火电厂凝汽器水位测量（共4篇）
火电厂凝汽器水位测量 篇1
凝气器水位的变化直接影响凝汽器的真空和机组的补水率, 若凝汽器水位过低, 有可能会造成凝结水泵气蚀, 破坏凝结水泵;凝汽器水位偏高, 会导致淹没冷却水管, 从而凝结水更加冷却, 最终导致机组的效率。
1 凝汽器水位测试原理
目前大多数火电厂凝汽器水位测量都是采用的变压变送器来开展液位的准确测量, 这是一种使用次数最多、应用效果较好、经济实惠的一种水位测量方法。变压测量法安装方法很多, 例如河北邯峰发电有限责任公司使用了单室平衡容器装置, 其测量原理是正压测压力根据单室平衡容器有有恒定水柱而维持不变, 负压侧压力随容器内水位变化而变化, 变送器两侧的差压值也就随着容器水位的变化而变化。但是在使用以来常常出现水位测量不正确的情况, 尤其是在机组启停期间, 凝汽器水位出现错误的测试的情况尤为明显。这严重干扰了工作人员对凝水器水位的分析, 也加大了检修人员的工作量, 更给机组的安全、经济运行造成了严重的影响。
2 干扰凝汽器水位测量的因素
2.1 系统泄漏点过多影响水位测量精度
凝汽器本身装备上有正负两个取压口, 并在取样管和排污管上安装了八个阀门, 若按照每个阀门有三个泄漏点计算, 还有那么多的焊点, 整个水位测量系统的泄漏点可能超过25处。然而, 凝汽器水位测量是在真空环境下开展的, 所以如此多的泄漏点肯定会大大降低水位测量的正确度。
2.2 变送器安装位置偏低, 易引水受损
许多火电厂的凝汽器水位测量系统中变送器都安装在低于凝汽器底部1m左右的坑渠, 此坑渠又与附近的凝结水泵相通, 凝结水泵坑内的积水时常回流到变送器所在的坑道内, 加大了坑道内的湿度。水分含量大的空气经过测量电缆引线孔到达变器内, 侵蚀线路端口, 影响了测量精度, 更导致了变送器的损坏。
2.3 凝汽器自身缺陷
当凝汽器在测量水位时, 因凝汽器自身系统为负压, 并且温度很高, 导致平衡容器中的水不能冷凝, 又接收不到补充, 极易因为高温度和负压而蒸发, 最终破坏了测量装置的正压头, 导致了水位测量的不正确, 有时甚至完全测试不到水位。
3 克服干扰因素的改进措辞
3.1 水位测量元件的正确选用
根据以上的分析, 测量元件的选用应注意避免多管阀接口的系统和改变元件安装的位置。管阀系统可选用远传膜片密封系统, 该系统含有1个压力变送器、1个远传膜片密封, 1种填充液, 另外还有毛细管远程连接。在系统运行过程中华, 具有弹性的膜片和填充液将压力变送器中的压敏元件与过程介质分开。膜片经过毛细管或法兰将变送器连接起来, 因此大大降低了系统的泄露情况。另外必须注意远传膜片密封系统的安装, 依据本系统只能在真空中运行, 为了确保变送器的正向压力, 需将变送器放置于平齐或低于凝汽器底部位置。这个原理是因为当变送器置于取压口的上方时, 变送器填充液将受到负压力头的压力而气化, 从而将有助于变送器读数的正确性。
3.2 改进水位测量系统
积极引进德国KROHN公司推出的MICROFLEXBM102智能化二线制非接触式物位测量仪, 这系统主要采用TDE原理 (采用光速发射电磁脉冲, 然后被介质表面反射后回到信号转换器) , 使用这一系统可以不受介质的改变影响测量精度, 并可手动操作。该系统安装方式灵活多变, 可以用法兰、螺纹连接都能很好地克服系统泄漏情形, 为此可彻底解决以前凝汽器测量水位系统中漏处多, 导致测量正确度的问题。改进后的水位测量系统运行中被测介质与外界没有任何接触, 被测介质物理特性也不会发生什么变化, 更不会破坏转换器本身及电缆。因此在改进水位测量系统中采用MICROFLEXBM102测量仪。
3.3 克服凝汽器自身缺陷
为了确保正压测一直处于有水的状态, 需要不断通过补水装置为平衡容器补水。所以, 对凝汽器自身装置的改造刻不容缓, 下面是对凝水器水位测量系统改造的示意图 (增加了辅助给水系统) :
综上所述, 现在使用的凝汽器水位测量系统存在许多的问题, 从根本上解决的方法是采用先进的元件、改进测量系统、增加辅助的给水系统, 凝汽器水位测量系统不精确的问题将得到彻底的解决, 进一步减轻了维护工作, 大大提高了工作效率并切实保证了机组的安全、经济运行。
参考文献
[1]王全育.凝汽器水位测量系统的改进[J].电力与安全, 2008.
[2]赵强.汽轮机凝汽器水位测量系统改造[J].新疆电力, 2002.
火电厂凝汽器水位测量 篇2
1 差压式凝汽器水位测量方法
在发电厂, 凝汽器水位测量一直是一个难题。在早期, 电厂普遍采用平衡筒差压式的方法, 但由于凝汽器为负压系统, 如果取样管和平衡筒稍有泄漏, 水位测量准确性就会受到影响。差压式测量常用的安装方式有三种:外置平衡容器式、内置平衡容器式和干腿式。
1.1 外置平衡容器式
外置平衡容器式安装原理如图1所示, 它要求平衡容器尽量靠近凝汽器, 且平衡容器至凝汽器的连接管直径较粗, 连接管内壁下沿标高略高于凝汽器的最高水位。同时, 确保测量系统安装无泄漏, 平衡容器内水位始终不低于凝汽器最高水位, 此水位恒定作为变送器的正压侧, 水位变化值通过负压侧压力反映。根据测量差压值反函数, 计算出水位测量值。
1.2 内置平衡容器式
内置平衡容器式是指平衡容器装在凝汽器内部, 安装原理如图2所示。平衡容器装在能被凝结水淋到的位置, 容器口标高略高于凝汽器的最高水位。平衡容器为喇叭形、开口可溢水容器, 并保持满水恒定液位作为测量的正压侧。如果平衡容器难以接收到凝结水, 可增加虚线连接管, 从凝泵出口引一根小管至平衡容器补水, 以保证平衡容器满水。
1.3 干腿式
干腿式是指水位变送器的负压侧取样管干燥无水, 水位变化通过正压侧反映, 水位与差压值成正比, 安装原理如图3所示。汽侧取样点高于凝汽器最高水位, 管子向上抬高2.5 m以上, 以减少凝结水流入干腿。变送器及两侧管子与凝汽器底部在同一水平线, 在干腿出口设置蓄水罐, 用于收集凝结水。为保证负压侧干燥无水状态, 需定期对蓄水罐进行疏水操作。疏水时, 先关闭A阀, 再打开B, C阀排水。
2 导波雷达凝汽器水位测量方法
由于凝汽器处在负压环境中, 采用差压变送器测量凝汽器水位时, 如果测量管路稍有泄漏, 测量筒内的凝结水就会被吸入凝汽器, 从而导致液位测量不准确。随着仪表技术的发展, 导波雷达变送器逐渐被广泛应用于密闭容器液位测量中, 岭澳二期核电站凝汽器液位测量采用的就是该技术, 测量原理如图4所示。磁翻板液位计用于就地液位指示, 导波雷达用于液位远传, 液位变送器脉冲发射装置安装在外置平衡容器上部, 变送器不断发射电磁脉冲, 当遇到被测介质表面时, 部分脉冲被反射回脉冲接收装置, 根据发射、接收的时间差计算得出液位测量值。
3 两种方法的比较
差压式液位变送器和导波雷达变送器都被广泛应用, 但由于各自特点不同, 应用的场合稍有不同:差压式液位测量由于成本低廉、安装方便, 被广泛应用在正压环境的水位测量中;而导波雷达变送器测量精度高, 测量不受负压环境影响, 且维护工作量和成本较小, 被广泛应用于负压环境的水位测量中。
4 凝汽器水位调节方法
在核电站中, 冷凝器水位控制普遍采用PI调节, 冷凝器水位随负荷线性增长, 控制简单、灵活。
5 结束语
大亚湾核电站凝汽器水位变送器采用干腿式液位安装, 测量准确, 运行效果良好, 但安装过程复杂, 占用空间大, 运行和维护成本较高。岭澳二期核电站凝汽器液位测量采用导波雷达液位变送器, 有效克服了真空环境测量不准确的问题, 且运行、维护方便, 被广泛应用于负压环境的液位测量中。
凝汽器水位调节采用单回路控制系统, 控制系统采用常规PI调节, 调节系统稳定, 可以满足电站各种运行工况的要求。
参考文献
[1]郑少鹏.凝汽器水位变送器的安装形式及比较[J].电力建设, 2002 (01) .
[2]苏林森.900 MW压水堆核电站系统与设备[M].北京:原子能出版社, 2005.
火电厂汽包水位测量的分析研究 篇3
1 常见的水位测量方式
1.1 单室平衡容器
单室平衡容器是结构最简单。通过与汽包联通管, 引出汽侧、水侧压力, 代入密度计算公式得水位值:
正压侧的压力是由恒定的冷凝水高度来维持的, 而负压侧的压力则随着汽包水位的变化而改变, 由此测得的差压值就随着汽包水位发生变化。
单室平衡容器安装简单, 但误差较大, 通过以上公式, 影响结果的几个参数有容器内水密度、汽包内饱和水密度、汽包内饱和汽密度。
1.2 双室平衡容器
双室平衡容器的正压侧与单室平衡容器相同, 而区别在于双室平衡容器的负压侧是由平衡容器引出的。
计算方法与单室平衡容器是一样的。
双室平衡容器的正负压侧水温度接近, 准确度高一些, 但因容器内温度低于汽包内温度, 仍然有测量误差。
1.3 蒸汽罩补偿式平衡容器
蒸汽罩补偿式平衡容器结合了单室、双室的优缺点, 能消除环境温度对测量的影响, 也可补偿汽压变化对测量的影响。
对正压侧基准杯加热, 使基准杯内的水与汽包压力下的饱和水相同。该平衡容器正压侧水柱改由2段组成, l段保持饱和温度, II段保持室温。适当选择比例, 可获得某特定水位 (如正常水位下) 平衡容器的差压值不受压力影响。
2 选择检测元件
单室平衡容器可避免汽压下降, 饱和水汽化的危险, 运行稳定情况下较适用。
工况变化较大, 需较快的适应变化的影响时, 考虑带补偿的双室平衡容器, 选择了双室平衡容器就要考虑饱和水汽化的风险, 因蒸汽罩带补偿双室平衡容器, 当汽包压力因增负荷而突降时, 正压侧压力也会降低, 原正压侧内的饱和水就会汽化, 影响水位的测量。
4 水位计算
要得到准确的水位值都要进行计算和补偿, 是由于密度不同造成的。虽然双室平衡容器和带补偿的双室平衡容器采取了不同的结构, 削弱了对差压的影响, 但仍需采取措施。
汽包水位补偿的方法有两种, 压力补偿和温度补偿。温度补偿从0℃开始, 而压力补偿从100℃开始。因为温度可以对应饱和密度以及100℃以下时的非饱和密度, 压力却只能对应饱和密度。最终通过经验公式或查表求得工况下的汽水密度, 代入公式, 或通过近似函数, 得到与密度同趋势的曲线, 代入计算。
P+—容器正压侧压力
ρw—容器中的密度 (ρw=ρ`w)
ρc—环境温度下水密度
PJ—基准杯口以上静压力
P-—容器负压侧压力
hw—汽水分界线至连通器水平管中心线之间的垂直高度
ρs——汽包中饱和水密度
因此差压
在计算中需认识到平衡容器有不同的特性, 以本工程为例, 查《饱和水与饱和水蒸汽密度表》可得各种压力下饱和密度。把0、±50、±100mm等分别代入 (5) 式, 可得到输出的差压, 通过《双室平衡容器固有补偿特性参照表》可以得知双室平衡容器的工作特性。
从《特性参照表》中可看到, 各水位对应的差压随着压力变化而变化。可看出0水位所对应的差压变化规律较其它不同, 只在较小范围内波动。该平衡容器的设计压力为13.73MPa, 因此14.5MPa以下它的波动在±5mm水柱以内。当汽包中的水位为0水位时, 压力变化, 对0水位测量影响极小。则当汽包水位越接近于0水位, 其差压受影响越小, 反之则大。因此在进行补偿时可对不同区域分别建立补偿公式。
在进行补偿时有以下步骤。
(1) 确定0水位, 通过查锅炉厂图纸资料, 可获得0水位。本项目中0水位位于连通器水平管轴线以上365mm处, 即基准杯口水位下方215mm处。
(2) 确定变送器量程, 变送器量程由测量范围、0水位以及补偿起始点等因素决定的。
该项目0水位位于连通器水平管轴线以上3 6 5 m m处。该平衡容器的量程为±300, 因此 (5) 式中的hw的最大值和最小值分别为665和65。若采用压力补偿, 从《饱和水与饱和水蒸汽密度表》中查100℃时的饱和密度代入 (5) 式, 再将665和65代入 (5) 式, 即得最小差压ΔPmin=-70.5和最大差压ΔPmax=504, 即变送器量程-70.5~504。若采用温度补偿, 从0℃开始补偿, 用同样方法可得量程为-85~515mm水柱。
(3) 确定数学模型。
由 (5) 式得
由于相对于规定的0水位的汽包水位h=hw-365, 所以
式中h—相对于规定的0水位的汽包水位
(7) 式即为补偿系统的数学模型。式中ρc为常数, 令环境温度为3 0℃, 则ρc=0.9 9 5 6 m g/m m 3, 所以
(8) 式为最终的数学模型。显然, 它与 (7) 式的作用完全一样。可任选其一。
4、确定函数。在 (8) 式和 (7) 式中都有“320ρw-580ρs”和“ρw-ρs”关于饱和密度的子式。查《饱和水与饱和水蒸汽密度表》, 可得这两个子式的曲线。将所得的曲线及 (7) 或者 (8) 式输入DCS系统, 即能计算出对应的测量值。
4 结语
汽包水位的测量涉及选型和补偿, 针对常用的方法, 有单室平衡容器, 双室平衡容器以及带补偿的平衡容器多种选择, 需结合情况来进行选择, 检测元件确定后来确定合适的补偿公式, 修正工况变化引起的密度变化, 达到准确测目的。
摘要：该文作者结合实践使用, 对较为常见的几种平衡容器进行了分析并结合项目中水位补偿计算过程, 并提出了各类平衡容器的选择方法。
关键词：汽包,平衡容器,密度,补偿
参考文献
[1]叶江明.电厂锅炉原理及设备[M].北京:中国电力出版社, 2004.
火电厂凝汽器水位测量 篇4
某电厂新上一台260t/h高温高压循环流化床锅炉, 过热器出口蒸汽压力9.81 MPa, 过热器出口蒸汽温度540℃。汽包水位测量方面, 配置两个彼此独立的高压磁浮双色液位计就地水位计, 并设有彩色工业电视探头;两套电接点水位计, 包括测量筒、电极和二次仪表, 二次仪表带4~20mA输出至DCS;三套差压式水位计, 包括双室平衡容器、仪表管路、罗斯蒙特3051DP型差压变送器。DCS分散控制系统采用北京国电智深控制技术有限公司EDPF-NT+系统, 通过其完成差压式水位计算的逻辑组态。
1 平衡容器结构及出厂水位计算公式
该锅炉厂配套的差压式水位计平衡容器是一种双室平衡容器 (图1) , 包括蒸汽罩、漏斗、基准水槽、正压管、负压管。锅炉运行过程中, 正压管中始终充满凝结水至基准水槽上沿, 负压管与汽包联通, 随汽包水位升降, 通过测量正负压管内水位差压值计算转换为水位值。
在锅炉厂平衡容器图纸中, 给出了差压计算公式:
由此公式得到容器内实际水位计算公式:
式中, ΔP为容器水位的差压 (Pa) ;ρ′为容器内饱和水的密度 (kg/m3) ;ρ″为容器内饱和蒸汽的密度 (kg/m3) ;g为重力加速度 (m/s2) ;H为容器水位最大测量范围 (m) ;H0为容器内实际水位高度 (m) 。
2 测量异常情况
依照上述锅炉厂出具的水位计算公式, 在DCS中完成了相关计算逻辑, 同时按照《防止电力生产事故的二十五项重点要求及编制释义》中“差压水位计 (变送器) 应采用压力补偿”[1]的要求, 在DCS中, 用汽包压力信号, 通过VLP和VGP算法模块分别对饱和水和饱和蒸汽密度进行了压力补偿, 并对三台差压式水位计测量值采取了三取中的方式进行优选。完成上述DCS逻辑组态后, 在汽包压力相对稳定的情况下, 进行了热态水位升降试验, 发现通过差压式水位计测得的汽包水位值在各水位点均比电接点、就地水位计测得的水位低150mm左右, 而三台差压变送器输出的差压信号基本一致。
按照DRZ/T01—2004《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》的要求: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[2]。这里差压式水位计水位测量误差远远超过了规定的30mm, 热工人员随即对误差产生的原因进行分析。
3 水位计算公式分析及改进
从锅炉厂出具的平衡容器水位计算公式可以看出, 该公式适用于一种正负压侧取压管均从容器下部引出的双室平衡容器 (图2) , 这种平衡容器可以将正压侧水柱全部视为饱和水。
但此次锅炉配套的双室平衡容器结构与之不同, 正压侧取压口开在容器侧面, 正压侧取压口至基准水槽上沿的一段正压管因处于蒸汽罩中, 内部温度接近于汽包内温度, 该段水柱密度可以视为汽包内的饱和水密度。但锅炉厂平衡容器安装要求中说明平衡容器正负压侧取压口之后的引压管要求水平引出大于1m后再向下敷设到变送器, 这时正压侧垂直段的引压管处于环境温度中, 管内的参比水柱温度远低于汽包内饱和水温度, 在计算时应该采用近于环境温度下的密度值ρ1, 而不是汽包内饱和水密度值ρ′。锅炉厂出具的水位计算公式是不合适的, 不适用于实际配套的双室平衡容器, 热工人员随即对差压水位计算公式进行了改进。
按照实际情况, 正压侧压力计算公式:
负压侧压力计算公式:
此时, 汽包水位的差压为:
由此公式得到容器内实际水位计算公式:
式中, H1为平衡容器正压侧取压口与负压侧取压口之间的垂直距离 (m) ;ρ1为环境温度下正压侧引压管中水的密度 (kg/m3) 。
按照修改后的水位计算公式重新在DCS中进行了相关逻辑组态, 热工人员用测温仪测量了H1段引压管周围的环境温度和仪表管表面温度, 决定在汽包压力下采用50℃水的密度作为ρ1代入公式进行计算, 并认识到要加强对环境温度的监测, 做好不同季节ρ1值的修正。按照新公式计算并依次进行DCS逻辑组态后, 平衡容器差压式水位计水位值与就地水位计、电接点水位计示值基本一致, 偏差在30mm以内, 属于可允许范围, 符合规范要求。
4 投仪表管伴热对水位测量的影响及处理
该锅炉建设竣工时已入冬季, 启动后几天因气温降低仪表测量系统投入了蒸汽伴热。热工人员在检查DCS水位测量逻辑时发现三台汽包水位测量差压变送器中的一台差压输出值比其他两台小, 换算成水位偏高约100 mm。热工人员对该台差压变送器重新进行了校验, 变送器测量准确, 排除了变送器自身问题后, 热工人员判断可能是仪表管伴热对水位测量产生了影响。临时退出该变送器的仪表管伴热, 随后观察发现随着伴热温度的逐渐降低消失该变送器差压输出值逐步接近另外两台变送器。此时确定了仪表管伴热对水位测量产生影响的判断。随后对该变送器仪表管保温层进行了拆除, 拆除后发现输出异常的变送器负压侧仪表管路与伴热管直接接触, 而退出伴热前测量的伴热管表面温度在120℃左右。因为正负压侧差压值很小, 负压侧仪表管路直接接触伴热管, 会使得正负压管内水柱产生温差, 进而使得密度不一致产生水位测量误差。确定误差产生原因后, 在仪表管与伴热管之间用保温材料进行了整体隔离, 重新投入仪表管伴热后, 观察该差压变送器水位测量与另外两台测量值基本一致, 测量恢复正常。
5 结语
汽包水位平衡容器差压式水位计测量受汽包压力、平衡容器安装、仪表管路安装、环境温度、仪表管伴热、差压变送器安装及准确性等诸多因素影响, 想要保证测量的准确可靠性, 必须从图纸审查开始, 遵循正确的图纸和计算方法, 并严格按照电力建设热工仪表及控制装置相关施工技术规范要求做好从安装到调试的每一步工作, 投运后还要加强对水位测量系统的观察, 发现问题及时分析解决, 才能保证汽包水位这一影响锅炉安全运行的重要参数的长期有效可靠测量。
参考文献
[1]国家能源局.防止电力生产事故的二十五项重点要求及编制释义[M].北京:中国电力出版社, 2014.