168h 试运，大致可分为四个过程。经过了这几个过程的修正和完善，使得汽包水位的测量越来越趋于准确、稳定，越来越接近汽包内的真实水位。第一个过程——量程有误，水位偏差大。第一个过程——量程有误，水位偏差大。个过程——量程有误由于安装及调试人员误将引出管管距 Hyc（见图 2，汽包中心线上部 510mm，下部 620mm，共 1130mm）当成了差压水位计的量程 L（汽包中心线上下各 381mm，全量程为 762mm）。这样以来，就是（式－4）中的 L 变大，ΔP 变小，计算结果变大，使得 DCS 计算出的水位远高于实际水位。将变送器的量程及计算公式中的量程对应修改后，该问题得以解决。第二个过程——温度补偿点位置太高，温度波动大，水位波动大。第二个过程——温度补偿点位置太高，温度波动大，水位波动大。个过程——温度补偿波动大单室平衡容器的冷凝器是要求不保温的，只将下部测量筒保温，以加快蒸汽冷却的速度，并保持测量筒中的温度尽量高，以保证差压测量的准确性。虽然测量筒采取了保温措施，但由于其处在外部的正常环境温度下，冷凝器及测量筒内水的温度要远低于汽包内部温度，故而，这里面的水不再是饱和水，而变成了非饱和水。冷凝器上半部分则仍为汽包当前工作压力下对应的饱和蒸汽，因此，该部位的温度随汽包压力的变化快速变化，而且温度高于冷凝器下半部分非饱和水的温度。现场用测温枪实测，上半部与下半部的温差达 50 多摄氏度。因安装单位在进行温度元件安装时，将元件装在了冷凝器的中部偏上一点，这样就造成补偿温度偏高而且温度波动比较大、变化比较频繁，从而引起汽包水位测量值偏差大且波动较大。见下图。发现这一问题后，利用一次停炉的机会，安排安装单位将温度测点移至冷凝器的下半部（水区）。这样，补偿温度趋于平稳，不再频繁波动，温度值也降了下来，汽包水位的测量值也随之趋稳，与实际水位的偏差缩小了许多。第三个过程——补偿温度仍不稳定，水位依然不稳定且偏差大。第三个过程——补偿温度仍不稳定，水位依然不稳定且偏差大。个过程——补偿温度由于本工程锅炉汽包配带的平衡容器冷凝器体积较小，虽然温度补偿元件装在了冷凝器的下半部，这里应该是非饱和水区，但该位置的温度受汽包压力的影响仍较大。如汽包压力下降时，冷凝器中的水有部分因压力下降而汽化，温度测点的位置的水又变成蒸汽，引起所测温度又变成当前压力下的饱和温度。另一方面，由于冷凝器部分不保温，温度补偿测点的测量值受环境影响太大。汽包小室的门打开和关闭能引起该温度多达 40℃的变化。所以，汽包水位的温度补偿仍不准且波动较大。为此，再一次将补偿元件下移，移至冷凝器下部约 100mm 的测量筒上，并将该测点处保温。通过一段时间的跟踪观察，这种方式下的补偿温度比较稳定，汽包水位的补偿结果也很稳定，其值也更加准确、更加接近实际水位。由于是采用热电阻进行温度测量，为防止补偿温度元件失灵，在 DCS 中对该补偿温度值进行了限幅。通过连续几天的观察，发现测量筒内温度基本稳定在 220℃左右，因此将其上限限在了 240℃。也就是说，如果热电阻接触不好或开路，则最高按 240℃补偿。补偿下限则暂时按 80℃进行。第四个过程——增加测温元件，更准确地分析补偿温度。第四个过程——增加测温元件，更准确地分析补偿温度。——增加测温元件随着对汽包水位温度补偿的不断完善，对这个问题的认识也在逐步提高。在完成前面三个过程的修正后，我们又提出了汽包水位测量筒内温度分布的问题。也就是说，测量筒内水的密度是否上下一样。这是关系到计算结果准确性的一个很重要的环节。如果上下一样，那么，我们目前测得的水位就是最准确的；如果不一样，那差多少，对汽包水位测量的影响有多大？因为当时#15 炉除冷凝器外，整个测量筒都被保温了，暂时无法确定测量筒上部和低部的温度。通过对同一压力、不同温度下以及同一温度、不同压力下非饱和水的密度进行计算比较，发现这两种情况下非饱和水的密度可以近似看为线性。因此，如果是测量筒内上下部温差较大的话，可以考虑在测量筒下部再加装一个温度测点，取上下两点的平均值，以保证测量与补偿的准确性。根据对#15 炉汽包水位温度补偿的总结及计算分析情况，我们将#16 炉的汽包水位温度补偿测点选在单室平衡容器正压侧测量筒的中间部位，同时又在#2 测量筒上增加了两个温度测点，分别位于冷凝室下方约 130mm 及 510mm 处。因最下部的温度元件安装不是太好，利用一次该测量筒上下部保温处理的机会，用测温枪进行了测量。测得上部（冷凝室偏下一点）温度为 216℃、中间温度为 124℃、底部（水侧——负压侧引压管中心线）温度为 55℃。可见测量筒上下部温度相差是很大的。假定平衡容器正压测量筒内的平均温度为 100℃，汽包实际水位为“0”（380mm）水位，这时，平衡容器测得的差压约为 4628Pa。这个差压值，如果以 210℃进行补偿，则计算出的水位值为 210mm，即－170mm，也就是说，汽包实际水位比我们所见到的计算水位高 170mm；如果以 50℃进行补偿，则计算出的水位值为 428mm，即＋48mm；如果以 120℃进行补偿，则水位值为 355mm，即－15mm。由此可知，温度对水位补偿的影响是非常大的，不同的温度补偿出来的汽包水位相差也是非常大的。同时，中间测点的温度基本能够代表正压测量筒内基准水柱的平均温度，用它对汽包水位进行补偿，是比较合适的。通过与汽包就地水位计厂家、其他有关厂家提供的数据以及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中提供的数据比较，DCS 的运算结果是与之相符的。由于受保温情况及测量条件的影响，想实现温度的完全准确补偿是有一定难度的，但从工程应用角度来讲，由单室平衡容器正压侧测量筒的中间部位的温度进行补偿所计算出的汽包水位，是非常接近汽包真实水位的，是能够接受的。经过#16 炉几个月的运行观察，不论是补偿温度已从 7 月时的 130℃左右，还是逐渐降至 11 月底的 60℃左右，汽包水位的测量是非常准确稳定的。对于#15 炉，需要等机会将汽包水位的补偿温度测点下移至测量筒中部的位置，在此之前，只能先参照#16 炉的补偿温度，对#15 炉汽包水位进行固定补偿，以减小与真实水位的偏差，确保锅炉汽包的安全可靠运行。

四、结论

1、就地水位表，包括玻璃管水位表及电接点水位表，是不能正确反映汽包水位变化的，因此决不能以它为准控制水位和校对远传水位表，“眼见为实”在这里是不成立的。只有当就地水位表的零水位已经校准后才可以在额定工况下和正常水位条件下标定远传水位表的零水位。

2、由单室平衡容器正压侧测量筒的中间部位的温度进行补偿所计算出的汽包水位，是非常接近汽包真实水位的。这对确保锅炉汽包的安全可靠运行具有极大的意义。参阅资料：

1、《2007 年基建论文集》

2、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

3、《山东电机工程学会第六届发电专业学术交流会论文集》

4、《电站锅炉事故分析方法及案例选编》

5、《自动控制系理论》

6、新华 XDPS-400 系统厂家说明手册》《作者简介：张永先 1970年生，男，工程师，从事电力生产技术管理工作。鲁普：4351

第二篇：DRZT01-2004火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定

火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定

火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定（DRZ/T 01-2004）适用范围

本标准规定了火力发电厂锅炉汽包水位测量系统的配置、补偿、安装和运行维护的技术要求。本标准适用于火力发电厂高压、超高压及亚临界压力的汽包锅炉。2 汽包水位测量系统的配置

2.1 锅炉汽包水位测量系统的配置必须采用两种或以上工作原理共存的配置方式。

锅炉汽包至少应配置1套就地水位计、3套差压式水位测量装置和2套电极式水位测量装置新建锅炉汽包应配置1套就地水位计、3套差压式水位测量装置和3套电极式水位测量装置或1套就地水位计、1套电极式水位测量装置和6套差压式水位测量装置。

2.2 锅炉汽包水位的控制和保护应分别设置独立的控制器。在控制室，除借助DCS监视汽包水位外，至少还应设置一个独立于DCS及其电源的汽包水位后备显示仪表（或装置）。

2.3 锅炉汽包水位控制应分别取自3个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号。3个独立的差压变送器信号应分别通过3个独立的输入/输出（I/O）模件或3条独立的现场所总线，引入分散控制系统（DCS）的冗余控制器。

2.4 锅炉汽包水位保护应分别取自3个独立的电极式测量装置或差压式水位测量装置（当采用6套配置时）进行逻辑判断后的信号。当锅炉只配置2个电极式测量装置时，汽包水位保护应取自2个独立的电极式测量装置以及差压式水位测量装置进行逻辑判断后的信号。

3个独立的测量装置输出的信号应分别通过3个独立的I/O模件引入DCS的冗余控制器。2.5 每个汽包水位信号补偿用的汽包压力变送器应分别独立配置。

2.6 水位测量的差压变送器信号间、电极式测量装置信号间，以及差压变送器和电极式测量装置的信号间应在DCS中设置偏差报警。

2.7 对于进入DCS的汽包水位测量信号应设置包括量程范围、变化速率等坏信号检查手段

2.8 本标准要求配置的电极式水位测量装置应是经实践证明安全可靠，能消除汽包压力影响，全程测量水位精确度高，能确保从锅炉点火起就能投入保护的产品，不允许将达不到上述要求或没有成功应用业绩的不成熟产品在锅炉上应用。

汽包水位测量系统的其他产品和技术也应是先进的、且有成功应用业绩和成熟的。汽包水位测量信号的补偿

3.1

差压式水位测量系统中应设计汽包压力对水位—差压转换关系影响的补偿。应精心配置补偿函数以确保在尽可能大的范围内均能保证补偿精度。

3.2

差压式水位表应充分考虑平衡容器下取样管参比水柱温度对水位测量的影响。

应采用参比水柱温度稳定、接近设定温度的平衡容器，或采用经实践证明有成功应用经验的参比水柱温度接近饱和温度的平衡容器。

必要时也可装设能反映参比水柱温度的温度计，监视与设计修正温度的的偏差，及由此产生的水位测量的附加误差。汽包水位测量装置的安装

4.1 每个水位测量装置都应具有独立的取样孔。不得在同一取样孔上并联多个水位测量装置，以避免相互影响，降低水位测量的可靠性。

当汽包上水位测量取样孔不够时，可采用在汽包上已提供的大口径取样管中插入1~2个取样管的技术增多取样点。当采用此方法时，应采取适当措施防止各个取样系统互相干扰

不宜采用加连通管的方法增加取样点。

4.2 水位测量装置安装时，均应以汽包同一端的几何中心线为基准线，采用水准仪精确确定各水位测量装置的安装位置，不应以锅炉平台等物作为参标准。

4.3 安装水位测量装置取样阀门时，应使阀门阀杆处于水位位置。

4.4 水位测量装置在汽包上的开孔位置应根据锅炉汽包内部结构、布置和锅炉运行方式，由锅炉制造厂负责确定和提供。取样孔应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区（如安全阀排气口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等），若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。应优先选用汽、水流稳定的汽包端头的测孔或将取样口从汽包内部引至汽包端头。电极式水位测量装置的取样孔应避开炉内加药影响较大的区域。作为锅炉运行中监视、控制和保护的水位测量装置的汽侧取样点不应在汽包蒸汽导管上设置。

4.5 汽包水位计的取样管孔位置，汽侧应高于锅炉汽包水位停炉保护动作值，水侧应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，并有足够的裕量。

4.6 三取二或三取中的三个汽包水位测量装置的取样孔不应设置在汽包的同一端头，同一端头的两个取样口应保持400mm以上距离。三个变送器安装时应保持适当距离。

4.7 差压式水位测量的平衡容器应为单室平衡容器应采用容积为300~800m的直径为约100mm的球体或球头圆柱体。

4.8 差压式水位表安装汽水侧取样管时，应保证管道的倾斜度不小于1：100，对于汽侧取样管应使取样孔侧低，对于水侧取样管应使取样孔侧高。

4.9

汽水侧取样管和取样阀门均应良好保温。平衡容器及容器下部形成参比水柱的管道不得保温。引到差压变送器的两根管道应平行敷设共同保温，并根据需要采取防冻措施，但任何情况下，拌热措施不应引起正负压侧取样管介质产生温差。三取二或三取中的三个汽包水位测量装置的取样管间应保持一定距离，且不应将它们保温在一起。

电极式汽包水位测量装置的排水管不应与取样管紧挨并排布置。

4.10 就地水位表的安装。

4.10.1 就地水位计的零水位线应比汽包内的零水位线低，降低的值取决于汽包工作压力。若现役锅炉就地水位的的零水位线与锅炉汽包内的零水位线相一致，应根据锅炉汽包内工作压力重新标定就地水位表的零水位线，具体降低值应由锅炉制造厂负责提供。

当采用的就地水位计内部水柱温度能始终保持饱和水温时，表计的零水位线应与汽包内的零水位一致。4.10.2 安装汽水侧样管时，应保证管道的倾斜度不小于1：100，对于汽侧取样管应使取样孔侧高，对于水侧取样管应使取样孔侧低。

4.10.3

汽水侧取样管和取样阀门应良好保温。汽包水位测量和保护的运行维护

5.1

汽包水位测量装置应定期利用停炉机会根据汽包内水痕迹或其他有效的方法核对水位表（计）计的零位值。锅炉启动时应以电极式汽包水位测量装置为主要监视仪表；锅炉正常运行中应经常核对各个汽包水位测量装置间的示值偏差，当偏差超过30mm时应尽快找出原因，进行消除。

5.2

差压式水位测量装置进行温度修正所选取的参比水柱平均温度应根据现场环境温度确定，在运行中应密切监视，当实际参比水柱温度值偏离设置的修正参比值而导致的水位误差过大时，应对修正回路重新设定。

5.3

锅炉启动前应确保差压式水位测量装置参比水柱的形成。

5.4

应密切监视炉水导电度的变化。当炉内加药异常导致炉水导电度高报警时，应密切监视并及时消除，防止电极式水位测量装置误发报警而使水位保护误动作。

5.5

锅炉汽包水位保护

5.5.1 锅炉水位保护未投入，严禁锅炉启动。

5.5.2 锅炉汽包水位保护在锅炉启动前应进行实际传动试验，严禁用信号短接方法进行模拟试验。

5.5.3 锅炉汽包水位保护的整定值和延时值随炉型和汽包内部部件不同而异，具体数值应由锅炉制造厂负责确定，各单位不得自行确定。

第三篇：600MW 机组汽包水位偏差分析及整改措施

600MW 机组汽包水位偏差分析及整改措施

发表时间:2010-2-8 作者：刘卫国1 黄 河1 孙长生2 摘要：汽包水位保持在正常范围内，是发电机组安全运行的重要保证。汽包水位偏差是600MW 机组普遍存在的影响机组安全稳定运行的重大隐患。国华宁海电厂1 号锅炉汽包水位两侧偏差较大，两侧水位正常运行时偏差达到60mm，不符合二十五项反措要求，因此1 号机组汽包水位偏差问题被列为 0 引言

浙江国华浙能发电有限公司一期建设工程4×600MW 国产亚临界燃煤汽轮发电机组的锅炉设备采用上海锅炉厂有限公司生产的亚临界参数、控制循环、四角切向燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、半露天布置、全钢构架的Π型汽包炉，锅炉型号为SG－2028/17.5-M908，系引进美国CE 公司燃烧技术产品。锅炉汽包内径为1743mm，外径2149mm，沿筒身长度方向布置6 根大直径下降管，炉水由汇合集箱汇合后，分别接至布置于炉前的三台低压头循环泵。每台循环泵有二只出口阀，再由出口阀通过6 根连接管引入水冷壁下部环形集箱，在环形集箱内水冷壁入口处均装有节流圈。汽包水位测量系统配置5 套低置差压液位计、2 套云母水位计和1 套全量程电接点液位计，其中汽包左侧布置3 套低置差压液位计和1 套云母水位计，汽包右侧布置2 套低置差压液位计、1 套云母水位计和1 套全量程电接点液位计。保持锅炉汽包水位在正常范围内是锅炉运行的一项重要的安全性指标。由于负荷、燃烧工况及给水流量的变化，汽包水位会经常变化。众所周知，水位过高或急剧波动会引起蒸汽品质恶化和带水，造成受热面结盐，严重时会导致汽轮机水冲击振动、叶片损坏；水位过低会引起排污失效，炉内加药进入蒸汽，甚至引起下降管带汽，影响炉水循环工况，造成炉管大面积爆破。由于汽包水位测量和控制问题而造成的上述恶性事故的情况时有发生，严重影响火电厂运行的安全性。

#1 锅炉汽包水位存在偏差，在进行汽包水位试验时，水位计最大偏差为193mm，最小为71mm，不符合《防止电力生产重大事故的二十五项要求》第8.5 条中“按规程要求对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于30mm 时，就立即汇报，并查明原因...”的相关规定。1 汽包水位偏差影响因素分析 1.1 汽包实际水位偏差的影响理论分析

汽包实际水位偏差，表现在汽包左右两侧水位的偏差，主要由于炉膛燃烧和汽水循环系统不平衡引起。1）锅炉燃烧工况的影响

锅炉燃烧工况对汽包实际水位偏差的影响，主要表现在炉膛内火焰中心偏移、火焰中心高度变化引起的两侧水冷壁吸热不均衡，或炉膛出口两侧烟温偏差引起的两侧再热器、过热器吸热不均衡，从而导致的两侧汽包实际水位偏差。可能存在的主要影响因素有：

●炉内空气动力场影响。由于一、二次风不均衡或气流刚性影响，导致炉膛四角切圆燃烧偏移，水冷壁局部结焦等。

●磨煤机组影响。由于磨煤机组变化导致的炉内火焰中心高度变化，或单台磨煤机的四角一次风流量偏差导致的火焰中心偏移，水冷壁局部结焦等。

●炉膛水冷壁结焦影响。由于炉膛水冷壁局部结焦，导致两侧水冷壁吸热不均。

●吹灰方式影响。由于吹灰器同侧对吹后，水冷壁焦块脱落瞬间导致的两侧水冷壁吸热不均。●燃烧器摆角影响。由于可能存在的四角燃烧器摆角不同步，导致炉膛火焰中心偏移。

二次风门调整影响。主要体现在可能存在的二次风不均衡或气流刚性的影响所导致的四角切圆不符合设计要求，或OFA 调节不均所导致的两侧烟温偏差不符合设计要求。2）锅炉汽水循环系统不平衡的影响。● 炉水泵出力差异。● 水冷壁流量分配不均。

● 汽包汽水分离装置结垢，汽水分离不均匀。● 锅炉给水分配不均。

1.2 汽包实际水位偏差的影响试验

为了验证锅炉运行工况变化对汽包水位偏差的影响，在1 号炉进行在不同的运行氧量、负荷、燃烧器摆角、不同燃烧器投运层数方式下，利用炉膛水冷壁四周观察孔或吹灰孔，采用专用的热流测量装置，测量四周水冷壁的热流分布，同时监测锅炉尾部左右侧烟道氧量、飞灰含碳量和记录运行相关参数，从而获得＃1 锅炉燃烧工况变化与汽包水位偏差的关系。具体如下：

1）燃烧器摆角试验表明，正常运行时炉膛燃烧火焰中心居中度良好，略有偏左侧墙#1角迹象，但不严重（与水位B 侧略偏高相符），摆动角度考察时，#1 角下摆和#2角上摆影响最明显，表明摆动此角度对炉内燃烧影响较大，最大偏差大于100mm，其他摆角水位也有明显变化，但影响幅度较小。两种磨煤机组合的吻合度较好，有明显的重复性。

2）贴壁烟气成分分析表明，贴壁处氧量多数情况低于0.5%，而CO 含量大于3000ppm，有明显的气流贴壁现象。

3）燃烧器挡板试验表明

● OFA、FF、EF 开度不宜太小，在35%开度情况下水位偏差，汽温偏差、烟气温度偏差加大。

● 在#

1、#3 角75%和#

2、#4 角35%和#

1、#2 角75%和#

3、#4 角35%情况下，效果最合适：两侧氧量、烟气温度和蒸汽壁温偏差均较小，水位偏差也较小，此试验也部分表明切圆略偏向于左侧墙。

● 挡板开度试验表明：OF、FF 风门关小与BC 层风门挡板开大有相似的效果，两者均可以达到加强炉内气流的旋转强度的目的，随着旋转强度的增加，总体表现为整体汽温降低、各级受热面汽温和烟气温度偏差有加大趋势。

4）运行观察和吹灰试验表明，发现炉膛区域的吹灰对水位的影响较大，最大时两侧水位偏差接近100mm，主要原因可能是炉膛区域吹灰对局部的煤粉燃烧和水冷壁换热产生不可忽略的影响。

● 燃烧器区域（22M 和36M 标高）处的吹灰影响明显，特别是22M 标高处影响最大（7、2；

9、10；

17、18 短吹）（1、2 长吹），两侧水位偏差最大影响达到了80mm，吹灰后汽包水位很快恢复到正常值。● 非燃烧器区域（39M、42M、46M 标高）的吹灰影响较小，两侧水位偏差的波动范围不超过50mm，正对吹方式和斜对吹方式差别不大,斜对吹方式稍优。

● 通过改变吹灰程控试验可看出，当炉膛比较干净时，吹灰器吹灰对汽包水位的影响较小，两侧偏差一般均小于50mm，表明吹灰时偶现水位偏大，不一定是吹灰导致燃烧不稳，更可能是因为吹灰时产生的其他副作用导致的结果。5）炉内空气动力场试验： ● 一次风煤粉管均匀性测定

#1 锅炉同一台磨煤机四根煤粉管内的风速可以通过调节每根煤粉管上的节流圈调整均匀性。从一次风风速测量情况看，D、E、F 磨在第一次测量不均匀，＃

3、4 角流量偏低，通过锅炉水冷壁结焦情况检查，发现DEF 磨煤机＃3 角喷口附近靠侧墙附近水冷壁存在结焦现象，基本验证此点。经过对节流圈调节，D3 开7 圈、E4 开6 圈、F3 开4 圈，除F 磨#3 管风速略高、#4 管风速略低外，各台磨结果在5％的允许误差范围内。下表是一次风配平后煤粉管风速测量值。

风速偏差分布如下图:

● 燃烧器摆角、安装位置及小风门检查

经测量，水平位时，燃烧器摆角测量偏差在标准范围内，下摆到底时，除#4 角FF 层偏差较大，需要调整外，燃烧器摆角测量偏差在标准范围内，燃烧器摆角角度基本正常。燃烧器左右侧安装位 置较好，误差均在标准范围内。小风门除#

3、#4 角各有两个小风门有故障外，其余均正常。● 锅炉汽水循环系统不平衡导致的两侧汽包水位偏差：

＃1 锅炉炉水冷态强制循环过程中，B 泵运行时，两侧汽包水位偏差约50mm 左右，A、B、C三泵运行时，两侧汽包水位偏差约为20mm 左右。说明＃1 锅炉确实存在因汽水循环系统不平衡所导致的两侧汽包水位偏差。

1.3 汽包水位测量原理误差的影响

各种汽包水位计测量原理不同，存在着设计原理缺陷引起的误差和安装不规范引起的误差。1）差压式锅炉汽包水位计的原理和误差

差压式水位计是通过把水位高度的变化转换成差压的变化来测量水位的。差压式水位计准确测量汽包水位的关键是水位与差压之间的准确转换，这种转换是通过平衡容器形成参比水柱来实现的。

目前，国内外最常用的是通过单室平衡容器下的参比水柱形成差压来测量汽包水位，如图1 所示。正负压管输出的压差值△P 按下式计算： ΔΡ=Ρ+-Ρ-=L（ρa-ρs)g-Η(ρw-ρs)g(1)或改写成

式中：ρa——参比水柱(P+侧水柱)的密度 ρw——汽包内饱和水密度 ρs——汽包内饱和蒸汽密度 H——汽包内实际水位

根据公式(1)和(2)以及图2可以看出,影响汽包水位准确测量有以下几个因素：(1)平衡容器内水的平均密度几乎无法准确测量。

(2)汽包内水的密度按饱和水来计算，而事实上汽包内水处于欠饱和状态，欠饱和度随机组负荷和工况调整而变化。（宁海电厂1 号机组450MW 负荷下，汽包压力为16.6MPa，炉水泵入口水温为346.76℃，而16.6MPa 对应的饱和水温度为350.39℃）2）云母水位计的原理和误差

云母水位计结构简单，显示直观，如图3 所示，它可以做成仅仅在就地显示的云母水位计（包括便于观察的双色水位计），采用工业电视进行远传。其测量原理为连通器原理。

云母水位计的显示水柱高度Hˊ可按下式计算：

式中 H——汽包实际水位高度 Hˊ——水位计的显示值 ρs——汽包内饱和蒸汽密度 ρw——汽包内饱和水密度

ρa——水位计测量管内水柱的平均密度

由于水位计管内的水柱温度总是低于汽包内饱和水的温度，因此，ρa总是大于ρw，水位计中的显示值总是低于汽包内实际水位高度，它的示值偏差：

由（4）式可以看出，水位测量偏与云母水位计内水同汽包内水的密度差有关，而其密度差与水位计散热量有关，因此影响影响测量的因素有汽包压力、汽包水位、汽包压力的变动速度和表体结构、环境温度、风向相关。而这些因素在测量时无法完全补偿。因此，即使我们按额定工况将水位计下移而使汽包正常水位时，水位计恰好在零水位附近，但是当工况变化时，仍将产生不可忽略的偏差。3）电接点水位计的原理和误差

电接点水位计测量的基本原理也是连通器原理，由于汽水导电率的差别，因此可以采用电接点电极来进行水位测量。我厂电接点水位计正压侧取样点为饱和蒸汽取样处，因此取样点压力低于汽包压力，无法准确测量汽包水位。另外我厂电接点水位计电极经常泄漏，故障率很高，因此自投产以来基本没有投运。2 汽包水位偏差治理 2.1 锅炉燃烧优化调整

1）一次风管可调缩孔磨损情况检查，进行冷、热态调平试验，将风速偏差控制在±5%以内； 2）二次风门和燃烧器摆角检查、校核，确保四角同步准确动作；

3）汽包内部检查，汽包汽水分离器进行全面检查和清理除锈工作，保证较高的分离效率。4）开展锅炉燃烧优化调整和炉膛吹灰优化工作，减少吹灰操作时对水位偏差产生的负面影响。2.2 提高汽水循环的均匀性

1）一般情况下，保持三台炉水循环泵运行，如需维持两泵运行，应避免A、B 泵组合方式；

2）结合计划检修，定期进行汽包内汽包汽水分离装置全面检查、处理，保证其高效、均衡的分离效率。2.3 消除水位测量误差，提高水位测量准确性

1）将原有5 台低置差压水位计平衡容器改为三台内置式平衡容器以解决环境温度对测量引起的误差。保留1 台外置平衡容器进行对比。

2）将原有电接点水位计改为笼式内加热器电接点水位计，并将电接点水位计正压侧取样点改到锅炉对空排汽管道上，其疏水疏水引至汽包下降管炉水泵入口处。

3）将原有云母水位计改为内加热式云母水位计，其疏水疏水引至汽包下降管炉水泵入口处。4）汽包两侧中心安装位置检查与复核，汽包就地水位计、差压水位计两侧安装基准校核。3 治理情况 号炉改造后，机组启动过程中汽包水位趋势如图4 所示，具体数值如下表所示：

其中：10HAG13CL101和10HAG17CL101为汽包左侧内置平衡容器水位计，10HAG15CL101为汽包左侧电接点水位计，10HAG16CL101为汽包右侧内置平衡容器水位计，10HAG18CL101 为汽包右侧电接点水位计，10HAG20CL101 为汽包右侧外置平衡容器水位计，10GEN00AT901 为机组有功功率，10HAG21CP101 为汽包压力，10BAC01CS001-Y01 为发电机并网信号。

由曲线可以看出在机组启动过程中，除汽包右侧外置平衡容器水位计外，其余各汽包水位计偏差较小，满足25 项反措要求，而汽包右侧外置平衡容器水位计与汽包右侧内置平衡容器水位计和汽包右侧电接点水位计偏差较大，这从实际验证了汽包外置式水位计测量误差的存在。

第四篇：火力发电厂锅炉汽包水位测量系统电力行业热工自动化标准化技术委员会标准

火力发电厂锅炉汽包水位测量系统<电力行业热工自动化标准化技术委员会标准> 2 汽包水位测量系统的配置

2.1 锅炉汽包水位测量系统的配置必须采用两种或以上工作原理共存的配置方式。锅炉汽包至少应配置1套就地水位计、3套差压式水位测量装置和2套电极式水位测量装置。

新建锅炉汽包应配置1套就地水位计、3套差压式水位测量装置和3套电极式水位测量装置或1套就地水位计、1套电极式水位测量装置和6套差压式水位测量装置。2.2 锅炉汽包水位控制和保护应分别设置独立的控制器。在控制室，除借助DCS监视汽包水位外，至少还应设置一个独立于DCS及其电源的汽包水位后备显示仪表(或装置)。2.3 锅炉汽包水位控制应分别取自3个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号。3个独立的差压变送器信号应分别通过3个独立的输入/输出(I/O)模件或3条独立的现场总线，引入分散控制系统(DCS)的冗余控制器。

2.4 锅炉汽包水位保护应分别取自3个独立的电极式测量装置或差压式水位测量装置(当采用6套配置时)进行逻辑判断后的信号。当锅炉只配置2个电极式测量装置时，汽包水位保护应取自2个独立的电极式测量装置以及差压式水位测量装置进行逻辑判断后的信号。3个独立的测量装置输出的信号应分别通过3个独立的I/O模件引入DCS的冗余控制器。2.5 每个汽包水位信号补偿用的汽包压力变送器应分别独立配置。

2.6水位测量的差压变送器信号间、电极式测量装置信号间，以及差压变送器和电极式测量装置的信号间应在DCS中设置偏差报警。

2.7 对于进入DCS的汽包水位测量信号应设置包括量程范围、变化速率等坏信号检查手段。2.8 本标准要求配置的电极式水位测量装置应是经实践证明安全可靠，能消除汽包压力影响，全程测量水位精确度高，能确保从锅炉点火起就能投入保护的产品，不允许将达不到上述要求或没有成功应用业绩的不成熟产品在锅炉上应用。

汽包水位测量系统的其它产品和技术也应是先进的、且有成功应用业绩和成熟的。3 汽包水位测量信号的补偿.1 差压式水位测量系统中应设计汽包压力对水位—差压转换关系影响的补偿。应精心配置补偿函数以确保在尽可能大的范围内均能保证补偿精度。

3.2 差压式水位表应充分考虑平衡容器下取样管参比水柱温度对水位测量的影响。应采用参比水柱温度稳定、接近设定温度的平衡容器，或采用经实践证明有成功应用经验的参比水柱温度接近饱和温度的平衡容器。

必要时也可装设能反映参比水柱温度的温度计，监视与设计修正温度的偏差，及由此产生的水位测量的附加误差。汽包水位测量装置的安装

4.1 每个水位测量装置都应具有独立的取样孔。不得在同一取样孔上并联多个水位测量装置，以避免相互影响，降低水位测量的可靠性。

当汽包上水位测量取样孔不够时，可采用在汽包上已提供的大口径取样管中插入1～2个取样管的技术增多取样点。当采用此方法时，应采取适当措施防止各个取样系统互相干扰。

不宜采用加连通管的方法增加取样点。

4.2 水位测量装置安装时，均应以汽包同一端的几何中心线为基准线，采用水准仪精确确定各水位测量装置的安装位置，不应以锅炉平台等物作为参比标准。4.3 安装水位测量装置取样阀门时，应使阀门阀杆处于水平位置。

4.4 水位测量装置在汽包上的开孔位置应根据锅炉汽包内部结构、布置和锅炉运行方式，由锅炉制造厂负责确定和提供。取样孔应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排气口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等)，若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。应优先选用汽、水流稳定的汽包端头的测孔或将取样口从汽包内部引至汽包端头。电极式水位测量装置的取样孔应避开炉内加药影响较大的区域。作为锅炉运行中监视、控制和保护的水位测量装置的汽侧取样点不应在汽包蒸汽导管上设置。

4.5 汽包水位计的取样管孔位置,汽侧应高于锅炉汽包水位停炉保护动作值，水侧应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，并有足够的裕量。

4.6 三取二或三取中的三个汽包水位测量装置的取样孔不应设置在汽包的同一端头，同一端头的两个取样口应保持400mm以上距离。三个变送器安装时应保持适当距离。4.7 差压式水位测量装置的单室平衡容器应采用容积为300～800ml的直径为约100mm 的球体或球头圆柱体。

4.8 差压式水位表安装汽水侧取样管时，应保证管道的倾斜度不小于1：100，对于汽侧取样管应使取样孔侧低，对于水侧取样管应使取样孔侧高。

4.9 汽水侧取样管和取样阀门均应良好保温。平衡容器及容器下部形成参比水柱的管道不得保温。引到差压变送器的两根管道应平行敷设共同保温，并根据需要采取防冻措施，但任何情况下，拌热措施不应引起正负压侧取样管介质产生温差。三取二或三取中的三个汽包水位测量装置的取样管间应保持一定距离，且不应将它们保温在一起。电极式汽包水位测量装置的排水管不应与取样管紧挨并排布置。4.10 就地水位计的安装。

4.10.1 就地水位计的零水位线应比汽包内的零水位线低，降低的值取决于汽包工作压力。若现役锅炉就地水位计的零水位线与锅炉汽包内的零水位线相一致，应根据锅炉汽包内工作压力重新标定就地水位表的零水位线，具体降低值应由锅炉制造厂负责提供。

当采用的就地水位计内部水柱温度能始终保持饱和水温时，表计的零水位线应与汽包内的零水位一致。

4.10.2 安装汽水侧取样管时，应保证管道的倾斜度不小于1：100，对于汽侧取样管应使取样孔侧高，对于水侧取样管应使取样孔侧低。4.10.3 汽水侧取样管和取样阀门应良好保温。《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》 编 制 说 明

国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(简称《要求》)和《国家电力公司电站锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用若干规定(试行)》(简称《规定(试行)》)颁发以来，对提高锅炉运行安全性，防止锅炉汽包满缺水事故发挥了重要作用。但是，根据近年来实践，《要求》和《规定(试行)》中的某些条款在实施过程中较难操作。此外，随着汽包水位测量技术的发展，也需要对《规定(试行)》进行重新修订，以形成正式规定。由于国家电力公司已经解散，经与华能国际电力公司、大唐国际电力公司、中国电力投资集团公司、中国华电集团公司、国电电力集团公司和北京国华电力公司协商，决定由电力行业热工自动化标准化技术委员会负责编制《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》（简称《技术规定》）。

《技术规定》（送审稿）于2004年9月11日完成，随后，电力行业热工自动化标准化技术委员会于2004年9月15日在京主持召开了《技术规定》（送审稿）审查会，参加会议的有华能国际电力公司、中国电力投资集团公司、中国华电集团公司、北京国华电力公司、北京联合电力投资公司、河北省和河南省电力公司、东北电科院、华北电科院和河南电力试验研究所、华北电力设计院以及九个发电厂和二个汽包水位测量装置的制造厂，共计23个单位的23名专家，会议经认真审议，原则同意送审稿，也提出了一些修改意见，根据会议意见，对送审稿进行修改后，完成了报批稿。本标准与《规定（试行）》主要差异如下：

1．本标准适用于新建火力发电厂的汽包锅炉，也适用于已投运锅炉，对于某些要求仅适用于新建汽包锅炉时，将在条文中特别明确说明。

《规定（试行）》仅适用于超高压和亚临界汽包锅炉，本标准扩大到高压汽包锅炉，主要考虑高压锅炉满缺水事故造成的危害也是十分严重的缘故。

2．《规定（试行）》提出5套配置方案。本标准配置数量有所增加，主要考虑有四方面： 1）国内外许多规程，特别是安全准则均要求重要保护和控制功能分开； 2)电极式水位测量装置技术有较大突破，有些产品已经历较长时间和较多应用证明安全可靠，能消除汽包压力影响，全程测量水位精确度高，能确保从锅炉点火起就可以投入水位保护；

3）平衡容器技术也有较大突破，有些产品也能保证差压式水位测量装置的测量精确性、稳定性，并确保启动时投入水位保护；

4）多测孔接管技术取得经验，当锅炉汽包上水位测孔不够时，可用多测孔接管技术解决。3．本标准强调“汽包水位控制和保护应分别设置独立的控制器”，以符合重要保护和控制功能独立性原则。

根据三冗余信号独立性原则，为确保冗余功能真正发挥作用，标准强调三冗余测量系统应从测孔、取样管、水位测量表计（或变送器）、补偿用汽包压力变送器、输入/输出通道均应满足独立性原则。

4．为确保DCS及其供电UPS故障时确保值班人员在控制室仍能监视水位，本标准增加了“在控制室，除借助DCS监视汽包水位外，至少还应设置一个独立于DCS及其电源的汽包水位后备显示仪表（或装置）”。

5．明确要求所有电极式测量装置、差压式变送器的信号间应设置水位偏差报警，当任意二个水位信号偏差超过30mm时应立即判别发生故障的测量装置，或者确定是否是运行不当造成的，以便尽快消除。

6．为了及时排除不正确测量信号导致控制和保护误动，DCS设计时应精心配置量程范围、变化速率等坏信号检查手段。

7．关于差压水位表的平衡容器，“应充分考虑平衡容器下取样管参比水柱温度对水位测量的影响”。

标准提出了两个方案：

①“采用参比水柱温度稳定、接近设定温度的平衡容器”，例如，将单室平衡容器正压侧取样管水平延长一段后再向下，以消除参比水柱出现不可控的温度梯度。②“采用经实践证明有成功应用经验的参比水柱温度接近饱和温度的平衡容器”。8．本标准中除坚持《规定（试行）》中要求“每个水位测量装置应具有独立的取样孔”外，根据最新技术发展，明确提出“当汽包上水位测量取样孔不够时可采用在汽包上已提供的大口径取样管中插入1～2个取样管的方法增多取样点”，但“不宜采用联通管的方法增多取样点”，因为，后者违反了取样孔独立性原则，而且对取样测量准确性有影响。9．《规定（试行）》中规定“就地水位计的零水位线应比汽包内的零水位线低，降低值取决于汽包压力”，本标准根据就地水位计技术发展，补充“当采用的就地水位计内部水柱温度能始终保持饱和水温时，表计的零水位线应与汽包内的零水位线一致”。

10．本标准制订过程中认为基准水位表的提法不够科学。此外，由于采用当今最新测量技术后，无论差压式测量装置和电极式测量装置均能做到准确、全程测量汽包水位，因此标准中提出“锅炉正常运行中应经常核对各个汽包水位测量装置间的示值偏差，当偏差超过30mm时应尽快找出原因，进行消除”。但是在“锅炉启动时应以电极式汽包水位测量装置为主要监视仪表”，这主要考虑锅炉启动时差压式测量受诸多因素影响，因此，作此规定。11．考虑到炉水导电度过高时会造成电极式水位测量装置会误发报警而使水位保护误动作，因此，本标准中规定“应密切监视炉水导电度的变化。当炉内加药异常导致炉水导电度高报警时，应密切监视并及时排除”。

第五篇：测量实习总结文章

测量实习总结文章

测量学首先是一项精确的工作，通过在学校期间在课堂上对测量学的学习，使我在脑海中形成了一个基本的、理论的测量学轮廓，而实习的目的，就是要将这些理论与实际工程联系起来。测量学是研究地球的形状和大小以及地面点位的科学，从本质上讲，测量学主要完成的任务就是确定地面目标在三维空间的位置以及随时间的变化。在信息社会里，测量学的作用日益重要，测量成果做为地球信息系统的基础，提供了最基本的空间位置信息。构建信息高速公路、基础地理信息系统及各种专题的和专业的地理信息系统，均迫切要求建

立具有统一标准，可共享的测量数据库和测量成果信息系统想到马上要去野外实习，说句实话，那天晚上挺兴奋而又激动的。分好组后，凭借着班委的职位，我被荣幸的推上了组长的的位置，既荣幸，肩上的胆子又重了起来。因为不再是一个人特立独行，我所担起的是一个组的重担，一不小心，害的不是我一个人，而是一个组。被挂的滋味，我想谁都不想去尝。所以，我要很小心的负起责任，尽心尽力，做好一个组长同时又是一个组员该做的。就这样，进入了测量实习的第一天。

来到了陌生的环境，并没有一种措手不及的感觉。相反，感觉很新鲜。周围的环境很美，实习环境如此，理所当然，实习的心情自然很好，效果，不言而喻!

第一天，实习的内容是导线测量。最为组长，当然，考虑到的首先应该是组员。先让他们去熟悉仪器，所以我自告奋勇的前去做控制点，说句实话，寻

找控制点也并没有我想象的那么轻而易举，要眼观大局，前后保持良好的通视，上一个点还要为下一个点做服务。花费了将近一个上午的时间去寻找控制点，奔波在田野，悬崖边，很累很累，但无论如何，这都是必须要做的，没有控制点，后面的测量任务，全都无法完成。休息了会儿，又加入到了他们测量的任务中，当我去看测量数据时，我发现大家没有用盘左盘右测，就提出了采取这种方法的意见，可是我善意的意见，被无情的驳回了。因为不久前，索老师曾带过我在校园里做过控制点，当时就看到索老师采用的就是这种方法。可是某个同学的固执，让我妥协了。果然，悲剧来了，当我们测到公路，测量任务快要接近尾声时，正好被索老师撞个正着，看罢数据，顿时火冒三丈，我也被骂的连连点头，啥话都不敢说，毫无疑问，重测的结果正等着我们呢。就在索老师刚走不久，大家就都在想着如何是好，于是好几个同学提出改数据的想法，因

为重测就意味着又要重新辛苦一天，外面的太阳可是毫不留情的，悬崖边的大沟更是让人望而却步。但是，科学是严谨的，来不得半点虚假，如果将来步入社会，还是这样马虎行事，其后果不堪设想。就好比一座桥梁，本来桥墩之间放样为xx米，因为马虎，放样为其他数时，其受力情况必大受影响，所以桥梁的垮塌就会成为必然事件，其后果，无疑是后怕的。所以，这次我并没有妥协，坚持己见，无可奈何，他们也只得听我的，就这样第二天我们重新进行了控制测量，处理好数据时，闭合差在限差之内，就这样两天的导线测量，圆满宣布成功。

第三天也来了，任务是水准测量。虽然上次测量竞赛我报的三四等水准测量没有拿到奖项，但总体感觉三四等水准测量还算简单吧。任务也相对较为轻松，但是轻松并不是放松，我们还是边测边算，保持前后视距大致相等，误差控制在三等水准测量范围内。采用的方

法是黑红面尺法，后前前后，黑黑红红。就这样，不慌不忙的，两天的时间里我们组，结束了三四等水准测量的任务。