300MW机组事故案例汇编_事故案例汇编

　 300MW机组事故案例汇编

　一、300MW机组事故目录（35）

　案例1   4A小机推力瓦烧损并导致机械损坏事故

　案例2   #1发电机出口2PT发生C相短路

　案例3   #3发电机碳刷烧损事故

　案例4    #4主变异常运行事故

　案例5    #4机启机过程中汽包水位高锅炉MFT

　案例6    #4机一热工模件保险熔断导致机组跳闸

　案例7    #4A炉水泵电机轴承烧损事件

　案例8    #3发电机C相封闭母线进水事件

　案例9    #3发电机出口CT开路事故

　案例10    #1发变组GIS2201间隔G3气室C相故障

　案例11    380V厂用工作A段开关及母线短路事故

　案例12    #3机高厂变CT短路事故

　案例13    #4机高旁异常动作事故

　案例14    6B汽泵跳闸锅炉MFT事故

　案例15    #5.6炉多台给煤机连续堵煤事故

　案例16    #6B给煤机跳闸炉膛爆燃事故

　案例17    #3机TV1阀运行中突然关闭事故

　案例18    #6机大机润滑油泄漏事故

　案例19    #6机密封油系统跑油事件

　案例20     除氧器水位高的误操作

　案例21    #1机真空下降事故

　案例22     4A一次风机跳闸事故

　案例23     5A空预器停转事故

　案例24   #5机组两台给水泵故障跳机事件

　案例25   1A引风机电动机烧坏事件

　案例26     #4炉捞渣机故障

　案例27     #5发电机2205主开关偷跳事故

　案例28    #5发电机励磁整流变低压交流母线短路故障及转子一点接地保护、逆功率保护动作事件

　案例29     #5炉5C炉水泵电机烧损事故

　案例30    #1汽轮机小修试运进水事故

　案例31     #2机组水位高跳闸

　 案例32    #6机“除氧器液位高三”误动跳机事故

　案例33   #5机组两台小机异常运行事件

　案例34   2A炉水泵消缺时导致#2机组跳闸事故

　案例35    **发电厂 2号机组危急保安器短轴断裂事故

　二、特种设备事故目录（9）

　案例1     #4锅炉水冷壁爆管事件

　案例2     **港发电厂一号机组发生特大锅炉炉膛爆炸事故

　案例3    关于天津斯曼特钢管有限公司伪造进口P91钢管造成电站锅炉主蒸汽管道爆裂事故的通报

　案例4     私开电梯厅门误入电梯井道坠落事故

　案例5     脱钩伤人事故

　案例6     **电厂因除氧器安全阀排汽量小造成除氧器爆炸

　案例7     **热电厂锅炉超压主蒸汽安全阀解列拒动

　造成锅炉寿命损失7%的后果

　案例8     **电厂安全阀校验升压实跳造成炉外管道爆破

　 案例9     行车小吊钩坠落伤人

　三、人身事故案例（11）

　案例1    #3机组照明段刀闸故障拉弧灼伤操作员事件

　案例2    1B磨煤机试转人身未遂事故

　案例3    上海外高桥电厂人身死亡事故

　案例4    宁夏**发电厂发生重大人身伤亡事故快报

　案例5    安全措施不全  电除尘内触电

　案例6    安全措施不到位  热浪喷出酿群伤

　案例7    安全距离不遵守  检修人员被灼伤

　案例8    手入保护罩  三指头骨折

　案例9    汽机盘车突然启动伤人

　案例10   误拉隔离刀闸

　案例11  起吊孔坠落死亡

　300MW机组事故案例

　案例1    4A小机推力瓦烧损并导致机械损坏事故

　一  事故经过

　1. 事故前有关设备状况

　    2000年5月11日中午13:00时许，运行人员通知汽机检修，#4A小机保安油压低，润滑油压高。中午13:30分，谏壁电厂王勤.金峰办理405—032号“#4机A小机润滑油压力调整”热力机械工作票并进行工作，当时检查工作油压值为9.5KG，调整减压阀半圈油压无变化，即恢复原位。将所开的405—032号工作票办理“作废”。

　2.4A小机第一次停运（跳闸）

　5月12日1时许，当值值班人员发现4A小机直流油泵在运行状态，当时4A小机润滑油压179Kpa，A主油泵运行，B主油泵备用，联锁投入，经查曲线和事故追忆，发现直流油泵联启时的润滑油压约130 Kpa。

　1:01分，值班人员在确认直流油泵联锁在投入位置后，将直流油泵停下，见润滑油压下降很快（最低值约124Kpa），随即将直流油泵重新联启，此时，4A小机保护动作跳闸（后经热工查为“润滑油压低”保护动作），见电泵未联启，即手启电泵，恢复锅炉给水正常。1:07分，

　4A小机转速为零，润滑油压为161 Kpa。在此过程中“润滑油压低”报警信号一直未发出。

　    4A小机跳闸后，运行人员对小机润滑油系统做了启动试验，结果如下：

　    ①A主油泵与直流油泵运行，停止直流油泵，润滑油降至102 Kpa直流油泵又联启，润滑油压升至166 Kpa。

　    ②A.B主油泵分别单独运行与A.B主油泵同时运行，润滑油压均为20 Kpa左右。

　3.4A小机第一次启动

　1:50分，检修人员到现场调整减压阀后，A主油泵运行，润滑油压稳定为189 Kpa。1:55分，4A小机冲转，2:11分，转速3000rpm，2:18分，交锅炉运行。2:22分值班员发现直流油泵又联启（盘上显示联启时间2:20分,此次也无“润滑油压低”信号报警），再次通知检修，2:45分检修人员再次到场处理减压阀缺陷，在调整过程中，润滑油压由160 Kpa降至135 Kpa，小机推力瓦温度显著上升，运行值班员并将这一情况告知检修人员。

　4.4A小机第二次停运（打闸）

　    3:05分，小机推力瓦温度（测点05T3917）达85℃，且仍上涨，盘上手打A小机，该测点温度迅速下降至40℃。在前述过程中，汽机值班员曾注意到小机推力瓦另一测点05T3918推力瓦工作面温度显示未与测点05T3917同步增加，而是在一固定值不变。当时认为是测点质量坏，但并未将此一情况做出汇报并通知检修人员。3:30分，检修人员要求停直流油泵，继续调整减压阀，调至4:50分，无法将润滑油压调至稳定，告知运行白班处理。12日上午，检修人员继续调整4A小机减压阀未果，下午更换一新的减压阀，16:50分终结工作票。

　5.4A小机第二次启动

　    17:12时,启动4A小机油系统,调整润滑油压为148 Kpa ,18:59时小机冲至3000rpm，19:18时并4A小机减电泵出力，19:35时电泵退出运行。19:40时4A小机再循环调门波动，热工告无法处理，关4A小机再循环前截门。20:30分4A小机入口流量波动，解小机给水自动，联系热工查找原因。21:10分发现4A小机低压调门开至最大，联系热工检查MEH系统，减少机出力，对4A小机进行全面检查，就地4A小机低压调门已全开，推力轴承回油温度高，推力轴承温度高至70℃，支撑轴承温度49℃。21:19分启电泵（当时负荷265MW），减4A小机出力，推力轴承温度明显下降。

　6.4A小机第三次停运（跳闸）

　    21:26分，4A小机转速至3800rpm时突然跳闸，由于热工保护在4A小机第一次跳闸时没有复归，热工未查出动作保护的记忆。4A小机推力瓦温度随着负荷下降而明显下降。

　二 设备损坏情况

　    经初步检查：给水泵推力轴承工作面瓦块严重磨损，非工作面瓦块轻度磨损，#3轴承乌金面过热起皮，#4轴承类似#3轴承稍重些，给水泵轴向位移约8-9mm，泵本体部件损坏（泵芯损坏状况待解体），推力瓦块工作面测温元件损坏。

　三 事故原因

　   1.在#4机组大修结束，机组运行刚刚几天的时间里，4A小机减压阀即发生运行不稳定的问题，4A小机减压阀的检修质量存在问题。是此次事故的起因。

　   2.事故前，4A小机润滑油系统存在缺陷，但汽机检修人员未能完成缺陷消除工作，为事故的发生埋下隐患。

　   3.在事件过程中，检修数次调整4A小机减压阀都未消除存在的缺陷，成为事件不断演变扩大的主要因素。

　4.小机直流油泵是事故油泵，在4A小机第一次跳闸前，运行值班员在没有认真分析和汇报请示的情况下，将直流油泵停止运行是不适当的。

　 5.在4A小机第一次启动后，运行值班员未将推力瓦工作面温度测点显示异常的情况做出汇报并通知检修人员，检修人员也未对推力瓦温度的大幅变化引起足够的重视，失去了对推力瓦磨损做出判断的机会。

　   6.在第二次启停机中，运行.检修人员均未及时发现给水泵推力轴承瓦块已经发生磨擦。第三次启机过程中，值班员在现场检查时，未及时发现给水泵推力瓦块发生磨擦，导致轴向位移过大，给水泵本体动静部份损坏。

　   7.小机推力瓦温度测点安装位置不到位，不能准确反映推力瓦的真实温度，使测温偏低，为推力瓦磨损的判断增加了难度。

　   8.小机润滑油压力低保护整定偏低（可由目前的65Kpa提高到78.5 Kpa）,在小机润滑油压低时,恶化了推力瓦的工作状况，未能起到完全保护的作用

　四 事故暴露的其它问题

　   1.在4A小机第一次跳闸后，电泵未能联启。

　2.热工“小机润滑油压力低”报警，在几次直流油泵联启时都未发出信号。

　五  反事故措施

　   1.检修人员要进一步增强安全意识，提高检修.维护技术水平，维护要及时，重要设备不可以反复修而不好。在设备大小修时要坚持“三级”验收制度，各尽其责，把好设备检修和维护的质量关，为运行提供安全可靠的设备。

　   2.小机直流油泵联启情况下，运行人员要分析直流油泵联启时的润滑油压情况，确系润滑油压低联启，不允许擅自停止直流油泵的运行，应通知运行部专工和检修人员进一步对设备存在的问题做出判断，需要停小机处理的，检修应申请停小机消除设备缺陷。

　   3.运行人员对于发现的设备缺陷或异常情况（如4A小机推力瓦工作面温度测点05T3918）要及时汇报并通知检修。

　   4.热工分部对小机推力瓦温度测点的安装情况进行全面检查，调整安装位置，使其能准确反映推力瓦的实际温度，并提出推力瓦温度高跳闸时保护方案，报批后实施。对直流油泵的联启定值与润滑油压力低的报警及保护跳闸定值进行校验与整定。

　5.热工分部与运行部共同解决电泵联启过程中，由于密封水调整门开启延时造成不能及时联启的问题，以防止电泵联启不及时，造成锅炉水位异常。

　   6.运行人员要加强对设备的巡视检查，特别是对大小修后设备的启动，一定要更细心，通过看.听.摸.闻等手段不断积累经验，提高分析判断设备运行状况的能力，做到设备发生异常及时联系处理，避免事故扩大。

　案例2     #1发电机出口2PT发生C相短路

　一 事故经过

　2000年9月28日21时45分，#1发电机控制屏“定子接地”光字牌信号来，运行人员检查发电机保护屏见定子接地保护确已动作，且复归不掉，察看发电机各电气表计及各部温度，未见异常。即派人到现场检查，至发电机出口PT柜处检查未见故障迹象，至发电机出口PT端子箱测得PT二次电压数值不正常，运行人员迅速通知检修。

　电气分部.相关班组的检修人员以及厂领导.有关部领导.专工都以最快的时间赶赴现场。检修人员经过对发电机PT二次各电压的測量.分析，判断为C相接地。

　23时45分，#1发电机解列，经检修人员进一步试验检查，确认2PT发生C相一次线圈短路接地，随即对该PT予以更换。

　9月29日7时55分，#1发电机并网。

　二 事故原因：

　自建厂以来，我厂发电机出口PT已烧损4次，会议分析认为：发电机出口PT二次不会存在过载情况，其运行虽在一定程度上受外部环境的影响，但其发生短路故障的主要原因还是产品制造质量问题。

　三 防范措施：

　1.发电机中性点电流表是判断发电机定子是否接地的重要依据，电气高试班要在机组停机检修时，对#1-4发电机中性点电流表及回路进行一次全面检查，保证其准确性。

　2.电气继保班对各机组发电机出口PT二次端子箱内端子进行重新标示，以方便运行人员测量。

　3.运行部要组织电气值班员，对在发电机“定子接地”信号发出情况下，如何做出快速判断和处理进行认真总结，明确规定检查和操作步骤。

　4.电气分部及高压班要对该种型号PT的使用情况做进一步了解，确认制造质量存在问题后，可考虑换型。

　案例3              #3发电机碳刷烧损事故

　一 故障经过

　    12月10日8时31分，#3发电机有功负荷200MW，转子励磁电压232V，励磁电流

　1850A。#2机谏壁大修人员发现#3发电机12米碳刷处冒火花并有焦糊味，运行人员到现场检查发现碳刷严重冒火后，立即将发电机无功负荷由80MVAR降至18MVAR，但冒火情况继续恶化，并发出发电机转子一点接地信号。8时42分，运行人员手动断开#3发电机2203主开关，汽机联跳，紧急停炉。

　二 碳刷损坏情况

　    停机后检查发现，#3发电机励磁机10组碳刷盒均有不同程度烧损，其中四组已严重烧毁；导电板有轻度烧伤，环氧隔板一侧过热焦糊，滑环有中度电烧伤痕迹，绝缘套边缘轻度烧伤，励磁机挡风环受热变形。

　三 碳刷烧损的原因分析

　    碳刷烧损是由初期的碳刷打火发展而来的。碳刷打火应有以下几种原因：

　1.滑环.电刷.刷握及刷架表面脏污；

　2.刷握边缘卡涩.弹簧压力不匀；

　3.机组轴系振动较大，带动滑环一起振动。

　由于以上原因造成一些碳刷接触不良，接触电阻增大，使碳刷间电流的分配不均匀度变大，引起碳刷打火。

　碳刷打火后开始发热，由于碳刷的负温度效应，碳刷的接触电阻变小，这样，流过该碳刷的电流将增加，则该碳刷愈加发热，直至接触电阻降至饱和最低值，流过的电流至饱和最大值。如此恶性发展，使碳刷持续受热升温。同时,碳刷引线由于流过很大电流，也发热升温，经过一段时间后，温度达到碳刷引线（紫铜）的熔点温度时，碳刷的引线烧断，该组碳刷退出运行。

　当故障极部分碳刷引线烧断或受热变形卡涩退出运行后，正常运行的碳刷将承担全部转子电流而出现过载现象，导致其过热升温，并重复上述碳刷的恶化过程。随着碳刷恶化程度的发展和数量的增加，碳刷打火愈演愈烈，并形成环火，产生很高的热量，直至烧损碳刷各部件。

　四 事故责任

　发电机碳刷打火而发展为碳刷严重烧损，与机组轴系振动较大，碳刷本身结构和质量存在一定问题，如碳刷 弹片压力不均等因素有关，同时，暴露出检修人员在发电机碳刷的维护

　.检查方面还存在一定问题：

　1.碳刷各部件表面脏污，清扫不及时；未定期测量碳刷的均流情况，使碳刷平时即使在未打火的情况下，均流情况也不好；

　2.11月底，#3发电机碳刷曾数次打火，并发生一次引线烧断情况，检修人员虽进行了处理，消除了碳刷打火现象，但碳刷的整体工作状况并未得到根本改变。

　3.检修部电气分部应对此次事件的发生负主要责任。

　4.发电机碳刷烧损有一个产生.发展和恶化的过程。运行人员未及时检查发现碳刷打火现象，对此次事件的发生负有次要责任。

　五 防范措施

　1.运行人员要加强对运行机组的巡回检查，及时发现碳刷打火现象。如发现碳刷打火，除及时通知检修人员外，应尽快戴上绝缘手套，提拉碳刷，以及时消除卡涩.过热及异常振动，恢复碳刷滑动自如。

　2.检修人员每天巡视一次，检查刷架结构.滑环与碳刷间隙.碳刷恒压弹簧等应符合要求，及时更换过短.损坏.发热变形的碳刷。

　3.检修要采取技术措施，采用新工艺研磨碳刷接触面，使新换碳刷接触面与安装位置滑环弧面接触良好。

　4.检修人员每次停机时，用压缩空气进行吹扫，清除刷架、刷握、滑环等处的积灰和污垢，使碳刷活动自如。

　5.检修人员每半月测量一次碳刷的均流度和温度，便于发现过热、接触电阻大的碳刷和评价碳刷的均流度。

　6.在以后的机组大、小修中，对滑环进行抛光处理。

　7.对发电机碳刷的改造的必要性进一步予已确认。

　案例4    #4主变异常运行事故

　一 事故经过

　2000年12月20日16时，#4发电机有功负荷297MW，无功负荷170MVAR。运行值班员接班后检查设备发现，#4主变运行声音异常，发出沉闷的“嗡嗡”声，立即通知电气检修并向值长汇报，同时，要求机炉值班员减负荷。16时45分，#4发电机有功负荷减至200MW，无功负荷减至150MVAR。18时40分，值长令准备停机。19时许，#4机6KV厂用电由高厂变倒至#2启备变供电。19时55分，#4发电机有功负荷15MW，无功负荷100MVAR，采用励磁调节器“DC”方式与系统解列，当执行到将#4发电机励磁调节器“AC”切至“DC”方式时，#4发电机“强励动作”信号发出，定子电流突增，最高至13900A，约2秒后恢复正常，当时在

　#4主变本体处的电气分部主任，听到#4主变声音突然变大，用对讲机联系主控值班员，要求立即将#4发电机解列。20时02分，运行值班员将#4发电机解列。

　二 #4主变的检查情况

　#4发电机停机后，电气分部高试班于12月21日对#4主变绝缘电阻.绕组介质损耗.泄漏电流.绕组直流电阻进行了测试，试验结论：合格。#4主变本体绝缘油色谱试验，总烃较高，为155.2，其它气体含量合格。#4主变套管绝缘油色谱试验结果正常。

　经厂部组织有关人员研究决定，将#4主变本体绝缘油抽出，从人孔门进入主变本体内部，进行全面检查。经厂家及我厂有关人员认真细致的检查，发现#4主变本体内部存在如下问题：

　1.变压器低压侧B相软连接（靠A相侧）对紧固件放电，形成环流，软连接线有烧焦痕迹；

　2.从变压器低压侧B相人孔门看进去，一工艺镙栓松动，有明显过热痕迹；

　3.变压器低压侧连接固定镙栓凹凸弹簧垫装反；

　4.变压器箱顶支撑架固定垫块松动；

　5.变压器中性点套管绝缘筒松动（其固定镙栓松扣）；

　6.变压器个别磁屏蔽条松动。

　三 #4主变异常运行原因

　#4主变装配工艺质量存在一定问题，个别镙栓及紧固件松动，平时运行中就较我厂其他主变声音为大。据了解，12月20日，系统曾进行线路试投操作，并同时发生系统内四台主变压器声音异常的现象。

　分析认为：由于系统操作产生倍频谐波，当谐波频率与主变固有振荡频率相同时，主变发生共振现象，主变内部某些松动点振动发热，主变本体在振动的同时发出较大声音。

　另外，停机时，运行人员在将#4发电机励磁调节器“AC”切至“DC”方式时，出现#4发电机“强励动作”信号发出，定子电流突增的现象，是励磁调节器在切至“DC”方式时，DC单元产生波动，引起励磁增加造成。

　四 应采取的措施

　1.电气.化学分部继续加强对全厂主变及其它重要变压器的运行监察，坚持每三个月进行一次变压器油气色谱化验分析，坚持按规程要求进行定期试验.检修。

　2.电气分部在已对#4主变进行放油做内部检查及处理的基础上，对

　1—3主变在大.小修中，逐台进行放油做内部检查，发现问题及时消除。

　3.电气分部继保班继续查清励磁调节器在切换时引起励磁波动的原因，并予以消除。

　附：关于#4主变异常运行及检修情况的说明

　    自2000年12月20日#4主变出现异常运行情况并进行检修以后，由于#4主变的总烃不断上升，又分别于2001年1月17日与2001年2月27日进行了停机检修，#4主变的总烃仍呈上升趋势。最后，结合2001年3月13日#4机小修，对#4主变进行了吊罩大修，具体情况分述如下：

　1.#4主变2000年12月20日由于系统线路调试操作，引发变压器声音异常及震动，同时伴随油的总烃升高，为了确保设备的安全，决定对#4主变进行停电检修。经厂家与我们的共同努力，在现有条件下进行了全面检查，发现了一系列明显缺陷，并给予消除。（详情见：#4主变异常运行事故分析会议纪要）

　2.2001年1月17日，由于#4主变的总烃不断上升至1100ppm，显示主变内部还存在故障点，因此对主变进行了第二次临检，未发现问题。

　3.2001年2月27日，#4主变的总烃又发生明显的上升趋势，又停机对分接开关进行挡位切换.测量，对变压器进行滤油，也没有达到预期效果，总烃依然继续升高。

　4.通过上述几次的消缺检修，#4主变存在的根本缺陷仍未得以消除，结合2001年3月13日#4机小修，决定对#4主变进行吊罩大修以彻底消除此缺陷。

　经吊罩检查发现油总烃超标的主要原因是变压器低压侧C相铁芯下部夹件上拉杆镙丝松动，局部严重过热，镙帽处产生较多黑色碳化物质。吊罩后发现的故障部位是前几次进入人孔门检查无法到达的位置（由于变压器箱体空间所限，无法检查此处），只有在吊罩的情况下才能进行检查处理。

　#4主变自3月29日投运以来，总烃量合格，还需观察一段时间，予以最终确认。

　案例5       #4机启机过程中汽包水位高锅炉MFT

　一 事件经过.原因

　2000年10月1日8：21分，#4炉运行中失去火检机组跳闸，于10：19

　分重新并网。11：22分机组负荷34MW，7只油枪.一台C磨运行，主汽压7.8Mpa，汽包水位79mm，锅炉主给水旁路调节阀在自动位。

　11：22：09秒热工发主蒸汽流量>14%信号，主给水电动门开启，此时由于运行人员在监盘和操作处理时不当，导致汽包水位高，锅炉MFT。

　二 采取的措施

　1.热工人员在主给水的画面中增加一个主蒸汽流量从1%∽14%的变化值，以便运行人员监视。

　2.热工分部应按设计要求恢复主给水电动门的中停开关。

　3.目前情况下，运行人员在14%的负荷附近，主给水阀和旁路阀的切换，尽量采用手动。

　4.运行专工.热工专工和电气电动头班利用停机机会，对该阀门进行试验，开启时间是否在8分钟左右，否则必须调整，避免次类事件再次发生。

　案例6    #4机一热工模件保险熔断导致机组跳闸

　一 事故经过：

　2001年3月28日21点26分，#4机热工DEH 24VDC供电保险模件中一路保险熔断，导致调门位置反馈变为-30%，因指令大于0%，从而使调门瞬间全开，机组负荷上升，主汽压力下降，汽包虚假水位上升，达到高二值，MFT动作。

　二 事故原因：

　事故发生后，热工人员对熔断保险所带设备进行短路及接地检查，未发现短路及接地现象，同时空冷系统工作正常。结合以往设备状况，分析是由于调门位反LDT电气特性较差，特别是在高温下性能不稳定，绝缘性能下降，导致保险熔断。

　三 采取措施：

　1、采用每一设备自用一组保险的方式，防止各设备故障时相互影响。

　2、将重要的同类设备分散到不同组别中，当一组保险熔断时，不至对机组运行造成大的影响。

　3、目前可根据各设备回路负荷实际容量并与上一级保险相配合的原则，适当增大保险容量，如由0.5A改为1A。

　4、要采取切实措施，提高各设备元件的运行可靠性，防止各设备元件无故障情况下保险熔断。

　5、热工分部要做好技术和备品方面的准备工作，尽快予以实施。

　案例7    #4A炉水泵电机轴承烧损事件

　一 事故经过

　2001年3月25日中班，运行值班员×××根据运行部“#4小修后启动检查”的规定，进行#4炉炉水泵系统的检查。19：30分，检查到#4炉水泵#6滤网前后截门时，用门勾向开方向开门开不动，同时又发现滤网旁路#9门处于关闭状态，便认为出入口门已开，于是在检查卡上打勾

　.签名完成。

　3月26日16：30分，值班人员在注水操作前没有仔细检查阀门状态，便开始注水排空气。

　3月27日02：40分，换班后的班组未认真复查设备情况就启动了#4A炉水泵。05：30分停止运行。

　16：00时，××值接班后就地检查发现炉水泵#6滤网前后截门未开，立即全开投入。17：05分，启动#4A炉水泵。18时，4A炉水泵马达腔室温度升至48℃，锅炉降压，重投炉水泵注水。22：50分，#4A泵经多次注水均无效，马达腔室温度偏高，经请示锅炉熄火，炉水泵重新注水排气。

　3月28日04：30分，启动#4A炉水泵。05：51分，#4A炉水泵跳闸，马达腔室温度48.9℃，过流保护动作。检修检查保护及绝缘正常。10：20分，启动#4A炉水泵，10：40分，#4A炉水泵马达腔室温度升至43℃，且仍上升趋势，就地摸马达下部明显发热，手停该泵运行，失去备用。

　二 原因分析

　由于炉水泵采用水浸式电机，线圈冷却散热.轴承润滑冷却全部依赖一次冷却水，因此对一次冷却水的水质.流量.温度都有非常严格的要求。而这次启动中由于#6滤网前后截门及旁路门关闭，使一次水路不通畅，直接影响炉水泵电机的冷却和轴承润滑。另外，也由于滤网的前后截门和旁路门的关闭，形成排气死区，导致注水排气失效，泵体内形成气阻影响散热。两方面的原因导致炉水泵电机和轴承损坏。

　三 责任分析

　1、运行当值值班人员×××责任心不强.没有认真执行《运行规

　程》和“两票三制”，是导致事故发生的主要原因。接班人员执行检查操作敷衍了事。阀门开不动也不试试能否关得动，在阀门状态不能确定的情况下，仅凭开不动和旁路门关就主观臆断前后截门已开。第二天，启动泵之前也未做例行检查，表现出工作不负责的态度，应负此事的主要责任。注水操作前确认设备状态，使注水操作失效，并失去一次挽回事故的机会，相应班组应负一定责任。

　2、运行部安全、生产管理人员对班组执行规程.制度中出现的问

　题，没有及时发现.及时纠正，管理上存在漏洞，对此应负管理责任。

　四 防范措施

　1、组织运行人员认真学习此事故通报，加强责任心.事业心的培

　养教育，提高运行人员执行两票三制的自觉性。

　2、运行部要加强班组安全基础管理工作，发现不安全苗头及时予

　以纠正。结合实际重新审定炉水泵启动操作票，尽快下发监督执行。

　3、检修人员要保证设备阀门灵活好用，为运行人员操作判断提供

　便利条件。

　案例8    #3发电机C相封闭母线进水事件

　一 事故经过

　2001年7月9日19时50分，#3发电机带满负荷运行，电气值班员在对#3发电机的巡检过程中，认真仔细，发现#3发电机C相封母靠近顶轴油泵附近的一条焊缝正在向下滴水，大约每隔3～4秒一滴，地下已有大约两个巴掌大的水印，迅速汇报给班长。

　接到报告后，首先对#3发电机的电气相关表计.各部温度.内冷水系统表计.氢气系统表计等进行详细检查，未发现明显异常，。由于#3发电机内冷水系统因故正在间断的进行补排，即联系邵建平停止对#3发电机内冷水的补排工作，密切监视内冷水水位下降情况，然后对#3发电机整段三相封闭母线.出口PT及避雷器柜.中性点消弧线圈柜进行详细检查，未发现有水迹象。汇报值长谭**，通知检修人员。

　在检修人员到来之前，为确定封闭母线的运行状况，用万用表在定子接地保护端子排处测得零序电压与平时基本相同，说明尚未发生电流泄漏或接地现象，同时做好了定子接地及其它可能情况的事故预想。在此期间，还通过轻轻敲击#3发电机封母各点，对#3发电机出口箱附近封母用听针进行监听；密切监视#3发电机内冷水水位流量变化及漏氢量是否增大。

　随后，应总工程师要求，检查#3发电机封母微正压入口压缩空气过滤器内无水，并暂时停用微正压装置。检查#3发电机各部连接的氢气漏氢检测仪管道，未发现有可能的漏水情况，关闭发电机各部连接的氢气漏氢检测仪管道的入口阀门。

　21时55分，经正在现场领导同意，高压班检修人员将#3发电机封母C相靠近焊缝漏水处一法兰螺丝拧松后，有较大水量流出。经化学人取样进行化验检测，未发现漏氢，是内冷水的可能性较大。稍后又对靠近#3发电机封母出口箱处三相封母底部法兰各松开一个螺丝，C相有水漏出成线，A.B相漏出的是油且缓慢，随即将#3发电机封母出口箱处A.B封母底部法兰螺丝恢复紧固。约一个多小时后，#3发电机封母C相底部法兰漏水基本由缓慢的漏油替代。应苏副厂长.涂总要求，密切监视漏水漏油情况。

　二 设备检查情况

　分析认为发电机内部冷却水系统可能泄漏并漏入封母。经厂部研究决定并向中调申请，#3机于7月13日22时23分进行停机检查。

　检修人员打开发电机励侧出线箱人孔门进入检查，发现内冷水法兰正在漏水，出线箱底部法兰以下已积满油，油量约150kg，且有密封油正向出线箱内漏。将该法兰拆开后检查发现，其垫片（聚氯乙烯材料）已被油浸蚀失去弹性，根据化学对内冷水取样检测所发现的，内冷水中开始含油.后来含氢的结果，认定该法兰泄漏，但封母内的油.水并非由此产生。

　检修人员在停机约数小时后检查内冷水发电机外法兰时，发现该法兰漏水，并观察到该水漏至发电机封母出线箱盖上，并且箱盖上还有漏下的发电机密封油，水和油由箱盖的缝隙处漏入封母箱内。进一步检查封母箱内发现，C相定子出线软连接下部母线绝缘支撑的波纹槽内已积水，有造成C相母线放电及接地的可能。

　三 法兰泄漏的原因

　#3发电机内法兰在年初小修时曾进行过检修，当时发现该法兰所用的橡胶垫已老化，裂纹如蜘蛛网状，既失去弹性又无强度。为防止橡胶垫老化后析出的残渣进入内冷水，经有关人员决定，更换为聚氯乙烯材料垫。此次检查发现，该材料的垫片耐油性及弹性较差，在#3发电机密封油长期泄漏情况下，该法兰浸泡在油中，加速老化，加之#3机组振动较大，易产生泄漏（此次已换为耐油橡胶垫）。外法兰自机组投运后未进行过检修，所采用的橡胶垫会自然老化，加之机组振动，检修未及时跟上，也发生了泄漏。

　四 防范措施

　1、汽机分部要采取有效措施，在机组下次大.小修中解决发电机

　密封油泄漏和机组振动较大的问题；

　2、电气分部要在目前机组客观条件不利的情况下，研究选择更合

　适的法兰垫，同时，要加强对上述法兰的检查与维护，发现问题及时予以更换；

　3、运行人员坚持每班对机组排油一次；

　4、热工分部定期检查发电机油位报警信号，保证正确可靠。

　案例9    #3发电机出口CT开路事故

　一 事故经过

　2001年7月22日20时20分，#3发电机“发电机逆功率”光字牌及音响预告信号发出，检查#3发变组保护，见逆功率保护信号灯亮，致就地检查时，#3发电机本体有焦糊味散出，仔细检查发现其出口CT处有浓烟并伴有火光，迅速用1211灭火器灭火，通知值长.消防，并要求机炉迅速减负荷至150MW，联系继保班值班人员，将#3机6KV厂用电倒由#2启备变供电。因发电机出口BA5（备用）.BA6（失磁.逆功率保护用）组CT二次引线有明显烧过痕迹，21时，经涂总及值长同意，退出#3发电机失磁.逆功率保护压板。后经继保班人员检查确认发电机出口BA6组CT A相二次已开路，随向中调申请#3发电机停机处理。23时24分，#3发电机与系统解列。

　二 事故原因

　发电机定子出线CT二次无接线端子，二次输出由一段导线（多股铜芯）引出，端部焊接线鼻子，与二次电缆线用镙栓相连接。检查发现，BA6组CT A相二次引线在接线鼻子处已脱焊，分析原因为：

　1、二次引线接线鼻子焊接不实，加之机组振动影响，造成焊点脱

　焊。

　2、由于设备分工规定该CT 的二次回路以接头处为界，CT侧由高

　压办负责，二次电缆侧由继保班负责，使得在检修维护中，两班组均未对该接头进行过检查。

　三 防范措施

　1、电气分部应采取切实可行的改进方法，如：在CT二次出线箱处

　安装接线端子；选择更可靠的接线鼻子并焊接牢固。

　2、检修部及电气分部应调整设备分工，使CT 二次回路由一个班

　组负责管理，以便于检查维护 ，做到不留死角，避免相互扯皮。

　3、在改进前，电气分部尽快安排对各机组同类型CT  二次引线进

　行检查，保证接头牢固可靠。

　案例10    #1发变组GIS2201间隔G3气室C相故障

　一 事故经过

　2001年6月11日上午9时39分, #1机组负荷300MW，事故音响突然发出，正常照明失去，发出下列光字牌信号“发电机断水”.“热工保护跳闸”.“发变组差动跳”.“主变零序跳闸”. 220KV GIS “SF6气压高.气压低（一）.（二）”等， #1发电机出口220KV开关2201.灭磁开关MK.磁场开关41E跳闸，#1机6KV厂用工作段

　1A1.1B1开关跳闸。

　经检查，220KV GIS开关站2201间隔的G3气室C相电缆外壳上部被击穿，烧开约20×30mm的洞（见图一），#1主变中性点间隙过电压保护被击穿烧毁。

　#1机组事故跳机后，#1机6KV厂用备用电源自投失败造成1MCA.1MCB工作段失压，0.38KV厂用1PCA .1PCB工作段失压，#1机组0.38KV保安段失压，#1机组照明电源.通讯楼电源失去（在通讯楼电源失去后，由于通讯电源蓄电池不能正常备用，曾造成通讯短时中断）。运行人员发现 #1机备用电源自投失败后，采用手动合1A2开关成功，1B2开关同样采用手动合闸不成功。

　在接到运行人员#1机备用电源自投失败通知后，检修人员迅速赶到现场，在1B2开关就地实验位置手动合闸四次均不成功，经检查处理后合闸成功。

　二 故障设备损坏情况

　2001年6月14日我方会同ALSTOM厂家技术人员对2201间隔的G3气室C相进行了解体检查，设备损坏情况如下：

　1、C相外壳法兰靠西南方被烧出3个不规则的孔洞（直径1—3mm之间），该气室的释放膜未动作。

　2、220KV电缆锥体外附有一层SF6燃烧后的白色粉沫，并粘附着少量的金属熔化颗粒，电缆上导电面（触头支座）无损伤，但该触头支座均压球壳固定镙栓对封母外壳放电，均压球有40%的面积熔化。

　3、电缆与盆式绝缘子间的连接母线有两处严重过热，有1/3部分烧熔（见图二）。其尺寸与厂家技术图纸相比短28mm，其母线保护管装反，盆式绝缘子内装面电弧烧损面积较大。

　4、#1主变中性点放电间隙烧损。

　 三 原因分析

　1.2201间隔的G3气室C相故障原因

　从事故设备的短路烧损情况及2001年4月10日2201间隔G3气室C相的试验记录（环境25℃气压3.71BAR，微水185PPM合格）来看，可以排除SF6气体引起故障的因素。针对2201开关C相电缆触头支座与水平盆式绝缘子之连接短母线的两处严重过热烧损现象，厂家提出对其相同位置的非故障A.B两相进行检查处理。我们于6月15日.6月16日分别对A.B两相G3气室的电缆触头支座.盆式绝缘子及连接短母线进行了全面的检查，检查结果如下：

　A.B相G3气室在解体前进行了气压.微水检测均合格，经气体回收后拆开电缆外壳上盖，筒内较为干净无异物。拆开上屏蔽罩，检查电缆触头支座固定螺丝（4颗M10X45）发现均不符合力矩要求（45N.M），有不同程度的松动，电缆触头支座与盆式绝缘子之连接短母线的安装不在一条中心线上，电缆触头支座与盆式绝缘子之连接短母线的过渡两半母线的固定穿心紧固螺栓松动达不到力矩要求（50N.M），且未装碟簧（标准为三片碟簧）。B相的电缆触头支座与盆式绝缘子之连接短母线的过渡两半母线外屏蔽筒安装反向，失去了该屏蔽筒的功效。

　另外，电缆触头支座与盆式绝缘子之连接短母线的过渡两半母线连接方式是一端与柱形导电体相接而另一端与球面相接，由于连接短母线的过渡两半母线只由一个M10镙栓紧固，且母线上的压接痕迹只有接触面的1/3，使得导电相受力不均而产生接触不良（目前，厂家已将此短母线改为梅花式短母线与球形导体相接的过渡形式）。

　    通过对AB两相的检查，结合C相的事故现场分析，C相的事故是由于电缆触头支座与盆式绝缘子之连接短母线的过渡两半母线的固定穿心紧固螺栓松动，达不到力矩要求（50N.M）且未装碟簧，在运行振动等原因下进一步松动，而造成接触面的接触电阻增大，当负荷电流通过时电阻损耗发热功率增加必然导致局部过热.温度升高，进而加速相互连接的金属导体电接触表面氧化，这样，又进一步增大接触电阻，形成恶性循环使连接处故障加剧，最终导致烧损.熔焊或毁坏的事故，同时由于高温产生的金属蒸汽电离子，破坏SF6气体的绝缘性能，造成带电体对外壳放电的设备事故。

　2.#1主变中性点放电间隙烧损原因

　由于本次事故短路点在#1主变高压侧220KV电缆引入GIS 的C相G3气室处，且为永久性单相接地故障，该故障点在发变组大差保护范围。

　故障前我厂四台机并网运行，#1机组有功301MW，#1主变中性点经间隙接地。由故障录波器录波图可见，故障时流入短路点的电流为：系统侧28000A，#1发电机侧1894A（折算至高压侧），短路电流持续80毫秒后，发变组大差保护动作，2201开关跳开与系统解列，但由于我厂发变组一次接线为单元接线，发电机出口无断路器，对发变组来说，故障点并未断开。与系统解列后66毫秒，#1主变中性点过压保护间隙击穿，主变中性点间隙零序电流保护动作（整定值100A，而此时一次短路电流为

　4080A，并逐渐衰减至2911毫秒消失）。

　3.#1机6KV厂用备用电源自投失败原因

　根据现场检修情况表明，#1机6KV厂用备用电源自投失败造成1MCA..1MCB工作段失压的主要原因是开关合闸锁扣装置锁扣深度不够，造成开关脱扣。开关合闸锁扣深度不够的主要原因是由于在开关检修中，为了使开关的分闸动作电压满足（额定电压的30%--65%）要求，而进行了该部位的调整。

　四 防范措施

　1、鉴于事故的发生原因，有必要对220KV GIS其他五个间隔的电缆进线G3气室进行一次全面检查和处理，以防止相同的事故发生。计划在明年机组小修期间安排进行此项工作。

　2、此次事故抢修，由于备品备件所造成的被动局面，使我们进一步感到对GIS设备的备品备件储备量小问题，要尽快加以解决，以保证事故备品备件的必要库存。

　3、西部公司II期工程220KV 变电站GIS设备采用ABB产品，并与现有的ALSTOM设备接口，应提前安排电厂专业检修人员的技术培训。在西部公司II期工程220KV 变电站GIS设备安装调试时，要加强质量监督和验收工作。

　4、要按照检修规程和厂家规范，进一步加强对220KV GIS设备的检修与维护，定期请省中试的专业人员来我厂，对GIS设备做局部放电试验。

　5、为避免6KV厂用开关由于跳闸电压过高出现拒合或拒跳的情况，尽快安排对6KV开关进行跳.合闸试验（尤其是对跳闸电压较高的#3.4机6KV开关），并制定相应的整改措施予以解决。

　6、要加强对通讯备用电源直流整流装置和蓄电池设备的运行维护工作，杜绝通讯中断事件的再次发生。

　案例11    380V厂用工作A段开关及母线短路事故

　一 事故经过：

　2002年3月17日约9时20分，#1机组负荷280MW，值班员甲某、乙某、丙某三人执行中频机电源送电操作（继保班使用中频电源进行#3发电机励磁调节器调试）。三人至#1机0.38KV厂用工作1PCA段中频机电源开关柜处，首先检查确认开关在检修位置且在分闸状态，操作保险未装，然后用500V摇表测量中频机负荷绝缘，对地绝缘为30MΩ，相间为零（中频机电动机绕组连通），将开关摇至工作位置并确认到位，送操作保险，关上开关柜门，由申合闸，合闸后当即发生短路，发出爆破声并从关闭的中频机开关柜门缝四周窜出电弧，三人迅即退后，分别至配电室门口取灭火器进行灭火，随即该开关柜间隔冒烟起火，火势并不很大，烟较浓。当乙某第一个拿到灭火器时，又发出短路的爆破声，甲某在取灭火器灭火的跑动中摔倒，在正欲进行灭火的申协助下，退至配电室门口。此时，配电柜处又相继发出短路的爆破声,火势.烟雾加大。丙某马上跑至空压机房打值长505电话报告故障情况。

　与#1机380V厂用工作段配电室发生上述故障同时，9时22分，主控值班员首先发现的事故象征是1A小机跳，机炉值班员迅速进行手合电泵，打A磨，调整汽包水位的操作。电气班长检查厂用系统时见#1机6/0.38KV厂用低压工作变41TA高低压侧开关（1A41-1，1A41A-2）跳闸，41TA变压器过流保护动作光字牌来，380V厂用1PCA段.380V保安1PCEA段母线失压，但无事故音响发出，#1柴油发电机启动未成功，强启仍不成功，派人到就地启动。此时，机组侧值班员发现A.B.C**给煤机及1PCA段负荷均跳闸。

　    9时23分，电气班长为急于向保安1PCEA段送电，合#1机0.38KV工作A

　.B段母联开关（AB41-3），合闸后，事故音响发出，#1机厂用低压工作变41TB高低压侧开关（1B41-1.1B41-2）跳闸，41TB变压器过流保护动作光字牌来，#1发变组各开关跳闸，#1机6KV厂用备用电源1A2.1B2开关自投成功。随后，断开0.38KV工作A.B段母联开关AB41-3，合41TB变压器高低压侧开关，再次强启#1柴油发电机成功，IEG-A自合，向保安1PCEA段供电，1EG-B合不上，由1PCB工作段向保安1PCEB段供电。9时52分为灭火安全，将41TB低厂变退出运行，1PCB母线停电。但保安1PCEB段1EG-B开关自投不成功，10时18分，就地处理后合上1EG-B开关，保安1PCEB段送电。10时28分，#1机380V工作段配电室灭火结束后，1PCB母线恢复送电。

　二 设备损坏情况：

　    故障波及#1机380V工作1PCB段#4.5.6三个配电柜，每个柜接两个负荷，分别是#6柜：UPS电源（上）.1A真空泵（下），#5柜：锅炉MCCA电源（上）.中频机电源（下），#4柜：汽机MCCA电源（上）.#1闭式循环冷却水泵电源（下），其中，中频机.锅炉MCCA.UPS电源及汽机MCCA电源四台开关已烧损，尤以中频机.锅炉MCCA电源两台开关烧损最为严重，中频机电源开关间隔下的继电室内继电器烧熔。三个配电柜开关静触头至引出小母线不同程度烧熔，二次线及端子排烧损，主母线烧损，柜内及柜上方一段各负荷电缆不同程度烧损，中频机电源开关间隔四周箱体变形，开关柜门内表面大部受电弧烧灼及烟气熏烤变黑

　.局部变色退火，柜门外表面局部变色退火。

　三 故障原因分析：

　1、故障的起因是由中频机电源开关送电引发，开关为抽屉式万能

　限流断路器，型号：DWX15C-630/2，额定电流：630A，额定短路通断能力50KA。故障后中频机电源开关是在工作位置合闸状态且确已到位，从中频机电源开关门所受电弧灼烤痕迹看，在合闸时，开关门应当是关着的，而运行人员在将开关由检修位置摇至工作位置时，门必须打开才能操作，因此，可排除运行人员将合闸状态的开关摇入工作位置的可能。

　2、中频机就地电源箱配有RT11-300A熔断器，故障时并未熔断，

　且故障后测量中频机绝缘仍为故障前测量值，可排除由中频机发生短路故障造成的可能。

　3、从中频机电源开关烧损情况看，虽开关整体烧损严重，但开关

　主触头未有短路电流流过.烧熔缺损的情况，而开关的刀触头烧损十分严重，除B相尚保留一段外，其余全部烧熔，说明故障点不在开关的负荷侧，而在开关上触头至母线之间。开关柜上的静触头为鸭咀式带弹簧夹结构，与开关的动触头接触行程长度约30mm，在开关摇入工作位置并确已到位的情况下，其接触面应足够通过中频机的启动电流（中频机电动机额定功率132KW，额定电流242A，启动电流应为1000A以下）。因此故障原因应为开关柜上固定静触头与引线鼻子接触不良，在中频机启动时通过较大的启动电流，局部产生电弧导致相间短路造成。

　4、短路故障发生后，380V低压变41TA过流保护动作，切开41TA

　高低压侧开关，工作1PCA段及保安1PCEA段失电。此时运行电气班长忽视41TA过流保护动作光字牌来这一重要故障象征，且在运行人员仍在1PCA段进行送电操作未返回的情况下，违反电气运行规程，强送1PCA.B段母联开关，使1PCA母线在故障还未消除的情况下合闸送电，致正常运行的41TB低压变跳闸，造成工作1PCB段及保安1PCEB段失电，由于#1机工作1PCA.B及保安1PCEA.B段母线同时失电，必导致机组跳闸，且保安段所接各事故油泵等设备无法启动，而在工作1PCA段母线短路过程中，由于二次线.配电柜及一次电缆均烧损严重，使控制直流环网线在此处中断，使得0.38KV公用01PCB段和保安1PCEB段控制直流失去，在工作1PCB段及保安1PCEA.B段恢复送电的情况下，仍有一些直流控制的事故油泵等设备无法远方启动，只能由运行人员到就地启动。

　   综上分析认为，故障的起因是由于#1机380V工作1PCA段中频机电源开关柜静触头与引线鼻子接触不良,中频机启动时产生放电拉弧引起相间短路。

　四 整改措施：

　1、运行部要认真总结在此次事件中的经验教训。要组织各运行班

　组，针对此次故障开展专题学习讨论，认真学习故障分析会议纪要，进一步深入细致分析在故障处理操作过程中存在的问题和不足之处，避免类似事件的发生。每年要增加一次事故演习，并做到能够全员参与，同时做好事故预想和其它形式的技术培训工作，提高运行值班员的业务素质和事故处理的能力。

　2、在此次故障开关的检查中，发现中频机开关闭锁装置（防止开

　关本体处于合闸状态下，隔离触刀被误插入或拔出触刀座）上的脱扣执行元件脱落，并掉入开关本体侧边缝隙，从脱扣推杆被熏烤变色及脱落的执行元件较新判断，应是故障前脱落的，虽此次故障与该元件脱落无关，但也是设备一大隐患。电气分部要安排对全厂此种类型开关先进行一次外观检查（运行中的开关可以看到），对该元件脱落的开关做好登记，一旦设备停运，即时进行处理。在今后的开关检修中，要注意对闭锁功能的试验检查。

　3、电气低压班今后在对380V厂用系统设备的检修中，除对开关

　本体进行检修试验外，在母线停电时，要对母线进行全面检查，所有连接部位全部检查有否松动，并予以紧固（包括不常用的负荷开关间隔）。

　4、此次故障中，#1柴油发电机或自启动不成功，或1EG-B自投

　不上，给运行人员事故处理带来很大困难，危及机组设备的安全。电气分部要组织技术力量，采用更符合实际工作条件的模拟自启动方式进行试验检查，从中发现问题.解决问题，提高柴油机在事故情况下自动投入的可靠性。

　5、380V厂用工作段负荷均为机组重要负荷及电源，中频机电源

　取自该处不合适，电气分部要安排落实。

　6、380V及6KV厂用部分开关在就地合闸，对运行人员的人身安

　全构成一定威胁，应实现远方操作，由电气分部提出实施方案。

　7、此次故障，41TA低工变首次跳闸时，事故音响未发出，电气

　继保班要在厂用系统的检修中，加强对事故音响回路，闪光回路的检查试验，为运行人员快速发现.处理事故创造必要的条件。

　8、此次故障，暴露出我厂主控与现场的通讯设施不健全，使主控

　不能及时了解到现场发生的异常情况，不便于事故处理时的指挥与协调。应在主厂房各配电室与主控室间装设通讯设施，要求电气分部提出具体实施方案。

　9、特殊消防报警装置的电源应取自更加可靠的不停电电源装置，

　保证火灾报警可靠，由电气分部.保卫科负责实施。

　10、运行人员要熟悉直流系统网络接线，运行部电气专工要在

　各母线配电室张贴相关的直流系统网络图，为快速处理异常情况创造条件。

　11、生技部要组织有关部门讨论研究我厂配电室通风设备的改

　造方案，以保证事故处理及抢修有一个好的工作环境。

　案例12    #3机高厂变CT短路事故

　一 故障经过

　2002年3月23日11时45分，#3发电机有功180MW，电气运行值班员执行#3发电机6KV厂用电由#2起备变（202T）供电倒由#3机高厂变（23T）供电运行方式的操作，6KV厂用工作A段电源切换正常。12时10分，当切换6KV厂用工作B段电源，合工作分支3B1开关后，#3机高厂变差动保护动作，#3发变组跳闸。

　二 故障原因

　故障后，运行人员测量#3机高厂变工作A.B分支一次绝缘合格，电气继保班分别对#3机高厂变差动保护装置进行试验检查，对#3机高厂变工作A.B分支CT二次接线进行检查，均未发现问题，后检查#3机高厂变高压侧CT时，发现变压器冷却器配电箱内#3机高厂变差动保护用CT二次线端子排上，相邻的A

　.B相端子发生短路，从而确认#3机高厂变差动保护动作即由此造成。

　该CT二次线端子排为普通二次端子排，机械强度较差，接线螺丝所配的垫片为方形。从故障端子排可见，B相端子排上与A相端子排相邻的隔离挡板破碎，A.B相端子排接线螺丝垫片已偏离水平位置约45°，致使两个相邻垫片上下角相碰接，造成#3机高厂变差动保护用CT二次A.B相端子发生短路。

　电气运行值班员在切换6KV厂用工作A段电源后，其负荷电流所产生的差流尚未达到高厂变差动保护动作值，当切换6KV厂用工作B段电源后，A.B两段负荷电流所产生的差流达到高厂变差动保护动作值，#3机高厂变差动保护动作，发变组跳闸。

　三 防范措施

　1.电气分部要安排有关班组，在机组小修时将#1-4机变压器冷却器配电箱内的所有二次线端子排全部更换为机械强度高.防锈性能好.符合规范要求的端子排，并按二次回路功能及责任班组合理分段，每段端子排标志清楚。

　2.电气分部将#1-4机变压器冷却器配电箱门加锁，钥匙交主控室运行电气值班人员保管，检修人员进行检修或检查设备需使用时，要履行登记手续。

　3.变压器冷却器配电箱内的电气元器件及二次接线的检修，需由熟悉设备的检修人员按班组设备分工进行，不许外聘劳务人员代替。

　4.各级人员都要严格执行“三级”验收制度，认真做好机组大.小修中的“三级”验收工作，并应在制定检修计划时就明确某项目为几级验收项目.各级验收人是谁，避免发生责任不清.无人过问.该验收而未验收的现象，各检修分部要组织班组研究确定各检修项目的质量控制点。对于发变组及重要辅助设备，除做好“三级”验收工作外，在机组启动前，各检修班组还应对所辖设备进行必要的检查。

　5.电气分部继保班在今后的机组大.小修中，对发变组及重要辅助设备的保护尤其是各差动保护用CT及其二次回路，要采用切实可靠的方法进行试验检查，及时发现诸如CT二次短路等设备故障隐患。

　6.雨季即将到来，各部门要通过此事件举一反三，各班组结合机组小修，对所辖的室外配电箱.控制柜及二次端子箱等设备的防雨情况，端子排及其接线有否安全隐患，进行一次全面检查，发现问题及时整改。

　7.由于机组未装设故障录波装置，使得此次机组跳闸后，继保班在查找#3机高厂变差动保护误动原因过程中不能快速判断故障点，应尽快加装机组故障录波装置。

　案例13    #4机高旁异常动作事故

　一 事故经过

　2003年7月9日上午10时40分，#4机汽机房传来一阵蒸汽流过的声音，值班员发现高旁控制器红灯闪烁——高旁打开了！大屏幕上负荷曲线从298MW逐渐往下走，来势突然，#4机组人员立即各就各位，值长，运行部.厂部等领导陆续赶来现场，检修部的相关人员也开始研究处理措施。因为可供借鉴的成熟的经验较少，后果无法预料，大家都尽可能地想象可能出现的情况，并提出对应的办法。从11点至12点40分，汽机人员主要是配合检修人员处理旁路油站故障，锅炉人员主要是控制汽温。锅炉班员也考虑了许多稳定机组和调节水位的办法，包括预投油枪，预启备用炉水泵，预启电泵，设高水位等等，因为水位高跳值比低跳值少得多，所以只将水位设定在+25mm，以后的事态发展表明，这一决定是正确的；汽机班员也将负荷变化率改为10MW/min，负荷目标值已输入框内，只需再点击“OK”按钮。因为旁路油站不知何时才能恢复正常，所以许多设想没有预先实施，但经过这一个多小时的热身，大家都已有了比较充分的思想准备，相信能渡过难关。

　12时30分，旁路油站恢复正常，机组所有人员在单元长的指挥下，准备关闭旁路。12点40分，高旁缓慢关至30%，水位三冲量自动调节，波动反复且幅度很大，汽机门前压力有所上涨，一切还算正常。因为高旁30%以下必须一次关完，危险就出现了！在将小机切为手动调节之前的最后一次水位波动是这样的：水位下降，三冲量系统根据水位下降的速度快速加大小机开度，一分钟内两台小机均以跟踪至100%，就在这时，主汽压力超高，如不降下，局面将无法控制，汽机人员点击负荷设定“OK”键，水位迅速上升至+200 mm，单元长令打掉A小机，锅炉人员同时启动电泵，切B小机控制到手动且往下减，幸运的是没有卡涩，减至90%以下后，立即增加电泵勺管开度，水位在+200 mm作短暂停留后，便转头向下，低至-140 mm左右，便开始逐渐回升至正常水位，危险基本度过，后来大家又一鼓作气，加负荷，并A小机，启F制，倒厂用电，负荷又重上290MW！

　二 事故总结

　从这次高旁误动过程我们可以看到高旁异常可分为三个阶段：

　1、高旁自动打开，照理说应该也是比较危险的，但这次可能开得

　比较慢，只是见到负荷下降，别的现象出现较迟，希望有高人能提供这方面的经验。

　2、中间调整阶段。这一阶段的主要任务是控制汽温，因为再热汽

　温在10多分钟后才上涨，虽然之前我们已适当开大减温水，但仍然难以控制，最高涨至550℃多，后来在专工的建议下，同时采取大幅降压和减负荷两种办法来稳定汽温，尤其是再热汽温和高旁排汽温度，最终负荷减至190MW左右且停止了最上层制粉系统，主汽温度稳定在500℃多一点，再热汽温540℃多，高旁排汽460℃多，主汽压13.8MPa，再热汽压3.2 MPa，因为高旁减温水不正常，从当时的特定条件来看，如果不减负荷，主再汽温是无法兼顾的。

　3、关高旁阶段，这也是我们碰到的最惊险的阶段。因为这方面的

　理论研究不多，所以操作紧张且没有把握。当高旁在30%位快速关闭时，问题就暴露出来了，主汽压力上涨有延迟，汽包水位调节有盲目自信和对控制系统过分相信，后来不得不打闸A小机，当然水位自动与停汽泵之间不一定有必然联系，但也不能证明没有必然联系，归根结底，还是估计不足所致。

　案例14    6B汽泵跳闸锅炉MFT事故

　一 事故经过

　2003年10月30日#6机组：

　16：27：00 汽包水位5mm，负荷300MW，A.B汽泵运行，A.C.D.E磨运行。

　16：28：00 6B汽泵跳闸（事后查为前置泵吸入端密封水温度高保护动作）。

　16：28：05 电泵联启，启动电流832A；6A小机未解自动，其勺管自动加至由65％加至90％。

　16：28：08 电泵电流回至正常254A。其后，运行人员将参数逐渐调至正常。同时运行人员发现电泵工作在勺管开度72－76％的不稳定区，期间曾5次试图将其调整至稳定工作区，但发现只要稍微调整电泵勺管，便会引起给水流量的大幅波动。后来运行人员将电泵再循环打手动并开至50％，稳定了一段时间。

　16：42：41 电泵突然跳闸（跳闸原因不祥，事故分析会后仍无定论）。

　16：42：57 A小机解转速自动，运行人员重投锅炉自动。

　16：43：12 A小机再次解转速自动，运行人员重投锅炉自动。

　16：43：18 运行人员手动停止A制粉系统。

　16：43：37 投CD＃1油枪。

　16：43：39 汽包水位-382mm。

　16：43：41 汽包水位低三值。

　16：43：41 炉水泵A.B.C跳闸。

　16：43：44 炉水泵全停信号发出。

　16：43：45 MFT动作，汽机跳闸。

　二 事故分析

　从操作过程来看：

　1、电泵跳闸后，在加A小机勺管时，出现了两次由锅炉自动切至

　转速自动的情况，事后分析，电泵跳之前，小机勺管开65％，电泵跳后，运行人员直接设定开100％，应该是设定值与实际值偏差大造成的。

　2、电泵跳后，运行人员强启了五次，第五次才将电泵起来。前四

　次电泵的启动电流分别为：89.160.335.401A。而且我们可以查曲线发现电泵在跳之前，其电流已达到了735A，超过了其额定电流，是因为再循环开了50％导致其流量较大，还是电泵本身工作已不正常导致其超电流就不得而知了。

　3、电泵跳后，拉掉了A制粉，盘上的操作人员此时都集中精力去

　抢电泵，同时加A小机的时候，两次切至转速自动后，便放弃了继续加A小机的努力，而当时A小机只有400t/h左右的流量，应该还有很大的调节余地的。而在电泵跳后.汽包水位下降的同时，拉制粉系统.打炉水泵等一些应急的手段也未用上。

　三 经验总结：

　1、因6台机组安全稳定运行了较长时间，运行人员难免会产生一

　些大意的思想，突然发生事故，精神在短时间难以集中起来。所以在稳定运行时期的一些事故预想及演习是必不可少的，而且对事故情况下的一些人员分工应事先明确，免得真遇到事故时，大家都在忙，但实际上是做了些重复性的工作。

　2、＃5.6机组的电泵都有在72～76％的不稳定工作区，锅炉值

　班员应尽可能避免将电泵长时间停留在这个区域内，若给水流量要求电泵必须停留在这个区域，则加.减负荷不失为一个办法，用再循环来调整其负荷是否恰当有效，还待讨论。

　案例15    #5.6炉多台给煤机连续堵煤事故

　一 事故经过：

　2003年9月15日10：19分6B磨煤机出口温度突然迅速上升，最高101℃，磨煤机电流从38A降到25A，6B磨堵煤了，值班员立即采取措施处理。

　10：20分6B给煤机跳闸。汽包水位.汽温.炉膛负压出现较大波动，负荷快速下降。

　10：23分投入CD1.CD3.AB2成功油枪稳燃。几分钟后，6A.6C给煤机也随后出现堵煤现象，6A磨煤机出口温度最高88℃，6C磨煤机出口温度最高91℃，致使负荷最低下降到158MW，两汽泵流量瞬间低到160t/h左右，汽泵再循环开，两汽泵均出力不足，给水流量大幅下降，汽包水位大幅度波动，单元长立即命令：解CCS为TF控制方式，降低机前压力，提高小机进汽参数，汽泵出力迅速恢复，调整汽包水位正常；同时命令机侧启动电泵，以防不恻；通知值班员调整好6A.6C制粉系统，稳定负荷.汽压。其间派人立即到就地投电泵冷却水，退电泵电加热。

　10：40单元长通知磨检检查6B给煤机，令起6E磨煤机，稳定负荷180MW，逐步退CD1.CD3.AB2油枪，退电泵，投入CCS控制方式，将机组调整至调度负荷运行。

　15：10分5E给煤机出口堵煤，给煤机跳闸，迅速解CCS为TF控制方式，投AB#2油枪，稳定负荷和汽压；15：25分启动5B制粉系统，但几分钟后5B给煤机跳闸，就地无法复位跳闸信号，通知调节班处理。

　二 事故总结

　1、接班后根据实际情况作的事故预想对大家处理本次事故帮助很大。因天气连续几天下暴雨，接班后单元长要求大家作好制粉系统的事故预想，检查油枪和电泵是否正常备用，加强制粉系统地运行监视和巡检，每个小时对原煤仓震打放炮一次。

　2、当出现给煤机跳闸事故时，CCS控制方式下，一方面使主汽压波动较大，影响汽泵出力；另一方面使其它磨负荷增加，因天气恶劣，这样使其它磨的工况恶化，加剧负荷波动。因此以后处理类似事故，应立即先解CCS为TF方式（解前注意设定值和实际值的偏差不要过大），降低主汽压，尽快稳定负荷（不宜低于165MW），防止汽泵出力不足现象发生。

　3、由于#5.6机组汽包水位调节性能相对差点,一旦汽泵不出力或跳闸应立即启动电泵，调整汽包水位正常。

　4、投油枪的时间间隔应稍长点，一方面可以防止油压低油枪跳闸，另一方面可以减少主汽压和汽包水位的波动。

　5、调整磨煤机的过程中，注意每台磨的给煤量.出口温度和一次风母管压力，可以提高一次风母管压力，防止出现连续堵煤现象，增大磨煤机风门开度，防止一次风机失速。

　6、防止煤层着火不好爆燃事故发生。

　案例16    #6B给煤机跳闸炉膛爆燃事故

　一 事故经过

　2003年9月18日，白班#6机组负荷192MW，A.B.D.E煤层运行，CCS控制方式。

　7：11分 6B给煤机落煤管堵煤，6B给煤机跳闸。立即解CCS为TF控制方式。

　7：12分6B磨煤机跳闸，6A层燃烧不稳，负荷从190MW下降至80MW，汽泵出力不足，汽包水位下降。

　7：14分投油枪AB1.AB3，炉膛出现爆燃现象。炉膛负压波动最高到＋2700Pa，负荷迅速回升到200MW，汽泵出力快速增加，给水量大幅度增加。汽包水位出现大幅波动，加上爆燃出现的虚假水位，汽包水位最高达到＋308mm。，后因延时不够，才没有出现MFT的严重后果。

　二 事故分析总结

　1、在此次事故过程中， 因连续暴雨天气，6B给煤机出口堵煤，由于6A煤层相距6D煤层很远（这点与一.二期的锅炉不一样），影响6A煤层着火.燃烧稳定性，致使负荷大幅度降低，汽包水位调节难度变大。6B给煤机因堵煤跳闸后，因点火能量不足（负荷小于30%）6B磨跳闸。

　2、6B给煤机出口堵煤后，6A层煤粉着火.燃烧不好，部分煤粉没有着火，当油枪投入时，炉膛内部产生爆燃现象，炉膛负压瞬间高至+2700Pa，后恢复正常。由于炉膛出现爆燃，汽包水位产生虚假水位，水位瞬间上冲到＋308mm后回落，情况极其危险，已准备打闸小机，但发现水位回落（爆燃前蒸发量约350t/h，给水量198t/h，汽包水位＋101mm且是下降趋势）。以后出现A.D磨隔两层运行，油枪又不能及时投入的异常情况时，为防止爆燃事故发生，应先及时投入CD或EF层油枪（防止灭火），将A磨煤量降到最小运行或停运A磨运行，再投入AB油层，重新恢复A制粉系统运行。这样可避免或减小爆燃情况发生。鉴于#5.6炉煤层设计的特殊性，建议“煤层火检全部失去联跳该煤层“的保护应该恢复，这样可避免这种爆燃情况的发生。

　3、投油枪过程中，因摆角不合适（40%-60%），导致油枪不能及时投入，使A煤层着火.燃烧恶化，负荷大幅降低。建议把这一条件模拟掉（#5炉已经模拟掉）。

　4、当负荷大幅波动时，还应注意两汽泵时而出力时而不出力，并切回机侧“转速自动”，炉侧失去操控权，汽包水位较难控制。

　5、目前#5.6机组在CCS和TF方式下，跳台给煤机汽机调门关得过快，负荷均出现大幅度降低，这种情况在一.二期是不会出现的，什么原因有待分析。另外三期的调门开关速率操作员也无法在OPU站上改变。

　6、以后A.C磨隔层运行时，一定要注意防止类似事故的发生。

　鉴于三期煤层设计的特殊性，无论什么情况都不能允许隔两层磨运行。

　7、由于三期机组和一.二期机组存在的差异，在事故情况下，可能会有不可预见的情况发生，平时需要大家结合设备的实际性能和设计特点多作事故预想，而且要把问题想透，不能完全停留在一.二期机组的老经验上。这次没有跳机是幸运的，但暴露出很多问题，值得大家好好反思和总结。

　案例17    #3机TV1阀运行中突然关闭事故

　一 事故经过

　2004年8月8日，#3机组负荷301MW，主蒸汽压力16.7Mpa，汽轮机顺序阀控制，“机跟炉”投入，高压调门GV1.2.4.5.6全开，GV3开度为19% 。

　21:05:15，发现负荷突然急剧下降到247MW，且继续快速下降，汽包水位.主蒸汽量.给水量也随之快速下降，主蒸汽压力则快速上涨，汽机值班员检查发现汽轮机左侧高压主汽门（TV1）关闭，反馈到0，高压调门GV1.2.4.5.6.3全开，“机跟炉”已自动解除，立即通知锅炉值班员快速减负荷。

　21:05:40，锅炉值班员打掉#3A磨煤机，同时快速减少给煤量，同时紧盯锅炉给水画面，严密监视汽包水位，以及汽动给水泵出力情况；汽机值班员则密切监视主蒸汽压力上升情况，同时快速浏览EH油系统.汽轮机TSI监视画面，检查汽轮机轴向位移.振动.推力瓦温度.胀差等均正常，无大的变化，但#1.2瓦温度上升较快，由#1瓦温度由79℃上升至86℃，#2瓦温度由74℃上升至81℃。电气值班员作好切换厂用电的准备。

　21:05:51，机组负荷降至235MW，主汽门前压力由最高的18.3MPa（炉侧主蒸汽压力18.65MPa）开始回落，汽包水位最低达－170mm。就地检查汽轮机左侧高压主汽门（TV1）在完全关闭位置，但其EH油系统无明显异常，保持汽轮机在“操作员自动”控制方式，使右侧高压调门GV2.4.6确保完全开启，继续滑降主汽压。将#3机组情况汇报值长，联系热工检修人员处理。

　   21:24分，开启主蒸汽管道疏水.高压导汽管疏水手动门。同时继续减负荷至184 MW。#1瓦温度由最高的92.3℃.#2瓦温度由最高的83℃开始缓慢下降。为防止汽轮机左侧高压主汽门（TV1）突然开启，造成汽包出现虚假水位，以及避免瞬间对汽轮机造成较大冲击，派人去就地关闭左侧高压调门GV1.3.5油动机进油门，将GV1.3.5强制关闭。GV1.3.5关闭后，左侧高压主汽门（TV1）多次突然开启至17% ，过一段时间后又自行关闭。

　21:35，机组负荷减至165MW，#1瓦温度稳定在89℃，#2瓦温度稳定在81℃。

　23:10，检修更换了左侧高压主汽门（TV1）伺服阀，开启主蒸汽管道疏水电动门.高压导汽管疏水气动门进行疏水后，将左侧高压主汽门（TV1）恢复开启，并将左侧高压调门GV1.3.5指令强制为0，然后开启GV1油动机进油门，再由热工逐渐给指令，缓慢开到计算机的内部计算指令位置，同样将GV5.3恢复相应开度。

　23:40左侧过热蒸汽系统恢复正常，#1.2瓦温度也回落到正常值，观察一段时间无异常后，逐渐加负荷，00:03，启动打掉的#3A制粉系统，8月9日00:30，负荷逐渐加满，左侧高压主汽门（TV1）未再出现异常。

　二 事故分析总结

　1、热工人员对事故认真分析后，认为可能是由于左侧高压主汽门（TV1）的伺服阀长期处于较高的温度环境，导致伺服阀线路板上的电子元件出现问题引起的，并提出“关闭左侧高压主汽门（TV1）油动机进油门，更换左侧高压主汽门（TV1）的伺服阀”的建议。

　2、运行人员发现及时，分析判断准确。从故障出现到打开相关画面查找确认具体故障设备，整个过程不到10秒钟。为事故处理争取了宝贵的时间。

　3、在发现主蒸汽压力则快速上涨，当确认了事故原因后，立即果断地采取正确的措施：打掉#3A磨煤机，迅速减负荷。快速有效地控制住了汽压的上升，避免了安全门动作。

　4、在事故处理过程中运行人员密切监视汽包水位，汽动给水泵出力情况、高加水位、汽轮机轴向位移、振动、推力瓦温度、轴承温度

　、胀差等参数变化情况，适当调整，保证了这些参数的在正常范围内。

　 5、运行人员及时关闭左侧高压调门GV1.3.5油动机进油门，将GV1.3.5强制关闭，以及开启主蒸汽管道疏水.高压导汽管疏水，也是十分必要的。检查汽轮机轴向位移.振动.推力瓦温度.轴承温度.胀差等参数变化情况，是我们决定是否需要停机或继续减负荷的依据。

　案例18   #6机大机润滑油泄漏事故

　一 事件经过

　2004年6月24日，汽机二班接到运行缺陷“#6机大机A冷油器底部放油门关不严有滴油”，安排谏壁电厂工作人员进行处理。

　10：00经检查发现A冷油器底部放油门格兰处渗漏。在未办理工作票和通知运行人员的情况下，检修人员×××便用手将格兰拧了两三圈，随即用扳手复紧格兰，复紧过程中A冷油器底部放油门从根部断裂，大量压力油从断口喷出。检修人员×××立即跑到集控室告知运行人员。运行人员立即将A冷油器切换到B冷油器运行。检修人员用塞子对断口进行封堵，因压力大.油温高，多次封堵至10：40分封堵成功。

　此次泄漏主油箱油位由1560mm降到1360mm。约10：50分汽机二班迅速组织人员对#6机主油箱补油和现场漏油的清理工作，约12：00时#6机主油箱油位补至正常油位，共补油18桶。约12：30分现场清理完毕。漏油大部分用滤油机打入污油箱再生使用，浪费了大约2-3桶油。21：00时汽机二班对A冷油器底部放油门堵头用夹具进行加固，A冷油器经充油排空气后恢复备用。

　二 事件原因

　检修人员×××及×××接到班长的消缺安排之后，安全意识薄弱，安全思想不到位，在未办理工作票的前提下，擅自动运行设备，没有采取任何安全措施，用扳手紧放油门格兰时阀门从根部断裂脱落，造成#6机跑油约14桶（共补油18桶）。

　三 采取的措施及吸取的教训

　    1.汽机分部应对#1-6机主油箱的事故放油门悬挂禁止操作的红色标志牌.加装防护罩，以防误动。并对#1-6机组所有的油箱底部放水门加装二次门，以防泄漏。

　2.检修部的员工要充分认识到这次事件错误的根源及危害性，认真总结.深刻反思.接受教训，加强员工“两票三制”和反习惯性违章教育，杜绝此类事件的再次发生；

　3.该阀门的材质不符合原能源部《DL5011-92中4.6.19（5）》条的设计规范要求，压力油系统管道都应使用钢质阀门。汽机分部应对#5.#6机油系统使用的不符合规范的铸铁.生铁.铸铜阀门进行一次全面的清理摸底，并利用设备停运机会进行更换，以减少事故隐患；

　4.#1---#6机净油箱中应保持一定的存油量，在主油箱油位下降时能够迅速补油。

　5.运行人员发现油位下降或系统泄漏，要迅速进行补油，适当的降低机组负荷（在满负荷情况下），如果油位已降至规程规定值1.25米仍然不能迅速补油时，应严格按照规程要求打闸停机。

　6.对处理过程的总结：事故出现时，应立即设法堵住或隔离漏点，联系检修迅速补油；降负荷；切换备用冷油器；严密监视就地

　.盘上油位，通知热工解除油位低低闭锁交/直流油泵启动；油位降到1.25m仍不能迅速补油时，应立即请示值长启动交流油泵打闸停机破坏真空。另外注意密封油系统可能受到影响，必要时降低氢压或紧急排氢。

　案例19    #6机密封油系统跑油事件

　一 事故经过

　2004年7月30日00：42 ×值接班巡检时，刚走到#6机真空泵附近时突然听到“砰”的一声响，发现#6密封油箱底部突然大量喷油，×值电气值班员甲某正好巡检经过密封油箱处见此情况立即和汽机值班员一块去用手堵喷油口；与此同时汽机主操在检查画面时发现#6机密封油箱油位低信号（但无声光报警），迅速通告其他值班员。由于油压高，油温也有50度，值班员随即到主油箱旁找了一些布条来堵，随后当值.×值的其他部分人员也赶到现场加入堵油行列中。此时密封油箱油位由260mm急剧下降至136mm，漏油根本无法堵住，当值单元长命令迅速降低氢压，同时就地值班员则快速打开强制补油阀补油至油位逐渐回升。值长.单元长则迅速联系各方人员。后来现场值班员经过仔细寻找在空侧交流油泵处找到掉落的那个堵头-热工仪用热电偶（未接线），随即大家将热电偶装回并用手顶住，在00：59分喷油口终于得到有效的控制。汽机检修人员接报后也赶到现场，随即交由检修人员进一步处理。01：45`检修人员将油孔用木塞堵住。

　另外两台密封直流油泵经测绝缘良好后试转正常，恢复备用。这起事件是继#6机主油箱跑油成功处理后又一起惊心动魄的因设备原因造成的跑油事件，它的成功处理，再一次避免了我厂设备遭受损坏及机组非计划停运的事故发生。

　 二 事故分析总结

　事故原因很明显，就是密封油箱底部一热工热电偶孔堵头脱落，导致密封油大量泄漏。

　事故处理中，我们应注意的地方有：

　1.降氢压，降负荷，设法及时补油，开强制补油阀。

　2.即使密封油箱油位低了，氢侧交流油泵跳，直流联启后又跳闸（油位低会造成氢侧交流油泵不出力，出/入口压差≤0.30MPa时联动氢侧直流油泵，如果空转时间过长会造成烧损跳闸，甚至引起火灾），氢侧密封油压失去，但是空侧油压正常，仍可保持机组运行。所以不要过度惊慌，避免出现误判断误操作。

　3.就地检查是否有跑油.漏氢（注意氢气压力是否下降），汇报值长，立即联系检修排除故障。只有单侧密封油不能长时间运行（由于氢侧没有油压对密封轴瓦会有磨损）。

　4.作好密封油全失.跑氢.着火的事故预想，通知厂消防人员到位。如果密封油全失应立即破坏真空打闸停机，紧急排氢充CO2。

　5.检查确认备用差压阀投入备用（#1机组无备用差压阀，#3机组备用差压阀前后法兰已堵死，#2.4机组备用差压阀未投，#2.3.4机组备用差压阀有旁路门），高.低压备用油源处于备用状态，当油氢差压降到50kp时，备用差压阀自动投用，维持氢油差压正常。注意此时空侧油压，不行就启动挂闸油泵，提供高压油源。

　案例20             除氧器水位高的误操作

　一 事故经过

　2004年10月30日12：24 （#1）机组负荷290MW，除氧器水位发异常报警，水位此时为-215mm，立即启动1A凝结水补水泵，除氧器和凝汽器水位略有上升后又开始下降。12：50除氧器水位已经降到-430mm附近，备用凝结水泵（A）已联启，手动停止A凝结水泵，并解除其联备。同时，锅炉值班员快速减负荷，并关闭机炉侧所有疏水门。派人员外出检查哪儿有漏点。通知化学提高除盐水母管压力。就地打开凝汽器补水调节阀旁路门，而凝汽器水位已经降到406mm，除氧器水位最低降到-930mm。12：54锅炉负荷已减到170MW，就地检查发现除氧器事故放水电动门全开，而CRT画面和就地配电柜上均指示此门为全关状态，CRT画面上该门的操作窗口也指示其在关闭位置，在就地手动摇关除氧器事故放水电动门，并将其停电。13：00锅炉负荷减到150MW，投CD#2.3.4油枪助燃。除氧器及凝汽器水位逐步回升；13：10除氧器和凝汽器水位基本正常，退出CD层油枪，机组恢复正常。（此事被定为二类障碍）

　二 事故调查：

　事后调查发现是值班员×××误操作引起。当值班员×××发现除氧器水位高报警，就想到开除氧器溢流阀来降低水位，但是操作时却开了事故放水阀，盘上显示事故放水阀无法打开，阀门状态为绿色（阀门本身有故障），值班员×××也认为此门无法打开，就给了一个关指令。但就地实际已经部分开，关时却开在一个位置，但全关反馈却一直显示在盘上，给值班员×××一个错误信号。当除氧器水位继续下降时，值班员×××没有想到是事故放水阀问题，同时也没有及时汇报单元长，并隐瞒了操作，给事故控制造成了难度。

　案例21              #1机真空下降事故

　一  事件经过

　2004年9月16日白班，#1机组#1A真空泵运行，#1B真空泵备用。10：00，联系热工处理#1B真空泵入口总门状态不对缺陷。

　10：47：30秒，热工人员在试验#1B真空泵入口总门行程开关时（后证实此开关有故障），#1机真空快速下降，当时负荷292MW。#1A真空泵大气射气阀自动关，入口门未联开，汽机主操立即手开#1A真空泵大气射气阀,单元长令汽机值班员迅速到就地给#1B真空泵补水，确认#1B真空泵入口总门的实际状态,手启#1B真空泵。#1锅炉人员打跳F磨并控制汽包水位。之后，#1机真空开始恢复,至10：49分真空恢复正常（由-90.3KP最低降至-85.5KP）。10：52分，负荷恢复290MW以上。

　12：20分，热工开票处理#1B真空泵入口总门反馈行程开关后，试验该门开关均正常。

　二 事故分析

　经分析认为导致真空下降的原因是：1B真空泵入口总门就地阀门状态标识与实际相反，反馈行程开关接触不良，致使运行人员误认为入口总门没关到位，而当时该门实际在关位,热工人员在关门时，将该门误开。同时，热工人员无票作业，属严重习惯性违章。

　 三 事件反思

　该起事件是继“6.24”主油箱跑油事件发生后的又一起典型性习惯违章，值得大家反思。安全考核不是目的，管理的目的是培养大家树立良好的安全意识.形成良好的工作作风，进而避免问题的重复性发生。安全意识的树立不可能取巧，只能是我们各级生产管理人员从自身作起，透过严谨的工作作风.科学的工作方法来带动广大员工，这是一个过程。当然，作为一种有效的管理手段，安全考核在需要时还是能够发挥其作用的。

　四 存在的问题及整改措施

　1、据热工人员反映，1期真空泵大气射气阀在-87KP联关,入口

　门在-85KP联开，并且此二门为一个开关控制.这次真空降至-85.5KP，入口门未开，导致#1A真空泵实际处于不工作状态,其连锁值有中间盲区，并且开关可能有问题。热工应在条件具备情况下做联锁试验，给运行一个交待。

　2、#1机真空的画面及测点应该选用1/P2115点。目前,#1机真

　空选用1/P2119点，与实际偏差较大。当#1汽轮机低压缸排汽温度在40℃时，对应真空值应为-94KP（真空严密性较好时），1/P2115点为-95KP左右，较接近实际值，而1/P2119点为-90KP, 不利于运行人员进行事故处理。 热工应校验变送器1/P2119。

　3、#1机两台真空泵在停止状态时，不能维持正常运行时的水位

　（约200MM），只有约30MM，热工给一个NORMAL信号，也就是说具备联启条件。当联启后，运行人员必须迅速到就地补水，才能保证真空泵正常工作。请汽机分部给予解决。

　案例22               4A一次风机跳闸事故

　一 事故经过

　2004年12月7日中班，负荷300MW，A.B.C.E.F制粉系统运行，19：21：11  4B一次风机动叶在自动位指令突然从14.94％开至97.9％（19：21：38），反馈随即由14.75％开至97.9％（19：21：38），电流由55A升至193A。运行人员立即将4B一次风机切手动减指令，同时4A一次风机切手动。

　19：21：24  4A一次风机喘振信号发出

　19：21：30 手打4F.4E磨，投CD2.3.4，AB1.3油枪，关闭4F.4E磨冷.热风调门和截门，维持一次风压。

　19：23 停止脱硫系统

　19：26：24  4A一次风机跳闸（经热工人员确认，跳闸原因为喘振延时5分钟后热工保护动作跳闸），手动调节4B一次风机动叶维持一次风压7000Pa。

　二 事故分析总结

　4B一次风机动叶指令突然全开至100％的原因，热工认为控制系统的模件故障或风机逻辑错误导致。在19：21：24  4B一次风机动叶自动开大之前，运行参数均稳定，运行人员未进行任何操作。

　当运行人员于19：21：12发现4B一次风机动叶全开后，立即解其自动，手动关小，并解4A一次风机自动，打4F.4E磨煤机，关其冷.热风调门.截门，以保持一次风母管压力。并投油稳燃。以上操作可以说非常果断有效，因为六大风机故障中，一次风机故障最为严重，处理不好往往导致MFT，一般发现一次风机出现异常，打磨.投油.减负荷是必须采取的措施。

　19：21：24  4A一次风机喘振信号发出，从参数变化可知：19：21：38  4B一次风机动叶全开后，此时4B一次风机已达到极限出力，而4A一次风机动叶开度基本无变化，两侧一次风机负荷严重不平衡，导致4A一次风机被憋死（这点从两台一次风机的风量变化上可明显地表明），所以19：21：24  4A一次风机喘振信号发出，这是必然的。

　4A一次风机喘振信号发出后，运行人员进行的操作如下：

　将4B一次风机动叶关至30％后，将4A一次风机动叶逐渐开大，但4A一次风机动叶开到15％时，一次风压没有升高，反倒一直在逐渐降低，同时4A一次风机喘振信号始终在发着，到了19：26：24  4A一次风机喘振报警延时到了5分钟，保护动作，4A一次风机跳闸。

　以上操作过程中间还有值得商榷的地方：

　1.19：21：24  4A一次风机喘振信号发出，证明两侧一次风机负荷不平衡，出于避免保护动作跳闸或保护设备的目的，均应进行两侧风机负荷分配调整，让风机喘振信号消失。当班值班员也意识到了这个问题，曾将4A一次风机动叶减到过6％，想并上，但喘振未消失，故值班员又减4B一次风机动叶，并开4A一次风机动叶，试图再次并列两台一次风机但未成功。

　2.在调整两侧风机负荷的过程中，如果值班员头脑冷静的话，应该从参数上能看出来：此时两台一次风机的负荷都已不低，并不是因为两台一次风机负荷太低，而是因为一侧被憋死，已经不出力导致的一次风母管压力低。所以此时最明智的做法是：将4A一次风机动叶逐渐减小，直到其喘振信号消失，必要时可全关至零（必要时可稍减4B一次风机动叶开度，但需监视一次风母管压力）。由4B一次风机单独提供A.B.C**磨煤机的一次风量（4A一次风机跳闸后，证实了4B一次风机确实能单台维持**磨煤机的出力），然后待各项参数稳定后，再逐步并列两台一次风机，这样势必减少事故处理的难度，也不会导致4A

　一次风机跳闸。

　3.当然以上都是事后理论上的分析，在当时事故发生的情况下，现场环境嘈杂混乱，值班员很难冷静分析，也可理解，同时处理的整个过程也可以说算的上比较及时正确了，避免了一次可能发生的跳机事故，得到了运行部领导和厂领导的赞扬。

　案例23             5A空预器停转事故

　一 事故经过

　2003年9月24日早8点左右，5A空预器主电机变频跳闸，联启辅电机变频没有成功，5A空预器停转。运行人员就地启动5A主电机旁路成功后，就地检查发现5A变频器控制柜内着火，灭火后通知检修人员处理。后发现是5A辅电机变频器控制回路的隔离变压器烧损.着火，导致同一控制柜内的主电机变频器，辅电机变频器控制回路二次线，主回路电线烧损，断线，损失严重。9月24日晚上8点左右5A主电机旁路突然跳闸，5A空预器停转，当时低压班有人在现场变频器控制柜内作抢修工作，观察到5A空预器旁路停止，停止指示灯亮，其他指示灯未亮。就此，导致#5机组被迫降低负荷运行。

　二 事故原因分析

　此次机组负荷降低主要是因为5A主电机旁路跳掉所致。分析经过如下：

　1、5A主电机旁路控制回路比较简单，能导致其跳闸原因主要有

　几点：热继电器动作；远方停止信号发出；就地跳闸按钮；变频器控制柜来的接点；KM接触器本身问题；整个线路接线有问题等。

　2、逐一分析：1）现场看热继电器没有动作，但从24日早上5A

　空预器主电机运行电流曲线表看5A空预器的电流波动很大，运行情况异常。后因主电机变送器接线烧断，无法监视到电流，不知道后来的电流情况。2）经热工人员说，运行人员当时并未对

　5A空预器进行操作，即远方停止信号没有发出。3）当时没有人按动就地停止按钮。4）变频器控制柜内接线基本完好，待可以停设备后再详细检查。5）检查KM接触器外观，线圈完好。6）检查旁路柜线路接线正常。

　由上述推断可能跳闸原因：1）二次回路出现问题，导致运行中的回路停止。原因可能是接线出问题，可能是继电器或接触器本身误动。2）机械上有异常，导致大电流，回路马上跳闸。3）其他不明原因。上述原因中以1）为可能性最大。

　三 防范措施

　经过了此次事情之后，为加强空预器的安全可靠运行，应该做多项工作：

　1、仔细检查旁路控制柜内的接线，待可以停设备后仔细检查变频

　器控制柜内接线，做到控制回路的接线上万无一失。

　2、更换新的旁路接触器，热继电器，并对拆除下来的旧接触器，

　热继电器做试验，观察是否因为此原因跳闸。

　3、建议机械上检查找出电流大的原因，并消除。还有做好空预器

　停转后及时盘动的措施，以免影响再次启动。

　4、以此为教训，以后认真研究工作，做细工作，提高技能，提高

　技术水平，做好所属设备的检修维护工作。

　案例24    #5机组两台给水泵故障跳机事件

　2004年2月3日及2004年2月13日，安监部组织相关人员对#5机组2004年2月3日跳机事件进行了分析。会议认为：造成#5机组MFT的主要原因是两台给水泵A

　、B同时失去出力，致使汽包水位急骤下降，运行人员一分钟内手打**炉水泵，引发炉MFT。

　 一 事件经过

　2004年2月3日，#5机小修完成后第一次启动，机组负荷220MW，A.B两台汽泵运行，电泵运行，但未带负荷，电泵出口门关闭。

　14：39：14，A小机安全油压低

　14：39：15，A小机低压主汽门关

　14：39：17，B小机安全油压低

　14：39：17，B小机低压主汽门关

　14：39：17，B汽泵控制切为手动

　控制室立盘来：A.B小机跳闸光字牌亮。

　14：40：06，炉水泵C停止。

　14：40：46，炉水泵B停止。

　14：40：47，炉水泵A停止。

　14：40：50，主燃料跳闸。

　二 事件分析

　从上述事件经过得出，引起机组跳机的主要原因为两台给水泵同时失去出力，汽包水位急骤下降，运行人员来不及调整汽包水位，手打炉水泵，引发炉MFT。

　会议认为运行人员虽然手打**炉水泵，致使机组MFT，是生产指挥及操作之间存在问题，不应承担机组跳闸的责任。

　热工检查发现，热工无引发两台小机跳机的任何首出。认为热工没有引起A.B小机跳机的主动原因。

　两台小机安全油压低引起主汽门关闭，造成小汽机不出力，转速超差，切手动。

　机务专业无法解释两台小机同时安全油压低的原因。

　三 整改措施

　1、运行部针对此次事件，制订相关反事故措施，理顺生产指挥系统，明确操作分工。

　2、建议在具备条件情况下，增加A.B小机安全油压变送器，以对安全油压进行跟踪监测。

　3、热工专业在停机情况下，对两台小机安全油压复位开关进行校验，保证其准确性。

　4、机务专业对油系统进行检查分析，找出安全油压降低的原因。

　5、加强对集控室及电子间的安全管理，严禁在电子间使用对讲机。

　案例25    1A引风机电动机烧坏事件

　一 事件经过

　1A引风机于2月8日开始对电机和风机进行解体大修，3月9日电机大修工作结束，试运近3小时，检查空载电流.轴承振动和轴承温度均在正常范围内。3月17日15时带风机进行试转，20：50分电机驱动端轴承温度高（92℃）停止运行。3月18日办票对电机进行检查，未发现异常。3月19日17：45分再次启动运行，电机电流和轴承温度正常。3月20日3：47分电机驱动端轴承温度高烧损，电机扫膛。3月21日8：30分1B引风机驱动端轴承温度也由56℃快速升至78℃，运行人员发现及时，立即停止运行，交检修人员检查。后经厂家同意在电机负荷侧轴承侧盖处加

　1mm垫，增加了该轴承座轴向间隙，同时将联轴器距离调为37.1 mm，启动后电机负荷侧轴承温度运行至目前温度正常。但轴承温度高的原因仍有待进一步分析。

　二 原因分析

　1.关于轴承发热

　对于钢挠性联轴器联接的风机和电机之间的轴系，在冷态和热态工况下电动机驱动端轴承是否受到轴向力是该轴承是否发热的原因。因此，在冷态工况下如何调整联轴器张口的尺寸是保证在热态工况下全面消除因热态膨胀而导致的轴向力的关键。检修单位在更换轴承之后的回装过程中，仅保证安装尺寸在厂家规范要求之内，而没有结合1A引风机拆卸前的原始测量数据.以及若干次检修的调整数据，会议确认：

　1）**中发电力检修公司（以下简称田电）所调整的冷态数据是不适用于1A引风机的轴系在热态工况下的运行要求。

　2）田电没有严格按照妈湾发电总厂引风机检修工艺规程做检修前的原始数据测量（会议上无法提供记录）

　3）检修的质量监督体系没有对田电的调整数据提出异议。

　2.关于电机扫膛

　3月17日1A引风机试运期间曾两次发生电机驱动端轴承温度高停下检修处理，3月19日23时左右，运行×值值班员监盘时已注意到轴承温度由50℃上升到70℃，但没有对该点温度的后续变化趋势进行重点监视并做好记录，在交接班时也未作任何交代。运行××值值班员交接班检查不到位，尤其是对异常设备没有进行重点巡视，监盘过程中对温度巡测仪上的温度变化没有观察到，且对温度巡测仪上的红灯报警没有警觉

　.没有查看。

　轴承长时间摩擦烧损，最终导致电机扫膛。

　三 采取的措施

　1.大修单位要严格执行检修规程，按照检修工艺要求和文件包的标准进行检修，做好原始记录，确保设备的检修质量。检修部必须认真执行“三级验收”制度，加强检修过程中的质量监督，把好设备质量关。

　2.生技部继续组织电气和锅炉的专业技术人员，对1A.1B引风机轴承温度高的原因进一步分析，为1A电机的安装制定可行的技术方案，保证机组的运行稳定。

　3.热工分部应对六大风机的轴承温度保护进一步完善，将保护信号引入DCS内。

　4.运行人员要提高工作责任心，认真执行巡回检查制度，在目前风机轴承温度保护未完善的情况下，应加强对温度巡测仪的监视.抄表，发现温度异常变化，要及时处理。

　四 责任

　1.**中发电力公司由于检修质量不良，造成1A.1B引风机#1轴承温度高，1A引风机在试运过程中#1轴承因温度高烧坏，导致电动机扫膛，绝缘到零，锅炉通风组单侧运行，大修工作未能按预期结束，为此负有此次事件的主要责任。检修部门负有质量监督的责任。

　2.运行×值和运行××值的值班人员因工作责任心不强，未认真监盘，巡回检查不到位，在

　1A引风机的试运过程中，电机#1轴承温度缓慢升高，直到电机烧损，该过程时间长达6小时而未能发现，导致事件扩大，运行部×值和××值的锅炉值班人员负有同等不可推卸的责任。

　五.事故性质：一类障碍

　案例26                #4炉捞渣机故障

　一 事故经过

　2004年6月4日白班下午检修公司对二期浓缩机进行清淤处理，工作完成后由盛邦公司检修回水泵压力表管。为保障施工正常进行，运行值班人员于16：20将捞渣机电流百分比（与转速成线性关系）调低到8.0，链条停止转动。（电源油泵未停），20：00恢复至12.8，启动链条。21：00检修人员到现场检查未见异常。24：20一值除灰值班员巡检#3.4炉除渣系统完毕，未发现异常情况，做交班准备。24：45分二值除灰值班员接班检查发现#4捞渣机不转，一班值班员就地检查#4捞渣机无异常，重新启动，运行正常，签字交班。并将捞渣机电流百分比调至18.9，#4捞渣机运行10分钟左右跳停。二值除灰值班员重启后发现油压较低（10KG），链条不转。联系检修人员到现场处理。1：30检修公司值班人员将循环油泵滤网清洗之后，重新装回，再启动循环油泵，仍不能建立正常工作油压（只有10KG，正常为20KG）。#4炉捞渣机无法启动。3：00电气检修人员给循环油泵加载反向电压，工作油压可到20KG。判断是液力偶合器液力马达单侧磨损，导致无法建立正常油压。检修公司立即组织人员解体液力耦合器抢修。10：40左右检修公司回装液力偶合器，#4炉捞渣机仍不能启动。12：30左右#4炉停炉。检修公司清渣。15：10清渣完毕。启#4炉捞渣机成功。

　二 检修公司对设备检查情况

　检修公司01：30分清洗滤网后仍不能启动捞渣机，2：20分检修人员对液力耦合器打开检查。曲轴磨损正常，无脱皮现象。接入油管单独试转MR450N3T2驱动装置完好，转向正确，回装后启动捞渣机还是不动。后将原驱动MR450N3T2装置全部解体检查，回装更换一个新曲轴，另外加一套密封胶圈，约10：30分左右回装完，试转捞渣机还不动。采用2个5T手拉葫芦捞渣机链条，试转正与反向轻微走300~450mm距离，然后不动。在13：00分左右停炉，将捞渣机4个水封轮拆卸下来，从此处用消防水把大部分灰渣冲出捞渣机外，然后启动捞渣机一切正常。

　三 安监调查情况

　6月4日14：40运行做水力系统切换措施。将#4炉捞渣机的运行转速调低，（即停链条运行）， 15：00运行人员恢复捞渣机运行，将转速调高至12.8左右，捞渣机链条实际未动。15：55运行人员检查发现捞渣机运行未动，又将#4炉捞渣机转速升高至18.8。16：20一值值班员接值长令，将#3.4捞渣机转速调至低速运行（即油泵运行，链条不转）。以上情况经查看工业电视录象属实。

　结论1：到16：20为止，捞渣机工作正常。

　检修人员所做反接控制电磁阀接线及现场数人所做观察工作等确认了现场回油压力（0-60KG/CM2）10KG/CM2为不正常状态，6月9日安监所组织的实验也不再出现该压力值；

　渣清理完之后，启动捞渣机，该设备既不正转也不反转，之后，由检修人员将液力马达油管对调，该设备就可以正向运转，对此，检修公司无法给出解释。

　结论2：捞渣机设备（油站.控制柜.液力马达系统等）存在问题。

　四 事故责任与事故性质

　1.6月4日下午检修公司在未办理工作票的前提下，进行工作是不对的。责任由检修公司工作票负责人及当班班长负责。

　2.6月4日9：20－14：20运行人员做系统切换时，由于系统不严造成操作时间过长（9：20开始，14：20结束）。系统不严责任由检修部锅炉分部和检修公司负责。运行部值班员将捞渣机电流百分比调到8，使捞渣机链条停止转动的责任由运行部负责。

　3.清渣后由于油管接错，捞渣机仍转动不起来的责任由检修公司负责。

　4.此次事故的主要责任为锅炉分部.检修公司，次要责任为运行部。

　事故性质：一类障碍。

　五 事故调查中发现的问题：

　在捞渣机事故调查中，我们发现检修部.运行部门存在下列问题：

　1.工业电视作为对捞渣机运行状态的实时监视系统，运行没有充分利用起来，Ⅱ期捞渣机工业电视放在Ⅱ期负压除灰控制室，而不是捞渣机除灰系统值班室，运行值班人员无法看到电视。

　#4捞渣机现场照明灯泡坏了之后长期没恢复，晚间工业电视啥也看不到，暴露了这类小缺陷管理上的麻痹，其结果是直接导致夜间设备监视形同虚设，运行各班长要反思，杜绝这类渎职现象的发生。

　2.运行巡视责任心急待加强，#4捞渣机是夜班接班班员接班巡视时才发现的，当值值班员未能及时发现捞渣机停运。运行值班员记录不详细.重要操作无记录或记录不及时不齐全。不得撕毁值班记录。

　3.此次捞渣机6月4日停运4小时，是检修公司检修干除渣浓缩机及更换回水泵压力表工作所必须的安全措施，停运时间长的原因是系统切换时间长，闸板门关不严，两个电动门电动头长期无备件无法修复自动，手动卡涩。

　4.Ⅱ期除渣系统投运近十年，该系统没有一套完整的图纸和中文技术资料，事故调查初期有关人员以进口设备为借口，一问三不知，设备维护形同虚设，检修设备责任人要反思自己的工作标准和责任。

　5.检修公司对5日凌晨控制油压为10Kg而经过对油系统拆装后又恢复为20Kg不能给出一个合理的解释。

　六 采取的措施

　1.运行人员在6月4日下午停止链条运行4小时，电机油泵继续工作是否对设备有一定影响还要进一步观查。运行人员应加强对捞渣机的监控和巡检，做好异常情况的记录，发现异常及时通知检修人员处理。

　2.请检修公司24小时派人在现场值班，一旦发现问题与运行人员共同处理，并记录设备各项参数，何时解除现场值班以安监部通知为准。

　3.检修公司对捞渣机系统进行全面检查，查清楚在清渣结束后，捞渣机仍转不起来更换油管后转起来的原因。继续查找设备缺陷，消除设备隐患。

　4.由锅炉分部联系制造厂家来人讲课.培训，收集整理全部技术资料，结合此次事故进行分析查找原因。彻底清楚液压系统及控制系统的工作原理和各部件的作用。

　5.热工分部对手操器加记录仪，对相关参数进行监视记录，便于事故分析。

　6.运行部要制订捞渣机长时间停运的操作方案，运行部制定设备停运应急预案。

　7.将#4捞渣机列入技改项目，由热工分部负责。

　8.检修公司维护好冲洗链条喷头，解决堵渣问题。

　案例27       #5发电机2205主开关偷跳事故

　一 事故经过

　2004年10月26日15：43：48，#5发电机出口2205主开关.220KV2057分段开关跳闸，机组有功由310MW骤减至14MW，无功.定子电流几乎降到0，发电机励磁开关.6KV工作分支5A1.5B1开关未跳，6KV工作段5MCA.5MCB电压正常，6KV公用B段上输煤B变86TB.循环水B变88TB跳闸。#5锅炉与汽机均未跳闸，汽包压力迅速升高.汽包水位迅速下降，过热器安全门动作。

　15：44：12，#5机有功14MW，汽包压力19.08Mpa,汽包水位-250mm，汽机转速升至3129rpm，OPC动作三次，锅炉手动MFT，汽机联跳，大机润滑油泵联启正常，手启电泵正常。

　15：46，厂用电失压，保安段失压，大机直流油泵联启正常，柴油机自启但5EG-B开关未自合，就地手动合上，循环水泵房四台冷却水泵跳闸，循环水母管压力由110Kpa降至5Kpa，#6汽机真空逐渐下降至-85Kpa，切换空压机冷却水源。

　15：49，厂用电恢复，启循环水泵房#1.2冷却水泵，#5A.#5B循泵自启，启闭式水泵恢复空压机正常冷却水源，启电泵及其他设备。

　二 运行操作思路及点评

　1.电气人员发现2205开关跳闸.负荷由310MW一下降到14MW，首先断定机组跳闸，立即抢保厂用电。

　点评：这是通常做法，但要具体事情具体分析。此次跳机更像一次FCB动作（机组快甩负荷，引进型300MW机组原美国西屋公司设计中有这一功能，主要用于运行中电气主开关跳闸.线路故障且短时可消除，让机.炉不跳，机组带厂用电运行等待，快甩时汽机旁路自动打开.锅炉油枪自投.制粉系统自切等，现这一功能国产化后已取消）。

　2.电气人员立刻手启快切厂用电，未成功。用5A2.5B2手操强合也未成功。

　点评：未成功的原因在于：2205开关已跳开，与电网无连接，机组自带厂用电，此时采用并联方式切换厂用电，等同于将两个电源（6KV工作电源和启备变来的备用电源）并网，这时快切装置需检测电压差.频率差满足条件才可动作，但当时频差肯定不满足了。

　3.手动将5A1.5B1开关切开，强合5A2.5B2开关。

　点评：串联方式切换，切开5A1.5B1开关后，5A2.5B2开关应能自投合上，自投不成功的原因是前面手操强合了一次没成功，快切装置自动闭锁了5A2.5B2开关再合。

　4.厂用电失压后，发现#5柴油机自启，5EB-2开关已分开，但5EG-B开关未自合上，派人到保安段合5EG-B开关。

　点评：厂用电失压后，立即关注柴油机的运行，尽快恢复保安段电源，思路是正确的。但是未选择在后备立盘上操作5EG-B/5EB-2却是舍近求远之举。

　5.发现循环水B变88TB跳闸，立即派人给循环水B段送电，合88TB高压开关03B88—1后，03B88-2合闸不成功。#5机厂用电恢复立即合AB88-3分段开关，循环水B段电压正常。

　点评：处理非常迅速和果断。

　6.#5机负荷降至14.5MW，汽包压力升至19.08 MPa，汽包水位降至-250.2 mm，汽轮机转速上升至3129 rpm，锅炉手动MFT。

　点评：发现主开关跳闸，立即手动MFT是目前情况下唯一正确的选择。

　7.#5机厂用电失去，检查确认各直流油泵启动正常，保安段各设备联启运行正常，检查关闭汽轮机本体各疏水手动门。准备启动6B循环水泵，发现循环水泵房1.2.3.4号冷却水泵均已失电，告电气，派人去就地切空压机冷却水源。

　点评：当厂用电失去，首先检查直流油泵联启，防止跑氢着火.大机磨瓦，关闭汽轮机本体各疏水手动门。#5机厂用电失去时，没有及时注意到空压机

　.循环水泵房等公用系统异常运行情况：压缩空气母管压力降低，空压机冷却水失去；#1.2循环水泵不出力，且出口碟阀没有关闭导致循环水母管压力大幅度降低；循环水冷却水泵全部失电。这些都威胁到#6机组的安全。

　8.#5厂用电恢复，启循环水泵房#1.2冷却水泵，#5A.#5B循泵自启，启闭式水泵恢复空压机正常冷却水源，启电泵及其他设备。

　点评：厂用电失去后，要及时将主要设备开关复位，防止来电后突然启动损坏设备。

　三 暴露的问题

　1.设备问题：

　（1）.2205和2057开关在无任何保护动作情况下几乎同时跳闸，原因不清楚。（检查开关本体和保护通道均正常）。

　（2）.与#5机厂用电本无联系的6KV公用B段（公用A段由#5机带.公用B段由#6机带）上的两个外围变压器86TB.88TB跳闸原因不清楚。

　（3）.#5柴油机自启，5EB-2开关已分开，但5EG-B开关未自合上。保安电源的可靠性有待提高。

　（4）.刚刚跳闸的03B88-2开关，几分钟后送电时就合不上，暴露设备质量问题。

　（5）.#5.6机各只配备一个电气操作站，在事故情况下无法应付检查.确认.操作.复归等一系列工作。

　2.人员问题：

　（1）在事故情况下，电气人员配备不足使事故处理顾此失彼.捉襟见肘，这次如果不是在白天和交接班时间的话，这个问题所引的后果将非常严重。

　（2）运行人员的联系和经验不足。这次跳机现象是我厂建厂来的第一次，情况比较复杂，加上机组与电气人员的联络不够，增加了处理难度。

　（3）运行人员对厂用电快切装置闭锁条件了解不够充分。

　四 应对措施

　电气部分

　1.在：炉→机→电（单向跳闸联锁，不可逆）大联锁中，如果锅炉.汽机先跳，发电机可依靠热工保护与逆功率保护动作跳闸，因保护正确动作，厂用电可自投成功；而如果类似此次发电机开关先跳时，并无保护动作，造成5A1.5B1及FCB开关未跳闸时，应在确认主开关已经跳闸，参数已有表现，应采取串联方式切厂用电，确保厂用电切换成功。

　2.采取任何方式切厂用电前都要注意复位快切闭锁装置。在快切装置无“闭锁”信号时，在工作段母线电压低于定值时，快切装置会正确动作，备用电源会自动切换成功。

　3.上述操作不成功，则立即手动先分6KV工作段的工作电源开关，再合备用电源开关（合备用电源开关前，必须先将其“同期闭锁”退出）。

　4.一般不建议在快切装置上进行厂用电的切换，目前只有在DCS死机或通讯故障造成在ECS上无法操作时，才可将快切装置的操作方式置于“就地”，于快切装置面板上进行所需要的切换。我们已与检修进行了沟通。拟在立盘上加装切换把手，从而实现在DCS死机或通讯故障时的电气回路快速切换。

　5.以上方法厂用电切换均不成功时，在确保安全的情况下，在就地开关柜上进行手动操作。

　6.检查保安段供电是否正常，若柴油机未启动或保安段的工作/备用电源开关未自动进行倒换，则在ECS上或使用硬操小开关进行操作，保证保安段供电正常。请各班确实落实到每个人可以熟练的进行柴油机.保安段的工作/备用电源开关的几种切换方式的操作，在事故情况下选择最快捷的切换方式。

　7.检查6KV公用段，恢复其正常供电。

　8.检查外围各段电源开关的状态.保护的动作情况，恢复正常设备的运行。

　9.若再次遇到与本次循环水变相同运行方式.故障（03B88-2合闸不成功）时，应立即合分段开关，如若分段开关也合不上，此时#5机厂用电因故障短时无法恢复时，应将6KV公用03MCA段倒为#6机带，以免因公用设备失电造成损坏设备或扩大事故。

　10.待故障排除后，将发电机重新并入系统。

　机炉部分

　1.单元长协调好机炉与电气人员，确认发电机主开关跳闸，应立即手动MFT并检查机.炉.电动作情况。汽机侧检查汽机转速是否升高，汽机跳闸后，检查高、中压主、调节汽门、各抽汽逆止门、高压缸排汽逆止门、电动门是否迅速关闭，各油泵联动是否正常。锅炉侧注意检查安全门动作是否正常，MFT后制粉系统是否切除，过.再热减温水门是否关闭，空预器.风机油站联动是否正常，炉水泵是否仍有冷却水。总之，原则是安全停机，保护设备。

　2.若由于厂用电切换不成功导致#5机厂用电中断，机组人员除按照运行规程中规定进行处理外，还必须考虑公用系统的运行方式，防止影响#6机安全运行。

　循环水母管方式时：

　（1）如果#6机组循环水泵有备用的并具备启动条件，立即启动备用泵。（如果两台循环水变均跳闸，冷却水泵跳闸，则不具备程序启动条件。紧急情况下可让循泵值班员采取就地手动启泵，但必须严密监视循泵电机各点温度，尽早恢复冷却水泵运行）。

　（2）调整循环水母管联络电动门开度，尽量做到即保证#6机组正常运行用水量，同时防止#5机组低压缸防爆门鼓开；如果不能兼顾，则全关循环水母管联络电动门。

　（3）如果保安段恢复，立即关小#5机凝汽器循环水回水门，保持适当开度。

　（4）#6机组注意监视循环水母管压力，根据机组真空的下降情况适当降低负荷。

　厂用仪用压缩空气系统：

　（1）当发生6KV公用段A段失电时，#3.#4空压机将跳闸，此时#1.#2应立即启动，并注意监视压力。

　（2）当发生6KV公用段B段失电时，#1.#2空压机将跳闸，此时#3.#4应立即启动，并注意监视压力。

　（3）当发生6KV公用段失电时，空压机将全部停运，此时应立即通知二期单元长打开联络门#3，并注意监视仪用气压力，必要时可联系一期打开联络门#1。

　（4）如果一、二期发生仪用气中断，要求打开联络门#3或联络门#1，则启动备用空压机，并注意监视仪用气压力。

　 辅汽系统：

　注意监视辅汽系统压力变化，联系调整。

　3.厂用电中断后，注意及时将所有跳闸设备复归，解除所有联锁，防止设备突然启动。

　案例28    #5发电机励磁整流变低压交流母线短路故障及转子一点接地保护.逆功率保护动作事件

　一 事件经过：

　2004年2月1日下午15时20分，#5机组小修后准备启动，运行人员测发电机及发变组各侧绝缘，发现发电机转子绝缘接近为零，即联系检修人员处理。

　电气分部电机检修人员当晚及第二天上午对发电机励磁系统直流回路部分按发电机转子.励磁直流母线.励磁整流柜分段解体检查确认，引起发电机转子绝缘低的部分是励磁直流母线。由于该母线至发电机侧一段为封闭母线箱，无检修门孔，从端部观察并无异常现象，根据已往机组停机一段时间后由于空气湿度较大绝缘下降的经验，经有关人员研究决定，采用给发电机加励磁电流的方法，使励磁回路发热去湿，以提高绝缘水平。

　2月2日上午10时45分，#5发电机合灭磁开关加励磁，刚一加励磁灭磁开关即跳，运行人员检查发现励磁整流变差动保护动作。高压班检修人员接通知后到励磁整流变就地检查，励磁整流变及母线箱外观均未见异常，也未见烟雾或焦糊气味，经有关人员研究决定打开低压母线箱盖检查。打开低压母线箱立段盖板后，即发现母线有电弧熏黑痕迹，后将全部盖板打开，查距励磁整流变约3.5m处母线为故障点。该母线为三相立式布置，由带凹槽的环氧树脂板按段分相隔开，查故障点处A.B两相母线上缘各有一点状电弧烧灼痕迹，故障点处附近约2 m范围内的母线有被短路弧光熏黑的痕迹，在故障点下部的母线箱底找到两节约6cm长的焊条，焊条两端均有烧融的现象，与母线的烧灼痕迹相吻合，可以确定该焊条是引起励磁整流变低压母线短路的原因，故障发生前有焊条掉入母线箱，并横搭在A.B两相母线上，故障发生时，短路电流将焊条烧断。当日下午，高压班及盛邦检修人员进行了紧急抢修，至１８时抢修结束。与此同时，电机班又对发电机励磁直流母线部分进行了进一步检查.清擦，做交流耐压４００Ｖ试验合格，并将发电机刷架单独解开检查仍未发现问题。

　２１时３０分许，＃５机组启动，运行人员执行＃５发电机并列操作，２１时３３分，在执行至“合＃５发电机灭磁开关FCB”一项时，发电机转子一点接地保护动作，运行人员即手切FCB开关，停止＃５机组启动操作。经有关人员研究决定，将发电机侧励磁直流封闭母线箱焊开检查处理，同时采用用烤灯烤及通大电流的方法加热励磁直流母线，焊**闭母线箱后检查发现该段母线及支持瓷瓶积灰约１mm厚（＃５发电机与＃１－４发电机不同，电机班检修人员不了解此处存在该瓷瓶，之前从封闭母线箱端部观察时也看不到该瓷瓶），清理后，测该段母线绝缘升至０.２M，发电机转子及励磁回路整体绝缘升至０.１５

　M。

　2月３日凌晨０２时 ３０分，运行人员再次执行＃５机组启动操作；０２时 ５５分，执行＃５发电机并列操作成功；０２时 ５６分＃５发电机逆功率保护动作，＃５发变组跳闸。经继保人员检查为发电机出口PTTV２二次保险座接线接触不良，导致发电机逆功率保护误动作。

　2月３日早０７时 ４１分，＃５发电机并列操作成功，＃５机组投入运行。

　二 故障原因及防范措施：

　１.励磁整流变低压母线短路

　１）故障原因：

　引起励磁整流变低压母线短路的原因，是故障发生前有焊条掉入母线箱。励磁整流变及母线的检修工作于１月２１日完成，并通过验收后封盖。１月３０－３１日，按小修项目要求，盛邦检修人员在励磁整流变上部加防雨棚，施工时，两名检修人员站在低压母线箱上，并将数根焊条放低压母线箱上，而低压母线箱在承受两人重量后，箱盖发生变形，在箱盖衔接处的边缘形成斜面，焊条由此滚入并搭在两相母线上，#5发电机合灭磁开关加励磁时，发电机机端产生电压，造成励磁整流变低压母线短路。

　２）防范措施：

　对于类似于在母线箱或电缆桥架上部的动火工作，必须采用诸如垫防火隔板或**垫的防火措施，将动火工作下方的设备遮盖起来，一方面起防火作用，另一方面防止杂物落入设备上。

　２.发电机转子一点接地保护动作

　１）故障原因：

　＃５机组长时间处于小修停机状态，由于空气湿度较大，使发电机转子回路整体绝缘降低，加之励磁直流封闭母线箱由于结构封闭原因无法检修清扫，电机班检修人员又不了解存在瓷瓶，使瓷瓶上的灰尘未得到及时清理，造成转子回路整体绝缘低，达到发电机转子一点接地保护动作值而动作。

　２）防范措施：

　在励磁直流封闭母线箱上开检修孔，及时对母线和瓷瓶进行清扫检查；在励磁直流母线箱内敷设加热带，防止设备受潮绝缘降低。

　３.发电机逆功率保护动作

　１）故障原因：

　＃５发电机出口PTTV２二次保险座接线接触不良是导致发电机逆功率保护误动作的直接原因。＃５机组刚刚完成小修，继保班检修人员也对＃５发电机出口PT就地二次线箱内接线进行过检查，但仍留下设备隐患，属检修质量不良。

　２）防范措施：

　要进一步加强对检修质量的管理，工作认真细致，并采取必要的技术措施和方法及时发现诸如PT二次线接触不良的问题。

　三 教训和故障责任：

　＃５机组小修后，由于电气设备的原因，影响了机组的启动，事件涉及电气分部高压.电机.继保三个班组，事件的发生虽存在一定客观和偶然因素，但从根本上来讲，我们在设备管理和设备检修方面还存在问题。要进一步增强工作责任心，提高机组大小修质量；对于外协检修项目，不能以包代管，既要把好检修质量关，又要把好检修安全关，尤其要注重安全措施的制定和落实；对于在#1-4机已经采取的实践证明行之有效的一些安全技术措施，要及时在新机组推广实施，不要等问题发生后才被动的去做。

　案例29          #5炉5C炉水泵电机烧损事故

　一 事故经过

　2004年2月4日早8时，因#5炉5C炉水泵#6滤网差压高，广东火电拓奇检修公司在锅炉分部填好更换#5炉5C炉水泵#6滤网工作票后，采取如下安全措施：

　（1）关闭#5炉5C炉水泵#6滤网前后隔离截止阀，上锁并挂“有人工作，禁止操作”警告牌

　（2）打开#5炉5C炉水泵#6滤网旁路阀。

　运行人员补充的安全措施如下：

　（1）关闭#5炉5C炉水泵#6滤网差压变送器取样一次门

　（2）检修过程中要与运行联系。

　工作票手续完成后广东火电拓奇检修人员开始工作。18时30分，更换完成滤网后工作负责人离开现场返回时，发现检修人员正在开启#6滤网隔离阀（打开三圈），赶紧给予制止。此时5C炉水泵温度保护动作跳闸，温度最高为87C°。（正常工作温度为30-49 C°，保护值为55C°）经电气检查5C炉水泵电机对地绝缘为40MΩ。运行人员做完措施恢复系统，在电机温度正常后，投入5C炉水泵运行。2月6日20点08分电气发出“5B段接地故障”信号。20点23分停5C炉水泵，故障信号消失，电气检查5C炉水泵电机对地绝缘为零。

　二 事故分析

　1.拓奇检修人员×××与×××在未经运行人员许可情况下擅自开启#6滤网隔离阀，使高温炉水进入电机腔室，至使电机腔室温度升高，保护动作后跳泵，电机对地绝缘受损，（投运前为10000MΩ，保护动作后为40 MΩ）6日5C炉水泵电机对地绝缘为零。

　2.运行部运行人员审核安全措施不够慎重，安全措施补充不全面。设备的消压工作应由运行人员进行操作，确认安全才能允许检修人员工作。而不是让检修人员查看隔离门是否严密。应严格执行工作票中的要求,按规定进行“挂牌上锁”。并严格执行工作负责人办票.消票程序。

　3.检修工作负责人填写的工作票内容不够全面，安全措施制定不完善，工作负责人对现场操作安全工作中出现的问题未及时发现和制止，离开现场时未按规定办理工作负责人变更手续，并未坚持在现场全过程对施工人员进行监督。签票与消票时工作负责人未亲自办理。

　三 责任单位

　1.广东拓奇操作人员×××.×××因擅自开隔离门最终导致炉水泵电机对地绝缘为零，是此次事故的直接责任人。

　2.检修部锅炉分部的该项工作负责人，未按规定坚持全过程在现场检查.指导.监督施工人员安全操作，离开现场时未按规定办理工作负责人变更手续.，对事故负有主要责任。

　3.运行人员未按规程规定执行工作票“挂牌上锁”要求，为事故的次要责任人。

　四 采取的措施

　1.检修人员要严格按照检修规程进行操作。未经运行人员许可时不准擅自操作设备。

　2.运行部对更换炉水泵滤网的工作要制定一个完善的安全措施和完整的操作程序，不允许带压情况下拆解螺栓等紧固件。确认消压完毕，做好安全隔离措施，具备条件方能准许检修人员修理。严格按照工作票安全措施要求进行操作，该上牌挂锁的一定要严格执行。

　3.工作负责人严格按照规程填写工作票，在签票.消票过程中本人应亲自办理，在检修现场应全过程进行检查.监督。确保检修工作安全进行。

　案例30    #1汽轮机小修试运进水事故

　一 事故经过

　2005年2月17日白班，×值接到准备启机的命令后，值长.单元长立即指挥着值班员，从炉水泵注水冲洗到注水，启动其它设备，做各项试验，到锅炉上水，做了很多工作。然而，在忙碌之中没有按照规定对系统进行检查。从而没有发现锅炉汽包的所有水位计一

　.二次门都已经关闭了（事后只是怀疑检修无票干活，但有关方面不认可）。

　××值接班后见汽包还未见水，就关闭了上水泵至省煤器的截门，准备改用电泵上水。而恰在这时，汽机值班员发现#1机调节级温度由160℃下降到130℃，最低到100℃。立即分头查找原因，最终发现是汽包水位计出了问题。当时汽机盘车状态下已经有明显的声音，汽缸里进了不少水。万幸的是汽缸金属温度本身就低，发现还算是早，没有造成汽缸.转子变形严重。所以当充分疏水并点盘转子180度后，重新启动盘车并逐渐恢复了正常。

　18日早晨启动时过热器里面的部分存水排出来，造成对汽缸的二次冲击，在厂领导及专工指导下，×××值人员利用了一个班的时间，才艰苦地将过热器里面的存水全部抽排干净，并逐渐升温升压，冲转暖机。18日18：00`终于与系统并网成功。

　二 事故教训总结

　1.回顾这一事件，虽然没有造成恶劣后果，但性质是十分严重的，在此除了自我批评管理不到位以外，对×值一班提出严厉的批评！并责成值长.单元长立即组织本值.本班员工进行安全纪律教育，结合去年发生的一次误操作，要举一反三，真正地吸取经验教训，制订切实可行的安全措施，把各项工作扎扎实实地落到实处，确保今后不再出现类似的情况。有关事故通报及处理意见将在日后下发。

　2.同时要求运行部其他各班组利用学习班开展好“安全活动日”，专题讨论今年“如何防止发生人身事故.防止发生误操作及其它人为责任事故”，要形成书面决议，并落实到工作中去。

　3.在今后的各项操作中，各值长.单元长.班长等人要正确.理性对待上级的指令，严格按规定办事，认真执行“两票三制”。重视完成任务的每一个过程或环节。而在每一次的重要操作中，都应让大家明白操作要点.危险点等等。

　4.出现这样的事情，也反应出我们的各级管理人员责任心不强，管理不到位，层层把关不严，最后才导致了事故的发生。

　案例31              #2机组水位高跳闸

　 一 事故经过

　 2005年3月13日19：28 #2机组由于锅炉受热面泄漏突然加剧，导致2B引风机负荷加大而失速。负荷迅速下降至110MW。给水量大幅度降低，汽包水位迅速降低。排烟温度升至188℃。值班员立即投油枪稳燃。启电泵，电泵随后跳闸，再没法启动（电机线圈温度高误报）。联系热工处理。

　    19：54负荷180MW，两台小机出力迅速增加，锅炉水位快速上升，

　手打2A小机，汽包水位高三值，锅炉MFT保护动作。

　二 事故分析

　由于负荷降得过低（110MW），小机进汽参数压力降低，小机指令开到100%，低压进汽阀门全开，小机不出力或出力不够，汽包水位维持不住。立即启电泵，但电泵随后又突然跳闸，水位继续下降。另一方面由于负荷低，为了稳燃投入油层，负荷立即回升到180MW，小机进汽参数大幅度提高，而此时汽泵指令和进汽阀开度都是最大，故此时两台小机突然出力猛增，当时打闸一台小机已经来不及。

　要避免这种事故发生，在投油时应该考虑到负荷回升后小机会突然出力。应在投油前手动关小两汽泵指令。如果电泵运行正常，汽泵指令应关到0。如果电泵运行不正常，启后又跳闸，此时应把汽泵指令给到40-50%，然后立即投油加煤迅速恢复负荷到160MW左右。同时降低主汽压力，提高小机进汽参数，使小机及时出力或出力增加。一旦发现小机出力突然回升，给水大幅度增加，应立即根据当时的水位、蒸发量调整小机指令。水位回升过快时，应及时打闸一台小机。

　案例32    #6机“除氧器液位高三”误动跳机事故

　一 事件经过

　2005年8月13日20:15:02秒，#6机组立盘光字牌发“DEAE.W异常”报警，除氧器液位开关量“HH”报警，#3高加正常疏水至除氧器调门关闭，#3高加水位快速上涨，退出一次调频，解“协调控制”至“机跟炉”，将总煤量由116T/H减至101T/H，打开#3高加事故疏水门，#3高加水位回落，#2高加水位上涨，无法开#2高加事故疏水门。

　20:16:30秒，锅炉给水流量急剧下降，汽包水位急剧下降，A.B小机均切至“转速自动”，且不出力。20:17:07秒，启#3机电泵，加电泵勺管指令至87%，停E磨；20:17:17秒，停A炉水泵；20:17:29秒，停D磨；20:17:34秒，停C炉水泵；20:17:46 秒，汽包水位-381mm，#3B炉水泵跳闸，#3炉MFT；20:18:04秒，电泵跳闸（电泵入口与前置泵入口差压低保护动作），重启电泵，维持汽包水位正常

　   经查，本次液位与8月12日除氧器液位“高二”均属误发。

　二 原因分析

　1.8月12日18：00前后，受台风“麦莎”外围气流影响，**降暴雨并出现强雷电。1：36分，#6机组曾发出“除氧器液位高二值”报警，连关#3高加到除氧器正常疏水，直接导致按照#3高加水位“高一”.“高二”以及#2高加水位“高一“.”“高二”动作，18：39分，#2高加水位“高三”值动作，高加系统切除，机组负荷最高冲到328MW。

　2.8月13日20：00左右，受台风“麦莎”影响，**降暴雨并出现强雷电。15：02秒，除氧器液位开关“高二”值动作，15：11秒，除氧器液位开关“高三”值动作，中间波动一次，并于16：02秒，停止动作，恢复正常状态。（具体见下图）由于第一次“高三”值动作，发出的“联关四抽电动门和逆止门”不自动切除，导致两台汽泵逐渐并最后以加速度失去出力。

　跳机后，查看除氧器平台除氧器液位开关接线盒，未发现进水痕迹，解除除氧器液位开关“高三”值联关四抽电动门和逆止门连锁条件，冲转汽机。

　3.事件发生后，检查SOR开关及其引线.接点，对照SOR中国代表处提供的有关资料，未发现问题（高二值开关接点出现明显氧化迹象，需引起重视）。该型号开关为“单刀双置”，并且“高二”.“高三”取单接点，即便接错或短路，开关只会拒动，不会误动。（在2005年4月#6机大修启动中，热工分部进行除氧器液位开关静态试验，结果正常，处于安全考虑，未做“高三”值动作试验）。

　4.雷击分析

　两次事件发生时，**出现强雷电。虽然热工测量回路有接地保护，雷击依然会对测量电路产生影响，但根据开关持续动作时间和动作顺序判断，与雷击特征不符。

　5.取样管路与暴雨冷凝

　根据故障特点，结合管路和大雨天气，综合分析：正常运行时，液位罐中汽压和水压是平衡的，由于事故当天下暴雨，汽管路不通畅，暴雨导致换热急剧上升，存在取样管路局部冷凝的可能性，导致液位筒汽压瞬间下降，水位抬高，使高二.高三开关误动。

　四.整改措施

　1.热工分部严格落实总厂“除氧器液位信号参与连锁保护现状及改进措施”专题会议精神，对除氧器液位保护进行一次全面梳理，生技部负责跟踪

　.检查。

　2.热工分部将本两次事件的资料收集.整理，尽快联系SOR中国公司和厂家，有助于查找事件的真正起因。

　3.热工分部对除氧器液位开关取样管路进行保温，母管上方搭防雨棚。机组检修期间，对取样管割管检查，完善取样管路倾斜角度和水侧取水口。

　4.运行部总结相关事件处理经验，完善事故处理程序并形成文字资料，组织值班员学习。

　案例33    #5机组两台小机异常运行事件

　一 事件经过

　2005年6月13日8：06，#5机组加负荷至240MW，5A.5B汽泵先后切至“转速自动”，监盘值班员李**.高*多次切5A.5B小机至“锅炉自动”不成功，8：08，汽包水位高至236mm，单元长徐太俊令打闸5B小机并启电泵，增加出力，将5A小机切回“锅炉自动”，减少5A小机出力，增大电泵出力，调整汽包水位，8：10分，5A汽泵不出力，汽包水位急剧下降，值班员快速增加电泵出力.打闸5B磨煤机，切厂用电至启备变，8：11：24，汽包水位降低至-278mm，紧急停5C炉水泵，8：11：52，水位降至-347mm，紧急停5A炉水泵， 8：12：46，打闸5C磨煤机，8：13分，5A汽泵突然出力，给水流量达1247T/H，汽包水位急剧上升，单元长徐太俊令打闸5A小机，调整汽包水位正常，机组负荷最低降至140MW。

　二. 原因分析

　1.事件起因

　新华控制设计思想中，小机任一位置反馈为零后，自动取大值。6月13日08：06：14，5A小机因#2LVDT断，反馈值（假象）为全开，引发实际转速急剧向下波动超过500RPM，造成MEH转速给定值与实际值偏差>500RPM，小机控制切到本机自动（转速自动），这是本次事件起因。

　08:06:21，A小机进入VCC手动，因当时指令比反馈大，调门持续全开，A 小机出力饱和。

　08:06:29， B小机转速指令上升超过实际500RPM，切为转速自动，当时B小机调阀已全开，出力饱和。

　08:08:22，实际此时2台小机都在饱和出力，水位不断上升。运行人员判断小机失控，但不能判断是哪台或全部小机失控，打闸B小机（小机B当时正处于出力饱和状态）。

　08:10:00，运行人员对A小机手动减指令，造成VCC指令振荡，后A小机打闸。

　2.运行人员对于打闸小机的分析

　假想运行人员当时果断打闸A小机，就不会造成连锁反应。   

　 从静态判断的角度来看（指参数及其变化趋势），只有在波动初期短暂时间（20秒左右），可以通过A小机综合参数（通过前置泵电流.转速指令与反馈.流量.调门开度等）判断出。错过该时间窗口，A.B小机运行参数基本相似，差异较小（A小机处于VCC状态，B小机处于转速自动状态）。

　从动态的角度（通过手动增减转速或调门开度），初步可以判断出主要问题小机是A或B。从事件记录来看，运行人员显然没有意识到：当无法切回“锅炉自动”控制时，可以通过手动增减转速或调门开度。

　但是，以上只是事后的一种分析（调查人员.技术人员，光用于整理趋势图的时间就大于一小时）。真正事故处理时刻，当两台小机大幅度波动，且离开“锅炉自动”控制时，靠手动增减转速或调门开度来进行事故处理，是不现实的，这时，必须尽快将控制方式切回“锅炉自动”或打闸主要故障小机。

　因此，没有经历类似事件，值班员很难判断出主要问题所在。

　3.运行人员未能够将B小机切回“锅炉控制”的分析

　   关于为何运行人员未能将B小机切回“锅炉控制”？由于事件发生时只有短短的的几分钟时间，加上考虑到事故处理时的复杂性.紧张性，运行人员无法正确回忆出当时的每一操作顺序。

　   安监.热工人员对照大量打印记录.数据趋势，艰难分析，查出问题症结。在B小机“锅炉控制”方式的切换过程中，有两个人参与切换操作，第一个值班员在一分钟时间发出多达8次投“锅炉控制”指令，均不成功，原因在于，其只是在锅炉给水调节系统中试图由“转速自动”直接投“锅炉控制”，这是错误的操作。第二个值班员，发现问题所在，立即按“转速自动”→“软手操”→ “转速自动”→ “锅炉控制”的正确方式执行，但是，依然不成功，为何？原因在于：运行人员操作太快了。在MEH小机控制方式切换中，发出指令后，不需要确认，运行人员发出该三个指令一气呵成，而在新华控制设计中投“锅炉控制”，需要三个条件---发出“投锅炉控制”指令

　.在“转速自动”转速指令值与实际转速偏差小于500RPM.CCS来的转速指令与MEH转速指令值偏差小于100RPM同时满足，方可执行，其中CCS来的转速指令与MEH转速指令是同一给定值，后者在前者的基础上进行PID运算后得出。由于当时特定状况，转速跟踪比较慢，加上通信时差，在运行人员发出“投锅炉控制”指令，在脉冲时间区域，CCS来的转速指令与MEH转速指令值偏差在150RPM左右，MEH无法接受“投锅炉控制”指令。经过数据趋势比较，该时间差在一秒以内，意味着如果运行人员在投入“转速自动”后，间隔1. 5秒时间发出“投锅炉控制”指令，或不成功后再发出一次“投锅炉控制”指令，将能够顺利切换成功。很遗憾，一次不成功后，运行人员选择了打跳B小机。

　    从以上分析来看，部分运行人员清楚“投锅炉控制”的步骤，由于非常罕见的巧合，导致本次投入不成功。

　4.暴露的问题分析

　   根据金属材料学和力学原理，我们可以认为，LVDT断裂不是一个瞬间的剪切，而是较长时间应力作用的结果。没有在大修中列为标准项目检查，包括金相检查，暴露热工分部对LVDT存在的问题和可能造成的后果预想不足。

　   部分运行人员专业不熟，包括必备的常规操作出现问题，事故处理时，不够冷静。

　三 整改措施

　1.热工分部和LVDT厂家联系，针对此次故障，分析反馈杆断裂的原因，并对反馈杆的材料以及生产工艺进行改进。由于目前无法在控制逻辑中进行完善，热工分部和新华公司联系，研究升级VCC卡的可行性。

　2.热工分部应举一反三，制定类似项目的检查台帐，汽机分部应配合其共同检查。

　3.生技部组织探讨改变LVDT反馈杆的运行方向，由向下指示门开变为向上指示门开的可行性。

　4.由于一个调门有两个LVDT装置，热工分部利用停机的机会，对LVDT偏差大做光字牌报警，提醒运行人员。

　5.运行部应总结本次事件的经验教训，和热工分部共同组织一次专业交流，探讨在小机处于转速自动或VCC手动时，如何通过设定转速以及阀位对水位进行控制。运行部应举一反三，制定类似情况下的操作指引，所有机.炉值班员必须清楚MEH的控制过程及原理。

　6.针对本次事件暴露出炉水泵停止后需要15分钟方可启动的问题，热工分部进行逻辑修改，取消延时，各专业会签，报总厂批准后执行。

　案例34    2A炉水泵消缺时导致#2机组跳闸事故

　一 事故经过及原因

　2005年9月12日上午，电气高压班人员在未办理工作票.相关系统未做好隔离措施的情况下，对2A炉水泵6KV电源开关进行检查，工作中在未携相关图纸.未核对和排查二次电源情况下，擅自对二次插头进行更换，导致热工24V与125V电源短路，相关模件失电，机组跳闸。

　二 事故考核及总结

　这是一起严重违反总厂工作票管理制度和有关规定，并造成严重后果的违章事件。为杜绝此类事件的再次发生，按“四不放过”原则，经研究决定：

　1.对事件有关人员和部.分部.班组进行严格考核（具体考核情况略）。

　2.要求检修部加强安全教育和完善安全防范措施：

　1)以本次事件为主题，召开全部门员工大会，进行安全教育，深刻反省，吸取教训；

　2)电气分部认真组织学习《安规》.《工作票管理标准》.《反习惯性违章管理标准》.《外包项目安全监护人制度》等安全管理规章制度。安监部将对其工作负责人.签发人资格进行一次严格考试；

　3)对电气与热控专业接口部位进行一次梳理，明确各自范围和相互影响，组织员工学习，杜绝类似问题发生；

　4)开展危险点分析与预控活动，形成书面材料交安监部；

　5)严格各级安全责任制，工作签发人布置工作，必须要有明确的安全交待，违反规定者，将从严考核。

　3.要求运行各岗位从本次事件中总结经验教训，严格执行总厂工作票管理制度，切实把好安全关。

　案例35  **发电厂 2号机组危急保安器短轴断裂事故

　**发电厂 2号机组为东方汽轮机厂生产的Ｎ3 00-16 7(170)/537/537型 300ＭＷ亚临界、中间再热、三缸两排汽、凝汽式 (分缸)汽轮机 ,于 19 9 2年 5月 18日投产发电 ,累计运行发电量 1319 2070ＭＷ·ｈ,期间进行了 3次大修 ,7次小修。2号汽轮机的危急保安器为双撞击子相差 180°反向配置。主油泵为单级双吸卧式离心泵 ,安装在汽轮机前轴承箱内 ,通过主油泵联轴器和汽轮机主轴相连 ,主轴直接驱动。主要用途是为汽轮发电机组在正常运行时提供调节保安用油、射油器用动力油。主油泵与保安器短轴为单齿面连接 ,即联轴器对轮相对于保安器短轴无相对运动 ,属刚性连接。2号机组自投产以来 ,一直存在高中压汽缸膨胀不畅、汽缸结合面和轴端汽封漏汽、轴系振动大、汽缸跑偏等问题。2001年 2月 14日 ,2号机组进行大修 ,主要进行的改造有 :高、中压外缸机加工修复、部分结构改造 ;对高、中压汽封系统改造 ;2号、3号轴承箱更换为加强型箱体 ;轴承箱下滑块更换为膨胀石磨自润滑滑块 ;高、中压转子全速动平衡 ;阀门、管道系统改造等。通过 75天的大修 ,彻底消除了机组的膨胀不畅现象 ,轴封漏汽得到了根治 ,汽缸跑偏现象消失 ,轴系振动水平优良 ,机组各种运行工况基本达到了设计要求。但 2号机组在大修后连续 2次发生了危急保安器短轴断裂事故。

　1　事故经过

　    2001年 4月 25日 ,2号机组大修结束后首次冲车 ,16:10定速在 3000ｒ/ｍｉｎ,按照运行规程要求进行机组的各项试验。26日 13:29并网发电 ,负荷最高升至 80ＭＷ ;22:40机组进行了一次甩负荷(10ＭＷ )检查动态飞升试验 ,最高转速 3014ｒ/ｍｉｎ;然后又连续进行了 5次超速试验。试验合格后 ,27日 03:27发电机再次并网发电 ,03:55主控室光字牌发“高中压主汽门关闭”及“1号撞击子击出”光字 ,转速表指示为零 ,发电机未解列。运行人员紧急进行了开启高压启动油泵、挂闸开主汽门操作 ,机组转速稳定后检查无异常 ,停高压启动油泵 ,此时主汽门又发生关闭现象 ,立即再次开启高压启动油泵 ,负荷升至 10ＭＷ。在整个操作过程中 ,转速信号取自辅助励磁机外部轴颈处的探测信号 ,该装置是本次机组大修时为防止汽轮机超速事故设置的。27日04:30检查确认保安器短轴自 1号、 2号保安器中间的细轴处断开 (如图 1所示 ),与其相连的主油泵停止工作 ,转速表指示为零。 07:02汽轮机打闸 ,发电机程序逆功率动作掉闸。该保安器短轴自机组投产累计运行时间约为 54000ｈ。

　    更换新的保安器短轴后 ,4月 29日 01:00挂闸冲车 ,01:15定速在 3000ｒ/ｍｉｎ;02:23进行机组超速试验 ,由于飞锤击出转速不合格需要调整而打闸 ,锅炉灭火。其间对撞击子进行了动作转速值整定 ;08:05机组定速在 3000ｒ/ｍｉｎ,进行超速试验合格 ,09 :42发电机并网。负荷逐渐升至 300ＭＷ后正常运行。5月 2日 06:17,机组带负荷 150ＭＷ ,控制室立盘报“主汽门关闭”光字、“1号危急保安器滑阀落下”光字 ,负荷为零。锅炉ＭＦＴ动作 ,主油泵出口压力、转速表指示为零 ,06:29解列发电机。检查发现 ,新的危急保安器短轴也从 1号、 2号保安器之间的细轴处断开 ,其表露形式与第 1次完全相同。新的保安器短轴运行时数为 71ｈ。经过再次抢修 ,5月 19日 07:14,2号发电机组重新并网发电。

　2　事故后采取的措施

　    (1)第 1次短轴断裂事故后 ,未意识到检修安装及设备自身存在的问题 ,只是更换了新的保安器短轴。由于新保安器短轴端面与汽轮机转子相连接部位的止口尺寸不符 (原短轴端面止口直径为150 04ｍｍ ,新短轴端面的止口直径为175 06ｍｍ ),又经车削加工后与主轴相连。机组再次启动 ,运行 71ｈ后第 2次发生断裂事故。

　    (2)第 2次保安器短轴断裂后 ,更换了端面尺寸相符的新保安器短轴 ,并将主油泵转子由刚性轴改为减振性能较好的挠性轴 (该转子是在本次机组大修时进行的改造 ,原主油泵转子就是挠性转子 ,即大轴为空心 ,内插小轴为实心刚性),主油泵前边的80ｍｍ轴瓦恢复为原105ｍｍ轴瓦 ,主油泵上的零部件也恢复了大修改造前的状况 ,其它零部件未改动。

　    (3)将主油泵轴与保安器短轴之间的联轴器改为双面齿轮结构型式。

　    (4)将两个断开的危急保安器短轴进行材料分析测试。

　3　原因分析

　    第 1次危急保安器短轴断裂以后 ,在仅更换了保安器短轴而未更换联轴器等零部件的情况下 ,机组再次启动。第 2次危急保安器短轴断裂以后 ,有关技术人员对可能造成短轴断裂的各种原因进行了分析。

　3.1　联轴器的结构问题

　    由东方汽轮机厂设计制造的该类型保安器短轴与主油泵转子相连接的端面联轴盘为刚性轮 ,即单齿面连接 ,与保安器短轴相连接的一半联轴器无内齿套 ,而与主油泵轴相连接的一半则有内齿套。机组运行时 ,内齿套式联轴器在轴向位置不做滑动 ,只能随着主机转子的轴向伸缩而移动 ,通过固定于主油泵转子端部的外齿轮向主油泵转子传递扭矩 ,以提供调速系统所需要的压力油 ,没有与主机转子及主油泵转子在水平位置发生变化时的适应能力 ,如果轴系或主油泵转子运行时发生标高的变化 ,联轴器几乎成为完全的刚性连接件 ,高速旋转增大的扭矩应力集中在强度最薄弱的地方 ,即保安器短轴1号、2号撞击子之间的70ｍｍ空芯部位 (内部空芯圆孔尺寸为20ｍｍ );在轴系交变应力作用下 ,短轴最薄弱部位的材质强度不能承受扭曲应力而发生断裂 ,这是导致保安器短轴断裂的主要原因。

　3.2　保安器材料与加工质量

　    钢铁材料的分析测试表明 ,第 1次断裂的危急保安器短轴 (以下简称 1号保安器轴)材料为 45号钢 ,第 2次断裂的保安器短轴 (以下简称 2号保安器短轴 )材料为 35ＣｒＭｏ,两者的化学成份均符合国家标准 ,但未经正确的调质处理 ,材料的硬度偏低 (1号为ＨＢ161;2号为ＨＢ19 5),容易发生疲劳断裂。机组检修后运行状况不良 ,轴系振动使其弯曲应力增大 ,无疑也增加了疲劳断裂的机会。保安器短轴断裂位置的车削加工沟痕是应力集中的位置 ,也是疲劳断开的起始位置 ;断裂部位即2号保安器壳体150ｍｍ与短轴70ｍｍ过度的倒圆偏小 ,设计值为Ｒ2。根据保安器使用情况看 ,此倒圆增大的裕度还很大。所以 ,产品材料及制造加工质量差是造成短轴断裂的重要因素。

　3.3　汽轮机轴系振动

　    汽轮机的轴系振动对保安器短轴断裂有很大影响。在本次机组大修时 ,由于主机 1号瓦由原来的椭圆型结构改为活支可倾瓦结构 ,根据厂家建议 ,将主油泵转子由弹性抗震形式转子改为刚性转子。经试验证明 ,刚性转子与弹性转子相比 ,其抗振能力相对较弱 ;在汽轮机转子做高速旋转时 ,半速窝动与转子自振、油流工作频率重叠容易产生破坏力很大的共振现象 ,引起轴系强烈振动。另外 ,机组频繁起停又是轴系交变应力不断扩大的诱导因素。机组启动过程中 ,多次出现 2号、 3号轴承水平振动值偏大现象 ;特别是在机组转速降至 2000ｒ/ｍｉｎ时 ,2号、3号轴承振动值分别突增至 400μｍ和 350μｍ ,运行人员紧急破坏真空加快降速。虽然振动过程比较短暂 ,但对于整个轴系影响较大。第 1次保安器短轴断裂前 ,机组共进行了2次冲车 ,5次超速试验。在机组第 1次启动过程中 ,由于 2号轴承振动值偏大 ,中间经过了 2次在高、中压对轮上平衡槽内配重平衡块的过程 ,最终配重平衡块重量为 59 8ｇ。短轴断裂后检查发现主油泵齿型联轴器的主油泵侧外齿轮齿面有双侧磨损、挤压的痕迹。这些现象表明机组在启动或运行过程中 ,存在着交变弯曲应力对齿面的作用。而正常状态下 ,齿轮的齿面不会出现反向受力的状况。因此 ,轴系产生共振是造成保安器短轴断裂的直接原因。

　3.4　主油泵转子中心

　    主油泵转子中心标高的改变、对轮张口的偏差度对系统的影响很大 ,一旦这些数据与设计值偏差较大 ,很可能使转轴的弯扭应力增大 ,致使短轴从强度最薄弱的部位断裂。对主油泵转子中心进行了反复检查 ,主油泵找中心结果如图 2所示。

　    主油泵转子找中心的要求为 :主油泵转子中心高于主轴中心 0 25～ 0 30ｍｍ ;对轮张口≤ 0 03ｍｍ ;主油泵转子中心偏左 (Ａ列侧 )0～ 0 03ｍｍ。这是针对转子在椭圆轴承内的转动特性提出的要求。由于汽轮机 1号轴承已更换为活支可倾瓦结构 ,因此主油泵转子中心左右偏差范围定为± 0 02ｍｍ。从机组大修后的检修记录以及短轴断裂后主油泵转子中心复查结果可以看出 ,主油泵转子中心大修和抢修后的结果在设计要求范围内 ,与危急保安器短轴断裂无特别接近的关系。

　4　结　论

　    (1)首先 ,保安器的联轴器应采用对轴系标高位置及振动变化适应能力较强的双齿面连接型式。双齿面联轴器优于单齿面联轴器的关键在于浮动于两个凸齿外的齿套具有一定的自动调节能力 ,能够在轴系振动或轴系轴向位移变化的情况下 ,随其自动调整而不会改变力的传递方向和大小 ,从而减小或消除传递于保安短轴的弯扭应力。

　    (2)保安器短轴材料应选用综合机械性能较好的合金材料 ,如 : 30Ｃｒ2ＭｏＶ等。零部件的设计制造过程中 ,在加工和机组运行许可的情况下 ,1号、2号保安器之间的变径处采用大的倒圆 ,以缓解或降低应力集中带来的危害。

　    (3)应采取多种形式的监控手段。目前 ,大多数机组转速采集来自前箱内主油泵端部的齿轮测速装置。一旦出现如危急保安器短轴断裂的情况 ,运行人员很难及时判断机组的运行情况 ,极易出现误操作 ,甚至发生汽轮机超速事故。针对这种情况 ,建议在各台机组的励磁机短轴或其它合适部位加装一套测速装置 ,便于运行人员对机组进行监视。

　    (4)对于在装的 300ＭＷ汽轮机组 ,要利用机组停运或检修的机会 ,对各保安器短轴进行一次全面检查 ,包括宏观检查、金属成分、无损探伤、材料硬度等 ,以便发现问题及时处理 ,防止事态扩大。

　    (5)应建立一套完整的质量保证体系。对产品质量、设备安装、检修等问题引起高度重视 ,建立永久性记录台帐 ;与制造厂密切合作 ,加强设备、产品在设计制造过程中的质量监督 ;从设备制造到安装使用要有跟踪记录 ;对各个环节的质量管理工作要常抓不懈。

　特种设备事故

　案例1             #4锅炉水冷壁爆管事件

　一、事故经过

　1、2005年2月22日，总厂#4锅炉因E9吹灰器吹爆水冷壁管停机抢修，共更换4根水冷壁管，25日抢修完毕，在上水过程中又发现B9吹灰器水冷壁管漏水，更换7根水冷壁管后，于26日12：38并网。

　2、水冷壁爆管检查情况如下：E9吹灰器下半圆水冷壁有4根管多处被吹损，共有8个破口，最大孔径为?8mm，B9吹灰器在E9吹灰器的正上方

　18米处，有2根管子局部鼓包爆管，爆口尺寸分别为42*8mm、30*5mm。

　事件发生后，安监部立即深入炉膛现场，抓拍到第一手照片，立即封闭当月运行锅炉值班员记录、单元长记录、2004年以来#4炉本体吹灰记录，立即在MIS缺陷管理及检修值班记录本查找相关吹灰器记录，立即将事件对应的吹灰枪部件进行封存，等候调查。

　二、水冷壁管爆管分析

　1、E9吹灰器水冷壁管爆管分析

　停炉检查，发现E9吹灰枪处于正常退出位，枪杆进、退活动正常，抢头没有烧坏痕迹。在锅炉值班员记录本、单元长记录本、2004年以来#4炉本体吹灰记录本、MIS缺陷管理记录及检修值班记录本上均未发现E9吹灰枪缺陷记录。

　水冷壁管规格为?44.5*5.5mm mm，材料为SA210A，吹灰器除吹损下半圆水冷壁管外，还将周围7根管子吹伤（壁厚为3.5mm），其中3根管子更换过，4根管子堆焊过,这些堆焊的管子说明吹灰器以前曾将其吹损过。

　对E9吹灰器角阀解体检查，发现阀杆上部弹簧固定卡环失灵，致使角阀无法正常关闭，蒸汽从E9吹灰器喷出，对周边管子进行吹损。

　由于检修队伍在屏再部位进行清灰，安监部人员在进入炉膛不久，便被迫撤出，无法组织人员对炉内E9吹灰器部位进行更深一步的现场勘察。

　    2、B9吹灰器水冷壁管爆管分析

　对B9吹灰器处水冷壁爆管进行了金相检验。通过宏观检验、硬度试验和金相分析，结果表明，B9水冷壁爆管的原因是向火面管壁长期超温所至。这主要是其下部水冷壁管子爆漏后，汽水混合物减少，蒸汽比例增加导致水冷壁冷却不够引起。

　三、采取的措施

　1、运行人员加强锅炉爆管后的启动检查和正常巡检工作,要特别注意检查受热面有无异常现象，提前发现问题，避免紧急停炉，以减少非计划停运次数（具体措施，同2月17日#3锅炉屏再爆管事件后整改要求一致）。

　在停炉放水过程中与检修部锅炉分部保持联系，听从检修安排，避免未检查完毕将水放掉的现象发生。在爆管检修中，运行人员未经总厂领导批准或锅炉分部同意而进行放水，生技部将按照延误抢修工期考核。

　2、运行人员加强对吹灰器的巡检工作，并对#1--#5锅炉本体吹灰器进行一次全面检查，发现问题及时填入缺陷单，并通告检修。

　3、运行部修订锅炉吹灰器检查规定，要通过制度约束运行人员认真检查并做好记录（检查规定本月内报安监部）。

　4、检修部对锅炉短吹角阀阀杆上部的弹簧固定卡环进行全面检查，对有异常的要及时更换，有缺陷的吹灰器要及时修复，确保吹灰器正常使用，严格执行防止吹灰器吹爆水冷壁管子的各项措施。

　5、检修部组织有关人员对#5炉声波测漏仪使用、维护等情况进行跟踪，取得经验后推广到其它锅炉。

　6、总厂#1--#4锅炉吹灰器附近水冷壁管未大量更换过，经过长期运行，存在不同程度吹损，在今后大、小修中应搭架进行全面检查，对吹损的水冷壁管及时更换。

　案例2  **港发电厂一号机组发生特大锅炉炉膛爆炸事故

　1993年3月10日，浙江省**市**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，**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）。 **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’”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、事故造成的损坏及人员伤亡情况  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，**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**地区的企业实行停三开四，**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日炉内结渣严重，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，**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**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、事故处理及善后情况   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，**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：对**港电厂厂长给予降职处分； 对厂总工程师给予行政记大过处分； 对浙江省电力局局长通报批评，生产副局长通报批评； 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**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。

　案例3    关于天津斯曼特钢管有限公司伪造进口P91钢管

　造成电站锅炉主蒸汽管道爆裂事故的通报

　各省、自治区、直辖市质量技术监督局，电监会各派出机构，国家电网公司，南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，各电站锅炉制造企业，各有关单位：

　2006年10月31日，青海**发电厂正在调试的二号机组（300兆瓦）在进行锅炉主蒸汽管道安全阀整定时，发生主蒸汽管道爆裂，导致2人死亡，1人受伤。据调查初步分析，事故原因主要是管道材料存在缺陷。发生爆裂的锅炉主蒸汽管道规格为ID368.3×40 P91无缝钢管，供货量为9支，长

　68.121米，是天津斯曼特钢管有限公司生产，经**新能电力管道有限公司销售给中国水利电力物资上海公司。

　另据调查发现，天津斯曼特钢管有限公司存在无制造许可证和伪造产地进行生产销售无缝钢管的违法行为。2005年7月21日至8月8日天津斯曼特钢管有限公司从辽宁**特殊钢股份有限公司购进Φ485的钢棒，2005年12月交由江苏诚德钢管股份有限公司做穿管加工。2005年12月至2006年1月，天津斯曼特钢管有限公司将加工成的Φ340×60规格无缝钢管进行定径外圆磨，并在钢管上喷涂“SMANT TUBES 公司，美国制造”等字样。2006年1月，天津斯曼特钢管有限公司将此批钢管运往江苏**电力修造厂进行配管加工后出厂。为避免发生类似事故，确保电站锅炉压力容器安全运行，保证人民生命财产安全，现提出如下要求：

　一、各发电厂、各电站锅炉（包括部件）制造企业和电力工程承建单位立即按《关于对假冒国外锅炉钢管使用情况进行检查消除隐患的通知》（国质检特联〔2006〕601号）和国家电监会《关于加强在建及运行电厂高温高压管道安全管理的通知》（办安全〔2006〕69号）的要求对本单位在建及运行的高温高压管道进行一次专项检查，对检查中发现的由天津斯曼特钢管有限公司生产、中国水利电力物资上海公司等单位销售、有“SMANT TUBES 公司，美国制造”标志的P91等材质的钢管一律停止使用，对已投入运行的，应当更换。有关电力调度机构要做好配合工作。

　二、各级质量技术监督部门、电监会各派出机构和监督检验单位要按照《关于对假冒国外锅炉钢管使用情况进行检查消除隐患的通知》（国质检特联〔2006〕601号）的要求，切实履行职责做好电站锅炉的安全监督管理工作。

　三、各有关单位在执行中发现的新情况请及时报国家质检总局和国家电力监管委员会。

　案例4        私开电梯厅门误入电梯井道坠落事故

　一 事故经过

　1997年2月12日下午18时，某市新华书店保卫处长发现5楼电灯未关，便找到值班员甲通知到5楼将电灯关闭。因此时电梯驾驶员已经下班，甲应该步行去5楼，但甲想乘电梯上5楼。他私自用三角钥匙打开一楼电梯厅门后，未做观察，便贸然跨入，此时电梯的轿厢停靠在三楼，结果甲坠入电梯井到底坑，经抢救无效死亡。

　二 事故原因

　1.马虎大意、违章操作。甲身为值班员，未经过任何电梯安全驾驶技术，就擅自打开厅门，违章驾驶电梯，不仔细观察就贸然进入。

　2.设备管理混乱，厅门钥匙使用管理不善。甲属于值班员，无资格使用三角钥匙打开厅门。

　三 事故教训及结论

　1.电梯停用前，应将轿厢下行至底层关闭电源，并将其锁好。

　2.在进入轿厢前，要一看、二摸、三进入，精神要集中。

　3.单位对电梯安全管理制度执行不严、监督不力，致使无证操作事件出现，造成人身事故。

　案例5               脱钩伤人事故

　一 事故经过

　1990年3月，某化工机械厂机加工车间利用一台电动单梁悬挂起重机吊运一加工完的大型法兰零件（重约1600kg），在吊运法兰装车中发生了吊装绳索从吊钩口脱钩事故，法兰倾倒造成起重操作及吊装人员一死一伤。

　二 事故原因

　1.该起重机吊钩无防脱钩安全装置，是事故的主要原因。

　2. 该起重机设备陈旧，超期服役，一些部件已达到报废标准仍在使用，如吊钩磨损量及开口度已超过报废标准。

　3.操作人员违反了起重机安全操作规程，在吊运大型不稳定的法兰类工件悬吊落地时应采取点动缓慢下降落地，而直接下降落地是造成脱钩事故的一个重要原因。

　4.法兰吊装人员不应站离工件过近，自我保护意识不强造成受伤。

　5.地面跟随式起重机操作方式所隐藏的潜在危险也是这起事故的一个间接原因。

　三 事故教训及防范措施

　1.吊钩无防脱钩装置会始终存在发生脱钩事故的安全隐患，应增设吊钩防脱钩装置。

　2.起重机的起升机构缠绕取物部分如吊钩、钢丝绳等易损件应定期检查、维护，一旦达到报废标准，要立即更换不超期使用。

　3.对于一些细长、圆盘形吊载要注意吊装方法、要领，注意吊装和落地时的稳定性。

　案例6  **电厂因除氧器安全阀排汽量小造成除氧器爆炸 

　 1981年**发电厂发生7号机组(200MW)除氧器爆炸事故。1981年1月11日，7号机组正常运行负荷200MW，在除氧器水位低的情况下，补充大量低温水，运行人员违反规程采用2.4MPa压力的二段抽汽加热(要求负荷大于150MW采用三段抽汽)，当停止大量补水后，未关闭汽源，造成了除氧器超压，安全门虽然动作，但排汽量小于进汽量，压力继续升高，致使除氧器爆炸。事故造成设备和厂房严重损坏，并造成9人死亡，5人受伤。

　教训与对策 各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。[国家电力公司颁布的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》4．1．2 ] 运行中的压力容器及其安全附件(如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等)应处于正常工作状态。[国家电力公司颁布的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 4．1．3] 除氧器和其他压力容器安全阀的总排放能力，应能满足其在最大进汽工况下不超压。[国家电力公司颁布的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 4．1．11]严格按《电站压力式除氧器安全技术规定》(能源安保(1997)709号)制定除氧器运行规程，规程中应明确除氧器两段抽汽的切换点，严禁高压蒸汽直接进入除氧器。推广滑压运行，逐步取消二段抽汽进入除氧器。除氧器应配备不少于2只全启闭式安全门，并有完善的自动调压和报警装置。压力容器应根据设计要求装设安全泄放装置(安全阀、爆破片装置)，其排放能力必须大于或等于压力容器的安全泄放量，以保证在其最大进汽工况下不超压。对安全阀、压力表、液位计等安全附件保护装置、监视仪表要进行定期校验。在役电站锅炉安全阀每年至少应校验一次。每一个小修周期应进行检查，必要时应进行校验或排放试验。各类压力容器的安全阀每年应至少进行一次排放试验或在线校验。

　案例7   **热电厂锅炉超压主蒸汽安全阀解列拒动

　造成锅炉寿命损失7%的后果

　1996年**热电厂发生4号670t／h锅炉超温、超压事故。1996年3月13日00：29，4号机组由于直流控制电源总熔丝熔断，造成直流操作电源消失，4号机组跳闸，汽轮机主汽门关闭。因“机跳炉”联锁未投入运行，机组甩负荷后燃料没有联动切断。运行人员在事故处理过程中，尤其当手动开启脉冲安全门锅炉压力不降时(四个主蒸汽系统的安全门解列（拒动）)，没有按规程果断切断制粉系统，致使锅炉承压部件严重超温、超压(最高主蒸汽压力达21.3MPa、主蒸汽温度达576℃，而额定过热器出口压力为13.7MPa、汽包压力为15.88MPa、主蒸汽温度为540℃)。

　教训与对策 大容量的电站锅炉应配用弹簧直接作用式的全启式安全阀或全量型安全阀以及相应的电磁泄放阀（PCV），该电磁泄放阀的整定压力应低于其它安全阀，锅炉超压时,先打开此阀泄压，若汽压继续升高，可依次打开其它安全阀，则可减少其它安全阀的启动次数，以免影响其密封性能。对于按ASME规范设计的电站蒸汽锅炉，不应采用重锤或重锤杠杆式安全阀，应采用弹簧直接作用式安全阀。 对于大容量电站锅炉，一般选用具有高排放能力的全量型安全阀。 为保证锅炉安全阀在一定值下能够准确动作，要求锅炉安全阀进行热态整定，调整安全阀使其能自动开启，以排除多余介质，保证锅炉在额定压力下正常工作。锅炉安全阀是防止锅炉超压的重要安全附件，严禁锅炉在解列安全阀状况下运行。

　案例8   **电厂安全阀校验升压实跳造成炉外管道爆破

　 1999年****电力有限公司发生3号锅炉(670t／h)汽包联络管爆破事故。1999年7月9日，3号锅炉在安全门热态整定过程中，高温段省煤器出口联箱至汽包联络管直管段发生爆破，造成5人死亡，3人严重烫伤。事故由于该段钢管外壁侧存在纵向裂纹，致使钢管的有效壁厚仅为1．7mm左右，从而导致在3号锅炉安全门整定过程中，当主蒸汽压力达到

　16．66MPa时，钢管有效壁厚的实际工作应力达到材料的抗拉强度而发生瞬时过载断裂，发生爆破。

　 教训与对策 锅炉压力容器安全阀校验采用升压实跳的方式，会造成锅炉管道蒸汽压力超压，导致锅炉管道寿命减少容易造成锅炉和炉外管道爆破，后果严重对于按ASME规范设计的电站蒸汽锅炉，不应采用重锤或重锤杠杆式安全阀，应采用弹簧直接作用式安全阀。 锅炉压力容器安全阀校验采用升压实跳的方式，会造成噪音污染，安全阀起跳次数多，会带来密封面的损坏 。纯机械弹簧式安全阀及碟形弹簧安全阀可使用安全阀在线定压仪进行校验调整。校验调整可以在机组启动或带负荷运行的过程中（一般在60％～80％额定压力下）进行。

　案例9          行车小吊钩坠落伤人

　事故简述：

　××电厂于××年×月×日下午×时×分，汽机房100/20吨行车在进行汽机小修工作中，发生小吊钩坠落，将工作人员徐××同志打倒致伤，经送医院抢救无效死亡。

　（一）事故经过：

　××电厂汽机分场进行汽轮机小修工作，××年×月×日下午汽机分场起重班配合本体班，进行汽机机轴瓦翻瓦工作，工作中需汽机房100/20吨行车大、小钩配合；大吊钩吊起汽轮机转子，小吊钩吊起#4瓦下瓦翻瓦。15时40分，大吊钩下落至距转子1.5米处，起重班工作人员徐××站在盘车南侧平台（长2米，宽0.64米，高1.1米），往小吊钩上挂钢丝绳，并指挥行车司机陈×（女，27岁）向上升小吊钩（空载）。当小钩接近限位器时，司机陈×没有严密监视小钩的上升情况，致使小钩碰到行程限位装置后，限位器未动作（司机陈×工作前已检查限位装置检验灵活），导致小钩钢丝绳被绞断。小吊钩滑轮保护罩壳随小吊钩一同坠落，砸在盘车南侧平台上，小吊钩滑轮及保护罩壳从徐××的头后部擦过，将徐打倒，身体向前爬卧，右脸部撞在发电机转子上左耳出血。立即送往×企业职工医院进行抢救，于当日16日10分抢救无效死亡。

　（二）事故原因分析：

　事故后省电力公司起重机械安全检测站鉴定意见第三条“过流继电器整定值超过《起重机安全技术检验手册》中规定的整定值”。第四条“副起升机构上升极限位开关有卡阻现象，有造成上升限位开关触点不断的可能，使安全控制回路无法切断”。原因分析如下：

　（1）行车司机工作责任心不强，接到指挥人让升起小钩的指令后违反厂颁《起重机构安全技术操作规程》中第2.2.5条“在正常状态时禁止使用终端限位器控制机构停电，当吊钩接近限位器时司机应严密监视”的规定。司机陈×没有严密监视小钩上升位置，致使小钩上升过度且行程限位器未动作失去保护的情况下，导致小钩钢丝绳被绞断小钩坠落，是事故发生的直接原因，应负事故的主要责任。

　（2）行车限位装置失灵，100/20吨桥式行车设备管理不到位，设备超期检验，行车行程限位装置有缺陷未及时发现消除，加之电机过流保护值调整不当，部门在安全管理与设备管理工作上的力度不够，工作现场没有明确安全监督专人负责，在设备超期检测的情况下，没有及时地向设备管理部门提出检测计划。行车电机过流保护值调整不当，检查校验管理不到位。造成限位器使用不可靠，事故中电机过流保护未动作，是事故发生的主要原因，部门领导应负事故的直接领导责任与领导责任。

　（3）厂领导放松了职工的安全思想教育，对安全的全过程管理不够，安全措施落实督促不够，在多个班组工作的情况下，没有督促落实工作现场安全专项监督，使工作监督不力，劳动组织不合理，是事故发生的间接原因，负有领导责任。

　（三）事故责任处理（略）

　（四）防范措施：

　1、厂部对起重设备全面检查缺陷隐患，并联系省质检局特种设备检验研究所对到期或将要到期的起重设备进行检测，到期未检测或有隐患未整改的设备停止使用。

　2、吸取事故教训，举一反三，制定整改措施，进一步按电力生产安全工作规定理顺规范管理职能，把安全生产责任落到实处。

　3、在全厂范围内开展安全大检查，对查出的缺陷隐患及时组织人力消除，要措施到位，工作扎实有效。

　人身事故案例

　案例1    #3机组照明段刀闸故障拉弧灼伤操作员事件

　1、事件的经过

　1998年8月25日8：55分，因检修工作需要运行值班员将Ⅱ期电气楼零米总电源刀闸停电，开工检修公司照明班“西608-011”电气第二种工作票。9：00终结。9：08副单元长下令将Ⅱ期电气楼零米照明总电源刀闸送电。

　操作人在送Ⅱ期电气楼零米总电源刀闸，将刀闸推入时，在操作人的左下侧有一备用刀闸电源侧短路拉弧将操作人的左臂轻度灼伤。故障刀闸与操作的刀闸示意图如下：

　要操作的刀闸（电气楼零米照明）

　故障的备用刀闸

　二、事件的原因初步分析

　在事件后，在安监人员组织下，运行部、检修部的有关同志对此次事件的原因进行了分析。初步认为是如下原因：故障的刀闸电源侧接线处由于机械损坏，强度不够，在操作员推另一刀闸时，将此刀闸的接线鼻子处振动脱落，造成短路。

　此外，下列情况也是在操作中应注意的：

　1、在操作中，防止备用刀闸中卡保险的弹簧弹出，造成短路。

　2、操作人手中持有的金属物在推刀闸时脱落，也会造成短路。

　3、在操作时，先应检查母线上方无异物，以防在推刀闸时，由

　于振动，使异物脱落造成短路。

　3、防范措施

　为了防止再次出现此类事件，运行部特制定如下措施：

　1、电气操作应严格执行两票制度，实行操作监护制度。

　2、操作时应戴绝缘手套，操作人应精神集中，不允许一边拿着

　工具（如摇表，钥匙等），一边进行操作，以免工具滑落碰到带电设备，造成人为短路或接地。

　3、对刀闸操作应严格执行有关规程对刀闸拉、合的规定。

　4、在操作此刀闸时，合不上或有异常放电声，不得强拉开或合

　上。应汇报单元长，通知检修人员来处理。

　5、在操作或巡检时发现设备名称与实际不符时应立即上报运

　行部，不得私自更改。

　6、6．#3、#4机组380V刀闸停、送电应戴护目眼镜（正在联

　系购买）。

　7、在有停机机会配合检修部将#3、4机组380V所有的刀闸均

　检查一遍，及时发现存在问题的刀闸，消除事故隐患。

　案例2          1B磨煤机试转人身未遂事故

　一、事故经过

　由于2002年上半年**市供电负荷高峰提前和系统结构原因，#1、2机组未能按计划进行小修工作，且近期也无法安排，锅炉分部根据1B磨煤机磨损及出力下降的情况，在系统供电负荷较低时安排进行检修，同时，电气分部安排对磨煤机电机电源开关进行检修。2002年7月12日0时30分锅炉磨检班甲某开出#1炉B磨煤机检修热力机械工作票（编号：L107-027，计划工期到7月12日24时0分）。2002年7月12日8时50分电气分部高压班乙某开出#1炉B磨煤机6KV开关检修电气第一种工作票（编号：D107-002，计划工期到7月12日17时0分）。

　16时20分左右开关检修工作结束，乙某一人到主控室办理工作票终结手续，其他工作班成员返回。乙某到主控室办理工作票终结手续时向电气班长提出，是否将1B磨煤机开关推至工作位试验一下（因在11日高压班进行1A磨煤机开关检修后，1A磨一启就跳，经查为程控原因）。电气班长向单元长请示，在单元长同意后，电气值班员开送电操作票，并将1B磨开关推至工作位置。16时50分，锅炉主操应单元长命令启动1B磨煤机，当时磨电流稳定正常后，停止1B磨，时间约1分钟。而在磨煤机就地，磨检班有8人在 1B磨内作检修工作，其中5人在磨上部已更换完三个磨辊中两个，甲某等3人在磨下部已更换完刮板，由于临近吃饭时间，磨内工作的8人除孔某外都相继出来。16时50分，运行人员远方启动1B磨煤机，甲某正在用气割枪修复底板，突然发觉磨煤机启动，幸亏孔反应敏捷，迅速从人孔门钻出，未造成严重的人身伤害。

　二、事故原因及责任

　   1、当班单元长接班后没有查看运行记录，没有掌握磨检修情况，在电气值班员提出将1B磨开关推至工作位置试验的请求后，也未查看热力机械工作票登记本，在1B磨检修的情况下就同意了电气班长的请求，并在未安排值班员到就地检查的情况下就要求主操启动1B磨煤机，严重违反了《电业安全规程》及《我厂热力机械、电气、热控工作票管理标准》的有关规定，应对此次事件负主要责任。

　   2、锅炉主操虽知道1B磨煤机有检修工作（锅炉主操记录本上有记录），但是不清楚是机械还是电气检修。也未及时进行了解。在接到单元长启动1B磨煤机命令后，未对磨进行就地检查，就盲目启动1B磨煤机，对此次事件负直接责任。

　   3、电气班长对电气运行记录本中“11日0时20分1B磨煤机停电（应单元长李某要求）”的记录未注意，对电气检修人员提出将1B磨开关推至工作位置没有提出异议，未向执行送电操作的值班员交代1B磨本体在检修。电气值班员也没有按照规定对磨本体进行检查。电气班长、值班员应对此次事件负有一定的责任。

　   4、此次事件暴露出运行人员在作记录时记录不够清楚，交接班交代不到位，未认真查阅运行记录、协调不够，设备检查、尤其是设备启动前的检查不到位等问题。说明在运行管理方面还存在许多薄弱环节，规章制度的执行还不够严格。当班值长、运行部有关领导应负领导责任。

　三、防范措施

　1、运行部要加强员工的安全教育和培训，强化管理。部有关领导及各值要深入检查在执行“两票三制”及各项运行管理规定方面存在的问题，及时堵塞漏洞。

　  2、运行部要恢复停送电联系单，完善停送电管理制度，对原停送电操作票补充运行值班员到设备本体检查的相关内容。

　3、运行部、安监部要研究采取必要的、切实可行的安全技术措施，防止类似事件的发生。如对热力机械设备上的工作，在其电源开关或操作把手上挂“禁止合闸，机械有人工作”的标示牌，对一些重要的阀门加锁等措施。

　案例3          上海外高桥电厂人身死亡事故

　     2003年9月3日16时50分，在上海外高桥电厂二期工程5号锅炉风道内发生一起人身死亡事故。

　   上海外高桥电厂二期工程5号锅炉烟风道项目的修改施工由上海电力安装第一工程公司发包，承担施工的是江苏省**市安全工程有限公司。9月3日上午，**工程公司现场项目部安排焊工陈某某到5号锅炉39米炉后右侧进行风道外部动火施焊，并安排辅助工赵文兵（男，38岁，江苏**人）进行监护，在办理了动火工作票后开始施工。焊接前，赵文兵在施焊点下方铺设三防油布（防火星溅落）后就在一旁的平台上进行动火监护，陈某某则进行焊接作业。于16时50分，赵文兵在没有告知任何人的情况下，擅自离开监护位置，从监护点上方的39.6米风道人孔门中爬入水平风道内，并走向风道里侧的垂直风道处，不慎从39米高处坠落至22.5米，之后紧急送往医院抢救无效死亡。目前事故详细情况在进一步调查之中。

　    上电一公司于事故发生的当日晚上成立了事故调查小组、善后处理小组、现场检查整改小组。9月4日上午，上海市安全生产监督管理局、上海市总工会调查人员到达现场并组成了事故调查组。

　    事故原因及暴露的问题：①**工程公司辅助工赵文兵在监护的过程中擅自离开监护岗位爬入烟风道内部，导致事故发生；

　②**工程公司对自身作业人员缺乏必要的安全教育和现场设备情况的交底、培训，致使作业人员安全意识差，对施工现场的危险性认识不足，实际工作经验缺乏，以及对监护人的选用、培训不到位；③上电一公司对外包工的安全教育和现场设备知识培训、安全措施不到位。

　    在短短的两周内，上海外高桥电厂二期工程5号锅炉工地相继发生“8.22”和“9.3”两起人身死亡事故，应引起有关单位的警醒，认真反思。为吸取事故教训，进一步加强对外包工的安全管理。杜绝类似事故的再次发生，特提出如下要求：

　1.严格考核外包施工企业在现场的安全管理业绩，特别是外包企业的用工状况，确保外包人员的技术素质和安全意识符合电力建设工程现场施工要求，加大对外包人员的现场违章和违反劳动纪律的监督力度；

　2.加强职工（尤其外包工）的自我安全防范意识教育，充分保证职工的危险因素和应急措施的知情权，做好现场安全教育和设备情况的交底、培训工作；

　3.完善现场设备的安全管理和警示措施。如需进入烟风道、金属容器等设备内部临时作业，要纳入危险作业施工范围进行管理，实施安全工作票管理。否则，应对烟风道、金属容器等设备的观测孔、人孔门等处悬挂禁入警示标志。

　案例4       宁夏**发电厂发生重大人身伤亡事故快报

　    12月3日，宁夏电力公司**发电厂发生一起检修人员被蒸汽烫伤，导致4人死亡1人重伤的重大人身伤亡事故。当日，**电厂#7、#8、#10机组运行，#9机组已于11月29日停运小修（#9、#10机组为母管制，为宁夏英力特电力股份公司所属，委托电厂代管）。上午8至9时，在生产碰头会上，锅炉运行分场提出#10炉下组省煤器泄漏，需要停炉处理。经向中调申请同意后，9时25分进行停机停炉操作，汽机开始减负荷，停#10机高压加热器汽侧。当时，汽机分场已安排调油班检修人员进行#9机高压加热器危急疏水母管改造工作，5名检修人员到达#9机循环水阀门井工作现场，对#9机高压加热器查漏（#9机高压加热器危急疏水母管从#9机循环水阀门穿过）。约9时30分，#10机高压加热器危急疏水门动作，使汽水排至疏水母管，并从切开的管道口喷出，致使正在循环水阀门井中作业的5名检修人员被喷出的蒸汽烫伤。在送往医院抢救中，其中3人于10时50分左右死亡，1人于16时30分死亡，另1人正在抢救中。为吸取事故教训，杜绝类似事故再次发生，提出以下要求： 1.各单位要认真落实安全生产责任制，紧密联系本单位安全生产实际，把防止人身事故措施落到实处，确保施工人员、作业人员的人身安全，维护安全生产稳定的局面。 2.严格履行工作票审核、批准手续，工作无论大小，一定要按照规定进行审批。作业前要认真做好危险点分析工作，切实采取相应的防范措施。作业中现场必须有专人监护，

　确保安全措施到位，安全状态受控。

　案例5          安全措施不全  电除尘内触电

　【简述】2003年5月31日，某电厂检修人员进入电除尘器绝缘子室处理#3炉三电场阻尼电阻故障时，造成了检修人员触电死亡。

　【事故经过】5月31日2时30分，某电厂电除尘运行人员发现：3号炉三电场二次电压降至零，四个电场的电除尘器当一个电场退出运行时，除尘效率受到一定影响。由于在夜间，便安排一名夜间检修值班人员处理该缺陷。在检修人员进入电除尘器绝缘子室处理#3炉三电场阻尼电阻故障时，由于仅将三电场停电，造成了检修人员触电，经抢救无效死亡。

　【事故原因】

　1.运行人员停电操作存在严重的随意性，且仅将故障的3电场停电，安全措施不全面。

　2.检修人员违反《电业安全工作规程》的规定，在没有监护的情况下单人在带电场所作业，且安全措施不全，造成触电。

　3.运行班长在检修人员触电后，应急处理和救援不当。不是立即对所有电场停电救人，而是打电话逐级汇报，延误了抢救时间。

　【防范措施】

　1.紧急缺陷处理时，必须待安全措施完成后检修人员方可进行作业。并执行监护制度。

　2.对工作场所存在可能发生的触电危险情况，事前开展危险点分析。

　3.对职工加强 应急处理和救援的教育。事故发生后，应立即采取措施救人，再向上级汇报。

　案例6         安全措施不到位  热浪喷出酿群伤

　【简述】2003年9月6日，某电厂由于人员违章操作造成2人重伤2人轻伤的群伤事故。

　【事故经过】2003年9月6日8时左右，某电厂运行值班人员发现1号炉乙侧捞渣机电机销子断裂，随即通知检修人员来厂处理，检修人员来厂后将该捞渣机销子更换，重新启用捞渣后销子又断，分析捞渣机内可能有杂物，遂用消防水将捞渣机内渣水冲尽，发现内有一块铁板 (150某70某6mm) 卡住螺旋捞渣机，将该铁板取出后恢复捞渣机正常运行。打开炉底弧门时，运行人员检查发现，灰斗内积灰下灰不畅，有搭桥现象，需检修人员处理。14时45分检修人员重新办理工作票，经许可后进入现场工作，先用长铁棍(6-7米)通过灰斗南面人孔门(标高约3米)进行捣灰作业。上部积灰清完后，又开启炉底捞渣机人孔门(西侧)对捞渣机内的积灰进行清理，15时左右，捞渣机内灰渣基本清除，形成正常负压。检修人员认为清灰工作已经结束，为了防止锅炉正常燃烧受到影响，检修人员即去关闭炉底捞渣机人孔门，准备恢复锅炉正常运行。就在关门的一瞬间，突然，灰斗上部积灰大量下落、外溢，将正在炉底捞渣机处关闭人孔门的赵某、杨某、解某和正在4.5米层看火孔处监视的任某四人烫伤。立即将伤者送往医院救治。

　【事故原因】

　1.安全技术措施不到位。检修人员违反《电业安全工作规程》（热力和机械部分）第214条：放灰时，除灰设备和排灰沟附近应无人工作或逗留之规定，在关闭炉底捞渣机人孔门前，应先将炉底弧门关闭。而此次操作未将炉底弧门关闭，就直接去关捞渣机人孔门，是造成此次事故的直接原因。

　2.检修人员对清灰作业的危害性估计不足，自我防范意识不强，是事故发生的又一原因。

　【防范措施】

　检修人员放灰时应严格遵守《电业安全工作规程》（热力和机械部分）第214条的规定，做好安全措施。

　案例7        安全距离不遵守  检修人员被灼伤

　【简述】2000年9月8日，某热电厂变电班检修人员检查设备漏泄点过程中，登上带电（110Kv）开关检查时，因小于安全距离造成感电。

　【事故经过】9月8日14时38分，某热电厂变电班检修人员某某等二人在检查设备漏泄点过程中，发现热海乙线6314开关（110Kv）C相外壳下部有油迹，怀疑该开关C相灭弧室放油门漏油，某某在登上该开关支架（2米左右）作进一步检查时，人身与带电设备的距离小于安全距离造成感电。经医院及时抢救后，该人员右上臂上段施行截肢，构成人身重伤。

　【事故原因】

　1.检修人员进入变电所，未经运行人员同意，且班长在布置工作时未对工作人员交代安全注意事项和所存在的危险，致使工作人员工作时产生麻痹思想，为事故的发生留下了思想隐患。

　2.监护人未真正起到监护作用，检查设备前没有进行危险点分析、工作人员登上开关也未及时发现制止，当听到叫声时才发现有人感电。

　【防范措施】

　检修人员必须遵守《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）的规定，工作人员工作中正常活动范围与高压带电设备的安全距离小于规定值时，必须将该设备停电。

　案例8            手入保护罩  三指头骨折

　（一）事故经过

　××年×月×日，××电厂多经公司下属单位运行班前夜班开完班前会后，值班员周××与刘×× 、王××三人到一厂仓泵就地检查设备。当班值班员周××负责6号炉、7号炉仓泵除灰工作，当周××检查到6号炉3号电动锁气器时，想证明电动锁气器是否运行，就将戴着手套的右手从锁气器的链条保护罩外伸到保护罩的内侧，手指伸向运行的链条（此时链条的运行速度为17.24转/分），伸进后被运行中的链条将手套绞住，造成右手的食指远端、中间，中指远端，无名指远端手指粉碎性骨折。

　（二）原因分析：

　事故发生后，厂安监部、设备技术部、工会共同到事发现场进行调查取证。事发现场在6号炉电除尘器下平台3号电动锁气器处，工作场所平台整齐，锁气器转动部分的安全防护罩齐全。经现场的调查和对当事人的了解分析，此次事故为工作人员违章而造成的一起人员责任重伤事故。

　（三）所暴露出的问题：

　1、当事人对在旋转机械或转动设备上工作所应注意的安全事项熟视无睹，违反《电业安全工作规程》（热力机械部份）第三十六条的规定，说明当事人自我保护意识淡薄，安全防护意识较差，人员违章作业是造成此次事件的直接原因。

　2、当事人在巡回检查6号炉3号电动锁气器时，对设备有可能对人身造成危害的危险点没有进行认真分析，说明公司所制定的《危险点分析预控办法》，部门、班组在贯彻落实上存在断层现象，没有做到使每一位职工充分认识到危险点分析预控对人员自身的保护作用；部分人员尤其是个别管理人员从态度上对危险点分析预控工作的重要性认识不足，理解存在偏差，造成这一科学的安全管理方法在实际的工作运用中发挥不了应有的作用。

　3、班组、部门对职工增强自我保护意识和自我安全防护意识的日常学习教育工作滞后，职工进入生产现场应如何保护自我，如何工作、如何安全的工作存在差距。

　4、每周的安全学习及每日的班组的班前、班后会没有充分发挥作用，部门领导及部门管理人员没有充分认识到例行安全工作的重要性，对班组安全活动缺乏正确的引导和帮助，对各项规章制度、措施及兄弟单位的事故通报仅停留于学习文件，内容单调，形式单一，学习交流缺乏连贯性，不易被每个岗位，每个职工所掌握。

　5、多经公司下属单位对职工的安全培训工作力度不够，尤其忽视对人身伤害的教育培训，疏于对员工日常安全教育，“三不伤害”的培训工作中仍有差距，安全教育存在死角，安全管理存在漏洞。

　6、多经公司下属单位安全工作不到位，对上级单位提出的创建无违章班组理解不深刻，执行制度不严格，考核不利，致使现场的“三违”及习惯性违章没有得到有效的遏制。

　7、厂部对部门、班组的安全教育、培训工作不到位，结合实际不够，针对性不强，安全监督工作做得不深不细。

　（四）责任处理：（略）

　（五）防范措施：

　1、加大各级各类人员的安全生产责任制落实力度，重点对各部门执行安全生产规定、措施情况进行检查，严防各项安全制度、措施在执行上流于形式，坚决杜绝“有法不依、执法不严”的现象发生。各级生产管理干部、各部门安全第一责任人每天要深入现场，督促检查工作，发现问题及时解决；认真落实《防止电力生产事故的二十五项重点要求》及《**热电公司防人身伤害技术措施》，将每条措施落实到人，将每条措施对照设备，逐项检查落实，不留死角。各部门、班组在安排设备的检修、消缺和重点工作时，都必须制定详细的“三项措施”，同时针对工作环境，制定具体的防高空坠落、防触电、防人身伤害措施。严格执行《危险点分析预控制度》及两票三制，工作前要全面进行危险点分析，对易发生人身伤害的危险点，要采取切实可行的预控措施，并严格遵照执行。

　2、以班组管理工作为重点，全面加强生产的基础管理工作，一是充分利用周三安全学习，提高学习质量，在学习的针对性和活动的形式多样化上下功夫，加强班组成员的安全意识教育，不断提高自我保护意识；二是要认真开好班前、班后会，接班前要结合当班运行方式和工作任务，布置安全措施、交待注意事项，班后，总结当班工作和安全情况，表扬好人好事，批评违章行为；三是加强班组成员的技能培训工作，提高业务水平和处理突发事件的能力。通过全员、全方位、全过程的安全管理，实现集团公司提出的“安全、可靠、经济、环保”的安全目标。

　3、扎实开展反违章工作，创建无违章企业，把反违章工作作为一项长期的重点工作来抓，在重新学习上级关于安全生产的有关规定、制度的基础上，全面开展反违章工作，采取形式多样的宣传教育活动，充分调动广大职工确保安全生产和反违章的积极性和主动性，同时要充分发挥分场、班组两级班子的安全监督职能，加大反违章的查处力度，对违章行为严肃考核，逐步杜绝违章行为。

　4、坚持以人为本，抓好职工的安全培训工作，提高职工的安全责任意识，各部门安全第一责任人要以高度的政治责任感和积极认真的工作态度，树立“安全责任重于泰山”的安全意识，恪尽职守，密切关注职工的思想动态，有针对性地开展工作，加强职工的安全意识教育，认真组织学习《安全生产法》、《电业安全工作规程》及各项安全规章制度以及公司的检修运行规程和有关安全生产规定制度，为全年的安全工作打好基础。

　5、全面做好安全性评价整改工作，按照对安全性评价的总体部署和要求，结合评价查出的问题，制定出详细的整改计划，及时进行整改，通过对设备大、小修、改造等不断提高设备健康水平，通过对劳动作业环境的整治，使职工的作业环境得到有效的改善，通过加强安全基础管理工作，补充完善有关安全生产的规章制度，全面提高安全管理水平，使各项工作真正做到制度化、规范化、标准化。

　6、积极推进安全管理和安全设施标准化工作，首先要进一步完善有关的安全、生产制度；其次，要对生产、检修现场的安全防护设施进行规范，按照安全设施标准化要求，结合设备大小修、技改进行现场的安全设施改造，对不符合要求的安全技术措施和防护设施进行整改，对电气五防闭锁、电缆防火等要作为重点进行改造。

　案例9          汽机盘车突然启动伤人

　1 汽机盘车突然启动伤人事故概况

　 　　2000年5月，某电厂2号机小修期间，在2号轴瓦消缺完工后，拆除安全措施，运行人员就地手动投汽机转子盘车装置时，发现盘车装置启动不了，怀疑盘车装置未啮合好，于是，检修人员用专用手柄就地手动盘车，在检查啮合装置是否到位时，盘车装置突然启动，手柄旋转致使正在盘车的检修人员右手被打伤，运行人员发现盘车装置突然被启动，立即将其停运。本着电力事故“三不放过”的原则，该厂安监人员当即组织了事故调查分析。在此期间没有任何人员在远方或就地启动盘车装置，只有一个运行人员受令到400V配电室检查盘车装置开关状态，发现开关把手未到位，将其扳到了位。

　 　　2 盘车装置突然启动的原因分析

　 　　2.1 盘车启动的热工联锁条件

　 　　此盘车装置设计有自动、远方和就地手动3种

　 启动方式。在每种方式下启动均应满足一定的条件。由于其联锁控制回路极其复杂，经仔细分析、整理得出如下结论：

　 　　① 无论采用何种启动方式，只有在盘车啮合好（即SB16H301常开接点闭合）之后，才允许合主启动器。

　 　　② 当选择开关切手动时，R-S触发器B输出置0即T5=0，从而T6=0、T7=0、T8=0、T10=0，吸合线圈和辅助启动器均不启动，盘车只能人为就地啮合。啮合好后才能就地手动启动。

　③ 盘车远方或自动启动的动作过程：

　 　　④ 远方或自动方式启动盘车，在主启动器合闸不成功时，没有自动复位启动指令的功能，即没有使R-S触发器A自动翻转置0的功能，也没有自动发出分闸指令，从而使R-S触发器B以120

　 s为间隔频繁翻转。

　 　　⑤ 远方或自动方式启动盘车，启动指令R-S触发器A和R-S触发器B只有在发出停止指令或选择手动控制方式，才能翻转置0。

　 　　由上述分析可知：盘车选择手动控制方式时，就地发出的启动指令只是一个脉冲，在热工回路中没有自保持功能，因此，盘车突然启动的原因很可能发生在电气二次回路。 　　

　2.2 盘车装置电气二次回路

　 　　盘车电气二次回路，辅助启动器分/合闸指令继电器KCC1、主启动器分/合闸指令继电器KCC2、吸合线圈分/合闸指令继电器KCC3均采用双位继电器。当SF1和Q1开关合上且电源正常，盘车自动或远方启动条件满足时即T5=1，若盘车啮合装置未啮合(SB16H301常闭接点闭合），则T7=1，KCC3继电器动作，其常闭接点断开，常开接点闭合，KL2继电器动作，吸合线圈励磁；同样，T10=1，KCC1继电器动作，KM1接触器动作，盘车电机启动，但是盘车辅助启动器的分/合闸指令继电器KCC1是间断性来回翻转，从而使KM1接触器也间断性动作，即盘车启动0.3s停5s，直到盘车啮合装置啮合好时，T13=1，T14=1，吸合线圈分/合闸指令继电器KCC3和辅助启动器分/合闸指令继电器KCC1返回，吸合线圈和辅助启动器停运，此时，T9=1，主启动器分/合闸指令继电器KCC2动作，KM2接触器动作，盘车电机连续运行。由于盘车装置在啮合过程中盘车电机间断性频繁启停，为了防止盘车电机过热，在辅助启动器回路中串接一电阻来限制启动电流。 　　手动方式启 动盘车时，若条件满足，则T1=1，T9=1，当控制电源正常时，KCC2双位继电器翻转，此时若动力电源也正常，KM2接触器动作，盘车电机启动。

　 　　由此可见，盘车电机电气控制回路具有如下特点：

　 　　① 盘车分/合闸指令继电器KCC2是双位继电器，具有自保持功能。

　 　　② 盘车装置启动不成功时，没有使KCC2双位继电器复位的功能。

　 　　③ 分/合闸指令继电器KCC1、KCC2、KCC3的电源是控制电源，而接触器KM1、KM2、KL2的电源是动力电源。控制电源220

　 V交流电与动力电源380 V交流电没有直接联系，分别独立存在。

　 　　④

　 盘车没有设计动力电源低电压保护，在运行过程中失去动力电源时，KM2接触器失电分断，盘车停运，但KCC2接触器没有被触发返回，当动力电源恢复时，盘车会自动启动。 　　2.3 控制电源的构成

　 　　为了确保控制电源的可靠性，交流控制电源设计得非常巧妙。

　 　　以400VCA段动力负荷交流控制联锁电源为例，当400VCA、CB、OCH02母线段电源正常时，继电器KM1、KM2、KM3动作，交流电源由CB段电源经KM1常开接点来提供。若CB段电源失电，则交流电源由OCH02段电源经KM2常开接点和KM1常闭接点来供给。若CB、OCH02段均失电，则交流电源由CA段电源经KM3常开接点、KM2常闭接点、KM1常闭接点来供给。这样，确保了交流电源的备用冗余。 　　由以上分析可以得出：当盘车控制电源自动开关SF1合上，交流电源正常，若动力电源开关Q1未合到位或未送电，KM2继电器因没有电源而不动作，盘车电机启动不了，但是当动力电源恢复正常即重新合好Q1开关后，KM2继电器动作，盘车电机启动。这就是导致盘车突然启动的原因。 　

　3 暴露的问题

　 　　3.1 贯彻执行《安规》的力度不够

　 　　《安规》规定“修理中的机器应做好防止转动的安全措施，如：切断电源；切断风源、水源、气源；所有有关闸板、阀门等应关闭；上述地点都挂上警告牌。必要时还应采取可靠的制动措施。检修工作负责人在工作前，必须对上述安全措施进行检查，确认无误后，方可开始工作。”但现场未严格执行《安规》规定。 　　

　3.2 个别专业技术人员对设备的电气和热工控制回路不甚清楚，专业技术水平有待提高。

　 　　3.3 对电气设备防误检查力度不够，没有及早发现盘车控制回路存在的设计问题，即没有设计防止突然来电启动的防误闭锁控制回路。

　 　　4 防范措施

　 　　4.1 正确认识和采用双位置指令继电器

　 　　双位置继电器对指令具有自保持功能，这样，就可能导致电气设备失电后再恢复电源时又突然启动。象汽机盘车、锅炉空气预热器等设备在热态下不允许长时间停运，以防设备受热不均而变型损坏，因此必须手动盘旋设备，而手动盘旋设备应考虑防突然来电启动的防误闭锁。在电气控制回路上可以采用如下2种方法：(1)英国机组在汽机盘车控制回路中用手动盘车辅助接点来闭锁盘车启动，即当就地手动盘车时，常闭辅助接点断开，切断盘车启动回路；(2)在盘车的控制回路中用电源电压继电器接点来闭锁盘车启动，但仅适用于脉冲启动指令式控制回路，当发出启动（合闸）脉冲时，若动力电源没电或Q1开关未合好，KSV1继电器的常闭接点闭合、常开接点断开，继电器KCC2不动作。当电源电压恢复正常后，启动脉冲已过，盘车电机不会启动。盘车正

　 常运行中失电时，KSV1继电器常闭接点闭合，KCC2继电器返回，防止了突然来电启动。

　 　　4.2 正确理解和采用R-S触发器

　 　　R-S触发器对指令具有自保持功能，这样，也可能导致电气设备失电后恢复电源时突然启动。因此，在热工联锁逻辑中应仔细考虑R-S触发器的复位条件。由上述热工逻辑分析可知：当盘车电机启动不成功时，不能自动复位R-S触发器A、R-S触发器B和指令继电器KCC2，只有发出停止指令或就地事故按钮，才能使R-S触发器A、R-S触发器B和指令继电器KCC2返回。

　 这就是该电气设备控制回路的不足，应加以完善。

　 　　4.3 采用单独的合/分闸指令继电器

　 　　对于脉冲指令分/合闸控制回路，可以采用单独的合/分闸指令继电器KCC/KCT。KCC指令继电器只发出合闸脉冲， 不会自保持

　 ，用KM继电器常开接点来实现自保持，发出合闸脉冲时，若因动力电源开关Q1未合好或动力电源失电等，KM继电器均不动作，当电源恢复正常时，电机也不会自启动。 　　

　4.4 采用电动机本身的动力电源

　 为了使电气设备控制回路接线简单方便和防止电气设备误启动，低压电动机的控制电源可以采用电动机本身的动力电源。

　 　　4.5 在开关结构上采取措施

　 　　如俄罗斯部分400V开关就采用了这样一种措施，当开关因保护动作或就地事故按钮停运时，开关只有在机构复位后，才能允许再次合闸。这样，可以避免在没有查出事故原因的情况下盲目启动或自动联动故障设备而扩大事故。

　案例10                误拉隔离刀闸

　一、事故经过

　1995年6月17日上午8时40分，四川某厂空气压缩机值班员何某接分厂调度员指令：启动4＃机组；停运1＃机组或5＃机组中的一组。何某到电气值班室，与电气值班员王某(副班长)和吴某商定：启动4＃机组后停运1＃或5＃中的一组。王某就随何某去现场操作，吴某留守监盘。    9时，4＃机组被现场启动，然后5＃机组现场停运。这时，配电室发出油开关跳闸的声音。

　电气值班室的吴某判断5＃机组已经停运，于是，独自去高压配电室打算拉开5＃油开关上方的隔离刀闸。但是，她错误地拉开了正在运行的1＃机组的隔离刀闸，“嘭”的一声巨响，隔离刀闸处弧光短路，使得314线路全线停电。

　二、原因分析

　造成这起误操作事故的原因首先是违反“监护制”。电气值班室的吴某在无人批准的情况下，擅自离开监盘岗位，违反“一人操作、一人监护”的规定，独自一人去高压配电室操作，没有看清楚动力柜编号，没有查看动力柜现场指示信号，也没有按照规程进行检查，就错误地拉开了正在运行的1＃机组的隔离刀闸，是事故的直接原因。

　间接原因是副班长王某的组织工作有疏漏。

　1．商定“启动4＃机组后停运1＃或5＃中的一组”，其实没有定。应该明确，到底是1＃还是5＃，使得在场人员都心中有数。

　2．负责人王某离开监盘岗位去现场，没有把吴某的工作职责作出明确交代，在现场操作后又没有及时通知吴某，负有领导责任。

　3．事故发生是平时管理不严、劳动纪律松弛、执行安全操作规程不严格、值班人员素质差等原因的必然结果。

　案例11               起吊孔坠落死亡

　【简述】1999年1月15日，某发电厂一作业人员不慎从起吊孔坠落到地面处（落差25米），高空坠落死亡。

　【事故经过】1月15日，某发电厂由于#7甲路皮带断裂，燃贮车间在更换新皮带时，将该起吊孔的围栏碰坏。因工作未结束，暂时用一条尼龙绳将起吊孔四周围好，做为临时防护安全措施。

　1月17日8时30分燃贮车间领导安排副班人员清理一期输煤系统#7皮带吊坨间处的积煤，同时疏通落煤管内的堵煤。约9时，工作负责人于某带领7名临时工到达#7皮带吊坨间开始作业，其中于某、杨某二人负责疏通落煤管，岳某等五人负责清理积煤。杨某用铁锤砸落煤管时，于某发现效果不佳，随即给燃贮车间领导打电话请示，要求让自己继续砸通落煤管。于某回来接替杨某用铁锤砸落煤管，岳某为让出作业空间往南侧的起吊孔方向后退时不慎从起吊孔坠落到#8皮带地面处（落差25米）。于某等人发现岳某坠落后，立即将岳某送往**市251医院抢救，后抢救无效死亡。

　【事故原因】

　1.工作负责人于某带领作业人员到达现场后，对现场的临时安全措施没有引起重视，没有强调安全注意事项，没有采取任何补充安全措施，不考虑作业过程的危险因素，起不到工作负责人的监护作用，是此次事故发生的主要原因。

　2.没有及时恢复被拉坏的防护围栏，而仅用一条尼龙绳将起吊孔四周围好，来代替防护围栏，做为他们的临时安全措施，给事故的发生埋下了隐患。

　【防范措施】

　1.对现场固定的安全防护措施，因工作需要必须进行改动的，工作完成后应及时恢复。

　2.提高作业人员的安全意识及自我保护意识，开始工作前应认真检查现场安全防护措施是否符合要求。

　案例12【简述】2000年6月1日，某水电厂一检修人员由于高空作业未系安全带，发生高空坠落重伤事故。

　【事故经过】 6月1日9时55分，某水电厂维护工区主任陈某安排工区工作人员谷某和孟某更换右岸发电机层厂房顶灯，由谷某担任工作负责人。谷某开具了一张电气第二种工作票，在注意事项（安全措施）一栏内只写上了“注意人从高处掉落”的空洞交待，而未写明“必须使用安全带”的具体安全措施。工作票签发人陈某匆匆看了一眼，没有说什么就签了字。

　谷某和孟某将发电机层三盏壁灯换好后，就直接爬到了发电机顶层开始处理顶灯。在处理第一盏灯时，谷某坐在用角钢焊成的吊顶架上，将脚放在吊顶的石膏板上。由于石膏板强度太弱，受力后断裂脱落，谷某一下失去重心，从6米多高的吊顶上掉落到发电机层，造成双手腕骨以上和左腿髌骨多处闭合性骨折。

　【事故原因】

　1.安全教育力度不够，工作人员安全意识淡薄，高空作业时不使用安全带，违章冒险作业。

　2.工作负责人在工作票注意事项（安全措施）一栏内仅填写了“注意人从高空掉落”的空洞交待，而未写明“必须使用安全带”的具体安全措施；工作票签发人未加认真审核，就签发了工作票。安全意识也不强。

　【防范措施】

　1.提高各级人员对习惯性违章危害性的认识，对违章行为的查处力度要加大，管理要严。

　2.认真执行工作票制度。工作票中所列安全措施要具体，工作许可人对工作票中所列安全措施要进行认真审核，并切实执行。