汽包水位技术改造与校正项目

编号：时间：2021年x月x日书山有路勤为径，学海无涯苦作舟页码：第页编号：福建省龙岩发电有限责任公司技措项目可行性研究报告书项目名称：2号炉汽包水位技术改造与校正项目项目申请单位：检修部_项目实施单位：________大修单位____________可行性报告编写单位或编写人：刘晓林____项目申请单位盖章2007年9月5日福建省龙岩发电有限责任公司技措项目可行性研究报告书项目名称2号炉汽包水位技术改造与校正项目申请单位检修部报告编写人刘晓林需配合单位检修部，安监部会签估算费用（万元）9万元项目负责人大修单位配合单位意见设备使用部门意见策划部意见安监部意见计经部意见财务部意见审定人意见批准人意见备注福建省龙岩发电有限责任公司技措项目可行性研究报告书概述（设备运行现状）运行中，汽包水位测量，随着汽包压力的增大，变送器水位显示与电接点水位显示偏差110~120mm,与就地双色水位计显示偏差90~100mm,压力越小相差越小。任意两个水位信号偏差远远超过30mm。福建省龙岩发电有限责任公司技措项目可行性研究报告书二、改造的必要性（设备存在问题、改造成熟的先例）一．设备存在问题：额定工况下，汽包水位测量，随着汽包压力的增大，变送器水位显示与电接点水位显示偏差110~120mm,与就地双色水位计显示偏差90~100mm。二．汽包水位系统改造主要依据：1）汽包水位差压水位计压力补偿测量理论和液体连通器测量理论。2）国家电力公司国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》条文“8.5按规程要求对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于30mm,应立即汇报，并查明原因予以消除。”3）国电发（2001）95号“关于印发《国家电力公司电站锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用若干规定（试行）》的通知”。4）DRZ/T01-2004电力行业热工自动化标准化技术委员会标准《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》。5）在汽包水位改造项目的成功经验，有吉林热电厂、双鸭山第一发电厂、七台河发电厂、富拉尔基第二发电总厂、朝阳发电厂、大同第二发电厂、国电宣威发电厂等电厂汽包水位改造。福建省龙岩发电有限责任公司技措项目可行性研究报告书三、改造方案(设计说明、设计图纸、对原设备系统的变动)前言一．目的：消除电接点水位计，就地双色水位计，水位变送器测量三者之间的水位显示，在锅炉额定工况下，偏差在50mm以内。二．锅炉汽包水位测量系统现有配置1．汽包左右侧各装有一套TC-SMW-III（B）型（七窗式）就地长窗式双色水位计。通过工业电视可在集控室BTG盘上监视双色水位。2．汽包左右侧各装有一套UDZ-191A型智能电接点双色水位计。二次表在集控室BTG盘上显示水位状态，并在水位异常时进行声光报警。3．汽包水位的控制和保护分别取自3个独立的差压变送器进行三取中逻辑判断后的信号。3个独立的差压变送器信号分别通过3个独立的I/O模件，引入DCS的冗余控制器，并在DCS上监视汽包水位。三．省内电厂汽包水位测量了解根据咨询，厦门嵩屿电厂，装机4×300MW，一期2台机组汽包水位测量配置与我厂相同，即电接点水位计2个，双色水位计2个，差压变送器测量3个，各水位测量表计之间偏差也在100mm左右；二期2台机组，由于考虑到一期汽包水位测量中各水位计之间的偏差较大，在二期中取消了电接点水位计的测量，差压变送器由3个增加到6个。南普电厂，装机2×300MW，改造电接点水位计为通过调整汽水阻尼器，依导电特性判断汽水密度，将电接点水位计的偏差，往差压变送器测量显示值靠。媚州湾电厂，装机2×396MW，通过有压力修正和温度补偿的差压式水位计，在DCS系统中引入偏差修正系数，消除各汽包水位计测量之间的偏差大问题。四．汽包水位测量系统的现状及存在的问题：1．#2炉汽包现有水位计配置如下图所示：汽包水位取样测孔共计7对。其中左、右端头的各安装一台就地云母水面计和电接点水位计。前面安装三台老式单室平衡容器。2．存在问题（1）现安装的单室平衡容器从结构和安装上存在的问题：单室平衡容器正压管由上部垂直向下引出，造成参比水柱自上而下较大的温差，在不同工况下会造成较大温差。建议更换室温型或内装式平衡容器。老式单室平衡容器误差分析：正、负压管输出的压差值△P按下式计算： (1)或改写成 (2)式中：——参比水柱(P+侧水柱)的密度——汽包内饱和水密度——汽包内饱和蒸汽密度H——汽包内实际水位这里饱和蒸汽和饱和水的密度（、）是汽包压力Ｐ的单值非线性函数，通过测量汽包压力可以得到，而参比水柱中水的平均密度通常是按50℃时水的密度来计算的，而实际的具有很大的不确定性与50℃时水的密度相差很大是造成测量误差的主要原因之一。根据某电厂条件下的计算，参比水柱平均温度对水位测量的影响如表所示。参比水柱平均温度对水位测量的影响表(40℃为基准)温度（℃）406080100120130140160影响值(mm)-9.633.262.391.4108125162从上表可知，如果参比水柱的设定温度值为40℃，当其达到80℃时，其水位测量附加正误差33.2mm；当参比水柱温度达到130℃时，其水位测量附加正误差高达108mm。（2）现在装的就地云母水位计内的水温要远低于汽包内的饱和水温度，其密度高于饱和水的密度，从而水位低于汽包内的实际水位，而且云母片易起层水化，云母窗易结垢，不能清晰观察水位。建议更换为热补偿式超高压无盲区半导体云母双色水位计或者汽包水位低偏差云母水位计。连通器原理水位计测量误差简要分析图四、联通管式水位计原理图如图四所示，联通管式水位计的显示水柱高度Hˊ可按下式计算： (3)

式中H——汽包实际水位高度Hˊ——水位计的显示值——汽包内饱和蒸汽密度——汽包内饱和水密度——水位计测量管内水柱的平均密度由于水位计管内的水柱温度总是低于汽包内饱和水的温度，因此，总是大于，水位计中的显示值总是低于汽包内实际水位高度，它的示值偏差： (4)由（4）式可以看出，基于联通管式原理的汽包水位计显示的水柱值不仅低于锅炉汽包内的实际水位，而且受汽包内的压力、水位、压力变化速率以及水位计环境条件等诸多因素影响，水位计显示值和汽包内实际水位间不是一个确定的、一一对应的关系，而这一偏差在汽包零水位时可达50-200mm，就是母水位计的两个测量管中的水位在0水位附近相差10-20mm，水位越高误差越水位越低误差越小。这一，，牛眼水位计、电接点水位计、射线液位计、液位开关如何好，其测量结果也是误差很大而不真实的。因此，即使我们按额定工况将水位计下移而使汽包正常水位时，水位计恰好在零水位附近，但是当工况变化时，仍将产生不可忽略的偏差。曾经在相当长时间内，锅炉运行时要求不管在什么情况下，都要求以上述联通管式水位计作为基准仪表，实际上是一个很大的误区。（3）电接点水位计也属于连通器原理水位计，因为温度无补偿所以有较大测量误差，并且电极易泄露。测量准确性和可靠性差，不能参与保护。应更换伴热式电接点水位计或者温度补偿的GJT2000型高精度电接点水位计。汽包水位内装平衡容器汽包水位内装平衡容器结构原理如下图所示，参比水柱L的静压力为：（1）式中：L为平衡容器中参比水柱的高度；为汽包实际水位高度；为平衡容器中参比水柱(饱和水)的密度；g为重力加速度；为汽包内水的密度；为汽包内饱和汽的密度。相对参比水柱L的水侧仪表管压力为(2)变送器所测得的差压值为(3)汽包水位内装平衡容器原理图由公式（3）得：（4）采用汽包水位内装平衡容器测量汽包水位具有以下特点：1）、精确度高，不受汽包内水欠饱和以及外置平衡容器参比水柱温度变化的影响，从公式（3）可以看出变送器所测得的差压值为汽段参比水柱（饱和水）和相同高度的饱和汽静压之差，这一点与以往的任何一种外置式平衡容器不同，而采用外置式平衡容器测量汽包水位不仅受平衡容器下参比水柱温度变化的影响，而且由于补偿公式是假定汽包内水是饱和状态下推算出来，而实际上汽包内的水是欠饱和的，而且随着负荷变化欠饱和度也是变化的，由此可见，采用内装平衡容器的测量精确度远比外置式平衡容器要高。2）、由于汽包的汽侧取样管上焊接有冷凝罐，可以及时向平衡容器中补充冷凝后的饱和水，因而可以保证锅炉点火不久就可投入汽包水位测量。3）、具有防止内装平衡容器故障的后备措施，当内装平衡容器出现意外时，可将正压表管与冷凝罐的备用正压取样管相连，这样可以方便转换到改进型外置式单室平衡容器继续工作。室温型单室平衡容器1)TPH—C室温型单室平衡容器与其它结构平衡容器相比，具有下列优点。由于进行了温度补偿参比水柱的密度值测量准确，测量精度高，可以实现大量程测量。平衡容器为室温（不打保温），不向外部散热因此节约能源。当汽包接近满水时，由于其参比水柱的密度远大于汽包饱和水的密度，因此产生的差压值不趋近于零，克服了差压变送器本身零点易漂移的问题。2)工作原理室温型单室差压水位计结构简图1、2。由于平衡容器位置下移，冷凝水充满了平衡容器，汽水热交换在阀门前进行，因此平衡容器内水温上下均与室温一致，参比水柱上下水的密度相同，压力对水的密度影响很小，所以只对其温度补偿，确定参比水柱密度。对汽包内饱和汽、水密度进行压力补偿，确定饱和汽、水密度。水位显示值按下式计算（双向显示）：h=[H(ρ-ρQ)-0.102×103△P]/(ρS-ρQ)-H0式中：h—汽包水位显示值、单位mm。H—水、汽连管中心距、单位mm。ρ—平衡容器内水的密度、单位kg/m3。ρQ—汽包内饱和汽密度、单位kg/m3。ρS——汽包内饱和水密度、单位kg/m3。△P—测量的差压值、单位Pa。0.102×103—单位换算常数。H0—汽包水连管至零（正常）水位距离、单位mm。以上密度按GB/T2624确定密度进行补偿，亦可按近似公式补偿。五窗热补偿半导体无盲区超高压云母双色水位计TC-SMW22-IIBR型热补偿式超高压无盲区半导体云母双色水位计是我公司专为大型火力发电机组锅炉汽包水位监视而设计制造的新型就地仪表。在水位计内部增加伴热结构，利用饱和蒸汽加热水位计水样，再通过蒸汽冷凝后的饱和水加热和置换水位计内的水样，使水样温度接近汽包内的温度，消除因水样温度低造成的测量误差，能够真实反映汽包内的水位。经现场使用伴热效果良好，补充了水位差，基本上能够与汽包内部正常水位线一致。汽包水位低偏差云母水位计WDP汽包水位低偏差云母水位计（如图9所示），测量原理同GJT汽包水位高精度取样电极传感器一样，均属于联通管式汽包水位计。WDP汽包水位低偏差云母水位计是利用汽包内的饱和蒸汽给水位计表体加热，阻止表体内的水向外传热再利用冷凝器内冷凝后的饱和水给表体内的水置换，加速表体内的水循环，从而使表体内的水温接近汽包内水的温度，水位计内的水位在任何时候、任何工况下，接近汽包内真实水位，达到正确监视汽包水位的目的。WDP汽包水位低偏差云母水位计，解决了锅炉汽包就地水位计测量误差大、不能全工况准确监视汽包水位的问题，为汽包水位仪表的优化配置奠定了基础。（一）．汽包水位测量改造方案根据DRZ/T01-2004电力热工标准《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》和国家电力公司国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》条文“8.3对于过热器出口压力为13.5Mpa及以上的锅炉，其汽包水位计应以差压式（带压力修正回路）水位计为基准。”因此，拟采用通过改造电接点水位计来消除目前各水位计测量之间的偏差大问题。一．改造方案最佳改造方案：（1）将原老式单室平衡容器拆除，安装三台室温型或内置式单室平衡容器。（2）拆除电接点水位计更换为2台伴热式电接点水位计或者GJT2000型高精度电接点水位计。（3）拆除云母水位计，更换为2台热补偿式超高压无盲区半导体云母双色水位计或者WDP无盲区低偏差云母水位计。注：高精度电接点水位计及汽包水位低偏差云母水位计具有伴热结构，安装时需要在距汽包15米处的下降管处开三个Φ10的孔，安装排水管。2号机A级检修拟改造方案：（1）．差压变送器水位测量保持原有的测量、安装方式，不作改造。但应根据汽包水位测量信号的校正方案进行完善和校正。（2）．双色水位计根据汽包水位测量信号校正方案校正后，对其显示标尺也应作相应的校正，其它也不作改造。（3）．将现有电接点水位计改造成伴热式电接点水位计或者GJT2000型高精度电接点水位计，提高其测量精度。UDZ-191B型伴热式电接点水位计利用传热学原理使水样温度逼近汽包内饱和水温，取样水柱逼近汽包内水位，使电极如同在汽包内部一样检测，实现水位高精度测量。1）在测量筒内部设置夹套式蒸汽伴热器，利用饱和汽加热水样，同时阻止取样水向外散热。2）测量筒上部空间人为加大起到冷凝器作用，来自汽侧取样管的饱和蒸汽在此冷凝，大量凝结水（温度为饱和水温）流入取样水中，将低温水样置换出测量筒。亦可认为新凝结水加大了水样中饱和水含量，提高了水样平均温度，并使之上下均匀分布。3）采用特种电极，泄漏周期是普通电极2倍以上。汽包水位高精度取样电极传感器GJT汽包水位高精度取样电极传感器，测量筒的原理如下图所示，主要情况如下：1）、测量筒水柱温度接近汽包内水温，水位测量精度高。在测量筒内部设置笼式内加热器，利用饱和汽加热水样。加热器由不同传热元件构成。加热方式有内热和外热。内热既有水柱径向传热元件，又有轴向分层传热元件。加热器上口敞开，来自汽侧取样管的饱和蒸汽进入加热器，像汽笼一样加热水柱。传热方式与结构设计既有利于增加加热面积(加热面积是筒体散热面积的1.4倍)，又有利于热交换。饱和蒸汽在加热器中放出汽化潜热，其凝结水由排水管引至下降管。以下降管与汽包为一侧，以排水管与加热器为另一侧构成联通器。裸露的排水管中平均水温低于下降管水温，水位则低于下降管侧。联通点标高愈低，压力愈高，水位差愈大。为保证排水管侧水位不会升至加热段而减小加热面积，要求联通点选在汽包中心线下15m。这样可使压力为6.0MPa时，排水管中水位在加热器之下0.5m，当压力低于1.0MPa时水位才会接近加热器底部影响加热，而1.0MPa以下压力时取样误差很小，可忽略不计。所以，加热系统能适应锅炉变参数运行，保证全工况真实取样。此外，还设置冷凝器使新型测量筒比普通测量筒高出许多。来自汽侧取样管的饱和蒸汽在冷凝器中冷凝，大量凝结水（温度为饱和水温）沿壁而下，分区收集，由布置在饱和蒸汽中的数根疏水管在不同深度疏至水样中，将低温水样置换出测量筒，提高了水样平均温度。高倍率置换可有效提高水柱温度，并使之上下均匀分布。经计算，由于冷凝器冷凝，在汽侧取样管中引起流速增加很小，取样附加误差可小至忽略不计。之所以采用笼式内加热器，是为利用汽侧筒体散热产生的凝结水，进一步减小取样误差。以上2种技术的综合使进入水样的热流密度比普通测量筒大得多，热平衡过渡过程时间短。当压力变化引起汽包内水位变化时，热流密度随之变化，水样温度变化快，故取样对压力变化动态响应快。大量凝结水的生成，在水侧取样管中形成连续流向汽包的高温水流。当汽包水位大幅度升高时返回测量筒的水样少，且水温与汽包内水温度相差小，故对汽包水位升高的取样动态误差小。笼式内加热器在测量筒内占有相当大比例的空间，与旧型测量筒相比，水柱截面积小得多，故对汽包水位变化响应快，动态精度高。GJT测量筒内有稳定热源，故对取样管道长度、截面、测量筒现场布置等安装要求宽松于旧型测量筒。在几个电厂实测结果表明，测量筒水柱温度与饱和水温度偏差很小，不超过2℃，取样误差不大于3mm。配套该型测量筒的电极式汽包水位测量装置在几个电厂运行三、四年后，用汽包壁上留下的水迹中心线作基准核对电极式汽包水位测量装置。零水位电极位置比水迹中心线偏低只有10mm～23mm，由此可以证明，GJT电极传感器测量筒取样测量值已逼近汽包实际水位。从升降水位试验可知，普通云母水位计和普通电极式汽包水位测量装置在零水位是的取样水柱比GJT测量筒水柱偏低达80～150mm，足见普通云母水位计和普通电极式汽包水位测量装置误差之大。2）、采用柔性自密封电极组件和水质自优化措施提高电极的可靠性GJT电极传感器采用柔性自密封电极组件(专利号ZL00221057.6)（如图8所示）。电极利用筒内本身压力增加密封紧力，自紧力与压力成正比，压力愈高，自紧力愈大。加上安装预紧力，有足够紧力保证密封不泄漏。电极冷态可靠密封试验压力可达40MPa。柔性密封材料可耐1000℃高温，承压强度高，回弹性能与热紧性能好。电极带有拆卸螺纹，拆卸方便。传统电极组件的密封紧力随压力增加而减小，需要预紧力很大，加之采用硬靠机械密封，密封可靠性低，热紧性能差。RDJ-2000电极安装有2°～3°仰角，可有效防止电极挂水与水渍。设置冷凝器除提高水样温度外，更重要的作用是实现取样水质自优化。大量纯净的蒸馏水进入水室，将水质较差的旧水样压回汽包，形成自动净化置换回路，水样为“活水”。设计置换倍率达20次／h，故水质自优化功能强。其好处是：1）免排污。水质好，减轻了对电极的污染。初装彻底冲洗后，在3～4a大修周期内免排污，既减少了维护量，又可避免热态排污损坏电极。2）可增大水样电阻率，利于减小工作电流，减缓电极的电腐蚀而延长寿命。3）水质稳定，水样上下水阻率分布较均匀，利于提高二次仪表测量的稳定性，不必经常调整仪表临界水阻。4）水侧取样管中有连续流向汽包的高温水流，当汽包水位大幅度升降时，电极承受的热冲击较小。3）、安全方便地进行汽包水位保护实际联动试验锅炉运行中，不需升降汽包水位即可进行测量筒“满水和缺水实际联动校验”。关闭水侧取样截门后，测量筒内水位逐渐上升，几分钟（额定工况下）后可达到“满水”值。关闭排水门，缓慢开启排污门，水位逐渐下降至“缺水”值。其间仪表应发出高低1、2、3值报警信号。因此，水位保护实际联动校验快、准、易行，并可在锅炉运行中定期校验。（二）．汽包水位测量信号校正方案1．汽包水位测量信号的补偿（1）对差压变送器显示重新核对汽包压力对水位-差压转换关系影响的补偿，重新配置补偿函数，确保在尽可能大的范围内均能保证补偿精度。（2）差压变送器显示应重新考虑单室平衡容器下取样管参比水柱温度对水位测量的影响（根据现场环境温度确定）。（3）在补偿函数和参比水柱温度验证正确后，重新修正DCS汽包水位补偿公式。2．汽包水位测量装置的安装（1）根据汽包内水痕迹核对水位表计的零位值。（2）重新以汽包同一端的几何中心线为基准线，采用水准仪精确确定各水位测量装置的安装位置，汽包就地双色、电接点水位计的零位是否符合铁岭铁光仪器仪表有限责任公司提供的数据，并进行核对、标定。双色水位计的水位标尺零点在工作压力15MPa时低于锅炉汽包水位正常水位线50mm，低于汽包几何中心线200mm。电接点水位计的水位标尺零点在工作压力15MPa时低于锅炉汽包水位正常水位线50mm，低于汽包几何中心线200mm。（3）重新校对汽包水位计的取样管孔位置，汽侧是否高于锅炉汽包水位停炉保护动作值（+250mm），水侧是否低于锅炉汽包水位停炉保护动作值（-250mm），并有足够的裕量。（4）验证取样管有否穿过汽包内壁隔层，管口有无避开汽包内水汽工况不稳定区（如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等），若无避开，在汽包内取样管口是否加装有稳流装置。（5）差压变送器安装汽水侧取样管时，管道是否有不小于1：100的倾斜度，汽侧取样管应使取样孔侧低，水侧取样管应使取样孔侧高。安装其它汽水侧取样管时，管道是否有不小于1：100的倾斜度，汽侧取样管应使取样孔侧高，水侧取样管应使取样孔侧低。（6）单室平衡容器容积是否为300~800ml，直径是否为100mm的球体或球头圆柱体。（7）检查保温是否符合：汽水侧取样管和取样阀门均应良好保温。平衡容器及容器下部形成参比水柱的管道不得保温。引至差压变送器的两根管道应平行敷设共同保温，任何情况下，伴热措施不应引起正负压侧取样管介质产生温差。变送器测量的取样管间应保持一定距离，且不应将它们保温在一起。福建省龙岩发电有限责任公司技措项目可行性研究报告书四、施工计划安排、工期进度网络图及施工条件）2号机组A级检修期间。计划开工时间：10月5日由厂家负责指导安装及调试。用工及工时估计如下：（最大值）：焊工：1人x5天锅炉专业：1人x5天热控专业：1人x1天保温专业：1人x1天全部完成需5天。福建省龙岩发电有限责任