nullnull八、防止锅炉汽包满水和缺水事故八、防止锅炉汽包满水和缺水事故null 这次国华电力公司在原国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的基础上，组织西安热工院专家，结合国华公司的实际情况及各电厂近年来生产运行中集中出现和暴露的重大安全性问题，修编制定适合国华公司的25项反措重点要求。于近期正式出台。
这本新的《防止电力生产事故重点要求》具有更强的可操作性和实际工作的指导意义，修编后的25项反措更加适应国华电力的生产实际、具有更好的可操作性和技术先进性。null一、前言
二、《防止锅炉汽包满水和缺水事故》条文解读
三、在超临界直流炉上的拓展应用
四、宁海汽包水位偏差治理效果
五、《防止锅炉汽包满水和缺水事故》练习题
null一、前言2000年9月28日原国家电力公司在原能源部《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》（简称二十项反措）的基础上，制订了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 (以下简称《二十五项反措》) ，并以国电发[2000]589号文予以颁发，《二十五项反措》增加了防止锅炉满水和缺水等事故的重点要求。
2001年12月20日，又以国电发（2001）95号文件下发了“关于印发《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>》的通知” (以下简称《规定(试行)》)，两个文件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。
2004年10月20日随着汽包水位测量技术的发展，“电力行业热工自动化
标准
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化技术委员会” 颁布了《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》）。null“国华电力600MW亚临界锅炉汽包水位偏差”作为国华公司管控的重大隐患治理项目于2007-2009三年的时间进行攻关治理。
在此期间与编写上述标准和规程的专家进行了充分的沟通与研讨，并做了大量的试验研究，对汽包水位偏差治理有了更深的认识 。
宁海汽包水位偏差治理取得了显著的效果。null汽包内部结构
nullnullnull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
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停运，严重时可造成汽轮机和锅炉设备的严重损坏。null案例介绍一（锅炉汽包缺水事故）
秦皇岛电厂发生引进型亚临界1025t／h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50℃，实际130℃)的影响造成了测量误差，水位虚高108mm，使汽包低水位保护拒动；锅炉A循环泵在测量系统故障的情况下，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45℃／min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。null案例介绍二 （锅炉汽包满水事故）
新乡电厂发生2号锅炉满水造成2号机组轴系断裂事故：
1990年1月25日3：20，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120t／h)，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。null案例介绍三（锅炉汽包缺水事故） ：浙江某厂——#3炉DCS中的#3、＃23DPU故障造成锅炉缺水爆管，#3机组停运。
事故经过：2003年3月23日20时10分监盘人员发现#3锅炉一些参数呈紫色（数值异常），各项操作均不能进行，同时炉侧CRT画面显示各自动已处于解除状态，调自检画面发现#3机#3DPU离线。20时15分左右热工人员赶到现场，检查发现#3DPU离线，#23DPU处于主控状态，但#23DPU主控线的I/O点（汽包水位、主气温、主气压、给水压力、主汽流量、减温水流量等）为坏点，自动控制手操作失灵。（约21时08分）监盘人员发现汽包水位急剧下降，水位由-50mm降至-100mm，就地检查发现旁边给水调节门在关闭状态，手动摇起三次均自动关闭，水位急剧下降，约21时09分#3炉正压并伴有声响，手动紧急停炉。DCS厂家判断#3DPU故障前，#23DPU因硬件故障或通讯阻塞，已经同时I/O总线失去了通讯。故当#3DPU离线后，#23DPU也无法读取I/O数据。结合27日上午#3DPU又一次出现离线情况，判定#3DPU主机卡故障。由于当时的制粉系统运行工况导致火焰中心偏左，锅炉缺水引起左侧水冷壁管爆破、受损。共更换水冷壁管43根共239米。从23日21时10分故障停机到29日20时30分投运报竣工，此次故障造成机组停运143小时。
null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，制定相应的反事故技术措施。null二、《防止锅炉汽包满水和缺水事故》条文解读
8 防止锅炉汽包满水和缺水事故
☆ 锅炉汽包水位测量和保护的重要性
<1> 危害性
汽包水位过高导致蒸汽品质恶化，受热面和叶片结盐；蒸汽带水，汽轮机水冲击，叶片和轴系损坏。
汽包水位过低会造成连续排污失效；炉内加药进入蒸汽，蒸汽品质恶化；下降管带汽，水循环恶化，炉管损坏。
null8 防止锅炉汽包满水和缺水事故☆ 锅炉汽包水位测量的重要性
< 2> 频发性
据电力系统发电锅炉事故统计分析:
82～85年满、缺水事故72次，每年总有1～3台锅炉因缺水造成水冷壁大面积损坏。“突出原因是水位计失灵、指示不正确，引起误判断和误操作，或水位保护拒动”；
86～89年满、缺水事故121次，占锅炉运行责任事故的11.2%。
90～97年发生两起特大满、缺水事故(90年1月新乡电厂2号炉满水造成汽轮机轴系断裂；97年12月秦皇岛热电厂4号炉缺水造成水冷壁大面积损坏)。
02～06年我们收集到14个满、缺水事故典型案例。null< 2> 频发性 某发电厂MFT共动作79次，其中汽包水位23次，约占30%。null8.1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。
null 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。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。
国外的锅炉汽包通常配置1—2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1—2套就地水位表和3套差压式水位表。
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。 null8.2 汽包水位计的安装。
8.2.1 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。null
8.2.2 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。说明：为了防止一旦测量系统产生误差，汽包实际水位已经超出测孔位置，但表计示值仍未达到动作值，而造成保护拒动。
汽包蒸汽导管上和下降管上取样有很大的测量误差（压力损失），是不可取的。null8.2.3 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。说明：就地水位计、电极式水位计属于连通器原理，取样管的倾斜方向应遵循饱和汽冷凝成水后流入表计，表计内的水从水侧取样管顺利流回汽包。
差压式水位计应遵循饱和汽进入平衡容器冷凝成水，多余的水沿汽侧取样管流回汽包内，使平衡容器内水柱高度维持恒定。
取样管倾斜度过小不利于排水，过大则使表计有效量程缩小，还会增加测量误差。null8.2.4 新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求。null8.2.5 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。
说明：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。
null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。
明确了“不宜采用加连通管的方法增加取样点”因为采用加连通管的方法增加取样点的方法在其它水位计发生泄漏等故障时会明显的影响到相联水位计的测量，使汽包水位保护误动。
null违背取样独立原则案例null(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，可以在水位表侧汽水取样管间加装连通管。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。说明： 若阀门阀杆处于垂直位置，阀门是低进高出将在阀门内形成一个“U”型弯曲而导致汽塞或水阻，影响测量稳定性和准确性。阀门门杆是否水平放置对差压式水位计的影响最显著。null
右侧单室平衡容器表面温度比左侧低， 取样管出现了一个凹字弯，导致
测量偏差大，主要原因是取样管出现 误差大，无法使用。
凹下弯曲，再则平衡容器前取样管通
流不够、且管路过长。null(4)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。
安装汽水侧取样管时，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(见图1)。
汽水侧取样管、取样阀门和连通管均应良好保温。null(5)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100mm的球体或球头圆柱体(容积为300—800ml)容器前汽水取样管应有连通管。
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低，对于水侧取样管应使取样孔侧高。
null云母水位计和电接点水位计正确的倾斜方向差压水位计取样管倾斜方向反了取样管倾斜方向安装反了，水位计无法正常运行null(5)差压水位表的安装
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3)。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。。null差压水位计从联通管中段引出的错误示例图null 从图6-7所示，两个单室平衡容器参比水柱均作了保温处理，增大了测量误差，再则其倾斜角度过大，当高水位时会形成"水封"，增大水位测量误差。对于图6-7b，当水位上升时，汽包水位淹没汽侧取样口，(取样口过低约100mm左右)，在水位不变的情况下，会造成汽包水位从100mm左右飞升至满量程(300mm)，存在着高水位保护误动的隐患。nullnull变送器的安装
变送器安装不当导致滞留汽泡null变送器安装的正确图片null阀门安装
由于汽包水位测量系统使用的阀门多为高压截止阀，其阀门结构特点是低进高出，阀门进、出水口不在同一个水平面上，为防止仪表取样发生“汽塞”或“水塞”，所以在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，且应良好保温。null8.3 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。汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选。
null8.3.1 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。
null8.3.2 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。
null案例分析(1/3)：
1、江苏某电厂—#1机组给水流量变送器结冻，人工调节过程中汽包水位高保护跳机
【事件经过】2001年1月15日，#1机组负荷180MW，A、D磨组运行，A、B汽动给水泵并列供水，给水自动调节方式，运行正常。4时52分BTG盘“给水主控跳手动”报警，同时发现给水流量指示不正常地下降直到零，汽包水位发生较大波动，经值班员手动调整，汽包水位基本稳定。因当时室外气温达零下7度，判断可能是给水流量变送器结冻，即联系检修多方采取措施力图恢复给水流量测量。在此过程中，由于没有给水流量作参考，手动调节汽包水位比较困难，6时10分终因汽包水位波动大，高水位跳机。【暴露问题】① 落实防寒防冻措施不力，防寒防冻检查不到位；② 伴热系统改造后，保温材料及保温层厚度选择不当，达不到防冻要求；③ 人员缺乏特殊情况下的汽包水位调整经验。
【防范措施】① 把防寒防冻责任落实到人，加强设备维护。对四台锅炉的蒸汽伴热系统保温进行全面检查，将重点部位的保温材料更换为性能好的并加厚；② 加强技术管理，对设备的更新改造等项目必须按规定严格审查把关；③ 加强人员对异常工况下汽包水位调整培训，提高操作水平。null案例分析(2/3)：
2、湖北某电厂—#4机组汽包水位低跳闸
【事件经过】2002年12月31日14时，机组负荷280MW，运行人员发现汽包压力A、B两点显示到零，仅只有C点较稳定地显示15.9MPa，与当时机组运行工况相应，水位显示情况：A接近60mm、B接近0、C点显示－310mm（属坏点，正在由热控人员进行处理），运行人员当即联系热控人员处理汽包压力显示缺陷。14时28分，当运行人员应热控要求将汽包水位主站置手动，将汽包压力切至C点后，汽包水位迅速升至约200mm，事故放水门动作正常，关闭事故放水门后，A、B两台给水泵转速甩至3000rpm，立即手动强操至4500/4300rpm时，锅炉MFT动作，机组跳闸。【暴露问题】事故后检查发现，汽包压力变送器显示异常故障：A系压力变送器本身故障、B系取样管冻结。汽包水位的实际控制逻辑与图纸标注控制逻辑不一致。
【防范措施】① 组织全厂范围的防冻检查，对检查出的问题及时进行整改。② 对#3、4炉汽包水位测量管路重新进行了保温和敷设伴热带。③ 对汽包水位的控制逻辑进行了临时修改 。null案例分析(3/3)：
3、湖北某电厂—#4机组汽包水位取样管路再次受冻结冰，机组跳闸
【事件经过】1月5日1时36分#4机负荷188MW，AB给水泵转速突降至3000rpm，紧急加给水泵转速，手动启动电泵，仍无法维持汽包水位；于1时38分#4机组跳闸，首显“汽包水位低”。经检查系A、C点水位测量信号因取样管路结冰而故障，造成三个平衡容器水位计，一个跳变，两个无指示，从而引起给水自动在主站上跳到手动，而且输出给水控制指令始终跟踪零指令，因此运行人员无法干预，导致汽包水位低低MFT动作。
【暴露问题】① 受长年生活习惯的影响，电厂对设备防冻的重要性认识不足。防冻措施没有落到实处。对2002年12月31日#4机组受冻跳机事件分析不认真，没有及时制定切实的事故防范措施，造成同类事件的重复发生。 null差压式水位计的原理及误差原因分析
差压式锅炉汽包水位计测量原理
差压式水位计是通过把水位高度的变化转换成差压的变化来测量水位的，因此，其测量仪表就是差压计。差压式水位计准确测量汽包水位的关键是水位与差压之间的准确转换，这种转换是通过平衡容器形成参比水柱来实现的。目前，国内外最常用的是通过单室平衡容器下的参比水柱形成差压来测量汽包水位，如图3-2所示。
△P＝P+-P-＝L(ρa－ρs)g-H(ρw－ρs)g… (3-3)
或改写成
式（3-4）中：
△P:正负取样管之间的差压值；ρa：平衡罐参比端水的密度；ρs：汽包内饱和汽的密度；ρw：汽包内饱和水的密度；L:平衡罐上下取样管之间的距离。null
（1）参比水柱平均温度变化造成的测量误差
根据某电厂(1024t/h亚临界锅炉)条件下的计算，结果如表3-1。
从表3-1可知，如果参比水柱的设定温度为40℃，当其达到80℃时，测量附加正误差33.2mm，当参比水柱温度达到130℃，测量附加误差高达108mm。
2. 差压式锅炉汽包水位计测量误差产生的主要原因null冷凝罐向下的温度场呈现非线性的分布。
例如：在台山公司#1锅炉于2007年3月测得的从差压水位计从冷凝罐到引压管并列处每隔10厘米处的温度分布情况见下表：此温度分布受汽包内参数和冷凝罐外环境温度的影响，使参比侧的水密度总是处于一种变化的状态，因此其测量误差也不是恒定的。表 .台山#1锅炉冷凝罐至引压管并列处的温度分布情况null图 .台山#1锅炉冷凝罐至引压管并列处的温度分布情况nullnull 为了有效消除差压水位计参比端温度变化的影响，应确保平衡容器至差压仪表的正、负压管应水平引出≥400mm后再向下并列敷设。（见DL/T5190.5-2004《电力建设施工及验收技术
规范
编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载
第5部分:热工自动化》中的4.5.9）秦皇岛#4炉汽包取样表管改造后的效果秦皇岛#4炉汽包取样表管改造后的效果null（2）DCS的汽包水位专用补偿模块的算法不准确对汽包水位补偿造成的影响
2007年4月，对某种DCS的汽包水位的补偿方法进行了测试：
发现DCS的水位补偿专用模块有问题。测试数据如下：null对某种DCS汽包水位专用补偿模块的测试结果
null案例分析：
某DCS系统汽包水位补偿模块内部设计缺陷，导致锅炉MFT,机组跳闸。
【事件过程】2010年1月13日6时43分39秒，某发电厂#1机组负荷217MW，DCS系统汽包水位1、2、3、4分别在+20mm左右运行稳定，6时43分43秒，四个汽包水位突然同时降至-300mm，导致MFT动作，锅炉停运。首出故障信号为“汽包水位低三值”。6时46分再热蒸汽温度下降50度，汽轮机跳闸，发电机解列。
【事件原因】#1机组汽包水位模拟量信号，采用常规单室平衡容器测量方式，DCS历史趋势曲线见下图。
null案例分析：
从历史趋势曲线上看，事件前汽包水位变送器输出量没有发生跳变，由于变送器零偏汽包压力测点1与其它2个测点的偏差增大， 当偏差大于1MPa后汽包压力三取平均模块发报警信号，进入下一级，即四个汽包水位补偿计算模块，汽包水位补偿计算模块接到该信号后超驰四个模块输出，同时达到下限-300MM，最终使锅炉主保护动作。
经上述分析，认为本次事件，是由于水位补偿模块、三取平均模块输出故障造成，但模块内部设计缺陷是事故发生的直接原因。null（3）汽包内水欠饱和的影响
人们在研究汽包水位计时，均认为汽包里的水为饱和水，而
实际上许多工况下汽包里的水为欠饱和水。null（4）因为安装或者沉降导致尺寸不准确。
锅炉投入运行后，随着时间的推移，会受到各种因素的影响，如锅炉支架的不平衡下沉等，使得汽包的水平度变差，也就是汽包两侧中心线的高度差变大。如果从汽包中心线的位置来看，汽包内的水面就会是个斜面。
null（5）因为取样管温度变化导致的测量误差。
正负压传输竖直管路较长，两管有温差便有附加差压△P2，导致测量值飘移。
例如，竖直管路10 m，正压管30 ℃、负压管20 ℃，在压力15.5 Mpa时附加差压340Pa，相当于测量值升高75 mm。很多老电厂的传输管路长达几十米，附加差压问题更严重。不少电厂为减小△P2而上移变送器。但是离平衡容器过近，仪表反应过于灵敏，不利于提高自动调节品质，热水易窜入变送器。
伴热腔的伴热投、停，或腔中其它管路排污，电热带烧坏或电源消失，传输管中的水冻冰，等因素都会形成很大附加差压，导致测量值大幅度“飘移”使仪表失效。传输管路中滞留有空气，风向改变，所产生附加差压也会使测量值发生明显“飘移”。null8.4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
null联通管式锅炉汽包水位计的原理及误差的计算
云母双色水位计、电接点水位是联通管式水位计，联通管式水位计利用水位计中的水柱与汽包中的水柱在联通管处有相等的静压力，从而可用水位计中的水柱高度间接反映汽包中的水位。
联 通管式水位计的显示水柱高度Hˊ可按下式计算：式（3-2）中：
H:汽包内真实水位；H’:联通管式水位计测得的水位；△H:联通管式水位计测得的水位和汽包内真实水位之间的差压值；ρa：联通管式水位计内水的密度；ρs：汽包内饱和汽的密度；ρw：汽包内饱和水的密度。null由公式（3-2）可以看出：
联通管水位计示值偏差ΔH与下列因素有关：
※水位计内水的温度（ ρa ）此温度与表体结构、环境温度、风向等因素 因素的不确定性
由于水位计管内的水柱温度总是低于汽包内水的温度，ρa 总是大于ρw ，因此水位计中的显示值总是低于汽包内实际水位高度。
※汽包工作压力（ ρw ρS ） 压力愈高，测量误差愈大；反之愈小
例如：汽包水位运行在正常水位H0=300mm时，每升高1MPa，
平均示值偏差为-6.5mm左右。
P=4.0MPa △H=-59.6mm P=16.0MPa △H=-136.9mm
※汽包实际水位高度（ H ）
汽包水位愈高，示值偏差绝对值愈大；反之愈小。联通管水位计误差分析（2）. 双色水位计比差压水位计显示锅炉两侧偏差值小的原理分析（2）. 双色水位计比差压水位计显示锅炉两侧偏差值小的原理分析 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。
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±100mm，就地水位表显示值仅变化±50mm。
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)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±100mm，就地水位表显示值仅变化±50mm。
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。null8.5 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。
null目前常用锅炉汽包水位的校验参考基准
（1）结垢水迹线法
（2）零位附近放汽(水)化验法
null 实际水位长期稳定运行，汽水混合层在汽包内壁上形成高度为100～200mm水迹带，水迹中心线可近似代表实际水位运行线。这是目前确定实际运行水位的最可信依据。（1）结垢水迹线法null（1）结垢水迹线法null
为了校验就地水位表并校核差压水位计，以便确定额定压力下的真实水位。建议做锅筒真实水位试验:（2）零位附近放汽(水)化验法null所谓锅筒真实水位试验，就是用锅炉厂配置的汽包内“多点液面取样器”，取样检测化验汽水混合层厚度上各点取样水的电导值，寻找电导变化最大的两点区间，确定汽水界面—实际水位所在区间。null当偏差超过30mm 时应尽快找出原因汽包水位偏差原因分析：☆ 汽包水位测量系统问题造成 主要原因之一
---原汽包水位测量技术存在很大的测量误差
---水位计取样造成
---水位计安装错误造成
☆ 燃烧偏差造成汽包两端实际水位偏差很大
☆ 锅炉结构造成汽包两端实际水位偏差很大
☆ 锅炉汽包两端安装水平偏差大某600MW机组锅炉汽包两侧水位随机组负荷的变化曲线某600MW机组锅炉汽包两侧水位随机组负荷的变化曲线null 1.锅炉构造引起汽包两侧偏差大的原因 (1)山东某电厂300MW 机组6号锅炉，1997年12月18日0时20分 机组满负荷运行，锅筒两侧的差压式水位计分别指示为-220 mm和+75 mm，在增加给水的过程中，一侧水位达到-65 mm时，另一侧已超过+300 mm，锅筒水位高保护动作，锅炉MFT。
(2)山东另外一电厂350 MW机组1号锅炉，1999年8月19日14时14分，机组325 MW 负荷运行，锅筒南侧三个差压式水位计指示为-5mm左右，北侧两个差压式水位计指示达到200mm以上。锅筒水位高+203mm，保护动作，锅炉MFT。
其锅筒两侧水位偏差有以下特点：
(1)锅筒两侧显示的水位偏差随机组负荷的增加而增大；
(2)机组从满负荷跳闸后，锅筒两侧的水位偏差立即消失。null 山东某电厂350MW汽包炉为西班牙进口锅炉，给水从汽包一端进入，造成汽包水位两端实际水位偏差171mm左右。 锅炉结构造成汽包两端实际水位偏差null 山东某电厂对汽包两侧水位偏差的治理方法(1)对汽包水位的水侧传压管进行如下改造：
将伸入汽包内的水侧传压管加长，使之跨越整个汽包长度，传压管上分布十个小孔，用于均衡汽包长度方向上液体的静压力，从而可以减轻汽包两侧的水位偏差，从其功能上讲，这种传压管可称为均压管。
(2) 汽包单侧进水，由于设计上的欠合理，分配孔的布置不能保证给水沿汽包长度方向均匀分流，从而导致汽包两侧水温和沸腾状态的差异，这是引起两侧水位偏差的原因之一，为此，通过改进配水管的设计,对分配孔进行重新配置，达到均衡两侧流量分配的目的，使两侧的水位问题有进一步的改观。考虑现场施工的工作量，汽包配水管的改造采用封堵的方法，即封堵部分不合理的配水孔，改造后的配水管的分配特性应该好于原设计。
null 山东某电厂的改造效果 （摘自某核心期刊）null案例分析：
2004年2月19日，山东某电厂#2机组D磨润滑油泵跳闸，造成D磨跳闸，汽包水位高保护动作，机组跳闸
【事件经过】#2机组负荷350MW，A、C、D三台磨运行，总煤量149t/h，总风量357kg/s，主汽压16.6MPa，汽包水位-4.7mm，机组协调方式；2月19日11时16分55秒因2D磨润滑油泵跳闸，造成D磨跳闸，机组RB，煤量自动减至104t/h，11时21分53秒，汽包水位调节测点值20 HAD10FL901至138mm时，北侧汽包水位保护测点(20 HAD10FL012Y XQ01、20 HAD10FL013YXQ01)分别高至220mm/203mm，造成汽包水位保护动作（汽包高水位保护定值203mm），锅炉MFT。
【暴露问题】
① 2D磨煤机跳闸，造成锅炉工况波动。② 汽包水位两侧偏差大。③ 运行人员监视、调整不力。
【防范措施】① 缩小同侧汽包水位的测量值与就地水位计之间的差值。② 在同侧汽包水位平均值加装报警。③ 对汽包水位取样管进行内部检查。④ 减小汽包实际两侧水位偏差。⑤ 运行人员要针对本次事故情况，进行学习讨论，在主要辅机跳闸的情况下的事故处理，防止事故扩大。null 广东某发电厂440t/h汽包炉，给水也从汽包一端进入，造成汽包水位两端实际水位偏差50mm左右。锅炉结构造成汽包两端实际水位偏差null2.宁海#2锅炉汽包偏差试验情况介绍
2007年 11月13日，宁海发电公司、国华技术中心和上海发电设备成套设计研究院锅炉所、一起在宁海#2锅炉上进行了燃烧器摆角位置对汽包两侧水位偏差的影响试验。
该试验证明了燃烧器摆角的位置对汽包两侧水位偏差数值有明显的影响。
11月14日，进行了改变炉水循环泵的运行数量（由3台改为2台运行）和组合方式（A、C泵运行；A、B泵运行；B、C泵运行）对汽包两侧水位偏差的影响试验。
该试验证明了A、B泵运行；B、C泵运行的组合会加大汽包两侧水位的偏差数值。
当#3摆角指令从50%到30%时，汽包两侧水位偏差明显减小。当#3摆角指令从50%到30%时，汽包两侧水位偏差明显减小。当#4摆角指令从30%到80%时，汽包两侧水位偏差明显减小甚至消失。当#4摆角指令从30%到80%时，汽包两侧水位偏差明显减小甚至消失。停B炉水循环泵后，汽包两侧水位偏差情况与三台炉水循环泵运行时基本相同。。 B侧高、A侧低，最大偏差为28mm停B炉水循环泵后，汽包两侧水位偏差情况与三台炉水循环泵运行时基本相同。。 B侧高、A侧低，最大偏差为28mm停A炉水循环泵后，汽包两侧水位偏差趋势相反，A侧高、B侧低，最大偏差为93.8mm。停A炉水循环泵后，汽包两侧水位偏差趋势相反，A侧高、B侧低，最大偏差为93.8mm。停C炉水循环泵后，汽包两侧水位偏差加大，B侧高、A侧低，最大偏差为116mm。停C炉水循环泵后，汽包两侧水位偏差加大，B侧高、A侧低，最大偏差为116mm。null 3.燃烧不平衡引起汽包两侧偏差大炉内热负荷分布不均造成炉膛内受热面的吸热偏差导致锅筒内局部区域产汽率和锅水温度的不同，从而会导致汽包内两侧水位的实际偏差。 null 案例分析：山西某电厂#8机组（600MW）锅炉采用了新型汽包水位计进行改造后，汽包左右侧仍存在偏差，最大值为150 mm ，汽包水位的左右偏差直接威胁着锅炉的安全运行。在高负荷下，汽包水位容易形成明显的左右偏差，低负荷下随着磨煤机组合的变化也有所体现。分析其原因，是严重的左右燃料偏差及氧量分布不均所引起的锅炉左右燃烧偏差导致了汽包水位偏差的产生。
通过燃烧调整，使左侧汽包水位（27）从-200mm上升至-35mm，右侧汽包水位（19）从-50mm降至-75mm，左右侧汽包水位偏差从150（左低右高）降至40（左高右低）。从下图也能够看出汽包水位的这种变化趋势。 null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由于燃烧、给水系统、安装工艺等原因造成的偏差。为了满足各水位计之间“偏差不超过30mm”的要求，采用仪表修正来达到消除30mm偏差的目的是普遍存在的现象，这样掩盖了实际由于测量系统误差以及因燃烧、给水系统、安装工艺等原因造成的偏差问题，留下了严重的事故隐患。
null8.6 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、测试及试运专项报告，列入验收主要项目之一。
null8.7 当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
气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载
、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。
null8.8锅炉高、低水位保护
8.8.1 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(不宜超过8h)恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期(8h以内)恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。null
8.8.2 锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。
null
(1)冷态上水调试
冷态上水调试的目的是检验机械安装尺寸和进行水位实际保护传动试验。
首先，利用锅炉打水压前，汽包上水过程中给各平衡容器注水，并打开各水位计一次门和排污门进行排污，排污完毕后，关闭排污门投入各水位计。
手动控制汽包水位，缓慢升降水位，以电接点通断瞬间为准，读取各水位计的示值，其偏差应在10 mm以内，否则应查找原因给予消除。
在升降水位的同时做实际水位保护传动试验。在做实际水位保护试验前应先完成各种逻辑关系试验。null(2)热态水位升降调试
汽包上水调试完成后，应进行热态水位升降调试。热态水位升降调试的目的是检验各水位计在锅炉正常热态运行时的偏差应满足要求。
锅炉点火前上水时，给平衡容器注水，锅炉点火升压带负荷的过程中应特别注意各水位计的显示变化情况，出现偏差应及时分析、查找原因，给予消除。，若有必要在锅炉升压到1MPa左右时，对各水位计进行排污。热态水位升降调试在额定汽包压力情况下进行。
机组负荷达到80%以上时解除水位自动，手动控制汽包水位，缓慢升降水位，以电接点通断瞬间为准，读取各水位计的示值，其偏差应在30mm以内，否则应查找原因给予消除。
水位控制升降幅度应控制在水位的高、低极值（±Ⅲ值）以内，其范围应尽可能的大，一般可在+200～-200mm范围内进行。null8.8.3 在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计(变送器)中水位差值的影响。
8.8.4 锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。
8.8.5汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，汽包压力达到0.5MPa，汽包水位信号正常后，汽包水位保护必须投入。
null汽包水位保护目前存在问题及注意事项
目前，锅炉汽包水位保护存在的主要问题如下。
1)锅炉汽包无水位保护运行问题仍比较突出，原因可能是多方面的，但主要是重视不够。
2)锅炉汽包低水位保护无根据的设置延时，如有的机组为适应RunBack工况的需要，竟将低水位保护延时设为60s，给机组安全运行留下了严重的隐患。
3)锅炉汽包水位保护的信号来源比较乱，有的来自电极式水位表，有的来自
差压式水位表，有的来自电极式水位表和差压式水位表等的逻辑比较的结果。
因此，为了保证锅炉的安全运行，在此明确规定锅炉无水位保护严禁投入启动、运行。锅炉汽包高、低水位保护的设置、整定值和延时值随炉型和汽包内部设备不同而异，具体规定应由锅炉制造厂负责确定，各单位不得自行确定。尤其是低水位保护的延时值应按锅炉断水而出力为额定的蒸发量、锅炉汽包水位在低保护跳闸值工况进行核算。
null 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，具体数值应由锅炉制造厂负责确定。《规定(试行)》5．3锅炉汽包水位保护的设置、整定值和延时值随炉型和汽包内部部件不同而异，具体数值由锅炉制造厂负责确定，各单位不得自行确定。附：哈锅设计的锅筒水位推荐值汇总 （仅供参考）null8.9
对于控制循环汽包锅炉，炉水循环泵差压保护采取二取二方式时。当有一点故障退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期恢复(不宜超过8h)。当二点故障超过4h时，应立即停止该炉水循环泵的运行。null8.10 当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。null8.11 高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠。当因某种原因需退出高压加热器保护装置时，应制定措施，经总工程师批准，并限期恢复。null案例分析（1/2）：
某电厂四号机组汽包水位低保护动作，机组跳闸
【事件经过】2005年10月28日19:55，#4机组在升负荷过程中，因#1高加水位大幅度波动，高加解列。#3高加入口三通阀未动作，导致锅炉断水，汽包水位由0降至-366mm，汽包水位低保护动作，炉MFT动作。
原因分析：由于高加解列要将给水切至高加水侧旁路运行，即关#3高加入口三通阀及#1高加出口电动门。#1高加出口电动门关闭正常，#3高加入口三通阀因门卡涩导致电动头过力矩未动作，导致给水中断，汽包水位低至-360mm,炉MFT动作，机组跳闸。
【暴露问题】① 高加水位调节及保护逻辑不合理。② 三通阀装配质量不良。
【防范措施】① 组织专家及本厂技术人员对高加水位调整和保护逻辑进行讨论并修改。② 定期对各机组#3高加入口三通阀进行手动活动试验，以消除卡涩现象。null案例分析（2/2） ：
某电厂—660MW机组因高加水位高保护动作触发MFT机组跳闸
【事件经过】2002年10月15日22时30分，因#1机A5至除氧器抽汽电动门法兰漏汽和A7高加水位计泄漏，向调度申请低谷消缺，对除氧器进行消压处理，将A3、A4低加汽侧解列，A6、A7切为旁路。23时32分，A6、A7高加水位稳定在正常值，运行值班员将A6、A7高加水侧倒为正常运行方式。23时33分，A6高加水位先下降后迅速升至785mm，保护动作，将A6、A7高加切为旁路运行，同时造成运行的两台汽泵掉闸，备用电泵禁起，触发锅炉MFT动作，机组掉闸。
原因：高加停运过程中，在关闭抽汽电动门后，由于汽源中断和给水的冷却，高加汽侧压力将迅速下降；由于本次除氧器消缺，除氧器水温下降幅度较大，达74℃左右，因此对高加汽侧压力下降的作用得以进一步加强，使得高加汽侧压力迅速降至相应饱和压力之下，高加疏水产生闪蒸膨胀，形成虚假高水位，达到保护动作值，引发给水泵跳闸，MFT动作，机组解列。
【暴露问题】高加水位保护未能躲过虚假水位值。
【防范措施】① 机组运行中停运高、低加前，将相应的高、低加水位保护跳给水泵或凝结水泵条件及解列高、低加的条件强制解除，以躲过水位波动避免引发保护动作，在高、低加停运正常后再将相应保护投入；② 在运行中遇到同时停运高、低加的情况时，可先行将高加停运，然后再停运低加，以减少因水温降低对高加停运带来水位波动的影响；③ 由专业人员针对设备现状和事故教训，讨论制定相应的组织技术措施。null8.12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 。null8.13 建立锅炉汽包水位测量、控制和保护系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期分析，找出原因及处理对策，并实施消缺。 null8.14 运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，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。 null案例分析（1/2） ：
某电厂＃2机因机组工况不稳定，省调通过AGC减负荷时，汽包水位低机组跳闸。
【事件经过】2003年7月30日21时30分，#2机组负荷350MW(满负荷)，机组在AGC运行方式。锅炉风量控制系统波动，总风量超限（大于1250t/h），锅炉风量控制跳“手动”，造成机组控制方式由“协调”跳“手动”，经调整后逐级投炉风量自动、机组协调控制，于21时38分投AGC运行方式。此时省调AGC方式减负荷，因机组工况未完全稳定，减负荷指令发出后机组燃料量突增，运行调整不及，21时40分，因锅炉汽包压力高（达200kg/cm2）给水压头不足而造成汽包低水位跳机组。经认真分析并确认跳闸原因后机组重新启动，于7月30日23时44分，#2机组并网。
【暴露问题】① 协调控制系统抗干扰能力不强。② 运行人员处理异常工况后投用AGC时考虑欠周全。
【防范措施】① 对协调控制系统的调整参数进行优化整定，提高协调系统抗干扰能力。② 提高运行人员对异常工况的分析处理能力，增强处理事故的果断性。null案例分析（2/2） ：
某电厂一号机组在进行锅炉汽包水位优化调整时，给水调节系统参数整定不当，汽包水位高跳闸。
【事件经过】2005年3月25日事发前A、C、D三台磨组，机组负荷338MW，协调方式，给水主控在自动。13:40值长签发“#1机组给水调节系统优化整定”试验申请单，14:00，试验开始，在蒸汽流量平稳的情况下，给水流量调节出现了波动。第一波过后，运行人员发现水位调节不正常，要求恢复原调节参数。热控试验人员要求再观察一下。第二波出现时，给水调节呈现渐扩振荡，汽包水位迅速上升，值长果断下令改手动调节给水，但给水主控改手动后，操作“OUT”键无效，（经查为A、B小机主控站任一个输出达100%时，给水主控即被强制跟踪）。此时再将A/B给水泵主控改手动调节，同时打闸C磨组，汽包水位已达跳闸值，14:05因汽包水位高而跳机。在热控人员恢复原调节参数后，机组开始恢复，16:20发电机自动准同期并网。
【暴露问题】① 热控人员进行给水调节系统优化调整时，参数设置不当。② 给水主控不能手动操作，无法手动干预。
【防范措施】① 修改给水主控站强制跟踪逻辑。② 调试时机组负荷控制在260MW以下，每次参数调整量不能太大，调整后应观察调节品质，必要时采用适量的扰动试验进行效果评估。null8.15 在控制室，除借助DCS监视汽包水位外，至少还应设置一套独立于DCS且配备独立电源的汽包水位后备显示仪表(或装置)。200MW以上机组要求必须配置水位电视。说明：在控制室至少配置一套独立于DCS及其电源的汽包水位后备显示仪表(或装置)，这样当DCS失电时，可安全停机或短时稳定负荷下运行时，运行人员仍然可以监视汽包水位变化，以便采取必要的紧急措施。特别要注意其电源也应与DCS电源分开。null8.16 锅炉配置的水位测量装置宜选用先进可靠的、能消除汽包压力影响、全程准确测量水位的产品。 null8.17应精心调整汽包水位控制系统，并定期进行必要的扰动试验，确保RB 工况等大负荷扰动时，不会引起水位越限（或流量低）保护动作。 null某发电公司机组试运期间给水泵RB的动作情况
00:25:43 汽包水位降低到了-173mm，电泵指令开始手动增加，00:28:09汽包水位值到达-265.5mm（保护动作值为-250mm），电泵指令增加到了86.66%。给水泵RB试验非正常手段之一：退出水位保护、试验过程中人为干预
为了保证给水泵RB试验的成功率，试验时往往采取一些“技巧”来保证试验的顺利完成。
一、本周情况通报一、本周情况通报电泵指令，一直在手动干预。汽包水位已经到了MFT低水位动作值，因为试验前该保护退出，所以未动作。null
在给水泵RB开始前，将汽包水位提高到+100mm或者+150mm保持高水位运行，RB试验结束后，根据汽包水位的最低值来“估算”水位是否达到保护动作值。给水泵RB试验非正常手段之二：试验前提高汽包水位。
null
为了保证RB试验的成功率，RB试验时只将出力小的辅机停运，保留最大出力的辅机也是经常使用的一个方法。试验虽然成功了，但是正常运行中如果不幸只剩下出力小的辅机运行，停机将是不可避免的。RB试验非正常手段之三：只进行保留最大出力辅机的RB试验。
就本文研究对象而言，锅炉厂规定运行炉水泵进出口差压均小于92KPa时，延时2秒，触发MFT(主燃料跳闸)保护动作。由于测点的误差和设备差异的原因，各台炉水泵的差压测量值在DCS上的显示略有不同，当进行炉水泵RB试验时，运行炉水泵的差压值很容易接近或达到锅炉MFT保护动作值，因此，在进行炉水泵RB试验时，建议保留DCS上差压值显示比较高的那一台运行。（摘自某期刊
论文
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）null8.18 由设备制造厂确定的汽包水位保护定值（含动作延时时间），使用单位不能随意更改。 依据DRZ/T 01-2004《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》第5.5项增加(随意放宽水位保护值范围的现象比较普遍，这在一定程度上等同于取消了保护）。null三、在超临界直流炉上的拓展应用null配锅炉水循环泵的超临界机组nullnull4.
浙公网安备 33021202002483