DRZT01-2004火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定
锅炉汽包水位测量系统方案
电接点水位计
电接点式汽包水位测量装置的测量筒的示意图如下图所示，它是 一种基于联通管式原理的测量装置，与普通就地云母水位计(或双色水 位计)不同之处在于测量筒内有一系列组成测量标尺的电极，由于汽、 水电导率的很大差别，造成处于汽和水中的电极电阻值有很大差别， 以此来判断电极是处于水空间，还是处于汽空间。利用多个电极即可 判断当前的水面位置。
2000日国家电力公司颁发了防止电力生产重大事故的二十五项重点要求并随后于200121日针对其中汽包水位测量系统专门颁发了国家电力公司电站锅炉汽包水位测量系统配置安装和使用若干规定2004年由电力行业热工自动化标准化技术委员会负责编制了火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定简称技术规定
锅炉汽包水位测量系 统
当红、绿光以不同的角度由空气射入前面一个玻璃窗口进 入蒸汽空间，在通过后面一个玻璃窗口射到空气中时，虽 然光线产生多次折射，但光线方向改变不大，如图a。这 是红、绿光的入射角正好使绿光斜射时到光线通道的侧壁， 当红光正好射到影屏上，显示红色。图b所示为红、绿光 通过水时发生的现象。由于两块玻璃不是平行安装的，有 一定夹角，因而水部分形成一段“水棱镜”，入射的红、 绿光均产生较大的折射而向顺时针方向旋转，结果使斜射 的绿光折向光纤通道的中心，到达影屏，显示绿色。原来 处于光线通道中心的红光斜射，折向光线通道侧壁，不被 显示。结果在正前方观察即显示出汽红、水绿、汽满全红、 水满全绿的现象。
水位计中的显示值总是低于汽包内实际水位高度。而且受汽包内的 压力、水位、压力变化速率以及水位计环境条件等诸多因素影响， 水位计显示值和汽包内实际水位间不是一个确定的、一一对应的关 系。因此，即使我们按额定工况将水位计下移而使汽包正常水位时， 水位计恰好在零水位附近，但是当工况变化时，仍将产生不可忽略 的偏差。
汽包水位技术改造与校正方案
编号：
福建省龙岩发电有限责任公司
技措项目可行性研究报告书
项目名称：2号炉汽包水位技术改造与校正项目
项目申请单位：检修部_ 项目实施单位：________大修单位____________ 可行性报告编写
单位或编写人：刘晓林____ 项目申请单位盖章
2007年9 月 5 日
福建省龙岩发电有限责任公司
福建省龙岩发电有限责任公司
图四、联通管式水位计原理图如图四所示，联通管式水位计的显示水柱高度
测量筒内有稳定热源，故对取样管道长度、截面、测量筒现场布置等安装要求宽松于旧型测量筒。
在几个电厂实测结果表明，测量筒水柱温度与饱和水温度偏差很
福建省龙岩发电有限责任公司
福建省龙岩发电有限责任公司
福建省龙岩发电有限责任公司。
锅炉汽包水位测量与控制
锅炉汽包水位测量与控制锅炉汽包是锅炉系统中一个非常重要的部件，它主要起到水蒸气分离和收集的作用。
而锅炉汽包水位的测量和控制则是锅炉运行的关键环节之一，影响着锅炉的安全性、经济性和运行稳定性。
1、压力法水位测量原理压力法水位测量是锅炉汽包水位测量中最常用的方法。
其原理是根据在流体中的静力学原理，测量压力头与液位高度之间的关系来确定液位高度的位置。
当锅炉汽包内水位越高，水柱所产生的压力头就越大。
为了测量水位高度，需要在锅炉汽包内外分别安装两个压力表，它们分别称为高压表和低压表。
高压表的作用是测量锅炉汽包内的蒸汽压力，而低压表则用于测量锅炉汽包内的水柱压力头。
当锅炉汽包内水位高度变化时，对应的液位高度也会改变，造成高压表和低压表的读数发生变化。
根据它们的差值可以计算出液位高度的位置。
这种方法机构简单，测量精度高，但同时还存在一些问题，如压力表的灵敏度难以保证，压力口防腐保温有难度等。
电导法水位测量是通过在锅炉汽包内部安装一对电极，利用电极与液位之间的导电性差异来测量水位高度的位置。
当电极位于液面上方时，两极之间没有导电现象；当电极位于液面下方时，电极间的导电现象则明显增加。
通过测量两极之间的电导差异，即可判断液位高度的位置。
电导法水位测量的优点是机构简单、维修方便，而且应用广泛。
唯一的缺点是电极会受到水垢、污物等物质的影响，导致测量偏差或完全失效。
超声波法水位测量是利用超声波的传播时间来测量液位高度的位置。
当锅炉汽包内水位高度缩短时，超声波在空气和水之间传播的时间也会变短，从而可以推算出液面的高度。
超声波法水位测量的优点是测量范围广、抗干扰能力强。
缺点是对于非标准形状的汽包，测量精度可能会有所下降。
锅炉汽包水位控制是保证锅炉正常运行和安全的重要措施之一。
当锅炉汽包内的水位处于正常水平时，锅炉的燃烧热效率可以得到充分发挥。
但是如果水位过高或太低，锅炉的运行就会受到极大影响，甚至引发爆炸等灾难性后果。
1、锅炉汽包水位过高的原因及控制方法（1）进水量过大或汽发量过小。
火电厂锅炉汽包水位测量系统问题分析及改进措施
存 在汽 包水位 测量 与 真 实汽 包水 位 偏 差 问题 （ 以下 简称 ： 位测 量 问题 ） 这 是一 直 困扰 火 电机组 热 工 水 ，
测 量 与机组安 全 经 济运 行 的难题 。对 此 ， 每次 在 安 装 开始 前我们 都根 据厂 家 图纸 资料 对汽包 取样装 置 的安装 位置标 高 进 行 核对 ， 定 其标 高位 置 。在 试 确 运 阶段 ， 对汽 包 水位 测 量 进行 充 分 调 整试 验 。根 据 分 析 汽包水 位 扰 动 大 产 生 的原 因 和 自身 积 累 的经
措 施。
关 键词 ： 包水 位 ； 压 式 ； 通 管 式 ； 位 保 护 汽 差 联 水
Ａｎ ｌ ｓｓ ａ ｄ ｍ ｐｒ ｖ ｍｅ ｔｍ ｅ ｓ ｅ ｏ ｗａ ｅ ｅ ｅ ｅ ｓ ｅ ｅ ｔ ａ ｙ ｉ ｎ ｉ ｏ ｅ ｎ ａ ｕｒ ｎ ｔ ｒ ｌ ｖ ｌｍ ａ ｕｒ ｍ ｎ
Ａｂｔａ ｔＴ ｋｎ ａｅ ｌｖｌ ａｕｅ ｅ ｔ ｙｔｍ ｏ ｂｉ ｒｓ ａ ｒｍ ｉ ｏ ｅ ｌ ｔ ｓ ｅｅｒｈｏｊｃ ｓ ｃ ：ａ ｉｇｗ ｔ ｅ ｍｅｓｒｍ ｎ ｓ ｆ ｏ ｅ ｅｍ ｄｕ ｐ ｗ ｒｐａ ｓａｃ ｂ － ｒ ｒｅ ｓ ｅ ｌ ｔ ｎ ｎａｒ ｅ
ｔｖ ｂ ｓ ｄ ｏ ｅ ｒ ｆｔ ｅ ｍｏｅ ｈ ｉ ａ ｎ ｔ ｍｅ ｔｉ ｓａｌｔｏ ｎ ｅ ｔｅ ｐ ｒｅ ｃ ｎ ｐｏ ｒｐ ａ ｔ ｔ ｉ ａ ｉ ｅ， ａ ｅ ｎ ｙ ａ ｓｏ ｈ ｒ ｔｃ ｎ ｃ ｌｉ ｓｒ ｕ ｎ ｎ ｔｌａｉ ｎ ａ ｄ ｔｓ ｘ ｅ ｎ ｅ ｉ ｗｅ ｌｎ ，ｈｓ ｐ － ｉ ｐ ｒａ ａｙ ｅ ｎ ｔ ｄ ｅ ｈ ｘ ｉ ｎ ｏ ｌｍｓｉ ｔ ｒｌｖ ｌｍｅ ｓ ｒ ｍｅ ｔ ｉ ｓａｌ ｔｏ ｆｗａｅ ｅ ｅ ｏ ｅ ｎ ｚ ｓａ ｄ ｓｕ ｉｓ ｔ ｅ ｅ ｃ ｔ ｇ ｐｒ ｂ ｅ ｎ ｗａｅ ｅ ｅ ａ ｕ ｅ ｎ ，ｎ ｔｌａｉｎ ｏ ｔｒ ｌｖ ｌｐｒ — ｌ ｉ
《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规程》(DLT 1393-2014)20150317
ICS 27.060.30J 98备案号：DL火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规程Technological code for water level measurement systemof boiler drum in fossil fuel power plant国家能源局 发 布目次前言1 范围2 规范性引用文件3 术语和定义4 总的原则5 设计5.1 锅炉汽包水位测量系统的选型5.2 锅炉汽包水位测量系统的配置5.3 锅炉汽包水位测量系统的量程5.4 锅炉汽包水位测量系统的精度5.5 锅炉汽包水位测量信号处理6 安装6.1 测量取样的安装6.2 测量管路的安装6.3 测量装置和阀门的安装7 传动和校验8 运行及维护附录A(资料性附录)锅炉汽包水位测量信号故障的信号处理前言本标准按照GB/T1.1-2009给出的规则起草。
本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由全国电站过程监控及信息标准化技术委员会归口。
本标准起草单位：北方联合电力有限责任公司、内蒙古电力科学研究院、秦皇岛华电测控设备有限公司。
本标准主要起草人：侯云浩、张国斌、刘吉川、崔明思、杨广宇。
本标准是首次制定。
本标准在执行过程中的意见和建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条一号，100761）。
火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规程1 范围本标准规定了火力发电厂锅炉汽包水位测量系统的设计、安装、调试、运行和维护等的要求。
本标准适用于火力发电厂额定蒸汽压力在9.8MPa及以上的汽包锅炉，其他锅炉也可参照执行。
2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 16507.4-2013 水管锅炉第4部分：受压元件强度计算GB/T 26863-2011 火电站监控系统术语DL/T 655 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程DL/T 657 火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程DL/T 701 火力发电厂热工自动化术语DL/T 774 火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程DL/T 5182 火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路、电缆设计技术规定DL/T 5190.4 电力建设施工技术规范第4部分：热工仪表及控制装置3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。
DRZ／T 01-2004火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定
1、适用范围本标准规定了火力发电厂锅炉汽包水位测量系统的配置、补偿、安装和运行维护的技术要求。
本标准适用于火力发电厂高压、超高压及亚临界压力的汽包锅炉。
2、汽包水位及测量系统的配置2.1 锅炉汽包水位测量系统的配置必须采用两种或以上工作原理共存的配置方式。
锅炉汽包至少应配置 1 套就地水位计、3 套差压式水位测量装置和 2 套电极式水位测量装置。
新建锅炉汽包应配置 1 套就地水位计、3 套差压式水位测量装置和 3 套电极式水位测量装置 , 或配置 1 套就地水位计、1 套电极式水位测量装置和 6 套差压式水位测量装置。
2.2 锅炉汽包水位控制和保护应分别设置独立的控制器。
在控制室 , 除借助分散控制系统(DCS) 监视汽包水位外 , 至少还应设置一个独立于 DCS 及其电源的汽包水位后备显示仪表 ( 或装置 ) 。
2.3 锅炉汽包水位控制应分别取自 3 个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号。
3 个独立的差压变送器信号应分别通过 3 个独立的输入 / 输出 (I/O) 模件或 3 条独立的现场总线 , 引入 DCS 的元余控制器。
2.4 锅炉汽包水位保护应分别取自 3 个独立的电极式测量装置或差压式水位测量装置( 当采用 6 套配置时 ) 进行逻辑判断后的信号。
当锅炉只配置 2 个电极式测量装置时 , 汽包水位保护应取自 2 个独立的电极式测量装置以及差压式水位测量装置进行逻辑判断后的信号。
3 个独立的测量装置输出的信号应分别通过 3 个独立的I/O模件引入 DCS 的元余控制器。
2.5 每个汽包水位信号补偿用的汽包压力变送器应分别独立配置。
2.6 水位测量的差压变送器信号间、电极式测量装置信号向 , 以及差压变送器和电极式测量装置的信号间应在 DCS 中设置偏差报警。
2.7 对于进入 DCS 的汽包水位测量信号应设置包括量程范围、变化速率等坏信号检查手段。
2.8 本标准要求配置的电极式水位测量装置应是经实践证明安全可靠、能消除汽包压力影响、全程测量水位精确度高、能确保从锅炉点火起就能投入保护的产品 , 不允许将达不到上述要求或没有成功应用业绩的不成熟产品在锅炉上应用。
锅炉汽包水位的测量与保护
锅炉汽包水位的测量与保护火电厂中，锅炉汽包水位是锅炉安全运行的一个重要参数，特别是对高参数、大容量的锅炉，随时准确监视汽包水位的变化就非常重要。
一般锅炉汽包水位波动要求不超过±30mm～±50mm的范围，以防止恶性事故的发生。
比如：锅炉汽包满水事故和锅炉汽包缺水事故。
因此在锅炉上往往装有几套不同型式的水位计来监视汽包水位的变化情况，并在汽包水位越限时进行报警，更为严重时动作停炉。
锅炉汽包满水事故一般是指锅炉水位严重高于汽包正常运行水位的上限值，使锅炉蒸汽严重带水，使蒸汽温度急剧下降，蒸汽管道发生水冲击。
锅炉汽包缺水事故是指锅炉水位低于能够维持锅炉水循环的水位，蒸汽温度急剧上升，水冷壁管得不到充分的冷却，而发生过热爆管。
锅炉汽包满水和缺水事故严重威胁机组的安全运行，轻者造成机组非计划停运，严重时可造成汽轮机和锅炉的严重损坏。
锅炉水位的正常运行非常重要，《二十五项反措》8.8.5条规定：汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完整严禁启动。
为了保证锅炉的安全运行，《二十五项反措》明确规定锅炉无水位保护严禁启动和运行。
锅炉汽包高、低水位保护的设置、定值和延时值随锅炉型号和汽包内部设备不同而异，具体规定应由锅炉制造厂确定，各单位不得自行确定。
《二十五项反措》明确要求：锅炉汽包水位调节和水位保护的信号应采用有压力、温度补偿的差压式水位表的信号。
也就是说汽包水位保护的信号应来自差压变送器，严禁从就地(电接点)水位表上取信号。
下面简单谈谈就地水位表和差压式水位表的工作原理。
(1) 就地水位表就地水位表是按照连通器原理测量水位，在液体密度相同的条件下，连通器各支管的液位处于同一高度。
但是就地水位表因受外界环境的影响，就地水位表内水的平均温度低于汽包内的饱和温度，使就地水位表内的密度比汽包中水的密度高，从而造成就地水位表中水位低于汽包的实际水位，并且随着锅炉压力的升高，就地水位表的指示值愈低于泡包真实水位。
火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规程
火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规程1. 引言火力发电厂的锅炉汽包是重要的能源转换设备，水位的准确测量对于保证锅炉安全运行至关重要。
本技术规程旨在规范火力发电厂锅炉汽包水位测量系统的设计、安装、调试和维护，确保系统稳定可靠、准确度高。
2. 测量原理锅炉汽包水位测量一般采用压力差法或者超声波法。
压力差法利用液体静压原理，通过测量上下两个点的压力差来确定液位高度；超声波法则是利用超声波在液体中传播速度与液位高度成正比的特性进行测量。
3. 设计要求3.1 准确性要求•水位测量误差应小于等于±1mm；•在正常工作条件下，系统应能够持续稳定地提供准确的水位数据。
3.2 可靠性要求•系统应具备自动报警功能，能够及时发现并报警异常情况；•系统应具备自动校准功能，能够自动调整传感器的灵敏度。
3.3 安全性要求•系统应采用防爆、防腐蚀材料，确保在恶劣环境下仍能正常工作；•系统应具备防雷击、防静电等保护措施。
3.4 实用性要求•系统应具备良好的界面，便于操作人员监控和维护；•系统应支持数据存储和远程监控功能。
4. 设计方案4.1 传感器选择根据测量原理，压力差法可选用差压变送器作为传感器，超声波法可选用超声波液位计作为传感器。
需要根据实际情况选择合适的型号和规格。
4.2 控制系统设计控制系统应包括数据采集模块、数据处理模块、报警模块和显示模块等。
其中，数据采集模块负责从传感器中采集水位数据；数据处理模块对采集到的数据进行处理，并提供给其他模块使用；报警模块负责检测异常情况并及时发出警报；显示模块将水位数据以直观的方式展示给操作人员。
4.3 系统安装和调试系统应按照设计方案进行安装和调试。
在安装过程中，要确保传感器与锅炉汽包的连接可靠，并进行相应的防护措施；在调试过程中，要对系统进行全面检测，确保各个模块工作正常。
4.4 系统维护为确保系统的稳定性和可靠性，需要定期对系统进行维护。
维护工作包括传感器清洁、防护措施检查、数据校准等。
DRZT01-2004火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定
DRZT01-2004火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定（DRZ/T 01-2004）1 适用范围本标准规定了火力发电厂锅炉汽包水位测量系统的配置、补偿、安装和运行维护的技术要求。
本标准适用于火力发电厂高压、超高压及亚临界压力的汽包锅炉。
2 汽包水位测量系统的配置2.1 锅炉汽包水位测量系统的配置必须采用两种或以上工作原理共存的配置方式。
锅炉汽包至少应配置1套就地水位计、3套差压式水位测量装置和2套电极式水位测量装置新建锅炉汽包应配置1套就地水位计、3套差压式水位测量装置和3套电极式水位测量装置或1套就地水位计、1套电极式水位测量装置和6套差压式水位测量装置。
2.2 锅炉汽包水位的控制和保护应分别设置独立的控制器。
在控制室，除借助DCS监视汽包水位外，至少还应设置一个独立于DCS及其电源的汽包水位后备显示仪表（或装置）。
2.3 锅炉汽包水位控制应分别取自3个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号。
3个独立的差压变送器信号应分别通过3个独立的输入/输出（I/O）模件或3条独立的现场所总线，引入分散控制系统（DCS）的冗余控制器。
2.4 锅炉汽包水位保护应分别取自3个独立的电极式测量装置或差压式水位测量装置（当采用6套配置时）进行逻辑判断后的信号。
当锅炉只配置2个电极式测量装置时，汽包水位保护应取自2个独立的电极式测量装置以及差压式水位测量装置进行逻辑判断后的信号。
3个独立的测量装置输出的信号应分别通过3个独立的I/O模件引入DCS的冗余控制器。
2.5 每个汽包水位信号补偿用的汽包压力变送器应分别独立配置。
2.6 水位测量的差压变送器信号间、电极式测量装置信号间，以及差压变送器和电极式测量装置的信号间应在DCS中设置偏差报警。
2.7 对于进入DCS的汽包水位测量信号应设置包括量程范围、变化速率等坏信号检查手段2.8 本标准要求配置的电极式水位测量装置应是经实践证明安全可靠，能消除汽包压力影响，全程测量水位精确度高，能确保从锅炉点火起就能投入保护的产品，不允许将达不到上述要求或没有成功应用业绩的不成熟产品在锅炉上应用。
关于2001年汽包水位测量系统配置试行规定问题分析
关于2001年汽包水位测量系统配置试行规定问题分析淮安维信仪器仪表有限公司 高维信2002.10.202000年9月28日，原国家电力公司颁发了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，《防止锅炉汽包满水和缺水事故》列属第8项，简称《第8项要求》，其执行难点在于：●由于很多锅炉汽包水位测孔数量少 ，难以实现“三取二”保护信号独立测量。
难以实现保护与自调两系统信号从取样端彻底分开●由于现用水位计的性能缺陷，难以保证各水位计偏差不大于30mm 。
●差压水位计测量不稳定，却不得不用于保护，保护在锅炉点火升负荷阶段的可靠性较低 。
2001年12月21日原国家电力公司颁发了类似于《第8项要求》实施细则的文件——《国家电力公司电站锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用若干规定（试行）》（简称《试行规定》）。
尽管在通知中称，“电站锅炉汽包水位测量系统在系统配置、测量装置的安装和水位保护的运行管理等方面存在一系列问题，已严重威胁了机组的安全、稳定运行” ，但在测量系统配置上没有利用最新技术解决执行《第8项要求》的难点，所做出的某些具体技术规定脱离了电厂实际，不符合人们公认的技术原则，以至于落实难的呼声很高，甚至引起汽包水位测量系统技术改进的混乱。
一，《试行规定》测量系统的成套配置关于测量系统的安装和使用，《试行规定》比《第8项要求》更为具体、详细、明确，还提出了一些新的规定，例如“每个水位测量装置都应有独立的取样孔”等，有利于“安装和使用”的规范化、标准化，对于防止水位重大事故有重要作用。
关于测量系统的配置，《第8项要求》仅针对监视功能系统进行具体规定，“应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计”，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视，没有对成套配置进行规定。
《试行规定》成套配置是：“2套就地水位表和3套差压式水位测量装置，2套就地水位表中的1套可用电极式水位测量装置替代”，简称《5套配置》；锅炉汽包水位的调节、报警和保护应分别取自3个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号。
汽包水位测量系统技术规定
' ' ' 火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定A 01备案号：0401-2004DRZ电力行业热工自动化标准化技术委员会标准DRZ/T 01-2004火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定Code for level Measuremet System of Boiler drum in Fossil Fuel Power Plant2004-10-20发布2004-12-20实施电力行业热工自动化标准化技术委员会发布前言本标准根据电力行业热工自动化标准化委员会的安排进行编制。
本标准为电力行业热工自动化标准化技术委员会颁发的新编标准。
本标准由电力行业热工自动化标准化技术委员会提出并归口。
本标准主要起草单位：电力行业热工自动化标准化技术委员会标准起草工作组。
本标准主要起草人：侯子良。
本标准由电力行业热工自动化标准化委员会解释。
目次1 适用范围2 汽包水位测量系统的配置3 汽包水位测量信号的补偿4 汽包水位测量装置的安装5 汽包水位测量和保护的运行维护编制说明1 适用范围本标准规定了火力发电厂锅炉汽包水位测量系统的配置、补偿、安装和运行维护的技术要求。
本标准适用于火力发电厂高压、超高压及亚临界压力的汽包锅炉。
2 汽包水位测量系统的配置2.1 锅炉汽包水位测量系统的配置必须采用两种或以上工作原理共存的配置方式。
锅炉汽包至少应配置1套就地水位计、3套差压式水位测量装置和2套电极式水位测量装置。
新建锅炉汽包应配置1套就地水位计、3套差压式水位测量装置和3套电极式水位测量装置或1套就地水位计、1套电极式水位测量装置和6套差压式水位测量装置。
2.2 锅炉汽包水位控制和保护应分别设置独立的控制器。
在控制室，除借助DCS监视汽包水位外，至少还应设置一个独立于DCS及其电源的汽包水位后备显示仪表(或装置)。
2.3 锅炉汽包水位控制应分别取自3个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号。
3个独立的差压变送器信号应分别通过3个独立的输入/输出(I/O)模件或3条独立的现场总线，引入分散控制系统(DCS)的冗余控制器。
锅炉汽包水位测量系统参考文档
都要求以上述联通管式水位计作为基准仪表，实际上是一个很大的 误区。
差压式水位计
差压式水位计是通过把水位高度的变化转换成差压的变化来测量水位的， 因此，其测量仪表就是差压计。差压式水位计准确测量汽包水位的关键是 水位与差压之间的准确转换，这种转换是通过平衡容器形成参比水柱来实 现的，变送器测得的参比水柱差压间接反映汽包内部的实际水位。平衡容 器分为单室平衡容器、双室平衡容器和内置式单平衡容器，目前，国内外 最常用的是通过单室平衡容器下的参比水柱形成差压来测量汽包水位，如 图下图所示。
其中：双色水位计和电接点水位计属于联通管 式水位计。
联通管式水位计
联通管式水位计通过汽、水阀门分别与汽包汽侧、水侧相连接， 形成连通体，利用连通器的原理使水位计的水位与汽包相一致，水位 计与汽包的连接如下图所示。
联通管式水位计是利用水位计中的水柱与汽包中的水柱在联通管 处有相等的静压力，从而可以用水位计中的水柱高度来间接反映汽包 中的水位，因此，也称为重力式水位计，其水位称为重力水位。
人员无所适从，甚至酿成事故。如何解决这些问题是长期来大家一直
关心和研究的实际课题。
仪表种类
锅炉汽包水位计按安装位置可分为就地水位计 和远传水位计；按工作原理可分为基于联通管式 (重力式) 和差压式两种原理水位计，目前火力发 电厂用的最普遍的有三种： 1、双色水位计。 2、电接点水位计。 3、差压式水位计。
电接点水位计由于其阶跃式显示、分辨力低（最少也 要间隔15～30mm）、漏点多、接点易结垢、水位波动时 易挂水爬电、不能进行数据记录等固有先天性缺陷，当锅 炉工作压力进入亚临界状态下，汽包水位显示值之间会产 生明显的偏差，使用电接点水位表监视亚临界锅炉的汽包 水位并不是一个明智的选择。但其优点是，在锅炉起停时 即压力远偏离额定值时它能较准确的反映汽包水位。
火力发电厂汽包水位故障检测、预警及报警系统设计
出 信 号 变 化 过 快 预 警 !要 求 A:B&C:B’A)D&"否 则 给 出 单 个 信号 : 的 变 化 过 快 预 警 "其 中 :B&是 信 号 在 B& 时 刻 的 值 ":B’ 是 信 号 在 B’ 时 刻 的 值 "B&CB’ 为 信 号 : 的 采 样 周 期 "E& 是 给定值"根据信号 :的具体实际情况而定!
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信 号 #FG’$"提 示 水 流 量 不 等 !
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变 送 器 有 故 障 ! 发 出 测 点 信 号 不 匹 配 预 警 信 号 #FG@$!
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火力发电厂水,汽试验方法(规范标准规章汇编)
火力发电厂水、汽试验方法（标准规程汇编）1总则本标准适用于锅炉用水和冷却水分析。
1.1试验标准本规程主要依据于《锅炉用水和冷却水分析方法》国家标准（以下称《标准》），对于试验方法中计量单位，全部采用法定计量单位。
具体如下：（1）当量及其单位改成物质的量及其单位。
（2）方法中使用的物质的量浓度，凡其后未用括号注明基本单元的，即表示以该物质的分子作为基本单元。
如：O.1mol/L硫酸溶液一一基本单元为硫酸分子（HSQ），相当于从前的0.2N的当量硫酸。
（3）凡是在括号中注明基本单元的，则物质的量浓度的基本单元即括号中所示，女口：c（1/2H2SQ）=0.05mol/L ——基本单元为硫酸分子（H2SQ）的1/2，相当于从前的0.05N 的当量浓度。
（4）硬度的基本单元为Cf、Mg+,即YD=[ Ca2++Mg+]。
（5）浊度的基本单位采用福马肼浊度。
1.2试剂水1.2.1试剂水是指配制溶液、洗涤仪器、稀释水样以及做空白试验所使用的水。
1.2.2根据试剂水的质量和制备方法不同，试剂水分为三类，如表11所示。
1.2.3 I级试剂水供微量成分（卩g/L ）测定使用，U、川级试剂水供一般分析测定使用。
标准中有特殊要求者不在此限。
1.2.4*2火力发电厂水、汽试验方法（标准规程汇编）本汇编主要依据于《锅炉用水和冷却水分析方法》 国家标准，并参考部分分析仪 器的说明书。
水、汽试验方法具体如下：1方法摘要本方法以玻璃电极作为指示电极，以饱和甘汞电极作为参比电极，以 PH4.00、PH6.86或PH9.18标准缓冲溶液定位，测定水样的 PH fi 。
2测试仪器及装置条件2.1酸度计：测量范围0〜14 PH ，读数精度w 0.02 PH 。
2.2 PH 玻璃电极新玻璃电极或久置不用的玻璃电极，应预先置于PH4.00标准缓冲液浸泡一昼夜。
使用完毕，亦应放在上述缓冲液中浸泡，不要放在试剂中长期浸泡。
使用中若发现有 油渍污染，最好放在0.1mol/L 盐酸，0.1mol/L 氢氧化钠，0.1mol/L 盐酸循环浸泡各 5mi n 。
DRZT01-2004火力发电厂锅炉系统技术规定(doc 6页)
DRZT01-2004火力发电厂锅炉系统技术规定(doc 6页)_New1 适用范围本标准规定了火力发电厂锅炉汽包水位测量系统的配置、补偿、安装和运行维护的技术要求。
本标准适用于火力发电厂高压、超高压及亚临界压力的汽包锅炉。
2 汽包水位测量系统的配置2.1 锅炉汽包水位测量系统的配置必须采用两种或以上工作原理共存的配置方式。
锅炉汽包至少应配置1套就地水位计、3套差压式水位测量装置和2套电极式水位测量装置。
新建锅炉汽包应配置1套就地水位计、3套差压式水位测量装置和3套电极式水位测量装置或1套就地水位计、1套电极式水位测量装置和6套差压式水位测量装置。
2.2 锅炉汽包水位控制和保护应分别设置独立的控制器。
在控制室，除借助DCS监视汽包水位外，至少还应设置一个独立于DCS及其电源的汽包水位后备显示仪表(或装置)。
2.3 锅炉汽包水位控制应分别取自3个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号。
3个独立的差压变送器信号应分别通过3个独立的输入/输出(I/O)模件或3条独立的现场总线，引入分散控制系统(DCS)的冗余控制器。
2.4 锅炉汽包水位保护应分别取自3个独立的电极式测量装置或差压式水位测量装置(当采用6套配置时)进行逻辑判断后的信号。
当锅炉只配置2个电极式测量装置时，汽包水位保护应取自2个独立的电极式测量装置以及差压式水位测量装置进行逻辑判断后的信号。
3个独立的测量装置输出的信号应分别通过3个独立的I/O模件引入DCS的冗余控制器。
2.5 每个汽包水位信号补偿用的汽包压力变送器应分别独立配置。
2.6水位测量的差压变送器信号间、电极式测量装置信号间，以及差压变送器和电极式测量装置的信号间应在DCS中设置偏差报警。
2.7 对于进入DCS的汽包水位测量信号应设置包括量程范围、变化速率等坏信号检查手段。
2.8 本标准要求配置的电极式水位测量装置应是经实践证明安全可靠，能消除汽包压力影响，全程测量水位精确度高，能确保从锅炉点火起就能投入保护的产品，不允许将达不到上述要求或没有成功应用业绩的不成熟产品在锅炉上应用。
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DRZT 01-2004 火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定1适用范畴本标准规定了火力发电厂锅炉汽包水位测量系统的配置、补偿、安装和运行爱护的技术要求。
本标准适用于火力发电厂高压、超高压及亚临界压力的汽包锅炉。
2汽包水位测量系统的配置2.1锅炉汽包水位测量系统的配置必须采纳两种或以上工作原理共存的配置方式。
锅炉汽包至少应配置1 套就地水位计、3 套差压式水位测量装置和2 套电极式水位测量装置。
新建锅炉汽包应配置1 套就地水位计、3 套差压式水位测量装置和3 套电极式水位测量装置或1 套就地水位计、1套电极式水位测量装置和6套差压式水位测量装置。
2.2锅炉汽包水位操纵和爱护应分别设置独立的操纵器。
在操纵室，除借助DCS 监视汽包水位外，至少还应当设置一个独立于DCS 及其电源的汽包水位后备显示外表(或装置)。
2.3锅炉汽包水位操纵应分别取自3 个独立的差压变送器进行逻辑判定后的信号。
3个独立的差压变送器信号应分别通过3个独立的输入/输出(I/O) 模件或3条独立的现场总线，引入分散操纵系统(DCS)的冗余操纵器。
2.4锅炉汽包水位爱护应分别取自3 个独立的电极式测量装置或差压式水位测量装置(当采纳6 套配置时)进行逻辑判定后的信号。
当锅炉只配置2个电极式测量装置时，汽包水位爱护应取自2 个独立的电极式测量装置以及差压式水位测量装置进行逻辑判定后的信号。
3个独立的测量装置输出的信号应分别通过3 个独立的I/O 模件引入DCS 的冗余操纵器。
2.5每个汽包水位信号补偿用的汽包压力变送器应分别独立配置。
2.6水位测量的差压变送器信号间、电极式测量装置信号间，以及差压变送器和电极式测量装置的信号间应在DCS 中设置偏差报警。
2.7关于进入DCS 的汽包水位测量信号应当设置包括量程范畴、变化速率等坏信号检查手段。
2.8本标准要求配置的电极式水位测量装置应是经实践证明安全可靠，能排除汽包压力阻碍，全程测量水位精确度高，能确保从锅炉点火起就能投入爱护的产品，不承诺将达不到上述要求或没有成功应用业绩的不成熟产品在锅炉上应用。
汽包水位测量系统的其它产品和技术也应是先进的、且有成功应用业绩和成熟的。
3 汽包水位测量信号的补偿3 .1 差压式水位测量系统中应当设计汽包压力对水位—差压转换关系阻碍的补偿。
应精心配置补偿函数以确保在尽可能大的范畴内均能保证补偿精度。
3.2差压式水位表应充分考虑平稳容器下取样管参比水柱温度对水位测量的阻碍。
应采纳参比水柱温度稳固、接近设定温度的平稳容器，或采纳经实践证明有成功应用体会的参比水柱温度接近饱和温度的平稳容器。
必要时也可装设能反映参比水柱温度的温度计，监视与设计修正温度的偏差，及由此产生的水位测量的附加误差。
4汽包水位测量装置的安装4.1每个水位测量装置都应具有独立的取样孔。
不得在同一取样孔上并联多个水位测量装置，以幸免相互阻碍，降低水位测量的可靠性。
当汽包上水位测量取样孔不够时，可采纳在汽包上已提供的大口径取样管中插入1〜2个取样管的技术增多取样点。
当采纳此方法时，应采取适当措施防止各个取样系统互相干扰。
不宜采纳加连通管的方法增加取样点4.2水位测量装置安装时，均应以汽包同一端的几何中心线为基准线，采纳水准仪精确确定各水位测量装置的安装位置，不应以锅炉平台等物作为参比标准。
4.3安装水位测量装置取样阀门时，应使阀门阀杆处于水平位置。
4.4水位测量装置在汽包上的开孔位置应按照锅炉汽包内部结构、布置和锅炉运行方式，由锅炉制造厂负责确定和提供。
取样孔应尽量躲开汽包内水汽工况不稳固区（如安全阀排气口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等），若不能躲开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。
应优先选用汽、水流稳固的汽包端头的测孔或将取样口从汽包内部引至汽包端头。
电极式水位测量装置的取样孔应躲开炉内加药阻碍较大的区域。
作为锅炉运行中监视、操纵和爱护的水位测量装置的汽侧取样点不应在汽包蒸汽导管上设置。
4.5汽包水位计的取样管孔位置,汽侧应高于锅炉汽包水位停炉爱护动作值，水侧应低于锅炉汽包水位停炉爱护动作值，并有足够的裕量。
4.6三取二或三取中的三个汽包水位测量装置的取样孔不应当设置在汽包的同一端头，同一端头的两个取样口应保持400mm 以上距离。
三个变送器安装时应保持适当距离。
4.7差压式水位测量装置的单室平稳容器应采纳容积为300〜800ml的直径为约100mm 的球体或球头圆柱体。
4.8差压式水位表安装汽水侧取样管时，应保证管道的倾斜度不小于1：10 0，关于汽侧取样管应使取样孔侧低，关于水侧取样管应使取样孔侧高。
4.9汽水侧取样管和取样阀门均应良好保温。
平稳容器及容器下部形成参比水柱的管道不得保温。
引到差压变送器的两根管道应平行敷设共同保温，并按照需要采取防冻措施，但任何情形下，拌热措施不应引起正负压侧取样管介质产生温差。
三取二或三取中的三个汽包水位测量装置的取样管间应保持一定距离，且不应将它们保温在一起。
电极式汽包水位测量装置的排水管不应与取样管紧挨并排布置。
4.10就地水位计的安装。
4.10.1就地水位计的零水位线应比汽包内的零水位线低，降低的值取决于汽包工作压力。
若现役锅炉就地水位计的零水位线与锅炉汽包内的零水位线相一致，应按照锅炉汽包内工作压力重新标定就地水位表的零水位线，具体降低值应由锅炉制造厂负责提供。
当采纳的就地水位计内部水柱温度能始终保持饱和水温时，表计的零水位线应与汽包内的零水位一致。
4.10.2安装汽水侧取样管时，应保证管道的倾斜度不小于1：100，关于汽侧取样管应使取样孔侧高，关于水侧取样管应使取样孔侧低。
4.10.3汽水侧取样管和取样阀门应良好保温。
5汽包水位测量和爱护的运行爱护5.1汽包水位测量装置应定期利用停炉机会按照汽包内水痕迹或其它有效的方法核对水位表（计）计的零位值。
锅炉启动时应以电极式汽包水位测量装置为要紧监视外表；锅炉正常运行中应经常核对各个汽包水位测量装置间的示值偏差，当偏差超过30mm 时应尽快找出缘故，进行排除。
5.2差压式水位测量装置进行温度修正所选取的参比水柱平均温度应按照现场环境温度确定，在运行中应紧密监视，当实际参比水柱温度值偏离设置的修正参比值而导致的水位误差过大时，应对修正回路进行重新设定。
5.3锅炉启动前应确保差压式水位测量装置参比水柱的形成。
5.4应紧密监视炉水导电度的变化。
当炉内加药专门导致炉水导电度高报警时，应紧密监视并及时排除，防止电极式水位测量装置误发报警而使水位爱护误动作。
5.5锅炉汽包水位爱护5.5.1 锅炉水位爱护未投入，严禁锅炉启动。
5.5.2锅炉汽包水位爱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。
5.5.3锅炉汽包水位爱护的整定值和延时值随炉型和汽包内部结构不同而异，具体数值应由锅炉制造厂负责确定，各单位不得自行确定。
《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》编制讲明国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（简称《要求》）和《国家电力公司电站锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用若干规定（试行）》（简称《规定（试行）》）颁发以来，对提升锅炉运行安全性，防止锅炉汽包满缺水事故发挥了重要作用。
然而，按照近年来实践，《要求》和《规定（试行）》中的某些条款在实施过程中较难操作。
此外，随着汽包水位测量技术的进展，也需要对《规定（试行）》进行重新修订，以形成正式规定。
由于国家电力公司差不多解散，经与华能国际电力公司、大唐国际电力公司、中国电力投资集团公司、中国华电集团公司、国电电力集团公司和北京国华电力公司协商，决定由电力行业热工自动化标准化技术委员会负责编制《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》（简称《技术规定》）。
《技术规定》（送审稿）于2004年9月11日完成，随后，电力行业热工自动化标准化技术委员会于2004年9月15日在京主持召开了《技术规定》（送审稿）审查会，参加会议的有华能国际电力公司、中国电力投资集团公司、中国华电集团公司、北京国华电力公司、北京联合电力投资公司、河北省和河南省电力公司、东北电科院、华北电科院和河南电力试验研究所、华北电力设计院以及九个发电厂和二个汽包水位测量装置的制造厂，共计23个单位的23 名专家，会议经认真审议，原则同意送审稿，也提出了一些修改意见，按照会议意见，对送审稿进行修改后，完成了报批稿。
本标准与《规定（试行）》要紧差异如下：1．本标准适用于新建火力发电厂的汽包锅炉，也适用于已投运锅炉，关于某些要求仅适用于新建汽包锅炉时，将在条文中专门明确讲明。
《规定（试行）》仅适用于超高压和亚临界汽包锅炉，本标准扩大到高压汽包锅炉，要紧考虑高压锅炉满缺水事故造成的危害也是十分严峻的缘故。
2．《规定（试行）》提出5 套配置方案。
本标准配置数量有所增加，要紧考虑有四方面：1）国内外许多规程，专门是安全准则均要求重要爱护和操纵功能分开；2）电极式水位测量装置技术有较大突破，有些产品差不多历较长时刻和较多应用证明安全可靠，能排除汽包压力阻碍，全程测量水位精确度高，能确保从锅炉点火起就能够投入水位爱护；3）平稳容器技术也有较大突破，有些产品也能保证差压式水位测量装置的测量精确性、稳固性，并确保启动时投入水位爱护；4）多测孔接管技术取得体会，当锅炉汽包上水位测孔不够时，可用多测孔接管技术解决。
3．本标准强调“汽包水位操纵和爱护应分别设置独立的操纵器” ，以符合重要爱护和操纵功能独立性原则。
按照三冗余信号独立性原则，为确保冗余功能真正发挥作用，标准强调三冗余测量系统应从测孔、取样管、水位测量表计（或变送器）、补偿用汽包压力变送器、输入/输出通道均应满足独立性原则。
4.为确保DCS及其供电UPS故障时确保值班人员在操纵室仍能监视水位，本标准增加了“在操纵室，除借助DCS 监视汽包水位外，至少还应当设置一个独立于DCS 及其电源的汽包水位后备显示外表（或装置）”。
5.明确要求所有电极式测量装置、差压式变送器的信号间应当设置水位偏差报警，当任意二个水位信号偏差超过30mm 时应赶忙判别发生故障的测量装置，或者确定是否是运行不当造成的，以便尽快排除。
6.为了及时排除不正确测量信号导致操纵和爱护误动，DCS 设计时应精心配置量程范畴、变化速率等坏信号检查手段。
7.关于差压水位表的平稳容器，“应充分考虑平稳容器下取样管参比水柱温度对水位测量的阻碍” 。
标准提出了两个方案：①“采纳参比水柱温度稳固、接近设定温度的平稳容器”，例如，将单室平稳容器正压侧取样管水平延长一段后再向下，以排除参比水柱显现不可控的温度梯度。
②“采纳经实践证明有成功应用体会的参比水柱温度接近饱和温度的平稳容器”。
8．本标准中除坚持《规定（试行）》中要求“每个水位测量装置应具有独立的取样孔”外，按照最新技术进展，明确提出“当汽包上水位测量取样孔不够时可采纳在汽包上已提供的大口径取样管中插入1〜2个取样管的方法增多取样点”，但“不宜采纳联通管的方法增多取样点” ，因为，后者违反了取样孔独立性原则，而且对取样测量准确性有阻碍。