幾年來，各火力發電廠積極組織落實《防止電力生產重大事故的二十五項要求》（以下簡稱《要求》）中第八項“防止鍋爐汽包滿水和缺水事故”和《國家電力公司電站鍋爐汽包水位測量系統配置、安裝和使用若幹規定（試行）》（以下簡稱《規定》），但在組織落實的過程中遇到了許多問題，造成各電廠在實際落實中的殊多困難，因而各顯神通，使目前國內各電廠的汽包水位測量和保護系統配置以及邏輯設計差異很大，存在很大的事故隱患。這些困難和差異的存在，主要原因是現行的汽包水位測量系統技術落後、測量誤差很大、獨立測點數量少所造成的。
目前，汽包水位多采用雲母水位計、電接點水位計、射線液位計、液位開關、單室平衡器、雙室平衡容器等。這些水位計從壹次傳感轉換的原理看，歸納為兩種，壹種是連通器原理水位計，另壹種是差壓水位計原理。眾所周知，目前的水位計根據上面兩種原理設計而生產，采用的工藝結構簡單，無法克服因溫度變化所造成的測量誤差，其誤差之大，嚴格說不能滿足鍋爐安全經濟運行。
壹、下面就兩種原理的水位計所產生的測量誤差作簡要分述：
（壹） 連通器原理
如圖壹所示：
不考慮飽和蒸汽（Δh、r//、g）的靜壓影響有公式（1）成立
Hr/g≈h×r×g --- (1)
H≈h×r/ r/
Δh＝H- h≈(r/ r/ -1)×h --- (2)
g：重力加速度
r：測量筒內水柱的平均密度
r/：汽包內飽和水密度
r//：飽和蒸汽密度
h：測量筒內水位
Δh：汽包內水位與測量筒內水位差
由公式（2）可以看出，Δh與飽和水的密度r/，測量筒內水柱的平均密度r，以及水位的高低h有關（這裏r永遠大於或等於r/，當r≥r/時，r r/≥1，Δh就存在），當r＝r/時，Δh＝0，否則Δh永遠存在，而飽和水的密度r/與汽包壓力有關，測量筒內水柱的平均密度r與汽包壓力、水位的高低、測量筒的結構、測量筒所處環境的溫度和風向、取樣管的通徑等均有關系，而且影響非常大，這樣r存在著很大的不確定性。同壹臺無盲區雲母水位計的兩個測量管中的水位在0水位附近相差10-20mm，水位越高誤差越大，水位越低誤差越小。這壹誤差只是壹個環境溫度和結構不同而造成的，那麽試想，在汽包不同位置取樣，不同結構的連通式水位計在汽包0水位時，其相差要控制在30 mm之內是困難的。由於這壹原因，無論妳的雲母水位計、牛眼水位計、電接點水位計、射線液位計、液位開關如何好，其測量結果也是誤差很大而不真實的。
通過幾個電廠的測試，200MW機組在額定工況時， 雲母水位計比實際水位偏低110mm左右，而亞臨界的鍋爐偏低150mm左右，各電廠為克服這壹誤差而將電接點零點和雲母水位計標尺下移 ： 50、60、80（670t/h）100、120、150（亞臨界爐）mm不等。下移的結果只能是汽包水位在零水位時減少測量誤差，在高低水位時，卻增大了誤差，尤其是在低水位停爐值附近，水位顯示反而要偏高。這樣幹擾了運行人員的事故水位判斷，不利於運行人員有效控制鍋爐安全運行，在低壓時，誤差較大，不利於啟爐和低負荷時運行監視。
（二） 差壓水位計（單室平衡容器）
如圖二所示：無論是教科書，還是部頒文件，更嚴重的是實際應用中的單室平衡容器，也是如此安裝。
下面就單室平衡容器的測量誤差作壹簡要分析：
當ΔP2＝0時，有公式(3)成立
H＝（r- r//）g.L-ΔP1 ---（3）
g(r/ - r// )
式中ΔP1：變送器所測參比水柱與汽包內水位的差壓值（ΔP2＝0時）
L：參比水柱高度
r：參比水柱的平均密度
ΔP2：正、負壓側儀表管路的附加差壓
這裏飽和蒸汽和飽和水的密度（r//、r/）是汽包壓力P的單值非線性函數，通過測量汽包壓力可以得到，而參比水柱中水的平均密度r具有很大的不確定性是造成測量誤差的主要原因之壹。
圖二所示，單室平衡容器的頂部始終是飽和蒸汽、與其相接觸的水面為飽和水。單室平衡容器除了向外輻射傳熱外，它還將沿著金屬壁以及水向下導熱傳熱，參比水柱的溫度分布如圖三所示：
參比水柱的溫度分布t=f(x)是參比水柱的指數函數，其函數關系與筒體的結構、表管的管徑、環境溫度、風向、保溫情況等有關，具有很大的不確定性。秦皇島熱電廠 “12.16”事故後，通過對＃3爐平衡容器和管子外表面溫度測試，采用保守的計算誤差為+108mm。該廠水位計的量程是±400 mm，保護定值為-384 mm，爐幹鍋爆管後，CRT仍然顯示-327 mm，測量誤差是造成汽包水位低保護拒動的主要原因。(汽水側取樣管距離L為850 mm)
附：“秦皇島熱電廠＃4爐汽包水位低保護拒動專題分析報告”
從＃3爐的試驗記錄看，參比水柱表管保溫與不保溫相差（A-C）最少45mm，最大85 mm，平均相差67 mm，而加了伴熱和保溫的相差（B-C）最少125 mm,最大172 mm,平均相差142 mm，可見參比水柱溫度變化，對水位實際測量結果的影響是相當大的。加保溫不伴熱的表管（A）雖然只比裸露的表管（C）高17℃，但平衡容器下端相當壹段距離表管的溫度要遠高於不保溫的表管。
附：“石橫電廠300MW機組汽包水位計情況匯總”
石橫電廠實驗的情況與秦皇島熱電廠壹樣，說明如圖二所示,單室平衡容器的安裝方式是不可取的，必須予以改正。
雙室平衡容器眾所周知，它是部分機械補償，只是在壹定壓力和測量範圍內誤差較小，而在鍋爐啟、停爐和事故時，誤差很大，不能使用。在《要求》和《規定》中，不再提倡使用，在此不再贅述。同時，建議取消雙波紋差壓水位計。
綜上所述，目前所安裝的汽包水位計測量隨機誤差很大，根本不能滿足《要求》和《規定》中所要求“當各水位計偏差大於30 mm時，應立即停爐處理”以及“鍋爐水位保護未投入，嚴禁啟動鍋爐”，它也是各電廠難以落實《要求》和《規定》的主要原因。
由上述可知，造成測量誤差的主要原因是連通器測量筒內的水溫（水密度）和平衡容器參比水柱水溫（水密度）所引起的。解決了水溫問題也就克服了由於水溫變化不確定所造成的較大隨機誤差。
二、下面簡要介紹壹下幾種新的汽包水位計工作原理，它們成功的解決了由溫度引起的測量誤差大問題，使汽包水位得以準確測量成為可能。
（壹）內置式單室平衡容器
如圖四所示：
H=L-ΔP /g(r/ - r// ) --- (4)
(4)式中L、g為常數，r/ - r//是汽包壓力的單值函數，ΔP是變送器測得的差壓值，故此消除環境溫度對參比水柱密度的影響，從而克服了這壹誤差。
圖五（附彩圖）
圖五是通遼電廠＃1爐安全門誤動後的壹組數據曲線，1.2.3為汽包壓力，4.5.6為原單室平衡容器的水位曲線，7為內置式單室平衡容器的水位曲線，從圖中可看出，安全門動作的幹擾對內置式平衡容器的影響不大，與原單室容器壹樣，可測量結果相差卻很大。
（二） GJT高精度取樣電極測量筒
如圖六所示
GJT高精度取樣電極測量筒采用綜合技術，實現全工況真實取樣、高可靠性測量傳感。
2.1 高精度取樣
利用傳熱學原理使水樣平均溫度逼近汽包內飽和水溫，取樣水柱逼近汽包內水位，使電極如同在汽包內部壹樣檢測，實現水位高精度測量。
2.1.1 加熱水樣
在測量筒內部設置籠式內加熱器，利用飽和汽加熱水樣。加熱器由不同傳熱元件構成。加熱方式有內熱和外熱。內熱既有水柱徑向傳熱元件，又有軸向分層傳熱元件。加熱器上口敞開，來自汽側取樣管的飽和蒸汽（a）進入加熱器，像汽籠壹樣加熱水柱。傳熱方式與結構設計既有利於增加加熱面積（GJT設計可做到加熱面積是筒體散熱面積的1.4倍），又有利於熱交換。
飽和蒸汽（a）在加熱器中放出汽化潛熱，其凝結水由排水管引至下降管，以下降管與汽包為壹側,以排水管與加熱器為另壹側構成連通器。裸露的排水管中平均水溫低於下降管水溫，水位則低於下降管側。連通點標高愈低，壓力愈高，水位差愈大。為保證排水管側水位不會升至加熱段而減小加熱面積，要求連通點選在汽包中心線下15m。這樣可使壓力為6.0 MPa時，排水管中水位在加熱器之下0.5 m，當壓力低於1.0 MPa時水位才會接近加熱器底部影響加熱，而1.0 MPa以下壓力時的取樣誤差很小，可忽略不計。所以，加熱系統能適應鍋爐變參數運行，保證全工況真實取樣。
2.1.2 加大水樣中飽和水含量
設置冷凝器使新型測量筒比普通測量筒高出許多，來自汽側取樣管的飽和蒸汽在冷凝器中冷凝,大量凝結水(b)（溫度為飽和水溫）沿壁而下，分區收集，由布置在飽和蒸汽中的數根疏水管在不同深度疏至水樣中，將低溫水樣置換出測量筒。亦可認為新凝結水加大了水樣中飽和水含量，提高了水樣平均溫度。高倍率置換可有效提高水柱溫度，並使之上下均勻分布。之所以采用籠式內加熱器，是為利用汽側筒體散熱產生的凝結水，進壹步減小取樣誤差和加強水質自優化功能。
以上2種技術的綜合使進入水樣的熱流密度比普通測量筒大得多，熱平衡過渡過程時間短。當壓力變化引起汽包內水位變化時，熱流密度
隨之變化，水樣溫度變化快，故取樣對壓力變化動態響應快。大量凝結水的生成，在水側取樣管中形成連續流向汽包的高溫水流。當汽包水位大幅度升高時返回測量筒的水樣少，且水溫與飽和溫度相差小，故對汽包水位升高的取樣動態誤差小。籠式內加熱器在測量筒內占有相當大比例的空間，與舊型測量筒相比，水柱截面積小得多，故對汽包水位變化響應快。
GJT測量筒內有穩定熱源，故對取樣管道長度、截面、測量筒現場布置等安裝要求寬松於舊型測量筒。
2.2 高可靠性測量傳感
2.2.1 準確取樣的穩定性與可靠性
利用加熱器和冷凝器在壹次取樣環節消除汽包壓力和環境溫度的影響，其可靠性與穩定性顯然是舊型測量筒所不及的。
2.2.2 水質自優化
設置冷凝器除提高水樣溫度外，更重要的作用是實現取樣水質自優化。大量純凈水進入水室，將水質較差的舊水樣壓至汽包，形成自動凈化置換回路，水樣為“活水”。設計置換倍率可高達 20次／h，故水質自優化功能強。GJT測量筒的獨特優點是：（1）免排汙。水質好，減輕了對電極的汙染。初裝徹底沖洗後，在3～4a大修周期內免排汙，既減少了維護量，又可避免熱態排汙加快電極壽命損耗，減少由此而引起的保護切投次數。（2）可增大水樣電阻率，利於減小工作電流，減緩電極的電腐蝕而延長壽命。（3）水質穩定，水樣上下水阻率分布較均勻，利於提高二次儀表測量的穩定性，不必經常調整儀表臨界水阻。（4）水側取樣管中有連續流向汽包的高溫水流，當汽包水位大幅度升降時，電極承受的熱沖擊較小，減少了電極的熱應力，延長了電極的使用壽命。
2.3 電極裝置組件特點
RDJ型柔性自密封電極（圖七所示）組件,是GJT測量筒另壹重要外形技術特征。電極安裝機械密封是利用了閥門盤根原理，筒內壓力增加密封緊力，自緊力與壓力成正比，壓力愈高，自緊力愈大。加上安裝預緊力，有足夠緊力保證密封不泄漏。柔性密封材料可耐1000℃高溫，承壓強度高，回彈性能與熱緊性能好。電極帶有拆卸螺紋，拆卸方便，壹般女工即可操作。而國內外現用電極組件的密封緊力隨壓力增加而減小，需要預緊力很大，加之采用硬靠機械密封，密封可靠性低，熱緊性能差。RDJ電極安裝有2°～3°仰角，可防止電極掛水與水漬。
圖七所示：
2.4 大量程全工況電極傳感器
GJT-2000B汽包水位大量程全工況電極傳感器是GJT-2000A型測量筒性能的擴展。測量筒在水位事故被迫停爐時可監測到汽包內具體水位事故值，以便事故分析與處理。在啟、停爐時減少過渡時間。
表壹 GJT-2000高精度取樣電極傳感器水樣溫度測量數據
測量次序 1 2 3 4
+300點汽側溫度/℃ 352.8 353.4 301.4 296.7
0點水側溫度/℃ 352.0 352.8 302.2 296.6
-300點水側溫度/℃ 350.0 351.1 304.3 298.8
水側平均溫度/℃ 351. 0 351.9 303.2 297.8
汽包壓力/Mpa 17.50 17.64
負荷/MW 270 303
測量時間 17：00 17：30 23：00降負荷時 23：00降負荷時
表壹是山西陽光發電有限責任公司（陽泉二電廠）2號1025t/h亞臨界汽包爐，於2002年11月12日用I級K型熱電偶實測電接點筒內汽、水溫度的壹組數據，由表壹可以看出測量筒內水溫與汽溫壹致，說明筒內的水確實為飽和水。
（三）WDP無盲區低偏差雙色水位計
如圖八所示
WDP系列無盲區低偏差雙色水位計，該產品利用汽包內的飽和蒸汽給水位計表體加熱，阻止表計內的飽和水向外傳熱，再利用冷凝器內冷凝後的飽和水給表計內的水置換，加速表計內的水循環，從而使表計內的水溫接近飽和水溫度，水位計內的水位在任何時候、任何工況下，接近汽包內的真實水位，達到正確監視汽包水位的目的。利用冷凝器內冷凝後的飽和水置換表計內的水，加速了表計內的循環，由於置換的新水為飽和蒸汽冷凝後的飽和水，含鹽低，這樣減少了雲母片結垢，無形中延長了表計的排汙周期。由於表體溫度變化小，從而減少了表計的熱變形，也就減少了表體的泄漏，延長了表體的檢修周期，降低了維護費用。
WDP系列無盲區低偏差雙色水位計的優點：
● 低偏差（由於加入飽和汽伴熱管和飽和水置換，使表體內的水溫接近汽包內的水溫，所以能夠真實反映汽包中的水位）
● 無盲區（有兩側水位管的五窗雲母，使得水位只要在五窗雲母上下邊界內，水位即可清晰可見）
● 使用壽命長，泄漏率低，維護費用低
三種新型的汽包水位測量儀表解決了汽包水位測量誤差大的關鍵技術問題，使準確測量汽包水位成為現實。
馬頭電廠應用GJT測量筒運行了3年後，測量筒零位與汽包內水線中心實測相差23mm。
圖九是2003年10月26日，用紅外線測溫儀對通遼電廠1號670t/h超高壓汽包爐就地水位計外表面溫度的測量值,由該圖可以看出GJT測量筒上、下溫度是壹致的,WDP水位計下端溫度低於上部、安裝於通遼的是沒有冷凝器，這樣水冷凝得少，下部散熱快，溫度自然低，因而有偏差，加上冷凝器以後問題可以解決，而舊電接點測量筒上、下溫差達98℃，舊雲母水位計上、下相差63℃。
表三：通遼電廠1號爐啟爐和安全門定跎時實測記錄表
由於多數電廠規程要求，以雲母水位計為準，而實際上水位計“0”水位時，實際水位高於汽包0水位100 mm左右，長期高水位運行，造成蒸汽品質變差，河南省電力試驗研究所對焦作電廠3號爐（670t/h）進行實測，飽和蒸汽電導在-75mm時平均值為1.7μS/cm,而在+100mm時平均值5.5μS/ cm，解決了測量誤差大的問題，不僅提高了汽包水位監視的準確性和可靠性，從而也解決了汽包實際長期高水位運行，改善了蒸汽品質，提高機組效率，減少鍋爐和汽輪機的銹蝕，延長了主設備的壽命。
三、汽包水位測量取樣點不足
《規定》3.1條要求“每個水位測量裝置都應具有獨立的取樣孔。不得在同壹取樣孔上並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”。然而殊多汽包測孔數較少，尤其是新近幾年生產的鍋爐只有四對。“汽包水位多測孔專利技術”，利用汽包原有內孔較大的測孔接管（母管）作為取樣過道，將新增取樣管插進汽包內部，在和母管取樣口有壹定距離的地點取樣，從而不需在汽包上開孔而增加獨立取樣測孔。壹般情況下可增加4對汽、水測孔。增孔風險小、施工方便、易管理、工期短。該技術還可以將在汽包中段的測點移至汽包封頭，為監視主表和保護儀表提供優質取樣點。成功的解決了水位測點不足的問題，滿足了《規定》3.1條的要求。
四、汽包水位保護
目前國內各電廠的汽包水位保護系統設計差異很大，超高壓鍋爐未投保護的多，亞臨界爐單用差壓水位信號的多，少數電廠用水位開關或幾種水位計作邏輯來帶保護，其原因是各廠重視程度和技術理解不壹致，國家沒有壹個較好的統壹標準所造成的。下面就汽包水位保護的設計談談我們的看法。
4.1不宜單獨用變送器信號來帶汽包水位保護，理由有五點。
第壹、水位測量信號不穩定，影響因素太多，不可靠。(如圖二中所示)儀表管路由於保溫伴熱,其他熱源的幹擾等都會造成ΔP2的附加差壓出現，使之產生較大的測量誤差，而這壹誤差易被人忽視。
第二、 水位測量轉換的環節太多，因此故障點也多，使測量不可靠。
第三、 由於外部幹擾如電源消失，儀表管路和變送器凍結，表管、閥門泄漏等，都會使測量信號發生問題，而不可靠。
第四、 有背《火力發電廠設計技術規程》DL5000-94“熱工保護用的接點
信號宜來自壹次儀表”之規定。
第五、 “危險集中”，《規定》要求只配了三臺差壓水位信號，該信號即用於調節、顯示，又用於保護，有背“保護用信號應獨立取樣”的設計原則。
安徽某電廠壹臺1025t/h，強制循環爐，因壹臺變送器損壞泄漏，噴射到相鄰變送器，使兩臺變送器指示偏高,給水自動減水，造成汽包水位低，而低水位保護拒動，後人工打閘停機，檢查爐水循環泵汽蝕。秦皇島熱電廠“12.16”事故低水位保護拒動，都充分證明單獨使用差壓水位信號作為保護是不可取的。
4.2 汽包水位保護建議采用2臺電接點水位計和三臺差壓選中信號做三取二邏輯，用於汽包水位保護，理由有五點。
第壹、 在《要求》的8.1條中提到“水位計的配置應采用兩種以上的工作原理***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。”說明壹種原理測量的水位信號不夠可靠，因此用於保護的信號更因如此。
第二、 過去的電接點水位計、測量誤差大，易泄露，而GJT測量筒成功的解決了這兩大難題，最早壹臺是1996年安裝在淮陰電廠，至今已有壹百多臺安裝在十幾家電廠不同容量的鍋爐上，取得了理想的使用效果。
第三、 既滿足了《火力發電廠設計技術規程》的要求，又兼顧了《要求》和《規定》兩文件的要求，更科學合理。
第四、 使危險分散，提高了保護的可靠性。
第五、 汽包水位保護不同於其它熱工保護，其控制有四：1.自動調節。2.熱工信號報警和連鎖。3.其事故演變是壹個相對較緩的過程，有運行人員監視調整。4.水位保護系統最後把關。因此從設計上考慮可相對“穩妥”點，防止保護不必要的誤動。
4.3 不宜采用水位開關來作保護，理由是：
汽包正常運行很難達到保護動作值，平時又沒有傳動實驗的手段，若水位開關內部出現銹蝕、卡澀，不能動作很難發現，易造成保護拒動，存在著很大的事故隱患。朝陽電廠大修時發現故障，現取消水位開關保護。
五、測量系統改造過程中出現的問題
5.1水側取樣問題
案例壹、某電廠為了解決水位測量之間偏差大的問題，將四臺變送器的水側取樣管引至汽包中間，雖然解決了水位計之間的偏差問題，但帶來了水位測量誤差大的問題，鍋爐啟動後，差壓水位比GJT電接點水位計和WDP雲母水位計低80～110mm。將其中壹臺差壓水位計的水側取樣管改用壹臺雲母水位計的取樣管代替，誤差消除，三種水位計之間的偏差在30 mm以內。
案例二、某電廠壹臺俄制雙爐膛分布下降（71根下降管）汽包爐，測量系統改造後，機組負荷在180 MW以下時，各水位計之間偏差符合要求,當負荷高於180MW時，水位在±50mm內變化，各水位計之間偏差符合要求，當水位在±150mm內變化時，差壓水位計在±80mm內變化相差很大，分析為水側取樣幹擾所致，有檢修機會進壹步完善。
案例三、某電廠壹臺俄制雙爐膛分布下降（71根下降管）汽包爐，安裝2臺GJT電接點測量筒，啟爐後出現較大測量誤差，將測點移至汽包端頭後，問題得到了解決。
5.2 儀表管路敷設
案例壹、在最初的改造中，GJT電接點水位計的排水管，是利用原雙室平衡容器的排水管，而排水管與儀表管路並行排列，造成測量誤差在140mm左右，重新排列後，誤差消除。
5.3 GJT全量程電接點水位計的汽側取樣點不可取在集汽導管上
案例壹、安裝在某電廠的壹臺GJT全量程電接點水位計的汽側取樣點選擇在集汽導管上，雖然采用了全壓取樣方式，但仍造成水位顯示偏高500mm左右，分析集汽導管內的全壓要小於汽包內壓力，其原因是汽包內的汽水噴淋孔板造成了壓損，因此使測量電接點筒顯示偏高，有停機機會將取樣點改在對空排汽管上，問題可以解決。
5.4儀表閥門桿必須水平安裝
案例壹、某電廠有壹差壓水位計信號偏差較大，波動也大，檢查發現是取樣閥門的門桿垂直安裝所致，改正後，問題迎刃而解。分析是閥門低進高出所致，相當於儀表管理出現了“凸”起現象，造成“汽塞”。《要求》和《規定》中也有明確要求。
六、汽包水位事故案例
1958年10月31日，某廠＃2、＃1爐(230t/h)因儀表電源中斷，汽、水流量、水位等儀表指示不正常,司爐誤判斷、誤操作，鍋爐滿水並進入汽機。
1976年10月18日，某廠#3爐水位自調失靈，水位升高至滿水，雖開事故放水門和過熱器疏水門為時已晚，造成4臺(母管制）汽輪機蒸汽帶水被迫停機。
1977年1月3日，某電站＃6爐(蘇制430t/h)處於啟動工況，DDZ差壓水位計失靈，自調不能投入靠手動調整水位。70MW負荷時，差壓水位計與雲母水位計指示基本壹致，電接點水位計高50～100mm。90MW負荷時鍋爐嚴重缺水，電接點水位計負值最大，差壓水位計－270mm，造成水冷壁爆管。
1977年1月12日，某廠＃2爐(HG410t/h)處於投油點火啟動工況帶供暖負荷，差壓水位計不準確，失去作用，靠司水手撥水位指導運行。因措施執行不力，誤監視、誤操作,鍋爐嚴重缺水損壞。誤判斷、誤操作，鍋爐滿水。
1979年11月8日，某廠9臺爐8臺機運行。3號爐檢修後啟動階段60%負荷時，自調失靈，水位高報警，水位高＋160mm，改手動調節，並準備開事故放水門和開排汙門時，鍋爐嚴重滿水，使主蒸汽母管過水，導致8臺爐、7臺機停運。
1980年2月8日，某廠＃2爐（HG670t/h）在負荷由150MW升至160MW時，燃燒不穩，水位波動大，運行監視失誤，誤判斷、誤操作，鍋爐先滿水後幹鍋嚴重損壞。水冷壁爆管6根另有9根損壞。水冷壁鰭間焊口裂縫，後墻6米多，前墻20米多。
1982年7月25日，某廠＃2爐（蘇制670t/h）在大修後啟動中1.2-1.8MPa時，鍋爐負荷60t/h，差壓水位表及差壓水位記錄表不能投入運行，電接點水位計因測量筒水臟亦不正常作為參考，靠司水手撥水位調整水位。司水監視雲母水位計技術不熟練，未能準確報告水位，加之給水流量表因小信號切除無指示，調整給水操作失誤，導致鍋爐長時間缺水，燒壞249根水冷壁管，構成重大損壞事故。
1982年10月4日，某廠＃4爐（SG400t/h）檢修後啟動過程中，負荷有40MW猛增到70MW時，由於給水調節操作不當，造成嚴重缺水，173根水冷壁管燒壞，搶修20天。
1983年6月17日，某廠＃7爐（HG670t/h）因省煤器泄漏臨檢停爐，因沒有大量程水位計指導補水上水操作，操作失誤，致使鍋爐滿水升壓，直到鍋爐過熱器安全門動作才被發現。由於電動主汽門不嚴，給水進入汽機，造成大軸彎曲重大事故。
1990年1月25日，河南新鄉電廠2號鍋爐滿水事故。在鍋爐滅火後恢復過程中，給水調節門漏流大,未能有效控制水位，汽包滿水，汽溫急劇下降，汽缸等靜止部件變形，汽機大軸彎曲、軸系斷裂。
1997年12月16日，秦皇島熱電廠#4鍋爐斷水、低水位保護和後備保護失效的情況下，由於雲母水位計量程小，電接點水位計誤顯示有水，差壓水位計正誤差大，人員判斷錯誤，致使鍋爐較長時間在斷水狀態下運行，導致水冷壁多處爆管，大面積過熱損壞,更換了所有的水冷壁管，構成重大事故。
2002年底，安徽某電廠（1025t/h）強制循環汽包爐，因壹臺變送器損壞泄漏，噴射到相鄰變送器，使兩臺變送器指示偏高，給水自動減水，造成汽包水位低，而低水位保護拒動,後人工打閘停機，檢查爐水循環泵汽蝕。
在我們對各電廠的改造過程中，了解到許多電廠在歷史上都發生過汽包水位高低所造成的事故，造成了不同程度的後果。綜上所述，改造汽包水位測量和保護系統勢在必行。