300MW机组凝汽器水位测量探讨
300MW
电力科技2015.11︱193︱300MW 锅炉汽包水位测量偏差原因分析及消除锅炉汽包水位测量偏差原因分析及消除郝延涛（贵州黔西中水发电有限公司电热检修部）【摘 要】文章分析了贵州黔西中水发电有限公司4号机组2010年12月抢修启动后锅炉汽包差压式水位第3点与其余三个差压式水位测点一直存在偏差的可能原因，提出了解决汽包第3点差压式水位比其余三个点偏高50—100mm 的解决措施，采取延长第3点差压式水侧取样管保温包覆长度， 修改完善差压水位信号的补偿修正逻辑，解决了汽包水位测量偏差的问题，减少了水位测量误差，使机组给水自动、汽包水位保护能正常投入，为锅炉安全经济运行提供保障。
【关键词】锅炉汽包水位；偏差大；消除 引言黔西中水发电有限公司一期4×300MW 1、2号机组安装哈尔滨锅炉有限责任公司引用英国三井巴布科克（Mitsui Babcock）技术生产的HG-1025/17.3-WM18型锅炉配套。
3、4炉与北京巴布科克威尔科克斯有限公司生产的B&WB-1025/17.4-M 型锅炉配套。
4台均为压临界参数汽包炉，采用自然循环、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置W 型燃煤锅炉等设备。
1、2号机组DCS 采用上海新华控制技术(集团)有限公司提供的XDPS-400控制系统。
3、4号机组DCS 采用杭州和利时控制有限公司提供的HollySys SmartPro3.2控制系统。
汽包水位控制的优劣是火力发电厂自然循环和强制循环锅炉安全运行最重要的考核指标之一。
所以,准确测量汽包水位对于火电厂的安全运行有着非常重要的意义。
1 处理前存在的问题贵州黔西中水发电有限公司4号机组2010年11月停机抢修，停机期间天气凝冻严重， 4号炉汽包水位取样管内测量炉水介质凝冻导致取样管堵塞，热工人员将取样管保温棉拆除用氧炔焰对取样管加热除冰，然后对变送器取样管内冰水进行排污，4号机组2011年2月开机后锅炉汽包水位第3点比其余三个点无规律偏高50～100mm，给水自动不能投入，汽包水位保护由三取二切为二取一投入。
300MW机组凝结器水位异常检测跟踪情况分析
300MW机组凝结器水位异常检测跟踪情况分析磁浮子液位计介绍：又称磁翻柱液位计。
结构基于旁通管原理，主导管内的液位和容器设备内的液位高度一致，根据阿基米德定理，磁性浮子在液位中产生的浮力和重力平衡，浮子浮在液面上，当被测容器中的液位升降时，液位计主导管中的浮子也随之升降，浮子内的永久磁钢通过磁耦合驱动指示器内的红白翻柱翻转180度，当液位上升时，翻柱由白色转为红色，液位下降时，翻柱由红色转为白色，指示器的红白界位处容器内介质液位的实际高度，从而显示现象的液位。
一、运行事件经过：负荷211MW，A、B、D磨，汽泵，#1凝泵运行。
凝汽器水位DCS显示880MM，低II值报警，电流32A，变频器开度70，凝结水流量530T/H。
19:15开始加负荷，19:16就地检查发现凝泵声音异常、出口压力波动，检查盘上#1凝结水泵电流上升至53A,变频器开度92.8，凝结水流量536T/H。
凝结水压力一直未增加（除氧器上水门未操作），并发生波动。
DCS上立刻补充到900MM以后，低II值信号消失，凝泵逐渐恢复正常。
就地水位计在DCS水位上升到1000MM仍无变化。
二、运行原因分析：接班凝汽器水位低报压力开关在检修，无参考意义，盘上水位又出现实际水位与显示水位不符，就地水位计没有变化值。
凝汽器水位显示880MM时,实际水位已偏低，造成凝结水泵进空气出力下降，三、检测情况跟踪：1.磁浮子液位计的运行特征：#4机凝结器就地显示水位计，为上、下两个1M左右的水位计组成现成水位标高。
设备使用的是磁浮子翻板液位计，磁浮子翻板液位计面板显示“红色”为水位，“白色”显示无水位，其优点是：显示清晰，有别于传统水位计易结垢显示不清楚，缺点是：组成磁浮子翻板液位计单元的小磁块容易磁性反向，表现为红、白交错的显示情况。
2.进检查测试情况：设备管理部、热机检修热工，对#4机凝结器就地水位计进行检查测试情况如下：1)上、下水位计均由检修唐亮在隔离情况下冲洗，水位计磁浮工作情况正常，有水时显示为“红色”，无水时显示为“白色”。
凝汽器水位测量的改进及新方法
凝汽器水位测量的改进及新方法摘要:论述凝汽器在特殊的工作环境中利用差压变送器测量凝汽器水位所遇到的问题以及相应改进措施，结合目前仍然存在的缺点，通过分析汽轮机凝汽器液面测量中出现的问题，介绍测量的原理及测量的优势所在，选择取适合凝汽器水位实用测量系统。
关键词:凝汽器水位液面测量差压式液位计导波雷达物位计维持汽轮机凝汽器水位在正常允许范围内对确保机组安全、经济运行起到重要作用。
汽轮机凝汽器的任务有两个：一是在汽轮机排汽口建立并维持一定的真空。
以增加汽轮机蒸汽的可用焓降。
提高汽轮机的热效率；二是将汽轮机排汽凝结成水，送回锅炉中重复使用。
凝结器的工作是否正常直接影响到汽轮发电机的运行。
而保证凝结器能够正常工作的重要参数就是维持并保证凝结器的水位在规定范围变化。
水位太高或太低都影响到汽轮机组的真空，真空是影响机组经济运行的主要参数之一。
由此可见。
凝结器水位控制与测量是确保汽轮机组安全运行的关键参数之一。
无论发生哪种异常工况都会直接影响到机组的经济性和安全性。
在火力发电厂凝汽式机组中，遵循物理学重度测量原理，应用电子式差压变送器测量凝汽器水位一直是普遍采用的方法。
1、水位测量仪表的物理特性用差压变送器测量诸如锅炉汽包水位、汽机高加水位或除氧器水位(测量系统见图1)都是在蒸汽侧信号取样管上安装冷凝器来建立一个恒定的基准压头。
根据热力学原理，冷凝器凝结水的速度与压力容器的工作温度、压力以及环境温度有关。
容器内的压力、温度越高，饱和蒸汽和水的比容越小。
与环境温度相比，压力容器温度越高，冷凝器恒定压头建立的越快、保持得越稳定。
如果承压容器的温度比环境温度高得不多或几乎相等，冷凝器就很难贮存到水或根本不会有水．也就无法产生恒定的压头。
所以，在额定工况下启动锅炉汽包水位表比除氧器水位表要快得多。
与工作在正压的容器不同，汽轮机凝汽器的运行工况有其自身的特殊性，凝汽器内部工质的变化是利用循环冷却水把汽轮机低压缸排汽热量带走，将蒸汽凝结为水的过程．工作压力低于大气压力，也就是我们通常所说的真空状态，因此有两方面的因素对凝汽器水位测量仪表正压侧冷凝器聚集冷凝水造成不利影响。
凝汽器水位测量系统存在问题分析及改进建议
凝汽器水位测量系统存在问题分析及改进建议作者：潘年涛来源：《科学与财富》2015年第36期摘要：针对某公司2×300MW火电机组汽轮机凝汽器水位经常出现测量误差、异常波动，出现问题后又难以彻底消除等情况进行了分析，找出存在问题的原因所在，并提出针对性的改进建议。
关键词：凝汽器水位差压变送器误差一、概述火力发电机组汽轮机凝汽器水位多数是采用差压式变送器测量，其原理是根据测量汽侧、水侧之间的差压值即水柱的高度的方式来反映凝汽器水位的。
在现场实际使用过程中，这种测量方式存在许多问题，处理起来比较难，主要原因是测量系统所处的工作环境的特殊性，即真空环境，难以彻底解决经常出现的误差大、波动大等问题，给运行人员监视凝汽器水位造成较大的影响，也给凝汽器水位自动调节系统造成较大的偏差，增加检修维护人员的工作量，给机组正常运行带来不安全隐患。
某电厂2×300MW火电机组汽轮机凝汽器水位采用的就是差压式变送器测量方式，在使用过程中存在较多的问题，如二台变送器之间偏差较大，单台变送器出现偏差大及异常波动等情况，虽然每次都做过查漏、用密封胶及油漆密封、排污、注水等，但都收效不大。
问题出在测量系统取样及管道系统结构及安装等方面的不合理性，如果加以适当改进和完善，将会得到明显改善。
二、凝汽器差压式变送器水位测量系统存在问题分析#1、#2机组汽轮机凝汽器差压式变送器水位测量系统如图1、图2所示：存在问题分析：1、#1、#2机凝汽器差压式水位变送器水侧取样点位置不合理，位于凝汽器底部，汽轮机长期运行或凝汽器经过检修以后，凝汽器底部会堆积较多的污泥和金属渣质，这些污泥和金属渣质会慢慢的注入水侧取样口，落进取样管内，并堆积在一次阀门前，时间长了，会慢慢的把水侧取样管堵住，从而导致差压式水位变送器测得的水位值变化越来越缓慢，当取样管完全被堵死后，变送器将无法测得水柱高度的变化。
2、#1机凝汽器差压式水位变送器正负压侧均安装有一个排污门，看似便于排污，实际上在机组正常运行中进行操作时排污效果不佳，反而该排污门时不时的出现内漏情况，发现内漏后只能把出口管口堵死，一般情况是不提倡安装该排污门的。
300MW锅炉汽包水位控制浅析
300MW锅炉汽包水位控制浅析摘要：锅炉的汽包水位随燃烧调整而不断变化，水位过高，会使饱和蒸汽带水，蒸汽品质恶化，造成过热器积盐结垢，甚至满水事故;水位过低，会破坏锅内水循环，引起干锅。
一般三冲量水位自动调节虽可以投入自动，但在燃烧调整较剧烈情况下，效果并不令人满意。
下面通过阐述虚假水位的产生机理，深入分析各种工况所引起的变化，以及如何应对来避免类似事件的发生。
关键词：给水调节;燃烧调整;汽包;汽水循环;虚假水位电厂锅炉运行主要任务是使锅炉的蒸发量适应外界负荷的需要，同时要控制汽包水位、压力、温度、蒸汽品质都在合格范围内。
汽包水位是机组运行的一个重要参数，它反映了给水量与供汽量的动态平衡关系。
汽包水位过高或过低都会对机组的安全造成很大的威胁。
汽包水位高，会破坏汽水分离装置的正常工作，严重时会导致蒸汽带水，使过热器和汽轮机叶片结垢增加，影响机组寿命，更甚者使汽轮机发生水冲击，损坏叶片，发生重大设备损坏事故。
汽包水位低，会破坏水循环，导致水冷壁干烧，损坏水冷壁，严重干锅时还会使汽包损伤，产生裂纹。
所以汽包水位高低保护是机组的重要保护，正常运行时一定要投入和准确，没有汽包水位测量信号以及保护无法投入机组不准投入运行。
以我厂汽包数据为例：妈湾电厂锅炉汽包长度13106mm，内径Φ1778mm，汽包中心线标高58660 mm，正常标准水位在中心线下228.6 mm。
表1妈湾电厂锅炉水容积（m3）部件省煤器汽包水冷壁过热器再热器合计水压试验4998177101460正常运行491598162我厂锅炉为控制循环汽包炉，汽包水容积相对较小（正常水容积15M3），极小的扰动就可能造成汽包水位的大幅波动，若处理不当，极易造成事故，故此更应对汽包水位重点监视。
影响汽包水位的因素很多，但无外乎内扰和外扰。
简单的说，蒸汽压力和流量是同方向变化的属于内扰，反之是外扰。
汽包水位的稳定与锅炉负荷（或燃烧）的变化有着密切的关系，当负荷变化时，即产生的蒸发量变化时，将引起蒸发受热面中水的消耗量的变化，必将引起汽包水位的变化。
300MW火力发电机组锅炉汽包水位仪表控制系
目录第1节绪论.......................错误!未定义书签。
1.1设计目的.............................................错误!未定义书签。
1.2设计内容.............................................错误!未定义书签。
第2节汽包水位调节对象的干扰分析..........错误!未定义书签。
第3节锅炉汽包水位的动态特性...................错误!未定义书签。
3.1汽包水位在给水量作用下的动态特 (3)3.2 汽包水位在蒸汽流量扰动下的动态特性 (4)第4节控制方案设计 (6)第5节控制系统各环节仪表的配置、选型及参数的确定 (7)5.1 调节器的选型 (7)5.2 执行器的选型 (9)5.3 变送器的选型 (12)5.4 传感器的选型 (14)5.5 伺服放大器的选型 (15)5.6 电动操作器的选型 (16)5.7 显示仪表的选型 (18)个人总结 (20)致谢..................................21参考文献..................... ........................... .. (22)附录....................... ........................... . (23)教师批阅：课程设计用纸- 1 -第2节、汽包水位调节对象的干扰分析锅炉的汽水系统原理图如图1所示。
影响汽包水位变化的干扰因素有：给水量的干扰，蒸汽负荷变化，燃料量变化，汽包压力变化等。
汽包压力变化不是直接影响水位的，而是通过汽包压力升高时的“自凝结”和压力降低时的“自蒸发”过程引起水位变化的。
况且，压力变化的原因往往是出于热负荷和蒸汽负荷的变化所引起的故这一干扰可以放到其他干扰中考虑。
燃烧流量的变化要经过燃烧系统变成热量，才能为水吸收，继而影响气化量，这个干扰通道的传递滞后都比较大。
浅谈300MW机组汽包水位测量及补偿方法
参 比水柱高度 加—— 水位测量的上下量程
五— —汽包 内实际水位
、
【 作 者简介 】赵建伟 （ １ ９ ８ ２ 一） ，男，甘 肃人 ，广 东茂名臻能热电有限公 司助理 工程 师 ，从 事电厂 热控 维护 工作 。
ｒ ｏ ｏ ｍ ｂ ｌａ ａ ｎ ｃ ｅ ｃ ｏ ｎ ｔ ｉｎ ａ ｅ ｒ ｗａ ｔ ｅ ｒ ．Ｆ ｏ ｃ ｕ ｓ ｉ ｎ ｇ ｏ ｎ ａ ｓ ｉ ｎ ｇ ｌ ｅ ｃ ｈ ａ ｍｂ ｅ ｒ ｂ ￣ａ ｎ ｃ ｅ ｃ ｏ ｎ ｆｉ ｎ ｅ ｒ ｗａ ｔ ｅ ｒ ｄ ｉ ｆ ｅ ｒ ｅ ｎ ｔ ｉ ａ ｌ ｐ ｒ ｅ ｓ ｓ ｕ ｒ ｅ ｍｅ ａ ｓ ｕ ｒ ｉ ｎ ｇ ｍｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ａ ｎ ｄ ｔ ｈ ｅ
Ａ ｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｂ ａ ｓ ｅ ｄ ｏ ｎ ｔ ｈ ｅ ３ ０ ０ ＭＷ ｕ ｎ ｉ ｔ ｉ ｎ Ｍａ ｏ ｍｉ ｎ ｇ ｐ ｏ ｗｅ ｒ ｐ ｌ ａ ｎ ｔ ａ ｓ ａ ｎ ｅ ｘ ａ ｍｐ ｌ ｅ ， ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｓ ｉ ｓ ｔ ｈ ｅ ｗｏ ｒ ｋ ｉ ｎ ｇ ｐ ｒ ｉ ｎ ｃ ｉ ｐ ｌ ｅ ａ ｎ ｄ ｃ ｈ ａ ｒ ａ ｃ ｔ ｅ ｒ ｉ ｓ ｔ ｉ ｃ ｓ ｏ ｆ ｓ ｉ ｎ ｌ ｇ ｅ
２ 单室平衡容器 的工作原 理
２ ． １ 简介
单室平衡容器 ，是一个球型容器 ，容器侧面水平 引出一 个 管 口接到汽包上的汽侧取样管，容器底部直接 引出一个管 口接到差压变送器的负压侧 ，进入容器 的饱和蒸汽不断凝结
图 １ 汽包 水位 结构 圈
图中 ： Ｐａ—— 参 比水柱 （ Ｐ ＋ 侧水柱） 平均密度
ｍｅ ｔ ｈ ｏ ｄ ａ ｎ ｄ ｐ ｒ ｏ ｃ ｅ ｄ ｕ ｒ ｅ ｓ ｏ ｆ ｅ ｓ ｔ ａ ｂ ｌ ｉ ｓ ｈ ｉ ｎ ｇ ｃ ｏ ｍｐ ｅ ｎ ｓ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｓ ｙ ｓ ｔ ｅ ｍ． Ｏｎ ｔ ｈ ｅ ａ ｃ ｔ ｕ ａ ｌ ｓ ｉ ｔ ｕ ａ ｉ ｔ ｏ ｎ ｏ ｆ Ｍａ ｏ ｍｉ ｎ ｇ ｐ ｏ ｗｅ ｒ ｐ ｌ ａ ｎ ｔ ， ｓ ｏ ｕ ｒ ｃ ｅ ｓ ｏ ｆ ｍｅ ｓｕ ａ ｒ ｅ ｍｅ ｎ ｔ
300MW机组自然循环汽包炉的水位调整
300MW机组自然循环汽包炉的水位调整发布时间：2022-09-26T01:26:46.648Z 来源：《当代电力文化》2022年10期作者：徐建辉[导读] 锅炉汽包水位调节不当，会造成两种水位事故徐建辉大唐湘潭发电有限责任公司湖南省 411100摘要:锅炉汽包水位调节不当，会造成两种水位事故。
一是汽包充满水，也就是锅炉汽包高度超过了汽包的正常工作极限，造成了锅炉的蒸气负荷过大，汽温骤降，造成了水的冲击，造成了管路和汽轮机的损坏。
二是汽包失水事故，是由于锅炉水位在保证锅炉正常运行的水平以下，蒸汽温度突然上升，使水冷壁不能充分冷却，造成管道过热和爆管。
如果出现这种情况，可能会造成机组不按计划的停机，严重时会造成汽轮机及锅炉设备的严重损害。
在机组正常启动、停机、运行期间，合理地进行合理的判断和分析，对机组安全运行起到了很好的预防作用，从而间接降低了电厂的生产成本。
关键词:汽包水位；给水流量；蒸汽流量；典型工况；事故工况；自动1.点火初期的水位控制在起动前期，汽水系统的损耗较小，所以对汽包水空间内的蒸气含量有较大的影响，也就是虚水位。
在这一点上，操作要特别注意： 1.1在调节燃烧时，不能突然加大或降低。
加入油枪时，水位应该维持在较低的水平，以免因锅炉水的泡沫增多而使其快速膨胀；如果燃烧量降低，则恰恰相反。
1.2当锅炉水开始膨胀时，可以通过开启大连排水阀或分集箱的排水阀，将系统中的冷水排出，加强水循环，并改善汽包的上壁面温度。
1.3在汽包压力为0.18-0.35 MPa的情况下，按顺序将全部气门关闭。
在操作过程中，应加强与控制室的联络，避免因蒸汽压力上升而引起的水位骤降1.4当压力上升后，开启主汽管排泄并投入旁通时，水位要保持在低位，以免因汽包压力、饱和温度下降引起的工质瞬间汽化，造成大量的气泡，从而造成水位快速上升。
在逆向作业时，水位要保持在较高的水平。
当高压旁通开启时，水位在下降通道内，所以可以对水位的升高进行控制，同时高压旁路重新开启，这时的假水位转换就结束了，汽包水位明显降低，因为蒸汽流量的急剧增加和供水量的减少 1.5因为不采用电泵起动，所以要对小型汽轮进行冲击起动，并对其进行加热，这样可以在任何时候对汽轮转速进行控制。
凝汽器水位测量失真原因分析及处理
决问题。 后来通过分析Ｄ Ｓ Ｃ 历史 曲线 ， 发现异常波动 与凝 汽器 补水 门的开 启 、 闭有 直接 关 系 。将测 点 关 改在 就地 水位 附 近后 解决 了水 位 波动 问题 （ 改变 测
作者简介： 武
新 （９８ ， ， １６ 一） 男 河北张家口人 ， 从事技术管理工作。
性， 还要 了解 被控 对 象 的状 况 ， 除 测 量点 周 围 的 排
可 能 的泄 漏 点 ， 用 这 种 方 法 查 漏 对 管 路 污 染 较 但
大 。如 某 １０ ＭＷ机组 由 于 厂供 针 形 阀质 量太 差 ， ３
试 运 过 程 中负 压 部 分 的测 量 系 统 （ 凝 汽 器 到 低 从 压 加 热 器 ） 无 法 满 足 测 量 要 求 ， 在 不 规 则 的 都 存
部结 构 的完 整性 和严 密性 在外 部检 查无法 确定 原
各 种非 正常 因素 的影响 ｌ 】 Ｉ 。
２２ 施工原 因 ．
要把一个好的设计意图付诸实施 ， 还要有一系
列 的物质 和人 员保 障。施 工 阶段 可 能产生 的 问题较 多 ， 主要 表 现和处 理方 法为 ： 其
（ ）施 工技 术 人 员对 测 量装 置 了解 不 充 分 ， １ 造 成测 量基 准发 生偏 差 ， 现 为测量 值 始终 与 就地 水 表
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凝汽器水位测量失真原因分析及处理
武 新
（ 西北 电力建设 第一 工程 公 司 ， 西 渭 南 陕
● 摘
７４０ ） １０ ０
要： 凝汽器是火力发 电厂 中汽机侧 的一个重要设备， 它的液位也是一个非常重要 的参数。 由于凝汽器液位测 ●
300MW
炉方式 时 ， 已经 考 虑 到 这 个问 题 ， 求 汽 包 水 位 必 要 须 降 低 到 一５ ５ １ ｍｍ 才 允 许 启 动 ， 着 挡 板 的 开 随 启 ， 位 设 定 值 跟 踪 实 际 水 位 ， 到水 位 上 升 到 正 水 直 常水位 Ｏ ｍｍ 后 ， 定 值 维 持 ０ 设 ｍｍ 不 变 ， 此在 挡 因 板 开启 后 ， 汽包 水 位 的 上 升 主 要 是 汽 水 混 合 物 的
青 海 火 电 工 程 公 司 刘 青 平 （ １０ ３ ８００ ）
【 摘 要 】 文 章 对 镇 海 ３ ０ ０ ＭＷ 联 合 循 环 机 组 在 水 位 控 制 和 保 护 的设 计 、 装 、 试 、 行 实 安 调 运
践 中 所遇 问题 ， 行 了分 析 和 总 结 ， 中摸 索 出 了 ３ ０ 进 从 Ｏ Ｍｗ 联 合 循 环 机 组 水 位 控 制 的 一 些 规
维普资讯
３０ ０ ＭＷ 联 合 循 环 机 组 水 位 控制 的 特 殊 问 题 及 其 对 策
５ ３
３ ０ Ｗ 联 合 循 环 机 组 水 位 控 制 的 ０Ｍ 特 殊 问题 及 其 对 策
Ｓｐｅ ｉ ｏｂ ｅ ｓ ａｎ ｔ ｌ ｉ ｎ ０Ｍ Ｗ ｍ ｂｉ ｅ ｃ ｅ Ｕｎｉ ’ ａ ｅ ｖ ｌＣｏ ｒ ｌ ｃ ａｌＰｒ ｌ ｍ ｄ Ｉ ｓＳｏ ｕｔｏ ｓ ｏｆ３０ Ｃｏ ｎ ｄ Ｃｙ ｌ ｔ Ｓ Ｗ ｔ ｒ Ｌｅ ｅ ｎｔ ｏ
ＤＣ Ｓ控 制 除 氧 器 水 位 。 １ ４ 汽 包 、 氧 器 水 位 保 护 由 Ｅ Ｄ盘 完 成 。 ． 除 Ｓ
２ 存 在 问 题 及 处 理 对 策
300MW机组锅炉汽包水位调节技术
300MW机组锅炉汽包水位调节技术结合湖北襄阳发电有限责任公司一期工程300MW机组锅炉的运行维护实践，阐述了汽包水位监测和调整的重要意义，探讨了典型工况下汽包水位调节的技术方法和预防措施。
标签：300MW机组；汽包水位；预防措施引言300MW发电机组是目前我国火力发电的主力机组之一，锅炉、汽轮机和发电机是其三大组成设备。
其中，锅炉是三大机组中最基础的能量转换设备，其可靠稳定的工作是机组安全运行最根本的保证。
汽包水位间接地反映了锅炉负荷与给水平衡之间的关系，是锅炉运行中最重要的监测与调整参数之一。
当水位高出正常水位时，蒸汽室高度和容积的减小将导致蒸汽带水增加，蒸汽品质下降，易造成热器管壁和汽轮机叶片的大量积垢，致使管子过热，严重情况下的水冲击将使汽轮机叶片破坏；当水位低于正常水位时，水循环遭到破坏，汽包严重缺水时将使锅炉发生灾难性的爆管事故。
因此，发电机组工作过程中，加强锅炉水位的监视和控制对其安全运行极其重要。
湖北襄阳发电有限责任公司一期锅炉为上海锅炉厂生产的型号为SGl025/17.53-M842，单汽包、半露天岛式布置、亚临界压力自然循环煤粉锅炉，单炉膛Ⅱ型布置，平衡通风、全钢结构，炉膛采用全膜式水冷壁结构。
下面以该型号锅炉的运行维护经验为依据，讨论典型工况下锅炉汽包水位的调整技术。
1 调整原则实际运行中，该锅炉配置有两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计，运行人员以差压式（带压力修正回路）水位计为基准控制汽包水位，依据不同类型水位计的示值及相互之间的关系来判断汽包内部的实际水位，按照宁低勿高的原则做出相应的调整。
当各水位计偏差大于30mm时，运行人员会立即向上汇报，并查明原因予以消除。
当两种类型水位计不能同时正常运行时，做停炉处理。
2 启动及低负荷水位调节方法投入炉底部受热后，汽包水位将逐步上升。
點火最初，由于空气散失的热量与燃烧释放的热量几乎相等，汽包水位变化并不大；当油枪投入增加时，气泡逐渐产生，水位将缓慢上升，出现暂时的虚假水位，随着工作时间的延长，水循环流速加快，汽包水位开始明显下降。
凝汽器液位高低的探讨
76 EPEM 2021.5发电运维Power Operation凝汽器液位高低的探讨大唐阳城发电有限责任公司 宋 颉摘要：凝汽器热井水位通过凝汽器补水调阀控制，本文着重探讨了凝汽器液位高低时对汽机系统的影响。
关键词：凝汽器液位；热井；过冷度；低压缸排气流量；真空系统1 凝汽器概述1.1 凝汽器内部蒸汽的凝结过程蒸汽在凝汽器中的凝结是有序的，如图1，内部管束布置成楔形，汽轮机低压排出的蒸汽进入凝汽器后，一部分蒸汽在经管束向下方流动，凝结的水滴落到空冷区的挡板上后进入管束迎流区，一部分蒸汽沿两侧直接从管束底部向上通过管束迎流区凝结同时加热从上方流下的凝结水，一方面除氧、另一方面减少凝结水过冷度。
真空泵的抽吸作用使空冷区形成较低的压力，引导蒸汽向该区域流动，最后管束中所有不凝结气体流经该区域后不断被抽走。
1.2 凝结水结构特点及回热系统凝汽器刚性地座在水泥基础上，売体板下部中心处设有固定死点，运行时以死点为中心向四周自由膨胀，凝汽器与后汽缸之间设有橡胶补偿节，补偿相互间的差。
循环水连通管及后水室均设有支架支撑，并且允自由滑动，以适应凝汽器自身的膨胀。
后水室处的管板与壳体间布置有波形补偿节，用以补偿壳体与冷却管纵向热膨胀的差值，同时也改善了冷却管的振动情况，并减少了凝汽器冷却管与管板间的焊口处所承受的拉力或压力。
每个凝汽器下部均有四只小支撑座和四只大支撑座，呈对称布置，在每个支撑座下面布置有调整垫铁。
凝汽器下部正中央布置凝汽器的死点座。
为避免高压或高温对管子及构件的冲击，装设有导流板和分流板，其厚度不小于10mm，材料为不锈钢。
导流板和分流板还可防止蒸汽上升进入汽轮机的排汽缸。
凝汽器在管束间采用了合理的汽侧通道设计，其目的是使凝汽器在各种条件下有较佳的汽流分配，同时降低汽阻损失和保证凝汽器出口凝结水过冷度。
凝汽器进口水室的入口接管安装在离管板较远的部位，其目的是防止紊流的产生而造成入口管板处的冷却管道侵蚀，同时还可保证所有冷却管道通流流量的均匀分配。
300MW热电厂热工仪表之汽包水位测量
汽包水位-双色水位的应用
双色水位计主要由冷光源、电源、罩壳等组成，其 工作原理是光源发出的光经过红色和绿色滤光玻璃 后，红光和绿光平行到达组合透镜，由于透镜的聚 光和色散作用，形成了红绿两股光束射人测量室。 测量室是由水位计本体钢座、云母片和两块光学玻 璃板等构成的。 测量室截面呈梯形，内部介质为 水柱和蒸汽柱,连通器内水和蒸汽形成两段棱镜。 当红、绿光束射人测量室时，绿光折射率较红光大 （光的折射率与介质和光的波长有关）。在有水部 分，由于水形成的棱镜作用，绿光偏转较大，正好 射到观察窗口,因此水柱呈绿色，红光束因出射角 度不同未能到达观察窗口；在测量室内蒸汽部分棱 镜效应较弱，使得红光束正好到达观察窗口，而绿 光因没发生折射不能射到窗口，因此汽柱呈红色。
汽包水位-平衡容器水位的安装
1）每个水位取样装置都应具有独立的取样孔，实现取样的独 立性。用于保护和控制的各汽包水位测量，均应全程独立配 置。但补偿用的汽包压力信号，以选用三取中信号为宜。 2）汽、水侧取样阀门必须为二个截止阀串联且使其门杆处于 水平位置安装（防止积水或积汽）。 3）汽包水位的汽、水侧取样管和取样阀门均应良好保温，单 室平衡容器及参比水柱的管道不得保温，双室容器正压取样 管以上部位不得保温，以下应保温，引到差压变送器的两根 仪表管应平行敷设。如需要采取防冻措施，应从汽包水位取 样管汽侧和水侧并列处开始共同保温直到变送器柜，并确保 伴热设施对正负压侧仪表管的伴热均匀，任何情况下不会引 起介质产生温差，变送器的取压管路先使用硅酸铝针刺毯进 行50mm后的保温后，再进行蒸汽伴热及电伴热的敷设，保证 测量管路的受热均匀。 4）汽包单室平衡容器的正常水位线必须保证与汽包的正常水 位线一致，考虑的锅炉的膨胀及下沉，可根据实际情况对汽 包平衡容器进行固定。
试析如何保证凝汽器水位测量的准确性
试析如何保证凝汽器水位测量的准确性摘要】本文主要分析了凝汽器水位测量出现的问题和影响因素，并对如何保证凝汽器水位测量的准确性进行了阐述，希望能够提供一定的参考。
【关键词】凝汽器；水位测量；准确性凝汽器中水位测量的准确性在一定程度上影响着机组的安全经济运行情况，当机组在启动和停止的过程中，由于运行的参数变化较大，所以对水位进行仔细且严密的监视非常重要，因此对其进行研究，提供有效的措施非常有必要。
1.凝汽器水位测量不准确对机组运行带来的影响研究一般情况下，凝汽器水位测量出现不准确的现象是因为凝汽器的水位过高或者过低，严重影响了机组的运行，其带来的影响主要体现在以下几个方面：（1）当凝汽器的水位过高时，其会淹没铜管，会减少整个凝汽器的冷却面积【1】，并且凝汽器的真空值会呈现下降的趋势，同时会凝结吸收空气，导致凝结水不断增加其含氧量，使凝汽器的铜管出现了明显锈蚀的情况，进一步将设备使用的安全性和可靠性降低，并降低凝结水的问题，将除氧器加热时所需要的抽汽量不断增加，导致机组在运行过程中的热效率得不到保证。
（2）当凝汽器的水位淹没空气管时，会导致射水抽气器抽水，严重下降了凝汽器的真空值，如果在这样的情况下还继续运行，就会导致整个设备出现超负荷的运行，容易磨损推力轴承乌金，并导致轴向位移距离较大，当真空值下降到64kPa时，低真空的保护作用就会开始动作，否则就会导致低压缸的排气门出现爆破，最终使机组无法继续正常运行。
（3）如果凝汽器的水位较低时，就会导致凝结水泵出现气蚀，对凝结水泵的安全运行造成严重影响，同时也会降低凝结水泵的出力，下降除氧器内的水位，严重者可能会导致锅炉的出力降低。
2.液位测量的相关研究因为在凝汽器设备中其内部的真空度较高，所以相应的液位测量装置的气密性必须得到保证，保证其不会对凝气设备的真空度造成影响，并让液位测量的准确性不断提高，所以传统一般采取用差压变送器以及温度补偿等方法进行液位测量，但是随着社会、科学技术的不断发展与进步，该类测量方案已经无法满足现代化社会的需求，本文主要采用导波雷达液位变送器的方法进行相应的液位测量工作。
300MW机组汽包水位的调节
300MW机组汽包水位的调节我厂300MW机组投产以来，多次出现汽包水位事故造成机组非计划停运，对我们的安全、经济运行构成较大威胁，发电部在收集相关资料，收集部分有经验运行同志意见的基础上整理出此份技术方案，供集控值班员参考。
一、保持汽包水位的重要性维持锅炉汽包水位是保证锅炉和汽机安全运行的重要条件之一。
当汽包水位过高时，由于汽包蒸汽容积和空间高度减小，蒸汽携带锅水将增加，因而引起蒸汽品质恶化，容易造成过热器积盐垢，引起管子过热损坏；同时盐垢使传热热阻增大，引起传热恶化，过热汽温降低。
汽包严重满水时，除引起汽温急剧下降外，还会造成蒸汽管道和汽轮机的水冲击，甚至打坏汽轮机叶片。
汽包水位过低，则会破坏炉水的正常循环，使水冷壁的安全受到威胁；如果出现严重缺水而又处理不当，则可能造成水冷壁爆管。
300MW单元机组的锅炉，汽包的相对水容积变小（我厂300MW 机组汽包水容积为54m3，正常运行时水空间容积仅为23m3左右），容许变动的水量就更少，如果锅炉给水中断而继续运行，在几秒到十几秒内汽包水位计中的水位就会消失。
即使是给水量与蒸发量不相平衡，在几分钟内也可能出现锅炉满水或缺水事故，可见对于容量较大的锅炉，汽包水位在任何时候都是必须严密监视的重要参数。
二、影响汽包水位变化的主要因素1、负荷变化对水位的影响负荷变化缓慢，锅炉燃烧调整和给水调整也协调配合时，水位变化是不明显的。
但当负荷突然变化时，水位会迅速大幅度变化。
当负荷突然增加时，汽压将迅速下降，这时一方面使汽水混合的比容增大，另一方面使饱和温度降低，炉水和水冷壁金属放出部分热量，促使生成更多蒸汽，汽包水空间汽泡数量剧增，汽水混合物体积迅速膨胀，促使水位上升，形成虚假水位；虚假水位是暂时的，因为负荷增加，炉水消耗增加，炉水中的汽泡逐渐逸出水面后，汽水混合物体积又将收缩，所以如果给水量未随负荷增加时，水位又将迅速下降。
反之，当负荷突然下降时，水位波动过程相反。
300MW直接空冷机组凝汽器性能监测与运行优化
300MW直接空冷机组凝汽器性能监测与运行优化直接空冷技术可有效解决富煤贫水地区的发电问题,在世界上获得了快速发展。
由于直接空冷机组的空冷凝汽器系统结构复杂、设备尺寸大、运行性能受环境影响显著,机组运行过程中存在凝汽器换热不均、冬季管束冻结、热风回流等问题。
目前空冷系统只有凝结水温度、排汽压力、风机转速、环境温度等少量参数测点,仅凭这些参数还不能全面反映凝汽器的工作状况。
为了解决这些问题,不仅需要实时获取直接空冷凝汽器的温度场分布及变化情况,还要对凝汽器其他性能进行更全面的监测与分析。
在深入了解直接空冷凝汽器工作原理的基础上,运用FORTRAN语言,基于IMMS(一体化模型开发平台)对直接空冷系统耗量特性、经济背压、换热系数、内部汽水流动特性等模型进行处理并编写相应的计算程序模块。
结合凝汽器温度场数据和从DCS获得的部分数据,将各功能模块汇编入直接空冷凝汽器性能在线监测系统,实现各模块的在线运行,并对模型计算结果进行分析。
通过直接空冷凝汽器性能在线监测系统能够实时计算得到凝汽器各性能指标,实现了对凝汽器性能的在线监测,对机组的运行调整和实现机组的安全经济运行具有重要意义。
石门电厂300MW机组差压水位计常见问题及处理
石门电厂300MW机组差压水位计常见问题及处理文章介绍石门电厂300MW机组差压式水位计水位测量中存在的一些问题，根据问题分析问题原因并提出问题的解决方案。
标签：差压式水位计；安装；原理；故障处理1 概述大唐石门发电厂一期#1、#2机组分别于1996、1997年投产，锅炉采用哈尔滨锅炉厂的HG-1021/18.2-540/540-WM10型亚临界自然循环汽包炉（单炉膛、一次再热。
平衡通风半露天布置。
燃用混合煤，固态排渣，全钢结构。
）一期两台锅炉的汽包分别安装了两套就地水位计（均实现控制室可监视）：一台双色电接点水位计，一套磁性翻板水位计；三套差压式水位计；一套差压式高位水位计。
其中#1机组汽包水位1、3安装在汽包左侧，汽包水位2安装在汽包右侧；#2机组汽包水位1安装在汽包左侧，汽包水位2、3安装在汽包右侧。
2 差压式水位计的安装由于同一汽包多个平衡容器的汽连通管及容器安装高度不一致，会使汽侧取样管的参比水柱高度不同（变送器均安装在同一高度），从而造成三个汽包水位测量值之间存在较大偏差。
解决的办法是待锅炉启动且热膨胀稳定后核对三个平衡容器的高度是否一致，并核对平衡容器与汽包几何中心线（零水位线）间高度是否有变化，否则应在DCS修正。
汽包水位计安装位置数据是在锅炉专业确定汽包两端几何中心线后，用长度近30米的透明塑料管灌满水并根据连通管原理，以汽包中心线作为为标准水位，在水位稳定在汽包中心线时水管另一端水位即为测量筒与汽包几何中心线等高点，根据该点与测量筒测量有效范围的中心点距离即为汽包正常水位距汽包中心线之间的距离。
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。
国内外最常用的是通过单室平衡容器下的参比水柱形成差压来测量汽包水位。
单室平衡容器的安装应满足平衡容器垂直安装，安装标高及与其配合的正、负取压口的距离应保证汽侧向汽包测1：100的倾斜度，水侧向取样管侧1：100的倾斜度。
3 运行中差压式水位计故障原因及分析影响锅炉汽包水位偏差的因素主要有以下几点：（1）锅炉负荷因素影响水位变化。
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300MW机组凝汽器水位测量探讨
摘要：本文介绍了湛江电力有限公司300MW机组凝汽器水位测量不准的主要原因，并根据机组凝汽器实际情况，对凝汽器水位通用测量方法进行了改造，使改造后的凝汽器水位能正常投入运行，保证了机组安全稳定运行。
关键词：凝汽器差压式水位变送器雷达液位计安装
一、存在问题及分析
湛江电力有限公司四台300MW机组凝汽器水位测量采用传统的差压测量方法，它是利用水位—差压转换原理，将凝汽器内水与正压管水位差通过差压变送器转换为4～20mA标准信号传给DCS系统，由DCS系统通过逻辑计算再标定水位，以实现凝汽器水位的测量，原理如图1：
图1 凝汽器水位测量原理图（改造前）
按照图1测量凝汽器水位的安装方法，主要存在以下问题：
1、凝汽器水位测量取样管路系统为负压系统，若取样管路系统稍有泄漏，凝汽器水位将无法测量，而取样管路系统阀门和仪表的接口多，增加了泄漏的可能性，查找漏点相对较难。
2、凝汽器水位排污系统看起来非常合理，但多次排污后，排污门稍有内漏都会影响到水位测量。
3、凝汽器水位变送器排污后，正压管再累积满水形成恒定正压水柱比较困难。
根据以上分析，造成凝汽器水位测量不准的原因主要是测量系统受真空环境影响所致，只要使用不受真空影响的测量方法，适用水介质，就能准确测量凝汽器水位。
可供选择的设备有超声波液位计、雷达液位计、电接点式液位计等。
二、改造设备选型
电接点式液位计有价格便宜，安装简单等优点，但电极容易损坏，重新安装比较困难，容易泄漏，虽然不会影响到水位测量，但会损害凝汽器真空，有害机组运行安全。
超声波液位计的优点比较轻便，在干净环境下测量比较准确，但在密封容器内测量，探头镜片容易受水雾污染，影响测量。
雷达液位计安装简单，维护方便快捷，具有先进电子技术，只要安装准确，
测量几乎不受外界影响，缺点就是价格相对较昂贵。
根据查阅的各种液位说明资料和使用情况比较得出：选用雷达液位计相对合适。
三、改造实施
我厂分别于2004年、2006年对＃1～＃4机组的凝汽器水位测量进行了改造，效果明显，几乎零维护，不用在考虑真空影响测量的问题，凝汽器水位自动调节也顺利投入，厂家现场技术服务也比较全面。
其安装方法如图2：
图2 凝汽器水位测量原理图（改造后）
测量筒和引压管、阀门都可以才焊接方式连接，这样可保证接口没有泄漏点。
按连通管原理，测量筒水位高度永远等于凝汽器水位高度，雷达液位计只要测出测量筒水位就可知道凝汽器水位，而雷达液位计是通过雷达探针导波测量水位的，完全不受测量筒内真空影响。
因此选用雷达液位计测量水位后，主要解决了以下问题：
1、无论有无泄漏影响真空，雷达液位计都能准确测量凝汽器水位。
2、考虑到凝汽器漏真空会影响到机组的热效率和安全，测量筒完全可以焊接连接。
3、凝汽器补水调节能自动控制，减少运行人员的操作。
但使用雷达液位计需注意如下问题：
1、雷达液位计受测量介质温度限制，测量介质温度不能太高。
2、选用雷达液位计，要根据现场仪表安装情况和要求进行选型，导波杆不能随意弯曲安装。
四、结论
经过改造后测量的凝汽器水位，其指示偏差在10毫米之内，几乎和就地磁翻板水位一致，同时大量减少运行监视操作人力，为机组安全经济运行打下了基础。