《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》八、防止鍋爐汽包滿水和缺水事故《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》

這次國華電力公司在原國家電力公司頒發的《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》的基礎上，組織西安熱工院專家，結合國華公司的實際情況及各電廠近年來生產運行中集中出現和暴露的重大安全性問題，修編制定適合國華公司的25項反措重點要求。于近期正式出臺。這本新的《防止電力生產事故重點要求》具有更強的可操作性和實際工作的指導意義，修編后的25項反措更加適應國華電力的生產實際、具有更好的可操作性和技術先進性。一、前言二、《防止鍋爐汽包滿水和缺水事故》條文解讀三、在超臨界直流爐上的拓展應用四、寧海汽包水位偏差治理效果五、《防止鍋爐汽包滿水和缺水事故》練習題

一、前言2000年9月28日原國家電力公司在原能源部《防止電力生產重大事故的二十項重點要求》（簡稱二十項反措）的基礎上，制訂了《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》(以下簡稱《二十五項反措》)，并以國電發[2000]589號文予以頒發，《二十五項反措》增加了防止鍋爐滿水和缺水等事故的重點要求。2001年12月20日，又以國電發（2001）95號文件下發了“關于印發《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>》的通知”(以下簡稱《規定(試行)》)，兩個文件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。2004年10月20日隨著汽包水位測量技術的發展，“電力行業熱工自動化標準化技術委員會”頒布了《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》）。“國華電力600MW亞臨界鍋爐汽包水位偏差”作為國華公司管控的重大隱患治理項目于2007-2009三年的時間進行攻關治理。在此期間與編寫上述標準和規程的專家進行了充分的溝通與研討，并做了大量的試驗研究，對汽包水位偏差治理有了更深的認識

。寧海汽包水位偏差治理取得了顯著的效果。汽包內部結構

鍋爐汽包滿水事故一般是指鍋爐水位嚴重高于汽包正常運行水位的上限值，使鍋爐蒸汽嚴重帶水，使蒸汽溫度急劇下降，蒸汽管道發生水沖擊。鍋爐汽包缺水事故是指鍋爐水位低于能夠維持鍋爐正常水循環的水位，蒸汽溫度急劇上升，水冷壁管得不到充分的冷卻，而發生過熱爆管。鍋爐汽包滿水和缺水事故嚴重威脅機組的安全運行，輕者造成機組非計劃停運，嚴重時可造成汽輪機和鍋爐設備的嚴重損壞。案例介紹一（鍋爐汽包缺水事故）秦皇島電廠發生引進型亞臨界1025t／h強制循環汽包鍋爐嚴重缺水重大事故：1997年12月16日，高壓加熱器滿水，高壓加熱器水位保護動作，自動退出解列。高壓加熱器水位保護動作后，由于高壓加熱器人口三通閥電動頭與閥芯傳動機構固定鍵脫落，旁路門未能聯動開啟(CFIT顯示旁路門開啟)，導致鍋爐斷水；汽包水位計由于環境溫度(溫度補償設計定值50℃，實際130℃)的影響造成了測量誤差，水位虛高108mm，使汽包低水位保護拒動；鍋爐A循環泵在測量系統故障的情況下，又未采取替代措施而失去了保護作用，由于采用三取三的保護邏輯，因而在水循環破壞的情況下，B、C循環泵差壓低跳泵，A泵只發差壓低報警而未能跳泵，導致MFT未動作；值班人員未能對水循環破壞、鍋爐斷水作出正確的判斷，并在發現主蒸汽溫度以平均45℃／min速率升高的情況下，也未能按規程的規定實施緊急停機，最終造成水冷壁大面積爆破的重大事故。案例介紹二

（鍋爐汽包滿水事故）新鄉電廠發生2號鍋爐滿水造成2號機組軸系斷裂事故：1990年1月25日3：20，在2號鍋爐滅火后，在恢復過程中，因給水調整門漏流量大(漏流量達120t／h)，運行人員未能有效控制汽包水位，導致汽包水位直線上升，汽溫急劇下降，造成汽輪機水沖擊。運行人員未能及時發現汽溫急劇下降，使低溫蒸汽較長時間進入汽輪機。低溫蒸汽進入汽輪機，造成汽缸等靜止部件在溫差應力作用下變形，轉軸彎曲，動靜部件發生徑向嚴重碰磨，軸系斷裂。案例介紹三（鍋爐汽包缺水事故）

：浙江某廠——#3爐DCS中的#3、＃23DPU故障造成鍋爐缺水爆管，#3機組停運。事故經過：2003年3月23日20時10分監盤人員發現#3鍋爐一些參數呈紫色（數值異常），各項操作均不能進行，同時爐側CRT畫面顯示各自動已處于解除狀態，調自檢畫面發現#3機#3DPU離線。20時15分左右熱工人員趕到現場，檢查發現#3DPU離線，#23DPU處于主控狀態，但#23DPU主控線的I/O點（汽包水位、主氣溫、主氣壓、給水壓力、主汽流量、減溫水流量等）為壞點，自動控制手操作失靈。（約21時08分）監盤人員發現汽包水位急劇下降，水位由-50mm降至-100mm，就地檢查發現旁邊給水調節門在關閉狀態，手動搖起三次均自動關閉，水位急劇下降，約21時09分#3爐正壓并伴有聲響，手動緊急停爐。DCS廠家判斷#3DPU故障前，#23DPU因硬件故障或通訊阻塞，已經同時I/O總線失去了通訊。故當#3DPU離線后，#23DPU也無法讀取I/O數據。結合27日上午#3DPU又一次出現離線情況，判定#3DPU主機卡故障。由于當時的制粉系統運行工況導致火焰中心偏左，鍋爐缺水引起左側水冷壁管爆破、受損。共更換水冷壁管43根共239米。從23日21時10分故障停機到29日20時30分投運報竣工，此次故障造成機組停運143小時。

綜合典型事故分析，水位表失靈和指示不正確、鍋爐水位保護拒動、給水系統故障、違反運行規程、誤判斷、誤操作等是造成鍋爐汽包滿水和缺水事故的主要原因，因此，應從汽包水位測量系統的配置、安裝和使用以及給水系統的維護等方面出發，制定相應的反事故技術措施。二、《防止鍋爐汽包滿水和缺水事故》條文解讀8 防止鍋爐汽包滿水和缺水事故

☆鍋爐汽包水位測量和保護的重要性<1>危害性

汽包水位過高導致蒸汽品質惡化，受熱面和葉片結鹽；蒸汽帶水，汽輪機水沖擊，葉片和軸系損壞。汽包水位過低會造成連續排污失效；爐內加藥進入蒸汽，蒸汽品質惡化；下降管帶汽，水循環惡化，爐管損壞。

8防止鍋爐汽包滿水和缺水事故☆

鍋爐汽包水位測量的重要性

<2>頻發性據電力系統發電鍋爐事故統計分析:82～85年滿、缺水事故72次，每年總有1～3臺鍋爐因缺水造成水冷壁大面積損壞。“突出原因是水位計失靈、指示不正確，引起誤判斷和誤操作，或水位保護拒動”；

86～89年滿、缺水事故121次，占鍋爐運行責任事故的11.2%。

90～97年發生兩起特大滿、缺水事故(90年1月新鄉電廠2號爐滿水造成汽輪機軸系斷裂；97年12月秦皇島熱電廠4號爐缺水造成水冷壁大面積損壞)。

02～06年我們收集到14個滿、缺水事故典型案例。<2>頻發性某發電廠MFT共動作79次，其中汽包水位23次，約占30%。2000年～2006年某發電廠（300MW)各種MFT次數一覽表序號MFT名稱2000年2001年次數2002年次數2003年2004年2005年2006年次數次數次數次數次數1汽包水位低MFT62012222汽包水位高MFT12011213失去燃料MFT23211004失去雙引風機MFT1200000

失去雙松風機MFT01000205失去火焰MFT23132006機跳爐MFT11520527發電機內冷水流量低MFT02000018總風量小于30%MFT01000009手動MFT003110110爐膛壓力MFT0001000

喪失一次風MFT0000011

一次風與爐膛差壓低MFT0000010合計

131711107138注：摘自《全國發電廠熱工自動化專業會議暨DCS/SIS技術研討會論文集》8.1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。

目前，國內鍋爐汽包水位表由于沒有配置標準，汽包配置水位表數量過多。由于各種水位表的測量原理、安裝位置、結構不同，它們之間的顯示值存在較大的偏差，容易給運行人員的汽包水位監視造成混亂，同時，鍋爐汽包開孔過多，也影響汽包的強度，不利于鍋爐的安全運行。國外的鍋爐汽包通常配置1—2套就地水位表和3套差壓式水位表，而鍋爐汽包水位的監視、自動控制、越限報警和跳閘保護完全依靠3套差壓式水位表來實現。目前我國部分成套引進的鍋爐，也按照上述原則配置，運行10年來，也未發生過由于鍋爐汽包水位表問題引起的事故。因此，要求新建鍋爐汽包可配置具有獨立測點的1—2套就地水位表和3套差壓式水位表。由于在役鍋爐汽包水位取樣孔的位置已經確定，而開口高度也不同，按新機標準的要求進行配置，實施起來比較困難。因此，可在不改變取樣孔的情況下進行相應的配置，但鍋爐汽包水位調節和水位保護的信號應采用有壓力、溫度補償的差壓式水位表的信號。

8.2汽包水位計的安裝。8.2.1取樣管應穿過汽包內壁隔層，管口應盡量避開汽包內水汽工況不穩定區(如安全閥排汽口、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。8.2.2汽包水位計水側取樣管孔位置應低于鍋爐汽包水位停爐保護動作值，一般應有足夠的裕量。說明：為了防止一旦測量系統產生誤差，汽包實際水位已經超出測孔位置，但表計示值仍未達到動作值，而造成保護拒動。汽包蒸汽導管上和下降管上取樣有很大的測量誤差（壓力損失），是不可取的。8.2.3水位計、水位平衡容器或變送器與汽包連接的取樣管，一般應至少有1：100的斜度，汽側取樣管應向上向汽包方向傾斜，水側取樣管應向下向汽包方向傾斜。說明：就地水位計、電極式水位計屬于連通器原理，取樣管的傾斜方向應遵循飽和汽冷凝成水后流入表計，表計內的水從水側取樣管順利流回汽包。差壓式水位計應遵循飽和汽進入平衡容器冷凝成水，多余的水沿汽側取樣管流回汽包內，使平衡容器內水柱高度維持恒定。取樣管傾斜度過小不利于排水，過大則使表計有效量程縮小，還會增加測量誤差。8.2.4新安裝的機組必須核實汽包水位取樣孔的位置、結構及水位計平衡容器安裝尺寸，均符合要求。8.2.5差壓式水位計嚴禁采用將汽水取樣管引到一個連通容器(平衡容器)，再在平衡容器中段引出差壓水位計的汽水側取樣的方法。

說明：由于其存在著較大的測量誤差，上海鍋爐廠生產的引進型鍋爐，若水位達到低水位跳閘值為-381mm時，其差壓已超過其差壓水位表量程860mm，所以低水位保護始終無法動作。為了保證鍋爐汽包的水位測量準確，水位表的安裝應滿足如下要求。

(1)水位表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。明確了“不宜采用加連通管的方法增加取樣點”因為采用加連通管的方法增加取樣點的方法在其它水位計發生泄漏等故障時會明顯的影響到相聯水位計的測量，使汽包水位保護誤動。

違背取樣獨立原則案例(2)水位表安裝時，均應以汽包同一端的幾何中心線為基準線，必須采用水準儀精確確定各水位表的安裝位置，不應以鍋爐平臺等物作為參照標準。(3)水位表汽水側取樣閥門安裝時應使閥桿處于水平位置，以避免在閥門內形成水塞。為了緩沖汽包水位快速波動對測量的影響，可以在水位表側汽水取樣管間加裝連通管。安裝水位測量裝置取樣閥門時，應使閥門和閥桿處于水平位置。說明：若閥門閥桿處于垂直位置，閥門是低進高出將在閥門內形成一個“U”型彎曲而導致汽塞或水阻，影響測量穩定性和準確性。閥門門桿是否水平放置對差壓式水位計的影響最顯著。

右側單室平衡容器表面溫度比左側低，取樣管出現了一個凹字彎，導致測量偏差大，主要原因是取樣管出現誤差大，無法使用。凹下彎曲，再則平衡容器前取樣管通流不夠、且管路過長。(4)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。安裝汽水側取樣管時，應保證管道的傾斜度不小于100：1，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(見圖1)。汽水側取樣管、取樣閥門和連通管均應良好保溫。(5)差壓水位表的安裝1)差壓水位表的平衡容器應為單室平衡容器，即直徑約100mm的球體或球頭圓柱體(容積為300—800ml)容器前汽水取樣管應有連通管。

2)安裝取樣管時應保證管道的傾斜度不小于100：1。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。云母水位計和電接點水位計正確的傾斜方向差壓水位計取樣管傾斜方向反了取樣管傾斜方向安裝反了，水位計無法正常運行(5)差壓水位表的安裝3)禁止在連通管中段取樣作為差壓水位表的汽水取樣管(見圖3)。由于其存在著較大的測量誤差，上海鍋爐廠生產的引進型鍋爐，若水位達到低水位跳閘值為-381mm時，其差壓已超過其差壓水位表量程860mm，所以低水位保護始終無法動作。4)差壓水位表汽水取樣管、取樣閥門和連通管均應保溫。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。。差壓水位計從聯通管中段引出的錯誤示例圖

從圖6-7所示，兩個單室平衡容器參比水柱均作了保溫處理，增大了測量誤差，再則其傾斜角度過大，當高水位時會形成"水封"，增大水位測量誤差。對于圖6-7b，當水位上升時，汽包水位淹沒汽側取樣口，(取樣口過低約100mm左右)，在水位不變的情況下，會造成汽包水位從100mm左右飛升至滿量程(300mm)，存在著高水位保護誤動的隱患。變送器的安裝變送器安裝不當導致滯留汽泡變送器安裝的正確圖片閥門安裝由于汽包水位測量系統使用的閥門多為高壓截止閥，其閥門結構特點是低進高出，閥門進、出水口不在同一個水平面上，為防止儀表取樣發生“汽塞”或“水塞”，所以在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，且應良好保溫。8.3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。汽包水位信號應采用三選中值的方式進行優選。8.3.1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。

8.3.2汽包水位測量系統，應采取正確的保溫、伴熱及防凍措施，以保證汽包水位測量系統的正常運行及正確性。

案例分析(1/3)：1、江蘇某電廠—#1機組給水流量變送器結凍，人工調節過程中汽包水位高保護跳機【事件經過】2001年1月15日，#1機組負荷180MW，A、D磨組運行，A、B汽動給水泵并列供水，給水自動調節方式，運行正常。4時52分BTG盤“給水主控跳手動”報警，同時發現給水流量指示不正常地下降直到零，汽包水位發生較大波動，經值班員手動調整，汽包水位基本穩定。因當時室外氣溫達零下7度，判斷可能是給水流量變送器結凍，即聯系檢修多方采取措施力圖恢復給水流量測量。在此過程中，由于沒有給水流量作參考，手動調節汽包水位比較困難，6時10分終因汽包水位波動大，高水位跳機。【暴露問題】①落實防寒防凍措施不力，防寒防凍檢查不到位；②伴熱系統改造后，保溫材料及保溫層厚度選擇不當，達不到防凍要求；③人員缺乏特殊情況下的汽包水位調整經驗。【防范措施】①把防寒防凍責任落實到人，加強設備維護。對四臺鍋爐的蒸汽伴熱系統保溫進行全面檢查，將重點部位的保溫材料更換為性能好的并加厚；②加強技術管理，對設備的更新改造等項目必須按規定嚴格審查把關；③加強人員對異常工況下汽包水位調整培訓，提高操作水平。案例分析(2/3)：2、湖北某電廠—#4機組汽包水位低跳閘【事件經過】2002年12月31日14時，機組負荷280MW，運行人員發現汽包壓力A、B兩點顯示到零，僅只有C點較穩定地顯示15.9MPa，與當時機組運行工況相應，水位顯示情況：A接近60mm、B接近0、C點顯示－310mm（屬壞點，正在由熱控人員進行處理），運行人員當即聯系熱控人員處理汽包壓力顯示缺陷。14時28分，當運行人員應熱控要求將汽包水位主站置手動，將汽包壓力切至C點后，汽包水位迅速升至約200mm，事故放水門動作正常，關閉事故放水門后，A、B兩臺給水泵轉速甩至3000rpm，立即手動強操至4500/4300rpm時，鍋爐MFT動作，機組跳閘。【暴露問題】事故后檢查發現，汽包壓力變送器顯示異常故障：A系壓力變送器本身故障、B系取樣管凍結。汽包水位的實際控制邏輯與圖紙標注控制邏輯不一致。【防范措施】①組織全廠范圍的防凍檢查，對檢查出的問題及時進行整改。②對#3、4爐汽包水位測量管路重新進行了保溫和敷設伴熱帶。③對汽包水位的控制邏輯進行了臨時修改。案例分析(3/3)：3、湖北某電廠—#4機組汽包水位取樣管路再次受凍結冰，機組跳閘【事件經過】1月5日1時36分#4機負荷188MW，AB給水泵轉速突降至3000rpm，緊急加給水泵轉速，手動啟動電泵，仍無法維持汽包水位；于1時38分#4機組跳閘，首顯“汽包水位低”。經檢查系A、C點水位測量信號因取樣管路結冰而故障，造成三個平衡容器水位計，一個跳變，兩個無指示，從而引起給水自動在主站上跳到手動，而且輸出給水控制指令始終跟蹤零指令，因此運行人員無法干預，導致汽包水位低低MFT動作。【暴露問題】①受長年生活習慣的影響，電廠對設備防凍的重要性認識不足。防凍措施沒有落到實處。對2002年12月31日#4機組受凍跳機事件分析不認真，沒有及時制定切實的事故防范措施，造成同類事件的重復發生。差壓式水位計的原理及誤差原因分析差壓式鍋爐汽包水位計測量原理差壓式水位計是通過把水位高度的變化轉換成差壓的變化來測量水位的，因此，其測量儀表就是差壓計。差壓式水位計準確測量汽包水位的關鍵是水位與差壓之間的準確轉換，這種轉換是通過平衡容器形成參比水柱來實現的。目前，國內外最常用的是通過單室平衡容器下的參比水柱形成差壓來測量汽包水位，如圖3-2所示。

△P＝P+-P-＝L(ρa－ρs)g-H(ρw－ρs)g…(3-3)

或改寫成式（3-4）中：△P:正負取樣管之間的差壓值；ρa：平衡罐參比端水的密度；ρs：汽包內飽和汽的密度；ρw：汽包內飽和水的密度；L:平衡罐上下取樣管之間的距離。

（1）參比水柱平均溫度變化造成的測量誤差根據某電廠(1024t/h亞臨界鍋爐)條件下的計算，結果如表3-1。

從表3-1可知，如果參比水柱的設定溫度為40℃，當其達到80℃時，測量附加正誤差33.2mm，當參比水柱溫度達到130℃，測量附加誤差高達108mm。

2.差壓式鍋爐汽包水位計測量誤差產生的主要原因冷凝罐向下的溫度場呈現非線性的分布。例如：在臺山公司#1鍋爐于2007年3月測得的從差壓水位計從冷凝罐到引壓管并列處每隔10厘米處的溫度分布情況見下表：此溫度分布受汽包內參數和冷凝罐外環境溫度的影響，使參比側的水密度總是處于一種變化的狀態，因此其測量誤差也不是恒定的。測點序號1234567891011121314溫度(℃)300270824941353536343335353333表

.臺山#1鍋爐冷凝罐至引壓管并列處的溫度分布情況圖.臺山#1鍋爐冷凝罐至引壓管并列處的溫度分布情況為了有效消除差壓水位計參比端溫度變化的影響，應確保平衡容器至差壓儀表的正、負壓管應水平引出≥400mm后再向下并列敷設。（見DL/T5190.5-2004《電力建設施工及驗收技術規范第5部分:熱工自動化》中的4.5.9）秦皇島#4爐汽包取樣表管改造后的效果（2）DCS的汽包水位專用補償模塊的算法不準確對汽包水位補償造成的影響2007年4月，對某種DCS的汽包水位的補償方法進行了測試：發現DCS的水位補償專用模塊有問題。測試數據如下：對某種DCS汽包水位專用補償模塊的測試結果△P(mmH2O)P0(MPa)參比端溫度（°C）水位補償模塊后的輸出值（mm）理論計算出的正確值（mm）與正確值的偏差（mm）400160-1419-3350-11-20985-10-6858100-9-8879170-927-3650-5-151085-4-6662100-3-8885180-436-40500-88852-64661003-87903001685-212-281691785-220-293731885-233-31077500168519214547178521216250188523718255案例分析：某DCS系統汽包水位補償模塊內部設計缺陷，導致鍋爐MFT,機組跳閘。【事件過程】2010年1月13日6時43分39秒，某發電廠#1機組負荷217MW，DCS系統汽包水位1、2、3、4分別在+20mm左右運行穩定，6時43分43秒，四個汽包水位突然同時降至-300mm，導致MFT動作，鍋爐停運。首出故障信號為“汽包水位低三值”。6時46分再熱蒸汽溫度下降50度，汽輪機跳閘，發電機解列。【事件原因】#1機組汽包水位模擬量信號，采用常規單室平衡容器測量方式，DCS歷史趨勢曲線見下圖。案例分析：從歷史趨勢曲線上看，事件前汽包水位變送器輸出量沒有發生跳變，由于變送器零偏汽包壓力測點1與其它2個測點的偏差增大，當偏差大于1MPa后汽包壓力三取平均模塊發報警信號，進入下一級，即四個汽包水位補償計算模塊，汽包水位補償計算模塊接到該信號后超馳四個模塊輸出，同時達到下限-300MM，最終使鍋爐主保護動作。經上述分析，認為本次事件，是由于水位補償模塊、三取平均模塊輸出故障造成，但模塊內部設計缺陷是事故發生的直接原因。（3）汽包內水欠飽和的影響人們在研究汽包水位計時，均認為汽包里的水為飽和水，而實際上許多工況下汽包里的水為欠飽和水。（4）因為安裝或者沉降導致尺寸不準確。鍋爐投入運行后，隨著時間的推移，會受到各種因素的影響，如鍋爐支架的不平衡下沉等，使得汽包的水平度變差，也就是汽包兩側中心線的高度差變大。如果從汽包中心線的位置來看，汽包內的水面就會是個斜面。（5）因為取樣管溫度變化導致的測量誤差。正負壓傳輸豎直管路較長，兩管有溫差便有附加差壓△P2，導致測量值飄移。例如，豎直管路10m，正壓管30℃、負壓管20℃，在壓力15.5Mpa時附加差壓340Pa，相當于測量值升高75mm。很多老電廠的傳輸管路長達幾十米，附加差壓問題更嚴重。不少電廠為減小△P2而上移變送器。但是離平衡容器過近，儀表反應過于靈敏，不利于提高自動調節品質，熱水易竄入變送器。伴熱腔的伴熱投、停，或腔中其它管路排污，電熱帶燒壞或電源消失，傳輸管中的水凍冰，等因素都會形成很大附加差壓，導致測量值大幅度“飄移”使儀表失效。傳輸管路中滯留有空氣，風向改變，所產生附加差壓也會使測量值發生明顯“飄移”。8.4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8—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8.1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—17.6517.66-18.3918.40-19.60△h（mm）-76-102-150聯通管式鍋爐汽包水位計的原理及誤差的計算云母雙色水位計、電接點水位是聯通管式水位計，聯通管式水位計利用水位計中的水柱與汽包中的水柱在聯通管處有相等的靜壓力，從而可用水位計中的水柱高度間接反映汽包中的水位。聯通管式水位計的顯示水柱高度Hˊ可按下式計算：式（3-2）中：H:汽包內真實水位；H’:聯通管式水位計測得的水位；△H:聯通管式水位計測得的水位和汽包內真實水位之間的差壓值；ρa：聯通管式水位計內水的密度；ρs：汽包內飽和汽的密度；ρw：汽包內飽和水的密度。由公式（3-2）可以看出：聯通管水位計示值偏差ΔH與下列因素有關：※水位計內水的溫度（ρa）此溫度與表體結構、環境溫度、風向等因素因素的不確定性由于水位計管內的水柱溫度總是低于汽包內水的溫度，ρa

總是大于ρw

，因此水位計中的顯示值總是低于汽包內實際水位高度。※汽包工作壓力（ρwρS

）

壓力愈高，測量誤差愈大；反之愈小例如：汽包水位運行在正常水位H0=300mm時，每升高1MPa，平均示值偏差為-6.5mm左右。

P=4.0MPa△H=-59.6mmP=16.0MPa△H=-136.9mm

※汽包實際水位高度（H）汽包水位愈高，示值偏差絕對值愈大；反之愈小。聯通管水位計誤差分析（2）.雙色水位計比差壓水位計顯示鍋爐兩側偏差值小的原理分析

1)就地水位表顯示的水位始終低于鍋爐汽包的實際水位。

就地水位表是按照連通管原理測量水位，在液體密度相同的條件下，連通管各支管的液位處于同一高度。但是就地水位表因受外界環境的影響，就地水位表內水的平均溫度低于汽包內水的飽和溫度，使就地水位表內水的密度比汽包中水的密度高，從而造成水位表水位低于汽包的實際水位，并且隨著鍋爐壓力的升高，就地水位表指示值愈低于汽包真實水位。表8-1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。對于亞臨界鍋爐，在額定汽壓下，就地水位表的正常水位比汽包內的正常水位要低150mm。

2)在額定汽壓下，當汽包水位偏離零水位時，就地水位表顯示的水位變化值較汽包中的水位實際變化值要小。

鍋爐汽包水位升高時，水位表中水的散熱面增加，水位表中水的溫度將進一步降低，水位表中水的密度進一步加大，造成水位表顯示的水位升高變化值小于汽包中水位的實際變化值；當汽包水位降低時，水位表中水的散熱面減少，水位表中水的溫度相對升高，水位表中水的密度相對降低，也造成水位表顯示的水位降低變化值要比汽包中水位的實際水位變化值小。當汽包壓力為19MPa時，如汽包水位變化±100mm，就地水位表顯示值僅變化±50mm。

就地水位表的誤差為非定值，在不同工況下，其誤差的變化有很大的差異。

因此，就地水位表全程指示最為準確的觀點必須改變。8.5

按規程要求對汽包水位計進行零位校驗。當各水位計偏差大于30mm時，應立即匯報，并查明原因予以消除。當不能保證兩種類型水位計正常運行時，必須停爐處理。目前常用鍋爐汽包水位的校驗參考基準（1）結垢水跡線法（2）零位附近放汽(水)化驗法（1）結垢水跡線法

實際水位長期穩定運行，汽水混合層在汽包內壁上形成高度為100～200mm水跡帶，水跡中心線可近似代表實際水位運行線。這是目前確定實際運行水位的最可信依據。（1）結垢水跡線法

為了校驗就地水位表并校核差壓水位計，以便確定額定壓力下的真實水位。建議做鍋筒真實水位試驗:（2）零位附近放汽(水)化驗法所謂鍋筒真實水位試驗，就是用鍋爐廠配置的汽包內“多點液面取樣器”，取樣檢測化驗汽水混合層厚度上各點取樣水的電導值，尋找電導變化最大的兩點區間，確定汽水界面—實際水位所在區間。當偏差超過30mm時應盡快找出原因汽包水位偏差原因分析：☆汽包水位測量系統問題造成主要原因之一

---原汽包水位測量技術存在很大的測量誤差

---水位計取樣造成

---水位計安裝錯誤造成

☆燃燒偏差造成汽包兩端實際水位偏差很大

☆鍋爐結構造成汽包兩端實際水位偏差很大

☆鍋爐汽包兩端安裝水平偏差大某600MW機組鍋爐汽包兩側水位隨機組負荷的變化曲線

1.鍋爐構造引起汽包兩側偏差大的原因(1)山東某電廠300MW機組6號鍋爐，1997年12月18日0時20分機組滿負荷運行，鍋筒兩側的差壓式水位計分別指示為-220mm和+75mm，在增加給水的過程中，一側水位達到-65mm時，另一側已超過+300mm，鍋筒水位高保護動作，鍋爐MFT。(2)山東另外一電廠350MW機組1號鍋爐，1999年8月19日14時14分，機組325MW負荷運行，鍋筒南側三個差壓式水位計指示為-5mm左右，北側兩個差壓式水位計指示達到200mm以上。鍋筒水位高+203mm，保護動作，鍋爐MFT。其鍋筒兩側水位偏差有以下特點：(1)鍋筒兩側顯示的水位偏差隨機組負荷的增加而增大；(2)機組從滿負荷跳閘后，鍋筒兩側的水位偏差立即消失。機組負荷兩側的水位偏差350MW200-250mm310MW130-160mm290MW95-110mm山東某電廠350MW汽包爐為西班牙進口鍋爐，給水從汽包一端進入，造成汽包水位兩端實際水位偏差171mm左右。鍋爐結構造成汽包兩端實際水位偏差山東某電廠對汽包兩側水位偏差的治理方法(1)對汽包水位的水側傳壓管進行如下改造：將伸入汽包內的水側傳壓管加長，使之跨越整個汽包長度，傳壓管上分布十個小孔，用于均衡汽包長度方向上液體的靜壓力，從而可以減輕汽包兩側的水位偏差，從其功能上講，這種傳壓管可稱為均壓管。(2)汽包單側進水，由于設計上的欠合理，分配孔的布置不能保證給水沿汽包長度方向均勻分流，從而導致汽包兩側水溫和沸騰狀態的差異，這是引起兩側水位偏差的原因之一，為此，通過改進配水管的設計,對分配孔進行重新配置，達到均衡兩側流量分配的目的，使兩側的水位問題有進一步的改觀。考慮現場施工的工作量，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應該好于原設計。山東某電廠的改造效果（摘自某核心期刊）案例分析：2004年2月19日，山東某電廠#2機組D磨潤滑油泵跳閘，造成D磨跳閘，汽包水位高保護動作，機組跳閘【事件經過】#2機組負荷350MW，A、C、D三臺磨運行，總煤量149t/h，總風量357kg/s，主汽壓16.6MPa，汽包水位-4.7mm，機組協調方式；2月19日11時16分55秒因2D磨潤滑油泵跳閘，造成D磨跳閘，機組RB，煤量自動減至104t/h，11時21分53秒，汽包水位調節測點值20HAD10FL901至138mm時，北側汽包水位保護測點(20HAD10FL012YXQ01、20HAD10FL013YXQ01)分別高至220mm/203mm，造成汽包水位保護動作（汽包高水位保護定值203mm），鍋爐MFT。【暴露問題】①2D磨煤機跳閘，造成鍋爐工況波動。②汽包水位兩側偏差大。③運行人員監視、調整不力。【防范措施】①縮小同側汽包水位的測量值與就地水位計之間的差值。②在同側汽包水位平均值加裝報警。③對汽包水位取樣管進行內部檢查。④減小汽包實際兩側水位偏差。⑤運行人員要針對本次事故情況，進行學習討論，在主要輔機跳閘的情況下的事故處理，防止事故擴大。廣東某發電廠440t/h汽包爐，給水也從汽包一端進入，造成汽包水位兩端實際水位偏差50mm左右。鍋爐結構造成汽包兩端實際水位偏差2.寧海#2鍋爐汽包偏差試驗情況介紹

2007年

11月13日，寧海發電公司、國華技術中心和上海發電設備成套設計研究院鍋爐所、一起在寧海#2鍋爐上進行了燃燒器擺角位置對汽包兩側水位偏差的影響試驗。該試驗證明了燃燒器擺角的位置對汽包兩側水位偏差數值有明顯的影響。

11月14日，進行了改變爐水循環泵的運行數量（由3臺改為2臺運行）和組合方式（A、C泵運行；A、B泵運行；B、C泵運行）對汽包兩側水位偏差的影響試驗。該試驗證明了A、B泵運行；B、C泵運行的組合會加大汽包兩側水位的偏差數值。當#3擺角指令從50%到30%時，汽包兩側水位偏差明顯減小。當#4擺角指令從30%到80%時，汽包兩側水位偏差明顯減小甚至消失。停B爐水循環泵后，汽包兩側水位偏差情況與三臺爐水循環泵運行時基本相同。。B側高、A側低，最大偏差為28mm停A爐水循環泵后，汽包兩側水位偏差趨勢相反，A側高、B側低，最大偏差為93.8mm。停C爐水循環泵后，汽包兩側水位偏差加大，B側高、A側低，最大偏差為116mm。

3.燃燒不平衡引起汽包兩側偏差大爐內熱負荷分布不均造成爐膛內受熱面的吸熱偏差導致鍋筒內局部區域產汽率和鍋水溫度的不同，從而會導致汽包內兩側水位的實際偏差。

案例分析：山西某電廠#8機組（600MW）鍋爐采用了新型汽包水位計進行改造后，汽包左右側仍存在偏差，最大值為150mm，汽包水位的左右偏差直接威脅著鍋爐的安全運行。在高負荷下，汽包水位容易形成明顯的左右偏差，低負荷下隨著磨煤機組合的變化也有所體現。分析其原因，是嚴重的左右燃料偏差及氧量分布不均所引起的鍋爐左右燃燒偏差導致了汽包水位偏差的產生。通過燃燒調整，使左側汽包水位（27）從-200mm上升至-35mm，右側汽包水位（19）從-50mm降至-75mm，左右側汽包水位偏差從150（左低右高）降至40（左高右低）。從下圖也能夠看出汽包水位的這種變化趨勢。

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，嚴禁用儀表修正實際由于燃燒、給水系統、安裝工藝等原因造成的偏差。為了滿足各水位計之間“偏差不超過30mm”的要求，采用儀表修正來達到消除30mm偏差的目的是普遍存在的現象，這樣掩蓋了實際由于測量系統誤差以及因燃燒、給水系統、安裝工藝等原因造成的偏差問題，留下了嚴重的事故隱患。8.6

嚴格按照運行規程及各項制度，對水位計及其測量系統進行檢查及維護。機組啟動調試時應對汽包水位校正補償方法進行校對、驗證，并進行汽包水位計的熱態調整及校核。新機驗收時應有汽包水位計安裝、測試及試運專項報告，列入驗收主要項目之一。8.7

當一套水位測量裝置因故障退出運行時，應填寫處理故障的工作票，工作票應寫明故障原因、處理方案、危險因素預告等注意事項，一般應在8h內恢復。若不能完成，應制定措施，經總工程師批準，允許延長工期，但最多不能超過24h，并報上級主管部門備案。8.8鍋爐高、低水位保護8.8.1鍋爐汽包水位高、低保護應采用獨立測量的三取二的邏輯判斷方式。當有一點因某種原因須退出運行時，應自動轉為二取一的邏輯判斷方式，并辦理審批手續，限期(不宜超過8h)恢復；當有二點因某種原因須退出運行時，應自動轉為一取一的邏輯判斷方式，應制定相應的安全運行措施，經總工程師批準，限期(8h以內)恢復，如逾期不能恢復，應立即停止鍋爐運行。8.8.2鍋爐汽包水位保護在鍋爐啟動前和停爐前應進行實際傳動校檢。用上水方法進行高水位保護試驗、用排污門放水的方法進行低水位保護試驗，嚴禁用信號短接方法進行模擬傳動替代。(1)冷態上水調試冷態上水調試的目的是檢驗機械安裝尺寸和進行水位實際保護傳動試驗。首先，利用鍋爐打水壓前，汽包上水過程中給各平衡容器注水，并打開各水位計一次門和排污門進行排污，排污完畢后，關閉排污門投入各水位計。手動控制汽包水位，緩慢升降水位，以電接點通斷瞬間為準，讀取各水位計的示值，其偏差應在10mm以內，否則應查找原因給予消除。在升降水位的同時做實際水位保護傳動試驗。在做實際水位保護試驗前應先完成各種邏輯關系試驗。(2)熱態水位升降調試汽包上水調試完成后，應進行熱態水位升降調試。熱態水位升降調試的目的是檢驗各水位計在鍋爐正常熱態運行時的偏差應滿足要求。鍋爐點火前上水時，給平衡容器注水，鍋爐點火升壓帶負荷的過程中應特別注意各水位計的顯示變化情況，出現偏差應及時分析、查找原因，給予消除。，若有必要在鍋爐升壓到1MPa左右時，對各水位計進行排污。熱態水位升降調試在額定汽包壓力情況下進行。機組負荷達到80%以上時解除水位自動，手動控制汽包水位，緩慢升降水位，以電接點通斷瞬間為準，讀取各水位計的示值，其偏差應在30mm以內，否則應查找原因給予消除。水位控制升降幅度應控制在水位的高、低極值（±Ⅲ值）以內，其范圍應盡可能的大，一般可在+200～-200mm范圍內進行。8.8.3在確認水位保護定值時，應充分考慮因溫度不同而造成的實際水位與水位計(變送器)中水位差值的影響。8.8.4鍋爐水位保護的停退，必須嚴格執行審批制度。8.8.5汽包鍋爐水位保護是鍋爐啟動的必備條件之一，汽包壓力達到0.5MPa，汽包水位信號正常后，汽包水位保護必須投入。汽包水位保護目前存在問題及注意事項目前，鍋爐汽包水位保護存在的主要問題如下。1)鍋爐汽包無水位保護運行問題仍比較突出，原因可能是多方面的，但主要是重視不夠。2)鍋爐汽包低水位保護無根據的設置延時，如有的機組為適應RunBack工況的需要，竟將低水位保護延時設為60s，給機組安全運行留下了嚴重的隱患。3)鍋爐汽包水位保護的信號來源比較亂，有的來自電極式水位表，有的來自差壓式水位表，有的來自電極式水位表和差壓式水位表等的邏輯比較的結果。因此，為了保證鍋爐的安全運行，在此明確規定鍋爐無水位保護嚴禁投入啟動、運行。鍋爐汽包高、低水位保護的設置、整定值和延時值隨爐型和汽包內部設備不同而異，具體規定應由鍋爐制造廠負責確定，各單位不得自行確定。尤其是低水位保護的延時值應按鍋爐斷水而出力為額定的蒸發量、鍋爐汽包水位在低保護跳閘值工況進行核算。鍋爐汽包水位保護的定值和延時值隨爐型和汽包內部結構不同而異，具體數值應由鍋爐制造廠負責確定。《規定(試行)》5．3鍋爐汽包水位保護的設置、整定值和延時值隨爐型和汽包內部部件不同而異，具體數值由鍋爐制造廠負責確定，各單位不得自行確定。附：哈鍋設計的鍋筒水位推薦值匯總（僅供參考）鍋筒尺寸鍋筒工作壓力（MPa）正常水位＋波動范圍報警水位停爐水位（跳閘水位）200MW鍋爐1800×100mm(內徑×壁厚)15.3～15.9-150±50±125-250300MW，350MW自然循環鍋爐CE分離器70"19.8-120±50+120-180+240-330300MW，600MW控制循環CE分離器70"19.9-229±50+127-178+254-3818.9對于控制循環汽包鍋爐，爐水循環泵差壓保護采取二取二方式時。當有一點故障退出運行時，應自動轉為一取一的邏輯判斷方式，并辦理審批手續，限期恢復(不宜超過8h)。當二點故障超過4h時，應立即停止該爐水循環泵的運行。8.10當在運行中無法判斷汽包確實水位時，應緊急停爐。8.11高壓加熱器保護裝置及旁路系統應正常投入，并按規程進行試驗，保證其動作可靠。當因某種原因需退出高壓加熱器保護裝置時，應制定措施，經總工程師批準，并限期恢復。案例分析（1/2）：某電廠四號機組汽包水位低保護動作，機組跳閘【事件經過】2005年10月28日19:55，#4機組在升負荷過程中，因#1高加水位大幅度波動，高加解列。#3高加入口三通閥未動作，導致鍋爐斷水，汽包水位由0降至-366mm，汽包水位低保護動作，爐MFT動作。原因分析：由于高加解列要將給水切至高加水側旁路運行，即關#3高加入口三通閥及#1高加出口電動門。#1高加出口電動門關閉正常，#3高加入口三通閥因門卡澀導致電動頭過力矩未動作，導致給水中斷，汽包水位低至-360mm,爐MFT動作，機組跳閘。【暴露問題】①高加水位調節及保護邏輯不合理。②三通閥裝配質量不良。【防范措施】①組織專家及本廠技術人員對高加水位調整和保護邏輯進行討論并修改。②定期對各機組#3高加入口三通閥進行手動活動試驗，以消除卡澀現象。案例分析（2/2）

：某電廠—660MW機組因高加水位高保護動作觸發MFT機組跳閘【事件經過】2002年10月15日22時30分，因#1機A5至除氧器抽汽電動門法蘭漏汽和A7高加水位計泄漏，向調度申請低谷消缺，對除氧器進行消壓處理，將A3、A4低加汽側解列，A6、A7切為旁路。23時32分，A6、A7高加水位穩定在正常值，運行值班員將A6、A7高加水側倒為正常運行方式。23時33分，A6高加水位先下降后迅速升至785mm，保護動作，將A6、A7高加切為旁路運行，同時造成運行的兩臺汽泵掉閘，備用電泵禁起，觸發鍋爐MFT動作，機組掉閘。原因：高加停運過程中，在關閉抽汽電動門后，由于汽源中斷和給水的冷卻，高加汽側壓力將迅速下降；由于本次除氧器消缺，除氧器水溫下降幅度較大，達74℃左右，因此對高加汽側壓力下降的作用得以進一步加強，使得高加汽側壓力迅速降至相應飽和壓力之下，高加疏水產生閃蒸膨脹，形成虛假高水位，達到保護動作值，引發給水泵跳閘，MFT動作，機組解列。【暴露問題】高加水位保護未能躲過虛假水位值。【防范措施】①機組運行中停運高、低加前，將相應的高、低加水位保護跳給水泵或凝結水泵條件及解列高、低加的條件強制解除，以躲過水位波動避免引發保護動作，在高、低加停運正常后再將相應保護投入；②在運行中遇到同時停運高、低加的情況時，可先行將高加停運，然后再停運低加，以減少因水溫降低對高加停運帶來水位波動的影響；③由專業人員針對設備現狀和事故教訓，討論制定相應的組織技術措施。8.12給水系統中各備用設備應處于正常備用狀態，按規程定期切換。當失去備用時，應制定安全運行措施，限期恢復投入備用

。8.13

建立鍋爐汽包水位測量、控制和保護系統的維修和設備缺陷檔案，對各類設備缺陷進行定期分析，找出原因及處理對策，并實施消缺。

8.14運行人員必須嚴格遵守值班紀律，監盤思想集中，經常分析各運行參數的變化，調整要及時，準確判斷及處理事故。不斷加強運行人員的培訓，提高其事故判斷能力及操作技能。

案例分析（1/2）

：某電廠＃2機因機組工況不穩定，省調通過AGC減負荷時，汽包水位低機組跳閘。【事件經過】2003年7月30日21時30分，#2機組負荷350MW(滿負荷)，機組在AGC運行方式。鍋爐風量控制系統波動，總風量超限（大于1250t/h），鍋爐風量控制跳“手動”，造成機組控制方式由“協調”跳“手動”，經調整后逐級投爐風量自動、機組協調控制，于21時38分投AGC運行方式。此時省調AGC方式減負荷，因機組工況未完全穩定，減負荷指令發出后機組燃料量突增，運行調整不及，21時40分，因鍋爐汽包壓力高（達200kg/cm2）給水壓頭不足而造成汽包低水位跳機組。經認真分析并確認跳閘原因后機組重新啟動，于7月30日23時44分，#2機組并網。【暴露問題】①協調控制系統抗干擾能力不強。②運行人員處理異常工況后投用AGC時考慮欠周全。【防范措施】①對協調控制系統的調整參數進行優化整定，提高協調系統抗干擾能力。②提高運行人員對異常工況的分析處理能力，增強處理事故的果斷性。案例分析（2/2）

：某電廠一號機組在進行鍋爐汽包水位優化調整時，給水調節系統參數整定不當，汽包水位高跳閘。【事件經過】2005年3月25日事發前A、C、D三臺磨組，機組負荷338MW，協調方式，給水主控在自動。13:40值長簽發“#1機組給水調節系統優化整定”試驗申請單，14:00，試驗開始，在蒸汽流量平穩的情況下，給水流量調節出現了波動。第一波過后，運行人員發現水位調節不正常，要求恢復原調節參數。熱控試驗人員要求再觀察一下。第二波出現時，給水調節呈現漸擴振蕩，汽包水位迅速上升，值長果斷下令改手動調節給水，但給水主控改手動后，操作“OUT”鍵無效，（經查為A、B小機主控站任一個輸出達100%時，給水主控即被強制跟蹤）。此時再將A/B給水泵主控改手動調節，同時打閘C磨組，汽包水位已達跳閘值，14:05因汽包水位高而跳機。在熱控人員恢復原調節參數后，機組開始恢復，16:20發電機自動準同期并網。【暴露問題】①熱控人員進行給水調節系統優化調整時，參數設置不當。②給水主控不能手動操作，無法手動干預。【防范措施】①修改給水主控站強制跟蹤邏輯。②調試時機組負荷控制在260MW以下，每次參數調整量不能太大，調整后應觀察調節品質，必要時采用適量的擾動試驗進行效果評估。8.15在控制室，除借助DCS監視汽包水位外，至少還應設置一套獨立于DCS且配備獨立電源的汽包水位后備顯示儀表(或裝置)。200MW以上機組要求必須配置水位電視。說明：在控制室至少配置一套獨立于DCS及其電源的汽包水位后備顯示儀表(或裝置)，這樣當DCS失電時，可安全停機或短時穩定負荷下運行時，運行人員仍然可以監視汽包水位變化，以便采取必要的緊急措施。特別要注意其電源也應與DCS電源分開。8.16鍋爐配置的水位測量裝置宜選用先進可靠的、能消除汽包壓力影響、全程準確測量水位的產品。8.17應精心調整汽包水位控制系統，并定期進行必要的擾動試驗，確保RB工況等大負荷擾動時，不會引起水位越限（或流量低）保護動作。某發電公司機組試運期間給水泵RB的動作情況00:25:43汽包水位降低到了-173mm，電泵指令開始手動增加，00:28:09汽包水位值到達-265.5mm（保護動作值為-250mm），電泵指令增加到了86.66%。給水泵RB試驗非正常手段之一：退出水位保護、試驗過程中人為干預為了保證給水泵RB試驗的成功率，試驗時往往采取一些“技巧”來保證試驗的順利完成。一、本周情況通報電泵指令，一直在手動干預。汽包水位已經到了MFT低水位動作值，因為試驗前該保護退出，所以未動作。在給水泵RB開始前，將汽包水位提高到+100mm或者+150mm保持高水位運行，RB試驗結束后，根據汽包水位的最低值來“估算”水位是否達到保護動作值。給水泵RB試驗非正常手段之二：試驗前提高汽包水位。為了保證RB試驗的成功率，RB試驗時只將出力小的輔機停運，保留最大出力的輔機也是經常使用的一個方法。試驗雖然成功了，但是正常運行中如果不幸只剩下出力小的輔機運行，停機將是不可避免的。RB試驗非正常手段之三：只進行保留最大出力輔機的RB試驗。就本文研究對象而言，鍋爐廠規定運行爐水泵進出口差壓均小于92KPa時，延時2秒，觸發MFT(主燃料跳閘)保護動作。由于測點的誤差和設備差異的原因，各臺爐水泵的差壓測量值在DCS上的顯示略有不同，當進行爐水泵RB試驗時，運行爐水泵的差壓值很容易接近或達到鍋爐MFT保護動作值，因此，在進行爐水泵RB試驗時，建議保留DCS上差壓值顯示比較高的那一臺運行。（摘自某期刊論文）8.18由設備制造廠確定的汽包水位保護定值（含動作延時時間），使用單位不能隨意更改。依據DRZ/T01-2004《火力發電廠鍋爐汽包水位測量系統技術規定》第5.5項增加(隨意放寬水位保護值范圍的現象比較普遍，這在一定程度上等同于取消了保護）。三、在超臨界直流爐上的拓展應用配鍋爐水循環泵的超臨界機組4.1.3直流鍋爐的汽水分離器后采用兩套獨立的防止汽輪機進水的系統。可采用下述自動防止汽水分離器的水進入主蒸汽管道方法中的任何兩種:a)當出現高水位時，自動報警并依次自動打開所有汽水分離器的疏水包括到凝汽器的疏水系統b)當檢測到汽水分離器出現超高水位時，自動報警并關閉分離器到主蒸汽系統的截止閥；c)當分離器出現超高水位時，自動報警并使所有給水泵跳閘或關閉截止閥以自動切斷所有進入分離器的水源。4.9回熱加熱器4.9一般來說，加熱器可有以下三項獨立的保護系統:a)正常水位控制的加熱器汽側自動疏水系統;b)由高水位、超高水位控制的事故放水和加熱器汽側隔離系統;超臨界直流爐應滿足“防止鍋爐汽包滿水和缺水事故”中以下的規定：汽水分離器工作壓力最高可以達到26MPa、#1高加進汽壓力最高8.595MPa、429.0℃，也應該進行壓力和溫度的補償。給水流量、主汽流量等重要變送器的安裝也應滿足如下要求：“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”。案例分析：變送器非正常排污操作，引起給水流量低，導致MFT動作，機組跳閘【事件經過2006年11月7月17時28分，某電廠#1機組（1000MW）運行于BIDRY模式，汽泵A在自動，電泵處于熱備，機組負荷