某電廠汽包水位保護(hù)拒動(dòng)故障處理的經(jīng)驗(yàn)總結(jié)
某電廠2#爐汽包水位DCS顯示與顯示偏差大，致使汽包水位保護(hù)拒動(dòng)。昌暉儀對(duì)汽包水位保護(hù)拒動(dòng)事件的故障原因進(jìn)行分析，對(duì)故障處理方法進(jìn)行總結(jié)，供電廠熱工人員參考借鑒。
故障現(xiàn)象描述
2019年4月12日21:30左右，某電廠2#爐汽包水位DCS顯示與電接點(diǎn)水位指示偏差大，聯(lián)系熱工人員到現(xiàn)場(chǎng)檢查，此時(shí)機(jī)組負(fù)荷300MW，汽包水位DCS顯示-50mm，就地水位計(jì)(未沖洗) 顯示與DCS指示接近，電接點(diǎn)水位-330mm。21:43:54電接點(diǎn)水位低-350mm，DCS仍在-50mm，爐循泵差壓低至110kPa，RB動(dòng)作，至21:52:18 RB過(guò)程結(jié)束，機(jī)組負(fù)荷降至180MW，之后機(jī)組負(fù)荷繼續(xù)降低，主汽溫度迅速升高，21:56過(guò)熱器出口汽溫達(dá)606℃，運(yùn)行人員手動(dòng)MFT停機(jī)。
故障原因分析及判斷思路
1、DCS汽包水位顯示汽包水位值和就地水位計(jì)顯示不準(zhǔn)，導(dǎo)致運(yùn)行人員在整個(gè)事件過(guò)程中無(wú)法正確判斷水位實(shí)際值，是本次事件發(fā)生的主要原因。因氣溫逐漸下降，為防止取樣管受凍，從上一年11月28日起開(kāi)始投入蒸汽伴熱系統(tǒng)(壓力：0.79MPa，溫度300℃左右)，由于高溫伴熱管道敷設(shè)不當(dāng)，使得測(cè)量水位比實(shí)際偏高，汽包電接點(diǎn)顯示水位與DCS水位顯示相差較大。加之汽包水位測(cè)量差壓變送器取樣管三通負(fù)壓側(cè)泄漏，使水位測(cè)量再次偏高，CCS為了維持正常水位，把本來(lái)實(shí)際水位偏低的水位再次下調(diào)，形成惡性循環(huán)，導(dǎo)致汽包水位不斷下降。
2、從DCS系統(tǒng)歷史記錄曲線來(lái)分析，當(dāng)時(shí)汽包水位并不是“”，而是“三取高”，而汽包水位差壓變送器B反映的水位值卻是有問(wèn)題的，比其它兩個(gè)汽包水位變送器反映的水位值要高約250mm以上，這直接導(dǎo)致了CCS汽包水位的不正確調(diào)節(jié)，使實(shí)際水位比正常值偏低過(guò)多。
3、在事件過(guò)程中，三臺(tái)爐循泵進(jìn)出口差壓都低于60kPa時(shí)，A泵未及時(shí)發(fā)出“爐水循環(huán)不暢” 信號(hào)(停機(jī)6分鐘左右該信號(hào)才發(fā)出， 同樣是因?yàn)榘闊岵划?dāng)造成)， 導(dǎo)致機(jī)組未發(fā)MFT。
4、運(yùn)行人員監(jiān)盤(pán)質(zhì)量及事故判斷能力不高，是本次事件發(fā)生的后續(xù)原因。運(yùn)行人員在發(fā)現(xiàn)汽包電接點(diǎn)顯示很低的情況下， 對(duì)給水系統(tǒng)一些相關(guān)參數(shù)監(jiān)視不夠，未能根據(jù)相關(guān)參數(shù)的變化，做出正確分析判斷和迅速正確處理。對(duì)給水流量和蒸汽流量變化監(jiān)視不夠，造成主汽溫度異常升高，無(wú)法控制。
故障有效處理辦法
1、儀表加強(qiáng)巡檢，發(fā)現(xiàn)泄漏及時(shí)處理.
2、更改伴熱線，使伴熱線到正負(fù)導(dǎo)壓管的距離一致。
3、修改汽包水位差壓變送器測(cè)量信號(hào)為三取中。
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