重大设备损坏事故汇编

1、滨州魏桥热电有限公司重大设备损坏事故汇总热电三分公司培训科编制2011年12月05日前 言根据公司要求，为了吸取教训，总结经验，培训科对热电公司历年来发生的重大设备损坏事故通报进行了汇总，并进行了相应的修编，现下发至各相关班组，要求各班组认真组织学习此“重大设备损坏事故汇总”，分析这些不安全情况发生的原因和应采取的防范措施，并结合自己的工作举一反三，充分把有关的防范措施落实到位，防止类似不安全情况的重复发生。分公司将对学习过程和学习效果进行检查（通过抽考，范围为分公司内所有人员），对组织学习不力的班组将追究班长的责任。目 录一、魏桥三电“8·7”#5机励磁机损坏事故4二、魏桥二电#5

2、机被迫停运事件5三、魏桥三电2发电机定子绝缘损坏事件7四、魏桥三电“4·4”电气恶性误操作事故9五、魏桥三电06月05日#2机组漏油着火事件11六、魏桥一电06月06日#4炉严重缺水事件13七、魏桥一电06月26日#1发电机定子损坏事件14八、关于2-1输煤皮带划伤事件的通报17九、关于邹平纺织工业园热电有限公司热电厂#3给水泵电机绝缘损坏的事件通报18十、铝电公司热电厂2-1排粉机电机绝缘损坏的事故通报20十一、关于滨州电厂#4引风机轴系断裂的事故通报21十二、魏桥一电6KV630-1隔离手车烧坏事故23十三、魏桥一电开关柜小动物短路，开关爆炸事故24一、魏桥三电“8·7

3、”#5机励磁机损坏事故1、事故前运方#1炉、#3#6炉运行，分别带负荷177t/h、196t/h、204t/h、201t/h、191t/h，#2机、#4#6机运行，分别带负荷60.3MW、59.5MW、59.4MW、58.6MW，#5机带热负荷82.5t/h，主汽压力8.93MPa，主汽温度538.1，各辅机运行正常，室温38.2。2、事故经过及处理2006年8月7日16:49分，“#5发电机转子一点接地”、“#5发电机励磁机系统旋转二极管故障”、“#5发电机励磁机系统CHA.CHB故障”GP亮。16:50分，705、65、658、458开关绿灯闪亮，650、450开关红灯闪亮，“#5机失磁保

4、护”、“#5主变高压侧断路器1DL事故跳闸”、“#5高厂变低压侧开关事故跳闸”、“#5低厂变高、低压侧开关事故跳闸”、“6kV段、400V段BZT动作”、“故障录波装置启动”GP亮；#5机相关表计归零，系统周波降至48.5HZ，有功功率降至183.67MW。 16:50分，电气运行人员复归音响及开关操作把手，切除6kV段BZT开关，非同期闭锁开关，切除400V段BZT开关，退出#5机“主汽门关闭、关主汽门、跳母联1DL”保护压板，退出#5高厂变“关主汽门”保护压板。查保护为“#5机失磁保护”动作，派人到励磁屏就地查找故障发现#5机励磁机故障。16:50分，#5、#6机炉及公用系统操作员站微机黑

5、屏，机炉运行人员就地监视、操作，并汇报值长，联系热工人员处理。 16:53分，汽机运行人员发现#5机励磁机冒烟，就地打闸停机；电气运行人员立即倒400V段厂用电由#3低厂变带；16:54分操作员站微机电源恢复，16:56分，因负荷过低#5炉停炉。17:07分#1机启机，17:25分并网，恢复负荷。18:00分将#5机转检修，在105-1刀闸下口挂一组接地线，#5主变处于冷备用状态，同时联系检修人员处理。3、原因分析因交流励磁机内部转子线棒甩出，致使励磁机转子、静子发生摩擦损坏，铁芯变形，永磁机定子绕组损坏，导致#5机失磁保护动作，#5发电机解列。4、暴露问题设备质量不合格。5、防范措施5.1

6、加强对设备到货质量验收力度。5.2 加强对运转设备的运行监护。5.3 解决操作员站微机切换时间长问题。二、魏桥二电#5机被迫停运事件2008年04月25日早，计划停运#5炉、#6炉、#3机。06:36分#机电负荷降至15MW左右时,#5机监盘人员发现#5机轴向位移由0.94mm增大至1.01mm，5-6推力瓦块温度升高较快，由93.2升至124，其他推力瓦块温度也迅速上升，06:38分#5机#1#10推力瓦块温度均升高至150,胀差由1.97mm上升至3.45mm，运行人员立即汇报值长，降负荷并派人就地检查，发现前轴承箱内有异音且前汽封处冒火花。#1轴承回油温度升高，各轴承振动增大，最大振动#

7、3轴承7.3丝，迅速降负荷至零室内打闸紧急停机，完成停机后的相应操作。经停机检查，推力瓦块乌金磨坏，转子第19压力级动静部分均发生不同程度的摩擦，叶轮变形。1、原因分析 1）#5机自2005年11月份大修后启动，在额定负荷以下，5-1、5-2、5-3、5-6、5-8、5-9均出现过推力瓦块温度超温的现象。自03月06日至04月25日#5机过负荷时间达479.7小时，过负荷率达40%，且5-1、5-8、5-9推力瓦温度超过100，其他推力瓦温度也均在85以上，事故发生前，#5机电负荷在30.6MW左右稍过负荷运行，正值#5、#6炉停炉，#3机进行停机降负荷操作，主蒸汽温度有所下降，最低时降至50

8、5.31，主蒸汽压力上升，致使#5机轴向推力增大、推力瓦块温度急剧上升，造成推力瓦块乌金较快磨损是造成本次事故的主要原因。2）轴向位移测点有断线保护功能，在转子轴向迅速窜动时，断线保护动作，致使轴向位移一直显示1.01mm，轴向位移保护失去保护功能，延误紧急停机时间是造成本次事故的令一原因。3）运行人员针对异常情况处理不够果断，不能严格按照运行规程要求，在推力瓦温严重超过停机值时，立即停机处理，延误了事故处理时间，使事故进一步扩大，是造成本次事故的重要原因。4）#5机组推力瓦温测点长期存在超温情况，一直未引起相关管理人员的重视，是造成本次事故的管理责任。2、暴露问题1）人员方面（1）运行人员针

9、对异常情况的处理不果断，不能严格按照操作规程进行处理，是此次事故暴露的最大问题。（2）值长在事故处理的紧要关头，没有充分发挥一个值长应该发挥的作用，也是此次事故暴露出来的一个典型问题。2）管理方面（1）设备缺陷较多，隐患较多，但一直未引起相关管理人员的重视，暴露出部分管理人员对待隐患的漠视，是此次事故暴露的管理问题。（2）#5机组存在诸多缺陷，但是在设备评级中却没有体现，暴露出我们的设备管理工作存在漏洞。（3）2005年机组大修后运行仅10天，就出现了推力瓦温度超过100度的情况，暴露出在机组大修期间大修工艺不规范，大修验收环节存在把关不严的问题。3）设备方面（1）设备健康水平欠佳，大修后验收

10、环节不严格，不能做到及时、彻底的消除设备存在的缺陷。（2）轴向位移有断线保护功能，在轴向位移变化迅速时，轴向位移显示数值稳定在1.01mm不再变化，致使轴向位移失去保护作用，延误了紧急停机的时间。（3）505电液转换器调整不灵敏，虽在停机时进行过处理，但一直存在控制室内调整负荷困难的问题，运行人员发现推力瓦温度升高后，虽进行降负荷操作，但负荷下降缓慢。4）宣传教育方面2007年山东魏桥铝电有限公司热电厂#2机组发生油系统着火的重大事故时，已暴露出运行人员不敢及时打闸停机的问题，时隔一年再次发生，说明该厂对已发生事故的教训吸取不深刻，对一线职工的安全培训、宣传教育不到位。3、事故定性依据铝电安字

11、200704号文件之规定，定性为汽机车间责任性较大事故一起。三、魏桥三电2发电机定子绝缘损坏事件1、事故前运方110KV母：701、703、705、707、782、714、715、991、993开关运行；110KV母：702、704、706、708、781、713、716、992，母联780开关运行，厂用系统均为标准运方。2、事故经过2008年8月9日22:55时，警铃响，喇叭叫，702、62、628、428、780开关绿灯闪光，620、420开关红灯闪光，“110KV母联断路器保护跳闸”、“#2发电机失磁联锁”、“#2机失磁”、“#2发电机差动”、“#2机CT断线”、“#2发电机复压过流”、

12、“#2发电机过负荷”、“发电机综合监录装置启动”、“魏二、三电线保护装置告警”、“稳控装置异常”、“#2高厂变低压侧断路器事故跳闸”、“#2低厂变高、低压侧开关事故跳闸”等光字牌亮。22:56分，复归音响及开关操作把手，切除6KV、400V段BZT开关，将#2发变组转热备用，查保护为#2发电机差动、复压过流t1、t2，失磁t1、t2，过负荷保护均动作，CT断线，发电机非电量保护告警灯亮，991联络线过负荷保护动作。23:00分，恢复#2低厂变运行。23:04分，得值长令同期合母联780开关。23:45分，#2主变转冷备用，#2机转检修。01:10分，打开#2发电机汽轮机侧端盖，查看定子绕组上下

13、层线棒之间有四处电弧烧灼短路痕迹，部分绕组外层绝缘皮被电弧烧灼后发黑，绑线和垫块脱落。后经返厂处理，于2008年08月19日返厂，10月21日修后运回魏桥三电，10月29日启发电机做试验，10月30日并网运行。3、原因分析1）从故障录波数据分析，故障前发电机有功功率：58.96MW，无功功率：33.97 MVar ，三相电压均为5.95KV，出口电压10.3kV，定子电流A相3.58KA、B相3.59KA、C相3.58KA，电压和电流在故障前都正常，没有出现过电压或过负荷现象，定子线圈温度最高97 ，出口风温最高79。此时电气车间无操作，排除操作过电压的可能；另电网运行正常，厂内及电网都没有接

14、地或短路故障，天气晴好，故排除系统过电压的可能。2）#2机组自2005年4月投产至今，共进行过一次大修，两次预防性试验，从试验数据分析均正常，直流耐压21KV，泄露电流5-8A，在标准规定20A范围之内，绝缘电阻和吸收比合格，三次数据无异常波动，故排除因绕组绝缘老化，长期持续运行造成损坏的可能。3）从统计的#2发电机半年以来（2008.2.1-2008.8.8）的运行参数分析，在此期间，发电机的定子电流、发电机出口电压、定子线圈温度无超标现象，发电机有功负荷虽出现过短时超标，但因电流并未超标，不会对发电机的定子绕组绝缘产生影响，排除发电机参数超规定值运行而引发此次故障的可能。4）查保护故障首出

15、 “#2发电机差动保护动作跳闸”，此后“负压过流t1、t2”、“发电机失磁t1、t2”、“发电机过负荷”均动作，但“发电机定子接地保护未动作”，说明定子绕组未出现过接地的现象，而仅是突发的相间短路。5）2008年08月15日经抽转子检查，#2机定子铁芯无任何异常，故判断定子铁芯无绝缘损伤，摇测转子绕组绝缘电阻为4M，绝缘合格。6）通过现场查看及结合故障录波数据和保护动作记录综合分析，判断此次故障原因为：#2发电机定子绕组端部垫块松动，摩擦B、C两相绕组，导致绝缘薄弱击穿，B、C两相短路，“#2发电机差动保护动作跳闸”，短路引起电弧烧灼附近的A相绕组，最终导致发生A、 B、C三相短路。7）发电机

16、无刷励磁系统存在固有灭磁时间长的缺陷，导致发电机定子电流不能在最短的时间内降到零，扩大了故障。8）返厂后拆开发电机定子线棒检查，厂家分析原因为发电机本身绝缘存在薄弱环节，电网发生短路或设备甩负荷时绝缘逐渐恶化，最终导致发电机定子端部绕组短路。4、暴露问题及防范措施1）发电机定子绕组端部垫块、绑线松动，该处只有在机组大修时才检查，检查周期较长，应利用机组每年两次的小修机会,对发电机端部绕组进行一次彻查。2）#2机磁力断路油门机械部分卡涩，导致#2发电机主保护出口后，主汽门未关闭，汽机车间已制定改造方案。3）电气车间春季预防性试验没有严格按照标准执行,试验时未将定子引出线拆开,分相做发电机三相直流

17、耐压，导致试验结果无法分别反映出发电机三相绝缘的变化，电气车间应严格执行公司下发的试验项目并按标准验收。 4）外部短路对发电机绕组绝缘危害极大，在外部发生故障的情况下，应进行潮流分析，尽可能对发电机进行全面检查和试验，以做到发电机线圈缺陷及时发现、及时排除。 5、定性根据铝电公司安字20074号文件第15条第3款之规定，定性为电气车间设备性较大事故一起。四、魏桥三电“4·4”电气恶性误操作事故 1、事故前运方魏二三电线992开关、邹魏一线993开关、#3发变组703开关、电铝三线713开关、#02高备变782开关运行于110kVI母。#01高备变781开关、魏二三电I线991开关、#

18、1发变组701开关、#4发变组704开关、电铝四线714开关、电铝六线716开关运行于110kV母。母联780开关运行，#5发变组热备用、电铝五线715开关热备用。2、事故经过及处理2006年4月4日12时49分，主控室警铃响、喇叭叫；782开关、650开关绿灯闪光；“#02高备变高压侧断路器事故跳闸”、“#02高备变差动保护”GP亮。运行人员复归782、650开关至分后位置，手动拉开658、458、602开关，切除400V段BZT开关。并查保护动作情况为#02高备变“差流速断保护”动作（查保护时见差动保护模块“差流速断”告警灯亮；打印机无动作报告，后查为因打印纸张卡涩故打印机未打印出报告，因

19、故障录波装置上一次动作后未复归，此次动作时未引起运行人员的注意），汇报值长。就地对#02高备变差动范围内进行检查无异常后，怀疑为#02高备变差动保护误动作，汇报值长。13时27分，值长令对#02高备变进行第二次冲击，冲击不成功，查保护为“#02高备变重瓦斯、轻瓦斯”保护动作。就地检查为#02高备变本体铁芯接地套管处渗油，瓦斯继电器内集有气体。13时53分，值长令将#02高备变转检修（合上782-3D、602-1D接地刀闸），并联系电检对#02高备变进行检查、试验。并收集#02高备变瓦斯气体和取油样送至综合实验室进行分析。检查后发现#02高备变高压侧A相直阻为15.78k（因直阻测试仪无法测出，

20、此结果为万用表测量结果），油样分析为总烃（159.96ppm）、乙炔(70.26ppm),乙炔严重超标。3、原因分析4月4日，电气检修人员开票更换#02高备变绕组测温元件及差动保护模块结束后，运行人员于10时58分对#02 高备变恢复运行，于11时50分#02高备变送电成功，在恢复6kV 段送电时发现6kV 段分支660开关合不上闸，联系检修值班人员（宁放新、苏晓峰）对660开关进行处理，检修人员发现660开关其接地刀闸已闭锁（660D未合）造成660开关合不上，电气检修值班人员宁放新要求运行人员（祁月清）将660开关拉至检修位置并合上660D接地刀闸后方可处理，运行人员要求电气检修值班人员（

21、宁放新）联系值长（高波）后方可操作，于是宁放新便联系值长，征得值长同意后，运行人员（祁月清、宋磊）开始操作，将660开关拉至检修位置，并在未验电的情况下合上660D接地刀闸，造成带电合接地刀闸，导致#02高备变跳闸，这是本次事件的直接原因。 4、暴露问题4.1 开关闭锁存在问题。660开关其接地刀闸（660D）在分闸位置情况下已闭锁，造成660开关推不进开关柜内。4.2 运行人员在试合接地刀闸前，未按照规定进行验电，属于习惯性违章。4.3 当值值长及电气运行班长在未要求就地人员进行验电的情况下，就同意试合接地刀闸，没有起到监督职责，造成带电误合接地刀闸。4.4 在没有查明故障原因情况下，盲目进

22、行第二次冲击。4.5 魏桥三电安全管理存在漏洞，在2个多月的时间内，连续发生两次电气误操作。4.6 #02高备变本身存在质量问题，此次事故中，冲击电流并未达到其极限电流。4.7 现场人员合地刀后，未立即如实地回报误操作情况。5、防范措施5.1 针对开关闭锁问题进行检查，尽快联系厂家解决质量问题而形成的安全隐患。5.2 严格按照程序进行操作，在合地刀及接地线前必须进行验电。5.3 加强人员责任心，强化岗位安全职责。5.4 加强故障录波装置的管理与学习。5.5 针对此次事故，查找安全管理中存在的问题，采取措施解决。5.6 联系变压器厂家，对其余变压器进行检查处理。五、魏桥三电06月05日#2机组漏

23、油着火事件1、事故前运方#2机带电负荷56.5 MW，汽温526.8 ，汽压8.91 MPa，真空-91.7kPa， 润滑油压0.093MPa，主油泵出口油压1.68MPa，主油泵入口油压0.12MPa， 2-1、2-2凝结水泵2-2真空泵运行，2-3凝结水泵,2-1真空泵备用。 2、事故经过及处理2007年6月5日15:27分，汽机甲班#2机监盘人员闫鹏（副司）发现#2机工业电视内机头处冒烟，立即通知#2机司机王茂峰到就地查看。15:27分汽机专工孙晓利在#3机处检查设备标牌，发现#2机处冒烟，立即到#2机查看，发现起火，立即用#2机8米处的灭火器向机头下喷射进行灭火，灭火器用尽后，火无法扑

24、灭，随即命此时赶来的汽机运行人员继续在就地展开灭火，并跑进机控室通知#2机监盘人员#2机下部已着火，需打闸停机。15:27分中班接班乙班人员高和朋（司机）、赵井坊（乙班副司）巡检到#2机零米时，发现从#2机8米机头下和凝结水泵上方向下大量溅油，随即跑到#2机4.5米查看，发现4.5米起火，立即与闻讯赶来的谭业强（乙班#1机副司）、佘崇超（乙班#1机司机）、王斌（甲班副司）使用灭火器进行灭火。15:28分 #2机司机王茂峰赶到就地后用灭火器灭火无效，火势变大，随即跑回机控室汇报值长：“#2机着火，需马上停机”。15:30分#2机油箱油位由4.78mm开始下降，15:33分油位降至-212.5mm

25、，15:33分 #2机负荷降至33MW时王晓（汽机班长）在机控室内手按紧急停机按钮，打闸停机，并启动交流润滑油泵，王茂峰去就地开事故放油门，因此时事故放油门处火势太大无法靠近，随即返回机控室内，停真空泵，开真空破坏门，然后架起水枪向#2机处喷射进行灭火, 此时相关人员已相继赶到现场,从8米及零米展开8支水枪对#2机机头及零米喷水进行灭火。 15:40分零米救火人员发现火焰蔓延至油箱,为防止油箱爆炸,立即调集两只水枪对油箱进行喷水降温；15:55分发现转子已静止，检修班长董衍宵立即组织部分人员进入#2机罩壳内进行手动盘车， 16:10分左右火势逐渐得到控制, 16:50分火被完全扑灭。 3、原因

26、分析事后根据现场分析，#2机前轴承箱下部，主油泵出口油管与前轴承箱连接处法兰垫片破裂刺油，漏油渗入机头下部管道上起火燃烧，是本次事故的根本原因。经对各厂油系统进行检查，运行时间较长的法兰连接处多存在渗油现象，分析为垫片质量较差，长时间被油浸泡，失去密封作用。4、暴露问题1）油系统法兰没有防刺油措施，致使在垫片刺开后，大量汽轮机油喷到热源管道上。2）运行人员处理突发事件能力较差，存在侥幸心理，打闸时间不及时，延误了事故处理时间，从发现冒烟到打闸持续了6分钟。3）安全监管不到位，各热电厂油系统均存在重大隐患，安全监察人员未能及时发现。说明安全监察存在盲区。4）抽汽逆止门保温不全。5）油系统法兰连接

27、处应设计安装在远离热源管道处，防止因垫片长期受热变形，造成垫片刺坏。6）油系统法兰连接垫片质量较差。7）平时针对典型事故的反事故演习较少，造成事故发生后人员慌乱，现场处理无序。5、防范措施1）对公司各热电厂汽机油系统法兰进行加装隔离罩，保证法兰漏油时油既不能溅在热体上，也能及时的疏导到安全的地方。2） 对事故放油门进行改造，至少远离主油箱5米以上。3） 根据公司实际情况制定典型事故预防办法，组织职工进行学习。4） 改进安全监察模式，深入生产现场，增强检查力度，加大检查频率。5） 将油系统法兰连接处垫片逐步利用大、小修及机组调停机会更换为质量较好的高压耐油石棉橡胶垫。6、定性根据安全管理工作标准

28、第371条之规定，定性为魏桥三电特大事故。六、魏桥一电06月06日#4炉严重缺水事件1、事故简题4炉启动期间严重缺水2、事故前运方4炉点火升压，四支油枪投入运行，上排三台给粉机投入运行，转速230r/min左右，下排四台给粉机投入运行，转速330r/min左右，对空排汽全开。3、事故经过及处理2007年6月6日早班，调度令魏桥一电启动4炉，11时30分左右，#4炉通过给水小旁路开始上水，13时20分左右，汽包就地水位计、41电接点水位计水位指示30左右，42电接点水位计无指示，运行人员停止上水。15时40分左右，锅炉投入第一支油枪点火，16时30分左右，41电接点水位计指示水位逐渐下降，司炉李

29、井连令开旁路门上水，16时50分左右，旁路门基本全开，给水流量30T/H左右，41电接点水位计指示150左右，17时30分左右，运行人员开始逐步投运给粉机，开始升温升压，18时00分左右，主汽压力2.6Mpa左右，主汽温度390°左右，因主汽温度升高较快，司炉李井连逐步停运上排给粉机，18时10分左右，41电接点水位计指示突变，其中80、60点变为绿色，20、0、20等点闪烁，300、250、200点一直显示绿色，司炉李井连遂派人就地校对汽包水位，就地玻璃管水位计内无水位线，班长赵洪山在主任的安排下就地叫水，多次叫水确认为锅炉已满水，遂电话通知车间主任，主任王健遂下令关小给水小旁路，

30、并安排人员进行全面定排，同时控制室运行人员通知热工人员41电接点水位计指示不准，热工人员马玉随即通过调整41、42电接点水阻使两台水位计均显示300，18时15分左右，停运全部给粉机，18时22左右，控制室内电接点水位计水位无下降，锅炉车间主任王健到达汽包房，开启电接点水位计放水门，无水放出，立即电话通知控制室内运行人员停止排污，控制室内的运行班长樊光明令停止排污，此时一直在控制室的锅炉专工黄继财到现场发现水冷壁有变形，立即进入控制室令紧急停炉，并安排人员关闭给水小旁路，开启省煤器再循环，完成停炉操作。停炉后现场观察，四面水冷壁向炉膛内部不同程度弯曲。4、原因分析：1）运行人员不遵守规程规定，

31、对水位监视不够，在水位计指示异常的情况下不能做出正确判断，是导致锅炉严重缺水的直接原因。2）运行人员对点炉过程中出现的突发事件处理能力欠佳，技术水平低，管理人员没有起到有效的监督，是导致本此事故的次要原因。3）热工人员随意调整电接点水位计电阻，致使两台水位计指示不准，使运行人员发生误判断也是造成事故的原因之一。5、暴露问题1）运行人员技术水平低，不能满足岗位要求。2）管理人员监督监护不到位，没有起到应有作用。3）安全监管不到位，造成部分职工安全意识淡薄。6、防范措施：1）提高人员技术水平，满足岗位工作对人员的基本要求2）加大设备治理力度，保证设备良好备用。3）加强对各生产岗位的安全监督，提高检

32、查力度。4）制定切实有效的防止重大事故的防范措施，并组织职工进行学习。6、定性根据安全管理工作标准第391条之规定，定性为魏桥一电责任性一般事故一起。8、防范措施1、严格执行各项规章制度；2、重大操作管理人员必须现场监护；3、加强人员技术培训，加强反事故演习，能正确判断异常情况；4、加大设备治理力度，确保设备可靠备用。七、魏桥一电06月26日#1发电机定子损坏事件1、事故简题#1发电机定子损坏2、事故前运方35KV母：553、554、556、511、513、532；35KV母：551、552、555、500、512、531；母联550开关热备。3、事故经过及处理2007年6月26日00:24分

33、，“6kV段系统接地”GP灯亮，运行人员切换6kV段绝缘监察表A相电压2.0kV，B相电压4.4kV，C相电压4.3kV，此时发电机发出明显的异常声音。派人去现场检查，检查人员穿上绝缘靴未出门，00：25分，警铃响，喇叭叫，预告信号“#1发电机主汽门关闭”、“电压回路断线”GP亮，601开关绿灯闪，#1发电机相关表计归零，6kV段接地现象消失。运行人员立即复归音响，复归601开关至分闸后位置，拉开#1发电机励磁电源控制开关，00：27分，脱离#1发电机主汽门关闭，主汽门联跳灭磁保护压板，查保护为#1发电机复合电压闭锁过流信号继电器3XT、4XT，#1机紧急停机信号继电器7XT掉牌，派人去就地检

34、查故障，同时汽机人员汇报值长#1发电机内部有打火、放电现象，发电机内部故障光字牌亮，现场检查人员发现#1发电机有严重的焦糊味，01：16分，值长令将#1发电机转检修，经检修人员检查，发现#1发电机绕组端部有明显的灼烧痕迹。6月27日将发电机两侧端盖拆下后，发现汽侧端部2匝严重烧损，励侧端部2匝线圈有放电击穿孔洞。6月30日，抽转子检查后发现定子膛内2、3、4槽，共6段铁芯严重烧损并形成一孔洞。将发电机出口A、B、C三相引线及中性点拆开，分别对发电机及外部设备测绝缘，发电机A相绝缘接地为零，B、C相绝缘正常，外部设备绝缘均良好。测量发电机直阻A相不通，B相7.183m，C相7.033m。初步判断

35、A相绕组严重损坏，B、C相绕组正常。4、原因分析从以上现象初步判断，有可能最初由第2、3槽处铁心硅钢片片间绝缘破损或短路，因磁滞损耗发热，随着温度进一步升高，使相邻硅钢片短路扩大，片间绝缘炭化，硅钢片间绝缘失效的面积逐渐扩大，加剧铁心发热。如此恶性循环，导致铁心与该槽线棒绝缘破损，最后导致铁心与线棒烧损。发电机A相端部绕组，由于垫块、绑绳等松动，产生振动使绝缘磨损或存在先天性绝缘缺陷，当第2、3槽铁心与该槽内A相线棒过热短路烧损瞬间，发生单相接地，同时产生一高次谐波电压，但是1发电机定子接地保护拒动（后经试验发现1发电机定子接地保护动作值偏大），遂在A相上产生的谐波电压使发电机汽侧及励侧端部绕

36、组绝缘薄弱点同时烧损和击穿，最终“复合电压过流保护”动作，使发电机跳闸。造成定子铁芯绝缘损坏的原因有以下几点1.定子槽内遗留金属异物；2.线圈绝缘遭受过损伤；3.定子槽楔松动线棒振动摩擦造成绝缘损坏。2006年10月5日1机组大修完毕启动，至发生事故时运行3597.88小时，故分析认为大修期间检修工艺不符合要求，运行中使定子线圈绝缘损坏，是造成事故的根本原因。1发电机定子接地保护定值起不到保护机组的作用，定子发生接地时“定子接地保护”拒动，是造成设备进一步损坏的原因。5、暴露问题1）大修期间检修工艺不符合标准要求，特别是对发电机定子线圈端部线棒绑线松动的处理不符合标准要求，给机组运行埋下安全隐

37、患。2）大修期间的安全管理存在漏洞，进入重要检修现场为建立严格的审批制度。3）大修期间的台帐管理及工作项目不完善，在机组出现故障时给事故分析造成障碍。4）大修期间的逐级验收制度执行不到位。5）发电机定子接地保护自机组投运以来未进行可靠校验，导致机组发生故障时起不到保护设备的目的。6、防范措施1）认真做好发电机春、秋检查的预防性试验，试验结果要与历次试验结果及出厂试验结果相比较，发现异常要及时处理。2）发电机在大、小修过程中，要严格按照检修工艺标准进行检修。并严格各级验收工艺。3）大、小修期间的重要检修现场（如汽包内、汽缸内、发电机内等）应建立严格的出入审批制度。 4）利用机组停机时，打开发电机

38、两侧端盖，认真检查端部绕组、垫块、绑绳等有无松动、脱落现象。5）校验发电机接地保护装置，检验修改定值。6）完善机组大修期间的安全管理工作，杜绝由于管理漏洞对设备造成损坏。7） 各级部门严格执行机组大修逐级验收制度，将设备缺陷消灭在萌芽状态。7、定性根据安全管理工作标准第388条第9款之规定，定性为大修分厂及魏桥一电责任性一般事故一起。八、关于2-1输煤皮带划伤事件的通报1、事件前运方输煤系统运行，2-1皮带运行。2、 事件发生的经过及处理2008年12月29日夜班，值班员贺浩（机尾）、杨卫忠（机头）在#2皮带就地监视上煤情况。6：00分,发现2-1皮带跑偏严重，值班员贺浩对2-1皮带机尾部托辊

39、进行了调整，值班员杨卫忠在机头进行调整，06：02调整完毕，皮带跑偏恢复, 值班员杨卫忠巡检走到#3、#4三通处时（#2带中部位置），发现皮带异常，立即拉拉线开关，停止皮带运行。经现场检查发现2-1皮带在外边缘约100毫米处划伤98米。3、 原因分析1. 因煤场存煤量不足，上煤流量波动大，2-1皮带出现跑偏，值班员贺浩、杨卫忠在2-1皮带严重跑偏的情况下，调整皮带后没有对导料槽处的皮带进行重点检查，皮带在跑偏恢复过程中卡进导料槽南侧两相邻挡板之间的夹缝内（夹缝宽约3mm），是造成皮带划伤的直接原因。2. 导料槽下部的挡煤胶皮被私自拆除，是造成本次皮带划伤的重要原因。4、 暴露问题1. 运行人员

40、责任心不够，在调整皮带跑偏时，对导料槽关键部位未认真检查，且值班员贺浩在皮带上煤结束前，就已换好水鞋准备对现场进行卫生清扫，对皮带运行监视不到位。2. 燃料车间管理不到位，私自将导料槽下部的挡煤胶皮拆除，没有从安全角度进行全面分析，为皮带安全运行留下隐患。3. 控制室人员监盘不认真，在2-1皮带电流由108A上升至119A时（突变时间达1分16秒），未及时发现。4. 四台机组运行，上煤量大，而库存煤量少，且部分为露天煤场铺地煤，造成上煤时，煤量变化大（20T/480T），导致皮带跑偏严重，当班多次跑偏。5. 两名运行值班员进厂时间短，处理皮带跑偏经验欠缺，且车间没有开展针对性相关培训。6. 各

41、级管理人员对皮带划伤重视程度不够，对输煤系统隐患排查不力，不能举一反三，导致皮带重复划伤。5、 防范措施1. 燃料车间将所有已拆除导料槽挡煤胶皮全部进行复装，并于1月5日前整改完毕。2. 输煤系统运行时，控制室、各皮带值班员不得从事与监盘、看皮带无关的任何事情，清扫卫生等工作必须在上煤结束后进行，班长每班在皮带运行时对输煤系统进行巡查不少于二次。3. 燃料车间根据存煤情况提前对存煤打堆，保证上煤时流量均匀，减少对皮带跑偏的影响。4. 各车间对设备进行改造、异动前必须提报技术改造报告单、异动报告，经各级安全部门进行全面安全分析批准后方可进行，严禁图方便私自改造。5. 加强对车间新学员的安全、技术

42、培训，尽快适应岗位需要，主要辅助岗位严禁单独安排学员值班，必须保证有老职工带领。6. 燃料车间主任、副主任、安技科锅炉专工每周至少一次对输煤系统进行联合检查，将发现的问题和处理方案书面上报厂部，确保及早发现隐患、及早处理。7. 安技科对公司所有皮带划伤事故防范措施落实情况进行复查。6、 事件定性依据热电安字2008002号文件安全生产定性标准之第57条第8款规定，定性为燃料车间责任性类障碍。九、关于邹平纺织工业园热电有限公司热电厂#3给水泵电机绝缘损坏的事件通报1、事件前运方：#1、2、6、7给水泵运行，#8、9给水泵备用，#3、4、5给水泵检修。2、事件经过及处理过程：2009年11月15日

43、09：33分，汽机运行联系电气运行摇测#3给水泵电机绝缘合格后（李功伟、刘沼摇测三相对地绝缘电阻为1000M，相间阻值为0），启动#3给水泵电机。3给水泵电机启动后，就地汽机运行人员牛彤发现#3给水泵电机有较大焦糊味，汽机运行人员赵杰发现微机内#3给水泵电机运行电流偏小为106A（正常为128A）,且给水母管压力偏小，随即汇报班长郭世云，并联系值长通知汽机检修李传荣及电气检修王志杰到现场检查。汽机、电气检修人员测量#3给水泵及电机振动、温度正常，因此时电机负荷侧焦糊味较轻，初步判断电机绝缘故障，随即汇报值长停运处理，10：06分停止#3给水泵运行，电气检修开票检查电机，汽机运行启动#2给水泵运

44、行。17日电气检修打开#3给水泵电机负荷侧端盖后，发现定子端部喇叭口处下方一根线棒烧断，其余定子线圈未见异常,电气检修人员测量#3给水泵电机，三相对外壳绝缘电阻为1000M，相间阻值为0，用FLUKE万用表测量相间阻值为0.5。3、原因分析及暴露问题：1、查看2008年春季预防性试验报告，#3给水泵电机各项试验数据合格，无超标现象。2、打开#3给水泵电机两侧端盖，检查定子膛内及电机外壳内无积油情况，无其它异常。3、检查#3给水泵电机设备台帐，记录 2009年10月02日检查电机渗油情况，电机内无积油，未见定子线圈端部异常。4、经检查#3给水泵及电机相关设备均未发现异常，事件前电气及汽机车间在#

45、3给水泵电机上无工作，排除人为造成绝缘损坏的可能。5、综合以上检查结果分析认为，因#3给水泵电机负荷侧端部绕组焊接质量存在缺陷，电机启动电流大，导致启动过程中线圈发热严重，以至焊接不良部位的线棒烧断。4、防范措施：1、严格执行设备巡检制度，特别是电气设备启动前及启动过程中，机务车间必须派专人现场观察设备启动过程的运行情况，出现绝缘焦糊味时，立即启动备用电机，并停运异常电机防止故障扩大。2、严格执行公用系统电气设备的大修、小修规章制度，做到“应修必修，修必修好”。3、要求电气车间加大设备治理力度，提高设备检修及维护管理水平，及时发现并消除隐患。4、进行春季预防性试验时，电机耐压试验完成后，及时检

46、查电机定子及端部线圈有无发热、异味等异常现象发生。五、定性：根据安全生产定性标准第54条第28款之规定，定性为邹平纺织工业园热电有限公司电气车间设备性二类障碍。十、铝电公司热电厂2-1排粉机电机绝缘损坏的事故通报安字2010018号1、事故前运方和处理经过2010年10月08日8：35分，#2机组运行于110KV I母，#2机组负荷123MW，主/再热汽压力：12.7/2.0Mpa，主/再热汽温度：535/539，主汽流量：353T/h，给水流量：386T/h，电除尘及脱硫系统正常投入，2-2制粉运行，双引双送运行。8：35分，准备启动2-1制粉系统，8：36分41秒启动2-1排粉机电机，8：

47、37分02秒2-1排粉机电机跳闸，同时#2机组故障录波启动，电机定子线圈温度显示U，就地监视启动人员汇报电机接线盒处有焦糊味，立即汇报值长，并安排人就地进行检查，经查看电机综合保护器动作记录为零序电流保护告警，电流速断保护动作，动作电流为10.95A，电机电源停电后摇测定子绕组三相对地绝缘均为0M。后经电气检修解体检查发现电机负荷侧端部绕组下部绝缘有烧伤痕迹，并有大量熔解后的铜块。2、事故原因分析1）经过对设备台帐及大修报告检查，发现2-1排粉机电机大修后各项试验指标均符合要求。同时解体检查时，发现损坏部分为端部绕组下部，且电机内部未发现异物，故可排除人员检修工艺不良或责任心差造成电机绝缘损伤

48、。2）经对全日志及历史曲线进行查看，发现电机启动21秒后就跳闸，运行人员未进行再次启动，故可排除运行人员操作不当或多次启动造成电机绝缘损坏。3）电机解体抽出转子后检查，发现电机端部绕组积有煤粉，但电机内无异物、无扫膛现象，电机负荷侧绕组端部一扎线棒出定子槽口处绝缘有明显的烧损现象，且定子端部有明显烧伤痕迹，四扎线棒烧断，部分绕组绝缘烧损。4）对电机综合保护器、故障录波器动作情况及保护定值进行了查看，发现电机启动后零序电流保护告警、6KVA相电压降低（3.23KV），C相电压升高（3.88KV），B相电压略有降低（3.48KV）。从该现象可判断电机启动后存在非金属性接地现象。综合以上几点原因分析

49、，初步判断造成2-1排粉机电机绝缘损坏的原因是：该电机存在制造质量问题，定子绕组槽口处绝缘处理不好，电机频繁启动，且受现场粉尘、电磁振动、高温等因素的影响，造成负荷侧定子绕组一扎线棒出定子槽口处绝缘降低，并与铁芯发生非金属性接地，接地后发生间歇性放电造成定子绕组端部绝缘薄弱的地方击穿，最终发展成相间短路，烧毁电机绝缘。 3、暴露问题1）该设备厂家电机出现过多次绝缘损坏故障，1-2凝泵电机大修耐压试验时绝缘击穿、8-2排电机试运时定子绕组绝缘损坏、7-1给水泵电机内有螺栓，造成绕组绝缘损伤、7-2磨煤机电机转子三根铁条脱落，上述情况暴露出电机存在制造质量问题，绕组绝缘处理工艺较差。2）电机综合保

50、护器时间与DCS系统内的时间相差较大。3）排粉机电机启动时间较长（约20秒），且启动频繁，容易导致绝缘老化。4）高压电机零序电流保护投告警，当电机绕组内发生接地故障时，不能及时切除，可能造成故障扩大。4、防范措施1）利用大、小修机会加强高压电机定子绕组端部绝缘的检查，重点对定子绕组出槽口处绝缘的检查。2）对各机组高压电机综合保护器时间进行定期检查，确保与DCS系统内时间一致。3）严格执行排粉机、磨煤机电机摇测绝缘工作，并要求运行车间做好对比分析工作。4）对运行环境较恶劣的排粉机、磨煤机电机零序保护投跳闸进行论证，并报公司批准。5）运行车间启动高压电机前必须进行认真详细的检查，启动过程中做好各参

51、数的监视。5、 定性根据安全生产事故定性标准第54条28款规定，定性为铝电公司热电厂电气车间设备性类障碍一起。十一、关于滨州电厂#4引风机轴系断裂的事故通报1.事故前运方和处理经过2011年09月24日，#4炉主蒸汽压力3.55MPa,主汽流量61.7t/h，主汽温度441,制粉系统运行，给水自动投入，引风机电流12.4A，锅炉各参数正常，燃烧稳定。01:46:01秒，#4炉引风机转速由747转/分钟开始自行下降，炉膛负压升至103Pa,值班人员立即汇报值长，并投入#1、#3角油枪助燃，01:46:18秒引风机转速降至699转/分钟后突升至1000转/分钟，电流由12.4A突降至8.5A，01

52、:46:52秒，“炉膛压力高值”保护动作，锅炉灭火，监盘人员立即汇报值长并进行灭火后相关操作，01:52分，主汽温度降至370解列。02：20分，经就地检查确认为引风机风机侧轴承外侧轴系断裂，将引、送风机停运，进行检修处理。2.原因分析1）从事故发生后查参数曲线和全日志分析，灭火前运行人员未对引风机进行较大的操作调整，故排除人员调整不当造成设备损坏的可能。2）对轴系断裂面外观检查发现，大轴断面根据颜色可分为明显的新增断裂面和早期断裂面两部分，早期断裂面占总截面2/3以上，且边缘靠近风机侧轴承锁紧螺母最内侧螺纹处，断面已锈蚀变色，说明轴系首先在该部位出现裂痕，随着运行时间增长，断面缓慢扩展，最终

53、导致断裂。 综上所述：#4引风机轴系断裂是因该轴系在制造加工或热处理时工艺不当，导致该轴系在锁紧螺母最内侧螺纹处存在裂纹的缺陷，随运行时间增长，该裂纹不断扩展，最终导致该轴系在锁紧螺母最内侧螺纹处出现断裂。3.暴露问题1）大轴断裂部位在风机侧轴承内圈及锁紧螺母最内圈螺纹内，被轴承内圈及锁紧螺母遮挡，位置较隐蔽，只有在拆除风机侧轴承的情况下才能进行外观检查，致使该缺陷未被及时发现。2）技术人员对设备振动分析不到位、经验不足，未能准确判断出该问题，事故前#4引风机轴向振动偏大，技术人员根据振动幅值与转速变化有关的现象，简单地判断为叶轮积灰造成动不平衡，对该缺陷判断不准确。3）设备检修过程中经验不足

54、，各级人员在设备检修时对大轴断裂处的检查存在认识盲区。4.防范措施1）利用调停机会，逐台对风机轴承、轴系进行检查，重点检查轴系承力部位，必要时旋开轴承锁紧螺母，对螺纹处进行宏观检查或探伤，并作为大修必须检查的项目，避免类似情况发生。2）加强人员技术培训，提高人员判断、分析、处理缺陷的能力，加大设备消缺力度，确保设备缺陷得到及时根治。3）各级人员提高对设备缺陷的敏感性，对有可能造成的后果进行充分考虑，确保在设备出现异常时采取正确的处理方法。4）提高检修工艺，加强设备检修的三级验收管理，设备检修做到层层把关、层层验收，确保设备以良好状态投入运行。五.定性根据安全生产事故定性标准第35条规定，定性为

55、魏桥纺织股份有限公司滨州热电厂锅炉车间设备性I类障碍一起。十二、魏桥一电6kV630-1隔离手车烧坏事故1、事故前运方#0高备变，6kV、段，#01、#02低备变，400V、段运行，#3厂变冷备用，400V段由400V备用段接带，#3主变倒挂运行，6kV段由检修转运行。2、事故经过、处理2003年5月26日中班运行人员进行“#3发变组设备检查清扫及更换#3主变差动继电器”工作票措施的恢复操作。19时50分“#3主变由检修转运行”操作完毕，20时30分开始进行“6kV段由检修转运行”的操作，20时54分，当操作“630-1隔离手车由试验位置摇至工作位置”时，630-1手车柜内冒烟，并伴有弧光，同

56、时#0高备变“复压过流”保护动作，300开关跳闸，6kV备、段失电，400V备、段失电，400V段失电，运行人员立即进行事故处理。合401开关恢复400V备段、400V段供电，将高备变隔离后，合673开关恢复6kV备用段、400V备用段供电。同时通知有关人员，经检查630-1手车动、静触头严重烧损。3、原因分析3.1电检人员未按工作票要求，私自扩大工作范围，检修清扫6kV段母线及各开关设备，且在清扫过程中，在未通知运行人员的情况下私自进行操作将630D地刀合上，工作结束后未拉开630D地刀，且未通知运行人员，为事故的发生埋下了隐患。3.2运行人员巡检时对无票检修工作没有制止和汇报。3.3运行操作对地刀没有检查也没将检查地刀列入操作票中，致使630D在合闸位置送630-1手车。4、事件定性根据电力生产事故分析定性标准，此次事件定性魏