中国国电集团公司重大事故预防措施

中国国电集团公司重大事故预防措施

1 防止人身伤亡事故

为防止人身伤亡事故发生，应认真遵守《中华人民共和国安全生产法》，严格执行中国国电集团公司的《安全生产工作规定》及原水利电力部的《电业安全工作规程》以及其他有关规定，并重点要求如下：
1.1 工作或作业场所的各项安全措施必须符合《电业安全工作规程》和《电力建设安全工作规程》（DL 5009－1992）的有关要求。
1.2 领导干部必须重视人身安全，认真履行自已安全职责。认真掌握各种作业的安全措施和要求，并模范地遵守安全规程制度。做到敢抓敢管严格要求工作人员认真执行安全规程制度，严格劳动纪律，并经常深入现场检查，发现问题及时整改。
1.3 定期对人员进行安全技术培训，提高安全技术防护水平。
1.3.1 应经常进行各种形式的安全思想教育，提高职工的安全防护意识，掌握安全防护方法。
1.3.2 要对执行安全规程制度中的主要人员如工作票签发人、工作负责人、工作许可人、工作操作监护人等定期进行正确执行安全规程制度的培训，使其熟练地掌握有关安全措施和要求，明确职责，严把安全关。
1.4 加强对各种承、发包工程的安全管理，禁止对工程项目进行层层转包，明确安全责任，做到严格管理，安全措施完善，并根据有关规定严格考核。
1.5 在防止触电、高处坠落、机器伤害、灼烫伤、化学品中毒、有毒有害气体等类事故方面，应认真贯彻安全组织措施和技术措施，并配备经国家或省、部级质检机构检测合格的、可靠性高的安全工器具和防护用品。完善设备的安全防护设施，从措施上、装备上为安全作业创造可靠的条件。淘汰不合格的工器具和防护用品，以提高作业的安全水平。
1.6 提高人在生产活动中的可靠性是减少人身事故的重要方面，违章是人的可靠性降低的表现，要通过对每次事故的具体分析，找出规律，从中积累经验，采取针对性措施提高人在生产活动中的可靠性，防止伤亡事故的发生。

2 防止交通事故
2.1 建立健全交通安全管理机构（如交通安全委员会），按照“谁主管、谁负责”的原则，对本单位所有的车辆、船只加强管理，对驾驶人员加强安全教育和培训。交通安全应与安全生产同布置、同考核、同奖惩。
2.2 建立健全交通安全监督、考核、保障制约机制，必须实行“准驾证”制度。无本企业准驾证人员，严禁驾驶本企业车辆。落实责任制，对所管辖车辆和驾驶员能够进行安全有效制约。
2.3 各级行政领导，必须要经常督促检查所属单位车船交通安全情况，把车船交通安全作为重要工作纳入议事日程，并及时总结，解决存在的问题，严肃查处事故责任者。
2.4 必须认真执行国家交通法规，建立健全本企业车船交通管理制度，严密安全管理措施，做到监督、检查、考核工作到位，保障行驶安全。
2.5 各种车辆、船只的技术状况必须符合国家规定，安全装置完善可靠。对车辆、船只必须定期进行检修维护，在行驶前、行驶中、行驶后对安全装置进行检查，发现危及交通安全问题，必须及时处理，严禁带病行驶。
2.6 加强对驾驶员的管理，提高驾驶员队伍素质。定期组织驾驶员进行安全技术培训，提高驾驶员的安全行车意识和驾驶技术水平。对考试、考核不合格或经常违章肇事的不准从事驾驶员工作。
2.7 严禁酒后驾车，私自驾车，无证驾车，疲劳驾驶，超速行驶，超载行驶。严禁领导干部迫使驾驶员违章驾车。
2.8 在装运整体重物时，严禁人货混载。
2.9 在厂（公司）内的车辆速度应有明确的限制。
2.10 厂内特种车辆，除规定座位外，不得搭乘。
2.11 各种车辆和起升设备在架空高压线附近作业时，必须划定明确的作业范围，并设专人监护。

3 防止火灾事故
为了防止火灾事故的发生，应逐项落实原国家电力工业部《电力设备典型消防规程》（DL 5027－1993）以及其他有关规定，并重点要求如下：
3.1 电缆防火。
3.1.1 300 MW及以上机组应采用满足GB12666.5－90A类成束燃烧试验条件的阻燃型电缆。
3.1.2 重要回路如直流油泵电源、消防水泵电源及蓄电池直流电源等线路应采用满足GB12666.5-90A类耐火强度试验的耐火型电缆。
3.1.3 200MW及以上机组，在控制室电缆夹层、计算机室、主控楼、网络控制楼、通讯楼、汽机房运转层架空电缆处、锅炉0m上电缆架空处，主要电缆隧道及电缆竖井，机、炉房至主控楼电缆通道设置适应现场条件的、性能可靠的火灾监测及报警装置。
3.1.4 主厂房电缆与热体管路应保持足够的距离，控制电缆不小于0．5m，动力电缆不小于1m。
3.1.5 在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层和电缆沟内，不得布置热力管道、油气管以及其他可能引起着火的管道和设备。
3.1.6 对于新建、扩建的火力发电机组主厂房、输煤、燃油及其他易燃易爆场所宜选用阻燃电缆。
3.1.7 严格按正确的设计图册施工，做到布线整齐，各类电缆按规定分层布置，电缆的弯曲半径应符合要求，避免任意交叉，并留出足够的人行通道。
3.1.8 控制室、开关室、计算机室等通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的所有电缆孔洞均应严密封堵，检修中损伤的阻火墙，应及时恢复封堵。
3.1.9 扩建工程敷设电缆时，应加强与运行单位密切配合，对贯穿在役机组产生的电缆孔洞和损伤的阻火墙，应及时恢复封绪。
3.1.9.1 为防止施工中动力电缆与控制电缆混放、电缆分布不均，甚至堆积乱放，应在动力电缆与控制电缆之间，设置层间耐火隔板以及防火涂料。新敷设控制电缆与动力电缆分开。
3.1.10 电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷设在电缆隧道和厂房内构架上的电缆要采取分段阻燃措施。
3.1.11 靠近高温管道、阀门等热体的电缆应有隔热措施，靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。
3.1.12 应尽量减少电缆中间接头的数量。如需要，应按工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后，再用耐火防爆槽盒将其封闭。
3.1.13 建立健全电缆维护，检查及防火、报警装置管理等各项规章制度。坚持定期巡视检查。对电缆中间接头定期测温，按规定进行预防性试验。
3.1.14 加强电缆的异动管理，电缆负荷增加应校验。
3.1.15 电缆沟内非生产单位的电缆纳入生产管理，按规定做预防性试验。
3.1.16 电缆沟应保持清洁，不积粉尘、不积水，安全电压的照明充足，禁止堆放杂物。锅炉、燃料储运车间内架空电缆上的粉尘应定期清扫。
3.1.17 重视对380V低压动力电缆的运行管理，统筹考虑380 V／220 V低压动力电缆的定期试验。
3.1.18 电缆转向受力的支撑部位应采取防磨防振动措施。
3.2 汽机油系统的防火。
3.2.1 油系统要尽量避免使用法兰、锁母接头连接，禁止使用铸铁阀门。
3.2.2 油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。应采用厚度小于1.5mm的隔电纸，青壳纸或其它耐油、耐热的材料。
3.2.3 油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，必须明火作业时要办理动火工作票并采取有效措施，附近的热力管道或其他热体的保温应紧固完整，并包好铁皮。
3.2.4 禁止在油管道上进行焊接工作。在拆下的油管上进行焊接时，必须事先将管子冲洗干净。
3.2.5 油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油，如有漏油应及时消除，严禁漏油渗透到下部蒸汽管、阀保温层。
3.2.6 油管道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其他热体，这些热体保温必须齐全，保温外面应包铁皮。
3.2.7 检修时如发现保温内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。
3.2.8 事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m 以外的地方，并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。事故排油应排到主厂房外的事故油箱或油坑内。
3.2.9 油管道要保证在各种运行工况下自由膨胀。
3.2.10 汽轮机油管路应有必要的支吊架，隔离罩和防爆箱。油管路的布置应便于维护检查。
3.2.11 仪表油管应尽量减少交叉，防止运行中振动磨损。管子的壁厚，不小于1.5mm。
3.2.12 机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。
3.2.13 对油管焊缝定期进行检验监督。
3.2.14 油系统管道截门、接头和法兰等附件等级应按耐压试验压力选用。
3.3 燃油罐区及锅炉油系统防火。
3.3.1 油区周围必须设围墙，其高度不低于2m，并挂有“严禁烟火”等明显的警告标志。明火作业要办理动火工作票，并应有可靠的安全技术措施。
3.3.2 锅炉房内的油母管及各支线应列入运行巡回检查的路线中。
3.3.3 油区必须制定严格的出、入管理制度，进入油区应进行登记。交出火种，不允许穿钉有铁掌的鞋子。
3.3.4 油区的一切电气设施（如开关、刀闸、照明灯、电动机、电铃、自起动仪表节点等）均应为防爆型。电力线路必须是暗线或电缆，不允许有架空线。
3.3.5 油区内应保持清洁，无杂草，无油污；禁止储存其他易燃、易爆物品和堆放杂物，不准搭建临时建筑。
3.3.6 油区内应有符合消防要求的消防设施，必须备有足够的消防器材，消防系统应按规定进行定期试验，保证消防设施经常处在完好的备用状态。
3.3.7 油区周围必须有消防车行驶的通道，并保持畅通。
3.3.8 油区、输油管道应有可靠的防静电安全接地装置，并定期测试接地电阻值。
油管道法兰应用金属导体跨接牢固。
3.3.9 储油罐或油箱的加热温度必须根据燃油种类严格控制在允许的范围内，加热燃油的蒸汽温度，应低于油品的自燃点。
3.3.10 燃油系统的软管应定期更换。
3.3.11 卸油时原油温度应小于45℃，重油温度应小于80℃。
3.3.12 卸油中油区上空如有雷电或附近发生火灾应停止卸油。
3.3.13 运油设备、卸油设施在卸油过程中应可靠接地。
3.3.14 油区内一切电气设备的维修，都必须停电进行。
3.3.15 油泵房内保持足够容量的通风设备。
3.3.15 燃油罐区及锅炉燃油系统的防火还应遵守第3.2.4、3.2.6、3.2.7条的规定。
3.4 制粉系统防火。
3.4.1 及时消除漏粉点，清除漏出的煤粉。清理煤粉时，应杜绝明火，不得用压力水管直接浇注着火的煤粉，防止煤粉飞扬引起爆炸。
3.4.2 磨煤机出口温度和原煤斗、煤粉仓温度应严格控制在规定范围内。
3.4.3 禁止在制粉设备及其附近有明火。不准在运行中的制粉设备上进行焊接、切割工作。
3.4.4 对给粉机进行清理前，应将给粉机电源切断，并挂警告牌。
3.4.5 禁止把制粉系统的排气排到不运行或正在点火的锅炉内。禁止把清仓的煤粉排入不运行的锅炉内。
3.4.6 制粉系统防爆门的安装地点应考虑动作时，防止烧伤工作人员，防止引起火灾。
3.4.7 制粉系统内检修时，必须保证积粉完全清除，并与有关的制粉系统可靠地隔绝，制粉系统可靠接地，通风良好。
3.4.8 锅炉制粉系统在停炉或磨煤机切换备用时，应先将该系统煤粉烧尽。除保证抽粉时间外还必须保持风量，维持风速不低于设计技术规定要求。
3.4.9 制粉系统的管道检修，应进行挖补，焊缝对口要严，不要贴补，防止死角滞留煤粉。
3.4.10 正压式制粉系统，正常运行时应保持原煤斗煤位，防止原煤斗空斗反风。
3.5 防止氢系统爆炸着火。
3.5.1 加强氢气纯度检测，发电机氢冷系统中氢气纯度应不低于96％。含氧量应不超过2％。制氢设备氢气系统中氢气纯度应不低于99。5％。含氧量应不超过0。5％。如达不到标准应立即处理（见《氢气使用安全技术规程》GB4962－1985）。
3.5.2 制氢电解槽和有关装置（如压力调整器）应定期进行检修和维护，保证氢气纯度符合规定。
3.5.3 在氢站或氢气系统附近进行明火作业时，应有严格管理制度。明火作业的地点所测量空气含氢量应在允许的范围内，并经批准后才能进行明火作业。
3.5.4 制氢场所应按规定配备足够的消防器材，并按时检查和试验。
3.5.5 密封油系统平衡阀、压差阀，必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。
3.5.6 空、氢侧备用密封油泵必须定期进行联动试验。
3.5.7 氢气放空阀、安全阀均须设通往室外高出屋顶2m以上的金属放空管和阻火器。放空管应设防雨罩以及防堵塞措施。发电机低部排污时，应防止氢气排出造成火灾。
3.5.8 储氢罐底部及其排水管防冻措施不准采用底部封闭方式，以防漏氢积聚。
3.5.9 按防静电措施要求，完善氢气系统设备的接地，管道、阀门各法兰盘之间应跨接铜板，实现良好的电气连接。
3.5.10 排除带有压力的氢气或储氢时，应均匀缓慢地打开设备上的阀门和节气门使气体缓慢放出，禁止剧烈地排送。
3.5.11 氢区还应遵守第3.3.3、3.3.4条规定。
3.6 防止输煤皮带着火。
3.6.1 输煤皮带停止上煤期间，也应坚持巡视检查，发现积煤、积粉应及时清理。
3.6.2 煤垛发生自燃现象应及时扑灭，不得将带有火种的煤送入输煤皮带。
3.6.3 燃用易自燃煤种的电厂应采用阻燃输煤皮带。
3.6.4 应经常清扫输煤系统、辅助设备、电缆排架等各处的积粉，保证输煤系统无积煤、无积粉。
3.6.5 输煤除尘系统应纳入运行设备管理，保证有效运行。
3.7 必须有完善的消防设施和建立训练有素的群众性消防组织，编制企业各重点部位的防火应急救援预案。加强管理，力求在起火初期及时发现，及时扑灭；并使当地公安部门了解掌握电力部门火灾抢救的特点，以便及时扑救。
3.8 在新、扩建工程设计中，消防水系统应与工业水系统分开，以确保消防水量、水压不受其他系统影响，消防泵的备用电源应由保安电源供给。
3.9 消防泵应严格执行定期试验切换制度，保证备用泵与运行泵联动正常，并定期检测生产区域最高处消防水压力。
3.10 发电厂应配备必要的正压式空气呼吸器和防火服，以防止灭火中人员中毒、窒息、烧烫伤。正压式空气呼吸器和防火服应定期检查。
3.11 做好消防水系统冬季防冻措施，保证分支管路随时可用。

4 防止电气误操作事故
为了防止电气误操作事故的发生，应逐项落实原水力电力部《电业安全工作规程》、《防止电气误操作装置管理规定（试行）》（能源安保【1991】1110号）以及其他有关规定，并重点要求如下：
4.1 严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。
4.2 严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票，不允许解除闭锁装置。
4.3 应结合实际制定防误闭锁装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。
4.4 防误装置所用的电源应与继电保护控制回路所用的电源分开。防误装置应防锈蚀、不卡涩、防干扰、防异物开启，户外的防误装置还应防水、耐低温。
4.5 建立完善防误闭锁装置的管理制度。防误闭锁装置不能随意退出运行。停运防误闭锁装置时，要经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置时，应经值长批准，并应按程序尽快投入运行。
4.6 采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备电气闭锁功能。
4.7 断路器或隔离开关闭锁回路严禁用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。
4.8 对已投产尚未装设防误闭锁装置的发、变电设备，要制定切实可行的规划，确保在1年内全部完成装设工作。
4.9 新建、扩建、改建的发电厂，防误闭锁装置应与主设备同时投入运行。应优先采用电气闭锁方式或微机“五防”。
4.10 成套高压开关柜的五防功能应齐全，性能良好。
4.11 防误闭锁装置的安装率、投入率、完好率应为100％。
4.12 应配备充足的经过国家或省、部级质检机构检测合格的安全工器具和安全防护用具。为防止误登室外带电设备，应采用全封闭的检修临时围栏。
4.13 规范封装临时地线的地点，不得随意变更地点封装临时地线。户内携带型接地线的封装应将接地线的接地端子设置在明显处。

5 防止大容量锅炉承压部件爆漏事故
为了防止大容量锅炉承压部件爆漏事故的发生，应严格执行原国家有关部门的《特种设备安全监察条例》、《蒸汽锅炉安全技术监督规程》、《压力容器安全技术监察规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL 612－1996）、《电力工业锅炉压力容器检验规程》（DL 647－1998）、《火力发电厂金属技术监督规程》（DL 438－2000）以及其他有关规定，把防止锅炉承压部件爆破泄漏事故的各项措施落实到设计、制造、安装、运行、检修和检验的全过程管理工作中，并重点要求如下：
5.1 新建锅炉在安装阶段应进行安全性能检查。锅炉投运1年后要结合检查性大修进行安全性能检查。在役锅炉结合每次大修开展锅炉安全性能检验，检查项目和程序按有关规定进行。
5.2 防止锅炉超压超温。
5.2.1 严防锅炉缺水和超温、超压运行，严禁在水位表数量不足、安全阀解列的状况下运行。
5.2.2 参加电网调峰的锅炉，运行规程中应制定相应的技术措施。按调峰设计的锅炉，其调峰性能应与汽轮机性能相匹配；非调峰设计的锅炉，其调峰负荷的下限应由水动力计算、试验及燃烧稳定性试验确定，并制定相应的反事故措施。
5.2.3 对直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应有完整的管壁温度测点，以便监视各导汽管间的温度偏差，防止超温爆管。
5.2.4 锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程进行。
5.2.4.1 大容量锅炉超压水压试验和热态安全阀校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力、汽温失控造成超压超温现象。试验时严禁非试验人员进入试验现场。
5.2.5 大容量锅炉的减温自动投入率应保证100％，调节品质要满足设计要求，严防超温。
5.2.6 机组的机、炉、电大联锁保护必须投入。
5.3 防止设备大面积腐蚀。
严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145－1999）、《火力发电厂水汽化学监督导则》DL／T561－1995）、《关于防止火力发电厂凝结器铜管结垢腐蚀的意见》[（81）生技字52号]和《防止电厂锅炉结构腐蚀的改进措施和要求》[（88）电生字81号、基火字75号]以及其它有关规定，加强化学监督工作。
5.3.1 热力设备运行中的汽水品质测试结果要准确，并符合规程要求的标准。
5.3.2 高压及以上的汽包炉应推广平衡磷酸盐处理。
5.3.3 凝结水的精处理设备严禁退出运行。在凝结器换热管发生泄漏凝结水水质超标时，应及时查找、堵漏。
5.3.3.1 高压及以上机组凝结水硬度高达5－10微摩尔／升时，经处理，72h仍不下降，应停机处理。
5.3.3.2 高压及以上机组凝结水硬度高达10－20微摩尔／升时，经处理，24h仍不下降，应立即停机。
5.3.4 品质不合格的给水严禁进入锅炉，蒸汽品质不合格严禁并汽。水冷壁结垢超标时，要及时进行酸洗，防止发生垢下腐蚀及氢脆。
5.3.5 加强锅炉燃料调整，改善贴壁氧量，避免高温腐蚀。
5.3.6 安装或更新凝结器前要对换热管全面进行探伤检查。
5.3.7 锅炉停用时间超过7天按照《火力发电厂停（备）热力设备防锈蚀导则》（SD223－1987）应进行有效的防腐方法进行保养，防止炉管腐蚀。
5.3.8 锅炉停运期间要采取措施对再热器封闭，防止疏水蒸气进入再热器。
5.3.9 汽机投入快冷装置，应采取措施防止再热器 U 型管积水腐蚀。
5.4 防止炉外管爆破。
5.4.1 加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，及时采取措施。当炉外管有漏汽水现象时，必须立即查明原因，及时采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。
5.4.2 定期对导汽管、汽连络管、水连络管、下降管等炉外管道以及弯管、弯头、联箱封头等进行检查，发现缺陷应及时采取措施。
每次大修应制定专门的炉外管检查计划，并做好台帐。
5.4.3 加强对汽水系统中高中压疏水、排污、减温水等小径管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的金属检查，发现问题及时更换。
5.4.4 按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438－2000），对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯头、阀门、三通等大口径部件及其相关焊缝进行定期检查。
5.4.4.1 主蒸汽管道保持保温良好，严禁裸露运行。
5.4.4.2 露天运行的蒸汽管道应有防止雨水淋湿管道的措施。
5.4.5 按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL／T616－1997）应定期检查管道支吊架的工作情况。对运行达100kh的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架进行全面检查和调整，必要时应进行应力核算。
5.4.5.1 在检查支吊架时，发现松脱、偏斜、卡死、损坏等现象应及时修复并做好记录。
5.4.6 对于易引起汽水两相流的疏水、空气等管道，应重点检查其与母管相连的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位，其管道、弯头、三通和阀门，运行100kh后，宜结合检修全部更换。
5.4.7 要加强锅炉及大口径管道制造和安装质量监督、检查。电站管件制造单位应持有有关的资质证书。
5.4.8 要认真进行锅炉监造、安全性能检验和竣工验收的检验工作。
5.4.9 加强焊工管理及完善焊接工艺质量的评定。杜绝无证上岗和超合格证允许范围施焊现象。焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合《电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂焊接篇）》（DL5007－92）有关规定。
5.4.10 在检修中，应重点检查可能因膨胀和机械原因（如磨损）引起的承压部件爆漏的缺陷。
5.4.11 定期检查喷水减温器，防止减温器喷头及套筒断裂造成的过热器联箱裂纹。
5.4.12 对于蒸汽参数为540℃、9.8MPa、管子外径273mm的10CrMo910钢的主蒸汽管，实测壁厚小于20mm的管子，应逐步更换或预先降低参数运行。
5.5 防止锅炉四管泄漏。
5.5.1 各电厂应当成立四管防磨防爆小组，制定四管防磨防爆措施，使四管防磨防爆工作制度化。
5.5.2 应定期对受热面管子进行寿命评估，以确定是否需要大面积更换。
5.5.3 过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及早停运，防止冲刷损坏其他管段扩大损失。大型锅炉在有条件的情况下，可采用漏泄监测装置。
5.5.4 对新换的金属钢管必须进行光谱复核。焊缝100％探伤检查，并按要求进行热处理。
5.5.5 定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，发现问题，及时处理。防止因水冷壁晃动或燃烧器水冷壁鳍片处焊缝受力过载拉裂而造成水冷壁泄漏。
5.5.6 加强蒸汽吹灰器设备及其疏水的管理与维护，防止吹灰器卡涩或枪管漏水损坏管子。
5.5.7 对未设置旁路系统的机组，汽机中压缸两侧进汽门关闭，应立即打闸停机，防止再热器超压。
5.6 达到设计使用年限的机组和设备，必须按规定对主设备特别是承压管路进行全面检查和试验，组织专家进行全面安全性评估，经上级部门审批后，方可继续投入使用。
5.7 按照《电力工业锅炉压力容器监察规程》要求，加强司炉工的培训，持证上岗；200MW及以上机组的司炉须经模拟机培训，并考试合格。
5.8 火电厂应配备锅炉压力容器监督工程师，并持证上岗。

6 防止压力容器及管道爆破事故
为了防止压力容器爆破事故的发生，应严格执行《压力容器安全技术监察规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612－1996）、《压力容器使用登记管理规则》以及其他有关规定，并重点要求如下：
6.1 防止超压。
6.1.1 根据设备特点和系统的实际情况，制定每台压力容器的操作规程。操作规程中应明确异常工况的紧急处理方法，确保在任何工况下压力容器不超压、超温运行。
6.1.2 各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。
6.1.2.1 安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣开启高庋应符合规定，并做好记录。
6.1.3 运行中的压力容器及其安全附件（如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等）应处于正常工作状态。设有自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置的退出应经总工程师批准，保护装置退出后，应实行远控操作并加强监视，且应限期恢复。
6.1.4 要加强对除氧器的运行监视，尤其操作规程应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》（能源安保［1991］709号）的要求。除氧器两段抽汽之间的切换点，应根据《电站压力式除氧器安全技术规定》进行核算后在运行规程中明确规定，并在运行中严格执行，严禁高压汽源直接进入除氧器。
6.1.5 除氧器安全门应每年校验一次。其动作压力，可视给水泵汽化条件及安全门的回座压力，定为工作压力的1.1－1.25倍。
6.1.6 采用单元制给水系统的机组，高压除氧器应配备不少于两只全启式安全门，其压力调整装置必须投入自动，并装设报警装置。
6.1.7 使用中的各种气瓶严禁改变涂色，严防错装、错用；气瓶立放时应采取防止倾倒的措施；液氯钢瓶必须水平放置；放置液氯、液氮钢瓶、溶解乙炔气瓶场所的温度要符合要求。使用溶解乙炔气瓶者必须配置防止回火装置。
6.1.8 压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。
6.1.9 压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检。
6.1.10 结合压力容器定期检验或检修，每两个检验周期至少进行一次耐压试验。
6.1.11 检查进入除氧器、扩容器的高压汽源，采取措施消除除氧器、扩容器超压的可能。推广滑压运行，逐步取消二段抽汽进入除氧器。
6.1.12 高压加热器的水侧和汽侧都应装设安全门。
6.1.13 电厂应结合大修对除氧器的焊缝进行检查，消除不合格焊缝。
6.1.14 除氧器的水压若制造厂没有规定数据，超压试验可按工作压力的1.5倍进行。以后每六年做一次。
6.1.15 高、低压管道结合处应设明显警示标志，并有安全技术措施防止高压介质串入低压管道。
6.1.16 定期对机外管道、弯头进行检查，特别是小直径取样管。
6.1.17 定期对消防用二氧化碳储气瓶进行检验，采取安全隔离措施防止爆炸伤人。
6.1.18 除氧器和其他压力容器安全阀的总排放能力，应能满足其在最大进汽工况下不超压。
6.2 氢罐。
6.2.1 制氢站应采用性能可靠的压力调整装置，并加装液位差越限联锁保护装置和氢侧氢气纯度表，在线氢中含氧量监测仪表，防止制氢设备系统爆炸。
6.2.2 对制氢系统及氢罐的检修要进行可靠地隔离。
6.2.3 氢罐应按《电力工业锅炉压力容器检验规程》的规定要求进行定期检验。重点是壁厚测量，封头、筒体外形检验。防止腐蚀鼓包。
6.3 在役压力容器应结合设备、系统检修，实行定期检验制度。外部检验，每年至少一次。内部检验，可结合机组的大修进行，其间隔时间为：安全状况等级为1－2级的，每两个大修期进行一次。安全状况评为3－4级的，应在最近一次检修中治理升级，超水压试验每个大修周期进行一次。
6.3.1 火电厂热力系统压力容器定期检验时，应对与压力容器相连的管系进行检查，特别应对蒸汽进口附近的内表面热疲劳和加热器疏水管段冲刷、腐蚀情况进行检查，防止爆破汽水喷出伤人。
6.3.2 禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。若必须在压力容器筒壁上开孔或修理，应先核算其结构强度，并参照制造厂工艺制定技术工艺措施，经锅炉监督工程师审定、总工程师批准后，严格按工艺措施实施。
6.3.3 出现下列情况之一，在内部检验合格后应进行耐压试验，耐压试验合格后才能启用。
a）用焊接方法进行过大面积修理。
b）停用二年以上重新使用。
c）移装的。
6.3.4 在订购压力容器前，应对设计单位和制造厂商的资格进行审核，其供货产品必须附有“压力容器产品质量证明书”和制造厂所在地锅炉压力容器监检机构签发的“监检证书”。要加强对所购容器的质量验收，特别应参加容器水压试验等重要项目的验收见证。
6.3.5对在役压力容器检验中，安全状况等级评定达不到监督使用标准（三级）的，要在最近一次检修中治理升级。检验后定为五级的容器应按报废处理。
6.3.6 新购除氧器壳体材料应采用20g或20R，不得采用6Mn和Q235。
6.4 压力容器投入使用必须按照《压力容器使用登记管理规则》办理注册登记手续，申领使用证。不按规定检验、申报注册的压力容器，严禁投入使用。1982年4月《压力容器使用登记管理规则》颁布前制造的老容器，若设计资料不全、材质不明及经检验安全性能不良者，应安排计划进行更换。


7 防止锅炉尾部再次燃烧事故
7．1 锅炉空气预热器的传热元件在出厂和安装保管期间不得采用浸油防腐方式。
7.2 锅炉空气预热器在安装后第一次投运时，应将杂物彻底清理干净，经制造、施工、建设、生产等各方验收合格后方可投入运行。
7.3 回转式空气预热器应设有可靠的停转报警装置及联锁自动关闭烟气、空气侧挡板的保护，完善的水冲洗系统和必要的碱洗手段，并应有停炉时可随时投入的碱洗系统。消防系统要与空气预热器蒸汽吹灰系统相连接，热态需要时投入蒸汽进行隔绝空气式消防。回转式空气预热器在空气及烟气侧应装设消防水喷淋水管，喷淋面积应覆盖整个受热面。
7.4 在锅炉设计时，油燃烧器必须配有调风器及稳燃器，保证油枪根部燃烧所需用氧量。新安装的油枪，在投运前应进行冷态试验。
7.5 精心调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防止未完全燃烧的油和煤粉存积在尾部受热面或烟道上。
7.5.1 锅炉点火前必须对炉膛及尾部受热面进行充分吹扫。
7.5.2 锅炉正常运行期间保证空预器前烟气含氧量在规程规定范围内。
7.5.3 保证合理的煤粉细度，精心调整锅炉燃烧，防止未完全燃烧的煤粉带入烟道，造成可燃物在烟道内的沉积。
7.6 锅炉燃用渣油或重油时应保证燃油温度和油压在规定值内，保证油枪雾化良好、燃烧完全。锅炉点火时应严格监视油枪雾化情况，一旦发现油枪雾化不好应立即停用，并进行清理检修。
7.6.1 油枪点火不成功应立即关闭燃油速断阀，避免大量燃油喷入炉内。
7.6.2 每支油枪应设有火焰监测保护，检测不到火焰自动关闭燃油速断阀。
7.7 运行规程应明确省煤器、空气预热器烟道在不同工况的烟气温度限制值，当烟气温度超过规定值时，应立即停炉。利用吹灰蒸汽管或专用消防蒸汽将烟道内充满蒸汽，并及时投入消防水进行灭火。
7.8 回转式空气预热器进出口烟／风挡板，应能远方开关操作，且关闭严密。
7.8.1 起动前应做回转式空气预热器进出口烟／风档极严密性及灵活性试验。
7.9 回转式空气预热器冲洗水泵应设再循环，每次锅炉点火前必须进行短时间起动试验，以保证空气预热器冲洗水泵及其系统处于良好的备用状态，具备随时投入条件。
7.10 若发现回转式空气预热器停转9立即将其隔绝，投入消防蒸汽和盘车装置。若转子盘不动，应立即停炉。
7.11 锅炉负荷低于25％额定负荷时应连续吹灰，锅炉负荷大于25％额定负荷时至少每8h吹灰一次，当回转式空气预热器烟气侧压差增加或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次数。
7.11.1 停炉前应对空气预热器全面吹灰一次。
7.11.2 对煤粉直接点火燃烧的，在起动时应连续吹灰，并严密监视炉膛燃料状况和尾部烟气温度。
7.11.3 安装燃气脉冲装置进行空气预热器吹灰的，应定期检查燃气设备的严密性，防止停运时燃气泄漏。
7.12 若锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混烧，可根据具体情况利用停炉对回转式空气预热器受热面进行检查，重点是检查中层和下层传热元件；若发现有垢时要碱洗。
7.13 锅炉停炉1周以上时必须对回转式空气预热器受热面进行检查，若有存挂油垢或积灰堵塞的现象，应及时清理并进行通风干燥。
7.14 对热备用需经常点火升压的锅炉，需加强对空气预热器换热元件的检查，及时碱洗。
8 防止锅炉炉膛爆炸事故
为防止锅炉炉膛爆炸事故发生，应严格执行《大型锅炉燃烧管理的若干规定》、《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL435－1991）以及其他有关规定，并重点要求如下：
8.1 防止锅炉灭火。
8.1.1 各电厂要根据本厂设备的具体情况，制定防止锅炉灭火放炮的措施，包括从来煤煤质监督、混配煤到燃烧调整以及低负荷运行，并严格执行。
8.1.2 加强燃煤的监督管理，完善混煤设施。加强配煤管理和煤质分析，并及时将煤质情况通知司炉，做好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。
8.1.3 新炉投产、锅炉改进性大修后或当实用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃烧调整试验，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。
在实用燃料与设计燃料有较太差异时，应首先进行校核计算，在校核计算许可的情况下，还应进行冷态动力场试验和热态调整试验。
8.1.4 当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投入助燃油。当锅炉灭火后，要立即停止燃料（含煤、油、燃气、制粉乏气风）供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。
8.1.5 加强锅炉燃烧调整，特别是一次风速风压的监视，防止风速过低煤粉堵管而造成的熄火。
8.1.6 100MW及以上等级机组的锅炉应装设锅炉灭火保护装置。加强锅炉灭火保护装置的维护与管理，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。
8.1.6.1 定期对灭火保护探头周围打焦清灰工作，认真落实灭火保护定期试验制度，防止因保护设备误动造成锅炉灭火。
8.1.6.2 做好火焰监视系统的维护、管理和改进工作，提高其准确性。
8.1.6.3 灭火保护系统应引入炉膛压力保护。容量为100MW及以上机组锅炉的灭火保护系统除引入负压保护信号外，还必须引入火焰检测信号，并且要求灭火后有进行自动吹扫的控制逻辑。
8.1.6.4 300MW及以上机组的锅炉，应配备功能较全的燃烧安全保护系统以提高大型锅炉的应变能力，系统除了具备上述灭火保护功能外，还应具有喷燃器管理功能和保护装置本身的定时自检功能。
8.1.6.5 炉膛负压测点位置及正负压报警保护定值合理。
8.1.7 严禁随意退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，并事先做好安全措施。热工仪表、保护、给粉控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。
8.1.7.1 给粉控制电源应可靠，应尽量设置为双电源，双电源互为可靠备用。
8.1.7.2 在确定给粉电源失电时，锅炉可能已经灭火或燃烧不稳，此时应防止突然恢复给粉系统电源向炉膛内大量送入煤粉而爆炸。一般应按紧急停炉处理。
8.1.8 加强设备检修管理，重点解决炉膛严重漏风。给粉机下粉不均匀和煤粉自流、一次风管不畅、送风不正常脉动、堵煤（特别是单元式制粉系统堵粉）、直吹式磨煤机断煤和热控设备失灵等缺陷。
8.1.9 加强点火油系统的维护管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛发生爆燃。对燃油速断阀要定期试验，确保动作正确、关闭严密。
8.1.9.1 锅炉点火系统经常处于可靠备用状态，定期对油枪进行试验检查，确保油枪雾化良好，以便在锅炉低负荷燃烧或燃烧不稳时能够及时投油助燃。
8.1.9.2 严格执行燃油系统的运行规程，锅炉在停炉或备用期间，运行人员必须检查油系统的阀门是否关闭严密。
8.2 防止严重结焦。
8.2.1 采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。
8.2.2 运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一但发现结焦，应及时处理。
8.2.3 增减炉膛卫燃带时，应做好技术可行性论证。
8.2.4 大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。
8.2.5 受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。

9 防止制粉系统爆炸和粉尘爆炸事故
为防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故，应严格执行《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL435－1991）有关要求以及其他有关规定，并重点要求如下：
9.1 防止制粉系统爆炸。
9.1.1 要坚持执行定期降低粉仓粉位制度和停炉前煤粉仓空仓制度。
9.1.2 根据煤种控制磨煤机的出口温度，制粉系统停止运行后，对输粉管道要充分进行抽粉；有条件的，停用时宜对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护。
9.1.3 加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，燃用易自燃的煤种应及早通知运行人员，以便加强监视和巡查一发现异常及时处理。
9.1.4 当发现粉仓内温度异常升高或确认粉仓内有自燃现象时，应及时投入灭火系统，防止因自燃引起粉仓爆炸。
9.1.5 对制粉系统的灭火系统应定期检查，加强维护。
9.1.6 根据粉仓的结构特点，应设置足够的粉仓温度测点和温度报警装置，并定期进行校验。
9.1.7 设计制粉系统时，要尽量减少制粉系统的水平管段，煤粉仓要做到严密、内壁光滑、无积粉死角，抗爆能力应符合规程要求。
9.1.8 热风道与制粉系统连接部位，以及排粉机出入口风箱的连接，应达到防爆规程规定的抗爆强度。
9.1.9 加强防爆门的检查和管理工作，防爆薄膜应有足够的防爆面积和规定的强度。防爆门动作后喷出的火焰和高温气体，要改变排放方向或采取其他隔离措施。以避免危及人身安全、损坏设备和烧损电缆。
防爆膜片要由有技术能力的厂家制造，且每批在出厂前要抽查，试验其爆破压力，禁止使用不合格产品。
9.1.10 定期检查仓壁内衬钢板，严防衬板磨漏、夹层积粉自燃。每次大修煤粉仓应清仓，并检查粉仓的严密性及有无死角，特别要注意仓顶板—大梁搁置部位有无积粉死角。
9.1.11 粉仓、绞龙的吸潮管应完好，管内通畅无阻，运行中粉仓要保持适当负压。
9.1.11.1 输粉机起动前应进行检查有无自燃现象。
9.1.11.2 输粉机使用后，应及时清理积粉，并定期检查试验。
9.1.12 制粉系统煤粉爆炸事故后，要找到积粉着火点，采取针对性措施消除积粉。必要时可改造管路。
9.1.13 煤粉仓外壁受冷风的吹袭，使仓内煤粉易于结块影响流动者，其外壁应予保温。
9.1.14 粉仓温度表数量不够的，宜适当补充，可考虑设温度报警装置，并定期校验。
9.1.15 风扇磨锅炉应采取措施防止给煤机断煤，并在控制盘上设置断煤信号。
9.1.16 粗粉分离器回粉管上的锁气器，要便于运行中观察其动作情况，并能在断煤时随时关闭。
9.2 防止粉尘爆炸。
9.2.1 消除制粉系统和输煤系统附近的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止煤尘爆炸。
9.2.2 煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应有消防设施，并备有专用的灭火器材，消防系统水源应充足、水压符合要求。消防灭火设施应保持完好，按期进行试验（试验时灭火剂不进入粉仓）。
9.2.3 煤粉仓投运前应做严密性试验。凡基建投产时未做过严密性试验的要补做漏风试验，如发现有漏风、漏粉现象要及时消除。

10 防止锅炉汽包满水和缺水事故
10.1 汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式，就地水位计宜采用工业电视，保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。
10.2 汽包水位计的安装。
10.2.1 取样管应穿过汽包内壁隔层，管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区（如安全阀排汽田、汽包进水田、下降管口、汽水分离器水槽处等），若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。
10.2.2 汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量。
10.2.3 水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少有1：100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜。
10.2.4 新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合设计要求。
10.2.5 差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器（平衡容器），再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。
10.2.6 所有水位表都必需具有独立的取样孔。不得在同一取样孔上串、并联多个水位测量装置，以免互相影响，降低水位测量的可靠性。
10.2.7 所有水位表安装时，均应以汽包同一端的几何中心线为基准线。必须采用水准仪精确确定各水位表的安装位置，不应以锅炉平台等物作为参比标准。
10.2.8 水位表汽水侧取样阀门安装时，应使阀杆处于水平位置，以避免在阀门内形成水塞。
10.3 对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉，其汽包水位计应以差压式（带压力修正回路）水位计为基准。汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选。
10.3.1 差压水位计（变送器）应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响，必要时采用补偿措施。
10.3.2 汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。冬季长时间停炉，应将取样表管内的存水放尽以防冻坏。
10.4 汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表8－1给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h，仅供参考。
表8－1 就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h
汽包压力
（MPa） 16.14～17.65 17.66～18.39 18.40～19.60
△h（mm） -76 -102 -150
10.5 按规程要求对汽包水位计进行零位校验。
当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时,必须停炉处理。
10.6 严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组起动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列入验收主要项目之一。
10.7 当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。
10.8 锅炉高、低水位保护。
10.8.1 锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期（不宜超过8h）恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期（8h 以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。
10.8.2 锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。
10.8.3 在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计（变速器）中水位差值的影响。
10.8.4 锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。
10.8.5 汽包锅炉水位保护是锅炉起动的必备条件之一，水位保护不完整严禁起动。
10.9 对于控制循环汽包锅炉，炉水循环泵差压保护采取二取二方式时。当有一点故障退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期恢复（不宜超过8h）。当二点故障超过4h时，应立即停止该炉水循环泵的运行。
10.10 当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。
10.11 高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠。当因某种原因需退出高压加热器保护装置时，应制定措施，经总工程师批准，并限期恢复。
10.12 给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。
10.13 建立锅炉汽包水位测量系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期分析，找出原因及处理对策，并实施消缺。
10.13.1 加强检修人员的设备专责制和定期检查制度，保证就地水位计正常运行。在水位计爆破或其它故障的情况下，应及时进行处理。
10.13.2 充分利用大修、小修和临修时间，对给水、事故放水、水位计、省煤器放水、过热器疏水、定排等各阀门进行检修。电动控制的阀门做开、关试验，保证各阀门开关灵活且严密不漏。
10.14 运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，经常分析各运行参数的变化，调整要及时，准确判断及处理事故。不断加强运行人员的培训，提高共事故判断能力及操作技能。
10.14.1 运行人员要认真执行交接班制度，要做到对给水设备的运行方式、运行状况、设备缺陷等心中有数，并做好事故预想。
10.14.2 运行中应密切注意汽包水位的变化情况，禁止在调整中大开、大关，引起汽包水位大幅度波动。

11 防止汽轮机超速和轴系断裂事故
为了防止汽轮机超速和轴系断裂事故的发生，应认真贯彻原水利电力部《防止20万千瓦机组严重超速事故的技术措施》和《防止国产200MW机组轴系断裂事故暂行措施》，并提出以下重点要求：
11.1 防止超速。
11.1.1 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。
调节系统速度变动率应小于5％，迟缓率应小于0。2％。
11.1.2 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组起动和运行。
11.1.2.1 调节保安系统的定期试验装置应完好可靠。
11.1.2.2 自动主汽门、再热主汽门及调节汽门应能迅速关闳严密，无卡涩。阀门关闭时间，对电调系统应小于0.15s，对液调系统应小于0.5s。
11.1.2.3 汽门严密性试验，危急保安器动作及超速试验要按规定定期试验。200MW及以上机组危急保安器动作转速调整整定至108％－110％额定转速。
11.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组起动。运行中的机组，在无任何有效监视转速手段的情况下，必须停止运行。
11.1.4 透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动。
11.1.4.1 透平油颗粒度按SAE A－6D标准≤6级，水份≤0.2％，酸值0.3mgKOH／g；电调机组抗燃油颗粒度按SAE A－6D标准≤3级，水份≤0.1％，酸值≤0.2 mgKOH／g；液调机组抗燃油颗粒度按SAE A－6D标准≤5级，水份≤0.1％，酸值≤0.25mgKOH／g。
11.1.4.2 机组大、小修后，油循环要有技术措施，油质经（监督机构）油化验人员检验合格后方可起动。
11.1.4.3 加强对油质的监督，定期进行油质的分析化验，防止油中进水或杂物造成调节部套卡涩或腐蚀。定期进行主油箱放水工作，油净化装置应正常投入运行。
11.1.4.4 应加强汽封压力的监视和调整，防止压力过高引起油中进水；前箱、轴承箱负压以12－20mmH20为宜，以防止灰尘及水（汽）进入油系统。
11.1.5 机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁起动。
11.1.6 正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。
11.1.7 在机组正常起动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。机组再次起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。
11.1.8 在任何情况下绝不可强行挂闸。
11.1.9 机械液压型调节系统的汽轮机应有两套就地转速表，有各自独立的变送器（传感器），并分别装设在沿转子轴向不同的位置上。
11.1.10 抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。
11.1.10.1 汽轮机的各抽汽逆止门、排汽逆止门及供热抽汽的快速关闭逆止门应严密，联锁动作可靠，并必须设置有快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。
11.1.10.2 每月应进行一次抽汽逆止门关闭试验，当某一抽汽逆止门存在缺陷时，应立即消除，若无法消除时禁止使用该段抽汽运行。
11.1.11 对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进行甩负荷试验。
11.1.12 坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。
11.1.12.1 新投产的机组大修后第一次起动、危急保安器检修或调整后、停机一个月以后再次起动及机组进行甩负荷试验前都应提升转速进行危急保安器动作试验。
11.1.12.2 机组每运行2000h后应进行提升转速试验，无条件的应进行危急保安器充油试验。试验时注意危急保安器动作指示正确和机组对胀差的要求。
11.1.12.3 电调机组运行中每月定期做AST电磁阀试验，确保保护装置正常可靠。
11.1.12.4 各种汽门应进行定期试验。
11.1.12.5 机组大修前后应进行汽门严密性试验。试验时，应尽可能维持凝汽器真空正常，试验时应注意轴向推力变化和推力瓦温度，还应注意避免在临界转速附近长时间停留。
11.1.12.6 机组大修后应进行汽门关闭时间测试，一般要求自动主汽门的关闭时间≤0.5s，电调机组≤0.15s。
11.1.12.7 运行中汽门严密性试验应每年进行一次。
11.1.12.8 当汽水品质较差时，应适当增加主汽门、调汽门的活动次数和活动行程范围。运行中发生主汽门、调速汽门卡涩时，要及时消除卡涩。主汽门卡涩不能立即消除时，要停机处理。
11.1.12.9 汽轮机运行中，注意检查调节汽门开度和负荷的对应关系以及调节汽门后的压力变化情况，若有异常，应及时查找、分析原因。
11.1.12.10 加强对蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使问杆结垢造成卡涩。
11.1.12.11 采用滑压运行的机组以及在机组滑参数起动过程中，调节汽门要留有裕度，不应开到最大限度，以防止同步器超过正常调节范围，发生甩负荷超速。
11.1.12.12 机组长期停运时，应注意做好停机保护工作，防止汽水或其它腐蚀性物质进入汽机及调节供油系统，引起汽门或调节部套锈蚀。
11.1.13 危急保安器动作转速一般为额定转速的110％±1％。危急保安器试验应进行两次。
11.1.13.1 提升转速试验时，机组不宜在高转速下停留时间过长，并注意升速平稳，防止转速突然升高。
11.1.13.2 提升转速时应监视附加保安油压，防止误将附加保护动作当作危急保安器动作。
11.1.13.3 机组运行中的甩负荷不能代替危急保安器的试验。
11.1.14 进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。
11.1.15 数字式电液控制系统（DEH）应设有完善的机组起动逻辑和严格的限制起动条件；对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。
11.1.16 汽机专业人员，必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。
11.1.17 电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管。
11.1.17.1 高、中压自动主汽门错油门下部节流旋塞应拧紧冲捻固定，防止旋塞自行退出，影响自动主汽门正常关闭。
11.1.17.2 调节汽门凸轮间隙及调节汽门框架与球型垫之间间隙应调整适当，以保证在热态时调节汽门能关闭严密。
11.1.17.3 大修中应检查门杆弯曲和测量门杆与套筒的间隙，阀体与导向套筒的间隙，不符合标准的要进行更换处理。
11.1.17.4 检修中应检查门杆与阀杆套是否存在氧化皮，氧化皮应清除。
11.1.17.5 检修中应测量各主汽门，调节汽门预启阀行程，并检查是否卡涩。如有卡涩必须解体检查处理，除去氧化皮。阀碟与阀座接触部分的氧化皮也应清理，并用红丹油作接触检查。
11.1.18 主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型联轴器或类似联轴器的机组，定期检查联轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。
11.1.19 要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证。
11.1.20 严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液转换器）等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。
11.2 防止轴系断裂。
11.2.1 机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。
11.2.2 运行100kh 以上的机组，每隔3－5年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。
11.2.3 新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。
11.2.3.1 每次大修对汽轮机转子叶片根部的销钉进行金相探伤检查，并建立好档案。
11.2.4 不合格的转子禁止使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷的转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行。
11.2.5 严格按超速试验规程的要求，机组冷态起动带25％额定负荷（或按制造要求），运行3～4h后进行超速试验。
11.2.6 新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松动措施。
11.2.6.1 大修中，应对各联轴器销子、螺栓进行探伤检查，对有缺陷的螺栓应及时更换。
11.2.7 新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1／3。
11.2.8 防止发电机非同期并网。
11.2.8.1 定期对发电机同期装置进行检查、试验；确保其完好。
11.3 建立和完善技术档案。
11.3.1 建立机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。
11.3.2 建立机组事故档案。无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、性质、原因和防范措施。
11.3.3 建立转子技术档案。
11.3.3.1 转子原始资料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性。
11.3.3.2 历次转子检修检查资料。
11.3.3.3 机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。

12 防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故
为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生，应认真贯彻原水利电力部《防止20万千瓦机组大轴弯曲事故的技术措施》［（85）电生火字87号、基火字64号］等有关规定，并提出以下重点要求：
 12.1防止汽轮机大轴弯曲。
 12.1.1应具备和熟悉掌握的资料。
 12.1.1.1 转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。
12.1.1.2 大轴弯曲表测点安装位置，转子的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。
12.1.1.3 机组正常起动过程中的波特图和实测轴系临界转速。
12.1.1.4 正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。
12.1.1.5 正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。
12.1.1.6 停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。
12.1.1.7 通流部分的轴向间隙和径向间隙。
12.1.1.8 应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。
12.1.1.9 记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。
12.1.1.10 系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后再执行。
12.1.2 汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。
12.1.2.1 大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动等表计显示正确，保护正常投入。
12.1.2.2 大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0.02mm。
12.1.2.3 高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃。
12.1.2.4 主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。
12.1.3 机组起、停过程操作措施。
12.1.3.1 机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于2～4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。
12.1.3.2 机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。
12.1.3.3 停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温 差，监视 转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180°。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。
12.1.3.4 停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180°，待盘车正常后及时投入连续盘车。
12.1.3.5 机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。
12.1.3.6 机组热态起动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。
12.1.3.7 疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。
12.1.3.8 停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。
12.1.3.9 起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水，锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。
12.1.3.10 汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。
12.1.3.11 在机组起动前应全开主、再热蒸汽疏水门，特别是热态起动前，主蒸汽管和再热蒸汽管要充分暖管，并保证疏水畅通。
12.1.3.12 在汽轮机滑参数起动、停止过程中，汽温、汽压都要严格按运行规程规定，保证必要的蒸汽过热度。
12.1.3.13 在锅炉熄火后，蒸汽参数得不到可靠保证的情况下，应立即停机。
12.1.3.14 高、低压加热器水位调整和保护报警装置要定期进行检查试验，保证其工作性能符合设计要求。高压加热器保护不能满足运行要求或泄漏时，禁止加热器投入运行。
12.1.3.15 加强除氧器水位监督，定期检查水位调节装置和水位超限报警装置，防止发生满水事故。
12.1.4 发生下列情况之一，应立即打闸停机。
12.1.4.1 机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.030mm。
12.1.4.2 机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.100mm或相对轴振动值超过0.260mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。
12.1.4.3 机组运行中要求轴承振动不超过0.030mm或相对轴振动不超过0.080mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.260mm应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.050mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.050mm，应立即打闸停机。
12.1.4.4 高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃或参照制造厂设计标准。
12.1.4.5 机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内下降50℃。
12.1.4.6 机组差胀超过允许值。
12.1.5 应采用良好的保温材料（不宜使用石棉制品）和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃，最大不超过50℃。
12.1.6 疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于76mm。
12.1.7 减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。
12.1.8 门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。
12.1.9 高压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和也可根据疏水水位自动开启。
12.1.10 高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。
12.1.11 机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核。
12.1.12 凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。
12.1.13 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。
12.2 防止汽轮机轴瓦损坏。
12.2.1 汽轮机的辅助油泵及其自启动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组起动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验。
12.2.2 油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等）时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。
12.2.2.1 机组起动前向油系统供油时，应首先起动低压润滑油泵，并通过压缩线排出调速供油系统积存的空气，然后再起动高压调速油泵，并检查润滑油压，各轴承回油油流情况是否正常。
12.2.2.2 高压油泵出口油压应低于主油泵出口油压，在汽轮机达到额定转速以前，主油泵应能自动投入运行。一般要求转速达到2800r／min 以后主油泵开始投入工作。
12.2.2.3 机组定速后，停用高压油泵时，应密切监视主油泵出口和润滑油压的变化情况。发现油压变化异常时，应立即恢复辅助油泵运行，并查明原因后采取措施。
12.2.3 机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求处理。
12.2.4 在机组起停过程中应按制造厂规定的转速起、停顶轴油泵。
12.2.5 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油等）的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。
12.2.6 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。
12.2.7 油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。
12.2.8 应避免机组在振动不合格的情况下运行。
12.2.9 润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.08MPa时报警，降至0.075～0.07MPa时联动交流润滑油泵，降至0.07～0.06MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.03MPa时停盘车。
12.2.10 直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。
12.2.11 交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。
12.2.12 油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。阀门应采用明杆门，并应有开关指示和手轮止动装置。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施。
12.2.13 安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道。
12.2.14 检修中应检查主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。
12.2.15 严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。
12.2.16 运行中油箱油位应保持正常。滤网前后油位差超过规定值时，应及时清理滤网。主油箱应设置油位低报警装置。
12.2.17 定期对转子轴电压进行监测，轴电压超标要查找原因及时消除。
12.2.18当发现有如下情况之一时，应立即打闸停机：
a）任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃时。
b）主轴瓦乌佥温度超过厂家规定值。
c）回油温度升高，且轴承内冒黑烟时。
d）润滑油泵起动后，油压低于运行规程允许值。
e）盘式密封瓦回油温度超过80℃或乌金温度超过95℃时或参照制造厂设计标准。

13 防止发电机和水轮机损坏事故
为了防止发电机的损坏事故发生，应严格执行原水利电力部《发电机反事故技术措施》[（86）电生火字193号]、《关于转发20万千瓦氢冷发电机防止漏氢漏油技术措施细则》[（88）电生计字17号]、《发电机反事故技术措施补充规定》（能源部发［1990］14号）、《防止200、300MW汽轮发电机定子绕组端部发生短路的技术改进措施》（能源部、机电部电发［1991］87号）和《汽轮发电机运行规程》（1999年版）等各项规定，并重点要求如下：
13.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路。
检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况。200MW及以上的发电机在大修时应做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在94～115Hz之间）的发电机，应进行端部结构改造。
13.2 防止定子绕组相间短路。
13.2.1 加强对大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》（DL／T596－1996），对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。
13.2.2 严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规程允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。
13.2.2.1 保证氢气干燥器连续运行，发现缺陷，及时处理。
13.2.2.2 随时了解发电机的氢气湿度、氢气纯度、漏氢量及平衡水箱压力变化情况，对氢气湿度、纯度做好记录。
13.3 防止定、转子水路堵塞、漏水。
13.3.1 防止水路堵塞过热
13.3.1.1 水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应全部更换成聚四氟乙烯垫圈。
13.3.1.2 安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统的所有钢丝滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止滤网破碎进入线圈。
13.3.1.3 大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。
13.3.1.4 扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢法兰，以便清除母管中的杂物。
13.3.1.5 水内冷发电机水质应严格在控制规定范为。水中铜离子含量超标时，为减缓铜管腐蚀，125MW及以下机组允许运行时在水中加缓蚀剂，但必须控制pH值大于7.0。
13.3.1.6 严格保持发电机转子进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷水进水压力，以防石棉材料破损物进入转子分水盒内。
13.3.1.7 定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差应加强监视。温差控制值应按制造厂规定，制造厂未明确规定的，应按照以下限额执行：定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。
13.3.1.8 加强对定子水内冷系统及补水系统的维护与管理，保持系统的密封性。正常运行时定子水箱对空的手动空气门应关闭，正、负压门处于良好状态。
13.3.1.9 严格按规定控制定子水导电度，导电度不合格应采取措施消除。
13.3.1.10 发电机断水保护应作用于跳闸；定子水出口温度高保护应作用于跳闸。
13.3.2 为防止发电机漏水，重点应对绝缘引水管进行检查，引水管外表应无伤痕，严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。
13.3.3 防止转子漏水。
13.3.3.1 水内冷发电机发出漏水报警信号，经判断确认是发电机漏水时，应立即停机处理。
13.3.3.2 选装灵敏度可靠的漏水报警装置，应做好调试、维护和定期检验工作，确保装置反应灵敏、动作可靠。
13.3.3.3 转子绕组复合引水管应更换为有钢丝编织护套的复合绝缘引水管。
13.3.3.4 为了防止转子线圈拐角断裂漏水，至少将QFS2－100－2型和QFS－125－2型机组的出水铜拐角全部更换为不锈钢材质。
13.3.3.5 推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。
13.4 防止转子匝间短路。
13.4.1 调峰运行的发电机，应在停机过程和大修中分别进行动态、静态匝间短路试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置，以便及早发现异常。
13.4.2 已发现转子绕组匝间短路较严重的发电机应尽快消缺，以防转子、轴瓦磁化，差压阀失控造成严重漏氢、漏油。若检修时发现转子、轴承、轴瓦已磁化，应退磁处理。退磁后要求剩磁值为：轴瓦、轴颈不大于2×10-4T，其他部件小于10×10-4T。
13.4.3 随时监视运行中发电机的振动与无功出力的变化情况。如果振动伴随无功变化，则可能是发电机转子有严重的匝间短路。此时首先控制转子电流，若振动突然增大，应立即停运发电机。
13.5 防止漏氢。
13.5.1 大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。
13.5.2 为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。
13.5.3 应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1％时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3％时报警，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20％时，应停机处理。
13.5.4 密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。若发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽，应及时处理。
13.6 防止发电机非全相运行。发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。
13.6.1 新建的发变组，变压器的高压侧断路器和母联、分段断路器尽量选用机械联动的三相操作断路器。
13.6.2 凡与220kv系统连接的发电机和变压器组保护，当出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护。
13.6.2.1 用于起动失灵保护的发变组保护出口应不包含可能慢返回的保护（如瓦斯保护、断水保护及来自机、炉、热方面的保护）。
13.6.2.2 为提高保护可靠性，在用于起动失灵的发变组保护出口外须串一个”断路器电流判据”。该判据应能反映断路器的非全相开断。
13.6.2.3 对于双母线接线的电厂，鉴于发变组非全相开断时，失灵保护的复合电压闭锁不一定开放，故要求增加一个“解锁”回路，在发变组保护出口动作时失灵保护的复合电压闭锁须可靠开放。
13.6.3 断路器失灵保护的相电流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20ms。
13.7 防止发电机非同期并网。
13.7.1 定期对同期装置进行检查、试验。
13.7.2 当汽轮机转速接近额定转速时，方可合发电机出口刀闸。
13.7.3 对新投运机组的二次电缆，要认真检查是否有中间接头，如果有应检查接头的接触电阻和绝缘处理情况，发现问题及时处理。
13.8 防止发电机局部过热。
13.8.1 发电机绝缘过热监测器过热报警时，应立即取样进行色谱分析，必要时停机进行消缺处理。
13.8.2 应对氢内冷转子进行通风试验。
13.8.3 全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8℃，应立即停机处理。
13.9 防止发电机内遗留金属异物。
13.9.1 建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。
13.9.2 大修时应对端部紧固件（如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等）紧固情况以及定子铁芯边缘矽钢片有无断裂等进行检查。
13.10 当发电机定子回路发生单相接地故障时，允许的接地电流值如表13－1规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表13－1的要求确定。当定子接地保护报警时，应立即停机。200MW及以上容量的发电机的接地保护装置应作用于跳闸。
表13－1 发电机定子绕组单相接地故障电流允许值
发电机额定电压 （Kv） 发电机额定容量 （MW） 接地电流允许值
（A）
10. 5 100 3
13.8～15.75 125～200 2（对于氢冷发电机为2．5A）
18～20 300～600 1
13.10.1 整定发电机定子接地保护时，必须根据发电机带不同负荷工况下实测零序基波电压和零序三次谐波电压的有效值数据进行整定。在不超过发电机定子绕组单相接地故障电流允许值的条件下，以时间换灵敏度应作为一项基本原则，保护不宜整定过快，过于灵敏。
13.10.2 200 MW及以上容量机组根据大机组整定导则要求，发电机定子接地保护应投入跳闸，且必须注意的是：应将零序基波段保护和零序三次谐波段保护出口分开，零序基波段保护投跳闸，零序三次谐波段保护只允许投信号。
13.11 当发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地，应立即停机处理。
13.12 发电厂应准确掌握有串联补偿电容器送出线路的汽轮发电机组轴系扭转振动频率，协助电网管理部门共同防止次同步谐振。
13.13 防止励磁系统故障引起发电机损坏。
13.13.1 有进相运行工况的发电机，其低励限制的定值应在制造厂给定的允许值和保持发电机静稳定的范围内，并定期校验。
13.13.2 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的允许值内，并定期校验。
13.13.3 励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节（含按发电机或交流励磁机的磁场电流的闭环调节）下长期运行。在手动励磁调节运行期间，在调节发电机的有功负荷时必须先适当调节发电机的无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。
13.13.4 在电源电压偏差为十10％～－15％、频率偏差为十4％～－6％时，励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。
13.13.5 在机组起动、停机和其他试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。
13.13.6 励磁滑环碳刷过短要及时更换，保证同型号。
13.14 防止水轮机事故。
13.14.1 防止机组超速。水轮发电机组应设置两套不同测量原理的独立的机组转速测量装置，当机组发生超速时作用于机组解列停机。机组大修时要对每一套装置进行模拟试验，确保机组过速保护能正常动作。
13.14.2 防止水轮发电机组轴承损坏事故。
13.14.2.1 轴承的瓦温、油温、油位等监视信号装置要正常投入运行，若有损坏时应及时更换修复，机组不能在瓦温失去监视下运行。
13.14.2.2 定期对轴承用油进行化验，油质劣化时要查明原因及时处理。
13.14.2.3 对轴承冷却水应设立监视装置，防止断水运行。
13.14.2.4 对轴流转桨水轮机的协联装置应正常投入运行，经常检查反馈机构的运行情况，防止协联破坏造成烧瓦事故。
13.14.2.5 机组应避开振动区运行。当发生机组摆度振动超标时应及时调整机组的运行工况，使机组的摆度振动在合格范围内运行。
13.14.3 防止水淹水导轴承事故。
13.14.3.1 严格按检修规程做好工作密封和检修密封的检修，确保检修质量，密封盖板螺栓紧固良好，顶盖内不得留有任何异物。
13.14.3.2 顶盖排水装置应处于完好状态，机组检修后尾水管蜗壳充水时应人工监视顶盖排水装置的工作状况，正常后可投入自动运行。顶盖排水系统应设两套信号装置，互为备用。可装设工业电视系统监视顶盖水位。
13.14.3.3 定期检查、试验水轮机顶盖水泵、浮子和接触器、开关，保证其工作正常。
13.14.3.4 装有大型轴流转浆式水轮机的水电厂应配备应急潜水泵。
13.14.4 防止泄水锥脱落。检修时对泄水锥的螺栓紧固、焊缝认真检查，发现问题作更换加固处理。
13.14.5 对轴流转桨水轮机，应定期检查受油器的密封漏油情况，漏油量过大时应及时查明原因并处理，防止油淋转子。

14 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故
为了防止分散控制系统（DCS）失灵、热工保护拒动造成的事故，要认真贯彻《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》（国电安运［1998］483号）、《单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定》（电规发［1996］214号）、《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》（DL／T655－1998）、《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》（DL／T656－1998）、《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》（DL／T657－1998）、《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》（DL／T658—1998）、《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》（DL／T659－1998）等有关技术规定，并提出以下重点要求：
14.1 分散控制系统配置的基本要求。
14.1.1 DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急故障处理），CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。
14.1.1.1 所有控制站的CPU负荷率在恶劣工况下不得超过60％。所有计算机站、数据管理站、操作员站、工程师站、历史站等的CPU负荷率在恶劣工况下不得超过40％，并应留有适当的裕度。
14.1.1.2 CPU的负荷率应定期检查统计，如超过设计指标，应迅速采取措施处理。
14.1.1.3 控制站、操作员站、计算机站、数据管理站、历史站或服务器脱网、离线、死机，在其它操作员站监视器上应设有醒目的报警功能，或在控制室内设有独立于DCS系统之外的声光报警。
14.1.2 控制器，FSSS、ETS系统的I／0卡应采用冗余配置，重要I／O点应考虑采用非同一板件的冗余配置。
14.1.2.1 分配控制回路和I／0信号时，应使一个控制器或一块I／0板件损坏时对机组安全运行的影响尽可能小。I／0板件及其电源故障时，应使I／0处于对系统安全的状态，不出现误动。
14.1.2.2 冗余I／0板件及冗余信号应进行定期检查和试验，确保处于热备用状态。
14.1.3 系统电源应设计有可靠的后备手段（如采用UPS电源），备用电源的切换时间应小于5ms（应保证控制器不能初始化）。系统电源故障应在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警。
14.1.3.1 DCS宜采用隔离变压器供电。系统应设计双回路供电。其中一路电源要采用UPS供电。
14.1.3.2 UPS电源应能保证连续供电30min，确保安全停机停炉需要。
14.1.3.3 采用直流供电方式的重要I／0板件，其直流电源应采用冗余配置，其中一路电源故障应有报警信号。
14.1.4 主系统及与主系统连接的所有相关系统（包括专用装置）的通信负荷率设计必须控制在合理的范围（保证在高负荷运行时不出现“瓶颈”现象）之内，其接口设备（板件）应稳定可靠。
14.1.4.1 通讯总线应有冗余设置，通讯负荷率在繁忙工况下不得超过30％；对于以太网则不得超过20％。
14.1.4.2 定期检查测试通讯负荷率，若超过设计指标，应采取好措施，优化组态，降低通讯量。
14.1.5 DCS的系统接地必须严格遵守厂家技术要求，所有进入DCS系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽阻燃电缆，在DCS侧有良好的单端接地。
14.1.5.1 DCS系统与电气系统共用一个接地网时，控制系统接地线与电气接地网只允许有一个连接点，且接地电阻应小于0.5Ω。
14.1.5.2 重点处理好两种接地：保护接地和屏蔽接地。
保护接地接至电气专业接地网，接地电阻小于2Ω。屏蔽接地接至电气专业接地网，接地电阻≤0.5Ω。不满足接地电阻要求时，应独立设置接地系统，接地电阻≤2Ω。屏蔽接地的接地网接地点应远离电厂大电流设备，如给水泵、磨煤机等，距离大于10m以上。
14.1.5.3 模拟量信号最好采用屏蔽双绞电缆连接，且有良好的单端接地。
14.1.6 操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求，特别是紧急故障处理的要求。紧急停机停炉按钮配置，应采用与DCS分开的单独操作回路。
14.1.6.1 DCS的设计或改造应满足在DCS故障或系统瘫痪后，汽轮机、锅炉、发电机能安全地停下来，紧急停机、停炉按扭回路要与DCS分开，并用硬接线连接。
14.1.6.2 热工控制机房、电子设备间内禁止使用无线通讯工具。热工控制机房内温度控制在规定范围内，保持环境清洁。
14.2 DCS故障的紧急处理措施。
14.2.1 已配备DCS的电厂，应根据机组的具体情况，制定在各种情况下DCS失灵后的紧急停机停炉措施。
14.2.2 当全部操作员站出现故障时（所有上位机“黑屏”或“死机”），若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。若无可靠的后备操作监视手段，也应停机、停炉。
14.2.3 当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。
14.2.4 当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策。
14.2.4.1 辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将该辅机退出运行。
14.2.4.2 调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。
14.2.4.3 涉及到机炉保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件，涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施。若恢复失败则应紧急停机停炉。
14.2.5 加强对DCS系统的监视检查，特别是发现CPU、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并迅速做好相应对策。
14.2.6 规范DCS系统软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人制度。在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中使用，必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施。
14.3 防止热工保护拒动。
14.3.1 DCS部分的锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）的系统配置应符合14．1条款中的要求，FSSS的控制器必须冗余配置且可自动无扰切换，同时FSSS装置应具有在线自动／手动火焰检测器和全部逻辑的试验功能。
14.3.1.1 DCS系统的其它锅炉主保护（包括汽包水位保护和蒸发器断水保护）控制器也必须冗余配置且可自动无扰切换。
14.3.2 对于独立配置的锅炉灭火保护装置应保证装置（系统）本身完全符合相应技术规范的要求，所配电源必须可靠，系统涉及到的炉膛压力的取压装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统等外围设备必须处于完好状态。独立配置的锅炉灭火保护装置的软件管理参照14.2.6执行。
14.3.2.1 火检设备的备用冷却风机应设立联锁功能，并应定期切换。
14.3.3 定期进行保护定值的核实检查和保护的动作试验，在役的锅炉炉膛安全监视保护装置的动态试验（指在静态试验合格的基础上，通过调整锅炉运行工况，达到MFT动作的现场整套炉膛安全监视保护系统的闭环试验）间隔不得超过3年。
14.3.4 对于已配有由DCS构成的FSSS及含有相关软逻辑的热工保护系统，在进行机、炉、电联锁与联动试验时，必须将全部软逻辑纳入到相关系统的试验中。
14.3.5 汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机监视仪表（TSI）应加强定期巡视检查，所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5％。TSI的CPU及重要跳机保护信号和通道必须冗余配置，输出继电器必须可靠。
14.3.6 汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护（装置）应每季度及每次机组检修后起动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值。所有检测用的传感器必须在规定的有效检验周期内。
14.3.6.1 保护装置的校验要有可追溯性，校验报告必须完整存档。保护装置试验不合格禁止起动运行。
14.3.6.2 汽轮机胀差、热膨胀、轴向位移保护的零位，在每次大修后进行调整，小修、临修或机组运行中不对零位进行调整。如需调整，须制订出专门调整方案，经总工程师批准后方可进行。
14.3.7 若发生热工保护装置（系统、包括一次检测设备）故障，必须开具工作票经批准后迅速处理。锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出；其他保护装置被迫退出运行的，必须在24h内恢复，否则应立即停机、停炉处理。
14.4 汽轮机电液控制系统（DEH）
14.4.1 在转速控制方式下，机组实际稳定转速与设定转速的偏差应小于额定转速的0.1％；最大升速率下的超调量应小于额定转速的0.15％；0PC（超速保护控制）动作的转速偏差应小于2r／min。
14.4.2 在功率控制方式下， 实际负荷与负荷指令的偏差小于±3％～±1.5％。
14.4.3 在压力控制方式下，实际压力与设定值的差值应小于±0.6MPa～±0.3MPa。
14.4.4 采用高压抗燃油的控制系统，抗燃油油质每月化验一次。标准参照M00G二级；高级抗燃油主泵、备用泵应每月进行一次切换。
14.4.5 当汽轮机从额定工况甩负荷时，转速的最高飞升小于200r／min；油动机全行程快速关闭时间＜0.15s；阀门定期进行活动试验，每次机组起动要进行阀位整定。
14.4.6 DEH的软件管理参照14.2.6执行。

15 防止继电保护事故
为防止继电保护事故的发生，应认真贯彻《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－93）、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护和安全自动装置检验条例》、《继电保护和安全自动装置现场工作保安规定》、《3～110Kv电网继电保护装置运行整定规程》（DL／T584－1995）、《220～500KV电网继电保护装置运行整定规程》（DL／T559－1994）、《电力系统继电保护技术监督规定（试行）》
（电安生[1997]356号）、《电力系统继电保护和安全自动装置运行反事故措施管理规定》（调[1994]143号）、《电力系统继电保护和安全自动装置运行反事故措施要点》、《电力系统继电保护和安全自动装置运行评价规程》（DL／T623－1997）及相关规程，并提出以下重点要求：
15.1 高度重视继电保护工作，充实配备技术力量，加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训，保持继电保护队伍的稳定。
15.2 要认真贯彻各项规章制度及反事故措施，严格执行各项安全措施，防止继电保护“三误”事故的发生。
15.2.1 要进一步加强管理，严格贯彻落实有关继电保护各项规程、规定、标准，规范专业人员在继电保护各个工作环节上的行为；及时编写、修订继电保护校验、运行规程和典型操作票，在检修工作中，防止继电保护“误碰、误整定、误接线”事故发生。
15.2.2 在电压切换和电压闭锁回路、断路器失灵保护、母线差动保护、远跳、远切、联切回路、“和电流”接线方式有关的二次回路、一个半断路器接线方式（主设备检修而相应断路器仍需运行时）二次回路上工作，应特别认真做好安全隔离措施。
15.2.3 在发电厂与热工自动系统、汽机保护系统和调速系统以及同期合闸装置，厂用电切换装置，柴油发电机和重要电动机有关的二次回路上工作时，应认真做好防止保护不正确动作的技术措施和安全隔离措施。
15.2.4 所有差动保护（母线、变压器、发电机的纵差、横差等）在投入运行前，除测定和回路和差回路外，还必须测各中性线的不平衡电流、电压，以确保保护装置和回路完整、正确。
15.3 电厂继电保护专业要与电网运行方式专业密切配合，根据电网结构和运行方式的变化，及时校核与调整保护定值。
15.4 不允许不符合圉家和电力行业相关标准的，未经技术鉴定，未取得成功运行经验的继电保护产品投入系统运行。
15.5 加强设备运行的跟踪与监督，充分利用故障录波手段，认真做好系统运行分析，发电厂应增设专用的发电机组故障录波器。
15.6 确保大型发电机、变压器的安全运行，重视大型发电机、变压器保护的配置和整定计算，包括与相关线路保护的整定配合。
15.6.1 发电厂的继电保护整定计算，在保护能正确、可靠动作的前提下，灵敏度整定应适当，以避免不正确动作，确保主设备的安全运行。
15.6.2 大型发电机、变压器本体的继电保护装置，其中与电网相关线路保护无直接整定配合关系的元件保护如差动、过激磁、过负荷、负序电流、发电机定子和转子等保护原则上应由设备主管单位自行管辖、整定；与电网相关有直接整定配合关系的元件保护如负序保护、零序保护、由电网部门提供整定限额，供设备主管单位整定。
15.6.3 发电厂应定期对所辖设备进行整定值的全面复算和校核，同时也要重视与各级调度部门在整定交界面的配合，及时交换资料进行检查、校核。
15.6.4 要求发电机制造厂提供装设发电机横差保护的条件，优先考虑配置横差保护并要求该保护中的三次谐波滤过比应大于30。
15.6.5 发电机、变压器的低阻抗保护要有完善的TV失压、断线闭锁措施。包括电压切换过程中直流失压和交流失压而不致误动的有效措施。必须采用电流起动方式。
15.6.6 发电机组的过励磁保护应根据制造厂提供的过励磁特性曲线和负序电流的A值进行整定。对负序电流、电压以及过励磁等反时限特性的保护装置，应认真校核返回系数在合理范围内。
15.6.7 发电机失步保护技术应正确区分短路故障和失步。当系统或机组发生短路故障时，发电机失步保护不应误动。只有失步振荡中心位于发变组内部，对发电机安全造成影响时，失步保护才作用于跳闸。失步保护跳闸应尽量避免使断路器在两侧电势角δ＝180°时开断。
15.6.8 发电机失磁保护应能区分故障和失磁。故障时测量阻抗若进入失磁保护动作特性范围，应有故障判据或延时元件作为辅助判据，同时，应设立振荡闭锁或延时元件躲过系统振荡。
15.6.9 做好失磁保护和失步保护的选型工作。
15.6.10 为降低发生继电保护事故的机率，要充分重视户外变压器的二次跳闸回路绝缘问题，定校项目必须包括跳闸接点间的绝缘测量。
15.7 对于220kv主变压器的微机保护装置必须双重化。
15.7.1 主变压器宜采用两套完整、独立的保护和两套相同配置的后备保护，同时，还必须保证两套主保护、后备保护在交、直流回路上的独立性。
15.8 保证继电保护操作电源的可靠性，防止出现二次寄生回路，提高继电保护装置抗干扰能力。
15.8.1 每套主保护、失灵保护与操作回路的直流熔断器应独立配置，并注意与上一级熔断器的配合。在设计中应注意各不同的直流回路之间应采用空接点或光耦联系，防止出现寄生回路。
15.8.2 对于电缆长度＞500m 跳闸的回路，要采取措施防止长电缆分布电容影响和干扰出口继电器。
15.9 加强110kv及以下电网和厂用系统的继电保护工作，降低发生继电保护事故的机率。
15.9.1 要十分注意主变110kv侧后备保护与出线保护的配合。发电厂厂用系统保护的控制电缆不能与一次电缆一起敷设。务必做好保护用电流互感器二次的10％误差特性的校验。同时，特别注意变压器低压侧出线出口发生短路引起电流互感器饱和而导致线路速断保护拒动问题，对不满足要求的必须采取调整电流互感器的变比，减少二次回路负载，或选用抗饱和继电器等措施，防止保护拒动导致事故扩大。
15.9.2 确定110kv及以下厂用系统的合理运行方式，充分发挥继电保护效能，降低发生继电保护事故的机率。
15.10 针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管理。
15.10.1 根据厂用系统的特点研究设计合理的备用电源自动投入装置。应定期进行模拟传动试验，提高投入率，增强可靠性。积极推广“备用电源自动投入装置”的应用。

16 防止系统稳定破坏事故
为了保障电网安全运行，防止发电侧引起系统稳定破坏事故发生，要继续贯彻执行《电力系统安全稳定导则》，并提出以下重点要求：
16.1 严格执行调度命令，确保电网的安全运行。
16.2 发电机组的参数选择和自动装置（自动励磁调节器，电力系统稳定器，稳定控制装置，自动发电控制装置等）的配置和整定，必须与电网协调，保证其性能满足系统稳定运行的要求。
16.3 发电厂应有可靠的保证厂用电的措施，防止厂用电失去导致全厂停电。
16.4 电网内大机组配置的高频率、低频率、过压、欠压保护及振荡解列装置的定值，联络变的过负荷保护必须经电网调度机构审定。
16.5 应避免枢纽厂、变电站的线路、母线、变压器等设备无快速保护运行。要加强开关设备的检修维护，确保电网故障的可靠切除。在受端系统的关键枢纽厂、所，当发生继电保护定值整定困难时，要侧重防止保护拒动。当灵敏度与选择性难以兼顾时，应以保护灵敏度为主。
16.6 对500kv 设备的主保护应实现双重化，新建500kv 和重要的220kv 厂母线应做到双套母差、开关失灵保护，已建500kv 和重要的220kv 厂母线应逐步做到双套母差、开关失灵保护。

17 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故
17.1 加强对变压器类设备（变压器、电抗器、消弧线圈、互感器、耦合电容器等）从招标技术条件制订、选型、选厂、招标、定货、监造、试验、验收、运输、安装、投运的全过程管理。各单位变压器专责人员必须参与设备技术条件审查、选型、选厂及招标、监造验收工作，对变压器类设备技术及管理全面负责。
17.2 对新购110kv 及以上变压器类设备进行监造验收，并出具监造验收报告。确保招标技术条件中的改进措施，落实在设备设计、制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。
17.2.1 订货所选变压器厂必须通过同类型产品的突发短路试验，并向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。
17.2.2 220kv 及以上变压器应赴厂监造和验收。按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。
17.2.3 出厂局放试验的合格标准。
17.2.3.1 220kv 及以上变压器，测量电压为1.5 Um／31/2时，自耦变压器中压端不大于200pc，其它端不大于100 pC。
17.2.3.2 110kV变电器，测量电压为1.5 Um／31/3时，不大于300pC。
17.2.3.3 互感器设备的视在放电量，测量电压为1.2Um及1.0 Um时，液体浸渍型式不大于10 pc，固体型式不大于50 pc。测量电压为1.2Um／31/2时，液体浸渍型式不大于5 pc，固体型式不大于20 pc。
17.2.3.4 对220kv 及以上电压等级互感器应进行高电压下的介损试验，且与常规试验无明显差异。
17.2.4 向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装过。
17.2.5 认真执行交接验收试验规程。对110kv 及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。220kv 及以上电压等级和120MVA 及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220kV 及以上电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。
17.2.6 大型变压器、电抗器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，到达目的地后，制造厂、运输部门和用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。
17.3 变压器类设备应有可靠的密封和防止渗漏措施。对运行中的设备，如密封不良，应采取改进措施，确保防止变压器、互感器进水或受潮。加强运行巡视。应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区有无出现的渗漏油。防止套管、引线、分接开关引起事故。套管的伞裙间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止雨闪事故。
17.4 防止套管、引线、分接开关引起事故。变压器35kv 及以上套管应采用大小伞裙结构的防污瓷套，10kv 套管应采用20kv 级瓷套。套管的伞裙间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止污闪及雨闪事故。
17.5 变压器冷却器风扇电机应采用防水电机。潜油泵的轴承，应采用E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。油泵应选用转速不大于1000r／min的低速油泵。为保证冷却效果，风冷却器应定期进行水冲洗。
运行中变压器不符合上述要求的应进行技术改造（运行中油泵转速大于1000r／min但小于1500r／min的变压器可根据具体情况决定是否更换油泵）。
17.6 变压器的本体、有载开关的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，并限期恢复。
17.7 对220kv 及以上电压等级变电设备还需每年进行至少一次红外成像测温检查。
17.8 在技术和管理上采取有效措施，尽可能防止或减少变压器的出口短路，改善变压器的运行条件。变压器在遭受近区突发短路后，应做低压短路阻抗测试或频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投用。
17.9 对薄绝缘变压器，可按一般变压器设备进行技术监督，如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的薄绝缘变压器也不应再迁移安装使用。
17.10 对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备。加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎重。
17.11 按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。
17.12 防止套管存在的问题。
17.12.1 套管安装就位后，带电前必须静放。500kV 管静放时间不得少于36h，110～220kv 套管不得少于24h。
17.12.2 对保存期超过1年的110kv 及以上套管，安装前应进行局放试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。
17.12.3 事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。
17.12.4 作为备品的110kv 及以上套管，应置于户内且竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面而受潮。
17.12.5 套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。

18 防止开关设备事故
18.1 采用五防装置运行可靠的开关柜，严禁五防功能不完善的开关柜进入系统使用，已运行的五防功能不完善的开关柜应尽快完成完善化改造，避免和减少人身及设备事故。
18.2 开关柜母线室各柜间必须封闭。母线支柱及套管应采用具有足够爬电距离的SMC或纯瓷材料。母线及各引接线带电部分宜采用交联聚乙烯或硅橡胶绝缘护套全部包封，或加装绝缘隔板。
18.3 根据可能出现的系统最大负荷运行方式，每年应核算开关设备安装地点的断流容量，并采取措施防止由于断流容量不足而造成开关设备烧损或爆炸。
18.4 断路器设备特别是联络用断路器断口外绝缘应满足不小于1.15倍（252kv）或1.2倍（363kv及550kv）相对地外绝缘的要求，否则应加强清扫工作或采用防污涂料等措施。
18.5 加强运行维护，确保开关设备安全运行。对气动机构应定期清扫防尘罩、空气过滤器、排放储气罐内积水，做好空气压缩机的累计起动时间纪录，对超过规定打压时间的压缩机系统应采取措施处理。对液压机构应定期检查回路有无渗油现象，做好油泵累计起动时间纪录。发现问题及时处理。
18.6 对手车柜每次推入柜内之前，必须检查开关设备的位置，杜绝合闸位置推入手车。手车柜操作进出柜时应保持平稳，防止猛烈撞击。
18.7 根据设备现场的污秽程度，采取有效的防污闪措施，预防套管、支持绝缘子和绝缘提升杆闪络、爆炸。
18.7.1 对新建、扩建工程的开关设备应按污秽等级配置外绝缘。运行中的开关设备则可采取清扫、加装硅橡胶伞裙套等辅助措施，重点应放在隔离开关的支柱绝缘子上。
18.7.2 绝缘提升杆问题属内绝缘问题，最主要是防止断路器进水，对少油或多油断路器尤其重要。需要关注预防性试验结果，发现异常情况，必须及时处理
18.8 开关设备应按规定的检修周期，实际累计短路开断电流及状态进行检修，尤其要加强对绝缘拉杆、机构的检查与检修，防止断路器绝缘拉杆拉断、拒分、拒合和误动以及灭弧室的烧损或爆炸，预防液压机构的漏油和慢分。
18.9 隔离开关应按规定的检修周期进行检修。对失修的隔离开关应积极申请停电检修，防止恶性事故的发生。
18.10 结合电力设备预防性试验，应加强对隔离开关转动部件、接触部件、操作机构、机械及电气闭锁装置的检查和润滑，并进行操作试验，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等事故的发生，确保隔离开关操作与运行的可靠性。
18.11 充分发挥SF6气体质量监督管理中心的作用，应做好新气管理、运行设备的气体监测和异常情况分析，监测应包括SF6压力表和密度继电器的定期校验。
18．12 SF6开关设备应按有关规定进行微水含量和泄漏的检测。运行中，密度继电器及气压表要结合大、小修定期校验。
18.13 分、合闸速度特性是检修调试断路器的重要指标，各种断路器在新装和大修后必须测量分、合闸速度特性及同期性，并符合技术要求。
18.14 真空开关交流耐压试验应在开关投运三个月、六个月、一年各进行一次。以后按正常预防性试验周期进行。
18.15 真空开关应在负荷侧刀闸的开关侧安装电压监视器，双回路电源开关应在两侧加装，运行人员在开关操作前应检查电压监视器状况，发现异常及时上报有关部门。
18.16 定期对手车开关本体上销杆（用于开启柜内的防护挡板）进行探伤检查，防止压杆断裂，防护挡板落下造成三相短路。
18.17 做好SF6开关压缩空气电磁阀的防潮防冻工作，防潮、防冻加热电阻正常投入。
18.18 凡爬距不满足或裕度小的开关，应避开大雾天气并网。

19 防止接地网事故
19.1 根据地区短路容量的变化，应校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并根据短路容量的变化及接地装置的腐蚀程度对接地装置进行改造。
19.1.1 220kV 设备接单相稳态接地短路0.66s 校核，设备接地引下线总截面可按12mm2／kA确定。
110kv 设备接单相稳态接地短路3s 校核，设备接地引下线总截面可按25 mm2／KA确定。
10kv 及35kv 设备接三相稳态短路电流的60％、3s校核，设备接地引下线总截面可按25 mm2／kA计算。
19.2 在发、供电工程设计时，要吸取接地网事故的教训，设计单位应提出经过改进的、完善的接地网设计，施工单位应严格按设计进行施工。
19.3 基建施工时，必须在预留的设备、设施的接地引下线经确认合格（正式文字记录）以及隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格后，方可回填土，并应分别对两个最近的接地引下线之间测量其回路电阻，测试结果是交接验收资料的必备内容，竣工时应全部交甲方备存。
19.4 接地装置的焊接质量、接地试验应符合规定，各种设备与主接地网的连接必须可靠，扩建接地网与原接地网间应为多点连接。
19.5 接地装置腐蚀比较严重的枢纽变电站宜采用铜质材料的接地网。
19.5.1 做好开关站至继保室敷设100 mm2铜接地体反措工作，严禁保护装置采用通过槽钢等接地的接地方式。
19.5.2 使用微机保护，集成电路保护和安全自动装置以及发信机的厂、站接地电阻符合阻值＜0.5Ω的要求规定。
19.6 对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地电阻难以满足要求时，应有完善的均压及隔离措施，方可投入运行。
19.7 变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定的要求。重要设备及设备架构等宜有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。
19.8 接地装置引下线的导通检测工作应每年进行一次。根据历次测量结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖、处理。
19.9 为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生较高的工频过电压的异常运行工况，110～220kv 不接地变压器的中性点过电压保护应采用棒间隙保护方式。对于110kv 变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压≤185kV 时，还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器，间隙距离及避雷器参数配合要进行校核。
19.10 认真执行《电力设备预防性试验规程》（DL／T596－1996）中对接地装置的试验要求，同时还应测试各种设备与接地网的连接情况，严禁设备失地运行。
19.11 用于连接工作接地线的接地桩应直接焊接在设备下方的接地引下线上，如接地桩焊接在设备构架等金属结构件上，结构件必须大于接地引下线的载面并直接与引下线可靠焊接。严禁将接地桩焊接在通过操作机构传动杆连接的结构件上。

20 防止污闪事故
20.1 完善防污闪管理体系，明确防污闪主管领导和专责人的具体职责。
20.2 严格执行电力系统绝缘子质量的全过程管理规定，加强管理，保证质量。
20.3 坚持定期对输变电设备外绝缘表面的盐密测量。污秽调查和运行巡视，及时根据变化情况采取防污闪措施和完善污秽区分布图，做好防污闪的基础工作。
20.3.1 三级以下污秽地区应每年测一次盐密度。三级以上污秽地区应每年测两次盐密度。
20.4 运行设备外绝缘的爬距，原则上应与污秽分级相适应，不满足的应予以调整，受条件限制不能调整爬距的应有主管防污闪领导签署的明确的防污闪措施。
20.5 坚持适时的、保证质量的清扫，落实“清扫责任制”和“质量检查制”，带电水冲洗要严格执行《带电水冲洗规程》并配备训练有素的熟练操作员。
20.6 硅橡胶复合绝缘子具有很强的抗污闪能力，可以有效地防止输电线路的污闪事故，按《合成绝缘子使用指导性意见》（调网 [1997]93号）的要求使用执行，并密切注意其端头密封质量和控制乌粪闪络。
20.7 变电设备表面涂“RTV涂料”和加装“防污闪辅助伞裙”是防止设备发生污闪的重要措施，按《防污闪辅助伞裙使用指导性意见》和《防污闪RTV涂料使用指导性意见》（调网［1997］130号）的要求使用，但避雷器不宜加装辅助伞裙。
20.8 室内设备外绝缘爬距要符合《户内设备技术条件》，并适时安排清扫，严重潮湿的地区要提高爬距。

21 防止全厂停电事故
21.1 要加强蓄电池和直流系统（含逆变电源）及柴油发电机组的维修，确保主机交直流润滑油泵和主要辅机小油泵供电可靠。
21.1.1 加强蓄电池组的维护检查，保证蓄电池安全完好，做好蓄电池的防火防爆工作。
21.1.2 做好事故情况下直流电源供电中断的事故预想。
21.1.3 直流系统各级保险容量应配置合理，保证在事故情况下不因上一级保险熔断而中断保护操作电源和动力电源。
21.1.4 给粉机备用电源，重要控制回路不得使用交流中间继电器。
21.2 带直配线负荷的电厂应设置低频率、低电压解列的装置，确保在系统事故时，解列1台或部分机组能单独带厂用电和直配线负荷运行。
21.3 加强继电保护工作，主保护装置应完好并正常投运，后备保护可靠并有选择性的动作，投入开关失灵保护，严防开关拒动、误动扩大事故。
21.3.1 应提高主保护的投入率，主保护投入率＞99.9％，同时也应认真研究分析提高后备保护可靠性的措施。
21.4 在满足接线方式和短路容量的前提下，应尽量采用简单的母差保护。对有稳定问题要求的大型发电厂和重要变电所可配置两套母差保护，对某些有稳定问题的大型发电厂要缩短母差保护定检时间，母差保护停用时尽量减少母线倒闸操作。
21.5 开关设备的失灵保护均必须投入运行，并要做好相关工作，确保保护正确地动作。
21.5.1 220kv 及以上线路失灵保护均须投入使用，凡接入220kv 及以上系统的变压器保护也宜起动失灵保护。在接入失灵起动回路之前必须做好电气量与非电气量保护出口继电器分开的反措，不得使用不能快速返回的电气量保护和非电气量保护作为失灵保护的起动量。
21.5.2 断路器失灵保护的相电流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20ms。
21.6 根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－93）的规定，完善主变压器零序电流电压保护，以用于跳开各侧断路器，在事故时能保证部分机组运行。
21.6.1 应完善主变零序电流、电压保护配置，电厂的主变零序电流保护应为两段式。第I段与出线I、Ⅱ段配合整定，第Ⅱ段按母线故障有足够灵敏度且与出线配合整定。
21.7 应优先采用正常的母线、厂用系统、热力公用系统的运行方式，因故改为非正常运行方式时,应事先制定安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。应明确负责管理厂用电运行方式的部门。
21.8 厂房内重要辅机（如送风机、引风机、给水泵、循环水泵等）电动机事故按钮要加装保护罩，以防误碰造成停机事故。
21.9对400v 重要动力电缆应选用阻燃型电缆，已采用非阻燃型电缆的电厂，应复查电缆在敷设中是否已采用分层阻燃措施，否则应尽快采取补救措施或及时更换电缆，以防电缆过热着火时引发全厂停电事故。
21.9.1 经常检查靠近热管道容器附近电缆的完好情况，及时更换绝缘不合格的电缆，并做好隔热措施。
21.9.2 动力电缆和控制电缆应分开敷设。
21.9.3 完善电缆隧道、夹层、竖井的防火措施，防止电缆故障或火灾引起电缆燃烧扩大事故。
21.10 母线侧隔离开关和硬母线支柱绝缘子，应选用高强度支柱绝缘子，以防运行或操作时断裂，造成母线接地或短路。
21.11 可能导致主机停运的电动机交流接触器控制回路的自保持时间应大于备用电源自投时间，以防止低电压或备用电源自投前释放跳闸。
21.12 直流接线端子保持清洁和接线盒密封严密，防止出现直流接地。查找直流接地要采取安全措施并有专业人员监护。
21.13 加强对空压机等重要公用系统的检查和维护，保证设备系统安全可靠运行。

22 防止枢纽变电站全停事故
22.1 完善枢纽变电站的一、二次设备建设。
22.1.1 枢纽变电站宜采用双母分段接线方式或3／2接线方式。根据电网结构的变化，应满足变电站设备的短路容量。
22.1.2 开关设备选型时应严格按照有关的标准进行，对运行中不符合标准的开关设备应进行改造，未改造前应加强对设备的运行监视和试验。
22.1.3 枢纽变电站直流系统。
22.1.3.1 220kv 及以上枢纽站变电直流系统宜采用两组蓄电池、三台充电装置的方案，每组蓄电池和充电装置应分别接于一段直流母线上，第三台充电装置（备用充电装置）可在两段母线之间切换，任一工作充电装置退出运行时，手动投人第三台充电装置。
22.1.3.2 直流母线应采用分段运行的方式，每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设置联络断路器，正常运行时断路器处于断开位置。
22.1.3.3 直流熔断器应按有关规定分级配置，加强直流熔断器的管理。对直流熔断器应采用质量合格的产品，防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故。
22.1.4 为提高继电保护的可靠性，对重要的线路和设备必须坚持设立两套互相独立主保护的原则，并且两套保护宜为不同原理和不同厂家的产品。对重要元件应充分考虑后备保护的设置。
22.1.5 应认真考虑保护用TA的安装位置，尽可能的避免由于TA安装位置不当而产生保护的死区。
22.1.6 对新建、扩建和生产改进工程新订购的电气设备，必须是符合国家及行业标准，具有一定运行经验的产品，否则不得在枢纽变电所中安装运行。
22.2 强化枢纽站的运行管理和监督。
22.2.1 运行人员要严格执行变电站、电网运行的有关规程、规定。操作前要认真核对接线方式，检查设备的状况。严格执行“两票三制”，操作中不跳项、不漏项，严防发生误操作事故。
22.2.2 对于双母线接线方式的变电站，在一条母线停电检修时，要做好另一条母线的安全措施，防止因人为因素造成运行母线停电。当给停电的母线送电时，有条件的要利用外部电源；若用母联断路器给停电母线送电，母联断路器必须带有充电保护。
22.2.3 要定期对枢纽变电站支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、母线侧隔离开关支柱绝缘子进行检查，以防止绝缘子断裂引起母线事故。
22.2.4 变电站的带电水冲洗工作必须保证水质的要求，并严格按照《带电水冲洗实施导则》进行操作，母线冲洗要投入可靠的母差保护。
22.2.5 加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。微机“五防”闭锁装置中电脑钥匙的管理必须严格按规定执行。
22.2.6 继电保护及安全自动装置要选用抗干扰能力符合规程规定的产品，并采取必要的抗干扰措施，防止继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下的不正确动作。保护控制室内禁止使用无线通讯移动电话。
22.2.7 保护装置的配置及整定计算方案应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障情况下的继电保护、安全自动装置的不正确动作。
22.2.8 对枢纽变电站中的电气设备应定期开展带电测温工作，尤其是对套管及其引线接头、隔离开关触头。引线接头的温度监测，每年应至少进行一次红外成像测温。
22.2.9 订购变压器时，应要求厂家提供变压器绕组频率响应特性曲线、做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；安装调试应增做频率响应特性试验；运行中发生变压器出口短路故障后应进行频率响应特性试验，绕组变形情况的测试结果，作为变压器能否继续运行的判据之一。
22.2.10 在运行方式上和倒闸操作过程中，应避免用带断口电容器的断路器切带电磁式电压互感器的空载母线，以防止因谐振过电压损坏设备。
22.2.11 定期对设备外绝缘进行有效清扫，加强户内设备的外绝缘监督，防止高压配电室的门、窗及房屋漏雨进水引起户内配电装置的闪络事故.
22.3 应避免开关设备故障造成枢纽变电站全停事故的发生。
22.4 应避免接地网故障造成枢纽变电站全停事故的发生。

23 防止直流系统事故
23.1 加强蓄电池组的运行管理和维护。
23.1.1 防止交流电源突然中断或严重波动，蓄电池组不能提供可靠的直流电源。
23.1.1.1 严格控制浮充电方式和运行参数。
浮充电运行的蓄电池组，除制造厂有特殊规定外，一般宜采用恒压方式进行浮充电；如必须采用恒流方式，也应严格控制单体电池电压，防止蓄电池因充电电压过高或过低而损坏。
23.1.1.2 单体电池浮充电压的上、下限，必须按制造厂的要求来控制。一般情况下单体电池的电压可控制在以下范围内。
固定型防酸隔爆铅酸蓄电池GFD系列：2.23±0．02（v）
一般铅酸蓄电池GF、GCF系列：2.15～2.17（v）
阀控式密封铅酸蓄电池GFM、GFMD系列：2.23±0.02（v）
高倍率镉镍蓄电池： 1.36～1.39（v）
23.1.1.3 浮充电压基本土以环境温度20℃～25℃为基准。若蓄电池室长期偏离基准温度，需按制造厂要求对浮充电压进行相应的调整。
23.1.1.4 必须每日测记一次蓄电池的浮充电压和浮充电流值。
23.2 及时进行补充充电，严格控制均衡充电。
23.2.1 蓄电池由于各种原因，放出容量超过额定容量的20％以上时应立即按制造厂规定的正常充电方法进行补充电，充入容量按已放出容量的110％～120％掌握。充电过程中注意监测每只蓄电池的端电压，防止单体电池电压超限。
23.2.2 下列情况，蓄电池需应进行均衡充电。
23.2.2.1 防酸蓄电池：
a）蓄电池在长期充电运行中，个别蓄电池出现硫化，电解液密度下降，电压偏低等情况，采用均衡充电方法，可使蓄电池消除硫化，恢复到良好的运行状态。
b）定期放电容量试验结束后。
c）由于全厂停电事故中，蓄电池组大电流长时间放电，放出容量超过额定容量的50％时。
23.2.2.2 阀控蓄电池：
蓄电池在浮充运行中端电压出现异常，如2v 蓄电池组端电压和平均值相差大于50mv，12v 蓄电池组端电压和平均值相差大于300mv，如果12v 蓄电池组出现两只以上，2v 电池组出现三只以上，应进行一次均衡充电。
23.2.3 均衡充电的方法：
a）防酸蓄电池应遵照制造厂说明书的规定。如找不到说明书，可按下面方法进行。先采用I10电流对蓄电池组进行恒流充电，当蓄电池组端电压上升到（2.30～2.33）v×n，将自动或手动转为均衡充电，当充电电流减小到0.1 I10时，可认为蓄电池组已被充满容量，并自动或手动转为浮充电方式运行。
b） 阀控蓄电池推荐采用恒压限流法，充电电压控制在2.35v±0.01v（25℃）。
c） 定期均衡充电一般不宜频繁进行，充电周期＞6个月。蓄电池组中存在个别异常电池时，应单独处理。不宜采用对整组蓄电池进行均衡充电的方法解决，以防止多数正常电池被过度充电。
23.3 进行定期放电试验，确切掌握蓄电池的实际容量。
23.3.1 新安装或大修中更换过电解液的防酸蓄电池组，第一年每六个月进行一次核对性放电；运行一年后的防酸蓄电池组，1至2年进行一次核对性放电试验。
23.3.2 新安装的阀控蓄电池组，应进行全核对性放电，以后每隔2至3年进行一次核对性放电试验。运行6年以后的阀控蓄电池组，应每年做一次核对性放电试验。
23.4 做好蓄电池的维护工作。
23.4.1 对于防酸蓄电池，电厂一般应一到二周测一次蓄电池单体电压和比重。
23.4.2 测量时，发现蓄电池组存在欠充或过充问题，应立即调整充电电压和浮充电流。
22.4.3 必须保证蓄电池电压、比重测量的准确性，测量表计要满足要求。
23.4.4 防酸蓄电池运行中电解液液位必须保持在高低位线之间，液位降低时应补充蒸馏水。调解电解液的比重应在完全充电后进行。
23.4.5 镉镍电池一般每3年更换一次电解液。
23.4.6 对于爬碱严重的蓄电池，应进行不定期除碱，并在极柱和连接片上涂凡士林。
23.4.7 注意蓄电池表面“硫酸化”问题。
23.4.8 蓄电池室的温度应经常保持在5～35℃之间，并保持良好的通风状态。
23.4.9 初充电记录，必须由运行和维护人员长期保存。
23.5 保证充电装置的安全稳定运行。
23.5.1 新建或扩建的发电厂，充电装置选用设备必须满足稳定精度不超过0.5％、稳流精度不超过1％、输出电压纹波系数不大于1％的有关技术要求。在用设备如不满足上述要求的需逐步进行更换。
23.5.2 直流电源输出电压表计应选用精确度到小数点后一位的数字直流电压表，监视浮充电流的盘表，应先用双向表，精确到小数点后两位的数字直流电流表。
23.5.3 仅有一台浮充用的充电装置，自动稳压和自动稳流部分工作不正常时，须立即退出自动工作状态。但需尽快恢复。
23.5.4 直流系统的有关报警信号，必须引至主控室。
23.5.5 充电装置在出现冲击负荷掉闸时，应分别检查充电装置过流保护定值及蓄电池是否有异常，发现问题应立即处理。
23.5.6 充电装置，必须实现双回路自投交流电源供电，双回路交流电源应来自两个不同的电源点。
23.5.7 对充电装置，各单位应定期进行全面检查，检查其稳压、稳流精度、纹波系数等功能。
23.5.8 加强充电装置上直流电压表，浮充电流表及有关直流互感器的校对工作。
23.6 加强直流系统熔断器的管理，防止越级熔断，扩大直流系统停电范围。
23.6.1 直流系统各级熔断器的整定，必须保证级差的合理配合。上、下级熔断体之间额定电流值，必须保证2～4级级差。电源端选上限，网络末端选下限。
23.6.2 定值整定计算，应以实际负荷为依据，并考虑可能出现的最大负荷。若下级为普通熔断器，上级为快速熔断器，级差应增大一级。
23.6.3 发电厂、变电站应有直流系统熔断器配置一览表。内容包括：回路名称、负荷电流、熔断器型式、熔断器额定电流。
23.6.4 运行值岗位，必须备有现场需用的各种熔断器，熔断器的参数应明显清晰，并分别存放。
23.7 加强直流系统用直流断路器的管理。
23.7.1 直流系统用的直流断路器必须具有自动脱扣功能，不能用普通交流开关代替。
23.7.2 当直流断路器与熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级差做适当的调整。尽量避免直流断路器下一级再接熔断器。
23.7.3 直流断路器的参数应齐全、清晰、明显可见。
23.8 防止直流系统接线及运行方式不合理造成扩大交、直流系统停电范围。
23.8.1 发电厂及110kv 及以上电压等级的变电站，必须按控制母线与保护母线分开运行。
23.8.2 防误操作闭锁装置的直流操作电源必须单独设置。
23.9 防止直流系统误操作。
23.9.1 发电厂、变电站必须具备符合现场实际的直流系统图，控制、保护馈电系统图，直流保安供电网络图和高、低压配电装置直流供电网络图。
23.9.2 各种盘柜设置的直流开关，直流断路器，熔断器应有设备额定电流的标识牌。
23.9.3 两组蓄电池的直流系统，不得长时间并列运行。
23.9.4 发生直流接地应尽快处理。需停用保护、自动装置时，应经调度部门同意。
23.10 加强直流系统的防火工作。
23.10.1 开关柜内的直流小母线，应采取防火隔离措施。
23.10.2 直流系统的电缆需采用阻燃电缆。
23.10.3 直流密封油泵和直流润滑泵电缆应更换成阻燃电缆。

24 防止倒杆塔和断线事故
为了防止倒杆塔和断线事故的发生，应严格执行《110kV～500kV架空送电线路设计规程》（DL／T5092－1999）和《架空送电线路运行规程》（DJ／T7413－2001）以及其他有关规定，并提出以下重点要求：
24.1 设计时要充分考虑特殊地形、气象条件的影响（尽量避开可能引起导线、地线严重覆冰或导线舞动的特殊地区），合理选取杆（塔）型、杆塔强度。对地形复杂、气象条件恶劣、交通困难地段的杆塔，应适当增加杆塔强度。原则上，500kV线路不宜采用拉线塔。
24.2 对重要跨越处，如铁路、高等级公路和高速公路、通航河流以及人口密集地区应采用独立挂点的双悬垂串绝缘子结构。
24.3 设计中应有防止导地线断线的措施，对导地线、拉线金具要有明确要求。
24.4 对可能遭受洪水、暴雨冲刷的杆塔应采用可靠的防汛措施；采用高低腿结构塔的基础护墙要有足够强度，并有良好的排水措施。
24.5 铁塔螺栓的紧固应严格按照规定的周期进行，并明确责任，做好记录。新建线路投产后，次年应对铁塔螺栓全部紧固一次。
24.6 为防止风偏事故的发生，“干”字型耐张塔中相跳线串必须按双挂点配置。
24.7 严格按设计进行施工，隐蔽工程应经监理单位质量验收合格后方可掩埋，否则严禁立杆塔、放线。
24.8 降低杆塔的接地电阻是提高线路耐雷水平的有效措施，接地装置必须按审定的施工图进行施工，任何改变必须经设计、监理和运行单位认可后方可变更，并记录在案。
24.9 城区线路杆、塔有可能引起误碰线区域，应悬挂限高警示牌。
24.10 积极开展利用红外测温技术监测接线佥具（加压接管、线夹等）的发热情况。发现导、地线有断股现象要及时消除，特别应注意地线复合光缆（0PCW）外层断股。
24.11 要积极取得当地政府和公安部门的支持，严格贯彻《电力设施保护条例》， 充分发挥电力企业保卫部门的作用，依靠群众搞好护线工作，并严厉打击盗窃线路器材的犯罪活动。
24.12 应制定倒杆塔、断线事故的反事故措施，并在材料、人员上给予落实，应集中储备一定数量的事故抢修塔。

25 防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故
为了防止电厂垮（漫）坝、水淹厂房及厂房坍塌事故的发生，各单位要认真贯彻《中华人民共和国防洪法》、《水电站大坝安全管理规定》和其他有关规定措施，特提出以下重点要求：
25.1 健全防汛组织机构，强化防汛抗洪责任制。汛期前应进行汛前检查，制定科学、具体、切合实际的防汛预案；汛期要严格按防汛预案，作好抗汛工作；汛期后应及时总结，对存在的隐患进行整改，并报上级主管部门。
25.1.1 各发电企业在汛前应制订本年度防洪度汛方案，调整防汛组织机构，落实防汛责任制。水电厂的防洪度汛调度方案经主管部门审查后，报当地人民政府防汛抗旱指挥机构批准实施。
25.1.2 各发电企业每年汛前要按国家有关部门编制的防汛工作检查大纲进行自查整改，做好防洪度汛的各项准备工作。自查及整改情况在当地汛前报上级主管部门，集团公司根据情况组织复查。
25.1.3 各发电企业在汛后应对大坝进行安全检查，总结防汛工作并报上级主管部门。对水毁工程、防汛存在的隐患要及时安排处理。
25.2 做好大坝安全检查、监测、维修及加固工作，确保大坝处于良好状态。对已确认的病、险坝，必须立即采取补强加固措施，并制定险情预告和应急处理方案。
25.2.1 各发电企业应根据大坝安全管理的需要，配齐专业技术人员。建立大坝安全管理体系，开展大坝安全技术监督。
25.2.2 建立完善的大坝日常巡查及年度详查制度。按期开展水电站大坝安全定期检查，对定检专家组提出的问题和建议要认真研究处理。
25.2.3 水电厂要按《水电站大坝安全管理规定》的要求进行大坝安全注册，每年应进行大坝安全注册的复查评分，并报上级主管部门。
25.2.4 水电厂要严格执行观测规程，认真进行监测设施维护及定期检测和校验工作，加强监测资料的分析。特别要加强对大坝安全重点部位和对大坝安全有重要影响的近坝区的监测，定期进行大坝观测资料的年度整编和长系列的观测资料分析。
25.2.5 对影响大坝安全的缺陷要及时处理。水毁工程应在一个枯水期处理完。特殊情况要跨汛期处理的，必须有切实可行的工程度汛措施，以确保大坝安全。
25.2.6 负责火电厂灰坝管理的人员应是专业工程师或是具有大坝技术管理经验的人员，另外还应具有对数据收集、计量，对事件的探测和观察，材料试验等方面专业训练的经历。
25.2.7 要建立灰坝安全检查台帐，并根据大坝周围环境的变化以及大坝的运行情况确定必要的检查频次。建立健全灰坝技术资料和灰坝运行数据库，包括：设计图纸、施工文件、计算书、试验数据、特征照片、检查检测分析报告、安全性评价报告、位移和沉降观测数据。
25.2.8 加强汛前、汛后的灰坝位移和沉降观测工作，对丢失或损坏的测量装置要及时恢复，保证该项工作的正常开展。灰场大坝要定期进行安全性评价，定期、全面地对大坝的结构，完整性和安全状况进行评价。内容包括：现场检查和监测、数据分析、大坝及附属物的评价和鉴定、紧急措施和方案四个部分，并对大坝提出相应的评价结论和建议。
25.2.9 对废弃灰坝的管理工作，在汛期也要正常开展，重点是防洪排水设施，确保其可靠、有效。
25.3 积极采取有效措施，提高防洪工作的预见性以及电力设施防御和抵抗洪涝灾害能力。
25.3.1 火电厂防洪标准满足防御百年一遇洪水的要求，水电厂防洪标准应符合国家有关规定要求。
25.3.1.1 水电厂在大坝安全定期检查中应对其防洪标准进行复核。火电厂根据本单位的具体情况，进行防洪标准的复核。对不满足防洪标准的，应采取必要的工程措施以满足规定的防洪标准的要求。
25.3.2 汛前应做好防止水淹厂房、泵房、变电站、进厂铁（公）路以及其他生产、生活设施的可靠防范措施；特别是地处河流附近低洼地区、水库下游地区、河谷地区的生产、生活建筑。
25.3.2.1 在汛前要对管理的设备、系统、厂房、生产及生活设施全面检查，根据情况的变化，修订本单位的防止水淹厂房、泵房、变电所等的实施方案。
25.3.2.2 水电厂要定期对厂房引水压力管、供水主干管、对外有关管线、厂房集水井及排水系统进行检查，存在缺陷的，要优先安排消除，及时清理集水井的淤积物，确保集水井容积。厂房内各种排水泵应采取自动运行方式，其水位信号器应冗余配置，动力电源应有备用，并经常对水泵运行情况进行检查。对地下厂房要加强通风设备维护，确保厂房内设备正常运行。
火电厂要定期检查和清理各种排水设施，要保证其完好、畅通，防止水淹厂房负米、电缆沟等地下设施，造成机组停运。
25.3.2.3 地处河流附近低洼地区、水库下游地势较低地区的生产、生活建筑，要有防洪抢险的预案和人员、物资紧急转移的措施。
25.3.2.4 水电厂的生产和生活区不仅要防止汛期坝下水位抬高的影响，也要考虑区域大暴雨造成的影响，如内涝、山体滑坡、泥石流等，采取相应的防范和应急措施。
25.3.3 在重视防御江河洪水灾害的同时，应落实防御和抵抗上游水库垮坝及局部暴雨造成的山洪、山体滑坡、泥石流等山地灾害的各项措施。
25.3.3.1 对水库大坝附近可能产生的滑坡、泥石流等威胁大坝安全的地质构造要加强监测，在恶劣天气情况下要加密监测，提高防御灾害的遇见性。
25.3.4 备足必要的防洪抢险器材、物资。
25.4 水电厂应按照《水电厂防汛工程检查大纲》的规定，做好汛前安全检查，明确防汛重点部位、薄弱环节。
25.4.1 对大坝安全监测系统、泄洪设施和水情测报系统等进行全面详细的检查，对泄洪闸门、启闭设备、备用电源进行试运转，确保设备完好、动力可靠、通讯畅通、照明充足。
25.5 火电厂应认真进行汛前检查，重点是防止供水泵房（含升压泵房）和厂房进水、零米以下部位和灰场的排水设施、取水泵房供电线路，以及一切可能进水的沟道的封堵。
25.6 强化水电厂运行管理，必须根据批准的调洪方案和防汛指挥部门的指令进行调洪方案调度，按规程规定的程序操作闸门；应按照有关规定和标准，对大坝及水电站建筑物进行安全监测和检查，及时掌握大坝运行状况，保证大坝和闸门启闭设备完好。发现异常现象和不安全因素时，应及时采取措施，并报告上级主管部门。
25.6.1 水电厂要严格按批准的度汛方案进行洪水调度，严格按人民政府防汛抗旱指挥机构的洪水调度命令操作泄洪闸门，确保闸门在恶劣气候条件和夜间均能安全启闭。对于远方操作的闸门应定期检查其开度与实际是否相符。
25.6.2 水电厂要广泛收集气象信息，加强对已建水情自动测报系统的维护，提高洪水预报精度。
25.6.3 如遇特大暴雨洪水或其他严重险情危及大坝安全，而又来不及或无法与上级联系时，可按批准的度汛方案，采取非常措施确保大坝安全。同时通过一切途径通知下游政府。
25.7 火电厂应切实加强灰场管理，落实责任制，健全巡视检查、观测记录、请示报告制度。汛期或地震活跃期火电厂的灰场，要采取低水位运行。加强对灰场的排水（排洪）系统、坝体浸润线、坝下渗流溢出点的巡视、检查、监测工作，发现异常立即上报，及时采取措施，严防灰场垮坝造成灾害。
25.7.1 单位应根据设计要求制订详细的运行规程，制定各级人员的岗位责任制，定期检查制度。
25.7.2 排水点的设置，尽可能均匀排放使坝前形成干滩，以增加坝体的稳定性。放灰位置、运行水位要根据实际需要进行调整，必要时加以导流来维护坝体。
25.7.3 对灰场排水设施进行全面检查，确保灰场排水系统畅通，下游坝脚100米范围内不得取土、开洞。
25.7.4 分期筑坝的新旧结合面应严格处理，所用材料应尽可能接近，形成均质，严防在柔性主坝上采用刚性材料堆筑子坝。
25.7.5 加强灰坝现场的运行管理，严禁坝前积水。
25.7.5.1 应严格控制坝前干滩长度满足设计要求。坝前的存灰应均匀沉淀，要人工控制坝顶几个排灰口的开启，并加以人工疏导，使坝前不积水，灰面均匀上升。
25.7.5.2 应随时检测廊道出口水质，若排水带灰过多超标时，应加强排水斜槽的盖板，运行期间澄清水区不小于0.5米。
25.7.6 严格按要求定期对坝体变形、坝体位移、坝体裂缝和渗流进行观察，做好记录，并对观察结果进行整理和分析对比。
25.8 对影响大坝、灰坝安全和防洪渡汛的缺陷、隐患及水毁工程，应实施永久性的工程措施，优先安排资金，抓紧进行检修、处理。工程必须由具有相应设计资格的单位设计，经审批后组织实施，并确保工程质量。
25.9 对屋顶积灰严重的机、炉等厂房，要及时组织清理，防止除氧器排汽结冰及雨雪时厂房屋顶荷重超载而塌落。
25.10 对建成20年及以上厂房及建筑物应加强检测和维修，防止坍塌事故的发生。当可能在短期内发生破坏性事故时，应立即采取有效的除险加固措施，并立即上报主管单位，避免建筑物运行状况恶化、结构损坏扩大，防止事故发生。

26 防止风力机事故
为防止风力发电场风力机事故，应逐项落实《风力发电场安全规程》（DL796－2001），《风力发电场运行规程》（DL／666－1999）,《风力发电场检修规程》（DL／797－2001）及其他有关规定，并重点要求如下：
26.1 风电厂应制定严格的技术管理措施防止发生风机飞车、机舱坠落、叶片断裂、倒塔等事故。
26.1.1 运行人员要定时监视风况和运行参数的变化情况，如桨距角、风速、输出功率、温度等。
26.1.2 根据运行情况，及时检查主轴、变速箱、浆距角、驱动装置和桨距螺母、桨距螺母润滑系统以及齿轮箱和液压系统的油位是否正常。
26.1.3 定期对风机的各个部位进行适当润滑，但应严格按要求进行，严禁混用润滑剂。
26.1.4 定期检查塔基螺栓和塔基底版塔筒联结盘有无破损和焊缝开裂；检查锚固螺母的紧固情况，检查塔架角和互联部件是否松动和丢失零件；检查互联部位是否有裂口尤其是塔角上的互联部分，将松动零件拧紧，达到规定力矩。
26.1.5 定期检查机舱紧固螺丝是否松动。
26.1.6 定期对偏航轴承外部的全部螺栓进行力矩检查，达到规定力矩。任一螺栓损坏，应需要更换全部外部螺栓。
26.1.7 定期检查主机架是否损坏，对主轴／轮毂下部和主轴变速箱两边部分要重点检查。
26.1.8 对变桨距机组，定期检查桨距螺母的磨损情况。
26.1.9 定期对叶片螺栓以及轮毂螺栓进行力矩检查是否达到规定值，任一螺栓破坏，应更换全部螺栓。
26.2 加强对风速仪、叶片内牵引叶尖的钢丝绳检查，采取措施防止钢丝绳过度颤动磨损断裂。
26.3 防止电缆绞断
26.3.1 风力机组必须要设扭缆传感器和解缆保护开关。
26.3.2 加强对风机塔上至塔中电缆的检查，尤其是风向多变季节。对绞绕严重的风力机电缆，要及时松缆并对扭转传感器和解缆保护开关进行检查、测试，保证解缆保护开关可靠运行。
26.3.3 定期对偏转制动法兰和制动卡钳进行检查、校正，并对偏转轴齿轮进行润滑。
26.3.4 定期对解缆传感器进行检查、测试，使其保证可靠运行。
26.4 防止高空坠落。
26.4.1 定期检查风机爬梯、安全用具是否完好。
26.4.2 登塔前必须先停机，然后将风机转入服务状态或就地控制状态，锁定并挂警示牌，避免远方遥控起动风机。
26.4.3 登塔时必须身系安全带和防下滑装置。
26.4.4 当风速超过8米／秒时，除非机舱固定在迎风位置或逆风位置，否则不可打开机舱盖。当风速超过15米／秒时，禁止登塔。
26.4.5 风机塔筒、爬梯，要有完好清晰的照明设施。
26.4.6 雷、雨天禁止上塔。
26.4.7 禁止一人登塔检查设备，登塔维护检修时，不得两个人在同一段塔筒内同时登塔。在塔上工作时，事先应制定好安全措施，明确工作位置，防止相互干扰。
26.4.7 在风力机就地工作时，检修车辆要停在上风向20米外，防止叶片、主轴断裂及物体落下伤人。
26.5 防止起吊重物造成事故。
26.5.1 起吊重物时，严禁使用机动车辆牵引起吊重物。
26.5.2 在机舱上固定起吊的滑轮、支点必须牢固可靠，开启式机舱开启后，必须有可靠的闭锁装置。
26.5.3 禁止在机舱前部叶片位置起吊作业。

27 防止重大环境污染事故
为了防止重大环境污染事故的发生，必须认真贯彻《电力工业环境保护管理办法》（电力工业部第9号令）、《国家电力公司火电厂环境技术监督规定》和《火电行业环境监测管理规定》，并提出以下重点要求：
27.1 加强火电厂的灰坝坝体安全管理。新建大坝应充分考虑大坝的强度和安全性，已建灰坝要对危及大坝安全的缺陷、隐患及时处理和加固。对分区使用的灰场，必须做好防尘工作。
27.1.1 健全灰场管理制度，加强管理，明确责任，防止溃坝事故的发生。
27.1.2 新建大坝在设计阶段应做好地质勘测工作，特别是要查清坝基的地质条件，注意断层和湿陷性土层。施工阶段做好施工监理工作。对危及大坝安全的缺陷如灰坝绕流、裂缝等现象应注意观察，发现问题及时处理。
27.1.3 对分区使用的灰场，必须做好水封或其他形式的覆盖，以防止形成扬尘造成环境污染。采用水封时，应防止水位过高以避免对灰坝的淘涮。必要时在灰场设置喷淋设施。
27.2 新建电厂应严格执行环保“三同时”原则。新建电厂应按废水零排放要求设计和建设灰水回水系统。新建灰水设施投运前必须做灰管压力试验。
27.2.1 新建电厂应认真执行环境影响评价制度，清洁生产和总量控制应作为建设项目的必备条件之一，环境影响评价要突出节约用水，一水多用，重复使用，按废水零排放要求进行评价。
27.2.2 新建电厂初步设计任务书的环保篇章应按环境影响评价报告书和环保行跛主管部门的批复意见进行编制。
27.2.3 新建电厂废水零排放工程应与主设备一样做到同时设计、同时施工，同时投入使用。
27.3 应定期对友坝及排水设施进行检查，发现缺陷和隐患及早解决。
27.3.1 定期对灰场排水水质进行检测，发现排水指标超标现象，应及时解决。
27.4 应定期对灰管进行检查，重点是灰管的磨损和接头处、各支撑装置（合支点及管桥）的状况等，防止管道断裂事故的发生。
27.4.1 沿灰管定期进行检查时，要特别注意弯头、焊口、法兰接头以及各支撑装置的状况，发现问题及时处理。保持灰管系统的正常运转。
27.4.2 灰管道泄漏时应及时停运，以防蔓延形成污染事故。
27.5 加强对灰水系统运行参数和污染物排放情况的监测分析，发现问题及时采取措施。
27.5.1 污染物排放情况的监测和监督应按《火电厂环境监测管理条例》的要求进行，灰水系统运行参数监测和监督的重点应放在水量、水压和灰水比上。
27.5.2 各电厂应加强对灰水系统运行参数和污染物排放情况变化时的原因分析，发现问题要及时采取措施，避免环境污染事件的发生。
27.6 已建电厂应做到废水集中处理。冲洗水应引入灰水前池，其他废水和无法引入灰水前池的冲洗水应作到集中处理；处理后的废水应充分利用，禁止超标废水外排，对环境造成污染。
27.6.1 电厂应根据自身情况，定期作好水平衡测试工作。按照一水多用，重复利用的原则，编制废水“零”排放规划和计划，按照统一规划分步实施的原则，做好节水和废水治理改造。
27.6.2 应加强对污水处理设备的维护、管理，确保污水处理站集中处理后的废水水质达到设计要求。
27.6.3对于确实不能回收利用的废水，必须经过处理，达到相应的排放标准后，方可排放。关于超标废水外排要有相应的应急措施，防止对环境造成污染。
27.7 锅炉进行化学清洗时必须有废水处理方案，并经审批后执行。处理后的废液，必须经处理合格后方能排放。
27.8 努力提高除尘器的运行水平，严格执行电除尘器运行维护导则。对设备运行中存在的故障和问题及时处理，保证除尘器运行效率。
27.9 火电厂要制定可能会造成环境污染的事故预案，并定期进行反事一故演习。
27.9.1一旦发生环境污染事故，应立即采取有力措施予以处理，对重大污染事故要报告上级管理部门。
27.10 加强对环保知识的培训和宣传，提高环保意识。

28 防止风灾事故
28.1 防止强风引发变电站事故。
28.1.1 对厂房屋顶定期检查清理无杂物，建筑物上的化妆板（皮）定期检查加固，防止脱落。
28.1.2 保持变电站周围环境的清洁，不得堆放废品废料、尤其是铁（铝）皮等易被风刮动的物品。
28.1.3 厂区内环境保持整洁，防止废弃物飞扬。
28.2 根据季节特点，定期对设备保温、化妆板及厂房玻璃门窗进行检查处理，防止高空物体坠落伤人。
28.3 防止燃料斗轮机损坏。
28.3.1 斗轮机的平时维护工作中，应定期检查、调整大车行走夹轨器的松紧。确保大车行走夹轨器的安全、可靠工作。
28.3.2 斗轮机的大车行走制动器应定期检查、调整，防止制动器失灵造成斗轮机大车行走溜动。
28.3.3 对斗轮机的整体钢结构件及焊口应定期进行全面检查，发现钢结构件及焊口有裂纹或开焊时，应及时制定修复技术方案，进行修理。
28.3.4 外部风力大于六级时，停止斗轮机作业，悬臂式轮斗机的悬臂、门式斗轮机和卸船机的抓斗应放在煤堆上或落地，增加稳定性。
28.3.5 每次斗轮机用完后，应将斗轮机大车行走夹轨器放下，夹紧轨道；将斗轮机悬臂头部取料斗放置煤堆上，悬臂头部应低于悬臂后部配重块，防止大风将斗轮机悬臂刮转圈及大车刮出轨的事故发生。

29 防止设备腐蚀事故
为防止设备腐蚀，应严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145－1999）、《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL／T561－1995）、《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》（SD223－87）、《关于防止火力发电厂凝汽器铜管结垢腐蚀的意见》[（81）生技字52号]和《防止电厂锅炉结垢腐蚀的改进措施和要求》[（88）电生字81号、基火字75号]以及其他有关规定，加强化学监督工作，并重点要求如不：
29.1 防止锅炉和汽机本体内部腐蚀。
29.1.1 凝结水的精处理设备严禁退出运行。在凝结水质劣化时（凝汽器泄漏、热网加热器泄漏），要及时查找、堵漏。
29.1.2 凝结水精处理设备（包括再生系统）因故障影响正常投运时，要及时进行抢修、消缺，尽快恢复精处理设备的水处理能力。
29.1.3 做好凝结水处理树脂再生系统区域的通风、酸雾吸收、再生剂储罐防腐、密封措施，并对该区域内的设备、设施进行定期防腐，防止酸泄漏和酸雾腐蚀发生。
29.1.4 严格凝结水精处理设备检修工艺，特别要定期检查出水滤元和树脂捕捉器的缝隙，防止离子交换树脂漏入给水系统。
29.1.5 机组起动时，要严格进行各阶段的水汽品质控制，冷态锅炉冲洗不合格不得点火，蒸汽品质不合格不得并汽。
29.1.6 严格控制给水、凝结水溶解氧指标，溶解氧含量超标时，要及时调整除氧器或凝汽器运行参数，提高除氧效果，使溶解氧达到合格值，同时要及时调整联氨（化学除氧剂）加药量，防止发生氧腐蚀。
29.1.7 水冷壁结垢超标时，要及时进行化学清洗，防止发生垢下腐蚀.
29.1.8 锅炉给水、炉水加药设备要保持有100％备用，严格控制水汽pH值在合格范围内；加药泵要有事故备用电源，杜绝停药现象发生，避免发生水汽系统酸性腐蚀和金属氢脆。
29.1.9 对不同的炉水pH值调控方式，要根据其特点和水质变化情况，重点调控加药量，防止因药剂过量发生碱性腐蚀或苛性脆化。
29.1.10 严把给水、炉水加药药剂和凝结水处理树脂再生用酸碱的质量关，严禁不合格的药剂进入汽水系统，严禁不合格的酸碱用于树脂再生。
29.1.11 要按照《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》（SD223－87）进行锅炉停用保护，防止炉管发生停用腐蚀。
29.1.12 锅炉停用后热炉放水时，要及时打开过热器、再热器疏水门、空气门，防止管内积水。可以采用干风吹干使锅炉水汽系统保持干燥，提高停用保护效果。
29.1.13 设备检修期间，要重视汽轮机转子叶片和隔板清垢、除锈工作，对锈蚀较重的叶片可采用先进的喷涂工艺进行喷涂防腐。
29.1.14 定期检查机炉系统各容器内部的腐蚀情况，必要时可做防腐处理。
29.1.15 锅炉化学清洗要按照《火力发电厂锅炉化学清洗导则》制定清洗方案，并经有关部门审批后方可实施。要严格履行各环节质量控制措施，保证清洗质量。清洗废液必须经处理合格后才能排放。
29.1.16 锅炉水压时水质要合格，尤其是pH值和氯离子含量必须达到要求。
29.2 防止炉内汽水管道外部腐蚀。
29.2.1 优化锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，炉膛出口烟温不得超过规定值。
29.2.2 严格控制入炉煤质的含硫量，不得超过规定值，防止发生硫腐蚀。
29.2.3 合理控制锅炉燃烧氧量，避免造成还原性气氛，而导致高温腐蚀。
29.2.4 加强受热面吹灰，停炉后须将管子表面结焦清理干净，防止发生焦下腐蚀。
29.2.5 定期检查油枪，保证其良好的雾化效果，防止由于油滴不能完全燃烧而裂解生成的碳黑粒子吸附在管子表面而导致腐蚀。
29.3 防止炉外汽水管道外部腐蚀。
29.3.1 定期检查炉外蒸汽管道的保温状况，严禁蒸汽管道裸露运行。
29.3.2 更换炉外蒸汽管道时，须对使用的新管段进行防锈处理，保温应紧固完整，并用铁皮包好。
29.3.3 锅炉房用水清洗时，必须防止水流入管子表面的保温内。
29.4 高、低压加热器及热网系统设备防腐。
29.4.1 高、低压加热器停用期间，应进行充氮保护，防止停用腐蚀。
29.4.2 热网系统要补充合格的软化水，严禁补充工业水，防止热网加热器结垢腐蚀。
29.4.3 热网系统设备停用期间要进行可靠隔离，做好防锈蚀保护，必要时要对系统设备加堵板隔离，防止水、汽窜入被保护系统，以保证防腐效果。
29.4.4 热网除氧器停用期间要单独隔离保护，必要时要进行防腐喷涂。
29.5 防止凝汽器设备腐蚀。
29.5.1 严格控制水汽pH值，使蒸汽pH值不超过9.5，防止铜管发生氨蚀。
29.5.2 对适宜加缓蚀阻垢药剂的循环水系统，要严格控制药剂质量和加入量，保持循环水水质稳定，防止循环水产生腐蚀倾向。
29.5.3 对不适于加缓蚀阻垢药剂的循环水系统，要根据水质情况控制循环水浓缩倍率在下限，一般要小于1．1倍，防止凝汽器管内结垢腐蚀。
29.5.4 凝汽器管结垢平均厚度大于0．5mm时，要进行化学清洗除垢，并进行预膜处理，防止发生垢下点蚀。清洗废液必须经处理合格后才能排放。
29.5.5 凝汽器运行期间应定期投入胶球清洗，及时清除凝汽器管内的泥垢，防止生物粘泥附着物对凝汽器管的腐蚀。
29.5.6 循环水要进行杀菌灭藻处理，防止生物粘泥附着物对凝汽器管的腐蚀。
29.5.7 为防止凝汽器管板腐蚀及管口渗漏，应进行凝汽器管极防腐处理，防腐层脱落部分要及时修补。
29.5.8 对新安装的铜管应进行全面的涡流探伤检查，防止铜管质量不合格导致凝汽器泄漏。
29.6 防止压力容器、氢气、压缩空气系统设备及气动元件腐蚀。
29.6.1 要按照《电力工业锅炉压力容器检验规程》（DL647－1998）、《压力容器安全技术监察规程》和《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612－1996）的要求进行定期检验。
29.6.2 热力系统压力容器定期检验时，应对与压力容器相连的管系进行检查，特别要对蒸汽进口附近的内表面热疲劳腐蚀和加热器疏水管段冲蚀、腐蚀情况进行检查，发现缺陷要及时处理。
29.6.3 保持压缩空气管道疏水系统畅通，严格执行压缩空气的定期排水制度。
29.6.4 户外压缩空气管道保温应紧固完整，并用铁皮包好。
29.6.5 压缩空气的干燥系统必须投入运行，防止压缩空气带水导致压缩空气管道和罐体内部腐蚀。
29.6.6 户外压缩空气罐的安全阀应有防雨设施。
29.6.8 气动执行器必须定期排水。
29.7 防止化学水处理设备腐蚀。
29.7.1 酸、碱系统所在区域的设备要定期涂刷防腐漆，要有通风和酸雾吸收装置，并能正常运行。
29.7.2 要定期检查酸、碱储罐的防腐层是否完好，发现缺陷要及时处理，防止酸、碱外泄对周边设施造成腐蚀。
29.7.3 腐蚀性介质流经的容器、罐体、池体、沟道、泵、管道和阀门等要选用具有防腐性能的材料制作或另做适宜的防腐处理。
29.7.4 腐蚀性介质管道应明管布置，以便能及时发现泄漏缺陷，并便于及时消除缺陷。要定期检查其系统是否有渗漏，发现问题要及时处理，防止腐蚀性介质外泄对周边设施造成腐蚀。
29.7.5 化学水处理再生废液要进行中和排放，避免腐蚀性废液外排造成其他系统设备的腐蚀。
29.7.6 定期检查各容器、罐体、池体、沟道防腐状况，对有破损、脱落、起包的要及时修补处理。
29.8 防止电气设备腐蚀。
29.8.1 严格控制水内冷发电机定子冷却水水质在合格范围内。为防止pH值超标，在定子冷却水补水系统中，应安装二级除盐水和凝结水两路不锈钢材质的补水管，以调整定子冷却水pH值在合格范围内，防止线圈和系统管路腐蚀。
29.8.2 变压器及其附属设备的裸露表面均应涂本色漆，喷漆前应先用金属清洗剂清除外部油垢及污垢，对裸露的金属部分必须除锈后补涂底漆。
29.8.3 母线桥架、门形架、避雷针支架、通讯天线等金属支撑架应加强防腐处理，尤其是多酸雨季节，应加强检查，每五年至少重新喷涂一次。
29.8.4 设备支架基础随检修进行检查，遇有腐蚀现象时及时处理。
29.8.5 附件设施如均压环、屏蔽环、钢脚、钢帽等的腐蚀随设备检修进行检查处理。
29.9 防止电缆腐蚀。
29.9.1 有腐蚀性土壤未经处理不得直埋电缆。
29.9.2 敷设在化学腐蚀地区的电缆可将其架空放在固定架上。
29.9.3 为了防止电缆腐蚀，应做好电缆腐蚀的监视工作。对于有杂散电流作用地带的电缆，必须测量沿电缆线路铅包流入土壤内杂散电流密度以判断何种腐蚀。
29.9.4 当电缆线路上的局部土壤含有损害电缆铅包的化学物质时，应将该段电缆装于管子内，并用中性的土壤作电缆的衬垫及覆盖，并在电缆上涂以沥青等。
29.9.5 电缆的敷设应尽量远离热管道或加隔热层以防热辐射。
29.10 防止汽轮机油系统设备腐蚀
29.10.1 油系统管道、油箱应在酸洗前做防腐防锈处理，酸洗后要进行钝化，吹干，并将管口密封保管。
29.10.2 运行中要防止水进入油系统（如汽封的漏汽漏水等），加强油箱、油净化设备的底部放水，同时应在汽轮机油中加入防腐剂。
29.10.3 检修时应采取有效措施，彻底清除油系统管道中的油垢、金属屑和腐蚀产物，清洗后油系统中应无清洗液和水分。
29.10.4 汽机电调和高低旁路系统中运行油温应在规定的范围内，系统中不应有过热点和过热段，防止酸值升高。
29.10.5 应设有运行油在线脱水再生装置，严格控制油质的水分和酸值，防止发生油水解。
29.11 防止高温、高压采样管及在线测量元件腐蚀。
29.11.1 尽可能一个大修期贵采样管外壁刷一次防腐漆。
29.11.2 一个大修周期对水、汽、油系统的采样管进行一次抽检，根据检查情况更换管子。
29.11.3 油系统的采样管应采用不锈钢管，在管路敷设时避开高温区域。
29.11.4 酸、碱区域采样管应采用不锈钢管，管外壁涂防腐漆。
29.11.5 高温区域应采用耐高温电缆，未用耐高温电缆的应尽可能走电缆沟道，以避开高温辐射。
29.11.6 油系统的电缆应用耐油电缆，避免与油接触。
29.11.7 对腐蚀性介质的测量，其一次元件应用耐腐蚀材料制作。
29.11.8 酸、碱区域内的变送器、表计应尽可能放在室内，否则须做外罩，使其与腐蚀气体隔离。
29.12 防止循环水冷却水塔腐蚀。
29.12.1 喷刷水塔内壁防腐涂料应与筒壁施工同时进行。
29.12.2 设备安装时，淋水装置外露铁件、悬挂除水器支吊件及予埋件水池内的进水管、防冻喷水管等焊接钢管及固定档水板所用的铁件需涂防腐漆。
29.12.3 检修期间，应全面、彻底检查塔内外各部件防腐状况，发现锈蚀、积存污物等问题及时清理处理，并重新涂刷防腐漆。
29.12.4 定期清除分水槽上和水槽喷嘴上积结的污垢，防止垢下腐蚀。
29.13 防止冲灰设备腐蚀。
29.13.1 化学废水要中和处理后排放，避免酸性水排入冲灰系统，发生冲灰系统设备的腐蚀。
29.13.2 冲灰管道宜选用防腐、防磨管敷设。
29.14 防止管沟内管道、支架腐蚀。
29.14.1 管沟内敷设金属管道及支架外表要涂刷防腐漆，并要定期检查，发现漆皮脱落、鼓包要及时修补。
29.14.2 定期检查沟道内排水通道，若不畅通要及时清理。
29.15 定期检查金属结构楼梯、平台、通道、护栏、支架等的紧固、焊接点的锈蚀情况，有问题要及时处理。尤其是在有腐蚀性介质和潮湿环境下的金属结构件，要定期进行防腐处理。
29.16 实施脱硫的机组，应定期对脱硫塔、烟道及烟囱内进行腐蚀检查。
29.17 加强对风力发电机塔筒表面、内部和机舱顶部的检查、维护，防止腐蚀。
29.18 为防止金属闸门的锈蚀，应定期检查、防腐处理。