某电厂2#炉汽包水位DCS显示与电接点水位计显示偏差大，致使汽包水位保护拒动。昌晖仪对汽包水位保护拒动事件的故障原因进行分析，对故障处理方法进行总结，供电厂热工人员参考借鉴。
故障现象描述
2019年4月12日21:30左右，某电厂2#炉汽包水位DCS显示与电接点水位指示偏差大，联系热工人员到现场检查，此时机组负荷300MW，汽包水位DCS显示-50mm，就地水位计(未冲洗) 显示与DCS指示接近，电接点水位-330mm。21:43:54电接点水位低-350mm，DCS仍在-50mm，炉循泵差压低至110kPa，RB动作，至21:52:18 RB过程结束，机组负荷降至180MW，之后机组负荷继续降低，主汽温度迅速升高，21:56过热器出口汽温达606℃，运行人员手动MFT停机。
故障原因分析及判断思路
1、DCS汽包水位差压变送器显示汽包水位值和就地水位计显示不准，导致运行人员在整个事件过程中无法正确判断水位实际值，是本次事件发生的主要原因。因气温逐渐下降，为防止取样管受冻，从上一年11月28日起开始投入蒸汽伴热系统(压力：0.79MPa，温度300℃左右)，由于高温伴热管道敷设不当，使得测量水位比实际偏高，汽包电接点显示水位与DCS水位显示相差较大。加之汽包水位测量差压变送器取样管三通负压侧泄漏，使水位测量再次偏高，CCS为了维持正常水位，把本来实际水位偏低的水位再次下调，形成恶性循环，导致汽包水位不断下降。
2、从DCS系统历史记录曲线来分析，当时汽包水位并不是“三取中”，而是“三取高”，而汽包水位差压变送器B反映的水位值却是有问题的，比其它两个汽包水位变送器反映的水位值要高约250mm以上，这直接导致了CCS汽包水位的不正确调节，使实际水位比正常值偏低过多。
3、在事件过程中，三台炉循泵进出口差压都低于60kPa时，A泵未及时发出“炉水循环不畅” 信号(停机6分钟左右该信号才发出， 同样是因为伴热不当造成)， 导致机组未发MFT。
4、运行人员监盘质量及事故判断能力不高，是本次事件发生的后续原因。运行人员在发现汽包电接点显示很低的情况下， 对给水系统一些相关参数监视不够，未能根据相关参数的变化，做出正确分析判断和迅速正确处理。对给水流量和蒸汽流量变化监视不够，造成主汽温度异常升高，无法控制。
故障有效处理办法
1、仪表加强巡检，发现泄漏及时处理.
2、更改伴热线，使伴热线到正负导压管的距离一致。
3、修改汽包水位差压变送器测量信号为三取中。
