各地发电厂事故典型案例汇编

/发电厂事故案例汇编前言为了认真汲取事故教训，提高对各类违章行为危害的认识,采取针对性措施，有效杜绝恶性事故的发生,大连热电集团有限公司搜集了本事故案例汇编，请所属企业各级领导和广大员工高度重视,认真组织学习讨论，希望能从中汲取教训，引以为戒,为提高企业安全生产水平提供帮助。大连热电集团安环部。二〇一一年八月目录大唐集团电厂三起事故的通报；托克托电厂＂1０。2５”事故通报；关于山西神头第二发电厂主蒸汽管道爆裂事故有关情况的报告;华能汕头电厂１99９年2号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报；裕东电厂#1机组#5轴瓦烧损事故报告；裕东电厂“1０.２8”＃2机组（30０MＷ）停机事故的通报；一起发电厂220ｋV母线全停事故分析；宁波北仑港发电厂“3.１０”电站锅炉爆炸事故分析；乌石油化热电厂3号汽轮发电机组“2。25”特别重大事故详细原因分析；秦岭发电厂20０MW—5号汽轮发电机组轴系断裂的特大事故分析某电厂电工检修电焊机触电死亡湛江电厂“６．４”全厂停电及#２机烧轴瓦事故通报关于２0０７年３月２日某电厂三号锅炉低水位MFT动作的事故通报某厂＃4机跳闸事故分析大唐韩城发电厂“８·3”全厂停电事故通报托克托电厂“8．１６”检修高加烫伤事故分析郑州热电厂发电机定子接地保护动作跳闸分析汉川电厂一次机组断油烧瓦事故的思考大唐洛阳热电公司“１·23”人身死亡事故的通报华能榆社发电有限责任公司电气运行人员走错间隔违章操作人身死亡事故王滩发电公司“６．10”电气误操作事故分析报告大同二电厂5号机组在小修后启机过程中发生烧瓦恶性事故２006年１0月17日台山发电公司＃4机汽轮机断油烧瓦事故泸州电厂“11·15”柴油泄漏事件监护制不落实工作人员坠落安全措施不全电除尘内触电检修之前不对号误入间隔触电亡安全措施不到位热浪喷出酿群伤违章接电源触电把命丧制粉系统爆燃作业人员身亡违章指挥卸钢管当场砸死卸车人安全距离不遵守检修人员被灼伤焊接材料不符吊环断裂伤人误上带电间隔检修人员烧伤炉膛负压反正检修人员摔伤擅自进煤斗煤塌致人亡高空不系安全带踏空坠落骨折临时措施不可靠检修人员把命丧起吊大件不放心机上看护出悲剧操作中分神带接地刀合刀闸操作顺序颠倒造成母线停电值班纪律松散误操作机组跳闸强行解除保护造成炉膛爆炸运行强行操作造成炉膛放炮异常情况分析不清锅炉启动中超压忘记轴封送汽造成转子弯曲走错位置操作低真空保护跳机擅自解除闭锁带电合接地刀闸漏雨保护误动导致全厂停电更换设备不核对电压互感器爆炸对异常情况麻痹致使发电机烧瓦保护试验无方案机组异步启动甩开电缆不包扎短路机组掉闸停电措施不全引发全厂停电检修无票作业机组断油烧瓦管辖设备不清越位检修酿险集团公司内部资料大唐集团电厂三起事故的通报１、大唐国际北京高井热电厂“１·8”一、事故经过：2０05年1月8日，全厂6台机组正常运行,#3发电机（容量100ＭW）带有功８５ＭW.１9点57分，＃3发-变组“差动保护”动作,＃3发－变组1０3开关、励磁开关、３5０0开关、3６00开关掉闸，3kV5段、6段备用电源自投正确、水压逆止门、OＰC保护动作维持汽机3０0０转/分、炉安全门动作。立即检查＃3发—变组微机保护装置，查为运行人员在学习了解#3发—变组微机保护Ａ柜“保护传动"功能时,造成发—变组差动保护出口动作.立即汇报领导及调度，经检查#３发－变组系统无异常，零压升起正常后，经调度同意,20点11分将＃3发电机并网，恢复正常。二、原因分析:运行人员吴×在机组正常运行中，到#3发变组保护屏处学习、了解设备,进入#３发—变组保护A柜WFB-8０2模件,当查看“选项”画面时,选择了“报告”,报告内容为空白，又选择了“传动”项，想查看传动报告，按“确认”健后，出现“输入密码”画面,选空码“确认"后，进入了传动保护选择画面，随后选择了“发—变组差动"选项，按“确认"健，欲查看其内容，结果造成＃3发—变组微机保护A柜“发-变组差动”出口动作。三、暴露问题：1、没有认真落实集团公司《防止二次人员三误工作管理办法（试行）》的有关要求，没有认真吸取以往的事故教训,微机保护装置的安全防范管理不到位。2、一线员工的行为不规范，安全意识淡薄.反违章全员控制差错工作不落实.2、大唐安徽淮北电厂“1·９"事故情况一、事故经过：1月9日1５分，汽轮发电机组25#3（N1３7．5—1３．2４－535/53５)在负荷90MW时开始滑停，主汽温甲侧535℃，乙侧５４０℃,主汽压甲侧10.７7ＭＰａ，主汽压乙侧10．74ＭPa。17:１7分时,负荷２0MW，主汽温甲侧470℃、乙侧47６℃,主汽压甲侧２．14ＭＰa，乙侧2.13MＰa，机组差胀由1．2ｍm上升至2.０mm，１7:32分打闸停机。在转速降到1700转／分时，#1、#2盖振达１14微米,转子惰走１5分钟后投盘车,电流在8.6—1２A摆动,大轴弯曲250微米。1月10日下午１4：分，17盘车电流7。2A，大轴弯曲55微米，恢复到原始值后冲转。主汽温3８0℃，主汽压2.4MＰa,再热汽温36１℃,14：33分机组升速到12０0转/分时，＃2轴承盖振超６０微米，打闸停机,惰走19分钟，投盘车电流７.8Ａ,大轴弯曲5５微米。停机后组织分析发现,在1月９日滑停过程中17：00—17：15有汽温突降86℃，汽压突降１．8９MＰa的现象,17:08-17：30有中压缸上下温差增大到272℃的现象。1月１２日1：５4分，大轴弯曲55微米，盘车电流7．5A,恢复到原始值.汽温302℃，主汽压1.６7MＰa，再热汽温295℃，中压缸上下温差3５℃，符合启动条件，在安徽电科院技术人员指导下冲转，当转速升至1140转/分时,＃2轴承盖振超５0微米,打闸停机,惰走时间17分钟投盘车，电流7.8—８．0Ａ,大轴弯曲50微米.二、原因初步分析：当滑停至4万负荷开旁路时，旁路门开度及减温水投入量控制不当,造成主汽温度、压力骤降,膨差增大。同时，由于三段抽汽压力下降,除氧器逆止门不严，冷源进入中压缸。3、大唐国际唐山热电公司“1·１３"一、事故情况：事故前的运行方式新老厂共7台机组运行。其中老厂#6、7、8、9、1０机组运行（均为50MW机组),当时总负荷16０MW。老厂1１０kVA、B双母线运行,母联1４5开关合入,#6、8、１0机组在A母线，#7、９机组在B母线。新厂＃1、机组运行2(均为300MW机组)负荷分别为２4０MW、,230ＭW.＃1机组因２００４年１0月1日高厂变A分支PT故障后，一直无停电机会更换,#1机组厂用电由老厂A母线所带３00MW启备变提供,#2机组带本身厂用电。二、事故经过:1月1３日，北京熠邦电力技术有限公司耿××、袁××、徐××到厂进行电费计量系统改造收尾工作，内容为“电气主控室及１10ｋV升压站4—9PT、5—9PＴ二次回路压降测试”，公司电气检修队仪表班四名职工配合工作.９时50分，运行人员将工作内容为“电气主控室及１１0kV升压站４－9PT、５-9ＰＴ二次回路压降测试"的工作票发出，工作负责人为张××。１３时4５分，三位同志到现场,工作负责人带工作人员到各表盘处交代注意事项后，并在现场监护。耿××在电气主控室楼梯平台7。5处放线，袁××在1１0kＶ变电站内A母线下方通道处由北向南拉测量线,徐××去联系借对讲机。约14时2４分，由于在平台上放线的耿××停止放线,进入控制室，但没有通知袁××，袁××仍在拉线,当袁××拉线行至4—9ＰT控制箱处时，此时放线约3５米，测量线被绷紧后弹起，与10４开关Ａ、B相放电，造成10４开关母线侧接地短路。１4时２４分,老厂电气主控制室“１1０kVA母线故障”、“110kV1４5故障"信号发出，母差保护动作，运行在A母线上的各分路开关及#６、8、10机组掉闸,老厂负荷降至６０ＭW，厂用电全部自投成功。１10ｋＶA母线故障的同时，由老厂接入新厂的启备变掉闸,14时24分＃1机组厂用电全部失去,＃1机组首发“发电机断水保护动作”,机组掉闸。＃1机组掉闸后,所带A、Ｂ两台空压机掉闸.又由于#2机所带Ｃ、D两台空压机冷却水系由#1机组工业循环水泵提供，＃2机所带两台空压机失去冷却水,保护动作掉闸。空压机停运后，由于两台真空泵入口门均为气动控制阀，压缩空气压力降低时，自动打开，#２机组真空迅速下降，14时36分机组低真空保护动作，机组掉闸.事故发生后，检查发现１04开关Ａ相并联电容及B相瓷瓶轻微烧伤,1０4开关B相喷油,104开关A、B相油标黑，１04开关间隔遮栏有电弧烧伤的痕迹.108开关B相喷油，并且在10４开关间隔附近的地面上发现有多段被电弧烧断的测量线.根据现场故障现象，判断为104开关Ａ、B相母线侧对测量线放电短路。经查清原因并请示调度同意，14时3８分，老厂用母联１４5开关向110kV—A母线充电成功;１4时4２分，老厂＃6机组并网;14时47分，老厂＃1０机组并网；19时4５分,老厂＃8机组并网；23时2３分，新厂#1机组并网；23时２分,新厂＃２机组并网.三、暴露问题：通过对这次事故的简要分析,暴露出对配合外来人员工作安全防范措施重视不够,工作人员存在麻痹思想,对作业危险点分析不全面，只意识到“防止人身触电”“防止ＰT二次短路”等，而未考虑到可能由于其它因素发生不安全现象.虽在开工前对工作人员有安全交底，并且在现场有专人监护,但未明确指出可能由于施放试验线不当会触碰带电设备。监护人在工作过程中未充分发挥作用，致使该问题未被及时发现和制止.★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★托克托电厂"10.2５”事故通报10月25日13:５3，内蒙古大唐托克托发电有限责任公司(简称”大唐托电"）3台60万千瓦机组同时掉闸,甩负荷163万千瓦,导致主网频率由5０.０2赫兹最低降至４9.84赫兹.事故发生后，华北网调及时启动事故处理应急预案,调起备用机组,迅速将主网频率恢复正常，未造成对社会的拉路限电.经过专家组详细调查，现已查明,造成此次事故的直接原因是电厂检修人员处理综合水泵房开关柜信号故障时，误将交流电源接至直流负极,造成交流系统与网控直流系统的混接，从而引发了此次机组全停事故。目前，华北电网公司已经向网内各发电公司发出了事故通报,要求各发电公司认真吸取事故教训，进一步强化安全管理，加强网厂协调,共同确保华北电网安全稳定运行。关于托电公司＂10.25"三台机组跳闸事故的通报２005年1０月2５日13时５２分，托克托发电公司发生一起因天津维护人员作业随意性大、擅自扩大工作范围,危险点分析不足，误将交流电接入机组保护直流系统，造成运行中的三台机组、500kV两台联络变压器全部跳闸的重大设备事故。现通报如下:一、事故前、后的运行状况：全厂总有功１６39MW,#1机有功:54４MW；#2机小修中；＃３机停备;＃４机有功：545ＭＷ；＃５机有功：５50MW；托源一线、托源二线、托源三线运行；500ｋV双母线运行、500ｋV＃1联变、#2联变运行;５00kV第一串、第二串、第三串、第四串、第五串全部正常方式运行。事故时各开关动作情况：501１分位，5０12分位,5013在合位，5021合位，5２22分位，5023合位，5031、5０３2、5０３３开关全部合位,504１、５042、50４3开关全部分位，50５１、5０５2、5０53开关全部分位；5０11、5０１２、5022、5023、5０４３有单相和两相重合现象.10月25日１3时5２分5５秒”５00kＶⅠＢUSBRKOPEN"、”GＥNBRKＯPEN"软报警,#１机组甩负荷,转速上升；发电机跳闸、汽机跳闸、炉MFT。发变组A屏８7G动作,发电机差动、过激磁报警，厂用电切换成功；#4机组13时5３分，汽机跳闸、发电机跳闸、锅炉MFT动作。发跳闸油压低、定冷水流量低、失全部燃料。检查主变跳闸，起备变失电,快切装置闭锁未动作，６kＶ厂用电失电，各低压变压器高低压侧开关均未跳开，手动拉开；＃5机组13时５3分，负荷由547MW降至523MW后,1４秒后升至59６MW协调跳.给煤机跳闸失去燃料MFT动作。维持有功４5ＭW，1３时5６分汽包水位高，汽轮发电机跳闸，厂用电失去，保安电源联启。经过事故调查技术组初步确定事故原因和现场设备试验后,确认主设备没有问题机组可以运行后，经请示网调许可，#4机组于26日1６时43分并网,＃5机组于２8日１5时09分并网，#１机组于28日1５时1５分并网。二、事故经过化学运行人员韦某等人在进行0.4ｋVＰC段母线倒闸操作时，操作到母联开关摇至”实验”位的操作项时,发现母联开关"分闸”储能灯均不亮，联系天津维护项目部的冯某处理,13点40分左右天津维护冯某在运行人员的陪同下检查给排水泵房0．４kＶPC段母联开关的指示灯不亮的缺陷，该母联开关背面端子排上面有３个电源端子排（带熔断器RT１４—20），其排列顺序为直流正、交流电源（A）、直流负，由于指示灯不亮冯某怀疑是电源有问题并且不知道中间端子是交流,于是用万用表（直流电压档）测量三个端子中间的没有电(实际上此线为交流电，此方式测量不出电压）,其它两个端子有电,于是冯某简单认为缺陷与第二端子无电有关，于是便用外部短路线将短路线（此线在该处线把内悬浮两端均未接地)一端插接到第三端子上(直流负极），另一端插到第二端子上(交流A）以给第二端子供电并问运行人员盘前指示灯是否点亮,结果还是不亮（实际上这时已经把交流电源同入网控的直流负极，造成上述各开关动作,＃1、#4机组同时跳闸，＃5机组随后跳闸），冯某松开点接的第二端子时由于线的弹性,该线头碰到第一端子（直流正极）造成直流短路引起弧光将端子排烧黑,冯某将端子排烧黑地方简单处理一下准备继续检查，化学运行人员听到有放电声音,并走近看到有弧光迹象便立即要求冯某停止工作,如果进行处理必须办理工作票,此时化学运行人员接到有机组跳闸的信息,便会同维护人员共同回到化学控制室.三、原因分析１、技术组专家通过对机组跳闸的各开关动作状态及相关情况进行综合分析,初步推断为直流系统混入交流电所致。经在网控５０52开关和5０32开关进行验证试验。试验结果与事故状态的开关动作情况相一致。确定了交流串入直流系统是造成此次事故的直接(技术）原因。2、天津维护人员工作没有携带端子排接线图,对端子排上的接线方式不清楚，危险点分析不足、无票作业，凭主观想象,随意动手接线,是造成此次事故的直接原因。四、事故暴露的主要问题:1、天津蓝巢电力检修公司工作人员检修安全及技术工作不规范，技术水平低，在处理给排水泵房0.4ｋＶＰC段母联开关的指示灯不亮的缺陷时，使用万用表的直流电压挡测量接线端子的交流量，并短接端子排接线，使交流接入网控直流控制回路,最终造成此次事故。2、天津蓝巢电力检修公司的安全管理、技术管理存在漏洞，工作人员有规不循,安全意识薄弱，检查缺陷时未开工作票，没有监护人,对检修工作中的危险点分析有死角;对设备系统不熟悉,在二次回路上工作未带图纸核对，人员培训存在差距.天津蓝巢电力检修公司安全生产责任制落实存在盲点。３、托电公司在对外委单位管理存在差距,对外委单位工作人员的安全及技术资质审查不力，未尽到应有的职责对其进行必要的安全教育培训,对外委单位人员作业未严格把关，未严格执行生产上的相关规定。4、直流系统设计不够完善.此接线端子的直流电源由５00kV#1网控的直流电源供给，网控直流接引到外围设备（多台机组、网控保护直流与外围附属设备共用一套直流系统），交直流端子交叉布置并紧挨在一起，存在事故隐患，使得直流系统的本质安全性差,抵御直流故障风险的能力薄弱.5、托电公司在盘柜接线不合理以及遗留短接线等问题未及时发现并未及时治理,反映出设备管理不到位。虽然已经制定了防止5０0ｋV系统全停的措施并下发,对交直流不能混用的问题已经列为治理项目,但工作责任分解还未完成，未将生产现场所有可能引起交流串入直流的具体检修作业点进行分析，反映出基础工作薄弱。6、在运行人员带领下维护人员检查确认缺陷时，运行人员对维护人员的工作行为没有起到监督作用，运行人员对电气专业工作规范不清楚，对管辖设备基本工作状态不清，充分说明运行人员的自身学习与培训教育工作不到位。五、应吸取的教训和采取的措施：1、托电公司对在生产、基建现场直流系统进行摸底检查，从设计、安装、试验、检修管理上查清目前全厂直流系统的状况,分系统、分等级对交流可能串入直流系统及造成的影响进行危险点分析及预控制,制定出涉及在直流系统上工作的作业指导书.2、交直流电源在同一盘柜中必须保证安全距离、隔离措施到位，交流在上,直流在下，且有明显提示标志，能立即改造的及时进行改造，不能改造的做清标记、作好记录，避免交流串入直流。组织所有电气和热工人员包括外来维护人员、运行人员，认真学习交流串入直流回路造成保护动作的机理和危害的严重性，要大力宣传保证直流系统安全的重要性和严肃性。3、加强直流系统图册管理,必须做到图纸正确、完整,公司、部门、班组要按档案管理的标准存档，有关作业人员要人手一册。4、凡是在电气二次或热工、热控系统回路上的工作，必须使用图纸，严格对照图做工作，没有图纸严禁工作，违者按＂违章作业”给予处罚。５、在热工和电气二次回路上工作（包括检查)必须办理工作票，做好危险点分析预防措施，在现场监护下工作。进行测量、查线、倒换端子等二次系统工作,逐项监护，防止出错.6、加强检修电源的使用和管理。在保护室、电子间、控制盘、保护柜等处接用临时工作电源时必须经公司审批措施到位后方可使用。在上述区域任何施工用电一律从试验电源插座取用，工作票上要注明电源取自何处。7、检查各级直流保险实际数值的正确性,接触的良好性，真正做到逐级依次向下,防止越级熔断,扩大事故。8、对网控等主机保护直流接到外围设备的情况进行排查，发现问题要安排整改。９、各单位、部门再次检查安全生产责任制是否完善、每一项工作、每台设备是否都已明确到人，尤其公用外围系统化学、输煤、除灰、水厂等系统的管理,避免存在死角.10、托电公司各部门加强对外委单位（包括短期的小型检修、施工、长期的检修维护、运行支持）的全过程管理，对外委单位安全及技术资质、对其作业的安全措施、人员的安全技术水平进行严格审查，进行必要的安全教育培训并要求其考试合格后上岗。各部门严格履行本部门、本岗位在外委单位安全管理的职责。不能以包代管，以问代考。对其安全及技术资质一定要进行严格审查,并进行必要的安全教育培训及考核。同时对于每一项外包工程作业，必须派出专职的安全监护人员,全程参与其作业过程。11、要严格履行两票管理规定，杜绝人员违章，从危险预想、写票、审票、布置安全措施、工作票(操作票)执行等各环节严格把关,严禁以各种施工通知、文件、措施来代替必要的工作票制度，严禁任何人员无票作业或擅自扩大工作范围。对五防闭锁装置进行一次逻辑疏理,发现问题及时整改.对于这次三台机组跳闸事故处理的详细情况待事故调查结束,形成正式报告后另行下发。（请托电公司与外委单位的运行、检修涉及到电气一次、二次、热工专业的每位员工对”10.25事故"快报立即学习，并写出学习心得,其他专业人员也要立即开展学习，并在班组安全学习活动中结合本职工作展开讨论,做到举一反三。)１、立即在各生产、基建和前期项目单位，开展一次直流系统安全大检查活动，从设计、安装、运行、维护、检修等各个环节,逐项检查、认真分析、找出设计不合理的地方，安装不规范的地方、标志不全面的地方、图纸不正确的地方、管理不到位的地方，要全方位接受教训，立即整改，不留死角。2、交直流电源在同一盘柜中必须保证安全距离，交流在上，直流在下，且有明显提示标志,避免交流串入直流。组织所有电气和热工人员包括外来维护人员、运行人员，认真学习交流串入直流回路造成保护动作的机理和危害的严重性,要大力宣传保证直流系统安全的重要性和严肃性。3、加强直流系统图册管理,必须做到图纸正确、完整,厂、车间、班组要按档案管理的标准存档，有关作业人员要人手一册。４、凡是在电气二次或热工、热控系统回路上的工作,必须使用图纸，严格照图工作，没有图纸严禁工作，违者要给予处分。5、重申在热工和电气二次回路上工作，必须开工作票，做好危险点分析预防措施,在现场监护下工作。要制定测量、查线、倒换端子等二次系统工作的作业程序，逐项监护，防止出错。６、加强检修电源的使用和管理。制定保护室、电子间、控制盘、保护柜等处接用临时工作电源的制度，严格管理，任何施工用电一律从试验电源插座取用，工作票上要注明电源取自何处。7、检查各级直流保险实际数值的正确性，真正做到逐级依次向下，防止越级熔断,扩大事故。8、托电公司要继续将每一机组掉闸的所有细节分析清楚，找出设备存在的问题，认真加以改进,防止重复发生问题。9、各单位要针对托电这起事故，加强对直流系统的管理,落实直流系统的负责人及责任制。对网控等主机保护直流接到外围设备的情况进行排查，发现问题要安排整改。10、针对此次事故，进一步完善保厂用电措施。新建项目公司要加强对设备外委单位的管理，要明确二次设备和系统的职责划分，按照系统的重要性和整体性界定管理和维护职责,不允许外单位维护电厂的电气二次、热控及保护直流系统.※※※※※※※※※※※※※※※※※※※※※※※※※※※关于山西神头第二发电厂主蒸汽管道爆裂事故有关情况的报告国家电网公司2006年12月12日，山西神头第二发电厂发生一起主蒸汽管道爆裂事故,造成二人死亡、二人重伤、三人轻伤,部分设备损坏。有关情况报告如下:一、事故简要经过:２006年１2月12日9时0１分,山西神头第二发电厂（以下简称神头二电厂)#1机组正常运行,负荷500MW,炉侧主汽压力16．４8MPa，主汽温度543℃，机组投“AGC”运行，各项参数正常。9时02分，＃1机组汽机房右侧主蒸汽管道突然爆裂，爆口处管道钢板飞出,在主蒸汽管道上形成面积约为4２0mm（管道纵向）×56０mm（管道环向)的爆口,高温高压蒸汽喷出，弥漫整个汽轮机房，造成人员伤亡和设备损坏。事故共造成7名人员伤亡,其中２人事故当天死亡，另外2人重伤、３人轻伤。伤亡人员均为负责汽机车间清扫卫生的朔州涞源电力安装检修公司(外委）工作人员。截至目前，2名重伤人员的各项生理指标正常,已无生命危险，３名轻伤人员已停止用药，饮食起居恢复正常.发生事故的主蒸汽管道设计为φ４2０mm×４0mｍ，材质为捷克标准17134,相当于我国钢号1Cｒl2WmｏＶ，设计额定运行压力为17．２MPa，温度为540±5℃。号机组成套设备从原捷克斯洛伐克进口,19９21于年7月１6日移交生产。二、事故损失和恢复生产情况:除人员伤亡外，本次事故还造成#1机组主汽系统部分管道、热工控制系统部分元器件、化学采样间部分设备、厂房部分墙体和门窗损坏。直接经济损失(包括伤亡人员赔偿、治疗费用）约3０9。38万元。在深入进行事故调查分析的同时，山西省电力公司调集各方力量,迅速开展事故抢修和恢复生产工作。12月l8日和2２～23日，省公司召集所属有关单位和部门,并邀请西安热工院、苏州热工院等单位专家参加，召开了两次事故抢修专项会议，确定管道更换范围和施工方案，明确各单位分工，排定工期计划。经全力抢修:神头二电厂#l机组已于２0０7年1月1４日恢复运行，并网发电.截至１月18日，机组运行平稳，负荷控制在450ＭW~４6０MW,各项参数和监控指标正常。三、应急处置:事故发生后，神头二电厂集控运行人员立即执行机组紧停措施，处理得当，避免了事故范围进一步扩大，锅炉、汽机、发电机三大主设备没有受到损害。山西省电力公司立即启动事故应急预案.省公司主管安全生产的副总经理带有关人员于12日中午赶到事故现场，了解事故情况，组织事故处理和伤员抢救.12日晚山西省电力公司召开了党组紧急会议，成立了以总经理为组长的事故处理领导组和善后处理、恢复生产、事故调查三个工作小组,并立即开展相关工作。国家电网公司抽调专家组成工作小组于１３日中午抵达神头二电厂,了解事故发生及应急处置有关情况,协助山西省电力公司进行事故原因分析。事故发生后，按照《国家电网公司突发事件信息报告与新闻发布应急预案》的规定，山西省电力公司紧急启动新闻应急预案,有关人员迅速赶赴事故现场.下午l5:００左右,现场危险消除后，山西省电力公司派专人带领媒体记者进入事故现场。12月1３日,山西省电力公司向省政府、太原电监办和事故发生地朔州市政府安监部门汇报了事故情况，并由新闻中心向媒体记者提供了事故情况稿件。四、事故调查与原因初步分析：山西朔州市政府有关部门组成的事故调查组于1５日进驻神头二电厂。事故调查组分社会调查组、技术组、资料组三个工作小组。山西省电力公司组织有关单位积极配合事故调查组的工作。目前,事故调查组已完成社会调查和资料收集整理，事故技术分析和报告整理工作正在进行。此次事故为大容量发电机组主蒸汽管道爆裂,管道钢材成块飞出，而且呈现直管道环向爆口，事故技术原因比较复杂。山西电科院对爆管段及飞出的残片做了宏观检查、化学成分分析、常温和高温短时拉伸试验、冲击试验、金相组织检查和扫描电镜分析等大量试验、分析工作。山西省电力公司还特邀了太原理工大学材料学院、太原重型机器厂理化检测中心、山东电科院、西北电科院、国网电力建设研究院等单位专家帮助进行技术分析。2０07年1月5日，国家电网公司在北京组织召开专门会议，聘请钢铁研究总院的有关专家对山西省电力公司已进行的事故分析工作和初步分析意见进行审核、分析。与会专家认为:山西省电力公司目前进行的失效分析思路正确、采用的试验研究方法恰当，提出的初步分析意见符合逻辑，爆破的主要原因是材料的组织性能不良。根据目前已做的试验和技术分析工作，神头二电厂＃1机组主蒸汽管道爆裂事故技术分析初步意见是：主蒸汽管道爆裂的主要原因是管道材料组织性能不良，并在长期高温运行中进一步劣化，在较高应力的作用下因强度不足发生膨胀变形至爆裂，与运行操作、人为原因和外力因素等均无关。为更深入、准确地找到管道爆裂原因，并为其他非事故管段今后的运行维护、检查检测和更换提供科学依据,山西省电力公司已委托西安热工研究院对事故管段和残片做进一步的断口试验分析.华能汕头电厂１9９９年2号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报1999年４月12日,华能汕头电厂2号机组在大修后的启动过程中,因漏掉对高压缸法兰加热左右侧回汽门的检查，左侧汽门实际开度很少，使高压缸左右法兰温差严重超限，监盘又较长时间没有发现，造成高压转子大轴弯曲事故。造成这起事故的直接原因是运行人员责任心不强,严重失职,运行管理薄弱与规章制度不健全也是造成事故的重要原因。这种因左右法兰加热不均导致高压缸转子弯曲事故近年来还是第一次发生。华能国际公司汕头电厂对这起事故的调查处理是严肃认真的，及时查明了原因，分清了责任。为共同吸取事故教训，现将华能汕头电厂“设备事故调查报告书”（摘要)转发,希望各单位认真结合本单位的实际情况,加强对职工的职业素养与岗位责任的教育，健全规章制度,使各项工作规范化、制度化、同时,加强对运行的管理;杜绝工作中的不负责任、疏忽大意的行为，维护各项规章制度的严肃性，防止类似事故重复发生。一、设备事故调查报告书（摘要）、设备规范：汽轮机为亚临界一次中间再热、单轴三缸三排汽、冲动凝汽式汽轮机，型号为k一300—170—３，额定出力为３00ＭW。高压缸主汽门前蒸汽压力为1６．2MPa、温度５40℃，高压缸排汽压力为3。８８MＰａ、温度33３℃。汽轮机高中压汽缸分缸布置,高压缸采用双层缸加隔板套型式，蒸汽的流向设计成回流式，高中压缸设有法兰和螺栓加热装置,高压转子采用整体锻造式结构。二、事故前工况：＃2汽轮机用中压缸冲转，机组的转速为１２00转／分，＃２机B级检修后第一次启动，处中速暖机状态;高压缸正在暖缸，高压缸法兰及螺栓加热已投入；主汽及再热蒸汽温度压力正常，各缸体膨胀、差胀、振动值均在正常范围。三、事故经过：4月11日,＃2机组Ｂ级检修结束后，经过一系列准备与检查后，#2机于4月12日１5时55分开始冲转,15时57分机组冲转至5０0r／mｉｎ，初步检查无异常.16时0８分,升速至1２０0r/mｉn，中速暖机,检查无异常。16时１5分,开启高压缸倒暖电动门，高压缸进行暖缸。16时18分,机长吴X令副值班员庄ＸX开高压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄×开高、中压缸法兰加热疏水门,操作完后报告了机长。16时２2分,高压缸差胀由１6时的2．32mm上升2．6ｌmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。１６时２5分,发现中压缸下部金属温度高于上部金属温度５5℃,机长安排人就地检查中压缸及本体疏水门,无异常，经分析认为温度测点有问题，联系热工处理。１7时１3分,热工人员将测点处理完毕,此时中压缸上下缸温度恢复正常.1７时27分,投中压缸法兰加热装置。１７时57分，主值余××在盘上发现＃2机#2瓦水平振动及大轴偏心率增大,报告值长。１3时02分，经就地人员测量，#２瓦振动达１４0μm，就地明显异音，＃2。机手动打闸，破坏真空停机。１８时08分，#２机转速到零,投盘车,此时转子偏心率超出500μｍ,指示到头，＃2机停炉,汽机闷缸，电动盘车连续运行.1８时18分至2４分，转子偏心率降至40—7０μｍ后，又逐渐增大到3０0μm并趋向稳定，电动盘车继续运行。在1３日的生产碰头会上，经过讨论决定:鉴于１４小时的电动盘车后，转子偏心率没有减少,改电动盘车为手动盘车180度方法进行转子调直。并认为,高压转子如果是弹性变形，可利用高压缸上、下温差对转子的径向温差逐渐减少，使转子热弯曲消除。经讨论还决定,加装监视仪表，并有专人监视下运行。13日12时40分起到18时3０分，三次手动盘车待转子偏心率下降后，改投电动盘车，转子偏心率升高,并居高不下，在300μm左右。15日19时20分，高压缸温度达145℃，停止盘车,开始做揭缸检查工作。四、设备损失情况：1．转子弯曲最大部位在高压缸喷嘴和平衡汽封处，最大弯曲值０.44mｍ。２.平衡汽封磨损严重,磨损量约1．2mm，磨损部位在下部左侧;高压后汽封的下部左侧磨损约0．30mｍ;高压第6、7、8级隔板阻汽片下部左侧磨损约０.80－１.00ｍm,级阻汽片下部左侧磨损约0．40—0。60mm；第１0第l、2、3级阻汽片下部左侧容损约０.6０—-0。８0ｍm．第4、5阻汽片下部左侧有少量磨损。3、高压缸后油挡下部左侧和上部左侧局部钨金磨损严重，钨金回油槽磨去一半约1.0０mm，高压缸前油挡钨金齿左侧磨去０．35ｍm，铜齿磨去约0.45ｍm.五、事故发生扩大的原因：4月12日16时18分，运行人员在操作＃2汽机高压缸法兰加热系统的过程中，漏掉了对高压缸法兰加热左右两侧回汽门的操作（或检查）,使得高压缸左侧法兰加热回汽门开度很小，右侧法兰加热回汽门全开;1６时22分,当机长开启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后,从16时2７分起。高压缸左、右两侧的法兰的温差开始增大，５6分时达１0０℃(左侧法兰金属温度为1５0。４3℃，右侧为2５０。45℃)。在高压缸左右温差大的期间，运行监盘人员没有及时发现，因而造成高压缸缸体膨胀不均，转子偏心率增加，高压缸内动静摩擦，轴承油挡磨损,高压转子弯曲。六、事故暴露的问题：1.部分运行人员工作失职，责任心不强.#2机大修后运行人员未对系统进行启动前的全面检查。机长在下令投入高压缸法兰加热系统时，考虑不全面，下令不准确，没有要求操作人对高压缸法兰加热系统中的阀门的状态进行细致的核查；在＃2机上监盘的机长、主、副值班员，监视机组的主要运行状态不认真，#２机高压缸左右两侧法兰温差增大及转子偏心率增大达３８分钟没有发现；值长对机组启动过程中的重要参数跟踪监视不到位,掌握机组的运行工况不全面。运行部在技术管理上存在漏洞,投产已两年，运行规程还不够完善，现场没有正式的《机组启动前各系统检查卡》和.《启动期间专用记录表：已有的《整组启动操作卡》可操作性差。3.运行部贯彻落实五项重点反措不及时，不得力。结合现场实际制订和执行重点反措的实施细则落实不到位.4。参加机组大修后启动的运行行政、技术管理人员。未能很好地履行对运行人员执行运行规程状态的监督和技术把关的职责，没有及时发现汽机重要参数严重超限的重大问题。5.电厂领导对各级安全生产责任制落实不力，对有关规章制度、规程的建立；健全检查督促力度不够,对运行管理要求不严,对上级下达的反措没有认真研究，贯彻落实。七、事故责任及处理情况：此次事故是由于运行人员操作检查不到位，监视运行参数不认真、工作责任心不强造成的设备损坏事故。1.机长吴×,在下令操作＃２汽轮机高压缸法兰加热系统时。操作命令不明确、不全面，漏掉了高压缸法兰加热系统中的手动回汽门;同时他在开启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后。没有对法兰左右两侧的温度进行全过程的跟踪监视和调整。也没有向监盘人员作出交代，对此次事水负有主要责任.2．值班员余××监盘不认真，没有及时发现高压缸法兰左右温差及转子偏心率增大等事故象征，工作责任心不强，对此次事故负有重要责任。3.汽机运行专工田×对运行技术监督管理不力，贯彻五项重点反措不得力、不及时,未能及时编写《汽机启动前各系统检查卡》和《启动期间专用记录表》,在＃2机大修后启动过程中，跟踪监督和技术指导不到位,对此次事故负有重要责任.4、副值庄××在监盘时不认真，没有监视高压缸法兰左、右两侧的温度及转子偏心率等运行参数，对此次事故负有重要责任.5、值长张××，在#2机组大修后启机操作过程中，没有要求本值人员用典型操作卡操作,对高压缸法兰加热的操作没有实行有力的监管,对＃2机值班员监盘不认真没有及时纠正，掌握＃２机组运行工况不全面,对此次事故负有重要责任。6．运行部主任王××(同时还是#2机组大修调试组组长),副主任童XX对运行人员管理不严，贯彻落实规程制度和安全措施不力，落实各岗位安全责任不到位,现场监督指导不够，对此次事故负有一定责任.7．生产副厂长张××分管运行部,对运行管理工作要求不严,贯彻落实五项重点反措布置后,检查落实不够,对此次事故负有直接领导责任。8.生产副厂长李××作为＃２机组大修总指挥，对此次事故负有领导责任；厂长郑××，作为全厂安全第一责任者，对此次事故负有领导责任。七、防止事故的对策：1、立即组织运行人员针对此次事故找出存在的问题,举一反三，吸取教训.要求每个运行职工写出对“４.12"事故的认识和感受。2。运行部立即组织编写《机组启动前系统检查卡》、《启动期间专用记录表》，完善细化汽机运行规程及《机组启动典型启动操作票》3.运行部要根据汽轮机制造厂的规定制定机组在各种状态下的典型启动曲线、停机曲线和惰走曲线。对照总公司提出的五项重点反措，运行、检修、燃料、生产、行政部(保卫）要进一步制定完善的实施细则。５、在全厂范围内，立即开展一次查思想、查管理、查隐患、查制度、查火险的安全活动.６。健全各项安全生产规程制度，完善技术管理，进一步加强安全生产保证体系,全面落实各级安全生产责任制.7.强化技术培训，进一步提高各级人员的技术素质，近期利用学习班时间组织学习安规、运规和重点反措，在五月--六月由运行部和安监部门组织进行闭卷考试。今后要把运行人员的培训工作作为经常性工作长抓不懈，逐步提高运行人员的素质水平。8。在这次事故处理中，采取停盘车的方法进行直抽是不慎重，也是不科学的，幸好汽缸温度较低,未引起事故扩大,今后要严格执行运行规程和制造厂的有关规定，避免类似的事件发生。＃#＃＃＃＃＃###＃＃#＃＃#＃＃#＃＃#＃##＃#＃##＃#＃＃#＃＃＃＃##＃####＃#＃##＃＃###＃#裕东电厂＃1机组＃5轴瓦烧损事故报告二00四年九月二十九日＃1机组16８试运后消缺工作结束重新启动，15:5６#1发电机并网;运行二十七小时后由于＃１机组＃5轴瓦温度异常升高到113.35℃于9月３0日18：５8紧急停机，于1０月2４日启动,机组停运24天；事故发生后，裕东公司迅速组成了有关各方参加的事故调查组（详见附件1)，对事故进行了分析处理，现将有关情况汇报如下:一、事故现象：＃１机组16８小时试运结束后停机消缺工作于2004年9月29日全部结束。９月29日7：5６＃1锅炉点火,１２：54＃１汽轮机冲转,15:５６＃1发电机并网；９月３0日1１：５0～14：55满负荷运行3小时后减负荷至２０0ＭW。＃1机组在停机检修再次启动后，除#4、＃５轴瓦外其他轴瓦温度均没有明显变化，其中#4轴瓦温度82℃、#7轴瓦温度９2℃；但#5轴瓦温度异常升高，在启动时瓦温为65℃，在29日17：０２#5轴瓦温度升到8３.7℃,回油温度为６2℃;到9月30日上午1０：０0#5瓦金属温度由85。２4℃以０。5℃／小时速率开始缓慢上升，1６：０0#5瓦的油膜压力开始由1.６MPａ缓慢下降,18：0０＃5瓦金属温度上升到9６。4℃，＃5瓦的油膜压力下降到0．5MＰa，启动交流润滑油泵以提高润滑油压力，调整润滑油温在40℃左右，#5瓦金属温度仍然持续上升,１8：43减负荷到５0MW，１8：４7＃5瓦金属温度开始直线上升，１１分钟后由９7.２℃上升到1１3.35℃（1８：58）,同时＃5瓦回油温度由65℃升到74。56℃,运行人员果断打闸停机.(＃5瓦油膜压力下降时＃3、4、6瓦的油膜压力分别是3。0／0．5ＭＰａ、4.０MPa、2.2MPa没有变化)在＃5瓦金属温度开始上升过程中，其振动也出现了异常波动。15:０9负荷21２MW，5X由30μm升到60后又降至32μm，5Ｙ由28μm升到65μm后又降至32μm，#5瓦振动由1７μm升到47μm后又降至1９μm；波动２次。此时其他瓦振动没有异常波动.1７：11负荷2００MＷ，5X由32μｍ升到58μm后又降至29μm,５Y由3２μm升到６2μm后又降至27μm，#5瓦振动由1９μm升到42μｍ后又降至16μm；波动3次.此时其他瓦振动没有异常波动。1９：11汽轮机惰走至875转/分,5X62μm，5Y５２μm，#５瓦振动84μm，#６、7轴振分别达到了200μm、220μm。9:17汽轮机60０转/分,启动顶轴油泵,#5瓦顶轴油压５.5MＰa左右（比原来停机盘车状态下低了3～4MPa)。19:2６汽轮机３00转/分破坏真空，１9：３6汽轮机转速到零,汽轮机惰走38分钟。二、事故处理经过:我公司＃5轴瓦为上海汽轮电机厂供货，轴瓦为球面支撑,轴瓦乌金为锡基轴承合金,轴瓦铸件内不开鸠尾槽，轴瓦下半部接触角为１30度，设计要求不得修刮瓦面.轴承进油在上半瓦4５度处进入轴颈。停机后,我公司积极与施工单位及设备厂家联系，并先后于１０月10日、1０月１2日、1０月１5日召开了三次会议对＃5轴瓦进行了事故预分析、事故分析及处理方案审定。经2００４年１0月12日揭开#5轴瓦检查,发现存在钨金碾压损坏，现场无法修复，立即连夜将瓦送上海电机厂检查检修。1３日上午，经过上海发电机厂对该瓦超声波检查发现钨金严重脱胎,下瓦顶轴油囊磨损.我公司感到事情严重，派专车去上海发电机厂将超声波仪器及专业检测人员接到永城，对＃１、２机组的＃5、6、７轴瓦进行了全面检查，发现＃1机组#6轴瓦也存在细微缺陷，其他轴瓦均未发现有脱胎现象,针对这一现象，河北电建一公司提出了三种处理方案：1.对＃5轴瓦脱胎部位进行局部修补.上海电机厂认为该方案虽然时间较短,但是由于脱胎面积较大，处理不能保证补焊质量.2．利用原＃5轴瓦瓦底重新浇铸钨金.上海电机厂认为浇铸钨金过程中可能会造成瓦胎变形，与旧瓦相比中心变化较大。3．用新的轴瓦更换＃５、＃6轴瓦.经过多方论证认为：第一种方案因质量不能保证，不可行；第二种方案用重新浇铸钨金变形后的该瓦，回装工艺及要求、检修工期与使用新瓦基本相同;第三种方案虽然工期较长，但是能够保证安全运行，符合规范要求.同时发电机厂也表明了观点:新轴瓦到达现场后,应该进行研瓦检查,保证接触良好；因为#５、6轴瓦都要更换,低－发联轴器中心最好重新检查一下,以确保安全。我们认为机组的安全可靠运行是头等大事,一切工作应该严格按照规范要求进行,于是决定采用第三方案，而且认为#5、6轴瓦经初步检查符合要求且研磨工作量较小,完全可以不拆卸发电机的上端盖，检修工期可大大缩短。经大家共同努力，检修工作于２004年１0月23日23时结束,机组于1０月24日２：２3分点火启动，１0:40开始冲转,1４：47分汽机满转，１6：22并网成功。此次开机后通过对各瓦运行情况的监测,运行正常,瓦温、振动均在正常范围之内(见附件4:＃5瓦损坏后处理结束机组正常运行中各参数）三、事故原因分析：在事故分析会中,各位专家针对＃5轴瓦的检查情况和发电机组运行情况发表了自己的看法和意见，认为造成#5轴瓦磨损的原因如下:1.＃5轴瓦在制造期间少了一道脱氢工艺,使得乌金与瓦块接合面处存有氢气，运行中氢气聚集导致轴瓦鼓包，破坏了顶轴油膜压力，引起轴瓦温度升高，积累到一定程度使得油膜压力下降几乎到零，从而导致轴瓦磨损，这是这次事故的主要原因.2．运行中润滑油质较脏，是机组运行的一个不安全因素，现已加强滤油，改善油质;通过分析与检测，此次事故与安装质量联系不大，＃1机组沉降均匀（见附件3：沉降观测示意图）4.通过DAS记录的＃5轴瓦温。度上升曲线与运行人员记录的油膜压力下降数据分析基本吻合，印证了“轴瓦鼓包造成油膜压力下降几乎到零,从而导致轴瓦磨损”这一结论。综上所述，这次事故的主要原因就是#５轴瓦在制造期间少了一道脱氢工艺，使得乌金与瓦块接合面处存有氢气，运行中氢气聚集导致轴瓦鼓包，破坏了顶轴油膜压力,引起轴瓦温度升高，积累到一定程度使得油膜压力下降几乎到零,从而导致轴瓦磨损。四、预防措施：1.事故发生后，裕东公司领导极为重视,按照“四不放过”的原则，举一反三，积极与设备厂家联系,对同类型的轴瓦分别进行了检查更换，此次共更换了＃１、＃2机组的#５、#６轴瓦以及备用轴瓦等6块瓦，杜绝以后类似事故的发生；2．运行中加强滤油,加强对润滑油质的监测化验，以保证润滑油质良好;3.加强对运行人员的技术培训和教育,加强对各轴瓦温度、振动的检查检测,加强汽机各参数的监视和控制,发现异常及时汇报,果断地、正确地处理。-－—-——-—－－－———－--－-－－—-—-——－—－-－—--－—－—－--－—－—--裕东电厂“1０。2８”＃２机组(３00MW）停机事故的通报一。事故简述2０05年10月２8日1０时，#1机组正在大修，＃2机正常运行，负荷２00MW,2A、2C给水泵运行，２Ｂ给水泵备用,２A循环泵运行,２B循环泵备用,＃3、4除灰空压机运行，＃1、2、5除灰空压机备用，#1高备变带６kV1A、1B段并做＃２机备用电源，#1、２柴油发电机备用。10月28日10：11,姚孟电厂（以下简称:姚电）检修人员李建中、李西义要求处理＃4除灰空压机疏水阀缺陷，裕东公司除灰运行人员张电臣启动＃5除灰空压机，停运#4除灰空压机（上位机上显示已停运，事后调查当时实际仍在运行）,除灰运行人员李龙就地检查#５除灰空压机运行正常，关闭#４除灰空压机出口门，姚电检修人员打开化妆板发现＃４除灰空压机冷却风扇仍在运行,通知就地除灰运行人员，除灰运行人员李龙按下紧急停机按钮,但＃4除灰空压机冷却风扇仍没有停下来，为停运#4除灰空压机冷却风扇，误断断油电磁阀电源。1０:18除灰运行人员李龙、检修人员李建中、李西义发现＃4除灰空压机冷却风扇处冒烟着火,立即尽力扑救，同时停运＃３、＃5除灰空压机，通知消防队，汇报值长,5分钟后，专职消防队赶到现场,因火情不大，利用就地灭火器材很快将火扑灭。１0:2１，集控人员发现#1高备变高备1开关、6１０１、６102开关跳闸，6２08开关跳闸，6kV1A、６kＶ１B、６kV2Ｂ段失压，查＃1高备变保护分支零序过流保护动作；10:２1，#２炉两台空预器跳闸，联跳2Ａ、２B引风机,#2炉ＭFT，紧急降负荷,维持汽包水位；1０：22,2C给水泵“低电压保护"动作跳闸,同时因给水泵所有电动门失电,2B给水泵无法启动；1０:24，2A给水泵“工作油冷却器入口油温高Ⅱ值”热工保护动作跳闸,汽包水位无法维持；１0：25，#2炉汽包水位－3０0ｍm,手启交流润滑油泵，手动打闸停机，6kV２A１7段失压,＃2柴油发电机自启正常，带保安２A、2B段；10：２7，机转速降至2５60r/min时,轴瓦温度发现上升趋势，#2#4开启真空破坏门；1０:31,#2机转速降至1４62r/mｉn时,＃4轴瓦温度升至９６℃；转速降至１396r／mｉｎ时，＃4轴瓦温度急剧升至109℃，后下降，转速53３r/min时，温度67℃，后又急剧上升；10:37,#２机转速降至72９r/mｉn时，手启2A、2C顶轴油泵正常;10:42，＃2机转速降至400ｒ／min时，#4轴瓦温度升至1２1℃;10：44，＃2机转速降至181r/min时,#4轴瓦温度８4℃，后直线上升；10：45，#2机转速85r／miｎ时,＃4轴瓦温度1３7℃；10:４6，＃2机转速到０，＃4轴瓦温度123℃;１0:３３，强合高备1开关、6201、6２02开关，强合不成功；集控运行人员到6kV2B段检查发现#４除灰空压机开关未跳闸,立即打跳。10:38,#４除灰空压机开关解备发现Ｂ、C相一次保险熔断，A相未熔断；10:４０,重新强合高备1开关、62０1、62０2开关正常;１0：46，#2机转速到０，惰走时间21mｉn,投连续盘车正常,盘车电流23A，挠度1．８丝；11:00，#1、＃2机厂用电倒为＃1高备变供电。事故后,裕东公司进行了初步的事故调查，检查发现：#2机组＃4除灰空压机及电机严重损坏(后经厂家人员来现场确认修复后仍可使用)、2A给水泵芯包严重损坏、２Ａ给水泵液力耦合器接近报废、２A给水泵周围部分管道受到不同程度损伤、部分监测仪表损坏、主机＃４轴瓦及轴颈磨损。二。事故原因:＃４除灰空压机在停运时,由于其开关常开辅助接点接触不良,开关拒动，#4除灰空压机未停运，除灰运行人员处理时误断油电磁阀电源,使＃4除灰空压机断油运行,油温逐渐上升到109℃,油温高保护动作跳开关，由于#4除灰空压机开关拒动，空压机继续运行电机过热冒烟着火，绝缘破坏而接地；接地后＃4除灰空压机开关仍然拒动,越级跳开6kV2Ｂ段工作电源6２０8开关，快切启动后,越级跳开高备１开关，6kV２Ｂ段失压,造成２C给水泵“低电压保护”动作跳闸、＃2炉零米MCC失压,同时运行于380v2B2段的两台空预器跳闸,联跳引风机,＃2炉MFＴ动作灭火;因机侧热控电动门电源失去，2B给水泵未能联启；后因运行人员事故处理经验不足,在手动方式操作给水泵勺管开度调整给水泵转速维持汽包水位情况下,操作不当,2A给水泵出口逆止门及炉主给水管路上的逆止门未能关闭到位，２A给水泵发生倒转，“工作油冷却器入口油温高ＩI值”保护动作跳闸，进而,造成耦合器超速并严重损坏；三台给水泵全部停运后,锅炉汽包水位无法维持，被迫手动打闸紧急停机；＃４轴瓦进油管道残留的杂质或硬质颗粒在机组运行过程中进入轴瓦造成轴颈磨损,转子惰走过程中，由于轴颈磨损划痕在低转速下使润滑油膜损坏引起轴颈与轴瓦接触摩擦、导致温度升高、钨金损坏.三。事故暴露的问题：从事故后的调查分析发现本次事故暴露出裕东公司在安全管理、责任制落实、运行管理、设备管理、技术管理等多方面不同程度的存在着问题，主要表现在：1、安全管理、生产运行管理方面安全制度、规程不完善，对制度的执行力度不够，运行人员误操作是引起本次事故的原因,在发生操作障碍后，值班人员对设备不熟悉，盲目操作；在事故过程中有多个环节可以避免事故扩大，但因监督检查力度不够及生产运行管理方面存在的问题，致使事故不断延伸扩大;由于信息沟通不畅，致使当班值长不能对生产现场进行全面掌控,在事故处理过程中处于被动，不能及时有效地开展事故处理工作.上述问题具体表现在：１）事故发生前处理＃4除灰空压机疏水阀缺陷时，未办工作票；2）除灰值班员在启动＃5除灰空压机，停运＃4除灰空压机时，没有汇报值长，在#４空压机停运未成功后,也未及时向值长汇报，导致事故扩大到#1高备变跳闸时，运行人员不能对事故原因进行正确判断并及时采取措施,丧失了避免事故继续扩大的时机；3)值班员对空压机现场设备不熟悉,发现#4空压机未停后，误断断油电磁阀的电源,引发事故;4)2A、2B两台空气预热器自今4月份小修后长时间同时运行于38０ｖ2B2段,这种非正常运行方式运行人员未能发现，致使事故时两台空预器全停，MFT动作，事故进一步扩大;5)除灰运行规程中，除灰空压机启动需向值长汇报，停运是否需要汇报未明确。6）空压机内部操作分工不明确。7）事故过程中，运行人员在手动方式操作给水泵勺管开度调整给水泵转速维持汽包水位情况下，未能作出正确判断，操作不当.8）运行人员在事故过程中,未能判断发现2A给水泵发生倒转，并采取有效对策.2、技术管理及设计方面1）#1高备变分支保护接线错误,历次的传动试验均未发现，为设备的安全运行埋下了隐患；2）热控系统主要阀门电源没有自动切换功能.此次事故锅炉ＭFT动作后，汽机紧急打闸停机及给水泵事故的一个主要原因就是相关电动阀门失电,保安电源没有起到应有的保安作用;3）除尘空压机设备无法满足运行人员的监控需求：a、灰控值班员无法监视电流等反应设备状态的参数，主控室可以看到相关参数，但不对设备进行控制；ｂ、保护动作及报警信号只有开关控制柜就地显示，可作为事故追忆、分析用,不能起到警示和帮助处理事故的作用;c、在灰控CRＴ上，空压机的设备状态只有颜色区分，并且这种区分并不是由反馈信号控制的。对以上问题专业技术人员和专责单位未能及时发现，予以高度重视并解决。4）热工连锁保护逻辑存在问题:空气预热器Ａ、B两侧主、辅电机全停联跳引风机逻辑，没有延时，导致两台空预器主电机跳闸时,虽然两台空预器辅助电机均在1秒内正常联锁投入，但是两台引风机在辅助电机启动过程中就已联跳，造成MFT动作锅炉灭火；这一缺陷设计中不明确、DCS组态生成过程中未发现、联锁试验验收时也未能把住关。３。事故处理、事故调查方面1)对事故调查的重视程度不够，事故调查工作存在责任不明确现象，事故调查不及时、不彻底，未能严格按照事故调查“四不放过”的原则全面开展调查工作。２）事故发生后现场管理工作不到位，事故现场未挂警示牌、未设警戒线；事故调查和安全管理水平有待进一步提高。3）6kV开关室个别开关在运行状态时,现场无人工作但柜门处于打开状态。４．设备管理方面1）事故中，给水系统的两道逆止门(2A给水泵出口逆止门及炉主给水管路上的逆止门)未能关闭。２）#４除灰空压机操作箱内电源开关无标志.3)２Ａ给水泵反转报警器长期失效，事故中起不到报警作用。四．事故责任考核：1．本次事故构成一般设备事故，公司根据事故性质和造成的后果，依据《企业经营管理目标责任书》有关内容对裕东公司进行相关考核2．按照公司职权划分原则,对裕东公司经营班子的事故责任考核决定另行下达；要求裕东公司对内明确事故责任,采取有效的防范措施，做出对相关责任人的处罚决定。一起发电厂２2０kV母线全停事故分析发电厂母线全停是电力系统中的严重事故,其后果包括发电机组掉闸、直配负荷停电、电网频率、电压下降等，在某些情况下将导致大面积拉路限电、电网振荡或解列。下面介绍一起因处置不当导致发电厂母线全停的案例，以资参考。1事故前运行方式某发电厂为２２０kＶ电压等级,双母线带旁路接线方式，从结构上又分为I站和II站两部分，之间没有电气联系。事故前该厂处于正常运行方式。２事故经过2002-11—０1Ｔ11:35，2２０kVＩI站母差保护动作，母联2245乙开关及2２０ｋＶ4号乙母线上所有运行元件跳闸(包括３条2２０kV环网线路和2台200MW汽轮发电机组,另有1路备用的厂高变开关）。网控发“母差保护动作"、“录波器动作"、“机组跳闸”等光字。事故发生后，现场运行人员一面调整跳闸机组的参数,一面对220ｋV4号乙母线及设备进行检查.11:39，现场报中调22０ｋＶ４号乙母线及设备外观检查无问题，同时申请将跳闸的机组改由2２0kV5号母线并网，中调予以同意。11：４７,现场自行恢复IＩ站厂用电方式过程中，拉开厂高变2200乙-4隔离开关,在合上厂高变2200乙—５隔离开关时，220ｋＶII站母差再次动作,该厂２20kV乙母线全停。１1：50，现场运行人员拉开2200乙－5隔离开关，检查发现隔离开关A相有烧蚀现象。12:01开始，现场运行人员根据中调指令,用220kV环网线路开关分别给IＩ站2条母线充电正常，之后逐步合上各路跳闸的线路开关，并将跳闸机组并入电网,220kＶII站恢复正常运行方式.３事故原因分析（1）直接原因。事故发生后，根据事故现象和报警信号分析,判断为２200乙开关Ａ相内部故障,并对开关进行了检查试验。开关三相支流泄漏电流测量值分别为：A相0．375礎/kV，B、C相为0.０02５礎/kV，Ａ相在交流51ｋV时放电击穿.11月2日，对２200乙开关Ａ相解体检查发现，开关静触头侧罐体下方有放电烧伤痕迹，静触头侧支撑绝缘子有明显对端盖贯穿性放电痕迹，均压环、20屏蔽环有电弧杀伤的孔洞。经讨论认定，该开关静触头侧绝缘存在局部缺陷,在长期运行中受环境影响绝缘水平不断下降,最终发展为对地闪络放电，这是此次事故的直接原因。（２)间接原因。事故发生后，作为判断故障点重要依据的“高厂变差动保护动作"信号没有装设在网控室,而是装设在单元控制室,使现场负责事故处理的网控人员得不到这一重要信息,在未判明并隔离故障点的情况下进行倒闸操作,使事故扩大。4暴露的问题这次事故不但暴露了设备的缺陷，也暴露了运行和管理上的一些问题:(1）开关制造工艺不良，绝缘子存在先天质量性缺陷;(2)保护报警信号设置不合理。此次事故的故障点位于220ｋV母差保护和高厂变差动保护的双重保护范围之内.但“高厂变差动保护动作”的报警信号装设在该厂单元控制室,网控室仅有高厂变开关掉闸信号。这直接导致了在事故发生后中调及网控运行人员无法尽快判断故障点位置;(3）现场运行人员在事故处理中也存在问题。220kV４号乙母线跳闸后,网控值班人员积极按现场规程及反事故预案要求对4号乙母线及所属开关、隔离开关、支持瓷瓶等进行了核查,对网控二次设备的信号进行了核查，但对始终处于备用状态的2200乙开关没有给以充分注意；另一方面，单元控制室的运行人员没有主动与网控室沟通情况,通报“高厂变差动保护动作”信号指示灯亮的情况,导致网控人员在故障点不明的情况下，为保II站机组的厂用电，将故障点合到运行母线上,致使220kVIＩ站母线全停。５防范措施(1）22００乙开关A相罐体整体更换，对原A相套管、CＴ彻底清洗。(2）对2200乙开关B、C相进行交流耐压试验.(3)针对网控室没有2２00乙厂高变保护信号的问题,制订措施进行整改，同时检查其它重要电气设备是否存在类似问题。(4）加强各相关岗位间联系汇报制度，发生异常时各岗位应及时沟通设备的运行情况及相关保护、装置动作信号.(5）加强运行人员的培训工作，提高运行人员对异常情况的分析能力和事故处理能力,保证运行人员对规程、规定充分理解,在事故情况下能够做到全面分析，冷静处理。~~～~～～～～～~~～～~～～～~～～～～~～宁波北仑港发电厂“３．10”电站锅炉爆炸事故分析1９９3年3月1０日,浙江省宁波市北仑港发电厂一号机组发生一起特大锅炉炉膛爆炸事故(按《电业生产事故调查规程》界定），造成死亡2３人，重伤8人，伤1６人，直接经济损失７78万元。该机组停运1３２天，少发电近14亿度。一、事故经过:19９３年3月１0日1４时07分24秒，北仑港发电厂1号机组锅炉发生特大炉膛爆炸事故，人员伤亡严重，死２3人，伤2４人(重伤8人）。北仑港发电厂1号锅炉是美国ABB—CＥ公司（美国燃烧工程公司）生产的亚临界一次再热强制循环汽包锅炉，额定主蒸汽压力1７。３兆帕,主蒸汽温度540度,再热蒸汽温度５40度,主蒸汽流量20０8吨/时.１９93年3月６日起该锅炉运行情况出现异常，为降低再热器管壁温度，喷燃器角度由水平改为下摆至下限。3月9日后锅炉运行工况逐渐恶化。３月10日事故前一小时内无较大操作。14时，机组负荷400兆瓦，主蒸汽压力15。２2兆帕，主蒸汽温度513度,再热蒸汽温度5１2度,主蒸汽流量1154．6吨/时,炉膛压力维持负10毫米水柱，排烟温度A侧1１０度，B侧158度。磨煤机A、C、D、Ｅ运行，各台磨煤机出力分别为78．５％、７3%、59％、38%,B磨处于检修状态，F磨备用。主要ＣCS(协调控制系统）调节项目除风量在“手动"调节状态外,其余均投“自动”,吹灰器需进行消缺,故１３时后已将吹灰器汽源隔离。事故发生时，集中控制室值班人员听到一声闷响,集中控制室备用控制盘上发出声光报警：“炉膛压力?“高高"？、“ＭFT”（主燃料切断保护）、“汽机跳闸"、“旁路快开”等光字牌亮。（炉膛安全系统)FSS盘显示MFＴ的原因是“炉膛压力高高”引起,逆功率保护使发电机出口开关跳开，厂用电备用电源自投成功，电动给水泵自启动成功。由于汽包水位急剧下降,运行人员手动紧急停运炉水循环泵B、Ｃ（此时A泵已自动跳闸）。就地检查，发现整个锅炉房迷漫着烟、灰、汽雾,人员根本无法进入，同时发现主汽压急骤下降，即手动停运电动给水泵.由于锅炉部分ＰLＣ(可编程逻辑控制）柜通讯中断,引起CＲＴ(计算机显示屏)画面锅炉侧所有辅助设备的状态失去,无法控制操作，运行人员立即就地紧急停运两组送引风机.经戴防毒面具人员进入现场附近,发现炉底冷灰斗严重损坏，呈开放性破口.二、事故造成后果:该起事故死亡2３人，其中电厂职工６人（女1人），民工1７人。受伤2４人，其中电厂职工5人，民工１9人。事故后对现场设备损坏情况检查后发现:2１米层以下损坏情况自上而下趋于严重,冷灰斗向炉后侧例呈开放性破口，侧墙与冷灰斗交界处撕裂水冷壁管３1根.立柱不同程度扭曲,刚性梁拉裂；水冷壁管严重损坏，有６6根开断,炉右侧２1米层以下刚性梁严重变形，0米层炉后侧基本被热焦堵至冷灰斗，三台碎渣机及喷射水泵等全部埋没在内。炉前侧设备情况尚好,磨煤机、风机、烟道基本无损坏。事故后，清除的灰渣９34立方米。该起事故最终核算直接经济损失778万元人民币，修复时间１3２天,少发电近1４亿度。因该炉事故造成的供电紧张,致使一段时间内宁波地区的企业实行停三开四,杭州地区停二开五,浙江省工农业生产受到了严重影响,间接损失严重.三、事故原因：该起锅炉特大事故极为罕见,事故最初的突发性过程是多种因素综合作用造成的.以下，仅将事故调查过程中的事故机理技术分析结论综合如下:1．运行记录中无锅炉灭火和大负压记录，事故现场无残焦，可以认定，并非煤粉爆炸。2。清渣过程中未发现铁异物，渣成份分析未发现析铁，零米地坪完整无损,可以认定，非析铁氢爆炸。３.锅炉冷灰斗结构薄弱,弹性计算确认，事故前冷灰斗中积存的渣量,在静载荷下还不会造成冷灰斗破坏，但静载荷上施加一定数量的集中载荷或者施加一定数量的压力，有可能造成灰斗失稳破坏。4.事故发生后的检验结果表明,锅炉所用的水冷壁管材符合技术规范的要求,对水冷壁管断口样品的失效分析证实,包角管的破裂是由于冷灰斗破坏后塌落导致包角管受过大拉伸力而造成的.5.对于事故的触发原因，两种意见:一种意见认为,“3。10”事故的主要原因是锅炉严重结渣。事故的主要过程是：严重结积渣造成的静载加上随机落渣造成的动载,致使冷灰斗局部失稳;落渣入水产生的水汽，进入炉膛,在高温堆渣的加热下升温、膨胀,使炉膛压力上升；落渣振动造成继续落渣使冷灰斗失稳扩大，冷灰斗局部塌陷，侧墙与冷灰斗连接处的水冷壁管撕裂；裂口向炉内喷出的水、汽工质与落渣入水产生的水汽,升温膨胀使炉膛压力大增,造成MFＴ动作，并使冷灰斗塌陷扩展;三只角角隅包角管先后断裂,喷出的工质量大增，炉膛压力陡升,在渣的静载、动载和工质闪蒸扩容压力的共同作用下，造成锅炉21米以下严重破坏和现场人员重大伤亡。因此，这是一起锅炉严重结渣而由落渣诱发的机械一热力破坏事故。另一种意见认为,３月6日～3月10回炉内结渣严重，由于燃烧器长时间下摆运行，加剧了灰斗结渣。这为煤裂角气和煤气的动态产生和积聚创造了条件.灰渣落入渣斗产生的水