火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定
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
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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
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福建省龙岩发电有限责任公司。
(完整版)锅炉汽包水位测量原理的介绍
二、双室平衡容器
▪ 双室平衡容器 (简单双室平衡容器) 的结构如图 2所示 。
▪ 双室平衡容器的正压侧与单室平衡容器一样 ,维 持恒定水柱高度 ,负压侧置于平衡容器内 ,上部 比正压管下缘高 10 mm 左右 ,下部与汽包的水 室相连通 ,其水柱高度随着汽包水位的变化而变 化 。双室平衡容器的优点是内外 2 根管内水的 温度比较接近 ,减少了采用单室平衡容器因正负 压取样管内水的密度不同所引起的测量误差 ,但 是 ,由于平衡容器内的温度远远低于汽包内的温 度 ,故负压管内的水位比汽包实际水位偏低 ,因 而产生测量误差 。当汽压和平衡容器环境温度 变化时 ,此误差是个变数 。双室平衡容器的水 位测量关系式与单室平衡容器相同 。
▪ 由此可见，锅炉汽包水位的控制是十分重要的。
第二章 汽包水位的测量方式
火力发电厂中在汽包水位的测量中经常采 用的方法为双色水位计、差压式水位计以及电 接点水位计。其中双色水位计用到就地显示， 利用工业电视技术在主控实现监视；差压式水 位计最为常用，作为水位调节的被调参数；因 为电接点式水位计在汽包水位的测量中用的较 少，本章着重介绍双色水位计和差压式水位计。
输出的差压Δp 比较稳定 ,测量较准确 ; 当汽压 下降时 (即使此时的水位保持不变 , 正压侧压 力 ( p+) 变化不大) , 负压侧的压力( p-) 将显著
增大 ,致使平衡容器输出差压减小 ,水位表指 示偏高 。
▪ 由图 1 可以得到水位测量关系式 :
▪ Δp = p + - p(1)
= L (ρc- ρs) g - H (ρw-
ρs) g
▪或
H ≤L (ρc- ρs) g – ΔＰ≥ (ρw- ρs) g(2)
▪
图 1 和式 ,kg/m3;
汽包水位测量系统改造
２０ ０ ８年 第 ４期
《 州 电 力技 术》 贵
（ 第 １６期 ） 总 ０
汽包 水位 测 量 系 统改 造
清镇发电有 限公 司 李 焰 ［５ ４ ８ ５１１］
１ 现状
２０ ０５年根据 《 电集 团 热 控专 家 查评 组 报 告 》 华
经 实践 证明有 成功 应用 经验 的参 比水柱 温度接 近饱 和温 度 的平衡 容 器 。必 要 时 也可装 设能反 映参 比水
口 ｌ
柱 温度 的温度 计 ， 视 与设 计修 正 温度 的偏 差 ， 由 监 及
此 产生 的水位 测量 的 附加误 差 。 ２ ４汽包 水位 测量 装 置的 安装 ． （ ）因汽 包 上水 位 测 量 取 样 孔不 够 ， 用在 汽 １ 采
① 锅 炉 汽包 应 装设 ３套 差 压式 水 位 测 量装 置
和 ３套 电极式 水位测 量装 置。
② 锅 炉 汽包 水 位控 制 应 分别 取 自 ３个 独立 的
１ 一双 色 水 位 计 ； ２ 平 衡 穷 人 器 ； ３ 羞 压 变 送 器 ； 一 －
４ 水 位 筒 体 ；５ 一 一电 接 点 二 次 表
差压 变送 器进行 “ 三取 中” 的信号 。３个 独 立 的差 后 压变送 器 信号应 分别通过 ３个独 立 的输 入／ 出 （／ 输 Ｉ ， Ｏ） 件或 ３条独立 的现场 总线 ， 模 引入 分散 控制 系统 （Ｃ） Ｄ Ｓ 的冗余 控制器 。 ③ 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 置进行 “ 取二 ” 三
变送 器 。
⑤ 水位测量的差压变送器信号间、 电极式测量 装置信号间 ， 以及差压变送器的信号间应在 Ｄ Ｓ中 Ｃ
火电厂汽包水位测量及误差分析
火电厂汽包水位测量及误差分析王志强【摘要】汽包水位信号的准确测量直接关系到机组的安全稳定运行及汽水调节的品质,是机组安全、稳定运行的重要保证,因此需要采取必要措施提高汽包水位的测量精度并减少测量误差.本文介绍了汽包水位常用的测量方法、汽包水位测量误差产生的原因以及因汽包压力及取样管温度引起的水位测量误差的校核计算方法,提出了适用于发电厂汽包水位校核计算及实际补偿的通用原理和试验方法.【期刊名称】《北华航天工业学院学报》【年(卷),期】2013(023)004【总页数】3页(P24-25,28)【关键词】汽包水位测量;误差补偿;误差分析【作者】王志强【作者单位】辽宁大唐国际阜新煤制天然气有限责任公司,辽宁阜新123000【正文语种】中文【中图分类】TM621.20 引言汽包水位测量的准确性直接关系到锅炉运行的经济性与安全性,因此汽包水位的测量对自然循环汽包炉的运行十分重要。
锅炉的汽包水位过高将会使蒸汽品质恶化,从而造成设备损坏,甚至会引起超温爆管。
而汽包水位过低将会造成汽包变形损坏或水冷壁大面积爆破等重大事故。
汽包水位的准确测量是对锅炉汽包水位进行准确控制的前提,而高温高压锅炉汽包水位的准确测量一直是个难以解决的难题。
1 常用的锅炉汽包水位测量方法火电生产过程中常用的液位测量设备有:差压水位计、云母水位计和电接点式水位计。
下面对采用上述三种水位计进行液位测量的方法进行简单介绍。
1)云母水位计:该水位计本质上是一个连通器,它具有结构简单、显示直观的特点,是锅炉汽包常用就地显示水位表。
这种水位计的误差与云母水位计的温度、汽包工作压力、测量基准线位置、汽包内的重量水位等因素有关,其中云母水位计的温度是造成云母水位计测量误差的根本原因。
2)电接点水位计:电接点水位计能够将水位高度直接转换成相应数目触点的通断信号。
这种类型的水位测量仪表具有结构简单、时延小、可靠性高、显示直观、测量信号可远距离传输等优点。
因此,电接点水位计在火力发电厂的水位测量系统中应用十分广泛。
第五章 锅炉汽包水位的测量
第三节
差压式水位计
一、水位—差压转换原理 它是静压式液位测量仪表，在汽包水位、高加 水位、除氧器水位测量中都能得到应用。 水位—差压转换装置又称平衡容器，形成恒定 的水静压力，并与被测水位形成的水静压力相互比 较，输出二者的差值。
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二、简单平衡容器
设a—P+侧水柱的密度； s—汽包内饱和蒸汽的密度； w—汽包内饱和水的密度； H—汽包水位。
液位测量
第一节 第二节 第三节 第四节
水位测量的基本知识 就地水位计 差压式水位计 电接点水位计
第一节
水位测量的基本知识
一、水位的概念 以设备或者容器的底面作为参考平面时，气体 和测量液体间的界面与参考平面间的高度。
二、锅炉汽包水位测量的意义 为水位自动调节系统提供水位信号，及时调节 过高或过低的水位，以避免蒸汽品质变坏或水循环 恶化，以免造成严重事故。
5、优缺点及适用场合 ①优点： 指示最准确，可靠性高。 ②缺点： 只能就地读取数据，不能实现信号的远传，无 法作为水位自动调节系统的输入信号。 ③适用场合： 做于电接点水位计和差压式水位计的校验仪表， 也可供巡视员现场读数，还可通过远程录像监控在 集控室内观察其读数。
二、双色水位计 在云母水位计的基础上辅以光学系统，利用光 进入蒸汽和水产生不同的折射现象，将云母水位计 的汽水两相无色显示变成红绿两色区分水与蒸汽。
第二节 就地水位计
一、云母水位计 1、结构 云母水位计是锅炉汽包一般都装设的就地显示 水位表。它是一连通器，结构简单，显示直观。
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2、工作原理 按照连通器液柱静压平衡的原理：
设 ρs —汽包内饱和蒸汽的密度；
锅炉汽包水位控制系统(过程控制仪表课程设计)
过程控制仪表课程设计题目锅炉汽包水位控制系统指导教师高飞燕班级自动化071学号20074460107学生姓名丁滔滔2011年1月5号附录：仪表配接图 (20)锅炉汽包水位控制系统1.系统简介：控制系统一般由以下几部分组成图1 自动控制系统简易图锅炉水位系统如下图：图2 单冲量控制系统原理图及方框图其单位阶跃响应图如下：图3 蒸汽流量干扰下水位阶跃曲线通过电容式液位计将检测来的液位信号变送给成标准信号，再输送给控制器，调节器再通过执行机构和阀来控制进水量，从而达到自动控制锅炉水位。
2．锅炉控制系统：2.1锅炉：锅炉是火力发电厂中主要设备之一。
它的作用是使燃料在炉膛中燃烧放热，井将热量传给工质，以产生一定压力和温度的蒸汽，供汽轮发电机组发电。
电厂锅炉与其他行业所用锅炉相比，具有容量大、参数高、结构复杂、自动化程度高等特点。
2.2过热器和再热器：蒸汽过热器是锅炉的重要组成部分，它的作用是将饱和蒸汽加热成为具有一定温度的过热蒸汽，并要求在锅炉负荷或其他工况变动时，保证过热气温的波动处在允许范围内。
提高蒸汽初压和初温可提高电厂循环热效率，但蒸汽初温的进一步提高受到金属材料耐热性能的限制。
蒸汽初压的提高随可提高循环热效率，但过热蒸汽压力的进一步提高受到汽轮机排气湿度的限制，因此为了提高循环热效率及降低排气湿度，可采用再热器。
通常，再热蒸汽压力为过热蒸汽压力的20%左右，再热蒸汽温度与过热蒸汽温度相近。
过热器和再热器内流动的为高温蒸汽，其传热性能差，而且过热器和再热器又位于高烟温区，所以管壁温度较高。
如何使过热器和再热器管能长期安全工作是过热器和再热器设计和运行中的重要问题。
在过热器和再热器的设计及运行中，应注意下列问题:⑴运行中应保持汽温的稳定，汽温波动不应超过±（5～10）℃。
⑵过热器和再热器要有可靠的调温手段，使运行工况在一定范围内变化时能维持额定的汽温。
⑶尽量防止和减少平行管子之间的偏差。
2.3省煤器和空气预热器：省煤器和空气预热器通常布置在锅炉对流烟道的尾部，进入这些受热面的烟气温度已较低，因此常把这两个受热面称为尾部受热面或低温受热面。
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。
关于锅炉汽包水位监控保护安全问题及对策
关于锅炉汽包水位监控保护安全问题及对策分析汽包水位测孔与一次测量装置问题对监控保安系统的影响,已成为系统完善与提升可靠性的主要障碍, 在实施DCS改造时应同步解决之。
提出针对性技改目标与要求。
华能淮阴电厂应用‘水位多测孔接管’技术, 解决了测孔过少、取位不当问题, 以及使用‘电接点水位计高精度取样测量筒’解决汽包水位准确可靠测量的问题。
1.汽包水位监控保护系统的安全分析汽包水位是锅炉最重要的安全参数。
监控保安系统由水位仪表、自动调节、信号报警和停炉保护等几个子系统组成, 保证锅炉设备及水位运行的安全。
只要处于可靠的工作状态, 汽包水位自动调节系统就可每分每秒、忠实地将水位准确地钳制在同意的范围内。
水位参数正常就意味着安全。
因此, 水位自动调节也是一个安全系统。
水位高2值联锁保护即: 当水位升高至“高2值〞时自动打开事故放水门, 向排污扩容器放水, 使水位降低至“高1值〞以下时自动关闭事故放水门。
水位低2值联锁保护即: 当水位降低至“低2值〞时自动关闭连续排污总门, 当水位高于“低1值〞时自动打开连续排污总门。
这两种水位工况自动控制实际上是“二位式〞自动调节保安系统。
事故放水管口的口径较大, 又是向排污扩容器放水, 故放水流量很大。
当水位升高至定值时, 只要能可靠地自动打开事故放水门, 就能使水位快速回降, 避免汽包满水。
由于放水管口位于“0水位〞高度, 水位只能回降至“0水位〞, 如放水门拒关, 仅持续对排污扩容器放汽, 不会造成缺水事故。
因此该保护能较可靠地将水位钳制在“0水位〞与“高2值〞之间。
可见, 该保护的拒动概率应不大于误动概率, 在系统可靠性制定时必须予以注意。
因为连续排污管口的口径较小、实际运行中的连续排污量与给水流量相比很小, 所以低2值保护防止汽包缺水的能力有限。
由于某种原因, 水位高过“高2值〞, 且自动打开事故放水门保护拒动, 水位将高至厂家认为可能危及锅炉安全的“高3值〞时自动停炉, 称“高水位停炉保护〞, 又称“满水停炉保护〞。
DL_T_589-1996_火力发电厂燃煤电站锅炉的热工检测控制技术导则
锅炉炉膛安全监控系统(装置)可由FSSS装置制造厂提供或由锅炉厂配供。
4.8.1 容量为670t/h等级的锅炉应具有：
a)全炉膛火焰监视保护功能；
b)炉膛压力(正、负压)保护功能；
c)炉膛吹扫闭锁功能；
d)除就地点火功能外，还必须有远方点火功能以及单个点火器的顺序吹扫功能。
e)性能考核验收。
6 技术文件和图纸
6.1 供方向需方及设计院提供的正式有效技术文件、图纸应包括下列内容：
——锅炉说明书，包括锅炉结构、运行参数、运行方式、技术特性、热力计算以及联锁保护要求等；
——随锅炉供应的仪表，保护与控制装置等设备的供货清单(包括每项设备的型号、规范、数量及安装地点)；
GB6388—86运输包装收货标志
GB7350—87防水包装技术条件
GBJ93—86工业自动化仪表工程施工及验收规范
DLGJ116—93锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定
JJG001—91常用计量名词术语及定义
SD268—88燃煤电站锅炉技术条件
c)锅炉自动点火装置。
5.3.2 现场验收项目应包括：
对零散设备：
a)开箱验收；
b)外观检查；
c)性能测试验收。
对成套装置设备：
a)开箱验收；
b)外观检查；
c)系统开环调试验收；
d)系统带负荷调试验收；
f)当采用直吹式制粉系统时，可装设单套制粉系统正常顺序启停及“快速减负荷”(RB)时自动停止燃烧器的控制系统。
4.9 随本体供应的二次风分风门、周界风门及其执行机构、电动阀门应质量好，并能保证远方操作时关得严、打得开。随阀门带的行程开关应能可靠动作，能适应各种现场运行环境，严密性好，能正确反映阀门打开和阀门关闭状态。
锅炉汽包水位测量误差的原因分析和处理措施
锅炉汽包水位测量误差的原因分析和处理措施摘要：汽包水位是电厂的主要监控参数之一，正确测量汽包水位是锅炉安全运行的保证。
由于运行及维护不当等原因，导致汽包水位测量存在测量值及实际值不符的情况，影响机组安全、稳定运行。
关键词：锅炉；汽包水位；测量误差；原因；措施；分析1导言近些年,锅炉汽包的安全性饱受争议,也经常发生一些事故,带来较大的经济损失和人员伤亡。
因此,要全面控制好锅炉汽包的水位监测工作,确保锅炉的使用安全。
2锅炉汽包的原理锅炉汽包,也被称为锅筒。
汽包是锅炉非常重要组成部分,主要位于锅炉的顶端,由封闭头和简要的外体焊接组装而成。
在汽包内部,主要分成两个空间,即汽室和水室。
汽包的作用主要是将水蒸气进行净化,在对下降管道进行供水的同时,保证锅炉内部的正常的水循环系统。
而水循环系统主要涵盖汽包、上升管道、下降管道以及箱体。
为了保证水循环,汽包中就必须保持稳定的水位,这也就是对汽包进行水位监测的意义。
如果汽包工作出现异常,则直接影响水循环,进而影响锅炉的正常工作,甚至带来严重的安全威胁。
3锅炉汽包水位测量的作用锅炉汽包的水位测量是对锅炉正常运行的最直接影响因素,也是控制锅炉质量安全的监控手段，维持汽包水位在一定范围内是保证锅炉和汽轮机安全运行的必要条件。
首先,通过锅炉汽包的水位测量,可以直观地了解锅炉内部的水量多少,从而保证锅炉的水循环有序进行。
其次,汽包水位测量还可以有效地保证锅炉的蒸汽质量,保证水位正常。
进而通过蒸汽和水分分离装置,结合有效的排污设备,形成较为高品质的蒸汽,以供需求。
如果汽包水位过高，直接影响汽水分离的效果，使饱和蒸汽湿度增大，含盐量增多。
当水位高到一定程度时，蒸汽就要带水，而水中含盐浓度远比蒸汽的高，致使蒸汽品质恶化，盐类将在过热器管壁上结垢，导致过热器管被烧坏、爆破，严重时会导致汽轮机进水。
若汽包水位过低，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。
火力发电厂汽包水位测量原理及相关标准讲解
• ２.水位测量装置的安装 • ２.１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，以避免相互影响，降低水位测量的可靠性。 • ２.２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，采用水准仪精确确 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。 • ２.３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，水位测量装置汽侧取样 管与水侧取样管间可加装连通管。 • ２.４水位测量装置的开孔位置、取样管的管 径应根据锅炉汽包内部部件的结构，布置和锅 炉的运行方式，由锅炉制造厂负责确定和提供
禁止在连通管中段开取样孔作为差压 式水位测量装置的汽水侧取样点图3 连通管 中段开取样孔的示意图
• 汽水侧取样管、取样阀门和连通管均应良 好保温。平衡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．1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根据现场环境温度确定， 并且应定期根据环境温度变化对修正回路进行 设定。 ３．2锅炉启动前，应确保差压式水位测量装置 参比水柱的形成。锅炉汽包水位的监视应以差 压式水位测量装置显示值为准。 ３．3定期(每班)核对额定汽压下差压式水位测量 装置零水位与就地水位表的零水位，若其偏差 过大，应以额定汽压下就地水位表的零水位为 基准，校正差压水位测量装置的零水位。
第二章 汽包水位的测量方式
火力发电厂中在汽包水位的测量中经 常采用的方法为双色水位计、差压式水位 计以及电接点水位计。其中双色水位计用 到就地显示，利用工业电视技术在主控实 现监视；差压式水位计最为常用，作为水 位调节的被调参数；因为电接点式水位计 在汽包水位的测量中用的较少，本章着重 介绍双色水位计和差压式水位计。
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。
DL／T517200火力发电厂热工控制系统设计技术规定DL／T517200精选文档
ICS 27．100P61 备案号；J224－2019中华人民共和国电力行业标准DL/T5175 －2019火力发电厂热工控制系统设计技术规定Technical rule for designing thermodynamic controlsystem of fossil fuel power plant 2019－01-09 发布2019－06－01 实施中华人民共和国国家经济贸易委员会发布目次、八―丄前言 --------------------------------------------------------- 11 范围 -------------------------------------------------------------- 22 规范性引用文件 -------------------------------------------------- 33 总则； ----------------------------------------------------------- 44 一般规定--------------------------------------------------------- 55 模拟量控制------------------------------------------------------- 85．1 模拟量控制功能 (8)5．2模拟量控制项目 (10)6 开关量控制------------------------------------------------------- 146．2 顺序控制 (14)6．3 连锁 (15)6．4 远方控制 (17)7 设备选择 ----------------------------------------------------------- 197．1 一般规定 (19)7．2 常规设备选择 (19)附录A ---------------------------------------------------------------- 21 （规范性附录） (21)本标准用词说明 (21)1 范围 -------------------------------------------------------------- 243 总则- ---------------------------------------------------------------- 25 4．一般规定--------------------------------------------------------- 265 模拟量控制------------------------------------------------------- 285．1 模拟量控制功能 (28)5．2 模拟量控制项目 (30)5．3 模拟量远方操作 (31)6 开关量控制------------------------------------------------------- 326．1 开关量控制功能 (32)6．2 顺序控制 (32)6．3 连锁 (33)6．4 远方控制 (33)7 设备选择 ---------------------------------------------------------- 357．1 一般规定 (35)7．2 常规设备选择 (35)本规定是DL 5000-2000 《火力发电厂设计技术规程》热工自动化部分的补充和具体化，在热工控制系统设计时应执行《火力发电厂设计技术规程》以及现行的有关国家标准和行业标准，并满足本规定的要求。
在役电站锅炉汽包的检验评定及处理规程(DL440-91)
中华人民共和国电力行业标准在役电站锅炉汽包的检验、DL440—91评定及处理规程中华人民共和国能源部1991-09-16批准1992-05-01实施1总则1.1为加强火力发电厂锅炉汽包的安全监察，保证安全运行，延长使用寿命，保障人身和国家财产的安全，特制订本规程。
1.2本规程仅适用于火力发电用锅炉出口过热蒸汽压力等于或大于3.82MPa(表压)的在役锅炉汽包。
过热蒸汽压力小于3.82MPa(表压)的在役锅炉汽包可参照执行。
1.3火力发电厂在役锅炉汽包的检验、安全性评定及修复处理等工作必须遵守本规程。
1.4火力发电厂用锅炉汽包的设计、制造、安装和运行必须符合现行有关技术条件和规程的规定。
2检验2.1在役锅炉汽包的检验分定期检验和非定期检验。
一般应根据电力生产的特点，结合机组的大、小修进行。
2.2在役锅炉汽包定期检验的种类和时间间隔规定如下：2.2.1外部检验：每年不少于一次，结合安全检查或计划小修进行。
2.2.2内部检验：投产运行5万h后进行第一次检验，以后每2～3年检验一次，结合计划大修进行，其检验内容应列入锅炉检修工艺规程。
2.2.3超压试验：一般每6年一次，根据设备的具体技术状况，经省(自治区、直辖市)电力局锅炉监察部门的同意，亦可适当延长或缩短超压试验的间隔时间。
超压试验应结合计划大修进行，可作为大修中的一个特殊项目列入。
2.3除定期检验外，有下列情况之一时也应该进行内、外部检验和超压试验：2.3.1汽包停用1年以上需要恢复运行时。
2.3.2发生有可能影响汽包强度的事件(如地震、基础变化等)时。
2.3.3对汽包进行重大修复处理时。
2.3.4根据运行情况对汽包的安全性发生怀疑时。
2.4汽包外部检验的内容包括：2.4.1汽包的保温层应完好。
2.4.2汽包有无明显的残余变形或渗漏迹象，如果有则应查明原因。
2.4.3安全阀、压力表、温度表、水位表及保护装置应符合SD167—85《电力工业锅炉监察规程》的有关规定。
火力发电厂350MW机组集控运行的汽水系统与锅炉控制
火力发电厂350MW机组集控运行的汽水系统与锅炉控制摘要：火力发电厂350MW机组集控的汽水系统及锅炉设备有效控制将进一步解决火力发电厂设备运行管理的安全性及技术性问题，是现阶段火力发电厂发展建设所需研究的主要课题之一。
本文将根据火力发电厂350MW机组集控运行特点，对其汽水系统与锅炉设备控制问题进行分析，并制定合理化的问题解决方案，以此为火力发电厂的350MW机组集控系统科学化运用提供相关的建设性建议。
关键词：火力发电厂；350MW；集控运行；汽水系统；锅炉引言现今，火力发电系统应用逐步广泛，不仅局限于大环境下的电力网络应用，同时在大型企业内部及基础设施建设方面运用频次也进一步增加，使之成为各地区现代化发展建设的重要内涵。
火力发电的350MW机组集控系统应用较为普遍，是现代火力发电发展的主要技术应用方向，尤其是对汽水系统及锅炉设备的合理化控制，使火力发电厂实际发电生产效率得以有效提升，为火力发电厂电力资源配置与应用创造了有利的技术应用环境。
一、火力发电厂350MW机组集控汽水系统运行现状与问题火力发电厂对于发电效率的要求相对较高，为提高发电功效，通常需要采用集控运行设计对单元机组进行一体化控制，尤其对于350MW发电机组而言，可有效的降低设备运行成本并提高人员配置合理性，避免不必要的火力资源浪费。
虽然火力发电厂的集控设计优势明显，但在控制细节上仍存在一定的问题，从而影响到火力发电厂350MW机组运行的稳定性及时效性。
（一）350MW机组运行再热汽温度控制与应用再热汽温控制主要目的在于提高机组运行热循环效率，避免机组设备出现老化及能源浪费，有效控制机组运行能耗，确保设备能够在良好的环境温度下正常运转。
在热汽温的调节目前有喷水减温法、汽汽热交换器法、烟气再循环法、分割烟道挡板调节法和调节火焰中心位置法五种。
由于烟气挡板具有设备安全简单，控制灵活，无额外的辅助动力要求，能够双向调温的特点，作为机组稳定运行时的主要调节手段得到了广泛应用，同时在机组启动初期和事故情况下辅以喷水减温调节。
26 浅析汽包水位测量系统配置及运行一般问题的分析处理
浅析汽包水位测量系统配置及运行一般问题的分析处理马永卫（浙江浙能金华燃机发电有限责任公司）1 汽包水位测量系统配置电厂汽包的主要功能是汽水分离和储水。
研究锅内过程、设计汽包内部装置，需要能反映汽包内实际工况的参数——汽包实际水位。
实际水位就是汽水模糊层湿度沿高度变化曲线的拐点面。
在汽水模糊层断面上，从下至上湿度分布不同，湿度变化曲线的中间有拐点，拐点的湿度变化率最大，好象饱和水和饱和汽在拐点发生了形态突变。
这是汽水模糊层突出的物理特征，也是汽包水位的基本特征。
无数个拐点组成曲面。
曲面上下的介质湿度突变。
曲面就类似于汽水界面，将汽包分为汽室和水室。
因此，公认的汽包内的实际水位定义是，汽、水混合层湿度沿高度分布曲线的拐点面。
实际水位长期在稳定的区域内运行，必然在汽包内壁上形成高度为100~150mm水迹带，水迹中心线可近似代表实际水位运行线。
汽包水位监控的任务是：将水位控制在0线附近，使饱和蒸汽品质最佳；事故水位时手动或自动停炉；特殊操作监控，如停炉后汽包满水快冷的上水操作和满水状态的监视，缺水停炉后及时判断可否补水，尽快恢复运行等。
满足汽包水位安全监控和事故处理的需求是水位测量技术进步的动力。
仪表行业采取化难为易的策略，针对监视、自动调节、保护的不同功能系统要求，研制了各种水位计，形成水位计多样化。
显然，监控保护系统设计应针对水位计的现状，扬长避短，按不同功能需求优选、冗余配置水位计汽包水位的测量方式主要有两种，一是根据参比水柱高度差值的原理测量，使用差压计将汽包水位对应的水柱所产生的压强与参比水柱所产生的压强进行比较，根据测得的差压值同时加入温度压力补偿后转换为汽包水位，差压式水位测量装置使用该方法。
二是根据连通管测量原理，直接测量汽包水位，就地玻璃管或云母水位计及电极式水位计使用该方法。
长期以来，水位计测量与配置问题导致运行人员误判断、误操作，水位预警失灵，停炉保护拒动，造成锅炉重大水位事故，而保护误动事故更多。
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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 Plant 2004-10-20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。
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。
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设计汽包压力对水位-差压转换关系影响的补偿。
应精心配置补偿函数以确保在尽可能大的范围内均能保证补偿精度。
3.2 差压式水位表应充分考虑平衡容器下取样管参比水柱温度对水位测量的影响。
应采用参比水柱温度稳定、接近设定温度的平衡容器，或采用经实践证明有成功应用经验的参比水柱温度接近饱和温度的平衡容器。
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，以避免相互影响，降低水位测量的可靠性。
当汽包上水位测量取样孔不够时，可采用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。
当采用此方法时，应采取适当措施防止各个取样系统互相干扰。
不宜采用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，采用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根据锅炉汽包内部结构、布置和锅炉运行方式，由锅炉制造厂负责确定和提供。
取样孔应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区(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)，若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。
应优先选用汽、水流稳定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避开炉内加药影响较大的区域。
作为锅炉运行中监视、控制和保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保护动作值，水侧应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，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衡容器应采用容积为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1：100，对于汽侧取样管应使取样孔侧低，对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。
平衡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，并根据需要采取防冻措施，但任何情况下，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，应根据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。
当采用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，对于汽侧取样管应使取样孔侧高，对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 汽包水位测量和保护的运行维护5.1 汽包水位测量装置应定期利用停炉机会根据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主要监视仪表；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时应尽快找出原因，进行消除。
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根据现场环境温度确定，在运行中应密切监视，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 应密切监视炉水导电度的变化。
当炉内加药异常导致炉水导电度高报警时，应密切监视并及时排除，防止电极式水位测量装置误发报警而使水位保护误动作。
5.5 锅炉汽包水位保护5.5.1 锅炉水位保护未投入，严禁锅炉启动。
5.5.2 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。
5.5.3 锅炉汽包水位保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》编制说明国家电力公司《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，对提高锅炉运行安全性，防止锅炉汽包满缺水事故发挥了重要作用。
但是，根据近年来实践，《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发展，也需要对《规定(试行)》进行重新修订，以形成正式规定。
由于国家电力公司已经解散，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，根据会议意见，对送审稿进行修改后，完成了报批稿。
本标准与《规定（试行）》主要差异如下：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，对于某些要求仅适用于新建汽包锅炉时，将在条文中特别明确说明。
《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，主要考虑高压锅炉满缺水事故造成的危害也是十分严重的缘故。
2．《规定（试行）》提出5套配置方案。
本标准配置数量有所增加，主要考虑有四方面：1）国内外许多规程，特别是安全准则均要求重要保护和控制功能分开；2) 电极式水位测量装置技术有较大突破，有些产品已经历较长时间和较多应用证明安全可靠，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可以投入水位保护；3）平衡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、稳定性，并确保启动时投入水位保护；4）多测孔接管技术取得经验，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"汽包水位控制和保护应分别设置独立的控制器"，以符合重要保护和控制功能独立性原则。
根据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控制室仍能监视水位，本标准增加了"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）"。