火力发电机组凝汽器常见液位测量方式

  是否准确，必然的联系到机组运行的可靠性及机组效率。该文主要是针对广东惠州平海发电厂一期工程和福建国电南埔电厂扩建二期工程中

  广东惠州平海发电厂一期1、2号2×1000MW超超临界燃煤机组工程，三大主机采用上海电气集团公司的产品， 机组的额定主蒸汽参数为27.56 MPa/605℃。配备的热控仪表种类非常之多，较600MW机组超超临界燃煤机组相比，自动化程度更高，对仪表的安装更规范。福建国电南埔发电厂扩建二期3、4号2×670MW超超临界燃煤机组工程，三大主机采用哈锅、哈汽、哈电集团公司的产品。虽然两工程中三大主机的厂家不同，但凝汽器、低加等容器的液位测量都必不可少的。

  凝汽器、除氧器、低压加热器的水位测量的通用原理是利用水位差压转换原理，通过差压变送器来测量高、低侧水位差压，经过DCS来进行差压水位转换来实现凝汽器、除氧器水位的测量。本工程中凝汽器、除氧器、低压加热器等水位按照通用的测量办法来进行设计和安装，在机组点火吹管及整套启动过程中，主要存在以下问题：

  正常运行时，由于凝汽器处于高真空状态，单室平衡容器内的液面高度会跟着时间的推移而降低，在DCS中显示液位高度比实际液位高度要高，从而对机组的稳定运行造成安全风险隐患;凝汽器凝结水箱共有6台液位变送器，其中一台变送器在正常投入后，短时间就变为坏点，经检查，为平衡门存在微小泄漏;除氧器液变送器设计有两台，两台液位变送器正常投入后，在DCS系统中显示趋势一致，但数值相差太大（相差300mm）。

  针对以上问题，凝汽器凝结水箱液位测量原理（改进）如图二所示，取消单室平衡容器，并把原液位变送器的正、负压侧互换，并且上取样一次门后仪表管先向上弯制约1.5m左右再向下弯制与变送器相连接，这样可解决当凝结水箱液位高度超过上取样点（在HHH报警值之上）时，保证凝结水不会倒灌进负压侧仪表管。除氧器水箱液位变送器两台液位变送器显示相对误差较大，经现场检查为：单室平衡容器后的取样仪表管有一段约3m长的水平直管段，该管段的坡度不明显，未达到规范中要求的1:12，造成该管段内的空气无法全部排出（有气泡），单室平衡容器的基准液面降低，故该两台液位变送器在DCS系统中显示相对误差较大，且液位显示数值高于实际液位值。所以，将单室平衡容器后的水平仪表管进行改进，使其坡度大于1:12就能够达到测量要求。

  根据凝汽器凝结水箱水位测量原理（改进后），由于变送器的仪表管只有正压侧仪表管（与下取样点相连的仪表管）内充满介质，负压侧仪表管内无介质，需要在仪表投运前对变送器迁移量程，迁移量程的大小取决于变送器安装的高度;在仪表投运前，需检查仪表管的严密性，特别是仪表接头、取样平衡门及排污阀门;所有液位等差压类变送器的取样仪表管在水平方向要有一定的坡度，坡度须大于1:12;若凝汽器液位变送器设计为双法兰隔膜式液位测量变送器，可按照图一 凝汽器凝结水箱水位测量原理来安装，法兰安装于取样一次门后水平管段即可。

  若液位测量变送器周围环境和温度低于5℃时，须对仪表管加装伴热带，使得仪表管内的介质不会固化，来保证仪表的正常测量。

  经过改进，凝汽器凝结水箱6台液位变送器显示误差在10mm以内，除氧器水箱液位变送器显示误差在20mm以内，与就地磁翻板液位计示值比较，误差分别也在10mm和15mm以内，完全达到机组正常运行的要求。凝汽器凝结水箱液位变送器测量方案的改进，解决了凝汽器凝结水箱液位跟着时间的推移，其显示数值较实际液位数值慢慢的变大的问题。