事故集锦.docx
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事故集锦
博兴县恒丰热电有限公司
事故汇编
（内部资料）
山东省博兴县恒丰热电有限公司
安全生产部
目录
1、给煤机跳闸，供热、供电降低出力，影响工业园供汽5
2、振动筛电机脱落6
3、水冷壁漏6
4、振动筛堵煤锅炉降低负荷7
5、碎煤机堵煤锅炉降低负荷7
6、过热器压力开关冻安全阀起跳8
7、1#机轴封加热器U型管失水8
8.厂用电中断发电机跳闸影响工业园生产10
9、400vⅠ电源跳闸10
10、碎煤机启动自耦变压器烧坏11
11、滤油机跑油12
12、2#主变跳闸工业园失电12
13、干气罐切残液法兰泄漏12
14、检修漏油未处理着火13
15、碎煤机堵煤13
16、环能一线过流Ⅱ段动作14
17、回油温度高跳机14
18、睡岗导致皮带划伤15
19、东电公司板房着火15
20、轴封过热轴套抱轴15
21、2#发电机柜开关烧坏16
22、1#机提前解列17
23、厂用电中断19
24、厂用电中断19
25、1#机油系统泄漏，20
26、1#机临故检修21
27、操作疏忽，行车电缆架损坏21
28、未及时上煤1#炉被迫降负荷22
29、化水变跳闸22
30、1#机润滑油压低保护动作异常23
31、1#机润滑油压低保护动作异常24
32、3#给泵气化24
33、水厂失电25
34、装载机致人受伤25
35、厂用电中断26
36、冀成金工作过程中砸伤手指27
37.主蒸汽母管盲端管路爆裂27
38、掀盖板砸伤右脚拇指28
39、3#炉1#返料风机跳闸28
40、2#机励磁机超温至120℃29
41、2#生水罐凹陷变形29
42、2#给水泵跳闸30
43、2#发电机失磁跳闸31
44、2#主变高压侧开关电流互感器爆裂31
45、碎煤机故障致使锅炉降负荷，1#机组解列32
46、运灰车辆侧翻，郑守亮受伤33
47、脱硫增湿塔清淤时坠物，白坤轻伤33
48、1#机凝汽器喉部东南面上小平台着火33
49、防护服着火，赵海艇受伤34
50、1#主变跳闸35
51、厂用电中断35
52、空压机停运，1#布袋除尘器离线阀自行关闭35
前言
事故是一面镜子，可以让人真切地看到人的不安全行为、物的不安全状态、管理中的漏洞和薄弱环节对安全生产造成的严重后果。
血的事实会让人猛然惊醒，科学地分析会让人走向理性，若能举一反三，就不会重蹈覆辙。
安全生产是我公司工作的重中之重，为了预防生产事故，杜绝违章作业，使员工遵守企业各项规章制度，爱护设备财产，熟练掌握本职工作所需要的文化知识和业务技能，发扬忠诚、守信、奉献、创新的企业精神，各部门通力合作，搞好安全生产工作，避免事故的重复性出现，保证安全生产的良性循环，我们总结编写了这本《事故汇编》，对汇编中记载的事故，我们本着公正、客观的原则进行了剖析，找出了原因，指出了防范措施，前车之鉴，当引以为戒，我们应珍惜这些用鲜血换来的教训，举一反三，消灭隐患，防范事故，促进公司实现长周期的安全生产，让悲剧不再重演。
愿广大员工能从《事故汇编》中受益，提高自身的安全意识和防护能力，为恒丰热电公司的安全生产推波助澜。
由于编辑水平有限，《汇编》中可能会存在一些不妥之处，敬请大家批评指正。
愿大家高高兴兴上班来，平平安安回家去！
安全生产部
二00八年三月
1、给煤机跳闸，供热、供电降低出力，影响工业园供汽
事件经过：
2004年11月17日上午，电仪检修人员将2＃炉施工电源接至400VI段时，运行人员发现直流电源母线开始报警，电仪检修人员即开好工作票进行拉路检查，值长闫博布置安全措施时下达命令交代不清，锅炉班长王新误认为给煤机跳闸属正常情况。
10:
40分许电仪人员将400VI段直流电源拉开时，汽机所有400VI段辅机在DCS画面上显示故障状况，但实际上正在正常运行状态，没有影响正常运行。
锅炉给煤机因由变频器控制，直流信号失去时失去自保持功能跳闸，锅炉班长王新没有听清楚值长指令，在监盘人员汇报给煤机跳闸后竟回复：
正常，等待值长指令。
延误了锅炉恢复时间，致使汽机负荷降至4MW,主汽压力降至5.3MPa，减温减压装置投用,汽机抽汽压力控制站全退，供热压力降至0.3MPa。
锅炉司炉崔晓健汇报值长锅炉给煤机运行情况后，值长令重新启动给煤机，因锅炉给煤机属异常跳闸，控制手操处于故障显示状态，运行人员不了解辅机故障跳闸后需复位后才能启动的常识，经汽机专业班长李连军提示后，给煤机启动后运行正常。
锅炉着火后，主汽压力急剧上升锅炉运行人员用对空排控制汽压，汽机负荷至26MW时，主汽压力至9.88MPa，过热器安全门动作，锅炉蒸发量剧增，2＃给水泵超电流，汽机专业运行人员启动1＃给水泵，维持锅炉上水，1＃给水泵启动运行正常后，1＃给水泵稀油站2＃辅助油泵跳闸。
10:
58分，锅炉、汽机、供热恢复正常。
原因责任分析：
1、电仪班组将临时用电接入厂用部分，引起直流系统接地报警；
2、电仪人员拉开400V一段直流控制电源时，安全措施未考虑周全，给煤机跳闸；
3、值长下达命令时未交代清楚，使下级员工引起误判断；
4、锅炉班长王新没有听清值长下达的命令时未仔细询问清楚，接到命令未复诵；
5、电仪班组应根据现场实际编写DCS操作手册和DEH操作手册，运行人员对DCS的有关功能不熟悉；
6、锅炉过热器安全门未整定好，引起安全门投跳；
7、锅炉运行人员在事故处理过程中上水太急，引起给水泵超电流；
8、1#给水泵2#辅助油泵在正常运行过程中突然自行停止运行，且处于备用状态的1#辅助油泵未启动，引起正常运行过程中的1#给水泵跳闸。
事故定性：
此次事件定性为事故。
防范措施：
电仪接临时用电时应接至临时变或就地检修箱，尽量避免接入厂用部分；
2、检修人员开具工作票时应将安全措施布置到位，涉及到各专业的检修工作，值长应联系和汇报各部门技术人员或领导，共同商量解决，将安全措施考虑周前，避免同类事件的再次发生；
3、上级下达命令时应阐述清楚，待下级复诵完毕确认无误后，方可允许执行；
4、电仪班组应根据现场实际需要编写DCS操作手册和DEH操作手册；
5、锅炉过热器安全门在停炉前应安排一次整定；
6、锅炉运行人员调节上水量及减温水量时应根据锅炉蒸发量适当调整，不能大幅度调整，使整个系统产生过大的波动；
7、1#给水泵稀油站控制箱应移至1#给水泵西墙，控制回路应仔细检查并试验正常；
2、振动筛电机脱落
事件经过：
2004年12月13日18时左右，运行人员在上煤过程中听到给煤机身动筛声音异常，即令停机检查，经检查发现给煤系统振动筛上底座铁板拉裂，立即通知机修人员进行补焊处理，恰在此时煤仓内已没有煤，强制启动上煤，振动筛上底座铁板拉裂，导致振动电机突然脱落，弹出2米左右，重重摔至地上，立即使用单振动电机重新启动振动筛，维持上煤，锅炉减负荷，投减温减压器，降低发电机负荷，维持工业园供汽，所幸没有人员伤害，只降低发电量，没有影响整个工业园的生产。
原因责任分析：
1、固定振动电机的铁板材质问题，强度不够，出现直线振裂。
2、铁板焊接达不到要求。
3、振动筛质量不合格。
事故定性：
此次事件定性为障碍。
防范措施：
1、更换固定振动电机的铁板，使用同型号铁板预制好地作支架，全部更换。
2、加强巡检力度，增强责任心，巡检设备仔细细心，避免同类事件发生。
3、水冷壁漏
事件经过：
2004年12月18日2时左右，运行人员发现锅炉参数急剧变化，温度变化很快立即派人检查，发现由炉膛南侧干气燃烧器人孔门处漏水，立即汇报值班领导，分析水冷壁破裂，紧急停炉，8时左右主管生产副厂长王兆轶带领锅炉专工等人，进炉膛检查，发现干气燃烧器上部被干气烧坏后，肝气直接冲刷燃烧水冷壁，将水冷壁烧坏，导致漏水。
原因责任分析：
1、没有燃烧干气经验，选择燃烧器部位不正确。
2、干气燃烧时，看不到火焰情况，燃烧工况不了解。
3、设计不合理。
事故定性：
此次事件定性为一般事故。
防范措施：
1、考察同类电厂学习经验。
2、重新选择燃烧器的安装位置，重新设计燃烧器。
4、振动筛堵煤锅炉降低负荷
事件经过：
2004年12月21日23时左右，在正常上煤后，煤湿度过大、煤粉多，自上次振动筛出现问题后将振幅调小，不能很好的将煤粉振落，致使堵死碎煤机，使碎煤机负荷增大，导致碎煤机跳闸，影响上煤，堵煤后立即组织人进行清理，清理过程需要时间长，通知值长做好锅炉降量准备，因煤仓内存煤较少致使锅炉降量，影响出力。
原因责任分析：
4、煤湿度过大
5、振动筛振幅不够
6、煤太细，煤粉太多。
事故定性：
此次事件定性为障碍。
防范措施：
1、干煤棚改造，加防风墙，顶部加护板。
2、严格控制入厂煤的水分。
3、在碎煤楼1号皮带处加设暖气。
5、碎煤机堵煤锅炉降低负荷
事件经过：
2005年1月1日17时左右，在正常上煤后，煤湿度过大、煤粉多，煤粉粘在振动筛落煤口，而堵死，使原煤无法筛选而全部落入碎煤机，碎煤机负荷增大而跳闸，影响锅炉出力1个小时，发电机负荷降至零，供热改为减温减压。
原因责任分析：
7、煤湿度过大
8、碎煤机下煤口处长时间没有清理。
9、煤太细，煤粉太多，气温低有冻结现象。
事故定性：
此次事件定性为障碍。
防范措施：
1、进煤不能进湿度大，煤粉多的煤
2、输煤人员在上煤前应彻底清理各落煤口，防止有存煤，造成堵煤
3、加强巡检勤观察各台设备的运行工况。
6、过热器压力开关冻安全阀起跳
事件经过：
2005年2月1日3时5分左右，因过热器压力开关冻，压力指向13MPa，给脉冲安全阀一错误指令，使电磁铁吸合，安全阀起跳。
3时20分左右处理结束。
原因责任分析：
过热器压力开关冻。
事故定性：
此次事件定性为异常。
防范措施：
1、做好关键设备防冻防凝，重要管线、仪表加伴热。
2、运行人员加强学习，提高异常处理能力。
7、1#机轴封加热器U型管失水
事件经过：
2005年2月28日，因2#机组安装需要，需将2#机组汽平衡联络管与除氧层汽平衡母管对口，开具热力机械工作票一份。
12：
40分，开始执行工作票中的安全措施：
将1#机均压箱汽源切为由分汽缸单独供。
13：
00均压箱汽源切换完毕，均压箱压力维持在0.01-0.02MPa之间，温度维持在220℃左右，汽轮机胀差、真空等均无其他异常变化。
DEH负荷控制站在自动状态，抽汽压力控制站在手动状态。
13：
58分，凝汽器热井水位下降，轴加出水温度上升，凝汽器真空急剧下降，主汽流量、抽汽流量、抽汽压力突然增大，电负荷维持不变，运行人员将负荷控制站切为手动状态，降低电负荷，当真空降至-64KPa时，开始大幅度上升，并不但出现反复上升和下降，数次后逐步恢复正常，运行人员随后将轴加疏水手动门稍关小，开大轴加疏水水封管补水门后，维持原运行状态后无异常现象发生。
原因责任分析：
在正常运行过程中，轴封加热器内因有射水抽汽器抽出其内部集聚的不凝结气体而呈现微负压运行（-6KPa左右），其产生的疏水通过三级水封管送至凝汽器，凝汽器和轴加内部之间的压差由水封管形成的水柱静压差来平衡，其工作原理图如下：
在运行动态平衡过程中Ⅰ、Ⅱ级水封中水封管一般处于失水状态，其内部流动的介质为蒸汽和少量的不凝结气体的混合物，水封筒内的水是处于一个不停加热蒸发和冷却凝结的过程，各容器内的压力关系为：
P1=P2+ρgh
=P3+ρgh+ρgh
=P4+ρgh+ρgh+ρgh-ρg△h
=P5+ρgh+ρgh+ρgh-ρg△h
=P5+3ρgh-ρg△h
即：
P1-P5=ρg（3h-△h）
正常运行过程中，凝汽器真空为-96KPa，故：
P1=-6KPa，P5=-96KPa，h=3.3m
所以：
△h=0.86m
即在运行过程中，只有Ⅲ级水封筒中水封管△h=0.86m的水柱高度。
当均压箱汽源由低温汽源切为高温汽源后，轴加加热蒸汽温度上升，疏水的温度上升，Ⅰ、Ⅱ级水封筒中的存水不断被加热并蒸发，水位不断下降，导致Ⅲ级水封筒中水封管的水柱高度△h不断下降，直至水封被刺穿，水封被刺穿后，轴加内大量加热蒸汽被抽至凝汽器内，加热蒸汽流速增加，并且轴封汽源温度增加，使得轴加出水温度增加。
轴加内负压急剧加大，前后轴封从外界大量吸入空气并通过轴加进入凝汽器内，凝汽器真空急剧下降，在相同进汽量的条件下，电负荷减小，但此时，负荷控制站处于自动位置，为了维持不变的电负荷，DEH系统不断的开大调速汽门，使得主汽流量增大，主汽压力减小。
因抽汽压力控制站在手动位置，旋转隔板保持在一定的开度上不变，汽机进汽量增大后，抽汽压力增大，抽汽流量增加。
因凝汽器真空下降，凝结水泵入口静压头增大，凝结水泵出力增加，使得热井水位下降。
同时，凝结水泵出力增加后，凝结水压力增加，使得轴加水封管补水增加，水封即刻自动被封住，经过调整后维持正常运行。
事故定性：
此次事件定性为异常。
防范措施：
1.将轴加水封管由三级水封改造为四级水封，使得水封管还有一级的余量，避免运行工况发生变化时，刺穿水封，影响安全运行；
2.将水封管补水由凝结水改为除盐水，降低水封筒内水的温度，减小蒸发量；
3.在轴加本体开孔，添加水位计，监视轴加水位，避免水封补水及轴加疏水太大，造成轴加满水。
4.日常巡检时密切监视轴加水封管温度，水位计安上后，密切监视轴加水位，根据轴加水位，水封管温度及时调整水封补水门。
8.厂用电中断发电机跳闸影响工业园生产
事件经过：
2005年4月5日13：
39分事故音响报警，2#主变低压侧开关、1#发电机开关、金泉粮油开关跳闸，厂用电失电，影响整个工业园生产用电。
原因责任分析：
1、事故是由于金泉粮油配电室传强套管处相间短路引起2#主变跳闸，由于厂用电失电汽轮机保护动作，跳发电机开关。
2、金泉粮油所使用在穿墙套管处绝缘板不合格。
3、未按图纸要求施工。
事故定性：
此次事件定性为一类障碍。
防范措施：
1、加强对电气设备的定期检查，维护保养。
2、逐步完善机组小系统运行。
9、400vⅠ电源跳闸
事件经过：
由于1、2#炉电除尘电缆沟在施工过程中盖板断裂，砸坏2#炉1#电场电缆，使其绝缘不合格，长时间运行后，造成电缆相间短路，产生极大的瞬时电流，因电除尘动力箱开关灵敏度不及400vⅠ段电源进线开关，引起400vⅠ段电源进线开关越级过流跳闸，导致运行中的1#炉给煤机、1#机1#、2#凝结水泵失电，1#、3#给水泵稀油站辅助油泵电机失电，热工电源备自投失败造成热工电源失电，因2#机DDV阀电源直接接在热工电源上，造成DDV1阀、DDV2阀失电全开且无法操作。
2、由于电气运行人员故障原因查找不及时，锅炉运行人员压火投油枪不及时，给煤机跳闸，原因没有查明，恢复时间不明的情况下，没有采取及时的处理措施，造成1#炉灭火。
3、因考虑到1#炉无法及时恢复正常运行，2#机无法正常减负荷，主汽压力低，事故处理指挥人员没有分清事件的轻重缓急，延误投用减温减压器，造成供热压力最低低至0.32MPa。
原因责任分析：
1、值长刘强在此次事故中指挥不力，导致锅炉灭火，影响供热，负领导责任根据《事故管理规定》第五节第四条规定给与记过处分。
2、电气主值齐江涛在处理事故过程中带电合刀闸，虽未造成事故，但严重违反操作规程给与记过处分。
事故定性：
此次事件定性为一类障碍。
防范措施：
1、2#机DDV阀电源应该接UPS上，并及时绘制热工电源控制图，各值班班长必需熟悉热工电源切换操作控制。
2、稀油站油泵电源应添加按装备自投装置并设自保持，减小因辅助油泵失电造成给泵跳闸的可能。
3、应该加强对施工队伍的管理杜绝此类事故的发生。
4、抓紧时间绘制一次接线图，发至各班并对值班人员进行培训使其尽快掌握各运转设备的动力电源。
5、电仪人员应立即绘制各动力箱电源分布图并组织全厂学习
6、抓紧时间检查并及时处理热工电源备自投以及其他备自投不能自投的问题。
7、检查减温减压器减温水不足的原因并及时解决。
8、电气运行人员处理问题不够迅速、及时，思路不够清晰。
以后必须加强业务学习，提高事故状态下处理问题的能力。
10、碎煤机启动自耦变压器烧坏
事件经过：
2005年6月7日14时30分左右碎煤机操作工齐路路在清理设备时，没有按规程要求操作，频繁启动碎煤机，致使碎煤机电机电流过大，导致碎煤机降压启动装置自耦变压器烧坏。
原因责任分析：
1、在清理落煤时没有按规程和规定的线路将落煤及时清理。
2、在使用碎煤机时违章操作频繁启动。
3、对设备检查不到位。
降压启动装置保护系统不完善。
事故定性：
此次事件定性为事故。
防范措施：
2、在清理落煤时严格按规程和规定线路清理。
3、杜绝违章现象，严禁频繁启动。
4、加强职工思想教育，启停设备严格执行巡检制度。
降压启动装置继续完善保护措施，将拆除的热继复原。
11、滤油机跑油
事件经过：
2005年7月9日下午15时25分左右，技术部副主任工程师陈洪良在巡视设备时，发现滤油机出油管破裂，大量润滑油泄漏，立即采取措施关闭阀门，并通知运行人员组织人抢油，估计跑油约400kg左右，抢回的油约300kg。
原因责任分析：
1、事件原因初步分析为出油管质量不合格不能承受压力发生破裂，导致漏油。
2、机炉室无油位指示，司机无法监视有无情况。
3、一值汽机班组人员少，巡检力度不够，没能及时发现漏油情况。
事故定性：
此次事件定性为异常。
防范措施：
5、购买符合压力等级钢丝软管。
6、管道改造，使用金属软管或使用固定金属管道。
7、安装油位指示仪表。
8、加强巡检力度，派专人24小时设备巡检。
12、2#主变跳闸工业园失电
事件经过：
2005年8月2日星期二0点0分42秒，因石化线Ⅰ段过流动作跳闸，导致2#主变高压侧复压过流Ⅱ段动作跳闸，2#发电机解列，致使整个工业园停电。
原因责任分析：
原因为石化进线因雷击瓷瓶对地短路造成。
事故定性：
此次事件定性为一类障碍。
防范措施：
1、小系统运行不能正常投用
2、电厂大电流抗干扰力差
3、对工业园各公司配电室带负荷送电。
13、干气罐切残液法兰泄漏
事件经过：
2005年8月6日下午18时10分左右，锅炉三班在切残液时，突然发现残液罐罐下方有残液泄漏，有大量白雾状气体喷出，法兰发生泄漏，运行人员屏住呼吸及时将阀门关闭，避免恶性事故的发生。
原因责任分析：
1、切残液时阀门下法兰弯管处可能堵塞。
2、阀门开度过大。
3、切残液阀门下法兰紧固时紧偏。
4、现场无妨泄漏面具。
5、排液管应采用金属软管。
事故定性：
此次事件定性为异常。
防范措施：
1、切残液时阀门不能开度过大
2、重新安装法兰垫片，紧固要均匀。
3、配置防毒面具
4、更换高压金属软管。
14、检修漏油未处理着火
事件经过：
2005年8月8日下午15时左右，在一号机下面疏水集箱处，因在检修时漏油在保温棉没有及时处理与高温管道发生着火。
原因责任分析：
1、检修漏油没有及时处理
2、保温不合格，保温铁皮没有建保温面包住。
3、运行人员没有及时发现此处漏油，并有油烟冒出。
事故定性：
此次事件定性为异常。
防范措施：
1、检修时时刻注意，禁止有油漏出
2、整理好保温，粘油的保温棉应及时更换
3、加强巡检力度，发现异常及时处理
15、碎煤机堵煤
事件经过：
2005年8月10日下午输煤二组在上煤时，发现碎煤机内残煤堵死碎煤机落煤箅子，堵死碎煤机，通知电气人员停电，进行碎煤机清理，至16时清理结束，延误了上煤时间。
原因责任分析：
1、上午上完煤没有彻底检查、清理给煤机系统。
2、上煤质量太湿。
事故定性：
此次事件定性为异常。
防范措施：
1、每次上完煤应彻底检查、清理输煤系统。
2、尽量使用煤质好的干得煤。
3、收到的煤要符合质量要求
16、环能一线过流Ⅱ段动作
事件经过：
2005年8月16日15：
20，#1主变低压侧复压过流Ⅱ段动作，31235KV环能一线开关跳闸，1105#1主变低压侧开关跳闸，#1机组小系统运行。
当时#1机带电负荷大约在2500KW，电压最高至11.3KV，频率在52.4HZ左右，立即投用111110KV母联开关同期合闸未果（由于频率太高），通知汽机降转速。
15：
24：
13，1102#1机开关跳闸（低频保护动作），立即分开1104林纸厂一开关（15：
24：
37），1103农化线开关（15：
24：
49），然后检无压合闸合上111110KV母联开关（15：
25：
15），10KVⅠ段送电，恢复厂用电，通知值长厂用电恢复，并派人至开关室复位厂用10KVⅠ段电机保护及输煤变低压侧开关合闸，给输煤送电。
通知联系林纸公司，农化线各公司拉开其进线开关后，准备送电。
15：
30：
18，合1204林纸二开关给林纸送电，15：
56：
24，合1103农化线开关送电。
然后合300开关送#1主变高、低压侧开关，分开1111开关10KVⅠ、Ⅱ段解环。
15：
46：
56，#1机并网，向地调申请31235KV环能一线开关并网，地调不同意，让检查跳闸原因，经查未发现异常，17：
32：
34，地调同意并网，312开关分闸，#1机逐渐带负荷。
原因责任分析：
1、312开关、1105开关跳闸都是过流Ⅱ段动作，且有0.6s的延时，表明故障原因不是线路直接短路所致。
（如直接短路则会Ⅰ段动作，且故障电流会很大）。
估计原因有可能为：
a、同一母线的别的线路故障，故障电流将312、1105开关冲跳；b、有可能同一母线的别的电源甩负荷，造成我厂负荷过大造成312、1105开关跳闸。
2、在312、1105开关跳闸，而#1机组小系统运行期间，#3给水泵稀油站跳闸，#1机排烟风机，#2机排烟风机跳闸（它们的电源皆引自汽机动力箱，当时由400vⅠ段带，而400vⅠ段当时并未失电）。
估计原因为：
汽机动力箱自动转换开关，设有低电压保护，当电压突降时，它自投至400vⅡ段电源，而自投过程有一段失电时间，故#3给水泵稀油站、#1、#2机排烟风机为接触控制，线圈失电，而停止工作。
事故定性：
此次事件定性为事故。
防范措施：
1、检查线路，清除线路下杂物（树木等），保证线路的健康运行。
2、400v自投开关应联系厂家，确认动作原因，如为上述原因，应检查调整整定值在合理范围内。
17、回油温度高跳机
事件经过：
2005年8月25日20时40分左右，1#机前轴承箱支持轴承回油温度高，跳机，发电机甩负荷，经检查为1#机前轴承箱支持轴承回油电接点温度计误动作引起。
原因责任分析：
1、1#机前轴承箱支持轴承回油电接点温度计电缆不合格有短路现象。
2、电仪人员在开机做实验时没有发现隐患的存在。
事故定性：
此次事件定性为一类障碍。
防范措施：
1、更换1#机前轴承箱支持轴承回油电接点温度电缆
2、加强责任心，把事故消灭在萌芽状态
18、睡岗导致皮带划伤
事件经过：
2005年9月23日23时15分左右，输煤班组二组员工胡士林上班其间睡岗导致煤仓满煤，致使3#皮带固定端辊桶积煤过多，将皮带支高，导料槽有一档煤铁板将皮带划伤40余米。
原因责任分析：
1、输煤员工睡岗，责任心不强；
2、组长在上煤其间巡视不到位，对待工作不重视。
事故定性：
此次事件定性为二类障碍。
防范措施：
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