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汽包水位测量和保护 新技术及应用

秦皇岛华电测控设备有限公司

于胜利 （高工）

公司简介

华电测控坚持以坦诚交朋友、以创新谋发展、以质量求生存、以服务赢信誉、以改进拓市场

秦皇岛华电测控设备有限公司

1999 年初，华电测控诞生于著名的旅游胜地—秦皇岛，它是专业从事热工测量和自动控制系统成套设备的集科、工、贸为一体的高新技术企业。

一、提高锅炉汽包水位测量的准确性 1.1 当前锅炉汽包水位测量的状况 1.1.1 汽包水位测量存在严重的事故隐患 (1) 各水位计间偏差大，人为修正 (2) 锅炉启动时汽包水位保护不能投运 (3) 控制和保护不独立 (4) 电接点水位计故障率高、维护量大 1.1.2 对汽包水位测量的认识有待提高 (1) 测量原理及其误差的认识不够 (2) 贯彻标准的必要性认识不够 (3) 对汽包水位测量技术最新进展缺乏了解 (4) 国家相关规定滞后于新技术的发展，阻碍了新技术

的推广

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1.2 汽包内部结构

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1.3 原测量技术的测量误差分析１、联通管式锅炉汽包水位计 (1) 联通管式锅炉汽包水位计原理图

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２、 差压式水位计的误差分析

(1) 差压式锅炉汽包水位计测量原理 △P＝ P+-P- ＝ L(ρa － ρs)g-H(ρw － ρs)g………(3-3) 或改写成

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（ 2 ）参比水柱平均温度造成的测量误差

根据某电厂 (1024t/h亚临界锅炉 ) 条件下的计算，结果如表 3-1。

从表 3-1可知，如果参比水柱的设定温度为 40℃ ，当其达到 80℃时，测量附加正误差 33.2mm，当参比水柱温度达到 130℃ ，测量附加误差高达 108mm。 “根据对 1# 炉 4 台汽包水位变送器在各种工况下的测试数据和计算表明，如果不进行温度压力补偿计算，将产生过大的示值误差，尤其是在锅炉启动过程中。因此必须对水位示值进行在线温度压力补偿。 1# 炉 4台水位计已有在线压力补偿，补偿误差基本可以忽略不计；但无温度补偿，仅设置正压信号管水温 tM=60℃ ，这与现场测试结果（ 90-110℃ 左右）相差太大，所产生的示值误差在 50mm-120mm之间，因此不容忽视。”（摘自《扬州第二发电厂汽包差压式水位变送器测量精度校核计算方法研究》）

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1.4 锅炉汽包水位测量系统误差的评定1 存在问题 （ 1 ）人们在研究汽包水位计时，均认为汽包里的水为饱和水，而

实际上汽包里的水为欠饱和水。

（ 2 ）“假水位”的真实水位无法测量

（ 3 ）没有基准水位计

2 目前常用的校验参考基准 （ 1 ）结垢水迹线法

（ 2 ）零位附近放汽 ( 水 ) 化验法3 基准水位攻关情况 直接测量汽包水位的内置式电极式水位计 ( 已获国家发明专利 ) 并在通辽发电总厂安装获得了成功 ( 已通过专家鉴定可作为基准仪表使用 ) 。

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（ 1 ）结垢水迹线法

2004 年 3 月 30日利用朝阳电厂 #2锅炉大修的机会，对汽包水位运行痕迹线进行实际检测 : 实际汽包水位经常工作于设计汽包零水位上方140mm处，即汽包水位经常工作在设计零水位的正 140

毫米左右。

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（ 2 ）零位附近放汽 ( 水 ) 化验法

1.6 新技术介绍

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5

4

2

1

3

8

10

1 汽包内置式电极传感器 该装置是基于汽包内汽、水的电导率不同，通过安装在汽包内多个电极传感器，并采用二次仪表识别其电导率，而成功测量出此时的水位值。电极传感器直接感应汽包内的水界面，所以取样误差很小，测量很准确，可作为汽包水位测量的基准仪表和试验仪表。 该装置成功的安装在通辽电厂的一台 670t/h汽包炉上并获得了成功。他的成功应用结束了汽包水位测量没有基准表不能实时标定其它水位计的历史，解决了汽包水位测量中关键性的技术问题。

1-固定支架； 2-电极传感器； 3-传感器的延长电缆；4-水侧取样管； 5-汽侧取样管； 6-显示仪表； 7-电缆； 8-引出箱； 9-固定座； 10-密封垫或密封环；11-压盖

汽包水位内置式电极测量装置示意

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汽包水位内置电极传感器现场照片 ( 专利号： ZL 2004 2 0073417.2)

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2 无盲区低偏差双色水位计

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低偏差云母水位计现场照片（专利号： ZL 2003 2 0127482.4 ）

巴陵石化的使用情况

#8 炉运行 8 个月现场效果照片（未做维护，现场清晰可见，工业电视稍有模糊）

齐鲁石化的使用情况

运行近两年后的效果 （未作冲洗和维护）

大同 600MW 的使用情况

运行近一年后的效果（未作冲洗和维护）

云母水位计已运行了两个月，未做任何维护，犹如新装表计，深受运行和检修人员喜欢

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3 汽包水位高精度取样电极传感器

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特点： 测量筒水柱温度接近汽包内水温，水位测量精度高。

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。

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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。

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汽包水位高精度取样电极传感器现场照片 ( 淘汰进口电接点 )

4 汽包内置式平衡容器

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变送器所测得的差压值为 :

gHgH SW LL

由公式得：

PPP

gP

HSW

L

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采用汽包内装平衡容器具有以下特点：

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，从公式中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。

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汽包水位内装平衡容器现场照片

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二、控制与保护独立性安全原则2.1 锅炉汽包水位测量系统配置原则 锅炉汽包水位测量、控制和保护系统是属于 IEC 61508 和 IEC 61511安全标准中指出的安全仪表系统 (Safe Instrumentation System,简称SIS)，它的应用不当造成的事故危害性极大，根据当前技术发展水平，它的配置设计至少应遵循下列原则： （ 1 ）锅炉汽包水位测量系统的配置必须采用两种或以上工作原理共存的配置组合，以防止系统性故障。

（ 2 ）配置的汽包水位测量系统应是经充分的实践证明是安全可靠，能消除汽包压力影响，全程测量水位精确度高，可确保锅炉点火后就能投入正常工作 ( 包括保护 ) 的产品，不允许将达不到上述要求或没有成功应用业绩的不成熟产品在锅炉上应用。

（ 3 ）严格遵循锅炉汽包水位控制和保护独立性的原则，最大限度的减少故障风险，并降低故障停炉机率。

（ 4 ）汽包水位至少应配置两种互相独立的监视仪表。

（ 5 ）汽包水位保护和控制的测量系统至少应按三重冗余的原则设计。

（ 6 ）汽包水位测量信号应采取完善的坏信号检查手段，以便及早发现异常。

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2.2 事故案例

2.2.1 案例一：一台变送器泄漏，影响另外两台变送器指示偏高，导致低水位保护拒动 2002 年 12 月 × 日，河南省 × 电厂一台 1025 t/h 锅炉，因一台变送器损坏泄漏，喷射到相邻的两台汽包水位变送器上，使这两台汽包水位变送器的指示偏高，引起给水自动减少，汽包严重缺水。由于汽包水位保护信号也取自这几台变送器，因此，低水位保护也拒动。幸亏运行人员分析判断正确，手动 MFT停炉，虽未酿成重大爆管事故，但已造成炉水循环水泵严重汽蚀。

2.2.2 案例二：电极式水位计一次门泄漏，导致邻近差压水位计平衡容器压力下降以及参比水柱温度升高而引发缺水事故 2002 年 11 月 × 日，安徽省某电厂 3 号炉 (1025t/h) 电极点水位计一次门泄漏，使邻近两个差压水位计的平衡容器压力下降以及参比水柱温度升高。导致水位指示不正常升高，控制系统接受错误信号，不断减少给水流量，造成严重缺水。由于汽包水位保护信号也取自这两个差压变送器，因此，低水位保护也拒动。幸亏运行人员发现 2 个电极点水位计均显示无水，经多方面判别后，确认已缺水，及时手动 MFT ，才避免一起重大事故，事后检查发现，炉水循环水泵已经汽蚀( 炉水循环水泵差压低停炉保护也未动作 ) 。

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2.2.3 案例三：差压水位计排污门检修后，无法立即投入，强制信号时有误，导致满水事故 2004 年 2 月 2 日，河南省某电厂一台炉的两台测量汽包水位的差压变送器排污门泄漏，消缺处理后，因单室平衡容器参比水柱形成和正、负压管温度平衡需要一段时间，故将该两变送器至控制器的信号强制在一个确定值 (8mm)，在此期间，由于运行人员误把自动调节信号切为该两信号的“平均”模式，因水位设定值为 18mm，于是给水指令连续增加给水量，最终导致汽包满水，幸亏运行人员及时发现，手动 MFT停炉，事故未进一步扩大。如果控制和保护独立设置，如控制失灵，保护可正确动作保护锅炉，反之，当保护不准时，控制系统仍能控制水位在正常值。

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2.2.4 案例四：汽包压力补偿参数设置有误，造成汽包满水、主汽带水 2004 年 6 月 1 日，河南省某电厂根据国家电力公司发布的《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 )》要求，改进原有单室平衡容器，并取消连通管，参比水柱高度由原来的 860mm扩大到 1130mm，在修改 DCS组态时，对水位测量和压力补偿参数修改有误，导致差压水位计的测量误差随汽包压力升高而加大，电极点水位计和云母水位计显示水位已达 +300mm(实际还要高 ) ，汽包已满水，但三个差压水位计显示分别为 -99.5mm ， -82.4mm ， -166mm，满水保护不动作，控制系统不断增大给水流量，幸亏运行人员监盘发现给水流量比蒸汽流量大 260t/h，并看到电极式水位计和云母水位计均显示满水，手动打闸停机，虽已造成汽包满水，主蒸汽带水和汽温急剧下降，但事故没有进一步扩大。

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2.2.5 案例五：一台汽包压力变送器故障和另一台水位计测量卡故障导致汽包水位低跳闸。 2006 年 1 月 19日，浙江省某电厂汽包水位保护和控制共用三台差压式水位计，由于一台水位计的补偿压力变送器故障，而另一台水位计的测量卡故障，导致二个信号反映水位低而引起跳闸。2.2.6 案例六：汽包水位差压变送器仪表管冻，导致汽包水位保护高保护误动。 2006 年 2 月 1 日，山东省某电厂汽包水位保护和控制共用三台差压式水位计，由于汽包水位差压变送器仪表管冻，导致汽包水位保护高保护误动。2.2.7 案例七：因汽包水位变送器 24V电源失去，导致“汽包水位高”保护误动 2005 年 7 月 7 日，安徽某电厂＃ 2 机组因汽包水位变送器 24V电源失去，导致“汽包水位高”保护误动引发机组跳闸。

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2.2.8 案例八：因汽包水位表发生“飞升”导致汽包水位高保护误动 2005 年 11 月 8 日，安徽某电厂＃ 2 机小修启动过程中 90MW负荷时，给水泵切换，使给水流量波动较大，引起汽包水位波动，当时汽包水位 C 因故未投入运行，汽包水位保护由汽包水位 A 和 B 二选一控制，因汽包水位 A 发生仪表“飞升”现象导致汽包水位高保护误动。2.2.9 案例九： 2004 年 3 月 6 日因 DPU138/139故障“汽包水位高”误动机组跳闸 2004 年 3 月 6 日，上海某厂 2004 年 3 月 6 日 9 时 54分，＃ 2机组光字牌“汽包水位高”报警，运行检查汽包水位突升至 8000mm左右，电接点汽包水位正常， 9 时 54 分 30秒，汽包水位高跳闸信号出现，9 时 54 分 36 秒 , 炉 MFT动作，检查发现 DPU138故障，备用 DPU139在投用时亦发生故障。2.2.10 案例十： 2004 年 3 月 17日因汽包水位变送器水管接头漏锅炉 MFT动作 上海某厂 2004 年 3 月 17 日 9 时 36分，锅炉燃烧、水位正常情况下， MFT动作，第一原因为汽包水位高。现场检查 10HAD10FL901 、10HAD10FL903正压侧管子接头有泄漏现象，造成两只变送器汽包水位值均大于 500mm保护动作。

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2.2.11 案例十一： 2004 年 8 月 15日因机组汽包水位数据采集卡故障“汽包水位低”保护误动停机 上海某厂 2004 年 8 月 15 日 15 时 08 分 57秒，＃ 4 机组光字牌：汽包水位低报警，运行检查 CCS汽包水位突降至－ 381毫米以下（－381毫米是保护动作值），电接点汽包水位正常，汽包水位低跳闸信号出现， 15 时 19分，炉 MFT动作，声光报警、汽机跳闸、发电机解列、厂用电自切成功。运行、检修经检查后发现汽包水位数据采集卡故障，卡上带有汽包水位 LT0904 、 LT0905两点信号。因采集卡故障，造成汽包水位三选二保护动作，故采集卡故障是此次 MFT的主要原因。

2.2.12 案例十二：华能某厂 #4机组汽包水位取样管路再次受冻结冰，机组跳闸　　事情经过： 2003 年 1 月 5 日 1 时 36 分 #4机负荷 188MW ， AB给水泵转速突降至 3000rpm，紧急给水泵转速，手动启动电泵，仍无法维持汽包水位；于 1 时 38 分 #4机组跳闸，首显“汽包水位低”。检查 A ， C 点水位测量信号因取样管路结冰而故障，造成三个平衡容器水位计，一个跳变，两个无指示，从而引起给水自动在主站上跳到手动，而且输出给水

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控制指令始终跟踪零指令，因此运行人员无法干预，导致汽包水位低低MFT动作。检查电接点水位计指示正常，处理后于 3 时 52 分 #4炉点火。 5 时 08分机组并于阳 220KVⅢ母。 暴露问题：①受常年生活习惯影响，电厂对设备防冻的重要性认识不足。防冻措施没有落到实处。对 2002 年 12 月 31 日 #4 机组受冻跳机事件分析不认真，没有及时制定切实的防范措施，造成同类事件的重复发生。②未能及时发现图纸标注汽包水位的控制逻辑与实际逻辑不相符的问题，处理设备缺陷时实际没有采取有效措施。2.2.1３ 案例十三：华能某厂—— #3 炉 DCS中的 #3、＃ 23DPU故障造成锅炉缺水爆管， #3机组停运。　　事故经过： 2003 年 3 月 23 日 20 时 10分监盘人员发现 #3锅炉一些参数呈紫色（数值异常），各项操作均不能进行，同时炉侧 CRT画面显示各自动已处于解除状态，调自检画面发现 #3 机 #3DPU离线。 20 时 15分左右热工人员赶到现场，检查发现 #3DPU离线， #23DPU处于主控状态，但 #23DPU主控线的 I/O点（汽包水位、主气温、主气压、给水压力、主汽流量、减温水流量等）为坏点，自动控制手操作失灵。（约 21 时 08分）监盘人员发现汽

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包水位急剧下降，水位由 -50mm降至 -100mm，就地检查发现旁边给水调节门在关闭状态，手动摇起三次均自动关闭，水位急剧下降，约 21 时09 分 #3炉正压并伴有声响，手动紧急停炉。 DCS厂家判断 #3DPU故障前， #23DPU因硬件故障或通讯阻塞，已经同时 I/O总线失去了通讯。故当 #3DPU离线后， #23DPU也无法读取 I/O数据。结合 27日上午#3DPU又一次出现离线情况，判定 #3DPU主机卡故障。由于当时的制粉系统运行工况导致火焰中心偏左，锅炉缺水引起左侧水冷壁管爆破、受损。共更换水冷壁管 43根共 239米。从 23 日 21 时 10分故障停机到 29 日20 时 30分投运报竣工，此次故障造成机组停运 143小时。　　暴露问题：①没有严格执行 25项反措的有关条例，特别是对于承担主要监控功能的 DPU故障时可能引起的设备主要参数失控引发或扩大故障的危险性认识不足；②设计中将同一子系统的调节、保护和数据采集功能放在同一对 DPU中，使风险过度集中，给机组安全运行带来极大的隐患。没有针对性的制定确保重要保护可靠工作的措施； ③ 自动控制系统的重要调节门，没有自动脱扣功能，没有制定相应的操作措施，致使旁路给水门三次手动摇起又返回；

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2.2.14 案例十四： 1997 年 12 月 16日秦皇岛热电厂因“汽包水位低”保护拒动 , 造成重大设备损坏事故。事故报告摘录如下：　“ 2 、汽包水位计测量误差致使汽包低水位保护拒动，造成事故扩大。该炉有 3 个水位计。就地水位计（水位 TV）可视范围 ±200mm、电接点水位计 ±300mm 、 CRT带保护的差压式水位计量程为 ±400mm，保护定值为： +300mm 、 -384mm。所以当水位变化到 -300mm以外时，就地水位计和电接点水位计就失去了监视作用，而 CRT中差压式水位计虽可全量程显示，但由于厂家温度补偿设定值等原因造成偏差过大。后经分析、试验，该差压式水位计温度补偿，厂家给定值是 50℃ ，由于加上保温投上伴热后，可使温度升至 130℃ （由 1 月 13 日 #3炉汽包水位试验数据证明），受此温差影响，可使水位虚高 108mm，而热工人员没有按规程规定，以就地水位计零水位进行校正。所以，在锅炉实际断水时，还显示 -328mm（距保护定值尚差 56mm），造成保护拒动。当锅炉水循环破坏后， B 、 C 炉水循环泵相继因压差低跳泵，而 A 循环泵因测量系统故障后，没有采取有效的替代措施而失去了保护功能，只发压差低报警，未跳泵，导致了“ MFT”未动作，使得事故闯过了后备保护的最后一道关口。为此，汽包低水位保护拒动、 A 炉

水循环泵未跳导致“ MTF”未动作，是造成事故扩大的一个重要原因。

3 、运行人员判断失误，使事故没能有效制止，最终酿成大错。锅炉断水后，给水流量计始终有350t/h的流量显示，电接点水位计始终有 -300的水位显示，差压水位计始终显示 -328mm，并且保护未动，这些都给运行人员一个误导。”

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2.2.15 案例十五： #1炉汽包水位高致使过 / 再热汽温低 。 2007年 1 月 26日 10： 50， #1机 AGC方式，负荷从480MW加到 560MW，汽包水位 A/B/C点： 78/330/58mm；汽包水位高报警未发，过热器温度最低降至 440/430℃ 左右，当负荷由 560MW降到 520MW时，汽温再次降至 480/470℃左右，检查云母水位计指示 180mm，正常云母水位计应该偏低 CRT显示。从 DCS工程师站检查，发现固定端 A 、 C 两台汽包压力变送器（编号分别为 PT01.2、 PT01.5）显示近似为 0MPa，完全打开该变送器二次阀汽包压力正常，汽包水位A 、 C 显示恢复到正常。　 本次满水事件的发生，反映出运行人员对汽包压力对水位修正影响如此之大认识不足，没有在第一时间内作出正确判断，而是片面认为本次减温水改造后汽温特性发生了不明变化，或是锅炉本体再次发生泄漏，延误了处理时间。

2.3 锅炉汽包水位测量系统配置设计2.3.1 汽包水位测量系统的配置组合

根据当前技术发展，推荐新建锅炉应配置 1 套就地水位计、 3 套差压式水位测量装置和 3 套电极式水位测量装置，这个三种工作原理共存的配置方式较为理想。 3 套差压式水位测量装置用于汽包水位控制系统， 3 套电极式水位测量装置用于汽包水位保护系统， 1 套就地水位表因是无电源的，可以作为电源消失时的最后监视保证。此外，采用当今最新测量技术后，虽然无论是差压式测量装置和电极式测量装置均能做到准确、全程测量汽包水位，但是考虑到启动时差压式测量装置可能会受诸多因素的影响，例如差压取样管冲洗、泄漏、正负压取样管有温差等，因此，建议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，这种配置也能满足这种要求。

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考虑到一些老电厂的实际情况，也可以考虑以下两种汽包水位测量系统的配置组合：

（ 1 ） 1 套就地水位计、 1 套电极式水位测量装置和 6 套差压式测量装置。这种组合比推荐方案多了一套，主要适用于已经配置了 6套差压式测量装置，并使用良好的电厂。 3 套差压式测量装置用于汽包水位控制系统，另外 3 套用于汽包水位保护系统， 1 套电极式汽包水位测量装置由独立于 DCS的电源供电，作为 DCS的后备监视仪表，并在锅炉启动时作为主要监视仪表。 1 套就地水位表的作用前面已经说明，这里不再赘述。

（ 2 ） 1 套就地水位计、 3 套差压式水位测量装置和 2 套电极式水位测量装置。这是一个最低配置的组合方案，主要适用于追求经济配置和改造有困难的老电厂。此时， 3 套差压式水位测量装置用于汽包水位控制系统，并按三取二的原则将得到的事故跳闸水位信号，与 2套电极式水位测量装置事故跳闸水位信号再按三取二的原则用于汽包水位保护系统。电极式汽包水位测量装置同样由独立于 DCS的电源供电，作为 DCS的后备监视仪表，并在锅炉启动时作为主要监视仪表。 1 套就地水位表的作用前面已作说明，这里不再赘述。

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除此之外，如果电厂需停炉后采用将汽包充满水的快速冷却方式，以防止汽包壁快速冷却时上下温差过大，或者在汽包水位低紧急停炉后要求尽快判别汽包内是否还有水，以便决定是否可以及时补水恢复锅炉运行等，此时，可考虑另外配置 1 套大量程的电极式汽包水位测量装置或大量程差压式水位计。

2.3.2 汽包水位控制和保护系统的配置组合

（ 1 ）锅炉汽包水位控制和保护系统应分别独立配置冗余的控制器，以最大限度减少故障风险，并降低故障停炉机率。

（ 2 ）锅炉汽包水位控制应分别取自 3 个独立的差压变压器信号，分别通过 3 个独立的输入 / 输出 (I/O)模件，引入 DCS 的冗余控制器，经三取中逻辑判断后用于控制。

（ 3 ）锅炉汽包水位保护应分别取自 3 个独立的电极式水位测量装置或差压式水位测量装置 ( 当采用 6 套配置时 ) 的信号，分别通过 3 个独立的 I/O模件，引入 DCS的冗余控制器，经三取二逻辑判断后用于保护。当采用差压式水位测量装置信号作为保护时，宜先将 3 个模拟信号与设定值比较转换成开关量信号，而后经三取二逻辑用于保护。当锅炉只配置 2 个电极式

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水位测量装置时，汽包水位保护除应取自这 2 个独立的电极式测量装置信号外，另外一个信号应由 3 个独立的差压式水位测量装置信号在汽包水位控制系统的 DCS冗余控制器中经三取二逻辑得到的信号，通过通讯总线或 I/O通道引入汽包水位保护系统的冗余控制器中进行三取二逻辑运算后用于保护。

（ 4 ）每个汽包水位信号补偿用的汽包压力变送器应分别独立配置，并分别与对应汽包水位信号在同一个 I/O模件上引入 DCS控制器。

2.3.3 汽包水位和补偿用汽包压力信号的正确性保证措施

每个汽包水位信号和每个补偿用的汽包压力信号至少应设置下列坏信号判别检查措施：

（ 1 ）进入 DCS的汽包水位测量信号应设置包括量程范围、变化速率等坏信号检查手段。

（ 2 ）水位测量的差压式测量装置信号间、电极式测量装置信号间，以及差压式测量装置和电极式测量装置的信号间应在 DCS中设置偏差报警、逻辑分析和故障预测功能。

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三、 调试

3.1 补偿公式调试 选取正确的补偿公式，用电流信号发生器在分散控制系统 (DCS)相应的模拟量输入 (I)通道上，加对应的汽包压力和水位差压的电流信号。压力信号选择 3 点，或 1/4汽包额定压力、额定压力、 1.1倍额定压力，或 1/4汽包额定压力、 3/4额定压力、额定压力。在三个压力点分别加 7 点对应水位(±300mm 、 ±150 mm 、 ±50 mm 、 0mm)的差压信号，其测量误差应在0.5％以内。3.2　冷态上水调试 冷态上水调试的目的是检验机械安装尺寸和进行水位实际保护传动试验。 首先，利用锅炉打水压前，汽包上水过程中给各平衡容器注水，并打开各水位计一次门和排污门进行排污，排污完毕后，关闭排污门投入各水位计。 手动控制汽包水位，缓慢升降水位，以电接点通断瞬间为准，读取各水位计的示值，其偏差应在 10 mm以内，否则应查找原因给予消除。 在升降水位的同时做实际水位保护传动试验。在做实际水位保护试验前应先完成各种逻辑关系试验。

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3.3 热态水位升降调试 汽包上水调试完成后，应进行热态水位升降调试。热态水位升降调试的目的是检验各水位计在锅炉正常热态运行时的偏差应满足要求。 锅炉点火前上水时，给平衡容器注水，锅炉点火升压带负荷的过程中应特别注意各水位计的显示变化情况，出现偏差应及时分析、查找原因，给予消除。，若有必要在锅炉升压到 1MPa左右时，对各水位计进行排污。热态水位升降调试在额定汽包压力情况下进行。 机组负荷达到 80%以上时解除水位自动，手动控制汽包水位，缓慢升降水位，以电接点通断瞬间为准，读取各水位计的示值，其偏差应在 30 mm以内，否则应查找原因给予消除。 水位控制升降幅度应控制在水位的高、低极值（ ±Ⅲ值）以内，其范围应尽可能的大，一般可在＋ 200～—200mm范围内进行。

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3.4 改造后的效果

各水位计全过程、全范围内偏差在 30mm以内，瞬态不超过 50mm。

启炉就能投入汽包水位保护。 电极平均无故障 26000小时。 云母水位计可两年更换一次云母组件，基本上免冲洗。 基准表标定其他水位计。 满足《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》。

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　 从 6 月 25 日点火起机以来，在不同工况下，改造后的 5 台水位计（ 3 台内置平衡容器和两台高精度电接点水位计）曲线几乎重合 , 改造后的各水位计之间偏差小于 15mm, 各项性能均达到了理想的效果。 ( 汽包压力 13.9MPa)

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( 汽包压力 16.8MPa)

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汽包压力：4.28MPa B侧差压： 230 、外置差压：64 ，电接点：200 。外置比内置低 166 ，内置与电接点相差 30 。当前值：汽包压力：3.996MPa B侧差压： -60 、外置差压： -176 ，电接点： -55 。外置比内置低116 ，内置与电接点相差 5 。

汽包压力：16.83MPa B 侧差压： -18 、 外置差压： -66 ，电接点： -24 。外置比内置低48 ，内置与电接点相差 6 。

当前值：汽包压力：16.97MPa B 侧差压： -5 、外置差压： -54 ，电接点： -26 。外置比内置低49 ，内置与电接点相差21 。

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东方锅炉厂首次配套汽包水位内置式平衡容器 2007 年 9 月在宁夏西夏热电厂新建的 670t/h 汽包锅炉上，东方锅

炉厂首次配套我公司 DNZ-16 型汽包水位内置式平衡容器，开创了锅炉厂直接配套汽包水位内置式平衡容器的先河，从而也证明汽包水位内置式平衡容器这一新的汽包水位测量仪表得到了更广泛的认可。

四、 鉴定意见 秦皇岛华电测控设备有限公司

中国电机工程学会于 2006 年 7 月 2 日在北京组织召开了“锅炉汽包水位测量新技术研究与应用”项目技术鉴定会。鉴定委员会听取了有关单位所作的研究报告、技术报告、测试报告、用户报告以及查新报告后，经认真讨论，形成以下鉴定意见： 1. 提交的技术资料详实、完整，符合技术鉴定的要求。

2.本项目研究开发的“锅炉汽包水位测量新技术”包括：汽包水位内置电极传感器、汽包水位内装平衡容器、汽包水位高精度取样电极传感器、汽包水位低偏差云母水位计、汽包水位大量限全工况高精度电极传感器、汽包水位全量程单室平衡容器以及汽包与测量装置之间多测孔接管技术，覆盖差压式、电极式和云母式三种测量原理，不同原理表计间测量示值偏差在 30mm范围内，可满足正常运行以及特殊情况下大量限的测量需要。

3.“ 汽包水位高精度电极传感器”采用笼式内加热器和冷凝水置换测量筒内炉水，以及柔性自密封电极组件技术，比传统电极式传感器具有更高的测量精度和可靠性。

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4. 采用内置电极传感器直接测量汽包水位，解决了汽包水欠饱和产生的误差；采用不锈钢铠装在电缆芯与不锈钢之间填充绝缘材料、不锈钢胀环软化处理等两道密封和后备高压堵漏胶带压堵漏措施，保证了应用的可靠性，可以用于汽包水位测量的标定。 5. 汽包与测量装置之间多测孔接管技术，无需在汽包上增加开孔而增多独立取样孔，为锅炉汽包水位测量系统合理配置提供了基础。 6.该项目提出的汽包水位测量系统优化配置方案，可为今后修订相关规程提供参考。 7.经现场测试和应用实践表明，该项技术测量精度高，安全可靠，具有广阔的推广应用前景。 8．经查新检索，该项目关键技术国外未见相关报道。 综上所述，鉴定委员会一致认为该项目总体技术处于国内领先水平，同意通过鉴定。建议在推广应用中进一步完善和实现标准化。

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荣获 2006 年中国电力科学技术奖