近年来汽包水位异常分析及处理方法
汽包锅炉两侧水位偏差的原因分析及治理措施
汽包锅炉两侧水位偏差的原因分析及治理措施在锅炉运行过程中，能够直接影响到锅炉安全的就是锅炉汽包水位的高低，因此，让锅炉汽包水位能够在正常的水位范围之内，就成了保证锅炉运行安全稳定的基础。
针对当前锅炉工作中，旁边汽包水位的偏差原因进行分析，并提出相应的治理方案和措施。
标签：汽包水位偏差旋流燃烧器调整优化前言在锅炉实施工作的过程中，锅炉的汽包水位所反映出的内容正是锅炉蒸汽负荷与锅炉给水工作间的平衡关系，而汽包水位正是对这一平衡关系进行监视工作，以便之后出现问题时，能够拥有确切的参数对这一平衡关系进行调整。
汽包水位的偏差，也是汽包锅炉的主要问题，汽包水位的偏差能够对锅炉的安全和稳定工作带来巨大的影响。
汽包水位也会受到锅炉的影响，比如锅炉运行中产生的负荷、锅炉燃烧的方式和使用材料、对燃烧的吹灰工作以及对锅炉的给水流量来说，都会导致汽包水位产生偏差，从而影响到锅炉本身的工作效率。
一、汽包两侧水位的偏差现象在与锅炉连接的任意大型机械运作过程中，汽包两侧的水位基本上都是在150mm～330mm之间产生着波动，这样的显示结果为左侧水位高，右侧水位低。
在锅炉工程建设过程中，只有汽包两侧水位只差小于200mm的时候，才能对锅炉实施自动运作系统，如果在工作过程中，频繁的进行手动和自动工作切换，则将会对锅炉整体建设工作产生不利的影响。
同时，还会增加汽包两侧水位监测人员的工作力度以及对汽包两侧水位的调整难度，这样一来就会对锅炉的安全运行造成了严重的安全隐患[1]。
例如：针对锅炉汽包水位问题，水位过高就会导致锅炉产生的蒸汽带有大量的水蒸气，从而引发汽轮机水冲击，直接导致锅炉内汽轮叶片受到损害，从而引发重大的工作事故出现；相对的，如果水位过低，锅炉的水冷壁系统由于高温被烧坏，从而发生爆管现象，更加严重时，还会出现锅炉的坍塌。
这样一来，就需要工作人员对锅炉汽包水位进行合理的控制，防止施工事故的出现。
二、汽包两侧水位偏差的影响因素汽包两侧水位偏差的主要影响因素有三点即：理论影响、锅炉内部的燃烧状况影响、汽水循系统不平衡影响，这三点成为了当前影响汽包两侧水位的平衡，出现偏差，针对这些现象因素进行分析，从而制定出相应措施进行完善。
锅炉调整中影响汽包水位的因素及调整方法分析
锅炉调整中影响汽包水位的因素及调整方法分析摘要汽包水位是反映锅炉和汽轮机正常安全运行状况的重要参数之一，直接反映了锅炉负荷与给水的平衡关系。
影响汽包水位的因素有：主汽压力、燃烧工况、锅炉负荷等。
汽包水位调节在主要分为以下三种情况：正常工况调节、事故情况调节、启停机过程中调节，本文将对以上情况下水位调节方法进行浅析。
关键字：汽包水位、主汽压力、工况、负荷在锅炉正常运行中，由于受负荷变化、燃烧工况的改变等因素的影响，汽包水位处于实时的变化之中。
汽包水位过高或过低都会对机组安全运行造成极大的隐患。
所以在正常运行中，汽包水位的监视是运行人员日常工作的重点。
1.维持汽包水位的重要性汽包水位过低，有可能造成下降管带汽，破坏水循环，蒸汽温度上升，水冷壁过热爆，管炉水泵入口汽化，造成设备严重损坏。
汽包水位过高时，蒸汽中水分增加，品质恶化，易发生过热器内部积盐、超温，影响锅炉热效率。
1.影响汽包水位的因素影响汽包水位的原因是多方面的，汽包水位是多个变量相互作用的直观体现，也是显示系统平衡的重要参数。
1.主汽压力主汽压力对保持汽包水位的稳定有最观的联系。
主汽压力稳定时，对应压力下的饱和温度是一定的，此时汽包内汽泡数量是相对稳定，在负荷不变的情况下，蒸发量稳定，此时汽包内水位是保持稳定的。
主汽压力变化时，由于对应的饱和温度发生变化，汽包内汽泡数量发生变化，对汽包水位的稳定起相反作用。
1.燃烧工况在锅炉负荷稳定和给水系统正常平稳运行时，锅炉燃烧工况发生变动多是由于给煤质变化、给煤机煤量不稳定等原因所造成的。
当燃烧增强时，如炉内燃料量突然增多，煤质由坏变好等原因，造成汽水体积膨胀，因而使水位暂时升高，由于产生的蒸汽量不断增多，使气压上升，饱和温度上升，炉水中的蒸汽泡数量又减少，水位又会下降，由于气压上升使蒸汽做功能力提高了，而负荷又没变化，因而气轮机调节机构将调速汽门关小，减少进汽量，于是锅炉蒸汽流量减少。
此时由于给水流量没有变，因而将使水位又升高。
通过三起水位异常浅析汽包水位调整方法
通过三起水位异常浅析汽包水位调整方法摘要：引起汽包水位变化的根本原因是给水流量与蒸汽流量的偏差量。
当此偏差接近零时，汽包水位趋于稳定；当给水流量与蒸汽流量的偏差量为正值时，汽包水位升高，不加以控制，会造成灭火跳机；当给水流量与蒸汽流量的偏差量为负值时，汽包水位是向着低水位方向发展的，同样的不加以控制，会造成汽包低水位灭火。
0 前言某厂A二期机组为600MW亚临界一次中间再热凝汽式汽轮机，给水系统配置为：两台50%MCR容量的汽动给水泵与一台30%MCR容量的电动给水泵，电动给水泵在机组正常运行中做为汽动给水泵的备用为汽包上水。
机组经改造升级后，现今汽动给水泵的汽源有四抽和辅汽。
其中，四抽作为工作汽源在机组正常运行状态下为小汽轮机供汽，辅汽则为备用汽源。
控制汽包水位是机组运行中非常重要的一个环节，直接影响着锅炉的安全稳定运行。
根据电力行业相关统计以及运行事故分析，因汽包水位异常直接或间接而导致的锅炉灭火事故占所有锅炉灭火事故的60%-70%[1]。
因此，对汽包水位异常情况的处理和分析具有十分重要的意义。
本文依据三起汽包水位处理不当事故对汽包水位异常发生的时机进行深入分析和研究，旨在机组现有情况下为汽包水位调整提出更完善具体的方法。
1 汽包水位变化的原理及调整方法机组正常运行中汽包水位采用给水三冲量调节方式进行调节，主蒸汽流量作为前馈信号，给水流量作为反馈信号，汽包水位作为主信号，维持汽包水位在“0”水位处上下摆动，汽包水位正常范围为±50mm。
给水泵转速自动控制汽包水位。
根据汽包水位的调节方式即可发现，影响汽包水位变化的根本原因是锅炉给水量与蒸发量之间的动态平衡。
影响汽包水位变化的直接因素有很多，本文主要归纳为蒸汽流量影响因素和给水流量影响因素两方面：1.1 蒸汽流量影响因素及其调整方法蒸汽流量的影响因素主要为外界负荷和燃烧工况。
负荷变化引起蒸汽流量变化从而打破了蒸发量与给水量的平衡导致汽包水位发生变化。
汽包水位调节异常分析
汽包水位调节异常分析摘要：本文以某机组汽包水位调节异常事件为例，针对汽包水位波动现象，分析了汽动给水泵的调节特性，找出了给水自动调节系统的不足，并提出了优化方案和具体的预防措施。
关键词：汽包水位调节异常分析1 系统概述某电厂机组为东方汽轮机厂生产的300MW亚临界、一次中间再热、双缸双排汽抽汽凝汽式汽轮机，配两台TGQ06/7-1型汽动给水泵和一台300TSBⅡ-JB型电动给水泵。
机组正常运行时两台汽泵运行，电泵联锁投入，任一汽泵运行中跳闸，联启电泵。
汽泵运行中转速调节范围3000-5300r/min，当其出口流量≤160t/h时，联开再循环阀；≥330t/h时，联关再循环阀。
采取全程给水控制方案。
设计有给水电泵勺管自动回路、汽泵调速自动回路，控制采用单冲量和三冲量切换的控制方案（汽泵采用平衡方式），汽泵与电泵自调不能同时投入，两套自动切换采用手动切换。
2 问题的提出16：11机组负荷273.7MW，主汽压力16.5Mpa，汽包水位设定值35mm，测量汽包水位135.5mm，汽包水位测量值与设定值偏差大于100mm，达到切除给水自动调节条件，1号汽动给水泵自动调节切除，2号汽动给水泵自动调节未自动切除，锅炉“给水切自动”光字牌未报警。
16：14运行人员手动切除2号汽动给水泵自动，此时1号汽动给水泵转速4320r/min，2号汽动给水泵转速4744r/min，运行人员开始手动调节1、2号汽动给水泵转速控制汽包水位，在减小1号汽动给水泵指令的过程中，16：15 1号汽动给水泵再循环门打开，此时汽包水位-44mm，并呈继续下降趋势，运行人员手动开启电泵维持汽包水位。
电泵开启后，1号汽动给水泵转速降至3983r/min后开始减小1号汽动给水泵指令，16：51 1号汽动给水泵转速出现周期振荡现象。
为防止调门频繁摆动造成调门损坏，17：11运行人员手动停运1号汽动给水泵。
22：41，投入1号汽动给水泵运行，停运电动给水泵。
600MW机组汽包水位偏差分析及整改措施.解答
一、汽包水位偏差影响因素分析
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
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。
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
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。
锅炉汽包水位计故障原因分析及防范措施
因上水时CRT差压变送器水位不准的几率较高，故“锅炉汽包水位保护在锅炉启动前应进行实际传动试验”是否必须执行？如果CRT水位都不准是否就不再点火？仔细查阅《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》（电力行业热工自动化标准化技术委员会标准DRZ/T 01-2004），再针对我厂实际情况，我们认为规定的一些地方是矛盾的或很难操作的。比如5.1条提出“锅炉启动时应以电极式汽包水位测量装置为主要监视仪表”（说明规定承认启动阶段差压式水位变送器是不准的），而5.5.1条提出“锅炉水位保护未投入，严禁锅炉启动”（我厂水位保护为3路差压式水位变送器三取二逻辑，如不准则在启动时无法投入水位保护），5.5.2条提出“锅炉汽包水位保护在锅炉启动前应进行实际传动试验，严禁用信号短接方法进行模拟试验”（差压式水位变送器在启动前可能不准，此时如何进行实际传动试验）。
因此，防止以上几个因素对电接点水位计的影响，主要措施是采取合理的保温措施，确保汽包小室的环境温度、采用数字逻辑判断电路等方法，以提高对炉水和蒸汽的分辨能力。同时我们也在#1炉上偿试采用进口型电接点水位计，使用下来发现进口型无论在可靠性还是可维修性上都比国产型有明显的优势。
2.3压式水位计
通过合理的补偿措施，差压式水位计能较好地测量汽包重力水位。现在锅炉汽包水位MFT及汽包水位自动调节的信号全都取自差压式水位计。我厂使用的单平衡容器系统结构图(见图3)。影响其测量准确性的因素主要有以下几点:
近年来汽包水位异常分析及处理方法
近年来汽包水位异常分析及处理方法对于汽包锅炉来说，汽包水位是运行中的一个重要参数，它的正常与否对机组安全运行有重大影响，严重缺水将会造成水冷壁大量过热爆管，严重满水将会造成汽轮机水冲击的恶性事故。
防止锅炉严重缺水满水是25项反措中的重要一项。
只是因为现在机组水位保护比较可靠，才很少发生这些恶性事故，但是因为水位异常造成停炉、停机的却为数不少，它们都对发电厂的安全运行构成重大威胁。
下面就列举近几年我厂发生的几期典型的水位事故。
一、05年11月23日8:05#4机负荷250MW，#4小机跳手动，给水流量到零，锅炉灭火。
原因：#4炉减温水手动总门漏水，喷到入口电动门上，加负荷时，#3高加水位高，汽、水侧跳闸，当投入#3高加水侧时，#3高加入口电动门实际没开（保险爆），但由于喷入水汽开接点短路显示开启，当旁路门关闭后，给水中断。
分析：因为事发突然，处理相当困难。
但是运行人员在给水系统上有工作时，发生异常，没有事故预想，也没有进行反向操作，将#3高加水侧解列。
二、06年3月17日9:00 #3机给水流量突然增大，水位高机、炉跳闸。
原因：#3机负荷190MW，给水流量从530t/h突升至1180t/h，汽泵转速从4000rpr 升到5200rpm，并且跳到立盘控制，立即开事故放水，但水位高机、炉跳闸。
原因为汽泵转速失控。
分析：处理不好，虽然汽泵转速、给水流量迅速上升，但看到水位上涨迅猛，没有果断打闸汽泵。
其实设备是为我们服务的，它有问题，严重威胁安全运行，要有勇气停掉它。
也许控制员在紧张地操作，考虑不到事件对整个机组的危害，但是班长、值长要有全局意识，要清楚事态发展的后果，敢于负责果断停运故障设备，保整个机组的安全。
作为值长一定要全局指挥，不能只盯住一个参数、一项操作，要从小圈子里跳出来，转换思维，头脑清醒，关键时刻，要果断处理，因为值长是最后一道防线。
三、2004年11月15日9时06分，＃3小机振动大跳闸，水位低锅炉灭火，汽机跳闸。
影响锅炉汽包水位变化的因素与调整方法大汇总
1、汽包水位过高、过低的危害汽包水位过高，使汽包蒸汽空间高低减小，汽水分离效果下降，将会引起蒸汽带水，使蒸汽品质恶化，蒸汽含盐量提高，以致在过热器关内产生盐垢沉积，使管子过热，金属强度降低而发生爆管。
水位严重过高时，蒸汽大量带水，过热汽温度急剧下降，蒸汽管道、汽轮机等金属温度发生剧变，产生严重的热应力和热变形，甚至发生水冲击造成设备损坏。
汽包水位过低，致使下降管进口带汽，循环流动压头降低，严重时会引起水循环的破坏，使水冷壁管超温过热。
严重缺水时，还可能造成汽包干锅水冷壁管烧损等严重事故。
2、汽包水位计运行方式汽包水位计以DCS差压式水位计为基准，同时参照电接点和就地水位计，在锅炉启动和正常运行中，对汽包水位计进行零位校验，当各水位计偏差大于30mm时应立即查明原因予以消除。
3、汽包水位计高低水位保护锅炉汽包水位保护的停退必须严格执行审批手续，锅炉汽包水位高低保护柴永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，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，限期都是8小时。
如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。
汽包水位保护在锅炉启动前应进行实际传动校验，禁止用信号短接方法进行模拟传动代替。
4、汽包水位正常监视汽包各水位计必须指示正确，CRT汽包水位清晰，汽包水位高低报警应可靠，并按要求进行汽包水位高低报警试验，正常情况应依靠自动装置来实现汽包水位的自动控制。
给水自动投入，水位自动设定值要设定在“0”，并经常监视汽包水位各表计的的指示，当汽包水位超过+120mm或-170mm急剧变化时，应及时改为手动调整，防止发生缺满水事故。
增减负荷时要注意防止由于主汽压力和蒸汽流量的较大变化而造成汽包水位的大幅变化，两台汽泵负荷尽量分配均匀。
5、汽包水位常的处理影响汽包水位变化的原因：增减负荷；启停磨煤机；煤质发生变化或燃烧不稳；给煤机断煤；燃料增减过快；电汽泵切换或给水管路切换；给水自动失灵；承压部件泄漏I、汽机调门、过热器疏水门开关；锅炉排污。
锅炉汽包水位测量误差的原因分析和处理措施
锅炉汽包水位测量误差的原因分析和处理措施摘要：汽包水位是电厂的主要监控参数之一，正确测量汽包水位是锅炉安全运行的保证。
由于运行及维护不当等原因，导致汽包水位测量存在测量值及实际值不符的情况，影响机组安全、稳定运行。
关键词：锅炉；汽包水位；测量误差；原因；措施；分析1导言近些年,锅炉汽包的安全性饱受争议,也经常发生一些事故,带来较大的经济损失和人员伤亡。
因此,要全面控制好锅炉汽包的水位监测工作,确保锅炉的使用安全。
2锅炉汽包的原理锅炉汽包,也被称为锅筒。
汽包是锅炉非常重要组成部分,主要位于锅炉的顶端,由封闭头和简要的外体焊接组装而成。
在汽包内部,主要分成两个空间,即汽室和水室。
汽包的作用主要是将水蒸气进行净化,在对下降管道进行供水的同时,保证锅炉内部的正常的水循环系统。
而水循环系统主要涵盖汽包、上升管道、下降管道以及箱体。
为了保证水循环,汽包中就必须保持稳定的水位,这也就是对汽包进行水位监测的意义。
如果汽包工作出现异常,则直接影响水循环,进而影响锅炉的正常工作,甚至带来严重的安全威胁。
3锅炉汽包水位测量的作用锅炉汽包的水位测量是对锅炉正常运行的最直接影响因素,也是控制锅炉质量安全的监控手段，维持汽包水位在一定范围内是保证锅炉和汽轮机安全运行的必要条件。
首先,通过锅炉汽包的水位测量,可以直观地了解锅炉内部的水量多少,从而保证锅炉的水循环有序进行。
其次,汽包水位测量还可以有效地保证锅炉的蒸汽质量,保证水位正常。
进而通过蒸汽和水分分离装置,结合有效的排污设备,形成较为高品质的蒸汽,以供需求。
如果汽包水位过高，直接影响汽水分离的效果，使饱和蒸汽湿度增大，含盐量增多。
当水位高到一定程度时，蒸汽就要带水，而水中含盐浓度远比蒸汽的高，致使蒸汽品质恶化，盐类将在过热器管壁上结垢，导致过热器管被烧坏、爆破，严重时会导致汽轮机进水。
若汽包水位过低，则破坏了锅炉的汽水自然循环，致使水冷壁管被烧坏，严重缺水时还会发生爆管等事故。
汽包水位调节异常分析
关键 词 ： 汽 包水 位
调节异 常
分 析
速 出现 周期 振 荡 现 象。 为防 止调 门频 繁 摆 动 造 成调 门损
量值 与设 定值 偏差 大于 １ Ｏ ０ ｍｍ，达到 切 除给 水 自动调 节 条件 ， １号 汽 动给 水泵 自动调 节 切 除 ， ２号 汽动 给水 泵 自动
４ 原 因分 析 ４ ． １ 汽 包水 位 上升 原 因分析 。查 历 史 数据 ， 机 组 负荷
８ ５ ｒ ／ ｍｉ ｎ升 至 ６ ０ ９ ｒ ／ ｍｉ ｎ 、 ６ ０ １ ｒ ／ ｍｉ ｎ 、 ５ ０ １ ｒ ／ ｍｉ ｎ 、 ５ ０ ０ ｒ ／ ｍｉ ｎ ， １号 汽 动 给 水 泵 转 速 ４ ３ ２ ０ ｒ ／ ｍｉ ｎ， ２号 汽 动 给 水 泵 转 速 ２ 炉 膛燃 烧 增 强 ， 炉 水 内 汽 泡含 量 突 ４ ７ ４ ４ ｒ ／ ｍｉ ｎ ，运行人 员开 始手 动调 节 １ 、 ２号汽 动给 水 泵 转 燃 料 量突 然 大 幅 上升 ， 造成 汽包 水位 由 ５ ７ ｍｍ 突升 至 １ ３ ６ ｍｍ。 速 控制 汽包 水位 ，在 减 小 １ 号 汽 动给 水 泵指 令 的过 程 中 ， 然增 加 ， ４ ． ２ ２号 汽 动 给 水 泵 自动 调 节 未 自动 切 除 的原 因 分 １ ６ ： １ ５ １号 汽 动 给 水 泵 再 循 环 门 打 开 ， 此 时 汽 包 水 位 但 执行 顺 序 ４ ４ ｍｍ ， 并 呈继续 下 降趋 势 ， 运 行人 员手 动 开启 电泵 维 持 析 。给 水 自动 控制 系统 切 手动 逻 辑关 系 正确 ， 存 在 问题 ， 导致 ２号 汽 动给水 泵 自动调 节 未 自动切 除 。 汽包 水位 。
一
（ 上接第 １ ８ ８页 ）
锅炉运行汽水共腾异常现象和原因分析及其处理措施
锅炉运行汽水共腾异常现象和原因分析及其处理措施
一、汽水共腾异常现象
1、汽包水位计剧烈波动，严重时水位计中看不清水位；
2、过热蒸汽温度急剧下降,严重时蒸汽管道内发生水冲击,法兰冒汽；
3、蒸汽和炉水含盐量增加，导电度升高。
二、汽水共腾异常原因分析
1、炉水质量不合标准，悬浮物含盐量过大；
2、未按规定进行排污；
3、连排开度过小或未开；
4、负荷大幅度增加；
5、汽包水位保持过高。
三、汽水共腾异常处理措施
1、适当降低锅炉蒸发量并保持稳定；
2、开足连续排污，必要时开启事故放水门及定排，加强进水放水，维持水位略低于正常值；
3、停止加药；
4、开启过热器疏水门，并通知汽机加强疏水；
5、通知化验人员化验炉水，采取措施，改善水质；
6、在炉水质量未改善前，不允许增加锅炉负荷；
7、故障消除后，须冲洗水位计。
汽包水位调节异常的分析与处理
摘要 ：针对 某电厂 ３ ０Ｍｗ 机组 汽 包水位 出现调节异 常现 象的 问题 ，分 别分析 汽 包水位调 节异 常时 的汽 包水位 ０
调 节 过 程 、 总给 水 流 量 调 节 过 程 、各 水 泵入 口流 量 调 节 和 电动 泵 泵 速 调 节 过 程 ，确 定 了 汽 包水 位 调 节 异 常 的 原
３ ｏ ２ ｍｉ ｏ ｓ ｌ ｅ ｔ ｅ ｐ ｏ ｌ ｍ ｆ ｄ ｕ ｌ ｖ ｌ ｒ ｇ ｌ ｔｏ ｂｎ ｒ ａ ｉ ． Ｐ ｏ ｏ ａ ｓ ｆ ｒ ｉ ｒ ｖ ｎ ｈ ｏ ｔｏ ｔ ｂ ｌ ｙ ｏ ０ Ｓｔ ｎ ｔ ｏ ｖ ｈ ｒ ｂ ｅ ｏ ｒ ｍ ｅ ｅ ｅ ｕ ａ ｉ ｎ ａ ｏ ｍ ｌ ｙ ｔ ｒ ｐ ｓ ｌ ｏ ｍｐ ｏ ｉ ｇ ｔ ｅ ｃ ｎ ｒ ｌｓ ａ ｉｉ ｆ ｔ ｍｕ ｔ ｓａ ｅ ｃ ｓ ａ ｅ ｓ ｓｅ ａ ｅ ｏ ｆ ｒ ｄ ａ ｌ ｌｉ ｔ ｇ ａ ｃ ｄ ｙ ｔ ｍ ｒ ｆ ｅ ｅ ｓｗｅ１ — ． Ｋｅ ｒ ｓ ｄ ｕ ｌ ｖ ｌ ｅ ｄ ｗａ ｅ ｌ ｗ；ｒ ｔ ｔ ｎ １ｓ ｅ ｄ；ｃ ｓ ａ ｅ ｃ ｎ ｒ ｌ ｙ ｔ ｍ ｙ ｗｏ ｄ ： ｒ ｍ ｅ ；ｆ ｅ ｔ ｒｆｏ ｅ ｏ ａ ｉ ａ ｐ ｅ ｏ ａ ｃ ｄ ｏ ｔｏ ｓ ｅ ｓ
并 提 出 了提 高 多级 串级 系统 调 节 稳 定 性 的 建议 。 关 键 词 ：汽 包水 位 ；给 水 流 量 ；转 速 ； 串级 调 节 系统
中 图 分 类 号 ：Ｔ ３ １ Ｋ３ Ｋ ２ ；Ｔ ７ 文 献 标 志码 ：Ｂ 文 章 编 号 ：１） —９ Ｘ（０ ０ ０ —０ ７０ （） ２ ０ ２ １ ）２０ ６ —４ （ ７
因是 给 水 流 量 调 节 器 调 节 作 用 过 强 所 致 。 为 此 ， 将 总 给 水 流 量 比 例 一积 分 一微 分 （ ｒ ｐ ｒｉｎ ｌ ｎ ｅ ｒ ｌ ｐ ｏ ｏ ｔ ａ— ｔｇ ａ ｏ ｉ —
汽包液位计突然不准的方法
汽包液位计突然不准的方法
当汽包液位计突然不准时，可以考虑以下几种方法来解决问题：
1. 检查液位计本身：首先应检查液位计是否损坏或出现故障。
如果液位计显示异常，可能需要更换或修理。
2. 调整进气口位置：合理设置进气口位置，使其稳定在合适的位置，有助于液位计准确读取。
3. 优化管道设计：如果管道设计不合理，可能会导致液位计读数不准确。
可以考虑优化管道设计，或更换为合适大小的管道。
4. 控制温度变化：液位计所处环境的温度变化可能会影响其准确性。
可以采取控制温度的措施，如增加散热器、加装保温材料等，以保持液位计的稳定运行。
5. 加装水位警报系统：可以设置水位警报系统，一旦发现水位过高或过低，系统会及时报警，有助于及时发现问题并处理。
6. 对汽包进行检查和维护：检查汽包内水痕迹，核对汽包水位测量显示的值，及时对水位偏差进行修正。
在机组检修期间，对平衡容器的安装位置标高在冷、热态情况下分别进行测量对比，当发生偏差时用热态测量数据进行替代。
请注意，以上方法仅供参考，实际操作时应根据具体情况进行判断和处理。
如果问题较为复杂或无法自行解决，建议联系专业的技术人员或厂家进行维修和调试。
汽包锅炉两侧水位偏差的原因分析及治理措施
汽包锅炉两侧水位偏差的原因分析及治理措施摘要：在进行火力发电电力生产中，汽包锅炉两侧水位偏差很可能会导致安全隐患。
火力发电厂中汽包水位需要保持正常的水位才能安全、经济的运行。
所以，准确的测量水位、进而更好的控制水位在允许范围内变化，对于保证安全，提高经济效益具有重要意义。
关键词：汽包水位测量；就地偏差；原因；分析1前言保持汽包水位正常是锅炉安全运行的必要条件。
本文提出串级三冲量控制方式，将锅炉汽包水位作为主调节信号，蒸汽流量作为前馈信号，给水流量作为反馈调节信号，这种控制方式能够有效的克服内外扰动对汽包水位的影响，从而加强了对汽包水位的控制。
利用Simulink分别在设定值及在干扰作用下对控制系统进行仿真2锅炉汽包工作原理锅炉由给水管路、省煤器、汽包、下降管、水冷壁、过热器、再热蒸汽及主再热蒸汽管路等组成。
其主要任务是使水吸热、蒸发，最后变成有一定参数的过热蒸汽。
从给水管路来的水经过给水阀进入省煤器，加热到接近饱和温度，进入汽包，经过下降管进入水冷壁，吸收蒸发热量，在回到汽包。
经过汽水分离以后，蒸汽进入过热器，水在进入水冷壁进行加热。
进入过热器的蒸汽吸收热量，使其具有一定温度和压力，过热蒸汽在进入主蒸汽管，然后进入汽轮机高压缸做功。
蒸汽从高压缸做完工后，经再热蒸汽管冷段，进入锅炉再热器加热至额定温度后，经再热蒸汽热段，进入汽轮机中缸、低压缸继续做功。
给水流量对水位的影响。
把汽包和给水看作单容无自衡对象，水位响应曲线应为一条直线。
由于给水温度相对于汽包内饱和水的温度低，所以给水量发生变化后，汽包内气泡的含量变少，从而导致水位下降。
即当突然增加给水量后，汽包水位刚开始并不增大而是要缓冲一下在增大。
在蒸汽流量扰动下，水位响应曲线如图3所示。
从图中可以看出，在燃烧不改变的条件下，蒸汽用量突然增加，汽包的压力必然会瞬间下降[3]，汽包内水的沸腾会突然增加，水中的气泡迅速变多，从而使水位上升，形成了假的水位上升状况，即所谓“虚假水位”现象。
汽包左右侧水位偏差大的原因分析及处理措施
汽包左右侧水位偏差大的原因分析及处理措施摘要：随着电网自动化水平的不断发展，电力调度要求上网发电厂在加减负荷，调频调峰能力方面能快速响应，要求机组在自动化控制方面的投入率越来越高。
当遇到机组高负荷出现汽包左右侧水位偏差大至一定值时，可能会导致机组退出协调和AGC控制，最终影响到安全性和经济性，分析造成汽包水位偏差大的原因并解决此隐患十分必要。
关键词：火电厂汽包水位偏差火焰中心调整措施1.前言锅炉运行中汽包水位一个非常重要的监视，调整参数，汽包水位偏差问题是自然循环汽包锅炉的主要问题，它直接影响锅炉的安全，稳定运行，当锅炉汽包左右侧水位出现偏差时，一侧水位会明显偏高，而另一侧水位会明显偏低，水位无论高，低到一定值都会带来不利影响，水位过高会使蒸汽带水，得受热面出现积盐现象，易引发汽轮机水冲击，导致汽轮机叶片损坏事故的发生；水位过低时会造成下降管区域形成旋流，下降管水流量分配不均，甚至导致水冷壁超温爆管，为此，减少汽包水位偏差的工作是一项保证机组安全稳定运行的重要工作，同时，因汽包左右侧水位偏差达到逻辑保护设定值而将会导致机组运行中锅炉主给水由“自动控制”跳至“手动”，致使机组协调退出，AGC控制不能投入，这将给机组安全性和经济性带来非常不利的影响。
在电力系统中，AGC是指调节不同发电厂的多个发电机有功输出以响应负荷的变化的系统，自动发电控制AGC （Automatic Generation Control）是能量管理系统EMS中的一项重要功能，它控制着调频机组的出力，以满足不断变化的用户电力需求并使系统处于经济的运行状态，AGC是电力市场辅助服务的一个重要组成部分，并网电厂运行管理实施细则中规定“各机组必须投运一次调频，AGC功能，不满足指标要求的执行电量考核”；“发点部负责记录一次调频及AGC故障时间及实际投运时间”。
南方电网制定了《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》以及《南方区域发电厂辅助服务管理实施细则》，“两个细则”对AGC性能指标提出了明确的要求。
汽包水位偏差分析及调整方法
汽包水位偏差分析及调整方法摘要：本文通过分析沙特拉比格项目在汽包水位方面遇到的问题，提出解决办法，希望对其他项目的燃油锅炉在设计、安装、校准时提供借鉴。
关键词：燃油锅炉；汽包水位；偏差；调整汽包水位是监视锅炉运行的重要数据，维持正常的汽包水位是保证锅炉安全运行的必要条件。
汽包水位过高会影响汽水分离的效果，使饱和蒸汽的湿度增大，含盐量增大。
当水位升高到一定程度将造成蒸汽带水，蒸汽品质急剧恶化，盐类将在过热器内壁结垢，传热恶化，严重时导致过热器超温运行，造成管道泄露。
1.沙特项目及水位计简介沙特拉比格项目锅炉为亚临界参数、自然循环锅炉，前后墙对冲方式燃烧，布置4层燃烧器和1层燃尽风。
前后墙燃烧器各24只，燃尽风各6只。
锅炉燃料为380CST重油。
满负荷运行是汽包额定压力18.6MPa。
拉比格项目在汽包两侧各安装有一个双色水位计和电接点水位计作为辅助监视，在汽包的两侧每侧还各安装有2只单室平衡容器，其中汽包左前侧1个为满水位表，量程是-1144～+359，其余3个水位计作为水位监控的主要手段，参数汽包水位的控制，采用3个值取中间值的方式，量程为-461～+359。
正常值：0±50mm，报警值：±100mm，跳闸值（MFT）：+200/-365mm。
2.拉比格项目汽包水位出现的问题沙特项目在投入运行之后汽包水位经常出现偏差，在高负荷时经过一段时间运行两侧水位就会出现偏差而且会越来越大，期间由于汽包水位偏差大不得不降负荷运行，解除水位自动保护，甚至由于汽包水位过高，造成蒸汽带水，过热器前烟道悬吊管内部结垢，导致多次管道泄露事故。
沙特项目汽包水位偏差的主要表现为：2.1同侧两个平衡容器之间有偏差；2.2同侧平衡容器与双色及电接点之间有偏差；2.3左右两侧水位之间经常出现较大偏差；2.4控制水位和实际水位偏差大。
3.汽包水位偏差原因分析及采取措施。
汽包水位的偏差的原因主要有，一是水位计本身的原因，包括安装误差，冷凝罐变形等；第二是受热面受热不均造成的水位偏差，包括炉膛内燃烧不均，水冷壁存在结焦等。
锅炉汽包水位出现大幅波动时调节要点
锅炉汽包水位出现大幅波动时调节要点一、汽包水位可能出现大幅度波动的情况：1)高加故障解列；2)磨煤机跳闸；3)带粉投磨尤其是启机初期；4)炉水泵跳闸及启停；5)冷态启动中，炉水达到沸点时；6)机组启动过程中的冲转、并网；7)并/退给水泵操作；8)负荷14%时，给水主、旁路的切换；9)汽泵故障跳闸；10)安全阀动作；11)汽机主汽门/调门大幅波动或突然关闭；12)机组突然大幅度甩负荷或跳闸。
13)开汽机高低旁路操作。
二、水位调节必须注意的地方：1)给水量与蒸发量的平衡—水位稳定。
2)汽泵出口压力和主汽压（汽包压力）。
3)汽泵再循环门自动开关情况。
一是影响给水量，二是跳给水泵。
4)机侧注意除氧器、凝汽器、除盐水箱水位。
小机控制方式退回机侧控制时应立即设法切回锅炉控制。
5)自动能调节的就不要解为手动，手动时加减幅度应根据水位下降速度给定，注意给水量与蒸发量不要相差过大，以免过调。
三、水位高低紧急情况下的调节辅助手段：1)水位高：a、开定排（一次门事故时先打开）；b、开紧急放水门（如是电动门需要跑去就地手动开启，以免开的过大）；c、开给泵再循环门；d、必要时打闸一台汽泵。
2)水位低：a、打闸一台或两台炉水泵（规定三台炉水泵运行时只准打两边的A、C炉水泵）；b、关给泵再循环门；c、打磨降负荷。
锅炉汽包水位出现大幅波动时的调节要点包括：1. 调整给水流量：保持锅炉给水自动调整装置的正常运行，确保给水流量稳定。
2. 控制燃烧工况：适当调整燃烧工况，保持炉膛火焰均匀，避免火焰中心偏斜导致汽包水位异常。
3. 维持蒸汽压力稳定：确保蒸汽压力稳定，避免因蒸汽压力波动引起的给水流量波动，从而影响汽包水位。
4. 及时排污：定期进行排污操作，避免杂质和蒸汽凝结水积聚，导致水位波动。
5. 监控仪表正常：确保汽包水位监测仪表正常工作，为操作人员提供准确的水位反馈。
6. 果断处理异常情况：如出现虚假水位信号，应及时排除故障，恢复真实水位。
汽包水位偏差分析及调整方法
汽包水位偏差分析及调整方法摘要：本文通过分析沙特拉比格项目在汽包水位方面遇到的问题，提出解决办法，希望对其他项目的燃油锅炉在设计、安装、校准时提供借鉴。
关键词：燃油锅炉；汽包水位；偏差；调整汽包水位是监视锅炉运行的重要数据，维持正常的汽包水位是保证锅炉安全运行的必要条件。
汽包水位过高会影响汽水分离的效果，使饱和蒸汽的湿度增大，含盐量增大。
当水位升高到一定程度将造成蒸汽带水，蒸汽品质急剧恶化，盐类将在过热器内壁结垢，传热恶化，严重时导致过热器超温运行，造成管道泄露。
1.沙特项目及水位计简介沙特拉比格项目锅炉为亚临界参数、自然循环锅炉，前后墙对冲方式燃烧，布置4层燃烧器和1层燃尽风。
前后墙燃烧器各24只，燃尽风各6只。
锅炉燃料为380CST重油。
满负荷运行是汽包额定压力18.6MPa。
拉比格项目在汽包两侧各安装有一个双色水位计和电接点水位计作为辅助监视，在汽包的两侧每侧还各安装有2只单室平衡容器，其中汽包左前侧1个为满水位表，量程是-1144～+359，其余3个水位计作为水位监控的主要手段，参数汽包水位的控制，采用3个值取中间值的方式，量程为-461～+359。
正常值：0±50mm，报警值：±100mm，跳闸值（MFT）：+200/-365mm。
2.拉比格项目汽包水位出现的问题沙特项目在投入运行之后汽包水位经常出现偏差，在高负荷时经过一段时间运行两侧水位就会出现偏差而且会越来越大，期间由于汽包水位偏差大不得不降负荷运行，解除水位自动保护，甚至由于汽包水位过高，造成蒸汽带水，过热器前烟道悬吊管内部结垢，导致多次管道泄露事故。
沙特项目汽包水位偏差的主要表现为：2.1同侧两个平衡容器之间有偏差；2.2同侧平衡容器与双色及电接点之间有偏差；2.3左右两侧水位之间经常出现较大偏差；2.4控制水位和实际水位偏差大。
3.汽包水位偏差原因分析及采取措施。
汽包水位的偏差的原因主要有，一是水位计本身的原因，包括安装误差，冷凝罐变形等；第二是受热面受热不均造成的水位偏差，包括炉膛内燃烧不均，水冷壁存在结焦等。
汽包水位测量系统故障分析与处理
影响值／ ｍ ｍ ９ ． ６
３ ３ ． ２ ６ ２ ． ２
多数发生在这方面 。 （ ５ ） 如果发 生汽包 甲 、 乙侧水位存 在偏差 ， 在其他 没有差异
困 设 备 管 理 与 维 信２ ０ １ ４ № ６
制冷 机 组 工作 效 率 下 降原 因分 析
刘 莹
（ 陕西航空电气有 限责任公 司 陕西兴平 ）
汽包水位测量 系统故障分析与处理
王永章 巩养才 赵 向阳
（ 周 口隆达发 电有限公司 河南周 口）
摘要
关键词
分析 汽 包水位 测量 系统运行 过程 中的典型故 障原 因， 归纳提 高保护 系统可 靠性 的途径 ， 给 出预 防措 施 。 探讨 目 前 水位
水位测量 故障统计分析 预防措施
（ ２ ） 变送器取样管要在启动或停炉过程 中冲洗 ， 保持取样管
畅 通 。冲 洗 时 汽 包 压 力要 保 持 在 ２ ＭＰ ａ左 右 。
样就造成测量上 的误差 。经计算取样管水柱温度对水位 的影 响
见表 １ 。
（ ３ ） 校验变送器 时要 将变送器正 、 负压 室 内的积水放 干净 ，
图 １ 汽包水位测量取样原理 图 １ 中汽水侧取 样孔 的距 离 Ｈ， ｍ ｍ；汽侧取样孔与汽包正
能保证重度相同 ， 防止产生附加差压误差。 伴热温度控制不要过 高 ，过高 引起取样 管温度分布误 差大 ，同时易损坏伴热带 ， 最
好＜ ５ ０ ℃
常水位 的距离 Ａ， ｍ ｍ； 汽包 水位偏差正 常水位的值 ｈ ， ｍｍ； 对应
４ Ｏ ℃
—
一
３ ５ ℃
（ １ ） 要随季节变化调整部分参 比水柱 的保 温 ， 夏季全拆除参 比水柱的保 温 。到冬季 １ ２月份 ， 对参 比水 柱下 部 １ ／ ３段进行保 温， 但是不能增加伴热 。从正负引压管水 平段 开始增加伴热 带 ， 到变送保温箱为止。 这是为 了使两根取样管水有相同的温度 ， 才
某电厂X号机组汽包水位波动分析与处理
某电厂X号机组汽包水位波动分析与处理某电厂X号机组为330MW机组（通流改造后），锅炉是HG—1021/18.2型亚临界、中间再热、自然循环的燃煤汽包锅炉；汽轮机为N300—16.7/537/537型单轴超高压再热凝汽式。
回热系统包括3个高加、4个低加、1个除氧器，除氧器采用滑压运行方式。
机组的控制系统于2002年进行了DCS系统改造，全面实现了XDPS一体化控制。
一. 汽包水位调节存在的问题自6月份以来，X号机在300MW以下汽包水位控制正常，但当负荷超过300MW 时就会出现水位控制不稳定的现象，尤其是在升降负荷过程中。
最严重的一次是6月7号在变负荷过程中汽包水位波动达-68mm～+97mm，并且出现了发散迹象，如图1所示，影响了机组的正常和稳定运行。
图1 6月7日变负荷过程中汽包水位波动曲线二. 原因分析及处理由于X号机在通流改造后一直没有长时间带过超300MW的高负荷，通过分析历史数据和曲线，发现汽包水位波动较大的情况均是出现在高负荷时的变负荷过程中，在运行人员大幅度调节摆角时，说明燃烧器摆角调节对汽包水位影响很大，尤其在高负荷时摆角调节对水位影响尤其明显。
另外，通过分析曲线也发现机组通流改造后机组的特性发生了变化，汽包水位调节在高负荷时参数偏强。
针对发现的问题，采取的处理措施如下：（1）对汽包水位调节参数进行调整，外环参数由Kp=1.0调整为0.75，Ti=240s调整为280s（2）将汽包水位调节外环改为变参数调节，在高负荷时外环参数适当减弱。
参数调整后，结合机组变负荷过程进行观察，中间又进行了多次调整，并在高负荷段进行了定值扰动试验，初步认为目前确定的参数较为适合。
另外，在机组大小修停机前对汽包水位控制逻辑进行修改，将外环修改为变参数控制。
参数调整和修改后机组控制效果曲线如下：图2 参数调整后320MW-180MW降负荷过程曲线图3 参数调整后190MW-320MW升负荷过程曲线图4 参数调整后320MW稳态过程参数曲线三. 结论通过参数调整和试验观察，目前参数基本满足机组稳定运行要求。
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近年来汽包水位异常分析及处理方法对于汽包锅炉来说，汽包水位是运行中的一个重要参数，它的正常与否对机组安全运行有重大影响，严重缺水将会造成水冷壁大量过热爆管，严重满水将会造成汽轮机水冲击的恶性事故。
防止锅炉严重缺水满水是25项反措中的重要一项。
只是因为现在机组水位保护比较可靠，才很少发生这些恶性事故，但是因为水位异常造成停炉、停机的却为数不少，它们都对发电厂的安全运行构成重大威胁。
下面就列举近几年我厂发生的几期典型的水位事故。
一、05年11月23日8:05#4机负荷250MW，#4小机跳手动，给水流量到零，锅炉灭火。
原因：#4炉减温水手动总门漏水，喷到入口电动门上，加负荷时，#3高加水位高，汽、水侧跳闸，当投入#3高加水侧时，#3高加入口电动门实际没开（保险爆），但由于喷入水汽开接点短路显示开启，当旁路门关闭后，给水中断。
分析：因为事发突然，处理相当困难。
但是运行人员在给水系统上有工作时，发生异常，没有事故预想，也没有进行反向操作，将#3高加水侧解列。
二、06年3月17日9:00 #3机给水流量突然增大，水位高机、炉跳闸。
原因：#3机负荷190MW，给水流量从530t/h突升至1180t/h，汽泵转速从4000rpr 升到5200rpm，并且跳到立盘控制，立即开事故放水，但水位高机、炉跳闸。
原因为汽泵转速失控。
分析：处理不好，虽然汽泵转速、给水流量迅速上升，但看到水位上涨迅猛，没有果断打闸汽泵。
其实设备是为我们服务的，它有问题，严重威胁安全运行，要有勇气停掉它。
也许控制员在紧张地操作，考虑不到事件对整个机组的危害，但是班长、值长要有全局意识，要清楚事态发展的后果，敢于负责果断停运故障设备，保整个机组的安全。
作为值长一定要全局指挥，不能只盯住一个参数、一项操作，要从小圈子里跳出来，转换思维，头脑清醒，关键时刻，要果断处理，因为值长是最后一道防线。
三、2004年11月15日9时06分，＃3小机振动大跳闸，水位低锅炉灭火，汽机跳闸。
原因：2004年11月15日上午班，#3机负荷300MW，BCDE磨运行，主汽压16.5MPA。
#3小机#2瓦振动大报警后跳闸，小机跳闸首出“一次油压低”，速减负荷，#3机电泵未联动，速手动启电泵。
后#3炉“汽包水位低”保护动作，锅炉灭火。
运行人员按“停炉不停机措施”执行：快速立盘上手动减负荷，负荷减至16MW，后汽机跳闸首出“锅炉跳闸”，#3发电机跳闸（“逆功率”有报警和掉牌）；。
分析：负荷超过240MW，汽泵跳闸，水位低锅炉灭火，没有什么遗憾的，但处理过程中，减负荷过快，导致发电机跳闸，很不应该，其实停炉不停机，对二期机组，30分钟之内只要能够启动一台磨，汽温是没有问题的，不必要减负荷那样急，也没有监视。
四、07年6月7日#4机汽泵指令突然到0，锅炉灭火，恢复时，汽包水位高，机炉跳闸07年6月7日09：54 #4炉ABC磨运行，负荷201MW。
因为#4机汽泵指令突然到0，OIS上闭锁操作，油枪频繁跳闸，导致汽包水位低致使炉灭火。
10：21启4A、4B一次风机，暖4B磨，汽包水位高90MM开事故放水门，事故放水门二道门不会开，水位高保护动作，炉灭火，机、电联跳，造成一次“非停”事故。
分析：在这样负荷、这种运行方式下，汽泵有问题，不必投油，因为事故情况下，投油停磨对水位影响很大，倒不如立即减煤量，减负荷。
燃烧操作时，对水位的影响没有考虑到，看水位人员没有及时发现水位异常升高，虽然虚假水位厉害，但是看水位人员应立即大幅度减少给水。
这次水位事故后，发电部反复强调，当汽包水位到180mm时，要果断停运给水泵，当水位到230mm时，果断MFT，宁可停炉，不能停机。
但是后来仍然发生水位高不敢打闸汽泵、电泵，不敢停炉，导致停机的事故。
说实在话，当虚假水位严重时，也许在180mm时打闸汽泵电泵，仍可能造成水位高停炉，但是我们总的走出这一步，总的有这个勇气，否则遇到机、炉、电紧急故障时，我们怎么办，总不能发生重大设备事故吧。
后来有不少人这样说，到180mm时打闸汽泵、电泵太武断了，如果水位上升很慢，你还要打吗？我们为啥说180果断停给水泵，就是要让大家刻骨铭心地记住这个值，记住这个关键点，这么强调大家都不敢打给水泵，再说很多附加条件，大家更会瞻前顾后。
后来发生的事情说明，控制员、班长、值长根本就没记住这个关键值，就没想到这个关键点该增么办。
所以大家一定要记住180这个关键点，这个关键点记不住，后面230mm手动MFT根本就做不到。
事故发生时，需要值班人员快速反应，果断处理，分分秒秒都非常珍贵，人人都高度紧张，这时候任何人都不可能急中生智，所以就是要靠平时的预想，要靠平时脑子中积累的东西，记住关键环节该干什么，这也就是要牢记180这个数值的意义。
再次强调，此时班长、值长的作用非常大，你们要把握住这个关键点。
五、06年4月11日＃3机汽泵跳闸，电泵联动，控制员立即减负荷，稳定汽包水位，保证＃3炉没灭火，处理很好。
（例子较多，没有一一列举）原因：06年4月11日二班下午班#3机负荷190MW，＃3机汽泵因前置泵轴承温度跳变，导致汽泵跳闸，电泵联动，控制员立即减煤减负荷，同时另一控制员迅速增加电泵转速，开启出口门，关闭电泵再循环，稳定汽包水位，保证＃3炉没灭火，处理很好。
分析：通过这次汽泵跳闸抢救成功，发现负荷低于230MW以下时，汽泵跳闸，电泵联动可以不必投油，采用减负荷方法很好，这样可以减少扰动，有利于水位稳定和事故处理。
对于#3、4机来说，汽泵跳闸，控制员必须熟练掌握操作要领就是：启电泵（一般情况都会联起）加转速、开出口门、关再循环，这几个动作必须迅速果断完成。
但要注意，顺序不可颠倒，如先开出口门，可能因压差过大，造成电动门打不开，当电泵转速升起，电泵压力与原给水压力平衡后，出口门才会顺利开启。
另外减煤量人员必须注意，应多减上层磨煤量，并减少一、二次风量，绝不能发生减煤量不当，先灭火，过去二期也发生过，大家要切记宁可水位低灭火，不能减煤不当灭火。
（当时主要是操作混乱，说停磨时，你停A磨、我停B磨，停多了）如果4台磨运行，应迅速投入一层油枪，然后快速停运最上层和最下层磨，保留中间2台磨，主要是兼顾燃烧和汽温。
并不是停磨越多越好，一是容易造成灭火，二是燃烧减弱过大，虚假水位非常严重，造成水位加剧降低。
六、2008年6月11日#1机组汽包水位异常事件经过：6月11日#1机组大修后启动，在安全门定砣过程中发生一起汽包水位异常，情况如下：#1机组大修启动后做安全门定砣试验，#1炉AA层油枪运行，#2磨运行，汽包水位-80mm，#2电泵运行，高低旁投入。
高旁开度9%，低旁开度15%，小油枪不能正常投入，正在处理中，汽包水位保护未投入。
11时，接令#1炉一次系统升压，准备一次系统安全门整定。
当主汽压升至13.8MPa时，控制员联系另一控制员开启高旁控制压力。
此时在开启高旁压力调节阀时发现打不开，于是快速减低#2给煤机转速，但因为压力仍上升至14.4MPa，左侧过热器安全门动作，此时监视水位的控制员由于对异常情况经验不足，在汽包压力高的情况下没有立即大幅度调整给水泵出力，造成汽包水位-300mm。
后经过补水后汽包水位正常。
原因分析1、汽包压力高时没有及时加大给水泵转速，提高给水压力，造成汽包补水量过小，水位迅速下降。
监视水位运行人员操作不当，是此次异常的主要原因2、安全门定砣过程中压力控制不好，压力上升过快，压力高，旁路打不开时采取的减弱燃烧措施不力。
控制员操作不当，是此次异常的另一原因。
一期总体发生水位事故较少，虽然给水设备与二期不同，但是一期人员处理事故的能力较强，特别是处理单专业事故很到位。
但是一期人员要注意事故处理时机炉之间的配合。
七、2009年7月30日#2机因汽机保护误动，处理过程中，汽包水位高停炉事件经过：2009年7月30日02：26 #2机负荷到零，查汽机跳闸。
开低、高压旁路,电气退出逆功率保护压板，倒厂用电。
检查汽机跳闸无首出，速通知热工保护班检查。
重新复位、挂闸，准备开调门加负荷时，阀限无法设置，切至硬手操盘上，也加不上。
随后汽机又跳闸，检查无首出。
02：27 投入BC1-3油枪，相继停运#4、3磨，降压关对空排汽。
经检查#3轴振L侧、#1轴振R侧振动大、跳变（瞬间从63、3um都升至250um），检查瓦振、油压、油温等正常，就地检查振动无异常，判断轴振测量、保护系统故障，汇报领导，退出轴振大保护。
重新复位挂闸、加负荷。
02：44 在硬手操盘上加负荷时，反应较慢，后又快速增至30MW，致使汽包水位高高，锅炉灭火。
在硬操盘上减负荷到6MW。
按停炉不停机处理。
原因分析：1、在立盘上加负荷过快，导致水位快速上升，无法控制。
2、在汽机跳闸时热容量太大，当时一层油枪，2台磨运行，锅炉压力太高，导致汽机调门开启很少，负荷就增加很多。
一期由于给水泵备用容量大，人员事故处理能力相对较强，对于正常运行时一台给水泵跳闸，处理的很好。
主要应注意停炉不停机时，加减负荷、开关旁路、启停磨煤机时对水位的监视控制。
八、09年9月26日#3炉汽包水位高异常事件经过：2009年9月26日16时07分，#3炉负荷150MW，BCD磨运行，总煤量89T/H，其中B磨煤量31.9T/H，C磨煤量29.7T/H，D磨煤量27.4T/H，各磨火检正常，炉膛负压在-0.02~-0.05KPa，A、B侧氧量分别为2.11、2.54，#3炉给水自动投入，#3炉汽包水位突然升高到+105mm，后快速下降至-48mm，然后汽泵指令快速加至33%，并且给水由自动跳到手动方式，16时09分汽包水位急剧升高到212mm，汽包事故放水动作，然后控制员立即开启汽泵再循环，手动降低汽泵指令，调整#3炉汽包水位至正常。
后负荷加至165MW，手动调整汽泵转速，#3炉汽包水位仍在±50mm之间波动。
原因分析：1、#3机控制员监盘时对汽包水位监视过分依赖给水自动调节，特别是在#3炉燃烧状况不好汽包水位波动大的情况重视不够是#3炉汽包水位异常升高事故放水动作的一个原因。
2、控制员监盘时对#3炉给水自动跳手动发现不及时，发现后调整不迅速是造成#3炉汽包水位异常升高事故放水动作的主要原因。
3、#3炉煤质较差，燃烧不稳，造成水位波动。
虽然有燃烧原因，但是监盘太不专心，水位已经异常，但还没发现给水跳手动，水位涨到如此之高，如果事故放水不动做，很可能灭火。
九、09年11月15日#1炉汽包水位大幅波动导致事故放水动作事件经过：11月15日前夜班22：30#1炉负荷210MW，#1、2、3、4、5磨运行，汽包水位调节在自动方式，开始减负荷要求160MW，控制员将#3、4、5磨煤量稍减后，停运#1磨，23：00负荷降到140MW，认为负荷减的有点多，又加了#2、3、4磨煤量，负荷上升速度快，5分钟上升到180MW，负荷上升过程中发现汽包水位波动大，将汽泵切手动调节，调整水位时发现无效果，查汽泵已跳就地。