锅炉汽包水位监视基准表和保护仪表选型

1、将 发 表 于中国电力2003年7期锅炉汽包水位监视基准表和保护仪表选型收稿日期：2003-03-10；修回日期：2003-05-00作者简介：高维信（1942-），男，江苏睢宁人，高级工程师（教授级），从事火电热工自动化工作。高维信1，董 强2，荆予华3，尤红军 4，滕会英5(1.淮安维信仪器仪表有限公司，江苏 淮安 223001；2. 山西阳光发电有限公司，山西 阳泉 045200；3.焦作电厂，河南 焦作 454001； 4.马头发电总厂，河北 邯郸 056044；5.衡丰发电有限公司， 河北 衡水053000)摘 要：分析差压水位计环境温度修正难点、测量附加差压的不确定性和随机性、实测

2、不稳定、易大幅度飘移、0位必须频繁核对等问题。差压式水位计的测量不稳定性影响保护全过程投入，保护实际传动校验问题多。通过差压水位计和新型电接点水位计的性能比较，指出监视基准表、主表和保护仪表不宜选用差压水位计，而应选用电接点水位计。提出保护与自调“合用”差压式信号的“危险集中”问题，并提供“危险分散”设计实例供借鉴。关键词：锅炉；汽包水位；监视基准表；保护仪表；选型；危险分散中图分类号： 文献标识码：B 文章编号：1004-9649（2003）07-0000-000 前言云母、电接点、差压水位计是测量汽包水位的主要在用仪表，性能各有所长，但都有不容忽视的缺陷。汽包水位监控保护系统整体设计，按监

3、视、自调、保护3个子系统对其测量装置主要性能的不同要求，优化配置相应仪表，是防止锅炉重大水位事故的重要策略。但监视基准和保护仪表配置问题长期未能妥善解决。由于认为短期内不可能解决电接点水位计误差大和水位测点少问题，由于保护与自调信号的“危险集中”问题尚未引起汽包水位测量系统配置设计的重视，规定差压水位计用于监视基准和保护，使之成为3个子系统的同一配置仪表。但差压水位计的实测值易变、误差不确定性，及差压式保护在锅炉启动时不能投入、水位实际传动校验性能差等问题，并未解决。图1单室平衡容器系统在20多台超高压、亚临界锅炉上，新型高精度、高可靠性电接点水位计已可靠用于监视基准与保护，“汽包水位多测孔接

4、管”新技术已成功地增加了水位测点。因此，对强调差压水位计用于监视基准与保护这一问题值得讨论。1 差压水位计实测难点最主要问题在于一次测量系统（见图1），水位h转换为稳定的差压P需一定过程，在“hP1”转换中环境温度准确修正难度大，不易消除传输附加差压P2。1.1 理论修正计算的难点h =P1+（）gLg（）-(1)图2正压室温度分布式(1)中：为正压室水柱平均密度；为饱和水密度；为饱和汽密度；g为重力加速度；L为正压室水柱高度。()是汽包压力p的单值非线性函数，可较准确修正。()是p和正压室平均温度Tc p的函数，准确计算Tc p是修正难点。正压室为传热枢轴，截面积：S；直径：D；周长：U；顶

5、点为饱和水温度t h；环境温度：T c 。计算 T c p，需取极短分析元体dx，研究正压室温度分布t=f（x），如图2所示，温度坐标0点位于T c 。热平衡方程：Q QdQ -(2) 式(2)中Q为输入热量；Q为输出热量；dQ为散热量。散热方程为：dQUtdx - (3)式(3)中为放热系数。由傅里叶定律有： -(4) -(5)式中为导热系数。由式（2）式（5）得二阶一次微分方程： -(6)式(6)中m(U)/(S)0.5。方程边界条件：x=0时，顶点温度t（0）= t h；当L/D大于50，枢轴可视为无限长，即x=时，t=0 。通常，D=16 mm，L=650670 mm，L/D接近50，

6、底点温度大于0 ，但接近于0 。式（6）的解为t= t h e- m x -(7) 可见，正压室温度为指数曲线分布。在0L区间对t(x)积分，求平均值t c p :t c p(t h /m L)(1- e- m L ) -(8) 由于式(8) 温度坐标0点位于T c ，实际的平均温度Tc p(t h /m L)(1- e- m L)T c -（9）式(9)表明，Tc p与t h 、Tc 、L 、S、U有关。而t h、又与汽包压力有关，放热系数是变量、且量值不易确定。可见，Tc p 是随汽包压力、导热系数、放热系数变化的变量，工程计算复杂、难度大，实际计算误差必然导致()修正误差大。1.2 难以

7、消除一次测量随机性附加差压正负压传输竖直管路较长，两管有温差便有附加差压P2，导致测量值飘移。例如，竖直管路10 m，正压管30 、负压管20 ，在压力15.5 Mpa时附加差压340Pa，相当于测量值升高75 mm。很多老电厂的传输管路长达几十米，附加差压问题更严重。不少电厂为减小P2而上移变送器。文献1指出，离平衡容器过近，仪表反应过于灵敏，不利于提高自动调节品质，热水易窜入变送器。伴热腔的伴热投、停，或腔中其它管路排污，电热带烧坏或电源消失，传输管中的水冻冰，等因素都会形成很大附加差压，导致测量值大幅度“飘移”使仪表失效。传输管路中滞留有空气，风向改变，所产生附加差压也会使测量值发生明显

8、“飘移”。从附加差压的的形成，不难看出，附加差压的形成是随机的，量值难以确定，且变化无常，由附加差压问题引发的仪表故障，往往很难诊断、处理。目前尚无有效方法消除或补偿附加差压。1.3 试验整定法及缺陷由于难以准确计算Tc p ，实际修正按下述方法确定：（1）给定。例如50 ，给定为冬夏环境温度平均值；以红外线测温仪测量正压室几点温度，取平均值作为常量Tc p。Tc pTcp是变量，且不等于环境温度，显然会加大修正误差。（2）以铂电阻测量正压室与汽包零水位等高点壁温，作为Tc p。其效果好于（1）法，但该点温度不一定等于平均温度，由于铂电阻与管壁简易包扎固定测量，误差较大且不稳定，同样会加大修正

9、误差。由于各种参数的设定与实际会有很大偏差，以及影响测量的不确定因素多，故只能待测量系统投运后，与电接点水位表或云母水位表进行0位比较，根据不同压力、环境温度下的偏差，反复调整设定值，以求偏差小于30 mm。应指出：调整期很长，工作量大；离不开参比表，参比表误差大则调不准；运行中很少有校核调整上下限的时机。2 差压水位计实测误差不可忽视秦皇岛热电厂4号锅炉“12.16”重大事故通报中，以理论计算实测误差为108 mm，导致保护拒动。事故前即使怀疑测量不准，也无法确知误差值。某厂600 MW机组亚临界锅炉，接近额定压力时电接点水位计负误差计算值约130 mm，示值为-60 mm，推算汽包水位为+

10、70 mm。差压水位计指示为0，则实测误差为-70 mm。山西阳光发电有限公司（阳泉二电厂）2号锅炉（1025t/h）差压水位计配套单室平衡容器、西门子专用修正软件。新型电接点水位计配套GJT-2000型高精度取样电接点测量筒2。2002年11月12日，以K分度级热电偶实测筒内汽侧、水侧温度，数据见表1。表1 GJT-2000高精度取样电极传感器水样温度测量数据 测量次序1234+300点汽侧温度/352.8353.4301.4296.70点水侧温度/352.0352.8302.2296.6-300点水侧温度/350.0351.1304.3298.8水侧平均温度/351. 0351.9303.

11、2297.8汽包压力/Mpa17.5017.64负荷/MW270303测量时间17：0017：3023：00降负荷时23：00降负荷时次序3、4为降负荷时的数据，由于热偶保护套热惯性较大，300点温度高于汽侧温度。水侧平均温度与汽侧温度偏差不大于2 ，取样误差不大于3 mm。差压水位计与电接点水位计相比：负荷280300 MW时偏低15 mm；180 MW时偏低50 mm；120130 MW时偏低100 mm。表明汽包压力愈低，误差愈大。3 基准表、主表的选型汽包水位基准表是监视最主要表计，简称主表。应是不必借助其它表计即可长期安全监视的表计。选型因素应为：任何工况都能准确、稳定、可靠测量，可

12、信；不需经常核对与调整；故障易检查、易恢复；常显示，醒目直观。3.1 差压水位计不宜认定为基准表差压水位计缺陷是实测值不稳定、易飘移（飘移原因不易诊断），在锅炉启动、升负荷较长时间内尤为明显，甚至完全失效，误差不确定性大、可信度低，必须参照其它表计核对调整等。缺陷来源：实际参数偏离修正设定值；量程范围内各段补偿误差不同；“水位差压”转换与传输系统泄漏；正压室温度未趋于稳定分布；正压侧未满水及上述引起附加差压变化的各种因素。这是不宜认定为基准表的主要原因。规定监控以“差压水位计为基准”，其实测值变化直接导致汽包运行水位大幅度升降，自调、报警、联锁与停炉保护系统的信号测量基准随之变化，势必造成运行

13、隐患。因此又规定，以就地水位表为基准，“定期（每班）核对”，“定期对修正回路进行设定”。基准表应最准、最稳定，不需频繁校核。规定频繁校核，不仅在技术逻辑上与基准表概念相矛盾，运行人员也难以做到“每班核对”。校核措施执行问题：（1）需按额定压力下0水位误差值，降低云母水位计安装标高或下移标尺，只能保证云母水位计在额定压力下和0水位时指示准确，在低压时反而有很大误差，在锅炉满水时依然偏低很多，缺水时反而偏高很多，显然会干扰事故水位判断和果断手动停炉；（2）如一个运行班为低压运行工况，必须升压至额定压力。核对条件与时机的限制，易导致“每班核对”流于形式。（3）由于“0飘”具有随机性，每次核对后并不能

14、保证下次核对前不发生“0飘”，核对和校正不能从根本上消除隐患，由于核对不方便，周期不可能再缩短。另外，以CRT差压水位计为主表，不利于紧急事故处理。因为，按人机工程学理论，人面对紧急危险情况的错误反应概率高，在紧急事故情况下CRT画面变换频繁，运行人员可能由于极紧张找不到水位画面而延误水位事故处理。3.2 新型电接点水位计可作为监视主表、基准表电接点水位计按连通器原理取样，全工况取样可靠。阳泉二电厂试验再次证明，淮安维信仪器仪表有限公司研制的GJT-2000型测量筒2取样水位逼近汽包内水位。电接点水位计对取样水位的检测原理基于多区间电极报警式测量，多个电极组成水样测量标尺，以相应红绿灯光柱界面

15、显示水位，直观醒目。在电极对应的灯光变色瞬间，可准确推知水位。即使某点显示有误，仍可根据其余测点判断水位。足见检测准确、可信。马头发电总厂8号炉配置的GJT-2000测量筒运行3年后，测量筒0位与汽包内水迹线中心实测偏差23 mm，证明取样水位已接近汽包内实际水位（定义与饱和水位不同）。配置图4所示系统的锅炉，仅以电接点水位计即可长期安全监视。云母水位计已成为次要表计，甚至成为“摆设”。新型电接点水位计的准确性、稳定性、可靠性、可信度、全工况工作性能均优于差压水位计，应作为主表、基准表。运行人员以此可全过程、全量程准确核对差压水位计。电接点水位计的阶梯模拟量送入DCS ，可根据历史记录核对差压

16、水位计。4 保护仪表的选型应从2方面考虑：比较准确性、稳定性与可靠性及水位保护实际传动校验性能，择其综合性能佳者；避免保护与自调信号“危险集中”。4.1 电极式和差压式保护信号比较4.1.1 电极式保护准确性和可靠性高于差压式差压式保护测量值易大幅度飘移，降低了准确性。上飘后，汽包水位未到满水定值时易误动，汽包实际缺水时测量值则不能等于或小于缺水定值而拒动。下飘的结果则相反。为防止飘移引发误动，有些电厂不得不加大信号延时，甚至长达10 s，以便紧急应对；差压式测量原理和结构复杂，测量值飘移因素多，可靠性相应较低。火力发电厂设计技术规程（DL500094）规定，“热工保护用的接点信号宜来自一次仪

17、表”。报警电极在汽、水中对地电阻的高低变化，相当于水位一次开关。开关量电阻信号可直接用于电测仪表或DCS保护，原理和结构简单，比差压式更适合于保护。GJT-2000测量筒采用各种措施提高报警电极定点检测传感可靠性。带有独特的水质自优化循环回路，凝结水高倍率置换水样，水质自优化功能强、水质好，可在34年大修周期内免排污，减轻电极污染和电腐蚀，利于电测仪表检测稳定。水样上下温度均匀，减小了对电极的热冲击。独特的电极自密封组件保证了大修周期内电极与测量筒之间机械密封无泄漏。新型DS-2000电测仪表对测量筒及仪表自身有各种诊断功能，进一步提高了电接点水位计的可靠性。电极式保护取样稳定、真实，报警电极

18、定点检测，开关量测量准确性、稳定性和可信度都是差压式保护无法达到的。所以，新型电极式保护综合性能优于差压式。4.1.2 电极式保护全工况性能高于差压式差压式保护的测量系统自锅炉冷态点火到正常测量需要的过渡时间长。在过渡期内测量不稳定、变化大，不具备保护投入的可靠条件。由于电力调度对机组不能准时并网升负荷处罚严厉，多数电厂担心在锅炉点火启动、并网升负荷期间水位保护误动停机停炉，而解除保护。很多1025 t/h锅炉大约推迟到40%50额定负荷时才敢于投入保护，使“锅炉水位保护未投入，严禁锅炉启动”规定形同虚设。而电极式保护从锅炉点火起，任何工况下都能可靠投运。4.1.3 电极式保护实际传动试验性能

19、高于差压式（1）差压式保护试验性能差由于一次测量系统结构的限制，欲使测量值等于保护定值，只能升降汽包水位进行实际传动校验。在锅炉冷态、热态低压运行时系统测量误差与高压运行时可能有很大差异。因此，以锅炉启动前或停炉前低压状态校验数据评价高压运行时的保护测量准确性，可信度低，校验只能验证开关量信号传递是否正确，无异于信号短接试验。锅炉运行后或停炉前进行升降水位校验，汽包水位处于锅炉厂规定的停炉值运行，会导致运行工况恶化，校验风险大。如果仪表上下限误差过大，风险更大。有的电厂试验时险些出大问题。在机组经大小修并网后，电厂更不愿冒险试验。由于试验意义不大，又有风险，实际上很少有电厂在锅炉运行时升降水位

20、校验，很多电厂仍然以模拟量传动和信号短接方法进行试验，说明试验可行性不充分。（2）电极式保护实际传动试验性能好锅炉运行中不需升降汽包水位即可进行测量筒满水和缺水实际传动校验。由于GJT-2000测量筒中有高倍率水样置换循环回路，关闭水侧取样截门后，筒内水位逐渐上升，几分钟（额定工况下）后可“满水”；开排污门使水位逐渐下降至“缺水”，其间仪表应发出高低1、2、3值报警信号。因此，水位保护实际传动校验快、准、易行，并可在锅炉运行中定期校验。4.2 危险集中问题及其解决办法1 原测孔接管；2电接点测量筒；3电测仪表；4云母水位计；5平衡容器；6变送器图3监控保护危险集中系统示意电力工业锅炉压力容器检

21、察规程（DL6121996）规定，“强制性主燃料跳闸的检测元件和线路，应与其他控制系统分开”。火力发电厂热工自动化设计技术规程（DNGJ1689）规定，“保护用的接点信号应取自专用的开关量仪表”。防止锅炉汽包满水和缺水事故规定，“保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式”。“独立”包括取样独立。美国化学工程师协会（AICHE）规定，在基本控制系统和安全联锁系统之间应在地理上和功能上分开。IECTC65WG10规定，控制系统应与安全相关系统相互分开和独立。ISASP84规定，用于控制系统的传感器不应用于安全系统。美国核工业系统有关规定强调，冗余系统应相互独立，并在地理上和功能上互相分开”3。因自

22、调所需信号是小范围内水位相对变量，信号飘移超限时，可自动切换为手动调节，危险性小，易应对，所以，差压水位计能很好满足自调需要，但并不能说明其性能可很好满足保护的需要。电站锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用若干规定规定，“每个水位测量装置都应有独立的取样孔。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，降低水位测量可靠性”。显然水位计安装量不能多于测点数量。1原测孔接管；2 GJT-2000电接点测量筒； 3电测仪表；4云母水位计；5备用测孔；6多测孔接管；7平衡容器；8变送器；9GJT-2000B全工况大量程电接点测量筒图4 汽包水位监控保护先进系统示意自调系统只能配套差压水位计。

23、若规定采用差压式保护，由于在役锅炉汽包水位测点少，最少的仅45点，很难增加测点加装水位计，只能与自调系统“合用”3套差压水位计。那么，监控保护系统按“5套配置”，即1套云母水位计、1套电接点水位计、3套差压水位计，则存在2个问题：（1）等于自行放弃DL6121996规程中重要条款“汽、水连接管接出点的数量应满足水位监视、给水自动控制的需要”，电厂不再有要求锅炉厂提供足够测点的法规依据。（2）导致“危险集中”设计，如图3所示。“危险”在于，尽管三重冗余信号从取样端彼此独立测量，但环境温度与附加差压变化，压力与温度修正参数同样的不当设定等因素，会同时影响3信号测量，可能使其中2个测量值大幅同向飘移

24、。这是导致主表偏差大、自调失灵，特别是“三取二”差压式保护误动、拒动率较高的主要原因。“危险集中”的根源在于汽包水位测点少。淮安维信仪器仪表公司的“汽包水位多测孔接管”最新技术圆满解决了这一问题。该技术利用原测孔接管实现1测孔变多测孔，不必在汽包上重新开孔而增加独立水位测孔（取样点在汽包封头），新测孔截面能满足取样动态要求。从汽包外部看，多测孔接管与多个测量装置并接于母管一样，但多测孔接管上的几个测孔取样相互独立，所连接的装置泄漏或排污互不影响。该技术现已为23台大型亚临界、超高压锅炉汽包增加了79个水位测点。有了足够的测点，即可增加测量装置，进行主表、保护与自动调节系统测量优化配置，将原汽包水位监控保护系统改进成先进系统（见图4），如河北马头发电总厂、河南焦作电厂、江苏华能淮阴