一起660MW炉侧主汽压力高灭火事故分析

一、设备概况

某厂660MW机组锅炉为超临界变压直流炉，一次再热，单炉膛，前后墙对冲燃烧方式，尾部双烟道结构，型号为DG2150/25.4-Ⅱ6，高过出口蒸汽额定压力为25.44MPa，汽水分离器设计压力为27.89MPa，额定过热汽温度为571℃，额定再热汽温度为569℃。锅炉高过两侧出口各装有一个PCV阀，PCV阀整定压力值为26.6MPa，每阀的排放量为110t/h。

二、事件经过

某日上午10：45分机组运行负荷指令在491MW，负荷495MW，主汽压力21.2Mpa，主汽温度567°C，再热汽温度568°C，给水压力23.2Mpa，此刻运行人员发现过热器出口第五块压力表指示异常增大，11：08 发现过热器出口第2、3块压力表突然由23.3/22.6MPa，升至25.8/25.4MPa，运行人员立即通知热工人员并下达缺陷通知单，紧接着过热器出口第4块压力表指示由24.7MPa突升至27.8MPaM，11：10 过热器第3块压力表由27.1MPa突升至35.1MPa，锅炉高过两侧出口PCV1＼PCV2相继联锁打开，此时运行人员检查发现锅炉高过出口7个压力显示均有不同程度的异常升高，且升高的趋势基本相同，进一步检查汽机侧主汽压力21.1Mpa，给水母管压力23.92Mpa，锅炉燃烧稳定、给水流量稳定、机组负荷稳定（495MW），汽机侧压力和相关的分离器压力均无明显变化，由此运行人员初步怀疑是锅炉主汽压力测点显示不准确，于是通知热控分公司自动班同时在MIS系统中下发缺陷通知，随后手动关闭PCV1＼PCV2并挂禁操牌。

在热控人员还没来得及到达现场时，于11：18：33秒，锅炉高过出口压力升高至29Mpa，锅炉MFT保护动作（高过出口压力三个硬输入模拟量信号三取二，保护动作值28.726Mpa且持续3秒）、锅炉灭火，同时保护联跳汽轮机，发电机与电网解列。

三、原因分析

1、从DCS历史趋势图中可以看出，锅炉侧高温过热器出口的七台南北两侧分别取样的压力变送器，从10：45分开始，这七台变送器的输出信号相继出现逐渐增大的现象，在增大的过程中部分变送器信号还有突变的现象，而汽机侧压力变送器信号基本上保持不变或变化很小，导致在锅炉MFT前机侧与炉侧主蒸汽压力差值达到了8Mkp（正常情况该压力差值应为0.2 Mkp左右），出现了严重的不符合现象。

两只受锅炉主蒸汽压力控制的PCV阀在11：10分左右自动打开，主蒸汽压力随即有小量的下降，主蒸汽流量和发电机功率小幅下降，锅炉给煤量、给水流量随后上升，故运行人员判断为炉侧主蒸汽压力测量异常，大约3分钟后其手动关闭了PCV阀，此时给水流量、给煤量恢复到原来的数值，锅炉侧主蒸汽压力继续上升。11：17分当主蒸汽压力达到保护定值28.726Mpa后，锅炉MFT动作，锅炉灭火，汽轮机掉闸、发电机解列。

2、现场检查情况：高过出口七台主蒸汽压力变送器分别安装在锅炉顶部下层平台南北两侧的变送器仪表柜内，停炉后现场检查发现南侧仪表柜内的变送器有两台从取样管接头处大量漏汽，北侧仪表柜内的四台变送器从取样管接头处均有大量漏汽，同时发现锅炉汽水分离器出口压力变送器柜内的二台变送器也从取样管接头处大量漏汽、储水罐水位变送器柜内有二台差压变送器从取样管接头处大量漏汽，经检查上述发生漏汽的变送器取样管接头螺母全部能够用手轻松拧开，拧开后接头内均没有找到任何密封垫，见图。后对其他没有发生泄漏的各个变速器检查，发现其取样管接头不松动，且接头内密封垫均为钢纸垫，因此推断对于发生漏汽变送器取样管接头内无密封垫的原因，是高温高压蒸汽把原有的钢纸垫吹化，所以接头扭开后发现无密封垫。

3、经现场检查和综合分析，造成此次机组锅炉灭火掉机事件的直接原因为：由于锅炉侧主蒸汽压力变送器取样管接头安装松动，造成压力变送器接头处主蒸汽泄漏，泄漏的蒸汽使变送器柜内温度逐渐升高，变送器接头内钢纸垫不断被泄漏的高温高压蒸汽吹扫，钢纸垫逐渐被分解熔化，使蒸汽泄漏量逐步增大，变送器柜内的温度越来越高，使压力变送器随着柜内温度的升高压力测量值异常升高，当有二台变送器的压力测量值达到保护动作值且持续三秒时，DCS逻辑判断满足MFT保护三取二动作条件，锅炉MFT保护动作、锅炉灭火，联锁汽轮机跳闸、发电机解列。

压力变送器从结构上分为普通型和隔离型。普通型压力变送器的测量膜盒为一个膜片，被测介质的压力直接作用于该膜片上，使膜片产生与介质压力成正比的微位移，此位移使与其组合的电容器电容量发生变化，再通过振荡和解调环节，转换成与压力成正比的标准测量信号。隔离型的测量膜盒接受到的是一种稳定液（一般为硅油）的压力，而这种稳定液是被密封在两个膜片中间，直接接受被测压力的膜片为外膜片，原普通型膜盒的膜片为内膜片，当外膜片上接受压力信号时通过硅油的传递原封不动的将外膜片的压力传递到了内膜片上，从而可以测出外膜片所感受到的压力值。温度从两方面影响着其输出，一是零点漂移;二是影响满量程输出。零点漂移是指在规定的时间间隔及标准条件下，零点输出值的变化。由于周围环境温度变化引起的零点漂移称为热零点漂移。通常一个变送器会标定两个温度范围，即正常操作的温度范围和温度可补偿的范围。 正常操作温度范围是指变送器在工作状态下不被破坏时的温度范围， 温度可补偿范围是一个比操作温度范围小的典型范围，在这个范围内工作，变送器肯定会达到其应有的性能指标。在超出温度可补范围时，可能会达不到其应用的性能指标。本次事故中压力变送器的正常操作温度是-40～120℃，温度可补偿范围是-40～85℃，泄漏蒸汽的温度大大超过了这两个范围。

结合机组实际情况看，造成变送器电量信号输出异常的主要原因是由于新机组在设备安装过程中，变送器和取样管连接的接头松动，接头内的密封垫质量不满足超临界机组压力测量系统的要求，导致变送器在高温、高压运行一段时間后连接接头处产生泄漏，漏出的高温蒸汽使变送器仪表柜内的环境温度逐渐升高，同一变送器柜内的变送器的输出电量信号因受环境温度超出正常工作允许值的影响而异常升高。由于蒸汽泄漏量由小变大有一个变化过程，变送器柜内的温升也有一个变化过程，所以出现了七台压力变送器测量压力值随着环境温度逐渐升高而上升的（虚假）压力值。

四、防范措施

1、此机组于2009年10月份通过168小时试运，新机组在电建安装过程中存在的问题应引起高度重视，压力变送器使用的密封垫材质不符合要求，个别变送器接头没有扭紧、安装质量不高，要求利用机组停机机会对所有的压力表、压力变送器的接头进行全面的检查，对不符合要求的密封垫进行全面更换，检查校验汽水系统的压力变送器。同时对本厂其他机组相关的压力表、压力变送的接头和密封垫也进行全面的检查和更换，确保机组运行安全。

2、检修部门应加强设备检查、维护和消缺力度，尤其是新投运设备，要利用一切机会进行检查和传动，保证机组各个运行设备处于健康状态。

3、运行管理部门要制定锅炉MFT后防止事件扩大的有关措施，加强对设备系统正常运行方式和各种故障状态下的培训，要有针对性的多次开展事故预想、事故演练。

4、运行人员要加强运行监视和对就地设备的检查，发现各种异常时及时进行分析采取措施和通知有关人员，保证机组健康稳定运行。

5、设备管理部在选择设备时要求兼顾价格和质量，严格保证产品的质量，无安全隐患，必要时签订质量保证和责任保证书，从入厂设备上消除危险源。

作者简介：王涛，毕业于太原理工大学热能动力工程专业，工程师职称，工作于国电电力大同第二发电厂发电部。邮编：037043.