山西某供电厂电除尘器煤气管道漏气中毒
一、事故概况及经过
1982年8月16日9时，山西某供电厂副工长王某到除尘器电场内检查设备情况，当即昏倒在电场内，当时同行的工长牛某以及青年工人赵某立即下到电场去营救，结果也相继昏倒在地，另一名工人迅速用电话通知有关单位。此时附近工人闻讯自动前来抢救，但未配带防毒面具，致使事故扩大，中毒人员不断增加，共有32人中毒，其中死亡2人，重度中毒和中度中毒各8人，轻度中毒14人。
二、事故原因分析
该供电厂加热用煤气管道阀门漏气，使除尘器电场内充有煤气，检查设备的职工对煤气安全防护知识、安全防护措施缺乏了解，抢救中毒人员时又指挥不当，秩序混乱，且不戴好防毒面具，抢救过程中连续不断地发生多人中毒，均没有采取果断有效措施，导致中毒人员不断增加，扩大了事故的伤亡程度。
广西某电厂锅炉下降管爆破
一、事故概况及经过
1988年1月1日16时20分，广西某电厂一号锅炉(蒸发量为130吨／时)在检修后启动过程中，当调试安全阀时，锅筒四根下降管位于斜顶棚上部的管段突然发生爆破，大量高温汽水喷出，将炉顶上部四周的护墙护板冲开，站在锅筒平台出口处的徒工黄某某被烫立即死亡，钟某某被汽浪从26米平台推落到7米运转层平台上摔跌、烫伤严重，技术员蒋某某从炉顶29．5米处跳下，掉在厂房外离地3米高的风道上，伤势严重。此外，还有四人被烫伤。
事故后检查发现，从锅筒右起第二排前、后，第三排前、后共四根下降管爆破，爆破口是从锅筒管接头焊口下10多毫米处将下降管撕开，从此处至前墙直管段部分约3米多处，有的弯成几段，有的碎裂成几块，飞至12米远处。各碎片均密布很多腐蚀坑，有的碎片已腐蚀穿孔，有的碎片有深浅不一的龟背纹状腐蚀沟。管子内表面焊纹可见，未见有腐蚀现象。
二、事故原因分挤
1．对安全生产管理不严。这起事故是由于锅炉下降管外壁大面积腐蚀，管壁减薄造成的。该炉1983年6月23日，1984年5月12日和5月24日曾经在7米标高和4米标高处发生过下降管爆管事故，原因都是外腐蚀严重，管壁减薄所
造成的。但没有引起足够的重视，只检查9米以下下降管，忽视了对整个下降管的全面检查。
2．由于燃用劣质煤，锅炉燃烧不稳定，经常正压运行，炉型密封性差，炉顶及护板内积灰严重，使这部分管子长期淹没在煤灰中，加上南方气候潮湿，停炉期间煤灰吸湿严重，加速了管子的腐蚀。
3．该锅炉投运以来，只做比工作压力稍高一点的水压试验，未按规程要求定期做超压水压试验，使存在的隐患未能及时发现。在做水压试验时，均未打开护板检查，因而已腐蚀穿孔的管子也未能发现。
三、防止同类事故的措施
1．要在检查过程中，贯彻“安全第一，预防为主”的方针，全面检查管子的各个部位，特别是腐蚀较严重的部位，及时采取措施消除。
2．要加强使用管理，杜绝影响管子腐蚀的各种因素如积灰、潮湿等。
辽宁某发电厂脱氧器爆炸
一、事故概况及经过
1981年1月11日8时23分，辽宁省某发电厂脱氧器发生爆炸，死亡9人，重伤3人，轻伤3人，直接经济损失500余万元。
是日7时40分，该厂7号机组汽机运行一班司机发现脱氧器水位仅为1．5米，低于1．8至3．2米的规定水位，就用电话与化学水分厂联系供水，同时通知司泵把水泵开大一点。7时55分，汽机运行二班司机、副司机在接班时发现脱氧器水位只有1．6米，仍未达到规定水位，就不同意接班。此时，运行一班副司机从控制室（9．6米）下至零米，在1号泵已开的同时又打开2号水泵。8时19分，水位达1．8米，压力为4．7公斤，双方这才同意交班。在一班正、副司机离开控制室行至6号机组时，二班司机追出声称脱氧气压力偏高，要他们返回去。当一班副司机返回控制室，二班司机随后返回而未进控制室前，突听一声闷响，于是2人便急忙转向梯口向上部脱氧器方向察看，此时巨爆发生，26米高层建筑全部塌落；位于26米高处的脱氧器，碎片横飞，180吨温度在150度以上的热水倾泻而下，从零米的司泵到9．6米的控制室全被建筑预制构件所
覆盖，厂房玻璃全部破碎，两面承重高墙向外张裂，同时引起24万伏变压器着火。
二、事故原因分析
1．运行一班在二班强调脱氧器水位不够的情况下，增开了一台低温水泵供水，水位上升，但压力下降。为保证脱氧质量，须升高压力，升压来源有2个：即二段抽气压力26．5公斤，或三段抽气压力13公斤。按规程规定在15万负荷时不能开二段抽气。一班为急于下班，打开二段抽气（事故后检查二段抽气阀门全开）造成压力急剧上升，直至脱氧器超压而爆炸。
2．设备有缺陷，7号机组抽气调节门失灵，其它机组抽气调节门也都不好使。在脱氧器压力升高时，操作人员失去调节压力手段，于是不得不将进气压力靠阀门进行调节，拆除自保磁，小开小关控制进气，使阀门漏量越来越大。而且开、关失灵，有时能开不能关。电动开关不好使，还得靠手动。另外，靠阀门调节，手柄没刻度，只能凭估计调节。7号机组事故前，二段抽气光信号失灵，开关动作只有绿灯亮，红灯不亮，造成操作工的盲目性。
脱氧器的重要附件——安全阀与脱氧器最大承受压力相近，起不到保险作用。
3．管理不善。长期以来，只重视高压容器，忽视低压容器。没有认识到属于低压容器的脱氧器能够爆炸。所以，从不作定期检修，有时虽有检修，亦不作探伤试验和压力试验。事故前机组工作同志已提出：二段轴气开关不好使，要求电气给予检查，但直至事故发生，也一直未进行检修。
4．1980年以来，该厂曾发生过数起伤害事故，但均未作严肃处理。输煤系统，粉尘超过国家标准若干培，事故现场，脱氧器周围浮尘约半尺厚，积尘造成煤尘爆炸。而且，从输煤到粉碎整个生产系统完全是敝开式作业，危险性极大
宁波市某发电厂电站锅炉爆炸
1993年3月10日14时7分，宁波某发电厂与l号机组配套的锅炉发生了炉膛爆炸，造成死亡23人，重伤8人，轻伤16人；锅炉标高21米以下损坏情况自上而下趋于严重，冷灰斗向炉后侧塌倒呈开放性破口，侧墙与冷灰斗交界处撕裂水冷壁管31根，立柱不同程度扭曲，刚性梁拉裂；水冷壁管严重损坏，有66根开裂；炉右侧21米层以下刚性梁严重变形，0米层炉后侧基本被热焦培至冷灰斗，三台碎渣机及喷射水泵等全部埋没在内。事故后，清除的灰渣堆容积为
934立方米。停炉抢修132天。这次事故直接经济损失780万元。
众病缠身的洋锅炉
该锅炉是由美国ABB—CE公司制造的亚临界一次再热强制循环汽包炉，额定主蒸汽压力18．2兆帕，主蒸汽温度540℃主蒸汽流量2008吨／时，锅炉于1989年制造，1991年10月30日投入试生产。
事故前锅炉运行存在以下不正常情况：
3月5日20时以后，为降低再热器管壁局部超温，四角布置的摆动式煤粉燃烧器由水平位置向下调至最大倾角位置，但再热器局部管壁温度仍经常出现大于640℃(壁温报警值为607℃)。
3月6日以后，高温再热器管壁温度(第36点)仍超温，虽采取降低负荷至400兆瓦、加强吹灰和增大减温喷水量等措施，但吹灰的有效间隔时间越来越短，仍出现该管壁温度升至640℃以上，最高达662℃。
3月9日开始，高温过热器管壁温度超过允许极限值(壁温报警温度为594℃)，经常超过620℃，最高达640℃。
3月10日事故前一小时内1号锅炉无较大操作。14时，机组带400兆瓦负荷稳定运行，主蒸汽压力15．22兆帕，主蒸汽温度513℃，再热蒸汽温度512℃，主蒸汽流量1154．6吨／时，炉膛压力维持在负0．09干帕，再热器管壁温度(第36点)为621℃，过热器管壁温度(第35点)为609℃。磨煤机A、C、D、E磨运行，B磨处于检修状态，F磨备用。CSS(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”。
锅炉在运行中于3月10日14时07分后，锅炉集控室值班人员听到一声闷响，MFT(主燃料切断保护]跳闸，切断燃料供给：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)和停运两组送，引风机。事故发生时保护动作正确。瞎骑士骑破足马
造成这起事故的直接原因是锅炉严重结渣。严重结渣造成的静载，加大了块焦渣下落的动载，致使冷灰斗局部失稳，导致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，使炉内压力大增，并使冷灰斗塌陷扩展；炉膛水冷壁的包角管先后断裂，喷出的工质容数量大增，炉膛压力陡升。在渣的静载、动载和工质迅速扩容的压力的共同作用下，造成锅炉21米以下严重破坏和现场人员重大伤亡。
锅炉严重结渣和再热器、过热器局部管壁温度起温与锅炉炉膛结构设计、受热面布置不完善以及运行指导失当有直接关系，它是造成这次事故的主要原因。此外，电厂运行管理及上级领导部门管理指导方面也存在一些严重问题。
发电厂安全事故案例分析和经验总结【含68个电厂事故分析和经验总结】
