在目前技术条件下，充分满足汽包水位运行监控需求，可靠防止满缺水重大事故，难点在于汽包水位测量系统，更确切的说，在于一次测量系统。 汽包水位参数的特殊性决定了准确稳定测量的困难性。至今尚未研制出一种仪表能很好满足监视、自动调节、保护（包括水位高低停炉、联锁及热工信号报警）三个功能子系统的性能要求。为了提高汽包水位监控保护大系统准确性和可靠性，采取“化难为易”的策略，针对每个子系统对测量仪表性能的不同需求，研制出不同种类的汽包水位表，形成在用仪表的多样性。这就要求监控保护系统设计，根据现有仪表的性能状况优化配置子系统的一次测量系统。但是，多年来一次测量（包括汽包水位测孔问题）“老大难”问题未能很好解决，系统测量装置优化配置问题尚未引起充分注意，设计未能充分满足运行人员监控需求，以致近20年来大型锅炉汽包严重满水和缺水事故仍时有发生，一般性事故、障碍、异常则更多。 1.监控保护优化设计应面向运行人员 监控保护优化设计应充分保证运行人员完成汽包水位安全监控任务。其任务是：了解水位大致分布，实时准确监控水位以保证饱和蒸汽品质最优；要经常进行仪表在线分析，诊断指示真假；要根据水位计异常现象诊断汽包内部设备是否异常、燃烧中心偏移等，为预防维修和运行优化提供依据；监视自动调节与保护系统工作状态，如失灵，应及时人工干预，例如，保护拒动时应果断手动停炉；还要完成某些特殊操作监控，例如，停炉后汽包上水操作和满水状态之监视，缺水停炉后及时判断可否补水，尽快恢复运行。 人工监视、手动停炉依然是防止严重满、缺水事故设备损坏的重要手段，应设计可靠的手动和自动停炉双重保安系统。为了保证手动停炉的可靠性，监视仪表系统设计应保证：主要仪表（基准表）测量准确、稳定、可靠，不需要经常核对与调整；常显示，并醒目直观；仪表彼此偏差小于30mm；仪表量程和分辨率搭配合理，辅助仪表中应有大量程水位表；仪表冗余度高，不仅能了解汽包水位大概分布，诊断内部设备运行情况，还能靠在线仪表对比快速分析何表准确、何表失常，按“三取二”判据快速确认事故水位而果断手动停炉。 应强调指出，期望靠运行人员现场能力发挥避免事故，无异于把运行人员推到“刀口”上。因此，运行人员对保护与自调系统设计的要求是：水位停炉保护实际动作值误差小，保护与报警可靠性极接近于1，从锅炉点火时保护能可靠投入，保护与自调系统同时退出运行的概率极小。 2.监控保护一次测量系统配置问题 采用DCS后，汽包水位监控保护系统准确性、稳定性和可靠性，主要取决于各个子系统测量装置优化配置和足够的冗余度，冗余信号独立测量设计。系统仪表配置可反映监控保护系统的设计水平。“5套配置”，即“2套就地水位表和3套差压式水位测量装置”，主体思路是以差压水位计实现监控保护三个功能子系统功能：监视仪表系统，以派生于自动调节系统的差压水位计（CRT水位计）为监视系统基准表（主表），以1个云母（或牛眼）水位计（可带工业电视，即水位TV）、1个配套普通测量筒的电接点水位表为辅助仪表；以3套差压水位计为信号源的“三选中”自动调节和 “三取二”保护系统。仔细分析，不难发现该配置存在一系列问题，与运行人员监控需求、与真正的一流监控保护系统差距较大。 2.1监视仪表系统问题 2.1.1水位计0位偏差大 假定差压水位计一次测量系统完全符合规定要求，压力和环境温度修正参数完全符合测量现场实际，则可在全量程内示值真实。配套的云母水位计（水位TV）和电接点水位计0水位负误差，在压力为18.40—19.60Mpa时可大到150mm［1］，其显示值比差压水位计低150mm。显然3种水位计0位偏差远超过30mm。 为了实现3种水位计0水位一致，降低云母水位计（水位TV）和电接点水位表安装0位，虽能实现其0位定点校正，但在汽包水位高至满水停炉值时读数依然偏低很多，接近缺水停炉值时反而偏高很多，显然会干扰运行人员的事故水位判断，影响手动停炉。 我国电力调度管理对发电机组非计划停运处罚严厉，人员在没有确认事故水位前绝不敢贸然手动停炉。例如，秦皇岛热电厂锅炉重大缺水事故，云母水位计量程小对事故水位判断作用不大，电接点水位表误指示为－300mm，尚未到停炉值，差压水位指示虚高108mm，亦未到停炉值，是未能及时手动停炉的主要原因之一［2］。 2.1.2 差压水位计作为基准表问题多 差压水位计主要缺陷是，测量不稳定，运行中0位易大幅度飘移（即“0飘”）。其原因是：影响单室平衡容器参比水柱平均温度的因素很多，压力与环境温度准确修正技术难度大，当设定参数与实际不符时，修正误差较大；正负压脉冲管路稍有温差即产生无法估算的附加差压；一次测量系统的轻微泄漏、管路滞留空气等亦会产生很大附加差压。应指出，热工人员很难诊断出“0飘”原因。差压水位计的实际运行情况使运行人员对信任度最低。在以哪个水位表为准监控水位运行管理上，将差压水位计人为“升格”监视基准表（主表），是以压力与环境温度修正能达到理想化程度的纯理论性结论为前提的，无疑在仪表维护管理上未能面向热工人员，还会使运行人员陷入“差压水位计显示可靠”误区，不利于事故水位诊断。 差压水位计实际测量误差之所以被忽视，是因为没有配套能够准确测量的仪表与之比较，在实际运行中未能定量揭示所谓能“准确测量”的模糊性。 某电厂600MW机组亚临界锅炉，在汽包接近额定压力运行时，电接点水位表的负误差计算值约130mm，指示值为－60mm，推算汽包内水应为＋70mm。差压水位计应指示＋70mm，但实际指示为 0水位，表明实际误差为－70mm。 山西阳光发电有限公司（阳泉二电厂）2号炉（亚临界压力、1025t/h）电接点水位表改进配套GJT-2000型汽包水位高精度取样电极传感器（测量筒），为证实取样是否真实，以电极式热偶套代替电极安装在测量筒内，于2002年11月12日，以 K分度号Ⅰ级热电偶测量汽侧、水侧温度，水侧平均温度与汽侧温度偏差不大于2℃，证实该型测量筒测量准确，电接点水位表完全能在全量程范围内、不同压力下准确核对差压水位计。而该炉差压水位计配套单室平衡容器，修正软件为西门子专用软件。在280～300MW负荷时，差压水位计比电接点水位表偏低约15mm；在180MW负荷时，偏低约50mm；在120～130MW负荷时，偏低约100mm。表明汽包压力愈低，误差愈大。可推知，在点火至50MW负荷时，误差大到可使仪表完全失效的程度。 正因为差压水位计在实际运行中确实易出现大幅度0飘，不得不规定运行人员每班要参照云母水位计显示核对0水位，热工人员定期进行环境温度再校正。显然在技术逻辑上与基准表概念是矛盾的。况且，以误差大的云母水位计为准校核，需按锅炉厂要求降低安装0位，并且只能在额定压力下核定0水位点。很不方便，也难于准确校核。一旦仪表监督失误，将影响安全运行。 显然，选择差压水位计为监视系统基准表(主表)并非最佳配置。 2.1.3未满足运行特殊监控需求 为保证停炉后汽包上下壁温差不超限，为缩短停炉待检工期，应采取汽包满水冷却措施。没有大量程水位计，单凭经验上水操作，往往上水过高，使较冷的水进入饱和汽联箱、过热器，形成局部热应力集中。有的锅炉在集汽导管与联箱接管座的多道焊缝出现裂纹，可能与此有关。缺水停炉后的事故水位通常在水位计下限以下。运行人员无法知道实际缺水事故值。为了保证锅炉安全和尽快补水恢复运行，一般要由总工程师到现场判断能否补水。办法也只能是足够的等待和凭经验判断，既拖延处理时间，又有一定的冒险性。 显然，运行需要量程大于汽包直径的远传水位表，而“5套配置”没有满足这一需求。 有的锅炉配套的大量程电接点水位计只能适用于停炉后，在锅炉运行时测量筒“满水”或“缺水”，必须退出运行，停炉后又须及时恢复测量，很不方便。 2.2保护信号不独立 由于一些锅炉汽包水位测点过少，被迫采用5套配置设计，必然导致保护与自动调节两系统合用同一变送器，如果信号取样测量系统有问题，将导致两个冗余系统同时“部分”或“全部”失效，形成危险集中，不符和现代控制设计有关规定。 重大反措[1]规定，“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”。《火力发电厂热工自动化设计技术规程DNGJ16—89》6.1.4规定，“保护用的接点信号应取自专用的开关量仪表”。“当前，许多国际标准均要求控制系统与保安系统分开。AICHE指出，在基本控制系统和安全联锁系统之间应在地理上和功能上分开；IECTC65WG10标准规定，受控设备的控制系统应与安全相关系统及减小危险的外部设施相互分开和独立；ISASP84标准也指出，用于控制系统的传感器不应用于安全系统。美国核工业系统有关规定也指出，安全系统应考虑冗余，冗余系统应相互独立，并在地理上和功能上互相分开”［3］。 2.3差压式水位保护的问题 采用了DCS技术，水位停炉保护子系统准确性、可靠性取决于测量系统。差压式水位保护问题在于，测量值飘移可能引起保护动作超前（误动）或滞后（拒动）。这不能依靠频繁核对校验予以弥补。差压式保护的水位实际传动试验性能差，试验需在冷态或低压运行状态下进行，与高压运行状态差异较大，只能验证继电信号传动正确性和保护定值准确性，对高压运行时的保护测量值验证是模糊的。况且，在大修前在滑参数停机时，在大修后机组并网后滑参数运行时，升降汽包水位传动校验的风险较大，电厂领导不愿意冒险试验。因此，目前很多电厂没有进行此项试验。 锅炉在冷态点火升负荷阶段，差压水位计不稳定、易“0飘”尤为明显，很多有1025t/h锅炉的电厂不敢贸然投入水位停炉保护，一般要等待负荷升至额定负荷的40-50％ 时才投保护。