萊城電廠3#機組汽包水位測量偏差大原因分析

 

引言

萊城電廠 300 MW 燃煤發(fā)電機組鍋爐采用上海鍋爐廠生產的型號為 SG1025－17.44－M844 亞臨界強制循環(huán)鍋爐，汽包內徑 1 778 mm ，安裝有就地牛眼玻璃水位計兩臺；差壓式水位計 3 臺，經過汽包壓力修正，信號經處理后，使用“三取中”邏輯進行信號優(yōu)選。

 

3＃ 鍋爐汽包水位在運行中出現(xiàn) LT0902A 與LT0902B 、 LT0903 偏差大， 在 40～70 mm 之間波動，根據(jù) 《防止電力生產重大事故的二十五項重點要

求》規(guī)定：當各水位計偏差大于 30 mm 時，應立即匯報，并查明原因予以消除 ［ 1 ］ 。 經過對現(xiàn)場設備反復排查，和數(shù)次大小修進入汽包內部測試，分析出了產生誤差的原因，并采取了相應的措施，使水位顯示恢復正常，保證了測量準確性。

 

1 萊城電廠汽包水位測量的原理

如圖 1 所示，由汽包進入凝結球的蒸汽不斷凝結成水，多余的水會溢流到汽包內，從而保持一個恒定水位，稱其為參比段水柱，其壓力用 p ＋ 表示。汽包內水位也形成一個壓力，用 p － 來表示。 差壓式水位計就是利用測量參比水柱產生的壓力和汽包內水柱產生的壓力差值來測量汽包水位的 ［ 2 ］ 。 以設計零水位 H 0 作為作為汽包水位的零刻度， 超過零刻度的為正水位（ ＋ΔH ），低于零刻度的為負水位（ －ΔH ）。 根據(jù)以上原理和圖 1 所示，得到水位與差壓的關系如下：p ＋ ＝p＋Lρ a g （ 1 ）

 

p － ＝p＋ （ L－H 0 －ΔH ） ρ s g＋ （ H 0 ＋ΔH ） ρ w g （ 2 ）

Δp＝p ＋ －p － ＝L （ ρ a －ρ s ） g－H 0 （ ρ w －ρ s ） g－ΔH （ ρ w －ρ s ） g （ 3 ）

式中： H 0 - 設計汽包零水位 mm ； ΔH- 汽包水位偏差正常水位的值， mm ； Δp- 對應汽包水位的差壓值， mmH 2 O ；

 ρ s - 飽和蒸汽的密度， kg／m 3 ； ρ w - 飽和水的密度， kg／m 3 ； ρ a - 參比水柱在平均水溫時的密度，kg／m 3 。

汽包正常水位 （ Normal Water Level ， NWL ）指的是鍋爐正常運行過程中汽包中的水位應該保持的高度，一般稱為汽包零水位。

 

上式中， L 和 H 0 都是常數(shù)； ρ s 和 ρ w 是汽壓的函數(shù)，在特定汽壓下均為定值； ρ a 除了受汽壓影響外，還和平衡容器的散熱條件與環(huán)境溫度有關，當汽壓和環(huán)境溫度不變時，其值也為定值，這時，差壓只是汽包水位的函數(shù)。利用差壓變送器將測得的差壓信號轉變成便于遠傳的 4～20 mA DC 電信號， 送到DCS 內進行邏輯運算、 判斷， 輸出控制指令并在CRT 上顯示水位信號。

 

2 異常情況分析與處理

萊城電廠 3＃ 機組汽包水位裝有 3 臺變送器，面向鍋爐右側（ A 側）裝一臺，編號 LT0902A ，面向鍋爐左側（ B 側）裝兩臺，編號 LT0902B 、 LT0903 ，運行中 B 側的 LT0902B 和 LT0903 偏差在 20 mm 以內屬于正常現(xiàn)象， 但是和 A 側的 LT0902A 偏差在40～70 mm 之間，偶爾還會偏差更大，經常造成自動解除，協(xié)調解除，對安全穩(wěn)定生產造成較為被動局面。 為此根據(jù)汽包水位測量的原理，進行了一系列的分析和研究，并不斷開展工作，步步逼近原因真相，成功消除了該隱患。

 

2.1 變送器排查

針對此現(xiàn)象，結合式（ 3 ）所述的汽包水位和差壓的關系， 首先懷疑右側的 LT0902A 變送器本身存在誤差， 安排專業(yè)人員對該變送器進行了校驗，但經過校驗變送器符合 0.5 級的要求，在此情況下又先后對 LT0902B 、 LT0903 進行了校驗， 兩臺變送器均滿足 0.5 級的測量精度，同時對變送器進行0~16.6 MPa 耐靜壓試驗， 最大偏差為 0.030 4 mA 。誤差符合要求，因此排除變送器測量異常。

 

2.2 兩側平衡容器安裝高度一致性核定

由圖 1 看出如果由于安裝工藝出了偏差，造成左右兩側凝結球安裝高度不同，則會造成汽包兩側水位測量的“ L ”值不同，由式（ 3 ）可以看出就會造成汽包數(shù)位測量出現(xiàn)偏差。 為此，用乳膠管和玻璃桿進行組合，通過灌水，利用聯(lián)通器原理，對左右兩側的凝結球高度進行了標定，經標定發(fā)現(xiàn)兩側高度誤差在 5 mm 之內，符合汽包水位測量要求。

 

2.3 驗證汽包內汽水運行情況

對 A 、 B 兩側水位的零點進行標定， 兩側零點在 5 mm 之間，符合要求，從運行情況來看，兩側偏差在 10～20 mm 之間， 說明汽包內汽水運行正常，不存在“燒偏”情況。

 

2.4 對汽包水位測量回路進行實際上水傳動試驗

在機組檢修后，通過上水，將汽包凝結球灌滿水，然后將變送器進行排水、排氣、串水，確保變送器管路內充滿水，無氣泡。然后進行鍋爐放水，觀察汽包水位變化情況，發(fā)現(xiàn) 3 個水位變送器誤差范圍在 10 mm 內， 說明汽包水位測量系統(tǒng)在冷態(tài)的情況下，是完全正常的。

 

通過以上分析可以發(fā)現(xiàn)變送器測量精度和整個測量回路沒有較大問題，汽包水位冷態(tài)傳動試驗各項數(shù)據(jù)也正常。 但經數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，汽包水位偏差在點火后，隨著汽壓的增加，特別是汽壓在12 MPa 以后，偏差逐漸增大。 還發(fā)現(xiàn)，偏差在投伴熱的情況下小，停伴熱的情況下大。 說明有一個因素通過影響汽包水位測量管路而影響了汽包水位測量偏差，據(jù)此把排查的重點放在汽包水位測量管路上。

 

3 汽包水位取樣管路排查

利用伴熱改造的機會，將所有汽包水位取樣管路的保溫全部拆開，對管路進行全程檢查，沒有發(fā)現(xiàn)漏、滲現(xiàn)象，對汽包水位參比段管路進行檢查，參比段管路沒有保溫， 符合二十五項反措的要求，但是對參比段的溫度進行多點測試發(fā)現(xiàn)了異常情況，A 、 B 兩側溫度差距較大，具體見圖 2 、圖 3 。

從以上溫度分布可以看出，兩側汽包水位的高壓側取樣管，都是從凝結球的溫度大于 300 ℃ 開始下降， A 側沿管路由上到下逐漸降低到 50 ℃ ， B 側在降低到 60 ℃ 后，沒有繼續(xù)降低，反而不斷抬升溫度，到底部分別達到 80 ℃ 和 90 ℃ ，這種溫度梯度不符合離熱源越遠溫度越低的傳熱學規(guī)律 ［ 2 ］ ，這提醒我們，在下部的保溫層里肯定有一個熱源對兩路取樣管進行了加熱，為此聯(lián)系工作人員將底部的保溫層打開，發(fā)現(xiàn)如圖 4 、圖 5 所示現(xiàn)象。

可以看出 A 側汽包水位的高、 低壓側取樣管在圈處交接后，垂直下行，而 B 側汽包水位，高、低取樣管在圈處交接后，平行走敷設了一段距離后才垂直下行。由于汽包水位的低壓側取樣管離平衡容器還很近，溫度還很高，在交接處溫度達 120 ℃ ， B側汽包水位在交接后，平行走的部分管路，高壓側管路在上，低壓側管路在下，而且管路之間非常緊密，低壓側管路相當于一個高溫熱源，不斷對高壓側管路加熱， 這就是 B 側汽包水位高壓側取樣管在降低到 60 ℃ 后，沒有繼續(xù)降低，反而不斷抬升溫度的根本原因。 而 A 側汽包水位取樣管在交接后，垂直下行，管路之間空間較大，這種管路敷設方式低壓側對高壓側的傳熱量很少，所以其溫度沒有出現(xiàn)“反升”現(xiàn)象。

 

4 汽包水位管路溫差大對測量數(shù)據(jù)影響與處理

通過以上分析， 發(fā)現(xiàn)了 B 側汽包水位取樣管由于管路敷設的原因，導致高壓側取樣管溫度異常升高，管路中的水溫度也必將相應升高，水的密度隨溫度的上升而降低，水的密度降低后，差壓變送器的高壓側靜壓力就會相應降低。而低壓側靜壓力不變，變送器的輸出差壓（ Δp ）就會降低，從式（ 3 ）可以看出， Δp 與 ΔH 成反比，所以隨著變送器輸出差壓的非正常降低， 汽包水位在 DCS 里的顯示值就會非正常偏高， 這就是 A 、 B 兩側汽包水位在DCS 里顯示偏差大的根本原因。 而通過將 B 側汽包水位水平段的保溫打開，加強通風，使高壓側取樣管的溫度降下來， 也驗證了以上分析的正確性。

圖 6 是保溫打開前后的汽包水位歷史曲線。

雖然通過保溫拆除加強通風降溫，暫時消除了汽包水位偏差，但在冬季還要考慮防凍問題，因此拆除保溫只是臨時措施， 要從根本上解決此問題，還需要在停機的時候，對 B 側取樣管路進行改造，按照高低取樣管相互間影響最小的原則，科學設計走向，嚴格敷設工藝，才能從根本上解決此問題。

 

5 結束語

汽包水位測量，從原理上來看比較簡單，但影響因素眾多，特別是面對復雜的現(xiàn)場，有很多不可預知的問題， 對水位的測量值造成或高或低的誤差，對鍋爐的安全運行、自動投入、實時監(jiān)控帶來較大影響，對于類似的汽包水位的偏差問題，都可以從基本的原理入手，從安裝、補償和保溫等方面查找問題。 希望本文的分析，能夠給大家在汽包水位測量方面帶來一點啟發(fā)。

 

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