【最新】锅炉房设计规范GB 50041-2008条文说明

6．2 燃油的贮运

6．2．1 本条是原规范第8．2．1条的修订条文。
    贮油罐的容量，主要取决于油源供应情况，应根据油源远近以及供油部门对用户贮油量要求等因素考虑，同时应根据不同的运输方式而有所差异。从以前对燃油锅炉房的调研中看，大部分的燃油锅炉房的贮油量符合本条的要求：铁路运输一般为20～30d锅炉房的最大计算耗油量；油驳运输考虑到热带风暴和其他停航原因以及装卸因素等，最大计算耗油量也是按20～30d锅炉房的最大计算耗油量考虑。
    汽车油槽车运油，一般距油源供应点较近，运输比较方便，贮油量可以相应减少。但考虑到应有必要的库存及汽车检修和节日等情况，贮油罐考虑一定的贮存量是需要的。根据调查，在条件好的地区，采用3～5d的贮油量就可满足要求，而在一些地区则需要1个多星期的贮油量。为此，本条以前规定汽车运油一般为5～10d的锅炉房最大计算耗油量。但考虑到非独立的民用建筑锅炉房场地紧张的特点，且目前汽车油槽车供油方便，贮油罐从5～10d减少到3～7d。
    管道输油比较可靠，但也要考虑到设备和管道的检修要求，一般按3～5d的锅炉房最大计算耗油量确定贮油罐的容量。

6. 2．2 本条是原规范第8．2．2条的条文。
    对锅炉房燃用重油或柴油，应考虑在全厂总油库中统一贮存，以节约投资。当由总油库供油在技术、经济上不合理时，方宜设置锅炉房的专用油库。

6．2. 3 本条是原规范第8．2．3条的修订条文。
    燃油锅炉房的重油贮油罐一般均采用不少于2个，1个沉淀脱水，1个工作供油，互相交替使用，且便于倒换清理。本条在原来的条文上增加了轻油罐不宜少于2个的内容，其原因也是如此。

6．2．4 本条是原规范第8．2．4条的条文。
    为了防止重油罐的冒顶事故，重油被加热后的温度应比当地大气压下水的沸点温度至少低5℃；为了保证安全，且规定油温应低于罐内油的闪点10℃。设计时应取这两者中的较低值作为油加热时应控制的温度指标。

6．2．5 本条是原规范第8．2．5条的条文。
    防火堤的设计应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016的要求。
    根据现行国家标准《建筑设计防火规范》GB 50016第4．4．8条的规定，沸溢性与非沸溢性液体贮罐或地下贮罐与地上、半地下贮罐，不应布置在同一防火堤范围内。沸溢性油品系含水率在0．3％～4．0％的原油、渣油、重油等的油品。重油的含水率均在0．3％～4．0％的范围内，属沸溢性油品；而轻柴油属非沸溢性油品，两者不应布置在同一防火堤内。

6．2．6 本条是原规范第8．2．6条的条文。
    在以前调研中看到，有些单位在设置轻油罐的场所没有采取防止轻油滴、漏流失的措施，以致周围地面浸透轻油，房间油气浓厚，很不安全；而有些单位采用油槽或装砂油槽，定期清埋，效果很好。

6．2．7 本条是原规范第8．2．7条的条文。
    按经验和常规做法，输油泵均应设置2台或2台以上，其中有1台备用。如果该油泵是总油库的输油泵，则不必设专用输油泵，但必须保证满足室内油箱耗油量的要求。

6．2．8 本条是原规范第8．2．8条的条文。
    为了保证输油泵的安全正常运行，泵的吸入口的管段上应装设油过滤器。油过滤器应设置2台，清洗时可相互替换备用。滤网网孔的要求，按油泵的需要考虑，一般采用8～12目/cm。滤网的流通面积，一般为过滤器进口管截面积的8～10倍，便可满足油泵的使用要求。

6．2．9 本条是原规范第8．2．9条的条文。
    油泵房至油罐的管道地沟必须隔断，以免油罐发生着火爆炸事故时，油品顺着地沟流至油泵房，造成火灾蔓延至油泵房的危险。以前在燃油锅炉房的运行中，曾出现过油罐爆炸起火，火随着燃油流动蔓延到油泵房，将油泵房也烧掉的实例，因此在地沟中应以非燃烧材料砌筑隔断或填砂隔断。

6．2．10 本条是原规范第8．2．10条的条文。
    油管道采用地上敷设，维修管理方便，出现事故时，能及时发现，抢修快。
    油管道采用地沟敷设时，在地沟进锅炉房建筑物处应填砂或设置耐火材料密封隔断，以防事故蔓延和发展。

7 燃气系统

7．0．1 本条是原规范第3．3．4条的修订条文之一。
    燃烧器型号规格由设计确定时，本条提出选择燃烧器的主要技术要求，同时还应考虑价格因素和环保要求。

7．0．2 本条是原规范第3．3．4条的修订条文之一。
    考虑到锅炉房的备用燃料，与正常使用的燃料性质有所不同，为使锅炉燃烧系统在使用备用燃料时也能正常运行，规定对锅炉燃烧器的选用应能适应燃用相应的备用燃料是必要的。

7．0．3 本条是新增的条文。
    由于液化石油气密度约是空气密度的2．5倍，为防止可能泄漏的气体随地面流入室外地道、管沟(井)等设施聚积而发生危险，增加此强制性条文规定。

7．0．4 本条是新增的条文。
    现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB 50028对燃气净化、调压箱(站)和计量装置设计等有明确规定，锅炉房设计遵照该规范进行。

7．0．5 本条是原规范第3．3．8条的修订条文。
    调压箱露天布置或设置在通风良好的地上独立建构筑物内，即使系统有泄漏也较安全。东南亚地区小型燃气调压箱设置在建筑物地下室比较普遍，其产品也已进入我国，但由于技术管理水平差异较大，放在地下建、构筑物内仍不适合我国国情。

8 锅炉烟风系统

8．0．1 本条是原规范第6．1．1条的条文。
    单炉配置鼓风机、引风机有漏风少、省电、便于操作的优点。目前锅炉厂对单台额定蒸发量(热功率)大于等于1t/h(0．7MPa)的锅炉，都是单炉配置鼓风机、引风机。在某些情况下，也不排斥采用集中配置鼓风机、引风机的可能，但为了防止漏风量过大，在每台锅炉的风道、烟道与总风道、烟道的连接处，应装设严密性好的风道、烟道门。
    这里要指出，因在使用循环流化床锅炉时，鼓风机往往由一、二次风机代替，抛煤机链条炉送风部分设有二次风机，对此本规范有关条文所指的鼓风机包含循环流化床锅炉使用的一、二次风机和抛煤机链条炉的二次风机。

8．0．2 本条是原规范第6．1．2条修订条文。
    选用高效、节能和低噪声风机是锅炉房设计中体现国家有关节能、环境保护政策的最基本要求。国内新型风机产品的不断涌现，也为设计提供了选用的条件。
    风机性能的选用，与所配置的锅炉出力、燃料品种、燃烧方式和烟风系统的阻力等因素有关，应进行设计校核计算确定，同时要计入当地的气压和空气、烟气的温度、密度的变化对所选风机性能的修正。
    第3款是原规范第6．1．2条第三款的修订条文，原规范对风机的风量、风压的富裕量的规定是合适的，只是增加了近年来涌现的循环流化床锅炉配置风机的风量、风压富裕量规定，与炉排锅炉等同。
    第4款是新增的条文。考虑到单台容量大于等于35t/h或29MW锅炉配置的风机其电机功率较大，采用调速风机可取得好的节电效果。如果技术经济分析的结果合理，小于等于35t/h或29MW锅炉的风机也可采用调速风机。

8．0．3 本条是新增的条文。
    循环流化床锅炉的返料运行工况如何，是保证循环流化床锅炉能否维持正常运行的关键。为确保循环流化床锅炉的安全正常运行，对返料风机应配置2台，1台正常使用1台备用。

8．0．4 本条是原规范第6．1．3条的修订条文。
    1 这是一般要求，这样可以使风道、烟道阻力小。
    2 风道、烟道的阻力均衡可以使燃烧工况好。
    3、4 多台锅炉合用1座烟囱或1个总烟道时，烟道设计应使各台锅炉引力均衡，并可防止各台锅炉在不同工况运行时，发生烟气回流和聚集情况。烟道设计应按本条规定进行，以确保安全。
    5 地下烟道清灰困难，容易积水。地上烟道有便于施工、易清灰等优点，故推荐采用地上烟道。
    6 因烟道和热风道存在热膨胀，故应采取补偿措施。近10多年来非金属补偿器由于耐温性能和隔音性能等诸多优点，发展很快，推荐使用。
    7 设计风道、烟道时，应在适当位置设置必要的测点，并满足测试仪表及测点对装设位置的技术要求。

8．0．5 本条是新增的条文。
    1 燃油、燃气和煤粉锅炉的锅炉房发生爆炸的事故较多，需要注意防范。对燃油、燃气锅炉的烟囱宜单炉配置，以防止数台锅炉共用总烟道时，烟道死角积存的可燃气体爆炸和烟气系统互相影响。为了满足当地对烟囱数量的要求，多根烟囱可采用集束式或组合套筒的方式。为避免单台锅炉烟道爆炸影响到其他锅炉的正常运行故提出本款规定。
    当锅炉容量较大、因布置限制或其他原因，几台炉只能集中设置1座烟囱时，必须在锅炉烟气出口处装设密封可靠的烟道门，以防烟气倒入停运的锅炉。烟道门应有可靠的固定装置，确保运行时，处于全开位置并不得自行关闭。
    2 燃油、燃气和煤粉锅炉的未燃尽介质，往往会在烟道和烟囱中产生爆炸，为使这类爆炸造成的损失降到最小，故要求在烟气容易集聚的地方装设防爆装置。
    3 砖砌烟囱或烟道会吸附一定量烟气，而燃油、燃气锅炉的烟气中往往有可燃气体存在，他们被砖砌烟囱或烟道吸附，在一定条件下可能会造成爆炸。砖砌烟囱或烟道的承压能力差，所以要求钢制或混凝土构筑。
    由于燃气锅炉的烟气中水分含量较高，故提出在烟道和烟囱最低点，设置水封式冷凝水排水管道的要求。
    4 使用固体燃料的锅炉，当停止使用时，烟道系统中可能有明火存在，所以它和燃油、燃气锅炉不得共用1个烟囱，以免烟气中夹带的可燃气体遇明火造成爆炸。
    5 水平烟道长度过长，将增加烟气的流动阻力，应尽量缩短其长度。
    6 烟气中的冷凝水宜排向锅炉，也可在适当位置设排水装置将冷凝水排出。
    7 此条是考虑到钢制烟囱的腐蚀问题。

8．0．6 本条是原规范第6．1．4条的修订条文。
    锅炉烟囱的高度除应符合现行国家标准《锅炉大气污染物排放标准》GB 13271规定外，还应符合当地政府颁布的锅炉排放地方标准的规定。
    对机场附近的锅炉房烟囱高度还应征得航空管理部门和当地市政规划部门的同意。

9 锅炉给水设备和水处理

9. 1 锅炉给水设备

9．1．1 本条是原规范第7. 1．1条的条文。
    锅炉房供汽的特点是负荷变化比较大，在选择电动给水泵时，应按热负荷变化的情况，对给水泵的单台容量和台数进行合理的配置，才能保证给水泵正常、经济地运行。

9．1．2 本条是原规范第7．1．2条的条文。
    给水泵应有备用，以便在检修时，启动备用给水泵以保证锅炉房的正常供汽。在同一给水母管系统中，给水泵的总流量，应当在最大1台给水泵停止运行时，仍能满足所有运行锅炉在额定蒸发量时所需给水量的110％。给水量包括蒸发量和排污量。有些锅炉房采用减温装置或蓄热器设备，这些设备的用水量应予考虑，在给水泵的总流量中应计入其量。减温水耗量可根据热平衡计算确定。

9．1．3 本条是原规范第7．1．3条的条文。
    对同类型的给水泵且扬程、流量的特性曲线相同或相似时，才允许并联运行，各个泵出水管段宜连接到同一给水母管上。对不同类型的给水泵(如电动给水泵与汽动往复式给水泵)及虽同类型但不同特性的给水泵均不能作并联运行，因此，应按不能并联运行的情况采用不同的给水母管。

9．1．4 本条是原规范第7．1．4条和第7．1．5条合并后的修订条文。
    根据多年来锅炉房给水泵备用的实际使用情况，由于汽动给水泵的噪声和振动严重，且日常维护困难，已不再用汽动给水泵作为电动给水泵的工作备用泵，而采用同类型的电动给水泵为工作备用泵。只有当锅炉房为非一级电力负荷、停电后会造成锅炉事故时，才应采用汽动给水泵为电动给水泵的事故备用泵(一般为自备用)，规定汽动给水泵的流量应满足所有运行锅炉在额定蒸发量时所需给水量的20％～40％，是为保证运行锅炉不缺水，不会造成安全事故。

9．1．5 本条是原规范第7．1．7条的修订条文。
    条文将原条文中给水泵扬程计算中“适当的富裕量”作了具体的量化。

9．1．6 本条是原规范第7．1．8条的条文。
    锅炉房一般设置1个给水箱，对常年不间断供热的锅炉房，应设置2个给水箱或除氧水箱，以便其中1个给水箱进行检修时，还有另1个水箱运行，不致影响锅炉的连续运行。根据以往调研给水箱或除氧水箱的总有效容量宜为所有运行锅炉在额定蒸发量时所需20～60min的给水量是合适的，小容量锅炉房可取上限值。

9．1．7 本条是原规范第7．1．9条的条文。
    为防止锅炉给水泵产生汽蚀，必须保证锅炉给水泵有足够的灌注头，使给水泵进水口处的静压力高于此处给水的汽化压力。给水泵进水口处的静压与给水箱水位和给水泵中心标高差的代数和值有关，对于闭式给水系统的热力除氧器，还与给水箱的工作压力、给水泵的汽蚀余量、给水泵进水管段的压力损失有关。因此，灌注头不应小于条文中给出的各项代数和，其中包括3～5kPa的富裕量。

9．1．8 本条是新增的条文。
    随着多种新型的低汽蚀余量的给水泵的研制成功，成套的低位布置的热力除氧设备获得应用。其热力除氧水箱的布置高度应符合设备的要求，以保证给水泵运行时进口处不发生汽化。

9．1．9 本条是原规范第7．1．10条的条文。
    锅炉房用工业汽轮机驱动代替电力驱动锅炉给水泵，是降低能耗、合理利用热能的一种有效措施。结合我国目前工业汽轮机产品的供应情况，锅炉房的维修管理水平，以及实际的经济效果等因素考虑，对于单台锅炉额定蒸发量大于等于35t/h，额定出口压力为2．5～3．82MPa表压、热负荷连续而稳定，且所采用蒸汽驱动的给水泵其排汽可作为除氧器或原水加热等用途时，一般可考虑采用工业汽轮机驱动的给水泵作为常用给水泵，而用电力给水泵作为备用泵。对于其他情况的锅炉房，是否宜于采用工业汽轮机驱动的给水泵作为常用给水泵，应经技术经济比较确定。

9 锅炉给水设备和水处理

9. 1 锅炉给水设备

9．1．1 本条是原规范第7. 1．1条的条文。
    锅炉房供汽的特点是负荷变化比较大，在选择电动给水泵时，应按热负荷变化的情况，对给水泵的单台容量和台数进行合理的配置，才能保证给水泵正常、经济地运行。

9．1．2 本条是原规范第7．1．2条的条文。
    给水泵应有备用，以便在检修时，启动备用给水泵以保证锅炉房的正常供汽。在同一给水母管系统中，给水泵的总流量，应当在最大1台给水泵停止运行时，仍能满足所有运行锅炉在额定蒸发量时所需给水量的110％。给水量包括蒸发量和排污量。有些锅炉房采用减温装置或蓄热器设备，这些设备的用水量应予考虑，在给水泵的总流量中应计入其量。减温水耗量可根据热平衡计算确定。

9．1．3 本条是原规范第7．1．3条的条文。
    对同类型的给水泵且扬程、流量的特性曲线相同或相似时，才允许并联运行，各个泵出水管段宜连接到同一给水母管上。对不同类型的给水泵(如电动给水泵与汽动往复式给水泵)及虽同类型但不同特性的给水泵均不能作并联运行，因此，应按不能并联运行的情况采用不同的给水母管。

9．1．4 本条是原规范第7．1．4条和第7．1．5条合并后的修订条文。
    根据多年来锅炉房给水泵备用的实际使用情况，由于汽动给水泵的噪声和振动严重，且日常维护困难，已不再用汽动给水泵作为电动给水泵的工作备用泵，而采用同类型的电动给水泵为工作备用泵。只有当锅炉房为非一级电力负荷、停电后会造成锅炉事故时，才应采用汽动给水泵为电动给水泵的事故备用泵(一般为自备用)，规定汽动给水泵的流量应满足所有运行锅炉在额定蒸发量时所需给水量的20％～40％，是为保证运行锅炉不缺水，不会造成安全事故。

9．1．5 本条是原规范第7．1．7条的修订条文。
    条文将原条文中给水泵扬程计算中“适当的富裕量”作了具体的量化。

9．1．6 本条是原规范第7．1．8条的条文。
    锅炉房一般设置1个给水箱，对常年不间断供热的锅炉房，应设置2个给水箱或除氧水箱，以便其中1个给水箱进行检修时，还有另1个水箱运行，不致影响锅炉的连续运行。根据以往调研给水箱或除氧水箱的总有效容量宜为所有运行锅炉在额定蒸发量时所需20～60min的给水量是合适的，小容量锅炉房可取上限值。

9．1．7 本条是原规范第7．1．9条的条文。
    为防止锅炉给水泵产生汽蚀，必须保证锅炉给水泵有足够的灌注头，使给水泵进水口处的静压力高于此处给水的汽化压力。给水泵进水口处的静压与给水箱水位和给水泵中心标高差的代数和值有关，对于闭式给水系统的热力除氧器，还与给水箱的工作压力、给水泵的汽蚀余量、给水泵进水管段的压力损失有关。因此，灌注头不应小于条文中给出的各项代数和，其中包括3～5kPa的富裕量。

9．1．8 本条是新增的条文。
    随着多种新型的低汽蚀余量的给水泵的研制成功，成套的低位布置的热力除氧设备获得应用。其热力除氧水箱的布置高度应符合设备的要求，以保证给水泵运行时进口处不发生汽化。

9．1．9 本条是原规范第7．1．10条的条文。
    锅炉房用工业汽轮机驱动代替电力驱动锅炉给水泵，是降低能耗、合理利用热能的一种有效措施。结合我国目前工业汽轮机产品的供应情况，锅炉房的维修管理水平，以及实际的经济效果等因素考虑，对于单台锅炉额定蒸发量大于等于35t/h，额定出口压力为2．5～3．82MPa表压、热负荷连续而稳定，且所采用蒸汽驱动的给水泵其排汽可作为除氧器或原水加热等用途时，一般可考虑采用工业汽轮机驱动的给水泵作为常用给水泵，而用电力给水泵作为备用泵。对于其他情况的锅炉房，是否宜于采用工业汽轮机驱动的给水泵作为常用给水泵，应经技术经济比较确定。

9．2 水 处 理

9．2．1 本条是原规范第7．2. 1条的条文。
    本条对锅炉房水处理工艺设计提出明确的原则和要求。

9．2．2 本条是原规范第7．2．2条的修订条文。
    额定出口压力小于等于2．5MPa(表压)的蒸汽锅炉、热水锅炉的水质，应符合现行国家标准《工业锅炉水质》GB 1576的规定。
    额定出口压力大于2．5MPa(表压)、小于等于3．82MPa(表压)的蒸汽锅炉，其汽水质量标准，国家未作统一规定。本次修订明确对这类锅炉的汽水质量，除应符合锅炉产品和用户对汽水质量的要求外，并应符合现行国家标准《火力发电机组及蒸汽动力设备汽水质量》GB/T 12145的有关规定。

9．2．3 本条是原规范第7．2．3条的条文。
    锅炉房原水悬浮物含量如果超过离子交换设备进水指标要求，会造成离子交换器内交换剂的污染，结块严重，致使交换剂失效而使水质恶化，出力降低。为此，条文规定当原水悬浮物含量大于5mg/L时，进入顺流再生固定床离子交换器前，应过滤；当原水悬浮物含量大于2mg/L时，进入逆流再生固定床离子交换器前，应过滤；对于原水悬浮物含量大于2mg/L或经石灰水处理的原水，需先经混凝、澄清，再经过滤处理。

9．2．4 本条是原规范第7．2．4条的条文。
    压力式机械过滤器是锅炉房原水过滤的常用设备，选择过滤器的要求是容易做到的。

9．2．5 本条是原规范第7．2．5条的条文。
    原水水压不能满足水处理工艺系统要求时，应设置原水加压设施，具体做法要根据水处理系统的要求和现场情况确定。

9．2．6 本条是原规范第7．2．6条的修订条文。
    根据现行国家标准《工业锅炉水质》GB 1576的规定，对原条文作了相应修改。
    除条文根据现行国家标准规定蒸汽锅炉、汽水两用锅炉和热水锅炉的给水应采用锅外化学水处理系统，第1、2款规定了可采用锅内加药水处理的蒸汽锅炉和热水锅炉的范围。不属于所述范围的蒸汽锅炉和热水锅炉，不应采用锅内加药水处理。凡采用锅内加药水处理的蒸汽锅炉和热水锅炉，应加强对其锅炉的结垢、腐蚀和水质的监督，做好运行操作工作。

9．2．7 本条是原规范第7．2．7条的修订条文。
    根据现行国家标准《工业锅炉水质》GB 1576的规定，采用锅内加药水处理除应符合本规范9．2．6条规定的锅炉范围外，还应符合本条规定。
    本条第1、2款由原条文中的对“原水”悬浮物和总硬度的要求，改为对“给水”悬浮物和总硬度的要求，符合《工业锅炉水质》GB 1576的要求。其中第2款相应改为蒸汽锅炉和热水锅炉的给水总硬度有不同的要求。
    本条第3、4款是当采用锅内加药水处理时，应从设计上保证有使锅炉不结垢或少结垢的措施。

9．2．8 本条是原规范第7．2．8条的修订条文。
    采用锅外化学水处理时，锅炉排污率主要是指蒸汽锅炉，而锅内加药水处理和热水锅炉的排污率可不受本条规定限制。
    近年来，蒸汽锅炉已由单纯用于供热发展为用于中小型供热电厂。对于单纯供热和用于供热电厂的蒸汽锅炉。无论对汽水品质的标准和经济性的要求都是不同的。结合原规范条文的规定和现行国家标准《小型火力发电厂设计规范》GB 50049有关条文的规定。将原条文对蒸汽锅炉排污率的规定由2款改为3款，前2款是对单纯供热的蒸汽锅炉，与原条文相同。第3款是对供热式汽轮机组的蒸汽锅炉，按不同的水处理方式规定了不同的排污率。

9．2．9 本条是原规范第7．2．9条的条文。
    本条规定了蒸汽锅炉连续排污水的热量应合理利用，连续排污水的热量利用方法很多，这既能提高热能利用率，又可节省排污水降温的水耗。

9．2．10 本条是原规范第7．2．10条的条文。
    本条文明确规定了计算化学水处理设备出力时应包括的各项损失和消耗量。

9．2．11 本条是原规范第7．2. 11条的条文。
    本条文将原条文中水硬度单位改为摩尔硬度单位。
    本条所述化学软化水处理设备在锅炉房设计中均有选用，根据多年试验和运行总结如下：
    固定床逆流再生离子交换器与顺流再生相比，由于再生条件好，效率高，故再生剂耗量和清洗水耗量低，且进水总硬度可以较高(一般为6．5mmol/L以下)，出水质量好，可以达到标准要求。是当前锅炉房设计中应用的量大面广、可推荐的水处理设备。
    固定床顺流再生离子交换器，由于再生条件差，故再生剂耗量和清洗水耗量均较大，且出水质量较差，要保证出水质量达到标准要求，进水的总硬度不宜过高(一般在2mmol/L以下)，目前小容量锅炉房尚有应用，因此对固定床顺流再生离子交换器应有条件地使用。
    浮动床、流动床或移动床离子交换器与固定床逆流再生相比，既具有再生剂、清洗水用量低的优点，又减小了操作阀门多的缺点，一次调整便可连续自动运行。但这类设备的选用条件是：进水总硬度一般不大于4mmol/L，原水水质稳定，软化水出力变化不大，且连续不间断运行。上述条件中连续不间断、稳定出力运行是关键，符合条件时方可采用。

9．2．12 本条是原规范第7．2．12条的修订条文。
    目前10t/h以下小型全自动软水装置的技术经济较优于一般手动操作的固定床离子交换器，因此本规范中给予推广。本条文对固定床离子交换器设置的台数、再生备用的要求以及再生周期作了规定。

9．2．13 本条是原规范第7．2．13条的修订条文。
    钠离子交换法是锅炉房软化水处理的常用方法。钠离子交换软化水处理系统有一级(单级)和两级(双级)串联两种系统。本条规定了采用两级串联系统的摩尔硬度的界限。

9．2．14 本条是原规范第7．2. 16的修订条文。
    本条文仅对原条文中软化水残余碱度单位改为摩尔碱度单位。
    对于碳酸盐硬度也高的用水，采用钠离子交换后加酸水处理系统是除硬度降碱度的方法之一。其特点是设备简单、占地少、投资省。但加酸过量对锅炉不安全，为此，宜控制残余碱度为1．0～1. 4mmol/L。
    加酸处理后的软化水中会产生二氧化碳，因此软化水应经除二氧化碳设施。

9．2．15 本条是原规范第7．2．17条的修订条文。
    本条文仅对原条文中软化水残余碱度单位改为摩尔碱度单位。
    氢-钠离子交换软化水处理系统也是除硬度降碱度的方法之一。氢-钠水处理有串联、并联、综合、不足量酸再生串联四种系统。理论酸量再生弱酸性阳离子交换树脂或不足量酸再生树脂交换剂的氢-钠串联系统是锅炉房常用的一种系统。该系统是将全部原水通过不足量酸再生氢离子交换器，除去水中的二氧化碳，再进入钠离子交换器。该系统的特点是操作、控制简单，再生废液不呈酸性，可不处理排放，软化水的残余碱度可降至0．35～0．50mmol/L。因采用不足量酸再生，故氢离子交换器应用固定床顺流再生。氢离子交换器出水中含有二氧化碳，呈酸性，故出水应经除二氧化碳器，氢离子交换器及出水、排水管道应防腐。

9．2．16 本条是原规范第7．2．18条的条文。
    本条文明确了选用或设计除二氧化碳器时需考虑的因素。

9．2．17 本条是原规范第7．2．20条的修订条文。
    对于原水的含盐量很高，采用化学软化(包括软化降碱度)水处理工艺不能满足锅炉水质标准和汽水质量标准的要求时，除可采用原条文的离子交换化学除盐水处理系统外，还可采用电渗析和反渗透等方法除盐。

9．2．18 本条是原规范第7．2．21条的修订条文。
    根据现行国家标准《工业锅炉水质》GB 1576的规定，对全焊接结构的锅炉，锅水的相对碱度可不控制，本条文也作了相应的修订；对锅筒与锅炉管束为胀管连接的锅炉，化学水处理系统应能维持蒸汽锅炉锅水相对碱度小于20％，以防止锅炉的苛性脆化。

9．2．19 本条是原规范第7．2．22条的修订条文。
    大气式喷雾热力除氧器具有负荷适应性强、进水温度允许低、体积小、金属耗量少、除氧效果好等优点。因此锅炉房设计中，锅炉给水除氧设备大多采用大气式喷雾热力除氧器。现有的大气式喷雾热力除氧器产品中均带有沸腾蒸汽管，供启动和辅助加热，可保证除氧水箱的水温达到除氧温度。

9. 2．20 本条是原规范第7．2．23条的修订条文。
    真空除氧系统是利用蒸汽喷射器、水喷射器或真空泵抽真空，使系统达到除氧的效果。真空除氧系统的特点是除氧温度低，除氧水温一般不高于60℃。此外，近年来又研制成功新一代解析除氧器和化学除氧装置(包括加药除氧和钢屑除氧)，均属低温除氧系统。在锅炉给水需要除氧且给水温度不高于60 ℃时，可采用这些低温除氧系统。

9．2．21 本条是原规范第7．2．24条的修订条文。
    根据现行国家标准《工业锅炉水质》GB 1576的规定，单台锅炉额定热功率大于等于4．2MW的承压热水锅炉给水应除氧，额定热功率小于4．2MW的承压热水锅炉和常压热水锅炉给水应尽量除氧。
    热水系统如果没有蒸汽来源，采用热力除氧是不可行的，应采用本规范第9．2．20条的低温除氧系统，可达到除氧要求。当采用亚硫酸钠加药除氧时，应监测锅水中亚硫酸根的含量在规定的10～30mg/L范围内。

9．2．22 本条是原规范第7．2．26条的修订条文。
    磷酸盐溶解器和溶液箱是磷酸溶液的制备设备，溶解器应设有搅拌和过滤设施。磷酸盐可采用干法贮存。配制磷酸盐溶液应用软化水或除盐水。

9．2．23 本条是原规范第7．2．27条的修订条文。
    本条文规定了磷酸盐加药设备的选用和备用配置的原则，为便于运行人员的操作和管理，加药设备宜布置在锅炉间运转层。

9．2．24 本条是原规范第7．2．28条的修订条文。
    本条文对凝结水箱、软化或除盐水箱及中间水箱等各类水箱的总有效容量和设置要求作了规定，可保证各类水箱均能安全运行。中间水箱一般贮存氢离子交换器或阳离子交换器的出水，该水呈酸性，有腐蚀性，故中间水箱的内壁应有防腐措施。

9．2．25 本条是原规范第7．2．29条的条文。
    凝结水泵、软化或除盐水泵、中间水泵均为系统中间环节的加压水泵，其流量和扬程均应满足系统的要求。水泵容量和台数的配置和备用泵的设置均应保证系统的安全运行。除中间水泵输送的水是阳离子水外，其余水泵输送的水均呈酸性，有腐蚀性，故应选用耐腐蚀泵。

9．2．26 本条是原规范第7．2．30条的修订条文。
    食盐是钠离子交换的再生剂，其贮存方式有干法和湿法两种。湿法贮存通常采用混凝土盐池，分为浓盐池和稀盐池。浓盐池是用来贮存食盐和配制饱和溶液的，其有效容积可按汽车运输条件考虑，一般为5～15d食盐消耗量，因食盐中含有泥沙，故盐池下部应设置慢滤层或另设过滤器。稀盐液池的有效容积至少要满足最大1台离子交换器再生1次用的盐液量。由于食盐对混凝土有腐蚀性，故混凝土盐液池内壁应有防腐措施。

9．2. 27 本条是原规范第7．2．31条的修订条文。
    除盐或氢离子交换化学水处理系统，均应设有酸、碱再生系统。本条对酸、碱再生系统设计的8款规定，前面5款为原规范条文，均为设计中对设备和管道及附件的一般要求；后面3款为新增加的，是考虑职业安全卫生需要。

9. 2．28 本条是原规范第7．2．32条的修订条文。
    氨对铜和铜合金材料有腐蚀性，故制备氨溶液的设备管道及附件不应使用铜质材料制品。

9．2．29 本条是原规范第7．2．33条的修订条文。
    汽水系统应装设必要的取样点，取样系统的取样冷却器宜相对集中布置，以便于运行人员操作。为保证汽水样品的代表性，取样管路不宜过长，以免产生样品品质的变化，取样管路及设备应采用耐腐蚀的材质。汽水样品温度宜小于30℃，可保证样品的质量和取样的安全。

9．2．30 本条是原规范第7．2．34条的条文。
    本条是水处理设备的布置原则。水处理设备按工艺流程顺序将离子交换器、水泵、贮槽等设备分区集中布置，除安装、操作和维修管理方便及噪声小以外，还具有管线短、减少投资和整齐美观的优点。

9．2. 31 本条是原规范第7．2．35条的条文。
    本条是水处理设备布置的具体要求。所规定的主操作通道和辅助设备间的最小净距，可满足操作、化验取样、检修管道阀门及更换补充树脂等工作的要求。

10 供热热水制备

10．1 热水锅炉及附属设施

10．1．1 本条是原规范第4．1．1条的条文。
    热水锅炉运行时，当锅炉出力与外部热负荷不相适应，或因锅炉本身的热力或水力的不均匀性，都将使锅炉的出水温度或局部受热面中的水温超出设计的出水温度。运行实践证明，温度裕度低于20℃，锅炉就有汽化的危险，为防止汽化的发生，本条规定热水锅炉的温度裕度不应小于20℃。
    利用自生蒸汽定压的热水锅炉(如锅筒内蒸汽定压)、汽水两用锅炉，因其炉水的温度始终是和蒸汽压力下的饱和温度相对应的，故不能满足20℃温度裕度的要求，因此本条不适用于锅炉自生蒸汽定压的热水锅炉。

10．1．2 本条是原规范第4．1．2条的条文。
    当突然停电时，循环水泵停运，锅炉内的热水循环停止，此时锅内压力下降，锅水沸点降低，而锅水温度因炉膛余热加热而连续上升，将导致锅水产生汽化。对锅炉水容量大的，因突然停电造成锅水汽化，一般不会造成事故，但如处理不当，也会造成暖气片爆裂等情况。对于水容量小的锅炉，突然停电所造成的锅炉汽化情况比较严重。汽化时锅内会发生汽水撞击，锅炉进出水管和炉体剧烈震动，甚至把仪表震坏。
    减轻和防止热水锅炉汽化的措施，国内多采用向锅内加自来水，并在锅炉出水管上的放汽管缓慢放汽，使锅水一面流动，一面降温，直至消除炉膛余热为止；此外，有的工厂安装了由内燃机带动的备用循环水泵，当突然停电时，使锅水连续循环；有的工厂设置备用电源或自备发电机组。这些措施各地都有实际运行经验，在设计时可根据具体情况，予以采用。

10．1．3 本条是原规范第4．1．3条的修订条文。
    热水系统因停泵水击而被破坏的现象是存在的，循环水量在180t/h以下的低温热水系统基本上不会造成破坏事故；循环水量在500～800t/h的低温热水系统会造成破坏事故；高温热水系统中，即使循环水量不太大的，其停泵水击更具有破坏性。
    停泵产生水击，属热水系统的安全问题，应认真对待。现在常用的防止水击破坏的有效措施如下：
    1 在循环水泵进、出口母管之间装设带止回阀的旁通管做法。实践证明，当这些旁通管的截面积达到母管截面积的1/2时，可有效防止循环水泵突然停运时产生水击现象。
    2 在循环水泵进口母管上装设除污器和安全阀。本条将原规范第11．0．11条关于热水循环水泵进口侧的回水母管上应装设除污器的规定合并在本条内。为防止安全阀启闭时，热水系统中的污物堵在安全阀的阀芯和阀座之间，造成安全阀关闭不严而大量泄漏，因此规定安全阀宜安装在除污器的出水一侧。
    3 当采用气体加压膨胀水箱作恒压装置时，其连通管宜接在循环水泵进口母管上。
    4 在循环水泵进口母管上，装设高于系统静压的泄压放气管。
    以上措施中前两种一般为应考虑的设施，后两种可根据个别条件选定。

10．1．4 本条是原规范第4．1．4条的修订条文。
    1 国内集中质调的供热系统，大多处于小温差、大流量的工况下运行，在经济效益上是不合理的。流量过大的原因很多，但主要是由于设计上造成的。如采暖通风负荷计算偏大，循环水泵的流量是按采暖室外计算温度下用户的耗热量总和确定的，而整个采暖期内，室外气温达到采暖室外计算温度的时间很短，致使在大部分时间内水泵流量偏大。
    2 供热系统的水力计算缺乏切合实际的资料，往往计算出的系统阻力偏高，设计时难以选到按计算的扬程流量完全一致的循环水泵，一般都选用大一号的。考虑到上述因素，因此对循环水泵的流量扬程不必另加富裕量。
    3 对循环水泵的台数规定了不少于2台，且规定了当1台停止运行时，其余循环水泵的总流量应满足最大循环水量。对备用泵未作出明确规定。
    4 为使循环水泵的运行效率较高，各并联运行的循环水泵的特性曲线要平缓，而且宜相同或近似。
    5 本款是新增的条款。考虑到在某些情况下(例如高层建筑的高温热水系统)，由于系统的定压压力会高出循环水泵扬程几倍，因此在选择循环水泵时，必须考虑其承压、耐温性能要与相应的热网系统参数相适应。

10．1．5 本条是原规范第4．1．5条的条文。
    采用分阶段改变流量的质调节的运行方式，可大量节约循环水泵的耗电量。把整个采暖期按室外温度的高低分为若干阶段，当室外温度较高时开启小流量的泵；室外温度较低时开启大流量的泵。在每一阶段内维持一定流量不变，并采用热网供水温度的质调节，以满足供热需要。实际上这种运行方式很多单位都使用过，运行效果较好。
    在中小型供热系统中，一般采用两种不同规格的循环水泵，如水泵的流量和扬程选择合适，能使循环水泵的运行电耗减少40％。
    对大型供热系统，流量变化可分成3个或更多的阶段，不同阶段采用不同流量的泵，这样可使循环水泵的运行耗电量减少50％以上。
    这种分阶段改变流量的质调节方式，网络的水力工况产生了等比失调，可采用平衡阀及时调整水力工况，不致影响用户要求。
    为了分阶段运行的可靠性和调节方便，循环水泵的台数不宜少于3台。

10．1．6 本条是新增的条文。
    随着程序控制的调速水泵的技术日益成熟，采用调速水泵实现连续改变流量的调节可最大限度地节约循环水泵的耗电量，但对热网水力平衡的自控水平要求很高，目前量调在我国基本还是作为辅助调节手段。

10．1．7 本条是原规范第4．1．6条的条文。
    1 本条文对热水热力网中补给水泵的流量、扬程和备用补给水泵的设置作了规定。结合我国的实际情况，补给水泵的流量按热水网正常补给水量的4～5倍选择是够用的。
    2 补给水泵的扬程应有补水点压力加30～50kPa的富裕量，以保证安全。
    3 这是为补给水的安全供应考虑的。
    4 补给水泵采用调速的方式，可以节能，也利于调节，保证系统的安全和稳定运行。因其功率一般不大，采用变频调速较好。

10．1．8 本条是原规范第4．1．7条的修订条文，
    热水系统的小时泄漏量，与系统规模、供水温度和运行管理有密切关系。据对调查结果的分析，造成补水量大的原因主要是不合理的取水。规范对热水系统的小时泄漏量作出规定，对加强热网管理、减小补水量有促进作用。降低补给水量不但有节约意义，而且对热水锅炉及其系统的防腐有重要作用。
    将系统的小时泄漏量定为小于系统循环水量的1％，实践证明也是可以达到的。

10．1．9 本条是原规范第4．1．8条的条文。
    供水温度高于100℃的热水系统，要求恒压装置满足系统停运时不汽化的要求是必要的。其好处是：
    1 避免用户最高点汽化冷凝后吸进空气，加剧管道腐蚀。
    2 减少再次启动时的放气工作量。
    3 避免汽化后因误操作造成暖气片爆破事故。
    但是，要求系统在停运时不汽化将产生以下问题：
    1 运行时系统各点压力相对较高，容易发生超压事故。
    2 铸铁暖气片的使用范围受到限制。
    3 采用补给水泵作恒压装置时，如遇突然停电，且没有其他补救措施时，往往无法保证系统停运时不汽化。
    因此，硬性规定供水温度高于100℃的热水系统，都要确保停运时不汽化，只能采取其他在停电时能保持热水系统压力的措施，故采用了“宜”的说法。
    采用氮气或蒸汽加压膨胀水箱作恒压装置不受停电的影响，在一般情况下均能满足系统停运时不汽化的要求。当此类恒压装置安装在循环水泵出口端时，设计是以系统运行时不汽化为出发点，系统停运时肯定不会汽化，故必须保证运行时不汽化。当此类恒压装置安装在循环水泵进口端时，设计是以系统停运时不汽化为出发点，则系统运行时肯定不会汽化，但对于“降压运行”的热水系统，仍需要求运行时不汽化。

10．1．10 本条是原规范第4．1．10条的条文。
    供热系统的定压点和补水点均设在循环水泵的吸水侧，即进口母管上，在实际运行中采用最普遍。其优点是：压力波动较小，当循环水泵停止运行时，整个供热系统将处于较低的压力之下，如用电动水泵保持定压时，扬程较小，所耗电能较经济，如用气体压力箱定压时，则水箱所承受的压力较低。总之定压点设在循环水泵的进口母管上时，补水点亦宜设在循环水泵的同一进口母管上。

10．1．11 本条是原规范第4．1．11条的修订条文。
    1 采用补给水泵作恒压装置时，一遇突然停电，就不能向系统补水。而在目前条件下突然停电很难避免，为此本条规定：“除突然停电的情况外，应符合本规范第10．1．9条的要求”。
    2 为了在有条件时弥补因停电造成的缺陷，当给水(自来水)压力高于系统静压线时，停运时宜用给水(自来水)保持静压，以避免系统汽化。
    3 补给水泵用间歇补水时，热水系统在运行中的动压线是变化的，其变化范围在补水点最高压力和最低压力之间。间歇补水时，在补给水泵停止补水期间，热水系统出现过汽化现象，这是因为补水点最低压力（补给水泵启动时的补水点压力)定得太低或是电触点压力表灵敏度较差等原因造成的。为避免发生这种情况，本条规定在补给水泵停止运行期间系统的压力下降，不应导致系统汽化，即要求设计确定的补给水泵启动时的补水点压力，必须保证系统不发生汽化。
    4 用补给水泵作恒压装置的热水系统，不具备吸收水容积膨胀的能力。因此，必须在系统中装设泄压装置，以防止水容积膨胀引起超压事故。

10．1．12 本条是原规范第4．1．12条的条文。
    1 供水温度低于100℃的热水系统，国内多数采用高位膨胀水箱作恒压装置。这种恒压装置简单、可靠、稳定、省电，对低温热水系统比较适合。条件许可时，高温热水系统也可以采用这种装置。
    高位膨胀水箱与系统连接的位置是可以选择的，可以在循环水泵的进、出口母管上，也可以在锅炉出口。目前国内基本上是连接在循环水泵进口母管上，这样可以使水箱的安装高度低一些，在经济上是合理的。因此，本条规定，高位膨胀水箱与系统连接的位置，宜设在循环水泵进口母管上。
    2 为防止热水系统停运时产生倒空，致使系统吸空气，加剧管道腐蚀，增加再次启动时的放气工作量，有必要规定高位膨胀水箱的最低水位，必须高于用户系统的最高点。 目前国内高位膨胀水箱的安装高度，对供水温度低于100℃的热水系统，一般高于用户系统最高点1m以上。对供水温度高于100℃的热水系统，不仅必须要求水箱的安装高度高于用户系统最高点，而且还需要满足系统停运时最好能不汽化的要求。
    3 为防止设置在露天的高位膨胀水箱被冻裂，故规定应有防冻措施。
    4 为避免因误操作造成系统超压事故，规定高位膨胀水箱与热水系统的连接管上不应装设阀门。

10．1．13 本条是新增的条文。
    隔膜式气压水罐是利用隔膜密闭技术，依靠罐内气体的压缩和膨胀，在补给水泵停运时，仍保持系统压力在允许的波动范围内，使系统不汽化，实现补给水泵间断运行。隔膜式气压水罐可落地布置。受该装置的罐体容积和热水系统补水量的限制，隔膜式气压水罐适用于系统总水容量小于500m3的小型热水系统。
    选择隔膜式气压水罐作为热水系统定压补水装置时，仍应符合本规范第10. 1．7条1、2款的要求。为防止占地过大，总台数不宜超过2台。

10．2 热水制备设施

10．2．1 本条是原规范第4．2．1条的条文。
    换热器事故率较低，一般供应采暖及生活用热，有一定的检修时间，为了减少投资，可以不设置备用。根据使用情况，为保证供热的可靠性，可采取几台换热器并联的办法，当其中1台停止运行时，其余换热器的换热量能满足75％总计算热负荷的需要。

10．2．2 本条是原规范第4．2．2条的条文。
    管式换热器检修时需抽出管束，另外与换热器本体连接的管道阀门也较多，以及设备较笨重等原因，所以换热器间应有一定的检修场地、建筑高度以及具备吊装条件等，以保证维修的需要。

10．2．3 本条是原规范第4．2．3条的条文。
    以蒸汽为加热介质的汽水换热系统中，推荐使用“过冷式”汽水换热器，可不串联水水换热器，系统简化。若汽水换热器排出的凝结水温超过80℃，为减少热损失，宜在汽水换热器之后，串联一级水水换热器，以便把上一级的凝结水温度降低下来之后予以回收。水水换热器后的排水管应有一定的上反管段，以保证热交换介质充满整个容器，充分发挥设备的能力。

10．2．4 本条是原规范第4．2．5条的条文。
    采用蒸汽喷射加热器和汽水混合加热器的热水系统，可以满足加热介质为蒸汽且热负荷较小的用户。
    蒸汽喷射加热器代替了热水采暖系统中热交换器的循环水泵，它本身既能推动热水在采暖系统中的循环流动，同时又能将水加热。但采用蒸汽喷射器加热，必须具备一定的条件，供汽压力不能波动太大，应有一定的范围，否则就会使喷射器不能正常工作。
    汽水混合加热器，具有体积小、制造简单、安装方便、调节灵敏和加热温差大等优点，但在系统中需设循环水泵。
    以上两种加热设备都是用蒸汽与水直接混合加热的，正常运行时加入系统多少蒸汽量，应从系统中排出多少冷凝水量，这些水具有一定的热量且经过水质处理，故规定应予以回收。
    淋水式加热器已基本不使用，因此不再推荐。

10．2．5 本条是原规范第4. 2. 6条的修订条文。
    1 蒸汽压力保持稳定是蒸汽喷射加热器低噪声、稳定运行的主要保障条件。
    2 蒸汽喷射加热器的开关和调节均需有人管理，设备的集中布置既可减少人员，又有利于系统溢流水的回收利用。
    3 并联运行的蒸汽喷射加热器，为便于其中单个设备的启动和停运，防止造成倒灌现象，应在每个喷射器的出、入口装设闸阀，并在出口装设止回阀。
    4 采用膨胀水箱控制喷射器入口水压，具有管理方便、压力稳定等优点，故推荐使用。

10．2．6 本条是新增的条文。
    近年来小型全自动组合式换热机组是已实现工厂化生产的定型产品，是一种集热交换、热水循环、补给水和系统定压于一体的换热装置，可以根据用户热水系统的要求进行多种组合，适用于小型换热站选用，可缩短设计和施工周期，节约投资。但在选用小型全自动组合式换热机组时，应结合用户热力网的具体情况，对换热机组的换热量、热力网系统的水力工况、循环水泵和补给水泵的特性进行校核计算。

11 监测和控制

11．1 监 测

11．1．1 本条是原规范第9．1．1条的条文。
    根据原规范条文结合目前国内锅炉房监测的现状，并按现行《蒸汽锅炉安全技术监察规程》的有关规定，为保证蒸汽锅炉机组的安全运行，必须装设监测下列主要参数的指示仪表：
    1 锅筒蒸汽压力。
    2 锅筒水位。
    3 锅筒进口给水压力。
    4 过热器出口的蒸汽压力和温度。
    5 省煤器进、出口的水温和水压。
    对于大于等于20t/h的蒸汽锅炉，除了应装设上列保证安全运行参数的指示仪表外，尚应装设记录其锅筒蒸汽压力、水位和过热器出口蒸汽压力和温度的仪表。
    控制非沸腾式(铸铁)省煤器出口水温可防止汽化，确保省煤器安全运行；对沸腾式省煤器，需控制进口水温，以防止钢管外壁受含硫酸烟气的低温腐蚀。
    此外，通过对省煤器进、出口水压的监测，可以及时发现省煤器的堵塞，及时清理，以利于省煤器的安全运行。

11．1．2 本条是原规范第9．1．2条的修订条文。
    本条是在原条文的基础上，为了保证蒸汽锅炉能经济地运行，使对有关参数检测所需装设的仪表更直观清晰，将原条文按单台锅炉额定蒸发量和监测仪表的功能，予以分档表格化。
    实现蒸汽锅炉经济运行对提高锅炉热效率，节约能源，有着重要的意义。近年来锅炉房仪表装设水平已有较大的提高，这给锅炉的经济运行和经济核算提供了可能和方便。
    对于单台锅炉额定蒸发量大于4t/h而小于20t/h的火管锅炉或水火管组合锅炉，当不便装设烟风系统参数测点时，可不监测。
    本次修订增加了给水调节阀开度指示和鼓、引风机进口挡板开度指示，以及给煤(粉)机转速和调速风机转速指示，使锅炉运行人员及时了解设备的运行状态并根据机组的负荷进行随机调节，保证锅炉机组处于最佳运行状态。

11．1．3 本条是原规范第9．1．3条的修订条文。
    根据原规范条文，结合目前国内锅炉房监测的现状，为保证热水锅炉机组的安全、经济运行，必须装设监测锅炉进、出口水温和水压、循环水流量以及风、烟系统的各段的压力和温度参数等的指示仪表。对于单台额定热功率大于等于14MW的热水锅炉，尚应增加锅炉出口水温和循环水流量的记录仪表。
    热水锅炉的燃料量和风、烟系统的压力和温度仪表，可按本规范表11．1．2中容量相应的蒸汽锅炉的监测项目设置。

11．1．4 本条是原规范第9．1．4条的修订条文。
    本条规定了对不同类型锅炉所装仪表除应遵守本规范第11．1．1条、第11．1．2条和第11．1．3条的规定外，还必须装设监测有关参数的指示仪表。
    1 循环流化床锅炉的正常运行，主要是通过对其炉床密相区和稀相区温度及料层差压的控制和调整，以保证燃烧的稳定；通过对炉床温度、分离器烟温和返料器温度的控制和调整，防止发生结渣和结焦；通过一次风量、二次风量、石灰石给料量及炉床温度的控制和调整，实现低氮氧化物和二氧化硫的排放，有利于环境保护。
    2 煤粉锅炉为防止制粉系统自燃和爆炸，对制粉设备出口处煤粉和空气混合物的温度应予以控制，控制温度的高低主要与煤种有关。因此为了煤粉锅炉安全运行，必须对此参数进行监测。
    3 对燃油锅炉，除了供油系统需监测一些必需的温度压力参数外，为了防止炉膛熄火，保证安全运行，雾化好，燃烧完全，还必须监测燃烧器前的油温和油压，带中间回油燃烧器的回油油压、蒸汽或空气进雾化器前的压力，以及锅炉后或锅炉尾部受热面后的烟气温度。对锅炉或锅炉尾部受热面后的烟气温度的监测，也是为防止含硫烟气对设备的低温腐蚀和发生烟气再燃烧。
    4 燃气锅炉运行中，燃烧器前的燃气压力如果过低，可能发生回火，导致燃气管道爆炸；燃气压力如果过高，可能发生脱火或炉膛熄火，导致炉膛爆炸。

11．1．5 本条是原规范第9．1．5条的修订条文。
    为方便执行，本次修订以表格化形式将原条文按锅炉房辅助部分分为泵、除氧(包括热力、真空、解析)、水处理(包括离子交换、反渗透)、减压减温、热交换、蓄热器、凝结水回收、制粉系统、石灰石制备、其他（包括箱罐容器、排污膨胀器、加压膨胀箱、燃油加热器等)分别订出具体的监测项目，所监测项目详细分类(指示、积算和记录)。与原规范相比，增加了解析除氧、反渗透水处理、循环流化床锅炉的石灰石制备等部分的监测项目。

11．1．6 本条是原规范第9．1．6条的条文。
    实行经济核算是企业管理的一项重要内容，本条所列锅炉房应装设的蒸汽流量、燃料消耗量、原水消耗量、电耗量等计量仪表有利于加强锅炉房经济考核，杜绝浪费，节约成本，提高经济效益。

11．1．7 本条是原规范第9．1．7条的修订条文。
    为了保证锅炉房的安全运行，必须装设必要的报警信号。本次修订增加了循环流化床锅炉的内容，并将竖井磨煤机竖井出口和风扇磨煤机分离出口改为煤粉锅炉制粉设备出口气、粉混合物温度的报警信号。为了方便执行，本次修改也将锅炉房必须装设的报警信号表格化，分项列出，报警信号分为设备故障停用和参数过高或过低，比较直观清晰。
    1 锅筒水位在锅炉安全运行中至关重要，1～72t/h蒸汽锅炉均应设置高低水位报警信号。
    2 锅筒均设有安全阀作超压保护，增加压力过高报警信号，以便进一步提高安全性。
    3 省煤器出口水温信号起到及时提醒运行人员调节省煤器旁路分流水量，以保护省煤器安全，尤其是对非沸腾式省煤器更为重要。
    4 热水锅炉出口水温过高会导致锅炉汽化和热水系统汽化，酿成事故，应装设超温报警信号。
    5 过热器出口装设温度信号，可及时提醒运行人员进行调整。
    6、7 给水泵和炉排停运均应提醒运行人员及时处置故障。
    8 给煤(粉)系统的故障停运，会造成燃烧中断，甚至熄火，影响锅炉的安全运行，应设报警信号，提醒运行人员采取相应措施。
    9 运行中的循环流化床锅炉，燃油、燃气锅炉和煤粉锅炉，当风机的电机事故跳闸或故障停运时，可能导致锅炉事故。装设风机停运信号，可及时提醒运行人员尽早采取安全措施。
    10 燃油、燃气锅炉和煤粉锅炉在运行中熄火，可能导致炉膛爆炸，“熄火爆炸”是油、气、煤粉锅炉常见的事故之一。所以该类锅炉熄火时，应立即切断燃料供应。为此需要及时地发现熄火，应该装设火焰监测装置。
    11、12 在贮油罐和中间油罐上装设油位、油温信号，可及时提醒运行人员采取措施，尤其当贮油罐和中间油箱油温过高或油位过高可导致油罐(箱)冒顶。
    13 燃气锅炉进气压力波动是造成燃烧器回火、炉膛熄火的常见原因，运行中的回火和熄火可能导致燃烧器或炉膛爆炸。在锅炉的燃气进气干管上装设压力信号装置，可以在燃气压力高于或低于允许值时发出警报，以便操作人员及早采取措施，防止炉膛熄火。
    14 为防止制粉系统自燃和爆炸，对制粉设备出口处煤粉和空气混合物的温度应予以控制。装设温度过高信号，可以使操作人员及时发现，及时处理，避免煤粉爆炸。
    15 煤粉锅炉炉膛负压是反映锅炉燃烧系统通风平衡状况，保持正常运行的重要数据。
    16 循环流化床锅炉要保持稳定的运行，关键是控制炉床温度的稳定，炉床温度的过高或过低，会造成结焦或堵塞。装设温度过高和过低信号，可以使操作人员及时采取措施，维护锅炉的稳定燃烧。
    17 控制循环流化床锅炉返料器处温度不应过高，这是为了防止锅炉返料口发生结焦，如在此处结焦现象未能得到及时处理，则将会造成返料器的堵塞，最终导致循环流化床锅炉停止运行。
    18 循环流化床锅炉返料器如堵塞，则锅炉将要停运。
    19 当热水系统的循环水泵因故障停运时，如不及时处理会加重热水锅炉的汽化程度。特别是水容量较小的热水锅炉，更可能造成事故。因此，有必要在循环水泵停运时给司炉发出信号，以便及时处理。
    20 热水系统中热交换器出水温度过高，将可能引起热水供水管在运行中产生汽化，造成管网水冲击，必须注意及时调整加热程度，以降低出水温度。
    21 当热水系统的高位膨胀水箱水位大幅度降低时，必须及时补水，否则会危及系统运行的安全。当水位过高时，大量的溢流会造成水量和热量的损失。装设水位信号器不仅可以给出水位警报，而且可以通过电气控制回路控制补给水泵自动补水。
    22 加压膨胀水箱工作压力过低或由于水位大幅度降低而引起系统压力下降，均可能导致系统汽化，从而危及系统运行的安全。相反，加压膨胀水箱工作压力过高，会使热水系统超压，危及系统安全。水箱水位过高时，将减少或失去吸收系统膨胀的能力。装设压力报警信号，可以保证系统的安全性。装设水位信号器不仅可以给出水位警报，而且可以通过电气控制回路控制补给水泵自动补水。
    23 除氧水箱往往没有专门操作人员，一旦水箱缺水，将危及锅炉安全和影响锅炉房正常供汽；当水箱水位过高又会造成大量溢流，损失软化水和热量。因此，必须装设水位报警信号，以便及时进行处理。
    24 自动保护装置动作意味着在设备运行的程序中出现了不适当的动作(例如误操作或有关设备跳闸和故障)，或在运行中出现了危及设备及人身安全的条件。此时应给出信号，以表明可能导致事故的原因，并表明设备已经得到安全保护，使运行人员心中有数。
    25 燃气调压间、燃气锅炉间和油泵间，由于油气和燃气可能泄漏，与空气混合达到爆炸浓度，遇明火会爆炸，这些房间均是可能发生火灾的场所，因此应装设可燃气体浓度报警装置，以防止火灾的发生。

11．2 控 制

11．2．1 本条是原规范第9．2．1条的条文。
    设置给水自动调节装置，是保护蒸汽锅炉机组安全运行、减轻操作人员劳动强度的重要措施之一。4t/h及以下的小容量锅炉可设较为简便的位式给水自动调节装置；大于等于6t/h的锅炉应设调节性能好的连续给水自动调节装置，其信号可视锅炉容量大小采用双冲量或三冲量。

11．2．2 本条是原规范第9．2．2条的条文。
    蒸汽锅炉运行压力和锅筒水位是涉及锅炉安全的两个重要参数，设置极限低水位保护和蒸汽超压保护能起到自动停炉的保护作用。水位和压力两个参数中以水位参数更为重要，故对于极限低水位保护不再划分锅炉容量界限。而对于蒸汽超压保护则以单台锅炉额定蒸发量大于等于6t/h的蒸汽锅炉为界限。

11．2．3 本条是原规范第9．2．3条的条文。
    热水锅炉在运行中，当出现水温升高、压力降低或循环水泵突然停止运行等情况时，会出现锅水汽化现象。而这种汽化现象将危及锅炉安全，可能造成事故。因此，应设置自动切断燃料供应和自动切断鼓，引风机的保护装置，以防止热水锅炉发生汽化。

11．2．4 本条是原规范第9．2．4条的条文。
    热水系统装设自动补水装置可以防止出现倒空和汽化现象，保证安全运行。
    加压膨胀水箱的压力偏高，会造成系统超压，压力偏低会引起系统汽化。而水位偏低也会引起系统汽化，水位偏高则失去吸收膨胀的能力，均将危及系统安全运行。因此应装设加压膨胀水箱的压力、水位自动调节装置，保护系统安全运行。

11．2．5 本条是原规范第9．2．5条的修订条文。
    热交换站装设加热介质流量自动调节装置，可保证供热介质的参数适应供热系统热负荷的变化，节约能源。调节装置可为电动、气动调节阀或自力式温度调节阀。

11．2．6 本条是原规范第9．2．6条的修订条文。
    燃油、燃气锅炉实现燃烧过程自动调节，对于提高锅炉机组热效率、节约燃料和减轻劳动强度有很重要的意义。燃油、燃气锅炉较容易实现燃烧过程自动调节。
    近年来随着微机控制在锅炉机组方面的应用日益广泛，更为其他燃烧方式的锅炉实现燃烧过程自动调节开辟了方便的途径。所以将原条文修改为“单台额定蒸发量大于等于10t/h的蒸汽锅炉或单台额定热功率大于等于7MW的热水锅炉，宜装设燃烧过程自动调节装置”。不但锅炉容量限值降低，而且由蒸汽锅炉扩大到相应容量的热水锅炉。

11．2．7 本条是新增的条文。
    循环流化床锅炉的安全、经济运行，取决于对炉床温度的控制，只有将炉床温度控制在一个合理的范围内，才能稳定燃烧，避免结焦或熄火，也有利于炉内烟气脱硫和烟气的低氮氧化物的排放。作为另一个反映料层厚度的重要运行参数“料层压差”，可视锅炉采用排渣方式的不同，采用连续调节或间隙调节。

11．2．8 本条是原规范第9．2．7条的修订条文。
    计算机控制技术应用日益广泛且价格越来越低，不仅能解决以往的单回路智能调节，也适用于整套锅炉的综合协调控制。特别是随着锅炉容量的增大和数量的增加，采用基于现场总线的集散控制系统，解决多台锅炉的协调、经济运行，是以往的运行模式所无法比拟的。

11．2．9 本条是原规范第9. 2．8条的条文。
    热力除氧器产品一般都配有水位自动调节阀(浮球自力式)，基本上能满足运行要求。但由于浮球波动和破损，容易失误。装设蒸汽压力自动调节器对控制除氧器的工作压力，特别是在负荷波动的情况下，藉以使残余含氧量达到水质标准是很需要的。对大容量、要求高的除氧器亦可采用电动(气动)水位自动调节器。

11．2．10 本条是原规范第9. 2．9条的条文。
    鉴于真空除氧设备不用蒸汽加热的特点和低位布置真空除氧设备的优点，小型的真空除氧设备的应用日渐增多。除氧水箱水位关系到锅炉安全运行，除氧器进水温度关系到除氧效果，因此，应装设水位和进水温度自动调节装置。

11．2．11 本条是新增的条文。
    由于解析除氧设备不需蒸汽加热和可低位布置等优点，小型的解析除氧设备的应用也日渐增多。解析除氧设备的喷射器进水压力和进水温度的控制，直接关系到除氧效果，因此，应装设喷射器进水压力和进水温度的自动调节装置。

11．2．12 本条是原规范第9．2．10条的条文。
    熄火保护对用煤粉、油或气体作燃料的锅炉十分重要。实践证明，凡是装了熄火保护装置的锅炉未曾发生过熄火爆炸，凡是未设熄火保护装置的则炉膛爆炸事故较为频繁，损失严重。
    熄火保护装置是由火焰监测装置和电磁阀等元件组成的，它的功能是：能够在锅炉运行的全部时间内不断地监视火焰的情况；当火焰熄灭或不稳定时，能够及时绐出警报信号并自动快速切断燃料，有效地防止熄火爆炸。因此，对用煤粉、油、气体作燃料的锅炉装设熄火保护装置是必要的。
    一个设计合理的点火程序控制系统，最低限度应具备如下的功能：
    1 只有当风机完成清炉任务后，炉膛中方能建立点火火焰。
    2 只有当点火火焰建立起来(经火焰监测装置证实)并经过预定的时间后，喷燃器的燃料控制阀门才能打开。
    3 点火火焰保持预定的时间后应能自动熄灭。
    4 当喷燃器未能在预定的时间内被点燃时，喷燃器的燃料控制阀门能够在点火火焰熄灭的同时自动快速关闭。
    具备上述功能的点火程序控制系统，基本上可以保证点火的安全。因此，条文规定应装设点火程序控制和熄火保护装置。
    点火程序控制系统由熄火保护装置、电气点火装置和程序控制器等元件组成。

11．2．13 本条是原规范第9．2．11条的条文。
    层燃锅炉的引风机、鼓风机和抛煤机、炉排减速箱等设备之间应设电气联锁装置，以免操作失误。
    层燃锅炉在启动时，应依次开启引风机、鼓风机、炉排减速箱和抛煤机；停炉时应依次关闭抛煤机、炉排减速箱、鼓风机和引风机。

11．2．14 本条是原规范第9．2．12条的修订条文。
    1、2 严格地按照预定的程序控制风机的启停和燃料阀门的开关，是保证油、气、煤粉锅炉运行安全的关键。由于未开引风机(或鼓风机)而进行点火造成的爆炸事例很多。考虑到操作人员的疏忽、记忆差错等因素很难完全排除，锅炉运行中风机故障停运也很难完全避免，当锅炉装有控制燃料的自动快速切断阀时，设计应使鼓风机、引风机的电动机和控制燃料的自动快速切断阀之间有可靠的电气联锁。
    3 当燃油压力低于规定值时，会影响雾化效果，甚至造成炉膛熄火；燃气压力低于规定值时，会引起回火事故，所以应装设当燃油、燃气压力低于规定值时自动切断燃油、燃气供应的联锁装置。
    4 本条增加了当燃油、燃气压力高于规定值时自动切断燃油、燃气供应的联锁装置，燃油、燃气压力高于规定值时也同样影响燃烧工况和影响安全运行。本款是增加的条文，是防止引起爆炸事故的安全措施。

11．2．15 本条是原规范第9．2．13条的条文。
    制粉系统中给煤机、磨煤机、一次风机和排粉机等设备之间，需设置启、停机及事故停机时的顺序联锁，以防止煤在设备内堆积堵塞。

11．2．16 本条是原规范第9．2．15条的条文。
    连续机械化运煤系统、除灰渣系统中，各运煤、除灰渣设备之间均应设置设备启、停机的顺序联锁，以防止煤或渣在设备上堆积堵塞；并且设置停机延时联锁，以便在正常情况下，达到再启动时为空载启动，事故停机例外。

11．2．17 本条是原规范第9．2．16条的条文。
    运煤和煤的制备设备(包括煤粉制备和煤的破碎、筛分设备)与局部排风和除尘装置设置联锁，启动时先开排风和除尘系统的风机，后启动煤和煤的制备机械，停止时顺序相反，以达到除尘效果，保护操作环境。

11．2．18 本条是原规范第9．2．17条的条文。
    过热蒸汽温度为蒸汽锅炉运行时的重要参数之一，带喷水减温的过热器宜装设过热蒸汽温度自动调节装置，通过调节喷水量控制过热蒸汽温度。

11．2．19 本条是原规范第9．2．18条的条文。
    经减温减压装置供汽的压力和温度参数随外界负荷而变化，需随时根据外界负荷进行调节。宜设置蒸汽压力和温度自动调节装置，以保证供汽质量。

11．2．20 本条是原规范第9．2．19条条文。
    锅炉的操作值班地点，一般在炉前，主要的监测仪表也集中在这里。司炉根据仪表的指示和燃烧的情况进行操作。当锅炉为楼层布置时，风机一般布置在底层，操作风门不方便；当锅炉单层布置而风机远离炉前时，风门操作也不方便。在上述情况下均宜设置遥控风门，并指示风门的开度。远距离控制装置可以是电动、气动或液动的执行机构。

11．2．21 本条是原规范第9．2．20条的条文。
    条文所指的电动设备、阀门和烟、风门，一般配置于单台容量较大的锅炉和总容量较大的锅炉房。此时，根据本规范的规定，这类锅炉或锅炉房均已设置了较完善的供安全运行和经济运行所需要的监测仪表和控制装置，并设置了集中仪表控制室。上述诸参数以外的电动设备、阀门和烟风门可按需要采用远距离控制装置，并统一设在有关的仪表控制室内。

11．2．22 本条是新增的条文。
    随着我国近年来经济和技术的发展，对锅炉房的控制水平要求也相应提高，对单台蒸汽锅炉额定蒸发量大于等于10t/h或单台热水锅炉额定热功率大于等于7MW的锅炉房宜设置微机集中控制系统，有利于提高锅炉房的经济效益，减轻人员的劳动强度，改善操作环境。而采用微机集中控制系统的投资也与采用常规仪表的投资相当。

11．2．23 本条是新增的条文。
    随着锅炉房控制系统大量采用计算机控制系统，为确保控制系统的可靠性，应设置不间断(UPS)电源供电方式，利用UPS的不间断供电特性，保证计算机控制系统在外部供电发生故障时，仍能进行部分操作，并将重要信息进行存贮、传输、打印，以便及时分析处理。