锅炉汽包水位测量分析及实践

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：

PTρsTaρaHycρwHL－＋

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 —— 汽包内饱和蒸汽密度，汽包压力的单值函数 ρw —— 汽包内饱和水密度，汽包压力的单值函数

ρa —— 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）

L —— 差压水位计的量程范围， L yc —— 单室平衡容器引出管中心距 H —— 汽包实际水位

ΔP —— 单室平衡容器所测量到的差压 T —— 汽包压力对应的饱和温度

Ta —— 单室平衡容器内非饱和水的温度 P —— 汽包压力

如图所示，差压变送器所测差压：

ΔP=（P+L·ρa）-〔P+（L-H）·ρs+H·ρw〕 （式－3） 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为差压变送器的测量值，ρ

s、

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。

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。 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。