一起汽包水位测量异常导致锅炉MFT事故的分析

2010-03-22王可栋

电力安全技术 2010年1期

王可栋

（中外合资合肥第二发电厂，安徽合肥 231607）

某电厂锅炉采用哈尔滨锅炉有限责任公司生产的亚临界一次中间再热自然循环单炉膛汽包锅炉，型号为:HG-1156/17.4-YM1。汽包东侧装有远传水位计(L003)和汽包压力(P002)测点;汽包西侧装有2只采用多测孔技术改造后，取样管分离的独立汽包远传水位计(L001、L002)和1个汽包压力(P001)测点。汽包远传水位计采用同侧汽包压力测点进行压力补偿，温度补偿采用定值补偿。汽包水位报警定值水位为+120mm，-180mm；MFT定值水位为：+240mm，-330mm。汽包水位MFT采用三取二逻辑，任意1只汽包水位测量值偏差大于平均值63.5mm会造成该汽包水位测量单通道故障，触发该通道MFT，汽包水位达到MFT定值也会触发该通道MFT，当锅炉MFT通道有2个激活后就会触发锅炉MFT保护。

1 事故经过

2008-04-20T13:43，运行人员发现锅炉汽包水位异常，锅炉MFT第一通道由于汽包水位偏差大于63.5mm单通道触发，在集控室操作员站上观察汽包水位曲线，3台汽包水位示值之间偏差较大，并且有发散趋势。检修人员检查汽包水位取样装置、汽包水位变送器等设备未发现明显异常，此时3台汽包水位示值不断变大。14:11:36，锅炉第二通道MFT，通道由于水位低于-330mm触发，锅炉MFT保护三取二保护逻辑成立，造成锅炉跳闸。

2 原因分析

在锅炉MFT触发后，检修人员检查了汽包水位采集卡件、汽包水位变送器、汽包水位取样管道及控制电缆。

(1) 检查汽包水位采集卡件和汽包水位变送器。该厂DCS系统采用德国ABB公司PROCTROL-P控制系统，汽包水位采集卡件为81EA04。在机组跳闸后采用新卡件检查汽包水位采集卡件81EA04，观察操作员站水位曲线，发现其没有好转趋势，判断采集卡件没有故障。检查汽包水位就地变送器外观，无明显异常，在机组停运后对水位变送器进行了检查，确定汽包水位变送器工作正常。

(2) 检查控制电缆。在机组停运前，检修人员观察汽包水位变送器的LED表头输出和DCS操作员站，其显示一致。在机组MFT跳闸后，检查水位控制电缆没有发现问题，测量控制电缆屏蔽接地情况，屏蔽层接地良好，可以排除信号干扰因素。

(3) 检查汽包水位取样管道。在现场发现，西侧汽包水位变送器柜后方汽包水位和汽包压力取样管道排污阀出口长短不一，汽包压力取样管道排污阀出口被包裹在保温材料内部。在拆除保温后，发现汽包水位变送器柜内汽包压力(P001) 变送器取样管道排污阀出口有少量蒸汽溢出。将该汽包压力变送器取样管道排污阀关闭严密、排污阀出口没有蒸汽溢出后，集控室操作员站指示汽包水位逐步回复正常。就地设备如图1所示。

图1 汽包西侧水位计和汽包压力取样管布置示意

汽包压力P001测点取样管道排污阀泄漏，造成取样管道逐渐变热(汽包温度在330℃～340℃)，汽包水位测点L001的高压侧和L002的低压侧受热升温，使这2台汽包水位变送器的受热取样管道内部的凝结水密度发生变化，形成附加测量误差。该测量误差是造成汽包水位测量发生异常的原因。

根据汽包水位采样原理：汽包水位、差压、变送器、DCS采集水位输出之间的关系如图2所示。

图2 汽包水位、差压、变送器输出之间的关系示意

假定当时汽包实际水位H没有发生变化，对于汽包水位测点L001，变送器高压侧取样管道受热后温度逐渐上升，管道内部凝结水密度逐渐减小，变送器输入差压△P逐渐减小，变送器输出E(4～20mA电流)逐渐加大，DCS采集的水位数值H′逐渐加大。对于汽包水位测点L002，变送器低压侧取样管道受到加热后温度逐渐上升，管道内部凝结水密度逐渐减小，变送器输入差压△P逐渐加大，变送器输出E(4～20 mA电流)逐渐减小，DCS采集的水位数值H′逐渐减小。由此可见，当汽包压力变送器取样管道由于泄漏而温度逐渐升高时，相邻2只汽包水位(L001、L002)变送器在DCS上采集到的数值会向2个相反的方向发散。当采集数值到达汽包水位保护定值时，触发锅炉MFT保护。