几年来，各火力发电厂积极组织落实《防止电力生产重大事故的二十五项要求》（以下简称《要求》）中第八项“防止锅炉汽包满水和缺水事故”和《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）》（以下简称《规定》），但在组织落实的过程中遇到了许多问题，造成各电厂在实际落实中的殊多困难，因而各显神通，使目前国内各电厂的汽包水位测量和保护系统配置以及逻辑设计差异很大，存在很大的事故隐患。这些困难和差异的存在，主要原因是现行的汽包水位测量系统技术落后、测量误差很大、独立测点数量少所造成的。
目前，汽包水位多采用云母水位计、电接点水位计、射线液位计、液位开关、单室平衡器、双室平衡容器等。这些水位计从一次传感转换的原理看，归纳为两种，一种是连通器原理水位计，另一种是差压水位计原理。众所周知，目前的水位计根据上面两种原理设计而生产，采用的工艺结构简单，无法克服因温度变化所造成的测量误差，其误差之大，严格说不能满足锅炉安全经济运行。
两种原理的水位计所产生的测量误差分述
（一） 连通器原理
由公式（２）可以看出，Δh与饱和水的密度r/，测量筒内水柱的平均密度r，以及水位的高低h有关（这里r永远大于或等于r/，当r≥r/时，r r/≥1，Δh就存在），当r＝r/时，Δh＝0，否则Δh永远存在，而饱和水的密度r/与汽包压力有关，测量筒内水柱的平均密度r与汽包压力、水位的高低、测量筒的结构、测量筒所处环境的温度和风向、取样管的通径等均有关系，而且影响非常大，这样r存在着很大的不确定性。同一台无盲区云母水位计的两个测量管中的水位在0水位附近相差10-20mm，水位越高误差越大，水位越低误差越小。这一误差只是一个环境温度和结构不同而造成的，那么试想，在汽包不同位置取样，不同结构的连通式水位计在汽包0水位时，其相差要控制在30 mm之内是困难的。由于这一原因，无论你的云母水位计、牛眼水位计、电接点水位计、射线液位计、液位开关如何好，其测量结果也是误差很大而不真实的。
通过几个电厂的测试，200MW机组在额定工况时， 云母水位计比实际水位偏低110mm左右，而亚临界的锅炉偏低150mm左右，各电厂为克服这一误差而将电接点零点和云母水位计标尺下移 ： 50、60、80（670t/h）100、120、150（亚临界炉）mm不等。下移的结果只能是汽包水位在零水位时减少测量误差，在高低水位时，却增大了误差，尤其是在低水位停炉值附近，水位显示反而要偏高。这样干扰了运行人员的事故水位判断，不利于运行人员有效控制锅炉安全运行，在低压时，误差较大，不利于启炉和低负荷时运行监视。
（二） 差压水位计（单室平衡容器）
这里饱和蒸汽和饱和水的密度（r//、r/）是汽包压力Ｐ的单值非线性函数，通过测量汽包压力可以得到，而参比水柱中水的平均密度r具有很大的不确定性是造成测量误差的主要原因之一。
图二所示，单室平衡容器的顶部始终是饱和蒸汽、与其相接触的水面为饱和水。单室平衡容器除了向外辐射传热外，它还将沿着金属壁以及水向下导热传热，参比水柱的温度分布如图三所示：
参比水柱的温度分布t=f(x)是参比水柱的指数函数，其函数关系与筒体的结构、表管的管径、环境温度、风向、保温情况等有关，具有很大的不确定性。秦皇岛热电厂 “12.16”事故后，通过对＃３炉平衡容器和管子外表面温度测试，采用保守的计算误差为+108mm。该厂水位计的量程是±400 mm，保护定值为-384 mm，炉干锅爆管后，CRT仍然显示-327 mm，测量误差是造成汽包水位低保护拒动的主要原因。(汽水侧取样管距离L为850 mm)
附：“秦皇岛热电厂＃４炉汽包水位低保护拒动专题分析报告”
从＃３炉的试验记录看，参比水柱表管保温与不保温相差（A-C）最少45mm，最大85 mm，平均相差67 mm，而加了伴热和保温的相差（B-C）最少125 mm,最大172 mm,平均相差142 mm，可见参比水柱温度变化，对水位实际测量结果的影响是相当大的。加保温不伴热的表管（A）虽然只比裸露的表管（C）高17℃，但平衡容器下端相当一段距离表管的温度要远高于不保温的表管。
附：“石横电厂300MW机组汽包水位计情况汇总”石横电厂实验的情况与秦皇岛热电厂一样，说明如图二所示,单室平衡容器的安装方式是不可取的，必须予以改正。双室平衡容器众所周知，它是部分机械补偿，只是在一定压力和测量范围内误差较小，而在锅炉启、停炉和事故时，误差很大，不能使用。在《要求》和《规定》中，不再提倡使用，在此不再赘述。同时，建议取消双波纹差压水位计。综上所述，目前所安装的汽包水位计测量随机误差很大，根本不能满足《要求》和《规定》中所要求“当各水位计偏差大于30 mm时，应立即停炉处理”以及“锅炉水位保护未投入，严禁启动锅炉”，它也是各电厂难以落实《要求》和《规定》的主要原因。由上述可知，造成测量误差的主要原因是连通器测量筒内的水温（水密度）和平衡容器参比水柱水温（水密度）所引起的。解决了水温问题也就克服了由于水温变化不确定所造成的较大随机误差。
几种新的汽包水位计工作原理
（一）内置式单室平衡容器
图五是通辽电厂＃1炉安全门误动后的一组数据曲线，1.2.3为汽包压力，4.5.6为原单室平衡容器的水位曲线，7为内置式单室平衡容器的水位曲线，从图中可看出，安全门动作的干扰对内置式平衡容器的影响不大，与原单室容器一样，可测量结果相差却很大。
（二） GJT高精度取样电极测量筒
GJT高精度取样电极测量筒采用综合技术，实现全工况真实取样、高可靠性测量传感。
2.1 高精度取样利用传热学原理使水样平均温度逼近汽包内饱和水温，取样水柱逼近汽包内水位，使电极如同在汽包内部一样检测，实现水位高精度测量。
2.1.1 加热水样在测量筒内部设置笼式内加热器，利用饱和汽加热水样。加热器由不同传热元件构成。加热方式有内热和外热。内热既有水柱径向传热元件，又有轴向分层传热元件。加热器上口敞开，来自汽侧取样管的饱和蒸汽（a）进入加热器，像汽笼一样加热水柱。传热方式与结构设计既有利于增加加热面积（GJT设计可做到加热面积是筒体散热面积的1.4倍），又有利于热交换。
饱和蒸汽（a）在加热器中放出汽化潜热，其凝结水由排水管引至下降管，以下降管与汽包为一侧,以排水管与加热器为另一侧构成连通器。裸露的排水管中平均水温低于下降管水温，水位则低于下降管侧。连通点标高愈低，压力愈高，水位差愈大。为保证排水管侧水位不会升至加热段而减小加热面积，要求连通点选在汽包中心线下15m。这样可使压力为6.0 MPa时，排水管中水位在加热器之下0.5 m，当压力低于1.0 MPa时水位才会接近加热器底部影响加热，而1.0 MPa以下压力时的取样误差很小，可忽略不计。所以，加热系统能适应锅炉变参数运行，保证全工况真实取样。
2.1.2 加大水样中饱和水含量设置冷凝器使新型测量筒比普通测量筒高出许多，来自汽侧取样管的饱和蒸汽在冷凝器中冷凝,大量凝结水(b)（温度为饱和水温）沿壁而下，分区收集，由布置在饱和蒸汽中的数根疏水管在不同深度疏至水样中，将低温水样置换出测量筒。亦可认为新凝结水加大了水样中饱和水含量，提高了水样平均温度。高倍率置换可有效提高水柱温度，并使之上下均匀分布。之所以采用笼式内加热器，是为利用汽侧筒体散热产生的凝结水，进一步减小取样误差和加强水质自优化功能。
以上2种技术的综合使进入水样的热流密度比普通测量筒大得多，热平衡过渡过程时间短。当压力变化引起汽包内水位变化时，热流密度随之变化，水样温度变化快，故取样对压力变化动态响应快。大量凝结水的生成，在水侧取样管中形成连续流向汽包的高温水流。当汽包水位大幅度升高时返回测量筒的水样少，且水温与饱和温度相差小，故对汽包水位升高的取样动态误差小。笼式内加热器在测量筒内占有相当大比例的空间，与旧型测量筒相比，水柱截面积小得多，故对汽包水位变化响应快。GJT测量筒内有稳定热源，故对取样管道长度、截面、测量筒现场布置等安装要求宽松于旧型测量筒。
2.2 高可靠性测量传感2.2.1 准确取样的稳定性与可靠性利用加热器和冷凝器在一次取样环节消除汽包压力和环境温度的影响，其可靠性与稳定性显然是旧型测量筒所不及的。
2.2.2 水质自优化设置冷凝器除提高水样温度外，更重要的作用是实现取样水质自优化。大量纯净水进入水室，将水质较差的旧水样压至汽包，形成自动净化置换回路，水样为“活水”。设计置换倍率可高达 20次／h，故水质自优化功能强。GJT测量筒的独特优点是：（1）免排污。水质好，减轻了对电极的污染。初装彻底冲洗后，在3～4a大修周期内免排污，既减少了维护量，又可避免热态排污加快电极寿命损耗，减少由此而引起的保护切投次数。（2）可增大水样电阻率，利于减小工作电流，减缓电极的电腐蚀而延长寿命。（3）水质稳定，水样上下水阻率分布较均匀，利于提高二次仪表测量的稳定性，不必经常调整仪表临界水阻。（4）水侧取样管中有连续流向汽包的高温水流，当汽包水位大幅度升降时，电极承受的热冲击较小，减少了电极的热应力，延长了电极的使用寿命。
2.3 电极装置组件特点RDJ型柔性自密封电极（图七所示）组件,是GJT测量筒另一重要外形技术特征。电极安装机械密封是利用了阀门盘根原理，筒内压力增加密封紧力，自紧力与压力成正比，压力愈高，自紧力愈大。加上安装预紧力，有足够紧力保证密封不泄漏。柔性密封材料可耐1000℃高温，承压强度高，回弹性能与热紧性能好。电极带有拆卸螺纹，拆卸方便，一般女工即可操作。而国内外现用电极组件的密封紧力随压力增加而减小，需要预紧力很大，加之采用硬靠机械密封，密封可靠性低，热紧性能差。RDJ电极安装有2°～3°仰角，可防止电极挂水与水渍。
2.4 大量程全工况电极传感器
GJT-2000B汽包水位大量程全工况电极传感器是GJT-2000A型测量筒性能的扩展。测量筒在水位事故被迫停炉时可监测到汽包内具体水位事故值，以便事故分析与处理。在启、停炉时减少过渡时间。
测量次序
1
2
3
4
+300点汽侧温度/℃
352.8
353.4
301.4
296.7
0点水侧温度/℃
352.0
352.8
302.2
296.6
-300点水侧温度/℃
350.0
351.1
304.3
298.8
水侧平均温度/℃
351. 0
351.9
303.2
297.8
汽包压力/Mpa
17.50
17.64
负荷/MW
270
303
测量时间
17：00
17：30
23：00降负荷时
23：00降负荷时
表一是山西阳光发电有限责任公司（阳泉二电厂）2号1025t/h亚临界汽包炉，于2002年11月12日用I级K型热电偶实测电接点筒内汽、水温度的一组数据，由表一可以看出测量筒内水温与汽温一致，说明筒内的水确实为饱和水。
（三）WDP无盲区低偏差双色水位计
WDP系列无盲区低偏差双色水位计，该产品利用汽包内的饱和蒸汽给水位计表体加热，阻止表计内的饱和水向外传热，再利用冷凝器内冷凝后的饱和水给表计内的水置换，加速表计内的水循环，从而使表计内的水温接近饱和水温度，水位计内的水位在任何时候、任何工况下，接近汽包内的真实水位，达到正确监视汽包水位的目的。利用冷凝器内冷凝后的饱和水置换表计内的水，加速了表计内的循环，由于置换的新水为饱和蒸汽冷凝后的饱和水，含盐低，这样减少了云母片结垢，无形中延长了表计的排污周期。由于表体温度变化小，从而减少了表计的热变形，也就减少了表体的泄漏，延长了表体的检修周期，降低了维护费用。
WDP系列无盲区低偏差双色水位计的优点：● 低偏差（由于加入饱和汽伴热管和饱和水置换，使表体内的水温接近汽包内的水温，所以能够真实反映汽包中的水位）● 无盲区（有两侧水位管的五窗云母，使得水位只要在五窗云母上下边界内，水位即可清晰可见）
● 使用寿命长，泄漏率低，维护费用低
三种新型的汽包水位测量仪表解决了汽包水位测量误差大的关键技术问题，使准确测量汽包水位成为现实。马头电厂应用GJT测量筒运行了3年后，测量筒零位与汽包内水线中心实测相差23mm。图九是2003年10月26日，用红外线测温仪对通辽电厂1号670t/h超高压汽包炉就地水位计外表面温度的测量值,由该图可以看出GJT测量筒上、下温度是一致的,WDP水位计下端温度低于上部、安装于通辽的是没有冷凝器，这样水冷凝得少，下部散热快，温度自然低，因而有偏差，加上冷凝器以后问题可以解决，而旧电接点测量筒上、下温差达98℃，旧云母水位计上、下相差63℃。
表三是通辽电厂1号炉安全门定跎时实测的一组数据，三种水位计之间的偏差最大为28mm，旧水位计之间相差达到了140 mm。
表三：通辽电厂1号炉启炉和安全门定跎时实测记录表
由于多数电厂规程要求，以云母水位计为准，而实际上水位计“0”水位时，实际水位高于汽包0水位100 mm左右，长期高水位运行，造成蒸汽品质变差，河南省电力试验研究所对焦作电厂3号炉（670t/h）进行实测，饱和蒸汽电导在-75mm时平均值为1.7μS/cm,而在+100mm时平均值5.5μS/ cm，解决了测量误差大的问题，不仅提高了汽包水位监视的准确性和可靠性，从而也解决了汽包实际长期高水位运行，改善了蒸汽品质，提高机组效率，减少锅炉和汽轮机的锈蚀，延长了主设备的寿命。
汽包水位测量取样点不足
《规定》3.1条要求“每个水位测量装置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”。然而殊多汽包测孔数较少，尤其是新近几年生产的锅炉只有四对。“汽包水位多测孔专利技术”，利用汽包原有内孔较大的测孔接管（母管）作为取样过道，将新增取样管插进汽包内部，在和母管取样口有一定距离的地点取样，从而不需在汽包上开孔而增加独立取样测孔。一般情况下可增加4对汽、水测孔。增孔风险小、施工方便、易管理、工期短。该技术还可以将在汽包中段的测点移至汽包封头，为监视主表和保护仪表提供优质取样点。成功的解决了水位测点不足的问题，满足了《规定》3.1条的要求。
汽包水位保护
目前国内各电厂的汽包水位保护系统设计差异很大，超高压锅炉未投保护的多，亚临界炉单用差压水位信号的多，少数电厂用水位开关或几种水位计作逻辑来带保护，其原因是各厂重视程度和技术理解不一致，国家没有一个较好的统一标准所造成的。下面就汽包水位保护的设计谈谈我们的看法。
4.1不宜单独用变送器信号来带汽包水位保护，理由有五点。第一、水位测量信号不稳定，影响因素太多，不可靠。(如图二中所示)仪表管路由于保温伴热,其他热源的干扰等都会造成ΔP2的附加差压出现，使之产生较大的测量误差，而这一误差易被人忽视。第二、 水位测量转换的环节太多，因此故障点也多，使测量不可靠。第三、 由于外部干扰如电源消失，仪表管路和变送器冻结，表管、阀门泄漏等，都会使测量信号发生问题，而不可靠。第四、 有背《火力发电厂设计技术规程》DL5000-94“热工保护用的接点信号宜来自一次仪表”之规定。第五、 “危险集中”，《规定》要求只配了三台差压水位信号，该信号即用于调节、显示，又用于保护，有背“保护用信号应独立取样”的设计原则。
安徽某电厂一台1025t/h，强制循环炉，因一台变送器损坏泄漏，喷射到相邻变送器，使两台变送器指示偏高,给水自动减水，造成汽包水位低，而低水位保护拒动，后人工打闸停机，检查炉水循环泵汽蚀。秦皇岛热电厂“12.16”事故低水位保护拒动，都充分证明单独使用差压水位信号作为保护是不可取的。
4.2 汽包水位保护建议采用2台电接点水位计和三台差压选中信号做三取二逻辑，用于汽包水位保护，理由有五点。1、在《要求》的8.1条中提到“水位计的配置应采用两种以上的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。”说明一种原理测量的水位信号不够可靠，因此用于保护的信号更因如此。2、过去的电接点水位计、测量误差大，易泄露，而GJT测量筒成功的解决了这两大难题，最早一台是1996年安装在淮阴电厂，至今已有一百多台安装在十几家电厂不同容量的锅炉上，取得了理想的使用效果。3、既满足了《火力发电厂设计技术规程》的要求，又兼顾了《要求》和《规定》两文件的要求，更科学合理。4、使危险分散，提高了保护的可靠性。
5、汽包水位保护不同于其它热工保护，其控制有四：
a.自动调节。
b.热工信号报警和连锁。
c.其事故演变是一个相对较缓的过程，有运行人员监视调整。
d.水位保护系统最后把关。因此从设计上考虑可相对“稳妥”点，防止保护不必要的误动。
4.3 不宜采用水位开关来作保护，理由是：汽包正常运行很难达到保护动作值，平时又没有传动实验的手段，若水位开关内部出现锈蚀、卡涩，不能动作很难发现，易造成保护拒动，存在着很大的事故隐患。朝阳电厂大修时发现故障，现取消水位开关保护。
测量系统改造过程中出现的问题
5.1水侧取样问题
案例一、某电厂为了解决水位测量之间偏差大的问题，将四台变送器的水侧取样管引至汽包中间，虽然解决了水位计之间的偏差问题，但带来了水位测量误差大的问题，锅炉启动后，差压水位比GJT电接点水位计和WDP云母水位计低80～110mm。将其中一台差压水位计的水侧取样管改用一台云母水位计的取样管代替，误差消除，三种水位计之间的偏差在30 mm以内。
案例二、某电厂一台俄制双炉膛分布下降（71根下降管）汽包炉，测量系统改造后，机组负荷在180 MW以下时，各水位计之间偏差符合要求,当负荷高于180MW时，水位在±50mm内变化，各水位计之间偏差符合要求，当水位在±150mm内变化时，差压水位计在±80mm内变化相差很大，分析为水侧取样干扰所致，有检修机会进一步完善。
案例三、某电厂一台俄制双炉膛分布下降（71根下降管）汽包炉，安装2台GJT电接点测量筒，启炉后出现较大测量误差，将测点移至汽包端头后，问题得到了解决。
5.2 仪表管路敷设
案例一、在最初的改造中，GJT电接点水位计的排水管，是利用原双室平衡容器的排水管，而排水管与仪表管路并行排列，造成测量误差在140mm左右，重新排列后，误差消除。
5.3 GJT全量程电接点水位计的汽侧取样点不可取在集汽导管上
案例一、安装在某电厂的一台GJT全量程电接点水位计的汽侧取样点选择在集汽导管上，虽然采用了全压取样方式，但仍造成水位显示偏高500mm左右，分析集汽导管内的全压要小于汽包内压力，其原因是汽包内的汽水喷淋孔板造成了压损，因此使测量电接点筒显示偏高，有停机机会将取样点改在对空排汽管上，问题可以解决。
5.4仪表阀门杆必须水平安装案例一、某电厂有一差压水位计信号偏差较大，波动也大，检查发现是取样阀门的门杆垂直安装所致，改正后，问题迎刃而解。分析是阀门低进高出所致，相当于仪表管理出现了“凸”起现象，造成“汽塞”。《要求》和《规定》中也有明确要求。
汽包水位事故案例
1958年10月31日，某厂＃2、＃1炉(230t/h)因仪表电源中断，汽、水流量、水位等仪表指示不正常,司炉误判断、误操作，锅炉满水并进入汽机。
1976年10月18日，某厂#3炉水位自调失灵，水位升高至满水，虽开事故放水门和过热器疏水门为时已晚，造成4台(母管制）汽轮机蒸汽带水被迫停机。
1977年1月3日，某电站＃6炉(苏制430t/h)处于启动工况，DDZ差压水位计失灵，自调不能投入靠手动调整水位。70MW负荷时，差压水位计与云母水位计指示基本一致，电接点水位计高50～100mm。90MW负荷时锅炉严重缺水，电接点水位计负值最大，差压水位计－270mm，造成水冷壁爆管。
1977年1月12日，某厂＃2炉(HG410t/h)处于投油点火启动工况带供暖负荷，差压水位计不准确，失去作用，靠司水手拨水位指导运行。因措施执行不力，误监视、误操作,锅炉严重缺水损坏。误判断、误操作，锅炉满水。
1979年11月8日，某厂9台炉8台机运行。3号炉检修后启动阶段60%负荷时，自调失灵，水位高报警，水位高＋160mm，改手动调节，并准备开事故放水门和开排污门时，锅炉严重满水，使主蒸汽母管过水，导致8台炉、7台机停运。
1980年2月8日，某厂＃2炉（HG670t/h）在负荷由150MW升至160MW时，燃烧不稳，水位波动大，运行监视失误，误判断、误操作，锅炉先满水后干锅严重损坏。水冷壁爆管6根另有9根损坏。水冷壁鳍间焊口裂缝，后墙6米多，前墙20米多。
1982年7月25日，某厂＃2炉（苏制670t/h）在大修后启动中1.2-1.8MPa时，锅炉负荷60t/h，差压水位表及差压水位记录表不能投入运行，电接点水位计因测量筒水脏亦不正常作为参考，靠司水手拨水位调整水位。司水监视云母水位计技术不熟练，未能准确报告水位，加之给水流量表因小信号切除无指示，调整给水操作失误，导致锅炉长时间缺水，烧坏249根水冷壁管，构成重大损坏事故。
1982年10月4日，某厂＃4炉（SG400t/h）检修后启动过程中，负荷有40MW猛增到70MW时，由于给水调节操作不当，造成严重缺水，173根水冷壁管烧坏，抢修20天。
1983年6月17日，某厂＃7炉（HG670t/h）因省煤器泄漏临检停炉，因没有大量程水位计指导补水上水操作，操作失误，致使锅炉满水升压，直到锅炉过热器安全门动作才被发现。由于电动主汽门不严，给水进入汽机，造成大轴弯曲重大事故。
1990年1月25日，河南新乡电厂2号锅炉满水事故。在锅炉灭火后恢复过程中，给水调节门漏流大,未能有效控制水位，汽包满水，汽温急剧下降，汽缸等静止部件变形，汽机大轴弯曲、轴系断裂。
1997年12月16日，秦皇岛热电厂#4锅炉断水、低水位保护和后备保护失效的情况下，由于云母水位计量程小，电接点水位计误显示有水，差压水位计正误差大，人员判断错误，致使锅炉较长时间在断水状态下运行，导致水冷壁多处爆管，大面积过热损坏,更换了所有的水冷壁管，构成重大事故。
2002年底，安徽某电厂（1025t/h）强制循环汽包炉，因一台变送器损坏泄漏，喷射到相邻变送器，使两台变送器指示偏高，给水自动减水，造成汽包水位低，而低水位保护拒动,后人工打闸停机，检查炉水循环泵汽蚀。
在我们对各电厂的改造过程中，了解到许多电厂在历史上都发生过汽包水位高低所造成的事故，造成了不同程度的后果。综上所述，改造汽包水位测量和保护系统势在必行。
