发电厂事故案例学习材料

第一篇：发电厂事故案例学习材料

发电厂事故案例学习材料（近百案例）

案例教学

（电气—1）小缺陷引发大事故 1 事故经过

2001年2月16日，某电厂发生了一起发电机跳闸停机事故，事故经过如下：

10:55，值长联系省调，要求2号机进行机组小修前的各种工况下的振动、摆动测量。省调同意后，11:06，2号机开机并网成功。当时，该厂的运行方式如下：

220 kV双母运行，1号机带60 MW接220 kV甲母，2号机带60 MW接220 kV乙母，全厂总有功为120 MW。主变冷却器方式为：1号冷却器在工作位，2号冷却器在辅助位，3号冷却器在备用位，4号冷却器在停止位。2号主变冷却器工作电源置I段。

12:02，蜂鸣器响，电铃响，2202开关跳闸，造成2号机事故停机。2 事故原因分析

事故发生后，运行人员对设备进行了检查。在机旁保护屏发现B柜主变冷却器全停，1、2号灯亮；C柜跳A、B、C相开关指示灯亮，其它未见异常；2号主变本体未见异常，主变油温正常(34℃)，主变冷却控制柜电源监视指示灯1XD灭，2XD亮，4台冷却风扇均在停止状况，进一步检查发现操作回路1RD熔断器熔断；中控室的综合屏“2号机电气事故”光字牌亮，信号屏“2号机冷却器全停”光字牌亮。

事后，立即组织有关人员对事故进行调查分析，事故原因主要有：

(1)2号机组11:05按调令并网运行，因2号主变冷却器操作回路熔断器1RD(5A)熔断，造成主变冷却器全停，致使2号机开机后60 min“主变冷却器全停”保护动作，造成2202开关跳闸，2号机组停机。(2)运行人员在开机后长达60 min的时间内，未派人到机旁保护屏检查并复归信号；未派人到主变冷却控制柜检查电源监视灯点亮情况和观察主变冷却风扇运行情况，这是造成这次事故发生的重要原因。(3)主变冷却器操作回路熔断器熔断后，因控制回路的原设计接线存在着不尽合理之处，致使冷却器Ⅰ段和Ⅱ段自动切换功能全部失效，接触器1C，2C均不能合闸，从而造成主变冷却器电源全停。这是导致此次事故发生的直接原因。3 改进措施

这次事故的教训是极其深刻的，暴露出该厂在安全管理上存在着许多薄弱环节，例如：人员思想麻痹，安全意识不强，管理工作不深、不细、不严，没有良好的工作作风和高度的安全责任感等。另外，还有一个最直接的原因，那就是控制回路存在着严重的缺陷。要消除上述缺陷，有一种可行的方法。

首先，将原回路一对闭接点引入中控室信号屏。当主变冷却器负荷侧交流电源失去时，利用这对闭接点接通“主变冷却器电源故障”信号灯，以起到提示值班员的作用。

同时，通过更改控制回路，在回路中增加两个时间继电器，将原中间继电器改为电压继电器的方法，来完成冷却器Ⅰ、Ⅱ段的自动切换功能。当熔断器熔断时，时间继电器失磁，电压继电器动作，使其常开接点闭合，从而使其中一接触器励磁，达到了两接触器(1C，2C)互相切换的目的，备用工作电源回路也被自动投入运行。从根本上消除了不能自动切换的问题，提高了二次回路的灵敏度和可靠性。（热工—1）一起热机操作漏项引起锅炉灭火的反思

某电厂在机组试运行期间发生了一起因操作漏项而引起的锅炉灭火事故。这起事故暴露出新建电厂在管理、人员素质、消缺、逻辑保护等方面的问题，教训十分深刻，值得认真反思。1 事故经过

事故前的运行方式：5号机负荷150 MW，机组控制方式为协调控制CCS，51号汽动给水泵运行，52号汽动给水泵检修，53号电动给水泵备用(但转速表已坏)。

04:30，52号汽动给水泵检修结束后进行恢复操作，操作至“冲转”步骤时，运行人员确认汽动给水泵控制盘MEH上设定值为500 r/min，画面显示低压进汽自动主汽门全开后，汽动给水泵转速显示为0。运行人员紧急将52号汽动给水泵打闸、检查。打闸前汽包水位为+30 mm，主汽流量为500 t/h，打闸后，流量上升至720 t/h。运行人员将51号汽泵控制方式由“自动”切至“手动”，并迅速降低51号汽动给水泵转速，以控制汽包水位，但汽包水位仍迅速上升。

06:53，汽包水位高至+250 mm，锅炉发生MFT(主燃料跳闸)。

07:33，在运行人员迅速组织恢复操作后，机组并网，带负荷。2 事故原因分析

(1)在操作过程中，没严格执行热机操作票，漏掉了“将52号汽动给水泵低压进汽电动隔离门打开”一项，从而使汽动给水泵因没有汽源而转速升不起来，这是引起汽动给水泵打闸的直接原因。

(2)在52号汽动给水泵打闸后，53号电动给水泵自启动，从而使主给水流量大幅上升至720 t/h。但由于53号电泵转速表不能正确指示，运行人员没能判断出给水流量上升的主要原因，而仅调节51号汽泵，从而控制不住汽包水位，引起锅炉MFT。3 事故暴露问题和反思

3.1 运行人员对热机操作票不够重视

对于热机操作，运行人员普遍存在认识上的误区，认为阀门、档板漏(误)开、漏(误)关不会象电气操作那样带来大的事故，加之部分管理人员对热机操作票的执行也有认识上的误区，因而对热机操作票的执行没有像对待电气“两票”那样重视。实际上机组启停不按规定操作，尤其是一些疏水阀门漏开或漏关，导致汽轮机大轴弯曲、水冲击等恶性事故时有发生。为此，应做好以下工作。

(1)加强运行员工的安全意识和安全责任教育，使他们认识到自己的工作对保证全厂设备安全运行的重要性，使他们树立起“安全就是效益，安全就是贡献”、“安全无小事”的理念。切实做到不仅重视电气操作，而且重视热机操作，不仅重视主机操作，而且重视辅机操作；

(2)加强对热机操作票执行的管理，要求运行人员认真按票面上所列的项目逐个阀门、逐个档板的检查，并逐项打钩，做好记录；

(3)加大安全生产奖惩力度，对认真履行安全职责、工作尽心尽责的人实行重奖，对不认真执行规程和管理规定的人给予重罚。3.2 操作票需进一步完善

如果汽动给水泵启动操作票制定得完善些，如在冲转汽动给水泵前加上“将电泵自动解除”这一步骤，就有可能避免主机跳闸事故。因此，需要对操作票的合理性、科学性认真进行审核，必须根据设备实际运行情况对基建、调试期间制定的操作票、现场运行规程进行重新梳理、细化和补充，使之不留任何漏洞和隐患，尤其对可能直接或间接引起主机跳闸的操作票要重新审核校订。3.3 运行人员需提高业务和心理素质

从事故的处理过程可以看出，运行人员业务素质不高，缺乏处理异常工况的能力和经验，未能全面掌握设备的参数、定值和逻辑保护的功能。如果运行人员知道1台给水泵的最大流量为560 t/h，则看到主给水流量为720 t/h，就应该能想到电泵自启动的问题，立即检查电泵的电流、流量、出口压力等有关参数；如果了解电泵联锁逻辑功能，则应该考虑到汽动给水泵打闸会引起电泵自启动的问题，也能避免主机跳闸的事故。同时，52号汽动给水泵打闸后，多个信号同时发出，运行人员处理起来有点慌乱。这些都说明运行人员业务素质不高，缺乏处理异常工况的心理素质。因此需要加强对运行人员的技术培训，尤其是加强控制和联锁逻辑、定值、保护等方面的学习和培训，加强反事故演习，加强日常事故预想，培养遇事不惊、遇事不乱的良好心理素质。3.4 严格执行管理制度

53号电泵转速信号错误直接干扰了运行人员的判断，是造成无法判断电泵自启动的一个因素。该缺陷已经存在1个星期而没处理，但这次事故后不到1天，53号电泵转速表就修好了。因此必须加大对缺陷的管理力度，制定严格的考核措施，并不折不扣地加以执行，真正做到“小缺陷不过班、大缺陷不过天”，为运行人员创造一个良好的运行环境。3.5 电泵逻辑需要完善

在电泵联锁逻辑中，只要电泵联锁投入、电泵不在就地、电泵启动条件满足、任一汽泵停止，电泵就联锁启动。而汽泵停止信号是一个综合信号，既可以是保护自动跳闸，也可以是手动打闸(运行中事故打闸和冲转过程中打闸)。电泵自启动的目的是在汽泵停止，流量减少时，用电泵来增加给水流量，故在电泵联锁逻辑中，还应加上“汽泵流量为0”这一条件。这样，就可以避免上述事故。由此可见新厂投产后，对全厂的设备系统保护的联锁逻辑、设置和整定进行一次全面详细的审核和调整是非常必要的。（金属监督—1）一起送风机严重损坏事故的分析

2001年7月4日20:40，某厂6号炉12号送风机运行中

第二篇：各地发电厂事故典型案例

发电厂事故案例汇编

前 言

为了认真汲取事故教训，提高对各类违章行为危害的认识，采取 针对性措施，有效杜绝恶性事故的发生,大连热电集团有限公司搜集了本事故案例汇编，请所属企业各级领导和广大员工高度重视,认真组织学习讨论,希望能从中汲取教训,引以为戒,为提高企业 安全生产水平提供帮助。大连热电集团安环部。

二〇一一 年 八 月

目 录

大唐集团电厂三起事故的通报； 托克托电厂“10.25”事故通报；

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； 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； 裕东电厂#1 机组#5 轴瓦烧损事故报告；

裕东电厂“10.28”#2 机组(300MW)停机事故的通报； 一起发电厂 220kV 母线全停事故分析；

宁波北仑港发电厂“3.10”电站锅炉爆炸事故分析；

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； 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 某电厂电工检修电焊机触电死亡

湛江电厂“6.4”全厂停电及#2 机烧轴瓦事故通报

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 某厂#4 机跳闸事故分析

大唐韩城发电厂“8〃3”全厂停电事故通报 托克托电厂“8.16”检修高加烫伤事故分析 郑州热电厂发电机定子接地保护动作跳闸分析 汉川电厂一次机组断油烧瓦事故的思考

大唐洛阳热电公司“1〃23”人身死亡事故的通报

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 王滩发电公司“6.10”电气误操作事故分析报告

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 2006 年 10 月 17 日台山发电公司#4 机汽轮机断油烧瓦事故

泸州电厂“11〃15”柴油泄漏事件监护制不落实工作人员坠落安全措施不全

电除尘内触电 检修之前不对号误入间隔触电亡 安全措施不到 位热浪喷出酿群伤

违章接电源 触电把命丧

制粉系统爆燃 作业人员身亡 违章指挥卸钢管 当场砸死卸车人 安全距离不遵守 检修人员被灼伤 焊接材料不符 吊环断裂伤人 误上带电间隔 检修人员烧伤 炉膛负压反正 擅自进煤斗 高空不系安全带 临时措施不可靠 起吊大件不放心 操作中分神 操作顺序颠倒 值班纪律松散 强行解除保护 运行强行操作 异常情况分析不清忘记轴封送汽 走错位臵操作 擅自解除闭锁 漏雨保护误动 更换设备不核对 对异常情况麻痹 保护试验无方案 甩开电缆不包扎 停电措施不全 检修无票作业 管辖设备不清

检修人员摔伤 煤塌致人亡 踏空坠落骨折 检修人员把命丧 机上看护出悲剧 带接地刀合刀闸 造成母线停电 误操作机组跳闸 造成炉膛爆炸 造成炉膛放炮 锅炉启动中超压 造成转子弯曲 低真空保护跳机 带电合接地刀闸 导致全厂停电 电压互感器爆炸 致使发电机烧瓦 机组异步启动 短路机组掉闸 引发全厂停电 机组断油烧瓦 越位检修酿险

集团公司内部资料

大唐集团电厂三起事故的通报

1、大唐国际北京高井热电厂 “1〃 8 ” 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-变组微机保护装臵，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，微机保护装臵的 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分，汽轮发电机组25 #3（N137.5-13.24-535/535）在负荷90MW 时开始滑停，主汽温甲侧 535℃，乙侧540℃，主汽压甲侧 10.77MPa，主汽压乙侧 10.74MPa。17：17 分时，负荷 20MW，主汽温甲侧 470℃、乙侧 476℃，主汽压甲侧 2.14MPa，乙侧 2.13MPa，机组差胀由 1.2mm 上升至 2.0mm，17：32 分打闸停机。在转速降到 1700 转/分时，#

1、#2 盖振达 114 微米，转子惰走 15 分钟后投盘车，电流在 8.6—12A 摆动，大轴弯曲 250 微米。1 月 10 日下午 14： 分，17 盘车电流 7.2A，大轴弯曲 55 微米，恢复到原始值后冲转。主汽温 380℃，主汽压 2.4MPa，再热汽温 361℃，14：33 分机组升速到 1200 转/分时，#2 轴承盖振超 60 微米，打闸停机，惰走 19 分钟，投盘车电流 7.8A，大轴弯曲 55 微米。停机后组织分析发现，在 1 月 9 日滑停过程中 17：00—17：15 有汽温突降 86℃，汽压突降 1.89MPa 的现象，17：08—17：30 有中压缸上下温差增大到 272℃的现象。1 月 12 日 1： 54 分，大轴弯曲 55 微米，盘车电流 7.5A，恢复到原始值。汽温 302℃，主汽压 1.67MPa，再热汽温 295℃，中压缸上下温差 35℃，符合启动 条件，在安徽电科院技术人员指导下冲转，当转速升至 1140 转/分时，#2 轴承盖振超 50 微米，打闸停机，惰走时间 17 分钟投盘车，电流 7.8—8.0A，大轴弯曲 50 微米。

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”

一、事故情况：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、机组运行 2（均为 300MW 机组）负荷分别为 240MW、，230MW。#1机组因 2004 年 10 月 1 日高厂变 A 分支 PT 故障后，一直 无停电机会更换，#1 机组厂用电由老厂 A 母线所带 300MW 启备变提 供，#2 机组带本身厂用电。

二、事故经过 ：1 月 13 日，北京熠邦电力技术有限公司耿〓〓、袁〓〓、徐〓〓到厂进行电费计量系统改造收尾工作，内容为“电气主控室及 110kV 升压站 4-9PT、5-9PT 二次回路压降测试”，公司电气检修队仪表班四名职工配合工作。9 时 50分，运行人员将工作内容为“电气主控室及 110kV 升压站 4-9PT、5-9PT 二次回路压降测试” 的工作票发出，工作负责人为张〓〓。13 时 45 分，三位同志到现场，工作负责人带工作人员到各表盘处交代注意事项后，并在现场监护。耿〓〓在电气主控室楼梯平台 7.5 处放线，袁〓〓在 110kV 变电站内 A 母线下方通道处由北向南拉测量 线，徐〓〓去联系借对讲机。约 14 时 24 分，由于在平台上放线的耿 〓〓停止放线，进入控制室，但没有通知袁〓〓，袁〓〓仍在拉线，当袁〓〓拉线行至 4—9PT 控制箱处时，此时放线约 35 米，测量线被绷紧后弹起，与104 开关 A、B 相放电，造成 104 开关母线侧接地短路。14 时 24 分，老厂电气主控制室 “110kV A 母线故障”、“110kV 145 故障”信号发出，母差保护动作，运行在 A 母线上的各分路开关及#6、8、10 机组掉闸，老厂负荷降至 60MW，厂用电全部自投成功。110kV A 母线故障的同时，由老厂接入新厂的启备变掉闸，14 时 24 分#1 机组厂用电全部失去，#1 机组首发“发电机断水保护动作”，机组掉闸。#1 机组掉闸后，所带 A、B 两台空压机掉闸。又由于#2 机所带 C、D 两台空压机冷却水系由#1 机组工业循环水泵提供，#2 机所带两台空 压机失去冷却水，保护动作掉闸。空压机停运后，由于两台真空泵入口门均为气动控制阀，压缩空气压力降低时，自动打开，#2 机组真空迅速下降，14 时 36 分机组低真空保护动作，机组掉闸。事故发生后，检查发现 104 开关 A 相并联电容及 B 相瓷瓶轻微烧伤，104 开关B相喷油，104 开关 A、B 相油标黑，104 开关间隔遮栏有电弧烧伤的痕迹。108 开关 B 相喷油，并且在 104 开关间隔附近的地面上发现有多段被电弧烧断的测量线。根据现场故障现象，判断为 104 开关 A、B 相母线侧对测量线放电短路。经查清原因并请示调度同意，14 时 38 分，老厂用母联 145 开关向 110kV－A 母线充电成功；14 时 42 分，老厂#6 机组并网；14 时 47 分，老厂#10 机组并网；19 时 45 分，老厂#8 机组并网；23 时 23 分，新厂#1 机组并网；23 时 2 分，新厂#2 机组并网。

三、暴露问题： 通过对这次事故的简要分析，暴露出对配合外来人员工作安全防范措施重视不够，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 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，快切装臵闭锁未动作，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），交直流端子交叉布臵并紧挨在一起，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、布臵安全措施、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。对五防闭锁装臵进行一次逻辑疏理，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℃。号机组成套设备从原捷克斯洛伐克进口，1992 1 于 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、应急处臵： 事故发生后，神头二电厂集控运行人员立即执行机组紧停措施，处理得当，避免了事故范围进一步扩大，锅炉、汽机、发电机三大主 设备没有受到损害。山西省电力公司立即启动事故应急预案。省公司主管安全生产的副总经理带有关人员于12 日中午赶到事故现场，了解事故情况，组织事故处理和伤员抢救。12 日晚山西省电力公司召开了党组紧急会议，成立了以总经理为组长的事故处理领导组和善后处理、恢复生产、事故调查三个工作小组，并立即开展相关工作。国家电网公司抽调专家组成工作小组于 13 日中午抵达神头二电厂，了解事故发生及应急处臵有关情况，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。

一、设备事故调查报告书(摘要)、设备规范：汽轮机为亚临界一次中间再热、单轴三缸三排汽、冲动凝汽式汽轮机，型号为 k 一 300-170—3，额定出力为 300MW。高压缸主汽门前蒸汽压力为 16.2MPa、温度540℃，高压缸排汽压力为 3.88MPa、温度 333℃。汽轮机高中压汽缸分缸布臵，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臵，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臵。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，级阻汽片下部左侧磨损约0.40-0.60mm；第 10 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； 16 时 22 分，当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。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臵后，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。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。9：17 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；通过分析与检测，此次事故与安装质量联系不大，#1 机组沉降均匀（见附件 3：沉降观测示意图）4.通过 DAS 记录的#5 轴瓦温。度上升曲线与运行人员记录的油膜压力下降数据分析基本吻合，印证了“轴瓦鼓包造成油膜压力下降几乎到零，从而导致轴瓦磨损”这一 结论。综上所述，这次事故的主要原因就是#5 轴瓦在制造期间少了 一道脱氢工艺，使得乌金与瓦块接合面处存有氢气，运行中氢气聚集 导致轴瓦鼓包，破坏了顶轴油膜压力，引起轴瓦温度升高，积累到一定程度使得油膜压力下降几乎到零，从而导致轴瓦磨损。

四、预防 措施： 1.事故发生后，裕东公司领导极为重视，按照“四不放过” 的原则，举一反三，积极与设备厂家联系，对同类型的轴瓦分别进行 了检查更换，此次共更换了#

1、#2 机组的#

5、#6 轴瓦以及备用轴瓦 等 6 块瓦，杜绝以后类似事故的发生； 2.运行中加强滤油，加强对 润滑油质的监测化验，以保证润滑油质良好； 3.加强对运行人员的技术培训和教育，加强对各轴瓦温度、振动的检查检测，加强汽机各 参数的监视和控制，发现异常及时汇报，果断地、正确地处理。

------------------------------

裕东电厂“10.28”#2 机组(300MW)停机事故的通报

一． 事故简述 2005 年 10 月 28 日 10 时，#1 机组正在大修，#2 机正常运行，负荷 200MW，2A、2C 给水泵运行，2B 给水泵备用，2A 循环泵运行，2B 循环泵备用，#

3、4 除灰空压机运行，#1、2、5 除灰空压机备用，#1 高备变带 6kV1A、1B 段并做#2 机备用电源，#

1、2柴油发电机备用。10月28日10：11，姚孟电厂（以下简称：姚电）检修人员李建中、李西义要求处理#4 除灰空压机疏水阀缺陷，裕东公司除灰运行 人员张电臣启动#5 除灰空压机，停运#4 除灰空压机（上位机上显示 已停运，事后调查当时实际仍在运行），除灰运行人员李龙就地检查#5 除灰空压机运行正常，关闭#4 除灰空压机出口门，姚电检修人员 打开化妆板发现#4 除灰空压机冷却风扇仍在运行，通知就地除灰运 行人员，除灰运行人员李龙按下紧急停机按钮，但#4 除灰空压机冷 却风扇仍没有停下来，为停运#4 除灰空压机冷却风扇，误断断油电磁阀电源。10：18 除灰运行人员李龙、检修人员李建中、李西义发现#4 除灰空压机冷却风扇处冒烟着火，立即尽力扑救，同时停运#

3、#5 除灰空压机，通知消防队，汇报值长，5 分钟后，专职消防队赶到 现场，因火情不大，利用就地灭火器材很快将火扑灭。10:21，集控人员发现#1 高备变高备１开关、6101、6102 开关跳闸，6208 开关跳闸，6kV1A、6kV1B、6kV2B 段失压，查#1 高备变保护分支零序过流保护动作； 10:21，#2 炉两台空预器跳闸，联跳 2A、2B 引风机，#2 炉 MFT，紧急降负荷，维持汽包水位； 10:22，2C 给水泵“低电压保护”动作跳闸，同时因给水泵所有 电动门失电，2B 给水泵无法启动； 10:24，2A 给水泵“工作油冷却器入口油温高Ⅱ值”热工保护动 作跳闸，汽包水位无法维持；10:25，#2 炉汽包水位-300mm，手启交流润滑油泵，手动打闸停机，6kV2A 17 段失压，#2 柴油发电机自启正常，带保安 2A、2B 段； 10:27，机转速降至 2560r/min 时，轴瓦温度发现上升趋势，#2 #4 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。

下面介绍一起因处臵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、20 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)保护报警信号设臵不合理。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臵；(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、装臵动作信号。(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。（炉膛安全系统）FSS 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臵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、布臵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臵密度低，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 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”位臵。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 汽轮机启动维护说明书 /112.003.SM 》 和 《 CC508.83/4.02/1.27 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，1.27MPa 蒸汽倒流至汽轮机低压 使缸成为可能(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；提高超速保安装臵的动作可靠性；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。

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： 值长高峻山批准发出#2 高加检修工作票 J1R10608058 50（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。8月17 日维护项目部成立了事故调查工作组、对外协调工作组 和生产稳定工作组。安排 9 人配合医院护理伤员，并于 8 月17日上午通知三人家属赶到呼和浩特二五三医院。蓝巢检修公司副总经理沈 宏强和项目部党委书记李阿勇向家属介绍了事情经过和伤员伤势，安抚家属留在呼和浩特配合医院治疗。项目部副经理孙胜春组织事故现 场勘察取证和事故分析。8 月 16 日 23 时项目部副经理孙胜春及相关人员参加托电公司组织召开的事故分析会。8 月 17 日 6 时现场清理完毕，恢复正常生产。

三、事故调查

1、托电#1 机组高加系统介绍。托电#1 机组为日本日立机组，三台高加（德国 BDT 生产卧式 U 型管式）布臵方式是东西走向，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 米设臵放水门和排空气门，#2 高加 位于汽机房 6.8 米层，水室入口侧在 0 米 C 列墙处设臵放水门，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 米层设臵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（具体布臵见附件四）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 1/42）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。

大唐洛阳热电公司“1〃23”人身死亡事故的通报

2007 年 1 月 23 日 7：45 分，大唐洛阳热电公司发生一起煤垛坍塌、推煤机从煤垛上翻落，造成操作人员死亡的事故。有关情况通报如下：

一、事故经过： 23 日 7：45 分，燃料管理部职工王某某（男，52岁），到车库将#2 推煤机开出，准备到煤垛上对汽车煤进行整形工作。7：55 分左右，在推煤机即将行驶到煤垛顶部时，道路右侧（斗轮机侧）煤垛坍塌，致使推煤机倾斜翻入煤堆下面，落差约 6 米，推煤机翻倒后，坍塌下来的煤将推煤机埋在下面。正在煤垛下面捡石头 的卸煤人员发现情况，立即组织人员进行抢救，由于严重外伤和窒息，经医院抢救无效死亡。

二、事故暴露出的问题： 目前，事故调查工作正在进行中。虽然事故经过比较简单，但暴 露出该厂安全生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、布臵工作时，没有同时组织、布臵安全工作。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臵，并认真部署谋划各项工作；重点检查输煤、除灰、脱硫等附属车间的安全隐患，检查外包工程及外委队伍，是否按照集团公司的要求实施管理；重点检查商场、俱乐部等人员聚集场所的消防及安全防护设施，确保不发生恶性事故；重点检查各项防寒、防冻的措施是否到位，确保安全可靠地供电、供热。2.各单位必须 严格执行集团公司《安全生产工作规定》的要求，对于转岗人员、进 入生产现场的外包人员、多经企业人员，必须实施安全教育和培训，熟悉设备系统，掌握操作技能，并经考核合格后上岗。考试不合格的人员，不得上岗。3.各单位必须加强特种设备与特种作业人员管理。特种设备必须按期进行检测、检验，并取得相应的合格证书或使用许可证。对厂内机动车辆等，必须实施统一的调度管理，严禁无证人员驾驶。学员必须经过新岗位的安全教育培训、考试后方可跟班学习，严禁单独作业。

华能榆社发电有限责任公司

电气运行人员走错间隔违章操作人身死亡事故

1、事故经过 2005 年 10 月 15 日，华能榆社电厂正值#4 机组 D 级检修，#02 启备变接带 6kVⅣA 段母线运行，6kVⅣB 段母线检修清扫。14 日 22 时，电气检修配电班 6kVⅣB 段母线清扫工作结束，压回工作票。14 日 22 时 10 分，#4 机副值田宇军（男、25 岁）、巡操员郝润旺（男、33 岁）进行 6kVⅣB 段由检修转冷备操作，于 14 日 22 时 50 分持票 开始操作，在拉出 64B 开关间隔接地小车时，开关柜钥匙拨不出，联系电气检修人员进行处理，23 时 50 分 64B 间隔 D3 接地小车钥匙处理好。15 日 00 时 15 分副值田宇军监护，巡操员郝润旺持操作票再次进行 6kVⅣB 段由检修转冷备的操作。15 日 0 时 41 分，#02 启备变 140 开关、604A 开关跳闸，110kV 系统母联 130 开关 跳闸，#02 启备变保护屏 “6kVⅣB 段母线复合电压过流保护、限时 速断保护”“02#启备变复合电压过流保护”保护动作信号发出。随即巡操员郝润旺被电弧烧伤衣服着火冲进集控室，告知田宇军也被烧伤，运行人员紧急赶至机 6.3 米时与已跑出 6kVⅣ段配电室的田宇军相遇，值长当即联系救护车辆和医务人员，护送郝润旺、田宇军前往医院进行救治。经检查郝润旺总烧伤面积 95%，深二度至三度 65%，浅二度 30%；田宇军总烧伤面积 95%，二度 15%，三度 80%。10 月 19 日 11 时 30 分田宇军伤情恶化，经抢救无效死亡。11 月 1 日，郝润旺伤情恶化，在北京抢救无效死亡。

2、原因分析： 事故现场检查情况： 6kVⅣB 段 604B（6kVⅣB 段备用电源）开关后柜下柜门被打开放 臵在地上，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臵一颗 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 6kV ⅣB 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 臵一颗螺丝拧下，另一颗螺丝拧松，致使防误闭锁锁孔片脱开，防误闭锁装臵失效，强行解除防误闭锁装臵。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 张家港沙洲电力有限公司内部资料50 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〓〓根据发电部布臵，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 6kV 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，前侧接地刀机械位臵指示器指 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臵，关上柜门，手摇刀闸车至工作位臵，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 6kV 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 开关接地刀的位臵时从盘后窥视孔进行窥视不易看清，柜前的位臵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6kVA 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 从试验位臵推入到工作位臵的过程中，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、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臵不完善，刀闸没有机 械防误闭锁装臵，拟改进的辅控微机五防装臵尚未实施，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 臵是#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 6kVA 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，“三以对”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”闭锁装臵的改造，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，保证全厂保护装臵正确投入。

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臵 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臵。对高、低压备用油泵和低油压保护装臵要定期试验，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。

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。

…………………………………………………………

泸州电厂“11〃15”柴油泄漏事件

2006 年 12 月 25 日，四川省环保局正式通报了泸州市“11〃15” 环境污染事件调查结果，此事件被定性为系泸州市川南发电有限公司泸州电厂(以下简称泸州电厂)及施工单位安全生产事故引发的重大环境污染事件，相关单位及责任人均已受到严肃查处。通报说，2006 年 11 月 15 日，泸州电厂发生柴油泄漏事件，部分柴油流入长江，造成泸州市区自来水厂停止取水，并对重庆市部分地区造成影响。事件发生后，四川省委、省政府高度重视，省环保局长田维钊立即带领环 评处、环境监察总队相关人员赶赴现场指导处臵工作，西南环保督查 中心也迅即展开工作，并成立了省、市环保联合调查组，对事故进行 深入调查。群众举报电厂柴油泄漏，油污部分进入长江2006 年 11 月 13 日 9 时许，泸州市环境监察支队接到群众举报，反映泸州电厂有油污外排。执法人员调查发现，电厂排污口下游有少 量油污，但未继续排放。经查，这些油污是电厂抽取废油池底部清水 时将部分池中废油带出所致。油污未进入长江。执法人员当即向企业下达《环境监察通知书》，要求查明废油来源，停止排放，清理小溪 沟油污，并将处理情况书面报市环境监察支队。2006年11月15日15 时30 分，泸州市环境监

察支队又接到举报，长江泸州市江阳区方山镇段发现油污，疑为泸州电厂所排。当日 16 时 40 分，环境执法人员在现场发现长江江面有条长约几公里的柴油污染带，立即通知泸州电厂环保人员查找原因，检查发现这些柴油是经 1 号供油泵冷却水管泄漏，随雨水排放沟直接外排，执法人员立即组织封堵，切断泄漏源。此次柴油泄漏从 2006 年11月15日上午 10 时供油泵运行时开始至下午6 时切断，历时 8 小时，核定泄漏油量为 16.9 吨。操作人员蛮干，擅自将冷却水管接入雨水沟 联合调查组查明，发生柴油泄漏事件的泸州电厂 2〓60 万千瓦发电机组建设项目，总投资 47 亿元，其中环保投资 6.86 亿元，由四川投资集团下属的巴蜀电力公司、华电国际公司和西部能源公司共同投资。此次柴油泄漏事件主要原因，一方面是由于泸州电厂与施工单位擅自将冷却水管接入雨水沟，导致点火 系统调试过程中供油泵密封圈损坏，大量柴油从冷却水管外泄；另一方面是由于厂方及施工单位管理不善，操作工人蛮干，致使抽取污油池中冷却水时不慎将部分污油外排。专家对企业第二次提供的泄漏 量估算进行了核算，约为 16.9 吨，其中约 4.5 吨被周围群众打捞收集，其余流失在厂外小溪沟及长江。同时查明，在监测数据超标的情 况下，水务集团南郊水厂 1#和 2#泵停止取水 6 小时，北郊水厂 1#泵 停止取水 2.5 小时，2#泵停止取水 4.5 小时，但未停止向城市供水，局部区域供水有失压现象，对居民用水影响不大。联合调查组认为，此次柴油泄漏系泸州电厂及施工单位安全生产事故引发的重大环境 污染事件；事件造成泸州市水务集团两个取水点取水中断，但未对泸州市生活用水造成大的影响，未造成人员伤亡和较大经济损失；污染物流入重庆市江津县境内，属跨省域污染事件。没有制定应急预案，事故应急池也未建成 联合调查组认为，发生此次污染事件，也暴露出企业环境安全意识淡薄，管理中存在严重缺陷。“三同时”制度 执行不到位。泸州电厂在事故应急池未建成、污油池未连通污水处理厂，也没有制定环境污染应急预案，不具备带油调试条件的情况下，未报告当地环保部门擅自调试分系统，引发了柴油泄漏污染环境事 件。企业环境安全意识淡薄。擅自修改冷却水排放管道，将冷却水管直接与雨水排放沟连通，致使本应在污油池及集油管沟收集的废油直接外排。同时，企业在管理中也存在严重缺陷。泸州电厂废油池 的抽油泵无严格操作管理规程，与施工单位责任不明确，加之施工单 位操作人员责任心不强，致使污油外排。此外，柴油泄漏量估算失误。在泄漏柴油量初次核算中，泸州电厂技术人员误将小启动锅炉燃 油量按大启动锅炉计算，大大高估了燃料消耗量，并故意将实际购油数量减少 3％，致使第一次上报的柴油泄漏量与实际泄漏量差距很大，导致报送信息失实。扣减有关责任人员绩效奖金，副总工程师职务被撤销 根据国家环保总局 《关于严肃查处四川川南发电有限责任公司泸州电厂11〃15燃油泄漏事件责任人的监察通知》和国家环保总局西南环保督查中心有关通知要求，四川省依法从严、从快追究肇事责任。对四川泸州川南发电有限责任公司，责成其立即停工整改，全面排查环保隐患，并向省环保局做出书面检查；同时处以 20 万元的经济处罚。依据中共四川省委、省人民政府关于《进一步加强环境保护工作的决定》的有关精神，省环保局做出了暂停审批泸州市除污染治理项目以外的所 有新建项目。对应负监督管理领导责任的四川泸州川南发电有限责任公司总经理史勋扣减半年绩效考核奖金并提请董事会给予警告处分； 对应负监督管理直接领导责任的常务副总经理梁帮平扣减一年绩效考核奖金并提请董事会给予警告处分； 对应负现场监督管理领导责 任的副总工程师苟发全扣减 3 个月绩效考核奖金并撤销副总工程师 职务；对应负监督管理责任的环保专业工程师白志盛扣减 3 个月绩效考核奖金并撤销环保专业负责人职务；

对应负现场监督管理直接责任的锅炉专业组副组长程忠飞扣减 3 个月绩效考核奖金并撤销锅炉专 业组副组长职务、解聘其锅炉专业工程师岗位；对应负监督管理责任的锅炉专业组组长朱武松扣减 3 个月绩效考核奖金。

监护制不落实 工作人员坠落.【简述】1994 年 9 月 3 日，某厂锅炉检修人员在处理水膜除尘器缺陷工作中，工作负责人监护不到位，一名检修人员坠落死亡。

【事故经过】1994 年 9 月 3 日 11 时 40 分，锅炉检修队队长用电话通知 锅炉风机一班班长： “#l 炉乙水膜筒顶部有一孔洞漏风，下午消除这 一缺陷”。同时要求班长： “上去一定要铺好脚手板（因水膜筒顶部钢 板已腐蚀严重，仅由 810mm〓830mm 的 14 号槽钢网格框架支撑着，保温与框架高度在同一平面），一定要注意不要踩保温，必须踩着脚手板。下午，” 锅炉风机一班班长就带着技术员及焊工梁某到了现场，他们三人先割了一块钢板抬到#l 炉除尘器平台（标高 15 米）上（#l 炉正在预装电除尘器），梁某先上到水膜筒顶部，班长在下面问： “上 面铺着板子没有”。梁回答：“上面有板子踩着”，说完后用绳子将钢 板提了上去。技术员向班长打了招呼也上到了水膜筒顶部，技术员与梁某将钢板盖在孔洞上，发现钢板尺寸小了，孔洞东西两边各有一条 100mm 的缝，仍然漏风。这时二人看到甲水膜筒顶上有块 1.3 米左右的短脚手板，就到甲水膜筒顶上去取（甲、乙、丙、丁水膜筒上有电 除尘器安装时铺的连通步道）。技术员在前走，梁某在后面走，梁某 却没有走脚手板步道，而是两脚分别踩着槽钢架和保温上走过去，回来时仍两脚分别踩着槽钢框架和保温走过来。15 时 31 分当梁某走到 孔洞南侧一空时，他左脚踩在槽钢上，右脚踩在保温上，弯腰下蹲准备堵缝时，因右脚踩在保温上承力较大，将保温踩坏，瞬间人和木板 在水膜筒内负压（350mmH20）的作用下，掉进水膜筒内部（水膜筒顶标高 22.1 米，水膜筒下锥部标高 1.5 米，落差 20.6 米）。立即停炉 救人。梁某16 时 58 分经抢救无效死亡。

【事故原因】 1.作业人员 工作中图省事、怕麻烦，缺乏自我保护意识，不认真执行安全措施。2.事故发生的过程中工作负责人未到水膜除尘器顶部工作现场，失去了对工作成员的监护，无法对违反安全措施的行为及时制止。

【防范措施】 1.扎实细致的进行安全教育，提高职工自我保护意识。2.《电业安全工作规程》（热力和机械部分）第 75 条明确规定了工作 负责人的三项安全职责： “正确的和安全的组织工作” “工作人员，给予必要指导”，“随时检查工作人员在工作过程中是否遵守安全工作规程和安全措施”。工作负责人除进行安全交底外，还必须按照安规要求进行现场监护。

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。

检修之前不对号 误入间隔触电亡

【简述】1996年10月9日，某热电厂检修人员误登带电开关造成人身触电死亡。

【事故经过】1996 年10月9日，某热电厂电气变电班班长安排工作负责人王某及成员沈某和李某对户李开关（35kV）进行小修，户李开关小修的主要内容是： 擦洗开关套管并涂硅油。（1）（2）检修操作机构。（3）清理 A 相油渍。并强调了该项工作的安全措施。工作负责人王某与运行值班人员一道办理了工作许可手续，之后王某又回到班上。当他们换好工作服后，李某要求擦油渍，王某表示同意，李即去做准备。王对沈说： “你检修机构，我擦套管”。随即他俩准备去检修现场，此时，班长见他们未带砂布即对他们说：“带上砂布，把辅助接点砂一下”。沈某即返回库房取砂布，之后向检修现场追王，发现王某已到与户李开关相临正在运行的户城开关（35kV）南侧准备攀登。沈某就急忙赶上去，把手里拿的东 西放在户城开关的操作机构箱上，当打开操作机构箱准备工作时，突 然听到一声沉闷的声音，紧接着发现王某已经头朝东脚朝西摔爬在地上，沈便大声呼救。此时其他同志在班里也听到了放电声，便迅速跑到变电站，发现王躺在户城开关西侧，人已失去知觉，马上开始对王进行胸外按压抢救。约10 分钟后，王苏醒，便立即送往医院继续抢救。但因伤势过重，经抢救无效于十月十七日晨五时死亡。从王某的受伤部位分析得知，王某的左手触到了带电的户城开关（35kV）上，触电途经左手——左腿内侧，触电后从 1.85 米高处摔下，将王戴的 安全帽摔裂，其头骨、胸椎等多处受伤。

【事故原因】 当工作负责 人王某和沈某到达带电的户城开关处时，既未看见临时遮栏，也未看 见“在此工作”标示牌，更未发现开关西侧有接地线。根本未核对自 己将要工作的开关，到底是不是在二十分钟前和电气值班员共同履行 工作许可手续的那台开关，就冒然开始检修工作，其安全意识淡薄。

【防范措施】 1.开工前必须认真进行设备“三核对” 2.《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）第 54 条规定：“完成工作许可手续后，工作负责人（监护人）应向工作组人员交待现场安全措施，带电部位和其他注意事项”，此项工作应在工作现场进行。工作负责人应向工作组成员进行安全交底和技术交底，肩负起工作监护人的职责。3.《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）第51条对工作组成员的安全责任规定：“应认真执行规程和现场安全措施，互相关心施工安全，并监督本规程和现场安全措施的实施”。每位参加工作的成员都要遵守。

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）63 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。

违章接电源 触电把命丧

【简述】1999 年 8 月15 日15 时30 分，某厂电力实业开发总公司建筑安装公司 1999 年 8 月 15日在承包的地下排水工程施工中，因人员违章作业发生一起人员触电死亡事故。

【事故经过】8月15日15 时30 分，某厂电力实业开发总公司建筑安装公司承包地下排水工 程，在地坑深度 5.8 米作业过程中，因地下水上涨，必须要用抽水泵 将坑内水抽净。16 时 50 分左右唐某取来小型抽水泵，即与另一名在场的电工贲某开始进行电源接线工作。贲某在地坑上面，唐某在地坑内接电线，唐某在地坑内喊贲某投电源试转，贲某确认后就登上工具箱上部投电源，先投熔断器，又投开关把手，贲某从工具箱上面下到地面时，听到地坑内有人喊“有人触电了”，贲某这时又立刻登上工具箱拉开电源开关，这时唐某已仰卧在地坑内。在场同志立即将其从坑内救出地面，汽机分公司王某对唐某进行不间断人工呼吸，并立即送往珲春市医院抢救，经医院全力抢救无效，于17 时 45 分死亡。

【事故原因】 此次人身死亡事故的直接原因是唐某（死者）在作业中图省事，怕麻烦，擅自违章蛮干造成的。唐某在作业中，电源进口引线 三相均未固定，用左手持电缆三相线头搭接在空气开关进口引线螺丝上（电源侧）进行抽水泵的试转工作，在用右手向左手方向投空气开 关时因用力过猛，电源线一相碰在左手大拇指上触电，触电后抽手时，将电源线（三相）抱在身体心脏处导致触电死亡。【防范措施】 在潮湿环境下进行电气作业，必须按“安规”的要求做好安全措施，必须装设漏电保安器，必须提高安全意识，加强自我防护能力。

制粉系统爆燃 作业人员身亡

【简述】1994 年 8 月 7 日，某发电厂检修人员(临工)在处理风 扇磨分离器堵塞工作时，安全意识不强，无票作业，在没有采取与系 统隔断措施情况下进行工作，锅炉运行中发生正压，导致分离器煤粉爆燃，造成在分离器工作的人员烧伤致一人死亡，一人重伤事故。

【事故经过】#4 炉为直吹式制粉系统，配有 4 台风扇磨煤机（编号配臵为#13.#14.#15.#16）。事故前制粉系统运行方式：#13 磨处于检修状态，其余 3 台磨运行。20 时55 分，运行中的#16 风扇式磨煤机一次风压回零，司炉马〓〓初步判断为锁风器堵塞，司炉要求副司炉停止 #16 磨运行，让司水员检查#16 磨锁风器无杂物后，判断为分离器堵，在将情况汇报班长后，随即联系电气运行将#16 磨 张家港沙洲电力有限公司内部资料 64 停电，并用防误罩扣上了#16 磨操作开关把手，联系制粉车间值班人员处理。司水员在 22 时找到值班人员姜〓〓（男，40 岁，临时工）和吕〓〓（男，22 岁，临时工）人正在处理#3炉#10 磨大盖，2 漏粉，司水员讲明情况后，2 人同意处理，司水员随即离去。此时，#4 炉#14.#15 磨运行，投一个油枪助燃，22 时 33 分由于煤湿#15 磨突然断煤，致使#4 炉燃烧不稳瞬间正压（60pa），由于检修人员在处 理分离器堵时，没有插入分离器出口插板（此项工作规定由检修人员完成），#16磨没有与运行系统隔绝，运行人员没有按安全工作规定监督检修人员采取可靠的隔绝措施，致使火焰冲入磨煤机分离器并引起内部煤粉爆燃，将正在处理分离器堵塞的姜、吕二人烧成重伤，姜 〓〓于次日死亡。疏于对外雇工的安全管理，外雇工单独从事危险性 作业，失去有效的监护，是造成伤亡事故的重要原因，事故教训十分深刻。

【原因分析】 1.“两票三制”执行不力，缺少相应安全工作检查监督机制。检修工作无票作业。严重违反《电业安全工作规程》 热力机械工作票制度的补充规定 1.1 在生产现场进行检修、试验或安装工作，凡属下列情况之一者，必须填用热力机械工作票：1.1.1 需要将生产设备、系统停止运行或退出备用，由运行值班人员按《电业安全工作规程（热力和机械部分）》规定采取断开电源，隔断与运行 设备联系的热力系统，对检修设备进行消压、吹扫等任何一项安全措施的检修工作。1.1.2 需要运行值班人员在运行方式、操作调整上采取保障人身、设备运行安全措施的工作。2.严重违反《电业安全工作规程》 热力机械工作票制度的补充规定中的有关规定第 1.2 条：事故抢修工作（指生产主、辅设备等发生故障被迫紧急停止运行，需要立即恢复的抢修和排除故障工作）可不填用工作票，但必须经值长同意。夜间如找不到工作票签发人，可先开工。对上述可以不填用工作票的事故抢修工作，包括运行人员的排除故障工作，仍必须明确工作负责人、工作许可人，按《电业安全工作规程》规定做好安全措施、办理工作许可和工作终结手续。工作许可人应将工作负责人姓名、采取的安全措施、工作开始和终结时间记入值班记录” 3.违反了《电业安全工作规程》对工作负责人条件的规定。《电业安全工作规程》“热力机械补充规定”2.3.1 条规定： 工作负责人一般应由在业务技术上和组织能力上能胜任保证安全、保证质量完成工作任务的人员担任，并应具备以下条件：熟悉安全工作规程有关部分；掌握检修设备的设备情况（如内部结构、缺陷内容等）和与检修设备有关的系统；掌握安全施工方法、检修工

艺和质量标准。2.3.2 一级工、学徒工不得担任工作负责人”。本次事故的检修工作全部由临时工进行，临工不可担任工作负责人。4.运行人员安全意识淡薄，安全生产责任制 落实不到位，对无票工作没有提出制止。事故防范、事故预想执行不到位，对制粉系统发生爆炸的机理及危险性认识不足。既未在开工前按《电业安全工作规程》要求执行安措（将分离器插板插上），检查 安措执行情况，办理工作许可手续，也未在就地进行监护。5.检修人员自我保护意识差，对工作的危险性认识不足。开工前未有采取任何安全措施，也未要求运行人员采取在运行操作调整上采取安全措施。6.危险点分析预控不到位，消缺工作的安全管理制度不健全，运行人员对检修人员工作时间不掌握，不能根据本次作业的危险点而采取有效措施以保证锅炉安全稳定运行，当由于来煤过潮发生断煤引起锅炉燃烧不稳时，没有采取保护检修人身安全的意识。7.外用工管理存在漏洞，本次作业严重违反了“外雇工不得单独从事具有危险作业”的安全生产工作规定，外雇工担任夜间检修工作值班，没有正式职工带领，单独从事具有爆炸危险性很高的工作，是造成这起外雇工伤亡事故的重要因素。对外雇工的安全教育、培训不认真。违反了“各单位临工在安全管理上要与正式工同样对待和要求” 规定。根据安全生产工作规定的要求，外雇工应和职工一样进行安全教育，而外雇工对于检修工作最基本的安全事项都不掌握，根本不具备独立安全工作的能力，不安全的工作习惯，违章的行为造成了这次惨剧。

【防范措施】 1.加强和完善“两票三制”管理，制定切实可行的工作票制度，杜绝无票工作现象。使工作票制度真正成为设备及 检修人员人身安全的重要保障。2.严格执行《电业安全工作规程》热力机械工作票制度的补充规定中，对工作票签发人、工作许可人、工作负责人条件的规定。在工作票的执行程序中工作许可人要认真审 查工作票中所列安全措施是否完善正确，检查安全措施确已正确执 行，在工作许可时，“检修工作开始前，工作许可人和工作负责人应共同到现场检查安全措施”的规定，必须认真执行。3.做好危险点 分析和预控工作，运行人员在运行调整上、运行方式上所采取的保证 人身、设备运行的安全措施一定要认真执行。4.加强对临时工的安全管理与教育，认真执行“临工在安全管理上要与正式工同样对待和要求”规定。

违章指挥卸钢管 当场砸死卸车人

【简述】 1991 年 6 月 12 日，某发电厂因违章卸车致使一人死亡。

【事故经过】1991 年 6 月 12 日，某发电厂建安公司在灰场改造施工 过程中，需由厂车队将厂内Ф273 某 9mm，90 余米长的 11 根钢管运 至厂外周源灰场工地。6 月 12 日 8 点上班，将厂内每根约长 9 米、重 550 公斤的钢管 11 根，分别装在东风 50 一 06361 号及 50 一 D6365 号车上，运到周源灰场工地。建安公司领导张某及其他 9 人先后到 达施工现场准备卸车。50 一 D6365 号车利用现场地势坡度和管子后 滑的作用，松开固定钢丝绳后，车向前开，利用管子后滑的惯性将管 子一次全部卸了下来。50 一 06361 号车也想采用同样的办法卸车，由于该车所处位臵路基较软且有弯道，在倒车时车身向左侧倾斜，车 上 6 根钢管整体向左侧移动了约 40 厘米，司机怕管子落下时撞坏车身或发生翻车，不同意再采取同样办法卸车。后由司机白某某和张某指挥将车倒至坝基上，车身恢复平稳，司机邵某某提出用绳子向下拉，并提供麻绳一根，由于麻绳被拉断而没有实施成。又改用人力一根一 根往下撬，解掉固定绳后，张某、赵某和民工党某

先后上了车，三人 同时准备用小撬杠撬管子，张某一脚踩在驾驶室顶上，一脚踩在由左 向右的第五、六根管子上，民工党某在车中间，赵某在车尾部，车下有人用一根长约 4 米，直径约 50 毫米的木杠插入管子尾部准备同时用力，赵某和党某站在第五、六根管子上。12 时 05 分大家同时用力撬上边第一根管子，结果使第一、第二根管子先后落地，紧接着其余 四根管子全部向左侧滚动。党某发现情况不对，随即翻身跳出车厢，赵某因身体重心失去平衡而随第五根管子掉入车下，被紧接着滚落下 的第六根管子砸伤腰部，立即将赵某用汽车送往韩城市医院（时间为12时15分）抢救，至15时30分呼吸、心跳停止而死亡。医院诊断为：创伤性失血性休克，抢救无效死亡。【事故原因】 1.没有明确的卸车方案。本次卸车作业中，既没有编制《起吊方案》及《安全技术组织措施》，而且参加作业的 10 人当中，没有一名起重工，安全、技术措施都没有保证，缺乏起码的起 重装卸常识。2.现场卸车中形成的实际指挥人张某不胜任指挥工作，违章指挥，导致了本次事故的发生。

【防范措施】 具有高、大、长、重特点的物件装卸前，应编制专项《起吊方案》及《安全技术组织措施》 在起吊方案中应规定由能胜任此项工作的起重工担任起吊指挥，全权负责起吊工作。

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，且班长在布臵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。

焊接材料不符 吊环断裂伤人

【简述】1998 年6月1日，某发电厂一检修人员高处作业时坠落造成人身重伤。【事故经过】6月1日 15 时，某发电厂除灰分场检修一班进行新制作的含油工业废水泵前臵滤网（该滤网长、宽、高分别为 1.5.0.5.1.8 米，重约 160 公斤）防腐油漆工作。防腐工作前 用 3 吨葫芦将滤网从-6 米吊至零米，17 时 10 分左右，职工张某在油漆前臵滤网内部时，悬吊滤网的吊环突然断裂，张随前臵滤网一起坠落到-3.5米处，当即送市医院检查治疗。诊断为肋骨、第一腰椎、左侧骼骨骨折。

【事故原因】1.滤网安装施工的电焊工未能分辨出吊环材质为不锈钢制作（吊环应为普通钢材，因为滤网是普通钢材制做。，其他工作人员也未提出异议。两种不同材料焊接粘合力低，导致吊环与滤网之间焊接不牢固，是导致此次事故的原因之一。2.该项工作施工前未办理工作票，未履行工作许可手续，更无具体的工作

负责人（监护人），工作现场也未设专人进行监护，所以未能及时发现和制止违章现象和行为。伤者张某在油漆前臵滤网前，明知道此项工作安全上存在诸多漏洞（滤网吊环安装不合理、无防坠落措施），没有向有关人员提出，却盲目进行作业。【防范措施】 1.提高对“三不伤害”的认识，加强自我保护意识。2.在布臵生产任 务的同时布臵和讨论防止人身事故的安全措施，检修人员在实施工作 时要认真执行工作票制度和工作监护制度。

误上带电间隔 检修人员烧伤

【简述】1999 年 6 月 1 日，某发电厂由于电气检修人员违章，爬上运行中的 110kV 开关“三角机构箱”，在作业中安全距离不够，造成开关对人体放电，构成人身重伤事故。同时由于 110kV 母联开关拒动，引起双母失压，运行人员在事故处理中判断失误，扩大成全厂失压的事故。

【事故经过】事故前#1 机组计划小修，#2 机组运行，负荷 50MW，110kV 固定双母运行，#1100 为母联开关，#0 厂高变在北 母运行供 6kVⅠC，其它厂用系统均为正常方式。6 月 1 日 11 时，电气分场在#1 主变、#1厂高变系统检修中，工作负责人王某指挥人员 进行#1101 开关小修。王某站在相邻的渭枣开关机构箱支持台上向 #1101 开关上传递东西，后不知何故，王又上至渭枣开关操作箱顶部，在下操作箱时不慎将手搭在渭枣开关“三角机构箱”处，开关放电，电弧烧伤王某胸部、腿部，随后王摔至地面，送往医院治疗。渭枣开关放电后，渭枣开关、#1102 开关、渭董开关跳闸，母差动作，#1100 开关拒动（原因为保险压接不良），引起 110kV 南北母失压。此时#2 机负荷由 50MW 下降，经#2 厂高变带 6kVⅡ段母线运行，运行人员按停机习惯，将#0 厂高变低压侧#620 开关合上（由于北母失压，#0厂高变无电），断开#622 开关，造成厂用电全停，#2 机组厂用电失压，锅炉熄火，汽机打闸停机。11 时 26 分，经渭董线向 110kV 送电，恢复厂用电。11 时 38 分至 11 时 50 分跳闸线路相继加运。13 时 53 分，#2 机与系统并网。【事故原因】 1.工作负责人违章误入带电间隔，站在运行中的渭枣操作机构箱上，不慎造成人身烧伤。在这种相邻都是带电间隔，本人又是监护人的情况下，本应监护好工作组成 员安全工作，确自己带头违章失去监护作用，安全意识太淡薄。2.工作票执行过程中的严重不到位。本次作业工作票不合格，安全措施不完备，应设的遮栏未设，工作票未要求，运行也未作。对于这样 一张严重不合格的工作票，工作票签发人、许可人、批准人严重不负责任，没起到审核作用。在发工作票过程中，运行人员本应和检修人员一起到现场检查安全措施执行情况，由运行人员向检修人员交代临近带电部位，检修人员在工作前应由工作负责人带领全体工作人员现场宣读工作票，交代安全措施，但都未能进行。3.1100 开关拒动原因是动力保险压接不良，如果压接良好，就不会发生甩负荷。运行人员没有根据现象及时判断出事故发生后设备的运行状态，误判断、误指挥，使厂用电倒换在已经因事故停电的母线上，造成了事故扩大，全厂停电。

【防范措施】1.严格执行工作票制度，杜绝违章作业。2.提高运行人员事故 应变能力。做好平时的事故预想、反事故演习、人员培训，不断提高业务水平。3.对于主要保护的定期巡视、检查制度要健全。反事故措施要真正落实。

炉膛负压反正 检修人员摔伤

【简述】2003 年6月17日，某发电厂锅炉一名检修人员高空掉下摔伤。

【事故经过】6月17日，某发电厂锅炉分公司本体班人员，在处理#7炉#2角火

嘴护板堵漏缺陷时，工作前按规定履行了工作票手续，而且安全措施中也明确指出：炉内保持负压，保持运行参数。工作票中所列安全措施是完备的。工作中当锅炉炉膛突然正压，王某因躲避从炉膛喷出的火焰，2 米高的脚手架上掉下，从造成右脚扭伤、骨折。【事故原因】 1.运行人员安全意识不强，对检修工作所提出的安全措施没有引起足够的重视，特别是对于存在人身安全的问题思想重视不够，没有对可能出现的问题做好事故预想，致使运行中炉膛正压，是发生本次事故的重要原因。2.在处理#7炉#2 角火嘴护板堵漏缺陷工作过程中，检修人员不认真执行防范措施，为图方便不顾烧伤危险，采取正面作业的错误方法，在场的其他工作人员也没有及时制止，反映出检修人员在危险点分析上，还存在做表面文章的现象。【防范措施】 1.加强危险点分析制度执行过程管理。工作前参加工作的人员对于作业方法、个人防护和环境要作相应分析，采取控制措施，在实际工作中按防范措施严格执行。2.运行人员在运行设备有检修项目时，对可能出现的问题要做好事故预想。

擅自进煤斗 煤塌致人亡

【简述】1985年10月25日，某发电厂一名燃料运行工人违章进入煤斗捅煤窒息死亡。

【事故经过】10月25日，某发电厂燃料运行工张某在上煤工作中，严重违反安全工作规程，在没有得到批准，无人监护、没有采取必要的安全措施情况下，私自进入原煤斗捅煤，由于煤塌方，造成窒息死亡。

【事故原因】 燃料运行工人张某某，工作中严重违反安全工作规程，在上煤过程中，没有经过班长及有关领导批准；没有人员监护；没有采取必要的安全措施情况下，私自下 到煤斗捅煤，实属违章作业，是造成死亡事故的主要原因。【防范措施】 安全生产管理要执行危险点分析及风险预控制度。在设备运行情况下进入原煤斗捅煤是非常危险的，工作人员事先应当对下煤仓捅煤工作的危险点进行分析，制定可靠的防范措施。如：停止该煤仓 上煤、要设专人监护、先处理掉仓壁积煤、下煤仓人员扎好安全带等措施，事故是可以避免的。

高空不系安全带 踏空坠落骨折

【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。

临时措施不可靠 检修人员把命丧

【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，立即将岳某送往张家口市 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。

起吊大件不放心 机上看护出悲剧

【简述】2003 年 3 月 9 日，某水电厂设备安装检修有限责任公司在承包另一水电厂机组检修工程中，发生一起由于因吊车故障造成的人身死亡事故。

【事故经过】2003年3月9日上午，按计划进行 #1 机转轮吊装作业。约 8 时项目经理盘某宣读了转轮吊装方案，明确了各岗位的职责，交待了起重作业的安全注意事项，并做了危险点分析；随后各工作人员进入工作位臵再次进行起吊前的检查工作，未见异常后，即开始转轮的吊装作业。约8 时 25 分将转轮调整好起吊中心及受力，按正常的工作程序做“三起三落”试吊未见异常后，便将转轮从转轮安装平台吊至转轮翻身平台进行泄水锥（转轮的部件）的组装。约 10 时 20 分泄水锥组装完成后，再次进行“三起三落” 起吊试验，未发现异常。由于对起吊设备的状况仍然不放心，故安排业主方 1 人，检修公司2 人在桥机上看护。约10时28 分转轮正式 开始从安装间转轮翻身平台起吊。地面指挥发令先将转轮提升离地约2米，然后将转轮吊至机坑上部，并调整中心位臵后，开始将转轮下放。下放初始阶段未见异常，当下放约3 米时，转轮突然下滑，并有异常声音，地面指挥立即吹哨发“停止”令，司机听到停止的哨声 后，当即将启升机构操作把手扳回零位，但转轮仍继续下滑，司机立即又按下事故开关，然而此时桥机已失控，转轮下滑速度明显加快，紧接着桥机上传来了爆裂声，厂房顶棚和

桥机上的爆裂物四处飞溅，转轮下滑至转轮室内。此次事故中检修公司职工刘某被爆裂物击中颈部经抢救无效不幸遇难；另一名职工韦某头部受轻伤；业主方程某左手、左腿部受重伤。即造成一人死亡，一人重伤，一人轻伤的群伤事故。此次事故还造成厂房桥机下游主钩变速箱损坏，副抱闸爆裂，两条主钢丝绳拉断等机械损坏和转轮落入机坑。【事故原因】 1.由于桥机下游侧小车起升机构变速箱内离合器与齿轮啮合失效，吊物因此失控滑落，并通过变速箱内的齿轮带动副抱闸的制动轮高速转动；桥机司机发现异常及听到“停止”的哨声后，按操作规程立即将该起升机构的操作把手扳回零位，此时，主、副抱闸均正常投入制动。但是，由于离合器与齿轮啮合已失效（脱档），主抱闸虽投入制动但不起制动作用； 副抱闸投入，但副抱闸的制动轮与制动片因高速摩 擦而急剧升温，而制动轮又为铸造件，因此制动轮的温升不均匀（表面的温度最高，轴心最低），加之制动时的剧烈振动对制动轮的破坏 作用加剧，制动轮在高速旋转产生的离心力的作用下发生爆裂，引起整个抱闸爆炸，导致人员伤亡事故的发生。2.检修公司对特种设备的安全问题认识不足。本次事故前（2月20日）桥机已出现过故障，仅作一般处理，没有从根本上解决桥机故障问题。3.检修过程中，对大件起吊不放心，不是彻底检修设备，而是错误地安排人员到机上看护，造成抱闸碎片飞出后伤人。

【防范措施】 1.外出承包工程时，在检修工作开始之前，对业主方提供的特种设备及检修工 器具等使用管理情况作细致的调查，按照国家和行业有关特种设备的监督管理法律法规、技术规程规范以及监察管理规定，审查其相关的 许可使用证件以及检验材料。2.承包安全合同要详尽和全面。签订承包合同时，要特别明确双方的安全责任和义务。有关特种设备的使 用、维护的合同条款订得也要详尽和全面，有利于合同的执行。

操作中分神 带接地刀合刀闸

【简述】2004 年 4 月 6 日，某发电厂进行 220kV 倒闸操作过程中，设备频发异常，干扰了正常操作，加上操作、监护人未严格执行 倒闸操作制度，强行解除闭锁操作，导致带接地刀闸合闸的误操作事故。【事故经过】4 月 6 日按照保护改造作业进程，进行春二乙线改造后测相位工作（需要进行 220kV 南母线停电、用母联开关串带春二乙线操作，进行相位测定）日09 时 00 分，公司开完生产调度 ；6 会后，分场主任、生产副主任（兼副书记）均到操作现场，把生产调 度会上公司有关领导对该项工作的注意事项和重点要求，向现场操作人员进行了详细传达和布臵，考虑到此次操作的重要性及操作量大，分场安排电气专工许某担当第二监护人，从其他值调来两位主值班员李某、张某协助操作和监护把关。6日09 时05 分，运行一值网控 主值班员王某（操作人）、单元长张某（监护人）执行值长令（省调度令），进行 220kV 南母线停电操作，为春二乙线保护改造用母联开 关串带春二乙线 4004 开关测保护相位工作进行准备。10 时00 分，南母线停电完毕。在停电过程中，当拉开母联开关后，发现母联4000 开关 B 相液压机构泄压，及时联系电气检修处理；10 时 30 分，检修交待母联开关 B 相泄压处理好，汇报值长后，运行人员对母联开关进行检查，并于 10 时 38 分，对母联 4000 开关进行拉合闸试验，在分闸后发现母联 4000 开关 B 相仍泄压；10 时 41 分再次联系检修处理，同时向省调汇报母联开关 B 相泄压处理情况；到 12 时 37 分，检修第 二次交待母联开关 B 相泄压处理好，由值长向省调汇报并请示调度同意后，于 12 时 52 分，第二次对母联 4000 开

关进行拉合闸试验，分闸后母联 4000 开关 B 相仍然泄压，继续联系检修处理；12 时 58 分，省调再次询问母联开关 B 相泄压处理情况，值长向调度汇报；13 时 30 分，检修将母联开关 B 相泄压处理好，第三次对母联 4000 开关进行拉合闸试验，此时开关液压机构及参数正常；13 时32 分，监护人张某请示值长继续操作，经值长请示省调同意后，下令由操作人王 某、监护人张某按照“母联 4000 串带春二乙线 4004”操作票进行操 作，在拉开春二乙线乙刀闸 J42 接地刀闸后，来到春二乙线 4004 北 刀闸侧 J41 接地刀闸处准备拉开该接地刀闸时，监护人边唱票边在该 项上提前打 “√” 此时网控人员李某告知母联开关机构油泵启动，号，于是监护人和操作人一同到母联开关处检查是否又发生泄压情况，观察一段时间未见异常，于是进行下一项操作，直接进行母联 4000 开关南、北刀闸操作，并于 14 时 05 分，合上母联 4000 开关向南母线 充电良好，14 时 11 分操作人王某和监护人某，继续按操作票程序对 春二乙线南刀闸送电时，未核对春二乙线 4004 开关与北刀闸 J41 接 地刀闸接地位臵的情况下，又进行下一项操作，在合春二乙线 4004 南刀闸时，电动未合上，采取了手动合闸方式，进行强行合闸，合闸瞬间春二乙 线 4004 南刀闸带地刀合闸放电短路，母差保护动作，二东甲线 4001 开关、二东乙线 4002 开关、春二甲线 4003 开关、旁路 4010 开关（带春二乙线开关）号机发变组 4011 开关、#1 高备变 4019 开关跳闸。1 运行的#1 机组由于主开关跳闸，厂用电消失，靠保安电源安全停机。事故发生后，值长立即组织人员进行处理，拉开春二乙线 J41 接地刀 闸及春二乙线 4004 南刀闸，14 时 39 分，联系调度用二东甲线 4001 开关向北母线充电成功；14 时 40 分，合上 1 号高备变 4019 开关，恢复厂用电；14 时 50 分，春二甲线送电；14 时 57 分，二东乙线送 电；15 时 09 分，旁路带春二乙线恢复送电；15时 46 分，#1 机组与 系统并列，系统恢复事故前运行方式。

【原因分析】 1.监护人、操 作人违反 《电业安全工作规程》（电气部分）22 条…每操作完一项，第 应检查无误后做一个“√”记号…。和第 24 条 操作中发生疑问时，应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再 进行操作，不准擅自更改操作票。不准随意解除闭锁装臵。2.违反 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》25 条反措 2.3 规定“到现场实际操作时要认真核对设备命名编号，设备技术状 况，认真唱票并复诵，准确无误后在监护人监护下进行操作，执行完 毕该项打?√?”。操作“漏项”直接造成事故。3.大型操作期间，设 备状况不好，检修班组安排人员配合操作，亦不会发生运行人员“三番五次”地中止操作来处理设备异常。设备缺陷处理质量不高，只是应付，造成反复消缺，拖延了操作时间，影响运行人员的正常操作。4.正常 220kV 系统操作必须在网控操作站进行远方操作，远方电动合不上，应查明原因后继续操作，就地操作也应是电动合闸，要坚决杜绝手动合闸方式，以保障人身安全。5.管理上存在着不严、不细、不到位的问题，尤其是监督不到位。“两票三制”“操作监护制”落、实的不到位，流于形式。6.运行人员安全培训工作抓的不细、不实，对《安规》《运规》的学习不深、理解不透，对其中的要求没有落到、实处。7.危险点分析及控制措施落实的不到位，针对送电回路内有 接地刀闸，有关人员没有引起足够的重视。

【防范措施】 1.严格执行交接班制度、操作票制度、工作票制度，认真召开班前会，正确填 票、审票，办理工作票要到现场，严把安全关 2.操作前首先执行模 拟操作，操作中要严格执行唱票复诵制，认真检查设备状态，看清操 作方向然后再操作，倒闸操作要严格执行《电气运行反事故措施》中防止带地线合闸的 “四查：

查工作票全部终结； 查安全措施全部拆除、回路符合运行条件；查检修单位有书面交代；查运行值班记录”“六、清：接受命令清、布臵任务清、操作联系清、发生疑问要问清、操作 完毕汇报清、交接班清”、“六核对： 核对工作票、核对接地线登记簿、核对模拟图、核对接地线悬挂处、核对接地线存放处、核对交接班记 录”之规定； 3.加强安全教育，增强责任感，事后在出事地点悬挂 警示牌，做到警钟长鸣； 4.取消通用锁采用对号锁，加强对防误闭锁装臵的维护和管理，保持状态完好。5.开展安全生产大整顿，领导带头自查，剖析在安全管理方面存在问题，安全生产责任制要落实、管理的重心要下沉。从人员安全思想意识、规章制度、执行规程、设备管理等方面，全方位查找问题，举一反三，剖析原因，制定对策，消除安全隐患。6.加强检修管理，提高检修和维护质量，制定设备专项整治实施方案，确保设备的稳定可靠。特别是对 SW2—220W 开关 CY3 型液压系统泄压的缺陷进行认真 分析和技术攻关，采取有效措施，防止液压系统泄压的事件发生。CY3（系列）型液压操作系统是技术上落后的产品必须尽快更换，以确保设备运行的可靠性和稳定性，给运行工作创造一个好的工作环境。7.贯彻落实二十五项反措，深入开展反违章、反违纪活动，做到生产工 作和安全工作的计划、布臵、检查、总结、考核五同时。以反习惯性 违章为重点，杜绝人为责任性事故，严格执行“两票三制”，尤其是 操作票和监护制度，加强对执行和落实情况的检查监督力度，从严考 核。8.加大反习惯性违章的力度，加强操作的过程控制，加强危险 点分析及控制措施的落实，确保安全生产组织和技术措施的落实，真 正做到安全生产的预控、可控、在控。9.切实开展好“大型操作评价”和“运行操作无差错竞赛”活动，严格执行标准，不摆花架子，实实在在地在安全生产管理上下功夫，提高运行操作质量。重大复杂 操作有关管理人员和领导，不但要到岗，更要到位，真正起到监督作用，及时制止和纠正习惯性违章行为。

操作顺序颠倒 造成母线停电

【简述】1985 年 10 月 11 日，某发电厂发生一起由于多道关口把关不严，填制了错误的操作票，运行人员带负荷拉刀闸，导致 35kV 系统停电、锅炉运行人员业务水平不高，事故处理错误使锅炉灭火放炮的事故。【事故经过】 事故前 35kV 系统为双母线带旁路母线运行。#1.#2 母线经母联 310 联络运行，站用变由 322 开关送电，经 533 开 关向生活区供电，并带两台生水泵运行；10kV 母线有 323.523 开关 送电，并带 531.534 开关运行。10 月 11 日 8 时 20 分，电运申〓〓 和张〓〓执行站用变刀闸操作，在未停生活区的生水泵和没有断开站 用变高压侧 322 开关以前，就拉开了 533-1 刀闸。由于带负荷拉刀闸，造成弧光短路，站用变过流保护、重瓦斯保护动作，跳开 322 开关，322开关掉闸时弧光重燃，引起弧光接地，35kV 系统过电压，322 开关套管、322-6.322-8.337-8 刀闸支瓶过电压被击穿炸坏，造成母线 接地短路。母联开关 310 阻抗保护动作掉闸，#4.#5 主变方向过流保护动作，掉开314.315主变开关，35kV母线及10kV 母线停电。当35kV 母线故障时，厂用电系统电压降低，部分低压动力设备跳闸，其中#6.#7 炉磨煤机润滑油泵也掉闸，造成#7 炉灭火。处理中司炉殷 〓〓误判断，没有按灭火程序处理，即启动磨煤机，致使锅炉发生煤 粉爆炸，崩坏部分炉墙，#7 炉于 10 时 22 分被迫停止运行。【原因 分析】 1.操作人填写操作票严重错误，操作顺序颠倒，监护人、班长、值长未认真审查就签字下令操作，操作票执行过程中的四道关均 没有把住，执行《电业安全工作规程》（电气部分第三节）关于“倒闸操作”的相关规定，操作票制度流于形式，是导致事故发生的主

要原因。2.模拟操作不认真，监护人没有 发现操作人错误的模拟操作过程，模拟操作应由监护人发令、操作人 执行，模拟操作方法错误，未按照监护人下达操作命令后再进行模拟 操作的程序进行。3.实际操作中，操作人、监护人按照错误的操作 票进行操作，对于停电操作中应当遵循的先停负荷侧、后停电源侧的 原则根本不熟悉，对于负荷的实际状况不掌握，是本次事故又一原因。4.设备的日常检查维护不到位、检修质量不高。322 开关存在严重缺 陷是掉闸时弧光重燃，是故障扩大到 35kV 系统造成停电的主要原因。5.习惯性违章、违规。当 35kV 系统故障波及到#4.#5 厂变，电压降 低造成#7 炉磨煤机、燃油泵掉闸，#7 炉灭火时，运行值班员严重违 反运行操作规程，有章不循。在锅炉灭火后，急于恢复，未按规定切 断燃料，并进行炉膛通风吹扫，即起动磨煤机致使煤粉及乏气进入炉 膛，是造成爆燃的直接原因。《防止电力生产重大事故的二十五项重 点要求》及《电业安全工作规程》中明确规定“当锅炉灭火后，要立即停止燃料（含煤、油、燃气、制粉冷气风）供给，严禁用爆燃法恢 复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟 道内的可燃物质”。但此次事故中司炉未按锅炉熄火事故处理程序操 作，而是错误的开启磨煤机运行。6.人员培训不到位、没有过硬的 反事故能力，事故处理中慌乱无序，是引起误操作、违章操作的主要 原因。【防范措施】 1.严格执行交接班制度、操作票制度、工作票制度，认真召开班前会，正确填票、审票，办理工作票要到现场，严 把安全关；设备检修布臵安全措施要正确完备不漏项，确保设备和人 员的安全； 操作前首先执行模拟操作，操作中要严格执行唱票复诵制。2.立即加强运行人员的基本专业技术培训，真正做好职工上岗前的技 术培训，以人为本落到实处，这样才能保障安全生产。大力开展反事 故演练，避免锅炉熄火司炉手脚乱的被动局面。3.加强安全教育，提高运行人员的安全责任心。无论是监盘还是进行就地检查，都要认 真，到位。4.严格执行安全生产奖制度，严格执行《防止电力生产 重大事故的二十五项重点要求实施细则》和《电气运行反事故措施》，认真开展电气倒闸千次操作无差错竞赛活动，加大奖惩考核力度。5.布臵操作任务的同时要交待操作中的安全措施和注意事项，开展倒闸 操作危险点分析和预控工作，将操作中可能出现或发生的危险点进行 分析并布臵相应的防范措施。6.严格执行防误闭锁装臵管理制度，加强防误闭锁装臵的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装臵正 常运行。防误闭锁装臵不能随意退出运行，停用防误闭锁装臵时，要 经总工程师批准；短时间退出防误闭锁装臵时应经值长批准，并应按 程序尽快投入运行。7.提高日常检查维护和检修质量，保障设备在 异常工况下保护装臵能够正确动作，以确保完好设备继续稳定运行，防止事故的扩大。8.大力开展反习惯性违章活动，认真切实的落实 “二十五项反措”，严格遵守《电业安全工作规程》。当锅炉灭火后，要立即停止燃料（含煤、油、燃气、制粉冷 气风）供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进 行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。

值班纪律松散 误操作机组跳闸 【简述】1989 年 11 月 17 日，某发电厂发生一起由于运行误将运行中的#2 发电机电压互感器隔离开关拉开，造成运行中的#2 机组 两组电压互感器全部失压，发电机保护动作机组跳闸事故。【事故经过】该厂#

1、#2 两台机组运行，调度令晚峰后停#1 机做备用。20 时 31 分，值长令： “#1 发电机解列转备用”。20 时 40 分，#1 机断路 器切开，发电机与系统解列。但操作人、监护人没有对操作票余下的 项目继续进行操作，如断开#1 机出口隔离开关等，而是坐下闲谈，班长也没有进行纠正。22 时 20 分，班长令操作人、监护人到#1 发电 机小间拉开#1 发电机出口隔离开关，两人虽然拿着操作票，但却走 到#2 机小间，在没有核对设备名称、编号，也没有进行唱票和复送 的情况下，将#2 机 02 甲、02 乙电压互感器隔离开关拉开，当即造成 #2 机两组电压互感器全部失压，强励动作，无功大量上涨（表计已 不能显示），静子电流剧增，发电机组复合过流保护动作跳开发电机 组出口及灭磁断路器。时经对设备检查无异常后将#2 机并入系统。23 【原因剖析】 1.生产管理混乱。电气防误闭锁装臵不完善，造成了防止误操作事故硬件设施的不正常，人为的误操作行为无法阻止，是 本次误操作发生的重要原因。管理部门未能认识到电气防误闭锁装臵 对安全生产和保障职工人身安全的重要性，也就是对以人为本认识模糊。2.执行倒闸操作票制度不严肃，一项操作未完全结束，无故随 意中止操作。运行操作应按照操作票内容和程序连续进行，但操作人 员在该次操作中，在完成盘面上拉开发电机断路器后，没有按照操作 票票面内容进行连续的拉开发电机隔离刀闸、电压互感器刀闸的操作，而是回到控制室闲谈，接下来的操作在时隔近2 小时后进行，严重违反了两票执行的要求，致使操作前进行的模拟预演失去意义，防 止事故发生的第一个关口失去作用。3.劳动纪律涣散。电气运行班长在#1 机解列后没有督促监护人、操作人把整个操作进行完，而与 大家坐在一起扯皮、闲谈。操作中，值班负责人带头违反劳动纪律，生产管理形同虚设。分散了本次操作中操作人、监护人的注意力，在 布臵下一步操作中，值班负责人没有对操作人的精神状态认真分析，没有交代操作注意事项，防止事故发生的第二道关口失去作用。4.没有严格执行“四把关，四对照”制度。本次操作虽有操作票，但监护人、操作人没有执行“四对照”规定，在精力不集中的前提下，应 到#1 发电机开关间隔进行操作，却误走到运行中的#2 发电机间隔。操作中，没有按照操作票和规程规定执行唱票、复诵程序，致使本应 发现的错误操作继续进行，防止本次事故发生第三道重要关口失去作 用。5.人员培训不到位，运行人员对于运行中出现的异常状况没有 引起高度重视。在运行人员错误拉开运行中发电机电压互感器的一组 隔离刀闸时，本已有火花产生，但操作人和监护人缺乏判断能力，没有意识到已经发生误操作行为，又错误地将另一组电压互感器的隔离 刀闸拉开，致使保护动作发电机跳闸。【防范措施】1.立即完善闸刀电气防误闭锁装臵，给运行人员提供可靠的安全 生产环境。将电气防误闭锁装臵的工作状况纳入日常生产考核。2.加强劳动纪律和安全生产的管理，严肃电业安全生产责任制，加强工 作责任心。各级管理部门要充分认识电气防误闭锁装臵的重要性。3.严格履行监护复诵制，杜绝违章操作。操作闸刀前，必须检查开关的 实际位臵（开关机构、拐臂、分合闸指示器）和电度表停转等；操作 时，认真执行“三核对”既：设备名称、编号和位臵，防止误操作。另外本次事故中还隐含了一个错误：主开关拉开后，拉开主闸刀，然 后才能是拉开电压互感器闸刀。班长安排到#1 发电机小间拉开#1 发电机出口隔离开关，万幸的是该厂运行人员没有按上述顺序操作，也 没有去拉开#2 发电机小间拉开#2 发电机出口隔离开关，极度随意： 首先去拉开电压互感器闸刀。否则，若拉开的是#2 发电机出口隔离 开关，操作和监护的两人是个什么结局不难想象了。

强行解除保护 造成炉膛爆炸

【简述】2001 年 4 月 1 日，某热电厂#1 号炉运行中灭火，运行 人员严重违章操作，强行退出灭火保护，用爆燃法点火起炉，使锅炉 炉膛发生爆炸，受热面等多处损坏。【事故经过】4 月 1 日，1 号机 组运行，对应的 1 号炉

（E-420-13.7-560KT）运行，号机负荷 70MW、1 炉出力 268 吨/时，主汽压力 13.02MPa、主汽温度 556℃。1 号发电 机变压器组通过 220kV 热源甲、乙线经辽一变与系统并列运行。00时 47 分 29 秒，锅炉运行主值班员何某某监盘中发现炉膛负压表指示 到正压最大值、火焰监视器指示灯闪动，且有多组熄灭，工业电视显 示暗黑，判断为锅炉掉焦，立即报告值长袁〓〓。随之 1 号炉灭火保 护动作，1.2 号排粉机和甲、乙给粉总电源联跳、燃油速断阀关闭，1号炉灭火。何某某当即将锅炉灭火情况报告值长、通知汽机和电气 专业值班员。值长令抓紧恢复，准备启动。何某某立即复归跳闸设备，并令巡检员田某某解除锅炉灭火保护。00 时 47 分 36 秒，何某某起 动排粉机，同时令巡检员投入给粉总电源（事后根据 DCS 系统事故追 忆，确认未投上）。发现炉膛正压大并听到响声，何某某立即停止排 粉机。由于盘上未发现异常，也未对锅炉进行全面检查，何某某再次 起动排粉机，00 时 57 分左右，巡检员到炉前点燃 4 支油枪，锅炉点 火。01 时 01 分，何某某令再次投入给粉总电源，12 台给粉机全部 自动启动、炉膛负压表指示到最大值(表量程为〒400Pa)、锅炉汽压 急剧上升、过热器 1.2 号安全门动作，在开启点火排汽同时，令汽机 加负荷。由于汽压高，接连停止 10 台给粉机，只保留 2 台给粉机和 4 支油枪运行。汽机副值班员到机头处手动调负荷时，发现汽轮机前 轴承箱内向外喷油（停机后，打开机头前油管化装板发现为“Φ70 滑阀至快速关闭器油管”接头大量喷油），立即报告值长。值长下令 停机，01 时 07 分 1 号炉熄火，01 时 08 分 1 号机打闸停机。事故后 检查设备损坏情况： 1.前墙 20.7 米标高刚性梁扭曲变形，最大弯曲 变形值 350mm。2.前墙 31.2.27.7.24.2.17.2 米标高刚性梁弯曲变 形，弯曲变形值分别为 250mm、283mm、260mm、88mm。3.后墙 20.7.17.2米标高刚性梁弯曲变形，弯曲变形值分别为 60mm、81mm，其中 20.7 米标高大板梁与支架连接处有局部变形。4.前墙中部辐射过热器左侧第二个联箱疏水管断裂。5.4 号喷燃器二次风管道软连接被撕开。6.侧墙刚性梁有轻微变形，变形量 最大在 20.7 米标高处，为 50mm。7.前墙水冷壁和辐射过热器联箱 密封板中间部位裂开，最大值约 50mm。【事故原因】 1.习惯性违 章、违规是造成这起事故的根本原因。严重违反了《防止电力生产重 大事故的二十五项重点要求》6.1.4 条“当锅炉灭火后，要立即停止 燃料（含煤、油、燃气、制粉冷气风）供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可 燃物质”。及《电业安全工作规程》热力机械部分第185 条： “当锅炉 发现灭火时，严禁采用关小风门、继续给粉、给油、给气使用爆燃的 方法来引火。锅炉灭火后，必须立即停止给粉、给油、给气；只有经 过充分通风后，始可重新点火”之规定。2.运行值班员严重违反运 行操作规程，有章不循。在锅炉灭火后，急于点火启动，未按规程规 定进行通风吹扫，便强行将灭火保护解除，起动排粉机，致使一次风 管内积粉及乏气进入炉膛，是造成爆燃的直接原因。《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》6.1.6 规定： “严禁随意退出火焰探头或联锁装臵，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，并事先做好安全措施”。值班员随意退出灭火保护装臵，违反了重要保护投、退规定。3.事故时存在侥幸心理、求快图省事，习惯性违章的典型 表现，是事故扩大的直接原因。何某某在第一次合上排粉机后，炉膛 正压大并听到响声，何某某立即停止排粉机，说明该值班员已经知道 爆燃打炮，但该值班员只凭盘上未发现异常，就再次强行用爆燃法点火。直到10 分钟后才点燃炉前 4 支油枪，锅炉点火。该值班员知错不改，一错再错，不断使事故扩大。4.事故处理时岗位联系、岗位协调不当。在第一次合上排粉机炉膛正压

第三篇：事故案例学习

北海粉煤灰综合利用项目原料车间

灵活形式狠抓事故案例学习

北海粉煤灰综合利用项目一厂原料车间结合夏季“五防”，把事故案例学习作为保安全促生产的重要措施，灵活方式方法，狠抓学习效果，不断强化职工安全意识。

一是管理干部带领学。车间要求各班长利用班前班后会时间，带领职工进行事故案例学习。通过口述事故经过、分析事故原因、讲解防范措施，结合“岗前思考5分钟”和“每月一题”为职工绷紧“安全弦”，教育职工时时重视安全、处处遵章守纪，自觉变“要我安全”为“我要安全”。

二是典型案例演示学。车间结合各岗位实际，安排专人充当“演员”，在保证安全的前提下，到生产现场对典型的事故案例进行“回放演示”，增强学习的直观性和针对性，引导职工正确辨认岗位危险源，自觉强化安全防范意识，确保“在岗一分钟，安全60秒”。

三是现场互动交流学。每次学习后，各班都安排职工进行讨论交流，采取分组谈感受、队前表决心、课后写心得等形式强化学习效果。同时，结合学习内容，查思想、找漏洞、寻缺陷、辨隐患、定措施，真正使职工学有所得、学有所悟。

四是利用活动激励学。车间在全体职工中深入开展“学习安全常识、争做安全职工”活动。主任、副主任、安全员不定时深入各班学习室及生产现场，检查班组培训和职工学习情况，对效果明显的班组和个人按有关规定进行通报表扬或奖励，激发职工主动学习的持久动力。

撰稿人：付洪亮

第四篇：大屯发电厂典型事故案例1

ⅠⅡ

大屯发电厂典型事故案例汇编 第一部分 电气专业事故案例

一、35KV二号母线失电事故

一、事故时间：

2002年3月2日2：22至2002年3月2日2：25

二、事故经过：

事故发生前按正常运行方式运行，#

1、#2机组负荷为54MW，#2发变组正常运行，35KV二号母线正常向两矿供电。2：22，主控室灯光暗一暗又亮，事故喇叭响，#2主变压器三侧开关（#2发电机开关，312开关，702开关）、#2支线电抗器开关、6KV二段常用开关、#2厂变6KV开关及400V常用开关均跳闸，“掉牌未复归”光字牌亮。#0厂变6KV开关、400V二段备用开关自合成功，此时，35KV二号母线失电，龙东、姚桥的线路失电。2：23合上300开关，35KV二号母线恢复供电，汇报调度。35KV二号母线失电时间为1分多钟。2：24，通知运行班组检查各自设备，电运检查为#2主变差动保护动作。3：00，经检修人员检查后，#2主变差动保护动作原因是#2主变差动保护C相两引线柱间胶木被弧光击穿，继电器短路，引起差动保护动作。

三、原因分析：

1、#2机组运行时间长，各设备都普遍老化；

2、差动继电器使用时间长，绝缘相对薄弱；

3、该继电器在正常运行时的电压为直流±220V，绝缘降低时易 1 造成接点间正负电源拉弧；

4、根据现行的继电器检查维护方法和工艺操作规程，无法检查或检测继电器绝缘降低情况。

四、防范措施：

1、加强培训，增强事故处理能力，缩短事故处理时间；

2、改进检测工艺，增强继电器绝缘测量手段。

二、中心区110KV变电站35KV T336、T337开关跳闸事故

一、事故经过：

2002年3月4日10时45分，中心区110KV变电站T337开关过流跳闸，重合不成功；当把负荷转移到另一条线路时，T336开关也因过流跳闸，且重合不成功，造成孔庄矿全矿停电五分钟。当值电力调度员在听取变电所值班人员汇报后，于10时49分下达了解除重合闸装置、强送T336开关的指令，强送电成功。

二、事故原因分析：

2002年3月4日上午线路特巡未发现异常，且线路投运后正常，可排除因线路的原因而跳闸。为了进一步查清跳闸原因，3月5日会同厂家技术服务人员对开关做停电测试，我们换上备用保护装置，让厂家服务人员将原装置带到厂里打印故障录波（因现场无打印设备）,并于3月11日将故障录波技术数据反馈。录波信息显示：当时T337保护启动电流为A相7.21安，B相6.79安，C相7.34安，折算到35KV电流最大值为440A，超过过流定值400A，经971毫秒后电流三段（过流）保护动作，开关跳闸，经1789毫秒后重合闸动 2 作，1977毫秒后电流加速段也动作，启动电流A相8.06安，B相11.7安，C相12.23安，折算到35KV电流最大值为734A，从而开关又跳闸，重合不成功。T336因开关跳闸后做了检查校验，故障录波被覆盖。从运行数据分析，在3月4日跳闸前T336线路空载，由运行日志查出T337所带负荷有270安，当有大电机启动电流或其它尖峰电流叠加到负荷电流上并超过整定值时，过流动作，当把337线路负荷移动到336线路时也造成因过流而跳闸。

从T341开关在3月2日带空载线路跳闸，保护装置发出“接地选跳开入错”信息来分析，该型号保护装置有误动的可能性，厂家维修人员也承认该型号微机保护装置配置的是1.02版本软件，在稳定性、可靠性方面有欠缺。现厂家已免费将该软件升级到1.4版本。所以，从这方面来分析，T336、T337装置有误动的可能性。

3月5日11时52分，孔庄矿主井变电站值班员向电力调度汇报，孔庄B337开关跳闸，在全矿停电一分钟后强送成功。此时110KV变电站T336开关在做计划小修试校验，336线路处于检修状态。在得知孔庄B337开关跳闸停电后，T336即停止工作，恢复线路供电。事后经过外围调查认为，开关有“偷跳”的可能性，同时也不完全排除人为因素所致。孔庄B337开关跳闸时我检修人员正在现场进行B342开关的小修试校验。

通过以上综合分析，可基本确定：

1、T337、T336开关为正常过电流保护；

2、保护装置稳定性差造成误动；

3、B337开关有“偷跳”的可能性；

4、B337开关跳闸也不排除有人为因素所致的可能性。

三、防范措施：

1、根据孔庄矿目前实际负荷情况，3月20日已将T336、T337原流变更换成600/5，并对定值进行调整；

2、要求孔庄矿改变其现行单台主变运行方式，将两台主变分列运行；

3、加强同厂家技术部门的联系，确保保护装置可靠稳定运行；

4、尽快落实计划，在110KV站内配置一组故障录波打印装置，使故障原因能及时确认；

5、吸取这次事故教训，防止其它保护装置发生类似事故，及时掌握负荷变化，及时调整定值，满足用户的需要，确保安全供电；

6.加强对检修人员的技术培训、安全教育，增强责任心，做到严谨细致，确保供电安全。

三、大屯矿区南网供电系统两次失电事故

一、事故名称：110KV中心变失电系统事故

二、事故时间：

第一次事故时间：2002年12月1日4：30至4：39 第二次事故时间：2002年12月1日7：22至7：40

三、事故前的情况：

1、天气情况：大雾

2、事故前的运行工况：

⑴发电厂运行工况：发电厂#

1、#

2、#3机组正常运行，发电厂 4 110KV系统和电网联接，110KV两母线并列运行；发电厂由母线通过791、792两条线路向110KV中心变母线供电。

⑵110KV中心变运行工况：110KV中心变#

1、#2主变运行，110KV高压侧并列运行（母联开关115处在合闸位置，）35KV低压侧分列运行；低压侧母线向孔庄矿及中心区供电，另外热电分厂#4机组向低压侧供电。

⑶热电分厂运行工况：热电分厂#4机组正常运行，一抽对外供热，#5机组检修，热电分厂通过391、392与中心变35KV低压侧联接供电。

四、事故经过及处理情况：

2002年12月1日4：30，发电厂电气控制室事故喇叭响，大中791开关手柄闪光，791开关保护动作。4：31分，792开关保护动作。发电厂值班人员进行事故处理。4：30分，110KV中心变T791开关光字牌 “微机信号动作”等灯亮，110KV变电所T791开关未动作。4：31分T792开关动作，791、792线路供电中断，中心变负荷全部由热电分厂承担。4：30分热电分厂控制室事故照明亮，查看负荷时，发现周波降到45Hz以下。热电分厂电话联系调度要求限电，无法接通。4：35分#4机组被拖垮，热电分厂全厂停电。中心变全所失电，孔庄矿停电。事故后调阅微机保护记录，记录显示：线路791、792均为高频、零序保护动作，故障点分别为7.38 KM、9.19KM。经各方检查，4：39分强送791开关成功，110KV变电所恢复供电，792线路因两侧开关均跳、动作，且原因不明，所以未送电，作冷备用。4：42分热电分厂厂用电恢复。7：20热电分厂#4 5 机组通过391、392线路恢复向110KV变电所35KV低压侧供电。12月1日7：22分791开关保护再次动作。T791开关又没有动作，110KV中心变全所再次失电，孔庄矿停电。7：25分热电分厂#4机组再次被拖垮，厂用电再次消失。电力调度员调度拉开T791开关，合T792开关，7：40分792线路恢复供电，110KV中心变恢复正常运行。7：41分热电分厂通过392恢复厂用电，启动#4机组。11：40#4机组正常。

五、事故原因、损失及影响情况：

1、事故原因：791线路35号杆B相绝缘子破损，有放电痕迹。此处绝缘子污染严重，在大雾天气下发生雾闪。经检查，未发现792线路有确切故障点。T791、792保护动作不正确是保护极性接反所致，导致了事故扩大，波及到热电分厂，并使热电分厂对外供汽中断。

2、主要影响：孔庄矿停电、对外供热中断。

六、事故暴露出的问题： 1、791线路长期未定期检修，绝缘子污染严重，在大雾时发生了雾闪；

2、在事故状态下110KV中心变运行方式无法满足安全运行需要；

3、T791、T792线路微机保护动作不正确，使事故扩大；

4、事故处理时，热电分厂在周波降到45Hz以下时未及时采取有效措施保厂用电，使事故进一步扩大；

5、有关人员技术、经验不足，事故发生后没有及时恢复生产。

七、防止事故的对策：

1、定期检修线路，确保绝缘子不积灰；

2、系统运行方式应考虑事故状态下的安全供电方案；

3、应认真维护线路保护，定期测试，确保其动作正确； 4、110KV中心变35KV用户应安装低周解列保护，在周波下降时，确保重要用户及热电分厂不被拖垮；

5、应加强规程学习，提高事故处理能力，确保系统安全运行；

6、应定期组织调度、热电分厂、发电厂进行系统反事故演习，确保供电网络系统安全稳定可靠供电；

7、发电厂应重新明确在事故情况下对各用电户的拉闸限电顺序及所限负荷量，防止事故扩大，便于事故处理；

8、事故处理时应加强相互联系，确保事故处理及时、高效。

四、“4.17”停电事故

一、事故名称：4.17停电事故

二、事故等级：一般电网事故

事故类别：设备事故

三、事故起止时间：

2003年4月17日9时17分至9时51分

四、事故前的情况：

1、天气情况：4月17日雷电、大风、大雨

2、电厂运行方式：电厂#

1、#2机组运行正常。

五、事故经过及处理情况：

4月17日9时，天气突变，开始打雷下雨。

9：17电厂主控室警铃响，发电机表计摆动。#

1、#2机强励动作，“掉牌未复归”“Ⅱ消弧线圈动作”，电气检查为35KV二号母线A相接地。9：19，35KV控制屏警笛响，302线路开关连续两次过电流跳闸，重合成功。9：21，301线路开关过流跳闸三次，重合成功两次，最后一次重合不成功；304线路开关连续两次过流、跳闸，重合成功；电厂主变312开关过流跳闸；电厂35KV二号母线失电；龙东站、姚桥站、姚桥东风井、西风井失电；电厂紧急进行事故处理。9：23第一次强送母联300开关，合闸不成功，接着又强送一次，合闸成功，开始向35KV二号母线供电。电厂现场检查发现301、300、312开关A、C两相油色发黑，并且301开关C相冒烟，302、304开关三相油色发黑。9：33解除301、302、304开关重合闸。9：38，309线路开关电流延时速断保护动作，跳闸，重合成功，现场检查发现三相油色发黑。9：39母联300开关电流延时速断保护动作，开关跳闸，电厂35KV二号母线失电。9：40拉开35KV二号母线所有开关（302、303、304、305、309）。9：49强送#2主变312开关成功，向35KV二号母线供电。9：50试送303（姚桥站）开关成功、试送304（龙东）开关成功。9：51试送305（姚桥东风井）开关成功。其他开关（301、302、309）因状况不好未能送电。事故处理中有#

1、#2机强励动作掉牌，#2主变35KV复合电压闭锁过流掉牌；姚桥西风井从龙东经过332线路倒送电成功；因情况紧急，母联开关300、线路开关301、302、309等依次进行抢修。

六、事故损失：

事故抢修材料费：供电抢修线路及变电站材料费3500元；电厂线路开关抢修材料费12400元，共计15900元。

七、事故原因分析：

事故发生后，集团公司领导及机电处领导分别到有关事故地点察看情况，并对事故的分析处理提出要求。电业分公司领导及有关人员立即着手对事故进行调查分析，对有关线路及设备进行检查，在查阅相关资料的基础上，根据事故现象、系统设备的损坏程度，经过多次认真细致的调查分析，认为造成这次事故的主要原因是： 1、302线路开关跳闸原因：

9：17在雷雨时，雷击过电压和电动力使302线路A相断线，线路和大地接触，电厂电气主控室发出“35KVⅡ号母线A相接地”信号。2分钟后（9：19），不间断的雷击又将302线路的B相击断，线路断落并随风摆动，发生间断性的接地，造成302线路A相、B相接地短路，使过流保护动作、跳闸。重合闸动作又使开关合闸（因两相接地均是不完全接地，其接地电阻此时随环境情况变化，故重合动作，能合闸成功，但此时302线路只有C相送至姚桥站，故设备启动不了）。2、301线路开关、304线路开关、电厂主变312开关跳闸原因： 9：21不间断的雷击又分别造成姚桥西风井35KV变电站35KV母线G3511、G3521的B、C相支持瓷瓶随雨水（瓷瓶表面有轻微污渍）对构架闪络放电，使两相接地短路，龙东35KV变电站#2主变三相进线穿墙瓷瓶随雨水对构架闪络放电，从而分别造成301开关3次跳闸，重合闸2次，最后一次重合不成功；304线路开关连续跳 9 闸2次，重合闸2次，均成功。在301、302、304线路开关接连发生故障跳闸的过程中，其故障电流重叠及持续时间均已达到电厂主变312开关保护整定值，在三条线路开关跳闸中，312开关也动作跳闸，电厂35KV二号母线失电。龙东站、姚桥站、姚桥东风井、西风井失电。3、309线路开关跳闸原因：

9：23强送合上电厂35KV母联300开关，通过35KV二号母线向302、303、304、305、309线路供电。9：38龙东35KV变电站K309（309线路进线开关）三相支持瓷瓶又因雷击过电压（其接地网严重腐蚀，使雷电能量释放延缓，引起过电压）随雨水闪络放电，接地短路，使309开关保护动作，跳闸，重合闸成功。

4、母联300开关跳闸原因：

雷击过电压，部分35KV线路及设备多次故障跳闸、重合又运行，造成多处绝缘损伤、降低。这些绝缘降低处在雨水中还有轻微的放电，放电电流随时间在变化，但均未达到各自线路开关保护动作的整定值，但放电电流和负荷电流的叠加反映到母联300开关上，其电流峰值及持续时间在9：39到了其保护整定值，造成母联300开关动作跳闸。

5、雷雨造成部分设备雷击过电流放电的原因：

未严格按规范对变电站接地网进行试验、检查并提出更换建议。由于变电站接地网严重锈蚀，造成雷击能量释放时间延缓，电压升高，再加上这些设备绝缘上存在薄弱点，从而使设备对构架放电、短路或损伤。6、302线路两相断线掉在地上时间过长的原因：

由于当时故障点多、范围大，电力调度忙于事故跳闸及线路的恢复工作，再加上各变电站未及时汇报发生的情况，电厂值长只能通知302开关已重合成功，未发现其他异常，故电力调度未及时停用在事后才知道存在断线故障的302线路。

7、姚桥西风井变电站停电140分钟后才恢复送电的原因： ⑴向姚桥西风井供电的第一条线路301因跳闸次数已达3次，开关内油已变黑，且C相有喷油现象，如再强送，因开关灭弧能力下降会有开关爆炸的危险；⑵向姚桥西风井供电的第二条线路是302线路，因线路断线未对其供电；⑶向姚桥西风井供电的第三条线路是332线路，它通过电厂304开关线路送龙东35KV变电站，再由其二号母线接出送至姚桥西风井，此线路是在停电140分钟后送电的，其原因为：332线路是长期热备用，此线路的保护在姚桥西风井处，如反向送电则线路无保护，如有故障，将会造成304线路保护动作，再次造成龙东矿及三河尖矿全矿失电。而且当时304线路已故障跳闸两次，开关现状不好，如再次故障跳闸，此开关将不能再送，后果将更加严重。因此当时未盲目送电，而是采取先将304线路上的负荷调整至基本正常，等天气情况稍有好转后再送电的方案，所以恢复时间较长。

8、线路保护动作情况： 1、301线路开关动作3次，保护动作类型：电流延时速断保护； 2、302线路开关动作2次，保护动作类型：过电流保护； 3、304线路开关动作2次，保护动作类型：电流延时速断保护； 4、309线路开关动作1次，保护动作类型：电流延时速断保护； 5、300线路开关动作2次，保护动作类型：电流延时速断保护； 6、312开关动作3次，保护动作类型：#2主变35KV复合电压闭锁方向过流。

八、事故防范措施：

1、立即对矿区变电站直流系统进行彻底检查，要求各单位尽快将直流系统整改为免维护蓄电池直流系统，以确保事故处理的快速性；

2、将电厂35 KV开关全部更换为真空开关；

3、有针对性地对各工种人员进行培训，提高检修、运行人员技术水平；

4、对管辖范围内的设备进行全面检查，及时处理隐患和缺陷；

5、对系统过电压再进一步进行专题研究；

6、针对矿区电网的实际情况，进一步探讨电网现有运行方式，确保矿井的安全供电；

7、对各变电站、各线路的接地网进行检查、测试，发现问题及时更换；

8、随着大屯矿区的发展，35KV各条线路的负荷已发生较大变化，应该对目前35KV系统的继电保护定值从负荷侧至电源侧进行逐一详细的核算调整。

五、“11.6”跳闸事故

一、事故等级：一般事故

事故类别：设备事故

二、事故起止时间：

2003年11月6日15：00至17：02

三、事故发生前电网及机组运行工况：

1、南网运行工况：110KV791、792线路在运行状态，老电厂送出负荷大约为19MW，110KV站#1主变及T791开关在冷备用状态。T151开关在检修状态。T792开关及#2主变在运行状态。热电分厂通过391、392两线路和110KV站35KV系统供电；

2、热电分厂运行方式为：#

4、#5机组正常运行，#4炉47T／H，#5炉52T／H；#

4、#5机组负荷均为12MW，共计24MW。

四、事故经过及处理情况：

2003年11月6日15：01老电厂主控室事故喇叭响，110KV线路874及792开关跳闸，电流表、功率表指示到零，开关手柄闪光。检查保护动作情况，发现874为高频零序一段跳闸，792开关为高频零序动作跳闸。故障点在离老电厂5.19KM处。此时，热电分厂维持110KV站35KV一号、二号母线运行。强送874、792开关，合874开关成功，合792开关不成功。随后调度下令将T791开关及#1主变改热备用。此时跳闸的开关有:T334、T340、T341，选煤厂选

4、选

8、选

5、选

10、选

11、选

14、选

13、孔26开关、H354开关。15：06#4机组因超速保护动作。15：21因锅炉缺水（电压低，给水泵无出力）被迫停炉。15：25 T791开关及#1主变送电正常。15：30 T340、T341开关送电正常。失电时间大约为9分钟。

五、事故损失：

1、南部电网全网失电;

2、热电分厂全厂失电;

3、南部电网重要用电用户孔庄矿失电2分钟。

六、事故原因分析： 1、792线路及874线路跳闸原因无法确定,现场巡视检查没有发现异常情况；

2、线路791检修时，调度没有及时通知老电厂及热电分厂值长，造成事故处理时的误判断；

3、因保护定值不合理，事故发生时，中心变的低周减载装置动作，切除负荷不合理，使热电分厂无法稳定运行，最后导致热电分厂全厂停电；

4、线路792强送不成功是开关合闸线圈坏所致，致使事故处理时间延长；

5、热电分厂没有很好地控制锅炉水位，处理事故时看不到锅炉水位，负有一定的责任；

6、在事故处理过程中，热电分厂没有严格按规程执行确保厂用电的措施；

7、在事故处理过程中，调度没有及时和各方联系，没有及时通知用电用户不要随意启停设备，没有及时调整好电网参数；

8、事故发生后，在南部网有电的情况下，调度没有首先调整好电网参数，而是先恢复791线路运行，致使事故进一步扩大，导致南部电网所有变电站、热电分厂、孔庄矿全部失电。

七、事故防范措施：

1、应继续分析，找出792和874线路跳闸的原因，制定预防事故的措施；

2、供电部应针对南部电网的情况，找出最合理的运行方式；

3、按级别整定110KV站低周减载装置的保护定值，使其更加合理；

4、热电分厂应认真执行规程，尤其是在事故状态下；应制订处理此类事故的预案，下发给全厂有关人员并组织学习；

5、供电部应对事故情况下的事故处理顺序进行探讨，找出最佳方法；

6、加强发电厂所有设备的维护，确保其安全正常运行。

六、791线路停电事故

一、事故等级：一类障碍

事故类别：设备事故

二、事故起止时间：

2003年12月6日11时30分至11时35分

三、事故前运行工况： 791、792线路均处于运行状态，110KV站#

1、#2主变分列运行，T151、T351处于热备用状态。

四、事故经过及处理情况：

12月6日11时30分791线路失电，T791开关微机保护装置显示零序Ⅰ段保护动作，T339、T341开关低周减载动作，T339、T341开关跳闸；11时35分，拉开T31开关，合上T351开关，紧接着合 15 上T339、T341开关，全站恢复正常供电。

五、事故损失：部分用户失电5分钟

六、事故原因分析：

根据现场查看的结果，#19杆为单杆，采用四方拉线稳杆。由于#19杆东北角和西北角的拉线被人为剪断，北面两根拉线失去作用，且12月6日刮西北风，倒杆后，电杆向东南方向倾倒，南边A相导线有明显的放电烧伤痕迹，电杆根部撅出，并有四处横向裂纹，造成了此次倒杆事故。

七、事故防范措施：

1、思想上高度重视，采取措施做好电力器材防盗工作；

2、缩短线路巡视周期，加大对线路运行人员的考核力度；

3、进一步做好线路特巡工作，不仅要做好春耕、秋收、恶劣天气、事故后的特巡工作，同时要做好春节前盗窃案件高发期的特巡工作；

4、加大教育培训力度，提高职工的辨析能力和事故处理能力；

5、增进横向交流，积极引进和学习护线工作的先进方法和管理经验，加强与地方政府的沟通，努力做好沿线村民的宣传教育工作。

七、306线路倒杆事故

一、事故等级：一般事故

事故类别：设备事故

二、事故起止时间：

2003年12月6日12时15分至13时44分（306线路倒杆）

三、事故前运行工况：

306线路停电前徐庄矿35KV站运行方式为：307线路检修（大铝线架线，筹建处于11月29日联系停电）；306线路运行，由306线路通过C351母联开关给徐庄矿35KV站#

1、#2主变供电，C651处于热备用状态。

四、事故经过及处理情况：

12月6日12时15分值长汇报306开关速断跳闸，重合闸不成功。调度令重合闸停用，强送一次，强送不成功。调度判断306线路故障，准备恢复307线路运行。12时18分与筹建处联系，要求恢复307线路送电，随后通知徐庄矿新、老35KV站，将C307开关改为运行状态。13时30分供电部汇报307线路工作结束，线路具备送电条件。13时44分307线路送电成功。公司调度、机电处等有关部室领导在事故现场认真分析事故原因，提出事故处理建议，缩短了停电时间。

五、事故损失：徐庄矿失电1小时29分

六、事故原因分析： 1、306线路强送不成功后于12时30分将306线路改为冷备用状态，安排人员巡线，发现事故是距线路15米左右一个110KV线路电杆倒在306线路#21～#22杆处所致。经查，该电杆系桃鹿845线，大屯T接线#133或#135杆（因看不到线路标识牌，查看相邻电杆为#134杆），该电杆在306线路西侧，埋深1米，因拉线被人为拆除，受西北风影响而倒下。该电杆倒下后造成306线路不同程度受损，具体情况如下：#19杆三相瓷横担金具变形；#20～#24杆三相瓷横 17 担折断；#25杆一相瓷横担折断；#21～#22杆落地处导线一相烧断、九处受伤；#23杆处一相导线断、一相导线受伤。2、307线路检修原因是：大铝线与307线路交叉，因大铝线架线，307线路必须停电（筹建处于11月29日联系停电）。因地区关系，307线路没有按时送电，造成徐庄矿单线路运行，安全系数下降。

3、查供电10月份、11月份线路巡视记录表，记录显示跨越306线路的桃鹿845线，大屯T接线的两端电杆无异常，拉线完备。

4、该线路产权不属于公司，无法提前处置两电杆。

5、经抢修，306线路于21时43分具备送电条件。

七、事故防范措施：

1、缩短线路巡视周期，增加线路特巡次数，增加对线路运行人员的考核力度，确保运行质量；

2、巡视线路时，不仅要巡视检查本单位所辖的线路，对系统中交叉、跨越或离得较近的线路也要进行巡视，发现有可能影响本单位线路安全运行的情况要及时向对方去函，要求限期整改；

3、地方供电局的大丰110KV线路已退出运行，被盗可能性极大，该线路跨越我们四条35KV线路（336、337去孔庄，340、341去中心区），目前已与地方供电局联系并落实整改时间将该线路拆除；

4、进一步做好线路特巡工作，不仅要做好春耕、秋收、恶劣天气、事故后的特巡工作，同时要做好春节前盗窃案件高发期的特巡工作；

5、加大宣传工作力度和地区工作，确保供电线路及设施、设备 18 完好，防止因设备、设施被盗而引发事故。

八、304、305线路跳闸事故

一、事故时间：

2004年2月20日23时19分至23时20分

二、事故前的情况：

1、天气情况：雷、雨、大风

2、运行工况：304线路带龙东矿#2主变运行，309线路带龙东矿#1主变运行，运行方式为分列运行，305线路带姚桥矿东风井#

1、#2主变运行。

三、事故经过及处理情况：

2月20日23时19分，姚桥矿、龙东矿、电厂反映35KV系统接地，23时20分电厂304开关、305开关同时过流二段保护跳闸，重合不成功，电力调度室当值调度员立即安排龙东矿值班员拉开K304开关，#2主变改为热备用后，合上K651开关（前后恢复送电操作时间为1分钟）；姚桥矿东风井35KV备自投动作，自动切转至347线路供电。23时23分电厂汇报304开关B相、305开关A相油发黑。2月21日0时20分304线路试送电成功，恢复了龙东矿、三河尖矿的备用电源。2月21日8时组织人员对两条故障线路进行处理；15时45分两条线路抢修工作全部结束；15时55分电力调度员向电厂值班员下达送电命令；电厂值班员向电力调度员汇报16时45分304线路恢复送电、16时55分305线路恢复送电，线路运行正常。

四、线路损失情况： 1、305线路损坏情况：⑴#16杆下相横担处接地线烧断；⑵瓷横担表面绝缘烧伤；⑶导线烧坏5股。

处理情况：⑴引下线绑扎处理；⑵瓷横担更换；⑶导线用铝包带包扎。2、304线路损坏情况：⑴#71杆B相绝缘子上片裙边断落；⑵导线第二片绝缘子铁碗炸成二片；绝缘子串在该处断开造成耐张线夹脱落。

处理情况：更换悬式瓷瓶。

五、事故原因分析：

2月21日早晨，供电所线路人员对304、305线路进行特巡，巡查后发现： 1、304线路#71耐张杆大号侧悬式瓷瓶串靠导线第2个瓷瓶的铁碗开裂，造成耐张线夹脱离固定的绝缘子串，导线由跳线并沟线夹连接后固定。原因分析：⑴304线路#71杆瓷瓶断裂造成导线对拉线放电，使B相接地；⑵经对损坏的绝缘子现场检查，发现悬式瓷瓶是1978年6月南京电瓷厂生产的，使用年限长、瓷瓶老化、绝缘降低； 2、305线路#16直线杆A相角钢合和横担上有一未成型鸟窝（在1月23日二次线路特巡及2月17日巡线时未发现鸟窝）。由于受大风、雷雨天气及未成型鸟窝的影响，导致绝缘下降，造成A相对接地引下线放电接地，接地线烧断； 3、304线路B相接地与305线路A相接地导致AB两相短路，造成电厂304和305开关过流同时跳闸。

六、事故防范措施：

1、采取防鸟害措施；

2、缩短对线路的巡视周期，做到及时发现、及时汇报、及时消除缺陷；

3、针对部分线路年久老化的情况进行一次登杆检查清扫；

4、加大投入，制定切实可行的线路大修方案。

九、#6机电缆隧道电缆着火事故

一、事故时间：

2004年4月29日10：30至10：45

二、事故经过及处理情况：

4月29日#6机停运临修，10：30现场施工人员发现#6机电缆隧道口往外冒烟，立即通知值长，现场人员进行灭火。经查是临时施工电源电缆着火，损坏了电缆层沟内其它电缆。施工电源电缆是2004年1月山西二建按其施工进度要求接的一个临时施工电源（电缆通过#6机电缆隧道，由于路线改动，原电缆长度不够，在电缆沟内做了一个中间接头，施工完后做电缆直流耐压试验合格后送电运行，时间为3个月）。4月30 日9点将受损的18根电缆（18根电缆皆为阻燃电缆）全部处理好，耐压试验全部合格。

三、事故损失：

18根电缆损伤:沟内上层电缆槽六根电缆外皮烧损；第二层电缆槽5根电缆外层烧损；下层7根控制电缆损伤。

四、事故原因分析：

1、山西二建不按规范程序操作，私自接临时电源；

2、施工用电负荷不稳定，用电高峰时有过流现象；

3、电缆绝缘老化、过热。

五、事故防范措施：

1、严格电缆检查制度；

2、加强临时用电、接电安全管理；

3、规范用电、接电程序；

4、发电厂组织消防、安监、生技及各生产部门的人员对所有电缆、供电线路、所有消防设备及设施进行安全检查。

十、“7.17”雷击失电事故

一、事故时间：

2004年7月17日4：14至4：49

二、事故前运行工况： 311开关投35KV一号母线；

312开关投35KV二号母线，分排运行。35KV一号母线：301 303 307 309 线路。

35KV二号母线：302 304 305 308 线路；306线路作冷备用。

三、事故经过及处理情况：

4：14正常运行中，突然一声雷响，之后，电气控制室发现“35KVⅠ号、Ⅱ号母线接地”、“#

1、#2消弧线圈”动作发信，#

1、#2强励动作，#

1、#2主变311及312开关手柄灯闪光，即判断#

1、#2主变35KV开关跳闸，35KV一号母线、二号母线全部失电，造成矿区北网 22 失电。进行紧急事故处理，令电气运行复归各闪光开关手柄，迅速检查开关及保护动作情况，检查#

1、#2主变及35KV母线室。后电气运行汇报：#

1、#2主变均为复合电压方向过流动作。检查35KV母线室发现3012闸刀侧三相瓷瓶炸裂，3012闸刀烧坏，#1主变（3113闸刀）避雷器B、C相动作，#2主变（3123闸刀）避雷器A、C相动作，#

1、#2主变检查未见异常，将301开关、线路隔离后，测35KV一号、二号母线绝缘正常。令电气运行拉开35KV二号母线侧3122闸刀，合上#2主变312开关，35KV一号母线送电成功。4：44合上303、307、309开关；4：49合上302、304、305、308开关，恢复矿区北网正常供电。

四、事故损失：

矿区35KV北网（姚桥、徐庄、龙东、三河尖四矿）失电，失电时间大约为35分钟。

五、事故原因分析：

1、主要原因：雷击使35KV系统过电压，3012闸刀侧瓷瓶被击穿、放电，造成35KV一号、二号母线故障、失电。

2、次要原因：⑴长时间的暴雨和罕见雷电致使空气潮湿，又由于3012闸刀邻近门口，门下部有通气孔，造成3012闸刀绝缘下降；⑵3012闸刀为建厂初期投用，一直使用至今，运行年限长、设备老化。

六、事故防范措施：

1、进行技术改造，增加新的保护设施；

2、逐步进行老设备的更新改造。

十一、“12.1”110KV变电站失电事故

一、事故时间：

2004年12月1日23时40分至12月2日2时06分

二、事故前的情况：

1、天气情况：气温低，其它情况良好

2、运行方式：

⑴大屯发电厂通过791、792两条110KV线路向供电部110KV变电站110KV侧提供电源，热电分厂通过391、392两条35KV线路向变电站35KV侧供电；

⑵110KV站：T151母联运行，T351母联热备用，#

1、#2主变运行；110KV并列运行，35KV分列运行；391开关、392开关分别在35KV一号母线、二号母线运行；

⑶选煤厂站：338开关、339开关运行，孔庄336开关、337开关运行，大屯水泥厂334开关运行。事故发生前各开关电流为：336开关120A，337开关160A，338开关10A，339开关40A，334开关接近0A。

三、事故经过及处理情况：

12月1日18点正常交接班，设备一切正常。23时40分左右，变电站控制室警铃响，控制室T334开关保护装置直流消失光字牌亮；T339保护动作光字牌亮，T341、T337开关保护动作光字牌亮，开关跳闸，T391开关保护装置跳闸，控制回路断线光字牌亮；T151开关微机呼唤。同时35KV高压室发出很大、很异常的嗡嗡声，并从 24 控制室后窗射进很强的光线（很强的放电火花）。

四、处理经过：

发生事故后值班员于23时40分20秒左右将事故现象及保护动作情况汇报调度。调度员令值班员到高压室查看。值班人员发现高压室传出的声音很大，从门缝向外冒出浓烟，无法进入室内进行设备检查及隔离。值班员将现场情况向调度汇报。23时42分汇报调度时，#1主变差动保护动作，主变重瓦斯、轻瓦斯动作，主变温度高；T31#1主变35KV开关跳闸；T11#1主变110KV开关跳闸；#2主变差动保护动作，主变温度高光字牌亮；T32#2主变35KV开关跳闸；T12#2主变110KV开关跳闸。同时听到高压室传出爆炸声，全站失电。汇报调度，调度令值班员再查看。值班员拿着应急灯走到一楼过道时，浓烟全部从高压室冲出，高压室的门被气流冲开，走道上的浓烟呛得人无法呼吸，能见度很低。为了让浓烟尽快散去，值班员想打开高压室的后门，但后门从里面反锁着无法打开。值班员将情况汇报调度员。调度员将事故现象及现场情况紧急汇报集团公司调度并请求救护大队支援。23时47分调度令强送#2主变未成功。23时48分调度令强送#1主变未成功。热电分厂#

4、#5机组停；变电站全站停电；孔庄全站失电。

在事故处理的同时，发电厂迅速组织检修人员到事故现场抢修。集团公司有关领导及救护大队也及时赶到现场参与事故处理。在救护大队的协助下排除掉有毒浓烟后,检修人员进入现场查看，发现334、339、391三台开关不同程度损坏，35KV一段母线烧断，所有设备上都笼罩了一层黑色粉尘并有大量的水珠。集团公司领导及发 25 电厂领导紧急决策，首先恢复35KV二段向孔庄供电，经过对现场设备的紧急处理，向二段供电成功。开关损坏造成的大量粉尘致使二段母线及瓷瓶出现放电现象，放电声大，有发生事故的危险，集团公司领导本着不安全不供电的原则，令所有设备转入抢修状态。12月2日0时04分二段母线转入检修状态，检修人员对所有开关、瓷瓶、母线及各出线进行清揩，清除粉尘及水汽。2时02分110KV站35KV二段母线恢复送电，准备送T336开关，令孔主井#

1、#2主变及B342、B343开关改热备用，孔风井H354改热备用。2时05分T336开关送电正常。2时06分孔庄电告：#1主变、#2主变B342开关送电正常。将所有情况汇报生产调。2时10分T392送电正常。2时20分热电分厂392改运行，391及线路压变改冷备用。2时32分T338、T340开关送电正常。抢修人员继续抢修一段母线（孔庄及热电分厂均为单线）。

五、事故损失：

孔庄矿、热电分厂、中心区用户失电2小时24分钟

六、事故原因分析：

事故发生后，发电厂立即进行事故调查，并组织相关技术人员进行事故分析。通过现场查看、保护动作分析、调查设备检修情况、解体检查损坏开关、对绝缘板进行燃烧试验及询问现场值班人员，对此事故的初步分析如下：

1、事故主要原因：

事故发生的起始点（故障点）为开关334出线连排处（出线或瓷瓶）。首先此处绝缘降低，造成B、C相相间短路（热电分厂391 26 开关电流在B、C相出现变化），原因为：334开关供大屯水泥厂，每天22：00至第二天凌晨4：00之间温度很低，空气中水汽凝结，设备易吸收潮气，使电气设备的绝缘降低，事故发生的那段时期大屯水泥厂正停产，开关电流仅为线路的电容电流，电容电流产生的热量很小，不足以驱除潮气，根据电气设备的特性，在绝缘最低处首先开始短路放电，因开关柜内的绝缘挡板材质不阻燃，在短路放电时发生燃烧，造成事故扩大，烧坏334开关。

2、事故间接原因：

⑴从现场334开关传动机构的位置看，334开关在合闸与分闸的中间位置。334开关微机装置被送到厂家检测，厂家反馈为：334微机装置CPU损坏，故障录波没有检测到；

⑵334开关为少油开关，开关本身已老化，绝缘不可靠，易发生故障，并且发生故障时容易引起事故扩大；

⑶334开关B、C相短路放电时，绝缘板燃烧引起一段母线放电，#1主变差动保护动作，跳高压侧及低压侧开关，保护主变，切断故障电流。

3、事故扩大的原因：

⑴在热电分厂接入系统后，110KV站由原终端变电站改变为枢纽变电站（两个或两个以上电源），故#1主变动作后并没有切断故障电源。热电分厂的391开关继续向一段母线供电，因故障点存在，一段母线多点短路放电，烧断母排，烧坏339开关及391开关，在高温下，部分瓷瓶发生爆炸；

⑵339开关微机装置电源板烧坏。后送厂家检修，反馈为：测 27 量电压为0－1.8V（二次电压），没有检测到故障电流，339开关保护没有动作，开关在合闸位置；

⑶由于有烟尘且烟尘中含有大量的导电颗粒，在二段母线进线瓷瓶处发生闪络，造成#2主变差动保护动作，二段母排失电；

⑷#1主变动作后并没有切断故障电源，因为110KV变电站在初始设计时，按终端变电站设计、建设及设备保护。在热电分厂建成接入35KV系统时，没有对变电站进行相应的更新设计，使终端变电站变为枢纽变电站（两个或两个以上电源），致使主变差动保护在动作后仍无法切除故障电源。

七、事故暴露出的问题：

1、随着热电分厂机组容量的进一步增大和矿区南网用电负荷的增加，110KV变电站35KV系统供电设备及设施的现有状况已不能满足安全生产的要求；

2、供电部110KV变电站设计有严重错误，造成大屯电网分成南北电网且不能互为备用，一旦110KV变电站110KV、35KV系统故障，均会造成大屯矿区南部电网及热电分厂全部失电。

八、管理方面存在的不足之处： 1、334、339开关保护的运行维护不到位，没有进行定期更新、升级； 2、110KV站没有事故照明，消防应急照明不完善，有待进一步改进； 3、110KV站无GPS系统，调度室、变电站、热电分厂没有统一的时间标准，特别是110KV站事故记录报表上的时间与实际时间相 28 差1－2小时；

4、开关与线路的连接排在检修过程中无相关检查、清扫、试验记录；

5、在事故处理过程中，事故现象汇报不清楚；

6、在事故处理时，调度当班人员人手不足，在人员有保障的情况下，应设置两人同时值班；

7、在当时的事故状态下强合主变是不适宜的。

九、事故防范措施及改进建议：

1、对110KV变电站进行重新设计论证，对变电站的一次、二次设备进行整体更新改造；

2、加强对整个矿区供电网络的安全可靠性论证，提出建设性的建议，结合热电分厂#

8、#9机组的建设，请技术专家进行充分论证，将南网北网彻底联在一起，提高整个矿区供电网络的安全可靠性；

3、对全矿区35KV系统开关柜内的绝缘挡板进行重新摸底，更新改造成阻燃的绝缘挡板，对裸露的母线加装绝缘套；

4、为确保矿区供电网络的安全，建议每季度进行一次全矿区联动式事故演习，增强电力调度员和变电站值班员的事故应急处理能力；

5、重新修订事故紧急预案，结合实际改进运行方式，在事故状态下正确启动预案，确保对孔庄矿的安全供电；

6、全面改造、更换少油开关，使设备的可靠性满足一类负荷的要求；

7、在事故状态下，事故调度处理电话被无用的用户占用，不利 29 于事故处理，建议改进事故电话处理系统；

8、增加GPS系统，使所有的变电站及保护的时间统一、准确；

9、制定保护的日常巡检、维护制度，使保护能定期升级；

10、增加事故照明系统，确保在事故状态下能快速、正确处理事故；

11、进一步划分并明确设备管辖的责任范围；

12、立即组织专项安全检查，确保所有电气开关在正常状态；

13、加强对变电值班人员及调度人员的培训，增强事故情况下的分析、判断、调度、处理事故能力，严格执行现场规程。

十二、中心区南部35KV变电站两台主变失电事故

一、事故时间：

2005年4月2日14：20至16：01，停电时长1小时41分钟。

二、事故前的情况：

1、天气情况：晴

2、运行方式：

⑴110KV站：#

1、#2主变分别运行于110KV一号母线、二号母线；T151 110KV母联开关在合上位置；T151 35KV母联开关在热备用状态；T341、T340开关分别运行在35KV一号母线、二号母线。

⑵南部35KV站：#

1、#2主变分别由341、340线路供电，S351、S651开关均为热备用。

⑶拓特厂中心站：#

1、#2主变炼钢变由T340 T接供电。

三、事故现象：

2005年4月2日14时22分，110KV变电站值班人员电告调度值班员T340开关保护动作，35KVⅡ段母线的光字牌亮。14时25分电调值班员询问南部站站内情况，值班员告南部站两台主变没有声音了，电调值班员令南部站值班员检查开关情况。14时30分110KV变电站值班人员电告110KV站#2主变差动保护动作，后备保护35KVⅡ段母线接地信号消失，T340重合闸动作。14时30分拓特厂中心站值班员电告#2主变35KV高压熔管二根跌落，有一根钢筋掉落在#2主变与 35KV开关连接的35KV母排上，电调值班员随即命令将#

1、#2主变改为冷备用。14时33分南部站值班员告电调35KV开关室内有烟并有焦糊味，请示电调能否进去。得到电调允许后南部站值班员进去检查设备并将检查情况向供电部有关领导和电力调度作了汇报。15时10分选煤厂35KV值班员电告电调选煤厂35KV二号母线接地电压为A相19KV，B相27KV，C相37KV。

四、处理经过：

1、在接到停电通知后，单位领导立即赶赴调度室，由供电技术科安排，兵分三路：第一路去拓特厂35KV站，第二路去南部35KV站，第三路对全线进行巡视检查。第一路人员到达拓特厂35KV中心站后，发现钢筋还在母排上，做好安全措施后由站内人员把钢筋取下并对设备进行了检查，发现#2主变35KV跌落式熔丝三相已掉落；同时，巡线人员也发现并汇报：T340线路T接#5杆（综机站门口）直接耐张杆跨接线断二相（A、B相）。15时23分告电调T340线路改为检修进行处理，人员分为二班，一班处理跨接线，另一班处理#2主变35KV熔丝。15时30分，调度令将#1主变试送，将S341、31 S31、S61由热备用改为运行，#1主变带6KV一段、二段。17时20分T340开关由检修改为运行。17时45分中心站#

1、#2主变恢复运行。

2、南部两台主变误动后，检修人员到现场发现#2主变微机保护装置上电量及非电量灯全亮，将#2主变及保护退出运行。#1主变复役后，微机保护指示灯不正常（TV断线该亮不亮、风扇灯不该亮却亮了），为及时恢复供电，只有先投入运行。接着对#2主变保护装置进行检验，当通入故障电流3.2A时（定值为6A）保护装置指示灯（电量及非电量）全亮，且复归不掉，装置停电片刻后再送电，保护装置故障灯复归不掉，其它指示灯熄灭，初步认定为微机保护已损坏。为查找出#2主变不正常的原因，4月3日下午再次对#2主变保护进行鉴别，在开关试验状态下，模拟非电量故障功能，当开关合上时，人员未到模拟现场就听到开关的跳闸声，保护屏上电量及非电量出口灯全亮，微机保护自身偷跳开关，证实保护装置损坏，被迫将#2主变及保护退出运行。4月5日，厂家人员赶到现场，根据现场情况，更换#2主变主CPU插件，装置显示正常。经校验动作值比整定值稍大，经厂家调整后误差仍超过规程规定，#2主变临时投运，停用#1主变对保护进行检查，更换主CPU插件上两个集成块，显示正常，数据校验误差比#2主变略小，但在装置送电时“装置故障”灯还不时发亮，针对此现象，厂家说不敢保证装置在今后运行中一直稳定。

五、事故损失：南部站用户停电，停电时长1小时41分钟。

六、原因分析及暴露出来的问题：

1、该主变微机保护运行近10年，微机保护电子元件老化，受网络的冲击干扰，保护装置自身偷跳是造成主变失电的根本原因。南部站#

1、#2主变为分列运行，S351、S651为热备用，而#

1、#2主变同时跳闸失电不正常，实属保护装置误动（因该保护装置无记忆功能而无法查实）； 2、340线在线路弧光短路的情况下，瞬间大电流过电压导致340供拓特厂#5杆跨接线搭头处烧断二相，除此之外还应注意该线路是否存在薄弱环节； 3、110KV站值班人员事发后汇报调度：“#2主变差动保护动作”。后经查看，实际上是差动保护启动而没动作，属运行术语汇报不正确；

4、南部35KV站值班员在事故发生后汇报调度：“听见变压器一声响。”后因变压器声音判断不正确，接下来又汇报：“35KV开关室看到一股烟，有焦糊味。”属判断、识别有误，给接下来恢复送电增加了疑点，延长了复役时间；

5、南部站值班人员人手不足，操作人员兼任运行人员的做法不妥，给失电判断、汇报带来一定难度；

6、南部35KV站微机保护打印机不能打印，对失电分析判断造成极大不便；

7、GPS不完善，时间相差15分钟，无法正确核对时间。

七、防范措施：

1、从南部站#

1、#2主变误动造成全站失电中吸取教训，举一反三，真正找出误动原因，结合矿区供电的保护装置进行一次全面 33 认真检查，做到及早发现、及时处理，确保矿区供电装置的正确性，绝不能让失电事故再次重演；由电力调度室主任会同供电技术科、试验室对南部站现有的保护装置进行认真鉴别论证，确保保护装置可靠稳定运行；认真吸取 “12.1”事故教训，重点检查110KV站保护，确保对孔庄矿的供电万无一失；

2、供电技术科要进一步修改完善矿区《微机保护装置的管理办法》，明确科室及运行人员职责和运行维护办法，在未修订前仍按原办法执行（屯电司[2001]10号文）；

3、试验室要增强对修试人员责任感、事业心的教育，提高设备的修试质量，做到修试项目齐全、准确，修必修好，杜绝设备装置带病运行，实行谁检、谁校、谁负责；

4、供电所要加强供电设施的巡查维护，实行谁巡查谁负责、谁检修谁负责，严格做好巡查检修记录；

5、加强运行人员的业务技能素质培训，制定严密的培训计划逐项实施；严格巡视检查制度，做到发现汇报及时、处理反馈及时、汇报判断术语正确、清晰；

6、调度室、继保人员要经常校对保护装置时间，制定校验周期并设专人负责；

7、试验室要尽快完成和完善GPS装置的安装，一环扣一环，抓紧督促早日到货安装；

8、南部站值班人员不足，要合理安排，制定方案尽快予以补充配备；

9、广大干部职工要认真吸取“4.2”失电事故教训，结合当前 34 供电不安全情况进行认真排查，发现问题及时消缺处理；认清形势，牢固树立一级对一级负责的安全意识，做到谁出事谁负责；有了报告不能万事大吉，要认真催促落实。

十三、#6机组DCS系统故障事故

一、事故时间：

2005年4月30日19：20至20：10

二、事故前的运行工况：

#6机组负荷75MW，主蒸汽温度532℃，给水流量232T/H。

三、事故现象：

19：20分，#6机组计算机DCS所有画面变紫，#6机组无法利用DCS进行操作，机组运行集控失去控制。19：33分，热工班复位服务器及MFP，DCS系统恢复正常。20：10分，#6机组计算机DCS所有画面再次变紫，#6机组无法利用计算机进行操作，通知热工班人员，维持机组运行，等待修复。20：38分，电运合上#6主变26064闸刀。20：52分，#6炉主汽温度551℃，水位-300MM，不能维持运行，令炉运手动MFT，就地事故按钮停止吸风机甲、乙。20：54分#6机解列。21：05分，立屏上主汽压力达15.0Mpa，安全门动作。21：19分，主汽压压力13.0Mpa，安全门复位。21：30分，DCS由热工人员修复，机、电、炉均按正常停机处理。

四、事故原因：

1、DCS系统故障的主要原因是电子间温度过高，致使通讯模块不能正常工作（事故发生时，空调只能制热不能制冷）；

2、DCS系统有两台服务器，一台服务器挂负荷太重(#6机组的全部计算机均加挂在一台服务器上)，加上服务器密闭、通风效果不好，散热条件更加恶劣，造成通讯中断；

3、DCS系统接地网被破坏，对DCS系统抗射频干扰能力及电子间设备抗高频信号干扰能力有直接的负面影响。

五、暴露出的问题：

1、操作员站机柜：⑴无定期吹扫管理制度，柜内积灰厚；⑵DCS通风散热效果不好；

2、DCS系统操作员站、工程师站无分级授权管理制度和硬件管理制度，密码管理混乱。另外，两台服务器进入WINDOWS操作界面的密码有泄密迹象，经现场查看，其中辅助服务器WINDOWS界面已打开，与DCS界面可随意切换，这为利用WINDOWS界面进行无关生产的操作提供了便利；

3、DCS系统未安装杀毒软件，不能有效防止计算机病毒入侵；

4、#6机电缆室接地铜排被盗严重，DCS系统接地网被破坏；

5、电缆室的钥匙管理不善，运行人员打不开#7机电缆室的门，室内情况不明，按照规程要求，电缆室钥匙应保管在电气运行岗位；

6、运行人员、检修人员无DCS系统故障事故应急预案，DCS系统无管理维护规章制度；

7、电子设备间无温度计、湿度计等就地观察仪表；

8、运行人员和检修人员巡回检查不到位。

六、防范措施：

1、制订DCS系统故障事故应急预案，运行人员和检修人员在 36 DCS事故情况下，按照相应的应急预案进行事故处理；

2、尽快制订和完善DCS系统运行和检修规程，建立DCS系统管理和维护制度；建立DCS系统操作员站、工程师站分级授权管理制度和硬件、软件管理制度以及密码管理制度；

3、建议对DCS系统安装杀毒软件，有效防止计算机病毒的入侵；

4、建议集控室增加远控操作电动门，以便在DCS系统失控后对一些关键参数如水位、压力进行应急调整；

5、加强DCS系统现场管理工作，严格考核，杜绝利用DCS系统的计算机做与#6机组控制系统无关的工作；

6、提高现场巡回检查质量，严格按规程做好检修和运行的巡回检查工作；

7、立即恢复DCS系统的接地网，并做好接地网电阻的测试工作；

8、建议将#6机组DCS系统主、辅两台服务器所带计算机进行重新分场，保证服务器不再过负荷运行；

9、加强电气运行各配电室、电缆层室等房间的钥匙管理。

十四、“9.9”791误操作事故

一、事故时间： 2005年9月9日 17：20

二、事故前运行工况：

#3机组正常运行，机组负荷为42MW，大中线791开关线路在检修状态。

三、事故经过及处理情况：

16：25大中线791开关线路工作结束，电气联系复役，值长正准备向电调汇报时，#3机值班员来电：“#3机负荷上下大幅度波动，无法控制”。值长立即到#3机控制室了解机组情况，等回到电气控制室后，审791线路复役票，发令操作。17：20合791开关时，事故喇叭响，所有照明闪一闪又亮，锅炉汇报：#

4、#5排粉机跳闸，#3炉熄火。17：32 #3机解列，电气检查#

4、#5排粉机无异常，启动#

4、#5排粉机。17：45锅炉重新点火；汇报电调及厂领导：#

4、#5排粉机跳闸，#3炉熄火。19：00电调许可大中线791线路复役。19：37大中791线路复役。

四、事故原因分析：

值长没有与电调联系，没有确认对端是否有工作，在对端有工作挂接地线的情况下，误下令合791线路开关，造成系统电压低，#

4、#5排粉机低电压保护动作，#3机解列。

五、暴露出的问题：

1、两票操作管理不严，在进行重要操作票的审核时做与两票审核无关的工作（接听电话，到其它地方巡视），致使审核批准操作票时，遗漏了与对端电话联系这一重要环节，造成事故的发生；

2、安全教育不到位，事故发生后，事故责任者及有关人员隐瞒事故。

六、防范措施：

1、加强两票管理，进行两票审核时不能做与两票审核无关的工作；

2、加强安全教育培训工作，增强安全意识，加大对隐瞒事故者 38 的管理考核力度；

3、各班组要认真学习事故调查报告，开展关于791线路误操作事故的大讨论，防止类似事故的发生。

十五、发电厂“1.11”停电事故

一、事故地点：110KV升压站

二、事故时间：2006年1月11日11：00

三、事故等级：一般设备事故

四、事故前运行工况： 110KV系统双母线并列运行； 701、801运行在110KV一号母线； 702、703、792、878、700运行在110KV二号母线； 791线路在检修状态；

35KV系统301、303、304、305、306、307、309开关线路在运行状态，302、308开关在检修状态。

五、事故经过及处理情况：

电厂根据春季防雷工作安排对电气设备进行防雷试验，同时进行消缺检修。2006年1月11日进行7012闸刀防雷试验、710开关补油工作，需要进行110KV二号母线停役，将110KV二号母线上所有运行设备倒至110KV一号母线运行。10：50开始上述操作（操作票号：1－31）。在11：00进行700开关热倒至110KV一号母线上的操作时，合7001闸刀时（操作票中第10步）发生了7001闸刀B相母线侧支持瓷瓶断裂，断裂的瓷瓶及导线对110KV一号母线发生放 39 电，导致110KV母线故障，110KV母差保护动作，造成发电厂110KV系统和35KV系统失电，矿区北网供电中断。事故发生后，发电厂立即组织紧急抢修，将故障点隔离后。11：43用#1联变对110KV二号母线进行空充电。11：44合上#2主变702开关及312开关对35KV系统送电，恢复了北网供电。

六、事故损失及影响范围：

1、事故直接经济损失：损坏支持瓷瓶一只，价格1178元；检修人工费200元；事故直接经济损失合计1378元。

2、停电范围：矿区北网（姚桥矿、龙东矿、徐庄矿、三河尖矿）供电中断44分钟，发电厂#3机组解列。

七、事故原因分析：

1、事故的直接原因：7001闸刀支持瓷瓶在操作过程中发生断裂；

2、大面积停电原因：(1)矿区供电网络不合理，可靠性差；(2)7001闸刀母线侧支持瓷瓶在操作过程中发生断裂，造成母线故障，母线差动保护动作，导致发电厂110KV系统和35KV系统失电；

3、对事故的预见性不强，安全措施不完善，事故预案针对性、可操作性不强，导致恢复送电时间长；

4、安全管理存在疏漏，防雷试验和检修专项措施不全，定期检修周期过长。

八、事故教训：

由于对GW4型隔离开关管理重视不够，在操作时发生瓷瓶断裂事故，造成四矿停电，给煤矿安全造成极大威胁。

九、防范措施：

1、对全厂范围内的瓷瓶进行一次专项检查，全面更换老化严重、污染严重、有缺陷隐患的瓷瓶；

2、结合春季防雷试验，对所有的开关、刀闸进行强化检修，并请专业单位对所有瓷瓶进行探伤检查，立即更换不合格的瓷瓶；

3、制订110KV站和35KV站日常运行维护的事故防范措施，制订具有针对性、可操作性强的事故应急预案并定期组织学习、演练，提高事故处理能力；

4、在隔离开关的操作、检修过程中，将支持瓷瓶发生断裂列为重要危险点，研究制定有针对性的安全、技术措施(包括操作人员、监护人员的位置、作业方式以及安全带的固定方法等)并认真落实；

5、完善并认真落实设备定期检修制度，强化现场管理，确保“一工程一措施”，将各项安全措施落到实处；

6、加快电网改造步伐，加快#2联变、新35KV系统、新110KV系统的建设，提高系统的安全可靠性；

7、在全厂开展大反思、大讨论活动，吸取事故教训，举一反三，查找管理中的漏洞，狠抓标准化管理和作业程序化管理，大力推进精细化管理。

十六、发电厂“1.24”停电事故

一、事故地点：35KV母线室

二、事故时间：2006年1月24日10：07

三、事故等级：一般电网事故

事故性质：责任事故

四、事故前运行工况：

110KV系统双母线并列运行；35KV一号母线由#1主变供电，二号母线由#2主变供电，301、303、307、309线路运行在35KV一号母线；302、304、305、306、308线路运行在35KV二号母线；一号母线通过3111闸刀供电。

五、事故经过及处理情况：

根据发电厂停役申请单（申请编号：TX2006012302，厂部领导没有签名）要对710开关进行补油、对7012闸刀进行消缺。上工作票为一次班01－16号。工作需要将#1主变停役。操作票由操作人李某准备，操作票编号为1－63。经监护人、值班负责人、值长三级审核后，9：53开始上述操作。当拉开3111闸刀时（操作票中第9步）3111闸刀出现弧光，开关311、312闪光，开关跳闸，35KV系统失电。事故发生后，10：09利用312开关恢复35KV系统供电。之后又拉300开关隔离故障点，造成二次停电。10：12利用300开关恢复矿区北网供电。

六、事故影响范围：

矿区北网（姚桥矿、龙东矿、徐庄矿）供电中断5分钟，发电厂#3机组解列。

七、事故原因：

1、直接原因：带负荷拉3111闸刀，弧光造成311、312保护动作；

2、事故处理不当，误拉300开关，造成矿区二次失电；

3、安排助手进行重大操作，不符合规程要求；

4、操作票存在重大错误，且未按程序进行操作票的模拟操作；

5、没有严格执行设备停复役制度；

6、没有按规定制定事故防范措施及应急预案，未制定专项安全技术措施。

八、事故教训及防范措施：

1、强化规程在现场的贯彻落实，杜绝违章操作；

2、组织职工进一步学习规程和事故应急救援预案，增强职工按章作业的意识和防范、处理事故的能力；

3、严格执行规程规定，安排技术熟练的人员进行重大操作或复杂的操作；

4、加强操作票管理，确保操作票在执行过程中的规范性和正确性；

5、严格执行设备停复役制度；

6、在重大操作前，应按实际情况制定专项安全技术措施并进行事故预想；

7、在事故处理过程中，应思路清晰、操作果断，按照事故预想在最短时间内快速处理事故。

十七、“6.29”北网停电事故

一、事故时间： 2006年6月29日21：38

二、事故前的情况：

1、天气情况：空气湿度大

2、运行工况：110KV一号母线、二号母线并列运行，#3主变703开关运行于110KV二号母线，#1联变801开关运行于110KV一号母线。35KV一号母线、二号母线为分列运行，#1主变311开关带35KV一号母线，301、303、307、309开关运行于35KV一号母线，#2主变312开关带35KV二号母线，302、304、305、306、308开关运行于35KV二号母线，母联300开关热备用。3011刀闸运行，3012刀闸备用。

三、事故经过及处理情况：

2006年6月29日21：38分，主控室事故喇叭响，照明暗一暗又亮，闪光装置动作，#

1、#2主变311开关、312开关手柄灯闪光，311开关、312开关电流表、功率表指示到零，检查保护为：#

1、#2主变35KV复合电压方向过流掉牌信号发出，现场检查3011闸刀C相支持瓷瓶发黑。询问电调35KV系统无异常后，试送311开关，开关无反应。21：46分合上#2主变312开关，供电成功。拉开3011闸刀。21：49分，拉开一号母线上303开关、307开关、309开关。21：55分，合300开关对35KV一号母线充电正常，合309开关、合307开关（合上307开关后35KV系统有接地现象，随即拉开307开关），汇报电调。通过对现场的再次检查，发现3012闸刀母线侧三相触头均有烧伤迹象，35KV二号母线运行仍有隐患存在，之后合备用312开关带35KV一号母线运行。22：04分合303开关。22：29分合307开关（合开关后仍有接地现象，经电调批准，拉开307开关）。23：30分，用#2主变对35KV一号母线供电。0：45分，35KV 44 二号母线改检修状态，由检修人员清擦3012闸刀母线侧触头。

四、事故损失：

矿区北网供电中断8分钟（2006年6月29日21：38分到21：46分）。

五、事故原因：

1、主要原因：对设备管理重视不够，事故防范意识不强。未采取相应的措施防范#

1、#2机组拆除爆炸产生的灰尘对35KV系统运行环境的影响，留下了事故隐患；

2、次要原因：设备表面积尘多，空气太潮湿，造成绝缘下降，导致B、C相相间放电，主变35KV复合电压方向过流保护动作，电网失电。

六、事故防范措施：

1、制定并实施检修计划，对发电厂35KV、110KV系统所有开关、刀闸、瓷瓶等设备进行检修，对影响矿区供电安全的重要设备存在的隐患、缺陷制定防范措施；

2、制定并严格执行巡检制度、设备消缺制度，做到小缺陷不过班；

3、加快#2联变、新35KV系统的投用步伐；

4、增加运行人员、检修人员设备巡检次数，尤其要增加领导干部的设备巡检次数，提高事故处理能力；

5、落实35KV母线室防潮专项措施。

十八、“7.27” 发电厂110KV一号母线停电事故

一、事故时间：

2006年7月27日9：58至10：05

二、事故前的情况：

1、天气情况：小雨，空气湿度大

1、运行工况：110KV一号母线、二号母线并列运行，#3主变703开关、#2主变 702开关、792开关运行在110KV二号母线，#1主变 701开关、#1联变 801开关、791开关运行在110KV一号母线，35KV一号母线由#1主变供电，35KV二号母线停运有计划工作，北网负荷全部运行于35KV一号母线。

三、事故经过及处理情况：

2006年7月27日09：58电气主控室事故喇叭响，110KV母线Ⅰ段差动保护动作光字牌亮，110KV母差装置异常光字牌亮，110KV母联710开关、791开关、#1主变701开关手柄闪光，显示跳闸，#1联络变801开关跳闸，110KV一号母线、35KV一号母线失电，#3发电机组负荷甩到0，立即将791开关、#1主变701开关、110KV母联710开关手柄复位，拉开#1主变35KV 311开关。经现场检查，110KV一号母线、#1主变、#1主变701开关、110KV母联710开关、791开关无明显异常（#1主变701开关A相、791开关C相油色稍微发黑），拉开#1联络变2601开关，合上#1联络变801开关，同期合上#1联络变2601开关，110KV一号母线恢复送电。合上#1主变 701开关、#1主变35KV 311开关、791开关，10：05恢复35KV一号母线供电，恢复北网供电，10：10合上110KV母联 710开关，110KV一号、二号母线并列运行，110KV系统恢复正常运行方式。

四、事故损失：

矿区北网供电中断7分钟。

五、事故原因： 1、35KV北网全部失电是由于系统运行方式特殊。当日35KV二号母线停役，检修#2主变3122闸刀，更换动触头拉杆，35KV北网负荷都由110KV一号母线的#1主变701开关和311开关供电，当110KV母线Ⅰ段差动保护动作后，所有110KV一号母线上开关跳闸，导致35KV北网全部失电； 2、110KV母线Ⅰ段差动保护动作报告显示A、C相有差流，达到保护动作值，并跳开110KV一号母线上所有开关；故障录波装置录波报告也显示#1主变110KV 701开关侧A、C相有故障电流存在，并且相关设备均有接地现象才出现的零序电流、零序电压值，现场检查发现#1主变110KV侧701开关、791开关A、C相油色有变黑现象；

3、当天下小雨，空气异常潮湿；

4、事故发生后，保护设备厂家及徐州市电业局继电保护专家分析故障录波图形后认为：110KV一号母线系统经高阻抗瞬间接地，故障电流达到110KV母线差动保护启动值，造成保护动作。

六、事故防范措施：

1、遇有重大操作时应对危险点进行识别，采取应急措施、编制应急预案，并组织相关工作人员学习；工作前应进行安全交底；

2、特殊运行方式下应合理安排、提高工效，用最短的时间尽快结束检修，恢复系统的正常运行方式；要制定突发情况应急预案，47 发生事故后用最短的时间恢复系统，尽量减少损失；

3、由于设备陈旧，所以应该加强运行巡视管理，提高设备检修质量，在新升压站建成前保证矿区电力的正常供应。

十九、发电厂“1.16”停电事故

一、事故时间：

2007年1月16日7：44至08：00

二、事故前的情况：

1、天气情况：有雾

2、运行工况：110KV一号、二号母线并列运行，#3主变703开关、#2主变702开关、792开关、大奚878开关运行在110KV二号母线；#1主变701开关、#1联络变801开关、791开关运行在110KV一号母线；35KV一号母线由#1主变供电，35KV二号母线由#2主变供电，#1联络变有计划工作。220KV正母、付母并列运行，#1联络变220KV 2601开关运行在220KV付母。

三、事故经过及处理情况：

06：10省调许可135MW机组主控室值长#1联络变停役，老电气主控室值长联系中调投运大奚878线路。07：12大奚878线路合环成功，135MW机组主控室电气人员开始操作#1联络变（由运行改检修），当操作至第四步拉开#1联络变110KV 801开关时，操作人员第一次拉开110 KV 801开关时，绿灯未亮，一会红灯亮，表示开关未拉开，汇报值长，值长要求再次操作，绿灯亮，确认开关已拉开。07：26老电气主控室事故喇叭响，“110KVⅠ母线差动保护动作”、48 “110KVⅡ母线差动保护动作”、“110KV母差保护动作”、“110KV母差装置异常”光字牌发出，110KV母线停电，35KV母线失电，复位110KV各开关手柄，拉开35KV系统开关。电气人员检查110KV母线后，发现一次系统无异常，油开关油色、油位正常，六氟化硫开关气压正常（0.6Mpa），判断无故障。07：34 135MW机组主控室电气人员通过#1联络变对110KV一号母线充电成功，用110KV 710母联对110KV二号母线充电成功，恢复矿区110KV、35KV系统正常供电。07：44 老电气主控室电气人员在对110KV系统进行复查时，现场巨响并有火光，110KV母差保护动作，所有开关跳闸，检查发现#1联络变110KV 801开关B相开关爆炸，支持瓷瓶全部破碎，支持瓷瓶断裂，并将8012 闸刀B相支持瓷瓶拉断，旁边#3主变110KV 703开关上都是爆炸产生的污垢。立即隔离#1联络变110KV 801开关、#3主变110KV 703开关和110KV二号母线，将其他设备倒至110KV一号母线。08：00 老电气主控室值长联系中调，用110KV大奚 878开关试充110KV一号母线成功，正常后恢复矿区供电。

四、事故损失：

造成矿区110KV系统停电16分钟。

五、事故原因分析：

1、第一次110KV母差保护动作原因：在135MW机组主控室电气人员操作#1联络变110KV 801开关分闸时，B相存有内部问题，内部对地产生放电，启动110KV母线差动保护，因为110KV一号、二号母线在互联状态，不能判断故障母线，必须先跳开110KV 710母联开关才能选择。在先跳110KV 710母联开关时，710母联动作迟 49 缓，以至110KV母线差动保护判断为110KV一号、二号母线都有故障，故动作跳闸110KV一号、二号母线所有开关。在此期间，110KV 801开关B相内部对地绝缘情况有所恢复。

2、第二次110KV母差保护动作原因：135MW机组主控室电气人员通过#1联络变对110KV一号母线充电成功，用110KV 710母联对110KV二号母线充电成功。恢复矿区110KV、35KV系统正常供电后，由于#1联络变110KV 801开关B相存有内部问题没有根本解决，内部对地绝缘只是短暂恢复，在运行10分钟后，最终发生B相内部接地事故（110KV母差保护动作报告显示）导致爆炸，并通过爆炸污染旁边110KV二号母线运行的#3主变110KV 703开关，并由110KV一号母线发展到110KV二号母线，导致110KV一号、二号母线所有开关跳闸。

六、事故防范措施：

1、遇有重大操作时：应对危险点进行辨识，采取应急措施、编制应急预案，组织相关工作人员学习，工作前应进行安全交底；

2、特殊运行方式下：⑴应合理安排、提高工效，尽快结束检修，恢复系统的正常运行方式；⑵制定突发情况的应急预案，在发生事故时，用最少的时间恢复系统，尽量减少损失；

3、应加大六氟化硫开关设备的运行巡视和检修力度，加大技术培训力度，完善监测手段和方法，在新升压站建成前保证矿区电力正常供应。

二十、热电分厂“4.12”带电操作伤人事故

第五篇：事故案例学习

一、一起乙炔气瓶起火爆炸事故的原因分析

某化肥厂合成车间供水管线发生穿孔，需补焊。车间安排两名维修工配合焊工实施补焊作业，在焊接过程中，作业现场的乙炔瓶上部突然起火爆炸，将现场一名维修工炸伤。

现场勘察：动火部位在距地面2米操作平台上方的供水管道，操作平台有一个长3.5米、宽3米，电动葫芦起吊预留孔，乙炔气瓶与氧气瓶放置在操作台下地面上，距离该水平距离为1米，动火部位在预留孔上方偏北处，二者水平距离为0.5米，预留孔下方地面上放置了一个3T的卧式计量罐，该罐的一个园形封头与乙炔气瓶相对，距离为1.8米。经查，该车间安全员认为动火对象是供水管道，且周围设备清洗，便自作主张未办动火证。

原因分析：

1、作业前，焊工忽视对所需设备、工具的安全检查，未发现乙炔气瓶的低压表发生泄漏。

2、作业人员错误地认为，放置在操作台下方的气瓶不会被高处落下的高温焊渣损害，同时，又忽视了地面上计量罐产生的不利影响。实际上，放置在操作台下方的2个气瓶与动火点的水平距离只有1.5米，违反了在动火作业中，乙炔气瓶放置点与焊接地点之间水平距离不小于10米的安全规定。经现场模拟试验后证实，作业时，高处焊接作业产生的部分高温焊渣，落到预留孔下方的计量罐圆形封头上，反弹到对面的乙炔气瓶上方，点燃了低压表连接丝扣处泄漏出来的乙炔气体。

3、车间安全员未办理动火作业证，也未在动火前做全面的安全检查，属于违章作业行为。预防措施：

1、作业时，要执行有关在禁火区动火前必须办理动火作业证的规定。

2、按有关规定，在动火作业中，乙炔气瓶放置点与动火点之间的水平距离不少于10米。

3、在施焊作业前，要对气瓶及其安全附件、工具、设备和作业现场进行详细的安全检查，保证动火安全措施遂项落实。

二、山东平原县一化工厂氮氢气体爆燃 2人死亡

据介绍，13日9时10分，德齐龙化工集团有限公司一分厂三车间M40压缩机2号机组6段油水分离器出口与管道发生脱离，造成氮氢气体爆燃事故，死亡2人，伤10余人。事故发生后县委县政府及有关部门主要领导立即赶赴现场指挥抢险救援工作，及时控制了事故发展，排除了安全隐患。目前，事故原因正在进一步调查之中。

山东德齐龙化工集团有限公司是一家国家大型一档企业，在全国同行业排名第三位，主要生产尿素、碳酸氢铵、液氨等六大类22个品种。

原因分析和事故教训应从以下几方面进行：

1、焊接质量方面

2、材质选材方面

3、超压超温超负荷

4、操作巡检方面

5、技术设计方面

6、定时对高压管道检测（预防氢腐蚀）方面

采取措施：

各压缩单位对照以上6方面自查自纠，整改存在的隐患；其他单位举一反三对本单位压力容器及管道比照检查，整改隐患，确保安全生产。

三、吉林石化双苯厂大爆炸事故案例学习

2005年11月13日13时40分许，地处吉林市的中国石油吉林石化公司双苯厂（101厂）新苯胺装置发生爆炸事故。

该厂共分两部分，一部分是旧苯胺车间，另一部分是新苯胺车间，发生爆炸的就是新苯胺车间。该车间共有8个班组，由于爆炸发生在星期天，当时只有一个班组上班，20人左右，还有维修组的七八名工人。加上其他班组的人，爆炸时院子里约有百余人。

13时45分至15时两小时内连续发生爆炸15次，其中较大爆炸6次。

14时40分的一次大爆炸，场面惨烈：黄褐色的蘑菇云冲向天空，火势猛烈；爆炸引起地面强烈晃动，身边的大树“咔嚓”一声，两段直径约3厘米的树枝被折断；一块长1米、宽0.5米变了形的铁片飞到了该厂对面的饭店后面；双苯厂爆炸现场，附近200米内，所有的玻璃全部被震碎；一名严重受伤者胸部被炸裂，血肉模糊，鲜血一地；该厂附近及104厂一些留守工人撤离，附近一公里范围内已被交警部门圈出警戒区域；同时生产设备造成巨大损坏，现场一片狼籍，让人触目惊心。

据初步调查，事故原因是：双苯厂生产系统一阀门堵，处理不当造成爆炸事故发生。

事故发生后，政府迅速启动应急预案，及时将处于工厂下风口的两居民小区的居民和北华大学北校区、吉林化工学院部分学生共数万人疏散。

经核实：目前已造成5名工人死亡，1名工人失踪，70余人受伤。

四、事故名称：二改一置换开车

违章动火爆炸 事故时间：2003年5月30日

事故地点：××厂造气车间二改一岗位

事故经过：2003年5月30日，早8：15时左右车间会议决定，白班、四点班保全工焊12t锅炉保温外铁板及安装鼓风机风叶，会后保全二班班长赵安排畅办理动火手续，办完后焊工张和监火人畅进行焊接工作。大约晚19：00左右，化工负责人李派人把总回收防爆板装好，当时焊工张及监火人畅在铺焊铁板，约22：00左右，只听“轰”的一声，锅炉、燃烧炉及过热器发生爆炸。原因分析：

①重要原因是回收阀内漏，加之回收总管防爆板全部装好，使煤气漏入燃烧炉及锅炉处，使气体成为煤气和空气的混合物。

②直接原因是电焊火花飞溅到锅炉门，使气体浓度达到一定程度发生爆炸。③车间管理不到位，没有执行开车方案及步骤。防范措施：

①加大对车间管理力度，严格执行各项安全生产规程。②加强安全业务学习，提高全员整体素质。

③吸取教训，加强化工与保全、保全与保全、化工与化工之间的联系。

五、事故名称：2#机冷排四段出口管爆炸事故 事故时间：2001年2月13日

事故地点：××厂合成车间压缩2#机冷排 事故经过：

2001年2月13日四点班，××厂合成车间2#机操作工吕接班检查工艺温度压力正常，10：00时排油分检查压缩机温度、压力均正常，在岗位操作盘前，忽听一声巨响，厂房东外2#机与3#机冷排处火光一片，立即采取紧急停车，关闭阀门，截断气源，组织扑灭火源，处理完 后，发现是2#机四段出口入水冷进口管处发生爆炸，炸断折弯撞击在六段出口管至管道弯曲。

原因分析：由于该管自1992年开始运行至今，未进行更换，在设备处理上对该管道未进行检测，探伤登记记录，检修记录在99年10月4日四段冷排因外多处漏进行了更换，更换是由检修负责更换，对该管只作外部观察记录管道完好，但没有具体数据说明。但事故后发现四段出口管爆炸处由于长期腐蚀严重，管壁太薄，有些地方甚至只有2~3cm(应该是80cm)，所以长期运行承受不了四段出口5.8MPa压力，导致事故发生，同时管理部门对压力容器、压力管道、高压部件没有系统监测，验收报告，检修台帐登记不详。防范措施：

①职能部门机动处、设备科、结合实际情况出台有关压力容器、压力管道安全管理规章制度，建立、健全压力容器及设备管道、探伤、监测台帐，制定出严格管理措施。

②对全厂各单位压力容器、压力管道，主要设备备件进行一次检测探伤摸底，发现隐患及时给予处理解决，根据有关标准及设备腐蚀情况确定压力检验周期，认真开展管理工作。③严格执行检修规程，明确责任人，确保检修质量。

六、事故单位：××厂造气车间 事故时间：2008.5.8 事故名称： 7#热回收阀爆炸 事故类别：设备事故

事故经过：2006年11月1日，在安装过程中，二厂造气车间分别对5#、6#、7#造气炉热回收阀油缸进行了安装，（油缸生产厂家为山东淄博），厂家提供油缸使用周期为2年期限。

2008年5月8日下午，化工二班上四点班，15：40分接班后，造气调氢主操武到车间现场进行巡检，完后到总控室，当时上班交代生产情况是：造气煤气系统已经置换完毕，1#、2#炉已正常开始给气柜送气。交接班完毕后，主任说让武吹7#炉，准备给一厂送气，先试了一下7#炉阀门，阀门正常，这时开始加煤吹炉，大约16：30分左右吹风气取样分析合格（O2含量0.6%）。通知主操排煤总水封，联系送气。为保证后工段用气，接着开始吹6#、5#炉，大约16：40分，6#炉吹合格，17：35左右，5#炉正常，给气柜送气，开炉大约20分，保全工联系要消5#炉漏点，停5#炉，开6#炉给气柜送气，开炉大约5分钟左右，分析气柜O2含量上升，6#炉就停下来。当时开1#、2#炉给后工段送气，7#炉给送气。18：06：05时，7#炉在上吹阶段时，热回收阀错位报警，18：06：08时，再次报警停炉，这时听到轰的一声响，武到现场后发现7#炉热回收阀爆炸，油缸丝脱，回收管两端防爆板爆裂。

17：30分左右，由于1#、2#、7#炉已正常使用，加之二改一炉温正常，主任通知二改一人员加回收系统防暴板，准备给二改一送吹风气。开始投入使用，防爆板快要加完时，因回收阀爆炸，致使2名操作工一死一伤。事故原因：

1、7#炉热回收阀油缸丝脱，造成热回收阀动作，致上吹时煤气进入系统，造成爆炸。

2、车间对突然紧急断电异常情况，开车时未完善开车方案。

3、造气操作规程对拆装防爆板无具体详细要求。

4、监护人员责任心差，巡检不细致。

防范措施：

1、加强设备日常维护保养，严格执行设备检修更新规定，做到正常平稳运行。

2、对突然紧急断电异常情况，在组织开车时必须完善开车方案。

3、完善造气操作规程，规范拆装防爆板具体要求。

4、严格执行监护人工作职责，加强巡检和监护。

七、事故单位：××分厂空分车间 事故时间：2008.7.11日

事故名称：空气冷箱管发生爆炸 事故类别： 工艺操作

事故经过：7月11日2：00点，28000空分设备汽轮机组启动，4：30分空分系统预冷钝化系统启动，6：20分，启动膨胀机开始制冷激液，主操贾开启41216阀给下塔到气，此时上主冷液位1870，下主冷液位2999，由于停车较长，部分设备已变热，大量热空气进塔后，上下主冷液位很快降到500左右，表明主冷已不工作，此时，膨胀空气量为30000左右。6：50分，污氮气温度降到-26+度，班长廉发现正流空气进塔温度不断下降，随即联系仪表工闫检查测温点有无异常，同时通知工艺人员张现场确认管道有无结霜，7：23分，正流温度降到-152，在现场检查人员无反馈的情况下，班长廉迅速关闭41216阀，7：26分，正流空气冷箱管发生爆裂，造成化工人员张、仪表工、孙三人受伤。事故原因：

a)操作工业务素质低，经验不足，判断不清，处理不果断。

b)停车时间长，部分设备已边热，导致热空气进塔后，塔内工况发生变化。

c)车间干部管理不到位，对开车预案准备不足，未充分考虑管道受冷后，失去强度和应力。防范措施：

1、加强职工业务学习，提高操作水平。

2、完善开停车规程及预案。

3、污氮气出冷箱温度，正流空气进冷箱温度加低位报警。

4、当发生正流空气进塔温度低于0度时，立即停膨胀机。