新厂安全生产事故案例汇编.docx

某电厂安全生产事故案例汇编

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目　　录

　案例1：2013年11月4日1#炉非计划停运事故
案例2：2013年11月18日1#机高压油泵故障事故
案例3：2013年12月20日输煤系统回转筛故障事故
案例4：2014年1月6日1#机运行异常停运事故
案例5：2014年1月18日2#炉一次风机溜瓦的事故
案例6：2014年1月19日1#炉2#引风机冷却水箱壳裂的事故
案例7：2014年1月23日1#机自动主汽门垫破损的事故
案例8：2014年1月27日1#炉发生爆管的事故
案例9：2014年2月16－17日1#机真空防爆膜破损的事故
案例10：2014年3月7日1#机停运的事故
案例11：2014年3月21日1#机停机的事故
案例12：2014年3月23日1#机停运的事故
案例13：2014年3月23日综合泵房积水的事故
案例14：2014年3月29日2#炉停运的事故
案例15：2014年4月4日2#炉渣仓满库
案例16：2014年4月7日2#炉因断煤停运
案例17：2014年5月8日2#炉结焦停运
案例18：2014年6月11日1#机炉停运
案例19：2014年7月5日2#炉启运后停运
案例20：2014年7月6日2#炉启运失败结焦
案例21：2014年7月21日2#机解列
案例22：2014年7月26日2#机解列
案例23：2014年7月29日2#机解列
案例24：2014年8月6日2#机解列
案例25：2014年10月5日2#炉3#给煤机故障停运
案例26：2014年10月15日2#炉、1#机停运
案例27：2014年11月8日甲侧碎煤机故障停运
案例28：2014年11月12日输煤系统2#皮带断裂
案例29：2014年11月16日1#炉排渣皮带停运
案例30：2014年12月15日2#机启机失败
案例31：2014年12月17日制粉车间水淹2#磨粉机
案例32：2014年12月21日1#炉炉内泄漏停运
案例33：2015年1月14日3#皮带停用
案例34：2014年2月3日－6日2#炉烧正压导致压火
案例35：2015年2月4日脱硫系统真空泵故障停运

案例1：2013年11月4日1#炉非计划停运事故
一、事故经过
11月4日新电厂1#机炉运行，经新旧电厂联络线117开关－115开关经后庄站至灵北站与系统并网，发电负荷为23000KWH。14时20分该炉出渣提斗机故障导致1－3#冷渣器停运，紧急安排老厂出渣工利用三轮车排渣；20时30分以后，该炉2#、3#、4#输煤皮带接连出现断煤现象，同时各运行主要参数（汽温535℃、压力7.53MPa、左右床床温738℃、742℃）开始持续下降，床压、含氧量则持续上升，实行降负荷运行；断煤现象未能得到有效缓解，21时18分该炉床压达15KPa、含氧量为20％，汽温358℃、压力2.86MPa、左右床床温308℃、307℃，被迫停运。
二、原因分析
1、2－4#三个输煤皮带持续断煤是造成该炉主要运行参数难以维持直至停运的直接原因，同时也是主要原因。
2、出渣提斗机提斗两侧面共有八个固定螺栓，只固定了四条（一侧两条），以致运行中发生提斗失衡、螺栓被切断、提斗脱落卡住链条，造成该炉冷渣器停运，被迫实施人工排渣。
3、事故排渣管口离地面较近，三轮车车斗放不进去，只能先排放在地面，然后人工倒入三轮车出渣，客观上造成排渣不连续和即时出渣量减少，该炉内存料加厚、床压持续上升，导致运行困难。
三、责任划分（略）
四、防范措施
1、新厂应充分借鉴老厂防止煤库存煤板结、入炉煤流动性差对锅炉下煤造成不利影响的有效方法，与外委单位及省电科院专家进行论证，制定切实有效的改善方案并尽快实施，以杜绝断煤缺陷造成的锅炉停运事故发生。
2、新厂机炉试运行期间，各专业负责人及运行人员要严格贯彻落实跟班盯岗、巡回检查制度，及时发现存在的安全隐患和设备缺陷，及时记录汇总并上报，及时传递外委单位及时予以整改。
3、新厂各专业负责人要强化对外委单位检修工作的现场监管、检查和考核工作，监管要全面、检查要从细、考核要从严，确保检修质量和完好投入率达标。
4、新厂要进一步强化对所属员工的业务技术培训，努力提高职工的业务技术水平，尽快适应新厂安全发电生产的需要。
案例2：2013年11月18日1#机高压油泵故障事故
一、事故经过
11月17日8时53分启动1#机，1#机炉运行。待该机主油泵投入正常后，运行人员分别于当日15时09分、15时14分、15时22分按照规程规定停用高压油泵时，发现安全油压下降，被迫持续投用高压油泵。18日4时30分运行人员发现高压油泵轴承密封圈处冒烟，尝试停用高压油泵发现安全油压又出现下降，经请示后关闭高压油泵进出口门，安全油压保持正常，于4时48分停用该高压油泵。
二、原因分析
1、经现场对高压油泵解体检查发现，该油泵轴承磨损严重直至抱死，是导致该高压油泵轴承密封圈冒烟的直接原因。
2、结合停用该机高压油泵安全油压下降，关闭高压油泵进出口门，安全油压保持正常的现象，分析为外委检修单位对作为A类检修项目的高压油泵整体解体性检查、维修、更换、试验工作不实、不细，不能发现并及时处理高压油泵轴承缺陷，该高压油泵逆止门关闭不严形成漏空，导致安全油压下降。
三、责任划分（略）
四、防范措施
1、外委检修单位要严格履行相关检修合同，严格按照电力行业标准与工作程序，认真执行主辅设备分级检修项目，确保新厂主辅设备安全可靠投运。
2、新厂各专业负责人要强化对外委单位检修工作的现场监管、检查和考核工作，监管要全面、检查要从细、考核要从严，确保检修质量和完好投入率达标。
3、新厂各专业负责人及运行人员要严格贯彻落实跟班盯岗、巡回检查制度，及时发现存在的安全隐患和设备缺陷，及时记录汇总并上报，及时传递外委单位及时予以整改。
案例3：2013年12月20日输煤系统回转筛故障事故
一、事故经过
12月20日早班，新厂2#炉、1#机运行。9时50分输煤组开始本班第一次上煤，按照输煤系统第三种运行方式启动所属设备，10时左右该组运行人员听到回转筛间有异响，现场查看发现乙侧回转筛电机减速器底座裂开，汇报当班值长、运行负责人，安排将输煤系统运行方式更改为第一种，启用甲侧回转筛。
二、原因分析
经现场查看，乙侧回转筛电机减速器底座发生断裂，传动齿咬合不完全，回转筛壳内机头、机尾处积煤较多。
根据现场现象，分析为：运行人员不能严格执行交接班制度，对回转筛内机头、机尾的积煤清理不及时，特别是机头传动齿处的积煤较多，致使该设备带负荷启动，传动受力增大造成该设备底座断裂。
三、责任划分（略）
四、防范措施
1、新厂各部门要切实强化对运行人员的安全生产教育培训，牢固树立“隐患即事故”的安全理念，切实增强所属员工的安全生产责任心，全面落实各级安全生产责任。
2、新厂及各职能部门要严格考核安全生产各项规章制度落实情况，特别是要强化对“两票、三规、三制”的执行考核，全面规范管理，安全标准操作。
3、建议为该回转筛电机减速器增加过载保护装置，另加装电流、电压表计并将参数传回控制室内，为运行人员操作提供参数依据。
4、建议对回转筛进行改造，按现场实际情况将回转筛整体加高、落煤斗加宽，被动受力齿轮间形不成积煤死角，并便于清理，确保设备正常运行。
案例4：2014年1月6日1#机运行异常停运事故
一、事故经过
1月6日新厂1#机炉运行，二班18时接班1#炉主汽温度530℃，主汽压力8.78MPa，床温824℃，下煤量为32T/H，1#机带负荷33MW，断煤现象频繁发生；19时21分1#炉三个给煤皮带同时出现断煤现象，主汽温度542℃，主汽压力7.27MPa，床温797℃，组织运行人员疏通下煤管，一时间难以有效缓解，采取投注油枪维持锅炉运行，降负荷至5.2MW；19时41分主汽温度492℃，主汽压力4.36MPa，床温501℃；20时22分至20时26分下煤量7T/H，前后持续断煤；1#机主汽温度、压力持续下降，20时30分主汽温度239℃、压力2.92MPa、负荷3.1MW；自20时36分起该机二瓦垂直振动由5丝起缓慢上升；20时40分该机二瓦水平、垂直振动分别为6.2、7.3丝，运行人员就地检测为8－9丝；于20时43分实施解列停机，直至22时16分重新并网运行。
二、原因分析
1、三个下煤管（1#下煤管故障停用）同时断煤不能得到及时有效恢复，投注油枪后对油压、流量、风量配比不当是造成1#炉主汽温度和压力持续下降的直接原因。
2、1#炉主汽温度和压力持续下降，运行人员不能严格按照安全运行规程要求果断实施紧急停机，是造成1#机二瓦振动超标的主要原因。
三、责任划分（略）
四、防范措施
1、新厂生产准备部要切实加大对入厂煤煤质的监管工作力度，断强化配煤管理，每班组织对入炉煤发热量、颗粒度、水分进行化验，确保合格燃料入炉；组织力量开展技术攻关，着力解决频繁发生的断煤现象。
2、新厂要狠抓职工素质工程、“三基”建设，切实强化对职工安全生产责任意识巩固、安全运行规程学习与考核，积极开展岗位练兵和应急演练，促进全员操作技能和应急处置能力提升，以强化素质保障安全生产。
3、新厂要严格执行“班前、班后会”制度，组织对每值当班工作开展情况进行分析、总结与讲评，有针对性的提出改进工作措施；严格执行“两票、三规、三制”等基本安全管理制度，强化落实与考核，促进安全生产取得实效。
4、生技科牵头、人劳科配合，结合领导干部“四熟悉、三必须”和“干部上讲台，培训到现场”工作机制，出台全员技术技能考核办法，建立考核题库，组织开展现场抽考和集中考试，与个人安全账户培训部分挂钩，实施奖优罚劣，充分营造“比、学、赶、帮、超”的业务学习氛围，全面提升干部职工的安全技术素质和现场履职能力。
5、调度室要强化对值长的管理和考核，努力提高业务技术素质和现场正确履职能力，强调严格执行逐级汇报制度，发生异常要冷静分析、准确判断、果断指挥，充分发挥调度职责，防止发生事故。
6、针对汽机、电气专业表计指示不统一、各种保护投退不按程序审批的问题，要求生技科组织新厂工程技术部进行摸底，以书面形式做出说明，并严格按照相关程序进行审批。
7、生活服务公司调整新厂班中就餐时间，要错开交接班时间，以确保运行人员严格、认真履行交接班制度，防止因就餐造成交接班制度流于形式。
案例5：2014年1月18日2#炉一次风机溜瓦的事故
一、事故经过
1月18日运行一值二班，发电部组织清理2#炉的下煤管， 20时55分启动一次风机于20时58分停运（振动值7.2丝），21时22分再次启动该风机于21时27分停运（振动值9.7丝）。19日运行二值夜班，接班后准备启动2#炉，3时54分启动该风机至4时04分掉，前轴瓦振动达10丝；4时10分启动至4时14分掉，前轴瓦振动14.2丝；6时44分启动至6时58分掉，前轴瓦振动17丝；7时19分启动至7时23分掉，前轴瓦振动13.4丝；7时28分启动至7时48分停；后现场检查发现该风机电机前轴瓦溜瓦，经外委检修做更换轴瓦与油封处理，给厂造成10万余元的经济损失。
调取后台参数：一次风机电机前轴承温度1月18日21时22分启动后最高值达145℃，19日夜班启动中于4时05分达最高值为162℃。
二、原因分析：
1、18日运行一值二班锅炉运行人员在启动一次风机前对该风机就地检查不实不细，不能及时发现该风机轴瓦油位低进行足量补充，导致该风机启动后因油位低、温度高最终造成该风机电机前轴瓦溜瓦。
2、19日运行二值夜班锅炉运行人员与上班人员交接不清，对该风机就地检查不认真，不能及时发现该风机振动超标原因，且多次启动导致该风机故障扩大。
3、外委检修单位对该风机各项保护数值（自1#炉复制）未及时调试校定，保护未能有效投入（振动除外），以致该风机电机前轴瓦温度超标保护不动作，也是造成该风机电机前轴瓦溜瓦的原因。
三、责任划分（略）
四、防范措施
1、发电部要切实强化全员工安全生产责任心和业务技术素质培训，严格落实“两票、三规、三制”，尤其要强化对巡回检查和交接班制度的落实考核，完善主辅设备运行、巡检、加油等各种表记记录，认真监盘精心操作，及时发现运行参数变化结合就地检查情况，确定存在安全隐患及时汇报及时整改，确保发电机组安全稳定运行。
2、检修部积极组织和督促外委检修单位认真消缺，尽快对主辅设备逐台逐项进行检验，校定各项保护定值并严格投退审批制度，保证主辅设备安全运行。
3、主辅设备运行出现异常，要严格按照运行规程规定操作，及时组织技术力量认真分析查找原因，积极排查消缺；故障原因不清、未能及时消除不得盲目启动。
4、调度室牵头，组织发电部、检修部针对该风机液耦与电机前后轴承油路系统存在缺陷进行整改，完善保护装置，并举一反三至其他主辅设备，保证设备运行正常。
案例6：2014年1月19日1#炉2#引风机冷却水箱壳裂的事故
一、事故经过
1月19日运行四值二班。运行人员发现1#炉2#返料风机冷却水漏，汇报了当班值长和发电部负责人，当班值长通知检修部进行处理。运行人员于22时04分停用1#、2#循环泵，为待检设备断水；22时44分启动1#循环泵于22时46分停用，22时49分再次启动1#循环泵；22时52分启动2#循环泵；后发现1#炉2#引风机冷却水箱壳裂。
二、原因分析
1、1#、2#循环泵同时停运40分钟，结合当日22时以后室外温度值较低，是造成1#炉2#引风机冷却水不循环以致该冷却水箱外壳冻裂的直接原因。
2、发电部负责人、当班值长对两台循环泵同时停用的后果预想不足，对所属设备冬季防寒冻措施检查落实不到位，是造成该设备冷却水箱壳裂的主要原因。
三、责任划分（略）
四、防范措施
实施检修工作需要停水、停电、停汽和停用设备时，必须结合关联系统进行全面计划，制定详细的防范措施并严格落实，特别是在冬季停用设备要做好防寒防冻措施，避免损坏设备。
案例7：2014年1月23日1#机自动主汽门垫破损的事故
一、事故经过
1月23日运行四值夜班，1时27分1#机并列；运行一值早班，接班时1#炉运行正常，床温887℃，汽温531.8℃，汽压8.9MPa；8时26分运行人员发现回料1#阀料位0.015 MPa，回料2#阀料位1.46MPa，灰温左侧660℃，右侧333℃，分析为右侧返料器不通；8时28分请示发电部负责人启动2#回料风机吹返料器，后床温862℃、汽温482℃、汽压8.14MPa开始持续下降，1#机被迫降负荷运行；8时30分以后床温下降过快运行人员控制不住，于9时16分投油枪（汽压3.37MPa，汽温395.8℃，床温292℃）；9时30分1#机停（汽压2.84MPa，汽温366℃，床温334℃）；10时以后1#炉主要参数回升至10时35分1#机暖管；12时30分撤油枪（汽压8.12MPa，汽温422℃，床温921.6℃）；12时37分1#机自动主汽门垫漏气（自动主汽门前汽压10.393 MPa，1#炉汽压10.409MPa）；12时40分主汽门关；14时32分1#炉断煤压火于23时38分停1#炉。
二、原因分析
1、1#炉右侧返料器大量积灰造成阻塞，启动2#回料风机吹返料器，大量积灰下落至炉膛内是造成该炉床温、汽温、汽压大幅下降，难以控制的直接原因。
2、因床温难以维持于9时16分至12时30分投油助燃，床温、汽温、汽压开始回涨，锅炉运行人员调整不当，未能有效控制汽压，造成1#机自动主汽门垫被损坏。
3、汽机运行人员不能及时与锅炉运行人员沟通，要求其调整汽压以符合汽轮机暖管及启动参数标准；在锅炉汽压难以控制时不能及时采取关闭电动主汽门和总汽门的措施，以致该机自动主汽门垫被损坏。
三、责任划分（略）
四、防范措施
1、在发电机组运行过程中，机、电、炉、水化各专业要密切配合，特别是在启机过程中，锅炉要服务于汽机，为汽机提供标准参数的汽压、汽温，保证汽轮机启运的安全性和成功率。
2、锅炉开启回料风机吹返料器时，可先实施事故排渣，待放出红火再启风机，还要注意调整一次风总量和回料风机出口压力，确保锅炉床温稳定和正常运行。
3、严格按照运行额定参数操作，应投尽投各种保护装置且定期进行校验，防止因参数超标、保护未动作造成的设备损坏。
4、不断强化对运行人员业务技术素质的培训，努力提升安全操作水平和应急处置能力，确保主辅设备安全运行。
案例8：2014年1月27日1#炉发生爆管的事故
一、事故经过
1月27日运行三值早班。接班时1#炉运行基本正常，11时08分运行人员发现主汽温度540℃、汽压8.753MPa、主汽流量94T/H、给水流量80T/H、炉膛负压－90Pa、一次风出口风压8.8KPa、热一次风量由110000m3/h开始下降；分析判断为返料器或电除尘发生封堵，采取加大一次风量、开启引风机旁路烟道等措施并紧急汇报值长和发电部负责人，但未能缓解；至11时23分主汽温度411℃、主汽流量0T/H、给水流量300T/H、炉膛负压500Pa、一次风出口风压13KPa、热一次风量由15000m3/h；发电部组织就地检查发现锅炉本体正压严重、烟囱向外冒白气，判断炉内发生爆管安排紧急停运。
经停炉后进入炉膛搭架检查发现屏过有三处焊口开裂且严重变形、水冷屏一处爆管开口（图片附后）。
二、原因分析
与外委单位检修人员分析，初步判断造成爆管原因如下：
（1）管子在安装中受较严重机械损伤；
（2）管材材料质量不合格，如有夹渣、分层等缺陷，或者焊接质量低劣，引起破裂；
（3）煮炉、烘炉过程中没有较好的控制过热器的温度，过热造成变形。
三、防范措施
1、严加控制锅炉负荷在安全运行规程许可范围内，启停炉时应适量蒸汽流经过热器；汽包水位在允许范围内波动，不满水；防止汽压突降或突升致使汽包安全阀动作；加强锅炉燃烧调整，防止气流刷墙、贴壁、火焰偏斜，减少烟温偏差和受热面热偏差；调整制粉系统，控制煤粉细度；严格控制锅炉运行参数，加强管壁温度监视，监视汽包炉的水位，防止缺水，引起受热面瞬间超温。
2、重视吹灰器的正常投入和退出的可靠性，不但要保证其机械部分能正常运行，而且要从其控制系统的逻辑设置来确保吹灰器的正常投入和退出，避免吹损受热面管。
3、加强化学监督工作，确保锅炉给水、锅炉水质标准，保证给水、炉水水质合格。严格执行化学清洗规定，做好锅炉停用保护工作。
案例9：2014年2月16－17日1#机真空防爆膜破损的事故
一、事故经过
2014年2月16日运行三值二班，启运1#机时主蒸汽温度350℃，排气装置水位为966mm，23时02分因温升较慢，运行人员拉疏水（真空泵停用），造成真空防爆膜破损，将化妆板上部散热罩掀翻，砸坏表管和栏杆并落在8米平台下部两管道之间。
2月17日运行四值夜班，在更换真空防爆膜后再次启运1#机时，主蒸汽温度334℃，排气装置水位为740mm， 1时30分运行人员拉疏水，再次造成真空防爆膜破损。
2月17日运行一值早班，因机头顶轴油管漏油1#机停机，9时30分真空泵停用后，运行人员拉疏水，再次造成真空防爆膜破损。
二、原因分析
1、以上三次汽轮机启停过程中，真空泵停用或压力过小，运行人员拉疏水时汽水混合物进入排汽装置，该装置内部形成正压，造成该机真空防爆膜破损。
2、2月16日运行三值二班1#机真空防爆膜破损造成的后果较为严重，原因为之前所更换的真空防爆膜为2mm厚，由调度室汽机专业负责人安排吉通公司更换，不符合规程1mm厚的规定。
三、责任划分（略）
四、防范措施
1、汽轮机启停过程中应密切注意背压的变化，在拉疏水后，如果背压涨至90KPa以上，应立即开启真空泵或开启空冷岛风机。
2、汽轮机启停过程中，在拉疏水前应先开启真空泵与减温水门。
3、在停机后如果背压大，可以采取间断性的拉疏水或开启一、两台风机的办法。
4、严格按照主辅设备安全规程要求开展具体检修工作，不得擅自更改相关备品备件规格和参数。
案例10：2014年3月7日1#机停运的事故
1#机概况：新厂1#机是由中国长江动力集团公司生产的空冷单抽汽凝汽式汽轮机，型号C50—8.83/3.82，功率50MW，周波允许波动为48.5-50.5HZ ；主汽压力额定8.83±0.49MPa ，主蒸汽温度额定535℃（+10℃ －15℃）；2009年8月5日 1#机汽缸组合，2010年9月29日 1#汽轮发电机冲转试验，2013年6月29日 1#汽轮发电机揭缸检修完毕，2013年11月30日 1#汽轮发电机试运行发电至今，最大负荷39000KW。
1#机保护情况：
序号
名称
定值
投退情况
备注
1
1、2#轴瓦温度
105℃
投入

2
轴向位移
-0.8mm +1.4mm
投入

3
胀差
-1mm +3mm
投入

4
转速
3300r/min
投入

5
振动
30μm
投入

6
低真空
-0.06MPa
投入

一、事情经过
3月5日16:08分，运行人员发现1#机1瓦钨金温度由65℃上升到70℃以上（瞬间波动）；3月6日运行三值夜班，1时59分运行人员发现1#机1瓦钨金温度自72.4℃突然上升至86.1℃；此后持续观察发现4时37分为90.4℃、5时31分为91.1℃、5时44分为89.5℃；经汇报当班值长和热工负责人将该温度保护实施强制在50℃；运行四值早班解除强制，10时46分热工检修人员开具工作票对回路与显示进行检查未发现异常；11时30分温度为71.2℃，14时15分为81.3℃，14时34分为86.8℃，15时45分为90.3℃，热工检修人员延期工作票对回路再次进行检查未发现异常；直到18时21分检查工作结束温度为78.3℃；运行一值二班23时24分温度为85.6℃；7日运行二值13时25分为94.2℃、13时35分为95.8℃、14时51分为100.9℃、16时0分为103.9℃，被迫实施停运。
经揭缸发现1#机1瓦瓦胎磨损严重、缸体内有大量脱落乌金碎渣；2瓦轴瓦表面有明显划痕、3瓦轴瓦表面有轻微划痕。

1#机运行情况

日期
回油
温度（℃）
润滑油
汽轮机1#瓦
汽轮机2#瓦
汽轮机3#瓦
油压（MPa）
温度（℃）
振动X
（μm）
振动Y
（μm）
温度
（℃）
振动X
（μm）
振动Y
（μm）
温度
（℃）
振动X
（μm）
振动Y
（μm）
温度
（℃）
2.9
57
0.097
40
15.14
6.1
71.3-60
14.9
14.2
56
12.7
8.5
60
2.12
42-53
0.105
38
14.3
10.9
42-66
16.3
19.4
40-55
14.3
33
34-58
2.13
42-54
1.121
40
2.8
3.6
42-56
0.68
1.5
40-55
16.9
12.8
37-55
2.15
43-69
0.107
40
11.4
11.5
35-76
15.4
16.3
31-57
18.6
36.7
27-58
2.16
43-59
0.094
38
10.3
17.2
42-65
16.3
18.9
35-63
26.3
23.3
33-64
2.22
43-56
0.107
39
19.4
5.8
38-72
19.8
21.4
29-59
21.3
30.2
27-60
2.23
56
0.09
40
17.5
5.5
61-69
18.5
18.9
53-58
16.9
10.9
55-60
3.5
55
0.11
37
19.1
7.1
65-76
21.7
22.3
54-55
17.7
10.5
55-56
3.6
42-54
0.10
40
20.1
7.0
72-92
23.1
22.1
51-54
16.7
10.0
52-57
3.7/16时20分后
40
0.055
39
20.5
9.7
72-103
25.4
25.1
53-55
17.6
28
53-56

二、原因分析：
1、根据该机轴瓦损坏情况，分析为润滑油油品内有杂质，油质较差造成轴瓦乌金磨损。
2、油质恶化后，滤油人员更换滤纸频繁（由正常时3到4天更换一次滤纸发展到一天更换两次，而且滤纸较脏），吉通公司清理滤网频繁（由正常时2到3月清洗一次发展到一天清洗一次），未及时汇报采取对应措施。
3、关于油箱内加装电磁棒的方案及计划在2013年12月份就已经确定，但至今未能落实，造成油质逐步恶化。
4、吉通公司清理完高位油箱工作后，专业负责人不能严把检修质量关，没有对油箱内油质进行采样化验，确保油质合格。
5、专业负责人、当班值长、运行人员对该机前轴承乌金温度异常情况不能进行就地认真检查确认，及时与热工人员沟通，以致判断不清、定位不准，误认为3瓦异常，对巡检造成误导。
三、责任划分（略）
四、防范措施：
1、按规定要求安排专人定期滤油，并采用真空滤油机对油品进行过滤，及时更换或清洗滤网，并做好相关记录。
2、尽快采购并投用电磁棒，对油品内存有的铁锈等金属杂物进行吸附和清理。
3、发电部定期安排化验高位油箱内油品油质，及时给相关部门、领导汇报，并存档备案，确保油质合格。
4、热工专业负责人认真履行职责，不断整改完善热工系统指示仪表、所有传感探头存在的问题，提高热工指示仪表准确性、可靠性。
5、所有主辅设备保护必须完善，严格执行生技科下发的保护投退制度，严禁随意退出保护。
6、各专业负责人之间要切实强化工作沟通，特别是在运行异常情况下，更要积极主动进行协调，采取有效措施及时处理存在隐患，确保机组安全稳定运行。
7、各生产部门要严格执行“两票、三规、三制”，按规定要求落实工作监护和检修验收制度，职能部门要进一步强化检查与考核，确保各项制度落实到位。
8、职能科室负责人要充分发挥严紧细实的工作作风，积极深入生产一线，帮助协调解决生产中存在挡手问题，确保安全生产正常开展。
9、汽机专业技术人员针对新厂油系统加装在线滤油脱水装置进行可行性分析，条件成熟时予以实施，强化对油品的监控和处理，保证油品合格。
10、各级领导干部、广大职工要不断强化对业务技术知识的学习，认真学习规程，熟悉系统、设备，努力提高发现问题、解决问题的能力，努力实现安全生产事故超前防范，确保安全生产正常开展。
案例11：2014年3月21日1#机停机的事故
一、事故经过
2014年3月21日运行三值夜班。3时13分启动2#真空泵；3时38分启动1#凝结泵；5时1#机冲转；5时24分开1#真空泵；5时45分盘车；7时21分停高压油泵；7时25分并网；8时10分，1#机胀差为3.007mm；8时14分1#机解列停机。
二、经济损失
21日2#炉于13时30分点火，17时40分撤油枪，19时25分并网，用油约4吨，费用32000元；影响负荷约27万KW，损失17万元。
三、调取后台启停机前后胀差值对比：
时 间
汽温（℃）
汽压（MPa）
转速（r）
真空（KPa）
胀差（mm）
04：42

0.089
04：50

0.294
05：00
228
2.544
500
－49
0.558
05：41
288
3.169
1000
－63
1.507
06：54
374
4.583
1200
－61
2.208
07：12
393
3.667
2500
－60
2.173
07：17
397
3.470
3000
－59
2.118
07：25
401
3.35
3000
－58
2.337
08：10
441
4.3
3000
－67
3.007
四、原因分析
1、胀差保护动作（定值－1mm，+3mm）是造成1#机停运的直接原因。
2、1#机冷态启动，在冲转过程中过临界时间较短、上下缸未能充分膨胀，且增加负荷较快，运行人员对启机技术的掌握还存在一定的差距，是造成该机胀差保护动作的主要原因。
五、责任划分（略）
六、防范措施
1、新厂处于人机磨合期，各专业负责人及所属人员要从规程入手，结合日常实践操作，积极主动向调试专工请教和学习，不断总结经验和教训，努力提高运行操作水平。
2、发电部组织所属人员结合启动机炉实际操作过程各参数变化及出现的异常情况，进行认真的归纳总结，紧密联系运行规程整理制定操作手册，不断提高工作人员的业务技术素质。
3、生产运行出现异常情况时，运行人员要及时汇报值长；当班值长要充分发挥安全生产调度职责，严格按照安全规程要求下达操作指令并及时汇报相关部门负责人；各级领导深入现场、靠前指挥要严格按照安全规程标准执行，不得越级和跨专业指挥；所有生产调度指令统一由当班值长发出。
案例12：2014年3月23日1#机停运的事故
DEH电液调节系统简介：新厂1#汽轮机组数字电液调节系统（Diaital Electro-Hydraulic Control System，DEH）采用杭州和利时自动化有限公司的HOLLiAS-MACSV系统，软件版本为MACSV1.1.0+SP2。该控制系统主要包括转速控制、功率控制、阀位控制、抽汽压控、高负荷限制、抽汽压力高限制、主汽压力低限制、超速保护、真空保护限制、OPC超速限制等功能。
一、事故经过
3月23日运行一值二班，2#炉、1#机运行正常，主汽温度540℃，主汽压力9.1MP，负荷30MW。20时45分运行人员发现机组负荷突然由32MW升至53MW，紧急汇报当班值长；值长联系老厂核实系统负荷与电压、周波无异常后，要求锅炉运行人员稳定燃烧、汽机运行人员实施降负荷操作，但DEH系统CV1阀失控；后几次调节负荷突降低为“0”，再次实施加负荷操作，负荷突升至36MW，排气装置水位上涨至1600mm以上，锅炉汽压下降至3.53MPa，运行人员申请停机，再次降负荷调节到“0”，于21时23分1#机停机；21分29分2#炉压火；23时27分2#炉启火；24日3时23分1#机冲转；3时49分发电机并网。
二、经济损失
2#炉于23日23时27分点火，24日3时49并网，6时05分撤油枪，用油约8吨，费用78400元；影响负荷约15万KW，损失9.3万元。
三、调取后台相关参数：
时间
汽温（℃）
汽压（MPa）
流量（T/H）
负荷（MW）
一瓦X（µm）
一瓦Y（µm）
18：00
531
9.0
95.2
30.1
18
5.95
18：22
527
7.889
91.5
29.27
17.9
5.95
19：00
538
8.97
96.5
31.23
17.9
5.76
20：00
540
9.151
97.1
31.29
17.1
5.86
20：09
540.9
9.483
97.6
31.23
17.0
5.95
20：44
523
8.764
98.7
32.1
16.9
5.71
20：50
507
3.532
84.9
53
14.6
5.86
21：17
542
3.821
57
36.88
16.2
6.34
21：19
545
12.1
0
0
5.3
5.42
四、原因分析
1、经现场检查发现1#机调速汽门行程杆螺母脱落，是导致DEH系统CV1阀失控造成该机负荷突升最终停运的直接原因。
2、运行人员、热工人员对所辖设备的日常巡检工作不认真，未能及时发现存在的安全隐患并及时消除，是造成此次事故的主要原因。
五、责任划分（略）
六、防范措施
1、检修部要切实强化对所辖设备的日常巡检和维护，加大对吉通公司检修工作的现场督查，严格检修验收制度的落实，严格把关检修质量，确保符合标准要求。
2、针对新厂各主辅设备保护较为齐全，检修部热工专业要加大对就地数据采集、反馈、远控等装置和线缆的巡检与核对，结合运行参数曲线认真比对，及时发现并处理存在的缺陷；理顺DEH系统逻辑关系，组织开展全员业务培训与学习，理论与实践相结合提升综合素质。
3、发电部运行人员要强化对日常运行参数曲线的监控，根据参数变化趋势与检修人员加强沟通和交流，及时发现异常情况及时检查处理。
4、汽机专业负责人牵头，结合安全运行规程和实际运行情况，制定紧急停机规程，与检修部紧密配合，组织所属员工积极开展反事故应急演练活动，全面提升应急反应、准确判断、协调配合、及时处置能力，实现保人身、保设备、保安全。
5、充分利用班前会、班后会和周二安全日活动时间，发挥“每周一题、学习园地”的阵地作用，建立健全各专业技术知识题库，采取“请进来，走出去”、技术知识考试等形式，不断提升人员的业务技术素质，努力尽快全面掌握安全运行技术。
案例13：2014年3月23日综合泵房积水的事故
新厂综合泵房内设有三台原水升压泵（型号KQW100/160-15/2）、两台消防泵（型号TYPEY2-250M-2）、三台生产给水泵（型号Y2-160M2-2）、三台循环泵（型号TYPEY2-280S-4），分别满足全厂水处理制水、消防系统和循环水系统供水。
一、事故经过
2014年3月23日运行二值夜班，0时50分接班中，运行人员巡检时发现综合泵房大量积水，已快淹到各种泵体的基座，马上汇报值长，现场检查发现暖气排污门未关，实施关闭并开启潜水泵抽水，3时以后抽水完毕。
二、事故原因
1、综合泵房暖汽排污门未关闭是造成综合泵房积水的直接原因。
2、3月22日运行一值二班汽机、水处理专业人员不能严格执行巡回检查制度，对所辖设备的按时巡检工作不到位，不能及时发现存在缺陷及时采取对应措施，是造成综合泵房积水的主要原因。
三、责任划分（略）
四、防范措施
1、生产部门要切实强化对巡回检查制度的落实考核，在不断熟悉系统、设备的同时能及时发现存在隐患及时汇报及时处理，努力提高业务技术素质，避免发生安全事故。
2、要进一步加强对“两票、三规、三制”的执行检查，强化工作人员的安全责任心，培育遵章守纪、良好行为养成，确保消除“人”的不安全因素。
3、供暖期间，运行人员在实施送汽、送水后要组织对供暖管道进行认真巡查，发现漏点及时汇报以便得到及时处理，防止因供暖管道泄漏损坏周边设备。
4、由调度室牵头，对厂区污水排放系统进行清查，及时恢复备用集中泵房潜水泵，防止因生产供水管道泄漏以致集中泵房积水造成的安全生产事故。
案例14：2014年3月29日2#炉停运的事故
一、事故经过
3月29日运行一值早班，2#炉、1#机运行正常。15时28分2#炉一次风机突然掉闸，联锁给煤、出渣系统停用，该炉运行人员实施抢合合不上，关闭该风机挡板门，将液耦调节到“0”，再次抢合仍合不上，被迫压火；当班值长安排电气运行人员就地检查6KV开关柜并及时通知相关负责人到现场；电气运行人员与检修人员共同就地实施绝缘测试、事故按钮接线、试验位置送电检查，未发现异常；热工人员组织对热控信号部分进行检查也未发现异常；17时05分启动该风机再次掉闸；后调取一次风机运行参数，发现该风机后轴承振动值为158.7µm（保护定值为80µm，延时15S），判断由该风机振动超标保护动作引起；18时40分检修部立即通知吉通