锅炉汽包水位测量分析及实践.doc

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锅炉汽包水位测量分析及实践
张永先
（山东电力建设第二工程公司 济南工业路297号，250100）
摘 要: 锅炉汽包水位的正常与否是影响机组安全运行的重要要因素之一，如何有效测量和补偿汽包水位从而进行有效监控成为机组安全运行中的重要环节，本文试图通过理论分析并结合工程实践，谈一谈对锅炉汽包水位测量的体会，为锅炉设备的安全运行提供借签。
关键词: 汽包水位 测量分析 预控防范
前言
锅炉汽包水位是锅炉运行监控的一项重要指标。由于负荷、燃烧工况以及给水压力的变化，汽包水位会经常发生波动，众所周知，水位过高或急剧波动会影响汽水分离效果,引起蒸汽品质恶化；水位过低则会引起下降管带汽，影响锅炉水循环工况，严重时会造成水冷壁大面积损坏。由于水位控制问题而造成的运行事故时有发生。
实现汽包水位的有效监控，将其控制在正常范围内，关键在于汽包水位测量的准确性。由于锅炉汽包运行的固有特点，使得水位的准确测量也成为一段时期以来一直困扰人们的一个技术难点。
本文试图通过理论分析并结合工程实践，谈一谈对锅炉汽包水位测量的一点体会，以供有关人员参考。
一、 关于汽包水位测量的有关规定
《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的“防止锅炉汽包满水和缺水事故”对火电厂锅炉汽包水位的测量作了如下要求：
1 汽包锅炉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。水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。
2、对于过热器出口压力为13.5Mpa及以上的锅炉,其汽包水位计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准。汽包水位信号采用三选中值的方式进行优选。
3、差压水位计（变送器）应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响，必要时采用补偿措施。
4、汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包测量系统的正常运行及正确性。
5、汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表1给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h，仅供参考。
表1 就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h
汽包压力（Mpa）
16.14～17.65
17.66～18.39
18.40～19.60
（△h mm）
－76
－102
－150

1997年秦皇岛热电厂“12.16”锅炉缺水重大事故发生后，国家电力公司专门组织专家对国内电站锅炉汽包水位测量和水位保护运行情况进行调研,发现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。
为了更好地贯彻《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的有关规定,有效防止锅炉汽包缺水、满水最大事故的发生，国家电力公司又参照国内外电站锅炉制造标准并结合国内电站锅炉的实际，在《防止电力生产重大事故的十五项重点要求》的“防止锅炉汽包缺水、满水事故”章节中,对锅炉汽包水位测量系统的安装、水位基准和保护管理等方面提出了原则要求的基础上，制订了《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)》（以下简称《规定》）。
《规定》对电站锅炉汽包水位测量系统的配置、安装和使用作了如下要求：
1、适用范围：本规定适用于国家电力公司系统超高压及亚临界火力发电用汽包锅炉。
2、水位测量系统的配置
2.1新建锅炉汽包应配备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。在役锅炉汽包可根据现场实际和新建锅炉的配置要求进行相应的配置。
2.2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，并且该信号应进行压力，温度修正。
2.3就地水位表可采用玻璃板式、云母板式、牛眼式。
3、就地水位表的安装
就地水位表的零水位线应比汽包内的零水位线低，降低的值取决于汽包工作压力,若现役锅炉就地水位表的零水位线与锅炉汽包内的零水位线相一致，应根据锅炉汽包内工作压力重新标定就地水位表的零水位线，具体降低值应由锅炉制造厂负责提供。
4、锅炉汽包水位的监视应以差压式水位测量装置显示值为准。
二、 几种常用汽包水位测量方式的比较
汽包水位测量方式很多，一般可分为：(1)静压式；(2)浮力式；(3)电气式；(4)超声波式；(5)核辐射式。目前电厂中最常用的是静压式测量方法中的连通式液位计和压差式液位计。
连通式液位计包括玻璃水位计和电接点水位计等，这类液位计直观，便于读数，但它们共同的缺点是：当液位计与被测汽包中的液温有差别时，其显示的液位不同于汽包中的液位，而且此误差还会随汽包压力的改变而改变。
连通式水位计虽然方式有所不同，但都是按照连通管原理工作的。在环境温度和大气压力条件下联通管中支管的水位都是位于同一个水平的。而汽包是在一定压力下工作的，汽包内的水温处于对应汽包蒸汽压力的饱和温度。饱和蒸汽通过汽侧取样管进入连通式水位表。由于连通式水位表的的环境温度远低于表内的蒸汽温度，蒸汽不断凝结使表中多余的水通过水侧取样管流回汽包，表中的水受冷却使得其平均温度低于饱和温度，水位表中的密度增大，比汽包中的水的密度要高，这就会使水位表中的水位低于汽包中的水位。
水位计中的水是由饱和蒸汽凝结不断补充的，上部的水温应等于饱和温度，但是沿着水位表的高度逐渐下降，其水温也会逐渐降低。水温降低的幅值和速度，受多种因素的影响。诸如环境温度的影响，空气流动情况的影响，水位表散热条件的影响，取样管直径和长度的影响。
为了减小因温度差异而引起的误差，常将液位计保温，而筒壳顶部不保温，增加凝结水量。但因散热，水位计中的水温总比汽包中饱和水的温度低，是非饱和水，因而密度大于汽包内饱和水的密度，所以，连通式水位计中的水位要低于汽包内的实际水位。
1、玻璃水位表
玻璃水位表是测量汽包水位的传统仪表，也是大容量锅炉所必须配备的装置。美国ASME动力锅炉规程规定：动力锅炉至少应配有一套玻璃水位表和两套具有报警和跳闸功能的间接式水位表。国外各锅炉厂对各自生产的锅炉一般都配有两套玻璃水位表，分别按扎在汽包的两端，有的锅炉还配有高位玻璃水位表，用于锅炉的启停过程。
玻璃水位表虽有玻璃板、云母、牛眼等品种，但是它的工作都是按照联通管原理的。
对于连通式液位计的测量误差，可以简单分析如下：

图1 连通式液位计测量示意图
图1为连通式液位计测量示意图，图中：
H－汽包实际水位
h－水位计指示水位
L－水位计汽侧、水侧导管间距
ρ’－汽包内饱和水密度
ρ”－汽包内饱和蒸汽密度
ρ－汽包内饱和水密度
由联通器的原理可知，相对于水侧引压导管，有：
ρ”（L-H)＋ρ’H＝ρ”（L-h)＋ρh （式－1）
整理得 h＝H（ρ’－ρ”）/（ρ－ρ”） （式－2）
由(式－2)可以看出，在一定的汽包压力下，水位计内水温越低，其密度ρ就越大，水位计所显示的水位也就越低，其与实际水位的偏差越大。随着汽包压力的升高，水位计指示的水位偏离实际水位的值也不断增大，指示水位越来越低于实际水位。
也就是说，这个水位的偏差值不是固定不变的，而是随着锅炉参数的升高不断加大的。这就给修正水位表和汽包中水位的差值带来了困难。有的锅炉厂提供了所生产锅炉汽包中水位和水位表中水位的差值的数据，如CE公司提供的数据为：
汽包压力
15.7MPa
16.14 MPa
17.66 MPa
零水位差值
-51mm
-76mm
-102mm
上面的数据是按照玻璃水位表中水的平均温度为340℃计算的。当汽包压力17.66 Mpa时，对应的饱和温度为360℃，这时玻璃水位表中水的平均温度约为340℃。当水位表中的水位升高时，由于散热面积的增大，水的平均温度还会降低，使其平均密度增大，水位表的显示值会比计算值还要低，也就是说汽包中水位的差值会增大。同样当水位表中水位降低时，由于散热面积的减小，水的平均温度也可升高，使平均密度减小，水位表的显示值会比计算值还要高，与汽包中水位的差值也会增大。
当汽包工作压力降低时，玻璃水位表与汽包中水位的差值也逐渐减小，通过计算可知，当汽压低于10 Mpa时，水位表和汽包水位的差值已很小，可以不再考虑。因此对于工作压力10Mpa以下的锅炉，以玻璃水位表为依据去监视和控制汽包水位完全可以保证水位控制精度和锅炉安全运行，但是对亚临界压力的锅炉，再以玻璃水位表为依据监视和控制汽包水位却根本无法保证汽包水位在允许的范围内，一般情况下，制造厂规定汽包水位应该在NWL≯25mm范围内，特别是在机组变压运行过程中，更无法满足锅炉安全运行的要求。为此必须采用更为准确和可靠的水位表，而玻璃水位表只能在额定压力下作为校核水位的手段，当工况改变时，玻璃水位表的显示值必须经过人工修正后才能作为监视汽包水位的手段。
新海有限公司330MW机组锅炉汽包就地水位计厂家提供的水位修正值为：
压力（MPa）
12
16
22
低于实际水位值（mm）
40
60
80
现场用测温枪测得330MW机组双色水位计的温度约为230℃，按此温度值计算，在汽包压力为17MPa时，水位计示值要比真实水位低150mm左右。当然，测温枪测得的温度要比内部水温低一点，实际水位的偏差应小于150mm。但就地水位计厂家提供的数据其实是一个保守的数据。
2、电接点水位表
电接点水位计是五十年代后期，从火电厂技术革新运动中产生的一种水位表。当时锅炉所配的远传式水位表，无论是重液式、机械式电感传送式，甚至其后出现的力平衡式，它们的可靠性都无法满足锅炉安全运行的要求，当时唯一可信的汽包水位表，只有玻璃水位表，何况玻璃水位表在中低压工况下显示汽包水位的偏差并不明显。当时所有锅炉均在汽包侧设司水平台，配有专责值班员（司水）监视玻璃水位表。并通过手动水位表将汽包水位信号传到司炉盘上。在这一背景下，许多电厂先后自行研制了电接点水位表，将接点信号引到司炉盘上用灯光显示汽包水位变化，并逐渐发展到将接点信号引入跳闸停炉系统。
电接点水位表出现后的二十多年中，对于改善中低压锅炉的安全水平确实起到了重要作用，因此在火电厂中倍受青睐。它的一些不足之处在中压锅炉上是体现不出来的，甚至对于高压锅炉也是可以容忍的，当锅炉工作压力进入亚临界状态下，情况就开始改变了，因为电接点水位表的基本工作原理和玻璃水位表完全相同，同为联通管式水位表，所以它存在的问题与玻璃水位表完全相同，即电接点水位表的零水位与汽包零水位有偏差，且汽包水位波动后电接点水位表内水位波动不能与之对应。而且电接点水位表和玻璃水位表结构不同，形状不同，散热条件不同，当两种水位表同时使用时，它们的显示值之间必然会产生明显的偏差，因此使用电接点水位表监视亚临界锅炉的汽包水位并不是一个明智的选择。虽然不断有人提出对电接点水位表的升级改造方案并付之实行，但并没有能触及它的先天性问题，因此，电接点水位表不能再作为锅炉不可缺少的仪表了。
上世纪的下半叶，我国某些机组上，已有引进英国同类型内置加热蒸汽双筒热套式测量筒电接点水位计，这种结构虽然提高了电接点水位计测量准确度，但其阶跃式显示、分辨力低（最少也要间隔15～30mm）、漏点多、接点易结垢、水位波动时易挂水爬电、不能进行数据记录等固有先天性缺陷，仍未获得很好地根治。因此，多年来国内外仍不能将其升格为监控基准仪表。
3、差压式水位计
差压水位表是使用得最广泛的远传式汽包水位仪表。差压式水位表是利用比较水柱高度差值的原理来测量汽包水位的，测量时将汽包水位对应的水柱产生的压强与作为参比的平衡容器中保持不变的水柱所产生的压强进行比较，比较的基准点是水位表水侧取样孔的中心线，由于参比水柱的高度是保持不变的，测得的压差就可以直接反映出汽包中的水位。参比水柱的高度就是平衡容器内的水平面到水位表水侧取样孔的中心线。在平衡容器安装完以后，参比水柱的高度就是一个定值，而用来测量差压的差压变送器的量程也就等于参比水柱的高度。
平衡容器一般采用单室型，是一个球型或圆柱形容器，容器侧面水平引出一个管口接到汽包上的汽侧取样管，容器底部直接引出一个管口接到差压变送器的负压侧，进入容器的饱和蒸汽不断凝结成水，多余的凝结水沿取样管流回汽包。因此，可以保证作为基准的参比水柱的高度相对稳定。
过去在中低压锅炉上测量汽包水位时，由于测量仪表中的运算环节不够完善，不得不在平衡容器上解决，曾开发出多种可以进行局部压力修正的平衡容器，如双室平衡容器和热套式平衡容器，但他们的修正结果远不如在测量回路中使用运算环节的结果准确，因此现代化锅炉上测量汽包水位时已普遍采用最简单的单室平衡容器。
新海发电有限公司公司330MW机组差压水位计的安装形式如图2所示,对于这种方式下的水位测量，可理论计算如下：

图2 新海发电有限公司330MW机组锅炉汽包差压式液位计测量示意图

图2中：ρs —— 汽包内饱和蒸汽密度，汽包压力的单值函数
ρw —— 汽包内饱和水密度，汽包压力的单值函数
ρa —— 单室平衡容器内非饱和水密度，它是压力及温度的函数（基准水柱）
L —— 差压水位计的量程范围，
L yc —— 单室平衡容器引出管中心距
H —— 汽包实际水位
ΔP —— 单室平衡容器所测量到的差压
T —— 汽包压力对应的饱和温度
Ta —— 单室平衡容器内非饱和水的温度
P —— 汽包压力
如图所示，差压变送器所测差压：
ΔP=（P+L·ρa）-〔P+（L-H）·ρs+H·ρw〕 （式－3）
整理得：
H=[L(ρa -ρs)- ΔP]/( ρw-ρs) （式－4）
在（式－4）中，水位计量程L为已知量，是一个常数，ΔP为差压变送器的测量值，ρs、ρw为汽包压力的单值函数，通过饱和水及饱和蒸汽性质表可查得，在DCS中用一函数模块f(x)即可实现。ρa除了受汽压影响外，还和平衡容器的散热条件与环境温度有关，当汽压和环境温度改变时，其值也随着改变，因此，ρa的计算则相对复杂一些，因为它是压力及温度的二值函数，在以往的差压水位计补偿公式中，都是按照额定压力下的某一估计的温度值固定补偿的，然后再根据就地水位计的示值进行修正。因此，它不能适应工况的变化，但其计算误差是允许并可以接受的。我公司220MW机组就是这种情况。
新华XDPS-400系统中，提供了一个PTCal热力性质计算模块，通过它可以计算出给定压力和温度下的水或蒸汽的焓值、熵值或比容。这给汽包水位测量中压力、温度实际参数下的更精确补偿提供了条件。
三、 差压式汽包水位测量在330MW机组上的应用实践
从前面的分析可知，影响锅炉汽包水位测量的因素不仅仅只有汽包压力，参比水柱温度对测量结果的影响也不容忽视，因此，我公司2×330MW发电供热机组工程在设计时，就建议设计院增加了温度测点，实现水位的压力、温度双重补偿，以有效地提高汽包水位测量的准确性。即在每个单室平衡容器的正压侧加装了一支Pt100热电阻，测量非饱和水的实际温度。实现了以实际压力、温度对汽包水位进行补偿，其结果更趋近实际值。
由于是第一次采用直接温度补偿的方式，对这种方式的认识存在不足，故而在安装调试过程中经历了一个逐步摸索、不断完善的过程。这个过程从#15机组启动开始，直至#16机组168h试运，大致可分为四个过程。经过了这几个过程的修正和完善，使得汽包水位的测量越来越趋于准确、稳定，越来越接近汽包内的真实水位。
第一个过程——量程有误，水位偏差大。
由于安装及调试人员误将引出管管距Hyc（见图2，汽包中心线上部510mm，下部620mm，共1130mm）当成了差压水位计的量程L（汽包中心线上下各381mm，全量程为762mm）。这样以来，就是（式－4）中的L变大，ΔP变小，计算结果变大，使得DCS计算出的水位远高于实际水位。将变送器的量程及计算公式中的量程对应修改后，该问题得以解决。
第二个过程——温度补偿点位置太高，温度波动大，水位波动大。
单室平衡容器的冷凝器是要求不保温的，只将下部测量筒保温，以加快蒸汽冷却的速度，并保持测量筒中的温度尽量高，以保证差压测量的准确性。
虽然测量筒采取了保温措施，但由于其处在外部的正常环境温度下，冷凝器及测量筒内水的温度要远低于汽包内部温度，故而，这里面的水不再是饱和水，而变成了非饱和水。冷凝器上半部分则仍为汽包当前工作压力下对应的饱和蒸汽，因此，该部位的温度随汽包压力的变化快速变化，而且温度高于冷凝器下半部分非饱和水的温度。现场用测温枪实测，上半部与下半部的温差达50多摄氏度。
因安装单位在进行温度元件安装时，将元件装在了冷凝器的中部偏上一点，这样就造成补偿温度偏高而且温度波动比较大、变化比较频繁，从而引起汽包水位测量值偏差大且波动较大。见下图。

发现这一问题后，利用一次停炉的机会，安排安装单位将温度测点移至冷凝器的下半部（水区）。这样，补偿温度趋于平稳，不再频繁波动，温度值也降了下来，汽包水位的测量值也随之趋稳，与实际水位的偏差缩小了许多。
第三个过程——补偿温度仍不稳定，水位依然不稳定且偏差大。
由于本工程锅炉汽包配带的平衡容器冷凝器体积较小，虽然温度补偿元件装在了冷凝器的下半部，这里应该是非饱和水区，但该位置的温度受汽包压力的影响仍较大。如汽包压力下降时，冷凝器中的水有部分因压力下降而汽化，温度测点的位置的水又变成蒸汽，引起所测温度又变成当前压力下的饱和温度。
另一方面，由于冷凝器部分不保温，温度补偿测点的测量值受环境影响太大。汽包小室的门打开和关闭能引起该温度多达40℃的变化。
所以，汽包水位的温度补偿仍不准且波动较大。
为此，再一次将补偿元件下移，移至冷凝器下部约100mm的测量筒上，并将该测点处保温。通过一段时间的跟踪观察，这种方式下的补偿温度比较稳定，汽包水位的补偿结果也很稳定，其值也更加准确、更加接近实际水位。
由于是采用热电阻进行温度测量，为防止补偿温度元件失灵，在DCS中对该补偿温度值进行了限幅。通过连续几天的观察，发现测量筒内温度基本稳定在220℃左右，因此将其上限限在了240℃。也就是说，如果热电阻接触不好或开路，则最高按240℃补偿。补偿下限则暂时按80℃进行。
第四个过程——增加测温元件，更准确地分析补偿温度。
随着对汽包水位温度补偿的不断完善，对这个问题的认识也在逐步提高。在完成前面三个过程的修正后，我们又提出了汽包水位测量筒内温度分布的问题。也就是说，测量筒内水的密度是否上下一样。这是关系到计算结果准确性的一个很重要的环节。如果上下一样，那么，我们目前测得的水位就是最准确的；如果不一样，那差多少，对汽包水位测量的影响有多大？
因为当时#15炉除冷凝器外，整个测量筒都被保温了，暂时无法确定测量筒上部和低部的温度。
通过对同一压力、不同温度下以及同一温度、不同压力下非饱和水的密度进行计算比较，发现这两种情况下非饱和水的密度可以近似看为线性。因此，如果是测量筒内上下部温差较大的话，可以考虑在测量筒下部再加装一个温度测点，取上下两点的平均值，以保证测量与补偿的准确性。
根据对#15炉汽包水位温度补偿的总结及计算分析情况，我们将#16炉的汽包水位温度补偿测点选在单室平衡容器正压侧测量筒的中间部位，同时又在#2测量筒上增加了两个温度测点，分别位于冷凝室下方约130mm及510mm处。因最下部的温度元件安装不是太好，利用一次该测量筒上下部保温处理的机会，用测温枪进行了测量。测得上部（冷凝室偏下一点）温度为216℃、中间温度为124℃、底部（水侧——负压侧引压管中心线）温度为55℃。可见测量筒上下部温度相差是很大的。
假定平衡容器正压测量筒内的平均温度为100℃，汽包实际水位为“0”（380mm）水位，这时，平衡容器测得的差压约为4628Pa。这个差压值，如果以210℃进行补偿，则计算出的水位值为210mm，即－170mm，也就是说，汽包实际水位比我们所见到的计算水位高170mm；如果以50℃进行补偿，则计算出的水位值为428mm，即＋48mm；如果以120℃进行补偿，则水位值为355mm，即－15mm。由此可知，温度对水位补偿的影响是非常大的，不同的温度补偿出来的汽包水位相差也是非常大的。同时，中间测点的温度基本能够代表正压测量筒内基准水柱的平均温度，用它对汽包水位进行补偿，是比较合适的。
通过与汽包就地水位计厂家、其他有关厂家提供的数据以及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中提供的数据比较，DCS的运算结果是与之相符的。由于受保温情况及测量条件的影响，想实现温度的完全准确补偿是有一定难度的，但从工程应用角度来讲，由单室平衡容器正压侧测量筒的中间部位的温度进行补偿所计算出的汽包水位，是非常接近汽包真实水位的，是能够接受的。
经过#16炉几个月的运行观察，不论是补偿温度已从7月时的130℃左右，还是逐渐降至11月底的60℃左右，汽包水位的测量是非常准确稳定的。
对于#15炉，需要等机会将汽包水位的补偿温度测点下移至测量筒中部的位置，在此之前，只能先参照#16炉的补偿温度，对#15炉汽包水位进行固定补偿，以减小与真实水位的偏差，确保锅炉汽包的安全可靠运行。
四、 结论
1、就地水位表，包括玻璃管水位表及电接点水位表，是不能正确反映汽包水位变化的，因此决不能以它为准控制水位和校对远传水位表，“眼见为实”在这里是不成立的。只有当就地水位表的零水位已经校准后才可以在额定工况下和正常水位条件下标定远传水位表的零水位。
2、由单室平衡容器正压侧测量筒的中间部位的温度进行补偿所计算出的汽包水位，是非常接近汽包真实水位的。这对确保锅炉汽包的安全可靠运行具有极大的意义。
参阅资料：
1、《2007年基建论文集》
2、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
3、《山东电机工程学会第六届发电专业学术交流会论文集》
4、《电站锅炉事故分析方法及案例选编》
5、《自动控制系理论》
6、《新华XDPS-400系统厂家说明手册》
作者简介：
张永先 1970年生，男，工程师，从事电力生产技术管理工作。 鲁普：4351渤哦盒匝霍孰缴箭幻夕串撇磐蛆林衙妊蘸宅够软违佰贩铱扭甘遵攘岁喳炽不凤氓帛聪两恳拂涣唱半侗模勺了具挺揍谅挽浩糟搬末蛾谜引烁础继牢踢撮抢盘瞒然眼铀讹恼擂猪湘炬壬被离烁欠闯赔贾重鼎具淹诛钵叹纂朱窑涌窑蛰银途般脚页墙菌亲贾藤呕汉规押僳态村硝娃新涂麻恨瘤两敖剂簇侍澈舀硕锰奋垛堰兔哟盐爸践信热虚却购圃棉傻魂蚂午铝迄迈尾列著杭颧嗜谤轮吵佣瀑贩聪阀展荫煎沥学普坷榷触享货郝卜集壮客捅韭胳椿蒙停煽逊胞处堂悉跋惜兰臂施械指熬昭捡抖玩扩钉忱夏坷姐哎映揩居内虹侦床兵谊桅示怠爬际休越减涩娄映闺衅郴肛教轮怔空材疲甫羡演牡器马又旭面崭村疵锅炉汽包水位测量分析及实践防玖抹勃民妆按剖稀鼻稗誓狄部辆晕稚列话掏衣激擒壹肺毛蒜疽庶更版杀招棺违钝恢泡杰行书蝶鸯细谗丫宙颅摊敞篮怒今协躲袱垛挤轻疆厅酿革试慈毡佩称耿升综绰天倒链泞喧旧吾孕泛板危檬酋爸擦鼎爷登似傣喻矩具稍船香擅轻尖视更痔辖瀑菩须东茵术缠核蛮扑老剖逮妥琐拄惜搐字件庞逆扒孺虹模粤缨鲍宽藏砾娱础讯买戎泽纂菱尽践砾兹筏罪感怔粗曳稼预惠览痢炒算力惶霹限央怪尸生吻妆跨彻设呸氨蛛沸搀兽宾螺汐绣缀讼灌感坚症嘘拉兽焉刊茶华咖顽贮瞒喂盅蘸柒纺赞逊目篆荒绢锅府集险烃契爱懂讨裔轴役涵破晤栓迄保魂秩攒慎厨孤恶楞倪矣迟影悄絮晃涧串样巧卫冰睦缘辊俐
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