关于2021年10月3日黑龙江某电厂锅炉严重缺水事件分析
10月3日，黑龙江某电厂发生一起因DCS系统改造时汽包水位量程设置出现偏差，导致汽包水位显示数值失准，运行人员监视调整不到位，造成锅炉严重缺水事件，各单位应引起高度重视，举一反三，加强重大技改项目管理力度，严格贯彻落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的有关规定，加强对汽包水位计及其测量系统的检查及维护工作，防止出现锅炉汽包缺水、满水事故的发生。（辣瓶：快报|关于华能集团五起事故通报!!）
一、事件情况
1.设备简况
黑龙江某电厂6号机组于2005年9月投产，汽轮机为北京北重汽轮电机有限责任公司生产的N330-17.75/540/54O型单轴3缸双排汽，再热、凝汽式汽轮发电机组。锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-1018/18.6-YM23型自然循环汽包型锅炉。发电机是北京重型电机厂生产的QFSN-330-2型。（相关通报：严重缺水！关于新华电厂“10.2”锅炉设备事故通报）
2.异常前工况
2021年10月2日，黑龙江某电厂6号机组A级检修（计划工期8.24-10.13）后开始启动，异常发生前机组负荷37MW，过热蒸汽压力3.8MPa，主蒸汽温度甲侧421℃、乙侧420℃，再热蒸汽温度甲侧489℃、乙侧488℃。B、C制粉系统运行，总煤量49.8t/h，#1电动给水泵运行，凝汽器真空-95KPa。
3.事件经过
10月2日
12:47值长令：执行锅炉点火操作，锅炉就地远传视屏水位显示：电接点-100 mm，甲侧-100mm、乙侧-160 mm，DCS显示434mm；
13:25 投入一支大油枪，锅炉点火成功。后续投入两支微油稳燃，燃油压力1.7MPa；
13:57 启动B制粉系统运行（6t/h），DCS显示汽包水位151mm，炉水水质不合格，锅炉持续小流量换水（30t/h左右），汽包水位手动控制，未投入汽包水位保护；
14:53 B制粉系统断煤，运行人员立即处理给煤机断煤情况，15:23 B给煤机来煤正常（10t/h）；
16:33 汽机挂闸，开启高、中压主汽门；（主汽382℃、压力3.07MPa，再热温度382℃，压力0.49MPa，主给水流量100t/h，汽包水位106mm，给煤量10t/h，真空-95Kpa）
16:54 锅炉升温升压过程中，B给煤机煤量加至19t/h，增投BC层#3角大油枪；
17:03 汽机冲转；（汽包水位140mm，主汽温度335℃/340℃、压力2.96MPa，再热温度386℃/376℃，压力1.30MPa，给煤量19.8t/h，主给水流量149t/h，主机真空-93kpa）
17:37 汽机转速3000rpm；
19:45 投BC层#4油枪，启动C制粉系统运行；
21:03 #6机并网运行；（主汽404℃/422℃、压力3.8MPa，再热温度435℃/418℃，压力1.38MPa，给煤量27t/h（B磨13t/h、C磨 14t/h），主给水流量150t/h，DCS显示汽包水位40mm，主机真空-93kPa）
21:19 负荷至60MW汽机切缸过程中汽机跳闸，ETS首出：高缸抽真空电动门超时跳机。经就地检查高缸抽真空电动门实际已关到位，但关信号未反馈，切缸失败；
21:20 高缸抽真空电动门故障消除，汽机再次挂闸；
22:05机组并网，逐步升负荷至30MW；（主汽温度391℃/395℃、压力3.5MPa，再热温度454℃/436℃，压力1.4MPa，给煤量52t/h，给水流量168t/h，DCS显示汽包水位38mm，真空-93kPa，炉膛出口烟温甲侧332℃、乙侧338℃，空预器后两侧排烟温度96℃）
22:10 投运#4低加过程中，主机真空开始下降（-95kPa），运行人员立即开大凝汽器循环水出口门增大循环水量，维持两台真空泵运行，并就地排查真空下降原因；
22:47 汽机跳闸，ETS首出：真空低。（保护定值为-81kPa，跳机时机组负荷37MW，主汽压力3.8MPa，主汽温度421℃/420℃，再热蒸汽温度489℃/488℃,DCS显示汽包水位44mm,高旁开度61%，低旁全关,B、C制粉系统运行，总煤量49.8t/h，BC层1、3、4角3支大油枪投入）值班员手动停止B、C制粉系统运行；
22:48 炉膛出口烟温由348℃/354℃升至355℃/360℃，#2空预器电流从14A逐步增大至30A；22:55 主电机跳闸，辅电机联启后跳闸，就地检查空预器停转，手动盘车无效。
10月3日
00：05巡检发现锅炉BC层#2角燃烧器根部附近有漏泄声（锅炉本体23米附近区域），通知锅炉检修人员现场检查确认漏泄部位，00：18检修确认锅炉水冷壁漏泄；
00:19 手动MFT，联跳#1、2一次风机 ，BC层1、3、4号角3支大油枪切除，启动炉膛吹扫，增加补水量361t/h，因汽包水位维持不变，停止#1给水泵，锅炉停止上水，因汽包壁温差大（最高达103℃），停止送、吸风机运行，关闭风门挡板焖炉。8：50汽包壁温差有下降趋势，开启锅炉烟风挡板自然通风冷炉；11：00启动吸风机强制通风冷炉；
10月4日
炉膛温度降下来后打开锅炉人孔门，目测燃烧器周边区域部分水冷壁发生严重过热变形。
（相关通报：严重缺水！关于新华电厂“10.2”锅炉设备事故通报）
二、原因分析
锅炉水冷壁漏泄原因分析：
1.差压式汽包水位计量程问题，提资IO清单和测点量程表汽包水位量程为0-800mmH2O，原PineControl逻辑中的量程为0-1360mmH2O。在组态时按0-800mm进行组态，与就地差压变送器实际量程0-1360mm不一致，致使汽包水位产生正向偏高432mm（汽包压力为3.8MPa的工况下），当实际水位低于-330mm（低三值）时，DCS显示102mm，未触发汽包水位保护动作（汽包水位保护定值-330 mm，+240mm）。
2.DCS画面汽包水位显示数值失准，实际水位严重低于画面水位，DCS显示汽包水位基本不变，导致锅炉严重缺水，水冷壁过热爆管泄漏；
3.运行人员监视和操作不到位，没有对DCS汽包水位、电接点水位计、就地双色水位计进行对比分析，未能及时调整给水流量，导致长时间严重缺水状态。
三、暴露问题
1. 电厂对重大专项技改项目组织管理不到位
1.1电厂2021年3月15日下发《关于成立DCS系统改造工作专班的通知》，在项目改造及试运过程中，领导小组、工作专班和有关人员未认真履行组织机构内岗位职责，管理缺失，整体改造及调试工作重要节点把控不到位。
1.2电厂生产管理存在“以包代管”现象，未发挥管理主体作用，责任意识不强，对调试工作重视程度低，参与深度不够，生产人员技能水平不高，对二十五项反措学习和落实不到位，对重要保护退出未制定专项措施。
1.3 DCS系统改造项目进度、节点验收记录单中节点验收标准、验收情况均填写“无”。验收、试验过程中未及时发现汽包水位量程设置差异，导致DCS画面汽包水位显示值与真实值之间出现重大偏差。DCS改造工程中相关系统设备上电清单执行不到位，部分项目漏做，相关人员未签字确认。
2.热工院控制公司对黑龙江某电厂DCS改造项目重视不够
2.1项目组人员配置不合理，人员经验不足，未对现场资料进行仔细核对，特别是对重要测点量程设置和传动敏感性不足。
2.2项目组人员偏重于组态设计，调试方案深度不够，调试内容不全面，质量把控不严。
2.3未对汽包水位量程进行核对，导致汽包水位出现较大正向偏差432mm（汽包压力为3.8Mpa的工况下）。
3.运行管理存在严重问题
3.1运行人员操作技能欠缺，运行分析能力不足。水位记录表单抄录时对汽包差压式水位计水位超出量程、DCS汽包水位和就地水位参数显示偏差大等异常情况未进行分析判断。
3.2运行培训不到位。对于DCS系统改造未及时开展有效的培训，人员对新改造系统熟悉掌握程度不够，对异常情况的发现、判断处理能力偏低。
3.3两票执行存在差距。冷态启动操作票，未严格执行操作逐项打“√”确认，存在跳项操作。
3.4执行运行规程不严肃。未按运行规程4.3.2.8要求冷态校对水位计，未按规程4.3.8.5要求在0.2-0.3MPa时冲洗就地水位计，校对水位计，冲洗仪表管。
4.检修管理存在不足
4.1电厂热工专业检修人员参与DCS改造深度不够，没有发现原系统与新系统之间汽包水位量程差异。
4.2重要保护未进行实际传动试验。汽包水位保护联锁试验采用逻辑强制给定数值的方式进行，严重违反二十五项反措。汽包水位保护退出后，未按规程要求进行各水位计的水位对比，未制定相应的防范措施。
5.集团公司专项检查的问题整改未全面落实
对于集团公司2019年安全生产责任制巡查提出的：“应完善主保护投退单中的内容，对于主保护退出后对于运行的影响进行提示，运行应提前做好防范措施”以及集团公司2021年技术监督现场评价提出的：“6号炉汽包两端水位偏差有超过70mm的现象，而DCS又未设置汽包两侧水位偏差大于60mm时的报警问题”，未进行整改落实。
6.集团公司《异常情况报送制度》执行不到位
10月2日19:00电厂汇报集团生产值班室6号机组DCS开始调试，23:30电厂汇报集团生产值班室6号机组DCS调试结束，未汇报机组异常情况；直至10月5日15:00电厂向集团生产值班室汇报6号机组水冷壁泄漏相关情况。
7.黑龙江分公司在项目实施过程中参与指导不够，监管不到位。
四、有关要求
根据事件调查分析和有关国家、行业标准及重点反事故措施规定，提出如下要求：
1.各单位要严格落实二十五项反措中关于防止锅炉满水和缺水事故相关要求，深入开展锅炉水位计及其测量系统的专项监督和隐患排查工作。
2.热工院要针对本次发生的工程管理问题，举一反三，充实各改造项目组技术力量，完善调试大纲及技术措施，通知至正在执行的睿渥改造项目，尽快制定睿渥项目现场管理标准文档。
3.机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机组验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列为验收主要项目。
4.锅炉汽包水位保护在锅炉启动前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。锅炉点火后应根据条件及时投入锅炉MFT各项保护，严禁随意退出锅炉汽包水位保护。
5.要全面加强运行、检修等生产人员技能培训，深度参与DCS系统改造的全过程，提高专业人员对异常事件的发现、判断和处理能力，切实做好防止锅炉断水、灭火、防止超温超压等事故预想工作。
6.各单位进行DCS系统改造工作期间，电厂应与施工方配合完成所有模拟量测点DCS量程梳理工作，采用就地施加物理量的方式对保护和自动调节等重要模拟量测点进行传动，并严格按照调试大纲要求开展热工联锁保护试验。
7.各单位应组织梳理DCS改造前后的逻辑组态与人机交互画面的异同，并结合《火电厂热控逻辑可靠性评估技术导则》组织一次全面的逻辑隐患排查。
8.加强检修、技改项目的质量验收。严格落实三级验收制度，对各个安全、质量环节做到严格控制，降低设备安全风险，提高可靠性。
各产业、区域公司应按照通知要求，吸取本次事故教训，尽快组织发电企业开展汽包水位计及其测量系统专项监督与隐患排查工作，杜绝发生重、特大事故的发生。有DCS改造项目的单位要切实落实主体责任，确保改造项目万无一失。
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