2014年6月11日1#机炉停运.docx

2014 年 6 月 11 日 1#机炉停运一、事故经过6 月 11 日运行四值早班，1#机炉运行，所带负荷 34MW。16时调度室安排当班值长通知各专业负责人到位准备停机更换1、4 瓦润滑油入口滤网；16 时 15 分控制室内突然失去照明，电气运行人员查看后台发现 601 开关红灯闪烁，同时 1#机炉运行人员发现辅机失电，后台不能操作，汽机运行人员实施打闸停机，润滑油压自 0.15MPa 下降至 0，直流油泵未自启，汽机运行人员就地检查并启动油泵后油压开始回升，电气人员到6KV 室内检查发现 601 开关掉闸，经汇报后于继保间检查发现601 开关在分位并实施合闸操作（期间室内有吉通电力安装有限公司 3 人正在施工），于 16 时 31 分恢复 6KV段厂用电，机电炉各专业开始逐步恢复辅机运行；17 时启炉，18 时启机后发现汽轮机、发电机前后轴瓦温度严重超标被迫实施停运。二、原因分析1、601 开关掉闸、6KV段厂用电中断是造成 1#机炉停运的直接原因。2、1#机高压、交流油泵失电停运后，直流油泵转换开关打在“就地”以致该油泵不能实现自启，是造成润滑油压失压、汽轮机轴瓦温度严重超标的直接原因。三、试验情况6 月 12 日下午，调度室组织安质科、生技科、生产准备部、工程技术部相关人员针对 601 开关掉闸原因进行了现场试验：1、主控室内后台对 601 开关做分闸操作，在输入“超级管理员”和“监控管理员”指令密钥后，不能实现分闸操作。2、在 6KV 室内对 601 开关实施分闸，不能操作。3、在继保间内对 601 开关实施分闸操作，可实现。4、在继保间内 601 开关盘柜后对保护入口实施短接，可实现。5、在 6KV 室内对 601 开关停运按钮实施操作，可实现。6 月 13 日在调试人员的配合下再次进行试验：6、在继保间内 601 开关盘柜后对保护出口实施短接，可实现。综合试验结果后台反馈比对，在继保间内 601 开关盘柜后对保护出口实施短接与 11 日掉闸情况基本相符。四、存在问题1、外委吉通电力发展有限公司工作人员在继保间内实施“安装接线”工作，工程技术部现场无监护人员，未采取隔离工作区域等安全防范措施，且继保间内各保护屏柜未按规定上锁。2、601 开关掉闸后，主控后台反馈信号无声光报警，电气运行人员应急反应不及时，操作不果断，6KV 室内无应急照明，延长恢复厂用电时间。3、汽机运行人员交接班不清、巡回检查制、设备定期切换试验制执行不严，未能及时发现直流油泵转换开关打在“就地”，以致在 1#机高压、交流油泵失电停运后，该油泵不能实现自启，造成润滑油压失压。4、各专业交接班、巡回检查、设备定期切换试验等制度内容不全面、记录不完善、检查不细致、落实不到位、考核不严格。五、经济损失结合全面预算中心与调度室对新厂发电量考核规定，1、6 月 11 日 18 时 1#机停运至 6 月 15 日 21 时 52 分 2#机并网，累计影响发电量为 360 万 KWH，扣除厂用电量（16%）和煤耗（10.3t/万 kwh），影响收益达 119 万元。2、期间 1#炉点火共耗费用油 24 吨，累计费用 192000元。3、1#机揭缸对 1-4#瓦进行检查发现 1、2#瓦需要重新浇铸乌金，3-4#瓦需进行刮瓦、研磨处理，累计费用约 12 万元。合计造成的经济损失累计约 150 万元。六、责任划分（略）七、防范措施1、工程技术部联系吉通公司调试人员在 6 月 20 日前完成对 1#、2#厂变快切装置的投运，消除部分 6KV 开关不能远控的缺陷，确保厂用电安全。2、工程技术部、生产准备部负责整理汇总 1#、2#机炉存在缺陷，在 6 月 17 日前制定消缺进度计划上报生技科，并督促吉通公司限期整改，调度室、生技科、安质科严格考核，及时通报。3、生产部门要进一步细化和完善交接班、巡回检查和设备定期切换试验制度，电气、锅炉、汽机、燃料、水化专业“三制”必须于 6 月 25 日前制定完成，职能部门强化制度落实工作的检查与考核。4、严格落实“以考促学”工作机制，人劳科牵头、各部门配合完善各专业题库并认真组织学习，定期不定期组织进行考试，与个人安全账户技能部分结合进行严格考核，努力促进全员业务技术素质提升。5、调度室、安质科、生技科在 6 月 30 日前组织运行人员开展“厂用电中断应急救援预案”演练，有针对性的提高各专业、各岗位人员事故状态下的应急反应、准确判断、及时恢复能力和水平，确保安全生产正常进行。6、切实强化对外委单位的安全施工管理，各相关部门在资质审核、安全准入、人员培训、“两票”管理、现场监护、安全防范措施落实等各环节严格把关，确保外委施工安全。7、在 6 月 20 日前生产准备部电气负责人负责将 110KV、6KV、380V、继保间等关键部位柜门关