第一篇：2012.1.1加氢裂化装置晃电事件总结分析
加氢裂化装臵1月1日晃电事件总结分析
事件经过：
2012年1月1日10:10左右，装臵出现晃电事故，循氢机K-101油站晃停，循氢机因油压联锁停机，装臵0.7MPa/min联锁启动，班组立即启动应急预案，班长安排外操进行现场联锁确认并组织恢复。由于制氢装臵也被晃停，新氢供应中断，装臵被迫紧急停工，启动紧急停工预案，反应部分引高压氮气保压，分馏部分自身循环。
1月2日9：00引重整氢气至D-105，启新氢机K-101A，反应系统开始升压，至18：00系统压力升至10.5MPa，启原料泵P-101，反应器R-101垫油，分馏系统接收反应油，装臵改大循环，反应系统开始升温升压。
1月3日8:00，反应部分系统压力为15.3MPa,反应器入口温度为390℃。10：30，装臵引减压热进料，开始提温、提量，调整反应深度，分馏系统升温调整操作，19:00采样分析，混合柴油产品质量合格，改至合格罐区，装臵基本恢复正常。事件原因：
此次事件直接原因是上游电力系统故障，造成装臵晃电，循环氢压缩机晃停，装臵0.7MPa/min低速泄压联锁启动，联锁停车。间接原因是制氢装臵晃停，新氢中断，装臵不能及时恢复，被迫紧急停工，进入退守状态。事件启示：
通过此次事件，也给了我们几点启示： 1.关于班组应急预案的问题。本次事件发生在上午10:10左右，班组及时启动了晃电应急预案，当发现循环氢压缩机晃停、0.7MPa/min低速泄压启动，且新氢中断不能及时恢复时，立即启动紧急停工预案，进入退守状态，可以说是做到了反应及时、处理得当，但在实际处理过程中，仍存在一些问题，比如分工不够明确，内外操联系不够紧密等。因此，此次事件提醒我们还需要不断加强应急预案的演练和开停工操作规程的培训工作。
2.关于开工过程中遇到管线冻凝的问题。在启P-105和P-101过程中，发现管线均出现冻凝现象，以及柴油空冷冻凝问题，尽管经过车间与班组的共同努力，吹通了管线，并未对开工造成过大影响，但仍给我们提了个醒。还有发现循环油空冷A-210整组管束出现冻凝堵塞现象，导致循环油温度超高，车间分析后，果断开大循环油外送，利用循环油外送线背压低的条件，顺利带通了空冷A-210，确保了装臵顺利开工。此次事件告诉我们，在冬季开停工过程中，重油管线尽管都有伴热，但介质一旦不流动，就极易出现冻凝堵塞。如何避免蜡油、柴油等重油管线的冻凝堵塞，做好防冻凝工作，将是冬季开停工过程中的重点问题。
3.关于FIC11402仪表箱泄漏问题。这是开工过程中，E-101进料流量FIC11402仪表箱又出现了泄漏，幸亏发现及时，并未出现较大问题。但这应该引起我们的重视了，毕竟之前发生过FIC11403B仪表箱泄漏事件，所以这不是偶然事件了，而且该处是装臵内压力最高的，达到了19.7MPa，温度也高达250℃，介质一旦发生泄漏，极其容易发生着火、伤人等恶性事故。因此，在以后无论是日常生产，还是开停工过程中，要加强对E-101等高压部位仪表线路的检查和监控。
二联合车间
2012-1-6
第二篇：11.26晃电事故处理总结
11.26日晃电事故处理总结
11.26日上午11：20加氢裂化和汽油加氢两套装臵的部分设备由于晃电停车，现对三班处理此事故做个总结，望每个班组都能互相学习，取长补短，使班组处理突发事件的能力能够得到进一步的提升。
1、事故经过： 加氢裂化装臵：
11：20内操发现高压空冷A101A、G和引风机停，立即通知外操去现场恢复，在恢复空冷的过程中发现变频空冷无法正常启动，随即把工频的四台空冷全部启动，11：25高压空冷总出口温度TIC13402由58.5℃开始下降，随后调整至正常，11：26加热炉负压表PIC13207测量值开始变为虚线，内操判断炉膛应为正压，随即想到引风机烟道挡板的联锁未投用，立即将其投用，烟道挡板打开，炉膛负压表PIC13207测量值显示为-150Pa左右，联系电气，大概12：30左右重新启动引风机，调整负压至正常。汽油加氢装臵：
11：20内操发现A202、A101、P201/B、P102/B、P203/B、K101B停，立即通知外操去现场恢复，11：26恢复P201/B；11：30恢复P102/B；11：32恢复P203/B;11：38恢复K101B；11：40恢复A202和A101。在外操恢复晃停设备的同时内操关闭加热炉的瓦斯控制阀TC1118，防止加热炉管干烧，并联系调度产品改不合格线，在重新点炉期间，外操发现两个长明灯堵塞，随后外操进行处理，大概12：20左右炉子点燃，内操逐渐提温，到夜班00：30装臵恢复正常，产品改走合格线。
2、事故总结：
当班班组三班对本次晃电事故的处理是及时的、有效的，确保了装臵的安全平稳生产。及时投用加氢裂化装臵引风机烟道挡板联锁和关闭汽加加热炉瓦斯控制阀是这次事故处理中的亮点，但同时也存在着稍许的不足：
（1）汽油加氢在重新启动新氢机K101/B的时候没有将压控阀PV0101改为手动控制，使压机出口压力波动较大。
（2）P102/B恢复较慢，导致D102满罐，同时在启动P102/B时，没有将D102的液位串级控制摘除，导致回流量控制阀全开，瞬间回流量较大，分馏塔压上升较快，最高达到747Kpa，很接近分馏塔安全阀定压820Kpa。
二联合车间 2011-11-29
第三篇：金陵-卫建军-金陵分公司150万吨加氢裂化装置开工总结17
164
加氢裂化协作组第六届年会报告论文选集
金陵分公司150万吨加氢裂化装置开工总结
卫建军
邢献杰
（中国石化金陵分公司加氢裂化车间
江苏南京
210033）
主题词
加氢裂化
FC－14催化剂
硫化
开工 前言
150万吨/年加氢裂化装置是“十五”金陵分公司1300万吨炼油改造项目的配套装置。该装置由中国石化洛阳石油化工工程公司及金陵石化工程公司设计院共同设计，采用单段全循环加氢工艺，所用催化剂为抚顺石油化工研究院开发FF-16/FF-26加氢精制催化剂和FC-14单段加氢裂化催化剂，以沙特轻质蜡油和焦化蜡油的混合油为原料，生产航煤、柴油、液化气、轻石脑油和重石脑油。该加氢裂化装置于2004年12月建成中交，2005年2月27日完成催化剂装填，3月21日开始进行催化剂预硫化，4月6日开始催化剂润湿和原料油切换，4月8日产品合格，装置一次投产成功。催化剂装填
金陵分公司150万吨/年加氢裂化装置催化剂装填于2005年2月23日开始，至2月27日结束，催化剂总装填量为267.02吨，其中FZC-100加氢保护剂1.78吨，FZC-102加氢保护剂2.55吨，FZC-103加氢保护剂3.99吨，FF-16加氢精制催化剂65.40吨，FF-26(φ3)加氢精制催化剂8.82吨，FF-26(φ1.2)加氢精制催化剂36.38吨，FF-14加氢裂化催化剂148.10吨。各反应器具体装填情况见表1和表2。
表1 R1001催化剂装填表
床层 一床层
二床层
装填物 FZC-101 FZC-102 FZC-103 FF-26粗条 FF-16 FF-26粗条 Ф6瓷球
Ф13瓷球 Ф13瓷球
装填高度/mm
450 600 100 2615 170 55 20 80 1400 1871 3149 200 80
体积/m3 2.08 6.23 8.31 1.43 36.22 2.35 0.76 0.28 0.80 18.00 27.30 39.19 2.38 1.09
重量/kg 1777 2550 3990 1140 28050 1920 1340 400 1140 14250 23100 36380 1920 1700 5600
堆密度/kg.m-3
854 409 489 797 774 815 1759 1444 1425 792 846 921 807 1560 FF-16 FF-16 FF-26 FF-26粗条
Ф6瓷球 Ф13瓷球
生产技术总结与扩能改造
165
表2 R1002催化剂装填表
床层 一床层
二床层
三床层
装填物
Ф13瓷球
装填高度/mm
3860 80 80 80 3854 80 80 80 4524 306 100
体积/m3 1.36 53.46 1.10 1.11 1.10 53.38 1.11 1.11 1.01 60.03 4.24
重量/kg 2080 47800 1650 1200 500 1720 46600 1660 1300 400 1400 53700 3840 2300 6000
堆密度/kg.m-3
1529 894 1500 1563 873 1500 1386 895 906 FC-14 Ф3瓷球 Ф6瓷球 Ф13瓷球 Ф13瓷球
FC-14 Ф3瓷球 Ф6瓷球 Ф13瓷球 Ф13瓷球
FC-14 FF-26粗条
Ф6瓷球 Ф13瓷球
表3 不同条件下反应器的径向温度分布
一床层
二床层
三床层
顶部 中部 底部 顶部 中部 底部 顶部 中部 底部
369.6 368.2 369.3 369.2 369.3 368.3 369.5 369.4 369.2 368.7 369.2 369.5
硫化结束时R1001床层温度分布(℃)近端 368.2 的床层温度分布
中端 368.1 远端 368.4 R1002床层温度分布(℃)近端 369.1 366.9 366.5 367.8 367.2 365.2 365.1 364.3 365.2
中端 369.2 366.8 366.8 367.9 367.1 365.4 365.5 364.2 365.1 远端 369.3 367.1 366.7 367.5 367.4 365.2 365.5 364.5 365.4
361.4 361.5 367.6 375.0 363.0 358.7 366.3 373.2 361.4 361.1 367.0 373.6
中端 354.6 远端 354.9 低负荷条件R1001床层温度分布(℃)近端 353.8（反应进料110t/h）的床
层温度分布 R1002床层温度分布(℃)近端 376.9 382.4 388.1 384.2 387.3 392.2 384.1 388.1 389.6
中端 379.4 380.5 386.4 384.6 387.3 389.5 385.1 386.3 389.4 远端 377.4 381.8 388.1 385.0 387.7 391.5 384.4 387.3 389.7
390.1 389.9 397.2 404.6 390.8 389.0 397.7 404.4 390.5 389.2 396.8 403.4
高负荷条件R1001床层温度分布(℃)近端 381.9（反应进料110t/h）的床
中端 381.6 远端 382.8 层温度分布 R1002床层温度分布(℃)近端 404.5 409.3 412.4 406.8 408.9 415.2 406.0 410.7 412.4
中端 404.7 409.8 412.4 403.9 408.5 410.9 406.5 408.9 412.0 远端 404.5 409.3 413.6 407.6 407.2 415.8 405.2 409.5 411.7 催化剂装填效果分析：（1）从3硫化结束时的床层温度分布可以看出，R1001、R1002166
加氢裂化协作组第六届年会报告论文选集
各床层径向温差在0.1～0.5℃，说明反应器内因热电偶测量误差造成的床层径向温差很小，反应器内的热电偶是准确的。（2）R1001、R1002一床层无论在高负荷或低负荷条件下，径向温差最大为1.1℃，最小为0.7℃，说明两个反应器一床层的催化剂装填是均匀的，床层内的沟流效应很低。（3）R1001二床层在高负荷时，由于R1001二床层入口温度与R1001一床层出口温度相差不大，最大径向温差仅为0.9℃，说明R1001二床层的催化剂装填是均匀的，床层内的沟流效应很低。而R1001二床层在低负荷时，由于R1001二床层入口温度与R1001一床层出口温度相差较大，最大径向温差为2.8℃，我们认为此径向温差不是因床层内的沟流效应造成的，而是因由于R1001二床层入口温度与R1001一床层出口温度相差较大急冷氢用量大造成的，同时说明金陵分公司150万吨加氢裂化ф4200的大直径反应器床层间的冷氢分布不是很均匀，有待改进。催化剂的硫化 3.1 硫化过程
催化剂硫化采用干法硫化，所用的硫化剂是二甲基二硫化物（DMDS）。
2005年3月21日13:00装置达硫化条件：冷高压分离器V1003压力为15.25MPa，温度
340℃，C1001出口环氢量320000Nm/h，R1001的入口温度182℃，R1002的入口温度177℃，循环氢纯度90.12%。
2005年3月21日13:24开P1035开始硫化，开始注硫量为600kg/h，半小时后调整注硫量为1500kg/h。15:00吸附热穿过全部反应器床层，产生最高温升约5～7℃后，以≯3℃/h速度升温，19:00冷高分见水，R1002出口20:00测出硫化氢浓度70g/g。
2005年3月22日3:00R1001入口温度升至230℃，开始230℃恒温至11:30恒温结束，本阶段循环氢中硫化氢浓度为4200～8400g/g。R1001入口以≯4℃/h速度向290℃升温。13:30班组人员巡检发现冷高分V1003液面开关LSA1113A下设备法兰焊缝开裂，并有大量气体外泄，紧急放空处理。
2005年3月25日12:00装置达硫化条件，开P1035开始硫化，由于上次硫化230℃恒温阶段已经结束，故本次硫化取消了230℃恒温步骤，为节约时间并考虑硫化吸附热会造成床层超温的影响，本次硫化R1001入口温度改为195℃，将230℃前的升温速度改为按≯6℃/h控制。开始注硫时循环氢硫化氢浓度为600g/g，13:30R1002出口硫化氢浓度达到1000g/g。17:30R1001入口升温至246℃，由于巡检发现A1001除A、F、H台不漏外其余均漏，为保证装置安全于17:30开始降温撤压。
2005年4月4日9:30装置达硫化条件，开P1035开始硫化，本次硫化R1001入口初始温度按照220℃控制，本次硫化取消了230℃恒温步骤，230℃以后按照升温曲线要求进行升温。11:00R1001入口达到230℃，首先R1001入口以≯4℃/h速度向290℃升温。4月5日3:30R1001入口温度达到290℃。接着R1001入口以≯6℃/h速度向370℃升温，于16:00入口温度升到370℃。370℃恒温从16:00到24:00结束。结束时R1001入口温度为370℃，循环氢中H2S浓度为22000g/g。
R1001入口露点与R1002出口气体的露点差≯3℃，且均低于-19℃。R1001入口气体的H2S浓度22000g/g与R1002出口气体中的H2S浓度21000g/g基本相同，且连续4小时H2S浓度＞1.0v%。冷高分无水继续生成。
生产技术总结与扩能改造
167 3.2 硫化效果分析
催化剂预硫化时，在反应器内会发生下述两个主要反应：
(1)硫化剂(DMDS)首先和氢气反应，产生硫化氢和甲烷，此反应为放热反应。该反应一般发生在精制反应器R1001的入口处，反应速度较快。
(CH3)2S2+3H2 = 2H2S+2CH4
(2)氧化态的催化剂活性组分(氧化镍、氧化钼等)和硫化氢反应变成硫化态的催化剂活性组分，该反应是放热反应，发生在反应器内的各个催化剂床层上。预硫化时出现的温升现象即是此反应所致。
3NiO+2H2S+H2
= Ni3S2+3H2O MoO3+2H2S+H
2= MoS2+3H2O WO3+2H2S+H2
= WS2+3H2O 根据上述化学反应方程式及FF-16催化剂（MoO3为25.5%、NiO为3.8%）、FF-26催化剂（MoO3为26.0%、NiO为4.3%）、保护剂（MoO3为7.0%、NiO为2.0%）、FC-14催化剂（WO3为23.5%、NiO为6.0%）中活性金属组分含量可计算出单位催化剂硫化完全所需硫化剂的理论量和生成水理论量。催化剂硫化时，硫化剂C2H6S2的理论用量及生成水理论量的计算结果列于表4。实际用硫量见表5。
表4 硫化剂用量和生成水量(理论量)硫化剂 催化剂名称 催化剂组成/% MoO3 NiO WO3
催化剂实际装填量/kg 硫化1kg催化剂所需的硫化剂用量/kg 硫化1kg催化剂所生成水量/kg 硫化剂量/kg 生成水量/kg 理论总硫化剂量/kg 理论总生成水量/kg
表5 硫化硫平衡表
入方 出方
项目
加入DMDS总量 高分排水溶解硫
第一次硫化中断放空量 第二次硫化中断放空量
第三次硫化结束残存于系统 排放氢排放量 泄漏量
催化剂反应用量
折合DMDS量/kg
48400 350 2409 2946 2125
9030 1595 38072
FF-16 25.5 3.8
保护剂
7.0 2.06.0 23.5 148100 0.1205 0.0693 17846 10263
45200 8317 0.1878 0.0541 0.1080 0.0311 8488 450 4881 259
38899
22264 本次催化剂硫化共注DMDS 48400kg，催化剂实际反应耗DMDS硫量为38072kg，是理168
加氢裂化协作组第六届年会报告论文选集
论量38899kg的97.87%，这个值已达到了较高的水平，说明本次硫化效果良好。本次硫化的升温曲线见图1。
400实际硫化曲线25000350R1001入口温度℃R1002出口气体H2S(ppm)20000R1001入口温度3002005年3月22日13:30第以次硫化中止2502005年3月25日17:30第2次硫化中止2005年4月4日9:30第3次硫化开始***002005年3月25日12:30第2次硫化开始5000150005硫化-3时-2间1 ,16h:00201905:0-30-221:2 300:002:305:007:20310005:-30-21205 :313020:3050-4-416: 1000:0012:3150:0170:3200:0220:301:003:306:008:3110:0130:3160:0180:3210:00时间20
图1 硫化控制曲线 引入加氢柴油和逐步切换蜡油
催化剂硫化结束后，将反应器入口温度以20~25℃/h的速度降温至150℃，待各反应器各床层温度稳定后，引入加氢柴油进行润湿。开工过程中所用加氢柴油和沙轻蜡油性质见6。
表6 加氢柴油和蜡油主要性质
原料油
密度/kg.cm-3 馏程/℃ FBP/5% 10%/30% 50%/70% 90%/95% EBP S/% N/g.g-1 残炭/% 水分/% 金属组成/g.g-1 Fe/Na Ni+Cu+V
加氢柴油 819.2 245/259-/-296/--/341 346 0.0008 0.6 痕迹
沙轻蜡油 903.3-/324 341/384 411/435 469/-504 2.26 761 0.04 0.03 0.1/0.1 0.1 引入加氢柴油时主要工艺条件：R1001入口温度为150℃，V1003压力为15.0MPa，V100
3生产技术总结与扩能改造
169 温度为49℃，循环氢量为320000Nm3/h。
4月6日10:28开始引入加氢柴油，进料量为68t/h，催化剂床层温波为15~30℃。11:40温波通过，热高分建立液面后，以15℃/h提升R1001入口温度至200℃，待催化剂床层温度稳定后，开始分步切换蜡油原料。为了确保装置操作平稳，切换蜡油时分为四个步骤进行，分别切换25%、50%、75%和100%。
16:00开始切换25%蜡油，并且以8~10℃/h提升R1001入口温度，待催化剂床层温度稳定一段时间后，继续提高蜡油切换比例。
4月7日2:00左右进料完全切换为蜡油，继续提高R1001入口温度，调整操作。4月8日，产品合格，150万吨/年加氢裂化装置一次投产成功。当日装置操作条件、主要产品性质见表7～8。
表7 150万吨/年加氢裂化装置主要操作条件
时间 新鲜进料/t.h-1 循环油进料/t.h-1 反应总进料量 反应入口压力/MPa 循环氢/Nm3.h-1
R1001 1床层温度(入口/出口)/℃
2床层温度(入口/出口)/℃ 精制空速/h-1
R1002 1床层温度(入口/出口)/℃
2床层温度(入口/出口)/℃ 3床层温度(入口/出口)/℃ 裂化空速/h-1
总温升
R1001/R1002/℃平均反应温度
R1001/R1002/℃ 氢耗/Nm3.t-1 转化率/%
2005年4月8日
50 160 16.30 310000 365/382 382/395 1.45 395/403 401/407 398/405 1.08 30/21 385/402 275 71
表8 加氢裂化产品分布及其主要性质
加氢裂化产品 密度/kg.m-3 馏程/℃ FBP/10% 50%/90% EBP 闪点/℃ 冰点/℃
银片腐蚀/级 铜片腐蚀/级 凝点/℃ S/g.g-1
轻石脑油
25/37 76/80 83
11.4
重石脑油 746.5 83/93 115/145 164
2.7
航煤 802.7 181/193 207/237 256 67 <-55 1 1
柴油 835.6 268/282 304/329 339 >90
<-20 1.4
未转化油
2005年5月30日
175 71 246 16.30 342300 369.5/388.3 387.6/400.9
2.23 4004.2/409.3 403.7/411.0 403.6/408.6
1.66 32.04/18.31 390.9/406.5 324.33 63 170
加氢裂化协作组第六届年会报告论文选集 开工正常后装置的操作条件、产品收率及主要产品性质
开工正常后装置的操作条件、产品收率及主要产品性质见表7和表9。
表9 加氢裂化产品分布及其主要性质
产品 密度/kg.m-3 组成/v% H2 CH4 C2H6 C3H8 n-C4H8 i-C4H8 馏程/℃ FBP/10% 50%/90% EBP 闪点/℃ 冰点/℃ 银片腐蚀/级 铜片腐蚀/级 凝点/℃ S/g.g-1 收率/% 干气
37.8 37.5 7.1 16.0 0.9 0.2
3.98
LPG
87.5 12.5
0.39
轻石脑油 <650
24/28 45/65 83
11.4 6.16
重石脑油 733.9
91/96 105/123 143
2.7 10.37
航煤 799.4
145/166 201/240 254 42 <-55 1 1 1.3 31.94
柴油 843.1
280/294 307/333 342 >90
-20 1.4 40.37
未转化油
-7 1.91 7.18 6 总结
首先要说明的是由于受本装置部分设备问题的困扰及新氢纯度的影响（设计值98.42%实际氢纯度仅为93%左右）尚未进行标定，以上采集的能耗数据、收率数据可能会与标定值存在偏差。
（1）此次选用的FC-14催化剂异构化反应能力很高，这从表8数据可以看出。 LPG产品中异丁烷的含量是正丁烷含量的7倍。
从柴油的分析指标看FC-14生产的柴油密度在0.84左右，比金陵分公司100万吨/年加氢裂化柴油的密度仅大0.02左右，两者在馏程上相差也不大，而在凝固点上却有很大的差异，FC-14柴油凝固点在<-20℃范围，而金陵分公司100万吨/年加氢裂化柴油的固点在0～-10℃范围，说明FC-14柴油中异构烷烃的含量是很高的。
加氢尾油中异构烷烃含量的大幅增加直接导致其凝固点的下降，FC-14尾油中的凝固点基本在-4～-10℃范围波动。
（2）此次选用的FC-14催化剂对中间馏分油航煤、柴油的选择性很好，比较适合金陵分公司这样燃料型炼油厂的要求，其对中间馏分油的选择性可以达到78.25％。
（3）由于150万吨/年加氢裂化原料氢纯度仅为93％左右，比设计的纯度低了近6个百分点，导致装置目前生产存在两大问题。
生产技术总结与扩能改造
171 由于新氢纯度低直接导致脱硫后循环氢纯度处于较低的水平（在78%左右），为保
3证反应器入口氢纯度，尾氢外排量较大，约为4000Nm/h，导致装置氢耗水平比较大，约在330Nm3/t。
由于反应氢分压较低导致本装置初期裂化反应温度较高，对FC-14的寿命提出了严峻的考验。
（4）从此次150万吨/年加氢的用能水平看（见表10），其单位原料油的能耗仅为41.44kg标油/t。说明本装置无论在热量回收上的流程设计上，还是降低能耗的操作调整方面均达到了较高的水平。
表10 加氢裂化耗能情况
项目 新鲜水/t.t-1 循环水/t.t-1 电/kWh.t-1 蒸汽/kg.t-1 燃料气/kg.t-1 燃料油/kg.t-1 能耗/kg标油.t-1
14.75
68.55
38.76
15.95
2.02
41.27 单位加工量耗能 0.024
第四篇：失电事件一值总结
失电事件处理总结
运行一值
10月31日凌晨2:34:19，1号机主变A相重瓦斯保护动作，失去500千伏外电源，同时由于220千伏线路正在检修，导致1号机组失去正常运行交流电源，停机停堆，六台柴油发电机组分级启动，主控起用H2.1（机组正常交流电源失去）和T1.9（电站辅助设备失去正常运行交流电源机操行动）规程，将机组转到安全状态。现将事件过程和发现的问题做个简要总结：
核岛部分
一、中子功率。
由于失去外电源，四列正常运行母线失电，四台主泵全部停运，产生跳堆信号，控制棒全部断电下落正常，NFME显示的核功率也正常下降，在三个源量程测量通道全部到底以后，一通道显示没有切换到源量程范围内，第一工作量程内有明显的功率显示（后仪控解释为第一工作量程一通道本底高所致）。
二、自然循环。
四台主泵全停，按照事故规程连接KTB20管线，在MCDS中确认自然循环已经建立并且稳定：燃料组件出口饱和裕量50度左右，冷热腿温差15度左右，冷腿温度接近二回路饱和温度且基本稳定。
三、主泵。
在稳定机组状态的第一时间结束以后，安排对主泵径向止推轴承回路取样，主泵停运、头箱停止供水后，径向止推轴承回路头箱液位下降很快，但是回路中还残存了一部分水，也正是对这些水的取样分析结果佐证了主泵的惰转结果（2号主泵取样透光率87.8％，惰转时间87秒，3号主泵取样透光率0.5％，惰转时间23秒）。独立回路由于取样阀门失电，无法进行取样。独立回路里建立了比较有效的自然循环，虽然1JEW10~40AA10,102,103阀门处于打开状态，一直有水从独立回路泻出，但是独立回路出口温度还是稳定在120度左右，不需要KBA小泵的喷淋功能，这一点在机组上已经多次得到证明：只要不进行独立回路取样，独立回路的温度就可以稳定在喷淋启动温度以下。独立回路喷淋阀门1JEW10~40AA112供电来自于正常母线BF段，这时处于失电状态，无法进行喷淋，而在以前的动态试验中，采取的措施是将上述阀门预先打开，而将KBA90AA801,802关闭，作为启动喷淋的控制阀门。现在要考虑的是如果需要喷淋怎么办？。
四、分级启动。
四列母线失电以后，柴油机分级启动。在第一时间内确认四列母线电压完全恢复，确认柴油机本身的保障系统PJK,PEK共八台泵运行正常，然后确认KAA,PEB四个系列各有至少一台泵运行，接下来检查启动的重要安全系统泵JND,JNG,JMN,LAS都运行正常。在分级带载中发现的缺陷是1BEA00GS001（Q3）没有分闸，有“switchgear fault”报警，由于BEA母线已经成功带电，因此这个缺陷留待机组状态稳定以后再处理。但是这个现象值得思考：为什么1BEA00GS001（Q3）没有断开，BEA母线就可以由柴油机供电，如果下游的1BBA00GS001（Q4）也没有断开，是不是会返供电到BBA母线，事后查阅LEFU3，发现失电信号会发命令去跳Q3，Q4，但是柴油机启动后合1XKA10GS001（Q5）时，并不会判断Q3，Q4的状态。
五、蒸气发生器给水。
由于1LAB50AA105无法顺利关闭，导致辅泵无法给蒸汽发生器供水，当液位低到1.5米时，再循环运行的LAS渐次向蒸汽发生器供水，在液位回升到正常值以后，LAS再次转为再循环运行。蒸汽发生器内补冷水的后果需要本次小修检查后才能知道。
六、KBA系统。
2:37:25，操纵员手动启动1KBA20AP001，进行一回路换水注浓硼工作。一般情况下跳堆会发一个120秒的脉冲去启动KBA系统的预选大泵，但是本次事件由失去外电源引起，KBA大泵在机组柴油机启动后160秒（跳堆后约175秒）才带电，所以没有自动启动，同时稳压器液位偏差最低到-0.59米，也没有触发启动KBA大泵，只启动了第二台小泵。由于没有主泵运行，1KBA10AA105无法打开，没有搅混作用，使上充管线与一回路温差超过30度，在稳定注硼阶段温差约40～50度。由于没有主泵运行，KBE10的所有流量全部经过KBA16排出，无法满足过床流量比下泄流量大1kg/s的要求。KBA系统上充下泄阀门的逻辑完全按照优化后的全厂失电逻辑动作正常。失电后除气器加热蒸汽阀门1KBC82AA202断电在一个小开度上，由于很快开始大流量上充下泄，所以没有导致KBC82管线和除气器超压。
七、注硼和搅混。
由于主泵全部停运，稳压器电加热器无法供电，稳压器内无法维持正常压力，导致一回路压力因散热而缓慢下降，这时必须跟踪二回路压力的变化，以保持一二回路的饱和温差不太大也不太小。由于没有搅混作用，虽然在注硼酸，但是硼酸都是靠KBA系统搅混在堆芯和四个环路内，而稳压器内还维持停堆前二点几克的低浓度。91UYA内化学显示终端失电，控制区内分析仪表断电，部分取样阀门断电，无法进行正常取样，只能从手动旁路取样，然后送去二号机控制区内化验，致使化学分析结果严重滞后于注硼的进程。最后根据以前多次注硼的经验，估算了大概的注硼量，共向一回路注入40g/kg的浓硼酸134吨，在稳压器搅混之前一回路取样硼酸浓度约19g/kg。
在恢复220KV供电以后，10月31日19:51，启动四号主泵，投运稳压器电加热器开始搅混稳压器与一回路。一台主泵可以保证完全的搅混，只是时间比较长，31日20:50取样，KUL01为19.08g/kg，KUA06为9.06g/kg，11月1日凌晨4点，完全搅匀，KUL01为17.57g/kg，KUA06为17.21g/kg。
稳压器电加热器失电带来的问题还要好好分析，假如220KV不能及时恢复怎么办？如不冷却，时间长了ΔTs是无法保持，会越来越低，那么稳压器内不建立足够硼浓度能冷却吗？冷却时稳压器温差怎么控制？ 八、一回路冷却。
一台主泵冷却是不得已的事情，在机组上是第一次进行，如何控制稳压器温差是个需要检验的问题。在稳压器与一回路搅混期间，稳压器上（中）下金属温差最大约为50度，在整个冷却过程中，稳压器上（中）下金属温差最大为46度。稳压器上（中）下金属温差一直比较小，稳压器液位控制较高和一回路冷却较慢是主要原因。从1号凌晨4点开始冷却，一回路温度约273度，到3号13点，一回路温度低于70度，共历时57小时，温度下降204度，平均冷却速度约3.6度每小时。
九、其它问题。
失电前，1JNK40AP001正在进行加热，失电后泵保护停运，正常逻辑需要保护关闭加热蒸汽阀门1KBC81AA103，但是阀门失电，造成管线加热，温度计失去显示，在手摇关闭1KBC81AA103后，温度计逐渐恢复正常显示。在机组状态稳定以后，根据事故规程的要求，依次切除了部分安全系统的泵，如LAS,JMN等。考虑到柴油机负荷太低时，一来自身运行不稳定，二来母线频率可能会短时升高，因此保留了JNG泵和部分JND泵运行，这样做的后果是1JNK10,40BB001在几台大泵连续的再循环加热下，硼酸温度超过75度，最后不得不重新启动1JMN20,30AP001对水箱进行冷却。
常规岛部分：
一、.辅助给水泵启动后无法建立正常出口压力，导致蒸汽发生器液位下降，应急给水系统向蒸汽发生器供水。
检查汽门关闭、汽机转速下降、润滑油、顶轴油、盘车系统启动正常并通知现场操纵员就地巡检汽机及机组柴油发电机后，操纵员根据蒸汽发生器液位持续下降，检查1LAB10-40CP001均未建立正常压力（仅为7.0MPa），检查1LAH10/20AA102关闭，1LAH10/20AA105开启，辅助给水泵出口流量约150Kg/s，确认1LAB10-20AA211/212均关闭（开度均小于1％），据此即判断形成1LAJ10AP001/LAJ20AP001－1LAH30AA101－1LAB16/17AA104－1LAB16/17AA101－LAB00集管－LAB50AA101/105－1LAB50AA103－1LAB50AA104－1LAA10BB001循环回路，辅助给水泵无法给蒸汽发生器补水。
操纵员随即关闭1LAB50AA101，再试图关闭其它阀门时发现：1LAB16/17AA104/101、1LAB50AA103/105均为正常供电无法关闭，1LAB50AA104虽为可靠供电但是没有允许关闭信号（1LAB50AA101、1LCS50AA101/102均关闭，才允许关闭1LAB50AA104，而1LCS50AA101/102为正常供电，无法关闭）。
因考虑1LAB50AA105所在管径较小，操纵员通知现场操作员尽快就地手动关闭1LAB50AA105，随后现场操作员反馈1LAB50AA105手自动切换手柄缺失，无法操作（已提出缺陷申请）。操纵员遂通知现场操作员改为手动关闭1LAB50AA103，因1LAB50AA103所在管道直径为DN250，阀门行程很长，两名现场操作员轮流不停歇操作仍需很长时间（从开始关阀到关限位出现约25min），最后导致四台蒸汽发生器液位小于1.5m，应急给水系统供水。1LAB50AA103关闭后，切除应急给水泵，手动控制1LAB10-40AA212给蒸汽发生器供水，保持蒸汽发生器液位稳定。
纠正建议：（1）将1LAB50AA105改为可靠供电（2）正常运行时将1LAB50AA105关闭。
二、.汽机轴承振动大导致破坏真空
汽机打闸后，转速降至2666rpm时出现1MAD00EZ001信号，导致1MAJ10AA101/102打开，凝汽器真空破坏，汽机惰转时间缩短。（经查为10#、11#轴瓦轴向振动超过11.2mm）
纠正建议：分析振动超标对汽机的影响，检查汽机轴承。
三、.汽机旁排阀门漏气
汽机打闸后，由于汽机旁排阀门漏气，蒸汽进入凝汽器，导致1MAJ10AA101/102阀门大量冒汽，可能破坏11UMA08m设备绝缘；同时导致低压缸排汽温度上升，1MAC00FT901最高达到104.08℃，关闭1LBA10-40AA102后停止上升。
纠正建议：检查11UMA08m设备绝缘
四、柴油机分级启动时启动多台备用泵
操纵员检查分级启动后系统运行状态时发现1MVB11/12/13AP001、1MKW11/12/13AP001、1PCC40AP001/002均处于运行状态，除1MVB13AP001根据1BDA/BDC母线电压低应自动启动外，根据DA21逻辑，其余泵均为“release”命令，不应分级启动备用泵。经与现场操作员确认相关泵就地运行状态后，切除1MVB11/13AP001，1MKW12/13AP001。
经查柴油机分级启动前，由于1BDA/BDC母线电压下降，导致上述系统中处于运行状态的泵出力降低，根据相应系统压力下降（1MVJ30CP901<70KPa、1MKW20CP901<0.9(0.8)MPa、1PCC40FP901/902<220KPa）自动启动备用泵（合开关，实际没电无法启动），故柴油机分级启动时根据之前的开关状态将备用泵一并启动，带载多余负荷。
纠正建议：分析带载多余负荷对柴油机的影响。
五、.失电后润滑油温升高
由于失去正常供电，没有1PGB系统冷却，润滑油供油温度无法控制，1MVJ30CT901最高升至73.69℃（规程规定40-45℃），轴承回油温度1MYD00FT901最高升至75.64℃（规程规定小于75℃），支撑轴瓦温度1MYD00FT911最高升至89.05℃（规程规定小于100℃），止推轴瓦温度最高升至74.18℃（规程规定小于105℃），虽然润滑油供油温度超限较多，但是由于汽机打闸后轴承热量少，回油温度只是略微超限，而轴瓦温度则均在要求范围内，对于汽机轴承影响不大。
六、.事故处理规程《电站辅助设备失去正常运行交流电源机操行动1.T－1.9》的执行问题
该规程要求多个系统电动阀门需要关闭，但是阀门为正常供电，且有些阀门所在管道管径较大，全部靠现场操作员人力操作不可能及时关闭，如：LBB00AA101、LBQ13AA101、LAB50AA105/103/104、LCS50AA101/102、LBQ11/12AA101/102、LBS14/15AA101等，是否可以考虑将其均改为可靠供电，或者修改事故规程。
事故处理规程1.T－1.9 第25、26步要求对汽机管道疏水，但是此时凝汽器内没有真空，与汽轮机规程要求冲突，是否执行还需澄清。
.事故处理规程1.T－1.9 第15步要求打开MKG70AA101/102/001降低发电机内氢气压力，而发电机规程中3.11.30规定：只有在所有密封油泵停运且高位缓冲油箱油位降低，轴封排油腔氢气含量超过2％，通过漏点泄漏的氢气燃烧时，才能进行发电机事故排氢。故此步是否执行需澄清。
.根据事故处理规程1.T－1.9 第27步要求断开发电机出口隔离刀闸1BAC10GS006，但是由于失电导致1BAC10GS600无法由主控或就地电动断开，只能由维修人员就地通过专用工具断开，此步应为恢复500KV供电前的必要操作，在失去交流电的事故中运行人员无法完成操作。
七、由于失去PGB冷却水，部分取样系统例如QUA08/07手动阀需要关闭否则漏气。
八、由于11UMA95m、11UQA99m地坑泵均为正常供电，导致11UMA95m和11UQA99m地坑漫水，可能破坏多台设备电机绝缘。
核辅助系统（辅操管辖系统）
全厂断电后，应急和机组柴油机启动，辅操这边首先打开SAD18~48AA101,以保证应急柴油机进气，然后闭锁机组柴油机11UBN08132/122房间探头和消防喷淋阀，以防止消防误动作，并且找人现场查看柴油机状态。然后是在OM画面上查看由柴油机带的风机运行情况,包括:KLE10/20,KLD10,SAD10~40，SAD14~44,SAS10~40,SAS21~41,SAC10~40,SAC12~42,SAC50空调机组及负压风机。由于失电，很多不是挂在柴油机母线上的设备就无法启动，这包括所有地坑泵，相关阀门，这就要注意监视相关地坑液位，不能让其溢流。KTL34BB001由于安全系统泵起来后，相关系统压力有所增加，部分阀门内漏导致地坑液位高（平时内漏量小难以发现具体漏点），本可以让排水人员用临时泵降低液位，但是相关房间维修电源失去。于是找中辐院人员用桶提水至11UKA08241房间（KBB泵房），排到房间地漏（地漏阀门需要手动打开）最后至KTC10BB001。
由于失电KPL1跳掉，需要恢复KPL1的运行。恢复KPL1的时候需要注意：由于KBA10BB001,KTA10BB001,JEG10BB001在失电时自动与KPL1隔离，这样会在箱子里聚集较多的氢气，在接入这些用户的时候一定要手动操作，不能使用EC投运，一旦使用功能组投运会造成KTA水封破导致放射性外溢，还有就是直接导致KPL1回路氢浓度过高跳掉。手动投运注意监视压缩机前后氢浓度，在将KBA10BB001接入KPL1时需注意控制KPL10AA201开度在15％以下，维持其手动状态，在KPL12CQ001读数较高时仅走旁路（KPL12AA103开，KPL12AA102关），维持2Nm3/h流量在回路燃烧。KTA接入KPL1时也要注意不要将KPL15AA201投自动，手动调节启开度，维持水箱压力为负压，水箱抽气流量维持在10~25Nm3/h，不然它会自动维持KTA水箱压力为0，这样一来就会导致KTA水封破。
在失电一段时间之后，由于保护KBC-2供给UKA厂房除盐水失去，投运KPL1时出现KPL10BB003液位低，但是无法补水，KTA10BB001在排水一次后由于没有补水导致水封破，KLE20CROO5/006>100bq0m3自动投运KLE30。
网控部分 主变A相重瓦斯保护动作，跳500KV第一串5011 5012断路器以及发电机出口开关610，操作员工作站显示：
500KV 0ABQ12断路器OCO闭锁报警； 1AQA37启动录波； 0ARA56启动； 0ABQ11OCO闭锁；
ⅠII段直流故障；
110V直流系统一二号交流电源故障； 一二号充电机交流故障； 网控楼UPS电源故障； #1发变组保护动作总信号动作； 一号反应堆非正常停堆； 1，2号直流屏模块异常等报警。
91UYA正常段母线9BHB,9BHD失电失去正常照明电源，主变气体在线监测装置失去供电，UPS蓄电池放电，1#2#操作员工作站工作正常。
网控楼0BLM失电（上游母线1BGE失电，1BGF有电），0BMP正常。1#2#充电机同时故障失去交流输入电源，蓄电池放电运行，UPS失去主路电源，蓄电池放电。
主要处理过程：
事故发生后像值长报告由于主变保护动作跳5011 5012断路器以及发电机出口开关610，发现直流系统故障后报告值长，然后按操作单手动将直流系统从#1号充电机带I母，#2充电机带II母切换为#3充电机带直流I,II母。由于UPS旁路电源0BMP正常将UPS切换至自动旁路，当0BLM恢复供电后将直流系统重新切换为#1号充电机带I母，#2充电机带II母。UPS自动切换主路运行。
第五篇：医疗安全事件分析总结[模版]
工作总结/计划
肿瘤内三科2016医疗安全不良事件总结
为发现医疗过程中存在的安全隐患、保障患者安全、促进医学发展和保护者的利益，医院按照卫生部《三级综合医院评审标准细则（2011年版）》要求，制定了非处罚性的《医疗安全不良事件主动报告制度》，鼓励医护人员主动上报医疗安全不良事件，并作为绩效考核加分项目，大大提高了医护人员的医疗安全不良事件报告意识和积极性.。现将2016科医疗肿瘤内三科安全不良事件进行分析，以利于消除安全隐患，防范医疗事故、不断提高医疗质量(-)总体情况
共报告不良事件7例，其中4月份1例，6月份1例，7月份3例；9月份1例，12月份1例。不良事件的类型为管道滑脱3例，输液反应2例，院内压疮1例，跌倒1例这几方面。管道滑脱发生率最高占42.9%，其次为输液反应占28.6%，最后院内压疮及跌倒各占14.3%。
（二）医疗安全不良事件分析及整改措施
1.整体不良事件上报数量较多，超过每百张床位应至少≥10例。说明医疗安全不良事件主动报告意识还没有在医护人员心目中牢 固树立，还需加大宣传、教育和培训，提高医疗安全不良事件报告率。2.护理人员责任心不强，未认真评估患者放疗及化疗不良反应导致的体质差，不能耐受营养药物。
3。基础知识缺乏，及健康宣教不到位。
工作总结/计划
4.护理人员缺乏责任心，对安全危险因素评估不到位未及时采取有效措施，巡视病房不及时等。
5.护士责任意识、风险防范意识不强，不能及时准确、动态评估患者坠床、跌倒、压疮等危险因素，未及时采取措施或采取措施不当、不到位，造成不良事件的发生。对偏瘫、长期卧床、体弱等自理能力下降患者的风险评估不足，宣教不到位，病人及家属安全防范意识薄弱，依从性差，导致有些患者自认为可以独自行走，在行走、入厕、取物时跌倒。对压疮风险预见性不够，预防措施不到位，未做好宣教工作使得患者及家属缺乏对压疮的认识，不愿翻身而出现压疮。
针对以上存在问题，通过建立跌倒/坠床、压疮风险评估与报告制度，认真落实防护措施，床旁挂“防跌倒/坠床、压疮”标识，对可能出现的问题以专业的态度提前告知患者及家属，强调预防的环节及细节，引起其重视，提高患者的依从性。注重培养护士安全风险意识，注重观察患者动态情况，可避免此类不良事件的发生。
由于护士责任心、业务素质、工作经验等参差不齐，在观察病情中难免会出现一些偏差，导致不良事件的发生。巡视不够、固定不牢导致管道滑脱，针对以上存在问题，要求管理者要全面掌握护士的学识、资历、专业能力，及时发现和引导护理人员注意病情观察中的漏洞，组织讨论分析，培养护士临床观察、思考、处理问题的能力。
个别年轻护理基础差，工作经验不足，缺乏处理问题的能力，低年资护士业务技能掌握不熟练，出现一些不应发生的错误，针对以上
工作总结/计划
问题，科室应加强对年轻护士基础知识、基本技能的培训考核，提高专科护理知识和操作技术水平。为降低医疗纠纷，护士要学会针对不同对象、在不同环境与患者进行有效沟通，工作中加强巡视，及时回应患者及家属的心声，及时查看、处理和解释患者的不适，注意说话的方式方法，正确有效的表达自己的意思，以免引起患者的误会。
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