2007年8月，江西某电厂汽包水位低保护拒动，汽包断水致使水冷壁多根管道烧毁，直接经济损失达30万元。考虑到被迫停机检修45天，损失发电量近3亿千瓦时，按每千瓦时0.45元计，经济损失为1亿4千多万元。

2007年1月26日10：50，某厂#1机AGC方式，负荷从480MW加到560MW，汽包水位A/B/C点：78/330/58mm；汽包水位高报警未发，过热器温度最低降至440/430℃左右，当负荷由560MW降到520MW时，汽温再次降至480/470℃左右，检查云母水位计指

2006年2月1日，山东省某电厂汽包水位保护和控制共用三台差压式水位计，由于汽包水位差压变送器仪表管冻，导致汽包水位保护高保护误动。

2006年1月19日，浙江省某电厂汽包水位保护和控制共用三台差压式水位计，由于一台水位计的补偿压力变送器故障，而另一台水位计的测量卡故障，导致二个信号反映水位低而引起跳闸。

2005年11月8日，安徽某电厂＃2机小修启动过程中90MW负荷时，给水泵切换，使给水流量波动较大，引起汽包水位波动，当时汽包水位C因故未投入运行，汽包水位保护由汽包水位A和B二选一控制，因汽包水位A发生仪表“飞升”现象导

2005年7月7日，安徽某电厂＃2机组因汽包水位变送器24V电源失去，导致“汽包水位高”保护误动引发机组跳闸。

2004年8月15日15时08分57秒，上海某厂＃4机组光字牌：汽包水位低报警，运行检查CCS汽包水位突降至－381毫米以下（－381毫米是保护动作值），电接点汽包水位正常，汽包水位低跳闸信号出现，15时19分，炉MFT动作，声光报警、汽机跳闸、发

2004年8月15日15时08分57秒，上海某厂＃4机组光字牌：汽包水位低报警，运行检查CCS汽包水位突降至－381毫米以下（－381毫米是保护动作值），电接点汽包水位正常，汽包水位低跳闸信号出现，15时19分，炉MFT动作，声光报警、汽机跳闸、发

2004年6月1日，河南省某电厂根据国家电力公司发布的《电站锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用若干规定(试行)》要求，改进原有单室平衡容器，并取消连通管，参比水柱高度由原来的860mm扩大到1130mm，在修改DCS组态

2004年3月17日9时36分，上海某厂锅炉燃烧、水位正常情况下，MFT动作，第一原因为汽包水位高。现场检查10HAD10FL901、10HAD10FL903正压侧管子接头有泄漏现象，造成两只变送器汽包水位值均大于500mm保护动作。

2004年3月6日，上海某厂2004年3月6日9时54分，＃2机组光字牌“汽包水位高”报警，运行检查汽包水位突升至8000mm左右，电接点汽包水位正常，9时54分30秒，汽包水位高跳闸信号出现，9时54分36秒,炉MFT动作，检查发现DPU138故障

2004年2月2日，河南省某电厂一台炉的两台测量汽包水位的差压变送器排污门泄漏，消缺处理后，因单室平衡容器参比水柱形成和正、负压管温度平衡需要一段时间，故将该两变送器至控制器的信号强制在一个确定值(8mm)，在

2003年3月23日20时10分，某厂监盘人员发现#3锅炉一些参数呈紫色（数值异常），各项操作均不能进行，同时炉侧CRT画面显示各自动已处于解除状态，调自检画面发现#3机#3DPU离线。20时15分左右热工人员赶到现场，检查发现#3D

2003年1月5日1时36分，某厂#4机负荷188MW，AB给水泵转速突降至3000rpm，紧急给水泵转速，手动启动电泵，仍无法维持汽包水位；于1时38分#4机组跳闸，首显“汽包水位低”。检查A，C点水位测量信号因取样管路结冰而故障，造成三

2002年12月，河南省×电厂一台1025 t/h锅炉，因一台变送器损坏泄漏，喷射到相邻的两台汽包水位变送器上，使这两台汽包水位变送器的指示偏高，引起给水自动减少，汽包严重缺水。由于汽包水位保护信号也取自这几台变

u 案例二：电极式水位计一次门泄漏，导致邻近差压水位计平衡容器压力下降以及参比水柱温度升高而引发缺水事故 2002年11月，安徽省某电厂3号炉(1025t/h)电极点水位计一次门泄漏，使邻近两个差压水位计的平衡容器

1997年12月16日，某厂事故报告摘录如下：“2、汽包水位计测量误差致使汽包低水位保护拒动，造成事故扩大。该炉有3个水位计。就地水位计（水位TV）可视范围±200mm、电接点水位计±300mm、CRT带保护的差压式水位计量