火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定

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。

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。

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。

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〞。

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。

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。

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。

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。