防止锅炉汽包满水和缺水事故8.1 提高水位测量准确性8.1.1 锅炉配置的水位测量装置宜选用先进可翥的、能消除汽包压力 影响、 全程准确测量水位的产品8.1.2 取样管应穿过汽包内壁隔层，管口应尽量避开汽 包内水汽工况 不稳 定区，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8.1.3 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，并有足够的裕量大量程水位计汽、水侧取样点不应在汽包蒸汽导管上和下降管上设置8.1.4 每个水位测量装置都应具有独立的取样孔禁止在同一取样孔 上并 联多个水位测量装置，不宜采用加连通管的方法增加取样点，以避免相互影 响；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8. 1.5 安装水位测量装置取样阀门时，应使阀门和阀杆处于水平位置8.1.6 安装水位计汽、水侧取样管时，应保证管道的倾斜度不小于1 : 100,对于水侧取样管的倾斜度也不能过大对于汽侧取样管，应使取样孔侧高，对于水侧取样管，应使取样孔侧低。
差压式水位计•严禁采用将汽水取样管引到一个连通容 器（平衡容器），再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法8.1.7 差压式水位测量装置的平衡容器，其容积应考虑水冷凝的速度满足测量的要求，并保证水位测量装置在冲洗后能迅速建立稳定的水位，一般应在600〜lOOOmLo8. 1.8 对于汽包压力为lOMPa及以上的锅炉，其汽包水位计均应进行补偿修正，精心配置补偿函数，以确保在尽可能大的范圉内均 能保 证补偿精度，压力上限应达到安全门动作值，并留有一定余量宜选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8.1.9 汽、水侧取样管和取样阀门均应良好保温根据温度补偿原则确定平衡容器及参比水柱的管道是否保温引到差压变送器的两根 管道应平行敷设共同保温，并根据需要釆取防冻措施，但任何情况下，伴热措施不应 引起正负压侧取样管介质产生温差三取二或三取中的三个汽包水位测 量装置的取样 管间应保持一定距离，需要保温的应分开进行从取样口引到差压 变送器的两 根管道 不允许发生垂直方向的〃凸凹”弯曲利用每次 大、小修的机 会，在压力为1〜2MP& 时，排污冲洗仪表管路8. 2.1锅炉汽包水位测量系统的配置必须采用彼此独立的两种及以上工作原理共存的配置方式。
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且配备独立电源的汽包水位后备显示仪表（或装 置）8.2.2 当有一点汽包水位保护信号故障时，三取二应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期恢复（不应超过8h）8. 2. 3 锅炉汽包水位控制应分别取自三个独立的差压变送器进行三选中后的信号当有一点汽包水位控制信号故障时，三取中应自动转为二取均的逻辑判断方式，限期恢复（不应超过8h）； 当有两点信号故障时，应自动转为手动，运行人员密切监视运行参数，并限期恢复 （8h以内）8. 2. 4 锅炉汽包水位控制保护所用的三个独立的水位测量装置输出的信号均应分别通过三个独立的 I/O模件引入DCS的冗余控制器每个汽包水位信号补偿用的汽包压力变送器也应分别独 立配置，其输出信号引入相对应的汽包水位差压信号I/O模件8.2.5 水位测量的差压变送器信号之间、电极式测量装置信号之间，以及差压变送器和电极式测量装置的信号 之间，在DCS中应设置偏差报警8. 2.6 锅炉汽包水位保护的定值和延时值随炉型和汽包内部结构不同而异，具体数值应山锅炉制造厂负责确定8.3 运行维护措施 3.1 汽包水位保护是锅炉点火的必备条件之一，锅炉点火前，水位保护必须投入。
8. 3. 2 锅炉汽包水位保护在锅炉点火前应进行实际传动校验，严禁用信号短接方法代替实际动态试验8.3.3锅炉点火前，应确保差压式水位测量装置参比水柱的形成锅 炉启动时应 以直接可视式或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，严禁用仪表修正实际山于燃烧、给水系统、安装工艺等原因造成的偏差8. 3.4 机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行 校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列入验收主要项口之一8. 3.5当在运行中无法判定汽包真实水位时，应紧急停炉8- 3.6当一套水位测量装置因故障退出运行时，应立即处理若不能在8h内恢复，应制定措施，经生产副厂长（或总工程师）批准，允许延长工期，但最多不能超过24ho8. 3.7运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘时思想集中，经常分析各运行参数的变化，调整要及时，准确判 断及处理事故不断加强运行人员的培 训，提高其事故判断能力及操作技能8. 3. 8 应优化配置和精心调整汽包水位控制系统，进行必要的扰动试验，确保RB工况等大负荷扰动时，不会引起水位保护动作。
8. 3.9保证锅炉给水系统、汽包连续排污阀门开关灵活，锅炉启动前应对有关阀门进行开关试验，如对高压加热 器入口三通阀进行开关活动试验，确 保 其在高压加热器故障时动作正确8.3. 10 给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换当失去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用8.3.11 高压加热器水位保护应定期试验，保证在保护动作时，高加旁路阀可以正确动作，避免给水中断8.3. 12 对于控制循环汽包锅炉，应加强对炉水循环泵高、低压冷却水系统的监视和调整，炉水循环泵差压保护应采取三取二方式，当有一点差压信号 故障 时，三取二应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期恢复（不应超 过 8h） o19 防止分散控制系统控制、保护失灵事故为了防止分散控制系统保护、控制失灵事故，要认真贯彻国电安运[1998] 483号《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》、DL/T 655—1998《火力发电厂锅 炉炉膛安全监控系统验收测试规程》、DL/T 656-1998《火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程》、DL/T 657-1998《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》、DL/T658—1998《火力发电厂顺序控制系统验收测试规程》、DL/T 659—1998《火 力发 电厂分散控制系统验收测试规程》、DL/T 774-2004《火力发电厂热工自动化系统 检修运行维护规程》等有关技术规定，DCS应达到EMC II级电磁兼 容标准。
并提岀以 下重点要求19. 1 DCS及其相关系统的配置要求19・1・1 重要控制、保护信号案19. 1.2过程控制站19. 1.2. 1 同的I/O模件上DCS控制器均应釆用冗余配置，冗余I/O点必须配置在不DCS若采用B/S、C/S结构，服务器应采用2X2冗余配置19. 1.2.2DCS设讣应遵循任一组控制器故障对机组影响最小的原则控制器的分配采用控制、保护分开的原则工艺系统采用A、B侧布置的设备，其控制 功能应在不同的控制器中实现19. 12 3对于重要控制回路，在其控制器故障时，主要参数应有独立其控制器的参数监视19. 1.2.4 远程控制柜与主系统的通信的两路通信电（光）缆要分层敷设，并有故障报警功能应正确选择过程控制站电源的分级保护元 件，各级电源开关容量和保险熔 丝应匹配，防止故障越级19. 1.3 DCS后备监控设备19. 1.2.5 冗余控制器（包括电源）故障和故障后复位时，应确认保护和控制信号的输出处于安全位置，并采取相应措施19. 1.3. 1 机组必须配备必要的、独立于DCS的硬手操设 备，同时应配备必要的、独立于DCS的报警装置，以保证在DCS不能确保机组安全运行时的安全 停机停炉。
19. 1. 3. 2 机组应配备独立于DCS系统的汽包水位、炉膛火焰监视等装置19. 1.3.3 FSSS系统MFT继电器和ETS跳机继电器应设计为失电动 作，硬手操设 备本身要有防止误操作、动作不可靠的措施19.1.4逻辑、软件19.1.4.1 人机接口设备的参数配置应合理，调用画面、指令执行，负荷率 等指标达到DCS有关验收测试规程规定主系统及与主系统连接所有相关系统的通信 负荷率应控制在合理范围，保证高负荷时不出现“瓶颈”现象正常运 行中，一般一 台操作员站不应开过多画面，避免造成操作员站死机19.1.4.2 热工保护（包括辅机连锁）系统输出的指令应优先于其他任何指令在机、炉主保护回路中不应设置供运行人员切（投）保护的任何操作设备和手段19.1.4.3 给粉总电源自动切换逻辑不应纳入DCS,而应采用硬接线逻辑实现19. 1.4.4 涉及机组安全的重要保护和连锁应釆用独立于DCS的硕接线回路实现，如交、直流润滑油泵联动，脱硫旁路烟气挡板与脱硫系 统原烟气、净烟气挡板联动等19. 1.4.5 脱硫控制系统的主要连锁、保护逻辑要充分考虑锅炉和FGD运行的相互影响19. 1.4.6 汽机停机解列，发电机的指令信号应采用停止继续阅读。