水电厂危险因素分析与控制管理

第一篇：水电厂危险因素分析与控制管理

水电厂危险因素分析与控制管理

第一章 总 则

第一条 为贯彻“安全第一，预防为主”的方针，确保员工在生产活动中的人身安全和设备安全，根据中电投《安全生产工作规定》和《发电企业业绩评估指南》要求制定本规定。

第二条 危险因素分析与控制，主要针对工作条件、设备及工器具性能、人员精神状态等方面进行综合分析，找出潜在的危险因素，制订相应的控制措施并实施监控。

第三条 凌津滩水力发电厂（以下简称电厂）各部门、工区在布置工作时，应针对每个人、每件事开展危险因素分析与控制工作。第二章 管理机构与职责

第四条 安全生产部是危险因素分析与控制管理部门，各工区负责危险因素分析与控制的实施。第五条 安全生产部主要职责：

（一）根据电厂实际，组织编制并完善《危险因素分析与控制措施汇编》。

（二）监督各工区危险因素分析与控制执行情况，监督《危险因素分析与控制措施汇编》的实施。第六条 各工区主要职责：

（一）在工区主任的组织下，全面开展危险因素分析与控制工作。

（二）不断完善工区内部危险因素分析与控制措施。第三章 危险因素分析与控制的一般要求

第七条 对不需要办理工作票的工作，利用班前会布置工作的机会，由工区主任（或指定的负责人）组织大家进行危险点分析，同时明确工作负责人；工区主任（或指定的负责人）将工作任务、工作负责人以及根据分析结果得出的安全注意事项详细记入工区工作日志。工作负责人到现场交待有关安全注意事项。

第八条 对需要办理工作票才能进行的一般消缺与维护工作，按“一票一单”（即一张工作票附带一张危险点分析控制单）的方式进行危险因素分析与控制，工作负责人组织工作班人员提出危险因素分析与控制措施，填写工作票以及危险点分析控制单，交工区主任或专业组长签发。办理工作许可手续后，工作负责人到现场向工作班成员详细交待安全注意事项以及危险因素分析与控制措施，并要求工作班成员掌握相关内容。

第九条 设备大小修、更新改造、重大缺陷消除危险因素分析与控制的规定

设备大、小修；更新改造；重大缺陷消除等工作除按“一票一单”的方式进行危险因素分析与控制外，还应按业绩评估的要求遵守以下各项：

（一）检修前，编制“三措”（组织措施、技术措施、安全措施）方案；

（二）根据工作需要制定以下危险因素控制措施卡。

1、发电机风洞内工作危险因素控制措施卡；

2、机组流道工作危险因素控制措施卡；

3、高空作业工作危险因素控制措施卡；

4、起重作业工作危险因素控制措施卡；

5、脚手架作业工作危险因素控制措施卡；

6、电、火焊作业工作危险因素控制措施卡；

7、发电机绝缘试验工作危险因素控制措施卡；

8、发电机保护校验工作危险因素控制措施卡；

9、发电机励磁系统检修工作危险因素控制措施卡；

10、机组LCU检修工作危险因素控制措施卡；

11、调速器系统（电气部分）检修工作危险因素控制措施卡；

12、调速器系统（机械部分）检修工作危险因素控制措施卡；

13、辅机系统检修工作危险因素控制措施卡；

14、机组检修后整体试验工作危险因素控制措施卡；

15、有关更新改造与重大缺陷消除单项工作危险因素控制措施卡等。

（三）工作前由“三措”方案以及危险因素控制措施卡编写人员对参加检修的有 关人员进行培训，并考试合格。

（四）办理检修工作许可手续后，工作负责人应随身携带工作票与危险点分析控制单，各专业组负责人将有关专业工作危险因素控制措施卡悬挂现场工作地点。

（五）检修总负责人将特殊作业（高空、起重、焊接、脚手架、流道、风洞等）危险因素控制措施卡悬挂相应工作地点。

第四章 危险因素分析与控制的方法 第十条 人身安全的控制

(一)运用安全性评价、危险因素分析等方法，对作业环境实施有效监控，对发现的安全隐患及时改进。并规范各种作业方法，保证员工在生产活动中的人身安全。(二)企业在生产活动中对人员必须加强以下危险因素的分析。

1、工作人员精神状态是否良好,有无防碍工作的病症、残疾等不良因素。

2、工作人员自身素质是否胜任本工作，人数安排是否合理。

3、天气及工作、生活环境是否良好。

4、工作条件是否良好，是否存在能量或危险物质意外释放的可能性。

5、作业中使用的工器具是否合格。

(三)针对以上危险因素，生产活动中对人身安全管理方面必须采取以下控制措施。

1、按照企业AJH(安全、健康、环境)管理标准，定期对作业环境的安全性进行评价，发现问题及时整改。

2、作业开工前，各级管理者必须对本项工作的工作条件、施工用的工器具、工作的难易度进行综合分析，安排合格胜任的人员和适当的工期，找出潜在的危险因素，制订相应的控制措施并实施监控。

3、认真落实好三大措施，即安全措施、组织措施、技术措施。

4、认真落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中防止人身伤害的有关内容。

5、加强生产现场安全监督，严厉打击违章行为，积极开展“反违章”活动。

6、严禁使用不合格的安全工器具进行作业。

7、严格执行规范化作业。

8、新项目必须做到安全设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投运，对其可能产生的危害进行预先评估。

9、认真落实年度《安全技术劳动保护措施计划》。

10、危险品统一管理、存放，严格执行危险品及危险源监督管理制度。

11、加强食堂卫生安全管理，防止中毒事件的发生。

12、加强生活基地的保卫工作，做好防火、防盗、防破坏工作，确保职工生活环境安全。

13、经开公司成立交通安全管理机构，严格落实“行车预测预防”、“控制车速”、“强化车辆保养”和“防止疲劳驾驶”等控制措施，确保行车安全。第十一条 设备安全的控制

(一)运用安全性评价、危险因素分析等方法，对生产设备所有运行工况和非运行阶段实施有效监控，发现潜在危险因素，采取有效措施予以消除和控制，使之更加安全可靠。(二)企业生产活动中必须对设备加强以下危险因素分析。

1、设备技术状况是否落后，是否符合企业的发展需要。

2、设备的安全性能是否稳定，是否存在故障。

3、设备管理是否到位或存在漏洞。

4、外部环境是否存在不利于设备安全运行的危险因素。(三)针对以上危险因素，生产活动中对设备安全管理方面必须采取以下控制措施。

1、定期对生产设备技术状况、安全性能和管理水平进行全面评价，对发现的问题制定详细的整改计划，认真落实。

2、认真组织季节性检查，达到及时发现隐患、消除隐患。

3、认真开展设备损坏危险因素分析和控制工作。

4、认真落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的有关措施。

5、广泛开展群众性的攻关活动，鼓励员工积极进行科技攻关，解决生产中存在的关键技术问题，同时学好用好新技术、新工艺，提高专业技能

6、结合实际从生产管理、检修技术、运行技术、定期试验等方面落实各项反事故措施。

7、编制并实施《反事故措施计划》，有目的、有重点地防范电力生产恶性事故和对社会有重大影响的事件。

8、加强新技术应用(包括改造工程、新购设备、设施和技术改造项目)管理，抓住项目调研、方案制定、项目施工、质量验收等重点环节，加强全过程管理，有效防止新技术应用可能产生的负面影响。

9、加强运行管理，保证设备运行参数及状态在规程规定范围。

10、保证各种自动、保护、连锁装置及数据采集系统完好率、合格率、投入率符合要求。

11、保证各种监测报警装置及主要仪表齐全可靠。

12、按规定进行设备有关试验。

13、准确、及时测报库区水情，抓好防汛工作，制定好防汛应急预案。

14、汛期加强厂区周边山体监测，防止山体滑坡带来的损害。第十二条 其他安全控制措施

(一)严格外包工程、临时工及外来人员安全管理，加强风险评估，实施有效监控。(二)外包工程严格执行厂部外包工程管理规定，把好承包方的资质审查关。(三)临时工的聘用按厂部临时工管理制度进行。

(四)外来人员入厂参观、学习必须有本厂人员带领、监护，并交待好安全注意事项。(五)厂家人员入厂配合工作，必须有本厂相关技术人员监护方可工作。第五章 其他规定

第十三条 安全生产部应按照电厂《安全规范化管理标准》定期组织检查，并下达整改通知书，各部门应定期进行自查整改，消除因设备场地、工作条件等原因造成的危险因素。

第十四条 各部门应对照电厂《工器具安全管理规定》要求定期对工器具进行检查与试验，并正确使用，杜绝因工器具使用不当造成的不安全事件。

第十五条 生产现场人员应严格遵守电业安全工作规程、检修工艺规程和运行规程的有关规定，杜绝违章事件的发生，确保工作质量，消除设备隐患。第六章 考核与处罚

第十六条 由于不遵守《危险因素分析与控制规定》造成的不安全事件，按照《电力生产事故调查规程》和《电厂二类障碍与异常》界定的标准进行考核处罚。对违反规定的行为按电厂《安全生产考核办法》进行考核处罚。第七章 反 馈

第十七条 本规定应根据执行情况和反馈意见及时进行修订和完善，一般一年审查一次，三年全面修订一次。

第八章 附 则

第十八条 本规定适用于电厂各部门以及各外包施工队伍。第十九条 本规定由电厂安全生产部负责解释。

第二十条 本规定自发布之日起实施，其他相关规定同时废止。

百龙滩水电厂历年统计事故分析

百龙滩水电厂位于广西红水河中游，是红水河第7个梯级电站。电站装有32 MW灯泡贯流式水轮发电机组6台，自1996年2月至1999年5月相继投产。

事故分类统计事故统计分析

2.1 机械事故

自第一台机组投产至今，累计机械统计事故5次，其中1997年1号机在低温启动时，发电机因电磁噪音异常(目前尚未查到原因)而非计划停运2次，3号机因发电机转子故障非计划停运2次；2002年4号机在运行过程中8号导叶弯曲连杆脱落、9号导叶弯曲变形引起非计划停运。

3号机试运行2个多月后，发现发电机转子4颗T型键止动压板的M12定位螺钉脱落，制造商富士电机公司判断可以继续运行。一个半月后机组无法启动运行，检查发现16个转子引线连接片全部断损，转子中心体在6，8号T型键处多处裂纹，最长180 mm。事故修理时间达5个月之久，买卖双方损失严重。事故直接原因是由于发电机转子磁轭热套紧固量未达到设计要求。

2.2 保护事故

保护设备累计统计事故23次，其中机组保护误动8次，主变保护误动8次，两者占总数的69.9%，220 kV断路器事故跳闸5次，机组动力盘柜BZT拒动2次。

2.2.1 机组保护误动

8次误动中4次是机组数字保护，均发生在2号机，当机组保护装置电源消失，软件看门狗故障，机组电气量异常但尚未达到保护动作整定值时，机组数字保护均出口跳闸造成非计划停运(日本富士电机公司理解为正常停运，而不是事故停运，这主要是由于日本保护设计思想与我国不同)。另有4次负序过流Ⅱ段保护误动均发生在3号机。1999年5月经日本方技术人员对其软件进行修改完善后，机组保护误动现象到发稿日再未发生。

2.2.2 主变保护误动

(1)设计原因：因各种原因，在主变保护设计中未将厂用电分支系统CT接入主变差动保护回路，致使主变差动保护不能躲过近距离厂用电系统短路故障电流，而扩大事故2次；因主变测温装置设计选型不当、工作票安全措施又不到位导致主变事故失压1次。

(2)管理问题：由于保护接线错误、主变零序保护定值由5.3 s变为0 s导致越级跳闸，端子受潮释压保护误动等原因，1号主变事故失压各1次；主变差动保护计算中，CT变比计算有误，3号主变事故失压1次。

(3)设备缺陷：因220 kV断路器拒动启动失灵保护出口，1号主变事故失压1次。

2.2.3 220 kV断路器事故跳闸

5次220 kV断路器事故跳闸中有2次是对侧线路保护原因，1次是农网改造引起线路对地放电，2次因保护接线错误引起。

2.3 监控励磁事故

监控和励磁系统累计统计事故5次，其中监控系统3次，励磁系统2次。监控系统3次事故分别是：监控系统通讯中断引起1号机非计划停运，5号机因监控系统中央处理模块故障非计划停运，监控系统用于检测机组机端电压的采集模块故障，1号机非计划停运；励磁系统事故一起为1号机误强励非计划停运，另一起事故是2号机因励磁功率柜风机电压监视继电器失灵，风机停风后，B相可控硅元件热击穿，保险烧断，发电机差动保护动作。

2.4 调速器事故

调速器累计统计事故15次，其中由于调速器浆叶、导叶主配抽动导致调速器突然溜负荷、关机、过负荷等共12次，占总数的80.0%，2次为调速器导叶反馈钢丝绳脱落、1次为轮叶反馈钢丝绳脱落。调速器自投运以来，运行就不稳定，经常发生引导阀发卡，主配抽动，影响调速器的稳定性。

2.5 自动化事故

自动化元件累计统计事故22次，其中推力轴承润滑油油流中断7次，轴承高位油箱油位异常5次，压力油罐油压过低3次，机组温度测温装置误动4次，机组冷却风机电源故障2次，厂房渗漏排水泵不能自动启动而水淹排水泵房1次。因机组润滑油系统异常导致机组非计划停运15次，占总数的68.2%。1996-1999年自动化元件累计统计事故19次，从这4年的统计事故内容及原因分析，造成机组非计划停运主要原因是管理和维护方面存在问题，且68.2%是重复性事故。2000年后有所改善。

2.6 人为责任事故

人为责任累计统计事故18次，占事故总数的20.2%，人为责任事故原因有三：

(1)运行、维护人员操作失误11次，占总数的61.1%。

(2)设备安装调试人员工作失误3次。

(3)项目监管不力，外来人员盲目施工、误动设备4次。事故趋势分析

从表1可以看出，1996-1999年设备统计事故是逐年增加的趋势，1999年事故达到高峰，反映出前4年机组各设备还处于边施工、边暴露问题、边处理问题、边适应设备运行的过渡期。1999，2000年经过设备和环境综合整治，重要辅助设备电源改造，机组部分保护根据实际情况进行了修改，设备运行进行优化等工作，设备运行状况得到了一定的改善，特别是重复性的机组油系统油位、油压异常导致机组非计划停运的现象得到有效控制。自2000年设备统计事故呈逐年下降的趋势。

值得注意的是，近年在设备改造过程中，职工安全生产意识不强，工作疏忽，导致多起事故，今后在抓提高设备健康水平的同时，更应注意提高人员素质。经验教训

(1)设备安装过渡期太长。6台机组全部投产历经3年多，期间，投产机组运行环境条件恶劣，设备上经常积有大量灰尘。为此，发生过计算机通信中断，设备模块、元件烧坏，特别是监控和调速器电源模块运行不稳定或烧坏。

(2)设备基础管理工作差，技术措施不完善，组织措施不到位。如因管理不到位、力度不够，发生重复性和人为责任事故数十次。

(3)初期对职工技术培训重视不够、效果差，职工综合素质相对较差，又是进口机组，运行、维护人员对新设备性能不够熟，数次出现操作失误引发设备事故。

(4)激励机制欠缺，职工学技术钻业务风气不浓，主动技术攻关热情不高，有很多设备异常现象只要组织得当，完全有可能在出现第一次事故后得到有效控制，避免多次重复性的机组非计划停运。

从葛洲坝水电厂检修实践谈未来的状态检修

摘要：以葛洲坝水力发电厂近20年来设备检修实践为基础，从状态检修管理体制、人员素质和技术检测手段等几个方面阐述了葛洲坝水力发电在向以诊断性检修为基础，故障检修与预防性相结合，以实现最低成本消耗为目标的状态检修模式迈进的历程中所采取的措施、设想和面临的困难，解决的思路。

关键词：葛洲坝水电厂 状态检修 检测手段

长期以来，我国电力系统的发供电设备均采用定期预防性试验和定期计划检修。近年来，随着市场经济的发展，并借鉴电力发达国家诊断性检修的经验，推进发电设备检修体制的改革根据，提高全国发电设备科学管理水平和整体经济效益，我国开始提出并试行状态检修的设想。根据葛洲坝水力发电厂近20年来设备检修实践，从状态检修管理体制、人员素质和技术手段等几个方面阐述了我们的设想和建议。

发电设备实施状态检修是一项复杂的系统工程，它不仅涉及到电力设备各专业、多学科的技术问题，而且还涉及到一系列的管理科学上的问题。目前我国推行的状态检修是指在试点厂探索融故障检修、计划性检修、状态检修、主动检修为一体的，使设备具有最大可靠性和最低成本消耗的混合检修方式。实施状态检修从整体上理解，就是围绕降低设备维护成本，提高设备利用率和检修的预见性、预控性，使用先进的科学技术手段，从方方面面去做好设备管理工作。纯计划检修已不能适应现代化水电厂的需求

葛洲坝电厂是华中电网的主力电厂，是正在兴建的三峡电厂的反调节水电厂。电站设计水头18.6m，全厂共装机21台，装机容量2175MW。近年来，该厂经过对水轮发电机油、水、风系统的自动化元件、发电机励磁、调速、保护系统，水轮机推力瓦和220kV、500kV开关站等设备的优化改造，其设备的自动化水平和安全运行稳定性得到明显提高，以往采用的纯计划检修已不能适应现代化设备运行和各种突发事故的要求，因此实行状态检修已成为该厂各项管理体制改革的重要内容。

1.1 纯计划检修的弊病

纯计划性的预防检修，是计划经济下的产物，它包括了设备的大修、小修、定期维护等，如《发电厂检修规程》明确规定，机组大修每3～5年1次，小修每年2次，检修安排的重要依据是检修周期。这种检修模式虽有一定的科学依据，但比较保守，且存在许多弊病：

(1)纯计划检修的不科学性 纯计划检修是依据设备的制造质量、安装工艺、现场投运调试情况而预定一个检修周期，将其写入设备的检修规程并固定下来，由生产计划部门参照执行。纯计划检修虽然对设备状态不佳的设备进行了必要的维修，但对设备运行情况良好的设备按部就班修理，这样势必造成有些发电机组越修越坏或良好设备一修便故障率增加的现象，因此缺乏科学性。

(2)设备检修的不经济性 纯计划检修一方面致使有些状况较好的设备到期必须修理，增加设备检修费用，同时又加速了设备的磨损，甚至缩短了使用寿命，降低了设备利用率；另一方面，少数状况不好的设备因检修周期未到而得不到及时检修，降低了设备运行的安全可靠性，甚至到发生事故后才抢修，扩大了经济损失。

(2)检修过程的不持续性 进入九十年代以来，有许多电厂相继推出了检修运行分离的管理体制的改革措施，纷纷成立和组建了各自的检修，但由于发电厂和检修公司之间设备责任的不明确和分工的交叉，在检修特别是大修及扩大性大修方面，尽管检修质量能够得到保障，仍普遍存在着检修与维护过程的不持续性，常常使一些技改项目特别是一些小的技改项目，在检修完成后进行日常维护或事故处理时一些资料图纸、技术参数的混乱，从而延长了检修时间，降低了设备利用率，给发电厂造成不必要的运行时间损失和经济损失。状态检修的关键是对状态检修全过程管理

真正意义上的状态检修其成本消耗最低，设备运行具有最大可靠性。因此在实施状态检修时，一方面对一些非主要运行设备可实行状态检修，而对主要发电设备，由于其影响性和经济性，应大力依靠监测手段，预测其运行的最后程度，实行计划检修，并在设备有可能造成较严重后果或经济损失较大时，对其进行预防性检修；另一方面，由于设备运行的不稳定性和不可控性，状态检修应在兼顾经济效益的基础上，定期发现问题，定期淘汰设备，加速设备折旧，以提高设备运行的可靠性。

2.1 实行状态检修必须从改变观念入手

纯计划检修是在计划经济管理模式下针对我国的国情而实施的一种设备检修管理模式。固定的检修周期并不随现场设备的运行条件、环境和设备的换型、运行可靠性的提高而变化。因此形成了设备到期就必修，不论其健康状况如何均来一个大拆、大卸、大组装。因此开展状态检修与预防性检修、故障检修相结合的混合式检修势在必行，且必须从思想观念上彻底突破相关的条条框框，打破纯计划检修模式下的固有检修周期的约束。

2.2 葛洲坝电厂检修模式

1993年10月，葛洲坝水力发电厂打破了传统的检修模式，代之以计划检修为主，诊断检修为辅的检修模式，遵循“具体情况具体分析，修必修好”的原则，把集检修、运行管理为一体的发电综合体分离为两个独立的单位：发电厂与独立核算的具有法人资格的检修公司，从而向状态检修迈出了第一步。1995年针对发电厂与检修公司之间存在的责任混淆等问题对两单位的设备分工进行了重新分配：发电厂负责对设备的运行管理、二次电气设备的大、小修和日常维护；检修公司负责机械、一次电气设备的大、小修。新的检修模式的建立，不仅在建立新的检修观念的同时精简了机构，促进了职工队伍向技术业务素质的提高，而且使发电厂的职能进一步明确和单纯化，逐步从纯计划检修向以状态检修为基础，故障检修与预防性检修相结合，以最低经济消耗为目标，同时兼顾设备运行可靠性的混合检修方式发展。

2.3 葛洲坝电厂在推行状态检修的前期实践

在进行检修体制改革的同时，葛洲坝电厂在部分设备的运行管理方面相继开展了一些“初级阶段”的状态检修工作：如1990年进行的3F机组扩大性检修，按惯例机组运行10年左右扩修一次，而3F仅运行了8年时间因水转机转轮漏油严重而提前进行扩修。按计划5F机组应该在1995年进行扩修，由于5F机组的运行状况良好，至今尚未进行扩修。

1998年长江发生了自1954年以来的全流域性大洪水，其洪峰水位之高，来水量之大，持续时间之久是历史罕见的。葛洲坝电厂做为我国最大的水力发电厂，在其发电机组2F、4F、5F、6F相继出现上导、水导摆度增大的不良运行工况，振动摆度监测装置实时在线监测并报警，在确认了这一不良运行工况之后，葛洲坝电厂及时同调度联系申请停机低谷消缺，施行状态检修。从而在确保大坝安全及发电的同时，发挥大型水力枢纽拦洪、错峰、削峰作用，最大限度减轻下游的防洪压力，为整个长江流域尤其是确保荆江大堤、共同抵御洪水的侵蚀作出了应有的贡献。推行状态检修的首要任务是提高人员素质

人才是企业生存和发展的根本。随着现代科技在发电厂的应用，计算机监控已能代替人来完成大部分设备的运行监视，但这些技术都需要人去控制、去操作。而状态检修作为未来我国电力系统检修方式的发展方向更需要一专多能型技术人才，因此人才的培养已成为我们急待解决的首要任务。

状态检修与纯计划性检修对人员素质要求的最大不同点在于纯计划性检修要求技术人员熟练掌握一个专业面的知识就可，而状态检修则要求各单位、各级技术部门都要有全面的专业知识、独立的判断能力、很强的事故处理能力，即需要一专多能型技术人才，在设备运行、设备故障处理和设备检修过程中均能够把经济损失降低到最低点，以确保设备利用率和整体效益的高起点。

为此,葛洲坝电厂在全厂实施了“三全”培训制度。所谓“三全”，即全过程、全方位、全员参与。全过程、全方位地参与新设备的开发、研制、设计及安装、调试，有效利用葛洲坝电厂大中专以上学历占职工总数50%以上的优势，掌握设计原理和思路，使葛洲坝电厂厂在由纯计划检修向状态检修体制转变的进程中受益非浅。

在检修和技改过程中，葛洲坝电厂建立起与(合同)协作单位良好的相互信任、相互支持的友好合作关系，相互交流，取长补短，共同提高，从设计开始，参与全过程。共同参与提供了相互学习的机会，各方面意见和建议能得到充分酝酿，及时总结，归纳，取其精华，去其糟粕。这样做，不仅培训出一批能胜任生产现场运行操作、检修维护、改造(改进)、完善提高的骨干力量，而且大大地缩短开发、研制、试用的周期，加快了新设备推广应用，提高新设备的实用性和适应性，达到了培训的目的。

要真正有效地开展状态检修，仅有以上的培训是远远不够的，还必须开展全方位的运行维护交叉更深层次的业务技术培训，造就一大批既懂运行管理又懂设备维护的高素质的复合型人才，才能够对设备的运行状态、健康状况作出正确的分析判断。先进检测手段和装备是实施状态检修必要手段

从葛洲坝电厂目前的设备先进水平及在线检测手段来看，要想真正实现状态检修还有相当长的一段距离。但该厂根据自身实际，在向状态检修迈进的同时采取了一系列技术措施，进行了大量艰苦的实践和探索、提高了在线检测水平。

4.1 计算机监控系统高度自动化

葛洲坝电厂的计算机监控系统已全部实现了设备监控、报表自动打印、事件顺序记录、历史数据查询、事件追忆及存贮等功能，还开发了智能语音报警和电话报警功能，并有事故处理和操作票专家系统。特别是其计算机历史数据库，实现了各设备的累计运行时间、不间断连续运行时间等数据的统计存档，可供查询和打印分析，为设备检修和维护提供可靠依据。

4.2 机组振动、摆度监测

目前国内不少水电厂都安装了计算机监控系统，但对于表征水轮发电机组稳定运行的机组非电量主要参数等都没有考虑或很少考虑。葛洲坝电厂与华中理工大学联合研制开发的“机组振动、摆度监测专家系统”有效地弥补了机组非电量在线监测的不足。

该专家系统一方面可实时观察机组运行数据情况：可实时记录200s以内的机组甩负荷后的运行参数，另一方面又可根据需要进行现场信号分析和处理，帮助现场操作人员了解机组运行情况。

4.3 辅助设备的全方位监控

在监视方面：对机组的重要辅助设备如技术供水系统、漏油泵控制系统、顶盖排水、清洁水系统、自动补气装置等，除常规压力开关或浮子式液位信号器外还安装了非电量传感器来监视模拟量信号，这种采用开关量定位监视和模拟量连续监视相结合的方法既给运行人员一个设备运行工况的量化概念，又有利于辅助设备的安全运行。辅助设备的全方位监控使机组主辅设备的安全水平大幅度提高。

4.4 先进的报警手段

计算机监控系统的语音报警分几级，最基本的显示在简报窗，监控系统的所有信息以滚动方式在简报窗陆续显示。对事故信号、保护信号以及重要的辅助设备等都设置了语音报警，并对一些比较严重的事故按其重要程度分类，同时启动不同部门负责人的电话语音报警，并统治现场设备事故的性质。实现电话语音报警可以便运行人员同检修人员共同快速处理、恢复设备，减少经济损失。先进报警手段提高了综合管理水平。状态检修在葛洲坝电厂的发展前景

改革传统的计划检修体制，实施诊断性的状态检修制度，有利于保证安全生产、降低检修费用、提高设备利用率和企业经济效益，是设备检修的发展方向。如何做到防患于未然，正确把握设备健康状况是状态检修成功与否的关键。过去通过计划检修，可以及时发现设备隐患并及时处理，设备安全才得以保证。如果现在普遍实行状态检修，以现有技术条件和管理体制，还有许多工作需要努力。为此，在改革检修管理体制方面建议如下：

(1)取消指令性的计划检修，改为指导性的计划检修，将预防检修、状态检修和事故后检修有机结合，逐步过渡到以状态检修为主的主动检修模式。

(2)成立专业化的检修公司，实现集中检修进而实施终生检修承包制，改变现在以设备检修规模的次数定效益的弊端，创造设备运行和检修的最佳经济效益。

(3)不断实施、完善和推广各种状态监测手段，在全面监测各设备的同时，对异动设备实行重点跟踪监测和分析，为状态检修提供可靠的技术依据。

(4)充分发挥葛洲坝电厂分厂、车间、班组三级质量验收体系，对每台机建立一套完整的健康履历，了解分析设备现状、跟踪分析设备现状、跟踪细小缺陷的发展方向，对设备状况做到了如指掌，只有这样才能把握设备健康的命脉。

状态检修作为我国电力系统实现体制转变，提高电力设备的科学管理水平的有力措施，是葛洲坝电厂今后在电力生产中急需努力和发展的方向，尽管该厂要全面实施状态检修还需做大量的工作，但我们相信在不久的将来，葛洲坝电厂有能力在状态检修方面走出自己的特色，走出中国的模式。

第二篇：加油站危险因素分析

环境风险分析

加油站的环境风险是指油品在运输、储存和使用过程中，物料在失控状态下发生的突发事故对环境的危害程度，其定义为事故发生的概率与事故造成的环境后果的乘积。这类事故发生的概率大小及事故造成的环境后果影响程度与物料的性质、物料的泄露量、工艺流程、管状况以及防范补救措施等多种因素有关，较难用数字准确表示。但事故一旦发生，将会对周围生态环境及人体健康造成比较严重的影响。1.1 风险识别

1.1.1 物料危险性识别

根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2004)附录 A.1 中表 1 物质危险性标准中规定：液体—-闪点低于 2 1℃，沸点高于 20℃的物质为易燃物质。汽油闪点很低(－ 50℃)，为易燃物质；附录A.1 中表 3 易燃物质名称及临界量规定：汽油生产场所临界量(吨)为 2 吨；贮存区临界量(吨)为 20 吨。根据对唐山市公路两侧加油站调查，加油站的级别一般为 3 ～2 级，加油站汽油日最大贮存量在 1 6 ～6 0 m3，因此加油站可构成重大危险源。

1.1.2 物料的危险特性

根据《常用危险化学品的分类及标志》(GB 13690-92)，常用危险化学品按其主要危险特性分为 8 类。汽油属第 3 类“易燃液体”中的“低闪点液体”,其危险特性为：⑴本品蒸汽与空气易形成爆炸性混合物；⑵与氧化剂会发生强烈反应，遇明火、高热会引起燃烧爆炸；⑶有毒或其蒸汽有毒。1.1.3 风险事故易发部位 ⑴加油岛

加油岛是为各种机动车辆加油的场所。由于汽车尾气带火星、加油过满溢出、加油机漏油、加油机防爆电气故障等原因，容易引发火灾爆炸事故。

⑵储油罐及管道如地面水（雨水）进入地下油罐，使油品溢出；地下管沟未填实，使油气窜 入，遇明火爆炸；地下油罐注油过量溢出；卸油时油气外逸遇明火引爆；油罐、卸油接管等处接地不良，通气管遇雷击或静电闪火引燃引爆。⑶装卸油作业

加油车不熄火，送油品车静电没有消散，油罐车卸油连通软管导静电性能差；雷雨天往油罐卸油或往汽车车箱加油速度过快，加油操作失误；密闭卸油接口处漏油；对明火源管理不严等，都会导致火灾、爆炸或设备损坏或人身伤亡事故。加油站风险分析及其应对 ⑷防雷装置

加油站规定安装的防雷装置，避免雷雨天容易造成设备损坏，如果产生电火花，就容易引起火灾和爆炸。.2 风险类型、成因、概率分析 1.2.1 风险类型

⑴加油站着火或爆炸：加油站属一级防火单位，油品的燃烧或爆炸引起的后果相当严重，不但会造成人员伤亡和财产损失，大量成品油的泄漏和燃烧，也将给大气、土壤、水体、生态环境造成严重的综合污染，尤其是对水体和土壤的污染影响将是一个相当长的时间，被污染的水体和土壤中的各种生物及植物将全部死亡。被污染的水体和土壤得到完全净化，恢复其原有的功能，需要十几年甚至上百年的时间。

⑵储油罐事故泄露：储油设施的事故泄露主要指自然灾害造成的成品油泄露对 环境的影响，如地震、洪水、滑坡等非人为因素。这种由于自然因素引起的环境污 染造成的后果较难估量，最坏的设想是所有的成品油全部进入环境，对河流、土壤、生物造成毁灭性的污染。这种污染一般是范围较广、面积较大、后果较为严重，达 到自然环境的完全恢复需要相当长的时间。1.2.2 风险成因

可引起加油站风险事故的因素有自然因素及人为因素两大类。⑴自然因素：主要包括地震、土壤腐蚀、洪水、滑坡、雷电等。

⑵人为因素：包括工程设计缺陷，设备质量不过关，设备选型和安装不当，生产过程中发生误操作或机电设备出故障以及外力因素破坏。1.2.3 风险概率

石化储运系统存在较大潜在火灾爆炸事故风险，据“世界石油化工企业近3 0 年的 100 起特大事故”统计分析，属于罐区事故为16 次，占16%，属油船的为6 次，占6%。根据对同类石化企业调查，表明在最近十年内发生的各类污染事故中，以设备、管道泄漏为多，占事故总数的 5 2 % ；因 操 作 不 当 等 人 为 因 素 造 成 的 事 故 占2 1 % ；污染处理系统故障造成的事故占15%，其他占 12%。据储罐事故分析报道，储存系统发生火灾爆炸等重大事故概率小于万分之一。2 风险防范措施

加油站存在的环境风险，其最好的解决办法是采取防范措施。2.1 工程防范

在加油站的设计和施工过程中，严格遵守加油站设计和施工规范，需注意的问题有： ①在加油站选址过程中应给予充分重视，如尽可能远离河道，减少由于洪水可能产生的影响。②对地质结构进行勘察避免将加油站建在断裂带上给加油站的正常运行埋下隐患。

③项目设计和工程施工过程中，严格遵守设计规范，采取较大的抗震结构保险系数，提高油站基础结构的抗震强度，确保储油罐和输油管线在一般的自然灾害下不发生泄漏。④在加油站设计和建设施工时，储油罐区设有检查孔或检查通道，为及时发现地下油罐渗漏提供条件，防止燃料油泄漏造成大面积的地下水和土壤污染。2.2 设备防范

①对储油罐的内外表面、储油罐外周检查通道、储油区地面、输油管线外表面做防腐防渗处理。

②储油罐所用材料必须使用大于 4 m m铁板制作，且防腐处理须达到国家标准，而不能只刷防锈漆进行简单防腐。使用具有国家承认电焊工证书的工人进行焊接，并由有关部门做焊缝测试后方可使用，不得留下隐患。

③购置的设备必须选用国家注册的正式产品。2.3 环境安全防范

①燃料油在运输、储存及加油等过程中严格管理，杜绝油料的跑、冒、滴、漏。②因突发事故产生的燃料油的泄漏，应立即采取有效措施，及时清理受污染的土壤以减小渗透及扩散范围。

③燃料油是易燃易爆危险品，消防规范将油气排放口、加油周围半径 4.2 5 m、离地平高 1.25m 的范围划为一级爆炸危险区域。按照消防法规规定, 切实落实各项防火措施和制度，建立严格的安全防护措施和预警方案，确保油站不发生火险。④工程建成运营后要加强环境管理，制定相应的规章制度。杜绝一切不安全因素造成的环境风险。

⑤修建应急水池，一但出现火灾用应急水池来收集灭火产生的消防废水，以防止消防废水外排。

2.4 职工安全教育

①加强职工的安全教育，提高安全防范风险的意识； ②设置合理可行的技术措施，制定严格的操作规程；

③对易发生泄漏的部位实行定期的巡检制度，及时发现问题，尽快解决； ④严格执行防火、防爆、防雷击、防毒害等各项要求； ⑤建立健全安全、环境管理体系及高效的安全生产机构，一旦发生事故，要做到快速、高效、安全处置；

⑥加油站内的电气设备严格按照防爆区划分配置。3 事故应急预案

加油站一旦发生事故，要根据具体情况采取应急措施，切断油品泄漏源、火源，控制事故扩大，采取遏制泄漏物进入环境，并立即报警，向社会求援。

第三篇：锅炉的危险因素分析

锅炉的危险因素分析

2009-02-12 15:36:47| 分类： 危险源辨识 | 标签： |字号大中小 订阅

危险源辨识资料十六

根据工艺要求和可行性研究报告介绍，本工程锅炉采用Q=65t/h燃煤蒸汽锅炉3台，本锅炉系统属于危险单元，锅炉发生事故的主要危险因素有： 1.锅炉炉管爆漏、受热面腐蚀

锅炉水冷壁、过热器和省煤器管道爆漏约占全部锅炉设备事故的40%-60%，甚至70%，引起锅炉炉管爆漏的原因较多，其中腐蚀、过热、焊接质量差是主要原因。

锅炉受热面的腐蚀主要是管外的腐蚀和水品质不合格引起的管内化学腐蚀。当腐蚀严重时，可导致腐蚀爆管事故发生。

过热器是锅炉承压受热面中工质温度和金属最高的部件，而汽侧换热效果又相对较差，所以过热现象多出现在这个受热面中。受热面过热后，管材金属温度超过允许使用的极限温度，发生内部组织变化，降低了许用应力，管子在内压力下产生塑性变形，使用寿命明显减少，最后导致超温爆破。因此，超温意味着降低安全系数或减少使用寿命，应严格控制蒸汽温度的上限。

锅炉主体是由焊接组装起来的，每个受热面的每一根管子都有多个焊口，一台大型锅炉整个受热面焊口数量多的达几万个。而受热面又是承受高压的设备，焊接缺陷主要有裂纹、未焊透、未熔合、咬边、夹渣、气孔等，这些缺陷存在于受热面金属基体中，使基体被割裂，产生应力集中现象。在介质内压作用下微裂纹的尖端、末焊透、未熔合、咬边、夹渣、气孔等缺陷处的高应力逐渐使基体开裂并发展成宏观裂纹，最终贯穿受热面管壁导致爆漏事故。因此，焊接质量的好坏对锅炉安全运行有着重大的影响。

2.锅炉灭火放炮

锅炉灭火放炮是指锅炉灭火后，炉膛中积存的可燃混合物瞬间爆燃，使炉内压力突然升高，超过了炉墙设计承受能力，而造成冷壁、刚性梁及炉顶、炉墙破坏的现象。锅炉灭火放炮严重影响安全经济运行，进而造成巨大经济损失。3.压力容器爆炸

锅炉系统中承压容器很多，如疏水器，连排、定排扩容器，换热器等。这些容器发生事故不仅会造成经济和财产的巨大损失，甚至造成人员的伤亡。4.锅炉运行中的超温、超压、满水、假水位。5.易燃物（如雷管等）危险物品入炉。6.锅炉严重缺水。

7.锅炉的安全附件不全或失灵。8.司炉人员的违章操作。

9.对锅炉本体进行改造、焊接。

10.炉水处理不好，使炉管内结垢，造成炉管受热不均，产生爆管。

综合上述，一旦锅炉系统出现故障或操作事故都将引起超温、超压、火灾爆炸，轻者可影响设备的正常运行，严重时会造成设备损坏以及人员伤亡事故。锅炉系统预先危险性分析 经过对锅炉系统进行的危险因素分析得知，一旦锅炉系统出现系统故障或操作事故都将引起超温、超压、火灾爆炸，轻者可影响设备的正常运行，严重时会发生爆炸事故，将造成设备损坏以及人员伤亡。因此，在这里采用预先危险性分析评价。

锅炉系统预先危险性分析表

序号 主要危险源位置 事故、故 障类型 触发条件 事故 后果 危险性 等级 对策措施

1.1 承压部件 爆炸事故 锅炉内的饱和水与饱和蒸汽迅速膨胀；制造缺陷；压力过高控制失灵，安全附件、自控保护装置失灵或没有。人员伤害、设备损坏 Ⅲ－Ⅳ

1、各类安全附

件保持完好、灵敏可靠。

2、操作人员持 证上岗。

3、严格执行安全操作规程。

4、定期对锅炉进行检验，对主要承压部件进行探伤检查。

5、做好交接班记录、班中巡回检查记录

6、强制水循环采用备用电源

7、保证锅炉水质质量符合要求。

8、加强设备管理和维护、完善灭火保护装置、加强运行管理。

9、加强制度管理，在锅炉大修、小修和临修中，负责对受热面磨损、管外腐蚀、胀粗和撕裂等情况做定期、有计划的检查。

10、应建立化学监督体系保证减少或减缓管子内部腐蚀、结垢造成的爆漏。

11、应建立金属监督体系在材料、焊 口检验等方面开展防磨防爆工作。

12、采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。

13、炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及时处理。

14、受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。1.2 受压部件、燃烧室 严重损

伤事故 锅炉缺水、水质不良、给水含氧超标，安全附件、自控保护装置失灵或没有。人员伤害、设备损坏 Ⅱ－Ⅲ

1.3 承压部件 一般损

坏事故 轻微损伤 设备损坏 Ⅰ

1.4 承压部件 严重损

坏事故 外压或内压 人员伤害、设备损坏

Ⅲ

1.5 水冷壁 爆管

事故 短时过热爆管，主要是由于管内水循环发生故障，内部介质冷却条件恶化，管子壁温急剧上升，材料强度大幅度下降；长时过热爆管。人员伤害、设备损坏 Ⅱ 1.6 汽包 锅炉满水、缺水事故 运行人员疏忽大意；水位表故障造成假水位；水位报警器或给水设备或给水管路故障，无法给水或水量不足；忘记关闭排污阀或排污阀泄漏。人员伤害、设备损坏 Ⅱ－Ⅲ

1.7 汽包 汽水

共腾 没有严格监视水位，在进行负荷调整时，增加负荷过快。人员伤害、设备损坏 Ⅱ

1.8 省煤器 省煤器 的损坏（1）水质不符合标准，含氧量较高，且补水量较大，产生氧腐蚀；（2）给水温度及流量变化频繁或运行操作不当；（3）给水温度偏低，且燃料中硫分较高，省煤器管外壁产生低温腐蚀；（4）材质问题 Ⅲ

1.9 过热器管 过热器

管爆破（1）水质不合格；（2）在点火、升压或长期低负荷运行时，过热器内蒸汽流量不够，造成管壁过热；（3）过热器上的安全阀截面积不够或排气压力偏高，使过热器长期超压运行；（4）过热器长期超温运行，管壁强度降低；（5）管壁腐蚀、减薄或管材质量不合格。人员伤害、设备损坏 Ⅲ

1.10 炉墙 炉墙损

坏事故 设计方面、运行方面、安装和检修方面。设备 损坏 Ⅲ

1.11 炉膛 结焦

事故 床层温度低于灰渣变形温度而由于局部超温或低温烧结而引起结焦：灰渣中碱金属钾、钠含量较高；当床料中含碳量过高；布风系统制造和安安装质量不好；给煤中存在大块；运行参数控制不当等。人员伤害、设备损坏 Ⅲ－Ⅳ

第四篇：加油站危险及有害因素分析

加油加气站安全评价分析

汽油、柴油物质具有易燃性、易爆性、易挥发性、易扩散流淌性、静电荷积聚性、有毒性等危险、危害特性，由于加油站经营过程中大量存储和销售汽油和柴油物质，决定了加油站具有较大的火灾爆炸危险和中毒危害。

特别对火灾爆炸事故，一旦发生，不仅造成加油站内人员伤亡和设备设施的毁坏，而且会严重威胁加油站周围的居民和环境，带来较大的人员伤亡、财产损失和社会影响。

加油站火灾爆炸事故发生的主要原因：

1、加油、卸油、量油过程中违章作业。

2、设备或管道腐蚀破裂、安全保障设施不完善等因素造成汽油等易燃物质泄漏蔓延。

3、有点火源而引发燃烧。

4、油蒸气比空气重，泄漏后易积聚在油罐观测口周围、地下管沟、低洼等地，遇空气混合达到爆炸极限，形成爆炸性气体，一旦存在火源，即可发生爆炸事故。

加油站内点火源可能存在的主要形式有：

1、打火机或火柴等明火。

2、非防爆设备、电火花、汽车发动机、手机火花等。

3、静电放电、雷电放电、金属磨擦火花。

4、防雷、防静电接地失效等。加油站作业中潜在的事故可能性分析

储油罐、加油机、卸油点等三大危险区主要的潜在事故： 造成火灾、爆炸可能的条件：

1、汽油泄露

2、油蒸汽积聚

3、防雷接地系统失效

4、加油车辆未熄火

5、加油机无静电接地或接地失效

6、使用非防爆设备

7、电气设备漏电

8、设备、管线腐蚀、老化

9、存在明火源

10、违章作业

造成泄漏事故可能的条件：

1、设备、管线腐蚀、老化

2、操作违章

3、控制失灵 电气伤害

加油站各类用电设备，可因电气设备、线路、连接、开关缺陷、保护接地装置失效或操作失误和维护时的违章操作等可能造成电气伤害，并有可能引发火灾爆炸事故。

采光照明不良

加油站的采光照明如不符合有关具体要求，采光不足可能引起操作人员的误操作，而引发各类事故。油气中毒、窒息

汽油、柴油容易挥发出对人体有害的气体，尤其是汽油，挥发性更大。如在装卸作业时发生泄漏，吸入油气会造成作业人员身体的损害，并可导致急性中毒。另外，在储罐检修、清洗时，作业人员进入罐体，如罐体置换清扫不充分；作业时未进行敞开处理或通入足够的空气，操作人员不佩戴空气呼吸器等，易导致入罐人员中毒，严重者可窒息。因此，在进行维护作业时应在作业场所采取必要的安全防护措施。

人为失误

全面提高操作者的综合素质，对企业的安全生产是至关重要的。主要的人为失误表现为：概念错误、信息传递错误、疏忽大意、决策失误、行为失误、故意违章等。根据事故调查统计数据分析，大多数事故是人为因素造成的，其中违章操作占事故发生率的50%以上。加油站危险控制措施

从以上分析看出，加油站存在的危险是火灾爆炸，而导致火灾爆炸事故的主要原因是汽油、柴油洒、漏和存在点火源，加油站有效控制火灾、爆炸事故主要应从这两个方面采取措施。

防止泄漏的措施 1防止冒油

加油站冒油事故绝大部分为人为责任事故，其次是由于设备故障引起的。由于汽油柴油有流动扩散的特性，冒油事故发生后，油品会迅速向四周扩散蒸发，从而易引起火灾事故。

主要控制措施有：

（1）、加强计量工作，接卸前通过人工计量检测确认卸油罐的空容量。

（2）、设置带高液位报警装置的液位计，特别坚持对油车的监卸操作，卸油过程中，必须专人负责监卸，并且，罐车司机不得远离现场。

（3）、防止设备老化和带病作业。加油站应定期对站内设备进行检查维护。（4）、站内堆置砂土防止冒油泄漏时扩大和蔓延。（5）、站内各种管沟应充沙填实。

2、防止漏油

（1）、防止油箱溢油：经常检测和维护加油枪的自封部件，保持设备完好。

（2）、防止油箱漏油：加油过程中发现油箱漏油时，应停止加油（漏油数量较多时用铁桶接住），此时绝对不得打火开车，并将车推走，远离加油机，并及时清理地面，注意不得在站内修理。（3）、防止油枪漏油或胶管破损漏油：油枪漏油是指油枪封闭部件渗漏及胶管连接处渗漏，另外，胶管在长期作业中，可能由于某一局部频繁弯折、磨擦、损坏而产生渗漏。使用加油枪时不能用力拉动胶管，同时防止加油管被车碾压，加油完毕迅速将油管收回。（4）、防止加油机渗漏：加油机易产生渗漏的部位是进油口下法兰口、吸入管口法兰连接处、油泵、油气分离器排出口等。加油机一旦泄漏，应立即停止加油，然后将汽油放空回油、关阀、切断电源进行检查。

防止火源措施

1、防止火种措施

（1）、严禁烟火（火柴、香烟、打火机）。特别注意在加油场地、营业室内外、值班室是否有烟头。

（2）、禁止非防爆电器。严禁在爆炸危险区域和火灾危险区域内使用非防爆电器。特别在加油站停电或夜间作业时，不得采用非防爆灯具照明检修作业，营业室、值班室休息室严禁使用电炉、电饭煲、电茶壶、热得快等易引起火灾的电器。（3）、严禁在站内进行检修车辆、敲打铁器等易产生火花的作业。（4）、机动车应熄火加油，拖拉机、摩托车应推离危险区域后发动。（5）、严格执行动火四不准制度，防止意外事故发生。

2、防止静电措施

加油站产生静电的主要因素有：

汽车油罐在运油过程中产生静电；油品在过滤器、泵和计量器中产生静电；作业人员人体静电等。

应当采取的措施是：

（1）、卸油前连接好静电接地线。加油站接地装置每年至少在雷雨季节前检测其有效性，油罐、站房、罩棚的接地电阻值不得超过10欧姆，输油管道的接地电阻不得超过30欧，卸油静电接地电阻不超过100欧姆。

（2）、经常检查加油枪胶管的金属屏蔽线和机体间的静电连接。（3）、严禁向塑料桶直接加注汽油，防止静电积聚，引燃汽油蒸汽发生火灾事故。正确的方法是：将油品加到铁桶内，再将铁桶提到安全区域，通过漏斗将油品注入到塑料桶内。（4）、作业人员要穿防静电工作服，以消除人体静电，不允许穿化纤服装上岗操作，更不允许在加油站穿脱、拍打化纤服装，以免发生静电事故。

3、防止电火花措施

（1）、爆炸危险区域内电器设备的选型、安装、电力线路敷设应满足安全规程规定。（2）、检查电器线路应注意电器线路是否老化，电器设备是否渗油破损等。（3）、配线、接线是否松动和脱落，发现问题及时处理和更换。

201326070137 孜那儿克子

第五篇：心血管疾病危险因素与自我保健

心血管疾病危险因素与自我保健

全网发布：2011-06-23 19:52 发表者：张纪蔚(访问人次：1517)

Framinghan在1961年首先提出了“危险因素”与心血管疾病关系学说，最初认定三大危险因素：高血压、高血清总胆固醇和吸烟与心血管疾病有明显因果关系，目前对心血管致病机理研究又有了新的进展。在我国心血管疾病主要危险因素包括：年龄、性别、遗传史、高血压、高血脂、吸烟、糖尿病、运动缺乏、肥胖和精神压力等10种。除了前三项无法改变的因素

外，良好的自我保健意识可以降低其他危险因素对心血管疾病的影响。

心血管病的自我保健包括疾病常识、心理保健和健康锻炼。

疾病常识应了解高血压、高血脂和糖尿病对心血管的危害。高血压病人如果血压始终保持较高水平，或血压控制不好，就有可能增加“中风”或心梗的危险。如果血压长期控制不好，就有可能发生全身性的动脉粥样硬化。而血脂对心血管的影响也相当大，有证据表明总胆固醇水平<160mg/dl、160～199mg/dl和>200mg/dl三种状态时，对冠心病发病的相对危险分别为

1.35、2.43和2.76。如果采取积极的降脂治疗可明显降低大动脉硬化程度，改善血管弹性，并使高血压易于控制。糖尿病目前有逐渐增多趋势，约有70％糖尿病人死于心血管并发症，应予以足够重视。持续血糖升高会引起全身所有蛋白质糖化，导致自由基增多损伤细胞分子

结构，使血管内皮细胞功能异常，容易导致血管栓塞。

心血管疾病是一种慢性疾患，病程较长，可出现多种并发症，对生活质量可有不同程度的影响，对此要有足够的心理准备。心理保健包括养成有序的生活习惯、真诚诚实的工作作风和和睦宽容的人际关系，切忌焦躁、紧张、猜疑、恐惧、愤怒和悲观。妥善安排日常生活，避免过度脑力紧张，保证足够睡眠休息时间，劳逸结合，有利于神经和血液循环功能，增强与

疾病作斗争的决心与信心。

目前认为，中等量的体力活动对心血管有保护作用，但锻炼应采取循序渐进的方式。如果操之过急，超出自己的适应能力，可能会加重心脏负担。运动量的大小以不发生主观症状（如心悸、呼吸困难或心绞痛等）为原则。运动方式则要强调呼吸运动，例如轻快的散步，慢跑，游泳，骑自行车和打网球。这些运动方式会对心肺系统产生一定的压力，从而改善心肺的健

康状况。

70～80年代，美国和欧洲开始了许多预防心血管病危险因素和降低心血管病发病率及死亡

率的社区试验，有针对性地指导社区内居民采取合适的饮食结构，改变不良的生活方式等措施，取得了良好的效果。我们应当借鉴其经验，重视社区医疗预防保健工作，将其作为医院工作的补充和延伸，进行有效的疾病监测和适当的预防性治疗，开展心理咨询

和医学科普宣传，有利于减少心血管疾病的发生。