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事故案例10个

案例一：再热屏泄漏事故

【事故经过】

某电厂#1机组启动并网，启动前对#1炉再热器屏和水冷壁

管壁厚进行了测量，均在合格范围，进行水压试验合格。

7月4日17时51分，#1炉膛负压突升至3631Pa，锅炉MFT

动作，#1-1、#1-2一、二次风机跳闸，#1炉汽包水位快速下降，

加大给水流量仍无法维持，17时56分#1汽机打闸停机，发电机

与系统解列。

7月10日16时检查，漏点为33米处西侧再热屏和对侧水

冷壁。水冷壁管有一根爆破，再热屏有两根管不同程度冲刷泄漏，

再热屏泄漏点处的两根管之间的鳍片焊缝开裂。经测量管道壁厚

后，更换壁厚减薄的水冷壁管15根（每根1米）、再热器管3

根（每根0.8米）

【原因分析】

1、再热屏扭曲变形，长时间没有及时更换，存在薄弱环节，

是造成本次再热屏泄漏的根本原因。

2、锅炉发生断煤等突发情况，运行处置不当造成锅炉参数

急剧变化是再热屏产生热应力的直接原因。

3、再热屏漏点附近管壁厚度未有减薄现象，说明本次再热

屏泄漏不是磨损造成。

【防范措施】

1、尽快安排#1机组大修，更换再热屏，消除隐患。

2、加强入炉煤配煤管理，避免两条给煤线同时断煤情况发

生；

3、加强运行人员现场操作培训，提高应对突发事件的处置

能力。（设备部金属专业）

案例二：疏水爆管停机

【事故经过】

某电厂因为对机炉外管的监督管理不到位，疏水管道壁厚低

于标准，焊口布置不合理，以及焊口工艺质量不良等原因，造成

疏水管爆破停机。

2004年04月02日10时00分，运行值班人员突然听到机

房内一声巨响，汽机房有大量蒸汽，主汽参数下降，润滑油温由

39℃迅速升到46℃，派人就地检查发现，12米平台全是蒸汽和

保温碎片，初步判断为机外汽水系统爆破。因漏汽量太大当时无

法准确确认漏汽部位，值长令开高低压旁路，快速降压减负荷。

值长请示中调同意后，启电动给水泵，打跳A、B小机，破坏真

空紧急停机。

现场检查确认为1号高压导管疏水管（工程设计为Ф48×

3.512Cr1MoV）破裂,疏水管从高压导管疏水管座第一道焊口处断

开,整个爆管管段全部崩裂飞出，断裂成为两部分。爆口沿管道

轴向撕裂，爆口长130mm，宽约130mm。爆口没有减薄和蠕胀现

象，爆口可见金属光泽，立即进行换管处理。

【原因分析】

1.爆破的疏水管道其材质12Cr1MoV，管材规格为Ф48×

3.5mm，符合工程设计的要求。高压导汽管疏水管的蒸汽参数：

压力16.7MPa，温度537℃。根据SDGJ6-90《火力发电厂汽水管

道应力计算技术规定》计算，采用Ф48mm的12Cr1MoV管，最小

理论壁厚为4.8mm（没有加腐蚀余量和制造偏差）。而原高压导

汽管的疏水管使用的是Ф48×3.5mm的12Cr1MoV管，使用的管

子厚度不能满足介质运行时的强度需要，是造成此次事故的直接

原因。

2.在发生爆管的管段上共集中有10道焊口，焊口之间的距

离最小为60mm，最大为130mm，焊口之间的距离不符合《火力发

电厂焊接篇》中“两个对接焊口间距离不得小于管子直径，且不

得小于150mm”的规定。而爆口两侧的焊缝之间的距离也只有

130mm，是造成此次事故的间接原因。

3.从爆口管段上的焊口来看，原始焊口存在明显的缺陷，

焊口外观较差。同时按《火力发电厂焊接篇》的规定此类参数的

管子应使用全氩弧焊接或氩弧焊打底、电焊盖面的焊接工艺，但

原焊口都采用的是全电焊焊接，无法保证焊接根部焊接质量，是

造成此次事故的间接原因。

【防范措施】

1.对关键部位的机、炉外管道和运行环境恶劣的机、炉外

管道进行一次普查，从设计、材质、安装、检修、运行等各方面

进行全面检查和壁厚测量，找出存在的问题、隐患并及时处理。

对所有不符合强度要求的高压疏水管道进行更换。

2.结合机组检修、停备机会，认真检查与主系统联接的疏

放水系统管件，不满足主系统设计条件的疏放水系统要提高标

准，提高材质，确保机组安全运行。

3.完善机、炉外管的技术台帐和档案，加强压