第一篇：小水电站环境设计典型案例研究

0 引言

任何小水电工程都建设在现有环境之中，如何利用水电技术发展和促进小水电工程与环境的融合，是我们建设环境、生态友好的农村水电工程的新课题；欧洲十分重视生态环境保护和小水电工程建设的协调发展，将生态环境保护理念贯穿于小水电工程论证、设计、建设、运行和管理的全过程。在小水电站与环境结合的技术领域，我国还存在许多发展潜力和改进的空间，国外的研究和实践给了我们许多启示。介绍几个欧洲小水电站环境解决方案典型研究案例，探讨我国小水电站建设的生态环保实践。1 案例1——后柏罗小水电站，英国 1.1电站概况

后柏罗电站位于英国堪布里亚郡国家公园湖泊区万德米尔湖下游3km处，现装机容量400kW，转桨式水轮机，转轮直径750mm，转速510rpm，设计流量3.33m/s，电站增容改造后于202_年再次投运发电。在本次增容改造以前，就有1台65kW的卧式水轮机在运行，并与电网相联；电站位于敏感的风景区，河流渔业资源丰富，通过捕捞鲑鱼还能够获取相当丰厚的渔业收入。此外，部分站址位于规划中的历史纪念碑处，这就意味着在项目实施中，要征求湖泊区规划委员会英国遗产分会及工业遗产分会的意见。由于施工地点、渔业、历史价值等问题，该新方案考虑了大量的环境设计。通过向上述部门以及环境署咨询，设计方案融合了有关景观影响以及鱼类保护的特殊要求。1.2环境措施

现有的建筑为新方案提供了基础，修建发电厂房和尾水渠需要土石方开挖。此外，下游渠道修成蜿蜒曲折的形状，还放置了一些巨石，以增加涡流和水塘，有利于更好地保护生态环境。1)设计使用了3台斜桨式水轮机：1台转桨式(可调节转轮叶片)、2台定桨式。1号转桨式水轮机连续工作，其他2号和3号机在流量充足时运行。

32)电力输出由水头感应系统控制，通过该系统控制1号水轮机的运行，能够精确调整整个发电系统，从而使水头总保持在最低水头以上。3)机组停机由安装在每个进口的蝶阀实现。

4)转速为500rpm的发电机直接连接在水轮机上，这样就不用安装增速器，同时也没有相关的成本和维护费用。

5)厂房建在河岸以下，从上游看不到。厂房的外立面用当地材料施工，达到了和周围环境相近的目的。

6)发电引水进水口处，安装了3个拦污栅；因为漂浮物很多，每个进口前设有清污机。7)前池中安装仿生鱼栏，用来引导鱼类进入旁道，以确保鱼类能够通过水轮机。前池中还设有鳗鱼引导设施以及逃生闸门，可通过阀门运行。

8)水轮机尾水管安装后，下泄的水流能够为上游的洄游鱼类提供诱鱼流，引导它们游向鱼道。9)尾水管出口有监视屏幕遮蔽，这种新式电子栅栏可阻止洄游鱼类企图通过尾水管游向上游。案例2——卡瓦斯卡斯小水电站，立陶宛 2.1电站概况

卡瓦斯卡斯电站位于斯凡托加河口上游69km，河流平均流量31.4m3/s，靠近卡瓦斯卡斯小镇。水库大坝建于1962年，水库面积0.8km2，电站装机容量1000kW，工作水头4.1m，发电流量28m3/s，年发电量6.4GW•h，202_年电站投产发电。

当时建坝的主要目的是为了增加相邻的内韦兹河在干旱季节的流量，为此还修建了从斯凡托加河取水输送到内韦兹河的泵站；但是当时没有在坝上修建鱼梯。内韦兹河的生态得到了改善，但是大坝却使洄游鱼类无法到达上游的产卵地。该大坝已归属国有40多年，却没有资金投入来消除这种不幸的状况。2.2环境措施

位于卡瓦斯卡斯大坝下游的斯凡托加河是著名的洄游鱼类保护区，保护区是大坝竣工以后设立的。河水中常有鲑鱼、鳟鱼、文鳊等珍贵鱼种出没。202_年，私营小水电开发公司艾柯玛水电公司得到授权，在现有的坝上建设一座小水电站，前提是要解决鱼类问题，所以要修建鱼道。当地的设计公司考那斯水电工程公司设计了径流式方案，立陶宛农业大学水土管理系的研究人员在实验室建立了鱼梯的仿真模型。202_年末，包括鱼梯在内的规划开始实施。鱼梯为混凝土结构，水池型带有垂直的槽孔。设计时打算使鱼梯的下端尽可能地靠近厂房，也就是靠近尾水管，这样可以利用水流把鱼类吸引到鱼梯入口。鱼梯的流量为1.3m3/s，也安装了监视鱼类通过的设备。鱼梯占整个规划成本的10％，达到30万欧元。建成一年后，也就是建坝40多年后，有渔民发现在卡瓦斯卡斯小水电站上游出现了洄游鱼类；负责操作监视器的生态学会的专家们证实了鱼梯的有效性。此外，还计划安装新型的鱼类计数系统。本案例充分表明了小水电开发商渴望改善河流生态状况，而公共资金通常不会投入到这样的领域。案例3——赛维•德拉德麦拉小水电站，意大利 3.1电站概况

赛维•德拉德麦拉电站位于意大利北部艾德麦拉公园中央的撒拉诺河上，电站装机容量1140kW，工作水头280m，工作流量0.5m3/s，年发电量3.7GW•h，202_年投产发电。为了保护该河流脆弱敏感的生态环境(自然公园里面有一条高山急流)，保留流量占平均自然流量的比例很高。入口处的调节池除调节水量外，还可以用于休闲，极大地提高了电站的社会认可度。实际上该调节池靠近一处山地旅游小屋，夏季很多人到此度假，游客对这个调节池也很喜欢。

压力管道很长，连接着前池和厂房，该管道几乎完全埋在地下，以减少对周围景观的影响。没有埋设的小部分是由于坡度过大，这一段用混凝土制造，为了减少可见部分，采用开敞式镇墩，表层用当地石料覆盖。3.2环境措施

1)在自然公园里修建了容积达5000 m3的水池。2)使用特洛尔(Tyrolean)引水口，以利于河流不断流。3)厂房外立面使用当地材料修建，使其和周边环境相协调。4)仿自然鱼道。

5)采用水冷发电机以减少噪音。

6)和环境官员密切接触，就采取移民和补偿措施达成一致，并采用更好的保护环境方案。4 案例4——泰德莱克小水电站，法国 4.1电站概况

1981年投运的泰德莱克小水电站为低水头引水发电，装机容量680kW，设计水头3.7m，设计流量24m3/s，单调节轴流式水轮机，转轮直径2.40m，转速140r/min。电站年发电量460万kW•h。引水渠长110m长，高0.8m。发电尾水渠长10m。4.2环境措施

1)通过机组安装时的监督和测量来严格控制保留流量。2)严格、持续地监控水质。

3)垃圾处理：垃圾要经过分类再送往循环处理工厂。4)采用降噪技术。

5)其他：鱼道、残余流、河流改造、与其他河流用途共存(供小舟通过)、环境管理系统。5 案例5——特洛斯托伦茨小水电站，瑞士 5.1电站概况 在特洛斯托伦茨(瑞士华莱士省)社区饮用水网络上安装了1台单喷嘴冲击式水轮机，利用集水池和调压室间的水头发电，同时还起到了减压器的作用。该设备由一个35人组成的制造工程师学会制造，学会离社区40km。该发电站全部实现自动化运行，电力输送到当地的配电网。饮用水质必须符合严格的规范以确保其不受电站的影响。电站装机容量75kW，净水头242.3m，最大流量35L/s，年发电量230000kW•h，1999年投产发电。5.2环境措施

1)该电站位于饮用水网络中，具有已经建好的基础设施，而且电站运行也不意味着比普通的饮用水网络对环境有更大的影响，而且这种情况也不需要建设鱼梯。

2)努力把电站和景观融合在一起。电站位于半农业地区，从外面看电站和传统的牧人小屋没什么区别。

3)由于靠近房舍，所以周围环境的噪音不能大，只有电站的门打开的时候，才能听到发电机的声音；高效的水轮机加上研究试验出来的水力曲线才能达到这样的安静程度。

4)电站安置在为供水网络加压的充电室内，并且利用了废水的压力能，以前废水通过减压器，能量白白浪费掉。

5)该水电站对环境几乎没有影响，每年可以减少CO2排放110t。需要强调的是，即使是这么小的电站(75kW)，其能效比也很好，也不污染环境。6 启示

如何正确处理小水电工程开发建设和生态环境保护之间的关系是我国在新世纪小水电开发过程中必然面临的新课题，也必须要找到适之有效的解决办法，“在保护生态的基础上有序开发水电”已写入“十一五”规划。以上介绍的几个电站都根据自身的特点和周边环境，将电站本身对周边景观的影响以及洄游鱼类的保护等特殊要求融进了设计和改造方案中，有的还建设在自然公园内。小水电站的环境建设不像从工厂流水线下来的工业产品，每个产品都是一样的规格和形状；必须针对不同类型的电站，当地的环境现状，利用可行的技术和非技术措施，提高小水电站的环境结合度，进行个性化的电站环境方案设计，以期实现电站建设的经济效应和生态环境的可持续协调发展。

上述研究案例充分体现了我国现阶段正在积极倡导的“在保护中促进开发，在开发中落实保护”的水电开发理念。开发和保护并重，寻求和谐的生态效益，是我们各级小水电开发者除了经济效益外，必须努力追求的目标，在小水电工程论证、设计、运行和管理过程中，要有长远的考虑，避免短视行为。工程设计人员和环境保护工作者、环保机构及有关公众应加强沟通和合作；在工程论证阶段应充分考虑小水电工程对生态环境的影响，进行充分环境比选，采用亲环境方案；在设计过程中应落实各项环境保护措施设计；在小水电工程运行管理中实施有效的生态调度、生态管理，最大限度地减缓对生态环境的影响。参考文献：

[1]小水电国际标准的收集与比较研究报告[R]．杭州：水利部农村电气化研究所，202_，7． [2]赵建达．小水电站与环境的结合在欧洲的新近发展 [J]．中国农村水利水电，202_，(9)：109-113．

[3]李志武，赵建达等编著，中国民营资本与小水电[M]．南京：河海大学出版社，202_． [4]廖远志，廖鸿志．荷兰水利工程建设与生态环境协调发展探讨[J]．水利水电快报，202_(1

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第二篇：关于小水电站联网的研究

BeijingJiaotongUniversity

小水电站并联入网的研究

——关于小水电站入网后的经济效益

学校:北京交通大学 学院:电气工程学院 班级:电气0906班 学号:09291195 姓名:邹进波

202_年12月4日

摘要: 小水电是一种清洁、可持续、安全有效的可再生能源，是未来世界水电的重要发展方向。我国具有丰富的小水电资源和小水电开发优势，低廉的成本和优惠的政策使得全国各地小水电站开发迅速活跃起来，小水电站运营的经济效益问题也越来越引起人们的关注。如何对小水电站运营经济效益进行评价，是当前我国水电建设战线同志和理论界学者十分关心的一个问题。

ABSTRACT：

Small hydroelectric power is one kind of renewable energy sources which is clean，sustainable，safe and effective．It has been considereddevelopment direction of hydropowerin the future all over the world．Our country has developmentadvantages and abundantsmall-hydroelectric-power resources，low costs and preferential policies activate thedevelopment of small hydroelectric power rapidly throughout the country，andtime goes on，people pay more and more attention on their economic benefits．How to carryeffectiveevaluation of economic benefits of small hydropower station operation is a question which caredabout extremely by water and electricity construction workers and the theorists scholar of ourcountry．

关键词： 小水电站；经济效益；评价，小水电站入网

Key word：

Small Hydropower Station；Economic benefits；Evaluation

正文：

一.研究的背景

小水电站的开发利用，对促进农村工业发展和农村农业结构调整，以及对整个国民经济和社会发展、社会稳定具有极其重要的作用。国家先后出台了一系列鼓励建设开发的政策，如60年代制定的自建、自管、自用“三自”方针，80年代出台的“以电养电’’政策，90年代颁布的税赋政策和贷款补贴政策等，202_年又出台了新的扶持和保护小水电开发的经济政策，小水电企业不交利润所得税，县以下小水电生产单位增值税率按6％低征。这为小水电的发展提供了良好的宏观政策环境。中国的小水电经过50多年的艰苦奋斗，取得了世人瞩目的成就。随着我国经济、社会的不断发展，人民群众生活水平和生活质量的不断提高，中西部地区、少数民族地区经济发展差距缩小的需求，特别是保护和改善环境，是人类21世纪面临的共同课题。所有这一切都赋予了小水电新的历史使命，为小水电的发展提供了广阔的空间。

在我国，小水电的研究只停留在宏观层面的认识及项目开发初期的可行性研究、项目决策方面的研究，小水电建成后，其运营过程中的实际经济效益却缺乏科学合理的评价机制。这种缺乏导致了“重建轻管"的小水电开发局面。由于缺乏科学合理的评价机制来指导企业运营管理实践，小型水电站只注重前期的开发建设工作，而对后期的运营管理工作不重视，很多电站尤其是国有老电站不能产生经济效益，成为国家和地方的负担。以贵州省为例，贵州省的小水电站有上百座，其中有很多部分因为运行不善，导致小水电站很难收回成本，如果不解决小水电站的效益问题，那么这些小水电站将是一座座经济包袱压在人民头上。

二．研究的意义

通过对小水电站运营经济效益的分析和量化研究，提出了一套较为科学的综合评价体系，可为具体小水电站的经济效益评价提供参考，同时也为提高小水电站运营经济效益提供决策依据，有利于我国小水电的良性发展，为国民经济和社会发展做出更大的贡献，同时提出了一些政策性的建议，具有一定的实践意义和指导意义。

三．研究的方法

(1)调查法

对贵州省多个小水电站进行调查，采取多种方法或手段，收集了小水电站的第一手材料。(2)历史文献分析方法

通过对小水电研究文献的收集、整理、归纳和分析，了解此领域的国内外研究现状，结合小水电站自身特点，来划定我国小水电站运营经济效益评价的内容范围。（3）网上查询方法 通过浏览贵州省的水电网站，查询相关的资料，得到数据。

四．影响小水电站效益的因数分析

（1）.市场因素

电力经济体制改革与电力市场化后，小水电站因目前市场竞争力还较差，需国家在一段时间内扶持其发展，但从中、长期来看，小水电只有逐步面向市场来提高经济效益，才能保持其持续发展。（2）.价格因数

价格是调节经济效益最有效的杠杆。小水电站的经济效益实质上是它们的所得与所费的比率。在所费一定的条件下，所得与经济效益成正比。所得越多，经济效益越好，所得越少，经济效益越差。而所得又是与小水电站生产电能的上网电价有关，它与上网电价也是成正比，上网电价越高，小水电站的所得越多，电站的经济效益就越好，反之，电站的经济效益就越差。可以讲，上网电价是影响小水电站运营经济效益最重要、最敏感的因素。（3）.运营管理因数

管理产生效率与效益，这是众所周知的事。经济效益的好坏，无一不是与管理水平、服务质量相联系的。当前管理中最突出的问题是激励与约束机制不健全，小水电开发与运行无序化，严重影响小水电的经济效益。激励和约束本身就是一对矛盾的统一体。激励要激发领导和员工的活力，而约束则要用一定的规章制度规范领导和员工的行为，一方面领导和员工在有活力时不至于出轨，另一方面防止领导和员工在工作中的消极和不轨行为。激励过度，可能导致激励的边际效果下降，甚至行为出轨，而约束过度也可能造成企业无活力。因此，激励和约束要相互配合，找一个最佳的结合点。从各地小水电公司的激励和约束机制来看，由于现行政策不完善，激励机制较弱，活力不足，而约束机制更不健全。五．高小水电站运营经济效益的政策建议

（1）.强化环境管制

企业经营活动的外在性与环境资源公共物品的性质决定了政府必须进行环境管制。西方发达国家十分重视环境管制，我国政府也逐渐重视环境管制。政府环境管制，除了采用法律、法规与行政手段，直接强制约束电力企业实现环保目标外，还应采取经济手段引导企业实现环保目标。

（2）.修改与完善相关政策法规

1995年12月，我国颁布的《电力法》，奠定了电力立法的基础，标志着电力工业步入法制化管理轨道，对于促进电力事业持续、健康、快速发展具有重大的现实意义和深远的历史意义。但是《电力法》并没有涉及小水电等可再生能源的发展。202_年2月，我国颁布的《可再生能源法》，明确地鼓励、支持包括小水电在内的可再生能源的开发，但如何发展，发展战略及有什么政策优惠等未作具体阐述。因此对这两部法律应加以修改与完善，应将小水电等可再生能源优先发展的战略目标、战略措施、优惠政策、小水电在发展中应有的权益，包括上网交易的权利等用法律形式固定下来，从而促进小水电开发与经济效益的提高。（3）.全面推行发电节能调度，确保小水电优先上网销售

发电节能调度是202_年经国务院批准在部分省区试点的重大调度改革的强制性措施，也是国家节能减排的重大举措。它从制度上减少物理燃烧，即所有的发电机组按化石燃料的消耗量排序进行调度，小水电在生产电能时，不消耗化石燃料，不排放或很少排放废气、废水、废渣，理应优先安排调度，这就解决了小水电上网难的问题，有利于小水电输出畅通，拓展市场，提高经济效益。

五.小水电站的巨大机遇与挑战

贵州省的小水电事业通过50 年的建设, 取得了长足发展。在新的世纪, 小水电更面临大发展的机遇, 主要表现在:

(1)电力工业仍然是重点发展的基础产业。目前我国出现的电力供求缓和, 是一种低用电水平下的缓和。在世界主要国家中, 我国用电水平排名第85 位, 用电量仅相当于世界平均水平的1/ 3, 贵州的用电水平更低。因此, 电力供需矛盾并没有根本解决, 为适应国民经济每年8% ~ 9% 的增长速度,电力工业必须保持每年5% ~ 6% 的增长速度, 每年新增装机容量要在1 000 万kW 以上。

(2)优先发展水电是我国电力结构调整的需要。我国可开发水能资源78 亿kW, 1998 年水电装机容量6506.5 万kW, 开发利用程度仅约 16.5% , 水电在电力系统中的比重仅235%。按照我国电力结构调整的目标, 到202_ 年, 水电在电力系统中的比重将达到30%。因此中小水电开发作为水电的重要组成部分, 也将有更大的发展。水利部在编写的%中国水电农村电气化202_ ~202_ 年发展纲要中, 明确了202_~ 202_ 年中国水电农村电气化发展的指导思想、任务、目标及具体措施, 并提出在 十五期间将建设400 个更高标准的水电电气化县, 建设重点将摆在水能资源丰富的西部地区、边远山区和少数民族地区, 贵州是最具备条件的省份之一。

(3)电力体制改革将给小水电发展带来一个相对宽松的环境。厂网分开、竞价上网、输配分开、竞争供电 , 是我国电力体制改革的总体思路, 并且已经在部分地区实施。随着这项改革的深入, 小水电在垄断环境下受到的束缚, 将会随着垄断的打破得到改善, 其生存发展空间因此将变得宽松和广阔。

(4)加快西部地区能源开发, 是西部大开发战略的重要内容。贵州省是实施西电东送计划的省份之一, 最近省政府与广东省政府签订了黔电送粤协议, 到202_ 年贵州要向广东输送可调电力300 万kW, 到202_ 年送500 万kW。与此同时, 在优化电源结构计划中, 贵州省要关停62.75 万kW 的小火电, 这就为在小水电供电区加快农村电网建设改造, 建设水电农村电气化县, 着力解决农村无电和缺电问题, 电力以当地平衡、当地自用为主带来了机遇, 也为西电东送腾出更多的市场空间。

(5)广大群众和地方政府对发展小水电有较高的积极性。小水电的开发, 有力地促进了地方经济的发展。许多地县水电企业的经济收益十分可观,是当地经济的骨干企业, 从而成为业主们积极兴办小水电的促进力量。兴办小水电还能刺激一系列相关产业发展, 如促进钢材、水泥等建筑材料、机电产品生产、交换和消费, 改善交通条件, 转移农村劳动力等, 即中小水电投资可带动数倍相关行业投资。结合开发小水电进行农村电气化县建设, 取得了相对较高的经济发展速度, 这已成为地方政府、广大群众及投资者开发中小水电积极性很高的重要 共识。

(6)通过几十年的艰苦奋斗, 特别是改革开放以来进行的农村水电及电气化县建设, 贵州省在小水电规划、设计、施工、技术开发等方面, 积累了丰富的经验, 培养了一大批人才。借助国家实施西部大开发战略的东风, 小水电的开发完全有能力在新的世纪中加快步伐。

参考文献: [1]杨柳．电网建设项目社会经济影响评价研究．保定：华北电力大学硕士论文，202_。

[2]]陈冲．浅谈小型水电站开发的现状与思考【J】．能源与环境，202_(9)：26。

[3]黄明，付自龙．我国小水电发展的政策保障[J】冲国水利，202_(10)： 74．75。

第三篇：电站事故典型案例

电站事故典型案例汇编

特种设备协会

二〇〇九年一月

前言

202_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202_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.........................202_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

202_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

202_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202_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

0

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202_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

202_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202_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202_年3月2日某电厂三号锅炉低水位MFT动作的事故通报

202_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：202_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202_年5月24日首次并网投产。

六、经过

202_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

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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

202_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。

202_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。202_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。202_-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

202_-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。202_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202_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202_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

202_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

849-

第四篇：吉林省小水电站管理办法

【发布单位】80702

【发布文号】吉政发[1986]157号 【发布日期】1986-11-13 【生效日期】1987-01-01 【失效日期】 【所属类别】地方法规 【文件来源】中国法院网

吉林省小水电站管理办法

（1986年11月13日吉政发〔1986〕157号）

第一章 总则

第一条 第一条 为加强和改进小水电站（包括厂，下同）的经营管理，巩固其建设成果，落实“以电养电”政策，加速水力资源开发，特制定本办法。

第二条 第二条 省内各部门兴建和管理的小水电站均列为预算外企业，实行独立核算。

第三条 第三条 本办法适用于装机容量在二万五千千瓦以下的小水电站。

第二章 管理机构

第四条 第四条 各级人民政府的水利（水电）部门，是小水电站的主管部门，可根据小水电开发与管理任务，建立健全事业性质的小水电站管理机构。实行企业管理。

第五条 第五条 县（市）经营或（市）、乡（镇）联营的小水电站，不得转归乡（镇）经营；其各种主要设备，不经省水电主管部门批准，不得拆迁、转移或挪用，更不准变卖；小水电站的扩建或改建，须经省水电主管部门批准。

乡（镇）、村经营的小水电站属乡镇企业，不得上收和改变隶属关系。

乡（镇）、村经营的小水电站，如有报废、拆除或撤销的，须由县（市）水电主管部门核准，报省、市、地、州水电主管部门备案。

县（市）经营和县（市）、乡（镇）联营的小水电站，如有报废、拆除或撤销的，须经县（市）水电主管部门审核，由市、地、州水电主管部门批准，报省水电主管部门备案。

第三章 组织管理

第六条 第六条 小水电站实行站长负责制。站长负责整个企业的生产和行政事务。

第七条 第七条 小水电站实行民主管理。要建立和健全职工大会或职工代表大会制度，站长要定期向职工大会或代表大会报告工作。

第八条 第八条 小水电站的生产管理职能机构和编制，属于乡（镇）、村经营的，由乡（镇）、村批准并报县（市）水电主管部门备案；属于县（市）经营和县（市）、乡（镇）联营的，由县（市）水电主管部门审定，市、地、州水电主管部门批准，报省水电主管部门备案。

新建电站的职能机构和编制，在审批设计时一并审定。机构和编制如需变动，须经原审批单位批准，否则不得变更。

第四章 生产管理

第九条 第九条 小水电站要根据本站设备和技术条件，制定各项技术经济指标，实行计划管理。生产计划和财务预、决算，实行分级审批，装机容量超过一千千瓦以上的，由市、地、州水电主管部门审批，报省水电主管部门备案；装机容量不足一千千瓦的，由县（市）水电主管部门审批，报省水电主管部门备案。

第十条 第十条 小水电站要按月、按季考核发电量、发电成本、出勤率、劳动生产率、厂用电率、设备完好率、生产消耗率和电能损耗率等技术经济指标，考核和评定计划完成情况，采取措施，改进管理。

第十一条 第十一条 小水电站要按国家统计制度规定和本站管理需要，做好运行、检修、事故、水文等原始记录，及时整理分析和汇总上报，作为编制和检查企业计划，评价和改进企业管理的依据。

第十二条 第十二条 小水电站要建立严格的生产责任制，实行定人员、定发供电量、定厂用电量、定收支计划，同时编制季度生产计划和月份作业计划，提出增产节约指标和措施，落实到车间、班组和个人。

第五章 财务管理

第十三条 第十三条 小水电站实行独立经济核算，要充分挖掘设备和劳动潜力，合理利用水能，提高设备利用率，增加电能产量，降低成本，增加盈利。

第十四条 第十四条 建立经济合同制。发与供或供与用双方之间要签订合同，明确双方的经济责任。

第十五条 第十五条 小水电的电价，根据小水电站生产和经营特点，作如下规定：售给国家电网和农电部门的，按省政府有关规定执行；售给直供用户的，原则上执行国家电价，执行国家电价确有困难的，由县（市）水电主管部门提出意见，经同级物价局审核批准，报省物价局、水利厅备案。

第十六条 第十六条 小水电站实行财务定额管理。县（市）经营和县（市）、乡（镇）联营的小水电站，其折旧基金由电站按月上交省水电主管部门，开专户存入银行，按设备更新年限统一调剂使用。动用时由市、地、州和县（市）提出审核意见，报省水电主管部门批准。县（市）经营和县（市）、乡（镇）联营的小水电的大修理基金，由电站开专户按月存入银行，使用大修理基金须经县（市）水电主管部门审核，报市、地、州水电主管部门批准。

乡（镇）、村经营的小水电站，必须按月提取大修理基金和折旧基金，开专户存入银行。使用大修理基金和折旧基金，须经县（市）水电主管部门审核批准。

小水电站的固定资产按工业固定资产目录登记、立卡、造册。县（市）经营和县（市）、乡（镇）联营小水电站的固定资产，报省水电主管部门备案。乡（镇）、村管理的小水电站的固定资产，报市、地、州水电主管部门备案。

小水电站的固定资产折旧，按年综合折旧率2．4％提取。

属于水库综合利用的发电站，其提取折旧的固定资产价值，只计算与发电有直接关系的水工建筑物、机组设备及输变电设施等。

属于专发电的小水电站固定资产，应从总投资中扣除收回部分及淹没退赔和没能形成固定资产部分。

输电设备提取固定资产折旧：水泥杆综合年折旧率按2．4％提取：木杆综合年折旧率按3．2％提取。

为保证电站设备、输变电工程及建筑物工程大修理的正常进行，大修理基金每年按固定资产价值的1．2％提取。

第十七条 第十七条 小水电站的利润分成。

以灌溉为主的水库综合利用发电的电站和乡（镇）村经营的电站不执行利润分成。

有贷款的县（市）经营或县（市）、乡（镇）联营的小水电站，在省水电主管部门核定的偿还贷款期间内暂不执行利润分成。

县（市）经营的小水电站，利润在三万元以下的电站不执行利润分成；利润超过三万元的对超过部分可进行分成，分成比例为：电站留20％，县（市）水电主管部门提20％，市、地、州水电主管部门提20％，省水电主管部门提40％。

县（市）、乡（镇）联营小水电站的利润分成，只从国家投资应分得的利润中提取，其提成比例按县（市）经营小水电利润分成比例办理。

乡（镇）、村管理的小水电站和利润不足三万元的县（市）经营或县（市）、乡（镇）联营小水电站，从总收入中提取2％的管理费，其中上交县（市）水电主管部门1．5％，上交市、地、州水电主管部门0．5％。

利润使用范围：电站提留部分，作为生产发展基金、福利基金和奖励基金，按五∶二∶三比例执行；市、地、州、县（市）水电主管部门提取部分，用于小水电建设、技术培训、电站技术改造和增编人员经费；省水电主管部门提取部分，用于小水电建设、技术培训和管理经费。

动用上述经费须征得同级财政部门同意。

第十八条 第十八条 小水电站完成各项规定的技术经济指标，可按省政府有关规定发放奖金。电站偿还贷款期间，奖金在利润中列支；无贷款的电站，奖金从利润提留部分列支。发放奖金要体现按劳分配的原则，不得平均分配。

第十九条 第十九条 小水电站要加强企业管理，建立健全各项规章制度；要接受财政、审计、物价、银行检查和监督，定期向上级水电主管部门报送有关报表。

第二十条 第二十条 小水电站的企业流动资金定额，由市、地、州、县（市）水电主管部门核定，不足部分由电站利润提留部分补充。

第六章 技术管理

第二十一条 第二十一条 严格执行国家有关技术政策和技术干部政策，加强技术管理，建立健全技术责任制。

第二十二条 第二十二条 各小水电站要根据本站的水工建筑物和机组设备等具体状况，制定发电系统、水工建筑物等规程，以及事故处理、机组及附属设备检修和电气运行安全管理制度，报上级主管部门批准后执行。

小水电站要加强工程及设备的管理和维修，严格执行各项运行操作规程和制度。严禁机组带病或不按规定的方式运行。因失职造成重大事故者，要追究领导和有关人员责任。

第二十三条 第二十三条 为保证小水电站的设备和工程安全，每年春秋两季由市、地、州水电主管部门负责组织安全检查，并定期对发电设备、输变电设备和仪表等进行试验，不断提高设备完好率。

第二十四条 第二十四条 电站应建立和保存好以下各项技术资料档案，工程整套的设计及详图；开发技术经济报告；水工建筑物各项观测记录和分析成果；施工报告、图表和说明；施工记录、质量检查记录、隐蔽工程和单项工程的验收签证以及有关材料照片、影片等；竣工报告、竣工图、竣工决算和工程验收总报告；工程质量事故、重大缺陷的处理或遗留问题的处理意见等；水电工程投产前的安全运行技术检查和生产管理的注意事项；本站管理的重大设备验收、试运行和运行的记录和日志，机电设备的检修计划、记录和总结等文件。

第七章 劳动管理

第二十五条 第二十五条 小水电站要制定先进合理的劳动定额，不断改进劳动组织，建立健全岗位责任制，提高劳动生产率。

第二十六条 第二十六条 小水电站招收新工人须经劳动部门批准。对受过专门技术培训或毕业于专业技术学校、能够熟练掌握本站各项运行规程和有关制度，并经上级考试合格者，方可发给运行操作证书。无证者不准运行操作。

无运行操作证书者，不准承包乡（镇）、村办电站的管理工作。

第二十七条 第二十七条 小水电站的职工工资制度必须体现各尽所能、按劳分配的原则，实行“月薪日计”。电站应按上级颁发的电力工业技术等级标准，每年对职工进行一次技术考核，作为评级时的依据。

第二十八条 第二十八条 小水电站的工资标准、生活福利、劳动保护和职工转正升级等，均按省政府的有关规定执行。经劳动部门批准的临时工，按劳动部门的有关规定执行。

第二十九条 第二十九条 小水电站要认真实行精神鼓励与物质鼓励相结合，并与生产直接相联系的奖励办法。对在生产中做出成绩者可分别情况授予先进生产者、劳动模范等荣誉称号，颁发奖状和奖金。

第三十条 第三十条 小水电站要加强职工劳动保护工作，不断改善劳动条件，切实保证特殊工种所必须的劳动保护用品。

第八章 物资管理

第三十一条 第三十一条 小水电站的物资管理要坚持面向生产，做好统一管理，统一分配，保证生产需要。生产所需物资，包括备品备件，都要按计划订货，减少中间环节，减少库存，加速资金周转。

第三十二条 第三十二条 实行消耗定额管理。要制定原料、材料、动力、工具等平均先进的消耗定额，并建立出入库手续，合理使用，厉行节约，杜绝浪费。

第三十三条 第三十三条 小水电站要设立存放备件物资的库房，配备专职或兼职保管人员，加强仓库管理，定期检查防火设施。

第九章 多种经营

第三十四条 第三十四条 小水电站在保证正常生产的前提下，可充分利用现有条件，广开门路，因地制宜地开展多种经营，为国家创造财富，增加收入。

第三十五条 第三十五条 季节性发电的小水电站开展的多种经营项目应与电站季节性生产协调起来，在不断影响生产和设备检修的条件下，职工可以参加多种经营项目的生产。

第三十六条 第三十六条 小水电站应积极组积和扶持职工家属，利用当地自然资源和社会条件开展多种经营生产，实行独立经济核算，自负盈亏，并留有积累，不断扩大再生产。

第十章 附则

第三十七条 第三十七条 本办法由省水利厅负责解释。

第三十八条 第三十八条 本办法从一九八七年一月一日起执行。原《吉林省小水电站经营管理暂行条例》同时停止执行。

本内容来源于政府官方网站，如需引用，请以正式文件为准。

第五篇：小水电站上网程序

小水电站上网程序说明

为了规范小水电上网程序，确保小水电上网安全和公平交易。对新建、扩建小水电站上网条件及程序进行规范化管理，现将有关事宜通知如下：

一、进行电网规划性评价，由电力规划部门提供小水电新建、扩建是否符合电网规划并网可行方案。

二、提供当地乡、镇政府同意新建、扩建小水电站项目的批复。

三、出具电站基建项目可行研究报告。并提供当地水文、气象资料（10年内），说明水源充沛，有开发价值。提供当地大坝、水库资料（建库起始），说明水库库容，发电最高、最低水位，最大、最小流量，具有调节能力。出具白蚂防治所大坝、水库无白蚂险情证明；出具市水利局大坝、水库无重大隐患证明。项目可行研究报告报市供电公司小水电上网评审委员会评审通过。

四、向电力部门提出上网申请

先由县供电公司初审，县供电公司向市供电公司上报审核，市供电公司向省电力公司上报审批。

（1）基本情况、项目规模、项目资金、装机容量、台数、可上网发电年电量。（2）确定上网计量点，上网点原则上要求设在当地变电站内，站内有计量开关间隔。

（3）项目业主出具低谷时段不上网的承诺和电压无功就地平衡、就地补偿、不危害冲击电网的承诺。

五、向市经委申请立项并批复。

六、省电力公司、市供电公司同意上网批复后和市经委同意立项批复后，才允许工程动工。

七、工程竣工, 进行上网安全性评价，通过电力部门提供电力技术并网可行方案后，才允许并网。工程竣工, 进行工程质量验收，通过主管部门提供工程竣工验收报告后，才允许发电。

八、拿入网许可申请、立项批文、工程竣工验收报告、电力技术并网可行性方案，向省经委申请入网许可证并批复。

九、拿入网许可证向省电力公司计划发展部申请投产当年上网电量指标。

十、同市供电公司发展策划部签订上网经济协议、购电协议，明确双方的经济关系和购销事宜。

原则上同意有库容、有调节能力、对电网安全不构成危害的水电站入网；严格控制无库容、无调节能力的径流式电站新建、扩建。

对“四无”（无立项、无设计、无验收、无管理）水电站进行清理。对不经批准、私自上网的水电站，其电量作为不合格电量处理，不予结算。造成电力部门安全危害、经济损失的按电力法追究责任及赔偿。