黔东火电厂保安队09年3月分工作总结
洪江纸业公司保安队年月份工作总结
月度工作总结序号1重点工作人车物出入管理2防盗、防火及隐患排查情况3群体事件处理情况4保安队内部管理（奖罚）5其他工作序号1主要问题问题及建议建议23评价意见答复完成情况备注填报：队长：
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黔东火电厂案例汇编
（201*年6月201*年3月）
批准：蒋韶峰
审核：徐义
编制：张鑫
黔东电厂安监部
二九年四月
目录
一化学曝气塔跑废液...........................................................................1二#1炉脱硫真空滤液衬胶管着火燃烧................................................3三#1机组突降负荷80MW......................................................................4四#1机两台凝结水泵故障导致#1机紧急停机....................................6五1A一次风机跑油..............................................................................9六搬运大件失手，砸坏6KV滑线电缆...............................................10七铁路调车作业时，发生机车脱线....................................................11八500KV升压站5031开关跳闸，500KVI母失压............................13九物资仓库电缆被盗.........................................................................14十擅动运行设备，#2发电机定冷水箱水位异常下降......................16十一一次风机动叶执行机构卡件故障，引起#2机组停运.................17十二运行人员巡检不到位导致1#机B小机跑油................................18十三#1机组汽包水位高MFT停机.......................................................19十四#1机组恢复过程中汽包水位高MFT停机....................................22十五#1锅炉高温再热器泄漏..............................................................24十六#1机组水冷壁及高再泄漏停机后汽包壁温差大.........................26十七二号斗轮机斗轮驱动装置翻转损坏事件.....................................28
一化学曝气塔跑废液
【概述】201*年6月27日,工业废水处理系统正在调试。曝气塔液位较高，曝气塔再循环门开启、再循环泵进出口门开启，转机设备处于停运状态。
【事件经过】
201*年6月27日夜班（00：0008：00）化学运行二班当班，01：00（有小雨）一保安人员来水网控制室报告，外面有地方大量漏水。该班班长刘X随即前往漏水地点，发现水是由工业废水站曝气塔喷射器上的抽气门内冒出的，水呈柱型向上喷出约45米高。刘X随即找到此阀门的控制柜，检查控制柜为就地状态，于是按下此阀门的“关闭”按钮，发现漏水情况没有得到控制。再打开控制柜门，发现控制气源压力为0.2Mpa。立刻联系当班值长余X，需值长联系河南火电建设XX公司人员前来处理，并对化学送气。
01:15值长余X来到现场，与刘X一同进行漏水设备的隔离工作。两人将#1、2耐腐蚀泵的进出口手动门关闭后，发现漏水情况没有得到控制。根据系统结构刘X立即判断，在喷射器出口的三个阀门即#1、2、3曝气塔进水气门中有一个或多个阀门存在阀位状态有误，两人随即对这三个阀门的就地状态进行了检查，确认阀门均为“关闭”状态。刘X提出对三个阀门逐一改变状态的方法，来控制漏水情况。为了确认处理方案的完整性和可行性，两人回到水网控制室对照化学系统图纸再次分析判断，确认了这是唯一可能造成漏水的原因。统一处理意见后，两人带着活动扳手再次来到漏水地点进行处理工作。
01：50经过两人多番努力，仍然没有能控制住漏水情况，于是刘X向主管于XX汇报情况，于XX回复“没有气压无法操作阀门，需立即送压缩空，暂保持现状”。这时集控室留守人员汇报说，联系河南火电建设XX公司杨XX、孔XX、胡XX，电话无人接听。联系火电建设XX公司热调肖XX，其称没有压缩空气无法处理，不肯来现场。两人继续留在现场处理漏水问题。
2:10由于工具有限无法人工改变阀门状态，且雨越下越大，两人被迫停止处理漏水问题。值长余X离开并交待：我想办法把空压机启起来。值长汇报发电部副主任苏XX后，立即按令启动空压机。
7:25空压机启动正常，压力0.56MPa，值班员刘X关闭抽气器进气门，曝气塔停止向外漏水。同时发现，抽气门的就地开关状态与控制柜上控制指示相反，曝气塔附近地沟及路面积水较多。9:25化验曝气塔泄漏的废水PH8～9，满足排放要求，火电建设XX公司人员安装潜水泵将外泄废水排入雨水井。
【原因分析】
1、据阀门厂家提供资料，喷射器上的抽气门，需要压缩空气压力为0.40.6Mpa时，才能进行开启或关闭操作。当压力为0.3Mpa时，阀门不带压的情况下，勉强可以开启或关闭操作。当压力为0.2Mpa时，阀门是无法进行开启或关闭操作的。化学值班员现场操作证实了厂家的说法，排除了他人由控制柜进行误操作或恶意操作的可能性。
2、在处理漏水的过程中，运行人员多次试图用扳手改变阀门状态，均没有成功。可以排除他人人为恶意的手动改变阀门状态的可能性。
3、据程控厂家提供资料，工业废水站三个曝气塔均没有做反馈信号，水网控制室工业废水画面无法对现场设备和阀门做远程控制，可以排除由运行人员从控制室的电脑上进行误操作的可能性。
4、曝气塔抽气器进气门在白天调试中电磁阀处于开启状态，阀门未动作，调试人员未取消开启信号，造成该阀门在夜晚自行动作，就地有人误操作开启曝气塔抽气器进水门，管道内残存压缩空气将阀门打开，而此时残存压力无法再关闭阀门。
该事件暴露出不符合项如下：
1）、XX管理公司调试期间夜间应急机制不健全、施工单位生产调度管理存在问题。
2）、发电部值班人员无法解决现场生产紧急问题时应逐级报告。3）、河南火电建设XX公司人员未按照相关制度对现场出现的缺陷及时进行消缺。
【防范措施】
1、明确施工、管理、生产单位夜班值班人员联系方式，且火电建设XX公司生产管理人员必须24小时保持通讯畅通。
2、明确调试期间火电建设XX公司人员在接到值长电话后，必须立即赶到处理缺陷，否则按相关规定进行处理。
3、发电部组织部门员工学习生产调度管理制度。
二#1炉脱硫真空滤液衬胶管着火燃烧
【概述】201*年8月12日,上海XX环保黔东项目部正在#1炉脱硫工艺楼4楼脱水间进行施工。#1炉脱硫真空滤液衬胶管需要割短约400MM，XX环保5人在现场施工，已经用火焊割了一根衬胶管，正在割第二根。作业前未办理动火工作票，现场未制定相应的安全组织措施和技术措施。
【事件经过】
8月12日20：10时左右,在施工人员进行#1炉脱硫真空滤液衬胶管第二根管的火焊切割时，管内衬胶被引燃。施工人员立即用打湿的纸板扑火，未能凑效，立即下楼坐车回XX环保项目部库房取来灭火器灭火。
20：12时左右，在斗轮机处值班的黔东公司员工刘XX发现脱硫工艺楼窗户冒烟有火，立即拨打5824119向企业消防站报了火警，随即赶往着火地点，并在A6路口迎接到消防车，指引消防车前往着火地点。
20：15左右，XX监理部赵XX在厂房固定端闻到焦味，并看到消防车进入，立即赶到现场。20：18左右，赵XX赶到脱硫工艺楼，看到消防车水泡已经打完，火基本扑灭。后经检查发现4根衬胶管内部衬胶因着火燃烧损坏，需重新进行衬胶。
【原因分析】
1、XX管理公司、XX监理部对8月7日评估检查不符合项整改不到位。2、XX环保现场安全文明施工思想上重视不够，对项目公司提出的整改要求落实不到位。
3、衬胶管切割施工安全组织措施、技术措施流于形式，使现场动火作业安全失控。
4、XX环保施工人员安全意识淡薄，没有认识到自身作业危险点，更没有采取必要的预控措施是导致该事件的直接原因。施工人员消防意识和技能
较差，缺乏临场应变力，在不能第一时间扑灭初期火焰的情况下，没有正确拨打厂内火警电话，反而下4楼回其仓库取灭火器，延误了一些时间是导致着火增大的间接原因。
5、XX环保施工作业的脱硫工艺楼4楼脱水间照明不足、消防设施不足、安全通道不畅，致使灭火人员在现场行动受阻，是该事件另一间接原因。
该事件暴露出不符合项如下：
1）XX管理公司、XX监理部对XX环保施工安全文明检查不到位。2）XX环保施工区域安全通道不畅，消防设施不全，施工安全措施不完善，现场有施工人员吸烟、不系安全带等习惯性违章。
【防范措施】
1、XX管理公司安全管理部门进行反思，写出事件总结报告。2、XX环保停工一天，XX管理公司组织对脱硫施工区域进行全面检查，清理现场施工区域，做到通道整洁畅通、安全防护措施完善，开展施工人员安全教育、进行危险点识别，人人掌握正确的消防报警方法。
3、XX环保项目经理组织本部门按照“四不放过”原则进行详细的分析、处理，写出事件报告。
4、XX管理公司和XX监理部举一反三，对现场其他施工单位加强安全教育和安全文明施工管理，将整改情况报黔东公司
三#1机组突降负荷80MW
【概述】201*年10月04日,#1机组负荷410MW,CCS投入状态，负荷设定410MW，实际负荷408MW，主汽压力设定14.8MPa，实际压力14.13MPa，主汽温度532℃，再热汽温520℃，厂用电正常运行方式，#1炉A、B、D、F制粉系统运行正常，C制粉系统备用，E制粉系统检修，汽包水位及汽温自动投入，电泵备用，机侧各系统运行正常，工况稳定。
【事件经过】
20:07分,当班运行人员一值主值刘XX（燃烧盘）监盘发现#1炉燃煤量由180t/h左右逐渐上升至最大270t/h，主汽压力由14.8MPa逐渐下降至
14.2MPa，氧量由5.3%逐渐上升至6.2%，遂判断其为燃料煤质变差所致。为防止炉膛发生爆燃（270t/h对应约600MW负荷），在20:08分至20:15分之间，刘XX逐渐将#1炉所有磨煤机容量风自动解除至手动，人为调整制粉系统出力。20:15分,#1锅炉燃料主控方式及锅炉主控方式相继切出，随即CCS方式切TF方式（汽机跟随调压方式）,#1机组负荷突然由410MW左右降至330MW左右，主汽压力基本不变。刘XX见状立即汇报当班值长何XX，何当即下令投几只油枪助燃，同时汽机切基本方式，DEH手动加负荷，并联系值班的维修部热工专业人员检查处理。处理中机侧各系统运行正常，汽包水位及汽温调节在规程规定范围内，工况稳定。20:45分，#1机组负荷恢复至410MW左右，退出油枪，#1机组恢复至甩负荷前运行工况，全面检查系统正常。从机组甩负荷（20:18分）至恢复正常（20:45）共用时27分钟。
【原因分析】
1、XX门子公司对容量风、燃料主控、锅炉主控、汽机主控等控制方式投退操作程序和相关要求未进行培训和告知，致使运行人员对CCS认识不足，是导致此次甩负荷的直接原因；
2、XX门子控制系统机主控PID偏差跟踪运算模块存在不合理性，当进行TF方式切换时不能实现无扰切换，直接导致#1汽机调门关闭10%，是导致此次甩负荷的根本原因。
该事件暴露出不符合项如下：
1）、DCS控制系统汽机主控PID偏差跟踪运算存在不合理性，当进行TF方式切换时不能实现无扰切换；
2）、汽机主控手、自动切换条件中压力偏差值偏大（0.91MPa）。3、煤质变化，且锅炉热惯性较大，导致运行人员误判。
【防范措施】
1、由生技部、维修部尽快联系XX门子厂家，查找具体原因，利用合适的机会完善控制系统，消除设计不合理的地方；
2、运行人员投CCS协调控制时按容量风、燃料主控、锅炉主控、汽机主控的顺序依次投运，退出自动时按汽机主控、锅炉主控、燃料主控、容量
风的顺序依次退出；
3、将汽机主控手、自动切换条件中的压力偏差值由原来的0.91MPa改为0.6MPa，待压力偏差值连续5分钟稳定在0.4MPa内后方可重新投入汽机主控。
四#1机两台凝结水泵故障导致#1机紧急停机
【概述】201*年10月6日,#1机处于168后试验阶段，负荷415MW，主汽温度533℃，再热汽温504℃，厂用电系统标准运行方式，CCS投入，1B/1C/1D/1F磨煤机运行，1A/1E磨煤机检修状态，1A凝结水泵运行，电流250A、出口压力3.66Mpa、凝结水流量1656T/h。#1机组正准备进行AGC试验，1B凝结水泵已办票处理电机下轴承温度高缺陷。
【事件经过】
10月6日00:18运行人员发现1B凝泵电机下轴承温度缓慢上至75.4度，就地温度也达74度，启1A凝泵运行，停运1B凝泵后，通知维修部（代施工单位）处理，1:30左右维修人员到场后检查发现1B凝泵电机下轴承油质较差，做换油处理。3:00左右换油结束,待联系相关人员到位后再进行试转工作，运行值长交代#1机主值按照单泵运行加强检查。
10月6日9:46有关人员到齐后启动1B凝泵试转，启动后1B凝泵下轴承温度在2分钟内由24度升至50.5度，凝泵电流从223A下降至127A，出口母管压力从4.23MPa下降到3.45MPa，运行人员停运1B凝泵，维检人员办票对1B凝泵电机下轴承继续进行加油检查，1B凝泵转检修状态；1A凝泵处于单泵运行状态。
10月6日14:57，运行的1A凝泵电流从250A突降至65A，凝泵出口压力从3.66Mpa突降至0.15Mpa，凝结水流量从1656T/h突降至0T/h。当班运行人员立即到就地通知检修人员停止1B凝泵检修工作，收回工作票，恢复安全措施，并就地检查具备启动条件，同时减机组负荷。15:05分左右1B凝泵启动，电机轴承温度上升较快，温度升至74.8℃。因1＃机组吹管调试期间已发生过A凝泵断轴（厂家已更换），为了避免扩大事故，值长请示生
产副总同意再次启动1A凝结水泵运行，运行电流67A，1A凝结水泵不出水，立即将其停运。15:291B凝结水泵电机下轴承温度达85℃，保护跳闸。运行值班人员立即执行各紧急停机操作，15:30机组解列停机。
停机后对两台凝泵解体检查，发现：1、1A凝结水泵轴系断裂。
下图为返厂后解体检查的轴系断裂情况：
2、1B凝结水泵电机下轴承损坏。
【原因分析】
1、1A凝泵于8月3日曾经同样因为断轴原因返厂维修过，轴系制造质
量存在问题，是此次停机的主要原因。（在同批次凝泵合同中，中电投X孟电厂、贵州X尔电厂均曾经出现过。厂家第一次断轴时就免费更换轴系,本次承诺免费维修并更换损坏的设备。）
2、1B凝泵电机下轴承温度从单机调试以来轴承温度一只维持在75℃左右的较高值，本次轴承温度突然升高达跳闸值，判断为轴承损坏，后解体检查轴承出现裂纹，无正常备用的凝结水泵是此次事件的另一原因。（1B凝泵未出现过断轴情况，在发现电机轴承温度高时，正处于#1机组168h过程中，并且轴承温度一直维持在70℃左右。事故发生后电机轴承解体检查并与XX电机厂厂家人员一起确认损坏原因为厂家设备质量问题。）
该事件暴露出不符合项如下：
1）、1A凝泵从上次断轴到此次断轴，时间仅一月。较短周期内设备正常运行中发生两次断轴事件，说明厂家设备存在质量隐患。（两次断轴均发生在一台凝泵上，第一次断轴返厂检查中发现为末级叶轮轴系断裂；第二次断轴返厂检查结果除末级叶轮轴系断裂外，导叶轮、轴套均磨损严重。并且在同批次的设备中也出现过断轴问题，说明厂家在设备出厂前的设备质量监检不合格。并且在其他同类电厂发生断轴事故后，没有引起重视召回相应产品加以改进。另外厂家也拒绝提供设备返厂后的检查报告，导致无法判断凝泵断轴的具体原因。但从断轴的现象和厂家态度来看，轴系本身制造加工质量应该为断轴的主要原因。）
2）、1B凝泵电机轴承温度高缺陷一直未得到有效解决。（1B凝泵从发现轴承温度高问题一直到发现电机轴承损坏期间一直处于168期间，168后暂没有进行停机消缺，现场不具备解体检查电机轴承的条件。）
【防范措施】
1、由生技部、维修部联系厂家将1A凝泵返厂维修。
2、维修部尽快更换1B凝泵电机下轴承，并找出1B凝泵电机下轴承温度高的根本原因，采取措施予以解决。
3、凝结水泵厂家负此次事件的全部责任。由生技部、综合部出面对厂家供应设备的质量问题进行商业谈判，督促厂家重视该问题，为黔东凝泵的
正常运行和备用提供技术保障和售后服务，确保#1机组的安全稳定运行。
五1A一次风机跑油
【概述】201*年10月7日,#1炉停运消缺，1A一次风机#2油泵运行，电流8.55A，调节油压力2.44MPa，润滑油压力0.133MPa，运行稳定。
【事件经过】
10：08维修部黄XX联系值长处理调节油压力表漏油缺陷，经值长同意不开工作票处理，没派运行人员现场监护。
10：18处理完毕，黄XX联系运行人员启动#2油泵试运，电流8.29A，调节油压力2.41MPa，润滑油压0.526MPa，运行派贾XX到就地与黄XX现场检查3分钟左右无异常，离开现场。
10：26以后调节油压持续缓慢下降，润滑油压基本不变。
11：03调节油压力降到2.28MPa后快速下降，至11：06降至1.0MPa，系统联启#1油泵，调节油压力短时升至1.78MPa后又快速下降，至11：08调节油压力降至0.58MPa，此时润滑油压开始下降。
11：18两台油泵运行，调节油压力降到0.36MPa，润滑油压力降到0.338MPa，短时稳定后缓慢下降。
11：30运行人员现场检查发现1A一次风机润滑油压力表爆裂。11：47停运两台油泵。运行就地检查发现控制油箱油位已到底线，风机底部基础沟槽内和油站地面发现大量积油，联系维检处理。
经事后检查发现：1A一次风机润滑油压力表爆裂，控制油箱内约500L润滑油漏到地面。
【原因分析】
设备检修(试运时)，1A一次风机润滑油压调整（设置）过高，远超压力表量程（0.526MPa），导致润滑油压力表冲爆引起外泄是此次事件直接原因；运行人员和检修人员监盘和巡视不到位是此次事件扩大的主要原因。该事件暴露出不符合项如下：
1）、在许可不办工作票的情况下，运行未做好值班记录且对检修过程监
护不到位。
2）、设备试运时，运行和检修人员对设备检查不到位；试运后运行人员监盘和巡视不到位。
【防范措施】
1、对于任何在设备上的检修工作，值长记录上必须要做好完整记录。2、设备试运时，运行和检修人员必须全面检查试运系统，并对试运后的设备运行情况需加强现场监视和巡查。
3、维修部督促施工单位彻底检查风机内部漏油管路，消除漏点。4、发电部和维修部人员加强专业培训，熟悉设备和系统。
六搬运大件失手，砸坏6KV滑线电缆
【概述】201*年10月9日,#1斗轮机皮带正在消缺，大量火车煤等待入厂。#1斗轮机变压器由6KV一段供电运行，带#1斗轮机所有负荷。
【事件经过】
10：30左右，外委单位XX奇重的工作人员从#1斗轮机楼梯上人工搬运大件检修工具（接皮带用的槽型金属工具）时防护措施不到位，导致所搬运的专用工具从楼梯上落下，砸中#1斗轮机6KV滑线电缆，导致短路并引起#1斗轮机变6KV开关跳闸，中断对#1斗轮机的供电。
事后检查，#1斗轮机6KV滑线电缆砸变形、内部短路，需做电缆修复处理，并进行高压试验。
【原因分析】
XX奇重工作人员搬运大件上楼梯未采取防止重物坠落的防护措施，致使人员失手滑落搬运大件砸在6KV电缆上，引起电缆内导体短路开关保护跳闸，#1斗轮机变供电中断。该事件暴露出不符合项如下：
1）、在楼梯上人工搬运大件检修工具，无防护措施。
2）、搬运人员对重物在楼梯上落下的后果估计不足，危险预控不到位。【防范措施】
1、在楼梯上人工搬运大件时应做好防止重物落下的措施，做好危险点预控，搬运时有人监护。
2、通告电厂生产员工：在楼梯上有重物搬运时，人员和重要设备不要在下方停留、通行和观望，防止意外伤人。
七铁路调车作业时，发生机车脱线
【概述】201*年10月09日，电厂工厂站3道重车9节，140号机车进入3道开始调车作业。
【事件经过】
201*年10月09日09时许，0140号内燃机车司机沈X、副司机古XX接调车作业计划开始调车作业，09:40分机车准备进入3道进行作业，当机车车辆出清脱轨器绝缘区段后，调度室控制台上脱轨器蜂鸣器开始蜂鸣，实习值班员胡XX将脱轨器单操至定位状态，3道调车作业完成后，因机车车辆未过信号机，控制台D1－3道红光带，值班员无法确认机车车辆停留位置，09:43分听到电台发出启动信号，并未听到调车员要进路的车机联控用语，也未听到机车司机原进路折返的语音呼叫，09:44分调车长赵X突然汇报机车脱轨。09:47分开始起复机车，10:45分机车起复完毕。事后检查发现，电动脱轨器的转辙机保险螺栓剪切损坏，6根水泥枕木螺栓（48颗）破坏，电动脱轨器操纵连杆弯曲。
【原因分析】
1、调度员疏忽大意，没有认识到进路压车已经红光带，按原进路返回作业中存在的巨大安全隐患，一是没有按铁路相关规定停止一切联锁设备操作，凭主观意识将电动脱轨器单操至脱轨位置，二是单操后也没有及时向调车长及司机提示，致使现场各环节盲目作业，是造车此次事件的主要原因。
2、调车员在原进路返回作业中，违反工厂站《站细》第7条15款之规定，没有及时请示调度员，确认返牵进路是否开放，盲目显示信号指挥机车
启动，没有对事件起到主控作用，是造成此次事件的次要原因。
3、机车司机过分依靠调车员指令，对返牵进路的危险性认识不足，工作经验欠缺，对调车作业没有做到心中有数，机车操作中起车提速、下闸时机掌握不够准确，也是造成此次事件的次要原因。
4、机车副司机没有认真了望信号、确认进路，对现场突发事件反应不够迅速，对司机操作没有起到监督提醒作用，是造成此次事件的间接原因。
该事件暴露出不符合项如下：
1)、铁路作业人员业务素质不高，安全意识淡薄，需加强业务培训和安全教育。
2)、《工厂站调车作业细则》内没有电动脱轨器操作规定，需补充相关内容。
【防范措施】
1、每一批调车作业前，各岗位做好事故预想，调度员必须在调车作业通知单上进行安全技术交底，注明安全注意事项及重要的作业程序。
2、调车作业时，机车和调车组人员必须精力集中，司机严格控制速度，调车人员严格执行作业程序。
3、调度员（信号员）排列进路时，当信号开放后，有车占用进路作业，需按原进路返回时，禁止在该进路上进行任何联锁设备操作。
4、调度员在下达调车作业计划时，凡遇到返牵等非常规调车作业时，必须在安全注意事项上进行安全交底，并在关键环节上卡死，做好作业中的他控，如调车员和司机在该请示的时候未请示，应及时提醒其按规定程序作业。
5、工厂站内线路作业原则上不准返牵，但因作业实际情况必须返牵时，调车员必须向调度员请示，取得调度员的同意，并确认调车进路正确后方可进行。
6、口头变更调车计划以及机车返牵等特殊调车作业时，司机必须向调度室进行机车返牵等语音呼叫，并对调度员的指示执行复诵制度，并及时提醒副司机做好了望信号和确认进路。
7、各班组加大对违章作业的检查考核力度，加强技术业务培训和安全教育，管理人员要经常到现场进行技术指导，提高全员安全意识，杜绝类似事故发生。
8、各班组生产运行中发生性质比较严重的不安全事件，如再有隐瞒不报现象，部门将建议公司对责任人进行辞退处理。
9、机车司机在羊坪车站作业期间发生问题隐瞒不报，在运行中设备发生故障不及时汇报班组也不向下一班接班人员交代清楚，或司机间有意为难对方，在机车上设置故障，影响机车正常运行，一经部门核实一律降职使用，性质非常恶劣的建议公司进行辞退。
八500KV升压站5031开关跳闸，500KVI母失压
【概述】201*年11月2日,500KVII母由东牌线(黔艳一回)通过5013开关供电，#01启备变由500KVII母通过5033开关供电，500KVI母由500KVII母通过5033、5031开关供电，500KVI母电压536KV，500KVII母母线电压537KV，设备运行正常。
【事件经过】
16：12我厂NCS监控系统发“5031开关控制回路断线”，立即检查NCS监控系统画面，发现5031开关跳闸，500KVI母失压“；立即派值班员现场检查保护情况，并于16：16将情况汇报网调程XX。
16：45值班员到网控室检查后向值长汇报：5031开关无保护动作信号，5031开关本体及500KVI母现场检查未见异常，当时XX调试所电气人员在网控室进行工作（持电气二票DQ08100001，工作内容：安稳装置及回路调试，第二串断路器调试；工作地点：500KV网控室，工作负责人：臧XX），运行立即要求调试人员停止工作；询问XX调试所工作人员知：5031开关跳闸系其误碰引起。对升压站相关设备检查未见异常。
17：03值长将情况汇报网调程XX，按网调程XX令，17：10合上5031开关，500KVI母充电正常，17：12回复网调李XX：已合上5031开关，500KV
I母充电正常。
【原因分析】
XX调试电气人员在检查第二串I母侧5021断路器保护到I母第一套母差保护相关回路时，误碰I母第一套母差保护至5031跳闸回路，导致5031跳闸，I母失电。
该事件暴露出不符合项如下：
1）、XX调试所电气工作人员在二次回路工作中，工作负责人监护不到位，导致工作班成员误碰5031跳闸回路。
2）、集控NCS等系统的事故报警音响与其他提示警铃的声音没有区别，运行人员在现场听声音后无法立即正确辨识报警类型。
【防范措施】
1、工作负责人在办票后开展检修工作过程中，必须按照安规要求认真履行监护职责，并对工作班成员予以必要的指导。
2、在当前本厂投产设备上的所有检修工作，由施工、调试单位办理工作票的工作，本厂维修部相关专业人员必须参与进去，在学习的同时可以起到一定的监护作用。
3、生技部优化集控室事故音响的报警声音与一般报警铃声相区别。
九物资仓库电缆被盗
【概述】201*年11月3日凌晨2点－4点,黔东仓库正常使用，底楼存放电缆、枕木等物资，二楼、三楼存放设备物资及备品备件。
【事件经过】
201*年11月3日早上8：00，仓库保管员周XX上班发现库房东侧两道门处于开启状态，门无被撬及破坏痕迹，随即询问库管员肖X和赵XX，确认前一日下班赵XX最后离开时全部锁好了门。经检查发现库房底楼存放的ZR-VV223*50+1*25型电力电缆有被盗割印迹，立即进行现场保护并汇报综合部罗XX。
9：30综合部汇报厂领导后会同安监部、生技部、护卫队到现场调查取证，并检查有无其他物资被盗。检查后发现只有型号为ZR-VV223*50+1*25型电力电缆失窃，被盗数量约74米。
10：30综合部将失窃情况向当地派出所报案，并配合进行现场调查取证。14：45综合部会同安监部、生技部、XX建设公司（运行服务承包商）再次踏勘现场。发现库房ZR-VV223*50+1*25型电力电缆被盗74米，失窃电缆价值约9600元。
15：40综合部牵头、安监部配合，召集库管员、发电部当晚值班人员、发电部辅助工、厂区护卫队等相关人员召开事件调查分析会。
【原因分析】
1、派出所根据目击证人口述结合现场勘察，分析此案可能是原护卫队聘用的个别当地人员因合同聘用期即将到期，出于个人私利目的与熟悉电厂周边情况的当地人内外勾结所为。
2、作案人员利用厂区路灯关闭与公司库房一楼第二层窗户无防盗网的现状，用翻窗入室盗窃的手段，盗取黔东公司库房备用电缆。
3、厂区护卫队夜间值班人员XXX在现场发现可疑人员后，惧怕打击报复，未能及时正确处理和汇报，致使电缆被盗走。
【防范措施】
1、第一时间将此事向派出所报案，查明销赃点，派出所根据已掌握的情况尽快侦破结案；
2、综合部于12月1日0：00更换厂区护卫队，另行委托五凌力源公司全面负责厂区安全管理；
3、督促五凌力源公司护卫队制定并完善管理制度，特别是车辆出门管理制度，并对全厂重点防盗窃、防破坏部位进行了加强保卫力量；
4、归口管理部门加强使用辅助工的思想教育和下班后的管理。5、对物资仓库的窗户全部增设防盗网，一楼仓库最底层窗户加装了窗帘，以有效防盗。
6、将此事通报当地政府，要求提高案件侦破能力，坚决打击各种针对
电厂的犯罪活动；并加大宣传力度，给电厂创造良好的周边环境。
十擅动运行设备，#2发电机定冷水箱水位异常下降
【概述】201*年12月8日,#2机168第四天，工况正常，定子冷却水箱水位为675mm，工况正常。
【事件经过】
12月08日16：00分，2#机定子冷却水箱水位为675mm。维修部汽机分部张XX在进行空调检修时，打开定子冷却水2A冷却器出口后的排污阀冲洗空调进气滤网，造成定子冷却水箱水位骤降。16：18运行人员巡视时发现定子冷却水箱水位骤降至473mm，及时发现制止该行为并随即紧急补水至正常水位。
【原因分析】
1、维修部汽机分部张XX未经允许开启#2发电机定子冷却水系统排污门，擅自操作运行设备，是导致定子冷却水位异常下降的主要原因。
2、发电机定子冷却水箱自动补水装置未完善，不能自动补水，是水位异常下降的次要原因。
3、维修部汽机分管负责人贯彻#2机组168试运期的工作规定不力是本次事件的间接原因。
该事件暴露出不符合项如下：
1）、维修部汽机分部员工对公司安全生产管理规定学习不到位和执行力度不够。
2）、发电机定子冷却水箱自动补水装置未完善，不能自动补水。【防范措施】
1、维修部组织全体员工对公司安全生产管理制度和专业规程进行学习、考试，安监部监考。
2、完善发电机定子冷却水箱自动补水装置，待#2机168过后检查其他水、油、气、汽系统的自动调节装置，排查治理隐患。
十一一次风机动叶执行机构卡件故障，引起#2机组停运
【概述】201*年12月11日,#2机168试运第7天，负荷610MW，各主要运行参数正常。其中2A、2B一次风机电流分别为：86A、87.4A，动叶开度分别为：25%、21.96%，一次风总风压：8.8KPa，6套制粉系统运行，一次风自动投入，机组联锁、保护投入运行，工况正常。
【事件经过】
201*年12月11日05时33分19秒，2B一次风机电流猛增由87.4A→109A，总风压突增由8.8KPa→10.1KPa，2A、2B一次风机调节指令自动下降，自动降低动叶开度：2A一次风机动叶开度减小由25%→18%，电流下降由85A→65A，2B一次风机动叶开度、电流未发生变化。此时，2A一次风机发出喘振报警，总风压迅速下降由10.1KPa→7.0KPa。2A、2B一次风机接到自动开大动叶指令：2A一次风机动叶迅速开大由18.9%→37%，但2B一次风机动叶反馈未动，由于指令与反馈偏差大，2B一次风机自动调节自行切除。
05时34分05秒，一次风总风压升高由7KPa→13KPa，2B一次风机电流急剧上升由109A→323A，过流保护动作跳闸。2B一次风机跳闸后，因2A、2B一次风机出口风道联通，一次风总风压急剧降低到2.3KPa，因无足够一次风输送煤粉，致使炉膛燃料急剧减少，燃烧迅速恶化。
05时34分17秒，#2炉炉膛负压达-1960Pa，炉膛压力低二值触发#2炉MFT保护动作，灭火停炉并联跳汽机，发变组解列。
6时11分，汇报调度同意后，恢复#2机组并网运行。【原因分析】
#2锅炉2B一次风机执行机构卡件存在故障（具体原因待厂家进一步分析）导致一次风压异常，引起#2锅炉MFT保护动作，联跳汽机，发变组保护动作解列。
【防范措施】
1、卡件更换前，退出2B一次风自动，改为手动调节。2、有条件时停运2B一次风机，更换执行机构卡件。
3、XX火电建设公司负责找出2B一次风机执行机构卡件故障具体原因，
处理好后交调试、运行验收合格。
4、按照机组《调试管理程序》，对相关责任单位、责任人进行处罚。
十二运行人员巡检不到位导致1#机B小机跑油
【概述】201*年12月17日,#1机油箱油位90cm，#1机B小机主泵驱动端轴承进油软管被拆除移至2#机用。值长出差，主值临时代任值长。
【事件经过】
08:12集控主值杨XX接到发电部汽机主管工作安排：#1炉过热器补充保护液。要求用凝输泵向除氧器上水，用汽前泵向#1锅炉上水。(当日值长出差)
08:15杨XX查询#1机未结工作票中无1B小机未结票，查询“#2机拆借设备清单”中无1B小机拆借设备记录。安排副值赵X等人进行上水前检查操作，具备投条件后启动凝输泵、汽前泵#1锅炉上水。08:45凝输泵系统检查启动正常。
09:00赵X安排巡检常X检查1B小机油系统，潘X、杨XX测量1B小机油系统油泵电机绝缘，合格后送电。
09:20常X检查1B小机油系统具备启动条件。
09:21赵X接到就地巡检常X汇报：1B小机油泵具备启动条件，并在0米事故按钮处候命。赵X在接到“1B小机油泵具备启动条件”后启动1B小机A油泵。
09:23常X在0米检查系统正常，到13.7米检查发现B小机处喷油，对讲机紧急通知赵X停运1B小机A油泵。停运后检查发现#1机B小机主泵驱动端轴承进油软管被拆除（11.29日施工单位拆借到#2机，值班记录中有记录）。09：30报告部门王XX、何XX。紧急组织班内人员进行现场油渍清理。（13.7和6.9米）油箱油位下降100MM，损失润滑油约300KG,通过努力回收润滑油170KG。
14：30清理完毕，联系XX火电建设单位安装#1机B小机主泵驱动端轴承进油软管。
18：30XX火电建设单位将#1机B小机主泵驱动端轴承进油软管装复，就地启动#1机B小机主油泵和顶轴油泵正常。
事后统计，损失润滑油约300KG,其中约130KG不可回收。该事件暴露出不符合项如下：
1）、设备巡回检查制度执行不严，巡检员就地启动前思想松懈，检查系统不到位，是本次事件发生的直接原因。
2）、值班员安全意识不强，业务技能不高，对现场异动设备不熟，是本次事件发生的重要原因。
3）、设备异动管理不完善，设备异动记录不全，当班人员对设备异动情况不熟悉，是本次事件发生的主要原因。
4）、1B小机被拆软管无设备异动标示、警示牌或采取其它临时安全措施，如设临时堵头等。
【防范措施】
1、发电部组织召开事件分析会，按照“四不放过”原则进行分析。加强部门员工的专业培训和两票三制的学习，于本月组织考试检验学习效果，并逐步开始使用巡检机来监督检查巡回检查质量。
2、发电部完善设备异动管理，从记录和现场入手，要做到记录全面而详细，逐值交接清楚；现场对设备异动地方要设立警示和标示，确保运行人员在现场很直观的知道设备异动情况
3、发电部对#1机和#2机拆借设备进行全面清理，清理完后对值长进行交底，并逐值交接。
4、MIS系统可增设专门栏目，对可能影响设备安全运行和操作的重要事项进行实时提醒。如：接地刀、接地线、介质泄漏、设备拆卸等，直到隐患消除后提醒自动解除。
十三#1机组汽包水位高MFT停机
【概述】201*年2月16日，#1机组负荷405MW，汽机功率回路投入，
汽包水位自动投入，一、二级减温水自动投入。1A/1C/1E/1F四台磨煤机运行，1A1/1A2/1C2/1E1/1E2/1F1/1F2共七台给煤机运行，D磨检修，B磨备用，1A/1B小机运行，电泵正常备用；#2机组备用。
【事件经过】
18：20至18：571A/1C/1E/1F磨煤机运行，其中A1/C1/F1/F2给煤机频繁断煤，就地人员不间断指挥敲煤，给煤量断断续续，汽包水位、主汽温度波动较大。
18：28因主汽压力下降较快，值长余X令降负荷至350MW,同时向网调汇报，令投入油枪运行。副值谭XX投入1E2/1E5/1A1/1A4共四只油枪。18：28：49一级减温设定温度455℃，经自动调整一减后温度仍达475℃，汽温控制偏差20℃，减温水自动调节自动解除。
18：30：25水位自动设定值0mm，汽包水位在2min内迅速由-47mm上升至52mm，且上升速度较快。
18：32：48副值王XX解除给水自动，手动调整两台汽泵转速控制汽包水位。
18：32-18：50运行人员手动调节汽包水位和减温水。由于给煤机下煤一直不稳定，水位、汽温波动加剧。
18：50：52主汽温度507℃，并迅速上升，主值王X逐步开启一、二级减温水调门。
18：52：00汽包水位-50mm。为配合汽温调整，增加减温水差压，副值王XX增加汽泵转速（1A汽泵由3786rpm上升至3913rpm，1B汽泵由3785rpm上升至3891rpm）。
18：53：29主值王X将一、二级减温水调门全开，此时主汽温度544℃，并继续上升。
18：53：50为降低主汽温度，副值王XX将1B小机转速由3891rpm迅速提升至4262rpm，汽包水位开始上升。
18：54：48主汽温度达551℃，并已稳定，主值王X逐渐减小一、二减减温水流量，主汽温度开始下降。至18：56：33一减由100%降至35%，二
减由100%降至50%。副值王XX逐步降低1A、1B小机转速和关小给水旁路调节门，至18：56：331A小机转速由4012rpm降至3880rpm，1B小机转速由4262rpm降至4030rpm，给水旁路调节门由30%降至0%。
18：55：41汽包水位达+130mm，高二值保护动作联开事故放水门。18：56：33汽包水位达+280mm，高三值保护动作，锅炉灭火，汽机跳闸，发电机解列。
19：15锅炉吹扫完成。校对差压水位计，检查保护回路及保护定值。19：53#1机经5011开关同期合闸并网。【原因分析】
1、运行人员对w锅炉、直吹式制粉系统汽温、水位手动调整缺乏经验是本次跳机的主要原因。为防止主汽温度超温，副值王XX操作过猛，将1B小机转速由3891rpm迅速提升至4262rpm。而在主汽温度回落时，当主值王X将一、二级减温水调节门开度迅速降低后，副值王XX没有快速降低A、B小机转速和关小主给水调整门，导致汽包水位快速上涨，最终达到汽包水位高三值，造成锅炉MFT。
2、原煤斗堵煤严重是本次跳机的次要原因。由于给煤机下煤不稳定，对直吹式制粉系统的燃烧影响大，造成汽温、水位波动大，减温水自动调节自动解除，运行人员解除给水自动。当汽温、水位由运行人员手动调节时，调整难度更大，更加剧了汽温、水位的波动。该事件暴露出不符合项如下：
1）、运行人员对w锅炉、直吹式制粉系统的汽温、水位调整缺乏经验。2）、值长、主值对突发性事件缺乏经验，组织调整不力。3）、原煤斗存在设计问题，堵煤严重。4）、辅助工捅煤、敲煤不得力。【防范措施】
1、制定锅炉水位、汽温、汽压调整技术措施，摸索各种扰动工况下的预控措施和应急措施，组织全体运行人员学习落实。
2、加大现场培训力度，邀请XX中试所锅炉专家现场指导、讲课，使运行人员尽快熟悉机组特性，提高操作水平。
3、加强对值长、主值处理突发性事件的培训。4、立项改造原煤斗，减少堵煤现象。
5、加强对敲煤辅助工的管理，提高其工作积极性和主动性。6、优化自动控制系统调节品质，特别是提高自动系统抗干扰能力。
十四#1机组恢复过程中汽包水位高MFT停机
【概述】201*年2月16日，#1机组18：57汽包水位高三值MFT跳机后，恢复目标负荷400MW过程中。汽机功率回路投入，汽包水位手动控制，汽包压力8.2MPa，1A汽泵转速3132rpm,旋转备用;1B汽泵转速4116rpm，电泵运行转速3613rpm,给水流量649T/h，蒸汽流量560T/h。1A/1C两台磨煤机运行，共十只油枪投入；#2机组备用。
【事件经过】
至20:13:00分，负荷156MW,主汽压14.57MPa,蒸汽流量490T/h,给水621T/h,水位-196mm,给水调门50%,1B小机转速4116rpm,电泵转速5748rpm。20:13:48#1电泵突然跳闸,首出入口压力低,给水流量由653T/h突降到301T/h,值长余X令紧急降负荷至12OMW,并增加1B汽泵转速至4533rpm,给水流量。
20:17:01经检查#1电泵无异常,令启动电泵运行,增加给水,水位最低到-219mm开始恢复,因主汽压力过高,值长余X令加负荷至180MW。
20:29:28负荷180MW,主汽压力9.58MPa,蒸汽流量560T/h,给水786T/h,水位19.8mm,汽泵转速4142rpm,电泵3613rpm,给水调门开度50%。20:29-20:31:50各参数基本未变化,汽包水位在0-40mm之间波动。20:30因原水位调节人员参与第一次机组解列事故分析,值长余X接替水位盘进行手动水位控制。
20:30:40因高过出口温度上升速度较快,主值王X开大二级减温水调门开度,至20:33:59二减调门全开,主汽温度由520℃开始下降。
20:31:50汽包水位突升至85mm,余X将给水调门由50%降至38%,给水流量降至543.8T/h,水位稳定在+100mm。
20:34:58水位缓慢上升至+180mm,给水调门已关至32%,给水流量下降至418T/h,汽包水位迅速下降,因此时给水流量过小,为防止汽包水位下降过多,余X增加调门开度至41%,给水由418T/h上升至649T/h,水位稳定在+133mm。20:35:38主值王X将二减调门开度100%减小至50%.。
20:35:41水位急剧上升,余X将给水调门由41%迅速关小至13%,同时全开1B小机再循环门,给水流量由649T/h迅速降低到0T/h。
20:36:35汽包水位达+300mm，高三值保护动作，锅炉灭火，汽机跳闸，发电机解列。
20：53经调度同意，#1机恢复并网运行。【原因分析】
1、机组低负荷运行，汽包水位保持过高+133mm，在收减温水时，操作幅度大，给水未能及时减小，造成汽包水位高三值MFT动作停机。运行人员操作不当，汽温、水位操盘人员相互沟通配合不到位是造成本次跳机的主要原因。
2、原水位调节人员提前离岗参加第一次水位高停机分析会，换人调节水位是造成本次停机的次要原因。该事件暴露出不符合项如下：
1)、技术水平不足，对水位调整未能掌握合适的提前量，对机组重要参数的预见及预控工作不到位；
2)、操作员盘面沟通不足，在汽温、水位调节过程中，不能及时有效的互相沟通，存在一定独立操作现象；
3)、管理上存在指挥调度不当，在机组事故恢复期间，机组工况未稳定的情况下，事故分析应在处理完毕后或班后进行。【防范措施】
1、严格按照“四不放过”原则进行处理，明确事件责任人，落实安全生产责任制。
2、组织全体员工认真学习本次事件通报，进行一次全员安全教育。特别是运行岗位人员，要从中吸取深刻教训，总结经验。
3、发电部针对性制定锅炉水位、汽温、汽压调整技术措施，摸索各种
扰动工况下的预控措施和应急措施，生技部审核后全体运行人员学习落实，防止类似事件发生。
4、加强运行规程学习，3月份组织一次系统图、规程考试，规定值长、生产部门负责人必须参加。
5、要求各部门对各类安全事件不得无故瞒报、迟报，重要事件要及时向电厂主管领导汇报。
十五#1锅炉高温再热器泄漏
【概述】201*年2月20日，#1机组负荷401MW，主汽压力13.49MPA，主汽温537℃，再热温520℃，炉膛负压-50，左侧烟道空预器进口含氧量4.11，A引电流214A，B引电流214A，1A/1C/1E/1F四台磨煤机运行，1A/1B小机运行，电泵正常备用。
【事件经过】2月19日15：03运行就地检查#1炉左侧折焰角有异声，经现场检查确认过热器或再热器存在轻微泄漏，要求运行值班员降低主汽压力至13MPa运行。
2月20日12：15#1锅炉泄漏量增大，汽包水位、炉膛负压难以维持。13：00向网调申请同意后，#1机组与系统解列停运。
停炉冷却后检查发现，#1炉高温再热器从炉左数第46屏下弯头U形段发生爆管，吹损附近第42、43、44、45、47屏高温再热器，吹爆折焰角水冷壁管1根，吹损水冷壁管7根。（共计49根高温再热器管、8根水冷壁管需要更换）
图1高温再热器左数46屏爆管现场图2水冷壁爆管现场
【原因分析】
1、经XX电力试验研究所现场取管样在试验室进行力学试验、元素、硬度和金相分析发现：
1）高温再热器炉左数第46屏前数第12根管（T91管材）有裂纹；2）高温再热器所用T91管材光谱分析P、Nb元素含量不符合要求，TP304管材存在晶间析出现象。2、现场调查情况如下：
1）再热器入口打开堵板门检查，无堵塞异物。
2）烟气侧查运行记录，无超温现象。管外壁检查该爆管区域无膨胀现象。
3）该处无安装焊口，不是焊口质量导致爆管。
综上所述，确认此次爆管为T91管子材质存在裂纹类缺陷所致。该事件暴露出不符合项如下：
1）、#1炉高温再热器从炉左数第46屏下弯头U形段发生爆管，吹损附近第42、43、44、45、47屏高温再热器，吹爆折焰角水冷壁管1根，吹损水冷壁管7根。
2）、XX锅炉厂提供的高温再热器T91管材有裂纹且光谱分析P、Nb元素不符合要求，TP304H材质有晶间析出的质量隐患。
【防范措施】
1、联系XX锅炉厂配制好高温再热器管屏，更换受损管段，对焊口进行100%射线无损探伤。
2、联系XX锅炉厂及锅炉监造单位，追溯了解#1、2锅炉使用的T91、TP304H管材材质书、来源地和制造相关资料。
3、对#2炉高温再热器管材抽样进行金相分析，防止类似事件发生。4、联系XX锅炉厂派专业技术人员到黔东电厂对高再管屏进行专项检验评估，确定进一步处理方案。
十六#1机组水冷壁及高再泄漏停机后汽包壁温差大
【概述】201*年2月20日,#1机组负荷405MW，汽机功率回路投入，汽包水位自动投入，汽包压力最高11.9MPa，1A/1C/1E/1F四台磨煤机运行，八台给煤机运行，D磨检修，B磨备用。
【事件经过】
12：15锅炉泄漏量明显增大，主汽压力急剧下降，炉膛持续冒正压，给水流量不正常的大于主汽流量300t/h以上；运行人员及时降低锅炉燃烧、减负荷。
13：00机组打闸停机，随后主汽压力急剧下降，由11.9MPa在30分钟内降至3.7MPa并继续下降；锅炉停运后，用电泵维持200t/h左右的给水流量向汽包上水，但至13：30分水位无上涨趋势。
13：32加大给水流量至300t/h以上，将汽包水位上至最高水位，但由于除氧器水位较低，不能维持汽包水位，汽包水位随之下降，此时汽包最大壁温差已上涨至60℃。
14：20至15：40期间，根据除氧器水位情况，又间断给汽包上了两次高水位，最终因氧器水温太低停止上水。在汽包三次上至高水位后，汽包最大壁温差均有不同程度的减缓与回落，至第三次上水后，汽包壁温差达最高134℃。
15：45经生产部门研究决定，对锅炉进行快速放水，放水过程中，汽包壁温差在回落过程中有少量回升后缓慢持续下降。
【原因分析】
1、水冷壁拉稀管爆破后，锅炉汽压下降速度过快，停炉前，汽包压力为11.9MPa(对应饱和温度325℃)，停炉30分钟后，汽包压力快速下降到接3.7MPa并持续下降。在汽包压力下降过程中，饱和温度相应下降。汽包下壁和上壁的冷却条件差异增大，上壁仅靠导热给饱和蒸汽散热，壁温下降缓慢；下壁在汽包余水的冷却下，以对流换热的方式传热。壁温随饱和温度的下降快速下降，这是造成汽包上下壁温差大的根本原因。
2、为维持汽包高水位，需以300t／h的给水流量向锅炉上水，而除氧器
加热因锅炉主汽压力下降过快无法投用，造成给水温度下降过快，第三次上水水温只有92℃，此时上水增加了汽包内外壁温差。
3、为排出炉内蒸汽，需开启一侧风烟档板对炉膛进行自然通风，加剧了炉水温度的下降，相应增强了汽包下壁的冷却条件。也在一定程度上增大了汽包壁温差。
4、停炉前在低负荷或汽机打闸后维持燃烧的时间太短，停炉时的压力太高一定程度上加大了汽包上下壁温差。
该事件暴露出不符合项如下：
1)在除氧器加热因锅炉主汽压力下降过快无法投用，造成给水温度下降过快，水温只有92℃时还进行第三次上水，增加了汽包内外壁温差。
2)为排出炉内蒸汽，打开了炉膛部分看火孔且未及时关闭，加剧了炉水温度的下降，相应增强了汽包下壁的冷却条件。也在一定程度上增大了汽包壁温差。
3)停炉前未在低负荷或汽机打闸后维持一段时间燃烧，造成停炉时锅炉汽包压力与壁温较高，一定程度上加大了汽包上下壁温差。
【防范措施】
1、在锅炉汽水系统有泄漏等异常时，当班值长及主值应系统考虑，作好防止故障扩大的事故预想。
2、机组在停运前或减到最低负荷后若能维持汽包水位，则让锅炉继续运行一段时间，待汽包压力和壁温尽量降低后再停炉。
3、水冷壁泄漏停炉后，锅炉首次上水要注意判断能否维持汽包水位，不能维持水位则不能上水。在除氧器加热跟不上，水温下降过快，除氧器水温与汽包壁平均壁温差大于100℃后，严禁向锅炉上水。
4、若泄漏量大，炉膛正压较大，可保持炉膛进风的各风门关闭，仅打开烟道的排烟通道，让水蒸汽自然排出，注意控制好炉膛负压。
5、发电部组织讨论分析，制定该类异常工况下的技术措施及反事故措施，并对规程中未明确规定的该类事故处理细则进行修编。
十七二号斗轮机斗轮驱动装置翻转损坏事件
【概述】201*年3月24日,二号斗轮机取料运行中，燃运二班斗轮机司机吴XX对二号斗轮机进行运行中交接班检查，未发现异常情况，接班后继续操作斗轮机运行，进行取料工作，斗轮电流90～105A（电机约额定电流208A）,取料量700～800吨/小时（额定出力1600吨/小时），输煤系统运行正常。
【事件经过】
201*年03月24日16时29分，斗轮机司机吴XX见运行中的二号斗轮机斗轮驱动电机和减速机及底座突然发生180度翻转掉落，立即停止斗轮机运行，随后将各操作杆恢复到零位，切断动力和控制电源。16时30分，汇报程控和班长。
事件发生后对斗轮驱动装置进行损坏情况检查，发现#2斗轮驱动电机、斗轮头减速机底座拉杆支撑座脱焊撕裂变形，电机和减速机及底座发生180度翻转，斗轮驱动装置平台变形严重，减速机润滑油泵油管断裂，动力电缆损坏，集中润滑油泵损坏严重，斗轮驱动装置电动干油站损坏，电机保护罩严重变形。
斗轮驱动装置平台变形严重
支撑座脱焊撕裂、斗轮驱动装置平台变形严重
动力电缆损坏电机和减速机及底座发生180度翻转
【原因分析】
二号斗轮机斗轮驱动电机、减速机底座与悬臂架支撑连接焊接不牢固，钢板焊接工艺差（仅进行了单面焊接），且无加强筋加固，运行中未能克服斗轮驱动装置反作用力，造成焊接处断开，驱动装置反作用力迅速致使斗轮驱动电机、减速机底座翻转掉落造成设备损坏。
单面焊接的驱动电机、减速机底座拉杆与悬臂架焊接不良
单面焊接的驱动电机、减速机底座拉杆断口
该事件暴露出不符合项如下：
1）、斗轮机驱动电机无过载、过流保护，造成电机过载或过流后不能自动停机。
2）、斗轮机斗轮减速装置支撑连接处钢板仅进行了单面焊接，且无加强筋加固，支撑构件强度不够。
3）、斗轮机设备属大型转动机械，运行人员、检修维护人员对结构件焊接部分日常检查不到位，未能提前发现该隐患。
4）、2#斗轮机投产不久，新设备暴露出电机无保护和安装单位施工质量问题，XX部专工对安装质量管理不到位。
【防范措施】
1、生技部、维修部（XX奇重）对一号、二号斗轮结构件焊缝进行全面排查，对输煤系统转动设备的驱动装置机架受力部位焊接情况进行全面检查，核对设计图纸、焊接标准，对强度不够位置进行补焊或加装加强筋。
2、生技部、维修部专业人员对电机过载、过流保护重新进行设计、安装。
3、对全厂大型转动设备的驱动装置钢结构焊接情况进行全面检查，以防类似事件发生。
4、发电部、维修部加强运行和备用设备巡视检查力度，现阶段降低斗轮机运行负荷至700吨/小时以下，做好运煤中断相关事故预想。
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