新厂安全生产事故案例汇编

某电厂安全生产事故案例汇编（内部资料，注意保存）目录案例1：2013年11月4日1#炉非计划停运事故案例2：2013年11月18日1#机高压油泵故障事故案例3：2013年12月20日输煤系统回转筛故障事故案例4：2014年1月6日1#机运行异常停运事故案例5：2014年1月18日2#炉一次风机溜瓦的事故案例6：2014年1月19日1#炉2#引风机冷却水箱壳裂的事故案例7：2014年1月23日1#机自动主汽门垫破损的事故案例8：2014年1月27日1#炉发生爆管的事故案例9：2014年2月16－17日1#机真空防爆膜破损的事故案例10：2014年3月7日1#机停运的事故案例11：2014年3月21日1#机停机的事故案例12：2014年3月23日1#机停运的事故案例13：2014年3月23日综合泵房积水的事故案例14：2014年3月29日2#炉停运的事故案例15：2014年4月4日2#炉渣仓满库案例16：2014年4月7日2#炉因断煤停运案例17：2014年5月8日2#炉结焦停运案例18：2014年6月11日1#机炉停运案例19：2014年7月5日2#炉启运后停运案例20：2014年7月6日2#炉启运失败结焦案例21：2014年7月21日2#机解列案例22：2014年7月26日2#机解列案例23：2014年7月29日2#机解列案例24：2014年8月6日2#机解列案例25：2014年10月5日2#炉3#给煤机故障停运案例26：2014年10月15日2#炉、1#机停运案例27：2014年11月8日甲侧碎煤机故障停运案例28：2014年11月12日输煤系统2#皮带断裂案例29：2014年11月16日1#炉排渣皮带停运案例30：2014年12月15日2#机启机失败案例31：2014年12月17日制粉车间水淹2#磨粉机案例32：2014年12月21日1#炉炉内泄漏停运案例33：2015年1月14日3#皮带停用案例34：2014年2月3日－6日2#炉烧正压导致压火案例35：2015年2月4日脱硫系统真空泵故障停运案例1：2013年11月4日1#炉非计划停运事故一、事故经过11月4日新电厂1#机炉运行，经新旧电厂联络线117开关－115开关经后庄站至灵北站与系统并网，发电负荷为23000KWH。14时20分该炉出渣提斗机故障导致1－3#冷渣器停运，紧急安排老厂出渣工利用三轮车排渣；20时30分以后，该炉2#、3#、4#输煤皮带接连出现断煤现象，同时各运行主要参数（汽温535℃、压力7.53MPa、左右床床温738℃、742℃）开始持续下降，床压、含氧量则持续上升，实行降负荷运行；断煤现象未能得到有效缓解，21时18分该炉床压达15KPa、含氧量为20％，汽温358℃、压力2.86MPa、左右床床温308℃、307℃，被迫停运。二、原因分析1、2－4#三个输煤皮带持续断煤是造成该炉主要运行参数难以维持直至停运的直接原因，同时也是主要原因。2、出渣提斗机提斗两侧面共有八个固定螺栓，只固定了四条（一侧两条），以致运行中发生提斗失衡、螺栓被切断、提斗脱落卡住链条，造成该炉冷渣器停运，被迫实施人工排渣。3、事故排渣管口离地面较近，三轮车车斗放不进去，只能先排放在地面，然后人工倒入三轮车出渣，客观上造成排渣不连续和即时出渣量减少，该炉内存料加厚、床压持续上升，导致运行困难。三、责任划分（略）四、防范措施1、新厂应充分借鉴老厂防止煤库存煤板结、入炉煤流动性差对锅炉下煤造成不利影响的有效方法，与外委单位及省电科院专家进行论证，制定切实有效的改善方案并尽快实施，以杜绝断煤缺陷造成的锅炉停运事故发生。2、新厂机炉试运行期间，各专业负责人及运行人员要严格贯彻落实跟班盯岗、巡回检查制度，及时发现存在的安全隐患和设备缺陷，及时记录汇总并上报，及时传递外委单位及时予以整改。3、新厂各专业负责人要强化对外委单位检修工作的现场监管、检查和考核工作，监管要全面、检查要从细、考核要从严，确保检修质量和完好投入率达标。4、新厂要进一步强化对所属员工的业务技术培训，努力提高职工的业务技术水平，尽快适应新厂安全发电生产的需要。案例2：2013年11月18日1#机高压油泵故障事故一、事故经过11月17日8时53分启动1#机，1#机炉运行。待该机主油泵投入正常后，运行人员分别于当日15时09分、15时14分、15时22分按照规程规定停用高压油泵时，发现安全油压下降，被迫持续投用高压油泵。18日4时30分运行人员发现高压油泵轴承密封圈处冒烟，尝试停用高压油泵发现安全油压又出现下降，经请示后关闭高压油泵进出口门，安全油压保持正常，于4时48分停用该高压油泵。二、原因分析1、经现场对高压油泵解体检查发现，该油泵轴承磨损严重直至抱死，是导致该高压油泵轴承密封圈冒烟的直接原因。2、结合停用该机高压油泵安全油压下降，关闭高压油泵进出口门，安全油压保持正常的现象，分析为外委检修单位对作为A类检修项目的高压油泵整体解体性检查、维修、更换、试验工作不实、不细，不能发现并及时处理高压油泵轴承缺陷，该高压油泵逆止门关闭不严形成漏空，导致安全油压下降。三、责任划分（略）四、防范措施1、外委检修单位要严格履行相关检修合同，严格按照电力行业标准与工作程序，认真执行主辅设备分级检修项目，确保新厂主辅设备安全可靠投运。2、新厂各专业负责人要强化对外委单位检修工作的现场监管、检查和考核工作，监管要全面、检查要从细、考核要从严，确保检修质量和完好投入率达标。3、新厂各专业负责人及运行人员要严格贯彻落实跟班盯岗、巡回检查制度，及时发现存在的安全隐患和设备缺陷，及时记录汇总并上报，及时传递外委单位及时予以整改。案例3：2013年12月20日输煤系统回转筛故障事故一、事故经过12月20日早班，新厂2#炉、1#机运行。9时50分输煤组开始本班第一次上煤，按照输煤系统第三种运行方式启动所属设备，10时左右该组运行人员听到回转筛间有异响，现场查看发现乙侧回转筛电机减速器底座裂开，汇报当班值长、运行负责人，安排将输煤系统运行方式更改为第一种，启用甲侧回转筛。二、原因分析经现场查看，乙侧回转筛电机减速器底座发生断裂，传动齿咬合不完全，回转筛壳内机头、机尾处积煤较多。根据现场现象，分析为：运行人员不能严格执行交接班制度，对回转筛内机头、机尾的积煤清理不及时，特别是机头传动齿处的积煤较多，致使该设备带负荷启动，传动受力增大造成该设备底座断裂。三、责任划分（略）四、防范措施1、新厂各部门要切实强化对运行人员的安全生产教育培训，牢固树立“隐患即事故”的安全理念，切实增强所属员工的安全生产责任心，全面落实各级安全生产责任。2、新厂及各职能部门要严格考核安全生产各项规章制度落实情况，特别是要强化对“两票、三规、三制”的执行考核，全面规范管理，安全标准操作。3、建议为该回转筛电机减速器增加过载保护装置，另加装电流、电压表计并将参数传回控制室内，为运行人员操作提供参数依据。4、建议对回转筛进行改造，按现场实际情况将回转筛整体加高、落煤斗加宽，被动受力齿轮间形不成积煤死角，并便于清理，确保设备正常运行。案例4：2014年1月6日1#机运行异常停运事故一、事故经过1月6日新厂1#机炉运行，二班18时接班1#炉主汽温度530℃，主汽压力8.78MPa，床温824℃，下煤量为32T/H，1#机带负荷33MW，断煤现象频繁发生；19时21分1#炉三个给煤皮带同时出现断煤现象，主汽温度542℃，主汽压力7.27MPa，床温797℃，组织运行人员疏通下煤管，一时间难以有效缓解，采取投注油枪维持锅炉运行，降负荷至5.2MW；19时41分主汽温度492℃，主汽压力4.36MPa，床温501℃；20时22分至20时26分下煤量7T/H，前后持续断煤；1#机主汽温度、压力持续下降，20时30分主汽温度239℃、压力2.92MPa、负荷3.1MW；自20时36分起该机二瓦垂直振动由5丝起缓慢上升；20时40分该机二瓦水平、垂直振动分别为6.2、7.3丝，运行人员就地检测为8－9丝；于20时43分实施解列停机，直至22时16分重新并网运行。二、原因分析1、三个下煤管（1#下煤管故障停用）同时断煤不能得到及时有效恢复，投注油枪后对油压、流量、风量配比不当是造成1#炉主汽温度和压力持续下降的直接原因。2、1#炉主汽温度和压力持续下降，运行人员不能严格按照安全运行规程要求果断实施紧急停机，是造成1#机二瓦振动超标的主要原因。三、责任划分（略）四、防范措施1、新厂生产准备部要切实加大对入厂煤煤质的监管工作力度，断强化配煤管理，每班组织对入炉煤发热量、颗粒度、水分进行化验，确保合格燃料入炉；组织力量开展技术攻关，着力解决频繁发生的断煤现象。2、新厂要狠抓职工素质工程、“三基”建设，切实强化对职工安全生产责任意识巩固、安全运行规程学习与考核，积极开展岗位练兵和应急演练，促进全员操作技能和应急处置能力提升，以强化素质保障安全生产。3、新厂要严格执行“班前、班后会”制度，组织对每值当班工作开展情况进行分析、总结与讲评，有针对性的提出改进工作措施；严格执行“两票、三规、三制”等基本安全管理制度，强化落实与考核，促进安全生产取得实效。4、生技科牵头、人劳科配合，结合领导干部“四熟悉、三必须”和“干部上讲台，培训到现场”工作机制，出台全员技术技能考核办法，建立考核题库，组织开展现场抽考和集中考试，与个人安全账户培训部分挂钩，实施奖优罚劣，充分营造“比、学、赶、帮、超”的业务学习氛围，全面提升干部职工的安全技术素质和现场履职能力。5、调度室要强化对值长的管理和考核，努力提高业务技术素质和现场正确履职能力，强调严格执行逐级汇报制度，发生异常要冷静分析、准确判断、果断指挥，充分发挥调度职责，防止发生事故。6、针对汽机、电气专业表计指示不统一、各种保护投退不按程序审批的问题，要求生技科组织新厂工程技术部进行摸底，以书面形式做出说明，并严格按照相关程序进行审批。7、生活服务公司调整新厂班中就餐时间，要错开交接班时间，以确保运行人员严格、认真履行交接班制度，防止因就餐造成交接班制度流于形式。案例5：2014年1月18日2#炉一次风机溜瓦的事故一、事故经过1月18日运行一值二班，发电部组织清理2#炉的下煤管，20时55分启动一次风机于20时58分停运（振动值7.2丝），21时22分再次启动该风机于21时27分停运（振动值9.7丝）。19日运行二值夜班，接班后准备启动2#炉，3时54分启动该风机至4时04分掉，前轴瓦振动达10丝；4时10分启动至4时14分掉，前轴瓦振动14.2丝；6时44分启动至6时58分掉，前轴瓦振动17丝；7时19分启动至7时23分掉，前轴瓦振动13.4丝；7时28分启动至7时48分停；后现场检查发现该风机电机前轴瓦溜瓦，经外委检修做更换轴瓦与油封处理，给厂造成10万余元的经济损失。调取后台参数：一次风机电机前轴承温度1月18日21时22分启动后最高值达145℃，19日夜班启动中于4时05分达最高值为162℃。二、原因分析：1、18日运行一值二班锅炉运行人员在启动一次风机前对该风机就地检查不实不细，不能及时发现该风机轴瓦油位低进行足量补充，导致该风机启动后因油位低、温度高最终造成该风机电机前轴瓦溜瓦。2、19日运行二值夜班锅炉运行人员与上班人员交接不清，对该风机就地检查不认真，不能及时发现该风机振动超标原因，且多次启动导致该风机故障扩大。3、外委检修单位对该风机各项保护数值（自1#炉复制）未及时调试校定，保护未能有效投入（振动除外），以致该风机电机前轴瓦温度超标保护不动作，也是造成该风机电机前轴瓦溜瓦的原因。三、责任划分（略）四、防范措施1、发电部要切实强化全员工安全生产责任心和业务技术素质培训，严格落实“两票、三规、三制”，尤其要强化对巡回检查和交接班制度的落实考核，完善主辅设备运行、巡检、加油等各种表记记录，认真监盘精心操作，及时发现运行参数变化结合就地检查情况，确定存在安全隐患及时汇报及时整改，确保发电机组安全稳定运行。2、检修部积极组织和督促外委检修单位认真消缺，尽快对主辅设备逐台逐项进行检验，校定各项保护定值并严格投退审批制度，保证主辅设备安全运行。3、主辅设备运行出现异常，要严格按照运行规程规定操作，及时组织技术力量认真分析查找原因，积极排查消缺；故障原因不清、未能及时消除不得盲目启动。4、调度室牵头，组织发电部、检修部针对该风机液耦与电机前后轴承油路系统存在缺陷进行整改，完善保护装置，并举一反三至其他主辅设备，保证设备运行正常。案例6：2014年1月19日1#炉2#引风机冷却水箱壳裂的事故一、事故经过1月19日运行四值二班。运行人员发现1#炉2#返料风机冷却水漏，汇报了当班值长和发电部负责人，当班值长通知检修部进行处理。运行人员于22时04分停用1#、2#循环泵，为待检设备断水；22时44分启动1#循环泵于22时46分停用，22时49分再次启动1#循环泵；22时52分启动2#循环泵；后发现1#炉2#引风机冷却水箱壳裂。二、原因分析1、1#、2#循环泵同时停运40分钟，结合当日22时以后室外温度值较低，是造成1#炉2#引风机冷却水不循环以致该冷却水箱外壳冻裂的直接原因。2、发电部负责人、当班值长对两台循环泵同时停用的后果预想不足，对所属设备冬季防寒冻措施检查落实不到位，是造成该设备冷却水箱壳裂的主要原因。三、责任划分（略）四、防范措施实施检修工作需要停水、停电、停汽和停用设备时，必须结合关联系统进行全面计划，制定详细的防范措施并严格落实，特别是在冬季停用设备要做好防寒防冻措施，避免损坏设备。案例7：2014年1月23日1#机自动主汽门垫破损的事故一、事故经过1月23日运行四值夜班，1时27分1#机并列；运行一值早班，接班时1#炉运行正常，床温887℃，汽温531.8℃，汽压8.9MPa；8时26分运行人员发现回料1#阀料位0.015MPa，回料2#阀料位1.46MPa，灰温左侧660℃，右侧333℃，分析为右侧返料器不通；8时28分请示发电部负责人启动2#回料风机吹返料器，后床温862℃、汽温482℃、汽压8.14MPa开始持续下降，1#机被迫降负荷运行；8时30分以后床温下降过快运行人员控制不住，于9时16分投油枪（汽压3.37MPa，汽温395.8℃，床温292℃）；9时30分1#机停（汽压2.84MPa，汽温366℃，床温334℃）；10时以后1#炉主要参数回升至10时35分1#机暖管；12时30分撤油枪（汽压8.12MPa，汽温422℃，床温921.6℃）；12时37分1#机自动主汽门垫漏气（自动主汽门前汽压10.393MPa，1#炉汽压10.409MPa）；12时40分主汽门关；14时32分1#炉断煤压火于23时38分停1#炉。二、原因分析1、1#炉右侧返料器大量积灰造成阻塞，启动2#回料风机吹返料器，大量积灰下落至炉膛内是造成该炉床温、汽温、汽压大幅下降，难以控制的直接原因。2、因床温难以维持于9时16分至12时30分投油助燃，床温、汽温、汽压开始回涨，锅炉运行人员调整不当，未能有效控制汽压，造成1#机自动主汽门垫被损坏。3、汽机运行人员不能及时与锅炉运行人员沟通，要求其调整汽压以符合汽轮机暖管及启动参数标准；在锅炉汽压难以控制时不能及时采取关闭电动主汽门和总汽门的措施，以致该机自动主汽门垫被损坏。三、责任划分（略）四、防范措施1、在发电机组运行过程中，机、电、炉、水化各专业要密切配合，特别是在启机过程中，锅炉要服务于汽机，为汽机提供标准参数的汽压、汽温，保证汽轮机启运的安全性和成功率。2、锅炉开启回料风机吹返料器时，可先实施事故排渣，待放出红火再启风机，还要注意调整一次风总量和回料风机出口压力，确保锅炉床温稳定和正常运行。3、严格按照运行额定参数操作，应投尽投各种保护装置且定期进行校验，防止因参数超标、保护未动作造成的设备损坏。4、不断强化对运行人员业务技术素质的培训，努力提升安全操作水平和应急处置能力，确保主辅设备安全运行。案例8：2014年1月27日1#炉发生爆管的事故一、事故经过1月27日运行三值早班。接班时1#炉运行基本正常，11时08分运行人员发现主汽温度540℃、汽压8.753MPa、主汽流量94T/H、给水流量80T/H、炉膛负压－90Pa、一次风出口风压8.8KPa、热一次风量由m3/h开始下降；分析判断为返料器或电除尘发生封堵，采取加大一次风量、开启引风机旁路烟道等措施并紧急汇报值长和发电部负责人，但未能缓解；至11时23分主汽温度411℃、主汽流量0T/H、给水流量300T/H、炉膛负压500Pa、一次风出口风压13KPa、热一次风量由15000m3/h；发电部组织就地检查发现锅炉本体正压严重、烟囱向外冒白气，判断炉内发生爆管安排紧急停运。经停炉后进入炉膛搭架检查发现屏过有三处焊口开裂且严重变形、水冷屏一处爆管开口（图片附后）。二、原因分析与外委单位检修人员分析，初步判断造成爆管原因如下：（1）管子在安装中受较严重机械损伤；（2）管材材料质量不合格，如有夹渣、分层等缺陷，或者焊接质量低劣，引起破裂；（3）煮炉、烘炉过程中没有较好的控制过热器的温度，过热造成变形。三、防范措施1、严加控制锅炉负荷在安全运行规程许可范围内，启停炉时应适量蒸汽流经过热器；汽包水位在允许范围内波动，不满水；防止汽压突降或突升致使汽包安全阀动作；加强锅炉燃烧调整，防止气流刷墙、贴壁、火焰偏斜，减少烟温偏差和受热面热偏差；调整制粉系统，控制煤粉细度；严格控制锅炉运行参数，加强管壁温度监视，监视汽包炉的水位，防止缺水，引起受热面瞬间超温。2、重视吹灰器的正常投入和退出的可靠性，不但要保证其机械部分能正常运行，而且要从其控制系统的逻辑设置来确保吹灰器的正常投入和退出，避免吹损受热面管。3、加强化学监督工作，确保锅炉给水、锅炉水质标准，保证给水、炉水水质合格。严格执行化学清洗规定，做好锅炉停用保护工作。案例9：2014年2月16－17日1#机真空防爆膜破损的事故一、事故经过2014年2月16日运行三值二班，启运1#机时主蒸汽温度350℃，排气装置水位为966mm，23时02分因温升较慢，运行人员拉疏水（真空泵停用），造成真空防爆膜破损，将化妆板上部散热罩掀翻，砸坏表管和栏杆并落在8米平台下部两管道之间。2月17日运行四值夜班，在更换真空防爆膜后再次启运1#机时，主蒸汽温度334℃，排气装置水位为740mm，1时30分运行人员拉疏水，再次造成真空防爆膜破损。2月17日运行一值早班，因机头顶轴油管漏油1#机停机，9时30分真空泵停用后，运行人员拉疏水，再次造成真空防爆膜破损。二、原因分析1、以上三次汽轮机启停过程中，真空泵停用或压力过小，运行人员拉疏水时汽水混合物进入排汽装置，该装置内部形成正压，造成该机真空防爆膜破损。2、2月16日运行三值二班1#机真空防爆膜破损造成的后果较为严重，原因为之前所更换的真空防爆膜为2mm厚，由调度室汽机专业负责人安排吉通公司更换，不符合规程1mm厚的规定。三、责任划分（略）四、防范措施1、汽轮机启停过程中应密切注意背压的变化，在拉疏水后，如果背压涨至90KPa以上，应立即开启真空泵或开启空冷岛风机。2、汽轮机启停过程中，在拉疏水前应先开启真空泵与减温水门。3、在停机后如果背压大，可以采取间断性的拉疏水或开启一、两台风机的办法。4、严格按照主辅设备安全规程要求开展具体检修工作，不得擅自更改相关备品备件规格和参数。案例10：2014年3月7日1#机停运的事故1#机概况：新厂1#机是由中国长江动力集团公司生产的空冷单抽汽凝汽式汽轮机，型号C50—8.83/3.82，功率50MW，周波允许波动为48.5-50.5HZ；主汽压力额定8.83±0.49MPa，主蒸汽温度额定535℃（+10℃－15℃）；2009年8月5日1#机汽缸组合，2010年9月29日1#汽轮发电机冲转试验，2013年6月29日1#汽轮发电机揭缸检修完毕，2013年11月30日1#汽轮发电机试运行发电至今，最大负荷39000KW。1#机保护情况：序号名称定值投退情况备注11、2#轴瓦温度105℃投入2轴向位移-0.8mm+1.4mm投入3胀差-1mm+3mm投入4转速3300r/min投入5振动30μm投入6低真空-0.06MPa投入一、事情经过3月5日16:08分，运行人员发现1#机1瓦钨金温度由65℃上升到70℃以上（瞬间波动）；3月6日运行三值夜班，1时59分运行人员发现1#机1瓦钨金温度自72.4℃突然上升至86.1℃；此后持续观察发现4时37分为90.4℃、5时31分为91.1℃、5时44分为89.5℃；经汇报当班值长和热工负责人将该温度保护实施强制在50℃；运行四值早班解除强制，10时46分热工检修人员开具工作票对回路与显示进行检查未发现异常；11时30分温度为71.2℃，14时15分为81.3℃，14时34分为86.8℃，15时45分为90.3℃，热工检修人员延期工作票对回路再次进行检查未发现异常；直到18时21分检查工作结束温度为78.3℃；运行一值二班23时24分温度为85.6℃；7日运行二值13时25分为94.2℃、13时35分为95.8℃、14时51分为100.9℃、16时0分为103.9℃，被迫实施停运。经揭缸发现1#机1瓦瓦胎磨损严重、缸体内有大量脱落乌金碎渣；2瓦轴瓦表面有明显划痕、3瓦轴瓦表面有轻微划痕。1#机运行情况日期回油温度（℃）润滑油汽轮机1#瓦汽轮机2#瓦汽轮机3#瓦油压（MPa）温度（℃）振动X（μm）振动Y（μm）温度（℃）振动X（μm）振动Y（μm）温度（℃）振动X（μm）振动Y（μm）温度（℃）2.9570.0974015.146.171.3-6014.914.25612.78.5602.1242-530.1053814.310.942-6616.319.440-5514.33334-582.1342-541.121402.83.642-560.681.540-5516.912.837-552.1543-690.1074011.411.535-7615.416.331-5718.636.727-582.1643-590.0943810.317.242-6516.318.935-6326.323.333-642.2243-560.1073919.45.838-7219.821.429-5921.330.227-602.23560.094017.55.561-6918.518.953-5816.910.955-603.5550.113719.17.165-7621.722.354-5517.710.555-563.642-540.104020.17.072-9223.122.151-5416.710.052-573.7/16时20分后400.0553920.59.772-10325.425.153-5517.62853-56二、原因分析：1、根据该机轴瓦损坏情况，分析为润滑油油品内有杂质，油质较差造成轴瓦乌金磨损。2、油质恶化后，滤油人员更换滤纸频繁（由正常时3到4天更换一次滤纸发展到一天更换两次，而且滤纸较脏），吉通公司清理滤网频繁（由正常时2到3月清洗一次发展到一天清洗一次），未及时汇报采取对应措施。3、关于油箱内加装电磁棒的方案及计划在2013年12月份就已经确定，但至今未能落实，造成油质逐步恶化。4、吉通公司清理完高位油箱工作后，专业负责人不能严把检修质量关，没有对油箱内油质进行采样化验，确保油质合格。5、专业负责人、当班值长、运行人员对该机前轴承乌金温度异常情况不能进行就地认真检查确认，及时与热工人员沟通，以致判断不清、定位不准，误认为3瓦异常，对巡检造成误导。三、责任划分（略）四、防范措施：1、按规定要求安排专人定期滤油，并采用真空滤油机对油品进行过滤，及时更换或清洗滤网，并做好相关记录。2、尽快采购并投用电磁棒，对油品内存有的铁锈等金属杂物进行吸附和清理。3、发电部定期安排化验高位油箱内油品油质，及时给相关部门、领导汇报，并存档备案，确保油质合格。4、热工专业负责人认真履行职责，不断整改完善热工系统指示仪表、所有传感探头存在的问题，提高热工指示仪表准确性、可靠性。5、所有主辅设备保护必须完善，严格执行生技科下发的保护投退制度，严禁随意退出保护。6、各专业负责人之间要切实强化工作沟通，特别是在运行异常情况下，更要积极主动进行协调，采取有效措施及时处理存在隐患，确保机组安全稳定运行。7、各生产部门要严格执行“两票、三规、三制”，按规定要求落实工作监护和检修验收制度，职能部门要进一步强化检查与考核，确保各项制度落实到位。8、职能科室负责人要充分发挥严紧细实的工作作风，积极深入生产一线，帮助协调解决生产中存在挡手问题，确保安全生产正常开展。9、汽机专业技术人员针对新厂油系统加装在线滤油脱水装置进行可行性分析，条件成熟时予以实施，强化对油品的监控和处理，保证油品合格。10、各级领导干部、广大职工要不断强化对业务技术知识的学习，认真学习规程，熟悉系统、设备，努力提高发现问题、解决问题的能力，努力实现安全生产事故超前防范，确保安全生产正常开展。案例11：2014年3月21日1#机停机的事故一、事故经过2014年3月21日运行三值夜班。3时13分启动2#真空泵；3时38分启动1#凝结泵；5时1#机冲转；5时24分开1#真空泵；5时45分盘车；7时21分停高压油泵；7时25分并网；8时10分，1#机胀差为3.007mm；8时14分1#机解列停机。二、经济损失21日2#炉于13时30分点火，17时40分撤油枪，19时25分并网，用油约4吨，费用32000元；影响负荷约27万KW，损失17万元。三、调取后台启停机前后胀差值对比：时间汽温（℃）汽压（MPa）转速（r）真空（KPa）胀差（mm）04：420.08904：500.29405：002282.544500－490.55805：412883.1691000－631.50706：543744.5831200－612.20807：123933.6672500－602.17307：173973.4703000－592.11807：254013.353000－582.33708：104414.33000－673.007四、原因分析1、胀差保护动作（定值－1mm，+3mm）是造成1#机停运的直接原因。2、1#机冷态启动，在冲转过程中过临界时间较短、上下缸未能充分膨胀，且增加负荷较快，运行人员对启机技术的掌握还存在一定的差距，是造成该机胀差保护动作的主要原因。五、责任划分（略）六、防范措施1、新厂处于人机磨合期，各专业负责人及所属人员要从规程入手，结合日常实践操作，积极主动向调试专工请教和学习，不断总结经验和教训，努力提高运行操作水平。2、发电部组织所属人员结合启动机炉实际操作过程各参数变化及出现的异常情况，进行认真的归纳总结，紧密联系运行规程整理制定操作手册，不断提高工作人员的业务技术素质。3、生产运行出现异常情况时，运行人员要及时汇报值长；当班值长要充分发挥安全生产调度职责，严格按照安全规程要求下达操作指令并及时汇报相关部门负责人；各级领导深入现场、靠前指挥要严格按照安全规程标准执行，不得越级和跨专业指挥；所有生产调度指令统一由当班值长发出。案例12：2014年3月23日1#机停运的事故DEH电液调节系统简介：新厂1#汽轮机组数字电液调节系统（DiaitalElectro-HydraulicControlSystem，DEH）采用杭州和利时自动化有限公司的HOLLiAS-MACSV系统，软件版本为MACSV1.1.0+SP2。该控制系统主要包括转速控制、功率控制、阀位控制、抽汽压控、高负荷限制、抽汽压力高限制、主汽压力低限制、超速保护、真空保护限制、OPC超速限制等功能。一、事故经过3月23日运行一值二班，2#炉、1#机运行正常，主汽温度540℃，主汽压力9.1MP，负荷30MW。20时45分运行人员发现机组负荷突然由32MW升至53MW，紧急汇报当班值长；值长联系老厂核实系统负荷与电压、周波无异常后，要求锅炉运行人员稳定燃烧、汽机运行人员实施降负荷操作，但DEH系统CV1阀失控；后几次调节负荷突降低为“0”，再次实施加负荷操作，负荷突升至36MW，排气装置水位上涨至1600mm以上，锅炉汽压下降至3.53MPa，运行人员申请停机，再次降负荷调节到“0”，于21时23分1#机停机；21分29分2#炉压火；23时27分2#炉启火；24日3时23分1#机冲转；3时49分发电机并网。二、经济损失2#炉于23日23时27分点火，24日3时49并网，6时05分撤油枪，用油约8吨，费用78400元；影响负荷约15万KW，损失9.3万元。三、调取后台相关参数：时间汽温（℃）汽压（MPa）流量（T/H）负荷（MW）一瓦X（µm）一瓦Y（µm）18：005319.095.230.1185.9518：225277.88991.529.2717.95.9519：005388.9796.531.2317.95.7620：005409.15197.131.2917.15.8620：09540.99.48397.631.2317.05.9520：445238.76498.732.116.95.7120：505073.53284.95314.65.8621：175423.8215736.8816.26.3421：1954512.1005.35.42四、原因分析1、经现场检查发现1#机调速汽门行程杆螺母脱落，是导致DEH系统CV1阀失控造成该机负荷突升最终停运的直接原因。2、运行人员、热工人员对所辖设备的日常巡检工作不认真，未能及时发现存在的安全隐患并及时消除，是造成此次事故的主要原因。五、责任划分（略）六、防范措施1、检修部要切实强化对所辖设备的日常巡检和维护，加大对吉通公司检修工作的现场督查，严格检修验收制度的落实，严格把关检修质量，确保符合标准要求。2、针对新厂各主辅设备保护较为齐全，检修部热工专业要加大对就地数据采集、反馈、远控等装置和线缆的巡检与核对，结合运行参数曲线认真比对，及时发现并处理存在的缺陷；理顺DEH系统逻辑关系，组织开展全员业务培训与学习，理论与实践相结合提升综合素质。3、发电部运行人员要强化对日常运行参数曲线的监控，根据参数变化趋势与检修人员加强沟通和交流，及时发现异常情况及时检查处理。4、汽机专业负责人牵头，结合安全运行规程和实际运行情况，制定紧急停机规程，与检修部紧密配合，组织所属员工积极开展反事故应急演练活动，全面提升应急反应、准确判断、协调配合、及时处置能力，实现保人身、保设备、保安全。5、充分利用班前会、班后会和周二安全日活动时间，发挥“每周一题、学习园地”的阵地作用，建立健全各专业技术知识题库，采取“请进来，走出去”、技术知识考试等形式，不断提升人员的业务技术素质，努力尽快全面掌握安全运行技术。案例13：2014年3月23日综合泵房积水的事故新厂综合泵房内设有三台原水升压泵（型号KQW100/160-15/2）、两台消防泵（型号TYPEY2-250M-2）、三台生产给水泵（型号Y2-160M2-2）、三台循环泵（型号TYPEY2-280S-4），分别满足全厂水处理制水、消防系统和循环水系统供水。一、事故经过2014年3月23日运行二值夜班，0时50分接班中，运行人员巡检时发现综合泵房大量积水，已快淹到各种泵体的基座，马上汇报值长，现场检查发现暖气排污门未关，实施关闭并开启潜水泵抽水，3时以后抽水完毕。二、事故原因1、综合泵房暖汽排污门未关闭是造成综合泵房积水的直接原因。2、3月22日运行一值二班汽机、水处理专业人员不能严格执行巡回检查制度，对所辖设备的按时巡检工作不到位，不能及时发现存在缺陷及时采取对应措施，是造成综合泵房积水的主要原因。三、责任划分（略）四、防范措施1、生产部门要切实强化对巡回检查制度的落实考核，在不断熟悉系统、设备的同时能及时发现存在隐患及时汇报及时处理，努力提高业务技术素质，避免发生安全事故。2、要进一步加强对“两票、三规、三制”的执行检查，强化工作人员的安全责任心，培育遵章守纪、良好行为养成，确保消除“人”的不安全因素。3、供暖期间，运行人员在实施送汽、送水后要组织对供暖管道进行认真巡查，发现漏点及时汇报以便得到及时处理，防止因供暖管道泄漏损坏周边设备。4、由调度室牵头，对厂区污水排放系统进行清查，及时恢复备用集中泵房潜水泵，防止因生产供水管道泄漏以致集中泵房积水造成的安全生产事故。案例14：2014年3月29日2#炉停运的事故一、事故经过3月29日运行一值早班，2#炉、1#机运行正常。15时28分2#炉一次风机突然掉闸，联锁给煤、出渣系统停用，该炉运行人员实施抢合合不上，关闭该风机挡板门，将液耦调节到“0”，再次抢合仍合不上，被迫压火；当班值长安排电气运行人员就地检查6KV开关柜并及时通知相关负责人到现场；电气运行人员与检修人员共同就地实施绝缘测试、事故按钮接线、试验位置送电检查，未发现异常；热工人员组织对热控信号部分进行检查也未发现异常；17时05分启动该风机再次掉闸；后调取一次风机运行参数，发现该风机后轴承振动值为158.7µm（保护定值为80µm，延时15S），判断由该风机振动超标保护动作引起；18时40分检修部立即通知吉通公司对该风机后轴承进行检查也未发现异常，后因该炉1#、3#下煤管弯头处堵煤，安排吉通公司割开管道进行疏通；30日1时20分启动该风机，2#炉4:47分点火，8时50分1#机并网。二、经济损失2#炉于4时47分点火，8时50分1#机并网,11时50分撤油枪用油约8吨，费用78400元；影响负荷约42.5万KW，损失26.35万元。三、原因分析1、2#炉一次风机后轴承振动超标（定值为80µm，延时15S），保护动作是造成该风机掉闸的直接原因。2、该风机掉闸后，电气运行人员就地调取保护动作记录，将实时数据误认为差动保护动作记录值进行逐级汇报，对故障点查找造成误导。3、该风机振动保护动作未报警，热工信号反馈存在缺陷，不能及时准确反映故障点，对运行人员巡检比对振动超标、准确判断一次风机掉闸原因造成延误。4、调取后台运行参数发现该风机在3月27日、28日直至29日多次出现后轴承振动超标记录，虽经值长汇报了部门领导，但未能与热工负责人共同查找原因并及时消缺处理，也是造成事故的原因之一。四、责任划分（略）五、防范措施1、检修部积极联系吉通公司调试人员择机对2#炉主辅设备进行调试，全面完善各项保护装置，准确核对保护定值，确保各类保护该投必投、安全可靠。2、运行参数出现异常情况时，发电部和检修部工作人员要密切配合，对设备远控和就地进行比照检查，全面核实相关情况并做好记录进行综合分析判断，及时进行对应调整，及时恢复正常运行。3、运行各值要严格履行交接班制度，明确上班运行情况和存在缺陷，全面了解掌握主辅设备运行状况，有针对性的强化本班巡查与监控重点，根据变化情况积极采取对应措施，确保安全生产正常开展。4、各专业人员要切实强化对业务技术知识的学习，结合日常运行操作技术和疑难问题向调试专工虚心请教，要善于归纳总结经验教训，努力提升自身的专业技术水平。3月29日2#炉停运前后一次风机运行参数时间15：0015：2215：2415：2515：28一次风机前Y（µm）33.532.930.525.434.6一次风机后Y（µm）17.750.6122.7172.7158.7进口油温（℃）59.359595959.2出口油温（℃）70.870.470.470.470.6出口油压（MPa）0.2580.2590.2610.2590.262一次风机电流（A）94.594.494.294.693.6床温（℃）813815814779773汽压（MPa）9.258.719.268.237.78汽温（℃）539535532530525负荷（MW）43.87843.88743.843.8643.82#炉一次风机后轴承垂直振动参数时间振动值（µm）时间振动值（µm）时间振动值（µm）27日23：58138.728日22：15165.929日11：05146.811：12113.711：43108.812：03108.812：41120.413：12132.713：32142.613：48125.713：51129.714：28109.5案例15：2014年4月4日2#炉渣仓满库一、事故经过：2014年4月4日，新厂9时15分2#炉渣仓满库，冷渣机、疏渣皮带、提斗机被迫停运，锅炉风室风量由正常9000pa上涨至14000pa，运行人员采取人工事故放渣，同时减少给煤量，汽机负荷由3.8万Kw下降至2.8万Kw方式维持锅炉运行，发电部部长电话通知工贸公司负责人立刻放渣，10：44分，渣仓料位下降，运行人员调整机组运行参数，逐步增加负荷，于11：10分基本恢复运行，15:10分，提斗机再次异常，于4月5日2:30分基本恢复运行，4月5日1：14分，提斗机再次异常，检修人员进行调整于16:30分基本恢复运行。经打开提斗机侧面检修孔检查发现1#提斗变形严重，108个提斗螺丝切断，链条局部变形。二、经济损失：2#炉提斗机于4月4日9:15分异常至4月5日16:30分基本恢复正常共计32个小时，每小时影响负荷1万kw，影响发电量1*32=32万kwh，经济损失19.84万元。三、原因分析：1、因工贸公司未及时放渣造成2#炉渣仓满库，引起冷渣机、疏渣皮带、提斗机被迫停运，锅炉风室风量异常上涨，是本次事故的主要原因。2、发电部输灰值班人员不能认真巡回检查，不能及时发现渣仓满库，及时汇报采取措施及时处理，是本次事故的又一原因。3、冷渣机、输渣皮带、提斗机联锁不可靠，提斗机停运后，冷渣机、输渣皮带不能及时停运，是本次事故的又一原因。4、渣仓投运以来，料位计不能及时投运，运行人员，放渣人员不能看到渣仓料位情况，是本次事故的又一原因。四、责任划分：（略）五、防范措施：1、运行人员加强巡回检查，发现异常及时汇报，采取对应措施果断处理，避免事故发生。2、检修部尽快恢复渣仓料位计，及时投运，方便运行人员及时观看渣仓料位情况，及时通知放渣人员放渣，杜绝渣仓满库事故再次发生。3、检修部尽快调试投运冷渣机、输渣皮带、提斗机联锁，完善提斗机断链保护调速器，要求运行人员在每次锅炉启运前必须试验联锁保护，并留存试验记录，发现异常及时汇报处理。4、工贸公司根据新厂锅炉运行情况，合理安排车辆，及时组织放渣、放灰，必要时安排值班定期放渣、放灰，严禁满库事故发生。案例16：2014年4月7日2#炉因断煤停运一、事故经过4月7日运行四值早班，2#炉、1#机运行，接班后1#、3#下煤管下煤不畅，15时10分断煤，组织人员进行疏通缓解；15时20分4#下煤管出现断煤，疏通不及3#下煤管又出现断煤；运行人员采取减风措施并紧急疏通；16时38分1#下煤管也出现断煤；汽温、床温下降，含氧量上升，至16时55分2#炉因断煤停运；17时12分1#机解列。时间8：0015：0015：5216：5517：12汽温（℃）536.5545550516468汽压（MPa）8.367.858.279.186.76氧量（％）0.831.302.046.2119.9床温（℃）833845815769393总风量（m3/h）9721197680870521#给煤（t/h）7.88.99.9002#给煤（t/h）14.917.319.223.703#给煤（t/h）8.78.510.2004#给煤（t/h）13.822.4000总给煤（t/h）45.257.139.300左侧风压（KPa）9.238.788.88.520右侧风压（KPa）9.28.818.798.510负荷（万kwh）4.24.43.82.40二、经济损失8日2#炉于5时30分点火，11时0分1#机并列，用油约6吨，费用58800元；影响负荷约54万KW，损失34万元。三、原因分析1、下煤管堵塞以致断煤是造成2#炉停运的直接原因。2、在4#、3#、1#三个下煤管依次出现堵煤、断煤现象后，运行人员实施降负荷、稳定运行等调整措施滞后，而是增加其它下煤管下煤量维持运行，单个下煤管超量程（30T/H）下煤，总下煤量一度高达67.5T/H，进一步恶化下煤管的堵煤情况，最终造成该炉因断煤而停运。3、入厂煤煤源煤质较细、流动性差，入炉煤的配比不当以致颗粒度得不到保证，进入落煤管拐角处容易积煤，造成下煤管极易堵煤。三、责任划分（略）四、防范措施1、生技科组织调度室、发电部、检修部相关专业技术人员对华西能源公司关于新厂下煤管改造方案进行论证，邀请该公司委派专业技术人员现场指导，择机对下煤管进行改造，切实解决存在问题。2、在下煤管存在缺陷整改之前，发电部与供应科配合要切实强化对入厂煤煤源的选择，加大对配煤工作的管理与考核，确保入炉煤煤质（水分与颗粒度）符合锅炉安全运行要求。3、发电部要进一步加大对运行人员操作技能的培训，提高工作人员的应急处置能力和水平，以确保发电机组安全稳定运行为基础，根据实际情况调整运行参数，努力实现稳发满供。案例17：2014年5月8日2#炉结焦停运一、事故经过5月7日运行二值早班，1#、2#机炉并列运行正常。13时49分2#炉右侧一次风挡板电动门突然关闭（反馈为0），汽温、汽压、床温下降，运行人员就地检查并手摇门杆不动，请示值长实施紧急压火；通知热工人员进行检查将控制模块拔插一次后恢复正常，于14时40分启火后运行正常；8日运行三值二班，运行较为平稳，前半班左床出渣较为通畅，右床出渣需疏通，后半班左床出渣需疏通，右床出渣较为通畅；运行四值夜班接班时发现左床前管通畅，其它三管不通，经加大疏通力度于3时捅开右侧出渣管，6时以后又出现出渣不畅，疏通时发现捅不通持续疏通，7时40分右床床温持续上涨，运行人员采取断煤、减风维持运行，到交接班时仍不能得到缓解，后经请示于8时26分被迫停运。时间13：5814：4016：000：008：008：32汽温（℃）402331.4397434415460汽压（MPa）2.732.673.464.03.373.47左床温（℃）956492923916.9912877右床温（℃）8678539049281049927左风压（KPa）2.374.495.255.635.155.85右风压（KPa）2.885.185.295.595.145.65左下煤（T/H）04.945.04.549.447.44右下煤（T/H）03.216.94.2100氧量（％）18.3514.033.763.677.829.57二、原因分析1、停炉后检查发现炉膛内埋管上部大量结焦是造成该炉停运的直接原因。2、5月7日运行二值早班2#炉因右侧一次风挡板突然关闭实施紧急压火，结合启火时右床床温偏高分析在该炉右侧已有结焦形成；运行三值二班出现排渣不通畅结合左右床风压实施疏通排渣；运行四值夜班接班发现炉内出现硬渣面积扩大，虽经疏通不能有效缓解结焦现象，断煤以后仍不能遏制右床床温上涨，导致高温结焦被迫停运。三、责任划分（略）四、防范措施1、重申严格执行交接班制度，运行各值交接班时必须对安全生产状况进行一对一的认真交底，并共同对现场进行确认，对交接不清以致造成安全隐患的要进行严格考核与追责。2、生产运行出现异常，各相关部门负责人要及时赶赴现场并进行协调组织排障，及时消除影响安全生产正常运行的隐患与缺陷。3、检修部要强化对所属设备的日常巡检，及时与运行人员沟通，掌握设备运行状况，对不放心设备与部件更要增加巡检力度，及时予以消缺处理。4、调度室当班值长要充分发挥协调指挥作用，对存在的安全生产隐患无法及时消缺有可能导致隐患扩大的情况，要及时进行逐级汇报并采取停运措施，为及时恢复运行赢得时间。案例18：2014年6月11日1#机炉停运一、事故经过6月11日运行四值早班，1#机炉运行，所带负荷34MW。16时调度室安排当班值长通知各专业负责人到位准备停机更换1、4瓦润滑油入口滤网；16时15分控制室内突然失去照明，电气运行人员查看后台发现601开关红灯闪烁，同时1#机炉运行人员发现辅机失电，后台不能操作，汽机运行人员实施打闸停机，润滑油压自0.15MPa下降至0，直流油泵未自启，汽机运行人员就地检查并启动油泵后油压开始回升，电气人员到6KV室内检查发现601开关掉闸，经汇报后于继保间检查发现601开关在分位并实施合闸操作（期间室内有吉通电力安装有限公司3人正在施工），于16时31分恢复6KVⅠ段厂用电，机电炉各专业开始逐步恢复辅机运行；17时启炉，18时启机后发现汽轮机、发电机前后轴瓦温度严重超标被迫实施停运。二、原因分析1、601开关掉闸、6KVⅠ段厂用电中断是造成1#机炉停运的直接原因。2、1#机高压、交流油泵失电停运后，直流油泵转换开关打在“就地”以致该油泵不能实现自启，是造成润滑油压失压、汽轮机轴瓦温度严重超标的直接原因。三、试验情况6月12日下午，调度室组织安质科、生技科、生产准备部、工程技术部相关人员针对601开关掉闸原因进行了现场试验：1、主控室内后台对601开关做分闸操作，在输入“超级管理员”和“监控管理员”指令密钥后，不能实现分闸操作。2、在6KV室内对601开关实施分闸，不能操作。3、在继保间内对601开关实施分闸操作，可实现。4、在继保间内601开关盘柜后对保护入口实施短接，可实现。5、在6KV室内对601开关停运按钮实施操作，可实现。6月13日在调试人员的配合下再次进行试验：6、在继保间内601开关盘柜后对保护出口实施短接，可实现。综合试验结果后台反馈比对，在继保间内601开关盘柜后对保护出口实施短接与11日掉闸情况基本相符。四、存在问题1、外委吉通电力发展有限公司工作人员在继保间内实施“安装接线”工作，工程技术部现场无监护人员，未采取隔离工作区域等安全防范措施，且继保间内各保护屏柜未按规定上锁。2、601开关掉闸后，主控后台反馈信号无声光报警，电气运行人员应急反应不及时，操作不果断，6KV室内无应急照明，延长恢复厂用电时间。3、汽机运行人员交接班不清、巡回检查制、设备定期切换试验制执行不严，未能及时发现直流油泵转换开关打在“就地”，以致在1#机高压、交流油泵失电停运后，该油泵不能实现自启，造成润滑油压失压。4、各专业交接班、巡回检查、设备定期切换试验等制度内容不全面、记录不完善、检查不细致、落实不到位、考核不严格。五、经济损失结合全面预算中心与调度室对新厂发电量考核规定，1、6月11日18时1#机停运至6月15日21时52分2#机并网，累计影响发电量为360万KWH，扣除厂用电量（16％）和煤耗（10.3t/万kwh），影响收益达119万元。2、期间1#炉点火共耗费用油24吨，累计费用元。3、1#机揭缸对1－4#瓦进行检查发现1、2#瓦需要重新浇铸乌金，3－4#瓦需进行刮瓦、研磨处理，累计费用约12万元。合计造成的经济损失累计约150万元。六、责任划分（略）七、防范措施1、工程技术部联系吉通公司调试人员在6月20日前完成对1#、2#厂变快切装置的投运，消除部分6KV开关不能远控的缺陷，确保厂用电安全。2、工程技术部、生产准备部负责整理汇总1#、2#机炉存在缺陷，在6月17日前制定消缺进度计划上报生技科，并督促吉通公司限期整改，调度室、生技科、安质科严格考核，及时通报。3、生产部门要进一步细化和完善交接班、巡回检查和设备定期切换试验制度，电气、锅炉、汽机、燃料、水化专业“三制”必须于6月25日前制定完成，职能部门强化制度落实工作的检查与考核。4、严格落实“以考促学”工作机制，人劳科牵头、各部门配合完善各专业题库并认真组织学习，定期不定期组织进行考试，与个人安全账户技能部分结合进行严格考核，努力促进全员业务技术素质提升。5、调度室、安质科、生技科在6月30日前组织运行人员开展“厂用电中断应急救援预案”演练，有针对性的提高各专业、各岗位人员事故状态下的应急反应、准确判断、及时恢复能力和水平，确保安全生产正常进行。6、切实强化对外委单位的安全施工管理，各相关部门在资质审核、安全准入、人员培训、“两票”管理、现场监护、安全防范措施落实等各环节严格把关，确保外委施工安全。7、在6月20日前生产准备部电气负责人负责将110KV、6KV、380V、继保间等关键部位柜门关闭并上锁；在6月25日前调度室负责人负责对就地事故按钮、转换开关加装防护罩，重点区域加装监控设备。8、对以上安全防范措施未能按时完成的，对牵头负责人按照“四定”隐患整改考核规定进行处罚。案例19：2014年7月5日2#炉启运后停运一、事故经过7月5日运行一值二班，18时15分2#炉进料；19时20分2#炉进完底料进行流化试验；20时18分2#炉点火；运行人员巡检发现一次风风道振动较大且内有异响，经请示于20时44分2#炉停止点火，停引风机、一、二次风机。后检修人员检查发现该风道内导流板脱落一块，开具工作票于21时45分至7月6日4时55分完成处理。经查该炉一次风风道导流板系博森公司为解决启动后风道振动大而加装，工程技术部曾于5月14日对该炉一次风风道导流板进行过检查，未发现异常。二、原因分析1、加装的导流板在材质厚度、焊接工艺方面存在一定缺陷。2、工程技术部对该导流板的检查不细致，未能及时发现存在问题。三、经济损失检修、恢复该导流板造成启炉延迟8.5小时，影响发电负荷约13万KW，损失7.8万元。四、责任划分（略）五、防范措施1、要求生产部门严格落实各级责任，深刻汲取历次事故教训，在每次启动设备前必须进行认真细致的检查，尤其是对出现过的类似缺陷和不放心设备更要进行全面检查，发现问题及时组织处理。2、建议联系资质单位对我厂高温承压金属部件、汽水管道等主辅设备关键部位开展金属技术监督，及时了解并掌握设备金属部件的质量情况和健康状况，防止由于选材不当、材质不佳、焊接缺陷、运行工况不良、应力状态差等因素造成的各类事故，从而减少非计划停运次数，提高设备运行的安全可靠性，延长设备的使用寿命。案例20：2014年7月6日2#炉启运失败结焦一、事故经过7月6日运行二值夜班，5时29分2#炉启火；6时左右当班运行组长闫平和李涛就地检查一次风机液耦出口油位（因漏油需要不定期检查并补充），并对油压进行调整；此时主控室操作人员通过对讲机告知其一次风机液耦出口油压突然从0.34MPa降至0.01MPa,现场检查发现该风机两台油泵停运；当时在就地检查的调度室副主任紧急按下事故按钮，该风机停运；当班值长安排电气运行人员就地检查发现开关柜内两台油泵空开与总开关未掉闸但失电，检查380V室内油泵开关发现掉闸，后对该开关实施恢复送电操作于6时50分再次启动一次风机；后该炉运行人员发现床温持续上涨，最高达1166℃，判断炉内结焦于7时15分停用该炉各风机，打开炉门检查发现结焦。二、原因分析1、当班运行人员对一次风机液耦出口油压调整不当造成该风机油泵过载掉闸，一次风机没有低油压保护，就地操作事故按钮停运一次风机。2、2#炉一次风机两台油泵就地分路空开额定电流均为40A，就地开关柜内总开关额定电流为60A，380V室内空开额定电流为32A，电源开关配置不合理，造成在过载情况下380V空开掉闸。3、在一次风机停运后床面料层不能有效流化，点火油泵与一次风机不联锁，人工停运点火油泵，以致床温持续上涨造成炉内结焦。三、经济损失7月7日2#炉于1时19分点火，6时51分1#机并网，用油约4吨，费用39000元；影响负荷约70万KW，损失45万元。四、责任划分（略）五、防范措施1、工程技术部利用停炉检修机会对一次风机油站系统进行改造，改用更大的油泵，增加供油量和供油速度，保证风机供油的可靠性。2、工程技术部对各主要设备电源开关配置情况进行集中排查，特别是对改造或新增设备的电源开关标准要重点排查，严格按照相关标准配置，杜绝发生电源开关越级掉闸事故。3、生产准备部要切实强化对运行人员的专业技术培训和应急处置演练，加强管理考核工作力度，努力提高全员综合素质。4、工程技术部联系相关厂家处理点火油泵与一次风机不联锁、一次风机液耦轴瓦漏油、无低油压保护等缺陷。案例21：2014年7月21日2#机解列一、事故经过7月21日运行四值早班，1#炉、2#机运行正常，主汽温度545℃，汽压8.92MPa，2#机带负荷47MW。14时59分2#发电机102开关突然跳闸，汽轮机甩负荷至“零”，转速升高至3092r/m，自动主汽门关闭，启动高压油泵，运行人员送汽封实施紧急停机操作，同时1#炉安全门（过热器定值左侧10.3MPa、右侧10.05MPa，动作值9.8MPa，回座值9.2MPa；汽包定值左侧11.86MPa、右侧12.03MPa；动作值11.3MPa，回座值9.3MPa）动作，运行人员打开对空排，实施减煤维持燃烧；电气运行人员调取后台保护信息发现“2#发变组B柜主变压器温度高报警”、“2#发变组B柜主变压器温度高跳闸信号”，就地手测2#主变油温为56℃；15时09分汽机运行人员挂闸重新冲转至3000r/m，通知热工复位报警信号，准备并网；电气人员复位报警信号未实现，汇报当班值长通知电气与热工检修人员现场检查，后将2#主变本体及继保间温度高跳闸二次线拆解，报警信号复位，于16时09分2#机并网，16时21分带负荷至10MW，后缓慢增加负荷，逐步恢复正常运行。二、经济损失2#机于14时59分所带负荷由47MW降至零，至18时左右恢复至43MW（根据系统负荷情况），期间影响负荷约8万KW，损失约5万余元。三、原因分析根据后台故障显示，2#主变本体油温高、保护动作是造成102开关掉闸的直接原因。四、责任划分（略）五、防范措施1、102开关掉闸后，运行人员对该主变进行手动测温为56℃，要求工程技术部联系调试单位对1#、2#主变、高备变、高厂变的重瓦斯、轻瓦斯、温度、压力释放、差动等保护，按照定值标准要求进行点对点调试，全面核实并做好相关试验记录。2、工程技术部联系厂家完善DCS后台存在缺陷，加装报警音箱设备，重点检查完善各运行参数测点，确保指示准确、上传到位。3、工程技术部组织对所有主辅设备电气、热工保护投退及定值设置等情况进行全面核查，并将核查情况及时反馈调度室、生技科、安质科及相关领导；严格落实联锁、保护投退、定值修改管理制度，因安全生产需要进行联锁、保护投退、定值修改前必须严格按照审批程序报总工程师批准后实施。4、生产准备部要建立主变压器油温、油位登记本，运行人员强化巡回检查制度落实，定时进行认真巡检并做好相关记录，发现异常及时予以逐级汇报；对当班未能消缺的问题要严格执行交接班制度，做好安全技术交底，跟踪落实并做好消缺记录。5、工程技术部所属检修人员要积极深入现场一线，强化巡回检查制度落实，发现设备存在缺陷及时组织进行处理，保证设备完好率和备用率。6、生技科联系资质单位、工程技术部配合尽快组织对新厂1#、2#炉安全阀进行校验，确保动作准确、可靠、灵敏。7、新厂各专业汇总整理主辅设备存在缺陷，结合实际情况进行分类处理，根据与调试单位协议制定完善计划、工程节点和明确验收程序，尽快完成新厂发电机组调试工作。案例22：2014年7月26日2#机解列一、事故经过7月26日运行一值早班，1#炉、2#机运行正常，主汽温度540℃，汽压8.90MPa，2#机带负荷47MW。14时58分2#发电机102开关突然跳闸，汽轮机甩负荷至“零”，转速升高至3120r/m，自动主汽门关闭，高压油泵自启，运行人员送汽封实施紧急停机操作，同时1#炉安全门动作，运行人员打开对空排，实施减煤维持燃烧；电气运行人员检查后台保护信息发现“2#发变组B柜主变压器温度高报警”、“2#发变组B柜主变压器温度高跳闸信号”，就地手测2#主变油温为52℃；2#机转速下降后汽机运行人员挂闸重新冲转，发现调速汽门未打开实施打闸，重新挂闸后再次冲转调速汽门还是打不开再次打闸，直至热工人员到电子间对ETS报警信号复位，再次挂闸冲转至3000r/m，做好准备并网；电气与热工检修人员现场检查，后将2#主变继保间发变组B柜温度高跳闸拆除二次线并退出硬压板保护，报警信号复位，于15时34分2#机并网，15时54分带负荷至13MW，后缓慢增加负荷，逐步恢复正常运行。二、经济损失2#机于14时58分所带负荷由47MW降至零，于15时34分2#机并网，15时54分带负荷至13MW，后根据系统负荷情况缓慢增加负荷，期间影响负荷约4万KW，损失约2.5万余元。三、原因分析1、根据后台故障显示，2#主变本体油温高、保护动作是造成102开关掉闸的直接原因。2、7月21日发生停机事故后，工程技术部对2#主变南侧上层油温控制器以及二次接线进行了检查与处理，而未对2#主变北侧上层油温控制器以及二次接线进行检查，未能将类似隐患彻底消除，造成同类事故再次发生。四、责任划分（略）五、存在的问题1、2#主变本体端子箱设计图（蓝图）中端子配线标识错误。2、电气值班运行记录表设计不完善，存在主要参数缺、漏项。3、电气后台主画面无报警弹窗显、无报警音箱。4、2#主变本体温度表计与实际存在较大误差。六、防范措施1、2#主变继保间发变组B柜温度高跳闸硬压板暂时退出，要求生产准备部电气运行人员强化对该主变温度的监测，并做好相关记录，发现保护装置温度高非电量报警信号发出后及时汇报、处理。2、工程技术部督促吉通公司调试人员对1#、2#主变、高备变、高厂变的所有保护，按照定值标准要求进行全面核实，实施点对点传动试验，做好记录并与设计图进行认真比对，发现异常及时处理并进行修订。3、工程技术部联系厂家完善DCS后台存在缺陷，在主画面设置报警弹窗，加装报警音箱设备，为运行人员应急响应提供先期预警。4、工程技术部、生产准备部各专业负责人对吉通公司就新厂主辅设备调试计划、范围、项目、进度及相关报告的完成情况进行认真审核，对照验收标准由工程技术部牵头汇总整理，上报厂领导及相关部门。5、生产准备部要举一反三，组织对各专业运行值班表纸设计进行全面核查，进一步完善主辅设备运行参数记录，强化现场巡检工作力度，保证主要设备巡检到位、主要参数记录完整、全面，防止出现缺项、漏项。6、当班值长在指挥汽轮机启动前，要安排运行人员对报警信号进行全面核查，发现有报警信号未复位的，及时通知热工人员对该报警信号实施复位，待检查无误后方可进行挂闸冲转。7、各部门各级人员要严格执行逐级汇报制度，特别是运行出现异常、重大操作和大型检修工作时，严格落实“三必须”工作机制，领导干部紧盯现场，做好协调指挥，及时排除故障，确保安全运行。8、各生产部门要深刻汲取事故教训，严格落实安全防范措施，各职能部门要强化考核工作力度，坚决杜绝类似事故重复发生。9、各级领导干部要结合“领导干部下现场”、“跟班盯岗”、“四熟悉、三必须”等工作机制，深入生产一线、严查隐患、落实制度，真正发现问题并帮助解决实际问题，确保安全生产正常开展。案例23：2014年7月29日2#机解列一、事故经过7月29日运行四值早班，1#炉、2#机运行正常，负荷为33MW。17时34分，2#发电机保护动作（后台显示：基波零序定子接地），2#主变102开关掉闸，同时2#机自动主汽门关闭，与系统解列，负荷突降至零。运行人员被迫对1#炉实施减煤维持运行。在排查问题后，2#机于19时20分并网，19时30分带10MW负荷。二、经济损失2#机于17时34分所带负荷由33MW降至零，于19时20分2#机并网，19时30分带负荷至10MW，后根据系统负荷情况缓慢增加负荷，期间影响负荷约7万KW，损失约4万余元。三、事故原因生产准备部当时组织人员在空冷岛上对散热翅片进行水清洗，由于封闭母线存在封闭不严及变形现象，以致清洗空冷岛清洗水进入该封闭母线共箱内部，母线绝缘下降导致2#发电机定子接地保护动作，是造成2#机解列的直接原因。四、责任划分（略）五、防范措施1、工程技术部尽快组织人员对封闭母线共箱外壳进行检查，对外壳变形及防雨槽焊口开裂造成封闭不严的缺陷进行修复处理。2、工程技术部在对其修复处理完成后，要根据相关技术标准进行淋水试验，并组织相关部门进行验收。3、建议根据封闭母线共箱实际情况，对共箱内侧防雨槽加装“U”型密封条，保证封闭母线的严密性。4、在清洗空冷岛汽轮机散热翅片时，相关人员要注意调整水压与水量，空冷岛下部安排人员进行现场监控，及时与上部开展清洗人员进行沟通，防止水流过大、冲洗点集中造成大量清洗水倾泻在下部的发变组设备设施上发生类似事故。5、要严格执行“两票”、“三规”、“三制”，作业前对现场进行认真检查，有针对性的制定严密的安全防范措施并严格落实后方可开展工作；各职能部门要进一步强化检查与考核，确保各项制度、措施落实到位。案例24：2014年8月6日2#机解列一、事故经过8月6日运行四值早班，1#炉、2#机运行正常，负荷为46MW。13时06分，2#发电机保护动作（后台显示：基波零序定子接地，2#机A柜定子接地保护信号），ETS动作，2#主变102开关掉闸，同时2#机负荷突降至零，调速汽门关闭，与系统解列（自动主汽门就地未关闭）；2#机转速上升至3134r/m后开始下降，油开关掉闸，汽机运行人员手动启动高压油泵，手拍盘上停机按钮未果，汇报值长通知热工人员复位ETS动作信号；热工人员在电子间检查发现发电机故障、DEH故障报警灯亮，就地进行复位操作；同时2#机转速突然上升，OPC动作、运行人员手拍紧急停机按钮，于13时13分停机；锅炉运行人员被迫对1#炉实施减煤维持运行，后于22时10分因炉内有漏点停运。二、经济损失1、8月6日13时06分2#机停运至8月7日20时49分1#机并网，累计影响发电量为142万KWH，扣除厂用电量（16％）和煤耗（10.3t/万kwh），影响收益达47万元。2、7日2#炉启火共耗费用油15吨，累计费用元。合计造成的经济损失累计约60万元。三、事故原因1、当日厂区有中雨，由于封闭母线存在封闭不严及变形现象，以致雨水进入该封闭母线共箱内部，母线绝缘下降导致2#发电机定子接地保护动作，是造成2#机解列的直接原因。2、7月29日2#机在水冲洗空冷岛时因同样原因造成解列停机，检修人员对该发电机封闭母线共箱进水问题做了处理，后因急于启机未组织对该封闭母线共箱进行全面细致的检查与处理，也是造成该机解列的原因之一。四、存在问题1、2#发电机定子接地保护动作，ETS动作，2#主变102开关掉闸，同时2#机负荷突降至零，调速汽门关闭，与系统解列后，自动主汽门就地却未关闭；停机后热工人员在电子间实施模拟发电机故障，发送ETS动作信号，2#机调速汽门与自动主汽门同时关闭；当日2#机解列自动主汽门就地未关闭问题原因待查。2、2#机自试运行以来未做超速试验，存在安全隐患。五、责任划分（略）六、防范措施1、工程技术部将1#、2#发电机封闭母线共箱外壳上覆盖的彩条布更换为塑料布，增加防水渗透功效，防止雨水进入封闭母线共箱。2、工程技术部充分利用1#、2#机停运时间，组织人员分别对1#、2#发电机封闭母线共箱外壳进行全面细致的检查，对外壳变形及防雨槽焊口开裂造成封闭不严的缺陷进行修复处理。3、工程技术部在对其修复处理完成后，要根据相关技术标准进行淋水试验，并组织相关部门进行验收。4、建议根据封闭母线共箱实际情况，对共箱内侧防雨槽加装“U”型密封条，保证封闭母线的严密性。5、工程技术部督促吉通公司安排调试人员组织对2#机进行超速试验。6、工程技术部继续组织对2#机当日自动主汽门不能及时关闭问题原因进行查找并及时消缺。案例25：2014年10月5日2#炉3#给煤机故障停运一、停运经过10月5日运行四值夜班，2#炉、1#机运行。接班时该炉断煤现象频繁，运行人员持续疏通给煤处理。3时53分3#给煤机故障停运，运行人员汇报当班值长通知检修人员现场检查，电气、热工专业未发现异常，判断机械故障，清理给煤机内积煤；期间采取加大1#、2#、4#给煤机下煤量措施，维持该炉正常运行。5日上午在组织对3#给煤机清理积煤后进行检查，发现一根近2米长钢筋卡在该给煤机尾部，另该给煤机机头附近有一根皮带托辊脱落；在取出钢筋、恢复托辊后启动恢复正常运行。二、原因分析1、该炉断煤频繁，运行人员在给煤机上部煤仓口进行疏通处理时将捅煤钢筋落入给煤机内，导致给煤机清扫器停运、堵煤顶住皮带造成托辊脱落，该给煤机故障停运。2、运行人员在捅煤用钢筋落入给煤机后不能及时汇报，为后续查找和排除隐患造成困难，给安全生产运行带来隐患。3、生产准备部在清理给煤机积煤问题上存在推诿扯皮现象，给该给煤机的及时恢复造成延误。三、责任划分（略）四、防范措施1、生产准备部要切实强化运行人员的安全生产责任意识，进一步规范操作行为，发生异常要及时进行逐级汇报，以便准确判断、及时处理，保证安全生产正常进行。2、各级人员要牢固树立安全生产大局观，将排查整治隐患、确保安全运行作为一切工作的出发点和落脚点，彻底摒弃本位主义思想，坚决杜绝推诿扯皮现象。3、随