热电厂事故汇编（汽机部分）

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人身事故

高加疏水管爆管 检修人员被烫伤

事故经过：
2005年1月31日白班12：00分，2号机司机巡检发现2号机1号高加至2号高加疏水管有蒸汽刺出，汇报了当班班长，并且在网上发了缺陷。12：10时，检修职工周毅民来到控制室，询问漏点，2号机司机告诉了周毅民详细位置，并交待说高加没有退出，车间工作票没有到，不能工作，可以看一下缺陷位置，岗位上一个人，等副司机回来再一起去确认。周毅民独自走后大约4-5分钟后（也就是12：16时）厂房一声巨响，蒸汽到处弥漫。2号机司机迅速关闭了1、2号高加进汽电动门，打开危急疏水电动门，派副司机到现场查看情况并说别伤着了，同时汇报了当班班长，稍后检修周毅民空着双手回到控制室，高加退出后，发现是1号高加底部疏水管爆裂
事故原因：
1、 直接原因
管线长期受到汽水冲刷造成管壁减薄，最终导致管线爆裂，喷出的高温汽、水造成人员烫伤。
2、 间接原因
(1)检修及运行人员对危险点危害事件发生的可能性及严重性认识不足，风险识别不到位。
(2) 设备金属监督不到位，管线检测存在盲点。
事故教训及防范措施：
1、对于现场的管道设备，按机组所属设备区域，全面纳入到相应机组的大、小修计划中准备进行检测或更换；压力容器按检测周期定期进行检测。
2、设备出现漏点，进行系统切除或降温降压后，并且将风险降到可接受的水平情况下，再进行缺陷的确认。
3、检测出三级缺陷的管道设备，暂时无法消除缺陷的，应挂标识牌，禁止人员停留。
4、对于有缺陷的管线、阀门，制定应急预案，并安排各班组进行学习。

射水箱防腐措施不到位 外来施工人员轻微中毒
事故经过：
2006年8月28日，3号机射水箱做防腐处理，作业单位是河南防腐公司。该公司作业人员已进行了厂级、车间级安全教育并合格。针对射水箱进行的防腐工作该公司出具了施工作业方案及作业风险评价书，车间项目负责人对施工作业风险评价书及施工作业方案审核同意后，签发了射水箱防腐工作的工作票和有限空间作业票，现场安排了本车间的监护人进行严格监护。8月28日19时车间在检查了现场的安全措施及监护人都已到位，3号机射水箱防腐工作正式开始进行。21时许，射水箱内部作业人员陆续爬出休息。本车间现场监护人员及时发现了作业人员在上扶梯时精神有点恍惚，立即呼叫现场外委施工作业人员及检修车间作业人员，用安全带将射水箱内作业人员系好，将该作业人员带出射水箱扶至3号机厂房外空气新鲜处通风换气。并检查该人呼吸及心跳正常，为了防止意外，我车间迅速拨打120急救电话使其接受进一步检查治疗。
事故原因:
1、作业环境通风不好，上部进水管有两个小的通风口，射水箱仅有一个人孔，通风换气工作主要靠人孔，监护人也必须经过此孔进行监护，造成通风时不能监护到里面的人，监护时又不能通风。
2、作业人员使用防护器具不当。作业人员虽带有防护面罩，佩戴4号滤毒罐（此罐对硫化氢和氨起作用），没有对氰凝防腐涂料挥发产生的有毒有害气体起到防护作用（该材料没有详细的成分说明）。
3、作业时间过长，没有按规定时间进行作业。虽然口头规定每班作业时间不超过半小时，但未在方案中明确，人员未按要求进行作业。
4、风险评价不全面。虽然做了风险识别，且有施工方案，但方案不具体，没有针对识别出来的可能发生人员中毒的危害制定具体的防护措施。
5、对施工队伍施工方案审查把关不严，未能发现风险评价不全面，方案中的安全要求不具体。
事故教训及防范措施：
1、学习《热电厂有限空间作业安全管理标准》、及《施工作业安全管理标准》，按照制度要求进一步规范对有限空间作业及外来施工人员的管理。
2、针对外来施工单位的作业特点，有针对性地进行安全教育。

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生产事故（非计划停工）
凝汽器满水         汽轮机进水
事故经过：
1999年2月24日因2#机4号低加泄漏停运消缺，关闭4号低加水侧出水门，门前阀兰加盲板，水侧解列。此时4号低加启动放水门已失去作用。凝汽器水位高值班员关闭除盐水补水二次门，但该门内漏，凝汽器水位继续上升，由于凝汽器电接点水位计失灵，没有及时发现水位已满。当上下缸温差变化时，检查就地水位计已满水，值班员打开4号低加启动放水门防水，由于该门已不起作用，2号机高压缸继续进水，致使上下缸温差达250℃之高。最后，打开热水井就地排放，把水位降下来。
事故原因：
1.        值班员对凝结水系统不熟悉。
2.        电接点水位计故障。
事故教训及防范措施：
1、        将低加启动放水门移至4号低加出水电动门后。
2、        确保凝汽器电接点水位计完好，并定期进行检查。
3、        定期进行人员的技术培训工作，特别是对发生异动或改造的设备系统要对值班员进行反复教育，加强对值班员责任心的教育和考核，对暂不明确的故障苗头或已出现的异常情况要认真检查分析并及时汇报有关领导。
4、        严格执行主要或重要缺陷不过夜的原则，避免出现类似本次事故的设备故障，而影响到事故的判断和处理。

设备状态不明        生加投运泄漏
事故经过：
99年3月26日14点整，班长赵辉接到值长命令，因退#2炼来水系统，值长下令先对生水加热器进行冲洗。随即班长赵辉对#1机司机姜照强下令，准备投生水加热器。姜照强带领司机李卫东对生水系统进行检查，开#2生水加热器进口门时，随即发现水侧大法兰漏水，马上全关#2生水加热器进水门，将#2生水加热器至疏水箱门关闭，开0.25Mpa蒸汽线放水门1/2，并汇报班长赵辉#2生水加热器水侧大法兰漏水。在开大#2生水加热器进汽门时，0.25Mpa蒸汽管线发生了强烈振动，判断为生水加热器内部管束泄漏，立即全关进汽门，全开生水旁路门，全关水侧进出口门。#2生水加热器进汽门刺漏。
事故原因：
1、2号生加在2月份进行了检修，但因设备配件缺乏，2号生加一直处于检修状态，运行人员长期已遗忘此设备的工作状态。
2、2号生加处于缺件检修状态，但工作票已注销。工作票的管理不严格。
3、在试投和投运时，班长和值班员未对设备进行仔细，全面的检查。就投入设备运行。
事故教训及防范措施：
1.        对于设备中暂无法消除的缺陷、隐患应及时纳入相应的设备待机消缺台帐或隐患管理台帐。
2.        暂时无法消除的缺陷、隐患车间应制订相应的防范控制措施。

系统不熟悉        热网误操作       
事故经过：
99年3月28日12：00班长李辉接到值长通知，关闭4.3MPa供二炼供汽门，接到命令后班长通知热网值班员艾山江，艾山江在确定供二炼流量到零后，艾山江带领值班员张强，去炼油厂关闭4.3MPa供汽门，大约二十分钟后，班长李辉在双减操作室仪表盘上发现去一炼的供汽门流量由30T/H降低到10T/H左右，立即赶往操作现场，发现去一炼的供汽门已关闭3/4行程，马上命令重新开起此门，十分钟后此门全开，之后关闭4.3MPa二炼供汽门，汇报车间、值长。
事故原因：
1、值班员工作责任心不强，对系统不熟，在操作前未对系统未认真进行确认，盲目操作是导致事故的直接原因。
2、4.3MPa供外网的供汽门长期不操作，阀门的挂牌标志不明显，也是误操作的原因之一。
事故教训及防范措施：
1、        现场设备标识牌必须完好，完善外网管线的介质流向标识工作。
2、        严格履行操作票的基本要求：做到“三对照”（核对设备名称，设备位置，设备编号）；监护复诵制；操作票发生疑问，立即停止操作。
3、        定期进行员工的技术培训工作，并经上岗考试合格后方可工作。

低加泄漏满水        机组水击停机（一号机）
事故经过：
1999年11月29日1号机停机消缺后开机，机组并网后汽机值班员发现上下缸温差大，在温差接近50℃时按规程打闸停机，停机后在查找漏点中温差最高达到170℃。经多方查找，发现并分析原因是4号低加泄漏，造成满水，经4段抽汽管道及轴封漏汽管至轴封档腔室首先进入2号高加（高加未投），2号高加满水后继续沿轴封档腔室进入汽缸内部，汽轮机缸体进水造成上下缸温差。查找时间长达3小时。此次停机构成一类障碍。
事故原因：
1、认识不足：由于未发现4段抽汽室温度下降，此次障碍没有认识低加泄漏会造成汽轮机高压调速级后缸温测点处进水。
2、设备不完好：低加铜管漏。并对汽轮机启、停阶段金属热冲击及热应力没有引起足够的认识，对低加铜管的大面积泄漏认识不足。
3、操作人员的技术水平亟待提高。同时也暴露出技术人员对此类故障原因的查找也存在技术准备上的不足。
4、本次事故还同时暴露出一些问题，虽与本次事故无直接关系，但是属于严重的违章行为，如随意解除保护：此次障碍前退出了高加的水位报警。
事故教训及防范措施：
1、        各档轴封漏汽改至各段抽汽逆止门前；
2、        严格执行热电厂有关联锁保护的相关规定，严禁随意解除保护；
3、        对于汽轮机启、停阶段各受热部分的金属承受热冲击和热应力的相关知识进行针对性的培训，操作中要充分引起重视；
4、        完善加热器就地水位计，并确保能进行正常水位监控；

轴瓦温度突变        保护动作跳闸
事故经过：
2000年3月7日9点56分，6#给水泵跳，立即在辅盘上解除联锁，将5#，6#给水泵操作切至手动，启5#给水泵，电流正常，派人就地调整5#给水泵风温及冷却水，停止暖泵。检查6#泵。在DCS上查看6#给水泵瓦温趋势，发现三瓦瓦温从43.6℃突升至“TOOHIGHT”复位5#，6#给水泵，解除6#给水泵“COMPUTER”，投入5#给水泵“COMPUTER”， 调出5#给水泵各瓦温度趋势。
事故原因：
1、6#给水泵三瓦存在局部不平整，轴与瓦在此局部距离过近，造成瓦温长期偏高，最终在各种干扰因素下造成瓦温突变而跳泵。
2、检修三瓦刮研质量差。
3、瓦温高报警值设定偏低。
事故教训及防范措施：
1、        检修给水泵轴瓦，确保其完好；
2、        瓦温报警进行重新设置，在确保其能正常保护轴瓦的前提下，防止发生误报；

微过疏水不畅        氧化装置停工
事故经过：
2000年7月21日00：40汽机班长管明祥接值长令，暖锅炉至汽机微过管线，因锅炉至汽机段的微过管线无疏水门， 值班员便将汽机侧的疏水门稍开，有压力温度不高的汽水流出，操作人员误认为是微过疏水接在高压管线上的疏水倒返所至，未开微过管线就地放水确认，后在并供化纤厂微过热蒸汽时压力下降，导致化纤厂氧化停工。
事故原因：
1、疏水门不严，操作时未认真进行确认；
2、管线布置不合理；
3、操作人员责任心差，安全意识不强。
事故教训及防范措施：
1、        针对微过疏水管线布置不合理处进行改造；
2、        完善车间相关的标准操作票；
3、        进行操作票的风险识别，提高人员的安全意识；

人员巡检不到位        冷却塔水位过低
事故经过：
2000年9月21日凌晨3点，循环水值班员米克古丽接班检查塔池水位约1.8m, 便调整补水门，班长打电话询问水位情况，告之水位有点低，已进行补水，凌晨9:30发现塔池水位严重偏低，班长派技术员到现场及时补水至正常水位。
事故原因：
1、循环水值班员巡检不到位，责任心不强。
2、发现初期异常未及时处理。
3、3#机射水箱大量换水，射水箱溢流量大。
事故教训及防范措施：
1、        定期每一小时进行一次冷却塔的检查，并做好记录；
2、        射水箱置换水进行回收；

油开关跳闸        电磁铁烧毁
事故经过：
2001年2月6日凌晨7:02分，3#机甩负荷，电负荷由36MW甩至5MW， 中低抽流量至零，“发电机油开关跳闸”，“调压器切除阀动作”“直流220V电源消失”“主汽压力高”光字报警，立即联系电气、值长、答复无异常后，关闭中、低抽快关阀，退调压器，复位切除阀，因机组冒烟加大，投入低抽，中抽按特护措施未投。联系热工人员检查保护，复位“油开关跳闸”按钮，汇报车间，由于及时调整热、电负荷，未对其他单位造成影响，热工人员发现调压器切除阀电磁铁烧毁，各段抽汽逆止门两个电磁铁烧毁，热工人员将各段抽汽逆止门电磁铁更换，试验后投入，调压器切除阀电磁铁待机处理
事故原因：
1、保护信号源误输出了“发电机油开关跳闸”信号。
2、热工保护回路中，电磁铁及线路存在问题造成电磁铁烧毁。
3、汽机运行人员事故中，联系工作未做好，进一步扩大了事故。
4、汽机运行人员缺乏热工知识。
事故教训及防范措施：
1、        如机组运行中出现“油开关跳闸”光字，应立即远方打闸停机。
2、        机组停机，就地确认转速开始下降，检查各段抽汽逆止门、低压抽汽快关阀关闭，检查确认后，退出低压调压器。
3、        如具备开机条件，应及时通知值长，做开机准备，防止涨差超限。
4、        人员应做好“油开关跳闸”的事故预想。

3号炉突灭火                机组操作失稳
事故经过：
2001年4月20日，白班接班时，1、2、3号机，1、3#高低除，2、3、6#给水泵，1、2、5#双减运行，13:55分，3#炉突然灭火，主汽压力开始下降1#给水泵联动，立即通知双减岗位主保4.3Mpa对外供汽，然后通知给水除氧保证供水压力，并注意调整除氧器水位，同时三台机组开始减负荷。1号机减至零，2号机减至20MW后电气人员未再减，3号机减至15MW，此时主汽压力下降迅速，最低至4.61MPa,2号机打闸停机，主汽压力迅速上升并稳定维持在7.6MPa运行，2号机转速到零后因盘车无电未立即投入（间隔8分钟），之后又因润滑油压低III值盘车再次跳闸，正常后又因380VII段失电而第三次跳闸。期间，中压抽汽外供汽压力最低3.9MPa，低压外供汽压力最低0.85MPa。
事故原因：
1.        1#机调压器在减负荷过程中，未完全退出，在后来加负荷过程中，因外供汽快关阀未开，导致安全门动作。
2.        2#机直流电机故障。
3.        3#机负荷减至15MW后，未退出。
事故教训及防范措施：
1、        应严格执行规程的相关规定；
2、        学习汽机车间各岗位职责；
3、        有针对性地进行此次事故的相关技术培训工作；
4、        做好事故预想。

热水器漏水        汽轮机停机
事故经过：
2001年10月16日20:03分，#2机汽轮机发电机C相靠墙侧八米层热水器至出线室房内造成接地，#2机被迫停运，电气人员进行处理，21:40分，电气处理完毕，#2机开机，并接带负荷。
事故原因：
1.        热水器漏水。
2.        热水器距离2号发电机出线室太近。
3.        运行人员巡检路线和巡检范围局限于一太小范围。
事故教训及防范措施：
1、        拆除热水器，移至零米安全位置；
2、        学习交接班管理制度，并严格执行，车间加强监督检查；
3、        针对此次事件举一反三，做好其它风险识别及防范工作；

低加泄漏满水        机组水击停机（三号机）
事故经过：
2001年5月12日19：19分，汽机3号机控制室内照明闪了一下，3号机电负荷由40MW甩至33MW；19：24电网再冲击，照明闪，主汽压力由8.8MPa迅速下降，电负荷也随之下降，司机陈强立即派副司机赵红英退出3号机1.0MPa抽汽，同时开启5号双减压力调门维持热网压力，（最低在3.9MPa）,因主汽压力持续下降，陈强命副司机赵红英退出低压调压器后迅速减电负荷至5MW左右，向主控发"注意汽机调整"信号，同时（19:30左右）值长通知2号炉灭火并令3号机维持现负荷运行；20:00 副司机阿里木江巡检一次正常；20:35分值长通知2号炉并炉，3号机开始加负荷；20：38分3号机电负荷加至20MW；20：41分3号机电负荷加至30MW；20：43分现场巡检的副司机阿里木江向司机陈强报告发现低压缸前汽封冒汽；20：45分顾主任进入现场并令陈强打闸停机。
事故原因：
1、 在事故发生后，对3号机组进行了检查，在退出4号低加，解体检查4号低加时，发现有19根铜管泄露，泄漏出的水经4号低加及抽汽管，沿轴封漏汽管道至低压缸前轴封。这是导致4号低加满水，继而使低压缸前轴封喷水，3号机被迫停机的主要原因。同时，近期内，因电网原因及机组自身的调节特性的不稳定使3号机频繁出现大幅度负荷波动情况，对4号低加产生较强热冲击，致使低加内铜管因交变热应力频繁而大量泄露，这是造成4号低加铜管泄露的根本原因。
2、 3号机DCS画面的4号低加水位偏差过大，水位报警经常误报，值班员对低加水位缺乏足够的重视，同时我们的技术水平不高，在低负荷时未及时将4号低加至凝汽器疏水直通门打开。
3、 在日常的技术培训工作中班组培训力度不够，导致事故发生后判断事故发生的原因的能力较为欠缺。
事故教训及防范措施：
1.        严格执行巡回检查制度，车间检查监督落实到位
2.        有计划地进行岗位技能的培训，定期开展广泛的事故演练
3.        按车间制定的特护措施认真执行，同时及时发现并联系消除设备上存在的缺陷和隐患
4.        将低加水位计移至控制室，相应的水位报警上光字
5.        在3号机的大修工作中，将对轴封漏汽管线进行改造，从根本上消除设备隐患
电负荷波动        DEH振荡        汽轮机停机
事故经过：
2001年10月10日19：36分3号机电负荷大幅摆动，从10MW至50MW来回波动，主汽流量从180t/h至310t/h之间来回波动，高、中、低压调门大幅摆动；19：42分，班长令解除3号机功率自动，功率停在15MW；19：45"EH油压低"报警，派人到就地检查，EH油站，A、B泵红灯亮，但两泵均未转，通知值长；19：46分，3号机"主汽门关闭"光字亮，联关中、低抽快关阀及甲、乙侧电动隔离门，当班值班员做停机处理；22：30分3#机重新带负荷至40MW。
事故原因：
1、 造成DEH发生振荡的原因是因为电气车间将提供给DEH系统使用的工作CT倒换成了备用CT。改变了调试时的3号机的功率-流量特性曲线。造成电功率、中压抽汽、低压抽汽的PID参数不匹配。从而引起振荡。
2、 发生振荡后，3号机当班司机在长达6分钟的振荡中没有及时解除自动，抑制振荡。因而3号机被迫停运。
3、 "EH系统工作油泵跳闸，备用油泵未联动"，而值班员检查到现场A、B泵红灯均亮，说明工作油泵并未跳闸，备用油泵也正常联动，事后检查泵及电机均正常，说明操作电源正常而动力电源失去，而泵的动力电源的消失应为EH油压无法维持的主要原因。
4、 针对EH系统外围设备和测点的故障可能引发的事故应做深入的分析和讨论，对于能够从完善设备角度出发解决的问题，要尽快解决，否则应制定可靠的防范措施下发，加强对运行人员这方面培训。
事故教训及防范措施：
1.        如机组因抽汽压力波动而造成电功摆动，应立即切除功率自动为手动，若仍波动应立即退中抽，继续波动退低抽。如波动未停止，应立即减负荷停机。
2.        如EH油站A、B泵跳闸，应立即联系电气检查，复位后，恢复 A,B泵运行，投入机组运行。
3.        做好DEH可能发生的事故预想。

电气故障人员误操作                三号机胀差超标停机
事故经过：
2002年1月11日凌晨8点30分，由于石化公司化肥厂三聚氢氨开关柜爆炸，引起35KV系统谐振过电压，3号发电机定子过电压，保护动作跳闸。由于电气人员误操作，6KV三段、380V三段失电，造成3号机停机。约停机1小时后，3号机低压缸胀差从-1.2mm上升至-1.85mm,同时发现高压缸后轴封和低压缸前轴封处向外流水，后切除4、5、6号低加及轴加进行查漏，未发现有漏点；关闭多级水封补水门后，胀差逐渐恢复正常。
现在看来，多级水封补水门在此前检查3号机真空问题时曾开启过，但关闭时未关严密，多级水封补水门安装在多级水封的高压侧，正常运行中在真空的抽吸下，轴加疏水及多级水封补水能顺利被吸至凝汽器，停机真空到零后，补水经过多级水封的阻力，不能顺畅的流至凝汽器，而逐渐蓄高水位，经过一段时间后满至轴封处，从高压后轴封和低压前轴封漏出，同时引起低压缸负胀差迅速向负值发展。到全关多级水封补水门停机约2小时后，低压缸负胀差达到-3.18mm，然后逐渐回落。
事故原因：
因运行人员在停机过程中，多级水封补水未关闭严密且未确认，轴封管道疏水及凝汽器补水未及时调整，导致高压缸后轴封、低压缸前轴封处冒水，胀差超标。
事故教训及防范措施：
此次事故说明，我车间从技术干部到运行工人，对多级水封满水的形成原因和造成的后果认识不够清楚，对于关闭多级水封补水门这个应首先排除的简单操作，放到了各加热器的检查切除之后，今后需要格外引起注意。
1、        对本岗位设备、系统的运行方式必须做到熟知；
2、        机组异常运行时，对可能引起轴封冒水的原因应充分掌握；

厂用电中断        无蒸汽运行
事故经过：
2002年1月11日20点08分，6KV三段厂用电中断，3号机停机。半小时后6KV三段来电。在停机过程中，在确认功率到零后，发电机未及时解列，开机过程中因调门未能及时打开，延误了开机时间，机组无蒸汽运行近30分钟。
事故原因：
1.        厂用失电造成EH油泵跳闸，EH油压低至9.8MPaAST电磁阀动作引起主汽门关闭。
2.        未能与电气及时联系。
3.        未能按规程严格执行操作，应确认功率到零后，解列发电机。
4.        事故处理能力较低，技术水平有待提高。
5.        事故预想还需加强。
事故教训及防范措施：
自动主汽门关闭未解列后造成的恢复时无法接带负荷的问题。当时功率自动控制已失效，加不上负荷，DEH不在功率控制回路，也无法在转速控制回路控制转速。主汽门关闭后又打开，而发电机始终未解列，DEH组态中没有这种状态，后来采取发电机油开关解列又并列的方法解决了这一问题。由于对这一过程的认识不清楚，导致3号机未蒸汽运行达30分钟。
        机组无蒸汽运行规程要求不能超过3分钟，其危害在于时间长后会造成未几级叶片鼓风摩擦后超温，损坏叶片，因此本次事故处理存在错误和违章的行为，尽管有调度命令也不应违章。正确的处理应首先要求热工人员尽快处理油开关的故障信号（吸取这次事故的经验教训），促使机组接带少量的负荷；如果热工人员不能按要求做到这一点，则应按规程要求值长在确认机组电度表到零后解列发电机，此时机组应维持3000r/min的空转状态——要在起机画面调整转速设定值为3000r/min，稳定后再要求并列机组、接带负荷。
1、        严格执行规程相关规定；
2、        定期进行培训学习，对于DEH的相关技术规范及相关设备特性需要多加培训和学习。

调速系统故障        超速保护动作
事故经过：
2002年3月18日1#机检修完推力瓦及一号支持瓦后开机，在准备定速3000r/min时，由于调节部套卡涩，导致高压调节汽门无法维持到额定转速，为了配合电气工作，同步器摇至上限，勉强维持在3000r/min左右，车间针对上述情况，制定了相应的防范措施，始终有一人在机头监视转速变化，并随时做好防止高压调门突然开启的准备，在待检修来检查处理时，调门突然开大，机头监护人员立即进行了停机处理，因转速上升较快至撞击子动作转速，造成机械超速保护动作。
事故原因：
1、 由于透平油内有机杂，导致1#综合滑阀卡涩，高压调节汽门无法保持正常开度。
2、 对事故可能发生的最大危害程度，分析不够彻底，致使防范措施做的不能完全到位。
事故教训及防范措施：
1、        遇有调速系统卡涩，应尽量采取停机静态试验的方法、如果必须在3000r/min下检查问题，应关小电动隔离门旁路门，直至刚能维持3000r/min；
2、        定期安排进行液压调速系统的培训和学习；

暖泵误操作        致法兰刺漏
事故经过：
2002年6月24日3号给水泵大修结束。在暖泵过程中，造成3号给水泵入口滤网前法兰刺漏。
事故原因：
在进行3号给水泵的暖泵操作过程中，运行人员未打开给水泵入口门就开启了出口门旁路进行了泵的反暖工作，造成了3号给水泵入口压力剧增，使入口滤网法兰刺漏。
事故教训及防范措施：
1、        严格执行操作票制度，落实监护人；
2、        进行给水泵暖泵的相关技术培训及讨论；

轴封供汽无票操作        致低真空保护动作
事故经过：
2002年6月27日21:00接值长命令, 3号机准备冲转, 21:28分3号机定速3000r/min,21:39分3号机并网接带负荷5至6MW,23:00因3号机低压缸胀差至+3.8mm,高压缸胀差至+2.8mm,仅带6MW负荷,故令3号机组做轴封供汽汽源准备. 23:15分因3号机高,低压缸胀差均有向负值发展的趋势,故暂停此项操作.0:10分3号机电气逐渐加负荷至22MW.机组胀差向正值发展迅速,高压缸胀差至2.9mm,低压缸胀差至3.9mm.迅速联系值长减3号机负荷,同时令3号机切换轴封供汽汽源,由1.0Mpa高温汽源切换为高除汽平衡低温汽源,0:20分轴封供汽汽源切换完毕.0:34分3号机轴封供汽压力突降,3号机”真空低Ⅱ值”光字报警, 低真空保护动作, “主汽门关闭”光字亮机组停机.
事故原因：
1、 3号机并网后对机组胀差监视, 控制不当; 3号机冲转至并网, 机组高,低压缸胀差均较大, 并网后应根据胀差允许情况, 逐渐加负荷, 并应延长低负荷下的暖机时间,并在机组胀差向正值发展较快时,及时联系班长,值长做出调整.2、 班组未能严格执行车间制定的操作票制度,在进行机组轴封供汽汽源的切换工作时,未写操作票,并直接进行操作,班组也未进行检查,更没有对操作中有可能出现的危险做出防范措施,班组对此项工作的风险识别,防范措施意识不到位.3、 监盘不认真,对刚异动的设备,缺少必要的监视,未及时发现轴封供汽压力的降低,真空从27日0时12分-0.075Mpa逐渐降至0时34分-0.071Mpa,机组人员均未发现.4、 高除压力波动,监盘人员对3号高除的水位,压力控制不当,在轴封供汽汽源由1.0Mpa高温汽源切至高除汽平衡后,应该加强对3号高除水位压力的控制,使其在要求范围.
事故教训及防范措施：
1、        车间虽三令五申，本次操作仍然没有填写操作票；
2、        规程必须严格的遵守，无论如何，正胀差较大时，加电负荷是个错误的操作；
3、        严格落实操作票制度，车间加强监督检查；

二期工业水泵切换                致炉侧冷却水中断
事故经过：
2002年8月6日11：00时检修进行汽机二期2号工业水升压泵大修，运行人员将二期1号工业水升压泵投运，将二期2号工业水升压泵停运，检查1号工业水升压泵运行正常、出口压力0.4MPa回控制室。11：32锅炉发现3号炉排粉机轴承温度逐渐升高，到零米检查发现送、排、磨冷却水中断。后运行人员将二期工业水升压泵旁路打开后，3号炉送、排、磨冷却水恢复。经检查后确认1号工业水升压泵运行时打不出水，1号工业水升压泵运行电流20A，2号工业水升压泵运行电流40A。
事故原因：
1、        未按规定填写操作票；
2、        工业水升压泵没有电流表、两台工业水升压泵共用一个压力表、锅炉侧冷却水压力无法监视；
3、        1号工业水升压泵出口门门芯脱落，导致1号工业水升压泵不打水；
4、        倒泵后的检查和联系工作不到位。
事故教训及防范措施：
1、        严格执行操作票管理规定；
2、        倒泵操作后必须检查确认运行泵运行正常，系统通畅；
3、        在设备检修中完善工业水泵电流表；

真空系统查漏        延误机组开机
事故经过：
2002年10月6日在3号机开机过程中查真空超时。按热电厂生产事故调查规程，主要发供电设备不能按生产运行科规定的时间投入运行，且超过4小时以上的，按一类障碍考核。
事故原因：
        1.0MPa外供抽汽逆止门未关闭严密，同时1.0MPa安全门1、2号内漏严重，造成启动前真空达不到规程要求值。在真空查漏过程中已经检查过1.0MPa安全门疏水，但未发现漏真空，在排除所有可能影响真空的因素后，再回头派人到汽机厂房屋顶，用铁丝石棉保温瓦堵在1.0MPa和4.02MPa的几个安全门的排汽管口，才发现1.0MPa安全门1、2号门排汽管口漏真空严重，重新解体检查1.0MPa外供抽汽逆止门后，真空才抽起来；在对1.0MPa外供抽汽逆止门的检查中没有发现异常。从这件事上可以看出：查真空确实是个头绪较多的工作，但是我们也查过多次了，这次延误开机，说明我们仍然是技术水平不到位，更缺乏实际经验，今后需要多学习，多积累、多总结。
事故教训及防范措施：
安排车间技术人员接受不定期的技术培训，努力提高运行人员分析问题、解决问题的能力。
违反工作票规定                4号给水泵跳闸
事故经过：
2003年1月13日10：10李辉办理热工“4号给水泵润滑油压力电接点压力表检修”工作票（022328）。汇报值长同意后，将4号给水泵低油压联锁解除。热工值班员在办理完工作票后，至现场用电笔测量无电后将电接点压力表接线打开（实际该线带220V直流电）用绝缘胶带包好，然后拆除电接点压力表。（热工为电气提供一对常开接点，拆线时因油压正常该接点在断开位，故4号给水泵低油压不动作。）下午 16：15热工校完4号给水泵电接点压力表，恢复表计时因该表一次门已关表计显示油压低，热工值班员在接电接点压力表接线时4号给水泵因低油压跳闸（油压低时该接点在闭合位）。热工在修4号给水泵电接电压力表时，低油压光子牌报警，4号给水泵跳闸，启动2号给水泵运行，汇报值长。
注：4号给水泵低油压连锁回路2002年电气车间有设备异动，将该泵低油压连锁开关短接，即使4号给水泵联锁解除仍会因低油压跳闸。1、2、3号给水泵低油压连锁回路同前未进行异动改造。
事故原因：
1.        工作票签发不正确，第一条安全措施不正确，应将该泵切至备用泵，停止4#给水泵运行；第二条有并项，工作票中每一条只能写一项安全措施；
2.        工作许可人未提出票证签发中存在的问题；第二条安全措施中，退回路的电源未执行；岗位值班员也未提票证签发中的问题。
3.        检修负责人进行工作时未认真进行安全措施确认，带电进行工作存在很大人身伤害风险。
4.        设备异动通报未下发到车间及岗位。
5.        联锁投退的整个审批过程未完全落实。
事故教训及防范措施：
1、工作许可人、岗位值班员学习安规第二章内容，及热电厂的工作票管理制度。
2、将给水泵的低油压跳泵回路不经连锁开关直接动作的异动及时下发到各岗位进行学习。

抽汽负荷变动        高加保护动作
事故经过：
2003年元月23日18：10 2号机2号高加水位快速上升至600mm，立即派司机调整2号高加疏水门，水位继续上至650mm，2号高加水位高一值报警，2号高加进汽门联关，危急疏水门联开。立即令副司机通知司机打开2号高加危急疏水手动门，此时2号高加水位已上至800mm，高加解列保护动作，2号高加安全门动作，汇报值长，立即关闭1、2号高加进汽门，安全门复位。此时2号高加水位已降至零。
事故原因：
18：10分2号机抽汽负荷有变动，自励式疏水器自动调整未跟踪到位，高加水位上升至600mm且上升迅速，值班员就地调整水位时水位上升至保护动作值，联程阀关闭，高加进汽门关闭——关闭速度较慢，致使高加在不通水且有进汽的条件下运行，1、2号高加汽侧连通管将1号高加的压力较高的蒸汽引入至2号高加引起超压，此时高加危急疏水门电动已打开，但高加水位高正处在排水阶段不能将高加的压力有效泄出，加上2号高加的危急疏水电动门后手动门在关闭状态（原因是危急疏水电动门存在内漏，车间安排将危急疏水电动门后手动门关闭，异常情况下做手动打开处理），故造成2号高加超压，安全门动作。
本次高加保护动作的次序及过程正确，事后的试验也验证了保护不存在问题，问题出在2号机抽汽负荷有变动，自励式疏水器自动调整未跟踪到位这一点上，根据我们查找的资料2号机自励式疏水器属于自励式疏水器的第一代产品，存在调节范围偏小的固有缺陷
事故教训及防范措施：
1.        确保高加保护试验合格后，投入高加运行；
2.        高加的危急疏水电动门后手动门严禁关闭；

热网温度过低                蜡催装置停车
事故经过：
2003年5月8日，在停用热网R313管线过程中，造成至炼油厂蜡催车间1、0MPa蒸汽温度低，最终导致炼油厂蜡催车间一套装置停用。
事故原因：
直接原因：
由于热网一号线当时流量偏低，且一号线供化肥的23T/h流量由R313管线供给。在R313管线电厂供汽门前有一段盲点，管内积存的死汽温度较低。当停运R313管线时，R313管线的低温蒸汽直接进入炼油厂一号热网，再加上当时动力侧两台双减流量低，故造成炼油厂蜡催装置因1.0MPa蒸汽温度低停车。
间接原因：
1.        热网管线停用时相互之间联系工作不到位。
2.        对于热网管线投停时，介质流向的变化不明确。
3.        相关的工作经验欠缺。
事故教训及防范措施：
1.        加强管线切换时的联动工作；
2.        对于管线投停时，要加强疏水工作；
3.        认真总结热网管线切换时介质流动方向的变化；
4.        加强值班员业务素质学习；

油泵检修后试运                低油压保护停机
事故经过：
2003年12月4日23时20分，3号机交直流润滑油泵进行检修后试运工作，23时27分试运工作结束后关闭交直流润滑油泵出口门准备停止油泵运行时，3号机低油压保护动作，自动主汽门关闭，3号机电负荷由34MW甩至0MW。岗位值班员迅速至就地检查3号机高、中、低压油动机及自动主汽门均已关闭。23时30分3号机解列停机。
事故原因：
3号机2号射油器出口逆止门瞬间卡涩，当交直流润滑泵出口门关闭时，润滑油系统断油，低油压保护动作。
事故教训及防范措施：
1.        每月进行辅助油泵定期试转工作时关闭出口门进行。
2.        3号机2号射油器出口逆止门更换为翻板式逆之门，消除卡涩。
3.        对3号机2号射油器喷嘴距离进行检修调整，提高其出口压力至正常。
4.        3号机交直流润滑油泵出口侧加装就地压力表记以供切换时监视。
5.        根据《25项反措》提高汽轮机组油系统定期切换以及日常操作时的监护级别。
6.        完善油泵启动以及停止操作的操作票以及风险识别工作。

射水箱换水         真空低停机
事故经过：
2004年5月7日1:00分，因2号机机组真空至-0.0845MPa，2号机副司机对2号机射水箱进行换水工作。开启2号机循环水至射水箱补水门及2号机1号射水泵出口管回收水门，并调整保持其合理开度；在现场换水工作未完成的情况下，回主控室向2号机司机做了汇报；1:30分1号机司机准备去巡检时，2号机司机向1号机司机进行口头交代，巡检时帮忙停止射水箱补水。1:50分1号机司机巡检回来答复已停止射水箱补水，实际因2号机司机未给1号机司机交代具体的补水操作方式，1号机司机误认为2号机的补水操作是通过射水箱溢流的方式进行的，因此只关了2号机循环水至射水箱补水门，未关闭2号机1号射水泵出口管回收水门（导致2号机射水箱水位在不断地下降直至水位低于射水泵入口管吸入口）。2:25分2号机副司机监盘中发现2号机真空下降迅速，检查发现2号机2号射水泵联动，1、2号射水泵电流表摆动，迅速就地检查发现2号机射水箱水位低，立即开启补水门，并联系值长减负荷，负荷减至15MW时退高加汽侧及中、低抽，并立即通知双减接带负荷，汇报值长。2:30分2号机低真空保护动作，机组停机，并完成2号机停机其他操作。3:05分接到启动2号机命令， 3:54分2号机并网。
事故原因：
在进行2号机射水箱换水工作时，有规定未执行，未填写操作票、无操作监护人、监盘不认真未及时发现真空地变化、操作人员责任心不强、操作中途随意更换操作人、车间对操作票的执行监督管理不到位。
事故教训及防范措施：
1.        完善射水箱水位监视装置。
2.        各班组认真学习《热电厂操作票管理制度》。
3.        学习落实《汽机车间干部走动式管理制度》及《汽机车间巡回检查制度》（重点落实不间断巡检的要求）。

超速试验前掉闸                致机组轴振超标
事故经过：
2004年8月16日小夜班，3号机第四次开机定速做各项开机试验完毕后，21：06准备做超速试验，解列3号机，按开机方案，先做两次掉闸试验； 21：10 3号机做试验：远方掉闸，主汽门关，21：45 手动启机冲至3000r/min，22：07 3号机做试验：就地掉闸，主汽门关，22：18 转速降至900r/min，手动启机升速，22：21 转速升至1750r/min临界区，2瓦振动X值327mm，高压缸后汽封以及油档处碰磨有火花，就地打闸停机。
事故原因：
在超速试验前的两次掉闸试验过程中，由于未能及时恢复机组转速至3000r/min,而导致在分别做远方及就地掉闸正常后，转速均降至临界转速以下才恢复挂闸、升速、定速至额定转速，而使机组反复过临界，造成振动数次超标，并有扩大现象，对机组安全运行产生了不良影响。
事故教训及防范措施：
1、修订3号机超速试验操作票，针对掉闸后应从多少转开始恢复升速做出明确规定。
2、组织各班组学习修订后的超速试验操作票。

动力值班员睡岗                除氧器水位过低
事故经过：
2004年11月28日凌晨08时57分，动力站除盐水供水压力由2.0MPa降至0.8MPa，除氧器给水压力由6.0MPa降至3.0MPa，值班员贺广军发现1、2号除氧器水位低至50厘米，将1、2号除氧器水位调门前手动门全部开启后水位仍未见有上升趋势，随后投入3号除氧器运行。09时15分除盐水和给水压力恢复正常。
事故原因：
1.        值班员贺广军睡岗除氧器水位降低时未及时发现。
2.        值班员贺广军对系统不熟悉，延误了处理事故的时机。
3.        动力站除氧器水位计无高低水位报警。
事故教训及防范措施：
1.        完善动力站给水除氧岗位水位报警装置，实现动力站给水除氧岗位和双减岗位集中控制。
2.        加强动力侧运行人员的技术培训。
3.        车间值班干部每天夜班对动力站人员进行劳动纪律检查。
4.        电厂侧汽机运行班长加强对动力值班员的管理。

轴瓦温度超                给水泵频联
事故经过：
2005年12月8日12：07分，3号机5号给水泵运行中跳闸，监盘值班员班组技术员任艳伟发现跳闸后通报司机黄汉添进行处理，任艳伟先对跳闸的5号给水泵进行了复位操作，手动启动6号给水泵成功，此时，司机黄汉添发现5号给水泵电流表摆动一次重新归0， 立刻解除5号给水泵连锁状态（置COMPUTER切换为MANUE状态）；另一名3号机副司机刘俊兰到现场检查启动的6号给水泵均正常，并对跳闸的5号给水泵进行检查，发现5号给水泵供油温度53℃（规程规定38——42℃），向司机黄汉添进行了汇报，此时司机黄汉添、班组技术员任艳伟对5号给水泵检查发现1、2、3、4瓦的温度均由高开始处于下降阶段；班长李辉接到3号机通知后联系给水泵值班员熊桂英，此时1号给水泵低水压联动，班长李辉在确认6号给水泵已经正常启动后、给水压力已经正常后安排给水值班员熊桂英停止1号给水泵，并且来到3号机现场进行协助处理以及原因分析；12：15分班长李辉通知车间技术员到现场
事故原因：
5号给水泵跳闸后生产运行科、汽机车间、热工车间、电气车间工程技术人员来到现场进行数据采集以及原因分析工作，经过调查，5号给水泵电气侧掉闸原因为“DCS掉闸”——即没有电气保护动作，属于正常DCS操作或是DCS跳闸引起；汽机车间在数据收集分析后发现5号给水泵跳闸原因为2瓦回油温度超过65℃保护正确动作跳闸（记录表明：5号给水泵2瓦回油温度从10：40分49℃开始缓慢上升直至12：07分达到65℃）；5号给水泵首次2瓦回油温度超过65℃跳闸后因为处于连锁状态（置COMPUTER），此时因低水压连锁动作5号给水泵重新联动，因2瓦回油温度仍然超过65℃再次跳闸，直至司机黄汉添解除5号给水泵连锁状态（置COMPUTER切换为MANUE状态）
事故教训及防范措施：
1.        5、6号给水泵1、2瓦回油温度设置60报警；
2.        将运行的5号或6号给水泵的“COMPUTER”状态切至“MANUAL”状态；
3.        实现5、6号给水泵运行时因1、2瓦回油温度高至65跳泵情况下，跳闸给水泵处于“COMPUTER”状态时不发生任何原因的再次联动的联锁回路设置；
4.        学习落实《汽机车间干部走动式管理制度》及《汽机车间巡回检查制度》；
5.        进行车间全员范围内的岗位责任制学习。

出口逆止门不严                给水泵频繁启停
事故经过：
2006年3月21日大夜班运行一班在正常切换给水泵过程中出现了异常现象（5号给水泵在停止后开启出口门的过程中引起低水压，造成2号给水泵联动，2号给水泵联动后，班组在进行切回5号给水泵运行的操作过程中造成4号给水泵汽化带不上负荷，又进行了切换4号给水泵为3号给水泵运行的操作），操作经过如下：
        2006年3月21日7：05分运行一班进行定期切换工作，准备操作票（操作票未按车间规定进行打开5号给水泵再循环门，同时也未按车间规定进行打开1、2、3、4号给水泵再循环门的操作——汽机车间防止给水泵汽化操作规定，经过调查后仅4号给水泵再循环一、二次门在开启状态，1、2、3号给水泵再循环门均是一次门关闭、二次门开启状态）后按票启动6号给水泵，检查正常后关闭5号给水泵出口门，此时DCS显示给水压力14.6MPa，停止给水泵后班长任艳伟观察到5号给水泵在出口门关闭时出口侧压力为1.0 MPa，并且听到现场5号给水泵逆止门截流声音很大；
        操作人员继续进行操作，打开5号给水泵出口门恢复5号给水泵备用状态，在开启出口门过程中DCS显示给水压力由14.6MPa下降至13.3MPa，司机何江勇对讲机命令现场操作人员关闭6号给水泵再循环门提升给水压力，现场就地压力显示5号给水泵出口压力为12.5MPa，并且5号给水泵逆止门截流声音很大，此时一期侧2号给水泵低水压（13.1MPa）联动，运行人员观察到1号给水泵在此过程中最高电流上升至192A，2号给水泵联动后1号给水泵电流下降至正常；
        2号给水泵联动后，因值长认为6号给水泵运行给水压力偏低，命令岗位值班员仍然切回为5号给水泵运行，此时，在1、2、4、6号给水泵运行的情况下，班长及3号机人员启动5号给水泵运行，给水压力迅速上升至15.2MPa，并且随着6号给水泵的停止，给水压力开始下降，给水泵值班员熊桂英在此过程中观察到给水压力下降至14MPa，同时4号给水泵电流下降至92A，回报赶到现场的班长后，启动3号给水泵，停止出现汽化现象的4号给水泵运行；
事故原因：
1.        2号给水泵低水压联动原因分析：通过上述事件调查过程，2号给水泵低水压联动是低水压连锁正确动作引起，低水压的原因在于当时进行的操作——开启5号给水泵出口门引起，根本原因在于5号给水泵出口逆止门关闭不严密，在开启出口门过程中高压给水系统从出口门、出口逆止门泄压，从而造成高压给水系统压力整个下降；另外班组在操作过程中现场听到了较大的截流声音，其来源也在5号给水泵出口逆止门；
2.        4号给水泵汽化原因分析：4号给水泵由于在大修中返厂，泵的参数略有改变，出口压力稍有下降，但出力有了较大的提高，这样的改进导致了外界压力较高时4号给水泵会出现汽化的现象——电流下降、带不上负荷，为此，车间对防止1、4号给水泵汽化做出了明文规定，要求在启动或是切换给水泵过程中必须打开运行给水泵的再循环门以防止汽化，但当班班组在本次操作中没有执行车间的规定，只开启了4号给水泵的再循环门，并未按要求打开1、2、3、5号给水泵的再循环门；同时由于出现5号给水泵停止后给水压力下降，班组在重新启动5号给水泵过程中实际上同时并列运行了1、2、4、5、6号5台给水泵，造成给水压力过高，直接导致了4号给水泵汽化；
事故教训及防范措施：
1、对5号给水泵出口逆止门进行解体检查，并且予以更换，以排除设备故障，消除逆止门不严的隐患；
2、对运行人员没有严格执行车间防止给水泵汽化的管理规定的错误做法进行批评指正，在全车间范围内针对本次事件进行教育培训，消
除运行人员的错误做法；

safety

设备事故
热电厂“2.25”汽轮机飞车事故
事故经过：
1999年2月25日，乌石化热电厂汽机车间主任薛某、副主任顾某与汽机车间15名工人当班，其中3号汽机组由司机曹某、副司机黄某和马某值班。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4lMW甩到零。转速飞升到3159r／min后下降。薛某检查机组振动正常，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，就命令黄某复位调压器，自己去复位同步器。顾某在看到3号控制屏光字牌后同意维持空转、开启主汽门，并将汽机热工联锁保护总开关切至“退除”位置。黄某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。薛某看到机组转速上升到3 300r／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。薛某和马某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3 800r／min时，薛某下令撤离，马某在撤退中，看见的转速为4500r／min。约l时40分左右，3号机组发生超速飞车。
事故原因：
1.        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。
2.        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，3号机组操作人员对操作顺序不明确；同时操作时主观相信抽汽逆止阀完好，未关闭电动门就解列调压器，造成实际上的无序操作，是机组超速飞车的次要直接原因。
3.        在事故处理中，司机曹某在关闭抽汽电动门时没有确认阀门关闭情况，低压抽汽电动阀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，导致低压蒸汽倒流，是飞车的间接原因。
事故教训及防范措施：
1.        严格设备验收制度，对重要设备阀门进行定期检查和维修。
2.        对运行规程进行补充完善，充实和细化操作中事故预案制定及发现异常情况时的应急处理措施。
3.        建立健全汽轮发电机热工联锁保护、定期试验制度和试验方法，确保热工连锁保护完好。完善定期试验制度以明确热工连锁保护，明确维护和试验人员与汽轮发电机组运行人员的责任，采取从保护热工联锁保护源头实际发讯的试验方法，避免由人为短接接点的方法做试验不能充分保证热工保护整体动作可靠的问题。
4.        改进设计方案，不断完善汽轮发电机组的保护系统。抽汽式凝汽机组的调节保安系统，应保证在汽轮发电机组甩负荷和故障停机的任何情形下，除应当迅速关闭主汽门调速汽门外，还应同时关闭与抽汽关联的调速汽门(或旋转隔板)，以防抽汽逆止阀不严，由外网蒸汽倒汽造成机组超速飞车。在热工保护方面，为防止抽汽逆止阀不严，建议应考虑装设关闭时间小于1秒的快关阀，接入抽汽水压联锁保护中，以实现抽汽水压联锁保护双重化。为防止运行人员事故时误操作，将抽汽供热电动门接入热工保护的抽汽水压联锁保护中。当发生发电机跳闸甩负荷或发电机故障停机时，不但关闭抽汽逆止阀，同时还关闭供热电动门以切断汽源，防止汽轮机抽汽倒汽引起飞车事故.
5.        进一步完善和落实各级安全生产责任制，真正做到安全生产人人有责。要严格执行岗位责任制，严格理顺生产操作程序，既要防止不到位，也要防止越位，职责必须明确。

给水泵电流异常                平衡盘磨损严重
事故经过：
99年10月8日上午11点值班员冯国新发现动力2#给水泵电流上升到50A，对系统全面检查未发现异常。随即停止2#给水泵，运行三号给水泵，经电气人员对电动机单试后未发现异常，通知汽机给水泵值班人员可以运行，下午19点40分值班员阿依古丽启动2#给水泵发现电流到60A， 已超过红线，立即停泵，经检修解体检查，发现平衡盘严重磨损。
事故原因：
1、设备检修质量不高，未保证设备运行周期。
2、频繁启动给水泵。
3、运行人员巡检不到位，判断失误。
事故教训及防范措施：
1、        严格执行设备的试运行和验收工作；
2、        对试运中泵电流的异常升高（即使数值不大）应予以充分重视，认真查明原因后，方可重新启动；

safety

火灾爆炸事故

热电厂3号机油系统着火事故
事故经过：
2000年8月17日22：36汽机车间主任张某某在列行巡检至3号机二瓦处时发现中箱二瓦油管法兰向外冒油，立即跑到3号机主控室通知当班司机立即打闸停机，随即三号燃起大火，火焰从零米烧到汽机主厂房房顶，三号机立即远方打闸停机，按油系统着火、紧急故障停机处理；同时通知值长，并向消防队报火警。同时汽机人员及锅炉人员用干粉灭火器进行灭火，此时在1号机干活的检修人员也赶来帮助灭火；汽机班长杨某为防止火势扩大影响至主油箱，危及3号机组的安全，打开事故放油门进行放油，约十几分钟后将火扑灭，无人员伤亡。
事故原因：
1.        经检查发现3号机二瓦进油管线法兰的耐油石棉垫破裂，管内的高压油外泄到气缸及蒸汽管道上导致汽轮机起火。
2.        车间对检修后设备质量验收把关不严。
事故教训及防范措施：
i.        将油系统法兰垫更换为高强石墨垫，防止因垫片质量问题，引起润滑油泄漏。
ii.        现场加装监视仪器，24小时进行现场监控，出现异常，确保能进行及时处理。
iii.        进行油系统着火的预案培训及演练工作，提高运行人员的防范应急能力及风险意识。

clarkhunter

收藏了，多谢楼主

beijixing20000

学习事故，吸取经验

湖海散人

在失败中前进

cuidan930

热电厂汽机事故案例