皖能合肥发电有限公司不安全事件案例汇编(20122014年度).doc

安全监督部
2015年6月

不安全事件汇编
[2012-2014年度]
皖能合肥发电有限公司

前 言
6月份，是第十四个安全生产月。今年安全生产月的主题是“加强安全法治保障安全生产”。党的十八届四中全会通过了《中共中央关于全面推进依法治国若干重大问题的决定》，《决定》对全面推进依法治国、加快建设社会主义法治国家具有重要意义，对安全生产工作法治化明确了方向。
　　习近平总书记指出：“安全生产人命关天，发展绝不能以牺牲人的生命为代价。这必须作为一条不可逾越的红线。”安全生产是事关群众生命财产安全的大事，必须常抓不懈。但在实际工作中，重生产、轻安全的现象极其普遍，往往是有了事故才能引起重视，这时宝贵的生命已无法挽回。安全生产工作必须形成一种常态，由重事后处理变为重事前预防，而要实现这点，依法治安是关键。只有通过强有力的法律保证，才能实现本质安全。重特大事故的发生，根源往往在于安全生产法律法规没有得到有效的贯彻执行，打非治违不力。
　　加强安全法治，首先是要建立健全安全生产法律法规和各项规章制度，让安全生产工作有法可依、有规可循。2014年，新修订的《安全生产法》刚刚颁布实施。今年，国务院办公厅又专门印发了加强安全监管执法的意见。为配合全国安全生产月活动的开展，公司安全监察部组织编写了本不安全事件汇编，作为职工在安全月期间及今后时期安全学习教材。通过对这些事故案例的学习，我们应当更加清醒地看到“违章是事故的根源”这一论断。一时的疏忽大意或麻痹侥幸都可能造成极其严重的后果。希望通过学习，结合制定并实施反违章行动计划，使全体一线员工及生产管理人员切实做到 “反违章从我做起”，形成“关爱生命，关注安全”的良好氛围，不断提高全体员工的安全意识和综合素质，不断提高全系统的安全生产水平。
安全管理是持续不断的工作，公司全体员工都要要充分认识到其长期性和易反复性。抓安全工作要持之以恒、常抓不懈，要使全体员工将安全意识铭刻于心，认识到安全、发展、希望的关系。为此，公司安监部将不断对事故案例进行更新和补充，也希望得到全体员工的响应和支持。

皖能合肥发电有限公司
安全生产委员会
二〇一五年六月

皖合公司安监部编制 内部资料，请勿外传
2012年度
（一） 一类障碍1起
6月27日10:30 ，#5机主变区域发出一声巨响，并有一股淡黄色烟雾，集控室事故警报响，4805开关、#5机MK开关、651开关、652开关、051开关、052开关闪光，#5机负荷到零，#5炉PCV阀动作，“MFT动作”、“汽机跳闸”、“发变组差动动作”、“主变差动动作”、“主变间隙零序跳闸”光字牌发出，#5机厂用电快切动作。集控运行人员立即检查主机、小机油泵自启正常，复位各跳闸开关，将#5机安全停机。检查主变差动保护动作，发电机遮断停机。就地检查发现#5主变高压侧B相避雷器下半部炸碎，碎片掉落在草坪上。后联系EPC找到备品，当晚组织抢修更换，于6月28日4:40机组并网。
事件性质:一类障碍
事件责任:技术支持部 胡 晖
原因分析:
1）、避雷器瓷套管在制造过程中有缺陷，瓷套管内部有气孔或内部有损伤；
2）、避雷器瓷套管出厂后，在运输和安装过程中，受外力作用而受伤，在瓷套管的内部或表面产生细小的裂纹，安装投运后由于外部条件改变，绝缘下降，加上暴雨，引起电弧放电，造成短路接地，避雷器内部氧化锌元件局部严重过热，导致避雷器爆裂。
暴露问题:
1）、技术部点检设备管理不到位，产品本身在出厂、安装过程中质量有问题未能及时发现；
2）、点检人员定期工作执行不到位。今年制定的电气定期工作标准中明确规定金属氧化锌避雷器应“在交接及修后带负荷1个月内或高温季节1个月内进行测试”，查技术支持部没有进行此项工作，没把此类设备监控列入迎峰度夏的重点范围；
3）、EPC项目部在产品采购、安装试验过程中没能够及时发现避雷器质量问题，电建公司的试验报告显示不合格，没引起相关人员的重视。
防范措施:
1）、将主变高压侧炸裂的B侧避雷器更换，同时为防止A、C相同批产品有类似缺陷，也同时予以更换；
2）、两相避雷器在更换前均进行相关的试验，合格后安装；
3）、技术部在设备验收、施工监督、定期工作、点检、巡检等方面应严格按公司相关规定执行，安监部检查制度落实情况。
（二）二类障碍3起
1、6月9日12:20，#5机组负荷600MW，运行监盘发现#2高加水位突然升高，#2高加疏水调整门全开。#2高加危急疏水调整门联动开启，水位一直居高不下，立即降负荷至540 MW。技术部点检与运行人员一起，对高加进行在线试验，关闭高加进汽门，关闭各高加疏水调整门，关闭各高加危急疏水调整门；高加进水门保持开启状态。#1高加水位下降，#2高加水位上涨过快，#3高加水位下降。判断为#2高加管束泄漏，将三台高加隔离，进行管束找漏，发现#2高加有5根管束破裂，对破裂的管束进行封堵。封堵后进行注水找漏确定正常后于6月16日19:20恢复高加运行。
2、6月13日凌晨燃运部运行五班大夜班，接班道上余车30节张集煤，接班后正常卸车。凌晨3点左右，当迁车台在牵引车号为1681092 C70E空车时（系进厂夹带的空车），操作人员在监控画面发现迁车台接近空车线时溜车，立即用对讲机呼叫巡检和摘钩人员，此时保护动作，迁车台离空车线15公分没有对齐的情况下，溜到地面。燃运部接到运行汇报后，立即组织人员进行抢修，联系吊车将车厢东侧吊起放在轨道上，于凌晨5:35恢复运行。
3、6月28日，运行人员巡检发现#5机B前置泵自由端轴承室油质浑浊。检修人员到场后，测轴承振动、温度正常，换油时发现油杯内有铜粉屑。7月13日，停泵检查发现，内侧轴承保持架磨损严重，外侧轴承则无明显磨损。更换轴承FAG7319两只后启动运行正常。
2013年度
(一）一类障碍(5起)
1、8月2日#6炉水冷壁泄漏，停炉停机处理
8月2日13:20，集控人员巡检时在#6号炉前墙A侧燃烬风人孔门处发现声音异常，通知炉检人员就地进行听声判断，并打开附近观火孔，确认炉膛水冷壁有泄漏现象。8月3日7:05停炉消缺，对燃烬风下口7根水冷壁进行了更换。检查中同时发现V25吹灰器下口第二根让管胀粗泄漏，也予更换。8月5日18:30#6号锅炉进水后点火成功，11:34#6机挂闸冲转，20:40并网。整个缺陷处理过程历时59个小时。
事件责任：锅炉分场
原因分析：
1）、燃烬风下部弯管固定块在焊接时存在缺陷造成运行中泄漏。
2）、燃烬风处浇注料脱落，造成受热面吹损。
3）、V25吹灰器下口处水冷壁管内部存在异物堵塞造成管壁超温泄漏。
暴露问题：
1)、EPC在机组安装质量中存在缺陷。
2）、东锅供货存在缺陷。
防范措施：
1)、停炉重点检查炉膛水冷壁，特别是燃烧器、吹灰器附近管系是否有磨损情况，对浇注料脱落情况进行全面检查。
2）、检查水冷壁进口集箱内部是否有异物堵塞；
3）对临时更换的水冷壁弯管重新更换为标准弯管。
2、#6炉B一次风机动叶连杆断，造成失调，电机过流跳闸，锅炉RB动作， 后由于调整不到位、不及时，引起炉膛压力低保护动作，锅炉MFT
8月12日22:13, #6机组负荷575MW，六台制粉系统、脱硫、脱硝投入运行、协调控制、RB保护正常投入,引风机、送风机、一次风机运行正常。22:13:48 监盘发现#6炉B一次风机电流由150A快速上升至337A，A一次风机电流由148A降低至74A。一次风母管压力由9.5KPa升高至12KPa。立即解除A、B一次风机动叶调节自动，手动降低B一次风机动叶开度但电流无下降，增大A风机动叶开度。 22:16:56 B一次风机跳闸，锅炉RB动作，D、E、F磨煤机相继跳闸，手动将A一次风机动叶开度由45%提高至50%。 22:17:08 #6炉MFT保护动作，FSSS首出"炉膛压力低低"。 22:40 #6炉进行吹扫，23：30 #6炉点火，与此同时，锅炉对#6炉B一次风机动叶执行器连杆检修。01:50 #6机冲转，02：35满速，02:38 #6机并网。
事件主要责任：锅炉分场
事件扩大责任：发电运行部
原因分析：
1）B一次风机基建安装质量较差、风机在调试期间就发现振动大，曾停运进行过几次检修，但一直未消除，且逐渐发展，尤其轴向振动对轴销产生拉伸作用，造成动叶连杆丝扣脱落，B一次风机动叶失控全开而过流跳闸。
2）运行人员切除一次风机动叶自动后未及时进行有效调整和处理。当RB动作时失去对一次风机的自动跟踪调整功能，致使一次风母管压力下降造成磨煤机出力大幅减少，使得炉膛总燃料量短时减少过多、燃烧急剧恶化，烟容遽然收缩，炉膛负压快速下降至3037帕，触发MFT动作。
暴露问题：
1）B一次风机由于基建时存在质量问题，锅炉检修人员在8月10日处理连杆销断裂时由于时间仓促，检查不够全面，遗留隐患没有发现。
2）发电部对一次风机前次出现的连杆问题及处理经过、处理方案，没有及时总结并下发到各值，下发的处理要点不具备操作性。
防范措施;
1)针对一次风机设备质量存在问题，锅炉分场应联系生产厂家，设法在本次停炉期间消除事故隐患。
2) #6机组重要辅机故障时，不得没有调整目的地去切除相关自动，以防RB动作后相关自动失去作用。必要时切除自动应做好事故预想，并能在辅机跳闸后及时增大运行辅机的出力。
3)针对#6机组发生的异常事件，发电部需立及进行汇总分析，制定有针对性的防范措施和事故预案，并迅速下发至各运行班组，督促各岗位认真学习。
3、#6机组高缸排汽压力高保护动作，触发汽机跳闸。
8月15日13:38:44，#6机组跳闸，SOE记录为"高缸排汽压力高"保护动作，引发锅炉MFT停炉。跳机前机组负荷650MW，主汽压力25.2 Mpa，主汽温度降至 537℃，高缸排汽压力4.9 Mpa，机组AGC和协调处于解除状态，汽机主控投入，为"汽机基本"方式。
事件责任： 热控分场 发电部
原因分析：
1）热控专业在机组基建移交后对保护定值梳理不仔细，未能及时发现高排压力保护设定值与汽轮机说明书中此设定值的差异，因而造成此次跳机事故。
2）#6炉给水流量测量孔板在基建时选型错误，各个负荷点给水流量比实际值低200～300 t/h左右，致使过热度调节修正水量一直在下限运行，#6炉汽温正常运行时偏低。
3）当班运行人员对给水调节系统不熟悉，无法判断给水流量上升的原因，频繁控制过热度，导致系统有扰动时给水流量上升且明显高于负荷对应的给水流量没有果断解除给水自动，在升负荷过程中发现给水流量异常时，没有果断采取停止升负荷等措施。
4）当班运行人员对机组协调方式不熟悉，解除AGC时仅仅解除锅炉主控自动，没有解除汽机主控自动，造成机组在汽机跟随方式，汽机主控直接调整主汽压力，导致调门全开。
暴露问题：
1）热控专业定值核查不到位。
2） 运行专业对新设备的操作能力有待提高，且各运行班之间需要加强交流，并进行差异化分析。
3）给水流量长颈喷嘴为基建遗留问题，未能及时解决。
防范措施：
1）在给水流量测量装置恢复正确之前，#6机组负荷量应不超过600MW为宜。参照上汽厂说明书，高排压力动作值由4.8MPa为5.69MPa。
2）组织相关专业重新梳理ETS保护定值，参照上汽厂说明书。
3）热控专业根据以往运行参数，适当修改协调系统的煤水比函数。
4）热控专业联系东锅厂和EPC，敦促其在#6机组检修期间更换给水流量测量装置。
5）运行中发现给水流量上升且明显高于负荷对应的给水流量时应果断解除给水自动，手动降低给水流量，变工况下给水流量异常时，应通过修改负荷上下限、调整BTU、调整过热度修正等手段干预参数的变化，运行中解除AGC时应将锅炉主控和汽机主控均解为手动。
4、#6机电动给水泵给水流量低且再循环门开度低于保护值，触发保护动作，机组跳闸
8月6日21:21:29，#6机组实发功率为70 MW，单电动给水泵运行。21:21:32，#6炉发出MFT跳闸，联锁汽轮机跳闸，MFT首出为"给水泵全停"，进一步检查#6炉电动给水泵跳闸，电动给水泵首出为"MFT"。21:21，电泵入口流量66t/h，电泵再循环调整门处于手动状态，开度5.3%。21:21:31，负荷71.9MW，电泵入口流量66t/h，电泵再循环调整门开度运行人员调整降低为2.3%，触发电泵入口流量低保护，电泵跳闸。
事件责任： 热控分场 发电部
原因分析：
1)、由于电泵入口流量孔板尚未安装，电泵入口流量一直错误显示为66t/h，未及时将保护切除。
2）、电泵首出逻辑条件"电泵入口流量低且在循环调整门小于5%"保护跳闸信号于6月14日19:40:41被电科院在调试时强制，导致电泵跳闸首出入口流量低且在循环调整门小于5%跳闸信号无法发出，误发为MFT跳闸。
3）、运行人员在机组正常运行时，此数据一直不变，值班人员长时间没有发现，致使隐患没有发现，更不谈采取措施防止异常发生。
暴露问题：
1）运行人员仅关注主给水流量，没有注意到电泵入口流量一直没变化，导致在调整电泵再循环开度时降得过多，引起保护动作；
2）热控人员对已移交投入运行的设备不熟悉，巡检力度不够，未能及时梳理出该流量孔板未安装的基建缺陷。
3）运行人员对画面上参数要敏感，发现不正常时要有不放过的思想。
防范措施：
1）、在电泵入口流量孔板未安装之前，将 "电泵入口流量低且在循环调整门小于5%" 电泵跳闸保护强制退出；
2）、督促EPC尽快完成#6机组未完工程，保证热力过程参数准确可靠，保护配置可靠；
3）、增设1台电泵入口流量变送器；
4）、全面核对#6机组保护逻辑，将电科院调试期间修改的逻辑和强制信号统计并讨论，确定适合#6机组的保护和参数，并通过#6机停机时间进行保护逻辑修改；
5、#6炉高温过热器出口堵阀自密封泄漏，停炉更换
9月18日09:20，点检人员在#6炉巡检过程中，发现#6炉高温过热器出口堵阀有轻微泄漏现象，立即对螺栓进行复紧，无明显效果，且随着时间的推移，泄漏量明显增加趋势。经公司领导同意后，申请停炉处理。9月19日0:35，发电机解列，机组停运。解体检查发现密封环已损坏，有一道贯穿缝隙，深度约3mm，宽度约2mm，同时阀盖及阀体密封圈腔室有麻点、凹坑等缺陷，衬环已变形，且表面凹坑、吹损严重。对阀盖及阀体密封圈腔室进行打磨消除麻点、凹坑等缺陷，并清理残留的密封填料。对衬环进行校正，并对上、下两个面进行精加工，确保平整无缺陷。更换自密封圈后回装， 9月22日17:00，6号炉点火启动，23日6:45并网带负荷，检查堵阀无泄漏。
事件责任： 锅炉分场
原因分析：
1）、密封圈制造尺寸有偏差（内径大2mm），内部可能有裂纹、气孔等缺陷。
2）、检修人员没有按堵阀密封环安装工艺进行，没有将密封腔室清理干净,致使细碎杂物进入密封环与腔体之间，影响密封环的密封效果，密封环受损后无法通过紧固消除泄漏。
3）、检修人员没有按标准在温态及热态工况下对堵阀压盖螺栓进行复紧，致使预紧力不够。
暴露问题：
1）、检修人员工作不细致，对备品检查不认真，对原厂备件过度信任，没有及时发现备品尺寸问题。
2)、检修人员工作过程中发现压环不平，没有汇报，没有处理，工作责任心不强，检修工艺不精，三级质量验收不到位。
防范措施：
1）、加强工作人员业务培训，提高业务素质。制定详细的工作流程，对工作每一步，点检员必须到场，严格把关。
2）、在锅炉分场内部加强责任意识的教育。
3）、严格把关对备品的采购、验收工作。
（二）二类障碍17起
1、2月6日8:52，#5机负荷485MW，锅炉ABDEF五台磨运行。8:57:15炉膛压力异常波动至+200Pa，运行检查各系统运行正常。8:57:30炉膛压力降到0Pa左右后快速变正，8:57:45炉膛压力达+800Pa，B引风机出现失速现象，电流由153A降低至74A，A引风机出力自动加至最大,电流上升至283A，但炉膛压力仍快速上升，运行紧急停运E制粉系统，负荷降至380MW稳定运行并投等离子稳燃，最终炉膛压力升至+1823Pa后逐步恢复正常。检查为增压风机入口正压波动较大时，自动跳停，操作人员先开大增压风机动叶，后误将动叶关小至0，引起B引风机失速。原因查明后，启动B引风机，逐步增加B引风机静叶开度，11:00B引风机并列运行正常，机组逐步恢复正常运行。
事件性质：二类障碍
事件责任：武汉光谷科技环保有限公司合肥分公司
原因分析：
1) 、在增压风机入口压力变化导致动叶自动转为手动时，主值班员操作不够冷静，思想不集中，未能按照压力变化方向正确地进行动叶调节。且在关小动叶过程中存在幅度较大、调节后没有检查参数变化情况，是导致本次事件的主要原因。
2) 、增压风机入口压力测点信号处理仅为滤波处理，未增加一阶惯性环节，信号变化过快，易与增压风机动叶调节形成互扰，引起增压风机自身调节振荡。
3) 、旁路挡板封闭后，增压风机自动调节品质无法满足无旁路方式下与引风机串级调节的需要，增压风机自动控制调节精度不高，瞬间超调量过大，引起增压风机入口压力大幅度变化转为手动调节。
暴露问题：
1) 当班运行操作人员上班时间思想不集中，操作错误不能及时发现并纠正。在处理好后曾两次电话询问值长主机是否有操作，但一直没有将自己误操作及设备异常情况汇报，存在隐瞒不报的侥幸心理，（在此过程中，值长安排各单位对主机进行原因查找）给事故处理与系统恢复造成了延迟。
2) 当班运行人员平时在运行当班时未能加强对增压风机动叶调节异常的事故预想及处理演练。事故发生后，运行人员事故处理经验不足，能力欠缺，反映出脱硫运行人员在技术方面存在欠缺，培训工作有待进一步加强。
3) 脱硫主要设备的控制逻辑与参数设定存在不合理情况。
4) 增压风机入口风压波动范围在大修后变大，超过动叶调整自动退出值次数较多，此原因没有人去关注，导致自动经常退出。
防范措施：
1) 由于增压风机的动叶调整与引风机同属一系统，每一次调整均对系统参数影响，特别是增压风机自动退出后的调整，因此遇到此种情况调整时需与值长联系，或直接将脱硫增压风机的控制全部由集控进行操作，便于引风机与增压风机的联合调整。
2) 加强脱硫运行人员的业务与责任心的教育培训，吸取教训，并根据情况进行事故预想与应急演练。
3) 优化增压风机自动调节品质，对增压风机动叶控制PID参数进行重新优化，减小瞬间动态超调。
4) 完善增压风机入口压力测点信号处理方式，增加一阶滤波环节。
5) 在增压风机动叶操作控制回路增加禁止反向操作防误闭锁。

2、2月22日09:20，#5机组负荷530MW， B引风机轴承水平振动在5mm/s～ 7mm/s间波动，且有上升趋势。同时电机轴承温度开始上涨，最高76℃，紧急停运引风机进行检查。解体发现叶轮压盘螺栓全部断裂（共八只，M24*90,8.8G），叶轮内孔磨损0.5mm，主轴承装配轴头磨损0.6mm，后经临时加垫片处理，其它轴承组及电机轴承基本完好，至2月23日21时检修工作结束，开启风机运行正常。
事件性质：二类障碍
事件责任：技术支持部
原因分析：2月6日增压风机误关动叶，引起B引风机失速，导致引风机入口气流严重不均，叶轮振动增大，使叶轮压盘螺栓承受较大的交变拉力。由于各螺栓预紧力不一致，预紧力最大的螺栓最先出现失效断裂，其它螺栓在后期运行过程中，由于引风机变频的投入，不时产生共振，最终压盘螺栓全部断裂，风机叶轮与轴产生松动，导致叶轮内孔与主轴承装配轴头磨损，振动突然加剧。
暴露问题：2月6日由于增压风机动叶全关的误操作，使得引风机失速时振动增大，对失速造成的设备损坏隐患估计不足。
防范措施：本次设备振动大是由增压风机的误操作引起，对设备的损坏也在检修时进行初步处理，因此要利用计划检修时机对B引风机临时处理的措施进行彻底处理，同时对也应对A引风机进行相应的检查，防止同样问题发生在A引风机上。

3、5月8日，检修人员巡检发现#5机组B汽泵传动侧机封密封回水短接处地面有少量渗水，检查水温正常。5月9日上午检修人员将滴水引入检漏管。14:20检漏管突然大量喷出汽水，就地检漏管测温108℃，判断机封大量泄漏，停运B汽泵，更换备用芯包后正常。
事件性质：二类障碍
事件责任：技术支持部
原因分析： 5月16日机封（弹簧式）解体，检查静环磨损且有偏磨严重，高点磨损量：0.5mm，低点磨损量1.5mm（新机封安装测量静环高度：3.1mm）。因此机封的弹簧预紧力过大且不均匀，机组升降负荷时弹簧的补偿性较差，造成机封偏磨，当偏磨到一定程度时，密封面实现不了密封功能，出现大量漏水。
防范措施：（1）机封形式更换为波纹管式机封，此类机封在机组升降负荷时波纹管补偿特性较平稳；（2）机封厂家安排技术人员到现场按照工艺安装机封；（3）以后在芯包整体返厂检修时要跟踪机封安装情况，并要求厂家提供检修数据,对更换的备品备件进行质量验收。
4、#5机B汽泵自由端机封泄漏，降负荷至300MW，更换备用芯包后依然泄漏，将芯包返厂维修，影响负荷约87小时.
8月4日0:17，#5机组负荷583MW，运行人员监盘发现#5机组B汽泵自由端机封密封水回水温度67℃，突然升至168℃，就地观察机封座与轴承室连接处两侧的散热孔大量喷汽水，随后停运B汽泵。1:20机组降负荷至300MW。检修人员及时到达现场，根据停运B汽泵泄漏情况，立即组织更换备用芯包。6:58检修工作开始，19:30分工作结束。20:00运行恢复B汽泵安措，21:00B汽泵冲转，22:30并泵运行，给水压力19Mpa，传动端密封水回水接口渗漏，密封水回水温度83℃，并随压力升高密封水回水温度相应升高，泄漏加大。随后停运B汽泵，8月5日上午将更换下的芯包紧急送至上海电力修造总厂水泵服务中心返修。8月6日6:00芯包解体，更换芯包两侧O型圈、自由端机封与自由端端盖，打压正常后装车返回。8月7日14:14工作结束。14:50运行恢复B汽泵安措，15:50B汽泵冲转，16:00机组负荷300 MW，18:00负荷580MW，机组恢复正常。
事件责任：汽机分场
原因分析：
8月4日发生泄漏的B汽泵芯包系A汽泵原装芯包，曾于2011年5月前返回上海电力修造厂维修，内容为更换自由端大端盖（靠近密封衬套处有铸造缺陷），2011年8月安装在B泵上，10月份因密封泄漏更换下来；2011年11月再送上海检修，2013年5月9日再次安装在B泵上，8月4日发生泄漏，因此该汽泵芯包两次返厂检修后在线运行均没有超过3个月，因此可判定两次维修均存在质量问题。B原装芯包在2011年10月至2013年5月安装在B泵上，使用时间近20个月，说明维修质量正常。5月9日后更换下来的B原装芯包，点检人员没有在衬套处发现泄漏痕迹，在咨询上海电力修造厂相关人员并收到传真明确无需返厂后，由配套机封厂家来人指导安装更换机封。
暴露问题：
1）A汽泵原装芯包两次厂家维修后运行周期较短，时间不超过3个月即发生泄漏，远没有达到正常芯包的使用周期，因此维修质量存在严重问题。
2）对5月9日更换下来的B泵原装芯包，汽机点检员及点检长对芯包泄漏可能存在的缺陷重点没有足够的把握，轻信厂家承诺，说明专业技术人员对设备性能不能掌握。
3）芯包返厂维修期间，汽机专业未安排人员进行现场监造，未能对维修情况进行实时跟踪，对返厂检修项目和质量放松管理，一味信任厂家，技术部及汽机分场相关领导对返厂检修的设备维修质量缺乏重视，对几次维修后使用情况没有有效跟踪与反馈，造成维修后的设备没有达到使用要求及失去备用。
防范措施：
1) 汽泵芯包返厂检修应安排专人跟踪监督，让厂家提供检修数据，对更换的备品备件进行质量验收和见证。
2) 点检员加强芯包检修工艺的学习或培训，提高分析判断能力。
3) 无论是设备检修还是运行，只要有任何疑点，均必须弄清原因，真正做到"四不放过"。各专业均应加强对重要设备的精密点检和劣化分析工作，确保设备始终处于良好可靠状态。
5、#6炉启动后加负荷过程中，两次由于电袋除尘器A、B列袋区差压较大，造成B引风机失速，机组降负荷
8月7日10:58 ，#6机启动后逐渐增加负荷至500MW，B引风机突然失速（A、B侧动叶开度83%、85%，A、B引风机电流716A、395A），炉膛正压（干渣机观察孔向外喷火，头部脚手架跳板烧着），立即停运D、F、C磨，煤量降至120T/H，降低送风，调整炉膛负压正常，负荷最低降至230MW。11:50，在排查过程中， A、B引风机处理正常后并列，逐渐增加机组负荷。13:40，当#6机负荷带至460MW时，再次出现引风机失速现象，运行人员紧急处理后，逐渐加负荷至350MW稳定运行。后经反复排查，发现电除尘进出口压差较大，除灰运行就地检查发现电袋除尘器有堵塞现象（就地压差大，但上位机显示压差正常），就地振打器与反吹电磁阀均不动作，通知电气进行检查。同时，将除灰PC开关室#6炉电磁脉冲阀控制柜脉冲"自动"切换"手动"就地进行吹扫，检查为#6炉电袋除尘器IPC故障造成上位机失去控制，断电重启后#6炉电除尘控制系统恢复正常，电除尘上位机各室压差均正常显示，投入脉冲自动运行，15:00左右调整各室脉冲阀间隔时间，各室压差由均降至正常值（400～800Pa）。15:20A列除尘器阴极振打经检修处理投运，B列除尘器阴极振打故障无法消除，经与厂家联系为软件故障。
事件责任：电气分场 发电运行部
原因分析：
1）、#6炉电除尘振打控制器存在软件故障，导致振打与吹灰指令不执行，但除灰上位机与监控画面上的运行状态却是正常的。从机组启动一直持续到就地发现问题，时间1天多，造成布袋区的灰阻增加，B侧压差较大，最后必然导致B引风机失速，是这起事件的诱因，也是直接原因。
2)、除灰运行人员从机组启动后一直没有人员到就地检查设备运行情况，只凭监控画面就断定运行情况正常，使得异常情况长时间没有发现，是这起事故扩大的主要原因。
暴露问题：
1）、#6炉电袋除尘器，厂家未给相关运行注意的参数及调整事项。检修人员调试时没有跟踪，对设备不了解，对程序不清楚。
2）、技术部对设备划分不清楚，事件发生后，电气与热控还为PLC归属问题进行商讨。
3）、运行人员对巡回检查制没有认真执行，8月5日18:55点火，至7日11:55才检查到振打器不动作，时间41小时，经历多个值，没有一个人到现场巡检。
4）、对袋区压差与锅炉风烟系统联系的敏感度不够，运行分析能力不足。
5）、过度依赖自动控制系统，上位机显示正常，但就地发现阴极振打和脉冲阀停运。
防范措施：
1）厂家对控制器软件进行修改或重新安装（已完成）
2）发电部加强对巡回检查制的管理，重要区域设置巡检记录本，并随时检查。
3）电气分场与技术部加强对新设备运行与维护技术的研讨与学习，加强规故障判断和处理的能力。
4）发电部抓紧印发相关规程与系统图，并发送到运行各岗位。
6、#6炉B一次风机动叶连杆销断裂，动叶开度失控，电机过电流保护跳闸，机组RB
8月10日17:53 ,#6机组负荷543MW,#6炉B一次风机跳闸，RB动作，D、E、F磨跳闸。查事故前B侧一次风机电流由147A突增至337.5A，动叶开度指示75%，A侧一次风机电流由148A升至209A，动叶开度由51%开至70%，一次风压由10.5KPa瞬间降至4.9KPa，主汽压力快速下降，运行人员手动调整B侧一次风机动叶无效，立即采取措施保证运行磨正常，调整给水流量减缓汽温降低，同时调整A一次风机动叶，保证A一次风机电流在额定范围内。经锅炉检查后，确定为B一次风机蜗壳内动叶与液压缸连接销子断裂，造成动叶失去控制而全开，B一次风机电机过负荷跳闸。20:35办票处理好B一次风机动叶，校对动叶行程后，20:57 启动B一次风机运行正常， #6机组逐渐增加负荷。21:12 投入AGC，22:30 #6机组负荷620MW。
事件责任：锅炉分场
原因分析：
风机本身存在设备质量或安装质量问题，从机组调试过程中振动大，风机振动大，一直未消除，并逐渐发展，尤其轴向振动对轴销产生剪切作用，长时间应力疲劳，造成断裂。同样设备，A一次风机没有发生振动大情况。
防范措施：
1）、联系EPC及设备厂家，对B一次风机振动大问题拟定彻底解决方案。本次停机中实施。
2）、在隐患没有处理前，运行与检修加强设备巡检与参数监控，运行人员做好一次风机突发事故的预想和处置方案，并做好振动值记录；检修维护人员定期对设备进行检查测量与数据分析。
7、#6机组滑停过程中，由于两个煤仓几分钟内先后烧空，调整给水流量不及时，引起主汽温度下降较快，运行人员没有及时按规程规定要求及时降负荷停机，造成主汽温度急剧下降。
8月26日，#6机组滑停过程中，0:37负荷315MW，A、B、C、E磨煤机运行，AGC投入，总燃料量125吨，给水流量1118t/h，主汽温度449℃，调节级金属温度432℃。0:39 E磨煤机烧空仓断煤，给水流量1095 t/h，给煤量降至97 t/h，负荷降至287MW，调节级金属温度429℃，主汽温度429℃。0:41 C磨煤机断煤，给水流量降至964 t/h，给煤量82 t/h，负荷降至273MW，调节级金属温度426℃，主汽温度409℃。0:42切除AGC和协调，稳定给煤量84 t/h，关闭锅炉减温水。0:44调节级汽温随主汽温度快速下降。0:46降低A小机转速3000转，全开A小机再循环，A小机不出水，给水流量降至783 t/h，0:50主汽温度最低339℃开始快速回升，调节级温度快速回升。0:51退出A小机运行，给水流量557 t/h，给煤量84 t/h。1:06发现调节级金属温度开始下降，立即开启一抽逆止门前疏水、高压缸本体疏水，调节级金属温度回升，判断测点无问题，1:14调节级温度又开始下降，1:15打闸停机。
在停机过程中，蒸汽温度从393℃降至252℃，63秒内下降了141℃。调节级金属温度从358.85℃降至214.98℃，8分钟内温度下降了143.87℃。#1轴承振动自00:43:57主汽温度急剧下降后一直攀升，直至01:15:36振动值达到X；112um，Y；109um。
事件责任：发电部
原因分析：
1）、运行人员手动设定汽机主控输出，三分钟内由91.23%开至100%，此时发生两台磨煤机断煤，调节级蒸汽温度快速下降，运行人员在7分钟后才将汽机主控设置在92%，增加了主汽温度下降的速度。
2）在主汽温度快速下降时，运行人员没有执行"10分钟汽温下降50℃打闸停机"的规定，造成汽温下降过多引起调节级金属温度下降。
3）在C、E磨煤机同时断煤时，锅炉给煤量大幅度下降，运行人员没有及时降低给水流量，没有进行紧急停小机操作，操作滞后，造成汽温快速下降。
4）#6炉原煤仓料位计自投产以来没有安装。运行人员无法准确判断煤仓烧空的时间。
5）、煤仓煤位通过电话联系燃运人员目测，煤量不准确。造成后期C、E磨煤机几乎同时断煤，引起汽温快速下降；
暴露问题：
1）、原煤仓煤位未安装测量装置，运行人员无法准确判断煤仓空仓时间。
2）、运行人员在处理突发事件时，事故预想不够充分；机组进行重大操作时危险点分析不到位，没有严格按照停机预案执行操作。
3）、在燃料量大幅降低的时候，给水量操作过慢。
防范措施：
1）、加装原煤仓煤位测量装置，停机过程中运行加强与燃运沟通及煤仓就地检查，尽可能实时掌握煤仓煤位以指导锅炉燃烧调整；
2）、加强运行人员安全、技术培训，提高全体运行人员安全意识，认真落实"保人身、保电网、保设备"的措施要求。
3）、严格执行规程规定的"10分钟汽温下降50℃打闸停机"的规定，避免事故扩大造成设备损坏。
4）、发电部需要制作重大操作的操作卡，严格执行操作卡。
5）、针对此次异常事件，发电部认真分析并制定和修订有关防范措施，组织全体运行人员进行学习，充分认识到汽温快速下降对汽轮机带来的伤害，认真落实"运行二十五项反措"要求，提高运行人员在异常工况下的事故判断能力和异常处理能力。
8、#6机A前置泵传动侧轴承温度高，保护动作跳A小机，机组RB。
7月14日07:44，#6机负荷470MW，A小机前置泵传动轴承温度高报警（85℃），就地检查温度快速上升。07:53，A小机跳闸，RB动作，D、F、E磨相继跳闸，等离子自动投入，负荷降至308MW。煤量由210t/h降至94t/h,B小机转速由4774r/min上升至5110r/min，调门开度由31%升至95%，流量由770t/h升至1180t/h，B小机超调，立即手动将煤量逐渐加至150t/h，手动调整除氧器、凝器水位，09：35负荷310MW，投入AGC、一次调频。解体检查为带油环轴套(含轴承内圈)3颗M3止动螺栓松动，轴套向电机侧窜动，轴套与端盖磨擦，轴承内外圈错位，导致轴承温度突然升高，达保护值（100℃）。18:44检修工作全部结束，启动#6机A前置泵运行；18:52 #6机A小机冲转，19:44 A小机并列成功，机组带负荷正常后，投入RB保护。
事件责任：技术支部汽机
原因分析：
1) 由于轴套固定螺栓没有定位孔或定位槽，螺栓容易松动使轴套移位；
2) 轴套固定螺栓厂家组装时螺栓没有紧固；
3) 轴套固定螺栓没有防松动措施。
暴露问题与防范措施：#6机组A汽泵前置泵存在制造质量问题或设计问题，需联系厂家制定轴套固定方案。
9、#6炉A空预器进口烟气挡板电动门关闭，机组降负荷
7月10日20:45，#6机组负荷500MW，AGC投入总燃料量215吨。集控运行副值王运生发现#6炉A空预器进口烟气挡板电动门黄灯闪烁，汇报主值彭胜君该电动挡板门故障。主值彭胜君点开此电动挡板门状态，及时查看故障状态历史趋势。20:48发现#6炉炉膛负压变正（最大2000Pa），A空预器出口烟压、烟温下降，空预器进出口烟气压差变小，A引风机动叶开至85%，电流410A。判断为A空预器进口烟气挡板已关闭，立即点开该电动挡板门两次，未能打开。紧急停运上层D、F磨煤机，手动停运E磨煤机，保持三台磨煤机（A、B、C磨煤机运行），开大B引风机动叶，降负荷至300MW，维持炉膛负压稳定（正100Pa），调整各加热器、除氧器、凝汽器水位稳定。通知炉检，热控进行处理。后采取就地葫芦拉开进口烟气挡板，23:30 恢复正常，增加负荷，00:20 投入AGC。
事件责任：发电运行部
原因分析：经过热控人员调取历史信息操作查询，该空预器进口烟气电动挡板门关闭是（211）操作员站（彭胜君监盘）指令发出关信号，导致该电动挡板门关闭； 彭胜君在操作（211）操作员站画面设备时，可能误点击该空预器进口烟气电动挡板门关闭信号，造成该电动挡板门关闭；在发现该电动挡板门关闭时，及时点击打开信号，开启过程中，因启动力矩较大，将伺服机地脚螺栓挣脱（可能螺栓本身强度不够），导致挡板在风压作用下关闭，而执行器反馈却是全开。
暴露问题：
1) 集控运行人员在查询该电动挡板历史状态时，操作人员无意中触发了关闭信号；
2) 基建遗留问题，该电动挡板门伺服机地脚螺栓松动，基础不牢，关闭后无法打开。
3) 风门挡板电动执行器显示故障状态（经查为接地），给监盘人员造成干扰。
防范措施：
1) 加强监盘质量，精心操作，操作前一定要确认设备状态；
2) 组织运行人员对本次异常情况进行学习，提高调整处理水平；
3) 对#6机组类似缺陷进行梳理，尽快进行消缺和整体复验；
4) 优化此类挡板或阀门操作界面，增加开关操作确认按钮；或在机组正常情况下，在控制方案上增加防误关闭的逻辑。
10、