摘要：以华电国际莱城电厂 3# 机组差压式汽包水位测量偏差大为例，从差压式汽包水位测量原理入手，通过分析差压式汽包水位测量的原理和影响因素，详细介绍了各影响因素排查方式，确定出 3# 机组汽包水位产生偏差的真正原因，特别是差压式汽包水位测量管路的敷设和保温对差压式汽包水位的影响。 这些通常不容易考虑到的影响因素，对差压式汽包水位偏差大分析提供有价值的借鉴和参考。
引言
莱城电厂 300 MW 燃煤发电机组锅炉采用上海锅炉厂生产的型号为 SG1025－17.44－M844 亚临界强制循环锅炉，汽包内径 1 778 mm ，安装有就地牛眼玻璃水位计两台；
差压式水位计 3 台，经过汽包压力修正，信号经处理后，使用“三取中”逻辑进行信号优选。
3＃ 锅炉汽包水位在运行中出现 LT0902A 与LT0902B 、 LT0903 偏差大， 在 40～70 mm 之间波动，根据 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要
求》规定：当各水位计偏差大于 30 mm 时，应立即汇报，并查明原因予以消除 ［ 1 ］ 。 经过对现场设备反复排查，和数次大小修进入汽包内部测试，分析出了产生误差的原因，并采取了相应的措施，使水位显示恢复正常，保证了测量准确性。
1 莱城电厂汽包水位测量的原理
如图 1 所示，由汽包进入凝结球的蒸汽不断凝结成水，多余的水会溢流到汽包内，从而保持一个恒定水位，称其为参比段水柱，其压力用 p ＋ 表示。汽包内水位也形成一个压力，用 p － 来表示。 差压式水位计就是利用测量参比水柱产生的压力和汽包内水柱产生的压力差值来测量汽包水位的 ［ 2 ］ 。 以设计零水位 H 0 作为作为汽包水位的零刻度， 超过零刻度的为正水位（ ＋ΔH ），低于零刻度的为负水位（ －ΔH ）。 根据以上原理和图 1 所示，得到水位与差压的关系如下：p ＋ ＝p＋Lρ a g （ 1 ）
p － ＝p＋ （ L－H 0 －ΔH ） ρ s g＋ （ H 0 ＋ΔH ） ρ w g （ 2 ）
Δp＝p ＋ －p － ＝L （ ρ a －ρ s ） g－H 0 （ ρ w －ρ s ） g－ΔH （ ρ w －ρ s ） g （ 3 ）
式中： H 0 - 设计汽包零水位 mm ； ΔH- 汽包水位偏差正常水位的值， mm ； Δp- 对应汽包水位的差压值， mmH 2 O ；
ρ s - 饱和蒸汽的密度， kg／m 3 ； ρ w - 饱和水的密度， kg／m 3 ； ρ a - 参比水柱在平均水温时的密度，kg／m 3 。
汽包正常水位 （ Normal Water Level ， NWL ）指的是锅炉正常运行过程中汽包中的水位应该保持的高度，一般称为汽包零水位。
上式中， L 和 H 0 都是常数； ρ s 和 ρ w 是汽压的函数，在特定汽压下均为定值； ρ a 除了受汽压影响外，还和平衡容器的散热条件与环境温度有关，当汽压和环境温度不变时，其值也为定值，这时，差压只是汽包水位的函数。利用
差压变送器将测得的差压信号转变成便于远传的 4～20 mA DC 电信号， 送到DCS 内进行逻辑运算、 判断， 输出控制指令并在CRT 上显示水位信号。
2 异常情况分析与处理
莱城电厂 3＃ 机组汽包水位装有 3 台变送器，面向锅炉右侧（ A 侧）装一台，编号 LT0902A ，面向锅炉左侧（ B 侧）装两台，编号 LT0902B 、 LT0903 ，运行中 B 侧的 LT0902B 和 LT0903 偏差在 20 mm 以内属于正常现象， 但是和 A 侧的 LT0902A 偏差在40～70 mm 之间，偶尔还会偏差更大，经常造成自动解除，协调解除，对安全稳定生产造成较为被动局面。 为此根据汽包水位测量的原理，进行了一系列的分析和研究，并不断开展工作，步步逼近原因真相，成功消除了该隐患。
2.1 变送器排查
针对此现象，结合式（ 3 ）所述的汽包水位和差压的关系， 首先怀疑右侧的 LT0902A 变送器本身存在误差， 安排专业人员对该变送器进行了校验，但经过校验变送器符合 0.5 级的要求，在此情况下又先后对 LT0902B 、 LT0903 进行了校验， 两台变送器均满足 0.5 级的测量精度，同时对变送器进行0~16.6 MPa 耐静压试验， 最大偏差为 0.030 4 mA 。误差符合要求，因此排除变送器测量异常。
2.2 两侧平衡容器安装高度一致性核定
由图 1 看出如果由于安装工艺出了偏差，造成左右两侧凝结球安装高度不同，则会造成汽包两侧水位测量的“ L ”值不同，由式（ 3 ）可以看出就会造成汽包数位测量出现偏差。 为此，用乳胶管和玻璃杆进行组合，通过灌水，利用联通器原理，对左右两侧的凝结球高度进行了标定，经标定发现两侧高度误差在 5 mm 之内，符合汽包水位测量要求。
2.3 验证汽包内汽水运行情况
对 A 、 B 两侧水位的零点进行标定， 两侧零点在 5 mm 之间，符合要求，从运行情况来看，两侧偏差在 10～20 mm 之间， 说明汽包内汽水运行正常，不存在“烧偏”情况。
2.4 对汽包水位测量回路进行实际上水传动试验
在机组检修后，通过上水，将汽包凝结球灌满水，然后将变送器进行排水、排气、串水，确保变送器管路内充满水，无气泡。然后进行锅炉放水，观察汽包水位变化情况，发现 3 个水位变送器误差范围在 10 mm 内， 说明汽包水位测量系统在冷态的情况下，是完全正常的。
通过以上分析可以发现变送器测量精度和整个测量回路没有较大问题，汽包水位冷态传动试验各项数据也正常。 但经数据分析发现，汽包水位偏差在点火后，随着汽压的增加，特别是汽压在12 MPa 以后，偏差逐渐增大。 还发现，偏差在投伴热的情况下小，停伴热的情况下大。 说明有一个因素通过影响汽包水位测量管路而影响了汽包水位测量偏差，据此把排查的重点放在汽包水位测量管路上。
3 汽包水位取样管路排查
利用伴热改造的机会，将所有汽包水位取样管路的保温全部拆开，对管路进行全程检查，没有发现漏、渗现象，对汽包水位参比段管路进行检查，参比段管路没有保温， 符合二十五项反措的要求，但是对参比段的温度进行多点测试发现了异常情况，A 、 B 两侧温度差距较大，具体见图 2 、图 3 。
从以上温度分布可以看出，两侧汽包水位的高压侧取样管，都是从凝结球的温度大于 300 ℃ 开始下降， A 侧沿管路由上到下逐渐降低到 50 ℃ ， B 侧在降低到 60 ℃ 后，没有继续降低，反而不断抬升温度，到底部分别达到 80 ℃ 和 90 ℃ ，这种温度梯度不符合离热源越远温度越低的传热学规律 ［ 2 ］ ，这提醒我们，在下部的保温层里肯定有一个热源对两路取样管进行了加热，为此联系工作人员将底部的保温层打开，发现如图 4 、图 5 所示现象。
可以看出 A 侧汽包水位的高、 低压侧取样管在圈处交接后，垂直下行，而 B 侧汽包水位，高、低取样管在圈处交接后，平行走敷设了一段距离后才垂直下行。由于汽包水位的低压侧取样管离平衡容器还很近，温度还很高，在交接处温度达 120 ℃ ， B侧汽包水位在交接后，平行走的部分管路，高压侧管路在上，低压侧管路在下，而且管路之间非常紧密，低压侧管路相当于一个高温热源，不断对高压侧管路加热， 这就是 B 侧汽包水位高压侧取样管在降低到 60 ℃ 后，没有继续降低，反而不断抬升温度的根本原因。 而 A 侧汽包水位取样管在交接后，垂直下行，管路之间空间较大，这种管路敷设方式低压侧对高压侧的传热量很少，所以其温度没有出现“反升”现象。
4 汽包水位管路温差大对测量数据影响与处理
通过以上分析， 发现了 B 侧汽包水位取样管由于管路敷设的原因，导致高压侧取样管温度异常升高，管路中的水温度也必将相应升高，水的密度随温度的上升而降低，水的密度降低后，差压变送器的高压侧静压力就会相应降低。而低压侧静压力不变，变送器的输出差压（ Δp ）就会降低，从式（ 3 ）可以看出， Δp 与 ΔH 成反比，所以随着变送器输出差压的非正常降低， 汽包水位在 DCS 里的显示值就会非正常偏高， 这就是 A 、 B 两侧汽包水位在DCS 里显示偏差大的根本原因。 而通过将 B 侧汽包水位水平段的保温打开，加强通风，使高压侧取样管的温度降下来， 也验证了以上分析的正确性。
图 6 是保温打开前后的汽包水位历史曲线。
虽然通过保温拆除加强通风降温，暂时消除了汽包水位偏差，但在冬季还要考虑防冻问题，因此拆除保温只是临时措施， 要从根本上解决此问题，还需要在停机的时候，对 B 侧取样管路进行改造，按照高低取样管相互间影响最小的原则，科学设计走向，严格敷设工艺，才能从根本上解决此问题。
5 结束语
汽包水位测量，从原理上来看比较简单，但影响因素众多，特别是面对复杂的现场，有很多不可预知的问题， 对水位的测量值造成或高或低的误差，对锅炉的安全运行、自动投入、实时监控带来较大影响，对于类似的汽包水位的偏差问题，都可以从基本的原理入手，从安装、补偿和保温等方面查找问题。 希望本文的分析，能够给大家在汽包水位测量方面带来一点启发。
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