锅炉汽包水位计故障原因分析及防范措施探讨
引言
汽包水位计是现代火电厂最重要的监视仪表之一，其测量准确与否对生产过程影响很大。汽包水位过高，降低了汽包内汽水分离器的分离效果，使供出的饱和蒸汽携带水分过多，含盐量也增多。由于蒸汽湿度大，过热蒸汽过热度降低，这不但降低了机组出力，而且容易造成汽机末几级叶片的水冲击，造成轴向推力过大使推力轴承磨损; 含盐量过多，使过热器和汽机流通部分结垢，使机组出力不足且易使受热面过热而造成爆管。汽包水位过低，则破坏了锅炉的汽水自然循环，致使水冷壁管被烧坏，严重缺水时还会发生爆管等事故。所以准确测出汽包内水位，以提高机组的安全性是技术人员重点关注的问题。
1 三种水位计的工作原理
1.1 云母式双色水位计
云母式双色水位计是一种直读式高置汽包水位计。由于结构简单，读数直观可信，一向是人们监督汽包水位最信赖的仪表。它用耐高温高压的云母按连通器的原理制成。
1.2 电接点水位计
电接点水位计是利用炉水和蒸汽的导电率差异的特性进行测量液位的。由于液位的变化使部分电极浸入水中，部分电极置于蒸汽中。炉水含盐量大,其电阻率小，相当于导电状态;而饱和蒸汽的电阻率大，相当于开路状态，利用这一特性，用几对电极就可以模拟汽包水位的高度。
1.3 差压式水位计
汽包内的蒸汽通过取样管在平衡容器中凝结成水，此水柱产生的压力作用在差压变送器上，作为差压变送器的参比端；汽包内的饱和水经取样管进入差压变送器，作为差压变送器的信号端，在一定的压力和温度下，此水柱所产生的压力与平衡容器水柱产生的压力之差与汽包内水平面的高度成正比。
2 影响三种汽包水位计的因素及防范措施
2.1 云母双色水位计
图1
2.1.1 环境温度对云母水位计的影响
由于云母双色水位计处于环境温度下，温度较低。其冷凝水密度高于汽包内饱和水密度，因此
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指示水位必低于汽包内重力水位(见图1 )。环境温度越低，冷却水平均密度越大，故误差越大。防范措施是加强对云母水位计汽水连通管路和水位计本体的保温。
2.1.2 锅炉冷态启动或更换云母片后对云母水位计的影响
机组冷态启动时，当汽包升压到一定值时，水位工业电视系统CRT上看云母双色水位计往往模糊不清。其原因是汽包受热后，水位计汽水管路、支架发生膨胀，相对位置发生了变化，摄像头与双色水位计的角度偏离了最佳视角所致。另外更换了云母片后也有相同现象发生。防范措施是适时适当调准。我厂多次发生在CRT上看云母双色水位计水汽界面不清的现象，后来把水位监视摄像机改成了位置可移动式，摄像头改成定焦自动光圈型后，调节就变得方便简单，而且显示更清楚。
2.2 电接点水位计
电接点水位计比较灵敏，反映水位变化无迟延，理论上与汽包工作压力和环境温度无关。但仍存在不足, 安装在测量筒上的电接点，由于长期处于高温高压和具有强盐分的炉水相接触，电接点可能会失效，引起测量误差。示意图见图2
图2
2.2.1 汽包水质对电接点水位计的影响
汽包内的水质结垢，化学腐蚀及气泡堆堵造成水侧电接点与筒体的“开路”故障。会造成二次表显示水位不准，或水柱间断显示，误发水位报警信号等异常现象。
2.2.2 水位计的电极挂水影响
电接点水位计的测量筒因随环境温度的快速冷凝及水浪冲击，造成高导电的炉水沿电极和筒壁溅延，导致电极上形成“挂水”短路现象。挂水后形成电极间连通，同样会造成水位显示的错误。
2.2.3阀对电接点水位计的影响
电接点水位计测量筒降水阀的作用是将测量筒与下降管构成一个循环回路，将测量筒里的水不断地引到下降管中去，以保持测量筒里的凝水温度和密度与汽包内一致。但在实际应用中我们发现降水阀的开度对测量有很大的影响。降水阀开度大时测量出的水位偏低且水位不稳；开度小时起不到降水阀的作用，而且多了降水阀后也增加了测量筒检修的隔离难度,这样设计的系统在更换电极时也较难判断测量筒是否已可靠隔离。因此我们采取的措施是将测量筒到下降管的管路取消，增加一
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路向空排汽阀。
因此，防止以上几个因素对电接点水位计的影响，主要措施是采取合理的保温措施，确保汽包小室的环境温度、采用数字逻辑判断电路等方法，以提高对炉水和蒸汽的分辨能力。同时我们也在#1炉上偿试采用进口型电接点水位计，使用下来发现进口型无论在可靠性还是可维修性上都比国产型有明显的优势。
2.3 差压式水位计
通过合理的补偿措施，差压式水位计能较好地测量汽包重力水位。现在锅炉汽包水位MFT及汽包水位自动调节的信号全都取自差压式水位计。我厂使用的单平衡容器系统结构图(见图3)。影响其测量准确性的因素主要有以下几点:
图3
2.3.1 水柱对差压式水位计的影响
锅炉启动时由于汽包内温度低、压力低，平衡容器内可能无水而无法建立参比水柱。因此采用锅炉上水时向平衡容器内注水，同时，在汽包满水时及时排出取样管路中的空气泡和杂质，使差压变送器的取样管路全部充满清洁的水。同时，运行人员升降汽包水位，观察差压水位表显示值变化是否与实际水位相符。差压式水位计平衡容器与其取样点间连接的取样管应合理保温,否则平衡容器的温度越低,其冷凝水密度增大,水位计输出差压增大,使显示值偏低.但平衡容器罐体不应保温,以产生足够的冷凝水量而保证参比水柱的稳定。引到差压变送器的两根仪表管道应平行敷设、共同保温。
2.3.2 安装对差压式水位计的影响
变送器汽侧取样管上安装有平衡容器。平衡容器也称凝结容器，通常是一个球型容器或筒型容器。容器侧面水平引出一个管口接到汽包上的汽侧取样孔。容器底部垂直引出一个管口接到差压变送器的负压侧（属正接方式）。进入平衡容器的饱和蒸汽不断凝结成水，多余的凝结水自取样管流回汽包使容器内的水位保持恒定。为了确保平衡容器内的凝结水能可靠地流回汽包，平衡容器前的汽侧取样管应向汽包侧下倾斜。由于同一汽包三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。
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应水位差压信号比较小，变送器的接头漏水或平衡阀内漏对信号影响很大，根据目前变送器的受压能力，我们取消了平衡阀，并将多次弹出的卡套式变送器接头改为标准压力表式接头。
2.3.3电伴热带对差压式水位计的影响
电伴热带是冬季防止汽包水位测量管路结冰的一项措施，正常时水位变送器正压负压侧伴热带的发热量基本一致，对水位测量的影响较小，但当正压负压侧的发热量不一致时，伴热带就会对汽包水位的正确测量产生重大影响。我厂#3炉曾发生过这样一个故障：汽包双色水位计、电接点水位计均显示正常，但原本误差稳定的三个差压式水位计中有一个与另外两路信号偏差加大。检查后发现，由于差压式水位变送器取样管路上缠绕的伴热带温控失灵使正负压侧水柱温度和密度偏差加大,造成正压和负压取样管的水柱压差增大。另外我厂也曾发生因伴热带短路跳闸和管路结冰引起差压式水位计测量不准的故障.解决此问题的措施是根据季节温度及时投用和停用电伴热装置，并将伴热带检查作为入冬前的常规安全检查项目。
2.3.4 锅炉启动初期差压式水位计的实际使用情况
锅炉启动初期差压式水位计一般较难准确测量水位，出现的问题也比较多，我们认为这是由于锅炉启动初期由于汽包内温度低、压力低，平衡容器内较难建立参比水柱及仪表管积存空气杂质等原因所致。
2006年1月30日，#1炉小修后准备首次点火。凌晨点火前运行按要求用上水及放水方法进行汽包高低水位MFT保护试验，但整个试验过程没有完全成功，具体情况如下：启动前汽包水位差压变送器3台均校验正常，4~20mA对应＋335mm.H2O~－335mm..H2O，机务对变送器一次门前平衡容器后6根仪表管重新排管。锅炉上水时CRT 3点水位都显示满水位，期间LT10105-COM、LT10107-COM显示始终保持在满水位，运行通知仪控检查，期间反复几次上水放水及变送器排污，5：07时锅炉放水，只有LT10106-COM有变化。经运行、机务、仪控讨论后，模拟进行水位保护试验并确认正常，然后强制LT10105-COM、LT10107-COM汽包高低水位MFT保护信号，7：19时锅炉开始点火，9：05时左右汽包压力由“0” 开始上升，11：20时左右汽包压力已升至2..37MPa，LT10105-COM、LT10107-COM显示开始逐步恢复正常，几小时后完全恢复正常。
之前2005年12月20日#2炉小修后水位传动试验时也出现了问题。LT20106-COM显示不准（显示低水位，管路排水、变送器都正常，但显示始终不变），而LT20105-COM、LT20107-COM 两点一致性较好，9：07时开始点火，12时左右LT20106-COM显示开始逐步恢复正常，当时汽包压力还未开始明显上升。
从现象及最终结果分析，#1炉上水时LT10105-COM（A侧靠后墙）、LT10107-COM（B侧）平衡容器当时可能还未罐满水，因为机务在确认一次门开启后仪控拧开变送器“H”侧时，只有LT10106-COM（A侧靠前墙）变送器能排出连续较大水流，而LT10105-COM、LT10107-COM变送器“H”侧只有滴水，运行巡检人员认为水位已上得够高且不能再上。如技术许可，水位传动试验时，运行必须确保上水至＋350mm.H2O，并尽可能再稍高一些，尽量在3只变送器“H”侧都能排出连续较大水流且保持几分钟后再停止上水。
因汽包水位测量为微差压测量，测量管路中存在空气一般将造成测量值波动而不准。变送器放气应在汽包起压后且压力较高时进行，这样效果较好。汽包未起压时变送器放气是无多大效果的。
管路结垢也是个问题。本次#1炉上水时，发现3只变送器除LT10106-COM排污门畅通外，其余均不通，在汽包压力2MPa时仍排不出水。这说明仪表管路结垢现象比较严重，因此建议在停炉或起压期间，当汽包压力4~5MPa左右时对汽包水位变送器排污门进行带压排污，以免造成管路堵塞的误判断。因此，应严格执行热工自动化检修规程“设备大小修后，投用前应冲洗测量管路。其中
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汽、水压力测量系统的取样管采用排污冲洗。有隔离容器的压力测量系统，不许采用排污冲洗。冲洗油压测量系统的取样管时，应有排污收集装置和防火措施”的规定。另外，机务更换测量系统一次门时必须注意清洁，防止杂物进入仪表管而堵管。
在上水时如CRT有汽包水位显示不准（不准的原因可能为仪表管内有较多排不出的空气或管路因杂质而不畅）并不能判定该水位测量系统有问题，如确认DCS逻辑准确、变送器校验准确、平衡容器已灌满水，待汽包起压后测量值一般都会逐步趋于正常，但若平衡容器水灌得不够满，则恢复时间会较长。根据经验，锅炉启动时以电接点水位计或就地水位计为准，运行控制汽包水位使电接点不显示至MFT的最高最低水位，当锅炉负荷较高时差压变送器水位测量装置才投入使用，这种方法比较实用且具可操作性。
上水时有可能存在CRT上3点水位都不准的情况，如确认DCS逻辑准确、变送器校验准确、平衡容器已灌满水，根据经验在撤除汽包水位保护后仍可以点火（但经请示领导），此时可用汽包水位工业电视监视就地双色水位计或就地电接点水位计（可将电接点水位计显示表装至集控室并增加±50 mm..H2O点），待汽包起压后观察测量值是否逐步趋于正常，若平衡容器水灌得不够满，则恢复时间会较长。
因上水时CRT差压变送器水位不准的几率较高，故“锅炉汽包水位保护在锅炉启动前应进行实际传动试验”是否必须执行？如果CRT水位都不准是否就不再点火？仔细查阅《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》（电力行业热工自动化标准化技术委员会标准DRZ/T 01-2004），再针对我厂实际情况，我们认为规定的一些地方是矛盾的或很难操作的。比如5.1条提出“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”（说明规定承认启动阶段差压式水位变送器是不准的），而5.5.1条提出“锅炉水位保护未投入，严禁锅炉启动”（我厂水位保护为3路差压式水位变送器三取二逻辑，如不准则在启动时无法投入水位保护），5.5.2条提出“锅炉汽包水位保护在锅炉启动前应进行实际传动试验，严禁用信号短接方法进行模拟试验”（差压式水位变送器在启动前可能不准，此时如何进行实际传动试验）。
3 结论
根据分析的结果从各方面采取各种措施，以提高汽包水位计的可靠性，只是保证测量准确性的一项基础工作，要确保汽包水位运行在合适的范围，更需要相关人员的精心维护，才能防范各类事故的发生。
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造成水位测量偏差的原因分析及处理方法
由于汽包、凝汽器、除氧器等容器的水位异常会对机组造成严重的后果，所以上述容器的水位测量在电厂运行中是非常重要的参数，保证水位测量的正确对机组的安全运行有重要意义。本文将分别对上述几个容器的水位测量原理、系统组成和产生偏差的原因及处理方法做详细的介绍和讨论。
一、汽包水位
汽包水位的测量通常采用的方法有三种：双色水位计、电接点水位计、差压变送器测量。
(一) 双色水位计(图1)
1.双色水位计工作原理：
由红色和绿色光源发出的红色和绿色光从两侧射向水位计本体液腔。在腔内汽相部分，红光射向正前方，而绿光斜射到壁上被吸收，而在腔内液相部分，由于水的折射使
图1. 双色水位计绿光射向正前方，而红光斜射到壁上，因此在正前方观察，显示汽红水绿。
然后通过摄像机将图像送至控制室进行监视。
2.产生测量误差的原因分析
A、汽侧或水侧的阀门堵塞。特别在机组第一次点火时，这时由于锅炉第一次升温，锅炉管道内
的残留物进入汽包内，进而进入双色水位计内，造成阀门堵塞。
B、安全子没有落下。在对双色水位计冲洗时，没有按照正确的顺序操作阀门就会造成安全子被
冲到上面，由于两侧存在很大压力差，安全子不能落下来。
C、玻璃管被污染。如A所述，第一次点火时的水质很差，容易污染玻璃管壁，使折射能力下降。
D、排污门漏。若在运行冲洗过程中，有大的颗粒进入排污门的密封面内，就会阻碍和损坏阀芯，
造成泄漏。
3.处理方法
A、在锅炉启动过程中，当汽包压力升到0.5MPa时，对水位计进行彻底的冲洗，直到水位计变
的清亮为止。
B、在正常运行过程中按照厂家说明书对水位计进行检查或冲洗。
C、如果排污门无法关严，及时更换阀门。
(二) 电接点水位计
1.工作原理
由于水和汽的导电性能差异极大，测量筒上的电接点与筒壁之间的电阻也差别很大，在液态时由于介质电阻小，当电接点与筒壁间加上一直流电压时流过的电流大，反之未浸入液面时的电接点流过电流小，这两种状态下流过电流相差很大，可作为一种信号馈送到二次仪表，经放大处理后显示及控制输出，以达到显示液位的目的，从而可实现远距离监控。
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718 2. 产生测量误差的原因分析
A 、电极污染。锅炉初次启动时，水质非常差；含有大量的铁锈和盐份，
附着在电极上，很容易使电极与筒壁之间的电阻降低，造成显示错误。
B 、排污门泄漏。原因同双色水位计中介绍的相同。
3. 处理方法
A 、定期冲洗。特别是第一次锅炉点火时，必须要冲洗到水质清洁；并且
在锅炉吹管过程中，经常的进行冲洗。
B 、更换排污门。
(三) 差压变送器配套冷凝罐或双室平衡容器
1. 工作原理
冷凝罐如图2所示,与蒸汽侧相接的筒形容器内的液
位高度保持不变,差压变送器的输出随汽包内的水位高度变
化而变化.
双室平衡容器如图3所示,基准杯内的液位高度保持不变,差
压变送器的输出随汽包内的水位高度变化而变化.
由于平衡容器内部的温度与汽包内部的温度差别很大,所以
变送器的输出水位值与汽包内的实际水位值偏差很大,需要
通过DCS 或二次仪表进行修正。
2．产生偏差的原因分析
（1） 排污门渗漏
由于汽包压力很高（十几兆帕以上），而变送器正负压侧的差压很小（几千帕），微小的渗漏就会对测量造成很大的影响。
（2）保温不合适
对平衡容器的保温要求根据《电力建设施工及验收规范》（热工仪表及控制装置篇）的规定，平衡容器上部不能保温。
（3） 伴热不合适
在寒冷地区测量管路要进行伴热。伴热一般有两种，一是采用蒸汽伴热，一是采用伴热电缆。采用蒸汽伴热时蒸汽管要“之”字型敷设，其间距均匀。采用伴热电缆伴热时，伴热电缆也要“之”字型敷设，且间距均匀。
（4）双室平衡容器内部密封不好
双室平衡容器内部连通管与溢流室，基准杯与溢流室之间的渗漏也造成测量偏差。
(5)变送器量程与平衡容器尺寸不对应
变送器的量程应该按照平衡容器的正负压侧的实际尺寸来校验，否则会因为不对应造成偏差。 图2. 冷凝罐 图3. 双室平衡容器
（6）燃烧不平衡造成汽包两侧水位产生偏差
由于大型锅炉的汽包长度达30多米，燃烧不平衡对两侧水位影响很大，导致两侧的蒸发量不一致产生水位偏差。
3、处理方法
（1）发现排污门渗漏，要及时更换。
（2）检查保温符合要求。
（3）管道保温前检查伴热装置布置合理。
（4）双室平衡容器安装前要按照规范要求做密封试验。
（5）变送器校验要与实际尺寸一致。
（6）调整燃烧，保持两侧蒸发量一致。
二、除氧器及加热器水位
除氧器及加热器水位的测量通常采用的方法有三种：磁翻板水位计、浮球水位开关、差压变送器测量。
（一）磁翻板水位计
1.工作原理
外形如图4所示，当被测容器内的液位升降时，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传递到现场指示器，驱动红、白翻柱翻转
180°，当液位上升时，翻柱由白色转为红色，当液位下降时，翻柱由红色转为
白色，指示器的红、白分界处为容器内介质液位的实际高度，从而实现液位的指
示。
2.产生偏差的原因分析
浮筒内脏，造成浮子卡死。
3、处理方法
确保水质清洁，投入时要用清水冲洗干净。有时会因为水位剧烈变动造成红白翻板间隔出现，可用磁铁进行强制复位。
（二）浮球水位开关
1、工作原理
一般采用SOR的机械式液位开关作为高低液位报警。外型如图5所示。安装时根据报警水位高度，通过开关上的动作标记来确定安装位置。当水位超过或低于动作值时，浮球筒内的浮球带动内部的磁铁滑块移动，从而引起筒外面的微动开关动作。
2、产生误动作的原因分析
触点接线错误，常开常闭接反。
图4. 磁翻板水位计
图5. 液位开关
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浮球卡住。
3、处理方法
检查接线，确保正确。
投入时冲洗干净。
（三）差压变送器
1、工作原理
工作原理与汽包水位的冷凝罐测量方式一样。
2、产生偏差的原因分析
A、第一次投入时正压侧没有水，或水不满。
由于该变送器是满水的差压为零，所以在除氧器里面没有水的情况下显示是满水的。由于是将正压侧作为基准，那么正压侧要保持稳定的水位高度；如果正压侧水位降低，则显示的水位偏高。
B、排污门漏。
排污门漏造成正负压侧的差压偏差增大，显示偏差增大。
3、处理方法
第一次投入时必须先用凝结水将正压侧注满水。正常运行时若出现偏差，首先将3个值（一般除氧器水位设计3个同样的变送器）进行比较，若3个显示值偏差大，应检查正压侧水位；具体做法是将一次门关闭，负压侧水排空，灌水处阀门打开，读变送器输出，若变送器输出小于实际正压侧高度，则说明正压侧水位降低了；如果再次灌满水后，过一段时间又出现上述现象，则检查管路和排污门是否渗漏。
三、凝汽器水位
凝汽器水位测量通常采用磁翻板水位计和差压变送器两种。
（一）磁翻板水位计
1、磁翻板水位计的原理已作介绍，不再复述。
2、产生偏差的原因分析
由于凝汽器内部为真空，所以经常出现阀门、管接头处向内漏空
气；将测量筒内的水位与凝汽器内部不平衡产生偏差。
3、处理方法
检查各阀门、管接头处密封，若泄漏很小，可用黄油涂在接头处。
（二）差压变送器
1、测量原理
如图6所示,利用测量筒将水位引出,通过差压变送器测量筒内水位高度,来反映凝汽器内水位.
2、产生偏差的原因
A、如果测量设备和管道的阀门和接头处有渗漏，就会造成正负压侧压力产生偏差；若正压侧
变送器注水口
凝汽器
图6. 凝汽器水位测量
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漏，将造成水位偏低；若负压侧漏，造成水位偏高。
B、如果取样位置距离疏水口较近，或直接在疏水口下方，就会对测量值产生影响。
3、处理方法
在安装完成后，系统要做密封性试验。在运行中有轻微渗漏可在接头处涂黄油临时解决。
安装前检查取样口避开疏水口；若无法避开，则加装隔离装置。
四、结论
总之，产生偏差的原因大部分是由于施工原因、启动初期水质差、阀门故障造成的，因此在施工中严格按照施工技术规范施工，启动时加强冲洗、排污和检漏；防止因水位的偏差大造成不必要的跳炉、跳机；避免不必要的经济损失。
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锅炉启动初期汽包水位检测仪表故障原因分析及防范措施
摘要：以火电厂常用的几种汽包水位检测仪表为例，分析其工作原理和不同工况下的常见故障，结合火电厂几起锅炉启动期间因汽包水位表计异常运行导致的严重后果，分析其故障原因并阐述执行相关规程规定的重要意义，提出了加强技术管理、制度管理等方面的防范措施。
关键词：锅炉；汽包水位；故障分析；防范措施
引言
汽包水位检测仪表是现代火力发电厂最重要的监视仪表之一。汽包水位的错误指示，轻者造成保护误动、机组跳闸，重者导致锅炉管道过热损坏、汽轮机进水等恶性事故。因此，行业规程、电厂运行规程、检修工艺规程等均对汽包水位检测仪表的设计、选型、安装、运行、维护等做出了详细规定。但是，因机组运行工况变化，特别是锅炉启动期间各种因素的影响，由于汽包水位的不正常显示误导运行人员操作、甚至危及设备安全的现象仍时有发生。保证汽包水位的准确指示，提高机组启动期间安全性，是技术管理人员、运行人员必须长期关注的重要问题。
1. 几种汽包水位检测仪表的工作原理
1.1 差压式水位计
典型的单室平衡容器差压式水位测量系统如图1所示。其工作原理是：汽包内的蒸汽通过取样管在平衡容器中凝结成水，此水柱产生的压力作用在差压变送器上，作为差压变送器的参比端；汽包内的饱和水经取样管进入差压变送器，在一定的压力和温度下，此水柱所产生的压力与平衡容器水柱产生压力差，与汽包内水平面的高度成正比。
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图1.差压式水位测量系统示意图
1.2 云母双色水位计
云母双色水位计是利用光在不同介质中呈现不同的折射率和反射特性，并借助于滤色片使液相呈绿色，气相呈红色来显示汽包水位的。由光源发出的光，通过红绿滤色片，射向水位计本体液腔。在腔内气相部分，红光射向正前方，而绿光斜射到腔壁上被吸收；在腔内液相部分，由于水的折射，使绿光射向正前方，而红光斜射到腔壁上被吸收。因而在正前方观测时，可看到水位计显示气红液绿，清晰透明。
1.3 磁翻板液位计
磁翻板式双色液位计，是以磁性浮子为感测元件，并通过磁性浮子与显示色柱中磁性体的磁耦合作用，反映出被测液位或界面，并应用连通管原理，保证被测容器与测量管体间的液位相等，当测量管中的浮子随被测液位等量变化，浮子中的磁性体与显示板上显示色柱中的磁性体作用，使色柱翻转，红色表示无水，绿色表示有水，从而达到就地显示水位的目的。
1.4 电接点水位表
电接点水位表是利用炉水和蒸汽的导电率差异的特性进行测量液位的。由于液位的变化使部分电极浸入水中，部分电极置于蒸汽中，在炉水中的电极对筒体阻抗小，而在蒸汽中的电极对筒体的阻抗大，利用这一特性，可将非电量的水位转化为电量，送给二次仪表，从而实现水位的显示、报警输出等功能。
来源:输配电设备网
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2. 机组启动期间，影响汽包水位检测仪表的因素及消除措施
机组启动期间，由于锅炉汽包内压力没有建立，水位计、平衡容器等处温度与环境温度接近相同，汽包内水质不同于正常工况下的水质等因素，对上述采用不同原理的水位检测仪表带来不同的影响。
2.1 汽包及环境低温的影响
2.1.1锅炉启动时，差压式水位计平衡容器内无法凝结成参比水柱。
由于汽包内温度低、压力低，蒸汽不能在平衡容器内自行凝结，无法建立参比水柱。为此，需采用人工向平衡容器内注水的方法，同时，尽可能排出取样管路中的空气泡，使差压变送器的正负取样管路全部充满水。同时，运行人员升降汽包水位，观察差压水位表显示值变化是否与实际水位相符并验证水位高低报警和跳闸值动作情况，即所谓汽包水位保护信号的传动试验。
当冬季气温特别低时，差压式水位表平衡容器及与其连接的取样管，由于暴露在空气中（设计规程规定），极易发生结冰的情况。为此，需加装临时保温措施，或对汽包小室进行保温、投用暖气，确保室内温度不低于0℃。
2.1.2 冬季云母双色水位计、磁翻板水位计因气温太低发生的错误指示
锅炉启动汽包上水后，由于温度低，水位计的部分管路暴露在空气中，极易发生结冰现象；尤其是其隔离阀手轮、阀杆等与冷空气直接接触，散热较快，与阀门连接的管路中有可能首先结冰，而水位计中的水不一定同时结冰，因此，会造成水位计中水位正常的假象，误导运行人员。某电厂曾发生过这样一例双色水位计的特殊故障：冬季气温较低时，云母双色水位计汽侧隔离阀门结冰，水位计只有水侧与汽包联通，从水位计中可以看到水位处于正常位置；升降水位时，水位计的液面也相应变化，使运行人员误认为水位计正常。出现这种情况的原因是：隔离在汽侧取样管路内的气泡，因水位升降被压缩或扩涨，使水位计中的水位随汽包的上水或放水变化，但其变化速度却远远低于实际水位，因此，上述故障如不能及时发现，会造成锅炉满水或断水的严重后果。
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2.1.3 低温下电接点水位计的电极挂水、结冰影响显示
电接点水位计的测量筒、隔离阀门，除会因低温发生与双色水位计和磁翻板水位计同样的故障外，电接点水位计的电极，当锅炉刚上水时，还会出现水汽凝结现象，电极上形成水珠，俗称“挂水”，挂水后形成电极间联通及低温下水珠结冰，同样会造成水位显示的错误。
综上所述，防止低温对水位表计的影响，主要是采取合理的保温措施，确保汽包小室的环境温度不低于0℃，或有针对性的采取临时保温措施，保证汽水取样管路与汽包的可靠联通。
2.2 汽包零压力下投用伴热装置后对水位测量系统的影响
伴热装置是冬季防止汽包水位测量管路结冰的一项措施，机组正常运行工况下，其发热量的大小对水位测量的影响较小，但锅炉启动初期，特别是汽包压力为零时，伴热装置的发热量过大，有可能对汽包水位的正确测量产生重大影响。某电厂曾发生过这样一种特殊故障：冬季锅炉启动时，汽包双色水位计、磁翻板水位计均显示正常，但差压水位表多次出现大幅度波动，波动范围达几百毫米，无法正常监视。检查发现，由于差压式水位变送器取样管路保温较厚，取样管上缠绕的伴热电缆功率较大，使取样管中的凝结水温度升至100℃左右，此时，由于汽包压力为零，取样管中的水发生了沸腾，导致水位显示大幅度波动。临时停用伴热电缆后恢复正常。当汽包压力上升至额定压力时，取样管中的水温虽然还是100℃左右，但远低于沸点，因而不会发生汽化。解决此问题的措施，一是环境温度高于0℃时，及时停用伴热装置，二是采用自动温控装置或降低伴热装置的发热量，确保取样管路中的水既不低于0℃，也不高于100℃。
2.3 锅炉冷态启动对双色水位计的影响
在生产现场常出现这样一种情况：机组冷态时，双色水位计调整好以后，锅炉点火时，水位计显示发生不清晰的现象。究其原因，一是锅炉由冷态变为热态时，汽包及与之相连接的水位计、汽水管路、阀门及支架膨胀，相对位置发生了变化，从汽包水位电视中所看到的双色水位计显示效果不如冷态时理想，需再进行反复调整。二是锅炉升温升压后，新更换的云母片、密封件随温度升高、压力升高，其厚度、颜色发生变化，密封件膨胀变形后扩散至云母片处，影响透光。防范措施是，从水位计、取样管路、摄像机柜等的设计、安装、调试各个环节把好关，选用业绩良好、信誉好的设备厂家，提高设备可靠性。
2.4 汽包水质对电接点水位计的影响
锅炉启动时，汽包内的水质与正常工况下的水质不同，对于经过深净化处理的炉水，由于其导电度低，根据电接点水位表的测量原理可知，水、汽不易区别，有时会造成二次表显示水位不准，或水柱间断显示，误发水位报警信号等异常现象。采取的措施是：二次表采用智能动态测量补偿技
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术的表计，提高炉水和汽体的分辨能力。
3. 结论
从技术上采取各种措施，提高汽包水位测量表计的可靠性，只是保证测量准确性的一项基础工作，要确保锅炉启动期间锅炉不满水、不断水，更需要运行人员、检修人员的精心操作、精心检修，以及各级生产管理人员和指挥人员严格执行运行规程、行业规程和各项管理制度，才能最终杜绝恶性事故的发生。
YW1151差压式水位测量装置的应用
?来源:互联网
?时间:2008-06-30
?阅读:466
目前汉川电厂300MW机组主要的水位测量装置有就地云母水位计、就地磁翻板水位计、电接点水位计、浮筒式液位开关。以1151变送器为核心的差压式水位测量装置等。就其性质而言，云母水位计、磁性翻板水位计属于就地显示仪表，具有"眼见为实"的特点
目前汉川电厂300MW机组主要的水位测量装置有就地云母水位计、就地磁翻板水位计、电接点水位
计、浮筒式液位开关。以1151变送器为核心的差压式水位测量装置等。就其性质而言，云母水位计、磁性翻板水位计属于就地显示仪表，具有"眼见为实"的特点; 电接点水位计属于远方显示仪表; 浮筒式液位开关用于远方联锁开关量控制;1151差压式水位测量装置用于远方模拟量显示和自动控制。就其测量精度而言，1151差压式水位测量装置较前几种测量装置精确得多，汉川电厂目前使用的1151变送器的精度为0.25级，在测量1000mm水位时的误差只有2.5mm。
1151差压式水位测量装置的一个突出优势，是将水位实时信号转化为4~20mA模拟信号向远方传输，信号处理方便。特别是随着DCS系统的广泛应用和发展，1151差压式水位测量装置与DCS系统高效结合，使得该装置己不仅仅用于显示和模拟量自动控制，而且具有逐步取代浮筒式液位开关而承担保护功能的趋势。汉川电厂4台300MW机组的汽包水位高低MFT保护信号。除氧器水位高低信号和高加水位高低信号就均来自1151差压式水位测量装置。因此，对1151压式水位测量装置递行更深入的研究，对大型火电厂的安全经济稳定运行具有重要的现实意义。
一、1151差压式水位测量装置的工作原理
1. 1151差压式水位测量装置的组成
以汉川电厂锅炉汽包水位测量为例，其1151差压式测量装置组成简图如图1。
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从图1可看出，1151差压式水位测量装
置主要由连通管、平衡容器。引压管、1151变送器组成。在对不同的对象进行测量时，其结构略有不同。
2.1151 差压式水位测量装置工作原理
以图1锅炉汽包水位测量装置为例，汽包内的饱和蒸汽在凝结球(平衡容器，内不断散热凝结，平衡容器内的液面总是保持恒定，所以正压管内的水柱高度是恒定的，负压管的水柱高度则随着水位H 而变化。因此由正负压引入口得到的差压信号为:
式中 H ——容器水位；
ρ1——平衡容器中水的密度；
ρ｀——汽包压力下饱和水的密度； ρ＂——汽包压力下饱和汽的密度；
由此式可知，当平衡容器的安装结构一定（即L 确定)、汽包压力一定（p`、p"确定）及ρ1一定的条件下，正负压管的差压输出△p 与汽包水位H 呈反向线性关系，即水位越低，差压越大。 正负压管的压力信号通过挤压1151 变送器中电容膜室的膜片，改变膜片间的距离，引起正负膜室电容的变化，即有下列线性关系:
（C 1-C 2)/(C 1+C 2)=K △P
式中C 1、C 2——正、负膜室电容；
K ——比例系数。
1151变送器中的测量电路将差动电容量的变化转换成4~20mA DC 电流信号,经控制电缆送至集控室。此时，1151变送器输出的4~20mA DC 电流信号与汽包水位H 呈反向线性关系，即水位越低，差压越大，4~20mA DC 电流信号也越大。
上述信号流程为: 水位高度信号H →正负压管的差压输出信号△P →l151差动电容信号→
4~20mA DC信号→DCS系统。
需要说明的是，在1151变送器进行检修后，为保证平衡容器液面的恒定，在机组运行初期，对于除氧器水位、高加水位和凝汽器水位，均需通过手动灌水门向平衡容器灌水，水位信号才能得到正确测量;对于汽包水位变送器，只有当机组运行一段时间后平衡容器中充满凝结水时，变送器信号才恢复正常。
二、1151差压式7k位测量装置的现场安装
1151差压式水位测量装置的安装涉及到取样管、平衡容器、连通管、截止门、变送器的选型、材质、安装尺寸等诸多方面。对于不同的测量对象和要求，安装方法各不相同，完全可以按照设计要求进行。现仅从正负取压管和1151变送器的连接方式进行分析。
1.1151变送器的连接方式
一般情况下，门筑变送器上标有H(高)和L(低)字样，前者表示高压侧，后者表示低压侧。三阀组与变送器连接后，人面对三阀组"若变送器左侧为H(高)、右侧为L(低)，则称之为正安装;
反之称为反安装。
2. 正负取压管的连接方式
一般情况下，将与平衡容器(或汽侧，相连的取压管称为正压管C或高压侧)，与水侧相连的取压管称为负压管(或低压侧)。正压管与1151变送器的高压侧相连，负压管与1151变送器的低压侧相连，称之为正安装;反之称为反安装。
当变送器零差压校验输出信号为4mA时:
(1)若变送器和正负取压管均正安装或变送器和正负取压管均反安装，则水位越高，差压越小，变送器输出的电流信号越小，4mA对应满水;
(2)若变送器和正负取压管一为正安装、另一为反安装，则水位越高，差压越小。变送器输出的电流信号越小，20mA对应满水。
当变送器零差压校验输出信号为20mA时，以上情况正好相反。
从实际情况看，变送器正安装和正负取压管的正反安装现象均存在。在具体安装时"应视对差压信号进行处理的装置的不同情况进行选择。
三、1151差压式水位测量回路德参数设置
1151利差压式水位测量装置、信号传输电缆及DCS系统的组合是1151差压式水位测量回路的典型组成。其控制回路的参数设置包括1151变送器和DCS系统两部分。
1.1151变送器参数设置
目前，智能型1151变送器因具有体积小、安装校验方便。维护量少等特点己得到广泛应用。根据不同的需要，可以很方便地对1151利变送器进行零点量程调校。零点迁移、本机状态设置等。
2.DCS系统参数设置
DCS系统主要用于对差压式水位测量装置送入的4~20mA DC电流信号进行处理，并在CRT上按照运行习惯要求进行显示。不同的DCS系统，其参数设置不尽相同。
以汉川电厂#3机组#3高加水位测量(图2)为例进行说明。图中，平衡容器O点为高加正常水位，即CRT显示零水位点(0mm); A点为高加满水位点，CRT显示+300mm点;B点为高加低水位点，CRT显示-300mm点。
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测量回路中:
(1)取压管和变送器正安装，变送器的校验量程为0→600mm,对应输出电流为20→4mA，对应差压为-600mmH2O→0mmH2O,CRT显示-300mm(无水)→+300mm(满水)。变送器校验时，零差压输出4mA，负压端加压。(或正压端抽压)至600mmH2O时。调整变送器输出为20mA。
汉川#3机组使用的DCS系统为WDPF-II型系统，其参数显示转换系数C1、C2计算如下: +300=C1×0.004+C2
-300=C1×0.020+C2
(2)若取压管和变送器正安装，变送器校验时零差压输出20mA,则负压端抽压(或正压端加压)至600mmH2O时，调整变送器输出为4mA。此时的对应关系为:电流为4→20mA，对应差压为-600mmH2O →0mmH2O,CRT显示-300mm(无水)→+300mm(满水)。
此时。DCS系统参数显示转换系数C1. C2应按以下公式计算:
-300=C1X0.004+C2
+300=C1X0.020+C2
因此，取压管和变送器的安装、变送器的校验以信DCS系统参数的设置应该一一对应，否则会导致水位测量显示错误。若错误的测量结果进入调节和保护系统，将会引起严重后果。
四、差压式水位测量装置实际应用中的问题
1.高加水位测量中的问题
汉川#4机组#3高加水位测量示意图如图3。
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730 初始安装时，变送器量程为0→400mm,差压范围为
-400mmH2O→0mmH2O,CRT显示-200mm(无水)→+200(满水)，对应电流值20mA→4mA。如由于差压变送器零点应为图3中的A点。那么，变送器的测量范围应为A点到C点。因为图中O点是高加实际的正常水位，即零水位，因此该变送器所测量的实际水位应为+300→-100mm。变送器输出12mA信号时，CRT上显示0mm。当高加实际水位在正常水位O点时变送器输出16mA，CRT显示-100。因此，在变送器的测量范围(A点到C点)中，CRT显示值比实际偏低，当实际水位在C点以下时无法显示。
若变送器量程为+100mm→+500,差压范围-400→0mmH2O,CRT显示-200(无水)→+200mm(满水),对应电流值20mA→4mA。如上述分析可知，变送器的测里中点应为+300mm，即图中A点向下300mm 处，该点即为同加止常水位点。因此，变送器的测量中点与实际零水位点重合，则该变送器在正常测量范围内显示值正确。当实际水位在+300mm→200mm及-300mm→-200mm时，无法显示。
因此，应将变送器量程改为0mm→+600mm或-600mm→0mm。这样，即保证了正确显示，又扩大了测量范围。
2.除氧器水位测量中的问题
汉川电厂#1、#2机组除氧器水位测量装置有电接点、就地磁性翻板水位计、水位报警及保护液位开关。DAS水位变送器、CCS水位变送器，它们的显示零点不统一，量程和实际显示值不对应，与设计要求不符合。其中，DAS水位变送器、CCS水位变送器差压为0mm→1500mm，显示值3400mm
→900mm，而实际应为3640mm→2140mm，示值偏低240mm。除氧器水位依靠此变送器进行调节，就使得除氧器水位偏高运行，水位高报警及保护的液位开关便容易误动。此外，给水泵跳闸信号也是由该变送器给出，所以水位低保护易拒动。
为了使除氧器水位测量准确，按照设计要求，对电接点、就地磁性翻板水位计。水位报警及保护液位开关、DAS水位变送器。CCS水位变送器的零点进行统一。所有表计的显示零点为除氧器水箱几何中心线下1900mm处(除氧器设计零点)。CCS系统变送器量程改为:差压0mmH2O→1600mmH2O,
显示值为3640mm→2040mm,电流20mA→4mA;取消水位高二值。高三值液位开关，其信号改由DCS系统给出。这样。就保证了除氧器水位调节和保护的可靠性。
3.汽包水位测量申的问题
汉川电厂#2炉汽包A、B侧差压水位计原安装情况如图4。
经计算分析可知，当汽包水位为-381mm时。汽包水位低低MFT保护动作，此时变速器检测到的差压为670.96mmH2O，已接近于变送器所能检钡至的最大差压664.5mmH20，裕量仅为 6.46mmH2O。若考虑安装、环境温度等误差的影响，贝汽包水位低低MFT保护动作所需的差压会超过变送器所能检测到的最大差压，直接导致水位低保护拒动。
因此，将差压水位计的水侧取样管孔位置向不移动60mm，使得水测取样点至汽包正常水位的距离为-460mm;同时保证汽侧取样管及凝结球安装位置不变。这样，低水位保护动作所需的差压与变送器所能检狈到的最大差压之间有26.9232mmH2O的裕量。与原安装的水位测量情况相比，裕量增大了20.46mmH2O，低水位保护可以正确动作。
1151变送器原理与故障检修
?来源:山东省泰安市计量测试
?时间:2008-01-14
?阅读:3154
1.1151系列电容式变送器有一个可变电容的传感组件，称为“δ”室。该传感器是一个完全封闭的组件。过程压力、差压通过隔离膜片和灌充液硅油传到传感膜片引起位移，传感膜片和两电容极板之间的电容差由电子部件转换成(4～20)mA的两线制输出的电信号。
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浙江省火电厂锅炉汽包水位测量问题分析及改进 孙长生1，蒋健1，刘卫国2，丁俊宏1，王蕙1 （1.浙江省电力试验研究院，杭州市，310014；2.国华浙能发电有限公司，浙江省宁波 市，315612） 摘要：汽包水位是表征锅炉安全运行的重要参数。由于配置、安装、运行及维护不当等因素，导致汽包水位测量系统存在测量值与实际值不符的情况，影响机组安全、经济、稳定运行。本文对浙江省火电厂汽包水位测量、水位保护投入状况进行现场调查，总结存在的问题，分析问题产生的原因，探讨并提出消除或减少这些问题的技术改进措施，供同行参考。 关键词：汽包水位测量；偏差分析；技术措施；锅炉；水位保护；水位计 doi：10.3969/j.issn.1000-7229.2010.10.000 Analysis of Running Status and Research of T echnical Proposal to the Drum Water Level Measurement Systems of Zhejiang Fired Power Plant SUN Chang-sheng1，JIANG Jian1，LIU Wei-guo2，WANG Huo （1．Zhejiang Provincial Electric Power Test and Research Institute，Hangzhou 310014，China；2．Zhejiang Guohua Zheneng Power Generation Co. Ltd.，Ningbo 315612，Zhejiang Province， China） ABSTRACT：Because of many reasons during installment, operation and maintenance, the drum water level measurement systems often have been found the difference between the observed value and the actual value, that seriously affectes unit's stable operation.This article has investigated many power plants in the Zhejiang Province closely, surveyed the situation of the drum water level measurement and the water level protection conditions of Zhejiang fired power plant, and has gived useful suggestion.of the reference water column. KEYWORDS：drum water level measurement；warp analysis；technical proposal；boiler；water level protection；water level meter 0 引言 汽包水位是表征锅炉安全运行的重要参数，其测量的准确性与其偏差问题（以下简称“水位测量问题”）的解决，是一直困扰火电机组热工测量与安全、经济运行的难题。针对水位测量问题，在浙江省内火电厂进行了专题调查，就存在的水位测量问题进行了深入的专题探讨，提出了提高汽包水位测量系统运行可靠性的改进意见，供同行参考。 1 存在的主要问题 1.1 模拟量测量信号系统存在的问题 目前浙江省蒸发量为400 t/h及以上的汽包炉共有57台，这些锅炉运行中模拟量测量信号系统存在的主要问题包括以下几方面： （1）测量显示偏差。不同测量变送器显示的示值不一致，两侧显示偏差高的超过100 mm，即使是同侧偏差，有时也高达几十mm，且随着机组负荷的变化而不同，难以找出其变化规律。 （2）逻辑故障判断功能不完善。一些机组不具备《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（请核实是否修改正确）中的汽包水位信号故障后的逻辑判断自动转换功能、水位和补偿用的汽包压力信号坏信号判别功能。 （3）共用测量孔。由于汽包上给出的取样孔不足，因此存在共用取样孔和平衡容器情况，未能做到全程独立。
锅炉汽包差压式水位计测量分析及改进 发表时间：2017-08-22T15:19:06.640Z 来源：《电力设备管理》2017年第8期作者：曹宏伟[导读] 汽包水位是电厂的主要监控参数之一，正确测量汽包水位是锅炉安全运行的保证。 陕西北元化工集团有限公司热电分公司陕西榆林神木锦界 719319 摘要：汽包水位是电厂的主要监控参数之一，正确测量汽包水位是锅炉安全运行的保证，陕西北元化工集团热电分公司现采用外置单室平衡容器水位计，一直不能稳定运行。锅炉启动后水位计显示偏差较大，水位保护不能及时投入，且锅炉正常运行当中繁发生水位计显示偏差，致使锅炉汽包水位保护不能连续投入，严重影响锅炉的安全运行。本文阐述了内置式平衡容器主要优点，解决了汽包水位测量外置式双室平衡容器和单室平平衡容器外界环境温度补偿问题，提高了高温高压汽包炉汽包水位测量准确性。关键词：内置式平衡容器汽包水位应用 自从北元热电投产以来，锅炉汽包水位计一直运行不稳定，尤其是锅炉启动时水位计显示偏差较大汽包水位计经常显示满水或没水的状态，所以在锅炉启动时汽包水位计根本不能用作运行人员运行参考的依据，正常运行中汽包水位的偏差最大能达到50mm-140mm，导致汽包水位保护不能连续投运，如果汽包水位保护误动作、拒动作都将严重影响锅炉汽轮机、化工的安全运行；汽包水位高、低保护误动作都将导致锅炉MFT动作，锅炉灭火，化工降负荷；汽包水位高保护拒动作将导致汽包满水，严重将造成汽轮机水冲击；汽包水位低保护拒动作将导致汽包缺水，严重将造成锅炉干锅，水冷壁爆管。 1、内置平衡容器工作原理 DNZ系列汽包内置水位平衡容器是根据多年来的工程实践而开发的，它克服了环境温度对单室平衡容器及参比水柱内水密度的影响，使信号更稳定，测量的附加误差更小，补偿公式更简单，结果更准确。众所周知，单室平衡容器及参比水柱内水的温度受环境温度和风向以及容器的结构、表管的走向布置影响较大，而水的密度与水的温度关系较大，一个较小的差压误差，经补偿计算后会增加近2倍的误差，给水位测量带来较大的一个随机误差。汽包内置水位平衡容器，将单室容器置于汽包内部，使其水容器和参比水柱永远处于饱和环境下，克服了参比水柱水温难以测量的不足，从而使信号更加稳定。DNZ系列汽包内置水位平衡容器提供了一个更加稳定、可靠、准确的差压信号，从而使您的汽包水位测量、调节和保护更加真实可信。 汽包内置水位平衡容器的原理如图1所示 老式单室平衡容器 下面就单室平衡容器的测量误差作一简要分析：如图所示：当ΔＰ2＝0时，有公式(5)成立 H＝（r’-r”）g.Ｌ-ΔＰ１-----（5） g(r’-r”) 式中ΔＰ１：变送器所测参比水柱与汽包内水位的差压值（ΔＰ2＝0时）Ｌ：参比水柱高度 r：参比水柱的平均密度 ΔＰ2：正、负压侧仪表管路的附加差压这里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，通过测量汽包压力可以得到，而参比水柱中水的平均密度r 通常是按50℃时水的密度来计算的，而实际的r具有很大的不确定性与50℃时水的密度相差很大是造成测量误差的主要原因之一。 单室平衡容器参比水柱温度与DCS修正补偿的50℃或60℃相差很大，带来不确定的附加误差，其误差在100mm以上。 由于云母水位计和单室平衡容器的误差方向不一致，所以要保证各水位计之间的偏差在30mm以内是不可能的，现行是以云母水位计为准，通过改变变送器或DCS软件修正来拼凑的，只能从数值上在一个特定的工况和小范围内使其偏差在30mm以内，是自欺欺人的做法，不能保证锅炉的安全运行。
锅炉汽包水位计故障原因分析及防范措施探讨 引言 汽包水位计是现代火电厂最重要的监视仪表之一，其测量准确与否对生产过程影响很大。汽包水位过高，降低了汽包内汽水分离器的分离效果，使供出的饱和蒸汽携带水分过多，含盐量也增多。由于蒸汽湿度大，过热蒸汽过热度降低，这不但降低了机组出力，而且容易造成汽机末几级叶片的水冲击，造成轴向推力过大使推力轴承磨损; 含盐量过多，使过热器和汽机流通部分结垢，使机组出力不足且易使受热面过热而造成爆管。汽包水位过低，则破坏了锅炉的汽水自然循环，致使水冷壁管被烧坏，严重缺水时还会发生爆管等事故。所以准确测出汽包内水位，以提高机组的安全性是技术人员重点关注的问题。 1 三种水位计的工作原理 1.1 云母式双色水位计 云母式双色水位计是一种直读式高置汽包水位计。由于结构简单，读数直观可信，一向是人们监督汽包水位最信赖的仪表。它用耐高温高压的云母按连通器的原理制成。 1.2 电接点水位计 电接点水位计是利用炉水和蒸汽的导电率差异的特性进行测量液位的。由于液位的变化使部分电极浸入水中，部分电极置于蒸汽中。炉水含盐量大,其电阻率小，相当于导电状态;而饱和蒸汽的电阻率大，相当于开路状态，利用这一特性，用几对电极就可以模拟汽包水位的高度。 1.3 差压式水位计 汽包内的蒸汽通过取样管在平衡容器中凝结成水，此水柱产生的压力作用在差压变送器上，作为差压变送器的参比端；汽包内的饱和水经取样管进入差压变送器，作为差压变送器的信号端，在一定的压力和温度下，此水柱所产生的压力与平衡容器水柱产生的压力之差与汽包内水平面的高度成正比。 2 影响三种汽包水位计的因素及防范措施 2.1 云母双色水位计 图1 2.1.1 环境温度对云母水位计的影响 由于云母双色水位计处于环境温度下，温度较低。其冷凝水密度高于汽包内饱和水密度，因此 712
锅炉汽包满水、缺水事故应急预案 1总则 1.1编制目的 为及时、有效地处理锅炉汽包满水、缺水事故，避免或减少因锅炉满水、缺水带来的重大经济损失和社会影响，特制订本预案。 1.2编制依据 《电力企业现场处置方案编制导则》 《XXXXXXXXXXXX公司重大危险源应急预案》 1.3适用范围 锅炉满水、缺水事件的现场应急处置和应急救援工作。 2事件特征 2.1事故类型和危害程度分析 2.1.1事故类型 2.1.1.1锅炉汽包满水或缺水，造成机组非计划停运。 2.1.1.2锅炉汽包满水或缺水，造成汽轮机和锅炉设备的严重损坏，构成电力生产一般及以上设备事故。 2.1.2危险等级 2.1.2.1三级状态：由于上述原因，致使锅炉汽包水位超出正常范围，发出报警信号。 2.1.2.2二级状态：锅炉汽包水位继续恶化，致使锅炉灭火保护动作，锅炉灭火，机组解列，安全停机，没有对电网造成较大影响。 2.1.2.3一级状态：不仅锅炉灭火、机组解列，而且造成了锅炉水冷壁大面积损坏，或蒸汽管道水冲击，甚至汽轮机大轴弯曲等重特大设备事故。 2.2可能造成的危害 发生锅炉满水、缺水后，可引起锅炉爆炸、相关系统管道、汽轮机的损坏。人员轻伤、重伤，甚至人身死亡事故。 2.3事前可能出现的征兆 锅炉汽包水位表失灵和指示不正确，锅炉水位保护拒动，给水系统故障，违反运行规程，运行人员误判断、误操作等，是造成锅炉汽包满水和缺水事故的主要原因。
3组织机构及职责 3.1成立应急救援指挥部 总指挥：常务副总经理 副总指挥：生产副总经理、行政副总经理、总工程师、电厂总监、建设成本副总监 成员：安技部部长、运行部部长、检修部部长、供热部部长、综合部部长、人力资源部部长、物资部部长、工程部部长、预算部部长、财务部部长、市场开发部部长、客服中心部长、质量监查部部长、研发中心副总工程师、国新项目部部长。 应急日常管理办公室设在安技部。 3.2应急指挥机构的职责 3.2.1应急工作领导小组职责 3.2.1.1提出修订应急预案，负责定期组织演练，监督检查各部门在本预案中履行职责情况。对发生事件启动应急救援预案进行决策，全面指挥应急救援工作。 3.2.1.2突发事件发生后，立即启动本预案程序，组织相关部门赶赴现场进行事故处理，尽可能降低事故损失。 3.2.2各部门职责 3.2.2.1安技部负责抢险技术方案和抢险物资资金的落实，负责抢险现场的组织协调工作，负责抢险现场安全隔离措施的审查，并督促相关部门执行到位；负责组织事故调查及事故信息报送工作。 3.2.2.2检修人员负责锅炉设备的定期检修、日常消缺维护以及事故抢险方案的具体实施。 3.2.2.3运行人员负责锅炉设备的巡回检查，及时发现设备缺陷；负责抢险过程中布置安全隔离措施；负责针对锅炉满水、缺水事故拟订应急的机组运行方式。 3.2.2.4物资部门负责抢险物资的准备工作，并保证预案启动后，迅速将抢险物资运至事故现场。 4应急处置 4.1现场应急处置程序 4.1.1锅炉满水、缺水事故发生后，事故现场的作业人员，应及时将现场情况报告部门负责人及向应急日常管理办公室（安技部）报告。部门负责人及应急日常管理办公室（安技部）应及时报告应急救援指挥部的正、副总指挥。事故现场的其他作业人员也可直接报告应急救援指挥部的正、副总指挥，同时将情况报告安技部及部门负责人。 4.1.2该方案由应急救援总指挥宣布启动。总指挥或副总指挥接到报告后，根据具体情况，确定是否启动本预案。 4.1.3应急处置组成员接到通知后，立即赶赴现场进行应急处理。 4.1.4锅炉满水、缺水事故进一步扩大时启动《重大危险源事故应急预案》，出现人身伤害时启动《人身事故应急预案》。 4.2现场应急处置措施 4.2.1锅炉满水时的处置 4.2.1.1现象： 4.2.1.1.1发出高水位声光报警信号，所有水位计指示高于正常水位，就地水位计升高或看
When the lives of employees or national property are endangered, production activities are stopped to rectify and eliminate dangerous factors. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 汽包水位计检修标准安全措施 (2021版)
汽包水位计检修标准安全措施(2021版)导语：生产有了安全保障，才能持续、稳定发展。生产活动中事故层出不穷，生产势必陷于混乱、甚至瘫痪状态。当生产与安全发生矛盾、危及职工生命或国家财产时，生产活动停下来整治、消除危险因素以后，生产形势会变得更好。"安全第一" 的提法，决非把安全摆到生产之上;忽视安全自然是一种错误。 一、本措施工作前学习记录 工作内容 #1炉A级检修汽包水位计检修 工作单位 学习日期 年月日 风 险 分 析 1、汽水系统隔离不严，易造成人员烫伤；开工前工作负责人和许可人共同检查，确保系统隔离严密。 2、水位计窗口压盖拆卸时容易造成机械碰伤；将水位计周围阀门牌及其它杂物拆除。
3、检修过程中杂物容易进入系统内部而不易取出；及时将水位计封堵好，并加装封条。 4、检修中水位计照明电源对检修人员可能存在电气伤害；将水位计照明电源停电。 参与检修工作的人员学习签名 主持人（签名） 注意事项： 1、该学习记录表与对应的检修标准安全措施配套使用。 2、主持人由工作负责人担任，工作组全体成员学习后签字执行。 3、在工作中执行对应的安全措施后，由工作负责人打“√”，并对执行安全措施的时效性负责。 4、对风险分析内容由工作负责人进行落实。 二、本标准安全措施内容 标准检修安全措施执行顺序 √ 1. 开工前的准备 1.1
汽包锅炉两侧水位偏差的原因分析及治理措施 在锅炉运行过程中，能够直接影响到锅炉安全的就是锅炉汽包水位的高低，因此，让锅炉汽包水位能够在正常的水位范围之内，就成了保证锅炉运行安全稳定的基础。针对当前锅炉工作中，旁边汽包水位的偏差原因进行分析，并提出相应的治理方案和措施。 标签：汽包水位偏差旋流燃烧器调整优化 前言 在锅炉实施工作的过程中，锅炉的汽包水位所反映出的内容正是锅炉蒸汽负荷与锅炉给水工作间的平衡关系，而汽包水位正是对这一平衡关系进行监视工作，以便之后出现问题时，能够拥有确切的参数对这一平衡关系进行调整。汽包水位的偏差，也是汽包锅炉的主要问题，汽包水位的偏差能够对锅炉的安全和稳定工作带来巨大的影响。汽包水位也会受到锅炉的影响，比如锅炉运行中产生的负荷、锅炉燃烧的方式和使用材料、对燃烧的吹灰工作以及对锅炉的给水流量来说，都会导致汽包水位产生偏差，从而影响到锅炉本身的工作效率。 一、汽包两侧水位的偏差现象 在与锅炉连接的任意大型机械运作过程中，汽包两侧的水位基本上都是在150mm～330mm之间产生着波动，这样的显示结果为左侧水位高，右侧水位低。在锅炉工程建设过程中，只有汽包两侧水位只差小于200mm的时候，才能对锅炉实施自动运作系统，如果在工作过程中，频繁的进行手动和自动工作切换，则将会对锅炉整体建设工作产生不利的影响。同时，还会增加汽包两侧水位监测人员的工作力度以及对汽包两侧水位的调整难度，这样一来就会对锅炉的安全运行造成了严重的安全隐患[1]。例如：针对锅炉汽包水位问题，水位过高就会导致锅炉产生的蒸汽带有大量的水蒸气，从而引发汽轮机水冲击，直接导致锅炉内汽轮叶片受到损害，从而引发重大的工作事故出现；相对的，如果水位过低，锅炉的水冷壁系统由于高温被烧坏，从而发生爆管现象，更加严重时，还会出现锅炉的坍塌。这样一来，就需要工作人员对锅炉汽包水位进行合理的控制，防止施工事故的出现。 二、汽包两侧水位偏差的影响因素 汽包两侧水位偏差的主要影响因素有三点即：理论影响、锅炉内部的燃烧状况影响、汽水循系统不平衡影响，这三点成为了当前影响汽包两侧水位的平衡，出现偏差，针对这些现象因素进行分析，从而制定出相应措施进行完善。 1.理论偏差因素的影响 汽包两侧水位是对锅炉在工作过程中，对内部的燃烧工作和汽水循环的平衡
热工DCS 系统故障应急处理预案 1 总则 1.1 为了方便热工检修人员和运行人员迅速处理热工DCS 及热工重要设备的一些故障，现编制了《热工DCS 系统故障应急处理预案》，供热工检修人员和运行人员在处理过程中参考，如有与运行规程相抵触的部分，以运行规程为准。 1.2 本预案是根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国家电力公司2000-9-28 发布）《热工控制系统维护手册》、（盐电2002-4）《热工仪表及控制装置检修运行规程》、（试行（86）水电电生字第93 号）《火力发电厂分散控制系统运行检修导则》、（DL/T774-2001）《江苏省电力工业局热控监督实施》、等技术规定编制的。 1.3 本《预案》的解释权属生产技术部。1.4 本《预案》自2015年1月1 日起执行。 2 预案内容2.1DCS 失电：2.1.1DCS 系统电源配置：我厂DCS 系统由一台电源柜分配供给，电源柜由两路供电，一路为UPS（UPS 电源分配盘提供）、一路为市电，自动切换。其中服务器、工程师站、操作员站、值长站所供电源为切换后的电源，控制器、继电器、卡件为直流电源，双路直流电源直接耦合供电。 2.1.2DCS 厂用电源故障：因DCS 系统切换电源的主工作电源为UPS 电源，所以DCS 厂用电源故障不会对运行产生任何影响，仅使DCS 电源系统失去备用电源，但会给出报警，热工人员在接到运
行人员通知后应立即赶至现场，检查故障原因，并作出针对性的处理，必要时拉临时电源。 2.1.3DCSUPS 电源故障：因DCS 系统切换电源的主工作电源为UPS 电源，所以UPS 电源故障后会自动切换自厂用电，因此，一 般情况下不会对运行产生影响，如电源切换时间过长可能会造成部分操作员站重启，按作员站故障或死机规定处理，也会给出报警， 热工人员在接到运行人员通知后应立即赶至现场，检查故障原因， 并作出针对性的处理，必要时拉临时电源。 2.2 操作员站故障或死机： 2.2.1 机组运行过程中，当出现个别操作员站异常时，如数据刷新或 画面切换缓慢等，应立即通知热工检修人员到场查明情况并做处理，并做好记录。 2.2.2 当出现个别操作员站有“死机”现象时，如数据或画面不能刷新，光标、鼠标失效等，在相邻操作员站能够正常监视控制的条件下，可对故障操作员站计算机进行“复位” 处理并及时通知热工检修人员，做好记录。 2.2.3 对整个DCS 系统所有操作员站失去监视操作功能时，应立即 通知运行主管领导，并及时通知热工检修人员，做好记录。 2.3DCS 显示运行参数的异常情况处理： 2.3.1 当个别运行参数出现异常时，运行人员应首先核对该参数显示 的正确性，对涉及自动控制的参数出现异常时，应立即将“自动”切至“手动” ，以避免出现非正常停机，并及时通知热工人员到场处理。
19.2就地水位计的操作 19.2.1锅炉冷态时水位计的投入： 19.2.1.1确认水位计检修工作结束，设备完整，照明良好，符合投入要求； 19.2.1.2开启水位计汽、水侧一、二次门，关闭放水一、二、三次门； 19.2.1.3水位计随锅炉同时升压，汽包压力升到0.1MPa时，应冲洗汽包就地水位计，当汽包压力达0.5 MPa时，应通知检修和热工人员分别进行热紧螺丝和仪表疏放水； 19.2.2锅炉热态时水位计的投入： 19.2.2.1确认水位计检修工作结束，设备完整、照明良好，符合投入要求； 19.2.2.2确认水位计汽、水侧一、二次隔离门关闭，放水一、二、三次门开启； 19.2.2.3开汽、水侧一次门； 19.2.2.4微开汽侧二次门，暖管约30分钟，暖管合格后关闭汽侧二次门； 19.2.2.5如果水位计某些窗口进行过检修，应在暖管结束关闭汽门后，进行螺丝热紧工作。热紧工作结束后，再微开汽侧二次门，继续暖管5分钟以上，暖管合格后关闭汽侧二次门； 19.2.2.6关闭放水一次门； 19.2.2.7将汽、水侧二次门交替微开1/4圈（防止保护钢球堵死水位计表体进汽、进水口，如果因错误操作引起保护钢球堵死水位计进汽、
进水口会出现汽包水位指示不准现象，操作人员应将汽、水隔离二次门关闭，利用阀瓣前顶针顶开保护钢球，再交替缓慢开启阀门），直至全开（正常运行要全开汽、水二次门，否则保护钢球起不到保护作用）； 19.2.2.8检查水位计正常后，关闭放水二、三次门。 19.2.3水位计的冲洗： 19.2.3.1汽、水侧二次门关闭4/5（阀门开度过大保护钢球容易堵死水位计表体进汽、进水口）； 19.2.3.2打开放水一、三、四次门（#1、#3、#4炉无三、四次门），微开放水二次门，暖管5分钟； 19.2.3.3关闭水侧二次门，全开放水二次门，进行水位计冲洗；19.2.3.4关闭汽侧二次门，水侧二次门开启1/5（阀门开度过大保护钢球容易堵死水位计表体进汽、进水口），进行水位计冲洗； 19.2.3.5冲洗合格后，关闭汽、水侧二门； 19.2.3.6关闭放水门； 19.2.3.7按水位计热态投入水位计； 19.2.4水位计解列： 19.2.4.1运行中如发生水位计爆破、泄漏，应将水位计隔离； 19.2.4.2关闭汽侧一、二次门（水位计隔离二次门是只保护阀，运行中如发生水位计爆破、泄漏时保护阀内的钢球瞬间利用介质流动的力量将水位计表体进汽、进水口堵死，防止泄漏点大量介质泄漏起到保护操作人员安全作用，如果先操作隔离二次门会造成阀瓣前顶将阀体
锅炉汽包水位计标定的方法 一、锅炉水位测量原理： 差压式水位计的水位------差压转换原理如图一所示： 图一、差压转换原理 我们在不考虑温度变化而造成水的密度的变化和汽包压力的变化导致水密度的变化等情况，及不考虑补偿的情况下，公式（2）可以简化为： g H L g H g L P P P 水水水ρρρ)(-=-=-=?-+ (3) 式中：L 为平衡容器中参比水柱的高度；H 为汽包实际水位高度；水ρ水的密度， g 为重力加速度；（由式中可知：L 、水ρ、g 是固定的常数，只有H 是瞬时值， 在变化中）。 从公式和图一我们知道（当找零位和满位时，要关闭与汽包的链接的两个阀门）： （1）、当H=L 时，△P=0时；证明锅炉汽包处于满水状态，此时变送器输出为20mA;（可以这样理解，当冷凝罐和水侧引压管灌满水后，打开变送器中间阀时，H=L,L=L,P_=P + ,则说明汽包水位处于满水状态）
时；证明锅炉汽包处于缺水状态，此时变送（2）、当H=0时，△P=g L 水 器输出为4mA。（可以这样理解，当冷凝罐和水侧引压管灌满水后，关闭变送器中间阀时，H=0,L=L,则说明汽包水位处于缺水状态） 注：从满位和零位标定看，变化的只有H，且H的变化范围为0～L；L是一直处于满水状态，没有变化。 二、广西四合工贸锅炉水位计结构和变送器安装形式： 图二、锅炉水位计内部结构和变送器安装图 其中：A、B为水位计一次阀；C、D为入变送器的控制阀；E、F为引压管排污阀；P1、P2、P3为压差变送器自带阀门，P1为变送器正端入口切断阀；P2为变送器负端入口切断阀；P3为变送器正负端连通阀。 三、锅炉水位计标定步骤： 1、A、B两个一次阀首先关闭，切断与汽包之间的联系；然后关闭E、F、P3阀，打开C、D、P1、P2阀，准备好灌水工作； 2、把排气孔堵头打开，往单室平衡器内灌水，直到水从排气孔溢流；
式中： h——汽包正常水位距水侧取样的距离，mm △h——水位计中的水位与汽包中水位的差值，mm Ps——饱和蒸汽密度，kg/m3 Pw——饱和水密度，kg/m3 Pa——水位计中水的平均密度，kg/m3 Ps'——水位计中蒸汽的密度，kg/m3 对就地水位计来说，汽包内的水温是对应压力下的饱和温度，饱和蒸汽通过汽侧取样孔进入水位计，水位计的环境温度远低于蒸汽温度，使蒸汽不断凝结成水，并迫使水位计中多余的水通过水侧取样管流回汽包。 从水和蒸汽的特性表可看出：在常温常压下，汽包和水位计中的水密度是相等的，从式(1)可见，水位计中的水位与汽包内的水位也是相同的，且与h值无关；随着汽压的升高，汽包中的水密度变小，蒸汽密度变大；而就地水位计因散热的影响，水位计中的水密度也变小，但变化幅度不如汽包内水的大；蒸汽密度虽也有增大，但变化幅度没汽包内的大，即Ps是不应等于Ps'的，但其影响只要保温处理的好，可忽略不计，下面的计算均是按Ps=Ps，来进行的；致使水位计中水位和汽包内水位的差值也随之增大，这一差值始终是就地水位计中水位低于汽包水位的主要因素；并且当h值改变时，水位差值也会改变。 为了给电厂提供参考，有的锅炉厂给出了就地水位计和汽包正常水位差值的参考数据见表1。 从表1所列数据，对于亚临界锅炉来说，在额定汽压下，就地水位计的水位比汽包内的水位要低100～150mm。下面以我厂(东方锅炉厂)在汽包额定压力18.2MPa下时汽包水位偏离正常水位的情况进行分析，根据式(1)，取汽包水位为零时h=400mm，计算水位变化
±1OOmm时水位计显示情况。Pw、Ps为定值，假设Pa也为定值，取平均温度为300℃时的值。h'=h—△h，为就地水位计中的水柱高度，计算结果如表2所示。 从表中计算结果来看，汽包水位变化±100mm时，就地水位计的显示值只变化±68m m，还是假定水位计中水的温度不变，即Pa是定值的情况下计算的。实际上，当汽包内水位变化时，水位计中水的平均温度和密度均会随着变化的，汽包水位升高时，由于水的散热面增加，平均温度会下降，密度增大，水位计的指示也比表中计算的要低；而当汽包水位降低时，水的散热面减小，其平均温度升高，密度减小，水位计的指示应比表中计算的要高。当汽包水位变化±100mm时，就地水位计的变化还达不到±68mm，只是±50mm左右，并且就地水位计的误差并非是恒定值，在不同条件下有所变化，同一锅炉，在不同工况下，在不同的季节里，误差的变化还相当显著。所以依靠就地水位计来监视汽包水位是不安全、不准确的。必须改变运行中认为就地水位计的指示是准确的，并要求其它水位计的指示要与其一致。就地水位计可作为额定压力下核对其它水位计正常水位值(零位)的参考。 2 电接点水位计 电接点水位计的工作原理与就地水位计的完全相同，属于连通管式，利用与受压容器相连通的测量筒上的电接点浸没在水中与裸露在蒸汽中的导电率的差异，通过显示仪表显示水位。一般只配有一套，安装在汽包的一端，通过信号线传到集控室监视，也有的将接点信号引入停炉保护系统。 电接点水位计的工作原理与就地水位计相同，所以就地水位计存在的问题，它同样存在，即电接点水位计显示的水位与汽包实际水位存在偏差，且不是固定的，汽包水位波动时其显示不能与之对应。电接点水位计与就地水位计因结构、材料、形状、安装、散热情况的不同，它们之间的显示值也必然存在偏差；电接点水位计还存在电接点因挂水而误发信号的问题。所以在亚临界的锅炉上采用电接点水位计测量水位是不安全的、不准确的，作为保护用信号是更不可取的。 3 差压式水位计 差压式水位计的工作原理是在汽包水位取样管上安装平衡容器，利用液体静力学原理使水位转换成差压，用引压管将差压信号送至差压计，由差压计显示汽包不位。经过发展现在采用智能式差压变送器来测量汽包水位，特别计算机控制技术的引入，从技术性能、安全性、可靠性都有了极大的提高，现在亚临界锅炉均采用差压式水位计作为汽包水位测量的主要手段，并作为汽包水位控制、保护信号用。
电厂运行事故处理预案汇 编
目录 第一章事故处理预案通则 1、事故分级办法（6） 2、事故处理组织机构的职责（6） 3、各级人员的职责（6） 4、事故处理的基本原则（8） 5、事故处理的程序及要求（8） 第二章电气事故处理预案 1、6KV母线失电事故应急预案（10） 2、保安段失电（包括M101电源失电）事故预案（12） 3、直流母线接地事故预案（14） 4、500KVGIS开关、6KV开关拒动事故预案（15） 5、发电机出口PT断线或掉闸事故预案（18） 6、励磁调节器故障或整流柜故障事故预案（19） 7、机组受电网冲击事故预案（20） 8、全厂停电事故预案－（21） 9、UPS故障事故预案－（23） 10、电子间小母线失电事故预案（24） 11、直流系统失电事故预案－（26） 12、热控电源失电事故预案－（26） 13、启备变检修或失电后预防措施－（27）
14、发电机超负荷运行处理预案（27） 15、发电机非同期并列处理预案（28） 16、发电机碳刷故障事故预案（29） 17、发电机甩负荷处理预案（29） 18、发电机进相运行处理预案（30） 19、500KV或220KVGIS装置SF6泄露事故预案（31） 20、热工DCS系统失电事故预案（32） 第三章汽轮机系统事故处理预案 1、高低加水位高掉闸、水侧泄露的处理预案（33） 2、排汽装置背压升高或空冷风机掉闸应急预案（34） 3、排汽装置水位高处理事故处理预案（35） 4、单台水环泵掉闸事故处理预案（37） 5、运行中一台排油烟风机掉闸事故预案（38） 6、除氧器上水加热过程中水位下降处理预案（39） 7、除氧器水位急剧下降的事故预案（40） 8、各轴承温度普遍升高或单个轴承温度升高处理预案（41） 9、定冷水系统异常处理预案（42） 10、仪用压缩空气压力低预案（43） 11、高低旁动作预案（44） 12、汽轮机高低压缸胀差异常事故预案（46） 13、汽轮机轴向位移大事故预案（47） 14、凝结水泵掉闸事故处理预案（可参照A凝结水泵变频运行方式掉闸事故
左右汽包水位偏差原因的分析及修正方法 【摘要】本文以实践为基础，重点剖析了双室平衡容器的工作原理与特性，以及产生测量偏差的原因，同时指出了应用中的修正方法。 【关键词】汽包水位；双室平衡容器；偏差；修正方法 0.前言 汽包水位是锅炉及其控制系统中最重要的参数之一，我厂常用的测量方式有电接点式、差压式。其中双室平衡容器是差压式测量的关键设备。一个汽包往往有多个水位测量系统。但在使用过程中发现它们之间的测量结果并不一致，有时相差很大，造成操作人员无所适从，严重时影响锅炉的安全运行。为了查清原因首先介绍它的工作原理。 1.双室平衡容器的工作原理 1.1简介 双室平衡容器是一种结构巧妙，具有一定自我补偿能力的汽包水位测量装置。在基准杯的上方有一个圆环形漏斗结构将整个双室平衡容器分隔成上下两个部分，故称为双室平衡容器[1]。为便于介绍，这里结合各主要部分的功能特点，将它们分别命名为凝汽室、基准杯、溢流室和连通器，另外文中把双室平衡容器汽包水位测量装置简称为容器。 1.2凝汽室 理想状态下，来自汽包的饱和水蒸汽经过这里时释放掉汽化潜热，形成饱和的凝结水供给基准杯及后续环节使用。 1.3基准杯 它的作用是收集来自凝汽室的凝结水，并将凝结水产生的压力导出容器，传向差压测量仪表——差压变送器（后文简称变送器）的负压侧。基准杯的容积是有限的，当凝结水充满后则溢出流向溢流室。由于基准杯的杯口高度是固定的，故而称为基准杯。 1.4溢流室 溢流室占据了容器的大部分空间，它的主要功能是收集基准杯溢出的凝结水，并将凝结水排入锅炉下降管，在流动过程中为整个容器进行加热和蓄热，确保与汽包中的温度达到一致。正常情况下，由于锅炉下降管中流体的动力作用，溢流室中基本上没有积水或少量的积水。
造成水位测量偏差的原因分析及处理方法 程金涛 (山东电力建设第二工程公司济南 250100) 摘要：对汽包、凝汽器、除氧器等容器的水位测量设备的原理、系统组成进行了介绍，对产生偏差的原因进行了分析，提出了纠正和预防由于测量设备误差以外的原因造成的测量偏差的方法。 关键词：水位偏差原因分析处理方法 Analysis of the Reasons for Making Water Level Deviations and the Way to Ｅliminate the Deviations Cheng Jin-Tao (Ｓhan Dong Electric Power Construction No.2 Company Ji Nan 250100) Abstract: Introduced the principle and the system composition of the water level measurement of the steam drum, the condenser and the deaerator; Analyzed the reason for making the deviations; gave the way to correct and prevent the deviations except the average error. Key Words: Water Level;Deviation; Analysis of the Reasons; the Way to Ｅliminate the Deviations 由于汽包、凝汽器、除氧器等容器的水位异常会对机组造成严重的后 果，所以上述容器的水位测量在电厂运行中是非常重要的参数，保证水 位测量的正确对机组的安全运行有重要意义。本文将分别对上述几个容 器的水位测量原理、系统组成和产生偏差的原因及处理方法做详细的介 绍和讨论。 一、汽包水位 汽包水位的测量通常采用的方法有三种：双色水位计、电接点水位计、 差压变送器测量。 (一) 双色水位计(图1) 1.双色水位计工作原理： 由红色和绿色光源发出的红色和绿色光从两侧射向水位计本体液腔。 在腔内汽相部分，红光射向正前方，而绿光斜射到壁上被吸收，而图1. 双色水位计
目录 一、范围 (2) 二、引用标准和术语 (2) 三、事故应急预案 (2) 1、煤气管路事故爆炸处理 (2) 2、加热炉区域煤气泄漏事故处理 (3) 3、加热炉区域停电事故处理 (5) 4、加热炉区域停煤气事故处理 (6) 5、加热炉区域停软水事故处理 (7) 6、加热炉区域停冷却水（净环水）事故处理 (8) 7、加热炉控制系统故障 (9) 8、板坯在炉内严重跑偏事故 (9) 9、加热炉区域停压缩空气事故处理 (11) 10、加热炉区域电、风、压缩空气、煤气、氮气突然同时停 (11) 11、加热炉区域汽包缺水事故处理 (12) 12、煤气中毒事故的救护措施 (13) 13、加热炉区域全面停电事故处理 (14)
加热炉使用混合煤气是热轧薄板厂受控危险源之一。混合煤气具有着火、中毒、爆炸三大危害，本着“安全第一、预防为主”的工作方针，特制订本事故应急预案。 一、范围 本方案使用于加热炉区域已发生或潜在事故的应急组织与处理办法。 二、引用标准和术语 加热炉工艺技术规程、操作规程、安全规程 三、事故应急预案 1、煤气管路事故爆炸处理 事故后果：造成加热炉停产，煤气大量泄漏，引发扩散性中毒事故，引起大面积火灾。 避免方法： A执行煤气使用安全规程要求，操作中严格执行规定程序。 B避免高温直接烘烤煤气管道，防止其发生变形、开裂，禁止在煤气管道及其设施上进行焊接作业。 C在煤气区域切割或焊接作业，应提前办理作业操作牌。 D停送煤气时做好氮气吹扫，防止空气进入煤气管道。
1.1事故发生通知相关部门和领导 发生火灾时拨打火警电话；发生人员中毒时拨打救护电话；发生煤气泄漏时拨打煤气防护电话电（煤防站）管控调度）。 1.2 作业人员佩戴空气呼吸器、携带煤气报警仪、对讲机到现场开展施救。 1.3 煤气管路爆炸着火处理 A若是煤气总管道爆炸，立即关闭煤气总管快切阀、总管电动蝶阀，关闭盲板阀可靠切断煤气。 B若是加热炉段管道爆炸，应停止使用加热炉煤气，关闭烧嘴前手动蝶阀；手动调动煤气总管切断蝶阀（或点击调动开启度），降低煤气总管压力，保持泄漏点燃烧状态，同时打开煤气总管氮气吹扫阀门，通入氮气进行灭火；灭火后关闭总管快速切断蝶阀、总管蝶阀和盲板阀，可靠切断煤气。 1.4 迅速安排近岗位人员紧急撤离现场至上风口安全处，并按上岗人员清点名单人数，如果有失踪人员，应安排三人一组，进行搜寻，如有人员伤亡采取自救。 1.5 煤气爆炸后处理原则 A加热炉区域禁止明火，加热炉进行停炉，关闭煤气总管快切阀、蝶阀，关闭盲板阀。 B可靠切断煤气避免事故蔓延。 1.6配合协助单位实施救助活动，直至时间被控制。 2、加热炉区域煤气泄漏事故处理
( 操作规程 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 锅炉水位计安全操作规程(通用 版) Safety operating procedures refer to documents describing all aspects of work steps and operating procedures that comply with production safety laws and regulations.
锅炉水位计安全操作规程(通用版) 1.岗位描述： 锅炉水位计的工作原理和连通器的原理相同。水位表是一种反映液位的测量仪表，用来指示锅炉内水位的高低，可协助司炉人员监视锅炉水位的动态，以便控制锅炉水位在正常范围之内。 2.职责: 2.1操作人员应按照本规程要求操作水位计，保证锅炉水位达到要求。 2.2操作人员和监督人员正确使用及维护水位计，使其正常稳定运行。 2.3监督人员及时制止操作人员的违章行为。 2.4所属车间主任、班组长、公司安全管理人员应检查操作人员执行本规程的情况。
3.主要危险源辨识控制序号 设备设施/场所 危险源 可能造成的事故/伤害可能伤害的主要岗位危险和有害因素分类1 水位计电控箱 电能漏电 触电伤害 操作人员、辅助人员违章作业、绝缘破损2 控制阀门 热能
高温伤害 操作人员 违章作业、防护不到位3 玻璃管 热能 高温、爆炸伤害 操作人员 违章作业、防护不到位4 高压管 热能 高温、爆炸伤害 操作人员 违章作业、防护不到位4.作业活动禁止性要求
汽包水位计及正常维护 锅炉汽包水位是现代发电厂锅炉安全运行的一个非常重要的监控参数,保持汽包水位正常是保证锅炉和汽轮机安全运行的必要条件。监视和调整汽包水位是运行人员的一项重要工作，如果监视调整不及时，就会影响机组安全稳定运行。水位过高、过低都会引起水汽品质的恶化甚至造成事故,不仅影响机组的经济性,更对机组安全运行构成极大威胁。 监视调整汽包水位就必须依靠汽包水位计，因此选用合适的水位计，掌握各种水位计的工作原理，保证各种水位计在不同工况下正确反映汽包实际水位，是保证汽包水位正常的前提和基础。 另外，锅炉汽包长期在高水位下运行,已成为高参数汽包锅炉普遍存在的问题。研究汽包内部实际水位与水位计显示水位差值的成因,并设法修正和消除这个差值,对于合理控制汽包水位,保证机组安全经济运行同样有着重要的现实意义。 下面结合我公司#5、6炉所选用的汽包水位计，就各种汽包水位计工作原理，运行特性等进行简要介绍。 一、汽包水位计的作用： 维持汽包水位正常是保证锅炉和汽机安全运行的重要条件之一。保证汽包水位正常的前提就是要有合格的汽包水位计，以供运行人员监视和调整汽包水位。因此，从这个意义上来讲，汽包水位计的作用有两点：一是用来指示汽包内的水位，二是用就地水位计来核实操作盘上远传水位表的准确性。为了保证汽包水位正常，一般要求至少安装两只以上水位计。 二、汽包水位计分类： 汽包水位计安监视位置可以分为就地水位计和远方（远传）水位计。就地水位计包括普通玻璃管水位计、玻璃板水位计、石英玻璃管水位计、云母水位计、磁翻板水位计等。普通玻璃管水位计很容易损坏，也不能满足现代锅炉安全运行要求，已很少使用。玻璃管水位计由于玻璃板较厚且承压面积较小，中、低压锅炉使用较多。玻璃板水位计由于耐高温碱性炉水侵蚀性能较差，而且热应力较大，容易损坏。特别是冲洗水位计时。因此玻璃管水位计使用寿命断，需要经常更换。石英玻璃管水位计由于耐碱性炉水侵蚀和温度变化的性能较好，强度高，管壁薄，热应力小，使用寿命长而且水位计较清晰，因此在中、低压锅炉中使用较广泛。云母水位计用于高压及以上锅炉。为了降低云母水位计云母片的厚度，以提高云母水位计的清晰程度，只能把云母水位计观察缝控制在3～4毫米。虽然云母水位计稳定性能好、使用寿命长，但云母的透明度较差，而且细小的氧化铁附着在它的表面，