关于汽包水位测量系统配置试行规定问题分析.docx

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关于汽包水位测量系统配置试行规定问题分析

关于2001年汽包水位测量系统配置试行规定问题分析

淮安维信仪器仪表有限公司高维信

2002.10.20

2000年9月28日，原国家电力公司颁发了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，《防止锅炉汽包满水和缺水事故》列属第8项，简称《第8项要求》，其执行难点在于：

●由于很多锅炉汽包水位测孔数量少，难以实现“三取二”保护信号独立测量。

难以实现保护与自调两系统信号从取样端彻底分开

●由于现用水位计的性能缺陷，难以保证各水位计偏差不大于30mm。

●差压水位计测量不稳定，却不得不用于保护，保护在锅炉点火升负荷阶段的可靠性较低。

2001年12月21日原国家电力公司颁发了类似于《第8项要求》实施细则的文件——《国家电力公司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）》（简称《试行规定》）。

尽管在通知中称，“电站锅炉汽包水位测量系统在系统配置、测量装置的安装和水位保护的运行管理等方面存在一系列问题，已严重威胁了机组的安全、稳定运行”，但在测量系统配置上没有利用最新技术解决执行《第8项要求》的难点，所做出的某些具体技术规定脱离了电厂实际，不符合人们公认的技术原则，以至于落实难的呼声很高，甚至引起汽包水位测量系统技术改进的混乱。

一，《试行规定》测量系统的成套配置

关于测量系统的安装和使用，《试行规定》比《第8项要求》更为具体、详细、明确，还提出了一些新的规定，例如“每个水位测量装置都应有独立的取样孔”等，有利于“安装和使用”的规范化、标准化，对于防止水位重大事故有重要作用。

关于测量系统的配置，《第8项要求》仅针对监视功能系统进行具体规定，“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”，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视，没有对成套配置进行规定。

附图《5套配置》的监控保护系统

1-单室平衡容器；2-差压变送器；3-云母水位计；4-电接点测量筒；5-电接点电测表。

《试行规定》成套配置是：

“2套就地水位表和3套差压式水位测量装置，2套就地水位表中的1套可用电极式水位测量装置替代”，简称《5套配置》；锅炉汽包水位的调节、报警和保护应分别取自3个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号。

那么，监控保护各个功能测量系统配置与选型如下,参见附图。

（1）“三选中”自动调节系统，与“三取二”水位保护（含停炉、联锁、信号报警）系统，保护“合用”3套差压水位计信号，差压水位计配套参比水柱随环境温度变化的普通型单室平衡容器。

（2）监视仪表系统：

▲CRT差压水位计作为监视主表、基准表，信号来自保护和自动调节子系统。

▲普通型云母水位计、普通型电接点水位计，作为监视辅表。

▲监控历史记录信号取自差压水位计。

表面上看，《5套配置》的监控保护系统设计功能齐全、可靠，但对于汽包水位监控保护功能系统可靠性、准确性，系统设备的正确安装与使用仅是一方面因素，具有决定性因素是，测量系统合理的成套配置、设备优化选型。

仔细分析《5套配置》不合理，不是优化配置，存在不可忽视的原则性问题。

目前，要有效防止汽包缺水、满水位重大水位事故，关键问题在于测量系统能否合理、优化配置，能否为运行人员提供准确、稳定、可靠的水位监控保护系统。

汽包水位监控保护系统是运行人员监控和事故处理的工具。

“工欲善其事，必先利其器”。

如果监控保护测量系统配置落后、不完善，则监控保护系统准确性低，可靠性低，系统功能不完善，无异于把运行和热工人员置于刀口上。

二.《试行规定》采取危险集中设计

违反“危险分散”原则，“三取二”保护系统、“三选中”自动调节系统合用三个差压水位计信号，形成信号“危险集中”。

有人为保护与自动合用信号辩解说，采用DCS技术设计允许信息共享。

此种说法混淆了DCS信息共享与合用信号的概念。

其实，DCS精髓是“危险分散”，对信息的处理与应用是分等级的。

要实现“危险分散”，就不能将一个信息用于多个重要的控制系统。

运行中，只要能将汽包水位控制在允许范围内，就意味着安全。

所以水位自动调节系统既是锅炉运行过程控制系统，又是一个安全系统。

水位保护（包括联锁及热工报警）系统是锅炉最重要的安全系统。

保护与自调系统同时失灵是极为危险的。

要避免同时失灵，两系统信号必须彼此独立。

国内外特别重视安全相关系统与控制系统的整体设计的安全性。

当前，许多国际标准均要求控制系统与保安系统分开。

美国化学工程师协会（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标准指出，用于控制系统的传感器不应用于安全系统。

美国电力可靠性协会（NERC）规定：

保护装置设计必须避免同一元件用于2套装置，2套装置的共同部分必须保持到最小程度，以便减小由于单一事故使2套装置同时失效的可能性。

美国核工业系统有关规定指出，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。

我国《火力发电厂设计技术规程DL／T5175－2003》规定，“保护用的接点信号应取自专用的开关量仪表”。

《电力工业锅炉压力容器监察规程DL612—1996》规定“强制性主燃料跳闸的检查元件和线路，应与其他控制监视系统分开”。

还有人认为，尽管“危险集中”设计是不对的，但由于差压变送器和中的压力与环境温度修正准确性与稳定性都很高，差压水位计信号与准确性稳定性也很高，三重冗余信号经逻辑运算后的信号可靠性很高，保护与自动“合用”信号危险性不大。

此论忽视了两点：

其一，尽管变送器和DCS压力温度修正准确可靠，但差压水位计的主要缺陷在于一次测量：

环境温度难于准确修正；测量传输附加差压的不确定性和随机性；实际测量值易大幅度漂移，点火升负荷时测量值漂移尤为明显，必须频繁核对；测量异常时不易查找原因，可恢复性较差等。

这些缺陷使差压水位计可信度与可靠性较低。

其二，尽管三重冗余差压水位计信号从取样端彼此独立测量，但“危险”在于，环境温度变化、传输附加差压变化，压力与温度修正参数同样的不当设定等，会同时影响3信号测量，可能使其中2个大幅同向飘移，导致CRT水位计（监视主表）不准、自调失灵，特别是“三取二”差压式保护误动或拒动同时发生，其危险是不言而喻的。

事故案例不少，例如：

▲2004年6月1日大唐信阳华豫电厂#1炉汽包满水停机事故：

在#1机小修后，三个差压水位计参比水柱设置、及压力、温度补偿相关参数修改有误，三个差压水位计显示-99.5、-82.4、-116（mm）时，普通电接点水位计和云母水位计显示汽包满水，幸亏发现及时而手动停炉。

▲2002年11月×日国电发电集团安徽某厂3号1025t/h锅炉缺水事故：

因管路泄漏，使邻近2个平衡容器参比水柱温度升高，导致2个CRT水位检测水位缓慢升高，自调减少给水以致汽包缺水；差压式保护拒动。

幸亏后来发现2个电接点水位计显示无水，及时手动停炉，才避免了一起重大水位事故。

下面例子说明保护与自调系统信号独立的好处。

2003年8月，江苏华能淮阴电厂#2炉，水位自动调节系统因差压水位计测量问题而自动减小给水流量致使汽包缺水，由于采用“三取二”电极式保护（配套GJT2000测量筒），尽管自动调节系统失灵，但保护却能正确动作停炉，保证了设备安全。

三.未解决任何运行工况下的水位计偏差问题

运行人员监控水位任务有二：

（1）将水位准确控制在汽包0水线附近，使饱和汽品质最佳；

（2）事故水位时正确而果断手动停炉。

《试行规定》配置的电接点水位计、云母水位计在亚临界压力下0水位负误差可大到140mm。

假定差压水位计经压力和环境温度校正的能测量真实水位，《试行规定》要求以差压水位计为准监控水位。

那么差压水位计与电接点水位计、云母水位计与偏差约140mm，这是运行无法接受的。

为了保证运行人员准确可靠控制0水位运行，《试行规定》不得不对电接点水位计、云母水位计进行0水位定点修正（以额定压力下的负误差值降低安装0位或下移刻度），以便用于校核与调整差压水位计0水位显示，并保证3种水位计0水位显示偏差不大于30mm。

该措施不利于事故水位监视和分析判断，原因在于：

（1）“定点修正”只能保证电接点水位计、云母水位计在额定压力下的0水位显示准确，偏离修正点则误差增大。

在水位接近差压水位计上限，即满水时，负可大到100mm；在水位接近差压水位计下限，即缺水时，出现正误差可达100mm。

在压力很低时，也会有较大误差。

（2）难于校核差压水位计上下限附近的实测值误差，因此在水位接近停炉值时，3种水位计显示偏差往往是个未知量，如果差压水位计0位已经“漂移”，更加不可知。

显然，0水位定点修正云母水位计、电接点水位计，只能保证3种水位计在额定压力下0水位显示一致，不能保证3种水位计全工况显示一致。

因此《试行规定》不能重申《第8项要求》关于“各水位计偏差大于30mm时，应查明原因予以消除”的规定，否则经不起推敲。

应指出，电厂为了应付各种检查，往往将差压水位计指示向低调整，以求各水位计偏差不大于30mm。

这将导致汽包严重高水位运行，影响饱和汽品质。

四.关于以差压水位计为准监视的问题

《试行规定》关于“汽包水位的监视应以差压式水位测量装置显示值为准”的提法，只不过是《第8项要求》“应以差压式（带压力修正回路）水位计为基准”另一种表述。

按《试行规定》，差压水位计在监视仪表系统中处于监视主表、基准表的地位。

与普通云母水位计、电接点水位计相比，差压水位计的确能在理论上准确测量的，但由于存在如下缺陷，实用中很难准确测量：

（1）普通单室平衡容器的参比水柱的平均温度与汽包压力、环境温度、风速、水柱直径等因素有关，很难准确进行温度修正，简单设定会有很大误差，且误差随现场环境温度变化而变化。

因此《试行规定》要求，应定期根据环境温度变化予以调整。

（2）不管是哪种平衡容器，都存在平衡容器至差压变送器之间正负压管路的附加差压问题。

当管路伴热投停时，或伴热腔中其它管路排污时，甚至风向改变时，都会导致产生较大的附加差压。

附加差压的产生是随机的，目前尚未能彻底根除。

（3）上述两项是差压水位计实测不稳定、易大幅度“0漂”的根本原因。

在锅炉点火升压、升负荷阶段尤为明显。

（4）欲使差压水位计准确测量，必须在压力与温度修正、现场调整试验等工作中投入大量人力，致使差压水位计测量受人工影响因素多，测量客观性较差，可信度低。

（5）一旦失准，不易查明原因，不易排除故障。

（6）必须经常参照其它水位计进行核对调整。

对于几个水位计，实际运行管理通常选用一种水位计为主要表计，依它为准“实时”监视水位，这种表计叫“监视主表”，即所谓的“基准表”，其它水位计为“监视辅表”，用于参考监视。

。

“监视主表”或“基准表”，应该是不必借助其它表计即可单独用于安全监视的表计，任何工况下都能准确、稳定、可靠测量，可信，不需经常核对与调整；故障易检查、易恢复；常显示，醒目直观。

差压水位计存在上述缺陷，显然不符合“监视主表”或“基准表”的选型条件。

至于在《5套配置》中不得已而以差压水位计作为“监视主表”，是监视仪表系统配置设计水平问题。

以CRT差压水位计为主表监视水位问题还在于，在紧急事故情况下CRT画面变换频繁，而人在面对紧急危险情况下的错误反应概率极高，可能由于极紧张找不到水位画面而延误水位事故处理。

汽包水位是一个特殊参数，必须“实时”监视。

运行是以“瞟一眼”方式监视以减轻劳动强度。

看一眼，判断水位是否在正常范围内，即完成一次监视。

这种习惯方式符合人机工程学原理。

在配置普通电接点水位计情况下，因其常显示、醒目直观、测量稳定，大多数运行人员通常以CRT画面监视其它参数，不时地抬头看一下电接点水位计显示是否有变化，并以此降低视力疲劳。

《试行规定》要求“以差压水位计为准”，又规定“定期（每班）核对、校正差压水位计零水位”，显然在技术逻辑上自相矛盾。

何以至此？

原因在于：

（1）如果没有电接点水位计和云母水位计对照监视运行，仅依靠差压水位计监控汽包水位的运行风险很大。

（2）出于制订技术政策的自我保护。

一旦以差压水位计为准监控水位出了事故，原因可以归结为对基准表的监督或调整失误，责任在于热工和运行人员，而与制订技术政策无关。

五.依然未差压水位计停炉保护问题

差压水位计主要适用于汽包水位自调系统，自调系统需要的是0位上下小范围内的水位相对变量，对测量的要求较低。

如果绝对值测量失灵，自调系统已有相应的保护措施，例如可将自动调节水位自动地切换到手动调节，造成的不安全后果较小，运行人员也易于处理。

但用于水位停炉保护则问题严重得多。

问题在于保护动作测量值接近量程上下限，不易发觉的、缓慢的较大辐度“0飘”将直接导致保护动作超前（误动）或滞后（拒动）。

因此，《试行规定》不得不规定以水位实际传动法校验保护动作实测值。

但因差压式水位保护水位传动校验性能很差，校验问题多。

在滑参数停炉前，锅炉处于运行状态，以汽包上水法进行实际高水位传动校验的风险大。

锅炉启动前校验属冷态校验，只能检验高、低水位保护动作实测值误差，对高压运行状态下保护实际动作实测值误差评价是很模糊的，只能用来评价保护设定值是否准确，证明继电信号传动是否正确。

由于试验意义不大，很多电厂仍然以模拟量传动和信号短接方法进行试验。

由于一次测量不稳定，很多电厂1025t/h锅炉在点火升压、升负荷阶段不敢冒然投入保护，一般要等负荷升至额定负荷的40%～50%时才投入保护。

显然不利于“锅炉水位保护未投入，严禁锅炉启动”规定的贯彻执行。

六.《试行规定》配套没有考虑运行特殊监控需要

停炉后为了保证汽包安全，应满水冷却，需要上水操作和满水状态之监视仪表；缺水停炉后为尽快补水恢复运行，需要知道实际缺水事故值，才能及时判断能否补水，及时恢复运行。

5套配置方案中没有远传大量程水位计，显然是功能设计缺项。

七.未能充分保证手动停炉的可靠性

发生汽包水位事故时，手动停炉和自动停炉构成双重保安系统。

我国历来认为手动停炉是保证设备安全的最重要的后备手段。

手动停炉系统的可靠性取决于运行人员临场紧急事故处理能力、监视仪表的准确性与可靠性、仪表配置冗余度。

在水位事故时，《5套配置》的各水位计彼此之间有较大偏差，不利于运行人员快速判断水位事故、果断手动停炉。

规定的事故水位值接近上下限而远离0水位，由于运行中很难有机会校核差压水位计上下限实测值误差。

如果水位计线性误差很大，0水位的小幅度“漂移”会导致事故水位实测值大幅度“漂移”，故事故水位实测值可信度不高。

如果水位停炉保护拒动是因3个差压水位计中有2个测量值严重异常引起，那么2个CRT水位计测量信号来自保护与自动调节系，显示不仅不可信，还会引起运行人员怀疑第3个CRT水位计是否准确，因此CRT水位显示会干扰判断。

在这种情况下，运行人员所能利用只有云母水位计和电接点水位计，即水位计冗余度是2。

然而经过0位定点修正云母水位计、电接点水位计，恰恰在事故水位时有很大误差，必然会影响事故水位判断。

由上可见，按《5套配置》的手动停炉系统可靠性偏低，不能充分满足运行人员需求。

《5套配置》期望运行人员根据主机因严重水位事故而呈现的种种异常现象，期望运行人员在紧急事故分析判断能力超水平发挥，迅速正确手动停炉，既不安全，也不现实。

如果不按照《5套配置》，自动调节和保护信号三重冗余系统是从取样端彼此独立，两信号系统同时发生故障概率较小，任意一个系统发生故障，尚有3个水位计可供监视，加上1个云母水位计、再加上1个运行中可正常测量的大量程水位计，共有5个水位计，足可以保证正确及时手动停炉。

八.《试行规定》对监视、保护、自调系统仪表选型的基本判断

1.认为电接点水位计在高压、亚临界锅炉上已经失去了使用价值

普通电接点水位计用于超高压、亚临界锅炉，测量筒负误差大，电极频繁泄漏，不宜用于主表监视，不能可靠用于报警与停炉保护，已基本失去了使用价值。

此看法正确。

长期以来，仪表行业致力于提高电测二次表的准确性和可靠性，忽视了电接点测量筒取样传感问题，以致30多年来未能解决测量误差大、传感可靠性较低的问题。

这是电接点水位计发明应用史中的基本事实。

但由此而认为，电接点水位计的缺陷是固有的、先天性、不可能消除，已不再是锅炉不可或缺的配件，显然不符合技术进步的观点。

受这种看法的影响，《试行规定》采取“逐渐弃用电接点水位计”的技术决策。

使电接点水位计成为可有可无的“替代”监视辅表。

新型GJT-2000电接点测量筒成功用于超高压、亚临界锅炉的主表和停炉保护，是在制订《试行规定》之前。

在讨论《试行规定》的会议上，尽管有的与会者提出电接点水位计已有成功应用的事例，但由于电接点水位计主要缺陷在人们的心目中根深蒂固，又由于汽包水位测孔少必须减少配置量，于是弃用电接点水位计。

“逐渐弃用电接点水位计”决策曾一度导致了汽包水位测量系统改进混乱。

因为我国绝大多数在役锅炉已配备2个电接点水位计，有的电厂根据《试行规定》拆除了电接点水位计，有些新建锅炉配置取消了电接点水位计。

由于“多测孔接管”技术可以增加测孔，“GJT-2000汽包水位高精度取样电接点测量筒”的成功应用，新颁发的《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》（DRZ/T01-2004）要求监视主表、保护首选电接点水位计，那么不得不进行重复改进。

2.认为汽包水位测孔少的现状无法改变

《试行规定》要求，“每个水位测量装置都应有独立的取样孔，不得在同一取样孔上并联多个水位测量装置，以避免相互影响，降低水位测量的可靠性”，无疑是正确的。

相当多国产锅炉汽包只有4、5对水位测孔。

上海锅炉厂、哈尔滨锅炉厂引进CE锅炉技术制造的汽包只有4对汽水测孔。

如保护与自动调节系统信号采取“危险分散”设计，仅这两个系统就需要6对水位测孔，势必导致众多服役汽包增加测孔，而汽包重新开孔风险大、费用高、施工期长、管理难度大。

所以《试行规定》没有提及水位测孔数量问题。

汽包水位测孔是监控保护系统设计的基础资源。

没有足够数量的独立测孔安装设计需要的测量装置，便无从利用冗余技术提高监视、自调、保护的准确性与可靠性。

所以，以往的《电力工业锅炉检察规程》都规定“汽包上水位的汽、水连接管接出点数量应满足水位监控制保护系统设计的需要（即测孔——笔者注）”。

其含义是，锅炉厂按照电厂监控制保护系统测量装置的配置数量，配备等量的测孔。

但《试行规定》却把这个合理供需关系颠倒为电厂按锅炉厂测孔配备量设计监控保护系统，而且将5套配置作为测量系统配置量的行业标准。

这就等于电力行业自动放弃了以往电力工业锅炉安全检察规程对锅炉厂测孔数量的要求，电厂再也不能利用法规要求锅炉厂提供足够的测孔，更难实现汽包水位监控保护测量系统的优化配置。

实际上国外锅炉汽包配置的测孔数量并非都是4、5对，例如扬州第二发电厂进口的600MW机组锅炉汽包就有8水位测孔。

可见，5套配置规定既不符合实际，也不合理。

3.认为某些国外锅炉水位测量系统配置最优

前文所述的国内外通行的“危险分散”原则，难道不适用于汽包水位保护与自动信号设计吗？

为何《试行规定》采取保护与自动合用信号的危险集中设计呢？

原因在于机械地照搬某些国外锅炉制造标准。

印发《试行规定》的通知中称，“在参照国内外锅炉制造标准的基础上，并结合国内电站锅炉的实际，制订了《试行规定》”。

国外CE锅炉有4对汽、水测孔，配置4套水位计。

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》辅导教材说明照搬CE锅炉标准的理由是，“国外的锅炉通常配置1—2套就地水位表，而锅炉汽包水位的监视、自动控制、越限报警和跳闸保护完全依靠3套差压式水位表来实现。

目前我国部分成套引进的锅炉也按照上述原则配置，运行10年来也未发生过由于锅炉水位表问题引起的事故。

”

由此可见，采取危险集中设计并不是因为测孔少的缘故。

上述理由的问题在于，未发生事故不等于没有隐患。

例如，秦皇岛热电厂事故前只是问题未充分暴露而已。

前文提到的国电发电集团安徽某厂3号1025t/h锅炉只有4对汽、水测孔，保护与自动合用信号按危险集中设计，仅在2003年就发生了7次水位事故，所提到的缺水事故是最危险的一次事故，才更加引起该厂重视，下决心突破《试行规定》的框框进行了改进，在2004年未发生水位事故。

引用国外标准的两个重要前提，一是标准必须是先进的，二是标准必须符合我国的实际情况。

如上所述，CE锅炉汽包水位保护与自动调节信号采取“危险集中”设计，属于落后的监控保护系统设计，不宜以它为标准规定我国的监控保护测量系统的配置。

国外的实际情况与我国的实际情况有很大的不同，差异如下。

（1）国外给水与锅水系统的水位超前停炉保护配置率高，且完善、可靠。

而我国给水与锅水系统可靠性较低，水位超前停炉保护配置总体情况比国外差。

（2）国外电网备用容量大，允许以保护的较高误动率为代价保护设备。

而我国电网备用容量小，尤其在当前电力紧缺情况下，防止保护误动停炉的意义不亚于防止保护拒动。

（3）在国外，按监视主表显示进行手动停炉，在安全管理上不追究人员由于误显示手动停炉的安全责任，运行人员监控与事故处理的心理负担小。

而我国特别重视手动停炉的重要性，如果不进行仪表分析，仅按仪表显示手动停炉，如果事后分析仪表显示不准确的话，要追究仪表误判断的停炉责任，致使运行人员监控心理负担大。

（4）人员接受技术培训程度、人员技术素质不同，我国比国外差些。

显然，我国的汽包水位监控保护系统准确性、可靠性应该高于国外，系统设计应该更加面向运行人员。

应特别指出，我国的汽包水位测量技术水平已领先于国外。

我国已有成熟的多测孔接管技术，能够很方便地解决水位测孔数量不足问题汽包水位新型电接点水位计能可靠地用于监视主表和保护，为监控保护测量系统按“危险分散”设计提供了条件。

而国外没有这两种新技术，汽包水位测量系统为何要照搬国外标准配置呢？

九.修订《试行规定》配置的条件基本成熟

当前，汽包水位监控制保护系统存在主要问题是，远方监视主表与保护系统不能充分满足运行需求，是人机关系中的主要矛盾方面。

监控制保护测量系统的合理配置改进的障碍是汽包水测孔问题。

“汽包与测量装置之间多测孔接管”（简称“多测孔接管”）、“GJT-2000汽包水位高精度取样电接点测量筒”，是解决这两方面问题的两项关键技术。

在2000年9月发布《第8项要求》之前，两项关键技术已用于江苏华能淮阴电厂、河北马头发电总厂、河南焦作电厂、江苏徐州发电厂，工业应用证明可以解决《第8项要求》面临的技术难题。

在2001年12月发布《试行规定》之前一年，河南省电力公司于2000年12月29日在焦作电厂通过了“多测孔接管”和“GJT-2000型电接点测量筒”两项技术评审鉴定，认为GJT-2000测量筒与汽包水位测孔技术设计新颖，测量准确度高，运行可靠，可将水位监控制保护系统改造成功能完善、测量准确、高度可靠的系统，专家推广实施。

对此，《中国电力》在2001年第4期［会议报道］栏目（第50页）进行了报道。

2002年4月6日，河北省电力公司组织鉴定委员，在马头发电总厂对该厂#6炉应用上述两项技术的改造进行了正式技术评审鉴定，结论与河南相同。

2003年有更多电厂应用两项技术，例如黑龙江省几乎所有电厂已经应用，取得了明显的安全效果。

改进效果：

电接点水位计作为监视主表，测量准确、可信，可将水位控制锅炉厂规定的0水位线上，解决了差压水位计校核调整问题；实现了保护与自动调节信号的彻底分开，保护可靠，从点火起即可投入保护；手动停炉可靠性高等。

可见，修订《试行规定》配置的条件基本成熟。

十.简单结论

《试行规定》的“5套配置”没有应用先进测量技术，仍然传统的测量装置，不可避免地存在一系列问题，落实《第8项要求》的难点依然存在。

照搬国外落后的标准配置，不符合我国的实际情况的监控保护系统，难于满足我国运