电厂事故案例1_电厂事故案例
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电厂事故案例汇编
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 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..................................................................................941、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。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。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。
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。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。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。
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 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。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
张家港沙洲电力有限公司内部资料
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。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
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
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。
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。
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。
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；
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。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
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 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。
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、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
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 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 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 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
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。
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 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。2 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 的思想，负有直接管理责任。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。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。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。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。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。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。
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 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。
张家港沙洲电力有限公司内部资料
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。
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：
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。
大唐韩城发电厂“8·3”全厂停电事故通报月 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。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。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； 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 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。
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
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。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，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）。
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。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）、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。
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。
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。
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
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 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
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。
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
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
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 6 kVⅣB 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 6k VⅣB 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
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CE05 在间隔外，开关下口接地刀在合位。化学水 6kVA 段进线刀闸 LOBCE01 在间隔外。
二、事故经过：
2006 年 6 月 10 日，前夜班接班班前会上，运行丙值值长周××根据发电部布 置，安排#1 机组人员本班恢复化学水 6kV A 段为正常运行方式，即将化学水 6 kV 母线 A、B 段分别由公用 6kV A、B 段带。接班后，#1 机组长侯××分配副值 李金从电脑中调取发电部传给的操作票，做操作准备，但未找到对应操作的“标 准”操作票，侯又查找，也没查到，调出了几张相关的系统图并进行打印。19：40，侯××带着李××与值长报告后便带着化学水 6kV 系统图前往现场操作，值长同意（没有签发操作票）。侯××、李××二人首先到公用 6kV 配电间检查公 用 6kVA 段至化学水 6kVA 段 LOBCA05 开关在间隔外，从电源柜后用手电窥视 接地刀闸，认为在断开位（实际接地刀闸在合位，前侧接地刀机械位置指示器指 示在合位，二人均未到前侧检查）。随后，侯××、李××二人到化学水 6kV 配电 间，经对 6kV A 段工作电源进线刀闸车外观进行检查后，由侯××将刀闸车推入 试验位置，关上柜门，手摇刀闸车至工作位置，摇动过程中进线刀闸发生“放炮”。
三、造成的后果
刀闸放炮后，引起厂前区变、输煤变、卸煤变、输煤除尘变低压开关跳闸，但未对运行机组造成不良影响。至 22：10，运行人员将掉闸的变压器和化学水 6 kV B 段母线恢复送电，系统恢复运行。
化学 6kV A 段工作电源进线刀闸因“放炮”造成损坏，观察孔玻璃破碎，风 扇打出，解体检查发现刀闸小车插头及插座严重烧损。
刀闸放炮弧光从窥视孔喷出，造成操作人候××背部及右手、大臂外侧被电 弧烧伤，烧伤面积 12％，其中 3 度烧伤约 4％，住院进行治疗。
本次已构成恶性电气误操作事故，打断 185 天的安全生产记录，同时造成一 起人身轻伤事故。
四、原因分析：
1、执行本次电气操作中没有使用电气操作票。候××、李×二人执行本次电 气操作，因没有从电脑中查到相应的“标准”操作票（发电部以前下发的），也没 有填写手写操作票，临出去操作前仅打印了几张相关的电气系统图，在图纸背面 写了几步操作程序，事后检查发现，计划操作步骤非常不完善，且有次序错误。实际执行操作时，也没有执行自己草拟的操作步骤。候××、李×二人去执行电气 操作任务，操作人和监护人分工不明确，执行过程中对各操作步骤未执行唱票、复讼、操作、回令的步骤，未能发挥操作人、监护人的作用；自行草拟的操作步 骤次序混乱，不符合基本操作原则。因此，运行人员未使用操作票进行电气操作 是本次事故的主要原因。
2、候××、李×二人执行本次电气操作任务前，不仅没有编写操作票，也未 进行模拟预演；在检查 LOBCA05 开关接地刀的位置时从盘后窥视孔进行窥视不 易看清，柜前的位置指示器有明显的指示没查看，检查设备不认真；设备系统长 时间停运，恢复前未进行绝缘测量，严重违反电气操作的基本持续。化学 6kV A 段母线通过联络开关处于带电状态，其进口电源开关和刀闸断开，电源开关接地刀在合位（检修状态），在恢复系统的过程中，因操作次序错误，在操作 LOBCE01 从试验位置推入到工作位置的过程中，发生短路放炮。因此，操作人员未对所操作的系统状态不清、操作次序错误是事故的直接原因。
3、运行岗位安全生产责任制落实严重不到位。机组长执行电气操作不开票、50
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不进行危险点分析，严重违反《电业安全作业规程》和公司“两票”规定，值长做 为当值安全生产第一责任者，对本值操作监管不到位，自己安排的电气操作，没 有签发操作票便同意到现场执行操作，因认为候××是本值电气运行资力最深的 人员，用“信任”代替了规章制度和工作标准，安全意识淡泊，未发挥相应的作用，使无票操作行为得以延续。值长对电气操作使用操作票认识不足，对操作前没有 进行模拟预演未引起重视，未起到有效的保证作用，也是造成本次事故的主要原 因之一。
4、辅控系统五防闭锁装置不完善，刀闸没有机械防误闭锁装置，拟改进的 辅控微机五防装置尚未实施，不能达到本质安全的条件，不满足公司有关五防要 求，未实现系统性防止误操作。
五、暴露的问题：
1、公司由基建到生产的转型、规范过程中，安全生产管理不扎实，尤其是 两票三制执行上效果不佳，只注重了制度和标准体系的建立，贯彻和落实效果差，措施不利、管理手段不足，有断档、脱节现象。各级安全生产责任制落实严重不 到位，未能真正实现安全生产责任制“横到边、纵到底”，与集团公司和大唐国际 的要求存在较大差距。
公司对屡次发生的两票问题以及执行岗位职责不到位的事件重视不够，处理 力度不足。
2、发电部运行管理存在严重的不到位现象，做为运行管理的主管部门，对 执行公司规章制度和有关两票三制缺乏有针对性的手段和措施，对月度安全生产 分析会提出的问题和安全检查问题整改行动迟缓。
3、值长安全生产意识差，运行操作把关不严，现场管理不到位，本值生产 工作中存在严重的随意性行为，违反了操作票管理制度和安全生产“五同时”原 则。
4、运行人员安全作业意识不强，对执行操作票制度认识不高，存在“无票作 业”的严重违章现象。运行人员技术水平低，对系统的状态掌握不清，缺乏基本 的送电操作常识，同时暴露出运行培训存在的不足
5、发电部运行规程不完善，对辅控 6kV 系统电气倒闸操作规范不足，技术 支持不到位，技术管理不完善。
6、LOBCA05 开关接地刀在合上位置是#2 机组小修中“6.3kV 公用母线停电 小修及高压试验”工作安全措施之一，5 月 16 日运行人员收票时没有恢复系统备 用，没有恢复全部安全措施，在工作票备注栏注明“因有其他工作，接地刀未拉 开，系统未恢复”，违反电气工作票使用规定，运行日志没有进行记录。再次暴 露出运行管理中的随意性和管理缺陷，给本次事故的发生埋下了祸根。
发电部了解到化学水 6kV A 段未恢复的情况后，于 5 月 21 日要求运行值班人员 恢复系统到正常运行方式，同时写了一份操作票传给运行值长，经多日各值都没 有执行，运行指挥、执行中断，监督督办不到位。
7、事故调查分析过程中，检查化学 6kV A 段母线联络开关 LOBCE 过流保 护未投，且保护定值与定值单不符，致使 B 段电源开关越级跳闸。反映出技术 监控管理不到位和设备点检不到位的问题，同时也暴露出化学系统设备移交生产 存在地漏洞。
六、防范措施和应汲取的教训：
1、6 月 14 日，全公司召开安全生产特别会议，通报“610 事故”的初步调查 分析情况，提出安全生产的措施和要求，王滩发电公司生产、安监全体人员，各 管理部室高级主管以上人员，各生产外协承包单位班长以上人员参加会议。深刻 剖析本次事故发生的根源，认真吸取事故教训，狠抓安全生产责任制的落实，解 决管理松懈、要求不严、执行力差、标准不高等问题，坚决刹住无票作业和违章 作业的不良行为。会后，全公司范围安排安全活动日专项活动，展开深入讨论，人人谈体会、定措施。
2、开展一次安全生产规章制度宣惯活动，认真学习和领会集团公司和大唐 国际有关安全生产的制度体系，提高生产人员对制度的了解和理解，提高执行章 制的自觉性。结合章制宣惯，全公司开展一次“两票三制”专项整治行动，再次对 照集团公司、大唐国际安全生产一号文，结合安全生产会议精神和安总提出的重 点工作要求，结合安全生产月各项活动安排和集团公司“安全质量专项治理”活 动，以“三对”的方式全面查找王滩发电公司安全生产各环节、各层次存在的不足，提高整治力度，提高全员安全生产意识和责任感，掌握安全生产管理的要领，努 力在短时间内消灭各种违章行为。
3、加强运行人员技术培训，提高运行人员技术素质。开展一次针对辅控系 统电气操作的全员实际演练考核。充分利用学习班时间有计划地安排培训内容，尽快使全体运行人员能够适应岗位技术要求。
4、加强运行技术支持能力的提高，抓紧系统图和运行规程的修编完善工作，规范各种运行操作，减少由值班人员自行安排操作程序所带来的意外事件的发 生。
5、加快辅机系统微机“五防”闭锁装置的改造，从本质上解决安全生产的物 质条件，实现本质安全。
6、采取管理责任上挂的考核机制，将安全生产责任部门负责人考核提到公 司直接考核。安全生产监督考核实行即时考核公示制，对发生的各种违章现象和 不安全事件进行即时考核合公示，增强警示效果。
7、对全厂保护进行一次普查，进一步完善二次系统防“三误”措施，保证全 厂保护装置正确投入。
8、加快运行管理支持系统的投用，完善两票管理手段。
七、责任分析
1、#1 机组长候××负责执行本次电气操作任务，不使用操作票进行电气操作，严重违反安全作业规程和两票管理有关规定；在无票操作中，操作程序错误、检 查设备不认真，缺少必要的绝缘测量步骤，未能正确判断设备系统的真实情况，执行操作不认真；安全意识淡泊、随意性大，无票操作的同时，也没有进行危险 点分析；进行现场操作时，侯、李二人分工不明确，侯本应是监护人，但在操作 过程中又干了操作人的工作。因此，#1 机组长候××是本次事故的直接和主要责 任者。
2、李×是替班副职，在本次操作中应是操作人角色，在与机组长一起进行电 气操作操作过程中，没有起到应用的作用，对执行的任务心中没数；操作过程中，对违反相关制度现象认识不足，只按机组长的指令盲目执行。做为操作人员，李 ×对本次事故负有次要责任。
3、值长周××做为当值得安全生产第一责任者，承担着当值得安全发供电的 领导职责，安排运行操作任务时，违反了安全生产“五同时”原则，没有及时发现 和制止电气操作无票作业；安全意识差，思想存在随意性，凭感觉做事，认为本 值“最高水平”的电气专业出身的机组长可以无票作业、不会发生意外，存在严重 的失职现象。因此，周××也是本次事故的主要责任者之一，并负直接领导责任。
4、运行人员工作存在很大的随意性，本次发生的事故，暴露出运行管理多 层次的缺陷和不足，暴露出发电部管理不到位、措施不得力的问题，未能将公司 各项规章制度进行有效的宣惯；从机组长候印平和副值李金的表现发现，运行人 员的技术业务素质存在严重不足，暴露出生产准备、运行岗位技术培训存在不足，对运行人员学技术激励不够。发电部做为运行管理的主管部门，对本次事故负有 不可推卸的责任，部长赵玉龙、副部长均负有直接管理责任。
5、5 月 16 日，运行人员收回检修电气第一种工作票时，运行当班机组长孟 ××违反电气工作票管理规定，在没有拆除接地线的情况下终结了工作票，也没 有将详细情况在运行日志中进行记录，留下了事故的隐患，调查过程中说不出适 当理由；运行高级主管吕××发现系统工作票终结而开关未恢复正常方式后，于 5 月 21 日要求前夜班运行值恢复系统，但运行人员并未执行，到 6 月 10 日，再次 要求运行人员恢复系统，期间系统长时间处于不正常的运行状态，专业督办力度 不足，管控不利。因此，孟××、吕××对本次事故负有一定责任。
6、本次恶性电气误操作事故的发生，问题发生在基层，根源在公司管理。本次恶性电气误操作事故发生，暴露出王滩电厂安全生产责任制没有得到有效落 实；暴露出安全生产基本管理制度不能可靠执行；暴露出安全管理工作缺乏横到 边、纵到底的管理手段；也暴露出员工培训工作中现场操作技能培训缺位的问题，公司领导对本次事故的发生负有相应的领导责任。
八、对事故责任者的初步处理意见
对事故责任者按本公司安全生产奖惩规定公司进行处理，公司领导按干部管 理权限请大唐国际进行处理。
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
2002 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。
一、事故经过 2002 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。
二、事故原因 “10·16”事故是一起由于人员误操作引发的一般恶性事故，其原因为：
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。
大同二电厂 5 号机组“10·16”烧瓦事故不仅暴漏了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。同时也暴漏了在操作 指挥中有违反制度、职责不清、程序不明的混乱现象，暴漏了一些运行人员对系 统不熟，尤其是对主要测点位置不清的问题，暴漏了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的问题。大同二电厂的“10·16”事故，公司各 单位要引以为戒，认真从中吸取教训。为此公司针对大二的事故教训提出以下要 求：
1、希望公司所属及控股各单位在确保完成公司全年各项任务的关键时期，认真吸取大同二电厂“10·16”事故的经验教训，严格落实责任制，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。
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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。
2006年10月17日台山发电公司#4机汽轮机断油烧瓦事故号机事故通报
一、事故前工况： 事故前 4 号机组负荷 600MW，五台磨煤机运行，AGC 方式，汽温，汽压，汽机各轴承温度等参数均正常。主机油箱油位 1670mm，润滑油压 220kPa。
二、事故发生： 在 2006 年 1 号机 C 级检修后启动过程中，出现润滑油冷油器切换阀阀杆衬 套与阀盖处间隙大漏油，停润滑油泵。经在两半压盖处添加盘根，在阀杆衬套与 阀端盖结合缝隙处，加 Ф57×4 的 O 型圈后，漏油处理效果良好。为了防止类似 事件在运行的其它机组中再次发生，设备负责人考虑到存在2、3、4 号机主机润 滑油冷油器切换阀阀杆渗油缺陷，决定在2、3、4 号机执行此项缺陷消除工作。10 月 13 日在制定周检修计划时，专业主管和专业点检组长要求只是对此渗漏点 进行紧固和涂胶处理，并按照此内容上报“2、3、4 号机主机润滑油冷油器切换 阀阀杆渗油处理”，处理条件是“机组正常运行”方式。
图： 略 主机润滑油冷却器切换阀主要作用是在两个冷油器之间进行切换，切换阀
由三通阀体、上下阀盖、半圆阀芯、以及阀杆、键和手柄、手轮、阀杆衬套以及 阀杆衬套与阀盖的密封件，衬套与阀杆的密封件共同构成。切换时，逆时针旋转 手轮，放松手轮对阀杆衬套的挤压，然后旋动手柄进行切换。阀杆衬套的密封是 靠衬套端面半圆阀芯的接触度以及阀杆衬套上沟槽内的密封件密封的。阀杆衬套 的定位是依靠手轮以及两半压盖进行限位的，需要的定位力很小。
2006 年 10 月 16 日下午 16 时，拓奇检修公司汽机专业技术员李子斌根据周 检修计划安排要求设备专责人批准“4 号机润滑油冷油器切换阀阀杆渗油处理”的 19010 号风险预控单(拓奇检修人员参与了 1 号机润滑油冷油器切换阀阀杆渗油 处理,此风险预控单中的处理过程按照 1 号机处理方案制定),设备专责人汪勇刚交 待 17 日进行此项工作，再行批准。并要求工作前工作负责人本人过来，由设备 专责人当面进行技术交底。
2006 年 10 月 17 日，班组早会后，设备专责人汪勇刚告知拓奇检修汽机专 业代主管郭金胜，现场布置好后，通知设备专责人。
2006 年 10 月 17 日 8 时 30 分，设备专责人汪勇刚接到拓奇技术员李子斌电 话要求对 19010 号风险预控单进行签发，设备专责人看了风险分析栏的风险分析 后，只对风险预控单做了微小修改后批准了该风险预控单。
09：25，风险预控单 19010《4 号机主机润滑油冷油器切换阀杆渗漏处理》 工作负责人罗真军要求发电部运行主值将该风险预控单许可。
09：30，在风险预控单（19010 号）得到许可后，广东拓奇检修公司工作负 责人罗真军，工作班成员李子斌、钟远龙、龚卫兵、严载旭开始工作（设备专责 人汪勇刚未接到开工通知）。钟远龙拆掉切换阀转动手轮，松开阀杆小端盖 6 个
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螺丝并取掉其中两颗螺丝，在取其它螺丝时，小端盖突然顶开，阀杆衬套飞出，大量润滑油喷出。
09：57，主值柯凯强监盘发现主机润滑油压由 220kPa 突降至 180kPa，油箱 油位开始下降，急派副值于立民到主机油箱处检查。
10：02，检修组成员钟远龙、副值于利民跑到集控室报告就地切换阀处跑 油。
10：02，油箱油位快速降至 1119mm（规程规定 1100mm 打闸），汽轮机紧 急打闸，按破坏真空紧急停机处理：主机转速 2857 转/分开始破坏真空；关闭所 有通凝汽器疏放水及汽机本体疏水，关闭高低旁，将汽轮机闷缸。
10：04，直流油泵正常联启。10：09，主机转速 1350 转/分，1、2、3、4、7、11 瓦温度开始攀升，强行 维持两台顶轴油泵运行，保持5、6、7、8、9、10 瓦继续供顶轴油。
10：13，检修人员用衣物缠绕，控制住漏油量。10：14，4B 顶轴油泵停止。维持 4A 顶轴油泵和交流润滑油泵运行。10：17，主机1、2、3、4、11 瓦温度攀升，最高温度升至 216/222℃，220/214℃，209/210℃，207/205℃，198/195℃。
10：19，汽机转速到零。
10：20，检修人员回装阀杆套筒。10：55，主机油箱补油至 820mm，启动交流润滑油泵。11：10－12：10，手动盘车 20 度，手动盘车判断无大的摩擦。12：10，实现电动点盘。点动盘车 180 度。电流：40A。12：28，因 1 瓦处漏油保温层着火，停运主机交流润滑油泵、顶轴油泵； 13：42，火被扑灭，重新启动油泵、间断点动 180°盘车。
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