（四川广安发电有限责任公司 四川广安 638000）
摘要：随着火电厂单机容量的不断增大，锅炉汽包的相对水容积减小，同时主汽压力的提高。锅炉汽包在不同工况下的水位调节难度增加。尤其在事故处理情况下，要求热工汽包水位信号准确。本文以四川广安发电有限责任公司三期2×600MW为例，阐述600MW机组亚临界锅炉汽包水位产生测量误差的产生原因、原理及减少误差的措施。
关键词：汽包水位 水位测量误差 原理 措施
1汽包“虚假水位”的产生的原因
当汽机的侧负荷突然下降时，主蒸汽调门也会突然的关小，这样一来，就极有可能导致主蒸汽压力和汽包压力急剧提升的情况出现。在此种状况下，一方面，给水和汽包的压力差会渐渐的增大，而且进入汽包的给水量会由于受到限制而降低；另一方面，因为汽包压力的上升，这时汽包内部具体的给水温度是小于新压力下对应的饱和温度的，这样一来，不仅仅会导致汽包水体内部的汽化受到大幅度限制，而且还可能会在导致汽水混合物体积急剧缩小。在这两方面因素共同作用下，很快的就形成了短暂的“虚假水位”（通常维持10-20s）。紧跟着时间的不断推移，汽包水位又会渐渐的提升，因此，在这个过程中，汽包水位呈现出的是一种先降后升的趋势，其最终会回到“0”附近。而当汽机的侧负荷突然升高时，水位变化情况则正好相反。
2汽包水位测量原理
2.1差压式水位计
差压式水位计是通过把水位高度的变化转换成差压的变化来测量水位的，因此，其测量仪表就是差压计。差压式水位计准确测量汽包水位的关键是水位与差压之间的准确转换，这种转换是通过平衡容器形成参比水柱来实现的。某发电公司两台机组汽包差压水位计各由一台内置，3台外置单室平衡容器测量装置组成。
外置式：
正负压管输出的压差值△P按下式计算：△P=P+-P-=L（ρaρs）g-H（ρwρs）g式中：ρa——参比水柱（正压侧）的密度；ρw——汽包内饱和水密度；ρs——汽包内饱和蒸汽密度；H——汽包内实际水位。由上式可以看出，如果ρa、ρw近似相等，就能看出△P和L、H之间的关系：差压越大，汽包水位（H）越低。反之，水位越高。但在测量时主要存在两个问题，会造成偏差：（1）平衡容器会向外散热，凝汽筒中水温不可能和汽包内完全相同，所以密度就不会相同。（2）汽包压力变化时，密度会发生显著变化。消除误差的方法有两种：
（a）对变送器输入信号引入压力补偿。（目前，基本所有600MW电厂均采用此种方法）。（b）改进平衡容器的结构，消除误差。（某电厂#1测点即改造成内置式，误差降低、抗扰动能力增强，仍需补偿。）
内置式：
为提高测量精度，保证机组安全运行，某电厂#2、3、4测点为外置式，#1测点在检修过程中改造为内置式。平衡容器内置后，正负压侧受汽包压力影响明显降低，提高了测量精度。在改造过程中落实了汽包水位以汽包中心线以下50mm为额定零水位的运行要求。各水位测量系统按照实际测量的量程和位置高度设定有关参数，并对各DCS模块参数分别设定。
2.2云母式水位计
某发电公司采用低偏差云母水计，是基于联通管式原理，辅以光学系统，利用光从空气进入蒸汽或水产生不同的折射，使汽水界面显示成红、绿两色的分界面，显示清晰，利用工业电视远传显示。由光源发出的红、绿光，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。
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图一 汽包水位计测量原理图
3、减少汽包水位测量误差的措施
3.1伴热带与保温施工问题的处理：电加热带的合理布置和保温施工规范性的强化，是消除伴热带及保温施工不规范问题所引发的测量误差的主要措施。在电加热带布置方面，相关人员电加热带沿正负压测导压管均匀“Z”型缠绕，长度均等，进而方电加热带沿正负压测导压管均匀均匀敷设。保温报复措施的应用，可以起到提升保温施工施工质量的作用。保温外层采用新保温棉层包覆严实。打底层厚度需要控制在5mm以上。
3.2 选用智能型差压变送器校准有“设定量程”、“重定量程”、“微调”之分。其中“设定量程”操作主要是通过LRV.URV的数字设定来完成配置工作，而“重定量程”操作则要求将变送器连接到标准压力源上，通过一系列指令引导，由变送器直接感应实际压力并对数值进行设置。而量程的初始、最终设置直接取决于真实的压力输入值。但要看到尽管变送器的模拟输出与所用的输入值关系正确，但过程值的数字读数显示的数值会略有不同，这可通过微调项来进行校准。由于各部分既要单独调校又必需要联调，因此实际校准时可按以下步骤进行：（1）先做一次4-20mA微调，用以校正变送器内部的D/A转换器，由于其不涉及传感部件，无需外部压力信号源；（2）再做一次全程微调，使4-20mA、数字读数与实际施加的压力信号相吻合，因此需要压力信号源；（3）最后做重定量程，通过调整使模拟输出4-20mA与外加的压力信号源相吻合，其作用与变送器外壳上的调零（Z）、调量程。
4、汽包水位测量维护注意事项
4.1汽包水位测量装置应定期利用停炉机会根据汽包内水痕迹或其他有效的方法核对水位表（计）的零位值。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；锅炉正常运行中应经常核对各个汽包水位测量装置间的示值偏差，当偏差超过30mm时应尽快找出原因，进行消除。
4.2管路应敷设在环境温度为5℃～50℃的范围内，否则应有防冻或隔热措施。水位测量管路不应靠近热表面，其正、负压管的环境温度应一致。因为水位测量差压较小，如果测量管路靠近热表面，或两根差压管受环境温度影响不一致，会引起正、负压管内水柱有温度差，使密度不一样而产生测量误差。特别是其中一根管离介质流动的热管路过近时，将使正、负压测量管内介质密度所引起的差压值大于测量的差压值，而无法进行测量。在冬季应该提前检修伴热带、保温柜以及管路保温情况，及时修复。某电厂就出现过因为管路上冻，造成水位波动大的情况。
4.3由于汽包水位测量系统使用的阀门多为高压截止阀，其阀门结构特点是低进高出，阀门进、出水口不在同一个水平面上，为防止仪表取样发生“汽塞”或“水塞”，所以在安装水位测量装置取样阀门时，应使阀门阀杆处于水平位置，且应良好保温。
4.4在进行水位变送器校验时，一定要注意保证参比水柱不能流失，如果水柱流失，则需要在启动锅炉时应结合汽包上水对平衡容器进行上水，否则会造成水位变送器无法测量。在我厂某600MW机组检修时，在对除氧器水位变送器校验时，因为将参比水柱流失，造成启动时水位无法监视，只能由值班人员通过就地水位计观测，后来经过多次对平衡容器倒灌，水位变送器才恢复使用。
4.5水位变送器排污门泄漏，也是造成水位偏高（负压侧漏）或偏低（正压侧漏）的主要原因。出现此种情况之后，可以通过短暂排污再迅速关排污门的方法，如果排污门里有杂质，通过此种方法可以消除泄漏。否则只能加装或更换排污门。
5、结束语
综上所述，为实现汽包水位高精度，避免了水位波动大、虚假水位、系统扰动等方面的影响。需要我们热工人员采取一定措施才能保证汽包水位传输的稳定、准确。三冲量给水调节系统，汽包水位是主信号，任何扰动引起的水位变化都将使调节器动作，改变给水电动调节阀的开度，以维持汽包水位在正常值。
参考文献
[1] 王付生．电厂热工自动控制与保护［M］．中国电力出版社，2005
[2] 方康玲，过程控制系统[M].武汉理工大学出版社，2002.