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2007年8月，江西某電廠汽包水位低保護拒動，汽包斷水致使水冷壁多根管道燒毀，直接經濟損失達30萬元。考慮到被迫停機檢修45天，損失發電量近3億千瓦時，按每千瓦時0.45元計，經濟損失為1億4千多萬元。

2007年1月26日10：50，某廠#1機AGC方式，負荷從480MW加到560MW，汽包水位A/B/C點：78/330/58mm；汽包水位高報警未發，過熱器溫度最低降至440/430℃左右，當負荷由560MW降到520MW時，汽溫再次降至480/470℃左右，檢查云母水位計指

2006年2月1日，山東省某電廠汽包水位保護和控制共用三臺差壓式水位計，由于汽包水位差壓變送器儀表管凍，導致汽包水位保護高保護誤動。

2006年1月19日，浙江省某電廠汽包水位保護和控制共用三臺差壓式水位計，由于一臺水位計的補償壓力變送器故障，而另一臺水位計的測量卡故障，導致二個信號反映水位低而引起跳閘。

2005年11月8日，安徽某電廠＃2機小修啟動過程中90MW負荷時，給水泵切換，使給水流量波動較大，引起汽包水位波動，當時汽包水位C因故未投入運行，汽包水位保護由汽包水位A和B二選一控制，因汽包水位A發生儀表“飛升”現象導

2005年7月7日，安徽某電廠＃2機組因汽包水位變送器24V電源失去，導致“汽包水位高”保護誤動引發機組跳閘。

2004年8月15日15時08分57秒，上海某廠＃4機組光字牌：汽包水位低報警，運行檢查CCS汽包水位突降至－381毫米以下（－381毫米是保護動作值），電接點汽包水位正常，汽包水位低跳閘信號出現，15時19分，爐MFT動作，聲光報警、汽機跳閘、發

2004年8月15日15時08分57秒，上海某廠＃4機組光字牌：汽包水位低報警，運行檢查CCS汽包水位突降至－381毫米以下（－381毫米是保護動作值），電接點汽包水位正常，汽包水位低跳閘信號出現，15時19分，爐MFT動作，聲光報警、汽機跳閘、發

2004年6月1日，河南省某電廠根據國家電力公司發布的《電站鍋爐汽包水位測量系統配置、安裝和使用若干規定(試行)》要求，改進原有單室平衡容器，并取消連通管，參比水柱高度由原來的860mm擴大到1130mm，在修改DCS組態

2004年3月17日9時36分，上海某廠鍋爐燃燒、水位正常情況下，MFT動作，第一原因為汽包水位高。現場檢查10HAD10FL901、10HAD10FL903正壓側管子接頭有泄漏現象，造成兩只變送器汽包水位值均大于500mm保護動作。

2004年3月6日，上海某廠2004年3月6日9時54分，＃2機組光字牌“汽包水位高”報警，運行檢查汽包水位突升至8000mm左右，電接點汽包水位正常，9時54分30秒，汽包水位高跳閘信號出現，9時54分36秒,爐MFT動作，檢查發現DPU138故障

2004年2月2日，河南省某電廠一臺爐的兩臺測量汽包水位的差壓變送器排污門泄漏，消缺處理后，因單室平衡容器參比水柱形成和正、負壓管溫度平衡需要一段時間，故將該兩變送器至控制器的信號強制在一個確定值(8mm)，在

2003年3月23日20時10分，某廠監盤人員發現#3鍋爐一些參數呈紫色（數值異常），各項操作均不能進行，同時爐側CRT畫面顯示各自動已處于解除狀態，調自檢畫面發現#3機#3DPU離線。20時15分左右熱工人員趕到現場，檢查發現#3D

2003年1月5日1時36分，某廠#4機負荷188MW，AB給水泵轉速突降至3000rpm，緊急給水泵轉速，手動啟動電泵，仍無法維持汽包水位；于1時38分#4機組跳閘，首顯“汽包水位低”。檢查A，C點水位測量信號因取樣管路結冰而故障，造成三

2002年12月，河南省×電廠一臺1025 t/h鍋爐，因一臺變送器損壞泄漏，噴射到相鄰的兩臺汽包水位變送器上，使這兩臺汽包水位變送器的指示偏高，引起給水自動減少，汽包嚴重缺水。由于汽包水位保護信號也取自這幾臺變

u 案例二：電極式水位計一次門泄漏，導致鄰近差壓水位計平衡容器壓力下降以及參比水柱溫度升高而引發缺水事故 2002年11月，安徽省某電廠3號爐(1025t/h)電極點水位計一次門泄漏，使鄰近兩個差壓水位計的平衡容器

1997年12月16日，某廠事故報告摘錄如下：“2、汽包水位計測量誤差致使汽包低水位保護拒動，造成事故擴大。該爐有3個水位計。就地水位計（水位TV）可視范圍±200mm、電接點水位計±300mm、CRT帶保護的差壓式水位計量