热工防误操作学习资料

1、热工防误操作学习资料 热电一分公司培训科2010年10月第一章 热工反事故措施第一节 反事故措施中的技术管理要求1. 建立健全必要的图纸资料，为了能够正确地掌握热工保护情况，在工作时有所依据，消除因保护误动引发的事故，应具备符合实际情况的设备布置图、原理接线图、端子排出线图和各种保护试验记录等。2. 对原热工保护系统进行修改时，必须事先做好图纸或在原图纸上修改，做好备份，并经公司领导批准。3. 现场仪表设备的标志牌、铭牌应正确齐全。4. 现场检修作业时，必须持有工作票。工作票应有详细的安全措施。5. 严格执行：热电一分公司安监（2007）003关于规范热工保护投退操作程序的通知要求；热电安字（

2、2010）006号关于加强电热专业检修危险点防误监管的通知要求，进行主保护的投入和切除工作。6. 加强对职工的技术培训，技术问答等培训活动应有实效性。7. 必须认真贯彻事故调查规程和评价规程，对所有热工主保护的不正确动作，应当及时分析出原因，提出改进措施并认真处理。第二节 工作票的使用要求1 . 热工专业人员进行热控设备的维护工作时, 必须严格执行工作票制度，严格依据集团公司工作票操作票使用和管理标准和危险点分析与控制工作管理办法制订的热控工作标准工作票、危险点分析与控制措施、作业指导书，实行标准化作业。并严格执行工作监护制度。2. 进行涉及分散控制系统的工作时，工作票中必须列出工作地点，工作

3、内容，在工程师站的工作必须注明：调用的组态方案，I/O点点名以及站号（或子系统名称）。第三节 分散控制系统工作要求1. 严格执行我公司制定的分散控制系统管理制度，加强分散控制系统设备巡视点检工作，系统维护人员必须经过正规培训、并考核合格。 2. 在工程师站和电子设备间进行检修或试验工作时，严禁从DCS总电源柜任何一路电源（包括分支开关后）接出临时检修电源。涉及DCS、DEH控制站，TSI、FSSS检测装置电源开关应作好防误碰的措施，机柜门在检修完毕应及时锁住。3. 因工作需要，需临时在分散控制系统网络接入其它计算机进行数据采集和数据监视时，接入的计算机接入前应经过我厂计算机专业人员严格查杀病毒

4、并经过书面申请批准后，在采取有效的隔离措施（由分散控制系统单向传输数据）后才可以接入网络。4. 机组正常运行中，严禁随意插拔模件（卡件），在确认模件（卡件）部分通道故障情况下，必须对该模件（卡件）其它通道信号在系统组态方案中的作用进行严格仔细分析，在确保该模件（卡件）插拔过程中不会造成现场设备、保护以及自动系统出现误动等异常情况时，对模件（卡件）进行静电释放后并做好标记才能进行模件（卡件）的检修或更换。5. 热控人员应分级授权使用工程师站、操作员站等人机接口,并设置专用密码，运行操作人员使用操作员级密码，由值长掌握（#1-#8机组）；工程师级密码由分管工程师站设备的所辖班组技术员、班长等人掌握

5、，各自拥有不同的工程师级密码，在工程师级别下进行必要的工作完毕后应及时退出工程师环境，并进行锁屏。6. 严禁在分散控制系统的计算机中使用与系统无关的软件和软盘、光盘。7. 分散控制系统控制组态方案的修改必须填写热工保护修改申请单，经总工程师批准，根据修改内容所属的子系统，由部门指定专人进行修改，修改时一人操作，另一人监督复核，修改完后热工保护修改申请单由车间和分厂分别负责保管，并将操作方式或定值异动情况书面记录。8. 在运行过程中严禁进行分散控制系统的软件升级（包括相关的硬件升级），软件升级前应写出专题报告，在论证升级的安全性及技术经济性的基础上，提出升级类型，并取得制造厂技术支持，方可进行应

6、用软件和系统软件的升级。未征得总工程师批准，未取得制造厂同意，严禁修改分散控制系统的操作系统或进行组态软件升级。软件升级工作都应该在机组停运情况下并严格按制造商的要求和步骤进行。9. 分散控制系统软件应每年制做一次备份，由设备责任人和车间分别保管,并做好标签、只读、防霉、防潮等安全管理措施,备份工作完毕后需将备份时间、备份人员、版本和内容记录在案。工作人员不应对控制系统的系统软件进行任何修改。在制造商指导下进行的软件升级，应及时做好备份。组态软件在检修前必须完整地拷贝一次，检修后进行核对，并拷贝。操作系统和组态软件以及应用软件应不少于两份，并分级管理。软件保存宜采用光盘备份，保存周期不宜小于5

7、年。10. 两台机组工程师站在同一房间时或同一电脑时，应保持各设备标志清晰明显，并采取有效地措施，以防止走错间隔而导致在工程师站的查询或操作出现失误。11. 工程师站和电子设备间禁止放置具有强电磁干扰的设备；进入电子设备间前必须先关闭手机和对讲机。12. 定期进行分散控制系统接地（信号地、屏蔽地等）检查，检修过程中严禁拆除机柜任何接地线，并不允许其它电子设备与分散控制系统并接地线。13. 在工程师站进行自动调节系统参数修改或试验整定时，应严格执行监护制度，做好原始参数记录后在指定的专人监护下，才能进行参数修改。14. 分散控制系统图纸资料应保存完好、齐全，系统组态方案与图纸相符，I/O清单与现

8、场实际相符，组态修改后应及时修改相应的图纸，确保图纸与实际情况一致。第四节 现场热控设备工作要求1. 现场热工测点维护检修时，接线时应有专人监护，接线后应用手轻扯接线，确保接线牢固，系统组态时应对测点进行质量判断（坏点信息），接线松动时应闭锁保护动作并报警。确保及时发现并纠正。2. 电动门、电动执行机构电源线和控制信号线不能采用同一根电缆，在检修中应保证电源线和信号线分开敷设，不得交叉，避免信号线产生较高的感应电压，误发信号。3. 现场接线盒进线口应采取合适的密封措施，防止雨水或潮湿空气的渗入，拆线时热工人员应采用安全措施做好技术记录，通电前对回路进行仔细检查，工作完毕端子盒盖应牢固的关上，并

9、密封。4. 运行中的热工保护回路检修时，应严格执行厂部对热工保护的管理制度和安全监护制度，开工前要求提供退出保护的书面申请或热控工作票，经调度批准后并退出该保护方可开工。检修过程中应严格做好防止对旁边其它保护回路可能造成误碰的措施。检修结束应彻底拆除临时接入的短接线和调试校验设备。5. 保护系统坚持定期校验，做好保护就地仪表（行程、压力、差压、流量、液位开关等）的防护措施（防水、防油、防尘、防火等），加强对保护测量仪表阀门及取样管路接头的定期检修，每日设备巡视点检时仔细检查取样管路是否有介质泄漏，严禁在保护未退出时随意关闭取样管路上的阀门。6. 加强热工保护管理，制定完善保护装置的管理制度，及

10、时更新保护定值清册，并予以公布。7. 目前许多热控保护系统采取与自动调节系统共用变送器测量水位、压力、流量等信号并经过三取二逻辑来实现保护逻辑功能。因此在变送器检修前必须进行核对确认，保证自动和保护系统的投退正确，并严禁在运行过程中随意对变送器测量取样管路进行排污。8. 就地相同型号检测探头拆卸时应做好标记并标明定值等原始记录，接线端子拆线前应对每一根线都做好清晰的标记，防止恢复接线过程中漏接和接错线，造成设备误动。第五节 防止热工保护拒动的措施1. 对于独立配置的锅炉灭火保护装置应保证装置（系统）本身完全符合相应技术规范的要求，所配电源必须可靠，系统涉及到的炉膛压力的取压装置、压力开关、传感

11、器、火焰检测器及冷却风系统等外围设备必须处于完好状态。2. 定期进行保护定值的核实检查和保护的动作试验，在役的锅炉炉膛安全监视保护装置的动态试验间隔不得超过3年。3. 锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）的系统及含有相关软逻辑的热工保护系统，在进行机、炉、电联锁与联动试验时，必须将全部软逻辑纳入到相关系统的试验中。4. 汽轮机紧急跳闸系统（FTS）的汽轮机检测仪表（TSI）应加强定期巡视检查，所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5%。TSI的CPU及重要跳机保护信号和通道必须冗余配置，输出继电器必须可靠。5. 汽轮机超速、轴向位移、低油压保护、低真空保护（装置）每次大修及每次机组检修后

12、启动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值。所有检测用的传感器必须在规定的有效检验周期内。6. 若发现热工保护装置故障，必须开具工作票，经总工程师批准后迅速处理。锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出；若有检修工作必须推出主保护时，必须开具工作票，经总调批准后解除相应保护并在两个小时内恢复；其他保护装置被迫退出运行的，必须在24h内恢复，否则应立即停机、停炉处理。第二章 热工误操作事故案例列举（一）邹平二电“3.10”热工强制信号导致#2炉灭火事件1. 事故前运方锅炉主汽压力9.1MPa,主汽温度539,主汽流量231T/

13、h,2-1制粉运行,各保护均投入运行,各辅机设备运行正常。2. 事故经过及处理2005年3月10日16时11分，热工人员处理2-11给粉机经常自动跳闸的缺陷，从DCS系统中强制“2-11给粉机已运行”信号，但考虑到若锅炉发生灭火时，锅炉吹扫条件不能满足，于是将“给粉机全停信号”强制为“1”，致使锅炉 “失去全燃料” 保护动作， #2锅炉灭火。当值司炉立即汇报班长、值长，并做灭火后的相应处理，炉膛经吹扫5分钟后，投入锅炉各角油枪，并逐渐投入各台给粉机运行。16：45分关截汽门前疏水，锅炉恢复正常运行。3. 原因分析由于2-11给粉机转速经常降至零，影响锅炉燃烧工况，易发生不安全情况，经热工车间查

14、线、测接地电阻、更换模块、变频器后，问题仍未得到解决。针对此情况，热工人员将“2-11给粉机已运行”信号在DCS中强制为运行，同时强制了“给粉机全停”，导致锅炉“失去全燃料”保护动作，引起#2锅炉灭火。4. 暴露问题1. #2炉启动初期，2-11给粉机经常发生转速降至零后又继续上升或跳闸的现象，经检查发现，“2-11给粉机已运行”信号经常短时间消失，热工车间在春节停炉期间对信号线进行了紧固，并对接地电阻进行了检查，均符合要求，#2炉启动后2-11给粉机仍存在上述隐患，热工车间又对变频器及模块进行了更换，但仍未解决此问题。同时，锅炉车间也对2-11给粉机进行了机械专项检查，均未发现问题。针对此设

15、备隐患，下一步邹平二电将成立攻关小组，并联系相关厂家协助处理。2. 热工车间针对2-11给粉机存在的缺陷，在多次检查仍未能解决的情况下，决定对“2-11给粉机已运行”信号在DCS系统中强制为“运行”，而后考虑到#2炉发生灭火后由于吹扫条件不具备，会延长锅炉恢复时间，所以又把“给粉机未均停”信号强制为“”，从而导致了#2锅炉保护动作，炉发生灭火。3. 在信号强制过程中，由于热工人员考虑不全面，对各逻辑关系未进行全面分析，导致本次不安全情况的发生。5. 防范措施1. 在机组运行过程中，尽量减少DCS中的组态修改和强制工作。若需要做该项工作，必须做好安全分析，并联系相关专业专工及专业负责人共同分析、

16、制定安全措施。2. 今后在进行修改或强制工作时，事先要对逻辑进行全面检查，分析相互影响关系，并确认无误后方可进行操作。3. 针对2-11给粉机出现的设备隐患，热工车间要加强对机组保护及逻辑关系的学习及培训，避免类似不安全情况的再次发生。同时，要加大对重要热工设备的检查和维护力度，确保机组的安全生产。（二）邹平二电热工误碰#4机保护造成跳机事件1. 事故前运方#4机带54MW电负荷，主汽温度530、主汽压力8.69MPa，凝汽器真空-97.7kPa，高、低压加热器均正常投运。2. 事故经过及处理2005年11月22日09时09分，#3机做启机前各静态保护试验，联系热工做#3机超速保护试验时，#4

17、机电负荷甩至零，机组功率出现逆功率，转速为2992r/min，ETS跳闸首出条件为“汽机转速高停机”。立即汇报班长、值长，值长令开启调速汽门，此时调速汽门无法开启，联系热工人员处理，汽机人员做机组甩负荷后其他参数的调整操作。09时28分热工人员处理未果，值长通知#4发电机解列，打闸停机。09时33分热工人员处理完毕立即挂闸冲转。09时36分定速，09时44分并网带负荷。09时52分#4机负荷全面恢复。3. 原因分析#3机做启机前“汽机转速高停机”静态保护试验时，热工人员在#1电子设备间进行接点短接，误短接了运行的#4机，致使#4机因“汽机转速高停机”保护动作而跳闸。4. 防范措施1. 严格执行

18、各项操作的监护制度和复诵制度。2. 加强各岗位人员的思想教育，提高人员的工作责任心。3. 加强对运行人员的技术培训和反事故演习，提高运行人员的事故处理能力和速度。4. 热工车间应在电子设备间机组各保护柜上挂有明显标记如“机组已运行”等，以提醒人员防止误操作。（三）邹平二电循环水泵出口蝶阀关闭导致#1、#2机跳机事故1. 事故前运方#1、#2、#4机运行，#1机对外供热；#1机有功负荷56.9MW，热负荷106t/h ，真空-96.8kPa；#2机有功负荷54.3MW，真空-97.1kPa；#4机有功负荷55MW，真空-97.4kPa；#2、#3、#5循泵运行，#1、#4、#6循泵备用。#1、#

19、2、#4炉运行，#1炉负荷233t/h，#2炉负荷221t/h，#4炉负荷211t/h，主汽压力9.05MPa。2. 事故经过2005年11月15日09:23分53秒，汽机公用系统运行人员发现#2、#3、#5循泵出口蝶阀指示黄色故障信号闪烁，循环水母管压力下降。09:24分运行人员立即盘上点开循泵出口蝶阀无效。09:24分30秒，立即抢合#1循泵，09:24分47秒，抢合#6循泵，出口蝶阀均无法联启。同时#1、#2机真空迅速下降、#4机真空缓慢下降，机组降负荷处理。09:25分，#1机降负荷至48.8MW，真空降至-59.7kPa，#1机低真空保护动作；#2机降有功负荷至44MW，真空降至-5

20、8.7kPa，低真空保护动作，#2机调门关闭，自动主汽门未关，#2机有功负荷甩至-2MW。2-2给水泵辅助油泵跳闸，#2给水泵跳闸。汽机人员进行相关处理。09:25分，电气主控室喇叭叫，#1发主变组高压侧561开关、#1高厂变低压侧61开关、#1低厂变高压侧618开关、#1低厂变低压侧418开关、35kV邹电四线502开关绿灯闪光；6kV段备用电源进线610开关、400V段备用电源进线410开关红灯闪光。“#1主变断路器事故跳闸”、“#1机热工保护”“#1高厂变、#1低厂变备自投动作”等光字牌亮，#2机逆功率，电网周波降至47.53Hz。#1、#2、#4炉负荷骤降至29t/h、76t/h、90

21、t/h，主汽压力升高至10.50MPa。#1炉A、B、C层、#2炉A、C层、#4炉C层给粉电源跳至备用段，#1炉两台捞渣机跳闸，燃油泵跳闸，各空压机跳闸。#4炉集箱安全阀动作，各炉立即全开对空排汽，拉部分给粉机降压，启动燃油泵运行，并进行相关处理。09:25分48秒，汽机循泵出口蝶阀逐渐开启，循环水压力上升。09:26分，电气运行人员复位音响、开关把手，倒#2机厂用电由6kV备用段带，查保护为“#1机热工保护”、“502线路低周减载”保护动作。09:28分，主控室喇叭叫，#2发变组562开关绿灯闪光，“#2主变断路器事故跳闸”、“#4机过负荷”光字牌亮，#4机定子电流升至4700A；运行人员立

22、即复位562开关，手动降低#4机无功负荷，降定子电流至4450A，查保护为“#2机逆功率t2”保护动作。09:28分，汽机运行人员启#4循泵，循环水压力正常后，循泵恢复原运方。09:29分，#2机监盘人员发现#2机发电机主保护动作，自动主汽门仍未关闭，立即就地打闸。#1、#2机真空恢复后，挂闸升速。09:43分，#1机手动准同期并网。09:44分，值长令合上502开关。09:47分，#2机并网；09:53分，#2机有功负荷升至54MW。09:57分，#1机带热负荷；10:14分，#1机有功负荷升至55MW，热负荷70t/h。机组全面恢复正常。3. 原因分析事故发生前热工人员在循泵房继电器柜后接

23、#7、#8、#9循泵出口蝶阀继电器中自保持回路时，无意中造成继电器柜内24V电源短路，导致循泵出口蝶阀全关。4. 暴露问题1. 邹平二电管理不到位，工作中未有效地执行工作票制度及工作监护制度。2. 循泵继电器柜内厂用电何时跳闸不知道，没有严格执行设备主人定期巡检制度。3. 循泵出口蝶阀控制回路由控制继电器作保持继电器设计不合理。4. 热工人员马维军没有严格执行工作监护制度。5. 防范措施1. 继电器中自保持回路改造。2. 电源柜内零线改造，直接上小母线。3. 备用电源改造，由化水段带。4. UPS电源柜位置改造，并将柜门上锁。5. 各项工作中严格执行“两票三制”。6. 查清循泵继电器柜内厂用电

24、跳闸原因，保证电源可靠。7. 工作中应做好运行设备端子排的隔离。8. 各热电厂重要场所实行进入登记制度，杜绝非工作人员进入生产场所。（四）魏桥二电“828”#4机TSI转速表电源短路造成#4机跳机事件1. 事故前运方#1、#2、#4、#6机、炉运行，#1机带有功负荷28.37MW、#2机带有功负荷23.09MW、#4机带有功负荷27.83MW、#6机带有功负荷28.48MW。2. 事故经过及处理2006年8月28日17:07分，警铃响、喇叭叫，364、64A、64B开关绿闪，640开关红闪，“#4主变高压侧断路器事故跳闸”、“6kV#4厂用馈线1/2断路器事故跳闸”、“6kV备自投动作”、“#

25、4机主汽门关闭”、“故障录波装置启动”GP亮，#4机负荷降为零，电气运行人员复归开关操作把手，切除6kV段BZT开关，拉开#4机励磁电源控制开关SW3，查保护为#4机“主汽门关闭”保护动作，脱离#4机“主汽门关闭”、“关闭主汽门”保护压板。17:12分，值长令拉开#4主变中性点364-3刀闸，#2消弧变转备用。17:35分，#4发变组并网带负荷，17:40分，6kV#4厂用馈线转运行，17:44分，#2消弧变转运行。18：25分，QBJ-3800汽轮机监视保护仪更换完毕，#4机热工保护投入，恢复原运方。3. 原因分析 8月28日，热工车间工作负责人国宁克在更换#4机TSI转速表时，不慎将QBJ

26、-3800汽轮机监视保护仪电源输出短路，使QBJ-3800汽轮机监视保护仪故障误发轴向位移危险信号，#4机跳闸。 4. 暴露问题1. 热工车间工作负责人责任心不强，技术水平差；2. 工作前未将危险点考虑周全；3. 热工人员对设备熟悉程度不够，TSI装置接线本为插拔式，但现场抢修时却采取接线的方法，延缓了事故处理的时间。5. 防范措施1. 加强车间人员的责任心，加强人员的培训力度，特别是对现场设备的熟悉程度及新提拔的工作负责人技术水平。2. 工作前应将危险点考虑周全，在检修QBJ-3800汽轮机监视保护仪时，应将机组转速保护及轴向位移保护解除，防止保护误动。（五）魏桥二电#5炉灭火事件1. 事故

27、前运方#5炉双引、单送、双制粉运行；因热工车间有工作票“吹扫#5炉炉膛负压仪表管”，根据工作需要MFT总保护未投入；主汽流量110t/h，主汽温度540。2. 事故经过及处理2007年9月28日14:00分，热工开工作票“吹扫#5炉炉膛负压仪表管”，根据工作需要解除#5炉MFT总保护，15:40分，热工人员吹扫完#5炉炉膛负压仪表管后要求投入MFT总保护，#5炉司炉胡林智汇报班长后电话通知值长，当值值长确认后命令投入保护，15:45:08，投入MFT保护，随即MFT保护动作，锅炉灭火，首出原因为“全炉膛灭火”。汇报班长、值长，并做灭火后的相关处理，16:05分投油点火，逐步稳定后撤油枪，投电除

28、尘及相关保护，#5炉恢复正常。3. 原因分析 热工检修人员在吹扫#5炉炉膛负压管时，压控开关一次门关闭不严，致使在吹扫过程中炉膛负压高值压控开关动作，从而触发RS触发器。在工作结束后，因检查锅炉跳闸逻辑图时，没有锅炉跳闸信号存在，所以热工人员于15:45:08交待投入锅炉MFT总保护，但实际上在投入保护时因RS触发器信号有记忆功能，致使在投保护时，锅炉跳闸动作指令发出，给粉机跳闸，给粉机停止给粉，火检检测不到火焰，在15:45:11发出失去全炉火焰保护信号，MFT保护动作，锅炉灭火。事后经过检查历史曲线，投保护前锅炉跳闸逻辑图中没有跳闸信号存在。4. 暴露问题1. 热工车间工作负责人责任心不强

29、。2. 投保护前检查不够全面，且缺少有效的监护。3. 人员培训不到位，对保护动作逻辑不熟悉。4. 运行人员监盘时未及时发现FSSS画面吹扫程序中“吹扫完成”信号消失。5. 防范措施1. 加强人员培训，特别要加强保护动作逻辑的学习。2. 加强工作负责人的工作责任心。3. 在吹扫炉膛负压管时，将压控开关一次门关闭，并将炉膛负压高、低值压控开关与取样管脱开。4. 在检修工作结束后投入锅炉MFT总保护时，检查锅炉跳闸条件存在信号及炉膛负压高值动作信号历史曲线，若检修时存在，必须进行RS触发器复归。5. 在机组投保护时，热工检修班长或车间主任必须到现场进行有效监护。（六）邹平一电5机跳机事件一. 事故前

30、运方#5机电负荷21.7MW，真空-96.39KPa，5-2凝泵，5-2真空泵运行，轴向位移0.8mm，其它辅机正常备用。二. 事件经过2008年1月20日15:29分，监盘人员发现负荷至零，“主汽门关闭”信号报警，ETS首出“轴向位移大”保护动作（事后查曲线轴向位移达-1.4mm），立即汇报值长，启高压油泵，解列三抽，倒高加疏水，重新挂闸冲转，15：45分机组定速，15:59并网，逐渐恢复原工况运行。三. 原因分析2008年1月20日热工检修负责人孙荣生开票处理5-1热膨胀指示不准，在焊接完#5机机头处热膨胀接线后检查热膨胀数值仍不准，于是和检修工陈研收拾电缆、工具准备找班长解决。在#3电子

31、设备间检修工陈研继续收拾电缆，孙荣生又到TSI柜后检查端子线，并用手检查热膨胀接线。分析认为此时造成电压瞬间降低误发轴向位移大保护信号，#5机跳机。事后对电子设备间#5机TSI柜轴向位移二次表检查，未发现任何问题，对#5机轴向位移保护输入端子线进行了短路、断路等实验，均不会出现“轴向位移大”保护动作现象。经咨询TSI厂家并根据现场情况分析有以下原因可能造成轴向位移变化：工作负责人孙荣生当时穿着羽绒服，身上经摩擦带有静电，在用手检查热膨胀输入端子线时，袖口接触到相临的轴向位移输入端子线，身上静电通过袖口瞬间释放，导致十伏左右的输入信号电压突降，保护出口。轴向位移前置器工作24V电压突降，从而拉低

32、了输入信号电压，造成轴向位移输入信号突变。 从现场设备运行状况来看，轴向位移探头及二次表一直工作正常，造成轴向位移前置器工作24V电压突降的可能性不大。可确定造成轴向位移信号突变的原因为工作过程中工作人员身上穿的羽绒服摩擦产生静电，袖口接触端子线时瞬间放电，造成轴向位移输入信号电压突降，即相当于输入了轴向位移大信号而跳机。四. 暴露问题1. 工作票安全措施过于简单，没有针对此工作提出相对应的安全措施。2. 在TSI柜前后工作时没有根据工作性质执行一人工作，一人监护。3. 热工人员在电子设备间工作时缺乏有效的监管。4. 热工人员在电子设备间工作期间穿易产生静电的羽绒服，没有穿棉质工作服。5. 轴

33、向位移一取一保护逻辑存在一定的设计缺陷。五. 防范措施1. 工作票中“必须采取的安全措施”栏中必须针对此工作列出相对应的全面的安全措施并严格执行，规范、正确、全面地填写预控卡中的“检修工作存在的危险点”及“现场预控措施” 并严格落实执行。（各车间主任严格审核）2. 在TSI柜前后工作时根据此工作性质要求执行一人工作、一人监护制度，并执行复诵制度，避免走错间隔误碰其它设备。（热工车间） 3. 鉴于热工工作的独特性，要求今后热工开工作票在电子设备间外工作时必须有相关车间运行人员进行监护，电子设备间内有工作时必须要有热工班长或主任、专工监护。（安技科监督）4. 在确定不会造成不安全情况发生时才可以检查各端子排接线情况。（热工车间）5. 在电子设备间工作时，严格执行下发的电子设备间出入管理制度，并且穿工作服带导电环做到有效预防静电或其它信号的干扰。（热工车间）6. 建议公司针对30MW机组增加一套轴向位移保护装置，实现二取二保护逻辑。（七）魏桥二电热工人员误操作导致#1机跳闸事件一. 事故前运方#1发变组运行于35KV母甲段、#2发变组运行于35KV母甲段、#5发变组运行于35KV母乙段、#6发变组运行于35KV母乙段，#1机带电负荷25.81MW，三抽投对外供汽，真空-96.06KPa，主汽压力8.96MPa，主蒸汽温度534.1，1-2凝结水泵运行，1-1真空泵运行，各保护正常投