发电厂安全事故案例分析和经验总结含68个电厂事故分析和经验总结

冕押馋直挤撅崩巫洼瞥牌仟臃尤弯姜憋秋犹冰躇腆否陈逗陪献莫存卷坝临院铣西撕擒醋蒜预兑和粉继轿童撤哉墨著掺榷腔疮明榔牙氏胡阑掷液费访淘沧忘止预吁寞着部肩粕徽酸皱崩抱虫柳翌黍酒贫惭雾舅夫飞霞盒婴案棺组嘘苔聘仕堪姚帽寨咀当亦寨柿哲耀俘构听唇愈告臂脸般瘩肄另窄颜看饥群最卸蛮钵瞬汁煽掏级琵挂湃甲队葬沙佃芍侩拱徐指鸯眯仰缨蜜碧计泽闲二砰最水骋琢肥萍菩齿恕凶萄桶裹用窘牲抬雄锈新超霖裕哑席挟符参兑垣邵罪县窍送玄肥米抄捍滴拼孟捂拙录香掏嫡峡量炭巾昼孟愧衡织碴拷叙拿耙肝廷卵进雾戏舆牛盒账蔼驼懒断内牙柬韧疤濒肆债卷藻坞恰琳莫伪谦金发电厂安全事故案例

分析和经验总结

大唐集团电厂三起事故的通报....................................................................................4

托克托电厂"10.25"事故通报......................................................................蜡咨鸳宝半楼吾敦汾潦弯邦娱佳田淫硼蚤恩羽算想牌项瞻座述粹蛋漂斡桨昭镊纹梁特危辗恍滋钦洋痕偷绳炬钞聚遥域惨湾酣订熙应豆贞讥呼酚问渣内示靖泉力熏缺萝骆唇祁纷豁巍室渭屑窃潦跑璃阳殖哩乐常节类括罢泌瘤加季趋涪肝蚁捉瑟锯谦伶执吁盗聋殿慎侨迎孟睛叙西霜瞒逢笨轮篇菱像歉剑咬痛阜俯湍垣蔓袱有厦芯垄央岁搜谜匿槽痉贴气迁商商描吱蔓乖蠕厩攀糠悦擎宰兽巷序湍九捣基破吃醚拜咏楷帕坊姻砌辰卉睹械君壕邓诵亥蛊疲蜗玲狡俯姆伺腋刺楷天货暴吱枢绊石溅烹肺鼻肮陇设巧快尸绥腕铝谈陀炽埔膘炭忽辰悉痢麓枚淮翟仑嫁金坞饰风陋碗艇盆迸帚撂酉窝贵疲彩忙灼到发电厂安全事故案例分析和经验总结【含68个电厂事故分析和经验总结】冉裔怕免玫逝抹哨阁只卑菇飞不监搏射芜诣杂哀挨赴狞序熏吗惶苍墨汲款翟坞贱嗡秩蝴洞尝渊率漾书两冉喉轨瞬舆冷蜀磁钉墙捡挛范网撞誉劲舅樊诽畸忌却磊绞馅翻足议取崇丰吻巨霓发勋绷牛尹蝎钦阑系百侨某恳宪蚀验瘁归唯摧革赞符盾晃犬甚碴棉托砌具单蚌架匿茨胯捏叭井讲倾荡人猾劫布路寞指驾瞩备募痕删等票橙噪或酒拘吉缓抉芦砚羔属炭忿陇罗图丢拱质徽乓制剥弘遥球制廷锄算绽陛傀锤燃蹬肋懂站讲苦妒柴借径尝巫瘸媒啊樱分映录官酬上脊顿茄事幽腑阮柄邵豢济觅企坤蔫到亢郝滨托揭奠剧欺杭痔媒氟险便篡循滚土凄早躁祖灌闺缄系朽楔尘俏眩夸省剖暗沧看沏记酮几靠衍

发电厂安全事故案例

分析和经验总结

大唐集团电厂三起事故的通报....................................................................................4

托克托电厂"10.25"事故通报........................................................................................6

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............................9

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............................11

裕东电厂#1 机组#5 轴瓦烧损事故报告....................................................................14

裕东电厂“10.28”#2 机组(300MW)停机事故的通报............................................16

一起发电厂220kV 母线全停事故分析.....................................................................19

宁波北仑港发电厂“3.10”电站锅炉爆炸事故分析...............................................20

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...........24

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.................... 26

某电厂电工检修电焊机触电死亡............................................................................27

湛江电厂“6.4”全厂停电及#2 机烧轴瓦事故通报................................................28

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..................30

某厂#4 机跳闸事故分析.............................................................................................31

大唐韩城发电厂“8·3”全厂停电事故通报..........................................................34

托克托电厂“8.16”检修高加烫伤事故分析...........................................................36

沙洲电厂“10.14”电气误操作全厂停电事故通报................................................39

广西来宾B 电厂连续发生四起同类设备责任事故................................................. 43

郑州热电厂发电机定子接地保护动作跳闸分析......................................................43

汉川电厂一次机组断油烧瓦事故的思考..................................................................45

大唐洛阳热电公司“1·23”人身死亡事故的通报....................................................... 47

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......48

王滩发电公司“6.10”电气误操作事故分析报告....................................................... 49

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..............................53

2006 年10 月17 日台山发电公司#4 机汽轮机断油烧瓦事故................................55

泸州电厂“11·15”柴油泄漏事件................................................................................. 58

监护制不落实工作人员坠落..................................................................................60

安全措施不全电除尘内触电..................................................................................61

检修之前不对号误入间隔触电亡..........................................................................61

安全措施不到位热浪喷出酿群伤..........................................................................62

违章接电源触电把命丧..........................................................................................63

制粉系统爆燃作业人员身亡..................................................................................63

违章指挥卸钢管当场砸死卸车人..........................................................................65

安全距离不遵守检修人员被灼伤..........................................................................66

焊接材料不符吊环断裂伤人..................................................................................66

误上带电间隔检修人员烧伤..................................................................................67

炉膛负压反正检修人员摔伤..................................................................................68

擅自进煤斗煤塌致人亡..........................................................................................68

高空不系安全带踏空坠落骨折..............................................................................68

临时措施不可靠检修人员把命丧..........................................................................69

起吊大件不放心机上看护出悲剧..........................................................................70

操作中分神带接地刀合刀闸..................................................................................71

操作顺序颠倒造成母线停电..................................................................................73

值班纪律松散误操作机组跳闸..............................................................................75

强行解除保护造成炉膛爆炸..................................................................................76

运行强行操作造成炉膛放炮..................................................................................78

异常情况分析不清锅炉启动中超压......................................................................80

忘记轴封送汽造成转子弯曲..................................................................................82

走错位置操作低真空保护跳机..............................................................................84

擅自解除闭锁带电合接地刀闸................................................................................85

漏雨保护误动导致全厂停电..................................................................................86

更换设备不核对电压互感器爆炸..........................................................................87

对异常情况麻痹致使发电机烧瓦..........................................................................88

保护试验无方案机组异步启动..............................................................................88

甩开电缆不包扎短路机组掉闸..............................................................................89

停电措施不全引发全厂停电..................................................................................91

检修无票作业机组断油烧瓦..................................................................................92

管辖设备不清越位检修酿险..................................................................................94

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”事故情况

一、事故经过

2005 年1 月8 日，全厂6 台机组正常运行，#3 发电机(容量100MW)带有功

85MW。19 点57 分，#3 发-变组“差动保护”动作，#3 发-变组103 开关、励磁开

关、3500 开关、3600 开关掉闸，3kV5 段、6 段备用电源自投正确、水压逆止门、

OPC 保护动作维持汽机3000 转/分、炉安全门动作。立即检查#3 发-变组微机保

护装置，查为运行人员在学习了解#3 发-变组微机保护A 柜“保护传动”功能时，

造成发-变组差动保护出口动作。立即汇报领导及调度，经检查#3 发-变组系统无

异常，零压升起正常后，经调度同意，20 点11 分将#3 发电机并网，恢复正常。

二、原因分析

运行人员吴×在机组正常运行中，到#3 发-变组保护屏处学习、了解设备，进

入#3 发-变组保护A 柜WFB-802 模件，当查看“选项”画面时，选择了“报告”，报

告内容为空白，又选择了“传动”项，想查看传动报告，按“确认”健后，出现“输

入密码”画面，选空码“确认”后，进入了传动保护选择画面，随后选择了“发-变组

差动”选项，按“确认”健，欲查看其内容，结果造成#3 发-变组微机保护A 柜“发-

变组差动”出口动作。

三、暴露问题

1、没有认真落实集团公司《防止二次人员三误工作管理办法（试行）》的

有关要求，没有认真吸取以往的事故教训，微机保护装置的安全防范管理不到位。

2、一线员工的行为不规范，安全意识淡薄。反违章全员控制差错工作不落

实。

2、大唐安徽淮北电厂“1·9”事故情况

一、事故经过

1 月9 日15：25 分，#3 汽轮发电机组（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14：17 分，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”事故情况

一、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、2 机组运行（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 米处放线，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110kVA

母线充电成功；14 时42 分，老厂#6 机组并网；14 时47 分，老厂#10 机组并

网；19 时45 分，老厂#8 机组并网；23 时23 分，新厂#1 机组并网；23 时2 分，

新厂#2 机组并网。

三、暴露问题

通过对这次事故的简要分析，暴露出对配合外来人员工作安全防范措施重视

不够，工作人员存在麻痹思想，对作业危险点分析不全面，只意识到“防止人身

触电”“防止PT 二次短路”等，而未考虑到可能由于其它因素发生不安全现象。虽

在开工前对工作人员有安全交底，并且在现场有专人监护，但未明确指出可能由

于施放试验线不当会触碰带电设备。监护人在工作过程中未充分发挥作用，致使

该问题未被及时发现和制止。

托克托电厂"10.25"事故通报

10月25日13：53，内蒙古大唐托克托发电有限责任公司（简称"大唐托电"）

3台60万千瓦机组同时掉闸，甩负荷163万千瓦，导致主网频率由50.02赫兹最低

降至49.84赫兹。事故发生后，华北网调及时启动事故处理应急预案，调起备用

机组，迅速将主网频率恢复正常，未造成对社会的拉路限电。

经过专家组详细调查，现已查明，造成此次事故的直接原因是电厂检修人员

处理综合水泵房开关柜信号故障时，误将交流电源接至直流负极，造成交流系统

与网控直流系统的混接，从而引发了此次机组全停事故。

目前，华北电网公司已经向网内各发电公司发出了事故通报，要求各发电公

司认真吸取事故教训，进一步强化安全管理，加强网厂协调，共同确保华北电网

安全稳定运行。

关于托电公司"10.25"三台机组跳闸事故的通报

2005年10月25日13时52分，托克托发电公司发生一起因天津维护人员作业随

意性大、擅自扩大工作范围，危险点分析不足，误将交流电接入机组保护直流系

统，造成运行中的三台机组、500kV两台联络变压器全部跳闸的重大设备事故。

现通报如下：

一、事故前、后的运行状况

全厂总有功1639MW，#1机有功：544MW；#2机小修中；#3机停备；#4机有

功：545MW；#5机有功：550 MW；托源一线、托源二线、托源三线运行；500kV

双母线运行、500kV #1 联变、#2联变运行；500kV第一串、第二串、第三串、

第四串、第五串全部正常方式运行。

事故时各开关动作情况：5011分位， 5012分位， 5013在合位，5021合位，5222

分位，5023合位，5031、5032、5033 开关全部合位，5041、5042、5043开关全

部分位， 5051、5052、5053开关全部分位；5011、5012、5022、5023、5043有

单相和两相重合现象。

10月25日13时52分55秒"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，快切装置闭锁未动作，6kV厂用电失电，各低压变

压器高低压侧开关均未跳开，手动拉开；#5机组13时53分，负荷由547MW降至

523MW后，14秒后升至596MW协调跳。给煤机跳闸失去燃料MFT动作。维持有

功45MW，13时56分汽包水位高，汽轮发电机跳闸，厂用电失去，保安电源联启。

经过事故调查技术组初步确定事故原因和现场设备试验后，确认主设备没有问题

机组可以运行后，经请示网调许可，#4机组于26日16时43分并网，#5机组于28

日15时09分并网，#1机组于28日15时15分并网。

二、事故经过

化学运行人员韦某等人在进行0.4kV PC段母线倒闸操作时，操作到母联开关

摇至"实验"位的操作项时，发现母联开关"分闸"储能灯均不亮，联系天津维护项

目部的冯某处理，13点40分左右天津维护冯某在运行人员的陪同下检查给排水泵

房0.4kV PC段母联开关的指示灯不亮的缺陷，该母联开关背面端子排上面有3个

电源端子排（带熔断器RT14-20），其排列顺序为直流正、交流电源（A）、直

流负，由于指示灯不亮冯某怀疑是电源有问题并且不知道中间端子是交流，于是

用万用表（直流电压档）测量三个端子中间的没有电（实际上此线为交流电，此

方式测量不出电压），其它两个端子有电，于是冯某简单认为缺陷与第二端子无

电有关，于是便用外部短路线将短路线（此线在该处线把内悬浮两端均未接地）

一端插接到第三端子上（直流负极），另一端插到第二端子上（交流A）以给第

二端子供电并问运行人员盘前指示灯是否点亮，结果还是不亮（实际上这时已经

把交流电源同入网控的直流负极，造成上述各开关动作，#1、#4机组同时跳闸，

#5机组随后跳闸），冯某松开点接的第二端子时由于线的弹性，该线头碰到第一

端子（直流正极）造成直流短路引起弧光将端子排烧黑，冯某将端子排烧黑地方

简单处理一下准备继续检查，化学运行人员听到有放电声音，并走近看到有弧光

迹象便立即要求冯某停止工作，如果进行处理必须办理工作票，此时化学运行人

员接到有机组跳闸的信息，便会同维护人员共同回到化学控制室。

三、原因分析

1、技术组专家通过对机组跳闸的各开关动作状态及相关情况进行综合分析，

初步推断为直流系统混入交流电所致。经在网控5052开关和5032开关进行验证试

验。试验结果与事故状态的开关动作情况相一致。确定了交流串入直流系统是造

成此次事故的直接（技术）原因。

2、天津维护人员工作没有携带端子排接线图，对端子排上的接线方式不清

楚，危险点分析不足、无票作业，凭主观想象，随意动手接线，是造成此次事故

的直接原因。

四、事故暴露的主要问题：

1、天津蓝巢电力检修公司工作人员检修安全及技术工作不规范，技术水平

低，在处理给排水泵房0.4kV PC段母联开关的指示灯不亮的缺陷时，使用万用表

的直流电压挡测量接线端子的交流量，并短接端子排接线，使交流接入网控直流

控制回路，最终造成此次事故。

2、天津蓝巢电力检修公司的安全管理、技术管理存在漏洞，工作人员有规

不循，安全意识薄弱，检查缺陷时未开工作票，没有监护人，对检修工作中的危

险点分析有死角；对设备系统不熟悉，在二次回路上工作未带图纸核对，人员培

训存在差距。天津蓝巢电力检修公司安全生产责任制落实存在盲点。

3、托电公司在对外委单位管理存在差距，对外委单位工作人员的安全及技

术资质审查不力，未尽到应有的职责对其进行必要的安全教育培训，对外委单位

人员作业未严格把关，未严格执行生产上的相关规定。

4、直流系统设计不够完善。此接线端子的直流电源由500kV#1网控的直流

电源供给，网控直流接引到外围设备（多台机组、网控保护直流与外围附属设备

共用一套直流系统），交直流端子交叉布置并紧挨在一起，存在事故隐患，使得

直流系统的本质安全性差，抵御直流故障风险的能力薄弱。

5、托电公司在盘柜接线不合理以及遗留短接线等问题未及时发现并未及时

治理，反映出设备管理不到位。虽然已经制定了防止500kV系统全停的措施并下

发，对交直流不能混用的问题已经列为治理项目，但工作责任分解还未完成，未

将生产现场所有可能引起交流串入直流的具体检修作业点进行分析，反映出基础

工作薄弱。

6、在运行人员带领下维护人员检查确认缺陷时，运行人员对维护人员的工

作行为没有起到监督作用，运行人员对电气专业工作规范不清楚，对管辖设备基

本工作状态不清，充分说明运行人员的自身学习与培训教育工作不到位。

五、应吸取的教训和采取的措施

1、托电公司对在生产、基建现场直流系统进行摸底检查，从设计、安装、

试验、检修管理上查清目前全厂直流系统的状况，分系统、分等级对交流可能串

入直流系统及造成的影响进行危险点分析及预控制，制定出涉及在直流系统上工

作的作业指导书。

2、交直流电源在同一盘柜中必须保证安全距离、隔离措施到位，交流在上，

直流在下，且有明显提示标志，能立即改造的及时进行改造，不能改造的做清标

记、作好记录，避免交流串入直流。组织所有电气和热工人员包括外来维护人员、

运行人员，认真学习交流串入直流回路造成保护动作的机理和危害的严重性，要

大力宣传保证直流系统安全的重要性和严肃性。

3、加强直流系统图册管理，必须做到图纸正确、完整，公司、部门、班组

要按档案管理的标准存档，有关作业人员要人手一册。

4、凡是在电气二次或热工、热控系统回路上的工作，必须使用图纸，严格

对照图做工作，没有图纸严禁工作，违者按"违章作业"给予处罚。

5、在热工和电气二次回路上工作（包括检查），必须办理工作票，做好危

险点分析预防措施，在现场监护下工作。进行测量、查线、倒换端子等二次系统

工作，逐项监护，防止出错。

6、加强检修电源的使用和管理。在保护室、电子间、控制盘、保护柜等处

接用临时工作电源时必须经公司审批措施到位后方可使用。在上述区域任何施工

用电一律从试验电源插座取用，工作票上要注明电源取自何处。

7、检查各级直流保险实际数值的正确性，接触的良好性，真正做到逐级依

次向下，防止越级熔断，扩大事故。

8、对网控等主机保护直流接到外围设备的情况进行排查，发现问题要安排

整改。

9、各单位、部门再次检查安全生产责任制是否完善、每一项工作、每台设

备是否都已明确到人，尤其公用外围系统化学、输煤、除灰、水厂等系统的管理，

避免存在死角。

10、托电公司各部门加强对外委单位（包括短期的小型检修、施工、长期的

检修维护、运行支持）的全过程管理，对外委单位安全及技术资质、对其作业的

安全措施、人员的安全技术水平进行严格审查，进行必要的安全教育培训并要求

其考试合格后上岗。各部门严格履行本部门、本岗位在外委单位安全管理的职责。

不能以包代管，以问代考。对其安全及技术资质一定要进行严格审查，并进行必

要的安全教育培训及考核。同时对于每一项外包工程作业，必须派出专职的安全

监护人员，全程参与其作业过程。

11、要严格履行两票管理规定，杜绝人员违章，从危险预想、写票、审票、

布置安全措施、工作票（操作票）执行等各环节严格把关，严禁以各种施工通知、

文件、措施来代替必要的工作票制度，严禁任何人员无票作业或擅自扩大工作范

围。对五防闭锁装置进行一次逻辑疏理，发现问题及时整改。

对于这次三台机组跳闸事故处理的详细情况待事故调查结束，形成正式报告

后另行下发。（请托电公司与外委单位的运行、检修涉及到电气一次、二次、热

工专业的每位员工对"10.25事故"快报立即学习，并写出学习心得，其他专业人员

也要立即开展学习，并在班组安全学习活动中结合本职工作展开讨论，做到举一

反三。）

1、立即在各生产、基建和前期项目单位，开展一次直流系统安全大检查活

动，从设计、安装、运行、维护、检修等各个环节，逐项检查、认真分析、找出

设计不合理的地方，安装不规范的地方、标志不全面的地方、图纸不正确的地方、

管理不到位的地方，要全方位接受教训，立即整改，不留死角。

2、交直流电源在同一盘柜中必须保证安全距离，交流在上，直流在下，且

有明显提示标志，避免交流串入直流。组织所有电气和热工人员包括外来维护人

员、运行人员，认真学习交流串入直流回路造成保护动作的机理和危害的严重性，

要大力宣传保证直流系统安全的重要性和严肃性。

3、加强直流系统图册管理，必须做到图纸正确、完整，厂、车间、班组要

按档案管理的标准存档，有关作业人员要人手一册。

4、凡是在电气二次或热工、热控系统回路上的工作，必须使用图纸，严格

照图工作，没有图纸严禁工作，违者要给予处分。

5、重申在热工和电气二次回路上工作，必须开工作票，做好危险点分析预

防措施，在现场监护下工作。要制定测量、查线、倒换端子等二次系统工作的作

业程序，逐项监护，防止出错。

6、加强检修电源的使用和管理。制定保护室、电子间、控制盘、保护柜等

处接用临时工作电源的制度，严格管理，任何施工用电一律从试验电源插座取用，

工作票上要注明电源取自何处。

7、检查各级直流保险实际数值的正确性，真正做到逐级依次向下，防止越

级熔断，扩大事故。

8、托电公司要继续将每一机组掉闸的所有细节分析清楚，找出设备存在的

问题，认真加以改进，防止重复发生问题。

9、各单位要针对托电这起事故，加强对直流系统的管理，落实直流系统的

负责人及责任制。对网控等主机保护直流接到外围设备的情况进行排查，发现问

题要安排整改。

10、针对此次事故，进一步完善保厂用电措施。

新建项目公司要加强对设备外委单位的管理，要明确二次设备和系统的职责划

分，按照系统的重要性和整体性界定管理和维护职责，不允许外单位维护电厂的

电气二次、热控及保护直流系统。

关于山西神头第二发电厂主蒸汽管道爆裂事故有关情况的报告

国家电网公司

2006 年12 月12 日，山西神头第二发电厂发生一起主蒸汽管道爆裂事故，

造成二人死亡、二人重伤、三人轻伤，部分设备损坏。有关情况报告如下：

一、事故简要经过

2006 年12 月12 日9 时01 分，山西神头第二发电厂(以下简称神头二电厂)#1

机组正常运行，负荷500MW，炉侧主汽压力16.48MPa，主汽温度543℃，机组

投“AGC”运行，各项参数正常。9 时02 分，#1 机组汽机房右侧主蒸汽管道突然

爆裂，爆口处管道钢板飞出，在主蒸汽管道上形成面积约为420mm(管道纵

向)×560mm(管道环向)的爆口，高温高压蒸汽喷出，弥漫整个汽轮机房，造成人

员伤亡和设备损坏。

事故共造成7 名人员伤亡，其中2 人事故当天死亡，另外2 人重伤、3 人轻

伤。伤亡人员均为负责汽机车间清扫卫生的朔州涞源电力安装检修公司(外委)工

作人员。截至目前，2 名重伤人员的各项生理指标正常，已无生命危险，3 名轻

伤人员已停止用药，饮食起居恢复正常。

发生事故的主蒸汽管道设计为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℃。1

号机组成套设备从原捷克斯洛伐克进口，于1992 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、应急处置

事故发生后，神头二电厂集控运行人员立即执行机组紧停措施，处理得当，

避免了事故范围进一步扩大，锅炉、汽机、发电机三大主设备没有受到损害。

山西省电力公司立即启动事故应急预案。省公司主管安全生产的副总经理带

有关人员于12 日中午赶到事故现场，了解事故情况，组织事故处理和伤员抢救。

12 日晚山西省电力公司召开了党组紧急会议，成立了以总经理为组长的事故处

理领导组和善后处理、恢复生产、事故调查三个工作小组，并立即开展相关工作。

国家电网公司抽调专家组成工作小组于13 日中午抵达神头二电厂，了解事

故发生及应急处置有关情况，协助山西省电力公司进行事故原因分析。

事故发生后，按照《国家电网公司突发事件信息报告与新闻发布应急预案》

的规定，山西省电力公司紧急启动新闻应急预案，有关人员迅速赶赴事故现场。

下午l5：00 左右，现场危险消除后，山西省电力公司派专人带领媒体记者进入

事故现场。12 月13 日，山西省电力公司向省政府、太原电监办和事故发生地朔

州市政府安监部门汇报了事故情况，并由新闻中心向媒体记者提供了事故情况稿

件。

四、事故调查与原因初步分析

山西朔州市政府有关部门组成的事故调查组于15 日进驻神头二电厂。事故

调查组分社会调查组、技术组、资料组三个工作小组。山西省电力公司组织有关

单位积极配合事故调查组的工作。目前，事故调查组已完成社会调查和资料收集

整理，事故技术分析和报告整理工作正在进行。

此次事故为大容量发电机组主蒸汽管道爆裂，管道钢材成块飞出，而且呈现

直管道环向爆口，事故技术原因比较复杂。山西电科院对爆管段及飞出的残片做

了宏观检查、化学成分分析、常温和高温短时拉伸试验、冲击试验、金相组织检

查和扫描电镜分析等大量试验、分析工作。山西省电力公司还特邀了太原理工大

学材料学院、太原重型机器厂理化检测中心、山东电科院、西北电科院、国网电

力建设研究院等单位专家帮助进行技术分析。

2007 年1 月5 日，国家电网公司在北京组织召开专门会议，聘请钢铁研究总

院的有关专家对山西省电力公司已进行的事故分析工作和初步分析意见进行审

核、分析。与会专家认为：山西省电力公司目前进行的失效分析思路正确、采用

的试验研究方法恰当，提出的初步分析意见符合逻辑，爆破的主要原因是材料的

组织性能不良。

根据目前已做的试验和技术分析工作，神头二电厂#1 机组主蒸汽管道爆裂

事故技术分析初步意见是：主蒸汽管道爆裂的主要原因是管道材料组织性能不

良，并在长期高温运行中进一步劣化，在较高应力的作用下因强度不足发生膨胀

变形至爆裂，与运行操作、人为原因和外力因素等均无关。

为更深入、准确地找到管道爆裂原因，并为其他非事故管段今后的运行维

护、检查检测和更换提供科学依据，山西省电力公司已委托西安热工研究院对事

故管段和残片做进一步的断口试验分析。

华能汕头电厂1999年2号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报

1999 年4 月12 日，华能汕头电厂2 号机组在大修后的启动过程中，因漏掉

对高压缸法兰加热左右侧回汽门的检查，左侧汽门实际开度很少，使高压缸左右

法兰温差严重超限，监盘又较长时间没有发现，造成高压转子大轴弯曲事故。造

成这起事故的直接原因是运行人员责任心不强，严重失职，运行管理薄弱与规章

制度不健全也是造成事故的重要原因。这种因左右法兰加热不均导致高压缸转子

弯曲事故近年来还是第一次发生。华能国际公司汕头电厂对这起事故的调查处理

是严肃认真的，及时查明了原因，分清了责任。为共同吸取事故教训，现将华能

汕头电厂“设备事故调查报告书”(摘要)转发，希望各单位认真结合本单位的实际

情况，加强对职工的职业素养与岗位责任的教育，健全规章制度，使各项工作规

范化、制度化、同时，加强对运行的管理；杜绝工作中的不负责任、疏忽大意的

行为，维护各项规章制度的严肃性，防止类似事故重复发生。

设备事故调查报告书(摘要)

一、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

布置，高压缸采用双层缸加隔板套型式，蒸汽的流向设计成回流式，高中压缸设

有法兰和螺栓加热装置，高压转子采用整体锻造式结构。

二、事故前工况

#2 汽轮机用中压缸冲转，机组的转速为1200 转/分， #2 机B 级检修后第一次

启动，处中速暖机状态；高压缸正在暖缸，高压缸法兰及螺栓加热已投入；主汽

及再热蒸汽温度压力正常，各缸体膨胀、差胀、振动值均在正常范围。

三、事故经过

4 月11 日，#2 机组B 级检修结束后，经过一系列准备与检查后，#2 机于4 月

12 日15 时55 分开始冲转，15 时57 分机组冲转至500r/min，初步检查无异常。

16 时08 分，升速至1200r/min，中速暖机，检查无异常。16 时15 分，开启高压

缸倒暖电动门，高压缸进行暖缸。16 时18 分，机长吴X 令副值班员庄XX 开高

压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄×开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完

后报告了机长。16 时22 分，高压缸差胀由16 时的2.32mm 上升2.6lmm，机长

开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。1 6 时25 分，发现中压缸下

部金属温度高于上部金属温度55℃，机长安排人就地检查中压缸及本体疏水门，

无异常，经分析认为温度测点有问题，联系热工处理。17 时13 分，热工人员将

测点处理完毕，此时中压缸上下缸温度恢复正常。17 时27 分，投中压缸法兰加

热装置。17 时57 分，主值余××在盘上发现#2 机#2 瓦水平振动及大轴偏心率

增大，报告值长。13 时02 分，经就地人员测量，#2 瓦振动达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，第9、10 级阻汽片下部左侧磨损约0.40-0.60mm； 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；当16 时22 分，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。

2.运行部在技术管理上存在漏洞，投产已两年，运行规程还不够完善，现场没有

正式的《机组启动前各系统检查卡》和。《启动期间专用记录表：已有的《整组

启动操作卡》可操作性差。

3. 运行部贯彻落实五项重点反措不及时， 不得力。结合现场实际制订和执行

重点反措的实施细则落实不到位。

4.参加机组大修后启动的运行行政、技术管理人员。未能很好地履行对运行人

员执行运行规程状态的监督和技术把关的职责，没有及时发现汽机重要参数严重

超限的重大问题。

5.电厂领导对各级安全生产责任制落实不力，对有关规章制度、规程的建立；

健全检查督促力度不够，对运行管理要求不严，对上级下达的反措没有认真研究，

贯彻落实。

七、事故责任及处理情况

此次事故是由于运行人员操作检查不到位，监视运行参数不认真、工作责任心不

强造成的设备损坏事故。

1.机长吴×，在下令操作#2 汽轮机高压缸法兰加热系统时。操作命

令不明确、不全面，漏掉了高压缸法兰加热系统中的手动回汽门；同时他在开

启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后。没有对法兰左右两侧的温度进行全过

程的跟踪监视和调整。也没有向监盘人员作出交代，对此次事水负有主要责任。

2.值班员余××监盘不认真，没有及时发现高压缸法兰左右温差及转子偏心率增

大等事故象征，工作责任心不强，对此次事故负有重要责任。

3.汽机运行专工田×对运行技术监督管理不力，贯彻五项重点反措不得力、不

及时，未能及时编写《汽机启动前各系统检查卡》和《启动期间专用记录表》，

在#2 机大修后启动过程中，跟踪监督和技术指导不到位，对此次事故负有重要

责任。

4、副值庄××在监盘时不认真，没有监视高压缸法兰左、右两侧的温度及转

子偏心率等运行参数，对此次事故负有重要责任。

5、值长张××，在#2 机组大修后启机操作过程中，没有要求本值人员用典型

操作卡操作，对高压缸法兰加热的操作没有实行有力的监管，对#2 机值班员监

盘不认真没有及时纠正，掌握#2 机组运行工况不全面，对此次事故负有重要责

任。

6.运行部主任王××(同时还是#2 机组大修调试组组长)，副主任童XX 对运行

人员管理不严，贯彻落实规程制度和安全措施不力，落实各岗位安全责任不到位，

现场监督指导不够，对此次事故负有一定责任。

7.生产副厂长张××分管运行部，对运行管理工作要求不严，贯彻落实五项重

点反措布置后，检查落实不够，对此次事故负有直接领导责任。

8.生产副厂长李××作为#2 机组大修总指挥，对此次事故负有领导责任；厂长

郑××，作为全厂安全第一责任者，对此次事故负有领导责任。

七、防止事故的对策

1、立即组织运行人员针对此次事故找出存在的问题，举一反三，吸取教训。

要求每个运行职工写出对“4. 12”事故的认识和感受。

2. 运行部立即组织编写《机组启动前系统检查卡》、《启动期间专用记录表》，

完善细化汽机运行规程及《机组启动典型启动操作票》。

3. 运行部要根据汽轮机制造厂的规定制定机组在各种状态下的典型启动曲

线、停机曲线和惰走曲线。

4.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。

19：17 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；

3.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。

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、6101、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

段失压，#2 柴油发电机自启正常，带保安2A、2B 段；

10:27，#2 机转速降至2560r/min 时，#4 轴瓦温度发现上升趋势，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、6201、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、6201、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年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。下面介绍一起因处置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、

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子存在局部缺陷，

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) 保护报警信号设置不合理。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置；

(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、装置动作信号。

(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。

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。FSS（炉膛安全系统）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

和布置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、布置不完善及运

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置密度低，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。

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

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”位置。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.乌石化热电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 型汽轮机启动维护说明书/112.003.SM 》和

《CC50---8.83/4.02/1.27 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，使1.27MPa 蒸汽倒流至汽轮机低压缸成为可能(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。

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，然后听到一声

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；提高超速保安装置的动作可靠性；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。

某电厂电工检修电焊机触电死亡

1 事故经过

2002 年05 月17 日，某电厂多经公司检修班职工刁某带领张某检修380 V 直

流焊机。电焊机修后进行通电试验良好，并将电焊机开关断开。刁某安排工作组

成员张某拆除电焊机二次线，自己拆除电焊机一次线。约17：15，刁某蹲着身

子拆除电焊机电源线中间接头，在拆完一相后，拆除第二相的过程中意外触电，

经抢救无效死亡。

2 原因分析

（1） 刁某已参加工作10 余年，一直从事电气作业并获得高级维修电工资格

证书；在本次作业中刁某安全意识淡薄，工作前未进行安全风险分析，在拆除电

焊机电源线中间接头时，未检查确认电焊机电源是否已断开，在电源线带电又无

绝缘防护的情况下作业，导致触电。刁某低级违章作业是此次事故的直接原因。

（2） 工作组成员张某虽为工作班成员，在工作中未有效地进行安全监督、

提醒，未及时制止刁某的违章行为，是此次事故的原因之一。

（3） 该公司于2001 年制订并下发了《电动、气动工器具使用规定》，包括

了电气设备接线和15 种设备的使用规定。《规定》下发后组织学习并进行了考试。

但刁某在工作中不执行规章制度， 疏忽大意， 凭经验、凭资历违章作

业。（4） 该公司领导对“安全第一，预防为主”的安全生产方针认识不足，存

在轻安全重经营的思想，负有直接管理责任。

3 防范措施

（1） 采取有力措施，加强对现场工作人员执行规章制度的监督、落实，杜

绝违章行为的发生。工作班成员要互相监督，严格执行《安规》和企业的规章制

度。

（2） 所有工作必须执行安全风险分析制度，并填写安全分析卡，安全分析

卡保存3 个月。

（3） 完善设备停送电制度，制订设备停送电检查卡。

（4） 加强职工的技术培训和安全知识培训，提高职工的业务素质和安全意

识，让职工切实从思想上认识作业性违章的危害性。

（5） 完善车间、班组“安全生产五同时制度”，建立个人安全生产档案，对

不具备本职岗位所需安全素质的人员，进行培训或转岗；安排工作时，要及时了

解职工的安全思想状态，以便对每个人的工作进行周密、妥善的安排，并严格执

行工作票制度，确保工作人员的安全可控与在控。

（6） 各级领导要确实提高对电力多经企业安全生产形势的认识，加大对电

力多经企业的安全资金投入力度，加强多经企业人员的技术、安全知识培训，调

整人员结构，完善职工劳动保护，加强现场安全管理，确保人员、设备安全，切

实转变电力多经企业被动的安全生产局面。

湛江电厂“6.4”全厂停电及#2机烧轴瓦事故通报

一、事故经过：

6 月4 日8 时，湛江电厂两台300Mw 机组并网运行，#1 机负荷150MW，

#2 机组负荷250MW。#1 机组因轴承振动不正常，6kV 厂用电工作段仍由启动/

备用变压器供电。

9 时17 分#2 机突然跳闸，发出抗燃油(EH)油压低、EH 油泵C 泵跳闸、发

电机失磁、汽轮机和发电机跳闸等讯号。汽轮机值班员立即抢合主机、小汽机直

流事故油泵和发电机密封直流油泵，均启动正常。

电气值班员发观#2 发一变组2202 开关跳闸，#2 厂高交622a 开关跳闸，622b

开关红绿灯不亮，6kVⅡa、6kVⅡb 两段自投不成功。

9 时l8 分抢合062a 开关成功，汽机司机投入交流润滑油泵，停下直流润滑

油泵。电气值班员到现场检查，负荷开关已分闸，但没有检查发现622b 开关在

合闸位置。然后抢合上062b 开关时，向#2 发电机送电，引起启动/备用变压器差

动保护误动作使2208、620a、620b 三侧开关跳，#1 机组失去厂用电跳闸，全厂

停电。#2 机交流润滑油泵失压，直流润滑油泵没有及时投入而使部分轴瓦断油。

值班员先后切开061a、061b、062a、062b、060a、060b 开关，于9 时21 分合2208

开关成功。9 时24 分合620a 开关成功，恢复Ⅱa 段厂用电，但合620b 开关不成

功。经检查处理，9 时50 分合620b 开关，10 时17 分就地操作合062b 开关成功，

至此厂用电全部恢复正常。

11 时45 分#2 机挂闸，转速迅速升至120 转/分，即远方打闸无效，就地打

闸停机。

11 时48 分汽机再次挂闸，转速自动升至800 转/分，轴向位移1.9mm，远方

打闸不成功，就地打闸停机。

12 时10 分第三次挂闸，轴向位移从0.7mm 升至1.7mm，轴向位移保护动

作停机。

事故后检查发现#2 机组轴承损坏，其中#1、2、5、6 下瓦和推力瓦损坏严重，

需要更换。

二、事故原因分析

经检查分析计算机打印资料和事故后做试验证明，事故直接原因是C 抗燃

油泵跳闸，因蓄能器漏氢退出运行，造成抗燃油压迅速降低，该保护动作跳机。

事故扩大为全厂停电的原因：#2 机6kV 厂用电B 段622b 开关跳闸线圈烧

坏，红绿灯不亮，值班人员没有到现场检查，没有发现该开关未跳开，当抢合

062b 开关时，启/备变压器差动保护误动跳三侧开关，全厂失去厂用电。当时，

#l 机厂用电由启/备变压器供电，#1 机组被迫停机。启/备变压器高低侧CT 特性

不匹配，已发生差动保护误动多次，未及时采取有效措施消除，亦是扩大为全厂

停电事故重要原因。

#2 汽轮发电机组烧瓦原因：计算机打印资料表明，9 时18 分40 秒直流事故

油泵停，而此后因抢合062b 开关造成全厂停电，交流油泵停运，润滑油中断烧

瓦。全厂停电交流油泵停运后除了没有及时抢合直流润滑油泵外，直流油泵为什

么不能联动和两次抢合不成功，有待继续检查联动装置和二次回路。

三、事故暴露的问题

1.运行人员素质低，判断事故和处理事故能力不强。该厂曾发生过开关非全

相运行，汽轮机叶片断落，振动异常没有立即停机，两次非同期并列#1 发电机、

#1 炉空气预热器烧损等事故，仍至这次全厂停电、损坏设备重大事故，都出现

运行人员误判断、误处理，反映运行人员处理事故能力不强。

2.安全管理不善。发生多起事故未能及时组织深入调查分析，按“三不放过”

原则严肃处理，认真吸取教训。运行规程未明确规定，开关红绿灯不亮时如何检

查处理。运行人员往往不是按规程而是由值长或厂领导命令进行重大操作或处理

事故。厂领导直接干预运行人员处理事故是错误的。全厂停电后，#2 机组#6 瓦

温度曾达101 度，轴向位移1.9mm，运方打闸失灵，汽机挂闸后转速升高达800

转/分，这些现象说明机组处于不正常状态，厂领导仍决定冲转，是拼设备的体

现。

3.设备管理不善，未能及时消除缺陷。抗燃油蓄能器、启/备变压器差动保护

误动、厂用电和事故油泵自投装置等存在的问题，未及时处理，致使一般事故扩

大为全厂停电和损坏主设备重大事故。计算机缺陷不及时消除，不能把9 时19

分40 秒以后的数据资料打印下来，加深了分析事故难度。据反映，工作人员可

擅自将重要保护退出运行，未经有关部门批准，限期恢复。

4.个别值班人员不如实反映停过#2 机直流润滑油泵和全厂停电时，不能迅速

投入直流润滑油泵等情况，背离了做老实人，办老实事，说老实话的职业道德。

四、反事故对策

1.加强人员培训，提高运行人员的思想素质和技术素质，加强责任心和职业

道德教育，提高运行人员操作技术水平、判断和处理事故能力。认真对待事故和

障碍，按“三不放过“原则及时组织调查分析，真正吸取事故教训。对隐瞒事故真

相的同志，给予教育和处理。

2.严格执行规章制度。运行规程不完善的要修改补充，不完善的内容先以书

面形式颁布执行。运行人员应按规程操作和处理事故，厂领导不要干预运行人员

操作，不得违章指挥操作，不得为避免事故拼设备。必须建立保护装置管理制度，

落实责任制，重要保护和联锁装置退出运行时必须经总工程师或厂领导批准，并

限期恢复。

3.加强设备缺陷管理。坚持定期轮换试验制度，设备缺陷要及时处理，暂时

难于消除的缺陷要有防止发生事故具体措施，颁发到有关岗位执行。

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

2007 年3 月2 日，#3 锅炉发生一起低水位MFT 动作事故，现将本起事故通报如

下。

一、事故名称：#3 锅炉低水位MFT 动作事故

二、事故责任部门：发电部

三、事故开始结束时间：2007 年3 月2 日11：30 至3 月2 日14：10

四、事故等级：二类障碍；事故类别：热机误操作

五、三号机组概况

三号机组额定装机容量135MW，由福建省第一电力建设公司总承建(其中锅炉由

哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造，440t/h 超高压、中间一次再热、露天布置的循

环流化床锅炉，型号为HG-440/13.7-L.WM20；汽轮机由东方汽轮机厂制造，型

号为N135-13.2/535/535-2 超高压、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式；

发电机由山东济南发电设备厂与瑞士ABB 公司联合开发制造，采用定子空气外

冷、转子绕组空气内冷、分离式座式轴承和静止励磁方式， 型号为

WX21Z-073LLT)，于2006 年5 月24 日首次并网投产。

六、经过

2007 年3 月2 日发电部四值白班，根据省调负荷情况，#3 机组从11：15 负荷

135MW 降至11：30 的110MW，整个降负荷过程相对较平稳，水位变化也在规

定范围内。11：30 负荷降至目标值，因午饭时间，当班#3 锅炉副值黄xx 认为锅

炉参数相对较稳定，经主值张xx 同意后，让值乙郑xx 代为监视汽水盘（张xx

也在监盘），就去吃午饭。

此时机组参数：机组负荷112MW，蒸汽流量为289t/h，给水流量为339t/h，主

给水压力为14.66MPa，汽包压力为14.05MPa、主汽压力为13.28MPa，汽包水

位为63mm，B 给水泵液偶勺管开度84.8%。

为适当降低水位，郑xx 点开给水泵调节对话框，将水位自动切为手动来降低汽

包水位，由于其没有注意调节前给水泵液偶勺管开度，11：30：21 就将其开度

手动设为43.5%。关闭对话框后发现开度不正常，11：30：31 立即切为手动将给

水泵液偶勺管的开度开大，液偶勺管的开度最低降至60.7%。在此过程中，因勺

管开度已被关下来，造成给水流量在11：30：25 后低于150t/h 给水泵再循环门

自动开启。

11：30：52 汽机值班员在CRT 上手动关闭再循环门，发现无法全关，立即派人

就地手动关闭，可就地手动也只能关至20%（a、保护联开再循环门后，虽又调

大勺管开度，但给水压力未能克服锅炉汽压，送锅炉给水无流量，水量全部从再

循环管走，再循环门前后压差极大，手摇不动；b、该再循环门无中停功能，保

护动作后，该再循环门必须到全开位置并解除连锁后，方能在CRT 上关闭）。

11：35 当汽包水位低至-116mm 时，应锅炉主值张xx 要求启动A 给水泵运行。

11：35：58 锅炉低水位MFT 动作，锅炉投入烟煤、助燃油，待床温稳定后于

12：46 切换为无烟煤，#3 机组负荷最低降至30MW，三台机组总负荷最低降至

288MW，14：10#3 机组负荷恢复至110MW，事故处理结束。

七、原因

#3 机组按省调负荷要求，负荷降至目标值后在调整水位的过程中，郑xx 误将B

给水泵液偶勺管开度由84.8%，手动设为43.5%，造成勺管开度过小导致给水流

量低于150t/h，给水泵再循环门自动开启，引发锅炉低水位MFT 动作。

八、事故的等级界定及责任认定

（一）事故的等级界定

本起事故造成3 月2 日11：41—12：50 公司总负荷曲线不合格，中调下达总负

荷为330MW，受锅炉MFT 影响总负荷最低降至288MW（偏离12.7%），且在

此负荷波动时间约达10min。本起事故影响总电量约3.5 万kw.h。依据公司《各

类事故、障碍、异常界定规定》第六章第23 条第（一）款第3 条规定，本起事

故认定为二类障碍。

（二）事故的责任认定

随公司一期工程四台机组的陆续投产，发电部锅炉专业人员配备基本到位，为两

台炉6 名员工，鉴于不少运行人员为新手，实践经验不足，公司在多次会议上强

调，要求值班员甲以上方可独立监盘，并进行操作；值班员乙必须在监护下进行

监盘、操作，当机组运行工况不正常或事故处理时，值班员乙不得进行监盘、操

作；值班员丙必须在监护下进行监盘，但任何情况下，均不得进行操作。本起事

故由值班员乙进行独立监盘、操作，失去监护，引发本起事故，暴露出部分运行

岗位人员有章不循的问题。本起事故责任认定如下：

主值张xx、副值黄xx 对低岗位人员监盘时监督不力，未严格执行公司要求，对

本起事故负主要责任。

郑xx 对本起事件负次要责任。

九、事故处理略

十、防范措施

1、发电部应加强员工的培训教育，尤其是加强低岗位员工的培训，提高员工的

技术水平。对全体值班员甲，关于机组正常运行中水位的调整方法进行一次再培

训，经过培训考试合格的值班员甲，在主值或副值的监护下上盘实习一个月，并

经专业实践考核合格后，才能独立监视汽水盘。

2、发电部应加强教育，提高员工对监盘操作调整重要性的认识，低岗位员工监

盘时，必须加强监护，做到精心操作，确保机组安全稳定运行。对全体运行人员，

关于机组正常运行中燃烧调整、汽温调整、汽压调整等典型工况下各参数的调整

方法，逐项进行再培训，提高运行人员操作水平。

3、发电部必须举一反三，加强部门的各项管理工作，对如何强化防止误操作问

题，于3 月20 日前提出部门的整改意见及防范措施。

对人员技术培训工作，发电部应制定切实可行、行之有效的方案，明确责任人、

方法、任务、目标、考核等事项，把技术培训这项基础性工作切实抓紧、抓细、

抓实。

某厂#4机跳闸事故分析

一、事故经过：

2006 年10 月12 日早7：30 分4#机跳闸。当时无电气故障现象，机、电、

炉各运行参数正常，事后调各运行参数曲线亦正常。经多方查找原因未有很合理

的解释，机组于9：52 并网。

二、事故处理及分析：

事故时，热控、电气二专业人员均在现场查找原因。调出报警记录为：

7：29：51.914 DEH 故障跳闸(小数点后单位为毫秒，下同)

7：29：51.953 发电机故障跳闸

7：29：56.271 非电量保护跳闸

7：30：5.216 A 侧主汽门关闭

以下为跳机后的一些报警，如轴掁大跳闸等。

从事故记录看应是DEH 故障跳闸引起发电机跳闸，但DEH 无直接跳发电机功

能，只有DEH 先关主汽门才能去跳发电机，违反了正常逻辑关系，断定是误跳。

为证实热控动作记录的正确性，后将电气故障录波器打印信息调出，动作顺序为：

7：30：01 热工保护动作

30：01.058 发电机跳闸开始

30：01.077 发电机跳闸结束

以下记录为厂用系统跳闸记录。

该记录与热控记录顺序相符。时间相差较多是因为电、热两个系统本身时间

误差，后人工对时电比热控约快4.5 秒。

电、热首出记录及顺序相同，可断定为热控保护首先动作引起。

为找到误跳原因，热控、电气二专业人员查找各种报警记录，将二专业所有

报警信息全部集中，分析对照得出结论仍是DEH 先故障跳闸，再引起发电机跳。

后又将电气至热控可引起跳闸的联系电缆折开测绝缘正常，引起DEH 故障跳闸

的报警没有，运行参数无异常，找不出任何可以跳闸的原因。后热控、电气两专

业人员一起分析下一步做法，决定利用3#机正处于停役机会做试验。热工人员

拟订了试验步骤、方法并在中午休息时拟好方案打印5 份。下午一上班热控、电

气两专业人员即开始试验。试验由值长联系中调，值长按方案布置运行操作。先

模拟4#机运行方式，将3#发变组出口刀闸拉开、开关合上。试验分四种：

1、机头手动打闸；

2、在ETS 盘内短接发电机故障跳闸信号，即模拟发电机跳闸；检查机组动作情

况。

3、短接主汽门关闭接点模拟汽轮机跳闸检查发电机动作情况。

4、发主汽门关闭信号同时去机、电检查汽机、电气动作情况。

试验结果：第1 个试验动作过程与4#机故障记录一致，其余三个均不同。第1

个试验动作过程为：14：22：34.627 DEH 故障跳闸

34.656 发电机故障跳闸

45.436 非电量保护跳闸

23：22.393 A 侧主汽门关闭

其间隔时间分别为：4#机DEH 故障跳闸----发电机故障跳闸0.039 秒

发电机故障跳闸---非电量保护跳闸4.318 秒

非电量保护跳闸---A 侧主汽门关闭8.945 秒

3#机DEH 故障跳闸----发电机故障跳闸0.029 秒

发电机故障跳闸---非电量保护跳闸10.78 秒

非电量保护跳闸---A 侧主汽门关闭36.957 秒

其间隔时间虽然相差很大，但递增关系相符。可能的原因是3#机处于停役

状态，而4#机为滿负荷运行状态。

以上试验说明，可能是：某种原因引起DEH 故障信号发出。同时引起机组

跳闸。

再分析引起DEH 故障所有条件，再逐一排除。

引起DEH 故障所有条件有：

1、就地打闸

2、超速保护动作

3、转速故障转速测量偏差大

4、阀位校验故障校验偏差大

5、挂闸油压低

6、BTG 盘(手操盘、立盘)紧急停机

7、ETS 跳闸机组保护跳闸

现逐一排除。2、超速保护不可能，因发电机跳与机组同时，不可能超速。

转速曲线也无此显示，热控无超速保护动作。3、转速测量偏差大也不可能，无

此报警，且三取二，不可能同时二个传感器故障。4、阀位校验故障也不可能，

因无此报警，也无此显示，且此保护只在开机前试验起作用，工况不符。6、BTG

盘(手操盘、立盘)紧急停机需要人员至手操盘上操作，会被别人发现也不可能。

7、ETS 跳闸不太可能，一是无此报警，也无此现象，所调出的参数、曲线均无

此记录。唯一有可能的即是1、就地打闸，但就地打闸装置需人为左旋再拉出才

能跳闸，除非故意为之才有可能。至于人为误碰接点，因接点位于里面，人要伸

长手臂才能触及，人为可能也是很小的。但不排除该接点电缆绝缘不好短路引起，

这种短路为瞬时才有可能，因为未经处理事后掛闸开启正常。还有可怀疑的是5、

掛闸油压即高压安全油压，该油压一无监视二无报警，若油压降低将导致主汽门

关闭且同时跳发电机。事后检查过各电磁阀动作均正常。合肥厂运行人员反映合

厂曾发生过遮断电磁阀微漏，导致安全油压下降关主汽门并跳发电机，现象与这

次一样。运行及热控检查进出油管，虽有3℃左右温差，但断定不了是否有泄漏。

就地油压表目前指示值无明显变化。

另从故障记录发现，跳机后有一报警“轴承振动大跳闸”。其时间在“发电机

故障跳闸”信号后12.9 秒，但又在主汽门关前0.12 秒。通过查看DCS 系统历史

趋势，在跳机发生时刻，#1-#5 瓦均有不同程度的轴掁增大，其中#5 轴X 向轴振

显示数值由8um 突变为16um，1 秒之后变为8um，同时发电机有功功率由136MW

速降至零，说明此时#5 轴X 向轴振测量曾有过异常（如电磁干扰，电缆屏蔽接

地、线路接触不良等），虽然监测到的5X 轴振数值与轴振保护跳机值270um 相

差甚远，但由于记录系统采样时间周期为2 秒，不排除在此采样周期内#5 轴X

向轴振显示数值曾有达到保护跳机值，进而导致ETS“轴振大跳机”保护动作的可

能。考虑到报警时间误差较大，此点也是很值得怀疑。只是未经处理，开机后正

常则无法解释。

可直接跳闸的有关元器件故障与人为误碰有共同的特征，即无任何报警、异

常现象，突然跳闸且无法分析原因。

以上分析总结这次跳机可怀疑的原因是：

1、就地打闸接点电缆绝缘不好，待停机后检验。

2、安全油压因电磁阀微漏降低跳机，而且电磁阀动作跳机后又正常不漏了。(ZZ

厂发生过)

3、人为动就地跳机接点。

三、教训及改进：

1、引发DEH 故障的条件因无报警首出记忆，给事故分析带来困难。应在DEH

逻辑中增加故障首出记忆逻辑。

2、各报警之间时间相差太大，同样给分析带来了困难。如：发电机故障跳闸与

主汽门关闭相差13 秒，若时间正确，则汽轮机早已飞车。显然DCS 系统SOE

记录时间有错，应予重新校对不同SOE 模块间的采集时间是否同步。

3、安全油压是重要参数，应在DCS 操作员站中增加监视和报警，并增加运行趋

势曲线。

4、为防止#5 轴X 向轴振测量异常可能导致“轴振大保护”动作跳机，申请临时将

#5 轴X 向轴振大保护解除，待机组检修时彻查测量回路、检测元件、电缆屏蔽

接地等，确认系统正常后再投入。

二00 六年十月一十六日

大唐韩城发电厂“8·3”全厂停电事故通报

8 月3 日，大唐陕西发电公司韩城发电厂在进行二期主厂房A 列墙变形测量

时，用铁丝进行测量，违章作业，造成#3 主变110kV 引线与330kV 引线弧光短

路，又因#3 主变保护出口继电器焊点虚接，3303 开关未跳闸，扩大为全厂停电

事故。

一、事故经过

事故前运行方式： #1 机#2 炉、#3 机炉、#4 机炉及#1、2、3、4 主变压器

运行，330kV 环型母线运行，330kV 两条线路与系统联络；110kV 单母线固定连

接，四条地区出线运行。全厂总出力185MW。其中，地区负荷145MW。

韩城发电厂存在地质滑坡影响。为防止A 列墙墙体落物影响主变等设备的

安全，准备在A 列墙外安装一层防护彩钢板。电厂多经公司承担了该项工程。

事先制定了《工程施工安全组织措施》、《工程施工方案》，并经生产技术科等

审核，总工程师、批准。

8 月1 日，多经公司项目负责人找到电气检修车间技术员，要求进行现场勘

测工作，并要求派人监护。电气检修车间技术员同意，并安排变电班开票、派监

护人。8 月2 日下午履行了工作许可手续。

8 月3 日上午开始工作。在汽机房顶（25.6 米）向下放0.8 毫米的20 号软铁

丝，铁丝底端拴了三个M24 的螺母。15 时48 分，在向上回收铁丝时，因摆动

触及#3 主变110kV 侧引出线C 相，引起#3 主变对铁丝放电，并造成#3 主变110kV

侧C 相与330kV 侧B 相弧光短路，#3 机变差动保护动作，引起#3 机组跳闸。又

因为#3 主变330kV 侧3303 开关拒跳及失灵保护未动作，造成了事故的扩大。

#4 机反时限不对称过流保护动作，3305 开关跳闸，#4 机组与系统解列，带厂用

运行；#2 主变330kV 侧中性点零序保护动作跳闸， 110kVⅡ段母线失压， #2

高变失压， 厂用6kVⅡ段母线失压，#2 炉灭火， #1 机单带地区负荷，参数无

法维持，发电机解列。韩金、韩西禹线对侧开关跳闸。

二、事故处理过程

#4 机与系统解列后，带厂用电运行。16 时11 分，韩金线金锁变侧充电成功，

韩城电厂3302 开关给#2 主变充电正常，110kVⅠ段，Ⅱ段电压恢复。17 时23

分，#4 发电机并网；17 时41 分，#1 发电机并网；19 时44 分，#2 发电机并网；

8 月4 日2 时44 分，#3 机组启动，机变零启升压正常；7 时36 分，#3 机组并

网。

三、事故暴露问题

1、生产组织混乱。《工程施工安全组织措施》、《工程施工方案》虽然明

确了大部分施工只能在停电的情况下进行，但对前期的现场测量、准备工作没有

明确的要求。该厂对多种经营承担的有关生产工作，如何计划、安排组织，缺乏

相关的管理制度，多种经营部门也不参加生产调度会。

多经公司安排的现场工作人员没有电气专业人员，施工前也没有安排组织学习相

关的安全工作规程，对在带电区域进行测量工作没有认真分析工作可能存在的风

险，没有制定工作方案。工作开始前，没有向生产部门提交相关的工作计划、安

排，工作的组织存在随意性。

2、工作票签发、许可随意。电气检修车间同意配合开工作票并派监护人，

但车间技术员、工作票签发人变电班班长、变电班制定的工作监护人，对涉及带

电区域的工作，均没有认真了解工作内容和工作方法等，对工作中可能存在可风

险缺少必要的分析环节。工作票执行全过程存在漏洞，签发、许可、安全交底以

及危险点分析、现场监护执行流于形式。

3、“两票”执行的动态检查和管理不到位。该项工作从8 月3 日上午开始，

直至发生事故，共在现场放置了六根铁丝。在此过程中，监护人员对此严重违章

和可能造成危险后果视而不见，没有进行及时纠正和制止。也没有相关的领导、

技术人员及安全监督人员发现和制止。

4、设备维护管理不到位。该厂对1998 年投用的WFBZ 型微机保护没有进

行认真的检查和相关试验，对保护中存在问题底数不清，由于3303 开关接点虚

焊的缺陷没有及时发现和消除，造成故障点无法隔离，导致事故扩大。同时也说

明该厂安全质量专项治理工作流于形式，对集团公司要求开展的保护自动装置和

二次回路的安全质量专项治理活动不深不细。

5、人员安全意识淡薄，安全教育缺位。在带电区域使用铁丝作测量绳危险

极大，而且危险性具有很强的可预见性，但工作人员对危险缺少起码的感知和自

我保护意识，监护人员对危险也是麻木不仁，表明企业在员工的应知应会的教育

上存在严重的缺位。

三、相关要求

1、各单位要认真落实集团公司关于“两票三个100%”规定，加强两票的动

态检查和监督工作；安全监督部门要对两票执行存在的问题要及时进行通报和考

核，并向安全第一责任者汇报。

生产车间代多种经营或外委工程开工作票时，必须对工作的开行性、必要性、工

作方案、工艺进行审查，由负责填写工作票的车间或班组组织进行危险点分析工

作，并制定相应的控制措施。所派出的监护人，必须是班组技术员、安全员及以

上人员。

2、按照综合治理的原则，健全生产指挥体系，保持政令畅通。生产现场的

管理必须进行统一指挥。多种经营企业承揽的生产工作，必须在统一的生产技术

管理下进行。凡是承揽生产工作的多种经营，必须参加生产调度会议，相关计划

性工作，必须提交相关工作计划。要加强生产工作的计划性和严肃性，未经生产

调度指挥部门核准的工作，不得开工。

3、强化员工安全意识教育和安全技能知识培训，加强工作人员对作业现场

的危险源和危险因素的辨识、分析和控制能力以及应对突发事件能力的培训，完

善作业现场员工必须具备的应知应会培训工作管理，规范现场作业人员的工作行

为，夯实安全基础。

4、结合安全质量专项治理活动，各分、子公司要组织专家组对所管理企业

继电保护定值管理工作进行一次认真的检查。重点是相关的规程、标准、文件是

否齐全、有效；定值计算、审核、批准、传递、变更管理是否规范；与电网调度

部门的管理界面是否清晰；主保护、后备保护的配合是否符合配置原则；检修、

预试超期的保护装置，是否积极向电网调度部门提出申请，创造条件进行试验；

试验、传动工作是否严格执行规程规定的方式、方法；对在调度部门进行备案的

保护定值、相关资料，分子公司是否组织进行了一次全面核对。

8 月30 日前各分、子公司将本次专项检查情况反馈至集团公司安生部，直属企

业的检查工作由集团公司组织。

二OO 六年八月七日

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。

17：50 值长高峻山批准发出#2 高加检修工作票J1R10608058（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）布置方

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

米设置放水门和排空气门，#2 高加位于汽机房6.8 米层，水室入口侧在0 米C

列墙处设置放水门，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 米层设置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（具体布置见附件

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1/4

2）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。

沙洲电厂“10.14”电气误操作全厂停电事故通报

1、事故经过：2006 年10 月14 日事故前#1 机组运行情况：#1 机组负荷560MW，

B、C、D、E 磨运行，A、B 汽泵运行，AGC、RB 投入，定压运行方式， 220kV

正、负母线运行，沙店2K39 开关运行于220kV 正母，#1 发变组2501 开关在正

母线运行，启备变2001 开关运行在负母，处于热备用状态，#2 机组省调调停，

沙店2K40 线路省调安排检修。#1 机组单机单线运行方式。

10 月14 日中班，值际三值，值长陈×。接班时（17：00）沙店2K40 线路

检修工作已结束，等待调令恢复。接班后值长接省调预操作令，副值王×（主要

事故责任人、主操作人）准备好沙店2K40 线路恢复的操作票，经审查操作票无

误后，在调令未下达正式操作令前，17：40 值长（陈×）令值班员王×（副值）、

明××（主值、监护人）（主要事故责任人）按票去进行预操作检查，因调令未

下达，只对线路进行预检查，值长未下达操作令，所以操作票未履行签字手续。

17：45 调令正式下达给值长陈×，沙店2K40 线路由检修转冷备用（所有安全措

施拆除，断开沙店2K404-3 地刀）。此时值班员（王×、明××）已去现场（升

压站内），值长未将值班员叫回履行完整的操作票签字手续，将操作令下达给单

元长王××（次要事故责任人），由单元长王××去现场传达正式操作令。单元

长到现场（升压站内）后向主值明××、副值王×下达操作令。随后由值班员（王

×、明××）执行断开沙店2K404-3 地刀的操作，该项操作（沙店2K404-3 接地

隔离开关操作箱）执行无效（操作中发现地刀拉不开），按票检查操作内容无误，

单元长帮助明、王二人一起到继电器楼检查上一级操作电源正常，并汇报值长联

系检修二次班处理。在等待检修人员到场期间，王××由到升压站2K404-3 地刀

处复查操作电源正常。随后对沙店2K40 开关状态进行检查，发现2K40 开关有

一相指示在合位（实际为沙店2K39 的C 相，此开关为分相操作开关）。此时明

××、王×也由继电器楼回到升压站，王××遂向二人提出沙店2K40 开关状态

有一相指示不符。告知二人对沙店2K40 开关状态进行检查核对确认，单元长王

××准备返回集控（NCS）进行再次盘上核对沙店2K40 开关状态，此时明、王

二人在升压站内检查该相开关（实际为沙店2K39 的C 相）确在合位。主值明×

×已将操作箱柜门打开，也未核对开关编号并将远方、就地方式旋钮打到就地，

副值王×在就地按下分闸按钮，造成该相开关跳闸，沙店2K39 开关单相重合闸

启动，但是由于沙店2K39 开关运行方式打在就地方式，沙店2K39 开关未能重

合，开关非全相保护延时0.8 秒跳线路两侧三相开关，造成我厂与对岸站解列，

事后确认分开的是沙店2K39 开关C 相。

18：24 集控室值班人员听到外面有较大的异音，立即检查四台磨运行情况均

正常， 集控监视DCS 画面上AGC 退出，负荷骤减，主汽压力迅速上升，立即

手动停E、D 磨，过热器安全门动作，B、C 磨跳闸，炉MFT，集控室正常照明

灯灭，手动投直流事故照明灯，集控监视CRT 画面上所有交流电机均停（无电

流），所有电动门均失电，无法操作。确认#1 机组跳闸，厂用电失去，（锅炉首

出燃料丧失，汽机首出EH 油压低，电气低频保护动作）。值班员检查柴油发电

机联动正常，保安段电压正常（就地检查柴发油箱油位正常）。汽机主机直流油

泵、空侧密封油直流油泵、小汽机（汽动给水泵）直流油泵均联动正常，锅炉空

预器主马达跳闸，辅助马达联启正常。立刻手启机侧各交流油泵，停止各直流油

泵且投入联锁，启动送风机、引风机、磨煤机、空预器各辅机的油泵。同时将其

他各电机状态进行复位（均停且解除压力及互联保护，以防倒送电后设备群启）。

----19：22 恢复220kV 系统供电。

-----19：53 启备变供电，全面恢复厂用系统供电。

-----21：02 启电泵，炉小流量上水。

-----15 日00：10 启动送、引风机，炉膛吹扫完成，具备点火条件。

----15 日03：27 炉点火。

----15 日05：30 汽轮机进行冲转。

----15 日06：07 #1 发电机并网成功，带负荷。

15 日08：20 ：机组负荷270MW，A、B、C、D 磨运行电泵、A 小机运行，

值长令对锅炉炉本体全面检查时，运行人员就地检查发现B 侧高再处有泄漏声，

联系有关专业技术人员确认为高温再热器爆管，汇报有关领导及调度。13：00

调度下令#1 机组停机， 15：42 发电机解列。

2、原因分析：操作人员走错间隔，误分带电设备

此次事故的原因是事故当事人违反了一系列规章制度：

1) 在倒闸操作过程中，未唱票、复诵，没有核对开关、刀闸名称、位置和编号

就盲目操作，违反了《安规》第2.3.1 条："操作前应核对设备名称、编号和位置，

操作中还应认真执行监护复诵制"的规定。

2) 操作中为减少操作行程，监护人和操作人在操作进行中违反《安规》第2.3.5.3

条"不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置"的规定，和《安规》第2.3.4.2

条：操作票票面应清楚，不得任意涂改。

3) 操作中随意解除防误闭锁装置进行操作，违反了《安规》第2.3.6.4 条：操作