10月3日，黑龍江某電廠發生一起因DCS系統改造時汽包水位量程設置出現偏差，導致汽包水位顯示數值失準，運行人員監視調整不到位，造成鍋爐嚴重缺水事件，各單位應引起高度重視，舉一反三，加強重大技改項目管理力度，嚴格貫徹落實《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》的有關規定，加強對汽包水位計及其測量系統的檢查及維護工作，防止出現鍋爐汽包缺水、滿水事故的發生。

一、事件情況

1.設備簡況

黑龍江某電廠6號機組于2005年9月投產，汽輪機為北京北重汽輪電機有限責任公司生產的N330-17.75/540/54O型單軸3缸雙排汽，再熱、凝汽式汽輪發電機組。鍋爐為哈爾濱鍋爐廠生產的HG-1018/18.6-YM23型自然循環汽包型鍋爐。發電機是北京重型電機廠生產的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，異常發生前機組負荷37MW，過熱蒸汽壓力3.8MPa，主蒸汽溫度甲側421℃、乙側420℃，再熱蒸汽溫度甲側489℃、乙側488℃。B、C制粉系統運行，總煤量49.8t/h，#1電動給水泵運行，凝汽器真空-95KPa。

3.事件經過

10月2日

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

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

13:57 啟動B制粉系統運行（6t/h），DCS顯示汽包水位151mm，爐水水質不合格，鍋爐持續小流量換水（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；（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 汽機轉速3000rpm；

19:45 投BC層#4油槍，啟動C制粉系統運行；

21:03 #6機并網運行；（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。經就地檢查高缸抽真空電動門實際已關到位，但關信號未反饋，切缸失敗；

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，逐步升負荷至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332℃、乙側338℃，空預器后兩側排煙溫度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水出口門增大循環水量，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,B、C制粉系統運行，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制粉系統運行；

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

10月3日

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

00:19 手動MFT，聯跳#1、2一次風機 ，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、吸風機運行，關閉風門擋板燜爐。8：50汽包壁溫差有下降趨勢，開啟鍋爐煙風擋板自然通風冷爐；11：00啟動吸風機強制通風冷爐；

10月4日

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

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。在組態時按0-800mm進行組態，與就地差壓變送器實際量程0-1360mm不一致，致使汽包水位產生正向偏高432mm（汽包壓力為3.8MPa的工況下），當實際水位低于-330mm（低三值）時，DCS顯示102mm，未觸發汽包水位保護動作（汽包水位保護定值-330 mm，+240mm）。

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

3.運行人員監視和操作不到位，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，未能及時調整給水流量，導致長時間嚴重缺水狀態。

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《關于成立DCS系統改造工作專班的通知》，在項目改造及試運過程中，領導小組、工作專班和有關人員未認真履行組織機構內崗位職責，管理缺失，整體改造及調試工作重要節點把控不到位。

1.2電廠生產管理存在“以包代管”現象，未發揮管理主體作用，責任意識不強，對調試工作重視程度低，參與深度不夠，生產人員技能水平不高，對二十五項反措學習和落實不到位，對重要保護退出未制定專項措施。

1.3 DCS系統改造項目進度、節點驗收記錄單中節點驗收標準、驗收情況均填寫“無”。驗收、試驗過程中未及時發現汽包水位量程設置差異，導致DCS畫面汽包水位顯示值與真實值之間出現重大偏差。DCS改造工程中相關系統設備上電清單執行不到位，部分項目漏做，相關人員未簽字確認。

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，人員經驗不足，未對現場資料進行仔細核對，特別是對重要測點量程設置和傳動敏感性不足。

2.2項目組人員偏重于組態設計，調試方案深度不夠，調試內容不全面，質量把控不嚴。

2.3未對汽包水位量程進行核對，導致汽包水位出現較大正向偏差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顯示偏差大等異常情況未進行分析判斷。

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

3.3兩票執行存在差距。冷態啟動操作票，未嚴格執行操作逐項打“√”確認，存在跳項操作。

3.4執行運行規程不嚴肅。未按運行規程4.3.2.8要求冷態校對水位計，未按規程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電廠熱工專業檢修人員參與DCS改造深度不夠，沒有發現原系統與新系統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。汽包水位保護聯鎖試驗采用邏輯強制給定數值的方式進行，嚴重違反二十五項反措。汽包水位保護退出后，未按規程要求進行各水位計的水位對比，未制定相應的防范措施。

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年安全生產責任制巡查提出的：“應完善主保護投退單中的內容，對于主保護退出后對于運行的影響進行提示，運行應提前做好防范措施”以及集團公司2021年技術監督現場評價提出的：“6號爐汽包兩端水位偏差有超過70mm的現象，而DCS又未設置汽包兩側水位偏差大于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》執行不到位

10月2日19:00電廠匯報集團生產值班室6號機組DCS開始調試，23:30電廠匯報集團生產值班室6號機組DCS調試結束，未匯報機組異常情況；直至10月5日15:00電廠向集團生產值班室匯報6號機組水冷壁泄漏相關情況。

7.黑龍江分公司在項目實施過程中參與指導不夠，監管不到位。

四、有關要求

根據事件調查分析和有關國家、行業標準及重點反事故措施規定，提出如下要求：

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

2.熱工院要針對本次發生的工程管理問題，舉一反三，充實各改造項目組技術力量，完善調試大綱及技術措施，通知至正在執行的睿渥改造項目，盡快制定睿渥項目現場管理標準文檔。

3.機組啟動調試時應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調整及校核。新機組驗收時應有汽包水位計安裝、調試及試運專項報告，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，嚴禁用信號短接方法進行模擬傳動替代。鍋爐點火后應根據條件及時投入鍋爐MFT各項保護，嚴禁隨意退出鍋爐汽包水位保護。

5.要全面加強運行、檢修等生產人員技能培訓，深度參與DCS系統改造的全過程，提高專業人員對異常事件的發現、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想工作。

6.各單位進行DCS系統改造工作期間，電廠應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節等重要模擬量測點進行傳動，并嚴格按照調試大綱要求開展熱工聯鎖保護試驗。

7.各單位應組織梳理DCS改造前后的邏輯組態與人機交互畫面的異同，并結合《火電廠熱控邏輯可靠性評估技術導則》組織一次全面的邏輯隱患排查。

8.加強檢修、技改項目的質量驗收。嚴格落實三級驗收制度，對各個安全、質量環節做到嚴格控制，降低設備安全風險，提高可靠性。

各產業、區域公司應按照通知要求，吸取本次事故教訓，盡快組織發電企業開展汽包水位計及其測量系統專項監督與隱患排查工作，杜絕發生重、特大事故的發生。有DCS改造項目的單位要切實落實主體責任，確保改造項目萬無一失。