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一起液态排渣炉炉膛爆炸事故的分析侯明生 (四川省电力公司成都 610061)〔摘要〕介绍了一起由炉膛底部水冷壁管过热爆管引发炉膛灭火继而发生炉膛爆炸的事故过程和原因分析，提出了相应的防范措施。
〔关键词〕锅炉爆管炉膛爆炸2000年1月某电厂发生了一起液态排渣炉炉膛爆炸事故。
事故的情况比较特殊，有必要对事故的原因作深入的分析，找出防范措施，以防止类似事故的发生。
事故发生在2号炉，该炉1977年9月投入运行，运行参数为：主蒸汽流量230 t/h，主蒸汽压力9.8 MPa ，主蒸汽温度530℃。
1 事故前的情况事故前2号炉基本是满负荷运行，当班渣口值班员10:20看到炉底靠后墙侧流出一股象流渣一样的液体，落在地面上溅开，象电焊火花一样耀眼。
约10:50又看到捞渣机上方炉底侧流出一股象流渣一样的液体，落地同样溅发出耀眼的火花。
随后听到一声巨响。
10:53，一个正在2号炉8 m层炉水取样槽旁边工作的焊工突然发现乙侧观测孔喷出火星，随后又喷出两股带火星的烟灰，他顿时感到炉膛压力反正要出事，随即转身顺着旁边的楼梯往下跑，快跑下楼梯时，听到一声巨响。
10:54，锅炉监控人员听到一声巨响(应为焊工听到的同一声响)，锅炉房有大量汽浪和烟灰喷出，控制屏上2号炉炉膛负压冲至+200Pa随后降至-200Pa，汽包水位降至-320mm，一次风水柱大量喷出，灭火保护火焰光柱全部熄灭。
据此判断2号炉已熄灭，运行人员立即拉开2号炉给粉电源开关，作紧急停炉操作。
2 设备损坏情况(1) 炉本体在4号角8 ～22.5 m高度爆裂开，缝宽最大约400 mm；3号角后墙折焰处过热器连箱爆开一条长约500 mm的缝；尾部烟道过热器后墙向后爆开最宽处有500 mm的缝；整个后墙外移突出，最大位移达420 mm；乙侧水冷壁管向外位移，最大达150 mm。
(2) 炉本体前墙、侧墙10.95，13.7 m层各有一根圈梁被炉墙外挤，在拐角处圈梁连接螺栓M20被折断，掉落在8 m平台上。
典型质量案例汇编目录说明............................................................................... 错误！未定义书签。
编者按 ............................................................................... 错误！未定义书签。
一、锅炉篇 (2)二、汽管篇 (15)三、电仪篇 (33)四、土建篇 (44)五、焊接篇 (63)六、综合篇 (80)一、锅炉篇（一）锅炉高强螺栓梅花头割除不规范质量案例案例回放：2008年7月，由东方锅炉厂设计制造的海门电厂2#锅炉，钢结构安装进入承载前监检阶段，有部分扭剪型高强螺栓尚未终拧，用电动螺栓枪无法操作，螺栓的梅花头没拧断，另外约有1000套螺栓没安装，锅炉钢架班要在短时间内完成这项工作较困难。
在施工部会议上，质检员要求在监检前终紧高强螺栓，扭剪型高强螺栓尾槽扭断必须采用力矩板手，确因位置问题无法拧断时，需使用校验过扭矩扳手按施工扭矩终紧，螺栓头可用钢锯处理，不得用火焊切割，终拧后留有梅花头的高强螺栓要涂上红色标记并做好记录。
钢架班接到赶工任务后，于7月2日组织人员对未打断梅花头的部分螺栓进行处理，要求工人在3天之内完成螺栓终紧任务，由于班组长分配这项工作时交底不清，而导致工人在处理梅花头的过程中为了贪图方便使用火焊对梅花头进行切割，整个切割过程在晚上进行，并且私自涂上油漆，企图蒙混过关。
（见下图）原因分析：1. 技术交底不清，对高强螺栓终拧安装钢架班班长没有按作业指导书要求对员工进行再交底，特别是没有对中途调入的人员进行技术交底。
2. 重视不够、措施不力。
锅炉项目从钢架开工以来，对钢架组合安装工作从思想上不够重视，没有针对百万机组的复杂性和创国家优质工程金奖目标特点，采取有效措施，有分工但执行不到位。
火力发电厂典型事故案例火灾事故篇黔北电厂#1机机头着火事故(2003年)【事故经过】2003年12月15日,早班，#1机组负荷300MW，A、B汽泵运行，CCS投入，接班检查及巡检均未发现#1轴承处有油烟及其异味，10：25安监科朱XX出集控大门便见机头#1轴承与高压缸前保温冒烟起火，回集控喊灭火，机长陈X其立即带领人员至机头灭火，值长安排立即停运大机排烟风机，适当增大轴封汽压力，防止火苗被#1轴承箱内微负压吸入，同时，监视大机#1轴承振动、瓦温、回油温度及其它安全监视重要参数，均正常。
火势扑灭后，检查主机各重要参数无异常，检查系前箱结合法兰处有油轻微外渗，渗出的油顺着基座逐渐侵入缸体及高排处的保温，引起着火。
现场安排两名值班人员就地一直监视守侯，并备好消防器材，以防再次着火，并立即通知公安科人员及厂部、分场领导到现场。
同时联系检修检查，并拆除被烧焦保温，准备重新更换。
11时00分经厂部同意，解除主机轴振大跳机保护，由检修将#1轴承箱罩壳掉开后重新投入保护。
11时18分负荷250MW，值长令稳定该负荷运行。
恢复轴封汽母管正常压力，配合检修拆除高缸与#1轴承处浸油的保温，并进行更换保温层的工作。
【事故原因】此次火灾事故是由于#1轴承前箱的连接法兰处有轻微渗油，由于该处温度高，轴封漏汽较大，很难监视检查，造成长期渗油，油顺基座侵入高压缸及排汽口的保温，在高温环境下发生自燃引起着火。
若当时火灾未得到及时发现及扑救，其后果不堪设想。
【存在的问题及反措】这次火灾事故给我们再次敲响了警钟，一定要对漏油、渗油的地方采取适当的措施，将缺陷及时登入并通知检修处理，消除火灾隐患。
此次事故还向我们提出了一个深刻的问题，那就是作为一名合格的值班员，该怎样做才能及时有效地发现车间内存在的隐患，这是我们一项长期的工作。
因此我们日后的工作必须从小处着手，达到以下几个方面的要求。
1.日常工作中，注意对主厂房内积油及其它易燃易爆物品及时清除，杜绝各种火源的存在，特别是电缆沟、汽机油系统、锅炉燃油系统、高温设备等重点防火部位，要坚持每班进行专项防火检查，对易漏渗油的部位除大值检查外，分场还要每周一查。
事故案例一、某电厂1月15日8号炉水冷壁泄漏分析报告（一）、事件经过2017年1月15日15:23，8号机组负荷820MW，“炉管泄漏”报警信号发出，现场检查锅炉前墙8层半发现异音，判断为受热面泄漏，申请停炉处理。
1月16日5:50，机组解列。
经检修处理后，机组于2月3日13:03并网恢复。
（二）、检查情况1.设备概况8号炉为东方锅炉（集团）股份有限公司生产的DG3000/26.15-Ⅱ1型高效超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
炉膛宽为33973.4mm，深度为15558.4mm，高度为64000mm，整个炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，炉膛由下部螺旋盘绕上升水冷壁和上部垂直上升水冷壁两个不同的结构组成，两者间由过渡水冷壁和混合集箱转换连接，介质流向自下而上。
上部垂直水冷壁管子规格为Φ31.8×7.5，材料为SA-213T12,节距63.5 mm，前墙共布置534根，分别引入11只出口集箱，最终由各集箱出口连接管引入水冷壁出口混合集箱。
2.现场检查情况停炉冷却后检查发现前墙水冷壁出口左数第6集箱左数第33根泄漏，位置在8层半观火孔标高上约1米，泄漏方向朝向炉内，爆口呈喇叭状，爆口边缘锋利，管子明显胀粗，爆口长度约33mm，宽度约9mm（见附图1、2），从爆口宏观形貌分析判断为短时过热造成。
对泄漏管内部及对应入口、出口联箱进行内窥镜检查，未发现异物（见附图3），检查发现该管段有一只焊缝内部周圈凸起明显（见附图4），测量最大凸起部位对应管道内径为12.1mm（水冷壁管子规格为Φ31.8×7.5，内径为16.8mm），检查此管段工地焊口共5只，测量内部管径分别为16.2mm、16.1mm、15.9mm、15.8mm、15.6mm。
3.取样检验情况对8号炉前墙水冷壁出口左数第6集箱左数第33根爆口管进行取样分析，爆口处、爆口边缘的金相组织为铁素体+碳化物，铁素体晶粒沿形变方向被拉长，球化级别为4-5级（见附图5）；爆口背面，金相组织为铁素体+珠光体，球化级别2.5级（见附图6）。
电厂生产事故锅炉典型事例剖析案例14#4机高旁异常动作事故一、事故经过2003年7月9日上午10时40分，#4机汽机房传来一阵蒸汽流过的声音，值班员发现高旁控制器红灯闪烁——高旁打开了！大屏幕上负荷曲线从298MW逐渐往下走，来势突然，#4机组人员立即各就各位，值长，运行部、厂部等领导陆续赶来现场，检修部的相关人员也开始研究处理措施。
因为可供借鉴的成熟的经验较少，后果无法预料，大家都尽可能地想象可能出现的情况，并提出对应的办法。
从11点至12点40分，汽机人员主要是配合检修人员处理旁路油站故障，锅炉人员主要是控制汽温。
锅炉班员也考虑了许多稳定机组和调节水位的办法，包括预投油枪，预启备用炉水泵，预启电泵，设高水位等等，因为水位高跳值比低跳值少得多，所以只将水位设定在+25mm，以后的事态发展表明，这一决定是正确的；汽机班员也将负荷变化率改为10MW/min，负荷目标值已输入框内，只需再点击“OK”按钮。
因为旁路油站不知何时才能恢复正常，所以许多设想没有预先实施，但经过这一个多小时的热身，大家都已有了比较充分的思想准备，相信能渡过难关。
12时30分，旁路油站恢复正常，机组所有人员在单元长的指挥下，准备关闭旁路。
12点40分，高旁缓慢关至30%，水位三冲量自动调节，波动反复且幅度很大，汽机门前压力有所上涨，一切还算正常。
因为高旁30%以下必须一次关完，危险就出现了！在将小机切为手动调节之前的最后一次水位波动是这样的：水位下降，三冲量系统根据水位下降的速度快速加大小机开度，一分钟内两台小机均以跟踪至100%，就在这时，主汽压力超高，如不降下，局面将无法控制，汽机人员点击负荷设定“OK”键，水位迅速上升至+200 mm，单元长令打掉A小机，锅炉人员同时启动电泵，切B小机控制到手动且往下减，幸运的是没有卡涩，减至90%以下后，立即增加电泵勺管开度，水位在+200 mm作短暂停留后，便转头向下，低至-140 mm左右，便开始逐渐回升至正常水位，危险基本度过，后来大家又一鼓作气，加负荷，并A小机，启F制，倒厂用电，负荷又重上290MW！二、事故总结从这次高旁误动过程我们可以看到高旁异常可分为三个阶段：1、高旁自动打开，照理说应该也是比较危险的，但这次可能开得比较慢，只是见到负荷下降，别的现象出现较迟，希望有高人能提供这方面的经验。
火力发电厂热控典型违章操作案例分析及对策在电力生产过程中，是严格遵守电力行业安全操作规程，还是背离它，对电力生产和人身安全的影响极大。
虽然一般事故的发生都带有一定的偶然性，即使是严格遵守安全规章制度也未必绝对不会发生事故，但事实说明，违章操作往往是导致事故发生的主要原因之一。
笔者在从事电力生产热工技术监督工作过程中，通过对发电机组非停原因分析，发现不少非停原因与专业人员违章操作有关。
因此，抓好遵章教育，减少和杜绝违章操作，对保证安全生产具有重要意义。
一、违章操作的类型所谓违章操作是指不严格遵守安全操作规程的动作或行为。
从工业心理学的角度来看，违章操作主要分为2大类，即无意违章和有意违章。
无意违章是在无意的状况下所造成的背离安全操作规程的动作或行为。
无意违章操作也可分为2种状况，其一是当行为者或操在意识不清醒的状态下发生的违章行为。
如突发性癫痫患者、精神病人患者在发作期间，其意识混乱、神志不清，在这种状态下发生的操作行为，往往是不由自主的、无行为责任能力。
其二是，虽然操或行为人处在清醒状态下，但由于某种生理、心理缺陷或无知造成违章。
如在程控系统中，设备的启动有先有后，假设把应该先启动的变后，后启动的改先，违反安全操作程序，就可能造成设备毁损、人员伤亡的事故发生。
事实上无意违章实际上都并非纯粹无意，而是和缺乏安全意识有关，这种在缺乏安全意识的状态下盲目进行操作的行为本身就是一种有意违章。
有意违章又可称为有意违章。
这里也有2种状况：一是操作规程或注意事项本身订得不合理、不科学，但又没有能及时修订、完善。
例如，有些安全操作规程订得过于繁琐，甚至有重复和矛盾之处。
操在实际工作中逐渐摸索出一套更加安全可靠的操作要领、操作程序，因而在操作中不再遵守老的安全规范。
这种有意违旧章〔与原有的规范不符合〕不仅是同意的，而且应该激励并加以推广，并及时对老旧规范进行补充修改。
这是使安全操作规范不断进步的契机。
但遗憾的是，不少企业仍在使用十几年前的规程制度。
火力发电厂典型事故案例热工事故篇盘电扫卫生误碰“发变组故障”信号回路引起跳机（1998年）【事故经过及处理】1998年12月30日15时10分，#2机组满负荷正常运行，突然#2机跳闸，“主汽门关闭”，“MFT”动作灭火，首跳原因为“发变组故障”，即紧急停机后检查，无任何保护动作，各部分保护回路上也无工作，而只见热控保护室内有热控人员做卫生。
于是重新吹扫炉膛后点火，于15时42分机组并网成功。
【事故原因】由于热控人员在保护屏上清扫卫生时，误碰“发变组故障”信号回路，使得保护出口，同时跳机和灭火，是事故的直接原因。
【暴露的问题】1.由于热控人员工作或清扫卫生时误动、误碰而引起的事故，已经发生过多次，甚至引发过严重后果。
这类事件的一再发生，暴露了我们部分部门的安全管理工作，停留在表面上，流于形式；安全的宣传教育未深入人心，落到实处。
2.工作人员安全意识不强，工作时粗心大意，在重要场所干活，不得严密的技术和组织措施，也未执行事故预想制度。
【防范措施】1.加强安全管理，首先领导认识、工作要到位，加大宣传教育力度，奖惩得法，使安全工作变为职工的自觉行为。
2.合理的安排工作和工作人员，对重要场所的工作，安排有经验、责任心强、业务好的人员进行；并采取有力的防范措施，加强监护。
3.改进卫生工具，改进清扫办法。
4.加强检查维护和定期试验工作，防止信号、保护回路的中间环节出现卡、松、脱线、堵塞现象，保证他们的工作正常。
黔北电厂MFT 动作跳机分析报告（2004年）【事故经过】2004年4月13日，五值早班，#1机组300MW负荷运行，500 kVⅠ、Ⅱ串环网运行，黔鸭Ⅰ、Ⅱ回运行，#1启备变热备用，A、B引风机，A、B送风机，A、B一次风机，B、C、D 磨及A密封风机运行，B密封风机备用，A磨检修，炉侧除一次风自动外，其余自动均投入，主汽压力15.58MPa，主汽温度537℃，再热汽温540℃，再热汽进出口压力3.6/3.4MPa，氧量4%，送风量2030km3/h，主蒸汽流量910t/h，给水流量923t/h。
火力发电厂热工保护误动拒动原因分析及处理措施摘要：火力发电厂作为重要的能源供应单位，承担着供应电力的重要任务。
热工保护系统在发电厂中起着至关重要的作用，能够及时保护设备，保证发电过程的安全和稳定。
然而，在实际运行中，热工保护系统出现误动和拒动的情况时有发生。
基于此，文章深入探究热工保护误动拒动的原因，然后提出相应的处理措施，希望可以为相关人员提供参考。
关键词:火力发电厂；热工保护；误动拒动引言热工保护系统作为发电行日常运行中重要的组成部分，不仅能够提高机组主辅设备的安全与可靠性，同时还能对设备故障进行有效保护，及时停止设备运转，有效缩小故障范围，为检修和维护工作提供了极大便利，进而极大降低因机械故障造成的财产与人身损失。
一、火力发电厂热工保护误动拒动原因分析（一）系统设计热工保护系统误动和拒动的原因主要是系统设计中冗余不足。
在热工保护系统中，各个CPU处理器和数据交换装置并没有采用冗余配置的模式，缺乏备用装置。
这就意味着当某个CPU处理器或数据交换装置发生故障时，系统无法自动切换到备用装置，从而可能导致误动或拒动的出现。
同时，单通道采用的输入和输出信号没有进行充分的保护。
与此同时，单一模件采用了单模件或TSI的振动设计，当通道或模件发生损坏时，就会导致误动的情况发生[1]。
这说明系统对于输入和输出信号以及模件的保护措施仍然有所欠缺。
此外，机架、CPU和卡件都采用了单一的电源供应，如果电源发生故障，设备和模件的运行就会受到影响。
（二）工作环境火力发电厂作为一个特殊的工作环境，其热工保护系统在运行中面临一些挑战。
工作环境的湿度要求对保护系统的正常运行至关重要，然而，在火力发电厂中，湿度往往难以控制在一个理想的范围内。
特别是在潮湿混浊的环境条件下，一些就地设备容易发生结露现象，例如端子板等。
这就会对热工保护系统产生严重的影响，可能导致误动和拒动的发生。
结露现象会导致火力发电厂的DCS系统受到直接影响。
