3月10日1178跳闸事故处理经过及总结（小编推荐）

第一篇：3月10日1178跳闸事故处理经过及总结（小编推荐）

3月10日1178跳闸事故处理经过及总结

一、事故发生前状态

五炉两机运行，#1-#5炉带#

2、#6汽轮发电机运行，#1机停运大修，沼气#

4、#5机组，#3机停运，#

1、#

2、#3主变运行，110KVⅠ、Ⅱ母线，110KV母联1100开关，线路及母线PT、CT运行，通过1178金溪线与苏州电网并网运行，1110开关及其线路处于热备用状态，事故前1178金溪线上网负荷24.2MW。

#2机负荷进气量49T/H，9MW，#6机负荷进气量100T/H，24MW，#1炉负荷23T/H，#2炉负荷25T/H，#3炉负荷24T/H，#4炉负荷40T/H，#5炉负荷34T/H。

二、事故处理过程

00:18 #2机、#6机甩负荷，各炉安全门动作，MFT保护动作，#4机跳闸，江边泵517开关跳闸，#2机进汽量10T/H，转速最高升至3093rpm/m，#6机进汽量34T/H，转速最高升至3101rpm/m，00:18值长徐黎明查看ECS盘面发现1178在分闸位置，同时调度谢依锋询问1178状态，向调度谢依锋汇报确认1178状态及机组运行状态，区调谢依锋要求检查厂内系统一、二次设备是否正常。

00:22值长虚了通知技术部苏威达、赵仁杰，汇报部门。#2机切转速控制，负荷约2MW，#6机功率回路，负荷设定3MW，10KV母线电压11KV，同时要求各炉压负荷，保持汽包高水位，安排副控马毓敏检查GIS间设备状态及主变运行情况，值长徐黎明至电子设备间查看1178保护动作报警（零序保护III）非电量（零序瞬时速断动作、零序限时速断动作）。

00:40技术部苏威达、赵仁杰至中控室，检查厂内系统一、二次设备均正常。汇报区调谢依锋，答复等待操作命令。

00:58 接区调谢依锋口头操作命令：光大环保电厂合上1178金溪线开关（合环）。01:00 值长徐黎明下令1178金溪线开关准备同期合闸并网，同时听到#2机发出转速下降的声音，中控室灯光突然全灭，查看ECS盘面发现#2机出口开关502、#5机出口开关

525、#6机出口开关506均跳闸，二期公用变高压侧开关

537、低压侧开关4371跳闸，#1厂备变高压侧开关541合闸，400VVIII段备用进线开关4372合闸，各运行辅机跳闸，#2机、#6机转速下降，立即下令启动#2机、#6机直流油泵，停#1机直流油泵。安排巡检孙策、巡检李杰将所有大功率辅机进行复位。向区调谢依锋汇报#

2、#

5、#6机跳闸，110KV系统失电，现一、二期厂用电中断，申请通过1178倒送电，答复等待电话通知。

01:10 区调谢依锋要求作废口头操作命令：光大环保电厂合上1178金溪线开关（合环）。发令时间1:00。要求断开#1主变高压侧开关1101、#2主变高压侧开关1102、#3主变高压侧开关1103。

01:14 向区调谢依锋汇报已断开#1主变高压侧开关1101、#2主变高压侧开关1102、#3主变高压侧开关1103。区调谢依锋发布口头操作命令：光大环保电厂合上1178金溪线开关（充电）。发令时间01:04 01:15 向区调谢依锋汇报口头操作命令：光大环保电厂合上1178金溪线开关（充电）已操作结束，110KV一、二段正常。区调谢依锋通知#

1、#

2、#3主变自行恢复。

01:18 值长徐黎明在ECS盘面分开#1主变低压侧开关

531、#2主变低压侧开关

532、#3主变低压侧至10KVIII段开关533，安排一期主控吴新华合上#

1、#2主变中性点接地刀闸，由D值副控董顺江逐一恢复#1主变、#2主变、#3主变，检查10KV各段母线参数正常。

安排逐步恢复一、二期生产水、压缩空气系统、化学制水系统、给水系统、循环水系统、液压系统、出灰渣系统及化水制水系统。

01:50 #1扬火，#2机开始冲转，检查发现#6机后汽缸防爆膜破裂，联系王小平处理。02:10 由于#

2、#

3、#

4、#5炉参数不合格，解列。

02:30 #2机转速至3000rpm，向区调谢依锋申请并网，答复#

2、#

4、#

5、#6机具备并网条件后自行并网，全部操作结束后汇报。

02:35 #2机并网成功，投入功率回路，负荷升至2MW后无法调整，经处理后恢复正常，#

2、#3炉分别扬火，逐步加负荷至9MW。

03:10 #3炉参数合格，并炉。04:10 #2炉参数合格，并炉。

04:50 #6机后汽缸防爆膜更换结束，进行启机前检查。由于主汽母管主汽温度较低，加强管道疏水。

5:55 #4炉参数合格，并炉。

6:15 主汽温度合格，#6机开始冲转，适当延长中速及高速暖机时间。7:20 #5炉参数合格，并炉。

7:55 #6机并网成功，向调度于兵汇报#

2、#

4、#

5、#6机已全部并网，系统运行正常。

三、总结经验

1、发生线路开关跳闸，值长立即安排主控岗位查看线路保护柜1178线路保护屏中“动作报告”，了解保护动作情况，查明故障原因后快速汇报调度（时间控制在2分钟内），确认线路跳闸非我司内部电气系统故障，则立即向调度申请通过备用线路并网运行（1177线路）。

2、值长同步安排厂内进行事故处理，将#

1、#2机组调门线性较好一台机组切为转速控制，励磁系统改为电压调节方式，减少用电负荷波动对小系统影响，电压可以维持于正常电压的上限，余机组打闸停机，做好相应紧急停机操作；在事故状态下，机组切至转速控制后，因调门波动较大，加大了事故处理的难度，可在切至转速控制后，对调门人工干预减少负荷波动（主要为控制阀位信号，设置调门的开度控制进汽量）；

3、如果调度同意通过备用线路并网运行（1177线路）按以下原则处理：

向调度申请通过1110母联开关同期并网，在调度许可下更改1177线路开关的保护定值（原则上是必须修改定值），修改1177定值工作有一二期当班值长联系三期当班值长完成，定值修改后进行1110母联开关同期合闸操作，并入系统，在安全条件下逐步恢复各机炉运行。

4、如果调度不同意通过备用线路并网运行（1177线路），但一期机组调试系统较好的一台能够维持孤网运行，则按以下原则处理：

1）在孤网运行期间，设备启停、调整必须在值长的统一指挥下进行，禁止50KW以上的电机同时启动，在转速不稳定的情况下，非进料高峰期停止吊机操作，确保负荷稳定。

2）孤网运行期间维持一期一台炉、二期一台炉及转速控制的一台机组运行（合计两炉一机）。

3）其余机组做好停炉、停机后的跟进工作，主要为停运机组确保盘车投运正常，热井水位在正常水位，停运锅炉做好炉膛负压运行，锅炉汽包在正常水位，根据炉温及时调整减温水量，必要时关闭减温水，根据汽包压力调整疏水及向空排汽开度，尽可能的减少汽水损失。

4）孤网运行期间确保除氧器高水位运行，化水除盐水箱水位在2.5m以上；

5）孤网运行期间加强对公用系统的巡查，确保正常，便于在线路恢复后能够及时的恢复正常生产。

5、如果出现厂用电失电（即无法通过备用线上网、也无法维持孤网运行后），一时无法恢复时，则按以下原则处理：

1）保证停运机组直流润滑油泵正常运行，安排专人对汽轮机每10分钟进行一次手动180度盘车；

2）密切监视220V直流段的电压，直流系统的运行情况，故障时及时联系技术部经理处理；

3）非必要，禁止启动其余220V直流负荷，以减少UPS的负荷，延长220V直流蓄电池的供电时间；

4）根据锅炉压力（汽包及安全门不动作即可）及时调整各炉疏水，关闭各炉定、连排，疏水箱排污阀，减少汽水损失，防止锅炉水位骤降影响设备安全；

5）告知渗滤液处理站、砖厂、监管中心、江边泵房、相关施工变。

6、厂用电恢复后，操作原则：

1）厂用电恢复后，在当班值长的统一指挥下进行恢复操作，恢复原则为先公用系统、再一期系统、后二期系统，最终全面检查。

2）恢复锅炉上水，在确保生产水系统、压缩空气系统运行正常后，先行启动一台变频给水泵运行，缓慢向锅炉上水。

3）恢复各机组盘车运行，恢复循环水系统运行。

4）通知化学确保除盐水箱水位，满足锅炉用水需求，同时通知地磅房恢复系统运行。5）开启一台变频循环水泵运行，恢复循环水系统运行。

6）在锅炉恢复启动后，汽轮机冲转前，先将主蒸汽管道内的疏水阀打开，确认疏水完毕后再进行冲转操作，防止主蒸汽带水进入汽缸内。

7）重大操作时（锅炉、汽轮机、发动机）的启动必须按照操作票进行。8）汽轮机排气缸温度大于65℃时，及时开启后汽缸喷水减温装置。

9）机组启动过程中要严格执行运行规程的规定，不要因为要抢时间而违反运行规程规定。

7、厂用电恢复过程中应该注意：

1）由于是事故抢送电，在来不及使用操作票时，一定要严格遵守操作监护制，并严格遵守国家电网公司《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）和《电气运行规程》中有关操作票的规定、公司内有关补充规定，监护人要确实做好监护职责。

2）操作过程中发生疑问时，应立即停止操作，并报告事故应急组织电气负责人，弄清后再继续操作。

3）操作前应明确操作目的，做好危险点分析和预控，明确设备带电部分。4）操作前应核对好设备的名称、编号、位置正确，防止误入间隔。5）严禁使用不合格的安全用具。

6）重大操作中所有指令必须经过值长统一下达，严禁任何人不经过值长直接下达任何操作指令的行为发生。

7）在涉及到调度管辖和许可设备的操作时必须得到调度的许可和指令，并详细记录，遇对调度发令意图不明时，要向当班调度员询问清楚后予以执行。

7）加强主蒸汽参数监视、调整，减少事故处理时间； 8）加强与调度联系沟通，通力合作，避免事故不扩大。

9）在一台机组恢复后，联系渗滤液处理站、砖厂、监管中心、江边泵房、相关施工单位，恢复对其供电。

生产运行部

2013.03.17

第二篇：主要设备跳闸处理方案

汽机主要设备跳闸处理方案

批准：

审核：

编制：

韶关市坪石发电厂有限公司（2013年11月25日B厂）

1.转动设备运行及跳闸后处理规定：

1.1 机组正常运行中备用设备必须投联锁。1.2 设备定期轮换工作必须按规定严格执行。1.3 设置再循环门的设备，再循环门必须投自动。

1.4 运行中再循环门如因自动故障或调整需要切为手动，应始终保持大于5%的开度。

1.5 正常情况下，鼠笼式转子的电机，允许在冷态下(铁芯温度50℃以下)，启动2次，每次间隔时间不得小于5分钟；允许在热状态下(铁芯温度50℃以上)启动一次．只有在处理事故时，以及启动时间不超过2--3秒的机组可以多启动一次。

1.6 转动设备跳闸后如备用设备未正常联启或联启后跳闸，应立即联系热工及电气查明原因，在就地、开关室、及DCS上未发现明显故障的情况下可抢合一次原运行设备。

1.7 其它规定应严格按照运行规程中“辅机系统启停及运行维护”执行。

2.主要设备跳闸处理 2.1给水泵跳闸处理：

2.1.1 电泵跳闸或联启不成功应立即检查原因，如无明显电气及机械故障应按1.5条进行抢合，抢合不成功按给水中断处理

2.1.2 发现给水泵全部跳闸，机、炉、电应立即相互通知。同时汇报值长、专工，锅炉手动MFT，停止两台引风机运行，复位一二次风机开关，关闭各烟风门挡板，采用采用压火处理。

2.1.3 汽机快速减负荷，减负荷速率以锅炉对空排汽电动门不动作为原则，负荷至零，汽机打闸停机。

2.1.4 汽轮机打闸后，在给水恢复之前禁止开启主、再热蒸汽管道及一、二级旁路门前疏水，禁止投入旁路系统。

2.1.5 MFT后关闭连排电动门调整门，停止一切排污吹灰工作，关闭给水母管调节门，关闭各化学取样二次门，联系汽机关闭主、再热蒸汽管道疏水门。2.1.6 水泵故障处理好后，如汽包就地水位计水位低至看不见水位，则禁止进水，何时进水及进水时间由生产副总（总工)决定；如经确认有可视水位则联系汽机启动给水泵进水，前期进水应谨慎缓慢，并加强对汽压，炉膛负压，烟道负压的监视。

2.1.7 水位上至正常水位后，等待值长命令，锅炉进行点火，按热态启动方式逐步恢复机组正常运行。

2.2循环水泵跳闸处理：

2.2.1发现循环水泵跳闸，应立即检查备用泵是否联启，如泵未联启而出口门联开，应立即关闭出口门。

2.2.2 检查跳闸泵出口门是否关闭，泵是否倒转，倒转情况下禁止启动循环水泵。2.2.3 出口门全关，跳闸泵及备用泵在检查无明显电气及机械故障后，允许按1.5条规定抢合。

2.2.4 循环水泵全停，短时间无法启动，汽轮机应立刻打闸，发电机解列，启动电泵，打闸小机，锅炉手动MFT后压火。

2.2.5 汽轮机打闸后禁止开启旁路及至凝汽器所有疏水，汽轮机保持闷缸状态，待循环水系统恢复后才允许开疏水。

2.2.6 循环水泵全停后应关闭所有循环水泵出口门，全开凝汽器进出、水门，维持开式水泵运行，同时通知临机注意真空。

2.2.7 加强检查所有开式水用户运行情况，注意开式水温度。

2.2.8 缺陷处理完毕，循环水泵具备启动条件，检查低压缸排汽温度低于50℃，启动循环水泵。

2.3凝结水泵跳闸

2.3.1 凝结水泵跳闸，如备用泵联启不成功应立即检查原因，如无明显电气及机械故障应按1.5条抢合备用泵及跳闸泵。

2.3.2 如两台凝结水泵全部无法启动，应立即汇报值长，通知锅炉、电气快速减负荷，锅炉关闭所有排污，停止冷渣器运行，汽机停止高、低加汽侧。2.3.3 开启除氧器排汽门降低除氧器压力，同时注意给水泵入口压力保持0.9MP以上。

2.3.4 除氧器压力降至0.65MPa以下，启动凝结水输送泵向除氧器上水。2.3.5 事故处理过程中如除氧器水位低于-600mm给水泵全部跳闸或凝汽器水位达上限真空急剧下降，汽轮机应立即打闸，机组按给水中断处理。

2.3.6 凝结水泵故障处理完毕后应立即启动，降低凝汽器水位，关闭除氧器排汽门，停凝结水输送泵，补充除氧器水位至正常值，如给水泵全停，应待锅炉通知后方可启动电泵为锅炉上水。

2.4 定、转子冷却水泵跳闸处理

2.4.1定、转子冷却水泵跳闸，应立即检查备用泵是否联启，如运行泵未联启，可立即抢合一次备用泵和跳闸泵。如抢合不成功，发电机断水30秒后应立即故障停机。

2.4.2 停机后发电机空冷器保持正常投入。

2.4.3 定、转子冷却水泵具备启动条件后，应汇报值长，通知电气启动水泵运行，如是启动转子冷却水泵，应及时安排人员调整转子冷却水压力。

第三篇：AA001-1主变跳闸事故的分析及处理

题目：AA001-1主变跳闸事故案例分析及处理

一、案例介绍

某电厂某年某月某日，新建一回南德线，某电建公司施工，办理了开工通知单和双签发工作票（工作监护人未填，根据厂内工作实际情况，检修部临时指派人员监护，未指定专人进行监护跟踪），编写了施工方案，其中在调试施工组织设计篇“9 危险点分析和风险预控”中有“9.8误通流、通压到运行设备”和“9.11防止误接线或遗漏接线措施”等风险控制要求。某月某日17：00，施工人员在南德线汇控柜（柜内交直流电源已拉电）将00ADA35-1170、00ADA35-1171两根电缆接入端子排I4排编号48、49接点，19:00工作完成。第二天早晨封堵施工人员未经许可私自进入GIS对南德线汇控柜进行防火封堵，当时雷雨交加，天昏地暗，GIS室内光线不够，施工人员私自将南德线汇控柜内交直流电源开关送上。8：38：22NCS发出GIS站110V直流Ⅰ、Ⅱ母线正极接地报警，08：38：26，#

1、#2主变高压侧开关2201、2202跳闸，随即#

1、#2发电机出口断路器开关801、802跳开，#1机组（负荷300MW）、#2机组（负荷250MW）跳闸，厂用电失压，柴油发电机启动成功。运行人员立即紧急停机，随后运行人员到机组电子间、GIS检查未发现发变组保护、母差保护、线路保护动作信号，GIS站110V直流绝缘监测装置显示主变电度表屏接地报警，电阻值为0。

事故调查时，发现GIS直流母线电压波形有突变（约310V左右）且有脉动，见附图1，立即对南德线汇控柜进行排查，当断开报警电源及指示灯电源开关后，直流接地报警立即消失，母线电压波形正常。现场检查汇控柜发现：I5端子排的48、49端子上查线人员核对正确后用黑色油漆笔做好了标记（附图2），但是该端子上未接线，再次检查发现I4端子排的48、49端子上接入新电缆。解开电缆测量电缆端头有220V交流电，见附件示意图2。

直流系统Ⅰ、Ⅱ段同时接地报警，经核查发现在主变电度表屏两路直流合环运行，见附件示意图3。

#

1、2机主变高压侧开关2201、2202同时跳闸，但未发现任何保护动作信号，根据设计发变组保护屏安装在机组电子间，而主变出口继电器屏安装在GIS电子间，两个房间距离约350米，#1主变、#2主变出口继电器组屏安装在同一屏内，分别由GIS室直流系统Ⅰ、Ⅱ段供电，该出口继电器BCJ起动功率为1.2W，动作电压有64V。因无原因可查，经电气专业组讨论及综合继电器厂家意见，进行事故还原（保证线路安全运行的前提下），即合上#

1、#2主变高开关，然后再次将南德线汇控柜内解开的电缆接回I4端子排的48、49端子上，经录波（录波图见附件4）发现一合南德线汇控柜报警电源及指示灯电源开关，几豪秒2201、2202开关就跳闸，#1主变、#2主变出口继电器BCJ指示灯闪亮，该继电器动作后无自保持，也无信号报警。经过试验、分析、查找终于找到了跳闸的根源。

附件1：直流母线电压波形图

附件2： 核线标记图

附件3： 端子排示意图3

附件4：主变电度表屏直流供电示意图4

附件5：试验录波图5

附件6： 事故前运行方式接线图6

二、考核要求

根据案例内容、主接线图及主变保护配置情况，请回答以下问题：

1、主变跳闸的原因分析？

2、该事件暴露的问题？

3、防止该类事故发生的整改措施？

三、考试方式：笔试

四、考核时间：60min

五、参考答案与配分

1、主变跳闸的原因分析：30分

1）根据跳闸的现象、事故调查内容及相关附图，施工人员在南德线汇控柜内接错线，误将交流回路接入直流回路，在封堵人员送上汇控柜电源时导致GIS直流系统Ⅰ、Ⅱ段都串入了220V交流电（主变电度表屏处Ⅰ、Ⅱ段合环），引起发变组继电屏保护出口继电器（BCJ）动作，造成主变跳闸，这时直接原因。（10分）

2）设计有缺陷，未满足继电保护反措是要求：发变组继电器屏保护跳闸出口继电器BCJ的动作功率在连线长、电缆电容大的情况下应选用大启动功率（不小于5W）跳闸出口继电器，防止直流正极接地时误动作。由于发变组保护屏（机组电子间）与发变组继电器屏（GIS电子间）相隔较远（约350米），同电缆内并排两电缆芯线正负间存在分布电容，当交流电窜入直流系统时，分布电容放电导致发变组继电屏保护出口继电器（BCJ）动作，是造成主变跳闸的根本原因之一。（10分）

3）工程验收把关不严，直流系统定期接地报警试验不认真，未及时发现GIS直流系统Ⅰ、Ⅱ段合环的隐患，合环后直流Ⅰ、Ⅱ段绝缘监测的平衡电阻桥破坏，合环处设备电阻值下降，在正极接地时就发出报警。这时造成2台主变同时跳闸的根本原因之二。（10分）

2、该事件暴露的问题：30分 1）、两票三制执行力度不够，特别是工作票制度，每天工作结束后工作票应收回，第二天开工应经运行许可，施工人员不能私自进入GIS。（5分）2）、安全管理不到位，风险分析及控制措施存在薄弱环节。对承包商人员进行了入厂安全培训，制定、审批了施工方案，但执行不严，未认真落实作业现场“五想五不干”的安全理念。（5分）3）、承包商内部管理存在严重漏洞，未严格执行相关管理制度及未按施工方案进行作业。在调试施工组织设计篇“9 危险点分析和风险预控”中有“9.8误通流、通压到运行设备”和“9.11防止误接线或遗漏接线措施”等风险控制要求，且调试单位已对2399开关核线完毕，需接线的48、49端子已在柜内作好标记，但接线人员未通知调试单位就私自接线，且未认真对线，导致了接错线，为后面的事故发生埋下了隐患。（5分）4）、运行管理不到位。未严格执行门禁出入管理规定，无电厂监护人的情况下允许承包商人员进入GIS室。（5分）

5）设计及工程验收把关不严，导致设计不符合反措要求，直流合环隐患未及时发现。（5分）6）、发变组出口继电器屏报警不完善，导致事故发生后处理事故、分析事故困难。（5分）

3、防止该类事故发生的整改措施：40分

1)、加强对对承包商的管理，严格执行施工方案，严禁施工人员私自拉送电操作，认真落实作业现场“五想五不干”的安全理念。（5分）

2)、加强运行管理，严格执行门禁及出入管理规定。对进出设备区域人员权限、资质进行检查，确保设备和机组运行安全。（5分）3）、进一步严格执行工作票制度，加强监管，做到监护人不到场工程决不开工，每天工作结束后应押票，第二天开工应经运行许可，施工人员不能私自进入施工现场。（5分）4）、解开南德线2399开关汇控柜内的错误接线（I4端子排上48、49端口）并进行包扎。并停止建设工程，进行整改。（5分）

5）解开GIS直流系统Ⅰ、Ⅱ段合环，并对其他直流系统进行排查。（5分）6）注重本质安全，消除设计、工艺及施工遗留缺陷。（1）、将#

1、#2主变保护A屏、B屏、C屏至GIS站内发变组继电器屏同电缆内并排正负两电缆芯线分布到不同电缆，减少同一电缆长线路并排正负芯线间的电缆分布电容。（5分）（2）、#

1、#2主变保护出口中间继电器（BCJ）换型，选用大动作功率（不小于5W）跳闸出口继电器。（5分）（3）、完善主变高开关出口箱报警信号，保证出口继电器BCJ动作后记录，方便事故分析。将新增出口中间继电器动作信号引入NCS监控系统和录波装置。（5分）

第四篇：煤矿事故原因经过

《河南平山煤矿火药爆炸事故》

事故经过：2010年6月21日凌晨1时40分左右，平顶山市卫东区兴东二矿发生井下火药自燃爆炸，据初步了解，事发矿为整合技改矿井，生产能力由每年6万吨改为每年9万吨，属低瓦斯矿。改矿采矿许可证于6月6日到期，卫东区已于6月7日晚8时对该矿实施断电。该矿主在区政府实施断电后非法接通电源，违法组织生产。，现场经多次搜救，已生还26人，共发现46人遇难

事故原因： 1．直接原因：井下1号炸药存放点存放的非法私制硝铵炸药自燃后，引燃炸药存放点内木料及附近巷道内的塑料网、木支护材料、电缆等，产生高温气流和大量的一氧化碳等有毒有害气体，导致井下作业人员灼伤和中毒窒息伤亡。

2．间接原因（1）该矿非法组织生产，非法购买、储存、使用爆炸物品，安全生产管理混乱，事故发生后应急处置不当。

（2）平顶山市、卫东区煤矿安全监管部门和行业管理部门对该矿非法生产行为查处不力，对该矿“一套证件、两套生产系统、两个投资主体、两套管理机构”的问题未予查处。

（3）平顶山市、卫东区公安机关没有对该矿爆炸物品进行检查，没有发现该矿非法购买、储存、使用私制爆炸物品问题。

（4）平顶山市、卫东区国土资源管理部门未将小煤矿停工停产措施落实到位，未发现该矿非法生产问题。

（5）平顶山市、卫东区发展改革委执行小煤矿断电工作不力，致使对兴东二矿的断电措施未能得到落实。

（6）卫东区城管执法局派驻该矿的事故当班驻矿人员失职渎职，未依法阻止和上报该矿非法生产行为。

（7）平顶山市、卫东区党委、政府对该矿非法生产问题失察，对该矿停工停产措施不落实问题督促检查不力，对有关监管部门及其工作人员未正确履行职责问题督促检查不力。

（8）河南煤矿安监局豫南监察分局对地方煤矿安全监管工作检查指导不力，对兴东二矿安全生产许可证到期后仍非法生产问题失察。

2.16湖南耒阳煤矿事故

2012年2月16日零时30分左右，湖南耒阳市南阳镇宏发煤矿发生一起运输，接报后，当地政府立即开展救援工作，目前救援工作结束。经现场核实，事故涉险人数18人，其中死亡15人，受伤3人，受伤人员已送往医院救治。

事故原因：初步查明事故原因系违规操作，矿车坐人且人货混装。记者了解到，当时该矿换班之后，18名矿工乘坐8节长的矿车沿着28度坡度的坑道下井，其中2节车厢载货，6节载有矿工，矿车下到150米左右时间，载有矿工的6节车厢脱钩快速下行。3名被甩出矿车或自行跳出矿车的矿工受伤生还，其余15名矿工遇难。

第五篇：送电线路跳闸事故调查报告

事故调查报告

2012年4月17日上午10时10分左右，XXX110kV送电线路发生电网跳闸事故，我现场监理人员与施工项目部配合哈密电力公司运行人员经过排查，确定故障点在77#—78#档间，即施工项目部展放地线的52#与53#之间位置。事故原因分析：

经过现场勘察及询问，对事故现场进行了分析，初步认为施工项目部在地线展放过程中，因事故发生地地表松软，施工单位的牵引设备无法前行，于是将地线倒把圈盘至本工程52#塔处，然后再进行人工展放至53#塔，用机车牵引，继续抽拉盘放于52#塔处的地线。事故发生前（上午10点之前），本地天气晴朗，视线开阔，风速小于4级以下，完全满足施工条件。据现场施工人员介绍与现场的风摆拖曳痕迹来看，在10点10分左右，突起强烈阵风，将52#—53#之间尚未升空的地线吹的大幅度来回摆动，致使疆—雅110kV线路77#-78#边C相导线安全距离不够而发生放电跳闸事故。因当时大风骤起，现场施工人员忙于规避大风，并未接触地线，故未形造成人身伤亡事故。展放的地线与疆—雅110kV线路也未发现弧光损伤。后分析地线与XXX110kV线路C相并未完全接触，所以故障点不明显，难以发现（在下午17时左右才找到）。

暴露出的问题：

1、施工项目部只报审20#—46#的导地线展放，未经监理项目部许可，擅自进行报审内容以外的地线展放工作，失去监理人员（在33#导线压接现场）的监管。

2、临时修改报审的施工方案（无导地线需倒把圈盘）内容；

3、编制报审的施工方案中未涉及导地线突临大风的应急措施；

4、施工项目部管理人员不到位，监管力度不够；

5、监理人员未能及时发现施工单位超范围工作，并进行有效制止，存在一定监理责任。

采取措施

1、针对以上问题，我公司监理部首先要求施工单位立即进行相关的内部调查，并要求施工单位进行内部整改，并下发监理通知单。

2、公司对相关监理部责任人员（总监、总监代表、现场监理工程师）予以全公司通报批评并给与考核，监理项目部内部组织学习，进一步提高监理人员的责任心。

XXX监理公司工程部

2012年4月18日