发电企业安全生产事故典型案例汇编
50、51、52、57、61排1号管进行了清理管内氧化皮的工作。
10月12日3时15分，6号机组在小修后进行启动冲转时发现未级过热器第51排1号管壁温度异常（比相邻点壁温低20～30℃）。由于汽轮机超速试验不成功，在MFT后7时20分炉重新点火启动，7时56分汽轮机冲转，发现末级过热器第19、51排1号管壁温度异常（比相邻点壁温高20～30℃），根据以往经验判断为氧化皮堵管，运行人员采取一系列大流量冲管措施，希望将氧化皮带走均未能成功。10月13日23时停炉进行检查处理，检查这两排的1号管路未发现任何异物堵塞。
10月17日0时30分机组并网运行，22时30分发现炉11楼B侧未级过热器爆管，经确认为第5排10号管出口弯头上约2500mm处短期超温爆管，爆口长约70mm，呈鱼嘴状；停炉换管处理，检查10号管全管路无任何异物堵塞。
10月20日12时02分抢修结束后炉点火，10月21日18时30分发现有泄漏声，21时55分开始停炉，10月22日20时10分进入炉膛查找漏点，发现未级过热器冷端第2排1号管出口直段上有一类似鼓包的爆口，进行换管处理，检查出口1号管弯头发现有氧化皮聚集，清理氧化皮后检查第1、3、4、5排管弯头无氧化皮。10月23日15时37分再次点火启动。
10月26日19时左右发现有泄漏声，现场检查发现第2排1号管目视发红，22时35分停炉，10月27日10时左右进入炉膛检查为第2排1号管冷段上行T91管接近冷热段水平过渡段的一只45°弯头处有一鼓包式的爆口，长约2cm，开口有5～7mm。11月1日0时10分左右炉点火启动。 【案例评析】
1．9月7日末级再热器爆管后停炉降温过程中的较大脉动及9月9日抢修后升炉过程中升温的较大脉动是引发未级过热器管排内壁氧化皮剥落的主要因素。
2．三次爆管的爆口附近存在过热胀粗，推断均为异物堵塞造成的短时过热爆管。
3．多次割管检查发现下弯头有大量氧化皮聚集，内窥镜检查发现管内壁有氧化皮大量脱落迹象，证明氧化皮大面积脱落在管内聚集堵塞是造成过热器超温和爆管的直接原因。
4．氧化皮一旦剥落，如果不能对该管彻底更换，在启停炉过程更易剥落重新堵管。
5．多次对超温和爆漏的管子进行通球，均未发现堵塞和异物；两次联箱内窥镜检查也均未发现联箱管孔堵塞和联箱内部存在异物，基本上可以排除存在氧化皮以外的其他异物可能性。
6．由于炉膛出口烟温偏差大，导致A、B侧管屏的壁温偏差大；再加上个别管子在结构和加工上存在差异性使屏间不同管子的蒸汽流量和壁温差进一步加大，如9号、10号、4号、6号管中间跳出引至顶棚管子相对较长吸热量大，12号管下弯头为180°小R急弯弯头，热弯时易形成弯处局部壁厚异常造成节流现象。因而导致部分管子长期超温运行，加剧了氧化皮的形成速度。
7．启停炉及其他特殊工况条件下，易导致氧化皮剥落并在下弯头处聚集而不易被蒸汽带走。 8．1号管氧化皮主要来源于热段出口的TP347不锈钢管子（由于与氧化皮的线膨胀差异大，因而较T91氧化皮更易脱落）；其他诸如10号、12号的氧化皮主要来源于T23管子（热段进口7号～12号管，冷段除1号、2号、4号、6号管外均大量使用T23材料），从实际使用情况看，T23材料的抗高温氧化性能明显低于T91。
9．T23材料设计抗氧化温度虽为593℃，但根据经验长期使用内壁温度不宜超过540℃，未级过热器段管屏上进口段材料（尤其是弯头处）选为T23是不适合长期运行使用的。 【案例警示】
1．在锅炉运行时应注意汽温变化，避免出现超温现象（目前主汽温度不宜超过565℃），防止热段管屏T23材料氧化皮的快速产生。
2．在停炉时控制好汽温和壁温，减温水的投停和调节尽量平稳、小幅度操作，防止减温水大增大收的脉冲式变化；密切注意蒸汽温度和高过壁温的变化；尽量延长停炉时间，增加锅炉保温时间，避免紧急停炉、紧急冷却，防止壁温的大幅快速下降。
3．闷炉放水将过热器管排烘干后抽真空。
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三、设备事故?锅炉篇
4．启动过程中，利用旁路尽早建立较大的启动蒸汽流量，可以减少氧化皮沉积形成堵塞的可能性；尽量避免在蒸汽量很低时投用减温水，防止出现启动过程汽温与壁温的大幅波动现象。
5．在机组开始升负荷时应保证蒸汽流量的增加，避免出现蒸汽流量不增加，蒸汽温度快速增加的现象。
6．启动时，在500MW左右负荷时应保持低参数（温度、压力）运行一段时间，可以采用较大幅度的机组负荷突升、降方式，造成蒸汽的不稳定流动以利于冲散氧化皮的团状结构。
7．增加管排上的壁温监测点，与锅炉厂设计人员沟通重新确定超温报警值，以便于运行人员控制管壁温度，使之不超过设计使用的极限。
8．与锅炉厂设计人员沟通，针对未级过热器热段管屏T23材料、TP347H材料应提升使用等级；末级再热器管排T23材料使用是否合适。
9．对带水启动后产生的氧化皮剥落可采取在启动初期一旦发现壁温异常便熄火闷炉放水抽真空的手段。
10．与锅炉厂设计处联系能否改进末级过热器管屏结构，减少管屏下水平段的长度。
本次事故违反了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》3.2.3的规定，爆管事故对超临界机组安全运行具有重要的借鉴作用，有关单位应结合实际情况制定防范措施。
水冷壁结垢严重导致锅炉爆管
【案例简述】
某厂1号炉为SG420-13.7-M417型自然循环汽包炉，于1990年12月30日投运。1993年3月14日，运行中发现水冷壁有泄漏声，因当时负荷紧张，到3月21日才停炉临修，经检查，一共有20根水冷壁管向火侧横向裂纹泄漏，分别为：左侧墙从前至后第34、52、53、54、55、57、58、74、81共9根，右侧墙从前至后第19、24、31、37、38、39、55、56、64、81共10根；后墙从左至右第300根，泄漏点分布在标高13～16m之间，泄漏原因分析结论都是氢脆。 【案例评析】
水冷壁结垢严重超标是主要原因，根据垢样分析报告，向火侧泄漏点处垢量已远远超过酸洗标准，达到1279g/m2，背火侧垢量为276g/m2，主要成分为Fe3O4，另外还有一定量的钙镁垢。 【案例警示】
水冷壁结垢超标时要及时进行酸洗，防止垢下腐蚀及氢脆现象的发生。
给水品质不合格导致锅炉爆管
【案例简述】
1992年某电厂发生3号炉水冷壁爆管事故。3月12日18时10分，3号320MW机组带200MW负荷运行时，发现机组负荷由200MW下降到160MW，蒸汽流量由680t/h下降到500t/h，给水流量由680t/h上升到730t/h，过热蒸汽压力由15.2MPa下降到13.3MPa，过热蒸汽温度由523℃上升到552℃，炉膛负压大幅度摆动，运行人员现场检查锅炉19m标高燃烧器B角处响声较大，机组长判断为锅炉水冷壁爆管，随后机组停运。经检查发现炉膛为B角右侧墙标高19.5m处第10根水冷壁管出现38mm×100mm的开窗状脆性爆口，该管内壁有严重腐蚀，使内径φ44.5mm、壁厚5.1mm的水冷壁管减薄到3.1mm；并且还发现燃烧器高温区的大面积水冷壁管内向火侧结有2mm以上的铁垢，垢下有溃疡腐蚀凹坑，管壁减薄，有的减薄2mm以上，腐蚀坑下有金属宏观裂纹和微裂纹，腐蚀产物是高价氧化铁。
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发电企业安全生产事故典型案例汇编
【案例评析】
3号机组因制造、设计和安装质量等原因，长期分部试运，锅炉虽在长期停运期间采取必要的保养，但机组大部分热力系统无法保养，发生腐蚀。而该厂又对水质恶化的处理不够重视，凝结水除盐设备未能投入运行，低压加热器频繁跳闸，投入不正常，致使进入除氧器的凝结水温度偏低，而除氧器又未全面调试，不能正常除氧，从而导致给水中含氧、含铁量长期超标。因此，铁就随给水进入锅炉，全部沉积在水冷壁管上，铁垢的存在引起其沉积物下的垢下腐蚀，而铁垢又将引起水冷壁管的过热，金属温度升高又促进了腐蚀，最终导致燃烧高温区水冷壁管大面积鼓包。
【案例警示】
加强给水品质监督，确保锅炉给水符合要求，做好锅炉停用保护，防止炉管停用腐蚀。
底部加热管固定铁块松脱导致水冷壁爆管
【案例简述】
某电厂锅炉型号为HG—670/140—WM10，系哈尔滨锅炉厂生产的超高压参数带一次中间再热的单汽包自然循环锅炉。
8月9日该锅炉因水冷壁管泄漏紧急停炉。水冷壁管规格为φ60×6.5mm，材质20G。入炉后检查发现，第一泄漏点在炉后墙水冷壁右后侧燃烧器角部，右数第4根水冷壁管，在由下往上数第2个看火孔处发生泄漏。裂纹位于看火孔上弯头外侧，长度约70mm，裂纹为脆性开裂，无减薄。外表面凹坑经分析为该管泄漏后吹损第3根管，由第3根管反吹过来导致原泄漏点表面的吹损减薄，局部已有破口，这些破口为塑性裂口。
裂纹有上下两条，上下裂纹之间仍余有少量金属。上裂纹上尖端很钝，从裂纹沟槽内可以看到该裂纹长时间受介质冲刷的痕迹。泻出的介质已磨去了初始开裂时形成的锋利边缘，而下裂纹下尖端仍较锋利，外壁裂纹仍呈爆口开裂时的情形。由于介质的流向由下往上，并且上裂纹的外壁已被邻管吹去一部分，这两个因素可以解释上下裂纹沟槽的这种差别。从上下裂纹沟端的形貌可以分析出，该泄漏点已经开裂了很长的一段时间，并且在裂纹形成后，几乎没有扩展。
在泄漏点的上部同一根管，为第二个爆口。爆口为开天窗式的外翻，爆口边缘明显胀粗减薄，厚度为3mm左右，原管壁厚度6.5mm，并且未爆破的其余部位发现鼓包，明显为过热爆管。管子截面已胀粗呈椭圆型。经过分析认为，该爆口为管子下部泄漏后，导致该处长期过热所致。 【案例评析】
对泄漏管所在的下联箱进行了内窥检查，在联箱内找到异物，为两块40×40mm的用于固定锅炉水冷壁下联箱底部加热管的方形铁片以及用于底部加热管端部的圆形铁片。
对于原始泄漏点的泄漏原因，分析如下。
由于水冷壁管入口异物堵塞，导致水冷壁管内流量减少，质量流速降低，含汽率增大，冷却能力下降，泄漏位置为燃烧区域的看火孔附近，泄漏点为弯头外侧（向火侧），该处热负荷较高。由于介质由下往上流动时，水的密度较大，不易改变方向，向弯头内侧聚集，而汽的密度较小，在水的挤压下，向弯头外侧聚集。管内汽水混合物在弯头处容易出现沿炉管整个横截面局部的汽水分布不均，特别是在管内介质流量减少导致流速降低、含汽率较高的情形下。一旦出现局部的汽水分布不均，蒸汽在此处含量急剧增大，在高热负荷下以及质量流量较小的情况下，管壁和蒸汽之间的液膜局部被蒸干，局部区域无介质冷却，出现局部膜态沸腾，该小区域的管壁温度飞速上升，管壁温度可达700～800℃，甚至更高。水冷壁局部区域在如此高的温度下，材料自身的抗拉强度下降，在管内介质压力作用下，出现水冷壁管壁的龟裂。而在其他区域，由于仍有汽水混合物的冷却，材料仍保持相当好的塑性。因此，开裂只限制在局部，而不发生整个管口的完全爆
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三、设备事故?锅炉篇
裂。在裂开后，汽水混合物特别是蒸汽从裂开处泻出，局部膜态沸腾的条件被破坏了，泻出的汽水混合物给开裂处的水冷壁以足够的冷却，温度迅速从700～800℃降至350～400℃，并且一直保持在这个温度，而在这个温度下材料抗拉强度较开裂时高，因此裂纹无法进一步扩展。从发生局部膜态沸腾、升温、开裂到泄漏介质冷却金属管壁的整个过程，材料自身相当于经历一次热处理。
对于同一根管上方的第二个爆口，是由于该根管下部泄漏后，流量较少导致的过热所致。该爆口的泄漏导致炉膛灭火、汽包水位无法维持直至紧急停机。计算表明，水冷壁管发生开天窗式的泄漏时，泄漏量很大，单根水冷壁管完全爆开已可使锅炉汽包水位无法维持。 【案例警示】
1．清理出导致爆管的固定铁块，同时对泄漏管区域进行全面检查，包括宏观和测厚以及取样检查，换管4处：一处为看火孔弯头，一处为过热爆管处，另一处为折焰角处（该处为取样，结果材料无异常），另一处为看火孔处第3根管的弯头，由于后墙右角第3、4根的泄漏，吹损了水冷壁右墙的管子，因此对右墙角部被吹损的管子（未穿孔）进行了补焊。
2．由底部加热管的固定铁块松脱导致的水冷壁爆管事故，2004年7月19日已发生一次。由于设计和制造的原因，以及底部加热管运行时不可避免存在的振动，使得底部加热管固定铁块的松脱导致水冷壁流量减少成为影响水冷壁安全运行的重要威胁。建议在下次检修中，应对此部位重点检查，修复不牢固铁块，清理出联箱内已松脱的铁块，确保机组安全运行。
锅炉尾部再次燃烧事故
【案例简述】
2011年3月31日，某公司发生锅炉尾部烟道再燃烧导致的设备损坏事故。2011年3月30日18时30分，#2机（当时负荷150MW，A电动给水泵运行，B电动给水泵联锁备用）闭式冷却水泵因闭式水箱水位低跳闸，造成给水泵冷油器冷却水中断。18时32分，A电动给水泵因工作油温度高保护动作跳闸，B电动给水泵联动。18时33分，B电动给水泵因入口差压大保护动作跳闸，锅炉给水中断。18时34分，锅炉汽包就地双色水位计看不见水位（最大量程±250mm），运行人员立即手动MFT，#2机组联锁保护动作停运，随后汽包水位低 (-280mm，三取二)保护信号发出。
运行人员停运两台二次风机和一台引风机，维持两台一次风机、一台引风机运行。停炉后因汽包叫不出水位，19时12分，锅炉密闭冷却（但B、C高压流化风机至3月31日5时10分才停运）。
3月31日后夜班, 运行人员检查发现A侧省煤器出口烟气温度显示异常升高，立即对锅炉外观检查，未发现异常，判断为烟气温度测点故障，未作进一步分析和检查。
3月31日8时21分，省煤器右侧出口烟温700℃，运行人员再次核查所有风门调节挡板、再热器和过热器烟气出口调节挡板均处于关闭状态。9时，发现#2炉A侧省煤器与空预器连接处吹灰器根部烧红，9时26分，省煤器出口烟温上升至926℃。由于无辅助吹灰蒸汽汽源，为防止通风引起床料复燃、助燃烟道，进而导致受热面过热，于是采用喷水灭火。9时30分，组织相关人员一边用皮带冲洗水喷水冷却，一边紧急恢复消防水系统运行（冬季为防冻，消防系统已将水放空）。
10时50分，启动#1消防稳压泵，#2锅炉本体消防栓处无压力。11时，启动#2消防稳压泵时，#2消防稳压泵电气控制箱冒火，同时，#1、#2消防稳压泵跳闸（#1、#2消防稳压泵共用一路主电源，后经检查，#1、#2消防稳压泵主电源接线端处故障），11时10分，由于消防稳压泵故障，当直接启动消防水泵后，水冲击造成系统消防栓多处泄漏，炉前消防水无压力，隔离#1机组消防水系统后仍无压力。11时26分，停运消防水系统，立即进行抢修消缺。
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