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事故案例教材设备事故人员失误篇1

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事故案例教材事故案例教材设备事故人员失误篇设备事故人员失误篇 1 系统异常误判,盲目操作烧瓦系统异常误判,盲目操作烧瓦【简述】 【简述】2007年 01 月31 日,某电厂旧机组拆除工程工地。某省工业设备安装公司工 作人员聂某,在私自拆除 6号机变电小室门时,门板倒向了 8号机 事故放油管,致油管连接焊缝断裂泄漏。 由于机组主油箱油位低信号 未接线,运行人员未及时发现漏油现象,未及时解列机组,造成机 组断油烧瓦。 【事故经过】【事故经过】 2007 年 01月 31日凌晨,负责 5号、 6号机拆除工程 的某省工业设备安装公司一工作人员聂某,在拆除 6 号机变电小室 门(约 80 公斤)时,门板未扶住,倒向了 8 号机事故放油管上,致 油管连接焊缝断裂泄漏。 01 月 31 日 03 时 55 分,8 号机司机薛某发现“调速油压低”信 号发,调速油泵联动(调速油压低于 0.9MPa 时联动),随后“调速 油压低”信号消失,立即向合闸方向切换了调速油泵操作开关(把 手复位),并检查调速油压 1.20Mpa,润滑油压 0.09Mpa,班长于某 在没有安排现场检查的情况下,即下令断开调速油泵联动开关,并 停了调速油泵,紧接着“主汽门关闭”信号发,机组负荷到零,但 未解列。汽机运行班长于某判断为机组误跳闸,令司机薛某恢复。按 复归按钮后,检查机组润滑油压 0.09Mpa,事故油压 0.27Mpa,就地 挂闸,开启自动主汽门、调速汽门,检查电负荷在 10MW 至 11MW 间 。 04 时04 分,机组“润滑油压低”信号发,联动机组交、直流润滑油 泵,“主汽门关闭”信号发。04时 09分,助手雒某就地检查发现油 箱油位低,闻讯赶来的分场技术员朱某发现油箱油位到最低限,立 即要求电气解列,关闭事故放油一道门。 由于机组解列过晚,造成了 烧瓦事故。 【事故原因】【事故原因】 1. 汽机运行人员缺乏保护主设备安全的意识、业务水平差,在 机组主油箱油位下降,调速油压降低,调速油泵联动的情况下,未 经过认真检查分析,也未就地检查油箱油位情况,就简单地停止了 调速油泵运行。 在停止调速油泵后,由于调速系统安全油压降低,造 成了自动主汽门关闭。 此时运行人员仍未进行认真分析和详细检查, 又误判断为机组跳闸是因为停运调速油泵时的油压波动所造成,在 原因不清的情况下盲目的进行了挂闸,耽误了紧急停机的宝贵时机, 是造成此次事故的直接原因。 2. 外包工程管理不到位。施工队伍在拆除 6 号机变电小室门时, 安排人员不合理,安全措施不完善,安全监护人没有在现场进行监 护,使得此时拆除施工队人员在无人监管的情况下单独作业。 切割下 的门板压在了事故排油管上,致油管断裂大量泄漏,造成油压低保 护动作跳闸,是造成此次事故的间接原因。 3. 事故排油管焊缝质量不良,强度不足。油管远端支吊架生根 处焊接工艺不当,强度过低导致了油管在外力作用下损坏,是造成 此次事故的间接原因。 4. 主油箱油位高、低报警信号投入不正常,失去了报警作用, 使运行人员没有及时发现油位下降的异常情况,是造成此次事故的 间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 认真对照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施 导则》,切实落实各项反事故措施,纠正油箱油位报警漏接线、低油 压保护定值偏低和低油压保护不跳发电机的问题。 并对其它机组的类 似问题进行检查和整改。 2. 加强运行人员的技术培训力度,提高对系统的熟悉程度,提 高防范风险意识,确保设备安全运行。 3. 加强外委工程项目的安全管理,严格审查承包单位资质和人 员的安全培训教育情况;加强现场的安全管理,监护人不到现场不 许施工。 4. 在拆除系统和运行系统之间进行可靠的物理隔离,防止施工 人员接触运行设备。 5. 立即组织安排对机、炉外管焊缝及油系统焊缝进行普查,及 时消除影响设备安全运行的隐患。 安全措施不全,带地刀合刀闸安全措施不全,带地刀合刀闸【简述】 【简述】2010年 01 月26 日,某水电厂在进行线路开关保护装置清扫、检查工作,由 于安全措施不完善,在关闭装置柜门中振动导致刀闸误合闸,造成 带地刀合刀闸的恶性设备事故。 【事故经过】【事故经过】 2010年 01 月26 日,保护班趁500kV 线路高抗接入、 线路停电的机会,对 XXXX 开关进行合闸压力闭锁、跳闸压力闭锁回 路检查、试验。试验工作结束,工作负责人滕某某将柜上的控制电源 小开关投入,恢复试验工作所做的安全措施后,关上盘柜内门。 在关 闭柜门过程中,中控室返回屏有相应开关跳闸,指示转绿灯;XXXXX 隔离刀闸带地刀误合闸,指示转红灯。 监控系统有母线母差保护动作 信号,母线保护动作。事故发生后,运行人员立即到现场检查, XXXXX 隔离刀闸三相在合闸位置,现地柜上没有其他异常信号。公司 立即组织专业人员对有关信号、 计算机监控系统的记录进行了分析, 并对可能发生的问题进行了检查试验(对 XXXXX 隔离刀闸控制回路 进行检查),结合设备资料,对照该刀闸自投入控制电源到动作合 闸时间进行核查, 打开 XXXXX 隔离刀闸端盖检查,发现 A、B 相刀闸 一次触头烧蚀,均压罩部分损伤,气室内有残留物。 【事故原因】【事故原因】 1. 因装置刀闸操作电源与控制电源合一,并由柜内小开关控制, 运行人员在进行 XX 出线转入检修状态的操作中,XXXXX 隔离刀闸断 开后没有将其操作电机动力电源按规定断开,使刀闸操作电机存在 误启动的可能,是造成此次事故的直接原因。 2. 瑞士 ABB 公司在刀闸控制设计上考虑不周,刀闸的操作电机 主回路没有串入地刀和断路器的辅助接点作为闭锁条件,合闸回路 所有闭锁条件没有闭锁自保持继电器,使刀闸操作电机在自保持继 电器常开接点因故障闭合时误启动成为可能,是造成此次事故的直 接原因。 3. XXXXX 隔离刀闸自保持继电器接点松动幅度过大,在外力作 用下常开接点误闭合,启动了 XXXXX 隔离刀闸操作机构而引起刀闸 误合闸,是造成此次事故的直接原因。 4. 各级生产管理人员及现场人员的安全风险防控意识和风险辨 识能力不强,思想麻痹,运行、 检修维护的设备运行方式管理界面划 分不合理(运行人员只负责开关柜二次电源的总电源,而涉及到开关、 刀闸操作动力电源的每个盘柜二次电源的投、切由检修人员负责), 从而导致了运行人员对线路检修安全措施把关时所需切断刀闸操作 电源的忽略,是造成此次事故的间接原因。 5. 技术管理工作粗放,在多年的生产运行维护中,过分依赖 ABB 公司技术服务,技术人员对开关、刀闸的控制系统没有真正研究 透彻,未能掌握其控制流程,致使设计上存在的隐患未能及时发现。 运行、 检修规程对500kV断路器进行有关试验的要求没有明确规定, 对试验的指导性和针对性不强,是造成此次事故的间接原因。 6. 领导责任不落实,各级管理和安监人员现场监督检查工作不 够细致,2008、2009 年开展的隐患排查不彻底,未能发现刀闸控制 回路和设备布置方式上存在的隐患,没有发现设备管理界面划分存 在的漏洞,没有发现操作票、 工作票存在的问题,是造成此次事故的 间接原因。 7. 盘柜元器件布置不合理,该现地控制柜设计布置为双层结构, 所有继电器安装在一个活动的内门上,运行规程和检修规程均未对 开关门操作要求轻开轻关,增加了误动的机率,是造成此次事故的 间接原因。 8. 出线系统现地控制装置是 1993 年开始投入使用,虽在 2003 年底对柜内继电器进行了更换,但其他控制设备没有更换(包括闭锁 继电器板等),加上因机组调峰任务较重且较为频繁,机组转轮因 设计和制造的先天不足,厂房共振现象经常发生,加速了继电器老 化,使继电器接点在振动力作用下闭合成为可能,是造成此次事故 的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 严格执行 《电业安全工作规程》 、 集团公司 《电气倒闸操作票规 范》和防误操作管理制度。必须严格执行刀闸操作后除断开二次控制 电源外,还必须断开操作机构动力电源的规定。 2. 加强运行方式管理,所有设备、系统运行状态的改变,必须 由运行人员负责。 3. 加强对运行规程、检修规程和试验规程的管理,强化运行人 员对运行方式的认知和管理。 电气二次的相关试验工作,必须明确试 验方法、步骤,运行方式,认真开展危险点分析。 4. 在深入掌握控制回路原理的基础上,组织开展二次回路的隐 患排查,根据排查情况组织落实整改。 5. 开关在检修状态时,必须将其两侧隔离开关、接地刀闸的操 作电机直流电源空气开关断开,并做好相关标识,防止误投该电源 开关;对操作电机直流电源空气开关在送电前必须检查确认相应的 断路器处于分闸位置。 6. 完善开关设备二次部分的运行规程,对隔离刀闸、接地刀闸 的操作直流电机电源做出明确的规定,规定隔离刀闸、 接地刀闸的操 作直流电机电源停、 送电操作只能由运行人员执行,每次操作做好记 录备查。 7. 加强运行人员、继电保护人员的技术培训力度,提高对设备 控制回路的熟悉程度,防止出现“三误”行为,提高防范风险意识, 确保设备安全运行。 8. 对系统现地柜技术改造进行论证,咨询厂家及专业机构,制 定可行性改造方案,报请上级单位审批,批准后进行技术改造,确 保系统安全稳定运行。 应急能力不足,滑环烧损停机应急能力不足,滑环烧损停机 【简述】 【简述】2008 年 07 月18 日,某电厂 2 号机组运行中负极集电环局部出现连续火花, 并迅速发展、扩大,最终导致集电环烧损、机组非停。 【事故经过】【事故经过】 2008年 07月18 日06 时09分,2 号机负荷264MW, 硬光字牌出“电气预告警”,运行人员检查 DCS 画面出“AVR PREALARM(自动电压调节器预报警组)”报警。06时13 分,值班员 李某在汽机房零米励磁小间就地检查发现监控机出“转子温度高报 警”,立即汇报值长。 06 时16分,主控制员吴某至汽机房 12.6米集 电环小间,检查 2 号发电机集电环小间负极集电环南侧下部有连续 火花,迅速发展成为较短的线状火花并开始有电弧放电现象,立即 汇报值长,值长令降出力运行。 06 时18分,2 号机由负荷264MW,无 功 83.5MVar 开始降出力,期间电弧放电现象逐渐加剧并开始冒烟, 出现较大的放电声。06 时 22分,主控制员吴某就地汇报集电环及碳 刷架迅速着火,并有较大浓烟,值长令紧急停机。06 时23 分,负荷 248MW,无功 69.5MVar,手动打跳 2 号汽轮机,锅炉 MFT 动作,“程 序逆功率保护”动作联跳 2 号发电机,手动开真空破坏门,紧急停 机。 【事故原因】【事故原因】 1. 部分碳刷和集电环接触不好,接触电阻大,导致打火、发热, 并迅速发展、扩大,是造成此次事故的直接原因。 2. 运行人员技术水平有限、应急处理能力不足,当发电机碳刷 出现连续火花和放电现象时,没有采取果断的打闸措施,是造成此 次事故扩大的直接原因。 3. 检修维护和运行人员人员未按时对发电机碳刷进行检查,是 造成此次事故的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 加强发电机集电环和碳刷的运行巡检和分析 (1) 机组运行期间,运行值班员每 2 个小时进行巡检,巡检 内容包括:刷辫是否完好、碳刷是否有脱辫现象、导线是否氧化及有 烧断股线现象、 集电环及碳刷积灰情况、 碳刷是否跳动、 是否存在火花 等,并对发电机正、负极集电环分别进行一次全面温度测量。 (2) 机组运行期间,运行人员每 3 天对发电机每只励磁碳刷 进行一次电流及刷体温度测量,并记录每只碳刷的电流和温度值, 测量应用经检验合格的电流表(钳型)和红外测温仪。 测量后进行所 有正极或负极碳刷电流之和与当时的励磁电流偏差分析,对电流严 重偏大或偏小的碳刷,必要时进行更换,若出现碳刷卡涩,应及时 联系维修人员处理。 2. 加强发电机集电环及碳刷的点检和分析 (1) 机组运行期间,每天进行 2 次点检,点检内容包括刷辫 是否完好、碳刷是否有脱辫现象、导线是否氧化及是否有烧断股线现 象、 碳刷集电环积灰情况、 碳刷是否跳动、 是否存在火花(检查火花时 应关闭照明)等,并进行集电环温度测量、 发电机励侧末端轴承振动 测量等,同时记录对应时刻的环境温度、励磁电流。 (2) 机组运行期间,每月测量发电机轴电压。 (3) 每次机组检修期间,分别测量正、负极集电环的晃动值。 (4) 点检员每3 年进行集电环的硬度检验和表面探伤。 3. 增设集电环温度、集电环冷却风扇出风温度在线监测装置, 设置二级报警值,并在运行操作员站或光字牌显示。 4. 加强发电机碳刷和集电环的劣化分析 (1) 结合运行巡检、 专业点检、 在线监测(如发电机励磁电压、 电流、 振动等)等方面数据,每天进行关于集电环温度、 励磁电流、 环 境温度三者之间的关系及变化趋势的分析;每 3 天进行碳刷温度变 化趋势、各碳刷电流与平均电流的差值及变化趋势、各碳刷电流之间 的差值及变化趋势等方面的分析;每月结合各方面数据进行碳刷、 集 电环综合运行状况的分析。 (2) 认真研究每个位置碳刷的磨损情况,分别建立台帐,记 录新碳刷安装时间、 生产厂家、 采购批次、 运行时间、 磨损程度(具体 到磨损长度为多少mm),以分析不同集电环、 不同位置、 不同厂家或 批次碳刷的磨损情况及更换周期。 5. 加强发电机碳刷、集电环及环境的检修维护 (1) 机组运行期间,检修维护人员每月对可取出的刷握进行 清扫及检查维护,检查碳刷在刷握内的活动情况、刷辫完好情况、碳 刷是否有脱辫现象、 导线是否氧化及是否有烧断股线现象等,以确保 清洁,防止碳刷卡涩。点检员进行监督和验收。 (2) 机组运行期间,检修维护人员(经过专业培训)每天进 行发电机碳刷集电环小间的卫生清扫,包括设备及地面卫生;检修 维护人员应每3 天进行发电机碳刷集电环小间的滤网清扫或更换。 (3) 机组运行期间的碳刷更换由运行值班人员进行,检修期 间的碳刷更换由检修人员进行。 更换碳刷应使用同厂家、 同型号、 同批 次的产品,并做好详细记录,包括更换碳刷的位置(具体到每个碳 刷)、 新碳刷的生产厂家、 型号、 采购批次、 旧碳刷的磨损程度(具体 到磨损长度)等。 (4) 每次机组检修时,点检员组织检修维护人员对碳刷、 集电 环进行彻底清扫、特别是要清除集电环通风沟、孔内的碳尘物,以免 影响散热及通风效果。 (5) 每次机组检修时,点检员检查集电环的磨损和偏摆,碳 刷运行中振动值超过150μm 时要对集电环进行车磨处理。 (6) 发电机集电环每年倒换一次极性,以防止正负极集电环 磨损不均匀。 (7) 检修期间的碳刷更换由检修人员进行,原则上一个检修 周期把全部碳刷更换,在机组盘车状态下保证每块碳刷的接触面积 不小于70%。 (8) 若出现集电环损伤,经金属检验不合格的,应立即更换。 暂不具备条件的,可进行临时处理,但在下次机组检修期间必须予 以更换。 (9) 检修维护人员加强对发电机油档的检修维护,避免出现 渗漏油现象,以减少对集电环的污染。 6. 加强对碳刷采购和储存的管理 (1) 加强供货厂家的资质审查,选用业绩优秀、 质量优良的厂 家,每次碳刷的采购数量要足够,满足在两年内碳刷更换采用同厂 家、同型号、同批次产品的要求。 (2) 有关人员共同对碳刷备件进行验收,验收时要测量每个 碳刷的电阻值。 (3) 除保证日常更换外的大批碳刷备件,物资部应贮存在仓 库,贮存环境的温度、 湿度等应符合要求,防止受潮。 仓库保管人员、 运行人员应每月对碳刷备件进行抽检,以掌握碳刷备件的贮存状态 是否正常。 7. 修订运行规程相关内容,明确规定当集电环碳刷出现过热、 跳动、 火花甚至环火等紧急处理方法及进行紧急停机的处理措施。 发电机负极滑环损坏图片 发电机负极滑环损坏图片 盘车时间过短,转子永久变形盘车时间过短,转子永久变形【简述】 【简述】2008年 03 月28日,某电厂 1 号机组运行时发生6 号瓦顶轴油管漏泄,处理 未果,请示省调同意,1号机停机消缺。检修结束后热态启动,仍有 漏泄,再次停机消缺,消缺结束后机组连续启动两次,振动大,大 轴发生弯曲。 【事故经过】【事故经过】2008年 03月28 日16 时30分,运行人员发现 1号 机 6号瓦顶轴油管漏泄,立即通知检修人员。 检修人员到场后,先采 取在管外漏点处打卡子方法进行堵漏,结果无效。又采取顶轴油管加 堵板方法,没有成功。 在处理过程中,主油箱油位开始下降(油箱油 位由-28降至-32cm)。为避免断油烧瓦。18时 40分,值长请示省调 同意后,1 号机停机消缺。18 时59 分,机组打闸停机,惰走时间 38 分钟。19 时 37 分,转速到 0,投入电动盘车,盘车电流 43A,偏心 40μm,就地晃动度0.03mm(原始值 0.025mm),真空83.7kpa。 考虑 到此缺陷短时间内能处理完,做好再次启动准备,锅炉维持运行, 汽机旁路系统运行,机组维持真空。 停机后,检修对 6 号瓦顶轴油管封堵,并对漏泄处打临时卡子 。 20 时10 分,油管检修工作结束,准备极热态机组启动。 20 时 38 分,高压内缸上壁温度 445.8℃,下壁温度 433.7℃,高 压外缸上壁温度 433℃,下壁温度 379℃;中压缸上壁温度 501℃, 中压缸下壁温度 445℃,偏心 41μm,就地检查盘车电流 42A,晃动度 0.025mm,高压缸胀差 2.8mm,中压缸胀差-0.50mm,低压缸胀差 0.18mm,轴向位移 0.24mm。机侧主汽压力 6.26MPa,主汽温度 480℃,再热压力 1.48MPa,再热温度 466℃,汽轮机轴承振动保护 投入,机组进行热态启动。 20 时 40 分,机组冲转。20 时 42 分,当机组转速升至 280r/min 时,检修人员发现顶轴油管打卡子处仍有渗漏现象, 立即打闸停机, 惰走时间12 分钟。19 时 54 分,转速到0,投入电动盘车,盘车电流 43A,偏心 40μm,就地晃动度 0.03mm,真空 85.3kpa,锅炉继续维 持运行,汽机旁路和真空系统依然维持运行。 22 时 30 分,检修更换顶轴油泄漏管段后,1 号机组准备进行启 动。 22 时 50 分,高压内缸上壁温度 441℃,下壁温度 425℃,高压 外缸上壁温度 431℃,下壁温度 392℃;中压缸内上壁温度 489.2℃, 内下壁温度 400℃,机侧主汽温度 471℃,再热温度 467℃,高压缸胀 差 2.05mm,中压缸胀差-1.50mm,低压缸胀差-0.80mm,轴向位移 0.22mm。 偏心 45μm,就地检查晃动度0.025mm,盘车电流 42A正常。 此时中压缸上下温差 89.2℃,考虑到等待时间越长,中压缸上下金 属温差会越大,为避免中压缸上下壁温差进一步增大,对汽缸造成 影响,决定利用机组冲转,控制汽缸温差。 22 时 59 分,机组第二次冲转,当机组转速 1450r/min 时(临界 转速值 1500~1900r/min),1 号瓦 X/Y 轴振动分别为 42/49μm,瓦 振 22μm;2 号瓦 X/Y 轴振动分别为 90/82μm,瓦振 6.8μm;3 号瓦 及其它瓦振动较为正常。 23 时08分,当机组转速升至 1984 r/min时, 1 号瓦 X/Y 轴振动飞升至 143/159.6μm,瓦振 96μm;2 号瓦 X/Y 轴 振动飞升至 299μm(停机后对振动测点检查确认 2X 轴振测点松动), 瓦振 46.4μm,3 号瓦及其它瓦振动较为正常,立即手动打闸停机(1 号、2 瓦振动保护逻辑为本瓦任意 X/Y 轴振达到 254μm 与盖振达到 50μm,机组跳闸)。在机组惰走 12 分钟,惰走过程中进行听音检查, 未发现异常。 23 时20 分,投盘车,盘车电流43A。 偏心190μm,就地 晃动度 0.04 mm,真空 83.2kpa。锅炉继续维持运行,汽机旁路和真 空系统依然维持运行。 针对机组发生振动,组织专业人员讨论分析认为,1 号机组高 压轴封供汽没有投入造成的机组振动增大,立即投入主汽供高压缸 前轴封供汽,真空83.2kpa 未变。 虽偏心指示偏大,但就地晃动度未 超过原始值的 0.02mm,因此判断偏心测量指示异常,以就地晃动度 表为准,准备机组再次启动。 29 日 01 时 17 分,进行第三次冲转,此时高压内缸上壁温度 437℃,下壁温度 421℃,高压外缸上壁温度 425℃,下壁温度 388℃;中压缸内上壁温度 459℃,内下壁温度 374℃,机侧主汽温度 455℃,再热温度 442℃,高压缸胀差 2.85 mm,中压缸胀差- 0.60mm,低压缸胀差0.22mm,轴向位移 0.24mm。 盘车电流43A,偏心 112μm,就地测量晃动度0.045 mm,真空 81.1kpa。 当 转 速 升 至 905r/min 时 , 1 号 瓦 X/Y 轴 振 动 分 别 为 95/120μm,瓦振 22μm;2 号瓦 X/Y 轴振动分别为 165/225μm,瓦 振 6.8μm,3 号瓦及其它瓦振动较为正常,1 号、2 瓦各项振动有上 涨趋势,立即破坏真空打闸停机,惰走时间8 分钟。 投入电动盘车, 盘车电流43A,偏心 156μm,就地晃动度0.05mm,进行闷缸。 对汽缸 进行听音检查,发现高压缸前轴封处有轻微断续金属摩擦声。 29 日 03 时,发现就地晃动度涨至 0.14mm,偏心 152μm,怀疑 1 号机组转子发生热弯曲,经过专业人员讨论和专家咨询,继续采 取闷缸盘车法消除热弯曲,进一步确认系统隔离措施完善。 31 日 15 时,经过 60 小时闷缸,此时汽缸温度最高 287℃,晃 动度降至 0.10mm,偏心下降至 117μm,并无再下降趋势。经汽机专 业人员和陆续到场的电科院、汽轮机厂、兄弟电厂等专业技术人员讨 论,确定采用手动盘车180°方法校正转子晃动度。 经过24小时未收 到预期效果。 04月 01 日 08 时,汇报省公司。 当日省公司组织安生部、 电科院、 汽轮机厂等高级专业技术人员到达现场,召开了技术分析会,研讨 处理方案。 根据现场参数,讨论在不伤害设备的情况下,确定1号机 组可进行诊断性试启动,验证设备健康状态,并立即确定启动方案, 联系振动监测仪器到场。 04 月 02 日 21 时 27 分,1 号机组具备冲动条件,开始冲转,在 机组转速1300r/min 暖机期间,1号瓦振动升至50μm、 2号瓦振动升 至 45μm,2号瓦 X/Y 轴振达到 290μm,并有上涨趋势(其他瓦振、 轴振较为正常),立即打闸停机,破坏真空。22 时37 分,投盘车, 盘车电流42.5A,偏心 121μm,就地晃动度显示0.11mm。 【事故原因】【事故原因】 1. 机组打闸后,未正确投入高压轴封汽源,致使冷空气进入高 压轴封段,高压轴封段汽封齿急剧冷却变形发生动静碰磨,转子的 局部温度急剧升高,发生热弯曲机组振动,是造成此次事故的直接 原因。 2. 第二次打闸后盘车时间较短(只有 1 小时 58 分,不满足规程 4 小时的规定),而且偏心超标,又进行了第三次冲转,发生金属 碰磨,转子变形加剧,最终导致转子发生永久变形。 由于转子的质量 中心处在调节级处,此处发生热弯曲变形较大,致使调节级处径向 发生磨损,是造成此次事故扩大的直接原因。 3. 冲转参数选择不合理,是造成此次事故的间接原因。 4. 在第二、三次冲转时平均主汽温度仅高于缸体温度20℃左右, 违反运行规程规定(规程规定主汽温度要高于缸体温度 50~ 100℃),转子产生较大负应力,局部产生变形,是造成此次事故的 间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 对运行规程进行检查修订,明确重大异常及事故处理的原则 和控制要点,完善应急预案和运行技术措施,使其符合现场实际。 2. 所有专业立即开展对《防止电力生产重大事故的二十五项重 点要求实施导则》落实情况的普查。 3. 对标准操作票进行完善和全面修改,以杜绝操作票缺项、漏 项。 4. 对运行管理进行全面的检查,对历次启停机、 定期工作、 重大 操作的作业步骤进行审查,彻底检查在以往的运行操作、 调整上的问 题,立即整改。 5. 加强运行培训,重点要加强仿真机的培训。将仿真培训成绩 作为运行聘岗的主要内容,并针对每个人人员水平的差异,制定培 训方案,定期考试,末位淘汰。 转子碰磨处上汽封图片 转子碰磨处下汽封图片 转子碰磨处图片
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