第一篇：DRZT01-2004火力發電廠鍋爐汽包水位測量系統技術規定

火力發電廠鍋爐汽包水位測量系統技術規定

火力發電廠鍋爐汽包水位測量系統技術規定（DRZ/T 01-2004）適用范圍

本標準規定了火力發電廠鍋爐汽包水位測量系統的配置、補償、安裝和運行維護的技術要求。本標準適用于火力發電廠高壓、超高壓及亞臨界壓力的汽包鍋爐。2 汽包水位測量系統的配置

2.1 鍋爐汽包水位測量系統的配置必須采用兩種或以上工作原理共存的配置方式。

鍋爐汽包至少應配置1套就地水位計、3套差壓式水位測量裝置和2套電極式水位測量裝置新建鍋爐汽包應配置1套就地水位計、3套差壓式水位測量裝置和3套電極式水位測量裝置或1套就地水位計、1套電極式水位測量裝置和6套差壓式水位測量裝置。

2.2 鍋爐汽包水位的控制和保護應分別設置獨立的控制器。在控制室，除借助DCS監視汽包水位外，至少還應設置一個獨立于DCS及其電源的汽包水位后備顯示儀表（或裝置）。

2.3 鍋爐汽包水位控制應分別取自3個獨立的差壓變送器進行邏輯判斷后的信號。3個獨立的差壓變送器信號應分別通過3個獨立的輸入/輸出（I/O）模件或3條獨立的現場所總線，引入分散控制系統（DCS）的冗余控制器。

2.4 鍋爐汽包水位保護應分別取自3個獨立的電極式測量裝置或差壓式水位測量裝置（當采用6套配置時）進行邏輯判斷后的信號。當鍋爐只配置2個電極式測量裝置時，汽包水位保護應取自2個獨立的電極式測量裝置以及差壓式水位測量裝置進行邏輯判斷后的信號。

3個獨立的測量裝置輸出的信號應分別通過3個獨立的I/O模件引入DCS的冗余控制器。2.5 每個汽包水位信號補償用的汽包壓力變送器應分別獨立配置。

2.6 水位測量的差壓變送器信號間、電極式測量裝置信號間，以及差壓變送器和電極式測量裝置的信號間應在DCS中設置偏差報警。

2.7 對于進入DCS的汽包水位測量信號應設置包括量程范圍、變化速率等壞信號檢查手段

2.8 本標準要求配置的電極式水位測量裝置應是經實踐證明安全可靠，能消除汽包壓力影響，全程測量水位精確度高，能確保從鍋爐點火起就能投入保護的產品，不允許將達不到上述要求或沒有成功應用業績的不成熟產品在鍋爐上應用。

汽包水位測量系統的其他產品和技術也應是先進的、且有成功應用業績和成熟的。汽包水位測量信號的補償

3.1

差壓式水位測量系統中應設計汽包壓力對水位—差壓轉換關系影響的補償。應精心配置補償函數以確保在盡可能大的范圍內均能保證補償精度。

3.2

差壓式水位表應充分考慮平衡容器下取樣管參比水柱溫度對水位測量的影響。

應采用參比水柱溫度穩定、接近設定溫度的平衡容器，或采用經實踐證明有成功應用經驗的參比水柱溫度接近飽和溫度的平衡容器。

必要時也可裝設能反映參比水柱溫度的溫度計，監視與設計修正溫度的的偏差，及由此產生的水位測量的附加誤差。汽包水位測量裝置的安裝

4.1 每個水位測量裝置都應具有獨立的取樣孔。不得在同一取樣孔上并聯多個水位測量裝置，以避免相互影響，降低水位測量的可靠性。

當汽包上水位測量取樣孔不夠時，可采用在汽包上已提供的大口徑取樣管中插入1~2個取樣管的技術增多取樣點。當采用此方法時，應采取適當措施防止各個取樣系統互相干擾

不宜采用加連通管的方法增加取樣點。

4.2 水位測量裝置安裝時，均應以汽包同一端的幾何中心線為基準線，采用水準儀精確確定各水位測量裝置的安裝位置，不應以鍋爐平臺等物作為參標準。

4.3 安裝水位測量裝置取樣閥門時，應使閥門閥桿處于水位位置。

4.4 水位測量裝置在汽包上的開孔位置應根據鍋爐汽包內部結構、布置和鍋爐運行方式，由鍋爐制造廠負責確定和提供。取樣孔應盡量避開汽包內水汽工況不穩定區（如安全閥排氣口、汽包進水口、下降管口、汽水分離器水槽處等），若不能避開時，應在汽包內取樣管口加裝穩流裝置。應優先選用汽、水流穩定的汽包端頭的測孔或將取樣口從汽包內部引至汽包端頭。電極式水位測量裝置的取樣孔應避開爐內加藥影響較大的區域。作為鍋爐運行中監視、控制和保護的水位測量裝置的汽側取樣點不應在汽包蒸汽導管上設置。

4.5 汽包水位計的取樣管孔位置，汽側應高于鍋爐汽包水位停爐保護動作值，水側應低于鍋爐汽包水位停爐保護動作值，并有足夠的裕量。

4.6 三取二或三取中的三個汽包水位測量裝置的取樣孔不應設置在汽包的同一端頭，同一端頭的兩個取樣口應保持400mm以上距離。三個變送器安裝時應保持適當距離。

4.7 差壓式水位測量的平衡容器應為單室平衡容器應采用容積為300~800m的直徑為約100mm的球體或球頭圓柱體。

4.8 差壓式水位表安裝汽水側取樣管時，應保證管道的傾斜度不小于1：100，對于汽側取樣管應使取樣孔側低，對于水側取樣管應使取樣孔側高。

4.9

汽水側取樣管和取樣閥門均應良好保溫。平衡容器及容器下部形成參比水柱的管道不得保溫。引到差壓變送器的兩根管道應平行敷設共同保溫，并根據需要采取防凍措施，但任何情況下，拌熱措施不應引起正負壓側取樣管介質產生溫差。三取二或三取中的三個汽包水位測量裝置的取樣管間應保持一定距離，且不應將它們保溫在一起。

電極式汽包水位測量裝置的排水管不應與取樣管緊挨并排布置。

4.10 就地水位表的安裝。

4.10.1 就地水位計的零水位線應比汽包內的零水位線低，降低的值取決于汽包工作壓力。若現役鍋爐就地水位的的零水位線與鍋爐汽包內的零水位線相一致，應根據鍋爐汽包內工作壓力重新標定就地水位表的零水位線，具體降低值應由鍋爐制造廠負責提供。

當采用的就地水位計內部水柱溫度能始終保持飽和水溫時，表計的零水位線應與汽包內的零水位一致。4.10.2 安裝汽水側樣管時，應保證管道的傾斜度不小于1：100，對于汽側取樣管應使取樣孔側高，對于水側取樣管應使取樣孔側低。

4.10.3

汽水側取樣管和取樣閥門應良好保溫。汽包水位測量和保護的運行維護

5.1

汽包水位測量裝置應定期利用停爐機會根據汽包內水痕跡或其他有效的方法核對水位表（計）計的零位值。鍋爐啟動時應以電極式汽包水位測量裝置為主要監視儀表；鍋爐正常運行中應經常核對各個汽包水位測量裝置間的示值偏差，當偏差超過30mm時應盡快找出原因，進行消除。

5.2

差壓式水位測量裝置進行溫度修正所選取的參比水柱平均溫度應根據現場環境溫度確定，在運行中應密切監視，當實際參比水柱溫度值偏離設置的修正參比值而導致的水位誤差過大時，應對修正回路重新設定。

5.3

鍋爐啟動前應確保差壓式水位測量裝置參比水柱的形成。

5.4

應密切監視爐水導電度的變化。當爐內加藥異常導致爐水導電度高報警時，應密切監視并及時消除，防止電極式水位測量裝置誤發報警而使水位保護誤動作。

5.5

鍋爐汽包水位保護

5.5.1 鍋爐水位保護未投入，嚴禁鍋爐啟動。

5.5.2 鍋爐汽包水位保護在鍋爐啟動前應進行實際傳動試驗，嚴禁用信號短接方法進行模擬試驗。

5.5.3 鍋爐汽包水位保護的整定值和延時值隨爐型和汽包內部部件不同而異，具體數值應由鍋爐制造廠負責確定，各單位不得自行確定。

第二篇：火力發電廠鍋爐汽包水位測量系統電力行業熱工自動化標準化技術委員會標準

火力發電廠鍋爐汽包水位測量系統<電力行業熱工自動化標準化技術委員會標準> 2 汽包水位測量系統的配置

2.1 鍋爐汽包水位測量系統的配置必須采用兩種或以上工作原理共存的配置方式。鍋爐汽包至少應配置1套就地水位計、3套差壓式水位測量裝置和2套電極式水位測量裝置。

新建鍋爐汽包應配置1套就地水位計、3套差壓式水位測量裝置和3套電極式水位測量裝置或1套就地水位計、1套電極式水位測量裝置和6套差壓式水位測量裝置。2.2 鍋爐汽包水位控制和保護應分別設置獨立的控制器。在控制室，除借助DCS監視汽包水位外，至少還應設置一個獨立于DCS及其電源的汽包水位后備顯示儀表(或裝置)。2.3 鍋爐汽包水位控制應分別取自3個獨立的差壓變送器進行邏輯判斷后的信號。3個獨立的差壓變送器信號應分別通過3個獨立的輸入/輸出(I/O)模件或3條獨立的現場總線，引入分散控制系統(DCS)的冗余控制器。

2.4 鍋爐汽包水位保護應分別取自3個獨立的電極式測量裝置或差壓式水位測量裝置(當采用6套配置時)進行邏輯判斷后的信號。當鍋爐只配置2個電極式測量裝置時，汽包水位保護應取自2個獨立的電極式測量裝置以及差壓式水位測量裝置進行邏輯判斷后的信號。3個獨立的測量裝置輸出的信號應分別通過3個獨立的I/O模件引入DCS的冗余控制器。2.5 每個汽包水位信號補償用的汽包壓力變送器應分別獨立配置。

2.6水位測量的差壓變送器信號間、電極式測量裝置信號間，以及差壓變送器和電極式測量裝置的信號間應在DCS中設置偏差報警。

2.7 對于進入DCS的汽包水位測量信號應設置包括量程范圍、變化速率等壞信號檢查手段。2.8 本標準要求配置的電極式水位測量裝置應是經實踐證明安全可靠，能消除汽包壓力影響，全程測量水位精確度高，能確保從鍋爐點火起就能投入保護的產品，不允許將達不到上述要求或沒有成功應用業績的不成熟產品在鍋爐上應用。

汽包水位測量系統的其它產品和技術也應是先進的、且有成功應用業績和成熟的。3 汽包水位測量信號的補償.1 差壓式水位測量系統中應設計汽包壓力對水位—差壓轉換關系影響的補償。應精心配置補償函數以確保在盡可能大的范圍內均能保證補償精度。

3.2 差壓式水位表應充分考慮平衡容器下取樣管參比水柱溫度對水位測量的影響。應采用參比水柱溫度穩定、接近設定溫度的平衡容器，或采用經實踐證明有成功應用經驗的參比水柱溫度接近飽和溫度的平衡容器。

必要時也可裝設能反映參比水柱溫度的溫度計，監視與設計修正溫度的偏差，及由此產生的水位測量的附加誤差。汽包水位測量裝置的安裝

4.1 每個水位測量裝置都應具有獨立的取樣孔。不得在同一取樣孔上并聯多個水位測量裝置，以避免相互影響，降低水位測量的可靠性。

當汽包上水位測量取樣孔不夠時，可采用在汽包上已提供的大口徑取樣管中插入1～2個取樣管的技術增多取樣點。當采用此方法時，應采取適當措施防止各個取樣系統互相干擾。

不宜采用加連通管的方法增加取樣點。

4.2 水位測量裝置安裝時，均應以汽包同一端的幾何中心線為基準線，采用水準儀精確確定各水位測量裝置的安裝位置，不應以鍋爐平臺等物作為參比標準。4.3 安裝水位測量裝置取樣閥門時，應使閥門閥桿處于水平位置。

4.4 水位測量裝置在汽包上的開孔位置應根據鍋爐汽包內部結構、布置和鍋爐運行方式，由鍋爐制造廠負責確定和提供。取樣孔應盡量避開汽包內水汽工況不穩定區(如安全閥排氣口、汽包進水口、下降管口、汽水分離器水槽處等)，若不能避開時，應在汽包內取樣管口加裝穩流裝置。應優先選用汽、水流穩定的汽包端頭的測孔或將取樣口從汽包內部引至汽包端頭。電極式水位測量裝置的取樣孔應避開爐內加藥影響較大的區域。作為鍋爐運行中監視、控制和保護的水位測量裝置的汽側取樣點不應在汽包蒸汽導管上設置。

4.5 汽包水位計的取樣管孔位置,汽側應高于鍋爐汽包水位停爐保護動作值，水側應低于鍋爐汽包水位停爐保護動作值，并有足夠的裕量。

4.6 三取二或三取中的三個汽包水位測量裝置的取樣孔不應設置在汽包的同一端頭，同一端頭的兩個取樣口應保持400mm以上距離。三個變送器安裝時應保持適當距離。4.7 差壓式水位測量裝置的單室平衡容器應采用容積為300～800ml的直徑為約100mm 的球體或球頭圓柱體。

4.8 差壓式水位表安裝汽水側取樣管時，應保證管道的傾斜度不小于1：100，對于汽側取樣管應使取樣孔側低，對于水側取樣管應使取樣孔側高。

4.9 汽水側取樣管和取樣閥門均應良好保溫。平衡容器及容器下部形成參比水柱的管道不得保溫。引到差壓變送器的兩根管道應平行敷設共同保溫，并根據需要采取防凍措施，但任何情況下，拌熱措施不應引起正負壓側取樣管介質產生溫差。三取二或三取中的三個汽包水位測量裝置的取樣管間應保持一定距離，且不應將它們保溫在一起。電極式汽包水位測量裝置的排水管不應與取樣管緊挨并排布置。4.10 就地水位計的安裝。

4.10.1 就地水位計的零水位線應比汽包內的零水位線低，降低的值取決于汽包工作壓力。若現役鍋爐就地水位計的零水位線與鍋爐汽包內的零水位線相一致，應根據鍋爐汽包內工作壓力重新標定就地水位表的零水位線，具體降低值應由鍋爐制造廠負責提供。

當采用的就地水位計內部水柱溫度能始終保持飽和水溫時，表計的零水位線應與汽包內的零水位一致。

4.10.2 安裝汽水側取樣管時，應保證管道的傾斜度不小于1：100，對于汽側取樣管應使取樣孔側高，對于水側取樣管應使取樣孔側低。4.10.3 汽水側取樣管和取樣閥門應良好保溫。《火力發電廠鍋爐汽包水位測量系統技術規定》 編 制 說 明

國家電力公司《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》(簡稱《要求》)和《國家電力公司電站鍋爐汽包水位測量系統配置、安裝和使用若干規定(試行)》(簡稱《規定(試行)》)頒發以來，對提高鍋爐運行安全性，防止鍋爐汽包滿缺水事故發揮了重要作用。但是，根據近年來實踐，《要求》和《規定(試行)》中的某些條款在實施過程中較難操作。此外，隨著汽包水位測量技術的發展，也需要對《規定(試行)》進行重新修訂，以形成正式規定。由于國家電力公司已經解散，經與華能國際電力公司、大唐國際電力公司、中國電力投資集團公司、中國華電集團公司、國電電力集團公司和北京國華電力公司協商，決定由電力行業熱工自動化標準化技術委員會負責編制《火力發電廠鍋爐汽包水位測量系統技術規定》（簡稱《技術規定》）。

《技術規定》（送審稿）于2004年9月11日完成，隨后，電力行業熱工自動化標準化技術委員會于2004年9月15日在京主持召開了《技術規定》（送審稿）審查會，參加會議的有華能國際電力公司、中國電力投資集團公司、中國華電集團公司、北京國華電力公司、北京聯合電力投資公司、河北省和河南省電力公司、東北電科院、華北電科院和河南電力試驗研究所、華北電力設計院以及九個發電廠和二個汽包水位測量裝置的制造廠，共計23個單位的23名專家，會議經認真審議，原則同意送審稿，也提出了一些修改意見，根據會議意見，對送審稿進行修改后，完成了報批稿。本標準與《規定（試行）》主要差異如下：

1．本標準適用于新建火力發電廠的汽包鍋爐，也適用于已投運鍋爐，對于某些要求僅適用于新建汽包鍋爐時，將在條文中特別明確說明。

《規定（試行）》僅適用于超高壓和亞臨界汽包鍋爐，本標準擴大到高壓汽包鍋爐，主要考慮高壓鍋爐滿缺水事故造成的危害也是十分嚴重的緣故。

2．《規定（試行）》提出5套配置方案。本標準配置數量有所增加，主要考慮有四方面： 1）國內外許多規程，特別是安全準則均要求重要保護和控制功能分開； 2)電極式水位測量裝置技術有較大突破，有些產品已經歷較長時間和較多應用證明安全可靠，能消除汽包壓力影響，全程測量水位精確度高，能確保從鍋爐點火起就可以投入水位保護；

3）平衡容器技術也有較大突破，有些產品也能保證差壓式水位測量裝置的測量精確性、穩定性，并確保啟動時投入水位保護；

4）多測孔接管技術取得經驗，當鍋爐汽包上水位測孔不夠時，可用多測孔接管技術解決。3．本標準強調“汽包水位控制和保護應分別設置獨立的控制器”，以符合重要保護和控制功能獨立性原則。

根據三冗余信號獨立性原則，為確保冗余功能真正發揮作用，標準強調三冗余測量系統應從測孔、取樣管、水位測量表計（或變送器）、補償用汽包壓力變送器、輸入/輸出通道均應滿足獨立性原則。

4．為確保DCS及其供電UPS故障時確保值班人員在控制室仍能監視水位，本標準增加了“在控制室，除借助DCS監視汽包水位外，至少還應設置一個獨立于DCS及其電源的汽包水位后備顯示儀表（或裝置）”。

5．明確要求所有電極式測量裝置、差壓式變送器的信號間應設置水位偏差報警，當任意二個水位信號偏差超過30mm時應立即判別發生故障的測量裝置，或者確定是否是運行不當造成的，以便盡快消除。

6．為了及時排除不正確測量信號導致控制和保護誤動，DCS設計時應精心配置量程范圍、變化速率等壞信號檢查手段。

7．關于差壓水位表的平衡容器，“應充分考慮平衡容器下取樣管參比水柱溫度對水位測量的影響”。

標準提出了兩個方案：

①“采用參比水柱溫度穩定、接近設定溫度的平衡容器”，例如，將單室平衡容器正壓側取樣管水平延長一段后再向下，以消除參比水柱出現不可控的溫度梯度。②“采用經實踐證明有成功應用經驗的參比水柱溫度接近飽和溫度的平衡容器”。8．本標準中除堅持《規定（試行）》中要求“每個水位測量裝置應具有獨立的取樣孔”外，根據最新技術發展，明確提出“當汽包上水位測量取樣孔不夠時可采用在汽包上已提供的大口徑取樣管中插入1～2個取樣管的方法增多取樣點”，但“不宜采用聯通管的方法增多取樣點”，因為，后者違反了取樣孔獨立性原則，而且對取樣測量準確性有影響。9．《規定（試行）》中規定“就地水位計的零水位線應比汽包內的零水位線低，降低值取決于汽包壓力”，本標準根據就地水位計技術發展，補充“當采用的就地水位計內部水柱溫度能始終保持飽和水溫時，表計的零水位線應與汽包內的零水位線一致”。

10．本標準制訂過程中認為基準水位表的提法不夠科學。此外，由于采用當今最新測量技術后，無論差壓式測量裝置和電極式測量裝置均能做到準確、全程測量汽包水位，因此標準中提出“鍋爐正常運行中應經常核對各個汽包水位測量裝置間的示值偏差，當偏差超過30mm時應盡快找出原因，進行消除”。但是在“鍋爐啟動時應以電極式汽包水位測量裝置為主要監視儀表”，這主要考慮鍋爐啟動時差壓式測量受諸多因素影響，因此，作此規定。11．考慮到爐水導電度過高時會造成電極式水位測量裝置會誤發報警而使水位保護誤動作，因此，本標準中規定“應密切監視爐水導電度的變化。當爐內加藥異常導致爐水導電度高報警時，應密切監視并及時排除”。

第三篇：關于汽包水位測量的文章

影響三種汽包水位計的因素及防范措施：0 O;f1 f* B3 Y$ N% p

一、云母雙色水位計: |)F ` e6 q8 b W

1、環境溫度對云母水位計的影響

由于云母雙色水位計處于環境溫度下，溫度較低。其冷凝水密度高于汽包內飽和水密度，因此指示水位必低于汽包內重力水位。環境溫度越低，冷卻水平均密度越大，故誤差越大。防范措施是加強對云母水位計汽水連通管路和水位計本體的保溫。;a/ h$

2、鍋爐冷態啟動或更換云母片后對云母水位計的影響

機組冷態啟動時，當汽包升壓到一定值時，水位工業電視系統CRT上看云母雙色水位計往往模糊不清。其原因是汽包受熱后，水位計汽水管路、支架發生膨脹，相對位置發生了變化，攝像頭與雙色水位計的角度偏離了最佳視角所致。另外更換了云母片后也有相同現象發生。防范措施是適時適當調準。我廠多次發生在CRT上看云母雙色水位計水汽界面不清的現象，后來把水位監視攝像機改成了位置可移動式，攝像頭改成定焦自動光圈型后，調節就變得方便簡單，而且顯示更清楚。

二、電接點水位計-Y* X, T.N4 W4 r* X* a-]

1、汽包水質對電接點水位計的影響

汽包內的水質結垢，化學腐蝕及氣泡堆堵造成水側電接點與筒體的“開路”故障。會造成二次表顯示水位不準，或水柱間斷顯示，誤發水位報警信號等異常現象。P' R-s2 Z& J% Q.]

2、水位計的電極掛水影響# U V2 N7 P/ g3 C

電接點水位計的測量筒因隨環境溫度的快速冷凝及水浪沖擊，造成高導電的爐水沿電極和筒壁濺延，導致電極上形成“掛水”短路現象。掛水后形成電極間連通，同樣會造成水位顯示的錯誤。9 R9 U“ k)G0 [5 c!L” l4 o

3、閥對電接點水位計的影響5 e% b% Y+ ~(q3 _!A(x(C-j* g 電接點水位計測量筒降水閥的作用是將測量筒與下降管構成一個循環回路，將測量筒里的水不斷地引到下降管中去，以保持測量筒里的凝水溫度和密度與汽包內一致。但在實際應用中我們發現降水閥的開度對測量有很大的影響。降水閥開度大時測量出的水位偏低且水位不穩；開度小時起不到降水閥的作用，而且多了降水閥后也增加了測量筒檢修的隔離難度,這樣設計的系統在更換電極時也較難判斷測量筒是否已可靠隔離。因此我們采取的措施是將測量筒到下降管的管路取消，增加一路向空排汽閥。

因此，防止以上幾個因素對電接點水位計的影響，主要措施是采取合理的保溫措施，確保汽包小室的環境溫度、采用數字邏輯判斷電路等方法，以提高對爐水和蒸汽的分辨能力。同時我們也在#1爐上償試采用進口型電接點水位計，使用下來發現進口型無論在可靠性還是可維修性上都比國產型有明顯的優勢。

三、壓式水位計

1、水柱對差壓式水位計的影響;r% |1 {* Q8 H0 d# Y6 ] 鍋爐啟動時由于汽包內溫度低、壓力低，平衡容器內可能無水而無法建立參比水柱。因此采用鍋爐上水時向平衡容器內注水，同時，在汽包滿水時及時排出取樣管路中的空氣泡和雜質，使差壓變送器的取樣管路全部充滿清潔的水。同時，運行人員升降汽包水位，觀察差壓水位表顯示值變化是否與實際水位相符。差壓式水位計平衡容器與其取樣點間連接的取樣管應合理保溫,否則平衡容器的溫度越低,其冷凝水密度增大,水位計輸出差壓增大,使顯示值偏低.但平衡容器罐體不應保溫,以產生足夠的冷凝水量而保證參比水柱的穩定。引到差壓變送器的兩根儀表管道應平行敷設、共同保溫。

2、安裝對差壓式水位計的影響9 M“ H5 S” ~/ W6 u-X9 W 變送器汽側取樣管上安裝有平衡容器。平衡容器也稱凝結容器，通常是一個球型容器或筒型容器。容器側面水平引出一個管口接到汽包上的汽側取樣孔。容器底部垂直引出一個管口接到差壓變送器的負壓側（屬正接方式）。進入平衡容器的飽和蒸汽不斷凝結成水，多余的凝結水自取樣管流回汽包使容器內的水位保持恒定。為了確保平衡容器內的凝結水能可靠地流回汽包，平衡容器前的汽側取樣管應向汽包側下傾斜。由于同一汽包三個平衡容器的汽連通管及容器安裝高度不一致，會使汽側取樣管的參比水柱高度不同（變送器均安裝在同一高度），從而造成三個汽包水位測量值之間存在較大偏差.解決的辦法是待鍋爐啟動且熱膨脹穩定后核對三個平衡容器的高度是否一致，并核對平衡容器與汽包幾何中心線（零水位線）間高度是否有變化，否則應在DCS修正。應水位差壓信號比較小，變送器的接頭漏水或平衡閥內漏對信號影響很大，根據目前變送器的受壓能力，我們取消了平衡閥，并將多次彈出的卡套式變送器接頭改為標準壓力表式接頭。

3、電伴熱帶對差壓式水位計的影響

電伴熱帶是冬季防止汽包水位測量管路結冰的一項措施，正常時水位變送器正壓負壓側伴熱帶的發熱量基本一致，對水位測量的影響較小，但當正壓負壓側的發熱量不一致時，伴熱帶就會對汽包水位的正確測量產生重大影響。我廠#3爐曾發生過這樣一個故障：汽包雙色水位計、電接點水位計均顯示正常，但原本誤差穩定的三個差壓式水位計中有一個與另外兩路信號偏差加大。檢查后發現，由于差壓式水位變送器取樣管路上纏繞的伴熱帶溫控失靈使正負壓側水柱溫度和密度偏差加大,造成正壓和負壓取樣管的水柱壓差增大。另外我廠也曾發生因伴熱帶短路跳閘和管路結冰引起差壓式水位計測量不準的故障.解決此問題的措施是根據季節溫度及時投用和停用電伴熱裝置，并將伴熱帶檢查作為入冬前的常規安全檢查項目。.h+ K3 f* p0 E8 E# J(t% g4、鍋爐啟動初期差壓式水位計8 T& o4 D(l3 r8 F“ E.S 鍋爐啟動初期差壓式水位計一般較難準確測量水位，出現的問題也比較多，我們認為這是由于鍋爐啟動初期由于汽包內溫度低、壓力低，平衡容器內較難建立參比水柱及儀表管積存空氣雜質等原因所致。測量汽包水位：

請用雙室平衡容器－引壓管－三閥組－差壓變送器(然后負遷移)－智能數字調節－伺服器－調節閥。組成完整的調節回路。

按鍋爐汽包直經，選差壓變送器的量程。

在測量汽包水位時，蒸汽流量波動時要當心引起“虛假水位”

單沖量調節請選用宇電AI調節器AI-808AL5L2L2控制電動調節閥，伺服機構一體化。

5.補償系統

5.1.基礎知識與基本概念

從容器的特性中可以看到，雙室平衡容器不能完全滿足生產的需要。究其原因，是由于介質密度的變化所造成的。因此，必須要采取一定的措施，進一步消除密度變化對汽包水位測量的影響。這種被用來消除密度變化帶來的影響的措施就叫做補償。通過補償以準確地測定汽包中的水位。

汽包水位測量補償的方法通常有兩種，一種是壓力補償，另一種是溫度補償，無論采取哪種方法補償效果都一樣。但是它們之間略有區別，即溫度補償可以從0℃開始，而壓力補償只能從100℃開始。這是因為溫度可以一一對應飽和密度以及100℃以下時的非飽和密度，而壓力卻只能一一對應飽和密度，即最低壓力0MPa只能對應100℃時的飽和密度。故而由這兩種方法構成的補償系統各自對應的補償起始點有所不同，即差壓變送器量程有所不同。表1中0MPa對應兩行差壓值，其原因即在于此；其中上一行對應的是溫度補償，下一行對應壓力補償。很顯然，溫度補償也可以從100℃開始。

5.2.建立補償系統的步驟

第一步 確定雙室平衡容器的0水位位置

容器的0水位的位置一般情況下比較容易確定，通過查閱鍋爐制造廠家有關汽包（學名鍋筒）及附件方面的圖紙和資料，進行比較和計算即可獲得。文中例舉的容器0水位位置位于連通器水平管軸線以上365mm處，即基準杯口水所在的平面下方215mm處。但是，偶爾由于圖紙的疏漏缺少與確定0水位相關的數據，無法計算出0水位的位置，那么確定起來就比較復雜。如圖1中就缺少數據。這種情況下就只有根據容器的自我補償特性在0水位所體現的特點通過反復驗算來獲得。由于容器本身就是用這樣的方法經反復驗算而設計制造的，只要驗算的方法正確通過驗算得到的數據會很準確可靠，當然這只限于圖紙不詳的情況下。由于限于篇幅，這里只提供思路，具體的驗算的方法本文不予介紹。對此感興趣的讀者可以試一試。

第二步 確定差壓變送器的量程

差壓變送器的量程是由汽包水位的測量范圍、容器的0水位位置以及補償系統的補償起始點等三方面因素決定的。一些用戶一般只考慮了前兩方面因素，而忽略了補償起始點因素，甚至極個別的用戶只簡單地根據汽包水位的測量范圍確定變送器的量程，造成很大的測量誤差。一般情況下，忽略容器的0水位位置所造成的誤差在70~90mm之間，忽略補償起始點所產生的誤差在30mm以下，特別情況下誤差都將會更大。此外，這里特別提醒用戶，在進行汽包水位測量工作時，關于變送器的量程，在沒有得到確認的情況下，切不可單純依賴設計部門的圖紙。事實上，多數情況下，設計部門在進行此類設計，對變送器選型時，只確定基本量程，而不給出應用量程。下面來確定變送器的量程。

本文的例子中容器的0水位位置位于連通器水平管軸線以上365mm處。由于該容器的量程為±300mm，因此（1）式中的hw的最大值和最小值分別為665mm和65mm。如果采用壓力補償，從《飽和水與飽和水蒸汽密度表》中查出100℃時的飽和水與飽和水蒸汽的密度代入（1）式，再分別將665mm和65mm代入（1）式，即得最小差壓 ΔPmin=－70.5mm水柱 和最大差壓

ΔPmax=504mm水柱

這兩個差壓值就是變送器的量程范圍（見表1中0MPa對應的下行），即－70.5～504mm水柱。如果采用溫度補償，且從0℃開始補償，則由于水的密度極其接近1mg/mm3，誤差可以忽略，令蒸汽的密度為0。用同樣方法即可得到變送器的量程為－85～515mm水柱（見表1中0MPa對應的上行）。實際上，從0℃開始補償是完全沒有必要的，其原因這里無需遨述。

第三步 確定數學模型

數學模型是補償系統中的最重要環節。由（1）式得

（2）

由于相對于規定的0水位的汽包水位 h= hw－365mm，所以

（3）

式中h —— 相對于規定的0水位的汽包水位 γw —— 飽和水的密度

γ s —— 飽和水蒸氣的密度 γ c —— 環境溫度下水的密度 ΔP—— 差壓（3）式即為補償系統的數學模型。式中γ c為常數，令環境溫度為30℃，則γ c=0.9956mg/mm3，所以

（4）

（4）式為最終的數學模型。顯然，它與（3）式的作用完全一樣。在補償系統中可以任選其一。

第四步 確定函數、完成系統

在（3）式和（4）式中含都有“320 γ w－580 γ s”和“γ w－γ s”關于飽和水與飽和水蒸汽密度的兩個子式。查《飽和水與飽和水蒸汽密度表》，可以獲得這兩個子式關于壓力或溫度的函數曲線。將所得到的曲線以及（3）式或者（4）式輸入用以執行運算任務硬件設備，補償系統即告完成。

從補償系統的建立過程可以發現，補償系統是根據某一特定構造的容器而建立的。因此，建立補償系統時應根據不同的容器，建立不同的補償系統。建立補償系統時，當確定差壓的計算公式以后，只需重復這里的步驟即可得到新的汽包水位測量補償系統。

6.關于容器保溫問題的釋疑

眾所周知，為了使容器達到理想工作狀態，容器的外部必須作以適當的保溫。然而，關于容器的凝汽室及頂部的保溫問題目前有些爭議，部分用戶認為這里的保溫可有可無。筆者在這里闡述一下個人的觀點。筆者通過多年觀察發現,在這里沒有保溫的情況下，冬季由儀表顯示的汽包水位會比夏季低將近10mm。分析原因，是因為一般情況下凝汽室的溫度都要比環境高300℃左右，甚至更高，因此它的熱輻射能力很強。當凝汽室外部沒有保溫或者保溫條件比較差時，盡管凝結水的速度會加快并導致更多的飽和水蒸汽流到這里補充這里的熱量，但是由于這里的介質處于自然對流狀態且受到管路等的阻力的制約，使補充的熱量難以維持這里的溫度，進而影響了測量的準確性。對于額定工作壓力為13.73MPa的鍋爐而言，如果冬季由儀表顯示的汽包水位比真實水位低10mm，將意味著容器內部的溫度比飽和溫度低7℃左右。所以，為確保其包水位測量的準確性，這里必須加以適當的保溫。筆者以為，這里的保溫以保溫層的外層溫度不超過120℃為佳

鍋爐汽包水位測量分析及實踐張永先（山東電力建設第二工程公司濟南工業路 297 號，250100）如何有效測量摘要: 鍋爐汽包水位的正常與否是影響機組安全運行的重要要因素之一，和補償汽包水位從而進行有效監控成為機組安全運行中的重要環節，本文試圖通過理論分析并結合工程實踐，談一談對鍋爐汽包水位測量的體會，為鍋爐設備的安全運行提供借簽。關鍵詞: 關鍵詞: 汽包水位測量分析預控防范預控防范前言鍋爐汽包水位是鍋爐運行監控的一項重要指標。由于負荷、燃燒工況以及給水壓力的變化，汽包水位會經常發生波動，眾所周知，水位過高或急劇波動會影響汽水分離效果,引起蒸汽品質惡化；水位過低則會引起下降管帶汽，影響鍋爐水循環工況，嚴重時會造成水冷壁大面積損壞。由于水位控制問題而造成的運行事故時有發生。實現汽包水位的有效監控，將其控制在正常范圍內，關鍵在于汽包水位測量的準確性。由于鍋爐汽包運行的固有特點，使得水位的準確測量也成為一段時期以來一直困擾人們的一個技術難點。本文試圖通過理論分析并結合工程實踐，談一談對鍋爐汽包水位測量的一點體會，以供有關人員參考。

一、關于汽包水位測量的有關規定《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》中的“防止鍋爐汽包滿水和缺水事故”對火電廠鍋爐汽包水位的測量作了如下要求： 1 汽包鍋爐應至少配置兩只彼此獨立的就地汽包水位計和兩只遠傳汽包水位計。水位計的配置應采用兩種以上工作原理共存的配置方式，以保證在任何運行工況下鍋爐汽包水位的正確監視。

2、對于過熱器出口壓力為 13.5Mpa 及以上的鍋爐,其汽包水位計應以差壓式(帶壓力修正回路)水位計為基準。汽包水位信號采用三選中值的方式進行優選。

3、差壓水位計（變送器）應采用壓力補償。汽包水位測量應充分考慮平衡容器的溫度變化造成的影響，必要時采用補償措施。

4、汽包水位測量系統，應采取正確的保溫、伴熱及防凍措施，以保證汽包測量系統的正常運行及正確性。

5、汽包就地水位計的零位應以制造廠提供的數據為準，并進行核對、標定。隨著鍋爐壓力的升高，就地水位計指示值愈低于汽包真實水位，表 1 給出不同壓力下就地水位計的正常水位示值和汽包實際零水位的差值△h，僅供參考。表 1 就地水位計的正常水位示值和汽包實際零水位的差值△h 汽包壓力（Mpa）16.14～17.65（△h mm）－76 17.66～18.39 －102 18.40～19.60 －150 1997 年秦皇島熱電廠“12.16”鍋爐缺水重大事故發生后，國家電力公司專門組織專家對國內電站鍋爐汽包水位測量和水位保護運行情況進行調研,發現電站鍋爐汽包水位測量系統在系統配置、測量裝置的安裝和水位保護的運行管理等方面存在一系列問題，已嚴重威脅了機組的安全、穩定運行。為了更好地貫徹《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》的有關規定,有效防止鍋爐汽包缺水、滿水最大事故的發生，國家電力公司又參照國內外電站鍋爐制造標準并結合國內電站鍋爐的實際，在《防止電力生產重大事故的十五項重點要求》的“防止鍋爐汽包缺水、滿水事故”章節中,對鍋爐汽包水位測量系統的安裝、水位基準和保護管理等方面提出了原則要求的基礎上，制訂了《國家電力公司電站鍋爐汽包水位測量系統配置、安裝和使用若干規定(試行)》（以下簡稱《規定》）。《規定》對電站鍋爐汽包水位測量系統的配置、安裝和使用作了如下要求：

1、適用范圍：本規定適用于國家電力公司系統超高壓及亞臨界火力發電用汽包鍋爐。

2、水位測量系統的配置 2.1 新建鍋爐汽包應配備 2 套就地水位表和 3 套差壓式水位測量裝置，2 套就地水位表中的 1 套可用電極式水位測量裝置替代。在役鍋爐汽包可根據現場實際和新建鍋爐的配置要求進行相應的配置。2.2 鍋爐汽包水位的調節、報警和保護應分別取自 3 個獨立的差壓變送器進行邏輯判斷后的信號，并且該信號應進行壓力，溫度修正。2.3 就地水位表可采用玻璃板式、云母板式、牛眼式。

3、就地水位表的安裝就地水位表的零水位線應比汽包內的零水位線低，降低的值取決于汽包工作壓力,若現役鍋爐就地水位表的零水位線與鍋爐汽包內的零水位線相一致，應根據鍋爐汽包內工作壓力重新標定就地水位表的零水位線，具體降低值應由鍋爐制造廠負責提供。

4、鍋爐汽包水位的監視應以差壓式水位測量裝置顯示值為準。幾種常用汽包水位測量方式的比較

二、幾種常用汽包水位測量方式的比較汽包水位測量方式很多，一般可分為：(1)靜壓式；(2)浮力式；(3)電氣式；(4)超聲波式；(5)核輻射式。目前電廠中最常用的是靜壓式測量方法中的連通式液位計和壓差式液位計。連通式液位計包括玻璃水位計和電接點水位計等，這類液位計直觀，便于讀數，但它們共同的缺點是：當液位計與被測汽包中的液溫有差別時，其顯示的液位不同于汽包中的液位，而且此誤差還會隨汽包壓力的改變而改變。連通式水位計雖然方式有所不同，但都是按照連通管原理工作的。在環境溫度和大氣壓力條件下聯通管中支管的水位都是位于同一個水平的。而汽包是在一定壓力下工作的，汽包內的水溫處于對應汽包蒸汽壓力的飽和溫度。飽和蒸汽通過汽側取樣管進入連通式水位表。由于連通式水位表的的環境溫度遠低于表內的蒸汽溫度，蒸汽不斷凝結使表中多余的水通過水側取樣管流回汽包，表中的水受冷卻使得其平均溫度低于飽和溫度，水位表中的密度增大，比汽包中的水的密度要高，這就會使水位表中的水位低于汽包中的水位。水位計中的水是由飽和蒸汽凝結不斷補充的，上部的水溫應等于飽和溫度，但是沿著水位表的高度逐漸下降，其水溫也會逐漸降低。水溫降低的幅值和速度，受多種因素的影響。諸如環境溫度的影響，空氣流動情況的影響，水位表散熱條件的影響，取樣管直徑和長度的影響。為了減小因溫度差異而引起的誤差，常將液位計保溫，而筒殼頂部不保溫，增加凝結水量。但因散熱，水位計中的水溫總比汽包中飽和水的溫度低，是非飽和水，因而密度大于汽包內飽和水的密度，所以，連通式水位計中的水位要低于汽包內的實際水位。

1、玻璃水位表玻璃水位表是測量汽包水位的傳統儀表，也是大容量鍋爐所必須配備的裝置。美國 ASME 動力鍋爐規程規定：動力鍋爐至少應配有一套玻璃水位表和兩套具有報警和跳閘功能的間接式水位表。國外各鍋爐廠對各自生產的鍋爐一般都配有兩套玻璃水位表，分別按扎在汽包的兩端，有的鍋爐還配有高位玻璃水位表，用于鍋爐的啟停過程。玻璃水位表雖有玻璃板、云母、牛眼等品種，但是它的工作都是按照聯通管原理的。對于連通式液位計的測量誤差，可以簡單分析如下：ρ” ρ' ρ" ρ圖 1 連通式液位計測量示意圖圖 1 為連通式液位計測量示意圖，圖中： H－汽包實際水位 h－水位計指示水位 L－水位計汽側、水側導管間距ρ’－汽包內飽和水密度ρ”－汽包內飽和蒸汽密度ρ－汽包內飽和水密度由聯通器的原理可知，相對于水側引壓導管，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，在一定的汽包壓力下，水位計內水溫越低，其密度ρ就越大，水位計所顯示的水位也就越低，其與實際水位的偏差越大。隨著汽包壓力的升高，水位計指示的水位偏離實際水位的值也不斷增大，指示水位越來越低于實際水位。也就是說，這個水位的偏差值不是固定不變的，而是隨著鍋爐參數的升高不斷加大的。這就給修正水位表和汽包中水位的差值帶來了困難。有的鍋爐廠提供了所生產鍋爐汽包中水位和水位表中水位的差值的數據，如 CE 公司提供的數據為：汽包壓力 15.7MPa 16.14 MPa 17.66 MPa 零水位差值-51mm-76mm-102mm 上面的數據是按照玻璃水位表中水的平均溫度為 340℃計算的。當汽包壓力 17.66 Mpa 時，對應的飽和溫度為 360℃，這時玻璃水位表中水的平均溫度約為 340℃。當水位表中的水位升高時，由于散熱面積的增大，水的平均溫度還會降低，使其平均密度增大，水位表的顯示值會比計算值還要低，也就是說汽包中水位的差值會增大。同樣當水位表中水位降低時，由于散熱面積的減小，水的平均溫度也可升高，使平均密度減小，水位表的顯示值會比計算值還要高，與汽包中水位的差值也會增大。當汽包工作壓力降低時，玻璃水位表與汽包中水位的差值也逐漸減小，通過計算可知，當汽壓低于 10 Mpa 時，水位表和汽包水位的差值已很小，可以不再考慮。因此對于工作壓力 10Mpa 以下的鍋爐，以玻璃水位表為依據去監視和控制汽包水位完全可以保證水位控制精度和鍋爐安全運行，但是對亞臨界壓力的鍋爐，再以玻璃水位表為依據監視和控制汽包水位卻根本無法保證汽包水位在允許的范圍內，一般情況下，制造廠規定汽包水位應該在 NWL≯25mm 范圍內，特別是在機組變壓運行過程中，更無法滿足鍋爐安全運行的要求。為此必須采用更為準確和可靠的水位表，而玻璃水位表只能在額定壓力下作為校核水位的手段，當工況改變時，玻璃水位表的顯示值必須經過人工修正后才能作為監視汽包水位的手段。新海有限公司 330MW 機組鍋爐汽包就地水位計廠家提供的水位修正值為：壓力（MPa）低于實際水位值（mm）12 40 16 60 22 80 現場用測溫槍測得 330MW 機組雙色水位計的溫度約為 230℃，按此溫度值計算，在汽包壓力為 17MPa 時，水位計示值要比真實水位低 150mm 左右。當然，測溫槍測得的溫度要比內部水溫低一點，實際水位的偏差應小于 150mm。但就地水位計廠家提供的數據其實是一個保守的數據。

2、電接點水位表電接點水位計是五十年代后期，從火電廠技術革新運動中產生的一種水位表。當時鍋爐所配的遠傳式水位表，無論是重液式、機械式電感傳送式，甚至其后出現的力平衡式，它們的可靠性都無法滿足鍋爐安全運行的要求，當時唯一可信的汽包水位表，只有玻璃水位表，何況玻璃水位表在中低壓工況下顯示汽包水位的偏差并不明顯。當時所有鍋爐均在汽包側設司水平臺，配有專責值班員（司水）監視玻璃水位表。并通過手動水位表將汽包水位信號傳到司爐盤上。在這一背景下，許多電廠先后自行研制了電接點水位表，將接點信號引到司爐盤上用燈光顯示汽包水位變化，并逐漸發展到將接點信號引入跳閘停爐系統。電接點水位表出現后的二十多年中，對于改善中低壓鍋爐的安全水平確實起到了重要作用，因此在火電廠中倍受青睞。它的一些不足之處在中壓鍋爐上是體現不出來的，甚至對于高壓鍋爐也是可以容忍的，當鍋爐工作壓力進入亞臨界狀態下，情況就開始改變了，因為電接點水位表的基本工作原理和玻璃水位表完全相同，同為聯通管式水位表，所以它存在的問題與玻璃水位表完全相同，即電接點水位表的零水位與汽包零水位有偏差，且汽包水位波動后電接點水位表內水位波動不能與之對應。而且電接點水位表和玻璃水位表結構不同，形狀不同，散熱條件不同，當兩種水位表同時使用時，它們的顯示值之間必然會產生明顯的偏差，因此使用電接點水位表監視亞臨界鍋爐的汽包水位并不是一個明智的選擇。雖然不斷有人提出對電接點水位表的升級改造方案并付之實行，但并沒有能觸及它的先天性問題，因此，電接點水位表不能再作為鍋爐不可缺少的儀表了。上世紀的下半葉，我國某些機組上，已有引進英國同類型內置加熱蒸汽雙筒熱套式測量筒電接點水位計，這種結構雖然提高了電接點水位計測量準確度，但其階躍式顯示、分辨力低（最少也要間隔 15～30mm）、漏點多、接點易結垢、水位波動時易掛水爬電、不能進行數據記錄等固有先天性缺陷，仍未獲得很好地根治。因此，多年來國內外仍不能將其升格為監控基準儀表。

3、差壓式水位計差壓水位表是使用得最廣泛的遠傳式汽包水位儀表。差壓式水位表是利用比較水柱高度差值的原理來測量汽包水位的，測量時將汽包水位對應的水柱產生的壓強與作為參比的平衡容器中保持不變的水柱所產生的壓強進行比較，比較的基準點是水位表水側取樣孔的中心線，由于參比水柱的高度是保持不變的，測得的壓差就可以直接反映出汽包中的水位。參比水柱的高度就是平衡容器內的水平面到水位表水側取樣孔的中心線。在平衡容器安裝完以后，參比水柱的高度就是一個定值，而用來測量差壓的差壓變送器的量程也就等于參比水柱的高度。平衡容器一般采用單室型，是一個球型或圓柱形容器，容器側面水平引出一個管口接到汽包上的汽側取樣管，容器底部直接引出一個管口接到差壓變送器的負壓側，進入容器的飽和蒸汽不斷凝結成水，多余的凝結水沿取樣管流回汽包。因此，可以保證作為基準的參比水柱的高度相對穩定。過去在中低壓鍋爐上測量汽包水位時，由于測量儀表中的運算環節不夠完善，不得不在平衡容器上解決，曾開發出多種可以進行局部壓力修正的平衡容器，如雙室平衡容器和熱套式平衡容器，但他們的修正結果遠不如在測量回路中使用運算環節的結果準確，因此現代化鍋爐上測量汽包水位時已普遍采用最簡單的單室平衡容器。新海發電有限公司公司 330MW 機組差壓水位計的安裝形式如圖 2 所示,對于這種方式下的水位測量，可理論計算如下： P T ρ s H yc ρ w H Ta ρ a L －＋機組鍋爐汽包差壓式液位計測量示意圖圖 2 新海發電有限公司 330MW 機組鍋爐汽包差壓式液位計測量示意圖圖 2 中：ρs ρw ρa L L yc H ΔP T Ta P ——汽包內飽和蒸汽密度，汽包壓力的單值函數——汽包內飽和水密度，汽包壓力的單值函數——單室平衡容器內非飽和水密度，它是壓力及溫度的函數（基準水柱）——差壓水位計的量程范圍，——單室平衡容器引出管中心距——汽包實際水位——單室平衡容器所測量到的差壓——汽包壓力對應的飽和溫度——單室平衡容器內非飽和水的溫度——汽包壓力如圖所示，差壓變送器所測差壓：ΔP=（P+Lρa）-〔P+（L-H）ρs+Hρw〕整理得： H=[L(ρa-ρs)-ΔP]/(ρw-ρs)（式－4）在（式－4）中，水位計量程 L 為已知量，是一個常數，ΔP 為差壓變送器的（式－3）測量值，ρs、ρw 為汽包壓力的單值函數，通過飽和水及飽和蒸汽性質表可查得，在 DCS 中用一函數模塊 f(x)即可實現。ρa 除了受汽壓影響外，還和平衡容器的散熱條件與環境溫度有關，當汽壓和環境溫度改變時，其值也隨著改變，因此，ρa 的計算則相對復雜一些，因為它是壓力及溫度的二值函數，在以往的差壓水位計補償公式中，都是按照額定壓力下的某一估計的溫度值固定補償的，然后再根據就地水位計的示值進行修正。因此，它不能適應工況的變化，但其計算誤差是允許并可以接受的。我公司 220MW 機組就是這種情況。新華 XDPS-400 系統中，提供了一個 PTCal 熱力性質計算模塊，通過它可以計算出給定壓力和溫度下的水或蒸汽的焓值、熵值或比容。這給汽包水位測量中壓力、溫度實際參數下的更精確補償提供了條件。

三、差壓式汽包水位測量在 330MW 機組上的應用實踐從前面的分析可知，影響鍋爐汽包水位測量的因素不僅僅只有汽包壓力，參比水柱溫度對測量結果的影響也不容忽視，因此，我公司 2×330MW 發電供熱機組工程在設計時，就建議設計院增加了溫度測點，實現水位的壓力、溫度雙重補償，以有效地提高汽包水位測量的準確性。即在每個單室平衡容器的正壓側加裝了一支 Pt100 熱電阻，測量非飽和水的實際溫度。實現了以實際壓力、溫度對汽包水位進行補償，其結果更趨近實際值。由于是第一次采用直接溫度補償的方式，對這種方式的認識存在不足，故而在安裝調試過程中經歷了一個逐步摸索、不斷完善的過程。這個過程從#15 機組啟動開始，直至#16 機組 168h 試運，大致可分為四個過程。經過了這幾個過程的修正和完善，使得汽包水位的測量越來越趨于準確、穩定，越來越接近汽包內的真實水位。第一個過程——量程有誤，水位偏差大。第一個過程——量程有誤，水位偏差大。個過程——量程有誤由于安裝及調試人員誤將引出管管距 Hyc（見圖 2，汽包中心線上部 510mm，下部 620mm，共 1130mm）當成了差壓水位計的量程 L（汽包中心線上下各 381mm，全量程為 762mm）。這樣以來，就是（式－4）中的 L 變大，ΔP 變小，計算結果變大，使得 DCS 計算出的水位遠高于實際水位。將變送器的量程及計算公式中的量程對應修改后，該問題得以解決。第二個過程——溫度補償點位置太高，溫度波動大，水位波動大。第二個過程——溫度補償點位置太高，溫度波動大，水位波動大。個過程——溫度補償波動大單室平衡容器的冷凝器是要求不保溫的，只將下部測量筒保溫，以加快蒸汽冷卻的速度，并保持測量筒中的溫度盡量高，以保證差壓測量的準確性。雖然測量筒采取了保溫措施，但由于其處在外部的正常環境溫度下，冷凝器及測量筒內水的溫度要遠低于汽包內部溫度，故而，這里面的水不再是飽和水，而變成了非飽和水。冷凝器上半部分則仍為汽包當前工作壓力下對應的飽和蒸汽，因此，該部位的溫度隨汽包壓力的變化快速變化，而且溫度高于冷凝器下半部分非飽和水的溫度。現場用測溫槍實測，上半部與下半部的溫差達 50 多攝氏度。因安裝單位在進行溫度元件安裝時，將元件裝在了冷凝器的中部偏上一點，這樣就造成補償溫度偏高而且溫度波動比較大、變化比較頻繁，從而引起汽包水位測量值偏差大且波動較大。見下圖。發現這一問題后，利用一次停爐的機會，安排安裝單位將溫度測點移至冷凝器的下半部（水區）。這樣，補償溫度趨于平穩，不再頻繁波動，溫度值也降了下來，汽包水位的測量值也隨之趨穩，與實際水位的偏差縮小了許多。第三個過程——補償溫度仍不穩定，水位依然不穩定且偏差大。第三個過程——補償溫度仍不穩定，水位依然不穩定且偏差大。個過程——補償溫度由于本工程鍋爐汽包配帶的平衡容器冷凝器體積較小，雖然溫度補償元件裝在了冷凝器的下半部，這里應該是非飽和水區，但該位置的溫度受汽包壓力的影響仍較大。如汽包壓力下降時，冷凝器中的水有部分因壓力下降而汽化，溫度測點的位置的水又變成蒸汽，引起所測溫度又變成當前壓力下的飽和溫度。另一方面，由于冷凝器部分不保溫，溫度補償測點的測量值受環境影響太大。汽包小室的門打開和關閉能引起該溫度多達 40℃的變化。所以，汽包水位的溫度補償仍不準且波動較大。為此，再一次將補償元件下移，移至冷凝器下部約 100mm 的測量筒上，并將該測點處保溫。通過一段時間的跟蹤觀察，這種方式下的補償溫度比較穩定，汽包水位的補償結果也很穩定，其值也更加準確、更加接近實際水位。由于是采用熱電阻進行溫度測量，為防止補償溫度元件失靈，在 DCS 中對該補償溫度值進行了限幅。通過連續幾天的觀察，發現測量筒內溫度基本穩定在 220℃左右，因此將其上限限在了 240℃。也就是說，如果熱電阻接觸不好或開路，則最高按 240℃補償。補償下限則暫時按 80℃進行。第四個過程——增加測溫元件，更準確地分析補償溫度。第四個過程——增加測溫元件，更準確地分析補償溫度。——增加測溫元件隨著對汽包水位溫度補償的不斷完善，對這個問題的認識也在逐步提高。在完成前面三個過程的修正后，我們又提出了汽包水位測量筒內溫度分布的問題。也就是說，測量筒內水的密度是否上下一樣。這是關系到計算結果準確性的一個很重要的環節。如果上下一樣，那么，我們目前測得的水位就是最準確的；如果不一樣，那差多少，對汽包水位測量的影響有多大？因為當時#15 爐除冷凝器外，整個測量筒都被保溫了，暫時無法確定測量筒上部和低部的溫度。通過對同一壓力、不同溫度下以及同一溫度、不同壓力下非飽和水的密度進行計算比較，發現這兩種情況下非飽和水的密度可以近似看為線性。因此，如果是測量筒內上下部溫差較大的話，可以考慮在測量筒下部再加裝一個溫度測點，取上下兩點的平均值，以保證測量與補償的準確性。根據對#15 爐汽包水位溫度補償的總結及計算分析情況，我們將#16 爐的汽包水位溫度補償測點選在單室平衡容器正壓側測量筒的中間部位，同時又在#2 測量筒上增加了兩個溫度測點，分別位于冷凝室下方約 130mm 及 510mm 處。因最下部的溫度元件安裝不是太好，利用一次該測量筒上下部保溫處理的機會，用測溫槍進行了測量。測得上部（冷凝室偏下一點）溫度為 216℃、中間溫度為 124℃、底部（水側——負壓側引壓管中心線）溫度為 55℃。可見測量筒上下部溫度相差是很大的。假定平衡容器正壓測量筒內的平均溫度為 100℃，汽包實際水位為“0”（380mm）水位，這時，平衡容器測得的差壓約為 4628Pa。這個差壓值，如果以 210℃進行補償，則計算出的水位值為 210mm，即－170mm，也就是說，汽包實際水位比我們所見到的計算水位高 170mm；如果以 50℃進行補償，則計算出的水位值為 428mm，即＋48mm；如果以 120℃進行補償，則水位值為 355mm，即－15mm。由此可知，溫度對水位補償的影響是非常大的，不同的溫度補償出來的汽包水位相差也是非常大的。同時，中間測點的溫度基本能夠代表正壓測量筒內基準水柱的平均溫度，用它對汽包水位進行補償，是比較合適的。通過與汽包就地水位計廠家、其他有關廠家提供的數據以及《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》中提供的數據比較，DCS 的運算結果是與之相符的。由于受保溫情況及測量條件的影響，想實現溫度的完全準確補償是有一定難度的，但從工程應用角度來講，由單室平衡容器正壓側測量筒的中間部位的溫度進行補償所計算出的汽包水位，是非常接近汽包真實水位的，是能夠接受的。經過#16 爐幾個月的運行觀察，不論是補償溫度已從 7 月時的 130℃左右，還是逐漸降至 11 月底的 60℃左右，汽包水位的測量是非常準確穩定的。對于#15 爐，需要等機會將汽包水位的補償溫度測點下移至測量筒中部的位置，在此之前，只能先參照#16 爐的補償溫度，對#15 爐汽包水位進行固定補償，以減小與真實水位的偏差，確保鍋爐汽包的安全可靠運行。

四、結論

1、就地水位表，包括玻璃管水位表及電接點水位表，是不能正確反映汽包水位變化的，因此決不能以它為準控制水位和校對遠傳水位表，“眼見為實”在這里是不成立的。只有當就地水位表的零水位已經校準后才可以在額定工況下和正常水位條件下標定遠傳水位表的零水位。

2、由單室平衡容器正壓側測量筒的中間部位的溫度進行補償所計算出的汽包水位，是非常接近汽包真實水位的。這對確保鍋爐汽包的安全可靠運行具有極大的意義。參閱資料：

1、《2007 年基建論文集》

2、《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》

3、《山東電機工程學會第六屆發電專業學術交流會論文集》

4、《電站鍋爐事故分析方法及案例選編》

5、《自動控制系理論》

6、新華 XDPS-400 系統廠家說明手冊》《作者簡介：張永先 1970年生，男，工程師，從事電力生產技術管理工作。魯普：4351

第四篇：火力發電廠鍋爐點火節能技術探討論文

摘要：無油點火可大幅改善火力發電廠鍋爐的節能性和高效性。通過理論聯系實際，深入探討了火力發電廠鍋爐點火節能技術的原理和應用，如等離子點火等技術。由于目前鍋爐點火節能技術仍需借助煤油，不能真正實現無油點火，諸多問題亟待解決。發電廠鍋爐點火需要使用節能技術，利用先進科學技術實現節能目標，對同行技術改進有參考作用。

關鍵詞：火力發電廠；鍋爐；點火節能技術；應用；無油點火

現階段，大多火力發電廠仍主要采用大油槍進行鍋爐點火。據大量數據分析研究顯示:每年電力系統用于鍋爐調試、啟動、助燃方面的用油量達到千萬噸以上，在我國的總耗油量比例中超過15%。在浪費大量燃油資源的同時，也加大了發電成本。節約煤炭資源，保護環境任務艱巨，燃煤發電作為主要能源供給模式，近年來不會發生太大改變，所以降低發電成本，減少能源浪費是當前亟待解決的首要問題。對于各火力發電廠大力推廣并采用的點火節能技術，本文重點對其進行了研究。

1點火節能技術原理及分類

1.1基本原理

發電廠鍋爐點火一般通過大油槍來啟動，其工作原理是：首先，將爐膛加熱到一定溫度，使噴入的煤粉能夠被直接點燃；其次，待各項機組參數都能夠達到既定要求時，將煤粉投入到鍋爐內進行燃燒。目前火力發電廠主要采用節油點火器來點火，其中包括油燃燒器、等離子炬等，通過這些工具，可將送入燃燒器的氣流加熱到煤粉能夠燃燒的溫度，使煤粉和焦炭同時燃燒。當燃燒器噴口形成穩定燃燒的高溫火核時，再添加煤粉，使鍋爐能夠按照規定曲線標準啟動，實現正常發電運行[1]。在鍋爐啟動初期，主要采用煤粉代替油進行點火。

1.2節油點火技術的分類

1.2.1微油氣化點火技術

微油氣化點火技術通過高能氣化油槍，將空氣壓縮到一定階段后對燃油進行霧化，然后將其點燃。其中，大部分燃油將被氣化，在此狀態下進行燃燒，形成穩定的高溫火核。煤粉通過該高溫火核時，溫度迅速升高，著火燃燒導致點燃更多的煤粉，實現分級燃燒，逐級放大，最終達到點燃爐膛內煤粉的目的。微油氣化點火技術結構簡單、操作方便、投資成本低。目前該技術在發電廠，尤其是在鍋爐改造過程中被大規模采用。

1.2.2等離子點火技術

等離子點火技術最大的特點就是不需要利用油來進行點火。煤粉燃燒器的點火源就是高溫等離子體，其工作原理是首先將一級燃燒筒內的氣流進行壓縮、點燃，然后再點燃二級、三級風粉混合物[2]。這一原理與微油氣化點火技術相類似，但是它們之間有一個明顯區別：等離子點火技術啟動鍋爐可做到無油直接投粉，進而大大節省了燃油耗用量。

1.2.3小油槍點火技術

小油槍點火技術最大的特點是將小油槍安置在煤粉燃燒器的噴口處，利用其燃燒能量來點燃煤粉，從而完成油煤的混合燃燒。但是，由于小油槍出力不足，所以在臨近位置需要大油槍完成助燃工作。

1.2.4少油點火技術

少油點火技術將油燃燒器通向煤粉燃燒器的中心，但需要與噴口保持一段距離。點火后，將煤粉燃燒器的一次風粉經過燃燒的油火焰，達到其最低著火溫度，使其瞬間開始燃燒，同時散發出大量熱量，然而在此基礎上仍需對其進行持續加熱，直至達到某一煤種的著火溫度，使得煤炭內的顆粒能夠燃燒起來，進而啟動鍋爐。這種油燃燒器通常與航空發動機采用同一配置，是一種低壓強制配風油燃燒器。其主要工作原理是對配風進行分級，致使其發出火焰，火焰溫度通常在1520℃左右，而中心溫度會更高一些，油的燃盡率可達99%以上[3]。

1.2.5高溫空氣無油點火技術

常溫空氣經過鼓風機的加熱器進行加熱，將溫度上升至1000℃左右。正是由于高溫的影響，加熱后的空氣分散出很多氧離子，這些離子足夠微小，能夠與煤粉氣流進行換熱，使其能夠以多相燃燒的方式快速著火。點火后的高溫能夠提供大量熱量和氧氣，使得燃燒器正常工作。這項技術是在多級點火技術的基礎上衍生而來的，是實現煤粉大量燃燒的一個主要途徑。

2微油點火與等離子點火技術比較

微油點火與等離子點火，是目前應用最多的兩項鍋爐點火節能技術。從投資效益的角度來看，等離子無油點火技術更勝一籌。一般情況下，如果采用其他點火技術，如通過普通油槍完成點火，那么基建期的耗油量大約在1200t，按照市場油價5000元/t來估算，燃油費的總支出預計達到600萬元左右。而若采用等離子無油點火技術，則節省了1200t的油量，大幅降低了基建期成本。對于一些有基建期的發電廠來說，在這個時期內即可收回成本。同時，等離子無油點火技術通常適用于新建的電廠，投資回收期短[4]。該技術對煤質要求較高，耗電較大，陰極頭壽命短，但點火初期就可投運電除塵，有利于環境保護。相比較而言，微油點火燃燒技術雖然系統結構簡單，投資少，且比較適用于現有機組的技術更新，可以實現收益最大化，但點火初期對除塵器電極有污染。

3點火節能技術的應用與發展

3.1等離子點火技術

隨著電力需求越來越大，以大量的基建機組還在建設在所有點火技術中，等離子點火技術的發展前景相對而言比較明朗。然而，目前暫無法實現冷爐冷粉點火的目標，必須要在風道口安裝一個暖風器，先將風進行加熱，使溫度要達到170℃左右，進而啟動點火磨煤機。在點火前，要用油槍對鍋爐進行預熱。受限于這一不足，還不能做到真正的無油點火，傳統的燃油系統還未真正實現改頭換面。當前，各大火力發電廠提高競爭力的主要方式是不斷降低成本、減少原油使用，而等離子點火技術成為了這些發電廠的最中意選項，這也造成了等離子市場的不斷擴大。許多專家對當前的等離子點火技術開展了很多研究，也提出了許多彌補其不足的措施。其中，最主要的一個措施是無論啟動是在冷態，還是溫態下，都要在達到最佳的一次風速時增加二次風量，使得燃燒器不會結焦，從而加強燃燒穩定性。當前，許多企業了解并應用這項技術，包括巨化公司熱電廠、廣州恒運熱電廠等。巨化公司熱電廠是通過增大燃燒器的風筒截面積（增加比控制在33%左右），使燃燒器達到一定冷卻效果，同時碰口和風筒的溫度也會隨之下降。為了進一步避免燃燒室出現結焦渣情況，需割除中隔板，并在風筒下部安裝排渣器，自動排出焦渣，增強點火成功概率。廣州恒運熱電廠采用一級氣膜冷卻技術，它雖是點火技能中的一項小技術，但不僅可以緩解燃燒器的燒蝕現象，而且煤粉貼壁流動、掛焦的現象也將很少出現。在國際市場上，等離子點火技術也蘊藏著巨大發展潛力。許多油量不多的國家，如南非、印度、加拿大等，都對這項技術有很大興趣，但由于技術發展不夠成熟，導致市場份額不高[5]。在真正實現無油點火后，其在發電市場上將有一片更好的前景。

3.2高溫無油點火技術

高溫無油點火技術作為一項新型點火技術在許多領域中有所發展，但主要是在煉鋼及化工領域有很好的應用。該技術在以化石燃料為主的發電站鍋爐中還處于試驗階段，只有少數電站鍋爐采用這種技術進行點火。為了能夠更好地應用無油點火技術，需要對當前的點火技術進行改造，其原理是對最下層的煤粉燃燒器和二次風噴口的構造進行重新調整，將原來全部擺動的整組燃燒器改成部分擺動，燃燒器也要替換為高溫空氣無油類型的，該技術要與PRP燃燒裝置相互結合使用，改裝后的裝置可以對一次風進行預熱，加強火焰穩定性，實現煤的穩定燃燒。高溫點火技術在應用過程中尚存在許多未解決的問題和一些制約因素，其中包括：（1）煤粉在鍋爐內燃燒的結焦問題；（2）電熱管材料的壽命問題。它們都在一定程度上制約了高溫點火技術的應用。所以相關人員還需加大研究力度，不斷改進這項技術。大量研究表明，環流風能可以對煤粉著火過程的內壁結焦現象起到抑制作用。除此之外，煤粉只有在一定煤粉濃度范圍內才會穩定著火，如果濃度過高，會將著火的距離不斷拉大，使火勢不穩定[6]，因此參數設定也是十分重要的，并不是所有鍋爐參數都是相同的，而是與許多因素有關，需根據具體情況進行調整。現在國內已經研發出循環高溫點火技術，其結構設計比較獨特，在電磁感應下可以將空氣加熱到800~900℃以上，以實現循環流化床鍋爐點火。

3.3微油點火燃燒技術

我國當前對微油點火燃燒技術的應用還是比較廣泛的，但總體來說還是存在許多缺點，主要包括：（1）點火源是在一次風管的內部，在燃燒的過程中不能實現有效控制，初期點火能量不足，需要借助大油槍；（2）在冷態下啟動，煤粉不能實現完全燃燒，殘留物中含碳量比較高；（3）噴口處易發生結焦情況；（4）油槍的油壓、空氣壓縮的壓力很難掌控在一個精確的范圍內。值得一提的是，昆明第二發電廠在使用這項技術時，針對當前技術的不足，并結合自身具體情況，對油槍系統進行了改造：（1）將一次風量提高至120m3/s左右，煤粉的著火時間可以往后推移，從而減弱燃燒器附近的負荷；（2）在供油量方面，可將燃油壓力降低至1.2MPa，但是還要保持有一只主油槍；（3）空氣的壓縮量也要進行適當控制，壓縮空氣的壓力保持在0.4MPa左右。（4）為了能夠使得火焰達到最合適的著火距離，以改善結焦問題，可利用暖風機保證出口風溫的穩定。安慶皖江發電廠采取的方式則不盡相同：如通過引入熱風的方式進行制粉，減少對油量的使用[6]。在點火過程中，給煤量要控制在一個適宜范圍內，以對氣流溫度的維持起到一定幫助作用。同時，可以采用二級過濾的方式解決燃油系統中的雜質對油槍槍口的堵塞。

4結束語

綜全文所述，當前火力發電廠在點火技術方面，最主要的目標是實現節能最大化。由于該技術的局限性，雖已取得良好效果，但仍有較大提升空間。現在市場上的無油點火技術還不甚成熟，需加強許多細節層面上的處理。因此，為了能夠早日研發出無油點火節能技術，相關技術人員要加大研究力度，逐步解決相關問題，使點火技術朝著更加節能、安全的方向發展，實現節約燃油資源，保障人民安全，推動電力行業的長遠發展。

作者:趙有飛 單位:中國華電科工集團有限公司

第五篇：火力發電廠化學水處理設計技術規定

火力發電廠化學水處理設計技術規定

SDGJ2—85

主編部門：西北電力設院

批準部門：東北電力設院

施行日期：自發布之日起施行

水利電力部電力規劃設計院

關于頒發《火力發電廠化學水處理

設計技術規定》SDGJ2—85的通知

(85)水電電規字第121號

近幾年來，隨著電力工業的發展和高參數大機組的建設，電廠化學水處理技術 迅速發展，積累了許多新的經驗。為了總結近年來水處理設計經驗和在設計中更好 地采用水處理技術革新和技術革命的新成果，提高設計水平，加速電力建設，我院 組織有關設計院對原《火力發電廠化學水處理設計技術規定》(SDGJ2—77)進行了 修改。修訂工作經過調查研究、征求意見、組織討論，并邀請了有關生產、科研、設計、施工、制造等單位的有關同志對修訂后的送審稿進行了審查定稿，現頒發執 行，原設計技術規定作廢。

本規定由水利電力部西北電力設計院和水利電力部東北電力設計院負責管 理。希各單位在執行過程中，注意積累資料，及時總結經驗，如發現不妥和需要補 充之處，請隨時函告水利電力部西北電力設計院和水利電力部東北電力設計院，并 抄送我院。

1985年10月22日

第一章 總

則

第1.0.1條 火力發電廠(以下簡稱發電廠)水處理設計應滿足發電廠安全運行的 要求，做到經濟合理、技術先進、符合環境保護的規定，并為施工、運行、維修 提供便利條件。



第1.0.2條 水處理室在廠區總平面中的位置，宜靠近主廠房，交通運輸方便，并適當地留有擴建余地；不宜設在煙囪、水塔、煤場的下風向(按最大頻率風向)。

第1.0.3條 水處理系統和布置應按發電廠最終容量全面規劃，其設施應根據機 組分期建設情況及技術經濟比較來確定是分期建設還是一次建成。

第1.0.4條 本規定適用于汽輪發電機組容量為12～600MW的新建發電廠或 擴建發電廠的水處理設計。

第1.0.5條 發電廠水處理設計，除應執行本規定外，還應執行現行的有關國家 標準、規范及水利電力部頒布的有關規程。

第二章 原 始 資 料

第2.0.1條 在設計前應取得全部可利用的歷年來水源水質全分析資料，所需份 數應不少于下列規定：

對于地面水，全年的資料每月一份，共十二份；對于地下水或海水，全年的資 料每季一份，共四份。第2.0.2條 對地面水，應取得歷年洪水期的懸浮物含量和枯水年的水質資料，以掌握其變化規律，并應了解上游各種排水對水質的污染程度；對受海水倒灌影響 的水源，還應掌握由此而引起的污染和水質變化情況；對石灰巖地區的泉水，應了 解其水質的穩定性。

第2.0.3條 設計熱電廠時，應掌握供熱負荷、回水量、回水水質、外供化學處 理水量和水質要求等資料。

第2.0.4條 應了解所選用的水處理設備、材料、藥劑、離子交換劑及濾料等的 供應情況(質量、價格、包裝和運輸方式等)。

第2.0.5條 應了解機爐設備的結構特點，包括鍋內裝置型式、減溫方式、凝 汽器和各種熱交換器的結構及管材，發電機冷卻方式，輔助起動設施等情況。必 時，可對設備制造廠提出結構和材質的要求。

第2.0.6條 擴建工程應了解原有系統、設備布置和運行經驗等情況。

第三章 原水預處理

第一節 系 統 設 計

第3.1.1條 預處理系統應根據原水水質、需處理水量、處理后水質要求，參考 類似廠的運行經驗或試驗資料，結合當地條件確定。

預處理設備出力應按最大供水量加自用水量設計。

第3.1.2條 經處理后的懸浮物含量應滿足下一級設備的進水要求。處理方式可 按下列原則確定：

一、地面水懸浮物含量小于50mg/L時，宜采用接觸凝聚①“接觸凝聚”系指加 入凝聚劑后，經水泵或管道混合直接進入過濾器(池)，或經反應器后進入過濾器(池)。、過濾。

二、地面水懸浮物含量大于50mg/L時，宜采用凝聚、澄清、過濾，并根據原 水懸浮物的含量選擇合適的澄清器(池)。當懸浮物的含量超過所選用澄清器(池)的進 水標準時②采用機械加速澄清池時，最大允許懸浮物含量為3000mg/L，其它型式為 2000mg/L；石灰處理時，還應適當降低。，應在供水系統中設置預沉淀設施或設 備用水源。

三、地下水含砂時，應考慮除砂措施。

第3.1.3條 高壓及以上機組，若原水中含有較多的膠體硅，經核算，鍋爐蒸汽 品質不能滿足要求時，應采用接觸凝聚、過濾或凝聚、澄清、過濾等方法處理。原 水膠體硅允許含量和膠體硅去除率的參考數據參見附錄C(一)。

第3.1.4條 當原水有機物含量較高時，可采用加氯、凝聚、澄清、過濾處理。當用以上處理仍不能滿足下一級設備進水要求時，可同時采用活性炭過濾等有機物 清除措施。離子交換裝置也可選用大孔型樹脂等抗有機物污染的陰離子交換樹脂。

化學除鹽系統進水的游離氯超過標準時，宜采用活性炭過濾或加亞硫酸鈉等方 法處理。

第3.1.5條 化學除鹽系統進水水質要求為：

濁度

對流

<2度

順流 <5度

化學耗氧量(高錳酸鉀法)：

使用凝膠型強堿陰離子交換樹脂時 <2mg/L(以 O2表示)

游離氯

<0.1mg/L(以 Cl2表示)

含鐵量

<0.3mg/L(以 Fe表示)

第3.1.6條 電滲析器進水水質要求為：

濁度

宜小于1度，不得大于3度(根據隔板厚薄、水質情 況而定)

化學耗氧量(高錳酸鉀法)<3mg/L(以 O2表示)

游離氯

<0.3mg/L(以 Cl2表示)

錳含量

<0.1mg/L(以 Mn表示)

鐵含量

<0.3mg/L(以 Fe表示)

第3.1.7條 反滲透器進水水質要求為：

卷式(醋酸纖維膜)：

污染指數 FI

<4

化學耗氧量(高錳酸鉀法)

<1.5mg/L(以O2表示)

游離氯

0.3～1mg/L(以Cl2表示)pH

5.5～6.5

水溫

20～35℃

含鐵量

<0.05mg/L(以Fe表示)

中空纖維式(芳香族聚酰胺)：

污染指數 FI

<3

化學耗氧量(高錳酸鉀法)

<1.5mg/L(以O2表示)

游離氯

＜0.1mg/L(以Cl2表示)

pH

5.5～6.5

水溫

20～35℃

含鐵量

<0.05mg/L(以Fe表示)

第3.1.8條 當原水碳酸鹽硬度較高時，經技術經濟比較，可采用石灰處理。原 水硅酸鹽含量較高需要處理時，可加入石灰、氧化鎂(或白云粉)。

第3.1.9條 當地下水含鐵量較高時，應考慮除鐵措施。其設計可參照現行《室 外給水設計規范》進行，并參考附錄C(二)地下水除鐵設計參考意見。

第二節 設 備 選 擇

(Ⅰ)澄 清 器(池)

第3.2.1條 澄清器(池)的型式應根據原水水質、處理水量、處理系統和水質要 求等，結合當地條件選用。澄清器(池)的出力應經必要的核算。其設計可參照 現行《室外給水設計規范》的有關規定進行。

第3.2.2條 選用懸浮澄清器(池)和水力循環澄清器(池)時，應注意進水溫度波 動對處理效果的影響。當設有生水加熱器時，應裝設溫度自動調節裝置，使溫度變 化不超過±1℃。

第3.2.3條 澄清器(池)不宜少于兩臺。當有一臺檢修時，其余澄清器(池)應保 證正常供水量(不考慮起動用水)。澄清器的檢修可考慮在低負荷時進行，用于短 期懸浮物含量高、季節性處理時，可只設一臺，但應設旁路及接觸凝聚設施。

(Ⅱ)過 濾 器(池)第3.2.4條 過濾器(池)的型式應根據進口水質、處理水量、處理系統和水質要 求等，結合當地條件確定。

第3.2.5條 過濾器(池)不應少于兩臺(格)。當有一臺(格)檢修時，其余過濾器(池)應保證在正常供水量時濾速不超過規定的上限。

第3.2.6條 過濾器(池)的反洗次數，可根據進出口水質、濾料的截污能力等因 素考慮。每晝夜反洗次數宜按1～2次設計。

過濾器(池)應設置反洗水泵、反洗水箱或連接可供反洗的水源。反洗方式宜采 用空氣擦洗。

第3.2.7條 過濾器(池)的濾速宜按表3.2.7選擇：

表 3.2.7 過 濾 器 濾 速

第3.2.8條 過濾器(池)的濾料和反洗強度可參考表3.2.8選擇。

表3.2.8 過濾器濾料級配及反洗強度表

續表3.2.8

注：1)表中所列為反洗水溫20℃的數據。水溫每增減1℃，反洗強度相應增減 1%。2)反洗時間根據過濾器(池)的型式和預處理方式而定，一般5～10min。

(Ⅲ)清水箱(池)、清水泵

第3.2.9條 清水箱(池)不宜少于兩臺(格)。其有效容積可按1～2h清水耗用 量設計。

第3.2.10條 清水泵應設備用泵。當清水泵的布置高于清水池最低水位時，每 臺泵應有單獨的吸水管，水池應有排空措施。

第三節 布 置 要 求

第3.3.1條 澄清器(池)、過濾器(池)、清水箱(池)的布置位置應根據當地氣象條 件決定，通常布置在室外。

第3.3.2條 寒冷地區，澄清器(池)頂部及底部應設置小室，相鄰澄清器(池)的 頂部應有通道相連。

第四章 鍋爐補給水處理

第一節 系 統 設 計

第4.1.1條 鍋爐補給水處理系統，應根據原水水質、給水或爐水的質量標準、補給水率、排污率、設備和藥品的供應條件等因素經技術經濟比較確定。

進行技術經濟比較時，應采用正常出力和全年平均水質，并用最壞水質對系統 及設備進行校核。

鍋爐補給水處理方式，還應與鍋內裝置和過熱蒸汽減溫方式相適應。

中壓、高壓、超高壓和亞臨界汽包鍋爐常用的汽水分離系統的攜帶系數可參見 附錄C(三)。

第4.1.2條 鍋爐正常排污率不宜超過下列數值：

一、以化學除鹽水為補給水的凝汽式發電廠 1%

二、以化學除鹽水或蒸餾水為補給水的供熱式發電廠 2%

三、以化學軟化水為補給水的供熱式發電廠 5%

第4.1.3條 水處理設備的全部出力，應根據發電廠全部正常水汽損失與機組起 動或事故而增加的損失之和確定。

發電廠各項正常水汽損失及考慮機組起動或事故而增加的水處理設備出力按 表4.1.3計算。

表4.1.3 發電廠各項正常水汽損失及考慮機組起動或事故

而增加的水處理設備出力

注：①鍋爐正常排污率按表中1、2、3項正常損失量計算。

②發電廠其他用汽、用水及閉式熱水網補充水，應經技術經濟比較，確定合 適的供汽方式和補充水處理方式。

③采用蒸餾補給水時，應考慮蒸發器的防腐、防垢及機組起動供水措施。

第4.1.4條 高壓、超高壓、亞臨界汽包鍋爐和直流鍋爐，應選用一級除鹽加混 合離子交換系統。當進水質量較好，減溫方式為表面式或自冷凝時，高壓汽包鍋爐 補給水除鹽系統可選用一級除鹽系統。

固定床離子交換系統的選擇，可參見附錄C(四)。

第4.1.5條 鍋爐補給水處理采用化學除鹽時，其他用汽(采暖、卸煤、燃油等)及其他用水(機車、輪船補充水等)，應與有關專業共同進行技術經濟比較，研究 確定合理供汽、供水及水處理方式。

第4.1.6條 原水含鹽量較高時，經技術經濟比較，可采用弱型樹脂離子交換 器、電滲析器、反滲透器或蒸發器。

第4.1.7條 中壓汽包鍋爐補給水處理，在能滿足鍋爐給水和蒸汽質量要求時，可采用化學軟化化學軟化系指軟化或脫堿軟化。系統。

第4.1.8條 若用固定床除鹽，當其進水中的強、弱酸陰離子比值較穩定時，可 采用陽離子交換器先失效的串聯系統，此時陰離子交換樹脂裝入量應有10%～15% 裕量。

第4.1.9條 設計除鹽系統時，應在保證出水質量前提下采用能降低酸、堿耗量 和減少廢酸、堿排放量的設備和工藝。排出的酸、堿廢水應加以利用或設有必要的 中和處理措施。

第4.1.10條 堿再生液宜加熱，加熱溫度可為35～40℃。

第4.1.11條 在除鹽(軟化)系統中，對流離子交換器配制再生液及置換、逆洗所 用的水，串聯系統為除鹽(軟化)水。并聯系統可使用本級交換器的出口水。

第4.1.12條 逆流再生離子交換器頂壓用氣和混合離子交換器用氣的氣源，應 無油及有穩壓措施。

第4.1.13條 氫鈉離子交換的軟化水管及除鹽水管宜防腐。

第4.1.14條 海濱電廠鈉離子交換器的再生劑可采用經過濾的海水。

第4.1.15條 水處理室至主廠房的補給水管道，應滿足同時輸送最大一臺機組 的起動補給水量和其余機組的正常補給水量的要求。

發電廠達到規劃容量時，補給水管道不宜少于2條。

當補給水管道總數為2條及以上時，任何1條管道停運，其余管道應能滿足輸 送全部機組正常補給水量的需要。

第4.1.16條 并聯水處理系統，每種離子交換器有6臺及以上時，設備宜分組。

第二節 設 備 選 擇

第4.2.1條 各種一級離子交換器的臺數不應少于兩臺；其出力計算應包括系統 中的自用水量(由后向前推算)。

離子交換器再生次數應根據進水水質和再生方式確定。正常再生次數可按每臺 1～2次每晝夜考慮。當采用程序控制時，可按2～3次考慮。

第4.2.2條 除鹽設備可不設檢修備用，但當一臺(套)檢修時，其余設備應能滿 足全廠正常補給水量的要求。對凝汽式電廠，離子交換器可不設再生備用，由除鹽水箱貯存再生時的需用水 量。對供熱式電廠，當水處理設備出力小時，可設置足夠容積的除鹽水箱貯存再生 時的需用水量，當出力較大時，可設置再生備用設備。

第4.2.3條 離子交換劑的工作交換容量，應根據選用的離子交換劑、交換器的 形式、再生劑種類、再生水平、原水離子組成、處理后水質要求等因素，按廠家提 供的產品性能曲線確定或參照類似條件下的運行經驗，必要時也可經試驗確定。離 子交換劑性能曲線參見表C(五)。

順流及對流離子交換器的設計參考數據，參見附錄C(六)、(七)、(八)。

第4.2.4條 并聯除鹽系統與氫鈉軟化系統中的除二氧化碳器，在電廠最終建成 時，不宜少于兩臺；當一臺檢修時，其余設備應滿足正常補給水量的要求。

第4.2.5條 除二氧化碳器宜采用鼓風式，有條件時也可采用真空除氣器。

除二氧化碳器風機在室外吸風時，宜有濾塵措施。除二氧化碳器的排風口，宜 設汽水分離裝置。

第4.2.6條 除鹽(軟化)水泵及并聯系統中的中間水泵應設備用。

第4.2.7條 中間水箱的有效容積，對單元制系統，應為每套水處理設備出力的 2～5min貯水量，且最小不應小于2m3；對并聯制系統，應為水處理設備出力的 15～30min 貯水量。

第4.2.8條 除 鹽(軟化)水箱的總有效容積宜為：

一、凝汽式發電廠，其水箱的總有效容積為最大一臺鍋爐最大連續蒸發量的 150%與離子交換器再生期間所需貯備的水量之和。

二、供熱式電廠，當補充水量較大，水處理設備按“需要“需要”指水處理設 備運行流量是根據外部需要而調節的。”調節流量時，為1h的水量。當補充水量 較小時，水處理設備按“供給“供給”指水處理設備運行流量是固定的，不隨外部 流量變動而變化。”調節流量時，水箱的容積要滿足調節和機組起動的需要。

第4.2.9條 對流離子交換器及并聯系統采用程序再生的順流離子交換器，應設 再生專用泵。

第4.2.10條 對化學除鹽系統，應考慮檢修離子交換器時有裝卸與存放樹脂的 措施。

第4.2.11條 無墊層陽、陰離子交換器之間及混合離子交換器出口，應設置樹 脂捕捉器。

樹脂捕捉器宜有反沖洗水管。

第三節 布 置 要 求

第4.3.1條 水處理設備宜布置在室內，當露天布置時，運行操作處、取樣裝 置、儀表閥門等，應盡量集中設置，并采取防雨、防凍措施。

第4.3.2條 經常檢修的水處理設備和閥門等，按其結構、臺數、起吊件重量，宜設置固定式或移動式起吊設施。

第4.3.3條 離子交換器面對面布置時，閥門全開后，通道凈距宜為2m。兩設 備間的縱向凈距不宜小于0.4m(如設備本體為法蘭連接時，凈距可適當放大)。設備 臺數較多時，每隔一定距離應留有通道。

第4.3.4條 水處理車間的動力盤，應與設備保持適當距離或布置在單獨小間 內。

第4.3.5條 運行控制室的面積，應根據水處理設備出力、表盤數量等不同情況 確定。室內應有良好的采光和通風，并有足夠的值班場地和檢修通道。室內不應有 穿越管道。

水處理設備采用程序控制時，宜設置空氣調節裝置。

第4.3.6條 水處理室宜設運行分析室、檢修間和廁所等。采用程序控制 時，應設儀表維修間。

第五章 汽輪機組的凝結水精處理

第5.0.1條 汽輪機組的凝結水精處理，宜按冷卻水質量、鍋爐型式及參數、汽 水質量標準、凝汽器結構及其管材等因素，經技術經濟比較及必要的核算后確定。

一、由高壓汽包鍋爐供汽的汽輪機組以海水冷卻以及由超高壓汽包鍋爐供汽的 汽輪機組以海水或苦咸水冷卻時，可每兩臺機組裝設一套能處理一臺機組全部凝結 水的精處理裝置。

二、由亞臨界汽包鍋爐供汽的汽輪機組，每臺機組宜裝設一套能處理全部凝結 水的精處理裝置。

三、由直流鍋爐供汽的汽輪機組，每臺機組應裝設一套能處理全部凝結水的精 處理裝置。必要時可設置供機組起動用的專門除鐵設施。

四、當采用鈦材制造的凝汽器時，由汽包鍋爐供汽的汽輪機組，可不設置凝結 水精處理裝置。

凝汽器管材可按SD116—84《火力發電廠凝汽器管選材導則》選用［參見附 錄C(九)］。

第5.0.2條 凝結水精處理系統中的除鐵過濾器和離子交換器的設置，按下列原 則確定：

一、供機組起動用的除鐵過濾器，可兩臺機組合用一組過濾器，且不設備

用。

二、對于體外再生的混合離子交換器，對由直流爐供汽的汽輪機組，每單元可 設一臺備用設備；由亞臨界汽包鍋爐供汽的汽輪機組，且當混合離子交換器采用氫 /氫氧型運行方式時，可不裝備用設備。

三、對于由超高壓汽包鍋爐供汽的汽輪機組，離子交換器可每兩臺機組設一臺 備用設備；對于由高壓汽包鍋爐供汽的汽輪機組，離子交換器不裝備用設備。

凝結水精處理設備的設計參考數據，參見附錄C(十)。

第5.0.3條 凝結水精處理系統應裝設：

一、當過濾器或離子交換器運行壓差超過規定值時，應裝設能保證通過所需凝 結水量的自動調節旁路閥。

二、凝結水精處理裝置前后的管路排水閥。

三、離子交換器后的樹脂捕捉器。

四、補充離子交換樹脂的接入口。

第5.0.4條 凝結水精處理設備宜布置在汽機房或其附近。

第六章 冷卻水處理

第6.0.1條 冷卻水處理系統的選擇應根據下列因素經技術經濟比較確定：

一、冷卻方式、水源水量及水質；

二、全面考慮防垢、防腐及防菌藻的處理；

三、節約用水；

四、藥品供應情況；

五、環境保護要求等。

第6.0.2條 直流冷卻系統如有結垢傾向時，可根據具體情況采取穩定措施。

第6.0.3條 敞開式循環冷卻系統，采用冷卻水池時，如果

V>60(V——冷 卻水qV池容積，m3；qV——循環水量，m3/h)，可按直流冷卻系統考慮。

第6.0.4條 敞開式循環冷卻系統，在排污法不能滿足防垢要求時，可采用下列 方法防垢：

一、加酸法。藥劑宜使用硫酸。

二、加阻垢劑法。藥劑可采用三聚磷酸鹽、六偏磷酸鈉、有機阻垢劑等。

三、加爐煙法。此法可利用爐煙中的二氧化碳；當燃料中可燃硫較高時，也可 利用爐煙中二氧化硫來防垢。采用加爐煙法時，應考慮煙氣的除塵、加煙設備及管 道、溝道的防腐和水塔的防垢等問題。

第6.0.5條 敞開式循環冷卻系統在原水暫硬高和需要提高濃縮倍率以達節水 目的時，可采用補充水石灰處理或離子交換(弱酸氫離子交換等)處理。

第6.0.6條 敞開式冷卻系統必要時可采取去除補充水懸浮物的措施或采用冷 卻水的旁流過濾。

第6.0.7條 循環冷卻水的菌藻處理可采用間斷加氯法或投加其它殺微生物 劑，但宜采用低毒、低劑量易降解并與阻垢劑、緩蝕劑不相互干擾的藥劑；受菌藻 污染嚴重的補充水，宜對補充水進行連續加氯處理。

第6.0.8條 在有充分的技術經濟論證時，可采用加阻垢劑、緩蝕劑及殺微生物 劑的綜合處理、旁流處理等。

第6.0.9條 應根據冷卻水質選用合適的凝汽器管材，請參照附錄C(九)SD116— 84《火力發電廠凝汽器管選材導則》選用。

第6.0.10條 當循環冷卻水中硫酸根過高時，應考慮硫酸鹽對水工構筑物的侵 蝕問題。水對混凝土侵蝕性的判定標準請參照TJ21—77《工業與民用建筑工程 地質勘察規范》的有關部分進行。

第6.0.11條 當循環冷卻水采用較高濃縮倍率時，應考慮硫酸鈣、硅酸鎂和磷 酸鈣等的結垢問題。

第6.0.12條 為抑制凝汽器銅管腐蝕，宜設置運行中硫酸亞鐵涂膜處理設施。

第七章 給 水 處 理

第7.0.1條 中壓機組的鍋爐給水宜采用氨化處理。

高壓及以上機組的鍋爐給水和裝有凝結水精處理設備的超高壓及以上機組的 凝結水，宜采用氨、聯氨處理。

未進行凝結水精處理的超高壓機組，凝結水可只采用聯氨處理。

第7.0.2條 氨及聯氨的加藥設備，宜分別設置。

應設備用加藥泵。布置在一起的一組加藥泵(小于四臺)，可合用一臺備用泵。

幾臺機組合用一臺加藥泵時，加藥泵出口管道上應裝設穩壓室，每根加藥管上 應裝設轉子流量計。

氨及聯氨的配制可用凝結水(除鹽水)。

第7.0.3條 氨及聯氨加藥設備宜布置在主廠房的單獨房間內。室內應有通風，加藥設備周圍應有圍堰和沖洗設施，并應考慮有適當面積的藥品貯存小間。

第八章 鍋 內 處 理

第8.0.1條 汽包鍋爐應設置磷酸鹽處理設施。

第8.0.2條 鍋內加藥泵應設備用的。布置在一起的一組(小于四臺)泵，可設置 一臺備用泵。

第8.0.3條 磷酸鹽溶液宜就地配制。當藥品耗量較大時，也可集中配制。

第8.0.4條 磷酸鹽可采用干法貯存，配制溶液應有攪拌設施。

配制溶液應用除鹽(軟化)水。

磷酸鹽溶液輸送管道應考慮防止低溫過飽和結晶的措施(如蒸汽伴熱等)。

第8.0.5條 磷酸鹽溶液應進行過濾，也可在攪拌器或溶液箱中或出口處設過濾 裝置。

第8.0.6條 鍋內加藥設備宜布置在主廠房內便于管理、環境清潔的地方。加藥 設備周圍應設有圍堰和沖洗設施。地面應能防腐和防滲。

鍋爐露天布置時，加藥設備應布置于室內。

第九章 熱網補給水及生產回水處理

第9.0.1條 熱網補給水，一般采用下列方式供給：

一、鍋爐排污擴容器后的排污水。

二、當水量較小時，采用經過除氧的鍋爐補給水。

三、當水量較大時，宜單獨設置處理系統。此系統可采用鈉離子交換處理，并 經除氧。

第9.0.2條 以生產回水作為鍋爐補給水時，應根據水質污染情況，考慮生產回 水的處理措施。如暫不能采取措施時，可在設計中預留將來增設水處理設備的條 件。

生產回水中含有油質時，應要求用戶進行初步除油使水中含油量低于10mg/ L。

第9.0.3條 需要處理的生產回水，其處理方式應根據污染情況確定：可采用單 獨的處理系統或與鍋爐補給水合并處理。

第9.0.4條 不需處理的清潔生產回水，應接入在熱力系統中設置的監督水箱。

第十章 藥品貯存和計量設備

第一節 一 般 規 定

第10.1.1條 藥品倉庫的大小，應根據藥品消耗量、運輸距離、包裝、供應和 運輸條件等因素確定，一般按貯存15～30d 的消耗量設計。

當藥品由本地供應時，可適當減少貯存天數；當用鐵路運輸時，還應滿足貯存 一槽車(或一車輛)容積加10d 的藥品消耗量。

第10.1.2條 藥品貯存間宜靠近鐵路、公路，干貯存堆積高度宜為1.5～2m，并有必要的裝卸設施。

貯存間應有相應的防水、防腐、通風、除塵、采暖、沖洗措施，對于紙粉貯存 間還應有防火、防爆措施。

第10.1.3條 各種溶液箱的有效容積，應能貯存不少于8h運行的需要量。

各種交替運行的計量箱、溶液箱的有效容積，應滿足4～8h連續運行的要求。

第二節 石 灰 系 統

第10.2.1條 根據水處理系統、容量、當地藥品供應情況和計量設備的型式，可采用高純度的粉狀石灰或塊狀石灰。

第10.2.2條 采用高純度粉狀石灰及氧化鎂粉時，干貯存及干法計量，可使用 氣力輸送或機械輸送。乳液用泵輸送。

第10.2.3條 采用塊狀石灰時，宜按下列原則考慮：

一、塊狀石灰宜采用濕存。配制石灰乳的攪拌器不宜少于兩臺，采用機械 攪拌。

二、加藥宜用泵計量，每臺澄清器(池)設兩臺泵，其中一臺備用。石灰乳含量 為2%～3%。

三、輸送石灰的吊車，應采用地面操作的直線單軌抓斗吊車或橋式起重機，吊 車運行速度不宜過快。

第三節 凝聚劑及助凝劑系統

第10.3.1條 凝聚劑及助凝劑的品種、劑量大小應根據原水水質(pH值、堿度、濁度、有機物含量)、藥品來源、處理后水質及運行要求［水溫、混合及澄清器(池)型式等］，經燒杯試驗確定。

凝聚劑劑量可采用下列數據：

硫酸亞鐵

41.7～97.3mg/L

三氯化鐵

27.03～63.07mg/L

硫酸鋁

33～77mg/L

聚合鋁

5.27～7.37mg/L

溶液中藥劑含量

<10%

第10.3.2條 固體凝聚劑及助凝劑可采用干貯存，對大、中容量電廠，凝聚劑 也可采用濕存方式。

藥劑的溶解，可選用循環攪拌或機械攪拌方式。

第10.3.3條 凝聚劑及助凝劑可采用計量泵加藥，在泵的入口宜裝濾網。

第四節 酸 堿 系 統

第10.4.1條 酸堿貯存設備應靠近運輸線，當運輸線距水處理室較遠時，在其 附近宜設貯存或轉運設備。

貯存設備宜不少于兩臺，并應考慮有安全、檢修及清洗措施。貯存槽地上布置 時，其周圍宜設有一定容積的耐酸、堿防護堰，當圍堰有排放措施時，其容積可適 當減小。

第10.4.2條 酸堿再生液宜用噴射器輸送，有條件時也可采用計量泵。

第10.4.3條 計量器的有效容積應滿足最大一臺離子交換器一次再生用量。

當離子交換器臺(套)數較多，有兩臺(套)交換器同時再生時，計量器的臺數應 能滿足其同時再生的需要。

混合離子交換器宜專設一組再生設備。

第10.4.4條 鹽酸貯存槽宜用液體石蠟密封，或在排氣口裝設酸霧吸收器。濃 硫酸貯存槽排氣口宜裝設除濕器。

鹽酸計量器排氣口應裝設酸霧吸收器。

第10.4.5條 裝卸濃酸、堿液體，宜采用負壓抽吸、泵輸送或自流，不應用壓 縮空氣直接擠壓槽車。

當采用固體堿時，應有吊運設備和溶解裝置。

第五節 鹽 系 統

第10.5.1條 鹽濕貯存槽宜不少于兩個。

第10.5.2條 飽和鹽溶液應過濾。這可在鹽槽底部設慢濾層或專設過濾器進 行。飽和鹽溶液箱的有效容積，應滿足一臺最大鈉離子交換器一次再生的需要

量。

第10.5.3條 鹽液系統設備和管件，應防腐。

第六節 氯 系 統

第10.6.1條 氯的設計用量應根據試驗數據或相似條件下運行經驗的最大用量 確定。

第10.6.2條 加氯機應有指示瞬時投加量并有防止氯、水混合物倒灌入液氯鋼 瓶內的措施。

第10.6.3條 加氯間的位置宜靠近氯的投加點。加氯間內的采暖設備不宜靠近氯瓶或加氯機。

第10.6.4條 鋼管中液氯的氣化可采用液氯氣化器或淋水加熱的方式。

第10.6.5條 加氯間應與其它工作間隔開，并應設下列安全措施：

一、直接通向外部且向外開的門。

二、加氯水泵、動力盤等不宜與氯瓶布置在同一房間內。

三、加氯水泵應聯鎖并有可靠電源。

四、加氯間應備有帶氧氣瓶的防毒面具。

五、照明和通風設備的開關應設在加氯間外。

六、采用防腐燈具。

七、加氯機噴射用水源，應保證不間斷并保持水壓穩定。

第10.6.6條 氯氣和水混合物的管道及配件、閥門，應采用耐腐蝕材料。

第10.6.7條 液氯鋼瓶的貯量應按當地供應、運輸等條件確定，可按最大用量 的7～30d考慮。

第10.6.8條 加氯間內應設置起重、稱重設施。

第10.6.9條 加氯間的設計還應符合下列要求：

一、有強制通風設備。

二、與經常有人值班的車間和居住房間保持一定的安全距離。

第十一章 箱、槽、管道設計及防腐

第11.0.1條 水箱(池)應設有水位計、進水管、出水管、溢流管、排污管、呼吸 管及人孔等，并有便于檢修、清掃的措施。必要時，還應裝設高低水位警報裝置。

第11.0.2條 真空除氣器后的水箱，應有密封措施；超高壓、亞臨界汽包爐及 直流爐的凝結水箱，宜采取與空氣隔離的措施。

第11.0.3條 寒冷地區的室外澄清器、水箱及管道閥門，應有保溫防凍措施。

第11.0.4條 管道布置應力求管線短、附件少、整齊美觀、擴建方便、便于支 吊，并宜采用標準管件和減少流體阻力損失。

對于襯膠管、塑料管和玻璃鋼管，應適當增多支吊點。

第11.0.5條 室內跨越人行通道的管道，其凈高應不低于2m，橫跨離子交換 器間的凈高不宜低于4m。管道布置不得影響設備起吊，也不宜擋窗。需要運輸設備 的通道凈高，應滿足設備運送的需要。

第11.0.6條 動力盤、控制盤的上方，不應布置管道(尤其是藥液管)。

第11.0.7條 由水處理室至主廠房的管道，可采用通行管溝、不通行管溝或架 空敷設。通行管溝凈高不得小于1.8m，通道凈寬不得小于0.6m。

管溝及溝內管道，應有排水措施。第11.0.8條 經常有人通行的地方，濃酸、堿液及濃氨液管道不宜架空敷設，必須架空敷設時，對法蘭、接頭等應采取防護措施。

第11.0.9條 濃硫酸、濃堿液貯存設備及管道應有防止低溫凝固的措施。

第11.0.10條 石灰系統的閥門宜采用鐵質旋塞，管內流速不宜小于2.5m/s； 自流管坡度不宜小于5%；管道宜減少彎頭、死區、U形等；管道的彎頭、三通 和穿墻處應設法蘭，水平直管不宜過長(不大于3m)，必要時在拐彎處以三通代替 彎頭，以便拆卸、清洗。

石灰乳管道系統，應有水沖洗設施。

第11.0.11條 手動操作閥門的布置高度不宜超過1.6m。高于2m的應有閥門 傳動裝置或操作平臺，閥桿的方向不得向下。

第11.0.12條 裝流量孔板或加藥孔板的管道安裝位置應符合熱工儀表的要 求，孔板前直管段長度應大于15～20D(管徑)，孔板后直管段長度應大于5D。孔 板應裝設在便于維修的地方。

第11.0.13條 凡接觸腐蝕性介質或對出水質量有影響的設備、管道、閥門、排 水溝等，在其接觸介質的表面上均應涂襯合適的防腐層，或用耐腐蝕材料制造。

各種設備、管道的防腐方法，可參見附錄C(十一)。設計中應注明設備及管道 防腐的工藝要求。同一工程中不宜選用過多的防腐方法。

第11.0.14條 不宜采用地下混凝土(內壁襯玻璃鋼)制的濃酸、濃堿池。

第11.0.15條 設有防腐層的設備及管件，設計時應考慮防腐施工的安全與方 便，并應注意在防腐前完成所有焊接工作。

第11.0.16條 酸貯存計量間的地面、墻裙、墻頂棚、溝道、通風設施、鋼平臺 扶梯、設備管道外表面，均應采取防腐措施。地面應有沖洗排水設施，室內應有通 風設施，并不得裝設電氣操作箱，照明應采用防腐燈具。

堿貯存計量間的地面、墻裙及溝道應防腐，地面應有沖洗排水設施。

第十二章 水處理系統儀表和控制

第12.0.1條 水處理系統儀表、控制水平和方式，應根據電廠容量、機組自動 化水平、水處理系統和出力以及自動化設備元件供應情況等因素經技術經濟比較確 定。

第12.0.2條 水處理系統自動控制的內容宜考慮設有原水溫度自動調節、自動 加藥、澄清器的自動排泥、過濾器(池)的自動反洗、水箱液位自動調節、堿加熱溫 度自動調節及離子交換器的程序再生等。

對整套水處理設備的運行，可采用按“供給”控制或按“需要”控制設計。凝 汽式電廠宜采用按“供給”控制方式；供熱式電廠的控制方式應經技術經濟比較確 定。

第12.0.3條 單機容量300MW及以上機組或單套(臺)設備出力100t/h及以上 的離子交換器再生應采用程序控制；其他情況下離子交換器再生采用程序控制時，每臺每晝夜再生次數宜為2～3次。

第12.0.4條 當采用氣動閥門時，應具備可靠的氣源。

第12.0.5條 水處理系統與熱力系統化學監督所用儀表，應根據機組型式、參 數、系統特點、運行監督方式及自動控制程度等因素確定。選用化學監督儀表時請 參見附錄C(十二)。

選用儀表時應隨時注意產品的更新情況。

第十三章 汽 水 取 樣 第13.0.1條 汽水系統的取樣點，參見附錄C(十三)、(十四)。

第13.0.2條 取樣管材一般采用不銹鋼。

第13.0.3條 選用的取樣冷卻系統及冷卻水源應符合下列條件：

一、取樣冷卻器應有足夠的冷卻面積。冷卻后取樣水溫度低于30℃，最高不 超過40℃。

二、對200MW及以上機組，可采用集中式汽水取樣分析裝置。

三、冷卻用水應保證系統不結垢、不污堵、不腐蝕。

當采用閉路循環系統時，應采用軟化水或凝結水(除鹽水)。

四、每個取樣器用水量，可參照表13.0.3規定選用。

表 13.0.3 各取樣冷卻器的用水量

浸管式取樣器樣品流量按30～40L/h，進口冷卻水溫度按20℃計算。雙重套 管取樣器樣品流量為18～30L/h，進口冷卻水溫度不超過33℃，壓力不小于1.96 ×105Pa。

第13.0.4條 取樣冷卻器的布置位置如下：

一、熱力系統的汽水取樣冷卻器，應布置于主廠房運轉層，并應考慮便于運行 人員取樣及通行。

二、除氧器給水箱出口管的取樣冷卻器，應盡量靠近給水箱。

三、露天布置的鍋爐，汽水取樣冷卻器應有防雨措施或布置于室內。汽水取樣 冷卻器處應有照明。

第十四章 化 驗 室

第14.0.1條 化驗室所用儀器規范、數量及化驗室面積，應根據機組參數、容 量等條件，參照部頒定額標準確定。

第14.0.2條 化驗室的布置應與煤場、有污染的藥品庫等保持較遠距離，不應 有振動、噪聲等影響，要光線充足，通風良好。

熱量計、精密儀器等儀器分析室宜設空調裝置。

設計還應注意化驗室對建筑、照明、水源、采暖、通風等方面的特殊要求。

附錄A 本規定用詞說明

執行本規定時，對于要求嚴格程度的用詞，說明如下，以便執行中區別對待。

1.表示很嚴格，非這樣作不可的用詞：

正面詞采用“必須”；

反面詞采用“嚴禁”。

2.表示嚴格，在正常情況下均應這樣作的用詞：

正面詞采用“應”；

反面詞采用“不應”或“不得”。

3.表示允許稍有選擇，在條件許可時首先應這樣作的用詞：

正面詞采用“宜”或“可”；

反面詞采用“不宜”。

附錄B 本專業常用的法定計量單位

表B1 常用單位名稱和符號

續表B1

附錄C 設計參考資料

(一)原水膠體硅的允許含量和膠體硅的去除率

1.高壓、超高壓和亞臨界機組，原水膠體硅的含量超過0.5～0.6mg/L時，宜 考慮去除膠體硅的措施。

2.不同處理方法，膠體硅的去除率如下所列：

接觸凝聚、過濾60%

凝聚、澄清、過濾90%

凝聚一級除鹽加混床>90%

(二)地下水除鐵設計參考意見

1.除鐵系統的選擇應根據原水中鐵的形式和數量、處理后水質要求，并參照水 質相似廠的運行經驗，經技術經濟比較后確定。

地下水中的鐵質常以二價鐵的形式存在，通常采用曝氣、過濾法除鐵。

2.曝氣、過濾法除鐵可按下列條件選擇：

(1)曝氣、天然錳砂過濾，適用于原水中重碳酸型鐵的含量小于20mg/L、pH 值不小于5.5時。

(2)曝氣、石英砂過濾，適用于原水中重碳酸型鐵的含量小于4mg/L，曝氣后 pH 值大于7。

3.曝氣設備應根據原水水質及曝氣程度的要求選定，可采用接觸式曝氣器或壓 縮空氣裝置。

4.接觸式曝氣器的淋水密度，可采用5～10m3/(m2·h)。

5.采用接觸式曝氣器時，填料層層數可為1～3層。填料采用塑料多面空心球 或粒徑為30～50mm的焦炭，每層填料厚度為300～400mm，層間凈距不宜小 于600 mm。

6.曝氣器下部的水箱容積，可按15～20min處理水量計算。

7.采用壓縮空氣時，每立方米水的需氣量(以升計)，宜為原水二價鐵含量(以 mg/L計)的2～5倍。

8.天然錳砂濾池濾料的粒徑、厚度及濾速可按表C1確定。

表C1 濾料的粒徑、厚度及濾速

9.濾池墊層的粒徑和厚度，可按表C2確定。

表C2 濾池墊層的粒徑和厚度

10.重力式除鐵濾池的沖洗強度和沖洗時間，可按表C3確定。

表C3 重力式濾池的沖洗強度和沖洗時間

11.壓力式除鐵濾池的沖洗強度和沖洗時間，可按表C4確定。

表C4 壓力式濾池的沖洗強度和沖洗時間

(三)中壓、高壓、超高壓和亞臨界壓力汽包鍋爐

常用汽水分離系統的攜帶系數

表C5 中 壓 汽 包 爐

表C6 高 壓 汽 包 鍋 爐

表C7 超高壓和亞臨界壓力汽包鍋爐

(四)固定床離子交換系統選擇

表C8 固定床離子交換系統

注：①表中所列均為順流再生設備，當采用對流再生設備時，出水質量比表

中所列的數據要高。

②離子交換樹脂可根據進水有機物含量情況選用凝膠或大孔型樹脂。

③表中符號：H——強酸陽離子交換器；Hw——弱酸陽離子交換器；

OH——強堿陰離子交換器；OHw——弱堿陰離子交換器；D——除

二氧化碳器； H/OH——陽、陰混合離子交換器。

續表C8

注：①表中所列均為順流再生設備，當采用對流再生設備時，出水質量比表

中所列數據為高。

②表中符號：H——氫離子交換器；Na1、Na2——一級或兩級鈉離子

交換器；D——除二氧化碳器。

(五)對流、順流再生陽、陰離子

交換樹脂工作交換容量圖

1.陽離子交換樹脂HCl對流再生工作交換容量，見圖C1。

2.陽離子交換樹脂 H2SO4對流再生工作交換容量，見圖C2。

3.陽離子交換樹脂 HCl順流再生工作交換容量，見圖C3。

4.陽離子交換樹脂 H2SO4順流再生工作交換容量，見圖C4。

5.陰離子交換樹脂 NaOH 對流再生工作交換容量，見圖C5。

6.陰離子交換樹脂 NaOH 順流再生工作交換容量，見圖C6。

圖C1 對流式鹽酸再生工作交換容量圖

注：進水中鈣(鎂)離子濃度相等時，工作交換容量可提高1%～3%；層高為 1.6m 時，工作交換容量約降低1%～2%。

p硬為進水硬度與含鹽量之當量比(后同)。

再生劑比耗=再生劑用量/工作交換容量(后同)。

圖C2 對流式硫酸二步再生工作交換容量圖

注：進水中鈣(鎂)離子濃度相等時，工作交換容量可提高1%～3%。

圖C3 順流式鹽酸再生工作交換容量圖

注：圖中虛線表示水中強酸陰離子濃度(c強)的極限；如果所查得的工作交換容 量點落在與進水c強相對應的虛線上方，則表示在該條件下周期平均出水Na+濃度 將大于500～800μg/L，相應的一級除鹽水電導率將大于5～10μS/cm。如該 出水水質不合要求，應提高再生劑用量或改用對流式。

進水中鈣(鎂)離子濃度相等時，工作交換容量可提高1%～3%；水溫增(減)10 ℃，或堿度/含鹽量值增(減)0.2，工作交換容量可提高(減少)約3%。含鹽量為1 mg·eg/L時，工作交換容量可提高約3%。

圖C4 順流式硫酸一步再生工作交換容量圖

注：同圖C3的全部注文。如果采用分步再生，工作交換容量可以明顯提高。

圖C5 對流式氫氧化鈉再生工作交換容量圖

注：20℃再生時，工作交換容量降低約10%；用40%工業堿時，工作交換容 量可提高約3%～8%。進水SO2-4/強酸陰離子為0.8時，工作交換容量可提高1%～ 2%。本圖適用于進水 HSiO-3/總酸度<0.4的情況。

圖C6 順流式氫氧化鈉再生工作交換容量圖

注：20℃再生時，工作交換容量降低約10%，出水SiO2濃度提高；用40% 工業堿時，工作交換容量可提高約3%～8%。本圖適用于進水H2SiO3/總酸度<0.4的 情況。

(六)順流離子交換器設計參考數據

表C9 順流離子交換器設計數據

注：(1)運行濾速上限為短時最大值。對于強酸陽、強堿陰離子交換器來說，當進水水質較好或采用自動控制時，運行濾速可按30m/h左右計算(以后同)。

(2)硫酸分步再生時的含量、酸量的分配和再生流速，可視原水中鈣離子 含量占總陽離子含量的比例不同經計算或試驗確定，當采用兩步再生時：第一步 含量0.8%～1%，再生劑用量不要超過總量的40%，流速7～10m/h；第二步含 量2%～3%，再生劑用量為總量的60%左右，流速5～7m/h，采用三步再生時： 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。每一步用酸量為總用酸量的1/3。

(3)離子交換樹脂的工作交換容量應根據廠家提供的工藝性能曲線確定，當沒有時可參考本表數據。

(4)置換流速與再生流速相同。

(七)對流離子交換器(逆流再生)設計參考數據

表C10 對流離子交換器設計數據

注：(1)大反洗的間隔時間與進水濁度、周期出水量等因素有關，一般約10 ～20d進行一次，大反洗后可視具體情況增加再生劑量50%～100%。

(2)頂壓空氣量以上部空間面積計算，一般約0.2～0.3m3/(m3·min)，壓縮空氣應有穩壓裝置，“無頂壓”方式數據暫不列入。

(3)為防止再生亂層，應避免再生液將空氣帶入離子交換器。

(4)硫酸分步再生時的濃度、酸量分配和再生流速可視原水中鈣離子含量 占總陽離子的比例不同經計算或試驗確定。采用分步再生的技術條件參見表C9。

(5)再生、置換(逆洗)應用水質較好的水，如陽離子交換器用除鹽水、氫 型水或軟化水。陰離子交換器用除鹽水。

(6)離子交換樹脂的工作交換容量應根據廠家提供工藝性能曲線數據確定，當沒有數據時可參考本表數據。

(八)對流離子交換器(浮動床)設計參考數據

表C11 對流離子交換器設計數據

注：(1)最低濾速(防止落床、亂層)陽離子交換器＞10m/h，陰離子交換器＞ 7m/h。樹脂輸送管內流速為1～2m/s。

(2)硫酸分步再生技術條件參見表C9。

(3)本表中離子交換樹脂的工作交換容量為參考數據。

(4)反洗周期一般與進水濁度、周期出水量等因素有關，反洗在清洗罐中 進行，每次反洗后可視具體情況增加再生劑量50%～100%。

(九)《火力發電廠凝汽器管選材導則》

SD 116—84(節錄)凝汽器用管材

目前供凝汽器選用的國產管材，主要有含砷的普通黃銅管、錫黃銅管、鋁黃銅 管、白銅管和鈦管等。

表1

3.1 冶金部1978年頒布了我國凝汽器用黃銅管和白銅管的標準。標準中規定的管 材品種及其主要成分如下。

3.1.1 黃銅管(YB716—78標準)

3.1.1.1 品種：國產黃銅管的品種和牌號列于表1中。

3.1.1.2 主要成分：黃銅管的主要成分列于表2中。

表2

3.1.2 白銅管(YB713—78標準)

3.1.2.1 品種：國產白銅管的主要品種和牌號列于表3中。

3.1.2.2 主要成分：白銅管的主要成分列于表4中。

表3

表4

3.2 除符合上述“冶標”的凝汽器管材外，目前正在試用的管材有以下兩種：

a.鈦管；

b.白銅 B10管。

3.3 與上述國產凝汽器管材品種相當的進口管材也可選用。國產管材牌號和國外品 種的對照關系見附錄 B(本規定未列)。凝汽器管的選材技術規定

4.1 幾種管材的耐腐蝕性及其適用范圍

4.1.1 H68A管

H68A 管是在H68管成分中添加微量砷制成的。由于黃銅中的微量砷能有效 地抑制黃銅的脫鋅，因此，H68A管的耐脫鋅腐蝕性能比H68管要強得多，其主 要腐蝕形式為均勻腐蝕，使用壽命比H68管要長。目前，不含砷的H68管已不推 薦使用。但H68A管在輕度污染的冷卻水中，也會出現層狀脫鋅與潰蝕，一般只用 于溶解固形物<300mg/L、氯離子<50mg/L的清潔冷卻水中。

4.1.2 HSn70-1A管

HSn70-1 管是多年來國內外在淡水中使用較廣泛的管材。為了進一步提高其 抗脫鋅的能力，在HSn70-1管成分中添加砷，即為“冶標”的 HSn70-1A管。

HSn70-1A 管一般使用在溶解固形物<1000mg/L，氯離子<150mg/L的冷卻水 中。

HSn70-1A 管在表面有沉積物或表面有碳膜等情況下，容易發生點蝕。

4.1.3 HAl77-2A 管

HAl77-2A 管在清潔的海水中是耐蝕的，一般推薦在溶解固形物>1500mg/L或 海水的冷卻水中使用。

HAl77-2A 管耐砂蝕的能力差，在懸浮物及含砂量較高的海水或淡水中，會發 生嚴重的入口管端沖刷和由異物引起的沖擊腐蝕，腐蝕表面呈金黃色，腐蝕坑呈馬 蹄形，并有方向性。采用硫酸亞鐵成膜處理，能有效地減緩HAl77-2A 管的沖擊 腐蝕。也可用改進水工設施，降低水中含砂量的方法，減緩銅管的沖擊腐蝕。

HAl77-2A 管表面附有有害膜時，往往會在短期內出現腐蝕；在管材安裝不當 或機組有振動時，HAl77-2A 管容易在淡水中發生應力腐蝕破裂和腐蝕疲勞損 壞；在污染的淡水中，HAl77-2A 管也不耐蝕。因此，HAl77-2A 管一般不推薦在 淡水中選用，也不宜在濃淡交變的冷卻水中使用。

4.1.4 B30管

B30管具有良好的耐砂蝕性能和耐氨蝕性能，適用于懸浮物和含砂量較高的海 水中，并適于安裝在凝汽器空抽區，可防止凝汽器管汽側的氨蝕。

B30管在污染的冷卻水中會發生點蝕和穿孔，在初期保護膜形成不良及表面有 積污的情況下，也容易發生孔蝕。因此，B30管應使用在流速較高及含氧充足的冷 卻水中，采用海綿球清洗能明顯提高B30管的耐蝕性。

4.2 選材的技術規定

4.2.1 應按表5中所規定的水質和流速條件選用各種管材。

表5

①1500mg/L～海水是指這一范圍內的穩定濃度。對于濃度交替變化的水質，需要通過專門的試驗和研究選定管材。

4.2.2 在采用以上規定時，還應考慮下述因素的影響：

4.2.2.1 水中懸浮物和含砂量的影響。

冷卻水中的懸浮物和含砂量對管材有影響，表6列出了各種管材所允許的冷卻 水懸浮物和含砂量。

上述含量的規定，是指在懸浮物中含砂量百分比較高的水質，對于含砂量較少、含細泥較多的水，允許含量可適當放寬。

H68A 和HSn70-1A管在采用硫酸亞鐵處理時，懸浮物的允許含量可提高到 500～1000mg/L。

表6

4.2.2.2 水質污染的影響。

目前國產的凝汽器管，一般只適用于下述清潔程度的水中：

［S2-］<0.02mg/L；

［NH3］<1mg/L；

［O2］>4mg/L；

CODMn<4mg/L。

當水質污染程度超過此限時，應根據實際情況采用加氯處理、海綿球清洗、硫 酸亞鐵處理或限制排廢等措施，以減少其影響。

4.2.2.3 對于200MW及以上容量的機組，空抽區布置在中間部位的凝汽器以及空抽 區銅管已有氨蝕的凝汽器，其空抽區推薦采用 B30管。

4.2.2.4 鈦管對氯化物、硫化物和氨具有較好的耐蝕性，耐沖擊腐蝕的性能也較強，可在受污染的海水、懸浮物含量高的水中及在較高流速下使用。目前鈦管的使用經 驗不足，對其較易發生振動、吸氫、生物積污引起銅管板腐蝕等問題尚待進一步研 究總結，且價格較高，選用時，應通過專門的試驗和經濟比較，并經過上級電業管 理部門批準。

4.2.2.5 B10管在清潔的海水中也較耐蝕，但缺乏耐沖擊腐蝕的使用經驗，選用時也 應通過專門的試驗確定。

4.2.2.6 為防止水中懸浮物在管內沉積，引起管材的沉積物腐蝕，還應注意低水流 速的影響。對于黃銅管，冷卻水在管內的最低流速，一般不應低于1m/s，白銅管 則一般不應低于1.4m/s。管板的選用

對于溶解固形物<2000mg/L的冷卻水，可選用碳鋼板，但應有防腐涂層。

對于海水，可選用 HSn62-1板或采用和凝汽器管材材質相同的管板。

對于咸水，根據條件可選用上述任一種材質的管板。

HSn62-1板的化學成分列于表7。

表7

(十)凝結水精處理設備的設計參考數據

體外再生混合離子交換器設計采用數據

運行流速(m/h)

90～120

樹脂比例①(陽、陰)

體外再生混合離子交換器陽、陰樹脂比例建議參照以下條件選擇：

a.氫型混合離子交換器及當污染物主要為腐蝕產物(凝汽器泄漏率低)，且凝結 水含氨、pH值高時，陽∶陰宜為2∶1；

b.銨型混合離子交換器及冷卻水為淡水時，陽∶陰宜為1∶1；

c.冷卻水為海水、高含鹽量水時，陽∶陰宜為2∶3。

樹脂粒度(mm)

0.45～0.6

混合空氣［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樹脂)

再生設備設計采用數據

空氣擦洗［m3/(m2 ·min)］3.4～4

擦洗方式② 脈沖進水氣：

反洗進氣1～2min

擦洗用氣源可選用羅茨風機或羅茨風機與壓縮空氣并用。

正洗進氣2～3min

空氣壓力4.90×104Pa

擦洗次數：

起動 30～40次

運行 20次

反洗分層流速(m/h)

10～15(15min)

反洗樹脂流速(m/h)

陽陰樹脂各為10～15(15min)

再生液藥劑含量(%)

Hcl 4 NaOH 4

再生時間(min)

陽 30 陰 30～60

再生流速(m/h)

陽4～8 陰 2～4

再生比耗(kg/m3樹脂)

陽陰樹脂各為100

(十一)各種設備、管道防腐方法

表C12 各種設備、管道的防腐方法和技術要求

C12續表

注：當使用的環境溫度低于0℃時，襯膠應使用半硬橡膠。

(十二)化學監督儀表選用參考表

表C13 化學監督儀表的規范和測點位置

續表C13

(十三)汽包鍋爐汽水系統取樣點

表C14 汽包鍋爐汽水系統取樣點位置

續表C14

(十四)直流爐汽水系統取樣點

表C15 直流爐汽水系統取樣點位置

續表C15

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本規定主要編制者：金久遠、曲玉珍、潘有道、李仲魯、袁維穎、沈凌霄、丁兆令、安炳仁、顧承隆。