事故案例汇编

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……………………84一、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。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。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。（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Ⅱ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。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：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14:46，#2机组值班员监盘发现#8瓦振大报警（56μm，报警值50μm）。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（128μm,报警值125μm），47:28，#8瓦振迅速上涨达82μm，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80μm且#8轴振报警，跳机时#8轴振259μm，#8瓦振86μm），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110×45mm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。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。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100µm，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，Ⅱ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Ⅱ-1高加有１根U换热管产生纵向裂开，弯曲的换热管束中发现１根U型换热管存在１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，平时晃动度大，也是本次轴瓦振动增大的原因之一。（二）II-#1高加“闪蒸爆破”的原因1.II-1高加有１根U换热管产生纵向开裂，大量过饱和水进入汽室，瞬间转化为蒸汽，使体积剧烈膨胀致压力骤升，由于筒体与换热管束间空间较小，导致筒体内局部瞬间增压发生爆裂，是本次高加“闪蒸爆破”的主要原因。2.从现场检查发现，高加壳侧筒体从中下部整圈断开，上部筒体向上顶起。筒体部分外连管路拽断，下部筒体断开处，已局部变形减薄，弯曲的换热管束中发现１根U型换热管存在１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。高加设备运行时间长、使用寿命已到极限，是本次高加闪蒸爆破的直接原因。3.由于高加定期检验、技术监督方法、技术上有局限性，运行达10万小时的高加对内部钢管、管束、隔板状况不了解。三、暴露问题1.运行人员工作不认真，责任心不强，运行分析、岗位分析、事故预想不充分。技术水平低下，安全技术培训不到位。运行人员安全意识淡薄,思想麻痹，运行管理存在严重管理漏洞。2.厂用蒸汽带有重要负荷，却没有实施有效管理，冬季防寒防冻各项措施未落实到具体工作上，反映出生产管理不力，责任制落实不到位，对上级各项工作要求执行力不够。3.由于设计、安装等原因，设备系统固有的一些问题没有得到根治。如虽然对部分测量、保护取样改造为三取二，但仍有一些主机保护、重要辅机保护未实现；高加水侧旁路为电动传动机构，切换时间达2分钟54秒，不利于保护水侧等。4.对设备存在的安全隐患治理不及时，设备管理责任落实不到位。5.高加设备运行时间长、使用寿命已到极限。四、防范措施1.加强运行规范化管理，对不认真监盘现象举一反三，强化运行人员的责任意识，严格两票三制执行，加强运行监视、调整，切实提高监盘质量。认真抓好技能培训，加强运行分析、异常分析和事故预想，开展反事故预想演练，提高运行人员对事故的辨识和处理能力。2.修订厂用蒸汽的使用管理办法，做好全厂冬季供热用汽管理工作，确保轴封供汽参数稳定。3.对高加起停程序和高压加热器水侧旁路的电动执行传动机构进行调研比较后改进，优化保护配置、缩短水侧切除时间。针对目前轴封温度控制回路没有报警信号，增加轴封供汽温度报警信号；尽快恢复轴封温度自动调节系统。4.对高加泄漏监测装置进行调研，利用先进技术对高加泄漏情况实时监测。5.委托省电力科学研究院提前1年对#1机组Ⅰ-#1、#2机组Ⅰ-#1高加在11月30日前再次按《压力容器定期检验规程》进行检查。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一、事故经过事故发生前，××电厂#1机组负荷350MW，主汽压力16.9MPa，主汽温度566℃，给水流量1067t/h，总给煤量224t/h，CCS协调投入，RB投入，磨煤机电机1A、1B、1D、1E、1F运行，1A电泵、1C电泵运行。20:55，1B电泵电机带泵空载试转完2小时，电源由#1机10KV1B段倒至#1机10KV1A段。20：58，启动1B电泵，启动过程中，#1机10KV1A段母线电压瞬时由10.3KV降至8.9KV后恢复至10.3KV，1B电泵运转27分后（即21:25分），1B电泵电机电源开关差动保护动作，电机跳闸。二、事故原因：1B电泵电机开关跳闸原因为差动速断动作，动作电流（二次值）为119.72A，动作时间为64ms，电机额定电流为648A，动作电流整定值为25.9A（二次值）。电机跳闸后，立即通知绝缘组对电机进行绝缘测试，测试结果：电机三相对地绝缘为零，判断电机定子绕组绝缘损坏。将1B电泵电机冷却器吊出检查，初步查看为定子三相短路，电机靠近中性点接线盒处端部线圈烧毁严重。经过进一步检查发现，固定风扇的螺丝及垫片有一处缺失；初步判断：由于电机运行中电动力大，固定风扇螺丝没拧紧，运行中脱落，进入电机定子端部，在电动力的作用下，将电机绝缘损坏，导致电机烧损。具体原因待电机送至上海电机厂，将电机解体检查后，做进一步分析。三、暴露问题1.经解体检查发现，上海电机厂此类型电机存在装配质量问题，风扇紧回螺栓存在松动现象，是造成螺栓脱落电机烧损的主要原因。2.××电厂对电机进厂后的验收检查、质量把关不严，未能及时发现存在的质量问题，人员技术水平有待进一步提高。四、防范措施：1.4月24日晚上22点，将电机发往上海电机厂，电厂技术人员和物资公司人员赶往上海，会同上海电力修造厂、电机厂对电机烧损进行事故分析，进一步查找事故原因。同时，与上海电机厂进一步商定维修计划，预计5月13日左右恢复完毕。2.利用#1机组调停机会，对1A、1C电泵电机进行解体检查，发现问题及时处理，防止类似事故的发生。3.制定#1机组B电泵退出备用情况下的运行监视、操作措施，确保机组运行安全。4.鉴于周边××电厂同样发生过两次上海电机厂生产的给水泵电机烧损事故，电厂计划安排人员到其他大电机生产厂家进行考察，尽可能选择产品质量可靠的电机，做好事故备品的存储工作。5.做好技术监督工作，对电机做好预防性试验工作。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、跳闸一、事故经过14:36:24，运行人员监盘发现1B引风机振动大报警，立即调整1B引风机动叶减负荷，并派人到就地检查，14:37:16，1B引风机跳闸。运行人员就地检查发现电机联轴器断裂。检查跳闸原因为DCS侧引风机B轴承水平振动上上限越限，综合保护装置为零序过流电气保护动作。打开引风机轴承箱上部壳体大盖，发现风机与电机连接轴保护罩开焊脱落，脱落后与推力轴承室相连接的对轮螺丝产生摩擦导致保护套被打烂。叶片有五片轻微划痕，内部风箱支撑杆落在引风机入口处，风机与电机传动轴有变形情况。二、事故原因经多方技术人员讨论和最终确认，认定此次1B引风机跳闸原因为风机与电机连接轴保护外罩与推力轴承盖固定不牢固，故障初期输出轴保护外罩和推力轴承连接对轮摩擦造成输出轴与电机振动大，随后风机与电机连接轴保护外罩整体脱落和推力轴承连接对轮产生很强的制动力。由于1B引风机振动，各轴承温度、电动机各保护在未达到保护动作值前，电动机仍在高速运转，导致承载力较小的电动机轴严重疲劳损伤，电动机轴被拔出，对轮连接处疲劳断裂电动机轴严重弯曲。当水平振动达到了跳闸值，1B引风机跳闸联跳1B送风机跳闸。电动机转子与线圈摩擦造成线圈绝缘损坏电动机综合保护装置零序保护动作。三、暴露问题：1.由于现场设备安装方对1B引风机输出轴保护外罩与推力轴承盖连接未按厂家要求进行（由于输出轴保护外罩尺寸不符合实际应插入推力轴承盖内35mm（从测量1A引风机实际尺寸和观察1A引风机实际安装情况得到）的安装要求），安装采取的临时措施为点焊不能满足实际运行要求，导致输出轴保护外罩长时间运行后开焊脱落，给生产维护埋下严重的事故隐患（本次事件的直接原因）。2.设备厂家提供的1B引风机输出轴保护外罩尺寸不符合实际安装要求，给生产维护埋下严重的事故隐患（本次事件的间接原因）。3.现场施工验收人员在验收时未认真现场实地验收，未及时发现事故隐患，给生产维护埋下严重的事故隐患。4.引风机设计时未考虑输出轴较长，此轴振动后会造成电动机等设备严重损坏，未加入振动等检测装置为运行监控提供可靠的监控手段，为事故扩大埋下了隐患。四、防范措施：1.立即对全厂送、引风机逐台停运进行风机与电机连接轴保护外罩与推力轴承盖固定方式及牢固性的检查，消除设备隐患以确保各风机运行正常。2.加强对改造设备的到货、安装、试运期间的过程验收工作，确保按照技术协议和厂家安装工艺要求完成设备安装调试工作。3.增加引风机输出轴的振动检测及保护装置，使之发生振动后运行、检修人员能够及时发现和停运相应设备避免损失扩大。4.运行、检修人员加大巡检力度和采取先进测试手段，加强对运转设备的过程监督，确保设备运行正常。5.加大对运行、检修人员的培训力度，使之及时发现设备深层次隐患，提早进行消除避免设备损失。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××电厂由于一次风机电动机端盖内圈有斜度的设备缺陷，出现轴承受力不均，在一次风机电机启动过程中发生电机轴承损坏事故。一、事故经过16:15，#6炉由于风室漏渣，造成布风板流化不均，燃烧恶化，于18:08停炉，18:23＃6汽轮机打闸停机，18:15停止各风机运行，风机停运前轴承温度57℃。23:55，为了缩短停炉检修时间，加强设备通风冷却。00:00检查61一次风机油位、冷却水、电动机前、后轴承温度都正常，（前轴承温度为34.08℃）61一次风机入口风门开度为0%，出口风门处于全关状态，具备风机启动条件。00:03启动61一次风机电流由0A↗48A↗70A时，发现61一次风机前轴承冒烟且烧红，巡检立即手动打事故按钮停运，紧急停运后前轴承温度为34.5℃，后轴承温度为32℃；本次61一次风机从启动到停止时间共用了39秒，由于启动时间短,轴承温度没有直观显示出来。二、事故原因3月1日，对61一次风机电动机前轴承检查时有磨损，两盘均更换为ZWZ轴承（原球轴承瓦轴NU为FAG），中途补油。5月10日，此台电机由于气隙不均匀，外委西安电机厂进行检修，对电机更换磨损槽楔、定子浸漆绝缘、转子测量平衡、更换前轴承套、整机保养、试验。5月14日返厂安装后安装于61一次风机投入运行，6月11日设备点检时发现61一次风机前轴承有轻微异音，但振动、温度均正常，设备技术部制定防范措施观察运行。6月14日00:03启动61一次风机通风冷却锅炉时，由于电动机转子前后轴承台、及后轴承套磨损，在启动力矩大时，导致启动时扭矩大轴承损坏，主要为：1.西玛电机质量确实存在问题，曾与厂家多次进行研究、分析，部分电动机端盖内圈有斜度。这样就会出现轴承受力不均，引起发热、损坏，且轴承运行时散热不均，前轴承温度无法就地进行检查，只能根据DCS画面监督运行。2.设备检修质量存在问题，根据厂家规定，轴承补油脂周期为2000小时，但该轴承运行小时约只有1870小时，且5月10日进行过检修和维护保养。3.电机转子可能存在较大轴电压，在此电压下电机产生严重的轴电流，电流通过转子和轴承时发生放电现象，使轴承与转子间的摩擦阻力加大，轴承温度迅速上升，温度升高造成了轴承盒与轴承外套配合出现问题，引起轴承与轴承外套相对运动并磨损轴承盒外盖和内套；由于磨损严重，电机驱动端轴承出现位移，造成转子驱动端与非驱动端不同心，轴承径向受力不均，致使轴承滚柱与内套磨出划痕损坏。三、暴露问题设备技术部对设备管理不到位，对设备质量问题不能严格要求厂家进行处理。四、防范措施1.加强设备管理，发现设备异常时，及时停运对设备进行检查维修。2.对所有西玛电机轴承外送进行油隙、硬度、强度等质量检验。3.进一步提高检修质量，保证设备安全可靠运行。4.严格执行给油脂标准。5.组织相关技术人员对西玛电机进行技术论证和技改。案例10：××电厂＃1机组给水泵电机绝缘损坏事故一、事故经过事故发生前，××电厂＃1机组正常运行，有功负荷210MW，#1-3、#1-2给水泵运行，#1-1给水泵备用。11:50，#1机司机发现#1-3给水泵固定端轴承温度异常变化，派人到就地进行检查，检查人员在10米平台发现该泵两端冒汽，主泵进口滤网前法兰漏水大，且向#1、#2给水泵方向喷水，立即返回集控室汇报班长。11:55，班长下令将#1-3给水泵切换为#1-1给水泵运行。11:56，在进行给水泵切换过程时，6KVⅠB段接地及直流220V接地信号发出，同时#1-2给水泵跳闸（差动保护动作），机组负荷减至100MW。12:03，值长汇报市调，#1机组给水泵管道泄漏，现场汽水泄漏大，可能要停机，市调同意。12:04，停运#1-3给水泵，12:17，在隔离#1-3给水泵过程中，#1-1给水泵跳闸（差动保护动作），#1机解列，汇报市调。经检查，#1机#3给水泵固定端轴瓦损坏，#1机#2给水泵电机端部小连线烧断（1支），#1机#1给水泵电机端部线圈损坏（2支）。二、事故原因1.#1-3给水泵固定端轴承进油节流缩孔处局部堵塞，进油不畅，造成固定端轴瓦温度升高，轴瓦钨金受热融化，引起给水泵振动，导致主泵前滤网进口法兰泄漏。2.#1-3给水泵主泵前滤网进口法兰泄漏，泄漏的水汽喷向#1-2、#1-1给水泵并渗入电机内部，致使电机绝缘破坏，连线及线圈受损，相继发生差动保护动作跳闸。三、暴露问题1.运行人员监盘质量差，未及时发现#1-3给水泵轴瓦温度异常、振动异常现象，处理过程中未判断出事件发生的根本原因。2.未设计给水泵轴承温度高声光报警，轴承温度、振动超限保护。3.未定期进行给水泵油质监测。4.事故应急处理经验不足，未充分考虑到给水泵管道泄漏对相邻电机造成绝缘损伤，处置不及时。5.由于我厂综合配套改革的实施，大量生产一线骨干人员提前退休，致使生产一线人员变化大，部分新上岗人员，技术技能水平还有一个提高的过程，实战经验相对欠缺，特别是机组出现异常状况，应对处置能力不足。案例11：××电厂6#机组主油泵小轴因制造质量不良断裂事故一、事故经过××电厂6#机组A及检修后启动并网，8月18日分别做了OPC超速试验、电超速试验、机械超速试验。8月19日21:10，#6机负荷105MW，主油泵出口压力为1.98MPa，润滑油压0.16MPa，过热蒸汽温度535℃，再热蒸汽温度528℃，真空-73.3kpa，给水温度227.5℃，各轴承振动除三瓦X方向振动为95.9微米（合格为≤126微米），不在优良范围内，其余均在优良范围内，其他各相关参数运行正常，各主保护投入运行。21:11:26，润滑油压力由0.162MPa突降至0.011MPa，润滑油压低保护动作,同时主油泵油压由1.98MPa突降至0.02MPa，汽轮机跳闸，主汽门关闭，发电机逆功率保护动作，发电机解列，同时联动交流润滑油泵投入运行，润滑油压由0.01MPa升至0.162MPa，汽轮机主油泵油压由0.02MPa升至0.2MPa。21:17:50，汽轮机转速升至3000转/分，主油泵油压仅为0.2MPa，就地检查发现带动主油泵小轴不转动，确认主油泵故障，汽轮机打闸停机，并汇报相关领导。二、事故原因小轴断裂事件发生后，及时组织电科院专家、公司技术研究院专家进行现场分析，并与东方汽轮机厂家设计相关人员沟通，初步分析小轴断裂事件的原因可能为：1.主油泵小轴设计存在缺陷，主油泵轴肩倾根倒圆角偏小，仅为0.4，容易产生过度角应力集中，致使小轴断裂，机组A修中，小轴由热态变为冷态，然后再变为热态，小轴热应力发生变化，以及超速试验，加速了小轴断裂的时间。东汽厂家告知，7月份，河北德州电厂30万机组，与我厂结构完全相同，也发生小轴断裂事件，发生位置与我厂相同；2.小轴热处理存在缺陷，致使发生脆性断裂。根据本次开机后一瓦振动值很小，及小轴断裂端口齐平，细密无任何疲劳特征，认为发生断裂可能是在小轴热处理时存在缺陷，导致脆性断裂。3.加工工艺不良。在本来设计不合理的情况下，加工时稍加疏忽，过度角更容易产生应力集中，致使发生断裂事件。三、暴露问题针对设计存在问题，未能按照非常规手段进行监督检查，仍按照标准检修方法是不能满足正常生产要求。四、防范措施1.在设计单位没有变更设计方案前，每次A级检修中对主油泵小轴变截面进行返厂检查。2.将汽轮机主油泵的相关备件，准备齐全，并列入紧急事故备品备件中，做好应急措施。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一、事故经过××电厂试运以来，多次发生一次风机叶片断裂，严重影响了机组安全运行。二、事故原因1.叶片多次断裂原因是风道气流激振力引起叶片疲劳断裂。2.激振力来源为出口风道形状缺陷未完全消除，现有叶片材料、强度不能满足目前风道系统运行要求。3.由于东北设计院未与哈锅及时配合，造成一次风机出口风道形状设计不合理,2012年7月一次风机风道改进后,虽然效果比较明显，但是#2机组持续运行114天，仍然出现叶片断裂,现场分析认为,改造方案仍不彻底，斜支撑包覆在一次风机出口风道中，仍存在明显涡流。三、治理方案针对上述问题，专家建议对一次风机出口风道进一步优化，同时要求上鼓厂消除叶片铸造缺陷，提高叶片强度及延展性。具体方案如下：1.目前准备一次风机叶片备件，保证生产正常，同时加快风道改造方案的落实及改造前的准备工作。2.要求哈锅提出斜支撑的改造措施并校核钢梁，同时设计院配合临时支撑基础的设计。3.要求设计单位按照设计规范对现有风道流线进行改造。通过反复讨论，建议方案为：把一次风机出口风道改为圆形风道，将斜支撑移出风道外，风机出口到原风道过渡部分的角度控制在7-11°,将原挡板门后移与垂直风道连接，从而降低改造费用。4.要求上鼓厂按引进技术优化叶片设计，提高叶片强度，调整叶片固有频率，以避免有害激振频率对风机叶片的损害；对一次风机叶片拍片检查区域增加叶根圆弧区，并增强叶片的制造强度；对风机进气室采用导流板技术，消除进气涡流。5.经过对一次风道振动频谱初步分析后，发现有气流高频激振，进一步对一次风机风道内气流频率进行频谱分析，查找有害频率点。6.请西安热工院对本次风道设计方案及有关进出口导流措施进行对比模拟计算。7.在机组停运期间，对一次风机叶片进行着色探伤检查，逢停必检。要求上鼓厂提供一次风机一级、二级叶片各五片。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一、事故经过事故发生前，××电厂#2机组负荷275MW，#1、#2、#4磨煤机运行，汽泵运行，投2支大油枪，4支小油枪，燃油1.4T/H。#22引风机动叶开度89%，电流379A（#21引风机振动大停运检修）19:26，#22引风机振动突增，水平和垂直振动分别从3.5mm/s和2.1mm/s都突增至20mm/s，风机电流从379A先升至402A，6秒后下降至330A。19:28值班员就地确证振动大紧停#22引风机（#21引风机于3月30日07:35运行中振动值从3.1mm/s突增到19.9mm/s，叶片发生断裂，正在检修），两台引风机停运致使#2机组停机。对引风机上风壳解体检查，均发现各有一片叶片断裂掉下，其它叶片端部存在不同程度弯曲损伤，两台引风机叶片断裂后及其损坏情况极其相似。二、事故原因由于该叶片表面耐磨层材料与基材膨胀系数不同或加工耐磨层时工艺不符合规范要求，形成表面裂纹源，在运行过程中裂纹不断扩展导致叶片最终断裂。三、暴露问题1.叶片母材材质为15MnV，与表面耐磨合金防腐层材料热膨胀系数不同是导致产生裂纹源的初始原因。2.未考虑到母材为15MnV的叶片性能特征与风烟道结构布置有关。3.运行时间不足47天两台引风机叶片相继断裂，估计叶片选材存在问题。4.引风机改造前的设备招标，对订购的引风机整体设备技术性能认识不深，把关不严。5.设备招标时未充分考虑到叶片等其它部件的事故备件，致使引风机故障后不能及时恢复。6.#21引风机故障后，正值#1机组处于停备状态，没有及时与调度联系进行机组停备切换，致使#22单台引风机运行，最后导致#22引风机故障后机组被迫停运。四、防范措施1.对原叶片进行全面检查、探伤、整形，对叶片进气边三分之二以下的耐磨层进行打磨去除，并按工艺规定进行详细检查。2.在叶片进气边背面底部40mm到160mm（120×80×8）的范围内增加补强块，其材质与母材一致，并进行焊后热处理。3.上海鼓风机厂制定工艺修复方案，对耐磨层的打磨、焊接、热处理进行全过程监控，确保叶片的修复质量。4.考虑到叶片的损坏数量，本次修复采用半数叶片（12片）恢复运行方案，其余修复的叶片作为备件。5.2台风机修复装配完成后，在风机厂做动平衡试验。6.上海鼓风机厂派遣技术人员到现场指导安装、检查、消缺、调试等相关工作。7.上海鼓风机厂提供两台引风半数叶片运行时的特性曲线。8.机组运行过程中，要求运行值班人员严格执行定期巡检制度，加强运行过程中的温度、振动、电流等参数的监视，并做好可靠性分析，发现异常及时采取措施，防止次生事件发生，将损坏降低至最小程度。9.检修人员要统筹安排好设备的计划检修和日常维护工作。“逢停必检、检必细致”，严格执行技术监督管理要求。10.新叶片耐磨层采用超音速喷涂，叶片迎风面喷涂厚度0.1～0.3mm，进气边0.3～0.4mm。11.为增加叶片刚度，改善叶片特性，在叶片进气边背面底部40mm至160mm的范围内加整体的补强部分，并在出厂前进行静频测量。12.提前考虑事故备件的储备。（1）聘请专家汇诊。第一步：就本次叶片断裂情况，我厂与厂家技术人员汇同神华国能技术研究院、苏州热工院技术专家就叶片硬度、耐磨层施工工艺、材质热处理、检验等方面进行深入研究，基本上已就叶片断口发生、发展期、加速期、断裂期特征达成共识。第二步：要对引风机运行过程、风场动力特性、烟道系统布置、结构等方面进行进一步研究，并得出结论，同时制定针对性防范措施及改造方案。（2）在苏州热工院出具综合分析可行性报告后，提前做好机关备件（包括叶片）的储备工作。13.加强设备监造管理，提高设备过程监控和工艺验收能力。（二）设备着火事故案例14：××电厂电缆着火事故×年×月×日16:20左右，××电厂#2炉A磨西侧7.5米标高电缆桥架与#1电缆竖井结合部着火，火势很快蔓延至8.7米层等离子配电室、4.2米层锅炉400V配电室、8.7米层发变组保护室，造成××电厂#2、#1机组相继跳闸。17:40左右，现场火情基本得到控制。一、事故前工况事故发生前，××电厂500kV系统正常方式运行，#01高备变热备用。#1机组正常运行，有功负荷450MW，主汽压力20.68MPa，主汽温度545℃，主汽流量1392t/h，总给煤量298t/h，机组投协调控制方式，B、C、D、E、F磨煤机运行，A磨煤机备用，A、B电动给水泵运行。#2机组进行168小时试运，有功负荷380MW，主汽压力17.02MPa，主汽温度552℃，主汽流量1155t/h，总给煤量249t/h，机组投协调控制方式，B、C、D、E、F磨煤机运行，A磨煤机备用，B、C电动给水泵运行。二、事故经过16:20左右，电建公司人员李××、纪××巡视检查过程中，发现#2炉#1电缆竖井8.7米标高处有火情，立即用灭火器灭火，纪××电话报告电建公司汽机队负责人陈××。16:20左右，#2机机组长谢××相继接到#2炉巡检员杨××和#1炉巡检员许××报告，汇报#2炉A磨西侧7.5米标高电缆桥架与#1电缆竖井结合部冒烟，机组长谢××通知电建公司试运现场负责人高××派人检查。16:23，集控楼火灾报警系统发8.7米层火警（事故后核对设计图为发变组保护室），值长派#1机组巡检员孔××检查火警情况。孔××首先检查机侧8.7米层#1机10kV配电室和励磁小间无异常，然后返回集控楼4.2米层，检查发现锅炉400V配电室内有烟从东墙处穿墙电缆桥架进入，但没有明火，立即汇报值长。随后孔××检查与锅炉400V配电室相邻的汽水取样间未见异常，又返回锅炉400V配电室，发现东侧穿墙电缆桥架处已经着火，随即返回集控室向值长汇报。16:28:08，#2机组DCS发“2号发变组保护C屏公用变差动保护动作”、“2号发变组保护C屏高厂变差动保护动作”报警，但机组未跳闸，机组长谢××派#2机主值杨××去8.7米层发变组保护室检查，杨××检查发现#2机组发变组保护E柜“出口断路器全停”报警灯亮，同时发现东南角天花板处有烟雾冒出，保护室外走廊吊顶有烟雾冒出，汇报机组长谢××，要求增派人员查找火源。16:31:23，#2发电机跳闸，机组联锁保护动作，汽机跳闸、锅炉“MFT”动作，10kV厂用电切换不成功，#2机交流润滑油泵未联启，直流润滑油泵联启，空、氢侧直流密封油泵联启。约16:37，操作员站全部黑屏。16:52:25，#1汽轮机AST电磁阀直流电源因直流馈电屏（发变组保护室内）烧损失电，“ETS”保护动作机组跳闸，厂用电切换成功，交流润滑油泵联启。16:58:00，#1高备变跳闸，厂用电全部失去，操作员站全部黑屏。三、事故原因1.直接原因集控楼0米精处理#1检修电源箱进线电缆在#2炉A磨西侧7.5米标高电缆桥架与#1电缆竖井结合部存在缺陷，长时间电流热效应导致绝缘破坏，造成电缆短路，产生电弧引燃电缆，是此次着火事故的直接原因。故障电缆型号为ZRC－YJY－1，规格3X25+1X16mm2，安徽江淮电缆集团有限公司生产。2.事故扩大的原因（1）事故段电缆阻燃性能不符合设计要求是造成本次事故扩大的主要原因。现场燃烧试验，直观判断该段电缆基本不具阻燃性能。现场截取样段委托辽宁省技术监督局检测院检测，电缆检测结果为阻燃试验C类不合格，检测报告见附件9。（2）部分电缆桥架及竖井隔断、穿墙孔洞封堵施工封堵不良且未按设计要求施工，未能有效阻断火势蔓延，是造成本次事故扩大的原因之一。（3）16:27:50，#2炉B4等离子点火装置因控制电缆烧损短路，使绝缘已被烧损的直流输出电缆在起火区域拉弧放电57秒，进一步助推了火势的发展，是造成本次事故扩大的原因之一。3.火势蔓延走向约16:20，#2炉A磨西侧7.5米标高电缆桥架与#1电缆竖井结合部电缆着火，由此引燃周围电缆（该区域电缆密集，为多路电缆交汇处），火势沿电缆向三个方向发展：一路经#1电缆竖井，在受限空间内加速燃烧，并在烟囱效应作用下火势快速上行；一路沿#2炉A磨西侧7.5米标高电缆桥架向南蔓延到#2锅炉侧；一路经#2电缆竖井向上蔓延至#2炉热一次风道上方电缆桥架。火焰在#1电缆竖井内向上蔓延，经与#1电缆竖井相连的穿墙桥架相继进入8.7米层等离子配电室和4.2米层锅炉400V配电室。火焰进入4.2米层锅炉400V配电室后，沿电缆穿层孔洞上行进入8.7米层发变组保护室。在#1电缆竖井中，烟气上行快于火焰的上行，烟气从通往8.7米层电缆桥架穿墙处进入发变组保护室外走廊上方的吊顶夹层内，充满整个吊顶夹层，经该夹层内墙上的四个照明线管穿墙孔洞直接进入发变组保护室，导致发变组保护室靠近孔洞的感烟测点在16:23首先发出火灾报警。四、暴露问题1.事故段电缆制造质量不良是本次电缆着火事故的直接原因，也是火势扩大的主要原因。暴露出电缆生产厂家产品质量意识不强、质量检测把关不严等诸多问题；也暴露出建设单位、施工单位和监理单位在设备验收、现场检验各环节工作不细、把关不严等问题。2.现场检查发现，部分电缆桥架及竖井隔断、穿墙孔洞封堵未按设计要求施工，暴露出施工单位施工管理不严，擅自改变设计，电缆封堵质量不良等问题，给安全生产留下重大隐患。3.监理单位未能按监理职责对施工过程进行全程监督，验收把关不严，致使不符合设计要求的施工项目得以实施和通过验收，暴露出监理单位管理不到位，工作人员责任心不强、年龄偏大，