发电厂事故案列选汇编

. . . 电厂事故案例汇编二七年五月前 言 2007年6月是全国第六个安全生产月，也是国务院第五次会议确定的安全生产工作“落实年”和“攻坚年”。今年安全生产月的主题是“综合治理，保障平安”。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。我们要领会贯彻这一主题，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。 为配合全全生产月活动的开展，公司安全监察部组织编写了本事故案例汇编，作为职工在安全月期间与今后时期安全学习教材。教材收录了人身伤害、电气与热机系统误操作、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，使全体一线员工与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，公司安监部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。 家港沙洲电力安全生产委员会二七年五月目 录 大唐集团电厂三起事故的通报. 4 托克托电厂10.25事故通报 .6 关于神头第二发电厂主蒸汽管道爆裂事故有关情况的报告.9 华能电厂1999年2号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报. 11 裕东电厂#1机组#5轴瓦烧损事故报告. 14 裕东电厂“10.28”#2机组(300MW)停机事故的通报. 16 一起发电厂220kV母线全停事故分析 . 19 北仑港发电厂“3.10”电站锅炉爆炸事故分析. 20 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. 24 岭发电厂200MW5号汽轮发电机组轴系断裂的特大事故分析 . 26 某电厂电工检修电焊机 触电死亡.27 电厂“6.4”全厂停电与#2机烧轴瓦事故通报.28 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 .30 某厂#4机跳闸事故分析. 31 大唐城发电厂“83”全厂停电事故通报.34 托克托电厂“8.16”检修高加烫伤事故分析.36 沙洲电厂“10.14”电气误操作全厂停电事故通报. 39 来宾B电厂连续发生四起同类设备责任事故 . 43 热电厂发电机定子接地保护动作跳闸分析.43 汉川电厂一次机组断油烧瓦事故的思考.45 大唐热电公司“123”人身死亡事故的通报 .47 华能榆社发电XX公司电气运行人员走错间隔违章操作人身死亡事故. 48 王滩发电公司“6.10”电气误操作事故分析报告 .49 二电厂5号机组在小修后启机过程中发生烧瓦恶性事故.53 2006年10月17日台山发电公司#4机汽轮机断油烧瓦事故.55 电厂“1115”柴油泄漏事件 .58 监护制不落实 工作人员坠落. 60 安全措施不全 电除尘触电. 61 检修之前不对号 误入间隔触电亡. 61 安全措施不到位 热浪喷出酿群伤. 62 违章接电源 触电把命丧. 63 制粉系统爆燃 作业人员身亡. 63 违章指挥卸钢管 当场砸死卸车人. 65 安全距离不遵守 检修人员被灼伤. 66 焊接材料不符 吊环断裂伤人. 66 误上带电间隔 检修人员烧伤. 67 炉膛负压反正 检修人员摔伤. 68 擅自进煤斗 煤塌致人亡. 68 高空不系安全带 踏空坠落骨折. 68 临时措施不可靠 检修人员把命丧. 69 起吊大件不放心 机上看护出悲剧. 70 操作中分神 带接地刀合刀闸. 71 操作顺序颠倒 造成母线停电. 73 值班纪律松散 误操作机组跳闸. 75 强行解除保护 造成炉膛爆炸. 76 运行强行操作 造成炉膛放炮. 78 异常情况分析不清 锅炉启动中超压. 80 忘记轴封送汽 造成转子弯曲. 82 走错位置操作 低真空保护跳机. 84 擅自解除闭锁 带电合接地刀闸. 85 漏雨保护误动 导致全厂停电. 86 更换设备不核对 电压互感器爆炸. 87 对异常情况麻痹 致使发电机烧瓦. 88 保护试验无方案 机组异步启动. 88 甩开电缆不包扎 短路机组掉闸. 89 停电措施不全 引发全厂停电. 91 检修无票作业 机组断油烧瓦. 92 管辖设备不清 越位检修酿险. 94 大唐集团电厂三起事故的通报 1、大唐国际高井热电厂“18”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。立即汇报领导与调度，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管理不到位。 2、一线员工的行为不规，安全意识淡薄。反违章全员控制差错工作不落实。 2、大唐电厂“19”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8.612A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17：0017：15有汽温突降86，汽压突降1.89MPa的现象，17：0817：30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7.88.0A，大轴弯曲50微米。 二、原因初步分析 当滑停至4万负荷开旁路时，旁路门开度与减温水投入量控制不当，造成主汽温度、压力骤降，膨差增大。同时，由于三段抽汽压力下降，除氧器逆止门不严，冷源进入中压缸。 3、大唐国际热电公司“113”事故情况一、事故前的运行方式 新老厂共7台机组运行。其中老厂#6、7、8、9、10机组运行（均为50MW机组），当时总负荷160MW。老厂110kV A、B双母线运行，母联145开关合入，#6、8、10机组在A母线，#7、9机组在B母线。 新厂#1、2机组运行（均为300MW机组），负荷分别为240MW、230MW。#1机组因2004年10月1日高厂变A分支PT故障后，一直无停电机会更换，#1机组厂用电由老厂A母线所带300MW启备变提供，#2机组带本身厂用电。 二、事故经过 1月13日，熠邦电力技术耿、袁、徐到厂进行电费计量系统改造收尾工作，容为“电气主控室与110kV升压站4-9PT、5-9PT二次回路压降测试”，公司电气检修队仪表班四名职工配合工作。 9时50分，运行人员将工作容为“电气主控室与110kV升压站4-9PT、5-9PT二次回路压降测试”的工作票发出，工作负责人为。13时45分，三位同志到现场，工作负责人带工作人员到各表盘处交代注意事项后，并在现场监护。耿在电气主控室楼梯平台7.5米处放线，袁在110kV变电站A母线下方通道处由北向南拉测量线，徐去联系借对讲机。约14时24分，由于在平台上放线的耿停止放线，进入控制室，但没有通知袁，袁仍在拉线，当袁拉线行至49PT控制箱处时，此时放线约35米，测量线被绷紧后弹起，与104开关A、B相放电，造成104开关母线侧接地短路。 14时24分，老厂电气主控制室“110kV A母线故障”、“110kV 145故障”信号发出，母差保护动作，运行在A母线上的各分路开关与#6、8、10机组掉闸，老厂负荷降至60MW，厂用电全部自投成功。 110kV A母线故障的同时，由老厂接入新厂的启备变掉闸，14时24分#1机组厂用电全部失去，#1机组首发“发电机断水保护动作”，机组掉闸。 #1机组掉闸后，所带A、B两台空压机掉闸。又由于#2机所带C、D两台空压机冷却水系由#1机组工业循环水泵提供，#2机所带两台空压机失去冷却水，保护动作掉闸。空压机停运后，由于两台真空泵入口门均为气动控制阀，压缩空气压力降低时，自动打开，#2机组真空迅速下降，14时36分机组低真空保护动作，机组掉闸。 事故发生后，检查发现104开关A相并联电容与B相瓷瓶轻微烧伤，104开关B相喷油，104开关A、B相油标黑，104开关间隔遮栏有电弧烧伤的痕迹。108开关B相喷油，并且在104开关间隔附近的地面上发现有多段被电弧烧断的测量线。根据现场故障现象，判断为104开关A、B相母线侧对测量线放电短路。 经查清原因并请示调度同意，14时38分，老厂用母联145开关向110kVA母线充电成功；14时42分，老厂#6机组并网；14时47分，老厂#10机组并网；19时45分，老厂#8机组并网；23时23分，新厂#1机组并网；23时2分，新厂#2机组并网。 三、暴露问题 通过对这次事故的简要分析，暴露出对配合外来人员工作安全防措施重视不够，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，致使该问题未被与时发现和制止。 托克托电厂10.25事故通报 10月25日13：53，大唐托克托发电XX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，华北网调与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维护人员作业随意性大、擅自扩大工作围，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500kVBUS 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日15时09分并网，#1机组于28日15时15分并网。 二、事故经过 化学运行人员韦某等人在进行0.4kV PC段母线倒闸操作时，操作到母联开关摇至实验位的操作项时，发现母联开关分闸储能灯均不亮，联系维护项目部的某处理，13点40分左右维护某在运行人员的陪同下检查给排水泵房0.4kV PC段母联开关的指示灯不亮的缺陷，该母联开关背面端子排上面有3个电源端子排（带熔断器RT14-20），其排列顺序为直流正、交流电源（A）、直流负，由于指示灯不亮某怀疑是电源有问题并且不知道中间端子是交流，于是用万用表（直流电压档）测量三个端子中间的没有电（实际上此线为交流电，此方式测量不出电压），其它两个端子有电，于是某简单认为缺陷与第二端子无电有关，于是便用外部短路线将短路线（此线在该处线把悬浮两端均未接地）一端插接到第三端子上（直流负极），另一端插到第二端子上（交流A）以给第二端子供电并问运行人员盘前指示灯是否点亮，结果还是不亮（实际上这时已经把交流电源同入网控的直流负极，造成上述各开关动作，#1、#4机组同时跳闸，#5机组随后跳闸），某松开点接的第二端子时由于线的弹性，该线头碰到第一端子（直流正极）造成直流短路引起弧光将端子排烧黑，某将端子排烧黑地方简单处理一下准备继续检查，化学运行人员听到有放电声音，并走近看到有弧光迹象便立即要求某停止工作，如果进行处理必须办理工作票，此时化学运行人员接到有机组跳闸的信息，便会同维护人员共同回到化学控制室。 三、原因分析 1、技术组专家通过对机组跳闸的各开关动作状态与相关情况进行综合分析，初步推断为直流系统混入交流电所致。经在网控5052开关和5032开关进行验证试验。试验结果与事故状态的开关动作情况相一致。确定了交流串入直流系统是造成此次事故的直接（技术）原因。 2、维护人员工作没有携带端子排接线图，对端子排上的接线方式不清楚，危险点分析不足、无票作业，凭主观想象，随意动手接线，是造成此次事故的直接原因。 四、事故暴露的主要问题： 1、蓝巢电力检修公司工作人员检修安全与技术工作不规，技术水平低，在处理给排水泵房0.4kV PC段母联开关的指示灯不亮的缺陷时，使用万用表的直流电压挡测量接线端子的交流量，并短接端子排接线，使交流接入网控直流控制回路，最终造成此次事故。 2、蓝巢电力检修公司的安全管理、技术管理存在漏洞，工作人员有规不循，安全意识薄弱，检查缺陷时未开工作票，没有监护人，对检修工作中的危险点分析有死角；对设备系统不熟悉，在二次回路上工作未带图纸核对，人员培训存在差距。蓝巢电力检修公司安全生产责任制落实存在盲点。 3、托电公司在对外委单位管理存在差距，对外委单位工作人员的安全与技术资质审查不力，未尽到应有的职责对其进行必要的安全教育培训，对外委单位人员作业未严格把关，未严格执行生产上的相关规定。 4、直流系统设计不够完善。此接线端子的直流电源由500kV#1网控的直流电源供给，网控直流接引到外围设备（多台机组、网控保护直流与外围附属设备共用一套直流系统），交直流端子交叉布置并紧挨在一起，存在事故隐患，使得直流系统的本质安全性差，抵御直流故障风险的能力薄弱。 5、托电公司在盘柜接线不合理以与遗留短接线等问题未与时发现并未与时治理，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与造成的影响进行危险点分析与预控制，制定出涉与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，能立即改造的与时进行改造，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，对外委单位安全与技术资质、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。对其安全与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与考核。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围。对五防闭锁装置进行一次逻辑疏理，发现问题与时整改。 对于这次三台机组跳闸事故处理的详细情况待事故调查结束，形成正式报告后另行下发。（请托电公司与外委单位的运行、检修涉与到电气一次、二次、热工专业的每位员工对10.25事故快报立即学习，并写出学习心得，其他专业人员也要立即开展学习，并在班组安全学习活动中结合本职工作展开讨论，做到举一反三。） 1、立即在各生产、基建和前期项目单位，开展一次直流系统安全大检查活动，从设计、安装、运行、维护、检修等各个环节，逐项检查、认真分析、找出设计不合理的地方，安装不规的地方、标志不全面的地方、图纸不正确的地方、管理不到位的地方，要全方位接受教训，立即整改，不留死角。 2、交直流电源在同一盘柜中必须保证安全距离，交流在上，直流在下，且有明显提示标志，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，厂、车间、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，严格照图工作，没有图纸严禁工作，违者要给予处分。 5、重申在热工和电气二次回路上工作，必须开工作票，做好危险点分析预防措施，在现场监护下工作。要制定测量、查线、倒换端子等二次系统工作的作业程序，逐项监护，防止出错。 6、加强检修电源的使用和管理。制定保护室、电子间、控制盘、保护柜等处接用临时工作电源的制度，严格管理，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，真正做到逐级依次向下，防止越级熔断，扩大事故。 8、托电公司要继续将每一机组掉闸的所有细节分析清楚，找出设备存在的问题，认真加以改进，防止重复发生问题。 9、各单位要针对托电这起事故，加强对直流系统的管理，落实直流系统的负责人与责任制。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。 10、针对此次事故，进一步完善保厂用电措施。 新建项目公司要加强对设备外委单位的管理，要明确二次设备和系统的职责划分，按照系统的重要性和整体性界定管理和维护职责，不允许外单位维护电厂的电气二次、热控与保护直流系统。 关于神头第二发电厂主蒸汽管道爆裂事故有关情况的报告 国家电网公司 2006年12月12日，神头第二发电厂发生一起主蒸汽管道爆裂事故，造成二人死亡、二人重伤、三人轻伤，部分设备损坏。有关情况报告如下： 一、事故简要经过 2006年12月12日9时01分，神头第二发电厂(以下简称神头二电厂)#1机组正常运行，负荷500MW，炉侧主汽压力16.48MPa，主汽温度543，机组投“AGC”运行，各项参数正常。9时02分，#1机组汽机房右侧主蒸汽管道突然爆裂，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420mm40mm，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5405。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，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2223日，省公司召集所属有关单位和部门，并邀请热工院、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450MW460MW，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，避免了事故围进一步扩大，锅炉、汽机、发电机三大主设备没有受到损害。 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，了解事故发生与应急处置有关情况，协助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，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，省电力公司派专人带领媒体记者进入事故现场。12月13日，省电力公司向省政府、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 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。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。电科院对爆管段与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、金相组织检查和扫描电镜分析等大量试验、分析工作。省电力公司还特邀了理工大学材料学院、重型机器厂理化检测中心、电科院、西北电科院、国网电力建设研究院等单位专家帮助进行技术分析。 2007年1月5日，国家电网公司在组织召开专门会议，聘请钢铁研究总院的有关专家对省电力公司已进行的事故分析工作和初步分析意见进行审核、分析。与会专家认为：省电力公司目前进行的失效分析思路正确、采用的试验研究方法恰当，提出的初步分析意见符合逻辑，爆破的主要原因是材料的组织性能不良。 根据目前已做的试验和技术分析工作，神头二电厂#1机组主蒸汽管道爆裂事故技术分析初步意见是：主蒸汽管道爆裂的主要原因是管道材料组织性能不良，并在长期高温运行中进一步劣化，在较高应力的作用下因强度不足发生膨胀变形至爆裂，与运行操作、人为原因和外力因素等均无关。 为更深入、准确地找到管道爆裂原因，并为其他非事故管段今后的运行维护、检查检测和更换提供科学依据，省电力公司已委托热工研究院对事故管段和残片做进一步的断口试验分析。 华能电厂1999年2号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报 1999年4月12日，华能电厂2号机组在大修后的启动过程中，因漏掉对高压缸法兰加热左右侧回汽门的检查，左侧汽门实际开度很少，使高压缸左右法兰温差严重超限，监盘又较长时间没有发现，造成高压转子大轴弯曲事故。造成这起事故的直接原因是运行人员责任心不强，严重失职，运行管理薄弱与规章制度不健全也是造成事故的重要原因。这种因左右法兰加热不均导致高压缸转子弯曲事故近年来还是第一次发生。华能国际公司电厂对这起事故的调查处理是严肃认真的，与时查明了原因，分清了责任。为共同吸取事故教训，现将华能电厂“设备事故调查报告书”(摘要)转发，希望各单位认真结合本单位的实际情况，加强对职工的职业素养与岗位责任的教育，健全规章制度，使各项工作规化、制度化、同时，加强对运行的管理；杜绝工作中的不负责任、疏忽大意的行为，维护各项规章制度的严肃性，防止类似事故重复发生。 设备事故调查报告书(摘要) 一、设备规 汽轮机为亚临界一次中间再热、单轴三缸三排汽、冲动凝汽式汽轮机，型号为k一300-1703，额定出力为300MW。高压缸主汽门前蒸汽压力为16.2MPa、温度540，高压缸排汽压力为3.88MPa、温度333。汽轮机高中压汽缸分缸布置，高压缸采用双层缸加隔板套型式，蒸汽的流向设计成回流式，高中压缸设有法兰和螺栓加热装置，高压转子采用整体锻造式结构。 二、事故前工况 #2汽轮机用中压缸冲转，机组的转速为1200转/分， #2机B级检修后第一次启动，处中速暖机状态；高压缸正在暖缸，高压缸法兰与螺栓加热已投入；主汽与再热蒸汽温度压力正常，各缸体膨胀、差胀、振动值均在正常围。 三、事故经过 4月11日，#2机组B级检修结束后，经过一系列准备与检查后，#2机于4月12日15时55分开始冲转，15时57分机组冲转至500r/min，初步检查无异常。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与本体疏水门，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瓦水平振动与大轴偏心率增大，报告值长。13时02分，经就地人员测量，#2瓦振动达140m，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500m，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4070m后，又逐渐增大到300m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300m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，运行监盘人员没有与时发现，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与转子偏心率增大达38分钟没有发现；值长对机组启动过程中的重要参数跟踪监视不到位，掌握机组的运行工况不全面。 2.运行部在技术管理上存在漏洞，投产已两年，运行规程还不够完善，现场没有正式的机组启动前各系统检查卡和。启动期间专用记录表：已有的整组启动操作卡可操作性差。 3. 运行部贯彻落实五项重点反措不与时， 不得力。结合现场实际制订和执行重点反措的实施细则落实不到位。 4.参加机组大修后启动的运行行政、技术管理人员。未能很好地履行对运行人员执行运行规程状态的监督和技术把关的职责，没有与时发现汽机重要参数严重超限的重大问题。 5.电厂领导对各级安全生产责任制落实不力，对有关规章制度、规程的建立；健全检查督促力度不够，对运行管理要求不严，对上级下达的反措没有认真研究，贯彻落实。 七、事故责任与处理情况 此次事故是由于运行人员操作检查不到位，监视运行参数不认真、工作责任心不强造成的设备损坏事故。 1.机长吴，在下令操作#2汽轮机高压缸法兰加热系统时。操作命 令不明确、 不全面，漏掉了高压缸法兰加热系统中的手动回汽门；同时他在开启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后。没有对法兰左右两侧的温度进行全过程的跟踪监视和调整。也没有向监盘人员作出交代，对此次事水负有主要责任。 2.值班员余监盘不认真，没有与时发现高压缸法兰左右温差与转子偏心率增大等事故象征，工作责任心不强，对此次事故负有重要责任。 3.汽机运行专工田对运行技术监督管理不力，贯彻五项重点反措不得力、不与时，未能与时编写汽机启动前各系统检查卡和启动期间专用记录表，在#2机大修后启动过程中，跟踪监督和技术指导不到位，对此次事故负有重要责任。 4、副值庄在监盘时不认真，没有监视高压缸法兰左、右两侧的温度与转子偏心率等运行参数，对此次事故负有重要责任。 5、值长，在#2机组大修后启机操作过程中，没有要求本值人员用典型操作卡操作，对高压缸法兰加热的操作没有实行有力的监管，对#2机值班员监盘不认真没有与时纠正，掌握#2机组运行工况不全面，对此次事故负有重要责任。 6.运行部主任王(同时还是#2机组大修调试组组长)，副主任童XX对运行人员管理不严，贯彻落实规程制度和安全措施不力，落实各岗位安全责任不到位，现场监督指导不够，对此次事故负有一定责任。 7.生产副厂长分管运行部，对运行管理工作要求不严，贯彻落实五项重点反措布置后，检查落实