锅炉事故案例.docx

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锅炉事故案例

一、宁波市北仑港发电厂“3.10”电站锅炉爆炸事故

1993年3月10日，浙江省宁波市北仑港发电厂一号机组发生一起特大锅炉炉膛爆炸事故（按《电业生产事故调查规程》界定），造成死亡23人，重伤 

      8人，伤16人，直接经济损失778万元。

该机组停运132天，少发电近14亿度。

（一）事故经过 

      1993年3月10日14时07分24秒，北仑港发电厂1号机组锅炉发生特大炉膛爆炸事故，人员伤亡严重，死23人，伤24人（重伤8人）。

      北仑港发电厂1号锅炉是美国ABB－CE公司（美国燃烧工程公司）生产的亚临界一次再热强制循环汽包锅炉，额定主蒸汽压力17.3兆帕，主蒸汽温度540度，再热蒸汽温度540度，主蒸汽流量2008吨／时。

      1993年3月6日起该锅炉运行情况出现异常，为降低再热器管壁温度，喷燃器角度由水平改为下摆至下限。

3月9日后锅炉运行工况逐渐恶化。

3月10日事故前一小时内无较大操作。

14时，机组负荷400兆瓦，主蒸汽压力15.22兆帕，主蒸汽温度513度，再热蒸汽温度512度，主蒸汽流量1154.6吨／时，炉膛压力维持负10毫米水柱，排烟温度A侧110度，B侧158度。

磨煤机A、C、D、E运行，各台磨煤机出力分别为78.5％、73％、59％、38％，B磨处于检修状态，F磨备用。

主要CCS（协调控制系统）调节项目除风量在“手动”调节状态外，其余均投“自动”，吹灰器需进行消缺，故13时后已将吹灰器汽源隔离。

事故发生时，集中控制室值班人员听到一声闷响，集中控制室备用控制盘上发出声光报警：

“炉膛压力‘高高”’、“MFT”（主燃料切断保护）、“汽机跳闸”、“旁路快开”等光字牌亮。

FSS（炉膛安全系统）盘显示MFT的原因是“炉膛压力‘高高”’引起，逆功率保护使发电机出口开关跳开，厂用电备用电源自投成功，电动给水泵自启动成功。

由于汽包水位急剧下降，运行人员手动紧急停运炉水循环泵B、C（此时A泵已自动跳闸）。

就地检查，发现整个锅炉房迷漫着烟、灰、汽雾，人员根本无法进入，同时发现主汽压急骤下降，即手动停运电动给水泵。

由于锅炉部分PLC（可编程逻辑控制）柜通讯中断，引起CRT（计算机显示屏）画面锅炉侧所有辅助设备的状态失去，无法控制操作，运行人员立即就地紧急停运两组送引风机。

经戴防毒面具人员进入现场附近，发现炉底冷灰斗严重损坏，呈开放性破口。

（二）事故原因 

      该起锅炉特大事故极为罕见，事故最初的突发性过程是多种因素综合作用造成的。

以下，仅将事故调查过程中的事故机理技术分析结论综合如下：

      1．运行记录中无锅炉灭火和大负压记录，事故现场无残焦，可以认定，并非煤粉爆炸。

      2．清渣过程中未发现铁异物，渣成份分析未发现析铁，零米地坪完整无损，可以认定，非析铁氢爆炸。

      3．锅炉冷灰斗结构薄弱，弹性计算确认，事故前冷灰斗中积存的渣量，在静载荷下还不会造成冷灰斗破坏，但静载荷上施加一定数量的集中载荷或者施加一定数量的压力，有可能造成灰斗失稳破坏。

      4.事故发生后的检验结果表明，锅炉所用的水冷壁管材符合技术规范的要求，对水冷壁管断口样品的失效分析证实，包角管的破裂是由于冷灰斗破坏后塌落导致包角管受过大拉伸力而造成的。

      5．对于事故的触发原因，两种意见：

      一种意见认为，“3.10”事故的主要原因是锅炉严重结渣。

事故的主要过程是：

严重结积渣造成的静载加上随机落渣造成的动载，致使冷灰斗局部失稳；落渣入水产生的水汽，进入炉膛，在高温堆渣的加热下升温、膨胀，使炉膛压力上升；落渣振动造成继续落渣使冷灰斗失稳扩大，冷灰斗局部塌陷，侧墙与冷灰斗连接处的水冷壁管撕裂；裂口向炉内喷出的水、汽工质与落渣入水产生的水汽，升温膨胀使炉膛压力大增，造成MFT动作，并使冷灰斗塌陷扩展；三只角角隅包角管先后断裂，喷出的工质量大增，炉膛压力陡升，在渣的静载、动载和工质闪蒸扩容压力的共同作用下，造成锅炉21米以下严重破坏和现场人员重大伤亡。

因此，这是一起锅炉严重结渣而由落渣诱发的机械一热力破坏事故。

      另一种意见认为，3月6日～3月10回炉内结渣严重，由于燃烧器长时间下摆运行，加剧了灰斗结渣。

这为煤裂角气和煤气的动态产生和积聚创造了条件。

灰渣落入渣斗产生的水蒸汽进入冷灰斗，形成的振动加速了可燃气体的生成。

经分析计算，在0.75秒内局部动态产生了2．7千克以上混合可燃气体，逐步沿灰斗上升，在上升过程中，由于下二次风与可燃气混合，混合温度在470度左右（未达着火温度）。

突遇炽热碎渣的进入或火炬（燃烧器喷焰）随机飘入，引起可燃气体爆炸，炉膛压力急剧升高，炉膛出口压力达2.72手帕以上，触发MFT动作。

爆炸时，两侧墙鼓出，在爆炸和炉底结渣的联合作用下，灰斗与两侧墙连接处被撕裂，灰斗失稳下塌，包角管和联箱水平相继破裂，大量水汽泄出，炉内压力猛烈升高，使事故扩大。

      6．锅炉投入运行后，在燃用设计煤种及其允许变动范围内煤质时出现前述的严重结渣和再热汽温低、局部管段管壁超温问题，与制造厂锅炉炉膛的结构设计和布置等不完善有直接关系，它是造成这次事故的根本原因。

      另外，除上述诸技术原因外，北仑电厂及有关单位在管理上存在的一些问题，也是导致这起事故发生的原因：

     该事故机组自3月1日以来，运行一直不正常，再热器管壁温连续超过报警温度。

虽经采取调整火焰中心，加大吹灰和减轻负荷等措施，壁温超限问题仍未解决。

按ABB-CE公司锅炉运行规程规定，再热器壁温的报警温度为607度，3月6日至3月10日，再热器壁温多在640度和670度之间，锅炉负荷已从600兆瓦减至500兆瓦，再减至450兆瓦，到3月10日减至400兆瓦，再热器壁温仍严重超限。

按运行规程规定，再热器壁温严重超温采取措施而无效时，应采取停炉措施。

运行值班长曾多次向华东电管局总调度和浙江省电管局调度请示，但上级部门非但不同意停炉，而且还要求将锅炉负荷再提高一些，要求锅炉坚持运行到3月15日计划检修时再停炉。

结果因结焦严重，大块焦渣崩落，导致该起特大事故发生。

      因此，该起事故原因的认定结论为：

制造厂锅炉炉膛设计、布置不完善及运行指挥失当；是一起锅炉设备严重损坏和人员群亡的责任事故。

事故的直接原因是锅炉严重结渣。

（三）防范措施 

      国内大型电站炉结渣的问题比较普遍，为接受北仑港事故教训，举一反三，电力工业部于1993年9月24日至28日召开了大型电站锅炉燃烧技术研讨会，邀请科研、制造和大专院校的专家参加，提出技术改进和加强管理的措施，提高电站锅炉的安全运行水平。

      为预防事故再次发生，具体的防范措施如下：

1、制造厂（ABB-CE）应采取措施，解决投产以来一直存在的再热器汽温低和部分再热器管壁温度严重超限的问题。

      2．制造厂应研究改进现有喷燃器，防止锅炉结焦和烟温偏差过大的问题。

在未改进前，制造厂应在保证锅炉设计参数的前提下，提出允许喷燃器下摆运行的角度和持续时间。

      3．锅炉设计中吹灰器布置密度低，现在吹灰器制造质量差，制造厂应采取措施加以改进。

在未改进前，电厂应加强检修、维护和管理，提高现有吹灰器的可用率，必要时换用符合要求的吹灰器。

      4．制造厂应研究适当加强冷灰斗支承的措施，以提高其结构稳定性又不致影响环形集箱的安全。

      5．制造厂应采取措施加装必要的监视测点，如尾部烟温、烟压测点、过热器减温器进出口汽温测点、辐射式再热器出口汽温测点等，并送入计算机数据采集系统。

      此外，还应考虑装设记录型炉膛负压表。

      6．制造厂应对冷灰斗的积渣和出渣系统的出渣增加必要的监测手段，包括增加必要的炉膛看火孔，以便检查锅炉结渣情况。

     7．制造厂应对不符合安全要求的厂房结构、安全设施、通道、门、走、平台和扶梯等进行改进，如大门不能采用卷帘门，看火孔附近要有平台等。

      8．切实加强燃煤管理。

电力部和其他上级有关部门应共同解决锅炉燃煤的定点供应问题。

电厂要加强对入厂煤、火炉煤的煤质分析和管理，完善配煤管理技术。

      9．电厂应严格执行运行规程，加强对锅炉的运行分析和管理工作。

应及时提出锅炉运行情况的分析意见和异常工况的应急措施。

      10．对事故中波及的设备和部件进行仔细的检查。

恢复运行前必须进行炉内空气动力场和燃烧调整试验。

二、电站锅炉加氧吹管引发灼伤的事故分析

（一）事故经过

2003-05-13，某电厂2×300MW机组工程3号锅炉吹管进入加氧吹管阶段，加氧临时系统见图1。

16：

00，对左全屏过热器进行加氧吹管工作。

在氧气瓶接入支路前，安装单位工作人员打开排气门对其支管路进行2次每次约十多分钟的蒸汽吹扫，并消除了加支路接头漏气的缺陷。

17：

45，调试单位的指挥人员来到0米加氧点进行现场指挥，发现加氧蒸汽吹扫A、B2控制门未关闭，指挥施工人员将该两阀门关闭，接入2组氧气瓶（每组10瓶），并将2组氧气支管路C、D阀门打开，此时压力表P1为12MPa。

18：

20，左全屏过热器加氧吹管准备工作全部完成。

19：

00，此时汽包压力为5.8MPa，过热器温度为427℃。

在听到吹管指令后，工作人员打开加氧控制B阀门，在开启阀门过程中突然一声巨响，2个控制加阀门及连通管同时被烧化、炸裂，大量的蒸汽冲出，造成1人脸、手、胸部严重灼烫伤，2度烫伤面积达60％，另有2人轻度烫伤。

（二）事故原因分析

（1）光谱分析表明，吹管加氧临时系统阀门、管材符合要求。

（2）吹管加气系统临时管路蒸汽吹扫不彻底，在加氧吹管前的2次十多分钟对临时管路的吹扫时，未对氧气支管路和压力表支管路进行吹扫，加氧系统临时管路存在油脂。

  在加氧过程中，氧气与支管路的油脂接触，形成氧化反应，在打开加氧控制阀门B时，氧与高温蒸汽接触，而产生爆燃，使加氧控制A、B阀门和连通管路烧断，从而使加氧操作人员烫伤。

（3）一般说的油脂是指润滑油脂，实际上就是加稠化剂稠化了的润滑油，其化学组成十分复杂，主要组成成分为烷烃、环烷烃、芳香烃和不饱和烃等多种烃类有机化合物。

不管外部条件如何，油的氧化是一个必然的过程，油发生氧化会有氧化分解产物，在高温的作用下，油的烃类物质的碳链会发生断链和脱氢，其分解产物会有大量低分子烃类气体。

  所以在蒸汽吹管时，附着在加氧管道内壁上的油脂先在高温的作用下，生成大量低分子烃类气体。

烃类气体跟大量氧气进一步发生剧烈反应，引起爆炸。

  （三）采取的防范措施

（1）加气临时系统氧气管道的设计、施工及验收要求，应符合《氧气站设计规范》（GB50030-91）。

①加氧临时系统是采用多个氧气瓶并联在母管上，每个氧气瓶与加氧线管利用?

28mm的铜管连接，且氧气瓶本体用丝扣活络接头与各铜管连接，以便于在加氧吹扫过程上安全，方便、快捷地更换用完的氧气瓶，加氧母管也使用?

28mm的铜管；加氧母管与各空气门管道用?

16mm的合金钢管连接，加氧母管上的截止门和调节门均使用针型阀，以便于控制每次加扫的加氧量。

   ②吹扫前，加氧临时系统的所有管件都应通过1.25倍氧气瓶压力的水压试验。

   ③为防止临时系统内积油，发生管道、阀门等烧化的情况，临时系统的所有阀门、管道安装前用CCL4进行彻底清洗，特别是阀门都进行解体清洗、脱脂后用紫外线检查法或溶剂分析法进行检查。

脱脂合格后的管道、阀门，应及时封闭管道口，密封阀门，并充入干燥氮气。

   ④加氧临时系统所有焊口都经氩孤焊打底，并通过100％无损探伤。

临时系统布置要合理，紧凑，并搭建平台。

氧气瓶设有固定装置，氧气瓶到母管的连接管用支架固定，防止管子晃动造成口开裂。

   ⑤压力计要使用标明“禁油”的氧气专用压力计，且应在无油条件下校检合格。

（2）在锅炉首次点火升压过程中有加氧点的空气门管道应进行充分的蒸汽冲洗。

锅炉进入加氧吹管阶段，为了防止锅炉内的蒸汽倒窜，在加氧母管末端的管道上安装逆止阀，见图1中注。

加氧冲管前，该逆止阀不装，以便利用锅炉内的蒸汽倒窜，冲洗加氧临时管路内残存的油污。

（3）加氧临时系统附近布置消防器材并有专人负责，系统周围布置相应的护栏并挂警告牌，禁止无关人员入内。

（4）备足符合初压要求的氧气瓶。

 通过采取完善临时加氧系统，对临时加氧系统进行脱脂处理以及蒸汽吹扫等相应的技术措施，包括该厂4号锅炉和湖南耒阳电厂二期锅炉基建调试等均未发生类似事故。

三、锅炉炉膛煤气爆炸事故案例

     1.事故发生经济及破坏情况

    2000年9月23日上午10时15分，潞宝煤气发电厂厂长指令锅炉房带班班长对锅炉进行点火，随即该班职工将点燃的火把从锅炉从南侧的点火口送入炉膛时发生爆炸事故。

    尚未正式移交使用的煤气发电锅炉在点火时发生炉膛煤气爆炸，炉墙被摧毁，炉膛内水冷壁管严重变形，最大变形量为1.5米。

钢架不同程度变形，其中中间两根立柱最大变形量为230mm，部分管道、平台、扶梯遭到破坏，锅炉房操作间门窗严重变形、损坏。

锅炉烟道、引风机被彻底摧毁，烟囱发生粉碎性炸毁，砖飞落到直径约80m范围内，砸在屋顶的较大体积烟囱砖块造成锅炉房顶11处孔洞，汽轮发电机房顶13处孔洞，最大面积约15m2，锅炉房东墙距屋顶1.5m处有12m长的裂缝。

炸飞的烟囱砖块将正在厂房外施工的人员2人砸死，别造成５人重伤，3人轻伤。

爆炸冲击波还使距锅炉房500m范围内的门窗玻璃不同程度地被震坏。

    事故发生后，当地有关部门非常重视，迅速赶赴事故现场组织抢救，对死伤人员进行了妥善处置。

潞城市政府责成有关部门和人员对事故进行了调查。

    2.事故前设备状况

    该锅炉为无锡锅炉厂1999年11月制造，产品编号为99077，无锡市锅炉压力容器检验所对该锅炉进行了监检，监检证书号为G99X186，锅炉安装单位为山西省电力公司建设三公司。

该炉2000年1月6日到货，4月20日开始安装，5月30日水压试验合格。

8月13日第一次点火进行烘炉，至9月6日锅炉进入调试，9月9日72小时试运行结束，9月10日～9月13日3日电建三公司对调试中提出的问题进行消缺处理。

9月16日下午2时锅炉点火进行机组试运行，17日因煤气供应不足停炉。

此后点火试运均由电厂进行。

    3.事故原因分析

    此次爆炸事故是由于炉前2号燃烧器（北侧）手动蝶阀（煤气进气阀）处于开启状态（应为关闭状态），致使点火前炉膛、烟道、烟囱内聚集大量煤气和空气的混合气，且混合比达到轰爆极限值，因而在点火瞬间发生爆炸。

具体分析如下：

1、当班人员未按规定进行全面的认真检查，在点火时未按规程进行操作，使点火装置的北蝶阀在点火前年于开启状态，是导致此次爆炸事故的直接原因。

    2、煤气发电厂管理混乱，规章制度不健全，厂领导没有执行有关的指挥程序，没有严格要求当班人员执行操作规程，未制止违规操作行为，责职不明，规章制度不健全也是造成此将爆炸事故的原因之一。

    3、公司领导重生产、轻安全，重效益、轻管理。

在安全生产方面失控，特别是在各厂的协调管理方面缺乏有效管理和相应规章制度，对各厂的安全生产工作不够重视，也是造成此将爆炸事故的原因之一。

    4.预防事故发生的措施

（1）潞宝集化实业总公司要认真贯彻落实国家有关锅炉压力容器的法律、法规和江泽民总书记的重要讲话精神，真正从思想上吸取教训，引以为戒，制定出有效的详细的安全措施，健全各项安全管理制度。

（2）进一步完善各级安全生产责任制，明确锅炉安全管理的有关事项和要求，把锅炉的安全管理工作落到实处。

    （3）各有关部门要严格执行各项规章制度及操作规程，层层落实，责任到人，消除麻痹思想和侥幸心理，操作程序规范化，从组织指挥、安全措施、规章制度、操作规程上彻底堵塞漏洞，消除隐患，从而防止类似事故再次发生。

四、某卷烟厂锅炉烧干锅

 一、事故概况及经过

    1988年10月21日3时40分，某卷烟厂一台SZW10一1．27型锅炉发生严重烧干锅事故，造成对流管、水冷壁管全部烧坏，上、下锅筒严重脱碳，过渡烟道烧化，空气预热器损坏225根管，这几部分失去使用价值而报废。

这次事故的直接损失95000元，间接损失150000元。

10月20日晚，当班司炉工未认真检查水位的情况下，错误地将缺水判为满水而关给水泵。

当发现汽压下降，炉膛出现正压现象时，又错误地判断为车间用汽量大而增大了锅炉的给煤量。

当发现上锅筒、下锅筒均已烧红，炉顶烧塌，炉膛内听到倒塌声音后才布置停炉。

此后虽采取了一系列措施，但锅炉已严重损坏。

    二、事故原因分析

1．司炉工严重失职，违章操作。

    当班司炉工在未认真观察到水位表的水位情况下，又没有采取叫水措施就认为是满水（分析认为已经缺水）而关闭了给水泵，加剧了锅炉缺水程度；后虽发现缺水开启了3号给水泵，但给水泵的进出口阀门均未打开，形成泵的空转；当锅炉汽压不断下降时又认为车间用汽量大，又增加了锅炉给煤量，加快了锅炉烧坏的程度。

    2．劳动纪律松懈，管理不善。

    锅炉房虽有交接班制度，司炉工在交接班时未认真执行；司炉班长擅自将司炉工分成小班。

    3．安全附件失灵，自动水位调节器有故障，但未采取措施。

    三、防止同类事故的措施

1．严格执行规章制度，对违章操作的，严重失职的人员要处理。

    2．要经常保持设备和安全附件处于完好状态。

五、天津大港电厂锅炉炉膛爆炸事故案例

1.事故概况

   1979年3月1日，天津大港电厂1台300MW发电机组亚临界锅炉在运行中发生炉膛爆炸。

该锅炉系从意大利进口，额定蒸发量为1025t/h，额定蒸汽压力17.8MPa，额定蒸汽温度540/540℃。

事故发生前，锅炉控制室接到中心调度室的命令，要求发电机组减负荷20MW，在尚未进行操作，发现锅筒水位下降，蒸汽压力下降到10MPa。

而燃油和总风量却同时上升，燃油量由43t/h增至50t/h，各风压表指示均达最大值。

锅炉操作人员发现异常，立即进行处理，给水切为手动，水位由-100mm调整到正常水位；主控制器切为手动未成；燃油切为手动，燃油量回落到43t/h。

在进行处理的同时又发现，2台送风机导向板开度已达100%，所有风压表指示已达最大值；火焰电视显示无火焰，2个火焰扫描器指示灯却亮着，当即按下电视伸进按钮以消除摄影机未伸进的可能性，火焰扫描器指示灯仍然未灭，当即判断燃烧不正常是由于送风挡板自动失灵，进风量过大造成。

将送风自动切为手动，并将挡板关小。

由于燃烧不好，汽压继续下降，负荷也自动下降。

当送风挡板关到40%位置时，各风压表指示仍在最大值附近摆动。

此时一声巨响，发生炉膛爆炸，“火焰故障”自动跳闸。

事故发生后，炉膛甲乙两侧燃烧器的风箱的风道均被炸开，甲侧比乙侧严重；甲侧空气预热器出口风道变形，乙侧空气预热器出口风道破裂；烟气再循环入口烟道和部分伸缩节也有损坏；燃油变压器的电缆遭到破坏。

直接经济损失40万元，停发电半年。

   2.事故分析

1）锅炉烟道出口挡板既无操作机构，又无固定装置，锅炉运行时烟道挡板自行关闭。

由于锅炉运行时烟道产生震动，而烟气流动时对挡板形成一个自行关闭的趋势。

同时，挡板结构上10个中轴的曲臂和公共连杆自重较大，对挡板也产生一个自行关闭的力矩。

挡板关闭后，炉膛燃烧产物无法排出，造成炉膛压力升高，燃烧恶化。

由于正常燃烧工况遭到破坏，蒸汽压力和负荷下降，自动调节系统动作，加大给油（由43t/h增至50t/h）和进风（各风压表指示均达最大值），进一步恶化了燃烧工况，造成炉膛灭火。

灭火后并未立即切断给油与进风，使炉膛中的油与空气混合物达到爆炸极限。

此时炉膛第一层燃烧器的点火装置仍在运行以及炉膛灭火后炉墙的高温蓄热，引起炉膛爆炸，是一起典型炉膛灭火而引发的炉膛爆炸事故。

   2）炉膛超压保护装置未投入使用。

该锅炉设计有炉膛超压保护装置，从试运行直至事故前，该保护装置由于未调试好，一直未投入使用。

按超压保护要求，当炉膛压力超过6kPa时，自动立即切断给油与送风。

但由于未投入炉膛超压保护装置，烟道挡板关闭，炉膛压力超过了规定值，无法自动切断给油与送风，进一步恶化了燃烧工况，造成灭火爆炸。

   3）燃烧器的火焰扫描器灵敏度未进行调整，不能反映燃烧器运行状态。

当燃烧恶化，电视显示无火焰时，火焰扫描器的指示灯却依然亮着。

为操作人员正确判断延误了时间。

   4）由于相关保护装置或未投入，或灵敏度未调试，不能为操作人员判断提供正确信息，致使操作人员错误判断炉膛燃烧不好是由于送风机挡板失灵所致，错过了采取紧急措施的时机。

   简评　锅炉发生炉膛爆炸必须具备3个条件：

一是燃料是以气态形态存在炉膛中，发生炉膛爆炸的锅炉应是以油、可燃气体或煤粉为燃料；二是燃料与空气的混合比达到了爆炸极限，不同燃料的爆炸极限不同。

爆炸极限的范围是从下限到上限之间，低于下限，或高于上限，均不会发生爆炸；三是存在点燃混合物的温度。

3者缺一不可。

燃油、燃气、燃煤粉锅炉在锅炉点火启动过程或锅炉运行突然灭火，就可能形成炉膛爆炸3个条件同时存在。

天津大港电厂炉膛爆炸事故以及其他一些炉膛爆炸的教训，在1980版和1987版《蒸汽锅炉安全技术监察规程》，为了防止燃油、燃气以及燃煤粉锅炉发生炉膛爆炸，相继作出了一些规定：

烟道挡板应有操作与固定装置是吸取了天津大港电厂事故的教训；必须有点火程序控制和熄火保护装置。

点火程序控制防止点火启动过程中爆炸3要素同时存在，熄火保护装置是防止锅炉运行突然熄火爆炸3要素同时存在。

安全规范的一些要求是在总结事故经验教训的基础上提出的。

六、郑州某电厂过热器爆管

（一）事故概况及经过

河南省郑州某电厂，一台与12兆瓦发电机组配套的65吨／时锅炉，过热蒸汽额定压力为3．82兆帕、额定温度为450℃，是某锅炉厂1976年的产品。

该炉1988年初投入运行，运行到1989年4月便发生过热器管大量胀粗及多次爆管事故，被迫停炉检修，1989年11月25日停炉抢修时，由于时间较紧，在未查明原因的情况下，将爆破的6根过热器管在案箱根部割除，并将管口堵死，然后继续投入使用。

1990年1月20日又因大面积爆管被迫停炉大修，共更换了23根过热器管（包括11月25日堵死的6根及部分胀粗管），造成了较大的经济损失。

（二）事故原因分析

该炉过热器分为两级，I级过热器为直径38×3．5毫米的20#钢管，Ⅱ级过热器直径42×4毫米的15CrMo（铬钼）钢管，爆管部位多发生在I级过热器（I级爆管9根，Ⅱ级爆管4根），破口表面粗糙不平，破口边缘呈钝边，并不锋利，表面有较厚氧化皮，管口胀粗1—2毫米，判断为长期过热而引起的爆管。

查阅该炉运行记录，结果表明：

长期以来，主蒸汽温度多在额定温度以下运行，没有过热蒸汽超温的记录。

查阅化学分析记录发现，锅炉给水品质合格，但有一侧饱和蒸汽和过热蒸汽品质严重超标，而另一侧饱和蒸汽和过热蒸汽品质基本符合要求，化验人员早有发现，但未引起足够的重视，继续在这种状态下运行。

对胀粗较严重的管子进行了割管检查：

管内积盐严重，厚度达l0毫米左右，尤其在下部U型弯头部位，管孔几乎堵死。

锅炉投入运行仅一年，过热器积盐如此严重，说明蒸汽受到了严重的污染。

对于中压以下锅炉，蒸汽含盐主要是因汽水分离效果不好，由机械携带所引起的。

对锅筒内部进行检查，发现锅筒内壁与其连接的密封角铁的连接处，设计上为满焊，但实际上制造厂只进行了点焊；密封角铁与汽水入口档板连接处，制造厂出厂时为点焊，要求现场满焊，但现场焊接质量不好，密封性差；旋风分离器入口结合面处石棉垫脱落。

这些将导致：

进入锅筒的汽水混合物大部分没有经旋风分离器进行一次分离，而是出现了汽水短路，在饱和蒸汽出口处