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近年来，各火电厂积极组织实施《防止电力生产重特大事故二十五条要求》(以下简称要求)第八项、《防止锅炉汽包满水缺水》、《国家电力公司锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用的若干规定》(以下简称规定)。但在组织实施过程中遇到了很多问题，导致各电厂实际执行中。这些困难和差异主要是由于现有汽包水位测量系统技术落后、测量误差大、独立测点少造成的。
目前汽包水位多采用云母水位计、电接点水位计、射线水位计、液位开关、单室平衡器和双室平衡容器。从一次传感转换的原理来看，这些水位计可以归纳为两种，一种是基于连接器原理的水位计，一种是差压式水位计原理的水位计。众所周知，目前的水位计都是根据上述两个原理设计制作的，所采用的工艺结构简单，不能克服温度变化带来的测量误差，其误差较大，不能严格满足锅炉的安全经济运行。
首先，下面用两个原理简要说明水位计产生的测量误差:
(一)连接器的原理
如图1所示:
方程(1)成立，不考虑饱和蒸汽的静压效应(δ H，r//，G)。
Hr/g≈h×r×g - (1)
H≈h×r/ r/
δH = H-H≈(r/r/-1)×H-(2)
重力加速度
r:测量缸内水柱的平均密度。
R/:汽包中的饱和水密度
R//:饱和蒸汽密度
h:测量气缸中的水位。
δh:汽包水位与量筒水位之差。
从公式(2)可以看出，δh与饱和水的密度r/、量筒内水柱的平均密度r、水位高度h有关(其中r始终大于或等于r/，当r≥r/，r ≥ 1时，δh存在)。当r = r/，δh = 0，否则δh会一直存在。量筒内水柱的平均密度r与筒压、水位、量筒的结构、量筒所处环境的温度和风向、取样管的直径等有关。，而且影响非常大，所以r有很大的不确定性，同一台无盲区云母水位计的两个测量管在零水位附近的水位相差10-20mm。水位越高，误差越大，水位越低，误差越小。这个误差只是环境温度和结构的差异造成的，所以试想一下，在汽包不同位置取样，连接不同结构的水位计在汽包0水位时，很难将差异控制在30 mm以内。正因如此，无论你的云母水位计、靶心水位计、电接点水位计、X射线水位计、液位开关再好，测量结果也是很不准确的。
通过几个电厂的测试，云母水位计比200MW机组额定时的实际水位低110mm左右，亚临界锅炉低150mm左右。为了克服这一误差，每个电厂将电接触零点和云母水位计的刻度向下移动50、60、80 (670 t/h) 65438。下移的结果只能减小零水位时汽包水位的测量误差，但在高低水位时误差增大，尤其是在低水位停机值附近，水位显示偏高。这干扰了运行人员对事故水位的判断，不利于运行人员对锅炉安全运行的有效控制。低压时误差较大，不利于锅炉启动和低负荷运行监视。
(2)差压水位计(单室平衡容器)
如图2所示，无论是教科书还是部颁文件，更严重的是实际应用中的单室平衡容器也是这样安装的。
下面简单分析一下单室平衡容器的测量误差:
当p2 = 0时，公式(3)成立。
h =(r-r//)g . L-δp 1-(3)
g(r/ - r/)
其中δp 1:变送器测得的参考水柱与汽包水位之间的压差(p2 = 0时)。
l:参考水柱高度
r:参考水柱的平均密度
δP2:仪表管道正负压力侧的附加压差。
这里的饱和蒸汽和饱和水的密度(r/，r/)是汽包压力P的单值非线性函数，可以通过测量汽包压力得到，参考水柱中水的平均密度r的不确定性是测量误差的主要原因之一。
如图2所示，单室平衡容器顶部始终是饱和蒸汽，与之接触的水面是饱和水。单室平衡容器除了散热外，还会沿着金属壁和水向下传导热量和热量。参考水柱的温度分布如图3所示:
参考水柱的温度分布t=f(x)是参考水柱的指数函数，其函数关系与圆柱体的结构、表面管道的直径、环境温度、风向、保温等因素有关，具有很大的不确定性。秦皇岛热电厂“12.16”事故发生后，通过测量3号锅炉平衡容器及管子外表面温度，保守计算误差为+108mm。该厂水位计量程为400 mm，保护整定值为-384 mm，锅炉干锅爆裂后CRT仍显示-327 mm，测量误差是造成汽包低水位保护的主要原因。(汽水侧取样管的距离L为850 mm)
附件:《秦皇岛热电厂4号锅炉汽包低水位保护专题分析报告》
根据# 3锅炉的试验记录，参考水柱表面管(A-C)保温与不保温的差值至少为45mm，最大为85 mm，平均差值为67 mm，而与伴热保温(B-C)的差值至少为125 mm，最大为172 mm， 平均相差142 mm .虽然有隔热和无伴热的表面管(A)只比裸露的表面管(C)高17℃，但表面管在距平衡容器下端相当距离处的温度却远高于无隔热的表面管。
附件:“石亨电厂300MW机组汽包水位计汇总表”
石亨电厂的实验情况与秦皇岛热电厂相同，说明图2所示单室平衡容器的安装方法不可取，必须进行修正。
众所周知，双室平衡容器是机械补偿的一部分，但在一定的压力和测量范围内误差较小，在锅炉启动、停止和发生事故时误差过大，无法使用。在《要求》和《规定》中，不再提倡使用，在此不再赘述。同时建议取消双波纹差压水位计。
综上所述，目前安装的水位计随机误差很大，达不到“当各水位计偏差大于30 mm时，应立即停炉”和“禁止无水位保护启动锅炉”的要求，这也是电厂难以执行要求和规定的主要原因。
从上面可以看出，造成测量误差的主要原因是通讯器量筒中的水温(水密度)和平衡容器参考水柱中的水温(水密度)。解决水温问题也克服了水温变化的不确定性带来的较大随机误差。
二、下面简单介绍几种新型汽包水位计的工作原理，成功解决了温度引起的测量误差大的问题，使准确测量汽包水位成为可能。
(1)内置单室平衡容器
如图4所示:
h = L-δP/g(r/-r/)-(4)
(4)其中l和g为常数，r/-r//为汽包压力的单值函数，δ p为变送器测得的差压值，从而消除了环境温度对参考水柱密度的影响，从而克服了这一误差。
图5(带彩色地图)
图5是通辽电厂# 1锅炉事故门误动作后的一组数据曲线。1.2.3为汽包压力，4.5.6为原单室平衡容器水位曲线，7为内置单室平衡容器水位曲线。从图中可以看出，安全门动作的干扰对内置平衡容器的影响很小，可测量的结果与原来的单室容器差别很大。
(2)GJT高精度取样电极量筒
如图6所示
GJT高精度取样电极量筒采用综合技术，实现全工况的真正取样和高可靠性测量传感。
2.1高精度采样
基于传热学原理，水样的平均温度接近于锅筒内的饱和水温，取样水柱接近于锅筒内的水位，这样就可以像在锅筒内一样检测电极，高精度地测量水位。
2.1.1加热水样
量筒内装有笼式内加热器，用饱和蒸汽加热水样。加热器由不同传热元件组成。加热方式包括内部加热和外部加热。内热既包括水柱的径向传热单元，也包括轴向分层传热单元。加热器上口打开，来自蒸汽侧取样管的饱和蒸汽(a)进入加热器，像蒸汽笼一样加热水柱。传热方式和结构设计不仅有利于增加受热面积(GJT设计可使受热面积达到1.4倍的气缸散热面积)，而且有利于热交换。
饱和蒸汽(a)在加热器中释放汽化潜热，其冷凝液由疏水管道引至下降管，下降管和汽包为一侧，疏水管道和加热器为另一侧，形成连通装置。外露排水管内的平均水温低于下水管内的平均水温，水位低于下水管侧的水位。连接点的标高越低，压力越高，水位差越大。为保证疏水侧水位不会上升到加热段，减少加热面积，要求连接点选在汽包中心线以下15m处。这样，当压力为6.0 MPa时，排水管中的水位在加热器下方0.5 m，当压力低于1.0 MPa时，水位会接近加热器底部，影响加热，而1.0 MPa下的取样误差很小，可以忽略不计。因此，加热系统能够适应锅炉的变参数运行，保证所有工况下的真实取样。
2.1.2增加水样中饱和水的含量。
设置聚光镜使新量筒比普通量筒高很多。来自蒸汽侧取样管的饱和蒸汽在冷凝器中冷凝，大量冷凝水(B)(温度为饱和水温)沿壁汇集，由布置在饱和蒸汽中的几根排水管排入不同深度的水样，低温水样被置换出量筒。也可以认为新的冷凝水增加了水样中的饱和水含量，提高了水样的平均温度。高速置换能有效提高水柱温度，使其上下均匀分布。之所以采用笼式内加热器，是为了利用蒸汽侧缸散热产生的冷凝水，进一步减小采样误差，加强水质的自寻优功能。
以上两种技术的结合，使得进入水样的热流远大于普通量筒，热平衡的过渡时间更短。当压力变化导致汽包中的水位变化时，热通量密度
随着变化，水样的温度变化很快，因此取样对压力变化的动态响应也很快。大量冷凝水的产生在水侧取样管中形成了流向汽包的连续高温水流。当汽包水位上升幅度较大时，返回量筒的水样较少，水温与饱和温度之差较小，因此汽包水位上升的采样动态误差较小。笼式内加热器在量筒中占据了相当大的空间。与老式量筒相比，水柱的截面积要小得多，因此对汽包水位的变化反应迅速。
GJT量筒内有稳定的热源，因此量筒的取样管道长度、截面和现场布置的安装要求比旧量筒宽松。
2.2高可靠性测量传感
2.2.1精确采样的稳定性和可靠性
利用加热器和冷凝器消除第一次取样过程中鼓压和环境温度的影响，其可靠性和稳定性明显超越了老式量筒。
2.2.2水质的自我优化
冷凝器除了提高水样的温度，更重要的是实现采样水质的自我优化。大量纯水进入水室，水质差的老水样被压到鼓里，形成自动净化置换循环，水样就是“活水”。设计置换率可高达20次/h，水质自寻优功能强。GJT量筒的独特优势是:(1)无污染排放。水质好，减少了对电极的污染。初次安装和彻底冲洗后，3 ~ 4a检修期内不需要排污，不仅减少了维护量，而且避免了热污水加速电极寿命损耗，减少了由此引起的保护开关次数。(2)能提高水样的电阻率，降低工作电流，减缓电极的电腐蚀，延长使用寿命。(3)水质稳定，水样上下水阻率分布均匀，有利于提高二次仪表测量的稳定性，无需频繁调整仪表的临界水阻。(4)水侧取样管中有连续的高温水流向汽包。当汽包水位大起大落时，电极承受的热冲击较小，降低了电极的热应力，延长了电极的使用寿命。
2.3电极组件的特性
RDJ柔性自密封电极组件(如图7所示)是GJT测量管的另一个重要技术特征。电极安装机械密封利用了阀门填料的原理。缸内压力增加了密封力，自紧力与压力成正比。压力越高，自紧力越大。再加上预紧力，有足够的力保证密封不泄漏。柔性密封材料能承受1000℃的高温，具有较高的承载能力、良好的回弹性和热密封性。电极设有拆卸螺纹，拆卸方便，普通女工即可操作。但国内外电极组件的密封力随着压力的增大而减小，需要较大的预紧力。另外采用机械密封，密封可靠性低，热封性能差。RDJ电极安装仰角2° ~ 3°，可防止电极挂水和水渍。
如图7所示:
2.4大量程全工况电极传感器
GJT-2000B型汽包水位电极传感器量程大、全工况，是GJT-2000A型量筒性能的延伸。当锅炉因水位事故停炉时，量筒可监测锅筒内具体的水位事故值，用于事故分析和处理。减少开炉和停炉时的过渡时间。
表1 GJT-2000高精度采样电极传感器水样温度测量数据
测量顺序1 234
+300蒸汽侧温度/℃ 352.8 353.4 301.4 296.7
0水侧温度/℃
-300水侧温度/℃
平均水温/℃351.0 351.9 303.2 297.8
汽包压力/兆帕17.50 17.64
负荷/兆瓦270 303
测量时间:23: 00减负荷时17: 30，23: 00减负荷时。
表1是山西阳光发电有限责任公司(阳泉二电厂)2号1025t/h亚临界汽包锅炉在2002年6月65438+10月65438+2月用I K级热电偶测量电接触汽包内汽温、水温的一组数据。从表1可以看出，量筒内的水温与蒸汽温度一致，说明量筒内的水确实是一样的。
(3) WDP无盲区低偏差双色水位计
如图8中所示
无盲区低偏差的WDP系列双色水位计，该产品利用锅筒内的饱和蒸汽加热水位计表面，防止表内饱和水向外传热，再利用冷凝器内冷凝的饱和水置换表内水，加速表内水循环， 从而使表内水温接近饱和水温，水位计内的水位在任何时候、任何工况下都接近锅筒内的真实水位，达到正确监测锅筒内水位的目的。 冷凝器中冷凝的饱和水用来代替表中的水，加快了表中的循环。由于更换的新水是饱和蒸汽凝结的饱和水，含盐量低，减少了云母片的结垢，无形中延长了仪表的排污周期。由于表体的温度变化小，减少了表体的热变形，减少了表体的泄漏，延长了表体的维护周期，降低了维护成本。
WDP系列双色水位计无盲区、低偏差的优点:
偏差小(由于增加了饱和蒸汽伴热管和饱和水置换，使面体内水温接近锅筒内水温，所以能真实反映锅筒内水位)。
●无盲区(两侧有带水位管的五窗云母，只要在五窗云母的上下边界内，就能清楚地看到水位)
使用寿命长，泄漏率低，维护成本低。
三种新型汽包水位测量仪表解决了汽包水位测量误差大的关键技术问题，使汽包水位的精确测量成为现实。
GJT测量管在马头电厂应用3年后，测量管零位与汽包水位线中心测量值相差23 mm
图9是2003年10月26日，1，通辽电厂670t/h超高压汽包锅炉外表面温度测量值。从这个图可以看出，GJT量筒上下温度一致，WDP水位计下端温度低于上端，通辽没有安装冷凝器，所以水凝结少，下部散热快，温度自然低。
表3:通辽电厂1号锅炉启动及安全门设置实测记录表
由于大多数电厂法规的要求，应以云母水位计为准。实际上，当水位计为“0”时，实际水位比汽包0水位高约100 mm，蒸汽品质因长期高水位运行而恶化。焦作发电厂3号锅炉(670t/h)经河南省电力实验研究所测量，饱和蒸汽电导在-75 mm时平均值为65438±0.7μS，在+65438±000mm处平均值为5.5μS/ cm，解决了测量误差大的问题，不仅提高了汽包水位监测的准确性和可靠性，而且解决了汽包长期高水位运行的实际，改善了蒸汽品质，提高了机组效率，降低了
三、汽包水位测量取样点不足
《规程》第3.1条要求“每个水位测量装置应有独立的取样孔。不允许在同一取样孔上并联多个水位测量装置，以免相互影响，降低水位测量的可靠性。”但很多汽包的测量孔数量少，特别是近几年只生产了四对锅炉。“汽包水位多孔测量专利技术”利用原有的汽包内孔较大的孔测量喷嘴(母管)作为取样通道，将新增加的取样管插入汽包，在距母管取样口一定距离处取样，从而增加了独立的取样孔，不需要在汽包上开孔。一般可增加4对汽水测量孔。扩孔风险小，施工方便，易于管理，工期短。该技术还可以将汽包中段的测点移到汽包头部，为监控主表和保护仪表提供高质量的采样点。成功解决了水位测点不足的问题，满足了规程第3.1条的要求。
四、汽包水位保护
目前，国内各电厂在汽包水位保护系统的设计上存在很大差异。很多超高压锅炉没有保护，很多亚临界锅炉只用差压水位信号。少数电厂用水位开关或几个水位计作为保护逻辑。原因是各厂的关注度和技术理解不一致，国家没有更好的统一标准。下面谈谈我们对汽包水位保护设计的看法。
4.1不应单独使用变送器信号保护汽包水位，原因有五。
一是水位测量信号不稳定，影响因素太多，不可靠。(如图2所示)由于仪表管道的保温伴热以及其他热源的干扰，会出现δP2的附加压差，导致测量误差较大，容易被忽略。
二是水位测量换算环节太多，故障点太多，导致测量不可靠。
再次，由于外界干扰，如电源消失、仪表管道和变送器冻结、仪表管和阀门泄漏等，测量信号会不可靠。
第四，后面还有一个《火力发电厂设计技术规范》DL5000-94《热工保护接点》
信号应该来自一个仪表”。
第五，“危险集中”，《规程》只要求三个差压水位信号，分别用于调节、显示和保护，以“保护用信号应独立采样”为设计原则。
安徽某电厂一台1025t/h强制循环锅炉因一台变送器损坏泄漏，造成两台变送器指示高，自动减给水，导致汽包水位低，低水位保护拒动。之后手动停机检查炉水循环泵汽蚀。秦皇岛热电厂“12.16”事故中低水位保护的失败，充分证明了单独使用差动水位信号作为保护是不可取的。
4.2建议汽包水位保护采用两个电接点水位计和三个差压选择信号，理由有五。
一是要求第8.1条提到“水位计的配置应采用两种或两种以上的工作原理，以保证在任何运行工况下都能正确监视锅炉汽包水位。”说明一个原理测得的水位信号不够可靠，所以用于保护的信号更是如此。
其次，以往的电接点水位计测量误差大，容易漏水，而GJT量筒成功解决了这两个问题。最早于1996安装在淮阴电厂，至今已在十几个电厂不同容量的锅炉上安装了100多套，取得了理想的使用效果。
第三，既满足了《火力发电厂设计技术规范》的要求，又兼顾了两个文件的要求，更加科学合理。
第四，分散了危险，提高了防护的可靠性。
五、汽包水位保护不同于其他热工保护，其控制有四个方面:1。自动调节。2.热信号报警和联锁。3.事故演变是一个相对缓慢的过程，由运行人员监控和调整。4.最后检查水位保护系统。所以从设计上来说，可以相对“安全”的防止保护不必要的误动作。
4.3不建议使用水位开关进行保护，因为:
汽包正常运行很难达到保护动作值，平时也没有传动实验的手段。如果水位开关生锈卡死，不能动作很难发现，容易导致保护拒动，存在很大的事故隐患。朝阳电厂检修时发现故障，现取消水位开关保护。
五、测量系统转换过程中的问题
5.1水侧采样问题
案例一:某电厂为了解决水位测量偏差大的问题，将四台变送器的水侧取样管引至汽包中间。虽然解决了水位计之间的偏差问题，但带来了水位测量误差大的问题。锅炉启动后，差压水位比GJT电接点水位计和WDP云母水位计低80 ~ 110 mm。将一个差压水位计的水侧取样管更换为云母水位计，消除了误差。三个水位计之间的偏差在30毫米以内
案例二:某电厂双炉膛(765，438+0根下降管)减少分布的俄制汽包锅炉。测量系统改造后，机组负荷在180 MW以下时，水位计间偏差满足要求，负荷在180 MW以上时，水位变化在50mm以内，水位计间偏差满足要求。
案例三:某电厂一台俄制双炉膛(71下降管)汽包锅炉安装了两个GJT电接点量筒。锅炉启动后，测量误差很大。将测点移至汽包末端后，问题得到解决。
5.2仪表管道敷设
案例一:GJT电接点水位计在初期改造中，排水管使用了原双室平衡容器的排水管，排水管与仪表管道平行布置，产生了约140 mm的测量误差，经过重新布置后，误差消除。
5.3 GJT全量程电接点水位计汽侧取样点不宜在集汽管道上。
案例1:安装在电厂的GJT全量程电接点水位计的蒸汽侧采样点选在蒸汽集合管上。虽然采用了全压取样方式，但水位显示仍有500mm左右的高度。集汽管中的总压力小于汽包中的压力。原因是汽包内的汽水喷射孔板造成压力损失，所以测量电接触管显示偏高，有机会停机将取样点改到排气管。问题是可以解决的。
5.4仪表阀杆必须水平安装。
案例1:某电厂差压水位计信号偏差和波动较大，发现是取样阀门杆垂直安装造成的。经过纠正，问题解决了。分析是阀门有低有高，相当于仪表管理中的“凸”现象，导致“汽塞”在要求和规定中也有明确要求。
六、汽包水位事故案例
1958 10 10月31，某厂# 2、# 1 (230t/h)锅炉仪表供电中断，蒸汽、水流、水位等仪表指示异常，司炉判断失误，误操作，锅炉满水进入汽轮机。
1976 10 6月18，某厂#3锅炉水位故障，水位升至满水。虽然来不及打开紧急放水阀和过热器放水阀，但4台汽轮机(母管)被迫停水。
1977 65438+10月3日，某电站6号锅炉(苏制430t/h)处于启动状态，DDZ差压水位计失灵，自调无法投入手动水位调节。负荷70MW时，差压水位计和云母水位计基本相同，电接点水位计高50 ~ 100 mm。负荷90MW时，锅炉严重缺水，电接点水位计负值最大，差压水位计- 270mm，导致水冷壁爆裂。
1977 65438+10月12，某厂2号锅炉(HG410t/h)带供热负荷处于启动状态，差压水位计不准确，失去作用。操作由司钻设定的水位指导。由于措施落实不到位，监控不当，操作失误，锅炉缺水损坏严重。误判误操作，锅炉满水。
1979 165438+10月8日，某厂9台锅炉、8台机器投入运行。3号锅炉大修后启动60%负荷时，自调失败，水位高，水位为++160mm，改为手动调整，且在紧急放水阀和排污阀准备开启时，锅炉严重满水，造成主蒸汽集箱溢流，导致8台锅炉、7台机组停运。
1980年2月8日，某厂# 2锅炉(HG670t/h)负荷由150MW升至160MW时，燃烧不稳定，水位波动大，运行监视有误，判断和操作有误，锅炉先满水后干锅严重损坏。六个水冷壁管爆裂，另外九个受损。水冷壁鳍片间的焊缝裂纹，后墙大于6米，前墙大于20米。
1982年7月25日# 2锅炉(苏制670t/h)大修后锅炉负荷1.2-1.8MPa，差压水位计、差压水位计无法投入运行。由于作为参考的量筒中的脏水，电接点水位计出现异常。水监云母水位计不熟练，无法准确报出水位。再加上小信号无指示切断水流表，调节供水操作错误，导致锅炉长期缺水，烧毁249根水冷壁管，构成重大损坏事故。
1982 10 10月4日，某厂# 4锅炉(SG400t/h)启动过程中，负荷突然从40MW增加到70MW时，由于给水调节操作不当，严重缺水，173水冷壁管烧坏，因此检修20天。
1983年6月7日，某厂# 7锅炉(HG670t/h)因省煤器泄漏停运。由于没有大量水位计指导补水、给水操作，操作有误，导致锅炉满水升压，直到锅炉过热器安全门动作才被发现。由于电动主汽门不严，给水进入汽轮机，造成大轴弯曲事故。
1990 65438+10月25日，河南新乡电厂2号锅炉进水。灭火后锅炉恢复过程中，给水调节阀泄漏较大，未能有效控制水位，汽包满水，蒸汽温度急剧下降，汽缸等静止部件变形，汽轮机轴弯曲，轴系断裂。
1997 16年2月16秦皇岛热电厂4号锅炉停水、低水位保护、后备保护故障时，由于云母水位计量程小，电接点水位计误显示有水，差压水位计正误差大，人员判断错误，导致锅炉长时间处于停水状态运行，造成多次水冷壁爆炸、大面积过热损坏等
2002年底，安徽某电厂一台强制循环汽包锅炉(1025t/h)因一台变送器损坏泄漏，造成两台变送器指示高，自动减给水，导致汽包水位低，低水位保护拒动。之后，手动停止锅炉水循环泵，检查汽蚀情况。
在各个电厂的改造过程中，我们知道历史上很多电厂都发生过因汽包水位高低而导致的事故，造成了不同程度的后果。综上所述，改造汽包水位测量及保护系统势在必行。