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。

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。

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。

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。

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某、副主任顾某某与汽机
车间15 名工人当班，其中3 号汽机组由司机曹某某、副司机黄某某和马某某值班。
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。曹某某令黄某某到现场确认
自动主汽门是否关闭，并确认转速。后又令马某某启动交流润滑油泵检查。薛某
赶到3 号机机头，看到黄某某在调整同步器。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 号机控制室的顾某某，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”)，向曹某某询问有关情况，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。随后顾某某又赶到3 号机机头，看到黄汉
添正在退中压调压器，就令黄某某去复位低压调压器，自己则复位中压调压器。
黄某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(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)。薛某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。薛某和
马某某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，薛某下令撤离，马某某在撤退中，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，司机曹某某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)司机曹某某在出现“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)副司机黄某某没有准确地向汽机车间主任薛某反映机组的真实情况。
(六)汽机车间主任薛某和运行副主任顾某某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。

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。