核电站事故及其原因

核电站事故及其原因（精选8篇）

1.核电站事故及其原因 篇一

【关键词】 道路交通事故，伤残，评定

【中图分类号】d919．4；d922．1

4【文献标识码】b

【文章编号】 1007—9297(2004)01—0068—0

3新标准是在吸收、总结旧标准执行经验和国内外最新研究

成果基础上形成的。新标准修改了旧标准中一些争议较大、表

述欠妥、不易操作以及部

分雷同、冲突的条款，调整了部分损伤的级别分布，增加了一些常见损伤条款，删除了少数实际作用不

大的条款；同时建立了多等级伤残和肢体功能丧失的综合计算

方法，引入了肩关节复合体的概念并建立了功能丧失的计算方

法，并将标准上升为国家标准。应该说新标准与旧标准相比，有

较大进步，但新标准施行后，在全国引起轩然大波，相关行业及

部门反响强烈。笔者认为，其原因是新标准存在较多问题所致，新标准尚不具备国标的要求。

一、新标准存在的缺陷

(一)部分争议较大或不舍理的条款未作变动

1．瘫痪的问题。标准中肌力障碍伤残级别分布于i～ ⅶ

级，其中将单肢瘫(包含偏瘫或截瘫中一肢肌力障碍较重的情

况)肌力2～4级分布在伤残v～ ⅶ级，多肢瘫肌力2～4级分布

在伤残i～ⅳ级。这种简单将多肢瘫定在高级别级区，单肢瘫

定在低级别区，并根据肌力差别定在相邻6个级别中的方法，既

不合理，又不科学。首先从纵向对比，多肢瘫的后果并不一定比

单肢瘫严重，如单瘫肌力0级就比偏瘫肌力4级要严重；其次从

横向对比，将单肢瘫肌力4级定ⅶ级，偏瘫(截瘫)肌力4级定ⅳ

级起点太高，与其他部位的损伤级别不平衡，也与伤残分级原则

不一致，单肢瘫肌力4级从肢体功能丧失上看不超过50％，定9

级、偏瘫(截瘫)肌力4级应该在ⅶ ～ ⅷ级较为合理。再次瘫痪

中伤残等级梯度掌握欠妥。将单肢瘫肌力2～4级分别定为v

～ ⅶ级，将多肢瘫肌力2～4级定为i～ⅳ 级，显然没有考虑肌

力之间发生质的变化。虽然各级肌力间有“量”的差别，但每个

级别间并非等量的关系，存在质的差距。0～2级的肌力在法医

学伤残鉴定中应是一个质的范围，肌力2级与3级、3级与4级

之间均有质的差异，伤残上绝非一个等级的差别。3级肌力无法

行走，而达到4级肌力(4级+)日常生活影响就不太大了。这方

面江苏省高级人民法院制定的《人损伤致残程度鉴定标准(试

行)》中规定就比较合理。

2．外伤性癫痫。外伤性癫痫仍是根据药物控制、发作类型

和发作次数来分级，对于这种分类、分级，鉴定人员对是否正规

服药、发作次数等无法掌握，实践中只能根据病人家属反应来

定．主观性太大。且这种分类现在临床上已经不用了，临床上使

用轻、中、重之分。

3．眼部损伤。眼部损伤部分总的来说原眼部视力的规定比

较合理，与其他标准也相似，但新、旧标准中对视野缺损问题规

定均是用直径表示，而国际标准均是以半径来计算的，应与国际

标准相接轨。

4．部分条款仍存主观性。如胃肠消化腺切除中影响消化、吸收功能，影响消化、吸收功能的标准是什么没有明确。

(二)部分变动条款仍存在缺陷

1．颌面部损伤。颌面部软组织缺损由原来的面积计算改为

体积计算有其一定的合理性，但其实际应用价值有多大值得探

法律与医学杂志2004年第ll卷(第1期)

讨，且存在对体积计算的困难。

2．脊柱损伤。脊柱损伤中增加骨折的条款应该说是正确的，但ⅷ级中“胸椎或腰椎二椎体以上压缩性骨折”规定显然欠

妥，没有规定压缩的程度，如果两个椎体均仅有轻微压缩就定ⅷ

级，显然欠合理。

3．阴茎损伤。阴茎损伤中阴茎体缺失没有用百分比，而阴

茎龟头缺失仍使用百分比。

4．肢体损伤。肢体损伤中将原来各级别中手(足)缺失与功

能丧失的一视同仁，不加区别，这是不合理的。对同一级别手

(足)功能的丧失要求应比缺失高，这是因为手(足)除具有一般

功能外还有形体之作用，功能丧失还保留形体作用，而缺失之后

二者均无，显然同样部位的缺失要比功能丧失严重。新标准将

旧标准中手指功能与手掌功能并人手功能，统一以手功能来表

示，但足部并非如此，仍保留了双足10趾缺失(功能障碍)的条

款，并以100％、75％、20％分布于ⅷ、ⅸ、x级中。手足规定不一

致。新标准考虑到手感觉问题应该说是一个进步，但将手感觉

单列，明显与上面规定的手功能丧失条款相矛盾，手功能本身就

应包含运动和感觉，将手感觉条款在手功能条款之外单列就是

将手功能等同于手运

动功能看待，显然欠妥当。

(三)新增理论、观点的作用及科学性存在问题

新标准中的一个亮点就是建立了多等级伤残和肢体功能丧

失的综合计算方法，引入了肩关节复合体的概念，其观念应该说

有积极意义，而这些也是大家对新标准争议较多的。第一，肩关

节复合体在已往鉴定中早已使用，只是没有作为一个概念提出；

第二，附录b多等级伤残的综合计算方法(ia)，只能是理论上的问题，操作上极其繁琐，没有任何实际应用价值，同时，将赔偿金

额问题引进来是不正确的，虽然伤残等级直接与赔偿数额挂钩，但作为伤残标准本身不应涉及赔偿问题，且计算赔偿额不应是

评定人员的事，这是事故处理人员或法官的事。第三，肢体功能

丧失的综合计算而引入的权重指数，这个权重指数出自何处?

有何科学性? 目前无从核实，这就带来标准的标准问题，实际中

根据权重指数计算出肢体功能丧失来评定伤残也不尽合理，如

1踝关节功能完全丧失对人正常行走带来很大影响，旧标准可定

ⅶ级，而新标准却只能定x级。明显欠合理。

(四)附录部分存在较多问题

附录除了上面提到的多等级伤残的综合计算方法(ia)和权

重指数问题外，还存在如下问题：

1．面部瘢痕规定及计算欠合理：附录c12将耳廓从面部范

围中划出，不知是何原因。该条规定面部瘢痕的计算方法以全

面部、5等分面部以及实测瘢痕面积方法，这个规定实在让人费

解，笔者理解为：在面部疤痕条款中，将面部瘢痕分为20％、40％、60％、80％、100％5个等级即所谓5等分面部(原标准中是

说4等分)，ⅱ级中是100％ 即全面部瘢痕，ⅶ级向下是以实际测

量瘢痕面积计算。这样理解似乎正确，但无法解释细小瘢痕的规定，细小瘢痕亦是瘢痕，它只有75％、50％、25％ 3等分，分布

于ⅵ～ ⅷ级中，ⅸ ～x级亦是以实测面积计算。另外直接以瘢

痕面积计算中，没有考虑瘢痕的所处部位是不全面的，面部周边

区的瘢痕比起中央区的瘢痕对人的容貌影响是不同的，应分区

折算。

2．指功能分配。手缺失和丧失功能的计算中规定示指、中

指占1手功能18％。其中末节指节占8％，中节占7％，近节指节

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占3％，无名指和小指各占一手功能9％，其中末节指节占4％，中节占3％，近节指节占2％。指功能应以关节来算，而非以指

节；功能分配上应是掌指关节>近节指间关节>远节指间关节：

新标准中这个规定出自何处笔者无从考证。附录不完整。附录中删除了旧标准中智力缺损程度、肌

力障碍程度、视力和视野障碍程度及听力障碍程度的区分。起

草人员可能认为这些比较明确，无需写进来。但标准的附录是

直接用来解释级别划分、条款适用的依据，对正确适用标准具有

重大意义，删除这些，可能会带来操作中理解的差异；同时从国

家标准本身来说，附录是标准的重要组成部分，是标准水平的体

现，删除这些规定，标准即不完整。

另外，腹部损伤所致肾功能障碍有轻度、中度、重度之分，面

瘫中亦有严重与轻度之分，但附录中没有相关肾功能障碍程度

及面瘫程度的区分标准，给实际操作带来问题。

二、新标准存在问题的原因

正因为新标准存在上述如此之多缺陷，所以说新标准还不

能说是具备真正意义上的国家标准，其原因笔者认为可能有以

下几个方面。

(一)对旧标准缺陷认识不足

旧标准作为行业标准施行了多年，其本身存在问题很多，本

次新标准是在原来行业标准基础上制定起来的，那么制定前应

对旧标准开展讨论等活动，在对旧标准的优、缺点有比较充分认

识基础上，对旧标准不合理条款进行修改、调整、删除，对旧标准

缺少的条款进行增加，新的标准中最起码不能将旧标准中不合理条款带进来。尽管在新标准草稿出台前，起草者至多处收集

资料并召开过专家咨询论证会，但新标准中却包含很多旧标准

中不合理或争议较大的条款，不能说起草者对旧标准缺陷研究

很透彻。

(二)起草者太拘泥于旧标准

旧标准作为行业标准施行多年，有其积极的作用，新的标准

作为国家标准，应有一个较高的水平，作为旧标准的起草人来起

草新标准，制定中不应拘泥于原标准，停留在旧标准的基础上，更不应受旧标准束缚，应多参考吸收其他标准或研究成果。尽

管新标准相对旧标准比较有不少改动，也引入了部分新概念，但

总体看仍受旧标准较大限制，从总则、整体框架结构，到具体条

款，都没有变化，有的地方没有一点修改，对如“工伤”、江苏省的“人损”标准中一些较合理的部分也没有吸收进来。

(三)标准酝酿的时闻和范围不足

一个标准的出台，尤其是作为国家标准的出台，必将对多方

面造成影响，这就要求在标准出台前要充分酝酿，在充分酝酿后

有时还要经过一定的试行期。新标准在制定过程中虽然也经过

多方征求意见，几经修改，但笔者认为标准酝酿时间和范围不

足。从2000年l2月草案初稿形成到2001年4月送公安部交通

管理标准化技术委员会审稿，其间仅有5个月左右的时间，不能

说酝酿时间充足。标准虽说经过多方征求意见，也包括部分法

院、检察院，但主要还是交通管理部门，没有突破行业的限制；同

时征求意见主要在上层，而对处于基层一线直接使用标准、对标

准理解较深的鉴定人员的征求意见有多少?笔者了解到的一些

基层一线鉴定人员只知道《道路交通事故受伤人员伤残评定》新

标准要出来，但标准出台前根本没见过征求意见稿，这难说征求的范围广、层次深。否则决不会出现如此多的问题。

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综上所述。鉴于新标准有如此多的存在问题，建议相关部

门应尽早对新标准进行修订，修订时广泛征求意见，以使标准更

· 经验交流与问题反映·

法律与医学杂志2004年第ll卷(第1期)

合理、更科学、更实用。

(收稿：2003—07—28修回：2003—09—18)

2.核电站事故及其原因 篇二

22001111年年77月月2200日日, , 11、、22号号机机组组满满负负荷荷运运行, 1、、22号号主主变变并并列列运运行行, , 111100kkVV母母线线运运行行, , 北北津津162线线运运行行, , 厂厂用用电电、、坝坝用用电电正正常常运运行行方方式式, , 辅辅助助设备正正常常运运行行。。0000::0011发发现现22号号机机LLCCUU与与上上微微机连接接状状态态故故障障, , 运运行行当当值值班班长长经经数数次次复复归归处处理无效效后后, , 派派值值班班员员现现地地检检查查22号号机机LLCCUU及及主主、、辅机, , 发发现现运运行行正正常常并并在在11::0000--11::2200、、22::0000--22::4400现地检检查查无无异异常常, , 填填写写缺缺陷陷通通知知单单, , 交交待待请请白白班班通知维维护护人人员员处处理理。。33::5555中中控控室室层层闻闻到到一一股股焦焦味, 现现场场检检查查发发现现::灯灯泡泡头头竖竖井井口口有有烟烟雾雾状状冒冒出;1、、22号号轴轴承承润润滑滑油油泵泵、、11、、22号号二二次次冷冷却却水水泵泵、、1~6号号轴轴流流风风机机、、11、、22号号压压油油泵泵退退出出运运行行;;LLCCUU画面不不能能进进入入, , 其其CCPPUU指指示示灯灯全全灭灭, , 电电源源模模块块RRUUNN指指指示示示灯灯灯灭灭灭;;;励励励磁磁磁调调调节节节柜柜柜显显显示示示有有有功功功222444...666MMMWWW、、、无功2.3MVar、励磁电流685A、机端电压10.0KV;测温制动屏正推测点表一温度为101℃ (报警:60℃, 事故:70℃) 、正推测点表二温度为105℃, 反推测点表一温度为101℃ (报警:60℃, 事故:70℃) 、反推测点表二温度为106℃, 水导温度为69℃ (报警:60℃, 事故:70℃) , 发导温度为H-R (正常运行巡检仪显示在57.6℃以内, 报警:60℃, 事故:70℃) , 空冷器测点表一温度为99℃、空冷器测点表二温度为98℃ (报警:60℃, 事故:70℃) 。均衡水箱有油水混合液溢出;调速器压油槽压力为4.0-4.5MPa, 压油槽油位计无指示。运行人员立即按下2号机紧急停机事故按钮落重锤停机, 与系统解列。停机后经现场对2号机组主要机械部分进行分解, 如:组合轴承、正推的镜板和瓦进行分解。发现组合轴承正推的镜板和组合轴承正推瓦有严重磨损现象。

2 事故发生及扩大原因分析

2.1 2号机PLC画面不能进入, CPU指示灯全灭 (CPU264没有灯亮, 正常时EOK灯亮, LAN灯闪烁, 网络通信正常, PS PORT灯闪烁, 与触摸屏通信正常) , 电源模块只有PWD灯亮 (正常时, PWD灯亮, OK灯亮, RUN灯亮) , 上述情况说明CPU已死机, PLC不能控制现场设备。

2.2 由于2号机PLC死机, 微机输出接点断开, 使2号机组的油泵、水泵、风机等辅机设备停止运行, 造成2号机运行时轴承润滑油中断烧瓦、冷却系统中断引起发电机温度过高, 且不能正常报警及事故出口, 是造成本次设备事故的直接原因。 (由于厂房操作层环境温度过高及PLC软件等原因, 引起2号机PLC死机。)

2.3运行人员对监控系统上位机与下位机通讯中断后果的严重性估计不足, 设备缺陷不及时通知检修处理, 长时间失去对下位机的监视后不能及时发现PLC死机, 是本次事故扩大的主要原因。2:40后2号机完全失去远方和现场监视, 是本次事故扩大的又一主要原因。

2.4设备巡视、监盘、抄表不及时、不到位, 失去发现2号机PLC死机的机会, 也是本次事故扩大原因之一。

总之, 造成事故原因主要是机组长时间运行, 当时外部温度较高, 造成计算机监控系统2号机组下位机死机, 运行当值人员素质较差, 未实时现地监盘, 造成机组轴承断油后, 导致机组烧瓦的重大设备事故。

3 扩大事故暴露的问题

3.1 运行人员专业技术水平较差, 对监控系统设备不够熟悉, 造成对上、下位机通讯中断的严重后果估计不足;对存在的故障不重视, 反映出工作责任心不强。

3.2 对认真执行运行管理制度缺乏严肃性, 从运行值班长到运行值班员对设备缺陷不能进行危险点的辨识、分析和预控, 设备缺陷管理流于形式, 在夜间发生设备故障时, 冒险将设备带病运行。

3.3 设备维护管理欠缺, 部分专业维护人员长期缺岗严重, 没有系统性地对设备进行评价和维护, 设备管理、缺陷管理等方面管理不力, 设备故障得不到及时处理, 重复故障没有分析透彻和应对措施, 造成设备带病运行。

3.4 运维管理不力, 岗位责任制落实不到位。运行管理、岗位培训等方面管理不力;在监控系统上、下位机通讯中断之前发生过几次, 仅做简单处理, 未进行深入分析原因及后果, 未提出处理方案、注意事项和防范措施, 造成没有及时制止本次事故的扩大。对监控系统熟悉程度、运行规程的理解深度、甚至温度巡测仪的使用等诸多方面问题, 说明岗位培训的深度、力度还不到位, 难以保证电站安全可靠运行。

3.5 监控系统在设计中存在严重的设计缺陷, 技术冷却水泵、润滑油泵、轴流风机控制回路未设外围自保持回路, 监控系统下位机死机, 引起技术冷却水泵、润滑油泵、轴流风机启动接点返回造成停运, 进而造成机组运行过程中各轴瓦干磨后温度升高烧瓦事故的发生。

4 改进措施及对策

4.1 加强对电站运行设备的维护管理工作, 发现设备缺陷及时通知、消缺, 实行设备缺陷的闭环管理, 使设备处于良好的状态, 确保水电站安全、稳定和可靠运行。

4.2 针对厂房操作层环境温度过高, PLC散热问题, 临时采取现场配置落地工业风扇进行散热, 降低工控机环境温度, 保证工控机正常运行。经常检查工控机的风扇, 及时更换损坏的风扇。定期清除工控机内部灰尘, 保持良好通风。并加强现场设备的巡查, 防止监控系统由于温度过高, 造成设备故障。

4.3 针对监控系统设计中存在的严重设计缺陷, 对机组PLC散热及润滑油泵、技术冷却水泵、轴流风机控制回路增加自保持回路 (见附图) , 即使在机组PLC死机、微机输出接点断开时各辅机启动后也不会中断运行, 以防类似事故再次发生, 确保发电机组的安全运行。

4.4 联系监控厂家进一步查找2号机PLC死机原因, 完善PLC控制程序, 完善相应的报警程序, 特别是机组下位机死机时, 会弹出相应醒目的报警窗口, 并进行语音提示, 提醒运行人员立即处理, 防止监盘人员一时疏忽错过报警信息, 酿成重大事故。

4.5 落实安全责任制, 部门领导和管理人员要高度重视运行、设备维护等工作计划, 做到工作安排合理、准备工作充分, 安全措施到位, 预防措施有效。合理安排好运行维护人员的值班工作, 严格执行领导干部到岗到位制度。

4.6 加强运行值班人员的劳动纪律教育。运行值班人员必须按时到岗、定时检查, 对设备的运行状况、运行参数要做到心中有数。

摘要：北津水电站工程位于福建省建瓯市城区上游7km的北津村, 为低水头河床式水电站, 常态砼闸坝型式, 水库基本无调节能力, 总库容9446万m3, 调节水位1m, 发电机额定电压10.5kv, 发电机与主变压器连成单元接线。110kv侧为单母线接线, 出线二回, 监控系统为中国水利水电科学院自动化所开发的H9000V3.0计算机监控系统。通过对北津水电站机组轴瓦磨损事故进行原因分析, 提出相应的改进措施。

关键词：机组轴瓦,磨损事故,原因分析,改进措施

参考文献

[1]王瑞莲, 胡志华, 靳伟锋.皂市水电站机组异常振动的模糊评价法 (FCE) 故障诊断[J].水力发电, 2011-12-12.

3.核电站事故及其原因 篇三

【关键词】校园伤害 学校 家庭

2010年3月23日早晨短短一分钟内,福建省南平实验小学门口,一名中年男子手持凶器一连伤害13名小学生,8个孩子不幸殒命;2010年4月7日晚7时左右,四川大学江安校区某学生宿舍内,一男生陈某用手中水果刀伤及另一男生王某右侧颈动脉血管,王某因流血过多,抢救无效死亡,这也是四川大学继3月30号之后,短短九天内发生的第二起校园案件……近段时间,我国校园伤害呈现恶化的趋势。给众多的学生、家长造成了身心伤害,给学校、社会造成动荡和恐慌,使和谐社会不和谐。此种现象任其发展蔓延,必将危害一代人的健康成长。

一、校园伤害产生的背景原因

校园伤害案件已经引起下到学校基层、上到中央高层的重视,为学校派驻校警、定期巡查校园等一系列安全措施已经实施,对学生已广泛开展了以生命安全为核心内容的心理、知识教育,校园伤害得到有效遏制。但是校园伤害案件的出现有其复杂的原因,任何悲剧的形成是一个长期的过程,是学校、家庭、社会因素交错在青少年这个特殊群体身上所产生的 。

(1)学校教育因素。①应试教育模式。②德育工作不到位。③心理健康教育薄弱。④相关法制不健全,教育力度不够。⑤生命教育的缺乏。

(2)家庭因素。家长是孩子最早也是最好的老师。一个家庭关系的融洽与否,对孩子的心里成长起着重要作用。粗暴的教育方式,不和谐的家庭关系,父母心理畸形等等,这些都是造成孩子产生不健康人格。

(3)社会因素。一是“暴力文化”泛滥。大众传播媒体往往有意无意地渲染暴力,新闻报道中过度或过细地再现犯罪分子的作案经过和具体情节,极有可能对青少年产生不当模仿的负面影响。学生遇到矛盾,就用最原始的“刀子”来解决问题。二是各种社会矛盾的日益突出,一些社会适应力弱的人不是在自己身上找原因,二是总觉得社会对他不公另外,盲目的所谓报复社会。

二、具体有效的防范措施

(1)坚持德育为首,加强法制教育。首先要转变“智育至上”的传统教育理念,加强德育工作,把思想品德教育贯穿的学习和生活当中。采用多层次评价体系,平等对待每一个学生,尊重学生,每一个学生都有发挥他长处的机会。其次应当将预防犯罪的教育作为法制教育的内容纳入学校教学计划,在学校里设立黑板报、专刊、文化橱窗、读报栏,开辟法制教育专栏,使校园内处处见法;利用校园有线广播和闭路电视系统,自办节目,定期播出法制宣传教育内容;和法制单位共建校外法制教育基地等等。要形成浓郁的法制教育氛围,以铲除校园暴力的产生土壤。

(2)注重心理健康教育,关注学生心灵成长。学生是教育的对象,学生心理健康状况的好坏关系到学校教育的成功与否。青少年时期是人生中情感体验最丰富、最多变、最微妙时期,存在诸多的心理问题,如压抑、自卑、焦虑、烦恼、厌恶、惆怅、懊丧、厌学等。学校应设置专门的学生心理辅导中心,对学生提供心理健康方面的知识宣传,通过心理辅导课、团体心理辅导活动、心理咨询、心理健康知识讲座和宣传栏等形式,关心学生的心灵成长,疏导学生存在的心理问题。让学生懂得生命的意义,尊重生命。

(3)提高教师素质,营造和谐校园。良好师生关系是防止校园暴力的有效方式。一方面,要对教师进行心理健康教育,提高教师对自身心素质的认识,促使教师自觉加强自身心理和行为的调适,自觉优化自己的心理和行为。为学生起带头表率作用。另一方面,学校管理者要努力为教师营造和谐的内在环境,主动为教师排忧解难,不断改进领导方式,推行人性化管理。学校要有组织、有计划地对教师开展心理测试与研究,针对教师产生的不良心理,联合社会机构,开展集体心理辅导和个体心理咨询活动,调整教师的心态。此外,学校应当教育学生客观地评价教师,发展师生之间的正常交往。通过拉近师生之间的心理距离,缓解教师的心理压力,减少他们的挫折感,从而有效地抑制和减少暴力行为的发生。

(4)调动社会资源,控制家庭暴力。宣传、文化、教育部门和共青团、妇联组织要充分利用电视、报纸、电台、新闻出版、文化、网络媒体等阵地,关注问题家庭,尤其是受到家庭暴力侵犯的青少年的生存和发展,在全社会形成关心和重视他们的氛围,倡导用爱心、责任来教育实施暴力的长辈,为青少年的成长创造良好的家庭环境。青少年所在学校、家长所在单位或居民委员会应当关注家长及其子女的日常表现,及时发现有心理障碍和行为异常的青少年、家长,及早介入,消除家庭暴力的源头。

(5)加强家校联系,营造教育合力。加强教师之间、师生之间、学校与家庭之间的沟通渠道,办好家长学校。家长学校既是家校联系的渠道也是提高家长素质的重要途径。要定时间定内容,有针对性地办好家长学校,建立专兼职教师队伍。通过家长会、座谈会、家长开放日、家教经验交流会等形式,加强家校沟通,及时了解学生的情况,广泛听取家长意见和建议,营造强大的教育合力。学校家庭共同配合,加强重点学生管理。学生管理部门应掌握有劣迹、有暴力倾向行为的学生的名单,情节严重的必须向家长通报,寻求家长支持,共同配合教育学生。学校有关部门对重点学生必须跟踪管理,有针对性地进行教育。

中学生是一个人人生观、价值观形成最重要的阶段。一个人有了正确的人生观、价值观,面对错综复杂的矛盾,他总会有合理的解决方法,就不会采取极端手段。从这个意义上说,中学教育不仅仅是管理学生三年或六年就完成任务,而是肩负着为社会培养合格公民的历史重任。全社会必须团结协作,努力创造一个优良的青少年成长环境,大力倡导社会公德意识、公民责任意识、尊重生命,关爱他人,加强媒体与文化载体的管理,倡导积极健康的社会文化,加大对校园内外治安案件的查处打击力度,让校园伤害永远不再发生。

参考文献:

[1]郑金洲.教育碎思[M].上海:华东师范大学出版社,2004.

[2]傅涛.校园暴力的成因分析及预防策略探究[J].甘肃联合大学学报(社会科学版).2006,(3)

4.日本福岛核电站事故分析看法 篇四

福岛核电站简介及事故发生过程

福岛核电站简介

福岛核电站是目前世界上最大的核电站，由福岛一站、福岛二站组成，共10台机组（一站6台，二站4台），均为沸水堆。福岛一站1号机组于1971年3月投入商业运行，二站1号机组于1982年4月投入商业运行。福岛核电站的核反应堆都是单循环沸水堆，只有一条冷却回路，蒸汽直接从堆芯中产生，推动汽轮机。福岛核电站一号机组已经服役40年，已经出现许多老化的迹象，包括原子炉压力容器的中性子脆化，压力抑制室出现腐蚀，热交换区气体废弃物处理系统出现腐蚀。这一机组原本计划延寿20年，正式退役需要到2031年。

2011年东京电力计划为第一核电站增建两座反应堆受东日本大地震影响，福岛第一核电站损毁极为严重，大量放射性物质泄漏到外部，日本内阁官房长官枝野幸男宣布第一核电站的1至6号机组将全部永久废弃。联合国核监督机构国际原子能机构(IAEA)干事长天野之弥表示日本福岛核电厂的情势发展“非常严重”。法国法核安全局先前已将日本福岛核泄漏列为六级。2011年4月12日，日本原子能安全保安院根据国际核事件分级表将福岛核事故定为最高级7级。

福岛核电站事故发生过程

2011年3月，里氏9.0级地震导致福岛县两座核电站反应堆发生故障，其中第一核电站中一座反应堆震后发生异常导致核蒸汽泄漏。于3月12日发生小规模爆炸，或因氢气爆炸所致。有业内人士表示，福岛核电站是一个技术上现在已经没人用的单层循环沸水堆，冷却水直接引入海水，安全性本来就没有太大指望。沸水产生的蒸性物质。对于日本这一个地震频繁的地区，使用这样的结构非常不合理。

3月14日地震后发生爆炸。在爆炸后，辐射性物质进入风中，通过风传播到中国大陆，台湾，俄罗斯等一些地区。

东京电力公司16日上午说，福岛第一核电站当天上午再次遭遇火灾。公司方面同时证实，两名核电站工作人员下落不明，东京电力公司16日上午召开紧急新闻发布会，称核电站4号反应堆於东京时间16日5点45分(北京时间4点45分)再次发生火灾。东京电力公司发言人说，该公司员工已经证实了火灾的发生，目前已经紧急通知了福岛县政府和消防部门。

日本官方于东京时间16日上午8点15分称，火势已得到控制。然而，4号反应堆的具体情况目前无从得知。有报导称，此次火灾与15日发生的火灾相类似。国际原子能机构总干事天野之弥15日说，该机构尚未接到日本政府有关核电站4号反应堆15日火灾后情况的说明。

东京电力公司同时证实，两名核电站工作人员下落不明。但公司辩解称：这两名工作人员是在11日的大地震后即告失踪，而不是15日核电站爆炸后失踪」。日本常驻维也纳国际机构代表中根猛15日向共同社透露，日本政府已请求IAEA最快数日内派出专家小组帮助应对日本大地震引发的核电站事故。中根表示，由於核电站附近已经非常难接近，最初预计只能派遣小规模的专家小组。

日本首相菅直人15日已就福岛第一核电站的问题向日本民众发表了讲话。他要求核电站方圆20公里以内的所有居民撤离，方圆20至30公里以内的居民在室内躲避。有报导称，菅直人痛斥东京电力公司“欺上瞒下”。目前核电厂附近检测到铯和碘的放射性同位素，专家认为有氮和氩的放射性同位素泄出也是很自然的，钚泄漏也已经出现，情况非常令人担忧。

事故原因

3月11日地震发生时，福岛一站的1~3号机组正在运行，4~6号机组处于停堆检修状态。地震和海啸发生后，1~3号机组立即自动停堆。但电站的外电网全部瘫痪，同时备用柴油发电机由于被海啸摧毁未能正常工作，致使反应堆停堆余热排除系统完全失效，这次福岛核电站出的几次事故，主要是因为反应堆停堆以后，反应堆里面的剩余射热没有被及时排除。实际上，反应堆被排除以后，剩余射热没有排除，应该先让它冷却下来，这是最关键的，包括发电的燃料也需要冷却。所以反应堆停了以后，它还有相当可观的剩余射热。如果是百万千瓦的核电机组，发电是100万千瓦，他们反应堆的热功率需要产生的热将是330万千瓦。停堆以后，开始的一分钟以内有相当的剩余热，大约有5%、6%。330万千瓦的反应堆，假如是1%的热功率，就是3.3万千瓦。或者理解成1%的剩余热就是3万3千个1000万电流在发热。要把剩余热带出来，就需要冷却。如果冷却不充分，使堆内的温度不能带走，温度升高以后，燃料棒里面包着核燃料，它受不了就容易破，需要释放。另外，在堆高温以后产生水汽反应，有一个高水反应，放出大量的氢气，同时还释放热量。这是放热反应。锆和水会起锆水反应，放出蒸汽的时候，能够生成氧化锆、氢气。氢气没有地方跑，就往外释放。到了反应堆厂房以后，由于氢气浓度太高，氢气就和空气当中的氧气发生了氢爆，空气中氢气浓度超过一定浓度，会和氧气发生氢爆。这也就应该是福岛核电站的重要原因。

日本福岛核电站事故引起全球关注，除地震、海啸等客观因素外，日本以及国际上的部分专家和媒体认为，灾前和灾后忽视安全隐患和疏于管理是造成此次事故并导致事故扩大的重要原因，以色列资深核能专家乌齐·埃文近日接受以当地媒体采访时说，福岛第一核电站反应堆持续使用时间最长的已有约４０年，反应堆老化情况严重，导致其在紧急状况下失控。震后连续数天、多套方案都未能使“高烧”的反应堆明显降温就说明了这一点。

此外，日本当局在事故最初对事故的严重程度没有足够认识，一名日本官员在事故刚发生时甚至说，核电站泄漏的放射线剂量仅相当于人们在医院利用医学器械进行放射线身体检查时承受的剂量。“这根本就是荒谬。日本当局如果能在事故发生之初公开更翔实的事故信息，他们或许能更迅速地得到各方面的国际援助，整个核电站事故也就不会加剧到如今这个地步。事故结果及对世界核事业的影响

日本福岛核电站不断发生的氢气爆炸与燃料棒露出水面的情况给世界各国带来了巨大冲击，其事故等及最终确事实上为7级，与俄的切尔诺贝里事故为同级，也是日本历史上最为严重的核电事故，事故不仅造成了巨大的人员伤亡，而且致使人们对清洁能源核电是否安全再次提出了质疑，同时也导致了各国公众大规模的反核游行，这使得人们不行不对核电的安全性进行重新的审视。

许多印度人认为此次事件会影响日印核能合作协议的谈判。新德里的能源资源研究所首席研究员达蒂奇认为“印度公众很可能会对日本核电站技术出现严重质疑”。印度总理辛格14日命令重新抽查国内20个核电站的安全対策。

韩国总统府由任太熙总统办公室主任召开了紧急会议，讨论放射性物质对周边国家的影响。韩国联合新闻14日称，关于重新启动大田市2月曾经发生放射性物质泄漏事故的用于研究用途的反应堆一事，相关机构认为需要再次确认其安全性。

日本地震引发核电厂爆炸以及輻射外泻，泰国《民族報》、《曼谷郵報》近日都大篇幅报道日本核能危机最新狀況，泰國政府也表示要检讨核能发展计划。《曼谷郵報》援引能源部消息称，泰国总理阿披实反对兴建核能发电厂，但他已決定解散国会，准备重新大选，所以現任政府不会考虑任何核能发电计划。

据《工贸报》网站3月17日报道，越南原子能研究院院长王友晋3月16日称，越南正在制定和实施相关核电开发计划，在核电项目选址问题上应从日本核事故中吸取教训，充分评估安全因素。

德国联邦环境部长吕特根13日宣布，鉴于日本面临的核灾难威胁，决定对德国的核能政策重新进行审议，以期加快完成向可再生能源的过渡。德国总理默克尔将于15日与各州州长就德国核设施的安全问题举行会晤。她表示，加速进入可再生能源时代十分必要，但立即关闭德国所有的核反应堆并不现实。据悉，在野党和环保人士要求德国完全放弃核能。德国原计划到2020年关闭境内全部核电站，但以默克尔为首的执政联盟去年9月通过的新能源法规定，德国现有的17座核电站运营期限平均延长12年。

中国:国务院要求全面审查在建核电站，暂停核电项目审批。务院总理温家宝16日主持召开国务院常务会议，听取应对日本福岛核电站核泄漏有关情况的汇报，会议要求:

（一）立即组织对我国核设施进行全面安全检查。

（二）切实加强正在运行核设施的安全管理。

（三）全面审查在建核电站。

（四）严格审批新上核电项目。

美国:奥巴马称将按计划建设核电站，但议员呼吁美国核电发展应减速.俄罗斯:普京15日下令，要求对俄核工业的发展进行检查评估.总体来讲，日本福岛核电站的事故放缓了世界各国的核电事业。日本福岛核电站事故应带给我们的经验教训

一、加强对自然灾害的预测力度，自人类历史以来，人类无时无刻不在向着生活更好更安定的方面努力，但灾害无情，且人类在自然灾害面前仍显得那么的渺小，因些做好自然灾害的预测，及时采取有效的措施不仅对于核电，对于其它行业一样有重要的意义，二、加强对核电安全的管理。日本福岛核电站的严重事故不仅仅是客观的环境因素造成的，在灾前和灾后对核电站忽视安全隐患和疏于管理也是造成这次重大事故的重要原因。一切核电的有用运行经验都是从第一次事故中总结出来，它是我们的核电工作人员以血的代价换来的，我们应当珍惜它，并让它发挥重要的作用。以防患与未然。

三、努力发展改进核电技术，以提高其安全性。每一项技术的突破都可以用秋造成福人类，在提高安全管理的基础上努力开发新的核电技术。从而不断提高核电站的安全性，以减少核电对公众环境的危害。

四、对正在运行的核电站，要定期检查其安全性。每一次事故的发生之前总会有所征兆，在安全栓查的过程中发现这些征兆并采取有效的措施，以避免事件的扩大或事故的发生。

五、在核电周围建立核电安全监测站，以检测确定核电对公众的影响在国家标准的允许范围之内，同时监测核电站工作是否正常。

六、对于历史上的高发核电事故，应分析其原因，总结其经验，并把它们化为操作的规程，组织全站工作人员进行学习讨论。以强化认识，形成安全生产的理念。

七、对核是站的状况、地理位置，事故历史进行分析，预测未来可能发生的事故，在员工培训的过程中加强对这些事故的演练，以确保万一事故发生后能尽快的采取有效措施，使事故的损失降到最低。

八、在应对突了事故的过程中就尊重事实，保证事故的透明度，以集所有力量，群策群力，共度难关。

5.电站事故典型案例 篇五

特种设备协会

二〇〇九年一月

前言

2009年6月是第八个全国“安全生产月”。今年安全生产月的主题是“关爱生命、安全发展”。这一主题，充分体现了党中央国务院执政为民的治国方针，体现了党中央国务院对群众生命和健康的关怀。要领会贯彻这一主题，要求我们必须认真吸取事故教训，提高对各类违章行为危害的认识，采取针对性措施，有效遏止杜绝恶性事故的发生。

为配合全国安全生产月活动的开展，深入贯彻落实科学发展观，宣传党和国家的安全生产方针、政策、法律法规，普及安全生产法律法规，提高职工安全素质，公司安全监察站组织编写了本事故案例汇编，作为职工在安全月期间及今后时期安全学习教材。教材收录了人身伤害、电气及热机系统误操作、设备损坏等典型的人员责任事故。这些曾经发生在身边的事故，都是由于不遵守安全工作规程、“两票三制”执行不力或安全生产管理不到位等原因造成的，每次事故都是血和泪的教训。

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，公司安监站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。

特种设备协会编写 二〇〇九年一月

目录

大唐集团电厂三起事故的通报...............................................................................托克托电厂“10.25”事故通报..................................................................................关于山西神头第二发电厂主蒸汽管道爆裂事故有关情况的报告.......................华能汕头电厂1999年2号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报.......................裕东电厂#1机组#5轴瓦烧损事故报告...............................................................裕东电厂“10.28”#2机组(300MW)停机事故的通报.......................................一起发电厂220kV母线全停事故分析................................................................宁波北仑港发电厂“3.10”电站锅炉爆炸事故分析..........................................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......秦岭发电厂200MW－5号汽轮发电机组轴系断裂的特大事故分析...............某电厂电工检修电焊机 触电死亡.......................................................................湛江电厂“6.4”全厂停电及#2机烧轴瓦事故通报...........................................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............某厂#4机跳闸事故分析........................................................................................大唐韩城发电厂“8·3”全厂停电事故通报.....................................................托克托电厂“8.16”检修高加烫伤事故分析......................................................沙洲电厂“10.14”电气误操作全厂停电事故通报...........................................广西来宾B电厂连续发生四起同类设备责任事故............................................郑州热电厂发电机定子接地保护动作跳闸分析.................................................汉川电厂一次机组断油烧瓦事故的思考.............................................................大唐洛阳热电公司“1·23”人身死亡事故的通报..................................................华能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.王滩发电公司“6.10”电气误操作事故分析报告..................................................大同二电厂5号机组在小修后启机过程中发生烧瓦恶性事故.........................2006年10月17日台山发电公司#4机汽轮机断油烧瓦事故...........................泸州电厂“11·15”柴油泄漏事件............................................................................监护制不落实 工作人员坠落.............................................................................安全措施不全 电除尘内触电.............................................................................检修之前不对号 误入间隔触电亡.....................................................................安全措施不到位 热浪喷出酿群伤.....................................................................-***686969707******091929494-6

大唐集团电厂三起事故的通报

1、大唐国际北京高井热电厂“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。

2、大唐安徽淮北电厂“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

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。

托克托电厂“10.25”事故通报

10月25日13：53，内蒙古大唐托克托发电有限责任公司（简称“大唐托电”）3台60万千瓦机组同时掉闸，甩负荷163万千瓦，导致主网频率由50.02赫兹最低降至49.84赫兹。事故发生后，华北网调及时启动事故处理应急预案，调起备用机组，迅速将主网频率恢复正常，未造成对社会的拉路限电。

经过专家组详细调查，现已查明，造成此次事故的直接原因是电厂检修人员处理综合水泵房开关柜信号故障时，误将交流电源接至直流负极，造成交流系统与网控直流系统的混接，从而引发了此次机组全停事故。

目前，华北电网公司已经向网内各发电公司发出了事故通报，要求各发电公司认真吸取事故教训，进一步强化安全管理，加强网厂协调，共同确保华北电网安全稳定运行。

关于托电公司“10.25”三台机组跳闸事故的通报

2005年10月25日13时52分，托克托发电公司发生一起因天津维护人员作业随意性大、擅自扩大工作范围，危险点分析不足，误将交流电接入机组保护直流系统，造成运行中的三台机组、500kV两台联络变压器全部跳闸的重大设备事故。现通报如下：

一、事故前、后的运行状况

全厂总有功 1639MW，#1机有功：544MW；#2机小修中；#3机停备；#4机有功：545MW；#5机有功：550 MW；托源一线、托源二线、托源三线运行；500kV双母线运行、500kV #1 联变、#2联变运行；500kV第一串、第二串、第三串、第四串、第五串全部正常方式运行。

事故时各开关动作情况：5011分位，5012分位，5013在合位，5021合位，5222分位，5023合位，5031、5032、5033 开关全部合位，5041、5042、5043开关全部分位，5051、5052、5053开关全部分位；5011、5012、5022、5023、5043有单相和两相重合现象。

10月25日13时52分55秒“500kVⅠBUS BRK OPEN”、“GEN BRK OPEN”软报警，#1机组甩负荷，转速上升；发电机跳闸、汽机跳闸、炉MFT。发变组A屏87G动作，发电机差动、过激磁报警，厂用电切换成功；#4机组13时53 分，汽机跳闸、发电机跳闸、锅炉MFT动作。发跳闸油压低、定冷水流量低、失全部燃料.检查主变跳闸，起备变失电，快切装置闭锁未动作，6kV厂用电失电，各低压变压器高低压侧开关均未跳开，手动拉开；#5机组13时53分，负荷由547MW降至523MW后，14秒后升至596MW协调跳。给煤机跳闸失去燃料MFT动作。维持有功45MW，13时56分汽包水位高，汽轮发电机跳闸，厂用电失去，保安电源联启。

经过事故调查技术组初步确定事故原因和现场设备试验后，确认主设备没有问题机组可以运行后，经请示网调许可，#4机组于26日16时43分并网，#5机组于28

治理，反映出设备管理不到位。虽然已经制定了防止500kV系统全停的措施并下发，对交直流不能混用的问题已经列为治理项目，但工作责任分解还未完成，未将生产现场所有可能引起交流串入直流的具体检修作业点进行分析，反映出基础工作薄弱。

6、在运行人员带领下维护人员检查确认缺陷时，运行人员对维护人员的工作行为没有起到监督作用，运行人员对电气专业工作规范不清楚，对管辖设备基本工作状态不清，充分说明运行人员的自身学习与培训教育工作不到位。

五、应吸取的教训和采取的措施

1、托电公司对在生产、基建现场直流系统进行摸底检查，从设计、安装、试验、检修管理上查清目前全厂直流系统的状况，分系统、分等级对交流可能串入直流系统及造成的影响进行危险点分析及预控制，制定出涉及在直流系统上工作的作业指导书。

2、交直流电源在同一盘柜中必须保证安全距离、隔离措施到位，交流在上，直流在下，且有明显提示标志，能立即改造的及时进行改造，不能改造的做清标记、作好记录，避免交流串入直流。组织所有电气和热工人员包括外来维护人员、运行人员，认真学习交流串入直流回路造成保护动作的机理和危害的严重性，要大力宣传保证直流系统安全的重要性和严肃性。

3、加强直流系统图册管理，必须做到图纸正确、完整，公司、部门、班组要按档案管理的标准存档，有关作业人员要人手一册。

4、凡是在电气二次或热工、热控系统回路上的工作，必须使用图纸，严格对照图做工作，没有图纸严禁工作，违者按“违章作业”给予处罚。

5、在热工和电气二次回路上工作（包括检查），必须办理工作票，做好危险点分析预防措施，在现场监护下工作。进行测量、查线、倒换端子等二次系统工作，逐项监护，防止出错。

6、加强检修电源的使用和管理。在保护室、电子间、控制盘、保护柜等处接用临时工作电源时必须经公司审批措施到位后方可使用。在上述区域任何施工用电一律从试验电源插座取用，工作票上要注明电源取自何处。

7、检查各级直流保险实际数值的正确性，接触的良好性，真正做到逐级依次向下，防止越级熔断，扩大事故。

8、对网控等主机保护直流接到外围设备的情况进行排查，发现问题要安排整改。

9、各单位、部门再次检查安全生产责任制是否完善、每一项工作、每台设备是否都已明确到人，尤其公用外围系统化学、输煤、除灰、水厂等系统的管理，避免存在死角。

10、托电公司各部门加强对外委单位（包括短期的小型检修、施工、长期的检修维护、运行支持）的全过程管理，对外委单位安全及技术资质、对其作业的安全措施、人员的安全技术水平进行严格审查，进行必要的安全教育培训并要求其考试合格后上岗。各部门严格履行本部门、本岗位在外委单位安全管理的职责。不能以包代管，以问代考。对其安全及技术资质一定要进行严格审查，并进行必要的安全教育培训及考核。同时对于每一项外包工程作业，必须派出专职的安全监护人员，全程参与其作业过程。

11、要严格履行两票管理规定，杜绝人员违章，从危险预想、写票、审票、布置安全措施、工作票（操作票）执行等各环节严格把关，严禁以各种施工通知、文件、措施来代替必要的工作票制度，严禁任何人员无票作业或擅自扩大工作范

爆裂，爆口处管道钢板飞出，在主蒸汽管道上形成面积约为420mm(管道纵向)×560mm(管道环向)的爆口，高温高压蒸汽喷出，弥漫整个汽轮机房，造成人员伤亡和设备损坏。

事故共造成7名人员伤亡，其中2人事故当天死亡，另外2人重伤、3人轻伤。伤亡人员均为负责汽机车间清扫卫生的朔州涞源电力安装检修公司(外委)工作人员。截至目前，2名重伤人员的各项生理指标正常，已无生命危险，3名轻伤人员已停止用药，饮食起居恢复正常。

发生事故的主蒸汽管道设计为φ420mm×40mm，材质为捷克标准17134，相当于我国钢号1Crl2WmoV，设计额定运行压力为17.2MPa，温度为540±5℃。1号机组成套设备从原捷克斯洛伐克进口，于1992年7月16日移交生产。

二、事故损失和恢复生产情况

除人员伤亡外，本次事故还造成≠}1机组主汽系统部分管道、热工控制系统部分元器件、化学采样间部分设备、厂房部分墙体和门窗损坏。直接经济损失(包括伤亡人员赔偿、治疗费用)约309.38万元。

在深入进行事故调查分析的同时，山西省电力公司调集各方力量，迅速开展事故抢修和恢复生产工作。12月l8日和22～23日，省公司召集所属有关单位和部门，并邀请西安热工院、苏州热工院等单位专家参加，召开了两次事故抢修专项会议，确定管道更换范围和施工方案，明确各单位分工，排定工期计划。

经全力抢修：神头二电厂#l机组已于2007年1月14日恢复运行，并网发电。截至1月18日，机组运行平稳，负荷控制在450MW～460MW，各项参数和监控指标正常。

三、应急处置

事故发生后，神头二电厂集控运行人员立即执行机组紧停措施，处理得当，避免了事故范围进一步扩大，锅炉、汽机、发电机三大主设备没有受到损害。

山西省电力公司立即启动事故应急预案。省公司主管安全生产的副总经理带有关人员于12日中午赶到事故现场，了解事故情况，组织事故处理和伤员抢救。12日晚山西省电力公司召开了党组紧急会议，成立了以总经理为组长的事故处理领导组和善后处理、恢复生产、事故调查三个工作小组，并立即开展相关工作。

国家电网公司抽调专家组成工作小组于13日中午抵达神头二电厂，了解事故发生及应急处置有关情况，协助山西省电力公司进行事故原因分析。

事故发生后，按照《国家电网公司突发事件信息报告与新闻发布应急预案》的规定，山西省电力公司紧急启动新闻应急预案，有关人员迅速赶赴事故现场。下午l5：00左右，现场危险消除后，山西省电力公司派专人带领媒体记者进入事故现场。12月13日，山西省电力公司向省政府、太原电监办和事故发生地朔州市政府安监部门汇报了事故情况，并由新闻中心向媒体记者提供了事故情况稿件。

四、事故调查与原因初步分析

山西朔州市政府有关部门组成的事故调查组于15日进驻神头二电厂。事故调查组分社会调查组、技术组、资料组三个工作小组。山西省电力公司组织有关单位积极配合事故调查组的工作。目前，事故调查组已完成社会调查和资料收集整理，事故技术分析和报告整理工作正在进行。

此次事故为大容量发电机组主蒸汽管道爆裂，管道钢材成块飞出，而且呈现直管道环向爆口，事故技术原因比较复杂。山西电科院对爆管段及飞出的残片做了宏观检查、化学成分分析、常温和高温短时拉伸试验、冲击试验、金相组织检

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16时08分，升速至1200r/min，中速暖机，检查无异常。16时15分，开启高压缸倒暖电动门，高压缸进行暖缸。16时18分，机长吴X令副值班员庄XX开高压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄×开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完后报告了机长。16时22分，高压缸差胀由16时的2.32mm上升2.6lmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。1 6时25分，发现中压缸下部金属温度高于上部金属温度55℃，机长安排人就地检查中压缸及本体疏水门，无异常，经分析认为温度测点有问题，联系热工处理。17时13分，热工人员将测点处理完毕，此时中压缸上下缸温度恢复正常。17时27分，投中压缸法兰加热装置。17时57分，主值余××在盘上发现#2机#2瓦水平振动及大轴偏心率增大，报告值长。13时02分，经就地人员测量，#2瓦振动达140μm，就地明显异音，#2。机手动打闸，破坏真空停机。18时08分，#2机转速到零，投盘车，此时转子偏心率超出500μm，指示到头，#2机停炉，汽机闷缸，电动盘车连续运行。18时18分至24分，转子偏心率降至40—70μm后，又逐渐增大到300μm并趋向稳定，电动盘车继续运行。

在13日的生产碰头会上，经过讨论决定：鉴于14小时的电动盘车后，转子偏心率没有减少，改电动盘车为手动盘车180度方法进行转子调直。并认为，高压转子如果是弹性变形，可利用高压缸上、下温差对转子的径向温差逐渐减少，使转子热弯曲消除。经讨论还决定，加装监视仪表，并有专人监视下运行。13日12时40分起到18时30分，三次手动盘车待转子偏心率下降后，改投电动盘车，转子偏心率升高，并居高不下，在300μm左右。15日19时20分，高压缸温度达145℃，停止盘车，开始做揭缸检查工作。

四、设备损失情况

1.转子弯曲最大部位在高压缸喷嘴和平衡汽封处，最大弯曲值0.44mm。

2.平衡汽封磨损严重，磨损量约1.2mm，磨损部位在下部左侧；高压后汽封的下部左侧磨损约0.30mm；高压第6、7、8级隔板阻汽片下部左侧磨损约0.80-1.00mm，第9、10级阻汽片下部左侧磨损约0.40-0.60mm； 第l、2、3级阻汽片下部左侧容损约0.60--0.80mm.第4、5阻汽片下部左侧有少量磨损。

3、高压缸后油挡下部左侧和上部左侧局部钨金磨损严重，钨金回油槽磨去一半约1.00mm，高压缸前油挡钨金齿左侧磨去0.35mm，铜齿磨去约0.45mm。

五、事故发生扩大的原因

4月12日16时18分，运行人员在操作#2汽机高压缸法兰加热系统的过程中，漏掉了对高压缸法兰加热左右两侧回汽门的操作(或检查)，使得高压缸左侧法兰加热回汽门开度很小，右侧法兰加热回汽门全开；当16时22分，机长开启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后，从16时27分起。高压缸左、右两侧的法兰的温差开始增大，56分时达100℃(左侧法兰金属温度为150.43℃，右侧为250.45℃)。在高压缸左右温差大的期间，运行监盘人员没有及时发现，因而造成高压缸缸体膨胀不均，转子偏心率增加，高压缸内动静摩擦，轴承油挡磨损，高压转子弯曲。六.事故暴露的问题

1.部分运行人员工作失职，责任心不强。#2机大修后运行人员未对系统进行启动前的全面检查。机长在下令投入高压缸法兰加热系统时，考虑不全面，下令不准确，没有要求操作人对高压缸法兰加热系统中的阀门的状态进行细致的核查；在#2机上监盘的机长、主、副值班员，监视机组的主要运行状态不认真，#2机高压缸左右两侧法兰温差增大及转子偏心率增大达38分钟没有发现；值长对机

线、停机曲线和惰走曲线。

4.对照总公司提出的五项重点反措，运行、检修、燃料、生产、行政部（保卫）要进一步制定完善的实施细则。

5、在全厂范围内，立即开展一次查思想、查管理、查隐患、查制度、查火险的安全活动。

6.健全各项安全生产规程制度，完善技术管理，进一步加强安全生产保证体系，全面落实各级安全生产责任制。

7.强化技术培训，进一步提高各级人员的技术素质，近期利用学习班时间组织学习安规、运规和重点反措，在五月--六月由运行部和安监部门组织进行闭卷考试。今后要把运行人员的培训工作作为经常性工作长抓不懈，逐步提高运行人员的素质水平。

8.在这次事故处理中，采取停盘车的方法进行直抽是不慎重，也是不科学的，幸好汽缸温度较低，未引起事故扩大，今后要严格执行运行规程和制造厂的有关规定，避免类似的事件发生。

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，4

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；

61、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

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。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。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。

宁波北仑港发电厂“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

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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

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良、副主任顾宗军与汽机车间15名工人当班，其中3号汽机组由司机曹磊、副司机黄汉添和马新俊值班。

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。曹磊令黄汉添到现场确认自动主汽门是否关闭，并确认转速。后又令马新俊启动交流润滑油泵检查。薛良赶到3号机机头，看到黄汉添在调整同步器。薛良检查机组振动正常，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号机控制室的顾宗军，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”)，向曹磊询问有关情况，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。随后顾宗军又赶到3号机机头，看到黄汉添正在退中压调压器，就令黄汉添去复位低压调压器，自己则复位中压调压器。黄汉添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)。薛良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。薛良和马新俊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，薛良下令撤离，马新俊在撤退中，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，司机曹磊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。

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)司机曹磊在出现“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)副司机黄汉添没有准确地向汽机车间主任薛良反映机组的真实情况。(六)汽机车间主任薛良和运行副主任顾宗军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。

秦岭发电厂200MW－5号汽轮发电机组轴系断裂的特大事故分析

一、事故概况及经过

1988年2月12日16时06分，秦岭发电厂200MW5号汽轮发电机组，在进行提升转速的危急保安器动作试验时，发生了轴系断裂的特大事故。轴系的7处对轮螺栓、轴体5处发生断裂，共断为13断，主机基本毁坏。1.该机组的基本情况：该机组的汽轮机系东方汽轮机厂1983年生产，出厂编号14，为D05向D09过渡的产品，调节部套也作了改动；发电机系东方电机厂1984年生产，出厂编号84—12一6一20。机组于1985年12月13日开始试运行，1988年2月正式移交生产。截止1988年2月12日事故前，机组累计运行12517小时，检修5988小时，停运461小时，自停59次，危急保安器提升转速试验6次共31锤次，机组最高达到转速3373转/分。2.事故过程概况：这次提升转速的危急保安器动作试验是在机组于2月12日5时52分与电网解列后，用超速试验滑阀，在接近额定主蒸汽参数及一级旁路开启的情况下进行的。做1号飞锤提升转速试验

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。

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。

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。

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

031

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)

分，#4发电机并网；17时41分，#1发电机并网；19时44分，#2发电机并网；8月4日2时44分，#3机组启动，机变零启升压正常；7时36 分，#3机组并网。

三、事故暴露问题

1、生产组织混乱。《工程施工安全组织措施》、《工程施工方案》虽然明确了大部分施工只能在停电的情况下进行，但对前期的现场测量、准备工作没有明确的要求。该厂对多种经营承担的有关生产工作，如何计划、安排组织，缺乏相关的管理制度，多种经营部门也不参加生产调度会。多经公司安排的现场工作人员没有电气专业人员，施工前也没有安排组织学习相关的安全工作规程，对在带电区域进行测量工作没有认真分析工作可能存在的风险，没有制定工作方案。工作开始前，没有向生产部门提交相关的工作计划、安排，工作的组织存在随意性。

2、工作票签发、许可随意。电气检修车间同意配合开工作票并派监护人，但车间技术员、工作票签发人变电班班长、变电班制定的工作监护人，对涉及带电区域的工作，均没有认真了解工作内容和工作方法等，对工作中可能存在可风险缺少必要的分析环节。工作票执行全过程存在漏洞，签发、许可、安全交底以及危险点分析、现场监护执行流于形式。

3、“两票”执行的动态检查和管理不到位。该项工作从8月3日上午开始，直至发生事故，共在现场放置了六根铁丝。在此过程中，监护人员对此严重违章和可能造成危险后果视而不见，没有进行及时纠正和制止。也没有相关的领导、技术人员及安全监督人员发现和制止。

4、设备维护管理不到位。该厂对1998年投用的WFBZ型微机保护没有进行认真的检查和相关试验，对保护中存在问题底数不清，由于3303开关接点虚焊的缺陷没有及时发现和消除，造成故障点无法隔离，导致事故扩大。同时也说明该厂安全质量专项治理工作流于形式，对集团公司要求开展的保护自动装置和二次回路的安全质量专项治理活动不深不细。

5、人员安全意识淡薄，安全教育缺位。在带电区域使用铁丝作测量绳危险极大，而且危险性具有很强的可预见性，但工作人员对危险缺少起码的感知和自我保护意识，监护人员对危险也是麻木不仁，表明企业在员工的应知应会的教育上存在严重的缺位。

三、相关要求

1、各单位要认真落实集团公司关于“两票三个100%”规定，加强两票的动态检查和监督工作；安全监督部门要对两票执行存在的问题要及时进行通报和考核，并向安全第一责任者汇报。

生产车间代多种经营或外委工程开工作票时，必须对工作的开行性、必要性、工作方案、工艺进行审查，由负责填写工作票的车间或班组组织进行危险点分析工作，并制定相应的控制措施。所派出的监护人，必须是班组技术员、安全员及以上人员。

2、按照综合治理的原则，健全生产指挥体系，保持政令畅通。生产现场的管理必须进行统一指挥。多种经营企业承揽的生产工作，必须在统一的生产技术管理下进行。凡是承揽生产工作的多种经营，必须参加生产调度会议，相关计划性工作，必须提交相关工作计划。要加强生产工作的计划性和严肃性，未经生产调度指挥部门核准的工作，不得开工。

3、强化员工安全意识教育和安全技能知识培训，加强工作人员对作业现场的危险源和危险因素的辨识、分析和控制能力以及应对突发事件能力的培训，完善作业现场员工必须具备的应知应会培训工作管理，规范现场作业人员的工作行为，夯实安全基础。

4、结合安全质量专项治理活动，各分、子公司要组织专家组对所管理企业继电保护定值管理工作进行一次认真的检查。重点是相关的规程、标准、文件是否齐全、有效；定值计算、审核、批准、传递、变更管理是否规范；与电网调度部门的管理界面是否清晰；主保护、后备保护的配合是否符合配置原则；检修、预试超期的保护装置，是否积极向电网调度部门提出申请，创造条件进行试验；试验、传动工作是否严格执行规程规定的方式、方法；对在调度部门进行备案的保护定值、相关资料，分子公司是否组织进行了一次全面核对。

8月30日前各分、子公司将本次专项检查情况反馈至集团公司安生部，直属企业的检查工作由集团公司组织。

二OO六年八月七日

托克托电厂“8.16”检修高加烫伤事故分析

一、事故经过

2006年8月16日20：59托电维护项目部在进行#1机组#2高加检修工作中发生事故。事故发生时工作成员王金锋、杨桦正在拆#2高加水侧人孔门，当人孔门密封盖临近拆下时高加内部110℃热水将人孔门芯崩出，致使正在工作的工作成员王金锋、杨桦和地面监护的工作负责人冯少华三人被严重烫伤。

2006年8月16日#3高加检修结束后，运行人员在高加投运注水过程中发现#2高加水位偏高，经汽机点检员李占江确认#2高加发生泄漏。2006年8月16日13：30天津蓝巢检修托电维护项目部汽机队维护人员葛永生将#2高加检修工作票送到主控室。16：25工作负责人李斌检查#2高加检修安全措施执行情况发现汽侧抽汽温度就地表计显示为138℃，便返回主控室通知主值徐旭东。徐旭东查看SIS系统：#2高加汽侧温度为110℃，水侧温度为138℃。随后对检修工作票安全措施进行确认：

1、确认#3高加水侧入口管道放水至有压母管一次门(10LAB40AA001)、二次门(10LAB40AA002)，#1高加水侧出口电动门前管道放水至有压母管一次门(10LAB70AA401)、二次门(10LAB70AA402)处于关闭状态。

2、#3高加至#2高加水侧管道放水门一次门(10LAB40AA401)、二次门（10LAB40AA402）至无压管道地沟处有汽冒出，但没有响声。

3、将#2高加汽侧事故疏水调整门前手动门（10LCH22AA001）、调整门后手动门（10LCH22AA002）打开。

4、检查#3高加水侧出口管排空气门（10LAB50AA501、10LAB50AA502），管口有少量冒汽。

17：50值长高峻山批准发出#2高加检修工作票J1R10608058（见附件六），工作负责人李斌。19：20李斌办理检修工作成员变更手续，检修工作成员变更为王金锋、冯少华、杨桦。李斌委托冯少华为临时代理工作负责人。办理完手续后工作负责人冯少华经询问主值徐旭东#2高加水侧无压力后，安排杨桦检查#2高加无压放水门出口是否有水。杨桦检查后报告水量很小。冯少华下令开始拆除#1机组#2高加人孔门工作。

没有隔离阀门，给水由#3高加经#2高加、#1高加流向省煤器（具体布置见附件四）。高加水室人孔门采用自密封门（见附件五），密封门芯由门口四合环定位，通过6条螺栓与门盖拉紧。运行时，压力越高密封越好。拆卸时先松开6条拉紧螺栓，取下四合环，再用螺栓将人孔门芯和密封垫一起拉出。

2、#2高加检修工作安全措施及执行情况。工作地点：#1机6.8米#2高加处。

工作内容：#1机#2高加10LAD20AC001水室查漏并检修。应进行的安全措施及执行情况：

（1）将高加水侧倒至旁路系统运行，先隔离汽侧，后隔离水侧；即 汽侧隔离：

1）关闭#1机一段抽汽电动门(10LBQ10AA001)并拉开电源开关。2）关闭#1机二段抽汽电动门(10LBQ20AA001)并拉开电源开关。3）关闭#1机三段抽汽电动门(10LBQ30AA001)并拉开电源开关。4）关闭#1机一段抽汽逆止门(10LBQ10AA002)。5）关闭#1机二段抽汽逆止门(10LBQ20AA002)。6）关闭#1机三段抽汽逆止门(10LBQ30AA002)。

从开始检修#3高加至检修#2高加这段时间高加汽侧一直没有投运。经过措施确认二段抽汽电动门(10LBQ20AA001)微内漏。水侧隔离：

7）打开#1机高加旁路电动门（10LAB41AA001）。

8）关闭#1机#3高加入口电动门（10LAB30AC001），拉开电动门的电源。9）关闭#1机#1高加出口电动门（10LAB10AC001），拉开电动门的电源。10）关闭#1机#3高加入口电动门旁路手动门（10LAB40AA005）。11）关闭#1机#1高加出口电动门旁路手动门（10LAB70AA002）。

#3高加检修完毕后，准备恢复措施投运高加，在高加水侧注水中发现#2高加泄漏，接着又进行高加隔离给水走旁路。

（2）将高加汽、水两侧放水、消压为零。（具体系统见附件一）水侧放水、消压为零：

1）开启#1机#3高加至#2高加给水管道放水一次门（10LAB50AA401）。执行情况：应全开实际开度为1/4 2）开启#1机#3高加至#2高加给水管道放水二次门（10LAB50AA402）。执行情况：应全开实际开度为1/4 3）开启#1机#3高加水侧出口管道放空一次门（10LAB50AA501）。执行情况：应全开实际开度为1/4 4）开启#1机#3高加水侧出口管道放空二次门（10LAB50AA502）。执行情况：应全开实际开度为1/4 以上隔离由于放水、放空，措施做的不到位，没有将高加内介质放尽，也未将温度降至规程规定值（50℃以下）

汽侧放水、消压为零：（系统图见附件二、三）

1）关闭#1机#2高加正常疏水调门前手动门（10LCH21AA001）。2）关闭#1机#2高加正常疏水调门后手动门（10LCH21AA002）。3）关闭#1机#1高加正常疏水调门前手动门（10LCH10AA001）。4）关闭#1机#1高加正常疏水调门后手动门（10LCH10AA002）。5）关闭#1机#2高加事故疏水调门前手动门（10LCH22AA001）。

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，0

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；

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。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。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41、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。

员进行抢救，由于严重外伤和窒息，经医院抢救无效死亡。

二、事故暴露出的问题

目前，事故调查工作正在进行中。虽然事故经过比较简单，但暴露出该厂安全生产管理许多深层次的问题。

1.厂领导班子没有牢固树立“安全第一”的思想，在组织、布置工作时，没有同时组织、布置安全工作。2006年底该厂进行了全员竞争上岗，但对“三定”过程中人员思想波动、管理和工作岗位有序过渡等可能对安全生产带来的负面影响认识不足，在工作安排上没有统筹兼顾，缺乏确保安全生产有序进行的对策措施。

2.管理松懈。死者王某某系2006年12月24日从计量班轨道衡值班员竞聘煤场管理及推煤机司机。在未经新岗位安全教育培训、考试，在尚未取得特种作业操作合格证的情况下，能够从车库中将车开出，并单独驾驶作业，这是一起严重违反劳动纪律的行为，表明该厂管理松懈，规章制度对员工缺乏约束力，员工遵章守纪意识淡薄。

3.生产组织工作不细、不实。由于斗轮机的取煤方式存在问题，至23日早晨，汽车煤煤垛斗轮机侧已经形成了10米高、几十米长、近九十度的边坡，严重违反安全工作规程关于“避免形成陡坡，以防坍塌伤人”的要求，随时可能出现煤垛坍塌，为事故的发生留下隐患。这种现象暴露出生产组织上考虑不细致，没有针对煤场的具体情况安排作业方式，存在着随意性。

4.安全教育培训工作需要加强。该厂对已经发生的事故教训麻木不仁，没有认真吸取“12·9”人身重伤事故（集团公司安全情况通报2006年第五期）教训，对通报中强调要严肃转岗人员的安全教育培训、考试工作，在该厂的全员竞争上岗工作中，没有落实。对车间、部门内部岗位变动人员的新岗位安全教育培训和考试工作没有统一安排和部署，导致这些人员对新岗位安全生产风险辨识能力不足。

三、相关要求

根据事故暴露出的问题，结合目前安全生产形势特点，集团公司要求如下：

1.各单位要立即组织开展一次安全检查。按照集团公司安全生产一号文件和工作会议部署，重点检查各级领导的思想认识，是否真正把安全摆到重要位置，并认真部署谋划各项工作；重点检查输煤、除灰、脱硫等附属车间的安全隐患，检查外包工程及外委队伍，是否按照集团公司的要求实施管理；重点检查商场、俱乐部等人员聚集场所的消防及安全防护设施，确保不发生恶性事故；重点检查各项防寒、防冻的措施是否到位，确保安全可靠地供电、供热。

2.各单位必须严格执行集团公司《安全生产工作规定》的要求，对于转岗人员、进入生产现场的外包人员、多经企业人员，必须实施安全教育和培训，熟悉设备系统，掌握操作技能，并经考核合格后上岗。考试不合格的人员，不得上岗。

3.各单位必须加强特种设备与特种作业人员管理。特种设备必须按期进行检测、检验，并取得相应的合格证书或使用许可证。对厂内机动车辆等，必须实施统一的调度管理，严禁无证人员驾驶。学员必须经过新岗位的安全教育培训、考试后方可跟班学习，严禁单独作业。

华能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6

6.变电站高级事故处理 篇六

一．运行中2212-4刀闸接地闪络，220KV母差保护动作，如何处理?

事故现象：

（1）预告、事故音响。

（2）监控系统计算机推控制图画面、报文框内显示“220KV母差保护动作、故障录波器

动作、2212、2242、2202开关分开后位置故障录波器动作、1号主变过负荷。

（3）表计指示：2212、2245、2202开关表计指示为零。

（4）开关位置：2212、2245分位，开关位置闪光。

事故处理：

（1）记录时间、停止音响、恢复开关位置闪光。

（2）记录保护装置及监控系统计算机光子牌动作、表计指示位置；复归保护信号。

（3）报告调度。

（4）检查220KV4母线母差保护范围内设备情况，发现2212-4刀闸接地闪络、220KV母

差保护动作。

（5）将检查情况报告调度及有关领导。

（6）根据调度命令，拉开2212-2-4刀闸，将220KV4母线转检修、将2212-4刀闸转检修。

（7）将2号主变由220KV5母线带出

（8）做好220KV4母线、2212-4刀闸检修的准备工作。

（9）填写相关记录。

二、运行中发现110KV母联145开关SF6气体泄漏，开关分合闸闭锁，如何处理？ 事故现象：

（1）预告音响；

（2）监控系统计算机报文框内显示“145开关SF6压力降低，145开关压力降闭锁”

（3）表计指示：正常。

事故处理：

（1）记录保护装置及监控系统计算机光子牌动作、表计指示情况，停止音响。

（2）现场检查145开关SF6及开关情况，发现145开关SF6压力已降低至闭锁值。

（3）将检查情况报告调度及有关领导。

（4）根据调度命令，投入110KV母差保护互联压板，拉开145控制开关SF6压力已降低

至闭锁值。

（5）做好停电检修的各项准备工作。

7.核电站事故及其原因 篇七

1.1 施工现场管理不到位

1) 施工企业不按规定编制模板工程安全专项施工方案或不按方案搭设模板支撑体系, 对涉及施工安全的重点部位和环节的检查督促落实不到位;部分施工项目部质量安全保证体系不健全, 责任制不落实, 未认真履行职责。2) 部分模板工程安全专项施工方案编制粗糙, 未突出工程施工特点, 针对性和指导性差, 模板和支撑体系的设计计算、材料规格、钢管连接方式脱离工程实际, 未附施工平面图和构造大样, 对支撑体系搭设工艺叙述不清, 不能起到有效指导施工的作用。3) 安全技术交底流于形式。施工现场安全技术交底一般仅交底到班组长, 具体搭设人员基本无交底, 且交底内容也仅是一般性的安全注意事项, 没有对支撑架体搭设工艺、关键工序和主要构造技术参数进行交底, 因此搭设中随意性很大, 具体搭设人员无从按方案要求搭设, 从搭设开始就埋下了安全隐患, 给后期的整改带来很多麻烦。4) 高支模体系的搭设队伍和搭设人员资格不符要求。5) 有的项目高大模板安全专项施工方案未按规定组织专家组进行论证审查, 有的项目虽经专家组论证审查, 但专家组的意见建议未能在专项施工方案中得到改进和完善, 也未能在搭设过程中逐项落实。6) 模板工程未严格按照规范和专项施工方案要求进行专项验收, 参加了验收的也只是仅履行签字手续而已, 而有的项目就根本未正式组织验收就进入下道工序施工, 验收程序形同虚设。

1.2 搭设材料

1) 模板存在的缺陷:目前市场上的模板主要存在厚度不够、夹板内采用木屑填充冲压形成等问题, 影响到结构的质量和安全。2) 钢管、扣件存在的质量缺陷:目前, 施工中模板支撑以扣件式钢管脚手架的应用最为广泛。按《建筑施工扣件式钢管脚手架安全技术规范》 (JGJ130-2001) 的要求, 架体钢管应采用ф48×3.5mm焊接钢管或无缝钢管, 扣件质量必须符合 (GB15831) 的规定, 在螺栓拧紧扭力矩达65Nm时不得发生破坏, 连墙件用钢管、型钢或粗钢筋制成。但是, 部分施工现场施工中使用劣质钢管、扣件, 加上使用中的钢管、扣件可能存在的初始缺陷, 特别是经过多次周转重复使用后的钢管、扣件质量缺陷更为严重。如:钢管的弯曲、锈蚀、截面缺损、端面不平, 扣件的裂缝、破碎等, 钢管支撑体系的承载能力大大降低, 造成工程质量及安全事故再所难免。

1.3 搭设

1) 操作人员技术素质较差, 缺乏相关的安全技术培训。2) 立杆间距不符合设计要求, 间距偏大, 立杆不垂直, 有的单根立杆垂直度超过了规范允许值, 节点上下杆件不在一条铅直线上, 严重影响立杆的受力性能, 立杆的接头不符合设计要求。立杆应采用对接, 只有在顶部作高度调整时, 才用搭接。对接立杆传力明确, 没有偏心, 其承载力比搭接立杆的承载力高得多。搭接时, 搭接长度不应小于1米, 旋转扣件不少于2个, 端部扣件盖板边缘至杆端距离不少于100毫米。两根相邻立杆的接头不得设置在同一步距内。设计计算时, 必须考虑立杆的接长方式, 搭设图上必须注明接头的位置及接长方式。3) 忽视扫地杆的作用。扫地杆可约束立杆的水平位移及沉陷, 提高支撑立杆的承载力, 所以必须在离地200毫米处的纵横双向设置扫地杆。当立杆基础不在同一标高时, 必须将高处的扫地杆向低处延长两跨与立杆固定。4) 剪刀撑的设置不满足要求。剪刀撑可提高支撑系统的整体稳定性, 提高立杆的极限承载能力, 但施工中往往疏于设置或设置不规范。对于满堂模板支撑, 四周外立面与中间每隔四排支撑立杆设置一道纵向剪刀撑, 由底至顶连续设置;高于4米的模板支撑, 其两端与中间每隔四排立杆从顶层开始向下每隔两步设置一道水平剪刀撑。5) 水平杆的设置不符合要求, 如步距过大。搭设时, 水平杆必须纵横双向贯通, 尤其是顶层的水平杆更要注意。水平杆的接头、高差也应符合规范要求。增补的立杆一定要有双向的水平杆拉结, 否则该立杆形同虚设。6) 立杆的地基基础不符合要求。地基没夯实, 垫板不符合设计要求、调整立杆高度的木楔没钉牢、支撑四周无排水措施等等, 这些都易引起支撑沉陷, 导致支撑不稳或梁板结构严重变形。7) 模板支撑系统与施工外脚手架连接不科学。

2 保证高支撑模板系统安全的措施

1) 项目部应加强高大模板工程安全专项施工方案的编制和审批管理, 由项目技术负责人负责编写模板工程安全专项施工方案, 施工单位技术、质量、安全部门会签把关后由施工单位技术负责人审批。方案的编制和支撑架设计计算必须依据《建筑施工模板安全技术规程》 (JGJ162-2008) 及《建筑施工扣件式钢管脚手架安全技术规范》进行, 设计内容应包括:确定并绘制脚手架搭设计算简图, 选材, 荷载计算, 纵向, 横向水平杆等受弯构件的强度及连接扣件的抗滑承载力计算, 立杆稳定性及立杆段轴向力计算, 墙件的稳定性和强度计算;拟定模板与脚手架安装与拆除方案等.要保证模板支撑系统有足够的强度, 刚度和稳定性, 安全地支撑预期荷载, 并控制支撑的变形量。模板设计不仅要有详细的计算书, 而且要对细部构造画出大样, 注明接头方法, 标出水平步距和剪刀撑设置等要求。2) 严格执行《危险性较大工程安全专项施工方案编制及专家论证审查办法》。对高度超过8m或跨度超过18m的高大模板支撑系统, 要编制专项施工方案并组织专家进行审查论证, 方案中模板支撑荷载的计算要严格按照最不利原则进行考虑, 应包括泵送混凝土引起的动力荷载。施工现场应严格按照方案规定搭设模板支撑体系, 按要求设置剪刀撑和扫地杆, 高支模体系专项施工方案应按规定由施工单位组织专家组进行论证审查, 并根据专家论证审查意见完善专项施工方案, 监理单位应当认真审核安全专项施工方案, 并督促施工单位严格按照安全专项方案组织落实, 严把验收关, 未经验收合格不得进入下道工序, 在混凝土的浇筑前应组织相关人员对架体再次做全面检查并记录。3) 合理选用钢管, 扣件等材料是保证施工安全的首要措施, 强化安全责任追究制度, 严格材料进场检验, 加强对模板与脚手架材料质量的验收把关, 杜绝使用劣质产品。4) 高支模体系的搭设宜由专业架子搭设队伍搭设, 搭设人员应持证上岗。支撑体系搭设前应进行书面的安全技术交底并履行签字手续, 由项目技术负责人向搭设人员进行交底, 严格按照方案和交底要求搭设。5) 在日常施工安全监督检查中, 对杆件实体搭设的合理性查检是监督查检中的最重要的内容, 也是防止高 (大) 模板施工坍塌重要的督促手段。

3 结语

8.核电站事故及其原因 篇八

关键词：变电站；GIS设备；局部放电故障；原因措施

中图分类号：TM595 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）17-0092-02

GIS设备即气体绝缘组合电器设备，在变电站中应用时，主要是将断路器、互感器、开关、母线等一次设备进行优化组合，形成一个整体。因其维护方便、有极高的可靠性，应用相当广泛，从实践分析中发现，该设备的运行周期类似一条浴盆曲线，在投入使用之前，会进行耐压试验，保证其处于安全状态，但长期的使用，会出现磨损、绝缘老化、异物偏移等现象，共同作用引起局部放电故障，急需解决。

1 变电站GIS设备出现局部放电问题的原因

全封闭组合电器产生于20世纪70年代，结构紧凑、可靠稳定且便于维护，在电力系统中得到广泛应用。随着科技的进步，人们对电力系统提出了新的要求，GIS设备虽应用广泛，但故障仍不可避免，如何控制故障发生率是目前要重点考虑的问题。但该设备是密封的，一旦出现事故，很难彻底查找原因，维修困难，费用较多。在生产或安装过程中，受诸多因素影响，GIS设备都有可能出现局放事故。原因包括以下几个方面：

①材料不符合规定，内部有导电微粒存留；②在安装时，由于没有按照规定的程序进行，导致安装位置错误，或出现密封不严的状况；③现场环境比较恶劣，有异物或粉尘等杂质进入设备；④连接电极表面处没有进行彻底的清理，表面有划伤痕迹，或电极安装错误；⑤在现场安装时，材料把关不严，清洁度与要求稍有差异，导致设备内有异物残留；⑥外购的绝缘件等配件质量参差不齐；⑦尖端部位有电晕放电的现象发生；⑧母线气室内有超过允许长度范围的自由金属体。

一般而言，在GIS设备出现故障之前，都会有局部放电的现象产生，如遇特殊情况，局部放电现象甚至可以持续数月之久。局部放电会损坏设备的绝缘，降低其绝缘性能，随着破坏规模的扩大，危害越来越严重，当达到一定程度时，极有可能击穿绝缘，导致设备短路，最终停止工作。

2 案例分析

在一个内桥式接线的某110 kV变电站，#1主变压器纵差保护动作，#1主变低压侧开关、110 kV线路开关同时跳闸，导致该变电站全站失压。

该故障发生在运行过程中，检修人员在第一时间对原因进行了查找分析，因该变电站的110 kV线路仍然带电，可初步判定故障范围在#1主变110 kV进线室与110 kV线路开关之间。C相线路的短路电流峰值约为3 kA。拉开#1主变110 kV主变闸刀，对进线室进行相关的绝缘电阻测试，得出A、B、C三相的阻值依次为600 MΩ、580 MΩ、2.5 MΩ，从检测结果中可看出，110 kVⅠ段母线和C相气室存在高阻接地故障。在110 kVⅠ段母线与110 kV线路开关之间，对SF6含量进行检测，CO2含量已超标，但其它位置没有这种情况，故可基本确定故障区域，接线室内有盆式绝缘子被烧焦。

由此可见，此次事故主要是绝缘子内部原因造成的，并非产品质量问题，因其内部存在有导电微粒及污染物，影响绝缘子内部的磁场分布，从而向外部放电，最终导致事故发生。

3 解决GIS设备局部放电的有效途径

3.1 提高产品的质量

鉴于GIS设备在变电站的重要意义，必须保证其产品的高质量，具体来说，可从以下几点做起：①重视技术，加大维护管理力度，制订相应的流程和规定，强化工作人员的安全意识，使其端正态度、尽职尽责，保证产品的合格率；②加强技术交流，集思广益，倾听多方建议，尤其是在处理重大事故时，尽量由多人共同商榷，要全方位考虑，制订出可行的策略，有机会可聘请业内的专家做现场指导，加深理解，掌握更多的方法；③对设备的大概占地面积应有一个比较准确地估算，安装时留有适当的裕度，为以后维修保养提供方便；④加大对设备的维护力度，及时对运行中的问题做检查；⑤检修时，气室应呈打开状，按规范回收气体，并用氮气冲洗，还应保证室内足够的通风，保护人身安全。

3.2 加强监督，严把质量关

GIS设备具有密封性，一旦出现故障，维修难度大，因此在选材、安装和调试等过程中都应加强监督，把好各个环节的质量关。如耐压击穿放电，为避免发生同样的事，务必要重视绝缘件的质量，在加工时尽量做特殊加工，同时，生产环境、清洁度等因素也要重视。设备出厂前应经过严格的质量检验，若不合格，应查明原因，并加以处理。变电站安装GIS设备时，应经过耐压交接试验。有关资料表明，在发生故障的GIS設备中，大约有2/3都没有通过耐压试验。GIS设备在运行后第一年的事故率较高，以后逐渐降低，为此，必须进行耐压试验，尤其是在使用的第一年，要加大巡查力度。因隔离开关故障最多，应将其作为重点关注设备，同时应监测气室压力的变化，保证其具有良好的密封性。

3.3 建立在线检测系统

当发生局部放电故障时，应及时进行检测，确定原因。局部放电检测方法通常有：①电测法。如光学检测法、声学检测法、化学检测法等；②非电测法。主要有常规电测法以及超高频法。其中，超高频法应用较广泛，因其有良好的抗干扰性，拥有定位局放源的功能。然而，耦合器距局放源的距离远近，影响信号的强弱，要保证测量值的精确，每隔20～30 m就要有一个超高频传感器。该方法是将传感器放于GIS内部，对局放电磁波的频谱进行检测。

4 结 语

随着电网建设的发展，电力系统需要借助各种技术不断更新，GIS设备凭借其诸多优势，在今后的电网建设中必将发挥更重要的作用。然而，其质量问题也引起了人们的关注，因其质量直接影响到电网的运行安全，对于其间发生的故障，尤其是局部放电问题，应找准原因，采取措施及时解决，以保证GIS设备地正常运行。

参考文献：

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