安全宣教会PPT

1、 2007年6月5日15:27分，#2机监盘人员发现#2机工业电视内机头处冒烟，立即通知#2机司机到就地查看。汽机专工恰巧在#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，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。15:30分，#2机油箱油位由4.78mm开始下降，15:33分，油位降至-212.5mm，15:33分， #2机负荷降至33MW时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，汽机班长去就地开事故放油门，因此

2、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。事故经过事故经过 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。事故经过事故经过 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

3、故的根本原因。原因分析原因分析 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。暴露问题暴露问题 1、对公司各热电厂汽机油系统法兰

4、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。防范措施防范措施 热电公司成立以来，因汽轮机油系统造成的事故只有魏桥三电#2机组一起，但油系统着火事件却发生过多次，下面再学习一下滨供一厂#8机组、邹平三电#1机组油系统泄漏机组被迫停运事件。 通过这些事件提醒各级人员，提高对油管路防磨垫的加装、油

5、系统渗油、漏油的处理等基础性防范措施的重视程度，做到警钟长鸣。类似案例类似案例 2014年08月02日17:06分，运行人员在监控中发现#8汽轮机机头前汽封处冒汽，派人到现场检查时发现#8机头处前汽封下方有冒烟的情况，立即汇报值长。17:12分，值长令#8机组负荷降至130MW，17:15分，就地检查人员发现机头前汽封下方冒烟并伴有明火，立即到控制室要求监盘人员打闸停机，汇报相关领导，完成停机操作，并组织人员现场灭火。18:00分，现场检查无异常后，恢复机组启动工作，19:39分，#8机组定速3000r/min，19:53分，#8机组并网，逐步恢复原运方。 事后分析，7月29日中班，#7、#8

6、机组启动过程中，检用压缩空气母管内进入柴油。为防止机组前汽封冒汽进入前轴承箱，造成润滑油质带水的情况，汽机车间引入检用压缩空气对前汽封漏气进行驱散。携带积油的空气吹在#8机前汽封处的保温棉上，柴油冒烟并着火，运行人员被迫打闸停机。滨供一厂滨供一厂#8#8油系统着火油系统着火 2014年04月07日19:35分，#1机组汽机巡检人员发现#1机#3轴承顶轴油活接处刺油，经现场检查发现刺油点无法隔离，19时58分，值长令运行人员紧急停机，就地检查发现#3轴承顶轴油管活接根部断裂。检修人员更换活接后，21:28分#1炉吹扫完成后投油点火，22:12分挂闸冲转，22:37分机组并网，逐渐恢复负荷。邹平三

7、电邹平三电#1#1机被迫停运机被迫停运 2013年10月16日02时38分，电气主控室报警，乙段母差动作I乙母失电，#1、#5、#6发电机出口561、565、566开关及I母乙段所有开关跳闸， #1、#5、#6机热工保护动作停机，#1、#3、#5、#6锅炉灭火。02:38:20秒，#1机转速升高至3293r/min后危急遮断器动作；02:38:49秒，转速上升至3999r/min；运行人员关闭电动主汽门及#1机来汽总门后，02:39:38秒，#1机转速开始下降，02:43:44秒，运行人员发现三抽快关阀未联关，手动关闭三抽快关阀。经过现场检查发现：551开关下口电流互感器 C相严重开裂，B 相

8、有轻微裂缝，且有短路灼烧痕迹，#1汽轮机本体有叶片损坏情况，凝汽器大量漏水，#1机缸体破裂损坏严重。因#1、#2机属同一循环水系统，无法单独进行隔离，于03:49分对#2机进行降负荷停机，对#1、#2机循环水系统进行隔离处理。05:29分，#6机组并网发电；05:43分，#5机组并网发电；16:35分#2机并网。事故经过事故经过 1、#1机组甩负荷后调门关闭不严，自动主汽门关闭不严，从而造成高压蒸汽继续通过关闭不严的调门进入，冲动汽轮机，致使汽轮机超速，最终造成叶片断裂，是本次事故的根本原因。 2、 1-1调门操纵座开裂后发现在操作座正对前箱侧断裂面有10cm长的锈迹情况，说明1-1调门操纵座

9、本身有缺陷，在关闭时损坏造成汽轮机继续进汽；#5机甩负荷带厂用电运行时，汽轮机转为转速控制，但OPC动作后转速最低降至2693r/min，导致励磁系统伏赫兹保护动作，说明调速系统调节性能不能满足要求。 3、本次事故发生前，2010年7月至今已有4组同类开关的电流互感器发生故障（均为河南信电电器有限公司产品），设备质量存在严重缺陷，但没有引起重视，对于同一批次的电流互感器没有采取处理措施，暴露出设备管理存在缺陷，对存在的隐患整改不力。事故原因及暴露问题事故原因及暴露问题 4、35kV母分段551开关下口电流互感器 C相开裂发生单相接地故障，持续436ms后551开关A、B相两相短路并发展为三相短

10、路，导致35kV母母差及失灵保护动作失电，是本次事故的初起诱因。 5、三抽快关阀试验，未能发现三抽快关阀I/O柜内继电器接线松动问题，致使在机组保护动作后没有联关；#1-#4机共用两个凉水塔，相互之间联系阀门较多，且部分阀门关闭不严，导致在#1机循环水漏水后在进行隔离措施难度大，延误了循环水漏点隔离时间；设计不合理，三台供油泵均接自化水段，一旦失电后将造成供油压力消失，锅炉无法投油稳燃。事故原因及暴露问题事故原因及暴露问题 6、人员技术水平薄弱，人员事故处理能力差。在排查电气故障点的时候，电气运行人员未能在第一时间发现551开关下口CT故障点；#1机在转速突升的情况下，未在第一时间关闭电动主汽

11、门、开启真空破坏门、关闭三抽快关阀;#5、#6机监盘人员在未确认机组运行的情况下，盲目关闭电动主汽门，致使6kV段厂用电消失，锅炉灭火，事故扩大；锅炉运行人员降负荷操作缓慢，水位调整不当，导致#1、#3炉因汽包水位低保护动作，锅炉灭火。 7、分厂安全管理不到位，思想重视程度不够，隐患排查不彻底，对于热电公司2013年5月份安排对三抽快关阀进行检查，并定期试验及加装逆止阀的要求没有执行到位，至事故发生时#1机仍未安装逆止阀；未及时发现自动主汽门、调门不严的缺陷，没有及时排查出三抽快关阀接线松动问题，没有发现锅炉供油泵电源接线隐患，对公司多次强调的反重大事故措施排查落实不到位，日常的隐患排查流于形

12、式，未能真正发挥作用。事故原因及暴露问题事故原因及暴露问题 2012年10月03日09:22分,#3机监盘人员发现3-2凝泵电流由120A突升至247A，立即停3-2凝泵，启动3-1凝泵。同时派人就地检查凝泵状况，发现#3机凝汽器坑满水。09:26分， #3机负荷至零，打闸停机，汇报值长，完成相关停机操作。值长立即安排电气人员停运#3机零米动力箱电源，以防次生不安全情况。机组转速到零后因盘车电机无电源，就地手动盘车，联系检修增设排污泵，安排人员就地堵砂袋，防止事故扩大。因#3机凝泵坑满水，水位无法控制，外溢至临近机组泵坑，漏点尚未找到，09:36分#4机带负荷打闸停机，完成相关停机操作，停#1

13、、#2循环水泵，关闭#1、#2、#3循环水泵入口门及出口门。 10:10分因#3、#4机同时停运，锅炉压力过高，#1、#2、#4炉开启对空排汽，造成期除氧器水位无法维持，立即汇报调度紧急停运#3炉。12:20分经排查出漏点为#3机3-1凝汽器二次滤网排污门大量刺水，迅速将其隔离，检修进行处理，#3机凝泵坑水位得到控制。13:00分，经对系统全面排查后启动#1循泵，逐步恢复#3、#4机循环水系统；13:48分#4机并网带负荷，逐步恢复；14:59分，#3炉并汽。15:55分，启动#2循泵，17:03分，#3机并网带负荷，系统全面恢复。事故经过事故经过 1、小修后安全措施恢复不到位是本次事故发生的

14、主要原因：2012年09月26日，#3机凝汽器检修工作结束后，汽机运行司机在无任何正当理由的情况下，为图省事，只是将所有阀门上的“禁止操作”牌及铁锁收回，而未关闭循环水二次滤网排污门，而且未按规定汇报班长，也未在日志内详细记录。 2、操作人员工作前对循环水系统检查不仔细、不认真是本次事故发生的另一主要原因。 3、缺陷处理不彻底是造成此次事件发生的重要原因：#3机小修做安全措施过程中运行人员发现3-1循环水二次滤网排污门无法放水，随通知检修处理，经了解此前此阀门轻微内漏检修人员在门后加装了堵板，检修工作负责人在小修过程中因无备品未对3-1循环水二次滤网排污门进行更换也未对其解体检查处理，只是将堵

15、板回装，同时也未及时向车间汇报，导致该隐患未被及时处理，为事故发生提供了条件。 4、10月03日早班，因热工工作需要，切换循环水泵，在启动#3循环水泵后循环水压力突升，造成3-1循环水二次滤网排污门处堵板被冲开，大量循环水瞬间淹没凝泵坑，造成厂房大量进水，机组被迫停运，循环水泵切换是本次事故的诱发因素。事故原因分析事故原因分析 1、机组大、小修三级验收流于形式，只是停留于外观验收检查，未深入进行询问检查，暴露出主任、管理员工作责任心较差，对检修过程缺乏必要的监督、了解。 2、#3机启动过程中分公司、分厂、车间各级人员均在现场监护，但未发现设备隐患，暴露出各级管理人员监护不到位，考虑问题不全面。

16、 3、事故处理过程中，现场检修配电箱数量少，导致大量临时电源无法使用，迫使两台排污泵接在同一电源上，导致频繁跳闸，严重影响事故处理速度。此外，各排污泵出口管连接不牢、破损现象严重，造成启泵后大量刺水，影响排水速度。同时，事故处理过程中共运抵现场24台排污泵，出现5台无法启动的情况，说明各单位对排污泵管理不到位，不能保证各排污泵随时可用状态。 4、事故处理过程中各级人员急于抢险，全部淌水行走，而水中放置大量排污泵临时电源线，一旦出现漏电情况后果不堪设想，分厂、分公司均未意识到问题的严重性，经公司领导提醒后才准备了部分绝缘鞋，充分暴露管理人员事故处理过程中安全警惕性较差、看待问题片面。暴露问题暴露

17、问题 2015年02月12日，热电公司技术中心调试人员在滨州供热中心二厂#1机组进行调试工作，14时34分左右，对主变高压侧2526开关间隔进行信号传动，在GIS汇控柜内模拟“G#1、G#3气室报警信号”时，误将#1主变2526-1刀闸合闸继电器KD11当做密度继电器KD1操作，致使#1主变2526-1刀闸在开关上口接地刀闸2526-1D合闸状态下误合，220kV I母母差保护动作。本次事故直接造成铝业四分公司三、四动力整流系统约75万负荷全甩，原料三、四厂电解系列停电27分钟。受甩负荷影响，电网最高频率升至50.86HZ，造成热电公司部分机组一次调频动作、辅机跳闸，共降负荷约90万，部分机组

18、被迫对空排汽；铝业五分公司3台整流变、阳信铝业分公司2台整流变跳停，三个电解系列被迫降负荷；铝业一、四、五、阳信、北海分公司空压站、铸造、阳极循环水及铸造机设备不同程度跳停；氧化铝四、五分公司部分分解槽搅拌、原料磨机等重要设备跳停；新材料公司政通二厂4台铸轧机跳停，生产被迫中断；邹魏一线瞬间负荷升至60万，过负荷报警。事故经过及影响事故经过及影响 1、现场调试人员违章误操作，在2526-1D接地刀闸合闸状态下误合2526-1隔离刀闸，致使母线带地刀合刀闸，是造成本次事故的直接原因。 2、现场调试人员对作业过程中的危险点分析不足，未采取防止母线侧刀闸误合闸的有效措施，且在发现厂家图纸与现场设备名

19、称不一致时，凭借经验主义，误将#1主变-1刀闸合闸继电器KD11当做密度继电器KD1操作，触动使其动作，是造成此次事故的重要原因。 3、现场管理存在漏洞，对重点环节的监护管理不到位。工作过程中各级管理人员未在现场进行有效指导，对220kV网管设备调试工作的监护管理存在不足。 4、另外本次事故还暴露出各生产单位在设备管理方面存在部分问题，如：220kV滨政二、三线同在滨州供热中心二厂220kV I母，但铝厂侧220kV线路开关动作不一致，滨政二线跳闸，滨政三线失电；铝业务分公司两台整流机组、阳信电解铝一台整流机组不明原因跳闸；滨州供热中心二厂故障录波装置多次出现死机现象，小机润滑油母管未加装蓄能

20、器；铝业四分公司三动力空压配10kVBZT切换不成功等。事故原因及暴露问题事故原因及暴露问题 1、各级人员对防电网事故不要停留在口头上，严格落实到行动上，提高安全防控等级，确保电网安全。 2、加强对机组、设备调试现场的安全管理，要求各单位在调试前进行现场危险点分析，有效做好安全风险预控，特别是带电调试和有可能造成误拉合开关、误停送电的重要操作，必须采取有效的防误操作措施。同时，各级管理人员要加强对调试工作的过程监督，合理安排人员分工，及时了解和处理工作过程中出现的异常问题。 3、强化调试人员的安全教育和培训，提高工作人员的责任心。 4、针对GIS开关设备接地刀闸和母线侧刀闸之间无机械闭锁的问题

21、，要求各单位制定防范措施。 防范措施防范措施 2014年12月10日，北海供热中心一厂#3、#4炉，#1、#3、#4机运行，#1、#3机运行110KV母，#4机运行110KV母；23:16:51秒，电气主控室警铃响，喇叭叫，“110kV母母线差动保护”动作，母所有开关跳闸；23:17:10秒，#3炉“引风机全停”保护动作，锅炉灭火；23:17:15秒，#4炉“炉膛压力低”保护动作，锅炉灭火。23:20分，#1机、#3机打闸停机，#1、#3机厂用电切换成功；23:35分，#4机主汽压力降至1.8MPa，汽机打闸停机，因自动主汽门行程开关未动作，#4机逆功率-1.26MW，23:40分，#4发电机

22、出口开关跳闸，北海一电对外停电、停汽。 事故发生后，电气运行人员查看保护和故障录波装置，发现110kV母B、C两相电压下降、电流增大，最终导致三相短路。按调令隔离110kV母，并摇测其绝缘，未发现异常情况；11日03:25分，通过SF6气体测试仪检测发现I母第一气室处SO2气体浓度超标，初步判断故障点为I母第一气室721-1刀闸处。按照调度命令11日00:29分，#3炉投油点火，00:34分，值长令投运减温减压站，恢复氧化铝部分供汽，01:19分，#3炉并汽完毕；02:58分，#4机冲转，03:38分，并入电网，03:47分并入热网；04:01分，#4锅炉点火并汽完毕；05:15分，#3机并入

23、电网，05:23分并入热网。本次事故累计造成全厂停止供电4小时22分钟，影响供汽 6小时。事故经过事故经过 1、经GIS厂家对110kV母第一气室进行解体检查，发现#1发变组721-1刀闸动触头B、C相间绝缘连杆严重烧损，刀闸三相动触头及外壳均有放电痕迹，分析判断为三相联动绝缘杆存在质量问题，导致B、C相弧光短路引发三相短路，并对外壳放电，110kV I母母差保护动作，是本次事故的直接原因。 2、I母母线短路瞬间，电压严重下降，#3、#4炉引风机电机变频器切工频时，电流瞬间增大，#3炉引风机“过流保护”动作，“引风机全停”保护动作灭火；#4炉引风机出力瞬间增大，“炉膛负压低”保护动作灭火，#1

24、、#3、#4机被迫打闸，是造成全厂对外中断供电、供汽的主要原因。 3、各级人员对GIS设备运行维护管理经验欠缺，事故发生后，在查找GIS故障点方面，缺乏查找检测GIS故障的有效手段，造成GIS故障点判断查找时间过长（历时4小时9分钟），延误了隔离故障点的时间，对制定后续事故恢复方案造成不利影响。 4、机组恢复过程中，多次启动失败、操作错误，是造成延误恢复供电、供汽的主要原因。原因分析及暴露问题原因分析及暴露问题 1、对GIS设备进行彻底排查，并制定GIS设备运行操作、维护保养、调试试验等方面的制度。 2、针对GIS设备密封、整体性强的特点，要求能源供应分公司按区域增加配备SF6气体纯度测试仪，

25、各单位纳入定期试验检测内容，并保证故障情况下能够及时准确定位故障点，并进行隔离，恢复非故障部分的运行，缩短事故处理时间。 3、对照本次事故中暴露出的问题，对影响供电、供汽的设备进行全面排查，尤其是对减温减压站相关设备进行详细检查，分析达不到额定负荷的原因，并进行彻底整改，在条件允许的情况下进行满负荷试验，确保减温减压站的良好备用。 4、抓好设备治理和技术改造工作，保证设备的完好性。防范措施防范措施u任何事故都是可控的，关键是做到在控、前控！任何事故都是可控的，关键是做到在控、前控！一定要将被动防范转变为事前预控，多做未雨绸缪一定要将被动防范转变为事前预控，多做未雨绸缪的事，不做亡羊补牢的事！的

26、事，不做亡羊补牢的事！u一定要将典型的问题、隐患当做事故来防范、治一定要将典型的问题、隐患当做事故来防范、治理，杜绝麻木不仁、无动于衷，公司现场检查发现理，杜绝麻木不仁、无动于衷，公司现场检查发现的管理方面、技术方面的典型问题，将严肃问责，的管理方面、技术方面的典型问题，将严肃问责，不会等出了问题再处理，不会等出了问题再处理，“典型问题等同于事故典型问题等同于事故”！各级人员要居安思危，树立风险意识。各级人员要居安思危，树立风险意识。 05月月29日日00:20分左右，分左右，#4炉炉4-2空预器后烟温由空预器后烟温由324开始缓慢下开始缓慢下降，降，08:00分降至分降至264，该异常未引起当班人