坑口电厂生产案例汇编.docx
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坑口电厂生产案例汇编.docx
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坑口电厂生产案例汇编
坑口电厂
生产案例汇编
目录
安全运行1
非计划停机事故及原因统计1
经济运行24
安全运行
非计划停机事故及原因统计
关键字
防发电机跳闸停运(发电机跳闸、发变组跳闸;发电机突然跳闸、发变组突然跳闸),
停运(停运、被迫停运、打闸;被迫压火、压火)
防厂用电中断
人员原因:
误操作;加强巡检,特别是快切、备自投等自动装置
设备原因:
保护误动
停机事故的原因分析,停机原因,事故的原因
时间
原因
备注
2005年12月23日
12月23日3:
37时,1#低压厂变跳闸,0#低压厂变未联动成功,380V厂用电中断,锅炉灭火保护动作,强送0#低压厂变未成功,查1#低压厂变为过流保护动作,强送1#低压厂变成功,380V电源恢复。
电气车间
厂用电中断
2005年6月3日
6月3日17时21分,因1#机减负荷使1#炉主汽压力上升至9.38Mpa,此时过热器安全门动作,炉膛燃烧恶化,灭火保护动作,1#炉停炉。
原因分析:
①1#炉过热器安全阀的脉冲阀内漏严重,造成过热器安全阀的脉冲阀比整定值低时启跳,一旦回座不及时就会引起主阀动作。
②过热器安全阀动作时,锅炉震动较大,致使炉内过热器积灰被震落,大量积灰挡住火焰监视器探头,使灭火保护动作。
由于此次1#炉灭火非人为原因造成,对锅炉车间免于处罚。
2006年4月3日
4月3日10:
12时1#锅炉正在稳定运行,突然负压表摆动增大,灭火保护动作,
经安全环保科牵头组织分析如下原因:
其一,煤质差,粉位制不上来,再加上负荷低,燃烧很不稳定,火焰监视器上的火检显示除了#2、#7、#8接近满格外,其他均在0—3格之间,燃烧工况处于灭火的边缘;其二,由于灭火前两个班投油助燃,大量的油烟粘积在水冷壁和过热器上,大量粘会突然下落遮住火检,造成灭火保护动作。
2006年4月12日
4月12日22:
10时#2机组因落煤管严重堵煤造成炉床温度维持不住而被迫停运,运行管理科、锅炉车间和燃运车间经过认真地分析总结,从中吸取了教训,认真组织,科学调度,确保了我厂#2机组的连续稳定运行。
2006年7月1日
7月1日21点06分,因电力系统发生故障,我厂两台机组被迫停运,其中2#机组在停运后转入临检,在临检中,消除了2#炉一次风机振动大、两台冷渣器上部渣管漏渣等影响机组安全运行的缺陷。
7月1日21点06分,1#发电机有功49MW,2#发电机有功50MW,此时1#发电机有功在40-60MW间摆动,周波下降到49.12Hz,其他各表计均有相应摆动,2#机在44~60MW间摆动,21点09分,主厂房照明熄灭,1#机炉控制室只有转速表有指示,其余均无指示,1#机打闸停机,2#机跳闸,我厂全部失电,110KV失压。
21点25分厂用电恢复,1#炉仍有可见水位,恢复上水,22点55分,1#机组并网运行;2#机组因2#炉严重缺水而无法重新启动,转入临检。
原因分析:
由于河南电网1条500KV线路故障,引发系统振荡,21点06分,我厂两台机组负荷开始大幅摆动,周波下降,此时计山变电站与电网解列,计山侧负荷拖垮我厂,造成110KV线路电压下降,主厂房照明熄灭,机炉控制室表计无指示,1#机打闸停机,2#机自动主汽门关闭,停机,全厂失电。
21点26分,厂用电恢复后,因1#炉运行人员在事故前夕及时采取退水位保护,采用高水位运行措施,从而保证了在厂用电恢复后,1#炉有可见水位,使1#炉能顺利上水,1#机组顺利启动并网,在此对1#炉当班人员奖励300元。
2#炉因为是循环流化床锅炉,炉内突然压火,蓄热量大,无法及时补水而干锅,厂用电恢复后无法再次启动。
2006年12月10日7:
08
12月10日7:
08时由于甲侧吸风机轴承着火,锅炉值班员手按事故按钮跳甲侧吸风机,同时锅炉灭火保护动作,锅炉点火后因已侧吸风机出力低,炉膛负压维持不住,机组最高只能带到5MW,7:
45时机组被迫停运。
甲侧吸风机轴承处理完毕后18:
25时机组并网。
造成本次非计划停机的原因有以下两点:
1、甲侧吸风机轴结构不合理造成应力集中,再加上在运行过程中由于负荷变动造成交变应力是导致吸风机轴断裂着火的主要原因;
2、隐患排查制度执行不到位,未能及时发现已侧吸风机存在的缺陷,导致甲侧吸风机停运后机组出力上不去,迫使机组停运。
2007年元月3日2点20分
一、事故经过
元月3日2点20分,2#炉3#、4#落煤管严重堵煤,使锅炉参数降低,发电机组被迫降负荷运行,5点37分汽轮机胀差越限保护动作造成2#机组解列停机。
二、原因分析
分析这次停机原因有两点:
第一,燃运车间没有认真组织上煤,直接将新进煤场的中煤从车皮上抓到皮带上,由于中煤太湿,造成2#炉3#、4#落煤管堵死,汽温、汽压下降,发电机组的负荷也随之大幅度下降,最终汽轮机负胀差保护越限(-1.5mm)动作,导致2#机组跳闸停机。
第二,我厂2#汽轮机在正常运行时负胀差为-0.9mm,而2#机胀差保护范围为(-1.5mm~4mm),正常运行时负胀差与保护动作值离得太近,在异常运行机组降负荷的情况下,很容易出现负胀差保护越限动作。
2007年2月4日14点
一、事故经过:
2007年2月4日14:
00电气车间热工班检查2#机组循环水泵通讯光缆将工作票“R07-02-04检修#2机循环水泵通讯光缆开路”经值长签发后递交汽机运行班长盛新法。
当时负荷:
54MW,主蒸汽温度:
533℃,主蒸汽压力:
9.14MPa,真空:
94.5KPa,排汽温度:
36℃,胀差:
-0.78mm。
票中措施:
①#2机#3、4循环水泵电机转换到就地控制②#2机#3、4循环水泵出、入口门由远程控制转到就地控制③电气车间派人留守6kv配电室。
第一条安全措施—#2机#3、4循环水泵电机转换到就地控制执行完后14:
15左右,班长电话通知执行工作票第二条安全措施—将#4循环水泵出口门切换为就地控制。
14:
23时循环水值班员检查#4循环水泵运行正常,进行就地切换,在切换到就地时,#4循环水泵出口门突然关闭,手按开阀按钮无反应,值班员发现出口门控制盘电源灯不亮,立即到控制室将出口门控制电源送电,并拨打电话291通知电气在6kv配电室就地启动#3循环水泵,启动瞬间气轮机胀差保护动作造成2#机组跳闸停机。
在恢复过程中出现了甲侧吸风机变频不能及时恢复、值班员找不到袋式除尘器电脑操作画面、给煤机给不能及时上煤等现象,延误了启动时机,致使机组到晚上21点才并网发电。
二、原因分析:
经分析造成本次事故的主要原因有三点:
汽机运行人员在接“R07-02-04检修#2机循环水泵通讯光缆开路”这张工作票后对该票的安全措施没有认真把关,不知道#3、4循环水泵出、入口门由远程控制转到就地控制时经过中间的总停位置时整个控制盘会停电造成循环水中断,所以没有对该票补充安全措施,结果在做安全措施的过程中造成循环水中断,使后汽缸温度升高,负胀差也随之上升,最终导致负胀差越限而跳机。
电气车间对这项工作不重视,没有认真落实当天生产调度会上领导对这项工作提出的具体要求,更没有对这项工作制定出详细的保安措施。
当班值长郭光耀对工作票没有认真把关,签票后没有认真组织协调。
电气车间
2007年6月17日
6月17日21点17分,1#发电机在运行中突然出现发变组差动保护动作,1#发变组跳闸停运。
经现场检查发现I61小车开关底盘上有一动物尸体,I61开关相间有明显短路痕迹,A相真空瓷瓶炸裂,发电机出线至I61开关连接电缆A相绝缘为零,A相电缆多处破损。
本次停机事故是非人为原因,不对相关单位进行处罚。
电气车间
发电机跳闸
2007年8月30日15:
18分
8月30日15:
18分,1#机组有功负荷35MW,无功负荷20Mvvar,汽机车间将2#给水泵切换至1#给水泵运行(这属于正常的设备定期切换),切换时,引起厂用电系统电压、电流波动,锅炉随之灭火。
经组织分析原因有两点:
1、当时燃烧颗粒煤泥,断煤频繁,燃烧不稳定,加上切换给水泵引起的扰动,造成锅炉灭火;2、锅炉值班人员责任心不强,对给水泵切换没有引起高度重视,以至于在给水泵切换时没有采取得力措施,造成锅炉灭火。
经研究决定,对锅炉车间罚款600元。
停炉
2007年10月12日15点10分
10月12日15点10分,电气运行四班为工作票“DQ—07—10—11检查处理1#低压厂变低压侧刀闸过热”做措施,将1#低压厂变切换至0#低压厂变运行。
15点15分,0#低厂变低压侧开关跳闸,立即手动合上0#低厂变低压侧开关,恢复厂用电。
合上1#低厂变高低压侧开关,两台低厂变并列运行,就地检查发现备用分支零序过流保护动作。
此时1#锅炉灭火,锅炉运行人员按照灭火保护动作处理程序处理。
15点17分,1#机负荷降至1000KWh左右,厂用电恢复后#1机除转速表无显示外,(转速表无指示的原因为厂用电中断时表内备用电池容量不足,此时运行人员将转速表由1通道切换至9通道,转速表测量位置是1通道,所以厂用电恢复后,转速表仍无指示。
后热工人员将转速表由9通道切换至1通道,转速表指示恢复正常)其他表计恢复正常。
15点25分,汽机运行人员听到有异常声音(该声音是1#锅炉在恢复过程中的排汽声音),立即打闸停机,后检查1#机组运行状态正常,机组重新启动。
15点46分,1#发电机并网。
造成本次厂用电中断的原因为0#低厂变07年1月份大修时新装的开关柜内保护电流回路接线有错误,将380V备用分支零序过流继电器由N相误接至C相,C相正常工作电流为1200-1300A(二次侧:
3.0--3.25A)。
380V备用分支零序保护定值为3.1A,所以在0#厂变正常带厂用电工作时,很容易引起380V备用分支零序保护动作。
该开关柜在安装校验后经继电保护班做传动实验合格,试运时1#机组正处小修状态负荷很低,每月的定期切换实验按规定只做空负荷传动实验,所以问题一直没有暴露出来。
造成本次打闸停机的原因为汽机运行人员判断失误,误将1#锅炉在恢复过程中的排汽声音判断为汽轮机内发出的声音,在温度、压力、振动等各参数都正常的情况下单凭声音异常就打闸停机,造成事故扩大。
根据上面的原因分析,造成本次厂用电中断的原因为0#低厂变新装的开关柜内保护电流回路接线有错误,属设备安装时遗留问题,厂用电中断后电气运行人员能够果断处理,很快使厂用电恢复,没有造成事故扩大,因此对电气车间免予处罚;汽机运行人员由于判断失误将1#机打闸停机造成事故扩大,经研究决定对汽机车间罚款600元。
电气车间
厂用电中断
2007年10月25日
10月25日2#凝泵电机轴承抱死造成锅炉灭火的分析与处理
一、事故经过:
10月25日23时36分,#1机#2凝结水泵电机侧轴承抱死,造成1#低压厂变跳闸联动0#厂变投入运行,联动过程导致1#~6#给粉机跳闸,1#锅炉灭火保护动作,然后按灭火处理。
二、原因分析:
造成本次事故的直接原因为#2凝结水泵电机侧轴承抱死,导致1#、2#低压厂变联动,最终导致锅炉灭火保护动作。
2#凝泵电机轴承以前多次出现损坏,今年9月又送回南阳电机厂更换轴承,10月10日回装后投入备用,10月20日投入连续运行,10月25日抱死后经拆检发现轴承严重过热,轴承内缺油。
三、责任认定及处理:
经以上分析造成本次事故的直接原因为#2凝结水泵电机侧轴承抱死。
#2凝结水泵电机这次检修是南阳电机厂。
所以不对检修车间进行处罚。
但是汽机运行人员对#2凝结水泵电机轴承抱死没做记录,经研究决定对汽机车间罚款200元。
2007年10月26日
10月26日2#除尘泵电机接线盒烧毁导致锅炉灭火的原因分析及处理
一、事故经过:
10月26日10:
58,1#发电机有功40MW,无功22MVar,突然1#机组厂用电大幅摆动,锅炉灭火保护动作。
同时发现1#机组380V配电室有烟,经检查发现2#除尘水泵空气开关下口母线部分有烧毁现象;2#除尘水泵电机接线盒处冒烟,打开后B相接线鼻烧毁。
后询问锅炉检修人员当日上午检修2#除尘水泵盘根漏水,在没有停电的情况下挪动电机,后又恢复原状。
二、原因分析:
造成本次事故的原因为锅炉检修人员在检修2#除尘水泵盘根漏水时擅自挪动电机,造成2#除尘水泵电机接线盒内B相接线松动,试运启动时该松动压接处打火引起相间弧光短路,大电流通过2#除尘泵电源空气开关,在该开关母线通过大电流,产生相间高场强及大的电动力,且该压接母线螺栓处没有倒角,为直角,形成尖端放电,产生电弧,熔掉母线尖端部分,弧光短路,引起母线电压降低,给粉电源接触器失压释放,造成1#灭火。
三、责任认定:
经以上分析造成本次事故的原因为锅炉检修人员在检修2#除尘水泵盘根漏水时擅自挪动电机,经研究决定对检修车间罚款800元。
四、防范措施:
1、进一步加强安全教育培训,使我们的职工都能做到想安全、会安全、能安全。
2、加强隐患排查及整改工作,对设备及系统存在的隐患做到早发现、早处理。
3、技术检修科及电气车间应组织立项攻关,保证1#炉的六台给粉机在瞬时失电的情况下能够连续运行。
2008年2月17日
#2机凝汽器水质异常分析及处理
2008年2月17日八点班,#2机在未补水情况下凝汽器和除氧器水位缓慢升高,联系化水化验发现凝结水硬度严重超标。
经过从各方面因素查找,造成凝结水硬度严重超标的原因为2#射水抽汽器喷嘴进口处堵塞一块较大的水泥块,造成射水箱中工业水经空气管倒吸入凝汽器。
本次水质异常情况发生后,经汽机车间从2月17日上午到2月18日上午10点查找仍未找出原因,2#机组被迫停运。
汽机车间没有发现两台射水抽汽器运行时2#射水抽汽器的异常,至使机组停运,造成事故扩大。
(正常情况下,两台射水抽汽器是一运一备,这样运行就可很快查出原因,而汽机车间没有这样做)造成2#机组停机61个小时找漏,给我厂造成严重的经济损失。
本着“谁主管,谁负责”的原则,汽机车间对本次事故负主要责任。
经事故调查小组研究决定,本次事故定为二类障碍。
根据《关于延长2007年第二个百日安全生产无事故活动的通知》(平煤坑电[2007]86号文)和《安全生产奖惩规定》(平煤坑电[2007]2号文)对汽机车间罚款800元,对汽机车间主任王锦洋、汽机党支部书记王永彬各罚款200元;对汽机车间副主任李小鹏、技术主管王国帅和技术员张晓亚各罚款100元。
2008年4月19日
4月19日非计划停机的分析
1.事故前机组运行状态
负荷:
34MW,主蒸汽温度:
505℃,主蒸汽压力:
8.83MPa,真空:
99KPa,主蒸汽流量152t/h。
#4循环水泵,#1、2凝泵,#1射泵、#3给水泵运行,#4给水泵不备用。
2.事故经过
2008年4月19日13:
42分#2机#3给水泵跳闸,重启#3给水泵失败,马上打闸停机。
启动高压油泵、顶轴油泵,开启#2给水冷母联门,但电动打不开,厂用电中断后马上恢复,#4循环水泵跳闸。
锅炉值班员紧急通知锅炉水位低,退#3给水泵跳闸保护,启#3给水泵。
启动#3循环水泵,循环水值班员通知#4循环水泵倒转,停#3循环水泵,通知循环水值班员,就地关#4循环水泵出口门,13:
58启动#4循环水泵。
14:
13转速到零投盘车,14:
25手动开启#2给水冷母联门,投#3给水泵跳闸保护,#3给水泵跳闸。
14:
31开主蒸汽系统疏水。
3.原因分析:
3#给水泵跳闸(强合失败),4#给水泵不备用,无法保证锅炉水位而停机。
3#给水泵跳闸的原因是,经检查零米接线盒内有水,造成3#给水泵主油泵出口油温测点热电阻阻值增大,油温测点TE3313异常波动,引起给水泵保护动作跳闸。
进水原因:
跳闸前一天八米平台大量往下流水,晚上下雨由天窗漏水接线盒进水。
2008年4月19日13点42分,2#机组负荷:
34MW,主蒸汽温度:
505℃,主蒸汽压力:
8.83MPa,真空:
99KPa,主蒸汽流量152t/h。
3#给水泵运行,4#给水泵不备用。
此时3#给水泵跳闸,重启3#给水泵失败,马上将2#机打闸停机。
造成2#机打闸停机原因为:
3#给水泵跳闸(强合失败),4#给水泵不备用,无法保证锅炉水位而停机。
造成3#给水泵跳闸的原因为事故前下雨时由天窗漏雨流到3#给水泵接线盒内造成3#给水泵主油泵出口油温测点热电阻阻值增大,导致油温测点TE3313异常波动,进而引起给水泵保护动作跳闸。
2008年5月2日
5月2号1#炉灭火事故经过
5月2号15点07分,负荷45MW,炉膛燃烧不好。
甲侧吸风机频率摆动,炉负压冒正,甲吸变频跳,电流到零,未自动切至工频,火焰消失,灭火保护动作。
但根据电气车间提供的甲侧引风机变频器切换的时间、灭火保护动作时间和甲侧排粉机保护装置动作时间分析,锅炉灭火时间比甲侧引风机变频器故障切换的时间早,由于锅炉灭火装置不完善,无法认定灭火原因,所以本次灭火保护动作原因有待进一步分析。
吸取的教训:
甲、乙吸风机变频器多次故障,要求技检科督促厂家来厂处理,保证变频器安全运行。
锅炉灭火保护装置无法打印数据,需进一步完善。
2008年5月8日
2008年5月8日2#发电机跳闸经过及分析
5月8日7点12分电气运行人员接值长令,恢复110KV西母并列运行,停止II谢电线运行,此时2#发电机有功45MW,无功25MVar。
当操作到电110开关同期合闸时,突然2#发电机跳闸,快切装置成功联动,高备变自动投入带6KVII段负荷运行。
原因分析:
经过5月9日在主控室对照后台历史数据记录以及测控装置历史操作记录仔细分析得出,后台计算机硬盘有问题,启动计算机时特别慢,机器运行速度也慢,操作人员在点击系统监视画面进行开关操作时,系统响应慢并且对话框弹出速度不够快(有停顿现象),当操作人员多次点击鼠标时会导致点击鼠标时的命令不正确(操作OBJ有误),从而导致系统向“电112”开关发出了跳闸指令。
由于本次事故为设备原因,所以不对相关单位进行追究。
要求技检科对是否更换新的计算机,尤其是更换质量好的硬盘提出方案,防止类似事故发生。
如有可能最好对后台操作系统以及相应的通讯设备进行升级。
电气车间发电机跳闸
2008年5月9日
2008年5月9日2#发电机跳闸事故经过及原因分析
5月9日14点26分,当时2#发电机有功34MW,无功22Mvar,突然警铃响,监控电脑显示4#给水泵启动,过负荷保护动作,6KVII段电压互感器零序过压保护动作,2#电抗器差动保护动作,2#发变组差动保护动作,2#发电机跳闸,电112、II62、灭磁开关自动跳开,快切装置动作,自动投入厂1#高备变带6KVII段负荷。
就地检查II61开关短路起火,其他无明显故障点。
原因分析:
经事后检查
开关柜定位机构不准,运行人员观察开关已送到位,但开关柜定位机构不准,实际可能没有完全送到位,而从外观检查又检查不出来,导致开关触头接触不好而发热;
4#给水泵多次频繁启动,启动时的大电流产生较大电磁力矩,引起II61开关断路器因锁死机构有少量活动余量,动静触头脱离了一部分,开关触头接触不好而发热。
4#给水泵启动时的大电流,引起II61开关发热处更加恶化,II61开关动静触头产生拉弧,2#电抗器差动保护及2#发变组差动保护动作,2#发电机跳闸。
由于本次事故为设备原因,所以不对相关单位进行追究。
在本次事故抢险中,电气运行人员石盛涛措施得力,及时将故障点隔离,采取果断措施进行灭火,防止了事故进一步扩大,经研究对石盛涛奖励200元。
电气车间发电机跳闸
2008年5月28日
高厂变高压侧B相瓷瓶冒烟处理经过及原因分析:
5月28日5点58分,电气运行二班邢院伟在班中巡检中发现1#发电机厂用分支高厂变高压侧B相冒烟,立即汇报值长及车间值班领导,经观察冒烟有增大趋势,经厂值班领导同意后将2#发电机停运处理,
故障点隔离后发现造成高厂变高压侧B相冒烟的原因为该相接线柱瓷瓶密封套故障发热造成瓷瓶内绝缘油冒烟,将密封套更换后启动2#发电机,系统恢复正常。
由于电气运行人员邢院伟巡检认真及时发现隐患,防止了事故的扩大,经研究对该同志奖励200元。
2008年6月3日
6月3日9点40分#1机负荷:
47MW;主汽压力:
8.82Mpa;主汽温度:
533℃;真空:
94.4Kpa。
热工人员检查#1机转速表,,1#机司机在监盘中发现主机超速10%信号发,检查转速表转速正常,机组带负荷正常,汇报值长。
10点14分值长通知热工投超速保护,复位保护信号,10点15分控制室内照明熄灭,事故照明亮,判断为厂用电中断,按2#机厂用分支不能正常运行的事故措施处理。
厂用电恢复后,1#机DCS电脑启动后显示2#给水泵运行,1#给水泵停运,1#、2#给水泵辅助油泵停运。
值班员启动1#给水泵辅助油泵。
四点班运行人员手动盘1#给水泵盘不动。
6月4日通知检修人员检查轴瓦,给水泵轴瓦稍有磨损,电机轴瓦烧毁。
原因分析:
厂用电中断原因为1#机组因热工保护动作跳闸造成厂用电中断。
1#给水泵电机轴瓦烧毁原因待分析,厂用电恢复后,#1给水泵辅助未联动原因待查,2#给水泵联动原因待查。
防范措施:
运行人员加强对参数的监视,按参数变化及时调整。
在2#机厂用电分支不能正常运行的情况下事故处理严格按照厂制定的事故处理措施执行。
1#机控制盘及转机操作电源需加装备用电源,1#机DCS电脑需加装备用电源。
2008年8月1日20点14分
一、事故经过:
8月1日凌晨1点45分,1#发电机组因1#锅炉受热面爆管而停运。
8月1日6点00分电气运行人员发现2#发电机出口电112开关东刀闸B相触头接触不良。
经厂部研究决定:
2#锅炉带1#发电机组运行;停2#发电机组,处理电112开关东刀闸;17点30分,1#发电机组并网,2#发电机组负荷转移到1#发电机组接带(负荷为30MW),2#发电机组停机;同日11点00分,电气车间技术员屈无限签发处理2#机电112开关东刀闸一类工作票一份;17点41分,电气运行人员开始填写操作票(编号DQ08-08-11),执行上述工作票中的安全措施;20点13分,电气当班班长李红磊、主值张矿杰、在操作过程中,走错间隔,本应拉开II谢电2甲刀闸,结果误拉I谢电2甲刀闸,三相刀闸拉弧,瞬间灯暗一下,I谢电线路保护装置高频零序保护动作,I谢电2开关跳闸,1#发电机组孤厂运行。
20点14分,1#汽轮机转速飞升到3269转/分,危急遮断器动作(动作值为3265转/分),1#发电机跳闸,对外供电中断。
二、原因分析:
经分析造成这次事故的原因有以下几点:
电气当班运行人员李红磊、张矿杰安全意识淡薄、责任心不强、麻痹大意,没有认真执行倒闸操作制度,Ⅱ谢电2甲操作无操作票作业。
《防误装置的管理办法和实施细则》第1条明文规定“倒闸操作必须按规定使用五防解锁用具,当防误装置确因故障处理、检修工作需要或其他紧急情况,必须使用紧急解锁钥匙时,可以使用紧急解锁钥匙,但须经值长及车间领导同意”,但二人无视规定,不经值长和车间领导同意,擅自违章使用了紧急解锁钥匙,走错间隔,导致事故发生,是造成事故的直接原因。
车间主任谷金亭安全管理不到位,对《防误装置的管理办法和实施细则》落实不到位,对紧急解锁钥匙的使用管理不严格,是造成事故的主要原因。
带班运行技术员屈无限责任心不强,没有要求“Ⅱ谢电2甲操作”填写操作票,是造成事故的重要原因。
运行管理科业务保安不到位,对电气车间五防闭锁装置制度执行监督不力,是造成事故的原因之一。
安全环保科对电气车间安全措施执行监管不力,是造成事故的原因之一。
三、责任认定及处理
根据“8.1”事故原因分析,按照坑口电厂《非伤亡事故调查处理规定》、《坑口电厂岗位安全责任风险抵押办法》、坑口电厂《安全生产奖惩办法》的规定,此次事故定为三级非伤亡事故,事故责任划分及处理意见如下:
电气车间运行三班班长李红磊、主值班员张矿杰对本次事故负直接责任,
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