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事故案例与分析 锅炉汽包满、缺水事故是锅炉运行的恶性频发事故。据电力系统发电锅炉事故统计分析，1982～1985年的四年期间发生缺水事故27次，满水事故45次，每年总有1～3台锅炉因缺水造成水冷壁管大面积损坏。“突出原因是水位计失灵、指示不正确，引起误判断和误操作，或水位保护拒动”；1986～1989年的三年间统计上来的汽包满、缺水事故高达121次，占锅炉运行责任事故的11.2%。1990年1月新乡电厂2号锅炉满水造成汽轮机轴系断裂和1997年12月秦皇岛热电厂4号锅炉缺水造成水冷壁大面积爆破突出反映了锅炉汽包满、缺水事故的严重性。 针对上述情况，国家电力公司于2000年9月28日以国电发(2000)589号文下发了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，其中增加了第八项“防止锅炉汽包满水和缺水事故”，接着又于2001年12月20日以国电发(2001)95号文印发了《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)》。这些文件为防止锅炉汽包满、缺水事故发挥了重要作用。 但是，由于这些文件是在原有测量技术基础上制订的，因此，各种汽包水位计的测量误差大和不确定性的问题仍然没有解决；不投入锅炉汽包水位保护不许启动的规定也无法执行；控制和保护独立性的安全原则也未作规定等等，再加上有些电厂对上述文件中一些行之有效的规定没有真正理解和认真贯彻，因此，近年来满、缺水事故仍然不断，有些电厂虽没有发生事故，但潜在危险仍然存在，这类重大事故随时可能发生。现在，有的电厂没有真正理解各种汽包水位测量技术的原理和误差形成，没有从改进和完善汽包水位测量技术入手，当各水位计示值不一致时，人为的通过调整差压水位计零位、修改补偿公式等方法，使差压水位计和云母水位计间保持一致，这样不仅有可能把很多潜在的导致测量误差的安装因素掩盖了。而且，带传统单室平衡容器的差压式水位计和云母水位计在偏离汽包额定压力时误差变化的方向是相反的，因此之间的偏差会愈来愈大，再加上云母水位计在偏离零水位时还会产生附加误差。这常常导致在低参数时运行人员无所适从，甚至产生误判断。从事故统计分析，汽包满缺水事故50%以上发生在机组启动过程中。启动过程中水位测量误差大，各水位计间示值不一致是其根本原因；正因为如此，过去许多文件和规定要求“锅炉水位保护未投入，严禁锅炉启动”。但是，过去的一些测量技术无法确保启动时汽包水位测量的可靠性和准确性以及投入水位保护的安全性，因此，实际上大多没有投入，从而增大事故的危险性。 现在列举部分锅炉汽包满、缺水事故(异常)的案例，以便从中吸取教训和启示，正确理解电力行业热工自动化标准化技术委员会在修订上述文件基础上制订和颁发的《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》(DRZ/T01-2004)。 1 案例一：参比水柱管不恰当拌热和低水位保护定值离最低量程裕量小导致严重缺水爆管事故 1997年12月16日秦皇岛热电厂4号炉(1025t/h)高压加热器保护动作。由于高压加热器旁路电动门连接键脱落，导致出口水门关闭，而旁路门未打开，致使锅炉给水中断，汽包严重缺水，实际水位降至-400mm以下。此时，就地双色水位计(量程+200～-200mm)见不到水位，电极式水位计(量程+300～-300mm)最后一个灯(-300mm)显示绿色，三台差压水位计显示(量程+400～-400mm)却停留在-320～-330mm之间，因差压水位计输出达不到保护设定值(-384mm)，故低水位保护信号一直未发，保护拒动。 汽包水位计量程小和测量误差大是造成汽包水位低保护拒动，事故扩大的主要原因。该炉虽有3种水位计，但当水位变化到-300mm以下时，就地水位计和电接点水位计已失去了监视作用，差压式水位计的量程虽然可以达到-400mm，低水位保护定值也在其量程范围内，但由于参比水柱温度变化造成的误差而使实际水位低于-400mm后，水位计仍停留在-328mm左右小幅度波动。其原因分析如下： 根据DCS组态，差压式水位计压力补偿计算是在平衡容器下参比水柱温度假设为50℃的情况下进行的，但是，由于该厂不确当地对参比水柱管采取了保温拌热措施，致使温度远高于设定值，经测试约升至130℃，受此温度影响，可使水位虚高108mm左右，因此，当汽包水位降到水位计量程下限值(-400mm)及以下的严重缺水情况下时，水位计就始终停留在上述范围内不变化了，从而导致保护拒动。 详情参见附件四。 2 案例二：一台变送器泄漏，影响另外两台变送器指示偏高，导致低水位保护拒动 2002年12月×日，河南省×电厂一台1025 t/h锅炉，因一台变送器损坏泄漏，喷射到相邻的两台汽包水位变送器上，使这两台汽包水位变送器的指示偏高，引起给水自动减少，汽包严重缺水。由于汽包水位保护信号也取自这几台变送器，因此，低水位