广州粤能电力科技开发有限公司广东省广州市510080
摘要：锅炉汽包水位对火力/燃机发电机组的安全稳定运行至关重要。新建机组需先检查确认汽包水位变送器、阀门、取样管等安装正确，再通过模拟冷、热态相关参数对逻辑中汽包模拟量水位公式进行验证。并通过与冷、热态电接点和磁翻板/双色水位计对比，进一步验证模拟量水位准确性。根据实测平衡容器平均温度，对模拟量水位公式参数微修正。分析汽包水位偏差原因，进行相应的整改或补偿修正。经修正的模拟量水位比电接点及磁翻板/双色水位计更能准确反映汽包内实际液位。为提高测量准确性，应合理增加电接点水位计、磁翻板/双色水位计保温。
关键词：水位偏差；模拟量水位；公式验证；汽包水位；水位公式
Analysingandsolvingtheproblemthatlargedeviationofgasturbinewasteheatboilerdrumwaterlevel
FanHongfei
GuangzhouYuenengPowerTechnologyDevelopmentCo.,Ltd.GuangzhouCity,GuangdongProvince510080
Abstract:Thewaterlevelofboilersteamdrumplaysanimportantroletothesafetyandstableoperationofthermalpower/gasturbinepowergenerationUnit.Regardingtothenewly-builtUnit,atfirst,checktheinstallationoftransmitter,valveandsamplingpipeforsteamdrumwaterlevelandensuretheinstallationareproper;andthen,simulatetherelatedparametersofcoldstateandhotstate,verifytheformulaofsteamdrumwaterlevelanalogueinthelogic.Inthemeantime,comparetheelectricityjointpointwatergaugewiththemagnetic/twocolorwaterlevelgaugeinthecoldstateandhotstaterespectivelysoastoverifytheaccuracyoftheanaloguewaterlevel.Accordingtotheactualmeasuredbalancingvesselandaveragetemperature,performthetinycorrectiontotheanaloguewaterlevelformula.Analyzethecausesforthesteamdrumwaterleveldifference,therelevantrectificationorcompensationcorrectionshouldbecarriedout.Inreflectingtheactualwaterlevelinsidethesteamdrum,thewaterlevelofanaloguewhichhasbeenmodifiedismuchmoreaccuratethantheelectricityjointpointwatergaugeandthemagneticlevelgauge/twocolorwaterlevelgauge.Inordertoimprovetheaccuracyofmeasurement,shouldbeareasonableincreaseinelectriccontactwaterlevelgauge,magneticflap/doublecolorlevelmeterinsulation.
Keywords:Waterleveldeviation；Analogwaterlevel；Verifyingformula；Thedrumwaterlevel；Waterlevelformula
引言：汽包水位准确性是机组安全运行的重要因素。珠海横琴电厂一期工程#1机组余热锅炉试运期间出现了DCS模拟量、电接点、就地水位计之间偏差大、不准等问题，通过现场调查、深入的分析，提出了系列的专项处理方案，顺利解决了汽包水位不准、偏差大等问题，本文通过理论分析与工程实践，谈谈汽包水位不准、偏差大的处理措施，供同行参考。
设备概述：中电投珠海横琴岛多联供燃气能源站（2*390WM）#1机组锅炉为东方日立生产的高、中、低三压，再热，无补燃，卧式自然循环余热锅炉。高、中、低压系统压额定压力分别为13.4MPa、3.69MPa、0.453MPa，每个系统各有一个汽包，每个汽包均有3个差压式单室平衡容器水位计（模拟量）、两个电接点水位计、两个磁翻板/双色水位计（中、低压系统为磁翻板水位计、高压系统为双色水位计）。通过这三种水位计进行水位监视，其中差压式单室平衡容器水位计是通过将汽包实际水位（负压侧）与变送器满量程水位（正压侧）的压力差信号转变电流信号传至DCS，再由DCS逻辑中的相应的水位公式修正，转变为连续的水位信号，变送器正压侧的水是通过与汽包上部汽侧相连的平衡容器内的蒸汽凝结而来的，具有一定的温度，在冷态时因无蒸汽凝结，需要将正压侧内注满水。电接点水位计由多个电极按不同高度排列构成，当水位达到（或低于）某个电极时，电极间的导电率发生改变，从而检出水位是否达到这个电极所在位置，多个电极组合就构成液位计。电接点液位计的特点是逐点指示液位，信号不连续，即可将信号传送到DCS，也可就地显示器在就地显示。磁翻板液位计根据浮力原理，浮子在测量管内随液位的升降而上下移动，浮子内的永久磁钢通过磁耦合作用，驱动红、白色翻柱翻转180°液位上升时，翻柱由白色转为红色，下降时，翻柱由红色转为白色，从而实现液位的指示。双色水位计是运用光学的折射原理，在无液体时从玻璃板正面可以清楚地看到由角槽反射出来的红色，当液位计内有液体时，则液体的折射率同玻璃的折射率接近，玻璃板两侧面颜色不被反射，液体呈绿色，液位界面清晰。磁翻板/双色水位计均为就地显示，通过电视摄像将画面传送到集控室进行监控。基建调试期这几种水位计出现较大偏差，不准等问题，严重影响了机组的安全稳定运行，经过细致的分析、处理，顺利解决了该问题，其主要过程如下：
#1机组第一次启动前，余热锅炉汽包水位进行常温冷态上水校验：模拟量、电接点、磁翻板/双色水位计水位均显示一致。燃机点火后，锅炉升温升压，高压汽包压力升至5.0MPa左右时，高压汽包模拟量水位A、B、C显示值较电接点及双色水位计值偏小（最大偏小-300mm左右），且B值最小。就地检查发现A、C变送器排污门微漏，更换排污门后值偏差仍然大，更换平衡阀并对调差压变送器，偏差仍旧大。核查DCS逻辑中模拟量水位补偿公式：
H=[L*(ρ1-ρ3)-(L-ΔP)*1000]/(ρ2-ρ3)-h0
其中：L为平衡容器两个取样管间高度（mm），ρ1为凝结水密度（kg/m3），ρ2为饱和水密度（kg/m3），ρ3为饱和蒸汽密度（kg/m3），ΔP为变送器差压（mmH2O），h0为汽包水位零点至下取样管高度（mm），H为补偿后水位（mm）。
图1差压式单室平衡容器汽包水位示意图
用Excle另外编辑此水位公式，并分别取冷态（P=0.1Pa,T=30℃）、50%（P=6.0MPa,T=274.3℃）、100%（P=13MPa,T=329.3℃）三个工况与逻辑计算结果（强制逻辑计算公式中相应的P、T、ΔP取值与验证公式取值相同，其他值查相应的表）进行对比，发现当汽包压力P增大时，逻辑计算出的值比验证计算值偏差变大。对逻辑中各计算模块值与验证公式中的相应的值对比，发现逻辑中水位计算模块ρ1本应基本为定值而错取成了变化较大的变量。
图2根据汽包温度对凝结水密度微的修正
因汽包温度越高，平衡容器正压侧L凝结水温度会相应升高，凝结水的密度ρ1也就会相对降低。根据实测出的不同汽包温度平衡容器正压侧管凝结水平均温度和汽包压力，查汽水密度表得出相应的凝结水密度ρ1，进而得出汽包温度对应凝结水密度ρ1的函数曲线，植入水位逻辑计算公式中，从而对凝结水密度ρ1进行微修正。参见图2。
高压汽包模拟量水位值经修正后，在13MPa，0mm（h0=590mm）水位时，比双色水位计高+90mm左右，比电节点水位值高+120mm。就地测量双色和电节电水位计，因散热影响，分别比汽包温度低50℃、80℃左右（对应水密度分别为760.6、808.6kg/m3）。比相应汽包内水密度（642.3kg/m3）较大，显示水位值均偏低（根据连通管公式H外=H内*ρ内/ρ外计算得出）。所以汽包模拟量、电接点、磁翻板/双色水位计中，经修正的模拟量水位值最准确，水位监视及保护应以模拟量值为准。为提高准确性，减少散热影响，应合理增加电接点水位计、磁翻板水位计保温。
图3汽包平衡容器B负压侧管修改前及DCS显示
高压汽包模拟量水位ABC在额定工况下，B值较AC值低-96mm。就地检查发现B平衡容器负压侧取样管从汽包引出100mm后直接向下穿过平台板到变送器，且引出垂直向下段取样管装有保温见图3。造成负压侧温度偏高，密度降低，从而使变送器差压变小，水位显示偏低。经整改，将负压侧取样管水平方向引出400mm后，再垂直向下与正压侧一起至变送器。整改后，水位显示与A基本一致，见图4。汽包水位C因测点在汽包另端，经就地用水平管测量得出：较汽包水位A、B测点端偏高18mm左右，所以C值显示较A、B值低18mm左右。
图4汽包平衡容器B负压侧管修改后及DCS显示
高压汽包液位B当高压系统升压过程中，液位突然升高，而液位A、C未变，见图5，双色水位计及电接点水位也基本未变。综合以上现象，判断为液位B是虚假增高，应是系统压力升高造成以下设备泄漏：1、高压汽包水位B变送器正压侧取样阀门管道泄漏；2、高压汽包水位B变送器正压侧隔膜泄漏；3、高压汽包水位B变送器平衡阀内漏；4、高压汽包水位B变送器正压侧排污门内漏。经就地确认，为第4种情况。隔离更换阀门后，汽包水位B显示正常。
图5高压汽包水位B突变曲线
总结：机组首次启动前，需跟据现场情况，对逻辑中汽包模拟量水位公式进行模拟冷、热态校验，核查每项参数正确无误，并可根据各工况下温度变化对凝结水密度进行微修正。机组启动后，再进行热态校验；差压式平衡容器变送器正负压侧取样管需水平引出至少400mm，以便冷却至常温，再一起水平并列至变送器，确保差压式单室平衡容器L段以下正、负取样管保持温度一致；热态时经修正的DCS模拟量水位比电接点、双色/磁翻板水位计更准确，水位监视及相关联锁保护应以模拟量为准。为减少散热影响，建议电接点、磁翻板水位计合理加装保温。
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作者简介：
樊红飞，出生年月：1983年2月23日，性别：男，民族：汉，籍贯：河南省上蔡县，学位：学士，职称：工程师，目前主要从事的工作：火电、燃机锅炉专业调试、试验。电话：13728033657，E-mail：kangqiao222@163.com