汽包水位计故障原因分析

1、锅炉汽包水位计故障原因分析和防范措施探讨引言汽包水位计是现代火电厂最重要的监视仪表之一，其测量准确与否对生产过程影响很大。汽包 水位过高，降低了汽包内汽水分离器的分离效果，使供出的饱和蒸汽携带水分过多，含盐量也增多。 由于蒸汽湿度大，过热蒸汽过热度降低，这不但降低了机组出力，而且容易造成汽机末几级叶片的 水冲击，造成轴向推力过大使推力轴承磨损；含盐量过多，使过热器和汽机流通部分结垢，使机组出力不足且易使受热面过热而造成爆管。汽包水位过低，则破坏了锅炉的汽水自然循环，致使水冷 壁管被烧坏，严重缺水时还会发生爆管等事故。所以准确测出汽包内水位，以提高机组的安全性是 技术人员重点关注的问题。1三种水

2、位计的工作原理1.1云母式双色水位计云母式双色水位计是一种直读式高置汽包水位计。由于结构简单，读数直观可信，一向是人们 监督汽包水位最信赖的仪表。它用耐高温高压的云母按连通器的原理制成。1.2电接点水位计电接点水位计是利用炉水和蒸汽的导电率差异的特性进行测量液位的。由于液位的变化使部分 电极浸入水中，部分电极置于蒸汽中。 炉水含盐量大，其电阻率小，相当于导电状态；而饱和蒸汽的电 阻率大，相当于开路状态，利用这一特性，用几对电极就可以模拟汽包水位的高度。1.3差压式水位计汽包内的蒸汽通过取样管在平衡容器中凝结成水，此水柱产生的压力作用在差压变送器上，作 为差压变送器的参比端；汽包内的饱和水经取样

3、管进入差压变送器，作为差压变送器的信号端，在 一定的压力和温度下，此水柱所产生的压力与平衡容器水柱产生的压力之差与汽包内水平面的高度 成正比。2影响三种汽包水位计的因素和防范措施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 （见图1 ）。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。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

4、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。2.2电接点水位计电接点水位计比较灵敏，反映水位变化无迟延，理论上与汽包工作压力和环境温度无关。但仍 存在不足，安装在测量筒上的电接点，由于长期处于高温高压和具有强盐分的炉水相接触，电接点 可能会失效，引起测量误差。示意图见图 2降水阀亠电源图2汽包水质对电接点水位计的影响汽包内的

5、水质结垢，化学腐蚀和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。水位计的电极挂水影响电接点水位计的测量筒因随环境温度的快速冷凝和水浪冲击，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。 阀对电接点水位计的影响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

6、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。2.3差压式水位计通过合理的补偿措施，差压式水位计能较好地测量汽包重力水位。现在锅炉汽包水位 MFT和汽包水位自动调节的信号全都取自

7、差压式水位计。我厂使用的单平衡容器系统结构图 （见图3）。影响其测量准确性的因素主要有以下几点 ：图3水柱对差压式水位计的影响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，在汽包满水时和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

8、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。安装对差压式水位计的影响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和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

9、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。2.3.3 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

10、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和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。2.3.4 锅炉启动初期差压式水位计的实际使用情况 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

11、、压力低，平衡容器内较难建立参比水柱和仪表管积存空气杂质等 原因所致。2006 年 1 月 30 日， #1 炉小修后准备首次点火。凌晨点火前运行按要求用上水和放水方法进 行汽包高低水位 MFT 保护试验，但整个试验过程没有完全成功， 具体情况如下：启动前汽包水位差 压变送器 3 台均校验正常， 420mA 对应 335mm.H2O 335mm.H2O ，机务对变送器一次门前 平衡容器后 6 根仪表管重新排管。锅炉上水时 CRT 3 点水位都显示满水位，期间 LT10105-COM 、 LT10107-COM 显示始终保持在满水位，运行通知仪控检查，期间反复几次上水放水和变送器排污， 5：07

12、 时锅炉放水，只有 LT10106-COM 有变化。经运行、机务、仪控讨论后，模拟进行水位保护 试验并确认正常，然后强制 LT10105-COM 、LT10107-COM 汽包高低水位 MFT 保护信号， 7：19 时锅炉开始点火， 9：05 时左右汽包压力由 “0”开始上升， 11：20 时左右汽包压力已升至 2.37MPa ， LT10105-COM 、LT10107-COM 显示开始逐步恢复正常，几小时后完全恢复正常。之前 2005 年 12 月 20 日#2 炉小修后水位传动试验时也出现了问题。 LT20106-COM 显示不准 （显示低水位，管路排水、变送器都正常，但显示始终不变）

13、，而 LT20105-COM 、LT20107-COM 两点一致性较好， 9：07 时开始点火， 12 时左右 LT20106-COM 显示开始逐步恢复正常，当时汽包 压力还未开始明显上升。从现象和最终结果分析，#1炉上水时LT10105-COM （A侧靠后墙）、LT10107-COM （ B侧）平衡容器当时可能还未罐满水，因为机务在确认一次门开启后仪控拧开变送器“ H侧时，只有LT10106-COM（A 侧靠前墙）变送器能排出连续较大水流，而 LT10105-COM 、LT10107-COM 变送器“H”只有滴水，运行巡检人员认为水位已上得够高且不能再上。如技术许可，水位传动试验时，运行必须

14、确保上水至+ 350mm.H2O，并尽可能再稍高一些，尽量在 3只变送器“H侧都能排出连续 较大水流且保持几分钟后再停止上水。因汽包水位测量为微差压测量，测量管路中存在空气一般将造成测量值波动而不准。变送器放 气应在汽包起压后且压力较高时进行，这样效果较好。汽包未起压时变送器放气是无多大效果的。管路结垢也是个问题。本次 #1 炉上水时，发现 3 只变送器除 LT10106-COM 排污门畅通外，其 余均不通，在汽包压力 2MPa 时仍排不出水。这说明仪表管路结垢现象比较严重，因此建议在停炉 或起压期间，当汽包压力 45MPa 左右时对汽包水位变送器排污门进行带压排污，以免造成管路堵 塞的误判断

15、。因此，应严格执行热工自动化检修规程 “设备大小修后，投用前应冲洗测量管路。其中 汽、水压力测量系统的取样管采用排污冲洗。有隔离容器的压力测量系统，不许采用排污冲洗。冲 洗油压测量系统的取样管时，应有排污收集装置和防火措施 ”的规定。另外，机务更换测量系统一次 门时必须注意清洁，防止杂物进入仪表管而堵管。在上水时如 CRT 有汽包水位显示不准 （不准的原因可能为仪表管内有较多排不出的空气或管路 因杂质而不畅）并不能判定该水位测量系统有问题，如确认 DCS 逻辑准确、变送器校验准确、平衡 容器已灌满水，待汽包起压后测量值一般都会逐步趋于正常，但若平衡容器水灌得不够满，则恢复 时间会较长。根据经验

16、，锅炉启动时以电接点水位计或就地水位计为准，运行控制汽包水位使电接 点不显示至 MFT 的最高最低水位， 当锅炉负荷较高时差压变送器水位测量装置才投入使用， 这种方 法比较实用且具可操作性。上水时有可能存在 CRT 上 3 点水位都不准的情况，如确认 DCS 逻辑准确、变送器校验准确、 平衡容器已灌满水，根据经验在撤除汽包水位保护后仍可以点火（但经请示领导） ，此时可用汽包水 位工业电视监视就地双色水位计或就地电接点水位计（可将电接点水位计显示表装至集控室并增加 ±50 mm.H2O 点），待汽包起压后观察测量值是否逐步趋于正常，若平衡容器水灌得不够满，则恢 复时间会较长。因上水时

17、CRT 差压变送器水位不准的几率较高，故 “锅炉汽包水位保护在锅炉启动前应进行实 际传动试验 ”是否必须执行？如果 CRT 水位都不准是否就不再点火？仔细查阅火力发电厂锅炉汽 包水位测量系统技术规定 （电力行业热工自动化标准化技术委员会标准 DRZ/T 01-2004 ），再针对 我厂实际情况，我们认为规定的一些地方是矛盾的或很难操作的。比如 5.1 条提出 “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 ”（说明规定承认启动阶段差压式水位变送器是不准的） ， 而 5.5.1 条提出 “锅炉水位保护未投入， 严禁锅炉启动 ”（我厂水位保护为 3 路差压式水位变送器三取 二逻辑，如不准则

18、在启动时无法投入水位保护） ，5.5.2 条提出 “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 ”（差压式水位变送器在启动前可能不准，此时 如何进行实际传动试验） 。3 结论根据分析的结果从各方面采取各种措施，以提高汽包水位计的可靠性，只是保证测量准确性的 一项基础工作，要确保汽包水位运行在合适的范围，更需要相关人员的精心维护，才能防范各类事 故的发生。造成水位测量偏差的原因分析和处理方法由于汽包、凝汽器、除氧器等容器的水位异常会对机组造成严重的后果，所以上述容器的水位测 量在电厂运行中是非常重要的参数，保证水位测量的正确对机组的安全运行有重要意义。本文将

19、分 别对上述几个容器的水位测量原理、系统组成和产生偏差的原因和处理方法做详细的介绍和讨论。一、汽包水位汽包水位的测量通常采用的方法有三种：双色水位计、电接点水位计、差压变送器测量。（一）双色水位计（图1）1. 双色水位计工作原理：由红色和绿色光源发出的红色和绿色光从两侧射向水位计本体液腔。在腔内汽相部分，红光射向正前方，而绿光斜射 到壁上被吸收，而在腔内液相部分，由于水的折射使图1.双色水位计 绿光射向正前方，而红光斜射到壁上，因此在正前方观察，显示汽红水绿。然后通过摄像机将图像送至控制室进行监视。2. 产生测量误差的原因分析A、汽侧或水侧的阀门堵塞。特别在机组第一次点火时，这时由于锅炉第一次

20、升温，锅炉管道内 的残留物进入汽包内，进而进入双色水位计内，造成阀门堵塞。B、安全子没有落下。 在对双色水位计冲洗时，没有按照正确的顺序操作阀门就会造成安全子被 冲到上面，由于两侧存在很大压力差，安全子不能落下来。C、玻璃管被污染。如A所述，第一次点火时的水质很差，容易污染玻璃管壁，使折射能力下降。D排污门漏。若在运行冲洗过程中，有大的颗粒进入排污门的密封面内，就会阻碍和损坏阀芯，造成泄漏。3. 处理方法A、 在锅炉启动过程中，当汽包压力升到0.5MPa时，对水位计进行彻底的冲洗，直到水位计变 的清亮为止。B、在正常运行过程中按照厂家说明书对水位计进行检查或冲洗。C、如果排污门无法关严，和时更

21、换阀门。（二）电接点水位计1. 工作原理由于水和汽的导电性能差异极大，测量筒上的电接点与筒壁之间的电阻也差别很大，在液态时由 于介质电阻小，当电接点与筒壁间加上一直流电压时流过的电流大，反之未浸入液面时的电接点流 过电流小，这两种状态下流过电流相差很大，可作为一种信号馈送到二次仪表，经放大处理后显示 和控制输出，以达到显示液位的目的，从而可实现远距离监控。2.产生测量误差的原因分析A、电极污染。锅炉初次启动时，水质非常差；含有大量的铁锈和盐份,附着在电极上，很容易使电极与筒壁之间的电阻降低，造成显示错误。B、排污门泄漏。原因同双色水位计中介绍的相同。3.处理方法A、定期冲洗。特别是第一次锅炉点

22、火时，必须要冲洗到水质清洁;并且在锅炉吹管过程中，经常的进行冲洗。B、更换排污门。L|II- +1图2.冷凝罐I(三)差压变送器配套冷凝罐或双室平衡容器1.工作原理冷凝罐如图2 所示,与蒸汽侧相接的筒形容器内的液位高度保持不变，差压变送器的输出随汽包内的水位高度变化而变化.双室平衡容器如图 3所示,基准杯内的液位高度保持不变压变送器的输出随汽包内的水位高度变化而变化由于平衡容器内部的温度与汽包内部的温度差别很大,所以变送器的输出水位值与汽包内的实际水位值偏差很大通过DCS或二次仪表进行修正。2 产生偏差的原因分析(1)排污门渗漏帀点图1图3.双室平衡容器由于汽包压力很高(十几兆帕以上)，而变送

23、器正负压侧的差压很小(几千帕)，微小的渗漏就会对测量造成很大的影响。(2)保温不合适对平衡容器的保温要求根据电力建设施工和验收规范(热工仪表和控制装置篇)的规定，平衡容器上部不能保温。(3) 伴热不合适在寒冷地区测量管路要进行伴热。伴热一般有两种，一是采用蒸汽伴热，一是采用伴热电缆。采用 蒸汽伴热时蒸汽管要“之”字型敷设，其间距均匀。采用伴热电缆伴热时，伴热电缆也要“之”字 型敷设，且间距均匀。(4) 双室平衡容器内部密封不好双室平衡容器内部连通管与溢流室，基准杯与溢流室之间的渗漏也造成测量偏差。(5) 变送器量程与平衡容器尺寸不对应变送器的量程应该按照平衡容器的正负压侧的实际尺寸来校验，否则

24、会因为不对应造成偏差。（6）燃烧不平衡造成汽包两侧水位产生偏差由于大型锅炉的汽包长度达 30多米，燃烧不平衡对两侧水位影响很大，导致两侧的蒸发量不一致产生水位偏差。3、处理方法（1）发现排污门渗漏，要和时更换。（2）检查保温符合要求。（3）管道保温前检查伴热装置布置合理。（4）双室平衡容器安装前要按照规范要求做密封试验。（5）变送器校验要与实际尺寸一致。（6）调整燃烧，保持两侧蒸发量一致。二、除氧器和加热器水位除氧器和加热器水位的测量通常采用的方法有三种：磁翻板水位计、浮球水位开关、差压变送器测 量。（一）磁翻板水位计1. 工作原理外形如图4所示，当被测容器内的液位升降时，液位计主导管中的浮子

25、也随之升降，浮子内的永久磁钢通过磁耦合传递到现场指示器，驱动红、白翻柱翻转180。，当液位上升时，翻柱由白色转为红色，当液位下降时，翻柱由红色转为 白色，指示器的红、白分界处为容器内介质液位的实际高度，从而实现液位的指示。2. 产生偏差的原因分析 浮筒内脏，造成浮子卡死。磁翻板水位计.r *1图4.3、处理方法确保水质清洁，投入时要用清水冲洗干净。有时会因为水位剧烈变动造成红白翻 板间隔出现，可用磁铁进行强制复位。（二）浮球水位开关1、工作原理一般采用SOR勺机械式液位开关作为高低液位报警。外型如图5所示。安装时if根据报警水位高度，通过开关上的动作标记来确定安装位置。当水位超过或低于动作值时

26、，浮球筒内的浮球带动内部的磁铁滑块移动，从而引起筒外面的微动开关动作。2、产生误动作的原因分析触点接线错误，常开常闭接反。图5.浮球卡住。3、处理方法检查接线，确保正确。投入时冲洗干净。（三）差压变送器1、工作原理工作原理与汽包水位的冷凝罐测量方式一样。2、产生偏差的原因分析A、第一次投入时正压侧没有水，或水不满。由于该变送器是满水的差压为零，所以在除氧器里面没有水的情况下显示是满水的。由于是将正压侧作为基准，那么正压侧要保持稳定的水位高度；如果正压侧水位降低，则显示的水位偏高。B、排污门漏。排污门漏造成正负压侧的差压偏差增大，显示偏差增大。3、处理方法第一次投入时必须先用凝结水将正压侧注满水

27、。正常运行时若出现偏差，首先将3个值（一般除氧器水位设计3个同样的变送器）进行比较，若3个显示值偏差大，应检查正压侧水位；具体做法是将一次门关闭，负压侧水排空，灌水处阀门打开，读变送器输出，若变送器输出小于实际正压侧 高度，则说明正压侧水位降低了；如果再次灌满水后，过一段时间又出现上述现象，则检查管路和 排污门是否渗漏。三、凝汽器水位凝汽器水位测量通常采用磁翻板水位计和差压变送器两种。（一）磁翻板水位计1、磁翻板水位计的原理已作介绍，不再复述。2、产生偏差的原因分析由于凝汽器内部为真空， 所以经常出现阀门、 管接头处向内漏空气；将测量筒内的水位与凝汽器内部不平衡产生偏差。3、处理方法检查各阀门

28、、管接头处密封，若泄漏很小，可用黄油涂在接头处。（二） 差压变送器1、测量原理如图6所示,利用测量筒将水位引出，通过差压变送器测量筒内水位高度图6.凝汽器水位测量注水口J,来反映凝汽器内水位2、产生偏差的原因A、如果测量设备和管道的阀门和接头处有渗漏，就会造成正负压侧压力产生偏差；若正压侧 漏，将造成水位偏低；若负压侧漏，造成水位偏高。B如果取样位置距离疏水口较近，或直接在疏水口下方，就会对测量值产生影响。3、处理方法在安装完成后，系统要做密封性试验。在运行中有轻微渗漏可在接头处涂黄油临时解决。 安装前检查取样口避开疏水口；若无法避开，则加装隔离装置。四、结论 总之，产生偏差的原因大部分是由于

29、施工原因、启动初期水质差、阀门故障造成的，因此在施工 中严格按照施工技术规范施工，启动时加强冲洗、排污和检漏；防止因水位的偏差大造成不必要的 跳炉、跳机；避免不必要的经济损失。锅炉启动初期汽包水位检测仪表故障原因分析和防范措施摘要：以火电厂常用的几种汽包水位检测仪表为例，分析其工作原理和不同工况下的常见故障，结 合火电厂几起锅炉启动期间因汽包水位表计异常运行导致的严重后果，分析其故障原因并阐述执行 相关规程规定的重要意义，提出了加强技术管理、制度管理等方面的防范措施。关键词：锅炉；汽包水位；故障分析；防范措施引言汽包水位检测仪表是现代火力发电厂最重要的监视仪表之一。汽包水位的错误指示，轻者造成

30、 保护误动、机组跳闸，重者导致锅炉管道过热损坏、汽轮机进水等恶性事故。因此，行业规程、电 厂运行规程、检修工艺规程等均对汽包水位检测仪表的设计、选型、安装、运行、维护等做出了详 细规定。但是，因机组运行工况变化，特别是锅炉启动期间各种因素的影响，由于汽包水位的不正 常显示误导运行人员操作、甚至危和设备安全的现象仍时有发生。保证汽包水位的准确指示，提高 机组启动期间安全性，是技术管理人员、运行人员必须长期关注的重要问题。1. 几种汽包水位检测仪表的工作原理1.1 差压式水位计典型的单室平衡容器差压式水位测量系统如图 1 所示。其工作原理是：汽包内的蒸汽通过取样 管在平衡容器中凝结成水，此水柱产生

31、的压力作用在差压变送器上，作为差压变送器的参比端；汽 包内的饱和水经取样管进入差压变送器，在一定的压力和温度下，此水柱所产生的压力与平衡容器 水柱产生压力差，与汽包内水平面的高度成正比。1.2云母双色水位计云母双色水位计是利用光在不同介质中呈现不同的折射率和反射特性，并借助于滤色片使液相 呈绿色，气相呈红色来显示汽包水位的。由光源发出的光，通过红绿滤色片，射向水位计本体液腔。 在腔内气相部分，红光射向正前方，而绿光斜射到腔壁上被吸收；在腔内液相部分，由于水的折射, 使绿光射向正前方，而红光斜射到腔壁上被吸收。因而在正前方观测时，可看到水位计显示气红液 绿，清晰透明。1.3磁翻板液位计磁翻板式双

32、色液位计，是以磁性浮子为感测元件，并通过磁性浮子与显示色柱中磁性体的磁耦 合作用，反映出被测液位或界面，并应用连通管原理，保证被测容器与测量管体间的液位相等，当 测量管中的浮子随被测液位等量变化，浮子中的磁性体与显示板上显示色柱中的磁性体作用，使色 柱翻转，红色表示无水，绿色表示有水，从而达到就地显示水位的目的。1.4电接点水位表电接点水位表是利用炉水和蒸汽的导电率差异的特性进行测量液位的。由于液位的变化使部分 电极浸入水中，部分电极置于蒸汽中，在炉水中的电极对筒体阻抗小，而在蒸汽中的电极对筒体的 阻抗大，利用这一特性，可将非电量的水位转化为电量，送给二次仪表，从而实现水位的显示、报 警输出等

33、功能。来源:输配电设备网2. 机组启动期间，影响汽包水位检测仪表的因素和消除措施机组启动期间，由于锅炉汽包内压力没有建立，水位计、平衡容器等处温度与环境温度接近相 同，汽包内水质不同于正常工况下的水质等因素，对上述采用不同原理的水位检测仪表带来不同的 影响。2.1 汽包和环境低温的影响2.1.1 锅炉启动时，差压式水位计平衡容器内无法凝结成参比水柱。由于汽包内温度低、压力低，蒸汽不能在平衡容器内自行凝结，无法建立参比水柱。为此，需 采用人工向平衡容器内注水的方法，同时，尽可能排出取样管路中的空气泡，使差压变送器的正负 取样管路全部充满水。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

34、与实际水位 相符并验证水位高低报警和跳闸值动作情况，即所谓汽包水位保护信号的传动试验。投用暖气，当冬季气温特别低时，差压式水位表平衡容器和与其连接的取样管，由于暴露在空气中（设计 规程规定），极易发生结冰的情况。 为此， 需加装临时保温措施， 或对汽包小室进行保温、 确保室内温度不低于 0C。2.1.2 冬季云母双色水位计、磁翻板水位计因气温太低发生的错误指示锅炉启动汽包上水后，由于温度低，水位计的部分管路暴露在空气中，极易发生结冰现象；尤 其是其隔离阀手轮、阀杆等与冷空气直接接触，散热较快，与阀门连接的管路中有可能首先结冰， 而水位计中的水不一定同时结冰，因此，会造成水位计中水位正常的假象，

35、误导运行人员。某电厂 曾发生过这样一例双色水位计的特殊故障：冬季气温较低时，云母双色水位计汽侧隔离阀门结冰， 水位计只有水侧与汽包联通，从水位计中可以看到水位处于正常位置；升降水位时，水位计的液面 也相应变化，使运行人员误认为水位计正常。出现这种情况的原因是：隔离在汽侧取样管路内的气 泡，因水位升降被压缩或扩涨，使水位计中的水位随汽包的上水或放水变化，但其变化速度却远远 低于实际水位，因此，上述故障如不能和时发现，会造成锅炉满水或断水的严重后果。请登陆 :输配电设备网 浏览更多信息2.1.3 低温下电接点水位计的电极挂水、结冰影响显示电接点水位计的测量筒、隔离阀门，除会因低温发生与双色水位计和

36、磁翻板水位计同样的故障 外，电接点水位计的电极， 当锅炉刚上水时， 还会出现水汽凝结现象， 电极上形成水珠， 俗称“挂水 ”， 挂水后形成电极间联通和低温下水珠结冰，同样会造成水位显示的错误。综上所述，防止低温对水位表计的影响，主要是采取合理的保温措施，确保汽包小室的环境温度不低于0C,或有针对性的采取临时保温措施，保证汽水取样管路与汽包的可靠联通。2.2 汽包零压力下投用伴热装置后对水位测量系统的影响伴热装置是冬季防止汽包水位测量管路结冰的一项措施，机组正常运行工况下，其发热量的大 小对水位测量的影响较小，但锅炉启动初期，特别是汽包压力为零时，伴热装置的发热量过大，有 可能对汽包水位的正确测

37、量产生重大影响。某电厂曾发生过这样一种特殊故障：冬季锅炉启动时， 汽包双色水位计、磁翻板水位计均显示正常，但差压水位表多次出现大幅度波动，波动范围达几百 毫米，无法正常监视。检查发现，由于差压式水位变送器取样管路保温较厚，取样管上缠绕的伴热 电缆功率较大，使取样管中的凝结水温度升至100 c左右，此时，由于汽包压力为零，取样管中的水发生了沸腾，导致水位显示大幅度波动。临时停用伴热电缆后恢复正常。当汽包压力上升至额定 压力时，取样管中的水温虽然还是100 C左右，但远低于沸点，因而不会发生汽化。解决此问题的措施，一是环境温度高于0c时，和时停用伴热装置，二是采用自动温控装置或降低伴热装置的发热量

38、，确保取样管路中的水既不低于oc,也不高于100C。2.3 锅炉冷态启动对双色水位计的影响在生产现场常出现这样一种情况：机组冷态时,双色水位计调整好以后,锅炉点火时,水位计 显示发生不清晰的现象。究其原因,一是锅炉由冷态变为热态时,汽包和与之相连接的水位计、汽 水管路、阀门和支架膨胀,相对位置发生了变化,从汽包水位电视中所看到的双色水位计显示效果 不如冷态时理想,需再进行反复调整。二是锅炉升温升压后,新更换的云母片、密封件随温度升高、 压力升高,其厚度、颜色发生变化,密封件膨胀变形后扩散至云母片处,影响透光。防范措施是, 从水位计、取样管路、摄像机柜等的设计、安装、调试各个环节把好关,选用业绩

39、良好、信誉好的 设备厂家,提高设备可靠性。2.4 汽包水质对电接点水位计的影响锅炉启动时,汽包内的水质与正常工况下的水质不同,对于经过深净化处理的炉水,由于其导 电度低,根据电接点水位表的测量原理可知,水、汽不易区别,有时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。采取的措施是：二次表采用智能动态测量补偿技术的表计，提高炉水和汽体的分辨能力。3. 结论从技术上采取各种措施，提高汽包水位测量表计的可靠性，只是保证测量准确性的一项基础工 作，要确保锅炉启动期间锅炉不满水、不断水，更需要运行人员、检修人员的精心操作、精心检修, 以和各级生产管理人员和指挥人员严格执行运行规

40、程、行业规程和各项管理制度，才能最终杜绝恶 性事故的发生。YW1151差压式水位测量装置的应用?来源：互联网?时间:2008-06-30?阅读:466目前汉川电厂300MW机组主要的水位测量装置有就地云母水位计、就地磁翻板水位计、电接点水位 计、浮筒式液位开关。以1151变送器为核心的差压式水位测量装置等。就其性质而言，云母水位计、磁性翻板水位计属于就地显示仪表，具有”眼见为实”的特点目前汉川电厂300MW机组主要的水位测量装置有就地云母水位计、就地磁翻板水位计、电接点水位 计、浮筒式液位开关。以1151变送器为核心的差压式水位测量装置等。就其性质而言，云母水位计、磁性翻板水位计属于就地显示仪

41、表，具有”眼见为实”的特点；电接点水位计属于远方显示仪表；浮筒式液位开关用于远方联锁开关量控制；1151差压式水位测量装置用于远方模拟量显示和自动控制。就其测量精度而言，1151差压式水位测量装置较前几种测量装置精确得多，汉川电厂目前使用的1151变送器的精度为 0.25级，在测量1000mm水位时的误差只有 2.5mm。1151差压式水位测量装置的一个突出优势，是将水位实时信号转化为420mA模拟信号向远方传输，信号处理方便。特别是随着DCS系统的广泛应用和发展，1151差压式水位测量装置与DCS系统高效结合，使得该装置己不仅仅用于显示和模拟量自动控制，而且具有逐步取代浮筒式液位开关 而承担

42、保护功能的趋势。汉川电厂4台300MW机组的汽包水位高低 MFT保护信号。除氧器水位高低信号和高加水位高低信号就均来自1151差压式水位测量装置。因此，对1151压式水位测量装置递行更深入的研究，对大型火电厂的安全经济稳定运行具有重要的现实意义。一、1151差压式水位测量装置的工作原理1. 1151差压式水位测量装置的组成以汉川电厂锅炉汽包水位测量为例，其1151差压式测量装置组成简图如图1。as i耀炉汽包渕装n从图i可看出，ii5i差压式水位测量装置主要由连通管、平衡容器。引压管、1151变送器组成。在对不同的对象进行测量时，其结构略有不同。2.1151差压式水位测量装置工作原理以图1锅炉

43、汽包水位测量装置为例，汽包内的饱和蒸汽在凝结球（平衡容器，内不断散热凝结，平衡容器内的液面总是保持恒定，所以正压管内的水柱高度是恒定的，负压管的水柱高度则随 着水位H而变化。因此由正负压引入口得到的差压信号为：式中H容器水位;AP = P+-P = LP.g - HgP ' + (L-H) gP 穿Lg"厂 厂)一環£护仲野P 1 平衡容器中水的密度;汽包压力下饱和水的密度; 汽包压力下饱和汽的密度;由此式可知，当平衡容器的安装结构一定（即L确定）、汽包压力一定（p'、p"确定）和p 1p与汽包水位H呈反向线性关系，即水位越低，差压越大。1151变

44、送器中电容膜室的膜片，改变膜片间的距离，引起正一定的条件下，正负压管的差压输出厶 正负压管的压力信号通过挤压 负膜室电容的变化，即有下列线性关系（C-C2）/（C 1+Q）=KA P式中C1、C2正、负膜室电容;K比例系数。1151变送器中的测量电路将差动电容量的变化转换成420mA DC电流信号，经控制电缆送至集控室。此时，1151变送器输出的420mADC电流信号与汽包水位 H呈反向线性关系，即水位越低， 差压越大，420mA DC电流信号也越大。上述信号流程为：水位高度信号HR正负压管的差压输出信号 Ptl151差动电容信号t420mA DC信号t DCS系统。需要说明的是，在 1151

45、 变送器进行检修后，为保证平衡容器液面的恒定，在机组运行初期， 对于除氧器水位、高加水位和凝汽器水位，均需通过手动灌水门向平衡容器灌水，水位信号才能得 到正确测量 ; 对于汽包水位变送器， 只有当机组运行一段时间后平衡容器中充满凝结水时， 变送器信 号才恢复正常。二、1151差压式 7k 位测量装置的现场安装1151 差压式水位测量装置的安装涉和到取样管、平衡容器、连通管、截止门、变送器的选 型、材质、安装尺寸等诸多方面。对于不同的测量对象和要求，安装方法各不相同，完全可以按照 设计要求进行。现仅从正负取压管和1151 变送器的连接方式进行分析。1.1151 变送器的连接方式一般情况下，门筑变

46、送器上标有H（高）和L（低）字样，前者表示高压侧，后者表示低压侧。三阀组与变送器连接后，人面对三阀组"若变送器左侧为 H（高）、右侧为L（低），则称之为正安装；反之称为反安装。2. 正负取压管的连接方式一般情况下，将与平衡容器（或汽侧，相连的取压管称为正压管 C或高压侧），与水侧相连的 取压管称为负压管 （或低压侧 ）。正压管与 1151 变送器的高压侧相连，负压管与 1151 变送器的低压 侧相连，称之为正安装 ； 反之称为反安装。当变送器零差压校验输出信号为4mA时：（1）若变送器和正负取压管均正安装或变送器和正负取压管均反安装，则水位越高，差压越小，变送器输出的电流信号越小，4

47、mA对应满水；（2）若变送器和正负取压管一为正安装、另一为反安装，则水位越高，差压越小。变送器输 出的电流信号越小，20mA对应满水。当变送器零差压校验输出信号为20mA时，以上情况正好相反。从实际情况看，变送器正安装和正负取压管的正反安装现象均存在。在具体安装时"应视对差压信号进行处理的装置的不同情况进行选择。三、1151 差压式水位测量回路德参数设置1151利差压式水位测量装置、信号传输电缆和DCS系统的组合是1151差压式水位测量回路的典型组成。其控制回路的参数设置包括1151变送器和DCS系统两部分。1.1151 变送器参数设置目前，智能型 1151 变送器因具有体积小、安装

48、校验方便。维护量少等特点己得到广泛应用。 根据不同的需要，可以很方便地对 1151 利变送器进行零点量程调校。零点迁移、本机状态设置等。2. DCS 系统参数设置DCS系统主要用于对差压式水位测量装置送入的420mA DC电流信号进行处理，并在 CRT上按照运行习惯要求进行显示。不同的DCS系统，其参数设置不尽相同。以汉川电厂#3机组#3高加水位测量（图2）为例进行说明。图中，平衡容器 O点为高加正常 水位，即CRT显示零水位点（0mm）; A点为高加满水位点， CRT显示+300mm点;B点为高加低水位点， CRT显示-300mm点。_：!IWcnpowe43K39 2汉川絆机红朋高加水悅测

49、装込简图测量回路中 取压管和变送器正安装， 变送器的校验量程为 0T 600mm对应输出电流为 204mA对应 差压为-600mmHOT 0mm2O,CRT显示-300mm（无水）t +300mm满水）。变送器校验时，零差压输出 4mA 负压端加压。（或正压端抽压）至600mm2O时。调整变送器输出为 20mA汉川#3机组使用的DCS系统为 WDPF-II型系统，其参数显示转换系数G、C2计算如下：+300=Ci X 0.004+C2-300=C 1X 0.020+C2（2）若取压管和变送器正安装，变送器校验时零差压输出 20mA，则负压端抽压（或正压端加压） 至600mmHD时，调整变送器输

50、出为 4mA此时的对应关系为：电流为4t20mA对应差压为-600mmHO t 0mm2O,CRT显示-300mm（无水）t+300mm满水）。此时。DCS系统参数显示转换系数 Ci. C 2应按以下公式计算：-300=C iX0.004+C2+300=CiX0.020+C2因此，取压管和变送器的安装、变送器的校验以信DCS系统参数的设置应该对应，否则会导致水位测量显示错误。若错误的测量结果进入调节和保护系统，将会引起严重后果。四、差压式水位测量装置实际应用中的问题1. 高加水位测量中的问题汉川#4机组#3高加水位测量示意图如图3。港虫位点A(*00)0-01止策空位）(*1DO)C0mmft

51、HcB1 )5111丄*一水WVfW CFjpowej/rOts1ES*P+L=600nmJ汉川杓机姐杓高松水位涮*龜置闕田初始安装时，变送器量程为0 400mm差压范围为-400mmHO 0mmtO,CRT显示-200mm（无水）宀+200（满水），对应电流值 20mAr> 4mA如由于差压变送 器零点应为图3中的A点。那么，变送器的测量范围应为A点到C点。因为图中 O点是高加实际的正常水位，即零水位，因此该变送器所测量的实际水位应为+300t-100mm变送器输出12mA信号时，CRT上显示0mm当高加实际水位在正常水位O点时变送器输出16mA CRT显示-100。因此，在变送器的测

52、量范围（A点到C点）中，CRT显示值比实际偏低，当实际水位在C点以下时无法显示。若变送器量程为 +100mnr+500,差压范围-400 t0mmH>,CRT显示-200（无水）t +200mm满水）, 对应电流值20mAr4mA如上述分析可知，变送器的测里中点应为+300mm即图中A点向下300mm处，该点即为同加止常水位点。因此，变送器的测量中点与实际零水位点重合，则该变送器在正常 测量范围内显示值正确。当实际水位在+300mm>200mm和-300mnr-200mm时，无法显示。因此，应将变送器量程改为0mmr+600mm或-600mmr0mm这样，即保证了正确显示，又扩大了

53、测量范围。2. 除氧器水位测量中的问题汉川电厂#1、#2机组除氧器水位测量装置有电接点、就地磁性翻板水位计、水位报警和保护液位开关。DAS水位变送器、CCS水位变送器，它们的显示零点不统一，量程和实际显示值不对应， 与设计要求不符合。其中，DAS水位变送器、CCS水位变送器差压为 0mrr 1500mm显示值3400mmt 900mm而实际应为3640mmr2140mm示值偏低240mm除氧器水位依靠此变送器进行调节，就使 得除氧器水位偏高运行，水位高报警和保护的液位开关便容易误动。此外，给水泵跳闸信号也是由 该变送器给出，所以水位低保护易拒动。为了使除氧器水位测量准确，按照设计要求，对电接点

54、、就地磁性翻板水位计。水位报警和 保护液位开关、DAS水位变送器。CCS水位变送器的零点进行统一。所有表计的显示零点为除氧器水 箱几何中心线下1900mm处（除氧器设计零点）。CCS系统变送器量程改为：差压0mmHT 1600mmbO, 显示值为3640mm> 2040mm电流20mAr 4mA取消水位高二值。高三值液位开关，其信号改由DCS系统给出。这样。就保证了除氧器水位调节和保护的可靠性。3. 汽包水位测量申的问题汉川电厂#2炉汽包A、B侧差压水位计原安装情况如图4。.4汉川屯厂紇炉汽尅水位测縊玉童蜀经计算分析可知，当汽包水位为-381mm时。 汽包水位低低 MFT保护动作，此时变

55、速器检测到的差压为670.96mmHQ已接近于变送器所能检钡至的最大差压664.5mmH20裕量仅为6.46mmfQ若考虑安装、环境温度等误差的影响，贝汽包水位 低低MFT保护动作所需的差压会超过变送器所能检测到的最大差压，直接导致水位低保护拒动。因此，将差压水位计的水侧取样管孔位置向不移动60mm使得水测取样点至汽包正常水位的距离为-460mm;同时保证汽侧取样管和凝结球安装位置不变。这样，低水位保护动作所需的差压与变送器所能检狈到的最大差压之间有26.9232mmHO的裕量。与原安装的水位测量情况相比，裕量增大了 20.46mmHQ低水位保护可以正确动作。1151变送器原理与故障检修来源：

56、山东省泰安市计量测试?时间：2008-01-14?阅读:31541.1151系列电容式变送器有一个可变电容的传感组件，称为“3”室。该传感器是一个完全封闭的 组件。过程压力、差压通过隔离膜片和灌充液硅油传到传感膜片引起位移，传感膜片和两电容极板 之间的电容差由电子部件转换成（420）mA的两线制输出的电信号。一、1151系列电容式压力、差压变送器的原理1.1151系列电容式变送器有一个可变电容的传感组件，称为“3”室。该传感器是一个完全 圭寸闭的组件。过程压力、差压通过隔离膜片和灌充液硅油传到传感膜片引起位移，传感膜片和两电 容极板之间的电容差由电子部件转换成 （420）mA的两线制输出的电信号。2. 电子放大电路由解调器、振荡器、振荡控制放大器、电流检测器、电流控制放大器、电流限制控制器、基准电压、稳压器等组成。通过它们对电容信号进行检测，从而控制振荡频率，再将 其转换为电流输出。二、传感器组件的测试传感器有故障时，一般不能在现场修理，只有更换