汽包水位补偿公式.doc

1、水位补偿公式：H= L*(1-3)*g-P / (2-3)g 然后用 H 减去水位零点相对平衡容器下取样点的距离,得到的值就是修正后的汽包水位。 L 为平衡容器两个取样管间高度（m） 1为凝结水密度 （kg/m3） 2为饱和水密度 （kg/m3 ） 3为饱和蒸汽密度（kg/m3） P为变送器差压 （Pa ） H 为水位高度 （m ） h0 为汽包水位零点至下取样管高度（m）. H 为补偿后水位，m。 补偿后水位：h= L*(1-3)*g-P / (2-3)g -h0. 再把单位从米转为毫米。 如果 L、h0、h 单位为毫米，P 单位为 mmH2O, 1、2、2 单位为 kg/m3。则公式为 h

2、= L*(1-3)-P*1000 / (2-3) -h0 理想气体状态方程:PV=nRT PV=mRT/M,PM=RT =RT/PMP 为压强(Pa),M 为摩尔质量(H2O=18g/mol),T 为温度(K),R=8.314J/(molK)压力不同时,密度不同.用理想气体方程式计算. pv=nrt nr/v=p/t 单位p 压力pa“ v 体积m3 n=8.134 t 绝对温度单室平衡容器修正公式：P = Hga-（B+h ）g w-H-（B+h ）g s =Hg（ a-s）-（B+h）g（ w -s） h=H（ a-s）/（ w -s）-P/g （ w -s）-B+ 式中：H 水侧取样孔与

3、平衡容器中心的距离（ m）； B 水侧取样孔与汽包正常水位的距离（m）； h 汽包水位偏离正常水位的值（m ）； P 对应汽包水位的差压值（ Pa）； s 饱和蒸汽的密度（ kg/m3）； w 饱和水的密度（kg/m3）； a 参比水柱的密度（ kg/m3）； g 重力加速度（ 9.8）； 修正系数；双室要视各个厂家的平衡容器，我厂用的是这种：H=l( a-)g-P/( -s)g+L-H 0+C, 式中 a 为正压侧导压管中水的密度;s 为饱和蒸汽的密度；为饱和水的密度；H 为水位的显示值;P 为差压信号;H0 为汽包零水位线到负压管的距离; L 为正压液面到负压管的距离;l 为正负压取出管的

4、距离；C 为修正值 双室平衡容器汽包水位测量及其补偿系统的应用 论文摘要：本文以实践为基础，剖析了双室平衡容器的工作原理与特性。重点论述了补偿系统的建立方法与步骤，同时指出了应用中的常见错误并提出了解决方案。 关键词：水位测量 汽包水位 双室平衡容器 补偿 .摘要本文以实践为基础，剖析了双室平衡容器的工作原理与特性。重点论述了补偿系统的建立方法与步骤，同时指出了应用中的常见错误并提出了解决方案。2.前言汽包水位是锅炉及其控制系统中最重要的参数之一，双室平衡容器在其中充当着不可或缺的重要角色。但是由于一些用户对于双室平衡容器及其测量补等方面缺少全面的必要的了解或者疏漏，致使应用中时有错误发生，甚

5、至形成安全隐患。例如胜利油田胜利发电厂一期工程，该工程投入运行早期其汽包水位测量系统的误差竟达 7090mm ，特殊情况下误差将会更大（曾因此造成汽包满水停机事故）。迄今为止，据不完全了解，目前仍有个别用户存在一些类似的问题或者其它问题。汽包水位是涉及机组安全与和运行的重要参数和指标，因此不允许任何人为的误差。为使用户能够更好地掌握双室平衡容器在汽包水位测量中的应用，谨撰此文。不足之处，请不吝指正。3.双室平衡容器的工作原理3.1.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。它的主要结构如图 1 所示。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

6、两个部分，为了区别于单室平衡容器，故称为双室平衡容器。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。3.2.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。3.3.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）的正压侧。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。3.4.溢流室 溢流室占据了容器的大部分空间，它的主要功

7、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。3.5.连通器 倒 T 字形连通器，其水平部分一端接入汽包，另一端接入变送器的负压侧。毋庸置疑，它的主要作用是将汽包中动态的水位产生的压力传递给变送器的负压侧，与正压侧的（基准）压力比较以得知汽包中的水位。它之所以被做成倒 T 字形，是因为可以保证连通器中的介质具有一定的流动性，防止其延伸到汽包之间的管线冬季发生冻结。连通器内部介质的温度与汽包中的温度很可能不一致，致使其中的液位与汽包中不同，但是

8、由于流体的自平衡作用，对使汽包水位测量没有任何影响。3.6.差压的计算 通过前面的介绍可以知道，凝汽室、基准杯及其底部位于容器内部的导压管中的介质温度与汽包中的介质温度是相等的，即 w=w， s=s。故而不难得到容器所输出的差压。本文以东方锅炉厂 DG670-13.73-8A 型锅炉所采用的测量范围为300mm 双室平衡容器为例加以介绍（如图 1 所示）。通过图 1 可知，容器正压侧输出的压力等于基准杯口所在水平面以上总的静压力，加上基准杯口至 L 形导压管的水平轴线之间这段垂直区间的凝结水压力，再加上 L 形导压管的水平轴线至连通器水平轴线之间，位于容器的外部的这段垂直管段中的介质产生的压力

9、。显而易见，其中的最后部分压力，由于其中的介质为静止的且距容器较远，因此其中的介质密度应为环境温度下的密度。因此P+= PJ +320 w+(580320) c式中 P+ 容器正压侧输出的压力 w 容器中的介质密度（ w= w） c 环境温度下水的密度PJ 基准杯口以上总的静压力负压侧的压力等于基准杯口所在水平面以上总的静压力，加上基准杯口水平面至汽包中汽水分界面之间的饱和水蒸汽产生的压力，再加上汽包中汽水分界面至连通器水平轴线之间饱和水产生的压力，即P = PJ+(580h w) s + hww式中 P 容器负压侧输出的压力hw 汽水分界线至连通器水平管中心线之间的垂直高度 s 汽包中饱和水

10、蒸汽的密度因此差压P=P+ P =320 w+260 c (580h w) sh ww即 P=260 c + 320 w580 s( w s)hw （1）这里有一点需要说明，(1)式中环境温度下水的密度 c，通常情况下它会随着季节的变化而变化，它的变化将会影响汽包水位测量的准确性。就本例中的容器而言，当环境温度由25升高到 50时，由于密度的变化对于差压产生的影响为2.3mm 水柱，经过补偿系统补偿后对最终得到的汽包水位的影响将为+2.35.5mm 之间。通常情况下这样的误差是可以忽略的，也就是说可以认为这里的温度是恒定的。但是为了尽量减小误差，必须恰当地确定这里的温度。确定温度可以遵循这样一

11、条原则，就高不就低，视当地气候及冬季伴热等因素确定。比如此处的环境温度一年当中通常在 050之间变化，平均温度为 25，则可以令这里的温度为 35。这是因为水的密度随着温度升高它的变化梯度越来越大，确定的温度高些，将会使环境温度变化对整个系统的影响更小。就本例中的容器而言，当温度从 0升高到 25时，温度的变化对测量系统的最终结果影响只有 1mm 左右，而环境温度从 25升高到 50所带来的影响却为+2.35.5mm 之间。故而，确定温度应就高不就低。4.双室平衡容器的工作特性 容器的工作特性对于汽包水位测量和补偿系统来说非常重要，了解这种特性利于用户的应用和掌握应用中的技巧。查饱和水与饱和水

12、蒸汽密度表可以获得各种压力下饱和水与饱和水蒸汽的密度。把 0、50、100mm 等汽包水位分别代入（1）式，可得到容器输出的一系列差压，见下表 1双室平衡容器固有补偿特性参照表。通过表 1 可以得知双室平衡容器的工作特性。从表 1 中可以看到，各水位所对应的由容器所输出的差压随着压力的变化（相关饱和汽、水密度）各自发生着不同的变化。这里首先注意 0 水位所对应的差压，它的变化规律较其它水位有明显不同，只在一个较小的范围内波动。由于该容器的设计压力为 13.73MPa，因此 14.5MPa 以下它的波动范围更小，仅在5mm 水柱以内。也就是说当汽包中的水位为 0水位时，无论压力如何变化，即使在没

13、有补偿系统的情况下，对 0 水位测量影响都极小或者基本没有影响。关于其它水位，则当汽包水位越接近于 0 水位，其对应的差压受压力的变化影响越小，反之则大。因此，双室平衡容器是一种具有一定的自我补偿能力的汽包水位测量装置。它的这种能力主要体现在，当汽包中的水位越接近于 0 水位，其输出的差压受压力变化的影响越小，即对汽包水位测量的影响越小。毫无疑问，容器特性由于容器的自身结构决定的，故又称为固有补偿特性。表 1 中，0MPa 对应两行差压值，其原因后文将会提到。之所以双室平衡容器会有这种特性其实质，是由于双室平衡容器在设计制造时采取了特殊的结构，这种结构最大限度地削弱了汽水密度变化对常规运行水位

14、差压的影响。但是尽管如此，它并不能完全满足生产的需要，仍然需要继续补偿。5.补偿系统5.1.基础知识与基本概念 从容器的特性中可以看到，双室平衡容器不能完全满足生产的需要。究其原因，是由于介质密度的变化所造成的。因此，必须要采取一定的措施，进一步消除密度变化对汽包水位测量的影响。这种被用来消除密度变化带来的影响的措施就叫做补偿。通过补偿以准确地测定汽包中的水位。 汽包水位测量补偿的方法通常有两种，一种是压力补偿，另一种是温度补偿，无论采取哪种方法补偿效果都一样。但是它们之间略有区别，即温度补偿可以从 0开始，而压力补偿只能从 100开始。这是因为温度可以一一对应饱和密度以及 100以下时的非饱

15、和密度，而压力却只能一一对应饱和密度，即最低压力 0MPa 只能对应 100时的饱和密度。故而由这两种方法构成的补偿系统各自对应的补偿起始点有所不同，即差压变送器量程有所不同。表 1 中 0MPa 对应两行差压值，其原因即在于此；其中上一行对应的是温度补偿，下一行对应压力补偿。很显然，温度补偿也可以从 100开始。5.2.建立补偿系统的步骤 第一步 确定双室平衡容器的 0 水位位置容器的 0 水位的位置一般情况下比较容易确定，通过查阅锅炉制造厂家有关汽包（学名锅筒）及附件方面的图纸和资料，进行比较和计算即可获得。文中例举的容器 0 水位位置位于连通器水平管轴线以上 365mm 处，即基准杯口水

16、所在的平面下方 215mm 处。但是，偶尔由于图纸的疏漏缺少与确定 0 水位相关的数据，无法计算出 0 水位的位置，那么确定起来就比较复杂。如图 1 中就缺少数据。这种情况下就只有根据容器的自我补偿特性在 0 水位所体现的特点通过反复验算来获得。由于容器本身就是用这样的方法经反复验算而设计制造的，只要验算的方法正确通过验算得到的数据会很准确可靠，当然这只限于图纸不详的情况下。由于限于篇幅，这里只提供思路，具体的验算的方法本文不予介绍。对此感兴趣的读者可以试一试。第二步 确定差压变送器的量程差压变送器的量程是由汽包水位的测量范围、容器的 0 水位位置以及补偿系统的补偿起始点等三方面因素决定的。一

17、些用户一般只考虑了前两方面因素，而忽略了补偿起始点因素，甚至极个别的用户只简单地根据汽包水位的测量范围确定变送器的量程，造成很大的测量误差。一般情况下，忽略容器的 0 水位位置所造成的误差在 7090mm 之间，忽略补偿起始点所产生的误差在 30mm 以下，特别情况下误差都将会更大。此外，这里特别提醒用户，在进行汽包水位测量工作时，关于变送器的量程，在没有得到确认的情况下，切不可单纯依赖设计部门的图纸。事实上，多数情况下，设计部门在进行此类设计，对变送器选型时，只确定基本量程，而不给出应用量程。下面来确定变送器的量程。本文的例子中容器的 0 水位位置位于连通器水平管轴线以上 365mm 处。由

18、于该容器的量程为300mm，因此（1）式中的 hw 的最大值和最小值分别为 665mm 和 65mm。如果采用压力补偿，从饱和水与饱和水蒸汽密度表中查出 100时的饱和水与饱和水蒸汽的密度代入（1）式，再分别将 665mm 和 65mm 代入（1）式，即得最小差压Pmin=70.5mm 水柱和最大差压Pmax=504mm 水柱这两个差压值就是变送器的量程范围（见表 1 中 0MPa 对应的下行），即70.5504mm水柱。如果采用温度补偿，且从 0开始补偿，则由于水的密度极其接近 1mg/mm3，误差可以忽略，令蒸汽的密度为 0。用同样方法即可得到变送器的量程为85515mm 水柱（见表 1

19、中 0MPa 对应的上行）。实际上，从 0开始补偿是完全没有必要的，其原因这里无需遨述。第三步 确定数学模型数学模型是补偿系统中的最重要环节。由（1）式得（2）由于相对于规定的 0 水位的汽包水位 h= hw365mm，所以（3）式中 h 相对于规定的 0 水位的汽包水位w 饱和水的密度 s 饱和水蒸气的密度 c 环境温度下水的密度P 差压（3）式即为补偿系统的数学模型。式中 c 为常数，令环境温度为 30，则 c=0.9956mg/mm3，所以（4）（4）式为最终的数学模型。显然，它与（3）式的作用完全一样。在补偿系统中可以任选其一。第四步 确定函数、完成系统在（3）式和（4）式中含都有“3

20、20 w580 s”和“ w s”关于饱和水与饱和水蒸汽密度的两个子式。查饱和水与饱和水蒸汽密度表，可以获得这两个子式关于压力或温度的函数曲线。将所得到的曲线以及（3）式或者（4）式输入用以执行运算任务硬件设备，补偿系统即告完成。从补偿系统的建立过程可以发现，补偿系统是根据某一特定构造的容器而建立的。因此，建立补偿系统时应根据不同的容器，建立不同的补偿系统。建立补偿系统时，当确定差压的计算公式以后，只需重复这里的步骤即可得到新的汽包水位测量补偿系统。6.关于容器保温问题的释疑 众所周知，为了使容器达到理想工作状态，容器的外部必须作以适当的保温。然而，关于容器的凝汽室及顶部的保温问题目前有些争议

21、，部分用户认为这里的保温可有可无。笔者在这里阐述一下个人的观点。笔者通过多年观察发现,在这里没有保温的情况下，冬季由仪表显示的汽包水位会比夏季低将近 10mm。分析原因，是因为一般情况下凝汽室的温度都要比环境高 300左右，甚至更高，因此它的热辐射能力很强。当凝汽室外部没有保温或者保温条件比较差时，尽管凝结水的速度会加快并导致更多的饱和水蒸汽流到这里补充这里的热量，但是由于这里的介质处于自然对流状态且受到管路等的阻力的制约，使补充的热量难以维持这里的温度，进而影响了测量的准确性。对于额定工作压力为 13.73MPa 的锅炉而言，如果冬季由仪表显示的汽包水位比真实水位低 10mm，将意味着容器内

22、部的温度比饱和温度低 7左右。所以，为确保其包水位测量的准确性，这里必须加以适当的保温。笔者以为，这里的保温以保温层的外层温度不超过 120为佳。提高亚临界锅炉汽包水位测量准确度的改进措施沈安德华北电力科学研究院有限责任公司(北京 100045) 摘 要：分析电站锅炉汽包差压式水位计准确度不高的原因，提出了探讨性改进措施，重点介绍了张家口发电厂 2 号炉汽包差压式水位计设备改造中增加的平衡容器内不饱和水温度补偿回路，改造后达到了预期目的。关键词：冷缩水位 不饱和水 温度补偿自 1997 年 12 月 16 日秦皇岛电厂 4 号炉 缺水爆 管事故以来，电力部门各级领导对锅炉汽包水位测量的准确度给

23、予了高度的重视，先后召开全国电话会议和增订二十五项反事故措施。国家电力公司为更好地贯彻二十五项反事故措施中关于“防止锅炉缺水、满水事故”的章节内容，于 2001 年 6 月在沈阳市召开电站锅炉汽包水位检测、保护技术研讨会，与会者来自全国各电力公司、设计院、科研院及国家电力公司有关部、局和锅炉制造厂。会议对当前我国电站锅炉汽包水位测量存在准确度不高的成因形成共识，提高锅炉汽包水位测量准确度，一直是热控专业急待解决的命题，也是已严重影响当前我国电站锅炉安全、稳定运行的问题。华北电力集团公司为吸取 1997 年 12 月 16 日秦皇岛电厂 4 号炉缺水爆管事故教训，于 1998 年 6 月召开了关

24、于汽包水位保护若干问题研究会，会议讨论的结论，华北电力集团公司以华北电集生19986 号文关于印发汽包水位保护工作规定的通知 下发到所属各电厂，对推动华北电力集团公司范围内锅炉汽包水位测量工作起到了重要作用。本文就华北电力集团公司所属张家口发电厂，对提高亚临界锅炉汽包水位测量准确度的改进措施进行论述。1 改造前汽包水位测量状况张家口发电厂共有 4 台 300MW 机组，锅炉为东方锅炉厂生产的DG102518.2-型、亚临界单炉膛、自然循环燃煤炉，汽包内径 1.792m，直筒段长 20m，总长 22.25m，厚 145mm，标高中心线 65m。汽包额定压力：1、2号炉为 17.7MPa；3、4

25、号炉为 18.4MPa。额定蒸发量为 935th。每台炉的汽包水位有 8 个测点，其中汽包两端封头处有就地双色水位计各 1 个、差压式水位计各 1 个(-370mm0+370mm)；汽包直筒段两端后侧各有 1 个差压式水位计、左端前侧有 1 个电接点水位计、右端前侧有 1 个差压式水位计(此测点原使用电接点水位计，现改用 04 号差压式水位计，量程为-420mm0+420mm)。在运行中，运行人员习惯以就地双色水位计(工业电视)的示值作为汽包水位监控基准。改造前 5 个差压式水位计示值，1 号炉从启动到满负荷过程中水位最大偏差达到 110130mm；2 号炉 250MW 以下负荷时水位偏差为5

26、0mm， 250MW 以上负荷时水位偏差为 75mm；3 号炉高负荷时水位偏差约 100mm。由于 13 号炉水位偏差较大，1995 年经申请后解除了水位保护，直至调研时厂里从未投入过水位保护。 4 号炉水位偏差较小，高负荷时为 50mm，故投入了水位保护。但也曾发生过一次偏差值达 120 mm 的情况，后因负荷稳定而恢复正常，未出现误动。改造前 3 号炉差压式水位计水位示值偏差变化多端，低负荷偏差小，高负荷偏差大。其中 01、02 号差压式水位计示值变化与汽包两侧封头上的就地双色水位计 (工业电视)示值变化趋势基本吻合，0305 号差压式水位计水位示值偏差均随负荷变化而变，04 号差压式水位

27、计最大动态瞬时偏差达-225 mm，负荷降低时偏差也变小， 1、2 号炉的差压式汽包水位计亦存在同样情况。2 差压式水位计示值偏差大的原因(1)运行人员传统上以就地双色水位计(工业电视)作为参照基准。由于差压式水位计测点与就地双色水位计测点不在同一部位，自然会引起汽包内水位示值偏差。(2)就地双色水位计为联通管式质量水位计，其所处环境温度远低于汽包内饱和水温度，不饱和水密度的不同会引起示值偏差。根据国电公司 6 月沈阳会议电站锅炉汽包水位检测保护技术研讨会上发放的资料表明，对于不同负荷下汽包压力在 18.4 19.6MPa 变化的亚临界锅炉，其汽包内饱和水温度在358.4360之间变化，汽包饱

28、和水位与冷缩水位之间偏差可达 141155mm，且此值还是在就地双色水位计周围环境温度为 20，就地双色水位计内不饱和水温度为 313324特定工况下的计算值。张家口发电厂就地双色水位计的零水位是按锅炉制造厂提供的汽包正常水位定位的，当汽包内水位处于正常水位时，在上述特定工况下，就地双色水位计示值将低于正常零水位 141155mm。如以此作为参照基准，则是对运行过程的误导，应改为以经压力和温度补偿后的差压式水位计示值，作为汽包水位监控基准。就地双色水位计示值只能作为在特定工况下，经冷缩零水位修正后，校正差压式水位计零水位时的参照值。(3)差压式水位计正压侧平衡容器内不饱和水柱温度变化会引起示值

29、偏差。14 号锅炉为露天锅炉，炉外部采取穿裙戴帽紧身防护措施，炉顶汽包小间春夏秋冬温度变化大，而在典范的差压式水位计压力补偿计算公式中，平衡容器内不饱和水密度被固定为 50或 80时的密度值，因而造成示值偏差。在 1998 年 3 月中旬，对 3 号炉水位平衡容器的外壁温度，使用远红外测温仪进行了测试。当时室外温度 1520，炉顶水位平衡容器周围环境温度2530，机组负荷 160MW，其温度测量记录见表 1，测点位置见图1(A、B、C、D)。(4) 汽包水位差压变送器安装位置离水位平衡容器过远及仪表管过长，受拌热和保温不均匀等因素影响，可引起示值迟缓和偏差。(5) 差压式水位计汽、水取样开孔部

30、位不当，汽包内汽、水的热动力分布场变化的影响会引起示值偏差。3 2 号炉差压式水位计的设备改造3.1 发现的问题在 2 号炉大修期间，对汽包差压式水位计的水位平衡容器安装尺寸和汽、水取样开孔部位进行了测量和检查，发现问题如下：(1) 平衡容器取样管的阀门方向安装不对，并且 5 个平衡容器安装标高相差较大，最大的相差 50mm。(2) 打开汽包两侧封头，检查汽包内部差压式水位计汽、水取样开孔部位，发现 01、02、04 差压式水位计及电接点水位计的 汽、水取样开孔部位离汽包内的汽、水分离器及其溢水槽很近。同时汽侧取样孔上方是汽包安全门的排汽口，当锅炉负荷变动或汽包安全门动作时，汽包内汽、水热动力

31、场的变动引起差压式水位计示值偏差，且负荷变动越大，示值偏差也越大。(3) 汽包水位差压变送器安装于 12.5m 运行层，离 65m 炉顶汽包小间过远，仪表管过长，且受拌热和保温不均因素的影响。3.2 改进措施在 2 号炉大修期间，对汽包差压式水位计进行改造时，采取了如下改进措施：(1) 按华北电集生19986 号文的要求，将水位差压变送器移装到炉顶汽包小间下一层平台，缩短变送器仪表管路距离；(2) 汽包内水侧取样管端部加装稳流装置；(3) 改正平衡容器取样阀门的安装方向；(4) 将 5 个平衡容器的安装标高及汽、水侧取样管都重新改装，标高误差控制在 5mm 以内；(5) 平衡容器本体不保温，其

32、它部位均加保温；(6) 增加平衡容器内不饱和水温度补偿回路，在平衡容器端部及其下部到水侧取样管中心线的垂直管段范围内，按温度下降梯度分布，安装了 4 支热电偶，以便根据不饱和水的平均温度对平衡容器内不饱和水的密度进行校正补偿，减少对水位测量的影响。2 号炉增加平衡容器内不饱和水温度补偿后，5 个汽包差压式水位计的示值偏差稳定在 15mm 的范围内。且锅炉负荷变化时，5 个汽包差压式水位计的示值变化趋势曲线同步地增减。为此，投入了汽包水位高、低超限保护，工作正常。4 差压式水位计平衡容器冷凝水温度补偿工作原理4.1 单室水位平衡容器水位测量经典公式式中 P取样装置所产生的差压； 1 水位平衡容器

33、内不饱和水密度； 汽包内饱和水密度； 汽包内饱和蒸汽密度； H 水位平衡容器内不饱和水液位到水侧取样管中心高度； h 汽包内饱和水液位(即水位表应指示的值)。装置尺寸及计算公式中各量的示意见图 1。其中密度值 和 已有典型的汽包压力补偿回路进行校正补偿，而密度值 1，过去固定采用 50或 80时不饱和水的密度值，现按 4 支热电偶测得的不饱和水的平均温度的密度值进行动态补偿。众所周知，水具有不可压缩的物理特性，仅受温度变化而改变其密度。由汽、水密度性质表可获得一组基本上是平行的、在不同温度下压力变动时不饱和水的密度变化曲线族。即常温的不饱和水的密度值与高温的不饱和水密度值之间的差值，不受压力变

34、化的影响(或影响极微，可以忽略)，常温不饱和水与高温不饱和水之间密度的差，是一条非线性函数曲线。只要根据这条密度差随不饱和水温度变化的函数曲线，对平衡容器内不饱和水的密度值进行修正，就可以获得汽包水位示值的全程补偿。4.2 单室水位平衡容器冷凝水温度补偿软件1、2 号炉的热控装置采用美国霍尼威尔公司生产的 TDC-3000 分散控制系统，其用户应用软件使用面向问题的 SOPL 过程控制高级语言编程。在其汽包水位测量的校正算法中，原组态有如下典范的汽包压力补偿软件编程公式：改造后的汽包压力和温度补偿软件编程公式为：式中 2BL150N2.PV系统输出的汽包水位 边变化过程示值，h；LVLSPAN

35、汽包高、低水位全程高度值，H；LVLZERO汽包正常零水位高度值，H 0；2FX150.PV常温不饱和水与饱和汽密度差补偿值， 1-；2BL150N3汽包水位变送器过程参数差压输出值，P；2FX151.PV饱和水与饱和汽密度差补偿值，-；2FX152.PV常温不饱和水与高温不饱和水密度差补偿值， 1。数据库基本参数设置见表 2，压力及温度补偿函数发生器置数分别见表 3和表 4。为保障平衡容器内不饱和水测温用热电偶发生断偶故障时，差压式水位计压力补偿回路仍能工作，根据自冷炉起动至额定压力满负荷时，平衡容器内不饱和水平均温度变化值按不同压力值人为地设置了一条( 1- 1) 补偿函数曲线。以便在机组起动时，对平衡容器内不饱和水密度值进行自动置数校正。运行中差压式水位计零水位示值的校正，建议以在制造厂规定的特定工况下，经冷缩零水位值修正后的就地双色水位计零水位示值，作为校正差压式水位计零水位点的参照点，当其误差不超出二十五项反事故措施中规定的30mm 时，则认为示值正确。