课件：发电设备事故分析与预防.ppt

发电设备事故 分析与预防,刘 俭 教授级高级工程师 Tel13910887757 Email ,主 要 内 容,1.事故分析预防理论概述 2.发电厂典型设备事故分析与对策 3.设备事故的预防,1.事故分析预防理论概述,1.1 事故学理论是安全科学理论体系的基础 1.1.1工业发展史就是与事故作斗争的历史 从简单的事故分析到系统安全工程； 从事后型的“亡羊补牢”到预防型的本质安全； 从事故致因理论到安全科学原理。,1.事故分析预防理论概述,1.1.2牢固树立事故是可以预测预防的观念 生产事故的发生虽然有其突发性和偶然性，但事故是可以预测、预防和控制的。 “我们相信，除人力不可抗拒的自然灾害外，通过我们的努力，所有事故都应当可以预防；任何隐患都应当可以控制”。,1.事故分析预防理论概述,1.2事故预防理论的发展 1.2.1事故学理论 以事故为研究对象 1.2.2危险分析与风险控制理论 以危险和隐患为研究对象 1.2.3安全科学原理 以安全系统为研究对象,1.事故分析预防理论概述,1.3发生事故的原因 人类从事的生产过程都是利用能量作功的过程。一旦能量失控，就可能引发人身或设备事故，因此生产系统存在固有危险。 事故的直接原因： 人的不安全行为 机（物）的不安全状态 环境的不安全因素 事故的间接（根本）原因： 安全管理不到位,管理,1996.1.19北京西部停电事故简介,245MW,50MW,160MW,4MW,事故直接责任者,肇事吊车,需移动的汽车,1996.1.19北京西部停电事故简介,1996.1.19北京西部停电事故简介,（1）事故直接原因： 人的不安全行为违章操作, 吊车碰线 物的不安全状态电网结构薄弱 电厂全停保厂用电问题 220kV开关缺陷 低周减载容量不足 通讯电源消失等等 环境的不安全因素电网运行环境恶劣，外力 破坏严重 （2）事故间接（根本）原因： 施工管理、电网管理、设备管理等等均不到位,1.事故分析预防理论概述,1.4设备事故的特点 设备寿命周期内故障变化规律（浴盆曲线）： 第一阶段：故障初发期 第二阶段：故障偶发期 第三阶段：故障频发期 设备是基础 人员是根本 管理是关键 “事故的原因有技术问题也有管理问题，主要是管理问题；有设备问题也有人的问题，主要是人的问题。管理问题和人的问题集中反映了领导者的管理思想问题。”,1.事故分析预防理论概述,1.5电力设备事故分类 根据事故影响电力系统正常运行和社会正常供电的严重程度或者直接经济损失的数额等情形，事故等级分为特别重大事故、重大事故、较大事故和一般事故。 特别重大事故：造成1亿元以上直接经济损失的。 重大事故：一次减少出力占电网负荷12以上，或者装机容量1800兆瓦以上的发电厂，因一次故障造成全厂对外停电，或者造成5000万元以上1亿元以下直接经济损失的。,1.事故分析预防理论概述,较大事故： （1）装机容量1200兆瓦以上1800兆瓦以下的发电厂，因一次故障造成全厂对外停电。 （2）发电机组因一次故障造成非计划停运时间超过45天。 （3）供热机组装机容量200兆瓦以上、装机数量2台以上的热电厂，在当地人民政府规定的采暖期内，发生全厂对外停止供热且持续时间36小时以上。 （4）造成1000万元以上5000万元以下直接经济损失的。,1.事故分析预防理论概述,一般事故： （1）装机容量600兆瓦以上1200兆瓦以下的发电厂，因一次故障造成全厂对外停电。 （2）发电机组因一次故障造成非计划停运时间超过30天。 （3）供热机组装机容量200兆瓦以上、装机数量2台以上的热电厂，在当地人民政府规定的采暖期内，发生全厂对外停止供热且持续时间24小时以上。 （4）造成300万元以上1000万元以下直接经济损失的。,1.事故分析预防理论概述,1.6安全工作应该以什么为中心？ 是以事故控制为中心还是以风险预控为中心？ 是以减少事故为目的还是以安、健、环为目的？ 个人观点：安全工作应该以风险预控为中心！ 以安全健康环保为目的！ 原因：理念以人为本、风险预控； 方法关口前移、超前控制； 现实事故标准差异，信息不畅,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.1锅炉事故 2.1.1炉膛爆炸 炉膛煤粉化学爆炸 “三要素”同时存在： （l）炉膛内积存高挥发份的煤粉与空气积存，含氧量16，如：点火前炉膛内燃料积聚过多；炉膛漏风严重；炉膛灭火保护装置故障或退出运行等。 （2）煤粉与助燃气体混合浓度达到爆炸浓度范围。 （3）炉膛内有足够的点火能源产生明火。 炉膛物理爆炸 （1）炉内大面积承压部件爆破引发炉膛外爆炸。 （2）炉膛压力、送吸风机联锁保护拒动引发炉膛内爆炸。,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）防止煤粉爆炸“三要素”在炉膛内同时存在； （2）制定防止锅炉灭火放炮的措施，并严格执行； （3）确保锅炉燃烧监控装置（FSSS）正常运行； （4）加强燃煤的监督管理，对燃煤应逐批分析，合理调用燃煤比例； （5）严格执行锅炉运行操作规程； （6）当炉膛已局部灭火、濒临全部灭火及全部灭火时，严禁投油助燃。当锅炉灭火后，要立即停止燃料供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.1.2炉内“四管”爆漏 受热面管壁超温运行； 磨损造成承压管壁减薄； 管内化学腐蚀或管外高温腐蚀； 膨胀受阻，管壁被拉裂泄漏； 材质不良或错用钢材；焊接质量缺陷； 吹灰器疏水不畅造成冷激龟裂泄漏； 汽水品质恶化，水冷壁结垢，造成管壁腐蚀、过热； 安全阀失灵造成超压,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）锅炉在设计、制造、安装时应严格执行相关标准； （2）加强管理，制定完善的操作规程并严格执行，严 禁超温运行； （3）加强设备的检测与维修，确保安全阀、压力表、 水位表炉管测温元件和其他安全装置的完好运行； （4）承压部件管材在购置、安装及检修时严把质量关； （5）安装先进的炉管泄漏检测自动报警装置，以提前 发现泄漏点，并采取有效接施，防止承压部件 爆漏事故的扩大； （6）严格控制锅炉汽水品质,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.1.3 炉外汽水管道、阀门、联箱、管座爆漏 主蒸汽再热汽管道故障爆漏； 承压设备管道热疲劳漏泄； 管道、管件焊口有裂纹、夹渣； 管道疏水不充分，发生水击； 材质不良或错用钢材； 管壁厚度不符合要求,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）对采用特种耐热合金钢材的管道设计和管材的定货、验收、制造、存放、安装、焊接、热处理和探伤检测要求严格； （2）在施工、维护、检修中严格执行金属监督规程，材料在使用前应查验合格证及材质化验单；材料在存放时，应进行分类保管，避免混淆，防止错用； （3）及时发现泄漏点，采取有效措施，防止承压部件爆漏事故的扩大； （4）合理设计管道支吊架，保证管道足够的膨胀裕度； （5）经常检查个管道膨胀情况，并做好记录，并定期对记录分析，发现问题，及时采取对策处理,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.1.4汽包满、缺水事故 汽包水位计失灵、水位保护拒动; 给水调节系统故障; 运行人员疏忽大意，处理不及时 对策： （1）锅炉汽包应配备2套就地水位表和3套差压式水位测量装置，2套就地水位表中的1套可用电极式水位测量装置替代。 （2）锅炉汽包水位的调节、报警和保护应分别取自3个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号，并且该信号应进行压力，温度修正。,2.发电厂典型设备事故分析与对策,（3）每个水位测量装置都应具有独立的取样孔。不得在同一取样孔上并联多个水位测量装置，以避免相互影响，降低水位测量的可靠性。 （4）锅炉汽包水位保护的设置、整定值和延时值随炉型和汽包内部部件不同而异，具体数值由锅炉制造厂负责确定，各单位不得自行确定。 （5）锅炉汽包水位的监视应以差压式水位测量装置显示值为准。 （6）差压式水位测量装置进行温度修正所选取的参比水柱平均温度应根据现场环境温度确定，并且应定期根据环境温度变化对修正回路进行设定。 （7）锅炉水位保护未投入，严禁锅炉启动。 （8）加强运行人员应急处理能力培训,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.2汽轮机事故 2.2.1油系统火灾 管道、阀门、法兰等破裂泄漏，油档、轴承箱渗油； 漏油遇高温管道、汽缸体或电火花、明火 对策： （1）设计安装方面，汽轮机油系统管道应尽可能装在蒸 汽管道下方，管道的连接少用法兰、螺栓，尽可能使用焊接； （2）使用套装油管路、抗燃油。 （3）法兰严禁使用胶皮垫、塑料垫、或其它不耐油、不耐高温的垫料； （4）加强热力管道的保温，保温层外应加装白铁皮； （5）汽轮机主油箱应装设事故放油门和事故油箱； （6）加强管理，严防外来火种；采取防静电措施； （7）消防措施齐全，配置足够的消防器材，并保持厂房内通道畅通,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.2.2汽轮机超速 调速系统未能维持汽轮机在正常转速下运行； 调速系统故障门杆卡涩,汽门不严； 转速超过危急保安器动作值，保护未动作，电超速保护拒动； 机组转速表等重要监视仪表显示不正确或失灵； 发电机汽轮机靠背轮螺栓断裂，引起汽轮机超速； 试验人员误操作,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）调节系统具有良好的静态特性和动态特性； （2）各种超速保护均应正常投入运行； （3）机组要在有效监视转速手段的情况下（如转速表）运行； （4）加强汽轮机油的油质监督； （5）加强汽水品质的监督； （6）定期进行调节保安系统的试验（包括保护装置试验、阀门严密性试验和关闭试验等）；保护装置应迅速准确动作，主汽阀、再热主汽阀、调节气阀、抽汽逆止阀应保持严密； （7）严禁正常停机时机组带负荷解列； （8）新投入的机组必须进行甩负荷试验,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.2.3汽轮机轴系断裂 汽轮机严重超速； 汽轮机进水或汽温突降； 轴承强烈振动，振动跳机保护未投入； 转子存在严重材质缺陷； 联轴器螺丝松动或螺栓发生断裂； 发电机非同期并列； 轴系失稳，通流部分严重损坏,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）机组的保护装置，如超速保护、胀差和串轴保护、低油压保护及轴承和轴的振动超限跳机保护、汽轮机进水保护等均应调试正常投入运行； （2）转子应按规程规定定期进行检查（包括转子表面，中心孔探伤、金相探伤等项）； （3）新机组安装时必须对转子等进行探伤检验并确保各联轴器螺丝的紧固和配合完好； （4）新机组投运前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查； （5）防止发电机非同期并网或由电气设备及其系统引发的激振和汽轮机轴系引发共振； （6）设计轴承失稳转速125工作转速； （7）汽轮机内、外缸和上、下缸金属温度测点应准确齐全,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.2.4大轴弯曲 机组振动；冷、热态启动控制不当引起机组振动； 大轴晃动、轴向位移、胀差、低油压和振动保护未正常投入，机组重要仪表未投或不正常； 高压缸上、下温差超过50； 主蒸汽温度低，过热度未达到50； 启、停机未按规定投入盘车装置； 汽轮机进水或进冷汽，转子局部受到急剧冷却； 汽缸和轴承箱滑销系统卡涩 ； 人员未执行规程而操作失误,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）设计制造汽轮机时，要保证机组结构合理，动静间隙合适，疏水装置完善； （2）安装检修时，按要求调整汽封间隙； （3）机组要有良好的保温措施； （4）严格按照运行规程进行启停操作；加强对振动、胀差、轴向位移等的监测保护装置必须投用； （5）严格做好防止汽轮机进冷（热）汽、冷（热）水的措施，及时疏水。 （6）机组的膨胀、大轴晃度、轴或轴承振动、轴向位移、汽缸壁温等设置测点和测量表计，工作要正常，指示要正确； （7）转子在不转动情况下，禁止向轴封供汽和进行暖机,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.2.5汽轮机轴瓦烧损 汽轮机推力轴承过负荷； 润滑油温过高；润滑油压降低； 润滑油油质不合格，致使轴承油膜破坏； 机组在振动不合格的情况下运行； 转子接地不良，轴电流击穿油膜； 油系统切换时发生误操作，使轴瓦断油； 油泵工作失常，或厂用电中断,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）防止汽轮机发生水冲击和通流部分发生动静摩擦，防止 轴向推力过大或转子异常振动； （2）加强润滑油运行参数的监测，并保证油净化系统的正常 工作； （3）油系统切换时防止发生误操作； （4）轴封系统正常工作，防止润滑油带水； （5）汽轮机轴承应装有防止轴电流的装置，确保转子接地良 好； （6）轴瓦乌金温度及润滑油温各测点应准确可靠； （7）润滑油泵的电源必须安全可靠； （8）定期进行润滑油泵的低油压联动试验，确保装置处于良 好备用状态； （9）定期进行油泵的启动运行，确保不会出现油泵空转不出 油的状态,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.3电气设备事故 2.3.1发电机损坏 设计不合理、制造工艺不良、运行振动磨损、绝缘老化、水冷却系统堵塞、断水、漏水、水质不合格，导致相间短路； 轴封漏汽油中带水、机内结露、绝缘受潮； 制造、检修留有杂物、零部件松脱，硅钢片短路、铁芯过热、定子接地； 转子接地、匝间短路、负序造成转子过热、护环及零部件断裂飞逸； 引出线手包绝缘薄弱，引水管质量不良，制造厂材质、工艺不合格； 断路器三相未断开，发电机非全相运行； 氢气纯度不合格，充氢、排氢操作不当，发电机漏氢导致火灾、封闭母线爆炸及发电机氢爆炸； 励磁调节器无低转速时切断发电机励磁的措施,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）发电机系统保护配置完善、定期校验，动作可靠； （2）定子接地、转子接地保护必须投入运行； （3）确保水质及氢气质量符合规程要求； （4）防止发电机漏氢、排氢、充氢严格按规程执行； （5）应装设在线测氢装置和在线氢气的纯度表； （6）防止定子线棒端部磨损，必要时进行发电机定子线 圈端部固有振动频率测试； （7）为防止定子铁芯损坏，要特别防止定轴子零部件脱 落和金属遗物留在定子内； （8）发电机定子引水管防止老化、漏水； （9）防止发电机非同期并网；发电机主开关应选用三 相机械联动型式； （10）励磁调节器应在给定的容许值内，并定期校验； （11）应确保励磁调节器的制造质量； （12）应具有起动、停机和试验时的低转速切断发电机 励磁的措施,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.3.2电缆火灾 设计阶段： （1）动力电缆与控制电缆未考虑分开敷设；没有考虑 隔离措施； （2）电缆未考虑防火措施； （3）没有考虑与高温汽、水、烟、风管以燃油系统等 易燃易爆容器等隔热，防火防爆措施不周，防 酸、碱、盐腐蚀的措施不力。 施工阶段： （1）未严格按有关规范、规程和正确的设计图册施工； （2）敷设中电缆受至到机械损伤、弯曲半经太小留下事故 隐患； （3）对隧道、沟遂的防渗、防漏、排水坡度、堵隔等要求 未按图施工，造成积水；,2.发电厂典型设备事故分析与对策,（4）电缆中间接头过多，制作电缆头时，未按工艺质 量标准施工； （5）控制室、开关室、计算机室等通往电缆夹层、隧 道、穿越楼板、墙壁、柜、盘等处所的电缆孔洞 之间的缝隙未用阻燃材料封堵。 运行阶段： （1）电缆的管理、维护、检查、定期测温、定期预 防性试验，及时消除缺陷等方面不严格； （2）电缆超负载温升过高，电焊检修火花掉入电缆 沟引燃着火； （3）电缆沟积粉尘、积水；锅炉、燃煤、储运车间 架空电缆上粉尘过多未清扫,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： 设计阶段： （1）严格执行发电厂、变电所电缆选择敷设及规程、火力发电厂与变电站设计防火规范； （2）主厂房、输煤、燃油及其他易燃爆场所，宜选用阻燃电缆； （3）主控制室下电缆夹层和电缆沟内，不得布置热力管道、油气管以及其他可能引起着火的管道和设备； （4）电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷设在隧道和厂房内构架上的电缆要采取分段阻燃措施； （5）靠近高温管道、阀门等热体的电缆应有隔热措施，靠近带油设备的电缆沟盖板应采取密封措施； 施工阶段： （1）电缆敷设应严格按照规程、设计图纸（断面图）和有关防火、阻燃技术要求去实施。高压、低压、电控、热控、强电、弱电电缆分层布设；,2.发电厂典型设备事故分析与对策,（2）尽量减少电缆中间接头的数量。应按工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后，再用耐火防爆盒将其密封； （3）采用防火的阻燃、封堵、隔离等措施。 运行阶段： （1）建立健全电缆运行、维护、检查及防火、报警各项规章制度； （2）坚持定期巡视检查，对电缆中间接头定期测温，按规定进行预防性试验； （3）电缆沟应保持清洁，不积粉尘、不积水，安全电压的照明充足，禁止堆放杂物，定期清扫架空电缆上的粉尘； （4）检修后及时恢复电缆的阻燃、隔离防火等安全措施； （5）必须保持电缆沟盖板的严密性，防止检修火花、着火油流进入电缆沟,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.3.3全厂停电事故 保护定值选择不当，保护误动、拒动事故扩大； 直流系统故障； 人员过失，未按规程违章操作； 保厂用电措施不完善，无应急预案； 备用电源自投失灵； 电气误操作造成设备损坏，保护误动； 继电保护系统设备设备故障； 未按规范将主变微机保护双重化； 继电保护设备抗干扰能力差,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）准确计算定值，准确整定； （2）加强蓄电池和直流系统及柴油发电机组的维修，直流系统熔断器的管理； （3）制定好保厂用电方案； （4）开关的失灵保护整定正确、动作可靠，严防开关拒动、误动扩大事故，保护配置应符合25项反措要求； （5）在满足接线方式和短路容量的前提下，应尽量采用简单的母线保护，母线保护停用时尽量减少母线倒闸操作； （6）保护定位选择合理，备用电源自投可靠 ； （7）加强继电保护设备选型和维护，确保设备健康良好； （8）根据规范要求设置双重保护； （9）做好设备的抗干扰措施，防止设备误动,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.3.4电气误操作 无闭锁装置或失灵； 不执行“两票”及操作规程中的有关规定； 闭锁失灵后，解锁管理混乱 对策： （1）严格执行“两票”及操作规程中的有关规定； （2）强化安全管理、提高员工自我保护意识； （3）应选择具有“五防”功能的开关柜，升压站、高压配电室闭锁装置可靠； （4）强化解锁钥匙管理，防止误操作,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.4热控设备事故 2.4.1机组DCS分散控制系统失灵 DCS或CRT的电源回路失电；或其电源电缆及接插件故障,导致CRT黑屏,导致死机； 软件出错、主控制器负荷过高、配置出错； 通讯电缆或通讯接口组件故障,导致死机； 通讯电缆或通讯 接口过负荷, 通讯堵塞死机； 操作键盘或其电 缆接插件损坏，系统不响应操作指令； CRT操作应用软件出错,或系统侵入病毒,丢失信息, 导致死机； 操作员站部分或全部死机和重要控制站失去控制和保护功能； DCS系统配置不当造成的问题； 作业环境不良,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）设备选型时应选择质量可靠的DCS厂家； （2）考虑合理的数据通讯总线负荷率不超过30，通信网络结构可 靠，并且按规程要求严格测试在恶劣条件下的通信负载率； （3）选择适当性能的控制器，主机双冗余设计，并且留有较大的余 量；注重控制器的负荷分配，重要I/O点要冗余，且不可放在同一块插件上； （4）勤维护检查键盘(鼠标)及其电缆接插件，及时更换损坏件；检查通讯电缆及其通讯接口组件，避免外力机械损伤； （5）加强DCS / LCD电源回路(电源开关、熔断器、电缆、接插件)维护；,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （6）对软件加强管理，采用不同介质做好备份，对软件组态严格审查，并且做好模拟动态测试，考虑最极端情况下可能发生的事故； （7）加强工程师站室管理，制定适合本电厂实际情况的DCS工程师站室的管理规定； （8）非本机磁盘、光盘、不确定存储介质及无关的运算工作，不得在本机上进行操作，防病毒侵入； （9）制定适合本厂实际情况的DCS软件管理制度和热工自动化系统检修运行维护规程，并认真执行； （10）加强设备维护保养和定期测试制度，保证系统可靠运行,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.4.2机组保护拒动或误动 保护电源回路失电；或其导线故障,导致机组保护拒动； 保护用一次检测装置及其接线回路损坏,或断线导致机组保护拒动； 保护用DCS的通讯组件故障，不能传输信息，致使机组保护拒动。或保护用I/O组件输入、输出点及其导线回路故障, 致使机组保护拒动； 保护用一次检测装置的动作整定值漂移,导致机组保护误动； 双路冗余互为备用的通讯环路,自动切换时瞬时故障 ,丢失信息导致机组保护误动； DCS保护用的CPU故障,或受外界干扰或逻辑运算出错,导致机组保护误动； 热控装置接地不良； 违反规定，设置保护投退开关，运行中随意解除保护,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）加强机组保护电源回路(电源开关、熔断器、电缆、接插件)维护管理，对于重要保护必须采用后备保安电源； （2）加强机组保护用一次检测装置、DCS通讯组件、I/O输入、输出组件、PCU主机组件的维护管理工作。对超过有效使用期的组件，及时更换备用件； （3）所有进入热控保护系统的就地一次检测元件及可能造成机组跳闸的就地元部件，都应有明显的标志。以防止人为原因造成热工保护误动； （4）所有重要的主辅机保护都应采用三取二的逻辑判断方式，保护信号必须是相互独 立 的一次元件和输入通道；特别重要的机组保护(如炉膛压力保护；汽机润滑油压低保护、超速保护、真空低保护等),应具有“当某一测点 故障,自动转为二取一,又当某二点 测点故障,自动转为一取一”的功能，并发出报警信号；,2.发电厂典型设备事故分析与对策,（5）锅炉、汽机跳闸保护系统,应具有进行在线动作试验功能,定期做机组保护在动作线动作试验； （6）当机组运行参数超过保护定值，机组保护拒动时，运行人员应利用硬接线按钮后备操作手段，及时紧急打闸停机； （7）在热控施工设计阶段,应有完整的热控接地系统施工设计；加强热控接地系统回路(接地线；接地汇流铜母线；连接螺丝；接地电极)维护管理,定期紧固接地系统连接螺丝；定期测试接地电阻值；保持严格意义上的单点接地,消除多点接地隐患； （8）完善保护投退制度并严格执行,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.4.3热工电源系统失电故障 电源电缆及其元部件受机械外伤断线； 电源电缆绝缘老化,电源回路短路或接地；电源开关跳闸； 电源回路过负荷熔断器熔断或容量选配不当,越级跳闸； 热控电源设计失误 对策： （1）加强电源回路(电源开关、熔断器、电缆、接插件)维护管理； （2）定期测试电源电缆绝缘电阻,更换不合格的电缆； （3）严格检查大、小修后熔断器容量的配置，避免发生越级跳闸故障； （4）主控DCS机柜、热工保护柜、就地闸阀动力配电箱的供电电源,必须采取来自两个不同电源点的,互为热备用的双路供电方式。,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.5发电厂其它典型事故 2.5.1热力系统及热力设备腐蚀 锅炉补给水水质不符合要求，导致锅炉及相应管道结垢、腐蚀、爆破； 汽水品质不良，导致热力系统及热力设备结垢、腐蚀、积盐，最终可能导致受热面大面积爆破、设备损坏； 盐酸、次氯酸钠、氢氧化钠等腐蚀性液体泄漏，腐蚀设备,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）加强汽水品质的全过程化学监督管理； （2）采用先进的水处理技术和化学设备，本质上提高工艺装备水平； （3）做好在线监督仪表的运行维护，保证其高投入率和完好率，实现在线仪表连续监测； （4）提高分析人员素质，采用先进检测仪器，提高测试水平； （5）设置水系统酸碱校正处理设备和冷凝器检漏装置； （6）水汽取样装置集中，提高机组热力系统水汽取样和分析的准确性； （7）炉内加药处理实现自动化，保证加药连续性，避免由于人工加药不均匀而造成给水系统的铜腐蚀； （8）选用合格的容器、管线等设备，精心安装，加强日常维护，防止跑冒滴漏,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.5.2氢气火灾、爆炸 储罐、管道、阀门、法兰等破损、泄漏； 储罐、管道、阀门等因加工、材质、焊接等质量不好或安装不当而造成泄漏； 撞击、人为损坏或自然灾害造成储罐、管道泄漏； 储罐超压爆炸； 氢气槽车装卸过程因操作不当或设备故障等，导致氢气泄漏； 存在点火源、静电、高温物体等引发能量； 感应雷电，静电引发； 违章动火； 发生氢气火灾时，处理不当导致爆炸； 人员着装不合适，产生静电； 氢气纯度不符合要求,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）储罐、管道、阀门、法兰等必须严格把好质量关，并定期检验、检测、试压； （2）严格执行动火工作制度，并加强监护和防范措施； （3）严格执行防雷电、防静电措施，设置避雷装置，入口设置放静电装置，氢气管道、法兰等应有防静电接地措施，电气设备应采用防爆电气设备； （4）氢气储罐应设安全阀、压力表、放空管、氮气吹扫置换口等安全装置；储氢系统应设有含氧量小于0.5的氮气置换吹扫设施； （5）加强管理、严格工艺，防止氢气的跑、冒、漏； （6）加强门卫管理，设置安全警示标志，严禁吸烟、火种和穿带钉皮鞋进入罐区；严禁未装阻火器机动车辆进入火灾、爆炸危险区； （7）制氢站严禁使用铁制工具，正确穿戴劳动防护用品，严禁穿戴易产生静电服装,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.5.3煤场、输送机皮带火灾 煤长期沉积、热量积聚、在一定条件下发生阴燃； 煤中含有铁屑、石块等物质带入，可在碎煤机、煤仓等处产生火星而导致火灾、爆炸的发生。 输煤皮带、电缆桥架等长期运行产生高温； 没有按照设备轮换制运行或皮带长时间不运行积粉燃烧； 输煤过程中煤粉洒落、堵煤、结焦而没有及时清理造成自燃； 环境温度较高，天气干燥，煤干燥； 煤装卸过程产生大量粉尘，煤粉和助燃空气积存含氧16、煤粉与空气混合浓度达到爆炸浓度（混合比）并有足够的点火能源产生明火，当“三要素”同时存在时，即发生爆炸。 违章动火；违章带入火种,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）加强入场煤的煤质检验；先到先用，不能久存； （2）定期测量煤堆上、中下三层不同方位煤层的温度，防止煤层自燃，火灾蔓延； （3）制定输煤系统的清扫制度，及时清理皮带、电缆桥架及设备上系统内的积煤； （4）煤的装卸、输送等作业场所严禁烟火； （5）采用阻燃皮带，按皮带机设计的传输速度输送燃煤，加强安全巡视检查； （6）安装喷水设施，防止刮风扬尘，有效防止煤尘爆炸； （7）煤场及煤的装卸、运输等场所应装设必要的消防设备和设施，定期对消防设备与设施进行检查，保证消防设备和设施的完好,2.发电厂典型设备事故分析与对策,2.5.4灰场大坝垮塌、渗漏 贮灰场的防洪设计不符合要求； 大坝未定期监测沉降、位移； 大坝未做好防渗漏加固措施；坝体损毁、坝基渗漏； 坝前积水，发现问题，未及时处理消除； 防汛组织机构不健全，防汛工作责任制未落实；汛前准备不充分,2.发电厂典型设备事故分析与对策,对策： （1）设计贮灰场时，应有截洪和排洪措施； （2）制定切实可行贮灰场安全管理制度和安全技术措施，保护灰坝安全； （3）灰坝应定期进行沉降位移监测及防洪设施的检查；加强维护管理； （4）灰场坝底应有可靠的防渗漏措施，防止灰场内的灰水渗漏； （5）坝前不得积水； （6）做好汛前检查和防汛期间的各项管理工作；制定、完善相关应急救援预案； （7）制定防地质灾害等措施，提高防御灾害的预见性,3.设备事故的预防,3.1 人在预防设备事故中始终起着主导支配作用 3.1.1 制定规章制度、质量标准 3.1.2 加强培训，提高人员安全素质和技术水平 3.1.3 落实责任制，提倡“一台设备两个主人”（运行、 检修） 3.1.4 推行现场作业标准化 3.1.5 建立设备管理档案、台账,3.设备事故的预防,3.2加强技术监督工作 3.2.1电力行业最基础的技术管理工作 建立“三位一体”的监督体系 以质量为中心 以标准为依据 以计量为手段 必须实行全过程技术监督 设计、制造、安装、调试、运行、 检修、维护、技改全程有效监督 内部健全“三级技术监督网”，外部接受监督管理,3.设备事故的预防,3.2.2电气绝缘监督 范围： 电气设备的绝缘强度，过电压保护及接地系统。 指标： 电气设备预试完成率96% 缺陷处理率100% 缺陷消除率90%,3.设备事故的预防,3.2.3金属监督 范围： 工作温度450承压部件，435导汽管 工作压力3.82MPa的锅筒 300MW及以上机组低温再热管道、汽机大轴、 叶轮、叶片，发电机大轴、护环、风扇叶等 指标： 金属监督部件检验率100% 压力容器金属检验率100% 金属监督部件缺陷处理率100% 金属监督部件缺陷消除率95%,3.设备事故的预防,3.2.4化学监督 范围： 水、汽、油、燃料、生产用化学原料药品，热力 设备的腐蚀、结垢、积盐，停备用保护和在线化 学仪表维护等 指标： 水汽品质合格率96% 在线化学仪表配备率100% 在线化学仪表投入率80% 在线化学仪表准确率90% 汽轮机油合格率98% 油耗10% 汽轮机油、抗燃油颗粒度合格率100% 变压器油合格率96% 油耗1% 入厂燃质检率100%等,3.设备事故的预防,3.2.5热工监督 范围： 热工参数检测、显示、记录系统，自动调节 系统，保护、联锁及工艺信号系统，程序控 制系统，量值传递系统等。 指标（发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则DL/T1056-2007 ） 主要仪表校前合格率96% 主要参数现场抽检合格率98% 数据采集系统（DAS）测点完好率99% DCS机组模拟量控制系统（MCS）投入率95% 非DCS机组模拟量控制系统投入率80% 模拟量控制系统可用率90% 热工保护投入率100% 热工保护正确动作率100% 顺序控制系统投入率90% 全年标准仪器送检率100%,3.设备事故的预防,3.2.6电测监督 范围：