汽包水位计故障原因分析
汽包虚假水位引起机组非停分析
汽包虚假水位引起机组非停分析一、引言汽包是供汽机组中的一个重要设备，其主要作用是分离水和蒸汽，并调节流量。
正常工作的汽包应具备正确的水位指示，以确保机组的安全运行。
在实际运行中，我们常常会遇到汽包虚假水位的问题，这给机组的运行带来了一定的风险。
本文将针对汽包虚假水位这一问题进行分析，探讨其原因和对机组运行的影响，最终提出相应的解决措施。
二、汽包虚假水位的原因汽包虚假水位即汽包中的水位指示与实际水位不一致。
造成汽包虚假水位的主要原因包括以下几点：1. 汽包水位计故障：汽包水位计可能受到蒸汽或水中的杂质影响而出现故障，导致其水位指示不准确。
3. 蒸汽或水量波动：燃煤、燃气等燃料的不稳定燃烧会导致蒸汽或水量的波动，从而使汽包水位产生变化，进而造成虚假水位的出现。
三、汽包虚假水位对机组运行的影响汽包虚假水位对机组运行会产生以下几个方面的影响：1. 控制系统失灵：汽包虚假水位会影响控制系统的自动调节，使机组无法根据实际需要及时调整水位或流量，从而影响机组的稳定运行。
2. 蒸汽分离效果下降：汽包虚假水位会导致分离器内的水位过高或过低，从而影响蒸汽和水的分离作用，降低了机组工作的效率。
3. 流量调节不准确：因为汽包虚假水位无法准确指示汽水流量，所以在机组负荷变化时，流量调节会出现误差，影响机组的稳定性和效率。
四、解决汽包虚假水位问题的措施针对汽包虚假水位问题，我们可以采取以下措施来解决：1. 定期检测和维护汽包水位计：定期对汽包水位计进行检测和维护，确保其工作正常，准确指示水位。
2. 加强汽包进水口的清洁和维护：定期对汽包进水口进行清洁和维护，保证进水通畅，避免因堵塞而导致虚假水位问题的发生。
3. 控制燃料燃烧稳定性：加强燃料的管理，确保其燃烧稳定，减少蒸汽或水量的波动，从而减小虚假水位的出现。
4. 安装备用机制：在关键时刻，可以考虑安装备用汽包或其他安全措施，以应对汽包虚假水位带来的风险。
五、结论汽包虚假水位问题是机组运行中的一个重要隐患，如果不及时解决，将对机组的稳定运行和安全性产生严重影响。
汽包水位计故障原因分析
汽包水位计故障原因分析首先，最常见的汽包水位计故障是由于传感器损坏。
传感器是汽包水位计的核心组成部分，它用于测量水位。
传感器通常是通过电阻、压力或超声波等方式来测量水位的。
然而，由于长时间使用、过载或环境因素，传感器可能会受损或失去准确度。
例如，电阻式传感器可能会由于电阻元件破损或与电路连接的电线松动而失灵。
压力传感器可能会由于沉积物堵塞或弹簧失效而无法正常工作。
超声波传感器可能会由于传感器表面杂质造成反射不准确而产生错误的测量结果。
为了解决这些问题，需要定期检查和维护传感器，并在必要时更换。
其次，汽包水位计的故障也可能是由于电路或电源问题引起的。
汽包水位计通常需要供电才能正常工作。
如果电源电压不稳定或电池电量低下，汽包水位计可能无法正常运行。
此外，电路板中的元件也可能因老化、短路或断路而导致汽包水位计失效。
为了避免这些问题，建议定期检查和测试电源和电路板的状态，并进行必要的维修和更换。
此外，环境因素也可能影响汽包水位计的性能。
高温或低温环境可能会对传感器和电路产生负面影响。
高温环境可能会导致传感器元件的热膨胀或电路板的元件过热，从而造成汽包水位计失灵。
低温环境可能会导致传感器元件收缩或电路板冷却不足，也会对汽包水位计的测量准确性产生影响。
此外，湿度和震动等环境条件也可能影响汽包水位计的性能。
为了避免受到环境因素的干扰，可以采取适当的绝缘和散热措施，并确保汽包水位计安装在稳定的位置上。
总而言之，汽包水位计故障的原因可以是传感器损坏、电路或电源问题、环境因素以及操作错误等。
为了正常使用汽包水位计，用户应定期检查和维护传感器、检查电源和电路状态、避免恶劣环境条件的影响，并正确操作水位计。
如遇到故障，需根据具体情况进行检修或更换相关部件。
这样才能确保汽包水位计的正常运行和准确测量。
汽包水位故障处理预案
汽包水位故障处理预案一、汽包水位故障原因：1、水位计质量问题。
2、安装不合格。
3、投退或冲洗方法不正确。
4、锅炉超压试验未解列。
5、汽包压力或温度骤变。
6、冬季防冻措施不完善。
7、外部其它损坏。
二、汽包水位故障现象：1、双色水位计或电接点水位计故障，指示可能不正确，两侧有偏差，冒白汽，有泄漏声。
2、平衡容器故障，指示可能不正确，严重时给水自动失灵，可能MFT。
三、汽包水位故障处理：1、任一只就地水位计或水位变送器或水位开关故障，应及时联系有关检修人员修复，在进行水位变送器或水位开关的隔绝操作前，应由热控人员做好防止保护、联锁误动的措施，增加集控室水位指示与就地水位指示的核对次数，并加强运行中的监视。
2、任一只水位变送器故障时，应加强对给水自动的监视，当两只水位变送器工作不可靠或故障时，必须将给水控制切至手动控制并尽可能保持负荷稳定。
3、任一只水位开关故障时，应立即联系热控处理，若需将水位保护解除后进行处理，必须指定专人监视和控制水位。
4、两只水位开关故障时，若变送器水位指示可靠，允许锅炉运行2小时，但应尽量保持锅炉负荷稳定。
如果变送器水位指示也不可靠，申请停炉。
5、若所有的汽包水位全部故障，则执行紧急停炉。
6、双色水位计或电接点水位计泄漏应隔离水位计。
四、预防措施：1、汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计,水位计的配置应采用两种以上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。
2、汽包水位计的安装（1）取样管应穿过汽包内壁隔层,管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等)，若不能避开时应在汽包内取样管口加装稳流装置。
（2）汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量。
（3）水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少有1：100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜。
汽包冲洗水位和叫水方法[精彩]
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汽包水位计故障及处置规程一、汽包双色水位计工作原理：由红色和绿色光源发出的红色和绿色光从两侧射向水位计本体液腔。
在腔内汽相部分，红光射向正前方，而绿光斜射到壁上被吸收，而在腔内液相部分，由于水的折射使绿光射向正前方，而红光斜射到壁上，因此在正前方观察，显示汽红水绿。
然后通过摄像机将图像送至控制室进行监视。
二、故障原因分析1、汽侧或水侧的阀门堵塞。
特别在冷炉起动时，这时由于锅炉第一次升温，锅炉管道内的残留物进入汽包内，进而进入双色水位计内，造成阀门堵塞。
2、安全子没有落下。
在对双色水位计冲洗时，没有按照正确的顺序操作阀门就会造成安全子被冲到上面，由于两侧存在很大压力差，安全子不能落下来。
3、玻璃管被污染。
如上述，第一次点火时的水质很差，容易污染玻璃管壁，使折射能力下降。
4、排水阀漏。
若在运行冲洗过程中，有大的颗粒进入排污门的密封面内，就会阻碍和损坏阀芯，造成阀门关不严。
三、故障处置方法1、在锅炉和煤气炉运行过程中，出现水位计石英玻管破裂，立即关闭水位计引出管的水阀和汽阀，停炉更换水位计；2、在锅炉和煤气炉运行过程中，出现水位计水阀、汽阀阀门或垫子漏水、漏汽严重，停炉更换阀门或垫子；3、如果排水阀关不严漏水，停炉更换阀门。
附1：双色水位计冲洗方法水位计因水质各异，长期运行会造成结垢，导致红、绿色显示不清晰，按要求要进行冲洗，冲洗方法分为：汽冲洗和水冲洗。
A1汽冲洗：首先将水位计的汽阀、水阀关闭，开启排水阀后，将汽阀缓慢开启1/5圈，冲洗1分钟，然后通过控制汽阀的开度来调节高压蒸汽的流量（开度不能全开），冲洗时间3—5分钟，若水位计已清晰，可停止冲洗工作。
冲洗完毕，关闭汽阀、排水阀。
A2水冲洗：首先关闭水位计汽阀、水阀，打开水位计排水阀，待水放净后关闭排污阀，冲洗水位计时由开、关水阀来控制冲洗水的压力，缓慢并微开水位计水阀，使水依次流过水阀、水汽侧阀之间的连通管、汽阀、水位计，使水位计充满水，然后关闭水侧二次阀，开启排水阀，依靠水位计内的压力与水的自重带走污垢。
汽包两侧实际水位偏差原因分析
汽包两侧实际水位偏差原因分析（1）下降管和汽包安装的影响。
锅炉正常运行时，汽包内的水流是快速进入下降管的。
自然循环的亚临界锅炉，其下降管内水流速度最高可达3～4m/s，导致汽包内的水面随下降管的布置位置出现高低不一的偏差。
汽包两侧水位计的安装分别以两侧中心线为基准，而安装时中心线存在5mm以内的高度差，且汽包安装的水平度也存在5mm以内的偏差，通常会导致20～30mm的定位误差。
随着锅炉运行后支架下沉等各种因素影响，水平度持续变差，汽包两侧水位的累计偏差也会加大。
（2）锅炉燃烧偏差的影响。
锅炉燃烧偏差主要是指燃烧两侧热负荷偏差对锅炉两侧水位偏差的影响。
由于炉膛中部烟温和烟气流速均高于壁面，使烟道中沿炉膛宽度方向的热负荷不均，造成锅炉两侧水冷壁吸热不均，或造成过热器和再热器吸热不均，从而引起汽包两侧水位产生偏差。
燃烧偏差可能影响因素众多，包括炉内空气动力场、炉膛水冷壁结焦、磨煤机组、二次风门和吹灰方式等。
（3）汽水分离不均的影响。
汽包内部采用由沿汽包长度延伸的弧形隔板，离开水冷壁的汽水混合物通过弧形隔板流入安装在汽包下部两侧的水平分离器底部。
经水平分离器分离后的蒸汽进入汽包，并通过由多块波纹板组成的百叶窗式分离器进一步分离至过热器。
当水平分离器(一级分离) 内部结垢后，汽包水空间的含汽量增加，将使汽包水位计测量精度下降；当百叶窗式分离器(二级分离) 波纹板结垢时，对蒸汽中小水滴的吸附作用下降，使蒸汽含水量增加，影响汽包水位计汽侧精确度。
（4）动态扰动因素的影响。
动态扰动因素主要包括给水流量、蒸汽流量和炉膛热负荷对汽包实际水位偏差的影响。
给水流量的影响，表现为在通常情况下给水流量的增加会使汽包水位呈现出初期水位不会升高、中期逐渐上升、最终直线上升的变化过程；蒸汽流量的影响，表现为汽轮机发电机组负荷的变化导致蒸汽流量扰动，造成与见负荷变化方向相反的“虚假水位”现象，其变化幅度与锅炉的汽压和蒸汽量变化的大小有关；炉膛热负荷的影响，主要是指燃烧率的扰动对锅炉蒸发强度产生影响，引起蒸汽流量和汽包容积的变化，其扰动程度比蒸汽流量扰动程度要小，引起的“虚假水位”变化幅度和速度也相对较小。
汽包水位计运行偏差的原因与分析
汽包水位计运行偏差的原因与分析摘要：汽包水位计运行中发生左右侧水位偏差大，严重影响了锅炉安全运行。
本文分析该电厂汽包水位高负荷偏差大的原因，通过进行汽包内部氧化物的处理，基本解决电厂水位偏差大的问题。
关键词：汽包、水位计、氧化物、处理。
一、前言汽包水位计是表征锅炉安全运行的重要附件，如果汽包水位过高，会降低汽包汽水分离效果，造成汽包出口过热蒸汽含水过多，使蒸汽含盐浓度增加，汽包水位升高到一定程度，会发生严重蒸汽带水，造成汽机发生水击事件，严重威胁机组安全运行。
如果水位过低，可能会破坏水冷壁管束水循环，造成上部水冷壁得不到水冷却，发生爆管事件。
长期以来，由于汽包水位的偏差造成运行人员误判断，误操作，水位预警失灵，停炉保护拒动，造成多起重大水位事故。
所以测量装置如何准确反映汽包的真实水位，供运行人员作出准确判断就显得尤为重要。
二、某电厂水位测量的现状某电厂一期工程2×330MW机组采用上海锅炉厂生产的SG-1176/17.5-M4022型锅炉，亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环单汽包锅炉。
汽包内径Ф1743mm，壁厚135mm，由6节筒身和2只球形封头构成，筒身节长3350mm,筒身直段长20100mm，总长 22100mm，汽包由13MnNiMo54材料制成。
因为水位取样筒不应直接布置在大直径下降管入水的上方，因为该区域水位易受到涡流的干扰，所以应该取在受影响较小的汽包球形封头端部。
自然循环锅炉维持汽包正常水位是锅炉安全运行的要点之一。
因此在汽包上设置了三种不同功能的水位监控仪表，水位的就地监视采用2只双色水位表，水位计的量程为680mm，2只电接点水位计、4只平衡容器水位计，在汽包筒身两端下部各设1只Ф57mm与下降管的连通管，保证水位计水流连续性，消除由于“死角”水不流动造成的水位计失准现象。
本设计中汽包正常水位设定在汽包中心线下50mm，高低水位距正常水位各为50mm。
锅炉汽包水位的自动调节和控制都是参照汽包平衡容器液位计。
锅炉汽包差压水位计有误差原因和处理方法
锅炉汽包差压水位计有误差原因和处理方法
锅炉汽包差压水位计的误差原因主要有以下几点：
1. 仪表本身的精度问题：差压水位计的精度取决于仪表的制造工艺和材料质量。
如果仪表制造不合格或使用时间较长导致磨损等问题，都可能会产生误差。
2. 管道和连接部分的漏气：由于差压水位计是通过测量两侧管道的压力差来确定水位高度的，如果存在管道和连接部分的漏气现象，会导致压力差的变化，从而影响水位计的测量准确性。
3. 水位计管道中气体和杂质的存在：水位计管道中存在空气、气泡、杂质等会干扰压力差的测量，从而造成误差。
处理方法如下：
1. 定期校准：定期进行差压水位计的校准，以确保仪表的准确性。
校准时可使用标准仪器进行比对，并根据校准结果调整差压水位计的读数。
2. 检查管道和连接部分：定期检查差压水位计的管道和连接部分，确保没有漏气现象。
如发现漏气问题，及时修复或更换漏气组件。
3. 清洗水位计管道：定期清洗差压水位计的管道，移除其中的气体和杂质，以减少干扰。
4. 选择合适的水位计：根据实际需要选择合适的水位计，考虑其精度、稳定性、适用环境等因素，以确保测量的准确性。
总之，要保证锅炉汽包差压水位计的准确性，需要定期校准、检查管道和连接部分、清洗管道，并选择合适的水位计。
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:
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锅炉汽包水位计故障原因分析及防范措施探讨引言汽包水位计是现代火电厂最重要的监视仪表之一，其测量准确与否对生产过程影响很大。
汽包水位过高，降低了汽包内汽水分离器的分离效果，使供出的饱和蒸汽携带水分过多，含盐量也增多。
由于蒸汽湿度大，过热蒸汽过热度降低，这不但降低了机组出力，而且容易造成汽机末几级叶片的水冲击，造成轴向推力过大使推力轴承磨损; 含盐量过多，使过热器和汽机流通部分结垢，使机组出力不足且易使受热面过热而造成爆管。
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。
所以准确测出汽包内水位，以提高机组的安全性是技术人员重点关注的问题。
1 三种水位计的工作原理1.1 云母式双色水位计云母式双色水位计是一种直读式高置汽包水位计。
由于结构简单，读数直观可信，一向是人们监督汽包水位最信赖的仪表。
它用耐高温高压的云母按连通器的原理制成。
1.2 电接点水位计电接点水位计是利用炉水和蒸汽的导电率差异的特性进行测量液位的。
由于液位的变化使部分电极浸入水中，部分电极置于蒸汽中。
炉水含盐量大,其电阻率小，相当于导电状态;而饱和蒸汽的电阻率大，相当于开路状态，利用这一特性，用几对电极就可以模拟汽包水位的高度。
1.3 差压式水位计汽包内的蒸汽通过取样管在平衡容器中凝结成水，此水柱产生的压力作用在差压变送器上，作为差压变送器的参比端；汽包内的饱和水经取样管进入差压变送器，作为差压变送器的信号端，在一定的压力和温度下，此水柱所产生的压力与平衡容器水柱产生的压力之差与汽包内水平面的高度成正比。
2 影响三种汽包水位计的因素及防范措施2.1 云母双色水位计图 12.1.1 环境温度对云母水位计的影响由于云母双色水位计处于环境温度下，温度较低。
其冷凝水密度高于汽包内饱和水密度，因此指示水位必低于汽包内重力水位(见图 1 )。
环境温度越低，冷却水平均密度越大，故误差越大。
防L范措施是加强对云母水位计汽水连通管路和水位计本体的保温。
2.1.2 锅炉冷态启动或更换云母片后对云母水位计的影响机组冷态启动时，当汽包升压到一定值时，水位工业电视系统CRT上看云母双色水位计往往模糊不清。
其原因是汽包受热后，水位计汽水管路、支架发生膨胀，相对位置发生了变化，摄像头与双色水位计的角度偏离了最佳视角所致。
另外更换了云母片后也有相同现象发生。
防范措施是适时适当调准。
我厂多次发生在CRT上看云母双色水位计水汽界面不清的现象，后来把水位监视摄像机改成了位置可移动式，摄像头改成定焦自动光圈型后，调节就变得方便简单，而且显示更清楚。
2.2 电接点水位计电接点水位计比较灵敏，反映水位变化无迟延，理论上与汽包工作压力和环境温度无关。
但仍存在不足, 安装在测量筒上的电接点，由于长期处于高温高压和具有强盐分的炉水相接触，电接点可能会失效，引起测量误差。
示意图见图2图22.2.1 汽包水质对电接点水位计的影响汽包内的水质结垢，化学腐蚀及气泡堆堵造成水侧电接点与筒体的“开路”故障。
会造成二次表显示水位不准，或水柱间断显示，误发水位报警信号等异常现象。
2.2.2 水位计的电极挂水影响电接点水位计的测量筒因随环境温度的快速冷凝及水浪冲击，造成高导电的炉水沿电极和筒壁溅延，导致电极上形成“挂水”短路现象。
挂水后形成电极间连通，同样会造成水位显示的错误。
2.2.3阀对电接点水位计的影响电接点水位计测量筒降水阀的作用是将测量筒与下降管构成一个循环回路，将测量筒里的水不断地引到下降管中去，以保持测量筒里的凝水温度和密度与汽包内一致。
但在实际应用中我们发现降水阀的开度对测量有很大的影响。
降水阀开度大时测量出的水位偏低且水位不稳；开度小时起不到降水阀的作用，而且多了降水阀后也增加了测量筒检修的隔离难度,这样设计的系统在更换电极时也较难判断测量筒是否已可靠隔离。
因此我们采取的措施是将测量筒到下降管的管路取消，增加一路向空排汽阀。
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 差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:图32.3.1 水柱对差压式水位计的影响锅炉启动时由于汽包内温度低、压力低，平衡容器内可能无水而无法建立参比水柱。
因此采用锅炉上水时向平衡容器内注水，同时，在汽包满水时及时排出取样管路中的空气泡和杂质，使差压变送器的取样管路全部充满清洁的水。
同时，运行人员升降汽包水位，观察差压水位表显示值变化是否与实际水位相符。
差压式水位计平衡容器与其取样点间连接的取样管应合理保温,否则平衡容器的温度越低,其冷凝水密度增大,水位计输出差压增大,使显示值偏低.但平衡容器罐体不应保温,以产生足够的冷凝水量而保证参比水柱的稳定。
引到差压变送器的两根仪表管道应平行敷设、共同保温。
2.3.2 安装对差压式水位计的影响变送器汽侧取样管上安装有平衡容器。
平衡容器也称凝结容器，通常是一个球型容器或筒型容器。
容器侧面水平引出一个管口接到汽包上的汽侧取样孔。
容器底部垂直引出一个管口接到差压变送器的负压侧（属正接方式）。
进入平衡容器的饱和蒸汽不断凝结成水，多余的凝结水自取样管流回汽包使容器内的水位保持恒定。
为了确保平衡容器内的凝结水能可靠地流回汽包，平衡容器前的汽侧取样管应向汽包侧下倾斜。
由于同一汽包三个平衡容器的汽连通管及容器安装高度不一致，会使汽侧取样管的参比水柱高度不同（变送器均安装在同一高度），从而造成三个汽包水位测量值之间存在较大偏差.解决的办法是待锅炉启动且热膨胀稳定后核对三个平衡容器的高度是否一致，并核对平衡容器与汽包几何中心线（零水位线）间高度是否有变化，否则应在DCS修正。
应水位差压信号比较小，变送器的接头漏水或平衡阀内漏对信号影响很大，根据目前变送器的受压能力，我们取消了平衡阀，并将多次弹出的卡套式变送器接头改为标准压力表式接头。
2.3.3电伴热带对差压式水位计的影响电伴热带是冬季防止汽包水位测量管路结冰的一项措施，正常时水位变送器正压负压侧伴热带的发热量基本一致，对水位测量的影响较小，但当正压负压侧的发热量不一致时，伴热带就会对汽包水位的正确测量产生重大影响。
我厂#3炉曾发生过这样一个故障：汽包双色水位计、电接点水位计均显示正常，但原本误差稳定的三个差压式水位计中有一个与另外两路信号偏差加大。
检查后发现，由于差压式水位变送器取样管路上缠绕的伴热带温控失灵使正负压侧水柱温度和密度偏差加大,造成正压和负压取样管的水柱压差增大。
另外我厂也曾发生因伴热带短路跳闸和管路结冰引起差压式水位计测量不准的故障.解决此问题的措施是根据季节温度及时投用和停用电伴热装置，并将伴热带检查作为入冬前的常规安全检查项目。
2.3.4 锅炉启动初期差压式水位计的实际使用情况锅炉启动初期差压式水位计一般较难准确测量水位，出现的问题也比较多，我们认为这是由于锅炉启动初期由于汽包内温度低、压力低，平衡容器内较难建立参比水柱及仪表管积存空气杂质等原因所致。
2006年1月30日，#1炉小修后准备首次点火。
凌晨点火前运行按要求用上水及放水方法进行汽包高低水位MFT保护试验，但整个试验过程没有完全成功，具体情况如下：启动前汽包水位差压变送器3台均校验正常，4~20mA对应＋335mm.H2O~－335mm..H2O，机务对变送器一次门前平衡容器后6根仪表管重新排管。
锅炉上水时CRT 3点水位都显示满水位，期间LT10105-COM、LT10107-COM显示始终保持在满水位，运行通知仪控检查，期间反复几次上水放水及变送器排污，5：07时锅炉放水，只有LT10106-COM有变化。
经运行、机务、仪控讨论后，模拟进行水位保护试验并确认正常，然后强制LT10105-COM、LT10107-COM汽包高低水位MFT保护信号，7：19时锅炉开始点火，9：05时左右汽包压力由“0” 开始上升，11：20时左右汽包压力已升至2..37MPa，LT10105-COM、LT10107-COM显示开始逐步恢复正常，几小时后完全恢复正常。
之前2005年12月20日#2炉小修后水位传动试验时也出现了问题。
LT20106-COM显示不准（显示低水位，管路排水、变送器都正常，但显示始终不变），而LT20105-COM、LT20107-COM 两点一致性较好，9：07时开始点火，12时左右LT20106-COM显示开始逐步恢复正常，当时汽包压力还未开始明显上升。
从现象及最终结果分析，#1炉上水时LT10105-COM（A侧靠后墙）、LT10107-COM（B侧）平衡容器当时可能还未罐满水，因为机务在确认一次门开启后仪控拧开变送器“H”侧时，只有LT10106-COM（A侧靠前墙）变送器能排出连续较大水流，而LT10105-COM、LT10107-COM变送器“H”侧只有滴水，运行巡检人员认为水位已上得够高且不能再上。
如技术许可，水位传动试验时，运行必须确保上水至＋350mm.H2O，并尽可能再稍高一些，尽量在3只变送器“H”侧都能排出连续较大水流且保持几分钟后再停止上水。
因汽包水位测量为微差压测量，测量管路中存在空气一般将造成测量值波动而不准。
变送器放气应在汽包起压后且压力较高时进行，这样效果较好。
汽包未起压时变送器放气是无多大效果的。
管路结垢也是个问题。
本次#1炉上水时，发现3只变送器除LT10106-COM排污门畅通外，其余均不通，在汽包压力2MPa时仍排不出水。
这说明仪表管路结垢现象比较严重，因此建议在停炉或起压期间，当汽包压力4~5MPa左右时对汽包水位变送器排污门进行带压排污，以免造成管路堵塞的误判断。
因此，应严格执行热工自动化检修规程“设备大小修后，投用前应冲洗测量管路。
其中汽、水压力测量系统的取样管采用排污冲洗。
有隔离容器的压力测量系统，不许采用排污冲洗。
冲洗油压测量系统的取样管时，应有排污收集装置和防火措施”的规定。
另外，机务更换测量系统一次门时必须注意清洁，防止杂物进入仪表管而堵管。
在上水时如CRT有汽包水位显示不准（不准的原因可能为仪表管内有较多排不出的空气或管路因杂质而不畅）并不能判定该水位测量系统有问题，如确认DCS逻辑准确、变送器校验准确、平衡容器已灌满水，待汽包起压后测量值一般都会逐步趋于正常，但若平衡容器水灌得不够满，则恢复时间会较长。