锅炉运行事故案例汇编Word下载.docx
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34、其它事故案例
3
1、锦州电厂3号锅炉安全阀校验升压实跳造成炉外管道爆破事故
事故经过：
1999年7月9日，3号锅炉在安全门热态整定过程中，高温段省煤
器出口联箱至汽包联络管直管段发生爆破，造成5人死亡，3人严重
烫伤。
事故原因分析：
事故由于该段钢管外壁侧存在纵向裂纹，致使钢管的有效壁厚仅为
1．7mm左右，从而导致在3号锅炉安全门整定过程中，当主蒸汽压力
达到16．66MPa时，钢管有效壁厚的实际工作应力达到材料的抗拉强
度而发生瞬时过载断裂，发生爆破。
事故总结：
1、锅炉压力容器安全阀校验采用升压实跳的方式，会造成锅炉管
道蒸汽压力超压，导致锅炉管道寿命减少容易造成锅炉和炉外管道爆
破，后果严重；
2、锅炉压力容器安全阀校验采用升压实跳的方式，会造成噪音污
染，安全阀起跳次数多，会带来密封面的损坏；
3、纯机械弹簧式安全阀及碟形弹簧安全阀可使用安全阀在线定压
仪进行校验调整。
校验调整可以在机组启动或带负荷运行的过程中（一
般在60％～80％额定压力下）进行。
2、韶关电厂4号锅炉重复发生水冷壁爆管事故
1991年3月21日，韶关电厂4号锅炉小修结束，汽轮机超速试
4
验完毕准备并网时，突然炉膛一声巨响，汽包水位直线下降无法控制，
紧急停炉。
检查发现前墙水冷壁爆管一根，爆口在卫燃带附近100㎝
处，爆口附近同一循环回路共有25根管产生不同程度的变形。
经抢
修更换爆破的和变形严重的水冷壁管14根。
于24日18时再次点火，
25日03:
24带负荷40MW,主蒸汽压力9.3MPa，主蒸汽温度490℃，电
接点水位计指示+30mm，炉内又发生一声巨响，汽包水位直线下降无法
维持，再次紧急停炉。
检查发现后墙水冷壁管一根爆破，爆口在卫燃
带上方约80cm处，爆口周围10多根水冷壁管不同程度变形。
这两次爆管的情况基本相同，经检查外观爆口特征和金相分析，
断定为短期超温爆管。
事故是由于运行人员在锅炉起动过程中，两次
未按规定清洗汽包就地水位计，而且未与电接点水位计核对，控制室
内水位计不能正常投入运行，电接点水位计与就地水位计不符，而出
现假水位工况未能及时发现，致使锅炉严重缺水爆管。
1、严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足（指能
正确指示水位的水位表数量）。
2、经常校对水位计，就地与远传数值基本一致。
3、锅炉控制室内至少要有两只性能可靠的远传水位计。
4、按规定及时冲洗水位计。
5、当锅炉所有汽包水位表记全部失灵，运行中无法判断锅炉汽包
水位时，应立即紧急停炉。
6、对于短期过热引起的爆管，一般要求防止锅炉汽包低水位、过
5
量使用减温水引起过热器内水塞和作业工具、焊渣等异物进入锅炉管
道而造成堵塞等措施。
3、洛河电厂1号锅炉发生导汽管爆破事故
1991年8月22日17:
45，1号锅炉点火起动；
22日20:
55，1号
汽轮机冲转；
23日06:
42，并网带负荷20-30MW，汽轮机、电气做试
验；
23日14:
45，带负荷60MW，投粉一层；
23日16时，导汽管爆破，
被迫停炉。
事故的主要原因是由于锅炉水动力调整不当，使各屏水流量不均
匀，造成导汽管超温爆管。
1、对于长期超温引起的爆管，就要弄清由于锅炉热力偏差、水力
偏差还是结构偏差所引起的超温，以便采取相应的对策。
2、锅炉的过热器、再热器、导汽管等应有完整的管壁温度测点，
以便监视各导汽管间的温度偏差，防止超温爆管。
在启动时，应监视
水平烟道烟温，过热器、再热器管壁温度禁止超过规定值。
3、定期进行锅炉炉膛、烟道蒸汽吹灰，以消除热偏差，防止受热
面局部超温。
4、石景山热电厂发生锅炉超温、超压事故
1996年3月13日00:
29，4号机组由于直流控制电源总熔丝熔断，造
6
成直流操作电源消失，4号机组跳闸，汽轮机主汽门关闭。
因“机跳炉”
联锁未投入运行，机组甩负荷后燃料没有联动切断。
最高主蒸汽压力达
21.3MPa、主蒸汽温度达576℃，而额定过热器出口压力为13.7MPa、汽包
压力为15.88MPa、主蒸汽温度为540℃。
运行人员在事故处理过程中，当手动开启脉冲安全门锅炉压力不
降时（安全门、PCV阀拒动），没有按规程果断切断制粉系统，致使锅
炉承压部件严重超温、超压。
1、运行中锅炉主汽出口压力超过安全门动作压力（含PCV阀）而安
全门拒动同时手动PCV阀又无法打开时，应立即手动停炉。
2、机组运行时锅炉主汽、再热冷、热段安全门、Pcv阀，厂用汽
管道所有安全门必须全部投入，严禁随意解列运行系统安全门，防止
系统超压。
3、锅炉超压水压试验和热态安全门校验工作应制定专项安全技术
措施，防止升压速度过快或压力、温度失控造成超压超温现象。
5、某电厂发生锅炉超压爆管事故
某电厂1999年6月5日，根据锅炉大修工程进度安排，准备安
全门定砣。
11时30分，值长下令锅炉点火；
12时先后投入1-3号
油枪，锅炉开始升压；
13时，再热器安全门开始定砣；
13时30分结
束，之后锅炉继续升温升压；
当压力升到15.8MPa时，锅炉分厂副厂
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长等人来到锅炉乙侧脉冲安全门平台（标高46.5，面积11.69㎡），
准备进行一次汽系统安全门定砣。
14时02分锅炉主汽压力升至
16.2MPa时，值长下令进行事故放水、向空排汽试验，继续升温升压。
15时06分，当主汽压力达到17.2MPa时，突然一声巨响，大量汽水
呼啸而出，热蒸汽迅速笼罩锅炉间，经检查锅炉高温省煤器出口联箱
至汽包联络管的直管段突然爆裂，爆裂发生在直管段上，沿轴向开裂，
裂口长470mm左右；
爆口中间部位在汽水反作用力作用下，形成“∨”
形弯；
爆口方位正对着乙侧一次汽系统安全门，乙侧部分联络管保温
层被吹坏。
当即将锅炉分厂副厂长等八名同志严重烫伤，其中五人医
治无效死亡。
本次安全门定砣压力为16.66MPa，爆管时压力为17.2MPa，介质
温度为290℃左右,超压引起爆管。
在锅炉安全门定砣过程中，当主汽
压力达到17.2MPa时，钢管有效壁厚的实际工作应力达到材料的抗拉
强度而发生瞬时过载断裂，导致联络管纵向开裂。
1、锅炉超压水压试验和热态安全门校验工作应制定专项安全技术
措施，防止升压速度过快或压力失控造成超压现象。
2、安全阀未经校验的锅炉，在点火试运启动和在安全阀校验过程
中应有防止超压的措施，并在专人监护下实施。
3、做好锅炉发生超压、超温等事故预想及防范措施。
4．锅炉在
超水压试验和热态安全阀整定时，严禁非试验人员进入现场。
6、新乡电厂发生2号锅炉满水造成2号机组轴系断裂事故
8
1990年1月25日03：
20，在2号锅炉灭火后，在恢复过程中，因给
水调整门漏流量大（漏流量达120T/H），运行人员未能有效控制汽包
水位，导致汽包水位直线上升，汽温急剧下降，造成汽轮机水冲击。
运行人员未能及时发现汽温急剧下降，使低温蒸汽较长时间进入
汽轮机。
低温蒸汽进入汽轮机，造成汽缸等静止部件在温差应力作用
下变形，转轴弯曲，动静部件发生径向严重碰磨，轴系断裂。
水位表失灵和指示不正确、锅炉水位保护拒动、给水系统故障、
违反运行规程、误判断、误操作等是造成锅炉汽包满水和缺水事故的
主要原因。
从汽包水位测量系统的配置、安装和使用以及给水系统的维护等
方面出发，制定相应的反事故技术措施。
7、遵义发电厂发生人员伤亡事故
2001年5月9日0时20分，遵义发电厂8号炉捞渣机，在运行
中因发生断链条故障停运抢修，0时35分左右，司炉将8号炉捞渣
机关断门甲侧密封挡板全部关闭，乙侧因机械卡涩有一块挡板未关上，
并汇报值长，等待检修人员来现场抢修；
4时30分左右，检修人员将
捞渣机链条修复，要求试转。
5时40左右，试转成功，但刮不上灰，
检修判断链条从甲侧转角压链导轮下脱出，并要求反转和放掉捞渣机
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内的水。
值长未同意反转，只吩咐运行人员用高压水冲洗压链导轮。
在放水之前令司炉投一支油枪稳燃，压链导轮冲洗出来后，检修工撬
链条复位没有成功，准备采用割断链条复位的方法处理。
6时40分左
右，炉内突然垮下大块焦渣，将关断门挡板接合部冲开一条缝，红灰
从关断门挡板缝隙中喷射而出，将在捞渣机旁平台上做抢修准备工作
的4人烧伤，4名伤员在医院救治中陆续死亡3人，1人重伤。
1．未执行安规规定。
在捞渣机故障处理时，按有关规定要求运行
人员投油稳燃，保持负压，并关闭关断门密封挡板等措施。
2．未采取有效的应急措施。
工作负责人由于技术业务素质不高，
判断处理缺陷能力不强，对面临的不安全工作环境及时间越长，危害
性就越大的险情认识不足，未进一步采取防止突发事故的有效应急措
施。
以上是造成这次人身伤害的主要原因。
施工负责人，到现场后设备缺陷查找不准确，技术素质不高，工
作时间太长，达5小时之久。
检修提出放密封水槽水时，许可人没有
按规程“短时间内不能处理完应放灰”的规定，也没有采取补充安全
措施就同意工作，在执行工作许可中，未采取安全措施。
1、定期对各级人员进行安全技术培训，提高安全技术防护水平。
2、加强职工的自我保护意识的教育，在险情大的情况下要有应急
措施；
请有实际经验的老工人、老同志进行经验教育，增加青年职工
的经验知识。
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3、经常对职工进行安全思想教育，强化职工的安全意识，做到“三
不伤害”“勿忘安全、珍惜生命”。
坚持反习惯性违章活动。
4、各级人员要重视人身安全，认真履行自己的安全职责，认真掌
握各种作业的安全措施和要求，并严格遵守各种规程制度。
8、2000年9月8日某电厂发生人员伤亡事故
2000年9月8日某电厂一值丙班2号炉正常运行中，2时30分，
负荷150MW主汽压力13．6MPa，主汽温度537℃，化学人员联系2号
炉进行定期排污，2时40分左右，司炉准备执行排污工作、第二副
司炉出去排污，2时45分，主控人员突听一声巨响伴随振动，监盘人
员不知何情况，赶紧检查盘面表计均无变化，出外面发现甲乙两侧至
零米楼梯口冒出大量蒸汽，炉后B角底部上放水门开启，炉前D角定
排一次门开启。
与此同时，将炉前D角和炉后B角底部上放水门关闭。
爆破管道停止冒汽，之后到零米找人，发现第二司炉在地面躺着了，
赶紧送往医院治疗，鉴定二度烫伤，烫伤面积70%，经医院全力抢救
无效，于9月9日22时30分，因呼吸衰竭死亡。
事故后，在现场
复查阀门位置，发现炉后B角定排一次门开了1．2圈。
经初步分析，副司炉在去底部排污时，本应将炉前D角和炉后B角
的定排一二次门打开，而错误将与之相连的炉前D角和炉后B角的上放
水门当作定排二次门打开，由于部分电动小阀不严漏汽，使炉侧高压
汽水介质流至低压管路，造成上放水系统管道爆破，大量高压蒸汽喷
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出，将正在此处的副司炉冲打到零米地面烫伤，抢救无效死亡。
运行人员对系统、对设备不熟，排污时又不认真核对阀门名称，开
错阀门。
1、加强各项工作的安全管理，加大监察整改力度，保证生产设备
与现场环境的安全。
2、应经常进行各种形式的安全思想教育，提高职工的安全防护
意识，掌握安全防护方法。
3、应定期对主要生产人员进行安全规程制度的考试，明确安全
职责，强化安全意识。
4、应定期对全体员工进行紧急救护法的培训，尤其是使全体员
工熟练掌握触电急救方法。
5、加强各项工作的安全管理，加大监察整改力度，保证生产设
备与现场环境的安全。
6、各疏水管道中，节流阀后的管材应与阀前一样，防止阀门开启
后造成阀门后管道超压。
9、海电#6炉灭火、满水、减水分析
2006年5月25日16：
35分，#6炉负荷230MW，#1、2空预器、
吸风机、送风机、一次风机。
#1、2、3、4、5磨组运行，参数正常。
#3磨组断煤50秒后#2、4、5磨组火检突然全部消失，灭火保护发“丧
失全部火焰”信号，炉灭火，立即联系快降负荷，机恻负荷最低降至
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十三万，司炉检查灭火保护动作正常。
满足吹扫条件开始吹扫，此时
因降负荷给水补水量较大，后期水位反弹，快速升至+460mm吹扫中断，
恢复水位正常继续吹扫，17：
00炉侧乙再热气温478度，机侧490度，
汽机跳闸，发电机跳闸，汽机跳闸后汽包水位被压至-360mm吹扫再次
中断，联系热工强制此信号，再次恢复吹扫，17：
11吹扫完成点火成
功，17：
40负荷230MW，各参数正常。
媒质差，断煤，火检显示存在一定问题易造成此次灭火的主要问
题，灭火后值班员对设备特性了解不足，对给水量的大小，水位将会
产生的变化分析作出正确的判断。
致使在快速减负荷过程中给水量过
大，使水位失控造成吹扫中断，耽误启动时间，是造成汽温下将是汽
机跳闸的主要原因。
1、锅炉灭火后联系汽机快减负荷时，应根据减负荷情况调整给水
量，对减负荷过程中出现的虚假水位应有正确的判断，此外，汽机降
负荷速率应根据机前压力的下降情况设置，尽量使机前压力保持稳定，
降负荷过快压力不稳定会给炉侧调整水位造成一定的难度。
2、灭火后及时关小二次风门，减小冷风对锅炉的快速冷却并及时
检查各减温水门是否有泄露，必要时关闭就地手动门，以防温度降的
过低。
3、运行人员加强事故处理能力，值班员应对锅炉灭火后的水位发
展趋势以及汽机快减负荷对水位产生影响有正确判断，做好事故预想。
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10、海电#5炉后屏过热器泄漏事故
2005年3月12日15：
00#5炉负荷245MW，4台磨运行，各参数
正常，自动投入炉膛负压-80pa突然反正+120pa蒸汽流量不正常小于
给水流量60t/h左右，汽包压力有所下降检查发现炉膛出口处甲侧后
屏过热器处烟温明显低于乙侧，四管泄露报警，测点图打开，就地可
听到明显的泄露声。
立即降低主汽压力，联系降低负荷，维持水位正常，申请停炉。
1、燃烧调整不当，火焰中心上移或火焰偏斜造成过热器区域烟温
2、升高或烟气侧热偏差大。
3、过热器管壁长期超温及飞灰磨损或高温腐蚀。
4、吹灰管安装不正确，对过热器管造成冲刷磨损。
5、管子被异物堵塞，造成管壁局部过热。
6、蒸汽品质不合格，过热器管内壁结垢造成传热恶。
7、减温水使用不当造成蒸汽侧热偏差过大。
减温器内喷嘴脱落堵
8、塞管口造成流量不均
9、管材质量不良或安装检修焊接不良
1、运行中加强火焰调整，避免火焰中心偏斜。
2、定期吹灰避免结焦结渣防止超温超压运行
3、加强燃烧调整改善贴壁氧量防止高温腐蚀
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4、锅炉停运七天以上应进行有效的防腐方法进行保养防止炉管腐
蚀。
5、加强对减温水焊缝、内壁冲刷、外表腐蚀现象的金属检查发现
问题及时更换。
6、定期对受热面管子寿命评估，以确定是否要大面积更换。
7、过热器再热器省煤器管束发生爆漏应及早停运防止冲刷损坏其
他管段扩大损失
8、保证合格的给水、炉水、蒸汽品质。
11、海电#4炉事故放水误动的分析
3月13日23时12分#4炉做定期工作：
事故放水电动门传动试验。
#4机负荷190MW，在操作开一次门时，二次门联动，且一、二次门状
态变“黄色”，事故放水管过水，迅速就地关闭二次门，DCS画面关闭
电动一次门。
炉侧水位最低瞬间至-110mm，其他参数均正常。
电气检
查一、二次门电源均正常，0时20分热工检查逻辑为一次门有指令动
作，二次门无动作指令，其他未见异常。
14日16时应安监要求，#4
炉做事故放水电动门传动试验，正常，原因待查。
在做事故放水门传动试验过程中，值班员没有做好充分的事故预
想，没有派人就地检查事故放水门的动作情况，以至于在操作开启一
次门的过程中二次门联动开启没有及时发现，造成汽包水位低，是此
事件的主要原因。
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各班组认真组织分析此次事件，并能从吸取教训，举一反三，严
禁在定期工作中出现类似不安全事件。
以后做类似定期工作（如冷却风机切换、油泵切换、电动门传动
试验等）必须派人到就地检查，并做好联系工作，方可进行试验，同
时做好相关的事故预想。
12、山西榆社电厂#4炉汽包水位低MFT一类障碍事件
事故前运行方式：
#4机负荷300MW，主汽压力15.8MPa，主汽温度538℃，再热蒸汽
压力3.4Mpa，再热蒸汽温度538℃，真空77.56KPa，炉膛负压-90Pa，
水位0mm，#4-1、#4-2引风机、送风机、一次风机运行，#4-1、#4-3
给水泵运行，A、C、D、E制粉系统运行，汽包水位自动，机组协调控
制，汽机TV开度99%，GV开度30%，RSV开度99%，IV开度100%，单
阀控制。
12月3日21时38分#4机负荷突然由300MW降至246MW，高调门
由30%开至100%，CRT画面上TV、GV、IV、RSV全在开启位，21：
42
在调整过程中，#4炉汽包水位低造成锅炉MFT，机跳闸，发电机与系
统解列。
汽机跳闸后，就地查TV2全关，而CRT画面上显示TV2全开，
判断为TV2阀在运行中关闭造成负荷突降，查追忆在负荷突降前曾有
关TV2阀指令发出。
后经热工检查发现TV2的VP卡（阀位卡）故障，12
月4日2时50分更换备用VP卡并经重新标定TV2恢复正常。
后就地
16
检查发现#4机#1中压主汽门蒸汽引导阀接口漏油。
经处理#4机#1中
压主汽门蒸汽引导阀漏油，11月4日5时43分＃4炉点火，7时08
分定速，7时15分＃4发电机并网。
8时44分，＃4机负荷至70MW时，
＃4－1给水泵运行中掉闸，首出记忆为“给水泵入口压力低”，＃4－
3给水泵联启，15秒后掉闸，首出记忆为“给水泵入口压力低”，汽包
水位低，MFT动作，汽机、发电机联跳。
9时＃4炉点火，9时23分＃
4发电机并网。
10时38分＃4机负荷至90MW，主汽温度突降到汽机不
允许值，汽机手动打闸，发电机联跳，炉灭火。
11时15分＃4炉点火，
12时46分＃4发电机并网。
15时40分＃4炉燃烧稳定，全撤油枪。
1）、12月3日21时38分负荷突降原因：
TV2的VP卡（阀位卡）
故障，运行中TV2关回，造成负荷突降至246MW。
2）、12月3日21时42分汽包水位低引发MFT动作原因：
负荷突
由300MW降至246MW后，运行人员减弱燃烧降压速度慢，水位调整不
及时，致使水位低MFT动作。
3）、12月4日8时44分给水泵掉闸水位低MFT动作原因：
因运
行人员操作给水泵勺管开度范围幅度过大，当时除氧器压力低，使给
水泵入口压力低于定值1.0MPa，掉闸，＃3给水泵联启后由于延续＃1
给水泵勺管开度，流量大，同样使给水泵入口压力低于1.0Mpa定值，
在经延时15秒后＃3给水泵掉闸，水位低至－300mm，MFT动作。
4）、12月4日10时38分甩汽温打闸原因：
运行人员在调整汽温
时，过热器一级左减温水流量开的过大，造成汽温突降。
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强化300MW机组运行人员培训，尽快提高运行人员专业技术水平，
增强运行人员对异常情况处理能力，防止因运行操作不当引起机组停
运事件发生。
13、山西榆社电厂#3炉掉大焦M
升级会员 