一起机组危险气体浓度较高事故的分析及处理

罗以勇

(中山嘉明电力有限公司，广东 中山 528437)

1 事故经过

2011-05-08 T08:24，某电厂运行人员在DCS控制系统的监视器上发现3号机的危险气体5A，5B和5C值均在5 %左右(7 %报警)，5D在14 %左右(平时在8 %左右，此测点因透平间的较高温度产生零位漂移)，这4个探头的数值比平时正常值均有所增高。

运行人员立即通知热工人员检查并判断测点数值的真实性，同时会同机修人员测量3号燃气机组1台运行的88BT风机出风口的危险气体浓度，测爆仪读数为3 %LEL，但4号燃气机组检测读数为0。运行人员立即增开1台88BT风机运行，热工人员对3号机组的危险气体检测探头45HT-5A，45HT-5B，45HT-5C和45HT-5D逐一进行检查，确认测点数值的真实性，根据数值分析确定某处存在天然气泄漏现象，且泄漏量较大。

2 危险气体的保护配置

机组透平间5A，5B，5C，5D有4个可燃气体探头，这4个探头有如下保护功能。

(1) 这4个探头中，若有2个或2个以上持续5 s探测到可燃气体浓度大于 17 %时，即跳机。

（2) 这4个探头中，在一个探头探测到可燃气体浓度大于 17 %，且另一个探头故障(探测值小于-6.25 %)，两者持续5 s，即跳机。

3 透平间危险气体高的原因分析

天然气从前置模块经过ASV，SRV后分3路(D5，PM1，PM4)到18个燃烧室进行燃烧，流程如图1所示。每个燃烧器分别由D5，PM1，PM4小的燃料管供燃气。

图1 天然气到燃烧室的流程

经分析，泄漏天然气情况主要有如下几种。

(1) 透平间有漏(如各管道法兰、燃料软管等)。

(2) 阀组间(如各管道法兰、门杆)有漏，被抽到透平间。

(3) 燃料母管膨胀节及法兰等位置有漏。

(4) D5，PM1，PM4等调门阀套与阀壳之间的O型圈经常损坏，引起天然气泄漏。

4 透平间危险气体高的检查与处理

危险气体发生报警时，探头数值在10 min内迅速上升(这表明造成报警的漏点应该很大)，透平间的4个天然气泄漏探头都检查到报警值，且随着发电负荷的升高而升高。

在厂房顶2台88BT风机出口处，分别用2台可燃气体检测仪进行测量时，均发现3 %LEL的泄漏；同时，对比检查4号燃机88BT风机出口，没有发现泄漏报警信号。经分析，认为最大的泄漏点可能在燃机透平间，重点是燃料软管、法兰螺栓、燃料母管膨胀节及法兰等位置，这些部位是应重点检查的对象。

针对上述问题，电厂立即召开专业分析会，通过专家和技术人员的讨论、分析，制定了《应对3号机透平间危险气体探头浓度较高的应急处置措施》，并确保CO2保护装置正常工作。该厂处理透平间危险气体浓度较高的具体步骤如下。

(1） 立即增开1台88BT风机，尽量少带负荷。

(2) 立即联系广东省电力调度中心和珠海天然气管道调度中心，申请停机检查泄漏情况，并进行消缺处理。

(3) 在停机过程中，保持2台88BT风机运行。停机后，保证1台风机1台风机停机运行；并且在非特殊情况下，6 h内不要打开透平间的门。

(4) 在停机减负荷过程中，密切注意危险气体数值的变化，当燃料模式切换至PM4退出后，危险气体数值变化不大。但当3号燃机GCV-2(即PM1)关闭后，透平间4个危险气体探头检测到的浓度值迅速下降。由此可判断：天然气泄漏点应在与PM1管道、阀门阀杆、法兰等相关联的地方。

2011-05-08 T09:00停机后，在达到允许条件下，对透平间所有PM1相关管道、阀门进行全面查漏，未发现明显漏点。随后对前置模块到燃料小间进行置换并维持氮气压力2 MPa左右，然后在18个燃烧器所有PM1软管上擦上肥皂水，联系热工人员缓慢打开PM1控制阀门通氮气1 min后，再在透平间内进行检查。经过检查，最终发现7号燃烧器PM1管道漏气。割开燃料软管，发现膨胀节与金属管焊接处有一条近55 mm的裂缝，如图2所示。在换上新的燃料软管后，透平间危险气体的浓度恢复正常。

图2 膨胀节与金属管焊接处的裂口

5 结束语

当发现透平间危险气体数值发生变化时，电厂应在思想上高度重视，一方面要联系热工人员检查测点检测值的真实性，另一方面要在88BT风机出口实际检测，然后做出判断。若确定为天然气泄漏，应做好事故预想。由于可能发生天然气泄漏的地方较多，最好在停机前能基本确定天然气泄漏范围，为检修赢得时间。通过以上介绍，希望能够给同类机组透平间危险气体高的原因分析及处理上，提供一些实际经验。