火力发电厂典型事故案例汇编

火力发电厂典型事故案例汇编

发耳发电厂筹备处工程部

二〇〇五年七月

序 言

发耳4×600MW工程目前正处于建设和生产准备阶段，发耳电厂筹备处作为新组建的单位，各项工作千头万绪，但筹备处未雨绸廖，紧抓“安全是企业生命线”这一安全主题，除做好安全管理的各项日常工作外，专门组织收编各类典型事故，供全体员工学习，旨在从事故中吸取经验教训，避免类似事故在发耳电厂发生。

前车之覆，后车之鉴，学习事故汇编重在吸取事故教训，并能做到对照检查，举一反三，从自己的身上、自己的周围查找安全隐患。典型事故提醒我们要居安思危，否则一不留神这些事故就可能在我们的身边重演。

由于收集到的资料有限，本次将收集到的事故通报先进行简单的汇编供各部门学习参考，以后将根据事故资料的收集情况，适时在此基础上更新和完善后传给各部门。本次汇编得到了各级领导的关心和各兄弟部门的大力支持，在此深表感谢。希望在以后的收编工作中能得到各兄弟部门的支持，让我们共同努力把典型事故汇编的工作做到最好。

工程部

二〇〇五年七月

1

目 录

人生事故 ......................................................... 4 贵州电建二公司违章作业门吊倾覆造成重大人身伤亡 (20xx年)........................ 4

纳雍发电总厂“5.25”恶性误操作造成人员轻伤(20xx年) .................................. 6

注意力不集中高空坠落死亡（20xx年） ................................................................ 8 盘电燃料职工被运行中的斗轮机挤死 (19xx年).................................................... 9 盘电临时工水膜除尘器内触电死亡 (19xx年)...................................................... 10 盘电焊工高空作业休息时打盹坠落死亡 (19xx年)............................................... 11 盘电电动葫芦存在缺陷吊物时下落砸死民工 (19xx年)...................................... 13 盘电汽车吊吊物不伸平衡支脚倾翻造成人身轻伤 (19xx年).............................. 14

盘电阀杆套筒损坏运行中处理时阀杆弹出造成手骨折(19xx年) ....................... 15

盘电盘上操作电动门就地人员手腕被打伤(19xx年) ........................................... 15 外包施工人员随意改变施工作业方案造成人身重伤 (20xx年).......................... 17

西宁供电局红湾变电所误操作造成人身轻伤 ....................................................... 20 牡丹江电力安装检修有限责任公司违章作业电火烧身死亡 (19xx年).............. 21

佳木斯东方热电厂除焦门未锁跨焦时高温灰水喷出烫死行人(19xx年) ........... 22 秦皇岛热电厂容器内焊接充氧气通风工作人员被烧死 (19xx年)...................... 22

新华发电厂无票检修刮板捞渣机绞伤右腿(19xx年) ........................................... 23 黑龙江电建四公司吊车维护工违章蛮干被吊车挤死 (19xx年).......................... 25 抚顺电厂伸手进运行中的输煤皮带内取物被绞死 (19xx年).............................. 25 七台河多经公司管理不善民工高空坠落死亡 (19xx年)...................................... 26

东电三公司临时工高处作业走钢梁自坠身亡（19xx年） .................................. 27

赤峰电业局安全帽未带好高空坠落后摔成重伤（19xx年） .............................. 28

佳木斯电厂清扫PT未严格执行工作票造成触电死亡（19xx年） ................... 29

杨柳青电厂无票处理电除尘器故障触电死亡（19xx年） .................................. 30

珞璜电厂6KV接触器故障致多人灼伤（20xx年） ............................................ 31

华能平凉发电公司滑跌造成人身轻伤(20xx年) ................................................... 40

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火灾事故 ....................................................... 41

黔北电厂#1机机头着火事故(20xx年) .................................................................. 41

黔北电厂#2炉灭火跳机及火灾事故分析（20xx年） ......................................... 42

电气试验引起火灾(19xx年) ................................................................................... 45

牡丹江第二发电厂电缆着火全厂停电(19xx年) ................................................... 46

交通事故 ....................................................... 47

盘电汽车吊刹车失灵翻车造成司机死亡(19xx年) ............................................... 47

盘电职工煤场被运煤车压死(19xx年) ................................................................... 48 营口电厂运备件大货车与摩托车相撞 (20xx年).................................................. 49

锅炉事故 ....................................................... 50

鸭溪电厂#1炉熄火分析(20xx年) .......................................................................... 50

纳雍二厂#1炉发生局部爆燃使二次风箱垮塌(20xx年) ...................................... 56

盘电#1机组甩负荷锅炉熄火 .................................................................................. 57

盘电#2炉爆燃造成锅炉本体严重损坏(19xx年) .................................................. 60

盘电#1炉事故放水动作造成事故放水管严重爆破（19xx年） ......................... 62

黔北电厂#1机组A侧空预器瞬间卡涩锅炉熄火 ................................................. 63

黔北#1炉垮大焦使造成锅炉灭火（20xx年） .................................................. 65

黔北#6炉送风机喘振磨煤机跳闸锅炉灭火停机(20xx年) ............................... 68

汽机事故 ....................................................... 71

鸭溪电厂#2机电动给水泵整套损坏(20xx年) ...................................................... 71 盘电#2机厂用电中断停机烧盘车电机 (19xx年)................................................. 72

阜新发电有限责任公司汽轮机轴系损坏事故(19xx年) ....................................... 73

华能汕头电厂#2机高压转子弯曲事故(19xx年) .................................................. 79

大同二电厂5号机组启机过程中人员误操作引发烧瓦恶性事故 ....................... 83 阜新发电有限责任公司8．19汽轮机轴系损坏事故通报 (19xx年).................. 85

华能汕头电厂操作检查不到位2号汽轮机高压转子弯曲事故 ........................... 89

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湛江电厂“6．4”全厂停电及#2机烧轴瓦事故通报 ............................................ 93

华能辛店电厂#4机汽封进水事故通报 .................................................................. 95 某电厂#5机组真空低保护动作停机的通报 ........................................................ 100 金沙发电分厂1号机在启动过程中操作不当的事故通报 ................................. 103 电气事故 ..................................................... 104 鸭溪电厂做50%甩负荷试验违章指挥造成#2高压厂变严重损坏（20xx年）104 鸭溪电厂#1机由于人为和设备原因跳闸后事故扩大使#2机跳闸（20xx年） ................................................................................................................................. 106 6KV断路器绝缘件湿污闪引起三相短路（19xx年） ......................................... 110 黔北#1机组开机过程中出现机端过电压分析(20xx年) ..................................... 111 黔北发电厂#1机ⅠB段厂用电中断使#1机跳闸 ................................................ 112 鸭溪电厂#1机6KV厂用ⅠA段切换失压事故(20xx年) ................................... 114 黔北发电厂#2机组假并列时引起主汽门关闭 (20xx年).................................... 116 励磁调节器同步变压器C相碰壳引起发电机振荡跳机 ..................................... 117 老鼠窜入6KV辅机断路器引起短路跳闸 (19xx年) .......................................... 120 电流互感器二次开路造成发电机差动保护动作(20xx年) ................................. 121 黔北电厂3号机 “励磁调节器故障”造成跳机 (20xx年) .............................. 122 热工事故 ..................................................... 123 盘电扫卫生误碰“发变组故障”信号回路引起跳机（19xx年） .................... 124 黔北电厂MFT 动作跳机分析报告（20xx年） ................................................. 125 黔北电厂300MW#1炉MFT动作及事故处理过程的分析(20xx年)................ 128 纳雍电厂#3、#4机组停机事故分析(20xx年) .................................................... 130 纳雍发电总厂＃3＃4机组循环水控制系统处理经过(20xx年) ........................ 135 关于纳雍电厂5月13～17日3号机组5次停机事故分析 ............................... 142 热工人员工作时误碰接线导致电泵切换 ............................................................. 146 热工人员误动表计造成停机事故 ......................................................................... 146

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典型事故案例汇编

人生事故

贵州电建二公司违章作业门吊倾覆造成重大人身伤亡 (20xx年)

【事故经过】

9月10日下午14时10分，贵州电建二公司黔北项目部起重队门吊班副班长母××（现场指挥）安排沈××、欧××、袁××、安××拆出门吊悬臂，安排钟××、吴××、袁××拆除硬腿侧花栏及卷扬机。拆除悬臂由50t履带吊配合，拆卷扬机由

80t履带吊配合，其余工作人员在地面指挥及配合以上工作的实施。随后，母××和

杨×及其他上门吊的十人到门吊上开始工作。15时30分左右，因厂房内有其他工作，母××安排悬臂侧的拆除工作由沈××负责指挥，卷扬机侧拆除工作由袁××负责指挥。母××到厂房后，杨×作为队技术员在门吊上负责总体指挥。16时10分左右，悬臂侧的连接螺栓已拆除完毕，杨×在门吊上指挥地面的左××去拉住悬臂起吊安全绳，以防悬臂与主梁脱开时碰撞50t履带吊吊臂，当悬臂与主梁脱开时，门吊即向腿

侧倾倒，开始倾倒时速度较慢，大约倾至硬腿与地面夹角50o时，速度加快，然后跨塌，造成此次事故的发生。

【事故原因】

门吊倾倒后，通过现场勘察，发现门吊硬腿与主梁连接螺栓已被火焊割除28颗。 经现场调查，该项工作作业指导书编写准确、完善，施工前技术交底清楚。根据作业指导书的规定，在拆除螺栓前应先将缆风绳把硬腿及软腿固定，而且必须用80T履带吊和50T履带吊双机抬吊主梁，且抬吊负荷须接近主梁重量时，才可拆除主梁与硬腿和软腿的连接螺栓。但是在门吊倾翻时，此项工作还未作。

1、吊门倾翻分析：

当硬腿与主梁连接螺栓被人为割掉28颗后，门吊基本不能承受任何侧向的作用力，而在割除连接螺栓之前，未按作业指导书的要求拉缆风绳并用两台吊车吊住主梁并受力，此时拆除悬臂脱开时对主梁所产生的一个侧向作用力将远远大于被割除连接螺栓后门吊所能承受的侧向作用力，导致门吊倾翻。

2、直接原因：

根据事故调查，电建二公司职工杨×没有按照审批作业指导书施工，擅自安排人员割除门吊硬腿与主梁连接螺栓（部分），造成门吊失稳是这次事故的发生的直接原

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典型事故案例汇编

因。

3、间接原因：

1. 现场母××（现场指挥）14时10分在安排了工作时，只是安排拆除悬臂，没有安排割螺栓内容。15时30分左右母××因离开现场时安排沈××负责指挥继续拆除悬臂工作，但门吊倾翻后发现门吊硬腿与主梁连接螺栓部分被割除，显然扩大了工作内容。因沈××（已死亡）无法取证。

2. 副队长班××、安全员姚××现场安全监督不到位。

【暴露问题】

1. 工程施工过程中没有严格按照审批的作业指导书施工，违章指挥，违章作业。

2. 各级安全监督不力，安全技术措施执行不到位，现场工作随意改变标准作业顺序，擅自扩大施工范围，安全管理不到位。

3. 现场作业人员安全思想松懈，盲目自信，存在自满情绪和侥幸心理。

4. 现场作业人员自我保护能力低下，对违章指挥和违章作业熟视无睹。

【防范措施】

1. 进一步加强员工尊章守纪的意识，克服松懈和麻痹思想，强化现场安全监督，不断加大员工安全技术培训力度，提高员工的整体素质。

2. 发生事故的黔北项目部各施工队全面停工整改，组织学习有关安全知识和相关的安全管理法律法规，举一反三，将“9.10”事故情况与本专业施工具体情况结合起来，查找存在的问题，并及时进行整改。

3. 要求各级人员认真监督执行安全技术措施的落实，避免违章指挥、违章作业现象的发生。严格落实各道工序中的安全技术措施。作业前安全技术措施交底要清楚，明确各级监督人员责任，任何人都不准随意更改作业指导书规定的作业程序。

4. 各项目部立即组织进行安全检查，对存在的问题和可能导致事故的隐患及时监督整改。

5. 加大习惯性违章查处力度，并严格考核。

6. 各项目部要加大对施工现场的监督检查力度，检查安全防护设施是否布置合理，施工作业人员个体防护用品、用具是否正确佩带，安全技术措施是否落实，人的不安全因素和物的不安全状态是否消除。对违章者要严肃认真地查处。

7. 坚持班前会制度，总结前一天的安全生产情况，指出当天工作存在的危险点和危险源，并采取积极有效的防范措施。

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纳雍发电总厂“5.25”恶性误操作造成人员轻伤(20xx年)

【事故经过】

事故前#1机处于检修状态，6kv工作ⅠA、ⅠB及公用0ⅠA段均由1号启备变带，6103、6104、6106开关均处于合闸状态。

18：53 值长令电气值班人员恢复1号炉辅机动力电源，作机组启动准备。电气主值安排值班员徐某操作，魏某监护。

18：58：24 电气运行操作人员徐某在将#1炉C磨开关由试验位置推至工作位置的过程中，开关上端头发生三相弧光短路，开关爆炸，6104开关过流Ⅰ段保护动作，6kv工作ⅠB段、400v工作ⅠB段失压。

18：58：35 6106开关跳闸，公用0ⅠA段快切动作成功。

19:50-2:00 电气分场修复1号炉C磨开关仓,5月26日2:30 6kv工作ⅠB段母线充电成功,逐步恢复6kv ⅠB段负荷。

操作人员徐某被电弧烧伤，紧急送厂医务所急救后转六盘水市医院治疗，经鉴定脸部Ⅰ度烧伤，腿部Ⅱ度烧伤。

【事故原因分析】

经过事故调查组调查、分析，认为这是一起带负荷合刀闸的恶性电气误操作事故，事故原因分析如下：

1.直接原因：

1) 操作任务是将#1炉C磨开关由试验位置推至工作位置，但值班员徐某、魏某

没有开操作票就进行操作。

2) 值班员徐某、魏某现场设备检查不到位，在进行操作前，没有对#1炉C磨煤

机开关的合闸与否状况进行检查。

2、间接原因：

1）值长任某、当值电气主值严某没有审核操作票就同意操作。

2）四川电器厂#1炉C磨开关（ZN28-10）“五防”机构定位插杆脱扣板与机构脱扣板间间隙达32mm，而插杆插入道轨上销孔的深度为20mm左右，在踩下分闸踏板摇动开关有试验位置推至工作位置时，抬起定位插杆，开关不能分闸，

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开关“五防”机构存在严重缺陷。

【事故责任分析】

经事故的原因分析，认定有关人员责任如下：

1）值班员徐某、魏某无操作票就进行操作，并未仔细检查确认开关状态，造成带负荷合刀闸的恶性误操作事故，是事故直接责任者，负主要责任。

2）当值电气主值严某、值长任某负次要责任。

3）操作票制度未得到执行，管理松懈，运行分场主要管理人员负领导责任。

【事故暴露的主要问题】

1. 运行值班员严重违反“两票三制”，未认真执行安规、标准和制度的有关规定，安全意识淡薄，在工作中存在“违章、麻痹、不负责任”行为，未对现场设备状态做认真分析，盲目操作。

2. 生产现场的安全管理和安全监督不到位。

3. #1炉C磨开关“五防”机构存在严重缺陷，设备的缺陷管理不到位。

【事故防范措施】

1. 针对“两票三制”执行情况进行检查整改，加强安全工作教育和人员培训，杜绝习惯性违章、违章操作和违章指挥，确立不伤害自己、不伤害别人、不被别人伤害的安全生产理念。

2. 对现役的6kv开关“五防”机构进行全面检查，经调整不符合要求的安排进行改造。在整改完成前，运行人员操作6kv开关时应认真检查开关状态及位置信号指示正确。

3. 6kv开关停电时，应将开关操作至检修位置，防止二次回路信号误合开关。

4. 加强各配电室的进出管理，严格工作票制度；没有工作票，非运行人员不得进入。

5. 厂用电系统6kv小车开关操作至检修状态后，应将小车开关释能，并检查开关在断开位置；该操作内容应补充到6kv开关停电操作票内。

6. 按照“四不放过”原则对本起事故责任人员严肃处理，并做好相关措施防止类似事故再次发生。

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注意力不集中高空坠落死亡（20xx年）

【事故经过】

20xx年5月12日，庆阳电力局西峰供电所报装班安排李××、王××、范××三人，为庆阳地区房地产开发公司施工工地等4处装表接火工作。李××为工作负责人，在办理了工作票后，三人到工作现场工作。李、王二人在用户配电室干完安装表盘工作后，李××继续在配电室做紧固螺丝、清理配电室等扫尾工作，范××与王××负责接火工作。接火需用的黑皮线工地电工房已配合放置在杆下，因电源杆砌入工地门房后墙中，范、王二人用梯子上到门房房顶，准备由房顶再上电杆接火(电杆为10M杆)，地面以上8M，该门房为坡顶，前檐高2．7米，后檐高4．08米)。

范××从房顶准备登上电杆进行接火，王××在杆下递线和监护，当范××刚刚上电杆，听到工地上有人喊“有人从房顶掉下去了”，回头看时，王××己不在屋顶，范××立即下杆，从梯子下到地面，发现王跌落在水泥地面上，一支腿伸直，一支腿弯曲，头靠墙角，半侧卧蹲姿态，安全帽掉落在脚下面。在场人员紧急送医院抢救，但一直昏迷不醒，经抢救治疗10天无效，于5月22日19：45死亡。

经事故后现场勘察分析，王××从高4．08m的门房上先跌落在距地面2．78M门房旁边石棉瓦顶的临时建筑上，将石棉瓦砸断，又跌落到地面。

【事故原因】

1.工作人员王××工作中注意力不集中，安全意识不强，对高处作业的危性认识不足。

2.习惯性违章屡禁不止，工作人员高处作业安全帽没有系牢。

3.营业用电方面安全管理薄弱，缺乏相应的安全组织措施。

【事故暴露问题】

1.全员、全方位安全管理落实不够，生产系统安全管理制度及现场安全措施比较完善，各项安全措施落实较好，但营业用电系统岗位责任制、安全措施落实不到位。

2.职工安全教育培训有差距，个别职工安全意识不强，工作中未能严格技要求使用安全防护用品。

3.电表报装工作安全管理有漏洞，现场安全责任不清，工作缺乏规范化的程序

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盘电燃料职工被运行中的斗轮机挤死 (19xx年)

【事故经过】

19xx年8月13日15时许，燃料运行民工班班长吴X（死者）带领本班4人前去#8输煤皮带尾轮处清理轨道两侧通道上的积煤，4个民工在清理积煤，吴X在#8带运行值班室休息了大约10分钟。#8带运行值班人员在作启动前检查时看见吴X在推土机班和几个人说话，16时9分#8带及斗轮机启动开始取煤，此时在尾轮清煤的民工胡XX看见吴从#8带头轮往尾轮既从东向西对他们走来，还未走到就又返回与斗轮机相向而行。16时10分左右，胡XX无意中抬头看见吴X躺在斗轮机控制电源箱靠西侧的地上向他招手，胡XX与鲍XX先后跑到吴身旁，准备将吴X扶起来，吴X说：“不能扶起来，快把皮带拉停，打电话叫部领导下来”。16时14分左右有关人员到达现场，迅速组织救护，经厂医务室李医生现场诊断为内脏受伤，即刻用担架抬上救护车送往盘江矿务局总医院急救，于19时20分动手术，全力抢救无效于8月14日零时20分死亡。主治医生手术诊断为：脾脏破裂、肾脏破裂、胰腺破裂、通往下肢的动脉血管破裂，造成体内大量出血。

【事故原因】

1.在吴X通往工作地点的途中，当斗轮机行走至控制电源箱处时，其间距离较小，吴X心存侥幸心理，硬从其间通过，正好被斗轮机爬梯护栏挤压在控制电源箱上，是造成该事故的直接原因。

2.由于斗轮机控制电源箱现场布置不和理，当斗轮机行走至该电源箱处时，两者之间的距离较小，而它们之间又是人行通道，这就给安全生产埋下了隐患，是造成这次事故的间接原因。

3.皮带机、斗轮机等机械启动运行时的警告信号（如蜂鸣器）不太明显（如声音小），危险点无明显标示牌等，也是造成此次事故的一定原因。

【事故暴露问题】

1.一些部门存在长期对职工的安全教育不够，安全管理存在真空地带，未真正落实“安全管理，层层有人负责，并把工作落到实处”的严格要求。

2.部分职工缺乏安全生产紧迫感，一贯放松了对自己的要求，遇事常常冒险蛮干，自我保护意识极差，习惯性违章突出，临危应急缺乏经验。

3.现场装置性违章严重，危险地段无警告标志；机械运行存在设计、安装上的缺

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典型事故案例汇编

陷，警告信号不明显而在生产中并未消除这些隐患。

【防范措施】

1.各层领导时刻不忘安全，真正履行“安全第一责任者”的神圣职责，加大安全管理、安全宣传攻势；深入持久地开展反“三违”活动；认真查找、总结不安全因数，将隐患消灭在萌芽状态。

2.多次事故中均有现场装置性违章的事实，全厂范围内进行仔细的装置性违章检查，举一反三，加以整改、完善。

3.职工应加强学习，严格要求自己，增强对自己、对厂、对家庭的责任感，提高自我保护意识，工作时对现场的不安全因数应有清醒的认识，并做好各种事故予想。

4.对在设计、安装以及设备本身先天的不足、隐患，工作中应善于发现，及时消除其对设备本身及人身的威胁。

盘电临时工水膜除尘器内触电死亡 (19xx年)

［序］#1机组停运检修，由于水膜除尘器内积灰垢严重，影响其正常工作，需要彻底清理。该项工作便承包给锅炉运行临时工包XX（死者）完成。在工作中，包违规工作造成触电死亡。

【事故经过】

19xx年8月3日下午，运行分场临时工包XX与锅炉专业临时负责人马X签定了清理#1炉水膜除尘器的承包合同（合同规定，工作过程中一定要使用行灯照明；不得随意变更工作成员；无人监护时，不允许随意加班），于次日8时包开始工作，至8月8日下午#1、2、3除尘器已清理完毕，仅#4除尘器剩下部分积灰。

8日晚19时40分，包私自带领6个民工来到#4除尘器现场加班（包原找的民工不愿干，包擅自临时找人顶替），发现除尘器工作照明不亮，包便自己去接照明（违反规程规定进行操作，所接照明电压是220伏），照明接好后，大约20时左右进入除尘器内开始工作，发现照明灯摆放偏斜，包去移动照明灯泡，右手触摸到灯罩的金属部分，造成触电倒地（约20时10分）。其他民工见状，立即将电源切断，但电源并未即时切断，因为包手里的灯仍然亮着，第二次才将包触电的电源切断。民工们一边

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典型事故案例汇编

对包采取人工呼吸抢救，一边汇报了当班运行人员，运行人员即刻电话通知医务人员，同时汇报有关领导。20时20分左右，医务人员及有关领导赶到出事现场，将包转移到生办楼急救室进行抢救，21时40分送往月亮田矿医院，经抢救无效死亡。

【事故原因】

1.包已是入厂多年的民工，是经过安全教育培训并考试合格上岗的，8日下午收工时，擅自撤除安全防护措施（将36伏行灯及行灯变压器折除交给另一民工张元祥），至晚上私自加班时而失去照明，擅自搭接电压220伏的灯作为工作照明，是造成这次事故的直接原因。

2.包违反合同规定，私自变更工作成员，未得任何人许可的情况下加班，无人监护，随意工作，是造成这次事故的间接原因。

3.包等人对电器使用常识不甚了解，拿灯时应拿绝缘手柄而不应拿灯罩的金属部分；当包触电时其他人两次才将电源断掉，增长了包触电时间，也是造成这次事故的重要原因。

4.对临时工的安全教育不够，管理不严；签定的合同也不够严谨（如未规定明确的作业时间），是一定的事故隐患。

【防范措施】

1.进一步加强对民工的安全培训教育，提高民工的安全意识及自我保护意识；提高民工“三不伤害”意识。

2.凡非民工长期从事的熟练工作，现场均应派人指导和监护。

3.完善我厂民工进出厂区的管理制度，严格执行，防止非工作人员非工作时间仍能进入生产区域。

4.进一步完善容器内及潮湿的地方工作必须使用安全电压作工作照明等的管理工作，防止人身触电事故发生。

盘电焊工高空作业休息时打盹坠落死亡 (19xx年)

【事故经过】

19xx年5月18日16时0分，检修部锅炉本体班钳工何XX（工作负责人）和焊工黄X补焊完#2炉#2角上层三次风管漏粉缺陷后，发现#2炉#5一次风管方圆接头处

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典型事故案例汇编

也在漏粉，何遂于16时05分到集控室与锅炉运行值班人员联系处理该缺陷。运行人员便布置安全措施（停运#5给粉机，关闭#5一次风门），检查完善后，交代何可以开工。何与黄于16时10分一起上到#2炉前14.5米平台，共同搭好施工场地的跳板，何系好安全带，黄将把钳、手套、榔头、面罩、焊条等工具递给何，何便自己开始补焊工作，并未注意黄的去向。

大约16时45分，何补焊完工后，喊黄收工，连喊数声均无人回应，于是自己收起工具走到#2炉#1角10米平台，看见#2炉给水操作平台微喷水管处躺着一人，头部有一滩血，见是黄侃，即跑到#2集控室叫上邹X、周XX等人对黄进行现场急救，同时通知医务室及相关领导到场，将黄立即送往盘江矿务局总医院急救，经全力抢救无效，于5月18日19时30分死亡。

事后现场勘察发现：黄是在工作中休息时，座靠在14.5米平台前边缘右侧立柱上打盹摔下的（休息中用安全帽垫做）（落差4.5m）。

【事故原因】

1.安全意识淡薄，自我保护意识差，休息中擅自解除个人安全防护工具（安全帽），违章违纪，是造成这次事故的主要原因。

2.“张冠李戴”，工作负责人应是该项工作的监护人而自己进行补焊，失去工作监护，是这次事故的间接原因。

3.装置性违章：平台本应有护栏等设施，而当时现场却没有，也是此次事故的间接原因。

【暴露的问题】

1.职工安全意识淡薄，自我保护意识差，进入生产现场后有不带或带有不使用安全防护用具的现象。

2.安全教育不够，习惯性违章严重，工作随意性大。

3.安全管理有死角，未彻底更除现场的装置性违章现象，留下安全隐患。

【防范措施】

1.大力开展安全教育活动，强化职工安全意识，提高自我保护能力。

2.以“三铁”反“三违”，严抓工作中的违章违纪行为。

3.加大安全管理力度，不留死角，认真检查现场安全隐患和装置性违章现象，加以整改。

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盘电电动葫芦存在缺陷吊物时下落砸死民工 (19xx年)

［序］19xx年8月29日，在我厂搞技改的水城路桥公司更换输煤系统#5甲→#6甲皮带落煤管，用#5带头轮吊物孔运输所需物料时，参与工作的民工包某站在起吊重物下，被落下的电动葫芦减速器砸在头部，当场死亡。

【事故经过】

19xx年8月，盘电输煤系统进行部分技改工作，由水城路桥公司施行，我厂机修人员协助。29日8时30分，工作负责人田XX办理了更换输煤系统#5甲→#6甲皮带落煤管的厂内申请和工作票，许可工作成员八人。

更换所需物料需由零米运至现场，田XX向生技部联系用电梯运送，但#1、2电梯均有缺陷，不能使用，于是用#5带头轮处的电动葫芦起吊。朱XX9时20分联系二次班陈侃接电动葫芦电源，10时40分接好，试转正常后，朱XX安排包XX拿麻绳到#6带平台往下放至零米拉钢丝绳，钢丝绳拉至吊物孔1/3处时，田XX拿起滑轮及另一根2米长的钢丝绳到#5带头轮，准备安装滑轮。此时包从伦走到吊物孔下（零米），主动指挥包XX拉绳子，被朱XX喊出，交代吊物孔下不能站人后，便走了。当朱XX离开2米左右时，听到响声，回头一看，包从伦已被落下的重物砸中，当场死亡。原来，田XX在安装滑轮时被电动葫芦挡住，就拿起电动葫芦控制手柄，见零米无人，操作移动电动葫芦，以便安装滑轮，哪知包从伦神不知鬼不觉的又到了吊物孔下，田XX一按动控制按钮，电动葫芦左侧的减速器就落下，刚好砸在包的头上，酿成了这幕悲剧。

【事故原因】

1.包某严重违反安全规定，擅自跑到使用中的起吊设备下，是造成这次事故的主要直接原因。

2.电动葫芦质量存在严重的缺陷，紧固螺栓仅有4颗且有松动现象，未吊重物即落下，也是造成这次事故的主要原因。

3.工作人员安全意识淡薄，所使用的工、器具用前未作详细检查，是造成事故的一定原因。

4.工作现场混乱，安排工作不当，加上工作成员自我保护意识差，也是此次事故

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发生的一定原因。

【防范措施】

1.加大安全管理力度，特别对民工、临时工强化安全教育培训，提高自我保护意识及“三不伤害”意识。

2.严格执行安全规定，对使用的工器具作定期检查和维护，起重设备等还应作试验，检验其工作可靠性。

3.严肃认真地对待每项工作，有布置，有检查，并多作事故预想。

4.大力开展现场的以“三铁”反“三违”活动，杜绝工作中一切不安全行为。

5.所有的吊物孔，均应加装围栏并悬挂警告标志。

盘电汽车吊吊物不伸平衡支脚倾翻造成人身轻伤 (19xx年)

【事故经过】

19xx年8月14日，我厂车队一辆大货车载着装满烧碱的碱罐停靠在化水处理的酸碱储存罐旁，等待吊罐。15时40分左右，车队驾驶员兼起重工刘X驾着本厂贵B/30024#QY20A汽车吊执行起吊任务。起吊过程中，由于刘对重物估计不足，未将汽车吊平衡支脚全部伸出，使吊车失去平衡而倾倒。发生倾斜时，刘即慌忙推开驾驶室门欲跳车，还未跳出即被车倒下压在堆积的原煤上，造成刘右腿关节错位，吊车吊臂损坏的事故（吊车修复费用达101689.27元）。

【事故原因分析】

1.驾驶员对所吊重物凭估计办事，未按起吊规范作业，在未将吊车平衡支撑脚伸出的情况下即起吊重物，是造成车辆倾翻的主要直接原因。

2.驾驶员对车辆倾翻的危险性估计不足，盲目跳车是造成人身轻伤的主要原因。

3.安全管理不力，对大型起吊作业无人监护也是造成这次事故的次要原因。

【防范措施】

1.强化安全教育及管理工作，杜绝违章作业，规范操作。

2.职工自身应加强学习，提高技术水平和临危应变能力。

3.安全工作要真正落到实处，特别是领导重视，严格执行工作监护制度。

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盘电阀杆套筒损坏运行中处理时阀杆弹出造成手骨折(19xx年)

【事故经过】

19xx年11月29日，#2机满负荷运行，二抽至辅助蒸汽联箱电动门原在关闭状态开不出。该电动门位置在5米层平台下约1米处，但电动头接近平台，检修极不方便。即日21时左右，汽机分场检修工程XX等人奉命来到现场，准备将该门开出，履行工作许可手续后即开始工作。经检查，该门阀杆套筒损坏，门不能直接开出，遂将电动头撤除，在阀杆上套上一套筒，阀杆末端拧上一颗螺母，利用套筒抵在盘根压盖上，拧螺母将阀门开出。程紧握扳手，弯着腰费力的拧着螺母，当阀门开出一点后，突然阀杆有效行程全部弹出（阀内有2.6Ma左右的压力，阀杆弹出是受压所致），将程右手连扳手一起挤压在5米平台顶板上，造成其右手手掌第二掌骨开放性骨折。后经治疗，于12月6日康复。

【事故原因】

1.工作场地狭窄、局限，带压作业，是造成事故的直接原因。

2.工作人员缺乏经验，工作中未采取有效防范措施，安全意识不强，是发生事故的次要原因。

3.布置安全措施不周全，考虑欠妥，也未说明高温高压的危险，也是此事故的次要原因。

【防范措施】

1.加强安全知识和业务技术的教育培训，提高生产技能及安全意识。

2.多研究生产对象，掌握其结构特点及性能，工作前作好各种事故预想。

3.严格执行安全规程，布置安全措施应完善，正确，认真考虑隔绝范围并向工作人员说明哪些有高温高压的危险。

盘电盘上操作电动门就地人员手腕被打伤(19xx年)

【事故经过】

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19xx年12月22日19时35分左右，汽机运行人员余XX（零米值班）在恢复#3机#1给泵为热备用的工作中，松动其出口电动门时，集控室除氧给水值班员雷XX在没有与零米值班员取得联系的情况下，习惯性地触动盘上出口电动门按钮，导致出口电动门手轮高速旋转，打伤操作人员余XX的左手腕部，医院鉴定为开放性骨折。

【事故原因】

1.除氧给水值班员雷XX操作前不进行联系，也不核实电动门的状态，凭印象，习惯性的盲目操作，是造成该事故的直接原因。

2.当班班长下操作命令时，明确指出出口门电动前必须就地用手松动，而接令人擅作主张即用电动操作，当班司机不过问也未实行操作监护。

3.检修人员修完给泵后，向零米值班员交代了有关检修情况和更改内容，而值班员既不进行认真记录，也未向当班司机、班长汇报。

【暴露的问题】

1.值班人员责任心差，思想麻痹大意，操作程序混乱，工作联系制度形同虚设，习惯性违章严重。

2.缺陷管理混乱，司机、班长均无给泵缺陷记录，检修后也未补填缺陷单或在缺陷记录本上进行登记。

3.检修人员工作一相情愿，不办理工作票即在重要辅机上工作，也未按规程规定：无票抢修，也应按工作许可程序进行工作许可。

【防范措施】

1.进一步强化职工安全生产思想意识，强化责任心教育。

2.加强反违章的监督检查，即时纠正违章行为，严格执行操作联系、监护制度，严格操作下令、复诵命令制度。

3.抢修工作，也应按缺陷管理制度进行填单、登记；工作前认真履行工作许可手续，完善安全措施。

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外包施工人员随意改变施工作业方案造成人身重伤 (20xx年)

【事故经过】

20xx年8月31日早班燃料运行发现#1卸船机机内皮带东侧边丝磨断约6米，9月1日早上，燃料部策划决定更换此#1卸船机机内皮带，工作安排由宝轻劳务公司派员进行，并实行“检修工作票”双签发。

宝轻公司由签发人蒋纪明安排沈迪良作为工作负责人，工作班人员为张××、王××、陆明云等5人承担此工作。电厂燃料部派出冯朝晖作为工作联系人协调。宝轻公司工作负责人沈迪良按要求进行作业危险点辨识和确定预控措施、安全交底后，工作班成员全部在《预控措施卡》上签字。8：50’检修工作获运行许可。

整个上午作业内容主要是吊起固定#1卸船机机内皮带的罩壳、和拆卸机内皮带栏杆等；下午的作业内容则是割断皮带和牵引新皮带，然后进行胶接。由于当时C—1B皮带正在进行卸煤作业，沈迪良（工作负责人）与工作班人员张××、陆明云考虑到割断上层皮带，可能会对运行的C—1B皮带造成影响，遂自行决定在返程皮带靠近尾滚筒4米左右处割断机内皮带，这样既不影响C-1B的运行，又能利用下垂的皮带牵引新皮带。

13：10’左右工作班人员陆明云头朝西的钻进机内皮带正、返程之间，跪着由西向东倒退着切割旧皮带（此过程由于现场临时决定，没有重新进行危险点辨识，因此也没有采取防止高空坠落安全措施）；13：25’左右当陆切割开旧皮带的三分之二时，准备从旧皮带的正、返程中间往东退出，返回平台继续切割；在退出的过程中，右脚踩在一根电缆管上着力，突然电缆管的铸铝接线盒断裂，造成陆明云从4.8米高度（电缆管与地面的高度）坠落地面。造成宝轻劳务所职工陆明云（男、39岁、初中文化程度、机械检修作业8年工龄、焊工5年工龄）右手手腕和骨盆右侧骨折，经上海市第六人民医院对其“右手大拇指上方和右手腕上部分别埋入2根钢钉，并用一根万向不锈钢连杆进行牵引，来固定右手腕；右髋关节内安装一块钛合金定位铁板，帮其恢复”。并于9月25日离院，在家疗伤。

【事故原因】

1.宝轻公司现场工作负责人沈迪良，在改变施工作业方案后未与甲方工作联系人联系，未重新进行危险点辨识和采取预防措施；并擅离工作现场，对危险场所作业失去监护，是事故的主要原因。

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2.宝轻公司作业人员陆明云违反安全操作规程，高空作业未使用安全带，脚踩不宜作为支撑的电缆管，致使电缆接线盒断裂，造成高空坠落事故，是事故的直接原因。

3.电厂工作联系人冯朝辉在作业现场没有及时跟踪和监督施工进展情况，督促施工安全措施(改变检修工艺方案后的安全措施没有做，作业危险点也没有进行辨识。)的执行，工作联系人的职责没有到位。是事故的间接原因。

【防范措施】

1．禁止施工单位的任何人随意改变已确定的检修(技术)工艺方案; 如确因工作需要改变的，必须征得发包方的同意，办理相关手续，并重新进行危险点辩识与做好安全措施。

对外包工程没有工艺方案的，在开工前一定要事先确定工艺方案，这不仅是外包工程的要求，也是体系标准的要求。

对于从来没做过的工作，必须要事先编制工艺计划（或工作步骤），并做好相关的安全措施和对作业危险点进行辨识。如确因工作需要改变工艺计划（或工作步骤），必须征得发包方的同意，办理相关手续，并必须进行危险点辩识与做好安全措施后，方可开工。

2．禁止各施工作业项目工作负责人擅离工作现场，如确因工作需要离开工作现场的，要中断或停止工作，并采取相应的措施。如不能中断或停止工作的，必须指定临时工作负责人并对其进行交底，并及时向发包方工作联系人报告。

3．从合同源头抓起，在签订工程合同时就要明确承、发包的安全责任，包括组织现场安全施工管理的贯彻落实等。对在外包工程应该明确在交任务的同时要交施工方案与相关的安全措施，发包方的项目主管部门必须用文件包（任务书）的形式来布置任务，对承包单位进行必要的安全、技术交底，并经承包方签字确认。承包单位在接受项目任务后，针对该项目施工的要求，应事先要制订出相应的施工安全、技术措施，并在施工中严格执行。

4．在审核施工的工艺方案时，发包方审核人必须按照规范认真地进行审核，对方案的确定性审批人要负全责。工作联系人必须确认了解工艺方案并掌握具体的安全技术要求。

5．对外包工程项目明确电厂工作联系人就是项目代表，发包方的安全第一责任

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人，要在发包方责任范围内对项目的施工安全负责。

6．每天领班在布置工作任务和相关的安全措施后，接受任务的所有工作人员都要进行签字，目的是让每一个人都知道工作任务与相关的安全措施。工作联系人也要签字，目的就是对这项工作的工艺方案和安全措施要清楚的理解，并要确认这些工作人员做这项工作是否合适。

【责任认定】

1.事故由上海市宝轻劳动服务公司组织调查上报；上海市宝山区安全生产监察局组织现场复核、取证，并以“宝安监监（2003）066号”文批复对上海市宝轻劳动服务公司负事故全部责任的认定。

2.电厂燃料部工作联系人冯朝辉没有及时跟踪和监督施工进展情况，未能在外包工程过程中尽到甲方的全部职责，对事故负有间接责任。

【处理意见】

1.上海市宝山区安全生产监察局以第2120030061号行政处罚决定书，作出了对上海市宝轻劳动服务公司罚款人民币贰仟元的处罚。

2.上海市宝轻劳动服务公司对事故责任人陆明云、沈迪良和工地负责人蒋纪明分别进行下浮工资和扣奖。（略）

3.电厂对事故间接责任人冯朝辉作出了离岗培训二周、扣发当月所有奖金、三个月生产奖、年终安全奖的处理。

4.鉴于电厂安全责任制，对其他相关人员处理意见：

（1）燃料部机械班领班顾微萍负有现场审核不到位的责任；离岗培训二周；扣发当月所有奖金、两个月生产奖、年终安全奖；

离岗培训内容：学习相关的安全规程和危险点预控的有关知识培训，培训期间协助燃料部做好危险点预控卡片的整理完善和完善检修工艺方案。

（2）燃料部检修主管邵新建负有直接的管理责任，对疏于管理要进行反省，保证工作的扎实落实；扣发两个月生产奖、年终安全奖50%。

（3）燃料部主任卢林发作为燃料部安全第一责任人, 负有直接领导责任，要从事故中吸取教训，按有关要求认真组织落实整改，扣发一个月生产奖、年终安全奖50%。

（4）对燃料部按安全生产责任书的要求进行考核。

（5）安监室人员负有对燃料部安全管理工作监督不到位的责任，近期要重点监

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督好燃料部安全管理的整改措施落实，要长期做好相应的监督工作。扣发当月生产奖、年终安全奖的30%。

（6）厂部对这起事故负有领导责任，特别是在去年发生事故后，对去年曾提出的一些措施，有落实不到位的情况，对去年发生事故的相关责任处理不到位。

对徐星雄、王建林扣发当月生产奖、年终安全奖的30%。

厂领导班子其他成员扣发当月生产奖、年终安全奖的20%。

西宁供电局红湾变电所误操作造成人身轻伤

【事故经过】

7月19日，西宁供电局红湾变电所按计划进行“10kV红五路#08开关停电、小修、保护定检、线路检修”工作，11：40分开关检修工作结束，检修工作负责人马××要求运行人员进行验收，11：43分该站值班长马××对#08开关进行验收，同时要求对负荷侧082刀闸操作卡涩(停电操作时，临时发现的缺陷)进行处理，马××拿程序锁钥匙插进#08开关柜门，然后拔出钥匙插入082刀闸进行试合，马××低头观察柜下方的082刀闸合闸情况，确认后马××合082刀闸时，母线侧081刀闸自动合闸(因#08开关与081刀闸有一组#9地线)造成带地线合闸，并引发10kV II段母线故障，2号主变10kV闭锁过流保护动作跳开，#12、#82开关，由于#08开关临近10kV分段#07开关，短路弧光又引发10kVI段母线故障，#1号主变10kV闭锁过流保护动作跳开低压侧#13开关，从而造成10kVI母、II母停电事故。081刀闸弧光短路时造成在#08开关柜下方观察082刀闸合闸情况的检修负责人马××颈部、右肩部轻微灼伤，灼伤面积8％。同时造成保护工作人员王××轻微灼伤。

【暴露问题及原因分析】

1．是081刀闸防误程序锁销子间隙过大，闭锁不到位，人为的强行操作，并且081刀闸与082刀闸之间有机械闭锁，从而造成运行人员合082刀闸时，机械联动合上081刀闸，造成带地线合闸。

2．运行人员对防误闭锁装置有机械联动不清楚，并且在程序锁销子闭锁不到位的情况下，盲目强行操作。

3．习惯性违章未得到有效控制，表现为无监护操作，票外工作及工作人员着装

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不符合要求。

【防止对策】

1．熟悉防误闭锁装置的功能，明确使用范围和管理规定。

2．全面核查防误装置的安装及使用情况。

1．在10kVI、II段母线分段处加装绝缘隔板。

牡丹江电力安装检修有限责任公司违章作业电火烧身死亡

(19xx年)

【事故经过】

19xx年11月14日，牡丹江电力安装检修有限责任公司在处理牡二电厂7主变压器油质不好过程中，为了达到过滤效果，决定采用蒸汽加热方案，并在＃7主变附近梧设了临时苫布棚，将滤油设备罩在棚内，由于室内外温度低，最后决定采用电加热器与压力式滤油机串接方式加热变压器油，晚间刀时，值班人员张某去侧所，王某坐在凳上看书，待张某回来时，发现苫布棚内起火，15时零时30分左右，将火扑灭，检查现场时，发现王某的尸体已被严重烧焦。

【事故原因】

1.经对王某死亡过程分析情况看，王某处理油加热器缺陷时，既没停电，也未停止油循环，是本次油着火及本人致死的直接原因。

2.油加热器元件根部焊接存在缺陷，导致在运行中蕊管脱落是本次着火的主要原因。

3.加热器使用前未进行认真检查，缺陷未能发现是油着火的间接原因

4.加热器接线端子没有加装防护罩措施是此次油着火的间接原因。

【经验教训】

1.处理运行设备缺陷必须停止设备的运行，在做好安全措施后方可进行。

2.对新使用的临时设备一定要掌握其性能，并做认真的检查后方可投入。

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佳木斯东方热电厂除焦门未锁跨焦时高温灰水喷出烫死行人(1998

年)

【事故经过】

19xx年8月20日12时20分，佳木斯东方热电厂因＃6炉水冷壁突然发生爆破，泄出的汽水连同热灰从乙侧除焦口喷向零米空间，使完成＃6炉除尘器冲洗管清扫任务，途径到此的冯某被高温灰、水烫伤，经抢救无效，于当日21时死亡。

【事故原因】

除焦门未上锁封住，当水冷壁管突然大面积爆破产生的正压将除焦门冲开。泄出的汽水连热灰喷出，将路径到此的冯某烫伤并致死。

【经验教训】

1.锅炉“四管”’爆破本是一种常见的事故，但如果设备存在其它缺陷，、哪怕是很小的缺陷就可能扩大成人身死亡事故。

2.工作中一定认真执行规程，不能流于形式。如锅炉运行中规定了各人孔门、看火孔、除焦门等都应紧闭锁住。

3.锅炉爆管停炉后运行人员听到强烈的爆破声，并看到大量灰尘及蒸汽从炉膛内喷出，不去现场检查，只是停炉就算完事。

4.人员不应在各人孔门、检查孔、看火孔、险焦月等处停留，如在其工作，应与司炉联系好，同时应按要求着装。

秦皇岛热电厂容器内焊接充氧气通风工作人员被烧死 (19xx年)

【事故概况】

19xx年6月8日8时40分秦皇岛热电厂锅炉管阀班焊工班共５人对＃３炉定排扩容器围极进行焊接工作，考虑容器内通风不好，向扩容器内充氧气，安全员及在场工作负责人等其它人员不但没有提出疑，问却一起动手向扩容器内充氧、．９时二又分左右，工作负贡人张某某的手套被焊花引燃，并没有引起张本人及现场安全员．的警惕，随后工作负责人离开人孔！刁处，容器内两位焊工继续工作时，火花引燃魏某某衣裤，因容器内氧气浓度高助燃迅速，焊工张某帮助魏某扑火时，自身衣物也引燃，高某见火扑不灭，拉魏某没拉动。随即爬出扩容器（此人受轻伤）因扩容器内烟气大

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一时无法进入，又无灭火措施，１１时左右，魏某才被从扩容器下部割孔敕出。人早已被烧死。。

【爆漏问题】

1.现场施焊人员严重违反《实现》（热机部分）第３８１条等相关在容器内工作“严禁向内部输送氧气”等规定。

2.安全意识极其淡薄，现场工作人员没有一人对向容器内充氧气提出异议，且一起群体违章，结果是“自己伤害了自己”。

3.现场监护形同虚设，工作负责人思想麻痹到了极点，一起帮忙向容器内充氧，手套着火仍不中止工作，更不用说监护别人，完全失职。

4.工作现场安全防范措施有严重漏洞，没有采取安全通风及灭火措施。

5.特种培训、安全培训以及班组安全学习存在严重的形式主义。两天前焊工班安全活动中记录着“安全第一，要遵章作业，不要麻痹大意”，但仅两天，行动完全是另一样，没有结合专业的特点、工种的特点，作业的环境在干活前学习《安规》相应部分。

【吸取教训】

1.检修人员作业前必须结合专业的特点，工种的特点、作业的环境，学习《安规》的相关部分，用以完善安措，决不能搞形式主义。

2.对特殊环境下作业，如容器、粉仓、油罐、酸碱罐、地下通道等亩关的安全措施必须要针对作业对象的特点来制定，由车间专工亲自制定并由车间主任雷查后，报安监处批准后实施，必须把住安全措施关。

3.生产技能培训、安全培训、班组培训及班组安全学习、安全活动要落实到实处，杜绝走过场和不负责的虚假现象。

新华发电厂无票检修刮板捞渣机绞伤右腿(19xx年)

【 事故概况】

19xx年2月2日，新华发电厂锅炉本体班在＃3炉捞渣机和碎渣机的改进工作中，将工作人员分为两组，一组由5人组成，调整捞渣机刮板间距，另一组由4人组成处理碎渣机内部冲灰水管。

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当日14时30分负责调整捞渣机刮板间距的小组要试转捞渣机，小组负责人安排工作组成员李某到零米值班室要求启动捞渣机，值班员韩某两次对李说“碎渣机中有人，不能启动”，李说“没人，可以启动”。韩没到现场检查，按启动程序转动Ｊ碎渣机，将另一工作组成员卢某的右腿绞住，救出后送大庆医院抢救，当晚做了右腿高位截肢手术。

【事故分析】

1．锅炉本体班同一系统两项作业均无工作票，属于严重违章作业。

2．两项作业同时进行，又属交叉作业，班组没有组织事前危险点分析，未制定可靠的安全措施，工作前班长未组织两个工作组成员在一起布置安全措施和进行安全交底。

3．班长工作不细，分工不明确，没有明确谁是工作总负责人（监护人）谁是工作联系人，组织工作混乱。

4．在碎渣机内工作虽然采取部分安全措施，但安全措施很不完善，尤其碎渣机在不停电的情况下进去作业，属于违章冒险作业。

5．班长做为工作总负责人（监护人）在监护过程中没有认真履行监护职责，离开现场去处理其它缺陷时，又不指派临时监护人。副班长也离开监护岗位做其它工作，严重违反工作监护制度。

6．零米值班员对检修人员无票作业，不但没有制止，而且又听从检修人员指挥，随便启动设备又没向司炉或班长汇报。

7．检修提出要求设备试转，运行人员虽然两次提出异议，便启动设备之前，没有按“规程”规定到现场进行实际检查。

【吸取教训】

1．严格执行安全工作规程，按“规程”规定的工作票使用范围，必须履行工作票制度，严禁无票作业。

2．每项工作开工前，必须由工作负责人带领，开展事前危险点分析术１安全措施交底，全体工作人员明确具体危险点及防范措施并签字后，方可开始工作。

3．－切转动机械检修和消缺，必须拉开电源。低压设备特殊需要频繁启动方能作业的项目，也必须开工作票，可以不拉电源，但必须设专人负责、专人联系、专人监护，启动按钮除挂明显标志，还应派人到开关处死看死守。

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4．工作负责人必须严格履行监护职责，不间断地对工作人员进行监护，不得从事其它任何工作，离开现场时，必须指定专人代行监护职责。

5．转动机械启动试运前，必须履行试停送电联系单，运行人员操作前必须到现场检查工作组成员确已全部撤离现场后方可启动设备

黑龙江电建四公司吊车维护工违章蛮干被吊车挤死 (19xx年)

【事故慨况】

19xx年4月19日8时10分，省火电四公司鹤岗电厂施工现场，吊车维护工王某在检查龙门吊车晃动时被吊车挤死。

4月19日上班后，班长在班前会上分配当日工作，并提出了作业时的安全注意事项，但没有分配7日刚从其它工地调回的王某工作，班前会后王某没有与班长请示就擅自上了吊车，该吊车司机7时45分登上吊车，被王某吓了一跳，发现王某由吊车横梁平台往下走，并随司机进入驾驶室，司机开动吊车后，王某发现吊车晃动厉害，非要上去检查，司机说“车行走晃的挺厉害，别上了”可王某说“不运行，看不出问题”，于是王某从梯子上到吊车横梁平台上，当小车行走3米多时，司机看到一个安全帽掉到驾驶室平台上，立即停车。走出驾驶室发现，王某躺在小车检修平台上死亡。

【原因分析】

1．这起机械伤害事故是在领导没有安排和无人监护下个人违章，蛮干造成的伤亡事故。

2、王某擅自从横梁平台钻进小车行走检修平台观察吊车晃动原因时，被行走的小车与吊车科支腿挤死，正常时送入小车检修平台必须经过驾驶室。

抚顺电厂伸手进运行中的输煤皮带内取物被绞死 (19xx年)

【事故概况】

19xx年2月27日东电直属抚顺发电厂燃料分场发生一起输煤皮带运行中伸手去取东西而被皮带卷了进去造成死亡事故。2月27日燃料运行四班早8时接班后用刀号

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甲皮带上煤乙皮带备用，值班员丁某发现乙皮带尾部滚筒处地面有不少积煤，主动请示班长清扫， 8时30分班长联系燃料主控室将乙皮带运转起来，丁某带领４名卸煤工清理积煤，当地发现皮带跑偏时，便到中部调整跑偏托滚，之后又回到尾部，不知何故地上身穿过尾部滚筒拦杆，手臂被运转的皮带卷了进去，造成头朝下，脚朝上夹在上下皮带之间，撞到尾部滚筒，当即死亡。

【事故原因】

事故的直接原因就是伤者违反规程造成的。有安全防护措施上存在漏洞是事故的又一原因。案例６中输煤皮带及滚筒周围的护栏不全，案例７中转向滑轮坑，长期无盖板。

【吸取教训】

1．教育职工执行安全工作规程，尤其是当前冬季储煤紧张情况下，要以科学的态度对待各项规莫制度。

2．全面检查一饮输煤皮带两侧＆滚筒周围的护栏．发现残缺个全或不符合规程要求应抓紧整改补齐，对燃料输煤运输机械防止伤人的安全防护设施进行彻底检查。

3．临时工担任输煤皮带的值班员，清扫工的单位冬训期间要组织他们学习“安现”有关部分，提高他们的安全素质，熟知本岗位的安全知识。

4．进一步加强安全培训工作，切实提高职工的自我防护能力。

七台河多经公司管理不善民工高空坠落死亡 (19xx年)

【事故概况】

佳木斯电力实业集团所属七台河多经公司19xx年10月14日发生了一起临时工高空坠落死亡事故。七台河多经公司承包更换七台河电厂10kV电厂甲线柱油开关的施工，记日公司副经理胡某派本公司安装队金某去现场勘察，金某回来说看的是电厂乙线。14日9时15分胡某电话通知金某电已停完，可以作业，并告诉金电厂电源乱一定要验电挂地线。这时现场已开始工作。姜某已在杆上挂地线，已扎好腰绳，同时何某某和文某（死者男，33岁，临时工），在双杆的另一侧也已上杆，但刘某刚上至５米处未到位，末扎腰绳。在姜某用地线验电时（因当时没带验电笔）造成两相短路接地，发出弧光和声响，现场人员看到三人同时抱住电杆，几秒后位于另一杆中部的

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典型事故案例汇编

刘某哼了一声就头朝下掉下杆头部着地，经抢救无效死亡。

【暴露问题】

1．领导者违章。当看现场的人回来说是电厂乙线时，领导也不予以纠正，明知电厂电源乱，也过去现场勘察及交待安全措施，致使工作负责人的错误认为没得到纠正，造成误登带电线路，酿成事故。

2．对招用的临时工安全教育管理不到位，还用临时工当安全员。此安全员实属虚设，面临违章无动于衷，根本起不到安全把关的作用。

3．工作负责人严重失职，首先作业未开工作票，又没带安全工器具，接地线时不验电，竟同意用地线验电。作业前没有向作业人员进行危险点分析和安全交底。

4．作业人员安全意识差，严重缺乏自我保护能力，无视安全生产规章制度，不带验电器，接地线前不验电。未得到试‘可擅自登杆作业，安全帽习、系带。对用地线验电的蛮干作法，习以为常。

【防范措施】

1．作业前必须严格执行工作票制度，严禁无票作业，作业前必须坚持停电、验电、拴接地线，切实从技术措施、组织措施上把好安全生产关。

2．作业前要严格执行危险点分析铭ＩＪ度，对作业的危险点分析应做到全员参加，对作业全过程有针对性的分析，并提出防范措施。

3．对临时工进行一次整顿，不符合要求的坚决辞退，对临时工在安全上的管理要与正式职工同样对待和要求。

东电三公司临时工高处作业走钢梁自坠身亡（19xx年）

【事故概况】

19xx年4月12日8时 20分，东电三公司绥中施工现场吊装工地吊装三班工作组6人在吊装1号炉煤斗第二转运塔49米高处吊装钢梁并拧紧螺栓作业，因当时风力达6级左右，工地副主任考虑安全，决定停止作业并要求工作组成员下到地面，三人已下到地面，待第四人乔某（男22岁，临时工）从49米高处下来时。不慎发生坠落到零米，经抢救无效死亡。

【暴露问题】

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事故是由于临时工引起，我们单位的各生产分场也在大小修时雇佣临时工，但我们的管理又怎样呢？对待安全问题尤其是人命关天的问题，我们万万不能存在侥幸。思理和麻痹大意思想。

1．今后各单位招用的临时Ｊ：、民工及分包队伍，必须严格按电力建设及安全施工管理规定执行，认真进行资质审杏，鉴定合同及三级安全教胄。

2．加强对临时工、民工、分包队伍的安全管理，要向正式职工一样对待，混岗工作时应在有经验职工带领下工作，不能把危险程度超出力工承担能力的工作交给他们去做。

3．高空作为必须有可靠的安全措施，每时每该部要挂好安全带，严禁高空作业走钢梁，必要时应挂好防坠器。

4．高处作业的平台、通道要装设栏杆和水平拉绳。

赤峰电业局安全帽未带好高空坠落后摔成重伤（19xx年）

【事故概况】

19xx年9月1日赤峰电业局在进行城网改造工程施工中发生一起作业人员从梯子上坠落地面的重伤事故。当日赤峰电业局红山供电局配电运行班门人参加城网改造工程作业中，工作负责人口头讲解注意事项后，便分配工作任务开始作业，当刘某（伤者，男，41岁）完成自身工作返回地面后，看见另一组更换跌落开关很吃力，随后找来铝合金梯子与力工一起将梯子搭在跌落开关横担上，当刘某爬到开关横担处时，跌落开关横担突然向左侧倾斜下滑大约一米左右，刘某身体失去平衡，从距地面3米左右高处跌落地面，头右后都摔到水泥地面上，造成颅内因头骨刺破血管出血，颈椎第七节骨折。

事故原自：

2．跌落开关横担的支撑铁固定用的螺栓、螺母锈蚀严重，而且螺母扣未带满有松动现象。其上已有1个人在上面工作，又立上梯子再上1个人施加在跌落开头横担上的力超重，使螺母从螺栓端处脱出，两块支撑铁受力变形，致使跌落横担向左侧倾斜，刘某身体失衡坠落地面。

2．当时刘某安全帽佩带不符合要求，帽带未紧，在刘某坠落过程中人帽分离，

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加重了伤者的受伤程度。

【暴露问题】

1．工作负责人没有宣读工作票，只是口头原则布置，没有交待本次作业的的最危险的注意事项，放弃监护，自行登台作业。

2．伤者本人安全意识淡薄，自我防护能力差，对本人工作是否安全心中无数。

3．跌落开关横担支撑铁验收时，没有及时发现螺母没带满扣。经过近10年的春、秋检未能发现设备缺陷，长期隐患未及时消除。

4．工作负责人对作业成员安全帽佩戴出现问题和违章没有及时制止和纠正，作业人员没有做到互相关心、互相提醒。

【吸取教训】

1．严格执行工作票制度，作业前应认真宣读工作票。工作负责人在确保安全情况下，才能参加作业，保证工作人员在有效的监护下作业。

2．作业前应对设备外观检查是否存在安全隐患。

3．提高自身防护能力，使用各类工器具应安全可靠，特别是使用梯子要符合规程要求，在梯子上作业，也应将安全带系在牢固的构件上以防高空坠落。

4．正确戴好安全帽，帽带不仅要系，而且要系好，一但发生问题，可以减轻伤情。

佳木斯电厂清扫PT未严格执行工作票造成触电死亡（19xx年）

【事故概况】

19xx年5月22日，佳木斯发电厂一高压班，结合线路清扫，对线路ＰＴ电容器进行预试，上班后，由于工作负责人未到现场，代班长张某临时决定自己任预试工作负责人，并安排刊某操作，王某某担任记录和计算工作。10时35分，崔又安排李某进行Ａ相ＰＴ介损试验。李某登上单梯，崔将一次试验导线接好后，用绝缘杆把Ａ相ＰＴ一次试验导线挂好，接着把试验用导线另一头递到李某的手中，然后崔去查看前几项试验记录，这时另一参加实验人员发现接试器导线长度不够，需将西林电桥进行移位，在移动电桥时，将试验用电容器拉倒，此时李某叫了一声并连同梯子滑倒在地，经人工呼吸并送到医院抢救，终因触电击伤严重死亡。

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【事故原因】

1．在变更实验接线时没有将自耦调压器电源断开。

2．在李某手拿裸线变更接线时，正巧自耦调压器线圈零位断线，致使调压器产生输出电压。

【暴露问题】

1．班长在开工前分工不明确。

2．班长工作前布置安全措施不认真，事故当天班前会只交待了工作任务，没有强调安全工作注意事项和工作中的危险点。

3．执行工作票制度不严格，在本次试验工作中更换工作负责人没有按工作票制度履行手续。

4．试验设备在使用前没有认真检查。

【吸取教训】

这是一起电气试验引起的事故，在春秋检中都要对有关电气设备进行试验工作，通过这一案例，要求我厂的每一个参加电气试验人员一定在每一年的春秋检及常规预试工作中要牢记以下几点：

1．高压试验前一定制定详细的试验方案，包括工作内容、工作程序、人员分工、实全措施、危险点分析等。

2．高压试验前要对试验用的仪器设备进行认真的检查，对不合格有问题的仪器设备不得使用。

3．高压试验用临时电源必须经由两个串联电源开关，且有一个有明显断开的刀闸，同时试验电源必须加装过载保护装置。

4．实验过程中，在变更拉线或试验结束时，应首先断开试验电源并进行放电。电源拉送应明确专人负责此操作。

5．作业组成员之间一定要有相互关照意识。凡无论作业项目难易，每项作业前都要做好充分的准备工作，人员分工要具体，每个人都要切实履行自己的职责。

杨柳青电厂无票处理电除尘器故障触电死亡（19xx年）

【事故概况】

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典型事故案例汇编

19xx年4月2日8时35分，华能杨柳青电厂发生、一起检修人员违章作业的触电死亡事故。当日8时20分一名进行正常检查的配电检修工发现＃5炉1号除尘器，1室一电场下部阴极振打器没有振打撞击声，让运行值班员将该振打器控制方式由程控改为连续，以便判断是否存在故障，当时，检修除尘班班长、技术员尹某（死者）等人正在电除尘控制室，尹某在没有和其他人打招呼的情况下，自己来到了1号除尘器室1室一电场下部阴极探打器处，尹某擅自打开了1室一电场阴极振打器保温箱的检修孔，当伸手用石笔在振打轴上划线，阴极振打油所带46kV高压直流电对其放电，经抢救无效死亡。

【事故原因】

直接原因是严重违章作业，“直接在转动和带电设备上进行工作”，“无票作业”不与运行人员联系，擅动运行设备。

【吸取教训】

随着环保观念的加强，近些年新建的电厂和一些已建电厂相继将除尘方式由原来的水力、风力除灰改为电除尘，尤其电除尘的电气方面会经常发生问题，９５年９月7日吉林双辽电厂发生一起同样因除尘器故障，工作人员擅自进入带电运行场所，造成触电死亡事故。

从中吸取教训：

1.要清醒的认识到违章是实全生产的大敌，必须加大反违章力度。加强对工作负责人的实全教育，严肃认真，不折不扣的认真执行工作票无论作业项目难易程度如何，一丝不苟地落实工作票上的各项要求。

2.严肃监护制，监护人必须认真履行职责，无监护人不许作业。

3. 电气设备上作业必须严格执行停电、验电、挂地线的规定。

4.加强班组实全建设，认真开好班前、班后会及每周一次的安全活动。

珞璜电厂6KV接触器故障致多人灼伤（20xx年）

【事故经过】

事故前运行方式为#3、#4机组运行，除灰6KV 09LGC一、二段母线由主厂除灰

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典型事故案例汇编

三路供电，6915开关，6931开关、除灰09LGC 母联6930开关处于合闸位置。除灰四路备用，6916开关合闸，6932断开。

10月14日9：10左右，检修工作负责人电气一班检修工吴秉忠与值长彭伟联系，要求＃4炉＃1飞灰空压机69324开关送电，试转电机，值长命令电气主值班员王涛监护，巡检员寇小华进行操作。9：20王涛、寇小华到达二期除灰配电室，此时检修电气一班班长邹建、吴秉忠已在配电室等待，运行电气专工何小兰、检修锅炉二班班长邓市民为了解电机试转情况也来到配电室。在王涛的监护下，巡检员寇小华进行操作。拉开了＃4炉＃1飞灰空压机693240接地刀闸，检查69324接触器确已断开，检查确认了接触器辅助电源已断开。9：24，在对接触器小车的推进操作过程中，接触器柜内突然发出闷响，并有电弧产生，有弧光和黑烟冲出。除灰6KV 09LGC一、二段母线联络开关6930跳闸，09LGC二段母线失电。

【抢救过程】

事故发生后，6名受伤人员全部跑出二期除灰配电室，何小兰马上打电话通知了值长；正在二期集控楼开调度会的与会人员，听到下面配电室发生异常声响和发现有黑烟冲出，立即中断会议，冲到事故现场，迅速安排车辆将受伤人员送往三军医大西南医院进行救治。

【事故现场】

事故发生后，检修和运行有关人员立即到现场，检查发现＃4炉＃1飞灰空压机69324接触器处于试验位置；69324接触器小车的电源侧三相触头烧损，负荷侧三相触头完好，三相熔断器均熔断；检查接触器三相对地和相间绝缘均为零。将接触器小车拉出，发现接触器柜上下触头挡板全开，无电弧烧伤痕迹。接触器负荷侧静触头完好，电源侧静触头烧熔(见附图2)，柜内有电弧烧熔的金属颗粒。

【事故原因】

1.对接触器小车的检查情况

1) 接触器小车电源侧触头及对应母线静触头烧熔。

2) 接触器小车及柜体全部因电弧烧黑，开关柜体侧面有拉弧现象。

3) 接触器三相保险全部熔断。

4) 对接触器表面清洁后，检查相间及三相对地绝缘全部为零。

5) 接触器三相触头确认断开。

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接触器各相通断检查

。

小车开关电源侧触头对地绝缘

8) 接触器解体后检查的情况（10月23日送专业厂家，重庆高压开关厂进行

解体）：

（1）A、C相动、静触头部分融化。

（2）C相静触头内弧触头（带驱弧线圈）由于固定铆钉熔化松动（未脱落）。

（3）SF6气室因电弧喷黑。

（4）接触器SF6气室安全隔膜冲破。

（5）取出接触器连接动触头（出线侧）后 ，用2500V摇表测量接触器母线侧与出线侧接头三相为0 MΩ，测量母线侧与出 线侧接头相间绝缘分别为1-2 MΩ。

（6）用2500V摇表测量接触器连接动触头相间绝缘均为0 MΩ。

（7）对接触器小室清洁后用2500V摇表测量接触器母线侧与出线侧接头三相及相间绝缘均为2500 MΩ。

（8）对触器连接动触头清洁后用2500V摇表测量动触头相间绝缘在10 MΩ以上。

2.原因分析

#4炉1#飞灰空压机检修后，在10月12日由机务联系运行进行试转启动，启动后50秒，空气安全门动作， 69324接触器开关A、B两相保险熔断，接触器外观检查无异常。当时怀疑空压机电机回路故障，电气试验班检修工温永涛测试电机绝缘、直- 33 -

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流电阻合格；测量电缆绝缘合格。当天69324接触器开关未送电。

10月13日，电气检修一班班长邹建安排检修工孙建检查#1飞灰空压机69324接触器开关并更换A、B两相已熔断的保险。孙建到现场更换了A、B两相保险，检查跳合闸回路正常，辅助接点正常，并向邹建汇报开关无问题。下午邹建向电气主管马鲍兵汇报：开关保险已更换，开关检查没有问题。在16点10分，电气主管马鲍兵再次安排电气试验班（试验负责人黄蓉平）对空压机电机进行2.5倍直流耐压试验，试验结果正常。由于判断为空压机机械过载造成电机过负荷时间过长，使熔断器两相熔断，未测试接触器主回路绝缘及SF6压力（法方设计SF6气体无压力低报警装置）。 实际原因：6KV接触器的绝缘及冷却介质为SF6气体，使用旋转弧切断原理。10月12日，#4炉1#飞灰空压机启动后安全门动作后，接触器跳闸切断过负荷电流，产生截流过电压， 由于SF6气体压力低（从事后接触器解体分析）， SF6气体绝缘及灭弧功能下降，电弧不能熄灭，造成电弧二次或多次重燃产生复燃过电压，喷黑使接触器相间及对地绝缘击穿，造成相间短路使接触器A、B相保险熔断。

10月14日，由于判断为空压机机械过载造成电机过负荷时间过长，使熔断器两相熔断，电气专业要求锅炉检修人员将电机与空压机对轮脱开，进行电机单转试验。在对接触器小车的推进操作过程中，当小车电源侧触头与母线静触头处于似接非接状态时，由于接触器相间及相对地绝缘击穿造成短路，因为接触器内SF6气体压力极低致使接触器不能灭弧，接触器A、C相动静触头部分烧熔，接触器小室内 SF6气体超压致安全隔膜冲破；小车电源侧触头及对应母线静触头因为拉弧部分融化，产生的弧光和高温气流冲出将小车推至试验位置，将现场人员灼伤。

【暴露问题】

1.法方设计SF6接触器无SF6气体压力低报警功能，气体泄漏后运行中无法发现。

2.电气专业管理有漏洞。对10月12日出现接触器熔断器熔断后，电气专业未引起足够重视，只按照一般缺陷进行检查处理。

3.电气检修人员经验不足。开关熔断器熔断后，判断为空压机过载导致电机过负荷，仅对电机、电缆及开关控制回路进行检查，未检查接触器主回路绝缘电阻及SF6气体压力。

4.电气专业对外围设备重视程度不够，绝缘监督不到位，没有建立全面的技术

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档案。

5.贯彻规章制度执行存在漏洞，本次机务工作票停电后，电气未单独再办工作票进行检查（规定应办理），造成检查漏项。

6.危险点分析和预控措施不到位。工作人员安全意识及自我防护意识较差，与操作无关的人员进入了现场，结果造成不必要的伤害。

7.除灰运行人员对除灰厂用电系统事故处理能力不足，除灰厂用电故障后恢复时间过长。

【责任分析与处理意见】

1. 电气主管马鲍兵，在12日发生A、B相熔断器熔断后，安排电气一班、电气试验班分别对开关、电机、负荷侧进行检查后，当13日班组汇报开关、电机未发现问题，没有进一步组织查明造成熔断器熔断的原因，就同意送电试转；且对绝缘监督管理不到位，贯彻规章制度不严。对该次事故负主要责任。处罚：2000元。

2. 电气一班班长邹建，既未弄清开关是否存在问题，也没有查明熔断器熔断原因的情况下，安排送电试转电机。对该次事故负重要责任。处罚：1000元。

3. 电气一班工作人员孙建在检查开关工作中，只按照常规方法进行检查，在未查明A、B相熔断器熔断的原因情况下，就向班长汇报开关没问题，留下事故隐患，对该次事故负直接责任。处罚：1000元。

4. 检修副主任（负责全面工作）胡泽荣，做为部门安全第一责任人，对电气专业的管理不到位，对该次事故负管理责任。处罚：500元。

5. 运行三值值长彭伟，在检修人员联系送电时，未进一步了解落实该开关检查后的设备状况，危险点分析和预控措施不到位，就安排王涛、寇小华进行送电操作，对该次事故负有重要责任。处罚：1000元。

6. 监护人王涛、操作人寇小华在对检修后的设备状况未了解清楚的情况下，即进行送电操作；同时未严格执行有关规定，佩戴好防护用品；对该次事故负一定责任。各处罚：500元。

7. 运行电气专工何小兰，对电气运行人员贯规贯制的督促不到位，对该次事故负专业管理责任。处罚：500元。

8. 运行部主任文成明，做为部门安全第一责任人，对部门工作管理不到位，对本次事故负管理责任。处罚：500元。

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9. 安监室主任刘明辉，对外围工作贯规贯制监督不到位，对本次事故负监督管理责任。处罚：500元。

10. 厂副总工程师（绝缘监督组长）王俭，对绝缘监督的管理不到位，对本次事故负管理责任。处罚：500元。

11.厂长助理（负责生产管理）廖树荣，对本次事故负领导和管理责任。处罚：500元。

12.厂长叶向东（安全第一责任人），对该次事故负领导责任。处罚：500元。

【防范措施】

1.加强对危险点的分析和预控措施的落实。

2.按照试验规程，年内对全厂SF6接触器、开关进行电气预防性试验及SF6气体压力普查。

3.对加装接触器SF6气体压力低报警功能进行可行性研究。

4.完善6kV开关及接触器的检修维护制度，要求对切断故障电流的开关必须进行开关断口、相间及对地绝缘测量，并测量SF6气体压力。

5.完善检修质量文件包及检修记录卡，做好开关检修设备台帐。

6.加强检修及运行人员的技术培训，增强检修及运行人员故障分析及处理能力。

7.提高检修及运行人员安全意识，增强职工自我保护能力，停送电操作时无关人员不能在现场逗留。运行人员在停送电操作时按规定戴好绝缘手套，增配个人防护面罩。

8.加强绝缘监督，完善绝缘监督档案，定期测试。

石洞口二厂外包施工人员高空坠落造成人身重伤(20xx年)

【事故经过】

20xx年8月31日早班燃料运行发现#1卸船机机内皮带东侧边丝磨断约6米，9月1日早上，燃料部策划决定更换此#1卸船机机内皮带，工作安排由宝轻劳务公司派员进行，并实行“检修工作票”双签发。

宝轻公司由签发人蒋纪明安排沈迪良作为工作负责人，工作班人员为张××、王××、陆明云等5人承担此工作。电厂燃料部派出冯朝晖作为工作联系人协调。宝轻

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公司工作负责人沈迪良按要求进行作业危险点辨识和确定预控措施、安全交底后，工作班成员全部在《预控措施卡》上签字。8：50’检修工作获运行许可。

整个上午作业内容主要是吊起固定#1卸船机机内皮带的罩壳、和拆卸机内皮带栏杆等；下午的作业内容则是割断皮带和牵引新皮带，然后进行胶接。由于当时C—1B皮带正在进行卸煤作业，沈迪良（工作负责人）与工作班人员张××、陆明云考虑到割断上层皮带，可能会对运行的C—1B皮带造成影响，遂自行决定在返程皮带靠近尾滚筒4米左右处割断机内皮带，这样既不影响C-1B的运行，又能利用下垂的皮带牵引新皮带。

13：10’左右工作班人员陆明云头朝西的钻进机内皮带正、返程之间，跪着由西向东倒退着切割旧皮带（此过程由于现场临时决定，没有重新进行危险点辨识，因此也没有采取防止高空坠落安全措施）；13：25’左右当陆切割开旧皮带的三分之二时，准备从旧皮带的正、返程中间往东退出，返回平台继续切割；在退出的过程中，右脚踩在一根电缆管上着力，突然电缆管的铸铝接线盒断裂，造成陆明云从4.8米高度（电缆管与地面的高度）坠落地面。造成宝轻劳务所职工陆明云（男、39岁、初中文化程度、机械检修作业8年工龄、焊工5年工龄）右手手腕和骨盆右侧骨折，经上海市第六人民医院对其“右手大拇指上方和右手腕上部分别埋入2根钢钉，并用一根万向不锈钢连杆进行牵引，来固定右手腕；右髋关节内安装一块钛合金定位铁板，帮其恢复”。并于9月25日离院，在家疗伤。

【事故原因】

1.宝轻公司现场工作负责人沈迪良，在改变施工作业方案后未与甲方工作联系人联系，未重新进行危险点辨识和采取预防措施；并擅离工作现场，对危险场所作业失去监护，是事故的主要原因。

2.宝轻公司作业人员陆明云违反安全操作规程，高空作业未使用安全带，脚踩不宜作为支撑的电缆管，致使电缆接线盒断裂，造成高空坠落事故，是事故的直接原因。

3.电厂工作联系人冯朝辉在作业现场没有及时跟踪和监督施工进展情况，督促施工安全措施(改变检修工艺方案后的安全措施没有做，作业危险点也没有进行辨识。)的执行，工作联系人的职责没有到位。是事故的间接原因。

【防范措施】

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典型事故案例汇编

1.禁止施工单位的任何人随意改变已确定的检修(技术)工艺方案; 如确因工作需要改变的，必须征得发包方的同意，办理相关手续，并重新进行危险点辩识与做好安全措施。

对外包工程没有工艺方案的，在开工前一定要事先确定工艺方案，这不仅是外包工程的要求，也是体系标准的要求。

对于从来没做过的工作，必须要事先编制工艺计划（或工作步骤），并做好相关的安全措施和对作业危险点进行辨识。如确因工作需要改变工艺计划（或工作步骤），必须征得发包方的同意，办理相关手续，并必须进行危险点辩识与做好安全措施后，方可开工。

2.禁止各施工作业项目工作负责人擅离工作现场，如确因工作需要离开工作现场的，要中断或停止工作，并采取相应的措施。如不能中断或停止工作的，必须指定临时工作负责人并对其进行交底，并及时向发包方工作联系人报告。

3.从合同源头抓起，在签订工程合同时就要明确承、发包的安全责任，包括组织现场安全施工管理的贯彻落实等。对在外包工程应该明确在交任务的同时要交施工方案与相关的安全措施，发包方的项目主管部门必须用文件包（任务书）的形式来布置任务，对承包单位进行必要的安全、技术交底，并经承包方签字确认。承包单位在接受项目任务后，针对该项目施工的要求，应事先要制订出相应的施工安全、技术措施，并在施工中严格执行。

4.在审核施工的工艺方案时，发包方审核人必须按照规范认真地进行审核，对方案的确定性审批人要负全责。工作联系人必须确认了解工艺方案并掌握具体的安全技术要求。

5.对外包工程项目明确电厂工作联系人就是项目代表，发包方的安全第一责任人，要在发包方责任范围内对项目的施工安全负责。

6.每天领班在布置工作任务和相关的安全措施后，接受任务的所有工作人员都要进行签字，目的是让每一个人都知道工作任务与相关的安全措施。工作联系人也要签字，目的就是对这项工作的工艺方案和安全措施要清楚的理解，并要确认这些工作人员做这项工作是否合适。

【责任认定】

1.事故由上海市宝轻劳动服务公司组织调查上报；上海市宝山区安全生产监察局

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典型事故案例汇编

组织现场复核、取证，并以“宝安监监（2003）066号”文批复对上海市宝轻劳动服务公司负事故全部责任的认定。

2.电厂燃料部工作联系人冯朝辉没有及时跟踪和监督施工进展情况，未能在外包工程过程中尽到甲方的全部职责，对事故负有间接责任。

【处理意见】

1.上海市宝山区安全生产监察局以第2120030061号行政处罚决定书，作出了对上海市宝轻劳动服务公司罚款人民币贰仟元的处罚。

2.上海市宝轻劳动服务公司对事故责任人陆明云、沈迪良和工地负责人蒋纪明分别进行下浮工资和扣奖。（略）

3.电厂对事故间接责任人冯朝辉作出了离岗培训二周、扣发当月所有奖金、三个月生产奖、年终安全奖的处理。

离岗期间培训内容：学习相关的安全规程，培训期间协助燃料部做好安全法规整理和完善检修工艺方案。

4.鉴于电厂安全责任制，对其他相关人员处理意见：

（1）燃料部机械班领班顾微萍负有现场审核不到位的责任；离岗培训二周；扣发当月所有奖金、两个月生产奖、年终安全奖；

离岗培训内容：学习相关的安全规程和危险点预控的有关知识培训，培训期间协助燃料部做好危险点预控卡片的整理完善和完善检修工艺方案。

（2）燃料部检修主管邵新建负有直接的管理责任，对疏于管理要进行反省，保证工作的扎实落实；扣发两个月生产奖、年终安全奖50%。

（3）燃料部主任卢林发作为燃料部安全第一责任人, 负有直接领导责任，要从事故中吸取教训，按有关要求认真组织落实整改，扣发一个月生产奖、年终安全奖50%。

（4）对燃料部按安全生产责任书的要求进行考核。

（5）安监室人员负有对燃料部安全管理工作监督不到位的责任，近期要重点监督好燃料部安全管理的整改措施落实，要长期做好相应的监督工作。扣发当月生产奖、年终安全奖的30%。

（6）厂部对这起事故负有领导责任，特别是在去年发生事故后，对去年曾提出的一些措施，有落实不到位的情况，对去年发生事故的相关责任处理不到位。

对徐星雄、王建林扣发当月生产奖、年终安全奖的30%。

厂领导班子其他成员扣发当月生产奖、年终安全奖的20%。

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典型事故案例汇编

华能平凉发电公司滑跌造成人身轻伤(20xx年)

【事故经过】

20xx年12月18日9:20#1炉D磨煤机出现异音，风磨班填写危险点分析预控卡，办理工作票检查处理，我公司磨煤机为HP803碗式中速磨煤机。经初步判断异音是从磨煤机下部侧机体内产生的，主要是石子煤刮板磨损导致石子煤排出不畅引起的。检修工作需要打开侧机体人孔门进行检查处理，侧机体人孔门离地面大约.2.5m，因此，在工作过程中用升降平台（此平台在自然状态大约1.8m高）。磨煤机内部温度高通风冷却，直到13:00打开磨煤机下部侧体人孔门，因内部温度高无法工作继续冷却，14:30班组技术员孟科学与工作负责人王红卫到工作地点检查刮板的磨损情况，在爬至升降平台梯子0.8m处，不慎跌落，右臂撞在升降平台支承腿上，经医院拍片检查，右臂肱骨骨折，其他一切正常，目前在医院接受治疗。

【暴露问题】

1.在登高过程中未采取可靠的防坠落措施，监护工作不到位；

2.工作人员在登高过程中精力不集中，自我防范意识差；

3.工作组织不够严密，对登高过程中存在的危险因素分析不够。

【防范措施】

1.加强现场检修消缺工作的组织和管理，以合理的工序、工艺来减少工作过程中的危险因素，进而规范人员的作业行为；

2.进一步抓好危险点分析预控工作，提高分析的针对性和全面性，尤其是抓好工作过程中的落实；

3.全教育和培训，提高职工自我防范意识；

4.在#1、2炉总共12台磨煤机侧机体人孔门处加装固定平台，在此之前如有检修工作必须搭脚手架，严禁使用升降平台。

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火灾事故

黔北电厂#1机机头着火事故(20xx年)

【事故经过】

20xx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。

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典型事故案例汇编

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。

2.此次火灾发生在两次巡检中间，而且火灾报警装置也未报警，因此我们更应该引起重视，巡检高温设备时，注意其附近是否有气味、烟雾等异常情况，及时汇报处理。

3.各台机组间巡检时间尽量错开，以减少主厂房内无人巡检的时间，另外建议对主厂房内重点防火部位设置工业监控电视。（如拱上）应有专人定期对火灾报警系统，消防系统进行检查，保证其能正常工作，发现消防设备有异常情况及时通知公安科处理。

4.加强消防知识培训，每个工作人员都应能熟悉基本的消防知识及灭火技能，特别是各种灭火器的使用方法及灭火的技巧等；对使用过的灭火器材要及时检查并督促补充。了解值班员应对所辖设备区域的防火器材的位置、种类应心中有数。

5.电缆沟是重点防火部位，要吸取125MW机组的切肤之痛。通过这件事提醒我们对防火的检查更要落到实处，从细微处着手。如严禁带火种进入电缆沟，巡检时对接头等重点部位的温度认真测量，巡检完后随手关好放火门，平时沟内照明应关闭。

6.在高温高压的管道附近如有油管或煤粉管道的地方，巡检应特别认真，防止燃料泄漏沉积发生火灾。

7.在锅炉拱上是高温区，而且燃油管道和煤粉管均集中布置在此，因此该地方巡检力度应加大，发现有漏油漏粉现象应及时通知检修处理，将泄漏的燃料及时清除。

经常检查消防 器材和消防水系统是否正常，发现异常及时通知相关部门处理。随时保证消防水系统正常，各消防用具随时保持备用，管理好消防物。

黔北电厂#2炉灭火跳机及火灾事故分析（20xx年）

【事故经过】

20xx年12月21日，五值中班，负荷300MW，四台磨煤机运行，22：00分，#2炉总风量波动大，联系热工处理，22：10分，热工来人处理#2炉总风量波动大。22：23分，#2机组事故音响发出，锅炉MFT动作，灭火跳机，锅炉一次风机，各磨煤机及燃油快关阀等联动正常，电气厂用电切换成功，汽机主汽门、高中压调门、抽汽逆

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止门、高排逆止门联关正常，主机交流润滑油泵联启正常。炉侧迅速查明为“一次风压低且运行油枪少于5支”保护动作于MFT灭火，迅速调整风量进行吹扫，启电泵向锅炉补水，锅炉吹扫结束，补水正常后投入油枪点火，汽机挂闸冲转，23：06分，达全速，电气在并网操作时，因灭磁开关故障分合闸不成功，在处理灭磁开关过程中，汽机保持空转，00：06分，因灭磁开关故障未处理好不能并网，值长令：锅炉保持两支油枪运行，汽机打闸，维持真空，待检修处理灭磁开关故障。00：15分，发现#2炉B侧后墙二次风箱下部着火，且火势较大，锅炉立即手动MFT紧急停炉切断燃油系统，立即组织人员灭火，同时关闭炉前燃油系统各手动门及油枪分支手动门，00：30分，拱下二次风箱火势扑灭后，又发现拱上C3、D3油枪间保温着火，再次组织人员灭

火，00：40分，火势全部扑灭，因着火原因尚未彻底查明，值长令锅炉保温保压，汽机破坏真空，00：54分，主机转速到零，投入连续盘车。

【事故原因】

从事后的打印及分析情况看，灭火原因为A一次风机自动被误投入后引起A一次风机入口导叶下滑，造成一次风压迅速下降，触发“一次风压低且运行油枪少于5支”保护，造成灭火跳机，而造成锅炉火灾的原因为D1油枪金属软管漏油未及时发现，燃

油从保温材料上浸入二次风箱壳体上，由于二次风箱壳体温度较高而引起火灾。

【存在的问题】

1.防止误操作，虽然时刻都在强调，但从最近一段时间来看，尚未彻底杜绝，尤其是交叉实习人员、新进厂人员对此领会不深，没有完全意识到误操作事故可能引发的后果；

2.各值操作人员对微机管理还需进一步规范，加强教育，部分值班人员在CRT上操作不规范，如球标点动太快等；

3.巡检不到位，部分当班人员经验不足，安全意识不高，对一些关键问题把握不住，而值长、机长、主操又未及时提醒；

4.监盘质量差，未能及时发现一次风压下降；

5.“W”型火焰燃烧方式，拱上是一个容易引起火灾的区域，分场虽然早就已经意识到了这一点，并采取了缩短巡检时间间隔、增加工业电视探头等措施，但从此次事故情况来看，措施仍然不到位。

【采取的措施】

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1.加强培训工作，任何人在未取得当班资格之前不准独立在CRT上操作，汽机侧的CRT不准操作锅炉侧设备，同样，锅炉侧的CRT不准操作汽机侧设备，特殊情况下，经值长许可，在相关人员监护下可进行短暂操作；

2.热工人员搞工作时，必须向其交代清楚危险注意事项，并作好事故预想 ；

3.操作人员在CRT上操作任何设备必须看清楚才能操作，并且操作球标时不能太快；

4.锅炉启动点火前必须认真检查油系统检修工作确以结束，各放油门、排污门关闭，阀门位置正确，各油枪软管无明显毛刺、断裂等缺陷，各管道、法兰联接完好，检查结束确认无异常后才能对油系统进行充油；

5.油系统充油后，立刻派人检查整个油系统无渗油、漏油现象，各燃油电磁阀、手动门无内漏现象，确认正常后才能点火；

6.锅炉投油点火后：每投入一只油枪均要到就地检查着火良好，油枪接头、软管、油阀等无渗油、漏油现象，发现油枪接头、软管、油阀等有渗油、漏油现象时，应立即停止该油枪运行，关闭燃油手动门，联系检修处理好后才能投运。锅炉一旦有油枪投入运行（包括启动点火和正常运行中投油助燃）应派人守在拱上巡检，重点检查油枪、软管、油阀、接头等，发现有渗油、漏油现象时，及时停运该油枪并联系检修处理。各处漏出的燃油必需立即用抹布将其擦干净，如燃油浸入保温层内，必需联系检修将保温层更换。

7.正常运行中每两个小时巡检一次拱上，巡检时重点检查有无漏油、漏粉、漏风现象，发现有漏油现象必须将漏点立即隔离，通知检修处理并将漏出的油用抹布擦干净，发现燃烧器、一次风粉管有漏粉现象时，应立即联系检修处理，并将漏出的积粉清理干净，防止拱上积粉。如发现拱上有漏热风现象时，应检查所漏出的热风是否有烧毁电缆的危险，如有烧毁电缆的危险时，应立即采取措施隔离电缆，通知检修处理。运行中拱上不能有积粉现象。对于油枪的金属软管，巡检时应注意查看有无毛刺、划伤、折断等痕迹，如发现有时，应立即联系检修检查，必要时更换金属软管，对于运行中更换的金属软管，应试投油枪一次，以检查金属软管等是否漏油；

8.无论分场，还是班组在每个月的安全检查中，对于油枪软管、各油系统阀兰等，易损坏的部位，应作重点检查。

9.加强监盘质量，不管是检修后的自动投入，还是正常运行中自动的投入，在投入自动的初始过程，都不应立即调到其它画面，应观察一段时间，自动稳定后再调其

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它画面，如发现自动跟不上时，应立即解除自动。

电气试验引起火灾(19xx年)

【事故概况；】

19xx年9月14日15时05分系统有冲击，富二厂＃3、＃4、＃5、＃6发变组开关，一、二期母联开关南母分段开关等开关相缀跳闸，事故中发现的高厂一变小间内电缆沟盖板处冒烟，经检查是余热电站6kV出线动力电缆接头处着火，将防发变组的控制电缆引燃，当即用灭火器将火扑火。

【事故原因】

富二厂检修公司电气车间高压研试验人员在余热电站现场＃1根用绝缘击穿法查找电缆绝缘低的故障，当用2.5倍直流耐压测得电缆漏泄电瓶为450微安，当电压升至28V左右时，表计摆动故障点被击穿，致使6kV动力电缆出线在20米处电缆沟内有一接头着火，将其上方＃6发变组18条控制电缆引燃。

【暴露问题】

1．高压班试验人员在用绝缘击穿法查找未投入运行动力电缆故障时，未全面考虑到被试电缆敷设在运行机组电缆沟内，末开工作票就加压试验，对电缆接头也不十分掌握，在加压过程中也未派人观察电缆的击穿情况。

2．不按规定要求敷设动力电缆。

3．庞缆接头热缩管不是阻燃材料。

4．电缆接头没人防护罩。

5．在采用击穿法查找故障时，未想到电缆接头能看火。

【吸取教训】

1．试验人员在查找电缆故障时，尤其是与运行机组同一电缆沟的电缆 应开工作票，开展危险点分析，布置好安全措施。

2.做电缆相应试验时，应考虑电缆接头的承受能力，详细检查后方可进行。

3．加强电缆防火工作，开展一攸全面的电缆防火检查，对电缆接头要落实具体的防火措施。

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牡丹江第二发电厂电缆着火全厂停电(19xx年)

【事故概况】

19xx年6月28日01时57并且将沟内部分电缆烧损，并造成220kV失灵保护出口短路，失灵保护将220kV甲、乙母线上的全部元件及运行中的三台机组全部跳闸。由于事故造成牡热厂与系统解列，使110kV系统失去外来电，厂用电完全失去，最终导致全厂停电事故。

【事故原因】

1．本次电缆着火的起因是ｒ多种经营公司经营的循环水尾电站220V动力直流电缆存在着机喊损伤或质量缺陷，加之该电缆自97年9月投产以来，始终处在无人维护、检查和试验的状态，使缺陷逐渐发展，最后发展到绝缘被击穿，短路电弧将周围电缆引燃。

2．全厂停电是由于电缆沟着火后，殃及失灵保护电缆，造成保护电缆芯线短路，保护出口跳闸。

【暴露问题】

1．厂部对省局电缆安全的有关规定贯彻不力，管理不严，省局96年为吸取富总厂余热电缆着火教训，曾明确要求，凡敷设在电缆沟的非生产电缆限期清理出去。

2．对非生产电缆疏于掌握，有关部门没有对其维护，检查和试验。

3．室外电缆沟通向厂房内的电缆孔、洞封堵不够严密，使厂母线室造成一定的碳粉污染。

【吸取教训】

防止电缆着火事故是国电公司颁发的防止电力生产重大人身事故的二十五项重点要求的第一项，足见其重要性，从以上四起电缆火灾事故，我们应吸取的教训是：

1．应制定出相应的电缆管理办法和电缆管理的标准，落实好安全责任制

2．电缆的各种预试要按期进行，对电缆接头要定期用红外线测温仪测温，防止接头过热。

3．落实好电缆防火技术措施，电缆中间接头两侧应设置１米长的封闭耐火槽盒。

4．全面认真的清查一次非生产电缆在主沟内的情况，并制定移出主沟的计划，

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在移出前应有保证安全的措施。

5．对主厂房、电缆沟进行认真普查，特别对重要电缆要弓１起高度重视，尤其对电缆中间接头部位和需要封堵的部位一定要完善防火措施，并增加烟雾报警装置。

6．进一步严格落实好设备的责任区划分。加强设备定期巡视制度。

7．室外电缆沟通向机炉和厂用6kV母线室穿墙部位的电缆要认真封堵，电缆根部要采用有机堵料堵塞，防止火灾殃及厂用系统。

8．以往我们只注重了职工的人身安全，设备安全和交通安全，，而忽视了消防安全，必须全面地全方位的加强企业安全管理，高度重视消防安全。

9．必须重视和加强生活后勤方面的安全管理焚烧垃圾能引起火灾是始料不及的，平时我厂也烧过垃圾，我们的个别班组也有使用电炉子、乱接电源的，在现场作业时也经常有火种留下，在防火问题上存在着许多不安全的苗头和因素。

10．必须进一步增强职工的消防安全意识、普及消防知识。岳阳事故反映出人们救火无从下手，鲜明的说明了我们平时普及消防知识，开展消防演习和培训活动不只是搞形式，而是必要的。

交通事故

盘电汽车吊刹车失灵翻车造成司机死亡(19xx年)

【事故经过】

19xx年3月3日，汽车队驾驶员兼起重工桂华，出车前往月亮田方向执行任务。出车前驾驶员精神状况良好，时值阴雨天，驾驶室乘座3人。15时40分，当车行至两水线32km+150m处时（公路宽度7m，运煤排队车辆占去路面3.5m，坡度约为1%，整个路面向右倾斜并稍有右转），由于有坡度又有转弯，驾驶员踏下制动器，不巧汽车前轮被抱死，路面较滑，摩擦系数小，整车便向右产生横滑（车速为20km/h），缓慢滑至公路边缘，此时车上的肖大金看情况不对，就打开驾驶室车门叫桂华跳车，肖即跳到公路上，桂华想挽救车辆未跳，随车翻下27m高的拖长江中（驾驶室内还有另一

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人，桂华摔出车外被压），造成桂华左腿粉碎性断裂，经送往盘江矿务局总医院抢救无效，于当日17时40分死亡。

【事故原因】

1.制动器失灵，制动时抱死前轮，使方向失控产生横滑倾翻。

2.驾驶员经验不足，临危处理措施不当。

3.由于路面被拉煤车辆占据了一半，使有效通行面积减小，且路面右转向右倾斜，当时一直下雨，路面较滑。

【防范措施】

1.出车前应对车辆作全面检查，对其部分功能作一定试验。

2.加强职工的业务技术培训，提高临危处理事故的能力。

3.加强安全教育工作，提高自我保护意识；加强大型作业中的监护工作。

盘电职工煤场被运煤车压死(19xx年)

【事故经过】

19xx年3月9日，天气晴朗，我厂露天煤场上，运煤车辆你来我往，尘土飞扬，夹杂着引擎的轰鸣声，震撼人心。在这恶劣的环境中，为了有序进煤，煤调管理人员蒋XX（死者）正悉心指挥车辆卸煤。

11时10分，柏果镇土城村驾驶员徐XX，驾驶着牌照为贵B/30428、解放141型

4.5kg、电煤运输乙组189号自卸货车，超载向我厂露天煤场运煤。当行至中煤场时，不听从管理人员蒋XX的指挥，并加速向蒋站的煤场上倒去，蒋XX被撞倒，该车后轮将蒋从脚到头全身压过，致蒋XX碾压当场死亡。

【事故原因】

1.驾驶员违反我厂进煤管理规定，不服从统一调度指挥，擅自高速倒车，严重违反交通安全规则，未查明车辆周围的情况下倒车，既未鸣号，也未发出任何倒车信息，是造成这次事故的主要原因。

2.对运煤驾驶员缺乏有效约束、规范教育，也是埋下的事故隐患。

3.现场指挥不规范，无有效指挥措施及适当设施和工具；职工自我保护意识差，也是造成事故的一定原因。

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【防范措施】

1.制定强有力的约束办法，使运煤司机进入我厂煤场自觉遵守我方的各项管理规定及现场管理人员的指挥调度。

2.制定有效的指挥措施，在现场建筑一些固定的指挥平台，使卸煤车辆按我方规范的指挥信息卸煤。

3.强化安全意识教育，提高职工自我保护意识。

营口电厂运备件大货车与摩托车相撞 (20xx年)

【事故经过】

20xx年9月23日，因2#机组需求备件，早6时运输公司杨树华驾驶解放大货辽H04814(载重量8吨)与物资供应部采购员申奉先去开原提货，于14时30分左右在开原提完货（汽机备件：环形喷嘴重量约3吨）返回沈阳。

16时50分当车以50公里时速行至102国道774公里处，在柏油路外土路右前方同向行驶的摩托车（汪秀艳女，后乘坐人唐玉库男）突然左传，杨树华驾车躲让不及，摩托车车把与货车右侧护拦前部（油箱处）相刮，接触点与柏油马路边缘相距1.7m。杨树华立即停车，停车位置距离接触点16.8m，杨、申两人下车后发现摩托车乘车人唐玉库仰面躺在车右后侧路面上，头部距柏油马路边缘0.6m，已当场死亡。驾驶人汪秀艳面部轻度擦伤。杨树华立即打电话报警，随后警方到事故现场勘察，9月26日，警方已认定汪秀艳应负这起交通事故主要责任。

【事故原因分析及责任认定】

这起交通死亡事故，经事故地段管区沈阳新城子交通大队实地勘察与调查，交通警察大队11月14日召集各方当事人宣布事故原因及责任认定如下：

1、杨树华驾驶车辆忽视了望及措施不当的行为是造成此事故的次要原因。

2、汪秀艳无驾驶证、驾驶无牌照车辆、违章掉头是造成此事故的主要原因。 依照“事故处理办法”第十九条之规定；司机杨树华对此事故的次要责任，汪秀艳对此事故主要责任，死者唐玉库无责任。

【防范措施】

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1、认真学习贯彻落实新“交通法”法规内容，并执行相关的各种规章制度，落实各级人员的车辆管理安全责任制，

2、事故发生“三不放过”的原则，认真吸取这起事故的经验教训，“举一反三”使责任者及其同行受到教育，避免重复性事故发生。

3、强化车辆驾驶员的安全教育与专业技术培训，提高以人为本的“安全第一，预防为主”安全思想意识。

4、遵纪守法、文明行车，切实做到“三不伤害”。

5、加强班组安全生产工作，搞好安全例会与活动，做到出车前人员车辆安全到位，做好事故预想，杜绝一切不安全事件发生。

【考核】

根据“华能营口分公司安全生产管理奖惩条例”及实业总公司“安全管理办法”有关处罚规定对这次交通死亡事故负次要责任的个人、单位部门处理如下：

1、事故次要责任人杨树华停发五个月综合奖，调离驾驶岗位，工作由运输公司另行安排。

2、对运输公司经理罚款1000元；

3、对运输公司副经理罚款800元；

4、对实业总公司主管经理罚款1000元；

5、对实业公司安监负责人罚款300元。

6、扣发运输公司月综合奖800元。

锅炉事故

鸭溪电厂#1炉熄火分析(20xx年)

【运行方式】

负荷300MW，A、B引风机、送风机、一次风机运行，A、B、C、D磨机运行，A/B送风机动叶开度分别为70%，电流分别为52 /53A ，总风量1100T/H，A/B引风机电

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流为119A/118A，B密封风机运行，A、B小机运行，B真空泵运行，大机交流润滑油泵运行，B凝泵运行，B循泵运行，电泵备用，#1化水变带化水PCA、B段运行，为配合清空A磨煤仓，早班接班前A2给煤机煤仓煤下完停运，A3、A4粉管停运，A3、A4粉管壁温为700℃，燃烧稳定。

【事故经过及处理】

20xx年3月21日，9：40发现A1给煤机已无来煤，停运A磨机，因为A磨的磨内压力高（7000Pa），开A2粉管消压，并且开启A3、A4粉管辅助风冷却火嘴，9：43负压开始在-500～+1000 Pa之间波动，9：45将A1、A2粉管辅助风微开负压开始在-1000～+1000 Pa之间波动。9：46将引风机解为手动调节负压，9：47发现负压变化加大，工业电视变黑，MFT动作，手动MFT一次。锅炉熄火，首出为炉膛压力低，抢合电泵成功，A空预器跳闸, B空预器两台电机联动闪红框，A\B引风机、送风机、一次风机跳闸，A、B、C、D磨机跳闸、空压机跳闸，B密封风机未跳闸，减温水门未联关，电气通知6KVⅠB段失压，联系启动A侧引、送风机，进行吹扫，发现达不到吹扫风量，查出是只启了A送风机出力不够，联系热工短接信号后进行吹扫。投油恢复时发现油抢投不进去，查出是压缩空气压力低至0.17MPa，启动空压机后正常。6KVⅠB段有电后，启动B 侧引、送风机，B密封风机，A、B一次风机，B、C、D磨机逐渐加负荷。

锅炉MFT动作，汽机跳闸，高中压主汽门，调门，各抽汽电动门，逆止门关闭正常，锅炉手动启电泵运行正常，高低旁联动正常，大机直流油泵未联动，手动抢合成功，大机交流润滑油泵跳闸，抢合不成功，润滑油压低至0.029MPa，全面监视汽机各道轴承温度正常和回油温度正常，#2瓦温最高82℃，转速到1165r/min，因油压低联系热工解除低油压闭锁顶轴油泵逻辑后启动启A顶轴油泵正常。电气通知6KVⅠB段失压，联系电气就地抢合大机交流润滑油泵成功后，大机润滑油压涨至0.147MPa，全面检查汽机轴承温度，回油温度正常。微开主汽至轴封汽旁路电动门，维持大机轴封汽和真空，联系锅炉收关高低旁，维持高旁开度10%，低旁30%。B真空泵， B轴加风机跳闸，A循泵联动，出口蝶阀未开到位处于中间状态，凝汽器循环水进水压力0.05MPa，B凝泵、B循泵未跳闸，但电流为零，B循泵出口蝶阀仍开启，手关B循泵出口蝶阀联跳B循泵后凝汽器循环水进水压力升至0.07 MPa，随后A循泵跳闸，盘上抢合启动后出口蝶阀开不到位处于中间状态A循泵又跳闸，就地检查A循泵蝶阀油压

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14 MPa，将A循泵蝶阀打至手动后关闭蝶阀不动作，就地对A循泵蝶阀打压后A循泵蝶阀打至自动后蝶阀关闭。就地联系盘上抢合启动后A循泵出口蝶阀仍开不到位处于中间状态A循泵又跳闸，真空下降，低缸排汽温度升至55℃，关闭主再热器蒸汽管道疏水，开一，二级疏扩减温水疏水，低缸排汽温度下降。6KVⅠB段有电后启动B循泵运行正常，低缸排汽温度从52℃降至43℃。转速到250 r/min，主汽温降至426℃开始回升，全面检查大机各道轴承温度正常后，联系锅炉，冲转汽机，收高低旁，转速3000 r/min，试停交直流润滑油泵，大机油压降至0.071MPa稳定，汽机并网后，加负荷到50MW，冲转A小机正常，到100MW后，冲转B小机正常，逐渐调整各除氧器，凝结器，各低加组的水位正常。14：30，负荷升到250MW。

9：47分，锅炉MFT动作，汽机跳闸，#1发变组解列，5011、5012、FMK、6101、6103跳闸，#1机逆功率、程跳逆功率、#1高厂变复压过流光字牌发出，6KVⅠA段快切成功，6KVⅠB段快切不成功，6KVⅠB段失压，抢合6104不成功（无合闸允许），立即拉开#1B汽机变，#1B锅炉变高压侧开关联跳低压侧开关正常，380V锅炉、汽机PCA、B段联络开关联动正常，#1供水变、#1炉B除尘变、#1公用变失压，380V保安PCB段失压。#1机柴油发电机在CRT上没有任何显示，立即派人到就地抢柴油发电机，发现#1机柴油发电机已经联起。但#1机柴油发电机出口ZKK开关未能合上，立即停运#1机柴油发电机，重新手动启动#1机柴油发电机运行，这时#1机柴油发电机出口ZKK开关合上。恢复380V保安PCB段电压正常，在恢复380V保安PCB段电压后，维护就地短接接点合上6104，6KVB段电压恢复，同时恢复#1公用变，#1炉B除尘变，#1供水变，#1B锅炉，#1B汽机运行。检查6KV，380V系统及UPS，直流系统正常，10：20，切换380V保安PCB段正常，停运柴油发电机，退出逆功率，失磁，保护压板，投入启停机，5011，5012闪络保护压板，并复位相关保护及5011，5012开关跳闸信号，FMK过压信号，10：26，用5011重新并网成功，5012合环，恢复相关压板，负荷40MW，切换厂用电成功。

【事故原因】

1.早班接班前A2给煤机停运，A3、A4火嘴壁温为700℃，开启A3、A4粉管辅助风冷却火嘴后负压开始波动，未认真查找负压波动原因，继续开启A1、A2粉管辅助风冷却火嘴后负压波动开始加剧导致MFT动作。

2.开启A3、A4粉管辅助风冷却火嘴后负压开始波动后未认真查出负压波动原因

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典型事故案例汇编

调整好负压，把握好时机及时投油稳燃。

3.燃烧不稳未及时采取措施收风稳定燃烧。

4.大机交流润滑油泵跳闸，抢合不成功原因为交流润滑油泵在汽机零米保安B段，6KVⅠB段失压后该段失压，后在就地先断开汽机零米保安B段进线刀闸后用联络刀闸带，就地抢合大机交流润滑油泵正常。

5.大机直流油泵未联动原因为油压由于大机跳闸后惰走时油压还未降到0.05MPa联动值。

6.B循泵、B密封风机未跳闸原因为低电压9S未动作。

7.A空预器跳闸，B空预器两台电机联动成功且闪红框原因为切换厂用电6KVⅠB段时6103开关跳闸后，6104合闸不成功（原因不详），厂用6KV、380V ⅠB段失压，A空预器两路电源一路从保安B段来，一路从锅炉运转层MCC来，而锅炉运转层MCC由电源Ⅱ带（锅炉380V PC B段带），A空预器两路电源中断，A空预器失电，主、辅电机跳闸且抢合不起。B空预器两路电源一路从保安A段来，一路从锅炉运转层MCC来，而锅炉运转层MCC由电源Ⅱ带（锅炉380V PC B段带），当时由锅炉运转层MCC供电，锅炉运转层MCC失电联动保安A段来电源后，A空预器主、辅电机均会发联启信号（边框闪烁）运行，已做试验证实空预器两路电源联动过程中，瞬时失电空预器运行电机会跳闸，复电后主辅电机会联启。锅炉两台空预器跳闸，锅炉总联锁动作，联跳A、B引送风机。就地检查锅炉运转层保安MCCB段失电，先先断开锅炉运转层保安MCCB段进线刀闸后用联络刀闸带，联系盘上启动A空预器主电机，停B空预器辅电机正常。

8.空压机跳闸原因为380V公用A、B段已倒为A段带，A公用变从6KVⅠB段来失压。

9.A循泵联动后出口蝶阀未开到位处于中间状态原因可能是机械卡涩或电气部分问题，待做试验查找原因。

【设备存在的问题及建议】

1.MFT动作后，减温水总门及调门不能关下来。需检查逻辑。

2.恢复过程中发现空预器油泵电机多次跳闸原因有待查找。

3.A循泵联动后出口蝶阀未开到位原因有待查找。

4.空预器电源建议作优化。

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5.熄火后工况波动大，建议将锅炉吹扫，点火条件中的水位和负压值范围适当放大以减少恢复时间。

6.建议将各个辅机的跳闸首出保留，以便以后好分析事故。

7.B小机的DEH挂闸画面的指示与实际挂闸不对应，挂闸已成功（实际应为红色），但是面板指示为白色。

8.大机跳闸后，电泵不联动，由人为抢合增加了不必要的操作，建议增加电泵联动功能。

9.低电压9S跳闸的辅机B凝泵、B循泵、B密封风机未跳闸，建议检查低电压9S动作回路。

10.A密封风机因风压低联动但因反转风机过流跳闸，建议长期运行A密封风机。A凝泵、A循泵均因水压低联动。

11.6104开关储能弹簧已动作，但6104开关未合上，怀疑是机构问题，需检查机构。

12.A循泵联动后又跳闸，动作了10几次，估计循泵运行一台后，启动第二台后出口蝶阀开不起，原因时第二台启动后开出口蝶阀时循泵过负荷保护发信，由于过负荷保护接至DCS上“循泵事故跳闸”上，“循泵事故跳闸”出口接至关闭出口碟阀（未直接跳闸循泵），出口碟阀关闭后联跳了循泵。需检查逻辑。

【经验教训】

1.操作不看效果，开启A3、A4粉管辅助风冷却火嘴后负压开始波动，未认真分析及时调整。反而继续开启A1、A2粉管辅助风加剧了负压波动。发现异常首先应对最近的操作进行分析，查清原因。

2.发现负压波动燃烧调整过慢，没有及时收风，调整负压稳定后投油稳烧。

3.A磨出口粉管在炉膛中间部位，对燃烧的影响较大，所以辅助风开得过大过多，使得燃烧波动大。今后操作辅助风应控制火嘴壁温在600℃内，只能轮流开启小部分以减小冷风对燃烧的扰动。

4.如开辅助风燃烧波动大，可在从投火嘴前再吹扫，防止粉管内余粉瞬间大量接触高温管壁燃烧烧坏火嘴。

5.熄火后，发现空预器跳闸，电机没有联动，应该马上派人到就地盘动电机，并且要注意未跳闸空预器的入口烟气温度及电流。

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6.熄火后，6KV B段失压使得在恢复过程中显得很被动，启了A送风机出力不够，达不到吹扫风量，联系热工短接信号后才能进行吹扫。

7.恢复过程中，先启了B一次风机，但A一次风机反转过快，启动后过流跳闸，不得不重新停下B一次风机，刹A一次风机车后再启动，在下次启动中要尽量缩短两台风机的启动间隔时间。联动而不是本身保护动作的设备，应在就地守在事故按纽旁阻止其他人检查后即可启动。待两台都启动正常后再一起检查。

8.恢复时事故放水动作多次，温度变化大。原因是在启第一台磨机后风量过大，A/B送风机电流分别为50 /51A，应该把风量减少一点，以防在投粉后汽温上涨过快，特别是再热汽温不好控制。在并网后，启动第一台磨机时就要首先给调节汽温人员提醒，还有尽量要在并泵后才开始启动第二台磨机，防止因为蒸汽流量低而热负荷过高，汽温难以控制，直接影响汽包水位的调节。在汽温控制上要与调汽温人员预先联系，及时调整，避免在大幅度调整迅速开关减温水调门使得汽包水位难以维持稳定，造成事故放水动作。在汽温上涨过快的时候要果断停火嘴或停磨，防止超温。

9.电泵的工作油温最高到126.6℃，调节水位时一定要注意，应避开其临界转速3100 r/min，要通过再循环和给水大旁路来调整水位。同时电泵推力瓦温高达115℃，原因是用给水大旁路调水位时，给水压力与汽包压力压差太大达到7 MPa，降低压差后瓦温下降。

10在跳机后不仅要检查辅机的跳闸情况，而且对公用段等由一段带两段的母线上的负荷要特别注意。特别是空压机等公用系统要加强检查，防止气压低造成设备操作不起，影响其他机组扩大事故。

11.操作主汽至轴封汽旁路电动门开度掌握不够，造成轴封汽母管超压。

12.加强对电泵的重视程度，CRT发电泵轴承温度高报警时发现电泵轴承温度已经到105℃，且继续上涨，应及时提醒锅炉注意电泵的调节幅度。

13.收关高旁开度到10%，低旁到30%时，再热器压力达1.3 MPa，大机冲转后，高排逆止门打不开，导致高排蒸汽温度达403℃，开启低旁降压后正常。

14主油箱B排烟风机跳闸，A排烟风机联动后因入口门备用时未开完，造成油箱负压低，#1轴承回油不畅冒油烟，调整后正常。

15.在抢合柴油机的过程中，应认清设备，不能误合开关导致380V系统的非同期合环运行。

16启电泵补水，未及时开启电泵加药和取样门，造成炉水PH低，今后必须注意

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在改变给泵运行方式后及时切换加药门。

纳雍二厂#1炉发生局部爆燃使二次风箱垮塌(20xx年)

20xx年5月24日，纳雍发电总厂二厂工程在#1炉整套启动试运168小时中，#1炉垮焦，锅炉压力大幅度波动，发生锅炉两侧二次风箱垮塌的设备事故，抢修10天，严重影响#1机组的整套启动试运时间。

【事故经过】

事故前，20xx年5月23日纳雍发电总厂二厂#1机炉带300MW满负荷运行，22时52分36秒，吹灰维护人员启动本体吹灰程序对#1炉进行吹灰，投入AB1、AA4油燃烧器稳燃，23时03分06秒、07秒手动启动空预器IKAH1、IKAH2吹灰器，本体吹灰程序执行到24日0时18分锅炉MFT动作。

5月24日0时17分27秒，炉膛压力由-118Pa上升到132.4Pa

0时17分30秒到37秒，炉膛压力由132.4Pa下降到-1318.9Pa

17分36秒，AB1油燃烧器火焰丧失，油枪退出；

17分48秒，C3煤燃烧器火焰丧失；

在此期间，运行人员接调试单位试验研究院试运指挥令，分别在17分32秒、35秒操作AB2、AC3油燃烧器稳燃，其中AC3油燃烧器一直未燃；

17分50秒，重新操作AB1 油燃烧器点火，未点燃；

17分56秒，发生局部爆燃，炉膛压力上升到1957Pa，“炉膛压力高三值”发出，17

分58秒MFT保护动作。在此期间，现场有很大的异响声，检查发现#1炉两侧二次风箱垮塌，炉底捞渣机焦渣已满出，冷灰斗内密封冷却水及焦渣溅出。

事故后检查出现：#1炉乙侧二次风箱7套刚性支吊架折断，二次风道坍塌，共70跟支架损坏、变形；热二次风道矩形膨胀节损坏16件，圆形膨胀节损坏4件；环形热二次风道向炉前、炉后移动了50mm；尾部垂直烟道向炉后移动了35mm；A、B空预器、二次风出口膨胀节变形。炉膛及烟道没有因此爆燃造成损伤。

【事故原因分析】

从DCS提供的数据和曲线来分析，锅炉在0时17分28秒发生了垮焦，引起燃烧不稳，炉膛压力发生急剧变化（此时炉膛压力波动值为-1318Pa至+466Pa）。在0时17分42

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秒至17分50秒间二次热风道发生了变形、垮塌，此前炉内燃烧已在逐渐恢复，炉膛负压回升，但随着风箱变形和撕裂，使本已逐步恢复的燃烧受到影响，炉膛压力有所下降。由于燃烧波动较大，使锅炉内的煤粉燃烬度差，局部区域存在煤粉未燃情况（从数据显示AC3处油燃烧器一直未燃）。17分52秒AB2油燃烧器点燃后，炉膛压力后升，由于二次热风箱已垮塌，56秒后发生局部爆燃，炉膛压力上升到1957Pa后，MFT动作。

根据该查设计院提供的设计分析报告、热二次风道计算书及选型手册发现，4#、5#、6#、7#吊架的管部拉条最大允许荷载低于结构载荷，部分吊架管部拉条最大允许荷载还低于工作荷载，存在严重的选型失误，因而造成支吊架设计强调不够，应力超过其屈服极限，以致在炉膛压力波动尚在允许波动范围内便出现吊架断裂，风箱位移、垮塌。这是造成此此事故的根本原因。

盘电#1机组甩负荷锅炉熄火

【事故经过与处理】

1.事故前运行方式

220kVⅠ组母线： 211 203 207 205 270（热备用） 中性点：2110

220kVⅡ组母线： 212 206 209 218 219 中性点：2180

220kV母联210合闸，220kVⅠ、Ⅱ组母线并列运行，#1机负荷130MW，#2机负荷190MW

110kVⅠ段母线：103

110kVⅡ段母线：101 102

110kV分段兼旁路开关110合闸，110kVⅠ、Ⅱ段母线并列运行

220K兴天线停运。

2.事故经过及处理

10月2日17时00分，中调方式科刘XX通知：10月3日启#1机组，19点左右并列，运行正常后23时30分倒#1机单独带盘兴线，向广西送电。

10月3日#1机组19时00分并列，10月3日23时30分，中调令我厂220kV母线倒为如下运行方式：

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Ⅰ组母线： 211 207 218 219 中性点：2180

Ⅱ组母线： 212 203 205 206 209 270（备） 中性点：2120

同时令合上#2主变220kV中性点接地刀闸2120后，拉开#1主变220 kV中性点接地刀闸2110。

值长李XX接令后于3日23时30分令电气运行操作。电气班长王XX接令后，安排网控值班员沈XX操作，班长（监护当班）李X监护。运行部值长室副主任秦XX和运行部电气专责王XX参与监护。操作票经审核正确后于3日23：45开始操作。

4日0时50分，运行部值长室副主任秦XX电话告述值长：“母线倒闸操作已结束，只差拉最后一步母联210开关”，值长问“是否已拉开#1主变220kV中性点接地刀闸2110”，秦告还未拉开；值长李XX令“拉开#1主变220kV中性点接地刀闸2110，等我汇报中调”。秦XX于是向网控值班员沈吉坤下令：拉开#1主变220kV中性点接地刀闸2110。

4日0时53分，值长李XX向中调汇报：“我厂220kV母线现已倒为如下方式运行：

Ⅰ组母线： 211 207 218 219 中性点：2110 2180

Ⅱ组母线： 212 203 205 206 209 270（备） 中性点：2120

我已经安排电气去拉2110开关”。

调度员告待令拉开220 kV母联开关210。这期间值长未进一步联系网控。 4日0时58分电气操作人员沈XX拉开2110中性点接地刀闸后，（秦XX通过微机防误操作系统监护操作）秦XX又令回网控室的沈XX、李X：断开220 kV母联210开关。网控值班员沈XX向秦询问一次、李X询问两次：“值长是否已下令断开220 kV母联210开关”。秦XX称已下令，于是网控值班员断开了210开关（秦XX认为，4日0时50分与值长通话意思是拉开2110后，就可拉210开关）。由于此时兴义变兴天线开关201尚未合闸，使#1机组从主网解列，单独带盘县及兴义地方负荷运行。#1机组有功由130MW甩至70MW，无功由8Mvar甩至-2 Mvar，220 kVⅠ母电压由240kV升至253kV，汽机转速由3004r/min飞升至3122r/min,6kV及380kV表计摆动较大。 在处理#1机组甩负荷过程中，机炉电协调不当、处理不力，使#1炉于1时06分灭火保护动作熄火，首跳原因为“全炉膛灭火”，炉按紧急停炉处理。

1时08分，网控值班员经同期合上母联210开关。1时12分，#1炉点火成功。1时35分，负荷恢复130MW。

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【原因分析】

1.直接原因

（1）第二监护人直接指挥操作，越级误下令，误拉220kV母联210开关，是事故的直接原因。

（2）机组甩负荷后调整、处理不当，是扩大事故造成锅炉熄火的原因。

2.间接原因

（1）操作事故预想差，责任心不强，拉220kV母联210时，未检查盘兴线负荷情况，当时盘兴线只有15MW负荷，若检查应能发现兴天线未合环。

（2）事故处理时机、炉、电配合不好，事故处理能力差，

暴露的问题

1）调度规程及调度纪律执行不严，行政领导越级指挥，监护、复诵制度执行不严。

2）调度用语不规范，未严格使用设备双重名称和调度规定用语。

3）执行操作事故预想制度不力。

4）事故处理不当，危及主机安全。#1机组甩负荷过程中主参数控制不当，使得过热蒸汽温度升至580℃，再热蒸汽温度升至567℃；锅炉人员调整燃烧不当、主参数控制不好、投油不及时造成锅炉熄火；炉熄火后，电气未按规定及时拉开#1发变组

220kV开关211，过热蒸汽温度最低降至387℃，再热蒸汽温度最低降至409℃。

5）部分运行人员技术水平、责任心较差。

6）运行人员交班记录不清，不能明确反映事故情况。

【防范措施】

1.严格执行规程。运行部组织有关人员深入持久学习有关调度规程、规定，并经考试合格；运行部、安生部要定期、不定期检查调度规程和调度纪律的执行情况，发现问题及时整改，确保调度规程的正确执行。

2.坚持统一指挥。值长是现场生产总指挥，所有命令只能通过值长逐级下达，其他人员不得直接指挥操作。

3.规范调度用语。严格执行设备双重名称和命令复诵制度，准确使用调度用语。

4.通过竞争岗位学习、技术比武、事故（操作）演习等多种方式，加强技术培训及心理素质训练，增强事故处理能力。

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5.认真执行操作事故预想制度。

6.交接班记录不详细、不清楚的问题，运行部应加大检查和考核力度。

盘电#2炉爆燃造成锅炉本体严重损坏(19xx年)

［序］本次事故是我厂有史以来锅炉设备事故中最严重的一次，它是一起由热工人员盲目拉电，设备有隐患，运行人员处理不当造成的。在社会上造成了较大影响，使我企业形象受损。暴露了我们的管理工作没有到位，留有死角；安全宣传教育还没有真正落到实处、深入人心。

【事故前运行方式】

19xx年3月13日，当时#2机组负荷180MW，乙侧制粉系统运行，主汽压力12.2Mpa，主汽温度540℃，炉膛负压－30Pa左右，给粉馈电Ⅰ组2C、Ⅱ组2C运行，#8、10给粉机故障停运，锅炉灭火保护投入。

【事故经过】

13日10时左右，热控分场保护班袁X（工作负责人）办理工作票处理“#2炉乙侧水位保护电极座”，在司炉办理该票的过程中，由于燃烧不稳，即暂停办票，对#2炉燃烧进行调整，此时（10时22分）袁X去断#2炉GBP1盘乙侧水位保护报警电源开关5K（执行安全措施），误拉成#2炉GP3盘直流供电联络开关4MK，导致给粉馈电控制电源消失，给粉馈电Ⅰ组2C跳闸，一、三层给粉机电流甩到零，二、四层运行正常，炉火闪动，炉膛负压甩到－700Pa。抢合馈电Ⅰ组1C未成功，复置Ⅰ组1C、Ⅰ组2C控制开关，复置#9、11、12给粉机纽子开关，一层四台给粉机未及时停用，炉膛负压调到－500Pa时，给粉馈电直流控制电源恢复（20秒钟后袁X意识到拉错开关，又将4MK合上），Ⅰ组1C自动合闸，第一层4台给粉机高速（停前转速高）向炉膛送粉，炉膛爆燃（集控室内听到一声闷响），炉膛负压表满挡，调整正常后，立即就地检查，发现锅炉四角拉裂，紧急停炉。

【设备损坏情况】

炉膛部分刚性梁及尾部竖井刚性梁断裂；炉膛四周密封拉裂；竖井包墙拉裂；竖井中隔墙蜜蜂拉裂，水平烟道两侧密封拉裂；水冷壁前墙、后墙下移；#2角燃烧器整体后移，#1、3、4角燃烧器密封冲开；低再入口联箱密封罩拉裂；炉膛吹灰器密封

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典型事故案例汇编

圈全部冲脱；吹灰器蒸汽管打弯；蒸汽取样管打弯；取样管支架严重打坏；止晃装置损坏；炉顶密封拉裂。

【事故原因分析】

1.袁X作为工作负责人，在没有人监护的情况下，独自一人拉电源开关执行安全措施，违反安全规定，而又错误地将GBP1盘的电源拉成GB3盘的4MK，是事故发生的直接原因。

2.正常情况下给粉馈电接触器是由交、直流双路保持的，任何一路电源消失都不会跳闸，但Ⅰ组2C交流保持接点接触不良（触点质量差，多次跳合闸后变形），直流一消失便不能保持，是事故发生的间接原因。

3.人员责任心不强，安全意识淡薄，设备定期校验执行不力也是事故发生的一个原因。

4.给粉馈电跳闸后，值班员复置控制手柄不到位，违反规定未复置跳闸给粉机控制开关，造成直流恢复后馈电合闸，给粉机自启动，大量煤粉送入炉膛产生爆燃，是事故扩大的主要原因。

5.袁X错拉开关未立即给当班司炉说明又合上，使馈电Ⅰ组1C自启动，是事故扩大的次要原因。

6.灭火保护本应动作而拒动，是事故扩大的重要原因。

【暴露的问题】

1.工作负责人在办理工作票时独自执行安措拉电，失去监护，执行规章制度不严，习惯性违章突出，安全意识淡薄，也暴露了热控分场对操作监护重视不够。

2.给粉馈电消失后，一、三层给粉机停转，锅炉未熄火，司炉未将停运给粉机开关复置，也未投油稳燃，执行规程不严，处理事故不冷静，缺乏经验。

3.设备质量差，该保持的保持不了，该动作的保护不动作，对进货、验收管理不严；设备维护、校验制度不健全，执行不力，设备缺陷管理不到位，过去曾经发现过接触器触点接触不良、炉膛压力达动作值而保护未动的情况，未引起重视，加强定检，没有采取防范措施。

4.设备名称不完善，标示不清楚；热控直流系统管理不完善，运行方式及解环点无明确统一规定；现场图纸不全，运行人员不知热控直流系统结构。

【防范措施】

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1.切实研究热控工作票制度、执行等环节存在的问题，加强热工工作人员作业时的监护，特别是重要保护、自动装置上的工作。

2.加强运行人员培训，提高业务素质，提高事故处理能力，严格执行规程等规章制度。

3.改造给粉馈电接触器，更换为自动空气开关，接触器靠交流电在其线圈中励磁产生吸力而使其合闸，电压的高低对其吸力影响较大，有可能引起不必要的跳闸（如厂用电消失，备用电自合成功时）。

4.加强设备的定检维护和校验工作，如给粉馈电接触器、灭火保护等这类重要设备制定严密的定期检验制度，认真执行。

5.规范现场的直流系统图纸、资料，完善设备标志、名称；更改炉膛负压量程，增大其有效记录范围。

6.把好设备进货质量关，把好验收关。

盘电#1炉事故放水动作造成事故放水管严重爆破（19xx年） ［序］本公司锅炉为东方集团公司锅炉厂的DG670/13.7—8型产品，超高温高压、中间再热、自然循环、故态排渣、煤粉炉。

#1炉从19xx年8月至19xx年3月安装，93年4月20日首次进行水压试验；93年9月26日首次点火；94年1月16日正式投产。

#1炉事故放水管当时的走向是经由10米平台下零米后，小角度绕过K1排柱，形

成接近“Z”结构弯到甲侧制粉系统热风管道旁，与风管平行布置接入定扩。原支承方式均为支架式，故管道膨胀受到限制，其“Z”结构，工质流经内部时产生了不同方向平行的力，在管道上形成了扭矩。10米平台下管段原用133×5的20G（事后改为133×10），在这次事故中断成十多截。

【事故经过】

19xx年1月19日，#1机组满负荷运行，运行二值值中班，由于#1炉水位保护误动，事故放水频繁动作。当日中班便动作多次，18时30分许，事故放水电动门又一次动作开启放水，随后听到一声巨响，锅炉零米一片白茫茫的蒸汽。当班人员发现事故放水管爆破后，立即手动关闭事故放水电动门，汇报中调及有关领导，决定停炉

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典型事故案例汇编

处理。

【事故原因分析】

管道走向布置不合理，有“Z”弯道，水流经其内部时产生扭矩；支承方式又不科学，限制了管道自由膨胀；管材用料不合格，管壁较薄；当时气候寒冷，放水时产生水冲击，是发生这次事故的诸多因数。

【事故责任】

1.设计、安装布置不合理，管材用料不合格，相关单位应负本次事故的主要责任。

2.我方监质不力，维护不到位，应负一定责任。

【暴露的问题】

1. 设计、安装、用材不合理，有关单位欠缺经验和责任心。

2.水位保护调试不完善，投用后频繁发生误动作，运行经验欠缺，未及时将其消除。

3.安装过程中我方监质不到位，埋下了事故隐患。

【防范措施】

1.更改管系走向，减少其弯道。

2.改支承为吊挂，让管系有充分的自由膨胀，在10米平台上安装弹簧支座。

3.将10米平台以下的管子改为133×10（原为133×5）的

20G。

4.在设备安装过程中加强监质力度，监质人员根据有关资料和经验，对设计、安装不合理的，用材不合格的，即时向有关单位提出商量并修改。

黔北电厂#1机组A侧空预器瞬间卡涩锅炉熄火

【运行方式】

#1机开机,负荷250MW，A、B引、送风机、一次风机、A、B、D磨运行，空预器A1、B1电机运行，A2、B2联备，A、B汽泵运行，电泵旋转备用。

【事故经过】

1月4日，17：27事故音响发出，“A侧空预器停转”翻牌，CRT上空预器A1电

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典型事故案例汇编

机电流升至16A，出口烟温未上涨，马上派人就地检查，锅炉人员急停B、D磨机，机组减负荷，就地检查发现A空预器短时卡涩后恢复运行，但电流仍在8-11A之间波动，仍有碰摩，卡涩现象。汽机人员目标负荷150MW汽机手动关调门，实际负荷急降至80MW实际阀位降至26%，汽包水位急降至-200mm，锅炉人员见汽包水位低，加大补水调整，同时要求汽机加一点负荷，迅速手动开调门加负荷至150MW，阀位升至63%，汽包水位急剧上升，即急停B汽泵组，开启A汽泵再循环调节阀，关闭主给水孔板门，17：30汽包水位仍升至+250mm（高3值），MFT动作，机组跳闸，各联动设备正常，调整汽包水位正常，停运A汽泵组。

【事故原因】

1.空预器瞬间卡涩停转发“A侧空预器停转”信号后又继续运行，空预器卡涩原因仍待查找。

2.“A侧空预器停转”信号发出后，停运B、D磨减负荷时，未熟练掌握DEH减负荷方式，手动关调门时其滞后较大，当负荷降至150MW时停止关调门，但调门的总阀位指令已降得很低，以致高压调门继续向下关，负荷降至80MW，汽包水位下降加大给水量调节汽包水位，又急升负荷至150MW，导致汽包水位急剧上升至高三值，MFT动作。

【存在的问题】

对空预器停转后汽机压负荷的目的和方式的掌握有待提高。

【经验教训】

1.空预器停转锅炉人员应监视空预器出口烟温，并马上派人到就地核实，如确已停转应立即关烟道挡板，注意监视负压防止炉膛负压动作MFT，同时应迅速降低锅炉热负荷到150MW以保证另一台空预器正常运行。

2.空预器停转压负荷主要应是锅炉专业降低热负荷，汽机专业根据主汽压力、主汽温度、再热汽压力、再热汽温度下降情况再配合锅炉压负荷，压负荷速率不能太快，防止造成汽包水位保护动作和汽包压力升高进不了水。

3.应尽快掌握DEH对负荷的控制方式，熟练的运用各种方式进行升降负荷。

4.汽机专业在由于锅炉单侧空预器、引送风机、一次风机、磨机跳闸引起锅炉热负荷快速下降的紧急情况下配合锅炉快速压负荷，应解除功率回路，根据汽包水位、主汽压力、温度综合情况输入适当的调门目标阀位分段压负荷，每压到一定阶段待负

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典型事故案例汇编

荷反馈稳定同时观察锅炉汽包水位变化情况再决定是否继续往下压负荷。不能通过点击“减阀位”按纽压负荷，防止点击次数多不能控制目标负荷。

5.事故处理时，要听从当班主操和值长的统一调度安排。

6.辅机运行不可靠或有缺陷运行时，应作好事故预想。

7.机、炉副操加强交流，多进行讨论总结，掌握运用好各种工况下较好的运行方式和各参数的调节方式。

黔北#1炉垮大焦使造成锅炉灭火（20xx年）

【事故前运行方式】

负荷295MW，锅炉A、B引、送、一次风机运行，A密封风机，A、C、D磨机运行，B磨检修，A、B汽泵运行，电泵备用。锅炉水位、主汽温自动，燃烧手动，主汽压力15.0MPa，再热蒸汽压力：3.57MPa，主蒸汽温度：537℃。再热气温：537℃，二次风总量2100Km3/h。氧量4.7％，一次风压9.5MPa。汽机A循泵，A凝泵，A密封油泵，A真空泵，B定子冷却水泵运行，DEH功率回路投入，高低加疏水，除氧器水位自动投入，高低压旁路自动未投。电气5011、5012、6101、6103关运行；6102、6104开关备用；380V各PC段按正常方式运行。

【事故经过】

20xx年10月29日22：27，炉膛负压变正压至17Pa，看火焰工业电视探头，四个探头依次退出，煤火检突然消失只剩下两支。炉膛压力开始变负，最高至-750Pa，锅炉MFT动作灭火，事故音响发出，给水流量降低，氧量升高，主蒸汽压力及汽温下降很慢，汽包水位下降，A、B一次风机，A、C、D磨，A密封风机跳闸，燃油快关阀关闭，减温水电动门及调节门关闭。汽机跳闸，主机交流油泵联动成功，负荷到零，主机转速开始下降，汽机高中压主汽门、调门关闭，高排逆止门、各段抽汽逆止门、各段疏水联动正常，电气500KV 5011、5012开关跳闸，厂用电6KV1A，6KV1B段切换正常，锅炉MFT首出为“全炉膛灭火”，汽机ETS首出为“锅炉MFT动作”，电气保护室#1发变组保护柜“热工保护”、“程跳逆功率”掉牌。

锅炉立即手动MFT一次，启动电泵向汽包进水，查看所有联动设备联动正常，立即启动炉膛吹扫，调整炉膛负压，调整二次总风量至650Km3/h，调节汽包水位在零

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典型事故案例汇编

水位左右，同时派人到零米检查各跳闸辅机，发现炉膛垮大焦。汽机立即联系将辅汽倒为#2机再热冷段供给，调节除氧器、凝结器水位正常，轴封汽压力正常，因主汽压力、温度较高，令人到就地手动开启低旁喷水调节阀，开高低旁降压。电气检查厂用电6KV1A，6KV1B段切换正常，立即通知机、炉厂用电正常，将跳闸开关5011、5012、6101、6103，合闸开关6102、6104复位，派人对500KV5011、5012开关，网络继电器室进行检查均正常。投入#1机“启停机保护”，退出“逆功率保护”、“失步t2”、“失磁t2、t3”、“失磁减出力t4”、“失磁切换厂用电t4”保护压板，合上#1机同期电源空开，作好并网前的准备。

锅炉炉膛吹扫完毕，燃油检漏走旁路，开启燃油入口快关阀，调节回油调节燃油压力正常至2.8MPa，投入A3油枪，油枪投入后，工业电视看到火焰，但火检未出现，油枪自动退出，致使MFT再次动作，此时主机转速降至1205r/min，启动顶轴油泵正常并投入连锁，锅炉立即又重新启动吹扫，完成后油检漏旁路，开启燃油快关阀，调节油压正常，重新点火，投入D3油枪，点燃后，接着投入3支油枪，汽机挂闸冲转，冲转过程中联系热工解除高加水位保护，随机滑投高低加，至全速3000r/min后，停运顶轴油泵、主机交流油泵，查看油压正常，22：59并网成功，投入“失步t2”、“失磁t2、t3”、“失磁减出力t4”，退出“启停机”保护压板，负荷20MW后投入“逆功率”保护压板，负荷至30MW，又投入7支油枪，同时收关高低旁直至关完。23：04，启动A、B一次风机，调节风压至9.1KPa，随后启动A密封风机，调节出口母管风压至12Kpa。23：07，采用检同期方式合上5012开关。23：14，启动D磨运行，并逐步开启容量风投粉，汽机加负荷，调节D磨逐渐正常后，汽机加负荷至80MW，23：32，启动C磨运行，并增加磨机出力，汽机加负荷至100MW，主汽压力13.2MPa，主汽温490℃，将大旁路切为主给水，汽机冲转A小机至3200r/min交锅炉，随后冲转B小机交锅炉，检查各段疏水联动正常，倒高低加疏水为正常，因#1机#1高加正常疏水调节阀无法开启，高加疏水自动未投，后联系热工处理好，投入高低加水位自动并倒除氧汽源。负荷至130MW，并入A汽泵运行，将6KV1A、1B段由备用切至工作正常，投入“失磁切换厂用电”保护压板。负荷140MW，启动A磨运行，逐渐增加A磨出力，00：00，并B汽泵成功，负荷180MW，逐渐撤除油枪，00：30，负荷230MW，主汽压力13.8MPa，主再热气温500℃，退完全部油枪。

【事故原因】

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典型事故案例汇编

近段时间#1炉结焦严重，且20：00对炉膛吹灰，21：00结束，使炉内的大焦受扰动，垮大焦使炉内燃烧恶化，绝大多数火检失去，造成MFT“全炉膛灭火”动作，锅炉灭火。

【事故造成的损失】

本次事故造成的直接损失为燃油15m3，发电量约30万KW·h，除盐水约70t。

【事故暴露的问题】

1. 近阶段煤质变化较大，锅炉燃烧调整未及时跟上，加上#1炉球磨机钢球较多、直径较小，使煤粉较细，造成炉膛局部结焦严重。

2. PCV阀和低旁喷水调节阀故障，不能及时开启，给事故处理带来了一定的困难。

【事故处理经验总结及防范措施】

1. 这一段时间结焦严重，随时可能垮焦，特别在升降负荷期间，所以要随时做好垮焦熄火的事故预想，并认真监盘，定时联系厂家吹灰，值长、机长、主操应经常关注煤质情况，观察锅炉燃烧，并作出相应的调整，发现有结焦及时清除。

2. 垮大焦正压易使炉膛火焰工业电视探头退出，加大了垮焦后判断炉内燃烧情况的难度，只有通过负压及煤火检来判断，所以，要加强这两个参数的监视，一旦判断熄火，果断手动MFT。

3. 本次垮焦波及零米范围很大，所以正常运行时要交代值班员少在捞渣机旁逗留，并且捞渣机和冷灰斗打焦、巡检要穿好防火服。

4. 锅炉灭火后，吹扫完点第一支油枪非常重要，第一支点不燃将会延误恢复，所以，点第一支油枪的选择一定要有把握点燃，这就要求平时对油枪的缺陷心里有数。

5. 启动第一台磨机运行正常后，并且汽温、水位、汽压稳定的情况下才能启动第二台磨机。

6. 熄火恢复的过程中汽温的控制非常重要，很容易超温，并且控制不好极易引发水位事故，要控制好汽温，最主要的是投粉和加风的速度与汽机加负荷的速度相协调。要投粉，加风之前可联系汽机提前加负荷，然后再投粉或启动磨机，启动磨机后投粉一定要兼顾主再热汽温的涨幅，投粉不能猛加猛减，一定要平稳，并且提前联系调节汽温的人，作好超前调节，在低负荷时必须杜绝减温水量突然从最大一下子关完。

7. 熄火后提前安排人员检查需要启动的设备，以备及时启动。

8. PCV阀故障和旁路未联开导致主汽温在熄火后反而升高至545℃，所以，熄火

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典型事故案例汇编

要及时联系汽机手动开启旁路，降低汽压，使冲转和并网的过程顺利进行。

9. 在汽温，水位允许的情况下，尽可能加快升负荷的速度，尽量不要在低负荷阶段停留，到达高负荷观察各个参数稳定后逐渐撤除油枪，尽量节约燃油消耗。

10.熄火处理过程中调节电泵要平稳，并注意其电流及工作冷油器油温，以防电泵跳.闸扩大事故。汽机应及时联系倒换一台小机汽源，冲转至3200r/min备用。

11汽机跳闸后应立即派人就地手动开启低旁喷水调节阀，日常巡检时应查看低旁 喷水调节阀状态正常，对低旁及辅汽至小机管暖管疏水，备用状态正常。

12事故处理过程中加强机、炉、电各专业之间的协调工作，以促使恢复的顺利进行。

黔北#6炉送风机喘振磨煤机跳闸锅炉灭火停机(20xx年)

［序］关于20xx年1月11日#6锅炉灭火停机事故的通报 20xx年1月11日6时00分至6时23分，＃6炉在涨负荷过程中，发生一起由于运行不当；＃1送风机出口压力偏高，送风机发生喘振引发的锅炉灭火停机一类障碍，现通报如下：

【锅炉灭火前运行方式】

20xx年1月11日4时54分，#6机组开始由220MW向250MW升负荷，5时20分机组负荷升至250MW，20、30、40磨运行，10磨计划检修给煤机浆叶轴，未投入运行。6时00分，#6机组继续升负荷，6时10分升至280MW，总风量288kg/s，主汽流量260kg/s，一次风母管风压8kpa，二次风母管风压2.8kpa，炉膛负压－0.1kpa，煤火检指示100%正常，#1送风机动叶开度61.4%，出口风压5.25kpa，电流125A，#2送风机动叶开度66.9%，出口风压5.08kpa,电流143A。此时20、30、40磨煤量均为11kg/s，总煤量33.1kg/s，第二排长吹正在投入，主汽压力16.8MPa偏低（正常为17.32Mpa），及时减少供热负荷，EV阀开度由5.8%关小至5.1%。6时21分40秒，#2燃烧室发出燃烧热容量高报警信号，启动10磨密封风机，准备投入10磨。

【事故经过】

6时22分39秒，10磨密封风机投入，6时22分49秒一次风母管风压设定值由8.0kpa设定为8.3kpa，准备逐渐提高一次风压投10磨。 6时23分08秒，#1送风机电流由125A降至107A，出口风压由5.25kpa降至3.44kpa；#2送风机出口风压由

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5.08kpa降至4.61kpa，电流143A，开度66.9%，二次风母管风压由2.8kpa降至2.5kpa。6时23分13秒，#1送风机电流由107A降至85A，出口风压降至3.05kpa，开度63.6%；二次风母管风压降至1.955kpa，同时#1送风机喘振信号最大报警发出。自6时23分11秒开始，44、33、34、32、21、41、24煤火检开始摆动，6时23分23秒30磨跳闸；6时23分31秒、36秒42、23煤火检信号相继消失，6时23分36秒20、40磨跳闸，锅炉灭火。

【灭火原因分析】

此次锅炉灭火直接原因为#1送风机运行超出工作区，发生喘振，导致二次母管风压波动，风压扰动使运行中的磨煤机煤火检信号受到干扰，煤火检信号消失磨煤机跳闸，锅炉灭火。 #1送风机发生喘振的原因: 原因之一为磨煤机运行方式。锅炉相同工况下3台磨煤机运行，二次风风压比4台磨煤机运行高0.3kpa,即送风机出口风压相对提高。 原因之二为烟风系统阻力偏高。与同期相比，系统阻力偏高0.5kpa，主要表现在空预器、暖风器上，原因为锅炉长时间运行空预器及暖风器积灰堵塞。 原因之三为近日相同工况下总风量相对提高。现场取煤样化验低位发热量为23005kJ/kg，灰分含量8.98%(Aad)，全水分16.46%(Mt,ar)。从运行参数反应出:一级再热器温度频繁超过500℃，锅炉长吹吹灰频繁投入，一值班及三值班增加了长吹吹灰排数及次数，以降低一级再热器出口温度及排烟温度，排烟温度最高达到160～170℃，飞灰量及灰渣量均有增加。

【障碍的性质和责任分析】

1．发电部值班人员，对当时锅炉满负荷情况下，磨煤机的运行方式对二次风压的影响预想不充分；对近日连续燃用神混煤和伊混煤造成锅炉总风量增加的因素考虑不周；对两台送风机出口压力偏高，没引起足够的重视和分析，在准备启动第四台磨煤机时，使＃1送风机偏离工作区，发生喘振，造成锅炉灭火；发电部领导及专工对锅炉出现的较特殊工况研究不够，运行分析不深入，未能在现有的技术水平上加以避免。负有本次障碍的直接责任和主要责任。

2．安生部领导及专工对锅炉出现的较特殊工况产生的条件研究不够，对运行分析指导不利，未能在现有的技术水平上加以避免；对长时间存在的送风机出口压力高问题，技术措施不利。负有本次障碍的次要责任。

3．生产系统的领导对季节性投入设备，长时间连续运行烟风系统阻力增大，对

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送风机安全运行的影响可能造成的后果指导不利，生产管理还有漏洞。本次障碍负有一定责任。 障碍性质：1月11日，＃6炉灭火停机一类障碍是一起由于运行调整不当，设备性能下降，工程技术人员技术指导不利等综合原因偶合引发的责任一类障碍。

【防止事故的对策】

1．做好锅炉运行规程的完善和修编工作。对高负荷条件下，磨煤机的投入时机；送风机出口压力控制，送风机出力发生偏差；送风机出工作区或喘振等从现象到判断处理，应有明确的规定。提高执行规程、措施的严肃性。对各项临时措施整理后纳入现有的运行、检修工艺工程，针对设备系统的实际情况加以充实完善。以使运行、检修人员的操作有章法，判断有依据。各专业专工负责，即日起执行。

2．因二次风暖风器原因引发的风机出口压力高和两侧风机出口风压偏差大问题，在机组小修以前,发电部值班人员应认真执行安全生产技术部元月15日下发的防止措施要求,严格控制送风机出口压力。发电部各横值落实,即日起执行。

3. 发电部进一步做好运行分析工作，坚持运行分析制度，提高运行分析的质量；安生部应做好对发电部运行分析的指导工作，督促、指导运行分析中防范措施的落实。发电部、安生部专工负责落实，即日起执行。

4．加强技术管理，尽早消除事故隐患。设备的健康水平是保证机组安全运行的先决条件，不论大小缺陷，均应查明原因、及时消除，防患于未然。工程技术人员对设备性能的下降，应给予高度的重视，由于各种原因造成的设备系统性能下降，是设备可靠性降低的表现，是引发事故的隐患。各专业专工负责，即日起执行。

5．充分发挥科委的作用，建立专业组定期的信息交流制度，及时通报生产过程中出现的难题，共同研究措施，加以解决。各专业组长负责，即日起执行。 六．责任追究 按照华能津杨（2001）91号文《对有关生产事故责任人员的处理标准》的有关规定，根据责任部门或人员在障碍中所负的责任，提出以下责任追究： 给予本次停机一类障碍的主要责任部门发电部经济处罚3000元。 给予本次停机一类障碍的次要责任部门安生部经济处罚2000元。 给予主管生产的公司领导以下考核： 副总工程师田树学，本次一类障碍负有一定责任，经济处罚200元。 总经理助理、安生部部长杨文春，本次一类障碍负有一定责任，经济处罚200元。 生产副总经理邹德玉，本次一类障碍负有一定责任，经济处罚200元。

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汽机事故

鸭溪电厂#2机电动给水泵整套损坏(20xx年)

【事故经过】

20xx年03月13日18时46分，河南电气队试转鸭溪电厂#2机甲凝结水泵时，鸭溪电厂#2机电动给水泵误启动，20xx年03月13日20时45分，运行人员发现鸭溪电厂#2机电动给水泵组主泵芯苞损坏，液压偶合器泵轮损坏，各道轴承损坏，前置泵叶轮及轴承损坏，电机定子绕组线圈烧毁。

【故障现象】

故障后，河南电气队人员带领发耳电厂电气实习人员到现场检查发现鸭溪电厂#2机电动给水泵组主泵芯苞损坏，液压偶合器泵轮损坏，各道轴承损坏，前置泵叶轮及轴承损坏，电机定子绕组线圈烧毁。6kV电动机综合保护器及差动保护均未动作。

【检查分析】

1.电动给水泵组损坏分析

电动给水泵误启动，没有任何润滑油压、冷却水，造成各道轴承干磨使其严重损坏，长时间闷泵造成液压偶合器泵轮损前置泵叶轮及轴承损坏。

2.电动给水泵电机损坏分析

长时间闷泵，电流巨增，电机定子绕组线圈温度过热，由于6kV电动机综合保护器及差动保护均未动作造成电机定子绕组线圈严重烧毁。

【存在的问题和反事故措施】

1.引起本次事故的直接原因是，6kV 2A（2B）段于20xx年12月份就已经移交鸭溪电厂管理，#2机电动给水泵组已经试转合格，但是鸭溪电厂没有停电记录与送电记录，#2机电动给水泵6kV高压开关怎么会送到工作位置，原因待查；6kV 2A（2B）段配电室的门未锁，工地施工人员比较乱、复杂；暴露出鸭溪电厂工地管理松散并不严谨，提醒我们发耳电厂以后在接交设备管理上一定要按规定严格执行，杜绝此类事故

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的重演。

2.引起本次事故的间接原因是，6kV电动机综合保护器及差动保护均未动作，造成此次事故的扩大，以至#2机电动给水泵组严重；保护未动作的具体原因待查，据我们了解是保护线路接错（还没有证据证实），这个情况提醒我们以后在保护装置安装、调试、验收时一定要严格把关，所有的功能一定要传动到位，且逐项记录在案待查。

盘电#2机厂用电中断停机烧盘车电机 (19xx年)

【事故前运行情况】

19xx年4月23日中班，组满负荷运行，14时55分，#2机电气值班员因#2高厂变“通风故障”发信而通知机、炉值班人员注意监盘，作好厂用电消失的事故预想。当时#2高厂变通风控制保险熔断，故将6KVⅡ段厂用电倒为高备变带，更换#2高厂变通风控制保险。

【事故经过及处理】

21时55分，事故喇叭响，交流照明熄灭，运行辅机跳闸（6KVⅡ段甲母线短路，厂用电中断），机组负荷到零，汽机转速升至3156转/分，复置跳闸辅机，启动低压交流油泵，厂用电仍未恢复，打闸停机，无循环水未破坏真空。

22时05分，6KVⅡ段乙及380VⅡ段甲/乙厂用电恢复，22时16分机组惰走结束，投入连续盘车。

23时50分，电气处理事故结束，开始倒保安段电源（停运柴油发电机，倒为正常供电），盘车、顶轴油泵短时停运，5分钟后倒闸操作完，恢复顶轴油泵及盘车电源，当给盘车电机控制保险时，看到盘车电机冒烟，于是将其电源停掉。

【事故原因】

1.盘车电机电源接触器粘死，而一次电源保险又熔断一相，恢复盘车供电后即缺相启动，是烧盘车电机事故的直接原因。

2.倒保安电源前停盘车未认真检查盘车是否已停，取下盘车控制保险时也未检查其接触器是否脱开，是造成事故的主要原因。

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3.厂用电中断是停机的主要原因，是盘车损坏的间接原因。

【暴露的问题】

1.部分职工业务技术差，缺乏经验，当停盘车时，其接触器的跳合应有明显的声响（因接触器粘死不会动作，此时应该没有跳闸声）；取下盘车控制保险时应能看到接触器状态：脱开、合闸其触头位置明显不一样，而操作人员却根本未发现或者发现了也置之不理，说明工作粗心大意，冒险蛮干，如果是大容量电机，停电操作时不管它是否停下就去拉开关或刀闸，岂不弄出大事来？

2.事故情况下的处理中，指挥、协调瘫痪，现场混乱，没有按事故处理原则执行；习惯性违章、越权操作等违规行为随处可见。

3.设备质量差，因接触器粘死而烧电机、执行器或者操作机构不能操作的事时有发生，给安全生产带来极大的威胁。

【防范措施】

1.对操作停运的转机，应该认真检查确证其状态：是停转还是继续运行，然后再进行其他的操作。

2.对送电的转机或其他回路，应通过一定的方法证实电源确已可靠完整的送上（防止保险熔断、开关、刀闸、接触器接触不良、非全相等导致的缺相运行）。

3.加强职工培训，提高职工综合素质，提高事故情况下的处理能力；以有效的手段，纠正现场的习惯性违章行为，严肃现场的指挥调度纪律和监督作用。

4.对在电气回路中有着重要作用的接触器等产品，从进货到使用，各环节都应严格把好质量关，防止伪劣产品给我们带来安全生产事故。

阜新发电有限责任公司汽轮机轴系损坏事故(19xx年)

［序］19xx年8月19日，阜新发电有限责任公司发生一起200MW汽轮机轴系损坏事故，造成了上千万元的经济损失。事故发生后，国家电力公司受国家经贸委的委托成立了事故调查组，开展了事故调查工作，已查明事故原因.这起事故的损失是惨重的，教训是深刻的。事故中暴露出的问题，如制定的反事故技术措施不能得到落实等，值得各单位认真反思。现将有关情况通报，请各有关单位吸取教训，举一反三，落实通报中的各项防范措施，防止类似事故重复发生。

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【事故机组概况】

阜新电厂01号汽轮机CCl140／N200一12.7／535／535型超高压一次中间再热两段抽汽凝汽式机组，由哈尔滨汽轮机厂制造，出厂日期96年，出厂编号72N9；发电机型号．QFSN一200—2，出厂编号3—60237，出厂日期为95年10月，由哈尔滨电机厂制造；锅炉型号为HG一670／13．7一YMl6，出厂编号2339，出厂日期19xx年3月，由哈尔滨锅炉厂制造。

该机组19xx年3月安装，96年11月2日首次并网发电，同年12月18日正式移交生产；到8月19日事故时止，累计运行15151小时，发电量27．06亿千瓦时。

【事故经过】

19xx年8月19日0时20分，运行五值接班，机组负荷为155MW运行；零时30分，值长令加负荷到165MW；1时整，值长令加负荷到170MW，主蒸汽压力为12．6Mpa，主蒸汽温度535℃，蒸汽流量536．9吨／时。

47分30秒，“高、中压主汽门关闭”、“抽汽逆止门关闭“光字牌报警，监盘司机喊“机跳了”。47分32秒，交流、直流润滑油泵联动良好。47分37秒，发电机出口开关5532跳闸，有功负荷到“0”，6KV厂用电备用电源联动成功。

值长来电话向单元长询问情况，单元长告：“01号机、发电机跳闸”。值长当即告：“立即查明保护动作情况，对设备详细检查；有问题向我汇报“。单元长令：“汽机、电气人员检查保护及设备情况。”司机助手到保护盘检查本特利保护，回来后向单元长汇报：“没有发现异常。”汽机班长检查完设备汇报单元长说：“设备检查没问题。”电气班长确认后汇报：“发电机跳，6KV厂用正常联动备用电源，电气保护无动作，只有‘热工保护动作’光字牌来信号。”

单元长向值长汇报：“检查保护和设备都没发现问题。”值长告：“如无异常，可以恢复。”随即单元长告汽机班长：“汽机挂闸，保持机3000转／分。”汽机班长到就地机头处操作，手摇同步器由30mm退至到“0’’位，同时令司机助手去检查设备情况，助手回来后汇报：“机组检查正常，主轴在转动中。”这时班长操作同步器增加行程时发现高、中压主汽门未开，告助手去复归“热工保护动作自保持复归按钮”，当检查就地压力表立盘时发现调速油压很低，对从控制室返回来的助手说：“把调速油泵转起来。”

调速油压恢复后，汽机班长到机头再次挂闸，逐步增加同步器行程，高、中压主

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典型事故案例汇编

汽门开启，行程达8mm时回到主控制室，准备用电调升速，设定目标转速3000r／min，升速率为300r／min／min，按进行键，此时转速实际值未能跟踪目标值，同时“高、中压主汽门关闭”信号光字牌亮，汽机班长根据经验分析认为电调不正常，向单元长汇报，并请示切液调运行，单元长同意。

汽机班长到机头处将同步器退到“0“位，通知司机将电调切为液调运行，挂闸后同步器行程为8mm时，高压主汽门已开启，达11 mm时，转速表显示100r／min左右。1时56分30秒，当准备检查调速汽门开度时，听到主汽门关闭声，同时一声巨响，发电机后部着火，机组严重损坏。

【设备损坏情况】

1.轴系

1)轴系断为11段，10个断裂面，其中5处为轴断裂，4处为对轮螺栓断裂，l处为齿型联轴器失效。

2)中压转子电侧轴端在轴封。R角处断裂，断轴长约1.8m，飞出距离llm。

3)低压转子机侧轴端在轴颈与油挡过渡处断裂，断轴长约lm。发电机机侧轴端在轴颈处断裂，断轴长约1．5m。飞落约35m远。

4)中、低压转子半挠性波纹联轴器两端断裂并成碎块。

5)主油泵与主轴间齿型联轴器内、外齿损坏失效脱开。

6)低压转子与发电机间、发电机与励磁机间对轮螺栓断裂。

2.轴瓦

1)3、4瓦瓦体、瓦盖打坏，轴承箱上部破裂移位。

2)5、6瓦瓦体、瓦盖，轴承箱全部损坏。

3)6、7瓦全部破裂、移动。

4)励磁机前瓦损坏，后瓦瓦盖损坏，瓦体损坏。

2. 隔板、叶轮及叶片

1）高压缸叶顶汽封磨损，隔板和轴端汽封严重磨损。

2)中压缸第21级叶片复环局部脱落，第22级全级叶片叶顶磨损约10mm。

3)低压缸转子27级叶片距叶顶断掉约200mm，32级叶片有27片距叶型底部15mm处断。

3. 主、辅设备

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1) 高、中缸猫爪横销翘起，立销不同程度损坏，缸体位移。

2) 低压缸逆流侧上缸左侧破裂为100X300mm的孔洞，排汽缸上缸右侧破裂约为300X 700mm的孔洞，下缸右侧中分面下部破裂约为1000X1000mm孔洞。

3) 低压缸顺流侧下缸左侧破裂约为150X300mm孔洞。

4) 发电机定子底部局部扫膛，转子槽楔全部磨损，发电机励侧上端盖破损。

5) 中、低压缸导汽管机侧左部被击穿约300X1000mm的孔洞，中部右侧断裂约1000mm，电侧左部被击穿约为300X1000mm的孔洞。

6) 盘车装置损坏，定子线圈飞出A排墙外，齿形圈飞出约25m。

7) 中压调速汽门操纵座折断倾倒。

8) 设备损坏的经济损失超过千万元。

【事故原因分析】

1. 齿型联轴器失效是事故的起因。

齿型联轴器由左、右外齿轴套和左、右内齿套筒构成。

事故机组在98年8月25日进行第一次大修，发现主油泵齿型联轴器外齿的齿宽磨损严重，对齿型联轴器进行了更换。

根据中国科学院金属研究所对事故齿型联轴器材质的检测：左、右内齿和左外齿材料为38CrMoAI，基体热处理和表面渗氮处理均不合格，齿表面渗氮缺陷严重超标；右外齿错用材料为32Cr3MoV，使右内、外齿材料不相匹配，是齿型联轴器低寿命失效的主要原因，结构设计造成的润滑不良，加速了齿型联轴器的低寿命失效。此外，齿型联轴器装配的实际尺寸与图纸有偏差，可能使内外齿更易磨损。

齿型联轴器的失效，在运行中造成主油泵小轴与汽轮机主轴脱开，主油泵停止工作、转速失去监测、调节系统失控。

2. 几种因素偶合的特殊工况致使低压缸铸铁隔板在压力波冲击作用下碎裂是轴系损坏的主要原因。

由于主油泵不能工作，调速油压低、中压主汽门前压力高、转速失去监测、调节系统失控等条件的偶合，导致机组起动时中压汽门迟后于高压汽门而突然全开的特殊工况。根据清华大学应用振荡流体力学原理的计算结果：在中、低压缸瞬时进入300t／h一600t／h蒸汽所产生的压力波冲击下，低压各级隔板级间最大压差均为设计压差的10倍以上。

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通过对低压铸铁隔板破坏性试验结果表明，导叶屈服时的加载力约为设计压差的

6.5倍；隔板损坏时的加载力约为设计压差的10倍；试验与计算结果相一致。因此，低压缸铸铁隔板的碎裂损坏，使静、动部件严重碰磨，机组发生强烈振动，是转子断裂、轴系破坏的主要原因。

3. 运行人员缺乏正确的判断能力，是偶发中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的主要原因之一。

齿型联轴器的失效，导致转速失去监测、调节系统失控，中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况，这种情况在国内从未发生过，现场运行人员对此缺乏正确的判断能力，对转速表的异常指示没能做出全面的综合分析,运行人员认为“无异常”，仍按正常操作程序进行起动，是发生中、低压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的条件之一。

【事故性质和责任分析】

1.齿型联轴器的失效是事故的起因。 由于齿型联轴器质量低劣，材料处理工艺不合格及错用，导致齿牙严重磨损、折断、变形损伤.造成齿型联轴器低寿命失效；使主油泵轴与汽轮机主轴脱开，导致发电机跳闸、机组甩负荷转速失去监测、调节系统失控。因而制造厂家哈尔滨市汽轮机辅机工业公司对此负主要责任。

2.阜新发电有限责任公司对齿型联轴器的失效，导致转速失去监测、调节系统失控未能做出正确判断，对机组的再次启动应负直接责任。阜新发电有限责任公司，厂、分厂、生技处、安监处、值长组等相关领导应负领导责任；当班值长、单元长、汽札班长、汽机司机对机组启动应分别负指挥，操作的直接责任。

3.设计、制造、运行单位对这种特殊工况的产生条件研究不够，未能在现有技术水平上加以避免，从而发生隔板损坏、进而导致轴系破坏的严重后果，应承担一定的责任。

事故性质：阜新发电有限公司8．19轴系损坏事故是一起由设备质量、技术等综合原因偶合引发的重大责任事故。

【暴露问题】

1.通过实际测量、解剖检查等表明，低压缸隔板大部分导叶插入深度不够或浇铸接合不好，尤为突出的是浇铸的静叶销钉充满度不好，降低了导叶与隔板和外环的连接强度，在事故中使导叶从叶根或叶顶处拔出、脱落。

2.中压转子表面存在加工缺陷和早期裂纹，导致应力集中，材料的抗疲劳能力及

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寿命大幅度降低，在机组异常工况下极易损坏，是事故的隐患。

3.汽机运行规程不严密。对齿形联轴器损坏脱开，导致转速失去监测、调节系统失控，从现象到判断处理，没有明确规定，使运行人员只能凭个人分析去处理。

4.培训工作不扎实，没有突出岗位培训的特点，缺乏相应的专业技术内容。造成运行人员经验不足，在紧急故障情况下应变能力差，综合分析、判断能力不够。

【防范措施】

1.齿型联轴器是汽轮机极为重要的部套，其磨损现象在国内较为普遍，对其设计、制造质量．必须高度重视。要认真总结设计中的问题，严格控制制造、加工质量；应有防止内齿套筒相对位移过大的措施、进一步改善齿的润滑状况；严禁错用材料、严格规范材料的处理工艺。确保齿型联轴器使用的安全性、可靠性。

2.加强备品配件的质量管理工作。按标准认真检验各项指标，严把备品配件及设备质量关，防止不合格的备品备件进厂，进而保证备品备件的安全可靠性。

3.铸铁隔板在国产200MW机组上被广走使用，其制造、加工工艺要求较高，尤其是导叶的插入深度、浇铸结合的程度以及设计的型线等，一般较难控制，在正常运行中虽未发生过大的问题，但在异常工况下容易损坏，为提高运行的安全性和经济性，建议制造厂在新造机组时考虑将铸铁隔板改为焊接隔板，以提高抗冲击能力。

4.加强技术培训、提高人员素质。人员素质与生产和技术的发展水平不相适应是普遍现象，尤其是青工较多、经验不足的现状。要加强人员的岗位技术培训，建立严格的技术考核制度，提高运行人员对一般事故和特殊事故的判断、应变能力和水平。

5.加强技术管理、杜绝事故隐患,设备的健康水平是保证机组安全运行的先决条件，无论大小缺陷均要查明原因、及时消除，决不可放过。要对200MW机组的齿形联轴器进行一次全面的检查，发现问题及时处理。按规定认真完成金属监督要求，对汽轮发电机转子进行金属检查。

6.完善运行规程,对现有200MW机组的运行、检修规程进行全面的审查，结合设备、系统的实际情况加以充实完善。如主油泵标高、低油压保护联动值、再热器压力的控制要求等，应进行深入研究，纳入规程。要针对电、液并存调节系统易发生的故障，编进运行规程的事故处理章节，以使运行、检修人员操作有章法、判断有依据。

7.就地增设在主轴侧取信号源的转速表，便于运行人员在冲转升速及事故处理过程的对照和分析。

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华能汕头电厂#2机高压转子弯曲事故(19xx年)

[按]:19xx年4月12日，华能汕头电厂2号机组在大修后的启动过程中，因漏掉对高压缸法兰加热左右侧回汽门的检查，左侧汽门实际开度很少，使高压缸左右法兰温差严重超限，监盘又较长时间没有发现，造成高压转子大轴弯曲事故。造成这起事故的直接原因是运行人员责任心不强，严重失职，运行管理薄弱与规章制度不健全也是造成事故的重要原因。这种因左右法兰加热不均导致高压缸转子弯曲事故近年来还是第一次发生。华能国际公司汕头电厂对这起事故的调查处理是严肃认真的，及时查明了原因，分清了责任。为共同吸取事故教训，现将华能汕头电厂“设备事故调查报告书”(摘要)转发，希望各单位认真结合本单位的实际情况，加强对职工的职业素养与岗位责任的教育，健全规章制度，使各项工作规范化、制度化、同时，加强对运行的管理；杜绝工作中的不负责任、疏忽大意的行为，维护各项规章制度的严肃性，防止类似事故重复发生。

设备事故调查报告书(摘要)

【设备规范】

汽轮机为亚临界一次中间再热、单轴三缸三排汽、冲动凝汽式汽轮机，型号为k一300-170—3，额定出力为300MW。高压缸主汽门前蒸汽压力为16．2MPa、温度540℃，高压缸排汽压力为3．88MPa、温度333℃。汽轮机高中压汽缸分缸布置，高压缸采用双层缸加隔板套型式，蒸汽的流向设计成回流式，高中压缸设有法兰和螺栓加热装置，高压转子采用整体锻造式结构。

【事故前工况】

#2汽轮机用中压缸冲转，机组的转速为1200转/分， #2机B级检修后第一次启动，处中速暖机状态；高压缸正在暖缸．高压缸法兰及螺栓加热已投入；主汽及再热蒸汽温度压力正常，各缸体膨胀、差胀、振动值均在正常范围。

【事故经过】

4月11日，#2机组B级检修结束后，经过一系列准备与检查后，#2机于4月12日15时55分开始冲转，15时57分机组冲转至500rpm，初步检查无异常。16时08分，升速至1200rpm，中速暖机，检查无异常。16时15分，开启高压缸倒暖电动门，高压缸进行暖缸。16时18分，机长吴X令副值班员庄XX开高压缸法兰加热进汽手动

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门，令巡检员黄X开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完后报告了机长。16时22分，高压缸差胀由16时的2．32mm上升2．6lmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。1 6时25分，发现中压缸下部金属温度高于上部金属温度55℃，机长安排人就地检查中压缸及本体疏水门，无异常，经分析认为温度测点有问题，联系热工处理。17时13分，热工人员将测点处理完毕，此时中压缸上下缸温度恢复正常。17时27分，投中压缸法兰加热装置。17时57分，主值余XX在盘上发现#2机#2瓦水平振动及大轴偏心率增大，报告值长。13时02分，经就地人员测量，#2瓦振动达140μm，就地明显异音，#2。机手动打闸，破坏真空停机。18时08分，#2机转速到零，投盘车，此时转子偏心率超出500μm，指示到头，#2机停炉，汽机闷缸， 电动盘车连续运行。18时18分至24分，转子偏心率降至40—70μm后，又逐渐增大到300μm并趋向稳定， 电动盘车继续运行。

在13日的生产碰头会上，经过讨论决定：鉴于14小时的电动盘车后，转子偏心率没有减少， 改电动盘车为手动盘车180度方法进行转子调直。并认为，高压转子如果是弹性变形，可利用高压缸上、下温差对转子的径向温差逐渐减少，使转子热弯曲消除。经讨论还决定，加装监视仪表，并有专人监视下运行。

13日12时40分起到18时30分． 三次手动盘车待转子偏心率下降后，改投电动盘车，转子偏心率升高，并居高不下，在300μm左右。15日19时20分，高压缸温度达145℃，停止盘车，开始做揭缸检查工作。

【设备损失情况】

1.转子弯曲最大部位在高压缸喷嘴和平衡汽封处，最大弯曲值0．44mm。

2.平衡汽封磨损严重，磨损量约1．2mm，磨损部位在下部左侧；高压后汽封的下部左侧磨损约0.30mm；高压第6、7、8级隔板阻汽片下部左侧磨损约0．80- 1.OOmm，第9、10级阻汽片下部左侧磨损约0.40-0.60mm； 第l、2、3级阻汽片下部左侧容损约0.60--0.80mm.第4、5阻汽片下部左侧有少量磨损。

3.高压缸后油挡下部左侧和上部左侧局部钨金磨损严重,钨金回油槽磨去一半约

1.O0mm,高压缸前油挡钨金齿左侧磨去0．35mm，铜齿磨去约0．45mm。

【事故发生扩大的原因】

4月12日16时18分，运行人员在操作#2汽机高压缸法兰加热系统的过程中，漏掉了对高压缸法兰加热左右两侧回汽门的操作(或检查)，使得高压缸左侧法兰加热

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回汽门开度很小，右侧法兰加热回汽门全开；当16时22分，机长开启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后，从16时27分起。高压缸左、右两侧的法兰的温差开始增大．56分时达100℃(左侧法兰金属温度为150.43℃，右侧为250．45℃)．在高压缸左右温差大的期间,运行监盘人员没有及时发现,因而造成高压缸缸体膨胀不均，转子偏心率增加， 高压缸内动静摩擦，轴承油挡磨损,高压转子弯曲。

【事故暴露的问题】

1．部分运行人员工作失职，责任心不强。#2机大修后运行人员未对系统进行启动前的全面检查。机长在下令投入高压缸法兰加热系统时，考虑不全面，下令不准确，没有要求操作人对高压缸法兰加热系统中的阀门的状态进行细致的核查；在#2机上监盘的机长、主、副值班员，监视机组的主要运行状态不认真，#2机高压缸左右两侧法兰温差增大及转子偏心率增大达38分钟没有发现；值长对机组启动过程中的重要参数跟踪监视不到位，掌握机组的运行工况不全面。

2．运行部在技术管理上存在漏洞，投产已两年，运行规程还不够完善，现场没有正式的《机组启动前各系统检查卡》和。《启动期间专用记录表：已有的《整组启动操作卡》可操作性差。

3．运行部贯彻落实五项重点反措不及时． 不得力．结合现场实际制订和执行重点反措的实施细则落实不到位。

4．参加机组大修后启动的运行行政、技术管理人员。未能很好地履行对运行人员执行运行规程状态的监督和技术把关的职责，没有及时发现汽机重要参数严重超限的重大问题。

5．电厂领导对各级安全生产责任制落实不力，对有关规章制度、规程的建立；健全检查督促力度不够,对运行管理要求不严,对上级下达的反措没有认真研究，贯彻落实。

【事故责任及处理情况】

此次事故是由于运行人员操作检查不到位，监视运行参数不认真、工作责任心不强造成的设备损坏事故。

1．机长吴X，在下令操作#2汽轮机高压缸法兰加热系统时。操作命

令不明确、 不全面,漏掉了高压缸法兰加热系统中的手动回汽门;同时他在开启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后．没有对法兰左右两侧的温度进行全过程的跟踪

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监视和调整。也没有向监盘人员作出交代，对此次事水负有主要责任。

2．值班员余XX监盘不认真，没有及时发现高压缸法兰左右温差及转子偏心率增大等事故象征，工作责任心不强，对此次事故负有重要责任。

3．汽机运行专工田X对运行技术监督管理不力，贯彻五项重点反措不得力、不及时，未能及时编写<<汽机启动前各系统检查卡》和《启动期间专用记录表》，在#2机大修后启动过程中，跟踪监督和技术指导不到位，对此次事故负有重要责任。

4．副值庄XX在监盘时不认真，没有监视高压缸法兰左、右两侧的温度及转子偏心率等运行参数，对此次事故负有重要责任。

5．值长张XX，在#2机组大修后启机操作过程中，没有要求本值人员用典型操作卡操作，对高压缸法兰加热的操作没有实行有力的监管，对#2机值班员监盘不认真没有及时纠正，掌握#2机组运行工况不全面，对此次事故负有重要责任。

6．运行部主任王XX(同时还是#2机组大修调试组组长)，副主任童XX对运行人员管理不严，贯彻落实规程制度和安全措施不力，落实各岗位安全责任不到位，现场监督指导不够，对此次事故负有一定责任。

7．生产副厂长张XX分管运行部，对运行管理工作要求不严，贯彻落实五项重点反措布置后，检查落实不够，对此次事故负有直接领导责任。

8．生产副厂长李XX作为#2机组大修总指挥，对此次事故负有领导责任；厂长郑XX，作为全厂安全第一责任者，对此次事故负有领导责任。

【防止事故的对策】

1．立即组织运行人员针对此次事故找出存在的问题，举一反三，吸取教训。要求每个运行职工写出对“4． 12”事故的认识和感受。

2．运行部立即组织编写《机组启动前系统检查卡》、《启动期间专用记录表》，完善细化汽机运行规程及《机组启动典型启动操作票》。

3．运行部要根据汽轮机制造厂的规定制定机组在各种状态下的典型启动曲线、停机曲线和惰走曲线。

4．对照总公司提出的五项重点反措，运行、检修、燃料、生产、行政部（保卫）要进一步制定完善的实施细则。

5。在全厂范围内，立即开展一次查思想、查管理、查隐患、查制度、查火险的安全活动。

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6．健全各项安全生产规程制度，完善技术管理，进一步加强安全生产保证体系，全面落实各级安全生产责任制。

7．强化技术培训，进一步提高各级人员的技术素质，近期利用学习班时间组织学习安规、运规和重点反措，在五月--六月由运行部和安监部门组织进行闭卷考试。今后要把运行人员的培训工作作为经常性工作长抓不懈，逐步提高运行人员的素质水平。

8．在这次事故处理中，采取停盘车的方法进行直抽是不慎重，也是不科学的，幸好汽缸温度较低，未引起事故扩大，今后要严格执行运行规程和制造厂的有关规定，避免类似的事件发生。

大同二电厂5号机组启机过程中人员误操作引发烧瓦恶性事故

(20xx年)

［序］20xx年10月16日14时14分，大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，在进行主油泵和高压启动油泵的切换时由于运行人员误操作，发生烧瓦恶性事故。

【事故经过】

20xx年10月16日，5号机组小修后按计划进行启动。13时机组达到冲转条件，13时43分达到额定转速。司机在查看高压启动油泵电机电流从冲转前的280A降到189A后于13时49分盘前停高压启动油泵，盘前光子牌发“润滑油压低停机”信号，机组自动掉闸，交流润滑油泵联启。运行人员误认为油压低的原因是就地油压表一次门未开造成保护动作机组掉闸，因此再次挂闸。14时14分，在高压启动油泵再次达到190A时，单元长再次在盘前停高压启动油泵。盘前光子牌再次发“润滑油压低停机”信号，由于交流润滑油泵联启未复归，交流润滑油泵未能联启，汽轮机再次掉闸。单元长就地检查发现五瓦温度高，油挡处冒烟，司机盘前发现六、七瓦温度高至90℃，立即破坏真空紧急停机处理。

事故后经检查，发现二、五、六、七瓦下瓦乌金不同程度烧损。五瓦处低压轴封轻微磨损，油挡磨损。解体检查高压启动油泵出口逆止门时发现门板无销轴。

【事故原因】

1.两次停高压启动油泵时均未严格执行运行规程的规定：检查高压启动油泵出口

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逆止阀前油压达到2.0Mpa后,缓慢关闭高压启动油泵出口门后再停泵(实际运行泵出口逆止阀不严)。同时在停泵过程中未严密监视转速、调速油压和润滑油压的变化，异常情况下未立即恢复高压启动油泵。

2.在第二次挂闸前对高压启动油泵和交流润滑油泵的联锁未进行复归操作，造成低油压时交流润滑油泵不能联启。

3.高压启动油泵出口逆止门板无销轴，造成门板关闭不严，主油泵出口门经该门直接流回主油箱，使各轴承断油。

4.机组启动过程中现场指挥混乱，各级管理人员把关不严也是本次事故的重要原因。

【暴露的问题】

1．当值运行人员操作中存在严重的违章操作情况，有章不循，盲目操作，责任心不强。

2.在操作指挥中有违反制度、职责不清、程序不明的混乱现象。

3.一些运行人员对系统不熟，尤其是对主要测点位置不清的问题。

4.检修工作中对设备隐患不摸底，设备检修验收制度执行不严谨。

【采取的防范措施】

1.加强设备监护，加强事故防范措施。

2. 进一步认真落实国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和公司下发的国电股生字[2002]133号文《防止电力生产重大事故的二十五项反措实施细则》，把各项反措内容严格细化，切实落实到运行、检修的日常工作中，通过有效的组织措施和技术措施防止各类恶性事故的发生。

3.对润滑油系统，要采用明杆阀门，并标有开度指示、开关方向指示和设有手轮止动装置。对高、低压备用油泵和低油压保护装置要定期试验，保持良好的备用状态。

4.在机组启动定速后、停用高压油泵时，要先缓慢关出口门并注意监视润滑油压的变化，出口门全关后停高压油泵。然后再打开高压油泵出口门恢复备用，开启出口门时亦应注意监视润滑油压的变化。

5.应当看到公司系统习惯性违章的现象仍然存在。为使反习惯性违章得到完全遏制，要求各单位把反习惯性违章做为反事故斗争的主要内容。各单位要认真审查各类规程，通过运行规程规范运行人员的各种操作。凡不符合运行规程要求的均视为习惯

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性违章，加大惩罚力度。

6. 各单位要认真整顿运行人员纪律，重新审查各级人员职责，凡职责不明、程序不清的指挥应立即予以纠正。应本着谁指挥谁负责，谁操作谁负责的原则，统一指挥，分部实施组织好现场的运行管理工作。

7. 要加强检修管理工作。对各项检修工作内容，要做到设备、人员、质量评价的记载完整，对验收人更要做到有明确记载。

8. 要加强运行人员的培训工作。运行人员除必须熟悉本专业的系统外，同时必须熟悉主要测量点的信号来源，防止信号异常时产生误判。

9. 各单位要结合秋季安全大检查工作，从查思想、查管理、查规章制度、查隐患入手，认真落实各项责任制，加大反习惯性违章的考核力度，坚决杜绝习惯性违章。

10. 切实落实保护、联锁的投切制度，各种保护定值要做到准确无误，坚决不能发生拒动、误动。、

11. 加强对各种重大操作的组织管理，明确各人责任，各司其职，不得多头指挥，盲目操作。发生异常情况时，要在做好充分事故预想的前提下，保持镇定，沉着应对。

12. 无论体制如何改革，保持生产骨干力量的稳定至关重要，请各厂不要轻易、随便不顾生产实际需要调动生产人员。

阜新发电有限责任公司8．19汽轮机轴系损坏事故通报 (1999

年)

［序］ 19xx年8月19日，阜新发电有限责任公司发生一起200MW汽轮机轴系损坏事故，造成了上千万元的经济损失。事故发生后，国家电力公司受国家经贸委的委托成立了事故调查组，开展了事故调查工作，已查明事故原因.这起事故的损失是惨重的，教训是深刻的。事故中暴露出的问题，如制定的反事故技术措施不能得到落实等，值得各单位认真反思。现将有关情况通报，请各有关单位吸取教训，举一反三，落实通报中的各项防范措施，防止类似事故重复发生。

【事故经过】

99年8月19日0时20分，运行五值接班，机组负荷为155MW运行；零时30分，值长令加负荷到165MW；1时整，值长令加负荷到170MW，主蒸汽压力为12．6Mpa，

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典型事故案例汇编

主蒸汽温度535℃，蒸汽流量536．9吨／时。

47分30秒，“高、中压主汽门关闭”、“抽汽逆止门关闭“光字牌报警，监盘司机喊“机跳了”。47分32秒，交流、直流润滑油泵联动良好。47分37秒，发电机出口开关5532跳闸，有功负荷到“0”，6KV厂用电备用电源联动成功。

值长来电话向单元长询问情况，单元长告：“01号机、发电机跳闸”。值长当即告：“立即查明保护动作情况，对设备详细检查；有问题向我汇报“。单元长令：“汽机、电气人员检查保护及设备情况。”司机助手到保护盘检查本特利保护，回来后向单元长汇报：“没有发现异常。”汽机班长检查完设备汇报单元长说：“设备检查没问题。”电气班长确认后汇报：“发电机跳，6KV厂用正常联动备用电源，电气保护无动作，只有‘热工保护动作’光字牌来信号。”

单元长向值长汇报：“检查保护和设备都没发现问题。”值长告：“如无异常，可以恢复。”随即单元长告汽机班长：“汽机挂闸，保持机3000转／分。”汽机班长到就地机头处操作，手摇同步器由30mm退至到“0’’位，同时令司机助手去检查设备情况，助手回来后汇报：“机组检查正常，主轴在转动中。”这时班长操作同步器增加行程时发现高、中压主汽门未开，告助手去复归“热工保护动作自保持复归按钮”，当检查就地压力表立盘时发现调速油压很低，对从控制室返回来的助手说：“把调速油泵转起来。”

调速油压恢复后，汽机班长到机头再次挂闸，逐步增加同步器行程，高、中压主汽门开启，行程达8mm时回到主控制室，准备用电调升速，设定目标转速3000r／min，升速率为300r／min／min，按进行键，此时转速实际值未能跟踪目标值，同时“高、中压主汽门关闭”信号光字牌亮，汽机班长根据经验分析认为电调不正常，向单元长汇报，并请示切液调运行，单元长同意。

汽机班长到机头处将同步器退到“0“位，通知司机将电调切为液调运行，挂闸后同步器行程为8mm时，高压主汽门已开启，达11 mm时，转速表显示100r／min左右。1时56分30秒，当准备检查调速汽门开度时，听到主汽门关闭声，同时一声巨响，发电机后部着火，机组严重损坏。

【事故原因】

1.齿型联轴器失效是事故的起因。

齿型联轴器由左、右外齿轴套和左、右内齿套筒构成。

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典型事故案例汇编

事故机组在98年乓月25日进行第一次大修，发现主油泵齿型联轴器外齿的齿宽磨损严重，对齿型联轴器进行了更换。

根据中国科学院金属研究所对事故齿型联轴器材质的检测：左、右内齿和左外齿材料为38CrMoAI，基体热处理和表面渗氮处理均不合格，齿表面渗氮缺陷严重超标；右外齿错用材料为32Cr3MoV，使右内、外齿材料不相匹配，是齿型联轴器低寿命失效的主要原因，结构设计造成的润滑不良，加速了齿型联轴器的低寿命失效。此外，齿型联轴器装配的实际尺寸与图纸有偏差，可能使内外齿更易磨损。

齿型联轴器的失效，在运行中造成主油泵小轴与汽轮机主轴脱开，主油泵停止工作、转速失去监测、调节系统失控。

2.几种因素偶合的特殊工况致使低压缸铸铁隔板在压力波冲击作用下碎裂是轴系损坏的主要原因。

由于主油泵不能工作，调速油压低、中压主汽门前压力高、转速失去监测、调节系统失控等条件的偶合，导致机组起动时中压汽门迟后于高压汽门而突然全开的特殊工况。根据清华大学应用振荡流体力学原理的计算结果：在中、低压缸瞬时进入300t／h一600t／h蒸汽所产生的压力波冲击下，低压各级隔板级间最大压差均为设计压差的10倍以上。

通过对低压铸铁隔板破坏性试验结果表明，导叶屈服时的加载力约为设计压差的

6．5倍；隔板损坏时的加载力约为设计压差的10倍；试验与计算结果相一致。

因此，低压缸铸铁隔板的碎裂损坏，使静、动部件严重碰磨，机组发生强烈振动，是转子断裂、轴系破坏的主要原因。

3.运行人员缺乏正确的判断能力，是偶发中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的主要原因之一。

齿型联轴器的失效，导致转速失去监测、调节系统失控，中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况，这种情况在国内从未发生过，现场运行人员对此缺乏正确的判断能力，对转速表的异常指示没能做出全面的综合分析,运行人员认为“无异常”，仍按正常操作程序进行起动，是发生中、低压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的条件之一。

【暴露的问题】

1.通过实际测量、解剖检查等表明，低压缸隔板大部分导叶插入深度不够或浇铸接合不好，尤为突出的是浇铸的静叶销钉充满度不好，降低了导叶与隔板和外环的连

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典型事故案例汇编

接强度，在事故中使导叶从叶根或叶顶处拔出、脱落。

2.中压转子表面存在加工缺陷和早期裂纹，导致应力集中，材料的抗疲劳能力及寿命大幅度降低，在机组异常工况下极易损坏，是事故的隐患。

3.汽机运行规程不严密。对齿形联轴器损坏脱开，导致转速失去监测、调节系统失控，从现象到判断处理，没有明确规定，使运行人员只能凭个人分析去处理。

4.培训工作不扎实，没有突出岗位培训的特点，缺乏相应的专业技术内容。造成运行人员经验不足，在紧急故障情况下应变能力差，综合分析、判断能力不够。

【事故责任及性质分析】

1.齿型联轴器的失效是事故的起因。 由于齿型联轴器质量低劣，材料处理工艺不合格及错用，导致齿牙严重磨损、折断、变形损伤.造成齿型联轴器低寿命失效；使主油泵轴与汽轮机主轴脱开，导致发电机跳闸、机组甩负荷转速失去监测、调节系统失控。因而制造厂家哈尔滨市汽轮机辅机工业公司对此负主要责任。

2.阜新发电有限责任公司对齿型联轴器的失效，导致转速失去监测、调节系统失控未能做出正确判断，对机组的再次启动应负直接责任。阜新发电有限责任公司，厂、分厂、生技处、安监处、值长组等相关领导应负领导责任；当班值长、单元长、汽札班长、汽机司机对机组启动应分别负指挥，操作的直接责任。

3.设计、制造、运行单位对这种特殊工况的产生条件研究不够，未能在现有技术水平上加以避免，从而发生隔板损坏、进而导致轴系破坏的严重后果，应承担一定的责任。

事故性质：阜新发电有限公司8．19轴系损坏事故是一起由设备质量、技术等综合原因偶合引发的重大责任事故。

【采取的防范措施】

1.齿型联轴器是汽轮机极为重要的部套，其磨损现象在国内较为普遍，对其设计、制造质量．必须高度重视。要认真总结设计中的问题，严格控制制造、加工质量；应有防止内齿套筒相对位移过大的措施、进一步改善齿的润滑状况；严禁错用材料、严格规范材料的处理工艺。确保齿型联轴器使用的安全性、可靠性。

2.加强备品配件的质量管理工作。按标准认真检验各项指标，严把备品配件及设备质量关，防止不合格的备品备件进厂，进而保证备品备件的安全可靠性。

3.铸铁隔板在国产200MW机组上被广走使用，其制造、加工工艺要求较高，尤其

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典型事故案例汇编

是导叶的插入深度、浇铸结合的程度以及设计的型线等，一般较难控制，在正常运行中虽未发生过大的问题，但在异常工况下容易损坏，为提高运行的安全性和经济性，建议制造厂在新造机组时考虑将铸铁隔板改为焊接隔板，以提高抗冲击能力。

4.加强技术培训、提高人员素质。人员素质与生产和技术的发展水平不相适应是普遍现象，尤其是青工较多、经验不足的现状。要加强人员的岗位技术培训，建立严格的技术考核制度，提高运行人员对一般事故和特殊事故的判断、应变能力和水平。

5.加强技术管理、杜绝事故隐患

设备的健康水平是保证机组安全运行的先决条件，无论大小缺陷均要查明原因、及时消除，决不可放过。要对200MW机组的齿形联轴器进行一次全面的检查，发现问题及时处理。按规定认真完成金属监督要求，对汽轮发电机转子进行金属检查。

6.完善运行规程

对现有200MW机组的运行、检修规程进行全面的审查，结合设备、系统的实际情况加以充实完善。如主油泵标高、低油压保护联动值、再热器压力的控制要求等，应进行深入研究，纳入规程。要针对电、液并存调节系统易发生的故障，编进运行规程的事故处理章节，以使运行、检修人员操作有章法、判断有依据。

7.就地增设在主轴侧取信号源的转速表，便于运行人员在冲转升速及事故处理过程的对照和分析。

华能汕头电厂操作检查不到位2号汽轮机高压转子弯曲事故

（19xx年）

［序］19xx年4月12日，华能汕头电厂2号机组在大修后的启动过程中，因漏掉对高压缸法兰加热左右侧回汽门的检查，左侧汽门实际开度很少，使高压缸左右法兰温差严重超限，监盘又较长时间没有发现，造成高压转子大轴弯曲事故。造成这起事故的直接原因是运行人员责任心不强，严重失职，运行管理薄弱与规章制度不健全也是造成事故的重要原因。这种因左右法兰加热不均导致高压缸转子弯曲事故近年来还是第一次发生。华能国际公司汕头电厂对这起事故的调查处理是严肃认真的，及时查明了原因，分清了责任。为共同吸取事故教训，现将华能汕头电厂“设备事故调查报告书”(摘要)转发，希望各单位认真结合本单位的实际情况，加强对职工的职业素养与岗位责任的教育，健全规章制度，使各项工作规范化、制度化、同时，加强对运行的管理；杜绝工作中的不负责任、疏忽大意的行为，维护各项规章制度的严肃性，防止类似事故重复发生。

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典型事故案例汇编

【事故经过】

4月11日，#2机组B级检修结束后，经过一系列准备与检查后，#2机于4月12日15时55分开始冲转，15时57分机组冲转至500rpm，初步检查无异常。16时08分，升速至1200rpm，中速暖机，检查无异常。16时15分，开启高压缸倒暖电动门，高压缸进行暖缸。16时18分，机长吴X令副值班员庄XX开高压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄X开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完后报告了机长。16时22分，高压缸差胀由16时的2．32mm上升2．6lmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。1 6时25分，发现中压缸下部金属温度高于上部金属温度55℃，机长安排人就地检查中压缸及本体疏水门，无异常，经分析认为温度测点有问题，联系热工处理。17时13分，热工人员将测点处理完毕，此时中压缸上下缸温度恢复正常。17时27分，投中压缸法兰加热装置。17时57分，主值余XX在盘上发现#2机#2瓦水平振动及大轴偏心率增大，报告值长。13时02分，经就地人员测量，#2瓦振动达140μm，就地明显异音，#2。机手动打闸，破坏真空停机。18时08分，#2机转速到零，投盘车，此时转子偏心率超出500μm，指示到头，#2机停炉，汽机闷缸， 电动盘车连续运行。18时18分至24分，转子偏心率降至40—70μm后，又逐渐增大到300μm并趋向稳定，电动盘车继续运行。

在13日的生产碰头会上，经过讨论决定：鉴于14小时的电动盘车后，转子偏心率没有减少， 改电动盘车为手动盘车180度方法进行转子调直。并认为，高压转子如果是弹性变形，可利用高压缸上、下温差对转子的径向温差逐渐减少，使转子热弯曲消除。经讨论还决定，加装监视仪表，并有专人监视下运行。

13日12时40分起到18时30分． 三次手动盘车待转子偏心率下降后，改投电动盘车，转子偏心率升高，并居高不下，在300μm左右。15日19时20分，高压缸温度达145℃，停止盘车，开始做揭缸检查工作。

【事故原因】

4月12日16时18分，运行人员在操作#2汽机高压缸法兰加热系统的过程中，漏掉了对高压缸法兰加热左右两侧回汽门的操作(或检查)，使得高压缸左侧法兰加热回汽门开度很小，右侧法兰加热回汽门全开；当16时22分，机长开启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后，从16时27分起。高压缸左、右两侧的法兰的温差开始增大．56分时达100℃(左侧法兰金属温度为150.43℃，右侧为250．45℃)．在高压缸左右温差大的期间,运行监盘人员没有及时发现,因而造成高压缸缸体膨胀不均，转子偏心率增加， 高压缸内动静摩擦，轴承油挡磨损,高压转子弯曲。

【暴露的问题】

1．部分运行人员工作失职，责任心不强。#2机大修后运行人员未对系统进行启动前的全面检查。机长在下令投入高压缸法兰加热系统时，考虑不全面，下令不准确，

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典型事故案例汇编

没有要求操作人对高压缸法兰加热系统中的阀门的状态进行细致的核查；在#2机上监盘的机长、主、副值班员，监视机组的主要运行状态不认真，#2机高压缸左右两侧法兰温差增大及转子偏心率增大达38分钟没有发现；值长对机组启动过程中的重要参数跟踪监视不到位，掌握机组的运行工况不全面。

2．运行部在技术管理上存在漏洞，投产已两年，运行规程还不够完善，现场没有正式的《机组启动前各系统检查卡》和。《启动期间专用记录表：已有的《整组启动操作卡》可操作性差。

3． 运行部贯彻落实五项重点反措不及时． 不得力．结合现场实际制订和执行重点反措的实施细则落实不到位。

4．参加机组大修后启动的运行行政、技术管理人员。未能很好地履行对运行人员执行运行规程状态的监督和技术把关的职责，没有及时发现汽机重要参数严重超限的重大问题。

5．电厂领导对各级安全生产责任制落实不力，对有关规章制度、规程的建立；健全检查督促力度不够,对运行管理要求不严,对上级下达的反措没有认真研究，贯彻落实。

【事故责任及考核】

1．机长吴X，在下令操作#2汽轮机高压缸法兰加热系统时。操作命令不明确、 不全面,漏掉了高压缸法兰加热系统中的手动回汽门;同时他在开启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后．没有对法兰左右两侧的温度进行全过程的跟踪监视和调整。也没有向监盘人员作出交代，对此次事水负有主要责任。

2．值班员余XX监盘不认真，没有及时发现高压缸法兰左右温差及转子偏心率增大等事故象征，工作责任心不强，对此次事故负有重要责任。

3．汽机运行专工田X对运行技术监督管理不力，贯彻五项重点反措不得力、不及时，未能及时编写<<汽机启动前各系统检查卡》和《启动期间专用记录表》，在#2机大修后启动过程中，跟踪监督和技术指导不到位，对此次事故负有重要责任。

4．副值庄XX在监盘时不认真，没有监视高压缸法兰左、右两侧的温度及转子偏心率等运行参数，对此次事故负有重要责任。

5．值长张XX，在#2机组大修后启机操作过程中，没有要求本值人员用典型操作卡操作，对高压缸法兰加热的操作没有实行有力的监管，对#2机值班员监盘不认真没

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典型事故案例汇编

有及时纠正，掌握#2机组运行工况不全面，对此次事故负有重要责任。

6．运行部主任王XX(同时还是#2机组大修调试组组长)，副主任童XX对运行人员管理不严，贯彻落实规程制度和安全措施不力，落实各岗位安全责任不到位，现场监督指导不够，对此次事故负有一定责任。

7．生产副厂长张XX分管运行部，对运行管理工作要求不严，贯彻落实五项重点反措布置后，检查落实不够，对此次事故负有直接领导责任。

8．生产副厂长李XX作为#2机组大修总指挥，对此次事故负有领导责任；厂长郑XX，作为全厂安全第一责任者，对此次事故负有领导责任。

【采取的防范措施】

1．立即组织运行人员针对此次事故找出存在的问题，举一反三，吸取教训。要求每个运行职工写出对“4． 12”事故的认识和感受。

2． 运行部立即组织编写《机组启动前系统检查卡》、《启动期间专用记录表》，完善细化汽机运行规程及《机组启动典型启动操作票》。

3． 运行部要根据汽轮机制造厂的规定制定机组在各种状态下的典型启动曲线、停机曲线和惰走曲线。

4．对照总公司提出的五项重点反措，运行、检修、燃料、生产、行政部（保卫）要进一步制定完善的实施细则。

5、在全厂范围内，立即开展一次查思想、查管理、查隐患、查制度、查火险的安全活动。

6． 健全各项安全生产规程制度，完善技术管理，进一步加强安全生产保证体系，全面落实各级安全生产责任制。

7．强化技术培训，进一步提高各级人员的技术素质，近期利用学习班时间组织学习安规、运规和重点反措，在五月--六月由运行部和安监部门组织进行闭卷考试。今后要把运行人员的培训工作作为经常性工作长抓不懈，逐步提高运行人员的素质水平。

8．在这次事故处理中，采取停盘车的方法进行直抽是不慎重，也是不科学的，幸好汽缸温度较低，未引起事故扩大，今后要严格执行运行规程和制造厂的有关规定，避免类似的事件发生。

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典型事故案例汇编

湛江电厂“6．4”全厂停电及#2机烧轴瓦事故通报

（20xx年）

【事故经过】

6月4日8时，湛江电厂两台300MW机纽并网运行，#1机负荷150MW，#2机组负荷250MW。 #1机组因轴承振动不正常，6KV厂用电工作段仍由启动／备用变压器供电。

9时17分#2机突然跳闸，发出抗燃油(EH)油压低、EH油泵C泵跳闸、发电机失磁、汽轮机和发电机跳闸等讯号。汽轮机值班员立即抢合主机、小汽机直流事故油泵和发电机密封直流油泵，均启动正常。电气值班员发观#2发一变组2202开关跳闸，#2厂高交622a开关跳闸， 622b开关红绿灯不亮，6KVⅡa、6kvⅡb两段自投不成功。 9时l8分抢合062a开关成功，汽机司机投入交流润滑油泵，停下直流润滑油泵。 电气值班员到现场检查，负荷开关已分闸，但没有检查发现622b开关在合闸位置。然后抢合上062b开关时，向#2发电机送电，引起启动／备用变压器差动保护误动作使2208、620a、620b三侧开关跳，#1机组失去厂用电跳闸，全厂停电。#2机交流润滑油泵失压，直流润滑油泵没有及时投入而使部分轴瓦断油。值班员

先后切开061a、061b、062a、062b、060a、060b开关，于9时21分合2208开关成功。9时24分合620a开关成功，恢复Ⅱa段厂用电，但合620b开关不成功。经检查处理，9时50分合620b开关，10时17分就地操作合062b开关成功，至此厂用电全部恢复正常。

1l时45分#2机挂闸，转速迅速升至120转／分，即远方打闸无效，就地打闸停机。

11时48分汽机再次挂闸，转速自动升至800转／分，轴向位移1．9mm，远方打闸不成功，就地打闸停机。

12时10分第三次挂闸，轴向位移从0．7mm升至1．7mm，轴向位移保护动作停机。

事故后检查发现#2机组轴承损坏，其中#1、2、5、6下瓦和推力瓦损坏严重，需要更换。

【事故原因】

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典型事故案例汇编

经检查分析计算机打印资料和事故后做试验证明，事故直接原因是C抗燃油泵跳闸，因蓄能器漏氢退出运行，造成抗燃油压迅速降低，该保护动作跳机。

事故扩大为全厂停电的原因：#2机6kV厂用电B段622b开关跳闸线圈烧坏，红绿灯不亮，值班人员没有到现场检查，没有发现该开关未跳开，当抢合062b开关时，启／备变压器差动保护误动跳三侧开关，全厂失去厂用电。当时，#l机厂用电由启／备变压器供电，#1机组被迫停机。启／备变压器高低侧CT特性不匹配，已发生差动保护误动多次，未及时采取有效措施消除，亦是扩大为全厂停电事故重要原因。 #2汽轮发电机组烧瓦原因：计算机打印资料表明，9时18分40秒直流事故油泵停，而此后因抢合062b开关造成全厂停电，交流油泵停运，润滑油中断烧瓦。全厂停电交流油泵停运后除了没有及时抢合直流润滑油泵外，直流油泵为什么不能联动和两次抢合不成功，有待继续检查联动装置和二次回路。

【暴露的问题】

1．运行人员素质低，判断事故和处理事故能力不强。该厂曾发生过开关非全相运行，汽轮机叶片断落，振动异常没有立即停机，两次非同期并列#1发电机、#1炉空气预热器烧损等事故，仍至这次全厂停电、损坏设备重大事故，都出现运行人员误判断、误处理，反映运行人员处理事故能力不强。

2．安全管理不善。发生多起事故未能及时组织深入调查分析，按“三不放过”原则严肃处理，认真吸取教训。运行规程未明确规定，开关红绿灯不亮时如何检查处理。运行人员往往不是按规程而是由值长或厂领导命令进行重大操作或处理事故。厂领导直接干预运行人员处理事故是错误的。全厂停电后，#2机组#6瓦温度曾达101度，轴向位移1．9mm，运方打闸失灵，汽机挂闸后转速升高达800转／分，这些现象说明机组处于不正常状态，厂领导仍决定冲转，是拼设备的体现。

3．设备管理不善，未能及时消除缺陷。抗燃油蓄能器、启／备变压器差动保护误动、厂用电和事故油泵自投装置等存在的问题，未及时处理，致使一般事故扩大为全厂停电和损坏主设备重大事故。计算机缺陷不及时消除，不能把9时19分40秒以后的数据资料打印下来，加深了分析事故难度。据反映，工作人员可擅自将重要保护退出运行，未经有关部门批准，限期恢复。

4．个别值班人员不如实反映停过#2机直流润滑油泵和全厂停电时，不能迅速投入直流润滑油泵等情况，背离了做老实人，办老实事，说老实话的职业道德。

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典型事故案例汇编

【采取的防范措施】

1．加强人员培训，提高运行人员的思想素质和技术素质，加强责任心和职业道德教育，提高运行人员操作技术水平、判断和处理事故能力。认真对待事故和障碍，按“三不放过“原则及时组织调查分析，真正吸取事故教训。对隐瞒事故真相的同志，给予教育和处理。

2．严格执行规章制度。运行规程不完善的要修改补充，不完善的内容先以书面形式颁布执行。运行人员应按规程操作和处理事故，厂领导不要干预运行人员操作，不得违章指挥操作，不得为避免事故拼设备。必须建立保护装置管理制度，落实责任制，重要保护和联锁装置退出运行时必须经总工程师或厂领导批准，并限期恢复。

3．加强设备缺陷管理。坚持定期轮换试验制度，设备缺陷要及时处理，暂时难于消除的缺陷要有防止发生事故具体措施，颁发到有关岗位执行。

华能辛店电厂#4机汽封进水事故通报

（20xx年）

［序］5月14日，辛店电厂#4炉掉焦造成MFT动作跳机，因运行监视调整不及时、运行方式不合理，在停机过程中高、中压缸经汽封进水。幸未扩大成为重大设备损坏事故。本次事故造成机组停用47小时。

【事故经过】

5月14日19:34#4炉炉膛掉焦，就地一声沉闷响声，火焰监视器变暗后亮，“炉膛压力高”信号报警，炉MFT动作，首出原因“炉膛压力高Ⅲ值”（先负后正，—1919pa、＋3177 pa），联跳甲制粉系统，乙火检风机跳闸、甲火检风机联启， #4炉灭火。机、电跳闸，#4机组负荷由167MW下降到0。交流润滑油泵联动，主汽门关闭。6KV Ⅲ段工作电源跳闸，备用电源自投成功。查保护，炉首出原因“炉膛压力高Ⅲ值”。 19:34确认#4机交流润滑油泵联动启动成功，关闭#4机主蒸汽电动隔离门，全开凝汽器真空破坏门，开#4机主蒸汽及本体相关疏水阀门。关闭#4机二抽至炉侧抽汽母管阀门，开#4炉自用蒸汽至炉侧抽汽母管阀门，进行炉膛吹扫。

19:35#4机轴封汽源由#4机除氧器倒为抽汽母管供给。

19:36开启凝结器和除氧器补水门，维持凝结器、除氧器水位。

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典型事故案例汇编

19:37联系#1机增负荷，提高抽汽母管压力，同时调整轴封供汽压力。 19:46发现高压缸前后、中压缸前汽封冒汽水，开大抽汽母管疏水门。

19:51#4机转子静止，惰走时间17分钟（原27分钟），投连续盘车，CRT显示电流在11～18A之间摆动，就地电流在14～24 A之间摆动，测大轴挠度#1/2瓦为90/120μm。

19:57中压下缸内壁温度急剧下降，由487℃降至70℃。20:17最低68℃。 20:04#4机盘车掉闸，手动盘车不动。

20:10高压内缸上缸内壁温度460℃，高压内缸下缸内壁温度440℃，中压上缸内壁温度480℃，中压下缸内壁温度70℃，根据现场状况，采取闷缸处理措施。降凝汽器真空到零，停#4机轴封供汽，关闭所有与汽缸连接阀门，解列#4机段抽汽母管（关闭#3、4机抽汽母管联络门）。

16日6:30，高压外缸上下缸温差20℃（上321℃，下301℃），中压缸上下缸温差63℃（上228℃，下165℃），经分析研究决定投盘车。

6:59试投盘车一次成功。电流有轻微摆动（范围9.8-10A，原始电流为9.5A），测大轴挠度：#1瓦50μm（原始值35μm），#2瓦150μm（原始值50μm）。连续盘车后，12:40大轴挠度恢复正常值（#1瓦40μm，#2瓦70μm），电流稳定，恢复正常。 16日18:30报竣工，转入备用。根据电网调度要求，17日开机迎晚峰。

17日10:30锅炉点火，16:06高压内缸内壁温度236/234℃，中压缸内壁温度152/144℃，16：05主蒸汽参数：压力2.31MPa、温度319℃，达到冲转条件冲转。16:11转速升至500r/min，全面检查无异常。振动情况：#1瓦瓦振7μm，轴振11μm；#2瓦瓦振15μm，轴振33/30μm；#3瓦瓦振9μm，轴振38μm。

16:18升速，16:22转速升至1000r/min中速暖机。振动情况：#1瓦瓦振6.7μm，轴振12.7μm；#2瓦瓦振34.4μm，轴振52/38μm；#3瓦瓦振7μm，轴振29μm。 17:09在进行全面检查正常后继续升速，机组顺利通过临界转速，17:18达额定转速。振动情况：#1瓦瓦振22.5μm，轴振34μm；#2瓦瓦振14.9μm，轴振126/78μm；#3瓦瓦振60.5μm，轴振109μm。全面检查正常机组准备并列，。

17:30发电机并列，带负荷至30MW暖机，20:00开始滑参数带负荷。

18日1:26，参数额定，带负荷至150MW，振动情况：#1瓦瓦振12.7μm，轴振14.8μm；#2瓦瓦振12.2μm，轴振63/38μm；#3瓦瓦振36μm，轴振81μm。机组正常运行。

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典型事故案例汇编

【事故原因】

1.入厂煤煤质杂，厂家达60多家，由于燃料掺、配煤手段有限，造成入炉煤煤质不稳定，使锅炉燃烧调整不能及时适应。炉内空气动力场虽经C级检修进行了调整,但仍未达到理想状态，现仍存在强风环直径和贴壁风速较大现象，运行中易造成挂焦。各给粉机一次风压不均(C1、C3等一次风管动压变化幅值偏低约200Pa)，必须人为限制部分给粉机出力，造成各喷口风粉浓度不一，使炉膛热负荷分布不均，温度高的部位容易形成结焦。缺乏风粉在线监测装置，运行人员只能依靠经验来调整，造成燃烧调整不佳，使炉内燃烧区域及上部水冷壁产生挂焦现象，焦块逐渐增大直至发生掉焦，引起炉膛负压大幅波动，使炉内燃烧状况恶化，局部爆燃，加上大块焦渣掉入渣斗产生大量水蒸气，使炉膛压力迅速增大至锅炉保护动作值，引发MFT。

2.在汽轮机跳闸后，轴封供汽由除氧器汽平衡切至抽汽母管汽源时，运行人员监视调整不当，冷汽水通过轴封进入汽缸，并导致上下缸温差大，汽缸变形，盘车不动。 抽汽母管至机炉暖汽减温减压站（在炉零米）供汽管道属改建设计施工，φ108管，长约30米，抽汽母管至供汽站根部无一次门，无逆止门，供汽站阀门一次门前无疏水门，系统阀门均为改建留用的旧阀门，减温减压供汽站处于停运状态。一、二期抽汽母管并列运行，二期抽汽母管汽源为#4机二、四段抽汽；由于#1机为减亏降参数（3MPa,450℃）带20MW负荷运行，一期二三段压力不足0.3MPa，低于母管压力，不能投运，一期抽汽母管由#1炉自用蒸汽供汽，其管道较细供汽量少。稳定工况时抽汽母管压力（0.5-0.8MPa）高于减温水（给水泵密封水压力0.5-0.7MPa）压力，当#4机运行中发生跳机时，抽汽母管压力迅速下降（根据压力曲线最低0.13 MPa ），此时减温水通过内漏的减温水门经供汽管道进入抽汽母管，与管道内积水、#1炉自用蒸汽混和后作为轴封用汽进入轴封，并经过轴封进入汽缸。

此种情况只在二期单台机组运行，且厂房暖汽系统停运的特殊运行方式下才会发生。若两台机组同时运行，#3、4机抽汽母管并列，两台机均向抽汽母管供汽，即使是一台机组跳闸抽汽母管压力变化不大，故不会返水。若暖汽系统投运（冬季），也不会积存冷汽、水。

【暴露的问题】

1.运行管理工作不细致，对特殊运行方式时存在的问题没有充分认识和采取有效措施，对防范重大事故的措施执行不到位，运行人员处理异常情况的事故预想存在漏

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典型事故案例汇编

洞。运行值班人员发现抽汽母管蒸汽压力波动，温度下降，未采取果断措施，破坏真空，停送轴封，仅仅采取打开疏水门的手段疏水，造成汽机缸温急剧下降；运行值班人员对主要参数监视不到位，发现转子惰走时间明显缩短时未正确判断，采取有效对策，而是常规操作，继续保持真空投盘车，延误了处理时间，扩大了事故。

2.入厂煤没有建立主渠道，混配煤跟不上，煤质不稳定；锅炉空气动力场偏差大，运行人员安全生产警惕性放松，思想麻痹大意，燃烧监视、调整不及时，防结焦、掉焦措施不力，以至引发掉焦灭火事故。

3.抽汽母管至暖汽系统设计不合理，盲管太长，系统在靠近抽汽母管侧未加装一次门及逆止门，门前无疏水门。

4.为减亏一期机组降参数运行，不能满足汽机辅助汽源的参数、流量需要；暖汽系统停运后，与抽汽母管系统隔离措施不利，阀门内漏。

5.对改建后系统结构不合理和存在问题，特别是新老系统的接口上存在的重大问题未能及时发现并采取有效措施。暴露了技术管理工作不细、不严、有漏洞，改建新增设备系统的管理不到位，如减温减压站投停操作无明确规定，致使停运后系统隔离措施不利。

【事故责任及考核】

发生本次事故的起因是锅炉掉焦MFT跳机；在事故过程中运行人员处理不当使汽封进水，是造成事故扩大的直接原因和主要原因；抽汽母管系统上存有的隐患和对供暖减温减压站管理不当，使抽汽母管积水，是本次事故扩大的重要原因，事故单位为运行部。

1.当值单元长乔英军，为当班本单元机组的安全第一责任人，对本单元机组的安全运行和正确处理事故负有全面责任，事故处理不力，使事故扩大，对此次事故负主要责任。

2.当值汽机主值班员付建伟，为当班本机安全运行第一责任人，对汽机的安全运行和事故处理负有首要责任。事故处理中判断不准，处理不当，使事故扩大，对此次事故负次要责任。

3.当值值长魏修林，为本值安全运行第一责任人，对全值各机组的安全运行和事故处理的正确性负责，事故处理中，组织协调不力，监督指挥不当，对此次事故负重要责任。

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典型事故案例汇编

4.当值副值班员李众德，为当班本炉安全运行第一责任人，应对锅炉安全稳定运行负责，因燃烧调整不当，造成炉膛结焦掉焦，引发跳机事故，对此次事故负重要责任。

5.当值副单元长康廷，对本单元机组的安全运行和正确事故处理负有重要职责，对锅炉燃烧调整监督指导不到位，造成炉膛掉焦并引发跳机，对此次事故负重要责任。

6.厂长彭文晓，为全厂安全生产第一责任人，抓安全生产工作不力，对此次事故负领导责任。

7.厂长助理杨敏，分管全厂安全生产工作，对机组的安全运行及二十五项反措的贯彻落实负有领导责任，对改建后设备系统存在的隐患认识不足，组织整改不力，对此次事故负直接领导责任。

8.运行副总王英新，检修副总陈勇，安质副总牟建斌为全厂分管范围的技术领导，对二十五项反措贯彻落实不力，对改建后设备系统存在的隐患整改和规程、图纸的健全完善等工作不到位，对此次事故负技术领导责任。

9.运行部主任李之森，为运行部安全第一责任人，对本部门各级安全责任制的落实，对二十五项反措的贯彻落实及操作规程的健全完善负有领导责任，对此次事故负部门直接领导责任。

10.运行部汽机专工朱恒之、锅炉专工解广成，安生部汽机专工刘建伟为本专业技术负责人，对本专业的设备安全运行及二十五项反措贯彻执行负有技术管理责任。专业技术工作不到位，技术管理有漏洞，对本次事故负技术管理责任。

11.安生部主任冯清霞、副主任陈济奎，为全厂安全生产职能管理部门负责人，安全生产监督、管理不到位，对本次事故负部门管理责任。

【采取的防范措施】

1.加强运行管理，强化培训，提高运行人员事故处理操作水平及异常情况下的应变能力，熟练掌握操作规程，熟悉二十五项反措的有关内容，提高运行人员素质。执行人：李之森；完成时间：2003/6/20

2.加强入厂煤和入炉煤管理，建立供煤主渠道，强化混配煤措施；对各主要矿点的煤质的灰样进行分析，以便及时指导运行进行适当调整；根据煤质情况继续摸索合理调整风粉温度，合理调整一次风粉配比，使炉内热负荷分布趋于均匀；根据灰份情况及时调整吹灰次数并加强对炉内各受热面的结焦情况检查，拟在水冷壁上适当增开

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典型事故案例汇编

几只观察孔，并适当扩大观察视角，以便及时检查和打焦，减少或避免炉内结焦；利用11月份B级检修时机对燃烧器进行检查，对炉内空气动力场再行调整和优化，降低贴壁风速并减小强风环直径，避免因炉内空气动力场的原因而产生结焦现象；研究加装风粉在线监测装置，以便使锅炉在最佳工况下运行，避免因人为燃烧调整不及时引起的掉焦现象发生；继续摸索加强优化燃烧调整的经验，适当降低一次风速，调整单只给粉机转速，减轻贴壁燃烧，防止出现水冷壁局部热负荷过高达到预防结焦的目的。执行人：解广成；完成时间：2003/12/20

3.在抽汽母管至减温减压站管段靠近抽汽母管处加装截门及逆止门，在原一次门前加装疏水门。举一反三，全面排查抽汽母管及轴封、汽缸疏水系统是否符合二十五项反措要求。执行人：赵贵田；完成时间：#4机C级检修（2003/11/10）。防止其它系统冷汽、水进入汽缸的措施，如四抽电动门、轴封喷水减温水调节门、电动门在机组跳闸时联动关闭。执行人：朱恒之、张国荣；完成时间：2003/5/31

4.完善操作规程，明确操作规定，暖汽减温系统停运隔离时，确保系统严密，不向抽汽系统漏水。执行人：李之森；完成时间：2003/5/31

5.完善热控系统，当机组跳闸后，抽汽母管温度急剧下降至200℃以下时，联动关闭供汽调节门、电动门。执行人：朱恒之、张国荣；完成时间：2003/5/31。抽汽母管底部加装管壁温度测点，当温度下降至150℃以下时报警，以便及时发现管道积水，采取措施。执行人：朱恒之、张国荣、顾家骥；完成时间：#4机C级检修（2003/11/10）

6.组织各单位认真分析讨论，接受事故教训，正确处理好安全与效益、安全与技改的关系，对照二十五项反措全面检查改建后现场设备系统的状况，彻底消除隐患，修订完善操作规程、系统图，改善系统运行方式，使其适应现场实际。执行人：各有关部门安全第一责任人；完成时间：2003/7/31

某电厂#5机组真空低保护动作停机的通报

（20xx年）

【事故经过】

20xx年5月30日23时20分，受系统负荷限制＃5机组停机备用， 6月2日1时56分点火，5时46分冲转，因IV2阀门缺陷，机组于7时20分定速，7时33分

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典型事故案例汇编

与系统并列。运行二值班接班后，检查各系统正常，8时38分检查发现#7、8低加因水位波动跳，重新投入后正常。8时45分开始进行B小机倒换汽源工作(从辅汽倒至四段供汽)，8时56分B小机倒换汽源工作完成后，进行A小机的汽源倒换工作(从辅汽倒至四段供汽)，在A小机倒换汽源工作过程中，B小机从600rpm冲至1800rpm进行暖机。9时17分06秒，＃2真空泵入口真空低信号发出，9时18分12秒，在A小机倒换汽源工作即将结束时，＃5机组由于低真空保护动作跳闸，盘前人员随即命令巡操紧急将该小机汽源又倒回辅汽。

机组跳闸后，高旁保护动作快开。当时主汽压力为7.1MPa，主汽压力设定点为

6.87 MPa，高旁快开后，自动往回关。9时18分14秒，甲、乙两侧高旁主阀关限位信号相继返回。9时19分17秒，锅炉MFT保护动作，但32油枪未跳闸。

跳机前机组负荷70MW，10磨运行、3只油枪投入、A汽泵运行、B汽泵1800 rpm暖机中、#2真空泵运行、#1真空泵备用。机组跳闸前主要参数正常，轴封压力：高压33.8 kPa ，低压19 kPa；高低旁正常关闭；凝汽器水位736mm；循环水入口压力143 kPa；跳闸前机组20%疏水门开启，从运行曲线分析，20%疏水门开启之前真空已开始降低。

跳机后紧急投油枪，维持参数正常，调整高压轴封压力至40 kPa，低压轴封压力为27 kPa，参数正常后汽机冲转，6月2日10时20分定速，10时26分与系统并列.。11时59分#5机再次出现真空下降情况，运行人员及时启动真空泵，机组真空恢复正常。

【事故原因】

1.从9时17分开始至跳机，真空从－95kPa降至－80 kPa以下，对应排汽温度由37.7℃升高至52.5℃，且真空泵入口低真空报警信号已发出，排除热工保护误动的可能性。

2.跳机前8时57分至9时05分，轴封压力出现两次较大的下降，但并未失去轴封压力，跳机同时，轴封供汽压力到零，需进一步分析。

3.跳机前＃2真空泵发出真空低报警信号，未引起运行值班人员的重视，未采取相应的措施。

4.跳机前真空大幅度下降，＃1真空泵未联动，原因为运行值班人员联锁保护投入不正确。

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典型事故案例汇编

5.6月4日至6月5日模拟当时运行状态，倒#2真空泵运行，未发现异常，可以排除由于真空泵问题造成真空下降停机。

6.对真空系统检查情况：

对故障追忆记录及曲线分析，排除低加水位低、凝汽器水位过高、循环水断水、小机轴封供汽、低压缸大气破坏阀动作、电泵密封水断水、轴封冷却器水位真空异常、疏水扩容器异常、真空泵水位低及阀门开关位置异常等原因。

【暴露的问题】

1.汽机跳闸后，锅炉MFT保护动作。但32油枪未跳闸，原因为用于32油枪跳闸的信号端子X21 5A/5B发生了短路，从而使锅炉保护动作后32枪未跳闸。

2．自5月23日起，汽机低压轴封压力CRT显示与就地压力表指示有偏差，CRT显示值小于实际值。

【事故责任及考核】

1.发电部运行值班人员对＃2真空低报警信号未引起足够的重视，未采取相应的措施；＃1真空泵联锁装置投入不正确，对机组由于真空大幅度下降造成的停机事故负有主要责任，按照华能津杨（2001）91号文的规定，给予经济处罚3000元。

2．副总工程师田树学，负有本次停机事故的领导责任，经济处罚200元。

3．总经理助理、安生部部长杨文春，负有本次停机事故的领导责任，经济处罚200元。

4．生产副总经理邹德玉，负有本次停机事故的领导责任，经济处罚200元。

5．机组掉闸后，炉MFT保护动作后32油枪未灭火及热工表计出现的缺陷，安监室将在月度考核中提出处理意见。

【采取的防范措施】

1.加强机组轴封系统运行参数的监视和调整，操作时，加强盘前与就地人员的联系。

2.交接班认真检查各辅机联锁投入方式，确保其在正常投入状态。在掉真空原因尚不明确的情况下，提高备用真空泵联锁值。

3.变负荷工况，加强对DEH凝汽器背压和CRT负压指示变化情况的监视，做好对比参考分析。

4.运行中发现真空有下降趋势，立即启动备用真空泵，及时查找真空下降的原因。

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典型事故案例汇编

5.启、停过程避免在60～75MW长时间停留，并网暖机后，涨负荷至80～85MW停留。

6.运行人员巡视检查中做好就地表计与盘前表计的核对工作，热工人员及时做好设备消缺工作。

7.炉MFT动作后，若发现有燃料尚未切断，应迅速采取措施，查明原因，严禁强行点火。

金沙发电分厂1号机在启动过程中操作不当的事故通报

（20xx年）

【事故经过】

##20xx年2月11日，因4机甲给泵跳闸停机后，四值接令开1机组。汽机班长朱

劫在冲转过程中向汽机专工提出：要求在1200r/min暖机。汽机专工邵阳请示刘厂长同意在1500r/min中速暖机30分钟，因在1500r/min比1200r/min暖机效果好，进入汽缸的蒸汽流量大，暖机均匀。汽机专工对汽机班长传达这一指示，班长也给司机

#下了命令。17：451机达冲转条件进行冲转，500r/min暖机5分钟后开始升速，在

升速操作中，启动阀操作控制不好，升速至1650r/min时，司机觉得机组声音大，感

#觉振动比较大，于是迅速滑过该转速升至2800r/min，此时测得3轴承垂直振动为

#0.033mm。18：25又升至3000r/min，测得3轴承垂直振动为0.046mm，且有上升趋

势，不久增大至0.057mm，经值长请示刘厂长及杨总意见，机组于18：33并列，并列

#后汽轮发电机组各轴承振动值增大，3轴承垂直振动最大时达到0.092mm，经过在低

负荷下延长暖机时间，振动才逐渐下降并稳定在正常值。

【事故原因】

#1.1机组在开机过程及正常运行中振动较大，原因未找到，临界转速也并未摸清

#楚，客观上造成启动1机组把握比较困难。

2.司机操作把握不好，从1200r/min至2800r/min速度太快，一是操作毛燥，二是凭感觉说振动大，没有确切的数据来说话。

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典型事故案例汇编

【事故责任及考核】

#从整个启动过程来看，当天1机组开机几乎濒于失败，有客观原因，但四值未执

行规程规定，操作毛燥也是原因之一，四值对此要负一定责任。经研究考核四值200元。

【采取的防范措施】

1.启动升速过程中应有专人监视振动，如有异常应查明原因。在1500r/min以前汽轮机轴承振动超过0.04mm应立即打闸停机,严禁继续升速或降速暖机。过临界振动超过0.1mm应打闸停机。

2.处理异常、事故、操作应以规程为准，不能只凭经验。

3.在冲转过程中要保持汽压稳定，防止汽压太高，不利于转速的控制。

4.机专业立即制定各机组冲转过程中的暖机规定，指导现场操作。

5.在技术方面各专业人员可提出自己的意见，但必须按有关领导的意见或规程办，不得意气用事，否则造成后果承担不起。

电气事故

鸭溪电厂做50%甩负荷试验违章指挥造成#2高压厂变严重损坏（2005

年）

［序］20xx年6月11日9时42分#2机组在做50%甩负荷试验过程中造成#2高压厂变损坏,给整个试运及机组移交后的安全运行带来了严重的影响,为吸取经验教训,落实责任,督促各部门认真执行和落实防范措施,特通报如下:

【事故经过】

20xx年6月11日9时30分#2机组首次带负荷至150MW，准备做甩50%负荷试验，试验前由于考虑到甩负荷应接近运行的实际工况，厂用电未按试验方案倒至备用电源运行。9时39分中试所试运指挥钟晶亮下令做甩50%负荷试验，运行值长向海扬接令

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典型事故案例汇编

并向中调申请同意后下令给电气运行副操王飞手动按下5022、5023开关跳闸按钮，同时锅炉手动停运B球磨机及D1、D4火嘴，机组甩负荷后带厂用电运行，汽轮机转速最高飞升至3061r/min，转速下降后在2748~2870 r/min之间波动，汽包水位随之大幅度波动（最高+160mm，最低-241mm），开大电动给水泵勺管开度至90%。9时42分钟，晶亮下令用并切方式切换厂用电，电厂参加试运人员及时向其提出不能采用并切方式，但其继续下达了并切厂用电的命令，运行值长向海扬接令后又向电气运行副操王飞下达了并切厂用电的命令，王飞用并切半自动首先切换6kVⅡA段厂用电源,在备用电源开关6202合上后拉开工作电源开关6201时, #2发变组故障跳机, 6kVⅡB段保护启动切换成功,检查高厂变复压过流，高厂变轻、重瓦斯，高厂变差动保护动作,#2高压厂变呼吸器处喷油。

事后对#2高压厂变吊盖解体检查发现低压侧A分支：A相线圈扭曲；B相线圈上部有两处匝间短路；C相线圈下部有多匝线圈烧熔、铁芯9处损伤、10片局部烧熔。

【事故原因】

1．发电机甩负荷后转速不能维持3000 r/min在2748～2870 r/min之间波动是因为发电机带有厂用负荷，中缸排汽压力超过动作定值，造成OPC频繁动作所至。

2．#2高压厂变损坏的主要原因是发电机甩负荷后与鸭电线220 kV系统已成为两个独立的系统，由于错误地采用了并切厂用电的方式造成非同期合环，导致发电机振荡，在远大于高压厂变额定电流的振荡冲击电流长达10秒钟的交变冲击作用下引起。（后从发电机录波数据中查核为1700A～8000A)。

【暴露的问题】

1．对汽轮机的热工保护不熟悉，未深入研究分析带厂用电甩负荷可能出现的问题，从而未制定相应的措施。

2．对错误的调度命令不认真分析核对，不动脑筋，盲目执行，层层把关不严。

3．培训工作、现场监护、监督工作不到位，未达到应有的效果。

【事故责任及考核】

此次事故的主要原因虽然是中试所下错了调度命令负主要责任，但参与试验的运行单位盲目的执行错误的调度命令也有不可推卸的责任：

1．当值值长向海扬作为调度指挥，对中试所下达的命令不把关，不加分析思索，

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典型事故案例汇编

盲目执行错误的调度命令负该次事故的主任责任，考核2000元。

2．当值电气副操王飞作为具体执行人，对值长下达的命令也不把关，未提出异议，负此次事故的次要责任，考核1000元。

3．生产运行部是该次事故的主要责任部门，对培训、现场监护把关不严，考核3000元。

4．运行部主任、副主任、电气专责负管理责任考核生产运行部安全第一责任人李永红800元；考核生产运行部副主任李东林、王世海、王进、饶家洪、电气专职犹中常各1000元。

5．试运值班副总刘谢对现场把关不力，考核500元。对分管运行的生产副厂长刘华考核300元。

【采取的防范措施】

1．加强技术培训，提高技术业务水平，特别是值长作为现场安全第一责任人更应该加强自身的学习。

2．严格遵守调度程序，保持清醒的头脑，凡事均要思考，做到层层把关，对调度命令要认真核对，不能盲目执行。

3．切换厂用电尽量不采用并切方式，如确需采用并切时应将系统运行方式核对清楚，并得到有关领导批准。

4．做甩负荷试验时应将厂用电倒至可靠的备用电源供电。

鸭溪电厂#1机由于人为和设备原因跳闸后事故扩大使#2机跳闸

（20xx年）

［序］20xx年6月25日15时36分正值#2机组168小时试运结束，由于人为及设备原因造成#1机组跳闸，在处理过程中又因对公用系统的监视不力将事故扩大，导致#2机组相继跳闸，造成了极坏的影响。

【事故经过】

6月25日500kV荷鸭Ⅱ回线路做电气预试及保护定检工作，5012开关处于断开

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典型事故案例汇编

位置；因#2高压厂变检修，#1启备变带6kVⅡA、ⅡB段运行，#1高压厂变带6kVⅠA、ⅠB段运行，6kVⅠA段快切投入，6kVⅠB段快切退出（注：未投原因应该是由于启/备变已带#2机组的厂用电，考虑到启/备变容量不足，才退出6kV IB段快切的，快切装置没有问题）；A、B、C空压机运行，B工业水泵运行，#1机有功出力248MW，#2机有功出力300MW。

1．#1机组事故经过：15:36集控室事故音响及“旁路保护动作”硬光字牌发出，#1机组负荷甩到0，检查低旁全开，高旁未动作，交流油泵跳闸，值班员立即启动直流油泵运行，负荷瞬间升至107 MW后，又甩到0；同时锅炉水位急剧下降至-265mm，立即抢合电动给水泵；15:38，MFT发出，首出为汽包水位低三值，汽机跳闸，发变组跳闸，6kVⅠA段快切成功，6kVⅠB段失压，6104开关无合闸允许；锅炉、汽机PCⅠB段、保安PCⅠB段失压；锅炉、汽机保安MCCⅠB段失压；锅炉、汽机0米MCCⅠB段失压；锅炉12.6m热控配电盘失压；柴油发电机未联启，盘上手合不成功，在就地启动也未能启起（注：据了解，当时柴油机是启动后跳闸的，主要原因是柴油机房设计不合理，进风量不足，带不起负荷引起）；立即手动拉开锅炉变、汽机变高压侧开关6139、6140，锅炉PCⅠB段、汽机PCⅠB段、保安PCⅠB段联动正常；手动合上保安PCⅠB段工作电源开关4913成功，保安PCⅠB段电压恢复；手动恢复12.6m热控配电盘电源；检查电动给水泵已跳闸，且无合闸允许，热工强制启动条件后启动电动给水泵向锅炉进水；A、B仪用空压机跳闸；B1空预器变频器跳闸，B2空预器变频器联启正常，B循环水泵及引风机电流到0；B汽动给水泵组及送风机跳闸；减温水电动门未联关，其余设备联动正常，6104开关由维护短接点后合闸成功；汽机手动关闭高、低压旁路，保安PCⅠB段电压恢复后启动主机交流油泵运行，1200r/min时启动A顶轴油泵。6kVⅠB段电压恢复后，启动B侧引、送风机运行，吹扫点火，燃油进油快关阀不能开起，发现仪用压缩空气压力只有0.32 MPa，空压机全停，立即就地启动四台空压机运行，仪用压缩空气压力0.40 MPa后点火，未点燃，手动MFT，再次吹扫后，投入四支油枪运行，因盘车投不上，锅炉熄火,充分吹扫后保温保压。16：10，汽机转速到0，多次投运盘车未投上，手动盘车盘不动（注：据了解，原因是盘车动力电源未送），立即再启动B顶轴油泵，停运真空泵，闷缸，开启真空破坏门，真空到0，

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停运轴封汽，16：20，大机直流油泵跳闸，查为就地空开跳闸，合上空开后启动正常；16：35，手动盘车180度，16：40，电动盘车投运正常，盘车电流25.5A，大轴晃动60μm；18:30重新点火，20:01冲转，主蒸汽压力7.80MPa，主/再热蒸汽温度515℃/510℃，缸温460℃；20:15冲转至全速、并网、逐渐加负荷

2． #2机组事故经过：16：03，#2机真空由-80.2 KPa下降至-78.7KPa，排汽温度由46℃上升至50℃；检查循环水压力0.12MPa，轴封母管压力0.12MPa；检查发现A真空泵入口蝶阀状态变为“蓝色”，立即手动启动B真空泵，但入口蝶阀未开启，立即令人就地检查。真空继续下降至-74.9KPa，排汽温度51℃，解除低真空跳机保护。手动将负荷由292MW降至240MW，主汽压力上升至16.2MPa。锅炉投油枪助燃，但燃油阀不能开启，立即解除引风自动调整负压。主汽压力16.6MPa，急停B磨，收风。汽机真空-71KPa，排汽温度52℃，汽机继续降负荷至180MW，主汽压力上升至18.15MPa，高旁动作，低旁未动作（低真空闭锁）。过热器安全门动作，真空维持在-71KPa左右，未见波动。锅炉继续停运C磨，调整负压,负压在-680Pa～300Pa之间波动，炉膛火焰工业电视火焰正常，投油枪，但电磁阀还是开不出来，11:08 A真空泵跳闸，紧接着B真空泵跳闸，真空继续下降，就地抢合A真空泵，入口蝶阀未全开(保持在跳闸前状态)，真空最低降至-69KPa，排气温度最高至60℃。汽机继续降负荷，最低至60MW。此时锅炉工业电视火焰闪动，炉膛负压-300Pa～400Pa波动，氧量9.3%，工业电视无火，16:12手动MFT，汽机跳闸，发变组跳闸。16时14分重新点火，16时30分并网带负荷。

【事故原因】

1. #1机汽机DEH并网、脱网信号依据5011、5012开关的位置信号来判断，5011开关位置信号先送至升压站5012开关端子箱与5012开关位置信号并接后（x3:60\x3:64）再送至集控DEH屏。由于x3:60\x3:64这两个端子紧固螺丝在安装时未紧固，维护人员在整理该端子箱内接线时，造成该端子松脱，DEH脱网信号误发，汽机OPC动作，调门关闭，发电机甩负荷，主汽压力升高，汽泵工作失常，电泵抢合后因开勺管幅度过大引起“过流Ⅱ段动作”跳闸，造成汽包水位急剧下降至低三值MFT动作，机组跳闸。

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2．#1机组跳闸后6kVⅠB段因快切未投失压，#1公用变、#1供水变相应失压，A、B空压机跳闸，C空压机也因B工业水泵失压工业水压力低跳闸（注：据了解，工业水泵有三台，但在DCS中联锁逻辑不正确），压缩空气压力下降造成#2机真空泵进口气控蝶阀工作失常下滑关闭了部份，引起汽轮机真空下降，锅炉在压负荷过程中因油枪控制气源压力过低而不能正常投用造成燃烧不稳，手动MFT。

【暴露的问题】

1．工作人员对保护、控制回路不熟悉，安全意识不强，工作前未按规定认真查阅图纸及进行危险点分析，未采取相应的安全措施。

2．运行人员对公用系统未引起高度重视，在特殊运行方式下未将公用系统的运行方式具体细化和作好相应的事故预想，对工业水泵保护、联锁的实施不落实、不督促，事故情况下又疏忽了对运行状况的检查。

3．运行人员对盘车的投运操作及真空泵的控制原理不清楚、不熟悉，对一直存在的投运盘车困难的问题未制定相应的措施。

4．DEH并、脱网信号设计不合理，误动机率大。端子未紧固同时也反应了工程质检未到位。

【事故责任及考核】

1．#1机组跳闸的主要原因虽然是保护回路端子未紧固引起，但维护工作人员在工作前未认真分析危险点和采取必要的安全措施是导致机组跳闸的直接原因，因此该项工作的工作负责人徐杰应负主要责任，工作班成员何文旭负次要责任，班长赵辉安排工作不周、交待不仔细也应负相应的责任，胡正发、何祖民、王翔应负管理责任。考核维护部2000元；考核徐杰1000元、何文旭800元、赵辉500元、胡正发300元、何祖民200元、王翔200元。

2．生产运行部对公用系统辅机联锁的投运不落实、不督促及在#1机组跳闸的情况下又疏忽了对公用系统的监视造成事故扩大，对#2机组的跳闸负主要责任；生技部对公用系统辅机联锁的投运落实不力也应负管理责任。

考核生产运行部2000元，生技部1000元。

【采取的防范措施】

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1．在保护、控制回路上工作应严格执行安全措施票，认真分析危险点，做好事前预控工作。

2．对重要的端子进行标示、挂牌。将#1~4机并、脱网回路进行更改。

3．加大技术培训力度，提高操作熟练程度，切实确保安全。

4、对公用系统等运行方式上存在的薄弱环节进行详细的检查调整，及时认真落实各辅机的联锁保护功能；

5、取消6kV工作分支复合电压过流闭锁备用开关合闸逻辑；

6、增加一路空压机冷却水源，在集控增加“空压机全停”报警硬光字牌；

7、对真空泵控制回路及入口气控蝶阀进行改造；

8、对此次事故中暴露出来的其它问题及时落实整改。

6kv断路器绝缘件湿污闪引起三相短路（19xx年）

【事故经过】

19xx年2月16日1时13分，上海某电厂厂用高压变压器3B在运行中突然爆炸起火，3号机发电机一变压器组大差动，厂用高压器3B重瓦斯等动作，机组解列，同时6kv3B段备用进线断路器过流和后加速动作，查出故障点为6kv3B段备用断路器下桩头三相因湿污闪对环氧拉杆沿面放电，引起厂用高压变压器3B爆炸，运行人员迅速排除故障，在事故发生31H后使3号机组恢复运行。

【事故损失】

少发电量507.92万kw.h，直接经济损失19万多元，3号机停运21H。

【事故原因】

1.厂用高压变压器3B爆炸原因为动稳定设计标准偏低，制造厂按一般配电变压器设计，短路阻抗也偏小（5.8%），不能承受实际短路电流冲击而引起爆炸。

2.6kv3B段备用断路器下桩头三相短路原因：该小车开关为北方某开关厂制造。所用的小车环氧拉杆经中度所分析，表面漆膜易脱落，内部材料易吸潮，工艺粗糙，表面易积尘，受潮后发生沿面放电，引起短路故障。

【事故对策】

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1.厂用高压变压器由制造厂重新设计制造。

2.kv小车开关污闪所措：环氧拉杆母线支持瓷瓶绝缘涂复市郊硅脂，通知制造厂改进绝缘件材料（开关厂已提出新的改进措施），电厂准备在大修中逐步更换。

3.进开关室通风，防止外界潮湿空气侵入，研究隔离措施和微正压防潮方案。

黔北#1机组开机过程中出现机端过电压分析(20xx年)

【事故经过】

20xx年2月9日12时40分，黔北#1机组冷态开机过程中，当运行人员远方发开机令，（灭磁开关FMK已合闸）励磁调节器起励建压，机端电压上升到电压给定90%Un，集控CRT报“A套调节器PT断线”信号，运行、维护人员赶到#1发电机出口PT端子箱处检查，发现励磁专用PT C相电压为0，A、B相相电压为57V，于是到#1发电机出口PT处检查，发现励磁专用PT（2YH）C相梭槽接触不良，同时发现励磁仪用PT相在冒火花，此时、集控CRT画面上机端电压突然上升到25kV，随即运行人员手动跳开灭磁开关，机端电压下降为0。

【检查分析】

在#1发电机机端电压建压以前，维护人员检查#1励磁调节器初始状态正常。开机过程中，出现A套PT断线的原因是励磁专用PT（2YH）C相梭槽接触不良所至，SAVR2000调节器判断PT断线的原理是比较励磁专用PT和仪用PT之间的压差，当A套PT断线后，主机自动切换到B套调节器运行，而此时B套仪用PT C相发生断线。此时B套调节器不能判断自身PT断线，（压差为0），但调节器判断机端低电压，实际机端电压存在，调节器判断测量值低于给定值，进行调节，使测量值等于给定值，导致机端电压上升。调节器报警窗“A套PT断线”及6相脉冲中断信号发出。从上分析来看，调节器装置本身没有问题。是发电机出口PT处励磁专用PT C相断线后，接着励磁仪用PT C相又发生断线，从而引起发电机机端过电压的发生。调节器故障录波图附后。

【暴露的问题及反措】

1.梭槽接触不良导致了PT断线，说明开机前检查工作没有做到位。以前曾发生

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PT梭槽接触不良问题，但还未引起检修、运行的注意，今后应加强开机前的各项检查工作；

2.发生PT断线后措施和处理程序不当。发现问题应迅速形成统一解决方案后，妥善予以解决。

3.将#1～#4发电机出口PT梭槽连接方式改造为插把连接，消除接触不良隐患。

4.在发电机出口PT柜上标明每一组PT的作用，便于区分和查找、消缺。

5.每一次故障和异常发生后，即时记录故障信号和录波波形，便于故障分析。

6.机组并网后检查发变组、励磁、快切装置等的工况是否正常。

黔北发电厂#1机ⅠB段厂用电中断使#1机跳闸

【事故经过】

3月28日7时47分，黔北发电厂#1机ⅠB段厂用电中断，随后发生#1机组跳闸，在跳机后，6KVⅠB备用段开关自动恢复。

【检查分析】

事故后，根据提取DCS的SOE 、 6KV 监控系统的SOE、 6KV ⅠB厂用电快切装置的动作报告进行了一下综合分析。当时6KVⅠB段工作电源开关和备用电源开关的运行方式为：6KVⅠB段工作电源开关在热备用状态，而6KVⅠB段有备用电源开关带负荷运行，从DCS的SOE记录分析，6KVⅠB段工作电源开关有合闸纪录，并且在41ms后6KVⅠB段工作电源开关又跳开，100ms后，6KVⅠB段备用电源开关跳闸；但从6KV监控系统的SOE记录分析，6KVⅠB段工作电源开关并未经过合闸、跳闸 ，只有6KVⅠB段备用电源开关在7点47分4秒的跳闸纪录；从6KVⅠB段厂用电快切装置的动作分析，快切装置只有保护启动切换的一个动作报告，即厂用电中断后，由于发电机逆功率保护动作出口，由保护启动6KVⅠB段快切装置将6KVⅠB段备用电源恢复，除此没有其他任何动作纪录。综合上述分析，造成此次常用点终端的可能情况有以下几种：

1.系统有切换命令发出，即有可能有人在DCS上操作其他任务，另外DCS手动切换命令的出口回路有误发的可能性。

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2.在厂用电中断时，有人正在 6KV ⅠB段快切装置上提取3月27日厂用电为什么没有切换成功的报告，即使有人误操作装置面板上的“手动”切换键，装置也不能出口，因为厂家说明书已经说明用面板上的“手动”切换键切换时，必须先按“设置”键，输入“口令”，按“确认”键，再按“手动”切换键，装置才出口。另外。是否有人直接误碰了快切装置屏上的“手动切换”按扭，导致发出切换命令，致使厂用电中断。

3.因为在厂用电中断时，有人正在操作面板上的各键，是否会造成装置的程序紊乱而误发快切令。但在随后的模拟试验中，装置并未误出口。

4.在厂用电中断后，从进行的模拟试验分析看，当在DCS上发快切命令给快切装置，由快切装置发合闸令给6103开关，6103开关的合闸继电器动作，但机构未有动作现象。该现象与3月27日晚上的6KV ⅠB段厂用电切换失败结果相同。在经过就地操作合闸后，在DCS上操作厂用电切换成功，说明了3月27日晚上的6KV ⅠB段厂用电切换为什么失败的原因（另外，在3月27日晚上的检查中，发现有线松动等情况）。

5. 从6KV监控系统的SOE记录分析看，没有6103开关的合闸、跳闸记录，只有6104开关的跳闸记录，是否存在6104开关偷跳的可能性。而根据DCS系统中的SOE记录看，有6103合闸、跳闸的记录，同时也有6104开关的记录，是否说明6KV监控系统对开关的跳、合闸位置不能及时反应的可能性。

6.综上所述，我们可以得出几点看法：如果是在DCS上手动切换厂用电，在装置切换成功，2s后装置自动复归，为下一次的切换厂用电开放条件，但在厂用电完全失电的情况下，装置并没有切换成功，如果是DCS系统切换出口有问题及切换装置屏上的“手动切换”按扭误发切换命令，那么，为什么切换装置无切换报告，同时，在DCS的SOE中有6103先合后跳，再跳6104的记录，该记录也排除了切换装置的去偶合闸的可能；在厂用电中断后，由逆功率保护动作出口，启动快切装置将6104开关合上，可能的原因是有人手动复归了装置，或者，致使厂用电中断时，快切装置未动作过。总之，从故障信息看，快切装置的并联切换存在问题。是什么导致厂用电中断，未找到具体的原因。

【防范措施】

1.将6KV ⅠB段快切装置在事故情况下的并切方式改为串切方式。

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2.每天进行一次快切装置面板各键的操作，看装置是否误跳闸。

3.6KV低电压保护动作，低电压信号未发，检查低电压信号的特性。

4.380V厂用电的倒时，工作电源开关与联络开关的切换方式采用并切方式。

5.厂用电中断时，主厂房380V保安段低电压1.5s延时柴油发电机PLC中0.5s延时启动柴油发电机的总启动时间不能多过工作电源跳闸联动设备电源的时间，因此，将柴油机发电机的总启动时间改为4s。

6.取消厂用电快切装置屏上的“手动切换”按钮的二次接线。

7.事故发生后，及时整理出报告，以便及时分析事故发生原因。

鸭溪电厂#1机6KV厂用ⅠA段切换失压事故(20xx年)

【运行方式】

负荷12MW，6支油枪运行，1#启备变带6KVⅠA、B段运行，主汽压力4.2Mpa，主汽温度490℃，再热器温485℃，A、B空预器主电机、主油泵运行，A、B引、送风机运行，汽机高中压缸胀差2.94mm，低压缸胀差4.3mm，真空-84Kpa；电泵、B循泵、B凝泵、A闭式循环泵、A真空泵、凝结水输送泵、B密封油泵、密封油再循环泵、A罗茨真空泵、汽泵A、B前置泵、A内冷水泵、B开式循环泵、B抗燃油泵运行。此前捞渣机大链条断链停运捞渣机，中试下令降低负荷，停运所有磨机及部分油枪（保持有6支油枪运行）。等二公司处理好捞渣机大链条后重新升负荷。

【事故经过及处理】

12月30日,19：43中试令将6KV厂用电切为工作电源运行，检查6KV工作、备用电源开关及6KV快切装置正常，19：53，切换6KVⅠB段至工作电源正常，切6KVIA时，6102开关跳闸，6101开关未联动合上，立即抢合6102不成功（无合闸允许），集控事故音响发出，事故照明联动，汽机各380V辅机联动正常，A罗茨真空泵跳闸，电泵失电，锅炉侧B空预器跳闸，B空预器减速器油泵跳，A引风机两台轴冷风机跳闸，A引风机跳闸，A送风机跳闸，炉膛负压1120pa，锅炉跳闸首出“全燃料中断”。随后紧急手动MFT，由于电泵失压，造成锅炉不能进水，汽包水位急剧下降。检查燃油快关阀联关，汽机跳闸，交流油泵联启正常，500KV5011、5012开关及FMK跳闸，

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检查1柴油机启动并带380V保安PCIA段正常，拉开1A汽机变、1A锅炉变6KV开关，380V联络开关联动正常，恢复机、炉MCC盘上辅机电源，电气及时合上B空预器电源，重新启动B空预器主油泵及B1空预器主电机运行。对#1发变组及5011、5012开关检查正常，汽机检查抽汽逆止门、高排逆止门、高中压自动主汽门及调门关闭，高低旁路开足，汽机转速下降。CRT上断开电泵开关，关闭高低旁路及主蒸汽管道疏水，20∶03，维护就地合上6102开关，电气恢复#1炉电除尘PCA段、化水PCA、输煤PCA段电源，将380V保安PCIA段倒由380V锅炉PCIA段接带，将#1柴油机停运备用。开启入口烟气挡板，调整炉膛负压、风量满足锅炉吹扫条件（水位低吹扫条件未满足）。电气及时抢合成功后，重新启动电泵向锅炉进水（最低-288mm），待水位正常后启动锅炉吹扫，后因二公司处理捞渣机，中试令暂时不点火。检查并关闭所有疏水门，锅炉保温保压。 ###

【事故原因】

1．切6KVIA时，6102开关跳闸，6101开关未联动合上，立即抢合6102不成功（无合闸允许）。

2. 锅炉侧B空预器跳闸， A引风机两台轴冷风机电源配置不合理均从保安A段引接，A段失压跳闸，A引风机跳闸，炉膛负压1120pa。

3. 锅炉跳闸首出“全燃料中断”是因为锅炉两个点火柜电源从锅炉运转层MCC段引接，由A段带，A段失压燃油角阀失电关闭。

【存在的问题及建议】

1.引风机两台轴冷风机电源配置不合理均从保安A段或B段引接，某段失压后引风机两台轴冷风机均失电跳闸将联跳引风机。

2．6KV ?A快切不正常，应防止厂用6KV、380V ⅠA段失压，建议将双电源供电的MCC段倒为B段带，现已将锅炉运转层MCC和汽机ⅠC段MCC倒为B段带。

【经验教训】

1.失电后电泵CRT上为（红色）运行状态，容易给人造成错觉，在处理过程中要注意观察给水流量及电泵电流指示。认真检查所有运行设备情况，不能只看画面颜色，要注意转速、电流、压力、流量，确认辅机的状态。

2.MFT动作后，及时联系收关旁路，以免锅炉水位及汽温、汽压下降过快。

3.注意机炉之间的相互配合，在锅炉缺水或水位低的情况下应尽快关闭锅炉出口

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所有汽源，保证锅炉水位缓慢下降。

4.厂用电切换前，根据设备可能存在的隐患，尽可能的把相关的重要辅机及MCC电源切为B段带

黔北发电厂#2机组假并列时引起主汽门关闭 (20xx年)

【事故经过】

20xx年7月29日19：25公电气专业做假并列试验过程式中，发现汽机转速飞升，同时汽机跳闸。

【检查分析】

发现上述异常后，维护人员与中试所人员进行了检查，在检查过程中，发现以下问题：

⑴ 发电机并网取为常开信号，应从发电机并网继电器（DEH机柜）取常闭信号，但通过分析试验，发现此错误但并不是引起主汽门关闭的原因。

⑵ 通过分析从DEH操作员站调看DEH油系统趋势来看，发现在并网过程中，调门开启转速上升至3090r/min，调门反复动作了四次，此时抗燃油压从12.5MPa下降到11.3MPa。3、通过检查，发现运行人员在做试验过程中电气未将发电机假面具并列信号送至DEH系统。

通过上述现象峄#2机组发电机假并列时引起主汽门关闭过程中出现的异常分析如下：

⑴ 转速飞升的原因，在做发电机假并列试验中，由于电气未将假并列信号送到DEH系统，当DEH接收发电机并网信号后，由地DEH将向机组加入一个初绐负荷，所以：在DEH接收发电机并网信号后，调门开启，又因发电机并未真正并网，所以导致汽轮机转速飞升，从而导致OPC动作和调门反复进行开关动作，

⑵ 主汽门关闭的分析；事后检查DEH系统逻辑，未发现异常。通过DEH操作员站调看汽机转速和抗燃油压趋势看，在转速达到3090r/min时OPC反复动作了四次，然后出现主汽门关闭，从趋势上看抗燃油压波动大，从12.5 MPa下降到11.34 MPa ,因此当时的情况分析,诂计主汽门关闭的原因为,汽机超速,调门反复动作而使抗燃油

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压波动,从而使主汽门关闭,后通过试验,让主汽门和调门开启,让OPC动作一次,但试验后,主汽门未关闭,可此时由于主油泵油压已调高到13.5MPa,而当时压力为12.5MPa同时调门只动作了一次,当时是反复动作了四次,(现场是不允许动四次的),故未能完全模拟出当时的情况.所以主汽门关闭的原因还需要进一步的核实。

【防范措施】

1.热控人员一定要对系统非常熟悉，保证事故分析的正确性。

2.热控人员进一步加强对DEH系统逻辑的熟悉和了解，保证不因人为原因引起设备误动。

励磁调节器同步变压器C相碰壳引起发电机振荡跳机

【事故前运行方式】

#1、#2机运行，有功均为250MW，无功分别为-5.2、6.2MVar，DEH投入功率回路，#3机有功290MW，无功-31Mvar。 500kvⅠ、Ⅱ母母线电压分别为540.8、541.6kv，#1、#2、#3高变带6kvⅠ、Ⅱ、Ⅲ段运行，#1、#2启备变空载备用，#1、#2、#3柴油发电机热备用。

【事故经过】

13：42，#3发电机有功升至291MW，无功-30Mvar，预告音响发出，#3发电机定子电流、电压、励磁电流、频率在波动。立即从汽机盘上调出电气发变组画面，发电机各参数均在波动，过激磁反时限动作光字牌发出，发电机有功在315-265MW，无功在+150至-60Mvar间波动，定子电流在8600-11000A，励磁电流在900-1500A，频率在49.8-50.2HZ，定子电压在21-22kv左右波动，#3发电机发出周期性的轰鸣声。炉膛负压在±550MPa间波动,引风机电流120—130A波动,6KV辅机电流均有不同程度的波动,其它参数无变化。 汽机转速在2980-3020r/min波动,润滑油压最低至0.1MPa,主机振动等主参数无变化,调门未波动。

“500kvI母母线电压事故越上限”信号发出,电压上升到550.31KV。#1机有功功率在222MW~290MW之间波动,频率49.87至50.13之间波动，机端电压19.82KV~20.41KV之间摆动,无功在-22至+30Mvar间波动，励磁电流波动，#1发电机发出周期性的轰鸣声。DEH功率回路跳闸，DEH上有功功率发生两次到零,此时凝结器疏扩减温水电动门联

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开，汽机本体疏水门联开后联关,主气管上疏水联开后联关。#1炉参数未见变化。

#2机有功功率在209MW~295MW之间波动, 无功在-30至+40Mvar间波动，频率在49.86HZ~50.18HZ之间波动，励磁电流波动，机端电压19.85KV~20.52KV之间摆动, #2发电机发出周期性的轰鸣声。在此过程中热机参数未发生明显变化,主气压力,温度，炉膛负压,汽轮机各主要参数均无主要变化,13:47恢复正常。

#2集控电气见无功和机端电压偏高，立即减了几手励磁，并联系汽机适当压负荷，因炉膛负压波动大,立即解除引风自动,但还是波动大,立即投油枪稳燃,投入七支油枪,汽机由于功率回路投入,采用输入设定压负荷,但负荷调门无反应,于是解除自动,手动输入阀位压负荷，并停运C磨两个火嘴(当时C磨四个火嘴运行),收风后又停运C磨,再停运C磨两个火嘴,汽压由14.47下降至13.47MPa,13：47，负荷降至230MW, #3机组振荡有所减小，无功在+80Mvar左右，波动较小，此时事故音响发出， 5031、6301、6303开关跳闸，厂用电切换成功，运行正常，但灭磁开关未跳闸，立即手动拉跳，检查厂用电切换成功，检查发变组保护A柜如下保护掉牌：断水t1、热工保护，转子一点

接地，转子两点接地，B柜：过激磁反时限，低频保护。检查励磁调节器上有故障量：低厉限制动作，开关量：电气事故，油开关合（分），脉冲丢失，磁场增，磁场减，磁场开关分，风机开关合。检查500kv升压站5031A、B、C三相均在分位，开关油压，气压正常，5031开关保护柜上TA、TB、TC灯亮。汽机跳闸,首出为“发变组故障”，交流油

泵未联动,手动启动,其余联动项目正常,将轴封汽倒为辅汽供，手动打闸小机，大机惰走至零后投入连续盘车。锅炉MFT动作,首出为“汽机跳闸且负荷大于30%”,所有联动设备正常,A、B汽泵跳, 主汽压力由13.47上升至14.77Mpa，立即将电泵勺管由40%提到60%,给水流量增至504t/h,给水压力提至14.8Mpa,手动开启PCV阀,向锅炉进水,13:49,将汽包水位进至可见水位,最低水位到-380mm,将风量收至820t/h,复位所有跳闸设备,锅炉保温保压。

#1集控电气见无功和机端电压偏高，也减了一手励磁，未进行有功的调整，13：47，#3机跳闸后，#1、#2机振荡现象消除。

在上述过程中，本厂125MW#1、3、4机组无功分别增加约20Mvar，有功约有10MW的波动。

#3机组跳闸后，立即汇报中调将#3发变组转检修，合上#3发变组出口地刀500367，在#3发电机出口PT处搭接地线一组，测量#3发电机转子绝缘合格，测主变三相直流电阻平衡且合格后，将#3发变组转为热备用，19：16锅炉点火，20：27达冲转参数汽机

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冲转，冲至3000r/min后测发电机交流阻抗合格，电气开始并网操作，将机端电压升至额定后，发现机端电压有1.14kV的波动，励磁电流有92A的波动，经检查系励磁调节器同步变压器C相碰壳，经处理后于23日3：54与系统并列。

【事故原因】

1.振荡发生的原因：励磁调节器同步变压器C相碰壳，使励磁调节器调节失常，励磁电流、电压波动，引起#3发电机振荡，从而引起了300MW#1、2机组振荡及125MW三台机组有、无功的波动。

2.跳机原因：振荡过程中转子两点接地保护误动，造成跳机，误动原因待查。（过激磁保护此前已退出，只发信）

3.断水保护掉牌原因：由于振荡过程中发电机频率、机端电压的波动，使得定子冷却水泵出力降低而发出。

4.低频保护掉牌原因：机组跳闸后，因灭磁开关未跳，而机组转速下降造成。

5.灭磁开关未跳闸原因：与#1、2机不同的是，#3机灭磁开关跳闸的必要条件是主开关跳闸，当转子两点接地保护动作出口时，在主开关未跳开前，灭磁开关跳不开，而主开关跳开后，保护返回，灭磁开关也就无法跳开了。

【经验教训总结】

1.#1、#2集控电气均压了无功，这种处理方法是错误的，也是极其危险的，很可能使发电机振荡幅度加大而失步，从而扩大事故。在发电机发生振荡时，正确的处理方法是降低有功，增加无功，使发电机振荡逐渐减小并最终稳定。

2.发电机振荡时周波、电压的波动造成了厂用辅机出力的波动，并造成了一定的影响，本次事故中引风机电流在120至130A之间波动，造成负压在-550至+550之间波动，定子冷却水泵出力波动使断水保护t1掉牌。在这种情况下，一方面机炉要注意辅机出力的波动造成相关的参数波动，及时采取控制措施，另一方面若厂用电周波、电压波动大，应考虑将厂用电切换至备用电源带，但在切换之前一定要确认220kv周波、电压正常。

3.机组事故情况下紧急压负荷要采用汽机输入阀位关小调门，锅炉甩火嘴、停磨机的方法来进行，压负荷过程中尽量多投几只油枪稳燃，以防灭火。

4.在振荡过程中#3机润滑油压由0.12Mpa降至0.1Mpa，应及时启动交流油泵运行稳定油压，并密切监视主机参数。

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5.振荡过程中由于有功波动大，可能造成汽机凝结器疏扩减温水电动门、汽机本体疏水门、主气管上疏水联开，在振荡结束后应检查上述疏水门是否关闭。

6.要加强技术业务的学习，在事故发生时才能准确判断事故性质，采取正确的处理方法。

老鼠窜入6KV辅机断路器引起短路跳闸 (19xx年)

【事故经过】

19xx年1月9日22时22分，某厂厂用高压变压器2B处一声巨响，爆炸起火，2号主变压器差动跳闸，厂用高压变压器2B差动和重瓦斯保护跳闸，机组紧急停机，6KV厂用2A、2B失电，6KV厂用2B段备用电源断路器自投后，后加速保护跳闸，同时11号高压备用变压器差动保护误动作，使6KV公用1A、1B失电。2号机应急保安电源柴油发电机自启动成功，保证了2号机保安电源的供电，22时35分，在值长指挥下，排除了6KV厂用2B段的故障后，用12号高压备用变压器充电，迅速恢复了2号机厂用电，在消防队的通力配合下，扑灭了厂用高压变压器2B的火势，经现场检查，在轴冷泵2B断路器母线侧发现一只老鼠，引起母线短路，触发厂高变2B爆炸。 经过抢修，在紧急停机32h后并网复役。

【事故损失】

少发电量788.75kw.h，直接经济损失19万多元，2号机停运32h。

【事故原因】

1.厂用高压变压器2B爆炸原因：动稳定设计偏低（按一般配电变压器设计），短路阻抗也偏小，不能承受实际短路电流，解体检查，经制造厂确认，变压器因动稳性偏低，由短路时电动力引起相间短路爆炸。

2.老鼠窜入轴冷泵2B小车上桩头引起短路原因：19xx年6月2日2号机由基建承包封堵工作，查实为轴冷泵2B小车电缆仓内侧死角有缝隙，老鼠由此而入引起短路。

【防止事故对策】

1.变压器制造厂根据电厂要求和国标重新设计制造厂用高压变压器，结合大修逐

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台更换全部不合格厂用高压变压器。

2.加强防小动物封堵的质量验收，建立三级验收制度（自验、车间专业验收、安监科验收），建立一柜一卡制度。

3.加强灭鼠措施，加强开关随手关门制度的考核。

电流互感器二次开路造成发电机差动保护动作(20xx年)

【事故简述】

20xx年3月20日，某电厂#1机在并网后升负荷的过程中，突然“发电机差动保护动作”光字牌发出，并发出事故音响信号。“锅炉 MFT动作”、“汽机ETS动作”“主汽门关闭”等光字牌发出。发变 出口开关跳闸软光字牌弹出。“快切切换关闭”“快切闭锁”“快切等待复位”光字牌发出。同时运行人员发现继电保护室有焦臭味，检查发现保护A柜电流端子冒烟，立即将烟火扑灭后通知保护班人员到现场检查，经检查发现被烧毁的电流端子为发电机差动保护用中性点测CT二次侧的电流端子，B相短接片没有上到位所致，相邻的端子也被弧光烧变形，该组CT绝缘击穿。

【事故分析】

在开机前，#1机小修。发变组保护校验工作有继保班杨某某、王某某校验，杨某某是工作负责人。由于一次都分由实验班开票做预试工作，于是杨某某开二票进行工作。保护校验完后，杨某某去恢复电流端子，在接片恢复完后不经王某某复查的情况下，两人就收拾试验线，试验台子，办理了工作票终结手续。这就造成了电流端子开路而且没有检查到，导致机组在带负荷时，该组CT二次侧端子断口处产生了过电压使其拉弧燃烧烧毁电流端子，CT绝缘击穿。造成发电机差动保护有差流而致使发电机差动保护动作出口。

【采取对策】

在进行继电保护校验工作时，一定严格执行继电保护安全措施票，填好危险点预知卡，工作前要做好事故预想。对断开的电流端子一定作好记录。并按照记录进行恢复，恢复完后，一定要用万用表检查其接触是否良好。后再由监护人复查一遍，完后通知班组和分组分别进行验收，做到三级验收控制，以避免出现CT二次侧开路的严重事故，同时要增强继保人员的工作责任心。

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【经验教训】

没有执行继电保护安全措施票，严重违反了继电保护反措要求，同时工作前没有做好事故预想，也没有到出危险点。对断开的电流端子没有作好记录，恢复后设有进行复查。这些都是造成此次事故的直接原因，所以今后必需吸取这一教训。

黔北电厂3号机 “励磁调节器故障”造成跳机 (20xx年)

【事故经过】

20xx年3月31日1时57分，黔北3号机组运行中机端电压突然上升至21.04kV，同时中央预告、事故信号发出，5031开关跳闸，3号发变组与系统解列。检查励磁系统发现：灭磁开关跳闸、励磁系统非线性电阻柜上“过压”灯亮、A和 B套通道通讯故障、励磁系统故障录波启动、A套和 B套负责采集开入和控制开出的通讯模块坏、I组整流柜开入模块坏；检查发变组保护B柜上“过激磁（反时限）”灯亮。

【检查分析】

事故后检查分析的重点是：

1.导致机端电压上升的原因；

2.导致三个通信模块损坏的原因；

3.通信模块损坏和机端电压上升是否是同一原因造成。

事故后的检查由试验院、东方电机厂、建管部及我厂人员协同进行，首先对损坏的三个通信模块进行了更换，其它硬件的外观检查也无异常，更换模块后调节器无任何自检出错信息。

事故后的检查内容包括发电机转子、到转子直流封闭母线、励磁变、励磁调节器及功率柜、灭磁柜、过压吸收柜的一、二次回路，盘柜接地等抗干扰检查，励磁调节器及功率柜的小电流开环试验（特别检查了脉冲放大后是否与调节器输出脉冲一致及可控硅的好坏及主回路绝缘）、作一些模拟试验（包括开关电源特性试验、将坏的通讯模块换上后模拟故障影不影响调节器功能等）均正常。

由于厂家原设计励磁调节器开入、开出、调节器工作电源、脉冲及通信共用一路24V电源，有些开入量电缆引出很远，24V电源配置不合理，经厂家同意，新增一路

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24V电源作开入量单独用，与其他24V电源隔离，减小外部问题造成对调节器及可控硅脉冲等的影响。另检查出一块直流电源模块绝缘较低。

根据检查结果及收集到的发变组保护动作报告及发变组录波、励磁故障录波文件及故障信息、热工趋势图、运行记录对此次励磁调节器故障导致跳机分析如下：

①A套励磁调节器检测到通信模块故障后已切换到B套，且触发角а趋势是增大（往逆变方向走），但为何转子电流增大原因不清；

②三个通信模块损坏原因不清；

对以上二点厂家认为可能是干扰所致，但对还要采取什么措施防止何种干扰却无定论。与会人员有个共同倾向点在于24V电源如有扰动很可能会导致脉冲形成及放大工作失稳从而导致可控硅增大输出，另考虑是否存在自激磁的可能。针对此次原因不明确事故，与会人员提出以下几点需落实的问题与防范反措。

【反事故措施】

1.励磁系统故障录波报告，管理机掉电后不能保存，为了便于事故分析励磁系统故障后应将报告转存，另外不能按操作键盘上的确认键以免故障信息丢失。

2.运行和维护人员要加强设备的巡检工作，并记录各信号和数据，由维护提供运行巡检的检查表格，明确什么为正常与不正常。

3.鉴于3号机组的特殊性，运行人员在操作设备时，应加强监视励磁系统。

4.加强技术培训和理论知识的深入学习、提高保护人员综合素质，厂家提供完整的电子版本图纸及资料。

5.考虑将外部-24V开入量，改为-220V开入量。

6.励磁调节柜及功率柜在布线时强弱电分开在不同线槽布线。

7.研究调差系数整定是否合理、调节器长期工作在小负荷（发电机处于进相）状态是否存在问题、是否存在病毒影响。

热工事故

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盘电扫卫生误碰“发变组故障”信号回路引起跳机（19xx年）

【事故经过及处理】

19xx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。

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黔北电厂MFT 动作跳机分析报告（20xx年）

【事故经过】

20xx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3.6/3.4 MPa，氧量4%，送风量2030km3/h，主蒸汽流量910t/h，给水流量923t/h。12时22分，工业电视突然变暗，炉膛负压变负至满档，煤火检火焰全部丧失，集控事故音响发出，全炉膛熄火MFT动作，锅炉设备联动正常，汽机跳闸，机组负荷到零，5011、5012 、FMK、6101、6103开关跳闸，发电机定子电压电流，转子电流为0，黔鸭Ⅰ、Ⅱ回有功分别降为140MW，检查6kV1A/1B段快切成功， 380v厂用电系统正常，减温水调门关闭，汽机转速下降，交流油泵联启正常，各高中压主汽门、调门关闭，各段抽汽逆止门、电动门联动正常，疏水气控门联开正常。高旁减压阀联开50%，高喷减温水未开，造成高旁后汽温达390℃，联关高旁，派人到就地手动开启高旁减温水，将高旁后汽温降到390℃以下后，再开启高旁；低旁减温水联开35%，低喷联开30%。

锅炉抢合电泵成功，将汽包水位补至正常，收小引、送风，送风量收至900km3/h，辅汽联箱汽源切为#2机再热冷段供，汽机将A汽泵汽源倒为辅汽联箱供，冲转至3100r/min备用。B汽泵在惰走过程中因主泵吐出端密封液温度高跳闸。调整轴封汽压力并切为辅汽供，调整各加热器、凝结器、除氧器水位正常。

查看MFT首出为“全炉膛熄火”，汽机首出为“锅炉MFT动作”，检查发变组保护柜“热工保护，程跳逆功率，发电机定子接地保护（三次谐波电压）”信号发出，检查发电机主变、高变、#1启备变 、励磁小室及5011、5012开关正常，退出#1发变组A柜失步 t2压板17XB，失磁t2、t3压板18XB，失磁t4减出力压板19XB，失磁t4切厂用电20XB，#1发变组A柜逆功率压板7XB，投入#1发变组B柜起停机保护压板18XB。

确认设备无异常后，开始恢复。12时30分，吹扫完成，油检漏走旁路、投入3支油枪运行，12时28分，主机转速1200r/m，启动顶轴油泵A运行；12时36分，机组转速588r/m ，重新挂闸冲转，此时主汽压力16.22 MPa，再热汽压1.47 MPa，主、再汽温502℃／535℃，真空-83.5kPa，12时44分，机组达全速，但此时转速波动较

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大，开旁路泄压，13时08分，主汽压力7.77 MPa，再热汽压0.17 MPa ，主汽温445.3℃，再热汽温44６℃，用ASS同期选择5011开关并网成功，投入#1机发变组相应保护压板，手动加负荷大于8MW，投入13支油抢运行，启A密风机，A、B一次风机运行，启B磨运行，投入DEH功率回路升负荷，13时30分，机组负荷50MW，冲转B小机，13时50分，达3100r/m作备用。13时15分，检同期合上5012开关，负荷达2W时投入#1发变组A柜逆功率压板，断开#1机同期装置电源，全面检查发变组保护柜正常，发电机本体及主变、高变本体及冷却器工作正常，检查励磁小室，500kV网络继电器室各保护装置正常、5011、5012开关油压汽压正常；13时43分，负荷110MW时，大旁路切换为主给水,启C磨运行，检查快切装置正常，切换6 kV 1A、1B段为高厂变供电；13时45分，负荷120MW，倒各加热器疏水为正常疏水, 将电泵倒为A汽泵运行,电泵旋转备用,A汽泵汽源切为本机供,负荷150MW将B汽泵并列运行,14时05分，负荷180MW，将轴封汽切为自密封。启D磨运行，逐渐退出油枪运行，14时28分，机组负荷270MW，机组恢复正常运行。

【事故原因】

由于近期吹灰器调整门坏，无法调节压力，至使锅炉吹灰效果不好，造成锅炉垮灰，煤火焰丧失，MFT “全炉膛熄火”保护动作。

【经验教训】

1.经验不足，事故处理有些慌乱，尤其是水位调整波动大。最高８6mm最低-167mm.，所以，值班员在调节水位时，应及时对照给水泵流量、压力，再循环门位置，高旁开度及电机电流等参数综合考虑，在此次操作过程中，我们就发生过给水流量只有20t/h以及电泵电流短时超限的情况；

2.旁路保护不能正常动作，导致主汽压力不能及时泄掉，最后手动开启旁路泄压，锅炉PCV阀不能正常开启（原已停用），主汽压力上升至16.5 MPa，而不能及时消压，应及时联系汽机想办法开旁路。在此次事故处理过程中，由于高旁动作后减温水未能开启，造成汽温高闭锁高旁开，给机组的泄压造成了很大的困难，在今后的处理中必须加强注意；

3.B一次风机出口门不能联开，及时手动将其开启，未造成一次风机跳闸，说明我们的设备的联锁及保护都有不正常的地方，一定要加强监视，切不可因太信任保护而使设备受到损坏；

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4.旁路及主给水切换时旁路门关得过早，如果主给水电动门不正常引起汽包水位波动就会使操作显得很紧张，今后应将主给水电动门完全开启，将水位调整正常后，再慢慢关旁路门也不晚，即要能分清主次关系；旁路及主给水切换后孔板门远操不起,在以后的灭火处理主给水切换时,建议孔板门不关闭；

5.由于低旁开启后其减温水调节不及时，易造成低旁后温度高180℃联关低旁，应注意监视调整；跳机或高旁开启后，要注意加强再热器压力的监视，防止超压，高旁CRT操作开不启时，应安排人员就地将高喷电动门、调整门手动开启，但必须注意防止发生水冲击。此次跳机后旁路联动，高旁联开50%，减温水未联开，两分钟后，由于高旁后汽温高造成高旁关闭。所以在跳机后联动设备的检查过程中，反映出我们对旁路的各阀状态及门后温度重视不够，以致在高旁后温度高闭锁关闭之后未能及时开启，以后应加强注意；

6.高旁逻辑是在高旁减压阀动作开启后5s以内，高旁后汽温高于定值300℃联开高喷减温水调门100%，在5s以后如高旁后汽温大于300℃，高喷减温水调门也不联开（5s之前如果高喷未联开），很容易造成高旁后温度高闭琐。如果高喷联开100%，温度急剧下降，未及时调整将造成高旁后温度剧降，很容易造成高旁后蒸汽带水，严重时造成水击。所以，建议对高喷的开关，应增设低温联关，高温联开的逻辑，保证高旁正常动作；

7.由于并网前主汽压力较高，汽机转速波动较大，并网较困难，因此，主、再热汽压应控制得较低些，及时用旁路参与调整，降低主汽压力后再恢复冲转；

8.恢复后倒高加疏水的过程中，由于虚假水位严重，真实水位不能准确监视，倒高加疏水应格外细心，争取早倒换好，容易控制好各加热器、除氧器、凝结器水位；防止倒换过程中造成高加频繁解列，损坏电动头；

9.#1机灭磁开关联合信号仍存在和上次并网一样的情况，未得到根本解决，一旦复位灭磁开关，灭磁开关马上合上，机端电压立即上升至18kV，接下来AVR开机令模块无法选中，并网开关同样无法选择，不能继续并网操作，此次原因为调节系统辅CPU故障造成；

10.热工在处理上一项缺陷时，重新下装程序后并网操作菜单中可以操作并网，但是新程序下装后，6Kv1A/1B段快切方式由串联切换自动变为并联切换方式，380v1A/1B段联锁由以前的投入状态自动变为退出状态，锅炉MCC 1C段联锁由以前的投入状态自动变为退出状态，6Kv1A/1B段#1机#1除尘变开关6111、#2除尘变6131

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典型事故案例汇编

开关红灯闪烁，照明系统46108、461081、49147开关红灯闪烁，#1机#1UPS Q050刀闸状态变为旁路运行（刀闸状态变反，实际是主路运行）。上述情况说明我们的逻辑在很多情况下还存在软件更新后，自动修改的情况，所以在事故处理过程中我们应及时检查，及时更正，防止设备动作异常或不动作，造成设备损坏；

11.灭火跳机后，锅炉应立即调整风量进行吹扫，同时联系汽机开启旁路降压，旁路开启后，应立即投入5支以上油枪稳住汽温，防止汽温下降过多；

12、机组发生事故后，要及时使用群呼电话通知相关部门到场。

黔北电厂300MW#1炉MFT动作及事故处理过程的分析(20xx年)

【事故经过】

1.20xx年2月9日12:40分，300MW#1机组开机并网，但是并网不成功，此时值班人员检查DCS发现；一直有灭磁开关联开信号发出，值班人员随即通知热工人员检查。热工人员检查同期并网逻辑发现“合灭磁开关”操作按钮输出一直为“1”，导致灭磁开关一直有联开信号，将其“OPOFF”置“1”后输出为“0”，灭磁开关联开信号消失。将“AVR开机”，“ASS并网”等操作按钮的“OPOFF”置“1”后通知运行人员并网，最终并网成功。

2.下午17:26:32，运行人员停运300MW#1炉A磨煤机，17:27:30锅炉MFT动作，首出条件为：风量低于25%且负荷大于25%。

【原因分析】

1.并网不成功分析：

“合灭磁开关”等操作按钮是由分子“MANSWITCH”构成，“MANSWITCH”是一个单按钮，当其接受操作命令后，会在其“OPON”写入“1”，其输出“Out”将会发出一个短脉冲或长信号（依输出类型“out”而定，为“1”时输出短脉冲，为零时输出长信号）去驱动设备。“合灭磁开关”等操作按钮的输出类型正好取的是长信号，所以在这些按钮接受命令后会一直执行操作，直至“OPOFF”被写入“1”时结束操作，然而这些开关的“OPOFF”没有填入任何输入，导致这些按钮被操作后一直不能复位，按并网操作面板上的复位按钮也不能复位，最终导致并网不成功。

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典型事故案例汇编

防范措施：

① 将“合灭磁开关”等操作按钮的输出改为短脉冲，脉冲长短由电试班试验后决定。

② 将同期并网操作面板上的复位按钮的指令写入“合灭磁开关”等操作按钮的“OPOFF”项中，只要点击复位按钮就可以复位。

2.锅炉灭火分析：

锅炉灭火后，热工人员调出趋势图发现送风机动叶在17:26:38开始下滑，18秒后关到零（此时负荷为170MW），17:27:30MFT动作，在此过程中运行人员没有操作送风机动叶。检查逻辑，发现送风机动叶只有在RUNBACK发生时会被置位（当其“GOPRESET”为“1”时，将“GPVALUE”的值作为指令送给执行器）。对于A送风机动叶，其置位条件“GOPRESET”为：（RNBK_ID+RNBK_FD+RNBK_M+RNBK_KYQ）>0，“GPVALUE”的算术表达式为：(P-15)*RNBK_ID+（P+10）*RNBK_FD*MT0601BZS，

其中：

RNBK_ID为引风机RUNBACK发生；

RNBK_FD为送风机RUNBACK发生；

RNBK_M为磨煤机RUNBACK发生；

RNBK_KYQ为空预器RUNBACK发生；

P为送风机动叶当前位置；

MT0601BZS为送风机B停止状态；

引风机、送风机、一次风机RUNBACK都是在RUNBACK开关投入的情况下才会发生，只有磨煤机RUNBACK（大于两台磨煤机运行时，失去磨煤机）在没有投入RUNBACK联锁开关时能直接发生（因其没有与RUNBACK开关投入状态），在运行人员停运A磨煤机时，已经有A、C、D磨煤机在运行状态，A磨煤机停止后，磨煤机RUNBACK条件达到，RNBK_M为“1”，送风机动叶的“GOPRESET”为“1”，但是“GPVALUE”的值=（P-15）*0+（P+10）*0*0=0，所以，送风机动叶被关到零，导致风量低，锅炉MFT动作。当时引风机静叶也因同样原因被关了10%。之所以会出现上面的漏洞，是因为热工人员在修改RUNBACK逻辑时完全依照RUNBACK逻辑修改会议纪要修改（会议纪要中没有反映磨煤机RUNBACK逻辑，而磨煤机RUNBACK逻辑是在DCS移交前就已经存在），没有

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典型事故案例汇编

仔细检查其他有可能导致RUNBACK发生的逻辑，实际上，磨煤机RUNBACK逻辑已经是垃圾逻辑，不应再被写入送引风机动静叶的置位条件内。现在已将送风机动叶的置位条件改为（RNBK_ID+ RNBK_FD）>0，引风机静叶置位条件改为（RNBK_FD）>0。

【事故反映出的问题】

1.逻辑修改前没有一个设计方案；

2.逻辑修改后没有认真核查所有与之相关的逻辑。

【防范措施】

1.对于要修改的逻辑，事先拟订修改方案，并交厂部技术部门及总工或生产厂长审核；

5.逻辑修改后要认真核对，并作试验。

纳雍电厂#3、#4机组停机事故分析(20xx年)

［序］20xx年4月7日，一厂3、4号机组因DCS公用系统硬件故障，导致＃5、＃6、＃7循环水泵同时跳闸，造成两台机组“低真空”保护动作汽轮机跳闸，“汽轮机跳闸且负荷>30%”保护动作锅炉MFT灭火，程序逆功率保护动作解列发电机事故。

20xx年4月8日，3、4号机组并网后，再次发生＃5、＃7、＃8循环水泵同时跳闸，由于机组当时负荷较低，＃6泵联启，＃8泵抢合成功，未酿成停机事故。

【事故经过】

事故前3、4号机组各带310MW负荷运行，循环水系统为#5、#6、#7循环水泵运行，#8循环水泵投入联锁开关备用，循环水泵连通管电动蝶阀1、2处于开启状态，其余各设备也处于正常状态。

14:07:07 DPU64/84 #1站、＃2站卡件故障同时报警。

14:07:16 DPU64/84 #1站卡件故障再次报警。

14:08:04 DPU64/84 #1站、＃2站卡件故障信号消失。

14:08:05 #5、#6、#7循环水泵同时跳闸，#8循环水泵自启；#5、#6、#7循环水泵出口液控蝶阀自关，#8循泵出口液控蝶阀自开；#2循环水泵房#1冷水泵跳闸，#2冷水泵自启；循环水泵出口母管连通管电动蝶阀1、2自关； #3、＃4冷却塔

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典型事故案例汇编

循环水进水门自关；工业水回水电动蝶阀1、2自关，工业水回水电动蝶阀4自开。

14:09:21

14:09:32 ＃4机循环水压力升到最高点0.43Mpa。 ＃4汽轮机跳闸、首出“汽轮机真空低”，锅炉MFT动作、首出“汽轮机跳闸并且负荷>30%”，发电机程序逆功率动作，机组解列。

14:10:10 ＃3汽轮机跳闸、首出“汽轮机真空低”，锅炉MFT动作、首出“汽轮机跳闸并且负荷>30%”，发电机程序逆功率动作，机组解列。

14:18:45

14:25:18

14:26:31

14:43:19

14:45:57

14:48:48 运行人员启#6循环水泵，就地发现电机冒烟，立即停运。 运行人员开启循环水泵连通管电动蝶阀1、2。 ＃3机循环水压力升到最高点0.42Mpa。 运行在CRT上解除＃3塔循环水进水门禁操并进行开门操作。 运行在CRT上解除＃4塔循环水进水门禁操并进行开门操作。 ＃8循泵电机推力轴承温度3高高（80.03℃）保护动作停泵。 由于＃3＃4机零米循环水系统管道法兰垫子冲破，值长命令汽机破坏真空，锅炉上水保压，＃3＃4机循环水系统泄压，进行抢修处理。

8日13:35

13:48 ＃4机组并网成功，15:00负荷带到151MW ＃3机组并网成功，15:00负荷带到120MW

DPU64/84 #1站、＃2站卡件故障同时报警。 15:06:24

15:06:33 #5、#7、#8循环水泵同时跳闸，#6循环水泵自启；#5、#7、#8循环水泵出口液控蝶阀自关，#6循泵出口液控蝶阀自开；#2循环水泵房#1冷水泵跳闸，#2冷水泵自启；工业水回水电动蝶阀4自关，工业水回水电动蝶阀1、2自开。

15:07:32

15:38:47

16:00 运行人员抢合＃8循泵成功。 DPU64/84 #1站、＃2站卡件故障同时报警。 热控将4台循泵及出口液控蝶阀跳闸继电器全部拔除，＃3＃4机组循环水系统采用应急方案运行。

【事故原因分析】

1.#5、#6、#7循泵跳闸及相关阀门自关原因分析

＃3＃4机组循环水系统采用DCS公用系统进行控制，本次事故中公用系统操作权在＃3机组。14:08:05运行中的#5、#6、#7循环水泵同时跳闸，#8循环水泵联启，#3、＃4冷却塔循环水进水门关闭，循环水泵出口母管连通管电动蝶阀1、2关闭， ＃

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3#4机循环水中断、真空迅速下降，导致 ＃3#4机组“汽轮机真空低”保护动作。事故发生后热控人员立即赶到现场，并通知正在二厂的新华公司项目经理，会同贵州电力试验研究院汽机、热工、电气专业人员，从以下几方面进行事故原因分析查找：

⑴ 从DCS系统查看各动作设备的跳合闸或开关指令，均无输出，运行也无相关操作记录；

⑵ 由于#5、#6、#7循环水泵跳闸的同时发生#8循环水泵自启；#5、#6、#7循环水泵出口液控蝶阀自关，#8循泵出口液控蝶阀自开；#2循环水泵房#1冷水泵跳闸，#2冷水泵自启；循环水泵出口母管连通管电动蝶阀1、2自关； #3、＃4冷却塔循环水进水门自关；工业水回水电动蝶阀1、2自关，工业水回水电动蝶阀4自开，检查这些设备的控制电源均取自不同的MCC盘，有直流有交流，且发生控制电源同时消失或故障的可能性极小，所以可以排除电源的影响；

⑶ 查看循环水系统设备状态趋势，发现所有运行泵的运行信号和开状态阀门离开开位信号、所有备用泵停运信号和关状态阀门离开关位信号均在同一时刻发生变化（趋势完全重合为一条线，打到就地控制位设备除外），可确定所有设备同时动作；而所有设备中只有循泵及液控蝶阀有联锁，冷却水升压泵有相互联锁，其它设备均为单操，这些设备唯一的共同点就是全部由DCS控制。

⑷ 查看DCS报警历史，发现跳泵前的10S内共发生DPU64/84 #1站卡件故障报警2次、#2站卡件故障报警1次。进一步查看1#、#2站各卡件的报警累积记录，每块卡件均发生2次以上的报警。

从以上现象分析，在排除外界因素的情况下，同一时刻造成不同设备状态发生变化（运行设备自停、备用设备自启）的可能只有DCS出口继电器全部带电动作，导致所有设备反态动作。经电厂热控分场与新华公司技术人员试验证实（试验对象：连通管电动门1、＃6循泵）：在同一设备的启、停指令出口继电器同时动作时，该设备将反态动作（即运行设备将跳闸、备用设备将自启），当所有设备的启、停指令出口继电器同时动作时，所有设备反态动作。据此分析，＃3＃4机组DCS公用系统出口继电器误动是导致本次事故的直接原因。但目前，造成所有继电器同时带电的引发原因未找到，但分析可有以下3种可能:

⑴ DO卡件故障，且故障发生在卡件出口端时，DO输出不能记录、也避免不了误发DO指令的现象，由于我厂已重新分配了较为合理的IO通道，每台循泵及其出口液控蝶阀均分配在不同卡件上，多块卡件同时发生同样故障可能性很小。

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⑵机柜接地点附近有大能量电磁干扰，反窜入远程柜接地系统，导致继电器吸合，误动设备（即与2月8日4号机停机事故分析相同）。但2.8事故发生后，我厂已按照新华公司要求对远程柜接地系统进行了整改，且4月7日天气晴朗，事发当时也无设备启停操作，干扰源无法确定。

⑶ Bcnet卡件的5V电源受到干扰导致卡件出现紊乱，在这种情况下可能会使得其下挂的所有卡件功能紊乱，误输出跳闸指令，且此时DCS记录不到各DO输出指令。结合前段时间循环水系统异常情况分析（2月8日BC卡件故障报警2次、 3月7日＃2站BC卡脱网故障报警，本次事故BC卡累计故障报警2次），这种因素可能性较大。

4月8日再次发生3台循泵跳闸事故，事故现象与7日相同，由于其它阀门均已切到就地位或已断电，未出现阀门误动情况。可排除DO卡件故障因素。

2.#3#4机循环水管道法兰冲破原因分析

虽然CRT上＃3＃4冷却塔循环水进水门已设为禁操，但不能控制到DCS卡件出口端或继电器，本次事故中两个门均发生自关（DCS记录开到位信号消失），＃3塔进水门于14:09:10关到位，＃4塔进水门关到位信号一直未到，运行就地检查门实际已关完，其指示器限位螺丝断掉，＃8循泵自启后处于打闷泵状态，造成两台机组循环水压力升高，由于循泵出口母管连通管#1、#2联络门自关，＃4机循环水压力在14:09:21升到最高点0.43Mpa。＃3机凝汽器循环水出水管道法兰垫子冲破5对，＃4机凝汽器循环水出水管道法兰垫子冲破3对，＃8循泵电机各轴承温度均升高，＃8循泵经检查无异常。

【事故损失情况】

7日因事故停机损失电量544万kwh，8日损失804万kwh，两台机组启动耗油86t；凝汽器循环水管道法兰垫子损坏8对，循环水管道所有人孔门垫子冲破；＃6循泵电机接线盒烧坏。

【暴露的问题】

1.＃3＃4机DCS公用循环水系统存在极大安全隐患，且不满足DCS技术协议以下条款：

? 4.2.3.10条 当控制器I/O通道板及电源故障时，应有必要的措施，确保工艺

系统处于安全的状态，不出现误动。

? 4.2.3.25条第3）款 卖方提供远程I/O（站）所需的所有电源并对远程

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典型事故案例汇编

I/O（站）的供电和接地方案在联络会上做出专门的说明，供买方认可。 ? 4.2.6.1条 DCS系统内部各电子装置、网络系统、操作员站、工程师站、处

理机柜、I/O柜、继电器柜、远程I/O、公共系统等的供电由卖方自行负责。DCS电源分配柜有有效的隔离措施。

? 4.2.7.5条 卖方提供的远程I/O（站）和远程控制继电器柜等布置在工艺过

程现场的设备具有有效的保护措施和防护等级（IP56）并能充分适应现场的温度（锅炉炉顶-20℃～70℃、其它地点-20℃～70℃）、湿度、粉尘、振动、冲击等，现场的恶劣环境不影响系统的正常工作。 ? 4.2.7.6系统抗干扰能力

? 4.2.7.7共模电压不小于500V，继电器输出350V； ? 4.2.7.8共模抑制比不小于120dB，50Hz； ? 4.2.7.9差模电压不小于60V

? 4.2.7.10差模抑制比不小于60 dB，50Hz。

? 4.7.1.24条 在控制电源全部或部分故障时，被控装置保持原位或安全位 ? 8.3.1条 初步检查 现场安装完成后，在设备通电前，卖方仔细检查所有

的设备、现场接线，电源和安装情况，在检查无误后，系统方可授电。卖方可以进行其标准的诊断试验。

2.新华公司卡件故障频繁，本次事故中DCS记录循环水系统各卡件故障次数如下：

【整改措施】

1.制定在目前原因不清情况下循环水系统运行的应急措施，已将4台循泵及出口液控蝶阀跳闸继电器拔除，防止循泵再次误动。运行调整循环水运行方式为单元制运

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行，并做好事故预想。对循环水回水总门断电、设禁操。

2.为防止多块DO卡件在卡件出口端发生故障，DO输出不能记录、误发DO指令的现象，将4台循泵及其出口液控蝶阀所在的DO卡件全部用我厂备品更换。（8日再次跳闸证明与DO卡件无关）

3.针对机柜接地点附近有大能量电磁干扰，反窜入远程柜接地系统，导致继电器吸合问题，根据新华公司要求，已从＃2循泵房外电缆沟中重新引入远程柜接地点（接地电阻0.22Ω，远低于要求的2.5Ω；采用新华公司专用接地线；接地前摇机柜绝缘>>250MΩ），但接地系统是否符合新华公司规范要求，该公司现场人员无法明确。

4.针对Bcnet卡件的5V电源受到干扰导致卡件出现紊乱问题，已将全部4块Bcnet卡件与＃3＃4机DPU1/21＃2站Bcnet更换观察，8日再次发生事故证明与Bcnet卡本身无关，是否5V电源受干扰引起需新华公司确认。

5.#3、#4机组循环水系统，反复发生同样事故，给我厂造成了重大损失。更严重的是事故真正原因不明确，目前已采取的一系列措施是否有效尚不敢定论，加上二厂4台机组均为该公司控制系统，为防患于未然，请厂部发函至新华公司，要求该公司组织软硬件开发、测试及现场服务部、项目部等相关专家尽快前来现场就异常现象进行彻底的会诊解释，对＃3＃4机循环水控制系统进行整体评估，将问题彻底解决。

纳雍发电总厂＃3＃4机组循环水控制系统处理经过(20xx年) ［序］20xx年4月7日，一厂3、4号机组因DCS公用系统硬件故障，造成＃5、＃6、＃7循环水泵同时跳闸， 3、4号机组“凝汽器真空低”保护动作，停机停炉，全厂甩50％负荷的重大事故。4月8日，3、4号机组并网带负荷120MW后，再次发生＃5、＃7、＃8循泵跳闸事故，由于负荷较低，处理及时，未再造成停机事故。

这两次事故与20xx年2月8日4号机组停机事故现象一摸一样，现将各次事故后处理情况汇报如下：

【2月8日事故后处理情况】

1.热控分场在机组运行中制定周密安全措施，重新对循环水系统IO通道进行了分配， 分考虑了危险分散原则，每台循泵和出口液控蝶阀各由单独DO卡件控制，单一卡件故障不会造成多台循泵停运。

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2.对卡件故障增加了故障次数累计功能，便于统计分析。

3联系DCS厂家到现场检查分析，判断XDPS系统本身并无故障，此次循环水系统设备异常动作的原因，是接地点附近有大能量的电磁干扰，反窜入远程柜的接地系统，造成继电器吸合。并根据厂家提出4条整改措施全部进行了整改：

⑴ 对循环水泵房内的远程柜接地系统进行了整改，电气提供的接地点接地电阻0.6Ω（厂家要求<2.5Ω）。

⑵ 在远程柜同槽钢间增加厚度至少5mm的胶木板，机柜已完全浮空，机柜同槽钢间固定使用新华公司提供的绝缘螺栓，测绝缘>>250MΩ。

⑶ 将远程柜与低压电气柜用胶木板绝缘隔离。

⑷ 将24V电源接地线接地（即将CG接地铜排与PG接地铜排短接）。

【4月7日事故后处理情况】

1.更换了4台循泵及出口液控蝶阀所在的DO卡件共计4块。

2.厂家要求将＃1＃2站全部4块Bcnet卡件与＃3＃4机DPU1/21＃2站Bcnet互换观察。

3.厂家要求将远程柜光纤盒内两根钢丝加上绝缘。

4.厂家要求控制柜单独接地，电厂各部门协同作业，在循泵房外挖了两个2.5m深的坑，用扁铁打入地下约1米深，单独做环形接地，测量接地电阻为107Ω，均弃置未用。后经厂家现场指定循泵房外电缆沟内接地点（接地电阻0.22Ω），用厂家提供DCS专用接地线接入，路线按厂家指定路线布放，接地前用250V摇表测量机柜绝缘，表计量程打满，绝缘合格。

【历次试验情况】

1.对同一设备同时发启/停指令，观察设备动作情况试验。

⑴ 试验时间：7日17:00、8日10:00

⑵ 试验对象：连通管电动门1、＃6循泵（置试验位进行）

⑶ 试验人员：丁建设（新华公司）、荣新瑞（电厂安生部）、蔡健飞（电厂热控） ⑷ 试验方法：在DCS逻辑中将设备的启/停指令连接到同一个操作器，发出信号使启/停指令出口继电器同时带电，在DCS上观察设备动作情况。

⑸ 试验结论：在同一设备的启、停指令出口继电器同时动作时，该设备将反态动作（即运行设备将跳闸、备用设备将自启）。如果循环水系统所有继电器同时带电，

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各设备动作情况将与事故现象完全相同。

2.远程柜电源切换试验

⑴ 试验时间：8日17:00～22:30

⑵ 试验人员：新华公司技术人员、电厂热控人员

⑶ 试验情况：

对DCS电源分配柜来两路电源（UPS和保安3B段）进行反复切换试验，远程柜各设备工作正常，无报警、无设备误动。

用万用表测量两路电源进线电压：A路（UPS）213V；B路（保安段）193～215V（不稳定）；

测量两路电源电缆绝缘：A路，线间及对地电阻500MΩ；B路，线间及对地电阻200MΩ；

⑷ 试验结论：电源切换不会引发卡件故障报警和设备跳闸。

3.第一次远程柜电源降压试验

⑴ 试验时间：8日22:40～9日0:50

⑵ 试验人员：新华公司技术人员、电厂安生部电气和热控专工、热控、电气人员

⑶ 试验情况：

① 将所有继电器的出线解掉,避免在试验过程中引起设备误动。

② 将远程柜空调（功率570W）电源线拆除，避免影响电压。

③ 断掉开关箱两路电源进线,将调压器的输出端接入A路进线中,做单路降压试验。当输出电压从220V降至140V时, 开关箱切换继电器不停来回切换；DPU84与右边的5V、24V、48V电源均失电；DPU64与左边的5V、24V和48V电源工作正常；卡件箱中各卡件工作正常；24V电源不稳定（0～24V间跳变）；DO继电器无任何动作。当输出电压降至129V时,左边的5V、24V和48V电源也失电；卡件箱中所有卡件断电；DPU工作正常；继电器无任何动作。

④ 将调压器输出端并接至开关箱A、B两路电源进线中,做双路降压试验。当输出电压从220V降至140V时, 开关箱切换继电器不停来回切换；所有电源工作正常；卡件箱各卡件工作正常；24V电源不稳定（0～24V间跳变）；DO继电器无任何动作。当输出电压降至125V时,所有电源失电；卡件箱所有卡件断电；DPU工作正常；继电器无任何动作。降至52V时，整个机柜全部失电，DPU停机。调压器的输出电压在140V

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左右来回波动时,工作电源指示灯时好时坏；卡件箱所有卡件Fail（故障）灯闪烁几次；DPU工作正常；继电器无任何动作。

⑤ 将远程柜空调接入，重复试验，除电压下降5V外，其它现象相同。

⑥ 连接一个220VAC接触器到＃5循泵跳闸继电器，重复降压试验，接触器未动作，其它现象相同。

⑦ 试验结论：开关箱电源失压到140V时会引发卡件故障报警，但不会导致继电器吸合，即不会造成设备误动。远程柜空调对控制系统无影响。

4.第二次远程柜电源降压试验

⑴ 试验时间：10日10:00～15:00

⑵ 试验人员：新华公司技术人员、贵州电力试验研究院热工专业、电气专业人员，电厂安全生产部电气、热控专工，热控分场、电气分场人员

⑶ 试验仪器：Tektronix 2220示波器，Fluke 99B 示波器，CST 2002压力校验仪（可提供24VDC电源输出），Fluke 17B万用表

⑷ 试验情况：

① 测量远程柜两路进线电源，UPS和保安段电源的品质：

a.UPS电源波形平滑，只是波峰、波谷较平。

b.保安段电源波形大多时间有较多毛刺，但有时较平滑，有时波形会出现断点。（已用手机摄下波形图）

② 两路进线带负载能力及线损测试：

a.单路电源供电时，远程柜的进线处电压为205V。

b.双路电源供电时，远程柜的进线处电压为211V。

③ 电源电缆品质测试：

a.两路电源分别由两根四芯电缆（4×2.5）引入，两芯作电源线，两芯备用，截面均为2.5mm，电缆均无屏蔽层。

b.UPS电源电缆备用芯对地电压一根为11V，另一根为23V。

c.将保安段电源电缆两端所有线芯悬空，测得备用芯对地电压为0V左右；将保安段电源电缆在远程柜处悬空，将电子设备间PS柜空开合上，测得备用芯一根对地电压为96.8V，另一根为56V。

d.带负载测试前1个小时，示波器测得的保安段电源（B路）电压波形一直存在异常，在开关箱切换到此B路时产生不正常的频繁倒切；后来保安段电源

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电压波形又恢复正常，在开关箱切换到此B路时能正常倒切。

④重复电源降压试验，观察开关箱、卡件、电源等动作情况，与4月8日一致。 试验结论：＃3机DCS到远程柜B路电源（保安段）压降较大，且存在干扰，但也不会导致继电器吸合，即不会造成设备误动。

5.第三次远程柜电源降压试验

⑴ 试验时间：11日17:00～22:30

⑵ 试验人员：新华公司技术人员、电厂安生部电气、热控专工，热控分场人员。 ⑶试验仪器：Fluke 196 示波器，Fluke 17B万用表

⑷试验情况：

①将保安段电源电缆在远程柜处悬空，将电子设备间PS柜空开合上，测量备用芯电压42V，用36V行灯灯泡接入两根备用芯，灯泡不亮，表明为感应电压。

② 用Fluke 196示波器测量两路电源波形与10日相似。

③ 联系运行从DCS试转＃1～＃4深井泵、＃1～＃4清污机、＃1＃2冷却水升压泵、操作连通管电动门1、2均正常后，启动＃1、＃3深井泵，＃1、＃3清污机，开启连通管电动门1。

④ 用4个220VAC接触器分别接到＃5、＃8循泵跳闸继电器及两个备用继电器，捕捉继电器输出信号。

⑤ 重复电源降压试验，观察开关箱、卡件、电源等动作情况，与4月8日一致。 ⑵ 试验结论：整个降压试验过程未发生继电器吸合现象，所有投入DCS控制的设备均未误动，再次证明远程柜进线电源不是造成事故原因。

【事故专题分析会纪要】

20xx年4月12日，在电厂热控分场召开了4月7日事故专题分析会，参会人员：贵州电力试验研究院热工室主任工程师，试研院电气专业主任工程师等4人，电厂安生部热控主管、电气主管，电厂热控分场7人，电气分场1人，新华公司项目经理。

会议就事故原因进行了深入讨论分析，本着找到根本原因，解决问题的态度，就各方提出的各种可能进行分析交流，最后基本认为，3次事故均系DCS远程控制系统误动引发事故，应由新华公司制定方案，并配备必要检测试验设备，试研院、电厂密切配合实施，争取早日查明原因，消除隐患。

【4月20～22日处理情况】

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典型事故案例汇编

20xx年4月20日，新华公司派总师室高级工程师郑麟松到厂，上午与热控分场进行了交流，下午15：00～18：00，在安生部会议室再次召开了事故分析会，参会人员：贵州电力试验研究院热工室主任工程师，试研院电气专业主任工程师，电厂主管一厂生产副厂长，安生一部热控主管、电气主管、汽机主管，电厂热控分场，电气分场，新华公司。新华公司提出4条处理意见：①增加供电线的芯数，以降低供电线的电阻②将空调电源接到就地MCC端电源③为防止供电线路受到干扰，将保安电源接到UPS（1kvA 6min），UPS的输出接到DCS远程控制柜。④增加两个开关量输入点，引入两路电源的状态进行监控、报警。

20日～22日，根据新华公司建议，热控分场、安生一部、新华公司共同对远程柜作了如下处理：

1. 将＃3机DCS系统PS柜来两路电源分别用备用芯并接，原单芯供电变为双芯供电，以降低供电线电阻。

2. 将远程柜空调改由就地MCC柜电源供电。 3. 将所有循泵房DCS控制设备作进报警历史。

4. 将B路电源（保安段）接到一台小型UPS（SANTAK C1KS 1kvA，6min），UPS的输出接到DCS远程柜B路进线端子。UPS放置于DPU柜内。

5. 将A路电源丧失状态引入＃1站＃4DI卡0通道、B路电源丧失状态引入＃1站＃4DI卡1通道进行监控，并作进报警历史，试验正常。

6. 将＃2站＃0DO卡7通道引入＃2站＃5DI卡31通道、＃2站＃1DO卡15通道引入＃2站＃5DI卡29通道进行监控，并作进报警历史。

7. 将24V地接地。

经过以上处理后，新华公司保证远程柜所有DO继电器不会同时输出。

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典型事故案例汇编

关于聊城热电厂#4机100MW 10.22事故的情况通报

工程背景：聊城热电厂#4机组100MW DCS系统，由山东鲁能控制工程有限公司（山东电科院）总承并负责软件组态和现场调试，新华控制工程有限公司只提供XDPS-400硬件。该系统于20xx年5月3日移交，并在20xx年5月完成了新增DPU的扩容工作。 事故起因：20xx年10月22日，新华公司工程师应电厂要求，在现场进行ASDPU实时数据通讯。目的是将#3机组中的公用系统的控制,通过通讯功能在＃4机组中能进行监视和操作。调试通讯软件的工作中，因配置失误将＃3机组中的大量实时数据广播到#4机组的实时网中，导致#4机组的通讯紊乱，DPU的负荷率急剧升高，多个DPU先后复位。机组MFT。

事故扩大经过：运行人员手动打闸停机后，6KV开关自投成功，但#0高备变高压侧303开关自投不成功。两台交流润滑油泵失电，由于该厂润滑油压低联启直流油泵的联锁未做电气硬逻辑联锁，故直流油泵未自动联启，同时没有及时手动启动直流油泵，导致汽机#4瓦化瓦。

原因分析：经山东电科院、聊城热电厂、新华公司三方联合调查后认为DCS系统本身软硬件工作是稳定可靠的。本次事故是因安全管理不善，人为失误导致DPU复位。事故扩大的责任也不在新华。(详见三方会签的"#4机组DCS系统事故分析"（附件1）和鲁能发展集团公司安监部签发的"鲁能发展安全情况通报"（附件2）)

经现场调查，＃4机组DPU的负荷率偏高，有半数DPU高于75%，而新华XDPS-400在同类型100MW机组的使用中，DPU负荷率都在"规范书"允许的范围内。因此#4机组的DCS系统在通讯异常的情况下容易导致DPU复位。新华将会同山东电科院及电厂在停机时对组态进行检查和优化。

综上情况，山东鲁能发展集团有限公司及聊城热电厂明确这次事故是人为事故，新华XDPS-400软硬件是可靠的，因此于20xx年11月13日，又同新华签定了聊城热

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电厂#2机组DCS系统改造的合同（附件3）。这也是信任新华产品可靠性的最有力的证明。

经验教训

1、投入商业运行的控制系统，无论是新华公司的工程师，还是用户的维护人员，原则上不准在机组运行时对系统再进行软、硬件的改动。尤其不得进行与A、B实时网络有关的更改或调试工作。

2、如果在机组运行时的确需要进行在线修改，新华公司的工程师必须与用户单位的技术部门共同制定安全措施并得到批准后方可实施。在线实施时必须要有监护人员。

3、系统设计必须坚持《规范书》中的安全原则，在电气保护逻辑中设置交、直流润滑油泵的掉闸直联和低油压联动的硬逻辑。其他涉及机组安全停机的联锁功能，也应考虑设计硬逻辑联锁。

4、对使用新华硬件从事工程项目的工程公司或代理商(包括鲁能控制工程有限公司等)，新华公司应加强对项目整体质量的监督，委派项目经理，及时进行组态优化的指导和机组投运前的检查。

关于纳雍电厂5月13～17日3号机组5次停机事故分析

一、 5月13日停机事故分析

【事故经过】

20xx年5月13日10:07:18，3号发电机解列，10:09:07锅炉手动MFT，10:09:42汽机跳闸，后于11:23点火后，水位波动大汽包水位低三值MFT再次动作。机组于14:29汽机冲转，15:09并网，负荷逐步恢复。

【事故原因分析】

事发前，机组带满负荷301MW运行，所有保护、自动系统均正常投入，CCS协调控制投入。10:07:15，灭磁开关跳闸，机组与电网解列，汽机、锅炉未跳闸。由于电气未查到原因，10:09:07手动MFT停炉，停炉过程中A送发生喘振跳闸。运行人员打掉A、B小机，启电泵但电泵不能启动，10:09:36汽包水位低三值，汽机跳闸。

【热控异常分析】

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电泵不允许启动原因为润滑油压力正常条件不满足（要求>0.1MPa），而实际润滑油压力只有0.07Mpa，因此不允许启动。润滑油压力低于0.1Mpa设计有联启辅助油泵逻辑，但辅助油泵未联启，查原因为10:07:07电泵辅助油泵允许远操信号消失，因此辅助油泵未联启，不允许远操为电气原因引起。因此，热控联锁保护动作正常。

4、经验教训：备用系统或备用设备在备用状态时，应一定把其控制方式设定在远方控制方式，否则需要其投入时，连锁信号将不起作用，纳雍5月13日停机事故就是一个典型事例。

二、 5月14日停机事故分析

【事故经过】

20xx年5月14日22:45:36，B凝泵跳闸，由于A凝泵清洗滤网失备，造成凝结水中断，22:50:56，3号机透平压比低停机，锅炉停炉保压。后于15日00:13点火，1:22汽机冲转，1:40并网，负荷逐步恢复。

【事故原因分析】

事发前，机组带满负荷302MW运行，所有保护、自动系统均正常投入，CCS协调控制投入。20:22，A凝泵进口滤网堵，切换为B泵运行，停A泵清洗滤网，解除联锁失备。22:45:36，B凝泵因事故按钮电缆发生短路跳闸，运行人员抢合两次不成功，立即撤出CCS控制，投入功率回路减负荷。由于A凝泵清洗滤网失备，造成凝结水中断，22:50:56，3号机透平压比低停机，锅炉停炉保压。

本次事故中所有热控联锁保护动作正常，汽机跳闸后高旁卡在29%位置，手摇后正常。

【暴露问题及整改措施】

未设计给粉机层停功能，不能迅速撤出给粉机，是导致汽压上升过快的一个因素，应考虑增加每层给粉机的层停功能。同时因为事故按钮短路运行人员两次抢合均未成功，可以通过解除事故按钮硬接线的方式后再启动B泵，减少不必要的停机。

三、 5月15日停机事故分析

【事故经过】

20xx年5月15日20:05:00，3号机组满负荷300MW运行，20:05:43汽包水位低三值停机停炉，机组解列。23:19汽机挂闸，23:34并网，负荷逐步恢复。

【事故原因分析】

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从15日凌晨4:35开始，B小机因润滑油压底保护动作3次跳闸（电气原因导致交流润滑油泵跳闸，油压低），因此采用A小机加电泵上水。20:02:41电泵转速持续下降，A汽泵转速上升，20:04:35小机A电超速保护动作跳闸，汽包水位急剧下降，20:05:43汽包水位低三值信号发出，停炉停机。汽机跳闸后高旁未开。

【热控异常分析】

电泵转速下降原因：20:02:41电泵勺关反馈值由64.32%突然跳跃增加到100%，而指令保持64.25%不变，同时电泵转速和前置泵出口流量开始下降，判断反馈信号已坏。电泵勺管执行机构为ZKJ-310C型，其伺服放大器位于ACTPP1盘，在控制指令不变情况下，反馈值增加，伺服放大器会发出信号减少勺管开度，以使指令与反馈平衡，但由于反馈值已坏并保持在100%左右，而指令也未改变，偏差一直存在，故勺管一直关闭，造成转速下降，前置泵出口流量下降。运行人员就地检查勺管开度在25%左右，说明勺管实际已关完，证明反馈信号已坏。电泵液力耦合器振动严重超标，达250um，勺管执行机构固定在液力耦合器外壳上，受到强烈振动使得内部位置发送器脱落，是造成反馈信号坏的直接原因。

A小机跳闸原因：给水处于自动调节状态，电泵实际出力下降，自动系统将下降的这部分负荷加到A汽泵上，使得A汽泵转速上升，到达5750rpm时保护动作跳闸小机。

高旁未开原因：检查执行机构发故障信号，已不能操作。原因为执行机构设为力矩关断模式，过力矩保护动作发出故障信号，该问题在#1机旁路系统上也存在，属于设备质量问题。将关断模式设为行程关断后恢复正常。

【暴露问题及整改措施】】

1.由于设备本体振动导致执行机构异常，在液力耦合器振动未解决前，执行机构无法正常工作，只能就地手操。

2.针对小机超速保护跳闸，已将AB小机转速指令上限由5800调整为5650rpm，避免出现超速停机。

3.高旁改为行程关断后虽能正常动作，但可能使得关闭不严，需联系厂家连同#1机一起解决。

4. 固定在耦合器外壳上的执行器内部的位置发送器应采取防震措施。

四、 5月16日停机事故分析

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【事故经过】

20xx年5月16日3:36:05，3号炉发生全炉膛灭火，3:37:53汽包水位低三值汽机跳闸，机组解列。锅炉于3:50点火，3:56汽机挂闸，4:40并网，负荷逐步恢复。

【事故原因分析】

接班机组负荷255MW，2:08，3号炉吹灰，运行人员切除引风自动、送风自动、CCS协调控制。3:35:50，炉膛负压从0开始下降，3:36:05负压降到-675Pa时全炉膛灭火信号发出，锅炉MFT动作。查SOE记录和历史趋势发现:3:35:59开始，在4秒钟内A、C、B、E、D、F层煤火焰相继丧失，满足全炉膛灭火动作条件，MFT发出，首出“全炉膛灭火”。热控保护正确动作，MFT后联跳设备正常。

锅炉熄火后，MFT快减负荷动作正常，3:36:14运行人员将两台汽泵切为手动控制，同时启动电泵加大给水流量。当时两台汽泵维持转速在4645和4665rpm，但水位下降很快，电泵转速升到5000rpm时水位开始回升，给水流量最大到1250t/h。此后关小勺管，水位先升后降， 3:37:53汽包水位低三值发出，汽机跳闸，联动设备正常。

【暴露问题及整改措施】

运行人员对吹灰顺序不清楚，应联系厂家了解吹灰程控步序。

五、 5月17日停机事故分析

【事故经过】

20xx年5月17日7:16:00，3号机组汽包水位低三值停炉停机，机组解列。

【事故原因分析】

机组负荷刚升到300MW，CCS未投入，B小机跳闸，启电泵不成功，设目标值100MW减负荷，A小机切为手动，投锅炉自动不成功，水位急剧下降，7:16:00，汽包水位低三值停炉停机，停机后联动设备正常。

小机A跳手动原因为转速指令偏差大。由于汽机调门由86%关到53%，而燃烧未及时调整，造成汽压上升，水位下降，给水自动增加转速指令，小机转速到5650rpm时由于进汽量减少、四抽汽压降低，实际转速开始下降，偏差增大。当偏差大于500rpm时跳为手动。

【暴露问题及整改措施】

1.电动给水泵无法投入是这次事故的根本原因，由于液力耦合器振动，执行机构电机损坏，无法正常工作。

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2. 增加对事故的设想能力，解决好振动对执行器的影响。

热工人员工作时误碰接线导致电泵切换

【事故经过】

某日，热工人员接到运行人员通知，早电泵工作油温在CRT上的显示较就地有较大偏差。热工人员在接到通知后，工作人员即开票处理，在进入DCS系统的端与处，检查热电阻阻值偏低后到就地接线盒处检查时误用万用表阻挡直接矩接了工作油，油温130OC跳甲泵的接点上线，导致甲给泵跳切换成乙给泵运行。

【事故原因】

1. 热工人员没有弄清接线情况，就用万用表电阻挡检查，导致工作油温130OC跳甲给泵电接点温度计的接点接通，是造成本次事故的主要原因。

2. 热工保护接线与温度显示接线混在一个接线盒且接线盒内无接线图也是本次事故的原因。

3. 工作人员习惯性不拆线而直接测量热电阻是本次事故的直接原因。

【防范措施】

1. 对接线端子盒内接线有明确的图标。

2. 将保护接线端子与显示用端子分开，减少隐患。

3. 加强热工人员技术及责任心。

热工人员误动表计造成停机事故

【事故经过】

某年某月某日，运行人员通知热工人员，#2机轴承回油温度双金属温度计卡涩。指示不准，需及时处理，热工仪表班人员韩某某带领班员陈某某赶到#2机控制室，对运行人员说：我到现场看一下，运行人员未做任何交代，便同意了。并未排人一起到现场，韩某某到达测点处观察 ，属温度计的指 ，认为确实卡涩，便打开表壳，用平口螺丝刀旋转，由于操作不当，指针与危险动作输出指针短接，信号发出，汽机跳闸。

【暴露问题】

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1. 工作时未严格执行工作票制度。

2. 工作成员未按《安规》要求互相监督，互相提醒。

3. 运行人员责任心不强。

【防范措施】

1. 加强《安规》知识学习。

2. 工作前做好事故预想。

3. 切实提高运行人员的责任感。

4. 加强热工人员的技术培训。

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