电厂技术终工作总结（共5篇）
电厂技术终工作总结 篇1
电厂事故案例汇编
张家港沙洲电力有限公司
二〇〇七年五月
张家港沙洲电力有限公司内部资料
前言
2007年6月是全国第六个安全生产月，也是国务院第五次会议确定的安全生产工作“落实年”和“攻坚年”。今年安全生产月的主题是“综合治理，保障平安”。这一主题，充分体现了党中央国务院执政为民的治国方针，体现了党中央国务院对群众生命和健康的关怀。我们要领会贯彻这一主题，必须认真吸取事故教训，提高对各类违章行为危害的认识，采取针对性措施，有效遏止杜绝恶性事故的发生。
为配合全国安全生产月活动的开展，公司安全监察部组织编写了本事故案例汇编，作为职工在安全月期间及今后时期安全学习教材。教材收录了人身伤害、电气及热机系统误操作、设备损坏等典型的人员责任事故。这些曾经发生在身边的事故，都是由于不遵守安全工作规程、“两票三制”执行不力或安全生产管理不到位等原因造成的，每次事故都是血和泪的教训。
通过对这些事故案例的学习，我们应当更加清醒地看到“违章是事故的根源”这一论断。一时的疏忽大意或麻痹侥幸都可能造成极其严重的后果。希望通过学习，结合制定并实施反违章行动计划，使全体一线员工及生产管理人员切实做到 “反违章从我做起”，形成“关爱生命，关注安全”的良好氛围，不断提高全体员工的安全意识和综合素质，不断提高全系统的安全生产水平。
安全管理是持续不断的工作，公司全体员工都要要充分认识到其长期性和易反复性。抓安全工作要持之以恒、常抓不懈，要使全体员工将安全意识铭刻于心，认识到安全、发展、希望的关系。为此，公司安监部将不断对事故案例进行更新和补充，也希望得到全体员工的响应和支持。
张家港沙洲电力有限公司安全生产委员会
二〇〇七年五月
张家港沙洲电力有限公司内部资料
目录
大唐集团电厂三起事故的通报....................................................................................4 托克托电厂“10.25”事故通报.......................................................................................6 关于山西神头第二发电厂主蒸汽管道爆裂事故有关情况的报告............................9 华能汕头电厂1999年2号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报............................11 裕东电厂#1机组#5轴瓦烧损事故报告....................................................................14 裕东电厂“10.28”#2机组(300MW)停机事故的通报............................................16 一起发电厂220kV母线全停事故分析.....................................................................19 宁波北仑港发电厂“3.10”电站锅炉爆炸事故分析...............................................20 乌石油化热电厂3号汽轮发电机组“2.25”特别重大事故详细原因分析...........24 秦岭发电厂200MW－5号汽轮发电机组轴系断裂的特大事故分析....................26 某电厂电工检修电焊机 触电死亡............................................................................27 湛江电厂“6.4”全厂停电及#2机烧轴瓦事故通报................................................28 关于2007年3月2日某电厂三号锅炉低水位MFT动作的事故通报.................30 某厂#4机跳闸事故分析.............................................................................................31 大唐韩城发电厂“8·3”全厂停电事故通报..........................................................34 托克托电厂“8.16”检修高加烫伤事故分析...........................................................36 沙洲电厂“10.14”电气误操作全厂停电事故通报................................................39 广西来宾B电厂连续发生四起同类设备责任事故.................................................43 郑州热电厂发电机定子接地保护动作跳闸分析......................................................43 汉川电厂一次机组断油烧瓦事故的思考..................................................................45 大唐洛阳热电公司“1·23”人身死亡事故的通报.......................................................47 华能榆社发电有限责任公司电气运行人员走错间隔违章操作人身死亡事故......48 王滩发电公司“6.10”电气误操作事故分析报告.......................................................49 大同二电厂5号机组在小修后启机过程中发生烧瓦恶性事故..............................53 2006年10月17日台山发电公司#4机汽轮机断油烧瓦事故................................55 泸州电厂“11·15”柴油泄漏事件.................................................................................58 监护制不落实 工作人员坠落..................................................................................60 安全措施不全 电除尘内触电..................................................................................61 检修之前不对号 误入间隔触电亡..........................................................................61 安全措施不到位 热浪喷出酿群伤..........................................................................62
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违章接电源 触电把命丧..........................................................................................63 制粉系统爆燃 作业人员身亡..................................................................................63 违章指挥卸钢管 当场砸死卸车人..........................................................................65 安全距离不遵守 检修人员被灼伤..........................................................................66 焊接材料不符 吊环断裂伤人..................................................................................66 误上带电间隔 检修人员烧伤..................................................................................67 炉膛负压反正 检修人员摔伤..................................................................................68 擅自进煤斗 煤塌致人亡..........................................................................................68 高空不系安全带 踏空坠落骨折..............................................................................68 临时措施不可靠 检修人员把命丧..........................................................................69 起吊大件不放心 机上看护出悲剧..........................................................................70 操作中分神 带接地刀合刀闸..................................................................................71 操作顺序颠倒 造成母线停电..................................................................................73 值班纪律松散 误操作机组跳闸..............................................................................75 强行解除保护 造成炉膛爆炸..................................................................................76 运行强行操作 造成炉膛放炮..................................................................................78 异常情况分析不清 锅炉启动中超压......................................................................80 忘记轴封送汽 造成转子弯曲..................................................................................82 走错位置操作 低真空保护跳机..............................................................................84 擅自解除闭锁 带电合接地刀闸................................................................................85 漏雨保护误动 导致全厂停电..................................................................................86 更换设备不核对 电压互感器爆炸..........................................................................87 对异常情况麻痹 致使发电机烧瓦..........................................................................88 保护试验无方案 机组异步启动..............................................................................88 甩开电缆不包扎 短路机组掉闸..............................................................................89 停电措施不全 引发全厂停电..................................................................................91 检修无票作业 机组断油烧瓦..................................................................................92 管辖设备不清 越位检修酿险..................................................................................94
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大唐集团电厂三起事故的通报
1、大唐国际北京高井热电厂“1·8”事故情况
一、事故经过
2005年1月8日，全厂6台机组正常运行，#3发电机(容量100MW)带有功85MW。19点57分，#3发-变组“差动保护”动作，#3发-变组103开关、励磁开关、3500开关、3600开关掉闸，3kV5段、6段备用电源自投正确、水压逆止门、OPC保护动作维持汽机3000转/分、炉安全门动作。立即检查#3发-变组微机保护装置，查为运行人员在学习了解#3发-变组微机保护A柜“保护传动”功能时，造成发-变组差动保护出口动作。立即汇报领导及调度，经检查#3发-变组系统无异常，零压升起正常后，经调度同意，20点11分将#3发电机并网，恢复正常。
二、原因分析
运行人员吴×在机组正常运行中，到#3发-变组保护屏处学习、了解设备，进入#3发-变组保护A柜WFB-802模件，当查看“选项”画面时，选择了“报告”，报告内容为空白，又选择了“传动”项，想查看传动报告，按“确认”健后，出现“输入密码”画面，选空码“确认”后，进入了传动保护选择画面，随后选择了“发-变组差动”选项，按“确认”健，欲查看其内容，结果造成#3发-变组微机保护A柜“发-变组差动”出口动作。
三、暴露问题
1、没有认真落实集团公司《防止二次人员三误工作管理办法（试行）》的有关要求，没有认真吸取以往的事故教训，微机保护装置的安全防范管理不到位。
2、一线员工的行为不规范，安全意识淡薄。反违章全员控制差错工作不落实。
2、大唐安徽淮北电厂“1·9”事故情况
一、事故经过
1月9日15：25分，#3汽轮发电机组（N137.5-13.24-535/535）在负荷90MW时开始滑停，主汽温甲侧535℃，乙侧540℃，主汽压甲侧10.77MPa，主汽压乙侧 10.74MPa。17：17分时，负荷20MW，主汽温甲侧470℃、乙侧476℃，主汽压甲侧2.14MPa，乙侧2.13MPa，机组差胀由1.2mm上升至2.0mm，17：32分打闸停机。在转速降到1700转/分时，#
1、#2盖振达114微米，转子惰走15分钟后投盘车，电流在8.6—12A摆动，大轴弯曲250微米。
1月10日下午14：17分，盘车电流7.2A，大轴弯曲55微米，恢复到原始值后冲转。主汽温380℃，主汽压2.4MPa，再热汽温361℃，14：33分机组升速到1200转/分时，#2轴承盖振超60微米，打闸停机，惰走19分钟，投盘车电流7.8A，大轴弯曲55微米。
停机后组织分析发现，在1月9日滑停过程中17：00—17：15有汽温突降86℃，汽压突降1.89MPa的现象，17：08—17：30有中压缸上下温差增大到272℃的现象。
1月12日1：54分，大轴弯曲55微米，盘车电流7.5A，恢复到原始值。汽温302℃，主汽压1.67MPa，再热汽温295℃，中压缸上下温差35℃，符合启动条件，在安徽电科院技术人员指导下冲转，当转速升至1140转/分时，#2轴承盖振超50微米，打闸停机，惰走时间17分钟投盘车，电流7.8—8.0A，大轴弯曲50微米。
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二、原因初步分析
当滑停至4万负荷开旁路时，旁路门开度及减温水投入量控制不当，造成主汽温度、压力骤降，膨差增大。同时，由于三段抽汽压力下降，除氧器逆止门不严，冷源进入中压缸。
3、大唐国际唐山热电公司“1·13”事故情况
一、事故前的运行方式
新老厂共7台机组运行。其中老厂#6、7、8、9、10机组运行（均为50MW机组），当时总负荷160MW。老厂110kV A、B双母线运行，母联145开关合入，#6、8、10机组在A母线，#
7、9机组在B母线。
新厂#
1、2机组运行（均为300MW机组），负荷分别为240MW、230MW。#1机组因2004年10月1日高厂变A分支PT故障后，一直无停电机会更换，#1机组厂用电由老厂A母线所带300MW启备变提供，#2机组带本身厂用电。
二、事故经过
1月13日，北京熠邦电力技术有限公司耿××、袁××、徐××到厂进行电费计量系统改造收尾工作，内容为“电气主控室及110kV升压站4-9PT、5-9PT二次回路压降测试”，公司电气检修队仪表班四名职工配合工作。
9时50分，运行人员将工作内容为“电气主控室及110kV升压站4-9PT、5-9PT二次回路压降测试”的工作票发出，工作负责人为张××。13时45分，三位同志到现场，工作负责人带工作人员到各表盘处交代注意事项后，并在现场监护。耿××在电气主控室楼梯平台7.5米处放线，袁××在110kV变电站内A母线下方通道处由北向南拉测量线，徐××去联系借对讲机。约14时24分，由于在平台上放线的耿××停止放线，进入控制室，但没有通知袁××，袁××仍在拉线，当袁××拉线行至4—9PT控制箱处时，此时放线约35米，测量线被绷紧后弹起，与104开关A、B相放电，造成104开关母线侧接地短路。
14时24分，老厂电气主控制室“110kV A母线故障”、“110kV 145故障”信号发出，母差保护动作，运行在A母线上的各分路开关及#6、8、10机组掉闸，老厂负荷降至60MW，厂用电全部自投成功。
110kV A母线故障的同时，由老厂接入新厂的启备变掉闸，14时24分#1机组厂用电全部失去，#1机组首发“发电机断水保护动作”，机组掉闸。
#1机组掉闸后，所带A、B两台空压机掉闸。又由于#2机所带C、D两台空压机冷却水系由#1机组工业循环水泵提供，#2机所带两台空压机失去冷却水，保护动作掉闸。空压机停运后，由于两台真空泵入口门均为气动控制阀，压缩空气压力降低时，自动打开，#2机组真空迅速下降，14时36分机组低真空保护动作，机组掉闸。
事故发生后，检查发现104开关A相并联电容及B相瓷瓶轻微烧伤，104开关B相喷油，104开关A、B相油标黑，104开关间隔遮栏有电弧烧伤的痕迹。108开关B相喷油，并且在104开关间隔附近的地面上发现有多段被电弧烧断的测量线。根据现场故障现象，判断为104开关A、B相母线侧对测量线放电短路。
经查清原因并请示调度同意，14时38分，老厂用母联145开关向110kV－A母线充电成功；14时42分，老厂#6机组并网；14时47分，老厂#10机组并网；19时45分，老厂#8机组并网；23时23分，新厂#1机组并网；23时2分，新厂#2机组并网。
三、暴露问题
通过对这次事故的简要分析，暴露出对配合外来人员工作安全防范措施重视
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不够，工作人员存在麻痹思想，对作业危险点分析不全面，只意识到“防止人身触电”“防止PT二次短路”等，而未考虑到可能由于其它因素发生不安全现象。虽在开工前对工作人员有安全交底，并且在现场有专人监护，但未明确指出可能由于施放试验线不当会触碰带电设备。监护人在工作过程中未充分发挥作用，致使该问题未被及时发现和制止。
托克托电厂“10.25”事故通报
10月25日13：53，内蒙古大唐托克托发电有限责任公司（简称“大唐托电”）3台60万千瓦机组同时掉闸，甩负荷163万千瓦，导致主网频率由50.02赫兹最低降至49.84赫兹。事故发生后，华北网调及时启动事故处理应急预案，调起备用机组，迅速将主网频率恢复正常，未造成对社会的拉路限电。
经过专家组详细调查，现已查明，造成此次事故的直接原因是电厂检修人员处理综合水泵房开关柜信号故障时，误将交流电源接至直流负极，造成交流系统与网控直流系统的混接，从而引发了此次机组全停事故。
目前，华北电网公司已经向网内各发电公司发出了事故通报，要求各发电公司认真吸取事故教训，进一步强化安全管理，加强网厂协调，共同确保华北电网安全稳定运行。
关于托电公司“10.25”三台机组跳闸事故的通报
2005年10月25日13时52分，托克托发电公司发生一起因天津维护人员作业随意性大、擅自扩大工作范围，危险点分析不足，误将交流电接入机组保护直流系统，造成运行中的三台机组、500kV两台联络变压器全部跳闸的重大设备事故。现通报如下：
一、事故前、后的运行状况
全厂总有功 1639MW，#1机有功：544MW；#2机小修中；#3机停备；#4机有功：545MW；#5机有功：550 MW；托源一线、托源二线、托源三线运行；500kV双母线运行、500kV #1 联变、#2联变运行；500kV第一串、第二串、第三串、第四串、第五串全部正常方式运行。
事故时各开关动作情况：5011分位，5012分位，5013在合位，5021合位，5222分位，5023合位，5031、5032、5033 开关全部合位，5041、5042、5043开关全部分位，5051、5052、5053开关全部分位；5011、5012、5022、5023、5043有单相和两相重合现象。
10月25日13时52分55秒“500kVⅠBUS BRK OPEN”、“GEN BRK OPEN”软报警，#1机组甩负荷，转速上升；发电机跳闸、汽机跳闸、炉MFT。发变组A屏87G动作，发电机差动、过激磁报警，厂用电切换成功；#4机组13时53 分，汽机跳闸、发电机跳闸、锅炉MFT动作。发跳闸油压低、定冷水流量低、失全部燃料.检查主变跳闸，起备变失电，快切装置闭锁未动作，6kV厂用电失电，各低压变压器高低压侧开关均未跳开，手动拉开；#5机组13时53分，负荷由547MW降至523MW后，14秒后升至596MW协调跳。给煤机跳闸失去燃料MFT动作。维持有功45MW，13时56分汽包水位高，汽轮发电机跳闸，厂用电失去，保安电源联启。
经过事故调查技术组初步确定事故原因和现场设备试验后，确认主设备没有问题机组可以运行后，经请示网调许可，#4机组于26日16时43分并网，#5机组于28日15时09分并网，#1机组于28日15时15分并网。
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二、事故经过
化学运行人员韦某等人在进行0.4kV PC段母线倒闸操作时，操作到母联开关摇至“实验”位的操作项时，发现母联开关“分闸”储能灯均不亮，联系天津维护项目部的冯某处理，13点40分左右天津维护冯某在运行人员的陪同下检查给排水泵房0.4kV PC段母联开关的指示灯不亮的缺陷，该母联开关背面端子排上面有3个电源端子排（带熔断器RT14-20），其排列顺序为直流正、交流电源（A）、直流负，由于指示灯不亮冯某怀疑是电源有问题并且不知道中间端子是交流，于是用万用表（直流电压档）测量三个端子中间的没有电（实际上此线为交流电，此方式测量不出电压），其它两个端子有电，于是冯某简单认为缺陷与第二端子无电有关，于是便用外部短路线将短路线（此线在该处线把内悬浮两端均未接地）一端插接到第三端子上（直流负极），另一端插到第二端子上（交流A）以给第二端子供电并问运行人员盘前指示灯是否点亮，结果还是不亮（实际上这时已经把交流电源同入网控的直流负极，造成上述各开关动作，#
1、#4机组同时跳闸，#5机组随后跳闸），冯某松开点接的第二端子时由于线的弹性，该线头碰到第一端子（直流正极）造成直流短路引起弧光将端子排烧黑，冯某将端子排烧黑地方简单处理一下准备继续检查，化学运行人员听到有放电声音，并走近看到有弧光迹象便立即要求冯某停止工作，如果进行处理必须办理工作票，此时化学运行人员接到有机组跳闸的信息，便会同维护人员共同回到化学控制室。
三、原因分析
1、技术组专家通过对机组跳闸的各开关动作状态及相关情况进行综合分析，初步推断为直流系统混入交流电所致。经在网控5052开关和5032开关进行验证试验。试验结果与事故状态的开关动作情况相一致。确定了交流串入直流系统是造成此次事故的直接（技术）原因。
2、天津维护人员工作没有携带端子排接线图，对端子排上的接线方式不清楚，危险点分析不足、无票作业，凭主观想象，随意动手接线，是造成此次事故的直接原因。
四、事故暴露的主要问题：
1、天津蓝巢电力检修公司工作人员检修安全及技术工作不规范，技术水平低，在处理给排水泵房0.4kV PC段母联开关的指示灯不亮的缺陷时，使用万用表的直流电压挡测量接线端子的交流量，并短接端子排接线，使交流接入网控直流控制回路，最终造成此次事故。
2、天津蓝巢电力检修公司的安全管理、技术管理存在漏洞，工作人员有规不循，安全意识薄弱，检查缺陷时未开工作票，没有监护人，对检修工作中的危险点分析有死角；对设备系统不熟悉，在二次回路上工作未带图纸核对，人员培训存在差距。天津蓝巢电力检修公司安全生产责任制落实存在盲点。
3、托电公司在对外委单位管理存在差距，对外委单位工作人员的安全及技术资质审查不力，未尽到应有的职责对其进行必要的安全教育培训，对外委单位人员作业未严格把关，未严格执行生产上的相关规定。
4、直流系统设计不够完善。此接线端子的直流电源由500kV#1网控的直流电源供给，网控直流接引到外围设备（多台机组、网控保护直流与外围附属设备共用一套直流系统），交直流端子交叉布置并紧挨在一起，存在事故隐患，使得直流系统的本质安全性差，抵御直流故障风险的能力薄弱。
5、托电公司在盘柜接线不合理以及遗留短接线等问题未及时发现并未及时治理，反映出设备管理不到位。虽然已经制定了防止500kV系统全停的措施并下
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发，对交直流不能混用的问题已经列为治理项目，但工作责任分解还未完成，未将生产现场所有可能引起交流串入直流的具体检修作业点进行分析，反映出基础工作薄弱。
6、在运行人员带领下维护人员检查确认缺陷时，运行人员对维护人员的工作行为没有起到监督作用，运行人员对电气专业工作规范不清楚，对管辖设备基本工作状态不清，充分说明运行人员的自身学习与培训教育工作不到位。
五、应吸取的教训和采取的措施
1、托电公司对在生产、基建现场直流系统进行摸底检查，从设计、安装、试验、检修管理上查清目前全厂直流系统的状况，分系统、分等级对交流可能串入直流系统及造成的影响进行危险点分析及预控制，制定出涉及在直流系统上工作的作业指导书。
2、交直流电源在同一盘柜中必须保证安全距离、隔离措施到位，交流在上，直流在下，且有明显提示标志，能立即改造的及时进行改造，不能改造的做清标记、作好记录，避免交流串入直流。组织所有电气和热工人员包括外来维护人员、运行人员，认真学习交流串入直流回路造成保护动作的机理和危害的严重性，要大力宣传保证直流系统安全的重要性和严肃性。
3、加强直流系统图册管理，必须做到图纸正确、完整，公司、部门、班组要按档案管理的标准存档，有关作业人员要人手一册。
4、凡是在电气二次或热工、热控系统回路上的工作，必须使用图纸，严格对照图做工作，没有图纸严禁工作，违者按“违章作业”给予处罚。
5、在热工和电气二次回路上工作（包括检查），必须办理工作票，做好危险点分析预防措施，在现场监护下工作。进行测量、查线、倒换端子等二次系统工作，逐项监护，防止出错。
6、加强检修电源的使用和管理。在保护室、电子间、控制盘、保护柜等处接用临时工作电源时必须经公司审批措施到位后方可使用。在上述区域任何施工用电一律从试验电源插座取用，工作票上要注明电源取自何处。
7、检查各级直流保险实际数值的正确性，接触的良好性，真正做到逐级依次向下，防止越级熔断，扩大事故。
8、对网控等主机保护直流接到外围设备的情况进行排查，发现问题要安排整改。
9、各单位、部门再次检查安全生产责任制是否完善、每一项工作、每台设备是否都已明确到人，尤其公用外围系统化学、输煤、除灰、水厂等系统的管理，避免存在死角。
10、托电公司各部门加强对外委单位（包括短期的小型检修、施工、长期的检修维护、运行支持）的全过程管理，对外委单位安全及技术资质、对其作业的安全措施、人员的安全技术水平进行严格审查，进行必要的安全教育培训并要求其考试合格后上岗。各部门严格履行本部门、本岗位在外委单位安全管理的职责。不能以包代管，以问代考。对其安全及技术资质一定要进行严格审查，并进行必要的安全教育培训及考核。同时对于每一项外包工程作业，必须派出专职的安全监护人员，全程参与其作业过程。
11、要严格履行两票管理规定，杜绝人员违章，从危险预想、写票、审票、布置安全措施、工作票（操作票）执行等各环节严格把关，严禁以各种施工通知、文件、措施来代替必要的工作票制度，严禁任何人员无票作业或擅自扩大工作范围。对五防闭锁装置进行一次逻辑疏理，发现问题及时整改。
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对于这次三台机组跳闸事故处理的详细情况待事故调查结束，形成正式报告后另行下发。（请托电公司与外委单位的运行、检修涉及到电气一次、二次、热工专业的每位员工对“10.25事故”快报立即学习，并写出学习心得，其他专业人员也要立即开展学习，并在班组安全学习活动中结合本职工作展开讨论，做到举一反三。）
1、立即在各生产、基建和前期项目单位，开展一次直流系统安全大检查活动，从设计、安装、运行、维护、检修等各个环节，逐项检查、认真分析、找出设计不合理的地方，安装不规范的地方、标志不全面的地方、图纸不正确的地方、管理不到位的地方，要全方位接受教训，立即整改，不留死角。
2、交直流电源在同一盘柜中必须保证安全距离，交流在上，直流在下，且有明显提示标志，避免交流串入直流。组织所有电气和热工人员包括外来维护人员、运行人员，认真学习交流串入直流回路造成保护动作的机理和危害的严重性，要大力宣传保证直流系统安全的重要性和严肃性。
3、加强直流系统图册管理，必须做到图纸正确、完整，厂、车间、班组要按档案管理的标准存档，有关作业人员要人手一册。
4、凡是在电气二次或热工、热控系统回路上的工作，必须使用图纸，严格照图工作，没有图纸严禁工作，违者要给予处分。
5、重申在热工和电气二次回路上工作，必须开工作票，做好危险点分析预防措施，在现场监护下工作。要制定测量、查线、倒换端子等二次系统工作的作业程序，逐项监护，防止出错。
6、加强检修电源的使用和管理。制定保护室、电子间、控制盘、保护柜等处接用临时工作电源的制度，严格管理，任何施工用电一律从试验电源插座取用，工作票上要注明电源取自何处。
7、检查各级直流保险实际数值的正确性，真正做到逐级依次向下，防止越级熔断，扩大事故。
8、托电公司要继续将每一机组掉闸的所有细节分析清楚，找出设备存在的问题，认真加以改进，防止重复发生问题。
9、各单位要针对托电这起事故，加强对直流系统的管理，落实直流系统的负责人及责任制。对网控等主机保护直流接到外围设备的情况进行排查，发现问题要安排整改。
10、针对此次事故，进一步完善保厂用电措施。
新建项目公司要加强对设备外委单位的管理，要明确二次设备和系统的职责划分，按照系统的重要性和整体性界定管理和维护职责，不允许外单位维护电厂的电气二次、热控及保护直流系统。
关于山西神头第二发电厂主蒸汽管道爆裂事故有关情况的报告
国家电网公司
2006年12月12日，山西神头第二发电厂发生一起主蒸汽管道爆裂事故，造成二人死亡、二人重伤、三人轻伤，部分设备损坏。有关情况报告如下：
一、事故简要经过
2006年12月12日9时01分，山西神头第二发电厂(以下简称神头二电厂)#1机组正常运行，负荷500MW，炉侧主汽压力16.48MPa，主汽温度543℃，机组投“AGC”运行，各项参数正常。9时02分，#1机组汽机房右侧主蒸汽管道突然爆裂，爆口处管道钢板飞出，在主蒸汽管道上形成面积约为420mm(管道纵
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向)×560mm(管道环向)的爆口，高温高压蒸汽喷出，弥漫整个汽轮机房，造成人员伤亡和设备损坏。
事故共造成7名人员伤亡，其中2人事故当天死亡，另外2人重伤、3人轻伤。伤亡人员均为负责汽机车间清扫卫生的朔州涞源电力安装检修公司(外委)工作人员。截至目前，2名重伤人员的各项生理指标正常，已无生命危险，3名轻伤人员已停止用药，饮食起居恢复正常。
发生事故的主蒸汽管道设计为φ420mm×40mm，材质为捷克标准17134，相当于我国钢号1Crl2WmoV，设计额定运行压力为17.2MPa，温度为540±5℃。1号机组成套设备从原捷克斯洛伐克进口，于1992年7月16日移交生产。
二、事故损失和恢复生产情况
除人员伤亡外，本次事故还造成≠}1机组主汽系统部分管道、热工控制系统部分元器件、化学采样间部分设备、厂房部分墙体和门窗损坏。直接经济损失(包括伤亡人员赔偿、治疗费用)约309.38万元。
在深入进行事故调查分析的同时，山西省电力公司调集各方力量，迅速开展事故抢修和恢复生产工作。12月l8日和22～23日，省公司召集所属有关单位和部门，并邀请西安热工院、苏州热工院等单位专家参加，召开了两次事故抢修专项会议，确定管道更换范围和施工方案，明确各单位分工，排定工期计划。
经全力抢修：神头二电厂#l机组已于2007年1月14日恢复运行，并网发电。截至1月18日，机组运行平稳，负荷控制在450MW～460MW，各项参数和监控指标正常。
三、应急处置
事故发生后，神头二电厂集控运行人员立即执行机组紧停措施，处理得当，避免了事故范围进一步扩大，锅炉、汽机、发电机三大主设备没有受到损害。
山西省电力公司立即启动事故应急预案。省公司主管安全生产的副总经理带有关人员于12日中午赶到事故现场，了解事故情况，组织事故处理和伤员抢救。12日晚山西省电力公司召开了党组紧急会议，成立了以总经理为组长的事故处理领导组和善后处理、恢复生产、事故调查三个工作小组，并立即开展相关工作。
国家电网公司抽调专家组成工作小组于13日中午抵达神头二电厂，了解事故发生及应急处置有关情况，协助山西省电力公司进行事故原因分析。
事故发生后，按照《国家电网公司突发事件信息报告与新闻发布应急预案》的规定，山西省电力公司紧急启动新闻应急预案，有关人员迅速赶赴事故现场。下午l5：00左右，现场危险消除后，山西省电力公司派专人带领媒体记者进入事故现场。12月13日，山西省电力公司向省政府、太原电监办和事故发生地朔州市政府安监部门汇报了事故情况，并由新闻中心向媒体记者提供了事故情况稿件。
四、事故调查与原因初步分析
山西朔州市政府有关部门组成的事故调查组于15日进驻神头二电厂。事故调查组分社会调查组、技术组、资料组三个工作小组。山西省电力公司组织有关单位积极配合事故调查组的工作。目前，事故调查组已完成社会调查和资料收集整理，事故技术分析和报告整理工作正在进行。
此次事故为大容量发电机组主蒸汽管道爆裂，管道钢材成块飞出，而且呈现直管道环向爆口，事故技术原因比较复杂。山西电科院对爆管段及飞出的残片做了宏观检查、化学成分分析、常温和高温短时拉伸试验、冲击试验、金相组织检查和扫描电镜分析等大量试验、分析工作。山西省电力公司还特邀了太原理工大
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学材料学院、太原重型机器厂理化检测中心、山东电科院、西北电科院、国网电力建设研究院等单位专家帮助进行技术分析。
2007年1月5日，国家电网公司在北京组织召开专门会议，聘请钢铁研究总院的有关专家对山西省电力公司已进行的事故分析工作和初步分析意见进行审核、分析。与会专家认为：山西省电力公司目前进行的失效分析思路正确、采用的试验研究方法恰当，提出的初步分析意见符合逻辑，爆破的主要原因是材料的组织性能不良。
根据目前已做的试验和技术分析工作，神头二电厂#1机组主蒸汽管道爆裂事故技术分析初步意见是：主蒸汽管道爆裂的主要原因是管道材料组织性能不良，并在长期高温运行中进一步劣化，在较高应力的作用下因强度不足发生膨胀变形至爆裂，与运行操作、人为原因和外力因素等均无关。
为更深入、准确地找到管道爆裂原因，并为其他非事故管段今后的运行维护、检查检测和更换提供科学依据，山西省电力公司已委托西安热工研究院对事故管段和残片做进一步的断口试验分析。
华能汕头电厂1999年2号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报
1999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)
一、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。
二、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。
三、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500r/min，初步检查无异常。16时08分，升速至1200r/min，中速暖机，检查无异常。16时15分，开启高压
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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×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××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。
四、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0.80-1.00mm，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1.00mm，高压缸前油挡钨金齿左侧磨去0.35mm，铜齿磨去约0.45mm。
五、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。六.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。
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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。
七、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×，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××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×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××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××，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××(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××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××作为#2机组大修总指挥，对此次事故负有领导责任；厂长郑××，作为全厂安全第一责任者，对此次事故负有领导责任。
七、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。
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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。
裕东电厂#1机组#5轴瓦烧损事故报告
二00四年九月二十九日#1机组168试运后消缺工作结束重新启动，15：56#1发电机并网；运行二十七小时后由于#1机组#5轴瓦温度异常升高到113.35℃于9月30日18：58紧急停机，于10月24日启动，机组停运24天；事故发生后，裕东公司迅速组成了有关各方参加的事故调查组（详见附件1），对事故进行了分析处理，现将有关情况汇报如下：
一、事故现象：
#1机组168小时试运结束后停机消缺工作于2004年9月29日全部结束。
9月29日7：56#1锅炉点火，12：54#1汽轮机冲转，15：56#1发电机并网；9月30日11：50～14：55满负荷运行3小时后减负荷至200MW。
#1机组在停机检修再次启动后，除#
4、#5轴瓦外其他轴瓦温度均没有明显变化，其中#4 轴瓦温度82℃、#7轴瓦温度92℃；但#5轴瓦温度异常升高，在启动时瓦温为65℃，在29日17：02#5轴瓦温度升到83.7℃，回油温度为62℃；到9月30日上午10：00#5瓦金属温度由85.24℃以0.5℃/小时速率开始缓慢上升，16：00#5瓦的油膜压力开始由1.6MPa缓慢下降，18：00#5瓦金属温度上升到96.4℃，#5瓦的油膜压力下降到0.5MPa，启动交流润滑油泵以提高润滑油压力，调整润滑油温在40℃左右，#5瓦金属温度仍然持续上升，18：43减负荷到50MW，18：47#5瓦金属温度开始直线上升，11分钟后由97.2℃上升到113.35℃（18：58），同时#5瓦回油温度由65℃升到74.56℃，运行人员果断打闸停机。（#5瓦油膜压力下降时#3、4、6瓦的油膜压力分别是3.0/0.5MPa、4.0MPa、2.2MPa没有变化）在#5瓦金属温度开始上升过程中，其振动也出现了异常波动。
15：09负荷212MW，5X由30μm升到60后又降至32μm，5Y由28μm升到65μm后又降至32μm，#5瓦振动由17μm升到47μm后又降至19μm；波动2次。此时其他瓦振动没有异常波动。
17：11负荷200MW，5X由32μm升到58μm后又降至29μm，5Y由32μm升到62μm后又降至27μm，#5瓦振动由19μm升到42μm后又降至16μm；波动3次。此时其他瓦振动没有异常波动。
19：11汽轮机惰走至875转/分，5X 62μm，5Y 52μm，#5瓦振动84μm，#
6、7轴振分别达到了200μm、220μm。
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19：17汽轮机600转/分，启动顶轴油泵，#5瓦顶轴油压5.5MPa左右（比原来停机盘车状态下低了3～4MPa）。19：26汽轮机300转/分破坏真空，19：36汽轮机转速到零，汽轮机惰走38分钟。
二、事故处理经过：
我公司#5轴瓦为上海汽轮电机厂供货，轴瓦为球面支撑，轴瓦乌金为锡基轴承合金，轴瓦铸件内不开鸠尾槽，轴瓦下半部接触角为130度，设计要求不得修刮瓦面。轴承进油在上半瓦45度处进入轴颈。
停机后，我公司积极与施工单位及设备厂家联系，并先后于10月10日、10月12日、10月15日召开了三次会议对#5轴瓦进行了事故预分析、事故分析及处理方案审定。经2004年10月12日揭开#5轴瓦检查，发现存在钨金碾压损坏，现场无法修复，立即连夜将瓦送上海电机厂检查检修。13日上午，经过上海发电机厂对该瓦超声波检查发现钨金严重脱胎，下瓦顶轴油囊磨损。我公司感到事情严重，派专车去上海发电机厂将超声波仪器及专业检测人员接到永城，对#
1、2机组的#5、6、7轴瓦进行了全面检查，发现#1机组#6轴瓦也存在细微缺陷，其他轴瓦均未发现有脱胎现象，针对这一现象，河北电建一公司提出了三种处理方案：
1.对#5轴瓦脱胎部位进行局部修补。
上海电机厂认为该方案虽然时间较短，但是由于脱胎面积较大，处理不能保证补焊质量。
2.利用原#5轴瓦瓦底重新浇铸钨金。
上海电机厂认为浇铸钨金过程中可能会造成瓦胎变形，与旧瓦相比中心变化较大。
3.用新的轴瓦更换#
5、#6轴瓦。
经过多方论证认为：第一种方案因质量不能保证，不可行；第二种方案用重新浇铸钨金变形后的该瓦，回装工艺及要求、检修工期与使用新瓦基本相同；第三种方案虽然工期较长，但是能够保证安全运行，符合规范要求。同时发电机厂也表明了观点：新轴瓦到达现场后，应该进行研瓦检查，保证接触良好；因为#
5、6轴瓦都要更换，低－发联轴器中心最好重新检查一下，以确保安全。我们认为机组的安全可靠运行是头等大事，一切工作应该严格按照规范要求进行，于是决定采用第三方案，而且认为#
5、6轴瓦经初步检查符合要求且研磨工作量较小，完全可以不拆卸发电机的上端盖，检修工期可大大缩短。经大家共同努力，检修工作于2004年10月23日23时结束，机组于10月24日２：２３分点火启动，10：40开始冲转，14：47分汽机满转，16：22并网成功。
此次开机后通过对各瓦运行情况的监测，运行正常，瓦温、振动均在正常范围之内（见附件4：#5瓦损坏后处理结束机组正常运行中各参数）。
三、事故原因分析：
在事故分析会中，各位专家针对#5轴瓦的检查情况和发电机组运行情况发表了自己的看法和意见，认为造成#5轴瓦磨损的原因如下：
1.#5轴瓦在制造期间少了一道脱氢工艺，使得乌金与瓦块接合面处存有氢气，运行中氢气聚集导致轴瓦鼓包，破坏了顶轴油膜压力，引起轴瓦温度升高，积累到一定程度使得油膜压力下降几乎到零，从而导致轴瓦磨损，这是这次事故的主要原因。
2.运行中润滑油质较脏，是机组运行的一个不安全因素，现已加强滤油，改善油质；
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3.通过分析与检测，此次事故与安装质量联系不大，#1机组沉降均匀（见附件3：沉降观测示意图）。
4.通过DAS记录的#5轴瓦温度上升曲线与运行人员记录的油膜压力下降数据分析基本吻合，印证了“轴瓦鼓包造成油膜压力下降几乎到零，从而导致轴瓦磨损”这一结论。
综上所述，这次事故的主要原因就是#5轴瓦在制造期间少了一道脱氢工艺，使得乌金与瓦块接合面处存有氢气，运行中氢气聚集导致轴瓦鼓包，破坏了顶轴油膜压力，引起轴瓦温度升高，积累到一定程度使得油膜压力下降几乎到零，从而导致轴瓦磨损。
四、预防措施：
1.事故发生后，裕东公司领导极为重视，按照“四不放过”的原则，举一反三，积极与设备厂家联系，对同类型的轴瓦分别进行了检查更换，此次共更换了#
1、#2机组的#
5、#6轴瓦以及备用轴瓦等6块瓦，杜绝以后类似事故的发生；
2.运行中加强滤油，加强对润滑油质的监测化验，以保证润滑油质良好；
3.加强对运行人员的技术培训和教育，加强对各轴瓦温度、振动的检查检测，加强汽机各参数的监视和控制，发现异常及时汇报，果断地、正确地处理。
裕东电厂“10.28”#2机组(300MW)停机事故的通报
一． 事故简述
2005年10月28日10时，#1机组正在大修，#2机正常运行，负荷200MW，2A、2C给水泵运行，2B给水泵备用，2A循环泵运行，2B循环泵备用，#
3、4除灰空压机运行，#1、2、5除灰空压机备用，#1高备变带6kV1A、1B段并做#2机备用电源，#
1、2柴油发电机备用。
10月28日10：11，姚孟电厂（以下简称：姚电）检修人员李建中、李西义要求处理#4除灰空压机疏水阀缺陷，裕东公司除灰运行人员张电臣启动#5除灰空压机，停运#4除灰空压机（上位机上显示已停运，事后调查当时实际仍在运行），除灰运行人员李龙就地检查#5除灰空压机运行正常，关闭#4除灰空压机出口门，姚电检修人员打开化妆板发现#4除灰空压机冷却风扇仍在运行，通知就地除灰运行人员，除灰运行人员李龙按下紧急停机按钮，但#4除灰空压机冷却风扇仍没有停下来，为停运#4除灰空压机冷却风扇，误断断油电磁阀电源。10：18除灰运行人员李龙、检修人员李建中、李西义发现#4除灰空压机冷却风扇处冒烟着火，立即尽力扑救，同时停运#
3、#5除灰空压机，通知消防队，汇报值长，5分钟后，专职消防队赶到现场，因火情不大，利用就地灭火器材很快将火扑灭。
10:21，集控人员发现#1高备变高备１开关、6101、6102开关跳闸，6208开关跳闸，6kV1A、6kV1B、6kV2B段失压，查#1高备变保护分支零序过流保护动作；
10:21，#2炉两台空预器跳闸，联跳2A、2B引风机，#2炉MFT，紧急降负荷，维持汽包水位；
10:22，2C给水泵“低电压保护”动作跳闸，同时因给水泵所有电动门失电，2B给水泵无法启动；
10:24，2A给水泵“工作油冷却器入口油温高Ⅱ值”热工保护动作跳闸，汽包水位无法维持；
10:25，#2炉汽包水位-300mm，手启交流润滑油泵，手动打闸停机，6kV2A
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段失压，#2柴油发电机自启正常，带保安2A、2B段；
10:27，#2机转速降至2560r/min时，#4轴瓦温度发现上升趋势，开启真空破坏门；
10:31，#2机转速降至1462r/min时，#4轴瓦温度升至96℃；转速降至1396r/min时，#4轴瓦温度急剧升至109℃，后下降，转速533r/min时，温度67℃，后又急剧上升；
10:37，#2机转速降至729r/min时，手启2A、2C顶轴油泵正常； 10:42，#2机转速降至400r/min时，#4轴瓦温度升至121℃；
10:44，#2机转速降至181r/min时，#4轴瓦温度84℃，后直线上升； 10:45，#2机转速85r/min时，#4轴瓦温度137℃； 10:46，#2机转速到0，#4轴瓦温度123℃；
10:33，强合高备1开关、6201、6202开关，强合不成功；集控运行人员到6kV2B段检查发现#4除灰空压机开关未跳闸，立即打跳。
10:38，#4除灰空压机开关解备发现B、C相一次保险熔断，A相未熔断； 10:40，重新强合高备1开关、6201、6202开关正常；
10:46，#2机转速到0，惰走时间21min，投连续盘车正常，盘车电流23A，挠度1.8丝；
11:00，#
1、#2机厂用电倒为#1高备变供电。
事故后，裕东公司进行了初步的事故调查，检查发现：#2机组#4除灰空压机及电机严重损坏（后经厂家人员来现场确认修复后仍可使用）、2A给水泵芯包严重损坏、2A给水泵液力耦合器接近报废、2A给水泵周围部分管道受到不同程度损伤、部分监测仪表损坏、主机#4轴瓦及轴颈磨损。
二． 事故原因
#4除灰空压机在停运时，由于其开关常开辅助接点接触不良，开关拒动，#4除灰空压机未停运，除灰运行人员处理时误断油电磁阀电源，使#4除灰空压机断油运行，油温逐渐上升到109℃，油温高保护动作跳开关，由于#4除灰空压机开关拒动，空压机继续运行电机过热冒烟着火，绝缘破坏而接地；接地后#4除灰空压机开关仍然拒动，越级跳开6kV2B段工作电源6208开关，快切启动后，越级跳开高备1开关，6kV2B段失压，造成2C给水泵“低电压保护”动作跳闸、#2炉零米MCC失压，同时运行于380v2B2段的两台空预器跳闸，联跳引风机，#2炉MFT动作灭火；因机侧热控电动门电源失去，2B给水泵未能联启；后因运行人员事故处理经验不足，在手动方式操作给水泵勺管开度调整给水泵转速维持汽包水位情况下，操作不当，2A给水泵出口逆止门及炉主给水管路上的逆止门未能关闭到位，2A给水泵发生倒转，“工作油冷却器入口油温高II值”保护动作跳闸，进而，造成耦合器超速并严重损坏；三台给水泵全部停运后，锅炉汽包水位无法维持，被迫手动打闸紧急停机； #4轴瓦进油管道残留的杂质或硬质颗粒在机组运行过程中进入轴瓦造成轴颈磨损，转子惰走过程中，由于轴颈磨损划痕在低转速下使润滑油膜损坏引起轴颈与轴瓦接触摩擦、导致温度升高、钨金损坏。
三． 事故暴露的问题
从事故后的调查分析发现本次事故暴露出裕东公司在安全管理、责任制落实、运行管理、设备管理、技术管理等多方面不同程度的存在着问题，主要表现在：
1、安全管理、生产运行管理方面
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安全制度、规程不完善，对制度的执行力度不够，运行人员误操作是引起本次事故的原因，在发生操作障碍后，值班人员对设备不熟悉，盲目操作；在事故过程中有多个环节可以避免事故扩大，但因监督检查力度不够及生产运行管理方面存在的问题，致使事故不断延伸扩大；由于信息沟通不畅，致使当班值长不能对生产现场进行全面掌控，在事故处理过程中处于被动，不能及时有效地开展事故处理工作。上述问题具体表现在：
1)事故发生前处理#4除灰空压机疏水阀缺陷时，未办工作票； 2)除灰值班员在启动#5除灰空压机，停运#4除灰空压机时，没有汇报值长，在#4空压机停运未成功后，也未及时向值长汇报，导致事故扩大到#1高备变跳闸时，运行人员不能对事故原因进行正确判断并及时采取措施，丧失了避免事故继续扩大的时机；
3)值班员对空压机现场设备不熟悉，发现#4空压机未停后，误断断油电磁阀的电源，引发事故；
4)2A、2B两台空气预热器自今年4月份小修后长时间同时运行于380v2B2段，这种非正常运行方式运行人员未能发现，致使事故时两台空预器全停，MFT动作，事故进一步扩大；
5)除灰运行规程中，除灰空压机启动需向值长汇报，停运是否需要汇报未明确。
6)空压机内部操作分工不明确。
7)事故过程中，运行人员在手动方式操作给水泵勺管开度调整给水泵转速维持汽包水位情况下，未能作出正确判断，操作不当。
8)运行人员在事故过程中，未能判断发现2A给水泵发生倒转，并采取有效对策。
2、技术管理及设计方面
1)#1高备变分支保护接线错误，历次的传动试验均未发现，为设备的安全运行埋下了隐患；
2)热控系统主要阀门电源没有自动切换功能。此次事故锅炉MFT动作后，汽机紧急打闸停机及给水泵事故的一个主要原因就是相关电动阀门失电，保安电源没有起到应有的保安作用；
3)除尘空压机设备无法满足运行人员的监控需求：a、灰控值班员无法监视电流等反应设备状态的参数，主控室可以看到相关参数，但不对设备进行控制；b、保护动作及报警信号只有开关控制柜就地显示，可作为事故追忆、分析用，不能起到警示和帮助处理事故的作用；c、在灰控CRT上，空压机的设备状态只有颜色区分，并且这种区分并不是由反馈信号控制的。对以上问题专业技术人员和专责单位未能及时发现，予以高度重视并解决。
4）热工连锁保护逻辑存在问题： 空气预热器A、B 两侧主、辅电机全停联跳引风机逻辑，没有延时，导致两台空预器主电机跳闸时，虽然两台空预器辅助电机均在1秒内正常联锁投入，但是两台引风机在辅助电机启动过程中就已联跳，造成MFT动作锅炉灭火；这一缺陷设计中不明确、DCS组态生成过程中未发现、联锁试验验收时也未能把住关。3． 事故处理、事故调查方面
1)对事故调查的重视程度不够，事故调查工作存在责任不明确现象，事故调查不及时、不彻底，未能严格按照事故调查“四不放过”的原则全面开展调查工作。
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2)事故发生后现场管理工作不到位，事故现场未挂警示牌、未设警戒线；事故调查和安全管理水平有待进一步提高。3)6kV开关室个别开关在运行状态时，现场无人工作但柜门处于打开状态。4．设备管理方面
1）事故中，给水系统的两道逆止门（2A给水泵出口逆止门及炉主给水管路上的逆止门）未能关闭。
2）#4除灰空压机操作箱内电源开关无标志。
3）2A给水泵反转报警器长期失效，事故中起不到报警作用。四． 事故责任考核
1． 本次事故构成一般设备事故，公司根据事故性质和造成的后果，依据《企业经营管理目标责任书》有关内容对裕东公司进行相关考核
2． 按照公司职权划分原则，对裕东公司经营班子的事故责任考核决定另行下达；要求裕东公司对内明确事故责任，采取有效的防范措施，做出对相关责任人的处罚决定。
一起发电厂220kV母线全停事故分析
发电厂母线全停是电力系统中的严重事故，其后果包括发电机组掉闸、直配负荷停电、电网频率、电压下降等，在某些情况下将导致大面积拉路限电、电网振荡或解列。下面介绍一起因处置不当导致发电厂母线全停的案例，以资参考。事故前运行方式
某发电厂为220 kV电压等级，双母线带旁路接线方式，从结构上又分为I站和II站两部分，之间没有电气联系。事故前该厂处于正常运行方式。事故经过
2002-11-01T11：35，220 kV II站母差保护动作，母联2245乙开关及220 kV 4号乙母线上所有运行元件跳闸(包括3条220 kV环网线路和2台200 MW汽轮发电机组，另有1路备用的厂高变开关)。网控发“母差保护动作”、“录波器动作”、“机组跳闸”等光字。事故发生后，现场运行人员一面调整跳闸机组的参数，一面对220 kV 4号乙母线及设备进行检查。11：39，现场报中调220 kV 4号乙母线及设备外观检查无问题，同时申请将跳闸的机组改由220 kV 5号母线并网，中调予以同意。11：47，现场自行恢复II站厂用电方式过程中，拉开厂高变2200乙-4隔离开关，在合上厂高变2200乙-5隔离开关时，220 kV II站母差再次动作，该厂 220 kV乙母线全停。
11：50，现场运行人员拉开2200乙－5隔离开关，检查发现隔离开关A相有烧蚀现象。
12：01开始，现场运行人员根据中调指令，用220kV环网线路开关分别给II站2条母线充电正常，之后逐步合上各路跳闸的线路开关，并将跳闸机组并入电网，220 kV II站恢复正常运行方式。事故原因分析
(1)直接原因。事故发生后，根据事故现象和报警信号分析，判断为2200乙开关A相内部故障，并对开关进行了检查试验。开关三相支流泄漏电流测量值分别为：A相0.375 礎/kV，B、C相为0.0025 礎/kV，A相在交流51 kV时放电击穿。11月2日，对2200乙开关A相解体检查发现，开关静触头侧罐体下方有放电烧伤痕迹，静触头侧支撑绝缘子有明显对端盖贯穿性放电痕迹，均压环、张家港沙洲电力有限公司内部资料
屏蔽环有电弧杀伤的孔洞。经讨论认定，该开关静触头侧绝缘子存在局部缺陷，在长期运行中受环境影响绝缘水平不断下降，最终发展为对地闪络放电，这是此次事故的直接原因。
(2)间接原因。事故发生后，作为判断故障点重要依据的“高厂变差动保护动作”信号没有装设在网控室，而是装设在单元控制室，使现场负责事故处理的网控人员得不到这一重要信息，在未判明并隔离故障点的情况下进行倒闸操作，使事故扩大。暴露的问题 这次事故不但暴露了设备的缺陷，也暴露了运行和管理上的一些问题：
(1)开关制造工艺不良，绝缘子存在先天质量性缺陷；(2)保护报警信号设置不合理。此次事故的故障点位于220 kV母差保护和高厂变差动保护的双重保护范围之内。但“高厂变差动保护动作”的报警信号装设在该厂单元控制室，网控室仅有高厂变开关掉闸信号。这直接导致了在事故发生后中调及网控运行人员无法尽快判断故障点位置；
(3)现场运行人员在事故处理中也存在问题。220 kV 4号乙母线跳闸后，网控值班人员积极按现场规程及反事故预案要求对4号乙母线及所属开关、隔离开关、支持瓷瓶等进行了核查，对网控二次设备的信号进行了核查，但对始终处于备用状态的2200乙开关没有给以充分注意；另一方面，单元控制室的运行人员没有主动与网控室沟通情况，通报“高厂变差动保护动作”信号指示灯亮的情况，导致网控人员在故障点不明的情况下，为保II站机组的厂用电，将故障点合到运行母线上，致使220 kV II站母线全停。防范措施
(1)2200乙开关A相罐体整体更换，对原A相套管、CT彻底清洗。(2)对2200乙开关B、C相进行交流耐压试验。
(3)针对网控室没有2200乙厂高变保护信号的问题，制订措施进行整改，同时检查其它重要电气设备是否存在类似问题。
(4)加强各相关岗位间联系汇报制度，发生异常时各岗位应及时沟通设备的运行情况及相关保护、装置动作信号。
(5)加强运行人员的培训工作，提高运行人员对异常情况的分析能力和事故处理能力，保证运行人员对规程、规定充分理解，在事故情况下能够做到全面分析，冷静处理。
宁波北仑港发电厂“3.10”电站锅炉爆炸事故分析
1993年3月10日，浙江省宁波市北仑港发电厂一号机组发生一起特大锅炉炉膛爆炸事故（按《电业生产事故调查规程》界定），造成死亡23人，重伤 8人，伤16人，直接经济损失778万元。该机组停运132天，少发电近14亿度。
一、事故经过
1993年3月10日14时07分24秒，北仑港发电厂1号机组锅炉发生特大炉膛爆炸事故，人员伤亡严重，死23人，伤24人（重伤8人）。北仑港发电厂1号锅炉是美国ABB－CE公司（美国燃烧工程公司）生产的亚临界一次再热强制循环汽包锅炉，额定主蒸汽压力17.3兆帕，主蒸汽温度540度，再热蒸汽温度540度，主蒸汽流量2008吨/时。1993年3月6日起该锅炉运行情况出现异常，为降低再热器管壁温度，喷燃器角度由水平改为下摆至下限。3月9日后锅
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炉运行工况逐渐恶化。3月10日事故前一小时内无较大操作。14时，机组负荷400兆瓦，主蒸汽压力15.22兆帕，主蒸汽温度513度，再热蒸汽温度512度，主蒸汽流量1154.6吨/时，炉膛压力维持负10毫米水柱，排烟温度A侧110度，B侧158度。磨煤机A、C、D、E运行，各台磨煤机出力分别为78.5％、73％、59％、38％，B磨处于检修状态，F磨备用。主要CCS（协调控制系统）调节项目除风量在“手动”调节状态外，其余均投“自动”，吹灰器需进行消缺，故13时后已将吹灰器汽源隔离。事故发生时，集中控制室值班人员听到一声闷响，集中控制室备用控制盘上发出声光报警：“炉膛压力„高高”‟、“MFT”（主燃料切断保护）、“汽机跳闸”、“旁路快开”等光字牌亮。FSS（炉膛安全系统）盘显示MFT的原因是“炉膛压力„高高”‟引起，逆功率保护使发电机出口开关跳开，厂用电备用电源自投成功，电动给水泵自启动成功。由于汽包水位急剧下降，运行人员手动紧急停运炉水循环泵B、C（此时A泵已自动跳闸）。就地检查，发现整个锅炉房迷漫着烟、灰、汽雾，人员根本无法进入，同时发现主汽压急骤下降，即手动停运电动给水泵。由于锅炉部分PLC（可编程逻辑控制）柜通讯中断，引起CRT（计算机显示屏）画面锅炉侧所有辅助设备的状态失去，无法控制操作，运行人员立即就地紧急停运两组送引风机。经戴防毒面具人员进入现场附近，发现炉底冷灰斗严重损坏，呈开放性破口。
二、事故造成后果
该起事故死亡23人，其中电厂职工6人（女1人），民工17人。受伤24人，其中电厂职工5人，民工19人。事故后对现场设备损坏情况检查后发现：21米层以下损坏情况自上而下趋于严重，冷灰斗向炉后侧例呈开放性破口，侧墙与冷灰斗交界处撕裂水冷壁管31根。立柱不同程度扭曲，刚性梁拉裂；水冷壁管严重损坏，有66根开断，炉右侧21米层以下刚性梁严重变形，0米层炉后侧基本被热焦堵至冷灰斗，三台碎渣机及喷射水泵等全部埋没在内。炉前侧设备情况尚好，磨煤机、风机、烟道基本无损坏。事故后，清除的灰渣934立方米。该起事故最终核算直接经济损失778万元人民币，修复时间132天，少发电近14亿度。因该炉事故造成的供电紧张，致使一段时间内宁波地区的企业实行停三开四，杭州地区停二开五，浙江省工农业生产受到了严重影响，间接损失严重。
三、事故原因
该起锅炉特大事故极为罕见，事故最初的突发性过程是多种因素综合作用造成的。以下，仅将事故调查过程中的事故机理技术分析结论综合如下：
1.运行记录中无锅炉灭火和大负压记录，事故现场无残焦，可以认定，并非煤粉爆炸。
2.清渣过程中未发现铁异物，渣成份分析未发现析铁，零米地坪完整无损，可以认定，非析铁氢爆炸。
3.锅炉冷灰斗结构薄弱，弹性计算确认，事故前冷灰斗中积存的渣量，在静载荷下还不会造成冷灰斗破坏，但静载荷上施加一定数量的集中载荷或者施加一定数量的压力，有可能造成灰斗失稳破坏。
4.事故发生后的检验结果表明，锅炉所用的水冷壁管材符合技术规范的要求，对水冷壁管断口样品的失效分析证实，包角管的破裂是由于冷灰斗破坏后塌落导致包角管受过大拉伸力而造成的。
5.对于事故的触发原因，两种意见：
一种意见认为，“3.10”事故的主要原因是锅炉严重结渣。事故的主要过程是：严重结积渣造成的静载加上随机落渣造成的动载，致使冷灰斗局部失稳；落渣入
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水产生的水汽，进入炉膛，在高温堆渣的加热下升温、膨胀，使炉膛压力上升；落渣振动造成继续落渣使冷灰斗失稳扩大，冷灰斗局部塌陷，侧墙与冷灰斗连接处的水冷壁管撕裂；裂口向炉内喷出的水、汽工质与落渣入水产生的水汽，升温膨胀使炉膛压力大增，造成MFT动作，并使冷灰斗塌陷扩展；三只角角隅包角管先后断裂，喷出的工质量大增，炉膛压力陡升，在渣的静载、动载和工质闪蒸扩容压力的共同作用下，造成锅炉21米以下严重破坏和现场人员重大伤亡。因此，这是一起锅炉严重结渣而由落渣诱发的机械一热力破坏事故。
另一种意见认为，3月6日～3月10回炉内结渣严重，由于燃烧器长时间下摆运行，加剧了灰斗结渣。这为煤裂角气和煤气的动态产生和积聚创造了条件。灰渣落入渣斗产生的水蒸汽进入冷灰斗，形成的振动加速了可燃气体的生成。经分析计算，在0.75秒内局部动态产生了2.7千克以上混合可燃气体，逐步沿灰斗上升，在上升过程中，由于下二次风与可燃气混合，混合温度在470度左右（未达着火温度）。突遇炽热碎渣的进入或火炬（燃烧器喷焰）随机飘入，引起可燃气体爆炸，炉膛压力急剧升高，炉膛出口压力达2.72手帕以上，触发MFT动作。爆炸时，两侧墙鼓出，在爆炸和炉底结渣的联合作用下，灰斗与两侧墙连接处被撕裂，灰斗失稳下塌，包角管和联箱水平相继破裂，大量水汽泄出，炉内压力猛烈升高，使事故扩大。
6.锅炉投入运行后，在燃用设计煤种及其允许变动范围内煤质时出现前述的严重结渣和再热汽温低、局部管段管壁超温问题，与制造厂锅炉炉膛的结构设计和布置等不完善有直接关系，它是造成这次事故的根本原因。
另外，除上述诸技术原因外，北仑电厂及有关单位在管理上存在的一些问题，也是导致这起事故发生的原因：该事故机组自3月1日以来，运行一直不正常，再热器管壁温连续超过报警温度。虽经采取调整火焰中心，加大吹灰和减轻负荷等措施，壁温超限问题仍未解决。按ABB-CE公司锅炉运行规程规定，再热器壁温的报警温度为607度，3月6日至3月10日，再热器壁温多在640度和670度之间，锅炉负荷已从600兆瓦减至500兆瓦，再减至450兆瓦，到3月10日减至400兆瓦，再热器壁温仍严重超限。按运行规程规定，再热器壁温严重超温采取措施而无效时，应采取停炉措施。运行值班长曾多次向华东电管局总调度和浙江省电管局调度请示，但上级部门非但不同意停炉，而且还要求将锅炉负荷再提高一些，要求锅炉坚持运行到3月15日计划检修时再停炉。结果因结焦严重，大块焦渣崩落，导致该起特大事故发生。
因此，该起事故原因的认定结论为：制造厂锅炉炉膛设计、布置不完善及运行指挥失当；是一起锅炉设备严重损坏和人员群亡的责任事故。事故的直接原因是锅炉严重结渣。
四、事故处理
该起事故发生后，电力工业部及浙江省有关部门组成了事故调查组，对事故责任认定如下：
1.该台锅炉在投入运行以后，在燃用设计煤种及允许变动范围内的煤种时，出现了锅炉结渣、再热汽温达不到设计值而过热器、再热器管壁严重超温的问题；虽然采取了降负荷运行和下摆燃烧器等防止结渣，但积渣日趋严重，最终酿成了事故。另外楼梯间、平台、过道不畅造成了人员众多伤亡，因此制造厂对事故负有主要责任。
2.在运行管理上，北仑港电厂对引进的设备和技术研究、消化不够，又缺乏经验，在采取一系列常规措施未能改善锅炉运行状况的情况下，未能及时对炉内
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严重结渣作出正确判断，因而没有采取果断停炉措施。对事故负有运行管理不当的次要责任。
为了认真吸取事故教训，除积极组织对外谈判外，电力部已对有关责任人进行了处理： ⑴对北仑港电厂厂长给予降职处分； ⑵对厂总工程师给予行政记大过处分；⑶对浙江省电力局局长通报批评，生产副局长通报批评；⑷其他有关直接责任人员也做了相应处理。另对调查组提出的防止事故的对策。要求ABB-CE公司解决的项目，将通过谈判达到。
3.与事故主要责任方美国ABB－CE公司的谈判工作本着坚持原则、实事求是、维护国家利益的原则，由中国技术进出口总公司、水利电力对外公司及华东电管局、浙江省电力局等单位组成谈判组，开展对美国ABB－CE公司的谈判工作。第一轮谈判于1993年9月9日至9月10日进行，谈判主要内容是双方各自阐述对事故原因的看法。ABB－CE认为锅炉下部结渣是导致事故的主要原因，七种可能的外力造成灰斗失稳引起事故，而灰斗的四道刚性梁及四周角部的焊接质量不良使灰斗强度不够。我方认为锅炉结构不完善，制造质量不良，冷灰斗设计强度低，在锅炉大量结渣的情况下又无法观察和清渣。因此受可能发生的外力作用，使灰斗失稳破坏引起事故。在谈判中我方还与ABB-CE公司就如何使锅炉消除缺陷，尽快达到安全稳定运行的各种问题进行了讨论。为使下一轮谈判顺利进行，ABB－CE公司在10月份提交了正式的事故调查报告及我方需要的炉内温度场、有关部件的强度计算等分析资料；我方提供了煤种资料及事故原因调查报告（第二轮谈判于当年11月初举行，谈判内容及结论暂略）。
五、防范措施
国内大型电站炉结渣的问题比较普遍，为接受北仑港事故教训，举一反三，电力工业部于1993年9月24日至28日召开了大型电站锅炉燃烧技术研讨会，邀请科研、制造和大专院校的专家参加，提出技术改进和加强管理的措施，提高电站锅炉的安全运行水平。为预防事故再次发生，具体的防范措施如下：
1.制造厂（ABB-CE）应采取措施，解决投产以来一直存在的再热器汽温低和部分再热器管壁温度严重超限的问题。
2.制造厂应研究改进现有喷燃器，防止锅炉结焦和烟温偏差过大的问题。在未改进前，制造厂应在保证锅炉设计参数的前提下，提出允许喷燃器下摆运行的角度和持续时间。
3.锅炉设计中吹灰器布置密度低，现在吹灰器制造质量差，制造厂应采取措施加以改进。在未改进前，电厂应加强检修、维护和管理，提高现有吹灰器的可用率，必要时换用符合要求的吹灰器。
4.制造厂应研究适当加强冷灰斗支承的措施，以提高其结构稳定性又不致影响环形集箱的安全。
5.制造厂应采取措施加装必要的监视测点，如尾部烟温、烟压测点、过热器减温器进出口汽温测点、辐射式再热器出口汽温测点等，并送入计算机数据采集系统。此外，还应考虑装设记录型炉膛负压表。
6.制造厂应对冷灰斗的积渣和出渣系统的出渣增加必要的监测手段，包括增加必要的炉膛看火孔，以便检查锅炉结渣情况。
7.制造厂应对不符合安全要求的厂房结构、安全设施、通道、门、走、平台和扶梯等进行改进，如大门不能采用卷帘门，看火孔附近要有平台等。
8.切实加强燃煤管理。电力部和其他上级有关部门应共同解决锅炉燃煤的定点供应问题。电厂要加强对入厂煤、火炉煤的煤质分析和管理，完善配煤管理技
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术。
9.电厂应严格执行运行规程，加强对锅炉的运行分析和管理工作。应及时提出锅炉运行情况的分析意见和异常工况的应急措施。
10.对事故中波及的设备和部件进行仔细的检查。恢复运行前必须进行炉内空气动力场和燃烧调整试验。
乌石油化热电厂3号汽轮发电机组“2.25”特别重大事故详细原因分析
一、事故经过
1999年2月25日，乌石化热电厂汽机车间主任薛良、副主任顾宗军与汽机车间15名工人当班，其中3号汽机组由司机曹磊、副司机黄汉添和马新俊值班。
凌晨1时37分48秒，3号发电机——变压器组发生污闪，使3号发电机组跳闸，3号机组电功率从41MW甩到零。汽轮机抽汽逆止阀水压联锁保护动作，各段抽汽逆止阀关闭。转速飞升到3159r/min后下降。曹磊令黄汉添到现场确认自动主汽门是否关闭，并确认转速。后又令马新俊启动交流润滑油泵检查。薛良赶到3号机机头，看到黄汉添在调整同步器。薛良检查机组振动正常，自动主汽门和调速汽门关闭，转速2960r/min，认为是污闪造成机组甩负荷，就命令黄汉添复位调压器，自己去复位同步器。由办公室赶至3号机控制室的顾宗军，在看到3号控制屏光字牌后(3号机控制盘上光字牌显示“发电机差动保护动作”和“自动主汽门关闭”)，向曹磊询问有关情况，同意维持空转、开启主汽门，并将汽机热工联锁保护总开关切至“退除”位置。随后顾宗军又赶到3号机机头，看到黄汉添正在退中压调压器，就令黄汉添去复位低压调压器，自己则复位中压调压器。黄汉添在复位低压调压器时，出现机组加速，机头颤动，汽轮机声音越来越大等异常情况(事后调查证实是由于低压抽汽逆止阀不起作用，造成外管网蒸汽倒流引起汽轮机超速的)。薛良看到机组转速上升到3300r/min时，立即手打危急遮断器按钮，关闭自动主汽门，同时将同步器复位，但机组转速仍继续上升。薛良和马新俊又数次手打危急遮断器按钮，但转速依然飞速上升，在转速达到3800r/min时，薛良下令撤离，马新俊在撤退中，看见的转速为4500r/min。
约1时40分左右，3号机组发生超速飞车。随即—声巨响，机组中部有物体飞出，保温棉渣四处散落，汽机下方及冷油器处起火。乌石化和热电厂领导迅速赶至现场组织事故抢险，并采取紧急措施对热电厂的运行设备和系统进行隔离。于凌晨4：20将火扑灭，此时，汽轮机本体仍继续向外喷出大量蒸汽，当将1.27MPa抽汽外网的电动门关闭后，蒸汽喷射随即停止。
二、事故原因
（一）1.27MPa抽汽逆止阀阀碟铰制孔螺栓断裂使阀碟脱落，抽汽逆止阀无法关闭，是机组超速飞车的主要直接原因。
（二）运行人员在发电机差动保护动作后，应先关闭抽汽电动门后解列调压器，但依据制造厂资料编制的规程有关条款模糊不清，未明确上述操作的先后顺序，造成关闭抽汽电动门和解列调压器的无序操作，是机组超速飞车的次要直接原因。
（三）在事故处理中，司机曹磊在关闭抽汽电动门时没有确认阀门关闭情况，低压抽汽系统实际处于开启状态，使之与阀碟脱落的低压蒸汽逆止阀形成通道，是1.27MPa抽汽倒流飞车的间接原因。
三、事故原因分析
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为分析原因，调查组反复多次进行了以下工作：
1、现场观测、取证；
2、查阅和分析原始记录、数据和资料；3.对事故当事人进行询问和笔录；4.解体设备；5.对关键设备和电汽机热工保护系统进行试验和测试；6.综合分析讨论。结果如下：
(一)通过对事故当事人的调查表明，3号机超速飞车是发生在复位低压调压器时。根据对1.27MPa抽汽逆止阀解体检查和鉴定结果证实：抽汽逆止阀铰制孔螺栓断裂，阀碟脱落，致使该逆止阀无法关闭。证实3号机超速飞车是由于逆止阀无法关闭，造成1.27MPa蒸汽倒汽引起。
1.机组在保护动作后，自动主汽门、调速汽门关闭，转速升到3159r/min后，最低转速降至2827r/min，历时约3分钟，这说明自动主汽门、调速汽门是严密的，该调节系统动作正常。
2.发电机差动保护动作，机组转速上升到3159r/min，后降至最低时2827r/min；机组挂闸，开启自动主汽门，此时同步器在15.6mm，高压调速汽门没有开启，解列调压器，转速飞升到3300r/min；打闸后，自动主汽门关闭，转速仍继续上升，最后可视转速为4500r/min；经现场确认：自动主汽门和高压调速汽门关闭严密。说明主汽系统对机组超速没有影响。
3.通过现场设备解体检查确定：4.02MPa抽汽逆止阀严密。4.02MPa蒸汽无法通过中压抽汽管道返汽至汽轮机。其它各段抽汽逆止阀经检查和鉴定均关闭严密。
(二)运行人员在发电机差动保护动作自动主汽门关闭后，未先确认抽汽电动门关闭就解列调压器，中压调速汽门和低压旋转隔板开启，因低压抽汽逆止阀无法关闭，致使1.27MPa抽汽倒汽至低压缸中造成机组超速飞车。
1.乌石化热电厂标准化委员会发布的《CC50--8.83/4.02/1.27型汽轮机运行规程》规定，发电机差动保护动作，发电机故障跳闸和汽轮机保护动作时，应依照7.12款7.12.2条执行，按故障停机处理。故障停机处理步骤依照7.1.3款执行。该7.1.3.7规定：停止调整抽汽，关闭供汽门，解到列、低调压器。
2.乌石化热电厂标准化委员会发布的《CC50--8.83/4.02/1.27型汽轮机启动运行规程》规定，汽轮发电机组负荷甩到零以后，调节系统不能维持空负荷运行，危急遮断器动作时，应依照7.10.1款7.10.1.2条中d项执行，解列中、低压调压器、关闭供汽门。此时，汽轮发电机组的状况与发电机差动保护动作后汽轮发电机组的状况完全相同，但《CC50--8.83/4.02/1.27型汽轮机运行规程》中的处理规程却与之相抵触。
3.哈尔滨汽轮机有限责任公司为乌石化热电厂提供的《CC50--8.83/4.02/1.27型汽轮机运行维护说明书/112.003.SM》，对关闭供热门和解列中、低压调压器这两项操作的顺序未做出说明。
4.当发电机差动保护动作、发电机出口油开关跳闸时，电磁解脱阀动作，危急遮断滑阀动作，泄去自动关闭器油，自动主汽门关闭。综合滑阀NO.1下一次脉动油泄去，增大高、中、低压油动机错油门下三路二次脉动油的泄油口。同时，由于发电机出口油开关跳闸，超速限制滑阀动作，直接泄去高、中、低压油动机错油门下三路二次脉动油使高、中、低压油动机加速关闭，以防止甩负荷时机组动态超速过大，使机组能可靠地维持空转。超速限制滑阀动作约三秒后自动恢复原位。与此同时，调压器切除阀也接受油开关跳闸信号而动作，泄去NO.2、NO.3综合滑阀下脉冲油压，使其落至下止点，从而增大高压油动机滑阀下脉冲油排油口，高压油动机得以迅速关闭，有效地消除了调压器在甩负荷时出现的反调作用。
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但同时也减少了低压油动机下二次脉动油的泄油口和上述综合滑阀NO.1增大低压油动机错油门下二次脉冲油的泄油口的作用恰好相反。然而，哈尔滨汽轮机有限责任公司提供的《CC50--8.83/4.02/1.27型汽轮机调节保安系统说明书/112.002.SM》未对此做出说明，导致无法对低压旋转隔转板此时的启闭状态进行确认，给使用单位乌石化热电厂的有关人员判定上述情况下低压旋转隔板的启闭状态造成困难，在编制该型汽轮机运行规程中针对上述情况进行事故处理的有关条款时，误认为低压旋转隔板处于开启状态，因而无需对关闭电动抽汽门和解列调压器这两项操作规定先后顺序，给编制该型汽轮机运行规程造成误导。当发电机甩负荷时，汽轮机调节系统不能维持空负荷运行，危急遮断器动作时，也存在同样的问题。
5.乌石化热电厂标准化委员会在编写发布《CC50--8.83/4.02/1.27型汽轮机运行规程》时，编写、审核和批准等有关人员未就哈尔滨汽轮机有限责任公司提供的《CC50—8.83/4.02/1.27型汽轮机启动维护说明书/112.003.SM》和《CC50---8.83/4.02/1.27型汽轮机调节保安系统说明书//112.002.SM》上述内容向哈尔滨汽轮机有限责任公司提出疑义。
(三)3号机低压抽汽逆止阀因铰制孔螺栓断裂阀碟脱落，使1.27MPa外网蒸汽通过低压抽汽管道返到低压缸中，这是导致机组超速飞车的主要直接原因。在中低压调压器复位后，即机组在纯凝工况下，手打危急遮断器时，只能使自动主汽门和高压调速汽门关闭，中压调速汽门和低压旋转隔板不能关闭，无法将返汽量限制至最小，因而不能避免机组超速飞车。
(四)司机曹磊在出现“发电机差动保护动作”和“自动主汽门关闭”信号后，进行停机操作。在DCS画面上关闭各段抽汽电动门，但没有对电动门关闭情况进行确认，使1.27MPa蒸汽倒流至汽轮机低压缸成为可能(实际事故中1.27MPa抽汽三个电动门均在开启状态)。
(五)副司机黄汉添没有准确地向汽机车间主任薛良反映机组的真实情况。(六)汽机车间主任薛良和运行副主任顾宗军在事故发生时及时赶到现场是尽职尽责的行为。但违章代替司机与副司机操作，造成关闭抽汽电动门和解列调压器的无序操作。
秦岭发电厂200MW－5号汽轮发电机组轴系断裂的特大事故分析
一、事故概况及经过
1988年2月12日16时06分，秦岭发电厂200MW5号汽轮发电机组，在进行提升转速的危急保安器动作试验时，发生了轴系断裂的特大事故。轴系的7处对轮螺栓、轴体5处发生断裂，共断为13断，主机基本毁坏。1.该机组的基本情况：该机组的汽轮机系东方汽轮机厂1983年生产，出厂编号14，为D05向D09过渡的产品，调节部套也作了改动；发电机系东方电机厂1984年生产，出厂编号84—12一6一20。机组于1985年12月13日开始试运行，1988年2月正式移交生产。截止1988年2月12日事故前，机组累计运行12517小时，检修5988小时，停运461小时，自停59次，危急保安器提升转速试验6次共31锤次，机组最高达到转速3373转/分。2.事故过程概况：这次提升转速的危急保安器动作试验是在机组于2月12日5时52分与电网解列后，用超速试验滑阀，在接近额定主蒸汽参数及一级旁路开启的情况下进行的。做1号飞锤提升转速试验时，6号机司机将5号机盘上转速表揭示3228转/分，误看为3328转/分，并手
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按集控室的停机按钮，使机组跳闸，但并未与机头的试验人员联系，致使他们误认为1号飞锤已经动作。在场人员提供，在做2号飞锤提升转速试验过程中，当机组转速升到3302转/分时，听到有类似于汽门动作的声音，试验人员误认为2号飞锤已动作，将超速试验手柄放开，后确认2号飞锤并未动作。当转速降至3020转/分时，未发现异常，请示在场总工程师后，继续进行2号飞锤动作试验。根据在场人员的回忆，先听到升速叫声，看到副励磁机喷出灰尘，然后听到一声闷响，发电机端部着火，此时一名民工腰部被残片击中，在东头的人员听到一声闷响后随即看到1号瓦盖翻起，高压后汽封喷出蒸汽，试验人员跌倒。从听到升速叫声到发电机端部着火时间约6至8秒，在此期间，据在场人员称并未感到剧烈振动，个别人反映发电机端部着火后又有一声响。电厂有关领导指挥广大职工和消防队员奋力扑火，火焰于16时28分扑灭，一人被残片击伤。
二、事故原因分析这次事故是由油膜失稳开始的，突发性、综合性强烈振动造成的轴系严重破坏。该机组的轴系稳定性裕度偏低和机组转速飞升超速到3500转/分～3600转/分是酿成这次事故的主要起因。它是一次综合原因引起的技术事故。
三、吸取教训采取措施为防止秦岭5号机事故的重演，提高同类机组的可靠性，采取以下措施：1.改进调速系统设计，使其工作范围上限适当提高；改进超速试验，便于准确操纵，尽快对同类机组的调速器滑阀和超速试验进行一次普查，解决危急保安器的试验问题；提高超速保安装置的动作可靠性；重视热工检测系统的配备，保证仪表的工作完好率，加强机组关键运行参数的监测、保护、记录和记忆。2.研制稳定性良好的轴承，确定各轴承的合理相对标高，提高轴瓦的制造质量及安装工艺，研究轴系重要螺栓的必要预紧力与防松措施，提高中低压转子接长轴的制造和安装质量，制定运行机组的合理许可值。3.为从根本上采取有力措施，提高其运行的可靠性和安全性，建议列入“八五”重大攻关项目。
某电厂电工检修电焊机 触电死亡 事故经过
2002年05月17日，某电厂多经公司检修班职工刁某带领张某检修380 V直流焊机。电焊机修后进行通电试验良好，并将电焊机开关断开。刁某安排工作组成员张某拆除电焊机二次线，自己拆除电焊机一次线。约17：15，刁某蹲着身子拆除电焊机电源线中间接头，在拆完一相后，拆除第二相的过程中意外触电，经抢救无效死亡。原因分析
（1）刁某已参加工作10余年，一直从事电气作业并获得高级维修电工资格证书；在本次作业中刁某安全意识淡薄，工作前未进行安全风险分析，在拆除电焊机电源线中间接头时，未检查确认电焊机电源是否已断开，在电源线带电又无绝缘防护的情况下作业，导致触电。刁某低级违章作业是此次事故的直接原因。（2）工作组成员张某虽为工作班成员，在工作中未有效地进行安全监督、提醒，未及时制止刁某的违章行为，是此次事故的原因之一。
（3）该公司于2001年制订并下发了《电动、气动工器具使用规定》，包括了电气设备接线和15种设备的使用规定。《规定》下发后组织学习并进行了考试。但刁某在工作中不执行规章制度，疏忽大意，凭经验、凭资历违章作业。
（4）该公司领导对“安全第一，预防为主”的安全生产方针认识不足，存在轻安全重经营
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防范措施
（1）采取有力措施，加强对现场工作人员执行规章制度的监督、落实，杜绝违章行为的发生。工作班成员要互相监督，严格执行《安规》和企业的规章制度。
（2）所有工作必须执行安全风险分析制度，并填写安全分析卡，安全分析卡保存3个月。
（3）完善设备停送电制度，制订设备停送电检查卡。
（4）加强职工的技术培训和安全知识培训，提高职工的业务素质和安全意识，让职工切实从思想上认识作业性违章的危害性。
（5）完善车间、班组“安全生产五同时制度”，建立个人安全生产档案，对不具备本职岗位所需安全素质的人员，进行培训或转岗；安排工作时，要及时了解职工的安全思想状态，以便对每个人的工作进行周密、妥善的安排，并严格执行工作票制度，确保工作人员的安全可控与在控。
（6）各级领导要确实提高对电力多经企业安全生产形势的认识，加大对电力多经企业的安全资金投入力度，加强多经企业人员的技术、安全知识培训，调整人员结构，完善职工劳动保护，加强现场安全管理，确保人员、设备安全，切实转变电力多经企业被动的安全生产局面。
湛江电厂“6.4”全厂停电及#2机烧轴瓦事故通报
一、事故经过：
6月4日8时，湛江电厂两台300Mw机组并网运行，#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。
11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
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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。
二、事故原因分析
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。
三、事故暴露的问题
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。
四、反事故对策
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
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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。
关于2007年3月2日某电厂三号锅炉低水位MFT动作的事故通报
2007年3月2日，#3锅炉发生一起低水位MFT动作事故，现将本起事故通报如下。
一、事故名称：#3锅炉低水位MFT动作事故
二、事故责任部门：发电部
三、事故开始结束时间：2007年3月2日11：30至3月2日14：10
四、事故等级：二类障碍；事故类别：热机误操作 五、三号机组概况
三号机组额定装机容量135MW，由福建省第一电力建设公司总承建(其中锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造，440t/h超高压、中间一次再热、露天布置的循环流化床锅炉，型号为HG-440/13.7-L.WM20；汽轮机由东方汽轮机厂制造，型号为N135-13.2/535/535-2超高压、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式；发电机由山东济南发电设备厂与瑞士ABB公司联合开发制造，采用定子空气外冷、转子绕组空气内冷、分离式座式轴承和静止励磁方式，型号为WX21Z-073LLT)，于2006年5月24日首次并网投产。
六、经过
2007年3月2日发电部四值白班，根据省调负荷情况，#3机组从11：15负荷135MW降至11：30的110MW，整个降负荷过程相对较平稳，水位变化也在规定范围内。11：30负荷降至目标值，因午饭时间，当班#3锅炉副值黄xx认为锅炉参数相对较稳定，经主值张xx同意后，让值乙郑xx代为监视汽水盘（张xx也在监盘），就去吃午饭。
此时机组参数：机组负荷112MW，蒸汽流量为289t/h，给水流量为339t/h，主给水压力为14.66MPa，汽包压力为14.05MPa、主汽压力为13.28MPa，汽包水位为63mm，B给水泵液偶勺管开度84.8%。
为适当降低水位，郑xx点开给水泵调节对话框，将水位自动切为手动来降低汽包水位，由于其没有注意调节前给水泵液偶勺管开度，11：30：21就将其开度手动设为43.5%。关闭对话框后发现开度不正常，11：30：31立即切为手动将给水泵液偶勺管的开度开大，液偶勺管的开度最低降至60.7%。在此过程中，因勺管开度已被关下来，造成给水流量在11：30：25后低于150t/h给水泵再循环门自动开启。
11：30：52 汽机值班员在CRT上手动关闭再循环门，发现无法全关，立即派人就地手动关闭，可就地手动也只能关至20%（a、保护联开再循环门后，虽又调大勺管开度，但给水压力未能克服锅炉汽压，送锅炉给水无流量，水量全部从再循环管走，再循环门前后压差极大，手摇不动；b、该再循环门无中停功能，保护动作后，该再循环门必须到全开位置并解除连锁后，方能在CRT上关闭）。11：35 当汽包水位低至-116mm时，应锅炉主值张xx要求启动A给水泵运行。11：35：58 锅炉低水位MFT动作，锅炉投入烟煤、助燃油，待床温稳定后于12：46切换为无烟煤，#3机组负荷最低降至30MW，三台机组总负荷最低降至288MW，14：10#3机组负荷恢复至110MW，事故处理结束。
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七、原因
#3机组按省调负荷要求，负荷降至目标值后在调整水位的过程中，郑xx误将B给水泵液偶勺管开度由84.8%，手动设为43.5%，造成勺管开度过小导致给水流量低于150t/h，给水泵再循环门自动开启，引发锅炉低水位MFT动作。
八、事故的等级界定及责任认定
（一）事故的等级界定
本起事故造成3月2日11：41—12：50公司总负荷曲线不合格，中调下达总负荷为330MW，受锅炉MFT影响总负荷最低降至288MW（偏离12.7%），且在此负荷波动时间约达10min。本起事故影响总电量约3.5万kw.h。依据公司《各类事故、障碍、异常界定规定》第六章第23条第（一）款第3条规定，本起事故认定为二类障碍。
（二）事故的责任认定
随公司一期工程四台机组的陆续投产，发电部锅炉专业人员配备基本到位，为两台炉6名员工，鉴于不少运行人员为新手，实践经验不足，公司在多次会议上强调，要求值班员甲以上方可独立监盘，并进行操作；值班员乙必须在监护下进行监盘、操作，当机组运行工况不正常或事故处理时，值班员乙不得进行监盘、操作；值班员丙必须在监护下进行监盘，但任何情况下，均不得进行操作。本起事故由值班员乙进行独立监盘、操作，失去监护，引发本起事故，暴露出部分运行岗位人员有章不循的问题。本起事故责任认定如下：
主值张xx、副值黄xx对低岗位人员监盘时监督不力，未严格执行公司要求，对本起事故负主要责任。
郑xx对本起事件负次要责任。
九、事故处理
略
十、防范措施
1、发电部应加强员工的培训教育，尤其是加强低岗位员工的培训，提高员工的技术水平。对全体值班员甲，关于机组正常运行中水位的调整方法进行一次再培训，经过培训考试合格的值班员甲，在主值或副值的监护下上盘实习一个月，并经专业实践考核合格后，才能独立监视汽水盘。
2、发电部应加强教育，提高员工对监盘操作调整重要性的认识，低岗位员工监盘时，必须加强监护，做到精心操作，确保机组安全稳定运行。对全体运行人员，关于机组正常运行中燃烧调整、汽温调整、汽压调整等典型工况下各参数的调整方法，逐项进行再培训，提高运行人员操作水平。
3、发电部必须举一反三，加强部门的各项管理工作，对如何强化防止误操作问题，于3月20日前提出部门的整改意见及防范措施。
对人员技术培训工作，发电部应制定切实可行、行之有效的方案，明确责任人、方法、任务、目标、考核等事项，把技术培训这项基础性工作切实抓紧、抓细、抓实。
某厂#4机跳闸事故分析
一、事故经过：
2006年10月12日早7：30分4#机跳闸。当时无电气故障现象，机、电、炉各运行参数正常，事后调各运行参数曲线亦正常。经多方查找原因未有很合理
张家港沙洲电力有限公司内部资料 的解释，机组于9：52并网。
二、事故处理及分析：
事故时，热控、电气二专业人员均在现场查找原因。调出报警记录为： 7：29：51.914 DEH故障跳闸
(小数点后单位为毫秒，下同)7：29：51.953 发电机故障跳闸 7：29：56.271 非电量保护跳闸 7：30：5.216 A侧主汽门关闭
以下为跳机后的一些报警，如轴掁大跳闸等。
从事故记录看应是DEH故障跳闸引起发电机跳闸，但DEH无直接跳发电机功能，只有DEH先关主汽门才能去跳发电机，违反了正常逻辑关系，断定是误跳。为证实热控动作记录的正确性，后将电气故障录波器打印信息调出，动作顺序为： 7：30：01 热工保护动作 30：01.058 发电机跳闸开始 30：01.077 发电机跳闸结束 以下记录为厂用系统跳闸记录。
该记录与热控记录顺序相符。时间相差较多是因为电、热两个系统本身时间误差，后人工对时电比热控约快4.5秒。
电、热首出记录及顺序相同，可断定为热控保护首先动作引起。
为找到误跳原因，热控、电气二专业人员查找各种报警记录，将二专业所有报警信息全部集中，分析对照得出结论仍是DEH先故障跳闸，再引起发电机跳。后又将电气至热控可引起跳闸的联系电缆折开测绝缘正常，引起DEH故障跳闸的报警没有，运行参数无异常，找不出任何可以跳闸的原因。后热控、电气两专业人员一起分析下一步做法，决定利用3#机正处于停役机会做试验。热工人员拟订了试验步骤、方法并在中午休息时拟好方案打印5份。下午一上班热控、电气两专业人员即开始试验。试验由值长联系中调，值长按方案布置运行操作。先模拟4#机运行方式，将3#发变组出口刀闸拉开、开关合上。试验分四种：
1、机头手动打闸；
2、在ETS盘内短接发电机故障跳闸信号，即模拟发电机跳闸；检查机组动作情况。
3、短接主汽门关闭接点模拟汽轮机跳闸检查发电机动作情况。
4、发主汽门关闭信号同时去机、电检查汽机、电气动作情况。
试验结果：第1个试验动作过程与4#机故障记录一致，其余三个均不同。第1个试验动作过程为：14：22：34.627 DEH故障跳闸 34.656
发电机故障跳闸 45.436
非电量保护跳闸
23：22.393 A侧主汽门关闭
其间隔时间分别为：4#机
DEH故障跳闸----发电机故障跳闸 0.039秒
发电机故障跳闸---非电量保护跳闸 4.318秒
非电量保护跳闸---A侧主汽门关闭 8.945秒
3#机
DEH故障跳闸----发电机故障跳闸 0.029秒
发电机故障跳闸---非电量保护跳闸 10.78秒
非电量保护跳闸---A侧主汽门关闭 36.957秒
其间隔时间虽然相差很大，但递增关系相符。可能的原因是3#机处于停役状态，而4#机为滿负荷运行状态。
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以上试验说明，可能是：某种原因引起DEH故障信号发出。同时引起机组跳闸。
再分析引起DEH故障所有条件，再逐一排除。引起DEH故障所有条件有：
1、就地打闸
2、超速保护动作
3、转速故障
转速测量偏差大
4、阀位校验故障
校验偏差大
5、挂闸油压低
6、BTG盘(手操盘、立盘)紧急停机
7、ETS跳闸
机组保护跳闸
现逐一排除。
2、超速保护不可能，因发电机跳与机组同时，不可能超速。转速曲线也无此显示，热控无超速保护动作。
3、转速测量偏差大也不可能，无此报警，且三取二，不可能同时二个传感器故障。
4、阀位校验故障也不可能，因无此报警，也无此显示，且此保护只在开机前试验起作用，工况不符。
6、BTG盘(手操盘、立盘)紧急停机需要人员至手操盘上操作，会被别人发现也不可能。
7、ETS跳闸不太可能，一是无此报警，也无此现象，所调出的参数、曲线均无此记录。唯一有可能的即是
1、就地打闸，但就地打闸装置需人为左旋再拉出才能跳闸，除非故意为之才有可能。至于人为误碰接点，因接点位于里面，人要伸长手臂才能触及，人为可能也是很小的。但不排除该接点电缆绝缘不好短路引起，这种短路为瞬时才有可能，因为未经处理事后掛闸开启正常。还有可怀疑的是
5、掛闸油压即高压安全油压，该油压一无监视二无报警，若油压降低将导致主汽门关闭且同时跳发电机。事后检查过各电磁阀动作均正常。合肥厂运行人员反映合厂曾发生过遮断电磁阀微漏，导致安全油压下降关主汽门并跳发电机，现象与这次一样。运行及热控检查进出油管，虽有3℃左右温差，但断定不了是否有泄漏。就地油压表目前指示值无明显变化。
另从故障记录发现，跳机后有一报警“轴承振动大跳闸”。其时间在“发电机故障跳闸”信号后12.9秒，但又在主汽门关前0.12秒。通过查看DCS系统历史趋势，在跳机发生时刻，#1-#5瓦均有不同程度的轴掁增大，其中#5轴X向轴振显示数值由8um突变为16um，1秒之后变为8um，同时发电机有功功率由136MW速降至零，说明此时#5轴X向轴振测量曾有过异常（如电磁干扰，电缆屏蔽接地、线路接触不良等），虽然监测到的5X轴振数值与轴振保护跳机值270um相差甚远，但由于记录系统采样时间周期为2秒，不排除在此采样周期内#5轴X向轴振显示数值曾有达到保护跳机值，进而导致ETS“轴振大跳机”保护动作的可能。考虑到报警时间误差较大，此点也是很值得怀疑。只是未经处理，开机后正常则无法解释。
可直接跳闸的有关元器件故障与人为误碰有共同的特征，即无任何报警、异常现象，突然跳闸且无法分析原因。以上分析总结这次跳机可怀疑的原因是：
1、就地打闸接点电缆绝缘不好，待停机后检验。
2、安全油压因电磁阀微漏降低跳机，而且电磁阀动作跳机后又正常不漏了。(ZZ厂发生过)
3、人为动就地跳机接点。
三、教训及改进：
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1、引发DEH故障的条件因无报警首出记忆，给事故分析带来困难。应在DEH逻辑中增加故障首出记忆逻辑。
2、各报警之间时间相差太大，同样给分析带来了困难。如：发电机故障跳闸与主汽门关闭相差13秒，若时间正确，则汽轮机早已飞车。显然DCS系统SOE记录时间有错，应予重新校对不同SOE模块间的采集时间是否同步。
3、安全油压是重要参数，应在DCS操作员站中增加监视和报警，并增加运行趋势曲线。
4、为防止#5轴X向轴振测量异常可能导致“轴振大保护”动作跳机，申请临时将#5轴X向轴振大保护解除，待机组检修时彻查测量回路、检测元件、电缆屏蔽接地等，确认系统正常后再投入。
二00六年十月一十六日
大唐韩城发电厂“8·3”全厂停电事故通报
8月3日，大唐陕西发电公司韩城发电厂在进行二期主厂房A列墙变形测量时，用铁丝进行测量，违章作业，造成#3主变110kV引线与330kV引线弧光短路，又因#3主变保护出口继电器焊点虚接，3303开关未跳闸，扩大为全厂停电事故。
一、事故经过
事故前运行方式： #1机#2炉、#3机炉、#4机炉及#1、2、3、4主变压器运行，330kV环型母线运行，330kV两条线路与系统联络；110kV单母线固定连接，四条地区出线运行。全厂总出力185MW。其中，地区负荷145MW。
韩城发电厂存在地质滑坡影响。为防止A列墙墙体落物影响主变等设备的安全，准备在A列墙外安装一层防护彩钢板。电厂多经公司承担了该项工程。事先制定了《工程施工安全组织措施》、《工程施工方案》，并经生产技术科等审核，总工程师、批准。
8月1日，多经公司项目负责人找到电气检修车间技术员，要求进行现场勘测工作，并要求派人监护。电气检修车间技术员同意，并安排变电班开票、派监护人。8月2日下午履行了工作许可手续。
8月3日上午开始工作。在汽机房顶（25.6米）向下放0.8毫米的20号软铁丝，铁丝底端拴了三个M24的螺母。15时48分，在向上回收铁丝时，因摆动触及#3主变110kV侧引出线C相，引起#3主变对铁丝放电，并造成#3主变110kV侧C相与330kV侧B相弧光短路，#3机变差动保护动作，引起#3机组跳闸。又因为#3主变330kV侧3303开关拒跳及失灵保护未动作，造成了事故的扩大。#4机反时限不对称过流保护动作，3305开关跳闸，#4机组与系统解列，带厂用运行；#2主变330kV侧中性点零序保护动作跳闸，110kVⅡ段母线失压，#2高变失压，厂用6kVⅡ段母线失压，#2炉灭火，#1机单带地区负荷，参数无法维持，发电机解列。韩金、韩西禹线对侧开关跳闸。
二、事故处理过程
#4机与系统解列后，带厂用电运行。16时11分，韩金线金锁变侧充电成功，韩城电厂3302开关给#2主变充电正常，110kVⅠ段，Ⅱ段电压恢复。17时23分，#4发电机并网；17时41分，#1发电机并网；19时44分，#2发电机并网； 34
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8月4日2时44分，#3机组启动，机变零启升压正常；7时36 分，#3机组并网。
三、事故暴露问题
1、生产组织混乱。《工程施工安全组织措施》、《工程施工方案》虽然明确了大部分施工只能在停电的情况下进行，但对前期的现场测量、准备工作没有明确的要求。该厂对多种经营承担的有关生产工作，如何计划、安排组织，缺乏相关的管理制度，多种经营部门也不参加生产调度会。多经公司安排的现场工作人员没有电气专业人员，施工前也没有安排组织学习相关的安全工作规程，对在带电区域进行测量工作没有认真分析工作可能存在的风险，没有制定工作方案。工作开始前，没有向生产部门提交相关的工作计划、安排，工作的组织存在随意性。
2、工作票签发、许可随意。电气检修车间同意配合开工作票并派监护人，但车间技术员、工作票签发人变电班班长、变电班制定的工作监护人，对涉及带电区域的工作，均没有认真了解工作内容和工作方法等，对工作中可能存在可风险缺少必要的分析环节。工作票执行全过程存在漏洞，签发、许可、安全交底以及危险点分析、现场监护执行流于形式。
3、“两票”执行的动态检查和管理不到位。该项工作从8月3日上午开始，直至发生事故，共在现场放置了六根铁丝。在此过程中，监护人员对此严重违章和可能造成危险后果视而不见，没有进行及时纠正和制止。也没有相关的领导、技术人员及安全监督人员发现和制止。
4、设备维护管理不到位。该厂对1998年投用的WFBZ型微机保护没有进行认真的检查和相关试验，对保护中存在问题底数不清，由于3303开关接点虚焊的缺陷没有及时发现和消除，造成故障点无法隔离，导致事故扩大。同时也说明该厂安全质量专项治理工作流于形式，对集团公司要求开展的保护自动装置和二次回路的安全质量专项治理活动不深不细。
5、人员安全意识淡薄，安全教育缺位。在带电区域使用铁丝作测量绳危险极大，而且危险性具有很强的可预见性，但工作人员对危险缺少起码的感知和自我保护意识，监护人员对危险也是麻木不仁，表明企业在员工的应知应会的教育上存在严重的缺位。
三、相关要求
1、各单位要认真落实集团公司关于“两票三个100%”规定，加强两票的动态检查和监督工作；安全监督部门要对两票执行存在的问题要及时进行通报和考核，并向安全第一责任者汇报。
生产车间代多种经营或外委工程开工作票时，必须对工作的开行性、必要性、工作方案、工艺进行审查，由负责填写工作票的车间或班组组织进行危险点分析工作，并制定相应的控制措施。所派出的监护人，必须是班组技术员、安全员及以上人员。
2、按照综合治理的原则，健全生产指挥体系，保持政令畅通。生产现场的管理必须进行统一指挥。多种经营企业承揽的生产工作，必须在统一的生产技术管理下进行。凡是承揽生产工作的多种经营，必须参加生产调度会议，相关计划性工作，必须提交相关工作计划。要加强生产工作的计划性和严肃性，未经生产调度指挥部门核准的工作，不得开工。
3、强化员工安全意识教育和安全技能知识培训，加强工作人员对作业现场的危险源和危险因素的辨识、分析和控制能力以及应对突发事件能力的培训，完
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善作业现场员工必须具备的应知应会培训工作管理，规范现场作业人员的工作行为，夯实安全基础。
4、结合安全质量专项治理活动，各分、子公司要组织专家组对所管理企业继电保护定值管理工作进行一次认真的检查。重点是相关的规程、标准、文件是否齐全、有效；定值计算、审核、批准、传递、变更管理是否规范；与电网调度部门的管理界面是否清晰；主保护、后备保护的配合是否符合配置原则；检修、预试超期的保护装置，是否积极向电网调度部门提出申请，创造条件进行试验；试验、传动工作是否严格执行规程规定的方式、方法；对在调度部门进行备案的保护定值、相关资料，分子公司是否组织进行了一次全面核对。
8月30日前各分、子公司将本次专项检查情况反馈至集团公司安生部，直属企业的检查工作由集团公司组织。
二OO六年八月七日
托克托电厂“8.16”检修高加烫伤事故分析
一、事故经过
2006年8月16日20：59托电维护项目部在进行#1机组#2高加检修工作中发生事故。事故发生时工作成员王金锋、杨桦正在拆#2高加水侧人孔门，当人孔门密封盖临近拆下时高加内部110℃热水将人孔门芯崩出，致使正在工作的工作成员王金锋、杨桦和地面监护的工作负责人冯少华三人被严重烫伤。
2006年8月16日#3高加检修结束后，运行人员在高加投运注水过程中发现#2高加水位偏高，经汽机点检员李占江确认#2高加发生泄漏。2006年8月16日13：30天津蓝巢检修托电维护项目部汽机队维护人员葛永生将#2高加检修工作票送到主控室。16：25工作负责人李斌检查#2高加检修安全措施执行情况发现汽侧抽汽温度就地表计显示为138℃，便返回主控室通知主值徐旭东。徐旭东查看SIS系统：#2高加汽侧温度为110℃，水侧温度为138℃。随后对检修工作票安全措施进行确认：
1、确认#3高加水侧入口管道放水至有压母管一次门(10LAB40AA001)、二次门(10LAB40AA002)，#1高加水侧出口电动门前管道放水至有压母管一次门(10LAB70AA401)、二次门(10LAB70AA402)处于关闭状态。
2、#3高加至#2高加水侧管道放水门一次门(10LAB40AA401)、二次门（10LAB40AA402）至无压管道地沟处有汽冒出，但没有响声。
3、将#2高加汽侧事故疏水调整门前手动门（10LCH22AA001）、调整门后手动门（10LCH22AA002）打开。
4、检查#3高加水侧出口管排空气门（10LAB50AA501、10LAB50AA502），管口有少量冒汽。
17：50值长高峻山批准发出#2高加检修工作票J1R10608058（见附件六），工作负责人李斌。19：20李斌办理检修工作成员变更手续，检修工作成员变更为王金锋、冯少华、杨桦。李斌委托冯少华为临时代理工作负责人。办理完手续后工作负责人冯少华经询问主值徐旭东#2高加水侧无压力后，安排杨桦检查#2高加无压放水门出口是否有水。杨桦检查后报告水量很小。冯少华下令开始拆除#1机组#2高加人孔门工作。
20：59在拆完人孔门四合环后用螺栓抽人孔门密封芯过程中门芯突然崩出，同时大量热水喷出，将脚手架上作业成员王金锋和杨桦推出12米，地面工作负
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责人冯少华被水冲出了约4米。冯少华立即跑到主控室通知运行人员#2高加人孔门崩了，大量热水将工作成员烫伤，请求尽快救人。然后返回6.8米寻找两名工作成员。因事故发生时脚手架将照明灯打破并引起照明变跳闸，#1机组汽机房6.8米漆黑一片找不到另外两人。此时托电副总经理冯树理亲自带领运行人员找到杨桦，将杨桦和冯少华用救护车火速送往呼和浩特解放军二五三医院。维护项目部也派车将王金锋送往二五三医院。
二、事故应急响应
事故发生后，大唐托电和维护项目部分别立即向各自领导报告。维护项目部党委书记李阿勇等人陪同伤员赶往医院。大唐托电公司党委书记郭殿奎、总工程师郭亚斌、安监部部长牛通彪、发电部书记兰瑜等人立即到二五三医院联系抢救工作。医院派出急救车在途中迎接伤员。
22：50救护车将伤员送到二五三医院，医院组成了以院长为首的抢救小组，对伤员进行诊断和救治。大唐托电又联系北京304医院专家赶到二五三医院参与制定治疗方案。经初步诊断：
冯少华：1)全身大面积特重度烧伤（体表烧伤面积28﹪，深2度28﹪）；2)低血容量性休克；3)吸入性损伤（轻度）。
杨桦：1)全身大面积特重度烧伤（体表烧伤面积95﹪，深2度40﹪，3度55﹪）；2)低血容量性休克；3)吸入性损伤（中度）；4）腰三椎体变形见清晰骨折。
王金锋：1)全身大面积特重度烧伤（体表烧伤面积90﹪，深2度40﹪，3度50﹪）；2)低血容量性休克；3)额面部创伤；4)吸入性损伤（中度）。
二五三医院确定了治疗方案，对伤员按照抗休克和抗感染分阶段治疗。8月17日11时王金锋开始异体植皮手术，17时手术完成，转入重症监护室。8月17日18：30杨桦开始异体植皮手术，23时手术完成，因伤势较重安排在悬浮床治疗。二人植皮面积17000㎝2，冯少华伤势相对较轻没有进行植皮手术。目前冯少华基本脱离生命危险，杨桦和王金锋已度过休克期，但是还需要经过感染期才能脱离生命危险。
8月17日维护项目部成立了事故调查工作组、对外协调工作组和生产稳定工作组。安排9人配合医院护理伤员，并于8月17日上午通知三人家属赶到呼和浩特二五三医院。蓝巢检修公司副总经理沈宏强和项目部党委书记李阿勇向家属介绍了事情经过和伤员伤势，安抚家属留在呼和浩特配合医院治疗。项目部副经理孙胜春组织事故现场勘察取证和事故分析。8月16日23时项目部副经理孙胜春及相关人员参加托电公司组织召开的事故分析会。8月17日6时现场清理完毕，恢复正常生产。
三、事故调查
1、托电#1机组高加系统介绍。
托电#1机组为日本日立机组，三台高加（德国BDT生产卧式U型管式）布置方式是东西走向，水侧人孔在西侧。#1高加位于汽机房21米层，水室出口侧在13.7米设置放水门和排空气门，#2高加位于汽机房6.8米层，水室入口侧在0米C列墙处设置放水门，放水到地沟，是三台高加最低的放水点，#3高加位于汽机房13.7米层，水室入口侧在6.8米层设置放水到有压母管的放水点。检修时高加解列，高加系统导旁路运行。高压给水由#
1、#
2、#3三台高加串联组成，中间没有隔离阀门，给水由#3高加经#2高加、#1高加流向省煤器（具体布置见附件四）。高加水室人孔门采用自密封门（见附件五），密封门芯由门口四合环定位，37
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通过6条螺栓与门盖拉紧。运行时，压力越高密封越好。拆卸时先松开6条拉紧螺栓，取下四合环，再用螺栓将人孔门芯和密封垫一起拉出。
2、#2高加检修工作安全措施及执行情况。工作地点：#1机6.8米#2高加处。
工作内容：#1机#2高加10LAD20AC001水室查漏并检修。应进行的安全措施及执行情况：
（1）将高加水侧倒至旁路系统运行，先隔离汽侧，后隔离水侧；即 汽侧隔离：
1）关闭#1机一段抽汽电动门(10LBQ10AA001)并拉开电源开关。2）关闭#1机二段抽汽电动门(10LBQ20AA001)并拉开电源开关。3）关闭#1机三段抽汽电动门(10LBQ30AA001)并拉开电源开关。4）关闭#1机一段抽汽逆止门(10LBQ10AA002)。5）关闭#1机二段抽汽逆止门(10LBQ20AA002)。6）关闭#1机三段抽汽逆止门(10LBQ30AA002)。
从开始检修#3高加至检修#2高加这段时间高加汽侧一直没有投运。经过措施确认二段抽汽电动门(10LBQ20AA001)微内漏。水侧隔离：
7）打开#1机高加旁路电动门（10LAB41AA001）。
8）关闭#1机#3高加入口电动门（10LAB30AC001），拉开电动门的电源。9）关闭#1机#1高加出口电动门（10LAB10AC001），拉开电动门的电源。10）关闭#1机#3高加入口电动门旁路手动门（10LAB40AA005）。11）关闭#1机#1高加出口电动门旁路手动门（10LAB70AA002）。
#3高加检修完毕后，准备恢复措施投运高加，在高加水侧注水中发现#2高加泄漏，接着又进行高加隔离给水走旁路。
（2）将高加汽、水两侧放水、消压为零。（具体系统见附件一）水侧放水、消压为零：
1）开启#1机#3高加至#2高加给水管道放水一次门（10LAB50AA401）。执行情况：应全开实际开度为1/4 2）开启#1机#3高加至#2高加给水管道放水二次门（10LAB50AA402）。执行情况：应全开实际开度为1/4 3）开启#1机#3高加水侧出口管道放空一次门（10LAB50AA501）。执行情况：应全开实际开度为1/4 4）开启#1机#3高加水侧出口管道放空二次门（10LAB50AA502）。执行情况：应全开实际开度为1/4 以上隔离由于放水、放空，措施做的不到位，没有将高加内介质放尽，也未将温度降至规程规定值（50℃以下）
汽侧放水、消压为零：（系统图见附件二、三）
1）关闭#1机#2高加正常疏水调门前手动门（10LCH21AA001）。2）关闭#1机#2高加正常疏水调门后手动门（10LCH21AA002）。3）关闭#1机#1高加正常疏水调门前手动门（10LCH10AA001）。4）关闭#1机#1高加正常疏水调门后手动门（10LCH10AA002）。5）关闭#1机#2高加事故疏水调门前手动门（10LCH22AA001）。6）关闭#1机#2高加排汽至除氧器手动门（10LCH26AA001）。7）关闭#1机#2 高加汽侧充氮手动门（10LAD20AA018）。
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8）关闭#1机#2高加连续排汽手动门（10LAD20AA003）。
在发票前应打开#2高加事故疏水调门及前、后手动门将汽侧水放干净后再关闭，以上措施已经执行。
（3）
三台高加汽、水侧内部介质的监视情况
1）高加水侧就地无压力、温度、液位监视，主控室有温度监视（通过sis画面），没有压力、液位监视。
2）高加汽侧就地有压力、温度、液位监视，主控室有压力、温度、液位监视（通过sis画面）。所以说要判断高加水侧内部是否有压力，只有通过逐渐开大高加水侧至无压放水门后，观察放水口是否放水增大或响声增大，通过此操作才能断定高加水侧是否有压、有积水。
3、现场勘察情况。
（1）现场勘察发现#2高加人孔门芯连同检修用脚手架在撞击两根管道后，被喷出的汽水推出约12m左右。将6.8m层#2高加西侧照明灯架全部击碎，同时将二段抽汽管道弯头处及锅炉上水泵至除氧器上水管道立管保温外护全部击损。由此现象可以推断事故发生时#2高加内部仍有大量热水和一定压力。（2）在现场重新核对运行所做安全措施过程中发现，#3高加至#2高加水侧管道放水门及#3高加水侧出口管道排空门开度只有全开时的25%左右（阀门全开门杆应外露8扣，实际门杆只外露2扣）。说明放水门没有全开，放水量极小。
4、相关人员调查
（1）经询问工作负责人李斌，在工作票发出前，李斌与当值运行人员罗时光共同到#3高加至#2高加水侧管道放水门（#1机0m）处，落实放水门是否仍有排水，当时只看到放水门处有排汽现象。随后运行人员罗时光用专用工具将放水门开大，由于李斌当时与操作人员距离较远，未看清操作人员将放水门开大多少。（2）具罗时光自述，在确认#3高加至#2高加水侧管道放水门措施时发现有蒸汽冒出后，将放水门开大约1圈左右，发现汽量增大，随停止操作，用对讲机报告主值徐旭东现场实际情况后离开#1机0m进行其它操作。
（3）具徐旭东自述，在接到罗时光报告“#3高加至#2高加水侧管道放水门开大后排汽量增加”的信息后，直至工作票许可开工未对该情况做任何措施。
（4）经询问临时工作负责人冯少华，在办理完工作负责人委托手续后，询问主值徐旭东“高加水侧是否有压力”，徐旭东回答“无压力可以进行工作”。随后冯少华又要求工作班成员杨桦落实0米至无压放水门是否有水，杨桦去就地确认后向冯少华报告说水量很小，于是三人开始进行#2高加人孔门拆除工作。
沙洲电厂“10.14”电气误操作全厂停电事故通报
1、事故经过：2006年10月14日事故前#1机组运行情况：#1机组负荷560MW，B、C、D、E磨运行，A、B汽泵运行，AGC、RB投入，定压运行方式，220kV正、负母线运行，沙店2K39开关运行于220kV正母，#1发变组2501开关在正母线运行，启备变2001开关运行在负母，处于热备用状态，#2机组省调调停，沙店2K40线路省调安排检修。#1机组单机单线运行方式。10月14日中班，值际三值，值长陈×。接班时（17：00）沙店2K40线路检修工作已结束，等待调令恢复。接班后值长接省调预操作令，副值王×（主要事故责任人、主操作人）准备好沙店2K40线路恢复的操作票，经审查操作票无误后，在调令未下达正式操作令前，17：40值长（陈×）令值班员王×（副值）、39
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明××（主值、监护人）（主要事故责任人）按票去进行预操作检查，因调令未下达，只对线路进行预检查，值长未下达操作令，所以操作票未履行签字手续。17：45调令正式下达给值长陈×，沙店2K40线路由检修转冷备用（所有安全措施拆除，断开沙店2K404-3地刀）。此时值班员（王×、明××）已去现场（升压站内），值长未将值班员叫回履行完整的操作票签字手续，将操作令下达给单元长王××（次要事故责任人），由单元长王××去现场传达正式操作令。单元长到现场（升压站内）后向主值明××、副值王×下达操作令。随后由值班员（王×、明××）执行断开沙店2K404-3地刀的操作，该项操作（沙店2K404-3接地隔离开关操作箱）执行无效（操作中发现地刀拉不开），按票检查操作内容无误，单元长帮助明、王二人一起到继电器楼检查上一级操作电源正常，并汇报值长联系检修二次班处理。在等待检修人员到场期间，王××由到升压站2K404-3地刀处复查操作电源正常。随后对沙店2K40开关状态进行检查，发现2K40开关有一相指示在合位（实际为沙店2K39的C相，此开关为分相操作开关）。此时明××、王×也由继电器楼回到升压站，王××遂向二人提出沙店2K40开关状态有一相指示不符。告知二人对沙店2K40开关状态进行检查核对确认，单元长王××准备返回集控（NCS）进行再次盘上核对沙店2K40开关状态，此时明、王二人在升压站内检查该相开关（实际为沙店2K39的C相）确在合位。主值明××已将操作箱柜门打开，也未核对开关编号并将远方、就地方式旋钮打到就地，副值王×在就地按下分闸按钮，造成该相开关跳闸，沙店2K39开关单相重合闸启动，但是由于沙店2K39开关运行方式打在就地方式，沙店2K39开关未能重合，开关非全相保护延时0.8秒跳线路两侧三相开关，造成我厂与对岸站解列，事后确认分开的是沙店2K39开关C相。
18：24集控室值班人员听到外面有较大的异音，立即检查四台磨运行情况均正常，集控监视DCS画面上AGC退出，负荷骤减，主汽压力迅速上升，立即手动停E、D磨，过热器安全门动作，B、C磨跳闸，炉MFT，集控室正常照明灯灭，手动投直流事故照明灯，集控监视CRT画面上所有交流电机均停（无电流），所有电动门均失电，无法操作。确认#1机组跳闸，厂用电失去，（锅炉首出燃料丧失，汽机首出EH油压低，电气低频保护动作）。值班员检查柴油发电机联动正常，保安段电压正常（就地检查柴发油箱油位正常）。汽机主机直流油泵、空侧密封油直流油泵、小汽机（汽动给水泵）直流油泵均联动正常，锅炉空预器主马达跳闸，辅助马达联启正常。立刻手启机侧各交流油泵，停止各直流油泵且投入联锁，启动送风机、引风机、磨煤机、空预器各辅机的油泵。同时将其他各电机状态进行复位（均停且解除压力及互联保护，以防倒送电后设备群启）。
----19：22 恢复220kV系统供电。
-----19：53启备变供电，全面恢复厂用系统供电。-----21：02 启电泵，炉小流量上水。
-----15日00：10 启动送、引风机，炉膛吹扫完成，具备点火条件。----15日03：27 炉点火。
----15日05：30汽轮机进行冲转。
----15日06：07 #1发电机并网成功，带负荷。
15日08：20 ：机组负荷270MW，A、B、C、D磨运行电泵、A小机运行，值长令对锅炉炉本体全面检查时，运行人员就地检查发现B侧高再处有泄漏声，联系有关专业技术人员确认为高温再热器爆管，汇报有关领导及调度。13：00调度下令#1机组停机，15：42 发电机解列。
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2、原因分析：操作人员走错间隔，误分带电设备
此次事故的原因是事故当事人违反了一系列规章制度：
1)在倒闸操作过程中，未唱票、复诵，没有核对开关、刀闸名称、位置和编号就盲目操作，违反了《安规》第2.3.1条：“操作前应核对设备名称、编号和位置，操作中还应认真执行监护复诵制”的规定。2)操作中为减少操作行程，监护人和操作人在操作进行中违反《安规》第2.3.5.3条“不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置”的规定，和《安规》第2.3.4.2条：操作票票面应清楚，不得任意涂改。
3)操作中随意解除防误闭锁装置进行操作，违反了《安规》第2.3.6.4条：操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班员（单元长）或值班负责人（值长）报告，弄清楚问题后，再进行操作，不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。违反了运行管理《防误装置管理制度》。
4)操作中监护人帮助操作人操作，没有严格履行监护职责，致使操作完全失去监护，且客观上还误导了操作人。
5)违反了《电业安全工作规程》第2.3.3.1条关于“特别重要和复杂的倒闸操作，由熟练的值班员操作，值班单元长或值长监护”的规定。担任监护的是一名正值班员，不是值班负责人或值长。
6)值班人员随意许可解锁钥匙的使用，没有到现场认真核对设备情况和位置，违反了《防误锁万能钥匙管理规定》。
7)现场把关人员对重大操作的现场把关不到位，运行部管理人员没有到现场把关，没有履行把关人员的职责。
8)缺陷管理不到位，母线接地刀闸的防误装置存在缺陷，需解锁操作，虽向检修部门做了专门汇报和要求，但未进一步跟踪督促，致使母线接地刀闸解锁成为习惯性操作，人员思想麻痹。
9)危险点分析与预控措施不到位，重点部位、关键环节失控，对主要危险点防止走错间隔、防止带电合地刀等关键危险点未进行分析，没有提出针对性控制措施。
3、暴露的问题
1）责任心不强，违章、违纪现象严重。这次误操作就是一系列违章所造成。暴露了管理人员、运行人员责任心不强，不吸取别人的、过去的误操作事故经验教训，现场把关失职，操作马虎了事，违章操作。2）贯彻落实防止误操作事故措施不到位。
3）危险点分析与预控措施未到位。这次事故暴露了在运行操作中，对走错间隔、带电合地刀及母线接地刀闸长期解锁操作等关键危险点未进行分析，没有提出针对性控制措施。反映了升压站运行操作标准化与危险点分析流于形式的现象还相当严重。
4）现场把关制度流于形式。在本次事故中，在现场把关的管理人员没有履行把关职责，没有起到把关的作用。
5）操作人员执行“两票三制”不严格，安全意识淡薄。
6）未严格执行操作监护制度，操作中未认真执行“三核对”，操作人和监护人应同时核对设备名称、编号、位置、实际运行状态与操作票要求一致。7）重大操作前的模拟操作与事故预想准备不充分。
8）未严格按照规程规定执行，在就地随意对220kV系统设备进行操作。9）操作员在操作中断后执行与票面工作无关的内容，安全意识需加强。
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10）操作人员技术水平有待进一步提高。
11）在单机单线特殊运行方式下，未做好事故预案和防范措施。
4、防范措施： 1)三吉利能源股份公司领导已向沙洲电力公司发出安全预警，并提出了整改要求和措施，要求沙洲电力公司在事故分析会中各部门应深刻分析，认真吸取教训。2)事故当天公司总经理就误操作事故对全公司安全生产提出了具体要求，对事故分析要严格按照“四不放过”的原则，严肃处理责任人，深刻吸取事故教训，举一反三，采取有效措施，强化责任，落实措施，迅速扭转安全生产被动局面。3)严格按照国电公司发布的“关于防止电气误操作事故禁令”要求，认真、准确、完整的执行好操作票制度，严禁任何形式的无票操作或增加操作程序。微机防误、机械防误装置的解锁钥匙必须全部封装，除事故处理外，正常操作严禁解锁操作。公司重申解锁钥匙必须有专门的保管和使用制度。电气操作时防误装置发生异常，必须及时报告运行值班负责人，确认操作无误，经当班值长同意签字后，解锁钥匙管理者必须亲自到现场核实情况，切实把好操作安全关。随意解锁操作必须视为严重习惯性违章违纪行为之一，坚决予以打击。如再次发生因解锁而引起的电气误操作，将加重对相关责任人的处罚和对该主管单位的主要负责人的责任追究。
4)严格按照国电公司发布的“关于防止电气误操作事故禁令”要求，认真、准确、完整的执行好操作票制度，严禁任何形式的无票操作或改变操作顺序。
5)按国家电网公司、沙洲电力公司《防止电气误操作装置管理规定》和《关于加强变电站防止电气误操作闭锁装置管理的紧急通知》要求，认真管理和使用好电气防误操作装置。变电站防误装置必须按照主设备对待，防误装置存在问题影响操作时必须视为严重缺陷。由于防误缺陷处理不及时，生产技术管理方面应认真考核，造成事故的，要严肃追究责任。
6)全面推行现场作业危险点分析和控制措施方法。结合实际，制定危险点分析和预控措施的范本和执行考核的规定，规范现场作业危险点预测和控制工作，把危险点分析和预控措施落实到班组、落实到作业现场。作业前对可能发生的危险点要进行认真分析，做到准确、全面、可行和安全，控制措施必须到位到人，确保现场作业的安全。对《危险点预测与控制措施卡》流于形式或存在明显漏项的，要实行责任追究制。
5、具体整改内容： 1）220kV系统线路接地刀拉、合时都要将线路的电压互感器的小开关合上才能操作（应符合防止电气误操作，“五防”的要求）。由计生部和运行部拿出意见，并对操作票进行修改。
2）220kV系统开关站内，防止误操作锁进行一次全面检查，更换新锁，制定相应措施。
3）重大设备进行系统操作，运行部部门领导、专工及其有关人员应到现场监护，制定出相关制度。
4）升压站内各个单元开关、刀闸应有明显的分离区域，以防今后误走错间隔。
5）220kV系统线路单线运行时，公司与张家港供电公司协商，运行调度提出申请店岸变要求有人值班；
6）运行电气规程进行复查，特别是操作票，写出标准票，指导运行正确对设备和系统的操作。检查规程，进行修补，在规程没有修订前，制定具体措施。
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7）加强技术培训，提高全员的技术操作水平，严格执行“两票三制”，开展危险点的分析工作，严禁无票作业。
8）加大奖惩力度，提高职工的安全意识。
广西来宾B电厂连续发生四起同类设备责任事故
在2004年9月至2006年6月不到两年的时间内，广西来宾B电厂（2×360MW燃煤机组）连续发生四起同类设备责任事故，其中3起为重大设备事故。这四起事故都是由于循环冷却水泵控制系统遭到破坏，机组循环冷却水中断供应，导致机组被迫停机所引起的。
2004年9月8日，由吉林电力管道总公司承包施工的来宾电厂2×125MW循环水管道改建工程施工中，来宾B电厂主厂房至取水泵房一条通信电缆和两条光缆被意外挖断，导致来宾B电厂两台机组停运。
2005年5月16日，广西建工二建公司在广西来宾A电厂扩建工程施工中，挖断两根光纤控制电缆、一根电话线，并挖伤一根6.6千伏动力电缆，导致广西来宾B电厂江边水泵房设备的控制中断，运行中两台机组相继停运，全厂对外停电，事故造成直接经济损失3.1万元，间接经济损失68.9万元，少发电量15883.506兆瓦时。
2006年3月29日，广西来宾B电厂由于设备隔离措施不足，通风系统维护作业人员误碰循环冷却水泵站48伏直流电源系统的整流充电器投退开关，导致电池组失充。而直流电源系统因保护信号设计、安装存在缺陷，48伏直流系统故障报警信号未能送到机组控制室，操作人员无法及时发现并处理故障。电池长时间放电导致48伏直流电源系统发生低电压，引起循环水泵出口门关闭，机组循环冷却水中断，两台机组被迫停运，少发电量2864.01兆瓦时，间接经济损失47.08万元。
2006年6月29日，广西来宾B电厂因电厂循环冷却水泵房配电室380伏交流电源失电，引起两台机组的4台循环冷却水泵跳闸，循环冷却水供应中断，造成两台机组被迫紧急手动停机，电厂上网出力由510兆瓦降低为零。
同类重大设备事故在较短时间内连续发生，原因主要有：
（一）安全管理不到位。事故发生后，没有认真吸取事故教训，切实做好预防工作，落实整改措施不力。对2004年9月8日的基建施工挖断通信电缆导致发生事故的调查中，已经发现了有关施工图纸未标注厂区电缆、地下布线位置；工厂内有关电缆、管道走向于地面上未按规定设置标识的问题，但在2005年5月16日，由于同样原因，再度发生同类事故。
（二）安全隐患整改不及时。对2006年3月29日事故循环冷却水泵站48伏直流电源系统失压导致事故的调查过程中，调查组已经向来宾B电厂指出循环冷却水泵交流电源工作电源和备用电源设计不合理，要求尽快整改，但由于各种原因整改不及时，导致6月29日事故的发生。
（三）电厂辅助设备管理不到位。四次事故都是由于循环水泵相关设备故障而导致事故发生，电厂辅助设备的管理、设计、建造、配合均存在不同程度的缺陷，导致了事故一再发生。
郑州热电厂发电机定子接地保护动作跳闸分析
郑州热电厂 3号发电机为典型的发电机变压器组(发变组)单元接线，发电
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机为东方电机厂生产的QFSN-200-2型，机组于1992年投运，现处于稳定运行期。2001-11-18，3号发电机处于正常运行状态，当时机组带有功负荷125 MW，无功负荷25 Mvar，对外供热量160 t/h。事故经过
凌晨01：35，3号机集控室铃响，中央信号盘发出“保护回路故障”和“故障录波器动作”光字，随即喇叭叫，中央信号盘又出“发电机定子接地”、“主汽门关闭”、“断水保护动作”、“远方跳闸动作”、“6 kV配电装置故障”光字，发变组表计无明显冲击，发变组控制盘发电机出线开关Ⅲ建石
1、灭磁开关Q7、励磁调节柜输出开关Q 4绿灯闪光，除副励电压表外，发变组其它表计均无指示；厂用电盘6 kVⅠ、Ⅱ段出“BZT动作”光字，6 kV高压厂用电备用电源进线开关6107，6207红灯闪光，6 kV高压厂用电备用变压器高压侧开关建备1绿灯平光，6 kVⅠ、Ⅱ段电压表指示为0，高、低压厂用电失电，集控室工作照明失去，保安电源联动正常，值班人员立即退出6107，6207联动开关，将上述跳闸开关复位后，发现Ⅲ建石
1、Q7、6 kV高压厂用电工作电源进线开关6104，6204均为绿灯平光，红灯闪光，由于灯光指示异常，为防止扩大事故，在确认6104，6204断开后，于01：38，手动合上建备1，高、低压厂用电恢复正常。到保护间检查，发变组保护A柜“发电机定子接地零序电压”和“发电机定子接地三次谐波”发信、跳闸灯均亮，“主汽门关闭”和“发电机断水”灯亮。值班人员对发变组所属一 次系统外观进行检查，未发现明显异常。厂用电失压期间，接于3号机UPS的机、炉所有数字监视表计均无指示。02：35，在高低压厂用电恢复正常后，3号发电机从0起升压，当定子电压升至2 kV时，发电机零序电压为2 V，当定子电压升至2.5 kV时，中央信号盘出“定子接地”光字，于是将发电机电压降至0，断开Q4和微机非线性励磁调节器控制开关KK1、KK2，通知检修进一步查找原因。运行值班人员将发变组解备，并将发电机气体置换后，检修人员拆掉发电机5 m处出线，对发电机做交直流耐压试验正常，封闭母线出线、主变及高压厂用变做交流耐压试验正常，然后逐一将发电机出线电压互感器推入工作位置，做交流耐压试验，当推入发电机出线电压互感器2YHA时，发现2YHA相泄漏电流达50 mA，其它相只有1 mA，遂判断为2YHA故障，将其更换并恢复发电机接线，机组重新从0升压正常。原因分析及对策
此次事故原因通过电气检修做交、直流耐压试验及更换发电机出线电压互感器2YHA后，发电机重新零起升压正常的情况看，可以确认为是发电机出线电压互感器2YHA相对地绝缘降低，造成发电机定子接地保护动作引起。
(1)建备1开关未联动
BZT装置 为JCCB-031型厂用电源快切装置，具有差压快切和残压慢切功能，即当工作开关跳闸后，若其差压继电器检测到的工作母线残压与备用电源电压之间的电压差值在整定值之内，1 s内备用电源开关可快速合上，若差值不符合要求，1 s后时间继电器接点打开，装置变为检测母线残压是否符合要求来实现慢切。由于建备1开关为老式多油开关，开关机构动作慢，合闸时间长，6 kV厂用电电源开关为真空开关，开关机构动作快，合闸时间短，而BZT装置一次自投回路原设计是在6 kV厂用电开关合上后合闸命令即消失，由于两开关动作时间不同，造成建备1开关在机构未合到位时就返回。现将其BZT回路进行改线，接入建备1开关合闸监视及BZT合闸自保持回路，以确保其合闸成功。
(2)UPS直流电源未联动
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原因为UPS直流蓄电池组连接线出厂时由于压接质量不好，致使多股导线在线鼻子处断线，再加蓄电池组运行中由于长期充放电，使其中一极连接线剩下的几股导线也被烧断，造成蓄电池组正负极回路开路，在UPS交流电源失电时，蓄电池组投不上，UPS装置对外供电中断，使机、炉用热工监视仪表无指示。现已对3，4号机UPS蓄电池组连接线全部更换为高质量多股软铜线。
(3)Ⅲ建石1，Q7，6104，6204控制开关在值班人员复位后绿灯平光，红灯闪光
原因 为上述控制开关复位后，其控制回路中的两对接点10，11与14，15接通，接点10，11接通后，绿灯发平光，而3号发变组跳闸后，由于建备1未联动上，致使其高低压厂用电失去，部分装设低电压保护的厂用设备跳闸，在值班人员将这些跳闸设备的控制开关复位前，由于其控制开关位置与电源开关位置不对应，使3号机组直流110 kV系统的闪光装置启动，闪光母线带电。此时又恰逢高低压厂用电失电，造成电源接于3号机组MCC的1，2号内冷水泵电源中断，发电机断水保护动作，保护出口回路接点闭合，直流110 kV正电源就通过Ⅲ建石1，Q7，6104，6204中任一开关的控制回路中的断水保护出口接点、红灯、控制开关的14，15接点与闪光母线接通，此时由于其它厂用跳闸设备未复位，闪光母线就通过这些设备的事故音响回路与负电源接通，就出现了Ⅲ建石1，Q7，6104，6204控制开关在值班人员复位后绿灯平光，红灯闪光的异常现象。但由于Ⅲ建石1，Q7，6104，6204开关的红灯闪光回路与其它低电压保护动作跳闸设备的绿灯闪光回路是串联关系，就又造成了Ⅲ建石1，Q7，6104，6204的红灯闪光与低电压保护动作跳闸设备的绿灯闪光不同步，且灯光变化情况也不同。在同一时间，红灯闪光是一灭一亮，绿灯闪光是一亮一暗，这种现象是因为当闪光装置中的电容充电电压未达到闪光继电器J动作电压值之前，J常闭接点闭合，Ⅲ建石1，6104，6204的红灯与厂用电跳闸设备的绿灯串联后，接于直流110 V电源的正负极上，红绿灯均亮；当闪光装置中的电容充电电压达到闪光继电器J的动作电压值后，J常闭接点打开，其常开接点闭合，Ⅲ建石1，Q7，6104，6204的红灯回路被短接，红灯灭，而此时辅机绿灯回路直接接于直流110 V电压上，其亮度变强，要比红绿灯都亮时的亮度强。现已将所有厂用电设备的红绿灯更换为自闪光节能灯，删除了原设计回路中的闪光回路，消除了这一异常现象。处理方法
值班人员在发电机主保护动作跳闸后，在发电机重新零起升压过程中，发现发电机出现零序电压后，未直接利用断灭磁开关来消除发电机磁场能量，而是将发电机电压降至0后才断开励磁调节柜输出开关Q4，延误了事故处理时间，甚至有可能进一步扩大事故。这是因为若故障点在发电机内部的定子回路中，则二次升压后故障电压持续时间越长，对定子回路的损坏程度就越大，并有可能损坏定子线圈和铁心，造成无法挽回的后果。因此，为防止事故扩大，处理此类事故时可采取直接断灭磁开关的办法来进行处理。
汉川电厂一次机组断油烧瓦事故的思考
汉川电厂3号机组是一台300MW机组，2003-04-24，该机组发生了一次断油烧瓦事故。事故的过程反映出许多运行和维护方面的问题，值得我们思考。
1、3号机组断油烧瓦事故经过
2003-04-24T04：00：00，3号机组带174MW负荷运行，当时由于B汽动给水泵因故障正在检修，A汽动给水泵投手动运行，C泵(电泵)投自动运行。
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04：00：06，C电动给水泵发出工作油温高一值报警信号；
04：00：4l，电动给水泵又发出工作油温高二值的报警信号，电动给水泵跳闸，锅炉水位迅速下降，RB动作，自动切除上两层火嘴，投第4层油枪，运行人员抢合电泵，但没有成功，将A小机出力调至最大，负荷降至160 MW左右；
04：0l：46，锅炉水位下降至-301mm，运行人员手动调整增加A汽动给水泵的转速，锅炉水位缓慢上升到一165mm；
04：04：09，电动给水泵突然启动，锅炉水位迅速上升；
04：04：55，锅炉水位上升到259mm，运行人员紧急手动打跳电动给水泵，但已来不及控制水位；
04：05：06，由于锅炉水位高达279mm，锅炉保护MFT动作，锅炉停炉，联跳汽轮机；
04：05：15，运行人员手动启动主机交流油泵；
04：05：27，逆功率使发电机开关跳开，厂用电自动联动不成功，厂用电失去；
04：05：29，主机交流油泵跳闸；
04：05：37，运行人员手动倒厂用电成功，厂用电恢复；
04：05：43，柴油发电机联动保安ⅢA1成功；
04：05：53，柴油发电机联动保安ⅢA2成功；
04：06：03，运行人员再次手动试启动主机交流油泵成功；
04：06：08，手动试启动直流油泵；
04：06：19，手动停止主机直流油泵(没将直流油泵设置到联锁位)；
04：08：48，柴油发电机联动保安ⅢB成功；
04：08：49，主机交流油泵再次跳闸，直流油泵没有联动；
04：14：34，主机润滑油中断，转速下降到0，盘车卡死，主机大瓦烧损。
2、事故原因分析
(1)由于反冲洗措施未落实，使电动给水泵的工作冷油器堵塞，造成工作油温升高致使电动给水泵跳闸。
(2)运行人员在电动给水泵跳闸后，迅速调整A汽动给水泵，锅炉水位上升过程中电动给水泵又自启动，又由于从6 kV开关到热工CCS的电动给水泵跳闸信号中断，在电泵跳闸后CCS还保持电动给水泵运行信号，在锅炉水位低情况下，CCS自动调整电动给水泵转速，使电动给水泵转速加至最大，锅炉水位迅速上升，运行人员手动打跳电动给水泵为时已晚，造成锅炉水位高，MFT动作而停炉停机。
(3)机组跳闸后，运行人员手动启动了主机交流油泵。但在发电机开关跳开后，厂用电自动联动不成功，厂用电失去，使交流油泵跳闸。在柴油发电机供保安段电源联动成功后，运行人员再次启动了交流油泵，并手动启动了直流油泵，11s后又停掉直流油泵，停止时没有将直流油泵放在自动联锁位，使热工连锁失去作用；另外交、直流油泵之间的油压低，电气硬联锁由于电缆未接好回路不通也没有起作用；还有一个热工油压低强制交、直流油泵启动的联锁因组态时信号点填写位置不正确也失去作用，使得在后来交流油泵跳闸时直流油泵无法联动，造成汽轮机断油烧瓦。
3、几个值得思考的问题
(1)在保护正确动作时，应相信机组设置的保护功能。对于300MW机组，一般都设计并配有RB即辅机故障减负荷功能，它是针对机组主要辅机故障采取的控
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制措施，当主要辅机(如给水泵，送、引风机)发生故障，机组不能带额定负荷时，快速降低机组负荷以维持机组正常运行的措施。这次事故开始时是由于工作油温高引起电动给水泵跳闸后，RB已经正确动作，负荷降到了160MW以下，并自动切除了上两层火嘴，投上了第4层油枪，汽包水位也从最低的-300mitt回升到—165mm，而且这时电网也没有过高的负荷要求，如果按照RB的控制指令先让机组维持50％的额定负荷运行，同时检查处理电动给水泵的故障，待处理好后再启动电泵增加负荷，机组是不会出现什么问题的。
(2)故障设备不应盲目强行投入运行。电动给水泵在跳闸前发出过两次工作油温高的报警信号，表明电泵是因为工作油温高跳闸的，在工作油温高的问题没有处理和正常前电泵还处于故障状态，对故障状态下的设备进行强行启动是不合适的；另外，电泵未按照正常的启动程序强行启动，以致造成转速过高引起水位的大幅波动。
(3)运行操作必须遵守操作规程。交、直流油泵的联动是保护汽轮机正常润滑、防止断油烧瓦的重要手段之一，停下直流油泵时按规程要求应将直流油泵置于自动联锁的位置，以便在交流油泵停运且油压低于定值时能自动联动直流油泵。机组跳闸后，运行人员在试启动直流油泵后，停下直流油泵时没有按规程将直流油泵放在联动位置上，以致交流油泵跳闸时不能联动直流油泵。
(4)保护手段应随时保证完好可靠。应该说，为了防止机组断油烧瓦，这台机组设置了较为完善可靠的保护手段。首先有热工低油压联锁保护，只要在交流油泵运行时，直流油泵置于联锁位，在交流油泵跳闸、油压低时会自动联锁启动直流油泵；第二是交、直流油泵的电气硬联锁，是通过电气硬接线实现交、直流油泵间的低油压联动；第三是热工低油压强制联锁，这是采用DCS分散控制系统的一个特有保护功能，它是在系统组态时就将交、直流油泵设置为不论交流油泵是否在运行，只要在油压低到一定值时就自动启动直流油泵。这3项保护如果都完好，应该完全可以避免断油烧瓦的事故发生。遗憾的是，由于运行人员未将直流油泵置于联锁位、电气硬联锁由于电缆未接好回路不通和热工油压低强制交、直流油泵启动的联锁因组态时信号点填写位置不正确，使得这3个保护全部失去作用，从而导致断油烧瓦事故。
(5)在这次事故过程中还暴露出厂用电切换、保安段的负荷分配等问题，进一步说明加强设备的维护管理、保持设备的健康水平是机组安全可靠运行的重要保证。
大唐洛阳热电公司“1·23”人身死亡事故的通报
2007年1月23日7：45分，大唐洛阳热电公司发生一起煤垛坍塌、推煤机从煤垛上翻落，造成操作人员死亡的事故。有关情况通报如下：
一、事故经过
23日7：45分，燃料管理部职工王某某（男，52岁），到车库将#2推煤机开出，准备到煤垛上对汽车煤进行整形工作。
7：55分左右，在推煤机即将行驶到煤垛顶部时，道路右侧（斗轮机侧）煤垛坍塌，致使推煤机倾斜翻入煤堆下面，落差约6米，推煤机翻倒后，坍塌下来的煤将推煤机埋在下面。正在煤垛下面捡石头的卸煤人员发现情况，立即组织人员进行抢救，由于严重外伤和窒息，经医院抢救无效死亡。
二、事故暴露出的问题
目前，事故调查工作正在进行中。虽然事故经过比较简单，但暴露出该厂安全生
张家港沙洲电力有限公司内部资料
产管理许多深层次的问题。
1.厂领导班子没有牢固树立“安全第一”的思想，在组织、布置工作时，没有同时组织、布置安全工作。2006年底该厂进行了全员竞争上岗，但对“三定”过程中人员思想波动、管理和工作岗位有序过渡等可能对安全生产带来的负面影响认识不足，在工作安排上没有统筹兼顾，缺乏确保安全生产有序进行的对策措施。
2.管理松懈。死者王某某系2006年12月24日从计量班轨道衡值班员竞聘煤场管理及推煤机司机。在未经新岗位安全教育培训、考试，在尚未取得特种作业操作合格证的情况下，能够从车库中将车开出，并单独驾驶作业，这是一起严重违反劳动纪律的行为，表明该厂管理松懈，规章制度对员工缺乏约束力，员工遵章守纪意识淡薄。
3.生产组织工作不细、不实。由于斗轮机的取煤方式存在问题，至23日早晨，汽车煤煤垛斗轮机侧已经形成了10米高、几十米长、近九十度的边坡，严重违反安全工作规程关于“避免形成陡坡，以防坍塌伤人”的要求，随时可能出现煤垛坍塌，为事故的发生留下隐患。这种现象暴露出生产组织上考虑不细致，没有针对煤场的具体情况安排作业方式，存在着随意性。
4.安全教育培训工作需要加强。该厂对已经发生的事故教训麻木不仁，没有认真吸取“12·9”人身重伤事故（集团公司安全情况通报2006年第五期）教训，对通报中强调要严肃转岗人员的安全教育培训、考试工作，在该厂的全员竞争上岗工作中，没有落实。对车间、部门内部岗位变动人员的新岗位安全教育培训和考试工作没有统一安排和部署，导致这些人员对新岗位安全生产风险辨识能力不足。
三、相关要求
根据事故暴露出的问题，结合目前安全生产形势特点，集团公司要求如下：
1.各单位要立即组织开展一次安全检查。按照集团公司安全生产一号文件和工作会议部署，重点检查各级领导的思想认识，是否真正把安全摆到重要位置，并认真部署谋划各项工作；重点检查输煤、除灰、脱硫等附属车间的安全隐患，检查外包工程及外委队伍，是否按照集团公司的要求实施管理；重点检查商场、俱乐部等人员聚集场所的消防及安全防护设施，确保不发生恶性事故；重点检查各项防寒、防冻的措施是否到位，确保安全可靠地供电、供热。
2.各单位必须严格执行集团公司《安全生产工作规定》的要求，对于转岗人员、进入生产现场的外包人员、多经企业人员，必须实施安全教育和培训，熟悉设备系统，掌握操作技能，并经考核合格后上岗。考试不合格的人员，不得上岗。
3.各单位必须加强特种设备与特种作业人员管理。特种设备必须按期进行检测、检验，并取得相应的合格证书或使用许可证。对厂内机动车辆等，必须实施统一的调度管理，严禁无证人员驾驶。学员必须经过新岗位的安全教育培训、考试后方可跟班学习，严禁单独作业。
华能榆社发电有限责任公司电气运行人员走错间隔违章操作人身死亡事故
1、事故经过
2005年10月15日，华能榆社电厂正值#4机组D级检修，#02启备变接带6kVⅣA段母线运行，6kVⅣB段母线检修清扫。14日22时，电气检修配电班6kVⅣB段母线清扫工作结束，压回工作票。14日22时10分，#4机副值田宇军（男、25岁）、巡操员郝润旺（男、33岁）进行6kVⅣB段由检修转冷备操作，于14日22时50分持票开始操作，在拉出64B开关间隔接地小车时，开关柜钥
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匙拨不出，联系电气检修人员进行处理，23时50分64B间隔D3接地小车钥匙处理好。15日00时15分副值田宇军监护，巡操员郝润旺持操作票再次进行6kVⅣB段由检修转冷备的操作。15日0时41分，#02启备变140开关、604A开关跳闸，110kV系统母联130开关跳闸，#02启备变保护屏 “6kVⅣB段母线复合电压过流保护、限时速断保护”、“02#启备变复合电压过流保护”保护动作信号发出。随即巡操员郝润旺被电弧烧伤衣服着火冲进集控室，告知田宇军也被烧伤，运行人员紧急赶至机6.3米时与已跑出6kVⅣ段配电室的田宇军相遇，值长当即联系救护车辆和医务人员，护送郝润旺、田宇军前往医院进行救治。经检查郝润旺总烧伤面积95%，深二度至三度65%，浅二度30%；田宇军总烧伤面积95%，二度15%，三度80%。10月19日11时30分田宇军伤情恶化，经抢救无效死亡。11月1日，郝润旺伤情恶化，在北京抢救无效死亡。
2、原因分析：
事故现场检查情况： 6kVⅣB段604B（6kVⅣB段备用电源）开关后柜下柜门被打开放置在地上，柜内母线连接处绝缘护套被拆下，柜内两处钢板被电弧烧熔，604B后下柜内、后部墙上漆黑，相邻64B（6kVⅣB段工作电源）开关柜、6410转接柜后柜窥视镜被烧熔，柜门发黑，现场遗留扳手、摇表，摇表上下结合处爆开，604B后柜下柜门上防误闭锁装置一颗螺丝被拧下，另一颗螺丝拧松，锁孔片脱开，同时现场遗留有被烧损的对讲机、手机等物。
因两位当事人死亡，具体操作过程不能准确得知，但根据事故现场可基本判定： 田宇军、郝润旺二人在拉开6kVⅣB段工作电源64B间隔封装的接地小车后走至柜后，本应在64B后柜上柜处测量绝缘，二人未认真核对设备名称编号，却误走至相邻的6kVⅣB段备用电源604B开关后柜，打开下柜门。打604B开关后柜下柜门时，在拧开下柜门两边6条螺丝的同时将下柜门上防误闭锁装置一颗螺丝拧下，另一颗螺丝拧松，致使防误闭锁锁孔片脱开，防误闭锁装置失效，强行解除防误闭锁装置。在打开后柜的下柜门后接着打开母线连接处绝缘护套，未用验电器检查柜内是否带电，就直接开始测量绝缘，造成短路放电。电弧将2人面部、颈部、手臂灼伤，同时将衣服（工作服不符合要求）引燃，自救不及时，造成了身体其他部位烧伤。
3、事故性质 经调查认定，此次人身死亡事故是一起电气运行人员走错带电间隔，违章操作的恶性责任事故。
事故责任单位：华能榆社发电有限责任公司。
事故暴露出华能榆社电厂安全责任制落实不到位，安全管理不落实、不细致、不深入，日常安全管理存在漏洞，运行管理不严格，人员培训不到位，运行人员安全生产技能和安全意识薄弱，规程执行不严肃。
王滩发电公司“6.10”电气误操作事故分析报告
一、事故前运行方式：
#2机组运行，负荷300MW；#1机组备用。#2机组6kV厂用A、B段由#2高厂变带，公用6kV B段由#2高公变带，公用6kV A段由公用6kV母线联络开关带；化学水6kV B段母线由公用6kV B段带，化学水6kV A段母线由母联开关LOBCE03带，6kV A段公用母线至化学水6kV A段母线电源开关LOB
电厂技术终工作总结 篇2
研究冲击矿压的目的是防治或控制冲击矿压的发生,消除冲击矿压可能对井下人员和设备的危害。冲击矿压防控措施包括区域性防治措施和局部解危措施,前者旨在消除产生冲击矿压的条件,具有时空上的长期性和区域性;后者旨在对已形成冲击矿压的区段进行解危处理和安全防护,属于暂时的局部性措施。目前,我国大部分国有大中型矿井进入深部开采,这些矿井中有的受制于某些因素的制约,不可避免形成了具有冲击矿压危险的开采布局(如无法开采保护层、形成孤岛煤柱、开采深度大或煤层具有冲击倾向性等),对这样已经布置好的开采系统来说,必须采取冲击矿压的局部解危措施。目前应用于我国煤矿冲击矿压的解危措施较多,如煤层注水、钻孔卸压、卸压爆破和顶板岩层定向水力致裂等。冲击矿压解危措施的根本目的就是把高应力区向煤岩体深部转移,减小应力增高区的应力峰值,降低煤岩体的冲击倾向性,减小应力增高区的能量聚积程度[7]。这些措施的应用在一定程度上消除或降低了冲击矿压危险性,在煤矿安全生产中起到了重要的作用。
目前,对于工作面回采期间的冲击矿压防治已经取得了较为显著的研究成果,积累了较为丰富的经验[8,9,10],但对于终采线附近的冲击矿压防治研究文献还很少。统计表明,约89%的冲击矿压发生在残采区、终采线、断层区域或煤层超采的地方[1],其原因是这些地方往往是应力增高区,工作面终采线附近一般巷道布置比较密集,这些巷道的存在导致了煤体应力的集中,加上工作面回采的进一步扰动,很容易成为冲击矿压的多发区。
再者,工作面终采线附近回采参数一般要作适当调整,如工作面降低采高、综放工作面减少放煤高度或不放煤等,正常回采期间的防冲措施可能不再适应停采期间的防冲要求,还有工作面即将面临搬迁,这使得停采期间的防冲任务更加艰巨,对安全系数的要求进一步提高,因此,有必要对终采线附近的冲击矿压防治方案进行专项设计。
1 矿井概况及冲击危险性分析
山东省天安矿业有限公司星村煤矿地面标高+40 m左右,煤层埋深为-900～-1 200 m,为深部开采矿井。在巷道掘进过程中,多次发生断锚杆、断锚索等事故,以及出现煤炮、顶板震动和冒顶等矿山动力显现情况。
该矿主采3#煤层厚度在5.95～8.09 m,平均厚度为7.26 m,煤层倾角起伏较大,一般在16°～25°,平均为21°。首采E3103工作面推进长度350 m,工作面长144 m,煤层上方为10多m厚的坚硬砂岩顶板,地质构造较为复杂。采用走向长壁综放采煤法,开采高度为2.3 m,放煤高度为4.96 m,采放比为1∶2.16。工作面采用两巷布置,即1条巷为轨道巷,作为进风、运料等辅助运输之用;另1条巷为胶带输送机巷,用作回风、煤流运输之用。两巷均沿煤层底板掘进。
工作面老顶初次来压步距40 m左右,周期来压步距20 m左右,工作面巷道支承压力较明显的影响范围在40 m左右。
实验室煤岩冲击倾向性测试结果表明,3#煤层具有2类(弱)冲击倾向性,煤岩组合状态下具有3类(强)冲击倾向性,软化煤具有2类(弱)冲击倾向性。通过运用综合指数法确定E3103首采工作面为中等冲击危险工作面,影响冲击的主要因素为煤层埋深大、组合煤岩的强冲击倾向性、坚硬顶板和断层褶曲等地质构造,生产过程中需要进行冲击矿压危险的监测、预测预报与防治工作。
2 停采期间的综合防冲方案
针对星村煤矿冲击矿压问题,通过相关项目的研究,已经建立了星村煤矿深部工作面冲击矿压危险监测技术体系和冲击矿压危险控制技术体系,运用电磁辐射法、钻屑法、巷道变形量和工作面矿压观测法等综合手段对E3103工作面巷道掘进期间和工作面回采期间的冲击矿压危险性进行了监测、预测预报和解危效果检验,采用煤体高压注水、爆破卸压、钻孔卸压等措施解除或减弱了冲击矿压危险性。实践证明,这些措施应用在工作面正常回采期间,起到了很好的减冲效果,这在文献[11]中已进行了介绍。
当E3103工作面推进至终采线附近时,采矿技术条件发生变化,因此,需要对常规的防冲方案进行调整。如图1所示,在E3103工作面终采线前方有1条贯穿运输巷和轨道巷的运输巷联络巷,在运输巷内距离终采线约20 m,轨道巷内距离终采线约120 m,这实际上形成了一块“准煤柱”,考虑到工作面超前支承压力的影响范围约40 m这一情况,认为在E3103工作面推进至终采线附近时,运输巷和联络巷内的煤体在巷道、工作面支承压力及采动应力的扰动下,其应力集中程度会进一步提高,将具有较高的冲击危险性。
为此,在停采期间加强了冲击矿压危险性的日常监测力度,例如,将电磁辐射法和钻屑法由每天1班监测改为每天2～3班监测,对定点观测的区域,如果电磁辐射和钻屑监测确认存在冲击矿压危险,立即采取解危措施;在实施解危措施后,再次采用电磁辐射法和钻屑法进行解危效果检验,若冲击矿压危险仍然存在,继续采取解危措施并进行效果检验,直至消除冲击矿压危险。另外,还制订了E3103综放工作面停采期间的冲击矿压综合防治方案,即根据工作面不同的推进位置和具体情况,交替采取有针对性的多种防冲措施以降低冲击危险性,这些措施主要包括:
1) 在工作面距离终采线50～100 m时,按照正常回采时期的冲击矿压防治方案,始终保持工作面前方大于50 m范围的煤体松动爆破区,直至终采线,见图2。
2) 当工作面距离终采线15～50 m时,停用爆破措施,此时提高工作面两巷超前支护的支柱初撑力,并降低卸载值,同时支柱穿木鞋(厚度在10 cm左右),当木鞋破坏时,及时更换新木鞋。支柱穿木鞋可以起到缓冲的作用,防止出现震动时毁坏支柱,见图3。
3) 当工作面推进到距离终采线小于15 m时,适当控制工作面采高,工作面停止放顶煤,以降低垮落带岩层高度和降低工作面顶板压力,并在两巷实体煤帮过终采线30 m范围内实施单排大直径钻孔卸压措施,间距4 m,孔深15 m,见图4。
4) 在设计终采线附近,选择合适的终采线位置,最好是在顶板最后一次来压后尽快停采,以避免悬顶过长对煤体及支架造成较高的压力。工作面停采后,对整个工作面煤体进行大直径钻孔卸压,防止工作面搬迁期间煤体冲出,钻孔单排布置,间距4 m,孔深15 m,见图5。
3 防冲效果评价
对E3103综放工作面采取防冲措施后,及时采用钻屑法、电磁辐射法进行防冲效果检验。结果表明,在采取综合防冲措施后,电磁辐射和钻屑量指标均在临界值以下,除联络巷发生过1次较强的矿震并造成一定量的煤渣脱落外,其他区域没有发生明显的冲击动力现象,说明对终采线附近实施的防冲措施起到了降低冲击危险性的作用。
4 主要结论
1) 由于采矿技术条件发生变化,工作面终采线附近会形成“准煤柱”,其冲击矿压危险性不同于工作面正常推进期间,一般会有所升高,加上工作面搬迁对安全系数的要求较高,因此有必要加强停采期间的冲击矿压危险性防治,并制订专门的防治方案。
2) 星村煤矿深部E3103综放工作面终采线附近实施的煤体爆破卸压、钻孔卸压、优化超前支护等冲击矿压综合防治措施取得了预期效果,降低了该区域的冲击危险性,保证了工作面安全停采和顺利搬迁。
参考文献
[1]窦林名,何学秋.冲击矿压防治理论与技术[M].徐州:中国矿业大学出版社,2001.
[2]窦林名.深部开采冲击矿压防治研究[J].矿山压力与顶板管理,2003(S1):58-60.
[3]谢和平.深部高应力下的资源开采—现状、基础科学问题与展望[C]//科学前沿与未来(第六集).北京:中国环境科学出版社,2002.
[4]何满潮,谢和平,彭苏萍,等.深部开采岩体力学研究[J].岩石力学与工程学报,2005,24(16):2803-2813.
[5]钱七虎.深部地下工空间开发中的关键科学问题[C]//深部地下空间开发中的基础研究关键技术问题.[出版地、出版者不详],2004.
[6]何满潮.深部的概念体系及工程评价指标[J].岩石力学与工程学报,2005,24(16):2854-2858.
[7]窦林名,陆菜平,牟宗龙,等.冲击矿压的强度弱化减冲理论及其应用[J].煤炭学报,2005,30(6):690-694.
[8]方新秋,李海潮,曹胜根.大采深条带开采放顶煤工作面冲击矿压治理研究[J].矿山压力与顶板管理,2005(4):113-115.
[9]朱本杰,赵玉胜,陈立高,等.三河尖矿9202工作面冲击地压动态防治实践[J].能源技术与管理,2005(1):36-38.
[10]牟宗龙,窦林名,张广文,等.坚硬顶板型冲击矿压灾害防治研究[J].中国矿业大学学报,2006,35(6):737-741.
电厂技术终工作总结 篇3
西藏拉萨某水电厂建设初期，设计安装了4台水轮发电机组，发电机组的总电容量为6MW，连接采用的是一机一个单元、两机一变扩展单元的连接方法。原有的发电机保护类型为传统的电磁型继电保护，当正式投运以后，已经历经了10多年的时间，继电保护设备出现了严重老化情况，尤其是在几个机组同时改造以后不能最大限度的满足安全生产需求，在2009年，水电厂对发电机组继电保护进行了改造与升级，并最终取得了良好的改造效果。下面将对具体的改造工作进行介绍。
一、发电机继电保护改造工作
该次的发电机继电保护改造工作将南瑞公司RCS-965RS系列发电机保护装置作为了改造装置，这样确保了电厂自动化系统要求得以实现，最终实现了对继电保护改造工作的有效分析，总结出了一系列工作经验。首先，在改造思想上不断转变，并要时刻认识到技术改造工作的重要性，并且技术改造对技术要求较高，改造风险较大，要时刻增强对风险的辨别能力与分析处理能力，改造工程中始终保持严谨、务实的工作态度。其次，要做好改造工作的规划、设计与策划，及时分析事故预防。最终，参与改造的人员要在改造工作开展中严格遵守相关规范与标准，并要在改造工作中随时保持耐心、细心的态度，在这种心态下完成改造工作的任务才能确保改造工作的合理、高效，实现作业的规范、合理，将继电保护事故发生几率降到最低。比如，可以将复合电压过流保护当成是发电机、变压器以及高压母线、相邻线路故障的保护的后备设施，在该水电厂机组改造工作中，要严格遵守行业规定，比如《继电保护与电网安全自动装置现场工作保定规定》，严格执行继电保护安全规范，在执行或者是恢复联跳回路接线时，要防止出现触电或者是短路情况，及时做好线路标记，对线路状况及时做好标记，将具体问题登记在记录本上。保护装置整组传动试验试验开始以后，就要严禁将联跳回路出口压板投入进来，进而防止出现运行故障或者是人员伤亡。其次，做好差动保护工作。发电机的主要保护就是差动保护，在差动保护过程中，改造工作必须要在《继电保护与电网自动装置校验规程》指导下进行，并要确保其符合装置校验要求，还要对差动保护回路接线进行仔细的检查与核验，进而确保回路接线与机组差动保护的电流互感器能有效运行。中性点电流互感器、机端电流互感器特性要与机组的保护装置达到一致要求，在此次机组继电保护改造试验中，我们通过检查发现机组的中性点电流互感器与机端电流互感器在一次接线相反的情况二次侧输出的电流是相反的，没有做相应的改变，机端侧从K2引出，中性点侧从K1引出，具体见下图1所示：
这时的旧保护装置差动保护电流就会变成两个电流相加的和流输入到装置中，就会造成差动保护误动作，为了防止差动保护误动作，此时需要在差动电流互感器的绕组上进行接线更改，值得注意的是，在保护柜端子排处，也能够对差动电流回路接线进行更改，不过我们还是建议从电流电流互感器的绕组上进行改线，为今后工作维护省下不少麻烦。在开展短路试验过程中，就要做好对保护电流极性的检查。等到正式开始投运试验操作时，就可以按照规章流程方案中的规定进行试验，使用机组中带有负荷的方法进行差流检查，最终防止出现差动保护误动造成机组跳停事故的发生。制定失磁保护方案，及时对故障做出处理。在继电保护技术改造过程中，失磁保护反应发电机励磁回路故障会时常发生，进而造成发电机运行异常，这是明确负责保护线路的关键。首先继电保护的调试人员要先查找相关资料，对继电保护的原理有所了解，进而掌握到有效的校验方法，使失磁保护方案得以顺利完成，减少出现安全事故。二是当对保护装置整组开展传动试验时，保护装置只有在动作、信号上均准确无误，才能确保灭磁开关与出口断路动作的准确性。三要对保护装置技术与使用有详细了解，详细阅读保護装置的使用说明书，并判断其逻辑原理，失磁保护装置通常有三段保护，失磁保护中的I段动作，其功能是报警，而失磁保护跳闸属于II段，最后III段动作跳闸时间最长作为后备保护。对保护整定值清单进行查看，虽然投入了失磁保护II段，但是I段软压板、失磁保护报警并没有投入进去，最后，可以结合实践的修整整定清单，将失磁的I段软压板、失磁保护报警装置新增到改造投入中，对新的校验失磁保护进行重新检验，如果保护动作是正确的，则监控系统发送的信号就是正确的。最后，对试验进行观察，做好试验结果分析。保护装置开展正式投运试验以后，当开机的空载检查保护装置进行采样时，保护装置报警灯点亮并发出了“TA断线”的报警信号，这时可以在保护装置的采样值内查看励磁B相的电流采样值为零。在停机以后，对照保护柜电流接线图对励磁电流回路连接情况进行检查，发现励磁变电流回路采用的是两相的不完整型接线形成，该型接线为星型接线的一种，这就是造成保护装置发出报警信号的原因。按照实际的施工情况将励磁电流回路接线重新连接如下图所2示：
当模拟的励磁电流B相电流流入到保护装置中以后，就满足了改造工作要求。当再一次进行开机空载检查装置取样时，保护装置的工作就恢复到了正常状态。总之，继电保护技术改造工作是确保发电厂稳定发电、持续供电的重要基础，一定要按照相关规范开展继电保护技术改造工作。
结束语
当前，社会正处于飞速发展当中，随着我国各领域建设事业的稳定、顺利开展，社会生产与生活已经离不开各领域工程项目建设的支持，随着社会用电需求的不断增大，水电水电工程建设成为确保向社会持续供电、配电、输电，实现电力生产与使用得以高效、安全的关键。本文主要对水电厂机组继电保护技术改造工作进行了详细分析与介绍，从而表现了做好水电厂继电保护改造工作对水电厂稳定供电、规范做好电力生产的重要性。
电厂技术终工作总结 篇4
1 技改前主要问题分析
1.1 两台磨串联半终粉磨工艺流程
两台磨串联半终粉磨工艺流程见图1。
1.2 Φ2.2m×6.5m磨 (一级磨)
1) 一仓经常闷磨, 粉磨能力低。正常生产时, 对出磨物料粒度进行检测, >5mm粗颗粒占2.6%, >1mm的占10.5%, >0.5mm占24%。该磨技术参数见表1。
分析:一仓主要起破碎作用, 而球径、填充率及长度等对破碎能力起决定作用。系统中, 一级磨喂料量是单台使用时的2倍还要多, 同时入磨物料粒度又大, 这就要求相应提高一仓破碎能力, 但一仓长度和球径等并未提高, 同时, 一仓篦孔通料率也较低, 这导致一仓易闷磨, 使磨机生产能力不能正常发挥。
2) 选粉机性能不稳定, 选粉效率波动范围大 (28%～48%) , 导致二级磨入磨物料80μm筛余 (55%～76%) 和入磨喂料量 (17.0～19.5t/h) 十分不稳定。
1.3 Φ2.4m×8m磨 (二级磨)
一仓经常闷磨, 成品细度波动大, 难以控制。该磨技术参数见表2。
分析: (1) 一仓入磨物料含有大量1mm以上粗颗粒, 使用钢段难以磨细, 故一仓研磨体偏小, 应使用Φ30～Φ40mm小球; (2) 一仓篦板篦孔带喇叭口, 大头孔径12mm, 小头孔径8mm, 加上使用的钢段破碎率较高, 导致篦孔经常卡段, 流通面积大幅减少, 通风不畅, 一仓物料流速减慢而经常闷磨; (3) 选粉机波动大造成磨机细度及产量波动大。
2 技术改造方案
上述问题虽然可以通过调整各仓长度、各仓研磨体级配和球径等技术参数加以解决, 但为了大幅提高产质量, 我们提出以下技改方案:
1) 将一级磨改造为高细磨, 磨内设置高效筛分隔仓装置, 筛孔为1.2mm×25mm, 磨机仍分为二个仓室, 一仓长为3.5m, 二仓长2.75m;
2) 在二级磨前增设容量为25t的磨头仓, 其下配电子皮带秤, 使二级磨的喂料和生产保持相对独立;
3) 二级磨仍分为两个仓室, 一仓长3.0m, 二仓长4.8m, 磨内安装高细磨专用隔仓板和出口篦板, 这些部件使用45号钢板经等离子切割后热处理, 篦缝平直, 可避免卡段。篦板缝宽4～6mm。
改造后两台磨串联半终粉磨工艺流程见图2。
3 生产调试
3.1 试生产情况
改造后, 2009年1月2日进行试生产。一级磨一仓使用Ф60～Ф100mm的钢球, 装载量17.3t, 平均球径为80.2mm, 二仓使用Ф30～Ф50mm的钢球, 装载量13t, 平均球径为41mm。二级磨一仓和二仓分别使用Ф18～Ф25mm和Ф10～Ф16mm的钢段 (对破碎的钢段进行清除) , 总装载量为30.7t。
3日, 对两台磨生产数据进行统计, 结果见表3。
与此同时, 对一级磨出磨物料取样并进行粒度分析, 结果见表4。
试生产结果:系统产质量有明显提高, 台时产量达到30t/h, 成品80μm筛余≤3.0%。特别是一级磨喂料量比技改前提高了25%, 而出磨物料粒度大幅度降低:>1mm粗颗粒含量降到0.5%以下, >0.5mm下降到5.2%以下。根据经验, 这样粒度的物料使用Ф20～Ф25mm的钢段是合理的。同时由于增加了磨头仓, 二级磨入磨物料粒度及喂料量十分稳定, 达到了预期效果。但是在试生产中, 一级磨喂料量为31t/h时, 出现了饱磨问题。另外, 选粉机波动仍较大。
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3.2 生产调试
为解决一级磨一仓闷磨的问题, 先在一仓补加Φ100mm钢球0.8t, 以增强其破碎能力, 之后在台时产量为31t/h时, 进行试生产, 两台串联磨连续运转5h, 没有出现异常情况。将喂料量提高到32t/h, 生产4h后, 一级磨一仓磨音开始发闷。再次调试, 一仓减掉Φ50mm和Φ60mm钢球各1t, 补加Φ100mm 190个 (781kg) 、Φ90mm260个 (777kg) , 使一仓平均球径达到84.1mm。再次试生产, 保持台时产量32t/h, 连续生产8h, 无饱磨现象。产量提高到33t/h后继续生产, 经过12h的观察和检测, 一级磨的一、二仓磨音响亮、清脆, 无闷磨迹象, 且一级磨出磨物料1mm和80μm筛余分别稳定在0.6%和54%之下, 二级磨成品80μm筛余≤3.0%。
经过近一年的生产, 该系统综合成品80μm筛余为2.8%, 平均台时产量为32.9t/h, 比技改前提高了40%, 综合粉磨电耗比技改前降低了25%。
4 讨论与分析
高细磨串联半终粉磨工艺取得了比两台高细磨独立粉磨还要好的技术经济指标, 其原因分析如下:
1) 一级磨、二级磨分工明确, 一级磨主要是破碎, 二级磨主要是研磨。各个粉磨阶段, 研磨体级配合理, 与粉磨物料粒度相适应, 两台磨机效率都提高。
两台磨串联粉磨工艺还有其他的流程方案, 如:方案一, 同样是串联粉磨, 但选粉机粗粉中的一部分返回一级磨, 其余进入二级磨开路生产;方案二, 选粉机粗粉部分或全部返回一级磨, 细粉进入二级磨, 二级磨出磨物料再次进入选粉机, 闭路生产。这些工艺不但流程复杂, 而且生产证明, 效果也没有本方案好。究其原因, 在方案一和二中, 返回一级磨的粉状物料在磨内起缓冲作用, 不利于物料的集中破碎, 一级磨一仓效率低, 后面各仓的粉磨能力也受到限制。加上流程复杂, 进入一级磨的粗粉回料量波动大等原因, 系统实际产质量、电耗等各项技术经济指标皆不如本方案好。
2) 在该串联半终粉磨系统中, 一级磨应用高细磨技术, 在仓位合理的同时, 一仓采用大球径、高填充率, 充分发挥对超量入磨的粗大物料集中破碎作用, 起到事半功倍的效果。同时磨内筛分装置对粗、细物料进行了高效的分离, 使进入二级磨的物料粒度基本在1mm以下。这样, 二级磨一仓就无须使用钢球, 而是合理配段, 物料在磨内有较长时间的研磨过程, 在产量大幅提高的情况之下, 仍进行了高细生产。
3) 在本系统中, 选粉机能及时选出部分合格的微粉, 减少了进入二级磨的物料, 微粉在二级磨内的缓冲、黏附作用也降低。
4) 虽然本系统中选粉机产量、回粉细度波动大, 但由于增加了磨头仓, 稳定了二级磨的入磨物料粒度及喂料量, 其产质量大幅提高。
5) 本系统中, 使用的选粉机性能不太好, 进行过多次调试, 选粉效率仍低 (最高41%) , 且波动大, 一级磨生产的合格细粉大部分进入了二级磨, 降低了系统生产能力。如果选粉效率能达到50%～60%, 系统产量还可以更高些。
发电厂运行优化技术探讨 篇5
【关键词】发电厂；优化；发展
随着电力体制改革的不断深化及煤炭等能源价格的不断提高，发电企业面临着更加激烈的市场竞争，在确保机组运行安全性与环保性的同时，要求进一步降低发电成本与管理成本，故机组的节能降耗与优化运行管理的需求也越来越突出。而我国机组的运行与国际先进水平相比还有很大的差距，据统计我国亚临界机组与国外同容量的机组的运行情况相比，热效率低10%-18%，多消耗燃料量25%-30%，污染物的总排放量多25%-30%，多消耗水量6%-10%。因此，我电厂在机组运行上还有很大的优化空间。
1.汽轮机先进制造技术的应用
1.1先进热加工技术的应用
汽轮机的高中压汽缸、高中压主汽调节阀目前大都采用钢包精炼炉进行冶炼，保证了钢水质量和纯净度，采用树脂砂造型提高了铸件的表面质量，采用三维模拟充型和凝固软件开发的浇注工艺确保了铸件的内在质量，先进铸造技术的采用，减少了铸件返修次数和补焊量，有利于降低成本，缩短制造周期。低压缸、隔板广泛采用埋弧自动焊接技术，提高了焊接和焊缝质量。大型热处理炉均采用计算机自动控温，使炉温偏差控制在7℃以内，确保部件热处理质量。
1.2先进冷加工技术应用
汽轮机高中压、低压转子均采用数控转子车床和镗床加工；主导产品动静叶均采用数控五坐标加工中心加工型面，确保叶型和成型满足设计要求。高中压外缸采用数控龙门铣加工；低压外缸采用数控镗铣床加工；高压、低压内缸在数控立车上完成加工；高中压主汽调节阀采用数控镗床、数控立车、数控卧车加工；隔板采用数控镗床和数控立车加工；轴承内外球面采用数控卧车、立车及球面磨削联合加工满足表面粗糙度Ra0.4要求。
2.发电厂优化技术
2.1优化燃油
目前煤粉锅炉面临的主要问题是点火时问长、耗能高及低负荷燃烧时不稳定等。电厂煤粉锅炉采用最普遍的点火方式为油枪点火。电站锅炉的启停、助燃和调试耗油量巨大，等离子点火和小油枪点火可有效解决点火及稳燃工况下耗油较高的问题。等离子点火机理：靠等离子发生器发射的高温等离子体射流，直接点燃一次风煤粉，实现冷风点火。等离子燃烧系统由点火系统和辅助系统两大部分组成。小油枪点火机理：小油枪燃烧形成的高温高热火焰，使进入一次室的浓相煤粉颗粒温度急剧升高，破裂粉碎，释放出大量的挥发份，并迅速着火燃烧，然后由已着火燃烧的浓相煤粉在二次室内与稀相煤粉混合并点燃稀相煤粉，实现了煤粉的分级燃烧，燃烧能量逐级放大，达到点火并加速煤粉燃烧的目的，大大减少煤粉燃烧所需引燃能量，满足了锅炉启、停及低负荷稳燃的需求。周界冷却二次风主要用于保护喷口安全，防止结焦烧损及补充后期燃烧所需氧量。
2.2优化主厂房布置
为了节约电厂占地面积，一些设计部门推出了主厂房三列式布置方案，即汽机房、除氧间、锅炉、煤仓间为炉侧布置。与传统的四列式布置相比，可以节约4大管道的管材，节省建筑面积。但三列式布置方案也存在增加送粉管道长度和建筑材料的不足。主厂房采用三列式布置方案，除氧器可露天布置在汽机房屋顶，也可以布置在侧煤仓与锅炉钢架之间的平台上。两种布置方式相比较，笔者认为露天布置的方案较好。若布置在侧煤仓与锅炉钢架之间的平台上，低压给水、中压给水及与除氧器相关的管道都将增加，这样炉前管道布置就会非常复杂。因此布置方案的决策时要充分论证，不要盲目决策。
3.电厂运行优化系统研究的发展趋势
从煤粉经济细度的求解这个简单的问题进行分析，火电厂优化系统的发展趋势主要有以下几个方向。
3.1测量技术的不断发展是火电厂优化的有力推动力
目前，存在着很多優化目标可以明确，但是没有办法通过闭环控制来实现的情况，例如煤粉经济细度、飞灰含碳量、煤粉浓度等。测量的准确性和实时性使些优化结果无法形成闭环控制的目标给定值，而只能作为运行人员开环指导的运行目标的一个重要原因。所以测量技术的不断突破与发展是火电厂优化的一个重要方向。新的测量设备的研发对于火电站的自动调节来说，意味着一个新的优化系统的应用。测量技术是一个多学科结合的领域，需要结合电子、电气、物理等多领域技术的最新发展，用于热工测量领域，并将测量技术的发展与火电厂运行优化相结合起来，才能获得最佳的优化效果。
3.2利用多种先进技术进行建模与模型求解
在传统试验建模与机理建模的基础上，新的建模与模型求解方法也将不断应用于过程优化领域。神经网络是一种强大的非线性函数，从理论上说它可以逼近任何一种函数，而且神经网络的建模不需要了解对象或过程的内部机理及运行原理，在一些复杂的对象仿真中具有一定的优势。目前，国外已经将神经网络作为一种数学工具应用于复杂过程的优化运行如火电厂锅炉的优化运行等，并取得了较好的优化效果。模糊控制、进化算法、概率算法等人工智能学科广泛研究的软计算方法都可以应用到模型建立和优化求解中来，通过对不精确性、不确定性、部分真值、以及近似表达的允许问题使问题变得容易处理，提高鲁棒性，减少求解费用，更好地与实际应用符合。
3.3数据挖掘技术的应用
电厂煤质多变这个现状在短期内很难改变，而煤质的测量或者成本太高，或者测量的参数太简单，使得将煤质数据应用于火电厂运行优化非常困难。即使有了煤质数据，电站设备的运行状态也会使模型发生变化，使对象模型具有不确定性。随着信息技术的发展，电力企业积累了大量的历史数据，由于电力生产数据具有量大、高维和强耦合的特点，传统分析方法难以发现和总结这些数据中所蕴涵的知识。如果从火电机组热力系统自身的运行数据中找到改善系统运行的知识和手段，优化生产过程，是很有现实意义和研究价值的问题。目前较多地将数据挖掘用于运行优化目标值的确定中，通过在生产历史数据中将运行参数、负荷、性能等相关关联数据之间的关系进行定量化，得到反映机组运行实际情况的定联关联规则，是优化控制的新思路。利用数据挖掘技术，可以有效规避模型变化性与优化求解计算困难等难题，是优化控制的新思路。目前，数据挖掘技术已经在运行应达值的确定中取得了一定的进展。
4.结束语
随着运行优化理论研究与现场实践的不断深入与推广，近十年来火电厂运行优化系统已经逐渐成为火电厂技术领域的最新课题。应该建立一个怎么样的优化系统以及如何考虑到该系统的适应性都是运行优化领域所正在研究的内容。
参考文献
[1]崔映红，王惠杰，马晓芳.汽轮机变负荷运行时经济运行方式的研究[J].电站系统工程，2002（06）
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