汽包水位计故障原因分析.docx
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汽包水位计故障原因分析
2008 年全国发电厂热工自动化专业会议论文集
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
tt
k
ρs
ρw
H
ρ′w
H′
L
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
测量筒
显示器
电极
降水阀
电源
～
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
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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
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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。
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 CRT3 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，
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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
图 1. 双色水位计
射使绿光射向正前方，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
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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。
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
图 2. 冷凝罐
图 3. 双室平衡容器
（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
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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。
（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
图 4. 磁翻板水位计
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图 5. 液位开关
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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。
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
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图 6. 凝汽器水位测量
注水口
凝汽器
变送器
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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
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
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