一起660MW爐側(cè)主汽壓力高滅火事故分析

一、設備概況

某廠660MW機組鍋爐為超臨界變壓直流爐，一次再熱，單爐膛，前后墻對沖燃燒方式，尾部雙煙道結(jié)構(gòu)，型號為DG2150/25.4-Ⅱ6，高過出口蒸汽額定壓力為25.44MPa，汽水分離器設計壓力為27.89MPa，額定過熱汽溫度為571℃，額定再熱汽溫度為569℃。鍋爐高過兩側(cè)出口各裝有一個PCV閥，PCV閥整定壓力值為26.6MPa，每閥的排放量為110t/h。

二、事件經(jīng)過

某日上午10：45分機組運行負荷指令在491MW，負荷495MW，主汽壓力21.2Mpa，主汽溫度567°C，再熱汽溫度568°C，給水壓力23.2Mpa，此刻運行人員發(fā)現(xiàn)過熱器出口第五塊壓力表指示異常增大，11：08 發(fā)現(xiàn)過熱器出口第2、3塊壓力表突然由23.3/22.6MPa，升至25.8/25.4MPa，運行人員立即通知熱工人員并下達缺陷通知單，緊接著過熱器出口第4塊壓力表指示由24.7MPa突升至27.8MPaM，11：10 過熱器第3塊壓力表由27.1MPa突升至35.1MPa，鍋爐高過兩側(cè)出口PCV1＼PCV2相繼聯(lián)鎖打開，此時運行人員檢查發(fā)現(xiàn)鍋爐高過出口7個壓力顯示均有不同程度的異常升高，且升高的趨勢基本相同，進一步檢查汽機側(cè)主汽壓力21.1Mpa，給水母管壓力23.92Mpa，鍋爐燃燒穩(wěn)定、給水流量穩(wěn)定、機組負荷穩(wěn)定（495MW），汽機側(cè)壓力和相關的分離器壓力均無明顯變化，由此運行人員初步懷疑是鍋爐主汽壓力測點顯示不準確，于是通知熱控分公司自動班同時在MIS系統(tǒng)中下發(fā)缺陷通知，隨后手動關閉PCV1＼PCV2并掛禁操牌。

在熱控人員還沒來得及到達現(xiàn)場時，于11：18：33秒，鍋爐高過出口壓力升高至29Mpa，鍋爐MFT保護動作（高過出口壓力三個硬輸入模擬量信號三取二，保護動作值28.726Mpa且持續(xù)3秒）、鍋爐滅火，同時保護聯(lián)跳汽輪機，發(fā)電機與電網(wǎng)解列。

三、原因分析

1、從DCS歷史趨勢圖中可以看出，鍋爐側(cè)高溫過熱器出口的七臺南北兩側(cè)分別取樣的壓力變送器，從10：45分開始，這七臺變送器的輸出信號相繼出現(xiàn)逐漸增大的現(xiàn)象，在增大的過程中部分變送器信號還有突變的現(xiàn)象，而汽機側(cè)壓力變送器信號基本上保持不變或變化很小，導致在鍋爐MFT前機側(cè)與爐側(cè)主蒸汽壓力差值達到了8Mkp（正常情況該壓力差值應為0.2 Mkp左右），出現(xiàn)了嚴重的不符合現(xiàn)象。

兩只受鍋爐主蒸汽壓力控制的PCV閥在11：10分左右自動打開，主蒸汽壓力隨即有小量的下降，主蒸汽流量和發(fā)電機功率小幅下降，鍋爐給煤量、給水流量隨后上升，故運行人員判斷為爐側(cè)主蒸汽壓力測量異常，大約3分鐘后其手動關閉了PCV閥，此時給水流量、給煤量恢復到原來的數(shù)值，鍋爐側(cè)主蒸汽壓力繼續(xù)上升。11：17分當主蒸汽壓力達到保護定值28.726Mpa后，鍋爐MFT動作，鍋爐滅火，汽輪機掉閘、發(fā)電機解列。

2、現(xiàn)場檢查情況：高過出口七臺主蒸汽壓力變送器分別安裝在鍋爐頂部下層平臺南北兩側(cè)的變送器儀表柜內(nèi)，停爐后現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)南側(cè)儀表柜內(nèi)的變送器有兩臺從取樣管接頭處大量漏汽，北側(cè)儀表柜內(nèi)的四臺變送器從取樣管接頭處均有大量漏汽，同時發(fā)現(xiàn)鍋爐汽水分離器出口壓力變送器柜內(nèi)的二臺變送器也從取樣管接頭處大量漏汽、儲水罐水位變送器柜內(nèi)有二臺差壓變送器從取樣管接頭處大量漏汽，經(jīng)檢查上述發(fā)生漏汽的變送器取樣管接頭螺母全部能夠用手輕松擰開，擰開后接頭內(nèi)均沒有找到任何密封墊，見圖。后對其他沒有發(fā)生泄漏的各個變速器檢查，發(fā)現(xiàn)其取樣管接頭不松動，且接頭內(nèi)密封墊均為鋼紙墊，因此推斷對于發(fā)生漏汽變送器取樣管接頭內(nèi)無密封墊的原因，是高溫高壓蒸汽把原有的鋼紙墊吹化，所以接頭扭開后發(fā)現(xiàn)無密封墊。

3、經(jīng)現(xiàn)場檢查和綜合分析，造成此次機組鍋爐滅火掉機事件的直接原因為：由于鍋爐側(cè)主蒸汽壓力變送器取樣管接頭安裝松動，造成壓力變送器接頭處主蒸汽泄漏，泄漏的蒸汽使變送器柜內(nèi)溫度逐漸升高，變送器接頭內(nèi)鋼紙墊不斷被泄漏的高溫高壓蒸汽吹掃，鋼紙墊逐漸被分解熔化，使蒸汽泄漏量逐步增大，變送器柜內(nèi)的溫度越來越高，使壓力變送器隨著柜內(nèi)溫度的升高壓力測量值異常升高，當有二臺變送器的壓力測量值達到保護動作值且持續(xù)三秒時，DCS邏輯判斷滿足MFT保護三取二動作條件，鍋爐MFT保護動作、鍋爐滅火，聯(lián)鎖汽輪機跳閘、發(fā)電機解列。

壓力變送器從結(jié)構(gòu)上分為普通型和隔離型。普通型壓力變送器的測量膜盒為一個膜片，被測介質(zhì)的壓力直接作用于該膜片上，使膜片產(chǎn)生與介質(zhì)壓力成正比的微位移，此位移使與其組合的電容器電容量發(fā)生變化，再通過振蕩和解調(diào)環(huán)節(jié)，轉(zhuǎn)換成與壓力成正比的標準測量信號。隔離型的測量膜盒接受到的是一種穩(wěn)定液（一般為硅油）的壓力，而這種穩(wěn)定液是被密封在兩個膜片中間，直接接受被測壓力的膜片為外膜片，原普通型膜盒的膜片為內(nèi)膜片，當外膜片上接受壓力信號時通過硅油的傳遞原封不動的將外膜片的壓力傳遞到了內(nèi)膜片上，從而可以測出外膜片所感受到的壓力值。溫度從兩方面影響著其輸出，一是零點漂移;二是影響滿量程輸出。零點漂移是指在規(guī)定的時間間隔及標準條件下，零點輸出值的變化。由于周圍環(huán)境溫度變化引起的零點漂移稱為熱零點漂移。通常一個變送器會標定兩個溫度范圍，即正常操作的溫度范圍和溫度可補償?shù)姆秶?正常操作溫度范圍是指變送器在工作狀態(tài)下不被破壞時的溫度范圍， 溫度可補償范圍是一個比操作溫度范圍小的典型范圍，在這個范圍內(nèi)工作，變送器肯定會達到其應有的性能指標。在超出溫度可補范圍時，可能會達不到其應用的性能指標。本次事故中壓力變送器的正常操作溫度是-40～120℃，溫度可補償范圍是-40～85℃，泄漏蒸汽的溫度大大超過了這兩個范圍。

結(jié)合機組實際情況看，造成變送器電量信號輸出異常的主要原因是由于新機組在設備安裝過程中，變送器和取樣管連接的接頭松動，接頭內(nèi)的密封墊質(zhì)量不滿足超臨界機組壓力測量系統(tǒng)的要求，導致變送器在高溫、高壓運行一段時間后連接接頭處產(chǎn)生泄漏，漏出的高溫蒸汽使變送器儀表柜內(nèi)的環(huán)境溫度逐漸升高，同一變送器柜內(nèi)的變送器的輸出電量信號因受環(huán)境溫度超出正常工作允許值的影響而異常升高。由于蒸汽泄漏量由小變大有一個變化過程，變送器柜內(nèi)的溫升也有一個變化過程，所以出現(xiàn)了七臺壓力變送器測量壓力值隨著環(huán)境溫度逐漸升高而上升的（虛假）壓力值。

四、防范措施

1、此機組于2009年10月份通過168小時試運，新機組在電建安裝過程中存在的問題應引起高度重視，壓力變送器使用的密封墊材質(zhì)不符合要求，個別變送器接頭沒有扭緊、安裝質(zhì)量不高，要求利用機組停機機會對所有的壓力表、壓力變送器的接頭進行全面的檢查，對不符合要求的密封墊進行全面更換，檢查校驗汽水系統(tǒng)的壓力變送器。同時對本廠其他機組相關的壓力表、壓力變送的接頭和密封墊也進行全面的檢查和更換，確保機組運行安全。

2、檢修部門應加強設備檢查、維護和消缺力度，尤其是新投運設備，要利用一切機會進行檢查和傳動，保證機組各個運行設備處于健康狀態(tài)。

3、運行管理部門要制定鍋爐MFT后防止事件擴大的有關措施，加強對設備系統(tǒng)正常運行方式和各種故障狀態(tài)下的培訓，要有針對性的多次開展事故預想、事故演練。

4、運行人員要加強運行監(jiān)視和對就地設備的檢查，發(fā)現(xiàn)各種異常時及時進行分析采取措施和通知有關人員，保證機組健康穩(wěn)定運行。

5、設備管理部在選擇設備時要求兼顧價格和質(zhì)量，嚴格保證產(chǎn)品的質(zhì)量，無安全隱患，必要時簽訂質(zhì)量保證和責任保證書，從入廠設備上消除危險源。

作者簡介：王濤，畢業(yè)于太原理工大學熱能動力工程專業(yè)，工程師職稱，工作于國電電力大同第二發(fā)電廠發(fā)電部。郵編：037043.