中國大唐集團(tuán)公司度典型非計劃停運案例匯編

中國大唐集團(tuán)公司2011年度典型非計劃停運案例匯編內(nèi)部資料2011年度典型非計劃停運案例匯編中國大唐集團(tuán)公司

中國大唐集團(tuán)公司2011年度典型非計劃停運案例匯編2011年，公司系統(tǒng)認(rèn)真落實集團(tuán)公司“爭創(chuàng)年”安全生產(chǎn)有關(guān)工作部署，深入開展“反違章、降非停、滅事故”活動，強化責(zé)任和制度落實，深化隱患排查治理，加強設(shè)備治理與改造，細(xì)化對標(biāo)管理，保持了穩(wěn)定的安全生產(chǎn)局面。特別是在“9·19降非?！眲訂T會后，公司系統(tǒng)進(jìn)一步完善相關(guān)措施，建立了典型非停事件交流機制，強化對非停事件的分析和管理，鍋爐“四管”泄漏和滅火等突出問題得到了一定控制。全年有14家火電企業(yè)實現(xiàn)了“零非?！?，有21家供熱企業(yè)在供熱期實現(xiàn)了“零非?！?，有力地支持了集團(tuán)公司“一保一降”奮斗目標(biāo)的實現(xiàn)。雖然公司系統(tǒng)“降非?！惫ぷ魅〉昧穗A段性成果，但各級責(zé)任主體也要時刻保持清醒的頭腦，充分認(rèn)識到工作中存在的差距和不足。分析2011年公司系統(tǒng)非計劃停運，特點突出，問題明顯。一是“四管”泄漏和鍋爐滅火仍占一定比重，鍋爐防磨防爆，控制鍋爐滅火仍是深化降非停的主攻方向。二是檢修質(zhì)量控制需要進(jìn)一步提高，有多臺機組修后開機即發(fā)生非計劃停運或運行不足180天發(fā)生故障停機。三是生產(chǎn)一線員工基本功亟需加強，人員責(zé)任事件比例沒有降低。四是重點反事故措施沒有嚴(yán)格執(zhí)行，發(fā)電機定子接地、汽輪機大軸彎曲、斷油燒瓦、保護(hù)誤動，機組振動大停機等事件時有發(fā)生。五是大機組問題相對突出，其中1000MW機組臺年平均非停2.5次；600MW級機組臺年平均非停1.51次；300MW級機組臺年平均非停1.04次。六是人員誤操作沒有根本杜絕。深化降非停，重點是制定完善的防范措施，核心是抓好防范措施的落實。為進(jìn)一步抓好降非停工作，集團(tuán)公司選取了2011年的41臺次典型非停事件匯編成冊，請公司系統(tǒng)認(rèn)真學(xué)習(xí)研究，認(rèn)真吸取歷次非計劃停運的經(jīng)驗和教訓(xùn)，深入研究新技術(shù)、新工藝、新設(shè)備的特點和規(guī)律，及時修訂本企業(yè)的降非停行動計劃，不斷完善各項防范措施。嚴(yán)格執(zhí)行規(guī)章制度、規(guī)程標(biāo)準(zhǔn)，嚴(yán)格“兩票三制”，強化“三講一落實”，規(guī)范現(xiàn)場作業(yè)行為，提高各級生產(chǎn)人員解決實際問題的能力，有效控制人為風(fēng)險。堅決摒棄機組帶病運行、冒險作業(yè)、硬拼設(shè)備、僥幸心理，結(jié)合季節(jié)性安全大檢查和規(guī)范化保電等工作，進(jìn)一步開展隱患排查治理，消除薄弱環(huán)節(jié)，真正把安全生產(chǎn)工作做細(xì)、做實、做到位，進(jìn)一步提高發(fā)電設(shè)備可靠性水平。--第一部分：鍋爐專業(yè)（11臺次）1.七臺河電廠4號機組斷煤過程中爐膛發(fā)生爆燃，鍋爐滅火，汽機跳閘事件經(jīng)過：2011年01月17日4號機組負(fù)荷370MW，A、B、C、D、E磨煤機運行，B層小油槍全部運行，兩只大油槍運行，B、D、F煤斗斷煤較嚴(yán)重。01月17日01時30分B磨煤機下煤正常，投入B磨煤機對應(yīng)的小油槍運行，01時43分停運一只大油槍運行，負(fù)荷穩(wěn)定在320MW，D、F磨煤機處理斷煤中，其他磨煤機偶爾斷煤。01月17日01時47分19秒，鍋爐煤粉爆燃使?fàn)t膛壓力達(dá)+3604Pa，造成雙側(cè)送風(fēng)機跳閘，鍋爐MFT保護(hù)動作，鍋爐滅火，聯(lián)跳汽輪機、發(fā)電機，機組與系統(tǒng)解列。原因分析：1）一月份天氣寒冷經(jīng)常下雪，煤中凍塊較多，雖然啟用了異常天氣上煤應(yīng)急預(yù)案，但由于煤場在露天，原煤斗中仍有凍塊，使磨煤機發(fā)生斷煤。2）統(tǒng)配及優(yōu)質(zhì)地煤嚴(yán)重不足，直接導(dǎo)致入爐煤的熱值問題，給鍋爐穩(wěn)燃帶來困難。3）煤質(zhì)熱值、揮發(fā)份偏低，熱值為3660大卡，揮發(fā)分為19.13%，油槍數(shù)量過少不能維持鍋爐穩(wěn)燃。采取措施：1）合理進(jìn)行配煤摻燒，保證煤質(zhì)混配均勻，發(fā)現(xiàn)煤質(zhì)較差和斷煤時及時調(diào)整配煤方式，并做好相應(yīng)措施，防止大塊煤進(jìn)入煤斗，尤其是下層制粉系統(tǒng)。2）煤質(zhì)較濕時，適當(dāng)提高磨煤機出口溫度，利于煤粉充分燃燒。3）燃燒不穩(wěn)或火檢擺動時要及時投油穩(wěn)燃，絕對不能因過分追求機組的經(jīng)濟(jì)性而忽視安全。4）加強對運行人員的技術(shù)培訓(xùn)和提高事故處理能力，使運行人員對鍋爐燃燒是否穩(wěn)定有一個準(zhǔn)確的判斷，在磨煤機斷煤需要投油穩(wěn)燃時，掌握合適時機。

2.遷安熱電公司1號機組因吹灰不當(dāng)，造成低溫過熱器泄漏事件經(jīng)過：2011年02月10日08時00分，機組負(fù)荷150MW，主蒸汽流量530t/h，主給水流量540t/h。08時45分，運行人員發(fā)現(xiàn)給水流量大于主蒸汽流量約65t/h，鍋爐右側(cè)排煙溫度較左側(cè)低28℃，就地檢查發(fā)現(xiàn)鍋爐尾部煙道有較大泄漏聲，隨后爐管泄漏裝置報警，立即聯(lián)系鍋爐點檢及運行專工共同到現(xiàn)場檢查，判斷為1號鍋爐右側(cè)低溫過熱器處發(fā)生泄漏，09時30分機組開始降壓、降負(fù)荷運行，匯報中調(diào)，15時13分打閘停機。原因分析：1）由于固定旋轉(zhuǎn)式吹灰器距低溫過熱器上下管排面距離只有470mm，噴嘴直接吹管排面，從而造成了管子局部吹損減薄，造成了管子的爆口，這是造成管排局部泄漏的主要原因。2）原低溫過熱器安裝管排排面沒有防護(hù)裝置，也是造成管排局部泄漏的原因之一。3）設(shè)備管理不到位，對低溫過熱器的磨損檢查重視不夠，對鍋爐吹灰器運行時監(jiān)督不到位，運行時吹灰器可能發(fā)生的卡澀也不能及時停運處理。采取措施：1）受熱面容易被吹灰器吹損的部位加裝防護(hù)板。2）由于吹灰器槍管距離管排面太近，減少使用，加強監(jiān)視。3）嚴(yán)格執(zhí)行集團(tuán)公司關(guān)于防止四管泄漏的要求，落實責(zé)任區(qū)域和責(zé)任人，按照逢停必查的原則，開展防磨防爆檢查，重點檢查尾部煙道低溫過熱器、低溫再熱器、省煤器管道、噴燃器出口處水冷壁管及各個吹灰器周圍管道磨損情況，發(fā)現(xiàn)問題立即擴大檢查范圍，徹底治理。4）加強燃燒調(diào)整，防止發(fā)生火焰偏斜、貼壁、沖刷受熱面等不良情況。

3.信陽電廠4號機組定子內(nèi)冷水調(diào)整門關(guān)閉，快減負(fù)荷過程中水煤比失調(diào)，水冷壁出口壁溫高保護(hù)動作事件經(jīng)過：2011年04月10日，4號機組負(fù)荷650MW，A內(nèi)冷水泵運行，B內(nèi)冷水泵備用。14時30分監(jiān)盤發(fā)現(xiàn)定子內(nèi)冷水冷卻水調(diào)門反饋100%，指令0%，內(nèi)冷水入口溫度55℃且有上漲趨勢，運行人員立即到就地檢查并快速減負(fù)荷。14時31分啟動B內(nèi)冷水泵，手動停A送風(fēng)機，機組RB動作。14時36分，負(fù)荷降至487MW，水煤比8.57，總給水流量控制切手動調(diào)整。14時39分啟動B制粉系統(tǒng)運行。14時49分鍋爐MFT動作，機組跳閘，首出“水冷壁出口壁溫高”。停機后檢查內(nèi)冷水冷卻水調(diào)門執(zhí)行器反饋異常。21時55分，定子內(nèi)冷水冷卻水調(diào)門處理正常，機組并網(wǎng)恢復(fù)運行。原因分析：1）機組RB啟動后,聯(lián)鎖跳閘E、B磨煤機，總給水流量由1921t/h減至944t/h,由于制粉系統(tǒng)運行方式較薄弱，運行人員增啟B制粉系統(tǒng)，但制粉系統(tǒng)啟動后，給水調(diào)節(jié)不匹配，水煤比失調(diào)，水冷壁壁溫快速上升，運行人員經(jīng)驗不足，雖發(fā)現(xiàn)參數(shù)異常變化并手動進(jìn)行調(diào)整，但調(diào)整幅度不夠。水冷壁出口集箱給水溫度高保護(hù)動作，鍋爐MFT，是導(dǎo)致機組非停的直接原因。2）定子內(nèi)冷水冷卻水調(diào)門在自動方式下調(diào)節(jié)失靈，不能起到正常調(diào)節(jié)發(fā)電機內(nèi)冷水溫度作用，是導(dǎo)致本次非停事件的誘因。機組停運后對內(nèi)冷水減溫水調(diào)門進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)該閥門動作不正常的原因：閥門限位是靠凸輪控制行程限位開關(guān)，限位開關(guān)死區(qū)較大，致使限位開關(guān)沒起作用，因就地管道震動較大，引起電位器反饋漂移。當(dāng)該執(zhí)行器行程到零后反饋電位器繼續(xù)旋轉(zhuǎn)致使執(zhí)行器反饋錯誤，導(dǎo)致內(nèi)冷水溫度調(diào)節(jié)自動退出。采取措施：1）切實抓好兩票三制、技術(shù)培訓(xùn)等基礎(chǔ)工作，提高運行操作風(fēng)險防控的能力。2）運行人員加強仿真機培訓(xùn)，重點演練斷煤、煤質(zhì)突變、風(fēng)機跳閘等典型異常的處理，提高運行人員對機組參數(shù)異常變化分析和事故處理能力。3）定期組織運行人員進(jìn)行事故處理演練，通過演練發(fā)現(xiàn)運行人員在應(yīng)急處理中存在的薄弱環(huán)節(jié)，提出針對性的改進(jìn)措施，不斷總結(jié)、不斷提高。4）針對此類執(zhí)行器設(shè)計和制造存在的隱患，制定方案利用機組停運機會更換為質(zhì)量好、可靠性高的執(zhí)行器。

4.三門峽發(fā)電有限責(zé)任公司1號機組鍋爐冷灰斗區(qū)域渣井冷卻水長時間沖刷水冷壁，導(dǎo)致水冷壁泄漏事件經(jīng)過：2011年05月21日08時25分，1號機組負(fù)荷300MW，汽包水位由0突降至-95mm，爐膛負(fù)壓由-99Pa突升至134Pa，大屏壁溫普遍升高，四管檢漏裝置1、3、5、6、7通道報警，其中7通道噪聲模擬量最高值達(dá)80%左右。就地檢查爐底A側(cè)液壓關(guān)斷門處向外大量冒汽，冷灰斗內(nèi)部有明顯的泄漏聲音，確認(rèn)為鍋爐水冷壁泄漏。09時15分，匯報省調(diào)后1號機打閘停機。原因分析：渣井冷卻水噴嘴安裝角度與設(shè)計不符，而且在2011年3月份1號機組大修期間，按照大修項目對渣井內(nèi)檢查，發(fā)現(xiàn)A、B側(cè)渣斗8只激流噴嘴堵塞嚴(yán)重，對其進(jìn)行解體，疏通清理后裝復(fù)。機組大修啟動后，該系統(tǒng)入口閥門一直處于開啟位置，導(dǎo)致冷卻水長時間處于非正常投入狀態(tài)，長時間對冷灰斗排渣口區(qū)域水冷壁產(chǎn)生射流沖刷，造成管壁減薄，強度下降，最終導(dǎo)致泄漏。采取措施：1）舉一反三，汲取事件教訓(xùn)，對類似的生產(chǎn)現(xiàn)場設(shè)備、系統(tǒng)開展全面的缺陷和隱患排查，對存在的問題分解責(zé)任，組織限期整改。2）加強運行管理，檢查設(shè)備異動變更資料，及時組織完善規(guī)程、圖紙，并修編、完善運行操作票。3）加強技術(shù)管理。明確檢修工藝、技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)。4）汲取經(jīng)驗教訓(xùn)，強化防磨防爆人員的技術(shù)培訓(xùn)，盡快提升人員的技術(shù)、經(jīng)驗水平。

5.魯北電廠2號機組兩臺吸風(fēng)機全停導(dǎo)致鍋爐MFT動作事件經(jīng)過：2011年06月08日05時52分,2號機組運行正常，AGC投入，負(fù)荷220MW，供熱120t/h。2B吸風(fēng)機跳閘，聯(lián)跳2B送風(fēng)機。立即減負(fù)荷，停止2E磨煤機，投油穩(wěn)燃，按單側(cè)風(fēng)機跳閘事故處理。05時53分，2A吸風(fēng)機振動大保護(hù)動作跳閘，“兩臺吸風(fēng)機全停”，鍋爐MFT動作；05時54分，手動打閘停機，機組解列。當(dāng)日09時22分，2號機組啟動恢復(fù)并網(wǎng)運行。原因分析：1）2B吸風(fēng)機電氣開關(guān)柜門上跳閘按鈕的接線松動、兩線短接，造成風(fēng)機跳閘。2）煙道設(shè)計不合理，２B吸風(fēng)機跳閘后，２A吸風(fēng)機負(fù)荷突然增大，吸風(fēng)機振動增大至６.0mm/s，保護(hù)動作跳閘。采取措施：1）對電氣二次回路接線進(jìn)行全面檢查，杜絕此類事件再次發(fā)生。2）利用大小修或臨停期間，對吸、送、一次風(fēng)機葉片進(jìn)行整體檢查，對葉片加裝加固設(shè)施，降低葉片固有頻率，減少與氣流共振的可能性。3）對風(fēng)機軸承振動情況加強監(jiān)視，發(fā)現(xiàn)異常時，及時停運檢查，防止設(shè)備損壞。4）對風(fēng)機測點作好檢查維護(hù)保證測點的準(zhǔn)確性，保護(hù)設(shè)備運行。5）運行人員監(jiān)盤、操作過程中注意監(jiān)視兩臺吸風(fēng)機電流、擋板開度、出口壓力的變化，做好風(fēng)機失速的事故預(yù)想。6）利用機組檢修，優(yōu)化煙道結(jié)構(gòu)，減少兩臺吸風(fēng)機的出口阻力差值，根治吸風(fēng)機失速問題。

6.甘谷電廠1號機組鍋爐撈渣機鏈條斷裂事件經(jīng)過：2011年06月10日，1號機負(fù)荷250MW。02時05分后夜接班檢查時發(fā)現(xiàn)1號爐撈渣機鏈條斷裂，電機在運行。02時10分主值程控停運1號撈渣機，02時20分，檢修發(fā)現(xiàn)1號撈渣機漲緊導(dǎo)鏈輪處刮板卡住，鏈條兩處斷裂，撈渣機提升段處鏈條斷裂，鏈條全部從回程段掉落到撈渣機底部接近水平段，撈渣機內(nèi)積有大量灰渣。經(jīng)廠領(lǐng)導(dǎo)、設(shè)備部、發(fā)電部、安監(jiān)部討論評估，一致認(rèn)為在鍋爐運行的情況下檢修會帶來極大的人身風(fēng)險，且此鏈條的修復(fù)需耗時24小時左右，決定申請停機處理。06月11日早上09時43分，1號機組停運。原因分析：1）點檢工作不到位，對缺陷發(fā)現(xiàn)處理不及時、不徹底，致使撈渣機長期帶病運行是造成此次事件的直接原因。2）運行人員巡回檢查流于形式，未能及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備存在的安全隱患，監(jiān)盤不認(rèn)真，造成斷鏈后沒有及時停運撈渣機，使事態(tài)的進(jìn)一步擴大，是造成此次事件的又一直接原因。3）責(zé)任心的缺失是導(dǎo)致此次缺陷擴大被迫停爐檢修的主要原因。采取措施：1）牢固樹立安全第一的思想，把安全工作擺在突出的重要的位置上來抓，要嚴(yán)格要求自己，切實改進(jìn)工作作風(fēng)，以求真務(wù)實的精神，高度重視安全工作。把工作重點放到提高安全管理水平，查找和解決安全隱患，提高員工自身安全防范意識上來，使安全工作上臺階、上水平。2）完善點檢制度和細(xì)化點檢項目。加強設(shè)備管理，提高狀態(tài)檢修質(zhì)量，將事故檢修轉(zhuǎn)變?yōu)槭虑包c檢。3）安裝撈渣機鏈條斷裂報警裝置。4）完善設(shè)備定期巡查制度，加強設(shè)備的巡查管理。提高巡檢質(zhì)量，對標(biāo)檢查，及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備缺陷。5）部門管理人員要利用各種安全學(xué)習(xí)培訓(xùn)的機會，做好安全教育培訓(xùn)工作，把安全第一的意識落實到整個工作的全過程中，吸取教訓(xùn)，杜絕事故。7.株洲電廠4號機組清理分離器時導(dǎo)致鍋爐滅火，主汽溫下降過快，機組跳閘事件經(jīng)過：2011年06月12日03時30分，4號機負(fù)荷250MW，A、B、C、D制粉系統(tǒng)運行。停C磨煤機，定期進(jìn)行清理粗粉分離器雜物工作，因D磨上攸縣煤進(jìn)行動態(tài)粗分離器的調(diào)試，火檢較差有閃爍現(xiàn)象，但爐膛負(fù)壓基本穩(wěn)定。04時49分4號爐MFT動作，首出全爐膛滅火，04時56分汽輪機跳閘，發(fā)電機解列，ETS首出爐跳機（主蒸汽溫度10分鐘之內(nèi)急劇下降50℃）。原因分析：1）4號爐在今年C級檢修中，為了滿足劣質(zhì)無煙煤（攸縣煤）摻燒的需要，將D磨軸向粗粉分離器改造為動態(tài)旋轉(zhuǎn)分離器，提高攸縣煤的煤粉細(xì)度，降低鍋爐飛灰可燃物，提高鍋爐效率。4號機組啟動后，6月6日開始D磨上攸縣煤進(jìn)行動態(tài)粗粉分離器調(diào)試，由于攸縣煤屬于劣質(zhì)無煙煤，干燥無灰基揮發(fā)份5%以下，煤粉著火不良。在停運C磨（貴州煤干燥無灰基揮發(fā)份15%以上）進(jìn)行粗粉分離器清理雜物工作時，失去C磨燃燒器對D磨（攸縣煤）燃燒器的著火支持，鍋爐燃燒突然惡化導(dǎo)致全爐膛滅火保護(hù)動作。2）4號機組在C級檢修中對脫硫旁路煙道擋板進(jìn)行了封堵。增壓風(fēng)機與引風(fēng)機的調(diào)整，集控運行人員與脫硫值班員協(xié)調(diào)不好，滅火后增壓風(fēng)機動葉開度42%，爐膛負(fù)壓維持-1200Pa-900Pa兩分鐘,造成爐內(nèi)風(fēng)量過大，鍋爐冷卻較快，使主蒸汽溫度10分鐘之內(nèi)急劇下降50℃保護(hù)動作跳機。采取措施：1）嚴(yán)格執(zhí)行燒劣質(zhì)煤措施，加強安全意識。燃燒不穩(wěn)時及時投氣（天燃?xì)猓┓€(wěn)燃。2）加強入爐煤的摻配，制定合理的摻配方案，保證鍋爐燃燒的穩(wěn)定性。3）鍋爐滅火后，及時調(diào)整鍋爐風(fēng)量，防止鍋爐冷卻過快。4）制定脫硫旁路煙道封堵后事故處理預(yù)案，并組織學(xué)習(xí)和演練，防止類似事件再次發(fā)生。

8.金竹山電廠3號機組鍋爐滅火，爐水循環(huán)泵故障造成機組停運事件經(jīng)過：2011年07月29日3號機組負(fù)荷399MW，B、C、D、E、F制粉系統(tǒng)運行。A磨分離器清理完畢，C磨需停運消缺。19時28分啟A磨，在A磨啟動同時進(jìn)行停C磨操作，根據(jù)主汽壓力上漲情況切除C2、C3燃燒器，關(guān)小相應(yīng)分級風(fēng)擋板。爐膛負(fù)壓正常，火檢大部分穩(wěn)定。19時32分火焰電視開始閃，立即投油，除A2油槍點燃，A3、F1、F4均因爐膛壓力低閉鎖未能投入。19時32分爐膛負(fù)壓從－133Pa上漲至＋110Pa，MFT動作。在恢復(fù)的過程中爐水循環(huán)泵啟動運行7分鐘后，爐水循環(huán)泵電機溫度達(dá)到62℃，根據(jù)以往經(jīng)驗判斷為泵入口濾網(wǎng)堵塞，因系統(tǒng)隔離困難，只好對鍋爐放水后清理濾網(wǎng)。07月30日03時30分，安全措施到位后開始清理濾網(wǎng)，清理完成后于12時17分再次啟動爐水循環(huán)泵，運行10分鐘后電機溫度再次上漲至55℃，經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)濾網(wǎng)上又附著大量的黑色粉末狀物質(zhì)，重新清理后于19時45分再次啟動爐水循環(huán)泵，初期電機溫度上升至45℃短時穩(wěn)定下來，最低降至40℃，但電機溫度運行中不穩(wěn)定，出現(xiàn)波浪式上升，40分鐘后達(dá)到59℃停運。原因分析：1）運行監(jiān)盤人員在低負(fù)荷，煤質(zhì)差的極端情況下對嚴(yán)重影響燃燒的后果估計不足，同時進(jìn)行兩臺磨煤機的啟、停操作，單純依靠監(jiān)視火檢強度和爐膛負(fù)壓波動來判斷燃燒是否穩(wěn)定決定投油穩(wěn)燃，沒有提前采取“預(yù)見可能發(fā)生燃燒不穩(wěn)就應(yīng)當(dāng)投油穩(wěn)燃”的技術(shù)措施，是造成此次鍋爐滅火的直接原因。2）爐水循環(huán)泵電機損壞原因：根據(jù)解體設(shè)備損壞情況分析，導(dǎo)致電機溫度高的原因：(1)電機推力軸承止推墊為水潤滑高分子材料制成，在電機缺水運行時止推墊無水潤滑磨擦發(fā)熱造成材料延伸而損壞，堵塞濾網(wǎng)，造成電機冷卻不足。(2)電機運行前注水過快（注水流量應(yīng)控制在3L/min左右），機腔室內(nèi)殘留空氣較多形成氣穴，爐水循環(huán)泵放水檢查后的第一次啟動，未執(zhí)行點動排氣，可能造成止推墊內(nèi)存有氣體；這兩者引起電機止推墊會因缺水運行損壞。3）設(shè)備管理人員和運行人員對爐水循環(huán)泵內(nèi)部結(jié)構(gòu)不太熟悉，認(rèn)識不深，每次清理濾網(wǎng)只知道附著有大量的黑色粉狀物，不知墊片已磨損。設(shè)備管理人員和運行人員對電機運行前注水過快操作危害性缺乏認(rèn)識。采取措施：1）嚴(yán)格控制配風(fēng)和制粉系統(tǒng)調(diào)整操作的速度、幅度,避免進(jìn)行較大擾動的操作，必要時提前采取包括投油穩(wěn)燃在內(nèi)的多種穩(wěn)燃措施。2）啟停制粉系統(tǒng)應(yīng)按操作票要求平穩(wěn)進(jìn)行，盡量拉開制粉系統(tǒng)啟停間隔時間，只有當(dāng)一套制粉系統(tǒng)啟動或停止完成，基本正常運行、料位建立、燃燒穩(wěn)定后，才能啟動或停止另一套制粉系統(tǒng)。除非特殊情況，一般不要進(jìn)行幾臺制粉系統(tǒng)的同時啟停。3）制粉系統(tǒng)啟動操作引起負(fù)荷和參數(shù)上升時，應(yīng)以調(diào)整負(fù)荷為優(yōu)先；如AGC投入，可短時申請稍提高機組負(fù)荷運行，待啟停操作結(jié)束后，燃燒穩(wěn)定，才恢復(fù)系統(tǒng)負(fù)荷運行。禁止采取同時啟、停制粉系統(tǒng)的操作方式。4）在煤質(zhì)惡化趨勢明顯，低負(fù)荷啟停制粉系統(tǒng)，應(yīng)提前短時投對應(yīng)火嘴油槍助燃，待磨煤機無較大操作，再謹(jǐn)慎退油。5）加強運行值交接班和生產(chǎn)信息的傳遞管理工作，嚴(yán)守工作流程，將部門下發(fā)的技術(shù)措施、臨時通知、相關(guān)文件及時傳達(dá)各值班員，并做好相應(yīng)的事故預(yù)想。6）為防止循環(huán)泵泵頭的雜物存積，每次停爐放水時（低壓狀態(tài)），必須及時開啟泵頭放水手動門，利用差壓將泵頭內(nèi)雜物沖洗干凈。7）提高循環(huán)泵注水水質(zhì)，加裝外置式過濾器來增加通流面積防止高壓冷卻水堵塞。8）嚴(yán)格將電機注水流量控制在3L/min以下，避免注水過快在電機內(nèi)產(chǎn)生氣穴，每次對爐水循環(huán)泵放水檢查后的第一次啟動，必須點動排氣。

9.耒陽電廠4號機組鍋爐掉焦，負(fù)壓保護(hù)動作鍋爐滅火，處理過程中汽包水位高，機組跳閘事件經(jīng)過：耒電4號機組因長時間滿負(fù)荷運行，摻燒部分中、高硫煤（比例約25%），爐內(nèi)結(jié)焦較嚴(yán)重，看火孔位置可見最大厚度約300mm，為了控制結(jié)焦，08月18日白班添加了除焦劑。08月19日早班，4號機組負(fù)荷300MW，各運行參數(shù)正常。06時07分4號爐垮巨焦，06時07分17秒爐膛負(fù)壓高報警，主控立即投入B1、B2、A3、A4四支油槍。06時07分39秒爐膛負(fù)壓低三值MFT動作。立即減負(fù)荷、停4A小機運行，4C電泵聯(lián)起，減4B小機轉(zhuǎn)速；6時15分汽包水位高三值，汽輪機跳閘，機組解列。07時00分鍋爐重新點火，08時47分機組恢復(fù)并網(wǎng)。原因分析：1）鍋爐結(jié)焦嚴(yán)重未及時采取措施，造成掉大焦引起鍋爐滅火，是此次事件的直接原因。2）滅火后處理時人員分工不合理，操作人員經(jīng)驗不足，對水位的監(jiān)視和控制不當(dāng)，對滅火后的汽包虛假水位認(rèn)識不足，給水流量與主蒸汽流量不匹配，在水位低時過大增加進(jìn)水量，水位上升后又未及時打跳4B汽泵。汽泵在其蒸汽壓力下降時轉(zhuǎn)速加大過調(diào)后由DCS已切至MEH系統(tǒng)才能操作，操作人員未及時發(fā)現(xiàn)并采取其他措施進(jìn)行必要處理，是此次事件的主要原因。防范措施：1）嚴(yán)格執(zhí)行防止鍋爐結(jié)焦反事故措施，加強燃燒調(diào)整，防止火焰刷墻結(jié)焦及避免缺氧燃燒引起爐膛結(jié)焦。并根據(jù)鍋爐結(jié)焦情況，及時調(diào)整噴灑液態(tài)除焦劑時間及劑量，避免結(jié)大焦。2）組織全體運行操作人員的技術(shù)培訓(xùn)和考試，提高操作人員應(yīng)對此類突發(fā)事件的應(yīng)對能力。3）針對鍋爐滅火的恢復(fù)操作出臺措施，合理安排人員，做到分工明確，加強協(xié)調(diào)，明確發(fā)生鍋爐滅火時各崗位人員具體監(jiān)控和操作內(nèi)容，組織MFT動作后事故處理的專項演練。4）利用檢修時機，進(jìn)行衛(wèi)燃帶優(yōu)化調(diào)整，防止鍋爐結(jié)大焦。5）完成小機由DCS自動切到DEH控制時彈出報警菜單方案，以提醒運行人員及時改變操作方式。10.景泰電廠1號機組運行人員調(diào)整不當(dāng)造成水冷壁前墻螺旋管圈超溫保護(hù)動作，鍋爐滅火，機組跳閘事件經(jīng)過：2011年09月16日1號機組負(fù)荷380MW，主汽壓力14.6Mpa，主汽溫度567℃，再熱汽溫561℃，A、B、C、D、E磨煤機運行。A、B汽水分離器水位間斷見水。前墻水冷壁螺旋管壁溫最高點387.7℃，20時00分汽水分離器水位高，液控閥開啟排水，20時10分主值將給水流量由1146t/h緩慢減至1096t/h。20時34分1號爐水冷壁前墻水冷壁螺旋管管壁溫高報警（報警溫度463℃），主值檢查1號爐水冷壁前墻水冷壁管壁溫測點20點超溫達(dá)到463℃，立即增加給水量，給水量由1090t/h增加至1143t/h，并下令副值減給煤量，總煤量自203t/h減至187t/h，發(fā)現(xiàn)水冷壁前墻水冷壁管壁溫持續(xù)上升，并且上升較快，立即打掉E磨煤機，20時37分24秒，1號爐水冷壁前墻水冷壁管壁溫度17、19、20、21測點分別達(dá)491℃、498℃、502℃、496℃，1號爐MFT動作，汽機跳閘，發(fā)電機解列。鍋爐MFT首出為“螺旋管壁溫度超溫”。立即組織系統(tǒng)恢復(fù)，于17日5時30分并網(wǎng)。原因分析：1）運行人員對鍋爐水冷壁溫度的上升監(jiān)視不夠，事故預(yù)想不足，當(dāng)管壁超溫報警且上升較快時，減煤、加水調(diào)整幅度不到位，是此次事件的直接原因。2）1號爐3號角噴燃器執(zhí)行機構(gòu)卡澀，3號角噴燃器噴嘴均下傾至最低位，火焰中心偏斜嚴(yán)重，造成鍋爐水冷壁各受熱面存在的熱偏差較大，使得部分水冷壁管壁吸熱不良，部分工質(zhì)沒有完全蒸發(fā)，造成啟動分離器見水。同時，部分水冷壁又存在管壁過熱，傳熱惡化，致使鍋爐局部水力不均，是造成本次事故的間接原因。防范措施：1）加強對運行人員的培訓(xùn)，提高判斷及處理事故的能力。運行人員在監(jiān)盤過程中應(yīng)認(rèn)真仔細(xì)，時常對各參數(shù)變化進(jìn)行趨勢分析，提前調(diào)整預(yù)控，做到預(yù)防為主。2）組織制定在鍋爐干態(tài)情況下啟動分離器間斷見水的處理要點。3）加強鍋爐燃燒調(diào)整，從一、二次風(fēng)配比，風(fēng)煤比，制粉系統(tǒng)運行方式等方面調(diào)整鍋爐運行工況，避免受熱面超溫。4）加強吹灰，防止?fàn)t膛結(jié)焦，造成傳熱不均，受熱面超溫。5）進(jìn)行鍋爐燃燒調(diào)整試驗，使得點檢和運行人員掌握設(shè)備特性，明確調(diào)整依據(jù)和思路。

11.三門峽發(fā)電有限責(zé)任公司4機組增壓風(fēng)機油站動調(diào)壓力油管接頭泄漏，造成動調(diào)葉片開度變小，爐膛壓高M(jìn)FT，機組跳閘事故經(jīng)過：2011年11月18日09時44分，4號爐增壓風(fēng)機增壓風(fēng)機動調(diào)壓力油管接頭處大量漏油，控制油壓小于1.9MPa報警，09時44分增壓風(fēng)機入口壓力大于500Pa報警，并聯(lián)開脫硫旁路擋板，09時45分，增壓風(fēng)機入口壓力1920Pa，鍋爐爐膛壓力1820Pa，爐壓保護(hù)動作，鍋爐MFT，機組跳閘?，F(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)增壓風(fēng)機動調(diào)壓力油管接頭處大量漏油，原因分析：1）增壓風(fēng)機動調(diào)壓力油管接頭漏油，造成動調(diào)油壓降低，動調(diào)葉片逐漸關(guān)閉，是造成鍋爐爐膛壓力升高的直接原因。2）脫硫旁路擋板聯(lián)開速度慢是造成爐壓升高，鍋爐MFT動作的主要原因。增壓風(fēng)機入口壓力大于500Pa時，脫硫DCS發(fā)出聯(lián)開旁路擋板的指令，但是滿負(fù)荷工況下，旁路擋板開啟阻力大，速度較慢，從發(fā)出聯(lián)開指令到鍋爐MFT雖然耗時22秒，但是只開啟了17%。3）增壓風(fēng)機未設(shè)計“動調(diào)油壓低”聯(lián)跳風(fēng)機保護(hù)，是造成增壓風(fēng)機未及時跳閘、旁路擋板未及時聯(lián)開的重要原因。動調(diào)油管泄漏，動調(diào)油壓降低，但潤滑油壓一直正常，因此增壓風(fēng)機未跳閘，旁路擋板只能靠增壓風(fēng)機入口壓力大于500Pa聯(lián)開，雖然“動調(diào)油壓低”，但旁路擋板不能立刻聯(lián)開。防范措施：1）規(guī)范設(shè)備管理基礎(chǔ)工作，認(rèn)真抓好設(shè)備點檢工作，細(xì)致開展設(shè)備趨勢分析，深入開展設(shè)備劣化分析，對主要設(shè)備的關(guān)鍵零部件開展壽命管理，摸清設(shè)備劣化規(guī)律，有效提高設(shè)備可靠性。2）與設(shè)計院和廠家進(jìn)一步溝通旁路擋板的設(shè)計需求與性能指標(biāo)，明確旁路擋板在主要負(fù)荷點的快開時間需求，并對擋板指標(biāo)進(jìn)行實際測試，發(fā)現(xiàn)并解決存在的問題。3）調(diào)研并修正旁路擋板定期活動試驗方式、方法，規(guī)范開、關(guān)程序及步驟，考慮增加旁路擋板快開試驗，使活動試驗不僅能驗證擋板的開關(guān)功能，而且能夠發(fā)現(xiàn)開關(guān)時間上的差異。4）討論完善增壓風(fēng)機保護(hù)，考慮增加“動調(diào)油壓低”保護(hù)，保證在油系統(tǒng)故障情況下，旁路擋板及時聯(lián)開。5）嚴(yán)把檢修質(zhì)量關(guān)，利用大小修對旁路擋板進(jìn)行檢查、處理和煙道清灰，確保脫硫旁路擋板開關(guān)靈活、迅速。

第二部分：汽機專業(yè)（9臺次）1.首陽山發(fā)電廠1號機組因人員誤關(guān)運行循環(huán)泵出口門，導(dǎo)致循環(huán)水中斷，低真空保護(hù)動作事件經(jīng)過：2011年03月14日1號機組負(fù)荷195MW，1、2號循環(huán)水泵運行，循環(huán)水壓力0.18MPa，真空-96.7KPa。19時05分,值長令泵房值班員停運1號循環(huán)水泵，停運后機組真空降至-95.7KPa、循環(huán)水壓力降至0.13MPa。19時14分，真空開始快速下降，循環(huán)水壓力降至0.1Mpa,機組快速減負(fù)荷，倒廠用電，聯(lián)系泵房人員電話沒人接，約1分鐘后聯(lián)系上泵房值班員，其告1號循環(huán)水泵倒轉(zhuǎn)，出口門已關(guān)，令泵房值班員馬上啟動1號循環(huán)水泵，當(dāng)時真空-75KPa。19時17分，低真空保護(hù)動作，機組跳閘。19時19分循環(huán)水壓力升至0.13Mpa,真空最低降低至-60KPa,排汽缸溫度最高升至71°C。原因分析：泵房值班員接到停運1號循環(huán)水泵指令后，先解除1號循環(huán)水泵出口門聯(lián)鎖，就地關(guān)閉1號循環(huán)水泵出口門，聯(lián)系停運1號循環(huán)水泵。當(dāng)看到2號循環(huán)水泵運行時，誤判斷是1號循環(huán)水泵發(fā)生倒轉(zhuǎn)，隨開啟2號循環(huán)水泵出口門泄油閥，造成2號循環(huán)水泵出口門關(guān)閉，導(dǎo)致機組循環(huán)水中斷，低真空保護(hù)動作，造成機組掉閘。采取措施：1）全面開展人員、設(shè)備、管理、環(huán)境的風(fēng)險辨識和評估，對標(biāo)發(fā)現(xiàn)問題、對標(biāo)辨識風(fēng)險、對照治理隱患、防控風(fēng)險。2）摸底排查、針對性制定培訓(xùn)計劃，組織對近期新上崗、轉(zhuǎn)崗到主機、輔機的運行人員進(jìn)行安全生產(chǎn)技術(shù)、技能再培訓(xùn)，對安全生產(chǎn)隱患及控制措施再交待。3）重新對運行操作進(jìn)行風(fēng)險分級，明確防控重點、明確各級到位監(jiān)護(hù)項目；重新對不需使用操作票、不需監(jiān)護(hù)的熱機操作項目清單及危險點預(yù)控措施進(jìn)行修編審核，明確操作步驟和標(biāo)準(zhǔn)；加大操作票執(zhí)行情況的動態(tài)檢查考核力度，確保操作票執(zhí)行的嚴(yán)肅性和規(guī)范性。4）加強“兩票三制”“防誤操作管理辦法”“三講一落實管理辦法”“零違章管理辦法”的培訓(xùn)學(xué)習(xí)。5）按崗、按人、分層次進(jìn)行專項專業(yè)技術(shù)培訓(xùn)，以技術(shù)講課、現(xiàn)場考問等形式開展針對現(xiàn)場對標(biāo)規(guī)范操作的技術(shù)培訓(xùn)，提高班組人員技術(shù)水平和事故處理能力。6）班組長在布置安排作業(yè)任務(wù)時，必須結(jié)合班組成員技術(shù)水平、安全技能、性格等綜合考慮，必須重點關(guān)注班組成員的身體、思想、情緒穩(wěn)定狀況，改正“以作業(yè)大小衡量風(fēng)險大小”的不良傾向，嚴(yán)格按照“三講一落實”流程，作業(yè)前講問注意事項、作業(yè)中檢查控制措施、作業(yè)后總結(jié)經(jīng)驗得失，真正樹立“凡事皆有風(fēng)險、凡事都要交待講解、凡事必須現(xiàn)場檢查”的班組管理理念，真正做到以風(fēng)險大小安排工作重點。7）組織部門管理人員分工掛靠、深入到值，跟班調(diào)研，排查分析誤操作的深層次原因，找準(zhǔn)癥結(jié)，采取措施，予以治理。同時采取釋惑引導(dǎo)等措施，為一線員工減輕安全生產(chǎn)心理負(fù)擔(dān)、緩解壓力。

2.華源熱電有限責(zé)任公司8號機組處理補水管道泄漏缺陷，隔離措施操作順序錯誤，凝汽器真空低保護(hù)動作事件經(jīng)過：2011年03月26日，8號機負(fù)荷44MW、真空95KPa，10時05分巡檢員檢查發(fā)現(xiàn)8號機除鹽水去內(nèi)冷水箱補水管道焊口漏水，值長聯(lián)系檢修人員進(jìn)行處理，同時令巡檢人員加強監(jiān)視。10時26分巡檢員發(fā)現(xiàn)泄漏點明顯增大，水已噴濺到凝結(jié)水泵馬達(dá)上，為保護(hù)凝結(jié)泵馬達(dá)緊急用塑料布進(jìn)行遮蓋。10時30分檢修人員到達(dá)，因情況緊急，立即開始做措施，11時07分8號機低真空保護(hù)動作（81.2Kpa）機組跳閘。原因分析：內(nèi)冷水箱補水管自除鹽水母管引出后，橫跨機組通道，兩支架之間距離約5米，管道一次應(yīng)力較大，原焊口可能存在薄弱點，經(jīng)過長時間運行，焊口處產(chǎn)生疲勞裂紋，發(fā)展較迅速，泄漏量較大。進(jìn)行隔離措施時，應(yīng)首先關(guān)閉8號機除鹽水補水總門，因除鹽水去內(nèi)冷水箱管道漏水正處于8號機除鹽水補水總門上方，且漏水量較大，運行人員無法靠近進(jìn)行操作。因此，操作人員經(jīng)商議后，采取老廠與華源除鹽水聯(lián)絡(luò)門、8、9號機除鹽水分段門與8號機除鹽水補水總門同時關(guān)閉的方法。實際操作中，因8號機除鹽水補水總門位置較高、且有水向下噴，不易操作關(guān)閉較緩慢，8、9號機除鹽水分段門、老廠與華源除鹽水聯(lián)絡(luò)門位置較好，操作關(guān)閉較快，導(dǎo)致8號機除鹽水補水總門最后關(guān)閉，造成空氣從泄漏點通過8號機除鹽水補水總門進(jìn)入8號機凝汽器，機組真空迅速下降，這是機組掉閘的直接原因。盡管操作人員在做措施前約定同時關(guān)閉閥門，但操作期間未進(jìn)行及時的通信聯(lián)絡(luò)也是造成機組掉閘的主要原因。泄漏點#8機除鹽水補水總門泄漏點#8機除鹽水補水總門采取措施：1）加強操作票危險點分析和執(zhí)行情況的檢查。2）加強人員的專業(yè)技術(shù)和事故預(yù)想的教育培訓(xùn)，提高運行人員對異常事件的分析和預(yù)判水平，提高事故處理能力。3）提高設(shè)備檢修質(zhì)量，及時消除設(shè)備隱患。

3.株洲電廠4號機組定冷水冷卻器倒換操作時，未發(fā)現(xiàn)備用冷卻器出口門故障，造成斷水保護(hù)動作事件經(jīng)過：2011年04月21日4號機組負(fù)荷246MW，1號定子冷卻水泵運行，1號定子冷卻水冷卻器運行，01時49分定子冷卻水溫度上升至52.79℃，且上升速度加快。運行人員現(xiàn)場檢查1號定子冷卻器開式冷卻水進(jìn)、出水門已全開，但定子冷卻水水溫繼續(xù)在上升，01時50分，運行人員持1號定子冷卻水冷卻器倒換至2號定子冷卻水冷卻器運行的操作票，進(jìn)行倒換操作。02時04分發(fā)電機斷水保護(hù)動作報警，定子冷卻水壓下降到46.71KPa，定子冷卻水流量下降至0.24t/h，2號定子冷卻水泵聯(lián)啟。班長立即用對講機聯(lián)系就地操作人員，因現(xiàn)場噪聲大，對講機電量不足聯(lián)系不暢通，班長立即去就地恢復(fù)1號定子冷卻水冷卻器運行。02時04分4號機組斷水保護(hù)動作，機組跳閘。原因分析：1）2號定子冷卻水冷卻器出水門門板與門桿連接部位的四顆內(nèi)六角螺栓松動，門桿操作時門板不動。2）運行操作過快，運行人員操作開啟2號定子冷卻器出口門后，接著關(guān)閉1號定子冷水器出水門，監(jiān)盤人員未注意定子冷卻水母管壓力變化情況。2號定子冷水器出口門實際上未開啟，而1號定子冷水器出水門關(guān)閉，造成內(nèi)冷水?dāng)嗨?）通信工具聯(lián)系有問題，對講機電量不足，上下通信不暢通。出口手動蝶閥采取措施：1）嚴(yán)格執(zhí)行《集團(tuán)公司工作票、操作票管理和使用標(biāo)準(zhǔn)》，加強班組對操作票管理標(biāo)準(zhǔn)的學(xué)習(xí)和理解，對于重要操作必須指派經(jīng)驗豐富的值班人員進(jìn)行監(jiān)護(hù)，并做好事故預(yù)想。2）加強精密點檢，通過參數(shù)的對照、比較、分析，及早發(fā)現(xiàn)設(shè)備缺陷，通過精密點檢分析，舉一反三，對重要系統(tǒng)（如定子冷卻水系統(tǒng)、潤滑油系統(tǒng)的）閥門使用情況進(jìn)行可靠性評估，加強預(yù)防性檢修，確保重要系統(tǒng)閥門能長周期可靠運行。3）加強對通信工具管理，發(fā)電部制定可靠的措施并嚴(yán)格執(zhí)行到位，確保任何情況下通信暢通。4）強化部門、班組“三講一落實”管理，認(rèn)真落實“三講一落實”工作，各項工作前必須認(rèn)真進(jìn)行危險點分析，針對工作中存在的主要安全風(fēng)險，提出相應(yīng)的控制措施，同時明確安全措施如何落實。5）加強班組監(jiān)盤管理，明確規(guī)定重要系統(tǒng)就地操作時，必須派專人監(jiān)視相應(yīng)系統(tǒng)畫面，值班人員對影響到設(shè)備系統(tǒng)的輔助設(shè)備運行參數(shù)變化，重點監(jiān)視，從中發(fā)現(xiàn)問題加以分析，及時處理。

4.馬頭熱電有限公司10號機組，運行人員誤關(guān)汽、電泵入口電動門，造成汽包水位低保護(hù)動作，鍋爐MFT事件經(jīng)過：2011年06月03日，9號機組檢修，10號機組運行。18時48分，10號機負(fù)荷300MW，1、2號汽動給水泵運行。運行人員在就地發(fā)現(xiàn)9號機2號汽動給水泵前置泵和電動給水泵盤根處漏水，通過對講機與主控室9號機值班員聯(lián)系，要求將9號機2號汽動給水泵和電動給水泵入口門關(guān)閉并就地?fù)u嚴(yán)。值班員在接到聯(lián)系后隨即走出主控室，錯誤地走到了10號機12.6米鍋爐側(cè)平臺，18時56分，就地依次關(guān)閉10號機2號汽動給水泵入口電動門、10號機1號汽動給水泵入口電動門、10號機電動給水泵入口電動門。18時58分，10號機監(jiān)盤人員發(fā)現(xiàn)1、2號汽動給水泵跳閘，電動給水泵未聯(lián)啟，查10號機1、2號汽泵及電動給水泵入口電動門均黃閃，在畫面操作器上進(jìn)行手動復(fù)位后發(fā)現(xiàn)電動給水泵“開”按鈕為灰色不能操作。18時58分，汽包水位低，鍋爐MFT動作。18時59分，值班員判斷鍋爐無法迅速恢復(fù)上水，對機組進(jìn)行手動停機操作，發(fā)電機解列。原因分析：運行人員誤操作，導(dǎo)致10號機組鍋爐斷水停運，在處理過程中，運行人員判斷給水無法迅速恢復(fù)且汽包水位已低于表計顯示范圍失去監(jiān)視，對機組實施了手動停機操作。采取措施：1）針對此項人為誤操作事件，運行人員開展討論和培訓(xùn)，要注重值班員基本素質(zhì)的培養(yǎng)，尤其要培養(yǎng)值班員做事規(guī)矩、仔細(xì)、慎重的心態(tài)。2）強化專業(yè)管理，專業(yè)不但要制定方案措施、檢查方案措施的執(zhí)行情況，更重要的是要對方案措施執(zhí)行中可能存在的風(fēng)險培訓(xùn)相關(guān)運行人員。3）加強對各級值班員的運行規(guī)程、安全規(guī)程、兩票三制、三熟三能及各項生產(chǎn)管理制度規(guī)范執(zhí)行的培訓(xùn)。規(guī)范各項操作，包括盤前操作、就地設(shè)備操作。4）進(jìn)行“三講一落實”工作現(xiàn)場化，結(jié)合實際生產(chǎn)工作中的具體情況，對生產(chǎn)單位班前、班后會中“三講一落實”的實際執(zhí)行情況進(jìn)行檢查。要求班組任務(wù)的講解，能使班組成員對接班設(shè)備底數(shù)了然于心，對班中工作時的每項風(fēng)險制定相應(yīng)防范措施。5）細(xì)化檢修與運行機組隔離措施，在影響機組安全運行的重要的就地可操作設(shè)備處設(shè)置提示牌，及兩機通道之間設(shè)置提示標(biāo)志。6）加強職工思想教育工作，及時了解掌握現(xiàn)場工作人員的精神狀態(tài)及技能水平，合理安排工作。

5.發(fā)耳電廠3號機組運行人員誤操作造成潤滑油壓低保護(hù)動作事件經(jīng)過：2011年06月25日發(fā)耳電廠3號機組停機備用，06月26日18時54分，3號機組潤滑油輸送泵檢修工作結(jié)束，18時55分巡操員拿著3號機潤滑油輸送泵檢修工作票去現(xiàn)場恢復(fù)安措，到達(dá)現(xiàn)場后，先打開3號機主油箱至主機潤滑油輸送泵進(jìn)口一次門（打開1\3）、3號機主油箱至主機潤滑油輸送泵進(jìn)口二次門（打開1\3），再打開3號機凈油箱至主機潤滑油輸送泵進(jìn)口管道1號放油門（打開2\3）。06月26日19時51分3號機汽機沖轉(zhuǎn)，21時38分負(fù)荷349MW，交流潤滑油泵、直流事故油泵自啟動，3號機組跳閘，首出“潤滑油壓低低”；經(jīng)現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)，主機油箱油位由172cm降至65cm，凈油箱油位從0升至130cm,汽機斷油跳機。原因分析：巡操誤將3號機主油箱至主機潤滑油輸送泵進(jìn)口一次門、3號機主油箱至主機潤滑油輸送泵進(jìn)口二次門、3號機凈油箱至主機潤滑油輸送泵進(jìn)口管道1號放油門打開，3號機主油箱潤滑油自流到凈油箱，導(dǎo)致主油箱油位低，潤滑油打空泵，造成潤滑油油壓低低，汽機跳閘，是本次事故的直接原因。采取措施：1）公司、部門制定和實際需要相結(jié)合的員工技能培訓(xùn)計劃，不流于形式；針對每個崗位，有針對性地進(jìn)行培訓(xùn)，讓員工達(dá)到自己本崗位應(yīng)需達(dá)到的技能水平。2）主機潤滑油主油箱油位信號由串聯(lián)改為并聯(lián),并將其報警信號作為重要信號進(jìn)行音響報警，同時全面普查重要參數(shù)報警信號，并做音響報警；機組檢修時對液位報警裝置進(jìn)行校驗檢查其可靠性。主機潤滑油主油箱增加液位變送器，在DCS上顯示，便于運行人員掌握油位變化情況。增加DCS送至硬光字牌報警信號。3）加強隱患排查管理工作，將《防止電力事故二十五項重點要求》及機組施工設(shè)計存在的隱患進(jìn)行徹底排查。4）對于汽機潤滑油處理系統(tǒng)主要閥門（事故放油門除外）進(jìn)行上鎖等防止誤操作的措施，并掛“禁止操作”警示牌。5）嚴(yán)格執(zhí)行兩票三制，特殊工況時對重要部位及重要設(shè)備要增加巡檢次數(shù)，監(jiān)盤人員加強重要參數(shù)監(jiān)視。制定機組開機前及重要系統(tǒng)檢修恢復(fù)后檢查卡，保證機組設(shè)備系統(tǒng)處于正常運行狀況。

6.南京電廠2號機組運行抗燃油泵出口壓力下降、備用泵未聯(lián)啟，抗燃油壓力低保護(hù)動作事件經(jīng)過：2011年06月29日，2號機組負(fù)荷480MW。12時01分，EH系統(tǒng)B泵運行，A泵備用，B泵出口壓力突然降低，母管壓力由16MPa緩慢下降（儲能器作用），A泵未聯(lián)啟，當(dāng)母管壓力降至10MPa時，B油泵跳閘，5秒后汽輪機跳閘，發(fā)電機解列。復(fù)歸A泵啟停界面故障信號，泵聯(lián)鎖功能正常。重新啟動B油泵，油壓最高至11.2MPa，經(jīng)調(diào)整溢流門油壓升至16MPa，經(jīng)近二個小時運行，油壓又自動升至17MPa，反應(yīng)出泵的出力不穩(wěn)定，更換油泵后，系統(tǒng)運行正常。原因分析：1）EH系統(tǒng)運行過程中，B泵出力不穩(wěn)，出口壓力突然降低，A泵未能聯(lián)啟，EH系統(tǒng)油壓過低是造成此次非停的直接原因。2）A泵不自啟的原因：以前在A泵油壓低故障消除后，在A泵啟停界面上未點擊“故障信號確認(rèn)按鈕”，DEH系統(tǒng)默認(rèn)A泵為故障狀態(tài)，泵失去聯(lián)鎖功能。平時該界面不作為運行監(jiān)視畫面，運行人員不易發(fā)現(xiàn)，根據(jù)熱控邏輯，當(dāng)二臺泵出口壓力同時到達(dá)10.5MPa時，延時5秒跳機。采取措施：1）針對此次“非?！笔录谌珡S再次組織反思，深入開展“四查一改”工作，從領(lǐng)導(dǎo)、主觀和管理上找根源，切實落實責(zé)任。2）組織運行、熱控人員對DEH系統(tǒng)進(jìn)行學(xué)習(xí)培訓(xùn)。3）完善分析制度，點檢員、運行人員加強設(shè)備參數(shù)的趨勢分析，及時發(fā)現(xiàn)隱患。4）完善運行監(jiān)盤檢查制度，定期檢查保護(hù)、聯(lián)鎖狀態(tài)。

7.渭河熱電廠1號機組因2號機組循環(huán)冷卻水總門門體開裂漏水，造成1號機循環(huán)水泵出口蝶閥就地控制柜被水淹，循環(huán)水泵跳閘，低真空保護(hù)動作事件經(jīng)過：2011年09月1日21時1號機組負(fù)荷290MW，2號機組停備。運行人員在解列2號機循泵冷卻水系統(tǒng)時，2A循泵冷卻水總門門體裂開，冷卻水泄漏至2號機循泵坑內(nèi)，立即聯(lián)系檢修人員和部門專業(yè)主管，同時啟動閥門坑排水泵，采取措施遮擋漏水，此時2B號循泵冷卻水總門也出現(xiàn)開裂漏水現(xiàn)象。21時20分趕到現(xiàn)場的檢修人員與運行人員采取措施擋住射向1號機循泵坑的水流。21時30分閥門坑排水泵開關(guān)柜因進(jìn)水跳閘，檢修人員隨即進(jìn)行吹掃處理。22時因1、2號機循環(huán)泵坑底部互相連通，故1、2號機循環(huán)泵坑水位同時上升，檢修在1號機循泵坑內(nèi)陸續(xù)架設(shè)兩臺潛水泵進(jìn)行抽水。同時對2A循泵泄漏閥門進(jìn)行臨時加固處理。22時50分調(diào)度令1號機組減負(fù)荷至230MW，停止1A循泵運行，投入聯(lián)鎖備用。23時19分1、2號機循泵坑水位升高至出口蝶閥控制柜處，致使蝶閥控制柜進(jìn)水，1號機1A、1B循泵出口蝶閥70度反饋信號接通，1B循泵跳閘，1A循泵聯(lián)啟失敗。手動啟動1A、1B循環(huán)水泵失敗。啟動備用真空泵運行，退出協(xié)調(diào)DEH減負(fù)荷。23時21分快速減負(fù)荷至9MW時低真空保護(hù)動作，機組跳閘。9月2日0時50分，2A、2B循環(huán)水泵冷卻水總門更換結(jié)束；1A、1B循環(huán)水泵液控蝶閥控制接點烘干處理，電氣絕緣檢查正常，液控蝶閥開關(guān)試驗正常。9月2日15時35分1號機組點火成功。原因分析：1）2A、2B循環(huán)泵冷卻水門門體開裂，漏水進(jìn)入循環(huán)水泵出口閥門坑，循泵出口蝶閥控制柜進(jìn)水，造成循環(huán)水泵跳閘，機組低真空保護(hù)動作跳閘。2）應(yīng)急管理、運行操作管理不規(guī)范，相關(guān)制度缺失、內(nèi)容不全，操作性不強。操作人員不清楚門體材質(zhì)，用力過大，造成門體開裂。3）對循泵出口閥門坑水位高存在的風(fēng)險認(rèn)識不足。現(xiàn)場應(yīng)急組織不力，排水措施不到位。防范措施：1）轉(zhuǎn)變作風(fēng)，落實責(zé)任，打造有力的安全生產(chǎn)保障隊伍和監(jiān)督隊伍，不斷夯實安全基礎(chǔ)。2）扎實開展風(fēng)險評估、隱患排查和“三講一落實”活動，認(rèn)真分析以往發(fā)生的各次事故，查找安全管理、技術(shù)管理的薄弱環(huán)節(jié)，認(rèn)真整改，消除隱患。3）以風(fēng)險評估外審為契機，健全制度，完善應(yīng)急預(yù)案，不斷推進(jìn)標(biāo)準(zhǔn)化管理，認(rèn)真落實降非停活動各項措施，扭轉(zhuǎn)非停多發(fā)局面。4）加強二十五項反措等管理制度、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的學(xué)習(xí)，深刻領(lǐng)會規(guī)定的實質(zhì)，靈活運用，果斷決策，用制度保證安全生產(chǎn)的長治久安。5）完善循環(huán)水泵出口閥門坑進(jìn)水和循環(huán)水中斷的的事故應(yīng)急預(yù)案，組織進(jìn)行演練，保證應(yīng)急工作迅速有序。6）加強人員培訓(xùn)，利用專業(yè)培訓(xùn)、安全活動及規(guī)程學(xué)習(xí)的機會，全面提升檢修、運行人員及管理人員的理論分析能力及危險點預(yù)控能力，超前預(yù)見次生隱患，將異常的影響有效控制在可接受的范圍內(nèi)。7）制定《防止閥門損壞的措施》，對閥門進(jìn)行排查，將總門和重要閥門是鑄鐵門的全部更換為鑄鋼門。

8.當(dāng)涂發(fā)電有限公司2號機組A小機調(diào)節(jié)汽門連接螺桿斷裂，調(diào)節(jié)汽門關(guān)閉，造成給水流量低，鍋爐MFT事件經(jīng)過：2011年11月16日因2號爐兩臺一次風(fēng)機出力不平衡，準(zhǔn)備停B一次風(fēng)機檢查液壓缸伺服閥連桿，16日0時機組負(fù)荷降至310MW，A、B、C三臺磨煤機運行正常，A、B小機運行正常。運行人員開始做B一次風(fēng)機解列操作，逐步增大A一次風(fēng)機動葉開度，同步關(guān)小B一次風(fēng)機動葉開度，0時15分當(dāng)B一次風(fēng)機動葉關(guān)至35%時C磨煤機入口風(fēng)量瞬間跳變到零，造成C給煤機跳閘（磨煤機入口風(fēng)量低于40t/h跳給煤機保護(hù)動作），由于燃料自動投入A、B磨煤機煤量由40余噸隨即升到60噸，A、B磨煤機相繼出現(xiàn)堵磨現(xiàn)象，兩臺磨煤機入口風(fēng)量由約100噸下降至70余噸，入爐燃料減少，機組負(fù)荷在2分鐘內(nèi)由310MW快速下降至200MW，給水流量下降較快，運行人員手動提高A小機出力，0時21分機組給水流量突然迅速下降，鍋爐給水流量低信號發(fā)出，隨即2號機組跳閘（給水流量低延時10S鍋爐MFT）。后就地檢查發(fā)現(xiàn)A小機調(diào)門連接螺桿斷，04時45分鍋爐點火，08時53分機組并網(wǎng)。原因分析：1）A小機調(diào)節(jié)汽門連接螺桿斷裂，調(diào)節(jié)汽門關(guān)閉，造成給水流量迅速下降達(dá)到最小流量保護(hù)值(589.4t/h)，“鍋爐給水流量低”保護(hù)動作號，延時10S后機組跳閘。調(diào)門連桿上部叉型接頭與調(diào)整套筒硬度偏低，導(dǎo)致操作時連接螺桿斷裂。防范措施：1）加強日常巡檢和精密點檢工作，加強劣化分析，消除設(shè)備檢查的死角，及時準(zhǔn)確掌握設(shè)備狀態(tài)及加強狀態(tài)檢修。組織各專業(yè)點檢及各級管理人員對此次非停事件進(jìn)行認(rèn)真分析，舉一反三，認(rèn)真查找各自責(zé)任落實不足之處，確保從思想上真正認(rèn)識到位。2）立即對同類型設(shè)備和其它設(shè)備進(jìn)行重點檢查，及時處理隱患點，防止同類事件的再次發(fā)生，并對全廠設(shè)備進(jìn)行全面隱患排查。3）加強檢修管理，對檢修項目策劃保證不漏項，對檢修質(zhì)量、安全進(jìn)行全過程標(biāo)準(zhǔn)化管理，確保各環(huán)節(jié)可控、在控。保證檢修后設(shè)備的安全、可靠長周期運行。強調(diào)設(shè)備隱患對機組安全帶來的影響，認(rèn)真結(jié)合“四查一改”活動，深度反思，重點檢查相關(guān)管理人員安全意識、責(zé)任意識等方面存在的不到位問題，制定整改計劃，立即落實整改。重點抓好責(zé)任落實與規(guī)章制度落實，切實加強整改，努力提高各級生產(chǎn)人員能力提高。4）加強專業(yè)技術(shù)人員的技術(shù)培訓(xùn)，強調(diào)細(xì)節(jié)管理，以滿足現(xiàn)代大機組運行的要求，防止出現(xiàn)技術(shù)人員專業(yè)技能下滑現(xiàn)象。針對類似事故教訓(xùn)舉一反三，在各運行班組開展本次不安全事件分析與總結(jié)，通過分析促進(jìn)各崗位人員從本次事件中吸取教訓(xùn)，切實提高操作技能。

9.西固熱電有限公司2號機1號高壓調(diào)速汽門油動機執(zhí)行機構(gòu)與操縱座連接螺絲斷裂，造成EH油壓力回油管折斷事件經(jīng)過:2011年11月30日6時32分，2號機負(fù)荷由252MW突降至170MW，主汽壓力由16.24MPa升高至17.34MPa，DEH遙控跳，立即開啟PCV（動作值：17.9MPa）閥、減煤量、在DEH操作畫面中開啟高壓調(diào)速調(diào)門控制汽壓，并啟動電動給水泵控制水位。06時35分，鍋爐汽壓繼續(xù)升高至17.8MPa，鍋爐安全門動作，鍋爐MFT，首出原因汽包水位低低。運行人員檢查DEH畫面發(fā)現(xiàn)2機1號高壓調(diào)速汽門反饋在全關(guān)狀態(tài)，就地檢查發(fā)現(xiàn)1號高壓調(diào)速汽門處EH油大量漏泄，立即隔離1號高壓調(diào)速汽門EH油進(jìn)油（關(guān)閉進(jìn)油濾網(wǎng)進(jìn)、出口門），漏油減小，仔細(xì)檢查確認(rèn)1號高壓調(diào)速汽門壓力回油管路泄漏，由于回油系統(tǒng)沒有閥門，無法進(jìn)行隔離，就地檢查EH油箱油位由390mm下降至280mm。06時45分，運行人員匯報值長同意后，切換2機廠用電至啟備變，2號機打閘停機。06時54分,運行人員停運2號機EH油泵，開啟2號機EH油再循環(huán)門，系統(tǒng)泄壓，檢查抗燃油油箱油位300mm。07時18分，2號機轉(zhuǎn)速到零，投入盤車。全面檢查系統(tǒng)和各參數(shù)正常。原因分析:1號高壓調(diào)速汽門油動機執(zhí)行機構(gòu)與操縱座連接DE四只螺栓第一螺紋處產(chǎn)生應(yīng)力集中，逐漸產(chǎn)生疲勞裂紋源，疲勞裂紋源失穩(wěn)擴展引起螺栓最終斷裂,導(dǎo)致油動機執(zhí)行機構(gòu)與操縱座脫離，將壓力回油油管折斷，造成EH油泄漏無法隔離停機是本次事件的直接原因。 防范措施：1）認(rèn)真吸取此次事故的教訓(xùn)，立即排查主機、小機主汽門、調(diào)速汽門油動機與操縱座連接螺栓當(dāng)前實際狀況，尤其要檢查每一個螺栓的緊力是否符合要求，嚴(yán)防因螺栓松動造成疲勞斷裂。2）認(rèn)真檢查與各油動機連接管的活接頭有無松動，檢查各壓力表接頭有無松動，布置在運轉(zhuǎn)層的各油管路，在有可能被人員踩踏的部位加裝支架或防踩踏設(shè)施。3）嚴(yán)格執(zhí)行巡視檢查制，提高檢修、運行人員素質(zhì)，做到對異常現(xiàn)象超前發(fā)現(xiàn)、超前預(yù)控；加強運行人員培訓(xùn)，提高運行人員異常判斷及事故處理能力，重視機組異常停運后對軸封供汽溫度及壓力的監(jiān)控。4）進(jìn)一步落實集團(tuán)公司降非停會議講話精神，抓住設(shè)備劣化趨勢，超前控制，切實提高設(shè)備健康水平。合理摻配煤種，完善詳細(xì)的摻配方案，防止鍋爐結(jié)焦、滅火。

第三部分：電氣專業(yè)（12臺次）1.哈一熱電廠2號發(fā)電機C相封閉母線內(nèi)結(jié)露，定子接地保護(hù)動作事件經(jīng)過：2011年02月16日13時41分，2號發(fā)變組220kV側(cè)6602開關(guān)跳閘，滅磁開關(guān)跳閘，快切裝置動作正常，2號發(fā)變組與系統(tǒng)解列。檢查保護(hù)A、B屏均為基波定子接地保護(hù)動作，2號發(fā)變組保護(hù)動作報告記錄故障時機端電壓Ua為60.71V，Ub為69.35V，Uc為48.12V，中性點零序電壓Un為13.37V。運行人員做好安全措施后，電氣檢修人員對2號發(fā)變組20kV側(cè)母線C相檢查，發(fā)現(xiàn)C相封閉母線根部密封盆式絕緣子內(nèi)部有少量積水，故障點處盆式絕緣子有短路燒痕。原因分析：2號發(fā)電機封閉母線微正壓裝置及空氣壓縮機所處位置，在機組啟停時產(chǎn)生熱蒸汽，同時城市熱網(wǎng)在倒換時熱網(wǎng)疏水也產(chǎn)生大量熱蒸汽，環(huán)境濕度較大，使微正壓裝置內(nèi)的分子篩突然失效，一部分潮濕氣體進(jìn)入封母內(nèi)，因主變側(cè)封母為末端，且溫度低，使潮濕氣體在主變側(cè)封閉母線外殼內(nèi)壁結(jié)露后，產(chǎn)生水滴通過密封盆式絕緣子流向母線造成短路。防范措施：1）認(rèn)真開展好隱患排查工作。根據(jù)季節(jié)特點制定有針對性的排查計劃。2）恢復(fù)母線微正壓裝置，并在微正壓裝置從母線回氣處加裝濕度表，以監(jiān)視母線內(nèi)潮濕情況及微正壓裝置分子篩工作情況。3）在不取消穿墻密封盆前提下，增加微正壓裝置至室外封母的導(dǎo)氣管以保證室外母線內(nèi)部的微正壓。4）改善微正壓裝置周圍的潮濕環(huán)境，加強微正壓裝置檢查與維護(hù)，保證微正壓氣體干燥度良好。

2.洛陽首陽山電廠4號發(fā)電機A相出線套管盤式絕緣子損壞，定子接地保護(hù)動作事件經(jīng)過：2011年02月23日09時36分，4號機組負(fù)荷270MW，4號機組BTG盤突發(fā)“汽機跳閘”“主燃料跳閘”“定子接地保護(hù)動作”報警，發(fā)電機解列，滅磁開關(guān)跳閘，啟電泵向汽包上水至高水位，鍋爐悶爐，10時28分汽輪機轉(zhuǎn)速到零，盤車自投成功。原因分析：1）發(fā)電機A相出線套管盤式絕緣子損壞，對封閉母線外殼放電引起發(fā)電機定子接地保護(hù)動作，是造成機組非停的直接原因。2）標(biāo)準(zhǔn)化檢修落實不到位，檢修作業(yè)行為不規(guī)范。機組檢修中，存在人員拆接發(fā)電機出線軟連接時踩踏絕緣子現(xiàn)象，造成絕緣子機械強度、絕緣強度降低，最終導(dǎo)致A相發(fā)生接地故障。3）設(shè)備管理不到位。設(shè)備管理人員對現(xiàn)場風(fēng)險的敏感性不強，工作不細(xì)致，策劃檢查項目不全面。防范措施：1）利用機組檢修機會，對發(fā)電機內(nèi)部及發(fā)電機封母絕緣子進(jìn)行清掃、檢查，對封閉母線進(jìn)行預(yù)防性試驗。2）加強作業(yè)人員教育培訓(xùn)和引導(dǎo)，落實標(biāo)準(zhǔn)化檢修行為手冊，規(guī)范人員作業(yè)行為。3）嚴(yán)格檢修過程控制，加大對標(biāo)準(zhǔn)化作業(yè)行為的過程監(jiān)督和檢查考核力度，規(guī)范人員作業(yè)行為。4）嚴(yán)格按照《預(yù)防性試驗規(guī)程》要求，利用機組檢修機會對發(fā)電機封母進(jìn)行交流耐壓試驗，及早發(fā)現(xiàn)隱性故障，及早處理。

3.高井電廠1號機組運行人員誤操作，導(dǎo)致失磁保護(hù)動作事件經(jīng)過：2011年03月31日1號機負(fù)荷50MW、4號機負(fù)荷80MW。2號機備用，4號機帶供熱。02時50分兩位運行人員準(zhǔn)備進(jìn)行3KV4段4號爐1、2號送風(fēng)機停電操作，其中一位運行人員在找小車開關(guān)操作搬把時，獨自去復(fù)查2號發(fā)電機勵磁調(diào)節(jié)器校驗及二次回路檢查工作票的安全措施，誤把380V2段間隔內(nèi)1號發(fā)電機勵磁調(diào)節(jié)柜當(dāng)成2號發(fā)電機勵磁整流柜，發(fā)現(xiàn)設(shè)備未停電，未加思考，隨即切開1號發(fā)電機勵磁調(diào)節(jié)柜A、B柜上的1SW、2SW、3SW、4SW、5SW電源開關(guān)，造成1號發(fā)電機失磁保護(hù)動作，1號機掉閘。原因分析：1）運行人員在進(jìn)行3KV4段4號爐1、2號送風(fēng)機停電操作時，擅自擴大操作范圍，在復(fù)查“2號發(fā)電機勵磁調(diào)節(jié)器校驗及二次回路檢查”工作票安全措施時，誤切1號發(fā)電機勵磁調(diào)節(jié)柜A、B柜上的1SW、2SW、3SW、4SW、5SW電源開關(guān)，造成發(fā)電機失磁保護(hù)動作，是造成1號機組非停的直接原因和主要原因。2）1號機組勵磁系統(tǒng)于2000年進(jìn)行改造，當(dāng)時1號機勵磁調(diào)節(jié)柜安裝在1號機勵磁間，位于1號發(fā)電機下0米，由于此位置日常振動較大，對勵磁調(diào)節(jié)柜繼電器接點有損害，影響調(diào)節(jié)柜的正常運行。2005年在1號機組DCS改造中安排調(diào)節(jié)柜移位，當(dāng)時一單元及1號機側(cè)沒有位置，只有380V二段有合適空間可以安裝（380V二段位于機房8米，一單元外靠2號機側(cè)），故1號機勵磁調(diào)節(jié)柜安裝在2號機側(cè)的380V二段內(nèi)，之間加門進(jìn)行隔離。由于設(shè)備安裝位置不合理，又沒有采取有效的防誤措施，是造成1號機組非停的原因之一。3）人員思想動態(tài)未及時掌握和控制，在安全生產(chǎn)的高壓態(tài)勢下，人員長期保持較大的精神壓力，剛剛又圓滿完成了“兩節(jié)”、“兩會”等保電任務(wù)，人員思想有所松懈，當(dāng)事人又剛剛休完工齡假，當(dāng)天是上班第一天，思想上還沒有完全進(jìn)入工作狀態(tài)，對此沒有采取措施進(jìn)行控制，是造成1號機組非停的原因之一。采取措施：1）嚴(yán)抓操作票的執(zhí)行和監(jiān)督環(huán)節(jié)，提高操作票執(zhí)行的嚴(yán)肅性、嚴(yán)謹(jǐn)性。加強現(xiàn)場動態(tài)檢查和“兩票”月度分析，發(fā)現(xiàn)和糾正操作票執(zhí)行中存在的問題，到位做實。2）吸取事故教訓(xùn)，認(rèn)真開展安全作業(yè)環(huán)境普查工作，對可能影響安全操作、安全生產(chǎn)的作業(yè)環(huán)境進(jìn)行徹底整改，重點是設(shè)備位置與機組不對應(yīng)，設(shè)備命名、編號、標(biāo)識不清、不全、不對應(yīng)、不明確等容易出現(xiàn)誤操作、誤判斷的情況，對于不能立即整改的要采取有效的防范措施。3）在安全生產(chǎn)管理活動中，充分重視人的因素，尤其是人員思想動態(tài)的分析和控制，通過更有效的開展“三講一落實”，提前發(fā)現(xiàn)和控制安全風(fēng)險，杜絕類似事故重復(fù)發(fā)生。4）組織人員學(xué)習(xí)防止人員誤操作管理規(guī)章制度，落實防止誤操作職責(zé)和要求。5）建立健全《電業(yè)安全工作規(guī)程》、《工作票、操作票使用和管理標(biāo)準(zhǔn)》等規(guī)章制度的長效學(xué)習(xí)機制，通過學(xué)習(xí)不斷提高作業(yè)人員的安全意識和安全能力，不斷夯實安全生產(chǎn)基礎(chǔ)。6）結(jié)合此次事故，圍繞“如何規(guī)范個人安全行為，落實責(zé)任，做好本職工作”進(jìn)行深入討論，鼓勵職工就安全生產(chǎn)積極獻(xiàn)言獻(xiàn)策，營造良好的安全氛圍，確保安全生產(chǎn)穩(wěn)定。

4.陽城電廠8號機組給水泵掉閘，汽包水位高Ⅲ值保護(hù)動作，鍋爐滅火事件經(jīng)過：2011年06月13日8號機組負(fù)荷585MW，18時59分，運行人員發(fā)現(xiàn)81電泵突然跳閘，83電泵A段開關(guān)聯(lián)啟，10KV廠用I段所帶負(fù)荷大面積故障報警，機組發(fā)生RB，聯(lián)跳8C、8D磨，自投A、F組油槍，由于汽水流量嚴(yán)重失衡，汽包水位下降，最低至-145mm。19時03分，發(fā)電機負(fù)荷310MW，汽包水位開始回升。19時05分，汽包水位高Ⅲ值保護(hù)動作，鍋爐滅火，汽輪機跳閘，發(fā)電機解列。原因分析：81電泵開關(guān)負(fù)荷側(cè)B相接頭對地放電，是造成本次鍋爐非停事件的直接誘因。從熱工、電氣曲線報表及運行人員的事故處理情況分析，造成鍋爐汽包水位高Ⅲ值的原因是，81電泵開關(guān)負(fù)荷側(cè)B相接頭對地放電后，81電泵差動保護(hù)動作跳閘，機組RB，同時83電泵聯(lián)啟，給水流量迅速在1分27秒時間內(nèi)恢復(fù)至原給水量，但由于81電泵開關(guān)B相接地放電和83電泵聯(lián)啟，造成機組10KV母線電壓瞬時降低，致使81送風(fēng)機液壓油站油泵進(jìn)行切換時，由于兩臺油泵均出現(xiàn)瞬時停運反饋，導(dǎo)致81送風(fēng)機動葉自動切至手動，擋板開度保持在58%，82送風(fēng)機動葉隨RB指令，逐漸關(guān)閉，鍋爐燃燒變差減弱，主蒸汽流量逐漸降低至944t/h，而給水自動仍維持1850t/h左右的流量，致使汽水流量偏差嚴(yán)重失衡，此時運行人員看到汽包水位較低在-133mm左右，為防止水位進(jìn)一步降低，將汽包水位設(shè)定值由0設(shè)為19，促使汽包水位回調(diào)，但由于給水自動在事故情況下調(diào)整較慢，且慣性較大，當(dāng)給水流量下降回調(diào)時，汽包水位由于慣性迅速升高至高Ⅲ值，觸發(fā)MFT保護(hù)動作滅火，機組跳閘解列。是造成本次鍋爐非停事件的主要原因。采取措施：1）提高機組電氣設(shè)備檢修質(zhì)量，針對本次電纜接頭接地放電的情況，認(rèn)真組織開展10KV電氣設(shè)備的隱患排查治理，確保設(shè)備健康運行。2）針對此次非停事件，運行各崗位人員要加強事故處理能力的培訓(xùn)和演練，確保異常情況時，處理準(zhǔn)確、果斷。3）針對此次非停事件，運行各崗位人員要加強異常情況下的汽包水位專題培訓(xùn)，使運行人員能夠熟練掌握汽包水位的操作和調(diào)整方法。4）加強各崗位人員管理及培訓(xùn)，提高操作及檢修技術(shù)技能，并做好事故預(yù)想。

5.洛陽電廠6號機組因現(xiàn)場工作人員將金屬架桿誤碰發(fā)電機出口A相CT瓷套管，主變差動保護(hù)動作事件經(jīng)過：2011年07月14日6號機組負(fù)荷245MW，15時35分，機房內(nèi)異常聲響，隨即6號機組跳閘，DCS系統(tǒng)汽輪機首出為“電氣主保護(hù)”動作，后檢查故障錄波器首出為“主變差動保護(hù)”動作，同時“機跳爐保護(hù)”動作，鍋爐滅火。正在進(jìn)行5號機小修后熱態(tài)驗收的人員聽到響聲后立即趕到現(xiàn)場，發(fā)現(xiàn)6號發(fā)電機補氫管道上的取壓表管斷裂，氫氣被引著，遂立即組織人員進(jìn)行滅火，關(guān)閉氫壓表管一次門后，火苗熄滅。在現(xiàn)場搭設(shè)架子的架子工面部、上身、右臂被燒傷，救援人員到場后立即把傷者送到電力醫(yī)院。原因分析：1）腳手架搭設(shè)時架子工將一根金屬架桿接觸到發(fā)電機出口出線罩A相CT瓷套管處，造成發(fā)電機A相對金屬架桿接地放電，同時引發(fā)兩相弧光短路，繼而發(fā)生三相短路，主變差動保護(hù)動作，機組跳閘。2）因發(fā)電機A相接地后，發(fā)電機中性點電壓位移，接地電流驟增，將中性點母線兩側(cè)接頭燒斷。采取措施：1）在全廠范圍內(nèi)開展大反思活動，要求廠領(lǐng)導(dǎo)帶頭反思，排查四個責(zé)任落實、風(fēng)險防控、生產(chǎn)現(xiàn)場管理等方面存在的差距和問題。2）開展安全生產(chǎn)專項整頓活動，針對此次事件，組織開展大討論，對全廠腳手架進(jìn)行專項治理整頓，重點抓好規(guī)章制度在現(xiàn)場的執(zhí)行。3）狠抓三講一落實工作，加強危險點分析，做好風(fēng)險防范措施,抓好現(xiàn)場措施落實；對于安全風(fēng)險較大的作業(yè)，安全措施必須經(jīng)專業(yè)現(xiàn)場檢查確認(rèn)后方可進(jìn)行。4）加強配合工種管理力度，重點抓現(xiàn)場配合工種監(jiān)護(hù)，堅決杜絕失去監(jiān)護(hù)下進(jìn)行腳手架、焊接等配合作業(yè)和盲目施工。5）針對該起事故，認(rèn)真查找工作票、腳手架管理上的問題，嚴(yán)肅兩票、腳手架制度，認(rèn)真落實防范措施；對于帶電區(qū)域的腳手架工作，更換為不導(dǎo)電的架桿、架板。6）加強職工安全思想教育，開展以吸取身邊典型事故案例的專題教育活動，增強職工安全意識和安全技能，增強職工責(zé)任心，提高執(zhí)行規(guī)章制度的執(zhí)行力，杜絕工作隨意性。7）針對此次事件，要舉一反三，從設(shè)備的本質(zhì)安全角度出發(fā)，對全廠重要區(qū)域設(shè)備進(jìn)行重點排查，對存在高風(fēng)險的隱患死角制定整改方案，確?，F(xiàn)場人員、設(shè)備安全。

6.錦州電廠2號機組因繼保人員誤拉直流造成AST電磁閥電源板失電事件經(jīng)過：2011年07月25日09時30分，繼電保護(hù)專業(yè)辦理電氣二種工作票“2號機組220V直流蓄電池組充放電”，工作票措施：“把2號機組220V直流II段母聯(lián)絡(luò)柜聯(lián)絡(luò)開關(guān)2QS2打至直流I段母線處，斷開2號機組220V直流II段充電機開關(guān)2QS1”），進(jìn)行2號機組220V直流蓄電池組放電、充電定期工作。12時57分，蓄電池組放電工作完成，工作負(fù)責(zé)人宋偉明在沒有其他人員在場的情況下，拉開了放電開關(guān)，在合上蓄電池充電開關(guān)時走錯間隔，誤拉2號機組220V直流母線聯(lián)絡(luò)開關(guān)，發(fā)現(xiàn)錯誤后又立即合上，造成2號機組220V直流母線短時斷電，使2號機組ETS雙路電源、兩臺小機METS雙路電源、MFT雙路電源斷電，導(dǎo)致2號機組ETS電磁閥1至4號全部失電、小機METS電磁閥失電，2號機組及A、B小機跳閘。原因分析：1）工作負(fù)責(zé)人在工作班成員均不在場的情況下，擅自操作運行設(shè)備，且走錯間隔，誤拉聯(lián)絡(luò)開關(guān)造成2號機組ETS電磁閥失電，是此次事件的主要原因。2）工作票安全措施不全，措施僅要求合上聯(lián)絡(luò)開關(guān)、拉開2號充電機開關(guān)，沒有要求在相應(yīng)的開關(guān)上掛禁止合閘牌，工作許可人做安全措施時也未掛牌，且未將運行設(shè)備和檢修設(shè)備可靠隔離和標(biāo)識（如裝設(shè)圍欄、運行盤柜掛紅布幔等），并且直流盤柜標(biāo)識不清、沒有雙重編號，因此安全措施不全是造成此次事件的次要原因。3）機組保護(hù)直流電源供電回路不合理，機組ETS、小機ETS、MFT均為雙路直流供電，但雙路供電均來自同一直流220V母線，且機組ETS、小機ETS等6路直流電源取自同一分支。在機組220V直流母線失電時，機組因ETS雙路電源失去而誤跳閘，是造成此次事件的重要原因。4）事故當(dāng)事人在事故發(fā)生后未主動匯報誤操作情況，是導(dǎo)致機組恢復(fù)并網(wǎng)時間延誤的原因。采取措施：1）開展一次全員安全教育，要求全體職工吸取事故教訓(xùn)，杜絕“違章、麻痹、不負(fù)責(zé)任”三大頑疾，要有一個踏實工作的心態(tài)，尤其要教育那些工作表現(xiàn)好、崗位提升快的人員，要克服自滿、隨便、不守規(guī)矩等不良工作作風(fēng)。2）組織學(xué)習(xí)集團(tuán)公司關(guān)于防止人員三誤的相關(guān)規(guī)定，認(rèn)真執(zhí)行規(guī)定。3）加大對違反十條禁令的查處力度和兩票動態(tài)檢查力度，對工作票措施不全、危險點分析不到位、擅自擴大工作范圍、非運行人員操作運行設(shè)備等違章行為，一經(jīng)發(fā)現(xiàn)嚴(yán)肅處理。4）按照事故調(diào)查規(guī)程的規(guī)定，事故發(fā)生的各相關(guān)人員必須在事故發(fā)生后如實向值長和公司匯報情況，不得遲報或隱瞞，對遲報或瞞報者將從重處罰。5）嚴(yán)格執(zhí)行三講一落實工作，各生產(chǎn)部門、班組不僅在班前、班后會上要三講，在每天到達(dá)現(xiàn)場開工前、收工后也要三講，在研究生產(chǎn)任務(wù)、編制工作票、操作票時也要三講，切實分析清楚、講的明白、充分領(lǐng)會、落實到位。6）嚴(yán)格工作票許可的三道關(guān)口，工作負(fù)責(zé)人、簽發(fā)人、工作許可人要切實履行審查職責(zé)。7）制定“防止直流母線斷電”的技術(shù)措施，并提高操作監(jiān)護(hù)等級，嚴(yán)防操作失誤造成機組220V直流母線斷電引起機組誤跳閘。8）完善設(shè)備的雙重編號及標(biāo)識，組織專業(yè)人員完成MFT、ETS、小機ETS雙路直流電源改造的方案，并安排在機組檢修時實施整改。9）對全廠各類電氣、熱控保護(hù)裝置電源進(jìn)行深入地隱患排查，并制定整改方案，在機組檢修時完成整改。

7.當(dāng)涂發(fā)電有限公司2號機組因廠房漏雨，導(dǎo)致勵磁系統(tǒng)直流母線排接地，轉(zhuǎn)子接地保護(hù)動作事件經(jīng)過：2011年07月30日17時45分2號機組負(fù)荷452MW，五臺磨煤機運行，機組運行參數(shù)正常。當(dāng)時正在下暴風(fēng)雨，值長安排運行人員相繼對廠房門窗進(jìn)行檢查，確認(rèn)門窗均已關(guān)閉，汽機房運轉(zhuǎn)層平臺局部區(qū)域窗臺附近有滲水現(xiàn)象，地面開始少量積水，匯報值長后，18時00分左右值長帶領(lǐng)兩名運行人員拿著拖把、塑料桶等工具再次到現(xiàn)場檢查并準(zhǔn)備隨時清理，當(dāng)檢查到2號機運轉(zhuǎn)層發(fā)電機頭部位置時發(fā)現(xiàn)部分窗戶玻璃被大風(fēng)吹損，地面迅速產(chǎn)生了大量積水，剛開始對積水進(jìn)行清理，隨即聽到主汽門關(guān)閉聲音，值長意識到機組跳閘，立即返回集控室。18時07分集控室運行監(jiān)盤人員發(fā)現(xiàn)機組跳閘，查首出原因為“發(fā)電機故障”，電氣報警有“發(fā)變組保護(hù)A柜轉(zhuǎn)子一點接地保護(hù)動作”、“發(fā)變組保護(hù)B屏轉(zhuǎn)子一點接地保護(hù)動作”、“勵磁系統(tǒng)故障”信號發(fā)出，發(fā)變組保護(hù)A柜、B柜的G60保護(hù)裝置面板上“轉(zhuǎn)子一點接地”信號燈發(fā)出，兩柜出口繼電器動作。故障查明后經(jīng)處理正常后，2號機于7月30日20時16分鍋爐點火，22時52分機組并網(wǎng)。原因分析：1）由于下暴風(fēng)雨，汽機13.7米運轉(zhuǎn)層平臺西南側(cè)廠房窗戶玻璃被風(fēng)吹損，主廠房大部分區(qū)域有不同程度的積水流下，造成2號勵磁系統(tǒng)直流母線排接地，造成轉(zhuǎn)子一點接地保護(hù)動作跳機。2）設(shè)備防雨檢查不到位，汽機平臺窗戶存在滲漏及安裝質(zhì)量問題未及時發(fā)現(xiàn)消除。3）勵磁直流母排箱體防滲水點未檢查到位，存在縫隙漏水現(xiàn)象。防范措施：1）加強對全廠建筑物隱患排查，對門、窗戶、屋頂及排水系統(tǒng)認(rèn)真排查，消除隱患點。2）強化人員的安全意識，強調(diào)建筑物的隱患對機組安全帶來的影響。3）全面展開對全廠防汛以及防極端天氣的檢查力度，認(rèn)真貫徹集團(tuán)公司防汛工作的相關(guān)要求，做好設(shè)備防雨隱患排查，及時處理隱患點。4）提高惡劣天氣給機組帶來不安全事件的預(yù)見性，加強應(yīng)急預(yù)案的演練。5）認(rèn)真結(jié)合“四查一改”活動，深度反思，重點檢查相關(guān)管理人員安全意識、責(zé)任意識等方面存在的不到位問題，制定整改計劃，落實整改。8.三門峽發(fā)電有限責(zé)任公司4號機因380V保安IVB段進(jìn)線開關(guān)跳閘，引起三臺磨煤機跳閘，爐膛壓力低保護(hù)動作，鍋爐滅火事件經(jīng)過：2011年08月30日4號機組負(fù)荷585MW，協(xié)調(diào)控制方式，A、B汽泵運行，電泵備用，A、B、C、D、E、F磨運行，六大風(fēng)機運行。4號柴油機電纜改造不備用，14時12分47秒4號機組380V保安IVB段工作電源進(jìn)線開關(guān)保442開關(guān)跳閘，380V保安IVB段失壓；3號、4號機DCS同時報警，DEH1路電源消失，4號爐B、E、F三臺磨同時跳閘，首出“爐壓低”，4號爐MFT保護(hù)動作，聯(lián)跳汽輪機、發(fā)電機。23時54分查明原因后，機組重新恢復(fù)并網(wǎng)。原因分析：1）保442開關(guān)跳閘，380V保安IVB段失壓，B、E、F磨煤機油站電源失壓，三臺磨煤機相繼跳閘，鍋爐“爐壓低”保護(hù)動作，鍋爐MFT動作，機組跳閘。保442開關(guān)跳閘是此次機組跳閘的直接原因。此端子為寄生回路接線處2）由于保442開關(guān)在基建施工中的工作不規(guī)范，誤將保442開關(guān)至4號柴油機PLC柜的電纜備用芯接入跳閘回路，二次人員沒有及時發(fā)現(xiàn)，致使在本次現(xiàn)場電纜改造作業(yè)中，電纜防護(hù)絕緣膠帶受到磨損，保442開關(guān)的“寄生回路”備用芯接通跳閘回路（見附圖）。這是本次機組跳閘的間接原因。此端子為寄生回路接線處此備用芯為寄生回路此備用芯為寄生回路防范措施：1）立即組織人員對原安全措施落實情況進(jìn)行檢查，結(jié)合現(xiàn)場實際，完善危險點及控制措施。并結(jié)合實際，對危險點進(jìn)行動態(tài)跟蹤，隨時完善。2）繼續(xù)開展隱患排查工作，電氣二次針對此次發(fā)現(xiàn)的問題，對其它開關(guān)、保護(hù)使用的電纜進(jìn)行排查，核對二次圖紙與現(xiàn)場接線的實際，修編二次圖紙。

9.遼源發(fā)電廠4號機組4B低廠變低壓側(cè)開關(guān)跳閘，火檢風(fēng)機跳閘，備用火檢風(fēng)機未聯(lián)啟，火檢風(fēng)壓低保護(hù)動作，鍋爐滅火事件經(jīng)過：2011年10月26日10時20分4號機組負(fù)荷273MW,監(jiān)盤人員發(fā)現(xiàn)4B低廠變低壓側(cè)34D22開關(guān)跳閘，4號爐A火檢冷卻風(fēng)機跳閘，B送風(fēng)機跳閘，B引風(fēng)機跳閘，B一次風(fēng)機跳閘，10時21分鍋爐MFT動作，機組跳閘，首出為“火檢冷卻風(fēng)壓低”。核查DCS歷史記錄10時20分46秒4B低廠變低壓側(cè)34D22開關(guān)跳閘，導(dǎo)致0.38千伏廠用PC=4\*ROMANIV段失電，A火檢冷卻風(fēng)機工作電源跳閘，備用電源連鎖失敗，A、B冷卻風(fēng)機全停，此時火檢冷卻風(fēng)壓力僅靠一次風(fēng)壓維持。同時B送風(fēng)機油站工作電源失電，備用電源連鎖成功，但油壓低保護(hù)動作，10時20分47秒B送風(fēng)機跳閘，聯(lián)跳B引風(fēng)機、B一次風(fēng)機?；饳z風(fēng)壓持續(xù)下降達(dá)到保護(hù)定值（低于5kPa，延時30s），10時21分41秒4號鍋爐MFT保護(hù)動作，4號機組跳閘。原因分析：1）中國電科院生產(chǎn)的低壓開關(guān)MPW300C測控裝置存在交流采樣不準(zhǔn)，在正常工作電流下出現(xiàn)誤出口動作情況，導(dǎo)致4B低廠變低壓側(cè)開關(guān)跳閘，其所接帶的火檢風(fēng)機工作電源、B送風(fēng)機油站的工作電源失電，是此次事件的直接原因。2）火檢冷卻風(fēng)機工作電源接觸器IKM閉接點接線松動，導(dǎo)致備用電源接觸器IIKM無法吸合，是此次事件的主要原因。3）送風(fēng)機油站油壓低聯(lián)跳送風(fēng)機邏輯不合理，導(dǎo)致B送風(fēng)機跳閘，是此次事件的又一主要原因。4號機火檢風(fēng)機及送風(fēng)機油泵電源接線圖 4號低廠變0.38千伏廠用PC=4\*ROMANIVB段4號機保安段4號爐MCCB段A火檢冷卻風(fēng)機B火檢冷卻風(fēng)機B送風(fēng)機A油泵B送風(fēng)機B油泵防范措施：1）全面開展對電氣二次回路的隱患排查工作，做到不留死角。2）對熱工保護(hù)邏輯進(jìn)行普查完善。確保熱工邏輯符合現(xiàn)場實際。3）對三級驗收制度進(jìn)行修訂，將檢修后主要輔機控制回路連鎖試驗納入三級驗收。4）加強設(shè)備檢修管理，嚴(yán)格執(zhí)行檢修作業(yè)指導(dǎo)書。

10.金竹山電廠2號機組因6千伏母線故障，導(dǎo)致汽泵掉閘，汽包水位低保護(hù)動作事件經(jīng)過：2011年11月28日2號機組負(fù)荷456MW，6臺磨煤機運行，A、B汽泵運行、電泵電機檢修。14時30分07秒2A、2C、2E磨煤機、8號除灰空壓機、2B空預(yù)器主電機跳閘，輔電機未聯(lián)啟；值班員立即投油槍穩(wěn)燃，減機組負(fù)荷；14時30分23秒2B引風(fēng)機、2B送風(fēng)機跳閘，機組RB動作。14時39分2機除氧器水位高III值，跳2A、2B小汽機，因無電泵，鍋爐無法上水，汽包水位低，手動MFT，機組打閘。16時33分2號爐重新點火；18時15分2號機組并網(wǎng)。原因分析：1、8號除灰空壓機短路造成6KVⅡA段母線電壓波動，從而該段高壓母線上的2A鍋爐變所接“鍋爐保安2AMCC”低壓母線電壓也隨之波動，造成該低壓母線上的2號爐B空預(yù)器主電機的變頻裝置因干擾出現(xiàn)異常停運，但開關(guān)未跳，該空預(yù)器的備用電機閉鎖啟動，2號爐B空預(yù)器的電機全停，DCS邏輯延時跳本側(cè)2號B引、2號B送風(fēng)機，觸發(fā)機組R