事故案例汇编-.pdf
典型事故案例汇编XX集团公司2014-5-28 目录一、人身事故案例 1：电厂人身坠落事故,1 案例 2：电厂人身挤压事故,3 二、设备事故（一）设备损坏事故案例 3：电厂#1 发电机制造质量不良导致汽、励两侧定子线棒槽口附近有多处松动，上下层线棒均有不同程度绝缘磨损事故,6 案例 4：电厂#1 发电机组轴瓦烧损事故,7 案例 5：电厂#2 发电机转子集电环维护不当烧损事故,10 案例 6：电厂#2 汽轮机振动大打闸停机伴随高加爆裂事故,13 案例 7：电厂#1机 1B给水泵电机风扇固定螺丝运行中脱落导致给水泵电机烧损事故,14 案例 8：电厂#1 机组 1B引风机风机与电机连接轴保护罩开焊脱落导致引风机损坏、跳闸,15 案例 9：电厂一次风机电机端盖存在缺陷造成轴承损坏事故,17 案例 10：电厂 1 机组给水泵电机绝缘损坏事故,18 案例 11：电厂 6#机组主油泵小轴因制造质量不良断裂事故,19 案例 12：电厂因风道设计不合理、一次风机叶片质量问题，投产以来多次发生一次风机断叶片事故,20 案例 13：电厂#21、#22 引风机叶片因制造质量不良导致断裂事故,21（二）设备着火事故案例 14：电厂电缆着火事故,24 案例 15：电厂斗轮机着火事故,27 案例 16：电厂 1#机组试运期间 A空预器着火事故,28 案例 17：电厂#5 机组高压缸下部架板着火事故,31 案例 18：电厂 220KV变电站 35kV开关出线电缆着火事故,32（三）四管泄漏事故案例 19：电厂 CFB锅炉维护修复时抓钉使用不当运行中水冷壁泄漏机组被迫停运事故,34 案例 20：电厂 CFB锅炉高温段省煤器出口集箱引出管爆漏、修后违反操作规程启动又导致锅炉结焦事故,35 案例 21：电厂 CFB锅炉水冷壁落入杂物堵塞造成长期超温最终导致爆破泄漏事故,36 案例 22：电厂 CFB锅炉屏过屏再泄漏及炉膛结焦事故,37 案例 23：电厂 CFB锅炉顶棚管爆破泄漏事故,39 案例 24：电厂 CFB锅炉#301 外置床中过 II 管排材质不良泄漏导致机组停运事故,40 案例 25：电厂 CFB锅炉#301 外置床中过 II 管排制造结构不合理磨损泄漏停机,41 案例 26：电厂 CFB锅炉布风板水冷壁管母材缺陷导致泄漏事故,42 案例 27：电厂 CFB锅炉布风板水冷壁焊接缺陷导致泄漏事故,43 案例 28：电厂#1 炉过热器 T91管材氧化皮脱落导致爆管事故,44 案例 29：电厂多次因 T23 管材氧化皮脱落导致锅炉受热面爆管,45 案例 30：电厂#3 炉末级过热器管内存异物长期超温产生氧化皮并脱落被迫停机处理,47（四）其他设备事故案例 31：电厂#1 机组转速探头故障同时OPC 动作逻辑错误导致EH油压低跳闸停机事故,49 案例 32:电厂#1 机组因脱硫 DCS 卡件故障信号误发导致机组跳闸事故,51 案例 33：电厂#1 发电机因励磁间环境温度高导致失磁保护动作跳闸事故,52 案例 34：电厂因保护定值管理不规范线路外部故障引发#1 发电机励磁系统转子过电压保护动作机组跳闸事故,53 案例 35：电厂#1 机励磁装置板卡存在设计、制造缺陷保护误动导致机组跳闸事故,54 案例 36：电厂#2 发电机灭磁开关跳闸线圈（K04）功率偏小不符合反措要求导致失磁保护动作机组跳闸事故,55 案例 37：电厂#1 机组由于发电机定子接地保护动作跳闸事故,57 案例 38：电厂 2 号机组由于热控接线松动造成AST试验电磁阀失电汽机跳闸事故,58 案例 39：电厂#1 机组一级旁路管道安装用错材料运行中发生爆管事故,59 案例 40：电厂 2 机高压旁路出口管因预热装置内漏长期冲刷导致暴漏事故,59 案例 41：电厂#2 炉因链斗提升机故障消缺不及时导致机组停运,60 案例 42：电厂设备运行异常以及参数异常分析不到位导致#1 炉 A空预器堵灰严重停运事故,60 案例 43：电厂因氨逃逸控制不良导致#1 炉空预器堵灰机组被迫停运,62 案例 44：电厂#2 机组 B修后启动推力瓦温度高被迫停机事故,63 案例 45：电厂#2 机组封闭母线结露导致发电机定子接地保护动作机组跳闸事故,64 三、人为责任事故案例 46：电厂盲目试转造成给水泵接线盒三相短路事故,66 案例 47：电厂运行人员擅自改变检修措施造成系统突然来水事故,67 案例 48：电厂运行人员开启冷渣器冷却水门操作不当造成冷渣器爆炸事故,68 案例 49：电厂运行人员操作不当引起空冷风机跳闸造成机组跳闸事,70 案例 50：电厂运行人员盲目操作导致#1 高公变中性点接地电阻箱着火事故,71 案例 51：电厂运行人员对设备系统不熟悉导致#1 机组水质污染事故,73 案例 52：电厂因热控人员设备测试后措施未恢复导致#2 机组润滑油低保护动作导致机组跳闸,74 案例 53：电厂#4 机组 B汽动给水泵推力轴承温度高跳闸因运行人员操作不当导致机组跳闸事故,75 四、起重事故案例 54：基建项目#4 机 A低压转子吊装滑落事故,77 案例 55：电厂 1 号机组在低压内上缸扣缸过程中因天车发生溜钩导致汽轮机叶片变形事故,78 案例 56：电厂汽轮机揭缸过程中手拉葫芦吊钩座崩裂事故,81 五、恶劣天气导致的事故案例 57：电厂#1 主变出线因大风天气造成避雷器接线松动，申请停机处理,83 案例 58：电厂#01 起备变、#1 主变接连因大风吹起异物造成短路跳闸事故,841 一、人身事故案例 1：电厂人身坠落事故电厂现场保洁人员在#2 炉 B侧省煤器长吹平台（约42 米高）上进行卫生清理工作时，发生高空坠落，经抢救无效死亡。一、事故经过年月日，电厂生保洁人员集中由电厂安监部进行清洁工作前的安全教育培训和安全交底工作后，开始#2 炉卫生清理工作。12:10 左右，保洁人员在#2 炉 B侧省煤器长吹平台（约42米高）上进行卫生清理工作，由于该平台打开约 900mm 900mm 格栅板形成的临时孔未及时关闭，也未作临时栏杆，该人员在擦拭栏杆至临时孔时，不慎发生人身坠落，坠落至空气预热器平台（约11 米高）。事故发生后，在拨打120 急救电话的同时立即调集车辆将伤者送往医院，经全力抢救无效，于当日19 点 35 分死亡。二、事故原因1.施工单位违章作业，在#2炉安装负压吸尘管道的工作人员，未经许可（未办理工作票），擅自在#2 炉 B 侧省煤器长吹平台（约42 米高）和上方平台（约53 米高）各打开一格栅作为吊装临时孔，进行管道吊装作业，并且未做任何防护措施，工作完毕后未立即恢复，也没有装设临时护栏，埋下安全隐患，是导致事故发生的主要原因。2.电厂#2 机组“168”后试生产期，安全生产管控不力，对安全管理工作的极端重要性认识不到位，未切实做到“四个凡事”，安全隐患排查、治理工作不及时、不到位，现场安全措施未落实，安全监护不到位，对工作现场高处作业危险点分析不够，安全培训工作未达到预期的效果，是事故发生的主要原因之一。3.总承包单位安全管理失控，对分包单位违章作业失去监督，施工、检查、验收等环节没有尽到安全职责，未认真排查、消除安全隐患,是事故发生的次要原因。4.监理单位未认真履行安全监理职责，现场安全巡视、监督不到位，是事故发生的次要原因之一。三、暴露问题1.电厂对安全管理工作重视不够，安全生产基础薄弱，不牢固，安全意识、责任意识不到位，现场安全措施不到位。2.电厂安全生产保证体系和监督体系职责不清，安监部门组织现场卫生清理工作，将过多精力放至组织措施及协调工作中，削弱了安全监督职能。3.电厂安全生产管理制度执行不严，生产现场监督检查不到位，现场作业隐患排查不深、不细，安全隐患排查、治理工作未完全落到实处。4.电厂对作业现场危险性认识不够，现场监护人安全意识不强、风险意识淡薄，对卫生清扫工作存在的安全问题没有引起足够的重视，未能认真排查和发现工作现场的安全隐患。同时现场配备安全监护人员不足，安全监护工作不到位。2 5.电厂“两票三制”管理不严，执行不严肃，没有及时发现和制止无票作业，定期和日常巡视不到位，未能及时发现、消除现场的安全隐患。6.电厂安全生产保证体系职责落实不到位，安全生产责任和压力没有层层落实到部门、班组、个人。安全生产监督体系力量薄弱，对作业现场安全监督检查不到位。7.电厂安全教育培训开展不力，对安规、事故通报的学习与现场工作的安全意识和风险意识结合不够，对新入厂人员安全培训工作针对性不强，安全教育培训流于形式。8.作业人员安全意识淡薄，自我防护意识不强，对现场环境存在的安全风险认识不足。9.施工安装队伍违章作业，埋下安全隐患。EPC总承包单位安全管理工作失职，安全管理失控，对分包队伍监管不力，以包代管。10.监理单位安全管理不到位，没有认真履行安全职责，未及时监督、检查施工现场的安全隐患。四、防范措施1.领导班子召开专题分析会，认真分析安全生产中存在的问题，重点从安全意识提高、加强现场管控、安全技术培训和组织措施等方面研究对策，制定并落实整改措施。2.立即开展专项安全大检查，对现场遗留的基建尾工等安全隐患进行彻底排查，制定措施并落实整改责任人、整改完成时间，生产过程中，工作中所必需的临时井、坑、孔、洞和临边必须加装临时护栏，彻底消除安全隐患。3.各级领导和管理人员深入现场查找安全管理薄弱环节和安全隐患，制定并采取针对性措施，认真落实各项工作的安全检查、监护、监督制度，并切实落实各有关责任人员检查、监护、监督到位。4.加强现场标准化作业工作，现场任何生产工作，必须先要有与现场实际工作相符、针对性的安全风险分析和危险点分析，制定落实可靠地安全技术措施后，方可布置相应的生产工作，同时做到“工完、料尽、场地清”。5.加强现场安全防控，做到过程动态监控和闭环管理，工作中落实“安全生产五同时”要求，切实将安全生产管理工作落实到生产管理工作中的每一个环节，规范、合理地安排、落实好各项安全生产工作。6.认真总结安全风险管控中的不足，从班组、部门、电厂三个层面全方位剖析各专业安全措施的落实情况。切实落实各级人员安全生产责任，加强对生产现场巡视、检查和监督，对现场发现的问题要及时汇报、及时治理，不能及时治理的，要落实可靠的安全措施。7.加强“安规”、“两票三制”等规程、标准的学习。组织“安规”培训和考试，加强员工技能培训工作，提高员工的安全防范意识、自我防护能力和技术水平，强化“两票三制”、“安规”执行的刚性，坚决杜绝安全事故。8.落实各级领导和管理人员岗位职责，加大对作业现场的监督检查力度，严肃查处各种违章行为。进行公司领导现场轮流值班巡视，排出值班表，每日由一名公司领导带队同运行设备巡检员一道进行现场设备巡检，发现问题及时通知相关责任部门落实整改。9.加强对基建尾工安装队伍的监管，对其停工整顿，制定落实措施，严格履行程序，达到复工条件后复工。10.各级人员认真学习深刻吸取此次事故的教训，剖析本职工作中的安全隐3 患，规范本职工作中的现场行为，做到安全管理长抓不懈，警钟长鸣。案例 2：电厂人身挤压事故电厂在进行石膏库大门焊接修复工作时，发生一起人身死亡事故，造成一名劳务派遣员工死亡。一、事故经过年月日 10:40，电厂实业公司下属脱硫环保制剂分公司经理吴安排检修人员赵、高、李1 等人进行石膏库大门焊接修复工作，并安排装载机司机李 2、李分别驾驶ZL30 和 ZL50 装载机配合作业（上述5名工作人员均为劳务派遣工）。李首先驾驶 ZL50装载机到达现场，用装载机将石膏库大门顶住，随后赵、高、李1 带焊机乘坐李 2 驾驶的 ZL30装载机到达现场。李 1、赵将大门关好，李2 用 ZL30装载机托平大门。随后李 2、高进入李驾驶的ZL50装载机铲斗，李用铲斗将二人举升至大门上门轴处，将装载机熄火，李1、高开始焊接。由于天气寒冷，赵、李2 先后进入 ZL50 装载机驾驶室内避寒（赵丰珍在驾驶员左侧，李贵在驾驶员右侧），李 2 将双腿放在操纵杆上方，脚尖踩在玻璃窗框下沿上，（事故分析认定此时李2 双腿将操纵杆压至铲斗“下翻”位置，上述分析经模拟试验验证）。11:30 左右，焊接工作结束，李1、高通知下降铲斗。李启动装载机，装载机启动后，铲斗立即下翻，将李2、高挤在大门上，李 1伤势严重，送往医院后，经抢救无效死亡。二、事故原因李1、高违反“安规”规定，使用装载机铲斗作为登高工具；李2、赵违反“装载机安全规程”，进入装载机驾驶室避寒，并将装载机操纵杆压至“下翻”位置；装载机驾驶员李违反“装载机操作规程”，启动装载机前未检查操纵杆在“零”位，导致装载机启动后，铲斗下翻，是本次事故发生的直接原因。三、暴露问题1.电厂对外包队伍监管不到位，存在严重的以包代管现象。实业4 公司是独立的法人机构，负责电厂生产过程中脱硫运行、石灰粉生产等环节。电厂对实业公司作业人员无票作业，工作前不进行危险源辨识和风险分析，不进行安全技术交底，作业中严重违反安全规程和操作规程等问题没有及时发现。2.电厂执行事故信息上报制度不严肃，2012 年 12 月 20 日发生人身死亡事故后，由于顾虑死者家属赔偿闹事，同时也存在安全责任以包代管的心理，造成事故迟报，延误了事故调查、分析、处理，为事故防范埋下了隐患。3.实业公司安全生产责任制不落实，未健全部门、岗位安全职责，致使各级人员安全生产责任不能有效落实。4.实业公司作业组织混乱，现场检查不到位。布置“修理大门”工作时，没有要求作业人员办理“工作票”或“工作任务单”，没有进行安全技术交底；对于作业人员违章使用装载机进行登高作业的情况没有及时发现并制止。5.实业公司没有认真开展安全风险预控工作。针对登高作业等高风险作业，没有进行危险源辨识，制订风险预控措施，作业前进行安全措施交底，并监督作业人员严格执行。6.实业公司作业人员安全意识淡薄，自我保护意识不强。一项简单的工作，多个环节严重违反安全规程和操作规程，暴露出作业人员行为不规范，作业中冒险蛮干，松散随意。7.实业公司安全教育培训流于形式。没有编制装载机安全操作规程，对作业人员缺少针对性的岗位安全培训，致使作业人员不清楚本岗位安全注意事项。8.实业公司承包商管理不规范。没有在“劳务派遣合同”以及“安全协议”中约定乙方的安全培训义务，并监督乙方落实。四、防范措施1.电厂立即开展安全生产秩序整顿和安全生产警示教育活动。认真总结事故教训，反思安全生产管理、安规制度执行、多经企业以及外包工程管理等方面存在的问题，排查安全生产隐患，评估安全生产状况，整顿安全生产秩序，及时解决问题，降低安全生产风险，切实防止同类事故重复发生。2.电厂要认真研究实业公司各项业务与发电业务的关系，切实制定满足安全生产要求的安全生产管理模式，加强对实业公司安全生产工作的监督、检查和指导，规范和督促实业公司认真履行安全生产工作职责，建立健全并落实各项安全生产制度，确保安全生产制度和措施执行到位。3.电厂领导和各级管理人员要认真学习国家有关事故报告的法律法规以及集团公司有关事故报告的规程、制度，严格执行事故报告的有关规定，确保不发生漏报、迟报事件。4.电厂要加强外包队伍的安全管理。加强承包商及外委作业人员资质、使用工具（包括车辆）的准入检查。要按照主业生产车间（班组）相同标准加强外委队伍安全生产管理，规范外委单位建立和完善安全生产规章制度，严格落实安全生产各项规章制度，强化外委作业人员安全规章制度和安规知识培训，培训、考试合格后允许上岗工作，加强外委作业人员作业过程的安全监督检查，杜绝“以包代管”现象的发生。5.电厂要全面、务实地开展本安体系建设。按照公司关于全面实施生产本质安全管理体系的通知要求，严格落实各级人员安全生产责任，认真做好生产作业、设备系统、工艺流程、生产区域、作业环境与职业健康、自然灾害的危险源辨识与风险评估，落实风险控制措施，严格执行“两票三制”等安全生产基本制度，加强作业现场的管控力度，坚决杜绝人身伤亡事故和人员责任事故5 发生。要按照本安体系建设的要求，进一步健全、完善本安体系管理制度，重点抓好落实和执行，加强工作的考核和检查，真正形成安全生产凡事有人负责、凡事有章可循，凡事有据可查，凡事有人检查考核的机制。6 二、设备事故（一）设备损坏事故案例 3：电厂#1 发电机汽、励两侧定子线棒槽口附近有多处松动，上下层线棒均有不同程度绝缘磨损事故一、事故经过3 月 6 日，电厂#1 发电机 D修中发现励侧 12点位置定子线棒有漏水现象，立即汇报上级公司，同时联系山东电科院、东电厂家。3 月 17 日，发电机抽转子后检查发现部分定子槽楔有松动、磨损，上下层线棒之间的间隙最大为0.5mm，下层线棒与槽底之间最大间隙为2.25mm，励侧12 点位置 22 槽上、下层线棒层间有漏水。3 月 19日下午现场取出#1 发电机 22 槽上层线棒，发现上层线棒励侧距离槽口 20cm处有一处裂纹，线棒的下面和侧面有0.7 2.5mm不等磨损，同时检查该槽下层线棒也有不同程度的磨损。3 月 19 日，公司电源管理部、山东电科院以及电厂相关人员赴东电，进一步联系发电机修复事宜。3 月 22日，东电初步确定更换全部定子绕组的修复方案以及交付日期。二、事故原因#1 发电机 22槽上层线棒漏水和部分线棒槽楔松动的原因是：发电机制造过程中下线工艺控制不当，定子端部下层线棒和外绑环之间的适形垫厚度调整不当，造成下层线棒与槽底之间存在间隙（现场测量下层线棒与槽底之间最大间隙为 2.25mm），线棒靠槽口处不能压实，槽口位置的线棒处于“虚空”状态。机组运行过程中，在电磁力的作用下线棒在槽内长时间的振动摩擦，造成多处线棒松动磨损和机械疲劳，22 槽上层线棒空心导线断裂、绝缘开裂而漏水。三、暴露问题发电机厂家制造过程中下线工艺控制不当，定子端部下层线棒和外绑环之间的适形垫厚度调整不当。四、防范措施1.为确保机组长期安全稳定运行，更换#1发电机定子全部线棒。（1）由东电厂家负责免费更换#1发电机全部定子线棒，并保证质量。制定#1 发电机定子线棒修复施工详细工序、质量监督点、试验项目和施工计划网络图并严格执行。（2）为了确保#1 发电机抢修工作的顺利开展，成立#1发电机抢修组织机构，建立每日 17:00 定期协调会制度，全面组织和协调#1 发电机的修复工作。发电机修复中使用的备品、备件、材料等，东电厂家均需提供合格证及验收证明，电厂进行验收把关。7（3）加强#1 发电机定子修复工艺监督，保证#1 号发电机修复质量。发电机修复中的每项质量监督点，由东电质检人员进行质量检查并签字确认，电厂做好监督、配合协调工作。修复工作结束后，东电交付电厂一套完整的质量检查资料及试验报告。（4）做好#1发电机修复过程中各项试验，东电厂家派专人进行试验指导，需电厂协助的试验项目，提前一周通知，以便电厂对外协调。（5）东电负责于 3 月 30 日前提出#2 发电机运行期间监视监督注意事项及检修期间的检查内容，停机时派技术人员现场指导。电厂针对厂家提供的监督注意事项，制定#2 发电机运行控制措施和检修监督检查内容、处理预案，经批准后严格执行。2.今后如有发电机订货，监造公司应加强对发电机制造工序、工艺、质量标准的监督。3.新投产发电机应严格按照制造厂要求按时进行抽转子检查。案例 4：电厂#1 发电机组轴瓦烧损事故电厂由于送出线路发生故障，导致两台机组跳闸，全厂停电。#1 机组柴油发电机自动联启成功，但出口B1开关未自动合闸，保安电源失电，交流润滑油泵无法启动，直流润滑油泵联启不成功，润滑油中断，造成#1 发电机组轴瓦烧损。#2机组直流润滑油泵联启成功，机组正常停运。一、事故经过事故前，#1、#2 机组及 500kV升压站均正常运行。府忻线送出负荷845MW，#1 机负荷 450MW、#2 机负荷 460MW，厂用电及保安段由工作电源供电，柴油发电机备用。2:21，电厂 500kV送出线距离电厂90.5km 处发生 C相单相接地故障，线路光纤电流差动保护1、差动保护 2 动作，500kV送出线跳闸。2:21，#1 机组零功率切机保护装置动作，机组跳闸。#1 柴油发电机联启成功，但出口开关B1未合闸，保安电源失电，交流润滑油泵无法启动；直流润滑油泵联启 4 秒后跳闸，运行人员DCS 手动启动 3 秒后跳闸。2:25，运行人员就地启动直流润滑油泵成功；2:31 直流润滑油泵跳闸。2:25，DCS 显示轴瓦温度迅速上升，#4 瓦轴瓦温度最高升至360，其它瓦温在 180左右，运行人员判断轴瓦因断油烧损，#1 机组破坏真空，执行汽机闷缸措施、组织排氢。2:35，#1汽轮机转速至零，大机惰走时间14 分钟。2:21，#2 机组零功率切机保护装置动作，机组跳闸。大机直流润滑油泵联启成功，15:22，#2 机组并网。经查，#1 机组刷架损坏；#1-8 轴瓦损坏、反向推力瓦块损坏；部分内、外挡油盖及汽封损坏；发电机汽、励端空、氢侧密封瓦损坏；#1-6 外油档损坏等。8 二、事故原因（一）#1柴油发电机出口B1开关不能自动合闸的原因分析1.保安电源和柴油发电机运行方式正常情况下，#1 机组保安 PC1A、PC1B段分别由锅炉 PC1A、PC1B段供电。故障情况下，当锅炉PC1A、PC1B段电源失电后，保安PC1A、PC1B段失电，母线低电压继电器动作，联启柴油发电机，联跳保安PC1A、PC1B段电源进线 B13、B14开关，柴油发电机电压和频率正常后，出口 B1开关自动合闸，联动保安 PC1A、PC1B段备用电源进线B11、B12 开关合闸，柴油发电机向保安PC1A、PC1B段供电。#1 机组保安电源系统图如下：锅炉380V PC 1B 段保安380V PC 1 段锅炉380V PC 1段B14ZKKB11B13B12B143ZKK保安380V PC 1 段柴油发电机#1 柴油发电机控制模块订货时采用发电机并网多功能IG-CU 模块装置，由捷克共和国科迈公司生产。由于保安电源无市电电源接入,为此柴油发电机调试时按照单机运行模式进行了逻辑修改，但市电分合闸、自动励磁（AVR）等不需要的功能已经固化在IG-CU模块程序中，无法彻底屏蔽和取消，只是在程序中进行了置“0”处理，但当模块失电再送电后程序会自动发出“市电合闸”信号，需人工手动复位至“候命中、断路器全分”状态。逻辑修改后，柴油发电机出口B1 开关自动合闸的条件如下：柴油发电机启动后，电压、频率正常；柴油发电机控制屏设置为“手动”、“候命中、断路器全分”状态；出口B1开关的切换开关在“自动”位置。2.事故发生及处理过程2:21#1 机组跳闸后保安 PC1A、PC1B段失电，柴油发电机联启，出口B1开关未联动合闸，运行人员远方数次紧急手动启动#1 柴油发电机，但 B1开关仍未合闸。2:23 运行人员到达现场，确认柴油发电机已经启动，B1开关在“自动”位置，控制屏显示“手动”，但状态显示处于“市电合闸”，运行人员数次按下“市电分/合闸”切换按键，控制屏均无反应，“市电合闸”状态始终保持不变。运行人员随后按下出口B1开关上的手动合闸按钮，B1开关合闸后立即跳开，柴油发电机停机。电气检修人员到达现场后，将装置停电重新送电，控制屏恢复正常，运行人员选择“候命中，断路器全分”状态成功，柴油发电机启动，B1 开关合9 闸成功。3.原因分析经现场模拟试验验证，在“市电合闸”信号发出后，柴油发电机出口B1开关不能自动合闸，试验结果与DCS 历史曲线、运行人员描述的情况一致。分析认为#1柴油发电机控制模块性能不可靠，11月 16日事故前装置误发“市电合闸”信号并故障死机，闭锁柴油发电机出口B1开关合闸指令，造成 B1开关不能自动合闸。查阅运行记录，11 月 10 日运行人员在进行柴油发电机定期试验时，控制屏曾发“AVR故障”信号，当时府谷电厂咨询厂家答复是调速模块损坏，不影响运行。本次事故发生后，设备厂家确认柴油发电机控制模块有问题，携带单机控制模块到现场进行了更换。（二）直流润滑油泵启动不成功的原因分析#1 机组配置直流润滑油泵1 台，型号为 125LY-32，成都泵类应用技术研究所生产，配用电机功率40kW,控制柜为西安金源电力设备有限公司生产的JY-ZK直流油泵控制柜，内部控制模块为JY-SPM直流电动机启动装置。检查直流润滑油泵定期切换试验记录，定期试验工作符合运行规程规定。事故发生后，电厂人员与西安金源公司技术人员共同对控制柜进行检查试验（试验过程已拍照、摄像），将外部指令线、电机线全部拆除，就地启动油泵，共启动25 次，13 次启动后立即跳闸，12次启动成功，但拍打柜体或PLC模块后立即跳闸。分析确认 JY-SPM装置内的 PLC模块回路存在虚接现象，造成直流润滑油泵启动不成功。三、暴露的问题1.电厂对单一出线的安全风险认识不足，对保安电源的管理重视不够。电厂虽然先后组织过两次全厂停电演练，但本次事故发生时，暴露出应急措施不完善，有效性不强的问题。2.电厂对设备存在的问题整改不彻底。电厂在基建调试时发现柴油发电机并网模块与保安段设计不符时，没有立即更换为单机模块，进行彻底整改，而是在并网模块上修改逻辑，造成模块功能与逻辑不匹配，控制元件工作不稳定。同时，复杂功能设置和操作步骤也给运行人员事故情况下紧急处理造成了一定困难。3.电厂对异常报警的分析重视不够。电厂11 月 10 日柴油发电机控制装置曾发出“AVR故障”等异常信号，但是没有引起高度重视，没有及时汇报有关领导，没有组织深入的分析。4.抢修质量控制不良。电厂#1 机组抢修于 11 月 29 日竣工，11 月 30日汽机主油泵出口法兰发生呲油，暴露出抢修工艺不良、设备检修检查不到位及质量验收不到位等问题。5.电厂地处偏远，条件艰苦，人员年轻且经验不足，生产人员业务素质与岗位要求存在一定差距。对 PLC等设备性能和特点了解掌握不深入，对蓄电池的10 日常管理维护缺乏经验，保安电源系统异常信号未引起重视，对存在的设备问题整改不彻底，在技术问题上过于依赖设备厂家，不能主动及时发现设备缺陷并处理。四、防范措施（一）加强柴油发电机、保安备用电源、直流润滑油泵控制系统等设备维护管控力度，细化该类设备维护、消缺、异动、定期试验等工作。1.更换#1 柴油发电机控制模块，实现单机控制逻辑，彻底取消市电分/合闸、自动励磁调节（AVR）等功能，防止类似问题再次发生；2.加强柴油发电机的监护工作，安排运行人员在柴油发电机就地值班，遇有恶劣天气时提前进行柴油发电机启动试验；缩短柴油发电机定期试验间隔，将原规定的 2 周 1 次，改为 1 周 1 次，并完善试验项目。3.更换直流润滑油泵控制柜，加强对直流润滑油泵设备的巡检和维护管理。缩短直流油泵定期试验间隔，由原规定的1 月 1 次，改为半月 1 次。4.加强对蓄电池的运行维护管理，对蓄电池容量进行定期检测，严格执行充放电规定，发现亏电问题及时更换。5.严格执行异常报警分析制度，生产分管领导对保安电源系统发出的异常报警分析及柴油发电机、交直流润滑油泵等定期试验工作亲自参加、把关。（二）加强生产系统人员岗位培训，掌握设备性能和特点，尽快提高人员技能水平。认真学习并贯彻落实防止电力生产重大事故的二十五项重点要求，加强事故演练，提高生产人员防范和应对事故的能力。（三）组织专家研究、论证增加外接保安电源方案。（四）加强设备抢修质量管理，加强过程管控和质量验收，切实提高抢修质量。（五）神华国能公司认真吸取事故教训，举一反三，防止类似事故发生，要求各电厂对厂用电系统、直流系统、保安电源、柴油发电机、直流润滑油泵等进行专项自查，并派出了四个督查组到现场检查。（六）神华国能公司组织开展异常报警自查活动，要求各厂每天将 DCS 报警、运行人员巡检发现的报警、点检人员巡检发现的报警，进行统计分析，对每一条报警都要进行分析、确认，并提出整改计划。报警分析和处理情况每周报送电源管理部，电源管理部组织抽查执行情况。（七）神华国能公司在春、秋季安全督察以及安全性评价工作中，将厂用电源、保安电源、直流润滑油泵及蓄电池等的管理及定期试验作为必查的重点内容，检查规程规定以及定期试验情况，依据防止电力生产重大事故的二十五项重点要求，加大监督力度，彻底消除重大隐患。案例 5：电厂#2 发电机转子集电环维护不当烧损事故一、事故经过11 14:46，#2 机组值班员监盘发现#8 瓦振大报警（56m，报警值 50m）。检查润滑油压（0.18Mpa）、调速油压（2.27Mpa）、油温（41 度）正常，#1#7 瓦盖及轴承振动均无明显变化。14:47:26，#8 轴振大报警（128m,报警值 125m），47:28，#8 瓦振迅速上涨达 82m，单元长下令迅速降负荷。14:47:46，主控盘发“转子一点接地”，此时#1#7 瓦盖及轴承振动均相继上涨，47:59，发电机轴承瓦振大跳机（跳机条件#8 瓦振大于 80m且#8 轴振报警，跳机时#8轴振 259m，#8瓦振 86m），炉 MFT，发电机逆功率保护动作，发电机解列。经查，发电机刷架正极北侧烧毁7 个刷握，同极南侧烧毁 4 个刷握；正极集电环表面烧灼；靠发电机侧风扇隔板底部烧毁碳化；冷却风扇东侧整个圆周有电弧灼伤，最严重处为一个11045mm 深约 10mm 呈半月形的凹坑；正极集电环内侧靠近转轴处严重灼伤；绝缘套筒在对应部位炭化损坏；转轴对应部位出现严重坑状灼伤，灼伤深度最深6.8mm，灼伤范围呈半圆状，面积约200mm2。二、事故原因此次事故发生的直接原因是由于发电机集电环正极一块或几块碳刷的接触情况劣化，打火、发热引起碳刷环火，导致纯铜材质的刷架和碳刷盒过热变形甚至局部热熔损坏，同时环形火焰夹带碳刷、刷架熔化物及大量燃烧的碳粉颗粒在冷却风扇产生的负压作用下，通过风区绝缘隔板与转轴间的缝隙抽入冷却风室，使风区绝缘隔板灼烧炭化、冷却风扇灼伤、正极绝缘套筒外露部分烧损碳化，最终导致集电环绝缘破坏、集电环烧损，并引起转轴局部热弯曲变形，振动异常升高直至机组跳闸。三、暴露问题1.较长时间的安全生产稳定，产生了麻痹和懈怠思想，导致在生产技术管理、运行管理、专业技能培训等方面的工作有所弱化，对防范事故的敏感性降低，安全意识淡化。2.技术管理存在薄弱环节，监督检查不到位。未建立碳刷的日常管理台帐，对碳刷领用、验收、保存、修磨、更换、报废等管理较粗且比较随意，没有对碳刷的检查调整更换情况进行记录，暴露出对于备品配件和台帐管理存在漏洞，技术基础管理工作还存在薄弱环节；生技处和电气分公司的专业主管，对于碳刷检查维护问题缺乏必要的技术指导和定期的监督检查，暴露出定期工作的监督检查机制不健全、不到位，技术管理职能的履职不全面。3.检修项目策划不完善，重要设备欠查失修。对发电机碳刷易打火、易形成环火并烧损集电环的频发性、危害性和严重性认知不足，缺乏深入的分析研究，检修规程和检修文件包中没有制定集电滑环光洁度及圆度的检查、处理的工艺要求内容，没有对碳刷更换工艺和标准的规定，造成重要设备欠查失修。4.检修人员在检修期间对运行机组的巡视检查不到位。事故发生当日，代管的#6 机组正在进行检修后的试运，检修部电气分公司临时安排其他人员对#2机组励磁系统设备进行巡检，使得巡检质量下降。暴露出检修人员在检修期间对运行机组的巡视检查不重视，工作不到位。12 5.设备点检制度内容不完善，设备点检的状态跟踪管理职能没有有效发挥。电气设备点检规定对200MW 发电机励磁系统碳刷测温周期为每周一次，时间间隔不合理，缺少电流检测和滑环表面磨损的频闪仪检测等方法，也没有规定对运行和检修巡检数据的分析要求，不利于及早发现碳刷设备存在的问题和掌握分析设备状况的变化趋势，点检的设备状态管理作用没有有效发挥。6.运行巡回检查制度要求与运行规程的要求不一致，对于电气设备偏重参数的记录，针对于励磁系统碳刷的巡检只要求目测有无打火情况，没有其他检查内容规定，使得运行巡回检查及时发现、及早控制隐患的保障作用未能有效发挥。；7、运行人员事故处置指挥不当，行动迟缓。四、防范措施1.在全厂开展深入吸取“6.6”事故教训大讨论活动。深刻反思，总结事故教训，全面、逐项回顾去年至今发生的各类二类障碍以上不安全事件的防范措施是否落实到位，切实防范同类事故重复发生。2.将目前使用的压簧式碳刷盒全部更换为恒压式碳刷盒。在新安装的绝缘套筒外露表面及风扇外表面采取涂刷高阻绝缘覆盖漆的技术措施。#1 机待检修机会涂刷。3.建立各台机组的发电机碳刷管理台帐，修改细化日常检查、调整更换的标准，运行中的发电机更换碳刷数量每次不能超过3 块，指定专人定期使用直流表测试碳刷间电流分配是否均匀并视具体情况对碳刷进行调整，完善检查、测量、调整记录表。4.生技处、运行部、电气分公司专业技术负责人，要定期查阅发电机励磁碳刷巡视检查记录，并在相应记录上签字，对巡视检查不到位的情况进行考核。5.合理策划检修项目，完善励磁设备检修文件包，充分利用机组停运检修机会，测量主副励磁集电环表面光洁度和圆度，全面检查碳刷及刷盒是否完好，同时使用压缩空气吹扫主、副励磁刷架及集电环，测试励磁母排及转子绕组对地绝缘，防止碳粉及其它杂质淤积产生爬电。6.切实加强生产定期工作和规程制度执行的刚性，强化各级人员责任意识和执行力。对生产定期工作的执行情况进行全面检查，对违规违纪行为严肃追究责任。7.对励磁系统设备，从如何加强检修人员巡视维护、运行巡回检查、设备巡回点检质量几方面开展进行针对性的培训和辅导，提高现场工作人员的工作技能，保证巡检维护质量。8.修改电气点检制度，增加点检频次，增加点检手段，充分利用点检数据、运行巡检数据和检修巡视检查的数据，加强针对励磁碳刷的动态跟踪、状况分析。9.完善细化运行人员巡回检查制度。细致明确巡视路线、巡视内容、巡视时间和记录内容，增强针对性的防反事故的检查内容和检查手段，细化明确检查方法和标准。10.运行部编制励磁系统故障现场应急处置方案，加强培训和反事故演习，提高运行人员事故处理能力。13 案例 6：电厂#2 汽轮机振动大打闸停机伴随高加爆裂事故一、事故经过事故发生前，电厂#2 机组负荷 370MW、#21、#22、#24、#26 磨运行，汽泵运行，I、II组高加运行，主汽压力12.2MPa、主汽流量 1223T/H、再热器压力 3.13MPa、再热器流量 1039T/H。03:40，因环境温度低、真空高，值长令停#21 循环泵，05:10，#21 循环泵停运，主机真空#1 缸从 86.5KPa 下降至 86.1KPa，#2 缸从 86.5KPa下降至 86Kpa。06:10，加负荷至 400MW。06:13，运行人员发现主机4、5、6、7 瓦振动增大，通知热工维护人员、汽机检修人员到就地检查并汇报值长，检查控制回路正常。06:26，主机 7 瓦振动突增至100m，根据集控运规规定，汽轮机紧停，锅炉紧停，逆功率解列发电机。06:26:15，#2 机组紧停后，汽泵转速由 4200rpm降至 3200rpm，前置泵差压大保护掉闸。06:28，五、六段、七段抽汽门联关，切断汽动给水泵汽轮机和高加汽侧进汽。此时，组高加水位高报警信号发，事故疏水门RP17、RP25S101 电动门联开、水侧三通门联关，听见机房有较大响声，经查为II-1高加爆裂。后经检查发现-1 高加有根 U 换热管产生纵向裂开，弯曲的换热管束中发现根 U型换热管存在处纵向开裂，长约130mm，开裂处外表面有明显磨损减薄，外圈 U型换热管多处有磨损减薄现象。二、事故原因（一）#2机组振动大紧停的原因1.天冷供热厂用蒸汽用量增大，减温水量没有手动调整，引起轴封温度由142 度升高到 294度，轴封套膨胀轴封和轴颈碰磨振动增大，运行人员长时间未发现轴封温度异常现象,在发现 4、5、6、7 瓦振动增大时，未及时采取措施,是本次轴瓦振动大紧停机组的主要原因。2.机组低压缸及转子是箱体桥式结构支撑，外特性敏感。环境温度低、真空高，停#21 循环泵后进入凝汽器的冷却水量减少，凝汽器重量减小轴系振动特性变化,运行人员不熟悉，也是本次轴瓦振动增大的原因之一。3.负荷由 370MW 增加到 400MW 造成外部扰动大,也是本次轴瓦振动增大的原因之一。4.#2机组 6、7 瓦处盘车电机为立式布置
