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1、第31卷第l1期华电技术Vo1.31N0.112009年l1月HuadianTechnologyN0v.20O9连通管式汽包双色云母水位计偏差分析刘俊国(华电能源股份有限公司牡丹江第二发电厂,黑龙江牡丹江l570l5)摘要:对华电能源股份有限公司牡丹江第二发电厂6机组连通管式汽包双色云母水位计产生偏差的原因进行了分析,针对影响水位计显示值的因素提出了水位测量系统的改造措施。关键词:汽包;水位计;偏差;改造中图分类号:TK316文献标志码:B文章编号:1674一l951(2009)l1—0012—03O引言锅炉汽包水位的准确显示是锅炉安全、经济、稳定运
2、行的前提。根据国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》8.8.5条之规定:汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一,水位保护不完整时严禁启动。为保证锅炉的安全,正常运行的汽包水位变化须维持在±5Omm内。华电能源股份有限公司牡丹江第二发电厂(以图1连通管式水位计原理图下简称牡二电厂)6机组由前苏联制造,型号为为重力水位。En670—13.8—545KT(TnE一215BC),为单汽包自连通管式水位计显示的水柱高度可按下式然循环煤粉炉,额定蒸发量为670t/,h、饱和蒸汽压力计算为15.88MPa、过热蒸汽压力为13.8MP
3、a、过热蒸汽=(p一p)/(p一p),(1)温度为545℃。锅炉汽包两侧安装2台就地云母水式中:为汽包实际水位高度;为水位计的显示位计、1台电接点水位计、3台平衡容器(水位差压值;p为汽包内饱和蒸汽密度;p为汽包内饱和水转换装置)。运行时,炉前、炉后的云母水位计显示密度;p为水位计测量管内水柱的平均密度。值均偏低(比其他水位计低80mm),因此,有必要对由于水位计管内的水柱温度总是低于汽包内饱原设计的水位测量装置及系统存在的测量误差进行和水的温度,因此,p总是大于p,水位计中的显示详细的分析并加以改进,彻底解决锅炉汽包连通管值总是低于汽包内实际水位高
4、度,它的示值偏差为式水位计缺陷。△=一=一(p一JD)/(p一p。)。(2)1连通管式水位计的测量原理由式(2)可以看出,水位测量偏差与水位计管内水柱温度、汽包工作压力以及汽包内的实际水位连通管式水位计结构简单、显示直观,如图1所等多种因素有关。示。它可以做成仅在就地显示的云母水位计(包括便于观察的双色水位计),也可以采取一些远传措2汽包水位测量系统概述施,如在水位计中加电接点或用摄像头等构成电极保持锅炉汽包水位在正常范围内是锅炉运行的式水位计或工业电视水位计等,但就其原理来说,都一项重要的安全性指标。由于负荷、燃烧工况、给水属于连通管式。流量及蒸发
5、量的变化,汽包水位会经常变化。汽包连通管式水位计原理:水位计中的水柱与汽包水位过低,可能导致汽包缺水而损坏锅炉,严重时会中的水柱在连通管处有相等的静压力,从而可以用造成锅炉爆炸;水位过高或急剧波动会引起蒸汽品水位计中的水柱高度来间接反映汽包中的水位,因质恶化和带水,高负荷时蒸汽中钠离子含量高,造成此,连通管式水位计也称为重力式水位计,其水位称受热面结盐,严重时会导致汽轮机水冲击振动、叶片收稿日期:2009—06—26及轴系损坏。锅炉汽包的满水、缺水保护是锅炉运第1l期刘俊国:连通管式汽包双色云母水位计偏差分析·13·行最重要的主保护。锅炉汽包水位测量
6、系统的测量水侧平均温度低于饱和温度达120℃。效果经常存在许多弊病,主要表现为:机组启、停过(4)表体结构、环境温度、风向等因素影响水位程水位测量准确性不高;在启、停过程中水位保护无计散热条件,从而影响到水位计的温度。法投入;每个机组正常运行过程中水位测量参数的综上所述,由于水位计管内水柱平均温度受诸补偿修正值差异很大;同一机组不同水位计测量结多因素影响而变化,致使水位测量产生较大的偏差果存在较大偏差等问题,这些都给机组的安全运行且变化十分复杂。与饱和温度差愈大,则偏差愈大,带来事故隐患。水位计显示值愈低于实际水位值。对测量系统造成的误差进行深人分析
7、,找出原3.3汽包工作压力对水位计显示值的影响因并采取有效措施以提高水位测量系统的准确性,汽包工作压力变化时,除了导致水位计管内水可实现对汽包水位的全程精确控制和保护系统的全柱温度变化,即p。变化而影响水位计水位显示值程投入外,还会引起p,p的变化而使测量产生偏差。当3汽包水位测量系统偏差分析汽包内实际水位值一定时,压力愈高,l△l值愈大;压力愈低,l△I值愈小。原汽包水位测量技术存在很大的测量误差,是如果汽包正常水位设计在=300mm,而且运造成汽包水位测量各种水位计之问较大偏差的主要行时实际水位恰好在正常水位线上,则水位计的示原因之一。值偏差:压
8、力p=4.0MPa时,△=一59.6mm;压力3.1连通管式水位计的测量原理和误差p=10MPa时,△=一9
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