发电厂事故通报范文（精选多篇）

推荐第1篇：事故通报

通

报

各区队、班组：

为了进一步加强我大队安全环保和石油管护管理工作，坚决杜绝安全事故和原油流失现象的发生。针对我大队近期出现的安全环保事故和原油流失现象，为挽救本人，教育职工，经大队研究决定现对部分人员作出如下处罚通报。

1、2012年5月18日下午，采油一区队王102井采油工秦伟在押送运油车辆的过程中，没有能够严格按照押车的相关规定履行责任，在押车的过程中擅自离开运油车辆，导致约11吨原油被盗，现秦伟已被治安办刑事拘留，经大队研究决定将其介绍回采油厂。

2、2012年5月29日早上，采油一区队对王108井3号储油罐内液面进行了测量，发现储油罐内液量少了1.62方，折合净油1.1吨，经大队研究决定将采油一区队王108井采油工刘永江、王根飞介绍回采油厂。

3、2012年5月16日采油二区队王179井采油工申景伟在给抽油机更换皮带的过程中，将左手夹伤。经大队研究决定扣除采油二区队当月活工资考核分1分。

4、2012年5月2日，采油六区队王36井采油工刘海浪在爬罐的时候将耳朵碰伤。经大队研究决定扣除采油六区队当月活工资考核分1分。

5、2012年5月12日，我大队运输车陕J18459在行驶

至谭家营二道河路段处与一辆白色昌河车发生肇事。经大队研究决定对陕J18459驾驶员赵生亮予以通报批评。

6、2012年5月8日，我大队泵油车陕J27162在审验车辆过程中，与一辆黑色帕萨特发生肇事。经大队研究决定对陕J27162驾驶员张进龙予以通报批评。

望各区队、班组在接到通报后，认真组织学习，加强安全环保和石油管护管理工作，若再有类似情况发生，大队将会对当事人和所在区队作出严肃处理，情节严重者将追究其相关法律责任。望各区队能够引起高度重视，坚决杜绝此类现象的再次发生。

杏子川采油厂采油三大队

2012年6月4日

推荐第2篇：事故通报

事 故 通 报

各车间（部）室：

2014年4月27日11时左右，一车间二胺精制工段在清理干燥塔的过程中，发生一起填料自燃事故，所幸发现及时，处理得当，未造成大的损失。

一、事故经过

2014年4月27日上午，一车间二胺精制工段正常停车清理系统，副主任XXX安排带班班长XXX带两名操作工清理干燥塔，10时左右，干燥塔人孔盖被打开，当时干燥塔塔釜和塔头温度均为109℃，经检查塔釜内脱落的填料不多。因需要进入塔釜内检修，未将人孔盖关闭。11时左右，发现塔釜底部着火，经及时扑救，明火很快被扑灭。

二、事故原因

1、干燥塔保温蒸汽未关闭，塔内温度过高，达到塔釜内残余物料的着火点；人孔盖打开空气进入塔内，为可燃物提供了足够的氧化剂。塔釜内的残余物料着火是造成此次事故的直接原因。

2、作业人员对干燥塔在清理、检修工作中的危险认识不足，为制定相应的作业方案。

3、对清理干燥塔作业人员培训教育不足，对干燥塔清理作业工作中的危险因素认知不足；车间对干燥塔清理工作管理不到位、不重视，是造成此次事故的间接原因。

三、纠正、预防措施

1、加强对全车间人员的安全教育，提高全车间人员的自我防范意识和自我保护能力；加强特种作业人员技能培训，提高对设备及设备检修过程中的危险、危害因素的认识；提高人员素质和技能出现异常情况能够及时发现并处理。

2、制定特种备检修规程及检、维修方案；加强设备检修的监督管理工作，对于涉及到特种作业的，必须有专人监护；针对车间岗位的特殊性，要求各工段，班组组织讨论，针对工作过程中可能发生的危害和危险做出明确的判断后，方可操作。

3、针对精制塔和干燥塔的清理和维修工作，在塔顶加水管和氮气管，在清理和检修之前对塔内进行降温和置换，确保安全。

四、处理决定

1、对此次事故责任人XXX、XXX给予全公司通报批评，扣除二胺精制工段全体人员第二季度安全兑现奖。

2、分管副主任XXX未及时关闭蒸汽阀门导致事故的扩大，对此次事故负有直接责任，给予处罚500元。

3、车间安全员XXX对此次事故负有监管责任，但在事故处理时表现积极，不予处罚。

4、给予车间安全经济责任制考核1000元。

二〇一四年四月二十九日

推荐第3篇：事故通报

事 故 通 报

2011年1月以来，我厂安全生产形式较为平稳，1—5月工伤起数比去年同期下降10起，但进入6月份以来，工伤频率有所上升，尤其是机床制造厂装配车间，连续发生工伤事故3起，伤3人，工具环保厂发生工伤事故1起，伤1人。现将事故通报如下：

1．6月17日，机床制造厂装二车间职工郭永萍（女）45岁，在用水壶倒水时，因水壶把断裂，热水烫伤左大腿。经医院诊断为：热烫伤左大腿4%。

2．6月22日，机床制造厂电工车间主任罗平力（男）58岁，在浙江台州明华工贸有限公司修理YK5180A插齿机时，脚踩在有油污的三层台阶上，不慎摔倒，经医院诊断为：左手尺骨、桡骨茎突骨骨折。

3．6月26日，机床制造厂装一车间职工王长伦（男）59岁，三人在移动Y9060淬火压床挡油罩时，挤伤左手中指。经医院诊断为：左手中指肌腱断裂。

4．6月26日，工具环保设备厂职工王君健（女）23岁，在M2120内圆磨床加工YK5132蜗轮里套时，违章操作在磨头尚未停止的情况下，用右手触摸工件，挤伤右手。经医院诊断为：右手环指近端骨折。

以上4起工伤事故，其中3起是安全意识不强，工作前缺乏检查，是造成事故的主要原因，而另一起为典型的违章操作行为，应引起我们的高度重视，事故单位应本着“四不放过”的原则，分析事故原因、制定防范措施，教育职工和本人，防止类似事故发生。

六月份正值我厂“安全生产月”，上述事故的发生，应引起全厂高度重视。经总厂安委会研究决定对事故发生单位及责任人处理如下。

1．对机床制造厂装配部工伤事故全厂通报批评，对主管领导黄世经、张继业通报批评。

2．对工具环保设备厂工伤事故全厂通报批评，对主管领导王强通报批评。

3．鉴于工伤人员已受到事故伤害，免于处罚。但复工前经车间进行复工教育后方可上岗。

各单位要以以上工伤事故为教训，举一反三，查找本部门在安全管理方面的差距和不足，尤其在职工安全教育和按规操作上进行重点的加强和辅导，同时加大安全事故隐患排查工作，形成制度化、规范化，严防各类事故的发生，为我厂建厂60周年和完成好各项经济指标保驾护航。

二O一一年六月二十八日

推荐第4篇：事故通报

铝业公司对安全事故处理的

通报

一、2012年2月7日，由于在生产启动前部分管道被冻，电动门质量不合格，4#炉预留门后临时接管材质不符合高压蒸汽工艺运行要求，导致热电厂4#锅炉主蒸汽预留门后临时连接管爆炸。处理结果：

车间及调度对可能出现的问题没有预见性，对生产用汽控制不好负有责任，给予警告处分。

电厂未对消缺后冻结的设备及时全面疏通，未全面采取有效防范措施负有责任，给予警告处分。

安装公司对备用门临时接管安装时，未按蒸汽母管设计图纸施工，材质不符合高压蒸汽工艺运行要求负有连带责任，给予警告处分。

二、2012年2月29日，二期蒸发车间高飞飞在原液A槽顶改流程开关阀门时，此时阀门刚好漏料到平面，因操作不慎，扳手掉落，溅起液碱烧伤脖子。

处理结果：

高飞飞(新工) 罚款50元；问永兴（当班班长）罚款50元；

张帮窗（车间值班人员）罚款50元；冯增贤（车间主任）罚款50元。

三、2012年3月24日，电厂铲车司机郝卫东给车加油后，在两次打马达没打着后，怀疑线路有问题，在检查时发现电瓶冒烟，随手把电瓶线接头拔开，又跑到车的另一面检查时发现车已经着火。经检修人员现场检查，预计处理检修费用需五万元。

处理结果：

输煤车间主任樊平平时对车辆管理不细，监督检查不到位，罚款200元，并做出书面检查。

铲车司机郝卫东平时对铲车保养及检查不到位，对铲车故障排除处理业务不精通，使原本可以避免的事故发生。扣除3月份工资并予以辞退。

四、2012年3月29日下午15:40时溶出低压二段进线断路器跳闸，配电室突然发生停电，导致稀释槽内液位快速上涨，料浆处于沸腾状态，大量乏汽携带部分料浆从水冷器排空喷出，导致包装工烧伤。电仪车间在查找上次停电原因过程中致使18:05时一段、二段进线断路器同时跳闸，导致高压溶出系统设备停止运行。但主蒸汽管道电动阀未装连锁，无法隔断蒸汽，机组压力迅速升高，安全阀起跳，安全阀出口缓冲箱爆裂，并打破旁边彩钢板。

处理结果：

二十三冶施工焊接质量问题及没有按设计图纸要求施工，导致缓冲箱爆裂，负主要责任，罚款两万元。

北开自控质量问题导致停电，负次要责任，罚款一万元。

公司领导安全管理不到位，工作失误，负管理责任，谢军罚款500元、石杰罚款500元、刘永红罚款300元、单光罚款300元、刘二选罚款300元。

森泽集团公司安全生产部

二零一二年四月九日

对铝业公司安全生产事故处理的

通报

今年以来，铝业公司按照集团公司的整体工作部署，全力推进二期项目建设，加快投料试车步伐，实现了3月18日出氧化铝的预期目标。但是在投料试车的过程中，忽视了对安全工作的管理，致使发生多起安全生产事故。

集团公司安全生产部考虑到二期正处于投料试车阶段，停产整顿不现实，故责成铝业公司内部进一步加强安全隐患排查和整改，但铝业公司未引起高度重视，整改措施不力，导致发生以下事故：

一、3月29日15时40分发生溶出车间水冷器排空管喷料伤人事故。就此事故集团公司决定对铝业公司提出警告并罚款五千元。

二、3月29日18时14分溶出车间压煮器安全阀出口缓冲箱爆裂事故。就此集团公司决定对铝业公司提出严重警告并罚款一万元。

希望铝业公司在今后的生产中深刻反思，提高认识，强化措施，认真做好员工安全教育及隐患排查治理工作。在抓好生产的同时，注意安全问题，确保生产安全平稳运行。

（此罚款从铝业公司全年绩效考核中扣除）

森泽能源科技集团公司

二零一二年四月九日

对煤矸石锅炉停水事故的处理

通告

2012年3月24日，活化炉内温度在凌晨3:48时提高到600度，提温前30分钟加水一次，提高温度后15分钟加一次。4:15加水时自动补水无压力。启动辅助加水泵加水，4:60时再补水时，自动、辅助补水都无效果。10分钟左右，打开排污管，无出水。然后将燃烧器关闭，联系二期调度，纪长贵回复脱盐水不够用停止供水（并没有提前与煤矸石联系，直接停水）。4:50开始送水，但是因锅炉严重缺水，不能直接补水，只能降温至50-60度才能补水。2小时后，锅炉降温补水，重新提温。

事故造成锅炉无法运行，幸亏处理及时，未造成损失。

处理结果：

对值班调度纪长贵处以警告处分并做出书面检查。

对调度主任马运生处以警告处分。

煤矸石值班领导及值班人员应引起重视，以后工作中及时沟通，避免类似事故发生。

森泽集团公司安全生产部

二零一二年四月九日

推荐第5篇：发电厂触电烫伤事故

发电厂触电烫伤事故

靖远发电厂因设备管理不善，造成2人严重烫伤事故

一、事故经过

6月27日2时30分，靖远电厂锅炉1号炉乙侧捞渣机后滚筒齿壳运行中拉裂，于是关闭乙侧冷灰斗关断门、捞渣机停运检修，于29日1时40分分修复且试运正常。1时50分锅炉分场值班人员、主任工程师贾×（男，31岁），通知除灰人员王×（男，20），进行放灰渣操作，王提出快下班了，让下班进行，贾说：把一扇关断门开上一条小缝，让灰渣慢慢流，不影响交接班。王×即去操作室操作（操作室四周封闭不严，且距关断门公约3M），当王×把2号、3号关断门全开后，捞渣机槽体内水汽大量外溢，约0.5min，贾不见王从操作室出来，随即将工作服包住颈部向操作室冲去，此时大量红灰、热焦从全开的

2、3号关断门内向槽体倾泻，使大量热水、蒸汽溢出，顿时捞渣机四周灰和热气弥漫，待可见度恢复时，贾×、王×已从操作室出来，但均被冷灰斗内冒出的高温蒸汽烫伤。经送医院诊断：贾×为1度烫伤，烫伤面积为85%；王×为1度烫伤，烫伤面积90%。构成两人重伤。

二、事故原因

（1）1号炉捞渣机制造、安装方面存在一定问题，经常出现脱轨、断裂、刮板倾斜、扭曲以及液压机构卡涩故障；检修人员对捞渣机经常发生的故障原因不清，检修质量较差，定期维护工作不认真，致使捞渣机经常发生故障，因捞渣机停运时间长，造成炉内灰渣大量堆积，埋下了不安全隐患。

（2）靖远电厂对捞渣机频繁故障及曾发生过的严重危及人身安全现象没有认真分析，严肃对待，如操作室布局不合理、四周封闭不严、现场地沟盖板不全等对人身安全构成严重威胁的问题，未能按照省局“六查”要求认真制定防范措施。

（3）安全意识不强，自我保护能力差，有违章作业现象。锅炉分场主任工程师贾×，虽积极主动组织放灰工作，但没有采取相应安全措施，没有通过正常的生产指挥系统下达命令，违反交接班过程中不进行操作的规定，违章指挥。锅炉运行三班除灰人员王×，安全意识淡薄，操作中未按要求操作，误将

2、3号关断门全开，致使灰渣汽水大量外溢是此次事故的直接原因。（4）除灰人员着装不符合规程规定，帽子、手套、雨靴等穿戴不全。

三、暴露出的问题

（1）对设备制造安装缺陷重视不够，经常在运行中出现故障的设备没有及进修理。

（2）检修人员技术素质低，对发生故障原因不清、检修质量差，维护工作不认真，导致经常发生故障，给事故埋下了隐患。 （3）安全管理工作不到位，对严重威胁作业人员人身安全的防护设施不重视。

（4）有违章指挥，作业人员安全意识不强，自我保护能力差。 （5）安全意识淡薄，违章操作，违反规程第31条规定，作业人员的着装不符合要求。

四、防范措施

（1）把住进货与安装质量关，对制造质量低劣的产品和安装质量不合格的设备拒绝验收。

（2）加强生产知识、检修技术的培训工作，提高各生产岗位人员的业务技术水平。锅炉除灰渣工作应由经过专门培训的、有经验人员担任，同时作业时做好监护。

（3）严格执行六查制度。对生产现场，操作控制室的隐患要按规程要求整改。

（4）提高各级领导和工作人员安全技术素质。严肃认真的执行规程中的各项条款。杜绝违章操作、违章指挥。工作人员要对国家财产和自己的生命负责，要坚决禁止违章指挥行为。 （5）遵守《安规》中关于出灰时工作人员应戴手套、穿防烫伤工作服和穿长筒靴，并将裤脚套在靴外面的要求。增强自我防护意识和能力。

（6）认真落实事故现场会中关于捞渣机操作检修等一系列措施，确保工作人员的人身安全。

推荐第6篇：发电厂事故案例学习材料

发电厂事故案例学习材料（近百案例）

案例教学

（电气—1）小缺陷引发大事故 1 事故经过

2001年2月16日，某电厂发生了一起发电机跳闸停机事故，事故经过如下：

10:55， 值长联系省调，要求2号机进行机组小修前的各种工况下的振动、摆动测量。省调同意后，11:06，2号机开机并网成功。当时，该厂的运行方式如下：

220 kV双母运行，1号机带60 MW接220 kV甲母，2号机带60 MW接220 kV乙母，全厂总有功为120 MW。主变冷却器方式为：1号冷却器在工作位，2号冷却器在辅助位，3号冷却器在备用位，4号冷却器在停止位。2号主变冷却器工作电源置I段。

12:02，蜂鸣器响，电铃响，2202开关跳闸，造成2号机事故停机。 2 事故原因分析

事故发生后，运行人员对设备进行了检查。 在机旁保护屏发现B柜主变冷却器全停，

1、2号灯亮；C柜跳A、B、C相开关指示灯亮，其它未见异常；2号主变本体未见异常，主变油温正常(34℃)，主变冷却控制柜电源监视指示灯1XD灭，2XD亮，4台冷却风扇均在停止状况，进一步检查发现操作回路1RD熔断器熔断；中控室的综合屏“2号机电气事故”光字牌亮，信号屏“2号机冷却器全停”光字牌亮。

事后，立即组织有关人员对事故进行调查分析，事故原因主要有：

(1) 2号机组11:05按调令并网运行，因2号主变冷却器操作回路熔断器1RD(5A)熔断，造成主变冷却器全停，致使2号机开机后60 min“主变冷却器全停”保护动作，造成2202开关跳闸，2号机组停机。 (2) 运行人员在开机后长达60 min的时间内，未派人到机旁保护屏检查并复归信号；未派人到主变冷却控制柜检查电源监视灯点亮情况和观察主变冷却风扇运行情况，这是造成这次事故发生的重要原因。 (3) 主变冷却器操作回路熔断器熔断后，因控制回路的原设计接线存在着不尽合理之处，致使冷却器Ⅰ段和Ⅱ段自动切换功能全部失效，接触器1C，2C均不能合闸，从而造成主变冷却器电源全停。这是导致此次事故发生的直接原因。 3 改进措施

这次事故的教训是极其深刻的，暴露出该厂在安全管理上存在着许多薄弱环节，例如：人员思想麻痹，安全意识不强，管理工作不深、不细、不严，没有良好的工作作风和高度的安全责任感等。另外，还有一个最直接的原因，那就是控制回路存在着严重的缺陷。要消除上述缺陷，有一种可行的方法。

首先，将原回路一对闭接点引入中控室信号屏。当主变冷却器负荷侧交流电源失去时，利用这对闭接点接通“主变冷却器电源故障”信号灯，以起到提示值班员的作用。

同时，通过更改控制回路，在回路中增加两个时间继电器，将原中间继电器改为电压继电器的方法，来完成冷却器Ⅰ、Ⅱ段的自动切换功能。当熔断器熔断时，时间继电器失磁，电压继电器动作，使其常开接点闭合，从而使其中一接触器励磁，达到了两接触器(1C，2C)互相切换的目的，备用工作电源回路也被自动投入运行。从根本上消除了不能自动切换的问题，提高了二次回路的灵敏度和可靠性。 （热工—1 ）一起热机操作漏项引起锅炉灭火的反思

某电厂在机组试运行期间发生了一起因操作漏项而引起的锅炉灭火事故。这起事故暴露出新建电厂在管理、人员素质、消缺、逻辑保护等方面的问题，教训十分深刻，值得认真反思。 1 事故经过

事故前的运行方式：5号机负荷150 MW，机组控制方式为协调控制CCS，51号汽动给水泵运行，52号汽动给水泵检修，53号电动给水泵备用(但转速表已坏)。

04:30，52号汽动给水泵检修结束后进行恢复操作，操作至\"冲转\"步骤时，运行人员确认汽动给水泵控制盘MEH上设定值为500 r/min，画面显示低压进汽自动主汽门全开后，汽动给水泵转速显示为0。运行人员紧急将52号汽动给水泵打闸、检查。打闸前汽包水位为+30 mm，主汽流量为500 t/h，打闸后，流量上升至720 t/h。运行人员将51号汽泵控制方式由\"自动\"切至\"手动\"，并迅速降低51号汽动给水泵转速，以控制汽包水位，但汽包水位仍迅速上升。

06:53，汽包水位高至+250 mm，锅炉发生MFT(主燃料跳闸)。

07:33，在运行人员迅速组织恢复操作后，机组并网，带负荷。 2 事故原因分析

(1) 在操作过程中，没严格执行热机操作票，漏掉了\"将52号汽动给水泵低压进汽电动隔离门打开\"一项，从而使汽动给水泵因没有汽源而转速升不起来，这是引起汽动给水泵打闸的直接原因。

(2) 在52号汽动给水泵打闸后，53号电动给水泵自启动，从而使主给水流量大幅上升至720 t/h。但由于53号电泵转速表不能正确指示，运行人员没能判断出给水流量上升的主要原因，而仅调节51号汽泵，从而控制不住汽包水位，引起锅炉MFT。 3 事故暴露问题和反思

3.1 运行人员对热机操作票不够重视

对于热机操作，运行人员普遍存在认识上的误区，认为阀门、档板漏(误)开、漏(误)关不会象电气操作那样带来大的事故，加之部分管理人员对热机操作票的执行也有认识上的误区，因而对热机操作票的执行没有像对待电气\"两票\"那样重视。实际上机组启停不按规定操作，尤其是一些疏水阀门漏开或漏关，导致汽轮机大轴弯曲、水冲击等恶性事故时有发生。为此，应做好以下工作。

(1) 加强运行员工的安全意识和安全责任教育，使他们认识到自己的工作对保证全厂设备安全运行的重要性，使他们树立起\"安全就是效益，安全就是贡献\"、\"安全无小事\"的理念。切实做到不仅重视电气操作，而且重视热机操作，不仅重视主机操作，而且重视辅机操作；

(2) 加强对热机操作票执行的管理，要求运行人员认真按票面上所列的项目逐个阀门、逐个档板的检查，并逐项打钩，做好记录；

(3) 加大安全生产奖惩力度，对认真履行安全职责、工作尽心尽责的人实行重奖，对不认真执行规程和管理规定的人给予重罚。 3.2 操作票需进一步完善

如果汽动给水泵启动操作票制定得完善些，如在冲转汽动给水泵前加上\"将电泵自动解除\"这一步骤，就有可能避免主机跳闸事故。因此，需要对操作票的合理性、科学性认真进行审核，必须根据设备实际运行情况对基建、调试期间制定的操作票、现场运行规程进行重新梳理、细化和补充，使之不留任何漏洞和隐患，尤其对可能直接或间接引起主机跳闸的操作票要重新审核校订。 3.3 运行人员需提高业务和心理素质

从事故的处理过程可以看出，运行人员业务素质不高，缺乏处理异常工况的能力和经验，未能全面掌握设备的参数、定值和逻辑保护的功能。如果运行人员知道1台给水泵的最大流量为560 t/h，则看到主给水流量为720 t/h，就应该能想到电泵自启动的问题，立即检查电泵的电流、流量、出口压力等有关参数；如果了解电泵联锁逻辑功能，则应该考虑到汽动给水泵打闸会引起电泵自启动的问题，也能避免主机跳闸的事故。同时，52号汽动给水泵打闸后，多个信号同时发出，运行人员处理起来有点慌乱。这些都说明运行人员业务素质不高，缺乏处理异常工况的心理素质。因此需要加强对运行人员的技术培训，尤其是加强控制和联锁逻辑、定值、保护等方面的学习和培训，加强反事故演习，加强日常事故预想，培养遇事不惊、遇事不乱的良好心理素质。 3.4 严格执行管理制度

53号电泵转速信号错误直接干扰了运行人员的判断，是造成无法判断电泵自启动的一个因素。该缺陷已经存在1个星期而没处理，但这次事故后不到1天，53号电泵转速表就修好了。因此必须加大对缺陷的管理力度，制定严格的考核措施，并不折不扣地加以执行，真正做到\"小缺陷不过班、大缺陷不过天\"，为运行人员创造一个良好的运行环境。 3.5 电泵逻辑需要完善

在电泵联锁逻辑中，只要电泵联锁投入、电泵不在就地、电泵启动条件满足、任一汽泵停止，电泵就联锁启动。而汽泵停止信号是一个综合信号，既可以是保护自动跳闸，也可以是手动打闸(运行中事故打闸和冲转过程中打闸)。电泵自启动的目的是在汽泵停止，流量减少时，用电泵来增加给水流量，故在电泵联锁逻辑中，还应加上\"汽泵流量为0\"这一条件。这样，就可以避免上述事故。由此可见新厂投产后，对全厂的设备系统保护的联锁逻辑、设置和整定进行一次全面详细的审核和调整是非常必要的。 （金属监督—1）一起送风机严重损坏事故的分析

2001年7月4日20:40，某厂6号炉12号送风机运行中

推荐第7篇：发电厂事故处理原则

事故处理原则 3.1.1 发生事故时，运行人员应迅速解除对人身和设备的危险，找出发生故障的原因消灭事故，同时应注意保持非故障设备的继续运行，必要时设法增加非故障设备的负荷，以保持对用户的正常供电。 3.1.2 在处理事故过程中，运行人员应设法保障厂用电的正常供给，为了完成上述任务，运行人员必须坚守岗位，集中精力来维持设备的正常运行，防止故障的扩大和蔓延，正确迅速地执行上级命令。 3.1.3 事故恶化时，首先避免重大设备的损坏和人身伤害，确保安全停机；使电网不受侵害，尽快恢复电网稳定运行。 3.1.4 机组发生故障时，运行人员一般应当按照下面所述的方法进行工作排除故障。 3.1.4.1 根据仪表的指示和机组外部的象征，分析判断设备确已发生故障。

3.1.4.2 迅速消除对人身和设备的危险，必要时应立即解列（或停用）发生故障的设备。 3.1.4.3 迅速查清故障的性质，发生地点和设备损坏范围。

3.1.4.4 采取正确有效措施消除故障，同时应保持非故障设备继续运行。

3.1.4.5 在发生故障时，各岗位应互通情况密切配合，在值长和单元长的统一指挥下，迅速排除故障，在故障的每一个阶段都需要尽可能迅速地汇报单元长、值长和上一级领导，以利及时采取正确的对策，防止事故扩大蔓延。

3.1.4.6 处理事故时，动作应当迅速正确。但不应急躁，在处理故障时，所接到的命令，均应复诵一遍，如没有听懂应反复问清，否则不可执行，命令执行后的情况，应迅速向发令者汇报。 3.1.5 值班员在处理事故时，受单元长和值长的领导，发生故障时，应及时与巡检长联系，迅速参加排除故障的工作，同时将自己所采取的措施汇报单元长和值长。值长、单元长所有命令，值班员必须听从。 3.1.6 专业人员及其有关技术领导在机组发生故障时，必须到现场指导处理事故，并给予运行人员以必要的指示，但这些指示不应和值长的命令相抵触，否则值班员仍按值长命令执行。 3.1.7 从机组故障起到排除故障，恢复机组正常状态为止，值班人员不得擅自离开工作岗位，假如故障发生在交接班时，应延时交班，在未签名之前，交班人员应继续工作，并在接班人员协助下，排除故障，直至机组恢复正常运行状态或接到值长关于接班命令为止。 3.1.8 与排除故障无关的人员禁止停留在发生故障的地点。 3.1.9 值班人员发现难以分析、判断的现象时，必须迅速汇报上一级领导，共同地观察、研究、查清。当遇到规程所没有规定的故障现象时，必须根据自己的知识经验判断，主动采取对策，并尽可能迅速地把故障情况汇报上一级领导。

3.1.10 故障消除后，值班人员应将机组故障象征、时间、地点及处理经过情况、事实、正确地记录在交接班簿上。有追记打印的故障应追记打印备查。 3.1.11 班后故障分析会由值长或单元长主持，对事故的原因责任及以后采取的措施，进行认真的分析和讨论，从中吸取教训，总结经验。发生事故后，应做到四不放过（事故原因没查清不放过、责任人员没处理不放过、整改措施没落实不放过、有关人员没受到教育不放过）。 4 主设备紧急停用的条件及停用步骤 4.1 汽轮机的事故停机 4.1.1 机组遇有下列情况之一，应破坏真空紧急停机。

4.1.1.1 汽轮机转速升高到3330r/min，而电超速保护和危急保安器不动作。 4.1.1.2 汽轮机内部发生明显的金属碰击或摩擦声音。

4.1.1.3 汽轮机发电机组任一道轴的振动到0.254mm（电机厂规定#7瓦轴振到0.3mm）而保护不动作。

4.1.1.4 汽轮机发生水冲击或主蒸汽温度、再热汽温度在2分钟内突降50℃或高、中压缸上、下缸温差达55.6℃。

4.1.1.5 轴封处摩擦发生火花。

4.1.1.6 汽轮机任一道轴承冒烟或推力轴承、轴承回油温度达82℃。

4.1.1.7 汽轮机轴承金属温度（#1瓦、#2瓦、#3瓦、#4瓦）升高至112.8℃，发电机励磁机轴承金属温度(#5瓦、#6瓦、#7瓦)升高至107.2℃。 4.1.1.8 汽轮机推力轴承金属温度任一点升高至107.2℃。

4.1.1.9 轴承润滑油压下降至0.048MPa，而保护装置不动作。 4.1.1.10 汽轮机润滑油箱油位突降至-563mm。

4.1.1.11 汽轮机轴向位移：向发电机极端≥1mm，或向调速端≤1mm，而保护装置不动作。 4.1.1.12 汽轮机差胀≥18.98mm或≤1mm。

4.1.1.13 汽轮机油系统着火且不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行。 4.1.1.14 主蒸汽、再热蒸汽、给水的主要管道或阀门爆破。 4.1.1.15 主机二台润滑油冷油器同时大漏。 4.1.2 汽轮发电机组破坏真空紧急停机操作步骤：

4.1.2.1 揿“紧急停机”按钮或手动脱扣，检查负荷到零，转速下降。

4.1.2.2 检查高、中压主汽门，高中压调门及各段抽汽进汽门和逆止门均联锁关闭，横向联动保护已动作，给泵A、B均脱扣，电动给泵自启动正常。

4.1.2.3 若高、低压旁路自动打开，应出系自动，关闭高、低压旁路。

4.1.2.4 在SCS的监控画面上分别出系高、低压防进水系统联锁开关，关闭主蒸汽管道、再热汽冷段、再热汽热段和低旁前疏水门。 4.1.2.5 启动密封备用油泵和交流润滑油泵。 4.1.2.6 停用真空泵，开足破坏真空门。 4.1.2.7 禁止向凝汽器内排汽、排热水。

4.1.2.8 脱扣后，注意检查除氧器水位、凝汽器水位正常，除氧器抽汽进汽门和逆止门联锁关闭，备汽调整门自动投入。

4.1.2.9 检查备汽母管压力、温度正常，高排汽至备汽母管进汽门联锁关闭，关闭四级抽汽对外供汽门。

4.1.2.10 主机轴封汽压力、温度正常，检查新蒸汽至轴封汽母管进汽门和高排至轴封汽母管进汽门联锁关闭。

4.1.2.11 检查高、低加水位正常，高、低加疏水切至凝汽器。 4.1.2.12 检查机组情况，听测转动部分声音、振动。 4.1.2.13 转子停止时，注意和比较惰走时间。 4.1.2.14 完成运行规程规定的其他停机操作。 4.1.3 机组遇有下列情况之一，应不破坏真空故障停机： 4.1.3.1 DEH工作失常，汽轮机不能控制转速和负荷。 4.1.3.2 EH油泵和EH系统故障，危及机组安全运行时。

4.1.3.3 主蒸汽压力升高，汽轮机高压主汽门前汽压升高至21.7MPa。 4.1.3.4 高压缸排汽压力升高至4.82 MPa。

4.1.3.5 高压旁路或低压旁路打开时，调节级与高压排汽压力比小于1.7，而保护装置不动作。

4.1.3.6 运行中，高压缸排汽温度升高至426℃。 4.1.3.7 主蒸汽温度或再热汽温度升至552～565.8℃，时间超过15分钟或超过565.8?C。 4.1.3.8 主蒸汽温度或再热汽温度全压时降至465℃。 4.1.3.9 高压主汽门A/B两侧进汽温度偏差达42℃，时间超过15分钟。 4.1.3.10 中压主汽门A/B两侧进汽温度偏差达42℃，时间超过15分钟。 4.1.3.11 机组满负荷运行时，主蒸汽温度与再热汽温度偏差达42℃，但仅限于再热汽温度低于主蒸汽温度。

4.1.3.12 机组负荷接近零时，主蒸汽温度与再热汽温度偏差达83℃，但仅限于再热汽温度低于主蒸汽温度。

4.1.3.13 EH油压低至9.31 MPa，而保护装置不动作。 4.1.3.14 凝汽器真空低至81 kPa，而保护装置不动作。 4.1.3.15 DEH电源故障，而保护装置不动作。 4.1.3.16 EH油箱油位低至停机限额。

4.1.3.17 高旁或低旁故障，且高旁或低旁开。 4.1.3.18 高旁或低旁开且汽轮机控制在手操方式。 4.1.3.19 高旁或低旁开且冷再压力变送器故障。 4.1.3.20 运行中低压排汽温度升高至121℃，连续运行超过15分钟，或超过121℃。 4.1.3.21 汽、水管道破裂，无法维持机组运行。 4.1.3.22 油系统严重漏油无法维持运行。

4.1.3.23 汽轮机组无蒸汽运行时间超过1min。 4.1.3.24 炉跳机或电跳机横向联动保护动作时。 4.1.3.25 炉跳机或电跳机横向联动保护拒动时。

4.1.3.26 厂用电源全部失去（无备合闸或备合闸不成功）。

4.1.3.27 机炉热控电源全部失去或仪表电源，计算机电源全部失去，时间超过3min。 4.1.4 汽轮机不破坏真空故障停机操作步骤：

4.1.4.1 揿“紧急停机”按钮及手动脱扣，检查负荷到零，转速下降。 4.1.4.2 检查高中压主汽门，高中压调门及各段抽汽进汽门和逆止门均联锁关闭，横向联动保护已动作，给泵A、B均脱扣，电动给泵自启动正常。

4.1.4.3 注意检查锅炉高、低压旁路自动打开高、低压防进水疏水门全部开启。 4.1.4.4 启动密封备用油泵和交流润滑油泵。

4.1.4.5 脱扣后，注意检查除氧器水位、凝汽器水位正常，除氧器抽汽进汽门和逆止门联锁关闭，备汽调整门自动投入。

4.1.4.6 检查备汽母管压力、温度正常，检查高排汽至备汽母管进汽门联锁关闭，并将四级抽汽对外供汽门关闭。 4.1.4.7 检查轴封汽压力、温度正常，新蒸汽至轴封汽母管进汽门和高排至轴封汽母管进汽门联锁关闭。

4.1.4.8 检查高、低加水位正常，高、低加疏水切至凝汽器。 4.1.4.9 检查机组情况，听测转动部分声音、振动。 4.1.4.10 转子停止时，注意比较惰走时间。 4.1.4.11 完成运行规程规定的其它停机操作。 4.1.5 如遇有下列情况之一，联系锅炉禁止向凝汽器排汽，排热水。 4.1.5.1 因凝汽器真空下降或厂用电电源失去而引起的故障停机。 4.1.5.2 破坏真空紧急停机。

4.1.5.3 高、低压旁路减温水中断或排缸、水幕喷水中断。 4.1.6 汽轮机发电机组发生下列情况之一时，由值长根据现场具体情况决定机组减负荷或停用，如时间允许，应事先汇报总工程师。 4.1.6.1 高压主汽门或中压主汽门或高中压调门或抽汽逆止门卡涩。 4.1.6.2 调速系统故障，不能维持运行。

4.1.6.3 主蒸汽或再热汽管道或其他汽水管道泄漏。

4.1.6.4 凝结水、给水品质恶化，经多方处理仍不能改善，并继续恶化，以至可能使设备损坏，威胁机组安全运行。

4.1.6.5 单块表盘或变送器电源失去。 4.2 锅炉MFT动作原因及处理原则 4.2.1 发生下列情况之一，锅炉发生MFT。 4.2.1.1 点火失败。

4.2.1.2 失去所有燃料输入。 4.2.1.3 失去所有火焰。 4.2.1.4 手动MFT。

4.2.1.5 二台吸风机跳闸。 4.2.1.6 二台送风机跳闸。

4.2.1.7 二台一次风机跳闸且无油枪运行。 4.2.1.8 炉膛压力高至+3240Pa。 4.2.1.9 炉膛压力低至-2490Pa。 4.2.1.10 锅炉总风量低至25%。 4.2.1.11 汽包水位高至+254mm。 4.2.1.12 汽包水位低至-381mm。 4.2.1.13 三台炉水泵均跳闸。

4.2.1.14 BMS硬结线故障（MFT指令发出后，MFT继电器未动作）。 4.2.1.15 手动“紧急停炉”。

4.2.1.16 再热器失去保护，即下列任一条件满足：

a) 发电机未并网时，油枪运行≥8支且再热器蒸汽中断（主汽门和高旁均关或者中压汽门、中压调门和低旁均关），延时10秒；

b) 发电机已并网时，再热器蒸汽中断，延时5秒；

c) 当锅炉负荷大于40％或再热器蒸汽中断，同时燃料量大于25％时，汽轮机跳闸延时2秒。 4.2.2 MFT动作的现象。

4.2.2.1 MFT动作报警，并显示引起MFT的首出原因。 4.2.2.2 锅炉所有燃料切断，炉膛熄火。 4.2.3 MFT动作后，下列设备应联锁动作正常。 4.2.3.1 所有给煤机跳闸。

4.2.3.2 所有磨煤机跳闸，出口门关闭。 4.2.3.3 燃油快关阀关闭。 4.2.3.4 一次风机均跳闸。 4.2.3.5 闭锁吹灰器运行。

4.2.3.6 电除尘高压整流变均跳闸。 4.2.3.7 汽轮机跳闸。

4.2.3.8 跳闸信号送CCS，SOE及汽机旁路。

4.2.3.9 锅炉MFT后，送、吸风机仍运行时，各层燃料风档板、辅助风档板开启，由CCS控制各层燃料风和辅助风档板。 4.2.3.10 连排关闭。 4.2.3.11 过热、再热减温总门关闭。

4.2.3.12 手动“紧急停炉”给泵11A、B跳闸，给泵11C自启动。

4.2.3.13 脱硫装置停运：FGD旁路烟气挡板A/B开启、增压风机动叶关至零、增压风机跳闸停运、FGD进口烟气挡板A/B关闭、脱硫氧化风机A/B跳闸停运、FGD出口烟气挡板A/B关闭。 4.2.4 MFT动作后的手动处理：

4.2.4.1 维持汽包水位、汽压正常，检查炉水泵运行正常。 4.2.4.2 出系“机跳炉”、“电跳炉”压板。 4.2.4.3 进行炉膛吹扫，复置“紧急停炉”。

4.2.4.4 进行油枪吹扫，开启燃油快关阀维持燃油循环。

4.2.4.5 迅速查明MFT动作原因，待故障原因消除后经值长通知后方可重新点火。 4.2.4.6 当机组重新并列，燃烧稳定后，应逐台吹扫MFT时紧急跳闸的磨煤机。 4.2.4.7 MFT动作故障难以消除时，则按正常停炉后规定执行。 4.2.5 当发电机主保护动作或汽轮机跳闸时，都将直接使MFT跳闸继电器动作，同样要按4.2.3和4.2.4处理。 4.3 紧急停炉 4.3.1 遇有下列情况之一，应按“MFT”或“紧急停炉”按钮，紧急停炉。 4.3.1.1 产生4.2.1的条件，MFT未动作时。

4.3.1.2 当机跳炉、电跳炉保护投入时，发电机主保护动作或汽轮机跳闸时，锅炉将紧急停炉和MFT，如保护未动作时。

4.3.1.3 给水管道、蒸汽管道破裂，不能维持正常运行或威胁人身及设备安全时。 4.3.1.4 水冷壁、省煤器爆破，无法维持正常汽包水位时。

4.3.1.5 可燃物在燃烧室后的烟道内燃烧，使排烟温度不正常升高至200℃。 4.3.1.6 汽包水位计损坏而无法判断真实水位时。

4.3.1.7 锅炉燃油管道爆破或油系统火警，运行中无法隔绝威胁人身和设备安全时。 4.3.1.8 锅炉压力超过安全门起座定值而所有安全门均不动作，同时高、低压旁路及主汽释放阀无法打开时。

4.3.1.9 锅炉安全门动作后无法使其回座，且压力及温度等参数变化到运行不允许参数范围内时。 4.3.2 紧急停炉处理步骤手动紧急停炉处理与MFT相同。 4.4 故障停炉 4.4.1 遇有下列情况之一时，应有总工程师决定将故障锅炉停止运行。 4.4.1.1 锅炉承压部件泄漏，运行中无法消除。 4.4.1.2 锅炉严重结焦，无法维持正常运行时。

4.4.1.3 锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重低于标准，经处理无效时。 4.4.1.4 锅炉安全门起座后无法使其回座；锅炉主汽释放阀，高、低压旁路动作后不能关闭，但锅炉参数尚能维持在允许范围内时。

4.4.1.5 锅炉安全门有缺陷不能正常起座时。 4.4.1.6 控制气源失去，短时间无法恢复时。

4.4.1.7 过热器或再热器壁温超过各自金属所允许的最高温度，经调整而不能恢复正常时。 4.4.1.8 各种承压汽水管道或连接焊口处泄漏且无法隔绝时。 4.4.1.9 当保护用的汽包水位计有两点故障而8小时内未修复时。 4.5 发电机、变压器的事故停用 4.5.1 当发电机出现下列情况时，应紧急解列停机： 4.5.1.1 发电机、励磁机内冒烟着火或发生氢爆炸； 4.5.1.2 机组发生剧烈振动（超过规定允许值）；

4.5.1.3 汽机主汽门关闭而主变220kV开关并未跳闸； 4.5.1.4 危急人身生命安全。 4.5.2 当发电机着火时，值班人员应立即采取下列措施：

4.5.2.1 立即停止机组运行，但内冷水应继续保持运行，直到火灾完全熄灭为止； 4.5.2.2 值班人员应立即切断各侧电源并使用灭火设备及时灭火，同时通知消防队救援，并指明具体着火的设备；

4.5.2.3 启动润滑油泵、顶轴油泵、避免一侧过热而导致主轴弯曲，禁止在火灾熄灭前，将发电机完全停下，而应保持发电机的惰走运行，随之投入盘车。 4.5.3 当发电机主变220kV开关自动跳闸时，值班人员应立即：

4.5.3.1 检查励磁开关是否跳闸，如果未跳闸，判断为系统保护动作（如失步、低频、主变冷却器故障），严禁拉开励磁开关，机组（FCB）带厂用电运行。系统正常即可并网运行； 4.5.3.2 检查如由于人员误动使主变220kV开关跳闸，则应立即将发电机并入电网。 4.5.3.3 如果发电机由于电网内短路过电流保护动作而跳闸，同时内部故障的保护装置未动作，经外部检查未发现明显的异常现象，则发电机即可并入电网运行。 4.5.3.4 当发电机由于内部故障引起保护装置动作跳闸时应： a) 检查励磁开关已跳闸，否则手动跳闸。

b) 检查厂用母线备用电源备合闸是否成功，否则手动投入； c) 检查确认使发电机跳闸的保护装置。 4.5.3.5 跳闸前如强励及故障录波器动作，有电流冲击，发变组保护动作，而电网运行正常，应停役检查故障点进行处理。

4.5.3.6 当发电机由于内部故障保护动作跳闸后，应测量定子线圈的绝缘电阻，并对发电机及其有关的设备和在保护区域内的一切电气回路（包括电缆在内）的状况，作详细的外部检查，查明有无外部象征（如烟、火、响声、绝缘烧焦味、放电或烧伤痕迹等）。 4.5.3.7 如跳闸之前强励及故障波录器均示动作，记录仪表无电流冲击现象，电网运行正常，应检查变压器冷却系统是否正常，热工保护是否启动保护出口或人为误动；如检查均正常则发电机可零起升压，升压时发现有异常情况；应立即停机，以便详细检查消除故障；如发电机升压时未发现有异常现象，则发电机可并入电网运行。 4.5.3.8 发电机零起升压时注意事项： a) 只能用50Hz手动励磁升压；

b) 主变220kV中性点接地闸刀必须合上；

c) 缓慢从零起升压，密切注意发电机的三相电流、电压、负序电流，如有异常，立即拉开50Hz手动励磁直流开关。 5 厂用电系统故障处理

5.1 6kV三段失电(备合闸不成功) 5.1.1

现象：

5.1.1.1 闭冷泵11A、前置泵11A、凝泵11A、凝升泵11A、循泵

3、吸风机11A、送风机11A、一次风机11A、磨煤机11A、磨煤机11C、磨煤机11E、炉水泵11A、炉水泵11C、灰浆泵11A、输送风机11A、渣水回收泵11A电源失电电流到零；除灰变11甲、除尘变11甲失电、23号厂变失电。6kV脱硫电汇失电：FGD11增压风机及FGD11循环泵A、B、C和FGD11氧化风机A、B电源失电电流到零；脱硫变11失电；400V脱硫电汇11常用进线开关跳闸。

5.1.1.2 23号厂变失电，若备合闸不成功，引起低压厂用电汇3失电，真空泵11A、静冷泵11A、控制气泵11A，控制气泵11C，杂用气泵11A，预热器11A，密封风机11A，给煤机11A，给煤机11C，给煤机11E失电；机11杂用电汇甲失电，引起排烟风机、空侧油箱排烟风机、氢气干燥器，给泵11C交流油泵，给泵11A（11B）排烟风机失电；炉11杂用电汇甲常用电源失电引起捞渣机11A、碎渣机11A、吸风机11A的轮毂加热器、吸风机11A轴冷风机失电。

5.1.1.3 辅机跳闸信号报警。

5.1.1.4 该段电源所带的运行电动机停转，对应备用电动机自启动。 5.1.1.5 前置泵11A失电，造成给泵11A脱扣。 5.1.1.6 给泵11C因交流油泵失电，而未能自启动。

5.1.1.7 汽包水位，汽压，汽温及蒸汽流量、机组功率剧降。 5.1.1.8 锅炉燃烧不稳，可能造成熄火。

5.1.1.9 脱硫FGD旁路烟气挡板A/B联锁开启，FGD进口烟气挡板A/B联锁关闭，FGD出口烟气挡板A/B联锁关闭。

5.1.1.10 400V脱硫电汇11备用进线开关联锁合闸，如备合闸不成功，则应立即手动合上备用进线开关。 5.1.2 原因

5.1.2.1 厂用电设备或系统故障

5.1.2.2 电气人员误操作或电气保护误动作 5.1.3 处理

5.1.3.1 锅炉未熄火时，迅速投入油枪，稳定燃烧。检查磨煤机联跳动作正常，将负荷减至150MW左右，复置有关失电辅机开关。

5.1.3.2 检查磨煤机联跳动作正常，将负荷减至150MW左右。

5.1.3.3 立即提高给泵B转速，维持汽包水位稳定，如水位保护动作，按MFT处理。 5.1.3.4 调整开大吸风机11B、送风机11B、一次风机11B的出力，保持氧量及炉膛压力正常，炉膛与大风箱差压正常。

5.1.3.5 关闭失电风机的风门或档板，检查吸、送风机动叶油泵和油冷风机正常。 5.1.3.6 关闭停用磨煤机的冷热风隔绝门，维持一次风母管压力正常。 5.1.3.7 检查对应备用辅机自启动正常，否则应立即手动启动备用辅机。 5.1.3.8 揿跳闸泵“停用”按钮，并将自启动联锁出系。 5.1.3.9 根据循环水母管压力及当时循泵可运行台数，适当调节凝汽器循门开度，并由值长联系循泵房增开循泵及调节循环水母管连通门。 5.1.3.10 严密监视机组各参数：轴封汽压力，真空，各油温，轴承温度及振动，凝汽器水位，除氧器水位，闭冷箱水位的变化。

5.1.3.11 机11杂用电汇甲电源切换，恢复供电后，立即启动给泵11C交流油泵，启动给泵11C，维持给水流量，汽包水位稳定。并恢复排烟风机，空侧油箱排烟风机，给泵11A（11B）排烟风机及氢气干燥器的运行。

5.1.3.12 若锅炉熄火按MFT处理，汽机按正常停机处理。 5.1.3.13 机组正常电源恢复后，按值长要求加荷。

5.1.3.14 如400V脱硫电汇11备用进线开关手动合闸不成功，按《

11、14号机组脱硫灰控运行规程》要求，进行事故处理。

5.1.3.15 根据需要，联系脱硫灰控班停用脱硫FGD系统。 5.2 6kV四段失电（备合闸不成功） 5.2.1 现象

5.2.1.1 闭冷泵11B、前置泵11B、凝泵11B、凝升泵11B、开冷泵11B、循泵

4、给泵11C、吸风机11B、送风机11B、一次风机11B、磨煤机11B、磨煤机11D炉水泵11B、灰浆泵11B、输送风机11B电流到零；除尘变11乙、除灰变11乙/丙、24号厂变失电。

5.2.1.2 24号厂变失电，若备合闸不成功，引起低压厂用电汇4失电，真空泵11B、静冷泵11B、控制气泵11B，杂用气泵11B、预热器11B，密封风机11B，给煤机11B，给煤机11D失电；炉11杂用电汇乙常用电源失电引起捞渣机11B、碎渣机11B、石子煤11B、吸风机11B轮锻加热、吸风机11B轴冷风机失电；机11杂用电汇乙失电引起轴加风机11A及11B失电。

5.2.1.3 辅机跳闸信号报警。

5.2.1.4 该段电源所带的运行电动机停转，对应备用电动机自启动。 5.2.1.5 前置泵11B失电，造成给泵11B脱扣。

5.2.1.6 汽包水位、汽压、汽温及蒸汽流量、机组功率剧降。 5.2.1.7 锅炉燃烧不稳，可能造成熄火。 5.2.2 原因

5.2.2.1 厂用电设备或系统故障

5.2.2.2 电气人员误操作或电气保护误动作 5.2.3 处理

5.2.3.1 锅炉未熄火时，迅速投入油枪，稳定燃烧。检查磨煤机联跳动作正常，将负荷减至150MW左右，复置有关失电辅机开关。

5.2.3.2 检查磨煤机联跳动作正常，将负荷减至150MW左右。

5.2.3.3 立即提高给泵A转速，维持汽包水位稳定，如水位保护动作，按MFT处理。 5.2.3.4 调整开大吸风机11A、送风机11A、一次风机11A的出力，保持氧量及炉膛压力正常，炉膛与大风箱差压正常。

5.2.3.5 关闭失电风机的风门或档板，检查吸、送风机动叶油泵和油冷风机正常。 5.2.3.6 关闭停用磨煤机的冷热风隔绝门，维持一次风母管压力正常。 5.2.3.7 检查对应备用辅机自启动正常，否则应立即手动启动备用辅机。 5.2.3.8 揿跳闸泵“停用”按钮，并将自启动联锁出系。 5.2.3.9 根据循环水母管压力及当时循泵可运行台数，适当调节凝汽器循门开度，并由值长联系循泵房增开循泵及调节循环水母管连通门。 5.2.3.10 严密监视机组各参数：轴封汽压力，真空，各油温，轴承温度及振动，凝汽器水位，除氧器水位，闭冷箱水位的变化。

5.2.3.11 机11杂用电汇乙电源切换，恢复供电后，并恢复排烟风机，空侧油箱排烟风机，轴加风机11A(B)的运行。

5.2.3.12 待6kV四段恢复后，立即启动给泵14C维持汽包水位、给水流量稳定。 5.2.3.13 若锅炉熄火按MFT处理，汽机按正常停机处理。 5.2.3.14 机组正常电源恢复后，按值长要求加荷。

5.2.3.15 根据需要，联系灰控运行班停用脱硫FGD系统。 5.3 厂用电全部中断 5.3.1 本节适用于柴油发电机同时故障，保安电汇11同时失电。 5.3.2 现象

5.3.2.1 常用照明灯熄灭，事故照明灯亮。 5.3.2.2 发电机跳闸。

5.3.2.3 主机及汽动给泵A、B均脱扣，给泵C未自启动。 5.3.2.4 锅炉MFT动作。

5.3.2.5 所有运行交流电动机停转，备用交流辅机不联动。 5.3.2.6 机11直流润滑油泵，给泵11A/B直流油泵、机11空侧密封直流油泵自启动。 5.3.2.7 凝汽器真空迅速下降。

5.3.2.8 不停电装置切至直流电源（蓄电池）供电。 5.3.3 原因

5.3.3.1 厂用电设备或系统故障

5.3.3.2 电气人员误操作或电气保护误动作 5.3.4 处理

5.3.4.1 检查发电机已跳闸并灭磁，否则应手动解列并灭磁。

5.3.4.2 按不破坏真空故障停机处理，检查主机，给泵A、B均脱扣，否则应手动脱扣。 5.3.4.3 按紧急停炉处理，注意防止锅炉超压。

5.3.4.4 检查直流润滑油泵，空侧密封直流油泵，给泵A、B直流油泵应自启动，否则应手操启动。

5.3.4.5 停用不必要的直流用户，以维持重要直流用户的运行。 5.3.4.6 通知网控检查切换网控交直流系统运行正常。

5.3.4.7 通知机修、炉修做好汽轮机及预热器的手动盘车准备。 5.3.4.8 揿各辅机“停用”按钮，并将自启动联锁开关出系。 5.3.4.9 禁止向凝汽器排汽、排水。

5.3.4.10 不可开启高、低压旁路泄压，开启包覆疏水控制汽包压力不超限。 5.3.4.11 控制气失去，快关阀关闭，监视燃油系统循环停止。

5.3.4.12 根据《热力系统运行规程》中循环水系统事故处理条款，由值长联系循泵房关闭循环水母管连通门。

5.3.4.13 按本部分规程8.1.2.2规定进行排氢，降低氢压至规定值。 5.3.4.14 保安电汇11恢复供电后，投入汽轮机连续盘车。 a) 启动危急冷却泵。

b) 启动交流润滑油泵、密封备用油泵、空侧密封交流油泵运行，停用直流润滑油泵，空侧密封直流油泵。

c) 投运预热器11A/B盘车。

d) 检查恢复UPS正常电源供电。 5.3.4.15 检查直流系统运行正常。

5.3.4.16 待厂用电源全面恢复后对机组进行全面检查，优先进行恢复以下设备或系统运行： a) 循环水系统； b) 闭冷水系统； c) 控制气系统； d) 锅炉燃油循环； e) 投运预热器11A/B；

f) 确认锅炉烟道无二次燃烧危险后，启动吸送风机对炉膛及烟道进行吹扫。 5.3.4.17 根据机组状况进行机组启动前的检查与系统恢复运行工作。

5.3.4.18 按《11/14号机组脱硫灰控运行规程》要求，进行灰控设备的事故处理。 6 汽轮机、锅炉设备的异常处理 6.1 蒸汽参数不符合额定规范的处理 6.1.1 主、再蒸汽温度过高 6.1.1.1 现象

a) 主、再蒸汽温度上升并报警；。 b) 各段蒸汽温度超过正常运行值。 6.1.1.2 原因

a) 减温水系统自动失灵，造成减温水量减少；

b) 燃烧调整不当，上层煤粉燃烧器负荷过大或锅炉增负荷过快； c) 送风量过大或炉膛漏风严重； d) 煤质过差或煤粉过粗； e) 炉膛结渣严重；

f) 配风工况不当或煤粉燃烧器摆角偏高，造成火焰中心上移； g) 给水温度降低；

h) 制粉系统故障，造成燃料量不正常增加； i) 烟道内有可燃物二次燃烧； j) 汽包、再热器进口安全门起座。 6.1.1.3 锅炉处理

a) 将主汽温度自动切至手动，增大减温水量。再热蒸汽温度过高时可投用事故喷水； b) 调整燃烧和燃烧器摆角，设法降低火焰中心，减少炉膛漏风； c) 上述方法无效时，降低锅炉负荷。同时保持较高的主汽压力。 6.1.2 主、再蒸汽温度过低 6.1.2.1 现象

a) 主、再蒸汽温度下降并报警；

b) 各段蒸汽温度降低超过正常运行值。 6.1.2.2 原因

a) 减温水系统自动失灵，使减温水量增加；

b) 燃烧调整不当造成锅炉热负荷降低，火焰中心下移；

c) 制粉系统故障使燃料量不正常地减少，煤粉燃烧器摆角过低； d) 锅炉给水温度升高；

e) 过热器、再热器严重结渣或积灰； f) 过热器、再热器出口安全门起座。 6.1.2.3 处理

a) 将蒸汽温度自动切至手动，关小或关闭减温水阀； b) 调整燃烧和燃烧器摆角，设法提高火焰中心。 6.1.3 汽轮机蒸汽参数不符合规范时，应按表

1、表 2规定进行处理。

6.1.3.1 运行中发现蒸汽参数不符合额定规范时，应加强监视机组振动、声音、轴向位移、推力轴承温度、差胀、金属温度、转子应力趋势等变化。

6.1.3.2 汽压、汽温同时下降时，按汽温下降处理，见表 1。 表 1 蒸汽压力不符合规范的处理规定

内容 数值 处理方法

主蒸汽压力上升 ＞17.5 调整至正常值(17.5～21.7MPa，全年累计运行时间应＜12小时)

21.7 即汇报值长进行不破坏真空故障停机

主蒸汽压力下降 ＜16.7 调整至正常值

15.9 适当降低负荷，维持正常值

表 2 蒸汽温度不符合规范的处理规定

内容 数值 处理方法

主蒸汽或再热蒸汽温度上升至 546.3～551.9 尽快调整至正常值(全年累计运行时间应＜400小时）

552～565.8且超过15min 即汇报值长进行不破坏真空故障停机(552～565.8℃，全年累计运行时间应＜80小时）

＞565.8

主蒸汽或再热蒸汽温度下降至 529.7 对照炉汽温，联系锅炉调整

524.1 尽快调整至正常值(全年累计运行时间应＜400小时)

510.2 开启主蒸汽管道或再热汽管道疏水，并开启高压或中压内外缸疏水；在15min内进行降压减负荷，使主蒸汽或再热汽温度的过热度＞150℃。

465 即汇报值长进行不破坏真空故障停机

主蒸汽或再热蒸汽温度2分钟内突降 50及以上 联系值长并进行破坏真空故障停机

主蒸汽或再热蒸汽两侧偏差达 ＞14 调整

42且超过15min 即联系值长并进行不破坏真空故障停机

＞42

6.1.4 蒸汽温度超限或低至限额时造成汽轮机事故停机时。当负荷大于100MW，机跳炉保护投用时，按MFT处理。当负荷低于100MW，机跳炉保护未投用时，开启高低旁路，控制汽温、汽压正常。做好汽轮机重新冲转准备。 6.1.5 主蒸汽温度与再热汽温度偏差处理： 6.1.5.1 主蒸汽温度与再热汽温度的偏差，应按表2规定限额处理，运行时要尽量避免出现短时间的周期性温度波动，如偏差超过正常值，应联系锅炉及时调整，并汇报单元长，偏差超过允许的最大值时，应不破坏真空紧急停机。

6.1.5.2 当机组负荷在0～225MW范围内，仅允许主蒸汽温度＞再热汽温度，即正温差。 主蒸汽温度－再热温度= +△T?C 6.1.5.3 当机组负荷在225～300MW范围内，允许主蒸汽温度＞再热汽温度，也允许再热汽温度＞主蒸汽温度，即正温差或负温差。 主蒸汽温度－再热温度=±△T?C 6.1.5.4 主蒸汽温度与再热汽温度偏差限额见表 3。 表 3 主蒸汽与再热汽温度偏差

负荷(MW) 允许偏差△T?C

平常值 最大值

0 +28 +83

225 +28 +42/0

300 +28/-28 +42/-28

6.2 凝汽器真空下降的处理 6.2.1 凝汽器真空下降的处理要点见表 4。 6.2.2 发现凝汽器真空下降时，应对照其他真空表、低压缸排气温度、凝结水温度，确定真空确实下降时，应立即处理并汇报值长。不能维持真空时，按表4要点处理。 6.2.3 凝汽器真空下降时，应注意给泵A和B的运行情况，必要时启动电动给泵，维持给水流量。 6.2.4 凝汽器真空下降时，应视低压缸排汽温度升高的情况，开启低压缸排缸喷水。机组带负荷运行中，排汽温度不应超过79℃，空负荷运行不超过121℃。 表 4 真空下降的处理要点

下降类别 真空数值 处理要点

突然下降 4kPa 在查找原因的同时，如真空继续下降，应增加循环水量，提高轴封汽压力，启动备用真空泵

下降至 88kPa以下 按真空每下降1kPa，减少负荷50MW

82kPa 负荷减至0

81kPa 汇报值长并进行不破坏真空故障停机

6.2.5 低真空停机时，应联系锅炉立即切除高、低压旁路，禁止锅炉及主蒸汽管道，再热汽管道疏水向凝汽器排汽。 6.2.6 根据凝汽器真空下降原因进行下列处理： 6.2.6.1 真空下降时，应检查当时机组有无影响真空的操作，有这种操作时应立即停止操作或恢复原运行方式，使真空恢复正常。

6.2.6.2 如循环水进口压力急剧下降，循环水中断或不足，如有备用循泵应立即启动循泵，如循环水全部中断，应立即进行不破坏真空紧急停机，待凝汽器排汽温度降至50℃左右时，再启动循泵向凝汽器通循环水，此外还应检查低压排汽安全门是否动作。

6.2.6.3 凝汽器真空逐渐下降，循环水进水压力下降，温升增大，表示循环水量不足，如有备用循泵应启动备用循泵，并通知循泵工检查循泵及循环水系统运行情况。

6.2.6.4 如循环水进口压力升高，出水真空呈正压，温升增加，应立即启动水室真空泵，提高出水真空。

6.2.6.5 凝汽器真空逐渐下降，循环水进水压力上升，温升增大，则可能是凝汽器管板垃圾阻塞引起，应汇报值长，减负荷进行凝汽器反冲洗。

6.2.6.6 循环水系统的操作不当，如误关进、出水门，或误开反冲洗门均可引起循环水中断或减少现象，应进行分析检查。

6.2.6.7 真空下降时，应检查轴封汽系统是否正常，检查轴封汽调整门和调温门是否正常，轴封汽溢流调整门和调旁是否误开，轴封汽母管压力是否正常，低压轴封汽温度应在121～177?C范围，注意检查低压轴封有无吸气声。

6.2.6.8 如真空泵运行不正常，则应启动备用真空泵，停用故障泵并关闭进气隔绝门。 6.2.6.9 真空下降时，应检查凝汽器水位是否升高，水位升高引起真空下降伴有凝结水过冷度增大，水位高至抽气口，真空急剧下降。

6.2.6.10 凝汽器水位升高时，应关闭凝汽器补水门，开大凝泵出口调整门，增开凝泵，查明原因进行相应处理：

6.2.6.11 凝泵故障引起水位升高，应立即启动备用凝泵，停用故障泵，分析故障凝泵进口滤网是否堵塞。

6.2.6.12 凝升循、凝循误开或备用凝泵逆止门漏，应关闭凝升循、凝循或关闭备用凝泵出水门，通知检修及时消除设备缺陷。

6.2.6.13 凝泵出水调整门故障或自动失灵，应调节调整门旁路门维持水位。自动失灵，应切手操调整，并通知热工处理。

6.2.6.14 化学侧出路不畅，压力升高，电流、流量降低，调整门开度增大，应联系化学检查阀门是否误关或故障。

6.2.6.15 凝汽器铜管大量漏水，凝结水硬度急剧上升，除设法维持水位外，应根据凝结水硬度情况处理。 6.2.6.16 检查疏水到凝汽器的加热器水位，若由于加热器管芯大量漏水引起，应隔绝漏水的加热器。

6.2.6.17 若有给水箱或锅炉侧来水进入凝汽器应隔绝给水箱或锅炉来水。 6.2.7 真空下降时，应检查真空系统是否漏空气，进行临时堵漏隔绝，并通知检修处理： 6.2.7.1 检查低压缸顶部安全门完整，不吸气。

6.2.7.2 检查真空破坏门关闭严密，无吸气，水封正常。 6.2.7.3 检查凝汽器汽侧放水门关闭严密，无吸气。 6.2.7.4 检查真空系统的水位计不破裂。

6.2.7.5 检查真空系统阀门的水封、管道、法兰或焊口是否不严密处。 6.2.7.6 检查轴封加热器水位封水正常，如水位不正常，应注水。

6.2.7.7 如给泵A或B排汽侧真空低，影响凝汽器真空，则应启动电动给泵，停用并隔绝给泵A或B。

6.2.7.8 如给泵A、B均故障，则启动电动给泵，降负荷至180MW，停用并隔绝给泵A、B。

6.2.7.9 如给泵密封回水U管水封冲破影响真空，应注水恢复。

6.2.7.10 如凝结水收集水箱水位不正常，则应调整到正常水位，如无法维持，应手操调节调整门后隔绝门来维持水位，并通知热工来消除调整门缺陷。 6.3 汽轮机水冲击 6.3.1 汽轮机水冲击的象征，主蒸汽或再热蒸汽温度或抽汽温度急剧下降，并伴有下列象征（下列象征不一定同时出现）：

6.3.1.1 从蒸汽管道法兰、阀门密封圈、汽轮机轴封、汽缸结合面处冒出白色蒸汽或溅出水滴。

6.3.1.2 清楚地听到主蒸汽管道、再热汽管道或抽汽管道内有水冲击声。 6.3.1.3 轴向位移增大，推力瓦轴承金属温度急剧上升，差胀数值突然变小。 6.3.1.4 机组振动增大，机内发生金属噪声和水击声。 6.3.1.5 高、中压汽缸上、下温差超过55.6℃。 6.3.1.6 各抽汽管壁上、下温差突然变大。 6.3.2 汽轮机水冲击的处理： 6.3.2.1 迅速破坏真空紧急停机。

6.3.2.2 立即检查汽轮机本体及有关蒸汽、抽汽管道上的疏水自动开启，如未开则应强制开足，充分放疏水。如由于加热器或除氧器满水引起水冲击，还应立即停用加热器或除氧器，并待其从系统中切除后放水。

6.3.2.3 正确记录惰走时间及分析惰走时间的变化，并在惰走时仔细倾听汽轮机内部声音。 6.3.2.4 汽轮机转子停止，立即投入连续盘车，测量大轴弯曲变化值。

6.3.2.5 如惰走时未听出异声和转动部分摩擦声，同时惰走时间、轴向位移、差胀、推力轴承金属温度均正常，汽轮机本体及蒸汽管道，充分放尽疏水，同时机组符合热态启动条件，联系值长，可进行启动，注意如汽轮机水冲击造成高中压缸上、下温差＞41.6℃，则停机必须连续盘车时间不得少于6小时后，方可进行启动。

6.3.2.6 冲击时如轴向位移超过极限值或惰走时间明显缩短，推力轴承金属温度超限或汽轮机内部有异声和转动部分发生摩擦，说明汽缸已变形，则停机连续盘车时间不得少于18小时，再根据盘车情况决定是否可启动，必要时还要根据推力轴承情况决定是否揭缸检查。 6.3.2.7 如机组再启动，在冲转、升速时应特别小心，并仔细倾听汽轮机内部和转动部分声音，监视机组振动，如汽轮机启动正常，可带负荷，在带负荷时经常检查轴向位移、推力轴承温度、差胀和机组振动，如汽轮机启动时发现汽轮机内部有异声或转动部分发生摩擦，应破坏真空紧急停机，准备揭缸处理。 6.4 汽轮机润滑油系统工作失常处理 6.4.1 油压、油温、油位失常时处理要点见表5。 6.4.2 运行中主油泵工作失常或声音不正常时，但油系统中的油压正常时，应注意主油泵出口油压变化，如出口油压降至0.7MPa，应即启动密封备用油泵，汇报值长，必要时破坏真空紧急停机。 6.4.3 润滑油箱油位下降，油压正常原因及处理 6.4.3.1 原因：

a) 油箱事故放油门，放水门或油系统有关放油门，取样门误开或泄漏。 b) 压力油回油管道，管道法兰漏油。 c) 轴承油档严重漏油。 6.4.3.2 处理

a) 确定油箱油位指示正确。 b) 找出漏油点，消除漏油。 c) 执行防火措施。

d) 联系化学加油，恢复油箱正常油位。

e) 如采取各种措施仍不能消除漏油，且油箱油位下降较快，无法维持运行时，在油箱油位未降至-563mm前汇报值长，启动交流油泵，进行不破坏真空故障停机。如已降至-563㎜时，则按破坏真空紧急停机处理。处理要点见表 5。

表 5 润滑油系统工作失常时的处理要点

参数 内容 单位 数值 处理要点

油

压 主油泵出口油压下降至 MPa ≤0.7 立即启动密封备用油泵

≤0.085 启动交流润滑油泵

润滑油压下降至

≤0.065 启动直流润滑油泵

≤0.048 汇报值长，并进行破坏真空紧急停机

隔膜阀油压下降至

＜0.5 立即启动密封备用油泵

隔膜阀油压上升至

＞0.9 联系机修设法调整

油

温 冷油器出油温度正常允许变化范围 ?C 38～45

任一轴承金属温度上升

2～3 检查分析原因，汇报单元长

#1～#4任一轴承金属温度上升至

≥107.2 检查处理并紧急汇报值长

≥112.8 汇报值长，并进行破坏真空紧急停机

#5～#7任一轴承金属温度上升至

≥98.9 检查处理并紧急汇报值长

≥107.2 汇报值长,并进行破坏真空紧急停机

推力轴承任一点金属温度升高

5 检查处理分析原因，汇报单元长

推力轴承任一点金属温度上升至

90 检查处理并紧急汇报值长

≥98.9 汇报值长，迅速减荷

107.2 汇报值长，并进行破坏真空紧急停机

油

位 油箱油位下降 mm 5～10 检查分析原因，汇报单元长

油箱油位下降至

-100 联系化学加油

-563 汇报值长并进行破坏真空紧急停机

油箱油位异常升高

进行油箱放水并检查分析原因

6.4.4 油箱油位和油压同时降低原因及处理 6.4.4.1 原因：压力油管道漏油至油箱外面。 6.4.4.2 处理：

a) 检查压力油管是否破裂漏油，同时还应检查防爆套管内管道有否破裂（包括压力表管，接头等是否漏油）

b) 压力油管破裂时，应立即将漏油（或喷油）与高温部件临时隔绝，严防发生火灾，并设法在运行中消除。

c) 通知化学加油，恢复油箱正常油位。

d) 压力油管破裂大量喷油，危机设备安全或无法在运行中消除时，汇报值长，进行故障停机，有严重火灾危险时，应按油系统失火紧急停机的要求进行操作。 6.4.5 油压下降，油箱油位不变时的检查与处理：

6.4.5.1 检查主油泵工作是否正常，若进、出口油压同时下降，应判断为主油泵工作失常。 6.4.5.2 当主油泵出口油压下降，注意检查润滑油压隔膜阀油压正常并按表 5处理要点处理。

6.4.5.3 但主油泵出口油压继续降至0.7MPa以下，应注意检查隔膜阀动作，机组脱扣。 6.4.5.4 检查油箱或车头内压力油管是否漏油，发现漏油应汇报单元长、值长进行相应处理。 6.4.5.5 检查备用油泵逆止门是否漏油，如漏油影响油压，通知检修消除。 6.4.5.6 检查过压阀是否误动作，油管放油门是否误开，并恢复其正常状态。 6.4.5.7 检查注油器工作是否正常，油箱回油滤网或注油器进口是否堵塞，注油器出口逆止门是否卡涩。

6.4.5.8 检查自动反冲滤网压差，如超过0.035MPa，应切换备用滤网。

6.4.5.9 润滑油压降低应注意各道轴承油流、油温、轴瓦温度及轴承振动，发现异常情况应进行处理。 6.4.6 油箱油位升高的原因及处理：

6.4.6.1 当运行中发现油箱油位升高（或明显上升趋势）时，应通知化学油箱放水，并化验油中含水成分，如含水成分为凝结水，则应调整和降低轴封汽压力，减少轴封漏汽量，同时检查运行组冷油器铜管是否漏，如漏应将备用组冷油器投入，隔绝原运行组冷油器。 6.4.6.2 如油中大量含水，应通知化学用离心式滤油器进行滤水。

6.4.6.3 运行中当润滑油管路充满油时，油箱油位不应高于＋152mm。 6.4.7 油温升高的处理原则：

6.4.7.1 如各轴承金属温度普遍升高，应检查冷油器出口温度，并进行调整正常，必要时将备用冷油器投入运行。

6.4.7.2 如冷油器出水调整门自动失灵，应切至手动控制，如仍不能降低油温，应开启调整门旁路门调整至正常油温，自动失灵通知热工消缺。

6.4.7.3 冷油器出口油温升高，应检查闭式冷却水压力、温度正常，如冷却水压低，应检查闭冷泵运行情况，必要时增开闭冷泵，增加冷却水流量，如冷却水温度高，应检查闭冷器运行情况，必要时将备用闭冷器投入运行。 6.5 汽轮机设备失火 6.5.1 失火的处理原则

6.5.1.1 发现失火时，立即通知消防队（电话119），并汇报值长及有关领导，在消防队未到达前，应根据情况按《电业安全工作规程》要求，分别使用现场正确的灭火器进行灭火(发电机或励磁机失火时，应按本篇7.1氢水油系统事故处理执行处理)，用一切方法保护机组不受损坏。

6.5.1.2 如灭火地点有带电设备，必须切断电源进行灭火。

6.5.1.3 应注意不使火势蔓延，必要时应将设备周围覆以沾湿的雨布；火势严重，且危及机组安全运行时，应进行破坏真空紧急停机。 6.5.2 油系统失火

6.5.2.1 立即正确使用灭火器材进行灭火，通知消防队到场灭火，并汇报值长及有关领导。 6.5.2.2 火势不能很快扑灭，且危及机组安全运行时，应进行破坏真空紧急停机。

6.5.2.3 油系统失火进行破坏真空紧急停机，应确认主机高中压主汽门、调门及给泵A、B高、低压调门关闭后，将自启动联锁开关出系，停用EH油泵。

6.5.2.4 如火势蔓延迅速，达到下列情况之一时，应开启油箱事故放油门；并根据情况，调节事故放油门，使转子停止前润滑油不中断，当火扑灭后，立即关闭事故放油门。 a) 火势危及油箱安全时。 b) 机头及机头平台大火时。

c) 火势危及厂房或相邻机组安全时。 6.5.2.5 因油系统失火紧急停机，应及时出系密封备用油泵自启动联锁开关，禁止启动密封备用油泵，只允许用润滑油泵进行停机；如由于润滑油系统失火无法扑灭时，应将交、直流润滑油泵自启动联锁开关出系，顶轴油泵自启动联锁开关出系，待转子停转后，应立即停用润滑油泵（盘车每隔30min盘转子180?）；如火势已扑灭，启动润滑油泵、顶轴油泵进行连续盘车。 6.5.3 发电机或励磁机失火

6.5.3.1 火灾没有完全熄灭时，禁止停用盘车装置。 6.5.3.2 处理按本部分规程8氢水油系统事故处理执行。 6.6 汽轮机转子轴向位移增大 6.6.1 轴向位移增大一般为下列原因： 6.6.1.1 负荷或蒸汽流量增加（包括蒸汽压力，温度下降或真空下降为维持负荷引起的流量增加）。

6.6.1.2 叶片严重结垢（在同样工况下运行时，调节级压力有异常升高)。 6.6.1.3 转子通流部分损坏（如叶片断落）。 6.6.1.4 汽轮机水冲击。 6.6.1.5 周率下降。

6.6.1.6 发电机转子串动。 6.6.1.7 推力轴承乌金磨损。 6.6.2 轴向位移增大处理：

6.6.2.1 发现转子轴向位移增大时，应特别注意推力轴承金属温度及差胀变化，并查明原因。 6.6.2.2 加强对汽轮机运行情况监视与检查，倾听机组有无异常，振动有无增大。

6.6.2.3 当轴向位移较正常值有明显增大时，应汇报单元长、值长，并查明原因，进行减负荷至轴向位移至正常值。 6.6.2.4 当轴向位移（向发电机端）增大至0.9mm或(向调速端)增大至0.9mm时,应紧急减负荷。

6.6.2.5 当轴向位移增大时且伴有机组不正常的声音，或剧烈振动，应立即破坏真空紧急停机。

6.6.2.6 当轴向位移增大至停机限值，推力轴承金属温度升高，而保护不动作，应立即破坏真空紧急停机。

6.7 汽轮机运行中叶片损坏或断落 6.7.1 现象：

6.7.1.1 汽轮机内部发生明显的金属撞击声。 6.7.1.2 蒸汽通流部分发出不同程度的摩擦声。 6.7.1.3 机组振动明显增大。

6.7.1.4 汽轮机调整段或某级抽汽压力或抽汽压差、轴向位移、推力轴承金属温度变化异常。 6.7.1.5 在蒸汽参数真空不变工况下，调门开度比以往同负荷时增大，某级叶片后压力异常升高。

6.7.1.6 断落叶片打坏凝汽器铜管，凝结水电导率及硬度急剧上升。 6.7.2 汽轮机在运行中叶片损坏或断落，不一定同时出现上述全部现象，但出现下述现象之一时，应破坏真空紧急停机：

6.7.2.1 汽轮机内部发生明显的金属撞击声和摩擦声。 6.7.2.2 机组发生强烈振动。 6.7.3 正常运行中如发现调整段或其他级抽汽压力或抽汽压差异常变化，应立即进行综合分析，如果伴随出现在相同运行工况下负荷下降，轴向位移、推力轴承金属温度有明显变化，或相应轴振明显振动大时，应尽快申请减负荷停机。 6.7.4 当汽轮机叶片断落打坏凝汽器铜管，使凝结水电导率及硬度上升，但机组无异声，振动无明显增大时，应进行下列处理：

6.7.4.1 如凝结水出现硬度，汇报值长，申请减负荷进行凝结器半面隔绝堵漏。

6.7.4.2 如影响凝汽器水位上升，应开大凝泵出水调整门，若无效，应启动备用凝泵。 6.7.4.3 加强对机组运行状况的监视与分析，一旦异常情况发展，即汇报值长，并按相应规定处理。

6.8 汽轮机组发生异常振动 6.8.1 现象：

6.8.1.1 机组轴振动指示升高。 6.8.1.2 机组轴振动大报警。 6.8.1.3 就地机组振动明显增大。 6.8.2 原因：

6.8.2.1 机组负荷、进汽参数骤变。

6.8.2.2 润滑油压、油温或发电机密封油温度变化。 6.8.2.3 机组动静部分发生摩擦。 6.8.2.4 机组发生水冲击。 6.8.2.5 汽轮机断叶片。

6.8.2.6 汽轮机滑销系统卡涩。 6.8.2.7 电网周率变化。

6.8.2.8 发电机静子、转子电流不平衡。 6.8.3 处理：

6.8.3.1 机组轴振动达0.127mm报警，应汇报单元长、值长，适当降低负荷，查明原因予以处理。

6.8.3.2 若机组负荷或进汽参数变化大引起振动增加，应稳定负荷及进汽参数，同时检查汽缸总胀、差胀、轴向位移、上下缸温差变化情况及滑销系统有无卡涩现象，待振动恢复正常后再进行变负荷，如发生水冲击，则按“汽轮机冲击”处理。

6.8.3.3 检查润滑油压、油温及发电机密封油温度情况是否正常，并按要求进行调整。 6.8.3.4 联系电气值班员，检查发电机静子、转子电流情况并消除不平衡原因。 6.8.3.5 倾听机组内部声音。

6.8.3.6 发生下列情况之一，应立即打闸停机。

a) 机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03㎜。

b) 机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10㎜或相对轴振动值超过0.254㎜或汽轮机内有明显的金属摩擦声或撞击声，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

c) 机组运行中要求轴承振动不超过0.03㎜或相对振动不超过0.080㎜，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.254㎜应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.15㎜或相对轴振动变化±0.05㎜，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05㎜，应立即打闸停机。 6.9 汽水管道故障 6.9.1 汽水管道故障处理过程中的隔绝原则为： 6.9.1.1 尽可能不使工作人员和设备遭受损害。 6.9.1.2 尽可能不停用设备。

6.9.1.3 先关闭来汽、来水阀门，后关闭送汽、送水阀门。

6.9.1.4 先关闭离故障点近的阀门，如无法接近隔绝点，再扩大隔绝范围。待可以接近隔绝点时，应迅速缩小隔绝范围。 6.9.2 汽机汽水管道故障的处理方法，见表 6。 表 6 汽水管道故障的处理方法

项目 故障情况 处理方法

蒸汽 管道 蒸汽管道或法兰、阀门破裂，机组无法维持运行 应不破坏真空故障停机，同时还应：

a.尽快隔绝故障点，放疏水泄压，并开启汽轮机房的窗户放出蒸汽。切勿乱跑，防止被汽流吹伤

b.采取必要的防火及防止电气设备受潮的临时措施

蒸汽管道水冲击 当机组在运行时，开启有关疏水门，并查明原因，如已发展到汽轮机水冲击，应按“水冲击”一节规定处理。当机组处于停用状态时，将蒸汽管道隔绝，泄压，重新暖管。

抽汽管道水冲击 停用水冲击的抽汽管道及设备，开启疏水门，并查明原因，如已发展到汽轮机水冲击，应按“水冲击” 一节规定处理

表 6（续）

项目 故障情况 处理方法

蒸汽 管道 蒸汽管道振动大 检查蒸汽管道的疏水和支吊架情况；两侧蒸汽流量有否偏差，及时处理。如振动危及到蒸汽管道和设备时，应汇报值长适当减荷，必要时隔绝振动大的蒸汽管道

水 管道 给水管道破裂 迅速隔绝故障点。如故障点无法隔绝，且机组无法维持正常运行时，应进行破坏真空事故停机。

凝结水管道破裂 设法制止或减少凝结水的泄漏，或隔绝故障点，维持机组运行。如故障点无法隔绝且影响机组正常运行时，应申请停机

循环水母管破裂 设法制止或减少循环水的泄漏，并注意泄漏是否发展及循环水母管压力、机组真空、闭冷水温度的变化。

凝汽器循环水门后管道破裂 适当减荷，将破裂侧凝汽器隔绝，保持凝汽器半面运行。

6.9.3 锅炉蒸汽或给水管道的损坏 6.9.3.1 现象

a) 管道轻微泄漏时，保温层潮湿、冒汽、滴水或有泄漏声。

b) 管道爆破时，发出巨响，并有大量汽、水喷出，支架、吊架可能损坏。 c) 蒸汽或给水压力突降，流量变化异常。 6.9.3.2 原因

a) 材质不良，管道设计、制造安装或焊接质量不合格。 b) 管道长期超压、超温运行。

c) 运行时间长，易磨损部位磨损（弯头，孔板附近）局部管壁减薄，使管材强度降低。 d) 投运时暖管不充分，产生严重水冲击。 e) 运行中发生流量、温度、压力大幅度波动。 f) 给水品质长期不合格，造成管壁腐蚀。 6.9.3.3 处理

a) 如管道损坏不严重，尚能维持运行时，应维持各参数在正常范围内，汇报值长，并做好事故预想。

b) 泄漏或爆破处周围应做好安全措施，防止汽水喷出伤人并密切注意损坏部位的发展趋势。

c) 管道爆破，如使爆破点后的工质温度急剧升高，导致管壁严重超温，无法维持锅炉正常参数运行或威胁人身、设备安全时立即按紧急停炉处理。 d) 停炉后应将故障点与系统隔绝。 6.10 负荷骤变晃动 6.10.1 现象：

6.10.1.1 功率表指示骤变晃动。

6.10.1.2 调节级压力，各级抽汽压力骤变晃动。 6.10.1.3 调速汽门开度晃动。 6.10.2 原因：

6.10.2.1 电网周率变化，发电机振荡或失步。 6.10.2.2 控制回路故障。 6.10.2.3 EH油压波动。 6.10.3 处理：

6.10.3.1 检查各有关参数指示情况，并进行对照分析原因。

6.10.3.2 若DEH故障引起负荷骤变，应注意机组控制方式，点击“DEH画面总览”上“手动操作”按钮，将“操作员自动”方式自动切至“手动操作”方式，如切至“手动操作”方式，应用“手动操作”方式操作来控制机组负荷稳定，如“手动操作”控制方式不能维持运行，应故障停机。 6.10.3.3 检查发电机运行情况，若振荡或失步要求电气尽快处理。

6.10.3.4 若控制系统工作失常引起负荷骤变，应检查汽轮机控制方式如仍在“操作员自动”方式时，应出系“功率回路”和“调节级压力回路”反馈回路，若仍不能消除负荷晃动，则应将汽轮机控制方式切至“手操”方式。

6.10.3.5 若EH油压波动引起负荷晃动，启动备用EH油泵，观察油压波动情况，若正常，则停用原运行泵，通知检修处理，若不能消除EH油压波动且无法维持机组正常运行，应汇报值长，要求减负荷停机。

6.10.3.6 注意主蒸汽压力、温度的变化，并要求锅炉参数尽量保持稳定。 6.10.3.7 注意除氧器、凝汽器、加热器，水位变化及轴封汽压力应正常。 6.10.3.8 加强对轴向位移、差胀、振动、推力轴承温度的监视。

6.10.3.9 注意汽泵运行情况，必要时启动电动给泵（若系统振荡引起则不能启动），保证锅炉正常供水。 6.11 负荷骤减 6.11.1 现象

6.11.1.1 功率及蒸汽流量剧跌。 6.11.1.2 汽包水位迅速下降。

6.11.1.3 主蒸汽压力，主蒸汽温度，再热蒸汽温度上升超限报警，高、低压旁路动作，主汽释放阀动作，安全门起座。

6.11.1.4 若汽机或发电机故障跳闸时，将发生MFT。 6.11.2 原因

6.11.2.1 电力系统故障、馈线跳闹。 6.11.2.2 汽轮机或发电机发生故障。 6.11.3 处理

6.11.3.1 根据机组负荷情况，迅速减少燃料量，投油助燃，调整风量，维持主蒸汽温度、压力及再热蒸汽温度正常。

6.11.3.2 维持汽包水位在正常范围内。

6.11.3.3 当汽轮机或发电机故障跳闸时，应按MFT处理。

6.11.3.4 如遇发电机或汽轮机故障紧急减负荷，减少给煤量，投用燃油，直至停用全部制粉系统。停止锅炉运行，应得值长同意。 6.11.3.5 待电力系统恢复正常或发电机、汽轮机故障已消除，可根据值长要求逐步增加机组负荷。

6.12 机组甩负荷

6.12.1 机组甩负荷至零，DEH可以控制转速 6.12.1.1 现象：

a) 负荷至零，调节级压力接近零，主蒸汽流量到零。 b) 汽轮机转速上升后又下降稳定在一定的转速内（未超过电超速，危急保安器动作转速）。 c) OPC动作。 6.12.1.2 处理：

a) 用DEH调整汽轮机转速至3000r/min。 b) 检查高、低压旁路自动打开。

c) 调节凝汽器水位、除氧器水位和加热器水位。

d) 检查备汽系统工作正常，并关闭四级抽汽对外供汽门。 e) 检查轴封汽压力正常。

f) 维持汽动给泵运行，根据机组需求启动电动给泵。 g) 全面检查机组情况，如轴向位移、差胀、振动、声音、推力轴承金属温度和轴承金属温度正常。

h) 一切正常后，联系值长进行发电机并网。 i) 机组并网后，按规定带负荷及完成其他操作。

6.12.2 机组甩负荷至零，DEH不能控制转速，电超速、危急保安器或保护动作 6.12.2.1 现象：

a) 负荷至零，主蒸汽流量、调节级压力至零。 b) OPC动作后仍不能控制转速。 c) 汽轮机转速上升后又下降。

d) 脱扣指示灯亮，危急保安器动作。 6.12.2.2 处理：

a) 检查确定高中压主汽门、高中压调门及各级抽汽门和逆止门均关闭，汽机转速下降。 b) 联系锅炉检查高、低压旁路自动打开。 c) 启动密封备用油泵和交流润滑油泵。

d) 检查备汽系统工作正常，并关闭四级抽汽对外供汽门。 e) 检查轴封汽压力正常。

f) 检查电动给泵自启动，否则手动开出，维持汽包水位。

g) 全面检查机组情况，如轴向位移、差胀、振动、声音、推力轴承金属温度和轴承金属温度正常。

h) 调节除氧器水位、凝汽器水位和加热器水位。 i) 联系值长，对机组重新复置启动至3000r/min。 j) 机组并网后，按规定带负荷及完成其他操作。

6.12.3 机组甩负荷至零，DEH不能控制转速，危急保安器或保护均不动作，引起严重超速。

6.12.3.1 现象：

a) 负荷、主蒸汽流量和调节级压力至零。

b) OPC动作后仍不能控制转速，机组发出异常响声，振动增大。 c) 转速上升至3330r/min，而危急保安器及报护装置均不动作。 6.12.3.2 处理：

a) 立即手动脱扣，并按破坏真空紧急停机处理。

b) 检查高中压汽门、高中压调门及各级抽汽门和逆止门均关闭。

c) 联系锅炉检查高、低压旁路自动打开，并开启向空排汽门，迅速泄压。 d) 完成其他停机动作。

e) 转速迅速下降后，即对机组全面检查，必须查明超速原因，待设备故障消除，并经检查确定机组设备正常，方可重新启动，全速后应进行电超速及危急保安器超速试验，合格后方可并网带负荷。

6.13 危急保安器误动或保护装置误动作 6.13.1 现象：

6.13.1.1 负荷至零，主蒸汽流量及调节级压力至零。

6.13.1.2 高中压主汽门、高中压调门及各级抽汽门和逆止门均关闭。 6.13.2 处理：

6.13.2.1 如系保护装置误动作，应按不破坏真空故障停机。 a) 联系锅炉检查高、低压旁路自动打开。

b) 调节除氧器水位、凝汽器水位和加热器水位。 c) 确认备汽系统工作正常，并关闭四级抽汽对外供汽门。

d) 检查电动给泵自启动，否则应手动开出，维持汽包水位稳定。

e) 机组保护误动作造成机组脱扣，应注意转速下降，如转速仍在3000r/min，说明机组未解列，注意无蒸汽运行时间不超过1分钟，电气值班员应在1分钟内将发电机解列。 f) 对机组进行全面检查，查出保护装置误动作原因并消除。

g) 机组检查正常后，需启动，应对该保护装置进行校验，确认动作正确，方可启动。 h) 一切正常后，联系值长，按规定重新启动。 6.14 周率变化 6.14.1 现象：

6.14.1.1 转速（或周率）表指示上升或下降。 6.14.1.2 机组负荷变化。 6.14.2 原因：

6.14.2.1 电网系统故障。 6.14.3 处理：

6.14.3.1 周率下降，机组负荷增加，应尽快使机组负荷稳定，且不超过327MW。

6.14.3.2 检查主蒸汽参数，真空、振动、轴向位移、推力轴承金属温度、润滑油压及各辅机运行情况正常。

6.14.3.3 周率在48.5～51.5Hz汽轮机允许连续运行。

6.14.3.4 周率在46～48.5Hz运行时间超过15min，应不破坏真空故障停机。 6.14.3.5 周率低于46Hz或超过51.5Hz，应立即不破坏真空故障停机。 6.15 EH油压降低 6.15.1 现象：

6.15.1.1 EH油压指示下降。 6.15.1.2 EH油压低报警。

6.15.1.3 EH油泵出口压力控制器发生周期异常。 6.15.2 原因：

6.15.2.1 EH油箱油位过低。

6.15.2.2 EH油泵故障或进出口滤网堵塞。 6.15.2.3 溢流阀故障。

6.15.2.4 EH供油系统泄漏或误操作。 6.15.2.5 高压蓄能器氮压降低或到零。 6.15.2.6 油动机伺服阀泄漏。 6.15.2.7 EH油滤网压差大。 6.15.3 处理：

6.15.3.1 检查EH油系统有无泄漏，如有泄漏点，在保证系统运行的前提下隔绝泄漏点，并汇报单元长、值长，通知检修处理。若系统无法隔绝，应立即汇报单元长、值长，并通知检修设法加油。如漏油严重无法维持机组运行，则要求减负荷停机。

6.15.3.2 检查溢流阀动作情况，若动作压力偏低，应汇报单元长、值长，并通知检修处理。 6.15.3.3 检查高压蓄能器氮压，若低于8.27MPa，应汇报单元长、值长，并通知检修重新充氮。

6.15.3.4 若油动机伺服阀泄漏，应汇报单元长、值长，并根据情况要求机组减负荷，做相应隔绝，然后通知检修处理。

6.15.3.5 若EH油泵故障或出口滤网前后压差达0.7MPa，应启动备用泵，停原运行泵，汇报单元长、值长，并进行隔绝，然后通知检修处理。 6.15.3.6 当EH 油压降至11.03MPa，备用泵应自启动正常，否则手动启动备用泵。

6.15.3.7 当EH油压降至9.31MPa，汽轮机低油压保护脱扣动作正常，否则手动脱扣停机。 6.16 DEH-III自动控制系统故障 6.16.1 现象：

6.16.1.1 DEH故障“光字牌报警。 6.16.1.2 机组负荷无变化。 6.16.2 原因：

6.16.2.1 控制系统的自动部分交流输入电源消失。 6.16.2.2 计算机死机，继电器动作。

6.16.2.3 有二个高压调门故障，或有一个高压主汽门故障。 6.16.2.4 汽轮机在启动阶段（在转速控制阶段），发生二个或二个以上转速信号故障。。 6.16.3 处理：

6.16.3.1 发现故障现象后，应立即注意检查机组负荷稳定正常。 6.16.3.2 保持参数稳定。

6.16.3.3 联系热工迅速查清原因、处理。

6.16.3.4 机组在启动过程中，用“手动操作”方式来控制转速稳定。 6.16.3.5 机组在并网状态下，用“手动操作”方式来控制负荷稳定。 6.16.3.6 若手动方式均无法控制，应申请停机。 6.17 RUN BACK 6.17.1 现象

6.17.1.1 RB动作报警，BTG盘上光字牌亮。 6.17.1.2 运行中辅机跳闸并报警。 6.17.1.3 机组负荷下降。 6.17.2 原因

6.17.2.1 LDC在TF2以上自动时，负荷＞150MW二台吸风机运行，其中一台跳闸。 6.17.2.2 LDC在TF2以上自动时，负荷＞250MW二台送风机运行，其中一台跳闸。 6.17.2.3 LDC在TF2以上自动时，负荷＞150MW二台一次风机运行，其中一台跳闸。 6.17.2.4 LDC在TF2以上自动时，负荷＞150MW二台预热器运行，其中一台跳闸。 6.17.2.5 LDC在TF2以上自动时，负荷＞180MW三台炉水泵运行二台跳闸，或二台炉水泵运行一台跳闸，备用泵未自启动。

6.17.2.6 LDC在TF2以上自动时，负荷＞150MW给泵11A、B运行，其中一台跳闸，给泵11C未自启动。 6.17.3 处理

6.17.3.1 当RB保护投用时，通过CCS自动进行制粉系统选择切断，按发生RB前10min煤量平均数折算成BMCR工况煤量计为100%煤量，控制机组总煤量。

a) 当发生预热器跳闸RB时，磨煤机按E、D、A先后次序跳闸，保留两台磨煤机运行，控制煤量为55%总煤量，设定主蒸汽压力至14.0MPa。

b) 当发生吸风机跳闸RB时，磨煤机按E、D先后次序跳闸，保留三台磨煤机运行，控制煤量为60%总煤量，设定主蒸汽压力至14.5MPa。

c) 当发生送风机跳闸时，五磨运行时磨煤机E跳闸，保留四台磨煤机运行，控制煤量为80%总煤量，设定主蒸汽压力至15.5MPa。

d) 当发生一次风机跳闸RB时，磨煤机按E、D、A先后次序跳闸，保留二台磨煤机运行，控制55%总煤量，设定主蒸汽压力至14.0MPa。保留运行的一次风机变频自动控制转速指令至100%，转速自动上升。但运行一次风机变频器输出电流最大限制值为125A； e) 当发生炉水泵跳闸RB时，磨煤机按E、D先后次序跳闸，保留三台磨煤机运行，当发生给水泵跳闸RB时，磨煤机按E、D、A先后次序跳闸，保留二台磨煤机运行，控制煤量为55%总煤量，设定主蒸汽压力至14.5MPa；

f) 当发生多因素RB时，以RB最低目标负荷工况为机组RB实施工况。

6.17.3.2 当RB保护投用时，RB保护动作在保留两台磨煤机运行状况下，如磨煤机C在运行状态，则自动投入BC层燃油枪四支，否则自动投入AB层燃油枪四支。投入燃油枪顺序为先

1、3号角，后

2、4号角，间隔10s。自动投入燃油枪为紧急投枪，自动发指令伸入燃油枪后，不使用点火枪，直接开启燃油阀，点燃油枪。

6.17.3.3 当RB功能未投用，发生吸风机、送风机、预热器、给水泵、一次风机、炉水泵跳闸RB时，CCS不会自动进行燃料切断，应按6.17.3.1的要求手动切断燃料。

6.17.3.4 发生RB后，如炉膛燃烧不稳定，或自动投运的燃油枪未能正常工作时，应立即投入其他燃油枪稳定燃烧，保证机组安全运行。 6.17.3.5 当RB保护动作后，机组控制自动调整。

a) 协调控制方式自动退至TF1(机跟踪1方式)运行，进行机调压控制。主汽压力设定值首先应跟踪实际压力，然后再根据设定主汽压变化，以防止RB发生时实际压力与设定值偏差导致调门反向动作，加剧汽包水位等参数的扰动。 b) 锅炉主控BM切至手动，锅炉煤量调节器指令以不同RB工况降至所对应的控制总煤量(单台给煤机上、下限分别设为：38t/h、20t/h)。

c) 由于短时间内燃烧量快速下降，造成汽包严重的虚假水位，给水自动削弱主调PID的调节作用，仅保留给水流量与蒸汽流量的前馈作用，避免虚假水位对汽包水位自动的干扰。 d) 汽温、炉膛负压、送风、大风箱/炉膛压差、磨煤机风量、磨煤机风温等子系统维持自动调节状态，以控制机组主要参数在一定范围内波动。

6.17.3.6 保持汽温、汽压正常范围内，在条件允许范围内尽量提高负荷 6.17.3.7 尽快查明RB原因，消除后恢复负荷。

6.17.3.8 一般情况下，发生RB8分钟后，方能切除RB保护动作回路，进行汽温、汽包水位、煤量控制等后续处理。但在汽包水位、炉膛压力等发生严重偏离正常值时，应立即切除RB保护动作回路，予以手动干预，力保机组安全运行。 6.18 锅炉汽包水位异常 6.18.1 现象

6.18.1.1 汽包水位高或低报警。

6.18.1.2 汽包水位指示及汽包就地水位计均报警。 6.18.1.3 给水流量不正常地大于或小于蒸汽流量。 6.18.2 原因

6.18.2.1 给水自动控制装置调节失灵、给泵故障。 6.18.2.2 水位指示不准确。

6.18.2.3 锅炉蒸发量、汽包压力波动大。 6.18.2.4 水冷壁管或省煤器泄漏或爆破。 6.18.2.5 定排门操作不当，或水放门误开。 6.18.3 处理

6.18.3.1 如遇给水自动控制故障，立即切至手操，控制给水流量维持汽包水位正常能够，通知热工人员处理。

6.18.3.2 如遇水位指示不正确，以汽包差压式水位指示为准，参照其它水位计 ，调节汽包水位。

6.18.3.3 增减负荷时，水位异常，控制增减负荷速率，或暂停加减负荷。 6.18.3.4 如遇水冷壁或省煤器爆破引起水位低，按水冷壁管或省煤器损坏处理。

6.18.3.5 当汽包水位过高时，开启定排或连排降低水位，并在水位正常后及时关闭。严禁开启水放进行放水。

6.18.3.6 当不能判断真实汽包水位时，应停止锅炉的运行。 6.19 省煤器管的损坏 6.19.1 现象

6.19.1.1 汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽量。

6.19.1.2 省煤器附近有泄漏声，省煤器灰斗有热水流出或湿灰现象。 6.19.1.3 省煤器两侧烟温差增大，泄漏侧烟气温度下降。 6.19.1.4 预热器两侧出口风温差增大。

6.19.1.5 炉膛压力变正，吸风机电流增大，动叶开度增大。 6.19.2 原因

6.19.2.1 给水品质不合格，造成管内结垢，垢下腐蚀。 6.19.2.2 材质不良或安装、焊接质量不合格。 6.19.2.3 飞灰磨损外壁。

6.19.2.4 吹灰器喷咀安装不正确，吹损管壁。 6.19.3 处理

6.19.3.1 调整给水，维持汽包水位正常，必要时降低锅炉负荷维持运行，听候停炉处理。 6.19.3.2 做好事故预想，加强监视，密切注意发展情况。

6.19.3.3 省煤器灰斗下部应用红白带围住，禁止行人通过，防止热水冲出伤人。 6.19.3.4 如故障继续恶化，无法维持汽包正常水位时，按紧急停炉处理。 6.19.3.5 停炉后应维持汽包水位，维持炉水泵运行，严禁开启省煤器再循门。 6.19.3.6 停炉后应保留吸风机运行，维持正常炉膛压力。停止向电除尘供电，防止电极积灰，将电除尘各灰斗内的存灰放尽，以防堵灰。待不向外冒汽水时，即可停用吸风机。 6.20 水冷壁管的损坏 6.20.1 现象

6.20.1.1 汽包水位下降，蒸汽压力下降。 6.20.1.2 给水流量不正常地大于蒸汽流量。

6.20.1.3 炉膛压力不正常的波动。炉膛不严密处有烟灰喷出，吸风机电流增大，动叶开度增大。

6.20.1.4 炉膛内有泄漏声，管子爆破时有明显响声。 6.20.1.5 泄漏严重时，锅炉燃烧不稳或造成熄火。 6.20.2 原因

6.20.2.1 给水品质长期不合格，管内产生结垢、腐蚀。

6.20.2.2 材质不良或安装质量差、水冷壁膨胀不畅引起拉裂。 6.20.2.3 吹灰器喷咀安装不正确吹损管壁。 6.20.2.4 煤粉冲刷，外壁磨损。

6.20.2.5 炉膛上部焦块坠落砸坏水冷壁。 6.20.2.6 炉膛热负荷较高区域管壁超温。 6.20.3 处理

6.20.3.1 维持汽包水位正常，汇报值长，听候停炉处理。 6.20.3.2 如水冷壁损坏不严重，尚能维持汽包水位正常时，允许降低负荷在稳定工况下短期运行，密切注意损坏部位发展趋势，做好事故预想，等待调度停炉处理。 6.20.3.3 如水冷壁损坏严重，无法维持汽包正常水位时应进行下列处理: a) 当低水位引起MFT时，按MFT处理。 b) 停炉后尽可能继续进水维持汽包正常水位。

c) 如泄漏严重停炉后仍无法维持汽包水位时，应停止进水，同时停用炉水泵。

d) 停炉后保留吸风机运行，维持正常炉膛压力，停止向电除尘器供电防止电极积灰，将灰斗内存灰放尽，以防堵灰。待不向外冒汽水时即可停用吸风机。 6.21 过热器、再热器受热面损坏 6.21.1 现象

6.21.1.1 过热器、再热器处有泄漏声。

6.21.1.2 炉膛压力偏正，烟道不严密处有烟气或蒸汽外冒。吸风机电流及动叶开度增大。 6.21.1.3 故障侧烟温下降，两侧烟温差增大。 6.21.1.4 泄漏、爆破点前汽温下降，后汽温上升。

6.21.1.5 过热器管泄漏时，蒸汽流量不正常地小于给水流量，机组功率下降。再热器管泄漏时，再热器压力下降。机组在负荷不变情况下，主蒸汽流量增大。 6.21.2 原因

6.21.2.1 材质不良或焊接安装、质量不合格。

6.21.2.2 蒸汽流量分配不均、烟温偏差，引起管子超温。 6.21.2.3 长期超温运行。

6.21.2.4 蒸汽品质长期不合格，过热器管内结垢、腐蚀。 6.21.2.5 外壁飞灰磨损。

6.21.2.6 吹灰器安装不正确，吹损外壁。 6.21.3 处理

6.21.3.1 汇报值长，维持汽温正常。降低运行参数、听候停炉处理。

6.21.3.2 损坏不严重，尚能维持正常运行时，应加强监视，做好事故预想。 6.21.3.3 维持炉膛压力在正常范围内，维持各段汽温正常。

6.21.3.4 如泄漏严重无法维持正常汽温时或壁温严重超限时，应紧急停炉处理。 6.21.3.5 停炉后，保留吸风机运行，维持正常炉膛压力，待不向外冒汽水时方可停用吸风机。 6.22 燃烧异常 6.22.1 现象

6.22.1.1 燃烧不稳，炉膛压力异常晃动，火检信号闪失。 6.22.1.2 汽温变化异常。

6.22.1.3 汽包水位不正常波动。 6.22.1.4 蒸汽流量、机组功率下降。 6.22.2 原因

6.22.2.1 燃用煤种变劣，挥发份过低，燃烧工况恶化。

6.22.2.2 锅炉总风量、辅助风、燃料风控制故障或调节不当或一次风机、磨煤机风量控制故障或调节不当，造成风煤比失调。

6.22.2.3 运行中锅炉辅机跳对燃烧造成严重影响。 6.22.2.4 水冷壁管爆破，影响稳定燃烧。 6.22.2.5 炉膛坍焦引起。 6.22.3 处理

6.22.3.1 及时投用油枪，稳定燃烧。

6.22.3.2 如遇制粉系统故障，可适当增加正常运行磨煤机的煤量，调整风量。 6.22.3.3 如遇锅炉发生RB，按RB处理。

6.22.3.4 如遇水冷壁引起燃烧不稳，投入油枪稳定燃烧，汇报值长听候停炉处理。 6.23 烟道内可燃物再燃烧 6.23.1 现象

6.23.1.1 再燃烧处烟温、工质温度不正常地升高。 6.23.1.2 烟道及燃烧室内的压力剧烈变化。 6.23.1.3 排烟温度不正常地升高，烟囱冒黑烟。

6.23.1.4 若预热器处再燃烧时，排烟温度、一二次风温将不正常地升高，外壳发热、烧红，可能有金属摩擦声及预热器电流异常。 6.23.2 原因

6.23.2.1 煤质突变或运行工况变化时，燃烧调整不当，煤粉细度过高。风量不足或配风不合理。

6.23.2.2 锅炉低负荷或启、停锅炉过程中燃烧不良，使可燃物结存在烟道内。 6.23.2.3 燃烧室压力力过低，使未完全燃烬的燃料带入烟道。

6.23.2.4 燃油雾化不良或油枪喷嘴脱落使尾部受热面积油垢粘附大量未燃烬的煤粉。 6.23.3 处理

6.23.3.1 如发现烟气温度不正常地升高，应立即进行分析并查明原因。进行燃烧调整，改变不正常的燃烧方式，对再燃烧处受热面进行吹灰。

6.23.3.2 若在过热器、再热器处发生可燃物再燃烧时，引起汽温异常时，按汽温异常处理。 6.23.3.3 经采取措施无效，确系烟道内再燃烧，当排烟温度异常升高至200℃时，紧急停炉并停止送、吸风机的运行，关闭所有风门档板，保持预热器运行，保持炉底水封及各灰斗密封正常，严禁通风。

6.23.3.4 利用吹灰蒸汽进行灭火，待各点烟温明显下降，再燃烧处火已熄灭，方可停止蒸汽灭火。

6.23.3.5 确认设备无损坏、烟温正常、烟道内无火源后，方可开启风烟系统的风门档板，启动吸风机、送风机，保持35%额定风量，通风5～10min，并经复查正常后，锅炉方可重新点火启动。 6.24 锅炉结焦 6.24.1

现象

6.24.1.1 炉膛出口温度及各段烟温升高。

6.24.1.2 对流受热面处结焦，汽温可能降低，烟气阻力增加，吸风机入口压力降低。 6.24.1.3 炉膛结焦使过热蒸汽、再热蒸汽温度明显上升，减温水量增加。 6.24.2 原因

6.24.2.1 燃煤灰溶点低或易结渣。

6.24.2.2 燃烧室热负荷过大，炉膛温度过高。

6.24.2.3 燃烧方式不合理，燃烧器工作不正常，火焰中心偏斜。 6.24.3 处理

6.24.3.1 进行燃烧调整，合理调度煤种。 6.24.3.2 增加结焦部位的吹灰次数。

6.24.3.3 运行中加强对减温水量及燃烧器摆角的监视，发现异常及时分析处理。 6.24.3.4 检查结焦情况，做好大焦块落下，砸坏水冷壁的事故预想。

6.24.3.5 如结焦严重，导致减温水量大幅度增加，或引起过热器，再热器管壁超温时，应适当降低锅炉负荷并增加对炉膛吹灰。处理无效时，按汽温过高、过低停炉处理。 6.25 高、低压旁路，主汽释放阀开启或汽包安、过安起座 6.25.1 现象

6.25.1.1 主蒸汽压力突升且高限报警，如高、低压旁路，主汽释放阀或安全门误动时，主蒸汽压力将下降。

6.25.1.2 排汽声响，机组功率、主汽流量下降。

6.25.1.3 汽包安全门起座时，汽包水位迅速上升，低温过热器的后各段工质温度上升。 6.25.2 原因

6.25.2.1 机组负荷骤减，汽轮机、发电机故障跳闸或电力系统故障。 6.25.2.2 主蒸汽压力调节不当。

6.25.2.3 汽轮机调速系统故障，使调门不正常地关小。 6.25.2.4 自动控制系统失灵。

6.25.2.5 高、低压旁路，主汽释放阀或汽包安全门，过热器安全门误动作。 6.25.3 处理

6.25.3.1 如遇电力系统故障，汽轮机或发电机故障，应按负荷骤减处理。

6.25.3.2 如遇主汽压力调节不当，使主汽压力升高，应采取降压措施，减少燃料量，必要时打开主汽释放阀，待压力正常后关闭。

6.25.3.3 若汽包安全门起座，应尽快降压使其回座，防止汽包水位异常及过热汽温超限。 6.26 再热器安全门起座 6.26.1 现象

6.26.1.1 再热器进口或出口压力高，低压旁路自动打开，安全门起座排汽声响。

6.26.1.2 再热器进口安全门起座，使再热器出口汽温升高。再热器进口安全门起座，使再热器出口汽温降低。

6.26.1.3 机组功率下降。

6.26.1.4 汽动给泵运行时，给水压力下降、汽包水位可能下降。 6.26.2 原因

6.26.2.1 汽机中压主汽门、调门故障关小或关闭。 6.26.2.2 高加因故障而紧急出系。 6.26.3 处理

6.26.3.1 降低锅炉负荷，使再热器压力下降，将起座的安全门回座迅速查明原因，设法消除。 6.26.3.2 在处理过程中，再热蒸汽温发生变化时，应按再热蒸汽温度异常处理。 6.26.3.3 若高加紧急出系，应立即将机组负荷减至规定值， 6.26.3.4 降低再热蒸汽压力，使起座的安全门回座。

6.27 高、低压旁路，主汽释放阀或汽包安全门，过热器安全门故障。 6.27.1 现象

6.27.1.1 主汽释放阀压力达到整定值时，不能自动开启。

6.27.1.2 安全门达整定压力时，安全门不起座或或达回座压力不回座。 6.27.1.3 高低旁路自动时，达开启压力不自动开启。 6.27.2 原因

6.27.2.1 安全门原始整定值不符合要求或运行中发生变化。 6.27.2.2 安全门阀芯与阀座咬死或机械轧煞。

6.27.2.3 高、低压旁路，主汽释放阀控制回路故障或电源失去。 6.27.3 处理

6.27.3.1 自动动作不正常时，应立即将其切至手动。

6.27.3.2 当高、低压旁路、主汽释放阀或安全门达到动作定值时，仍不开启或起座时，应迅速采取降压措施，减少燃料量，在允许情况下可开大调门、降低主汽压力至正常值，并且迅速查明原因，设法消除，在故障未消除前，应适当降低主汽压力运行。 6.27.3.3 当高、低压旁路、主汽释放阀或安全门未达定值动作时，立即设法将其关闭或回座，联系热工值班人员或炉修重新调整整定值，在缺陷未消除前，应适当降低主汽压力运行。 6.27.3.4 当高、低压旁路、主汽释放阀开启后无法使其关闭，安全门起座后即使压力降至回座压力仍无法使其回座时，应听候值长按排停炉处理。 6.28 再热器安全门故障 6.28.1 现象

6.28.1.1 再热器安全门达到整定值不能正常起座或回座。 6.28.2 原因

6.28.2.1 安全门原始整定值不符合要求或运行中发生变化。 6.28.2.2 阀芯与阀座咬死或机械故障。 6.28.3 处理

6.28.3.1 当再热器安全门达到整定值仍不起座时，立即适当降低锅炉负荷，使再热蒸汽压力下降，必要时可开启并调节低压旁路进行降压。 6.28.3.2 当再热器安全门未达动作值便起座时，应适当降低锅炉负荷，必要时开启并调节低压旁路，降低再热器压力使安全门回座，待再热器压力正常后立即关闭低压旁路，迅速查明原因设法消除，在未查明原因前造当降低锅炉负荷，防止再热器安全门再次起座。 6.28.3.3 再热器安全门起座后经采取减负荷，降压等措施后仍无法使其回座，听候停炉处理。 6.29 汽包水位计的故障 6.29.1 现象

6.29.1.1 汽包水位指示异常，高或低报警，各水位计指示偏差大。 6.29.1.2 汽包水位信号坏，引起汽包水位自动切除并报警。 6.29.1.3 若就地水位计故障，汽包水位监视电视的水位异常。

6.29.1.4 若磁翻排水位计故障，BTG盘的水位计指示异常并报警。 6.29.1.5 现场有汽水漏出。 6.29.2 处理

6.29.2.1 任一只汽包水位计损坏，应保持负荷稳定，减少对汽包水位有扰动的操作。 6.29.2.2 当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。

6.29.2.3 如就地水位计有一只损坏时，应立即通知检修处理修复。 如就地水位计二只均损坏，应尽快修复。当不能保证两种类型的水位计运行时，必须停炉处理。

6.29.2.4 正常运行时， 发生汽包水位计故障，引起不同类型的水位计有偏差时。应以带压力修正的差压式水位计为基准，参照其它水位计进行调节控制汽包水位。

6.29.2.5 当汽包水位计故障，引起水位自动切除，手动控制给水流量维持汽包水位正常。 6.29.2.6 当汽包水位计故障，在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。 6.29.2.7 当一套水位测量装置因故障退出运行时，运行人员应通知检修及时填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不超过24h。

6.29.2.8 在消除汽包水位计故障，需出系汽包高、低水位保护时，必须经总工程师批准。 6.29.2.9 若就地水位计故障泄漏，做好安全措施，隔绝故障水位计，交检修处理。

6.29.2.10 若查压式水位计平衡容器故障，做好安全措施，出系汽包水位高低保护，隔绝平衡容器，交检修处理。

6.29.2.11 当汽包水位计有一点因某种原因须退出运行时，汽包水位保护应采用二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期（不宜超过8小时）恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，汽包水位保护应采用一取一的逻辑判断方式，经总工程师批准，限期（8小时以内）恢复，若逾期不能恢复的，应立即停止锅炉运行。 6.30 锅炉汽水共腾 6.30.1 现象

6.30.1.1 汽包水位发生急剧波动，甚至看不清水位。

6.30.1.2 过热蒸汽温度急剧下降，严重时蒸汽管道内发生水冲击。 6.30.1.3 炉水含盐量增大，蒸汽导电度升高。 6.30.2 原因

6.30.2.1 化学监督不严，炉水品质严重不合格。 6.30.2.2 未按规定进行排污。 6.30.2.3 汽水分离装置故障。

6.30.2.4 燃烧不稳，负荷急剧增大，水位调整不稳定，波动大。 6.30.3 处理

6.30.3.1 减少燃料量，降低锅炉蒸发量。 6.30.3.2 开大连排调节阀，增加排污量。 6.30.3.3 维持汽包水位正常，维持汽温正常。 6.30.3.4 开启主汽门前疏水。

6.30.3.5 汇报值长，通知化学对炉水取样分析，并按分析结果进行排污改善炉水品质。 6.30.3.6 炉水品质未改善前不得增加锅炉负荷。 7 给水泵组的事故处理

7.1 给水泵组事故停用的条件及操作 7.1.1 遇下列情况之一,汽动给泵应保护动作,保护不动作应立即手动脱扣紧急停机: 7.1.1.1 汽轮机转速达6350r/min。 7.1.1.2 汽轮机轴向位移至±1.2㎜。 7.1.1.3 润滑油压低至0.0785MPa。 7.1.1.4 排汽管真空下降至61.3lkPa。 7.1.1.5 给泵运行中前置泵进水门关闭。 7.1.1.6 给泵运行中前置泵跳闸。

7.1.1.7 给水流量低至132t/h且再循环门关闭,延时10秒。 7.1.1.8 除氧器水位低至1525㎜。

7.1.1.9 给泵密封水压差＜0.015MPa且密封水回水温度＞90℃。 7.1.1.10 汽轮机轴振＞0.12mm。

7.1.1.11 锅炉手动紧急停炉或MFT动作。 7.1.2 遇下列情况之一,汽动给泵应立即手动脱扣,紧急停机。 7.1.2.1 汽轮机发生水冲击。

7.1.2.2 汽轮机推力轴承回油温度或任一轴承回油温度升至75℃。 7.1.2.3 给水泵推力轴承金属温度升至95℃或任一轴承金属温度升至90℃。 7.1.2.4 交流油泵A、B均发生故障。

7.1.2.5 调速系统EH油故障影响安全运行。

7.1.2.6 泵组突然发生强烈振动或内部有明显的磨擦声。 7.1.2.7 轴封冒火花时。

7.1.2.8 任一轴承断油或冒烟时。

7.1.2.9 油系统失火不能及时扑灭,严重威胁机组安全运行。 7.1.2.10 油箱油位下降至520㎜,无法恢复时。

7.1.2.11 给水泵前置泵密封水泄漏严重,大量漏水,无法维持运行。 7.1.2.12 高、低压主蒸汽管道发生破裂,无法隔绝时。 7.1.2.13 给水管道破裂无法隔绝时。 7.1.2.14 给水泵发生汽化。

7.1.2.15 油系统漏油严重,无法维持运行。

7.1.2.16 高、低压调门门杆同时发生卡涩,无法活动时。 7.1.2.17 前置泵电动机电流超限,降低流量无效时。 7.1.2.18 前置泵电动机或轴承冒烟着火。 7.1.2.19 前置泵突然发生强烈振动。 7.1.3 汽动给泵紧急停用操作: 7.1.3.1 手动脱扣或揪“TRUBINE TRIP”按钮,检查高、低压主汽门和高、低压调门关闭,转速下降。

7.1.3.2 检查电动给泵自启动正常,若不自启动立即手动开出,维持锅炉汽包水位,流量正常。 7.1.3.3 检查给泵出水门联锁关闭,再循环门联锁开足。 7.1.3.4 完成其它停机操作。 7.1.4 遇下列情况之一,电动给泵保护应动作停泵,如保护不动作,立即手动停泵。 7.1.4.1 除氧器水位低至1525mm。 7.1.4.2 润滑油压力降至0.06MPa。

7.1.4.3 给泵密封水压差小于0.015MPa且密封水回水温度大于90℃。 7.1.4.4 给水流量小于132t/h且再循环门在关闭位置,延时10秒。 7.1.4.5 电动给泵运行前置泵进水门关闭。

7.1.4.6 工作冷油器进油温度(勺管回油温度)升至130℃。 7.1.5 遇下列情况之一,电动给泵应立即手动停泵。

7.1.5.1 泵组突然发生强烈振动或内部有明显的金属磨擦声。 7.1.5.2 任一轴承断油或冒烟时,或轴承金属温度升至90℃。 7.1.5.3 工作油泵或润滑油泵故障。

7.1.5.4 给水泵推力轴承金属温度升至95℃。 7.1.5.5 润滑油冷油器出油温度升至60℃或进油温度升至70℃。 7.1.5.6 工作油冷油器出油温度升至85℃。

7.1.5.7 油系统着火不能扑灭,严重威胁泵组运行。 7.1.5.8 油系统严重漏油,无法维持运行。 7.1.5.9 油箱油位下降至无指示。 7.1.5.10 给水管道破裂,无法隔绝时。 7.1.5.11 给水泵发生汽化。 7.1.5.12 电动机冒烟冒火时。

7.1.5.13 电动机电流超限,经降低流量无效时。 7.1.5.14 电动机定子温度升至130℃。 7.1.5.15 电动机轴承温度升至80℃。 7.1.5.16 耦合器7#轴承温度升至100℃。 7.1.5.17 耦合器轴承温度升至95℃。 7.1.5.18 耦合器推力轴承温度升至95℃。

7.1.5.19 泵轮、涡轮旋转体易熔塞熔化,给水泵转速不能维持时。 7.1.5.20 给水泵、前置泵密封水泄漏严重,大量漏水,无法维持运行。 7.1.6 电动给泵紧急停用操作: 7.1.6.1 手动停用给泵,检查电流到“0”转速下降。

7.1.6.2 检查交流油泵自启动正常,如无自启动应立即手动开出。 7.1.6.3 检查出水门,启动流量调节阀联锁关闭,再循环门联锁开足。 7.1.6.4 迅速提高汽动给泵转速,维持锅炉汽包水位、给水流量正常。 7.1.6.5 完成其它停泵操作。 7.1.7 汽动给泵在下列情况下,可采取下列措施,临时维持一定的时间运行: 7.1.7.1 汽动给泵运行中发生低压主汽门门杆或低压调门的提升杠中任一门杆发生卡涩无法活动时,可以关闭抽汽进汽门,即切断低压蒸汽汽源,注意高压蒸汽切换正常,仅采用新蒸汽维持运行,注意这时汽动给泵运行时,绝对不允许对发生故障的阀门进行解体检修,以免发生危险。

7.1.7.2 主机负荷在120MW以上,汽动给泵发生下列情况下可关闭新汽进汽门,切断新汽汽源仅采用主机四级抽汽汽源运行。

a) 汽动给泵运行时发生高压主汽门门杆或高压调门门杆发生卡涩无法活动时。 b) 新汽压力超过17.5MPa，温度超过546℃时,锅炉又不能立即降低时。注意:这时汽动给泵运行时,绝对不允许对发生故障的阀门进行解体检修,以免发生危险。 7.2 汽动给水泵的真空下降 7.2.1 发现排汽管真空降低时,应检查泵组振动、声音、轴向位移、推力瓦温度,给水压力及流量等情况。 7.2.2 发现排汽管真空下降,应核对排汽温度是否上升,主机真空是否下降,确定真空已下降。 7.2.3 真空下降处理要点: 7.2.3.1 真空降低1.3kPa,应检查分析原因,并报告单元长。 7.2.3.2 真空降低4 kPa 时,立即采取措施,设法恢复真空。

7.2.3.3 真空降低至85.3 kPa,降低汽泵转速,维持真空85.3 kPa以上,并根据降速情况及时调整给水压力及流量,必要时迅速启动电动给泵。

7.2.3.4 真空降至61.3 kPa时,保护装置不动作,应手动紧急停泵。 7.2.4 真空下降时,应检查有无影响真空的操作,有这种操作时应立即停止或恢复原运行方式,使真空恢复正常。 7.2.5 真空下降时,应检查并改善轴封汽运行情况,检查轴封汽压力、温度,若轴封汽失汽影响真空,应进行以下操作: 7.2.5.1 迅速开大前、后轴封进汽分门,关闭轴封出汽门。 7.2.5.2 迅速提高主机轴封汽压力。

7.2.5.3 真空下降时,应检查真空系统是否漏空气,查明漏空气处,进行临时堵漏后通知检修人员处理。

7.2.5.4 检查排汽缸安全门是否漏空气。

7.2.5.5 检查真空系统法兰、焊口、阀门、管道及轴封是否漏空气。 7.2.5.6 检查排汽蝶阀是否开足。

7.2.5.7 检查真空系统水封阀门的水封是否正常。 7.2.6 真空下降时,应检查主机运行情况。 7.2.6.1 是否主机真空下降。

7.2.6.2 检查主机凝汽器循环水进、出水温度和压力。 7.2.6.3 主机真空泵运行是否正常

7.2.6.4 检查主机凝汽器水位及凝泵运行情况。 7.2.6.5 检查循环水泵运行是否正常。 7.3 给泵油系统及轴承工作失常 7.3.1 启动油压,安全油压,调节油母管压力和EH油压降低,应检查监视高、低压主汽门和高、低压调门工作情况；轴承油压降低应检查监视各轴承油流、温度等情况。 7.3.1.1 油压失常的处理要求: 7.3.1.2 汽动给泵: a) 运行交流油泵出口压力降至0.9MPa,备用交流油泵应自启动,否则应手操启动备用交流油泵。

b) 润滑油压下降至0.09MPa,直流油泵应自启动,否则应手操启动直流油泵。 c) 润滑油压下降至0.0785 MPa应进行紧急停机。

d) 润滑油压下降至0.02MPa,盘车自动停止。 7.3.1.3 电动给泵

a) 润滑油压升高至0.35 MPa时,应汇报单元长,由检修人员调整过压阀,润滑油压正常值应在0.3MPa。

b) 润滑油压下降至O.1MPa应发出报警讯号。

c) 润滑油压下降至0.1MPa,交流油泵应自启动,否则应手操启动交流油泵。 d) 润滑油压下降至0.06MPa，应紧急停机。 7.3.2 油温失常时的处理要点: 7.3.2.1 汽动给泵: a) 冷油器出油温度维持在35～45℃的正常油温。

b) 汽轮机推力轴承回油温度和给泵推力轴承金属温度、轴承金属温度升高5℃,应检查分析原因,并汇报单元长。

c) 汽轮机推力轴承、轴承回油温度升高至65℃,给泵推力轴承金属温度升高至80℃,给泵轴承金属温度升高至75℃,均发出报警讯号,应检查处理,并紧急汇报单元长,如无法降低应继续加强监视,以后每升高1℃,报告单元长。 d) 汽轮机推力轴承回油温度升高至75℃,或任一轴承回油温度升高至75℃,应紧急停泵。 e) 给泵推力轴承金属温度升高至95℃,或任一轴承金属温度升高至90℃,应紧急停泵。 7.3.2.2 电动给泵: a) 工作冷油器出油温度维持在35～70℃的正常油温,进口温度小于110℃,如超过应汇报单元长进行分析处理。

b) 润滑油冷油器出油温度维持在35～50℃正常油温，超过50℃应及时调节；进口温度应小于65℃,如超过应汇报单元长进行分析处理。

c) 工作油冷油器进油温度(勺管回油温度)升至110℃发出报警讯号,升至130℃,应紧急停泵。 d) 工作油冷油器出油温度升至75℃发出报警讯号并检查工作油冷油器冷却水的调整门自动正常,立即开启调整门的旁路门,开启冷却水水侧空气门放空气,必要时提高闭冷系统压力,如出口油温升至85℃,应紧急停泵。 e) 润滑油冷油器进油温度升至65℃发出报警讯号，升至70℃时，应紧急停泵。 f) 润滑油冷油器出油温度升至55℃发出讯号，并检查润滑油冷油器冷却水的调整门自动正常,立即开启调整门的旁路门,开启冷却水水侧空气门放空气,必要时提高闭冷系统压力,如出口油温升至60℃,应紧急停泵。 g) 任何轴承回油温度升高2～3℃,或轴承金属温度升高5℃应检查分析原因,并汇报单元长。 h) 给水泵推力轴承金属温度升高至80℃，或轴承金属温度升高至75℃，或偶合器推力轴承温度升高至90℃，或偶合器轴承温度升高至90℃，或电动机轴承温度升高至75℃，应检查处理并紧急汇报单元长，如无法降低应继续加强监视，以后每升高1℃汇报单元长。 i) 给水泵推力轴承金属温度升高至95℃,或轴承金属温度升高至90℃,或偶合器推力轴承温度升高至95℃,或偶合器轴承温度升高至95℃,或偶合器7#轴承温度升高至100℃或电动机轴承温度升高至80℃,应进行紧急停泵。 7.3.3 油位失常处理要点： 7.3.3.1 汽动给泵：

a) 油箱油位正常应保持在330㎜左右。

b) 油箱油位升高至140㎜，应检查分析原因，必要时联系化学进行油箱放水。 c) 油箱油位下降5～1O㎜,应检查分析原因,并汇报单元长。

d) 油箱油位降至420㎜,应联系化学加油。 e) 油箱油位降低至520㎜应紧急停泵。 7.3.3.2 电动给泵: a) 油箱油位正常应保持在油位计上下划线之间。

b) 油箱油位升高应检查分析原因,必要时联系化学进行油箱放水。 c) 油箱油位下降3～5㎜,应分析检查原因,并汇报单元长。 d) 油箱油位低至接近油位计下限线时，应联系化学加油。 e) 油箱油位降至油位计下限线以下,应紧急停泵。 7.3.4 推力瓦温度升高处理要点: 7.3.4.1 推力轴承回油温度或推力瓦温度突然升高5℃,应检查分析原因,并汇报单元长。 7.3.4.2 推力轴承回油温度突然升高至65℃,或推力瓦温度升高至80℃,或偶合器推力轴承温度升高至85℃,应检查处理,并紧急汇报单元长。 7.3.4.3 汽轮机推力轴承回油温度突然升高至70℃,或给泵推力瓦温度升高至80℃，或偶合器推力轴承温度升高至90℃，应汇报值长并紧急减负荷如仍无效汽轮机推力轴承回油温度升高至75℃,或给泵推力瓦温度升高至90℃,或偶合器推力轴承温度升高至95℃,应紧急停泵。 7.3.5 油压、油位同时下降的检查处理: 7.3.5.1 检查油箱外压力油管有否破裂漏油,发现漏油立即将漏油(或喷油)与高温部件临时隔离,严防发生火灾,并设法在运行中消除压力油管破裂大量喷油,危及设备安全或无法在运行中消除时，应汇报单元长进行故障停泵，有严重火灾危险时应紧急停泵。 7.3.5.2 检查压力油管放油门是否误开,发现误开,立即关闭。

7.3.5.3 检查冷油器铜管是否大量漏油,汽动给泵冷油器铜管大量漏油时,应先确定另一组冷油器运行正常后,立即将漏油组冷油器隔绝,并通知检修捉漏。

7.3.5.4 电动给泵冷油器(润滑油冷油器或工作油冷油器)大量漏油,应紧急停泵。 7.3.6 油压降低、油位正常的检查与处理： 7.3.6.1 汽动给泵

a) 检查交流油泵运行是否正常,监听油泵处声音并测量其振动,油泵运行严重失常时,应立即启动备用交流油泵。

b) 检查注油器工作是否正常。

c) 检查油温是否异常升高,油温过高应设法恢复。

d) 检查过压阀是否误动,交流油泵出口油压降低或轴承油压降低,应汇报单元长,通知检修调整过压阀。

e) 检查备用交流油泵,直流油泵逆止门是否泄漏,如逆止门漏引起应关闭逆止门漏的油泵出油门,并通知检修消除。

f) 检查滤油器压差是否超限,如超限则应切换至备用组滤油器,并进行清扫。 g) 启动油压或安全油压降低,应检查高、低压主汽门是否动作。 h) 按油压下降处理要点进行处理。 7.3.6.2 电动给泵

a) 检查油泵运行是否正常,监听油泵处声音,若油泵运行严重失常应故障停泵。 b) 检查油温是否异常升高,油温过高应设法恢复。

c) 检查过压阀是否误动,轴承油压降低,应汇报单元长,通知检修调整过压阀。 d) 检查备用交流油泵逆止门是否漏油,如漏油应故障停泵。

e) 检查滤油器压差是否超限,如超限则应切换至备用组滤油器,并进行清扫。 f) 检查内部压力油管是否漏油,如漏油应故障停泵。 g) 按油压下降处理要点进行处理。 7.3.7 油箱油位下降,油压正常的检查处理。 7.3.7.1 确定油位计指示正确。

7.3.7.2 找出漏油点,消除漏油重点检查以下部位: a) 油箱事故放油门、放水门或油系统有关放油门、取样门是否误开或泄漏。 b) 压力油及回油的管道、管道接点、阀门漏油。 c) 轴承油档漏油。 d) 冷油器铜管漏油。 e) 执行必要的防火措施。

f) 按油位下降处理要点进行处理。 7.3.8 油箱油位突然升高检查与处理: 7.3.8.1 检查冷油器是否漏水,微开电动给泵润滑油冷油器和工作油冷器放油门是否有水。 7.3.8.2 检查给水泵密封水量是否过大,以防止从轴承油档漏入。 7.3.8.3 检查汽轮机轴封漏汽情况,适当调整。 7.3.8.4 联系化学进行油箱放水。

7.3.8.5 如电动给泵润滑油冷油器和工作油冷油器铜管大漏,应紧急停泵。

7.3.8.6 如汽动给泵冷油器大漏,应检查另一组运行正常,将冷油器漏的一组隔绝。 7.3.9 轴承温度(轴瓦温度及回油温度)升高的检查与处理: 7.3.9.1 轴承温度普遍升高: a) 检查冷油器出口油温度是否正常,冷油器出口油温升高应检查冷却水调整门自动是否正常,如自动失灵立即开启冷却水调整门旁路门维持油温。

b) 检查闭冷水系统运行是否正常,必要时经单元长同意,提高闭冷水压力和流量。 c) 检查油箱加热器是否误投用,如误投用应切断电源。 d) 汽动给泵还可将备用组冷油器投入,维持油温。

e) 检查润滑油压是否正常,润滑油压降低引起轴承温度普遍升高,应查明原因消除缺陷。 7.3.9.2 个别轴承温度升高。

a) 检查轴承油流、振动、声音是否正常,进行相应的处理。

b) 汽动给泵轴封漏汽过大，可能造成1#～2#轴承出油温度升高，应调整轴封汽。 7.3.9.3 按油温失常处理要点进行处理。

7.3.9.4 轴瓦温度比正常值异常升高应检查分析原因，消除故障因素，升至报警值应汇报单元长共同处理，升至停机限额值，应紧急停泵。

7.3.10 推力轴承温度(推力瓦及回油温度)升高的检查处理。

7.3.10.1 检查润滑油压、冷油器出油温度是否正常,并进行相应的处理。

7.3.10.2 检查转速、轴向位移及汽动给泵的汽温、汽压、排汽真空是否正常,试减负荷,检查推力轴承温度是否降低。

7.3.10.3 检查泵组振动有无增大,监听泵组内部有否异声,并进行相应处理。 7.3.10.4 检查平衡鼓工作状态和压差是否正常。 7.3.10.5 发生下列情况之一,即为推力瓦块烧坏: a) 冷油器出油温度及其它轴承轴瓦温度或回油温度无显著变化,而推力轴承瓦温或回油温度升高至停机限额。

b) 机组转速及进汽参数未变化,而推力轴承瓦温或回油温度及轴向位移增大至极限值。 c) 汽动给泵轴封处发生磨擦产生火花。

d) 根据推力瓦块温度升高或回油温度升高的处理要点进行处理,推力瓦块温度或回油温度升高至停机限额,应紧急停泵。 7.4 给泵汽轮机轴向位移增大 7.4.1 轴向位移增大一般原因: 7.4.1.1 负荷增大(包括汽轮机进汽温度、压力及排汽真空下降引起的进汽量增加) 。 7.4.1.2 汽轮机叶片断落或通流部分严重结垢。 7.4.1.3 汽轮机水冲击。 7.4.1.4 推力瓦块磨损。 7.4.2 处理: 7.4.2.1 发现轴向位移增大时,应特别注意推力瓦块温度和回油温度变化,并查明原因进行相应的处理。

7.4.2.2 加强对汽轮机及给泵运行情况的监视与检查监听泵组有否异声,检查振动有无增大。

7.4.2.3 轴向位移较正常值有明显增大时,应汇报单元长采取减小轴向推力的措施,使轴向位移恢复正常。

7.4.2.4 轴向位移达停机限额时应紧急停泵。 7.5 电动给泵液力耦合器工作失常 7.5.1 现象: 7.5.1.1 耦合器勺管回油温度异常升高至110℃报警。 7.5.1.2 耦合器发生了强烈振动或内部有异声。 7.5.1.3 电动给泵启动后,水泵转速不能升高。 7.5.1.4 勺管回油温度超限或偶合器冒烟。 7.5.2 处理: 7.5.2.1 耦合器勺管回油温度异常升高，应检查工作冷油器运行情况是否正常,如冷却水调整门自动失灵,应开启冷却水调整门旁路门，必要时提高闭式冷却水压力。 7.5.2.2 检查工作油泵、工作油压是否正常。 7.5.2.3 调整给泵转速,增大工作油量。 7.5.2.4 如勺管回油温度升至130℃，应紧急停泵。

7.5.2.5 电动给泵启动后，水泵转速不能升高，应汇报值长，紧急停泵。

7.5.2.6 耦合器发生强烈振动或内部有明显异声，或偶合器冒烟，应紧急停泵。 7.6 给泵汽轮机水冲击 7.6.1 水冲击象征(不一定同时出现): 7.6.1.1 进汽温度急剧下降。

7.6.1.2 清楚地听到进汽管内有水冲击声: 7.6.1.3 从进汽管道法兰、阀门盖、汽轮机轴封、汽缸结合面等处冒出白色蒸汽或溅出水滴。 7.6.1.4 轴向位移增大,推力瓦温度或推力轴承回油温度升高。 7.6.1.5 机组振动增大，机内发出金属噪声和水击声。 7.6.2 水冲击处理: 7.6.2.1 按紧急停机处理。

7.6.2.2 检查蒸汽管道及汽轮机本体疏水自动联锁开足，如使用备汽时还应开足备汽母管各疏水门。

7.6.2.3 仔细监听汽轮机内部声音并比较惰走时间。 7.7 运行中汽轮机叶片断落时的象征与处理 7.7.1 象征(不一定同时出现): 7.7.1.1 汽缸内部发出明显的金属撞击声。 7.7.1.2 机组振动明显增大。

7.7.1.3 通流部分发生不同程度的磨擦声。

7.7.1.4 汽轮机调节级压力、轴向位移、推力瓦块温度发生异常变化。 7.7.1.5 蒸汽参数、转速不变的情况下,调门开度比以往同负荷大。 7.7.2 处理: 7.7.2.1 因断叶片,汽轮机内部发生明显的金属声或机组振动突然增大,应紧急停机,并记录比较惰走时间。

7.7.2.2 正常运行中发现相同工况下进汽量增加,轴向位移、推力瓦温度明显变化,1#-2#瓦振动明显增大时,应汇报值长,启动电动给泵,停用故障泵。 7.8 给水泵汽化的象征与处理 7.8.1 象征: 7.8.1.1 前置泵电流急剧下降并晃动,且伴有噪声,电泵电流下降并晃动。

7.8.1.2 给水泵出口压力、流量下降或晃动，泵体内及管道伴有噪声和异常振动。 7.8.1.3 从泵的两端轴封冒出白汽。 7.8.2 汽化原因: 7.8.2.1 除氧器压力突降或水位下降。 7.8.2.2 前置泵或给水泵进口滤网堵塞。 7.8.2.3 前置泵故障。

7.8.2.4 给水流量过低，再循环门未打开。 7.8.2.5 进口管道有空气。 7.8.3 处理: 7.8.3.1 按紧急停泵处理。

7.8.3.2 开启给泵出水门前所有空气门进行放空气。 7.8.3.3 设法提高除氧器压力及水位。

7.8.3.4 前置泵、给水泵进口滤网堵塞压差超限,应及时汇报值长调停,并联系检修人员进行清理。

7.8.3.5 分析汽化原因,消除并检查表计指示恢复正常后,可重新启动。 7.9 汽动给泵调速系统等连杆销子折断或脱落的现象与处理 7.9.1 现象: 7.9.1.1 油动机与调速汽门间连杆销子折断或脱落时,泵组无脱扣信号,主汽门未关闭,低压调门或高压调门关闭。

7.9.1.2 反馈连杆销子折断或脱落时,调门关闭或开足或调速系统大幅度晃动。 7.9.2 处理: 7.9.2.1 启动电动给泵,按故障停机进行处理,并查明原因,通知检修人员消除缺陷。 7.10 给泵转速自动调节失灵的处理

7.10.1 汽动给泵发生下列情况之一，转速控制系统调节失灵: 7.10.1.1 “计算机”出系,继电器动作。

7.10.1.2 数字转速反馈通道坏(有两个转速信号坏)。

7.10.2 在“小机单元总览”画面，点击“手操”按钮，在弹出的操作面板中进行阀位的升降操作。以维持锅炉汽包水位和给水流量,并联系热工人员处理，若手操无法维持，应立即启动电动给泵，以维持锅炉汽包水位，待水位稳定后，申请减负荷，并打开故障给泵再循环门，待再循环门开足后停用故障泵。 7.10.3 电动给泵转速调节失灵时,还应检查勺管驱动油压是否正常,油压不正常引起调节失灵,应停泵消除缺陷。

7.11 发现不正常振动、异声时的检查处理: 7.11.1 发现不正常振动和异声时，应汇报单元长、值长，分析原因，一般应进行下列检查并进行相应的处理。

7.11.1.1 给泵出口压力、流量、进汽温度、转速有否突变,应稳定出口压力、流量、转速。 7.11.1.2 油温是否过高或过低，使油膜破坏或产生油膜振荡。 7.11.1.3 轴承油压是否下降,使油膜破坏。 7.11.1.4 机组是否有水击、断叶片现象。 7.11.1.5 给水泵是否汽化。

7.11.2 汽轮机、给水泵轴振超限或汽轮机、水泵、偶合器突然发生强烈振动应立即紧急停泵。

7.11.3 因机组振动原因复杂，发生异常振动时，值班员除认真分析积极采取措施外，应尽可能及时汇报专业及有关领导，共同分析处理。

7.12 失火的处理

7.12.1 失火时的处理原则: 7.12.1.1 失火时,应立即打电话(119)通知消防队，汇报单元长及有关领导，在消防人员未到达前，应使用厂房内灭火器材进行灭火，如果失火地点有带电设备,必须切断电源后进行灭火。

7.12.1.2 注意不使火蔓延，必要时应将周围的设备复盖石棉布，火势严重威胁到给泵安全运行时，应立即紧急停泵。 7.12.1.3 灭火时，应根据着火性质，按电业安全规程及消防规程分别根据情况使用不同的灭火器材进行灭火，用一切方法减小设备损伤。 7.12.2 给泵油系统失火时的处理: 7.12.2.1 立即正确使用灭火器材进行灭火，汇报值长及有关领导。

7.12.2.2 火势不能很快扑灭严重威胁机组运行时，应立即脱扣停泵。

7.12.2.3 如火势蔓延达到下列情况之一时，应开启油箱事故放油门(但应注意转子停止前润滑油不中断)。

a) 火势危及油箱安全时。 b) 机头及机头平台大火时。

c) 火势危及厂房或火势危及相邻给泵及主机安全时。

7.12.2.4 因油系统失火停机时，汽动给泵应使用直流油泵停机，停用交流油泵，并将自启动联锁开关出系。如由于润滑油系统着火，无法扑灭时，降低润滑油压运行，火灾特别严重时,得值长同意后，可停用直流油泵。

7.12.2.5 汽动给泵轴承油档漏油引起火灾，应立即用灭火器材灭火，并通知消防人员到现场采取措施，如无法扑救，火势发展危及邻近设备，应故障停机后再进行灭火。 8 发电机氢水油系统事故处理 8.1 发电机着火及氢爆炸 8.1.1 现象

8.1.1.1 发电机内部发生巨响，发电机氢压及各部温度突然升高。

8.1.1.2 发电机振动增大，有绝缘烧焦气味，并有烟雾从密封瓦油档冒出。 8.1.2 处理: 8.1.2.1 应破坏真空紧急停机，完成事故停机的其它操作。

8.1.2.2 立即排氢，迅速开启发电机11/H2排、发电机11/CO2排及发电机11/排气总，降低发电机风压至0.01MPa。

8.1.2.3 当汽轮发电机转速降至1000r/min以下时，应立即向发电机内充CO2。

8.1.2.4 在值长组织指挥下进行灭火，通知消防队用二氧化碳进行灭火。在发电机没有“解列”前，不得用水灭火，以防触电。

8.1.2.5 在灭火过程中，发电机氢冷器应维持运行，直至火被扑灭为止。

8.1.2.6 转子静止后应立即投人盘车连续运行。火焰未完全扑灭，禁止停用盘车装置。(汽轮发电机润滑油系统着火，引起破坏真空紧急停机，参照发电机着火及氢爆炸处理) 8.2 氢侧密封油泵出口油压下降或油泵故障停转 8.2.1 现象

8.2.1.1 氢侧密封油泵出口油压下降，使进、出口压差小于0.035MPa。 8.2.1.2 氢侧密封油泵故障停转。

8.2.1.3 发出“氢侧密封油泵停运”报警信号。 8.2.2 处理: 8.2.2.1 密切注意机内氢纯度及氢压的变化，当纯度下降至96%以下或氢压降至0.28MPa以下时，应向发电机补氢及排氢，使发电机保持正常的氢纯度及氢压。 8.2.2.2 迅速查明故障原因，予以消除，恢复氢侧密封油供油。 8.3 空侧密封交流油泵出口油压下降或油泵故障停转 8.3.1 现象

8.3.1.1 空侧密封交流油泵出口油压下降，使进、出口压差小于0.035MPa。 8.3.1.2 空侧密封交流油泵故障停转。

8.3.1.3 发出“空侧密封交流油泵停运”报警信号。

8.3.1.4 高压油管故障或高压备用差压阀故障，空侧密封直流油泵自启动。 8.3.2 处理: 8.3.2.1 检查高压备用密封油自动投入运行，维持油氢差压0.056MPa。

8.3.2.2 如不能维持0.056MPa的油氢差压，当油氢差压下降至0.035MPa以下时，应检查空侧密封直流油泵自启动，如未能自启动时，应立即手动启动。

8.3.2.3 如短期内不能恢复空侧密封交流油泵运行及高压备用密封油供油，应立即将负荷降低至85MW，并将发电机氢压降至0.014MPa或更低。

8.3.2.4 如空侧密封直流油泵故障，应检查低压备用密封油进入。 8.3.2.5 迅速查明故障原因并予以消除。

8.3.2.6 当空侧密封油完全中断，应即破坏真空紧急停机，并迅速排氢。 8.4 氢侧油箱油位低 8.4.1 现象

8.4.1.1 氢侧油箱就地油位计显示油位低。 8.4.1.2 发出“氢侧密封油箱油位低”报警信号。 8.4.2 处理: 8.4.2.1 将氢油箱11/排油强关顶针顶足，强关排油浮子阀，注意氢侧油箱油位上升至正常。 8.4.2.2 如氢侧油箱油位上升缓慢，则将氢油箱1l/补油强开顶针缓慢顶进，强开补油浮子阀，注意氢侧油箱油位上升至正常后，应退足氢油箱11/补油强开顶针及氢油箱11/排油强关顶针。

8.4.2.3 密切注意氢侧油箱油位正常。 8.5 消泡箱油位高 8.5.1 现象

8.5.1.1 氢侧油箱油位计满。 8.5.1.2 发出“消泡箱油位高”报警信号。 8.5.2 处理: 8.5.2.1 检查氢侧油箱油位是否正常，如此时氢侧油箱油位全满，则应迅速将氢油箱11/补油强关顶针顶足，强关补油浮子阀，注意消泡箱油位下降至正常及氢侧油箱油位下降至正常。 8.5.2.2 如消泡箱油位未能下降至正常，则迅速将氢油箱11/排油强开顶针顶足，注意消泡箱油位下降至正常及氢侧油箱油位下降至正常后，退足氢油箱11/排油强开顶针及氢油箱/11补油强关顶针。

8.5.2.3 必要时可开启消泡箱11/励端放油或消泡箱11/汽端放油，但须特别小心，以防氢气放出。

8.5.2.4 密切注意氢侧油箱油位正常。

8.5.2.5 消泡箱油位高报警后，如发电机任一检漏计报警并放出油时，应立即汇报值长，进行紧急停机，并进行倒氢处理。

8.6 发电机氢冷器泄漏或静子线圈泄漏 8.6.1 现象

8.6.1.1 发电机氢压下降较快。

8.6.1.2 静冷箱气体流量计读数明显增加。 8.6.1.3 发电机检漏计报警并不断放出水。 8.6.1.4 氢湿度增大，干燥器出水量增大。 8.6.2 处理: 8.6.2.1 根据泄漏的严重程度处理。如检漏计经放水后，在短时间内又报警并放出水时，汇报值长要求停机，并进行倒氢处理。

8.6.2.2 如果检漏计经放水后，经过较长的一段时间后，才发出报警，并放出水时，应注意提高氢温及静冷水温度，降低氢湿度，如再次出现报警时，应通知化学化验水质，根据导电度的大小，确定是静子线圈泄漏还是氢冷器泄漏，如系静子线圈泄漏则应则申请停机倒氢处理。如系氢冷器泄漏，则应将负荷减至90%后，逐组隔绝氢冷器捉漏，并注意氢温、静子铁芯温度正常，同时申请停机倒氢后处理。

8.6.2.3 切除一小组氢冷器负荷减至90%，切除二小组氢冷器(不同角)负荷减至80%，切除二小组氢冷器(同角)负荷减至60%。 8.7 发电机氢压异常 8.7.1 现象

8.7.1.1 发出发电机供氢压力低报警。

8.7.1.2 集控室及就地发电机氢压指示均降低(或升高)。 8.7.2 处理: 8.7.2.1 联系化学供氢站制氢系统是否正常。

8.7.2.2 如系氢气调压装置卡涩或失灵，应切至旁路手动控制氢压。

8.7.2.3 如氢气压力高，可适当开启发电机11/H2排总，将氢压降至正常。

8.7.2.4 如氢压降低，除查明原因进行处理，并增加补氢量以维持发电机内氢压正常外，同时还应加强对氢气纯度及铁芯温度的监视。

8.7.2.5 如因密封油压下降引起氢压降低，应按8.3处理。

8.7.2.6 发电机进氢管道破裂，应尽量维持现有氢压，注意油氢压差在规定范围内。并根据破裂程度，由值长决定机组减荷直至停机。

8.7.2.7 如供氢站来管道破裂,应即与供氢站隔离,并联系化学改用H2瓶汇流排供氢,以维持机组运行。

8.7.2.8 如氢压下降至无法维持额定值时，应根据静子铁芯温度情况，联系值长相应减少机组负荷直至停机。 8.8 氢温异常 8.8.1 现象

8.8.1.1 氢温指示升高(或降低)。 8.8.1.2 发出“氢温高”报警信号。 8.8.1.3 静子铁芯温度升高(或降低)。 8.8.2 处理: 8.8.2.1 检查氢冷器冷却水调整门动作情况，如卡涩或失灵，应切至“手动”调节或用旁路调节。

8.8.2.2 检查闭冷水系统正常，闭冷水压力及温度保持在正常范围。 8.8.2.3 加强对氢压及静子铁芯温度的监视，若氢温升高，应视铁芯温度情况联系值长机组相应减负荷，直至停机。 8.9 氢纯度异常 8.9.1 现象

8.9.1.1 氢纯度仪表指示氢纯度高或低。

8.9.1.2 氢纯度＞100%时,氢纯度高报警(或氢纯度低至90%时,氢纯度低报)。 8.9.2 处理: 8.9.2.1 联系化学取样校核,并通知热工检查氢纯度检测回路是否正常。

8.9.2.2 检查油氢压差及空氢侧油压差是否在正常运行范围内，超出范围应进行调整。

8.9.2.3 如纯度风机运行中跳闸,应检查外部无明显故障,并未失电应重新手操开出,仍不能启动通知检修处理。

8.9.2.4 如因氢侧密封油路发生故障而短时不能恢复时,则需增加补氢和排污,以保证氢气纯度在90%以上。 8.10 励冷器泄漏

8.10.1 现象:从励磁机罩壳观视窗中发现空冷器泄漏。 8.10.2 处理: 8.10.2.1 立即逐组对励冷器捉漏,并切除泄漏的一组励冷器运行,放尽泄漏组励冷器内部存水。

8.10.2.2 注意励磁机的出风温度不得大于85℃,如超限应适当减负荷。 8.10.2.3 如无法消除,汇报值长申请停机。 8.11 静冷箱水位低 8.11.1 现象

8.11.1.1 静冷箱就地水位计显示低。 8.11.1.2 发出“静冷箱水位低”报警信号。 8.11.2 处理: 8.11.2.1 立即开启静冷箱补水旁路门(静冷箱11/旁路)，向静冷箱补水，维持水位正常。 8.11.2.2 检查静冷补水电磁阀(静冷箱11/补水总)是否失灵，通知热工处理。 8.11.2.3 检查静冷水系统是否泄漏，如因静冷器或管道泄漏引起应迅速隔绝故障点，并设法处理;如因放水门误开或关勿严则设法将其关闭、关严。

8.11.2.4 如果补水水源中断，应立即切换凝升泵出口来之水源或联系化学迅速恢复。 8.11.2.5 注意检查静冷泵运行正常。 8.12 静冷系统压力低 8.12.1 现象

8.12.1.1 静子线圈进、出水压差低，并发出“静子线圈进、出水流量低”报警信号。 8.12.1.2 静子线圈进水压力指示下降。

8.12.1.3 静冷水出水温度及静子线圈温度升高。 8.12.2 处理: 8.12.2.1 检查静冷泵运行是否正常，必要时可切换或增开备用泵运行，维持压力正常。如静冷泵跳闸或静冷泵两端差压降至0.14MPa，应确认备用泵自启动，如自启动失败，应迅速启动备用泵，若无备用泵，无明显的故障，可强行启动原运行泵一次。 8.12.2.2 检查静冷箱水位是否正常。

8.12.2.3 检查备用静冷泵是否倒转，若逆止门泄漏，则应关闭出口门立即通知检修处理。 8.12.2.4 检查静冷器出口滤网是否堵塞，压差是否超限，如超限应切换备用滤网运行，并清扫原运行滤网。

8.12.2.5 如压力下降系静冷器或管道泄漏引起，应隔绝故障点，并设法处理。

8.12.2.6 当静冷水流量非常低(延时)引起断水保护动作，则汇报值长进行不破坏真空紧急停机。

8.13 发电机静子出水温度高 8.13.1 现象

8.13.1.1 静子出水温度比正常高。

8.13.1.2 发出“静子出水温度高”报警信号。 8.13.1.3 静子线圈温度普遍升高。 8.13.2 处理: 8.13.2.1 检查静冷系统是否正常，静子线圈进水温度、压力、流量有何异常。

8.13.2.2 如进水温度高，应检查静冷器闭式冷却水是否正常，必要时，可联系值长增开闭冷泵。

8.13.2.3 如静冷器出口滤网前后压差超限，则应切换备用滤网运行，并清扫原运行滤网。 8.13.2.4 如进水压力低，则按8.12处理。

8.13.2.5 如进水温度、压力都正常，可在不超过最大允许工作压力的条件下，提高静子线圈进水压力，增加冷却水流量，以降低静子出水温度。 8.13.2.6 如静子出水温度高于额定值(85℃)，则应汇报值长，降低发电机的负荷。 8.13.2.7 如静子出水温度达90℃，则应汇报值长，进行不破坏真空申请停机处理。 8.14 氢干燥装置着火或氢爆炸 8.14.1 现象

8.14.1.1 氢干燥装置着火。 8.14.1.2 氢干燥装置爆炸。 8.14.2 处理：

8.14.2.1 关闭H2干燥器11/进及H2干燥器11/出2，停用氢干燥装置。 8.14.2.2 隔离氢干燥装置电源。

8.14.2.3 在消防队未到来之前，用二氧化碳进行灭火，电源未切断前不得用水灭火。 8.14.2.4 出系露点仪、湿度仪，以防损坏。 8.15 氢风机出口压力高或低 8.15.1 现象

8.15.1.1 氢风机出口压力指示高（或低）。 8.15.1.2 氢风机及电加热停用。 8.15.1.3 氢风机运行时有异声。 8.15.2

处理：

8.15.2.1 检查氢干燥装置气路是否畅通，再生循环门位置是否正常。 8.15.2.2 检查氢风机运行是否正常，如不正常，应调换风机并联系机修处理。 8.15.2.3 检查发电机内氢压是否正常。

8.15.2.4 检查电接点压力表辅指针定值是否正常。 9 辅助设备系统的故障处理 9.1 风烟系统设备的故障处理 9.1.1 冷却风压力低 9.1.1.1 原因

a) 冷却风机进口滤网堵塞。 b) 冷却风机故障或失电停用。 c) 冷却风用户用量大，管路泄漏。 9.1.1.2 现象

a) BTG盘和BMS画面中，冷却风压力低报警。 b) 备用冷却风机自启动。 9.1.1.3 处理

a) 检查备用冷却风机自启动正常，清洗冷却风机滤网。 b) 若自启动失败，就地启动备用风机。

c) 若管路泄漏，应设法消除，检查调整各用户风门开度满足各用户要求。 9.1.2 预热器紧急停用条件

9.1.2.1 预热器及附属设备运行中有严重缺陷或发生火警,危及设备及人身安全时。 9.1.2.2 预热器上轴承或下轴承温度大于85℃时。 9.1.2.3 预热器电动机轴承振动大于0.085mm时。 9.1.2.4 预热器减速箱油温大于80℃时。

9.1.2.5 液力耦合器故障造成预热器转子停转时。 9.1.3 预热器跳闸 9.1.3.1 原因

a) 厂用电故障失电。

b) 电气设备故障,或电动机保护动作。 9.1.3.2 现象

a) 预热器电流到零，BTG盘光字牌报警。

b) 对应跳闸侧预热器的排烟温度上升及

一、二次风温降低。c) 锅炉燃烧不稳或熄火。 9.1.3.3 处理

a) 一台预热器故障跳闸,检查关闭预热器进口烟气档板,进、出口一次风门,出口二次风门。当对应侧吸风机未运行时,预热器出口烟气连通档板应联动关闭。联跳投入“选跳”的磨煤机，按RB动作将负荷减至150MW。

b) 检查投入跳闸预热器的盘车。如盘车不能投入，应进行手动盘车。维持润滑油系统和闭冷水系统的正常运行。

c) 二台预热器均跳闸时,将联跳二台吸、送风机,锅炉MFT。 d) 待预热器进口烟温降至204℃以下,方可停用盘车。 9.1.4 预热器上、下轴承温度高 9.1.4.1 原因

a) 轴承有缺陷或故障。 b) 轴承油位过低或油变质。 c) 冷却水量过少或中断。 d) 上、下油泵故障或滤油器阻塞严重。

e) 油系统安全阀动作后未回座或泄漏,造成油压过低。 9.1.4.2

处理

a) 轴承有缺陷或故障,应汇报值长,联系检修处理,并做好事故预想。 b) 轴承油位过低,应查明原因联系加油,油质变质应换油。

c) 冷却水量过少或中断,应查明原因设法增加冷却水量或恢复冷却水正常。 d) 滤油器阻塞严重,应调换滤油器。

e) 安全阀动作后未回座或泄漏应联系检修处理。 f) 当预热器上轴承或下轴承温度油温大于85℃时或预热器减速箱油温大于80℃时，应立即停用预热器。 9.1.5 预热器转子停转报警 9.1.5.1 原因

a) 预热器转子停转或误报警。

b) 由于预热器过载造成液力耦合器动作。 c) 减速箱故障。 9.1.5.2

处理

a) 现场检查预热器转子是否转动。

b) 若预热器确已停转，应立即停用预热器，投入盘车。关闭预热器进口烟气档板、一次风进、出口档板、二次风出口档板。 c) 若盘车投用失败，进行手动盘车。 9.1.6 预热器电流超限 9.1.6.1

原因 a) 减速箱故障。

b) 锅炉启动初期，单吸风机运行时，造成升温速率过快，引起动静摩擦。 c) 预热器密封件有故障，引起动静摩擦。 9.1.6.2 处理

a) 启动初期，因单风机运行，造成升温速率过快，动静摩擦引起。应尽快恢复二台吸风机运行。若电流上升至运行限额37A，关闭该预热器的进口烟气档板。 b) 若减速箱有故障引起，或液力耦合器保护动作，应投入盘车，关闭预热器进口烟气档板。 c) 故障处理后，启动预热器应先盘车一周。 9.1.7 吸、送风机紧急停用条件

9.1.7.1 锅炉风机或电动机有严重缺陷或发生火警,危及设备或人身安全时。 9.1.7.2 风机发生喘振,经调整和采取措施无效,且威胁到设备或人身安全时。 9.1.7.3 风机内有强烈的撞击和摩擦声,且风机轴承振动超限经处理无效。 9.1.7.4 风机轴承温度及电机轴承温度超限时,经处理无效。 9.1.7.5 风机叶片断裂或碰壳,威胁设备及人身安全时。

9.1.7.6 脱硫增压风机跳闸，对应侧的脱硫FGD旁路烟气挡板故障开不足，造成吸风机出路受阻运行。 9.1.8 吸、送风机跳闸 9.1.8.1 原因

a) 厂用电系统故障。 b) 电动机保护动作。 c) 锅炉辅机连锁动作。 9.1.8.2

现象 a) 锅炉RB投入时，RB动作，机组负荷下降。 b) 锅炉燃烧不稳或熄火。 c) 跳闸的风机电流到零。

d) 保护动作或电气故障跳闸时,BTG盘信号报警。 e) 一台吸风机跳闸时,炉膛压力高报警。

f) 一台送风机跳闸时,总风量下降,二次风压下降,炉膛压力低并报警。 g) 二台吸风机同时故障跳闸时，MFT保护动作,当锅炉辅机联锁开关人系时,将联动二台送风机跳闸。 9.1.8.3 处理

a) 锅炉尚未熄火,应按RUN BACK处理。 b) 已造成锅炉熄火时,应按锅炉MFT处理。 9.1.9 风机轴承温度高。 9.1.9.1 原因

a) 轴承有缺陷或故障。

b) 轴承箱油位低,轴承缺油或润滑油变质。 c) 环境温度过高。

d) 风机烟气温度过高或轴承密封处泄漏。 e) 吸风机轴冷风机故障或跳闸。 9.1.9.2 处理

a) 轴承箱油位低,及时加油。 b) 润滑油变质,应及时换油。

c) 环境温度高或吸风机轴冷风机故障、跳闸,应设法加强通风冷却,增设临时通风机等。 d) 烟气温度过高,则应设法降低烟气温度。 e) 轴承密封处泄漏,应及时通知检修处理。

f) 轴承有缺陷时,应汇报值长,要求降低该风机负荷。 g) 当轴承温度升高到下列值时,应紧急停用吸、送风机： ①吸风机风机轴承温度≥95℃,电机轴承温度≥80℃。 ②送风机风机轴承温度≥95℃,电机轴承温度≥95℃。 9.1.10 送、吸风机电动机定子线圈温度高 9.1.10.1 原因

a) 环境温度高，冷却器风扇故障或堵塞。 b) 电动机负荷高,电流大。 9.1.10.2 处理

a) 降低环境温度,如加强临时通风等。

b) 当线圈温度过高,应即汇报值长,要求降低该风机的负荷。 c) 当线圈温度达下列值时,应即紧急停用风机: ①吸风机电动机线圈温度≥130℃。 ②送风机电动机线固温度≥130℃。 9.1.11

吸风机、送风机的失速 9.1.11.1

原因。

a) 风机在不稳定工况区域运行。

b) 受热面积灰或风门,档板操作不当,造成风、烟系统的阻力增加。

c) 并联运行二台风机发生“抢风”现象时,使其中一台风机进入不稳定区域运行。 d) 脱硫FGD系统或增压风机运行不正常，造成吸风机失速。 9.1.11.2 现象。

a) BTG盘失速信号报警。

b) 失速风机的风压或烟压，电流发生大幅度的变化或摆动。 c) 风机噪音明显增加,严重时机壳,风道、烟道也发生振动。

d) 当发生“抢风”现象,一台风机电流,风压或烟压上升,另一台则下降。 e) 氧量降低，炉膛压力变化，烟囱可能冒黑烟。 f) 燃烧不稳,严重时锅炉可能熄火。 9.1.11.3 处理

a) 紧急降低风机的负荷,迅速关小未失速风机的动叶,相应关小失速风机的动叶,使二台风机动叶开度,电流相接近。应控制失速风机的动叶开度略大于未失速风机的动叶，直至失速现象消失。

b) 采取降低系统阻力的措施。

c) 处理过程中应参照氧量,调整锅炉燃料和锅炉汽包水位,维持各参数正常。 d) 失速现象消失后,应找出失速的原因,方可逐步恢复锅炉负荷。

e) 风机失速系故障状态,发生后应紧急处理,当采取上述各项措施均无效,且威胁设备安全运行时,应即停用该风机。

f) 检查脱硫FGD系统以及增压风机的运行工况，消除引起吸风机失速的原因。 9.1.12 送、吸风机动叶调节装置的故障 9.1.12.1 原因

a) 吸、送风机动叶油压不正常降低。 ①运行动叶油泵跳闸，备用泵未自启动。 ②滤油器堵塞。 ③动叶油箱油位低，造成油泵打空泵。 b) 吸、送风机的液压缸有缺陷。 c) 动叶调节伺服执行机构故障。 9.1.12.2 现象

a) 开大或关小风机的动叶时,该风机的电流及进、出口烟压,风压、流量无变化。 b) 吸、送风机动叶油压降至1.0MPa并报警。

c) 吸、送风机液压油系统漏油,油压可能降低,油箱油位下降,风烟道连接处有油渗出。 d) 严重时动叶档板自行开大或关小。 e) 吸、送风机动叶调节臂故障报警。 9.1.12.3 处理

a) 如吸、送风机动叶油压不正常,应即启动备用油泵设法恢复油压正常。

b) 如吸、送风机动叶油系统漏油,应及时联系炉修处理并加油维持油位正常，维持风机正常运行。如泄漏严重或爆破,无法维持动叶开度，动叶自行开大或关小，应即停用该风机。 c) 如吸、送风机所属的动叶油泵全部故障,或液压油系统无法向液压缸供油时，严禁操作该风机的动叶。联系检修并汇报总工程师,确认一小时内无法恢复正常时，根据锅炉运行规程减负荷后停用风机。

d) 在调节装置故障无法关小的情况下停用风机处理故障,可适当关小该风机的进出口档板后停用，以尽量减少对锅炉燃烧的扰动，但不能使风机发生失速或喘振。 e) 由于吸、送风机液压缸卡煞,伺服机构等原因造成该风机的动叶无法操作时,禁止操作该风机的动叶，维持该风机原开度运行,由检修进行处理。 9.1.13 送、吸风机的振动 9.1.13.1 原因 a) 风机主轴承,电动机轴承损坏或故障。 b) 风机动平衡未校好,电动机的中心未校好。 c) 风机发生失速。 d) 叶片碰壳。

e) 叶片或转子局部积灰,损伤,断裂或磨损严重。 f) 风机或电动机座底脚螺丝断裂或松动。 9.1.13.2 现象

a) 就地检查风机、电动机、主轴承或机壳振动严重。

b) 若风机失速引起,出现电流的晃动和风压,烟压大幅度波动。 c) 若轴承故障,轴承温度将不正常地升高。

d) 如叶片碰壳或叶片断裂时,从外壳处能听到金属摩擦声或撞击声。 9.1.13.3 处理

a) 如风机失速引起则按风机失速处理。

b) 如轴承故障或损坏引起，按风机轴承温度高处理。 c) 如底脚螺丝断裂或松动,联系检修处理。

d) 当风机的振动速度达下列数值,汇报值长,要求在适当的时间停用该风机： ①吸风机风机轴承振动速度大于2.5mm/s（50um）。 ②送风机风机轴承振动速度大于4.0mm/s（50um）。

e) 当锅炉风机的振动过下列数值时,立即停用该风机。 ①吸风机风机轴承振动速度大于4.0mm/s （80um）或吸风机电动轴承振动速度大于4.0mm/s（80um）。 ②送风机风机轴承振动速度大于5.6mm /s（80um）或送风机电机轴承振动速度大于6.3mm/s（80um）。

f) 如动叶碰壳或叶片断裂,应即停用该风机。 9.1.14 烟气脱硫系统故障，引起炉膛压力异常 9.1.14.1 原因

a) 脱硫增压风机动叶突然开大。 b) 脱硫增压风机动叶突然关小。 c) 脱硫增压风机动叶装置故障。 d) 脱硫增压风机跳闸。

e) 烟气脱硫FGD系统装置故障跳闸。 f) 脱硫GGH堵塞、I/II级除雾器堵塞。 g) 脱硫烟气系统挡板位置发生变化。 h) 脱硫烟气旁路系统挡板未及时开启。 9.1.14.2 现象

a) 脱硫增压风机动叶突然开大时，会造成吸风机出口压力下跌，炉膛压力下降，严重时会影响锅炉燃烧。

b) 脱硫增压风机动叶突然关小时，会造成吸风机出口压力上升，炉膛压力变正，严重时会导致脱硫FGD烟气旁路挡板联锁自动开启。 c) 脱硫增压风机动叶装置故障时，机组负荷改变引起吸风机出力变化时，增压风机动叶开度的不变化，造成吸风机出口压力变化幅度增大，甚至会导致脱硫FGD烟气旁路挡板联锁自动开启。

d) 烟气脱硫系统装置故障跳闸时，脱硫增压风机动叶自动关至零、脱硫烟气旁路挡板A/B均开足、脱硫增压风机跳闸、脱硫进口烟气挡板A/B均关闭、氧化风机A/B均跳闸、脱硫出口烟气挡板A/B均关闭

e) 脱硫GGH堵塞、I/II级除雾器堵塞会造成增压风机出口压力上升动叶开度增加，严重时会造成增压风机失速；同时会造成吸风机出口压力上升。 f) 脱硫烟气系统挡板位置发生变化时，会造成烟气系统工况发生改变，造成引风机出口压力及炉膛压力大幅度变化。

g) 脱硫烟气旁路挡板达联锁开启值时未联锁开启，会引起对应侧的吸风机出力下降，电流下跌。

9.2 制粉系统的故障处理 9.2.1 制粉系统的故障处理原则 9.2.1.1 制粉系统发生故障时，值班员应根据计算机监控画面的显示和设备外部的象征，对运行工况进行全面的分析和并判断设备故障性质和影响范围，采取一切可行的办法，尽快消除故障根源，解除对人身和设备的威胁，维持制粉系统设备的正常运行，防止事故的扩大。只有在制粉系统设备确已不具备运行条件，或继续运行对人身、设备的安全构成威胁时，方可停止制粉系统设备的运行。 9.2.1.2 制粉系统发生故障时，值班员应在单元长的领导下，果断地按规程的规定进行处理。当发生本规程没有列举的故障情况时，值班员应根据计算机监控画面的显示和设备外部的象征等设备具体情况，对运行工况进行认真全面分析并判断设备故障性质和影响范围，采取主动的对策、措施，迅速进行处理。单元长的命令，除对人身、设备有直接危害外，均应坚决执行。

9.2.1.3 制粉系统运行时，凡发生运行工况或参数达停用制粉系统运行设备保护条件或动作值，而联锁、保护拒动时，应立即手动停止该设备的运行，并进行相应的处理。

9.2.1.4 机组发生MFT时，应检查二台一次风机跳闸、运行密封风机跳闸、所有运行制粉系统跳闸，且磨煤机出口门关闭；发生RB动作时，在断油全烧煤的情况下，应维持三台制粉系统运行；在油煤混烧的情况下，应维持二台制粉系统运行，并维持机组负荷满足于RB的需要。如运行中一台一次风机跳闸，磨煤机的风量不能满足时，应及时投入油枪，然后再停运一台制粉系统。

9.2.1.5 值班员在故障处理结束后，应将故障发生的时间、现象及采取的措施，详细记录交班。

9.2.1.6 发生下列情况之一的，应立即停止制粉系统设备的运行

a) 制粉系统设备、电动机有严重缺陷或发生火警，危及设备或人身安全时。 b) 一次风机电动机或风机轴承温度大于80℃时。 c) 一次风机电动机线圈温度大于130℃，经采取措施仍无效时。

d) 制粉系统设备内部发生强烈撞击声和摩擦声，振动大于0.10mm或电动机振动大于0.080mm时。

e) 设备油箱油位低于最低油位线时。 9.2.2 一次风机故障跳闸 9.2.2.1 原因 a) 电汇失电。

b) 一次风机电气保护动作。 c) MFT。

d) 锅炉辅机联锁出人系开关在“入系”位置时，二台送风机均跳闸。 e) 手动停运。

f) 一次风机变频运行时，变频器重故障。 9.2.2.2 现象 a) 一次风机停运，电流到“0”，监控画面显示设备状态由红色变白色，且故障报警声、光信号出现。

b) 如仅跳闸一台一次风机，则RB信号产生。机组负荷快速下降。锅炉燃烧不稳。一次风冷风母管压力降低。运行给煤机的煤量可能会随自动变化。

c) 制粉系统C、D、E部分或全部由于一次风机跳闸而联锁跳闸。

d) 如二台一次风机跳闸，所有运行磨煤机、给煤机跳闸，延迟15s跳闸运行密封风机。如无油枪运行，则机组MFT动作，按MFT动作事故处理。

9.2.2.3 第一台运行一次风机故障跳闸后，如MFT动作，则按MFT动作事故处理，否则： a) 减负荷至150MW，根据需要投入油枪稳定炉火。

b) 及时关闭跳闸一次风机的出口门以及与其对应的预热器进、出口一次风门。 c) 关闭跳闸磨煤机的冷、热隔门和出口门。

d) 工频运行时，尽量开大运行一次风机的静叶；变频运行时，尽量提高运行一次风机的转速，努力提高冷一次风母管压力，并注意控制电流(6kV及变频器输出)不超限。如冷一次风母管压力不能维持6.0kPa时，应及时检查跳闸一次风机出口门关闭严密，风机不倒转；检查关闭跳闸、备用磨煤机出口门关闭、风量到零。

e) 仔细分析该一次风机跳闸的原因，尽快消除缺陷，及早恢复运行。

9.2.2.4 全部一次风机故障跳闸后，如MFT动作，则按MFT动作事故处理，否则: a) 根据需要增加运行油枪以稳定炉火。 b) 如另一台一次风机在备用状态，则尽快投运另一台一次风机和部分制粉系统，恢复机组正常运行。

c) 仔细分析一次风机跳闸的原因，尽快消除缺陷，及早恢复运行。 9.2.3 一次风机轴承温度高 9.2.3.1 原因

a) 闭冷水温度高或流量低、压力低。 b) 轴承有缺陷或故障。

c) 轴承油位过低，缺油或油质恶化。 d) 环境温度过高。

e) 测温元件损坏。 9.2.3.2 处理

a) 及时添加轴承油，恢复油位正常。如系油质恶化，应联系检修人员调换润滑油。 b) 环境温度过高时，应设法降低环境温度，或加强轴承的通风、冷却，如增设临时风扇等。 c) 如轴承故障，应及时联系检修人员处理，同时应汇报值长，降低风机的出力。 d) 经采取措施仍无效，风机轴承温度仍不正常地升高至80℃，或电机轴承温度不正常地升高至80℃时，应紧急停运一次风机。

e) 如测温元件损坏，应联系热工人员处理。 9.2.4 一次风机(磨煤机)电动机线圈温度高 9.2.4.1 原因

a) 测温元件损坏。

b) 环境温度高，冷却器故障。 c) 设备负荷高，电流大。 9.2.4.2 处理

a) 设法降低环境温度，如增设临时风扇等。 b) 适当降低风机的负荷。

c) 当采取上述措施后，电动机线圈温度仍继续升高达120℃时，应快速降低风机的出力；达130℃时，应立即紧急停运风机。 9.2.5 一次风机振动大 9.2.5.1 现象

a) 风机、电动机、泵体振动严重。 b) 轴承温度不正常地上升。

c) 风机内部有异常的金属摩擦声和撞击声。 9.2.5.2 原因

a) 轴承损坏或故障。 b) 风机失去平衡。

c) 风机叶片或转动部件碰壳。 d) 风机地脚螺丝松动或断裂。 9.2.5.3 处理

a) 如轴承损坏造成振动超过极限的，应及时停运。

b) 如地脚螺丝松动、断裂，应及时联系检修人员处理。 c) 如转动部件碰壳、叶片断裂，应立即停用风机。

d) 当风机振动达到6.3mm/s(80μm)紧急停运限额时，应立即停用风机。

9.2.6 密封风机故障跳闸 9.2.6.1 现象

a) 密封风机停运，电流至“0”，监控画面显示状态由红色变白色，且故障报警声、光信号出现。

b) 备用密封风机自启动，其监控画面显示状态由绿色变红色，电流正常。

c) 如另一台密封风机自启动不成功，则延迟60s后跳闸所有运行磨煤机。此时如无油枪运行，则机组MFT动作。

d) 密封风/炉膛压差≤1.0kPa，引起第二台密封风机启动。 9.2.6.2 原因

a) 锅炉辅机联锁开关在“入系”位置时，二台一次风机均已停运，延时15s。 b) 电汇失电。

c) MFT动作引起二台一次风机跳闸，延时15s。 d) 手动停运。 9.2.6.3 处理

a) 检查另一台密封风机自启动正常。 b) 根据需要及时投运油枪。

c) 检查密封风机跳闸的原因，尽快消除缺陷，及早恢复运行。 9.2.7 磨煤机故障跳闸 9.2.7.1 现象

a) 磨煤机停止运行，电流指示到“0”，监控画面设备状态显示由红色变成白色。

b) 给煤机因联锁而跳闸，监控画面设备状态显示由红色变成绿色，BTG报警窗“给煤机故障停运”报警声、光信号出现。

c) 磨煤机火焰信号消失，可能引起炉膛压力下降，燃烧不稳。

d) 锅炉自动回路中，如燃料控制在“自动”方式，则其他运行给煤机的煤量自动增加，自动维持机组负荷；否则机组负荷、汽压将下降。 e) 燃烧不稳定，炉膛压力波动。 9.2.7.2 原因 a) MFT动作

推荐第8篇：公文 通报 事故通报

【真题】

1、由一次幼儿园校车事故引发，请你以某市教育局的身份写一篇不少于400字的通知，内容涵盖针对校车事故的措施。

2、地铁事故通报

【模板一】

Step1 描述事件经过

Step2 “该事故暴露出…………等问题。”（分析原因） Step3 “为……，现提出以下要求：”

【模板二】

国务院安委会办公室关于近期四起重特大

道路交通事故情况的通报 安委办函〔2012〕37号

各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团安全生产委员会：

2012年8月中下旬，全国接连发生四起重特大道路交通事故，给人民群众生命财产造成重大损失（简单描述事件以开头）。现将有关情况通报如下：

8月20日，重庆市合川区境内110省道22公里600米处，发生一起面包车与货车相撞的重大事故，造成12人死亡、1人受伤。据初步调查分析，事故的直接原因是小型面包车超速且违法占道行驶。（详细描述事件，时、地、伤亡人数，分析直接原因）

……

上述事故尤其是包茂高速陕西延安“8.26”特别重大事故的发生，暴露出以下突出问题：（分析深层原因）一是一些道路运输企业安全生产主体责任不落实，生产运营过程中存在严重的安全隐患，对驾驶员日常安全培训教育不到位，导致驾驶员业务素质不高，应急处置能力不强。二是一些地区、部门对长途客运车辆的安全监管工作不得力，没有积极创造条件，督促客运企业在凌晨2时至5时将长途客车停止运行或实行接驳运输，部分运输企业动态监控没有发挥有效作用。三是部分地区和部门、单位开展道路交通“打非治违”和隐患排查工作不力，“三超一疲劳”等非法违规行为大量存在，一些道路安全防护设施不健全、不规范。四是社会车辆驾驶员安全意识不高，违法违章行为突出。

为进一步加强道路交通安全工作，有效防范和坚决遏制重特大道路交通事故的发生，现提出以下要求：（解决措施）

一、迅速开展交通安全大检查。各地区、各有关部门要认真贯彻落实8月28日国务院安委会召开的全国交通安全电视电话会议精神，迅速组织开展对辖区内营运车辆的全面排查整治，逐车逐线排查整治事故隐患，重点排查营运驾驶员资格和交通违法记录，车辆安全性能是否可靠，客车应急出口是否通畅，车辆是否存在非法改装，安全管理制度是否落实等问题。发现存在安全隐患的，要立即责令整改；整改不合格的，坚决不得上路运营。要认真开展公路安全隐患排查治理，加强对急弯路段、陡坡路段、连续下坡路段、视距不良路段和路侧险要路段的安全隐患排查和治理，特别要加大对校车途经路段、通客运班线和旅游公路的隐患排查力度，对交通标志是否到位、安全防护设施是否齐全有效等进行排查。对存在安全隐患的路段，要及时整改，设置警示、限速标志等，尽快实施公路安全保障工程。

二、深入宣传贯彻落实《意见》。各地区、各有关部门要充分认识《意见》的重大意义，明确职责，周密部署，认真组织学习，深刻领会精神实质，坚决抓好各项政策措施的贯彻落实。要通过互联网、报纸、电视、广播、短信、挂图等多种途径，强化宣传教育，大幅提高全社会尤其是交通参与者的安全意识、法制意识、责任意识。各有关部门要细化相关工作措施，密切配合，形成工作合力，加强督促检查，确保《意见》要求落到实处。

三、严格长途客车等重点客运车辆安全监管。各地区、各有关部门要加强对长途客车等重点客运车辆的安全管理。要严格督促运输企业合理安排班次，严格落实长途客运车辆凌晨2时至5时停止运行或实行接驳运输；严格落实驾驶员停车换人、落地休息制度；严格落实1000公里以上客运班线必须建立中途休息点制度。凡没有建立中途休息点、不能实现驾驶员落地休息或接驳运输的线路，要坚决停运。要督促运输企业安装使用卫星定位动态监控系统，落实监控主体责任，制定和完善卫星定位装置安装使用管理规定，加强对车辆出站、超速、中途停车等状态的监控，及时发现、制止和处理车辆各类违法违章行为。特别要加强对卧铺客车车载视频的监控，坚决防止车辆超员。

四、狠抓路面执法管控。各地区、各有关部门要严格落实检查措施，严把客运车辆出站、出城、上高速、过境“四关”，对7座以上客车、旅游包车、危险品运输车实行“六必查”，特别是对省际交通安全服务站，要严格落实24小时勤务，坚持逢车必查。要严格执行《意见》有关客运车辆夜间安全通行方面的新要求，科学调整勤务，改进执勤执法方式，完善交通管理设施，并督促指导运输企业相应调整动态监控系统设定的行驶速度预警指标，确保夜间客运车辆按规定运行。要严格落实货车管理措施，严肃查处货车不按规定车道行驶等违法行为，深入开展治理超限超载工作，对货车超限超载的违法行为，要责令当事人通过卸载、分装等措施，坚决消除违法状态，严禁只罚款不纠违；要严格落实限速措施，通过定点测速、流动测速、区间测速等办法，严查超速违法行为。尤其要加大对社会车辆和驾驶员违法违章的处罚力度，提高社会车辆驾驶员及其他交通参与者的安全意识。

国务院安委会办公室

2012年9月7日

【模板三】

国务院办公厅关于××省上栗县 “3·11·特大爆炸事故情况的通报

各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构：

今年3月11日，××省××市上栗县东源乡石岭花炮厂发生特大爆竹爆炸事故(以下筒称“3·11”事故)，死亡33人，其中在校中小学生13人，未在校的未成年人2人；受伤12人（简单描述事件时、地、死伤人数）。这是一起重大责任事故。为认真吸取事故教训，进一步加强安全生产工作，防止同类事故的发生，现将“3·11”事故情况通报如下：

一、事故的直接起固和深层次原因。

××省××市上栗县东源乡石岭花炮厂是不具备安全生产条件的企业。该企业违反国家有关法律、法规和花炮用药标准，未建立安全生产责任制，未对从业人员进行安全教育和培训，违章指挥，以及工作违章操作是造成这起重大事故的直接原固。

××市及上栗县政府的安全生产工作领导不力，对社会主义市场经济条件下烟花爆竹行业出现的新情况，未能及时结合实际制定有效的安全生产管理办法，有关职能部门监督管理工作严重失职，使事故隐患严重的石岭花炮厂得以长期违章生产，是造成迭起重大事故的重要原因。如上栗县公安局明知石岭花炮厂存在重大事故隐患，仍为其发放25张《焊炸抽品运输证》；上栗县工商行政管理局违反规定，在石岭花炮厂未领取爆炸物品安全生产许可证的情况下，对其营业执照进行了年审，上栗县花炮局和乡镇企业管理局管理松弛，未能履行行业管理职责；上栗县东源乡党委、政府疏于管理，虽然对石岭花炮厂进行了安全检查，但对事故隐患的整改工 作未落到实处；东源乡石岭村党支部、村委令对石岭花炮厂存在的事故隐患视而不见、放任自流等等。

二、对有关责任人员的处理情况。

对事故直接责任人、石岭花炮厂法人代表沈志明和非法订立产品购销合同的伟丽花炮厂负责人黄伟等4人移交司法机关，依法追究刑事责任；对负有领导责任的××市副市长肖××、桑××，上栗县县委副书记、县长王××和上栗县政府竞组成员、副县长何××，以及有关行政管理部门的责任人员等28人分别给予行政记过、行政记大过、撤职、降职和党内警告、开除党内职务等处分。

三、认真吸取教训，进一步加强安全生产工作。

各地区、各部门要认真学习、贯彻落实江泽民总书记和朱镕基总理对安全生产的重要批示，认真吸取“3·11’事故教训，不能允许只要有钱赚，就可以危及人民生命安全，要以对国家和人民高度负责的精神，切实加强安全生产工作。

(一)充分认识安全生产工作的重要性。认真学习江泽民总书记关于“三个代表”的重要论述，从讲政治、促发展、保稳定的高度，处理好安全与生产、安全与效益、安全与发展的关系，时刻把党和人民群众的利益放在首位，把安全生产工作摆上各级领导的重要议事日程，切实保护好劳动者的生命安全。

(二)完善和落实各项安全生产责任制。要建立健全安全生产规章制度，并通过组织落实和制度落实来保证工作落实。特别是在地方政府机构改革和企业改革、改组、改制过程中，要层层明确安全生产责任人，安全监督管理工作不能断档。

(三)加大事故隐患整改工作力度，防止重大事故的发生。对重点行业、重点部位要加强安全生产监督检查，加大事故隐患治理的力度，制定切实可行的整改计划，并认真做好落实工作。对新开办的各类企业，要严格审查其安全生产设施情况，对不具备安全生产条件的，有关职能部门不得发放生产经营执照。

(四)大力开展安全生产宣传教育工作。积极宣传安全生产法律、法规和方针政策，普及安全生产知识，引导广大职工依法安全生产。要高度重视和切实加强中小学生的安全教育，努力提高其安全自我保护意识和防范事故的能力。

(五)依法行政，严肃事故处理工作。对事故处理工作要做到：事故原因没有查清不放过，事故责任者没有落实不放过。对因漠视人民生命安全和徇私舞弊、贪赃枉法、权钱交易等腐败行为酿成重大事故的责任人，要依法从严惩处。

国务院办公厅

二OOO年六月三十日

推荐第9篇：十一事故通报

“十一”黄金周期间，全国道路交通安全形势严峻，接连发生了3起重大以上道路交通事故，尤其是发生了一起特别重大道路交通事故，分别是：

10月1日14时40分，湖北省荆州市九州旅游汽车运输有限公司一辆号牌为鄂D14566的大型普通客车（核载35人，实载35人），由湖北省荆州市前往神农架林区，行驶至宜昌市兴山县峡口镇312省道129公里650米处时，失控撞断道路左侧波形护栏，翻滚坠入道路外侧垂直高度约76米的三峡库区，造成大客车上16人死亡、19人受伤。据初步调查分析，事故直接原因为驾驶人违规出租并驾驶旅游包车，在雨天行经下坡湿滑路段时超速行驶且遇险操作不当，导致车辆失控翻车。

2011年10月4日7时53分，贵州省黔南州荔波县安平煤矿发生一起煤与瓦斯突出事故。事故发生时，井下共有28人，经全力抢险救援，其中11人安全升井，17人死亡。经查，该矿2003年建井，设计生产能力6万吨/年，2008年由6万吨/年技改为9万吨/年，属煤与瓦斯突出矿井。其建设项目《开采设计方案》及《安全设施设计》均通过了相关部门审查批准，2008年10月开工建设，2011年6月29日经黔南州工信委批复进入试生产阶段。

2011年10月5日11时40分左右，南京钢铁股份有限公司（以下简称南钢股份）炼铁厂5号高炉在停炉准备过程中发生铁水外流事故，造成12人死亡、1人烫伤。南钢股份于1999年3月由原南京钢铁集团公司部分改制设立，由南京钢铁联合有限公司（民营企业）控股。南钢股份是集矿石采选、炼焦、烧结、炼铁、炼钢、轧钢为一体的钢铁联合企业，目前具有800万吨钢、700万吨钢材的产能，主要有中板、中厚板（卷）、棒材、带钢和型材等五大类产品，现有职工11000余人。

南钢股份炼铁厂5号高炉于1998年建成投产，2006年停炉，2007年6月19日大修后开炉。炉容为402立方米,年产能为50万吨，高炉设有14个风口和1个出铁口，采用碳砖+陶瓷杯水冷炉底结构以及ＰＷ无钟炉顶上料方式。2011年10月5日7时30分，南钢股份炼铁厂5号高炉按照停炉方案要求降料线9-10米进行预休风操作。预休风期间，拆除了炉顶大放散阀和煤气取样管，安装了炉顶打水装置，割开了残铁口处炉皮，并取下了残铁口处冷却壁，同时对5号炉界区内净、荒煤气及高炉富氧等设施进行安全处理，并与公共部分管线隔断。11时37分左右，进行复风。11时40分左右，现场作业人员在安装残铁沟时，大量铁水突然从残铁口预开位置流出，造成在残铁平台上的12人死亡、1人受伤。 据初步分析，该起事故发生的原因是：炉缸内部碳砖受侵蚀变薄，在对其强度检测和论证评估不充分的情况下割开了残铁口处炉皮，复风操作使炉内压力升高，导致铁水击穿炉壁流出。事故详细原因正在进一步调查。

10月7日16时许，河北省唐山交通运输集团有限公司一辆号牌为冀B99998的大客车（核载53人，实载55人），由河北省保定市开往唐山市，当行至天津市境内滨保高速公路上行60公里700米处时，与山东省一辆号牌为鲁AA356W的小轿车刮蹭后侧翻，与右侧波形护栏撞击，在巨大惯性作用下，波形护栏将大客车垂直切开并嵌入车厢内部，车辆在嵌套波形护栏的状态下又滑行100余米后停在公路应急车道内。目前事故造成35人死亡、19人受伤。事故原因正在调查中。

10月7日6时30分许，河南省淅川县马蹬镇一村民驾驶的一辆号牌为豫R6Q265的面包车（核载8人，实载11人），沿省道333线行驶至河南省社旗县桥头镇时，与相对方向行驶的一辆号牌为豫QA8629的空载大货车相撞，造成面包车上11人全部死亡。据初步调查分析，事故直接原因为面包车驾驶人无证驾驶车辆，越过中心双黄线行驶，未安全驾驶车辆且超员；大货车驾驶人未保持安全车速，遇到紧急情况应急处置措施不当。

推荐第10篇：事故通报学习体会

故通报学习心得体会

检修部汽机化学班

奚斌

目前我们组织学习了《金陵电厂“3.31”6kv开关短路人身伤亡事故情况通报》,事故的主要原因是检修工作人员未认真检查工作结束遗留现场及运行人员未认真执行安全操作规程操，不按章作业，操作人员现场麻痹不到位。这些事故的发生，暴露了安全麻痹的一系列问题，凸现了工作人员安全责任不清，现场不进行查勘，作业人员缺乏基本的安全技能。事实证明，如果对危险点不预测，不防范和控制，那么在一定的条件下，它就可能演变为事故，后果不堪设想。通过学习，再次强化了我的安全生产意识，安全生产要坚持“安全第一，预防为主”的思想，并切实落到日常工作中。这些事故的发生，使每个员工的心里都十分沉痛，同为电力人，发生在他们身上，如同发生在我们的身上一样，沉痛的教训，只有认真思考，进行反思。通过学习，体会如下：

1、这次事故充分暴露出来的问题是：“违章，麻痹，没有责任心”，三违行为就是野蛮行为，不树立牢固的安全意识，只图省事、快当、存绕幸心理，怕麻烦，这就是事故发生的必然。

2、检修作业人员不负责任心，操作作业人员严重的违章，是导致事故发生的主要原因，不验电不挂接地线，无安全措施保障的情况下就作业，严重违反《安全工作规程》和保障安全的技术措施，这也是事故发生的必然。

3、管理的缺位。严不起来，落实不下去，执行力差，而且在检查中只报喜不报忧，平时操作不认真，致使存在不安全的因素而导致事故的发生。

4、制度流于形式，有章不循，有规不遵，工作浮躁，作业人员现场操作不按要求执行，危险控制措施虚设。

5、在工作中安全管理制度和安全措施未落实，工作人员安全意识，安全学习流于形式。通过学习我们反思很多、很多，我们应该深刻地吸取教训，对照《安全工作规程》，结合我们公司的安全生产实际和安全生产规章制度，在今后的工作中加强安全技术学习和培训和加强反事故的能力，对设备进行全过程管理，认真学习事故通报，努力提高我们的业务技能和安全意识。做到安全无小事，筑牢防线，长抓不懈，警钟长鸣。

第11篇：事故通报学习心得

事故通报学习心得

通过学习人身伤亡事故通报，让我深刻体会到了安全无小事。作为一名电力工作者，要时刻保持安全生产的警惕性，认真对待每一次工作任务，牢记《安规》和种种安全生产的保障措施，不要麻痹大意。事故的发生，又给我们敲了一次警钟，再次强化了大家的安全生产意识。安全生产要坚持“安全第

一、预防为主”的思想，并切实落实到日常工作中。同为电力人，发生在他们身上，如同发生在我们身上一样，沉痛的教训，值得我们认真反思。通过对通报的学习，我有以下几点体会：

1、安全生产，不是口号

安全生产，这是我们电力工作者每时每刻都能听到或者看到的警句。但是这不仅仅是个口号，更是我们工作的第一准则，是我们人身保障的唯一措施，不能因为以前的安全就忽略了以后的危险。

2.有法不依、执法不严

随着安全生产法的颁布，安全生产上升到法律的高度。是啊，你个人不遵守安全生产准则，后果可能是对别人造成伤害，这就是谋杀罪﹗也可能是造成国家经济损失，这就是危害国家安全罪﹗即使没有造成严重的后果，你也是玩忽职守罪﹗我们工作中的安全措施，工作人员如果不能严格遵守，而是走走过场形式主义，就是“有法不依、执法不严”。

为了吸取这几起起事故的教训，学习会议纪要的精神，我以后要严格要求自己，认真遵守各项安全保障制度，履行安全生产职责，绝不麻痹大意，为了家庭的幸福，为了事业的繁荣，而珍惜自己和他人宝贵的生命。

第12篇：上半年事故通报

楚安办通［2012］ 号

XX市安全生产委员会办公室关于2012年上半年全市安全生产形势通报

各乡镇人民政府、开发区管委会、市安委成员单位：

2012年上半年，全市安全生产事故起数，死亡人数，受伤人数、经济损失同比各有升降，全市安全生产形势十分严峻，为深刻吸取事故教训，确保全市安全生产形势稳定好转，现将上半年全市安全生产事故情况通报如下：

一、各类事故情况

2012年6月30日止，全市共发生各类安全事故62起，死亡9人，受伤59人，经济损失246.85万元。事故起数与去年的77起同比数减少15起，死亡人数与去年的9人相比持平，受伤人数与去年的61人相比减少2人，经济损失与去年的126.16万元相比增加120.69万元；分别事故起数下降19.48%，死亡人数持平，受伤人数上升11%，经济损失上升95.66%，其中：工矿商贸企业：发生安全生产事故3起，死亡4人，无人员受伤，经济损失211.67万元。同期相比，事故起数与去年的2起相比增加1人，死亡人数与去年的2人相比增加2人，经济损失与去年的76.97万元增加134.7万元，分别事故起数上升50%，死亡人数上升100%，受伤人数持平，经济损失上升175%。道路交通：发生事故45起，死亡5人，受伤58人，经济损失13.65万元。同期相比，事故起数与去年的50起相比减少5起，死亡人数与去年的7人相比减少2人，受伤人数与去年的63人相比减少5人；经济损失与去

1 年的8.88万元相比增加4.77万元；分别事故起数下降10%，死亡人数下降28.57%，受伤人数下降7.93%，经济损失上升53.71%。消防安全：发生火灾事故9起，无死亡，受伤人员1人，经济损失21.5万元。同期相比，事故起数减少17起，死亡持平，受伤增加1人，经济损失减少18.59万元；分别火灾事故起数下降65.3%，死亡持平，受伤上升100%，经济损失下降46.35 %。

二、指标控制情况：2012年州政府下达我市安全生产控制指标为22人，其中：工矿商贸6人，煤矿0人，道路交通15人，农业机械1人，消防一般事故指标由州控制。上半年，我市各类事故共死亡9人，占全年总指标的41%。其中：工矿商贸企业生产事故死亡4人，占全年总指标的66%，道路交通事故死亡5人，占全年总指标的33%，煤矿、消防无死亡人数。

三、各类事故概况

2012年2月27日，XX市楚光电力实业有限公司工人陈万富、张宵禹到五街河电站勘查煤矿10KV电线互感器更换事宜，做正式施工前的勘查准备工作，当日中午13时08分左右，陈万富擅自进入五街河电站开关站进行勘查，不慎触碰煤矿10KV电线互感器触电，经树苴乡卫生所、五街河电站抢救无效死亡。

2012年1月2日，徐朝达驾驶云E88810号普通二轮摩托车沿320线由XX向南华方向行驶，19时20分当行车至320线K2974+588米处时，与行人杨正斌发生相碰，造成杨正斌经抢救无效死亡。

2012年1月7日12时许，王文祥驾驶云E29761号轻型普通货

2 车行至XX市阳光大道与花园路口东口时，与王立仙驾驶的燃油车（后载李华萍）车身在侧相撞后致燃油车倒地，燃油车后座的李华萍倒地被云E29761号货车后轮碾压，造成李华萍当场死亡。

2012年1月10日，熊任元驾驶赣C0657号仓栅式货车行至元双公路K125+369.3处时，与善有明驾驶的云FG7298号轻型普通货车在会车过程中发生相撞，造成驾驶员善有明、乘车人陈丽经抢救无效死亡。

2012年3月14日10时15分，苏有生驾驶云E13500号大型普通客车行至元双公路K129+400处时与同向行驶向左转的段以明驾驶的SS48Q-3型的轻便两轮摩托车事故左右后侧发生相碰，造成段以明当场死亡。

2012年6月14日下午，云南牟定恒泰建筑有限公司在XX市环城小学新建教学楼施工工地人孔桩19口井前期施工完成后，逐一进行每个桩井吊装钢筋笼的施工过程中，在17:00时左右，组织对D1号井人孔桩沉筒内吊装钢筋笼时，发现沉筒内壁上下连接沉筒膨胀螺杆突出，钢筋笼无法放到D1号井内，在没有对人孔桩井内进行通风、抽取人孔桩井内积水的情况下，郭先良下井作业时导致窒息死亡；在施救郭先良过程中，由于施救措施不当，叶朝龙在下井施救中窒息死亡。

四、事故特点

上半年我市建筑施工、电力工程施工事故成高发态势，触电事故尤为突出；道路交通事、消防火灾时事故得到有效预防，事故起数，

3 死亡人数，受伤人数明显下降。通过打非治违执法专项行动、隐患排查治理专项整治工作的开展，总体上安全生产形势明显好转，但总体形势依然严峻。

五、事故成因

一是元双公路缺乏物理隔离和防护设施，辖区路段共有各类平面交叉路口上百个，加之我市辖区路段多为乡镇村庄人口稠密区域，多种交通元素在道路上混合通行，机耕路、村内便道等道路与元双公路搭接平交的现象较为突出，致使道路交通安全管理工作难度加大、事故隐患突显。城郊结合部和各乡镇非法营运车辆突出，微型车、三轮摩托车、三轮电动车、两轮摩托车等，特别是在乡镇赶集天更为突出，国道320线、楚双公路226线、校园周边停车设施不足等原因导致交通事故频发。二是企业安全主体责任不落实，管理不到位，工人违章作业导致工矿商贸事故多发。三是监管部门监管责任不落实，监管不力，隐患排查治理不到位，打非治违执法专项行动力度不够。

六、下步工作重点

一）认清形势，切实增强做好安全生产工作的责任感和紧迫感 目前，企业正值生产旺季，煤矿等工矿企业超能力、超强度、超定员生产，交通运输企业超载、超限、超速、超负荷运行，建设项目抢工期、赶进度，烟花爆竹非法生产经营活动增多，仓储物质物流、人员密集场所火灾隐患增多。做好当前安全生产工作任务艰巨、责任重大。各级各有关部门要清醒地看到当前安全生产形势的严峻性，站在讲政治、保稳定、促发展的高度，充分认识做好安全生产工作的极

4 端重要性，深刻吸取上半年事故教训，进一步落实安全生产责任，采取果断有效措施，狠抓各项工作落实，坚决防范和有效遏制事故发生，确保全市安全生产形势的持续稳定。

二）吸取道路交通、建筑施工等事故教训，加强重点行业领域安全管理

近期，道路交通安全事故呈高发态势，给人民群众生命财产造成巨大损失，省、州、市党委、政府领导高度重视，分别作出重要批示和要求，市公安交警、交通运输局要加大元双公路、320国道、楚双公路226线交通安全管控力度，加大城市道路交通安全隐患整治力度，加大乡镇“黑车”存在隐患的整治力度。上半年，建筑施工企业连续发生事故，用电事故高发，各级主管部门、乡镇人民政府、施工单位、用电企业必须高度重视用电安全问题，加强用电安全管理，按操作规程办事，加强用电安全教育培训，杜绝违章指挥、违章操作，扭转建筑施工事故高发局面。

三）突出重点，进一步加大重点行业和领域安全监管工作力度 各级各部门要认真吸取事故教训，认真贯彻落实国务院、省、州、市关于安全生产工作的各项部署要求，结合各乡镇、各部门实际采取有针对性措施，切实做好重点行业（领域）的安全生产工作。要重点加大对煤矿、非煤矿山、危险化学品、烟花爆竹、民爆器材、道路交通、建筑施工、公众聚集场所等重点行业领域的安全监管力度，全面细致排查治理各类安全隐患。对发现的事故隐患，要坚决落实隐患报告制、整改承诺制、整改公示制、整改督办制、责任追究制、验收销

5 号制的要求，确保隐患整改到位；对不具备安全生产条件、整改不力的企业，要坚决依法予以关闭取缔。

四）着力排查治理隐患，深化重点行业领域的安全整治 深入抓好“治大隐患、防大事故”安全隐患排查治理专项行动，明确不同季节、不同行业领域的隐患排查治理重点，积极督促企业开展全面、严格、认真、细致的隐患排查，做到不漏一个企业、不少一个环节、不放过一个隐患，做好隐患排查治理和整改工作。煤矿方面，严格执行监管监察工作“十项要求”和瓦斯防治“十条禁令”，认真落实两个“四位一体”综合防突措施，开展煤矿瓦斯防治能力评估，依法整顿关闭不具备瓦斯防治能力的矿井。开展煤矿防治水、火专项检查，加强安全质量标准化动态监督管理和检查考核，扎实推进煤矿井下安全避险六大系统建设。加快小煤矿机械化改造，推行煤矿风险预控管理体系。非煤矿山方面，以治理井下工程非法外包、以采代探等突出问题为重点，深化非煤矿山安全专项整治，不断提升企业本质安全水平。危险化学品和烟花爆竹方面，贯彻新修订的《危险化学品安全管理条例》，突出抓好重点监管品种、重点危险工艺、重大危险源的安全监管。加快解决城区内危险化学品企业的搬迁转产和烟花爆竹的专营问题。道路交通方面，交运、公安、农业、安监、质监、教育、旅游等部门要联合开展“道路客运安全年”活动，加强对运输企业的安全监管，推动长途客运、危险化学品运输、校车等车辆全面安装使用卫星定位装臵。实施公路安全保障工程，加强对事故多发路段安全隐患的排查治理。严厉整治超速、超载、超员、酒后驾驶、疲劳

6 驾驶、非营运车辆载人等非法违法行为。建筑施工方面，要认真整治借用资质和挂靠、违法分包转包、以包代管，以及严重忽视安全生产、赶工期抢进度等建筑施工领域的突出问题，工程监理要切实履行监理职责。人员密集场方面：以“清剿火患”战役、“守卫云岭”专项行动、“九小场所”消防整治为契机，要深化人员密集场所安全通道、应急措施的整治，严防拥挤踩踏事故的发生。其他行业领域，要突出抓好冶金煤气、交叉检修作业、受限空间作业、高温液态金属吊运、粉尘作业等高风险作业环节和容易发生火灾、爆炸、坠落等危险区域的安全专项治理和检查工作。

五）强化措施，严厉打击非法违法生产经营行为

按照“属地管理”和“谁主管、谁负责，谁发证、谁负责，谁审批、谁负责”的原则，继续深化开展打击非法违法生产经营行为活动。各有关部门要认真落实打击非法违法生产经营行为，按照监管职责，切实抓好管辖行业领域的打击非法违法生产经营活动的组织领导，全面排查各类非法违法生产经营行为，广泛发动人民群众进行举报，切实形成群防群治的工作局面。对已经关闭取缔的单位，定期进行复查，确保发现一处、打击一处、警示一片。

六）严肃查处事故、严肃责任追究

要按照“四不放过”和“科学严谨、依法依规、实事求是、注重实效”的原则，严肃调查处理事故。市安委成员单位、乡镇人民政府，要开展安全生产联合执法，建立执法信息沟通制度，严格执行安全生产行政执法责任制度和安全生产“一票否决”制度，严格行政执法责

7 任追究，严格执行重大生产安全事故责任追究制度；强化事故查处通报、约谈、分析和督导四项制度，用事故教训推动煤矿安全生产工作。

七）超前防范，全面提升安全生产应急处臵能力

各级各部门要结合当前安全生产工作实际，不断强化应急管理工作。要进一步完善应急救援预案，增强预案的针对性和可操作性。要加强应急准备工作，落实救援队伍、装备、物资等应急资源。要加强应急救援演练，确保遇到险情和突发事故能够及时科学果断处臵，减少损失，避免事故扩大。要认真做好自然灾害的预报、预警、预防工作，及时发布预警信息，督促企业落实防范措施，做到超前防范、有效应对，严防自然灾害引发生产安全事故。

二○一二年七月二十六日

主题词：经济管理 安全生产 事故情况 通报

XX市安全生产委员会办公室 2012年7月 日

第13篇：电力行业事故通报

电力行业事故通报

一、全国电力事故情况：

1、2013年，全国发生电力人身伤亡责任事故49起，死亡86人，其中，电力生产人身伤亡事故33起，死亡39人;电力建设人身伤亡事故16起，死亡47人。2013年，全国发生较大以上电力人身伤亡事故10起，死亡42人。2012年，自然灾害引发电力人身伤亡事故5起，死亡(失踪)65人。发生境外较大以上人身伤亡事故1起，死亡6人。

2、2014年3月份，全国发生电力生产人身伤亡责任事故2起，死亡1人，重伤1人。

两起电力生产人身伤亡事故为：

3月7日，福建省电力公司宁德电业局业扩项目部工作人员根据用户申请，在对新建配电设备进行复检时，发生触电事故，造成1人死亡。

3月20日，中电投青海黄河公伯峡发电公司1名作业人员在处理空调室外机时，踩到玻璃网架上，玻璃碎裂发生高空坠落，造成重伤。

3、2014年5月份，全国发生电力人身伤亡责任事故4起，死亡4人。其中，电力生产人身伤亡事故3起，死亡3人;电力建设人身伤亡事故1起，死亡1人。

三起电力生产人身伤亡事故为：

1、5月10日，河南金鑫防腐保温工程公司在华能南通电厂二期220千伏升压站进行线路检修时，脚手架搭设过程

1 中因倾倒触碰邻近运行线路，造成1人触电死亡。

2、5月19日，广西水利电业集团玉林市水利电业有限公司城隍供电所农电工在兴业县城隍镇莲塘村更换低压线路受损电杆的作业中，发生线路倒杆，造成1人死亡。

3、5月21日，江苏溧阳建设集团有限公司在国电电力石咀山发电厂2号机组B引风机改造施工作业中，进行引风机出口烟道内中心风筒拆除工作时，中心风筒因支撑割除后受力不均，发生垮塌事故，造成1人死亡。

一起电力建设人身伤亡事故为：

5月15日，贵州圆通电力建设有限公司在广西水利电业集团田林县水利电业有限公司农网升级改造项目施工中，进行低压线路安装时，发生触电事故，造成1人员死亡。

4、2013年6月份，全国发生电力人身伤亡责任事故2起，死亡2人，均为电力生产人身伤亡事故。

两起电力生产人身伤亡事故为：

1、6月22日，北方联合电力有限责任公司内蒙古临河热电厂作业人员在双线输水管线排气井检查排气阀时，下井关阀过程中跌落井底，造成1人死亡。

2、6月27日，江苏宜兴市张泽耐火电瓷有限公司在陕西华电瑶池发电有限公司1号锅炉进行小修作业时，发生高坠事故，造成1人死亡。

5、2014年7月份，全国发生电力人身伤亡责任事故8起，死亡9人。其中，电力生产人身伤亡事故7起，死亡8人;电力建设人身伤亡事故1起，死亡1人。发生自然灾害 2 造成的人身伤亡事故1起，失踪2人。

电力生产人身伤亡事故为：

1、7月1日，山西地方电力有限公司蒲县分公司变电检修作业人员在未办理有关工作手续的情况下，进行设备检修，进入带电间隔，造成1人触电死亡。

2、7月2日，广州市铭鑫机电设备有限公司作业人员在广东省粤电集团有限公司湛江电力有限公司检查设备保温损坏情况时，从1号机组除氧水箱上格栅平台坠落，造成1人死亡。

3、7月7日，大唐集团河北武安发电有限公司1号炉渣仓仓体发生垮塌，导致渣仓下部北侧值班室被压埋，造成外协单位武安市鸿瑞电力工程有限公司1人死亡。

4、7月13日，中国华电工程集团公司分包单位江苏南通三建集团有限公司在中国华电贵港电厂脱硝技改工程氨区污水池内作业时，1名作业人员发生触电，另4名作业人员因施救不当，相继触电，造成2人死亡，3人受伤。

5、7月18日，国网新疆电力公司哈密供电公司作业人员在更换110千伏红光变电站110千伏银园一线红光支线旁路母线隔离开关过程中，当拆除隔离开关引流线时，发生触电事故，造成1人死亡。

6、7月27日，大唐山西第二热电厂电气工程部作业人员在检修10号机组6千伏A段母线时发生触电事故，造成1人死亡。

7、7月28日，南方电网超高压输电公司曲靖昭通换流 3 站作业人员在进行500千伏溪换丙线接线盒验收过程中发生高坠事故，造成1人死亡。

电力建设人身伤亡事故为：

7月23日，山东电力建设第三工程公司在福建宁德核电有限公司3号常规岛施工过程中发生高坠事故，造成1人死亡。

因自然灾害引发的人身伤亡事故为：

7月4日，中能建葛洲坝集团股份有限公司羊曲项目部在中电投黄河上游水电开发有限责任公司羊曲水电站施工过程中，施工人员在沟排洪洞进口进行设备检查时，突遇泥石流，造成2人失踪。

6、2014年8月份，全国发生一般电力人身伤亡责任事故5起，死亡7人。其中：电力生产人身伤亡事故4起，死亡4人;电力建设人身伤亡事故1起，死亡3人。发生自然灾害造成的人身伤亡事故2起，死亡7人

电力生产人身伤亡事故

1、8月4日，中国能源建设集团有限公司所属云南省火电建设公司分包单位云南思瑞达实业有限公司作业人员在国投曲靖发电有限公司磨煤机内进行检修作业时，磨煤机顶部煤块突然坠落，造成1人死亡。

2、8月14日，华东工业设备安装公司在江苏南通天生港电厂进行热网支架维修时，作业人员从3.5米高处坠落，造成1人死亡。

3、8月28日，新疆能源化工集团玛依塔斯风电场的施工单位甘肃新源电力工程有限公司工作人员擅自带领供货单位大盛微电科技股份有限公司人员进入35千伏配电室，供货单位人员走错间隔，造成1人触电死亡。

4、8月28日，陕西地方电力(集团)公司榆林供电局绥德县供电分公司工作人员在配电变压器旁抄表时，不慎跌落，造成1人触电死亡。

电力建设人身伤亡事故

8月6日，湖北省送变电公司在四川宜宾进行±800千伏溪浙线特高压直流输电线路铁塔施工过程中，组立铁塔抱杆倒塌，造成分包单位四川省输变电工程公司(地方民营企业)3人死亡。

自然灾害造成的人身伤亡事故

1、8月1日，中国能源建设集团有限公司所属葛洲坝集团基础工程有限公司在广西恭城瑶族自治县燕子山风电场进场道路施工时，因持续降雨致道路挡土墙坍塌，造成协作队伍广东电白建设集团有限公司员工5人死亡，5人受伤。

2、8月23日，葛洲坝集团公司四川施工局在国电大渡河公司四川猴子岩水电站(装机容量170万千瓦,位于四川省甘孜州康定县)泄洪洞施工过程中，发生塌方，造成2人死亡，4人受伤。

7、2014年9月份，全国发生一般电力人身伤亡责任事故8起，死亡13人。均为电力生产人身伤亡事故。

1、9月3日，河南大唐信阳(华豫)发电公司在4号机组脱硝改造工程施工过程中，发电部脱硝主管查看现场时，从拆除的格栅处坠落，1人死亡。

2、8月14日，中电投河南电力检修工程有限公司检修人员在北京三吉利能源股份有限公司所属郑州裕中能源有限责任公司处理3号锅炉捞渣机停运故障时，3号炉掉渣，烫伤5人，其中1人于9月10日死亡。(注：按照《生产安全事故报告和调查处理条例》规定：自事故发生之日起30日内，事故造成的伤亡人数发生变化的，应当及时补报。)

3、9月17日，新疆石河子国能能源投资有限公司天河分公司(装机容量2×33万千瓦)作业人员在处理1号炉1号脱硫岛2-2灰斗积灰时被积灰掩埋，1人死亡。

4、9月18日，国电达州发电公司安全员在进行节前安全检查中，穿越吊装孔处设置的安全围栏时发生高空坠落，1人死亡。

5、9月18日，防城港顺兴电力安装公司在广西电网防城港供电局10千伏线路改造过程中，更换电杆和导线作业时发生触电，2人死亡。

6、9月20日，新疆石河子国能能源投资有限公司天河分公司(装机容量2×33万千瓦)作业人员在处理1号炉1号脱硫岛2-1灰斗积灰时被积灰掩埋，1人死亡。

7、9月21日，福建龙净环保股份有限公司的分包单位江苏扬安集团有限公司在华能内蒙古上都发电有限责任公司进行1号机组脱硫吸收塔的拆除工作时，吸收塔顶部突然坍塌，4名作业人员高处坠落死亡。

8、9月29日，河南长兴建设集团有限公司在中电投黄河水电公司青海拉西瓦水电站进行坝面保温板补贴工作时，大坝19坝段附近坝后保温板起火，2名乘坐高空作业吊篮的作业人员死亡。

8、2013年12月份，全国发生一般电力人身伤亡责任事故6起，死亡6人。事故均为电力生产人身伤亡事故.电力生产人身伤亡事故为：

1、12月5日，广东明煌电力工程公司在广东粤电集团长潭水电厂3号机组检修过程中，作业人员对3号发电机开关进行清扫作业时触电，造成1人死亡。

2、12月8日，凤翔能源有限公司在国电宝鸡第二发电有限公司清扫1号斗轮机尾车料斗下洒煤时，皮带启动，作业人员被滚筒挤压，造成1人死亡。

3、12月15日，河北中昌建筑公司作业人员在中电投河北石家庄东方热电股份公司热电二厂进行煤仓清煤作业时，因积煤滑落造成1人被掩埋死亡。

4、12月20日，大唐黑龙江鸡西热电厂燃料部职工在 7 清理斗轮机时设备突然启动，被卷入轮斗内，造成1人死亡。

5、12月26日，华电内蒙古卓资电厂在启动1号机组工作中，运行人员操作“混温联箱进汽手动门”暖管时，其一侧的焊接堵头突然崩开，击中操作人员，造成1人死亡。

6、12月28日，郑州大方重工有限责任公司雇佣郑州华通物流汽车运输公司在华能上海石洞口第一发电厂内运送钢材过程中，运输公司作业人员松绑钢筋时，钢筋发生倾覆，造成1人死亡。

补报：11月6日，北京国电清新环保技术股份有限公司在重庆大唐国际石柱发电厂脱硫项目建设过程中，分包单位山东显通安装有限公司的施工人员在未系安全带情况下，因躲避突然外翻的人孔门发生高空坠落，造成1人死亡。

9、2014年1月份，全国发生较大电力事故1起，死亡4人；一般电力人身伤亡责任事故2起，死亡3人，均为电力生产人身伤亡事故。

电力生产人身伤亡事故为：

1、1月3日，国电山东菏泽发电厂燃料运行人员在燃料装卸过程中，被运输燃料车辆挤压，造成1人死亡。

2、1月17日，天津滨电电力工程公司的分包单位天津海能电建有限公司在天津滨海电力公司220千伏滨中一线升高改造工程施工中，新塔组立完毕后准备拆除老塔时，新塔突然倒塌，造成塔下作业人员2人死亡。线路因跨越高速路进行升高改造，项目出资方为天津滨海新区高速公路投资发展有限公司。

8 电力施工人身伤亡事故：

1月11日，北京市昌平区中海科技有限公司电力工程施工中，北京密云华鑫水电技术发展公司在进行地下供电管线铺设作业时，发生中毒窒息事故，12人中毒，4人抢救无效死亡。

二、邹城市电力事故情况：

1、2013.1.21，山东华聚能源股份有限公司鲍店矿电厂检修工谢某在未确定现场工作人员撤离检修设备，且未接到检修工作负责人工作结束指令的情况下，违反工作程序，越权启动刮板机，致使当时正在清理积煤的李某左腿被刮板机挤住，抢救无效伤亡。

2、2014.4.22，华电国际电力股份有限公司邹县发电厂检修过程中，现场工作人员为方便运送搭架材料将6米层格栅掀开形成临时孔洞，未按规定设置固定式工业防护栏杆、扶手等设施，未设置警示标志牌。汽机队本体班班长张某在查看工作进展过程中未严格检查安全防范措施是否落实到位，擅自跨越遮拦进入作业区域，导致张某死亡。

3、2014.4.21，邹城市聚源鑫电力工程有限公司在邹城市中心店镇大元村低压电网改造工程施工中，施工人员邢某违反操作规程安排不具备货车驾驶资格的邢友俊驾驶货车，用货车牵引紧电力线，而未使用电力紧线专用工具紧线器；同时，施工人员张某、刘某违反国家关于高处作业的安全培训规定，未取得特种作业操作资格证书违章从事特种作业，导致1人死亡1人受伤。

4、2013年11月6日，山东里彦发电有限公司在检修过程中发生一起生产安全事故。事故已造成3人死亡， 8人受伤。

5、2014年2月21日，华润新能源风能（济宁有限公司）邹城风电场的2辆挖掘机在运砖下山途中，由于山路面有坑，后面一辆挖掘机刹车失控追尾前面挖掘机，导致两辆挖掘机翻车，造成1人死亡，5人轻伤。

从通报的事故来看，电力行业也属于高危行业，发生事故的频率相对比较高。

1、从时间上看，基本上月月都有安全生产事故。2013年，除1月、2月、4月、10月四个月份没有发生安全生产事故，其余8个月都发生了安全生产事故。2014年1月，也来了个“开门黑”。

2、从地域看，过半省份发生安全生产事故。福建、青海、河南、广西、江苏、贵州、内蒙古、山西、广东、河北、新疆、云南，山东、湖北、陕西、北京、天津、黑龙江、四川、上海、重庆共计21个省份发生电力安全生产事故。其中，福建、青海、江苏、广西、内蒙古、陕西、广东、河北、新疆、云南，四川、河南、山东、北京年发生安全生产事故2起以上，广西5起、四川4起、新疆4起。

3、从发生的领域看，既有电力生产人身伤亡事故，也有电力施工人身伤亡事故，还包含自然灾害造成的人身伤亡事故。

4、从发生事故等级看，既有一般安全生产事故，也有较大事故。发生较大事故5起，分别死亡3人、3人、4人、

4、5人。

5、从发生的电力企业类型看，风电厂、火电厂、水电厂、核电厂、热电厂、供电公司、变电公司、农电改造等各种类型都发生了安全生产事故。

6、从造成事故的原因看，设备检维修、高空坠落、线路检修、农网改造、更换拆除设备、坍塌塌方、触电、自然灾害、烫伤、火灾、挤压、掩埋、崩伤、中毒等是发生事故的主要原因。

7、从发生的企业类型看，有国有大中型企业，也有县属小公司，有施工企业，也有企业内部施工，其中，中国能源建设集团有限公司一年发生4起事故，分别在7月4日、8月1日、8月4日、8月23日，这还是发生在全国安全生产大检查阶段，连发四起安全生产事故。

如果感兴趣，可以进一步进行事故分析，并及时反馈。谢谢。

邹城市安监局 郭和虎 5256836 15069755557

第14篇：发电厂事故应急抢修单

事故应急抢修单

单位（车间）：

编号：

1.抢修负责人（监护人） 班组： 2.抢修班人员（不包括抢修工作负责人）

共 人。 3.抢修任务（抢修地点和抢修内容）：

4.安全措施：

上述1-4项由抢修负责人

根据抢修任务 布置人

的布置填用。

5、经现场勘察需补充下列安全措施：

6.经许可人（调度/运行人员） 同意

（ 月 日 时 分）后，已执行。

7、许可抢修开始时间：

年 月 日 时 分

许可人（调度/运行人员）：

8.抢修结束汇报：本抢修工作于 年 月 日 时 分结束。

现场设备状况及保留安全措施： 抢修班人员已全部撤离，材料工具、场地已清理完毕，事故应急抢修单已终结。

抢修工作负责人：

许可人（调度/运行人员）:

填用时间： 年 月 日 时 分

第15篇：各地发电厂事故典型案例

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。

二〇一一 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 200MW－5 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“8〃3”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“1〃23”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“11〃15”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 擅自进煤斗 高空不系安全带 临时措施不可靠 起吊大件不放心 操作中分神 操作顺序颠倒 值班纪律松散 强行解除保护 运行强行操作 异常情况分析不清忘记轴封送汽 走错位臵操作 擅自解除闭锁 漏雨保护误动 更换设备不核对 对异常情况麻痹 保护试验无方案 甩开电缆不包扎 停电措施不全 检修无票作业 管辖设备不清

检修人员摔伤 煤塌致人亡 踏空坠落骨折 检修人员把命丧 机上看护出悲剧 带接地刀合刀闸 造成母线停电 误操作机组跳闸 造成炉膛爆炸 造成炉膛放炮 锅炉启动中超压 造成转子弯曲 低真空保护跳机 带电合接地刀闸 导致全厂停电 电压互感器爆炸 致使发电机烧瓦 机组异步启动 短路机组掉闸 引发全厂停电 机组断油烧瓦 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-变组微机保护装臵，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，微机保护装臵的 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“1〃9”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 8.6—12A 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 17：00—17：15 有汽温突降 86℃，汽压突降 1.89MPa 的现象，17：08—17：30 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 7.8—8.0A，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“1〃13”

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 4—9PT 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 110kV－A 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。

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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，50

31、50

32、5033 开关全部合 位，50

41、50

42、5043 开关全部分位， 50

51、50

52、5053 开关全部 分位；50

11、50

12、50

22、50

23、5043 有单相和两相重合现象。 10 月 25 日 13 时 52 分 55 秒"500kVⅠBUS 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，快切装臵闭锁未动作，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），交直流端子交叉布臵并紧挨在一起，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、布臵安全措施、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。对五防闭锁装臵进行一次逻辑疏理，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。

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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φ420mm〓40mm，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 540〒5℃。 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 22～23 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、应急处臵： 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臵有关情况，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 300-170—3，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臵，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臵，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臵。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 140μm，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 500μm，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 40—70μm 后，又逐渐增大到 300μm 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 300μm 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臵后，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： 50～14：55 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 30μm 升到 60 后又降至 32μm，5Y 由 28μm 升到 65μm 后又降至 32μm，#5 瓦振动由 17μm 升到 47μm 后又降至 19μm；波动 2 次。 此时其他瓦振动没有异常波动。 17：11 负荷 200MW，5X 由 32μm 升到 58μm 后又降至 29μm，5Y 由 32μm 升到62μm 后又降至27μm， #5 瓦振动由19μm 升到 42μm 后又降至16μm；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 62μm， 5Y 52μm，#5 瓦振动 84μm，#

6、7 轴振分别达到了200μm、220μm。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3～4MPa）。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。 上海电机厂认为该方案虽然时间较短，但是由于 脱胎面积较大，处理不能保证补焊质量。 2.利用原#5 轴瓦瓦底重新浇铸钨金。上海电机厂认为浇铸钨金过程中可能会造成瓦胎变形，与旧瓦相比中心变化较大。3.用新的轴瓦更换#

5、#6 轴瓦。经过多方论证认为：第一种方案因质量不能保证，不可行；第二种方案用重新浇铸钨金变形后的该瓦，回装工艺及要求、检修工期与使用新瓦 基本相同；第三种方案虽然工期较长，但是能够保证安全运行，符合 规范要求。同时发电机厂也表明了观点：新轴瓦到达现场后，应该进 行研瓦检查，保证接触良好；因为#

5、6 轴瓦都要更换，低－发联轴器中心最好重新检查一下，以确保安全。我们认为机组的安全可靠运行是头等大事，一切工作应该严格按照规范要求进行，于是决定采用第三方案，而且认为#

5、6 轴瓦经初步检查符合要求且研磨工作量较小，完全可以不拆卸发电机的上端盖，检修工期可大大缩短。经大家 共同努力，检修工作于 2004 年 10 月 23 日 23 时结束，机组于 10 月 24 日２：２３分点火启动，10：40 开始冲转，14：47 分汽机满转， 16：22 并网成功。 此次开机后通过对各瓦运行情况的监测，运行正 常，瓦温、振动均在正常范围之内（见附件 4：#5 瓦损坏后处理结束 机组正常运行中各参数）

三、事故原因分析： 在事故分析会中，各位专家针对#5 轴瓦的检查情况和发电机组运行情况发表了自己的 看法和意见，认为造成#5 轴瓦磨损的原因如下： 1.#5 轴瓦在制造期间少了一道脱氢工艺，使得乌金与瓦块接合面处存有氢气，运行中氢气聚集导致轴瓦鼓包，破坏了顶轴油膜压力，引起轴瓦温度升高，积 累到一定程度使得油膜压力下降几乎到零，从而导致轴瓦磨损，这是 这次事故的主要原因。 2.运行中润滑油质较脏，是机组运行的一个 不安全因素，现已加强滤油，改善油质；通过分析与检测，此次事故与安装质量联系不大，#1 机组沉降均匀（见附件 3：沉降观测示意图） 4.通过 DAS 记录的#5 轴瓦温。 度上升曲线与运行人员记录的油膜压力下降数据分析基本吻合， 印证了“轴瓦鼓包造成油膜压力下降几乎到零，从而导致轴瓦磨损”这一 结论。 综上所述，这次事故的主要原因就是#5 轴瓦在制造期间少了 一道脱氢工艺，使得乌金与瓦块接合面处存有氢气，运行中氢气聚集 导致轴瓦鼓包，破坏了顶轴油膜压力，引起轴瓦温度升高，积累到一定程度使得油膜压力下降几乎到零，从而导致轴瓦磨损。

四、预防 措施： 1.事故发生后，裕东公司领导极为重视，按照“四不放过” 的原则，举一反三，积极与设备厂家联系，对同类型的轴瓦分别进行 了检查更换，此次共更换了#

1、#2 机组的#

5、#6 轴瓦以及备用轴瓦 等 6 块瓦，杜绝以后类似事故的发生； 2.运行中加强滤油，加强对 润滑油质的监测化验，以保证润滑油质良好； 3.加强对运行人员的技术培训和教育，加强对各轴瓦温度、振动的检查检测，加强汽机各 参数的监视和控制，发现异常及时汇报，果断地、正确地处理。

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裕东电厂“10.28”#2 机组(300MW)停机事故的通报

一． 事故简述 2005 年 10 月 28 日 10 时，#1 机组正在大修，#2 机正常运行， 负荷 200MW，2A、2C 给水泵运行，2B 给水泵备用，2A 循环泵运行，2B 循环泵备用，#

3、4 除灰空压机运行，#

1、

2、5 除灰空压机备用，#1 高备变带 6kV1A、1B 段并做#2 机备用电源，#

1、2柴油发电机备用。10月28日10：11，姚孟电厂（以下简称：姚电）检修人员李建中、李西义要求处理#4 除灰空压机疏水阀缺陷，裕东公司除灰运行 人员张电臣启动#5 除灰空压机，停运#4 除灰空压机（上位机上显示 已停运，事后调查当时实际仍在运行），除灰运行人员李龙就地检查#5 除灰空压机运行正常，关闭#4 除灰空压机出口门，姚电检修人员 打开化妆板发现#4 除灰空压机冷却风扇仍在运行，通知就地除灰运 行人员，除灰运行人员李龙按下紧急停机按钮，但#4 除灰空压机冷 却风扇仍没有停下来，为停运#4 除灰空压机冷却风扇，误断断油电磁阀电源。10：18 除灰运行人员李龙、检修人员李建中、李西义发现#4 除灰空压机冷却风扇处冒烟着火，立即尽力扑救，同时停运#

3、#5 除灰空压机，通知消防队，汇报值长，5 分钟后，专职消防队赶到 现场，因火情不大，利用就地灭火器材很快将火扑灭。 10:21，集控人员发现#1 高备变高备１开关、610

1、6102 开关跳闸，6208 开关跳闸，6kV1A、6kV1B、6kV2B 段失压，查#1 高备变保护分支零序过流保护动作； 10:21，#2 炉两台空预器跳闸，联跳 2A、2B 引风机，#2 炉 MFT， 紧急降负荷，维持汽包水位； 10:22，2C 给水泵“低电压保护”动作跳闸，同时因给水泵所有 电动门失电，2B 给水泵无法启动； 10:24，2A 给水泵“工作油冷却器入口油温高Ⅱ值”热工保护动 作跳闸，汽包水位无法维持；10:25，#2 炉汽包水位-300mm，手启交流润滑油泵，手动打闸停机，6kV2A 17 段失压，#2 柴油发电机自启正常，带保安 2A、2B 段； 10:27， 机转速降至 2560r/min 时， 轴瓦温度发现上升趋势， #2 #4 开启真空破坏门；10:31，#2 机转速降至 1462r/min 时，#4 轴瓦温度升至 96℃； 转速降至 1396r/min 时，#4 轴瓦温度急剧升至 109℃，后下降，转速 533r/min 时，温度 67℃，后又急剧上升； 10:37，#2 机转速降至 729r/min 时，手启 2A、2C 顶轴油泵正常； 10:42，#2 机转速降至 400r/min 时，#4 轴瓦温度升至 121℃； 10:44，#2 机转速降至 181r/min 时，#4 轴瓦温度 84℃，后直线 上升；10:45，#2 机转速 85r/min 时，#4 轴瓦温度 137℃； 10:46，#2 机转速到 0，#4 轴瓦温度 123℃； 10:33，强合高备 1 开关、620

1、6202 开关，强合不成功；集控运行人员到 6kV2B 段检查发现#4 除灰空压机开关未跳闸，立即打跳。 10:38，#4 除灰空压机开关解备发现 B、C 相一次保险熔断，A 相 未熔断； 10:40，重新强合高备 1 开关、620

1、6202 开关正常； 10:46，#2 机转速到 0，惰走时间 21min，投连续盘车正常， 盘车电流 23A，挠度 1.8 丝； 11:00，#

1、#2 机厂用电倒为#1 高备变供电。 事故后，裕东公司进行了初步的事故调查，检查发现：#2 机组 #4 除灰空压机及电机严重损坏（后经厂家人员来现场确认修复后仍 可使用）、2A 给水泵芯包严重损坏、2A 给水泵液力耦合器接近报废、2A 给水泵周围部分管道受到不同程度损伤、部分监测仪表损坏、主 机#4 轴瓦及轴颈磨损。

二．事故原因： #4 除灰空压机在停运时，由于其开关常开辅助接点接触不良， 开关拒动，#4 除灰空压机未停运，除灰运行人员处理时误断油电磁 阀电源，使#4 除灰空压机断油运行，油温逐渐上升到109℃，油温高 保护动作跳开关，由于#4 除灰空压机开关拒动，空压机继续运行电机过热冒烟着火，绝缘破坏而接

地；接地后#4 除灰空压机开关仍然拒动，越级跳开 6kV2B 段工作电源 6208 开关，快切启动后，越级跳开高备1开关，6kV2B 段失压，造成2C给水泵“低电压保护”动作跳闸、#2 炉零米 MCC 失压，同时运行于 380v2B2 段的两台空预器跳闸，联跳引风机，#2 炉 MFT 动作灭火；因机侧热控电动门电源失去，2B 给水泵未能联启；后因运行人员事故处理经验不足，在手动方式 操作给水泵勺管开度调整给水泵转速维持汽包水位情况下，操作不当，2A 给水泵出口逆止门及炉主给水管路上的逆止门未能关闭到位，2A给水泵发生倒转，“工作油冷却器入口油温高 II 值”保护动作跳 闸，进而，造成耦合器超速并严重损坏；三台给水泵全部停运后，锅 炉汽包水位无法维持，被迫手动打闸紧急停机； #4 轴瓦进油管道残 留的杂质或硬质颗粒在机组运行过程中进入轴瓦造成轴颈磨损， 转子惰走过程中，由于轴颈磨损划痕在低转速下使润滑油膜损坏引起轴颈 与轴瓦接触摩擦、导致温度升高、钨金损坏。

三．事故暴露的问题 ：从事故后的调查分析发现本次事故暴露出裕东公司在安全管理、责任制落实、运行管理、设备管理、技术管理等多方面不同程度的存 在着问题，主要表现在：

1、安全管理、生产运行管理方面安全制度、规程不完善，对制度的执行力度不够，运行人员误操 作是引起本次事故的原因，在发生操作障碍后，值班人员对设备不熟悉，盲目操作；在事故过程中有多个环节可以避免事故扩大，但因监督检查力度不够及生产运行管理方面存在的问题， 致使事故不断延伸 扩大；由于信息沟通不畅，致使当班值长不能对生产现场进行全面掌控，在事故处理过程中处于被动，不能及时有效地开展事故处理工作。 上述问题具体表现在： 1) 事故发生前处理#4 除灰空压机疏水阀缺陷时，未办工作票； 2) 除灰值班员在启动#5 除灰空压机，停运#4 除灰空压机时，没有汇报值长，在#4 空压机停运未成功后，也未及时向值长汇报，导致事故扩大到#1 高备变跳闸时，运行人员不能对事故原因进行正确 判断并及时采取措施，丧失了避免事故继续扩大的时机； 3) 值班员对空压机现场设备不熟悉，发现#4空压机未停后，误断断油电磁阀的电源，引发事故； 4) 2A、2B 两台空气预热器自今4月份小修后长时间同时运行于380v2B2段，这种非正常运行方式运行人员未能发现，致使事故时两台空预器全停，MFT动作，事故进一步扩大； 5) 除灰运行规程中，除灰空压机启动需向值长汇报，停运是否需要汇报未明确。 6) 空压机内部操作分工不明确。 7) 事故过程中，运行人员在手动方式操作给水泵勺管开度调整给水泵转速维持汽包水位情况下，未能作出正确判断，操作不当。8) 运行人员在事故过程中，未能判断发现 2A 给水泵发生倒转， 并采取有效对策。

2、技术管理及设计方面 1) #1 高备变分支保护接线错误，历次的传动试验均未发现，为设备的安全运行埋下了隐患； 2) 热控系统主要阀门电源没有自动切换功能。此次事故锅炉 MFT 动作后， 汽机紧急打闸停机及给水泵事故的一个主要原因就是相关电动阀门失电，保安电源没有起到应有的保安作用； 3) 除尘空压机设备无法满足运行人员的监控需求：a、灰控值班员无法监视电流等反应设备状态的参数，主控室可以看到相关参数， 但不对设备进行控制；b、保护动作及报警信号只有开关控制柜就地显示，可作为事故追忆、分析用，不能起到警示和帮助处理事故的作用；c、在灰控 CRT 上，空压机的设备状态只有颜色区分，并且这种区分并不是由反馈信号控制的。对以上问题专业技术人员和专责单位未能及时发现，予以高度重视并解决。4）热工连锁保护逻辑存在问题：空气预热器 A、B 两侧主、辅电机全停联跳引风机逻辑，没有延时，导致两台空预器主电机跳闸时，虽然两台空预器辅助电机均在1 秒内正常联锁投入，但是两台引风机在辅助电机启动过程中就已联跳，造成 MFT 动作

锅炉灭火；这一缺陷设计中不明确、DCS组态生成过程中未发现、联锁试验验收时也 未能把住关。3．事故处理、事故调查方面 1) 对事故调查的重视程度不够，事故调查工作存在责任不明确 现象， 事故调查不及时、不彻底，未能严格按照事故调查 “四不放过” 的原则全面开展调查工作。2) 事故发生后现场管理工作不到位，事故现场未挂警示牌、未设警戒线；事故调查和安全管理水平有待进一步提高。3) 6kV开关室个别开关在运行状态时，现场无人工作但柜门处于打开状态。 4．设备管理方面 1） 事故中，给水系统的两道逆止门（2A 给水泵出口逆止门及 炉主给水管路上的逆止门）未能关闭。 2） #4 除灰空压机操作箱内电源开关无标志。3） 2A 给水泵反转报警器长期失效，事故中起不到报警作用。

四． 事故责任考核： 1．本次事故构成一般设备事故，公司根据事故性质和造成的后果，依据《企业经营管理目标责任书》有关内容对裕东公司进行相关考核 2．按照公司职权划分原则，对裕东公司经营班子的事故责任考核决定另行下达；要求裕东公司对内明确事故责任，采取有效的防范措施，做出对相关责任人的处罚决定。 一起发电厂 220kV 母线全停事故分析发电厂母线全停是电力系统中的严重事故， 其后果包括发电机组掉闸、直配负荷停电、电网频率、电压下降等，在某些情况下将导致大面积拉路限电、电网振荡或解列。

下面介绍一起因处臵不当导致发电厂母线全停的案例，以资参考。

1 事故前运行方式 某发电厂为 220 kV 电压等级，双母线带旁路接线方式，从结构上又分为 I 站和 II 站两部分，之间没有电气联系。事故前该厂处于正常运行方式。

2 事故经过 2002-11-01T11：35，220 kV II 站母差保护动作，母联 2245 乙 开关及 220 kV 4 号乙母线上所有运行元件跳闸(包括 3 条 220 kV 环网线路和 2 台 200 MW 汽轮发电机组，另有 1 路备用的厂高变开关)。 网控发“母差保护动作”、“录波器动作”、“机组跳闸”等光字。事故发生后，现场运行人员一面调整跳闸机组的参数，一面对 220 kV 4 号乙母线及设备进行检查。11：39，现场报中调 220 kV 4 号乙母线及设备外观检查无问题，同时申请将跳闸的机组改由 220 kV 5 号母线并网，中调予以同意。11：47，现场自行恢复 II 站厂用电方式过 程中，拉开厂高变 2200 乙-4 隔离开关，在合上厂高变 2200 乙-5 隔 离开关时，220 kV II 站母差再次动作，该厂 220 kV 乙母线全停。 11：50，现场运行人员拉开 2200 乙－5 隔离开关，检查发现隔 离开关 A 相有烧蚀现象。 12：01 开始，现场运行人员根据中调指令，用 220kV 环网线路 开关分别给 II 站 2 条母线充电正常，之后逐步合上各路跳闸的线路开关，并将跳闸机组并入电网，220 kV II 站恢复正常运行方式。

3 事故原因分析(1) 直接原因。事故发生后，根据事故现象和报警信号分析，判 断为 2200 乙开关 A 相内部故障，并对开关进行了检查试验。开关三相支流泄漏电流测量值分别为：A 相 0.375 礎/kV，B、C 相为 0.0025 礎/kV，A 相在交流 51 kV 时放电击穿。11 月 2 日，对 2200 乙开关 A 相解体检查发现，开关静触头侧罐体下方有放电烧伤痕迹，静触头侧 支撑绝缘子有明显对端盖贯穿性放电痕迹，均压环、20 屏蔽环有电弧杀伤的孔洞。经讨论认定，该开关静触头侧绝缘存在局部缺陷，在长期运行中受环境影响绝缘水平不断下降，最终发展为对地闪络放电，这是此次事故的直接原因。 (2) 间接原因。事故发生后，作为判断故障点重要依据的“高厂 变差动保护动作”信号没有装设在网控室，而是装设在单元控制室， 使现场负责事故处理的网控人员得不到这一重要信息，在未判明并隔离故障点的情况下进行倒闸操作，使事故扩大。

4 暴露的问题 这次事故不但暴露了设备的缺陷，也暴露了运行和管理上的一些问题： (1)开关制造工艺不良，绝缘子存在先天质量性缺陷； (2)保护报警信号设臵不合理。此次事故的故障点位于 220 kV 母差保护和高厂变差动保护的双重保护范围之内。但“高厂变差动保护动作”的报警信号装设在该厂单元控制室，网控室仅有高厂变开关掉闸信号。 这直接导致了在事故发生后中调及网控运行人员无法尽快判断故障点位臵； (3)现场运行人员在事故处理中也存在问题。220 kV 4 号乙母线跳闸后，网控值班人员积极按现场规程及反事故预案要求对 4 号乙母线及所属开关、隔离开关、支持瓷瓶等进行了核查，对网控二次设备的信号进行了核查，但对始终处于备用状态的 2200 乙开关没有给以充分注意；另一方面，单元控制室的运行人员没有主动与网控室沟 通情况，通报“高厂变差动保护动作”信号指示灯亮的情况，导致网控人员在故障点不明的情况下，为保 II 站机组的厂用电，将故障点 合到运行母线上，致使 220 kV II 站母线全停。

5 防范措施 (1) 2200 乙开关 A 相罐体整体更换，对原 A 相套管、CT 彻底清洗。(2) 对 2200 乙开关 B、C 相进行交流耐压试验。(3)针对网控室没有 2200 乙厂高变保护信号的问题，制订措施 进行整改，同时检查其它重要电气设备是否存在类似问题。(4) 加强各相关岗位间联系汇报制度，发生异常时各岗位应及时 沟通设备的运行情况及相关保护、装臵动作信号。(5) 加强运行人员的培训工作，提高运行人员对异常情况的分析能力和事故处理能力，保证运行人员对规程、规定充分理解，在事故情况下能够做到全面分析，冷静处理。

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宁波北仑港发电厂“3.10”电站锅炉爆炸事故分析

1993年3月10日，浙江省宁波市北仑港发电厂一号机组发生一起特大锅炉炉膛爆炸事故（按《电业生产事故调查规程》界定），造成死亡 23 人，重伤8 人，伤16人，直接经济损失 778 万元。该机组停运132 天，少发电近14亿度。

一、事故经过：

1993 年 3 月 10 日 14 时 07分24 秒，北仑港发电厂 1号机组锅炉发生特大炉膛爆炸事故，人员伤亡严重，死 23 人，伤 24 人（重伤 8 人）。北仑港发电厂 1号锅炉是美国 ABB－CE 公司（美国燃烧工程公司）生产的亚临界一次再热强制循环汽包锅炉，额定主蒸汽压力17.3 兆帕，主蒸汽温度 540 度，再热蒸汽温度540 度，主蒸汽流量 2008 吨/时。1993 年3 月6日起该锅炉运行情况出现异常，为降低再热器管壁温度，喷燃器角度由水平改为下摆至下限。3月9 日后锅炉运行工况逐渐恶化。3 月10 日事故前一小时内无较大操作。14 时，机组负荷 400 兆瓦，主蒸汽压力 15.22 兆帕，主蒸汽温度 513 度，再热蒸汽温度 512 度，主蒸汽流量 1154.6 吨/时，炉膛压力维持负10 毫米水柱，排烟温度 A 侧 110 度，B 侧 158 度。磨煤机 A、C、D、E 运行，各台磨煤机出力分别为 78.5％、73％、59％、38％，B 磨处 于检修状态，F 磨备用。主要 CCS（协调控制系统）调节项目除风量 在“手动”调节状态外，其余均投“自动”，吹灰器需进行消缺，故13 时后已将吹灰器汽源隔离。事故发生时，集中控制室值班人员听 到一声闷响，集中控制室备用控制盘上发出声光报警： “炉膛压力?“高高”?、“MFT” （主燃料切断保护）、“汽机跳闸”、“旁路快开”等光字牌亮。（炉膛安全系统） FSS 盘显示 MFT 的原因是 “炉膛压力高高” 引起，逆功率保护使发电机出口开关跳

开，厂用电备用电源自投成功，电动给水泵自启动成功。由于汽包水位急剧下降，运行人员手动紧急停运炉水循环泵B、C（此时 A 泵已自动跳闸）。就地检查，发现整个锅炉房迷漫着烟、灰、汽雾，人员根本无法进入，同时发现主汽压急骤下降，即手动停运电动给水泵。由于锅炉部分PLC（可编程逻辑控制）柜通讯中断，引起 CRT（计算机显示屏）画面锅炉侧所有辅助设备的状态失去，无法控制操作，运行人员立即就地紧急停运两组送引风机。经戴防毒面具人员进入现场附近，发现炉底冷灰斗严重损坏，呈开放性破口。

二、事故造成后果：该起事故死亡 23 人，其中电厂职工6人（女1人），民工17人。受伤 24 人，其中电厂职工5 人，民工19 人。事故后对现场设备损坏 情况检查后发现：21 米层以下损坏情况自上而下趋于严重，冷灰斗 向炉后侧例呈开放性破口， 侧墙与冷灰斗交界处撕裂水冷壁管 31 根。立柱不同程度扭曲，刚性梁拉裂；水冷壁管严重损坏，有 66 根开断，炉右侧 21 米层以下刚性梁严重变形，0 米层炉后侧基本被热焦堵至冷灰斗，三台碎渣机及喷射水泵等全部埋没在内。炉前侧设备情况尚好，磨煤机、风机、烟道基本无损坏。事故后，清除的灰渣934 立方米。该起事故最终核算直接经济损失 778 万元人民币， 修复时间 132 天，少发电近14 亿度。因该炉事故造成的供电紧张，致使一段时间内宁波地区的企业实行停三开四，杭州地区停二开五，浙江省工农业 生产受到了严重影响，间接损失严重。

三、事故原因： 该起锅炉特大事故极为罕见，事故最初的突发性过程是多种因素综合作用造成的。以下，仅将事故调查过程中的事故机理技术分析结论综合如下： 1.运行记录中无锅炉灭火和大负压记录，事故现场无残焦，可以认定，并非煤粉爆炸。 2.清渣过程中未发现铁异物，渣成份分析未发现析铁，零米地坪 完整无损，可以认定，非析铁氢爆炸。3.锅炉冷灰斗结构薄弱，弹性计算确认，事故前冷灰斗中积存的渣量，在静载荷下还不会造成冷灰斗破坏，但静载荷上施加一定数量的集中载荷或者施加一定数量的压力，有可能造成灰斗失稳破坏。4.事故发生后的检验结果表明，锅炉所用的水冷壁管材符合技术规范的要求，对水冷壁管断口样品的失效分析证实，包角管的破裂是由于冷灰斗破坏后塌落导致包角管受过大拉伸力而造成的。5.对于事故的触发原因，两种意见：一种意见认为， “3.10”事故的主要原因是锅炉严重结渣。事故的主要过程是：严重结积渣造成的静载加上随机落渣造成的动载，致使冷灰斗局部失稳；落渣入水产生的水汽，进入炉膛，在高温堆渣的加热下升温、膨胀，使炉膛压力上升；落渣振动造成继续落渣使冷灰斗失稳扩大，冷灰斗局部塌陷， 侧墙与冷灰斗连接处的水冷壁管撕裂；裂口向炉内喷出的水、汽工质与落渣入水产生的水汽，升温膨胀使炉膛压力大增，造成MFT动作，并使冷灰斗塌陷扩展；三只角角隅包角管先后断裂，喷出的工质量大增，炉膛压力陡升，在渣的静载、动载和工质闪蒸扩容压力的共同作用下，造成锅炉 21 米以下严重破坏和现场人员重大伤亡。因此，这是一起锅炉严重结渣而由落渣诱发的机械一热力破坏事故。 另一种意见认为，3 月 6 日～3 月 10 回炉内结渣严重，由于燃烧 器长时间下摆运行，加剧了灰斗结渣。这为煤裂角气和煤气的动态产生和积聚创造了条件。灰渣落入渣斗产生的水蒸汽进入冷灰斗，形成的振动加速了可燃气体的生成。经分析计算，在 0.75 秒内局部动态 产生了 2.7 千克以上混合可燃气体，逐步沿灰斗上升，在上升过程中，由于下二次风与可燃气混合，混合温度在 470 度左右（未达着火温度）。突遇炽热碎渣的进入或火炬（燃烧器喷焰）随机飘入，引起可燃气体爆炸，炉膛压力急剧升高，炉膛出口压力达 2.72 手帕以上，触发 MFT 动作。爆炸时，两侧墙鼓出，在爆炸和

炉底结渣的联合作用下，灰斗与两侧墙连接处被撕裂，灰斗失稳下塌，包角管和联箱水平相继破裂，大量水汽泄出，炉内压力猛烈升高，使事故扩大。6.锅炉投入运行后， 在燃用设计煤种及其允许变动范围内煤质时出现前述的严重结渣和再热汽温低、局部管段管壁超温问题，与制造 厂锅炉炉膛的结构设计和布臵等不完善有直接关系，它是造成这次事故的根本原因。另外，除上述诸技术原因外，北仑电厂及有关单位在管理上存在的一些问题，也是导致这起事故发生的原因：该事故机组自3 月 1 日以来，运行一直不正常，再热器管壁温连续超过报警温度。虽经采取调整火焰中心， 加大吹灰和减轻负荷等措施， 壁温超限问题仍未解决。 按 ABB-CE 公司锅炉运行规程规定， 再热器壁温的报警温度为607 度， 3月6日至3月10日，再热器壁温多在 640 度和 670 度之间，锅炉负荷已从 600 兆瓦减至 500 兆瓦，再减至450 兆瓦，到 3 月 10 日减 至 400 兆瓦，再热器壁温仍严重超限。按运行规程规定，再热器壁温严重超温采取措施而无效时，应采取停炉措施。运行值班长曾多次向华东电管局总调度和浙江省电管局调度请示， 但上级部门非但不同意停炉，而且还要求将锅炉负荷再提高一些，要求锅炉坚持运行到3 月 15 日计划检修时再停炉。结果因结焦严重，大块焦渣崩落，导致该起特大事故发生。 因此，该起事故原因的认定结论为：制造厂锅炉炉膛设计、布臵不完善及运行指挥失当； 是一起锅炉设备严重损坏和人员群亡的责任事故。事故的直接原因是锅炉严重结渣。

四、事故处理该起事故发生后， 电力工业部及浙江省有关部门组成了事故调查组，对事故责任认定如下： 1.该台锅炉在投入运行以后，在燃用设计煤种及允许变动范围内的煤种时，出现了锅炉结渣、再热汽温达不到设计值而过热器、再热器管壁严重超温的问题； 虽然采取了降负荷运行和下摆燃烧器等防止 结渣，但积渣日趋严重，最终酿成了事故。另外楼梯间、平台、过道 不畅造成了人员众多伤亡，因此制造厂对事故负有主要责任。 2.在运行管理上，北仑港电厂对引进的设备和技术研究、消化不够，又缺乏经验，在采取一系列常规措施未能改善锅炉运行状况的情况下，未能及时对炉内严重结渣作出正确判断，因而没有采取果断停炉措施。对事故负 有运行管理不当的次要责任。 为了认真吸取事故教训，除积极组织对外谈判外，电力部已对有 关责任人进行了处理： ⑴对北仑港电厂厂长给予降职处分； ⑵对厂总工程师给予行政记大过处分；⑶对浙江省电力局局长通报批评，生产副局长通报批评；⑷其他有关直接责任人员也做了相应处理。另对 调查组提出的防止事故的对策。要求 ABB-CE 公司解决的项目，将通 过谈判达到。 3.与事故主要责任方美国 ABB－CE 公司的谈判工作本着坚持原则、实事求是、维护国家利益的原则，由中国技术进出口总公司、水利电力对外公司及华东电管局、浙江省电力局等单位组成谈判组，开展对美国 ABB－CE 公司的谈判工作。第一轮谈判于1993 年9月9 日至9月10日进行，谈判主要内容是双方各自阐述对事故原因的看法。 ABB－CE 认为锅炉下部结渣是导致事故的主要原因，七种可能的外力造成灰斗失稳引起事故， 而灰斗的四道刚性梁及四周角部的焊接质量不良使灰斗强度不够。我方认为锅炉结构不完善，制造质量不良，冷灰斗设计强度低，在锅炉大量结渣的情况下又无法观察和清渣。因此，受可能发生的外力作用，使灰斗失稳破坏引起事故。在谈判中我方还与 ABB-CE 公司就如何使锅炉消除缺陷，尽快达到安全稳定运行的各种问题进行了讨论。为使下一轮谈判顺利进行，ABB－CE 公司在10月份提交了正式的事故调查报告及我方需要的炉内温度场、有关部件的强度计算等分析资料；我方提供了煤种资料及事故原因调查报告（第二轮谈判于当年 11 月初举行，谈判内容及结论暂略） 。

五、防范措施 国内大型电站炉结渣的问题比较普遍，为接受北仑港事故教训， 举一反三，电力工业部于 1993 年 9 月 24 日至 28 日召开了大型电站锅炉燃烧技术研讨会，邀请科研、制造和大专院校的专家参加，提出技术改进和加强管理的措施，提高电站锅炉的安全运行水平。为预防事故再次发生，具体的防范措施如下： 1.制造厂（ABB-CE）应采取措施，解决投产以来一直存在的再热器汽温低和部分再热器管壁温度严重超限的问题。2.制造厂应研究改进现有喷燃器， 防止锅炉结焦和烟温偏差过大的问题。在未改进前，制造厂应在保证锅炉设计参数的前提下，提出允许喷燃器下摆运行的角度和持续时间。 3.锅炉设计中吹灰器布臵密度低，现在吹灰器制造质量差，制造厂应采取措施加以改进。 在未改进前，电厂应加强检修、维护和管理，提高现有吹灰器的可用率，必要时换用符合要求的吹灰器。 4.制造厂应研究适当加强冷灰斗支承的措施，以提高其结构稳定性又不致影响环形集箱的安全。 5.制造厂应采取措施加装必要的监视测点，如尾部烟温、烟压测点、过热器减温器进出口汽温测点、辐射式再热器出口汽温测点等， 并送入计算机数据采集系统。 此外， 还应考虑装设记录型炉膛负压表。 6.制造厂应对冷灰斗的积渣和出渣系统的出渣增加必要的监测手段，包括增加必要的炉膛看火孔，以便检查锅炉结渣情况。 7.制造厂应对不符合安全要求的厂房结构、安全设施、通道、门、走、平台和扶梯等进行改进，如大门不能采用卷帘门，看火孔附近要有平台等。 8.切实加强燃煤管理。 电力部和其他上级有关部门应共同解决锅 炉燃煤的定点供应问题。电厂要加强对入厂煤、火炉煤的煤质分析和管理，完善配煤管理技术。9.电厂应严格执行运行规程，加强对锅炉的运行分析和管理工作。应及时提出锅炉运行情况的分析意见和异常工况的应急措施。10.对事故中波及的设备和部件进行仔细的检查。恢复运行前必须进行炉内空气动力场和燃烧调整试验。

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乌石油化热电厂 #3 汽轮发电机组 “2.25”特别重大事故详细原因分析

一、事故经过：

1999 年 2 月 25 日，乌石化热电厂汽机车间主任薛良、副主任顾宗军与汽机车间 15 名工人当班，其中 3 号汽机组由司机曹磊、副司机黄汉添和马新俊值班。 凌晨 1 时 37 分 48 秒，3 号发电机——变压器组发生污闪，使3号发电机组跳闸，3 号机组电功率从41MW 甩到零。汽轮机抽汽逆止阀水压联锁保护动作，各段抽汽逆止阀关闭。转速飞升到3159r/min 后下降。曹磊令黄汉添到现场确认自动主汽门是否关闭，并确认转速。 后又令马新俊启动交流润滑油泵检查。薛良赶到 3 号机机头，看到黄汉添在调整同步器。薛良检查机组振动正常，自动主汽门和调速汽门关闭，转速 2960r/min，认为是污闪造成机组甩负荷，就命令黄汉添复位调压器，自己去复位同步器。由办公室赶至 3 号机控制室的顾宗军，在看到 3 号控制屏光字牌后(3号机控制盘上光字牌显示“发电机差动保护动作”和“自动主汽门关闭”)，向曹磊询问有关情况，同意维持空转、开启主汽门，并将汽机热工联锁保护总开关切至“退除”位臵。随后顾宗军又赶到3号机机头，看到黄汉添正在退中压调压器，就令黄汉添去复位低压调压器，自己则复位中压调压器。黄汉添在复位低压调压器时，出现机组加速，机头颤动，汽轮机声音越来越大等异常情况(事后调查证实是由于低压抽汽逆止阀不起作用，造成外管网蒸

汽倒流引起汽轮机超速的)。薛良看到机组转速上升到 3300r/min 时，立即手打危急遮断器按钮，关闭自动主汽门，同时将同步器复位，但机组转速仍继续上升。薛良和马新俊又数次手打危急遮断器按钮，但转速依然飞速上升，在转速达到 3800r/min 时，薛良下令撤离，马新俊在撤退中，看见的转速为 4500r/min 。约 1 时 40 分左右，3号机组发生超速飞车。随即—声巨响，机组中部有物体飞出，保温棉渣四处散落，汽机下方及冷油器处起火。 乌石化和热电厂领导迅速赶至现场组织事故抢险， 并采取紧急措施对热电厂的运行设备和系统进行隔离。于凌晨 4：20 将火扑灭，此时，汽轮机本体仍继续向外喷出大量蒸汽， 当将 1.27MPa 抽汽外网的电动门关闭后，蒸汽喷射随即停止。

二、事故原因：

（一）1.27MPa 抽汽逆止阀阀碟铰制孔螺栓断裂使阀碟脱落，抽汽逆止阀无法关闭，是机组超速飞车的主要直接原因。

（二）运行人员在发电机差动保护动作后，应先关闭抽汽电动门后解列调压器，但依据制造厂资料编制的规程有关条款模糊不清，未明确上述操作的先后顺序，造成关闭抽汽电动门和解列调压器的无序操作，是机组超速飞车的次要直接原因。

（三）在事故处理中，司机曹磊在关闭抽汽电动门时没有确认阀门关闭情况，低压抽汽系统实际处于开启状态，使之与阀碟脱落的低压蒸汽逆止阀形成通道，是1.27MPa 抽汽倒流飞车的间接原因。

三、事故原因分析： 为分析原因，调查组反复多次进行了以下工作：

1、现场观测、取证；

2、查阅和分析原始记录、数据和资料；3.对事故当事人进行询问和笔录；4.解体设备；5.对关键设备和电汽机热工保护系统进行试验和测试；6.综合分析讨论。结果如下： (一)通过对事故当事人的调查表明，3 号机超速飞车是发生在复位低压调压器时。 根据对 1.27MPa 抽汽逆止阀解体检查和鉴定结果证实： 抽汽逆止阀铰制孔螺栓断裂，阀碟脱落，致使该逆止阀无法关闭。证实3 号机超速飞车是由于逆止阀无法关闭，造成1.27MPa 蒸汽倒汽引起。1.机组在保护动作后，自动主汽门、调速汽门关闭，转速升到 3159r/min 后，最低转速降至 2827r/min，历时约 3 分钟，这说明自动主汽门、调速汽门是严密的，该调节系统动作正常。 2.发电机差动保护动作，机组转速上升到 3159r/min，后降至最低时 2827r/min； 机组挂闸， 开启自动主汽门， 此时同步器在 15.6mm， 高压调速汽门没有开启，解列调压器，转速飞升到 3300r/min；打闸后，自动主汽门关闭，转速仍继续上升，最后可视转速为4500r/min； 经现场确认：自动主汽门和高压调速汽门关闭严密。说明主汽系统对机组超速没有影响。3.通过现场设备解体检查确定：4.02MPa 抽汽逆止阀严密。4.02MPa 蒸汽无法通过中压抽汽管道返汽至汽轮机。其它各段抽汽逆止阀经检查和鉴定均关闭严密。 (二)运行人员在发电机差动保护动作自动主汽门关闭后，未先确认抽汽电动门关闭就解列调压器，中压调速汽门和低压旋转隔板开启，因低压抽汽逆止阀无法关闭，致使 1.27MPa 抽汽倒汽至低压缸中造成机组超速飞车。 1.乌石化热电厂标准化委员会发布的《CC50--8.83/4.02/1.27 型汽轮机运行规程》规定，发电机差动保护动作，发电机故障跳闸和 汽轮机保护动作时， 应依照 7.12 款 7.12.2 条执行， 按故障停机处理。 故障停机处理步骤依照 7.1.3 款执行。该 7.1.3.7 规定：停止调整抽汽，关闭供汽门，解到列、低调压器。 2.乌石化热电厂标准化委员会发布的《CC50--8.83/4.02/1.27 型汽轮机启动运行规程》规定，汽轮发电机组负荷甩到零以后，调节系统不能维持空负荷运行，危急遮断器动作时，应依照 7.10.1 款 7.10.1.2 条中 d 项执行，解列中、低压调压器、关闭供汽门。此时，汽轮发电机组的状况与发电机差动保护动作后汽轮发电机组的状况完全相同，但

《CC50--8.83/4.02/1.27 型汽轮机运行规程》中的处 理规程却与之相抵触。 3.哈尔滨汽轮机有限责任公司为乌石化热电厂提供的《CC50--8.83/4.02/1.27 型汽轮机运行维护说明书/112.003.SM》， 对关闭供热门和解列中、低压调压器这两项操作的顺序未做出说明。 4.当发电机差动保护动作、发电机出口油开关跳闸时，电磁解脱阀动作，危急遮断滑阀动作，泄去自动关闭器油，自动主汽门关闭。 综合滑阀 NO.1 下一次脉动油泄去，增大高、中、低压油动机错油门下三路二次脉动油的泄油口。同时，由于发电机出口油开关跳闸，超速限制滑阀动作，直接泄去高、中、低压油动机错油门下三路二次脉动油使高、中、低压油动机加速关闭，以防止甩负荷时机组动态超速过大，使机组能可靠地维持空转。超速限制滑阀动作约三秒后自动恢复原位。与此同时，调压器切除阀也接受油开关跳闸信号而动作，泄去NO.2、NO.3 综合滑阀下脉冲油压，使其落至下止点，从而增大高压油动机滑阀下脉冲油排油口，高压油动机得以迅速关闭，有效地消除了调压器在甩负荷时出现的反调作用。但同时也减少了低压油动机下二次脉动油的泄油口和上述综合滑阀 NO.1 增大低压油动机错油门下二次脉冲油的泄油口的作用恰好相反。然而，哈尔滨汽轮机有限责任公司提供的《 CC50--8.83/4.02/1.27 型汽轮机调节保安系统说明书/112.002.SM》未对此做出说明，导致无法对低压旋转隔转板此时的 启闭状态进行确认，给使用单位乌石化热电厂的有关人员判定上述情况下低压旋转隔板的启闭状态造成困难，在编制该型汽轮机运行规程中针对上述情况进行事故处理的有关条款时，误认为低压旋转隔板处于开启状态， 因而无需对关闭电动抽汽门和解列调压器这两项操作规定先后顺序，给编制该型汽轮机运行规程造成误导。当发电机甩负荷时，汽轮机调节系统不能维持空负荷运行，危急遮断器动作时，也存在同样的问题。5.乌石化热厂标准化委员会在编写发布《CC50--8.83/4.02/1.27 型汽轮机运行规程》时，编写、审核和批 准 等 有 关 人员未就哈尔滨汽轮机有限责任公司提供的《 CC50— 8.83/4.02/1.27 汽轮机启动维护说明书 /112.003.SM 》 和 《 CC508.83/4.02/1.27 型汽轮机调节保安系 统说明书 //112.002.SM》上述内容向哈尔滨汽轮机有限责任公司提出疑义。 (三)3 号机低压抽汽逆止阀因铰制孔螺栓断裂阀碟脱落，使1.27MPa 外网蒸汽通过低压抽汽管道返到低压缸中，这是导致机组超速飞车的主要直接原因。在中低压调压器复位后，即机组在纯凝工况下，手打危急遮断器时，只能使自动主汽门和高压调速汽门关闭，中压调速汽门和低压旋转隔板不能关闭，无法将返汽量限制至最小，因而不能避免机组超速飞车。 (四)司机曹磊在出现“发电机差动保护动作”和“自动主汽门关闭”信号后，进行停机操作。在DCS 画面上关闭各段抽汽电动门，但没有对电动门关闭情况进行确认， 1.27MPa 蒸汽倒流至汽轮机低压 使缸成为可能(实际事故中1.27MPa 抽汽三个电动门均在开启状态)。(五)副司机黄汉添没有准确地向汽机车间主任薛良反映机组的真实情况。(六)汽机车间主任薛良和运行副主任顾宗军在事故发生时及时赶到现场是尽职尽责的行为。但违章代替司机与副司机操作，造成关闭抽汽电动门和解列调压器的无序操作。

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秦岭发电厂 200MW－5 号

汽轮发电机组轴系断裂的特大事故分析

一、事故概况及经过：1988 年 2 月 12 日 16 时 06 分，秦岭发电厂 200MW5 号汽轮发电机组，在进行提升转速的危急保安器动作试验时，发生了轴系断裂的 特大事故。轴系的 7 处对轮螺栓、轴体5处发生断裂，共断为 13 断，主机基本毁坏。1.该机组的基本情况：该机组的汽轮机系东方汽轮机厂 1983 年生产，出厂编号 14，为D05向D09过渡的产品，调节部套也作了改动；发电机系东方电机厂1984 年生产，出厂编号 84—12一6一20。机组于 1985年12 月13 日开始试运行，1988 年 2 月正式移交生产。截止1988 年 2 月 12 日事故前，机组累计运行 12517 小时， 检修 5988 小时，停运 461 小时，自停 59 次，危急保安器提升转速试验 6 次共31 锤次，机组最高达到转速 3373 转/分。2.事故过程概况： 这次提升转速的危急保安器动作试验是在机组于2 月 12 日 5 时 52 分 与电网解列后，用超速试验滑阀，在接近额定主蒸汽参数及一级旁路开启的情况下进行的。做 1号飞锤提升转速试验时，6 号机司机将 5 号机盘上转速表揭示 3228 转/分，误看为 3328 转/分，并手按集控室的停机按钮，使机组跳闸，但并未与机头的试验人员联系，致使他们误认为 1 号飞锤已经动作。在场人员提供，在做 2 号飞锤提升转速试验过程中，当机组转速升到 3302 转/分时，听到有类似于汽门动作的声音，试验人员误认为 2 号飞锤已动作，将超速试验手 柄放开，后确认 2 号飞锤并未动作。当转速降至 3020 转/分时，未发现异常，请示在场总工程师后，继续进行 2 号飞锤动作试验。根据在场人员的回忆，先听到升速叫声，看到副励磁机喷出灰尘，然后到一声闷响，发电机端部着火，此时一名民工腰部被残片击中，在东头的人员听到一声闷响后随即看到 1 号瓦盖翻起， 高压后汽封喷出蒸汽，试验人员跌倒。从听到升速叫声到发电机端部着火时间约 6 至 8 秒，在此期间，据在场人员称并未感到剧烈振动，个别人反映发电机端部着火后又有一声响。 电厂有关领导指挥广大职工和消防队员奋力扑火，火焰于 16 时 28 分扑灭，一人被残片击伤。

二、事故原因：分析这次事故是由油膜失稳开始的，突发性、综合性强烈振动造成的轴系严重破坏。该机组的轴系稳定性裕度偏低和机组转速飞升超速到 3500 转/分～3600 转/分是酿成这次事故的主要起因。它是一次综合原因引起的技术事故。

三、吸取教训采取措施：为防止秦岭 5 号机事故的重演，提高同类机组的可靠性，采取以下措施：1.改进调速系统设计，使其工作范围上限适当提高；改进超速试验，便于准确操纵，尽快对同类机组的调速器滑阀和超速试验进行一次普查，解决危急保安器的试验问题；提高超速保安装臵的动作可靠性；重视热工检测系统的配备，保证仪表的工作完好率，加强机组关键运行参数的监测、保护、记录和记忆。 2.研制稳定性良好的轴承，确定各轴承的合理相对标高，提高轴瓦的制造质量及安装工艺，研究轴系重要螺栓的必要预紧力与防松措施， 提高中低压转子接长轴的制造和安装质量， 制定运行机组的合理许可值。3.为从根本上采取有力措施，提高其运行的可靠性和安全性，建议列入“八五”重大攻关项目。

托克托电厂“8.16”检修高加烫伤事故分析

一、事故经过： 2006 年 8 月 16 日 20：59 托电维护项目部在进行#1 机组#2 高加检修工作中发生事故。事故发生时工作成员王金锋、杨桦正在拆#2 高加水侧人孔门，当人孔门密封盖临近拆下时高加内部 110℃热水将人孔门芯崩出，致使正在工作的工作成员王金锋、杨桦和地面监护的工作负责人冯少华三人被严重烫伤。 2006 年 8 月 16 日#3 高加检修结束后， 运行人员在高加投运注水过程中发现#2 高加水位偏高，经汽机点检员李占江确认#2 高加发生泄漏。2006 年 8 月 16 日 13：30 天津蓝巢检修托电维护项目部汽机队维护人员葛永生将#2 高加检修工作票送到主控室。16：25 工作负责人李斌检查#2 高加检修安全措施执行情况发现汽侧抽汽温度就地 表计显示为 138℃，便返回主控室通知主值徐旭东。徐旭东查看 SIS 系统：#2 高加汽侧温度为 110℃，水侧温度为 138℃。随后对检修工作票安全措施进行确认： 1、确认#3高加水侧入口管道放水至有压母管一次门(10LAB40AA001)、二次门(10LAB40AA002)，#1 高加水侧出口电动门前管道放水至有压母管一次门 (10LAB70AA401)、二次门 (10LAB70AA402)处于关闭状态。

2、#3 高加至#2 高加水侧管道放水门一次门(10LAB40AA401)、二 次门（10LAB40AA402）至无压管道地沟处有汽冒出，但没有响声。

3、将#2 高加汽侧事故疏水调整门前手动门（10LCH22AA001）、调整门后手动门（10LCH22AA002）打开。4、检查#3 高加水侧出口管排空气门（ 10LAB50AA501、10LAB50AA502） ，管口有少量冒汽。 17： 值长高峻山批准发出#2 高加检修工作票 J1R10608058 50 （见 附件六） ，工作负责人李斌。19：20 李斌办理检修工作成员变更手续， 检修工作成员变更为王金锋、冯少华、杨桦。李斌委托冯少华为临时 代理工作负责人。 办理完手续后工作负责人冯少华经询问主值徐旭东 #2 高加水侧无压力后，安排杨桦检查#2 高加无压放水门出口是否有水。杨桦检查后报告水量很小。冯少华下令开始拆除#1 机组#2 高加 人孔门工作。 20：59 在拆完人孔门四合环后用螺栓抽人孔门密封芯过程中门 芯突然崩出，同时大量热水喷出，将脚手架上作业成员王金锋和杨桦推出 12 米，地面工作负责人冯少华被水冲出了约4米。 冯少华立即跑到主控室通知运行 人员#2 高加人孔门崩了，大量热水将工作成员烫伤，请求尽快救人。 然后返回 6.8 米寻找两名工作成员。 因事故发生时脚手架将照明灯打破并引起照明变跳闸，#1 机组汽机房 6.8 米漆黑一片找不到另外两人。此时托电副总经理冯树理亲自带领运行人员找到杨桦，将杨桦和冯少华用救护车火速送往呼和浩特解放军二五三医院。 维护项目部也 派车将王金锋送往二五三医院。

二、事故应急响应： 事故发生后，大唐托电和维护项目部分别立即向各自领导报告。 维护项目部党委书记李阿勇等人陪同伤员赶往医院。 大唐托电公司党委书记郭殿奎、总工程师郭亚斌、安监部部长牛通彪、发电部书记兰瑜等人立即到二五三医院联系抢救工作。 医院派出急救车在途中迎接伤员。 22：50 救护车将伤员送到二五三医院，医院组成了以院长为首的抢救小组，对伤员进行诊断和救治。大唐托电又联系北京304医院专家赶到二五三医院参与制定治疗方案。经初步诊断：冯少华：1)全身大面积特重度烧伤（体表烧伤面积 28﹪，深 2度 28﹪） ；2)低血容量性休克；3)吸入性损伤（轻度）。杨桦：1)全身大面积特重度烧伤（体表烧伤面积 95﹪，深2度 40﹪，3 度 55﹪）；2)低血容量性休克；3)吸入性损伤（中度）；4）腰三椎体变形见清晰骨折。 王金锋：1)全身大面积特重度烧伤（体表烧伤面积 90﹪，深2度 40﹪，3 度 50﹪）；2)低血容量性休克；

3)额面部创伤；4)吸入性 损伤（中度） 。 二五三医院确定了治疗方案，对伤员按照抗休克和抗感染分阶段 治疗。8月17日11 时王金锋开始异体植皮手术，17 时手术完成，转入重症监护室。8月17日18：30 杨桦开始异体植皮手术，23 时手术完成，因伤势较重安排在悬浮床治疗。二人植皮面积 17000 ㎝ 2，冯少华伤势相对较轻没有进行植皮手术。目前冯少华基本脱离生命危险，杨桦和王金锋已度过休克期，但 是还需要经过感染期才能脱离生命危险。 8月17 日维护项目部成立了事故调查工作组、对外协调工作组 和生产稳定工作组。安排 9 人配合医院护理伤员，并于 8 月17日上午通知三人家属赶到呼和浩特二五三医院。 蓝巢检修公司副总经理沈 宏强和项目部党委书记李阿勇向家属介绍了事情经过和伤员伤势，安抚家属留在呼和浩特配合医院治疗。 项目部副经理孙胜春组织事故现 场勘察取证和事故分析。8 月 16 日 23 时项目部副经理孙胜春及相关人员参加托电公司组织召开的事故分析会。8 月 17 日 6 时现场清理完毕，恢复正常生产。

三、事故调查

1、托电#1 机组高加系统介绍。 托电#1 机组为日本日立机组，三台高加（德国 BDT 生产卧式 U 型管式）布臵方式是东西走向，水侧人孔在西侧。#1 高加位于汽机房 21 米层，水室出口侧在 13.7 米设臵放水门和排空气门，#2 高加 位于汽机房 6.8 米层，水室入口侧在 0 米 C 列墙处设臵放水门，放水 到地沟，是三台高加最低的放水点，#3 高加位于汽机房 13.7 米层，水室入口侧在 6.8 米层设臵放水到有压母管的放水点。 检修时高加解列，高加系统导旁路运行。高压给水由#

1、#

2、#3 三台高加串联组 成，中间没有隔离阀门，给水由#3 高加经#2 高加、#1 高加流向省煤器（具体布臵见附件四）高加水室人孔门采用自密封门 。（见附件五），密封门芯由门口四合环定位，通过6条螺栓与门盖拉紧。运行时，压力越高密封越好。拆卸时先松开 6 条拉紧螺栓，取下四合环，再用螺栓将人孔门芯和密封垫一 起拉出。

2、#2 高加检修工作安全措施及执行情况。工作地点：#1机6.8 米#2 高加处。工作内容：#1 机#2 高加 10LAD20AC001 水室查漏并检修 。 应进行的安全措施及执行情况：（1）将高加水侧倒至旁路系统运行，先隔离汽侧，后隔离水侧；即汽侧隔离：1）关闭#1 机一段抽汽电动门(10LBQ10AA001) 并拉开电源开关。 2）关闭#1 机二段抽汽电动门(10LBQ20AA001) 并拉开电源开关。 3）关闭#1 机三段抽汽电动门(10LBQ30AA001) 并拉开电源开关。 4）关闭#1 机一段抽汽逆止门(10LBQ10AA002)。 5）关闭#1 机二段抽汽逆止门(10LBQ20AA002)。 6）关闭#1 机三段抽汽逆止门(10LBQ30AA002)。 从开始检修#3 高加至检修#2 高加这段时间高加汽侧一直没有投 运。经过措施确认二段抽汽电动门(10LBQ20AA001)微内漏。 水侧隔离： 7）打开#1 机高加旁路电动门（10LAB41AA001） 。 8）关闭#1 机#3 高加入口电动门（10LAB30AC001） ，拉开电动门 的电源。 9）关闭#1 机#1 高加出口电动门（10LAB10AC001） ，拉开电动门 的电源。10）关闭#1 机#3 高加入口电动门旁路手动门（10LAB40AA005）。11）关闭#1 机#1 高加出口电动门旁路手动门（10LAB70AA002） 。 #3 高加检修完毕后，准备恢复措施投运高加，在高加水侧注水 中发现#2 高加泄漏，接着又进行高加隔离给水走旁路。（2）将高加汽、水两侧放水、消压为零。（具体系统见附件一） 水侧放水、消压为零：1）开启 #1 机 #3 高 加 至 #2 高 加 给 水 管道放水一次门 （10LAB50AA401）。执行情况：应全开实际开度为 1/42）开启#1机#3 高加至 #2 高加给水管道放水二次门 （10LAB50AA402）。执行情况：应全开实际开度为 1/4 3）开启#1机#3 高加水侧出口管道放空一次门（10LAB50AA501）。执行情况：应全开实际开度为 1/4 4）开启#1 机#3 高加水侧出口管道放空二次门（10LAB50AA502） 。 执行情况：应全开实际开度为 1/4 以上隔离由于放水、

放空，措施做的不到位，没有将高加内介质 放尽，也未将温度降至规程规定值（50℃以下） 汽侧放水、消压为零：（系统图见附件

二、三） 1）关闭#1 机#2 高加正常疏水调门前手动门（10LCH21AA001） 。 2）关闭#1 机#2 高加正常疏水调门后手动门（10LCH21AA002）。3）关闭#1 机#1 高加正常疏水调门前手动门（10LCH10AA001）。4）关闭#1 机#1 高加正常疏水调门后手动门（10LCH10AA002）。5）关闭#1 机#2 高加事故疏水调门前手动门（10LCH22AA001） 。 6）关闭#1 机#2 高加排汽至除氧器手动门（10LCH26AA001）。7）关闭#1 机#2 高加汽侧充氮手动门（10LAD20AA018）。8）关闭#1 机#2 高加连续排汽手动门（10LAD20AA003） 。 在发票前应打开#2 高加事故疏水调门及前、后手动门将汽侧水 放干净后再关闭，以上措施已经执行。（3） 三台高加汽、水侧内部介质的监视情况 1）高加水侧就地无压力、温度、液位监视，主控室有温度监视 （通过 sis 画面） ，没有压力、液位监视。 2）高加汽侧就地有压力、温度、液位监视，主控室有压力、温度、液位监视（通过 sis 画面）。所以说要判断高加水侧内部是否有 压力，只有通过逐渐开大高加水侧至无压放水门后，观察放水口是否 放水增大或响声增大，通过此操作才能断定高加水侧是否有压、有积水。

3、现场勘察情况。（1）现场勘察发现#2 高加人孔门芯连同检修用脚手架在撞击两根管道后，被喷出的汽水推出约 12m 左右。将 6.8m 层#2 高加西侧照 明灯架全部击碎， 同时将二段抽汽管道弯头处及锅炉上水泵至除氧器 上水管道立管保温外护全部击损。由此现象可以推断事故发生时#2 高加内部仍有大量热水和一定压力。（2）在现场重新核对运行所做安全措施过程中发现，#3 高加至 #2 高加水侧管道放水门及#3 高加水侧出口管道排空门开度只有全开 时的 25%左右（阀门全开门杆应外露 8 扣，实际门杆只外露2扣）。说明放水门没有全开，放水量极小。

4、相关人员调查（1）经询问工作负责人李斌，在工作票发出前，李斌与当值运行人员罗时光共同到#3 高加至#2 高加水侧管道放水门（#1 机 0m）处，落实放水门是否仍有排水，当时只看到放水门处有排汽现象。随后运 行人员罗时光用专用工具将放水门开大， 由于李斌当时与操作人员距离较远，未看清操作人员将放水门开大多少。（2）具罗时光自述，在确认#3 高加至#2 高加水侧管道放水门措 施时发现有蒸汽冒出后，将放水门开大约 1 圈左右，发现汽量增大， 随停止操作，用对讲机报告主值徐旭东现场实际情况后离开#1 机 0m 进行其它操作。（3）具徐旭东自述，在接到罗时光报告“#3高加至#2 高加水侧 管道放水门开大后排汽量增加”的信息后，直至工作票许可开工未对 该情况做任何措施。（4）经询问临时工作负责人冯少华，在办理完工作负责人委托手续后，询问主值徐旭东“高加水侧是否有压力”，徐旭东回答“无压力可以进行工作”。随后冯少华又要求工作班成员杨桦落实 0 米至无压放水门是否有水，杨桦去就地确认后向冯少华报告说水量很小，于是三人开始进行#2 高加人孔门拆除工作。

大唐洛阳热电公司“1〃23”人身死亡事故的通报

2007 年 1 月 23 日 7：45 分，大唐洛阳热电公司发生一起煤垛坍塌、推煤机从煤垛上翻落，造成操作人员死亡的事故。有关情况通报如下：

一、事故经过： 23 日 7：45 分，燃料管理部职工王某某（男，52岁），到车库将#2 推煤机开出，准备到煤垛上对汽车煤进行整形工作。 7：55 分左右，在推煤机即将行驶到煤垛顶部时，道路右侧（斗轮机侧）煤垛坍塌，致使推煤机倾斜翻入煤堆下面，落差约 6 米，推煤机翻倒后，坍塌下来的煤将推煤机埋在下面。正在煤垛下面捡石头 的卸煤人员发现情况， 立即组织人员进行抢救， 由于严重外伤和窒息， 经医院抢救无效死亡。

二、事故暴露出的问题： 目前，事故调查工作正在进行中。虽然事故经过比较简单，但暴 露出该厂安全生产管理许多深层次的问题。 1.厂领导班子没有牢固树立“安全第一”的思想，在组织、布臵工作时，没有同时组织、布臵安全工作。 2006 年底该厂进行了全员竞争上岗，但对“三定”过程中人员思想波动、管理和工作岗位有序过渡等可能对安全生产带来的负面影响认 识不足，在工作安排上没有统筹兼顾，缺乏确保安全生产有序进行的对策措施。 2.管理松懈。死者王某某系2006 年 12 月 24 日从计量班轨道衡值班员竞聘煤场管理及推煤机司机。 在未经新岗位安全教育培训、考试，在尚未取得特种作业操作合格证的情况下，能够从车库中 将车开出，并单独驾驶作业，这是一起严重违反劳动纪律的行为，表明该厂管理松懈，规章制度对员工缺乏约束力，员工遵章守纪意识淡薄。 3.生产组织工作不细、不实。由于斗轮机的取煤方式存在问题，至23日早晨，汽车煤煤垛斗轮机侧已经形成了 10 米高、几十米长、近九十度的边坡，严重违反安全工作规程关于“避免形成陡坡，以防坍塌伤人”的要求，随时可能出现煤垛坍塌，为事故的发生留下隐患。 这种现象暴露出生产组织上考虑不细致，没有针对煤场的具体情况安排作业方式，存在着随意性。 4.安全教育培训工作需要加强。该厂对已经发生的事故教训麻木不仁，没有认真吸取“12〃9”人身重伤事故（集团公司安全情况通报 2006 年第五期）教训，对通报中强调 要严肃转岗人员的安全教育培训、考试工作，在该厂的全员竞争上岗工作中，没有落实。对车间、部门内部岗位变动人员的新岗位安全教育培训和考试工作没有统一安排和部署， 导致这些人员对新岗位安全生产风险辨识能力不足。

三、相关要求： 根据事故暴露出的问题，结合目前安全生产形势特点，集团公司要求如下： 1.各单位要立即组织开展一次安全检查。 按照集团公司安全生产 一号文件和工作会议部署，重点检查各级领导的思想认识，是否真正把安全摆到重要位臵，并认真部署谋划各项工作；重点检查输煤、除灰、脱硫等附属车间的安全隐患，检查外包工程及外委队伍，是否按照集团公司的要求实施管理；重点检查商场、俱乐部等人员聚集场所的消防及安全防护设施，确保不发生恶性事故；重点检查各项防寒、防冻的措施是否到位，确保安全可靠地供电、供热。 2.各单位必须 严格执行集团公司《安全生产工作规定》的要求，对于转岗人员、进 入生产现场的外包人员、多经企业人员，必须实施安全教育和培训， 熟悉设备系统，掌握操作技能，并经考核合格后上岗。考试不合格的人员，不得上岗。 3.各单位必须加强特种设备与特种作业人员管理。 特种设备必须按期进行检测、检验，并取得相应的合格证书或使用许可证。对厂内机动车辆等，必须实施统一的调度管理，严禁无证人员驾驶。学员必须经过新岗位的安全教育培训、考试后方可跟班学习， 严禁单独作业。

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

1、事故经过 2005 年 10 月 15 日，华能榆社电厂正值#4 机组 D 级检修，#02 启备变接带 6kVⅣA 段母线运行，6kVⅣB 段母线检修清扫。14 日 22 时，电气检修配电班 6kVⅣB 段母线清扫工作结束，压回工作票。14 日 22 时 10 分，#4 机副值田宇军（男、25 岁）、巡操员郝润旺（男、33 岁）进行 6kVⅣB 段由检修转冷备操作，于 14 日 22 时 50 分持票 开始操作，在拉出 64B 开关间隔接地小车时，开关柜钥匙拨不出，联系电气检修人员进行处理，23 时 50 分 64B 间隔 D3 接地小车钥匙处理好。15 日 00 时 15 分副值田宇军监护，巡操员郝润旺持操作票再次进行 6kVⅣB 段由检修转冷备的操作。15 日 0 时 41 分，#02 启备变 140 开关、604A 开关跳闸，110kV 系统母联 130 开关 跳闸， #02 启备变保护屏 “6kVⅣB 段母线复合电压过流保护、限时 速断保护”“02#启备变复合电压过流保护”保护动作信号发出。随即巡操员郝润旺被电弧烧伤衣服着火冲进集控室，告知田宇军也被烧伤，运行人员紧急赶至机 6.3 米时与已跑出 6kVⅣ段配电室的田宇军相遇，值长当即联系救护车辆和医务人员，护送郝润旺、田宇军前往医院进行救治。经检查郝润旺总烧伤面积 95%，深二度至三度 65%， 浅二度 30%；田宇军总烧伤面积 95%，二度 15%，三度 80%。10 月 19 日 11 时 30 分田宇军伤情恶化，经抢救无效死亡。11 月 1 日，郝润旺伤情恶化，在北京抢救无效死亡。

2、原因分析： 事故现场检查情况： 6kVⅣB 段 604B（6kVⅣB 段备用电源）开关后柜下柜门被打开放 臵在地上，柜内母线连接处绝缘护套被拆下，柜内两处钢板被电弧烧 熔，604B 后下柜内、后部墙上漆黑，相邻 64B（6kVⅣB 段工作电源） 开关柜、6410 转接柜后柜窥视镜被烧熔，柜门发黑，现场遗留扳手、摇表，摇表上下结合处爆开，604B 后柜下柜门上防误闭锁装臵一颗 螺丝被拧下，另一颗螺丝拧松，锁孔片脱开，同时现场遗留有被烧损 的对讲机、手机等物。 因两位当事人死亡，具体操作过程不能准确得知，但根据事故现场可基本判定： 田宇军、郝润旺二人在拉开 6kV ⅣB 段工作电源 64B 间隔封装的接地小车后走至柜后，本应在 64B 后 柜上柜处测量绝缘，二人未认真核对设备名称编号，却误走至相邻的 6kVⅣB 段备用电源 604B 开关后柜，打开下柜门。打 604B 开关后柜 下柜门时， 在拧开下柜门两边 6 条螺丝的同时将下柜门上防误闭锁装 臵一颗螺丝拧下，另一颗螺丝拧松，致使防误闭锁锁孔片脱开，防误闭锁装臵失效，强行解除防误闭锁装臵。在打开后柜的下柜门后接着打开母线连接处绝缘护套，未用验电器检查柜内是否带电，就直接开始测量绝缘，造成短路放电。电弧将 2 人面部、颈部、手臂灼伤，同时将衣服（工作服不符合要求）引燃，自救不及时，造成了身体其他 部位烧伤。

3、事故性质： 经调查认定，此次人身死亡事故是一起电气运行人员走错带电间隔，违章操作的恶性责任事故。 事故责任单位：华能榆社发电有限责任公司。 事故暴露出华能榆社电厂安全责任制落实不到位，安全管理不落实、不细致、不深入，日常安全管理存在漏洞，运行管理不严格，人员培训不到位，运行人员安全生产技能和安全意识薄弱，规程执行不严肃。

王滩发电公司“6.10”电气误操作事故分析报告

一、事故前运行方式： #2 机组运行，负荷 300MW；#1 机组备用。#2 机组 6kV 厂用 A、B 段由#2 高厂变带，公用 6kV B 段由#2 高公变带，公用 6kV A 段由公用 6kV 母线联络开关带；化学水 6kV B 段母线由公用 6kV B 段带，化 学水 6kV A 段母线由母联开关 LOBCE03 带，6kV A 段公用母线至化学 水 6kV A 段母线电源开关 LOB 张家港沙洲电力有限公司内部资料50 CE05 在间隔外，开关下口接地刀在合位。化学水 6kVA 段进线刀 闸 LOBCE01 在间隔外。

二、事故经过： 2006 年 6 月 10 日，前夜班接班班前会上，运行丙值值长周〓〓根据发电部布臵，安排#1 机组 人员本班恢复化学水 6kV A 段为正常运行方式，即将化学水 6kV 母线 A、B 段分别由公用6kV A、B 段带。接班后，#1 机组长侯〓〓分配副 值李金从电脑中调取发电部传给的操作票，做操作准备，但未找到对 应操作的“标准”操作票，侯又查找，也没查到，调出了几张相关的 系统图并进行打印。 19：40，侯〓〓带着李〓〓与值长报告后便带 着化学水 6kV 系统图前往现场操作，值长同意（没有签发操作票） 。 侯〓〓、李〓〓二人首先到公用 6kV 配电间检查公用 6kVA 段至化学 水 6kVA 段 LOBCA05 开关在间隔外， 从电源柜后用手电窥视接地刀闸， 认为在断开位（实际接地刀闸在合位，前侧接地刀机械位臵指示器指 示在合位，二人均未到前侧检查） 。随后，侯〓〓、李〓〓二人到化 学水 6kV 配电间， 经对 6kV A 段工作电源进线刀闸车外观进行检查后， 由侯〓〓将刀闸车推入试验位臵， 关上柜门， 手摇刀闸车至工作位臵， 摇动过程中进线刀闸发生“放炮”。

三、造成的后果 刀闸放炮后，引起厂前区变、输煤变、卸煤变、输煤除尘变低压开关跳闸，但未对运行机组造成不良影响。至 22：10，运行人员将掉闸的变压器和化学水 6kV B 段母线恢复送电，系统恢复运行。化学 6kV A 段工作电源进线刀闸因“放炮”造成损坏，观察孔玻璃破碎，风扇打出，解体检查发现刀闸小车插头及插座严重烧损。 刀闸放炮弧光从窥视孔喷出，造成操作人候〓〓背部及右手、大臂外侧被电弧烧伤，烧伤面积 12％，其中3 度烧伤约 4％，住院进行治疗。 本次已构成恶性电气 误操作事故，打断185 天的安全生产记录，同时造成一起人身轻伤事故。

四、原因分析：

1、执行本次电气操作中没有使用电气操作票。候〓〓、李〓二人执行本次电气操作， 因没有从电脑中查到相应的 “标准”操作票（发电部以前下发的），也没有填写手写操作票，临出去操作前仅打印了几张相关的电气系统图，在图纸背面写了几步操作程序，事后检查发现，计划操作步骤非常不完善，且有次序错误。实际执行操作时，也没有执行自己草拟的操作步骤。候〓〓、李〓二人去执行电气操作任务，操作人和监护人分工不明确，执行过程中对各操 作步骤未执行唱票、复讼、操作、回令的步骤，未能发挥操作人、监护人的作用；自行草拟的操作步骤次序混乱，不符合基本操作原则。 因此，运行人员未使用操作票进行电气操作是本次事故的主要原因。

2、候〓〓、李〓二人执行本次电气操作任务前，不仅没有编写操作票，也未进行模拟预演；在检查LOBCA05 开关接地刀的位臵时从盘后窥视孔进行窥视不易看清，柜前的位臵指示器有明显的指示没查看， 检查设备不认真；设备系统长时间停运，恢复前未进行绝缘测量，严重违反电气操作的基本持续。 化学6kVA 段母线通过联络开关处于带电状态，其进口电源开关和刀闸断开，电源开关接地刀在合位（检修状态），在恢复系统的过程中，因操作次序错误，在操作 LOBCE01 从试验位臵推入到工作位臵的过程中，发生短

路放炮。因此，操作人 员未对所操作的系统状态不清、操作次序错误是事故的直接原因。

3、运行岗位安全生产责任制落实严重不到位。机组长执行电气操作不开票、不进行危险点分析，严重违反《电业安全作业规程》和公司“两 票”规定，值长做为当值安全生产第一责任者，对本值操作监管不到位，自己安排的电气操作，没有签发操作票便同意到现场执行操作， 因认为候〓〓是本值电气运行资力最深的人员，用“信任”代替了规 章制度和工作标准，安全意识淡泊，未发挥相应的作用，使无票操作行为得以延续。值长对电气操作使用操作票认识不足，对操作前没有 进行模拟预演未引起重视，未起到有效的保证作用，也是造成本次事故的主要原因之一。

4、辅控系统五防闭锁装臵不完善，刀闸没有机 械防误闭锁装臵，拟改进的辅控微机五防装臵尚未实施，不能达到本质安全的条件， 不满足公司有关五防要求， 未实现系统性防止误操作。

五、暴露的问题：

1、公司由基建到生产的转型、规范过程中，安全 生产管理不扎实，尤其是两票三制执行上效果不佳，只注重了制度和 标准体系的建立，贯彻和落实效果差，措施不利、管理手段不足，有断档、脱节现象。各级安全生产责任制落实严重不到位，未能真正实现安全生产责任制“横到边、纵到底” ，与集团公司和大唐国际的要求存在较大差距。 公司对屡次发生的两票问题以及执行岗位职责不 到位的事件重视不够，处理力度不足。

2、发电部运行管理存在严重 的不到位现象，做为运行管理的主管部门，对执行公司规章制度和有 关两票三制缺乏有针对性的手段和措施， 对月度安全生产分析会提出 的问题和安全检查问题整改行动迟缓。

3、值长安全生产意识差，运 行操作把关不严，现场管理不到位，本值生产工作中存在严重的随意性行为，违反了操作票管理制度和安全生产“五同时”原则。

4、运 行人员安全作业意识不强，对执行操作票制度认识不高，存在“无票 作业”的严重违章现象。运行人员技术水平低，对系统的状态掌握不 清，缺乏基本的送电操作常识，同时暴露出运行培训存在的不足

5、发电部运行规程不完善，对辅控 6kV 系统电气倒闸操作规范不足，技术支持不到位，技术管理不完善。

6、LOBCA05 开关接地刀在合上位 臵是#2 机组小修中“6.3kV 公用母线停电小修及高压试验”工作安全措施之一，5 月 16 日运行人员收票时没有恢复系统备用，没有恢复全部安全措施，在工作票备注栏注明 “因有其他工作， 接地刀未拉开， 系统未恢复”，违反电气工作票使用规定，运行日志没有进行记录。再次暴露出运行管理中的随意性和管理缺陷， 给本次事故的发生埋下 了祸根。发电部了解到化学水 6kV A 段未恢复的情况后，于5月21日要求运行值班人员恢复系统到正常运行方式， 同时写了一份操作票 传给运行值长，经多日各值都没有执行，运行指挥、执行中断，监督督办不到位。

7、事故调查分析过程中，检查化学 6kVA 段母线联络开关 LOBCE 过流保护未投，且保护定值与定值单不符，致使 B 段电源 开关越级跳闸。反映出技术监控管理不到位和设备点检不到位的问 题，同时也暴露出化学系统设备移交生产存在地漏洞。

六、防范措施和应汲取的教训：

1、6 月 14 日，全公司召开安全生产特别会议， 通报“610 事故”的初步调查分析情况，提出安全生产的措施和要求，王滩发电公司生产、安监全体人员，各管理部室高级主管以上人员，各生产外协承包单位班长以上人员参加会议。深刻剖析本次事故发生的根源，认真吸取事故教训，狠抓安全生产责任制的落实，解决管理松懈、要求不严、执行力差、标准不高等问题，坚决刹住无票作业和违章作业的不良行为。会后，全公司范围安排安全活动日专项活动，展开深入讨论，人人谈体会、定措施。

2、开展一次安全生产规章制度宣惯活动，认真学习和领会集团公司和大唐国际有关安全生产的制度体

系， 提高生产人员对制度的了解和理解，提高执行章制的自觉性。结合章制宣惯，全公司开展一次 “两票三制”专项整治行动，再次对照集团公司、大唐国际安全生产 一号文，结合安全生产会议精神和安总提出的重点工作要求，结合安 全生产月各项活动安排和集团公司 “安全质量专项治理” 活动，“三以对”的方式全面查找王滩发电公司安全生产各环节、各层次存在的不足，提高整治力度，提高全员安全生产意识和责任感，掌握安全生产 管理的要领，努力在短时间内消灭各种违章行为。

3、加强运行人员技术培训，提高运行人员技术素质。开展一次针对辅控系统电气操作的全员实际演练考核。充分利用学习班时间有计划地安排培训内容， 尽快使全体运行人员能够适应岗位技术要求。

4、加强运行技术支持能力的提高，抓紧系统图和运行规程的修编完善工作，规范各种运行 操作，减少由值班人员自行安排操作程序所带来的意外事件的发生。

5、加快辅机系统微机“五防”闭锁装臵的改造，从本质上解决安全生产的物质条件， 实现本质安全。

6、采取管理责任上挂的考核机制， 将安全生产责任部门负责人考核提到公司直接考核。 安全生产监督考核实行即时考核公示制， 对发生的各种违章现象和不安全事件进行即时考核合公示，增强警示效果。

7、对全厂保护进行一次普查，进一步完善二次系统防“三误”措施，保证全厂保护装臵正确投入。

8、加快运行管理支持系统的投用，完善两票管理手段。

七、责任分析

1、#1 机组长候〓〓负责执行本次电气操作任务，不使用操作票进行电气操作， 严重违反安全作业规程和两票管理有关规定； 在无票操作中，操作程序错误、检查设备不认真，缺少必要的绝缘测量步骤，未能正确判断设备系统的真实情况，执行操作不认真；安全意识淡泊、随意性大，无票操作的同时，也没有进行危险点分析；进行现场操作时， 侯、李二人分工不明确，侯本应是监护人，但在操作过程中又干了操作人的工作。因此，#1 机组长候〓〓是本次事故的直接和主要责任者。

2、李〓是替班副职，在本次操作中应是操作人角色，在与机组长一起进行电气操作操作过程中，没有起到应用的作用，对执行的任务心中没数；操作过程中，对违反相关制度现象认识不足，只按机组长的指令盲目执行。做为操作人员，李〓对本次事故负有次要责任。

3、值长周〓〓做为当值得安全生产第一责任者，承担着当值得安全发供电的领导职责，安排运行操作任务时， 违反了安全生产 “五同时” 原则，没有及时发现和制止电气操作无票作业；安全意识差，思想存在随意性，凭感觉做事，认为本值“最高水平”的电气专业出身的机 组长可以无票作业、不会发生意外，存在严重的失职现象。因此，周〓〓也是本次事故的主要责任者之一，并负直接领导责任。

4、运行人员工作存在很大的随意性，本次发生的事故，暴露出运行管理多层次的缺陷和不足，暴露出发电部管理不到位、措施不得 力的问题，未能将公司各项规章制度进行有效的宣惯；从机组长候印平和副值李金的表现发现，运行人员的技术业务素质存在严重不足，暴露出生产准备、运行岗位技术培训存在不足，对运行人员学技术激励不够。发电部做为运行管理的主管部门，对本次事故负有不可推卸的责任，部长赵玉龙、副部长均负有直接管理责任。

5、5 月 16 日，运行人员收回检修电气第一种工作票时， 运行当班机组长孟〓〓违反电气工作票管理规定，在没有拆除接地线的情况下终结了工作票，也没有将详细情况在运行日志中进行记录，留下了事故的隐患，调查过程中说不出适当理由； 运行高级主管吕〓〓发现系统工作票终结而开关未恢复正常方式后，于 5 月 21 日要求前夜班运行值恢复系统，但 运行人员并未执行，到 6 月 10 日，再次要求运行人员恢复系统，期间系统长时间处于不正常的运行状态， 专业督办力度不足， 管控不利。 因此，孟

〓〓、吕〓〓对本次事故负有一定责任。

6、本次恶性电气误操作事故的发生，问题发生在基层，根源在公司管理。本次恶性电气误操作事故发生，暴露出王滩电厂安全生产责任制没有得到有效落实；暴露出安全生产基本管理制度不能可靠执行；暴露出安全管理工作缺乏横到边、纵到底的管理手段；也暴露出员工培训工作中现场操作技能培训缺位的问题， 公司领导对本次事故的发生负有相应的领导责任。

八、对事故责任者的初步处理意见 对事故责任者按本公司安全生产奖惩规定公司进行处理， 公司领导按干部管理权限请大唐国际进行处理。

～～～～～～～～～～～ ～～～～～～～～～～～ 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

2002年 10 月 16 日 14 时 14 分，大同二电厂 5 号机组在小修后启机过程中， 在进行主油泵和高压启动油泵的切换时由于运行人员误操作，发生烧瓦恶性事故。

一、事故经过 2002 年 10 月 16 日，5 号机组小修后按计划进行启动。13 时机 组达到冲转条件，13 时43 分达到额定转速。司机在查看高压启动油泵电机电流从冲转前的 280A 降到 189A 后于 13 时 49 分盘前停高压启动油泵，盘前光子牌发“润滑油压低停机”信号，机组自动掉闸，交流润滑油泵联启。 运行人员误认为油压低的原因是就地油压表一次门未开造成保护动作机组掉闸，因此再次挂闸。14 时14 分，在高压启动油泵再次达到 190A 时，单元长再次在盘前停高压启动油泵。盘前光子牌再次发“润滑油压低停机”信号，由于交流润滑油泵联启未复 归，交流润滑油泵未能联启，汽轮机再次掉闸。单元长就地检查发现五瓦温度高，油挡处冒烟，司机盘前发现

六、七瓦温度高至 90℃，立即破坏真空紧急停机处理。事故后经检查，发现

二、

五、

六、七瓦下瓦乌金不同程度烧损。五瓦处低压轴封轻微磨损，油挡磨损。解体检查高压启动油泵出口逆止门时发现门板无销轴。

二、事故原因 “10〃16”事故是一起由于人员误操作引发的一般恶性事故，其 原因为：

1、两次停高压启动油泵时均未严格执行运行规程的规定：检查高压启动油泵出口逆止阀前油压达到 2.0MPa 后，缓慢关闭高压启动油泵出口门后再停泵(实际运行泵出口逆止阀不严)。同时在停泵过程中未严密监视转速、调速油压和润滑油压的变化，异常情况下未立即恢复高压启动油泵。

2、在第二次挂闸前对高压启动油泵和交流润滑油泵的联锁未进 行复归操作，造成低油压时交流润滑油泵不能联启。

3、高压启动油泵出口逆止门板无销轴，造成门板关闭不严，主油泵出口门经该门直接流回主油箱，使各轴承断油。

4、机组启动过程中现场指挥混乱，各级管理人员把关不严也是本次事故的重要原因。大同二电厂5号机组“10〃16”烧瓦事故不仅暴漏了当值运行人员操作中存在严重的违章操作情况，有章不循，盲目操作，责任心不强。同时也暴漏了在操作指挥中有违反制度、职责不清、程序不明的混乱现象，暴漏了一些运行人员对系统不熟，尤其是对主要测点位臵 不清的问题，暴漏了检修工作中对设备隐患不摸底，设备检修验收制 度执行不严谨的问题。大同二电厂的“10〃16”事故，公司各单位要 引以为戒，认真从中吸取教训。

为此公司针对大二的事故教训提出以下要求：

1、希望公司所属及控股各单位在确保完成公司全年各项任务的 关键时期，认真吸取大同二电厂“10〃16”事

故的经验教训，严格落实责任制，加强设备监护，加强事故防范措施。

2、进一步认真落实国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事 故的二十五项重点要求》和公司下发的国电股生字[2002]133 号文《防止电力生产重大事故的二十五项反措实施细则》，把各项反措内容严 格细化，切实落实到运行、检修的日常工作中，通过有效的组织措施和技术措施防止各类恶性事故的发生。

3、对润滑油系统，要采用明杆阀门，并标有开度指示、开关方向指示和设有手轮止动装臵。对高、低压备用油泵和低油压保护装臵要定期试验，保持良好的备用状态。

4、在机组启动定速后、停用高压油泵时，要先缓慢关出口门并注意监视润滑油压的变化，出口门全关后停高压油泵。然后再打开高压油泵出口门恢复备用，开启出口门时亦应注意监视润滑油压的变化。

5、应当看到公司系统习惯性违章的现象仍然存在。为使反习惯 性违章得到完全遏制，要求各单位把反习惯性违章做为反事故斗争的 主要内容。各单位要认真审查各类规程，通过运行规程规范运行人员的各种操作。凡不符合运行规程要求的均视为习惯性违章，加大惩罚力度。

6、各单位要认真整顿运行人员纪律，重新审查各级人员职责， 凡职责不明、程序不清的指挥应立即予以纠正。应本着谁指挥谁负责，谁操作谁负责的原则，统一指挥，分部实施组织好现场的运行管理工作。

7、要加强检修管理工作。对各项检修工作内容，要做到设备、人员、质量评价的记载完整，对验收人更要做到有明确记载。

8、要加强运行人员的培训工作。运行人员除必须熟悉本专业的系统外，同时必须熟悉主要测量点的信号来源，防止信号异常时产生误判。

9、各单位要结合秋季安全大检查工作，从查思想、查管理、查规章制度、查隐患入手，认真落实各项责任制，加大反习惯性违章的考核力度，坚决杜绝习惯性违章。

10、切实落实保护、联锁的投切制度，各种保护定值要做到准确 无误，坚决不能发生拒动、误动。

11、加强对各种重大操作的组织管理，明确各人责任，各司其职，不得多头指挥，盲目操作。发生异常情况时，要在做好充分事故预想 的前提下，保持镇定，沉着应对。

12、无论体制如何改革，保持生产骨干力量的稳定至关重要，请各厂不要轻易、随便不顾生产实际需要调动生产人员。

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泸州电厂“11〃15”柴油泄漏事件

2006 年 12 月 25 日，四川省环保局正式通报了泸州市“11〃15” 环境污染事件调查结果， 此事件被定性为系泸州市川南发电有限公司泸州电厂(以下简称泸州电厂)及施工单位安全生产事故引发的重大环境污染事件， 相关单位及责任人均已受到严肃查处。 通报说， 2006 年 11 月 15 日，泸州电厂发生柴油泄漏事件，部分柴油流入长江，造成泸州市区自来水厂停止取水，并对重庆市部分地区造成影响。事件发生后，四川省委、省政府高度重视，省环保局长田维钊立即带领环 评处、环境监察总队相关人员赶赴现场指导处臵工作，西南环保督查 中心也迅即展开工作，并成立了省、市环保联合调查组，对事故进行 深入调查。 群众举报电厂柴油泄漏，油污部分进入长江2006 年 11 月 13 日 9 时许，泸州市环境监察支队接到群众举报， 反映泸州电厂有油污外排。执法人员调查发现，电厂排污口下游有少 量油污，但未继续排放。经查，这些油污是电厂抽取废油池底部清水 时将部分池中废油带出所致。油污未进入长江。执法人员当即向企业下达《环境监察通知书》，要求查明废油来源，停止排放，清理小溪 沟油污，并将处理情况书面报市环境监察支队。 2006年11月15日15 时30 分，泸州市环境监

察支队又接到举报，长江泸州市江阳区方山镇段发现油污，疑为泸州电厂所排。当日 16 时 40 分，环境执法人员在现场发现长江江面有条长约几公里的柴油污染带， 立即通知泸州电厂环保人员查找原因， 检查发现这些柴油是经 1 号供油泵冷却水管泄漏，随雨水排放沟直接外排，执法人员立即组织封堵， 切断泄漏源。 此次柴油泄漏从 2006 年11月15日上午 10 时供油泵运行时开始至下午6 时切断，历时 8 小时，核定泄漏油量为 16.9 吨。 操作人员蛮干， 擅自将冷却水管接入雨水沟 联合调查组查明，发生柴油泄漏事件的泸州电厂 2〓60 万千瓦发电机组建设项目，总投资 47 亿元，其中环保投资 6.86 亿元，由四川投资集团下属的巴蜀电力公司、华电国际公司和西部能源公司共同投资。 此次柴油泄漏事件主要原因，一方面是由于泸州电厂与施工单位擅自将冷却水管接入雨水沟， 导致点火 系统调试过程中供油泵密封圈损坏，大量柴油从冷却水管外泄；另一方面是由于厂方及施工单位管理不善，操作工人蛮干，致使抽取污油池中冷却水时不慎将部分污油外排。 专家对企业第二次提供的泄漏 量估算进行了核算，约为 16.9 吨，其中约 4.5 吨被周围群众打捞收集，其余流失在厂外小溪沟及长江。同时查明，在监测数据超标的情 况下，水务集团南郊水厂 1#和 2#泵停止取水 6 小时，北郊水厂 1#泵 停止取水 2.5 小时，2#泵停止取水 4.5 小时，但未停止向城市供水， 局部区域供水有失压现象，对居民用水影响不大。 联合调查组认为， 此次柴油泄漏系泸州电厂及施工单位安全生产事故引发的重大环境 污染事件；事件造成泸州市水务集团两个取水点取水中断，但未对泸州市生活用水造成大的影响，未造成人员伤亡和较大经济损失；污染物流入重庆市江津县境内，属跨省域污染事件。 没有制定应急预案， 事故应急池也未建成 联合调查组认为，发生此次污染事件，也暴露出企业环境安全意识淡薄，管理中存在严重缺陷。“三同时”制度 执行不到位。泸州电厂在事故应急池未建成、污油池未连通污水处理厂，也没有制定环境污染应急预案，不具备带油调试条件的情况下， 未报告当地环保部门擅自调试分系统，引发了柴油泄漏污染环境事 件。 企业环境安全意识淡薄。擅自修改冷却水排放管道，将冷却水管直接与雨水排放沟连通， 致使本应在污油池及集油管沟收集的废油直接外排。 同时，企业在管理中也存在严重缺陷。泸州电厂废油池 的抽油泵无严格操作管理规程，与施工单位责任不明确，加之施工单 位操作人员责任心不强，致使污油外排。 此外，柴油泄漏量估算失误。在泄漏柴油量初次核算中，泸州电厂技术人员误将小启动锅炉燃 油量按大启动锅炉计算，大大高估了燃料消耗量，并故意将实际购油数量减少 3％， 致使第一次上报的柴油泄漏量与实际泄漏量差距很大， 导致报送信息失实。扣减有关责任人员绩效奖金，副总工程师职务被撤销 根据国家环保总局 《关于严肃查处四川川南发电有限责任公司泸州电厂11〃15燃油泄漏事件责任人的监察通知》和国家环保总局西南环保督查中心有关通知要求，四川省依法从严、从快追究肇事责任。 对四川泸州川南发电有限责任公司，责成其立即停工整改，全面排查环保隐患，并向省环保局做出书面检查；同时处以 20 万元的经济处罚。 依据中共四川省委、省人民政府关于《进一步加强环境保护工作的决定》的有关精神，省环保局做出了暂停审批泸州市除污染治理项目以外的所 有新建项目。对应负监督管理领导责任的四川泸州川南发电有限责任公司总经理史勋扣减半年绩效考核奖金并提请董事会给予警告处分； 对应负监督管理直接领导责任的常务副总经理梁帮平扣减一年绩效考核奖金并提请董事会给予警告处分； 对应负现场监督管理领导责 任的副总工程师苟发全扣减 3 个月绩效考核奖金并撤销副总工程师 职务；对应负监督管理责任的环保专业工程师白志盛扣减 3 个月绩效考核奖金并撤销环保专业负责人职务；

对应负现场监督管理直接责任的锅炉专业组副组长程忠飞扣减 3 个月绩效考核奖金并撤销锅炉专 业组副组长职务、解聘其锅炉专业工程师岗位；对应负监督管理责任的锅炉专业组组长朱武松扣减 3 个月绩效考核奖金。

监护制不落实 工作人员坠落 .【简述】1994 年 9 月 3 日，某厂锅炉检修人员在处理水膜除尘器缺陷工作中，工作负责人监护不到位， 一名检修人员坠落死亡。

【事故经过】1994 年 9 月 3 日 11 时 40 分，锅炉检修队队长用电话通知 锅炉风机一班班长： “#l 炉乙水膜筒顶部有一孔洞漏风，下午消除这 一缺陷” 。同时要求班长： “上去一定要铺好脚手板（因水膜筒顶部钢 板已腐蚀严重，仅由 810mm〓830mm 的 14 号槽钢网格框架支撑着， 保温与框架高度在同一平面） ，一定要注意不要踩保温，必须踩着脚手板。 下午，” 锅炉风机一班班长就带着技术员及焊工梁某到了现场，他们三人先割了一块钢板抬到#l 炉除尘器平台（标高 15 米）上（#l 炉正在预装电除尘器），梁某先上到水膜筒顶部，班长在下面问： “上 面铺着板子没有”。梁回答：“上面有板子踩着” ，说完后用绳子将钢 板提了上去。技术员向班长打了招呼也上到了水膜筒顶部，技术员与梁某将钢板盖在孔洞上，发现钢板尺寸小了，孔洞东西两边各有一条 100mm 的缝，仍然漏风。这时二人看到甲水膜筒顶上有块 1.3 米左右的短脚手板，就到甲水膜筒顶上去取（甲、乙、丙、丁水膜筒上有电 除尘器安装时铺的连通步道）。技术员在前走，梁某在后面走，梁某 却没有走脚手板步道，而是两脚分别踩着槽钢架和保温上走过去，回来时仍两脚分别踩着槽钢框架和保温走过来。15 时 31 分当梁某走到 孔洞南侧一空时，他左脚踩在槽钢上，右脚踩在保温上，弯腰下蹲准备堵缝时，因右脚踩在保温上承力较大，将保温踩坏，瞬间人和木板 在水膜筒内负压（350mmH20）的作用下，掉进水膜筒内部（水膜筒顶标高 22.1 米，水膜筒下锥部标高 1.5 米，落差 20.6 米） 。立即停炉 救人。梁某16 时 58 分经抢救无效死亡。

【事故原因】 1.作业人员 工作中图省事、怕麻烦，缺乏自我保护意识，不认真执行安全措施。2.事故发生的过程中工作负责人未到水膜除尘器顶部工作现场， 失去了对工作成员的监护，无法对违反安全措施的行为及时制止。

【防范措施】 1.扎实细致的进行安全教育， 提高职工自我保护意识。 2.《电业安全工作规程》 （热力和机械部分）第 75 条明确规定了工作 负责人的三项安全职责： “正确的和安全的组织工作” “工作人员 ， 给予必要指导” ， “随时检查工作人员在工作过程中是否遵守安全工作规程和安全措施”。工作负责人除进行安全交底外，还必须按照安规要求进行现场监护。

安全措施不全 电除尘内触电

【简述】2003 年 5 月 31 日，某电厂检修人员进入电除尘器绝缘子室处理#3 炉三电场阻尼电阻故障时，造成了检修人员触电死亡。

【事故经过】5月31日2 时 30 分，某电厂电除尘运行人员发现：3 号炉三电场二次电压降至零，四个电场的电除尘器当一个电场退出运行时，除尘效率受到一定影响。由于在夜间，便安排一名夜间检修值 班人员处理该缺陷。在检修人员进入电除尘器绝缘子室处理#3 炉三电场阻尼电阻故障时，由于仅将三电场停电，造成了检修人员触电， 经抢救无效死亡。

【事故原因】 1.运行人员停电操作存在严重的随意性，且仅将故障的 3 电场停电，安全措施不全面。 2.检修人员违反《电业安全工作规程》的规定，在没有监护的情况下单人在带电场 所作业，且安全措施不全，造成触电。3.运行班长在检修人员触电后，应急处理和救援不当。不是立即对所有电场停电救人，而是打电 话逐级汇报，延误了抢救时间。

【防范措施】 1.紧急缺陷处理时，必须待安全措施完成后检修人员方可进行作业。并执行监护制度。2.对工作场所存在可能发生的触电危险情况，事前开展危险点分析。 3.对职工加强应急处理和救援的教育。事故发生后，应立即采取措施救人，再向上级汇报。

检修之前不对号 误入间隔触电亡

【简述】1996年10月9日，某热电厂检修人员误登带电开关造成人身触电死亡 。

【事故经过】1996 年10月9日，某热电厂电气变电班班长安排工作负责人王某及成员沈某和李某对户李开关（35kV） 进行小修， 户李开关小修的主要内容是： 擦洗开关套管并涂硅油。（1）（2）检修操作机构。（3）清理 A 相油渍。并强调了该项工作的安全措施。 工作负责人王某与运行值班人员一道办理了工作许可手续， 之后王某又回到班上。 当他们换好工作服后，李某要求擦油渍，王某表示同意，李即去做准备。王对沈说： “你检修机构，我擦套管”。随即他俩准备去检修现场，此时，班长见他们未带砂布即对他们说：“带上砂布，把辅助接点砂一下”。沈某即返回库房取砂布， 之后向检修现场追王，发现王某已到与户李开关相临正在运行的户城开关（35kV）南侧准备攀登。沈某就急忙赶上去，把手里拿的东 西放在户城开关的操作机构箱上，当打开操作机构箱准备工作时，突 然听到一声沉闷的声音，紧接着发现王某已经头朝东脚朝西摔爬在地上，沈便大声呼救。此时其他同志在班里也听到了放电声，便迅速跑到变电站，发现王躺在户城开关西侧，人已失去知觉，马上开始对王进行胸外按压抢救。约10 分钟后，王苏醒，便立即送往医院继续抢救。但因伤势过重，经抢救无效于十月十七日晨五时死亡。从王某的受伤部位分析得知，王某的左手触到了带电的户城开关（35kV）上， 触电途经左手——左腿内侧，触电后从 1.85 米高处摔下，将王戴的 安全帽摔裂，其头骨、胸椎等多处受伤。

【事故原因】 当工作负责 人王某和沈某到达带电的户城开关处时，既未看见临时遮栏，也未看 见“在此工作”标示牌，更未发现开关西侧有接地线。根本未核对自 己将要工作的开关， 到底是不是在二十分钟前和电气值班员共同履行 工作许可手续的那台开关，就冒然开始检修工作，其安全意识淡薄。

【防范措施】 1.开工前必须认真进行设备“三核对” 2.《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）第 54 条规定：“完成工作许可手续后，工作负责人（监护人）应向工作组人员交待现场安全措施，带电部位和其他注意事项” ，此项工作应在工作现场进行。工作负责人应向工作组成员进行安全交底和技术交底， 肩负起工作监护人的职责。3.《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）第51条对工作组成员的安全责任规定：“应认真执行规程和现场安全措施，互相关心施工安全，并监督本规程和现场安全措施的实施” 。每位参加工作的成员都要遵守。

安全措施不到位 热浪喷出酿群伤

【简述】2003 年 9 月 6 日，某电厂由于人员违章操作造成 2 人重伤2人轻伤的群伤事故。

【事故经过】2003 年 9 月 6 日 8 时左右， 某电厂运行值班人员发现 1 号炉乙侧捞渣机电机销子断裂， 随即通知检修人员来厂处理，检修人员来厂后将该捞渣机销子更换，重新启用捞渣后销子又断，分析捞渣机内可能有杂物，遂用消防水将捞渣机内渣水冲尽，发现内有一块铁板(150 某 70 某 6mm) 卡住螺旋捞渣机，将该铁板取出后恢复捞渣机正常运行。打开炉底弧门时，运行人员检查发现，灰斗内积灰下灰不畅，有搭桥现象，需检修人员处理。14 时 45 分检修人员重新办理工作票，经许可后进入现场工作，先用长铁棍(6-7 米)通过灰斗南面人孔门(标高约 3 米)进行捣灰作业。上部 积灰清完后，又开启炉底捞渣机人孔门(西侧)对捞渣机内的积灰进行清理，15 时左右，捞渣机内灰渣基本清除，形成正常负压。检修人员认为清灰工作已经结束，为了防止锅炉正常燃烧受到影响，检修人员即去关闭炉底捞渣机人孔门，准备恢复锅炉正常运行。就在关门的一瞬间，突然，灰斗上部积灰大量下落、外溢，将正在炉底捞渣机处关闭人孔门的赵某、杨某、解某和正在 4.5 米层看火孔处监视的任某四人烫伤。立即将伤者送往医院救治。 【事故原因】 1.安全技术措 施不到位。检修人员违反《电业安全工作规程》（热力和机械部分）63 第 214 条：放灰时，除灰设备和排灰沟附近应无人工作或逗留之 规定，在关闭炉底捞渣机人孔门前，应先将炉底弧门关闭。而此次操作未将炉底弧门关闭，就直接去关捞渣机人孔门，是造成此次事故的直接原因。 2.检修人员对清灰作业的危害性估计不足，自我防范意 识不强，是事故发生的又一原因。 【防范措施】 检修人员放灰时应 严格遵守《电业安全工作规程》 （热力和机械部分）第 214 条的规定， 做好安全措施。

违章接电源 触电把命丧

【简述】1999 年 8 月15 日15 时30 分，某厂电力实业开发总公司建筑安装公司 1999 年 8 月 15日在承包的地下排水工程施工中，因人员违章作业发生一起人员触电死亡事故。

【事故经过】8月15日15 时30 分，某厂电力实业开发总公司建筑安装公司承包地下排水工 程，在地坑深度 5.8 米作业过程中，因地下水上涨，必须要用抽水泵 将坑内水抽净。16 时 50 分左右唐某取来小型抽水泵，即与另一名在场的电工贲某开始进行电源接线工作。贲某在地坑上面，唐某在地坑内接电线，唐某在地坑内喊贲某投电源试转，贲某确认后就登上工具箱上部投电源，先投熔断器，又投开关把手，贲某从工具箱上面下到地面时，听到地坑内有人喊“有人触电了” ，贲某这时又立刻登上工具箱拉开电源开关，这时唐某已仰卧在地坑内。在场同志立即将其从坑内救出地面，汽机分公司王某对唐某进行不间断人工呼吸，并立即送往珲春市医院抢救，经医院全力抢救无效，于17 时 45 分死亡。

【事故原因】 此次人身死亡事故的直接原因是唐某（死者）在作业中图省事，怕麻烦，擅自违章蛮干造成的。唐某在作业中，电源进口引线 三相均未固定，用左手持电缆三相线头搭接在空气开关进口引线螺丝上（电源侧）进行抽水泵的试转工作，在用右手向左手方向投空气开 关时因用力过猛，电源线一相碰在左手大拇指上触电， 触电后抽手时，将电源线（三相）抱在身体心脏处导致触电死亡。 【防范措施】 在潮湿环境下进行电气作业，必须按“安规”的要求做好安全措施，

必须装设漏电保安器，必须提高安全意识，加强自我防护能力。

制粉系统爆燃 作业人员身亡

【简述】1994 年 8 月 7 日，某发电厂检修人员(临工)在处理风 扇磨分离器堵塞工作时，安全意识不强，无票作业，在没有采取与系 统隔断措施情况下进行工作，锅炉运行中发生正压，导致分离器煤粉爆燃， 造成在分离器工作的人员烧伤致一人死亡， 一人重伤事故。

【事故经过】#4 炉为直吹式制粉系统，配有 4 台风扇磨煤机（编号配臵为#13.#14.#15.#16）。事故前制粉系统运行方式：#13 磨处于检修状态，其余 3 台磨运行。20 时55 分，运行中的#16 风扇式磨煤机一次风压回零，司炉马〓〓初步判断为锁风器堵塞，司炉要求副司炉停止 #16 磨运行，让司水员检查#16 磨锁风器无杂物后，判断为分离器堵， 在将情况汇报班长后，随即联系电气运行将#16 磨 张家港沙洲电力有限公司内部资料 64 停电，并用防误罩扣上了#16 磨操作开关把手，联系制粉车间值班人员处理。司水员在 22 时找到值班人员姜〓〓（男，40 岁，临时工）和吕〓〓（男，22 岁，临时工）人正在处理#3炉#10 磨大盖，2 漏粉，司水员讲明情况后，2 人同意处理，司水员随即离去。此时，#4 炉#14.#15 磨运行，投一个油枪助燃，22 时 33 分由于煤湿#15 磨突然断煤，致使#4 炉燃烧不稳瞬间正压（60pa），由于检修人员在处 理分离器堵时，没有插入分离器出口插板（此项工作规定由检修人员完成），#16磨没有与运行系统隔绝，运行人员没有按安全工作规定监督检修人员采取可靠的隔绝措施， 致使火焰冲入磨煤机分离器并引起内部煤粉爆燃，将正在处理分离器堵塞的姜、吕二人烧成重伤，姜 〓〓于次日死亡。疏于对外雇工的安全管理，外雇工单独从事危险性 作业，失去有效的监护，是造成伤亡事故的重要原因，事故教训十分深刻。

【原因分析】 1.“两票三制”执行不力，缺少相应安全工作检查监督机制。检修工作无票作业。严重违反《电业安全工作规程》 热力机械工作票制度的补充规定 1.1 在生产现场进行检修、试验或安装工作，凡属下列情况之一者，必须填用热力机械工作票：1.1.1 需要将生产设备、系统停止运行或退出备用，由运行值班人员按《电业安全工作规程（热力和机械部分）》规定采取断开电源，隔断与运行 设备联系的热力系统，对检修设备进行消压、吹扫等任何一项安全措施的检修工作。1.1.2 需要运行值班人员在运行方式、操作调整上采取保障人身、设备运行安全措施的工作。 2.严重违反《电业安全工作规程》 热力机械工作票制度的补充规定中的有关规定第 1.2 条：事故抢修工作（指生产主、辅设备等发生故障被迫紧急停止运行，需要立即恢复的抢修和排除故障工作）可不填用工作票，但必须经值长同意。夜间如找不到工作票签发人，可先开工。对上述可以不填用工作票的事故抢修工作，包括运行人员的排除故障工作，仍必须明确工作负责人、工作许可人，按《电业安全工作规程》规定做好安全措施、办理工作许可和工作终结手续。工作许可人应将工作负责人姓名、采取的安全措施、工作开始和终结时间记入值班记录” 3.违反了《电业安全工作规程》对工作负责人条件的规定。《电业安全工作规程》“热力机械补充规定”2.3.1 条规定： 工作负责人一般应由在业务技术上和组织能力上能胜任保证安全、保证质量完成工作任务的人员担任，并应具备以下条件：熟悉安全工作规程有关部分；掌握检修设备的设备情况（如内部结构、缺陷内容等）和与检修设备有关的系统；掌握安全施工方法、检修工

艺和质量标准。2.3.2 一级工、学徒工不得担任工作负责人”。本次事故的检修工作全部由临时工进行，临工不可担任工作负责人。4.运行人员安全意识淡薄，安全生产责任制 落实不到位，对无票工作没有提出制止。事故防范、事故预想执行不到位，对制粉系统发生爆炸的机理及危险性认识不足。既未在开工前按《电业安全工作规程》要求执行安措（将分离器插板插上） ，检查 安措执行情况，办理工作许可手续，也未在就地进行监护。 5.检修人员自我保护意识差，对工作的危险性认识不足。开工前未有采取任何安全措施，也未要求运行人员采取在运行操作调整上采取安全措施。 6.危险点分析预控不到位，消缺工作的安全管理制度不健全，运行人员对检修人员工作时间不掌握，不能根据本次作业的危险点而采取有效措施以保证锅炉安全稳定运行， 当由于来煤过潮发生断煤引起锅炉燃烧不稳时，没有采取保护检修人身安全的意识。7.外用工管理存在漏洞，本次作业严重违反了“外雇工不得单独从事具有危险作业”的安全生产工作规定，外雇工担任夜间检修工作值班，没有正式职工带领，单独从事具有爆炸危险性很高的工作，是造成这起外雇工伤亡事故的重要因素。对外雇工的安全教育、培训不认真。 违反了“各单位临工在安全管理上要与正式工同样对待和要求” 规定。根据安全生产工作规定的要求，外雇工应和职工一样进行安全教育，而外雇工对于检修工作最基本的安全事项都不掌握，根本不具备独立安全工作的能力，不安全的工作习惯，违章的行为造成了这次惨剧。

【防范措施】 1.加强和完善“两票三制”管理，制定切实可行的工作票制度，杜绝无票工作现象。使工作票制度真正成为设备及 检修人员人身安全的重要保障。 2.严格执行《电业安全工作规程》热力机械工作票制度的补充规定中，对工作票签发人、工作许可人、工作负责人条件的规定。 在工作票的执行程序中工作许可人要认真审 查工作票中所列安全措施是否完善正确，检查安全措施确已正确执 行，在工作许可时， “检修工作开始前，工作许可人和工作负责人应共同到现场检查安全措施”的规定，必须认真执行。 3.做好危险点 分析和预控工作，运行人员在运行调整上、运行方式上所采取的保证 人身、设备运行的安全措施一定要认真执行。 4.加强对临时工的安全管理与教育，认真执行“临工在安全管理上要与正式工同样对待和要求”规定。

违章指挥卸钢管 当场砸死卸车人

【简述】 1991 年 6 月 12 日， 某发电厂因违章卸车致使一人死亡。

【事故经过】1991 年 6 月 12 日，某发电厂建安公司在灰场改造施工 过程中，需由厂车队将厂内Ф273 某 9mm，90 余米长的 11 根钢管运 至厂外周源灰场工地。 6 月 12 日 8 点上班，将厂内每根约长 9 米、重 550 公斤的钢管 11 根， 分别装在东风 50 一 06361 号及 50 一 D6365 号车上，运到周源灰场工地。 建安公司领导张某及其他 9 人先后到 达施工现场准备卸车。50 一 D6365 号车利用现场地势坡度和管子后 滑的作用，松开固定钢丝绳后，车向前开，利用管子后滑的惯性将管 子一次全部卸了下来。50 一 06361 号车也想采用同样的办法卸车， 由于该车所处位臵路基较软且有弯道，在倒车时车身向左侧倾斜，车 上 6 根钢管整体向左侧移动了约 40 厘米，司机怕管子落下时撞坏车身或发生翻车，不同意再采取同样办法卸车。后由司机白某某和张某指挥将车倒至坝基上，车身恢复平稳， 司机邵某某提出用绳子向下拉，并提供麻绳一根，由于麻绳被拉断而没有实施成。又改用人力一根一 根往下撬，解掉固定绳后，张某、赵某和民工党某

先后上了车，三人 同时准备用小撬杠撬管子，张某一脚踩在驾驶室顶上，一脚踩在由左 向右的第

五、六根管子上，民工党某在车中间，赵某在车尾部，车下有人用一根长约 4 米，直径约 50 毫米的木杠插入管子尾部准备同时用力，赵某和党某站在第

五、六根管子上。12 时 05 分大家同时用力撬上边第一根管子，结果使第

一、第二根管子先后落地，紧接着其余 四根管子全部向左侧滚动。党某发现情况不对，随即翻身跳出车厢， 赵某因身体重心失去平衡而随第五根管子掉入车下， 被紧接着滚落下 的第六根管子砸伤腰部，立即将赵某用汽车送往韩城市医院（时间为12时15分）抢救，至15时30分呼吸、心跳停止而死亡。医院诊断为：创伤性失血性休克，抢救无效死亡。 【事故原因】 1.没有明确的卸车方案。本次卸车作业中，既没有编制《起吊方案》及《安全技术组织措施》，而且参加作业的 10 人当中，没有一名起重工，安全、技术措施都没有保证，缺乏起码的起 重装卸常识。2.现场卸车中形成的实际指挥人张某不胜任指挥工作， 违章指挥，导致了本次事故的发生。

【防范措施】 具有高、大、长、重特点的物件装卸前，应编制专项《起吊方案》及《安全技术组织措施》 在起吊方案中应规定由能胜任此项工作的起重工担任起吊指挥，全权负责起吊工作。

安全距离不遵守 检修人员被灼伤

【简述】2000 年 9 月 8 日，某热电厂变电班检修人员检查设备漏泄点过程中，登上带电（110kV）开关检查时，因小于安全距离造成感电。【事故经过】9 月 8日14 时 38 分，某热电厂变电班检修人员某某等二人在检查设备漏泄点过程中，发现热海乙线6314 开关（110kV）C 相外壳下部有油迹，怀疑该开关 C 相灭弧室放油门漏油，某某在登上该开关支架（2 米左右）作进一步检查时，人身与带电设 备的距离小于安全距离造成感电。经医院及时抢救后，该人员右上臂 上段施行截肢，构成人身重伤。 【事故原因】 1.检修人员进入变电 所，未经运行人员同意，且班长在布臵工作时未对工作人员交代安全注意事项和所存在的危险，致使工作人员工作时产生麻痹思想，为事 故的发生留下了思想隐患。2.监护人未真正起到监护作用，检查设 备前没有进行危险点分析、工作人员登上开关也未及时发现制止，当 听到叫声时才发现有人感电。 【防范措施】 检修人员必须遵守《电 业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）的规定，工作人员工作中正常活动范围与高压带电设备的安全距离小于规定值时， 必须将该设备停电。

焊接材料不符 吊环断裂伤人

【简述】1998 年6月1日，某发电厂一检修人员高处作业时坠落造成人身重伤。 【事故经过】6月1日 15 时，某发电厂除灰分场检修一班进行新制作的含油工业废水泵前臵滤网（该滤网长、宽、高分别为 1.5.0.5.1.8 米，重约 160 公斤）防腐油漆工作。防腐工作前 用 3 吨葫芦将滤网从-6 米吊至零米，17 时 10 分左右，职工张某在油漆前臵滤网内部时，悬吊滤网的吊环突然断裂，张随前臵滤网一起坠落到-3.5米处，当即送市医院检查治疗。诊断为肋骨、第一腰椎、左侧骼骨骨折。

【事故原因】1.滤网安装施工的电焊工未能分辨出吊环材质为不锈钢制作（吊环应为普通钢材，因为滤网是普通钢材制做。，其他工作人员也未提出异议。两种不同材料焊接粘合力低，导致吊环与滤网之间焊接不牢固，是导致此次事故的原因之一。2.该项工作施工前未办理工作票，未履行工作许可手续，更无具体的工作

负责人（监护人），工作现场也未设专人进行监护，所以未能及时发现和制止违章现象和行为。伤者张某在油漆前臵滤网前， 明知道此项工作安全上存在诸多漏洞（滤网吊环安装不合理、无防坠落措施），没有向有关人员提出，却盲目进行作业。 【防范措施】 1.提高对“三不伤害”的认识，加强自我保护意识。 2.在布臵生产任 务的同时布臵和讨论防止人身事故的安全措施，检修人员在实施工作 时要认真执行工作票制度和工作监护制度。

误上带电间隔 检修人员烧伤

【简述】1999 年 6 月 1 日，某发电厂由于电气检修人员违章，爬上运行中的 110kV 开关“三角机构箱” ，在作业中安全距离不够，造成开关对人体放电，构成人身重伤事故。同时由于 110kV 母联开关拒动，引起双母失压，运行人员在事故处理中判断失误，扩大成全厂失压的事故。

【事故经过】事故前#1 机组计划小修，#2 机组运行，负荷 50MW，110kV 固定双母运行，#1100 为母联开关，#0 厂高变在北 母运行供 6kVⅠC，其它厂用系统均为正常方式。6 月 1 日 11 时，电气分场在#1 主变、#1厂高变系统检修中，工作负责人王某指挥人员 进行#1101 开关小修。王某站在相邻的渭枣开关机构箱支持台上向 #1101 开关上传递东西， 后不知何故， 王又上至渭枣开关操作箱顶部，在下操作箱时不慎将手搭在渭枣开关“三角机构箱”处，开关放电，电弧烧伤王某胸部、腿部，随后王摔至地面，送往医院治疗。渭枣开关放电后，渭枣开关、#1102 开关、渭董开关跳闸， 母差动作， #1100 开关拒动（原因为保险压接不良） ，引起 110kV 南北母失压。此时#2 机负荷由 50MW 下降，经#2 厂高变带 6kVⅡ段母线运行，运行人员按停机习惯，将#0 厂高变低压侧#620 开关合上（由于北母失压，#0厂高变无电），断开#622 开关，造成厂用电全停，#2 机组厂用电失压， 锅炉熄火，汽机打闸停机。 11 时 26 分，经渭董线向 110kV 送电，恢复厂用电。11 时 38 分至 11 时 50 分跳闸线路相继加运。13 时 53 分，#2 机与系统并网。 【事故原因】 1.工作负责人违章误入带电间隔，站在运行中的渭枣操作机构箱上，不慎造成人身烧伤。在这种相邻都是带电间隔，本人又是监护人的情况下，本应监护好工作组成 员安全工作，确自己带头违章失去监护作用，安全意识太淡薄。 2.工作票执行过程中的严重不到位。本次作业工作票不合格，安全措施不完备，应设的遮栏未设，工作票未要求，运行也未作。对于这样 一张严重不合格的工作票，工作票签发人、许可人、批准人严重不负责任，没起到审核作用。在发工作票过程中，运行人员本应和检修人员一起到现场检查安全措施执行情况，由运行人员向检修人员交代临近带电部位，检修人员在工作前应由工作负责人带领全体工作人员现场宣读工作票，交代安全措施，但都未能进行。3.1100 开关拒动原因是动力保险压接不良，如果压接良好，就不会发生甩负荷。运行人员没有根据现象及时判断出事故发生后设备的运行状态，误判断、误指挥， 使厂用电倒换在已经因事故停电的母线上，造成了事故扩大，全厂停电。

【防范措施】1.严格执行工作票制度，杜绝违章作业。 2.提高运行人员事故 应变能力。做好平时的事故预想、反事故演习、人员培训，不断提高业务水平。 3.对于主要保护的定期巡视、检查制度要健全。反事故措施要真正落实。

炉膛负压反正 检修人员摔伤

【简述】2003 年6月17日，某发电厂锅炉一名检修人员高空掉下摔伤。

【事故经过】6月17日，某发电厂锅炉分公司本体班人员，在处理#7炉#2角火

嘴护板堵漏缺陷时，工作前按规定履行了工作票手续，而且安全措施中也明确指出：炉内保持负压，保持运行参数。工作票中所列安全措施是完备的。工作中当锅炉炉膛突然正压，王某因躲避从炉膛喷出的火焰， 2 米高的脚手架上掉下， 从造成右脚扭伤、骨折。 【事故原因】 1.运行人员安全意识不强，对检修工作所提出的安全措施没有引起足够的重视， 特别是对于存在人身安全的问题思想重视不够，没有对可能出现的问题做好事故预想，致使运行中炉膛正压，是发生本次事故的重要原因。 2.在处理#7炉#2 角火嘴护板堵漏缺陷工作过程中，检修人员不认真执行防范措施，为图方便不顾烧伤危险，采取正面作业的错误方法，在场的其他工作人员也没有及时制止，反映出检修人员在危险点分析上，还存在做表面文章的现象。 【防范措施】 1.加强危险点分析制度执行过程管理。工作前参加工作的人员对于作业方法、个人防护和环境要作相应分析，采取控制措施，在实际工作中按防范措施严格执行。 2.运行人员在运行设备有检修项目时，对可能出现的问题要做好事故预想。

擅自进煤斗 煤塌致人亡

【简述】1985年10月25日，某发电厂一名燃料运行工人违章进入煤斗捅煤窒息死亡。

【事故经过】10月25日，某发电厂燃料运行工张某在上煤工作中，严重违反安全工作规程， 在没有得到批准， 无人监护、没有采取必要的安全措施情况下，私自进入原煤斗捅煤，由于煤塌方，造成窒息死亡。

【事故原因】 燃料运行工人张某某， 工作中严重违反安全工作规程，在上煤过程中，没有经过班长及有关领导批准；没有人员监护；没有采取必要的安全措施情况下，私自下 到煤斗捅煤，实属违章作业，是造成死亡事故的主要原因。 【防范措施】 安全生产管理要执行危险点分析及风险预控制度。在设备运行情况下进入原煤斗捅煤是非常危险的， 工作人员事先应当对下煤仓捅煤工作的危险点进行分析，制定可靠的防范措施。如：停止该煤仓 上煤、要设专人监护、先处理掉仓壁积煤、下煤仓人员扎好安全带等措施，事故是可以避免的。

高空不系安全带 踏空坠落骨折

【简述】2000年6月1日，某水电厂一检修人员由于高空作业未系安全带，发生高空坠落重伤事故。 【事故经过】6月1日9 时55分，某水电厂维护工区主任陈某安排工区工作人员谷某和孟某更 换右岸发电机层厂房顶灯，由谷某担任工作负责人。谷某开具了一张 电气第二种工作票，在注意事项（安全措施）一栏内只写上了“注意人从高处掉落”的空洞交待，而未写明“必须使用安全带”的具体安全措施。工作票签发人陈某匆匆看了一眼， 没有说什么就签了字。谷某和孟某将发电机层三盏壁灯换好后，就直接爬到了发电机顶层开始处理顶灯。在处理第一盏灯时，谷某坐在用角钢焊成的吊顶架上，将 脚放在吊顶的石膏板上。由于石膏板强度太弱，受力后断裂脱落，谷某一下失去重心，从 6 米多高的吊顶上掉落到发电机层，造成双手腕 骨以上和左腿髌骨多处闭合性骨折。

【事故原因】1.安全教育力度不够，工作人员安全意识淡薄，高空作业时不使用安全带，违章冒险作业。 2.工作负责人在工作票注意事项（安全措施）一栏内仅填写了“注意人从高空掉落”的空洞交待，而未写明“必须使用安全带” 的具体

安全措施；工作票签发人未加认真审核，就签发了工作票。安全意识也不强。 【防范措施】1.提高各级人员对习惯性违章危害性 的认识，对违章行为的查处力度要加大，管理要严。2.认真执行工 作票制度。工作票中所列安全措施要具体，工作许可人对工作票中所列安全措施要进行认真审核，并切实执行。

临时措施不可靠 检修人员把命丧

【简述】1999年1月15日，某发电厂一作业人员不慎从起吊孔坠落到地面处（落差25米），高空坠落死亡。

【事故经过】1月15日，某发电厂由于#7甲路皮带断裂，燃贮车间在更换新皮带时，将该起吊孔的围栏碰坏。因工作未结束，暂时用一条尼龙绳将起吊孔四周围好，做为临时防护安全措施。1月17日8时30 分燃贮车间领导安排副班人员清理一期输煤系统#7 皮带吊坨间处的积煤，同时疏 通落煤管内的堵煤。约 9 时，工作负责人于某带领 7 名临时工到达#7 皮带吊坨间开始作业，其中于某、杨某二人负责疏通落煤管，岳某等五人负责清理积煤。杨某用铁锤砸落煤管时，于某发现效果不佳，随即给燃贮车间领导打电话请示，要求让自己继续砸通落煤管。于某回来接替杨某用铁锤砸落煤管， 岳某为让出作业空间往南侧的起吊孔方 向后退时不慎从起吊孔坠落到#8 皮带地面处（落差 25 米） 。于某等 人发现岳某坠落后，立即将岳某送往张家口市 251 医院抢救，后抢救无效死亡。 【事故原因】 1.工作负责人于某带领作业人员到达现场后，对现场的临时安全措施没有引起重视，没有强调安全注意事项，没有采取任何补充安全措施，不考虑作业过程的危险因素，起不到工作负责人的监护作用，是此次事故发生的主要原因。 2.没有及时恢 复被拉坏的防护围栏，而仅用一条尼龙绳将起吊孔四周围好，来代替 防护围栏，做为他们的临时安全措施，给事故的发生埋下了隐患。 【防范措施】 1.对现场固定的安全防护措施，因工作需要必须 进行改动的，工作完成后应及时恢复。 2.提高作业人员的安全意识及自我保护意识，开始工作前应认真检查现场安全防护措施是否符合要求。

起吊大件不放心 机上看护出悲剧

【简述】2003 年 3 月 9 日，某水电厂设备安装检修有限责任公司在承包另一水电厂机组检修工程中，发生一起由于因吊车故障造成的人身死亡事故。

【事故经过】2003年3月9日上午，按计划进行 #1 机转轮吊装作业。约 8 时项目经理盘某宣读了转轮吊装方案，明确了各岗位的职责，交待了起重作业的安全注意事项，并做了危险点分析；随后各工作人员进入工作位臵再次进行起吊前的检查工作，未见异常后，即开始转轮的吊装作业。约8 时 25 分将转轮调整好起吊中心及受力，按正常的工作程序做“三起三落”试吊未见异常后，便将转轮从转轮安装平台吊至转轮翻身平台进行泄水锥（转轮的部件） 的组装。 约 10 时 20 分泄水锥组装完成后，再次进行“三起三落” 起吊试验，未发现异常。由于对起吊设备的状况仍然不放心，故安排业主方 1 人，检修公司2 人在桥机上看护。 约10时28 分转轮正式 开始从安装间转轮翻身平台起吊。地面指挥发令先将转轮提升离地约2米 ，然后将转轮吊至机坑上部，并调整中心位臵后，开始将转轮下放。下放初始阶段未见异常，当下放约3 米时，转轮突然下滑，并有异常声音，地面指挥立即吹哨发“停止”令，司机听到停止的哨声 后，当即将启升机构操作把手扳回零位，但转轮仍继续下滑，司机立即又按下事故开关，然而此时桥机已失控，转轮下滑速度明显加快， 紧接着桥机上传来了爆裂声，厂房顶棚和

桥机上的爆裂物四处飞溅， 转轮下滑至转轮室内。 此次事故中检修公司职工刘某被爆裂物击中颈部经抢救无效不幸遇难；另一名职工韦某头部受轻伤；业主方程某左手、左腿部受重伤。即造成一人死亡，一人重伤，一人轻伤的群伤事故。此次事故还造成厂房桥机下游主钩变速箱损坏，副抱闸爆裂， 两条主钢丝绳拉断等机械损坏和转轮落入机坑。 【事故原因】 1.由于桥机下游侧小车起升机构变速箱内离合器与齿轮啮合失效，吊物因此失控滑落，并通过变速箱内的齿轮带动副抱闸的制动轮高速转动；桥机司机发现异常及听到“停止”的哨声后，按操作规程立即将该起升机构的操作把手扳回零位， 此时，主、副抱闸均正常投入制动。但是，由于离合器与齿轮啮合已失效（脱档），主抱闸虽投入制动但不起制动作用； 副抱闸投入，但副抱闸的制动轮与制动片因高速摩 擦而急剧升温，而制动轮又为铸造件，因此制动轮的温升不均匀（表面的温度最高，轴心最低），加之制动时的剧烈振动对制动轮的破坏 作用加剧，制动轮在高速旋转产生的离心力的作用下发生爆裂，引起整个抱闸爆炸，导致人员伤亡事故的发生。2.检修公司对特种设备的安全问题认识不足。本次事故前（2月20日）桥机已出现过故障，仅作一般处理，没有从根本上解决桥机故障问题。 3.检修过程中，对大件起吊不放心，不是彻底检修设备，而是错误地安排人员到机上看护，造成抱闸碎片飞出后伤人。

【防范措施】 1.外出承包工程时，在检修工作开始之前，对业主方提供的特种设备及检修工 器具等使用管理情况作细致的调查，按照国家和行业有关特种设备的监督管理法律法规、技术规程规范以及监察管理规定，审查其相关的 许可使用证件以及检验材料。 2.承包安全合同要详尽和全面。签订承包合同时，要特别明确双方的安全责任和义务。有关特种设备的使 用、维护的合同条款订得也要详尽和全面，有利于合同的执行。

操作中分神 带接地刀合刀闸

【简述】2004 年 4 月 6 日，某发电厂进行 220kV 倒闸操作过程中，设备频发异常，干扰了正常操作，加上操作、监护人未严格执行 倒闸操作制度，强行解除闭锁操作，导致带接地刀闸合闸的误操作事故。 【事故经过】4 月 6 日按照保护改造作业进程，进行春二乙线改造后测相位工作（需要进行 220kV 南母线停电、用母联开关串带春二乙线操作，进行相位测定）日09 时 00 分，公司开完生产调度 ；6 会后，分场主任、生产副主任（兼副书记）均到操作现场，把生产调 度会上公司有关领导对该项工作的注意事项和重点要求， 向现场操作人员进行了详细传达和布臵，考虑到此次操作的重要性及操作量大，分场安排电气专工许某担当第二监护人， 从其他值调来两位主值班员李某、张某协助操作和监护把关。6日09 时05 分，运行一值网控 主值班员王某（操作人）、单元长张某（监护人）执行值长令（省调度令），进行 220kV 南母线停电操作，为春二乙线保护改造用母联开 关串带春二乙线 4004 开关测保护相位工作进行准备。10 时00 分， 南母线停电完毕。 在停电过程中，当拉开母联开关后， 发现母联4000 开关 B 相液压机构泄压，及时联系电气检修处理；10 时 30 分，检修交待母联开关 B 相泄压处理好，汇报值长后，运行人员对母联开关进行检查，并于 10 时 38 分，对母联 4000 开关进行拉合闸试验，在分闸后发现母联 4000 开关 B 相仍泄压；10 时 41 分再次联系检修处理， 同时向省调汇报母联开关 B 相泄压处理情况；到 12 时 37 分，检修第 二次交待母联开关 B 相泄压处理好， 由值长向省调汇报并请示调度同意后，于 12 时 52 分，第二次对母联 4000 开

关进行拉合闸试验，分闸后母联 4000 开关 B 相仍然泄压，继续联系检修处理；12 时 58 分， 省调再次询问母联开关 B 相泄压处理情况，值长向调度汇报；13 时 30 分，检修将母联开关 B 相泄压处理好，第三次对母联 4000 开关进行拉合闸试验，此时开关液压机构及参数正常；13 时32 分，监护人张某请示值长继续操作，经值长请示省调同意后，下令由操作人王 某、监护人张某按照“母联 4000 串带春二乙线 4004”操作票进行操 作，在拉开春二乙线乙刀闸 J42 接地刀闸后，来到春二乙线 4004 北 刀闸侧 J41 接地刀闸处准备拉开该接地刀闸时， 监护人边唱票边在该 项上提前打 “√” 此时网控人员李某告知母联开关机构油泵启动， 号， 于是监护人和操作人一同到母联开关处检查是否又发生泄压情况， 观察一段时间未见异常，于是进行下一项操作，直接进行母联 4000 开关南、北刀闸操作，并于 14 时 05 分，合上母联 4000 开关向南母线 充电良好，14 时 11 分操作人王某和监护人某，继续按操作票程序对 春二乙线南刀闸送电时，未核对春二乙线 4004 开关与北刀闸 J41 接 地刀闸接地位臵的情况下，又进行下一项操作，在合春二乙线 4004 南刀闸时， 电动未合上，采取了手动合闸方式，进行强行合闸，合闸瞬间春二乙 线 4004 南刀闸带地刀合闸放电短路，母差保护动作，二东甲线 4001 开关、二东乙线 4002 开关、春二甲线 4003 开关、旁路 4010 开关 （带春二乙线开关） 号机发变组 4011 开关、#1 高备变 4019 开关跳闸。 1 运行的#1 机组由于主开关跳闸，厂用电消失，靠保安电源安全停机。 事故发生后，值长立即组织人员进行处理，拉开春二乙线 J41 接地刀 闸及春二乙线 4004 南刀闸，14 时 39 分，联系调度用二东甲线 4001 开关向北母线充电成功；14 时 40 分，合上 1 号高备变 4019 开关， 恢复厂用电；14 时 50 分，春二甲线送电；14 时 57 分，二东乙线送 电；15 时 09 分，旁路带春二乙线恢复送电；15时 46 分，#1 机组与 系统并列，系统恢复事故前运行方式。

【原因分析】 1.监护人、操 作人违反 《电业安全工作规程》 （电气部分） 22 条…每操作完一项， 第 应检查无误后做一个“√”记号…。和第 24 条 操作中发生疑问时， 应立即停止操作并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再 进行操作，不准擅自更改操作票。不准随意解除闭锁装臵。 2.违反 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》25 条反措 2.3 规定“到现场实际操作时要认真核对设备命名编号，设备技术状 况，认真唱票并复诵，准确无误后在监护人监护下进行操作，执行完 毕该项打?√?” 。操作“漏项”直接造成事故。 3.大型操作期间，设 备状况不好，检修班组安排人员配合操作，亦不会发生运行人员“三番五次”地中止操作来处理设备异常。设备缺陷处理质量不高，只是应付，造成反复消缺，拖延了操作时间，影响运行人员的正常操作。 4.正常 220kV 系统操作必须在网控操作站进行远方操作， 远方电动合不上，应查明原因后继续操作，就地操作也应是电动合闸，要坚决杜绝手动合闸方式，以保障人身安全。 5.管理上存在着不严、不细、不到位的问题，尤其是监督不到位。“两票三制”“操作监护制”落、实的不到位，流于形式。 6.运行人员安全培训工作抓的不细、不实， 对《安规》《运规》的学习不深、理解不透，对其中的要求没有落到、实处。 7.危险点分析及控制措施落实的不到位，针对送电回路内有 接地刀闸，有关人员没有引起足够的重视。

【防范措施】 1.严格执行交接班制度、操作票制度、工作票制度，认真召开班前会，正确填 票、审票，办理工作票要到现场，严把安全关 2.操作前首先执行模 拟操作，操作中要严格执行唱票复诵制，认真检查设备状态，看清操 作方向然后再操作，倒闸操作要严格执行《电气运行反事故措施》中防止带地线合闸的 “四查：

查工作票全部终结； 查安全措施全部拆除、回路符合运行条件；查检修单位有书面交代；查运行值班记录”“六、清：接受命令清、布臵任务清、操作联系清、发生疑问要问清、操作 完毕汇报清、交接班清”、“六核对： 核对工作票、核对接地线登记簿、核对模拟图、核对接地线悬挂处、核对接地线存放处、核对交接班记 录”之规定； 3.加强安全教育，增强责任感，事后在出事地点悬挂 警示牌，做到警钟长鸣； 4.取消通用锁采用对号锁，加强对防误闭锁装臵的维护和管理，保持状态完好。5.开展安全生产大整顿，领导带头自查，剖析在安全管理方面存在问题，安全生产责任制要落实、管理的重心要下沉。从人员安全思想意识、规章制度、执行规程、设备管理等方面，全方位查找问题，举一反三，剖析原因，制定对策，消除安全隐患。 6.加强检修管理， 提高检修和维护质量，制定设备专项整治实施方案，确保设备的稳定可靠。 特别是对 SW2—220W 开关 CY3 型液压系统泄压的缺陷进行认真 分析和技术攻关， 采取有效措施， 防止液压系统泄压的事件发生。 CY3 （系列）型液压操作系统是技术上落后的产品必须尽快更换，以确保设备运行的可靠性和稳定性， 给运行工作创造一个好的工作环境。 7.贯彻落实二十五项反措，深入开展反违章、反违纪活动，做到生产工 作和安全工作的计划、布臵、检查、总结、考核五同时。以反习惯性 违章为重点，杜绝人为责任性事故，严格执行“两票三制” ，尤其是 操作票和监护制度，加强对执行和落实情况的检查监督力度，从严考 核。 8.加大反习惯性违章的力度，加强操作的过程控制，加强危险 点分析及控制措施的落实，确保安全生产组织和技术措施的落实，真 正做到安全生产的预控、可控、在控。 9.切实开展好“大型操作评价”和“运行操作无差错竞赛”活动，严格执行标准，不摆花架子， 实实在在地在安全生产管理上下功夫，提高运行操作质量。重大复杂 操作有关管理人员和领导，不但要到岗，更要到位，真正起到监督作用，及时制止和纠正习惯性违章行为。

操作顺序颠倒 造成母线停电

【简述】1985 年 10 月 11 日，某发电厂发生一起由于多道关口把关不严， 填制了错误的操作票，运行人员带负荷拉刀闸，导致 35kV 系统停电、锅炉运行人员业务水平不高，事故处理错误使锅炉灭火放炮的事故。【事故经过】 事故前 35kV 系统为双母线带旁路母线运行。 #1.#2 母线经母联 310 联络运行，站用变由 322 开关送电，经 533 开 关向生活区供电，并带两台生水泵运行；10kV 母线有 323.523 开关 送电，并带 531.534 开关运行。 10 月 11 日 8 时 20 分，电运申〓〓 和张〓〓执行站用变刀闸操作， 在未停生活区的生水泵和没有断开站 用变高压侧 322 开关以前， 就拉开了 533-1 刀闸。 由于带负荷拉刀闸， 造成弧光短路，站用变过流保护、重瓦斯保护动作，跳开 322 开关，322开关掉闸时弧光重燃，引起弧光接地，35kV 系统过电压，322 开关套管、322-6.322-8.337-8 刀闸支瓶过电压被击穿炸坏，造成母线 接地短路。母联开关 310 阻抗保护动作掉闸，#4.#5 主变方向过流保护动作，掉开314.315主变开关，35kV母线及10kV 母线停电。 当35kV 母线故障时，厂用电系统电压降低，部分低压动力设备跳闸， 其中#6.#7 炉磨煤机润滑油泵也掉闸，造成#7 炉灭火。处理中司炉殷 〓〓误判断，没有按灭火程序处理，即启动磨煤机，致使锅炉发生煤 粉爆炸，崩坏部分炉墙，#7 炉于 10 时 22 分被迫停止运行。【原因 分析】 1.操作人填写操作票严重错误，操作顺序颠倒，监护人、班长、值长未认真审查就签字下令操作，操作票执行过程中的四道关均 没有把住，执行《电业安全工作规程》（电气部分第三节）关于“倒闸操作”的相关规定，操作票制度流于形式，是导致事故发生的主

要原因。2.模拟操作不认真，监护人没有 发现操作人错误的模拟操作过程，模拟操作应由监护人发令、操作人 执行，模拟操作方法错误，未按照监护人下达操作命令后再进行模拟 操作的程序进行。 3.实际操作中，操作人、监护人按照错误的操作 票进行操作，对于停电操作中应当遵循的先停负荷侧、后停电源侧的 原则根本不熟悉， 对于负荷的实际状况不掌握， 是本次事故又一原因。 4.设备的日常检查维护不到位、检修质量不高。322 开关存在严重缺 陷是掉闸时弧光重燃， 是故障扩大到 35kV 系统造成停电的主要原因。 5.习惯性违章、违规。当 35kV 系统故障波及到#4.#5 厂变，电压降 低造成#7 炉磨煤机、燃油泵掉闸，#7 炉灭火时，运行值班员严重违 反运行操作规程，有章不循。在锅炉灭火后，急于恢复，未按规定切 断燃料，并进行炉膛通风吹扫，即起动磨煤机致使煤粉及乏气进入炉 膛，是造成爆燃的直接原因。《防止电力生产重大事故的二十五项重 点要求》及《电业安全工作规程》中明确规定“当锅炉灭火后，要立即停止燃料（含煤、油、燃气、制粉冷气风）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” 。但此次事故中司炉未按锅炉熄火事故处理程序操 作，而是错误的开启磨煤机运行。 6.人员培训不到位、没有过硬的 反事故能力，事故处理中慌乱无序，是引起误操作、违章操作的主要 原因。 【防范措施】 1.严格执行交接班制度、操作票制度、工作票制度，认真召开班前会，正确填票、审票，办理工作票要到现场，严 把安全关；设备检修布臵安全措施要正确完备不漏项，确保设备和人 员的安全； 操作前首先执行模拟操作， 操作中要严格执行唱票复诵制。 2.立即加强运行人员的基本专业技术培训， 真正做好职工上岗前的技 术培训，以人为本落到实处，这样才能保障安全生产。大力开展反事 故演练，避免锅炉熄火司炉手脚乱的被动局面。 3.加强安全教育， 提高运行人员的安全责任心。无论是监盘还是进行就地检查，都要认 真，到位。 4.严格执行安全生产奖制度，严格执行《防止电力生产 重大事故的二十五项重点要求实施细则》和《电气运行反事故措施》 ， 认真开展电气倒闸千次操作无差错竞赛活动， 加大奖惩考核力度。 5.布臵操作任务的同时要交待操作中的安全措施和注意事项， 开展倒闸 操作危险点分析和预控工作， 将操作中可能出现或发生的危险点进行 分析并布臵相应的防范措施。 6.严格执行防误闭锁装臵管理制度， 加强防误闭锁装臵的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装臵正 常运行。防误闭锁装臵不能随意退出运行，停用防误闭锁装臵时，要 经总工程师批准；短时间退出防误闭锁装臵时应经值长批准，并应按 程序尽快投入运行。 7.提高日常检查维护和检修质量，保障设备在 异常工况下保护装臵能够正确动作，以确保完好设备继续稳定运行， 防止事故的扩大。 8.大力开展反习惯性违章活动，认真切实的落实 “二十五项反措” ，严格遵守《电业安全工作规程》 。当锅炉灭火后， 要立即停止燃料（含煤、油、燃气、制粉冷 气风）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。

值班纪律松散 误操作机组跳闸 【简述】1989 年 11 月 17 日，某发电厂发生一起由于运行误将运行中的#2 发电机电压互感器隔离开关拉开，造成运行中的#2 机组 两组电压互感器全部失压，发电机保护动作机组跳闸事故。【事故经过】该厂#

1、#2 两台机组运行，调度令晚峰后停#1 机做备用。20 时 31 分，值长令： “#1 发电机解列转备用” 。20 时 40 分，#1 机断路 器切开，发电机与系统解列。但操作人、监护人没有对操作票余下的 项目继续进行操作，如断开#1 机出口隔离开关等，而是坐下闲谈，

班长也没有进行纠正。22 时 20 分，班长令操作人、监护人到#1 发电 机小间拉开#1 发电机出口隔离开关，两人虽然拿着操作票，但却走 到#2 机小间，在没有核对设备名称、编号，也没有进行唱票和复送 的情况下，将#2 机 02 甲、02 乙电压互感器隔离开关拉开，当即造成 #2 机两组电压互感器全部失压，强励动作，无功大量上涨（表计已 不能显示），静子电流剧增，发电机组复合过流保护动作跳开发电机 组出口及灭磁断路器。 时经对设备检查无异常后将#2 机并入系统。 23 【原因剖析】 1.生产管理混乱。电气防误闭锁装臵不完善，造成了防止误操作事故硬件设施的不正常，人为的误操作行为无法阻止，是 本次误操作发生的重要原因。 管理部门未能认识到电气防误闭锁装臵 对安全生产和保障职工人身安全的重要性， 也就是对以人为本认识模糊。 2.执行倒闸操作票制度不严肃，一项操作未完全结束，无故随 意中止操作。运行操作应按照操作票内容和程序连续进行，但操作人 员在该次操作中，在完成盘面上拉开发电机断路器后，没有按照操作 票票面内容进行连续的拉开发电机隔离刀闸、电压互感器刀闸的操作，而是回到控制室闲谈，接下来的操作在时隔近2 小时后进行，严重违反了两票执行的要求，致使操作前进行的模拟预演失去意义，防 止事故发生的第一个关口失去作用。 3.劳动纪律涣散。电气运行班长在#1 机解列后没有督促监护人、操作人把整个操作进行完，而与 大家坐在一起扯皮、闲谈。操作中，值班负责人带头违反劳动纪律， 生产管理形同虚设。分散了本次操作中操作人、监护人的注意力，在 布臵下一步操作中，值班负责人没有对操作人的精神状态认真分析， 没有交代操作注意事项，防止事故发生的第二道关口失去作用。 4.没有严格执行“四把关，四对照”制度。本次操作虽有操作票，但监护人、操作人没有执行“四对照”规定，在精力不集中的前提下，应 到#1 发电机开关间隔进行操作，却误走到运行中的#2 发电机间隔。 操作中，没有按照操作票和规程规定执行唱票、复诵程序，致使本应 发现的错误操作继续进行， 防止本次事故发生第三道重要关口失去作 用。 5.人员培训不到位，运行人员对于运行中出现的异常状况没有 引起高度重视。 在运行人员错误拉开运行中发电机电压互感器的一组 隔离刀闸时，本已有火花产生，但操作人和监护人缺乏判断能力，没有意识到已经发生误操作行为， 又错误地将另一组电压互感器的隔离 刀闸拉开，致使保护动作发电机跳闸。 【防范措施】1.立即完善闸刀电气防误闭锁装臵， 给运行人员提供可靠的安全 生产环境。将电气防误闭锁装臵的工作状况纳入日常生产考核。 2.加强劳动纪律和安全生产的管理，严肃电业安全生产责任制，加强工 作责任心。 各级管理部门要充分认识电气防误闭锁装臵的重要性。 3.严格履行监护复诵制，杜绝违章操作。操作闸刀前，必须检查开关的 实际位臵（开关机构、拐臂、分合闸指示器）和电度表停转等；操作 时，认真执行“三核对”既：设备名称、编号和位臵，防止误操作。 另外本次事故中还隐含了一个错误：主开关拉开后，拉开主闸刀，然 后才能是拉开电压互感器闸刀。班长安排到#1 发电机小间拉开#1 发电机出口隔离开关，万幸的是该厂运行人员没有按上述顺序操作，也 没有去拉开#2 发电机小间拉开#2 发电机出口隔离开关，极度随意： 首先去拉开电压互感器闸刀。否则，若拉开的是#2 发电机出口隔离 开关，操作和监护的两人是个什么结局不难想象了。

强行解除保护 造成炉膛爆炸

【简述】2001 年 4 月 1 日，某热电厂#1 号炉运行中灭火，运行 人员严重违章操作，强行退出灭火保护，用爆燃法点火起炉，使锅炉 炉膛发生爆炸，受热面等多处损坏。 【事故经过】4 月 1 日，1 号机 组运行， 对应的 1 号炉

（E-420-13.7-560KT） 运行， 号机负荷 70MW、1 炉出力 268 吨/时，主汽压力 13.02MPa、主汽温度 556℃。1 号发电 机变压器组通过 220kV 热源甲、乙线经辽一变与系统并列运行。 00时 47 分 29 秒， 锅炉运行主值班员何某某监盘中发现炉膛负压表指示 到正压最大值、火焰监视器指示灯闪动，且有多组熄灭，工业电视显 示暗黑，判断为锅炉掉焦，立即报告值长袁〓〓。随之 1 号炉灭火保 护动作，1.2 号排粉机和甲、乙给粉总电源联跳、燃油速断阀关闭， 1号炉灭火。何某某当即将锅炉灭火情况报告值长、通知汽机和电气 专业值班员。值长令抓紧恢复， 准备启动。 何某某立即复归跳闸设备， 并令巡检员田某某解除锅炉灭火保护。 00 时 47 分 36 秒，何某某起 动排粉机，同时令巡检员投入给粉总电源（事后根据 DCS 系统事故追 忆，确认未投上） 。发现炉膛正压大并听到响声，何某某立即停止排 粉机。由于盘上未发现异常，也未对锅炉进行全面检查，何某某再次 起动排粉机，00 时 57 分左右，巡检员到炉前点燃 4 支油枪，锅炉点 火。 01 时 01 分，何某某令再次投入给粉总电源，12 台给粉机全部 自动启动、炉膛负压表指示到最大值(表量程为〒400Pa)、锅炉汽压 急剧上升、过热器 1.2 号安全门动作，在开启点火排汽同时，令汽机 加负荷。由于汽压高，接连停止 10 台给粉机，只保留 2 台给粉机和 4 支油枪运行。汽机副值班员到机头处手动调负荷时，发现汽轮机前 轴承箱内向外喷油（停机后，打开机头前油管化装板发现为“Φ70 滑阀至快速关闭器油管”接头大量喷油） ，立即报告值长。值长下令 停机，01 时 07 分 1 号炉熄火，01 时 08 分 1 号机打闸停机。 事故后 检查设备损坏情况： 1.前墙 20.7 米标高刚性梁扭曲变形，最大弯曲 变形值 350mm。 2.前墙 31.2.27.7.24.2.17.2 米标高刚性梁弯曲变 形， 弯曲变形值分别为 250mm、283mm、260mm、88mm。3.后墙 20.7.17.2米标高刚性梁弯曲变形，弯曲变形值分别为 60mm、81mm，其中 20.7 米标高大板梁与支架连接处有局部变形。4.前墙中部辐射过热器左侧第二个联箱疏水管断裂。 5.4 号喷燃器二次风管道软连接被撕开。 6.侧墙刚性梁有轻微变形，变形量 最大在 20.7 米标高处，为 50mm。 7.前墙水冷壁和辐射过热器联箱 密封板中间部位裂开，最大值约 50mm。 【事故原因】 1.习惯性违 章、违规是造成这起事故的根本原因。严重违反了《防止电力生产重 大事故的二十五项重点要求》6.1.4 条“当锅炉灭火后，要立即停止 燃料（含煤、油、燃气、制粉冷气风）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” 。及《电业安全工作规程》热力机械部分第185 条： “当锅炉 发现灭火时，严禁采用关小风门、继续给粉、给油、给气使用爆燃的 方法来引火。锅炉灭火后，必须立即停止给粉、给油、给气；只有经 过充分通风后，始可重新点火”之规定。 2.运行值班员严重违反运 行操作规程，有章不循。在锅炉灭火后，急于点火启动，未按规程规 定进行通风吹扫，便强行将灭火保护解除，起动排粉机，致使一次风 管内积粉及乏气进入炉膛，是造成爆燃的直接原因。 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》6.1.6 规定： “严禁随意退出火焰探头或联锁装臵，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，并事先做好安全措施” 。值班员随意退出灭火保护装臵，违反了重要保护投、退规定。 3.事故时存在侥幸心理、求快图省事，习惯性违章的典型 表现，是事故扩大的直接原因。何某某在第一次合上排粉机后，炉膛 正压大并听到响声，何某某立即停止排粉机，说明该值班员已经知道 爆燃打炮，但该值班员只凭盘上未发现异常，就再次强行用爆燃法点火。直到10 分钟后才点燃炉前 4 支油枪，锅炉点火。该值班员知错不改，一错再错，不断使事故扩大。 4.事故处理时岗位联系、岗位协调不当。在第一次合上排粉机炉膛正压

第16篇：发电厂解列事故处理

大容量火电厂全厂停电事故的预防及处理

目前，国内大容量火力发电厂的绝大多数单元机组能够真正实现FCB工况，即快速减负荷带厂用电的机组很少见到。因此，一旦发生电网解列事故，对绝大多数大容量火电厂而言，就意味着全厂停电和厂用电中断。虽然电厂一般都有单台机组厂用电中断时的事故处理规程，但很少有全厂停电的事故处理规程。为了防止在发生全厂停电事故时发生主设备(锅炉、汽轮机、发电机、主变压器)损坏事故，确保主设备的安全停运，使厂用电恢复后能尽快恢复发电机组的运行，从而将事故损失降到最低限度，大容量火电厂有必要制定相应的预防措施和切实可行的事故预想处理方案，并加以执行。

1 事故预防措施

1.1 直流系统的运行维护管理

发生全厂停电和厂用电中断时，直流电源是控制、保护和确保安全停机的唯一电源，因此在平时必须加强对蓄电池和直流系统(含逆变电源)的运行维护和检修。

(1) 做好直流系统、不停电电源装置(UPS)专用蓄电池的维护管理。要按时调整蓄电池的电解液比重和电压，使其处于完好满充电状态，并定期进行均衡充电。确保其电压、放电容量和电解液的比重、温度符合要求。对已投运的蓄电池，应按制造厂的说明书进行复核，对于电压和放电容量不能满足要求的蓄电池应及时改进或更换。

(2) 直流系统各级保险器和联动装置应定期检查、试验。保险容量应保证在事故情况下保险不会越级熔断而中断保护操作电源和直流润滑、直流密封油泵电源。直流润滑、直流密封油泵的联动控制回路的控制直流电源应取自蓄电池。

(3) 不允许在蓄电池无并联情况下，由充电装置单独向重要负荷供电，即使在事故情况下，也应考虑尽快与另一蓄电池并列。

(4) UPS系统定期切换试验必须在机组停运后进行。试验前应做好防止UPS电源消失的措施，以防微机储存信息丢失。

(5) 应定期对蓄电池直流系统进行巡回检查，并定期进行测量、记录，发现异常应及时汇报处理。

1.2 备用电源的维护管理

大容量火电厂带有重要辅机的厂用电母线都装设了有足够自投容量的备用电源自投装置，必须通过定期试验来确保该装置在需要时能自动投入。设备改造后，如起动容量增大的母线，应进行自起动电压和有关保护定值的验算，必要时应做母线自起动试验。

单元机组一般都装设柴油发电机组，作为全厂停电或机组厂用电消失时汽轮发电机组重要设备(如顶轴油泵、盘车电机、润滑油泵、热控微机等)的备用电源，又称为应急事故保安电源。为确保事故时能起到备用作用，必须加强对柴油发电机组的运行维护和管理。

(1) 维护好保安电源直流系统中的设备，如蓄电池、硅整流器、自耦调压器等，做好有关保护的检验工作。

(2) 确保柴油发电机组的压缩空气系统、冷却水系统、燃油和润滑油系统工作正常。

(3) 定期对柴油发电机组做手动起动试验和模拟自起动试验，并作好记录，运行班应对柴油发电机组进行巡视检查，以确保其经常处于热备用状态。

(4) 柴油发电机组的小修，应与对应汽轮发电机组的大修同时进行。当柴油发电机组运行时间累计达到一个大修周期时，应进行大修。

1.3 继电保护和自动装置的维护管理

(1) 保持主要电气保护完好，并经常投入运行。

(2) 加强继电保护装置和开关的检修、维护，加强继电保护运行和保护定值管理工作，严防保护、开关拒动、误动扩大事故。

(3) 做好继电保护及自动装置的定期检验、补充检验和元件校验，特别应注意对检修后、电气事故、系统冲击、波动或有报警信号后的有关继电保护及自动装置做详细检查。

(4) 发电机运行中必须投入自动调整励磁装置，确保备用励磁装置随时可以投入运行。

(5) 在电力系统发生故障时，禁止启动自动巡回检测装置进行测试。 1.4 运行方式、环境和通讯设备的要求

(1) 合理安排系统的运行方式，提高系统的稳定性和安全运行水平。母线、厂用系统、热力公用系统通常应采用正常的运行方式。因故改用非正常运行方式时，应事先制定安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。

(2) 电厂应保持必要的存煤、存水、点火用油。

(3) 注意保持蓄电池室和直流系统室的环境温度和相对湿度在正常范围。厂用系统配电室、继保室的门窗应严密，防止煤粉和潮气侵入，以保持室内清洁、无粉尘。

(4) 通讯设备备用电源应保持完好并定期试验，保证事故情况下能自动切换，通讯畅通。 2 事故处理措施

大容量火电厂大多采用单元集中控制方式。发生全厂停电和厂用电中断事故时，应在当班值长的统一指挥下进行事故处理。由于全厂停电事故处理涉及的范围广、难度大，因而值长、各单元长和各机组主副值班员既要分工合作，又要把握住各自的事故处理侧重点。只有这样才能使现场忙而不乱，确保电厂主设备的安全。

下面以一个集控厂用电系统为6 kV/380 V、网控升压站及其出线为220 kV系统的电厂为例，说明预想事故处理措施。

2.1 现场值班员事故处理侧重点

当班值长的首要任务是协调电网中心调度(中调)和本厂的系统恢复工作，尽快恢复厂用电由电网供电；单元长的首要任务是确保直流系统和380 V保安段电源供电正常、协助恢复厂用电；主副值班员的首要任务是确保本机组的主设备安全。

2.2 当班值长

(1) 通知单元长已发生全厂停电事故，汇报中调和厂领导。

(2) 联系中调了解系统相关情况，判断故障范围，迅速查明220 kV母线失压的原因。首先复位跳闸的所有开关把手，就地检查所有开关是否在分闸位，然后根据保护动作情况初步判断故障点，就地重点检查，并隔离故障线路或故障母线。母线及外部短路后，应对短路电流流经回路进行全面检查。

若故障前无冲击，则根据故障录波器提供的情况判断是否确实发生故障。若无故障现象，初判是母差误动，则联系检修检查。汇报中调退出母差保护并往实地检查，若无异常即可充电。检查处理过程中，要确保网控直流系统工作正常。如果充电器电源失去，网控直流蓄电池无法维持直流系统电压时，要考虑切换到备用的(如集控)直流电源供电。

(3) 检查220 kV线路是否有电压。如有电压，则不待调令即自行合上该线路开关向正常的母线充电(合开关前，应进行同期检查)；若线路开关向母线充电时母线保护动作跳闸，则另选母线充电；如所有220 kV线路均无电压，应立即汇报中调，要求尽快恢复220 kV线路供电。用线路充电时，注意保护投入正确并退出重合闸。用母联充电时，要投入充电保护，充电完成后注意退出。

(4) 220 kV母线充电正常后，使用分段开关、母联开关对其他非故障母线充电，及时恢复厂用起动/备用变压器及其公用段母线运行。注意优先恢复网控交流配电箱供电，保证220 kV配电装置电源(如刀闸操作、动力电源)，然后将220 kV所有非故障设备倒换至非故障母线运行。应注意：检查开关在\"分闸\"位置，先拉故障母线上的刀闸，后合运行母线上的刀闸，再恢复机组厂用6 kV、380 V电源。注意必要时对次要负荷限电，如非生产用电负荷，非重要辅机等。

(5) 厂用电恢复过程中要注意2个严防：一要严防向发电机倒送电。要拉开发-变组出口开关控制保险，将高厂变低压侧开关拉至试验位。二要严防非同期并列事故。在进行6 kV厂用段、公用段并环运行时，必须考虑220 kV升压站母线合环情况以及防止6 kV系统非同期事故。

(6) 厂用电恢复过程中要注意轻重缓急。优先恢复原运行机组的6 kV厂用电系统；优先恢复带照明负荷和锅炉给水泵的母线电源；380 V厂用系统优先恢复照明段、工作段电源。

(7) 厂用电恢复后，机组热态启动时，按启动/备用变压器的容量，并考虑汽机轴封供汽和锅炉雾化蒸汽汽源，安排机组启动。

2.3 各集控单元长

接值长全厂停电事故处理令后，即：

(1) 迅速检查备用电源柴油发电机组自启动成功，否则立即派员恢复并监视柴油发电机运行，防止柴油发电机过流。

在保安电源恢复之后，立即恢复直流系统充电器的正常运行；立即启动主机交流润滑油泵，停直流润滑油泵；启动空、氢侧交流密封油泵，停直流密封油泵；启动顶轴油泵；启动电给泵辅助油泵，旁路油站油泵。

当密封油泵不能投入且短时不能恢复时，若发电机密封油压低，应先降低机内氢压，并注意开窗通风；若较长时间不能恢复，应抓紧发电机排氢置换工作，并做好防止轴瓦及油箱着火的灭火准备。

(2) 严密监视直流母线电压和UPS的运行情况，采取措施，确保保安段电源电压正常。注意直流动力段母线电压，若电压低，则限制部分事故照明，小机停转后可停小机直流油泵。保安段电压低时，根据情况限制保安段上相对不重要的辅机用电，如锅炉电梯等，以确保主机润滑及密封油泵、顶轴油泵、主机盘车、空气预热器辅电机、直流系统、热控UPS电源的供电正常。

(3) 切开6 kV及380 V系统除保安段外的所有开关。检查厂用电系统是否存在明显的故障点，并检查各开关状态、电气和热控保护动作状态，并向值长汇报。

(4) 按值长令，协助恢复6 kV、380 V厂用电系统。

(5) 厂用电恢复后，指挥恢复仪用压缩空气、循环水、闭式水、燃油、冲灰水等公用系统；令启动锅炉给水泵，缓慢向锅炉上水至汽包可见水位，并注意控制上、下汽包壁温差；指挥机组按热态启动恢复热力系统正常运行。

2.4 各机组主副值班员

按单台机组厂用电中断事故处理规程进行各台机组的事故处理。

第17篇：发电厂生产典型事故预防措施

《发电厂生产典型事故预防措施》

1

前言

原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000]589号）颁布实施以来，经过多年的安全生产实践，电力行业的反事故能力得到了明显提高。

随着电力体制改革，厂网分开，新技术和新材料的使用及新设备的不断投产，安全生产面临新的形势，有必要对发电企业的生产事故进行筛选、总结和提炼，进而提出有针对性的防范措施。

为了更好地推动发电企业安全生产水平，有目标、有重点地防止电力生产重大恶性事故的发生，提高电力生产的安全可靠性，确保反事故措施更具有可操作性和可执行性，受集团公司委托，华电能源股份有限公司编写了《发电企业生产典型事故预防措施》。在本书的编写中，依据新标准和借鉴新经验，针对现在发电企业的设备、管理和人员状态，汲取近年发生的事故规律而提出的重点组织措施和技术措施，对《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》相关内容进行了补充和完善，以实现安全生产的可控和在控。

由于编者水平有限，书中难免存在不足或疏漏之处，恳请读者批评指正。

编者

二○○九年三月

2

目

录

1 防止人身伤亡事故的预防措施„„„„„„„„„„„„1 2 防止交通事故的预防措施„„„„„„„„„„„„„„23 3 防止火灾事故的预防措施„„„„„„„„„„„„„„27 4 防止氢系统和燃油罐爆炸着火事故的预防措施„„„„„35 5 防止压力容器爆破的预防措施„„„„„„„„„„„„43 6 防止大容量锅炉承压部件爆漏的预防措施„„„„„„„50 7 防止锅炉尾部再次燃烧的预防措施„„„„„„„„„„60 8 防止锅炉炉膛爆炸的预防措施„„„„„„„„„„„„65 9 防止锅炉制粉系统爆炸和煤尘爆炸的预防措施„„„„„71 10 防止汽轮机超速和轴系断裂的预防措施„„„„„„„„74 11 防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损的预防措施„„„„„„81 12 防止汽轮机叶片断裂的预防措施„„„„„„„„„„„90 13 防止全厂停电的预防措施„„„„„„„„„„„„„„94 14 防止电气误操作的预防措施„„„„„„„„„„„„„98 15 防止发电机损坏的预防措施„„„„„„„„„„„„„103 16 防止高压电机损坏的预防措施„„„„„„„„„„„„112 17 防止继电保护事故的预防措施„„„„„„„„„„„„116 18 防止大型变压器损坏和互感器损坏的预防措施„„„„„128 19 防止开关设备事故的预防措施„„„„„„„„„„„„142 20 防止接地网事故的预防措施„„„„„„„„„„„„„151 21 防止污闪事故的预防措施„„„„„„„„„„„„„„155 22 防止升压站全停的预防措施„„„„„„„„„„„„„160 23 防止锅炉汽包满水和缺水事故的预防措施„„„„„„„164 24 防止分散控制系统失灵和热工保护拒动的预防措施„„„170

3

2

5防止设备大面积腐蚀的预防措施„„„„„„„„„„„178 26 防止料斗脱落的预防措施„„„„„„„„„„„„„„184 27 防止重大环境污染的预防措施„„„„„„„„„„„„188 28 防止灰坝垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故的预防措施„„194 29 防止大面积供热中断的预防措施„„„„„„„„„„„201

4

1 防止人身伤亡事故的预防措施

为认真落实国家、行业及上级有关安全生产工作的法律、法规、规定和标准，有效预防发电企业建设及生产过程中人身伤亡事故，制定本措施。 1.1 适用范围

本措施适用于发电企业建设及生产过程中人身安全管理，即可用于指导人身伤亡事故的预防工作，也可作为发电企业制定有关安全生产规章制度和年度“安措”的依据。 1.2 主要依据

中华人民共和国安全生产法（2002年中华人民共和国主席令第70号）

防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（国电发［2000］589号）

电业安全工作规程（发电厂和变电所部分）（DL408-91） 电业安全工作规程（热力和机械部分）（电安生［1994］227号）

电力建设安全工作规程（DL 5009.1-2002）

中国华电集团公司防止电力生产事故重点措施补充要求（试行）（中国华电生［2007］2011号）

中国华电集团公司发（承）包和临时用工安全管理规定（试行）（中国华电生［2007］1213号）

1

中国华电集团公司安全工器具管理规定（A版）（中国华电生［2007］627号） 1.3 术语和定义

违章——是指在发电生产过程中，凡违反安全生产法律法规、规程制度、标准的一切不安全行为和不安全状态。

安措——是指企业从保证人身安全的角度出发，每年结合实际制定的用于改善劳动条件、防止事故、预防职业病、提高职工安全素质的安全技术劳动保护措施计划。

五同时——是指计划、布置、检查、总结、评比生产工作的时候，同时计划、布置、检查、总结、评比安全工作。

两票——指工作票、操作票。

三同时——是指新建、改建、扩建项目的劳动安全卫生设施要与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。

四对照——是指进行电气设备停电的每一项操作时，操作人员要对照好设备的名称、编号、位置及开关的拉合方向。 1.4 管理要求

1.4.1 企业必须按照《安全生产法》，结合各自生产实际，建立健全各岗位人员安全生产责任制。

1.4.2 企业各级负责人是本企业、部门、班组安全生产第一责任人。企业安全生产第一责任人必须认真履行安全职责，坚持安全生产工作“五同时”；支持安全监督部门工作，定期组织召开安委会或月2

度安全分析会，听取安全生产工作汇报；亲自部署、推动、检查和评价安全生产工作。

1.4.3 分管生产、基建等副职协助正职有效开展工作，对分管范围内的安全生产工作负责。

1.4.4 各单位必须健全安全生产保证体系和监督体系。安全生产工作的执行、监督和考核各层面层次清晰，职责明确，严格按照标准和规定开展工作。

1.4.5 各单位主要负责人对安全生产监督体系建立健全、机构正确设置、人员足额配置、责任制监督落实负有首要的责任。 1.4.6 认真落实各级安全生产责任制，严格执行各项安全生产管理制度，各级安全监察人员在落实安全生产责任制及各项安全管理制度方面，要认真履行监督检查职责。

1.4.7 严格执行“两票”制度，现场各项工作应进行作业全过程安全风险分析，扎实有效地制定和落实安全防范措施。制定和落实各级领导、管理人员到位监护制度，加强作业期间安全监督和管理。 1.4.8 反违章工作要常抓不懈，各单位要建立健全反违章工作机制和办法，加强监督检查工作，及时纠正各种违章行为和现象。 1.4.9 认真做好安全教育培训工作，对职工、临时工、外来施工人员、参观学习人员的安全教育培训不能有死角，全员培训率要达到100%，安全考试合格率100%。

3

1.4.10 每年十二月末前，要从控制人身事故的角度出发，结合实际认真制定下一年度安全技术劳动保护措施计划，切实做到人员、费用、材料三落实。

1.4.11 各单位对外来施工人员及临时工认真履行管理职责，严禁“以包代管”，临时工及外来施工人员一律实行持安全合格证上岗制度。

1.4.12 加强对外包、外协队伍的管理，严格资质审查和安全业绩考核，坚持对外包施工项目全过程监督管理，严禁“以包代管”。 1.4.13 加强外出承包工程项目安全管理，本单位各项有关安全生产规章制度，在所有外出承包工程项目中一律全部有效的贯彻落实。在对外承包工程时，要积极与甲方协调沟通，明确双方安全管理职责，结合新的环境和作业特点，深入辨识各种危险有害因素，落实好各项防范措施。

1.4.14 严格执行新建、扩建、改建项目劳动安全卫生设施“三同时”的规定，及时整改现场安全设施的装置性违章，努力提高设备设施的本质安全程度，确保从装置上消除人身事故隐患。 1.4.15 针对异常天气等自然灾害，各单位应进一步加强应急管理，健全应急组织，落实物资和队伍保障，加强演练，做好及时响应，有序有效组织救援，确保生产、基建人身安全。

1.4.16 坚持“四不放过”原则，严格事故查处，全面透彻分析事故的确切原因，有针对性地、举一反三的制定防范措施，吸取事故教训。

4

1.4.17 及时、准确地上报安全生产事故信息和报告，严禁迟报、瞒报。加强安全生产事故信息的传递和共享，举一反三吸取教训，避免类似不安全事件重复发生。

1.4.18 实行“说清楚”和“事故检讨”制度。发生人身重伤、死亡事故单位的主要负责人，事故发生后必须在规定时间内到上级单位作专题汇报，并在有关安全生产工作会议上公开检讨。 1.5 预防触电伤害的措施

1.5.1 机组建设、生产期间严格执行各项技术标准和规章制度规定，完善电气设备“五防”功能，电气设备、设施安全接地、接零牢固可靠，经常检查，全面消除装置性违章。

1.5.2 电气设备检修前，工作负责人应向全体作业人员宣读工作票，并认真讲解安全措施和邻近带电部位。变电所清扫予试或部分停电作业时，工作负责人不能亲自参加作业，要按规定认真做好监护工作。有两个以上工作组同时工作时，每组应分别设合格的监护人。

1.5.3 加强检修施工电源管理，严禁乱拉、乱接电源，检修施工电源必须从检修电源箱或经安检人员验收合格的临时电源箱接取，且接线规范，箱门关好。机组大修中，必须建立临时接、拆电源审批制度，完善现场临时电源安全管理，组织专门电工人员进行接拆线工作。

1.5.4 非电气人员进入带电的变电所、配电室工作时，要按规定办理工作票手续，并由电气检修或运行单位派合格人员进行监护。

5

1.5.5 停电作业时，严格执行操作监护制，认真进行“四对照”，防止走错间隔和误操作；应严格按规程规定进行验电和装设接地线，地线和接地端必须合格，严禁用缠绕法装设接地线，禁止攀登设备构架装拆地线或验电。

1.5.6 在室内配电装置上工作，电源侧刀闸或触头要加装绝缘隔板或其它装置，与作业人员隔开。

1.5.7 配电装置的柜门必须加锁，同一配电盘前后标志名称、编号清楚一致，确保与下游受电设备名称一一对应，严禁单人打开柜门进行拆装接地线工作。

1.5.8 高压试验时在施加电压的范围内要设临时围栏，禁止无关人员进入，并设专人监护，工作人员必须穿绝缘鞋。变更结线或试验结束时，应首先断开试验电源，放电，并将升压设备的高压部分短路接地。试验电源要设专人看守。

1.5.9 电气作业以及有触电危险作业时，工作人员必须配戴合格的个体防护用品，使用合格的工器具。个体防护用品、电气绝缘工具、手持式电动工具、移动式电动工具应根据不同类别、性能和用途使用，不可滥用。使用前要按规定进行检查，同时必须定期检查及做绝缘试验。电动工具的防护装置（如防护罩、盖）不得任意拆卸。

1.5.10 使用合格的插头、插座，禁止将电线直接插入插座内，也不能任意调换电源线的插头。拔出插头时，应以手紧握插头，严禁拉扯电线。

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1.5.11 临时电源线必须使用胶皮电缆，严禁使用花线或塑料线。临时电源线应绝缘良好无破损，接头处要作可靠绝缘处理。临时电源线不准缠绕在护栏、管道及脚手架上，或不加绝缘子捆绑在护栏、管道及脚手架上。临时电源线应按规定高度敷设，必须在地面敷设时，应加可靠保护，不准任意拖拉或横在过道上。

1.5.12 在每路施工临时电源开关上，或移动式电缆盘上必须装合格的漏电保护器，否则使用手持式、移动式电动工器具必须单独加装漏电保护器。电气专业人员要每年定期或不定期的对漏电保护器进行检验，随时处于安全可用状态。

1.5.13 每个开关只准接一路电源或一个用电器，电源箱开关数量不能满足要求时，可装设临时配电盘。工作人员收工后或长时间离开现场或遇临时停电时，应切断用电设备电源。

1.5.14 电气设备和线路必须绝缘良好，应定期检修，裸露的带电体应安装在碰不着的地方或设置安全围栏和明显的警告标志。所有临时使用的电器开关必须是合格产品，电气各部件完整、无破损、动作可靠、绝缘良好。

1.5.15 各种电焊机

一、二次线符合要求，严禁使用裸漏电焊线，电焊线接头必须做可靠绝缘处理。二次侧有快速插头的电焊机，必须使用快速插头。

1.5.16 电焊工在纯金属容器或在其他受限空间内（如沟、井内）焊接作业时，必须使用专用的作业服、手套、绝缘鞋和绝缘垫，并

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做好监护工作，监护人必须密切注视电焊工的作业情况，电焊工要采用轮换休息的方式，严禁疲劳作业，确保人身安全。

1.5.17 运行人员在做变电所停电措施时，要将安全围栏（围绳）布置好，并设出入口，挂好明显的警告标志，需要在构架上工作时要指定上、下标志，严禁跨越围栏，以防走错间隔，误入带电区域。 1.5.18 在变压器上作业时，高低压侧必须有明显的断开点，并设专人监护及保持足够的安全距离，操作跌落式保险，必须使用绝缘用具在地面上操作，禁止登台操作。换低压侧保险时，高压侧必须停电。

1.5.19 在受限空间内使用手提照明灯、行灯进行局部照明时，应采用36V安全电压。在特别潮湿或金属容器内使用手提照明灯或行灯时，应采用12V安全电压。使用的电动工器具应绝缘良好，装设漏电保护器，漏电保护器、行灯变压器、配电箱（电源开关）应放在受限空间的外面。

1.5.20 电气设备着火时，应立即切断有关设备的电源，然后进行救火，对可能带电设备，应使用干式灭火器、二氧化碳灭火器、1211灭火器灭火。

1.7 预防机械伤害的措施

1.7.1 在机器完全停止转动以前，不准进行修理工作。修理中的机器应按工作票要求严格落实好防止转动的各项隔离及警示措施，开工前检修工作负责人必须对上述安全措施进行检查，确认无误后方可开始工作。

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1.7.2 严格执行检修试运转制度，机械检修完毕，试运转前，必须对现场进行细致检查，确认机械部位人员全部撤离才可办理试转工作手续。检修后设备试转时，严禁有人留在设备可能造成人身伤害的区域内，设备启动时应设专人现场检查与监护。

1.7.3 人手直接频繁接触的机械，必须有完好紧急制动装置，该制动钮位置必须使操作者在机械作业活动范围内随时可触及到。 1.7.4 机械设备各传动部位必须有可靠防护装置；各人孔、投料口、螺旋输送机等部位必须有盖板、护栏和警示牌；作业环境保持整洁卫生。

1.7.5 各机械开关布局必须合理，必须符合两条标准：一是便于操作者紧急停车；二是避免误开动其他设备。

1.7.6 对机械设备进行清理积料等维护作业，必须遵守停机断电挂警示牌制度。禁止在运行中清扫、擦拭和润滑机器的旋转及移动部分，以及把手伸入栅栏或防护罩内。擦拭运转中机器的固定部分时，不准把抹布缠在手上或手指上使用，不准戴手套。

1.7.7 操作各种机械人员必须经过专业培训，能掌握该设备性能的基础知识，经考试合格，持证上岗。作业中必须精心操作，严格执行有关规章制度，正确使用劳动防护用品，严禁无证人员开动机械设备。

1.7.8 工作人员服装不应有可能被转动机器绞住的部分，工作时必须穿工作服，衣服和袖口必须扣好，禁止戴围巾和穿长衣服，女工作人员禁止穿裙子，辫子、长发必须盘在帽内。

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1.7.9 禁止在设备转动时，从靠背轮和齿轮上取下防护罩或其他防护装置。对于皮带传动的转动机械，不准在设备转动时拆装和校正皮带。

1.7.10 严禁无关人员进入危险因素大的机械作业现场，非本机械作业人员因事必须进入的，要先与当班机械操作者取得联系，有安全措施才可同意进入。 1.8 预防高处坠落的措施

1.8.1 参加高处作业人员必须学习安全规程中高空作业的有关条款，身体健康状况良好，患有高血压、心脏病、贫血病、癫痫病的人员不得从事高处作业。严禁酒后参加高处作业。

1.8.2 高处作业人员必须正确使用安全帽、安全带、安全网。安全带要挂在牢固可靠的部位，要高挂低用，严禁低挂高用。 1.8.3 高处作业人员必须穿符合要求的工作服和工作鞋，衣着要灵活、轻便，禁止穿硬底鞋、带钉鞋和易滑鞋。

1.8.4 单人高处作业必须有安全监护人，两人以上同时进行高处作业，应由工作负责人进行监护，工作负责人离开现场时必须指派一名责任心强的人员负责专职监护。

1.8.5 高处作业现场安全设施必须可靠完善，建筑物或构筑物的各种孔、洞必须视具体情况设置牢固的符合安全要求的防护栏杆、盖板、密目式安全网或其他防坠落的设施。上下同时进行垂直交叉作业时，层间应有严密的安全防护隔离设施。

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1.8.6 施工用的脚手架必须由专职架子工按标准搭设，并设置供作业人员上下使用的安全扶梯、爬梯或斜道，斜道板及工作面的脚手板要铺满、铺稳；斜道两边、斜道拐弯处和脚手架工作面外侧，应设1m高的防护栏杆及18cm高的挡脚板。

1.8.7 脚手架使用前应按其规模确定由几级验收，验收合格后，相关人员在验收合格证上签字，并将合格证悬挂在脚手架醒目位置后方可使用。

1.8.8 登高作业必须走规定通道，严禁攀爬脚手架的架杆、建构筑物或其他设备设施。

1.8.9 禁止站在不稳定的构件上作业或在单梁及不稳定的危险构件上走动，禁止坐在孔洞边缘或高度超过1.5m的悬空梁上休息，不准站在不稳的物件上操作。

1.8.10 利用吊篮进行高处作业时，必须设独立的安全绳，工作人员要将安全带系在安全绳上，严禁将安全带直接系在吊篮上，安全绳与吊篮要脱离，安全绳系在牢固的物件上。

1.8.11 在层高3.6 m的室内作业，所用的铁凳、木凳、人字梯等，要固定牢固，并设防滑装置。铁凳、木凳两点间的跨度不得大于3米，铺板宽度不得小于25厘米。禁止两人同时在高凳上工作。 1.8.12 单梯作业时，梯子与地面的夹角应为60—70°，梯脚应置于平实的基础上，梯脚要有防滑装置，梯子两柱应平稳地牢靠于物体上。

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1.8.13 单梯用于上下工作台时，应高出工作台1m，以做扶手用。站在梯子上工作时，应一手扶梯柱工作，否则应佩戴安全带，安全带应挂在稳固的物体上。

1.8.14 若梯子架在通道上或门边时，应安排一人在梯下看守，以免梯子被意外推翻。

1.8.15 不允许两人同时爬梯，梯子不能缺档，更不能垫高使用。 1.9 预防物体打击的措施

1.9.1 不准戴手套或单手抡大锤，抡锤作业时周围不准有人靠近。 1.9.2 使用大锤、手锤前应进行检查，大锤和手锤锤头必须完整，不得有歪斜、缺口、凹入及裂纹等情形。锤柄应安装牢固，不得有松动现象，锤把上不准有油污。

1.9.3 高处作业时应做好防止使用的工具飞出脱落措施，如用绳带等把工具系在手腕上。使用工具不可用力过猛，用完后工具应随手放入工具袋（套）内。

1.9.4 高处作业用的材料要堆放平稳，高处作业面易滚动、滑动的材料要固定放置好，作业中严禁抛掷物件。

1.9.5 用凿子凿坚硬或脆性物体时，要戴防护眼镜，必要时装设安全遮栏。凿子被锤击部分不准有伤痕、卷边、油污等现象。 1.9.6 使用砂轮、无齿锯前应进行检查，砂轮或锯片应无裂纹及其它不良情况，防护罩完好，禁止使用没有防护罩的砂轮或无齿锯。

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1.9.7 使用砂轮或无齿锯必须戴护目镜，或砂轮装置设防护玻璃。不准用砂轮的侧面研磨，使用无齿锯时，操作人员应站在锯片的侧面，锯片缓慢靠近被锯物件，不准用力过猛。

1.9.8 风动工具的锤头、钻头等工作部件要安装牢固，以防在工作时脱落伤人，作业时操作人员必须戴护目镜，且周围不准有人靠近。 1.9.9 不准在可能突然下落的设备(如抓斗、吊斗等)下面工作，有必要在这些设备下面进行检修工作时，要事先做好防止突然下落的安全措施。

1.9.10 燃料工人砸冻煤时要戴护目镜；不准在可能有煤块掉落的地方通行或工作。

1.9.11 不准进入有煤的原煤斗内捅煤，特殊情况下需进入原煤斗内作业时，除严格执行安规有关规定外，要有主管领导亲自在现场监护，并保持现场照明充足。

1.9.12 输煤系统各落煤管应有捅煤孔，捅煤时应站在平台上，正确使用工具，防止被捅煤工具打伤。

1.9.13 锅炉除焦工作时，不准用身体顶着工具，以防打伤，工作人员应站在除焦口侧面，斜着使用工具，必要时应有专人监护。 1.9.14 锅炉燃烧室清扫工作前，工作负责人应检查耐火砖、焦渣有无塌落危险，如有应先从人孔或看火孔将其打落。清除炉墙或水冷壁灰焦时，应从上部开始，逐步向下进行；如遇特殊情况不能从上部开始时，必须做好安全措施，并经有关领导批准，方能进行清焦工作。

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1.9.15 汽轮机转子校动平衡工作场所周围要设置围栏，无关人员严禁入内，试加重量块必须安装牢固，防治松脱或飞出打伤工作人员。高速校转子动平衡时，在拆装重量块时，必须隔断汽源，关闭主汽门，并挂警告牌，盘车装置要在脱开位置，并切断电源。 1.9.16 敲击、拆卸设备时，要充分考虑设备碎裂的可能，必要时采取相应的防护措施，并且操作方法得当，禁止野蛮作业。 1.10 预防起重、搬运伤害的措施

1.10.1 从事起重作业人员必须熟悉起重机械使用方法，经培训考试合格，并取得《特种作业操作证》。

1.10.2 起重搬运只能有一人指挥，起重作业前，起重司机要与地面指挥人员进行充分的信息交流，要使用统一的标准信号，并严格遵守。

1.10.3 一切起重、大件搬运工作必须指定经验的专人负责，起重、搬运工作开始前，工作负责人必须向所有工作人员交待技术措施和安全注意事项。参加人员要熟悉起重搬运方案和安全措施，精力集中，听从指挥人员的指挥。

1.10.4 重大起重作业（如主厂房构架、锅炉、汽轮机、发电机、主变压器等大件吊装作业），施工前必须编写“安全施工方案”，制定详细的组织措施、技术措施及安全措施，并由生产技术、安全监察部门审查会签，总工程师批准后执行。作业过程中有关安监人员应全过程监督，确保安全措施的全面落实。

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1.10.5 遇有大雾、照明不足、指挥人员看不清各工作地点、起重驾驶员看不见指挥人员或看不清指挥信号时，不准进行起重作业，风力达6级以上时，禁止进行露天起重作业。

1.10.6 加强起重机械、吊具、钢丝绳的维护保养，定期进行检查试验，做好记录，经试验不合格的禁止使用。列入国家特种设备的起重机械，必须有当地政府监督检验部门出具的检验合格证，并在有效期内。严禁用非起重用机械吊、运重物。

1.10.7 起重作业前，应对起重机械进行检查，各部位及绳索有无缺陷，起重机械的刹车制动装置、限位装置、安全防护装置、信号装置应齐全灵活。认真检查起吊工具、防护设施是否完好无损，准备好必要的辅助工具，确认落物地点平整、符合要求。

1.10.8 捆绑构件时，先确定绑扎点，吊挂绳之间的夹角小于100°。够件有棱角或特别光滑时，在棱角或光滑面与绳子接触处要加包垫，防止绳子受伤或打滑。

1.10.9 使用手拉葫芦起吊重物时，应选择好悬挂位置及是否能承受住吊物重量，禁止利用任何管道悬吊重物和手拉葫芦。 1.10.10 吊运接近额定负荷重物时，应先进行试吊，即在距地面不太高的空中起落一次，以检查制动装置是否可靠。起重机械、起重索具，严禁超负荷使用。

1.10.11 起重作业时，必须划定起重作业区，设置防护围栏，明确行走区域。与工作无关人员禁止在起重作业区域内行走或停留，任

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何人不准在吊杆或吊物下停留或行走。禁止工作人员利用吊钩上升或下降。

1.10.12 合理选择吊点，确保吊件平衡；吊件的就位、找正、固定工作事先要认真进行危险点分析，并严格落实防范措施，吊件未固定好前，严禁松钩。起重过程中，应做好钢丝绳反崩的安全技术措施。起重中应做好防止钓钩、绳扣滑脱的措施。

1.10.13 起重机司机的“十不吊”：①超载、液体盛放过满或被吊物重量不清；②指挥信号不明确；③捆绑、吊挂不牢或不平衡可能引起吊物滑动；④被吊物上有人或浮置物；⑤起重机械安全装置不灵，结构或零部件有影响安全工作的缺陷或损伤；⑥遇有拉力不清的埋置物件；⑦工作场地情况不明、光线不足，视线不清，无法看清场地、被吊物情况和指挥信号；⑧易燃易爆物品无特殊防护措施。⑨重物棱角处与捆绑纲丝绳之间未加垫；⑩歪拉斜吊重物。 1.10.14 搬运重物之前，应采取防护措施，戴防护手套、穿防护鞋等，衣着要合体、轻便。检查被搬运物体上是否有钉、尖片等物，以免造成扎、划损伤。

1.10.15 搬运时应用手掌紧握物体，不可只用手指抓住物体，以免脱落；要靠近物体，将身体蹲下，用伸直双腿的力量，不要用背脊的力量，缓慢平稳地将物体搬起。不要一下子将重物提至腰以上的高度，而应先将重物放于半腰高的工作台或适当的地方，纠正好手掌的位置，然后再搬起，不要突然猛举。

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1.10.16 当传送重物时，应移动双脚而不是扭转腰部。当需要同时提起和传递重物时，应先将脚指向欲往的方向，最后才搬运。 1.10.17 搬运重物时，应特别小心工作台、斜坡、楼梯及一些易滑倒的地方，经过门口搬运重物时，应确保门的宽度，以防撞伤或擦伤。

1.10.18 搬运重物时，重物的高度不要超过人的眼睛。当用小车推物时，无论是推、拉，物体都要在人的前方。

1.10.19 当有两人或两人以上一起搬运重物时，应由一人指挥，以保证步伐统一及同时提起、放下物体。 1.11 预防灼烫伤及中毒窒息的措施

1.11.1 工作人员禁止穿用尼龙、化纤或棉化混纺的衣料制成的衣服从事现场作业。做接触高温物体的工作时，要戴手套或穿专用的防护工作服。

1.11.2 所有高温管道、容器等设备上都要有保温，保温层要完整，室内环境温度在25℃时，保温层表面温度一般不超过50℃。 1.11.3 应尽可能避免靠近和长时间停留在可能受到烫伤的地方，如汽、水、燃油管道的法兰盘、阀门处，锅炉及制粉系统的人孔门、看火门、检查孔、防爆门、安全门处，以及除氧器、热交换器、汽包的水位计处。如工作需要，必须在这些地方长时间停留时，必须办理工作票，落实好安全措施。

1.11.4 必须按规程要求正确使用喷灯，不熟悉喷灯使用方法的人员禁止使用喷灯。

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1.11.5 易燃易爆区域、制氢、燃油及润滑油设备检修需动火时，要办理动火工作票，并按规程要求认真落实安全措施，输送氢、油介质的管道，其隔绝措施必须是加堵板或通大气，不能只关断阀门了事。

1.11.6 运行的锅炉看火门、检查门必须关好，除运行值班人员外，其他人不准打开看火门、检查门。运行值班人员打开锅炉看火门、检查门时，要缓慢小心，工作人员站在门后，并看好两旁躲避的退路。当锅炉燃烧不稳或吹灰时，禁止打开看火门、检查门。 1.11.7 冲洗水位计时，要站在水位计的侧面，打开阀门时缓慢小心。

1.11.8 锅炉除焦时，工作人员必须穿防烫伤工作服、工作鞋，戴防烫伤手套和必要的安全用具。除焦时两旁应无障碍物，以方便工作人员躲避。

1.11.9 炉膛及烟道的温度在60℃以上时，不准入内进行检修或清扫工作。若有必要进入60℃以上的炉膛、烟道内进行短时间工作，必须制定具体安全措施，并经主管生产的领导（总工程师）批准，作业时设专人监护。

1.11.10 锅炉水压试验时，管理空气门的人员不准擅自离开，以免水满烫伤其他人员。在保持试验压力时间内，不准进行任何检查工作。

1.11.11 禁止在带压运行下捻缝、焊接、紧螺丝工作。

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1.11.12 各疏水出口处应有完善的保护遮盖装置，防治疏水时烫伤人。

1.11.13 在拆卸管道或阀门法兰时，要缓慢松开法兰盘上离身体远的部分螺丝，再略松近身体部分的螺丝，使存留的汽、水从对面的缝隙排出，防止尚未放尽的汽、水烫伤工作人员。

1.11.14 焊接作业现场必须做好隔离措施，防止焊渣掉落、飞溅引燃周围易燃物和造成人员烫伤。

1.11.15 禁止使用汽油作清洗溶液。作业现场的汽油、煤油存放量不得超过规定值。

1.11.16 进行与机炉汽水有关设备的检修工作，应严格按规程要求做好汽水隔离措施，作业前工作负责人要认真复查措施。在有可能来汽、来水、来油等的受限空间内作业，必须做好可靠的隔离措施，关闭相应的阀门，并上锁或加装堵板。

1.11.17 在受限空间内作业人孔门处、或井下和沟内（含电缆隧道）工作的出入口处必须设专人连续监护。并设有出入受限空间的人员登记表，记录人员出入数量和出入时间。在受限空间的出入口处挂“有人工作”警告牌。在受限空间内作业，工作前和工作后均应清点人员，防止有人留在受限空间内。

1.11.18 工作前应测量受限空间内的氧气、一氧化碳、二氧化碳或其他有害气体的含量，符合要求时方可进入作业区域开始工作。工作前和工作中，应给受限空间内足够通风（空气），禁止通入氧气。

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1.11.19 在可燃气体、液体或有毒有害气体、液体容器内作业，除按要求置换清理干净气体或液体外，工作前必须测量气体或液体的含量，符合要求后方可开始工作。 1.12 预防边坡塌方伤害的措施

1.12.1 每项工程施工前，都要编制土方工程施工方案，其内容包括施工准备、开挖方法、方坡、排水、边坡支护等。

1.12.2 挖土方前对周围环境要认真检查，不能在危险岩石或建筑物下面进行作业。

1.12.3 对开挖深度大、施工时间长、坑边要停放机械等的基坑，应严格按规定的允许坡度地放坡，当基坑(槽)附近有主要建筑物时，基坑边坡的最大坡度为1：1～1：1．5。操作时应随时注意边坡的稳定情况，发现问题及时加固处理。

1.12.4 开挖基坑(槽)时，若因场地限制不能放坡或放坡后所增加的土方量太大，为防止边坡塌方，可采用设置挡土支撑的方法。边坡支护应根据有关规范要求进行设计，并有设计计算书。 1.12.5 防止地表水流入坑漕和渗流入土坡体。在有地表滞水或地下水作用的地段，应做好排、降水措施，以拦截地表滞水和下水，避免冲刷坡面和掏空坡脚，防止坡体失稳。特别在软土地段开挖边坡，应降低地下水位，防止边坡产生侧移。

1.12.6 严格控制坡顶护道内的静荷载或较大的动荷载。

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1.12.7 在边坡上侧堆土（或堆放材料）及移动施工机械时，应与边坡边缘保持一定的距离。当土质良好时，堆土（或材料）应距边缘0.8m以外，高度不宜超过1.5m。

1.12.8 雨期施工，应对施工现场的排水系统进行检查和维护，保证排水畅通。在傍山、沿河地区施工时，应采取必要的防洪、防泥石流措施。深基坑特别是稳定性差的土质边坡、顺向坡，施工方案应充分考虑雨季施工等诱发因素，提出预案措施。

1.12.9 采取机械开挖时，禁止在开挖正下方及附近沟底人工清土。 1.12.10 当开挖坡度不够，或坍塌危险时，禁止人进入沟底作业，并随时悬挂安全设施、标志等。

1.12.11 在电线杆或地下构筑物附近挖土时,其周围必须有加固措施。在靠近建筑物处挖掘基坑时，应采取相应的防塌方措施。

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2 防止交通事故的预防措施

为防止发电厂发生交通安全事故，保障人身安全和行车安全，贯彻落实国家和行业安全生产工作的有关规定，根据实际情况，制定本措施。 2.1 适用范围

本措施适用于发电企业职工通勤、生产运输、厂内机动车及辅业车辆的交通安全管理。 2.2 主要依据

中华人民共和国道路交通安全法（修订）（2007年中华人民共和国主席令第81号）

防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（国电发［2000］589号）

工业企业厂内铁路、道路运输安全规程（GB 4387－1994） 2.3 术语和定义

三查 ,指在出车前、行车中和入库后对车辆安全状况进行检查。

四清，指保持机油、空气、燃油滤清器和蓄电池的清洁。 四漏，指漏电、漏水、漏气和漏油。

疲劳驾驶，一般指连续驾车4h以上或者单独连续驾车行程达400km以上。 2.4 组织措施

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2.4.1各企业主要负责人是本单位交通安全第一责任人，要按照“谁主管、谁负责”的原则，认真贯彻国家各项交通安全法律、法规和上级有关交通安全工作的规定。

2.4.2 各企业应建立以安全第一责任人为主任的交通安全委员会，明确本单位交通安全的归口管理部门，将交通安全管理纳入日常安全生产工作，实行全方位、全过程管理，建立健全交通安全监督、考核、保障制约机制。

2.4.3 归口管理部门应定期或不定期检查本单位的交通安全情况。重点检查有关交通安全法律法规、规章制度落实情况；检查交通安全措施的落实和安全教育的开展情况，并将检查结果做好记录。

2.4.4 建立健全机动车辆、驾驶员管理档案资料，包括车辆及人员清册、维修保养和定期检验记录、事故情况分析记录、违章考核记录等。 2.5 人员管理

2.5.1 建立“准驾证”制度，无本企业准驾证人员严禁驾驶企业车辆。特种车辆驾驶员，必须具有质量技术监督部门发放的特种作业人员操作资格证。

2.5.2 加强驾驶员安全教育培训工作，定期组织学习并开展专项交通安全技术培训。

2.5.3 驾驶员应遵章守法，服从调度，爱护车辆，熟悉所驾驶车

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型的构造、性能，未经考试合格，不准从事驾驶工作。

2.5.4 严禁酒后驾车、私自驾车、无证驾驶、疲劳驾驶、超速行驶和超载行驶。

2.5.5 严禁迫使驾驶员违章驾驶，严禁携带易燃易爆等危险物品乘车。

2.5.6 以下情况严禁长途出车：

⑪ 安全设施不全或者机件不符合技术标准； ⑫ 天气恶劣、能见度低、路面湿滑；

⑬ 驾驶人员驾驶技能、身体、情绪状况不佳； ⑭ 兼职驾驶员；

⑮ 驾驶人近期内有肇事记录或者经常有习惯性违章行为； ⑯ 未履行长途出车审批手续；

⑰ 未进行长途行车安全教育、危险点分析和制定安全措施。 2.6 现场安全设施及作业环境

2.6.1 装卸货物的叉车、装载机，在装卸货物时，叉架或铲斗下不得有人停留；高空作业车、工程车及汽车起重机作业时吊臂下禁止有人进入或停留。

2.6.2 翻斗车箱内禁止载人，叉架和铲斗内不得载人作业，驾驶室不得超员乘坐，货车车箱内严禁人货混载。

2.6.3 高度重视车辆的维护保养，保证车辆安全状况良好。驾驶员在日常工作中，要坚持“三查”、保持“四清”、防止“四漏”，24

杜绝车辆带病行驶。

2.6.4 遵守道路限速规定，严禁超速行驶。在冰雪路面，驾驶员应根据实际情况降低车速，保证行车安全。

2.6.5 厂区限速驾驶，主干道不得超过15km/h；门岗区域内不得超过5km/h；生产区域及其他道路不得超过10km/h。厂区应设置明显交通安全警示标志、标线，主要路口安装限速带，横过道路的架空构架要有限高标志。

2.6.6 吊车、翻斗车、绝缘斗臂车在架空高压线附近作业时，必须划定明确的作业范围，并设专人监护。吊车作业前应对支撑情况进行检查，防止陷落、倾斜。 2.7 车辆管理

2.7.1 节假日除值班车辆外，机动车应封存。如遇特殊情况，应履行审批手续，企业主管领导签字批准后方可出车。

2.7.2 机动车辆必须按照规定进行大修和日常保养，定期进行安全技术检验。

2.7.3 应当报废的机动车不准上路行驶，必须及时办理注销手续。 2.7.4 外来车辆入厂前应登记，并遵守企业相关管理规定，未履行审批手续，严禁进入生产区域。

25 ３ 防止火灾事故的预防措施

3 防止火灾事故的预防措施

为防止发电企业电缆、汽轮机、给水泵润滑油系统、磨煤机、风机油站及锅炉燃油系统、锅炉制粉系统及输煤系统发生火灾事故，保护国家财产免受损失和生产作业者人身不受伤害，依据国家、行业有关法律和法规，结合实际情况，制定本措施。 3.1 适用范围

本措施适用于发电企业电缆、大型转动机械润滑油及锅炉燃油系统、锅炉制粉系统及输煤系统。 3.2 主要依据

中华人民共和国消防法（修订）（2008年中华人民共和国主席令第6号）

防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（国电发［2000］589号）

电业安全工作规程（热力和机械部分）（电安生［1994］227号）

电业安全工作规程（发电厂和变电所部分）（DL408-91） 电力设备典型消防规程（DL 5027—1993） 火力发电厂设计技术规程（DL 5000—2000）

火力发电厂与变电所设计防火规范（GB 50229—1996） 3.3 术语和定义

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火灾事故，指失去控制并对财物和人身造成损害的燃烧现象。分为特大火灾、重大火灾、一般火灾三类。 3.4 电缆防火

3.4.1 新、扩建工程中的电缆选择与敷设应按《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB 50229—1996）和《火力发电厂设计技术规程》（DL 5000—2000）中的有关部分进行设计。严格按照设计要求完成各项电缆防火措施，并与主体工程同时投产。

3.4.2 主厂房内架空电缆与热体管路应保持足够的距离，控制电缆不小于0.5m，动力电缆不小于1m。如小于规定距离，应在接近交叉点前后各1m的范围内，对热体管道采取隔热措施。 3.4.3 在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层和电缆沟内，不得布置热力管道、油气管道以及其他可能引起着火的管道和设备。 3.4.4 对于新建、扩建的火力发电机组主厂房、输煤、燃油及其他易燃易爆场所，宜选用阻燃电缆。在温度较高和油质环境中，禁止使用橡皮绝缘电缆，在易受机械损伤和有化学腐蚀作用的地方，禁止使用裸铅电缆。

3.4.5 严格按正确的设计图册施工，做到电缆敷设整齐。控制电缆和动力电缆应分层布置、分竖井布置或在其间设置耐火隔板。 3.4.6 敷设过程中，电缆不应存在损伤，电缆的弯曲半径应符合工艺规程要求，避免任意交叉，并留出足够的人行通道。 3.4.7 控制室、开关室、计算机室等通往电缆夹层、隧道，穿越

27 ３ 防止火灾事故的预防措施

楼板、墙壁、柜、盘等处的所有电缆孔洞和盘面之间的缝隙（含电缆穿墙套管与电缆之间缝隙），必须采用合格的不燃或阻燃材料封堵，其耐火极限不应小于1hr。

3.4.8 扩建工程敷设电缆时，应加强与运行单位密切配合，对贯穿在役机组产生的电缆孔洞和损伤的阻火墙，应及时恢复封堵。新增电缆的防火涂料厚度必须达到1～2mm。

3.4.9 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。电缆竖井应每8m划分防火隔段，电缆廊道内应每60m划分防火隔段。

3.4.10 靠近高温本体设备、管道、阀门等热体（如汽轮机头部、锅炉防爆门、排渣孔等）的电缆应采取隔热措施。

3.4.11 应尽量减少电缆中间接头的数量。如需要，电缆头制作安装应符合工艺标准要求。电缆中间接头应用耐火防爆盒封闭。多个电缆头并排安装时，电缆头应加隔板或填充阻燃材料。

3.4.12 建立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度。坚持定期巡视检查，对电缆中间接头定期测温，按《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596—1996）规定进行预防性试验。 3.4.13 电缆夹层、隧道、竖井、电缆沟应保持清洁，不得堆放杂物，不积粉尘、不积水、不积油，安全电压的照明充足。锅炉、燃料输煤系统架空电缆上的粉尘应定期清扫。 3.4.14 靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。

28

3.4.15 全厂性重要公用负荷电缆，应分通道敷设。保安电源、直流电源、润滑油泵、消防水泵和事故照明等电缆应采用阻燃电缆。 3.4.16 应设立全厂电缆清册，电缆清册应标明电缆接头位置。定期检查全厂电缆接头温度。测量电缆温度时，应采用不同的两台仪器。应建立电缆检查记录，制定温度、负荷超标时应采取的措施。 3.4.17 电缆沟、集控室、网控楼、变电所应有火灾区自动报警装置。

3.9 必须有完善的消防设施和建立训练有素的群众性消防组织，加强管理，力求在起火初期及时发现，及时扑灭；并使当地消防部门了解、掌握发电企业火灾抢救的特点，以便及时扑救。 3.10 在新、扩建工程设计中，消防水系统应同工业水系统分开，以确保消防水量、水压不受其他系统影响；消防泵的备用电源应由保安电源供给。厂区重要道路应设为环形，或者设有回车道、回车场，确保消防通道的畅通。

3.11 发供电生产、施工企业应配备必要的正压式消防空气呼吸器，以防止灭火人员中毒和窒息。

3.12 制定火灾事故应急专项预案、现场预案。定期进行有针对性的应急知识培训和演练。

3.13 控制室（网控室、主控室、集控室）、调度室、计算机室（房）、通信室、计量室等各室（房）内的隔墙、顶棚内装饰，宜采用非燃烧材料。

29 ３ 防止火灾事故的预防措施

3.14 不得在控制室（网控室、主控室、集控室）、调度室、计算机室、通信室等处布置易燃、易爆、有毒、有害介质一次仪表（如氢压表、油压表）。

3.15 220kV、330kV、500kV独立变电所，单台容量为125000kVA及以上的主变压器应设置水喷雾灭火系统，并应具备定期试喷的条件。当采用水喷雾灭火系统有困难时，可采用其他灭火设施。其他带油电气设备，宜采用干粉或卤代烷灭火器。30

5 防止压力容器爆破的预防措施

为确保火力发电系统生产用压力容器的安全运行，防止因设计不当、制造缺陷、管理不善或操作失误造成的压力容器爆破事故的发生，保护人民生命和国家财产安全，使压力容器在每个检验周期内安全、稳定运行，制定本措施。 5.1 适用范围

本措施适用于火力发电厂热力系统除氧器、高压加热器、低压加热器、连续排污扩容器、定期排污扩容器、疏水扩容器等压力容器，用于生产的氢气储气罐、压缩空气储气罐、燃油加热器等压力容器，进口和非生产用压力容器可参照执行。 5.2 主要依据

中华人民共和国安全生产法（2002年中华人民共和国主席令第70号）

特种设备安全监察条例（国务院令第373号）

特大安全事故行政责任追究的规定（国务院令第302号） 压力容器安全技术监察规程（质技监局［1999］154号） 锅炉压力容器使用登记管理办法（质技监局［2003］207号）

进出口锅炉压力容器监督管理办法（试行）（国检监字［1985］597号）

电力锅炉压力容器安全监督管理工作规定（国电总字［2000］465号）

31 5 防止压力容器爆破的预防措施

电站压力式除氧器安全技术规定(标火［2003］21号) 电力工业锅炉压力容器监察规程(DL 612—1996) 钢制压力容器(GB 150—1998) 钢制管壳式换热器(GB 151—1999) 压力容器定期检验规则(TSG R7001—2004) 电站锅炉压力容器检验规程(DL 647—2004) 在役电站锅炉汽包的检验及评定规程(DL/T 440—2004) 电力设备用户监造技术导则(DL/T 586—1995) 5.3 术语和定义

压力容器——指盛装气体或液体，承载一定压力的密闭设备，其范围规定为最高工作压力大于或者等于0.1MPa（表压），且压力与容积的乘积大于或者等于2.5MPa·L的气体、液化气体和最高工作温度高于或者等于标准沸点的液体的固定式容器和移动式容器；盛装公称工作压力大于或者等于0.2MPa（表压），且压力与容积的乘积大于或者等于1.0MPa·L的气体、液化气体和标准沸点等于或者低于60℃液体的气瓶、氧舱等。

安全阀——是一种自动阀门，它不借助任何外力而利用介质本身的力来排出一定数量的流体，以防止系统内部压力超过预定安全压力数值。当压力恢复正常值后，阀门自行关闭并阻止介质继续流出。

监造——指用户或用户代表对制造厂的合同设备按监造大纲驻厂进行质量监督。

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外部检查——指在用压力容器运行中的定期在线检查，每年至少一次。

5.4 压力容器安全技术管理

5.4.1 压力容器的设计单位必须具有相应设计资格，压力容器的制造单位必须具有相应制造资格，压力容器的安装单位必须具有相应安装资格。压力容器的使用单位，必须按有关标准进行注册登记，定期检验；制造压力容器爆破片装置的单位，必须持有国家质量技术监督局颁发的制造许可证；制造压力容器安全阀、紧急切断装置、压力表、液面计、测温仪表、快开门式压力容器的安全联锁装置的单位，应经省级以上（含省级）安全监察机构批准。

5.4.2 新建机组压力容器和更新改造压力容器以及压力容器安全附件使用的单位必须依照相关标准，对压力容器及压力容器安全附件设计、制造、安装的单位进行资质审查。使用单位不得选用无资质、借用其他单位资质、低级资质越级生产的压力容器。 5.4.3 新建机组压力容器和更新改造压力容器，使用单位必须依照相关标准，派出具有相应资格的人员驻厂，对压力容器制造进行全过程质量监督，特别是W和R点两个见证点，并对监督结果负责。 5.4.4 新建机组压力容器和更新改造压力容器，使用单位必须依照相关标准，委托具有相应资格的检验单位，在压力容器制造厂家进行监检，并出具监检报告。

5.4.5 新建机组压力容器和更新改造压力容器，使用单位必须依照相关标准，对压力容器出厂同时提供的技术文件进行审查。出厂

33 5 防止压力容器爆破的预防措施

压力容器技术文件必须有产品质量证明书（包括原材料质量证明书、制造厂复检、NDT、性能试验等）、制造厂所在地质检部门监检合格证书。

5.4.6 新建机组压力容器和更新改造压力容器，使用单位必须依照相关标准，完成注册登记后，方可投入使用。

5.4.7 根据在役压力容器特点和系统的实际情况，制定每种用途压力容器的操作规程。操作规程中应明确异常工况的紧急处理方法，确保在任何工况下压力容器不超压、不超温运行。 5.5 定期检验

5.5.1 压力容器外部检查。在役压力容器的使用单位，必须按相关标准进行定期外部检查。

5.5.2 压力容器安全阀应定期进行校验,校验后进行铅封。 5.5.3 压力容器使用指示表计，必须按规定周期检验，并按指定位置粘贴标明检定期限的检定合格证。

5.6.4 停用超过2年以上的压力容器重新启用时，要进行安全性检验，评定级别后，经耐压试验确认合格方可启用，并报上级备案。 5.6 检修、运行管理

5.6.1 压力容器及其安全附件（如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等）应处于正常工作状态。设有自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置需临时退出时，应经总工程师批准。保护装置退出后，实行远控操作并加强监视，且应限期恢复。 5.6.2 压力容器安全阀的总排放能力，应能满足压力容器在最大34

进汽工况下不超压。

5.6.3 压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或螺栓紧固工作。

5.6.4 在役压力容器应结合设备、系统检修，按照《压力容器安全技术监察规程》(质技监局锅发[1999]154号)、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL 612－1996）、《压力容器定期检验规则》(TSG R7001—2004)、《电站锅炉压力容器检验规程》（DL 647—2004）进行定期检验。

5.6.5 火力发电厂热力系统压力容器定期检验时，应对与压力容器相连的管系进行检查，特别应对蒸汽进口附近的内表面热疲劳和压力容器疏水管段冲刷、腐蚀情况进行检查。

5.6.6 禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。若必须在压力容器筒壁上开孔，则应先核算其结构强度，并参照制造厂工艺制定技术工艺措施，经锅压监督工程师审定、总工程师批准后，严格按工艺措施实施，并报上级备案。 5.7 电站压力式除氧器

5.7.1 单元制的给水系统，除氧器上应配备不少于两只全开启式安全阀，除氧器必须装有自动调压和报警的装置。

5.7.2 除氧器的运行操作规程应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》（标火[2003]21号）的要求。进入除氧器的两段抽汽的切换点，应依据《电站压力式除氧器安全技术规定》进行核算后在运行规程中明确规定，并在运行中严格执行，严禁高压汽源直接进

35 5 防止压力容器爆破的预防措施

入除氧器。

5.7.3 除氧器正常运行时，禁止将不合格的水（如疏水箱或低位水箱的水）打入除氧器。

5.7.4 在除氧器运行中，特别是在进行重大操作时，应监视水位的变化，并要防止由于玻璃管水位计堵塞或上、下小阀门（或旋塞）的通向位置不正确等而出现假水位所引起的误判断。

5.7.5 将母管制给水系统的除氧器投入时，宜先开汽平衡阀，将除氧器压力逐步提高至接近相邻除氧器的压力，然后适当提高相邻除氧器的水位，利用水平衡管向除氧器充水（如无水平衡管，则利用下水管充水），直至与相邻除氧器的水位一致时为止。在除氧器充水过程中，应保持压力和水位平衡上升，避免发生剧烈波动。

两台除氧器需并列运行时，应先使两者的压力、温度和水位尽可能一致，然后依次开启汽平衡阀、水平衡阀及其他母管联络阀，同时应保持水位平稳。

5.7.6 母管制给水系统的除氧器运行时，其所有的联络汽水管道均应投入。如因检修必须解列运行，则应及时调节压力和水位，防止急剧变化，当重新并列时，应按第5.7.5条规定执行。母管制给水系统的除氧器不应长期解列运行。

5.7.7 除氧器安全阀每季度应进行一次放汽试验。 5.8 用于压力容器的焊接材料

5.8.1 压力容器检修和维护的焊接材料的购入，必须依据国家相关标准，经质量验收后按焊接材料种类分别保管。用于压力容器焊36

接材料的贮存库房须保证恒温条件。

5.8.2 压力容器检修和维护的焊接材料使用前，必须核对焊接材料的牌号和产品质量证明书，确认焊接材料的化学元素成分符合被焊材料的化学元素成分，方可使用。 5.9 压力容器操作、焊接和焊接热处理人员

5.9.1 压力容器操作人员必须经理论知识培训和跟班见习考核合格，取得相应级别资格，持证进行相应级别操作，不得越级操作；焊接和焊接热处理人员必须经理论知识培训和实际考核合格，取得相应项目级别资格，方可从事焊接和焊接热处理工作，不得超项和越级进行焊接和焊接热处理工作。

5.9.2 压力容器操作、焊接和焊接热处理人员的资格证书必须在有效期内，不得以任何理由安排资格证书超期的压力容器操作、焊接和焊接热处理人员从事相关操作。

37 13 防止全厂停电的预防措施

13 防止全厂停电的预防措施

为防止全厂停电事故，保证发电机组设备安全，防止电网瓦解事故，制定本措施。 13.1 适用范围

本措施适用于发电企业。 13.2 主要依据

防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（国电发［2000］589号）

“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则（国电调［2002］138号）

防止全厂停电措施（能源部安保安［1992］40号）

电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程 (DL/T 724—2000) 继电保护和安全自动装置技术规程(GB 14285—93) 发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程(SDJ 26—89) 火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定(DL/T 5044—95) 火力发电厂厂用电设计技术规定(DL/T 5153—2002) 220～500kV电网继电保护装置运行整定规程(DL 559—1994) 13.3 术语和定义

安秒特性——指表征流过熔体的电流与熔体熔断时间的关系。熔断器的安秒特性曲线亦是熔断特性曲线、保护特性曲线。

38

13.4 蓄电池、直流系统（含逆变电源）及柴油发电机 13.4.1 进行定期放电试验，确切掌握蓄电池的实际容量。 13.4.1.1 新安装或大修中更换过电解液的防酸蓄电池组，第1年每6个月进行一次核对性放电试验；运行1年后的防酸蓄电池组，1~2年进行一次核对性放电试验。

13.4.1.2 新安装或大修后的阀控蓄电池组，应进行全容量核对性放电，以后每隔2~3年进行一次核对性放电试验。运行6年以后的阀控蓄电池组，应每年做一次核对性放电试验。 13.4.2 保证直流系统安全稳定运行。

13.4.2.1 发电厂的变电所,直流系统宜采用两组蓄电池、三台充电装置的方案，每组蓄电池和充电装置应分别接于一段直流母线上，第三台充电装置（备用充电装置）可在两段母线之间切换，任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置。 13.4.2.2 直流系统的有关报警信号，必须引至控制室。 13.4.2.3 直流系统各级保险容量应配置合理，保证在事故情况下不因上一级保险熔断而中断保护操作电源和动力电源。 13.4.2.4 熔断器存放处有直流系统熔断器配置一览表，内容包括：回路名称、负荷电流、熔断器型式、熔断器额定电流。备有现场需用的各种熔断器，熔断器的参数应明显清晰，并实行定置管理，分别存放。

13.4.2.5 每年对熔断器配置情况进行核算，直流系统有较大变化时，随时进行核算。新采购的直流熔断器要抽查安秒特性。

39 13 防止全厂停电的预防措施

13.4.3 做好柴油机定期试验维护工作，尤其是启动用蓄电池的冬季保养，保证其始终处于良好备用状态，在事故情况下能自动联启。 13.4.4 定期对直流润滑油泵、直流密封油泵进行试验。 13.5 厂用电系统运行方式及配置要求

13.5.1 直配线负荷的电厂应设置低频率、低电压解列装置，确保在系统事故时，解列1台或部分机组能单独带厂用电和直配线负荷运行。

13.5.2 任何情况下都应保障厂用电，特别应保障盘车、顶轴油泵、润滑油泵等保安设备的电源，防止重大设备损坏。 13.5.3 厂用电系统按规定方式运行，必须做好事故预想。 13.5.4 各段厂用母线的负载分布应合理。厂用备用变压器自投后，应满足本段母线上的负载自启动容量，并要防止多段厂用母线同时自投而超过备用变压器的自启动容量。

13.5.5 厂用电系统发生故障，备用电源自投不成功时，按规程检查无故障后可再次送电，未经检查禁止强送。

13.5.6 厂用电切换时应防止非同期合闸，装有同期监控闭锁装置的应投入运行。

13.5.6 优先采用正常的母线、厂用系统、热力公用系统的运行方式。因故改为非正常运行方式时，应事先制定安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。 13.6 继电保护及自动装置

13.6.1 主保护装置应完好并正常投运，后备保护可靠并有选择性40

的动作，开关失灵保护必须投入。

13.6.2 在满足接线方式和短路容量的前提下，尽量采用简单的母差保护。电压等级220kV以上的变电所母线需配置两套母差保护，母差保护停用时尽量减少母线倒闸操作。

13.6.3 凡接入220kV及以上系统的变压器保护应起动失灵保护，并落实相应的防止误动措施。

13.7 厂房内重要辅机（如送风机、引风机、给水泵、循环水泵等）电动机事故按钮要加装保护罩，以防止误碰造成停机事故。 13.8 重要低压动力电缆应选用阻燃型电缆，已应用的非阻燃型塑料电缆的，必须采取分层阻燃措施或其他补救措施，否则应更换电缆。

13.9 经常检查靠近热管道容器附近电缆的完好情况，及时更换绝缘不合格的电缆，并做好隔热措施。

13.10 动力电缆和控制电缆应分开敷设。电缆涂刷防火涂料；电缆隧道、夹层、竖井设置防火隔断措施。

13.11 母线侧隔离开关和硬母线支柱绝缘子，选用高强度支柱绝缘子。

13.12 可能导致主机停运的电动机交流接触器控制回路的自保持时间应大于备用电源自投时间，以防止低电压或备用电源自投前释放跳闸。

13.13 防止由于变电所污闪事故引发全厂停电。 13.14 防止水淹循环水泵房、灰水泵房导致全厂停电。

41 14 防止电气误操作的预防措施

14 防止电气误操作的预防措施

为防止电气误操作，防止由于管理不到位或设备技术条件不满足要求，引起误操作事故的发生，制定本措施。 14.1 适用范围

本措施主要适用于运行中的发电厂电气操作管理以及防止电气误操作装置管理。新建、扩建发电厂参照执行。 14.2 主要依据

防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 （国电发［2000］589号）

防止电气误操作装置管理规定 国家电力公司（2002） 中国华电集团公司工作票和操作票管理使用规定（试行）（中国华电生［2008］1613号）

电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）（DL 408—91） 14.3 术语和定义

电气误操作——指电气值班人员或调度系统的人员在执行操作指令和其他业务工作时，违反《电业安全工作规程》和现场作业的具体规定，不履行操作监护制度，看错或误碰触设备造成的违背操作指令原意的错误后果。其主要表现有：误碰运行设备元件，误动保护触点，误停、投设备，误停、投保护或回路连接片，带负荷拉、合隔离开关；带接地线(接地开关)合闸，人员误入带电间隔，误分、误合断路器，带电挂接地线（合接地开关）以及非同期并列42

等。

防误装置——指防止工作人员发生电气误操作事故的有效技术措施。本措施所指的防误装置包括：微机防误、电气闭锁、电磁闭锁、机械联锁、机械程序锁、机械锁、带电显示装置等。

五防——指防止误分、误合断路器，防止带负荷拉、合隔离开关，防止带电挂（合）接地线（接地开关），防止带接地线(接地开关)合断路器（隔离开关），防止误入带电间隔。

四交待——指交待操作任务、交待操作目的、交待操作内容、交待操作中的注意事项。

五不干——指操作任务不清不干、应有操作票而无操作票不干、操作票不合格不干、应有监护人而没有监护人不干、设备名称编号不清不干。 14.4 管理措施

14.4.1 防止电气误操作事故首先要杜绝违章指挥。值班负责人在下达操作任务时，必须做到“四交待”，值班员在执行操作任务时，必须做到“五不干”。

14.4.2 建立良好、合理、畅通的操作联系制度，保证操作任务正确性。对外联系工作由班长、单元长进行，语言简明不得掺杂与工作无关的事，要使双方都明确每一项工作的任务。操作联系中必须录音。

14.4.3 强化岗位培训，提高人员的技术素质，持证上岗。操作人和监护人均应由厂（公司）安全监察部批准的合格人员担任。

43 14 防止电气误操作的预防措施

14.4.4 严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。使用统一的调度操作术语及设备双重名称。积极推行标准票模式，复杂、大型倒闸操作，应有班长以上人员实行不间断监护，车间专工或主任到场实施第二监护。标准操作票由运行各专业专工负责组织制定，由厂（公司）总工程师批准，并应根据系统变化做适时修正以保证其正确性。

14.4.5 建立完善的万能钥匙使用和保管制度。防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置，需经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置时，应经当班值长批准，并应按程序尽快投入运行。防误闭锁装置的紧急解锁工具和钥匙应放在指定地点，由厂生产管理部门加封条并签字盖章，写明时间，值长负责管理。紧急状态使用时由当班值长批准启封，运行部门派专人进行第二监护，同时做好启用记录。

14.4.6 严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票，不允许解除闭锁装置。

14.4.7 定期进行事故预想和反事故演习，不断提高职工的事故处理能力。

14.4.8 应结合实际制定防误装置的运行规程及检修规程，并定期修订。加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。

14.4.9 安全用具使用前进行必要的检查和试验，以确认其良好，44

防止因安全用具损坏导致误判断、误操作。使用完的安全用具，要及时交专责人收管，禁止乱扔、乱放。安全用具只能供操作专用，禁止当作其他的工具使用。强化运行人员劳动保护用品的配备，电气运行人员在高电压回路上进行操作时，应佩带静电报警装置。 14.4.10 不得在操作中随意解除电气闭锁，如倒闸操作过程中，确认电控回路故障，必须经当班值长批准，并有车间专工人员实行第二监护条件下方可解锁操作。

14.4.11 执行一个倒闸操作中途严禁换人，操作中严禁做与操作无关的事，操作过程中监护人应自始至终认真监护，无监护人的命令操作人不得擅自操作。

14.4.12 如有设备异动，检修负责人应先提交批准后的设备异动申请单，再办理工作票手续后方可施工。

14.4.13 设备异动后,不做设备异动交代、标志不完善,不准送电。运行部门应根据设备改造或异动情况，及时编写补充运行规程,便于运行人员在操作过程中有章可循。

14.4.14 除紧急情况或事故处理外，交接班期间一般不要安排倒闸操作。 14.5 技术措施

14.5.1 倒闸操作不应影响继电保护或自动装置的正常运行，否则应提前采取措施或将其解除。

14.5.2 对使用常规闭锁技术无法满足防误要求的设备和场所，应加装带电显示装置达到防误要求。

45 14 防止电气误操作的预防措施

14.5.3 应配备充足的经过国家或省、部级质检机构检测合格的安全工作器具和安全防护用具。为防止误登室外带电设备，应采用全封闭(包括网状)的检修临时围栏。

14.5.4 防误装置所用的电源应与继电保护、控制回路的电源分开，使用的交流电源应是不间断供电系统。

14.5.5 新、扩建的发、变电工程，防误闭锁装置必须与主设备同时投运。

14.5.6 断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。

14.5.7 采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备电气闭锁功能。

14.5.8 电动机停送电要到就地检查电动机情况。6kV电动机停电要检查开关的三相是否在开位，每相绝缘拉杆连接是否良好。380V电动机停电时一定要注意回路有几级开关，并检查各级开关均在开位后方可拉合刀闸。46

第18篇：发电厂电气系统的事故处理

发电厂电气系统的事故处理

第一节电气事故处理的一般原则

1、发生事故时，电气运行班长是电气部分事故处理的指挥员，并在值长的统一领导下，按规程规定领导全班人员正确迅速的处理事故。

2、发生事故时，应一方面迅速处理，一方面迅速报告值长，并按指令处理事故，外出的值班员应迅速回到本岗位。

3、电气值班人员处理事故应按下列原则执行：

a、根据故障现象，各种仪表指示、保护信号、装置动作情况和对设备进行全面的检查分析，判明故障性质、地点、范围，作出处理的初步方案。

b、发生事故时，应迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁。 c、首先确保厂用电运行，特别是机组保安段的供电，倒换厂用电时防止母线失压及非同期并列。

d、用一切可能的方法维持设备继续运行，调整运行方式，保证电压、周波的正常。 e、处理事故时，值班人员应坚守岗位，集中精力，积极处理事故，并尽快恢复已停电设备的供电。应迅速正确的执行上级命令，并进行必要的请示汇报及联系。

f、事故处理时，应迅速正确，在接到操作命令时，必须向发令人复诵一次，执行完命令后，立即汇报发令人。事故处理时，应警惕发生下列恶性事故：

a)厂用电中断；

b)非同期并列损坏设备；

c)带地线送电或带负荷拉合刀闸；

d)保护使用不当。

下列事故可先行处理，事后应迅速汇报值长：

a)威胁人身的解列、停电操作；

b)设备损坏或受到严重威胁的操作；

c)母线失压时拉开母线上的开关；

恢复失压的厂用电。

第19篇：zz发电厂的可怕事故

发电厂的可怕事故

燃料传送带在检修，一人在带上全力以赴，一人拿着对讲机联系控制人员配合检修，后者问前者什么时候可以修好，前者可能是回答马上可以试转一下了，由于发电厂历来噪声大，后者听成了\"试转一下\"，就联系控制室的操作员转动皮带。人还在皮带没下来你也不管就往火炉里送啊？！那个人由于皮带突然启动摔倒在皮带上，挣扎着想下来但是抵消不掉机器的速度，是活生生丢进火炉的，里面温度1600度，夹杂各种强力致癌化学生成物。

兰溪电厂电气班班长带着新进厂的女大学生在解说厂用电的开关柜的操作步骤。开关柜就是家里那种保险丝插座放大100倍的类似设备，无非就是小熔丝换成电子设备控制的机械设备。由于是老班长，经验丰富，操作行云流水，其实就是违规操作不搞接地保护，正在解说至精彩处挥手时电流击穿绝缘，6000V电压几百安培电流瞬间击杀。女大学生就业两个月就看着一个活人转眼倒在地上冒着焦臭味，一星期后辞职。

1981年清河电厂7号机除氧器爆炸，全国就发生过一次。除氧器是一个巨大的给水容器，容量50吨。其功能是加热给水，利用气体分压力原理，将可能会慢性腐蚀钢材的氧气分离出来排向大气。加热源其实也是水，精确点说是汽轮机里抽出来的高温蒸汽混入除氧器起到混合加热的作用。这起事故是操作员SB连续发作，首先是用泵大量往容器里灌水，然后抽气又选错参数正常应该是用8个大气压的蒸汽来加热，这次居然选择了25个大气压。又是灌水又是疯狂打气想想让你连续12瓶青岛加9瓶2。5L的雪碧下肚你什么感觉？除氧器当时就立刻顶开安全门泄压，奈何连设计者都想不到有SB到这种程度的加压工况，排得不及灌的1/10的速度，终于炸裂几十吨180度的滚水在25个大气压推动下从20米高度往下AOE，13米处正下方就是控制中心的操作员们，那是淋浴呢还是叫桑拿？从此全国各个电厂再也不存在除氧器布置在控制中心上方的结构。

最后一个必须大书特书。

全世界都知道的北仑电厂炉膛爆炸事件。

题外话：火力发电厂是煤粉燃烧加热给水成蒸汽，这部分是锅炉功能。蒸汽冲动汽轮机转动，这部分是汽机功能，汽轮机刚性连接着发电机转子，发电机转动弄个切割磁力线，自然就发电了，这是火力发电厂的主要骨架，三大部分简称机电炉。北仑电厂其实机电炉全部出过大事故以至于内部员工打趣说为什么浙江省里北仑电厂收入最高么，因为它全球著名啊，如何做到让老外也如雷贯耳呢，那就靠机电炉全部出大事啊！

其中炉膛部分那一次事故永远载入史册 每一个锅炉建造时都设计好匹配的煤种，只有在合适的煤种比如发热量，灰分，挥发份，含硫含水等等这些符合要求才可以30年连续正常工作。很显然北仑电厂能有这么大的动静就是因为煤种不对胃口，这有经济反面的因素，事实上燃烧匹配煤种的电厂有几个呢，都是哪种煤粉便宜了烧哪种。北仑电厂这次烧的煤种的特点就是灰多容易结焦。女人们经常咬牙切齿的说\"你烧成灰我都认得你\"，但是知道把灰继续烧下去\"烧成灰\"会怎么样的女人真心没几个在1600-2000度温度下，灰都是液态的了。煤粉磨得非常细，细到漂白的一盆煤粉和一盆面粉放在一起，五星级厨师分不出来。它从进入炉膛开始燃烧到成灰只要3秒种，它是随着烟气在飞舞中燃烧殆尽的，也就是说，灰也在飞舞中融化成粘糊状。糊状的灰你就把它想成是高温鼻涕，碰谁粘谁。

凭良心说，正常的固体灰是不容易粘在钢铁上的，会积压但是不会黏住，积压的灰普通人一吹就飞掉了，粘着的灰去你吹试试。灰想粘在钢铁上是很困难的，毕竟是两相的物质，但是反过来说，一旦黏住钢铁，第二层的灰就不是往钢铁上粘了，而是粘同相的灰自己，那就像是开了外挂一样打了鸡血飞快叠加，几小时内就是一个人造石钟乳。这个石钟乳是怎么样的呢，它挂在20层楼高，它烧得通红，关键是它重达几百吨。体育课让你挂横杠1分钟就是100分，你才几斤重？它挂几个钟头的时间里还在不断的变重，一切全靠最上面那一层灰粘着。这个才是真正的\"千钧一发\"的定义，晚上22点57分，它终于掉下来了。

叫斯皮尔伯格来拍这个画面么，肯定是毫无疑问的3D大片票房大热。大概是陨石撞地球的那种气场。

这块巨大的火红高温含碳焦石砸下来，砸坏了铁管，和水相遇，剧烈反应生成了氢气和CO，接下来是强劲的爆炸冲击波，相当于康师傅桶装盒里拉响一个手雷。锅炉特种钢材制造的水管不是被拧成麻花就是被硬生生扯断，好比日本动作片里撕裂黑丝的效果，水管里流动的给水全部泄漏到外部环境中。

插播这些水的参数：

中国人用的电的频率全国统一为50HZ，即1秒钟忽明忽暗50个余弦周期，对发电机转子来说，就是1秒钟转动了50圈，换句话说，1分钟转动3000圈。你通过观察孔看它在转动，你只能听到巨大的轰鸣声，眼睛只能看到白蒙蒙一片，如果你能看到一个个叶片，你就会觉得家里的电灯泡一闪一闪的让你视力疲劳的要死，你一定不是本星球的生物。

整个转子长20米左右，其上装满了数不清的用来供蒸汽冲动的叶片，最宽的叶片一圈两个姚明高，简单点说就是一根巨型狼牙棍，淑女们的最爱。这根粗长直合计300吨重，一秒钟转动50圈，已经没有固体轴承可以承受这样的大家伙了，所以这300吨的棍子其实是液体顶在空中悬浮着转动的。它被设计为工作时候水平位移不允许超过1毫米，振动幅度不允许超过0。175毫米，相邻的轴承不允许超过0。127毫米，一旦超过极限，保护模块不顾几百万的损失也立刻停机，这300吨的棍子在没有任何动力的情况下计时到完全静止不动需要1小时40分钟。

以上的两段文字主要是想说：推动这个一个霸气的玩意的蒸汽到底应该是怎么样的？ 280个大气压！

现在这个280个大气压越狱出来了。。。

气压差距是如此之大，即使冒出来的水温度达到400度，也依旧被强行压成液体四溅，压力突降远远快于温度下降，随后终于形成水蒸气，把整个破碎的锅炉包裹在水火之中，好比一个白蒙蒙的蚕茧。那是死亡之握毫无争议。

当时在这个锅炉上进行检修工作的人大概是26个。其中有一个美女会计员在去控制室的锅炉电梯里，你想象不出电梯门再次打开的时候看到里面那一坨是什么东西。

05年我还在工地实习的时候和一个老师傅聊天侃大山说：咱们这一行啊，倒班阳痿不说，秒杀也是果断的，奈何电力局他们的骂名也连带着享受。这口锅炉近百米高，危楼啊危楼，比如北仑那一回。

师傅吸了一口烟说：当时我在上面

尼玛我操，这人是人是鬼？这都能活下来，贝爷也俯首称臣啊。

师傅说：他们说下来校对图纸，好像有个再热器降温水管路接反了。30分钟后就炸了。

我说：你是不是从此相信听天由命这回事了。

师傅：能不么？你不想想那个工会主席？

师傅说：他们说下来校对图纸，好像有个再热器降温水管路接反了。30分钟后就炸了。

我说：你是不是从此相信听天由命这回事了。

师傅：能不么？你不想想那个工会主席？

自从上任以来从来没有来过工地的北仑工会主席好死不死的不去空调办公室呆着，那一天出现在工地，也不知道来干啥，北仑电厂那么多口锅炉，就偏偏去那一口，非要去也可以，非得挑那时候去，非要那时候出现也成偏偏走的这么近。也有人在附近但是距离远啊，被冲击波掀出去17米晕了一阵起来拍拍衣服走了啊。总之凡是提到北仑电厂事故的所有的人没有一个不说到这个莫名其妙的工会主席的，那绝对完美阐释了什么叫\"死催\" 死神来了6可以考虑啊

第20篇：发电厂事故处理一般原则

电气事故处理的一般原则

1、发生事故时，电气运行班长是电气部分事故处理的指挥员，并在值长的统一领导下，按规程规定领导全班人员正确迅速的处理事故。

2、发生事故时，应一方面迅速处理，一方面迅速报告值长，并按指令处理事故，外出的值班员应迅速回到本岗位。

3、电气值班人员处理事故应按下列原则执行：

a、根据故障现象，各种仪表指示、保护信号、装置动作情况和对设备进行全面的检查分析，判明故障性质、地点、范围，作出处理的初步方案。

b、发生事故时，应迅速限制事故的发展，消除事故根源，解除对人身和设备的威胁。 c、首先确保厂用电运行，特别是机组保安段的供电，倒换厂用电时防止母线失压及非同期并列。

d、用一切可能的方法维持设备继续运行，调整运行方式，保证电压、周波的正常。 e、处理事故时，值班人员应坚守岗位，集中精力，积极处理事故，并尽快恢复已停电设备的供电。应迅速正确的执行上级命令，并进行必要的请示汇报及联系。

f、事故处理时，应迅速正确，在接到操作命令时，必须向发令人复诵一次，执行完命令后，立即汇报发令人。事故处理时，应警惕发生下列恶性事故：

a)厂用电中断；

b)非同期并列损坏设备；

c)带地线送电或带负荷拉合刀闸；

d)保护使用不当。

下列事故可先行处理，事后应迅速汇报值长：

a)威胁人身的解列、停电操作；

b)设备损坏或受到严重威胁的操作；

c)母线失压时拉开母线上的开关；

恢复失压的厂用电。

《发电厂事故通报范文.doc》

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