电站锅炉、压力容器和管系的典型事故案例(051版8)

电站锅炉、压力管道、管系事故分析方法及案例选编

共分五章第一章前言第二章电力事故分类、事故报告及应急处理第三章事故及其分析第四章锅炉四管爆破的分析思路概述——降低锅炉四管爆破是一个“全过程〞、“多专业〞的系统工程第五章锅炉、压力容器和管系典型事故案例选编

第四条事故报告应当及时、准确、完整，任何单位和个人对事故不得迟报、漏报、谎报或者瞒报。事故调查处理应当坚持实事求是、尊重科学的原那么，及时、正确地查清事故经过、事故原因和事故损失，查明事故性质，认定事故责任，总结事故教训，提出整改措施，并对事故责任者依法追究责任。第二节——“条例〞第二章事故报告第九条事故发生后，事故现场有关人员应当立即向本单位负责人报告；单位负责人接到报告后，应当于1小时内向事故发生地县级以上人民政府平安生产监督管理部门和负有平安生产监督管理职责的有关部门报告。情况紧急时，事故现场有关人员可以直接向事故发生地县级以上人民政府平安生产监督管理部门和负有平安生产监督管理职责的有关部门报告。第十二条报告事故应当包括以下内容：〔一〕事故发生单位概况；〔二〕事故发生的时间、地点以及事故现场情况；〔三〕事故的简要经过；〔四〕事故已经造成或者可能造成的伤亡人数〔包括下落不明的人数〕和初步估计的直接经济损失；〔五〕已经采取的措施；〔六〕其他应当报告的情况。第十三条事故报告后出现新情况的，应当及时补报。自事故发生之日起30日内，事故造成的伤亡人数发生变化的，应当及时补报。第十六条事故发生后，有关单位和人员应当妥善保护事故现场以及相关证据，任何单位和个人不得破坏事故现场、消灭相关证据。第三节——“条例〞第三章事故调查第二十二条事故调查组的组成应当遵循精简、效能的原那么。事故调查组可以聘请有关专家参与调查。第二十三条事故调查组成员应当具有事故调查所需要的知识和专长，并与所调查的事故没有直接利害关系。第三十条事故调查报告应当包括以下内容：〔一〕事故发生单位概况；〔二〕事故发生经过和事故救援情况；〔三〕事故造成的人员伤亡和直接经济损失；〔四〕事故发生的原因和事故性质；〔五〕事故责任的认定以及对事故责任者的处理建议；〔六〕事故防范和整改措施。事故调查报告应当附具有关证据材料。事故调查组成员应当在事故调查报告上签名。第四节——“条例〞第四章事故处理第三十三条事故发生单位应当认真吸取事故教训，落实防范和整改措施，防止事故再次发生。防范和整改措施的落实情况应当接受工会和职工的监督。第二章电力事故分类、报告及应急处理

chapter2poweraccidentclassification,accidentreportandemergencytreatment〔二〕电力设备事故·特大设备事故：设备损坏导致直接经济损失达1000万元者。·重大设备事故：未构成特大设备事故，符合如下条件者：直接经济损失达300万元；配100MW发电机组的锅炉损坏，40天内不能修复或者到达40天已恢复运行，但自发生事故起3个月内非方案停运累计达40天。·一般设备事故：未构成特大设备事故和重大设备事故符合以下条件之一者称为一般设备事故，如：炉膛发生爆炸，锅炉受热面损坏需要更换5%以上；锅炉超压达平安门动作压力的3%；压力容器或承压热力管道爆炸。设备一类障碍；未构成上述设备事故，但是造成发电机组被迫停运、非方案检修或停止备用。设备二类障碍：设备虽然发生了故障，但未影响发电机组发电，由企业主管部门自己认定的障碍。〔三〕电网事故根据电网容量的大小和减负荷的比例将电网大面积停电事故划分为特大电网事故、重大电网事故和一般电网事故三类。锅炉、压力容器和热力管道事故一般都会造成设备的损坏，它有可能造成人身伤亡事故，也有可能引发电网事故。即便仅仅造成设备的停运，减少发电，构不成设备事故〔如锅炉承压部件泄露等〕，按照?电业生产事故调查规程?定性为设备障碍，也会给发电厂造成相当大的经济损失，提高了发电的本钱。所以，对每次锅炉压力容器事故或者障碍都要认真分析原因，防止事故的重复发生。第三章事故及其分析

chapter3accidentandanalysis

第一节故障的定义、分析目的及其应急处理一、故障的定义

运行中锅炉元部件及附属设备损坏或正常运行工况被破坏，使锅炉机组强迫停用或强迫降低其蒸发量者；运行中锅炉参数超出允许范围，构成锅炉紧急停炉条件者；在设计使用期限内，锅炉元部件故障损坏造成重大经济损失或影响机组正常投运者。二、分析故障的目的

找出故障原因，经采取针对性措施，防止同类事故重演。

第二节事故分析原那么1整体观念或称全过程原那么锅炉部件牵涉到设计、制造、安装、运行、检修与改造各阶段，锅炉故障不仅与全过程各阶段有关，而且牵涉到材料、焊接、热处理、锅炉运行、锅炉检修、化水、热工自动各专业，锅炉事故分析是一个系统工程。2以有关规程和制造厂有关安装、使用说明为依据的原那么对照相应规程和制造厂有关安装、使用说明将会有利于分析工作的进行。3从现象到本质的原那么高温高压管道的爆破仅仅是一种现象，必须经过全面的分析找到事故发生的本质才能防止事故重演。4一分为二的原那么不对进口设备盲目信任，我国引进设备不少故障是属于设计、用材、制造工艺欠妥引起的。漏检或免检会使我们丧失索赔的权利。第三节判别故障原因的具体方法

1系统方法：是否与全过程的某个阶段有关，或与某个专业有关，深入查阅有关资料和进行测试，找出具体故障原因。采用“消去法〞把不可能造成问题的疑点逐个审查消去，对剩余的问题再作细致研究，以最终确定故障的真实原因。2比较方法：选择一个没有发生故障，与故障系统类似的系统比照，发现差异，找出故障的真实原因。3历史方法：按同样设备，在同样使用条件下过去曾发生过类似故障的资料和变化规律，运用演绎法和归纳法推断故障原因。4逻辑方法：根据背景材料，进行分析、比较、综合、归纳和概括，作出判断和推论。5从宏观到微观的分析方法：例如受热面管爆破，先观察爆口特征、爆破口附近氧化铁层厚度、爆破口边缘壁厚和管径变化等；再作微观检查，通过金相检验，观察爆口组织和结构的变化。第四节故障分析程序与内容

故障分析的程序与内容包括：调查、观察与检查、测试、试验或模拟试验、分析与结论和反响与回访一、现场调查，现场调查的内容：1时间与部位，故障经过；2爆口、碎片与主体的相对位置与尺寸；3第一手样品收集，保护好断口，不被损坏和污染，及时放入枯燥器；4部件的变形与其他设备的损伤情况；5目击者证词和运行人员对运行工况的口述记录；6仪表、阀门、自动、保护、闭锁装置的状态与事故过程中的变化；7自动记录、运行记录及事故追记装置记录。三、观察与检查1损坏部件的目测检验；2针对设计图纸校对尺寸；3断口宏观与微观〔扫描电镜〕检查；4断口附近及非损坏区金相检查。四、测试1无损探伤；2化学成分分析〔常规分析与局部成份分析〕；3机械性能测试，包括硬度测量；4断裂韧性测试〔在有条件并必要时进行〕；5应力—强度寿命分析。五、试验或模拟试验

1锅炉运行工况下部件工作状态的测试;2故障机理确实定;3在试验室内按所确定的机理进行部件的模拟验。六、分析与结论1对所取得的信息及数据作分析、评价；2提出故障原因；3提出判断的判据；4写出故障分析报告并提出反事故措施。七、反响与回访1把分析结果反响给设计、制造、安装、使用等各有关单位；2对所提反事故措施的执行情况及效果进行回访，以便事故原因与反事故措施日趋完善。第五节事故分析步骤及方法二例〔一〕实例一：受热面管子短时过热爆破某电厂，300MW机组，锅炉水冷壁管爆破，材质为15CrMo，规格为φ38×5.0。运行参数：365℃、运行压力：17.7MPa、运行时间约1个月。爆破位置：前墙B侧第14根、标高28米。爆破原因：前墙B侧标高21米处第13根水冷壁管鳍片损坏并泄漏，泄漏的水、汽喷射到第14根管子上，导致第14根管子被吹损并泄漏。第14根管子泄漏后，管子内部汽水流量相应减少，管子在短时超温过热〔过热温度到达或超过相变温度〕，最终在28米处发生爆管。事故的分析步骤及方法：1成分分析：管子材质15CrMo〔材质未用错〕2宏观检查：爆破口长度85mm、爆破口张开宽度30mm、破口处壁厚2.9mm〔原为5mm〕，管子内、外壁无明显氧化结垢。宏观检查结论：破口具有短时过热爆破特征。3微观金相组织检查：破口处金相组织为贝氏体〔正常组织应为铁素体+珠光体〕，见图2；远离破口处金相组织为铁素体+珠光体，见图3。微观金相组织检查结论： 破口处金相组织已经发生了相变〔出现了贝氏体〕，说明爆破管子短时过热温度曾超过Ac1 〔约750℃〕。〔二〕实例二：受热面管子长时过热爆破某电厂，125MW机组，锅炉过热器管爆破，材质为12Cr1MoV、规格为φ42×5.0，运行温度为540℃，运行压力为9.81MPa、运行时间约9.2万小时。爆破原因：由于长时过热，金相组织严重球化并出现蠕变孔洞、蠕变裂纹，最终因性能下降导致爆管。事故的分析步骤及方法：1成分分析：管子材质12Cr1MoV〔说明管子材质未用错〕。2宏观检查：爆破管的破口位置位于炉前侧弯头背部，破口沿管子纵向开裂,长度约110mm、破口张开最宽7mm，见图4。破口处壁厚4.3mm〔原为5mm〕，管子外壁无明显结垢，而内壁破口处有结垢，厚度为0.2mm。宏观检查结论：爆破管的破口呈粗糙脆性断口，管壁减薄不明显，破口处内壁存在结垢现象等，认为管子爆破属长时过热。第四章锅炉四管爆破的分析思路概述

——降低锅炉四管爆破是一个“全过程〞、“多专业〞的系统工程

Chapter4Abriefpresentationonanalyticideaaboutboilertubefailure

——Reducingboilertubefailureisasystemengineeringoffullprocessandmulti-specialities锅炉四管爆破〔Boilertubefailure,英文缩写为B.T.F.〕历来是导致机组强迫停运的主要原因,造成的经济损失也居电厂各类事故之首。为了尽可能把B.T.F.降到最低水平，应从“全过程〞〔包括煤种、设计、制造、安装、运行、调试、检修和改造，英语表达法如下：kindsofcoal,design,manufacture,erection,commissioning,maintenance,operationandrenovation〕、“多专业〞〔包括锅炉运行、锅炉检修、金属、焊接、热处理、化水和自控保护，英语表达法如下：boiler,metal,welding,heattreatment,watertreatment,controlandprotection〕角度出发进行分析，这是一项“系统工程〞。

3、设计中应结合相应的煤种，选用适宜的炉膛热负荷。4、设计中可采用介质左右交叉的措施，以减少热偏差。5、设计中选材应留有适当裕度。必要时，炉顶辐射受热面外圈可选用高一挡材质。6、设计中应选用适宜的尾部烟速和防止烟气走廊，采取适宜的防磨措施并注意在采用挡板调温时、煤种变化时磨损情况的变化，其目的均是为了减轻尾部受热面，特别是烟温偏低、灰粒偏硬的低温省煤器部位的磨损。7、设计时除必须确保再热和过热汽温能到达额定指标外，应考虑在各种工况下，用喷嘴摆角和锅炉尾部烟气挡板节来调再热汽温时对过热汽温的影响和过热器在额定负荷下要考虑一定的喷水量以及当煤种变化及在各种异常工况〔包括制粉系统〕下，喷水量要留有足够的裕度。三、为降低B.T.F.，在制造过程中应做到：对受热面管和各有关集箱等设备，在制造过程中，业主应派员参加监造和按有关锅检规程要求进行平安性检验；对新钢种和异种钢的焊接、热处理和检验等方案，业主和制造厂双方应讨论确认。制造过程中的检验和监检必须以合同确认的规程为依据。四、为降低B.T.F.，在安装过程中应做到：1、应确保承压部件和受热面管内无杂物。2、对合金钢部件应进行100%的光谱检验，以免错用管材、焊材。3、认真执行“电建施工验收标准〞，做好通球和验收工作。4、对焊口敞开部位应用木塞或铁皮塞封堵。5、对汽包或大直径下集箱，在其内部安装时应有严密的措施〔如采用橡皮垫来临时封堵开口部位等〕，以防止杂物遗留在系统中。安装结束封闭前，应再次予以确认。

6、应用内窥镜对集箱、减温器等作内部检查，以杜绝杂物遗留。7、安装中必须按设计图纸予留膨胀间隙，此外，在第一次启动过程中，在预先设定的各档温度水平下要认真检查膨胀指示器指示的膨胀方向是否正确和膨胀值是否符合设计要求；此外，在首次启动过程中，应全面检查有无阻碍膨胀的情况，以防止发生因膨胀不畅而导致的设备损坏。8、要严格执行焊接、热处理工艺规程，千万不能无视新钢种和异种钢焊接工艺评定试验，并严格按有关规程要求进行焊后热处理及焊后检验。9、加强对安装工作的监督、验收。五、为降低B.T.F.，运行和调试中应注意的地方：对于四角燃烧并采用中速磨的锅炉，要求煤粉管进入炉内时〔包括四角和前后墙对冲布置的燃烧器〕煤粉分配要均匀〔可在磨出口选用适宜的煤粉分配器〕。通过上述试验，既能了解锅炉对煤种的适应性，又能调整好风量、氧量及制粉系统工况，以利得到最适宜的氧量〔3%左右〕并到达设计炉效；此外，还应考虑环保对排放的要求。4、锅内调整试验：〔1〕过热汽温的调节：一般可通过减温水来调节，直流炉那么可通过煤水比并辅之喷水法来调节。

〔2〕再热汽温的调节：一般可通过喷燃器摆角和锅炉尾部烟气挡板来调节，此二种调节方法是针对再热汽温的单参数来跟踪调节的，当再热汽温达标后，再用喷水或调节煤水比〔对直流炉〕来把过热汽温调至额定值〔但在过热汽温处于额定值的情况下，设计上应考虑有一定的喷水量，此乃调节裕度〕。5、在运行中应采取有效措施来防止高温腐蚀，结焦，长期、短期超温爆管，磨损等〔详见“锅炉根本概念〞局部〕。

六、关于检修和改造：1、受热面及与其有关设备的检修和改造工作必须按有关规程和规定来进行，以确保质量。2、缺陷超标的，必须严格处理或更换。3、年度检验和大、小修检验时，要按设计要求检查受热部件和支吊架的膨胀情况，发现问题应及时分析、处理。4、假设为混合式减温器，减温水量过大或减温水喷嘴有问题，那么会导致内套筒损坏，应予重视。

5、大修时应对炉管腐蚀、结焦、磨损和高温管道的蠕变量等作全面检查和监测。由于炉管长期在高温、高压下运行，随着时间增长，材质会劣化并产生蠕变损坏，理化性能均会相应下降，导致超温爆管，应予重视。当蠕变量到达1%时，应加强监督，必要时应作金相和高温试验，当发现异常情况时，应进行全面的分析、评估并及时处理，以使其能平安运行到下一个检修期。6、加强系统各部件的等寿命概念，建立寿命分析系统，逐步实施状态检修。

七、鉴于“全过程〞和“多专业〞二者是交融在一起的二大问题，上述全过程各环节中已涉及到锅炉运行、锅炉检修、金属、焊接、热处理等专业，余下的仅为化学以及热工自动控制和保护。以下简要地谈一谈这二个专业和锅炉四管爆破的关系。*对于化水，总的要求是应到达按规程要求的指标，确保给水、炉水和补给水的水质。本世纪以来我国亚临界和超临界发电机组发电量所占比例大幅度上升。在亚临界机组中又以汽包炉居多，为保证水汽品质降低四管爆破，除了要防止凝汽器泄漏外，还应采取以下措施：1、严格按化学监督要求监测热力系统水汽品质，发现水汽品质异常，应立即查明原因并及时采取相应措施使系统恢复正常。2、设置凝结水混床，对凝结水进行处理，控制好凝结水混床运行失效终点，提高给水品质。3、为了防止给水系统受热面材料腐蚀，根据机组的运行特性和不同的材质，选择适宜的给水处理工艺。通常给水处理方式有：〔1〕给水加氧处理〔OT〕；〔2〕给水全发挥处理[AVT〔0〕，AVT〔R〕]。4、为了降低水冷壁腐蚀和结垢，试验确定适宜的炉水处理工艺。通常炉水处理方式有：①炉水氢氧化钠处理；②炉水磷酸盐处理；③炉水全挥发处理。

5、根据炉水品质及时调整锅炉排污率，防止炉水品质恶化。近年来，全国范围上了一大批超临界和高效超临界机组，超临界机组对水质的要求和亚临界机组并无原那么性差异，仅水质要求更趋严格。由于超临界机组必为直流炉，和亚临界及以下压力的直流炉相比，有其共同的特点，即无汽包，炉内无水循环，工质在水冷壁加热后直接变成汽，由于无汽包故不能进行炉水加药和排污处理。故给水带入锅炉的盐类和其他杂质局部将沉积在锅炉受热面内〔如在水冷壁中结垢，在过热器中结盐〕，此外，还有腐蚀，这些均会导致四管爆破，另一局部将带入汽机，并沉积在汽机通流局部，减小汽机通流截面，导致减负荷或停机事故；还有一小局部将进入凝结水中，故给水品质优劣将会直接影响到发电厂的平安经济性。

对于直流炉来说，和汽包炉一样，首先应采取有效措施防止冷凝器泄漏，同时让凝给水全部经过处理，并严格控制补水水质。具体地说，我们要控制的关键指标为给水氢导，它是反映水中含盐量的综合指标。此外，Cl-、SO4=和有机物也是重要的控制指标。其中，Cl-易产生点蚀，尤其对奥氏体钢；为减少对钢的腐蚀倾向，宜提高给水PH值〔按GB标准为9.4~9.6〕，使系统处于碱性条件下，但这就必须提高氨的参加量，为此，超临界机组必须为无铜系统。由于在超临界参数条件下，Fe、Cu的腐蚀产物在蒸汽中的溶解能力增强，宜采用给水加氧处理方式。

为了减低B.T.F.，对自控的主要要求有：1、加强多点控制。例如，对于多级布置的过热器，应确保控制好每一级过热器的温度，而不仅仅是整个过热器出口汽温。2、加强动态监控，应在水冷壁、过热器、再热器选择有代表性的部位安装壁温测点，有条件的应配置壁温监测系统，实现对过热器或再热器等部件的动态在线监测，不放过每一次瞬间超温工况，一旦发现，及时分析并采取相应措施。第五章锅炉、压力容器和管系典型事故案例选编

chapter5Typicalaccidentcasesforutilityboiler，pressurevesselandpiping

廿世纪八十年代以来，全国电业平安形势不容乐观。在锅炉、压力容器和管系范畴内发生了不少起严重事故，如结焦、塌焦、除氧器爆破、主汽管和炉外管频繁爆破，还有锅炉断水烧干锅和平安门拒动等。上述事故导致厂房、设备严重损坏并人身伤亡。廿世纪末、廿一世纪初炉外管道和支吊架事故更呈上升趋势。

上述典型事故案例供参考、借鉴，以吸取事故教训，举一反三，采取措施，防止同类事故重演，确保电网平安可靠运行。

第一节

制造、基建及调试阶段案例一平圩电厂锅水循环泵电动机线圈烫损事故两例PPP注水阀除盐水冷却水升压泵冷却器冷却水过滤器下降支管下降支管电动机线圈转子下降总管密封装置基建事故案例一——平圩电厂炉水循环泵事故冷却要求：启动初期，用低温除盐水冷却。压力升至2MPa后，切换为自身闭式循环。冷却水经过冷却进入电动机腔室，升压后对线圈进行闭式循环冷却。冷却水升压泵的作用是使电动机腔室内的压力能略高于泵体内压力。正常时高温水不会窜至电机腔室内(45℃)。设备及系统布置见图。制造、基建及调试阶段案例一事故概况例一：#1号炉启动调试阶段，过滤器前后压差超过额定值，更换了过滤器滤芯，但未更换端盖钢制垫片。在校验锅炉平安阀时，锅筒内压力升高，导致过滤器端盖法兰泄漏，随即该泵电动机线圈温度突升，线圈烫损。例二：#2号炉投用初，冷却水系统管道上胀管式压力表铜制胀管破裂漏水，造成电动机线圈烫损。原因分析冷却水系统某一部件发生泄漏，那么冷却水系统内除水量减少外，其压力亦会随之下降；当电动机腔室内冷却水压力小于泵体锅水压力时，高温锅水即会窜入电动机腔室，线圈温度瞬间就会升高，直至线圈烫损，绝缘破坏。预防措施凡经拆卸过的钢制齿形垫一律不能重新使用。将易发生泄漏的胀管式压力表更换成可靠的隔膜式压力表。**烫损后，电机修理费要近百万元人民币〔多为英国泰勒泵和德国KSB泵〕制造、基建及调试阶段案例二吹管目的：去除沉积在炉管内外表的氧化物及其它杂质，使其清洁，以保护炉管和汽机。吹管要求：吹管时温度要变化、吹管动量应＞额定工况下动量，即吹管系数应＞1〔吹管系数计算公式为：吹管时的流量2×相应比容/额定工况下流量2×相应比容〕、靶板上不允许有＞0.8mm的点；此外，的点应≯8点，＜0.2mm的点那么不计。吹管方式：直流炉稳压、降压均可，一般为稳压。汽包炉要实现稳压比较困难，故采用降压吹管，但应控制好水位。吹管方法：现多采用一、二次系统串联直接吹洗，既能防止再热器干烧，又能节约能源，缩短吹管时间。吹管时，再热器入口应加装集粒器，以便收集杂物。300～600MW机组冲管费用约100万元左右。吴泾电厂八期工程蒸汽吹管时损坏再热器水压试验专用门事故概况

两台600MW亚临界发电机组，低再入口两侧设计配置两只永久性再热器水压专用门。水压试验时关闭，吹管和运行前开启(手动板式逆止门)。系统

一、二次汽系统串联直接吹洗基建事故案例二————吴泾电厂吹管事故过热器再热器入口联箱过热器出口联箱汽包再热器出口联箱再热器临冲门再热器水压专用门集粒器消音器事故情况

2000年3月，第一台锅炉吹管。吹管后发现右侧门传动装置与阀体断开脱落，板式门芯因失去锁定力顺气流方向处于开启位置，有了通路，压差降低，另一门仍处于关闭状态未受损。

原因分析施工单位在再热器水压前手动关闭两只专用门，吹管前无人去操作，故仍处于关闭状态。吹管时，由于蒸汽的冲动力大于阀门传动装置的自锁力，传动装置与门芯脱开，导致门芯自行开启。吹管时发现异常后，试运转指挥组决定将另一只门开启后继续吹管，此乃边界问题分工不明确所造成〔吹管属于分系统调试，是安装方负责还是运行调试方负责未明确〕对策明确职责，建立、制定各类操作卡，逐条检查，逐项操作。制造、基建及调试阶段案例三制造、基建及调试阶段案例四北仑发电厂NO.2炉因基建阶段在高温过热器管内遗留螺栓造成连续二次爆管事故机组额定出力为600MW，由加拿大B&W公司制造。96年连续两次发现高温末级过热器泄漏，检查发现二次爆破在相同部位。割管后用内窥镜检查发现管内有一只M16×100的螺栓。事故暴露的问题：制造与安装验收把关不严，未认真通球，以致把该螺栓遗留在管内，导致管内蒸汽通流面积减少，使过热蒸汽得不到充分冷却而引起管子过热爆破。防止对策：应认真执行“电建施工验收标准〞，做好通球和验收工作。监造时，应确保承压部件和受热面管内无杂物。安装时，对焊口敞开部位应用木塞或铁皮罩封堵。系统封闭前，应重点对减温器等集箱内部用内窥镜做检查。总之，通过严把关、层层把关，该类事故是可以防止的。

第二节

机组投入商业运行后发生的事故案例一概况上海南市电厂220t/h的自然循环汽包炉，86年投产，至2000年事故发生日累计运行逾八万小时。00年8月18日，汽机房８m标高、汽12-9阀门处主汽管爆裂，即停机、停炉。爆前一3人巡检小组经过事发处，这一“时间差〞防止了一次恶性人身伤亡，为恶性未遂事故。上海南市电厂NO·12炉主汽管道焊缝爆裂险酿人身伤亡重大事故炉侧三通焊缝及热影响区汽12—9阀爆破口机侧生产事故案例一——南市电厂主汽管爆破事故事故情况

停机、停炉后检查发现，主汽管道开裂位置在汽12-9阀和三通之间的不等边连接焊缝处，开裂缝靠阀门一侧，已有约4/5圆周开裂。阀门材料为15Cr1Mo1V，规格φ273×28mm；三通材料为12Cr1MoV，规格为φ323.9×50mm。机组投入商业运行后发生的事故案例一机组投入商业运行后发生的事故案例一教训(1)要按“金属监督规程〞〔DL438－2000〕办，其中规定弯头、三通、阀门5万小时后应作检查，直管段那么为10万小时检查；(2)事故后分析要到位，除爆破部位母材、焊缝、热影响区的金相、硬度试验外，还要考虑支吊架状态及管系应力；(3)必要时，要对爆口附近焊口进行UT和外表探伤，以利综合分析、评价。机组投入商业运行后发生的事故案例二

山东莱芜电厂NO.2机组主蒸汽管道爆破重大事故

机组容量为125MW，98年管道爆破时已累计运行了约15.8万小时。该管道设计规格为φ273×25，材质为F11。爆破部位采用的直管规格为φ273×20。爆破导致设备、厂房受到不同程度的损坏。原因：(1)由于爆破管段为薄壁管，且其内外表有缺陷，构成薄弱点，产生应力集中，长期在高温高压下运行导致强度缺乏。(2)长期运行后金相组织变化，性能下降；且运行已>10万小时，未及时安排普查，对薄弱环节更未能跟踪监检。(3)管内壁有蠕变裂源，并向外壁扩展，导致失效爆管。机组投入商业运行后发生的事故案例二教训：(1)应禁用薄壁管。已用但暂不能更换的，应限期解决；在暂用期内应采取相应措施和加强监督。(2)对管系弯头、三通、阀门、直管及焊缝(包括热影响区)应按“金属监督规程〞及时安排普查，对薄弱环节更应跟踪监检。(3)应考虑支吊架的非设计工况对管道一次弯曲应力的影响，要充分重视支吊架的检验和调整。机组投入商业运行后发生的事故案例三北京第一热电厂主蒸汽管联络管和上海吴泾热电厂主蒸汽管的防腐管爆破事故

97年9月和10月上述二厂NO.3和NO.4机先后发生与主汽管相连的小管道(φ76×6mm)的弯头爆破，事故使厂房、设备严重受损，该二台机组至爆破时分别运行了15年和33年。原因：这两起事故均充分暴露了目前金属监督工作中存在的漏洞，即对这类管道重视不够，监督不力，尤其对运行时间已超过设计使用寿命的小管道没及时检修更换。

机组投入商业运行后发生的事故案例三教训：(1)应举一反三，提出防范措施。应把此类管道与主汽管同样对待，要认真落实责任制，抓好金属监督工作。(2)上述事故后，当时电力部副部长陆延昌曾提出(并有部发文)：对此类管道、弯头、三通和阀门，鉴于更换工期不长、费用亦不大，要求运行时间达10万小时的均应结合检修全部更换！(3)更换的部件、管材等应有合格证，更换前要复验。(4)更换时，应严格执行预热、焊接和热处理工艺，焊接热处理工作结束后应进行必要的NDT。

机组投入商业运行后发生的事故案例四概况

89年8月29日晚，400t/h炉，低压上水管爆破。

台州电厂NO·2炉上水管爆破造成的人身死亡事故上水泵汽包连续排污阀（运行时常开）连续排污管除盐水箱低压上水管高压阀门节流阀生产事故案例四——台州电厂低压上水管爆破事故事故情况及原因上水管二只高压阀门起隔绝作用。由于NO.2炉底部左侧排污节流孔堵塞及两只高压阀内漏，故高压、高温介质经高压上水门倒到低压上水管，加之设计时无疏水泄压和过压报警，导致超压爆破。〔阀内漏原因为频繁排污、调停、热胀冷缩、振动、炉侧高温、高压介质冲击等〕。机组投入商业运行后发生的事故案例四措施：(1)完善设计，上下压系统分开；(2)提高阀门质量；(3)上水完后应关紧、上锁并挂警告牌。(4)全面检查是否还有类似高、低压连接情况。机组投入商业运行后发生的事故案例五淮北发电厂NO.2炉紧急事故放水管阀门前管段爆破造成的人身死亡事故

机组容量为50MW，爆破后因高温高压汽浪冲击，导致一司炉死亡。至爆破时该机组已运行了17年。概况：爆破前，因汽包水位升高，即将给水自动切为手动，仍无效，于是开启事故紧急放水隔离阀，并在盘上开启电动阀放水。稍后水位正常，在关闭隔离阀时，该阀门前管段〔设计为φ76×6mm〕爆破，导致一司炉当场死亡。机组投入商业运行后发生的事故案例五鉴于炉外管道爆破频繁发生，现对确保其平安运行提出：

一些个人的看法1．所有炉外管道不应存在“被遗忘的角落〞，均应被编上号并上档案(并附简单的系统图)。2．全面了解炉外管系上存在的超标缺陷。3．因φ≤76mm的本体管路电力设计院无具体安装图〔只出系统图〕，故应检查支吊架的安装及管道疏水管坡度是否合理，阀门布置是否便于操作。4．要特别重视上下压管路连接的隔绝情况，起隔绝作用的高压阀的质量，所能承受的压力及运行中是否挂警告牌或加锁。5．可根据现场实际情况来确定合理的检验周期，应利用大、小修分期分批进行，并把检验的情况登录、存档。切不可因拆装保温的工作量较大而忽略了该项工作。鉴于炉外管道爆破频繁发生，现对确保其平安运行提出：

一些个人的看法6．炉外管道的检验重点：(1)参数较高的部位。(2)管系中形状突变或应力集中的部位，即薄弱环节。(3)经常或可能要操作的部位。(4)人员要经过的部位等。7．对上下压系统隔绝阀的操作要特别慎重，应由一人操作，一人监护。开一次门一定要缓慢，以便暖管并减少冲击。不合理的疏水坡度检修时应予更正。8．对巡视中发现的管系振动、水击等，应分析原因并及时采取措施。机组投入商业运行后发生的事故案例六1.陕西秦岭电厂NO.1机组容量为125MW，主汽管材质为F11，规格为φ273×20mm。至主汽管泄漏停机，该机组累计运行了4.7万小时。泄漏处为主汽管与电动隔离门对接焊缝母材一侧熔合线部位。

停机检查发现，由于主汽管恒力吊架安装时弹簧压缩值调整不当，致使泄漏处主汽管轴向合成应力超过了该钢种在运行温度下累计运行了4.7万小时后的断裂应力。管道支吊架失效引起管道开裂事故机组投入商业运行后发生的事故案例六

2.上海杨树浦电厂NO.33炉为220t/h锅炉，主汽管管材为12Cr1MoV，规格为273×20mm。该机组在99年大修检查时发现主汽管开裂，此时距机组投运约22.7万小时。

大修检查时，发现焊缝熔合线处严重开裂〔共二处〕。经管系应力计算，此二处的轴向合成应力已分别大于和接近该钢种的许用应力。

上述二事故均与支吊架严重失效而导致主汽管轴向合成应力超限有关。管道支吊架失效引起管道开裂事故鉴于主汽管开裂、泄漏事故频繁发生，为确保其平安可靠运行，现对支吊架检验与调整提出：

一些个人的看法鉴于主汽管开裂、泄漏事故频繁发生，为确保其平安可靠运行，现对支吊架检验与调整提出：

一些个人的看法4.对新建锅炉和投运年份较长的大型锅炉，要求在大修时对炉顶主要承力吊架用油压千斤顶实测其承载力并比照设计值，超标者应作调整。5.应弄清支吊架膨胀方向，并注意冷热态间隙，对不该焊的部位绝不能施焊，以免影响膨胀，导致管道局部过应力。6.新机组安装后应对支吊架作仔细调整，调整后必须拔除锁定销。7.必要时，应对运行时间超过10万小时的支吊架弹簧做特性曲线试验(可分批进行)。8.应加强对新机组支吊架出厂前的产品质量验收。其工程应包括弹簧特性曲线试验(对变力弹簧吊架)、负载偏差率和恒定度试验(对恒力弹簧吊架)。9.应将新机组和改造机组管道支吊架的安装质量要求列入锅检工程中，以便及时发现和处理其安装上存在的问题，确保正常运行。鉴于主汽管开裂、泄漏事故频繁发生，为确保其平安可靠运行，现提出：

有关锅检中心对在役压力管道支吊架检验时的具体做法2.支吊架调整前热态检查内容：a变力弹簧支吊架是否过度压缩、偏斜或失载；b恒力弹簧支吊架转体位移指示是否越限；c恒力和变力弹簧吊架的吊标偏斜角度应小于40。刚性吊架的吊杆偏斜角度应小于30；d弹性支吊架总成是否异常；e刚性支吊架是否异常；f管道限位装置、刚性支吊架与固定支吊架处，在不受约束的方向，管系热态膨胀应不受阻；g管道运行中应无明显振动，减振器、阻尼器运行正常。

3.支吊架调整前的冷态检查内容：

a变力弹簧和恒力弹簧吊架的位移指示器的位置是否正常；b各支吊架结构是否正常，转动或滑动部位是否灵活和平滑。支吊架根部、连接件和管部部件应无明显变形，焊缝无开裂；c固定支架应牢固可靠，混凝土支墩应无裂缝、损坏；d减振器结构应完好，液压阻尼器液位应正常且无渗油情况。4.支吊架调整前的应力计算和校核:a应选用权威机构推荐的计算软件，如ASME协会推荐的管道应力计算软件；b计算时引入的各项参数要与实际情况相符；c对计算结果的正确性要进行验证，其方法可在管系中选几个关键部位的支吊架，对这些支吊架进行标定，然后在冷、热态条件下将其实际受力和位移情况与计算值比较，两者不应相差太大。5.“电站锅炉压力容器检验规程〞对支吊架的检验要求：a100MW及以上容量的机组主蒸汽管道、上下温再热蒸器管道的支吊架每年至少应在热态工况下逐个检查一次，并将检查结果记入档案；b更换管道保温材料时，当新材料容重与材料相差10%时，应对支吊架作一次全面检查和调整；c在新装机组第一次大修时，应对管道支吊架根部、功能件、连接件和管部作全面检查；对有异常情况的支吊架应进行处理并做调整；支吊架检验工程和质量要求应按DL/T616执行。d汽水管道运行达8万小时后，应结合每次大修对管道支吊架进行一次全面检查；对有异常情况的支吊架应进行处理并作调整，必要时应进行管系应力分析，支吊架检验工程和质量要求应按DL/T616执行。综上所述，不管是“一般提示〞或者是“具体做法〞，对于支吊架而言，其检查重点应是载荷和位移〔包括值和方向〕，检查结果均应符合设计要求。膨胀是x、y、z三维的。按设计要求，不准动的那么不能动，允许动的亦不能乱动，而应有序地动。必要时要进行计算，计算应按成熟的、由权威机构推荐的计算软件来进行。其计算顺序为输入外部有关特性值，如管道长、管径、管壁厚、支吊架间距、弯头位置及保温情况等参数，计算结果将会说明应力水平和位移是否符合设计要求，假设不符合，那么应继续进行调整。机组投入商业运行后发生的事故案例七清河发电厂NO.7机组除氧器爆破造成九死五伤机组厂房严重毁坏的特大事故该厂NO.7机组除氧器于81.1爆破，该机组容量为200MW，除氧器设计压力为0.49MPa，至爆破时共运行了三年多。1．根本情况：爆破前带200MW负荷。当时二、三段抽汽电动门关闭；因阀漏，故其漏流量已够除氧器加热用。由冷凝器补水，并由NO.2低位水泵将有关各路水源送入除氧器。上午8：00交接班前，发现除氧器水位低，于是增大向凝汽器的补水。。接班时，水位仅1.6m(正常应为1.8～2.2m)，即启动NO.1低位水泵，向除氧器补水。同时，翻开二段抽汽电动门，以调整除氧器压力。后水位、压力趋于正常，于是停NO.1低位水泵，恢复原补水方式，但未关闭二段抽汽电动门。交班后，压力迅速上升，并于8：23发生了爆炸!爆炸导致设备、厂房严重损坏，并造成人员九死五伤的特大恶性事故。机组投入商业运行后发生的事故案例七2．事故原因分析：(1)值班人员未能按“规程〞要求保持除氧器正常水位。(2)发现低水位后，采取了不合理的补水方式，即向除氧器补充了大量低温水。(3)违反规定，在机组负荷为200MW时，由二段抽汽向除氧器供汽〔在负荷为150MW及以上时，应切为三段抽汽)。(4)交接班后停用了一台泵，使进入除氧器的低温水量约减少了44T/h，但未关闭二段抽汽〔其压力为2.42MPa〕，汽量增加达11T/h，此工况下除氧器压力迅速增至0.98MPa。(5)除氧器上配用的微启式双阀座重锤平安门，排量严重缺乏。此外，没按有关“规程〞要求进行定期校验和排放试验。(6)保护装置不完善〔如三段抽汽能满足要求时，二段抽汽应打不开〕、自动投入率低〔缺乏30%〕等。(7)厂房楼板整体结构较弱。(8)焊接质量上存在的问题及图纸资料不齐全等。

总之，事故起因主要为管理上的疏漏、运行人员一系列错误操作和平安门排量缺乏。机组投入商业运行后发生的事故案例七3.预防措施：针对上述事故原因，在运行管理上、在平安门方面和检验工作方面应进一步按有关管理和“规程〞要求做好工作，事故是可以防止的。机组投入商业运行后发生的事故案例八概况

97年12月16日某厂NO.4机组(300MW)锅炉断水烧干锅，大机组中罕见，损失重大。秦皇岛热电厂NO·4炉断水烧干锅造成水冷壁大面积损坏的重大事故旁路高加出口阀抽汽高加疏水阀高加入口三通阀生产事故案例八——秦皇岛电厂NO.4机组断水烧干锅事故事故情况及原因1机组带150MW负荷，由于汽压和水位波动，主值将水位切为手调，用调整汽动给水泵转速来控制水位。后“高加水位高〞致保护动作，高加解列。由于三通阀故障，导致锅炉断水，当时CRT画面上仍显示“旁路导通〞，此乃误显示，这就是事故之起因。2断水后低水位保护未动作。机组投入商业运行后发生的事故案例八事故中应吸取的教训：(1)一定要使设备处于健康状态〔如三通阀故障、CRT误显示〕；(2)一定要投保护。退出要报批和有替代措施，此亦管理问题；(3)要提高人员素质〔此次未及时发现断水，参数大幅度变化时，没及时采取措施〕故必须加强培训，要有事故预想。谈谈水位计就地双色水位计；电接点水位计；DCS差压水位变送器〔接保护〕，该炉保护定值为＋300mm、－381mm。三台水位变送器测得汽包水位，经三取二得到的中间值在CRT上显示并进入保护。当时由于伴热过度、水位虚高〔CRT上为－328mm〕，达不到－381mm，于是保护拒动。机组投入商业运行后发生的事故案例九石景山热电厂NO.4机组严重超温超压平安门拒动的重大事故该机组为200MW供热机组，95年底投产，96年底发生事故。1.根本情况：96.12.13.该机因低真空保护动作跳闸，主汽门关闭。但因“机跳炉〞联锁未投入，加之主汽系统四只平安门全部拒动(脉冲门动作后，主门拒动)，导致锅炉承压部件严重超温超压〔主汽温度超了36℃，过热器出口压力超了53.3%〕。尽管具体超温时间没报导，但性质十分严重，一定要做金相组织分析，硬度测定和寿命评估，必要时应予更换。此外大幅度超压，尽管未炸开，但承压部件和炉管肯定严重受损，这将大大影响其寿命，应作损伤程度的测定和评估，必要时应予更换。2.事故原因：(1)经查，事故前射水泵失电，启动失败，致使汽机真空急降，低真空保护动作，机组跳闸，由于“机跳炉〞连锁未投，造成机组甩负荷后燃料未联动切断。(2)由于安装时未按图施工，漏装了脉冲门后压紧螺栓防松钢丝，导致填料松动并被汽流吹失。于是，当脉冲门动作后，主门活塞上部无法建立将阀门翻开的压