罚10W+！锅炉酸洗不彻底，化学监督不重视的后果！

山西某电厂2月25日#8炉水冷壁泄漏停机事件分析报告

一、设备概况

#8锅炉为东方锅炉（集团）股份责任公司根据引进三井巴布科克燃烧工程技术设计制造的DG2060/17.6-π1型亚临界压力、自然循环、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、尾部双烟道、紧身封闭、全钢构架汽包炉。炉膛高热负荷区域采用内螺纹管膜式水冷壁，水循环方式为自然水循环。

二、事件经过

1.故障前运行方式

2019年2月25日08时22分，#8机组负荷475MW，A、C给水泵运行，给水流量1578t/h，汽包水位-51mm，6台磨煤机运行，总煤量284t/h，锅炉总风量1885t/h，炉膛负压-98Pa，A/B引风机电流256A/262A，机组各参数正常。

2.故障现象

08时23分41秒，#8炉炉膛负压突升至+360Pa（保护定值±2500Pa）、A/B引风机电流分别突升至277A/299A，炉膛后墙A、B、F层燃烧器火检信号减弱，锅炉给水流量突升至1757t/h，汽包水位下降至-165mm（如图1）。运行人员就地检查发现，#8炉膛右侧（北侧）墙标高20米靠近炉膛#2角部位有泄漏声。

3.故障处理情况

运行人员汇报厂内值班领导并通知检修人员检查确认，08时38分，运行人员依次手动停F、B磨煤机，快速降负荷，降低主汽压力，09时左右将机组负荷稳定在270MW，主汽压力稳定在7.89MPa左右，锅炉总风量稳定在1830t/h，A/B引风机电流稳定在141A/140A左右，并维持炉膛负压、汽包水位稳定。与此同时，锅炉检修人员就地检查确认水冷壁泄漏。

#8机组于25日22时30分，根据调度命令解列备用。本次#8炉水冷壁泄漏机组被迫停运，损失电量约3285MWh。

三、调查情况

（一）检查及处理情况

2月26日03时50分，检修人员通过17.5米运转层左侧墙人孔门检查核实，泄漏位置在#8炉右侧墙#2角标高20米（A层燃燃烧器下部层）后墙起第28根水冷壁管向火面(见图2)。26日09时，检修人员从炉膛外部将泄漏管段及左右两侧相邻管段（第27、29根）割下，所割管段长度约1000mm（爆口在光管与内螺纹管对接焊口上100mm处），检查爆口长度200mm、最宽处20mm，爆破管子向火面内螺纹面存在结垢现象，呈连续线状腐蚀状（如图3），另外两根（第27、29根）有不连续的腐蚀点（如图4），对所割管段上下管内窥检查均无可见腐蚀点。

进一步扩大检查范围，对炉膛前、后墙及左、右墙分别割窗口短节管进行内窥检查，具体情况如下：右墙水冷壁标高36米处（上层燃烬风层）割窗口短节管182根、标高30米处（C层吹灰器处）割窗口短节管10根，割管长度600mm，内窥检查发现存在腐蚀管104根；左墙标高36米处割窗口短节管182根，标高30米处割窗口短节管10根，割管长度600mm，内窥检查发现存在腐蚀管121根；前墙标高40米处（上层燃烬风上部）割窗口短节管104根、标高20米处（水冷壁光管与内螺纹管对接焊口处）割短节管120根，内窥检查发现存在腐蚀管56根；后墙标高40米割窗口短节管104根、标高20米处割短节管120根，内窥检查发现存在腐蚀管92根。截止3月18日，所有换管工作全部结束，焊口全部检测合格，并进行锅炉水压、严密性试验均合格。

（二）锅炉汽水指标监督、管理情况

1.#8炉正常运行时给水溶氧偏高（最高达60ug/L），2018年供热工程改造投运后，给水溶氧最高达120ug/L，超标严重。

2.#8机组正常运行时给水电导率基本运行在上限（规程规定≤0.15us/cm），最高达0.28us/cm，供热改造后含盐量有所上升，最高值超过0.35us/cm。

3.#8机组供热系统投运后，疏水水质经手工化验合格后回收，化验每周一次由化验室手工取样化验，化验周期偏长，水质监督的实时性差。

4.水汽系统氯离子监测为送检项目，送检周期为一年，华北电科院化学所对炉水氯离子进行实测。主要原因是华北电科院化学所同时承担着28家火电单位汽水品质的监督化验任务，检测、分析工作量较大所致。

5.供热水质在线氢电导率表取样点为负压系统，无法取出水样，在线氢电导率表无法投运，供热投运后依靠凝结水在线表计对凝结水箱出水进行监控，样品测量有偏差。

6. 集控运行人员在接到《水汽品质劣化通知单》后，反应不及时，锅炉连排调整门开度保持在10%左右，存在连排调整门开度调整滞后现象。

四、原因分析

1.主要原因

2016年#8机组A级检修时进行了锅炉酸洗，酸洗采用：盐酸+缓蚀剂+钝化剂工艺，锅炉酸洗后冲洗不彻底，水冷壁螺纹管未清洗下来的氧化皮及污垢等物质残存，在水冷壁高温区向火面，形成初期腐蚀产物，腐蚀产物由于阻碍传热使壁温升高产生氧化腐蚀，随着氧化腐蚀产物增加传热更加恶化使腐蚀速度进一步加快形成恶性循环。

因此，本次#8炉水冷壁管泄露的主要原因是主要是由于锅炉酸洗后残留杂质结垢，水冷壁垢下局部腐蚀所致。

2.间接原因

在#8炉运行中，给水溶氧、炉水含盐量偏高未引起重视，特别是#8机供热改造工程结束系统投运后，系统疏水回收后炉水劣化加重，对腐蚀速度也有较大的影响，锅炉汽水指标监督不到位。

因此，化学监督不到位是本次事件的间接原因。

3.管理原因

#8机供热改造后，对炉水含盐量超标导致的炉水电导率、过热蒸汽Na含量长期超标、凝结水、给水氢电导超标现象，化学监督未进行应有的监督、跟踪，对新增供热设备对汽水品质的影响认识不到位，没有根据汽水品质出现的异常进行研究、分析并制定防范措施，此外对凝结水、给水溶氧长期超标现象缺乏分析研究，未制定针对性的防范措施。

因此，化学监督管理不到位是本次事件的管理原因。

五、暴露问题

1.风险评估不到位

 #8炉酸洗方案制定时，各级审批人员未认真开展分析与评估，对酸洗介质（盐酸）造成氯离子残留及酸洗后冲洗不彻底杂质残留附着在受热面，造成受热面腐蚀的风险认识不到位。

2.隐患排查不到位

2018年#8机组供热系统改造投运后，各级技术人员对系统改造后易造成机组水质劣化、设备腐蚀等隐患认识不足、排查不到位。

3.化学技术监督执行不到位

化学在线表计维护不及时、故障率高，同时化学监督运行人员对汽水指标整体偏高尤其在供热投入后普遍超标现象、在线仪表数据超标及仪表显示异常等现象关注不够。

4.化学监督运行人员运行分析不够

化学监督运行人员只是按规定对监督数据按时抄表，对报表中异常参数未根据汽水流程参数变化规律，进行相应的分析，对报表中超标参数未及时进行原因分析、后续跟踪。

5.化学在线表计日常维护不到位

供热水质在线氢电导率表无法投运，化学仪表运行周期长，部分化学在线表计故障率高，发生在线仪表无数值、失灵、故障等情况下，消缺不及时造成指标监测的及时性存在不足。

6.运行人员对化学指标异常现象重视不够

发电二车间在接到《水汽品质劣化通知单》后，没有根据《#7、#8机组集控运行规程》第5.6.6.2条规定（锅炉正常运行时，应根据汽水品质控制要求及化验结果，适时调整调节阀开度和排污时间）及时调整锅炉排污，以完成第5.1.6条规定（保持合格的水质和蒸汽品质）的调整任务，排污调整存在滞后现象。汽机分公司对真空严密性差、除氧器除氧能力不足等问题，缺乏有效处理手段。对凝结水、给水溶氧超标及锅炉汽水指标异常现象分析、研究不及时、不到位，未组织制定有效措施控制锅炉汽水指标。

7.各级人员对化水设备不完善认识不到位

因#8机精处理系统未配置混床系统，对离子态铁、硅等溶解杂质处理能力低，各级人员对汽水指标监督、控制的重要性认识不到位。

8.技术监督管理不到位

对化学监督日常报表及汽水指标出现异常后缺乏应有的分析、研究，指标异常后未组织制定控制措施落实责任单位限期调整、未跟踪监督控制情况；对设备系统改造后的汽水指标影响缺乏分析研究；对锅炉酸洗工艺流程审核、把关不到位，锅炉酸洗后杂质残留造成的风险认识不到位。

六、整改措施

七、责任认定及考核

（一）责任认定

依据厂（公司）《生产安全事件管理标准》，认定本次事件为设备一类障碍，责任单位为化学车间、生产技术部，责任占比为70%、30%。

（二）考核

依据厂（公司）《月度利润奖管理考核办法》、《安全管理奖惩办法》、《控制机组非停专项工作奖励办法（试行）》，对本次设备一类障碍的责任单位、管理部门及相关责任人，具体考核如下：

1、3月份月度利润奖考核

1.1）对责任单位化学车间责任班组二期化学运行班正副班长（2人）及现场化验班（5人）人均考核500元×70%＝350元，合计考核350元/人×7人＝2450元。

由化学车间内部落实责任人分解考核，考核结果报安全监察部备案。

1.2）对责任单位生产技术部本部管理人员（17人）人均考核500元×30%＝150元，合计考核150元/人×17人＝2550元。

由生产技术部内部落实责任人分解考核，考核结果报安全监察部备案。

2、3月份月度绩效奖考核

2.1）对责任单位的考核

2.2.1）对责任单位化学车间（正式在岗104人＋集体39人＝143人），人均考核50元×70%＝35元，合计考核35元/人×143人＝5005元。

其中，正式在岗104人考核3640元由化学车间内部落实责任人分解考核，考核结果报安全监察部备案，集体39人考核1365元由工程管理部在合同款结算时兑现考核。

2.2.2）对责任单位生产技术部（40人），人均考核50元×30%＝15元，合计考核15元/人×40人＝600元。

由生产技术部内部落实责任人分解考核，考核结果报安全监察部备案。

2.2）对相关责任单位的考核

2.2.1）汽机分公司对#7、#8机长期存在的真空严密性差、除氧器除氧能力不足的问题，缺乏有效处理手段，除氧器出口给水溶氧长期超标，考核汽机分公司1500元。

由汽机分公司内部落实责任人分解考核，考核结果报安全监察部备案。

2.2.2）发电二车间在接到《水汽品质劣化通知单》后，未按规程规定及调整锅炉排污量调整门控制锅炉汽水指标，考核2000元。

由发电二车间内部落实责任人分解考核，考核结果报安全监察部备案。

2.3）对相关责任人的考核

对责任单位、管理部门的相关责任人，另行考核如下：

2.3.1）化学车间运行技术专责郝某，作为车间内部分管现场化验的运行专责，对在线表计操表数据分析、研究不到位，对运行人员的日常管理不到位，对本次事件负有技术管理不到位的责任，考核3000元。

2.3.2）化学车间检修技术专责何某某，作为车间内部分管检修工作的技术专责，对在线表计故障率高、表计准确度不高等问题，负有技术管理不到位的责任，考核2000元。

2.3.3）化学车间副书记兼副主任吴某某，作为车间内部党务工作的具体负责人，同时作为分管运行工作的副主任，对车间内部存在的在线表计操表数据分析、研究不到位，对运行人员责任心差等问题，负有直接管理责任，考核5000元。

2.3.4）化学车间主任郭某某，作为车间安全管理第一责任人，对车间内部存在的化学监督不到位、对运行人员日常管理及化学在线仪表监督管理不到位等问题，负有主要管理责任，考核5000元。

2.3.5）生产技术部化学专责李某某，作为厂级化学监督的管理人员，对长期存在的凝结水、给水溶氧超标及对汽水指标出现异常后分析、研究不及时、不到位，供热改造后对机组汽水指标影响缺乏分析研究等问题，负有化学监督管理不到位的责任，考核3000元。

2.3.6）生产技术部副主任姚某某，作为部门分管技术监督工作的副主任，同时作为厂内供热改造工程负责人，对化学监督管理不到位的问题及供热改造工程分采取样装置未同步配备、在线检漏监测取样点选位不合理等问题，负有技术监督管理及工程管理不到位的责任，考核2000元。

2.3.7）副总工程师孙某某，作为厂内汽机、化学专业的技术带头人，对长期存在的凝结水、给水溶氧超标及对汽水指标出现异常后分析、研究不及时、不到位，考核1000元。

2.3.8）高级首席师兼检修公司总经理李某某，作为检修公司安全生产第一责任人，对长期存在的除氧器除氧能力不足及对化学专业存在的缺陷管理不到位、在线仪表检修管理不到位等问题，负有一定管理责任，考核500元。

2.3.8）副总工程师兼运行管理部主任苏某某，作为分管运行专业的副总工程师，对集控运行人员水质异常锅炉排污调整不及时、化学监督运行专业存在的化学监督工作不到位等问题，负有一定管理责任，考核1000元。

3、全年控降非停专项奖励基金考核

依据厂（公司）《控制机组非停专项工作奖励办法（试行）》，对责任单位及全厂（公司）生产系统、非生产系统员工考核如下，由生产技术部在年度控降非停专项奖励基金发放过程中兑现考核。

1）扣除化学车间全年控降非停专项奖励50000元。

2）扣除生产技术部全年化学技术监督组控降非停专项奖励30000元。

3）扣除全厂生产系统员工全年控降非停专项奖励基金2000元/人。

4）扣除全厂非生产系统员工全年控降非停专项奖励基金1000元/人。

4、对厂（公司）相关领导的考核

依据《电力安全环保奖励基金管理办法（试行）》第2.2.5条规定，“供热机组在供热期发生非停”，属加重考核事件，对厂（公司）相关领导考核如下：

1.考核厂长（总经理）12000元。

2.考核党委书记华12000元。

3.考核分管生产的副厂长（副总经理）9600元。

4.考核总工程师9600元。