DRZ／T 01-2004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。
锅炉汽包水位测量保护系统问题分析及改进措施
锅炉汽包水位测量保护系统问题分析及改进措施蒋健;孙长生;王蕙;丁俊宏【摘要】汽包水位是表征锅炉安全运行的重要参数,由于配置、安装、运行及维护不当的原因,导致汽包水位测量系统存在测量值与实际值不符的情况,不同表计间显示偏差大,保护信号取样不合理现象一直存在,是机组安全稳定运行的隐患.对浙江省火电厂汽包水位测量、水位保护投入状况进行深入现场调查,总结和分析了问题产生的原因,探讨并提出了消除这些问题的技术改进措施.【期刊名称】《浙江电力》【年(卷),期】2011(030)001【总页数】5页(P31-35)【关键词】火电厂;汽包水位;偏差分析;技术措施【作者】蒋健;孙长生;王蕙;丁俊宏【作者单位】浙江省电力试验研究院,杭州,310014;浙江省电力试验研究院,杭州,310014;浙江省电力试验研究院,杭州,310014;浙江省电力试验研究院,杭州,310014【正文语种】中文【中图分类】TK316汽包水位是表征锅炉安全运行的重要参数，水位测量值与实际值的偏差问题，是一直困扰火电机组热工测量与安全经济运行的难题。
通过对浙江省主力发电厂进行的水位测量问题专题调查，对一些汽包取样装置的安装位置进行标高核对，利用检修机会进入一些汽包内部检查汽包水位运行水迹线，进行汽包水位燃烧调整试验，并对省外一些发电厂进行了调研，在此基础上，提出了提高汽包水位测量系统运行可靠性的改进意见，以供参考。
1 存在的主要问题1.1 模拟量信号测量目前浙江省400 t/h及以上汽包炉共有57台，汽包水位模拟量测量的配置和控制、保护信号的提取方式，基本满足机组安全运行的需要，但运行中存在以下主要问题：（1）测量显示偏差。
不同变送器的显示值不一致，两侧显示偏差高的达100 mm，即使是同侧偏差，有时也高达几十毫米，且随着机组负荷变化而不同，很难找出变化规律。
（2）逻辑故障判断功能不完善。
部份机组不具备《防止电力生产重大事故的二十五项要求》中要求的汽包水位信号故障后的逻辑判断自动转换功能及水位和补偿用的汽包压力信号坏信号判别功能。
《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。
第一篇 汽包水位测量PPT课件
(1) 影响汽包水位计管内水柱温度变化的因素
• 2）汽包水位:高水位时，由于水位计中水柱高度增加，散热损失增加，同时汽柱高度减少，蒸汽凝结量减少， 因此，水柱的平均温度较正常水位时低，与饱和温度的差值增大；反之，低水位时，差值减少。据有资料 介绍，水位变化±50mm 时平均水温较正常水位时约有16～24℃的变化。
• 阶跃式显示是电极式水位计的固有特性，为了满足运行 监视要求，在常用监视段(±100mm)内电极设置密集 些，超出该范围时，分辨力可适当降低些，例如，按 19 个电极分布时，其电极位置设置为：0、±15、±30、 ±50、±75、±100、±150、±200、±250、 ±300mm。电极在测量筒上按120°分布，以保证筒体 强度和便于安装。
第18页/共23页ຫໍສະໝຸດ （三）电极式汽包水位测量装置
• 电极式(电接点式)汽包水位测量装置也是一种基于联通 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。
第6页/共23页
（ • 汽2包）工作汽压力包变工化时作，除压了力导致对水位水计位管内计水柱显温示度变值化，的即影ρa变响化而影 响水位计水位显示值外，还会引起ρw，ρs的变化而使测量产生偏差。当 汽包内实际水位H 值一定时，压力愈高，│ΔH│值愈大；压力愈低， │ΔH│值愈小。
• 如果汽包正常水位设计在H0 =300mm，而且运行时实际水位恰好在正常 水位线上，则水位计的示值偏差：在压力P=4.0Mpa 时，ΔH=-59.6mm； 在压力P=10Mpa 时，ΔH=-97.0mm；在压力P=14Mpa 时，ΔH=122.3mm；在压力P=16Mpa时，ΔH=-136.9mm。
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。
探究火电厂锅炉汽包水位测量系统问题及改进措施
探究火电厂锅炉汽包水位测量系统问题及改进措施
刘 磊
（ 秦皇 岛华 电测控设备有 限公 司， 河北 秦皇岛 ０ ６ ６ ０ ０ １ ） 摘 要： 火力发 电是 电力生产的重要方式 ， 而火电厂是我 国目前利 用的具有重要作 用的电力生产机构。就 目前的情 况而言 ， 我 国经济 发展 迅速 ， 用 电量较 大， 而 火力发 电作为传统 的发 电形式 ， 虽然对于环境存在一定的破坏性 但是 生产技 术较 为成熟 ， 在 目前的社会 生产 中， 对 于缓解能 源紧张而言不可或缺。所 以保证 火电厂的生产安 全意义重 大。在 火电厂的运行 中， 锅炉安全意义重大， 而汽包水位则是锅 炉安全的重要 表征 参数 ， 因此 ， 做好 汽包水位的测量 可以有效 的提 高锅 炉的运行安全 。本 文就 火电厂锅 炉汽 包水位测量 系统 问题和改进 措施进行探讨 ， 旨在提升 火电厂运行的安全性 。 关键 词 ： 火 电厂 ； 锅 炉 汽 包水 位 ； 测 量 系统 在火电厂电力生产的过程中 ，锅炉运行安全具有重要 的作用 。 ２ － ３积极地利用新 的测量技术 汽包水位作为锅炉安全的重要表征参数 ， 直 接影 响着对于锅可靠 性而 言也 情况 和维护措施 的掌控 。 在实际利用 中， 由于配置 、 安装或者是维护 有着重要的作用。 传统 的测量技术 因为受到仪器设备 的性能以及操 测量效果不甚理想 ， 在新 的环境下 ， 积极的利用电子 等原因 ， 会造成 汽包水位测量 的不准确 ， 而这种不准 确的直接后果 作手段 的影响 ， 便是 降低 了锅 炉运行 的安全性 。 所 以科学 的分析汽包水位测量 系统 技术和信息技术进行测量可 以有效的提升测量 的准确性。 从实践来 的问题 ， 并对相应的问题进行改进 措施 的探讨 。 看， 电子测量 和信 息测 量具有敏感性和灵活性 ， 而且 测量数据 的传 １汽包水位测量系统存在 的主要 问题 输具有实效 性 ， 这会对于汽包水 位的实际掌 控具有重要 的作用 。而 １ ． １模拟量信号测量问题 测量的数据 越准确 ， 火电厂锅炉 的运行安全越容 易掌握 。 结 束 语 ， 在 目前 的汽包水位测量 系统 中 ， 主要存在的 问题是模拟信号测 量 。从实践来 看 ， 模拟信号 的测量具有模糊性 。 换言之 ， 模拟信号 的 火电厂在 目前的电能生产中具有 重要的作用 ， 对 于缓解能源 紧 强弱处在不定期 的变换 当中，所 以要想进行 准确的模 拟信号测量 ， 张而言有着 巨大 的价值 。所 以保证火电厂的运行安全 ， 实现发 电工 积极 的分析锅炉运行 必须要有精准 的仪器设备或者是较为先进的测量方法 。 但是 目前的 作的正常运转意义巨大。为了实现这个 目标 ， 方法更 新较为缓慢 ， 新技 术利用也存在 问题 ， 所 以模拟信号 的测量 中汽包水位测量 的问题 ， 并对 问题进行针对性解决是 目前火 电厂 中 存在较大 的误差 。 作 的重要任务 。 参 考 文献 １ ． ２就低水位估 计问题 在进行汽包 水位测量 的时候 ，就低 水位估计 是一项重要 的内 『 ｌ １ 程启 明， 汪明媚， 王映 斐， 程尹 曼． 火电厂锅炉汽 包水位 测量技 术发 容， 因为估计标准 的设置 以及估计 范围对 于测量 实际具有 重要 的指 展 与现 状 ｆ Ｊ ］ ． 电站 系统 工程 ， ２ ０ １ ０ ， ０ ２ ： ５ — ８ ＋ １ １ ． 孙长生， 蒋健， 刘卫国， 丁俊宏， 王蕙． 浙江省 火电厂锅 炉汽 包水位测 导意义。从 目前的情况来看 ， 由于就低水位 的估 计所确定 的基础 与 】 实际测量存在着较 大的差异 ， 所 以就低水位 的估计对 于实 际测 量的 量问题分析及改进『 Ｊ 】 ． 电力建设， ２ ０ １ ０ ， １ ０ ： ５ ６ — ６ ０ ． 指导作用 偏弱 ， 实效性较低。 ［ ３ 】 郭建文． 循环流化床 锅炉汽 包水位 测量中的问题 分析 与改进『 Ｊ 】 ． 化 １ ． ３测 量 偏 差 问题 工 自动化及仪表， ２ ０ １ ５ ， ０ ５ ： ５ ８ ５ — ５ ８ ８ ． 测量偏差是 目前存在 的最为普遍 的测量问题 。在实践 中发现 ， 『 ４ １ 吴小川， 高峰， 杭 卫华， 朱敏 芝， 王雨． 火电厂汽 包水位测量装 置 问题 造成 测量偏差 的原因具有 多样 性 ， 而最常见的原 因有 三类 ： 第一是 分 析 与 治 理 『 Ｊ １ ． 河 南 电力 ， ２ ０ １ ５ ， ０ ２ ： ６ １ — ６ ４ ． 人 为原 因 ， 主要指的是 由于测量人员的专业水平或者是测量操作造 成 的偏差 。第二类是设备原 因， 主要指因为设备精准度造成的测量 偏差 。第三种是技术原 因， 主要指 因为技术利用不成熟或者是技术 失误造成 的测量偏差 。 ２提 高汽 包水 位测量 系统运行可靠性的技术措施 ２ ． １提高检修维护技术 为 了使得汽包水位测量系统 的可靠性更强 ， 提高检修维护技术 是非常必要的手段。就检修维护技术的提高而言 ， 主要包括三个方 面： 第一是进行测量误差 的缩减 。 测量误差缩减主要从两方 面进行 ： 方面是 提升测量人员 的整 体素质 ， 另一 方面是 提高测量设 备的精 准度 。 第二是进行工作环节的全方位 检查 。 一般 而言 ， 产生误差的原 因具有多样化 ， 所 以需要在工作 中对各个环节进行 检车 ， 从而发 现 存在 的问题 。第三是进行针对性的检修 。主要指针对检测出来 的问 题进 行维修 ， 从而使 得影响误差 的因素得以消除或者 减少 ， 进而减 少测量误差 ， 提高测量系统运行 的可靠性 。 ２ ． ２优化逻辑 优化逻辑也是针对汽包水位测量系统问题 的有效改进措施。 所 谓 的优化逻辑 ， 主要指 的是在测量工作 中 ， 进行环节 的明确 ， 从而清 楚 的了解 每一个环 节的责任 内容 ， 对于相 同或者 相似 的内容 ， 可以 进行合并 ， 从 而使得整个工作 的流程更加的简略。 简而言之 ， 通过责 任 内容 的明确和工作步 骤的精简 ，可 以有效的缩短 测量工作 的周 期， 也可 以减少 中间环节 ， 从而降低了误差产生的概率。可以说 ， 优 化逻辑是测量系统性能更 优的必要措施 。
汽包水位测量系统几种基本配置的差
汽包水位测量系统几种基本配置的差异淮安维信仪器仪表有限公司 高维信2004.12.20一、 基本配置及简要说明《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》（DRZ/T 01-2004）突破了2001年发布的《试行规定》“5套配置” 的框框，提出了A 、B 、C 三种基本配置设计，对应的监控保护功能系统信号逻辑框图见图1、2、3。
三种基本配置对应的汽包水位测孔情况：图1、2中为国产引进型300MW 机组亚临界锅炉汽包只有4对测孔，采用多测孔接管技术增加4对独立测孔，则共有8对测孔。
300、600MW 机组的巴威锅炉汽包封头有8对水位测孔，亦可按图1、2配置测量系统。
图3为东方锅炉厂1025t/h 亚临界锅炉汽包有6对独立测孔，如采用多测孔接管技术至少可增加2对独立测孔，亦可按图1配置。
配置A ：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。
这是针对新建锅炉要求的配置。
在此配置基础上可增加1套GJT2000系列汽包满水或全程电接点水位计，以满足停炉后满水安全快冷和缺水事故处理的运行监视需求。
配置B ：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。
这是针对七、八年前一些300MW 机组锅炉汽包测量系统设计的改进性配置。
因为电接点水位计在亚临界锅炉上的取样负误差太大，电极机械密封泄漏率高，既不能用于主表监视，又不能用于保护，已失去使用价值，故原设计采用1套就地水位计和6套差压水位计配置。
配置B 也是针对新建锅炉的配置。
配置C ：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。
这是针对已运行锅炉测量系统改进规定的配置，是为了减少改进工作量与资金。
测量设备选型：电接点水位计测量筒优选为GJT2000-A 高精度电接点测量筒；电测仪表优选为DS2000成套（含就地表、远程表）电测仪表，也可以选用以测量电极对地电阻检测水位原理的二次表。
平衡容器应采用参比水柱温度稳定、接近设定温度的平衡容器，或采用参比水柱温度接0，多测孔接管；1，GJT2000-A 高精度电接点测量筒 ； 2，DS2000电测就地表，3，DS2000电测远程表（或配套直接测量电极对地电阻检测水位电测二次表） ； 4， 单室平衡容器（GJT －D Ⅰ双恒单室平衡容器，或DNZ 内置式单室平衡容器） ； 5， 差压变送器 ；6，汽包压力变送器 ；7， 云母水位计（普通云母水位计，或WDP 无盲区低偏差双色水位计） ；8，摄像头 ；9，GJT2000-M （或Q ）型大量程电接点测量筒 ； P1、P2压力取样点。
电厂规范汇编
一．总图规划专业、建筑专业序号标准规范编号标准规范名称1 GB50028-2006 城镇燃气设计规范2 GB50041-2008 锅炉房设计规范(08.8.1实施)3 GB50049-94 小型火力发电厂设计规范4 GB50156-2002 汽车加油加气站设计与施工规范（2006年版）5 GB50229-2006 火力发电厂与变电所设计防火规范6 GB50351-2005 储罐区防火堤设计规范7 DL5000-2000 火力发电厂设计技术规程8 DL/T5029-94 火力发电厂建筑装修设计标准9 DL/T5032-2005 火力发电厂总图运输设计技术规定10 DL/T5052-1996 火力发电厂辅助、附属及生活福利建筑物建筑面积标准11 DL/T5053-1996 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程12 DL/T5094-1999 火力发电厂建筑设计规程二．结构专业序号标准规范编号标准规范名称23 GB50041-2008 锅炉房设计规范(08.8.1实施)24 GB50049-94 小型火力发电厂设计规范25 GB50051-2002 烟囱设计规范26 GB50229-2006 火力发电厂与变电所设计防火规范27 GB50351-2005 储罐区防火堤设计规范29 DL5000-2000 火力发电厂设计技术规程30 DL5022-93 火力发电厂土建结构设计技术规定31 DL/T5024-2005 电力工程地基处理技术规定32 DL/T5030-1996 薄壁离心钢管混凝土结构技术规程33 DL/T5045-2006 火力发电厂灰渣筑坝设计技术规定34 DL/T5073-2000 水工建筑物抗震设计规范35 DL/T5085-1999 钢—混凝土组合结构设计规程36 DL/T5095-2007 火力发电厂主厂房载荷设计技术规程37 DL/T5101-1999 火力发电厂振冲法地基处理技术规范38 DL/T5188-2004 火力发电厂辅助机器基础隔振设计规程39 DL/T693-1999 烟囱混凝土耐酸防腐蚀涂料40 DLGJ158-2001 火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定三．电气专业序号标准规范编号标准规范名称31 GB50041-2008 锅炉房设计规范(08.8.1实施)32 GB50049-94 小型火力发电厂设计规范33 DL5000-2000 火力发电厂设计技术规程34 DL/T5043-95 火力发电厂电气实验室设计标准35 DL/T5044-2004 电力工程直流系统设计技术规程36 DL/T5053-1996 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程37 DL/T5056-1996 变电所总布置设计技术规程38 DL/T5103-1999 35～110kV无人值班变电所设计规范39 DL/T5120-2000 小型电力工程直流系统设计规程40 DL/T5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程41 DL/T5153-2002 火力发电厂厂用电设计技术规定42 DL/T5161.1-1997 电气装置安装工程质量检验及评定规程43 DL/T5202-2004 电能量计量系统设计技术规程44 DL/T5220-2005 10kV及以下架空配电线路设计技术规程四．给水排水专业36 GB50041-2008 锅炉房设计规范(08.8.1实施)37 GB50049-94 小型火力发电厂设计规范38 GB50140-2005 建筑灭火器配置设计规范39 GB50151-92 低倍数泡沫灭火系统设计规范（2000年版）40 GB50160-92 石油化工企业设计防火规范（1999年版）41 GB50183-2004 石油天然气工程设计防火规范42 GB50193-93 二氧化碳灭火系统设计规范（1999年版）43 GB50196-93 高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范（2002年版）44 GB50229-2006 火力发电厂与变电所设计防火规范45 GB50281-2006 泡沫灭火系统施工及验收规范46 GB50338-2004 固定消防炮灭火系统设计规范47 GB50347-2004 干粉灭火系统设计规范48 GB50370-2005 气体灭火系统设计规范49 GB/T50392-2006 机械通风冷却塔工艺设计规定50 DL5000-2000 火力发电厂设计技术规程51 DL5027-93 电力设备典型消防规程52 DL/T5046-95 火力发电厂废水治理设计技术规定53 DL/T5053-1996 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程54 DL/T5339-2006 火力发电厂水工设计规范环境标准55 GB 3097-1997 海水水质标准56 GB 3838-2002 地表水环境质量标准57 GB 5084-92 农田灌溉水质标准58 GB 11607-89 渔业水质标准59 GB/T 14848-93 地下水质量标准五．采暖通风专业23 GB50041-2008 锅炉房设计规范(08.8.1实施)24 GB50049-94 小型火力发电厂设计规范25 GB50229-2006 火力发电厂与变电所设计防火规范26 DL5000-2000 火力发电厂设计技术规程27 DL/T5035-2004 火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定28 DL/T5053-1996 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程六．自控专业序号标准规范编号标准规范名称12 GB50041-2008 锅炉房设计规范(08.8.1实施)13 GB50049-94 小型火力发电厂设计规范14 GB50229-2006 火力发电厂与变电所设计防火规范15 DL5000-2000 火力发电厂设计技术规程16 DL5004-2004 火力发电厂热工自动化试验室设计标准17 DL/T5041-95 火力发电厂厂内通信设计技术规定18 DL/T5175-2003 火力发电厂热工控制系统设计技术规定19 DL/T5182-2004 火力发电厂热工自动化就地设备安装管路及电缆设计技术规定20 DL/T5227-2005 火力发电厂辅助系统（车间）热工自动化设计技术规定21 DL/T575-1999 控制中心人机工程设计导则22 DL/T589-1996 火电发电厂燃煤电站锅炉的热工检测控制技术导则23 DL/T590-1996 火力发电厂固定式发电用凝汽汽轮机的热工检测控制技术导则24 DL/T591-1996 火力发电厂汽轮发电机的热工检测控制技术导则25 DL/T592-1996 火力发电厂锅炉给水泵的热工检测控制技术导则26 DL/T701-1999 火力发电厂热工自动化术语27 DRZ/T01-2004 火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定七．热力专业序号标准规范编号标准规范名称1 GB50049-94 小型火力发电厂设计规范2 DL/T5054-1996 火力发电厂汽水管道设计技术规定3 DL/T5121-2000 火电发电厂烟风煤粉管道设计技术规程4 火电发电厂烟风煤粉管道设计技术规程配套设计计算方法5 DL/T5072-2007 火力发电厂保温油漆设计规程6 GB50041-2008 锅炉房设计规范(08.8.1实施)7 劳部发[1996]276号蒸汽锅炉安全技术监察规程及部分条款修订说明8 GB50016-2006 建筑设计防火规范9 GB50229-2006 火力发电厂与变电所设计防火规范10 DL5000-2000 火力发电厂设计技术规程11 DL/T5047-95 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）12 DL5011-92 电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）13 DL/T5031-94 电力建设施工及验收技术规范（管道篇）814 GB3095-1996 环境空气质量标准15 GB3096-2008 城市区域环境噪声标准16 GB12348-2008 工厂企业厂界噪声标准17 GB12349-90 工厂企业厂界噪声测量方法18 GB13223-2003 火电厂大气污染物排放标准19 GB13271-2001 锅炉大气污染物排放标准20 GB/T14623-93 城市区域环境噪声测量方法21 GB16297-1996 大气污染物综合排放标准22 GB18484-2001 危险废物焚烧污染控制标准23 GB18485-2001 生活垃圾焚烧污染控制标准热机设计人员再增加24 工程建设标准强制性条文（电力工程部分）（2006年版）25 计基础[2001]26号热电联产项目可行性研究技术规定26 劳锅字[1997]74号热水锅炉安全技术监察规程（1997年修订版）27 GB/T12145-1999 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量28 GB50028-2006 城镇燃气设计规范29 GB50029-2003 压缩空气站设计规范30 GB50074-2002 石油库设计规范31 CBJ87-85 工业企业噪声控制设计规范32 GB50156-2002 汽车加油加气站设计与施工规范（2006年版）33 GB50160-92 石油化工企业设计防火规范（1999年版）34 GB50183-2004 石油天然气工程设计防火规范35 GB50264-97 工业设备及管道绝热工程设计规范36 GB50316-2000 工业金属管道设计规范(08年局部修订)37 CJJ34-2002 城市热力网设计规范38 DL/T441-2004 火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督规程39 DL5007-92 电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂焊接篇)40 DL5009•1-2002 电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）41 DL/T5053-1996 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程42 DL/T5145-2002 火力发电厂制粉系统设计计算技术规定43 DL/T5196-2004 火力发电厂烟气脱硫设计技术规程44 DL/T5203-2005 火力发电厂煤和制粉系统防爆设计技术规程45 DL/T5204-2005 火力发电厂油气管道设计规程46 DL/T606.3-2006 火力发电厂能量平衡导则47 DL/T783-2001 火力发电厂节水导则48 DL/T785-2001 火力发电厂中温中压管道(件)安全技术导则49 DL/T834-2003 火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则50 DL/T852-2004 锅炉启动调试导则51 DL/T863-2004 汽轮机启动调试导则52 DL/T959-2005 电站锅炉安全阀应用导则53 DLGJ158-2001 火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定54 DL/T5366-2006 火力发电厂汽水管道应力计算技术规程机运设计人员再增加55 DL/T5142-2002 火力发电厂除灰设计规程56 DL/T5187.1-2004 火力发电厂运煤设计技术规程第1部分运煤系统57 DL/T5187.2-2004 火力发电厂运煤设计技术规程第2部分: 煤尘防治化学设计人员再增加58 GB/T50109-2006 工业用水软化除盐设计规范59 DL/T5068-1996 火力发电厂化学设计技术规程。
锅炉汽包水位计故障原因分析及防范措施
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）。
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:
【精品】热工仪表测量及校验课件
厦门市环境能源投资发展有限公司授课笔记（热工仪表与自动化系统3.5.1）课程名称：热工仪表测量及校验授课教师姓名：姚俊华授课教师单位：中心实验室教案编写时间：2011.9.20一、概述当前公司开展贯标工作。
热工技术人员要十分重视此项工作，而且能够在生产中充分应用。
在工业生产过程中，为了正确地指导生产操作，保证生产安全，保证产品的产量和量，减少能源消耗和降低成本以及实现生产过程自动化，一项必不可少的工作是准确而时地检测出生产过程中各个有关参数。
目前，在垃圾电厂生产中，对于压力、物位、流量和温度等四大参数（还有其他参数），多数实现了自动测量，并与调节器、执行机相配合实现了对生产过程的自动控制。
虽然压力、物位、流量和温度四个参数，对各类工业生产过程是必不可少而又极其重要的参数，但是，对保证产品质量来说，还是间接控制的参数。
随着科学技术和生产的发展，在生产过程中，已经在采用工业自动分析仪表，自动地、连续地给出与产品质量直接有关的物性和物质成分等参数，并直接地去控制产品质量。
某些工业部门已开始将工业分析仪表与计算机连用，这对生产的发展将发挥更大的作用。
由于生产过程参数种类繁多，生产条件各有不同，过程测量仪表也是琳琅满目多种多样。
但是，从过程测量仪表的组成来看，基本上是由三部分组成：即检测环节；传送、放大环节和显示部分。
检测环节直接感受被测量，并将它变成适于测量的信号，经传送、放大环节对信号进行放大、传送，最后由显示部分进行指示或记录。
二、热工测量的基本知识1、热工测量热工测量是指在热工过程中对各种热工参数，如温度、压力、流量、物位、烟气含氧量及各种机械量的测量。
热工测量一般通过测量仪表来进行，测量仪表根据各组成部分的功能不同可分为感受部件、传输变换部件和显示部件三部分。
测量工作是一种实验性工作，测量过程会产生测量误差（测量结果与其真值的差异），根据误差的性质不同，测量误差可分为系统误差、随机误差和疏忽误差。
电接点水位计常见故障处理
电接点水位计常见故障处理一、单点晃动故障现象：运行中处于连续蒸汽或水区域中的某个点（蒸汽和水接口面的点晃动属正常现象）红黄有跳变或长期状态与其它连续区域内的点相反。
常见原因：1、电极筒对应的该电极污染；处理办法：带压冲洗电极筒；（高概率）2、电极筒对应的该电极绝缘性能下降；处理办法：更换电极；（一般概率，1年期内较小）；3、电极筒对应的该电极接线松动、二次表对应的该点接线松动；处理办法：检查紧固接线；（高概率）4、二次表该点通道或指示灯故障；处理办法：更换二次表测试。
（极低概率）二、全部接点晃动故障现象：运行中电接点水位大部份接点或全部接点经常性或偶尔晃动。
常见原因：1、炉内汽水共沸；判断方法，参考其它玻璃管或双色水位计、差压式水位计是否同样上下晃动剧烈；处理方法：汽包内汽水分离装置故障需检修、消除定期排污、连续排污、给水、燃烧对汽包水位的影响。
（极低概率）2、信号噪声干扰；干扰很难捕捉和测量，除非长期出现，可用示波器进行捕捉。
处理方法：A、确保在二次表侧电缆屏蔽层可靠接地，接地电阻小于4欧姆（接地不是接到仪表盘柜体，柜体不是可靠的接地体，有些场合柜体还需要绝缘处理，需用专用的接地导线连接到接地母排）；（一般概率）B、确保在电极筒侧电缆屏蔽线不被接地，如裸露在外最好进行绝缘处理，保证信号屏蔽单端接地；（高概率）3、信号线电容容量累积干扰；主要表现为仪表运行一段时间突然来一下，随后又能正常运行一段时间，能量很小，持续时间很短，但就是查不到原因。
处理办法：A、更换电缆和电缆敷设路径；B、更换二次表（低概率）；C、关闭电源重新上电可延长该故障发生的时间，但不能最终解决该问题。
4、公用信号地（参考电接点水位计说明书）接线不可靠，特别是现场筒体侧。
处理方法：检查紧固公用信号线。
（高概率）5、二次表电子元器件工作不稳定或老化或质量差；处理方法：更换质优产品。
（使用3年内一般概率）。
6、电极长期使用整体性能下降；处理方法：更换电极（使用3年内一般概率）。
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。
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。
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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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。
汽包水位测量系统的其他产品和技术也应是先进的直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一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 , 降低水位测量的准确性。
当汽包上水位测量取样孔不够时 , 可采用在汽包上己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考标准。
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 , 水倒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 300ml~800m1 的直径为约 l00mm 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 , 伴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他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。
5.52 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。