各地发电厂事故典型案例汇编.doc

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 200MW5 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“83”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“123”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“1115”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“19”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 8.612A 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 17：0017：15 有汽温突降 86，汽压突降 1.89MPa 的现象，17：0817：30 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 7.88.0A，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“113”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 110kV A、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 49PT 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 “110kV A 母线故障”、“110kV 145 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。110kV A 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 110kVA 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：550 MW；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500kVBUS BRK OPEN、GEN BRK OPEN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 0.4kV PC 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 0.4kV PC 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 0.4kV PC 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420mm40mm，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 5405。 号机组成套设备从原捷克斯洛伐克进口，1992 1 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 2223 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 300-1703，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。1 6 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 140m，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 500m，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 4070m 后，又逐渐增大到 300m 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 300m 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： 5014：55 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 30m 升到 60 后又降至 32m，5Y 由 28m 升到 65m 后又降至 32m，#5 瓦振动由 17m 升到 47m 后又降至 19m；波动 2 次。 此时其他瓦振动没有异常波动。 17：11 负荷 200MW，5X 由 32m 升到 58m 后又降至 29m，5Y 由 32m 升到62m 后又降至27m， #5 瓦振动由19m 升到 42m 后又降至16m；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，5X 62m， 5Y 52m，#5 瓦振动 84m，#6、7 轴振分别达到了200m、220m。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34MPa）。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。