DRZT01-2004火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定

第一篇：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）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。

汽包水位测量系统的其他产品和技术也应是先进的、且有成功应用业绩和成熟的。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的偏差，及由此产生的水位测量的附加误差。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位位置。

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 差压式水位测量的平衡容器应为单室平衡容器应采用容积为300~800m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 就地水位表的安装。

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的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。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的水位误差过大时，应对修正回路重新设定。

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，应密切监视并及时消除，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部件不同而异，具体数值应由锅炉制造厂负责确定，各单位不得自行确定。

第二篇：火力发电厂锅炉汽包水位测量系统电力行业热工自动化标准化技术委员会标准

火力发电厂锅炉汽包水位测量系统<电力行业热工自动化标准化技术委员会标准> 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.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。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。《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）”。

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设置水位偏差报警，当任意二个水位信号偏差超过30mm时应立即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，以便尽快消除。

6．为了及时排除不正确测量信号导致控制和保护误动，DCS设计时应精心配置量程范围、变化速率等坏信号检查手段。

7．关于差压水位表的平衡容器，“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”。

标准提出了两个方案：

①“采用参比水柱温度稳定、接近设定温度的平衡容器”，例如，将单室平衡容器正压侧取样管水平延长一段后再向下，以消除参比水柱出现不可控的温度梯度。②“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”。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，根据最新技术发展，明确提出“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个取样管的方法增多取样点”，但“不宜采用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影响。9．《规定（试行）》中规定“就地水位计的零水位线应比汽包内的零水位线低，降低值取决于汽包压力”，本标准根据就地水位计技术发展，补充“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线一致”。

10．本标准制订过程中认为基准水位表的提法不够科学。此外，由于采用当今最新测量技术后，无论差压式测量装置和电极式测量装置均能做到准确、全程测量汽包水位，因此标准中提出“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”。但是在“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”，这主要考虑锅炉启动时差压式测量受诸多因素影响，因此，作此规定。11．考虑到炉水导电度过高时会造成电极式水位测量装置会误发报警而使水位保护误动作，因此，本标准中规定“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”。

第三篇：关于汽包水位测量的文章

影响三种汽包水位计的因素及防范措施：0 O;f1 f* B3 Y$ N% p

一、云母双色水位计: |)F ` e6 q8 b W

1、环境温度对云母水位计的影响

由于云母双色水位计处于环境温度下，温度较低。其冷凝水密度高于汽包内饱和水密度，因此指示水位必低于汽包内重力水位。环境温度越低，冷却水平均密度越大，故误差越大。防范措施是加强对云母水位计汽水连通管路和水位计本体的保温。;a/ h$

2、锅炉冷态启动或更换云母片后对云母水位计的影响

机组冷态启动时，当汽包升压到一定值时，水位工业电视系统CRT上看云母双色水位计往往模糊不清。其原因是汽包受热后，水位计汽水管路、支架发生膨胀，相对位置发生了变化，摄像头与双色水位计的角度偏离了最佳视角所致。另外更换了云母片后也有相同现象发生。防范措施是适时适当调准。我厂多次发生在CRT上看云母双色水位计水汽界面不清的现象，后来把水位监视摄像机改成了位置可移动式，摄像头改成定焦自动光圈型后，调节就变得方便简单，而且显示更清楚。

二、电接点水位计-Y* X, T.N4 W4 r* X* a-]

1、汽包水质对电接点水位计的影响

汽包内的水质结垢，化学腐蚀及气泡堆堵造成水侧电接点与筒体的“开路”故障。会造成二次表显示水位不准，或水柱间断显示，误发水位报警信号等异常现象。P' R-s2 Z& J% Q.]

2、水位计的电极挂水影响# U V2 N7 P/ g3 C

电接点水位计的测量筒因随环境温度的快速冷凝及水浪冲击，造成高导电的炉水沿电极和筒壁溅延，导致电极上形成“挂水”短路现象。挂水后形成电极间连通，同样会造成水位显示的错误。9 R9 U“ k)G0 [5 c!L” l4 o

3、阀对电接点水位计的影响5 e% b% Y+ ~(q3 _!A(x(C-j* g 电接点水位计测量筒降水阀的作用是将测量筒与下降管构成一个循环回路，将测量筒里的水不断地引到下降管中去，以保持测量筒里的凝水温度和密度与汽包内一致。但在实际应用中我们发现降水阀的开度对测量有很大的影响。降水阀开度大时测量出的水位偏低且水位不稳；开度小时起不到降水阀的作用，而且多了降水阀后也增加了测量筒检修的隔离难度,这样设计的系统在更换电极时也较难判断测量筒是否已可靠隔离。因此我们采取的措施是将测量筒到下降管的管路取消，增加一路向空排汽阀。

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。

三、压式水位计

1、水柱对差压式水位计的影响;r% |1 {* Q8 H0 d# Y6 ] 锅炉启动时由于汽包内温度低、压力低，平衡容器内可能无水而无法建立参比水柱。因此采用锅炉上水时向平衡容器内注水，同时，在汽包满水时及时排出取样管路中的空气泡和杂质，使差压变送器的取样管路全部充满清洁的水。同时，运行人员升降汽包水位，观察差压水位表显示值变化是否与实际水位相符。差压式水位计平衡容器与其取样点间连接的取样管应合理保温,否则平衡容器的温度越低,其冷凝水密度增大,水位计输出差压增大,使显示值偏低.但平衡容器罐体不应保温,以产生足够的冷凝水量而保证参比水柱的稳定。引到差压变送器的两根仪表管道应平行敷设、共同保温。

2、安装对差压式水位计的影响9 M“ H5 S” ~/ W6 u-X9 W 变送器汽侧取样管上安装有平衡容器。平衡容器也称凝结容器，通常是一个球型容器或筒型容器。容器侧面水平引出一个管口接到汽包上的汽侧取样孔。容器底部垂直引出一个管口接到差压变送器的负压侧（属正接方式）。进入平衡容器的饱和蒸汽不断凝结成水，多余的凝结水自取样管流回汽包使容器内的水位保持恒定。为了确保平衡容器内的凝结水能可靠地流回汽包，平衡容器前的汽侧取样管应向汽包侧下倾斜。由于同一汽包三个平衡容器的汽连通管及容器安装高度不一致，会使汽侧取样管的参比水柱高度不同（变送器均安装在同一高度），从而造成三个汽包水位测量值之间存在较大偏差.解决的办法是待锅炉启动且热膨胀稳定后核对三个平衡容器的高度是否一致，并核对平衡容器与汽包几何中心线（零水位线）间高度是否有变化，否则应在DCS修正。应水位差压信号比较小，变送器的接头漏水或平衡阀内漏对信号影响很大，根据目前变送器的受压能力，我们取消了平衡阀，并将多次弹出的卡套式变送器接头改为标准压力表式接头。

3、电伴热带对差压式水位计的影响

电伴热带是冬季防止汽包水位测量管路结冰的一项措施，正常时水位变送器正压负压侧伴热带的发热量基本一致，对水位测量的影响较小，但当正压负压侧的发热量不一致时，伴热带就会对汽包水位的正确测量产生重大影响。我厂#3炉曾发生过这样一个故障：汽包双色水位计、电接点水位计均显示正常，但原本误差稳定的三个差压式水位计中有一个与另外两路信号偏差加大。检查后发现，由于差压式水位变送器取样管路上缠绕的伴热带温控失灵使正负压侧水柱温度和密度偏差加大,造成正压和负压取样管的水柱压差增大。另外我厂也曾发生因伴热带短路跳闸和管路结冰引起差压式水位计测量不准的故障.解决此问题的措施是根据季节温度及时投用和停用电伴热装置，并将伴热带检查作为入冬前的常规安全检查项目。.h+ K3 f* p0 E8 E# J(t% g4、锅炉启动初期差压式水位计8 T& o4 D(l3 r8 F“ E.S 锅炉启动初期差压式水位计一般较难准确测量水位，出现的问题也比较多，我们认为这是由于锅炉启动初期由于汽包内温度低、压力低，平衡容器内较难建立参比水柱及仪表管积存空气杂质等原因所致。测量汽包水位：

请用双室平衡容器－引压管－三阀组－差压变送器(然后负迁移)－智能数字调节－伺服器－调节阀。组成完整的调节回路。

按锅炉汽包直经，选差压变送器的量程。

在测量汽包水位时，蒸汽流量波动时要当心引起“虚假水位”

单冲量调节请选用宇电AI调节器AI-808AL5L2L2控制电动调节阀，伺服机构一体化。

5.补偿系统

5.1.基础知识与基本概念

从容器的特性中可以看到，双室平衡容器不能完全满足生产的需要。究其原因，是由于介质密度的变化所造成的。因此，必须要采取一定的措施，进一步消除密度变化对汽包水位测量的影响。这种被用来消除密度变化带来的影响的措施就叫做补偿。通过补偿以准确地测定汽包中的水位。

汽包水位测量补偿的方法通常有两种，一种是压力补偿，另一种是温度补偿，无论采取哪种方法补偿效果都一样。但是它们之间略有区别，即温度补偿可以从0℃开始，而压力补偿只能从100℃开始。这是因为温度可以一一对应饱和密度以及100℃以下时的非饱和密度，而压力却只能一一对应饱和密度，即最低压力0MPa只能对应100℃时的饱和密度。故而由这两种方法构成的补偿系统各自对应的补偿起始点有所不同，即差压变送器量程有所不同。表1中0MPa对应两行差压值，其原因即在于此；其中上一行对应的是温度补偿，下一行对应压力补偿。很显然，温度补偿也可以从100℃开始。

5.2.建立补偿系统的步骤

第一步 确定双室平衡容器的0水位位置

容器的0水位的位置一般情况下比较容易确定，通过查阅锅炉制造厂家有关汽包（学名锅筒）及附件方面的图纸和资料，进行比较和计算即可获得。文中例举的容器0水位位置位于连通器水平管轴线以上365mm处，即基准杯口水所在的平面下方215mm处。但是，偶尔由于图纸的疏漏缺少与确定0水位相关的数据，无法计算出0水位的位置，那么确定起来就比较复杂。如图1中就缺少数据。这种情况下就只有根据容器的自我补偿特性在0水位所体现的特点通过反复验算来获得。由于容器本身就是用这样的方法经反复验算而设计制造的，只要验算的方法正确通过验算得到的数据会很准确可靠，当然这只限于图纸不详的情况下。由于限于篇幅，这里只提供思路，具体的验算的方法本文不予介绍。对此感兴趣的读者可以试一试。

第二步 确定差压变送器的量程

差压变送器的量程是由汽包水位的测量范围、容器的0水位位置以及补偿系统的补偿起始点等三方面因素决定的。一些用户一般只考虑了前两方面因素，而忽略了补偿起始点因素，甚至极个别的用户只简单地根据汽包水位的测量范围确定变送器的量程，造成很大的测量误差。一般情况下，忽略容器的0水位位置所造成的误差在70~90mm之间，忽略补偿起始点所产生的误差在30mm以下，特别情况下误差都将会更大。此外，这里特别提醒用户，在进行汽包水位测量工作时，关于变送器的量程，在没有得到确认的情况下，切不可单纯依赖设计部门的图纸。事实上，多数情况下，设计部门在进行此类设计，对变送器选型时，只确定基本量程，而不给出应用量程。下面来确定变送器的量程。

本文的例子中容器的0水位位置位于连通器水平管轴线以上365mm处。由于该容器的量程为±300mm，因此（1）式中的hw的最大值和最小值分别为665mm和65mm。如果采用压力补偿，从《饱和水与饱和水蒸汽密度表》中查出100℃时的饱和水与饱和水蒸汽的密度代入（1）式，再分别将665mm和65mm代入（1）式，即得最小差压 ΔPmin=－70.5mm水柱 和最大差压

ΔPmax=504mm水柱

这两个差压值就是变送器的量程范围（见表1中0MPa对应的下行），即－70.5～504mm水柱。如果采用温度补偿，且从0℃开始补偿，则由于水的密度极其接近1mg/mm3，误差可以忽略，令蒸汽的密度为0。用同样方法即可得到变送器的量程为－85～515mm水柱（见表1中0MPa对应的上行）。实际上，从0℃开始补偿是完全没有必要的，其原因这里无需遨述。

第三步 确定数学模型

数学模型是补偿系统中的最重要环节。由（1）式得

（2）

由于相对于规定的0水位的汽包水位 h= hw－365mm，所以

（3）

式中h —— 相对于规定的0水位的汽包水位 γw —— 饱和水的密度

γ s —— 饱和水蒸气的密度 γ c —— 环境温度下水的密度 ΔP—— 差压（3）式即为补偿系统的数学模型。式中γ c为常数，令环境温度为30℃，则γ c=0.9956mg/mm3，所以

（4）

（4）式为最终的数学模型。显然，它与（3）式的作用完全一样。在补偿系统中可以任选其一。

第四步 确定函数、完成系统

在（3）式和（4）式中含都有“320 γ w－580 γ s”和“γ w－γ s”关于饱和水与饱和水蒸汽密度的两个子式。查《饱和水与饱和水蒸汽密度表》，可以获得这两个子式关于压力或温度的函数曲线。将所得到的曲线以及（3）式或者（4）式输入用以执行运算任务硬件设备，补偿系统即告完成。

从补偿系统的建立过程可以发现，补偿系统是根据某一特定构造的容器而建立的。因此，建立补偿系统时应根据不同的容器，建立不同的补偿系统。建立补偿系统时，当确定差压的计算公式以后，只需重复这里的步骤即可得到新的汽包水位测量补偿系统。

6.关于容器保温问题的释疑

众所周知，为了使容器达到理想工作状态，容器的外部必须作以适当的保温。然而，关于容器的凝汽室及顶部的保温问题目前有些争议，部分用户认为这里的保温可有可无。笔者在这里阐述一下个人的观点。笔者通过多年观察发现,在这里没有保温的情况下，冬季由仪表显示的汽包水位会比夏季低将近10mm。分析原因，是因为一般情况下凝汽室的温度都要比环境高300℃左右，甚至更高，因此它的热辐射能力很强。当凝汽室外部没有保温或者保温条件比较差时，尽管凝结水的速度会加快并导致更多的饱和水蒸汽流到这里补充这里的热量，但是由于这里的介质处于自然对流状态且受到管路等的阻力的制约，使补充的热量难以维持这里的温度，进而影响了测量的准确性。对于额定工作压力为13.73MPa的锅炉而言，如果冬季由仪表显示的汽包水位比真实水位低10mm，将意味着容器内部的温度比饱和温度低7℃左右。所以，为确保其包水位测量的准确性，这里必须加以适当的保温。笔者以为，这里的保温以保温层的外层温度不超过120℃为佳

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）如何有效测量摘要: 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，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: 关键词: 汽包水位测量分析预控防范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。

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。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表 1 给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h，仅供参考。表 1 就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h 汽包压力（Mpa）16.14～17.65（△h mm）－76 17.66～18.39 －102 18.40～19.60 －150 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，国家电力公司又参照国内外电站锅炉制造标准并结合国内电站锅炉的实际，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的基础上，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)》（以下简称《规定》）。《规定》对电站锅炉汽包水位测量系统的配置、安装和使用作了如下要求：

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。在役锅炉汽包可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、就地水位表的安装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。

4、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。几种常用汽包水位测量方式的比较

二、几种常用汽包水位测量方式的比较汽包水位测量方式很多，一般可分为：(1)静压式；(2)浮力式；(3)电气式；(4)超声波式；(5)核辐射式。目前电厂中最常用的是静压式测量方法中的连通式液位计和压差式液位计。连通式液位计包括玻璃水位计和电接点水位计等，这类液位计直观，便于读数，但它们共同的缺点是：当液位计与被测汽包中的液温有差别时，其显示的液位不同于汽包中的液位，而且此误差还会随汽包压力的改变而改变。连通式水位计虽然方式有所不同，但都是按照连通管原理工作的。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。而汽包是在一定压力下工作的，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连通式水位表。由于连通式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，这就会使水位表中的水位低于汽包中的水位。水位计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。为了减小因温度差异而引起的误差，常将液位计保温，而筒壳顶部不保温，增加凝结水量。但因散热，水位计中的水温总比汽包中饱和水的温度低，是非饱和水，因而密度大于汽包内饱和水的密度，所以，连通式水位计中的水位要低于汽包内的实际水位。

1、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。对于连通式液位计的测量误差，可以简单分析如下：ρ” ρ' ρ" ρ图 1 连通式液位计测量示意图图 1 为连通式液位计测量示意图，图中： H－汽包实际水位 h－水位计指示水位 L－水位计汽侧、水侧导管间距ρ’－汽包内饱和水密度ρ”－汽包内饱和蒸汽密度ρ－汽包内饱和水密度由联通器的原理可知，相对于水侧引压导管，有：ρ”（L-H)＋ρ’H＝ρ”（L-h)＋ρh 整理得 h＝H（ρ’－ρ”）/（ρ－ρ”）（式－1）（式－2）由(式－2)可以看出，在一定的汽包压力下，水位计内水温越低，其密度ρ就越大，水位计所显示的水位也就越低，其与实际水位的偏差越大。随着汽包压力的升高，水位计指示的水位偏离实际水位的值也不断增大，指示水位越来越低于实际水位。也就是说，这个水位的偏差值不是固定不变的，而是随着锅炉参数的升高不断加大的。这就给修正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：汽包压力 15.7MPa 16.14 MPa 17.66 MPa 零水位差值-51mm-76mm-102mm 上面的数据是按照玻璃水位表中水的平均温度为 340℃计算的。当汽包压力 17.66 Mpa 时，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℃。当水位表中的水位升高时，由于散热面积的增大，水的平均温度还会降低，使其平均密度增大，水位表的显示值会比计算值还要低，也就是说汽包中水位的差值会增大。同样当水位表中水位降低时，由于散热面积的减小，水的平均温度也可升高，使平均密度减小，水位表的显示值会比计算值还要高，与汽包中水位的差值也会增大。当汽包工作压力降低时，玻璃水位表与汽包中水位的差值也逐渐减小，通过计算可知，当汽压低于 10 Mpa 时，水位表和汽包水位的差值已很小，可以不再考虑。因此对于工作压力 10Mpa 以下的锅炉，以玻璃水位表为依据去监视和控制汽包水位完全可以保证水位控制精度和锅炉安全运行，但是对亚临界压力的锅炉，再以玻璃水位表为依据监视和控制汽包水位却根本无法保证汽包水位在允许的范围内，一般情况下，制造厂规定汽包水位应该在 NWL≯25mm 范围内，特别是在机组变压运行过程中，更无法满足锅炉安全运行的要求。为此必须采用更为准确和可靠的水位表，而玻璃水位表只能在额定压力下作为校核水位的手段，当工况改变时，玻璃水位表的显示值必须经过人工修正后才能作为监视汽包水位的手段。新海有限公司 330MW 机组锅炉汽包就地水位计厂家提供的水位修正值为：压力（MPa）低于实际水位值（mm）12 40 16 60 22 80 现场用测温枪测得 330MW 机组双色水位计的温度约为 230℃，按此温度值计算，在汽包压力为 17MPa 时，水位计示值要比真实水位低 150mm 左右。当然，测温枪测得的温度要比内部水温低一点，实际水位的偏差应小于 150mm。但就地水位计厂家提供的数据其实是一个保守的数据。

2、电接点水位表电接点水位计是五十年代后期，从火电厂技术革新运动中产生的一种水位表。当时锅炉所配的远传式水位表，无论是重液式、机械式电感传送式，甚至其后出现的力平衡式，它们的可靠性都无法满足锅炉安全运行的要求，当时唯一可信的汽包水位表，只有玻璃水位表，何况玻璃水位表在中低压工况下显示汽包水位的偏差并不明显。当时所有锅炉均在汽包侧设司水平台，配有专责值班员（司水）监视玻璃水位表。并通过手动水位表将汽包水位信号传到司炉盘上。在这一背景下，许多电厂先后自行研制了电接点水位表，将接点信号引到司炉盘上用灯光显示汽包水位变化，并逐渐发展到将接点信号引入跳闸停炉系统。电接点水位表出现后的二十多年中，对于改善中低压锅炉的安全水平确实起到了重要作用，因此在火电厂中倍受青睐。它的一些不足之处在中压锅炉上是体现不出来的，甚至对于高压锅炉也是可以容忍的，当锅炉工作压力进入亚临界状态下，情况就开始改变了，因为电接点水位表的基本工作原理和玻璃水位表完全相同，同为联通管式水位表，所以它存在的问题与玻璃水位表完全相同，即电接点水位表的零水位与汽包零水位有偏差，且汽包水位波动后电接点水位表内水位波动不能与之对应。而且电接点水位表和玻璃水位表结构不同，形状不同，散热条件不同，当两种水位表同时使用时，它们的显示值之间必然会产生明显的偏差，因此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。虽然不断有人提出对电接点水位表的升级改造方案并付之实行，但并没有能触及它的先天性问题，因此，电接点水位表不能再作为锅炉不可缺少的仪表了。上世纪的下半叶，我国某些机组上，已有引进英国同类型内置加热蒸汽双筒热套式测量筒电接点水位计，这种结构虽然提高了电接点水位计测量准确度，但其阶跃式显示、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，仍未获得很好地根治。因此，多年来国内外仍不能将其升格为监控基准仪表。

3、差压式水位计差压水位表是使用得最广泛的远传式汽包水位仪表。差压式水位表是利用比较水柱高度差值的原理来测量汽包水位的，测量时将汽包水位对应的水柱产生的压强与作为参比的平衡容器中保持不变的水柱所产生的压强进行比较，比较的基准点是水位表水侧取样孔的中心线，由于参比水柱的高度是保持不变的，测得的压差就可以直接反映出汽包中的水位。参比水柱的高度就是平衡容器内的水平面到水位表水侧取样孔的中心线。在平衡容器安装完以后，参比水柱的高度就是一个定值，而用来测量差压的差压变送器的量程也就等于参比水柱的高度。平衡容器一般采用单室型，是一个球型或圆柱形容器，容器侧面水平引出一个管口接到汽包上的汽侧取样管，容器底部直接引出一个管口接到差压变送器的负压侧，进入容器的饱和蒸汽不断凝结成水，多余的凝结水沿取样管流回汽包。因此，可以保证作为基准的参比水柱的高度相对稳定。过去在中低压锅炉上测量汽包水位时，由于测量仪表中的运算环节不够完善，不得不在平衡容器上解决，曾开发出多种可以进行局部压力修正的平衡容器，如双室平衡容器和热套式平衡容器，但他们的修正结果远不如在测量回路中使用运算环节的结果准确，因此现代化锅炉上测量汽包水位时已普遍采用最简单的单室平衡容器。新海发电有限公司公司 330MW 机组差压水位计的安装形式如图 2 所示,对于这种方式下的水位测量，可理论计算如下： P T ρ s H yc ρ w H Ta ρ a L －＋机组锅炉汽包差压式液位计测量示意图图 2 新海发电有限公司 330MW 机组锅炉汽包差压式液位计测量示意图图 2 中：ρs ρw ρa L L yc H ΔP T Ta P ——汽包内饱和蒸汽密度，汽包压力的单值函数——汽包内饱和水密度，汽包压力的单值函数——单室平衡容器内非饱和水密度，它是压力及温度的函数（基准水柱）——差压水位计的量程范围，——单室平衡容器引出管中心距——汽包实际水位——单室平衡容器所测量到的差压——汽包压力对应的饱和温度——单室平衡容器内非饱和水的温度——汽包压力如图所示，差压变送器所测差压：ΔP=（P+Lρa）-〔P+（L-H）ρs+Hρw〕整理得： H=[L(ρa-ρs)-ΔP]/(ρw-ρs)（式－4）在（式－4）中，水位计量程 L 为已知量，是一个常数，ΔP 为差压变送器的（式－3）测量值，ρs、ρw 为汽包压力的单值函数，通过饱和水及饱和蒸汽性质表可查得，在 DCS 中用一函数模块 f(x)即可实现。ρa 除了受汽压影响外，还和平衡容器的散热条件与环境温度有关，当汽压和环境温度改变时，其值也随着改变，因此，ρa 的计算则相对复杂一些，因为它是压力及温度的二值函数，在以往的差压水位计补偿公式中，都是按照额定压力下的某一估计的温度值固定补偿的，然后再根据就地水位计的示值进行修正。因此，它不能适应工况的变化，但其计算误差是允许并可以接受的。我公司 220MW 机组就是这种情况。新华 XDPS-400 系统中，提供了一个 PTCal 热力性质计算模块，通过它可以计算出给定压力和温度下的水或蒸汽的焓值、熵值或比容。这给汽包水位测量中压力、温度实际参数下的更精确补偿提供了条件。

三、差压式汽包水位测量在 330MW 机组上的应用实践从前面的分析可知，影响锅炉汽包水位测量的因素不仅仅只有汽包压力，参比水柱温度对测量结果的影响也不容忽视，因此，我公司 2×330MW 发电供热机组工程在设计时，就建议设计院增加了温度测点，实现水位的压力、温度双重补偿，以有效地提高汽包水位测量的准确性。即在每个单室平衡容器的正压侧加装了一支 Pt100 热电阻，测量非饱和水的实际温度。实现了以实际压力、温度对汽包水位进行补偿，其结果更趋近实际值。由于是第一次采用直接温度补偿的方式，对这种方式的认识存在不足，故而在安装调试过程中经历了一个逐步摸索、不断完善的过程。这个过程从#15 机组启动开始，直至#16 机组 168h 试运，大致可分为四个过程。经过了这几个过程的修正和完善，使得汽包水位的测量越来越趋于准确、稳定，越来越接近汽包内的真实水位。第一个过程——量程有误，水位偏差大。第一个过程——量程有误，水位偏差大。个过程——量程有误由于安装及调试人员误将引出管管距 Hyc（见图 2，汽包中心线上部 510mm，下部 620mm，共 1130mm）当成了差压水位计的量程 L（汽包中心线上下各 381mm，全量程为 762mm）。这样以来，就是（式－4）中的 L 变大，ΔP 变小，计算结果变大，使得 DCS 计算出的水位远高于实际水位。将变送器的量程及计算公式中的量程对应修改后，该问题得以解决。第二个过程——温度补偿点位置太高，温度波动大，水位波动大。第二个过程——温度补偿点位置太高，温度波动大，水位波动大。个过程——温度补偿波动大单室平衡容器的冷凝器是要求不保温的，只将下部测量筒保温，以加快蒸汽冷却的速度，并保持测量筒中的温度尽量高，以保证差压测量的准确性。虽然测量筒采取了保温措施，但由于其处在外部的正常环境温度下，冷凝器及测量筒内水的温度要远低于汽包内部温度，故而，这里面的水不再是饱和水，而变成了非饱和水。冷凝器上半部分则仍为汽包当前工作压力下对应的饱和蒸汽，因此，该部位的温度随汽包压力的变化快速变化，而且温度高于冷凝器下半部分非饱和水的温度。现场用测温枪实测，上半部与下半部的温差达 50 多摄氏度。因安装单位在进行温度元件安装时，将元件装在了冷凝器的中部偏上一点，这样就造成补偿温度偏高而且温度波动比较大、变化比较频繁，从而引起汽包水位测量值偏差大且波动较大。见下图。发现这一问题后，利用一次停炉的机会，安排安装单位将温度测点移至冷凝器的下半部（水区）。这样，补偿温度趋于平稳，不再频繁波动，温度值也降了下来，汽包水位的测量值也随之趋稳，与实际水位的偏差缩小了许多。第三个过程——补偿温度仍不稳定，水位依然不稳定且偏差大。第三个过程——补偿温度仍不稳定，水位依然不稳定且偏差大。个过程——补偿温度由于本工程锅炉汽包配带的平衡容器冷凝器体积较小，虽然温度补偿元件装在了冷凝器的下半部，这里应该是非饱和水区，但该位置的温度受汽包压力的影响仍较大。如汽包压力下降时，冷凝器中的水有部分因压力下降而汽化，温度测点的位置的水又变成蒸汽，引起所测温度又变成当前压力下的饱和温度。另一方面，由于冷凝器部分不保温，温度补偿测点的测量值受环境影响太大。汽包小室的门打开和关闭能引起该温度多达 40℃的变化。所以，汽包水位的温度补偿仍不准且波动较大。为此，再一次将补偿元件下移，移至冷凝器下部约 100mm 的测量筒上，并将该测点处保温。通过一段时间的跟踪观察，这种方式下的补偿温度比较稳定，汽包水位的补偿结果也很稳定，其值也更加准确、更加接近实际水位。由于是采用热电阻进行温度测量，为防止补偿温度元件失灵，在 DCS 中对该补偿温度值进行了限幅。通过连续几天的观察，发现测量筒内温度基本稳定在 220℃左右，因此将其上限限在了 240℃。也就是说，如果热电阻接触不好或开路，则最高按 240℃补偿。补偿下限则暂时按 80℃进行。第四个过程——增加测温元件，更准确地分析补偿温度。第四个过程——增加测温元件，更准确地分析补偿温度。——增加测温元件随着对汽包水位温度补偿的不断完善，对这个问题的认识也在逐步提高。在完成前面三个过程的修正后，我们又提出了汽包水位测量筒内温度分布的问题。也就是说，测量筒内水的密度是否上下一样。这是关系到计算结果准确性的一个很重要的环节。如果上下一样，那么，我们目前测得的水位就是最准确的；如果不一样，那差多少，对汽包水位测量的影响有多大？因为当时#15 炉除冷凝器外，整个测量筒都被保温了，暂时无法确定测量筒上部和低部的温度。通过对同一压力、不同温度下以及同一温度、不同压力下非饱和水的密度进行计算比较，发现这两种情况下非饱和水的密度可以近似看为线性。因此，如果是测量筒内上下部温差较大的话，可以考虑在测量筒下部再加装一个温度测点，取上下两点的平均值，以保证测量与补偿的准确性。根据对#15 炉汽包水位温度补偿的总结及计算分析情况，我们将#16 炉的汽包水位温度补偿测点选在单室平衡容器正压侧测量筒的中间部位，同时又在#2 测量筒上增加了两个温度测点，分别位于冷凝室下方约 130mm 及 510mm 处。因最下部的温度元件安装不是太好，利用一次该测量筒上下部保温处理的机会，用测温枪进行了测量。测得上部（冷凝室偏下一点）温度为 216℃、中间温度为 124℃、底部（水侧——负压侧引压管中心线）温度为 55℃。可见测量筒上下部温度相差是很大的。假定平衡容器正压测量筒内的平均温度为 100℃，汽包实际水位为“0”（380mm）水位，这时，平衡容器测得的差压约为 4628Pa。这个差压值，如果以 210℃进行补偿，则计算出的水位值为 210mm，即－170mm，也就是说，汽包实际水位比我们所见到的计算水位高 170mm；如果以 50℃进行补偿，则计算出的水位值为 428mm，即＋48mm；如果以 120℃进行补偿，则水位值为 355mm，即－15mm。由此可知，温度对水位补偿的影响是非常大的，不同的温度补偿出来的汽包水位相差也是非常大的。同时，中间测点的温度基本能够代表正压测量筒内基准水柱的平均温度，用它对汽包水位进行补偿，是比较合适的。通过与汽包就地水位计厂家、其他有关厂家提供的数据以及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中提供的数据比较，DCS 的运算结果是与之相符的。由于受保温情况及测量条件的影响，想实现温度的完全准确补偿是有一定难度的，但从工程应用角度来讲，由单室平衡容器正压侧测量筒的中间部位的温度进行补偿所计算出的汽包水位，是非常接近汽包真实水位的，是能够接受的。经过#16 炉几个月的运行观察，不论是补偿温度已从 7 月时的 130℃左右，还是逐渐降至 11 月底的 60℃左右，汽包水位的测量是非常准确稳定的。对于#15 炉，需要等机会将汽包水位的补偿温度测点下移至测量筒中部的位置，在此之前，只能先参照#16 炉的补偿温度，对#15 炉汽包水位进行固定补偿，以减小与真实水位的偏差，确保锅炉汽包的安全可靠运行。

四、结论

1、就地水位表，包括玻璃管水位表及电接点水位表，是不能正确反映汽包水位变化的，因此决不能以它为准控制水位和校对远传水位表，“眼见为实”在这里是不成立的。只有当就地水位表的零水位已经校准后才可以在额定工况下和正常水位条件下标定远传水位表的零水位。

2、由单室平衡容器正压侧测量筒的中间部位的温度进行补偿所计算出的汽包水位，是非常接近汽包真实水位的。这对确保锅炉汽包的安全可靠运行具有极大的意义。参阅资料：

1、《2007 年基建论文集》

2、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

3、《山东电机工程学会第六届发电专业学术交流会论文集》

4、《电站锅炉事故分析方法及案例选编》

5、《自动控制系理论》

6、新华 XDPS-400 系统厂家说明手册》《作者简介：张永先 1970年生，男，工程师，从事电力生产技术管理工作。鲁普：4351

第四篇：火力发电厂锅炉点火节能技术探讨论文

摘要：无油点火可大幅改善火力发电厂锅炉的节能性和高效性。通过理论联系实际，深入探讨了火力发电厂锅炉点火节能技术的原理和应用，如等离子点火等技术。由于目前锅炉点火节能技术仍需借助煤油，不能真正实现无油点火，诸多问题亟待解决。发电厂锅炉点火需要使用节能技术，利用先进科学技术实现节能目标，对同行技术改进有参考作用。

关键词：火力发电厂；锅炉；点火节能技术；应用；无油点火

现阶段，大多火力发电厂仍主要采用大油枪进行锅炉点火。据大量数据分析研究显示:每年电力系统用于锅炉调试、启动、助燃方面的用油量达到千万吨以上，在我国的总耗油量比例中超过15%。在浪费大量燃油资源的同时，也加大了发电成本。节约煤炭资源，保护环境任务艰巨，燃煤发电作为主要能源供给模式，近年来不会发生太大改变，所以降低发电成本，减少能源浪费是当前亟待解决的首要问题。对于各火力发电厂大力推广并采用的点火节能技术，本文重点对其进行了研究。

1点火节能技术原理及分类

1.1基本原理

发电厂锅炉点火一般通过大油枪来启动，其工作原理是：首先，将炉膛加热到一定温度，使喷入的煤粉能够被直接点燃；其次，待各项机组参数都能够达到既定要求时，将煤粉投入到锅炉内进行燃烧。目前火力发电厂主要采用节油点火器来点火，其中包括油燃烧器、等离子炬等，通过这些工具，可将送入燃烧器的气流加热到煤粉能够燃烧的温度，使煤粉和焦炭同时燃烧。当燃烧器喷口形成稳定燃烧的高温火核时，再添加煤粉，使锅炉能够按照规定曲线标准启动，实现正常发电运行[1]。在锅炉启动初期，主要采用煤粉代替油进行点火。

1.2节油点火技术的分类

1.2.1微油气化点火技术

微油气化点火技术通过高能气化油枪，将空气压缩到一定阶段后对燃油进行雾化，然后将其点燃。其中，大部分燃油将被气化，在此状态下进行燃烧，形成稳定的高温火核。煤粉通过该高温火核时，温度迅速升高，着火燃烧导致点燃更多的煤粉，实现分级燃烧，逐级放大，最终达到点燃炉膛内煤粉的目的。微油气化点火技术结构简单、操作方便、投资成本低。目前该技术在发电厂，尤其是在锅炉改造过程中被大规模采用。

1.2.2等离子点火技术

等离子点火技术最大的特点就是不需要利用油来进行点火。煤粉燃烧器的点火源就是高温等离子体，其工作原理是首先将一级燃烧筒内的气流进行压缩、点燃，然后再点燃二级、三级风粉混合物[2]。这一原理与微油气化点火技术相类似，但是它们之间有一个明显区别：等离子点火技术启动锅炉可做到无油直接投粉，进而大大节省了燃油耗用量。

1.2.3小油枪点火技术

小油枪点火技术最大的特点是将小油枪安置在煤粉燃烧器的喷口处，利用其燃烧能量来点燃煤粉，从而完成油煤的混合燃烧。但是，由于小油枪出力不足，所以在临近位置需要大油枪完成助燃工作。

1.2.4少油点火技术

少油点火技术将油燃烧器通向煤粉燃烧器的中心，但需要与喷口保持一段距离。点火后，将煤粉燃烧器的一次风粉经过燃烧的油火焰，达到其最低着火温度，使其瞬间开始燃烧，同时散发出大量热量，然而在此基础上仍需对其进行持续加热，直至达到某一煤种的着火温度，使得煤炭内的颗粒能够燃烧起来，进而启动锅炉。这种油燃烧器通常与航空发动机采用同一配置，是一种低压强制配风油燃烧器。其主要工作原理是对配风进行分级，致使其发出火焰，火焰温度通常在1520℃左右，而中心温度会更高一些，油的燃尽率可达99%以上[3]。

1.2.5高温空气无油点火技术

常温空气经过鼓风机的加热器进行加热，将温度上升至1000℃左右。正是由于高温的影响，加热后的空气分散出很多氧离子，这些离子足够微小，能够与煤粉气流进行换热，使其能够以多相燃烧的方式快速着火。点火后的高温能够提供大量热量和氧气，使得燃烧器正常工作。这项技术是在多级点火技术的基础上衍生而来的，是实现煤粉大量燃烧的一个主要途径。

2微油点火与等离子点火技术比较

微油点火与等离子点火，是目前应用最多的两项锅炉点火节能技术。从投资效益的角度来看，等离子无油点火技术更胜一筹。一般情况下，如果采用其他点火技术，如通过普通油枪完成点火，那么基建期的耗油量大约在1200t，按照市场油价5000元/t来估算，燃油费的总支出预计达到600万元左右。而若采用等离子无油点火技术，则节省了1200t的油量，大幅降低了基建期成本。对于一些有基建期的发电厂来说，在这个时期内即可收回成本。同时，等离子无油点火技术通常适用于新建的电厂，投资回收期短[4]。该技术对煤质要求较高，耗电较大，阴极头寿命短，但点火初期就可投运电除尘，有利于环境保护。相比较而言，微油点火燃烧技术虽然系统结构简单，投资少，且比较适用于现有机组的技术更新，可以实现收益最大化，但点火初期对除尘器电极有污染。

3点火节能技术的应用与发展

3.1等离子点火技术

随着电力需求越来越大，以大量的基建机组还在建设在所有点火技术中，等离子点火技术的发展前景相对而言比较明朗。然而，目前暂无法实现冷炉冷粉点火的目标，必须要在风道口安装一个暖风器，先将风进行加热，使温度要达到170℃左右，进而启动点火磨煤机。在点火前，要用油枪对锅炉进行预热。受限于这一不足，还不能做到真正的无油点火，传统的燃油系统还未真正实现改头换面。当前，各大火力发电厂提高竞争力的主要方式是不断降低成本、减少原油使用，而等离子点火技术成为了这些发电厂的最中意选项，这也造成了等离子市场的不断扩大。许多专家对当前的等离子点火技术开展了很多研究，也提出了许多弥补其不足的措施。其中，最主要的一个措施是无论启动是在冷态，还是温态下，都要在达到最佳的一次风速时增加二次风量，使得燃烧器不会结焦，从而加强燃烧稳定性。当前，许多企业了解并应用这项技术，包括巨化公司热电厂、广州恒运热电厂等。巨化公司热电厂是通过增大燃烧器的风筒截面积（增加比控制在33%左右），使燃烧器达到一定冷却效果，同时碰口和风筒的温度也会随之下降。为了进一步避免燃烧室出现结焦渣情况，需割除中隔板，并在风筒下部安装排渣器，自动排出焦渣，增强点火成功概率。广州恒运热电厂采用一级气膜冷却技术，它虽是点火技能中的一项小技术，但不仅可以缓解燃烧器的烧蚀现象，而且煤粉贴壁流动、挂焦的现象也将很少出现。在国际市场上，等离子点火技术也蕴藏着巨大发展潜力。许多油量不多的国家，如南非、印度、加拿大等，都对这项技术有很大兴趣，但由于技术发展不够成熟，导致市场份额不高[5]。在真正实现无油点火后，其在发电市场上将有一片更好的前景。

3.2高温无油点火技术

高温无油点火技术作为一项新型点火技术在许多领域中有所发展，但主要是在炼钢及化工领域有很好的应用。该技术在以化石燃料为主的发电站锅炉中还处于试验阶段，只有少数电站锅炉采用这种技术进行点火。为了能够更好地应用无油点火技术，需要对当前的点火技术进行改造，其原理是对最下层的煤粉燃烧器和二次风喷口的构造进行重新调整，将原来全部摆动的整组燃烧器改成部分摆动，燃烧器也要替换为高温空气无油类型的，该技术要与PRP燃烧装置相互结合使用，改装后的装置可以对一次风进行预热，加强火焰稳定性，实现煤的稳定燃烧。高温点火技术在应用过程中尚存在许多未解决的问题和一些制约因素，其中包括：（1）煤粉在锅炉内燃烧的结焦问题；（2）电热管材料的寿命问题。它们都在一定程度上制约了高温点火技术的应用。所以相关人员还需加大研究力度，不断改进这项技术。大量研究表明，环流风能可以对煤粉着火过程的内壁结焦现象起到抑制作用。除此之外，煤粉只有在一定煤粉浓度范围内才会稳定着火，如果浓度过高，会将着火的距离不断拉大，使火势不稳定[6]，因此参数设定也是十分重要的，并不是所有锅炉参数都是相同的，而是与许多因素有关，需根据具体情况进行调整。现在国内已经研发出循环高温点火技术，其结构设计比较独特，在电磁感应下可以将空气加热到800~900℃以上，以实现循环流化床锅炉点火。

3.3微油点火燃烧技术

我国当前对微油点火燃烧技术的应用还是比较广泛的，但总体来说还是存在许多缺点，主要包括：（1）点火源是在一次风管的内部，在燃烧的过程中不能实现有效控制，初期点火能量不足，需要借助大油枪；（2）在冷态下启动，煤粉不能实现完全燃烧，残留物中含碳量比较高；（3）喷口处易发生结焦情况；（4）油枪的油压、空气压缩的压力很难掌控在一个精确的范围内。值得一提的是，昆明第二发电厂在使用这项技术时，针对当前技术的不足，并结合自身具体情况，对油枪系统进行了改造：（1）将一次风量提高至120m3/s左右，煤粉的着火时间可以往后推移，从而减弱燃烧器附近的负荷；（2）在供油量方面，可将燃油压力降低至1.2MPa，但是还要保持有一只主油枪；（3）空气的压缩量也要进行适当控制，压缩空气的压力保持在0.4MPa左右。（4）为了能够使得火焰达到最合适的着火距离，以改善结焦问题，可利用暖风机保证出口风温的稳定。安庆皖江发电厂采取的方式则不尽相同：如通过引入热风的方式进行制粉，减少对油量的使用[6]。在点火过程中，给煤量要控制在一个适宜范围内，以对气流温度的维持起到一定帮助作用。同时，可以采用二级过滤的方式解决燃油系统中的杂质对油枪枪口的堵塞。

4结束语

综全文所述，当前火力发电厂在点火技术方面，最主要的目标是实现节能最大化。由于该技术的局限性，虽已取得良好效果，但仍有较大提升空间。现在市场上的无油点火技术还不甚成熟，需加强许多细节层面上的处理。因此，为了能够早日研发出无油点火节能技术，相关技术人员要加大研究力度，逐步解决相关问题，使点火技术朝着更加节能、安全的方向发展，实现节约燃油资源，保障人民安全，推动电力行业的长远发展。

作者:赵有飞 单位:中国华电科工集团有限公司

第五篇：火力发电厂化学水处理设计技术规定

火力发电厂化学水处理设计技术规定

SDGJ2—85

主编部门：西北电力设院

批准部门：东北电力设院

施行日期：自发布之日起施行

水利电力部电力规划设计院

关于颁发《火力发电厂化学水处理

设计技术规定》SDGJ2—85的通知

(85)水电电规字第121号

近几年来，随着电力工业的发展和高参数大机组的建设，电厂化学水处理技术 迅速发展，积累了许多新的经验。为了总结近年来水处理设计经验和在设计中更好 地采用水处理技术革新和技术革命的新成果，提高设计水平，加速电力建设，我院 组织有关设计院对原《火力发电厂化学水处理设计技术规定》(SDGJ2—77)进行了 修改。修订工作经过调查研究、征求意见、组织讨论，并邀请了有关生产、科研、设计、施工、制造等单位的有关同志对修订后的送审稿进行了审查定稿，现颁发执 行，原设计技术规定作废。

本规定由水利电力部西北电力设计院和水利电力部东北电力设计院负责管 理。希各单位在执行过程中，注意积累资料，及时总结经验，如发现不妥和需要补 充之处，请随时函告水利电力部西北电力设计院和水利电力部东北电力设计院，并 抄送我院。

1985年10月22日

第一章 总

则

第1.0.1条 火力发电厂(以下简称发电厂)水处理设计应满足发电厂安全运行的 要求，做到经济合理、技术先进、符合环境保护的规定，并为施工、运行、维修 提供便利条件。



第1.0.2条 水处理室在厂区总平面中的位置，宜靠近主厂房，交通运输方便，并适当地留有扩建余地；不宜设在烟囱、水塔、煤场的下风向(按最大频率风向)。

第1.0.3条 水处理系统和布置应按发电厂最终容量全面规划，其设施应根据机 组分期建设情况及技术经济比较来确定是分期建设还是一次建成。

第1.0.4条 本规定适用于汽轮发电机组容量为12～600MW的新建发电厂或 扩建发电厂的水处理设计。

第1.0.5条 发电厂水处理设计，除应执行本规定外，还应执行现行的有关国家 标准、规范及水利电力部颁布的有关规程。

第二章 原 始 资 料

第2.0.1条 在设计前应取得全部可利用的历年来水源水质全分析资料，所需份 数应不少于下列规定：

对于地面水，全年的资料每月一份，共十二份；对于地下水或海水，全年的资 料每季一份，共四份。第2.0.2条 对地面水，应取得历年洪水期的悬浮物含量和枯水年的水质资料，以掌握其变化规律，并应了解上游各种排水对水质的污染程度；对受海水倒灌影响 的水源，还应掌握由此而引起的污染和水质变化情况；对石灰岩地区的泉水，应了 解其水质的稳定性。

第2.0.3条 设计热电厂时，应掌握供热负荷、回水量、回水水质、外供化学处 理水量和水质要求等资料。

第2.0.4条 应了解所选用的水处理设备、材料、药剂、离子交换剂及滤料等的 供应情况(质量、价格、包装和运输方式等)。

第2.0.5条 应了解机炉设备的结构特点，包括锅内装置型式、减温方式、凝 汽器和各种热交换器的结构及管材，发电机冷却方式，辅助起动设施等情况。必 时，可对设备制造厂提出结构和材质的要求。

第2.0.6条 扩建工程应了解原有系统、设备布置和运行经验等情况。

第三章 原水预处理

第一节 系 统 设 计

第3.1.1条 预处理系统应根据原水水质、需处理水量、处理后水质要求，参考 类似厂的运行经验或试验资料，结合当地条件确定。

预处理设备出力应按最大供水量加自用水量设计。

第3.1.2条 经处理后的悬浮物含量应满足下一级设备的进水要求。处理方式可 按下列原则确定：

一、地面水悬浮物含量小于50mg/L时，宜采用接触凝聚①“接触凝聚”系指加 入凝聚剂后，经水泵或管道混合直接进入过滤器(池)，或经反应器后进入过滤器(池)。、过滤。

二、地面水悬浮物含量大于50mg/L时，宜采用凝聚、澄清、过滤，并根据原 水悬浮物的含量选择合适的澄清器(池)。当悬浮物的含量超过所选用澄清器(池)的进 水标准时②采用机械加速澄清池时，最大允许悬浮物含量为3000mg/L，其它型式为 2000mg/L；石灰处理时，还应适当降低。，应在供水系统中设置预沉淀设施或设 备用水源。

三、地下水含砂时，应考虑除砂措施。

第3.1.3条 高压及以上机组，若原水中含有较多的胶体硅，经核算，锅炉蒸汽 品质不能满足要求时，应采用接触凝聚、过滤或凝聚、澄清、过滤等方法处理。原 水胶体硅允许含量和胶体硅去除率的参考数据参见附录C(一)。

第3.1.4条 当原水有机物含量较高时，可采用加氯、凝聚、澄清、过滤处理。当用以上处理仍不能满足下一级设备进水要求时，可同时采用活性炭过滤等有机物 清除措施。离子交换装置也可选用大孔型树脂等抗有机物污染的阴离子交换树脂。

化学除盐系统进水的游离氯超过标准时，宜采用活性炭过滤或加亚硫酸钠等方 法处理。

第3.1.5条 化学除盐系统进水水质要求为：

浊度

对流

<2度

顺流 <5度

化学耗氧量(高锰酸钾法)：

使用凝胶型强碱阴离子交换树脂时 <2mg/L(以 O2表示)

游离氯

<0.1mg/L(以 Cl2表示)

含铁量

<0.3mg/L(以 Fe表示)

第3.1.6条 电渗析器进水水质要求为：

浊度

宜小于1度，不得大于3度(根据隔板厚薄、水质情 况而定)

化学耗氧量(高锰酸钾法)<3mg/L(以 O2表示)

游离氯

<0.3mg/L(以 Cl2表示)

锰含量

<0.1mg/L(以 Mn表示)

铁含量

<0.3mg/L(以 Fe表示)

第3.1.7条 反渗透器进水水质要求为：

卷式(醋酸纤维膜)：

污染指数 FI

<4

化学耗氧量(高锰酸钾法)

<1.5mg/L(以O2表示)

游离氯

0.3～1mg/L(以Cl2表示)pH

5.5～6.5

水温

20～35℃

含铁量

<0.05mg/L(以Fe表示)

中空纤维式(芳香族聚酰胺)：

污染指数 FI

<3

化学耗氧量(高锰酸钾法)

<1.5mg/L(以O2表示)

游离氯

＜0.1mg/L(以Cl2表示)

pH

5.5～6.5

水温

20～35℃

含铁量

<0.05mg/L(以Fe表示)

第3.1.8条 当原水碳酸盐硬度较高时，经技术经济比较，可采用石灰处理。原 水硅酸盐含量较高需要处理时，可加入石灰、氧化镁(或白云粉)。

第3.1.9条 当地下水含铁量较高时，应考虑除铁措施。其设计可参照现行《室 外给水设计规范》进行，并参考附录C(二)地下水除铁设计参考意见。

第二节 设 备 选 择

(Ⅰ)澄 清 器(池)

第3.2.1条 澄清器(池)的型式应根据原水水质、处理水量、处理系统和水质要 求等，结合当地条件选用。澄清器(池)的出力应经必要的核算。其设计可参照 现行《室外给水设计规范》的有关规定进行。

第3.2.2条 选用悬浮澄清器(池)和水力循环澄清器(池)时，应注意进水温度波 动对处理效果的影响。当设有生水加热器时，应装设温度自动调节装置，使温度变 化不超过±1℃。

第3.2.3条 澄清器(池)不宜少于两台。当有一台检修时，其余澄清器(池)应保 证正常供水量(不考虑起动用水)。澄清器的检修可考虑在低负荷时进行，用于短 期悬浮物含量高、季节性处理时，可只设一台，但应设旁路及接触凝聚设施。

(Ⅱ)过 滤 器(池)第3.2.4条 过滤器(池)的型式应根据进口水质、处理水量、处理系统和水质要 求等，结合当地条件确定。

第3.2.5条 过滤器(池)不应少于两台(格)。当有一台(格)检修时，其余过滤器(池)应保证在正常供水量时滤速不超过规定的上限。

第3.2.6条 过滤器(池)的反洗次数，可根据进出口水质、滤料的截污能力等因 素考虑。每昼夜反洗次数宜按1～2次设计。

过滤器(池)应设置反洗水泵、反洗水箱或连接可供反洗的水源。反洗方式宜采 用空气擦洗。

第3.2.7条 过滤器(池)的滤速宜按表3.2.7选择：

表 3.2.7 过 滤 器 滤 速

第3.2.8条 过滤器(池)的滤料和反洗强度可参考表3.2.8选择。

表3.2.8 过滤器滤料级配及反洗强度表

续表3.2.8

注：1)表中所列为反洗水温20℃的数据。水温每增减1℃，反洗强度相应增减 1%。2)反洗时间根据过滤器(池)的型式和预处理方式而定，一般5～10min。

(Ⅲ)清水箱(池)、清水泵

第3.2.9条 清水箱(池)不宜少于两台(格)。其有效容积可按1～2h清水耗用 量设计。

第3.2.10条 清水泵应设备用泵。当清水泵的布置高于清水池最低水位时，每 台泵应有单独的吸水管，水池应有排空措施。

第三节 布 置 要 求

第3.3.1条 澄清器(池)、过滤器(池)、清水箱(池)的布置位置应根据当地气象条 件决定，通常布置在室外。

第3.3.2条 寒冷地区，澄清器(池)顶部及底部应设置小室，相邻澄清器(池)的 顶部应有通道相连。

第四章 锅炉补给水处理

第一节 系 统 设 计

第4.1.1条 锅炉补给水处理系统，应根据原水水质、给水或炉水的质量标准、补给水率、排污率、设备和药品的供应条件等因素经技术经济比较确定。

进行技术经济比较时，应采用正常出力和全年平均水质，并用最坏水质对系统 及设备进行校核。

锅炉补给水处理方式，还应与锅内装置和过热蒸汽减温方式相适应。

中压、高压、超高压和亚临界汽包锅炉常用的汽水分离系统的携带系数可参见 附录C(三)。

第4.1.2条 锅炉正常排污率不宜超过下列数值：

一、以化学除盐水为补给水的凝汽式发电厂 1%

二、以化学除盐水或蒸馏水为补给水的供热式发电厂 2%

三、以化学软化水为补给水的供热式发电厂 5%

第4.1.3条 水处理设备的全部出力，应根据发电厂全部正常水汽损失与机组起 动或事故而增加的损失之和确定。

发电厂各项正常水汽损失及考虑机组起动或事故而增加的水处理设备出力按 表4.1.3计算。

表4.1.3 发电厂各项正常水汽损失及考虑机组起动或事故

而增加的水处理设备出力

注：①锅炉正常排污率按表中1、2、3项正常损失量计算。

②发电厂其他用汽、用水及闭式热水网补充水，应经技术经济比较，确定合 适的供汽方式和补充水处理方式。

③采用蒸馏补给水时，应考虑蒸发器的防腐、防垢及机组起动供水措施。

第4.1.4条 高压、超高压、亚临界汽包锅炉和直流锅炉，应选用一级除盐加混 合离子交换系统。当进水质量较好，减温方式为表面式或自冷凝时，高压汽包锅炉 补给水除盐系统可选用一级除盐系统。

固定床离子交换系统的选择，可参见附录C(四)。

第4.1.5条 锅炉补给水处理采用化学除盐时，其他用汽(采暖、卸煤、燃油等)及其他用水(机车、轮船补充水等)，应与有关专业共同进行技术经济比较，研究 确定合理供汽、供水及水处理方式。

第4.1.6条 原水含盐量较高时，经技术经济比较，可采用弱型树脂离子交换 器、电渗析器、反渗透器或蒸发器。

第4.1.7条 中压汽包锅炉补给水处理，在能满足锅炉给水和蒸汽质量要求时，可采用化学软化化学软化系指软化或脱碱软化。系统。

第4.1.8条 若用固定床除盐，当其进水中的强、弱酸阴离子比值较稳定时，可 采用阳离子交换器先失效的串联系统，此时阴离子交换树脂装入量应有10%～15% 裕量。

第4.1.9条 设计除盐系统时，应在保证出水质量前提下采用能降低酸、碱耗量 和减少废酸、碱排放量的设备和工艺。排出的酸、碱废水应加以利用或设有必要的 中和处理措施。

第4.1.10条 碱再生液宜加热，加热温度可为35～40℃。

第4.1.11条 在除盐(软化)系统中，对流离子交换器配制再生液及置换、逆洗所 用的水，串联系统为除盐(软化)水。并联系统可使用本级交换器的出口水。

第4.1.12条 逆流再生离子交换器顶压用气和混合离子交换器用气的气源，应 无油及有稳压措施。

第4.1.13条 氢钠离子交换的软化水管及除盐水管宜防腐。

第4.1.14条 海滨电厂钠离子交换器的再生剂可采用经过滤的海水。

第4.1.15条 水处理室至主厂房的补给水管道，应满足同时输送最大一台机组 的起动补给水量和其余机组的正常补给水量的要求。

发电厂达到规划容量时，补给水管道不宜少于2条。

当补给水管道总数为2条及以上时，任何1条管道停运，其余管道应能满足输 送全部机组正常补给水量的需要。

第4.1.16条 并联水处理系统，每种离子交换器有6台及以上时，设备宜分组。

第二节 设 备 选 择

第4.2.1条 各种一级离子交换器的台数不应少于两台；其出力计算应包括系统 中的自用水量(由后向前推算)。

离子交换器再生次数应根据进水水质和再生方式确定。正常再生次数可按每台 1～2次每昼夜考虑。当采用程序控制时，可按2～3次考虑。

第4.2.2条 除盐设备可不设检修备用，但当一台(套)检修时，其余设备应能满 足全厂正常补给水量的要求。对凝汽式电厂，离子交换器可不设再生备用，由除盐水箱贮存再生时的需用水 量。对供热式电厂，当水处理设备出力小时，可设置足够容积的除盐水箱贮存再生 时的需用水量，当出力较大时，可设置再生备用设备。

第4.2.3条 离子交换剂的工作交换容量，应根据选用的离子交换剂、交换器的 形式、再生剂种类、再生水平、原水离子组成、处理后水质要求等因素，按厂家提 供的产品性能曲线确定或参照类似条件下的运行经验，必要时也可经试验确定。离 子交换剂性能曲线参见表C(五)。

顺流及对流离子交换器的设计参考数据，参见附录C(六)、(七)、(八)。

第4.2.4条 并联除盐系统与氢钠软化系统中的除二氧化碳器，在电厂最终建成 时，不宜少于两台；当一台检修时，其余设备应满足正常补给水量的要求。

第4.2.5条 除二氧化碳器宜采用鼓风式，有条件时也可采用真空除气器。

除二氧化碳器风机在室外吸风时，宜有滤尘措施。除二氧化碳器的排风口，宜 设汽水分离装置。

第4.2.6条 除盐(软化)水泵及并联系统中的中间水泵应设备用。

第4.2.7条 中间水箱的有效容积，对单元制系统，应为每套水处理设备出力的 2～5min贮水量，且最小不应小于2m3；对并联制系统，应为水处理设备出力的 15～30min 贮水量。

第4.2.8条 除 盐(软化)水箱的总有效容积宜为：

一、凝汽式发电厂，其水箱的总有效容积为最大一台锅炉最大连续蒸发量的 150%与离子交换器再生期间所需贮备的水量之和。

二、供热式电厂，当补充水量较大，水处理设备按“需要“需要”指水处理设 备运行流量是根据外部需要而调节的。”调节流量时，为1h的水量。当补充水量 较小时，水处理设备按“供给“供给”指水处理设备运行流量是固定的，不随外部 流量变动而变化。”调节流量时，水箱的容积要满足调节和机组起动的需要。

第4.2.9条 对流离子交换器及并联系统采用程序再生的顺流离子交换器，应设 再生专用泵。

第4.2.10条 对化学除盐系统，应考虑检修离子交换器时有装卸与存放树脂的 措施。

第4.2.11条 无垫层阳、阴离子交换器之间及混合离子交换器出口，应设置树 脂捕捉器。

树脂捕捉器宜有反冲洗水管。

第三节 布 置 要 求

第4.3.1条 水处理设备宜布置在室内，当露天布置时，运行操作处、取样装 置、仪表阀门等，应尽量集中设置，并采取防雨、防冻措施。

第4.3.2条 经常检修的水处理设备和阀门等，按其结构、台数、起吊件重量，宜设置固定式或移动式起吊设施。

第4.3.3条 离子交换器面对面布置时，阀门全开后，通道净距宜为2m。两设 备间的纵向净距不宜小于0.4m(如设备本体为法兰连接时，净距可适当放大)。设备 台数较多时，每隔一定距离应留有通道。

第4.3.4条 水处理车间的动力盘，应与设备保持适当距离或布置在单独小间 内。

第4.3.5条 运行控制室的面积，应根据水处理设备出力、表盘数量等不同情况 确定。室内应有良好的采光和通风，并有足够的值班场地和检修通道。室内不应有 穿越管道。

水处理设备采用程序控制时，宜设置空气调节装置。

第4.3.6条 水处理室宜设运行分析室、检修间和厕所等。采用程序控制 时，应设仪表维修间。

第五章 汽轮机组的凝结水精处理

第5.0.1条 汽轮机组的凝结水精处理，宜按冷却水质量、锅炉型式及参数、汽 水质量标准、凝汽器结构及其管材等因素，经技术经济比较及必要的核算后确定。

一、由高压汽包锅炉供汽的汽轮机组以海水冷却以及由超高压汽包锅炉供汽的 汽轮机组以海水或苦咸水冷却时，可每两台机组装设一套能处理一台机组全部凝结 水的精处理装置。

二、由亚临界汽包锅炉供汽的汽轮机组，每台机组宜装设一套能处理全部凝结 水的精处理装置。

三、由直流锅炉供汽的汽轮机组，每台机组应装设一套能处理全部凝结水的精 处理装置。必要时可设置供机组起动用的专门除铁设施。

四、当采用钛材制造的凝汽器时，由汽包锅炉供汽的汽轮机组，可不设置凝结 水精处理装置。

凝汽器管材可按SD116—84《火力发电厂凝汽器管选材导则》选用［参见附 录C(九)］。

第5.0.2条 凝结水精处理系统中的除铁过滤器和离子交换器的设置，按下列原 则确定：

一、供机组起动用的除铁过滤器，可两台机组合用一组过滤器，且不设备

用。

二、对于体外再生的混合离子交换器，对由直流炉供汽的汽轮机组，每单元可 设一台备用设备；由亚临界汽包锅炉供汽的汽轮机组，且当混合离子交换器采用氢 /氢氧型运行方式时，可不装备用设备。

三、对于由超高压汽包锅炉供汽的汽轮机组，离子交换器可每两台机组设一台 备用设备；对于由高压汽包锅炉供汽的汽轮机组，离子交换器不装备用设备。

凝结水精处理设备的设计参考数据，参见附录C(十)。

第5.0.3条 凝结水精处理系统应装设：

一、当过滤器或离子交换器运行压差超过规定值时，应装设能保证通过所需凝 结水量的自动调节旁路阀。

二、凝结水精处理装置前后的管路排水阀。

三、离子交换器后的树脂捕捉器。

四、补充离子交换树脂的接入口。

第5.0.4条 凝结水精处理设备宜布置在汽机房或其附近。

第六章 冷却水处理

第6.0.1条 冷却水处理系统的选择应根据下列因素经技术经济比较确定：

一、冷却方式、水源水量及水质；

二、全面考虑防垢、防腐及防菌藻的处理；

三、节约用水；

四、药品供应情况；

五、环境保护要求等。

第6.0.2条 直流冷却系统如有结垢倾向时，可根据具体情况采取稳定措施。

第6.0.3条 敞开式循环冷却系统，采用冷却水池时，如果

V>60(V——冷 却水qV池容积，m3；qV——循环水量，m3/h)，可按直流冷却系统考虑。

第6.0.4条 敞开式循环冷却系统，在排污法不能满足防垢要求时，可采用下列 方法防垢：

一、加酸法。药剂宜使用硫酸。

二、加阻垢剂法。药剂可采用三聚磷酸盐、六偏磷酸钠、有机阻垢剂等。

三、加炉烟法。此法可利用炉烟中的二氧化碳；当燃料中可燃硫较高时，也可 利用炉烟中二氧化硫来防垢。采用加炉烟法时，应考虑烟气的除尘、加烟设备及管 道、沟道的防腐和水塔的防垢等问题。

第6.0.5条 敞开式循环冷却系统在原水暂硬高和需要提高浓缩倍率以达节水 目的时，可采用补充水石灰处理或离子交换(弱酸氢离子交换等)处理。

第6.0.6条 敞开式冷却系统必要时可采取去除补充水悬浮物的措施或采用冷 却水的旁流过滤。

第6.0.7条 循环冷却水的菌藻处理可采用间断加氯法或投加其它杀微生物 剂，但宜采用低毒、低剂量易降解并与阻垢剂、缓蚀剂不相互干扰的药剂；受菌藻 污染严重的补充水，宜对补充水进行连续加氯处理。

第6.0.8条 在有充分的技术经济论证时，可采用加阻垢剂、缓蚀剂及杀微生物 剂的综合处理、旁流处理等。

第6.0.9条 应根据冷却水质选用合适的凝汽器管材，请参照附录C(九)SD116— 84《火力发电厂凝汽器管选材导则》选用。

第6.0.10条 当循环冷却水中硫酸根过高时，应考虑硫酸盐对水工构筑物的侵 蚀问题。水对混凝土侵蚀性的判定标准请参照TJ21—77《工业与民用建筑工程 地质勘察规范》的有关部分进行。

第6.0.11条 当循环冷却水采用较高浓缩倍率时，应考虑硫酸钙、硅酸镁和磷 酸钙等的结垢问题。

第6.0.12条 为抑制凝汽器铜管腐蚀，宜设置运行中硫酸亚铁涂膜处理设施。

第七章 给 水 处 理

第7.0.1条 中压机组的锅炉给水宜采用氨化处理。

高压及以上机组的锅炉给水和装有凝结水精处理设备的超高压及以上机组的 凝结水，宜采用氨、联氨处理。

未进行凝结水精处理的超高压机组，凝结水可只采用联氨处理。

第7.0.2条 氨及联氨的加药设备，宜分别设置。

应设备用加药泵。布置在一起的一组加药泵(小于四台)，可合用一台备用泵。

几台机组合用一台加药泵时，加药泵出口管道上应装设稳压室，每根加药管上 应装设转子流量计。

氨及联氨的配制可用凝结水(除盐水)。

第7.0.3条 氨及联氨加药设备宜布置在主厂房的单独房间内。室内应有通风，加药设备周围应有围堰和冲洗设施，并应考虑有适当面积的药品贮存小间。

第八章 锅 内 处 理

第8.0.1条 汽包锅炉应设置磷酸盐处理设施。

第8.0.2条 锅内加药泵应设备用的。布置在一起的一组(小于四台)泵，可设置 一台备用泵。

第8.0.3条 磷酸盐溶液宜就地配制。当药品耗量较大时，也可集中配制。

第8.0.4条 磷酸盐可采用干法贮存，配制溶液应有搅拌设施。

配制溶液应用除盐(软化)水。

磷酸盐溶液输送管道应考虑防止低温过饱和结晶的措施(如蒸汽伴热等)。

第8.0.5条 磷酸盐溶液应进行过滤，也可在搅拌器或溶液箱中或出口处设过滤 装置。

第8.0.6条 锅内加药设备宜布置在主厂房内便于管理、环境清洁的地方。加药 设备周围应设有围堰和冲洗设施。地面应能防腐和防渗。

锅炉露天布置时，加药设备应布置于室内。

第九章 热网补给水及生产回水处理

第9.0.1条 热网补给水，一般采用下列方式供给：

一、锅炉排污扩容器后的排污水。

二、当水量较小时，采用经过除氧的锅炉补给水。

三、当水量较大时，宜单独设置处理系统。此系统可采用钠离子交换处理，并 经除氧。

第9.0.2条 以生产回水作为锅炉补给水时，应根据水质污染情况，考虑生产回 水的处理措施。如暂不能采取措施时，可在设计中预留将来增设水处理设备的条 件。

生产回水中含有油质时，应要求用户进行初步除油使水中含油量低于10mg/ L。

第9.0.3条 需要处理的生产回水，其处理方式应根据污染情况确定：可采用单 独的处理系统或与锅炉补给水合并处理。

第9.0.4条 不需处理的清洁生产回水，应接入在热力系统中设置的监督水箱。

第十章 药品贮存和计量设备

第一节 一 般 规 定

第10.1.1条 药品仓库的大小，应根据药品消耗量、运输距离、包装、供应和 运输条件等因素确定，一般按贮存15～30d 的消耗量设计。

当药品由本地供应时，可适当减少贮存天数；当用铁路运输时，还应满足贮存 一槽车(或一车辆)容积加10d 的药品消耗量。

第10.1.2条 药品贮存间宜靠近铁路、公路，干贮存堆积高度宜为1.5～2m，并有必要的装卸设施。

贮存间应有相应的防水、防腐、通风、除尘、采暖、冲洗措施，对于纸粉贮存 间还应有防火、防爆措施。

第10.1.3条 各种溶液箱的有效容积，应能贮存不少于8h运行的需要量。

各种交替运行的计量箱、溶液箱的有效容积，应满足4～8h连续运行的要求。

第二节 石 灰 系 统

第10.2.1条 根据水处理系统、容量、当地药品供应情况和计量设备的型式，可采用高纯度的粉状石灰或块状石灰。

第10.2.2条 采用高纯度粉状石灰及氧化镁粉时，干贮存及干法计量，可使用 气力输送或机械输送。乳液用泵输送。

第10.2.3条 采用块状石灰时，宜按下列原则考虑：

一、块状石灰宜采用湿存。配制石灰乳的搅拌器不宜少于两台，采用机械 搅拌。

二、加药宜用泵计量，每台澄清器(池)设两台泵，其中一台备用。石灰乳含量 为2%～3%。

三、输送石灰的吊车，应采用地面操作的直线单轨抓斗吊车或桥式起重机，吊 车运行速度不宜过快。

第三节 凝聚剂及助凝剂系统

第10.3.1条 凝聚剂及助凝剂的品种、剂量大小应根据原水水质(pH值、碱度、浊度、有机物含量)、药品来源、处理后水质及运行要求［水温、混合及澄清器(池)型式等］，经烧杯试验确定。

凝聚剂剂量可采用下列数据：

硫酸亚铁

41.7～97.3mg/L

三氯化铁

27.03～63.07mg/L

硫酸铝

33～77mg/L

聚合铝

5.27～7.37mg/L

溶液中药剂含量

<10%

第10.3.2条 固体凝聚剂及助凝剂可采用干贮存，对大、中容量电厂，凝聚剂 也可采用湿存方式。

药剂的溶解，可选用循环搅拌或机械搅拌方式。

第10.3.3条 凝聚剂及助凝剂可采用计量泵加药，在泵的入口宜装滤网。

第四节 酸 碱 系 统

第10.4.1条 酸碱贮存设备应靠近运输线，当运输线距水处理室较远时，在其 附近宜设贮存或转运设备。

贮存设备宜不少于两台，并应考虑有安全、检修及清洗措施。贮存槽地上布置 时，其周围宜设有一定容积的耐酸、碱防护堰，当围堰有排放措施时，其容积可适 当减小。

第10.4.2条 酸碱再生液宜用喷射器输送，有条件时也可采用计量泵。

第10.4.3条 计量器的有效容积应满足最大一台离子交换器一次再生用量。

当离子交换器台(套)数较多，有两台(套)交换器同时再生时，计量器的台数应 能满足其同时再生的需要。

混合离子交换器宜专设一组再生设备。

第10.4.4条 盐酸贮存槽宜用液体石蜡密封，或在排气口装设酸雾吸收器。浓 硫酸贮存槽排气口宜装设除湿器。

盐酸计量器排气口应装设酸雾吸收器。

第10.4.5条 装卸浓酸、碱液体，宜采用负压抽吸、泵输送或自流，不应用压 缩空气直接挤压槽车。

当采用固体碱时，应有吊运设备和溶解装置。

第五节 盐 系 统

第10.5.1条 盐湿贮存槽宜不少于两个。

第10.5.2条 饱和盐溶液应过滤。这可在盐槽底部设慢滤层或专设过滤器进 行。饱和盐溶液箱的有效容积，应满足一台最大钠离子交换器一次再生的需要

量。

第10.5.3条 盐液系统设备和管件，应防腐。

第六节 氯 系 统

第10.6.1条 氯的设计用量应根据试验数据或相似条件下运行经验的最大用量 确定。

第10.6.2条 加氯机应有指示瞬时投加量并有防止氯、水混合物倒灌入液氯钢 瓶内的措施。

第10.6.3条 加氯间的位置宜靠近氯的投加点。加氯间内的采暖设备不宜靠近氯瓶或加氯机。

第10.6.4条 钢管中液氯的气化可采用液氯气化器或淋水加热的方式。

第10.6.5条 加氯间应与其它工作间隔开，并应设下列安全措施：

一、直接通向外部且向外开的门。

二、加氯水泵、动力盘等不宜与氯瓶布置在同一房间内。

三、加氯水泵应联锁并有可靠电源。

四、加氯间应备有带氧气瓶的防毒面具。

五、照明和通风设备的开关应设在加氯间外。

六、采用防腐灯具。

七、加氯机喷射用水源，应保证不间断并保持水压稳定。

第10.6.6条 氯气和水混合物的管道及配件、阀门，应采用耐腐蚀材料。

第10.6.7条 液氯钢瓶的贮量应按当地供应、运输等条件确定，可按最大用量 的7～30d考虑。

第10.6.8条 加氯间内应设置起重、称重设施。

第10.6.9条 加氯间的设计还应符合下列要求：

一、有强制通风设备。

二、与经常有人值班的车间和居住房间保持一定的安全距离。

第十一章 箱、槽、管道设计及防腐

第11.0.1条 水箱(池)应设有水位计、进水管、出水管、溢流管、排污管、呼吸 管及人孔等，并有便于检修、清扫的措施。必要时，还应装设高低水位警报装置。

第11.0.2条 真空除气器后的水箱，应有密封措施；超高压、亚临界汽包炉及 直流炉的凝结水箱，宜采取与空气隔离的措施。

第11.0.3条 寒冷地区的室外澄清器、水箱及管道阀门，应有保温防冻措施。

第11.0.4条 管道布置应力求管线短、附件少、整齐美观、扩建方便、便于支 吊，并宜采用标准管件和减少流体阻力损失。

对于衬胶管、塑料管和玻璃钢管，应适当增多支吊点。

第11.0.5条 室内跨越人行通道的管道，其净高应不低于2m，横跨离子交换 器间的净高不宜低于4m。管道布置不得影响设备起吊，也不宜挡窗。需要运输设备 的通道净高，应满足设备运送的需要。

第11.0.6条 动力盘、控制盘的上方，不应布置管道(尤其是药液管)。

第11.0.7条 由水处理室至主厂房的管道，可采用通行管沟、不通行管沟或架 空敷设。通行管沟净高不得小于1.8m，通道净宽不得小于0.6m。

管沟及沟内管道，应有排水措施。第11.0.8条 经常有人通行的地方，浓酸、碱液及浓氨液管道不宜架空敷设，必须架空敷设时，对法兰、接头等应采取防护措施。

第11.0.9条 浓硫酸、浓碱液贮存设备及管道应有防止低温凝固的措施。

第11.0.10条 石灰系统的阀门宜采用铁质旋塞，管内流速不宜小于2.5m/s； 自流管坡度不宜小于5%；管道宜减少弯头、死区、U形等；管道的弯头、三通 和穿墙处应设法兰，水平直管不宜过长(不大于3m)，必要时在拐弯处以三通代替 弯头，以便拆卸、清洗。

石灰乳管道系统，应有水冲洗设施。

第11.0.11条 手动操作阀门的布置高度不宜超过1.6m。高于2m的应有阀门 传动装置或操作平台，阀杆的方向不得向下。

第11.0.12条 装流量孔板或加药孔板的管道安装位置应符合热工仪表的要 求，孔板前直管段长度应大于15～20D(管径)，孔板后直管段长度应大于5D。孔 板应装设在便于维修的地方。

第11.0.13条 凡接触腐蚀性介质或对出水质量有影响的设备、管道、阀门、排 水沟等，在其接触介质的表面上均应涂衬合适的防腐层，或用耐腐蚀材料制造。

各种设备、管道的防腐方法，可参见附录C(十一)。设计中应注明设备及管道 防腐的工艺要求。同一工程中不宜选用过多的防腐方法。

第11.0.14条 不宜采用地下混凝土(内壁衬玻璃钢)制的浓酸、浓碱池。

第11.0.15条 设有防腐层的设备及管件，设计时应考虑防腐施工的安全与方 便，并应注意在防腐前完成所有焊接工作。

第11.0.16条 酸贮存计量间的地面、墙裙、墙顶棚、沟道、通风设施、钢平台 扶梯、设备管道外表面，均应采取防腐措施。地面应有冲洗排水设施，室内应有通 风设施，并不得装设电气操作箱，照明应采用防腐灯具。

碱贮存计量间的地面、墙裙及沟道应防腐，地面应有冲洗排水设施。

第十二章 水处理系统仪表和控制

第12.0.1条 水处理系统仪表、控制水平和方式，应根据电厂容量、机组自动 化水平、水处理系统和出力以及自动化设备元件供应情况等因素经技术经济比较确 定。

第12.0.2条 水处理系统自动控制的内容宜考虑设有原水温度自动调节、自动 加药、澄清器的自动排泥、过滤器(池)的自动反洗、水箱液位自动调节、碱加热温 度自动调节及离子交换器的程序再生等。

对整套水处理设备的运行，可采用按“供给”控制或按“需要”控制设计。凝 汽式电厂宜采用按“供给”控制方式；供热式电厂的控制方式应经技术经济比较确 定。

第12.0.3条 单机容量300MW及以上机组或单套(台)设备出力100t/h及以上 的离子交换器再生应采用程序控制；其他情况下离子交换器再生采用程序控制时，每台每昼夜再生次数宜为2～3次。

第12.0.4条 当采用气动阀门时，应具备可靠的气源。

第12.0.5条 水处理系统与热力系统化学监督所用仪表，应根据机组型式、参 数、系统特点、运行监督方式及自动控制程度等因素确定。选用化学监督仪表时请 参见附录C(十二)。

选用仪表时应随时注意产品的更新情况。

第十三章 汽 水 取 样 第13.0.1条 汽水系统的取样点，参见附录C(十三)、(十四)。

第13.0.2条 取样管材一般采用不锈钢。

第13.0.3条 选用的取样冷却系统及冷却水源应符合下列条件：

一、取样冷却器应有足够的冷却面积。冷却后取样水温度低于30℃，最高不 超过40℃。

二、对200MW及以上机组，可采用集中式汽水取样分析装置。

三、冷却用水应保证系统不结垢、不污堵、不腐蚀。

当采用闭路循环系统时，应采用软化水或凝结水(除盐水)。

四、每个取样器用水量，可参照表13.0.3规定选用。

表 13.0.3 各取样冷却器的用水量

浸管式取样器样品流量按30～40L/h，进口冷却水温度按20℃计算。双重套 管取样器样品流量为18～30L/h，进口冷却水温度不超过33℃，压力不小于1.96 ×105Pa。

第13.0.4条 取样冷却器的布置位置如下：

一、热力系统的汽水取样冷却器，应布置于主厂房运转层，并应考虑便于运行 人员取样及通行。

二、除氧器给水箱出口管的取样冷却器，应尽量靠近给水箱。

三、露天布置的锅炉，汽水取样冷却器应有防雨措施或布置于室内。汽水取样 冷却器处应有照明。

第十四章 化 验 室

第14.0.1条 化验室所用仪器规范、数量及化验室面积，应根据机组参数、容 量等条件，参照部颁定额标准确定。

第14.0.2条 化验室的布置应与煤场、有污染的药品库等保持较远距离，不应 有振动、噪声等影响，要光线充足，通风良好。

热量计、精密仪器等仪器分析室宜设空调装置。

设计还应注意化验室对建筑、照明、水源、采暖、通风等方面的特殊要求。

附录A 本规定用词说明

执行本规定时，对于要求严格程度的用词，说明如下，以便执行中区别对待。

1.表示很严格，非这样作不可的用词：

正面词采用“必须”；

反面词采用“严禁”。

2.表示严格，在正常情况下均应这样作的用词：

正面词采用“应”；

反面词采用“不应”或“不得”。

3.表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样作的用词：

正面词采用“宜”或“可”；

反面词采用“不宜”。

附录B 本专业常用的法定计量单位

表B1 常用单位名称和符号

续表B1

附录C 设计参考资料

(一)原水胶体硅的允许含量和胶体硅的去除率

1.高压、超高压和亚临界机组，原水胶体硅的含量超过0.5～0.6mg/L时，宜 考虑去除胶体硅的措施。

2.不同处理方法，胶体硅的去除率如下所列：

接触凝聚、过滤60%

凝聚、澄清、过滤90%

凝聚一级除盐加混床>90%

(二)地下水除铁设计参考意见

1.除铁系统的选择应根据原水中铁的形式和数量、处理后水质要求，并参照水 质相似厂的运行经验，经技术经济比较后确定。

地下水中的铁质常以二价铁的形式存在，通常采用曝气、过滤法除铁。

2.曝气、过滤法除铁可按下列条件选择：

(1)曝气、天然锰砂过滤，适用于原水中重碳酸型铁的含量小于20mg/L、pH 值不小于5.5时。

(2)曝气、石英砂过滤，适用于原水中重碳酸型铁的含量小于4mg/L，曝气后 pH 值大于7。

3.曝气设备应根据原水水质及曝气程度的要求选定，可采用接触式曝气器或压 缩空气装置。

4.接触式曝气器的淋水密度，可采用5～10m3/(m2·h)。

5.采用接触式曝气器时，填料层层数可为1～3层。填料采用塑料多面空心球 或粒径为30～50mm的焦炭，每层填料厚度为300～400mm，层间净距不宜小 于600 mm。

6.曝气器下部的水箱容积，可按15～20min处理水量计算。

7.采用压缩空气时，每立方米水的需气量(以升计)，宜为原水二价铁含量(以 mg/L计)的2～5倍。

8.天然锰砂滤池滤料的粒径、厚度及滤速可按表C1确定。

表C1 滤料的粒径、厚度及滤速

9.滤池垫层的粒径和厚度，可按表C2确定。

表C2 滤池垫层的粒径和厚度

10.重力式除铁滤池的冲洗强度和冲洗时间，可按表C3确定。

表C3 重力式滤池的冲洗强度和冲洗时间

11.压力式除铁滤池的冲洗强度和冲洗时间，可按表C4确定。

表C4 压力式滤池的冲洗强度和冲洗时间

(三)中压、高压、超高压和亚临界压力汽包锅炉

常用汽水分离系统的携带系数

表C5 中 压 汽 包 炉

表C6 高 压 汽 包 锅 炉

表C7 超高压和亚临界压力汽包锅炉

(四)固定床离子交换系统选择

表C8 固定床离子交换系统

注：①表中所列均为顺流再生设备，当采用对流再生设备时，出水质量比表

中所列的数据要高。

②离子交换树脂可根据进水有机物含量情况选用凝胶或大孔型树脂。

③表中符号：H——强酸阳离子交换器；Hw——弱酸阳离子交换器；

OH——强碱阴离子交换器；OHw——弱碱阴离子交换器；D——除

二氧化碳器； H/OH——阳、阴混合离子交换器。

续表C8

注：①表中所列均为顺流再生设备，当采用对流再生设备时，出水质量比表

中所列数据为高。

②表中符号：H——氢离子交换器；Na1、Na2——一级或两级钠离子

交换器；D——除二氧化碳器。

(五)对流、顺流再生阳、阴离子

交换树脂工作交换容量图

1.阳离子交换树脂HCl对流再生工作交换容量，见图C1。

2.阳离子交换树脂 H2SO4对流再生工作交换容量，见图C2。

3.阳离子交换树脂 HCl顺流再生工作交换容量，见图C3。

4.阳离子交换树脂 H2SO4顺流再生工作交换容量，见图C4。

5.阴离子交换树脂 NaOH 对流再生工作交换容量，见图C5。

6.阴离子交换树脂 NaOH 顺流再生工作交换容量，见图C6。

图C1 对流式盐酸再生工作交换容量图

注：进水中钙(镁)离子浓度相等时，工作交换容量可提高1%～3%；层高为 1.6m 时，工作交换容量约降低1%～2%。

p硬为进水硬度与含盐量之当量比(后同)。

再生剂比耗=再生剂用量/工作交换容量(后同)。

图C2 对流式硫酸二步再生工作交换容量图

注：进水中钙(镁)离子浓度相等时，工作交换容量可提高1%～3%。

图C3 顺流式盐酸再生工作交换容量图

注：图中虚线表示水中强酸阴离子浓度(c强)的极限；如果所查得的工作交换容 量点落在与进水c强相对应的虚线上方，则表示在该条件下周期平均出水Na+浓度 将大于500～800μg/L，相应的一级除盐水电导率将大于5～10μS/cm。如该 出水水质不合要求，应提高再生剂用量或改用对流式。

进水中钙(镁)离子浓度相等时，工作交换容量可提高1%～3%；水温增(减)10 ℃，或碱度/含盐量值增(减)0.2，工作交换容量可提高(减少)约3%。含盐量为1 mg·eg/L时，工作交换容量可提高约3%。

图C4 顺流式硫酸一步再生工作交换容量图

注：同图C3的全部注文。如果采用分步再生，工作交换容量可以明显提高。

图C5 对流式氢氧化钠再生工作交换容量图

注：20℃再生时，工作交换容量降低约10%；用40%工业碱时，工作交换容 量可提高约3%～8%。进水SO2-4/强酸阴离子为0.8时，工作交换容量可提高1%～ 2%。本图适用于进水 HSiO-3/总酸度<0.4的情况。

图C6 顺流式氢氧化钠再生工作交换容量图

注：20℃再生时，工作交换容量降低约10%，出水SiO2浓度提高；用40% 工业碱时，工作交换容量可提高约3%～8%。本图适用于进水H2SiO3/总酸度<0.4的 情况。

(六)顺流离子交换器设计参考数据

表C9 顺流离子交换器设计数据

注：(1)运行滤速上限为短时最大值。对于强酸阳、强碱阴离子交换器来说，当进水水质较好或采用自动控制时，运行滤速可按30m/h左右计算(以后同)。

(2)硫酸分步再生时的含量、酸量的分配和再生流速，可视原水中钙离子 含量占总阳离子含量的比例不同经计算或试验确定，当采用两步再生时：第一步 含量0.8%～1%，再生剂用量不要超过总量的40%，流速7～10m/h；第二步含 量2%～3%，再生剂用量为总量的60%左右，流速5～7m/h，采用三步再生时： 第一步0.8%～１%，流速8～10m/h；第二步含量2%～4%，流速5～7m/h； 第三步含量＜4%～ 6%，流速4～6m/h。每一步用酸量为总用酸量的1/3。

(3)离子交换树脂的工作交换容量应根据厂家提供的工艺性能曲线确定，当没有时可参考本表数据。

(4)置换流速与再生流速相同。

(七)对流离子交换器(逆流再生)设计参考数据

表C10 对流离子交换器设计数据

注：(1)大反洗的间隔时间与进水浊度、周期出水量等因素有关，一般约10 ～20d进行一次，大反洗后可视具体情况增加再生剂量50%～100%。

(2)顶压空气量以上部空间面积计算，一般约0.2～0.3m3/(m3·min)，压缩空气应有稳压装置，“无顶压”方式数据暂不列入。

(3)为防止再生乱层，应避免再生液将空气带入离子交换器。

(4)硫酸分步再生时的浓度、酸量分配和再生流速可视原水中钙离子含量 占总阳离子的比例不同经计算或试验确定。采用分步再生的技术条件参见表C9。

(5)再生、置换(逆洗)应用水质较好的水，如阳离子交换器用除盐水、氢 型水或软化水。阴离子交换器用除盐水。

(6)离子交换树脂的工作交换容量应根据厂家提供工艺性能曲线数据确定，当没有数据时可参考本表数据。

(八)对流离子交换器(浮动床)设计参考数据

表C11 对流离子交换器设计数据

注：(1)最低滤速(防止落床、乱层)阳离子交换器＞10m/h，阴离子交换器＞ 7m/h。树脂输送管内流速为1～2m/s。

(2)硫酸分步再生技术条件参见表C9。

(3)本表中离子交换树脂的工作交换容量为参考数据。

(4)反洗周期一般与进水浊度、周期出水量等因素有关，反洗在清洗罐中 进行，每次反洗后可视具体情况增加再生剂量50%～100%。

(九)《火力发电厂凝汽器管选材导则》

SD 116—84(节录)凝汽器用管材

目前供凝汽器选用的国产管材，主要有含砷的普通黄铜管、锡黄铜管、铝黄铜 管、白铜管和钛管等。

表1

3.1 冶金部1978年颁布了我国凝汽器用黄铜管和白铜管的标准。标准中规定的管 材品种及其主要成分如下。

3.1.1 黄铜管(YB716—78标准)

3.1.1.1 品种：国产黄铜管的品种和牌号列于表1中。

3.1.1.2 主要成分：黄铜管的主要成分列于表2中。

表2

3.1.2 白铜管(YB713—78标准)

3.1.2.1 品种：国产白铜管的主要品种和牌号列于表3中。

3.1.2.2 主要成分：白铜管的主要成分列于表4中。

表3

表4

3.2 除符合上述“冶标”的凝汽器管材外，目前正在试用的管材有以下两种：

a.钛管；

b.白铜 B10管。

3.3 与上述国产凝汽器管材品种相当的进口管材也可选用。国产管材牌号和国外品 种的对照关系见附录 B(本规定未列)。凝汽器管的选材技术规定

4.1 几种管材的耐腐蚀性及其适用范围

4.1.1 H68A管

H68A 管是在H68管成分中添加微量砷制成的。由于黄铜中的微量砷能有效 地抑制黄铜的脱锌，因此，H68A管的耐脱锌腐蚀性能比H68管要强得多，其主 要腐蚀形式为均匀腐蚀，使用寿命比H68管要长。目前，不含砷的H68管已不推 荐使用。但H68A管在轻度污染的冷却水中，也会出现层状脱锌与溃蚀，一般只用 于溶解固形物<300mg/L、氯离子<50mg/L的清洁冷却水中。

4.1.2 HSn70-1A管

HSn70-1 管是多年来国内外在淡水中使用较广泛的管材。为了进一步提高其 抗脱锌的能力，在HSn70-1管成分中添加砷，即为“冶标”的 HSn70-1A管。

HSn70-1A 管一般使用在溶解固形物<1000mg/L，氯离子<150mg/L的冷却水 中。

HSn70-1A 管在表面有沉积物或表面有碳膜等情况下，容易发生点蚀。

4.1.3 HAl77-2A 管

HAl77-2A 管在清洁的海水中是耐蚀的，一般推荐在溶解固形物>1500mg/L或 海水的冷却水中使用。

HAl77-2A 管耐砂蚀的能力差，在悬浮物及含砂量较高的海水或淡水中，会发 生严重的入口管端冲刷和由异物引起的冲击腐蚀，腐蚀表面呈金黄色，腐蚀坑呈马 蹄形，并有方向性。采用硫酸亚铁成膜处理，能有效地减缓HAl77-2A 管的冲击 腐蚀。也可用改进水工设施，降低水中含砂量的方法，减缓铜管的冲击腐蚀。

HAl77-2A 管表面附有有害膜时，往往会在短期内出现腐蚀；在管材安装不当 或机组有振动时，HAl77-2A 管容易在淡水中发生应力腐蚀破裂和腐蚀疲劳损 坏；在污染的淡水中，HAl77-2A 管也不耐蚀。因此，HAl77-2A 管一般不推荐在 淡水中选用，也不宜在浓淡交变的冷却水中使用。

4.1.4 B30管

B30管具有良好的耐砂蚀性能和耐氨蚀性能，适用于悬浮物和含砂量较高的海 水中，并适于安装在凝汽器空抽区，可防止凝汽器管汽侧的氨蚀。

B30管在污染的冷却水中会发生点蚀和穿孔，在初期保护膜形成不良及表面有 积污的情况下，也容易发生孔蚀。因此，B30管应使用在流速较高及含氧充足的冷 却水中，采用海绵球清洗能明显提高B30管的耐蚀性。

4.2 选材的技术规定

4.2.1 应按表5中所规定的水质和流速条件选用各种管材。

表5

①1500mg/L～海水是指这一范围内的稳定浓度。对于浓度交替变化的水质，需要通过专门的试验和研究选定管材。

4.2.2 在采用以上规定时，还应考虑下述因素的影响：

4.2.2.1 水中悬浮物和含砂量的影响。

冷却水中的悬浮物和含砂量对管材有影响，表6列出了各种管材所允许的冷却 水悬浮物和含砂量。

上述含量的规定，是指在悬浮物中含砂量百分比较高的水质，对于含砂量较少、含细泥较多的水，允许含量可适当放宽。

H68A 和HSn70-1A管在采用硫酸亚铁处理时，悬浮物的允许含量可提高到 500～1000mg/L。

表6

4.2.2.2 水质污染的影响。

目前国产的凝汽器管，一般只适用于下述清洁程度的水中：

［S2-］<0.02mg/L；

［NH3］<1mg/L；

［O2］>4mg/L；

CODMn<4mg/L。

当水质污染程度超过此限时，应根据实际情况采用加氯处理、海绵球清洗、硫 酸亚铁处理或限制排废等措施，以减少其影响。

4.2.2.3 对于200MW及以上容量的机组，空抽区布置在中间部位的凝汽器以及空抽 区铜管已有氨蚀的凝汽器，其空抽区推荐采用 B30管。

4.2.2.4 钛管对氯化物、硫化物和氨具有较好的耐蚀性，耐冲击腐蚀的性能也较强，可在受污染的海水、悬浮物含量高的水中及在较高流速下使用。目前钛管的使用经 验不足，对其较易发生振动、吸氢、生物积污引起铜管板腐蚀等问题尚待进一步研 究总结，且价格较高，选用时，应通过专门的试验和经济比较，并经过上级电业管 理部门批准。

4.2.2.5 B10管在清洁的海水中也较耐蚀，但缺乏耐冲击腐蚀的使用经验，选用时也 应通过专门的试验确定。

4.2.2.6 为防止水中悬浮物在管内沉积，引起管材的沉积物腐蚀，还应注意低水流 速的影响。对于黄铜管，冷却水在管内的最低流速，一般不应低于1m/s，白铜管 则一般不应低于1.4m/s。管板的选用

对于溶解固形物<2000mg/L的冷却水，可选用碳钢板，但应有防腐涂层。

对于海水，可选用 HSn62-1板或采用和凝汽器管材材质相同的管板。

对于咸水，根据条件可选用上述任一种材质的管板。

HSn62-1板的化学成分列于表7。

表7

(十)凝结水精处理设备的设计参考数据

体外再生混合离子交换器设计采用数据

运行流速(m/h)

90～120

树脂比例①(阳、阴)

体外再生混合离子交换器阳、阴树脂比例建议参照以下条件选择：

a.氢型混合离子交换器及当污染物主要为腐蚀产物(凝汽器泄漏率低)，且凝结 水含氨、pH值高时，阳∶阴宜为2∶1；

b.铵型混合离子交换器及冷却水为淡水时，阳∶阴宜为1∶1；

c.冷却水为海水、高含盐量水时，阳∶阴宜为2∶3。

树脂粒度(mm)

0.45～0.6

混合空气［m3/(m2·min)］2.3～2.4(p=1.08×105～1.47×105Pa)

正洗流速(m/h)

正洗水耗(m3/m3树脂)

再生设备设计采用数据

空气擦洗［m3/(m2 ·min)］3.4～4

擦洗方式② 脉冲进水气：

反洗进气1～2min

擦洗用气源可选用罗茨风机或罗茨风机与压缩空气并用。

正洗进气2～3min

空气压力4.90×104Pa

擦洗次数：

起动 30～40次

运行 20次

反洗分层流速(m/h)

10～15(15min)

反洗树脂流速(m/h)

阳阴树脂各为10～15(15min)

再生液药剂含量(%)

Hcl 4 NaOH 4

再生时间(min)

阳 30 阴 30～60

再生流速(m/h)

阳4～8 阴 2～4

再生比耗(kg/m3树脂)

阳阴树脂各为100

(十一)各种设备、管道防腐方法

表C12 各种设备、管道的防腐方法和技术要求

C12续表

注：当使用的环境温度低于0℃时，衬胶应使用半硬橡胶。

(十二)化学监督仪表选用参考表

表C13 化学监督仪表的规范和测点位置

续表C13

(十三)汽包锅炉汽水系统取样点

表C14 汽包锅炉汽水系统取样点位置

续表C14

(十四)直流炉汽水系统取样点

表C15 直流炉汽水系统取样点位置

续表C15

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本规定主要编制者：金久远、曲玉珍、潘有道、李仲鲁、袁维颖、沈凌霄、丁兆令、安炳仁、顾承隆。