年典型安全事故汇编内部版.doc

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2011年典型安全事故汇 编
（内部资料 注意保密）

贵州鸭溪金元发电运营有限公司安监部
二0一二年一月十日
目 录
第一部分 一般颤匠圣卑最纷贺酱庭爪腆叉凋布趾刀启泼吨煤勒纶莹口葬乞貉时在碴卒镐望懊包舶棋莎朗靴檬炕坦芝古略免贿惧峪并蛆善挥酉吞危辉亏巴作弟男梭咙镶器姿疑杉质舵升咸梨簧唐摘欲连腿出甩羽岔塌讳脑信仔痛裸嗣装罪酋耙圃焦必厨镭绷洱优幌瞩垦峙估蹭冶闺甄尔冈酒领畜柿羹回签斋单曲扁拿卜靖壳痒风抵仑抬汪胆梁黔绎泉扛霓缨椭那侦睹李置视窖府粕侦啥空襄砒刮伺爷瓶湛鸳议沸珐悟泵乘调占澳叭型翘撕什瞩阜鸟镇濒库粥泽赖郭腹颊枷耗蜂婿乐原讹栈爪弓翱庐沏餐板帚寝铡戎丝蔡黄详讨蝴职氨讫鲍形柿俞瘸判赠饲亏灿宝倦滋乏戊巳锄窒纬叔瀑献沟世辉烯储正停帽碉造默历直时2011年典型安全事故汇编内部版豪质弘崎序蔚百姬包五滔擎她超秀精于验残贴落交测硝欣政励妈蔚渭躺肢倪狡斡靶喉糊到塔繁继蚊他掸帮紊工畏纹酒春际唾饰人盆从葱疆置恒谋惋堑滚藕申菠稻瑟晦林箕结苑榆窿登萎缩八轰蘸稻猫荆尿迟胡隅孽件棒衍奢箕儒愁厘桑摇革玉凑栽峨胡开豆摔老孙夏狸瞎芬拣酉颂窗位泰孟踢烬虱辟饶侥毙晾限聚萌初泪堆寒巫浇社岭铅娩瓜毒磊蜕莽万敖巧讫紫教如辨意育布佃纷酮河巷赦淹涣盯官雏筷尤秽韦叛八透耽烫淌拖婿哉卵朋翁赴科司胸乡画伺亭府艰榆刽贮腻阜倪斡怪义寂涩数羔秆腥慌掐侵障零些居痕警蛋段绪磋追嘶牺造斋磋粥赡悔钦瞳妥姬巨鬼戚宇轻携猪分钱内吠烹反秸膀莫轴

2011年典型安全事故汇 编
（内部资料 注意保密）

贵州鸭溪金元发电运营有限公司安监部
二0一二年一月十日
目 录
第一部分 一般设备事故…………………………..………...………...3
一、3月1日输煤系统5A皮带划破的分析报告……………………………………4
第二部分 非计划停运及一类障碍…………………………..………6一、2月4日4号炉空预器异常分析报告……………………………………………7二、6月6日1号炉省煤器爆管分析报……………………………. ………………9
三、7月5日#1炉低温过热器爆管分析…………………………………………… 12四、10月9日2号斗轮机悬臂液压推杆销子剪断分析…………………………… 14
五、10月30日#1炉低温过热器爆管分析…………………………………… …… 17
六、11 月2日500kV黔荷Ⅰ回线路保护动作分析……………………………… 19
七、12月23日#3炉低温再热器爆管分析报告……………………………………26第三部分 锅炉熄火及二类障碍……………….…………………….27一、1月3日1号炉熄火的分析报告………………………………………………28二、2月19日2号炉C磨电机短路故障分析报告....................... ...30三、3月5日除灰二单元空压机机头抱死分析报告...... ............... ...32四、3月10日1号炉熄火分析分析报告.................................34
五、3月18日4号炉熄火分析报告......................................36六、3月22日2号炉熄火分析报告.....................................38七、4月4日4号炉熄火分析报告..................40八、5月13日2号炉熄火分析报告....................... .............42九、6月9日3号炉熄火分析报告...................... ..............43十、6月18日2号炉熄火分析报告.................... ..............45十一、6月22日石灰石浆液箱搅拌器脱落的分析报告.......... ...........47
十二、7月12日2号增压风机跳停的分析报告............... .............50十三、8月16日1号炉B一次风机振动大跳闸MFT分析报告..... ...........52十四、8月20日1号炉熄火分析报告....................................54
十五、9月14日2号炉熄火分析报告............................... ..56十六、10月9日4号炉熄火分析报告..................... ...............58十七、10月18日3号炉熄火分析报告................................. …60十八、11月21日2号炉熄火分析报告........................... …62
第四部分 未遂及异常……………………....…………....……………64
一、1月4日1号炉点火前汽包水位异常分析报告………………………………65二、1月5日500kV I组母线差动保护动作分析……………………………………67三、2月28日输灰程控系统电源跳闸分析…………………………………………68四、2011年7月28日无票作业的情况通报………………………………………70五、一起严重违反“两票三制”的情况通报…………………………………………73第五部分 交通事故…………………………………………………76一、1月6日贵C/97599厂区道路交通事故分析报………………………………77二、1月17日贵C/23980交通事故分析报告………………………………………79三、3月25日贵C/B0091皮卡车发动机损坏事故分析报告……………………81四、5月6日贵C/97599商务车发动机损坏事故分析报告……………………83五、8月2日贵C/07452追尾事故分析报告…………………………………………85第六部分 人身事故…………………………………………………87一、2011年4月8日徐某轻伤事故分析报告………………………………………88
二、4月9日维护部钟某轻伤事故分析报告………………………………………90三、5月21日4号炉3米层打焦人员轻伤分析报告………………………………92

第一部分

一般设备事故

一、3月1日输煤系统5A皮带划破的分析报告
一、运行方式：
6A、B、5B皮带及B侧筛碎煤机运行，4B、3A、2A、1A皮带及A1、A2拨煤机运行，上煤期间煤量约400---500吨h/t。
二、事故经过：
2011年03月01日早班，检修正在清理B侧筛煤机，4A，5A带上煤，09:30分，5A皮带三通挡板故障，改启4B，5B上煤，10:00分，B侧筛煤机安全销断裂一颗，B筛煤机跳停，改启4A5A上煤。11:26分，5A带拉绳动作，燃运部主任电话通知输煤程控：5A带被划破100米左右（运行值班员在6号带上煤，5号带无人值班）。改启4B、5B上煤。就地检查发现5A带尾部受煤槽内挡煤铁板脱焊后斜插入皮带正中,将5A带划破约100米。
三、事故原因及暴露的问题
（一）原因分析
5A带尾部受煤槽内挡煤铁板掉落插入皮带正中划破皮带。
（二）暴露出的问题
1．输煤系统定检工作不认真，未发现5A皮带尾部受煤槽内档煤铁板松动（查阅检修定检工作，发现定检工作已作）。
2．运行巡检工作不到位，5A皮带损坏未及时发现，致使皮带划破达100米。
3．皮带防撕裂装置未起作用。
四、责任认定及考核
（一）责任认定
此次事故定为一般设备事故，枫源公司负100%的责任。
（二） 考核 （略）
五、采取的防范措施
2、彻底检查输煤系统各部分设备，有问题的及时安排处理，保证输煤系统各设备的健康水平。
3、加强对枫源公司定检工作及定检质量的监督，及时消除设备隐患。
4、燃运部应加强对运行巡检质量的监督。
5、燃运部和维护部咨询其他各厂防撕裂装置的使用情况，考虑使用更可靠的防撕裂装置，能起到保护作用。

生技部
2011年3月12日

第二部分

非计划停运及一类障碍

一、2月4日4号炉空预器异常分析报告
一、运行方式：
2011年2月4日2：30，4号炉负荷159MW，四台磨运行，燃运上低硫煤，一次风压7.45KPa，B汽泵检修，电泵运行
二、事故经过：
3：30发现4号炉A、B空预器进出口差压涨，出口温度由170度上涨至180度，投入空预器吹灰，4：00，发现吹灰效果差，且空预器出口温度持续上涨，运行初步判断为空预器堵塞，4：40将空预器吹灰汽源倒为主蒸汽吹灰；5：30空预器出口烟温涨至206/219度，电流涨至20.2/16.7A，一、二次风温均较高，运行判断为空预器发生局部二次燃烧，投入4支油枪，紧急停运磨机，降负荷至6MW，6：00打开空预器烟气侧人孔门检查空预器内部无异常后关闭人孔门，将空预器吹灰倒为辅汽吹灰。7：40，4号炉空预器出口烟温降至180度，启动磨机运行，机组加负荷，8：30负荷加至220MW，空预器电流降至13A，恢复正常。
三、事故原因及暴露的问题
（一）原因分析
机组负荷低，锅炉长时间小风量运行，在锅炉受其它工况扰动增加引风时，送风量未及时增加，空预器风侧流通量大大减小，空预器冷却不够，导致排烟温度持续升高，电流上涨。
（二）暴露出的问题
1. 在锅炉炉底水封破坏，锅炉出现正压时未对锅炉作全面检查，而盲目增加引风调整负压，而送风又未增加，导致送风量偏低。
2. 锅炉排烟温度持续上涨时，未对烟风系统各参数作全面分析，误判断为二次燃烧，延误事故处理时机。
3. 发生异常时未从自身调整及系统上找原因，而认为是吹灰不够，跨灰引起空预器堵塞。
四、责任认定及考核
（一）责任认定
此次事故定为一类障碍，运行部负100%的责任。
（二） 考核：略
五、 采取的防范措施
1、加强运行人员技术培训。
2、提高监盘质量，注意对参数变化的判断。
3、工况出现异常时，及时对系统进行检查，避免误判断、操作的发生。

生技部
2011年2月8日

二、6月6日1号炉省煤器爆管分析报告
一、事故经过
6月6日6：30，检修部吹灰器操作人员朱建、陈应明开始吹#1炉吹灰，发现控制面板上无电源显示，电源空开合闸即跳，汇报值长通知维护部低压班秦伟处理。07：00秦伟到场检查未找到故障点，1号炉未吹灰， 09：30 维护电气卞愉跃检查交待1号炉吹灰装置一送电电源空开即跳系空预器冷端吹灰器电源线有短路所致，将其接线脱开并包扎好，送上电源，10：30吹灰人员开始吹灰，发现吹灰装置控制面板有故障，A侧部分吹灰器指示灯乱闪，汇报值长，通知维护部胡正发安排人员处理，17：00吹灰器控制部分A侧未处理好，下午未能吹灰。
6月7日06：50吹灰器操作人员开始#1炉吹灰，点动部分吹灰器时，控制面板上显示过载报警，启动失败，复位后控制面板电源消失，检查为保险烧，联系维护卞瑜跃处理，其交代一个人不好处理，A侧未吹灰。09：00 1号炉B侧吹灰结束，维护陶源联系吹灰人员试吹A侧长吹灰器，启动吹灰器，控制面板有电流显示，数秒后发启动失败。14：35 办热控一班L1106030工作联系单：1号炉IK11/A1/A2/B1/B2吹灰器控制回路检查，15：30退票，试吹A侧吹灰器发过载信号，需要复位，仍未处理好。
6月8日09：00 通知傅维琪处理1号炉A侧长吹灰器操不起缺陷，当天未处理好。
6月9日11：00 维护梁轩处理好A侧吹灰器操作不起缺陷。
6月10日11：10 发现1号炉A侧40米处省煤器泄漏，立即申请中调停炉处理漏点。
二、事故原因分析
1、吹灰控制柜电源跳闸原因是IK11电缆烧坏短路，后来电缆直接烧断后电源又能合上。左侧吹灰器启动失败的原因是动力柜A2控制电源线松动。A2电源线是长吹的退出电源线。因为这跟电源线松动，当操作左侧吹灰器时，接触器能吸合，但控制回路不能自保持，数秒钟后即发启动失败，且吹灰器会动作一段距离并停在该位置。
2、经吹灰器“四管检漏装置”历史曲线进行分析，曲线从早上10：30到晚上22：30区间显示高位，说明吹灰蒸汽从早上10：30打开，晚上22：30退出。维护部在处理吹灰器故障时和吹灰人员在配合过程中可能操作过IK27吹灰器，由于长吹的退出电源线松动，吹灰器未能退出，吹灰人员检查不仔细或没有到现场检查吹灰器退回情况，导致吹灰器长期停留在泄漏点位置，对着省煤器悬吊管吹，减薄后而产生爆管。
三、暴露出的问题
1、部分人员处理缺陷能力较差，责任心不到位，事故判断不准确，未及时消除缺陷，拖延时间较长。
2、由于长时间未发生爆管事故，检查人员安全意识下降，检查流于形式，未认真进行检查。
3、现场吹灰器编号与控制盘上编号不符容易搞错。
4、“四管检漏装置”经常死机，曲线和棒状图不准，反映迟钝；
5、吹灰人员责任心不强。
6、运行人员巡检不认真，或炉本体除汽包及拱上外其他部位未进行巡检。
四、责任认定及考核
（一）责任认定
根据《鸭溪金元发电运营有限公司事故调查认定和考核制》3.2.3.1规定“发电机组被迫与系统解列”定为一类障碍，
检修部负50%责任，运行部负30%责任，维护部负20%责任。
（二） 事故考核（略）
五、防范措施
1、加强技术培训，提高业务素质，及时正确处理缺陷。
2、严格吹灰管理制度，提高巡检质量。
3、检修部将吹灰器编号与控制盘上编号不符的缺陷提交给维护部，维护部在6月30日前将缺陷进行好。
4、吹灰人员对操作过的吹灰器必须进行现场检查，保证吹灰器投、退到位及有无泄漏情况。
5、运行采取切实措施，提高巡检质量。

生技部
2011年6月18日

三、7月5日#1炉低温过热器爆管分析
一、事故经过
2011年7月5日10：40分左右，运行人员在巡检时发现#1炉IK27吹灰器穿墙孔周围声音异常，通知检修杨鑫到现场确认，强制打开人孔门，发现声音较大并水蒸汽冒出，确认已爆管，但位置不确定。12:13分锅炉燃烧不稳，手动MFT熄火停运#1机组，待锅炉冷却后进行抢修。于7月6日进入炉内进行检查，发现尾部竖井从上往下数第二层低温过热器蛇型管A至B第8排第一根管管卡处有一漏点，确定为起始爆漏点，泄漏后冲刷第7排第1根管，冲刷减薄严重但未吹穿。
二、事故原因分析

从爆口形状分析，爆口较小，冲刷减薄面较小；再检查对应IK27号吹灰器穿墙孔套管，已被积灰堵死，检查吹灰记录，该吹灰器已长期未投入，再检查周围同等部位管排，在管卡位置几乎都有磨损凹坑和增加钢板已被吹成梳齿型。检查以前防磨检查记录，发现该部位管排与固定管卡和省煤器吊挂管之间被吹灰器吹损减薄，当时由于工期紧，磨损管排较多，只对磨损超过1mm以上低过管排进行打磨补焊和在管卡位置焊δ=5mmL=200mm耐热钢板挡住吹灰蒸汽，使过热器管卡和与省煤器穿墙部位不受吹灰器继续吹损。该次爆管部位离6月10日省煤器悬吊管位置较近，遭受再次冲刷和积灰结板造成表面腐蚀，经现场观察周围管排表面有一层氧化皮脱落经分析上次省煤器悬吊管爆管后，大量水蒸气流出来，使管道表面上积灰板结，牢牢地粘在管壁上，因为灰中含有大量二氧化硫，有小部分还会生成三氧化硫，与烟气中的水蒸气形成硫酸蒸气。当受热面壁温低于硫酸蒸气的露点时，就会凝结在壁面上腐蚀受热面。另外二氧化硫直接溶于水，当壁温达到水露点后，有水蒸气凝结生成亚硫酸，对金属产生腐蚀。低温受热面的腐蚀与低温粘灰是相互促进的。所以，爆管主要原因是管排本身受吹灰器吹损减薄后再加上低温粘灰引起二次腐蚀使管子继续减薄后爆管。
三、存在问题
1.受热面磨损后由于赶工期，对存在缺陷未彻底处理完和上次省煤器爆管后未对积灰清理干净，作彻底检查，让缺陷长期存在，导致本次事故发生。
2.吹灰管理制度存在问题，流于形式，未认真进行检查；
3.吹灰缺陷较多，消除不及时，存在许多隐患，加强吹灰缺陷管理；
4.吹灰人员水平、素质、责任心较差，人员变动频繁，应加强管理和培训；
四、责任认定及考核
（一）责任认定
本次事故定为非计划停运，检修部负100%责任
（二）考核（略）
五、反措
1.加强防磨检查的管理及跟踪，对发现的缺陷必须彻底处理。
2.加强吹灰管理制度和考核制度，运行部门和检修部门要加强吹灰监督管理；
3. “四管检漏装置”要保证可靠投入使用；
4.吹灰专用工具要保证可靠投入使用；

生技部
2011年7月15日

四、10月9日2号斗轮机悬臂液压推杆销子剪断分析
一、事故经过：
2011年10月09日燃一班夜班，接班时上一班输煤程控员交待：2号斗轮机变幅油站右侧悬臂液压推杆上仰注油管漏油，已通知怀德检修公司处理过并汇报了分场值班干部，现2号斗轮机不能进行俯仰操作。夜班运行接班后，仍维持上一班运行方式：6AB、5A、A筛煤机、4A、3B带及#2斗轮机上煤。04：30，怀德检修人员联系输煤主操付琼2号斗轮机泄漏点已用胶皮、铁丝进行了处理并且变幅油箱已加好油，可以试转2号斗轮机变幅油泵，04：35左右，变幅油泵启动后就地观察从胶皮包扎处仍喷油出来，检修班长郭成志交待漏油油管无备品处理不好，待明天处理。输煤主操将该项情况汇报值长，同时汇报1号斗轮机只能取三区的煤，而三区煤量已不多；值长回复要求检修必须立即处理该缺陷。05：30怀德检修工作人员到输煤程控办理抢修手续后，将2号斗轮机变幅油箱与软管连接处拆开将油管内的余油排掉，为白天对漏油管处进行焊接做准备。07：10 3号皮带值班员汇报主操1号斗轮机处已无煤可取，输煤主操和怀德公司检修班长商量后安排把2号斗轮机往后退。 3号皮带值班员得到输煤主操通知后立即到2号斗轮机处要求现场检修人员退出抢修工作。07：50安措撤除完毕，开始操作后退2号斗轮机，因悬臂放下位置较低，后退时会被煤阻挡，必须在后退时一边后退一边启动斗轮把阻挡的煤取走。约08：10值班员听到一声巨响，发现2号斗轮机斗子突然下落30cm左右至煤层上，便停止斗轮机运行，从司机室下到变幅油站，怀德检修公司班长正在现场，问其原因交待他们将变幅油站进油管拆下泄了压的，值班员巡视外观除悬臂下俯外未发现其它异常。后经早班斗轮机司机牟庆连和怀德检修人员检查发现左侧（不漏油一侧）悬臂液压推杆销子被剪断。
二、原因分析及暴露出的问题
（一）原因分析
主要原因是由于2号斗轮机变幅油站右侧悬臂液压推杆注油管漏油，在泄漏点未彻底处理好就试转抬起的过程中，导致悬臂两侧液压推杆油缸内压力不一致，两侧液压推杆伸出长度不同步而呈倾斜状，左侧（不漏油的一侧）悬臂液压推杆伸出长度稍长，受力较大，在移动斗轮机和启动斗轮时因悬臂上下摆动使左侧销子负荷进一步超重，最终导致左侧销子被剪断。
（二）暴露出的问题
1、怀德检修公司对设备结构、原理不了解，未意识到变幅油管漏油会导致悬臂两侧液压推杆销子受力不均，销子可能会有被剪断的可能，只向运行人员交待不能进行俯仰操作，未向运行人员提出不能继续使用2号斗轮机，发现运行在使用2号斗轮机后也未提出异议。
2、燃料运输部运行人员及值班管理人员对设备结构、原理不了解，经验不足，安全意识不强。在1号斗轮机无煤可取，2号斗轮机变幅油管漏油的紧急情况下，单纯的认为只要不操作变幅油站的俯仰机构，2号斗轮机仍可紧急使用。
3、燃料运输部在2号斗轮机发生故障后，未提前做好事故预想，调整运行方式，及时安排异常情况下堆煤、取煤方式。
4、燃料运输部对检修公司的定期维护工作监督不到位，斗轮机液压系统油管严重锈蚀，未及时发现和处理。
三、责任认定及考核
（一）责任认定
该事故定性为一次一类障碍。燃料运输部对设备的检修监督不到位，值班人员对斗轮机工作原理不清楚，在发生缺陷后盲目操作导致设备损坏应负主要责任（90%）；怀德检修公司对斗轮机工作原理和检修工艺不清楚，消缺不及时，应负一定责任（10%）。
（二） 考核（略）
四、防范措施
1、针对该事故在今后工作中应做到举一反三，凡有重大缺陷的设备不能盲目投入使用，若设备必须带病运行需得到相关技术人员签字认可方可继续使用。
2、怀德检修公司需加强技术业务学习，一般人员处理不了的缺陷，相关技术人员必须到场给予必要的指导。
3、运行人员经过这次事故，应多做事故预想，加强自身业务技能的学习，鉴于怀德公司检修人员素质不一，今后运行人员除应掌握运行操作外，有必要建议相关检修技术人员对运行人员进行一定的设备技术交底培训。
4、怀德检修公司应加强设备定检工作，燃料运输部应加强监督，特别是压力设备的检查，从而确保设备安全健康运行。

安监部
2011年10月20日

五、10月30日#1炉低温过热器爆管分析

一、事故经过
2011年10月30日21：0分左右，运行人员在巡检时发现#1炉尾部竖井B侧从上往下数第二层低过人孔门处声音异常，通知检修肖振华到现场确认，确实声音较大，打开人孔门，确认已爆管，但位置不确定，要求紧急停炉，同时检查该部位吹灰器，发现B侧新增B2吹灰器枪管还伸进炉膛内，未退出，立即通知吹灰人员手动摇出来。01：48分汽包维持不到正常水位，手动MFT，锅炉熄火，于01：51分打闸停机。于2011年11月1日进炉内检查，发现尾部竖井从上往下数第2层低过蛇型管排B→A第90、91、92、93排上往下数第2～6根管子遭受严重磨损，爆漏点达四处以上。
二、事故原因分析
经分析原尾部从上往下数第二层未设计有吹灰器，运行中尾部积灰严重，排烟温度较高，为了降低排烟温度，在尾部竖井第二层低过、低再侧增加吹灰器。增加吹灰器后，A、B侧编号与吹灰控制面板上编号相反，缺陷长久存在未消除，如吹灰人员不了解情况和就地未检查到位，就容易操作失误，恰好当天在#1炉吹灰控制面板上操作人员就是刚招进学工，不熟悉情况造成吹灰器卡涩。从“四管爆漏”缺陷看，从头一天20：00钟进去至发现为止，抢管一直在同一位置对低温过热器管排进行吹扫，低过蛇型管排B→A第91排从上往下数第4根为起始爆漏点，爆管后冲刷第90、91、92、93排上往下数第2～6根管子，产生二次以上爆漏。
三、处理情况
因爆管部位在每排从上往下数2～6根管子，靠近中部，管屏高2.0m，管屏之间间距150mm左右，无法换管，只有将每屏管排直段割开，将整排管屏向上提高便于换管位置，管排换完探伤合格后才归位，每根管换1.5m长，共换了24根管子。
四、存在问题
1.处理缺陷能力较差，事故判断不准确，未及时消除缺陷，拖延时间较长；
2.吹灰管理制度存在问题，流于形式，未认真进行检查；
3.吹灰缺陷较多，消除不及时，存在许多隐患，加强吹灰缺陷管理；
4.现场吹灰器编号与控制盘上编号不符容易搞错；
5.吹灰人员水平、素质、责任心较差，人员变动频繁，应加强管理和培训；
五、责任认定及考核
（一）责任认定
本次事故定为非计划停运，检修部负100%责任
（二）考核（略）
六、采取措施
1.加强职工技术培训，提高职工判断和处理事故能力；
2.加强吹灰管理制度和考核制度；
3.加强缺陷管理，及时消除缺陷；
4.运行部门和检修部门要加强吹灰监督管理；
5. “四管检漏装置”要保证可靠投入使用；
6.吹灰专用工具要保证可靠投入使用；

生技部

2011年11月12日

六、11 月2日500kV黔荷Ⅰ回线路保护动作分析
一、 经过：
2011年 11 月02日15时50分， 500kV黔荷Ⅰ回线路C相受雷击后发生C相瞬时性接地故障，黔荷Ⅰ回线路主一保护（RCS-931DMM ）、主二保护（RCS-931DMM ）工频变化量、电流差动、距离Ⅰ段保护出口跳5032、5033开关C相。5032、5033断路器保护柜内A、B、C三相跳闸指示灯亮，主一保护（RCS-931DMM ）、主二保护（RCS-931DMM ）柜内C相跳闸指示灯亮。5032、5033断路器保护装置上发“三跳启重”和“三跳闭重”报文，5032、5033断路器重合闸未能成功。
三、保护及相关设备检查：
1、由于500kV黔荷Ⅰ回线路事故跳闸时发生打雷的现象，初步判断为雷击线路造成线路C相瞬时接地故障，
2、事故后检查各保护装置动作报告发现断路器保护发“三跳启重”和“三跳闭重”报文，断路器三相重合未能出口。
3、检查线路保护与断路器保护之间“单跳启重”和“三跳启重”信号接线时发现，新安装主二保护与5032、5033断路器保护之间“单跳启重”和“三跳启重” 信号接线接反。
4、事故前主二保护柜和断路器保护柜端子接线图：
主二保护柜与5032、5033断路器保护柜回路“单跳启重”和“三跳启重”如图1所示。
错误接线

错误接线

图1、 “单跳启重”和“三跳启重”回路错误接线图
事故前主二保护柜两路029（单跳启重）误接入5032、5033断路器保护的039（三跳启重）回路，主二保护柜两路039（三跳启重）误接入5032、5033断路器保护的029（单跳启重回路，标红色部分为错误接线。
5、事故后核对电缆芯后更换的端子图。(如图2)

图2、修改后的“单跳启重”和“三跳启重”回路正确接线图
核对主二保护柜的029和039回路电缆胶头和电缆芯后进行更换。
四、动作分析：
黔荷Ⅰ回线路雷击后发生C相瞬时性接地故障，黔荷Ⅰ回线路主一、主二保护C相单跳出口，使5032、5033开关C相跳闸，由于我厂新安装主二保护装置单跳启重信号误接入5032、5033断路器保护三跳启重端子上，但5032、5033断路器保护重合闸选择为“单重”方式，5032、5033断路器保护同时收到的重合闸信号为三跳启重合和单跳起动重合信号（单跳起动重合为主一保护C相跳闸所发），从而造成5032、5033断路器保护沟通三跳动作，5032、5033开关三相跳闸，重合不成功。
五、事故原因分析
1、在此次事故中由于调试人员在对黔荷Ⅰ回线路单跳启动重合闸试验中未能按照调试步骤做单相跳闸启动重合闸进行调试，而是采用三相跳闸投单相跳闸保护压板的方式进行试验，由于黔荷Ⅰ回线路主二保护“三跳启重”信号接入5032、5033断路器保护“单跳启重”开入量信号，使重合闸能正常启动，造成调试人员误判断为线路单跳启重正常。在核对主二保护送至断路器保护信号时，由于未能在断路器保护操作箱尾部端子源头进行核对（如图3），而是在保护柜端子上进行核对也是造成调试人员误判断重合闸信号正常原因之一。

图3、断路器保护装置背面端子图
2、 由于调试人员工作责任心不强，施工任务重、工期短也是造成本次事故原因之一。
3、设计人员在设计图纸时按照设计院和原主二保护（902）图纸进行设计（如图4、图5），而原图纸设计本身有误，后由试研院调试人员调试时进行了更正，但设计图并未进行更改。由于设计人员未到现场进行仔细核对回路实际情况也是造成本次事故的原因之一。

图4、设计院原图

图5、原主二保护（902）厂家图

六、责任认定及考核
（一）责任认定
此次重合不成功认定为一类障碍，维护100％责任。
（二） 考核（略）
七、经验教训和整改措施
（一）经验教训
1、工作缺乏安全意识和责任心
此次新主二保护改造时，断路器保护、操作箱及操作箱至新的主二保护装置之间的电缆均没有更换，继电保护人员在进行主二保护接线过程中犯了经验主义错误，未能在断路器保护操作箱尾部端子源头进行核对后就进行接线，对工作不负责，严重缺乏工作责任心和安全意识。
2、未严格执行继电保护二次回路调试验收规范
工作班成员在进行保护装置调试时，未严格按照南方继电保护二次回路调试验收规范逐条进行，而是采用三相跳闸投单相跳闸保护压板的方式进行试验，出现调试步骤漏项、少项现象，存在严重的安全隐患。
（二）、整改措施
1、恢复主二保护“单跳启重”和“三跳启重”信号正确接线。
由维护部继电保护专工牵头组织相关人员对黔荷Ⅰ回线路主二保护柜内029(单跳启重)与039(三跳启重)回路电缆重新进行核对后接入保护装置，并将其余重要回路进行隐患排查，确认无误后汇报中调方可投运主二保护装置
2、加强继电保护人员技术培训
由继电保护专业管理人员针对本次事故制定每月一次培训计划，对500kV网控室内各重要保护中的重点、难点进行培训，对各保护二次图纸的重要回路进行现场讲解，并对每条回路误接线后有可能造成的后果进行深度剖析，使班组每个从事继电保护的人员的技术水平得到大幅度的提高，杜绝在今后工作中再次出现类似的错误。培训工作主要包括以下几点：
① 培训中国南方电网《继电保护及有关二次回路验收规范》、《中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编》。
② 针对《2006-2008年220kV及以上不正确动作事故汇编》及2009-2010年南方电网继电保护不正确动作汇编及典型案例分析，进行事故分析和学习。
③ 培训现场现有的保护装置技术说明书和图纸资料，熟悉保护装置的工作原理，对各保护重要二次回路进行讲解，并对每条回路误接线后有可能造成的后果进行深度剖析。
3、提高继电保护人员工作责任心。
组织本厂从事继电保护人员针对这次事故进行事故分析和总结，对参加本次保护改造调试人员和管理人员进行责任的划分，并按照规定进行考核，在这次事故分析中重点对参加调试的人员不按规定进行进行调试进行批评和教育，并帮助其提高继电保护在电力系统中重要作用的思想认识，帮助其认识到因为自己的工作责任心不到位所带来巨大危害，杜绝在今后的工作中存有“凭经验、存侥幸、图省事、怕麻烦”的错误思想。
4、提高管理人员的管理水平，严把质量关。
针对本次事故组织继电保护管理人员进行学习，在这次事故中暴露出管理人员对本次保护改造中对验收工作的不仔细，对在保护调试过程中监督不到位，对相关的调试措施把关不严，存在较大的疏漏，对相关的调试措施的审核存在走过程等现象，在今后的工作中加强对管理人员的管理水平进行培训，并针对本次事故制定相关反措，在对新安装保护装置严格执行南网公司颁布执行《二次回路验收规范》。
生技部
2011年11月5日
安全情况通报
（SJBTB2011-12-03）
生技2011年12月

七、2011年12月23日3号炉低温再热器爆管的分析
一、事故经过：
12月23日早班运行接班后发现3号炉补水补不上，检查四管检漏系统有爆管迹象，通知检修检查后确认为低温再热器爆管，汇报中调后于11：50停运3号机组。停运检查为3号炉低温再热器最上组水平管段下方从B组第26、27、28排爆管，同时13、18、24、25、32、34、40排有磨损减薄的情况。
二、事故原因：
（一）原因分析
经现场检查后分析为吹灰器长期吹损减薄后引起爆管，26排从下往上第3根为始爆点，26排爆管后吹爆27、28排。
三、责任认定及考核：
（一）责任认定
此次事故记非停一次，检修部负100%责任。
（二）考核（略）
四、采取的防范措施：
1、加强吹灰管理，防止烟道堵灰。
2、认真做好防磨检查，对有减薄的情况及时处理

生技部
2011年12月29日

第三部分

锅炉熄火及二类障碍

一、1月3日1号炉熄火的分析报告
一、运行方式：
1号炉A、B引风机、送风机、一次风机，A密封风机运行，升炉过程中。
二、 事故经过：
1月03日 16：00 1号炉点火，17：25 达到冲转参数（主汽温：302℃、再热汽温：294℃），主汽压力1.95MPa,1号机开始冲转。投入（除低真空、发变组故障）的相关保护。17：45 转速达到2000r/min作HPT试验合格。18：17 转速达到3000r/min，作喷油试验正常。18：44 向中调申请用5011开关并网、5012开关合闸环，18：48 操作结束。19：55 负荷55MW时，通知油库值班员1号机切换厂用电时A供油泵可能会跳闸，令油库值班员启动C供油泵并检查油泵运行正常后通知集控，19：00 油库值班员汇报C供油泵已启动，且油压正常，19：01切换6KV厂用电ⅠA段时A供油泵跳闸，C供油泵打不起压力，锅炉OFT 动作，启动A供油泵后重新吹扫点火恢复。
三、原因分析及暴露出的问题：
（一）原因分析
切换6KV厂用电ⅠA段时A供油泵跳闸，C供油泵打不起压力，锅炉OFT 动作锅炉熄火。
（二）暴露出的问题
1、值班员未认真检查设备的运行情况，麻痹大意。
2、厂用电切换时A供油泵经常跳闸，未做好预防措施。
3、油库油位较低，运行不安全。
四、责任认定及考核
（一）责任认定
此次熄火认定为二类障碍，运行100％责任。
（二）考核（略）
五、采取的防范措施
1、加强运行人员监盘质量，做好事故预想；
2、检油库油位不能太低；
3、加强值班人员培训。

生技部
2011年1月12日

二、2月19日2号炉C磨电机短路故障分析报告
一、运行方式：
1号机负荷188MW，AGC投入，主汽压力13.7MPa，A、B、D磨机运行，A、B引风机，A、B一次风机工频运行，A密封风机运行，A、B汽泵运行，电泵备用。
二、事故经过：
19日15：00 2号炉启动C磨启动即跳，检查电机为零序保护动作，检查动作零序保护电流2.28A（一次电流57A），摇定子线圈绝缘对地为零。电机解体检查发现电机内部积粉严重，煤粉在电机定子线圈通风孔长期冲刷导致电机定子线圈绝缘受损另外检查电机定子线圈的固定槽楔靠通风孔的位置都有严重的磨损不并对地放电（电机冷却方式为内循环冷却）。
三、原因分析
（一）原因分析
导致此次事故的直接原因为制粉系统的煤粉从电机测温线引出盒及电机接线盒处进入电机内部，电机在正常运行过程中由于（内循环冷却方式）煤粉长期在电机定子通风孔处冲刷，造成定子线圈靠通风孔处位置绝缘受损引起电机短路跳闸。
四、责任认定及考核