10月3日，黑龍江某電廠發(fā)生一起因DCS系統(tǒng)改造時汽包水位量程設(shè)置出現(xiàn)偏差，導(dǎo)致汽包水位顯示數(shù)值失準(zhǔn)，運行人員監(jiān)視調(diào)整不到位，造成鍋爐嚴(yán)重缺水事件，各單位應(yīng)引起高度重視，舉一反三，加強重大技改項目管理力度，嚴(yán)格貫徹落實《防止電力生產(chǎn)重大事故的二十五項重點要求》的有關(guān)規(guī)定，加強對汽包水位計及其測量系統(tǒng)的檢查及維護工作，防止出現(xiàn)鍋爐汽包缺水、滿水事故的發(fā)生。

一、事件情況

1.設(shè)備簡況

黑龍江某電廠6號機組于2005年9月投產(chǎn)，汽輪機為北京北重汽輪電機有限責(zé)任公司生產(chǎn)的N330-17.75/540/54O型單軸3缸雙排汽，再熱、凝汽式汽輪發(fā)電機組。鍋爐為哈爾濱鍋爐廠生產(chǎn)的HG-1018/18.6-YM23型自然循環(huán)汽包型鍋爐。發(fā)電機是北京重型電機廠生產(chǎn)的QFSN-330-2型。

2.異常前工況

2021年10月2日，黑龍江某電廠6號機組A級檢修（計劃工期8.24-10.13）后開始啟動，異常發(fā)生前機組負(fù)荷37MW，過熱蒸汽壓力3.8MPa，主蒸汽溫度甲側(cè)421℃、乙側(cè)420℃，再熱蒸汽溫度甲側(cè)489℃、乙側(cè)488℃。B、C制粉系統(tǒng)運行，總煤量49.8t/h，#1電動給水泵運行，凝汽器真空-95KPa。

3.事件經(jīng)過

10月2日

12:47值長令：執(zhí)行鍋爐點火操作，鍋爐就地遠傳視屏水位顯示：電接點-100 mm，甲側(cè)-100mm、乙側(cè)-160 mm，DCS顯示434mm；

13:25 投入一支大油槍，鍋爐點火成功。后續(xù)投入兩支微油穩(wěn)燃，燃油壓力1.7MPa；

13:57 啟動B制粉系統(tǒng)運行（6t/h），DCS顯示汽包水位151mm，爐水水質(zhì)不合格，鍋爐持續(xù)小流量換水（30t/h左右），汽包水位手動控制，未投入汽包水位保護；

14:53 B制粉系統(tǒng)斷煤，運行人員立即處理給煤機斷煤情況，15:23  B給煤機來煤正常（10t/h）；

16:33 汽機掛閘，開啟高、中壓主汽門；（主汽382℃、壓力3.07MPa，再熱溫度382℃，壓力0.49MPa，主給水流量100t/h，汽包水位106mm，給煤量10t/h，真空-95Kpa）

16:54 鍋爐升溫升壓過程中，B給煤機煤量加至19t/h，增投BC層#3角大油槍；

17:03 汽機沖轉(zhuǎn)；（汽包水位140mm，主汽溫度335℃/340℃、壓力2.96MPa，再熱溫度386℃/376℃，壓力1.30MPa，給煤量19.8t/h，主給水流量149t/h，主機真空-93kpa）

17:37 汽機轉(zhuǎn)速3000rpm；

19:45 投BC層#4油槍，啟動C制粉系統(tǒng)運行；

21:03 #6機并網(wǎng)運行；（主汽404℃/422℃、壓力3.8MPa，再熱溫度435℃/418℃，壓力1.38MPa，給煤量27t/h（B磨13t/h、C磨 14t/h），主給水流量150t/h，DCS顯示汽包水位40mm，主機真空-93kPa）

21:19 負(fù)荷至60MW汽機切缸過程中汽機跳閘，ETS首出：高缸抽真空電動門超時跳機。經(jīng)就地檢查高缸抽真空電動門實際已關(guān)到位，但關(guān)信號未反饋，切缸失?。?/span>

21:20 高缸抽真空電動門故障消除，汽機再次掛閘；

22:05機組并網(wǎng)，逐步升負(fù)荷至30MW；（主汽溫度391℃/395℃、壓力3.5MPa，再熱溫度454℃/436℃，壓力1.4MPa，給煤量52t/h，給水流量168t/h，DCS顯示汽包水位38mm，真空-93kPa，爐膛出口煙溫甲側(cè)332℃、乙側(cè)338℃，空預(yù)器后兩側(cè)排煙溫度96℃）

22:10 投運#4低加過程中，主機真空開始下降（-95kPa），運行人員立即開大凝汽器循環(huán)水出口門增大循環(huán)水量，維持兩臺真空泵運行，并就地排查真空下降原因；

22:47 汽機跳閘，ETS首出：真空低。（保護定值為-81kPa，跳機時機組負(fù)荷37MW，主汽壓力3.8MPa，主汽溫度421℃/420℃，再熱蒸汽溫度489℃/488℃,DCS顯示汽包水位44mm,高旁開度61%，低旁全關(guān),B、C制粉系統(tǒng)運行，總煤量49.8t/h，BC層1、3、4角3支大油槍投入）值班員手動停止B、C制粉系統(tǒng)運行；

22:48  爐膛出口煙溫由348℃/354℃升至355℃/360℃，#2空預(yù)器電流從14A逐步增大至30A；22:55 主電機跳閘，輔電機聯(lián)啟后跳閘，就地檢查空預(yù)器停轉(zhuǎn)，手動盤車無效。

10月3日

00：05巡檢發(fā)現(xiàn)鍋爐BC層#2角燃燒器根部附近有漏泄聲（鍋爐本體23米附近區(qū)域），通知鍋爐檢修人員現(xiàn)場檢查確認(rèn)漏泄部位，00：18檢修確認(rèn)鍋爐水冷壁漏泄；

00:19 手動MFT，聯(lián)跳#1、2一次風(fēng)機 ，BC層1、3、4號角3支大油槍切除，啟動爐膛吹掃，增加補水量361t/h，因汽包水位維持不變，停止#1給水泵，鍋爐停止上水，因汽包壁溫差大（最高達103℃），停止送、吸風(fēng)機運行，關(guān)閉風(fēng)門擋板燜爐。8：50汽包壁溫差有下降趨勢，開啟鍋爐煙風(fēng)擋板自然通風(fēng)冷爐；11：00啟動吸風(fēng)機強制通風(fēng)冷爐；

10月4日

爐膛溫度降下來后打開鍋爐人孔門，目測燃燒器周邊區(qū)域部分水冷壁發(fā)生嚴(yán)重過熱變形。

二、原因分析

鍋爐水冷壁漏泄原因分析：

1.差壓式汽包水位計量程問題，提資IO清單和測點量程表汽包水位量程為0-800mmH₂O，原PineControl邏輯中的量程為0-1360mmH₂O。在組態(tài)時按0-800mm進行組態(tài)，與就地差壓變送器實際量程0-1360mm不一致，致使汽包水位產(chǎn)生正向偏高432mm（汽包壓力為3.8MPa的工況下），當(dāng)實際水位低于-330mm（低三值）時，DCS顯示102mm，未觸發(fā)汽包水位保護動作（汽包水位保護定值-330 mm，+240mm）。

2.DCS畫面汽包水位顯示數(shù)值失準(zhǔn)，實際水位嚴(yán)重低于畫面水位，DCS顯示汽包水位基本不變，導(dǎo)致鍋爐嚴(yán)重缺水，水冷壁過熱爆管泄漏；

3.運行人員監(jiān)視和操作不到位，沒有對DCS汽包水位、電接點水位計、就地雙色水位計進行對比分析，未能及時調(diào)整給水流量，導(dǎo)致長時間嚴(yán)重缺水狀態(tài)。

三、暴露問題

1. 電廠對重大專項技改項目組織管理不到位

1.1電廠2021年3月15日下發(fā)《關(guān)于成立DCS系統(tǒng)改造工作專班的通知》，在項目改造及試運過程中，領(lǐng)導(dǎo)小組、工作專班和有關(guān)人員未認(rèn)真履行組織機構(gòu)內(nèi)崗位職責(zé)，管理缺失，整體改造及調(diào)試工作重要節(jié)點把控不到位。

1.2電廠生產(chǎn)管理存在“以包代管”現(xiàn)象，未發(fā)揮管理主體作用，責(zé)任意識不強，對調(diào)試工作重視程度低，參與深度不夠，生產(chǎn)人員技能水平不高，對二十五項反措學(xué)習(xí)和落實不到位，對重要保護退出未制定專項措施。

1.3 DCS系統(tǒng)改造項目進度、節(jié)點驗收記錄單中節(jié)點驗收標(biāo)準(zhǔn)、驗收情況均填寫“無”。驗收、試驗過程中未及時發(fā)現(xiàn)汽包水位量程設(shè)置差異，導(dǎo)致DCS畫面汽包水位顯示值與真實值之間出現(xiàn)重大偏差。DCS改造工程中相關(guān)系統(tǒng)設(shè)備上電清單執(zhí)行不到位，部分項目漏做，相關(guān)人員未簽字確認(rèn)。

2.熱工院控制公司對黑龍江某電廠DCS改造項目重視不夠

2.1項目組人員配置不合理，人員經(jīng)驗不足，未對現(xiàn)場資料進行仔細(xì)核對，特別是對重要測點量程設(shè)置和傳動敏感性不足。

2.2項目組人員偏重于組態(tài)設(shè)計，調(diào)試方案深度不夠，調(diào)試內(nèi)容不全面，質(zhì)量把控不嚴(yán)。

2.3未對汽包水位量程進行核對，導(dǎo)致汽包水位出現(xiàn)較大正向偏差432mm（汽包壓力為3.8Mpa的工況下）。

3.運行管理存在嚴(yán)重問題

3.1運行人員操作技能欠缺，運行分析能力不足。水位記錄表單抄錄時對汽包差壓式水位計水位超出量程、DCS汽包水位和就地水位參數(shù)顯示偏差大等異常情況未進行分析判斷。

3.2運行培訓(xùn)不到位。對于DCS系統(tǒng)改造未及時開展有效的培訓(xùn)，人員對新改造系統(tǒng)熟悉掌握程度不夠，對異常情況的發(fā)現(xiàn)、判斷處理能力偏低。

3.3兩票執(zhí)行存在差距。冷態(tài)啟動操作票，未嚴(yán)格執(zhí)行操作逐項打“√”確認(rèn)，存在跳項操作。

3.4執(zhí)行運行規(guī)程不嚴(yán)肅。未按運行規(guī)程4.3.2.8要求冷態(tài)校對水位計，未按規(guī)程4.3.8.5要求在0.2-0.3MPa時沖洗就地水位計，校對水位計，沖洗儀表管。

4.檢修管理存在不足

4.1電廠熱工專業(yè)檢修人員參與DCS改造深度不夠，沒有發(fā)現(xiàn)原系統(tǒng)與新系統(tǒng)之間汽包水位量程差異。

4.2重要保護未進行實際傳動試驗。汽包水位保護聯(lián)鎖試驗采用邏輯強制給定數(shù)值的方式進行，嚴(yán)重違反二十五項反措。汽包水位保護退出后，未按規(guī)程要求進行各水位計的水位對比，未制定相應(yīng)的防范措施。

5.集團公司專項檢查的問題整改未全面落實

對于集團公司2019年安全生產(chǎn)責(zé)任制巡查提出的：“應(yīng)完善主保護投退單中的內(nèi)容，對于主保護退出后對于運行的影響進行提示，運行應(yīng)提前做好防范措施”以及集團公司2021年技術(shù)監(jiān)督現(xiàn)場評價提出的：“6號爐汽包兩端水位偏差有超過70mm的現(xiàn)象，而DCS又未設(shè)置汽包兩側(cè)水位偏差大于60mm時的報警問題”，未進行整改落實。

6.集團公司《異常情況報送制度》執(zhí)行不到位

10月2日19:00電廠匯報集團生產(chǎn)值班室6號機組DCS開始調(diào)試，23:30電廠匯報集團生產(chǎn)值班室6號機組DCS調(diào)試結(jié)束，未匯報機組異常情況；直至10月5日15:00電廠向集團生產(chǎn)值班室匯報6號機組水冷壁泄漏相關(guān)情況。

7.黑龍江分公司在項目實施過程中參與指導(dǎo)不夠，監(jiān)管不到位。

四、有關(guān)要求

根據(jù)事件調(diào)查分析和有關(guān)國家、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)及重點反事故措施規(guī)定，提出如下要求：

1.各單位要嚴(yán)格落實二十五項反措中關(guān)于防止鍋爐滿水和缺水事故相關(guān)要求，深入開展鍋爐水位計及其測量系統(tǒng)的專項監(jiān)督和隱患排查工作。

2.熱工院要針對本次發(fā)生的工程管理問題，舉一反三，充實各改造項目組技術(shù)力量，完善調(diào)試大綱及技術(shù)措施，通知至正在執(zhí)行的睿渥改造項目，盡快制定睿渥項目現(xiàn)場管理標(biāo)準(zhǔn)文檔。

3.機組啟動調(diào)試時應(yīng)對汽包水位校正補償方法進行校對、驗證，并進行汽包水位計的熱態(tài)調(diào)整及校核。新機組驗收時應(yīng)有汽包水位計安裝、調(diào)試及試運專項報告，列為驗收主要項目。

4.鍋爐汽包水位保護在鍋爐啟動前應(yīng)進行實際傳動校檢。用上水方法進行高水位保護試驗、用排污門放水的方法進行低水位保護試驗，嚴(yán)禁用信號短接方法進行模擬傳動替代。鍋爐點火后應(yīng)根據(jù)條件及時投入鍋爐MFT各項保護，嚴(yán)禁隨意退出鍋爐汽包水位保護。

5.要全面加強運行、檢修等生產(chǎn)人員技能培訓(xùn)，深度參與DCS系統(tǒng)改造的全過程，提高專業(yè)人員對異常事件的發(fā)現(xiàn)、判斷和處理能力，切實做好防止鍋爐斷水、滅火、防止超溫超壓等事故預(yù)想工作。

6.各單位進行DCS系統(tǒng)改造工作期間，電廠應(yīng)與施工方配合完成所有模擬量測點DCS量程梳理工作，采用就地施加物理量的方式對保護和自動調(diào)節(jié)等重要模擬量測點進行傳動，并嚴(yán)格按照調(diào)試大綱要求開展熱工聯(lián)鎖保護試驗。

7.各單位應(yīng)組織梳理DCS改造前后的邏輯組態(tài)與人機交互畫面的異同，并結(jié)合《火電廠熱控邏輯可靠性評估技術(shù)導(dǎo)則》組織一次全面的邏輯隱患排查。

8.加強檢修、技改項目的質(zhì)量驗收。嚴(yán)格落實三級驗收制度，對各個安全、質(zhì)量環(huán)節(jié)做到嚴(yán)格控制，降低設(shè)備安全風(fēng)險，提高可靠性。

各產(chǎn)業(yè)、區(qū)域公司應(yīng)按照通知要求，吸取本次事故教訓(xùn)，盡快組織發(fā)電企業(yè)開展汽包水位計及其測量系統(tǒng)專項監(jiān)督與隱患排查工作，杜絕發(fā)生重、特大事故的發(fā)生。有DCS改造項目的單位要切實落實主體責(zé)任，確保改造項目萬無一失。