600MW机组汽包水位偏差分析及整改措施.解答
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3.2 将原有电接点水位计改为笼式内加热器电接点水位计，并将电接点水 位计正压侧取样点改到锅炉对空排汽管道上，其疏水疏水引至汽包下 降管炉水泵入口处。
3.3 将原有云母水位计改为内加热式云母水位计，其疏水疏水引至汽包下 降管炉水百度文库入口处。
3.4 汽包两侧中心安装位置检查与复核，汽包就地水位计、差压水位计两 侧安装基准校核。
• #1锅炉汽包水位存在偏差，在进行汽包水位试验时，水位计最大偏差 为193mm，最小为71mm，不符合《防止电力生产重大事故的二十 五项要求》第8.5条中“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，就立即汇报，并查明原因 ...”的相关规 定。
一、汽包水位偏差影响因素分析
和状态，欠饱和度随机组负荷和工况调整而变化。（宁海电厂1 号机组450MW负荷下，汽包压力为16.6MPa，炉水泵入口水温为 346.76℃，而16.6MPa对应的饱和水温度为350.39℃）
3.2 云母水位计的原理和误差
图3 云母水位计原理图
云母水位计的显示水柱高度Hˊ
w s a s
H
Hˊ
s
w
a
——汽包实际水位高度 ——水位计的显示值
——汽包内饱和蒸汽密度 ——汽包内饱和水密度 ——水位计测量管内水柱的平均密度
示值偏差：
a w a s
水位测量偏与云母水位计内水同汽包内水的密度差有关，而其密 度差与水位计散热量有关，因此影响影响测量的因素有汽包压力、 汽包水位、汽包压力的变动速度和表体结构、环境温度、风向相 关。而这些因素在测量时无法完全补偿。因此，即使我们按额定 工况将水位计下移而使汽包正常水位时，水位计恰好在零水位附 近，但是当工况变化时，仍将产生不可忽略的偏差
2.1 一般情况下，保持三台炉水循环泵运行，如需维持两泵运行，应避免A、 B泵组合方式；
2.2 结合计划检修，定期进行汽包内汽包汽水分离装置全面检查、处理， 保证其高效、均衡的分离效率。
3 消除水位测量误差，提高水位测量准确性
3.1 将原有5台低置差压水位计平衡容器改为三台内置式平衡容器以解决环 境温度对测量引起的误差。保留1台外置平衡容器进行对比。
1 汽包实际水位偏差的影响理论分析
汽包实际水 位偏差，表 现在汽包左 右两侧水位 的偏差，主 要由于炉膛 燃烧和汽水 循环系统不 平衡引起。
1.1锅炉燃烧工况的影响
锅炉燃烧工况对汽包实际水位偏差的影响，主要表现在炉膛内火焰中 心偏移、火焰中心高度变化引起的两侧水冷壁吸热不均衡，或炉膛出 口两侧烟温偏差引起的两侧再热器、过热器吸热不均衡，从而导致的 两侧汽包实际水位偏差。可能存在的主要影响因素有：
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。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
La w
s g s g
＃2 17.8 -4.5 22.5 -1.4 24.0 3.0 25.0 4.3 26.7 0.5 23.8 2.9
＃3 19.2 3.0 22.9 0.2 23.9 2.2 23.2 -3.3 26.5 0.1 24.5 6.2
＃4 18.9 1.3 23.2 1.6 22.6 -3.2 23.5 -1.8 26.4 -0.3 21.6 -6.4
600MW机组汽包水位偏差分析及整改措施
刘卫国
摘要
汽包水位保持在正常范围内，是发电机组安全运行 的重要保证。汽包水位偏差是600MW机组普遍存在的影响 机组安全稳定运行的重大隐患。国华宁海电厂1号锅炉汽 包水位两侧偏差较大，两侧水位正常运行时偏差达到60mm， 不符合二十五项反措要求，因此1号机组汽包水位偏差问 题被列为国华重大隐患管控项目。宁海电厂通过对锅炉一、 二次风调整及汽包水位计改造，解决了汽包水位偏差问题。
2.6 锅炉汽水循环系统不平衡导致的两侧汽包水 位偏差：
＃1锅炉炉水冷态强制循环过程中，B泵运行时，两侧汽包水位 偏差约50mm左右，A、B、C三泵运行时，两侧汽包水位偏差约为 20mm左右。说明＃1锅炉确实存在因汽水循环系统不平衡所导致 的两侧汽包水位偏差。
3 汽包水位测量原理误差的影响
3.1差压式锅炉汽包水位计的原理和误差
3.3 电接点水位计的原理和误差
电接点水位计测量的基本原理也是连通器原理，由于汽水导电 率的差别，因此可以采用电接点电极来进行水位测量。我厂电 接点水位计正压侧取样点为饱和蒸汽取样处，因此取样点压力 低于汽包压力，无法准确测量汽包水位。另外我厂电接点水位 计电极经常泄漏，故障率很高，因此自投产以来基本没有投运
一次风测试
煤粉管速度 A磨
偏差
煤粉管速度 B磨
偏差
煤粉管速度 C磨
偏差
煤粉管速度 D磨
偏差
煤粉管速度 E磨
偏差
煤粉管速度 F磨
偏差
单位 m/s
% m/s
% m/s
% m/s
% m/s
% m/s
%
＃1 18.7 0.3 22.8 -0.4 22.9 -1.9 24.1 0.7 26.4 -0.3 22.5 -2.6
（3）挡板开度试验表明：OF、FF风门关小与BC层风门挡板开大 有相似的效果，两者均可以达到加强炉内气流的旋转强度 的目的，随着旋转强度的增加，总体表现为整体汽温降低、 各级受热面汽温和烟气温度偏差有加大趋势。
2.4运行观察和吹灰试验
通过实验观察发现炉膛区域的吹灰对水位的影响较大，最大时两侧水位偏 差接近100mm，主要原因可能是炉膛区域吹灰对局部的煤粉燃烧和水冷壁换热 产生不可忽略的影响。
（3）通过改变吹灰程控试验可看出，当炉膛比较干净时，吹灰器吹灰对 汽包水位的影响较小，两侧偏差一般均小于50mm，表明吹灰时偶现 水位偏大，不一定是吹灰导致燃烧不稳，更可能是因为吹灰时产生 的其他副作用导致的结果。
2.5 炉内空气动力场试验
（1）一次风煤粉管均匀性测定
#1锅炉同一台磨煤机四根煤粉管内的风速可以通过调节每根煤粉管上 的节流圈调整均匀性。从一次风风速测量情况看，D、E、F磨在第一 次测量不均匀，＃3、4角流量偏低，通过锅炉水冷壁结焦情况检查， 发现DEF磨煤机＃3角喷口附近靠侧墙附近水冷壁存在结焦现象，基本 验证此点。经过对节流圈调节，D3开7圈、E4开6圈、F3开4圈，除F磨 #3管风速略高、#4管风速略低外，各台磨结果在5％的允许误差范围 内。
2.2贴壁烟气成分分析
贴壁处氧量多数情况低于0.5%，而CO含量大于3000ppm，有明 显的气流贴壁现象
2.3燃烧器挡板试验
（1）OFA、FF、EF开度不宜太小，在35%开度情况下水位偏差， 汽温偏差、烟气温度偏差加大。
（2）在#1、#3角75%和#2、#4角35%和#1、#2角75%和#3、#4角 35%情况下，效果最合适：两侧氧量、烟气温度和蒸汽壁 温偏差均较小，水位偏差也较小，此试验也部分表明切 圆略偏向于左侧墙。
（1）燃烧器区域（22M和36M标高）处的吹灰影响明显，特别是22M标高 处影响最大（7、2；9、10；17、18短吹）（1、2长吹），两侧水 位偏差最大影响达到了80mm，吹灰后汽包水位很快恢复到正常值。
（2）非燃烧器区域（39M、42M、46M标高）的吹灰影响较小，两侧水位 偏差的波动范围不超过50mm，正对吹方式和斜对吹方式差别不大, 斜对吹方式稍优。
左、右侧内 置平衡容器 最大偏差 （mm）
右侧内置与 外置平衡容 器之差 （mm）
3.236 4.325 5.539 6.591 7.369 8.557 9.408 10.265 11.042 12.233 13.343 14.324 14.767 15.289 15.963 16.079 16.909
引言
浙江国华浙能发电有限公司一期建设工程4×600MW国产亚临界 燃煤汽轮发电机组的锅炉设备采用上海锅炉厂有限公司生产的亚临界 参数、控制循环、四角切向燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、 固态排渣、半露天布置、全钢构架的∏型汽包炉，锅炉型号为SG－ 2028/17.5-M908，系引进美国CE公司燃烧技术产品。锅炉汽包内径 为1743mm，外径2149mm，沿筒身长度方向布置6根大直径下降管， 炉水由汇合集箱汇合后，分别接至布置于炉前的三台低压头循环泵。 每台循环泵有二只出口阀，再由出口阀通过6根连接管引入水冷壁下 部环形集箱，在环形集箱内水冷壁入口处均装有节流圈。汽包水位测 量系统配置5套低置差压液位计、2套云母水位计和1套全量程电接点 液位计，其中汽包左侧布置3套低置差压液位计和1套云母水位计，汽 包右侧布置2套低置差压液位计、1套云母水位计和1套全量程电接点 液位计。
三、治理结论
图4 机组启动过程中汽包水位曲线
汽包压力 （MPa）
左侧内置平 衡容器水位 1（mm）
左侧内置平 衡容器水位 2（mm）
左侧电接点 模拟量输出 （mm）
右侧内置平 衡容器水位 （mm）
右侧电接点 模拟量输出 （mm）
右侧外置平 衡容器水位 （mm）
左侧2只内 置平衡容器 之间的最大 水位偏差 （mm）
二、汽包水位偏差治理
1 锅炉燃烧优化调整
1.1 一次风管可调缩孔磨损情况检查，进行冷、热态调平试验，将风 速偏差控制在±5%以内；
1.2 二次风门和燃烧器摆角检查、校核，确保四角同步准确动作； 1.3 开展锅炉燃烧优化调整和炉膛吹灰优化工作，减少吹灰操作时对
水位偏差产生的负面影响。
2 提高汽水循环的均匀性
图1 水位-差压转换原理图
a ——参比水柱(P+侧水柱)的密度
——汽包内饱和水密度 w
s
——汽包内饱和蒸汽密度
H ——汽包内实际水 位
图2表示了汽包压力和密度差的关系
根据公式以及图2可以看出,影响汽包水位准确测量有以下几个因素： （1）平衡容器内水的平均密度几乎无法准确测量。 （2）汽包内水的密度按饱和水来计算，而事实上汽包内水处于欠饱
（1）炉内空气动力场影响。 （2）磨煤机组影响。 （3）炉膛水冷壁结焦影响。 （4）吹灰方式影响。 （5）燃烧器摆角影响。 （6）二次风门调整影响。
1.2锅炉汽水循环系统不平衡的影响
（1）炉水泵出力差异。 （2）水冷壁流量分配不均。 （3）汽包汽水分离装置结垢，汽水分离不均匀。 （4）锅炉给水分配不均。
引言
• 保持锅炉汽包水位在正常范围内是锅炉运行的一项重要的安全性指标。 由于负荷、燃烧工况及给水流量的变化，汽包水位会经常变化。众所 周知，水位过高或急剧波动会引起蒸汽品质恶化和带水，造成受热面 结盐，严重时会导致汽轮机水冲击振动、叶片损坏；水位过低会引起 排污失效，炉内加药进入蒸汽，甚至引起下降管带汽，影响炉水循环 工况，造成炉管大面积爆破。由于汽包水位测量和控制问题而造成的 上述恶性事故的情况时有发生，严重影响火电厂运行的安全性。
2.1燃烧器摆角试验
试验表明，正常运行时炉膛燃烧火焰中心居中度良好，略有偏左侧墙 #1角迹象，但不严重（与水位B侧略偏高相符），摆动角度考察时， #1角下摆和#2角上摆影响最明显，表明摆动此角度对炉内燃烧影响较 大，最大偏差大于100mm，其他摆角水位也有明显变化，但影响幅 度较小。两种磨煤机组合的吻合度较好，有明显的重复性。
2 汽包实际水位偏差的影响试验
为了验证锅炉运行工况变化对汽包水位偏差的影响，在1号炉进行在 不同的运行氧量、负荷、燃烧器摆角、不同燃烧器投运层数方式下， 利用炉膛水冷壁四周观察孔或吹灰孔，采用专用的热流测量装置，测 量四周水冷壁的热流分布，同时监测锅炉尾部左右侧烟道氧量、飞灰 含碳量和记录运行相关参数，从而获得＃1锅炉燃烧工况变化与汽包 水位偏差的关系
平均 18.7
22.8
23.3
24.0
26.5
23.1
-
上表是一次风配平后煤粉管风速测量值
8.0 6.0 4.0 2.0 0.0
A -2.0 -4.0 -6.0 -8.0
风速偏差分布
#1炉各磨煤粉管风速偏差
B
C
D
E
#1管
#2管
F
#3管 #4管
（2） 燃烧器摆角、安装位置及小风门检查
经测量，水平位时，燃烧器摆角测量偏差在标准范围内，下摆到底 时，除#4角FF层偏差较大，需要调整外，燃烧器摆角测量偏差在标 准范围内，燃烧器摆角角度基本正常。燃烧器左右侧安装位置较好， 误差均在标准范围内。小风门除#3、#4角各有两个小风门有故障外 其余均正常。
3.3 将原有云母水位计改为内加热式云母水位计，其疏水疏水引至汽包下 降管炉水百度文库入口处。
3.4 汽包两侧中心安装位置检查与复核，汽包就地水位计、差压水位计两 侧安装基准校核。
• #1锅炉汽包水位存在偏差，在进行汽包水位试验时，水位计最大偏差 为193mm，最小为71mm，不符合《防止电力生产重大事故的二十 五项要求》第8.5条中“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，就立即汇报，并查明原因 ...”的相关规 定。
一、汽包水位偏差影响因素分析
和状态，欠饱和度随机组负荷和工况调整而变化。（宁海电厂1 号机组450MW负荷下，汽包压力为16.6MPa，炉水泵入口水温为 346.76℃，而16.6MPa对应的饱和水温度为350.39℃）
3.2 云母水位计的原理和误差
图3 云母水位计原理图
云母水位计的显示水柱高度Hˊ
w s a s
H
Hˊ
s
w
a
——汽包实际水位高度 ——水位计的显示值
——汽包内饱和蒸汽密度 ——汽包内饱和水密度 ——水位计测量管内水柱的平均密度
示值偏差：
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水位测量偏与云母水位计内水同汽包内水的密度差有关，而其密 度差与水位计散热量有关，因此影响影响测量的因素有汽包压力、 汽包水位、汽包压力的变动速度和表体结构、环境温度、风向相 关。而这些因素在测量时无法完全补偿。因此，即使我们按额定 工况将水位计下移而使汽包正常水位时，水位计恰好在零水位附 近，但是当工况变化时，仍将产生不可忽略的偏差
2.1 一般情况下，保持三台炉水循环泵运行，如需维持两泵运行，应避免A、 B泵组合方式；
2.2 结合计划检修，定期进行汽包内汽包汽水分离装置全面检查、处理， 保证其高效、均衡的分离效率。
3 消除水位测量误差，提高水位测量准确性
3.1 将原有5台低置差压水位计平衡容器改为三台内置式平衡容器以解决环 境温度对测量引起的误差。保留1台外置平衡容器进行对比。
1 汽包实际水位偏差的影响理论分析
汽包实际水 位偏差，表 现在汽包左 右两侧水位 的偏差，主 要由于炉膛 燃烧和汽水 循环系统不 平衡引起。
1.1锅炉燃烧工况的影响
锅炉燃烧工况对汽包实际水位偏差的影响，主要表现在炉膛内火焰中 心偏移、火焰中心高度变化引起的两侧水冷壁吸热不均衡，或炉膛出 口两侧烟温偏差引起的两侧再热器、过热器吸热不均衡，从而导致的 两侧汽包实际水位偏差。可能存在的主要影响因素有：
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。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
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＃2 17.8 -4.5 22.5 -1.4 24.0 3.0 25.0 4.3 26.7 0.5 23.8 2.9
＃3 19.2 3.0 22.9 0.2 23.9 2.2 23.2 -3.3 26.5 0.1 24.5 6.2
＃4 18.9 1.3 23.2 1.6 22.6 -3.2 23.5 -1.8 26.4 -0.3 21.6 -6.4
600MW机组汽包水位偏差分析及整改措施
刘卫国
摘要
汽包水位保持在正常范围内，是发电机组安全运行 的重要保证。汽包水位偏差是600MW机组普遍存在的影响 机组安全稳定运行的重大隐患。国华宁海电厂1号锅炉汽 包水位两侧偏差较大，两侧水位正常运行时偏差达到60mm， 不符合二十五项反措要求，因此1号机组汽包水位偏差问 题被列为国华重大隐患管控项目。宁海电厂通过对锅炉一、 二次风调整及汽包水位计改造，解决了汽包水位偏差问题。
2.6 锅炉汽水循环系统不平衡导致的两侧汽包水 位偏差：
＃1锅炉炉水冷态强制循环过程中，B泵运行时，两侧汽包水位 偏差约50mm左右，A、B、C三泵运行时，两侧汽包水位偏差约为 20mm左右。说明＃1锅炉确实存在因汽水循环系统不平衡所导致 的两侧汽包水位偏差。
3 汽包水位测量原理误差的影响
3.1差压式锅炉汽包水位计的原理和误差
3.3 电接点水位计的原理和误差
电接点水位计测量的基本原理也是连通器原理，由于汽水导电 率的差别，因此可以采用电接点电极来进行水位测量。我厂电 接点水位计正压侧取样点为饱和蒸汽取样处，因此取样点压力 低于汽包压力，无法准确测量汽包水位。另外我厂电接点水位 计电极经常泄漏，故障率很高，因此自投产以来基本没有投运
一次风测试
煤粉管速度 A磨
偏差
煤粉管速度 B磨
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煤粉管速度 C磨
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煤粉管速度 D磨
偏差
煤粉管速度 E磨
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煤粉管速度 F磨
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单位 m/s
% m/s
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＃1 18.7 0.3 22.8 -0.4 22.9 -1.9 24.1 0.7 26.4 -0.3 22.5 -2.6
（3）挡板开度试验表明：OF、FF风门关小与BC层风门挡板开大 有相似的效果，两者均可以达到加强炉内气流的旋转强度 的目的，随着旋转强度的增加，总体表现为整体汽温降低、 各级受热面汽温和烟气温度偏差有加大趋势。
2.4运行观察和吹灰试验
通过实验观察发现炉膛区域的吹灰对水位的影响较大，最大时两侧水位偏 差接近100mm，主要原因可能是炉膛区域吹灰对局部的煤粉燃烧和水冷壁换热 产生不可忽略的影响。
（3）通过改变吹灰程控试验可看出，当炉膛比较干净时，吹灰器吹灰对 汽包水位的影响较小，两侧偏差一般均小于50mm，表明吹灰时偶现 水位偏大，不一定是吹灰导致燃烧不稳，更可能是因为吹灰时产生 的其他副作用导致的结果。
2.5 炉内空气动力场试验
（1）一次风煤粉管均匀性测定
#1锅炉同一台磨煤机四根煤粉管内的风速可以通过调节每根煤粉管上 的节流圈调整均匀性。从一次风风速测量情况看，D、E、F磨在第一 次测量不均匀，＃3、4角流量偏低，通过锅炉水冷壁结焦情况检查， 发现DEF磨煤机＃3角喷口附近靠侧墙附近水冷壁存在结焦现象，基本 验证此点。经过对节流圈调节，D3开7圈、E4开6圈、F3开4圈，除F磨 #3管风速略高、#4管风速略低外，各台磨结果在5％的允许误差范围 内。
2.2贴壁烟气成分分析
贴壁处氧量多数情况低于0.5%，而CO含量大于3000ppm，有明 显的气流贴壁现象
2.3燃烧器挡板试验
（1）OFA、FF、EF开度不宜太小，在35%开度情况下水位偏差， 汽温偏差、烟气温度偏差加大。
（2）在#1、#3角75%和#2、#4角35%和#1、#2角75%和#3、#4角 35%情况下，效果最合适：两侧氧量、烟气温度和蒸汽壁 温偏差均较小，水位偏差也较小，此试验也部分表明切 圆略偏向于左侧墙。
（1）燃烧器区域（22M和36M标高）处的吹灰影响明显，特别是22M标高 处影响最大（7、2；9、10；17、18短吹）（1、2长吹），两侧水 位偏差最大影响达到了80mm，吹灰后汽包水位很快恢复到正常值。
（2）非燃烧器区域（39M、42M、46M标高）的吹灰影响较小，两侧水位 偏差的波动范围不超过50mm，正对吹方式和斜对吹方式差别不大, 斜对吹方式稍优。
左、右侧内 置平衡容器 最大偏差 （mm）
右侧内置与 外置平衡容 器之差 （mm）
3.236 4.325 5.539 6.591 7.369 8.557 9.408 10.265 11.042 12.233 13.343 14.324 14.767 15.289 15.963 16.079 16.909
引言
浙江国华浙能发电有限公司一期建设工程4×600MW国产亚临界 燃煤汽轮发电机组的锅炉设备采用上海锅炉厂有限公司生产的亚临界 参数、控制循环、四角切向燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、 固态排渣、半露天布置、全钢构架的∏型汽包炉，锅炉型号为SG－ 2028/17.5-M908，系引进美国CE公司燃烧技术产品。锅炉汽包内径 为1743mm，外径2149mm，沿筒身长度方向布置6根大直径下降管， 炉水由汇合集箱汇合后，分别接至布置于炉前的三台低压头循环泵。 每台循环泵有二只出口阀，再由出口阀通过6根连接管引入水冷壁下 部环形集箱，在环形集箱内水冷壁入口处均装有节流圈。汽包水位测 量系统配置5套低置差压液位计、2套云母水位计和1套全量程电接点 液位计，其中汽包左侧布置3套低置差压液位计和1套云母水位计，汽 包右侧布置2套低置差压液位计、1套云母水位计和1套全量程电接点 液位计。
三、治理结论
图4 机组启动过程中汽包水位曲线
汽包压力 （MPa）
左侧内置平 衡容器水位 1（mm）
左侧内置平 衡容器水位 2（mm）
左侧电接点 模拟量输出 （mm）
右侧内置平 衡容器水位 （mm）
右侧电接点 模拟量输出 （mm）
右侧外置平 衡容器水位 （mm）
左侧2只内 置平衡容器 之间的最大 水位偏差 （mm）
二、汽包水位偏差治理
1 锅炉燃烧优化调整
1.1 一次风管可调缩孔磨损情况检查，进行冷、热态调平试验，将风 速偏差控制在±5%以内；
1.2 二次风门和燃烧器摆角检查、校核，确保四角同步准确动作； 1.3 开展锅炉燃烧优化调整和炉膛吹灰优化工作，减少吹灰操作时对
水位偏差产生的负面影响。
2 提高汽水循环的均匀性
图1 水位-差压转换原理图
a ——参比水柱(P+侧水柱)的密度
——汽包内饱和水密度 w
s
——汽包内饱和蒸汽密度
H ——汽包内实际水 位
图2表示了汽包压力和密度差的关系
根据公式以及图2可以看出,影响汽包水位准确测量有以下几个因素： （1）平衡容器内水的平均密度几乎无法准确测量。 （2）汽包内水的密度按饱和水来计算，而事实上汽包内水处于欠饱
（1）炉内空气动力场影响。 （2）磨煤机组影响。 （3）炉膛水冷壁结焦影响。 （4）吹灰方式影响。 （5）燃烧器摆角影响。 （6）二次风门调整影响。
1.2锅炉汽水循环系统不平衡的影响
（1）炉水泵出力差异。 （2）水冷壁流量分配不均。 （3）汽包汽水分离装置结垢，汽水分离不均匀。 （4）锅炉给水分配不均。
引言
• 保持锅炉汽包水位在正常范围内是锅炉运行的一项重要的安全性指标。 由于负荷、燃烧工况及给水流量的变化，汽包水位会经常变化。众所 周知，水位过高或急剧波动会引起蒸汽品质恶化和带水，造成受热面 结盐，严重时会导致汽轮机水冲击振动、叶片损坏；水位过低会引起 排污失效，炉内加药进入蒸汽，甚至引起下降管带汽，影响炉水循环 工况，造成炉管大面积爆破。由于汽包水位测量和控制问题而造成的 上述恶性事故的情况时有发生，严重影响火电厂运行的安全性。
2.1燃烧器摆角试验
试验表明，正常运行时炉膛燃烧火焰中心居中度良好，略有偏左侧墙 #1角迹象，但不严重（与水位B侧略偏高相符），摆动角度考察时， #1角下摆和#2角上摆影响最明显，表明摆动此角度对炉内燃烧影响较 大，最大偏差大于100mm，其他摆角水位也有明显变化，但影响幅 度较小。两种磨煤机组合的吻合度较好，有明显的重复性。
2 汽包实际水位偏差的影响试验
为了验证锅炉运行工况变化对汽包水位偏差的影响，在1号炉进行在 不同的运行氧量、负荷、燃烧器摆角、不同燃烧器投运层数方式下， 利用炉膛水冷壁四周观察孔或吹灰孔，采用专用的热流测量装置，测 量四周水冷壁的热流分布，同时监测锅炉尾部左右侧烟道氧量、飞灰 含碳量和记录运行相关参数，从而获得＃1锅炉燃烧工况变化与汽包 水位偏差的关系
平均 18.7
22.8
23.3
24.0
26.5
23.1
-
上表是一次风配平后煤粉管风速测量值
8.0 6.0 4.0 2.0 0.0
A -2.0 -4.0 -6.0 -8.0
风速偏差分布
#1炉各磨煤粉管风速偏差
B
C
D
E
#1管
#2管
F
#3管 #4管
（2） 燃烧器摆角、安装位置及小风门检查
经测量，水平位时，燃烧器摆角测量偏差在标准范围内，下摆到底 时，除#4角FF层偏差较大，需要调整外，燃烧器摆角测量偏差在标 准范围内，燃烧器摆角角度基本正常。燃烧器左右侧安装位置较好， 误差均在标准范围内。小风门除#3、#4角各有两个小风门有故障外 其余均正常。