电厂#2机组为燃煤机组，采用超高压、一次中间再热、单轴、三缸、双排汽、工业采暖抽汽、凝汽式汽轮机，汽轮机型号为C200/140-12.7/0.245/535/535；锅炉为东锅生产的DG670/13.7-22型锅炉，超高压自然循环汽包炉，一次中间再热，四角切圆燃烧，平衡通风，脱硫采用石灰石－石膏湿法脱硫方式，脱硝采用尿素溶液(SCR)脱硝技术；#1发电机为东方电机厂生产的QFSN—200—2型汽轮发电机，封闭式自然循环通风系统，冷却方式为水-氢-氢型。
2019年4月30日21：45，#2机有功负荷160MW，无功负荷50MVar。#1给水泵、2乙A循环泵、#1/#3凝结泵运行；#1/#2吸风机、送风机、一次风机运行；#1、2、3、4磨煤机运行。
2019年4月30日21：45，#2炉主汽压力、汽包水位急剧下降,给水流量由568吨急剧上升至837吨，主汽流量由536吨骤降至337吨，判断为锅炉受热面泄漏，立即快减负荷，21：47,#2炉MFT动作，锅炉灭火，首出原因：炉膛压力高。就地检查#2炉本体#1角14米附近有明显漏泄声,21：49，#2机打闸停机，汇报中调和北方生产指挥中心。因汽包水位无法维持，停止锅炉补水。
5月1日，检修人员进入炉内检查发现，#2炉前墙标高15米左右，从甲侧数第52根水冷壁管爆裂（见附图1、2）。
1、爆管管径无明显胀粗，爆口沿轴向开裂，长度约为200mm（管道材质为20G,管径60×6.5），裂口边缘粗钝，未见明显减薄。爆裂部位钢管内壁存在较为严重的连续腐蚀坑。经电科院初步分析，结论为：由于锅炉汽水品质或其它原因，水冷壁钢管在高温高压环境下在其向火侧内壁沉积，形成水垢并浓缩，引发垢下腐蚀（酸性）释放的氢原子或氢离子渗入金属内部与碳化物反应而引发的氢损伤，进而在内部高压介质的作用下导致水冷壁管爆漏失效。
2、#2机组在2018年2月22日，凝汽器由于冲刷磨损发生漏泄，因循环水阀门不严密，不能停半侧凝汽器查漏处理，又正值供暖尖寒期，不能停机，所以采取了循环水添加锯末的办法进行堵漏；在此期间2月份凝结水电导率为2. 9μs/cm，3月份为3.3μs/cm；为了消除漏泄的影响，采取加大磷酸盐投加量的方法，消除暂时硬度，致使炉水含盐量升高；2018年3月炉水比电导合格率仅为75%。凝汽器漏泄导致微量循环水进入热力系统，使凝结水、给水、炉水品质受到影响，受热面结垢速率加快。
1、隐患排查不到位。2019年4月4日，#2炉水冷壁发生泄漏停机事件，在未彻底查明爆管真正原因的情况下，抢修后机组启动，留下了再次非停的隐患。
2、技术监督管理不到位。凝汽器漏泄后，对因此带来的化学水汽指标劣化缺少预想，对水冷壁快速大量结垢缺少预测，缺少行之有效的建议措施。
3、在机组启动过程中，化学监督后续跟踪不到位，未做到在机组并网8小时内水汽品质达标要求。
4、各级人员安全生产责任制落实不到位。各级监督管理人员未严格执行化学监督告警制度，未进行严格考核跟踪，未严格执行华能集团化学技术监督管理标准。
5、2015年9月，#2机组A级检修时水冷壁垢量为177g/m2，因为垢量不大，未考虑到凝汽器漏泄可能导致水冷壁结垢加剧，所以没有在之后的小修中进行跟踪监督。
1、本次停机对水冷壁进行全面检查，对减薄补焊过的钢管全部进行更换，对检测出有缺陷的水冷壁管进行彻底处理。
2、加强汽水品质监督工作，严格执行华能集团化学技术监督标准，防止类似事件发生。
3、更换水冷壁管后，对锅炉水冷系统进行化学清洗，化学清洗介质采用复合有机酸（羟基乙酸+甲酸）。
4、按集团化学监督标准要求完善机组启动、运行、停用等阶段的水汽品质监督和给水、炉水优化处理。做好机组启动过程热力系统冷热态水冲净化工作。停备用保养采用“氨碱化热炉放水烘干再抽真空”的方法进行中长期保养。
5、运行人员日常监督中发现指标出现异常情况时，立即对化验结果进行校核，通知试验室和仪表班，进行校表和手工试验的校对。确认仪表正常、化验数据无误后以超标通知单的方式通知值长进行调整，使水汽指标及早恢复正常。
6、严格执行集团《火力发电厂燃煤机组化学监督标准》中水质异常处理原则进行处理，化学专业技术员填报相应级别预警通知单，按预警级别请对应各级领导签发执行。
7、#2机凝汽器已运行15年，累计泄漏管束1357根，泄漏率达8.9%，需择机更换铜管。
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