国家电力公司发布《电站锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用若干规定》
防止锅炉汽包满水和缺水事故(2)(2)
9 防止锅炉汽包满水和缺水事故9.1汽包锅炉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。
水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。
9.2汽包水位计的安装9.2.1 取样管应穿过汽包内壁隔层，管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区（如安全阀排汽口、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。
9.2.2汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量。
9.2.3水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少有1：100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜。
9.2.4 平衡容器汽、水侧取样管和取样阀门均应良好保温。
平衡容器及参比水柱的管道不得保温。
9.2.5新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合设计要求9.2.6 所有水位表都必需具有独立的取样孔。
不得在同一取样孔上串、并联多个水位测量装置，以免互相影响，降低水位测量的可靠性。
9.2.7所有水位表安装时，均应以汽包同一端的几何中心线为基准线。
必须采用水准仪精确确定各水位表的安装位置，不应以锅炉平台等物作为参比标准。
9.2.8 水位表汽水侧取样阀门安装时，应使阀杆处于水平位置，以避免在阀门内形成水塞。
9.3 对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉，其汽包水位计应以差压式（带压力修正回路）水位计为基准。
汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选。
9.3.1 差压水位计（变送器）应采用压力补偿。
汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响，必要时采用补偿措施。
9.3.2 汽包水位测量系统，应采取正确的保温（水位计汽水取样管、取样阀门、和连通管均应保温，平衡容器不应保温）、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。
汽包水位资料
改进汽包水位测量和保护系统几年来，各火力发电厂积极组织落实《防止电力生产重大事故的二十五项要求》（以下简称《要求》）中第八项“防止锅炉汽包满水和缺水事故”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）》（以下简称《规定》），但在组织落实的过程中遇到了许多问题，造成各电厂在实际落实中的殊多困难，因而各显神通，使目前国内各电厂的汽包水位测量和保护系统配置以及逻辑设计差异很大，存在很大的事故隐患。
这些困难和差异的存在，主要原因是现行的汽包水位测量系统技术落后、测量误差很大、独立测点数量少所造成的。
目前，汽包水位多采用云母水位计、电接点水位计、射线液位计、液位开关、单室平衡器、双室平衡容器等。
这些水位计从一次传感转换的原理看，归纳为两种，一种是连通器原理水位计，另一种是差压水位计原理。
众所周知，目前的水位计根据上面两种原理设计而生产，采用的工艺结构简单，无法克服因温度变化所造成的测量误差，其误差之大，严格说不能满足锅炉安全经济运行。
一、下面就两种原理的水位计所产生的测量误差作简要分述：（一）连通器原理如图一所示：不考虑饱和蒸汽（Δh、r//、g）的静压影响有公式（１）成立Ｈr/g≈h×r×g --- (1)Ｈ≈h×r/ r/Δh＝Ｈ- h≈(r/ r/ -1)×h --- (2) g：重力加速度r：测量筒内水柱的平均密度r/：汽包内饱和水密度r//：饱和蒸汽密度h：测量筒内水位Δh：汽包内水位与测量筒内水位差由公式（２）可以看出，Δh与饱和水的密度r/，测量筒内水柱的平均密度r，以及水位的高低h有关（这里r永远大于或等于r/，当r≥r/时，rr/≥1，Δh就存在），当r＝r/时，Δh＝0，否则Δh永远存在，而饱和水的密度r/与汽包压力有关，测量筒内水柱的平均密度r与汽包压力、水位的高低、测量筒的结构、测量筒所处环境的温度和风向、取样管的通径等均有关系，而且影响非常大，这样r存在着很大的不确定性。
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。
热工测量设备原理简介1
4.流量测量与计算
流量的定义：流体流量是指单位时间内流过管道或明渠某 一截面流体的量，也称为瞬时流量。在某一段时间间隔内 流过某一截面的流体的量称为流过的总量，也称作积分流 量或累积流量。总量除以得到总量的时间就称为该段时间 内的平均流量。 根据工作原理的不同流量计可分为：速度式、容积式、差 压式、超声波式、电磁式、质量式等流量计。 流量测量系统一般由传感器、信号传输、信号转换装置和 流量显示及计算装置四部分组成。
3.压力
压力是工质热力状态的主要参数之一，压力和真 空的测量是保证主机、辅机经济安全运行的重要 依据，在电厂中压力测量的范围比较宽，测量要 求较高，通过压力的测量可以了解各流道内介质 的情况和泄漏状况。 在电厂的测量中，压力测量所测的都是被测对象 的表压力，是以环境大气压力为零点起算的压力， 也是压力表所指的压力，即表压的测量。
2.1 热电阻故障分析
故障分析处理：
1、显示很小：电阻或接线回路短路；
2、显示坏质量或很大：电阻或接线回路断线； 3、显示偏差：电阻或接线之间短路或接地；保护管内 潮湿或有水；接线盒内潮湿；DCS组态参数设置于 热电阻型号不对应。
4、显示折线摆动：测量回路接线接触不好。
2.2 热电偶
2.2热电偶
2.2 热电偶故障分析处理
故障分析处理： 1、显示偏低；热电极变质；热偶内部潮湿；回路中连接 螺丝锈蚀或阻值太大；补偿导线潮湿短路；补偿导线与 热偶不匹配或极性接反；安装位置不当或插入深度不够； 冷端温度太高。 2、显示偏大：补偿导线与热偶不匹配；测量回路接地串 入附加地势。 3、显示摆动：接线固定螺丝松动；测量回路中存在接 地或接触不好。
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实际 设计
实 际 用实际测量的温度和压力查表得出。
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。
DRZT012021火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定
DRZT012021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。
《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。
电接点汽包水位计测量误差与汽包水位保护(精)
电接点汽包水位计测量误差与汽包水位保护电接点水位计（或报警器）以其简单可靠、显示直观、维护量小的特点，作为远传表计或联锁保护信号发信器广泛地应用在各种容器的水位测量上，尤其在汽包水位测量和保护系统中发挥着重要的作用。
近年来，由于火电机组的运行参数逐步向超高参数方向发展，电接点汽包水位计在超高压、亚临界（13.7MPa/16.7MPa）锅炉上的应用遇到了前所未有的困难。
同时随着计算机技术的发展，基于差压原理的智能汽包水位表或由DCS软件补偿的差压汽包水位计应用越来越多，在汽包水位调节系统中发挥了重要的作用，同时在汽包水位保护系统中也大有取代电接点水位计之势。
《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》文件中第2.2条规定，超高压、亚临界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，并且该信号应进行压力、温度修正。
虽然如此，笔者认为与差压式汽包水位计相比，电接点汽包水位计(或报警器) 更适合在水位保护系统中应用。
1 电接点汽包水位计的现状及其在汽包水位保护中的地位目前, 火电机组的远传汽包水位计中，200MW及以下机组的锅炉上一般分别配备了双色水位计（汽包水位TV）、电接点汽包水位计和差压式汽包水位计，电接点水位计用于汽包水位保护、报警, 差压水位计用于水位自动调节系统；300MW及以上机组的锅炉上一般仅配备双色水位计（汽包水位TV）、差压式汽包水位计，差压式汽包水位计同时应用于水位保护、报警和自动调节系统中。
考虑安全性，保留电接点汽包水位计是十分必要的。
众所周知，同一工作原理的水位计，在某种特定因素的影响下，一致的误差方向和误差值会使运行操作人员产生误判断并造成保护的误动作，因此在《防止电力生产重大事故二十五项重点要求》中规定，必须配备2种以上工作原理的汽包水位计，当不能保证2种类型水位计正常运行时必须停炉处理。
目前汽包水位测量仪表有2种：差压式的和连通管式的。
锅炉汽包水位测量分析及实践
锅炉汽包水位测量分析及实践张永先（山东电力建设第二工程公司济南工业路297号，250100）摘要:锅炉汽包水位的正常与否是影响机组安全运行的重要要因素之一，如何有效测量和补偿汽包水位从而进行有效监控成为机组安全运行中的重要环节，本文试图通过理论分析并结合工程实践，谈一谈对锅炉汽包水位测量的体会，为锅炉设备的安全运行提供借签。
关键词: 汽包水位测量分析预控防范前言锅炉汽包水位是锅炉运行监控的一项重要指标。
由于负荷、燃烧工况以及给水压力的变化，汽包水位会经常发生波动，众所周知，水位过高或急剧波动会影响汽水分离效果,引起蒸汽品质恶化；水位过低则会引起下降管带汽，影响锅炉水循环工况，严重时会造成水冷壁大面积损坏。
由于水位控制问题而造成的运行事故时有发生。
实现汽包水位的有效监控，将其控制在正常范围内，关键在于汽包水位测量的准确性。
由于锅炉汽包运行的固有特点，使得水位的准确测量也成为一段时期以来一直困扰人们的一个技术难点。
本文试图通过理论分析并结合工程实践，谈一谈对锅炉汽包水位测量的一点体会，以供有关人员参考。
一、关于汽包水位测量的有关规定《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的“防止锅炉汽包满水和缺水事故”对火电厂锅炉汽包水位的测量作了如下要求：1 汽包锅炉应至少配臵两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。
水位计的配臵应采用两种以上工作原理共存的配臵方式，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。
2、对于过热器出口压力为13.5Mpa及以上的锅炉,其汽包水位计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准。
汽包水位信号采用三选中值的方式进行优选。
3、差压水位计（变送器）应采用压力补偿。
汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响，必要时采用补偿措施。
4、汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包测量系统的正常运行及正确性。
5、汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。
水位计测量误差分析
水位计测量误差分析几年来，各火力发电厂积极组织落实《防止电力生产重大事故的二十五项要求》（以下简称《要求》）中第八项“防止锅炉汽包满水和缺水事故”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）》（以下简称《规定》），但在组织落实的过程中遇到了许多问题，造成各电厂在实际落实中的殊多困难，因而各显神通，使目前国内各电厂的汽包水位测量和保护系统配置以及逻辑设计差异很大，存在很大的事故隐患。
这些困难和差异的存在，主要原因是现行的汽包水位测量系统技术落后、测量误差很大、独立测点数量少所造成的。
目前，汽包水位多采用云母水位计、电接点水位计、射线液位计、液位开关、单室平衡器、双室平衡容器等。
这些水位计从一次传感转换的原理看，归纳为两种，一种是连通器原理水位计，另一种是差压水位计原理。
众所周知，目前的水位计根据上面两种原理设计而生产，采用的工艺结构简单，无法克服因温度变化所造成的测量误差，其误差之大，严格说不能满足锅炉安全经济运行。
一、下面就两种原理的水位计所产生的测量误差作简要分述：（一）连通器原理如图一所示：的静压影响有公式（１）成立Ｈr/g≈h×r×g ---(1)Ｈ≈h ×r/ r/Δh＝Ｈ- h≈(r/ r/ -1) ×h --- (2)g：重力加速度r：测量筒内水柱的平均密度r/：汽包内饱和水密度r//：饱和蒸汽密度h：测量筒内水位Δh：汽包内水位与测量筒内水位差由公式（２）可以看出，Δh与饱和水的密度r/，测量筒内水柱的平均密度r，以及水位的高低h有关（这里r永远大于或等于r/，当r≥r/时，rr/≥1，Δh就存在），当r＝r/时，Δh＝0，否则Δh永远存在，而饱和水的密度r/与汽包压力有关，测量筒内水柱的平均密度r与汽包压力、水位的高低、测量筒的结构、测量筒所处环境的温度和风向、取样管的通径等均有关系，而且影响非常大，这样r存在着很大的不确定性。
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。
汽包水位技术改造与校正项目
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技措项目可行性研究报告书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福建省龙岩发电有限责任公司式中：ρa——参比水柱(P+侧水柱)的密度ρw——汽包内饱和水密度ρs——汽包内饱和蒸汽密度H——汽包内实际水位这里饱和蒸汽和饱和水的密度（ρs 、ρw）是汽包压力Ｐ的单值非线性函数，通过测量汽包压力可以得到，而参比水柱中水的平均密度ρa 通常是按50℃时水的密度来计算的，而实际的ρa具有很大的不确定性与50℃时水的密度相差很大是造成测量误差的主要原因之一。
根据某电厂条件下的计算，参比水柱平均温度对水位测量的影响如表所示。
参比水柱平均温度对水位测量的影响表(40℃为基准)温度（℃）40 60 80 100 120 130 140 160影响值(mm)- 9.6 33.2 62.3 91.4 108 125 162 从上表可知，如果参比水柱的设定温度值为40℃，当其达到80℃时，其水位测量附加正误差33.2mm；当参比水柱温度达到130℃时，其水位测量附加正误差高达108mm。
（2）现在装的就地云母水位计内的水温要远低于汽包内的饱和水温度，其密度高于饱和水的密度，从而水位低于汽包内的实际水位，而且云母片易起层水化，云母窗易结垢，不能清晰观察水位。
建议更换为热补偿式超高压无盲区半导体云母双色水位计或者汽包水位低偏差云母水位计。
连通器原理水位计测量误差简要分析汽包水位内装平衡容器原理图由公式（3）得：()g PH S W ρρ-∆-=L ------- （4）采用汽包水位内装平衡容器测量汽包水位具有以下特点：1）、精确度高，不受汽包内水欠饱和以及外置平衡容器参比水柱温度变化的影响，从公式（3）可以看出变送器所测得的差压值P ∆为汽段参比水柱（饱和水）和相同高度的饱和汽静压之差，这一点与以往的任何一种外置式平衡容器不同，而采用外置式平衡容器测量汽包水位不仅受平衡容器下参比水柱温度变化的影响，而且由于补偿公式是假定汽包内水是饱和状态下推算出来，而实际上汽包内的水是欠饱和的，而且随着负荷变化欠饱和度也是变化的，由此可见，采用内装平衡容器的测量精确度远比外置式平衡容器要高。
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。
锅炉汽包水位测量系统配置
锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用规定
一．水位测量系统的配置
1. 2套就地水位表（其中一套可用电极式水位测量装置代替）
2. 3套差压式水位测量装置
3.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，该信号应进行压力、温度修
正
4.就地水位表可采用玻璃板式、云母板式、牛眼式
二．安装总则
1.每个水位测量装置都应具有独立的取样孔
2.安装时均应以汽包同一端的几何中心线为基准线，不应以炉平台等物作为参比标准
3.安装取样阀门时，使阀门阀杆处于水平位置
4.汽侧取样管与水侧取样管间可加装连通管
三．就地水位表安装
1. 就地水位表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
2.安装取样管时保证管道的倾斜度不小于100：1
汽侧：取样孔侧高
水侧：取样孔侧低
3.取样管、取样阀门、连通管应良好保温
四．差压水位测量装置的安装
1.平衡容器：单室平衡容器，直径约100mm的球体或球头圆柱体（容积为300-800mL）
容器前汽水侧取样管可有连通管
2.保证取样管道的倾斜度不小于100：1
汽侧：取样孔侧低
水侧：取样孔侧高
3.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
4.引到差压变送器的两根管道应平行敷设共同保温
5.取样管、阀门、连通管应良好保温，容器及容器下部形成
参比水柱的管道不得保温。
汽包水位测量问题
汽包水位测量问题（之一）饶纪杭玻璃水位表玻璃水位表是测量汽包水位的传统仪表，也是大容量锅炉所必须配备的装置。
美国ASME 动力锅炉规程就规定：动力锅炉至少应配有一套玻璃水位表和两套具有报警和跳闸功能的间接式水位表。
国外各锅炉厂对各自生产的锅炉一般都配有两套玻璃水位表，分别按扎在汽包的两端，有的锅炉还配有高位玻璃水位表，用于锅炉的启停过程。
玻璃水位表虽有玻璃板、云母、牛眼等品种，但是它的工作都是按照联通管原理的。
在环境温度和大气压力条件下联通管中支管的水位都是位于同一个水平的。
而汽包是在压力下工作的汽包内的水温处于对应汽包蒸汽压力的饱和温度。
饱和蒸汽通过汽侧取样管进入玻璃水位表。
由于玻璃水位表的的环境温度远低于表内的蒸汽温度，蒸汽不断凝结使表中多余的水通过水侧取样管流回汽包，表中的水受冷却使得其平均温度低于饱和温度，水位表中的密度增大，比汽包中的水的密度要高，就会使水位表中水的密度要高，这就会使水位表中的水位低于汽包中的水位这时联通管的平衡条件是：h·r w=(h-Δh)r a+Δhr s式中h—汽包水位与水侧取样管距离Δh—水位表中水位与汽包中水位的差值r w——饱和水密度r s—饱和汽密度r a—水位表中水的平均密度水位中的水是由饱和蒸汽凝结不断补充的，上部的水温应等于饱和温度，但是沿着水位表的高度逐渐下降，其水温也会逐渐降低。
水温降低的幅值和速度，受多种因素的影响。
诸如环境温度的影响，空气流动情况的影响，水位表散热条件的影响，取样管直径和长度的影响。
因此玻璃水位表中水的平均温度是很难确定的，当然也就无法准确确定水的平均密度，特别是在汽压变化情况（如滑压运行空况）时这一问题更加突出，这就给计算水位表和汽包中水位的差值带来了困难。
有的锅炉厂提供了所生产锅炉汽包中水位和水位表中水位的差值的数据，如CE公司提供的数据为：根据这一数据可以推算可知当汽包压力17.66 Mpa是对应的饱和温度为360℃，这时玻璃水位表中水的平均温度约为340℃。
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国家电力公司发布《电站锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用若干规定》
发表时间:2002-4-18
关于印发《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)》的通知
国电发[2001]795号
各分公司、华北电力集团公司、各省(自治区、直辖市)电力公司、华能集团、华能国际、中电国际、国电电力、电规总院、东北、华东、中南、西南电力设计院：1997年秦皇岛热电厂“12.16”锅炉缺水重大事故发生后，国家电力公司专门组织专家对国内电站锅炉汽包水位测量和水位保护运行情况进行调研,发现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。
为此,在《防止电力生产重大事故的十五项重点要求》的“防止锅炉汽包缺水、满水事故”章节中,对锅炉汽包水位测量系统的安装、水位基准和保护管理等方面提出了原则要求。
为了更好地贯彻《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的有关规定,有效防止锅炉汽包缺水、满水最大事故的发生，在参照国内外电站锅炉制造标准的基础上，并结合国内电站锅炉的实际。
制订了《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(试行)》，现印发给你们，请各单位严格执行。
附件：
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)
为了保证电站锅炉的安全运行，根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的“防止锅炉汽包满水和缺水事故”的有关要求，特制定本规定。
1．适用范围
本规定适用于国家电力公司系统超高压及亚临界火力发电用汽包锅炉。
2 水位测量系统的配置
2．1新建锅炉汽包应配备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。
在役锅炉汽包叮根据现场实际和新建锅炉的配置要求进行相应的配置。
2．2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，并且该信号应进行压力，温度修正。
2．3就地水位表可采用玻璃板式、云母板式、牛眼式。
3．水位测量装置的安装
3．1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。
3．2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。
3. 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。
3．4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。
3．5就地水位表的安装
3. 5．1就地水位表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表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。
3．5．2安装汽水侧取样管时,应保证管道的倾斜度不小于100：1，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(见图1)。
3．5. 3汽水侧取样管、取样阀门和连通管均应良好保温。
3．6差压式水位测量装置的安装
3．6. l差压式水位测量装置的平衡容器应为单室平衡容器，即直径约lOOmm的球体或球头圆柱体(容积为300-800ml)，容器前汽水侧取样管可有连通管。
3．6．2安装汽水侧取样管时，应保证管道的倾斜度不小于100：1，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(见图2)。
3. 6. 3 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
3．6．4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，并根据需要采取防冻措施。
4．水位测量装置的运行和维护
4．1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。
4．2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。
4．3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。
5．锅炉的高、低水位保护
5．1锅炉水位保护未投入，严禁锅炉启动。
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。
5．3锅炉汽包水位保护的设置、整定值和延时值随炉型和汽包内部部件不同而异，具体数值由锅炉制造厂负责确定，各单位不得自行确定。
6．本规定由国家电力公司发输电运营部负责解释。
7．本规定自颁布之日起执行。