【精选】11起电厂设备故障案例集合

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法律顾问：张友全 律师

正文：

【精选】11起电厂设备故障案例集合

1. 某电厂 3 号机组功率、转速及中调门大幅波动问题分析及建议

某电厂 3 号机组在启、停机低负荷阶段多次出现功率、转速及中调门大幅度波动问题（以下简称调速系统摆动），波动时，机组处于单阀运行方式，一次调频功能投入， PSS 功能退出， CCS 和 DEH 侧功率闭环处于解除状态，由运行人员手动设置阀位指令控制汽机功率。

根据历史运行数据，在最近一次停机减负荷阶段，时间 2020 年 1 月 24 日  20:56 ~ 21:12 ，发生了 2 次调速系统摆动，波动时综合阀位均处于 32% 左右，一次调频动作信号发出（其余 3 台机组一次调频动作信号未发）， 2 次波动分别发生在低频加负荷和高频减负荷方向，以低频加负荷为例，有功谷值为 117MW ，峰值为 207MW ，最大振幅 90MW ，波动频率 0.15Hz ；调频转速在 2994r/min~3002r/min 波动，最大调频频差 6 r/min ；综合阀位在 32%~36% 左右波动，高调门在 16%~17% 波动，中调门反馈 14%~30% 波动，持续时间 30s 。

引发汽轮机组调速系统摆动的因素多为调节机构设备故障、调门配汽函数线性度差、功率闭环 PI 调节参数不合理、一次调频参数设置过强以及信号测量传输等原因，导致在汽轮机自动调节负荷、配汽方式切换、一次调频动作等过程中出现功率、频率或调门摆动。

1 ）根据运行数据，高、中压调门指令和反馈跟踪良好，排除阀门或执行机构异常；功率闭环控制已解除，可排除由于 PI 参数不合理导致的问题。

2 ）因波动时发电机无功功率波动幅度较小，幅值不超过 3% 额定值，说明励磁系统为维持机端电压恒定进行正常调节，可排除此时励磁系统输出异常。

3 ）检查 3 号机组一次调频参数设置，调频死区为 2998r/min~3002r/min ，符合设计要求；转速不等率为 4% ，符合设计要求；一次调频功能在 20% 综合阀位以下退出， 20% 至 30% 综合阀位时，阀位因子小于 1 ，大于 30% 综合阀位时，阀位因子为 1 。

4 ）该厂 3 、 4 号同类型机组中调门管理曲线对比。 3 号机中调门管理曲线为通流改造后阿尔斯通提供，与 4 号机组相差较大，通流改造期间 3 号机组的中调门并未更换，仅对阀杆、阀芯及阀座等部件进行了研磨处理，通流特性不应变化较多。

根据 3 号机历史运行数据，可粗略计算 4 个中压调节汽门的综合流量特性，得到综合流量特性如表 1 所示：

表 1  实测中调门综合流量特性

开度  %	0	6	9	14	17	21	28	36	40	50	100
流量  %	0	8	19	53	74	86	96	98	98.5	99	100

将实际的流量特性与采用 3 、 4 号机组中调门管理函数反算得到的流量特性进行对比， 根据表 可得到以下几点： 1 ）  3 号机组中调管理函数反算得到的阀门流量特性与实际流量特性偏差较大； 2 ）中压调节汽门在 40% 开度时，实际流量基本接近全开； 3 ） 3 号机中调门管理函数选取点的数量较少，难以完全贴合实际流量特性； 4 ）功率波动时，阀位指令处于 32%~35% ，处于阀门管理曲线的不线性区域，表现为综合阀位变化与实际流量变化不匹配。

一次调频动作时，综合阀位指令由 32% 升至 35% ，中调门由 14% 升至 30% ，根据表 1 中调门流量特性，通流量将由 53% 升高至 96% ，变化 43% 左右，这也与负荷由 135MW 突增至 189MW 相契合。但由于综合阀位指令变化仅有 3% ，即使考虑到中压调门参与调节时对流量的影响会更大的因素，根据高、中、低压缸做功比例粗算，最多仅为只采用高调门调节时 3 倍左右，即 9% 流量变化，因此由于阀门管理曲线的不线性，导致一次调频调整幅度放大了 5 倍左右。

初步判断导致出现上述问题的 主要原因 有以下几点： 1 ）启、停机低负荷阶段一次调频动作时中调门参与调节，导致机组实际速度不等率大幅下降，一次调频动作时功率调整幅度明显偏大； 2 ）中调门管理曲线与实际流量特性不匹配，导致综合阀位在 32% ～ 35% 区间内变化时所引起的流量变化过大，进一步放大了一次调频动作幅度，根据历史数据，调频转速 4r/min 时，功率增加约 90MW ，计算得到局部速度不等率约为 0.89% ，远低于设计值 4%~5% ； 3 ）在出现波动时，发电机的 PSS 为退出状态（ 200MW 以下自动退出），未能提供阻尼作用。

处理建议： 1 ）在不违反 “ 两个细则 ” 考核的前提下，适当推迟一次调频功能的投入负荷区间。并网带负荷后，机组稳定后，至少在 50% 综合阀位以上或中调门全开后再投入一次调频功能。 2 ）启动前临时将 4 号机的管理曲线置入 3 号机，防止在 32% ～ 35% 综合阀位区间出现功率突变的情况。采取该措施，主要基于以下两点考虑： ① 3 号机通流改造时未更换中调门，仅进行了研磨，通流特性应基本不变； ② 从中调门流量特性看， 36% 阀位时的实际流量已接近全开流量， 4 号机中调门管理曲线在小于 36% 阀门开度时，斜率较小，一方面可防止综合阀位指令变化时流量出现突变，另一方面，即使一次调频动作，功率调整幅度也会较小。

2. 某电厂 3 号机组超低排放改造后引风机无法并列运行分析

某电厂 2019 年底进行了 3 号机组的超低排放改造 。 2020 年 1 月份启动后，在 300MW-400MW 出现了两台引风机无法并列运行，互相抢风的问题， 350MW 负荷下 A 、 B 引风机电流分别为 430A 、 120A ，偏差达到 300A 以上，且存在 A 、 B 引风机电流互相倒换的现象；根据引风机性能曲线分析，两台引风机均处于失速区运行，存在设备损坏风险。机组最高带负荷至 420MW 且炉膛负压已达 +300Pa ，机组负荷受限。新增的二级脱硫塔除雾器通流面积设计偏小，脱硫系统阻力在 400MW 左右负荷下已超出 BMCR 设计工况下的系统阻力，上述原因造成引风机失速。因此建议采取措施： 1 ）停炉检修后检查静叶定位的准确性与叶片一致性，开启 KSE 提升引风机抗失速性能； 2 ）对脱硫系统除雾器进行改造，降低系统阻力； 3 ）对引风机进行换型改造。

3. 某电厂 3 号机组 GV4 运行中大幅降低

某电厂 3 号机组 GV4 近期 4 次在运行中出现大幅降低现象，企业检查伺服控制系统无异常，先后更换了伺服阀、卸荷阀，但故障现象未彻底消除，间隔 1-2 天后会重复出现。 大唐 华中院现场对历史曲线、伺服控制系统参数和停机后液压系统试验情况进行了综合分析 ： 1 ）从历史曲线中反馈突降，指令正常，伺服线圈控制电压（ S 值）由正常零偏值快速增加 1.3V ， EH 油泵电流增加 10A 等判断，系统以内漏为主，重点推测卸荷阀关闭不严，但不能完全排除油缸活塞 “ 串油 ” ，基本排除伺服阀存在 “ 堵 ” 的可能 ； 2 ）从停机后 GV4 挂闸后在零指令条件下自开以及动态特性试验数据，判断伺服阀存在偶然性卡涩，通过伺服阀进行开环大油量冲洗后可基本恢复，同时也排除安全油逆止阀存在泄漏和安全油倒流的可能 ； 3 ）观察 GV4 进油滤网 , 残油中肉眼可见大量黑色颗粒状杂物，清洁程度明显低于另外 2 个进行对比的调节阀油质，不能完全排除活塞环磨损、密封圈老化、运行中长期高温等综合因素造成油质劣化的可能。

综合以上数据，判断造成 GV4 突然关小的直接原因是伺服阀、卸荷阀在运行中存在卡涩和轻微泄漏现象，间接原因是 EH 油劣化。应在 A 修返厂时进行针对性检查；修中严格执行油缸、伺服阀、卸荷阀等检修和验收标准；修后在确保油质合格后，通过阀门关闭时间测定、 DEH 系统阀门动态试验等环节验证伺服系统各项功能和参数指标均正常。

4. 关于某电厂 3 号机高负荷 MFT 时炉膛压力测点和防内爆功能完善

分析某电厂 3 号机组 MFT 后炉膛压力过低并导致送引风机全停过程，发现存在炉压大量程变送器量程小，风量控制在 MFT 触发 “ 停炉不停机 ” 中无法干预，引风防内爆仅采用超驰方式的适应性不强等不足。应及时完善相关措施： 1 ）炉压显示用大量程变送器量程应结合炉膛压力设计承受范围和历史数据优选，并保证测量精度及历史站合理的存储死区 ； 2 ） MFT 后送风机超驰关小条件 “ 停炉不停机 ” 应采用短脉冲方式，快速关小后，可继续自动调节或手动调整 ； 3 ）引风防内爆逻辑可在手操站下游采用闭环 + 前馈方式实现，在 MFT 时引风指令在当前指令下快速减小一个附加前馈量，同时 PID 保留正常的调节功能，可取得更好的控制品质。

5. 完善东汽汽机主保护装置可靠性的预防措施

针对某 电 厂汽机主保护装置 DEH 、 ETS 设计图纸中存在的风险点，提出完善汽机主保护装置可靠性的预防措施。内容包括： 1 ） ETS 机柜输出接点风险集中 ， 需增加通道冗余 ； 2 ） ETS 机柜若出现双路失电，存在拒动风险；需完善失电保护、明确风险点和针对性预防措施 ； 3 ） DEH 柜电缆转接模块中重要信号多、风险点集中 ， 需完善为端子排连接 ； 4 ） DEH 继电器柜中 24VDC 继电器电源需重点维护 ， 需完善图纸和定期更换 ； 5 ） DEH 控制柜中三块超速卡 “ 油开关跳闸 ” 信号接线方式为串行接法 ， 需改为环行方式 ； 6 ）汽机主保护装置回路转换环节较多、冗余度高，无法进行在线试验 ， 需强化试验环节，增强试验的针对性。

6. 一次调频投用范围不当易造成功率振荡分析

分析某电厂 3 号机组低负荷下中调门参与一次调频导致功率摆动的过程，针对现行标准对并网火电机组一次调频投用范围规定并不明确的现状，就一次调频投用范围提出建议： 1 ）应明确调度机构核定的一次调频投用范围。一次调频属于基本辅助服务，以考核为主，若一次调频投用范围低于机组最低稳燃负荷，容易被过度考核。 2 ）火电机组一次调频投用范围应充分考虑机组的稳定性。一次调频功能不应在机组并网后直接投入或在最低稳燃负荷以下始终投入，在低于最低稳燃负荷时，热工逻辑应具备必要的安全性限制或闭锁功能，避免机组在不稳定状态下受到频繁扰动，形成功率振荡，最终影响电网安全。

7. 某电厂 1 号反渗透装置浓排无流量的原因分析及建议

1 ）问题描述

某电厂锅炉补给水处理系统 1 号反渗透装置浓排无流量、无压力，设备无法正常运行。

2 ）检查情况

该厂锅炉补给水处理系统流程为：水库、污水处理厂来水 → 原水池 → 机械搅拌加速澄清池 → 变空隙滤池 → 清水池 → 清水泵 → 生水加热器 → 自清洗过滤器 → 超滤 → 超滤水箱 → 超滤水泵 → 保安过滤器 → 反渗透高压泵 → 反渗透 → 中间水箱 → 阳床 → 阴床 → 混床 → 除盐水箱。

现场打开 1 号反渗透膜壳，抽出反渗透膜元件发现，反渗透系统结垢，表面一层白色晶体，其中二段末端最后 1 ～ 2 个膜元件，内部结垢量最大，单个膜元件质量增大约 15kg （与其它正常膜元件相比），不能正常通水。

垢样（刮取）全部可溶于稀盐酸，并有大量气泡排出，初步判断主要成分为碳酸盐。

反渗透阻垢剂现场取样，化验分析结果符合阻垢剂厂家产品说明书的要求；现场阻垢剂加药量约 3.0 mg/L ，符合阻垢剂厂家提供的控制范围（加药量 3.0 ～ 5.0 mg/L ），但未见反渗透阻垢剂性能试验报告。

近 3 个月，全厂污水处理厂来水用量占比增大，平均占比 65% 以上，偶尔全部使用污水处理厂来水。反渗透浓排无流量的前 3 天化验数据显示，水库来水总碱度为 2.86   mmol/L ，总硬度为 2.40   mmol/L ；污水处理厂来水总碱度为 4.28   mmol/L ，总硬度为 2.91   mmol/L 。污水处理厂来水碱度较高，导致全厂补充水碱度增大（ 1.0 ～ 2.0 mmol/L ），其中碱度和硬度是衡量碳酸盐结垢的主要指标。

反渗透浓排无流量当天，原水预处理出水总碱度为 4.35   mmol/L ，总硬度为 3.23   mmol/L ， pH 为 8.08 ；反渗透进水总碱度为 4.41   mmol/L ，总硬度为 3.24   mmol/L ， pH 为 8.18 。以上结果表明，原水预处理系统未能有效降低来水碱度，反渗透进水碱度偏高。

3 ）原因分析

① 全厂污水处理厂来水用量占比增大，补充水碱度增大。

② 原水预处理系统（机械加速澄清池加石灰系统和硫酸加药系统）未正常投运，未能有效降低补充水碱度。

③ 反渗透进水水质变化（碱度增大）后，未进行反渗透阻垢剂验证试验。加药量 3mg/L 的反渗透阻垢剂不能抑制反渗透系统（回收率约 75% ）浓水侧碳酸盐沉淀析出，导致二段浓水侧结垢严重，浓排无流量。

4 ）处理建议

① 对反渗透膜进行化学清洗。不能通水的膜元件浸泡到清洗液内，离线清洗；可以通水的膜元件进行循环清洗；根据清洗情况，酌情更换小部分污堵严重的膜元件。清洗完成后，检测反渗透系统的性能指标，包括脱盐率、回收率和产水电导率等。

② 针对目前污水处理厂来水，根据 DL/T 1261-2013 《火电厂用反渗透阻垢剂性能评价试验导则》进行反渗透阻垢剂性能试验，确认阻垢性能、加药量满足反渗透安全运行要求。

③ 调整原水预处理系统运行工况，控制出水碱度小于 2.0mmol/L 。

④ 近期反渗透运行期间，控制回收率 70% 以下，提高阻垢剂加药量至 4.0 ～ 5.0 mg/L ，降低反渗透系统结垢倾向。

⑤ 反渗透运行期间，每 2 小时记录一次反渗透产水流量、浓水流量、产水电导率、进水压力、段间压力和浓水压力等测点数据，计算并记录回收率和段间压差；当段间压差超过 0.10MPa ，回收率超过 70% 时，应及时查找原因，进行调整。

⑥ 反渗透进水增加在线 pH 表，恢复在线 ORP 表正常投运，每次投运前进行 SDI 检测。控制 pH 值 6 ～ 8 ， ORP ＜ 200 mV ，游离氯＜ 0.1 mg/L ， SDI≤3 ，防止反渗透进水水质超标，反渗透膜被氧化或者污堵。

8. 某电厂 1 号机组脱硫效率低 分析及建议

某电厂 1 号机组自 3 月 5 日启机以来，出现脱硫效率偏低的状况。相比以往，相同的工况和入口 SO ₂ 浓度条件下，需多启两台浆液循环泵，由此造成脱硫系统运行成本显著增加，同时影响机组带高负荷运行。

通过分析认为，造成 1 号机组脱硫效率低的主要原因为：

1 ） 石灰石浆液细度不合格（过筛率 31.34% ， 325 目），远小于 90% 通过 325 目筛的设计要求，石灰石浆液细度越大，其表面积越小，化学反应速率越慢，由此还会造成 脱硫塔供浆过量（ 浆液及石膏中 CaCO ₃ 含量偏高 ） 。

2 ） 脱硫塔近期在短时间内补入大量的中水泥作为脱硫剂，含有絮凝剂成分的中水泥对浆液品质造成不利影响。

3 ） 脱硫塔浆液 Cl ^- 含量偏高，在同离子效应的作用下，抑制了 CaCO ₃ 的溶解，不利于 化学反应的进行 。

建议：

1 ） 对湿磨机进行优化调整，同时检查石灰石浆液漩流器，对沉砂嘴直径过大的漩流子进行更换。

2 ） 脱硫塔内中水泥尽量采用少量多次的投加方法。

3 ） 加大脱硫废水排放，保障脱硫废水处理设施的正常投运，减少塔内氯离子富集。

4 ） 当入炉煤硫分及机组负荷低时，合理控制浆液密度以及低 pH 运行。

5 ） 加强脱硫塔浆液、石膏、石灰石的日常化验，为脱硫系统的稳定运行提供技术支撑。

9. 某电厂 3 号机组脱硫系统石膏脱水困难 分析及建议

某电厂 3 号机组出现石膏脱水困难现象，石膏呈稀泥状从石膏库淌出。 大唐华中院 技术人员 通过现场取样化验发现 石膏中亚硫酸钙含量明显偏高（＞ 2% ），石膏中的亚硫酸钙晶体粒径较小且粘性大，易堵塞真空皮带机滤布，造成石膏脱水困难。另外，现场检查发现真空皮带脱水机存在设备缺陷：单台真空皮带机运行时，真空度仅为 -35Kpa ，远小于正常运行时的真空度（ -48Kpa ）；皮带机上抽气管出现漏水及塌陷情况。

建议：

1 ） 运行中注意监督脱水机的运行负压、石膏滤饼厚度，石膏旋流器的工作压力，定期检查衬砂嘴，控制合理的浆液密度和 pH 。

2 ） 确保氧化风系统正常运行，防止结垢堵塞。

3） 及时更换堵塞或磨损较为严重的滤布，加强脱水系统的设备维护，保证脱水系统正常运行 。

4） 加强脱硫系统主要仪表的校准和维护，保障其正常投运。

5） 严格控制入炉煤硫含量、燃煤灰分，严禁超设计值。

6） 加大脱硫废水处理设施的运行维护，保障脱硫废水的正常投运。

7） 加强石膏、石灰石品质的化学监督，为脱硫系统的稳定运行提供技术支撑。

10. 油系统报警不全、巡检不到位和草率处理报警信号引起的断油事故

某 1000MW 燃煤直接空冷超超临界汽轮发电机组，汽轮机由东方汽轮机厂生产。某日，汽轮机挂闸冲转 ; 转速升至 1360r/min ， 运行值班人员发现 DCS 监视画面中的 “ 发电机密封油膨胀箱液位高 ” 报警信号发出，采取放油处理后液位高报警信号消失。汽轮机转速 3000r/min 暖机时，运行值班人员发现 DCS 监视画面中的 “ 发电机密封油膨胀箱液位高 ” 报警信号再次发出。 8 小时后机组负荷 618MW ，汽轮机跳闸，首出原因显示 “ 汽轮机润滑油压低 ” 。转速到零后，就地投入盘车因电流大跳闸，盘车无法正常投入，手动盘车不动，关闭汽轮机本体所有疏水气动手动门，对汽轮机进行闷缸处理。

原因分析 ：

发电机密封油回油膨胀箱下部回油不畅，导致其油位升高，并进入发电机内部。同时，油量的损失引起主油箱油位下降至油泵吸入口部位后，汽机润滑油主油泵不出力，润滑油压失去，虽成功联启交直流润滑油泵，但因油位低，交、直流润滑油泵仍无出力， “ 润滑油压低 ” 保护动作跳闸，最终造成轴瓦烧损、汽轮机无法盘动。

“ 主机油箱油位远方指示不稳定，油位低报警信号长期处于不可靠状态 ” ，此缺陷没有引起重视，也未采取任何临时防范措施和应急手段，主油箱油位失去监视。

运行人员在 “ 密封油膨胀箱液位高 ” 报警，且放出大约 10 升油的情况下，对于再次发出报警信号未重视。主油箱油位由 1250mm 下降至 600mm 以下直至跳机，近 11 小时未发现。发电机进油后，发电机汽侧、励侧油水报警器故障未能及时发出报警，导致未能及时发现发电机进油。

11. LVDT 检修调整不当导致小机速度飞升事件分析

（ 1 ）事件经过

近期 ，某 电 厂 2 号机组点火后启动给水泵，小汽轮机保安油系统挂闸，在高、低压主汽门全开，调速汽门未开启时，给水泵汽轮机转速突升至 1200r/min 以上，立即手动打闸，给水泵汽轮机转速降至 204r/min 时，转速维持 14 分钟。 该 故障机组为国产燃煤火电 300MW 机组，控制系统为北京日立 HICAS-5000M 控制系统，投产时间 2009 年 12 月。

（ 2 ）原因分析

1 ） 事件原因查找

关闭高辅至小机进汽手动门后，给水泵汽轮机转速降至零。初步可以断定，小汽机调速汽门未关到位，主汽门开启后，给水泵汽轮机转速上升。汽机专业将油动机与调速器汽门连接部位向上退 4.5 圈后， 21 时 25 分给水泵汽轮机挂闸，开启高、低压主汽门及高辅至小汽轮机进汽手动门，给水泵汽轮机未上升。

第二次冲车后，给水泵汽轮机目标转速与给定转速不一致，转速出现突变现象，转速未呈线性增长，发电部立即打闸，停止给水泵汽轮机运行。汽机专业经过分析认为油动机伺服阀故障，导致给水泵汽轮机转速出现突变 ， 立即对油动机伺服阀进行更换 。 22 时 56 分对给水泵汽轮机进行冲车，给水泵汽轮机目标转速与给定转速不一致，转速出现突增现象，转速未呈线性增长，发电部立即打闸。热控专业开始查找给水泵汽轮机转速出现突增现象及转速未呈线性增长的原因。

次日 5 时 34 分 ， 热工专业对小汽机进行阀门的整定、进行更换 DCM 后对阀门进行整定和线性测试。阀门在 0-25% 之间的位移量与后侧不线性。重新更换 DCM 板后，对阀门进行整定。重新核对阀门死区的大小。发现在 0-2% 以内阀门不动作，而在 3% 时，油动机行程在 16mm ，在 3% 以后，阀门按线性测试基本能符合要求。

油动机的实际行程可通过 LVDT 铁芯的位移进行检测；当油动机输出轴全部伸出时为零位，即实际关闭位置在热工进行阀门进行安装时默认汽机的调门在全关的位置。而采用推缸式油缸，油缸输出轴全部伸出位置，此时 LDVT 下刻线与 LVDT 上端面齐平。机务专业在回装油动机后，螺栓漏出长，在阀门整定时，连接 LVDT 铁芯和油动机输出轴的铁板在阀门开启时，与螺栓阀门挤碰，导致 LDVT 的直接与油缸行程发生位置。再次进行阀门整定的时，该阀门关闭时， LDVT 下刻线，已经高于 LVDT 上端面 20mm ，不能有效的检测阀门的实际位移量。而在目前 0-20mm 范围内， LVDT 无明显的数值变化。为保证阀门位移量有效，热控专业拆除 LVDT 原铁芯并选择较长的 LDVT 铁芯进行更换，使阀门在关闭时铁芯不会被全部抽出，保证零位测量准确，避免阀门零位导致小汽机阀门快速打开引起转速不可控的问题发生。

2 ） 暴露出的问题

① 检修人员经验不足、技术薄弱，在拆除油动机时未对调速汽门执行机构连杆与油动机链接部位的尺寸进行测量，盲目开展检修。

② 点检员现场监督不到位，在拆除油动机时未到现场监督、指导作业，导致检修人员未对油动机行程进行测量的情况下，拆除小机调速汽门油动机。

③ 专业配合存在问题，在检修有其他专业相关联设备时，未及时通知有关专业。

④ 安装 LVDT 的热控人员对 LVDT 测量原理掌握不清楚，安装后未及时发现 LVDT 铁芯已超出了其有效测量区域。

（ 3 ）防范措施

对 LVDT 铁芯进行处理后，重新对 2 号机给水泵汽轮机进行冲车，转速呈线性增长，并在 896r/min 时进行暖机，系统恢复正常。

1 ） 加强检修人员的专业知识与实际技操作能力的培训。

2 ） 加强机组检修、运行与维护的监督，及时发现安装检修中的缺陷。

3 ） 加强专业间的配合，在检修与其他专业设备相关联时，及时通知相关有关专业人员参与。

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电力鹰提示：电力技术监督不牢，地动山摇，永无宁日！

【给领导们的话】 运行人员的水平高低就体现在异常事故处理判断准确丶果断丶及时，正常调整时参数协调丶经济丶稳定，这些可不是什么培训丶管理丶监督出来的。 电厂煤电倒挂，亏损严重，机组检修，运行成本压缩严重，效益差人机因素叠加其中事故严重增加！ 某些电厂 平时对运行不闻不问，一出事运行就是老背锅，这样的管理模式怎么让运行兄弟爱岗敬业？ 一旦出事拘留的应该是领导！ 不能出事都是安全员背锅，领导就是罚款！最多降职！当下某些电厂早就忘了企业该有的社会属性了 ! 都是“纸上得来终觉浅，绝知此事要躬行”。 电厂安全生产的顾虑，我包了！

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