防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故措施

1、防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故措施原文： “为防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故，应严格执行火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程(dl4351991)有关要求以及其他有关规定，并重点要求如下： 1 防止制粉系统爆炸。 11 要坚持执行定期降粉制度和停炉前煤粉仓空仓制度。 12 根据煤种控制磨煤机的出口温度，制粉系统停止运行后，对输粉管道要充分进行抽粉；有条件的，停用时宜对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护。 13 加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，燃用易自燃的煤种应及早通知运行人员，以便加强监视和查，发现异常及时处理。 14 当发现粉仓内温度异常升高或确认粉仓内有自燃现象时，应及时投入灭火系统，防止因自燃引起粉

2、仓爆炸。 15 根据粉仓的结构特点，应设置足够的粉仓温度测点和温度报警装置，并定期进行校验。 16 设计制粉系统时，要尽量减少制粉系统的水平管段，煤粉仓要做到严密、内壁光滑、无积粉死角，抗爆能力应符合规程要求。 17 热风道与制粉系统连接部位，以及排粉机出入口风箱的连接，应达到防爆规程规定的抗爆强度。 18 加强防爆门的检查和管理工作，防爆薄膜应有足够的防爆面积和规定的强度。防爆门动作后喷出的火焰和高温气体，要改变排放方向或采取其他隔离措施。以避免危及人身安全、损坏设备和烧损电缆。 19 定期检查仓壁内衬钢板，严防衬板磨漏、夹层积粉自燃。每次大修煤粉仓应清仓，并检查粉仓的严密性及有无死角，特别

3、要注意仓顶板一大梁搁置部位有无积粉死角。 110 粉仓、绞龙的吸潮管应完好，管内通畅无阻，运行中粉仓要保持适当负压。 111 制粉系统煤粉爆炸事故后，要找到积粉着火点，采取针对性措施消除积粉。必要时可改造管路。 2 防止煤尘爆炸。 2。1 消除制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止煤尘爆炸。 22 煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应有消防设施，并备有专用的灭火器材，消防系统水源应充足、水压符合要求。消防灭火设施应保持完好，按期进行试验(试验时灭火剂不进入粉仓)。 23 煤粉仓投运前应做严密性试验。凡基建投产时未作过严密性试验的要补做漏风试验，如发现有

4、漏风、漏粉现象要及时消除。” 煤粉和空气混合物，当燃料挥发份vdaf20时，由于属于反应能力强的煤，此时燃料挥发份析出和着火温度均较低，容易发生自燃和爆炸事故。烟煤气粉混合物浓度只有在0324ksm3范围内才会发生爆炸，而浓度在122kgm3范围时爆炸危险性最大。当气粉混合物中氧含量15时，一般没有爆炸危险。若采用具有自燃爆炸特性的煤种，则在爆炸范围内的气粉混合物，如遇足够的点火能源就能引起爆炸事故。 在制粉系统中，凡是发生煤粉沉积的地方，就能成为气粉混合物自燃和爆炸的发源地。在制粉系统中容易产生积粉处，包括系统管道、制粉设备及煤粉仓。一旦发生煤粉沉积，煤粉就开始氧化，放出热量促使温度升高，又

5、加快氧化、放热、升温。经一定时间后温度就能达到自燃温度并发生自燃，就有可能出现爆炸事故。因此，积粉、自燃是制粉系统爆炸的主要原因。 例如：1989年抚顺电厂发生煤粉仓爆炸导致2人重伤事故。1989年6月1日19：35，23号锅炉粉仓粉位到零，在锅炉点火时，锅炉分场主任违章指挥作业，在煤粉仓温度83t和火源没有消除的情况下，决定强行向煤粉仓送粉，并在送粉前开吸潮管通风，促成了爆炸条件的成立，导致煤粉仓发生爆炸事故。同时，在爆炸时防爆门未破，人孔门鼓开，煤粉火焰喷出并充满44号段输煤间，气浪将南北隔墙冲倒、西墙移位，并将正在进行送粉操作的2人烧成重伤。 又如：1989年北京第一热电厂发生7号锅炉制

6、粉系统爆炸引起电缆着火事故。1989年9月8日21：10，7号锅炉制粉系统在停炉前有5个防爆门同时破裂，其中位于球磨机出口管上的防爆门破裂后，气粉混合物直接喷向电缆支架，引起电缆着火。由于扑救及时，并且电缆至锅炉控制室的孔洞早已被堵死，火情得到控制，没有进一步扩大。事故原因是由于大颗粒煤粉在旋风分离器进口管水平段沉积，产生自燃，引起风粉混合物的爆炸，使防爆门破裂泄压，而防爆门动作方向正对电缆，从而引起电缆着火。 在正常运行中，制粉系统中的煤粉浓度在较大的范围内波动，其具备爆炸浓度的条件几乎不可避免，因此，制粉系统防爆主要对策如下。 1)消除制粉系统及设备可能积粉的部位，注意消除气粉流动管道的死

7、区和系统死角。煤粉仓内壁光滑、严密，其锥角符合要求。输粉管弯头及变形部分内壁光滑且管道任何部位其流速应高于18ms。制粉系统停运时要注意抽粉。输粉管道停运时应进行吹扫。中贮式制粉系统在运行中应按规程规定实施定期降粉制度和停炉清仓工作。 2)加强原煤管理，按规程规定检查煤质，并及时通报有关部门，清除煤中自燃物，严防外来火源。 3)保持制粉系统稳定运行，严格控制磨煤机出口温度。消除制粉系统及粉仓漏风，保持其严密性。 4)煤粉仓和制粉系统的结构强度应能满足防爆规程规定的抗爆强度要求，以防止事故扩大。 5)加强对防爆门的检查与管理，保持防爆门完整、严密，门上不得有异物妨碍其动作。防爆门动作方向应避免危

8、及人身和电缆安全。 6)保持制粉系统消防和充氮系统处于随时可投运状态。当制粉系统停用时，要对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护，这样才可有效地防止制粉系统的爆炸。 7)经常保持制粉系统及设备周围环境的清洁，不得有积粉存在。防止锅炉炉膛爆炸事故 原文：“为防止锅炉炉膛爆炸事故发生，应严格执行大型锅炉燃烧管理的 若干规定、火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程(dl4351991)以及其他有关规 定，并重点要求如下： 61 防止锅炉灭火。 61亚 根据火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程(dl4351991)中有关防 止炉膛灭火放炮的规定以及设备的状况，制定防止锅炉灭火放炮的措施，应包括 煤质监督、混配煤、燃烧调整、低负

9、荷运行等内容，并严格执行。 612 加强燃煤的监督管理，完善混煤设施。加强配煤管理和煤质分析， 并及时将煤质情况通知司炉，做好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。 613 新炉投产、锅炉改进性大修后或当实用燃料与设计燃料有较大差异 时，应进行燃烧调整，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比 、煤粉细度、燃烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。 614 当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投助燃油枪 。当锅炉灭火后，要立即停止燃料(含煤、油、燃气、制粉乏气风)供给，严禁用 爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道 内的可燃物质。 6亚5

10、 100mw及以上等级机组的锅炉应装设锅炉灭火保护装置。加强锅炉 灭火保护装置的维护与管理，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等 问题的发生。 616 严禁随意退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应经总 工程师批准，并事先做好安全措施。热工仪表、保护、给粉控制电源应可靠，防 止因瞬间失电造成锅炉灭火。 617 加强设备检修管理，重点解决炉膛严重漏风、给粉机下粉不均匀和 煤粉自流、一次风管不畅、送风不正常脉动、堵煤(特别是单元式制粉系统堵粉) 、直吹式磨煤机断煤和热控设备失灵等缺陷。 618 加强点火油系统的维护管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛发生爆 燃。对燃油速断阀要定期试验，

11、确保动作正确、关闭严密。 62 防止严重结焦。 621 采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。 62。2 运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及时处理。 623 大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。 624 受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。” 锅炉炉膛爆炸是指锅炉炉膛内可燃物聚集后引燃造成的炉膛压力升高超过炉 膛承压设计强度，以至发生损坏。锅炉炉膛爆炸事故后果十分严重，轻者造成设 备严重损坏，重者导致人身伤亡。 例如：1988年4月30日，青山热电厂发生8号锅炉炉膛爆炸造成6人受伤事故。 1988年4月3

12、0日10：57，8号燃油锅炉在计划小修结束并准备起动时，焦炉瓦斯经 分闸门漏人炉膛，检修人员在扩大点火孔面积时进行明火作业，引起炉膛瓦斯爆 炸，造成炉体塌落、6人受伤的特大事故。 又如：1991年12月4日，神头第一发电厂发生1号锅炉炉膛爆炸事故。1991年 12月4 13 10：40，1号锅炉起动投运，机组负荷32mw，主蒸汽流量135th，汽压 84mpa，汽温535c。4 el 17：30，运行人员发现1号锅炉下排4台给粉机转速由 1200rmin下降到300rmin左右，主蒸汽温度由535c下降到510，未能及时发 现锅炉灭火采取停炉措施，而是起动上排5号、7号给粉机，并将下排给粉机转

13、速 调回到1200rmin左右，又将11号引风机挡板关小，将炉膛负压从满表调到零， 使炉内大量煤粉积聚，引起爆炸。造成事故另一原因是灭火保护装置未投入运行 。事故造成锅炉本体四角裂开。 又如：1993年3月10日，北仑港电厂1号600mw机组锅炉发生特大炉膛爆炸事故 。从1993年3月6日开始，1号锅炉运行情况出现异常，为降低再热器管壁温度，喷 燃器角度由水平改为下摆至下限，3月9日后锅炉运行状况逐渐恶化。3月10日事故 前1h内无大操作。10日14：07，锅炉炉膛发生爆炸。事故造成炉底灰斗呈开放性 损坏和失稳下塌，包角管和水冷壁联箱破裂，并造成了23人死亡、24人受伤，直 接经济损失778万

14、元，机组停运132天的特大锅炉炉膛爆炸事故。事故原因是由于 炉膛设计和布置的缺陷，在燃用设计煤种类或允许变动范围的煤质时，出现了锅 炉严重结渣、再热蒸汽温度达不到设计值而过热器、再热器管壁严重超温的问题 ，虽然采取了降负荷和下摆燃烧器等防止结渣措施，但结渣日趋严重；炉底灰斗 结渣，为煤裂解气和煤气的动态产生和积聚创造了条件，灰渣落人渣斗产生的水 蒸气进入冷灰斗，形成振动加速可燃气体的生成，可燃气体逐步沿灰斗上升，在 上升过程中，由于下二次风与可燃气体混合，混合温度在470(2左右，突遇炽热 碎渣的进入或火焰的随机飘人，引起可燃气体爆炸，炉膛压力急剧升高，触发mft 动作，爆炸使两侧墙鼓出，在爆

15、炸和炉底底渣作用，灰斗与两侧墙连接处被撕裂 ，灰斗失稳下塌，包角管和水冷壁联箱相继破裂，大量水汽泄出，炉内压力猛烈 升高，使事故扩大。 从引起锅炉炉膛爆炸的机理分析，当只有以下3个条件同时存在时才有可能发 生爆炸。 1)锅炉炉膛内有一定浓度的燃料和空气积存。 2)积存的燃料和混合物具有爆炸性。 3)具有足够的点火能源。 锅炉灭火或燃烧恶化往往是引起锅炉炉膛燃料存积，导致爆炸的主要原因。 灭火与爆炸是两种截然不同的现象，当发生灭火时，只要正确处理，一般不会发 生爆炸。如灭火后，不及时切断燃料供应和进行吹扫，使炉内燃料存积，炉内一 旦出现火源或点火，就可能发生爆炸事故。 因此，防止锅炉炉膛爆炸事故

16、的主要措施如下。 1)为防止锅炉灭火及燃烧恶化，应加强煤质管理和燃烧调整，稳定燃烧，尤 其是在低负荷运行时更为重要。 2)为防止燃料进入停用的炉膛，应加强锅炉点火及停炉运行操作的监督。 3)保持锅炉制粉系统、烟风系统正常运行是保证锅炉燃烧稳定的重要因素。 4)锅炉一旦灭火，应立即切断全部燃料；严禁投油稳燃或采用爆燃法恢复燃 烧。 5)锅炉每次点火前，必须按规定进行通风吹扫。 6)锅炉炉膛结渣除影响锅炉受热面安全运行及经济性外，往往由于锅炉在掉 渣的动态过程中，引起炉膛负压波动或灭火检测误判等因素而导致灭火保护动作 ，造成锅炉灭火。因此，除应加强燃烧调整和防止结渣外，还应保持吹灰器正常 运行尤为

17、重要。 7)加强锅炉灭火保护装置的维护与管理。防止锅炉汽包满水和缺水事故 锅炉汽包满水事故一般是指锅炉水位严重高于汽包正常运行水位的上限值，使锅炉蒸汽严重带水，使蒸汽温度急剧下降，蒸汽管道发生水冲击。锅炉汽包缺水事故是指锅炉水位低于能够维持锅炉正常水循环的水位，蒸汽温度急剧上升，水冷壁管得不到充分的冷却，而发生过热爆管。锅炉汽包满水和缺水事故严重威胁机组的安全运行，轻者造成机组非计划停运，严重时可造成汽轮机和锅炉设备的严重损坏。 例如：秦皇岛电厂发生引进型亚临界1025th强制循环汽包锅炉严重缺水重大事故。1997年12月16日，高压加热器满水，高压加热器水位保护动作，自动退出解列。高压加热器

18、水位保护动作后，由于高压加热器人口三通阀电动头与阀芯传动机构固定键脱落，旁路门未能联动开启(cfit显示旁路门开启)，导致锅炉断水；汽包水位计由于环境温度(温度补偿设计定值500(2，实际130c)的影响造成统故障的情况下，又未采取替代措施而失去了保护作用，由于采用三取三的保护逻辑，因而在水循环破坏的情况下，b、c循环泵差压低跳泵，a泵只发差压低报警而未能跳泵，导致mft未动作；值班人员未能对水循环破坏、锅炉断水作出正确的判断，并在发现主蒸汽温度以平均45min速率升高的情况下，也未能按规程的规定实施紧急停机，最终造成水冷壁大面积爆破的重大事故。 又如：新乡电厂发生2号锅炉满水造成2号机组轴系

19、断裂事故。1990年1月25日03：20，在2号锅炉灭火后，在恢复过程中，因给水调整门漏流量大(漏流量达120th)，运行人员未能有效控制汽包水位，导致汽包水位直线上升，汽温急剧下降，造成汽轮机水冲击。运行人员未能及时发现汽温急剧下降，使低温蒸汽较长时间进入汽轮机。低温蒸汽进入汽轮机，造成汽缸等静止部件在温差应力作用下变形，转轴弯曲，动静部件发生径向严重碰磨，轴系断裂。 综合典型事故分析，水位表失灵和指示不正确、锅炉水位保护拒动、给水系统故障、违反运行规程、误判断、误操作等是造成锅炉汽包满水和缺水事故的主要原因，因此，应从汽包水位测量系统的配置、安装和使用以及给水系统的维护等方面出发，制定相应

20、的反事故技术措施。一、条文8。1 原文：“ 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。” 目前，国内锅炉汽包水位表由于没有配置标准，汽包配置水位表数量过多，一般都在6套以上，如一台600mw机组锅炉，其汽包水位表多达12套，而且形式多样，其目的在于提高锅炉水位监视的可靠性、准确性。实际上，由于各种水位表的测量原理、安装位置、结构不同，它们之间的显示值存在较大的偏差，容易给运行人员的汽包水位监视造成混乱，同时，锅炉汽包开孔过多，也影响汽包的强度，不利于锅炉的安全运行。 国

21、外的锅炉汽包通常配置12套就地水位表和3套差压式水位表，而锅炉汽包水位的监视、自动控制、越限报警和跳闸保护完全依靠3套差压式水位表来实现。目前我国部分成套引进的锅炉，也按照上述原则配置，运行10年来，也未发生过由于锅炉汽包水位表问题引起的事故。 因此，要求新建锅炉汽包可配置具有独立测点的12套就地水位表和3套差压式水位表。就地水位表可以采用玻璃板式、云母板式、牛眼式、磁性翻板式、电极式水位表。考虑到各地的习惯，2套就地水位表中可以有一套采用电极式水位表。 由于在役锅炉汽包水位取样孔的位置已经确定，而开口高度也不同，按新机标准的要求进行配置，实施起来比较困难。因此，可在不改变取样孔的情况下进行相

22、应的配置，但锅炉汽包水位调节和水位保护的信号应采用有压力、温度补偿的差压式水位表的信号。二、条文 2 原文：“ 2 汽包水位计的安装。 21 取样管应穿过汽包内壁隔层，管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等)，若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。 22 汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量。 23 水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少有1：100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜。 24 新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、

23、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求。 25 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。” 为了保证锅炉汽包的水位测量准确，水位表的安装应满足如下要求。 (1)水位表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。 (2)水位表安装时，均应以汽包同一端的几何中心线为基准线，必须采用水准仪精确确定各水位表的安装位置，不应以锅炉平台等物作为参照标准。 (3)水位表汽水侧取样阀门安装时应使阀杆处于水平位置，以避免在阀门内形成水塞。为了缓冲汽包水位快速波动对测量的影响，可以在水

24、位表侧汽水取样管间加装连通管。 (4)水位表的开孔位置、取样管的管径应根据锅炉汽包内部设备的结构、布置和锅炉的运行方式，由锅炉制造厂负责确定和提供。 (5)就地水位表的安装。 1)就地水位表的零水位线应较汽包内的零水位线低，降低的值取决于汽包工作压力。 2)安装取样管时应保证管道的倾斜度不小于100：1。对于汽侧取样管应使取样孔侧高，对于水侧取样管应使取样孔侧低。 3)就地水位表汽水取样管、取样阀门和连通管均应保温。 (6)差压水位表的安装。 1)差压水位表的平衡容器应为单室平衡容器，即直径约locm的球体或球头圆柱体(容积为300800em3)容器前汽水取样管应有连通管。 2)安装取样管时应

25、保证管道的倾斜度不小于100：1。对于汽侧取样管应使取样孔侧低，对于水侧取样管应使取样孔侧高。 3)禁止在连通管中段取样作为差压水位表的汽水取样管(见图8-1)。由于其存在着较大的测量误差，上海锅炉厂生产的引进型锅炉，若水位达到低水位跳闸值为381mm时，其差压已超过其差压水位表量程860mm，所以低水位保护始终无法动作。 4)差压水位表汽水取样管、取样阀门和连通管均应保温。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。三、条文 3、 4 原文：“ 3 对于过热器出口压力为135mpa及以上的锅炉，其汽包水位计应以差压式(带压

26、力修正回路)水位计为基准。汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选。 31 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。 32 汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。 4 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81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8-1 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 1614，1 65 1 66，1 3

27、9 1 40，1960 (mpa) h (mm) 一76 102 150 (1)就地水位表。 目前，现行的规程要求锅炉水位的监视以就地水位表为基准，其存在的主要问题如下。 1)就地水位表显示的水位始终低于锅炉汽包的实际水位。 就地水位表是按照连通管原理测量水位，在液体密度相同的条件下，连通管各支管的液位处于同一高度。但是就地水位表因受外界环境的影响，就地水位表内水的平均温度低于汽包内水的饱和温度，使就地水位表内水的密度比汽包中水的密度高，从而造成水位表水位低于汽包的实际水位，并且随着锅炉压力的升高，就地水位表指示值愈低于汽包真实水位。表8-1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

28、位的差值h。对于亚临界锅炉，在额定汽压下，就地水位表的正常水位比汽包内的正常水位要低150mm。 2)在额定汽压下，当汽包水位偏离零水位时，就地水位表显示的水位变化值较汽包中的水位实际变化值要小。 锅炉汽包水位升高时，水位表中水的散热面增加，水位表中水的温度将进一步降低，水位表中水的密度进一步加大，造成水位表显示的水位升高变化值小于汽包中水位的实际变化值；当汽包水位降低时，水位表中水的散热面减少，水位表中水的温度相对升高，水位表中水的密度相对降低，也造成水位表显示的水位降低变化值要比汽包中水位的实际水位变化值小。当汽包压力为19mpa时，如汽包水位变化loomm，就地水位表显示值仅变化50mm

29、。 就地水位表的误差为非定值，在不同工况下，其误差的变化有很大的差异。因此，就地水位表全程指示最为准确的观点必须改变。 (2)电极式水位计。 电极式水位计的基本工作原理与就地水位表完全相同，都是连通管原理，故其存在的问题与就地水位表完全一样，即电极式水位表的零水位与汽包正常水位之间存在偏差，且汽包水位波动后电极式水位表内水位波动不能与之对应。由于电极式水位表和就地水位表之间的结构、形状和散热条件不同，这两种水位表同时使用时，它们的显示值也存在明显偏差。因此，采用电极式水位表监视超高压、亚临界锅炉的汽包水位也是不合适的。 (3)差压式水位表。 差压式水位表是利用比较水柱高度差值原理测量水位(见图

30、82)。对应于汽包液面水柱的压强与作为参比水柱的压强进行比较，根据其压差转换为汽包的水位。当汽压和环境温度不变时，差压只是水位的函数。其存在的误差如下。 1)当汽包压力升高时，同样的汽包水位变化值所对应的压差变化减小，但是这一误差仅源于压力的变化，可在测量回路中引入压力修正予以消除。 2)参比水柱的温度，受环境温度波动产生误差，其可以通过引入温度补偿予以修正。 目前，电厂广泛应用dcs系统实施机组的监控，而且其锅炉水位监视信号也均来自于差压水位表，故很容易将压力修正和温度补偿引入差压式水位表的测量回路，以准确监视锅炉汽包水位。 因此，对于过热器出口压力为135mpa及以上的锅炉，其汽包水位的监

31、视应以差压式(带压力修正回路)水位表为准。由于锅炉水位保护起动前应进行实际传动试验，所以在锅炉起动时差压式水位表已建立起参比水柱，差压式水位表可以满足各种工况下汽包水位监视的需要。四、条文 5- 7 原文：“ 5 按规程要求对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。 6 严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组起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，列入验收主要项目之一。 7 当

32、一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。” 同类型水位计之间经过修正后偏差仍大于30mm时，应立即汇报并查找原因予以消除。 要求一套水位计退出运行时，一般应在8h内恢复，若不能完成，应制定措施，经批准可延长工期，但最多不能超过24h；当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉。八、条文 8 原文：“ 8 锅炉高、低水位保护。 1 锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期