汽轮机轴瓦损坏事故事故案例分析调查报告.docx
电厂某机1B给水泵汽轮机轴瓦损坏
电厂某机1B给水泵汽轮机轴瓦损坏
一、事故经过
小机5170r/min暖机准备进行超速试验,厂用电突然全部中断,B小机交流润滑油泵失电停止,直流事故油泵联动成功,就地立盘检查B小机直流事故油泵出口压力0.43MPa正常,但润滑油压力指示的零,检查各轴承回油中断,16:06B小机停止,从记录分析B小机#1、#2轴承温度最高达458℃。
后揭瓦检查#1、#2轴瓦钨金完全熔化,轴承也有不同程度的损坏。
二、事故原因:
直流油泵出口可调式逆止阀装反,造成润滑油中断。
进行了B 小机润滑油系统的联锁试验,也进行了B小机的ETS保护试验,但试验时,试验人员粗心大意,只检查油泵联启正常,没有检查发现事故油泵联动后润滑油压和轴承回油是否正常是这次事故的主要原因。
三、暴露问题
1. 运行人员工作不认真,责任心不强。
2.调试工作检查、监督不到位,
四、防范措施:
1.在进行有关油系统的联锁保护试验时,一定要进行设备的实际联动试验,不能只进行信号接点的模拟试验,并且一定要就地检查设备各轴承回油是否正常,油泵出口压力和润滑油压力是否正常,也要对照就地与DCS上指示是否对应;
2.思想上高度重视调试中的各项工作,不得马虎大意;各项调试工作要检查、监督到位,不能只做在表面。
某PG5361P燃气轮机轴瓦失效事故分析
损, 1 # 轴 颈磨 损 , 压 气机 叶 片 、 气封 和 1 # 轴 承油 封 齿 磨损 等燃 气 轮机 开机 事故 。本 文结 合检 修 和监测 数
据, 对 事故 过 程和 原 因进行 分析 。
1 试 机 过 程
2 0 1 2年 4月 2 6日 1 0 : 5 9, 机 组按 自动 开机 程 序
2 损伤 情 况 检 查
2 . 1 叶片
压气机 1~ 4级 静 叶片 叶顶均 出现 进气 边卷 边 、 磨损 , 部分 叶 片 叶顶 排 气 边 掉 块 。 1级 静 叶 下 缸 最
收 稿 日期 : 2 0 1 4— 0 6—1 6 改 稿 日期 : 2 0 1 4— 0 7 —1 0
( 中石化 西 北油 田分公 司油 田供 电管理 中心 , 新疆 轮 台 8 4 1 6 0 0 )
摘 要: 某台P G 5 3 6 1 P燃气轮机 大修 后试 机过程 中发生轴瓦乌金烧损 , 推力盘 和轴颈磨损 , 叶片、 气封 和油封
磨损等事故 。结 合检修和运行数据 , 对故障原 因进行分析 , 指 出检 修不 当所 导致 的推力轴承 缺陷是故 障主要
l
、-
执行 , 启动时滑油母管温度为 2 9℃ , 1 1 : 1 2达 到 全 速空 载 。整个 开机 过 程 中各 参 数正 常 。
全速 空 载后 , 现场 人员 听 到透平 间 有异 常声 音 。 技术 人员 判 断 因膨 胀 不均 匀导 致燃 气轮 机 内部 出现
了擦 缸现 象 , 建议 运行 一段 时 间 , 等 整个 机组 温度 上
5 7
轴 向力 作用 下 , 转子 又 向后移 动 , 二 者 又 回到摩 擦状 态, 损 伤进一 步 加 剧 , 转 子继 续后 移 , 回油 温度 又开 始 升高 , 由此 导 致 振 动 和 回油 温 度 波 动 现 象 再 次
设备工程:汽轮机转子轴颈划伤事故.doc
设备工程:汽轮机转子轴颈划伤事故汽轮机轴颈划伤的原因通常是由于系统中有杂物。
一般情况下,新安装机组是由于油系统管道脏,有电焊渣、金属氧化皮等杂物,随油进入轴瓦,磨损轴颈。
而老机组是由于油系统管道锈蚀,在运行中锈片脱落进入轴瓦造成轴颈磨损拉沟。
据了解,划伤的多是在油系统管道末端的轴颈,这是因为管道末端的杂物较多。
实践证明,若在末端轴瓦来油管道上加装磁棒滤网,可大大减少进入轴瓦的金属颗粒,有效地控制轴颈的磨损。
对于汽轮发电机组转子轴颈的磨损,拉沟处理,以往的方法是热喷涂和刷镀,其效果不是很好,长时间运行有脱落和起层现象。
2000年2月,秦皇岛发电有限责任公司300MW机组在大修时发现发电机励端轴颈磨有4道深沟,最深的道有1mm深,1.5mm宽。
经研究,决定对较深的沟痕进行微弧焊处理。
采用此方法进行处理,经过几年的运行,对处理后的轴颈进行解体检查,没有出现脱落起皮现象,效果很好。
1、处理轴颈划伤的试验1.2.2试验分析微弧堆焊后,用线切割方法获得堆焊层截面,制备金相试样。
由堆焊层截面金相照片可知,堆焊层无气孔、氧化物夹渣、裂纹等焊接缺陷:堆焊层、母材过渡层的晶粒细小,无长大倾向;堆焊层组织为极细小柱状晶体结构,证明该堆焊层具有良好的耐腐蚀、耐磨损性能。
经堆焊层Ni,Cr元素的能谱分析,微弧堆焊的热影响区仅为10m.显示堆焊热影响区极窄,焊接残余应力可忽略。
经显微硬度测定,可知堆焊层、热影响区的平均硬度与基体硬度HVV220极其接近。
1.3焊层的结合强度试验(1)定性试验在圆柱试样表面上,微弧焊接一层0.5~2mm深的沟槽,微弧焊接补覆至沟槽全填满并磨平,然后将沟槽部位剩余基材铣削除去,中部剩下的则全是焊补材料,再进行拉伸试验。
试样在补层与基材界面断裂,其强度已超过230MPa.结果表明,修复层与基体材料的结合强度良好。
2、轴颈划伤的修复秦皇岛发电有限责任公司采用微弧堆焊设备,输出功率为1400W,放电率50~1200Hz.焊接时节采用氩气保护,作为阳极的自耗电极在工件磨损部位以4700r/s高速旋转移动,产生高频火花放电,形成致密、均匀的堆焊层,厚度达2mm以上;通过调整火花放电频率,可获得不同焊层表面粗糙度。
某热电厂机组大修后启动时烧损汽机轴瓦的事故分析与防范
某热电厂机组大修后启动时烧损汽机轴瓦的事故分析与防范近年来,随着能源需求的增加,热电厂的重要性也日益凸显。
然而,在热电厂机组大修后启动时,发生了烧损汽机轴瓦的事故,严重影响了机组的运行和发电能力。
为了避免类似事故的再次发生,有必要对此事故进行分析,并制定相应的防范措施。
事故分析:事故发生时,热电厂机组刚完成一次全面的大修。
机组启动后,很快就出现了严重的振动和异常噪音。
经过检查,发现轴瓦表面烧损严重,并伴有局部断裂的现象。
初步分析,事故的发生原因可能有以下几个方面。
首先,可能是大修过程中的工艺失误。
大修过程中,轴瓦的摆放和安装十分重要,任何一点差错都可能导致启动时的问题。
如果大修过程中未能正确检查轴瓦的质量和安装情况,就有可能影响到后续的使用。
其次,可能是使用材料的问题。
汽机轴瓦的材料决定了其耐热性和承载能力。
如果使用的材料质量不好,就很容易在高温高压环境下出现烧损的情况。
因此,需要对轴瓦材料进行严格的选用和检查。
再次,可能是在机组启动时的操作不当。
启动时,机组各部件需要相互协调运行,如果操作不当就有可能导致过大的负荷和振动,进而导致轴瓦的损坏。
因此,需要对机组启动时的操作进行培训和规范。
最后,可能是设备老化和磨损。
热电厂机组的使用寿命有限,随着使用时间的增加,设备的磨损和老化程度也会逐渐加剧。
如果在启动之前没有对设备进行全面的检查和维护,就容易出现问题。
防范措施:为了预防和避免类似的事故再次发生首先,注重工艺的操作和质量控制。
大修过程中需要严格按照操作规程进行,对轴瓦的安装、调整和检查等环节要进行详细的记录和确认,确保没有任何工艺上的失误。
其次,对材料进行严格的选用和检查。
轴瓦的材料应该具有良好的耐热性和承载能力,同时还要注意材料的质量和供应渠道的可靠性。
可以委托第三方机构对材料进行检测,确保其满足使用要求。
再次,对机组启动时的操作进行培训和规范。
启动时需要特别关注设备的振动和负荷情况,必要时可以使用振动传感器和负荷监测仪进行实时监控。
某车间余热发电汽轮机烧瓦事故分析报告
Things are done well, that is, things are done in a timely manner.精品模板助您成功(页眉可删)某车间余热发电汽轮机烧瓦事故分析报告一、事故概况2009年2月5日早上7点熟料二车间余热发电并网,7点40分因励磁故障致万七线跳,直流油泵开不起来(中控室有运行信号,但在现场直流油泵没有运行),此时,汽轮机还在惯性运转,经过盘车及准备工作,到10点30分左右重新启机,12点36分因油压不够又跳停,后多次冲转。
冲转了3-4次,每次冲转到2800R/M 时,辅助油泵不能停(辅助一停,油压马上就下降,主油泵油压不够),最后一次转速达到2500R/M时,振动太大,便停机拆开检查,发现汽轮机、发电机瓦已被烧坏。
事故前设备状况:部分温度、压力、液位显示不准;一月份DCS输入模块多次烧毁,导致系统关闭主气门关闭,又因主气门限位故障导致不能自动解列,造成万七线跳停。
事故前直流油泵电机运转状况异常,其它设备运转情况还好,2月4日晚上加油31桶,并将冷油器通道打至上方。
二、原因分析1、冷油器的漏油,导致油箱油量不足,主油泵油压不够,影响润滑是导致事故发生的直接原因。
2、由于直流油泵发生故障,故余热发电跳停顶跳万七线后汽轮机组停机时直流油泵未发挥作用,造成瓦的损坏是导致事故发生的间接原因。
3、未及时发现油箱油量不足确盲目开机是导致事故发生的主要原因。
三、事故责任及处理1、班长巡检不到位,盲目开机对这起事故负主要责任。
2、工段长疏于工段管理,未及时组织修复直流油泵,对这起事故负次要责任。
3、中控操作员胡、郑未对油压低作出正确判断,对这起事故负次要责任。
4、车间主任对这起事故负领导责任。
车间副主任对这起事故负领导责任。
5、技术部部长对这起事故负领导责任。
6、副厂长对这起事故负领导责任。
四、采取措施1、认真做好设备的管理工作,同时加强岗位工的操作技能的培训。
2、加大车间对班组的管理力度,强化岗位责任心。
最新汽轮机轴瓦损坏原因分析及快速处理措施
轴承损坏原因分析及快速处理措施
根据以上原则,某厂进行了尝试, 在汽缸温度210℃时,停止盘车 运行,停止各油泵运行,密切监 视各轴承金属温度,3小时后启 动各油泵,盘转子180º,#1、2 轴承(支撑高中压转子的两个轴 承)温升比较高,分别达到了 32℃(42℃↗74℃)和21℃ (40℃↗61℃),其他各轴承温 度基本保持不变或略降1~2℃)。
轴承损坏原因分析及快速处理措施
5月28日检修时检查#3轴瓦中有 大的沙粒,#4、#5、#6、#7轴 瓦内都发现有大的金属颗粒 (焊渣)、胶条等杂物,#6瓦 中还有3mm×5mm的螺丝等。 6月18日再次开机前油系统全部 退油,对主油箱、冷油器、轴 承箱进行了彻底清理,同时进 行了长时间的大流量油循环。
轴承损坏原因分析 及快速处理措施
轴承损坏原因分析及快速处理措施
摘要:汽轮机润滑油油质的劣 化是轴承损坏的一个重要原因。 汽轮机轴承一旦损坏,修复需 要转子静止下来方能进行,较 长的处理时间是电厂所不能忍 受的,快速处理措施是在保证 汽轮机的安全前提下,尽可能 的缩短检修工期,达到轴承修 复的目的,为电厂创造效益
轴承损坏原因分析及快速处理措施
图1机组轴系简图
高中
#1
#2、#3低压缸Leabharlann 压缸发电机#4
#5
#6、#7
轴承损坏原因分析及快速处理措施
该机组2005年元月3日完成168小 时试运行,元月10日停机消缺, 对轴承进行翻瓦检查的过程中发 现各轴承均有不同程度的磨损, #3、4轴径磨损较严重,尤其#4 轴径受到了比较严重的损伤,在 各轴承箱中发现了较多的金属和 非金属杂质,这次检查过程中对 其进行了简单的常规处理后,元 月28日机组投入运行。
轴承损坏原因分析及快速处理措施
汽轮发电机瓦及轴劲损伤事故分析和处理
汽轮发电机瓦及轴劲损伤事故分析和处理在电厂其中一个100MW的燃气-蒸汽联合循环项目当中(燃蒸联循主要是燃气轮机和蒸汽轮机组成的发电机组合,它们靠中间的两台余热锅炉来维持发电),汽轮发电机出现了问题,发生了真空打闸,打闸的发生源也各有不同。
本文根据事故具体经过以及所表现出来的问题特征,对事故进行分析,并提出有关事故处理的具体注意点和整改措施,使事故得以更好的处理解决。
以下为具体说明。
标签:真空打闸;瓦及轴颈损伤;汽轮发电机1 汽轮发电机事故情况具体内容1.1 汽轮机启动具体故障本次故障发生时间为2018年3月9日,汽轮机开始启动初次冲转,一号汽轮机的顶轴油泵开始进入运行状态,锅炉主汽的压力达到2.3 兆帕,锅炉主汽的温度353.62摄氏度,真空为负62千帕,旋转速度为166转每分钟,突然调门出现了异样的杂音,运行人员便立刻做出打闸停机措施。
对此笔者进行了分析认为:造成杂音主要来源是调节阀中的预启阀,具体原因是预启阀的打开程度小,这就会造成预启阀忽开忽关的状态,从而产生杂音。
需要第二次启动汽轮机,以降低主汽由于操作导致压力大的问题。
于是,在运行了一个小时二十分钟后,由于出现异音,因此决定二次开机,开机后,汽轮发电机进行二次冲转,这时的锅炉主汽压力比第一次降低了0.4兆帕,锅炉主汽的温度增高到358.73摄氏度,真空负79千帕,旋转速度为294转每分钟,没有发现调门出现异样的杂音,但发电机励磁系统气端的密封处出现了异样的杂音,4号瓦顶轴油泵压力表摆动出现不稳定现象,因此立刻做打阀停机措施,并检查故障,发现四号轴承回油窗正常回油无异常情况,但励磁机气端密封处的盖子与转子出现摩擦碰撞的情况。
所以,对密封盖进行打磨。
那么在距离上次启动两个小时后,因运行故障进行第三次启动,汽轮发电机开始冲转,锅炉主汽的压力达到1.84兆帕,锅炉主汽的温度为362摄氏度,真空负60千帕,但是在冲转过程中发现1号瓦处出现了巨大的碰撞声音,汽轮机的顶轴油泵压力表极其不稳定,摆幅强烈,并且润滑油方面回油流量较小。
汽轮机轴瓦损坏原因分析及快速处理措施
目的和意义
润滑系统故障
润滑油供应不足或油质不良,影响轴 瓦润滑效果。
缺乏检查与维护
未定期检查和维护轴瓦,导致磨损和 疲劳裂纹。
目的和意义
油位不当
润滑油位过高或过低,影响轴瓦润滑效果。
油温过高
润滑油温度过高,加速油品老化变质。
目的和意义
热处理不当
轴瓦材料热处理工艺不当,影响材料性能。
腐蚀与磨损
轴瓦材料受到腐蚀或磨损,降低使用寿命。
02
汽轮机轴瓦损坏原因分析
Hale Waihona Puke 汽轮机轴瓦损坏原因分析严格选材
选用高质量的材料,提高耐磨性和耐 腐蚀性。
加强制造过程控制
严格控制制造工艺,减少缺陷的产生 。
汽轮机轴瓦损坏原因分析
检查与维护
定期检查和维护轴瓦,及时发现并处理问题。
润滑系统检查
定期检查润滑系统,确保油路畅通、油质合格。
汽轮机轴瓦损坏原因分析
汽轮机轴瓦损坏原因分析及 快速处理措施
汇报人:文小库 2024-01-08
目录
• 引言 • 汽轮机轴瓦损坏原因分析 • 快速处理措施 • 案例分析 • 结论与建议
01
引言
背景介绍
01
汽轮机轴瓦是汽轮机的重要部件 ,负责支撑和润滑轴颈,保证汽 轮机的正常运行。
02
轴瓦损坏会导致汽轮机振动加大 、效率降低,严重时甚至会导致 停机事故。
建立应急预案
针对可能发生的轴瓦损坏事故,制定应急预案,确保事故发生时能 够迅速采取有效措施。
05
结论与建议
结论总结
01
汽轮机轴瓦损坏的主要原因包括润滑油系统故障、轴瓦制造和安装缺 陷、操作和维护不当等。
02
某热电厂机组大修后启动时烧损汽机轴瓦的事故分析与防范
某热电厂机组大修后启动时烧损汽机轴瓦的事故分析与防范一、简述某年10月14日,某热电厂在#7机大修后启动过程中,由于检修质量差,在出现异常的情况下,不彻底追查原因,侥幸启机,最终造成7号轴瓦损坏事故。
二、事故经过1、第一次起动: 12日22:20开始盘车, 13日11:50机组冲转。
中速暖机结束后,13:30升速通过临界转速,当转速2000rpm 以上时,2瓦轴振开始大幅度摆动,最大达到250μm(表计满量程为250μm),其它各瓦瓦振、轴振均在50μm以下。
升速2200rpm以上时6瓦轴振在35-50μm摆动,升速至2800rpm时6瓦轴承振动由30μm增加到110μm(时间13:45),立即打闸停机;7瓦轴承温度最高为78℃,启动过程监视各瓦回油量、回油温度正常(在55℃以下),转子惰走时间正常30min, 15:22分,机组盘车状态运行时,测2瓦处机组挠度20μm,7瓦轴承温度由50℃突增至119℃,因机组在盘车状态,误认为测点存在缺陷,热工人员检查未发现问题。
2、第二次起动:停机后,对6瓦紧力进行了检查,未发现问题,针对轴承振动大问题,压轴瓦紧力发现垫铁偏接触,调整垫铁接触,轴瓦紧力140μm, 6瓦恢复后;咨询了热工院、电科院有关专家后;认为是转子不平衡造成轴瓦振动大,故请电科院做发电机高速动平衡; 19:40开始第二次冲转,在升速过程至定速3000rpm(21:00),6瓦轴承振动最大为93μm,经复紧发电机地脚螺栓后,未见效果。
起动过程中7瓦轴承温度一直偏高并摆动(最高满表),定速时间5分钟后,6瓦轴承振动下降,最低降至53μm,发现8瓦回油温度高,达到76℃,7瓦回油温度达到69℃,就地测7瓦油挡温度200℃,立即打闸停机,转速下降至1300 rpm时,7瓦轴承振动达130μm。
经检修于10月25日12:56与系统并网。
三、事故原因1、在本次大修中,2瓦—7瓦乌金全部重新浇铸,根据7瓦乌金脱胎情况分析,轴承在浇铸过程中,加工工艺存在严重质量问题,这是造成轴承损坏的主要原因;2、在盘车前,起动顶轴油泵后,测各瓦大轴顶起高度时, 7瓦处大轴顶起高度为20μm(偏低),未引起重视,在未查明原因的情况下,即起动机组,当机组在1000rpm以下时,轴瓦油膜刚度差,容易造成对轴瓦乌金的碾压;3、#7瓦温度测点在两次起动前都出现异常,温度摆动大(最高满表),误判断为仪表故障,就起动机组,使设备带隐患投入运行;四、防范措施1、认真吸取事故教训,加强设备检修的全过程管理,认真执行检修工艺规程,提高检修质量,严格设备检修验收制度,把好外委加工部件的质量验收关。
汽轮发电机瓦及轴颈损伤事故分析和处理
),男,硕士 研究生。研究方 向:电力行业研究开发和工程设计 。
造成 声音异常 的主要原因 。决 定第二次开机 降低主汽 压 力 。
12:01汽 机 第 二 次 冲 转 ,主 汽 压 力 1.9 M Pa,主 汽 温度 358.73 ̄C,真空一79 kPa,未发现调 阀的异 常声音 , 转速 294 r/min,发现励 磁机汽端 密封 处异音,{fj}4瓦项 轴油压力表有摆动现象 ,立 即打 闸停机 ,停机检查 4≠} 轴承 回油 窗回油完全 正常 ,但是 发现励磁机汽端 密封 盖与转子有碰磨现象 。因此 ,对密封盖进行打磨处理 。
4月 6日打开拌3瓦检 查,轴颈 轻微 损伤 ,轴 瓦有 一 道 轻 微 划 痕 , 顶 轴 油 孑L有 细 小 的 坚 硬 杂 物 ,对 轴 瓦 进行紧力复测 ,紧力为 0.05 mm。
4月 7日打开 2瓦检 查,轴颈 轻微损伤 ,轴 瓦有 一 道 约 1 mm 划 痕 ,轴 承 箱 及 顶 轴 油 孔 内有 部 分 杂物 , 对轴 瓦进 行 紧 力 复 测 ,紧 力 为 0.04 mm。
约 16:00,≠}4瓦顶轴油管垫子冲破 ,更换 垫子 后启 动捍2顶 轴 油 泵 ,母 管 压 力 低 至 4.6 MPa,槲 瓦 处 转子 有明显跳动情 况 ,当时高压 内缸壁 温为 l35 ̄C,低 于 150℃的允许停机温度 ,且槲 瓦回油观 察孔已发现 巴氏 合金碎屑,决定停盘车 。 1.2 轴瓦检查情况
4月 4日晚上打开}≠4瓦检 查,轴瓦 己按转子 旋转 方向脱离工作位,定位销被切断 ,偏离约 50。,轴 瓦被 卡死在轴 承座 内:4月 5日上午拆除轴瓦 ,检 查发现轴 颈有严重擦 痕,轴 瓦巴氏合金严重损 伤 ,并可 明显看 到轴 瓦励端磨损严重 (约 2 mm)、汽端 磨损 较少。对 轴瓦进行紧力复测 ,紧力为 0.03 mm。
轴瓦烧损案例
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。
湛江电厂“6.4”全厂停电及#2机烧轴瓦事故通报调查报告.docx
6月4日8时,湛江电厂两台300MW机纽并网运行,#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。
1l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。
12时10分第三次挂闸,轴向位移从0.7mm升至1.7mm,轴向位移保护动作停机。
事故后检查发现#2机组轴承损坏,其中#1、2、5、6下瓦和推力瓦损坏严重,需要更换。
【事故原因】[序]5月14日,辛店电厂#4炉掉焦造成MFT动作跳机,因运行监视调整不及时、运行方式不合理,在停机过程中高、中压缸经汽封进水。
2024年汽轮机运行所遇事故总结范文(2篇)
2024年汽轮机运行所遇事故总结范文摘要: ____年, 在汽轮机设备运行中, 发生了一系列的事故事件, 给企业生产、安全和经济造成了巨大的损失。
本文将对这些事故进行总结和分析, 并提出一些建议, 以提高汽轮机设备的安全性和运行效率。
关键词: 汽轮机;事故;总结;分析;建议一、引言汽轮机是一种广泛应用于工业领域的发电设备, 它具有功率大、效率高、安全性好等特点。
然而, 在实际运行中, 汽轮机设备由于多种原因可能会发生事故, 给企业和员工的生产和生命安全带来严重的威胁。
因此, 对汽轮机运行所遇事故进行总结和分析, 并提出相应的建议, 对于提高汽轮机设备的安全性和运行效率具有重要意义。
二、事故概述____年, 某汽轮机设备运行期间发生了一系列的事故, 主要包括以下几个方面:1.燃烧室爆炸事故: ____年1月, 由于燃烧室内混合气浓度异常过高, 引发了一起严重的爆炸事故, 造成了设备严重损坏, 停产了数周, 巨大损失。
2.润滑系统故障: ____年3月, 汽轮机设备的润滑系统发生故障, 导致关键部件无法正常润滑, 最终造成了设备的严重故障, 需要更换重要部件, 停产了近一个月。
3.温度控制失灵: ____年6月,由于温度控制系统失灵,导致汽轮机设备的温度异常升高,严重影响了设备的运行效率,造成了生产成本的增加。
4.轴承故障:____年11月,汽轮机设备的某个关键轴承发生故障,导致设备转动不灵,严重影响了设备的工作效率,需要更换轴承,停产了两周。
以上事故不仅给企业带来了巨大的经济损失, 还对企业的声誉和员工的生命安全造成了严重的威胁。
因此, 如何有效预防和控制这些事故的发生, 提高汽轮机设备的安全性和运行效率, 是一个迫切需要解决的问题。
三、事故原因分析1.燃烧室爆炸事故燃烧室爆炸事故的发生主要是由于燃烧室内混合气浓度异常过高, 引发了爆炸。
造成这一原因的主要有以下几个方面:首先, 燃烧室内混合气浓度检测系统失效, 无法准确监测燃烧室内混合气的浓度情况。
一起汽轮机断油烧瓦事故案例分析
某电厂汽轮机断油烧瓦事故机组运行方式 : 某发电公司1#发变组经主变高压侧1101开关和岳色T生线19373刀闸与110kV岳色线并网运行;厂用电系统由10kV某某T生线经#1厂变高压侧进线1015断路器和低压侧出线0602断路器至6kVⅢ段母线,经6.3kV Ⅱ-Ⅲ母联0611断路器为厂用母线供电。
6.3kVⅠ-Ⅱ母联备自投0612断路器在热备用状态;400V厂用电系统1#低厂变411断路器、2#低厂变412断路器在合闸位置、厂用备用变处于热备用状态,380V工作段、380V辅助段在工作状态。
(见下图)1、事故经过:2018年10月1日,运行二值夜班,机组负荷9.9MW,主汽压力7.5MPa,主汽温度512℃,汽包水位+59mm,转速3003r/min。
5时46分02秒,10KV某某T 生线Ⅰ母母线C相电压由10.2kV下降至7.5kV,A相上升至11.21kV、B相上升至11.38kV,送、引风机、给水泵跳闸,#1、#2低厂变运行辅机设备跳闸,低压设备联锁启动正常。
5时46分21秒,联锁启动设备跳闸,报“缺相故障”;某某T生线10KV进线1015断路器、6.3kV出线0602断路器、6.3kVⅡ-Ⅲ母联0611断路器、6.3kVⅠ-Ⅱ母联断路器0612在DCS状态闪黄报“电气故障”,发电机出口断路器061F在合位。
由于10KV某某T生线Ⅰ母母线电压下降,机组各设备均无法重新启动(缺相故障),值长刘波下令打闸停机,同时通知生产部副经理吴某某;5时47分04秒,汽机操盘人员南亚刚通过DEH硬手操打闸停机,动力油压下降至0Mpa,抽汽控制阀油管路压力下降至0Mpa,汽轮机调速汽门关闭,抽汽逆止门关闭,自动主汽门未关闭到位。
5时50分43秒,汽机操盘人员南亚刚手动启动直流油泵同时解除交、直流油泵联锁;此时汽轮机转速3003r/min,因汽轮机转速未下降,5时51分01秒,值长刘波下令停止直流油泵,汽机操盘人员南亚刚停止直流油泵后,未投入交流、直流油泵联锁。
阜新发电有限责任公司汽轮机轴系损坏事故调查报告.docx
[序]1999年8月19日,阜新发电有限责任公司发生一起200MW 汽轮机轴系损坏事故,造成了上千万元的经济损失。
事故发生后,国家电力公司受国家经贸委的委托成立了事故调查组,开展了事故调查工作,已查明事故原因.这起事故的损失是惨重的,教训是深刻的。
事故中暴露出的问题,如制定的反事故技术措施不能得到落实等,值得各单位认真反思。
现将有关情况通报,请各有关单位吸取教训,举一反三,落实通报中的各项防范措施,防止类似事故重复发生。
【事故机组概况】阜新电厂01号汽轮机CCl140/N200一12.7/535/535型超高压一次中间再热两段抽汽凝汽式机组,由哈尔滨汽轮机厂制造,出厂日期96年,出厂编号72N9;发电机型号.QFSN一200—2,出厂编号3—60237,出厂日期为95年10月,由哈尔滨电机厂制造;锅炉型号为HG一670/13.7一YMl6,出厂编号2339,出厂日期1995年3月,由哈尔滨锅炉厂制造。
该机组1996年3月安装,96年11月2日首次并网发电,同年12月18日正式移交生产;到8月19日事故时止,累计运行15151小时,发电量27.06亿千瓦时。
【事故经过】1999年8月19日0时20分,运行五值接班,机组负荷为155MW运行;零时30分,值长令加负荷到165MW;1时整,值长令加负荷到170MW,主蒸汽压力为12.6Mpa,主蒸汽温度535℃,蒸汽流量536.9吨/时。
47分30秒,“高、中压主汽门关闭”、“抽汽逆止门关闭“光字牌报警,监盘司机喊“机跳了”。
47分32秒,交流、直流润滑油泵联动良好。
47分37秒,发电机出口开关5532跳闸,有功负荷到“0”,6KV厂用电备用电源联动成功。
值长来电话向单元长询问情况,单元长告:“01号机、发电机跳闸”。
值长当即告:“立即查明保护动作情况,对设备详细检查;有问题向我汇报“。
单元长令:“汽机、电气人员检查保护及设备情况。
”司机助手到保护盘检查本特利保护,回来后向单元长汇报:“没有发现异常。
2024年汽轮机运行所遇事故总结范本
2024年汽轮机运行所遇事故总结范本一、引言汽轮机是一种重要的能源转换设备,在各种工业领域中广泛应用。
然而,由于各种原因,汽轮机在运行过程中可能发生事故,导致设备损坏、人员伤亡甚至环境污染等严重后果。
为了避免类似事故发生,我对2024年汽轮机运行所遇事故进行了总结,并对事故原因、后果及改进措施进行了分析和总结。
二、事故概述2024年,我所所负责的一家发电厂发生了一起汽轮机运行事故。
事故发生在7月18日晚上9点左右,事故涉及的汽轮机为一台容量为120MW的汽轮机。
事故原因初步判断为供气系统故障导致燃烧不充分,引发了一次爆燃。
事故导致汽轮机损坏严重,机组停机维修时间预计为两个月。
另外,两名操作人员在事故中受伤,并被立即送往医院进行治疗。
三、事故原因分析1. 供气系统故障通过对事故现场进行勘察和与相关人员的交流,初步确定事故原因为供气系统故障。
该系统由多个关键部件组成,包括燃气调压器、燃气管道和燃气喷嘴等。
初步分析表明,供气系统中的某个关键部件可能存在故障,导致燃气流量异常,燃烧不充分,进而引发了爆燃。
2. 操作人员失误除了供气系统故障外,操作人员的误操作也是导致事故发生的重要原因。
根据事故现场的监控录像和操作记录,操作人员在检修前未仔细检查供气系统的运行状态,也未按照操作规程进行操作。
这导致了对供气系统问题的忽视,进而引发了事故。
四、事故后果分析1. 设备损坏事故导致汽轮机损坏严重,需要进行停机维修。
由于停机维修时间较长,导致发电量下降,经济损失较大。
2. 人员伤亡事故中有两名操作人员受伤,立即送往医院进行治疗。
尽管伤势不严重,但这给操作人员和厂方带来了巨大的安全压力和负担。
3. 环境污染事故导致一次爆燃,释放了大量的烟尘、废气等有害物质,对周围环境造成了一定污染。
五、事故改进措施1. 定期维护和检修供气系统是汽轮机运行的重要保障,应定期对其进行维护和检修,确保各个部件的正常状态和工作性能。
此外,运行人员应加强对供气系统的监控和操作,发现问题及时处理。
宁国厂违反操作规程导致电机轴瓦损伤范本(2篇)
宁国厂违反操作规程导致电机轴瓦损伤范本宁国厂操作规程违反致电机轴瓦损伤范本一、背景介绍宁国厂是一家专业生产电机的企业,以其高品质和可靠性而闻名。
然而,最近的一系列电机轴瓦损伤事件却引发了人们的关注。
经过调查发现,这些损伤是由于宁国厂违反了操作规程导致的。
本文将分析宁国厂违反操作规程所导致的电机轴瓦损伤范本,以揭示背后的原因。
二、规程违反1. 不正确的启动程序根据操作规程,电机的启动程序是极为重要的。
然而,宁国厂的工作人员在启动电机时并没有按照规程的步骤进行操作。
他们经常跳过检查仪表和设备状态这一步骤,直接启动电机。
这样的不规范操作导致电机在启动时受到了冲击,轴瓦产生了损伤。
2. 维护不到位操作规程中明确了电机的定期维护要求,包括润滑、清洁和紧固螺丝等。
然而,宁国厂的维护人员并没有认真执行这些要求。
由于长期的使用和缺乏维护,电机的轴瓦表面被磨损,进而引发更严重的损伤。
3. 操作不当操作规程中对电机的正常运行要求也十分明确。
然而,宁国厂的工作人员经常将电机超负荷使用,而无视规程中对电机负载的限制。
这种不规范操作使电机长时间处于高负荷状态下,加速了轴瓦的磨损和损坏。
三、导致的后果1. 电机寿命缩短由于宁国厂违反操作规程,使电机在工作过程中处于不正常的状态,电机的寿命缩短,导致了更频繁的维修和更高的维护成本。
2. 生产效率降低损坏的电机需要修理或更换,这会导致生产线的停工和生产效率的降低。
这对企业而言无疑是一个巨大的损失。
3. 安全隐患损坏的电机可能会引发火灾和其他安全事故。
违反操作规程会增加这些安全隐患的发生概率,给工作人员和设备带来潜在的危险。
四、解决方案1. 严格执行操作规程宁国厂应加强对操作规程的培训和宣传,确保员工清楚规程的内容,并严格按照规程执行操作。
同时,应定期开展对员工的操作规程知识培训和考核,以提高其对规程的理解和重视。
2. 加强设备维护为确保电机的正常运行,宁国厂应增加对设备维护的投入。
汽轮机轴瓦振动停机事故分析
汽轮机轴瓦振动停机事故分析摘要:汽轮机运行过程中,具有一定量的热膨胀,转子与气缸轴向拉伸运动,由于该机组轴向定位尺寸存在偏差,造成汽轮机转子与静叶片持环、汽封等发生碰磨,前轴瓦振动值偏高达到报警值,汽轮机轴瓦振动连联锁逻辑设置为两两“与”组合,只有振动连锁信号同时触发,才可能引起汽轮机跳停事故的发生,但汽轮机却因为振动连锁发生了停机事故。
关键字:汽轮机;转子;轴瓦;静叶片持环;汽封;联锁一、前言3#40000Nm3/h HNK50/63型汽轮机2014年投运,至今已运行4年;汽轮机投用后一直存在排气侧轴承振动高的问题,严重影响空分机组的稳定运行,制约OY炉的生产。
汽轮机组参数如下表1所示。
二、故障现象2.1 2017年3月6日,3#4万制氧机组汽轮机振动探头(VT122)检测值突然波动到130µm,自动化专业检查了振动探头前置器和线路,并进行了测试,结果显示均正常。
所以,他判定此次故障是由于振动探头故障造成(振动探头VT122显示检测值由0变化到100左右)。
鉴于VT122出现波动后,无故障信息显示,VT121~VT124,联锁逻辑为两两“与”组合,并同时触发,方能发生联锁跳机事故,故专业人员均认为两个测振点同时误发信号,并且触发汽轮机振动高联锁停机的可能性极低,同时该机组刚开机,运行状态下不具备更换V122振动探头的作业条件,最为合适的时机是OY炉停炉,汽轮机停机后更换处理。
2.2 2017年6月1日,3#4万汽轮机跳停,空压机及后续设备均停运。
相关技术人员立即赶赴现场,经现场检查核实,故障直接原因是由于汽轮机振动探头(VT121)检测值突然波动,并且达到200µm,触发汽轮机联锁保护停机(振动报警值65µm,跳机值97µm)。
经过调取汽轮机运行趋势历史记录及控制程序确认,保护程序设置中能够触发汽轮机振动高联锁停机的“与”关系,共有6种组合方式,当四组振动检测中的的2个振动探头同时检测到故障异常时,汽轮机保护程序触发,保护动作并且导致停机。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性,平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益,请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间:9:00-18:30)。
事故经过11月24日晚电厂#1机组计划停机,此时需启动热电#2炉供热电#1机发电,需完成热电#2炉与主汽母管并汽工作。
现场参与本次并汽操作的人员有热电车间专工于永志、白班班长郭子涛、运行班班长王小明和司炉孙立夫等。
11月24日15:50分,启动炉#2炉点火。
17:02分,锅炉主汽压力2.2Mpa,温度380℃。
17:05分,班长曹金富汇报电厂值长于泳准备并汽,同时通知锅炉值班员孙立夫缓慢开启炉主汽旁路门,汽机开启#1炉主汽母管疏水、电动主汽门前疏水、三通疏水。
随后,班长曹金富与热网值班员按惯例(为缩短并汽时间)到双减站开#4双减和#1双减电动门,使蒸汽流量分流。
几分钟后,专工于永志便用对讲机通知在炉主汽门就地操作的值班员孙立夫缓慢开启炉主汽门。
17:10分左右,当班司机胡忠良发现汽机主汽温度由360℃快速降至240℃,汽机自动主汽门及前轴封处冒白汽,轴向位移指示增大,盘面显示轴向位移保护动作,在场的白班班长郭子涛立即跑到机前手摇同步器至零,手关自动主汽门不成功后,就地手打危急遮断器错油阀,事故停机。
停机后,串轴表指示为1.4mm(保护正常动作值为0.7mm),轴向位移油压0.18Mpa (保护正常动作值为0.245 Mpa),控制室显示推力瓦温为123℃。
17:40分,专工于永志、班长曹金富、郭子涛三人现场商量,一致认为表计不准,机组没有异常问题。
郭子涛提议再次启动,于、曹二人均未表示异议。
随后,由郭子涛亲自操作进行冲车启动工作。
18:50 分,#1机定速3000r/min,班长曹金富向电厂当班值长于泳汇报轴向位移指示偏大,怀疑表不准,热工正在处理,其它工况均正常。
19:00分,请示值长同意后#1机并列。
19:10分加负荷至3000kw,19:20分 #1机轴向位移指示增大至1.5mm,轴向位移油压为0.15Mpa。
此时运行人员要求检修将此保护退出,并汇报值长;经值长与热工核实后将该保护退出。
25日9:37分,#1机停机,经检查发现推力瓦严重烧损、推力盘严重磨损,汽机转子轴封、调节级和压力级第一级严重磨损,汽缸两端部汽封、隔板汽封不同程度的磨损,轴向位移保护线圈烧损, 磁力断路器执行错油阀和油压式轴向位移保护执行错油阀在工作位卡死。
暴露出的问题:1、规程中明确规定并汽暖管时间在30分钟至60分钟之间,而本次操作中仅用短短的几分钟,以至于#2炉主汽门至主汽母管段内的凝结水大量带入汽轮机,造成本次汽轮机水冲及事故。
说明热电值班人员没有认真学习和掌握规程内容,操作随意性大,事故预想工作没有进行,执行规章制度的严肃性极差。
2.、热电#2炉启动后并汽过程中,司机、司炉和在场的车间专工及其它人员,没有严密监视主要参数,在没有得到双减开门的确切消息情况下,急于下发并汽指令和操作指令;同时,在事故情况下未及时按事故停机条件进行紧急停机操作,暴露出热电车间部分职工责任心不强、大型操作随意、指挥盲目、存在侥幸心理、安全意识淡薄。
3、(1)打闸后没有准确记录转子惰走时间,没有认真听音,没有确认机组损坏情况。
(2)在轴向位移指示增大、轴位移保护发出指令和轴位移油压低的情况下,没有对保护执行机构详细检查,而是轻易怀疑表计指示不准,盲目进行第二次冲车启动。
(3)停机后推力瓦温度降至123℃,仅仅怀疑表计不准,而没有考虑到烧瓦。
(4)没有联系相关检修人员对保护系统进行彻底的全面的检查。
充分暴露出相关人员专业技术水平低下,特别是专工、班长没有起到专业技术指导、把关作用,对发生事故造成的严重后果认识不清。
4、在事故情况下轴向位移保护动作,磁力断路器执行错油阀和油压式轴向位移保护执行错油阀同时卡涩,暴露出该机组保护系统可靠性差,检修部门对该机组保护系统检查维护工作不到位。
5、事发现场人员杂乱秩序混乱,岗位责任不明确,指挥盲目,充分说明热电车间管理工作存在较大漏洞,管理需要进一步加强。
6、事发后,热电当班班长不仅没有向值长详细汇报事故现象,而是一味地隐瞒事实真相,给生产指挥、判断造成困难,人为制造障碍,严重违反安全生产相关规定,充分暴露出热电车间安全培训和安全教育工作流于形式,没有扎实开展,没有取得实效。
防范措施:1、厂部派出由宋寿春任组长、宋振华任副组长的整顿小组,进驻热电车间,理顺专业技术管理工作和安全管理工作,为今后的安全生产奠定基础。
2、热电车间内部要形成竞争激励机制,强制提高热电运行人员专业技术水平,特别是要进一步提高职工事故的判断和处理能力,同时要加强热电车间的安全管理和技术管理工作,强化职工的安全意识,以满足机组安全稳定运行的要求。
3、重大操作前,一定要做好事故预想,同时责任要明确,指挥协调要统一,工作汇报要及时准确真实,进而保证操作的安全。
(要求热电车间形成制度,并下发相应岗位严格执行。
在12月15日前完成)4、运行单位要认真组织学习有关运行规程和反事故技术措施,熟练掌握重大操作的的正确操作方法和事故的预防处理方法,以及机组事故情况下紧急停运的条件,避免类似事件的发生。
(要求发电车间、热电车间在12月15日前完成紧停条件、运行规程、反事故措施的考试工作)5、各单位要从中吸取教训,切实抓好专业技术培训工作,提高人员专业技术水平,适应安全生产工作的需要。
(各车间、各班组要根据自身特点,在12月10前制定冬季专业技术培训计划,并组织实施。
厂部将依据计划进行检查,发现有不开展的现象,厂部将严肃处理)6、由热电车间组织、生产技术科机炉专工配合,于12月7日前,制定热电锅炉并汽条件和正常操作方法,经厂领导审批后作为规程补充内容下发学习并执行。
7、机组每次启动前,必须做好轴向位移及其它保护的检查、传动工作,严禁盲目启动。
8、汽机车间按工艺要求对汽机推力瓦、前后瓦及本体动静部分和磁力断路器及油压式轴向位移保护执行错油阀等进行全面检查、修理,使之达到正常工作状态,同时加强日常的设备维护和巡视工作,避免类似事件的发生。
9、热工车间对轴向位移保护和相关仪表进行彻底检查,保证轴向位移保护的正确动作和相关仪表的准确性。
事故经过2月24日0点班,接班后204皮带机机头、机尾值班员安仲仁、曲杰检查设备正常(204皮带机机头值班员同时监护102皮带机机尾设备,203皮带机机头值班员同时监护204皮带机机尾设备)。
0:05分,204皮带机启动后,两人全面检查运转正常。
3:00分左右,值班员曲杰巡检发现203皮带机125-130米处承载托辊声音异常,汇报班长李克华。
3:05分左右曲杰到204皮带机机尾巡检,检查皮带运行正常;随后又到203皮带机检查声音异常的托辊运行情况。
3:20分左右,当曲杰回到204皮带机尾部(距尾部约10米)时,发现204皮带机停机,导料槽下皮带撕开。
而204皮带机头部值班员安仲仁于3:10分左右,在204皮带机#3滚筒处撮煤,随后到102皮带机落煤管处检查,约3:20分左右又回到204皮带机头部时,发现改向滚筒上皮带变窄,且在改向滚筒上缠绕着宽约170mm左右撕开的皮带。
安仲仁立即跑到皮带机最近拉线开关处,将皮带机紧急停机。
然后汇报调度孙洪兴。
停机后检查发现,204皮带机机尾落煤管下部导料槽与承载托辊间卡住一块竖立着的钢板。
经确认,该钢板为204皮带机尾部导料槽内导流板的一部分,大小为200×500mm左右,该导料板安装时间是2000年,原厚度是6mm,磨损减薄处现在的厚度是1.5 mm左右,磨损减薄处的长度约200 mm。
暴露出的问题1、输煤设备落料管内的导流板安装工艺存在严重隐患:焊接不牢固,导流板的上方与导料槽槽壁焊接,两侧仅用单根钢筋点焊,导流板的中间部位无支撑;导流板薄,非耐磨材料,磨损严重处易发生变形而断裂。
2、输煤设备落料管内、导料槽内的导流板、衬板都是易损件,运行、检修,作为设备的两个主人,对设备检查维护不到位,未及时发现设备的严重缺陷,未能及时消除设备的安全隐患。
暴露出输煤车间管理松弛,职工的责任心和安全意识还有待于提高。
3、输煤车间未能全面制定生产设备易磨损、易脱落(如落煤管内全部导流板、衬板等)机件的定期检查制度,同时,也没有及时地组织对输煤生产设备易磨损、易脱落机件进行全面检查处理,暴露出输煤车间安全管理、设备管理存在较大漏洞。
4、院外的输煤皮带机机头、机尾没有紧急停机事故按钮,尤其头部较高,出现紧急情况,值班员拉事故拉线不便,延误皮带停运,易造成事故的扩大。
防范措施1、输煤车间要加强安全管理、设备管理,堵塞各项管理的漏洞,将204胶带机及现场所有落煤管内的导流板、衬板等易磨损、易脱落机件进行一次全面检查,对磨损到限的导流板、衬板进行及时更换,对不牢固的导流板、衬板应及时加固,避免类似事故的重复发生。
(3月1日前完成)2、输煤车间要制定出输煤生产设备易磨损、易脱落(如落煤管内全部导流板、衬板等)机件的定期检查维护制度,根据实际规定检查周期、落实各级人员职责,并建立检查记录、处理记录。
(3月1日前完成)3、加强输煤车间生产管理,进行定期的安全、技术培训,以本次事故为主题,举一反三,组织全车间班组开展针对性的安全讨论会,强化管理人员和全体员工的责任心和安全生产意识,确保安全生产。
4、在皮带机头部及尾部加装紧急停机事故按扭,保证值班员在发现异常时,能够及时停机。
(3月20日前完成)5、各车间要深刻吸取事故教训,加强内部管理,积极组织职工开展好危险点分析查找工作,深入查找安全隐患,制定防范措施,真正做到防患于未然。
事件经过5月27日上午10:20分左右,汽机起重班接到电气车间电缆班的通知,在0.4KV厂用段配电室电缆竖井旁搭设脚手架。
在搭设到2米左右时,起重班临时工孙中江一只脚踩着旁边的厂用段1CD—15开关配电柜顶部工作,由于配电柜顶部盖板较薄,结果顶部盖板塌陷,与母线的紧固螺栓接触,造成厂用段1CD—15、1CD—16开关单相接地短路。
1CD—16开关侧面挡板烧损,母线有不同程度的损坏。
经过处理,12:20分,1CD厂用段恢复正常送电。
暴露出的问题1、电缆班班长安全意识不高,没有认真履行自己的安全职责,没有意识到搭设脚手架的工作人员会没有足够的电气方面的安全知识。
布置工作前没有进行安全技术措施交底,没有对工作现场存在的事故隐患进行分析和预测,也没有派专人到现场进行指导和监护。
2、起重班班长及负责人安全观念淡薄,安全知识缺乏。
工作前班长没有对负责人交代安全注意事项,负责人工作前也没有对工作班成员进行危险点分析。
对在带电设备附近工作时应该注意的安全注意事项认识不足,不能正确领导工作班成员安全施工。
3、起重班负责人没有履行自己的职责,对工作中存在的违章行为不能及时发现和制止。
4、起重班工作成员安全意识较差,安全知识贫乏。
尤其是缺乏必要的电气安全知识,不能意识到带电设备可能造成的危险。