关于2007年3月2日某电厂三号锅炉低水位MFT动作的事故通报
2007 年3 月2 日，#3 锅炉发生一起低水位MFT 动作事故，现将本起事故通报如
下。
一、事故名称：#3 锅炉低水位MFT 动作事故
二、事故责任部门：发电部
三、事故开始结束时间：2007 年3 月2 日11：30 至3 月2 日14：10
四、事故等级：二类障碍；事故类别：热机误操作
五、三号机组概况
三号机组额定装机容量135MW，由福建省第一电力建设公司总承建(其中锅炉由
哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造，440t/h 超高压、中间一次再热、露天布置的循
环流化床锅炉，型号为HG-440/13.7-L.WM20；汽轮机由东方汽轮机厂制造，型
号为N135-13.2/535/535-2 超高压、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式；
发电机由山东济南发电设备厂与瑞士ABB 公司联合开发制造，采用定子空气外
冷、转子绕组空气内冷、分离式座式轴承和静止励磁方式， 型号为
WX21Z-073LLT)，于2006 年5 月24 日首次并网投产。
六、经过
2007 年3 月2 日发电部四值白班，根据省调负荷情况，#3 机组从11：15 负荷
135MW 降至11：30 的110MW，整个降负荷过程相对较平稳，水位变化也在规
定范围内。11：30 负荷降至目标值，因午饭时间，当班#3 锅炉副值黄xx 认为锅
炉参数相对较稳定，经主值张xx 同意后，让值乙郑xx 代为监视汽水盘（张xx
也在监盘），就去吃午饭。
此时机组参数：机组负荷112MW，蒸汽流量为289t/h，给水流量为339t/h，主
给水压力为14.66MPa，汽包压力为14.05MPa、主汽压力为13.28MPa，汽包水
位为63mm，B 给水泵液偶勺管开度84.8%。
为适当降低水位，郑xx 点开给水泵调节对话框，将水位自动切为手动来降低汽
包水位，由于其没有注意调节前给水泵液偶勺管开度，11：30：21 就将其开度
手动设为43.5%。关闭对话框后发现开度不正常，11：30：31 立即切为手动将给
水泵液偶勺管的开度开大，液偶勺管的开度最低降至60.7%。在此过程中，因勺
管开度已被关下来，造成给水流量在11：30：25 后低于150t/h 给水泵再循环门
自动开启。
11：30：52 汽机值班员在CRT 上手动关闭再循环门，发现无法全关，立即派人
就地手动关闭，可就地手动也只能关至20%（a、保护联开再循环门后，虽又调
大勺管开度，但给水压力未能克服锅炉汽压，送锅炉给水无流量，水量全部从再
循环管走，再循环门前后压差极大，手摇不动；b、该再循环门无中停功能，保
护动作后，该再循环门必须到全开位置并解除连锁后，方能在CRT 上关闭）。
11：35 当汽包水位低至-116mm 时，应锅炉主值张xx 要求启动A 给水泵运行。
11：35：58 锅炉低水位MFT 动作，锅炉投入烟煤、助燃油，待床温稳定后于
12：46 切换为无烟煤，#3 机组负荷最低降至30MW，三台机组总负荷最低降至
288MW，14：10#3 机组负荷恢复至110MW，事故处理结束。
七、原因
#3 机组按省调负荷要求，负荷降至目标值后在调整水位的过程中，郑xx 误将B
给水泵液偶勺管开度由84.8%，手动设为43.5%，造成勺管开度过小导致给水流
量低于150t/h，给水泵再循环门自动开启，引发锅炉低水位MFT 动作。
八、事故的等级界定及责任认定
（一）事故的等级界定
本起事故造成3 月2 日11：41—12：50 公司总负荷曲线不合格，中调下达总负
荷为330MW，受锅炉MFT 影响总负荷最低降至288MW（偏离12.7%），且在
此负荷波动时间约达10min。本起事故影响总电量约3.5 万kw.h。依据公司《各
类事故、障碍、异常界定规定》第六章第23 条第（一）款第3 条规定，本起事
故认定为二类障碍。
（二）事故的责任认定
随公司一期工程四台机组的陆续投产，发电部锅炉专业人员配备基本到位，为两
台炉6 名员工，鉴于不少运行人员为新手，实践经验不足，公司在多次会议上强
调，要求值班员甲以上方可独立监盘，并进行操作；值班员乙必须在监护下进行
监盘、操作，当机组运行工况不正常或事故处理时，值班员乙不得进行监盘、操
作；值班员丙必须在监护下进行监盘，但任何情况下，均不得进行操作。本起事
故由值班员乙进行独立监盘、操作，失去监护，引发本起事故，暴露出部分运行
岗位人员有章不循的问题。本起事故责任认定如下：
主值张xx、副值黄xx 对低岗位人员监盘时监督不力，未严格执行公司要求，对
本起事故负主要责任。
郑xx 对本起事件负次要责任。
九、事故处理略
十、防范措施
1、发电部应加强员工的培训教育，尤其是加强低岗位员工的培训，提高员工的
技术水平。对全体值班员甲，关于机组正常运行中水位的调整方法进行一次再培
训，经过培训考试合格的值班员甲，在主值或副值的监护下上盘实习一个月，并
经专业实践考核合格后，才能独立监视汽水盘。
2、发电部应加强教育，提高员工对监盘操作调整重要性的认识，低岗位员工监
盘时，必须加强监护，做到精心操作，确保机组安全稳定运行。对全体运行人员，
关于机组正常运行中燃烧调整、汽温调整、汽压调整等典型工况下各参数的调整
方法，逐项进行再培训，提高运行人员操作水平。
3、发电部必须举一反三，加强部门的各项管理工作，对如何强化防止误操作问
题，于3 月20 日前提出部门的整改意见及防范措施。
对人员技术培训工作，发电部应制定切实可行、行之有效的方案，明确责任人、
方法、任务、目标、考核等事项，把技术培训这项基础性工作切实抓紧、抓细、
抓实。

某厂#4机跳闸事故分析
一、事故经过：
2006 年10 月12 日早7：30 分4#机跳闸。当时无电气故障现象，机、电、
炉各运行参数正常，事后调各运行参数曲线亦正常。经多方查找原因未有很合理
的解释，机组于9：52 并网。
二、事故处理及分析：
事故时，热控、电气二专业人员均在现场查找原因。调出报警记录为：
7：29：51.914 DEH 故障跳闸(小数点后单位为毫秒，下同)
7：29：51.953 发电机故障跳闸
7：29：56.271 非电量保护跳闸
7：30：5.216 A 侧主汽门关闭
以下为跳机后的一些报警，如轴掁大跳闸等。
从事故记录看应是DEH 故障跳闸引起发电机跳闸，但DEH 无直接跳发电机功
能，只有DEH 先关主汽门才能去跳发电机，违反了正常逻辑关系，断定是误跳。
为证实热控动作记录的正确性，后将电气故障录波器打印信息调出，动作顺序为：
7：30：01 热工保护动作
30：01.058 发电机跳闸开始
30：01.077 发电机跳闸结束
以下记录为厂用系统跳闸记录。
该记录与热控记录顺序相符。时间相差较多是因为电、热两个系统本身时间
误差，后人工对时电比热控约快4.5 秒。
电、热首出记录及顺序相同，可断定为热控保护首先动作引起。
为找到误跳原因，热控、电气二专业人员查找各种报警记录，将二专业所有
报警信息全部集中，分析对照得出结论仍是DEH 先故障跳闸，再引起发电机跳。
后又将电气至热控可引起跳闸的联系电缆折开测绝缘正常，引起DEH 故障跳闸
的报警没有，运行参数无异常，找不出任何可以跳闸的原因。后热控、电气两专
业人员一起分析下一步做法，决定利用3#机正处于停役机会做试验。热工人员
拟订了试验步骤、方法并在中午休息时拟好方案打印5 份。下午一上班热控、电
气两专业人员即开始试验。试验由值长联系中调，值长按方案布置运行操作。先
模拟4#机运行方式，将3#发变组出口刀闸拉开、开关合上。试验分四种：
1、机头手动打闸；
2、在ETS 盘内短接发电机故障跳闸信号，即模拟发电机跳闸；检查机组动作情
况。
3、短接主汽门关闭接点模拟汽轮机跳闸检查发电机动作情况。
4、发主汽门关闭信号同时去机、电检查汽机、电气动作情况。
试验结果：第1 个试验动作过程与4#机故障记录一致，其余三个均不同。第1
个试验动作过程为：14：22：34.627 DEH 故障跳闸
34.656 发电机故障跳闸
45.436 非电量保护跳闸
23：22.393 A 侧主汽门关闭
其间隔时间分别为：4#机DEH 故障跳闸----发电机故障跳闸0.039 秒
发电机故障跳闸---非电量保护跳闸4.318 秒
非电量保护跳闸---A 侧主汽门关闭8.945 秒
3#机DEH 故障跳闸----发电机故障跳闸0.029 秒
发电机故障跳闸---非电量保护跳闸10.78 秒
非电量保护跳闸---A 侧主汽门关闭36.957 秒
其间隔时间虽然相差很大，但递增关系相符。可能的原因是3#机处于停役
状态，而4#机为滿负荷运行状态。
以上试验说明，可能是：某种原因引起DEH 故障信号发出。同时引起机组
跳闸。
再分析引起DEH 故障所有条件，再逐一排除。
引起DEH 故障所有条件有：
1、就地打闸
2、超速保护动作
3、转速故障转速测量偏差大
4、阀位校验故障校验偏差大
5、挂闸油压低
6、BTG 盘(手操盘、立盘)紧急停机
7、ETS 跳闸机组保护跳闸
现逐一排除。2、超速保护不可能，因发电机跳与机组同时，不可能超速。
转速曲线也无此显示，热控无超速保护动作。3、转速测量偏差大也不可能，无
此报警，且三取二，不可能同时二个传感器故障。4、阀位校验故障也不可能，
因无此报警，也无此显示，且此保护只在开机前试验起作用，工况不符。6、BTG
盘(手操盘、立盘)紧急停机需要人员至手操盘上操作，会被别人发现也不可能。
7、ETS 跳闸不太可能，一是无此报警，也无此现象，所调出的参数、曲线均无
此记录。唯一有可能的即是1、就地打闸，但就地打闸装置需人为左旋再拉出才
能跳闸，除非故意为之才有可能。至于人为误碰接点，因接点位于里面，人要伸
长手臂才能触及，人为可能也是很小的。但不排除该接点电缆绝缘不好短路引起，
这种短路为瞬时才有可能，因为未经处理事后掛闸开启正常。还有可怀疑的是5、
掛闸油压即高压安全油压，该油压一无监视二无报警，若油压降低将导致主汽门
关闭且同时跳发电机。事后检查过各电磁阀动作均正常。合肥厂运行人员反映合
厂曾发生过遮断电磁阀微漏，导致安全油压下降关主汽门并跳发电机，现象与这
次一样。运行及热控检查进出油管，虽有3℃左右温差，但断定不了是否有泄漏。
就地油压表目前指示值无明显变化。
另从故障记录发现，跳机后有一报警“轴承振动大跳闸”。其时间在“发电机
故障跳闸”信号后12.9 秒，但又在主汽门关前0.12 秒。通过查看DCS 系统历史
趋势，在跳机发生时刻，#1-#5 瓦均有不同程度的轴掁增大，其中#5 轴X 向轴振
显示数值由8um 突变为16um，1 秒之后变为8um，同时发电机有功功率由136MW
速降至零，说明此时#5 轴X 向轴振测量曾有过异常（如电磁干扰，电缆屏蔽接
地、线路接触不良等），虽然监测到的5X 轴振数值与轴振保护跳机值270um 相
差甚远，但由于记录系统采样时间周期为2 秒，不排除在此采样周期内#5 轴X
向轴振显示数值曾有达到保护跳机值，进而导致ETS“轴振大跳机”保护动作的可
能。考虑到报警时间误差较大，此点也是很值得怀疑。只是未经处理，开机后正
常则无法解释。
可直接跳闸的有关元器件故障与人为误碰有共同的特征，即无任何报警、异
常现象，突然跳闸且无法分析原因。
以上分析总结这次跳机可怀疑的原因是：
1、就地打闸接点电缆绝缘不好，待停机后检验。
2、安全油压因电磁阀微漏降低跳机，而且电磁阀动作跳机后又正常不漏了。(ZZ
厂发生过)
3、人为动就地跳机接点。
三、教训及改进：
1、引发DEH 故障的条件因无报警首出记忆，给事故分析带来困难。应在DEH
逻辑中增加故障首出记忆逻辑。
2、各报警之间时间相差太大，同样给分析带来了困难。如：发电机故障跳闸与
主汽门关闭相差13 秒，若时间正确，则汽轮机早已飞车。显然DCS 系统SOE
记录时间有错，应予重新校对不同SOE 模块间的采集时间是否同步。
3、安全油压是重要参数，应在DCS 操作员站中增加监视和报警，并增加运行趋
势曲线。
4、为防止#5 轴X 向轴振测量异常可能导致“轴振大保护”动作跳机，申请临时将
#5 轴X 向轴振大保护解除，待机组检修时彻查测量回路、检测元件、电缆屏蔽
接地等，确认系统正常后再投入。

沙洲电厂“10.14”电气误操作全厂停电事故通报
1、事故经过：2006 年10 月14 日事故前#1 机组运行情况：#1 机组负荷560MW，
B、C、D、E 磨运行，A、B 汽泵运行，AGC、RB 投入，定压运行方式， 220kV
正、负母线运行，沙店2K39 开关运行于220kV 正母，#1 发变组2501 开关在正
母线运行，启备变2001 开关运行在负母，处于热备用状态，#2 机组省调调停，
沙店2K40 线路省调安排检修。#1 机组单机单线运行方式。
10 月14 日中班，值际三值，值长陈×。接班时（17：00）沙店2K40 线路
检修工作已结束，等待调令恢复。接班后值长接省调预操作令，副值王×（主要
事故责任人、主操作人）准备好沙店2K40 线路恢复的操作票，经审查操作票无
误后，在调令未下达正式操作令前，17：40 值长（陈×）令值班员王×（副值）、
明××（主值、监护人）（主要事故责任人）按票去进行预操作检查，因调令未
下达，只对线路进行预检查，值长未下达操作令，所以操作票未履行签字手续。
17：45 调令正式下达给值长陈×，沙店2K40 线路由检修转冷备用（所有安全措
施拆除，断开沙店2K404-3 地刀）。此时值班员（王×、明××）已去现场（升
压站内），值长未将值班员叫回履行完整的操作票签字手续，将操作令下达给单
元长王××（次要事故责任人），由单元长王××去现场传达正式操作令。单元
长到现场（升压站内）后向主值明××、副值王×下达操作令。随后由值班员（王
×、明××）执行断开沙店2K404-3 地刀的操作，该项操作（沙店2K404-3 接地
隔离开关操作箱）执行无效（操作中发现地刀拉不开），按票检查操作内容无误，
单元长帮助明、王二人一起到继电器楼检查上一级操作电源正常，并汇报值长联
系检修二次班处理。在等待检修人员到场期间，王××由到升压站2K404-3 地刀
处复查操作电源正常。随后对沙店2K40 开关状态进行检查，发现2K40 开关有
一相指示在合位（实际为沙店2K39 的C 相，此开关为分相操作开关）。此时明
××、王×也由继电器楼回到升压站，王××遂向二人提出沙店2K40 开关状态
有一相指示不符。告知二人对沙店2K40 开关状态进行检查核对确认，单元长王
××准备返回集控（NCS）进行再次盘上核对沙店2K40 开关状态，此时明、王
二人在升压站内检查该相开关（实际为沙店2K39 的C 相）确在合位。主值明×
×已将操作箱柜门打开，也未核对开关编号并将远方、就地方式旋钮打到就地，
副值王×在就地按下分闸按钮，造成该相开关跳闸，沙店2K39 开关单相重合闸
启动，但是由于沙店2K39 开关运行方式打在就地方式，沙店2K39 开关未能重
合，开关非全相保护延时0.8 秒跳线路两侧三相开关，造成我厂与对岸站解列，
事后确认分开的是沙店2K39 开关C 相。
18：24 集控室值班人员听到外面有较大的异音，立即检查四台磨运行情况均
正常， 集控监视DCS 画面上AGC 退出，负荷骤减，主汽压力迅速上升，立即
手动停E、D 磨，过热器安全门动作，B、C 磨跳闸，炉MFT，集控室正常照明
灯灭，手动投直流事故照明灯，集控监视CRT 画面上所有交流电机均停（无电
流），所有电动门均失电，无法操作。确认#1 机组跳闸，厂用电失去，（锅炉首
出燃料丧失，汽机首出EH 油压低，电气低频保护动作）。值班员检查柴油发电
机联动正常，保安段电压正常（就地检查柴发油箱油位正常）。汽机主机直流油
泵、空侧密封油直流油泵、小汽机（汽动给水泵）直流油泵均联动正常，锅炉空
预器主马达跳闸，辅助马达联启正常。立刻手启机侧各交流油泵，停止各直流油
泵且投入联锁，启动送风机、引风机、磨煤机、空预器各辅机的油泵。同时将其
他各电机状态进行复位（均停且解除压力及互联保护，以防倒送电后设备群启）。
----19：22 恢复220kV 系统供电。
-----19：53 启备变供电，全面恢复厂用系统供电。
-----21：02 启电泵，炉小流量上水。
-----15 日00：10 启动送、引风机，炉膛吹扫完成，具备点火条件。
----15 日03：27 炉点火。
----15 日05：30 汽轮机进行冲转。
----15 日06：07 #1 发电机并网成功，带负荷。
15 日08：20 ：机组负荷270MW，A、B、C、D 磨运行电泵、A 小机运行，
值长令对锅炉炉本体全面检查时，运行人员就地检查发现B 侧高再处有泄漏声，
联系有关专业技术人员确认为高温再热器爆管，汇报有关领导及调度。13：00
调度下令#1 机组停机， 15：42 发电机解列。
2、原因分析：操作人员走错间隔，误分带电设备
此次事故的原因是事故当事人违反了一系列规章制度：
1) 在倒闸操作过程中，未唱票、复诵，没有核对开关、刀闸名称、位置和编号
就盲目操作，违反了《安规》第2.3.1 条："操作前应核对设备名称、编号和位置，
操作中还应认真执行监护复诵制"的规定。
2) 操作中为减少操作行程，监护人和操作人在操作进行中违反《安规》第2.3.5.3
条"不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置"的规定，和《安规》第2.3.4.2
条：操作票票面应清楚，不得任意涂改。
3) 操作中随意解除防误闭锁装置进行操作，违反了《安规》第2.3.6.4 条：操作
中发生疑问时，应立即停止操作并向值班员（单元长）或值班负责人（值长）报
告，弄清楚问题后，再进行操作，不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。
违反了运行管理《防误装置管理制度》。
4) 操作中监护人帮助操作人操作，没有严格履行监护职责，致使操作完全失去
监护，且客观上还误导了操作人。
5) 违反了《电业安全工作规程》第2.3.3.1 条关于"特别重要和复杂的倒闸操作，
由熟练的值班员操作，值班单元长或值长监护"的规定。担任监护的是一名正值
班员，不是值班负责人或值长。
6) 值班人员随意许可解锁钥匙的使用，没有到现场认真核对设备情况和位置，
违反了《防误锁万能钥匙管理规定》。
7) 现场把关人员对重大操作的现场把关不到位，运行部管理人员没有到现场把
关，没有履行把关人员的职责。
8) 缺陷管理不到位，母线接地刀闸的防误装置存在缺陷，需解锁操作，虽向检
修部门做了专门汇报和要求，但未进一步跟踪督促，致使母线接地刀闸解锁成为
习惯性操作，人员思想麻痹。
9) 危险点分析与预控措施不到位，重点部位、关键环节失控，对主要危险点防
止走错间隔、防止带电合地刀等关键危险点未进行分析，没有提出针对性控制措
施。
3、暴露的问题
1）责任心不强，违章、违纪现象严重。这次误操作就是一系列违章所造成。暴
露了管理人员、运行人员责任心不强，不吸取别人的、过去的误操作事故经验教
训，现场把关失职，操作马虎了事，违章操作。
2）贯彻落实防止误操作事故措施不到位。
3）危险点分析与预控措施未到位。这次事故暴露了在运行操作中，对走错间隔、
带电合地刀及母线接地刀闸长期解锁操作等关键危险点未进行分析，没有提出针
对性控制措施。反映了升压站运行操作标准化与危险点分析流于形式的现象还相
当严重。
4）现场把关制度流于形式。在本次事故中，在现场把关的管理人员没有履行把
关职责，没有起到把关的作用。
5）操作人员执行“两票三制”不严格，安全意识淡薄。
6）未严格执行操作监护制度，操作中未认真执行“三核对”，操作人和监护人应
同时核对设备名称、编号、位置、实际运行状态与操作票要求一致。
7）重大操作前的模拟操作与事故预想准备不充分。
8）未严格按照规程规定执行，在就地随意对220kV 系统设备进行操作。
9）操作员在操作中断后执行与票面工作无关的内容，安全意识需加强。
10）操作人员技术水平有待进一步提高。
11） 在单机单线特殊运行方式下，未做好事故预案和防范措施。
4、防范措施：
1) 三吉利能源股份公司领导已向沙洲电力公司发出安全预警，并提出了整改要
求和措施，要求沙洲电力公司在事故分析会中各部门应深刻分析，认真吸取教训。
2) 事故当天公司总经理就误操作事故对全公司安全生产提出了具体要求，对事
故分析要严格按照"四不放过"的原则，严肃处理责任人，深刻吸取事故教训，举
一反三，采取有效措施，强化责任，落实措施，迅速扭转安全生产被动局面。
3) 严格按照国电公司发布的"关于防止电气误操作事故禁令"要求，认真、准确、
完整的执行好操作票制度，严禁任何形式的无票操作或增加操作程序。微机防误、
机械防误装置的解锁钥匙必须全部封装，除事故处理外，正常操作严禁解锁操作。
公司重申解锁钥匙必须有专门的保管和使用制度。电气操作时防误装置发生异
常，必须及时报告运行值班负责人，确认操作无误，经当班值长同意签字后，解
锁钥匙管理者必须亲自到现场核实情况，切实把好操作安全关。随意解锁操作必
须视为严重习惯性违章违纪行为之一，坚决予以打击。如再次发生因解锁而引起
的电气误操作，将加重对相关责任人的处罚和对该主管单位的主要负责人的责任
追究。
4) 严格按照国电公司发布的"关于防止电气误操作事故禁令"要求，认真、准确、
完整的执行好操作票制度，严禁任何形式的无票操作或改变操作顺序。
5) 按国家电网公司、沙洲电力公司《防止电气误操作装置管理规定》和《关于
加强变电站防止电气误操作闭锁装置管理的紧急通知》要求，认真管理和使用好
电气防误操作装置。变电站防误装置必须按照主设备对待，防误装置存在问题影
响操作时必须视为严重缺陷。由于防误缺陷处理不及时，生产技术管理方面应认
真考核，造成事故的，要严肃追究责任。
6) 全面推行现场作业危险点分析和控制措施方法。结合实际，制定危险点分析
和预控措施的范本和执行考核的规定，规范现场作业危险点预测和控制工作，把
危险点分析和预控措施落实到班组、落实到作业现场。作业前对可能发生的危险
点要进行认真分析，做到准确、全面、可行和安全，控制措施必须到位到人，确
保现场作业的安全。对《危险点预测与控制措施卡》流于形式或存在明显漏项的，
要实行责任追究制。
5、具体整改内容：
1）220kV 系统线路接地刀拉、合时都要将线路的电压互感器的小开关合上
才能操作（应符合防止电气误操作，“五防”的要求）。
由计生部和运行部拿出意见，并对操作票进行修改。
2）220kV 系统开关站内，防止误操作锁进行一次全面检查，更换新锁，制
定相应措施。
3）重大设备进行系统操作，运行部部门领导、专工及其有关人员应到现场
监护，制定出相关制度。
4）升压站内各个单元开关、刀闸应有明显的分离区域，以防今后误走错间
隔。
5）220kV 系统线路单线运行时，公司与张家港供电公司协商，运行调度提
出申请店岸变要求有人值班；
6）运行电气规程进行复查，特别是操作票，写出标准票，指导运行正确对
设备和系统的操作。检查规程，进行修补，在规程没有修订前，制定具体措施。
7）加强技术培训，提高全员的技术操作水平，严格执行“两票三制”，开展
危险点的分析工作，严禁无票作业。
8）加大奖惩力度，提高职工的安全意识。

来宾B电厂连续发生四起同类设备责任事故
在2004 年9 月至2006 年6 月不到两年的时间内，广西来宾B 电厂（2×
360MW 燃煤机组）连续发生四起同类设备责任事故，其中3 起为重大设备事故。
这四起事故都是由于循环冷却水泵控制系统遭到破坏，机组循环冷却水中断供
应，导致机组被迫停机所引起的。
2004年9月8日，由吉林电力管道总公司承包施工的来宾电厂2×125MW
循环水管道改建工程施工中，来宾B 电厂主厂房至取水泵房一条通信电缆和两
条光缆被意外挖断，导致来宾B 电厂两台机组停运。
2005年5月16日，广西建工二建公司在广西来宾A电厂扩建工程施工中，
挖断两根光纤控制电缆、一根电话线，并挖伤一根6.6 千伏动力电缆，导致广西
来宾B 电厂江边水泵房设备的控制中断，运行中两台机组相继停运，全厂对外
停电，事故造成直接经济损失3.1 万元，间接经济损失68.9 万元，少发电量
15883.506 兆瓦时。
2006年3月29日，广西来宾B 电厂由于设备隔离措施不足，通风系统维护
作业人员误碰循环冷却水泵站48 伏直流电源系统的整流充电器投退开关，导致
电池组失充。而直流电源系统因保护信号设计、安装存在缺陷，48 伏直流系统
故障报警信号未能送到机组控制室，操作人员无法及时发现并处理故障。电池长
时间放电导致48 伏直流电源系统发生低电压，引起循环水泵出口门关闭，机组
循环冷却水中断，两台机组被迫停运，少发电量2864.01 兆瓦时，间接经济损失
47.08 万元。
2006年6月29日，广西来宾B电厂因电厂循环冷却水泵房配电室380 伏
交流电源失电，引起两台机组的4 台循环冷却水泵跳闸，循环冷却水供应中断，
造成两台机组被迫紧急手动停机，电厂上网出力由510 兆瓦降低为零。
同类重大设备事故在较短时间内连续发生，原因主要有：
（一）安全管理不到位。事故发生后，没有认真吸取事故教训，切实做好
预防工作，落实整改措施不力。对2004 年9 月8 日的基建施工挖断通信电缆导
致发生事故的调查中，已经发现了有关施工图纸未标注厂区电缆、地下布线位置；
工厂内有关电缆、管道走向于地面上未按规定设置标识的问题，但在2005 年5
月16 日，由于同样原因，再度发生同类事故。
（二）安全隐患整改不及时。对2006 年3 月29 日事故循环冷却水泵站48
伏直流电源系统失压导致事故的调查过程中，调查组已经向来宾B 电厂指出循
环冷却水泵交流电源工作电源和备用电源设计不合理，要求尽快整改，但由于各
种原因整改不及时，导致6 月29 日事故的发生。
（三）电厂辅助设备管理不到位。四次事故都是由于循环水泵相关设备故
障而导致事故发生，电厂辅助设备的管理、设计、建造、配合均存在不同程度的
缺陷，导致了事故一再发生。

郑州热电厂发电机定子接地保护动作跳闸分析
郑州热电厂3 号发电机为典型的发电机变压器组(发变组)单元接线，发电
机为东方电机厂生产的QFSN-200-2 型，机组于1992 年投运，现处于稳定运行
期。2001-11-18，3 号发电机处于正常运行状态，当时机组带有功负荷125 MW，
无功负荷25 Mvar，对外供热量160 t/h。
1 事故经过
凌晨01：35，3 号机集控室铃响，中央信号盘发出“保护回路故障”和“故
障录波器动作”光字，随即喇叭叫，中央信号盘又出“发电机定子接地”、“主
汽门关闭”、“断水保护动作”、“远方跳闸动作”、“6 kV 配电装置故障”
光字，发变组表计无明显冲击，发变组控制盘发电机出线开关Ⅲ建石1、灭磁开
关Q7、励磁调节柜输出开关Q 4 绿灯闪光，除副励电压表外，发变组其它表
计均无指示；厂用电盘6 kVⅠ、Ⅱ段出“BZT 动作”光字，6 kV 高压厂用电备
用电源进线开关6107，6207 红灯闪光，6 kV 高压厂用电备用变压器高压侧开关
建备1 绿灯平光，6 kVⅠ、Ⅱ段电压表指示为0，高、低压厂用电失电，集控室
工作照明失去，保安电源联动正常，值班人员立即退出6107，6207 联动开关，
将上述跳闸开关复位后，发现Ⅲ建石1、Q7、6 kV 高压厂用电工作电源进线开
关6104，6204 均为绿灯平光，红灯闪光，由于灯光指示异常，为防止扩大事故，
在确认6104，6204 断开后，于01：38，手动合上建备1，高、低压厂用电恢复
正常。到保护间检查，发变组保护A 柜“发电机定子接地零序电压”和“发电
机定子接地三次谐波”发信、跳闸灯均亮，“主汽门关闭”和“发电机断水”灯
亮。值班人员对发变组所属一次系统外观进行检查，未发现明显异常。厂用电
失压期间，接于3 号机UPS 的机、炉所有数字监视表计均无指示。02：35，在
高低压厂用电恢复正常后，3 号发电机从0 起升压，当定子电压升至2 kV 时，
发电机零序电压为2 V，当定子电压升至2.5 kV 时，中央信号盘出“定子接地”
光字，于是将发电机电压降至0，断开Q4 和微机非线性励磁调节器控制开关
KK1、KK2，通知检修进一步查找原因。运行值班人员将发变组解备，并将发电
机气体置换后，检修人员拆掉发电机5 m 处出线，对发电机做交直流耐压试验正
常，封闭母线出线、主变及高压厂用变做交流耐压试验正常，然后逐一将发电机
出线电压互感器推入工作位置，做交流耐压试验，当推入发电机出线电压互感器
2YHA 时，发现2YHA 相泄漏电流达50 mA，其它相只有1 mA，遂判断为2YHA
故障，将其更换并恢复发电机接线，机组重新从0 升压正常。
2 原因分析及对策
此次事故原因通过电气检修做交、直流耐压试验及更换发电机出线电压互
感器2YHA 后，发电机重新零起升压正常的情况看，可以确认为是发电机出线
电压互感器2YHA 相对地绝缘降低，造成发电机定子接地保护动作引起。
(1) 建备1 开关未联动
BZT 装置为JCCB-031 型厂用电源快切装置，具有差压快切和残压慢切
功能，即当工作开关跳闸后，若其差压继电器检测到的工作母线残压与备用电源
电压之间的电压差值在整定值之内，1 s 内备用电源开关可快速合上，若差值不
符合要求，1 s 后时间继电器接点打开，装置变为检测母线残压是否符合要求来
实现慢切。由于建备1 开关为老式多油开关，开关机构动作慢，合闸时间长，6 kV
厂用电电源开关为真空开关，开关机构动作快，合闸时间短，而BZT 装置一次
自投回路原设计是在6 kV 厂用电开关合上后合闸命令即消失，由于两开关动作
时间不同，造成建备1 开关在机构未合到位时就返回。现将其BZT 回路进行改
线，接入建备1 开关合闸监视及BZT 合闸自保持回路，以确保其合闸成功。
(2) UPS 直流电源未联动
原因为UPS 直流蓄电池组连接线出厂时由于压接质量不好，致使多股导线
在线鼻子处断线，再加蓄电池组运行中由于长期充放电，使其中一极连接线剩下
的几股导线也被烧断，造成蓄电池组正负极回路开路，在UPS 交流电源失电时，
蓄电池组投不上，UPS 装置对外供电中断，使机、炉用热工监视仪表无指示。现
已对3，4 号机UPS 蓄电池组连接线全部更换为高质量多股软铜线。
(3) Ⅲ建石1，Q7，6104，6204 控制开关在值班人员复位后绿灯平光，红
灯闪光
原因为上述控制开关复位后，其控制回路中的两对接点10，11 与14，
15 接通，接点10，11 接通后，绿灯发平光，而3 号发变组跳闸后，由于建备1
未联动上，致使其高低压厂用电失去，部分装设低电压保护的厂用设备跳闸，在
值班人员将这些跳闸设备的控制开关复位前，由于其控制开关位置与电源开关位
置不对应，使3 号机组直流110 kV 系统的闪光装置启动，闪光母线带电。此时
又恰逢高低压厂用电失电，造成电源接于3 号机组MCC 的1，2 号内冷水泵电
源中断，发电机断水保护动作，保护出口回路接点闭合，直流110 kV 正电源就
通过Ⅲ建石1，Q7，6104，6204 中任一开关的控制回路中的断水保护出口接点、
红灯、控制开关的14，15 接点与闪光母线接通，此时由于其它厂用跳闸设备未
复位，闪光母线就通过这些设备的事故音响回路与负电源接通，就出现了Ⅲ建石
1，Q7，6104，6204 控制开关在值班人员复位后绿灯平光，红灯闪光的异常现象。
但由于Ⅲ建石1，Q7，6104，6204 开关的红灯闪光回路与其它低电压保护动作
跳闸设备的绿灯闪光回路是串联关系，就又造成了Ⅲ建石1，Q7，6104，6204
的红灯闪光与低电压保护动作跳闸设备的绿灯闪光不同步，且灯光变化情况也不
同。在同一时间，红灯闪光是一灭一亮，绿灯闪光是一亮一暗，这种现象是因为
当闪光装置中的电容充电电压未达到闪光继电器J 动作电压值之前，J 常闭接点
闭合，Ⅲ建石1，6104，6204 的红灯与厂用电跳闸设备的绿灯串联后，接于直流
110 V 电源的正负极上，红绿灯均亮；当闪光装置中的电容充电电压达到闪光继
电器J 的动作电压值后，J 常闭接点打开，其常开接点闭合，Ⅲ建石1，Q7，6104，
6204 的红灯回路被短接，红灯灭，而此时辅机绿灯回路直接接于直流110 V 电
压上，其亮度变强，要比红绿灯都亮时的亮度强。现已将所有厂用电设备的红绿
灯更换为自闪光节能灯，删除了原设计回路中的闪光回路，消除了这一异常现象。
3 处理方法
值班人员在发电机主保护动作跳闸后，在发电机重新零起升压过程中，发
现发电机出现零序电压后，未直接利用断灭磁开关来消除发电机磁场能量，而是
将发电机电压降至0 后才断开励磁调节柜输出开关Q4，延误了事故处理时间，
甚至有可能进一步扩大事故。这是因为若故障点在发电机内部的定子回路中，则
二次升压后故障电压持续时间越长，对定子回路的损坏程度就越大，并有可能损
坏定子线圈和铁心，造成无法挽回的后果。因此，为防止事故扩大，处理此类事
故时可采取直接断灭磁开关的办法来进行处理。

机组断油烧瓦事故
汉川电厂3 号机组是一台300MW 机组，2003-04-24，该机组发生了一次断
油烧瓦事故。事故的过程反映出许多运行和维护方面的问题，值得我们思考。
1、3 号机组断油烧瓦事故经过
2003-04-24T04：00：00，3 号机组带174MW 负荷运行，当时由于B 汽动给
水泵因故障正在检修，A 汽动给水泵投手动运行，C 泵(电泵)投自动运行。
04：00：06，C 电动给水泵发出工作油温高一值报警信号；
04：00：4l，电动给水泵又发出工作油温高二值的报警信号，电动给水泵跳
闸，锅炉水位迅速下降，RB 动作，自动切除上两层火嘴，投第4 层油枪，运行
人员抢合电泵，但没有成功，将A 小机出力调至最大，负荷降至160 MW 左右；
04：0l：46，锅炉水位下降至-301mm，运行人员手动调整增加A 汽动给水
泵的转速，锅炉水位缓慢上升到一165mm；
04：04：09，电动给水泵突然启动，锅炉水位迅速上升；
04：04：55，锅炉水位上升到259mm，运行人员紧急手动打跳电动给水泵，
但已来不及控制水位；
04：05：06，由于锅炉水位高达279mm，锅炉保护MFT 动作，锅炉停炉，
联跳汽轮机；
04：05：15，运行人员手动启动主机交流油泵；
04：05：27，逆功率使发电机开关跳开，厂用电自动联动不成功，厂用电
失去；
04：05：29，主机交流油泵跳闸；
04：05：37，运行人员手动倒厂用电成功，厂用电恢复；
04：05：43，柴油发电机联动保安ⅢA1 成功；
04：05：53，柴油发电机联动保安ⅢA2 成功；
04：06：03，运行人员再次手动试启动主机交流油泵成功；
04：06：08，手动试启动直流油泵；
04：06：19，手动停止主机直流油泵(没将直流油泵设置到联锁位)；
04：08：48，柴油发电机联动保安ⅢB 成功；
04：08：49，主机交流油泵再次跳闸，直流油泵没有联动；
04：14：34，主机润滑油中断，转速下降到0，盘车卡死，主机大瓦烧损。
2、事故原因分析
(1)由于反冲洗措施未落实，使电动给水泵的工作冷油器堵塞，造成工作油温
升高致使电动给水泵跳闸。
(2)运行人员在电动给水泵跳闸后，迅速调整A 汽动给水泵，锅炉水位上升过
程中电动给水泵又自启动，又由于从6 kV 开关到热工CCS 的电动给水泵跳闸信
号中断，在电泵跳闸后CCS 还保持电动给水泵运行信号，在锅炉水位低情况下，
CCS 自动调整电动给水泵转速，使电动给水泵转速加至最大，锅炉水位迅速上升，
运行人员手动打跳电动给水泵为时已晚，造成锅炉水位高， MFT 动作而停炉停
机。
(3)机组跳闸后，运行人员手动启动了主机交流油泵。但在发电机开关跳开后，
厂用电自动联动不成功，厂用电失去，使交流油泵跳闸。在柴油发电机供保安段
电源联动成功后，运行人员再次启动了交流油泵，并手动启动了直流油泵，11s
后又停掉直流油泵，停止时没有将直流油泵放在自动联锁位，使热工连锁失去作
用；另外交、直流油泵之间的油压低，电气硬联锁由于电缆未接好回路不通也没
有起作用；还有一个热工油压低强制交、直流油泵启动的联锁因组态时信号点填
写位置不正确也失去作用，使得在后来交流油泵跳闸时直流油泵无法联动，造成
汽轮机断油烧瓦。
3、几个值得思考的问题
(1)在保护正确动作时，应相信机组设置的保护功能。对于300MW 机组，一般
都设计并配有RB 即辅机故障减负荷功能，它是针对机组主要辅机故障采取的控
制措施，当主要辅机(如给水泵，送、引风机)发生故障，机组不能带额定负荷时，
快速降低机组负荷以维持机组正常运行的措施。这次事故开始时是由于工作油温
高引起电动给水泵跳闸后，RB 已经正确动作，负荷降到了160MW 以下，并自
动切除了上两层火嘴，投上了第4 层油枪，汽包水位也从最低的-300mitt 回升到
—165mm，而且这时电网也没有过高的负荷要求，如果按照RB 的控制指令先让
机组维持50％的额定负荷运行，同时检查处理电动给水泵的故障，待处理好后
再启动电泵增加负荷，机组是不会出现什么问题的。
(2)故障设备不应盲目强行投入运行。电动给水泵在跳闸前发出过两次工作油
温高的报警信号，表明电泵是因为工作油温高跳闸的，在工作油温高的问题没有
处理和正常前电泵还处于故障状态，对故障状态下的设备进行强行启动是不合适
的；另外，电泵未按照正常的启动程序强行启动，以致造成转速过高引起水位的
大幅波动。
(3)运行操作必须遵守操作规程。交、直流油泵的联动是保护汽轮机正常润滑、
防止断油烧瓦的重要手段之一，停下直流油泵时按规程要求应将直流油泵置于自
动联锁的位置，以便在交流油泵停运且油压低于定值时能自动联动直流油泵。机
组跳闸后，运行人员在试启动直流油泵后，停下直流油泵时没有按规程将直流油
泵放在联动位置上，以致交流油泵跳闸时不能联动直流油泵。
(4)保护手段应随时保证完好可靠。应该说，为了防止机组断油烧瓦，这台机
组设置了较为完善可靠的保护手段。首先有热工低油压联锁保护，只要在交流油
泵运行时，直流油泵置于联锁位，在交流油泵跳闸、油压低时会自动联锁启动直
流油泵；第二是交、直流油泵的电气硬联锁，是通过电气硬接线实现交、直流油
泵间的低油压联动；第三是热工低油压强制联锁，这是采用DCS 分散控制系统
的一个特有保护功能，它是在系统组态时就将交、直流油泵设置为不论交流油泵
是否在运行，只要在油压低到一定值时就自动启动直流油泵。这3 项保护如果都
完好，应该完全可以避免断油烧瓦的事故发生。遗憾的是，由于运行人员未将直
流油泵置于联锁位、电气硬联锁由于电缆未接好回路不通和热工油压低强制交、
直流油泵启动的联锁因组态时信号点填写位置不正确，使得这3 个保护全部失去
作用，从而导致断油烧瓦事故。
(5)在这次事故过程中还暴露出厂用电切换、保安段的负荷分配等问题，进一
步说明加强设备的维护管理、保持设备的健康水平是机组安全可靠运行的重要保
证。

榆社发电有限责任公司电气运行人员走错间隔违章操作人身死亡事故
1、事故经过
2005 年10 月15 日，华能榆社电厂正值#4 机组D 级检修，#02 启备变接带
6kVⅣA 段母线运行，6kVⅣB 段母线检修清扫。14 日22 时，电气检修配电班
6kVⅣB 段母线清扫工作结束，压回工作票。14 日22 时10 分，#4 机副值田宇
军（男、25 岁）、巡操员郝润旺（男、33 岁）进行6kVⅣB 段由检修转冷备操
作，于14 日22 时50 分持票开始操作，在拉出64B 开关间隔接地小车时，开关
柜钥匙拨不出，联系电气检修人员进行处理，23 时50 分64B 间隔D3 接地小车
钥匙处理好。15 日00 时15 分副值田宇军监护，巡操员郝润旺持操作票再次进
行6kVⅣB 段由检修转冷备的操作。15 日0 时41 分，#02 启备变140 开关、604A
开关跳闸，110kV 系统母联130 开关跳闸， #02 启备变保护屏“6kVⅣB 段母线
复合电压过流保护、限时速断保护”、“02#启备变复合电压过流保护”保护动作信
号发出。随即巡操员郝润旺被电弧烧伤衣服着火冲进集控室，告知田宇军也被烧
伤，运行人员紧急赶至机6.3 米时与已跑出6kVⅣ段配电室的田宇军相遇，值长
当即联系救护车辆和医务人员，护送郝润旺、田宇军前往医院进行救治。经检查
郝润旺总烧伤面积95%，深二度至三度65%，浅二度30%；田宇军总烧伤面积
95%，二度15%，三度80%。10 月19 日11 时30 分田宇军伤情恶化，经抢救无
效死亡。11 月1 日，郝润旺伤情恶化，在北京抢救无效死亡。
2、原因分析：
事故现场检查情况：
6kVⅣB 段604B（6kVⅣB 段备用电源）开关后柜下柜门被打开放置在地上，
柜内母线连接处绝缘护套被拆下，柜内两处钢板被电弧烧熔，604B 后下柜内、
后部墙上漆黑，相邻64B（6kVⅣB 段工作电源）开关柜、6410 转接柜后柜窥视
镜被烧熔，柜门发黑，现场遗留扳手、摇表，摇表上下结合处爆开，604B 后柜
下柜门上防误闭锁装置一颗螺丝被拧下，另一颗螺丝拧松，锁孔片脱开，同时现
场遗留有被烧损的对讲机、手机等物。
因两位当事人死亡，具体操作过程不能准确得知，但根据事故现场可基本判定：
田宇军、郝润旺二人在拉开6kVⅣB 段工作电源64B 间隔封装的接地小车后走至
柜后，本应在64B 后柜上柜处测量绝缘，二人未认真核对设备名称编号，却误
走至相邻的6kVⅣB 段备用电源604B 开关后柜，打开下柜门。打604B 开关后
柜下柜门时，在拧开下柜门两边6 条螺丝的同时将下柜门上防误闭锁装置一颗螺
丝拧下，另一颗螺丝拧松，致使防误闭锁锁孔片脱开，防误闭锁装置失效，强行
解除防误闭锁装置。在打开后柜的下柜门后接着打开母线连接处绝缘护套，未用
验电器检查柜内是否带电，就直接开始测量绝缘，造成短路放电。电弧将2 人面
部、颈部、手臂灼伤，同时将衣服（工作服不符合要求）引燃，自救不及时，造
成了身体其他部位烧伤。
3、事故性质
经调查认定，此次人身死亡事故是一起电气运行人员走错带电间隔，违章操
作的恶性责任事故。
事故责任单位：华能榆社发电有限责任公司。
事故暴露出华能榆社电厂安全责任制落实不到位，安全管理不落实、不细致、
不深入，日常安全管理存在漏洞，运行管理不严格，人员培训不到位，运行人员
安全生产技能和安全意识薄弱，规程执行不严肃。

监护制不落实工作人员坠落
【简述】1994 年9 月3 日，某厂锅炉检修人员在处理水膜除尘器缺陷工作中，
工作负责人监护不到位，一名检修人员坠落死亡。
【事故经过】1994 年9 月3 日11 时40 分，锅炉检修队队长用电话通知锅炉风
机一班班长：“#l 炉乙水膜筒顶部有一孔洞漏风，下午消除这一缺陷”。同时要求
班长： “ 上去一定要铺好脚手板（ 因水膜筒顶部钢板已腐蚀严重， 仅由
810mm×830mm 的14 号槽钢网格框架支撑着，保温与框架高度在同一平面），一
定要注意不要踩保温，必须踩着脚手板。”
下午，锅炉风机一班班长就带着技术员及焊工梁某到了现场，他们三人先割了一
块钢板抬到#l 炉除尘器平台（标高15 米）上（#l 炉正在预装电除尘器），梁某先
上到水膜筒顶部，班长在下面问：“上面铺着板子没有”。梁回答：“上面有板子
踩着”，说完后用绳子将钢板提了上去。技术员向班长打了招呼也上到了水膜筒
顶部，技术员与梁某将钢板盖在孔洞上，发现钢板尺寸小了，孔洞东西两边各有
一条100mm 的缝，仍然漏风。这时二人看到甲水膜筒顶上有块1.3 米左右的短
脚手板，就到甲水膜筒顶上去取（甲、乙、丙、丁水膜筒上有电除尘器安装时铺
的连通步道）。技术员在前走，梁某在后面走，梁某却没有走脚手板步道，而是
两脚分别踩着槽钢架和保温上走过去，回来时仍两脚分别踩着槽钢框架和保温走
过来。15 时31 分当梁某走到孔洞南侧一空时，他左脚踩在槽钢上，右脚踩在保
温上，弯腰下蹲准备堵缝时，因右脚踩在保温上承力较大，将保温踩坏，瞬间人
和木板在水膜筒内负压（350mmH20）的作用下，掉进水膜筒内部（水膜筒顶标
高22.1 米，水膜筒下锥部标高1.5 米，落差20.6 米）。立即停炉救人。梁某16
时58 分经抢救无效死亡。
【事故原因】
1.作业人员工作中图省事、怕麻烦，缺乏自我保护意识，不认真执行安全措施。
2.事故发生的过程中工作负责人未到水膜除尘器顶部工作现场，失去了对工作成
员的监护，无法对违反安全措施的行为及时制止。
【防范措施】
1. 扎实细致的进行安全教育，提高职工自我保护意识。
2.《电业安全工作规程》（热力和机械部分）第75 条明确规定了工作负责人的三
项安全职责：“正确的和安全的组织工作”， “工作人员给予必要指导”，“随时检
查工作人员在工作过程中是否遵守安全工作规程和安全措施”。工作负责人除进
行安全交底外，还必须按照安规要求进行现场监护。

安全措施不全电除尘内触电
【简述】2003 年5 月31 日，某电厂检修人员进入电除尘器绝缘子室处理#3 炉三
电场阻尼电阻故障时，造成了检修人员触电死亡。
【事故经过】5 月31 日2 时30 分，某电厂电除尘运行人员发现：3 号炉三电场
二次电压降至零，四个电场的电除尘器当一个电场退出运行时，除尘效率受到一
定影响。由于在夜间，便安排一名夜间检修值班人员处理该缺陷。在检修人员进
入电除尘器绝缘子室处理#3 炉三电场阻尼电阻故障时，由于仅将三电场停电，
造成了检修人员触电，经抢救无效死亡。
【事故原因】
1.运行人员停电操作存在严重的随意性，且仅将故障的3 电场停电，安全措施不
全面。
2.检修人员违反《电业安全工作规程》的规定，在没有监护的情况下单人在带电
场所作业，且安全措施不全，造成触电。
3.运行班长在检修人员触电后，应急处理和救援不当。不是立即对所有电场停电
救人，而是打电话逐级汇报，延误了抢救时间。
【防范措施】
1.紧急缺陷处理时，必须待安全措施完成后检修人员方可进行作业。并执行监护
制度。
2.对工作场所存在可能发生的触电危险情况，事前开展危险点分析。
3.对职工加强应急处理和救援的教育。事故发生后，应立即采取措施救人，再
向上级汇报。

安全措施不到位热浪喷出酿群伤
【简述】2003 年9 月6 日，某电厂由于人员违章操作造成2 人重伤2 人轻伤的
群伤事故。
【事故经过】2003 年9 月6 日8 时左右，某电厂运行值班人员发现1 号炉乙侧
捞渣机电机销子断裂，随即通知检修人员来厂处理，检修人员来厂后将该捞渣机
销子更换，重新启用捞渣后销子又断，分析捞渣机内可能有杂物，遂用消防水将
捞渣机内渣水冲尽，发现内有一块铁板(150 某70 某6mm) 卡住螺旋捞渣机，
将该铁板取出后恢复捞渣机正常运行。打开炉底弧门时，运行人员检查发现，灰
斗内积灰下灰不畅，有搭桥现象，需检修人员处理。14 时45 分检修人员重新办
理工作票，经许可后进入现场工作，先用长铁棍(6-7 米)通过灰斗南面人孔门(标
高约3 米)进行捣灰作业。上部积灰清完后，又开启炉底捞渣机人孔门(西侧)对捞
渣机内的积灰进行清理，15 时左右，捞渣机内灰渣基本清除，形成正常负压。
检修人员认为清灰工作已经结束，为了防止锅炉正常燃烧受到影响，检修人员即
去关闭炉底捞渣机人孔门，准备恢复锅炉正常运行。就在关门的一瞬间，突然，
灰斗上部积灰大量下落、外溢，将正在炉底捞渣机处关闭人孔门的赵某、杨某、
解某和正在4.5 米层看火孔处监视的任某四人烫伤。立即将伤者送往医院救治。
【事故原因】
1.安全技术措施不到位。检修人员违反《电业安全工作规程》（热力和机械部分）
第214 条：放灰时，除灰设备和排灰沟附近应无人工作或逗留之规定，在关闭炉
底捞渣机人孔门前，应先将炉底弧门关闭。而此次操作未将炉底弧门关闭，就直
接去关捞渣机人孔门，是造成此次事故的直接原因。
2.检修人员对清灰作业的危害性估计不足，自我防范意识不强，是事故发生的又
一原因。
【防范措施】
检修人员放灰时应严格遵守《电业安全工作规程》（热力和机械部分）第214 条
的规定，做好安全措施。