汽包水位调试分析.docx

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汽包水位调试分析

第二章锅炉汽包水位测量系统试验

第一节简介

1.1汽包水位测量的重要性

锅炉汽包水位是锅炉运行的一项重要安全性指标。

水位过高或急剧波动会引起蒸汽品质的恶化和带水，造成受热面结盐，严重时会导致汽轮机水冲击、损坏汽轮机叶片；水位过低会引起排污失效，炉内加药进入蒸汽，甚至引起下降管带汽，影响炉水循环工况，造成锅炉水冷壁爆管。

由于汽包水位测量和控制问题而造成的上述恶性事故时有发生，严重威胁火电厂机组的正常运行和安全。

锅炉运行中，我们主要通过水位测量系统监视和控制汽包水位。

当汽包水位超出正常运行范围时，通过报警系统发出报警信号，同时保护系统动作采取必要的保护措施，以确保锅炉和汽轮机的安全。

1.2汽包水位测量的基本方法

目前，从锅炉汽包水位测量的基本原理看，广泛使用的主要是联通管式和差压式两种原理的汽包水位计。

由于锅炉汽包水位计对象的复杂性，以及联通管式和差压式测量原理的固有特性，决定了汽包水位测量的复杂性以及实际运行中存在的不确定因素，一致多个汽包水位计常常存在较大偏差，容易酿成事故。

根据新版《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》DRZ/T01－2004规定：

1）锅炉汽包水位测量系统的配置必须采用两种或以上工作原理共存的配置方式，以防止系统性故障。

锅炉汽包至少应配置1套就地水位计、3套差压式水位测量装置和2套电极式水位测量装置。

2）应严格遵循锅炉汽包水位控制和保护独立性的原则，最大限度地减少故障风险，并降低故障停机几率。

3）汽包水位保护和控制的测量系统至少应按三重冗余的原则设计。

4）汽包水位至少配置两种相互独立的监视仪表。

5）锅炉汽包水位控制应分别取自3个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号。

6）锅炉汽包水位保护应分别取自3个独立的电极式测量装置或差压式水位测量装置（当采用6套配置时）进行逻辑判断后的信号。

当锅炉只配置2个电极式测量装置时,汽包水位保护应取自2个独立的电极式测量装置以及差压式水位测量装置进行逻辑判断后的信号。

3个独立的测量装置输出的信号应分别通过3个独立的I/O模件引入DCS的元余控制器。

7）汽包水位测量信号应采取完善的信号判断手段，以便及时地报警和保护。

只有深刻理解上述两种锅炉汽包水位的测量原理及其误差的成因，才能清醒的指导锅炉汽包水位测量系统的设计、安装、调试和运行维护。

下面就对联通管式和差压式水位计的测量原理进行分别介绍。

1.3联通管式汽包水位计测量原理

联通管式水位计结构简单,显示直观,如图1所示,它可以做成仅仅在就地显示的云母水位计（包括便于观察的双色水位计）,也可以采取一些远传措施,如在水位计中加电接点或用摄像头等构成电极式水位计或工业电视水位计等。

但就其原理来说,都是属于联通管式测量原理。

。

其中云母水位计常用于连接水位电视；电接点水位计有时被用于保护回路。

图1：

联通管式水位计原理图

就地双色牛眼水位计分别于汽包内的水侧和汽侧相连，汽包内下部的水温是汽包压力下的饱和水温度，汽包内上部的蒸汽温度是汽包压力下的饱和蒸汽温度,饱和蒸汽通过连通取样管进入水位计上部，由于就地水位计周围的环境温度远低于汽包压力下的饱和蒸汽温度，使蒸汽不断凝结成水，水温接近饱和温度，水温沿高度逐步降低，凝结水由连通管流入汽包。

若能在水位计上沿测量筒高度装设若干温度测点，就能求出筒中水的平均温度tav,并得出水的平均密度ρav。

由于ρav和饱和水密度ρw不同，就形成了云母水位计指示值He和汽包实际水位H的差异，这个差值可由下式求得：

（2-1）

其中ρw和ρs为汽包工作压力下的饱和蒸汽温度和饱和水密度。

但是ρav和水位高度、汽包工作压力、环境温度及测量筒散热情况等有关，其数值很难确定。

为减小水位计内水柱温降带来的测量误差，有时在水位计本体内加装蒸汽加热夹套，由水位计汽侧连通管引入蒸汽，以使水柱温度接近于锅炉汽包工作压力下的饱和温度。

为了防止锅炉压力突降时水柱沸腾而影响测量，从安全方面考虑，测量室内的水柱温度还应有一定的过冷度。

1.4差压式水位计测量原理

平衡容器（单室平衡容器、双室平衡容器和中间抽头式平衡容器）。

其中单室平衡容器是大机组常用的测量方式，有一些小机组上使用其它两种形式的平衡容器。

单室平衡容器结构简单，维护容易，但受现场环境影响较大，如保温、补偿等；中间抽头式平衡容器结构复杂，能够消除部分由环境温度造成的影响，在零水位附近有较好的补偿效果，但易受汽包压力突降的影响，引起正压侧的水柱沸腾。

图2：

简单平衡容器的测量原理图

图3：

双室平衡容器的测量原理图

根据实际情况，我们重点研究一下常用的单室平衡容器的测量原理。

（2－2）

（2－3）

上面两式相减得：

（2－4）

整理得：

（2－5）

其中

是实际水位

――凝结水的密度

――相应汽包压力下的饱和汽的密度

――相应汽包压力下的饱和水的密度

――下取样管至汽包零水位的距离

――水位変送器测的差压信号

由于

和

只随汽包压力变化，而且影响较大，因此要进行汽包水位的汽包压力补偿；

受环境温度的影响，一般情况取50℃为基准，但影响较小；

和H是平衡容器的设计安装尺寸，应按照制造厂提供的数据进行核对，为与实际相符，应进行现场核对。

第二节

汽包水位计的测量误差分析

2.1差压式水位计测量水位误差分析

从式（2－5）可以看出，平衡容器的安装尺寸、汽包压力、参比水柱平均温度等参数影响汽包水位的测量误差，下面就从这几个方面入手进行分析：

a）差压式水位计正压侧平衡容器参比水柱温度变化是比较常见的造成水位测量误差的原因。

炉顶汽包小间春夏秋冬温度变化大，而在典范的差压式水位计压力补偿计算公式中，平衡容器内不饱和水密度被固定为50℃或80℃时的密度值，因而造成示值偏差。

由式（2－5）可以得出，由于参比水柱温度变化引起的水位测量偏差如下：

（3－1）

虽然环境温度受环境温度的影响较大，但从总体上看，环境温度的变化不会太大，按照正常的保温和安装条件，该参比水柱平均温度变化范围一般不会超过150℃，通过查水和水蒸汽的密度表可以得出不同温度下的密度差

受汽包压力的变化影响较小，主要与偏离设定值的大小有关系见图4；但随着机组负荷的上升

随汽包压力的增加逐渐减小，所以形成的水位偏差会逐渐增大，如图5所示。

图4：

参比水柱密度随温度、压力变化曲线

图5：

水位偏差随汽包压力变化曲线

以H＝0.7m,参比水柱温度从40℃～80℃变化为例计算。

当汽包压力为18Mpa时，

=34.68mm

当汽包压力为10Mpa时，

＝22.6mm

b）汽包水位差压变送器安装位置离水位平衡容器过远及仪表管过长，受伴热和保温不均匀等因素影响较大，可引起示值迟缓和偏差。

c）差压式水位计汽、水取样开孔部位不当，汽包内汽、水的热动力分布场变化的影响会引起示值偏差。

d）测量装置的机械原因造成的差压变化影响，如渗水、平衡容器的安装高度与计算高度误差均会造成测量误差。

2.2联通管水位计测量误差分析

1.1.2云母水位计的误差产生原因

就地双色牛眼水位计是装在汽包本体上的直读式水位计，主要是按连通器原理工作的；一般作为远传电视监视系统用，在集控室可以直接监视就地双色牛眼水位计的指示。

水位表中多余的水通过水侧取样管流回汽包。

水位计中的水受环境的冷却，其平均温度低于汽包内的饱和水温度。

导致水位计中的水的密度大于汽包内的饱和水密度，从而水位计中的水位低于汽包内的水位，造成测量误差。

由式（2－1）可以得出水位计的偏差为：

（3-2）

由（2-2）式可以看出,水位测量偏差与水位计管内水柱温度、汽包工作压力以及了汽包内的实际水位等多种因素有关

反措提供的的正常水位示值和汽包实际零水位的差值如下表所示：

汽包压力（Mpa）

16.14～17.65

17.66～18.39

18.40～19.60

△h（mm）

－76

－102

－150

a）汽包压力。

随着汽包压力的增加,相应饱和温度升高,冷却效应加剧,水柱平均温度与饱和温度的差值增大。

汽包压力在额定工况下、汽包水位处于正常水位时,联通管式水位计的平均温度低于饱和温度的数值一般为:

中压炉50-60℃,高压炉60-70℃,超高压及以上锅炉70-80℃以上。

汽包工作压力变化时,除了导致水位计管内水柱温度变化,即ρa变化而影响水位计水位显示值外,还会引起pw、ps的变化而使测量产生偏差。

当汽包内实际水位H值一定时，压力愈高,1△HI值愈大;压力愈低,I△HI值愈小。

如果汽包正常水位设计在H0=300mm,而且运行时实际水位恰好在正常水位线上,则水位计的示值偏差:

在压力P=4.0MPa时,△H=-59.6mm;在压力p=10MPa时,△H=-97.0mm;在压力P＝14MPa时,△H=-122.3mm;在压力p=16MPa时,△H=-136.9mm,可见每升高1Mpa时，一般联通管时式水位计的示值偏差的变化平均为－6.5mm左右。

b）汽包水位。

高水位时,由于水位计中水柱高度增加,散热损失增加,同时汽柱高度减少,蒸汽凝结量减少,因此,水柱的平均温度较正常水位时低,与饱和温度的差值增大;反之,低水位时,差值减少。

据有关资料介绍,水位变化土50mm时平均水温较正南水位时约有16-24℃的变化。

当汽包工作压力为一定值时,汽包内的实际水位也会对水位测量产生偏差,由（2-2）式不难看出,偏差△H与实际水位H成正比,H值愈大,I△HI值愈大;H值愈小，I△HI值也愈小。

根据上海锅炉厂提供的资料,对于亚监界锅炉（18.4-19.6MPa）在额定压力下,汽包水位计的零水位要比汽包内实际正常水位低150mm,也就是说,当H=300mm时,△H=-150mm;当H＝0mm时，近似偏差△H＝0mm;但是当H=600mm时，近似偏差高达－300mm。

如果将水位计下移150mm，虽然在正常水位偏差消除了，当高水位和低水位时，误差仍将很大。

c）汽包压力的变动速度。

由于水位计有热惯性,所以水位计水侧平均温度变化滞后于汽包压力变化,滞后于汽包内饱和水温的变化,造成动态过程中产生偏差,表现在锅炉启动升炉过程中,水位计水侧平均温度竟低于饱和温度达120℃。

d）表体结构、环境温度、风向等因素影响水位计散热条件,从而影响到水位计的温度。

e）由于牛眼水位计间断测量，造成测量误差。

综上所述,云母水位计受管内水柱平均温度、汽包内的压力、水位、压力变化率等诸多因素影响而变化,致使水位测量产生较大的、且变化十分复杂的偏差。

与饱和温度的差愈大,则偏差愈大,水位计显示值愈低于实际水位值。

2.3电接点水位计的误差产生原因

电接点水位计也是装在汽包本体上的直读式水位计，也是测量汽包水位的传统式仪表。

测量筒体上装有电接点，电接点水位计是根据蒸汽和水的电阻不同进行测量的，同时远传到集控室通过二次仪表进行显示。

同牛眼水位计一样是按连通器原理工作的。

a）测量筒体中的水受环境的冷却，其平均温度低于汽包内的饱和水温度。

导致水位计测量筒体中水的密度大于汽包内的饱和水密度，从而水位计中的水位低于汽包内的水位，造成测量误差。

b）由于电接点水位计间断测量，不能连续测量，造成测量误差，若减少间断测量误差，需要在测量筒上多开孔，但受测量筒材质和强度的限制，因此电接点水位计的间断测量误差不可避免。

c）电接点水位计本身无压力补偿功能，造成只能是定点准确。

第三节

水位变送器量程计算及校验

由于锅炉在出厂时均提供了平衡容器的的安装尺寸即H和h已知,为保证汽包水位变送器的量程能够满足全程测量,一般计算水位变送器的量程计算按照压力为0MPa计算，根据公式（2－4）

假设：

H＝1000，h=400，

经查表得：

根据上述计算看出，变送器的差压值只要在

与

之间即可，由于现在的汽包水位计算均在DCS内部实现，不需要差压值与显示的汽包水位一一对应，为工作方便，一般将变送器的量程取稍大于所需量程的整数，如上述的变送器量程就可以取为1000

。

第四节

水位测量系统传动试验

试验方法与步骤：

1.试验条件：

●三台汽包水位变送器检验合格，变送器复装完毕，投入运行。

●机组DCS系统调试、试验完毕。

●机组MFT吹扫复位，锅炉未点火。

●汽包就地水位计投入。

●机组汽水、凝水系统具备投运条件。

●解除汽包水位高、低保护。

2.试验步骤：

开启电动给水泵系统，利用给水旁路系统为锅炉汽包上水。

2.2.2当汽包水位上至就地水位计可视范围时，调整水位电视系统，使就地水位计达到最佳效果。

2.2.3当汽包水位上至就地水位计可视上限以上时，打开三台水位变送器的汽侧排污门，联系运行锅炉继续上水。

2.2.4当三台水位变送器的汽侧排污门有连续的水流，并且三台水位变送器的水位指示开始变化时，联系运行停止锅炉上水。

2.2.5联系运行打开汽包放水门，开始放水。

2.2.6放水至就地水位计可视范围时，三台汽包水位变送器指示之间及三台变送器与就地水位计的指示应小于30mm，并且指示连续下降。

2.2.7当汽包水位放至零水位左右时，停止汽包放水。

2.2.8投入汽包水位高、低保护。

2.2.9联系运行进行汽包上水。

2.2.10当任一汽包水位变送器显示至＋100mm时，“汽包水位异常”光字牌发声光报警。

2.2.11当汽包水位上至＋250mm前，联系运行减慢上水速度，当两台变送器指示达到＋250mm时停止上水，5S后，锅炉MFT，首出指示为“汽包水位高MFT”。

2.2.12联系运行停止电动给水泵，打开汽包放水门，对汽包放水。

2.2.13当汽包水位放至＋250mm以下时，对锅炉MFT吹扫复位。

2.2.14当汽包水位放至－100mm时，“汽包水位异常”光字牌发声光报警。

2.2.15当汽包水位放至－300mm前，联系运行减缓放水速度，全关放水门，改用脉冲开。

2.2.16当有两台水位变送器指示达到－300mm时，停止放水，5S后，锅炉MFT动作，MFT首出为“汽包水位低MFT”。

第五节

水位测量系统热态比较试验

第三章

锅炉炉膛火焰检测

选3~4种类型的火焰检测设备，结合其工作原理叙述冷态及热态试验方法

第一节概述

电站锅炉燃烧的基本要求是在炉膛内建立并持续稳定、均匀的燃烧火焰。

燃烧火焰是表征燃烧状态稳定与否最直接的反映。

燃烧不稳定不仅会降低锅炉热效率，产生污染物、噪声等，而且在极端情况下可能引起锅炉炉膛灭火，如处理不当就会诱发炉膛爆炸造成事故。

为了预防这种潜在的危险必须进行切实有效的燃烧诊断和火焰监测。

在电力生产行业中，随着电站煤粉锅炉容量的增大，蒸汽初参数的提高；大型电站煤粉锅炉的安全性、经济性问题更加突出，对机组燃烧提出了很高的要求。

因之，安全、可靠的燃烧诊断技术成为电厂安全运行的重要条件和基本要求。

为了防止炉膛爆炸等恶性事故的发生，80年代以后，我国电站锅炉开始装设基于火焰光谱检测的炉膛安全保护装置。

目前，普遍使用的火焰检测器一般都为可见光，红外线检测平均光强或同时检测平均光强和闪烁频率的双通道型，为防止“偷看”，这类火检器只能设计成较小的视角，并要求对准煤粉初始着火区。

由于煤种变化导致燃烧特征变化、探头表面积灰结焦等原因，传统的可见光型火焰检测装置误动、拒动问题时有发生，给机组的安全带来隐患。

在这样的情况下，研究新型、准确、及时的燃烧诊断技术刻不容缓。

煤粉燃烧是一个复杂的多相反应过程，燃烧过程脉动异常剧烈，燃烧过程中伴随着连续不断进行的传热、传质及化学反应过程，不断发生着碳和碳氧化合物与氧的离解、复合，不断地产生二氧化碳、水蒸气等气体产物并释放出热量。

鉴于煤粉燃烧过程的这种强烈的不平衡过程特征，要求所采取的参数场测量方法要有足够高的响应速度来跟踪燃烧过程的变化；其次，锅炉燃烧系统炉内温度可达1400~1600℃，如采用接触测温方式，所使用的测温介质要求能够承受高温环境，还要求能够经受长时间连续运行的考验。

我们知道，火焰的时序脉动是燃烧过程的一个重要特性，因此必须对燃烧全过程进行时间序列测试，以揭示过程物理量的时间特征，并为控制系统的自动调节提供定量的依据。

另外，电站锅炉的炉膛具有尺寸庞大的特点，采用接触式测量存在着布点的困难，而非接触式测量方法则往往不能获得特定点的温度参数，其获得的测量值往往只是沿程平均的“投影值”或者某区域的总体平均值；对于电站锅炉炉膛火焰这样大型的测温对象，三维温度场测量要综合考虑测量方法、测点的布置及安装、设备成本及运行成本、算法的实时性、系统维护工作量等问题，目前还较少有成熟的测温技术和成功的应用实例见诸文献报导，因此有必要引入新的测量手段进行开发研究。

采用彩色CCD摄像机和图象处理技术系统对燃烧火焰进行参数场测量和燃烧诊断是一项富有挑战性和广阔应用前景的新兴技术。

它是随着近年来计算机技术、光学技术和数学计算方法的进展而发展起来的。

近年来，随着计算机技术的不断发展，国内外的研究者把眼光投向了可视化的燃烧监控领域。

火焰图像最初是作为一种火焰监控的辅助手段引入锅炉检测领域的。

由于传统的火焰检测装置误报、漏报现象时有发生，可靠性不高，无法使运行人员真正了解炉内燃烧的真实情况，从而更加无法合理组织燃烧。

在工业CCD摄像机出现后，由于其具有耐灼伤、图像清晰度高、工作稳定可靠，对震动和冲击损伤的抵抗力强等优点，因此迅速在电厂以火焰电视（FlameTV）形式得到应用，为锅炉点火以及运行调整提供了直观的监视功能。

现在，火焰监视在大容量机组中已经成为必备的火焰监测手段。

我国1994年颁布的《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定》（以下简称《规定》）中规定“容量为220t/h及以上锅炉的安全监控系统必须具有锅炉炉膛压力保护、锅炉火焰监视及灭火保护功能”，《规定》中明确指出“容量为410t/h及以上锅炉，宜装设监视炉膛火焰的工业电视；在容量670t/h及以下锅炉，可采用全炉膛火焰监视和灭火保护；容量为1000t/h及以上锅炉，宜采用单个燃烧器的火焰监视和灭火保护”。

充分说明了我国对炉膛火焰监视对于电厂锅炉运行重要性的认识。

在火焰电视监视得到广泛应用的同时，也暴露了其不能作为定量判断依据，不能自动联入自动控制系统的弱点。

因此，跟踪现代科学技术的最新进展，进一步拓宽火焰监视的内涵，尽可能地发挥其性能，使火焰监视由单纯的保证锅炉正常安全运行的辅助手段向提高锅炉运行经济性、降低污染物排放量、形成锅炉燃烧在线诊断与调整专家系统等更高层次的引用领域延伸，已经成为锅炉安全监控研究的重要内容。

基于图像处理的燃烧监控系统不同于传统的全炉膛火焰监视，而是综合了现代光学、计算机技术、CT重建技术、优化计算技术和神经网络人工智能技术在内的智能化诊断系统。

从目前炉膛火焰处理的研究和应用情况来看，这是一项广阔的新技术，研究者们通过努力研究已经取得了可喜的初步成果。

然而由于燃烧过程的复杂性，研究者们通过努力研究已经取得可喜的初步成果。

然而由于燃烧过程的复杂性，研究过程中遗留的问题还很多，特别是对于火焰可视化所追求的最终目标——火焰温度分布的三维重建——以及将火焰图像信息联入电厂运行的诊断和控制系统，是研究者研究开发的主要目标。

这项技术的研究实际上才刚刚起步，还有大量的基础性研究工作有待于深入进行。

第二节

火焰检测工作原理

2.1煤粉火焰特性

煤粉火焰的检测和诊断都需要对其各种特性进行研究，煤粉火焰的形状及其辐射的各种能量是检测其存在及判断其稳定性的主要依据。

煤粉火焰的形状及其空间分布与燃烧器的类型和布置有关。

燃烧器一般有直流燃烧器和漩流燃烧器两种。

漩流燃烧器一般分列单个布置，火焰不会象直流燃烧器的那样形成一旋转的大火球，单个火焰检测相对较为容易。

下面以漩流燃烧器来简单说明一下火焰的辐射特性。

如图1所示，煤粉气流刚

喷入炉膛中时有一个加热过程，所以有一个燃料未燃区，它基本不发出辐射。

随着燃料被加热，挥发份析出开始着火。

着火区的辐射强度不是最强的，但火焰闪烁的频率达到最大，并且辐射光谱中有一定的紫外线。

而后焦炭粒子开始燃烧，发出明亮的火焰，在燃烧的过程中这部分区域的辐射强度最大，但火焰频率较低，产生的紫外线较少。

随着焦炭的燃尽，火焰温度逐渐降低，形成火焰尾迹，这部分辐射以红外辐射为主。

在气流组织良好的炉膛内，煤粉粒子在1～2秒内就可以燃尽，其中焦炭燃烧的时间约占90％。

为了判别单个燃烧器的火焰的存在，一般将探头对准着火区。

下面分别介绍煤粉火焰的各种特性。

2.1.1煤粉火焰的光谱分布特性

煤粉的燃烧过程可简单地看作是氧化过程，这一过程主要发生在燃烧的基本区域。

即靠近燃烧器的上游区（见图1）。

但是，在这燃烧区内不可避免地存在大量未充分燃烧的中间产物。

其浓度直接影响了火焰光谱的特征波长，因此根据火焰的光谱分析可作为煤粉燃烧的重要依据，这就是用光学原理测量火焰的基础。

燃烧火焰的辐射光具有强度和脉动频率两个特点。

图2是不同的煤粉浓度η（单位：

Kg煤粉/Kg空气）下火焰的光谱分布曲线（光强－波长曲线）。

显然，在不

同的煤粉浓度下煤粉火焰的光谱分布曲线有着相似性，呈双峰状，即在5000Å和7800Å附近出现峰值，在6000―7000Å之间出现低谷，并且在低谷段内火焰辐射强度随火焰中煤粉浓度的降低而减少，呈明显的正相关性，而两个峰值段则无此现象。

文献[10]计算验证了火焰辐射强度与煤粉浓度之间的这种相关性。

根据这种相关性不仅可确定火焰是否存在，而且可判断燃烧火焰强度与煤粉浓度的对应关系，文献[3]通过定性分析指出，燃烧火焰检测应在辐射波长6000～7000Å之间进行，当波长小于5500Å时燃烧火焰的信噪比很小，而当燃烧火焰波长大于7000Å时，周围热环境的辐射信号很强，检测信号不能正确反映燃烧工况的变化。

定量计算的结果也证明了这一论断。

火焰脉动是煤粉火焰辐射光的另一个特点。

火焰辐射光强在平均光强（稳定分量）上下波动（闪烁），脉动频率大约几千Hz。

稳态分量由燃烧的挥发份、火焰的大小以及周围热环境产生的光亮等因素决定，闪烁频率的低频分量（0—50Hz）是由于空气动力场及对流引起的火焰形状的波动；而高频分量（>100Hz）反映了中间产物的震动能和旋转能的转换或者是反应物的能量辐射率的变化，是燃烧正在进行的标志，根据脉动频率也可判断火焰的存在。

2.1.2煤粉火焰的频谱分布特性

煤粉火焰的频谱分布特性是通过对火焰信号时间序列进行快速傅立叶变换（FFT）获得的。

首先将探测到的火焰信号经光电管及滤波放大转化成0—9V电信号，通过采样及A/D转换，得到火焰信号的时间序列，根据稳定燃烧工况和非稳定燃烧工况的多组火焰信号的时间序列进行频谱估计计算，从而可得到稳定或不稳定工况下的频谱分布图（图3）。

从频谱估计的结果看，非稳定燃烧工况比稳定燃烧工况下的谱值大，分布范围也较宽。

从量值的角度看，当频谱估计的结果显示火焰的低频波动能量变大时,表明燃烧的稳定程度趋于恶化（从上文可知，闪烁频率的低频分量（0～50Hz）是由于空气动力场及对流引起的火焰形状的波动而产生