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防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则目录 ............................................................... 1 1.防止火灾事故 ....................................................................................................................................... 2 2.防止电气误操作事故 ........................................................................................................................... 4 3防止大容量钢炉承压部件爆漏事故 ................................................................................................... 5 4防止压力容器爆破事故 ....................................................................................................................... 9 5防止锅炉尾部再次燃烧事故 ............................................................................................................. 12 6防止锅炉炉膛爆炸事故 ..................................................................................................................... 12 7防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故 ................................................................................................. 14 8防止锅炉汽包满水和缺水事故 ......................................................................................................... 15 9防止汽轮机超速和轴系断裂事故 ..................................................................................................... 18 10防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故 ........................................................................................... 21 11防止发电机损坏事故 ....................................................................................................................... 24 12防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故 ............................................................................... 29 13防止继电保护事故 ........................................................................................................................... 31 14防止系统稳定破坏事故 ................................................................................................................... 33 15防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故 ....................................................................................... 35 16 防止开关设备事故 .......................................................................................................................... 36 17防止接地网事故 ............................................................................................................................... 38 18防止污闪事故 ................................................................................................................................... 40 19防止倒杆塔和断线事故 ................................................................................................................... 41 20防止枢纽变电所全停事故 ............................................................................................................... 42 21防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故 ........................................................................................... 44 22防止人身伤亡事故 ........................................................................................................................... 45 23防止全厂停电事故 ........................................................................................................................... 47 24防止交通事故 ................................................................................................................................... 48 25防止重大环境污染事故 ................................................................................................................... 49
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1.防止火灾事故
2.防止电气误操作事故
3.防止大容量锅炉承压部件爆漏事故 4.防止压力容器爆破事故 5.防止锅炉尾部再次燃烧事故 6.防止锅炉炉膛爆炸事故
7.防止制粉系统爆炸和媒尘爆炸事故 8.防止锅炉汽包满水和缺水事故 9.防止汽轮机超速和轴系断裂事故
10.防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故 11.防止发电机损坏事故
12.防止分散控制系统失灵和热工保护拒动事故 13.防止继电保护事故 14.防止系统稳定破坏事故
15.防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故 16.防止开关设备事故 17.防止接地网事故 18.防止污闪事故
19.防止驾杆塔和断线事故 20.防止枢纽变电所全停事故
21.防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故 22.防止人身伤亡事故 23.防止全厂停电事故 24.防止交通事故
25.防止重大环境污染事故
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1防止火灾事故
为了防止火灾事故的发生，应逐项落实《电力设备典型消防规程》（(DL5027-93）以及其他有关规定，并重点要求如下： 1.1电缆防火
1.1.1新、扩建工程中的电缆选择与敷设应按《火力发电厂与变电所设计防火规程》(G850229-1996〉和《火力发电厂设计技术规程》中的有关部分进行设计。严格按照设计要求完成各项电缆防火措施，并与主体工程同时投产。
1.1.1.1 300MW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。 1.1.1.2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GB12686.5-90A类耐火强度试验的耐火型电缆（耐火温度可达1000℃）。
1.1.1.3大容量的发电机和变压器，应按单元机组或变压器设计划分各自独立的电缆通道。 1.1.1.4重要公用回路如保安电源、直流电源、消防水泵电源、事故照明电源等电缆、新建、扩建电厂宜尽量分开敷设。在役电厂合用一条通道时，应充分考虑电缆间距的要求，并采取防火隔离措施，以防一旦着火造成事故扩大。动力电缆和控制电缆应隔开。 1.1.1.5控制电缆与动力电缆分开效设,并在动力电缆之下,采取防火隔离措施。
1.1.2主厂房内架空电缆与热体管道应保持足够的距离，控制电缆不小于0.5m。动力电缆不小于1m。
1.1.3在密集敷设电绩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。
1.1.4对于新建、扩建的火力发电机组主厂房、输焦、燃油以及其他易燃易爆场所，宜选用阻燃电纸。
1.1.5严格按正确的设计图册施工，做到布线整齐，各类电蝶按规定分层布置，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。
1.1.6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、盘等处的所有电绒孔洞和盘面之间的缝隙（含电缆穿墙套管与电缆之间缝隙）必须采用合格的不燃或阻燃材料封堵。
1.1.7扩建工程敷设电继时，应加强与运行单位密切配合，对贯穿在投机组产生的电缆孔洞和损伤的阻火墙，应及时恢复封堵。
1.1.8电缆竖并和电缆沟应分段做防火隔离，对数设在隧道和厂房内构架上的电缆要采取分段阻燃措施。
1.1.9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。 1.1.10应尽量减少电缆中间接头的数量。如需要，应接工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后，再用耐火防审封闭。
1.1.11建立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规卓制度。坚持定期巡视检查，对电缆中间接头定期测湿，按规定进行预防性试验。
1.1.11.1加强电缆的异动管理，对电缆绝缘进行定期检查，不合格的电缆应及时更换，消除火灾隐患。
1.1.12电缆沟应保持清尘，不积粉尘，不积水，安全电压的照明充足，禁止堆放杂物。锅炉、燃煤储运车间内架空电缆上的粉尘应定期清扫。
1.1.12.1建立健全电继维护、检查、清扫等各项责任制。 1.2汽机油系统防火
1.2.1油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门。
1.2.2油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉统垫。
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1.2.3油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，必须明火作业时要采取有效措施，附近的热力管道或其他热体的保温应坚固完整，并包好铁皮。
1.2.4禁止在油管道上进行焊接工作。在拆下的油管道上进行焊接时，必须事先将管子冲洗干净。
1.2.4.1禁止在油管道上进行焊接工作是指禁止在运行或停备状态的油管道进行焊接工作。 1.2.5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，严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀保温层。
1.2.6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，保湿外面应包铁皮。
1.2.7如发现保温材料内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。
1.2.8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。 1.2.9油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。 1.2.10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。
1.3燃油罐区及锅炉油系统防火。
1.3.1严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》第四章的各项要求。
1.3.2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。
1.3.2.1运行人员必须掌握各储油罐或油箱内的燃油种类和自燃点，对储油罐或油箱内燃油加热;时，必须认真监视和控制燃油温度和加热蒸汽温度。
1.3.2.2加强对储油罐、油箱和加热蒸汽湿度测量系统的维护，并定期检验。
1.3.3油区、输卸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。 1.3.3.1测试接地电阻值按照相应规程进行。
1.3.4油区、油库必须有严格的管理制度。油区内明火作业时，必须办理明火工作票，并应有可靠的安全措施。对消防系统应按规定定期进行检查试验。 1.3.4.1在油区内的燃油设备上动火必须严格执行动火工作票制度，并由主管生产的领导（总工程师〉批准。
1.3.4.2汽车卸油时，各单位应制订相应的消防措施。
1.3.5油区内易着火的临时建筑要拆除，禁止存放易物品。
1.3.6燃油罐区及锅炉油系统的防火还应遵守第1.2.4、1.2.6、1.2.7条的规定。 1.3.7燃油系统的软管，应定期检查更换。 1.4制粉系统防火 1.4.1严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》有关锅炉制粉系统防爆的有关规定。1.4.2及时消除漏粉点，清除漏出的煤粉。清理煤粉时，应杜绝防火。 1.4.2.1在运行中的制粉系统管道上严禁动火，以防止制纷系统发生爆炸。 1.4.2.2在制粉系统、管道检修和清理煤粉作业中，要严格控制煤尘浓度，防 止局部空间煤粉混合浓度超标，遇火源发生爆炸。
1.4.3磨煤机出口温度和粉仓温度应严格控制在规定范围内，出口风温不得超过煤种要求的规定。
1.4.3.1加强入炉煤煤质管理,使运行人员掌握煤种变化情况。当煤种变化较大时（特别是挥发份变化较大时），分析人员应及时将分析结果通知运行人员。
1.4.3.2严格控制煤粉仓温度，当湿度异常升高时，应及时采取降湿措施。 1.5防止氢气系统爆炸着火。
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1.5.1严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》中“氢冷设备和制氢、储氢装置运行与维护”的有关规定。
1.5.2氢冷系统和制氢设备中的氢气纯度和含氧量必须符合《氢气使用安全技术规程》（GB4962-85）。
1.5.3在氢站或氢气系统附近进行明火作业时，应有严格的管理制度。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。 1.5.4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。
1.5.5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。 1.5.6空、氢侧备用密封油泵应定期进行联动试验。 1.6 防止输媒皮带着火。
1.6.1煤垛发生自燃现象时应及时扑灭，不得将带有火种的煤送入输煤皮带。
1.6.2发现输煤皮带上有带火种的煤时，应立即停止上煤，清除火种，并查明原因，及时消除，同时应切换输煤系统。
1.6.3燃用易直燃煤种的电厂应采用阻燃输煤皮带。
1.6.4应经常清扫输煤系统、辅助设备、电继排架等各处的积粉。 1.6.5输煤皮带应定期进行轮换使用。
1.6.6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。 1.6.7输煤皮带信用时，要将皮带上的煤走完以后再停，确保皮带上不存煤。
1.7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，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业部门火灾抢救的特点，以便及时扑救。 1.8在新、扩建工程设计中，消防水系统应同工业水系统分开，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。 1.9发供电生产、施工企业应配备必要的正压式空气呼吸器，以防止灭火中人员中毒和窒息。1.10消防水系统管理应严格按照消防的有关规定执行。 2.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《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[1990]1110号）以及其他有关规定，并重点要求如下： 2.1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。 2.1.1严格执行华北电力集团公司的关于防止电气误操作的有关规定。 2.1.2严禁非本单操作人、监护人、当斑人员参加操作。
2.1.3严格按照作命令填写操作票。操作票由操作人填写，监护人和当值值班长审核，特别复杂操作要经当值值长或变电站站长复审。
2.1 .4特别复杂的倒闸操作山熟练的值班员操作，当值值班长监护。
2.1.5装设工作票中所需接地线（刀闸）时，应严格执行验电接地的技术措施。拆除接地线（刀闸）后，应由值班负责人检查，其中调度下令装设的接地线(刀闸)，应根据调度命令执行。
2.2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,不企许解除闭锁装置。 2.2.1调度命令必须应由有权接受调度命令人员接听并逐条记录。
2.2.2严格按照操作票顺序逐项操作，每操作一项，应在“执行·栏中做记号“√”不得跳项和漏项操作。
2.2.3在防误装置退出运行期间或经许可使用万能钥匙进行倒闸操作时，必须采取双重监护。 2.2.4对于没有安装状态检测器的微机防误装置，倒闸操作时必须认真核对检查项目，防止空走程序而导致误操作。
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2.3应结合实际制定防误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。
2.3.1应在交接班时说明防误装置的运行情况（包括电脑钥匙的充电情况）。每月对防误装置进行―次检查和维护，发现问题应按处缺程序处理。
2.3.2防误装置的检修应列入相应设备的检修项目中，并与检修设备同步验收，同步投运。 2.4建立完善的万能钥匙使用和保管制度。防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，要经本单位总工程师批准;短时间退出防误闭锁装置时，应经值长或变电所所长批准，并应按程序尽快投入运行。使用万能钥匙解锁操作时，应由工区主任及以上人员批准。 2.4.1防误装置的万能钥匙应封存管理，并有启封使用登记和批准制度，并记录解锁原因。 2.4.2短时间退出防误闭锁装置时，应经工区主任及以上人员批准。 2.4.3防误装置失灵和退出运行时应采取临时措施并挂警示牌。
2.4.4在防误闭锁装置退出运行期间或经许可使用万能钥匙进行倒闸操作时，必须采取加强监护的措施。
2.5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。
2.6断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，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。
2.6.1防误装置所用的电源应与继电保护及控制回路的电源分开。
2.6.2电磁锁应优先使用交流电源。当使用直流电源时，应有专用直流保险，并在端子箱内安装刀闸，操作时合上电源。
2.6.3对于分相操作的隔离开关或接地刀闸，应严格按相操作，按相检查。
2.7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。
2.7.1应选用符合技术标准，功能齐全并经国家电力公司、或者部级以上鉴定并运行业绩良好的产品（成套进口设备除外）。
2.8新、扩建的发、变电工程，防误闭锁装置应与主设备同时投运。
2.8.1110kv枢纽变电站和220kv及以上变电站应优先采用微机防误闭锁方案。 2.9成套高压开关柜五防功能应齐全，性能应良好。
2.10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作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（包括网状）的检修临时围栏。 2.11强化岗位培训,提高人员的技术素质，要求持证上岗。
2.11.1所有运行人员应熟悉掌握防误装置的运行规程,检修人员应熟练掌握防误闭锁装置的检修规程，做到“四懂三会”(懂防误装置的原理、性能、结构和操作程序;会操作、处缺、维护)。
3防止大容量钢炉承压部件爆漏事故
为了防止大容量钢炉承压部件爆漏事故的发生，应严格执行《锅炉压力容器安全监察暂行条例》、《蒸汽锅炉安全技术监察规程》、《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》（DL612-1996）、《电力工业锅炉压力容器检输规程》《DL647-1998 〉、《火力发电厂金属技术监督规程》（ DL438-2000）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：
3.1新建锅炉在安装阶段应进行安全性能检查。新建锅炉投运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定期检验。锅炉检验项曰和程序按有关规定进行。
3.1.1新建锅炉在安装阶段进行的安全性能检查，检验范围包括安装技术资料、锅炉汽包、
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联箱、受热面、承重部件、锅炉范围内的管道、阀门、支吊架及膨胀系统的安装质量。检验分为锅炉整体超压水压试验前的质量监督检验和超压水压试验、锅炉机组整套启动试运行前质量监督检验两类。
3.1.2新建锅炉投运1年后结合检查性大修进行的安全性能检查，检查重点是与热膨胀系统相关的设备部件和一年来设备运行常发生故障的部件以及同类设备运行初期常发生故障的部件。首次检查还要对技术资料做全面检查。
3.1.3在役锅炉每次大修应进行定期检验。在役钢炉定期检验包括外部检验和内部检验。外部检验每年不少于一次，由电厂根据设备特点编制计划并实施。内部检验根据《电力工业锅炉压力容器检验规程》（DL647-1998）在役锅炉定期检验项目进行，由电厂委托有资格的检验单位进行。电厂应与检验单位签订锅炉定期检验委托合同，内容包括:检验范围、依据、要求、双方责任、权利和义务、检验费用、违约责任及奖罚条款等项。检验项目要列入年度大修计划。
3.1.4遇有下列情况之一者，也应进行内外部检验和超压水压试验： 1）停用1年以上的锅炉恢复运行时;
2）锅炉改造、受压部件经重大修理或更换后，如水冷壁更换管数在50%以上，过热器、再热器、省媒器等部件组成更换及汽包进行了重大修理时; 3）锅炉严重超压达1.25倍工作压力及以上时; 4）钢炉严重缺水后受热面大面积变形时;
5）根据运行情况，使设备安全可靠性受到影响时。 3.2防止超温超压
3.2.1严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足〔指能正确指示水位的水位表数量)、安全阀解列的状况下运行。
3.2.1.1每台蒸汽锅炉至少应装两只彼此独立的就地水位表和两只远程水位表。亚临界压力的锅炉在启动调试时应进行水位标定试验，以确定就地水位表的基准零位。每次大修时应对水位表进行检修校验。
3.2.2参加电网调峰的锅炉，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。
3.2.3对直流钢炉的蒸发段、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。 3.2.4锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程执行。
3.2.4.1大容量钢炉超压水压试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。
3.2.4.2锅炉在超压水压试验和热彊安全阀整定时，严禁非试验人员进入现场。 3.2.4.3锅炉超压水压试验一般两个大修进行一次，根据设备的具体情况，可适当延长或缩短。 3.2.4.4安全阀校验过程中应有严格的防止超压措施，并在专人监督下实施，校验人员不得中途撤离现场。安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣开启高度应符合规定，并在锅炉技术登录簿中记录。安全阀经校验合格应加锁或铝封;严禁用加重物、移动重锤、将阀瓣卡死等手段任意提高安全阀起座压力或使安全阀失效。
3.2.4.5汽包和过热器上所装设安全阀的总排放量应大于锅炉最大连续蒸发量，当锅炉上所有的安全阀全开时，锅炉的超压幅度在任何情况下均不得大于锅炉设计压力的6%。再热器进出口安全阀的总排放量应大于再热器的最大设计流量。过热器、再热器出口安全阀的排放量在总排放量中所占的比例应保证安全阀开启时，过热器、再热器得到足够冷却。 3.3防止设备大面积腐蚀。
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3.3.1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》（DLT561-1995）、《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]以及其他有关规定，加强化学监督工作。
3.3.2凝结水的精处理设备严禁退出运行。在凝结器铜管发生泄漏凝结水品质超标时，应及时查找、堵漏。
3.3.2.1机组启动时，应投入凝结水湿床运行，保证凝结水混床出水质量合格，再生时要注意阴阳树脂的安全分离，防止再生过程的交叉污染，阴树脂的两生剂宜采用高纯碱，提高树脂的再生度。注意凝结水遢床和树脂捕捉器的完好性，防止凝结水混床在运行过程中发生跑漏树脂。
3.3.3品质不合格的给水严禁进入辆炉、蒸汽品质不合格严禁并汽。水冷壁结垢起标时，要及时进行酸洗，防止发生垢下腐蚀及氢脆。 3.3.3.1锅炉上水时要及时通知化学运行人员，严禁未启动化学加药系统上水，化学人员要认真分析各水样，除氧器水箱水质合格后，才允许向锅炉上水，炉水达到点火标准时，才允许锅炉点火。
3.3.3.2汽机冲转前的蒸汽标准严格按《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145-1999）的12.条执行，严禁燕汽质量不合格时进行汽机冲转。
3.3.3.3机组启动时，凝结水回收按《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145- 1999）的12.3条执行。
3.3.3.4机组启动时，严格监督高、低加疏水品质合格。 3.3.3.5加强补给水处理运行监初，在制水周期的后期，加强出水的电导及二氧化硅含量测试，严禁一级除盐或混床失效运行。禁止向钡炉补给不合格的除盐水。 3.3.3.6加强补给水再生管理，严蔡再生酸碱进入锅炉。
3.3.3.7当水汽质量劣化时，严格按《火力发电厂水汽化学监督导则》（DLT561-1995）中的4.3条处理，严格执行“三级处理\"原则。
3.3.3.8结垢量超标的锅炉，应进行化学清洗。
3.3.4 按照《火力发电厂停(备）热力设备防锈蚀导则》( SD223-87）进行锅炉停用保护，防止炉管停用腐蚀。
3.3.4.1机组大修期间，必须按《火力发电厂水汽化学监督导则（DL/T561-1995）要求，对热力设备各部位进行化学检查，真实反映热力设备的腐蚀结垢实际情况并作好记录。
3.3.4.2对于主蒸汽压力<5.8MPa，当锅炉结垢量达到 6OOg/m2以上或锅炉化学清洗间隔年限超过12年时,必须在大修期间进行化学清洙;对主蒸汽压力为5.88~12.64MPa，当钢炉结垢量达到40Og/m2以上或钢炉化学清洗间隔年限超过10年时，也必须在大修期间进行化学清洗;对于主蒸汽压力>12.7MPa，当锅炉结垢量达到300g/m2以上或锅炉化学清洗间隔年限超过6年时，必须在大修期间进行化学清洗。
3.3.5加强锅炉燃烧调整,改善贴壁气氛。避免高温腐蚀。
3.3.6安装或更新凝汽器铜管前，要对铜管全面进行深伤检查。
3.3.6.1安装或更新凝汽悉铜管前，要对铜管全面进行涡流探伤和内应力检查（24小时氨熏试验)，必要时进行退火处理。铜管试胀合格后，方可正式胀管，以确保凝汽器钼管及胀管的质量。电厂应结合大修对凝汽器钜管腐蚀及减薄情况进行检查，必要时应进行涡流探伤检查。
3.3.6.2严格控制给水的加氨量,以防凝汽器铜管产生氨蚀。 3.4 防止炉外管道爆破。
3.4.1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，及时采取描施。当炉
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外管道有内汽、漏水现象时，必须立即查明原因、采取厝施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。
3.4.2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〈如表面裂纹、冲刷减薄或材质问题)应及时采取措施。 3.4.2.1运行5万小时后，对导汽管做外观检查，应无裂纹、腐蚀等现象，测量弯头圆度及复圆情况。进行外孤面测量，超声波探伤时，应无裂纹或其它缺陷，每次检验高温过热迷出口导汽管50%，其他导汽管各1~2根。10万小时后增加硬度和金相检验。 3.4.2.2运行5万小时后，下降管做外观检查，应无裂纹、腐蚀等现象。每次检验抽检10~20%。10万小时后应对弯头两侧用超声波探伤检查。
3.4.2.3定期检查给水、减温水的弯头、三通、阀门及其焊缝进行超声波探伤检查。
3.4.3加强对汽水系统中的高中压疏水、排污、减温水等小经管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。
3.4.3.1检查内容为宏观、测厚、光谱、硬度检查，必要时进行探伤检查。
3.4.3.2检查过热器出口联箱、集汽联箱引出的空气、疏水、压力信号等小口径管，运行 10万小时后，应予更换。
3.4.3.3抽查排污管、疏水管的弯头，外壁应无裂纹、腐蚀等缺陷，5万小时后增加排污管割管检查项目。
3.4.4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、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及其焊缝进行检查。 3.4.5按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》〔 DLT618-1997）的要求，对支吊架进行定期检查。对运行 10万小时的主蒸汽管道、再热燕汽管道支吊架要进行全面检查和调整，必要时应进行应力核算。
3.4.5.1主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道、高低压旁路管道与启动旁路管道首次试投运时，在蒸汽温度达到额定值8小时后，应对所有的支吊架进行一次目视检查，对弹性支吊架荷载标尺或转体位置、减振器及阻尼器行程、刚性支吊架及限位装置状态进行一次记录。发现异常应分析原因，并进行调整或处理。
3.4.5.2主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道的重要支吊架在每次大修时应做以下检查: 1）承受安全阀、泄压阀排汽反力的液压阻尼器的油系统与行程; 2）承受安全阀、泄压阀排汽反力的刚性支吊架间隙; 3）限位装置、固定支架结构状态是否正常; 4）大荷载刚性支吊架结构状态是否正常。
3.4.5.3每次大修时应对机组主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道、高低压旁路管道与启动旁路管道的支吊架进行检查，每年还应在热态时进行以下检查，并作好记录: 1）弹簧支吊架是否过渡压缩、偏斜或失载; 2）恒力弹簧支吊架状态是否异常; 3）弹性支吊架状态是否异常; 4）刚性支吊架状态是否异常; 5）限位装置状态是否异常;
6）减振器及阻尼器位移是否异常。 3.4.5.4主蒸汽管道、高低温再热蒸汽管道运行3~4万小时以后的大修时，应对所有支吊架的根部、功能件、连接件和管部进行一次全面检查并记录。 3.4.5.5主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道、高低压旁路管道与启动旁路管道运行8~12万小时后的大修时，应对支吊架进行一次全面检查。检查的内容有:
1）承载结构与根部辅助钢结构是否有明显变形，主要受力焊缝是否有宏观裂纹;
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2）弹簧支吊架的荷载标尺指示或恒力弹簧支吊架的转体位置是否异常; 3）吊架活动部件是否损坏或异常; 4）吊杆及连接配件是否损坏或异常; 5）刚性支吊架结构状态是否损坏或异常;
6）限位装置、固定支架结构状态是否损坏或异常;
7）减振器结构状态是否正常，阻尼器的油系统与行程是杏正常; 8）管道零部件是否有明显变形，主要受力焊缝是否有宏观裂纹。
对于在检查中发现有超过10%支吊架受力不正常的主蒸汽和再热蒸汽管应进行全面调整和应力核算。
3.4.6对于易引拖汽水两相流的疏水、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10万小时后，宜结合检修全部更换。
3.4.7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。
3.4.7.1要重点检查制造单位和安装单位的有关资质证书和质保体系的运行情况。 3.4.8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。
3.4.8.1监造、检验应委托具有相关资质的检验单位，严格按有关规程的要求进行。 3.4.8.2进口锅炉的监造应由电管局成立安全性能监督检验领导小组。
3.4.8.3对于产品到货后不便于进行内部检验的重大没备及具体特殊要求的设备，如汽包、联箱、锅水循不泵等，应派人在制造厂进行现场进行监造和抽检。
3.4.9加强焊工管理及完善焊接工艺质量和评定。杜绝无证（含过期证）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。
3.4.10在检修中，应重点检查可能因膨胀和机械原因引起的承压部件爆漏的缺陷。 3.4.11定期对喷水减温器检查，防止减温器喷头及套筒断裂造成过热器联箱裂纹。
3.4.12加强锅炉安全监察工作，锅炉第一次投入使用前应及时填写锅炉登录簿，并必须到有关部门进行注册登记办理使用证。 3.5 防止钢炉四管漏泄。
3.5.1严格执行《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》（能源电[1992]1069号）
3.5.1.1 各厂应当成立四管防磨防爆小组，使四管防磨防爆.工作制度化。在对锅炉受热面进行大面积更换前，应对受热面管进行寿命评估以确认是否需要更换。 3.5.1.2凡发生四管爆漏后均要进行金相检查，分析原因。
3.5.2过热器、再热器、省炼器管发生爆漏时，应及时停运，防止扩大冲刷损坏其他管段。大型锅炉在有条件的情况下，可采用漏泄监测装置。
3.5.2.1200MW及以上机组的锅炉在有条件的情况下，应尽可能采用漏泄监测装置。
3.5.3定期检查水冷壁刚性梁四角迕接及燃烧器悬吊机构，发现问题及时处理。防止因水冷壁晁动或燃烧器与水冷壁鳍片处焊缝受力过载拉裂而造成水冷壁池漏。
3.6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，纽织专家进行全面安全性评估，经主管部门审批后，方可继续投入使用。 3.7按照《电力锅炉压力容器监察规程》（ DL612-1996）要求，加强司炉工的培训，持证上岗; 2OOMW及以上机组的司炉须经模拟机培训，并考试合格。
3.8火电厂、火电安装单位应配备钢炉压力容器监督工程师，并持证上岗。 4防止压力容器爆破事故
为了防止压力容器爆破事故的发生，应严格执行《压力容墨安全技术监察程》、《电力工
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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: 4.1防止超压。
4.1.1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，确保在红何工况下压力容器不超压、超温运行。 4.1.2各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。
4.1.2.1安全阔校验后，其起座压力、回座压力、阔瓣开启高度应符合规定，并在压力容器技术登录簿登录。
4.1.2.2在校验合格有效期内，每年至少进行一次排气试验。 4.1.2.3安全阔的排汽管设置正确，并有可靠的支吊装置，排汽管底部的疏水管上不应装设闵门、并已接到安全排放地点。
4.1.2.4蒸汽严密性试验检查时无泄漏。
4.1.3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，实行远控操作并加强监视，且应限期恢复。 4.1.3.1同一系统的各压力表读数应一致，量程和准确度符合有关灯程要求。压力表在校验有效期内使用。4.1.3.2水位表完好、无泄漏，液位波动正常，指示清晰，有最高最低液位标示。 4.1.4除氧器的运行操作规程应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》（能源安保[191]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。 4.1.4.1压力式除氧器应采用全启式弹篝安全阀，且不少于两只，分别装在除氧头和给水箱上。安全阀的总排放量不应小于最大进汽量。对于设计压力低于常用最大抽汽压力的定压运行除氧器，安全阔的总排放量不小于除氧悉额定进汽量的2.5倍。安全阀的公称直径不宜小于150mm。
4.1 .4.2除氧器上安全阀的起座压力宜按下列要求调整和校验;定压运行除氧器: 1.25～1.30倍除氧器额定工作压力;滑压运行除氧器:1.20～1.25倍除氧器额定工作压力。
4.1.5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;液氨钢瓶必须水平放置;放置液氯、液氨钢瓶、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。
4.1.6压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或坚固工作。
4.1.7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。 4.1.8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。
4.1.9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。
4.1.10单元制的给水系统，除氧器上应配备不少于两只全启式安全门，并完善除氧器的自动调压和报警装置。
4.1.11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。 4.2氢罐
4.2.1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、防止制氯设备系统爆炸。 4.2.2对制氢系统及氯罐的检修要进行可靠地隔离。 4.2.3氢罐应按照《电力工业锅炉压力容器规程》（DL647-1998）的要求进行定期检验，重点是壁厚测量，封头、筒体外形检验。防止腐蚀鼓包。
4.3在役压力容器应结合设备、系统检修，按照《压力容器安全技术监察规程》和《电力工
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业锅炉压力容器监察规程》（DL612-1996）的规定，实行定期检验制度。
4.3.1应对与压力容器相连的机、炉外管管系进行检查，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。 4.3.2禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。
4.3.3停用超过2年以上的压力容器重新启用时要进行再检验，耐压试验确认合格才能启用。 4.3.3.1除以上要求外当出现以下情况之一者，在内外部检验合格后也应进行起压水压试验，耐压试验孢认合格后才能启用: 1）用焊接方法进行过大面积修理; 2）移装的;
3）无法进行内部检查的。
4.3.4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”、“强度计算书”和制造厂所在地锅炉压力容器监测机构签发“监检证书”。电厂应与制造厂签订技术协议，锅炉压力容器监督工程师应全过程参加压力容器的订购工作，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。
4.3.5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接报废处理。 4.3.6压力容器的定期检验必须委托具有资质的单位进行。 4.3.7压力容器的定期检验间隔时间具体要求如下: 1）外部检验。每年至少一次;
2）内外部检验，可结合机组大修进行，其间隔时间为:安全状况等级为1-2级的，每2个大修期进行一次，安全状况为3-4-级的,结合每次大修进行一次;
3）超压水压试验。每g个大修间隔进行一次，且10年至少进行一次。 4.3.8有下列情况之一的容器，应缩短检验时间间隔:
1）运行后首次检验或材料焊接性能较差，且在制造时曾多次返修的; 2）运行中发现严重缺陷或筒壁受冲刷壁厚严重减薄的; 3）进行技术改造变更原设计参数的;
4）使用期达15年以上，经技术鉴定确认不能按正常检验周期使用的; 5）材料有应力腐蚀的;
6）检验人员认为应该缩短的。 4.3.9压力容器因故不能按时检验，使用单位应书面报告电管局锅炉压力容器安全监察机构，经批准后方可适当延长检验时间。
4.3.10受检单位应向检查人员提供受检容器的以下技术资料: 1）安装竣工图和产品质量证明书;
2）设备运行、故障、事故、缺陷处理及检修记录; 3）强度计算书或强度计算汇总表;
4）压力表、安全阀及自动保护校验报告; 5）历次压力容器检验报告。
6）压力容器技术登录簿及使用登记证。
4.3.11内外部检验结束，应对压力容器安全状况进行评级，并确定下次检验日期。
4.4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。不接规定检验、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个良者,应安排计划进行更换。
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5防止锅炉尾部再次燃烧事故
5.1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。
5.2锅炉空气预热器在安装后第一次投运时，应将杂物彻底清理于净，经制造、施工、建设、生产等各方验收合格后方可投入运行。
5.3回转式空气预热器应设有可靠的停转报警装置、完善的水冲洗系统和必要的碱洗手段，并宜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则应装设消防喷淋水管,喷淋面积应覆盖整个受热面。
5.3. 1回转式空气预热器应设有独立的主辅电机、烟气挡板联锁保护。
5.3.2回转式空气预热迷的停转报警信号应取自空气预热器的主轴信号,而不能取自空气预热器的马达信号。
5.3. 3回转式空气预热器应设有吹灰器，并可以保证锅炉任何负荷均可投入，确保回转式空气预热器换热面清洁。
5．4在钢炉设计时，油燃烧器必须配有调冈器及稳燃器，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。
5．5精心高速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郜受热面或烟道上。
5. 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浊枪雾化情况，一旦发现油枪雾化不好应立即停用，并进行清理检修。
5. 6.1采用蒸汽雾化时，应保证雾化蒸汽的压力在规定值内。
5. 7运行规程应明确省煤器、空气预热器烟道在不同工况烟气湿度限制值，当烟气湿度超过规定值时，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。
5.7. 1回转式空气预热器在停止时可以程控隔绝。 5.7.2回转式空气预热器应设置可靠的火灾报警系统。
5. 8回转式空气预热器出入口烟/风挡板，应能电动投入且挡板能全开、关闭严密。 5.8. 1启动前应做回转式空气预热器出入口烟/风挡板严密性和灵活性试验。 5.8..2运行中发现回转式空气预热器出入口烟/风挡板卡涩，应及时处理。
5.9回转式空气预热器冲洗水泵应设再循环，每次锅炉点火前必需进展短时间启动试验，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。
5.10假设觉察回转式空气预热器停转，马上将其隔绝，投入消防蒸汽和盘车装置。假设挡板隔绝不严或转子盘不动,应马上停炉。
5.10.1假设回转式空气预热器未设出入口烟/风挡板，觉察回转式空气预热器停转，应马上停炉。
5.11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.
5.12假设锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混烧﹐可依据具体状况利用停炉对回转式空气预热器受热面进展检查，重点是检查中层和下层传热元件;假设觉察有垢时要碱洗。 5.12.1碱洗操作时，碱溶液水温应大于70～80℃。
5.13锅炉停炉1周以上时必需对回转式空气预热器受热面进展检查，假设有存挂油垢或积灰堵塞的现象，应准时清理并进展通风枯燥。 6防止锅炉炉膛爆炸事故
为了防止锅炉炉膛事故发生，应严格执行《大型锅炉燃烧治理的假设干规定》、《火电厂
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煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL435-91）以及其它有关规定，并重点要求如下: 6.1防止锅炉灭火。
6.1.1―依据《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》(DL435-91〕中有关防止炉膛灭火放炮的规定﹐以及设备的状况，制定防止锅炉灭火放炮的措施，应包括煤质监视、混配煤、燃烧调整、低负荷运行等内容，并严格执行。
6.1.2―加强燃煤的监视治理，完善混煤设施。加强配煤治理和煤质分析，并准时将煤质状况 通知运行人员,作好高速燃烧的应变措施,防止发生锅炉灭火。
6.1.2.1每天对入炉煤均应进展煤质分析，并准时将煤质状况通知运行人员。 6.1.2.2建立燃煤的监视、混配煤治理和煤质分析制度。
6.1.2.3 有条件的电厂可配备燃煤快速分析设备，以煤质测试结果指导锅炉燃烧。
6.1.2.4运行人员要加强炉膛灭火放炮的事故预想，加强防止炉膛灭火放炮的反事故演习。 6.1.3炉投产、锅炉改进性大修后或当有用燃料与设计燃料有较大差异时,应进展燃烧调整，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。
6.1.3.1燃烧器改造应组织技术论证。
6.1.3.2燃烧器改造后，应由试研院进展燃烧调整试验，确定深度调峰力量，制定低负荷运行 的措施。
6.1.3.3 电厂应建立不同煤质状况下的燃烧运行卡。改烧煤种之前，应进展技术论证。
6.1.4当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时,严禁投助燃油枪。当锅炉灭火后，要立即停顿燃料〔含煤、油、燃气、制粉乏气风〕供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重点火前必需对锅炉进展充分通风吹扫，以排解炉膛和烟道内的可燃物质。 6.1.4.1运行中加强炉膛负压的监视，当煤质低劣、负荷过低、煤质潮湿等缘由造成燃烧不稳，负压波动较大时,应准时实行投油助燃等稳燃措施。
6.1.4.2 重点火后,在加负荷或投粉时油枪燃烧必需正常，并有专人监视着火状况，觉察煤粉 喷入炉膛后不着火时,必需马上停顿投粉，先将油枪调整好，待燃烧稳定后再进展投粉。 6.1.4.3加强锅炉燃烧调整，特别是一次风速的监视，防止因风速过低煤粉堵管而造成锅炉熄 火。
6.1.4.4燃烧煤质变化频繁时，应加强燃烧监视，特别是炉膛负压的监视，准时作好燃烧调整. 6.1.4.5当某只燃烧器连续数次投不上时，应马上停顿，未查明缘由,严禁连续试投。
6.1.5—100OMW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治理，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。 6.1.5.1运行中加强对火焰探头冷却风的监视,确保冷却风风压和流量的正常。 6.1.5.2定期对火焰探头进展检查,并对炉膛负压管路进展吹扫。 6.1.5.3有条件的应增加火焰电视设备。
6.1.6严禁任凭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，并事先作好
安全措施。热工仪表、保护、给粉把握电源应牢靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。
6.1.7加强设备检修治理，重点解决炉膛严峻漏风、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。
6.1.8 加强点火油系统的维护治理，消退泄漏，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。 6.1.8.1、每次启动前应做油系统泄漏试验。
6.1.8.2锅炉启动退出油枪后,要检查油枪头部是否有燃油漏入炉膛，觉察漏油应准时处理。
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6.1.9对于使用燃气助燃或燃烧的锅炉，应加强对燃气系统的治理。 6.1.9.1在燃气系统范围内动火时，应严格执行动火工作票制度.
6.1.9.2动火或点火前，应检查燃气是否泄漏,如觉察泄漏，应马上处理。 6.1.9.3在锅炉运行过程中，应加强对燃气系统的巡察检查。 6.1.9.4 燃气系统范围内，应有“严禁烟火”的警示牌。 6.2防止严峻结焦.
6.2.1承受与锅炉相匹配的煤种,是防止炉膛结焦的重要措施. 6.2.1.1为防止锅炉严峻结焦，应加强电厂入炉煤的分析。
6.2.1.2加强燃煤治理和煤质分析，觉察易结焦煤质时，准时通知运行人员。 6.2.2运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦状况，一旦觉察结焦,应准时处理。
6.2.2.1、觉察有结焦状况,应准时查找缘由，进展分析，实行措施减轻直至消退结焦现象. 6.2.2.2假设觉察有大焦、塔焦影响安全运行时,严禁运行中打焦，应马上停炉处理。 6.2.2.3增加炉膛卫燃带时,应作好技术可行性论证。
6.2.3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. 6.2.3.2电厂应制定严格的吹灰程序及制度,并坚决执行.
6.2.4 受热面及炉底等部位严峻结渣,影响锅炉安全运行时,应马上停炉处理。 7防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故
为防止制粉系统爆炸及煤尘爆炸事故，应严格执行《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》〔DL435—91〕有关要求以及其它有关规定，重点要求如下: 7.1 防止制粉系统爆炸。
7.1.1要坚持执行定期降粉制度和停炉前煤粉仓空仓制度。
7.1.1.1紧急停炉后，应严密监视粉仓温度，必要时应将粉仓内存粉放掉。
7.1.2依据煤种把握磨煤机出口温度，制粉系统停顿后,对输粉管道要充分进展抽粉;有条件的，停运时对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护。
7.1.2.1运行规程中应严格规定磨煤机的出口温度限值，运行操作中应严格按规程的规定来进 行.
7.1.2.2煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护后，应避开煤粉结块而致使给粉机下粉不畅。
7.1.3加强燃用煤种的煤质分析和配煤治理，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，觉察特别准时处理。
7.1.4当觉察粉仓内温度特别上升或确认粉仓内有自燃现象时，应准时投入灭火系统,防止因自燃引起粉仓爆炸。
7.1.4.1应保证制粉系统及粉仓设有消防装置,并能正常投入使用。 7.1.4.2每次机组大修应对灭火装置进展检修。
7.1.4.3往粉仓外排粉时，应充分作好防火预备,防止煤粉自燃引起煤粉着火爆炸。
7.1.5依据粉仓的构造特点，应设置足够的粉仓温度测点和温度报警装置，并定期进展校验. 7.1.5.1锅炉停运后，应有专人监视粉仓温度值。
7.1.5.2每次机组大修时应对粉仓温度测点进展校验。
7.1.6设计制粉系统时，要尽量削减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，抗爆力量应符合规程要求。
7.1.7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，应到达防爆规程规定的抗爆强度.
7.1.8加强防爆门的检查和治理工作，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，要转变排放方向或实行其它隔离措施。以避开危及人身安全、损坏设备和烧损电缆。
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7.1.8.1每次机组检修应对防爆门进展检查。
7.1.9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，特别要留意仓顶板KK 大梁搁置部位有无积粉死角。 7.1.10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. 7.1.10.1绞龙使用后,应准时清理积粉，并定期检查试转. 7.1.10.2绞龙启动前应检查有无自燃现象。 7.1.11制粉系统煤粉爆炸事故后，要找到积粉着火点，实行针对性措施消退积粉.必要时可改 造管路。
7.1.12加强三块〔铁块、木块和石块〕分别的治理，确保三块不进入磨煤机。7.1.13对于中速磨煤机,应加强石子煤箱的清理工作。
7.1.14对于中速磨煤机，应加强允惰的治理，在磨煤机启动前及停顿时应进展肯定时间的允惰。
7.1.15对于磨煤机入口风道上的隔绝门，应加强检查,确保严密不漏风。
7.1.16 制粉系统的全部风压、风量及温度测点应定期检查校验，要求表盘指示准确，确保供给真实牢靠的运行监控数据。
7.1.17制止在磨煤机运行时进展动火工作，在磨煤机停运时假设进展动火工作，应作好牢靠的安全措施。
7.1.18对制粉系统的温度及风量把握应加强监视，将其把握在合理的范围内。 7.1.19 制粉系统的连锁保护必需正常投入，特别是当磨煤机跳闸时，必需检查给煤机是否正常联跳。
7.2防止煤尘爆炸
7.2.1消退制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点，降低煤尘浓度。大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止煤尘爆炸.
7.2.2煤粉仓、制粉系统和输煤系统四周应有消防设施,并备有专用的灭火器材，消防系统水源﹑应充分、水压符合要求。消防灭火设施应保持完好,按期进展试验〔试验时灭火剂不进入粉仓)。
7.2.3煤粉仓投运前应做严密性试验。凡基建设投产时未作过严密性试验的要补做漏风试验,如觉察有漏风、漏粉现象要准时消退。
7.2.3.1基建投产时未作过严密性试验的，要在最近一次大修中补做漏风试验。 8防止锅炉汽包满水和缺水事故
8.1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。水位计的配置应承受两种以上工作原理共存的配置方式,以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。
8.2汽包水位计的安装。
8.2.1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〔如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分别器水槽处等)，假设不能避开时,应在汽包内取样管口加装稳流装置。
8.2.2 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。
8.2.2.1汽包水位计水侧取样孔位置应低于锅炉汽包水位低停炉保护动作值30mm 以上。8.2.3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。
8.2.3.1在保证汽水取样管倾斜度的同时还必需保证汽水取样管的走向要符合要求，尤其对于差压式水位计的汽水取样管更有严格要求:水侧取样管在与平衡容器引出取样管并列走向之
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前，不得向上弯曲。
8.2.3.2就地水位计、差压式水位计平衡容器与汽包连接的汽水取样管的内径应不小于25mm。
8.2.4安装的机组必需核实汽包水位取样孔的位置、构造及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求。
8.2.4.1新安装水位计的汽水取样管的走向和倾斜度也应满足上述要求，并要建立相应的详细技术档案。
8.2.4.2对于新安装的差压式水位计还必须对其压力补偿计算公式和组态进行认真核实和模拟试验，必要时可进行汽包真实水位试验。
8.2.5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。
8.2.5.1目前带压力补偿的差压式水位计的汽水取样管基本上都先引到一个连通容器的一侧，再从连通容器另一侧引出汽水取样管至平衡容器和差压变送器的连接方式。必须禁止在连通容器中段引出汽水取样管，但若保证连通容器两侧汽水取样管水平对齐，则不影响正常取样。 8.2.5.2 当根据上述要求对差压式水位计的汽水取样管进行改造时，必须根据改造后汽水取样管及平衡容器的实际尺寸对差压变送器的量程、水位计算公式和压力补偿计算公式重新进行计算和校核。
8.3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。
8.3.1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。
8.3.1.1 首先必须要核实平衡容器实际温度与压力补偿计算公式中设定补偿温度的差值，并且还要观察记录这个差值随时间和气候变化的情况。
8.3.1.2当上述差值无规律变化比较大时，则必须采用自动补偿措施;当上述差值随季节有规律变化，并且实施自动补偿措施有困难时，则可暂采用其他补偿措施:(1）对平衡容器周围环境进行改进，尽量减少平衡容器温度的变化;(2)定期对压力补偿计算公式中设定的补偿温度进行调整。
8.3.2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。
8.3.3过热器出口压力为 13.5MPa及以上的锅炉的运行规程中应明确汽包水位计以差压式(带压力修正回路)水位计为基准的要求,运行人员应以此基准控制汽包水位。
8.3.4 过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉的汽包水位信号应采取三取中值的方式进行优选，尚未实现三取中值的方式，应尽快进行改造实现。
8.4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) △h (mm) 16.14～~17.65 -76 17.66~～~18.39 -102 18.40~～~19.60 —150
8.4.1就地汽包水位计示值与汽包内部实际水位的差值不但与汽包压力有关,而且在同一压力下还与汽包水位有关,运行人员和维护人员必须了解和掌握这些规律。
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8.4.2表8-1中给出的差值只是参考范围,各电厂应针对具体的锅炉通过试验得出在不同压力、不同水位下，自身的各类汽包水位计示值与汽包内部实际水位的差值关系。
8.4.3对于过热器出口压力为13.5MPa及以上锅炉,在确保水位测量取样孔、取样管、平衡容器等的正确安装，差压变送器和测量回路、压力补偿及水位计算等各个环节正确的前提下，并经过校核后，带压力补偿回路的差压式水位计示值可作为参考基准来比较各类水位计的差值。
8.4.4 运行人员在控制汽包水位时应同时监视不同类型水位计的示值,并根据相互之间的关系正确判断汽包内部实际水位。
8.5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。
8.6 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。机组启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。
8.6.1 各单位应针对机组配置的汽包水位计类型制定相应的水位计及其测量系统的检查和维护制度，并严格执行。
8.6.2控制室内汽包水位电视图像要清晰,运行人员在监视汽包水位时应以差压水位计为基准，参考各类水位计示值，发现异常要立即通知有关人员处理。
8.6.3新建机组在带负荷试运阶段前应完成汽包水位计的热态调整及校核工作。
8.7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，但最多不超过24h，并报上级主管部门备案。 8.8 锅炉高、低水位保护。
8.8.1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。
8.8.1.1锅炉汽包水位独立测量的概念是指从汽包水位取样孔、取样管道、测量容器、变送器，直至水位显示均完全独立。 8.8.1.2对于锅炉汽包水位高、低保护已采用独立测量的三取二的逻辑判断方式的，在机组检修期间应对三取二的逻辑、故障时自动转为二取一和一取一的逻辑进行模拟试验，确保保护逻辑的正确。
8.8.1.3对于锅炉汽包水位高、低保护还未采用独立测量的三取二的逻辑判断方式的，应制定计划尽快进行改造，以实现独立测量的三取二的逻辑判断的锅炉汽包水位高、低保护。 8.8.2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。
8.8.3 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（变送器）中水位差值的影响。
8.8.4锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。
8.8.5汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完整严禁启动。
8.9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
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二点故障超过4h时，应立即停止该炉水循环泵的运行。 8.10当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。
8.11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。 8.12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。
8.13 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。
8.14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，提高其事故判断能力及操作技能。 9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: 9.1 防止超速
9.1.1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。
9.1.1.1主汽门及调速速汽门应能关闭严密，关闭过程迅速且无卡涩现象。9.1.1.2调节保安系统的定期试验装置应完好,运行人员应严格按要求进行定期试验并做好完整的试验记录。定期试验一般包括主汽门和调速汽门的门杆在线活动试验、设计要求的电磁阀活动试验以及危急保安器注油试验等。
9.1.1.3新安装的机组或机组大小修后、危急保安器解体和调整后、机组进行甩负荷试验前，均应做超速试验。
9.1.1.4 机组正常运行中,应按制造厂及运行规程的规定进行危急保安器注油试验，注油试验不合格时，应及时处理。
9.1.2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，禁止机组启动和运行。 9.1.2.1对设计有附加超速保护的机组，要对附加超速保护装置进行定期的检查和试验，保证该功能在机组正常运行时能够可靠投入。
(1)对于东汽原液调机组，附加超速保护应在机组静止时通过静止试验阀进行校验，校验时附加保护油压表须更换为0.4级标准表。
(2)对于哈汽原液调机组，附加超速保护功能应在机组大修时，通过检查主油泵推力瓦的磨损情况、随动滑阀后附加超速油口的过封度等进行核实。
9.1.2.2对设计有电超速保护的机组，要进行实动试验，保证其动作转速符合有关技术要求。机组运行期间电超速保护必须正常投入。
9.1.3机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。
(建议将该条中“在无任何有效监视手段”该为“在无有效监视手段”)
9.1.4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，严禁机组启动。 9.1.4.1 加强透平油和抗燃油的品质监督工作，防止品质恶化。
9.1.4.2对于铸造形式的前箱、轴承箱及其箱盖，应将铸造型砂彻底清理干净。机组安装、检修时，油系统的施工工艺与油净化循环应符合要求。 9.1.4.3汽封间隙应调整适当，汽封系统设计及管道配置合理，汽封压力自动调节应正常投入。 9.1.4.4 汽轮机前箱、轴承箱负压具有调整手段，但负压不宜过高，以防止灰尘及汽、水进入油系统。
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9.1.4.5机组运行期间，透平油净化装置、抗燃油再生过滤装置，必须投入连续运行。
9.1.5 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，严禁启动。 9.1.5.1调节系统静止试验和静态试验合格，系统速度变动率、迟缓率及汽门关闭时间等参数符合设计要求。
9.1.5.2汽轮机调节系统试验，应按《汽轮机调节控制系统试验导则》(DL/T711-1999）的要求进行。
9.1.5.3配汽机构的调整要能保证汽轮机主汽门和调节汽门在热态下关闭严密。具有凸轮的配汽机构在其静止试验完毕后应恢复滚轮冷态预留间隙,以防热态下调节汽门关闭不严。 9.1.5.4定期检查电液伺服阀的安全偏置，并做好记录。对于安全偏置不足或反向偏置的要及时进行调整。
9.1.5.5定期检查电液伺服模块的稳态伺服电流，电液伺服模块出现积分饱和等异常现象时要及时进行分析处理。
9.1.6 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。(建议将该条中“千瓦时表停转或逆转以后”改为“有功功率表到零或负值以后”)
9.1.7在机组正常启动或停机的过程中,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。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。
9.1.7.1旁路控制系统的各执行机构，必须动作可靠、快速灵活，各阀门关闭严密。控制逻辑正确，保证旁路系统能够及时可靠地投入。
9.1.7.2按设计要求保证旁路系统的热备用状态，严防系统内积水或疏水不畅。 9.1.8在任何情况下绝不可强行挂闸。
9.1.9 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。
9.1.9.1汽轮发电机主轴上应至少装有一套转速监视装置。 9.1.10 抽汽机组的可调整抽汽逆止门关闭应严密、连锁动作可靠，并必须设置有快速关闭的抽汽截止门，以防抽汽倒流引起超速。
9.1.11对新投产的机组或汽轮机调节系统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。 9.1.11.1机组进行甩负荷试验前应制定严格的试验方案和安全措施。
9.1.11.2东方汽轮机厂DO5、D09型200MW汽轮机甩负荷试验前，要详细检查调速油泵及一次脉动油路,防止调速油泵工作流量偏大,并保证透平油含水不超标。模拟甩负荷试验时要核实调速油泵出入口的油压波动在正常范围内。
9.1.11.3对阀门执行机构中电液伺服模块带有PID调节的汽轮机电液控制系统，甩负荷试验前要逐一核实电液伺服模块的稳态输出电流(或伺服线圈的端电压)，不在正常范围的，必须进行分析处理。
9.1.12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。
9.1.12.1以上各项试验必须参照《汽轮机调节控制系统试验导则》(DL/T711-1999）执行。 9.1.12.2当汽水品质不符合要求时，要适当增加各汽门门杆活动次数和活动行程范围。 9.1.12.3运行中发现主汽门、调节汽门卡涩时，要及时消除。清除前要有防止汽机超速或过负荷的安全措施。
9.1.12.4 主汽门、调节汽门卡涩不能及时消除时，必须停机处理。
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9.1.12.5汽门严密性试验不合格的机组，禁止投入运行。 9.1.12.6各抽汽逆止门的动作应灵活可靠、关闭严密。
9.1.13危急保安器动作转速一般为额定转速的110%士1%。
9.1.14 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。 9.1.15数字式电液控制系统(DEH)应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件;对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。
9.1.15.1挂闸前，启动条件不满足时，不得修改控制逻辑或强制满足启动条件。
9.1.16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。
9.1.17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、不泄露和系统稳定。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。备用伺服阀应按照制造厂的要求条件妥善保管。
9.1.17.1大小修期间应根据制造厂家的规定，通过相关的试验验证电液伺服阀性能，当电液伺服阀性能不合格时，应对其进行清洗和检测。
9.1.17.2电厂应做好电液伺服阀和电磁阀的备品备件工作，同时要大力加强抗燃油/透平油的油质管理和监督，严防不合格的抗燃油/透平油进入液压部套。
9.1.18主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型连轴器或类似连轴器的机组，定期检查连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。
9.1.18.1具有齿型连轴器或类似连轴器的机组，在大小修期间必须检查连轴器的润滑和磨损情况，发现问题及时处理。
9.1.19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。
9.1.19.1调节系统的重大改造经论证后，应报上级主管部门审定。
9.1.19.2参与调节系统重大改造的制造厂家必须具有相应的专业资质和良好的业绩。参与改造的单位和改造的过程应在专业人员的监督和监管下进行，严把技术质量关。
9.1.20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。 9.2防止轴系断裂
9.2.1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。
9.2.1.1按规程定期对机组的振动进行测量、记录和分析，掌握每台机组在不同工况下的振动规律，如各次谐波分量、轴系各临界转速下的振动值等，发现异常要及时查找原因，制定对策。
9.2.1.2机组大修后应对轴系的振动进行全面的测量和分析，记录轴承的波德图。
9.2.1.3汽轮发电机组如经受了电气系统的冲击或急剧的运行工况改变,应对机组的运行情况特别是振动进行详细检查并做好记录，必要时应安排停机，解体检查对轮螺栓、发电机定子线圈等部件。
9.2.2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。
9.2.3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。 9.2.3.1按设计要求对汽轮机及发电机转子的变径处进行圆角半径的测量核实、并用放大镜及
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磁粉检查接刀处是否有裂纹。要结合拆卸轴上套装部件对平时不暴露的部位进行此项检查。 9.2.4不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷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。 9.2.4.1发生断油烧瓦事故的转子,应进行无损检测,防止留下更大的安全隐患。
9.2.5严格按超速试验规程的要求，机组冷态启动带25%额定负荷（或按制造厂要求)，运行3～4h后立即进行超速试验。
9.2.6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，保证各联轴器的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。
9.2.6.1 新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块并绘制平衡块分布图。
9.2.7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。
9.2.7.1大修中要加强对叶栅、隔板、叶轮、叶根销钉及其它连接件的监督、检查、探伤，防止转动体损坏造成大的不平衡力。 9.2.7.2每次大修应指定有经验的专人，对清理后的叶片进行详细的检查。检查时要特别注意不调频叶片后几级和调频叶片的型线根部断面过渡区(包括叶根销钉孔附近)、叶片表面硬化区、围带铆钉和叶顶交接处以及其它相关接刀处等薄弱环节，检查这些地方有无裂纹、损伤变形或振动疲劳裂纹扩展等现象。
9.2.7.3加强运行管理，保持机组正常或按真空对应的出力运行，防止叶片过负荷。
9.2.7.4 对可调整抽汽供热机组，如果设计有级组压差保护（如中压缸压差保护)，则机组运行期间禁止解除级组压差保护。没有设计级组压差保护的，应按制造厂家的规定限制监视级组的压差，防止监视级组过负荷运行。 9.2.7.5加强汽水品质的监督和管理。大修中应对叶片盐垢进行取样分析，针对分析结果制定有效的防范措施，防止叶片表面和叶根销钉孔的间隙结盐、腐蚀。 9.2.8防止发电机非同期并网。
9.2.8.1具体要求见本细则第11.7条的内容。 9.3建立和完善技术档案
9.3.1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。
9.3.2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。
9.3.3建立转子技术档案
9.3.3.1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。 9.3.3.2历次转子检修检查资料。
9.3.3.3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的变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。 10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《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:
10.1防止汽轮机大轴弯曲。
10.1.1应具备和熟悉掌握的资料。
10.1.1.1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。
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10.1.1.2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。 10.1.1.3机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。
10.1.1.4 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。
10.1.1.5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。
10.1.1.6停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度下降曲线。 10.1.1.7通流部分的轴向间隙和径向间隙。
10.1.1.8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。 10.1.1.9记录机组起停全过程中的主要状态。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。 10.1.1.10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。
10.1.2汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。
10.1.2.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。 10.1.2.2大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0.02mm。
10.1.2.3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℃。
10.1.2.4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℃。
10.1.2.4.1再热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℃。
10.1.2.4.2主蒸汽与再热汽、主蒸汽及再热汽两侧温差符合运行规程。10.1.3机组起、停过程操作措施。
10.1.3.1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。
10.1.3.2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。 10.1.3.3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。
10.1.3.4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。
10.1.3.5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。 10.1.3.6 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。
10.1.3.7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。10.1.3.8停机后应认真监视凝汽器、高、低压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。 10.1.3.9起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。
10.1.3.10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。 10.1.4发生下列情况之一，应立即打闸停机。
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10.1.4.1机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mmo.
10.1.4.2机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动超过0.260mm，应立即打闸停机，严禁强行通过监界转速或降速暖机。
10.1.4.3机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm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;当轴承振动变化土.015mm 或相对轴振动突然增加士0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。
10.1.4.4高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃。10.1.4.5机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃。 10.1.4.6机组差胀超过允许值。
10.1.5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℃。
10.1.6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中76mm。 10.1.6.1疏水系统中不能出现积存疏水的死点。
10.1.7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。 10.1.8门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。
10.1.9 高压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动开启。10.1.9.1运行人员应定时检查各加热器水位。
10.1.10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。
10.1.11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。
10.1.12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。
10.1.13严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。
10.1.13.1锅炉水压试验与汽机调速系统静态试验不得同时进行。10.2防止汽轮机轴瓦损坏。 10.2.1汽轮机的辅助油泵及其自起动装置，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。
10.2.2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规程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。 10.2.3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果断处理。
10.2.4 在机组起停止过程中应按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。
10.2.5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。
10.2.6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。
10.2.7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。
10.2.7.1 油净化装置，排烟风机应正常投入。
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10.2.7.2新油到货时，应按新油标准进行验收，同时要求供货部门提供由电科院出具的检验报告。汽轮机油应按《L-TSA汽轮机油》(GB11120-89）进行分析。
10.2.7.3当汽轮机油装入设备后进行系统冲洗，应连续循环滤油，直至取样分析各项指标与新油无差异。颗粒度检测合格后,才能停止油系统的连续过滤循环。10.2.7.4 机组大修时，彻底清除油系统油箱内的沉淀、油泥等杂物，油管、油箱清理后，应经有关部门验收合格后方可注油。
10.2.7.5运行中加强对透平油和抗燃油油温的控制，防止超温运行。汽轮机油系统中安装有再生装置的在运行时应投入运行，使油在运行中不断净化。
10.2.7.6注意抗氧化剂和防锈剂的消耗，若运行油中抗氧化剂含量低于0.15%或锈蚀试验不合格，应按规定补加。
10.2.7.7应连续投运旁路再生装置以控制抗燃油酸值。
10.2.7.8机组配备的透平油和抗燃油滤油机应在线连续投入运行。 10.2.8 应避免机组在振动不合格的情况下运行。
10.2.9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0.07～0.075MPa时联动交流润滑油泵，降至0.06~0.07MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.03MPa时停盘车。
10.2.10直流润滑油泵的直流电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。
10.2.11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。
10.2.12油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。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。 10.2.13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。 10.2.13.1在安装和检修时，开口处必须严密包扎，以防有外物掉入。
10.2.13.2安装法兰垫圈时，垫圈的孔径应略大于管径，防止忘记开孔或开孔过小。
10.2.13.3安装和检修时，若在管道上加装临时滤网或堵头，应带有尾巴，以便识别，并留有记录，以防忘拆。
10.2.14检修中应注意主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。
10.2.14.1在停调速油泵前，应确认主油泵逆止门已开启（调速油泵电流下降)，主油泵工作正常后方可停调速油泵。
10.2.15严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。 11防止发电机损坏事故
为了防止发电机的损坏事故发生，应严格执行《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、30OMW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》(国电发[1999]519号）等各项规定，并重点要求如下: 11.1防止定子绕组端部松动引起相间短路。
11.1.1检修时检查定子绕组端部线圈及结构件紧固情况,对存在松动和磨损的部位应详细记录并查明原因，及时处理。当发现端部有环氧泥时，必须仔细查找原因，必要时用内窥镜检查下层线圈背部等处绝缘外观情况。
11.1.2 200MW及以上容量的发电机,在新机安装或每次大修时以及发生定子相间短路故障和定子改造后，均应做定子绕组端部振型模态试验，并对每次试验数据归档保存，以掌握发电
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机的状态变化。发现问题应按DL/T 735《大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定》的要求采取针对性改进措施。
11.1.3对新机应要求制造厂能提供较高质量的模态试验合格产品，并提供定子绕组端部模态出厂试验原始数据。
11.1.4 对模态试验判为不合格的发电机（振型为椭圆、固有频率在94Hz~115Hz之间)，经局部调整不能解决问题的，应考虑进行端部结构改造，但改造的具体实施应当由科研、管理以及包括制造部门在内的有关专家先期进行可行性论证。因为在线监测振动装置可以提前发现振动方面的故障，有效防止突然事故的发生，保障发电机的安全运行，而所需费用相对端部改造节省得多，因此对于虽然试验结果不合格但运行中尚未发现异常的发电机，建议优先考虑在线圈端部加装在线监测振动装置。振动传感器应首选光纤原理的探头，测振系统应选用性能可靠、业绩好的产品。振动监测点的定位应结合模态试验选取在线圈端部可能发生较大振动的位置上。在线监测装置应做好调试、维护和定期检验工作，确保装置长期可靠工作。 11.2防止定子绕组相间短路
11.2.1加强对大型发电机环形引线、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/T 596—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。
11.2.2严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规定允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。 11.2.2.1认真执行DL/T651《氢冷发电机氢气湿度技术要求》，控制发电机内氢气湿度保持在机内压力下露点温度一25℃~0℃之间;制氢站在给发电机补氢时，须经检验确认源氢的含湿度达到湿度控制要求(露点温度老机低于一25℃、新机低于―50℃)。
11.2.2.2确保发电机氢气干燥器处于良好的工作状态，定时检查设备运行状态并排除除湿积水，对设备故障应及时检修消缺，对除湿效果达不到要求的设备应积极进行技术改造和更换。新设备选型应首选除湿效果好、工作可靠的分子筛吸附式干燥器，并应带有自循环风机，以保证发电机组停机时仍可继续除湿。
11.2.2.3制氢站及发电机内氢气湿度的监测仪表，应首选性能可靠的镜面式露点仪。用于检测发电机内氢气的湿度计应有防止油污染破坏测量效果的有力措施。在线监测的仪表，应保证仪表具有能长期可靠工作的读数准确、防爆、防油污等基本要求。要防止因湿度仪表计量失准对运行人员的误导，当处于检验期内的湿度计指示湿度不合格时，应首先排除湿度计本身的校准问题。
11.2.2.4 切实采取有效措施确保压差阀、平衡阀跟踪特性良好，防止向发电机内漏油。密封油系统回油管路必须保证回油状态畅通，防止因密封油箱满油造成向发电机内进油。密封油系统油净化装置和自动补油装置应随发电机组投入运行。发电机密封油含水量等指标，应按 DL/T 705《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》严格控制，并应列入定期检测项目。 11.3 防止定、转子水路堵塞、漏水。 11.3.1防止水路堵塞过热。 11.3.1防止水路堵塞过热。
11.3.1.1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。
11.3.1.2安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。定期检查和清洗滤网,对内冷水系统及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。
11.3.1.3大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。
11.3.1.4扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢法兰，以便清除母管中杂物。 11.3.1.5 水内冷发电机水质应严格控制规定范围。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值为7.0~8.5范围内。
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11.3.1.6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。
11.3.1.7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。11.3.1.8加强内冷水水质监督，当电导率和铜离子超标时，采取换水、投运内冷水小混床等措施使电导率和铜离子合格。对于pH值偏低及系统腐蚀问题，可以增强系统严密性，采取充氮措施，减少或防止氧气及二氧化碳进入内冷水系统方面加以改善;以除盐水为补充水时，可加入微量碱化剂使其 pH值在7.0~8.5范围内，确保水质合格。 11.3.2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。 11.3.3防止转子漏水。
11.3.3.1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。 11.3.3.2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。
11.3.3.3 水内冷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。
11.3.3.4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。
11.3.3.5推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。 11.4防止转子匝间短路。
11.4.1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。
11.4.2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。
11.4.3对新机转子、返制造厂进行技术改造和修理的转子，在制造厂内必须进行绕组匝间绝缘的动态检验试验，对达不到JB/T844《隐极式同步发电机转子匝间短路判别方法》规定要求的，应进行处理直至合格。 11.5防止漏氢。
11.5.1大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。 11.5.2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在线监测装置。 11.5.3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，并应注意防氢爆（氢气爆炸条件:在空气中体积含量在4%～75%、起爆能量0.02mJ），在120h 内缺陷未能消除或含氢量升至20%时，应停机处理。有条件的应在上述地点安装漏氢在线监测装置，并有防氢爆措施。 11.5.4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。 11.6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。 11.6.1在发电机变压器组的断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后由经快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相判别元件”，以独立的时间元件
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的第一时限，启动独立的跳闸回路重跳本断路器一次，并发出“断路器三相位置不一致”的动作信号。
11.6.2发电机变压器组的电气量保护应启动失灵保护，启动失灵保护的原则按本实施细则中 23.5.1、23.5.2要求执行。 11.7防止发电机非同期并网
11.7.1发电机组配置的同期装置及其辅助设备应是定型、合格产品，并有成熟的运行经验。 11.7.2为避免发电机非同期并网事故的发生,对于新投产机组和大修时对同期装置（包括交流电压回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及同期把手开关等）进行过改动或设备更换的机组，在第一次并网前必须进行如下工作: 11.7.2.1对同期回路及同期装置进行全面、细致的校核和试验，其原理正确并满足设计要求，包括电压回路的极性校核，尤其是同期检查继电器、整步表和自动准同期装置应定期校验。条件允许时，可在电压互感器二次回路加电压（加电压时，应做好安全措施，防止电压反冲到一次侧〉进行模拟试验，同时检查交流电压回路和整步表、同期检查继电器和自动准同期装置的一致性。确保其性能达到规定要求。
11.7.2.2进行倒送电试验（新投产机组)或发变组带空母线升压试验时（检修机组），对并列点两侧电压进行幅值、相位、相序校核，并对同期检查继电器、整步表、自动准同期装置的二次回路进行校验。
11.7.2.3进行假同期试验;并列点开关的两侧隔离刀闸断开，带同期电压二次回路进行手动准同期及自动准同期合闸试验。检查同期检查继电器、整步表、自动准同期装置动作的一致性及同期电压二次回路的正确性,检查断路器合闸控制回路的正确性、可靠性。
11.7.2.4在进行同期系统设计时，应设计有同期检查继电器闭锁合闸回路功能，不能以任何理由取消同期检查继电器闭锁回路。
11.7.2.5自动准同期装置、手动准同期装置、整步表和同期检查继电器每年应校核一次。重要的二次回路电缆（如开关合闸二次回路电缆）应安排定期进行绝缘检查。
11.7.2.6自动准同期装置导前时间、导前相角、频差闭锁动作值、压差闭锁动作值与整定值的误差不得大于整定值的5%。
11.7.2.7每次并网前应先在“试验”位置检查自动准同期装置是否处于正常状态。同期检查继电器、整步表、自动准同期装置的动作是否一致，当处于正常状态时，按运行规程的要求“投入”自动准同期装置，进行发电机并网操作。
11.7.2.8 在自动准同期装置控制发电机并网过程中,不需要运行人员对并网操作进行干预。若出现不正常情况应停用自动准同期装置，检查故障原因。 11.8防止发电机局部过热
11.8.1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。
11.8.2应对氢内冷转子进行通风试验。
11.8.3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。 11.9防止发电机内遗留金属异物
11.9.1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、上下渐伸线之间做详细检查。
11.9.2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心边缘矽钢片有无断裂等进行检查。 11.10 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11-1规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表11-1的要求确定。当定子接地保护报警时，应立即停机。20OMW及以上容量的发电机的接地保护装置宜投跳闸。
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发电机额定电压(kV) 10.5 13.8～15.75 18～20 发电机额定容量(MW) 100 125～200 300~600 接地电流允许值(A) 3 2(对于氢冷发电机为2.5) 1 200兆瓦及以上容量的发电机定子接地保护应投入跳闸。但必须将零序基波段保护与零序三次谐波段保护的出口分开，零序基波段保护投跳闸，零序三次谐波段保护宜投信号。
11.11当发电机的转子绕组发生一点接地时,应立即查明故障点（在机内还是机外）与性质。如系转子绕组稳定性的金属接地，应立即停机处理。
11.11.1加强对转子集电环、刷架系统的运行维护和及时清理积留的碳粉，运行人员应按时进行巡视,及时发现和处理集电环运行温度高、碳刷打火等故障隐患，防止形成环火造成事故。
11.12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。 11.13防止励磁系统故障引起发电机损坏。
11.13.1有进相运行方式的发电机，应由华北电科院协助进行进相试验，以此确定进相深度，调整和检验其低励限制的定值。严格执行华北电力集团公司有关进相运行的规定，满足系统稳定要求。
11.13.1.1机组低励限制和保护定值应满足系统进相运行的要求。按集团公司励磁系统技术监督管理办法执行。
11.13.2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容许值内，并定期校验。
11.13.2.1对于高起始响应励磁系统其瞬时电流限制Ⅰ段、II 段和保护III 段功能应可靠，其定值计算、整定无误，并定期进行检查。
11.13.3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，以防止发电机失去稳定性。
11.13.3.1未配置过电压联跳相应磁场开关和事故工况下紧急停机联跳相应磁场开关保护功能时，不允许发电机在手动调节励磁方式下运行。
11.13.4在电源电压偏差为+10%~-15%、频率偏差为+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。
11.13.4.1励磁控制装置的工作电源应可靠，电源要冗余设计，防止励磁控制装置失去工作电源而引起发电机失磁。
11.13.5在机组启动、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。机组自动励磁调节器应配置有V/F限制功能。
11.13.6大修时应检修发电机灭磁开关、励磁机磁场开关及其配套灭磁元件。防止因灭磁开关、励磁机磁场开关误跳和灭磁元件故障引起发电机失磁对电力系统产生冲击或引起机组失步运行。
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11.13.7定期检修时应检查保护动作出口跳发电机开关的可靠性,防止在事故停机状态下，发电机出口开关拒动。
11.13.8 200MW及以上容量的机组，为了便于分析发电机、变压器故障，应配置机组故障录波器。
12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视系统在线验收测试规程》（DL /T655—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:12.1分散控制系统配置的基本要求。
12.1.1DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急事故处理)，CPU负荷率应能控制在设计指标之内并留有适当裕度。
12.1.2主要控制器应采用冗余配置，重要1/0点应考虑采用非同一板件的冗余配置。
12.1.2.1主要控制器的冗余配置必须是热备用方式，即后备控制器必须与主控制器同步更新数据，保证后备控制器切换为主控制器时不对输出产生影响。
12.1.2.2控制器内包括热工条例规定的主要自动调节系统和主要热工保护以及重要辅机控制功能的均为主要控制器。
12.1.2.3 重要I/0点至少应包括主汽压力测点、主汽温度测点、汽包水位测点、汽包压力测点、炉膛压力测点以及MFT的动作输出点等。
12.1.2.4建立各机组DCS的冗余配置档案，确认现有的冗余配置是否满足安全生产要求，否则应及时改进。
12.1.2.5热控人员应在日常巡视中检查系统冗余状况,发现有主控制器或冗余I /О点退出时，应立即查找原因消除故障，及时恢复正常的冗余状况，保证系统安全。
12.1.3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计有独立于DCS之外的声光报警。
12.1.3.1机组大修期间必须进行DCS备用电源作切换功能试验,指标应满足上述要求。 12.1.3.2系统电源故障未设计独立于DCS之外的声光报警的机组,应尽快独立的声光报警。 12.1.3.3 系统电源故障报警后，应立即查清原因，消除缺陷，不得长时间单路电源工作。 12.1.4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（保证在高负荷运行下不出现“瓶颈”现象）之内，其接口设备（板件）应稳定可靠。
12.1.5 DCS的系统接地必须严格遵守技术要求，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电缆，且有良好的单端接地。
12.1.6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，特别是紧急事故处理的要求。紧急停机停炉按钮配置，应采用与DCS 分开的单独操作回路。
12.1.6.1重要操作按钮至少包括紧急停机按钮、紧急停炉按钮、交流润滑油泵启停按钮和直流润滑油泵启停按钮等。
12.1.6.2紧急停机停炉按钮应采用双按钮或带罩单按钮配置。12.2DCS 故障的紧急处理措施 12.2.1―已配备DCS的电厂，应根据机组的具体情况，制定在各种情况DCS 失灵后的紧急停机停炉措施。
12.2.1.1 DCS 失灵主要是指系统电源消失、系统全面瘫痪、网络通讯中断、全部操作员站无
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法工作等情况。
12.2.2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及监视手段，也应停机、停炉。
12.2.2.1各电厂要根据各个机组所配置后备硬手操及监视仪表的具体情况,明确当全部操作员站出现故障时应采取的措施和操作要点，并写入运行规程执行。
12.2.3 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。 12.2.4 当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策:
12.2.4.1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。
12.2.4.2调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切为手动维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。
12.2.4.3 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，此时应做控制器初始化的措施。若恢复失败则应紧急停机停炉。 12.2.5﹐加强对DCS系统软件的监视检查，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。
12.2.5.1―各电厂热工部门应建立DCS系统巡视检查制度,明确检查内容以及发现故障时应采取的对策和措施，并设立专门的检查记录本。
12.2.5.2 DCS应设计具备系统设备故障自诊断功能，运行人员对于系统设备故障报警应引起高度重视，一旦发现应及时采取相应措施，并通知热控人员立即处理。
12.2.6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经运行DCS系统中使用,必须建立有针对性DCS系统防病毒措施。
12.2.6.1应用软件的修改必须要有修改方案，并经相关技术人员确认无误后，按审批授权及责任人制度执行。重大修改原则上应在机组停运期间进行，并应对修改结果及相关系统进行模拟试验，确认修改达到设计要求后才能投入正常运行。
12.2.6.2 DCS的系统软件和在正常运行的应用软件必须有备份，并有专人专门保管，软件修改、更新、升级后同时应对相应的备份更新。
12.2.6.3 严禁在DCS控制系统上运行与该系统无关的软件，所使用的软盘、光盘应严格审查管理，确保不带病毒。 12.3 防止热工保护拒动
12.3.1DCS 部分的锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）的系统配置应符合12.1条中的要求，FSSS 的控制器必须冗余配置且可自动无扰动切换，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。
12.3.2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样装置、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。
12.3.2.1压力开关等必须定期校验,作好每次校验前后的动作值记录,并存档;当发现整定值在运行后有较大变化(上次校验动作值与本次校验前动作值差值较大）时，应缩短校验周期，必要时更换压力开关，以保证动作值的准确和稳定。 12.3.2.2炉膛压力的取样管路及装置应定期吹扫，以防止取样管路及装置堵塞;炉膛压力取样管路及装置的结构不能进行吹扫的，应尽快进行改进。
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12.3.2.3﹑加强对上述设备及装置的检查、维护和校验。
12.3.3 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。
12.3.3.1进行动态试验必须有试验方案，以保证试验的安全、正确和全面。
12.3.3.2应建立定期保护定值核实检查和保护动作试验的档案，以便全面评价保护系统的可靠性。
12.3.4 对于已配有由DCS构成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。
12.3.5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士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。
12.3.6汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等（装置〉每季度及每次机组检修后启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。
12.3.6.1每次机组检修后启动前必须对汽轮机紧急跳闸系统（ETS）逐个保护条件进行静态试验，并且对于有条件进行动态试验的保护（如低油压保护、低真空保护等)，应采取动态试验。
12.3.6.2对于轴振动测量不但要进行传感器的位移特性校验,而且还要对整个轴振动测量系统进行振动幅值和频响特性校验。
12.3.7若发生热工保护装置（系统、包括一次检测设备）故障，必须开具工作票经总工程师批准后迅速处理。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;其它保护装置被迫退出运行的，必须在24小时内恢复，否则应立即停机、停炉处理。 13防止继电保护事故
为了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》、《继电保护及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—94)、《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)、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》、《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，并结合华北电网的实际情况，提出以下重点要求: 13.1要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。
13.1.1继电保护工作人员要学习继电保护及相关技术,各单位对在岗的继电保护人员每年应组织有考核的专业培训并制定专业培训计划。
13.1.2继电保护专业人员应熟练掌握本单位所管理的各类保护装置的工作原理、构成及回路。
13.1.3要保持继电保护队伍的稳定，各级继电保护人员变动岗位应经本单位分管生产的领导同意。继电保护技术监督队伍应保持相对稳定，在变更继电保护技术监督小组成员时，应上报集团公司继电保护技术监督小组。
13.2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。
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13.2.1班组每月至少要进行一次以学习继电保护有关规程、规定及反事故措施为主要内容的技术培训，并有学习培训记录。
13.2.2 继电保护定值一定要通过计算、复核、批准三关后下达，定值下达后要按定值单要求进行现场整定并返回定值单回执。
13.2.3认真做好新建、扩建工程的继电保护及安全自动装置的交接、验收工作，做到工程投产的同时继电保护及安全自动装置有与之相符的厂家出厂资料、施工图纸、施工记录、投产调试记录及备品备件。投产三个月内应有正式的竣工图纸与投产调试报告。 13.3各级调度应根据电网结构的变化，贯彻执行继电保护装置整定规程，制定电网继电保护整定方案和调度运行说明。适应现代电网的发展需要，积极稳妥采用继电保护新技术、新设备，组织编写新装置的检验规程。进一步加强电网继电保护运行管理工作，合理安排电网运行方式，充分发挥继电保护效能，提高电网安全稳定运行水平，防止由于保护拒动、误动引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电事故的发生。
13.3.1在网内首次使用新型继电保护装置,在投运后三个月内应由调度部门组织编写检验规程，必要时，进行典型试验。
13.4 网、省公司调度部门继电保护机构要进一步发挥企业管理的职能作用，强化继电保护技术监督力度，指导、协助发、供电单位加强继电保护工作，提高全网继电保护工作水平。 13.4.1建立与健全各级继电保护技术监督机构与组织。 13.4.2严格执行《继电保护技术监督条例》，充分发挥各级继电保护技术监督机构的监督职能。
13.5大型机组、重要电厂的发电机变压器保护对系统和机组的安全、稳定运行至关重要。发电机变压器保护的原理构成复杂，牵涉面广，且与机、炉和热控等专业联系密切，在运行中发生问题也难以处理。因此，有关设计、制造单位和发电厂及其调度部门应针对发电机变压器组一次结构和继电保护的配置与二次接线方案，对发电机变压器保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量和技术监督，消除隐患。
13.5.1对大型发电机、变压器组继电保护的配置应按《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB14285—93）的有关要求执行。
13.5.2严格执行《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》(DL/T684-1999)。 13.6对于220kV及以上主变压器的微机保护必须双重化。
13.6.1新投产的220kV主变压器，其电气量保护要做到两套相互独立的、双重化微机保护，对220kV主变压器保护进行更换时，其主保护也应做到双重化微机保护，全网的220kV主变压器保护逐步实现主保护双重化的微机保护。
13.6.2两套保护电流回路应采用不同的独立的CT二次绕组,所用CT应满足10%误差曲线。 13.6.3两套保护的出口跳闸回路宜相互独立，分别接入各自的跳闸线圈。 13.6.4 两套保护的直流电源应相互独立，正常运行时两套保护均投入。 13.7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。
13.7.1严格按部颁《反措管理规定》、《反措要点》、华北电网《部颁反措实施细则》、华北电力设计院《贯彻部颁反措实施细则》、集团公司生技部《二次熔断器、负荷小开关质量管理办法》等六个文件的要求,认真清理保护的合闸回路、跳闸回路及直流保险等回路，防止出现二次寄生回路。
13.7.2认真执行《二次熔断器、负荷小开关质量管理办法》，理顺熔断器的上下级配合关系，把好熔断器的采购进货、验收管理及运行管理三关。
13.7.3落实高频保护的反事故措施，认真执行下述文件的各项要求: 13.7.3.1国家调度通信中心《关于印发继电保护高频通道工作改进措施的通知》(调[1998]112
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号);
13.7.3.2《华北电力调度通信局关于加强高频通道运行参数管理的通知》; 13.7.3.3《华北电力集团公司华北电网继电保护高频通道整改措施的通知》; 13.7.3.4《华北电网继电保护反措要点实施细则》(施行)。
13.8 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。 13.8.1 认真做好110kV及以下电网继电保护的整定计算及相互间的定值配合。
13.8.2搞好110kV及以下电网继电保护的定期检验工作，提高继电保护的检验质量。 13.9针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管理。
13.9.1对于采用放射性供电方式的系统，为提高供电的可靠性，应采用备用电源自动投入装置。
13.9.2加强备用电源自动投入装置的定期检验，确保装置的可靠动作。 14防止系统稳定破坏事故
为了加强电网安全管理，防止系统稳定破坏事故的发生，要继续贯彻《电力系统安全稳定导则(2001版)》，并结合华北电网的实际，提出以下重点要求: 14.1加强和完善电网一次、二次设备建设。
14.1.1重视和加强电网规划管理，制定完善电网结构的发展规划和实施计划，建设结构合理的电网;对电网中的薄弱环节，应创造条件加以解决，从电网一次结构上保证电网的安全可靠。
14.1.1.1 华北电网应对全网220kV及以上电网每年进行一次年度方式计算分析、中期规划计算分析及5~10年的华北电网远景规划计算分析。通过对电网的计算分析找出电网中的薄弱环节，并提出解决方案。上述计算的深度按照《电力系统安全稳定导则》标准执行。
14.1.1.2机组选型应注意满足电网运行的要求。励磁系统的强励倍数、相应时间应满足电网安全稳定的需要，200MW及以上机组进相的功率因数应等于或小于0.95。 14.1.1.3 发电机组应具有抗事故震荡的能力、频率异常和电压异常的能力。
14.1.1.4 发电机组投入正式运行前，应进行入网安全评估，评估合格方能入网运行。 14.1.2电源点布置要合理，负荷中心地区应有必要的电源支撑。负荷中心受电要按多条通道，多个方向来进行规划和实施，每条通道输送容量占负荷中心地区最大负荷比例不宜过大，故障失去一条通道不应导致电网崩溃。同时应加强枢纽发电厂、变电所及负荷中心的无功补偿建设，注意安排足够的无功动态备用，防止电网发生电压崩溃事故。
14.1.2.1继续强化京津唐电网负荷中心的500kV环网建设，并将一些新建的较大容量的主力电厂接入500kV电网。
14.1.2.2向负荷中心供电的线路及500kV降压变必须满足“N-1”原则。
14.1.2.3电网的无功补偿应以分层分区和就地平衡原则，避免经长距离线路或多级变压器传送无功功率。500kV线路的充电功率应基本予以补偿。
14.1.2.4要重点开展受端系统的无功、电压控制研究。在受电地区变电站应补偿足够的电容器组（尽量按上限安装)。
14.1.3输送通道建设要与电源建设同步完成。
14.1.4要加强高频、母差、开关失灵等快速保护的建设。对50OkV设备的主保护应实现双重化;220kV及以上环网运行线路应配置双套快速保护:新建500kV和重要的220kV 厂、站的220kV母线应做到双套母差、开关失灵保护;已建50OkV和重要的220kV厂、站的220kV母线可逐步做到双套母差、开关失灵保护。
14.1.4.1应按照国调中心关于25项反措中继电保护的实施细则的要求进行。
14.1.5设计安装的低频减载装置和保护系统稳定运行的安全自动装置应与一次系统同步投运。大电网规划阶段应加强保电网安全稳定最后防线设置的研究，从电网结构上设计配置震
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荡、低频、低压等解列装置。对于存在大功率、远距离输送，采用自并励的机组，应加装电力系统稳定器(PSS)。
14.1.5.1应强调在电网的规划设计阶段布置好电网的安全稳定措施。
14.1.5.2在区域间联网运行时，为提高电力系统的动态稳定性，按照电网的统一规划和布置结合新建、扩建和改造工程，在进行励磁系统设计时，各机组励磁系统应配置电力系统稳定器（PSS)，并要求与励磁系统同时投运。
14.1.5.3对于与电力系统稳定密切相关的机组，应投运PSS，对已具有PSS 功能的励磁系统应由试研院所进行试验，确定运行参数;对于不具备PSS功能的，应增加此功能。
14.1.5.4 电网内各机组的PSS的参数和运行应由调度部门统一管理，并严格按照管理办法进行考核。
14.2要强化电网运行的安全管理和监督。
14.2.1严格控制主网联络线重要输电断面潮流，严禁超稳定极限运行。 14.2.2电网运行必须按有关规定保留一定的旋转备用容量。 14.2.2.1旋转备用容量为最大发电负荷的2%～5%。
14.2.2.2事故备用容量为最大发电负荷的5%~～~8%，但不小于本网最大的单机容量。注意备用容量的合理分布，避免备用容量的发挥受到网络输送能力的制约。 14.2.2.3检修备用容量应满足系统发电运行机组周期性检修的要求，为最大发电负荷的8%～15%。
14.2.2.4应保证在京津唐负荷中心留有足够的无功动态备用。发电机和调相机应留有足够的动态备用容量，励磁系统和强励必须投入运行。
14.2.3对联网运行的大区电网，要采取必要措施防止一侧发生稳定破坏事故向另一侧扩大。对重要电网（政治、经济、文化中心）要采取必要措施防止相邻电网发生事故向重要电网扩大或恶化重要电网的安全运行状况。
14.2.3.1大区联网运行时，应具备相应的通信、远动信息及合理的自动调频和联络线负荷自动控制手段。在网间联络线上应配置必要的自动解列装置。
14.2.3.2网内各单位应制定电网安全稳定措施和事故预想方案及保重要负荷的方案。
14.2.3.3联系薄弱而交换功率较大的局部电网，应分别按联络线最大输出与受进两类典型方式，配置必要的高频切机和低频切负荷等安全稳定措施。运行宜控制局部地区受电不超过低频切负荷的容量。
14.2.4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必须经电网调度机构审定。
14.2.4.1除上述保护以外，发电机失磁保护定值也要经调度部门审定，且满足电网的要求。 14.2.5要尽可能减少电磁环网或采取可靠措施防止电网故障时引起电网稳定破坏。
14.2.5.1应采取措施逐步取消现有的存在有稳定问题的电磁环网。对暂时难以解开的电磁环网必须配置相应的措施（振荡解列装置和联切装置)。 14.2.5.2省际联络线的电磁环网宜打开运行。
14.2.6 要加强电网安全稳定最后一道防线的管理。低频减载装置和保护系统稳定运行的安全自动装置应可靠、足额投入。要从电网结构上完善振荡、低频、低压解列等装置的配置。 14.2.7应避免枢纽厂、所的线路、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。
14.2.7.1如出现无快速保护的情况，应尽快汇报调度部门，采取必要的措施。
14.3 为了防止次同步谐振，在串联补偿电容器投切运行（包括串联补偿电容部分退出和各种系统运行方式）时，应注意避免与机组产生机电谐振。
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14.3.1相关的发电机应配置防止次同步谐振的措施。 15防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故
为了防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故发生,应严格执行《关于印发“变压器类设备管理规定”的通知》(电安生[1996]589号)、《关于发送“全国变压器类设备专业工作会纪要”的通知》(调网[1996]89号)、《关于加强变压器消防设施的通知》[能源部(87）电生火字117号]以及其他有关规定，结合华北电网实际情况，提出以下重点要求:
15.1加强对变压器类设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理，明确变压器专责人员及其职责。
15.2严格按有关规定对新购变压器类设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。 15.2.1 订购前，应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动态计算报告。
15.2.2220kV及以上电压等级的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。 15.2.3出厂局放试验的合格标准。 15.2.3.1220kV及以上的变压器，测量电压为1.5Um/√3时，自耦变压器中压端不大于200pC，其他不大于100pC。
15.2.3.2110kV变压器，测量电压为1.5Um/√3时，不大于300pC。
15.2.3.3中性点接地系统的互感器，测量电压为1.OUm 时，液体浸渍不大于10pc，固体型式不大于50pC。测量电压为1.2Um/√3时，液体浸渍不大于5pC，固体型式不大于20pC。 15.2.3.4 对220kV及以上电压等级互感器应进行高电压下的介损试验。 15.2.3.5500kV变压器应在油泵开启时进行局放试验。
15.2.4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。
15.2.5认真执行交接试验规程;对110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前，应用频响法测试绕组变形或做低电压短路阻抗测试以留原始记录。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大修后，必须进行现场局部放电试验。
15.2.6大型变压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、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。
15.3设备采购时，应要求制造厂有可靠的密封措施。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、互感器进水或空气受潮。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。
15.3.1新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准、规程或厂家规定真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。对装有有载分接开关的油箱要同时抽真空。
15.3.2对变压器套管要定期进行试验和油色谱分析，当套管介损、电容量及色谱数据变化时要分析原因，采取相应措施，防止发生套管爆炸事故。
15.3.3运行和检修中应注意检查套管引线端子连接处的接触是否良好。
15.3.4无载分接开关在改变分接位置后必须测量使用分接的直流电阻，合格后方可投运。 15.3.5加强有载分接开关的运行维护，开关动作次数达到制造厂规定值时，应进行检修。并
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对开关的切换时间进行测试。
15.4潜油泵的轴承，应采取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。 15.4.1风冷却器应每年至少进行一次水冲洗。
15.5变压器的本体、有载分接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。
15.5.1对新安装的瓦斯继电器必须经校验合格后方可使用。瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行保护试验。
15.5.2瓦斯继电器应1～3年校验一次。
15.6对220kV及以上电压等级的变电设备还需每年进行至少一次红外成像测温检查。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,应做低电压短路阻抗测试或用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，方可运行。
15.6.1 对110kV及以上电压等级变压器类设备每半年至少进行一次红外成像测温检查。 15.6.2对110kV及以上变压器应在交接时、出口短路后、近区多次短路后、不超过十年进行绕组变形试验。
15.7新建或扩建变压器一般不采用水冷方式，对特殊场合必须采用水冷却系统的，应采用双层铜管冷却系统。对目前正在使用的单铜管水冷却的变压器，应始终要保持油压大于水压，并要加强维护，采取有效的运行监视方法，及时发现冷却系统泄漏故障。
15.8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。
15.9 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。
15.10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。 15.11防止套管存在的问题。 15.11.1套管安装就位后，带电前必须静放。500kV套管静放时间不得少于36小时，110~220kV套管静放时间不得少于24小时。
15.11.2对保存期超过一年的110kV及以上套管,安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。
15.11.3事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取样做一次色谱试验。
15.11.4 作为备品的110kV及以上套管，应置于户内且竖直放置。如水平放置，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。
15.11.5套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。 16 防止开关设备事故
为防止高压开关设备事故，应认真贯彻《高压开关设备管理规定》、《高压开关设备反事故技术措施》和《高压开关设备质量监督管理办法》(发输电「[1999] 72号）等有关规定，提出以下要求:
16.1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。
16.1.1 对已运行的五防功能不完善的开关柜应加强运行管理，并在3~5年内安排进行完善化改造。
16.2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。
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16.2.1每年根据年度运行方式和电网中期规划计算110kV 及以上站的最大短路电流，各局(厂)分别据此核算各电压等级的开关设备安装地点的最大短路电流，如有开关断流容量不足的应采取更换开关或改变运行方式等措施，防止开关设备烧损或爆炸。
16.3开关设备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。
16.3.1各单位应结合开关设备预试时间，测量220kV 及以上开关设备的断口及支柱爬距，断口爬距应满足不小于1.15倍（252kV）或1.2倍(550kV）支柱爬距的要求，否则应加强清扫工作或采取防污闪技术措施。
16.4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启动时间记录。对液压机构应定期检查回路有无渗漏油现象，做好油泵累计启动时间记录。发现缺陷应及时处理。
16.4.1 加强对开关机构的运行维护工作，特别是对SF。开关的机构要根据运行状况合理安排大修，防止机构失修造成开关设备故障。对气动机构应按厂家要求定期进行防尘罩、空气过滤器的清扫工作、排水工作，并建立文字记录。创造条件安装油泵及空气压缩机的累计启动时间记录装置。
16.4.2对于严寒地区运行的气动机构，对空气管路要有有效的防冻措施，空气压缩机要具有自动气水分离装置。
16.4.3 对于纯弹簧操作机构，应加强弹簧、轴、销的防腐防锈，每年应检查并记录弹簧拉伸长度，防止因弹簧断裂造成断路器事故。
16.5对于手车柜每次推入柜之前，必须检查开关设备的位置，杜绝合闸位置推入手车。 16.6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。
16.6.1 断路器外绝缘应采用有效防污闪措施，套管外绝缘伞型应合乎标准要求。
16.6.2对72.5kV 及以上电压等级少油断路器在新装前及投运一年后应检查铝帽上是否有砂眼，密封面是否平整，应针对不同情况分别处理，如采取加装防雨帽等措施。在检查维护时应注意检查呼吸孔，防止油漆等物堵死，在雨季应加强对绝缘油的绝缘监视，防止绝缘提升 杆闪络爆炸。
16.7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，尤其要加强对机构的检修，防止断路器拒分、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。
16.7.1高压断路器应按规定进行周期检修，SF。断路器本体大修应按制造提供的操作次数和短路开断容量进行。
16.7.2为防止断路器拒分、拒合和误动，应采取以下措施: 16.7.2.1辅助开关安装牢固，防止因多次操作松动变形。
16.7.2.2应保证辅助开关接点转换灵活、切换可靠、接触良好、性能稳定，不符合要求时应及时调整或更换。
16.7.2.3辅助开关和机构间的联接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。连杆锁紧螺帽应拧紧，并采取防松措施，如涂厌氧胶等。
16.7.2.4对断路器操作机构，应检查操作机构脱扣器的动作电压是否符合30%~65%额定电压的要求。在80%(或85%）额定操作电压下，合闸接触器是否动作灵活，且吸持牢靠。 16.7.2.5分、合闸铁芯应运行灵活，无卡涩现象，以防拒分或拒合。 16.8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或开展带电检修，预防恶性事故的发生。
16.8.1 隔离开关一般3~5年至少进行一次大修,不能按期大修者应增加小修次数。110kV及
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以上电压等级的隔离开关至少1~2年小修一次。
16.8.2对于久未停电检修的母线侧隔离开关应积极申请停电检修或创造条件开展带电检修。 16.9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。
16.9.1 应逐步安排对GW5、GW6、GW7型等问题较多的隔离开关传动部件、操作机构、导电回路等进行完善化改造或更换。
16.9.2新装或检修隔离开关应在瓷柱与法兰结合面涂以性能良好的硅类防水胶。
16.9.3新装或检修220kV 及以上(包括500kV变电站中的35kV)隔离开关必须对支柱绝缘子进行探伤检查，对不合格的产品必须更换。
16.10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SF。压力表和密度继电器的定期校验。
16.10.1对华北电力集团公司内的SF。气体宜采用集中管理配购，以确保气体质量，对运行设备的气体监督应由各SF。气体监督站归口管理，并在年末报集团公司SF%气体质量监督管理中心。
16.10.2 SF,气体密度继电器和压力表应在开关本体大修时运行校验。 16.11 加强高压开关柜的技术管理工作，防止开关柜事故。
16.11.1新建、扩建和改造工程中，宜选用加强绝缘型金属封闭高压开关柜,特别是发电厂和潮湿污秽地区必须选用加强绝缘型且母线封闭的高压开关柜。
16.11.2高压开关柜中的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等)严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料，应采用阻燃性绝缘材料（如环氧或SMC材料)。
16.11.3开关柜配电室应配置通风防潮设备，在多雨季节或需要时启动，防止凝露导致绝缘事故。对已运行的普通绝缘型高压开关柜应有计划地安排绝缘改造。
16.11.4进行母线和柜间隔离是防止开关柜“火烧连营”的有效措施。另外，应加强柜内二次线的防护，二次线应由阻燃型软管或金属软管包裹，防止二次线损伤。 16.11.5 10kV 开关柜无油化改造应选用与本体一体化的弹簧操作机构。 16.12加强对GIS设备的运行管理和检修管理工作，对运行近20年的产品应进行全面的检查检测工作，根据检测结果确定维护检修方案，防止因年久失修造成事故。运行中应严格按照预防性试验规程对GIS进行预防性试验，确保设备安全运行。
16.12.1 对GIS设备应定期进行SF6气体水份测试，发现不合格应查明原因，尽快处理。运行中巡视应检查并记录气体压力值。
16.12.2为防止运行中的GIS绝缘拉杆拉脱事故的发生，应监视分、合闸指示器处与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化,对于不能监测其相对位置变化的断路器，可定期作断路器不同期及超程测量，以便及时发现问题。
16.12.3室内安装运行的GIS设备，宜设置一定数量的氧量仪和 SF。
浓度报警仪。人员在进入设备区前必须先通风 15min 以上。16.13预防高压开关设备载流导体过热。
16.13.1用红外测温仪检查开关设备的接头部，特别在高峰负荷或盛夏季节，要加强对运行设备温升的监视，发现不合格应及时处理。
16.13.2对开关设备上的铜铝过渡接头要定期检查。
16.13.3在交接和预防性试验中，应严格按照标准和测量方法检查接触电阻。 17防止接地网事故
为防止接地网事故的发生，应认真贯彻《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)、《电气设备预防性试验规程》(DL/T596-1996）和《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》
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(DL/T620-1997）以及其他有关规定，并结合网内实际，提出以下重点要求:
17.1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。对于变电所中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，必须按异地两相接地校核接地装置的热稳定容量。
17.1.1 每3年根据地区短路容量的变化或考虑系统5～10年的发展规划，按系统最大运行方式确定最大入地短路电流，校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量。 17.1.2根据热稳定条件，接地线不考虑腐蚀时，接地线最小截面应符合规程要求。
17.2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。
17.3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（正式文件记录) 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。
17.4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。
17.4.1新建和改造接地线应采用焊接连接，接地线与接地极的连接，应用焊接;接地线与 电气设备的连接，可用螺栓或焊接。用螺栓连接时应设防松螺母或防松垫片。
17.4.2特别应注意检查焊接部分的焊接质量并作好防腐措施，当采用搭接焊接时，其搭接 长度应为扁钢宽度的2倍或圆钢直径的6倍。
17.5接地装置腐蚀比较严重的枢纽变电所宜采用铜质材料的接地网。
17.6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，满足接触电位差和跨步电压差的要求，方可投入运行。
17.7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。 17.8接地装置引下线的导通检查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。
17.8.1对于已运行10年的接地网，接地装置腐蚀情况通过周围的环境及开挖检查确定。根 据电气设备的重要性和施工的安全性，通过选择5~8个点沿接地引下线进行开挖，要求不得有开断、松脱或严重腐蚀等现象，如有疑问还应扩大开挖的范围。
17.8.2对于运行10年以上的接地网，以后每3~5年要继续开挖检查一次，发现地网腐蚀 较为严重时，应及时进行处理。
17.9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。
17.9.1校核依据按《华北电力集团公司过电压反事故技术措施》(华北电集生[1997]40号) 中的规定执行，即“棒间隙距离应按电网具体情况确定，220kV选用250~300mm(当接地系数K≥1.87时选用285~300mm); 110kV选用105~115mm。对于110kV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压≤185kV时，应在间隙旁并联 MOA，其 Uimx≥67kV，1kA雷电残压≤120kV。” 17.10认真执行《电气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。
17.10.1接地电阻的测量按照《接地装置工频特性参数的测量导则》(DL475-1992)进行;发
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电厂、变电所的接地装置的接地电阻测量周期应不超过6 年，对于重要的接地网或腐蚀比较严重的应缩短测试周期。
17.10.2发电厂、变电所的接地装置应与线路的避雷线相连，且有便于分开的连接点。当不 允许避雷线直接和发电厂、变电所配电装置构架相连时，发电厂、变电所的接地装置应在地下与避雷线相连，连接线埋在地中的长度不应小于15m。
17.10.3发电厂、变电所配电装置构架上的避雷针（悬挂避雷针的构架）的集中接地装置应 与主接地网相连，由连接点至变压器接地点沿接地极的长度不应小于15m。
17.10.4独立避雷针（线）宜设独立的接地装置。独立避雷针不应设在人经常通行的地方， 避雷针及其接地装置与道路或入口等的距离不宜小于3m，否则应采取均压措施。在非高土壤电阻率地区，其接地电阻不宜超过10欧姆。当有困难时，该接地装置可与主接地网连接，但避雷针与主接地网的地下连接点至35kV及以下设备与主接地网的地下连接点之间，沿接地体的长度不得小于15m。 18防止污闪事故
为降低输变电设备的污闪跳闸率，避免主网架重要线路和枢纽变电站的污闪事故以及杜绝大面积污闪事故的发生，应严格执行《高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准》(GB/T16434-1996)、《关于防止电网大面积污闪事故若干措施的实施要求》(能源办[1990]606号文)，《加强电力系统防污闪技术措施（试行)》(调网[1997]91号文附件）和《电力系统电瓷防污闪技术管理规定》以及其他有关规定，并提出以下重点要求: 18.1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。
18.2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。 18.3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区分布图，做好防污闪的基础工作。 18.3.1盐密测试
(1）盐密测量方法、使用仪器和测量周期按《高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准》(GB/T16434-1996）中的规定执行。发电厂、变电站应选用棒型支柱绝缘子作为盐密测试点。
(2）盐密测试点的选择原则:发电厂和 110kV 及以上变电站在最高电压等级选择1～2个测点。110kV 及以上输电线路每5~10km 选择一个测点。在工业污染区、城区、市郊等地适当增加测点，测点还应考虑在不同污染源、所辖区域的分布。
(3）对绝缘子表面盐密测试要认真分析，掌握绝缘子积污状况，逐步用盐密来确定绝缘子的清扫周期。
18.3.2认真做好防污闪工作的技术资料整理、污闪故障分析、运行经验总结等项工作。 18.3.3电力系统污区分布图应基于GIS 电子版图尽快由3~5年修订一次过渡到及时修订，由运行单位根据污源及盐密测量值的变化及时向华北电力科学研究院提出修订申请，由华北电力科学研究院负责核实并修订。
18.4新建和扩建的输变电设备外绝缘配置应以污秽区分布图为基础并根据城市发展、设备的重要性等，在留有裕度的前提下选取绝缘子的种类、伞型和爬距。
18.4.1重要线路、主力电厂主要出现、电网重要联络线、枢纽变电站应适当提高外绝缘的配置。
18.4.2在潮湿、多雾或设备放电严重和多次发生污闪的地区，外绝缘的配置取相应污秽等级规定爬电比距的中、上限。
18.4.3外绝缘设备的选择在满足按污级确定爬距的基础上，伞形设计应符合JB/T5859的规定。
18.5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
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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。
18.6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《电力设备带电水冲洗规程》，并配备训练有素的熟练操作员。 18.6.1变电站（所）设备应坚持“逢停必扫”的原则。
18.6.2带电水冲洗应在良好天气条件下，即风力不大于4级，气温不低于0℃时进行，雨、雪、雾及雷电日不宜进行。
18.6.3带电水冲洗水枪口处取出的水电阻率应符合规定。连续三年采用水冲洗的设备应进行一次停电清扫。大直径设备应采用三枪法进行带电水冲洗。
18.6.4避雷器及密封不良的设备及零值或低值绝缘子不应进行带电水冲洗。
18.7硅橡胶复合绝缘子具有很强的抗污闪能力,可以有效的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鸟粪闪络。
18.7.1各单位在选购合成绝缘子时，应要求厂家产品通过端部密封渗透试验以及芯棒应力腐蚀试验。
18.7.2在鸟害严重区域的线路杆塔上安装防鸟装置。
18.7.3对大跨越或重要的交叉跨越处应使用独立挂点的双串合成绝缘子，同时应注意两只绝缘子的受力平衡问题。
18.7.4在安装、验收装有合成绝缘子的线路工程中，要特别注意有否均压环装反的情况，对发现的问题要立即纠正。
18.7.5使用合成绝缘子进行反污调爬时，应综合考虑线路的防雷、防风偏等各项性能。 18.7.6对运行中的合成绝缘子要加强巡视检查，定期对合成绝缘子憎水性和端部密封情况进行检查，认真落实责任制，确保检查质量。定期换下一定数量的合成绝缘子做全面性能试验。 18.8变电设备表面涂“RTV涂料”和加装“防污闪辅助伞裙”是防止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。
18.9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。
18.9.1户内设备外绝缘应按DL/T729《户内绝缘子运行条件》配置，凝露严重的室内变电站应采取适当防污闪措施并加强户内通风。
18.9.2户内电瓷外绝缘原则上按一年一扫执行。 19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《110~500kV架空送电线路设计规程》(DL/T5092—1999）和《架空送电线路运行规程》(SDJ3—76）以及其他有关规定，提出以下重点要求:
19.1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。
19. 1.1新线路在设计时，对遇有微气象、微地形的地段应适当提高设计风速和覆冰的取值。 19. 1.2线路路径的选择应尽可能避开高山风口、重冰区;在恶劣气象区应注意双回线路应间隔一定的距离，以防止由于气象原因倒杆。如有困难，则须提高线路抗风、抗覆冰能力。 19. 1.3新建线路跨越公、铁路时;避免采用拉线杆塔。位于公路边沿的杆塔应设有醒目的水泥防撞（隔离)墩。
19.2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。
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19．3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。 19.3.1杜绝采用生产质量不合格的产品。对因施工造成导线筋钩的应开断重接。 19．4对可能遭受洪水、暴雨冲刷的杆塔应采用可靠的防汛措施;采用高低腿结构的基础护墙要有足够强度，并有良好的排水措施。
19.4.1在每年的汛期之前，应对易遭受洪水、暴雨冲刷、发生滑坡线段进行一次安全检查，制订出防治措施。在民境中的杆塔在破坝前应与防汛部门协调，保证杆塔基础不受洪水冲刷。 19.4.2对影响安全运行的杆塔应提前做好加固护坡、疏导和清理排水沟等项工作。
19．5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。
19.5.1在施工中上道工序必须经监理单位验收合格后，方可进行下道工序的施工。 19.5.2特殊工种（焊接、爆压等）工作人员必须具有相应的资质证书。
19.5.3沙、石、水泥必须取样送有检验资质的单位进行检验，并做配比试验。
19．6 线路器材应符合国家标准和设计要求，不合格的金具不准安装使用，禁止在安装中沿合成绝缘子上下导线。
19.6.1线路杆塔所用的钢材应抽样送有检验资质的单位进行检验。导、地线应做连接试验，拉盘应在工厂集中制作，现场制作需经监理部门批准。
19. 6.2线路器材新产品挂网试运行必须经上级批准，并报安监部门备案。 19.7加强线路杆塔的检查巡视，发现问题应及时消除，线路历经恶劣气象条件后应组织人员进行特巡。
19.7.1新建线路运行一年后应对杆塔螺栓进行一次紧固。运行的杆塔紧固件、攀拉线松动、杆塔倾斜等应根据巡视情况及时进行处理和调整。
19.7.2线路设备经历狂风、雷暴雨、覆冰等恶劣天气后，应立即进行线路特殊巡视，对发现的缺陷应及时进行处理。
19.7.3坚持对输电线路的每月定期巡视，确保巡视到位率100%。 19．8城区线路杆、塔有可能引起误碰线区域，应悬挂限高警示牌。 19. 8. 1高压架空送电线路离地面高度必须满足规程要求。
19. 9积极开展利用红外测温技术监测接线金具（如压接管、线夹）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（OPGW)外层断股。
19. 9.1加强对导线连接点的红外测温、故障检测工作，地线连接线夹的打开检查工作。 19. 9．2做好防腐工作。对锈蚀严重的导地线应及时更换。对磨损严重或锈蚀严重的金具应及时更换。
19.10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。 19. 10.1线路杆塔下部第一自然段及拉线下部金具要有防盗措施。
19. 11 各单位应结合本单位实际情况制定倒杆塔、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。 20防止枢纽变电所全停事故
为了防止枢纽变电所全停事故的发生，必须严格执行有关的规程、规定，并提出以下重点要求:
20.1完善枢纽变电所的一、二次设备建设。
20.1.1枢纽变电所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，应满足变电所设备的短路容量。
20.1.2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。
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20.1.2.1开关设备选型时应严格按照国家有关标准规定采用经过产品型式试验及鉴定的产品，新产品试运行应严格按国家电力公司颁布的《高压开关设备质量监督管理办法》执行。 20.1.2.2对运行中不符合标准要求的开关设备，技术管理部门应有计划逐步安排更换。 20.1.2.3对运行中不符合标准要求的开关设备在未改造更换前，运行、维护单位应加强运行监视，加强预防性试验工作，发现问题及时处理，防止故障的扩大。 20.1.3枢纽变电所直流系统。
20.1.3.1枢纽变电所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，手动投入第三台充电装置。
(1）采用高频开关电源充电装置时可使用两台充电装置。高频开关电源的充电模块应满足N+1配置。
(2)每套充电装置宜采用两条交流回路对其系统供电。
20.1.3.2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。
20.1.3.3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。
20.1.3.4严格执行华北电力集团公司生技部《电网熔断器和负荷小开关质量管理办法》。 20.1.3.5定期对直流系统内充电装置、蓄电池进行测试，如:蓄电池放电容量、充放电时间、充电装置稳压稳流精度及纹波系数等。
20.1.3.6中央信号直流回路应单独设计，控制与保护直流出线严格区分。严禁控制、保护直流与信号直流共用同一出线分支。
20.1.3.7绝缘监测装置应保持在正常运行状态，当直流系统发生一点接地后，应立即查明故障性质与故障点，并及时排除。防止因直流系统发生两点接地后引起误动和其他故障。 20.1.3.8直流系统运行时，应对直流系统运行电压进行监视，当出现低电压或过电压时，应发出报警信号。
20.1.4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。 20.1.5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。
20.1.6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。 20.2强化电网的运行管理和监督
20.2.1运行人员要严格执行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。
20.2.2对于双母线接线方式的变电所，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单独的充电保护，独立于母差保护。 20.2.3要定期对枢纽变电所支柱绝缘子，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。
20.2.3.1对新安装投运的所有支柱绝缘子必须进行超声波探伤，发现缺陷及时更换。 20.2.3.2对运行10年及以上的支柱绝缘子必须进行超声波探伤,发现缺陷及时更换。
20.2.4变电所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。
20.2.5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
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防闭锁装置中电脑钥匙的管理必须严格按规定执行。
20.2.6继电保护及安全自动装置要选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。
20.2.7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。
20.2.8对枢纽变电所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。
20.2.8.1对500kV及220kV变电站每年夏季至少应进行一次全面红外成像测温，发现缺陷及时处理更换。
20.2.9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。
20.2.9.1变压器出厂时，制造厂应进行变压器绕组变形频率响应特性试验，并提供其曲线，标明试验所用仪器、分接位置、接线方式等，到现场安装竣工后，必要时由制造厂家用同型号的仪器再进行绕组变形频率响应特性试验，以判断变压器在运输和安装过程中绕组有无变形。华北电科院建立220kV及以上主变绕组状态诊断数据库，发生短路后，由电科院对绕组进行监测和诊断。
20.2.9.2 220kV及以上主变压器投产前必须进行现场局部放电试验，大修及绕组更换后，也必须进行局部放电试验。
20.2.9.3 220kV及以上主变压器、110kV及以上电厂升压变、220kV及以上电抗器，每年进行2次色谱及微水普查工作。年中普查由各局、厂自行取样分析，数据报送电科院;年终普查由各局、厂取样送电科院分析。
20.2.10 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。 20.2.10.1 对220kV变电站宜采用不带断口电容的断路器。 20.2.10.2对采用带断口电容的断路器的场所宜采用CVT。
20.2.10.3使用电磁式电压互感器且断路器带断口电容的场所应先将PT退出运行再切空母线。
20.2.11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。
20.2.11.1每年或结合预试必须对设备外绝缘进行清扫工作。
20.2.11.2在每年雨季应认真检查高压配电室的漏雨情况，特别要注意门、窗的进水问题。 20.3应避免开关设备故障造成枢纽变电所全停事故的发生，还应遵守第16.3和16.6～16.9条的规定。
20.4应避免接地网故障造成枢纽变电所全停事故的发生，还应遵守第17.3～17.5和 17.7～17.9条的规定。
21防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故
为了防止水电厂水库大坝垮坝、火电厂灰场溃坝、水淹厂房及厂房坍塌事故，各单位应认真贯彻执行《中华人民共和国防洪法》、―《水库大坝安全管理条例》、―《水电站大坝安全管理办法》、《水电厂防汛管理办法》、《混凝土大坝安全监测技术规范》(SDJ 336—89)、《土石坝安全监测技术规范》(SL60—94)以及2001年国家电力公司颁发的“水、火电厂、供电企业防汛工作检查大纲(试行)”等规定，并结合我公司的具体情况，提出以下重点要求:
21.1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、
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切合实际的防汛预案;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。 21. 1.1各发、供电单位要建立健全防汛组织机构，单位行政一把手为防汛第一责任人，建立明确的防汛工作责任制，设置防汛值班室及防汛电话。在国电公司、集团公司召开防汛会议之后，各单位应立即召开防汛领导小组成员会议和防汛工作会议，落实上级防汛会议精神，部署本单位的防汛工作;同时将本单位的防汛组织机构报集团公司备案。 21. 1.2各单位每年四月底之前应按照防汛工作检查大纲完成防汛自查工作，并将自查结果及本单位制订的防汛预案报集团公司，集团公司在五月底以前组织抽查。
21.1.3各单位于每年十月底之前将防汛工作总结报集团公司。对于水毁工程、汛期中发现的设施设备的隐患要及时安排处理。
21.2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，并制定险情预计和应急处理计划。
21. 2.1各水电厂要按照部颁的《水电站大坝安全检查施行细则》的要求，建立并完善大坝的日常巡查和年度详查制度，相对固定检查人员。每5~10年对大坝进行一次全面的安全定期检查，检查结论评为“正常坝”的，要按照定检专家组提出的意见和建议，做好有关处缺和完善工作;检查结论评为“病坝”或“险坝”的，必须立即采取补强加固措施、并制定险情预计和应急处理方案。
21. 2.2各水电厂应按照《水电站大坝安全注册规定》的要求进行大坝安全注册;每年进行大坝安全注册的复查评分，并报集团公司。
21.2.3各水电厂要依据《混凝土大坝安全监测技术规范》等规范制定本厂的大坝观测规程并严格执行。做好观测设施设备的维护和定期校验工作。加强对观测资料的分析和年度整编工作，做好长系列观测资料的定期分析工作。
21.2.4对影响大坝安全的重大缺陷应及时报集团公司，同时请有关设计单位进行设计，经集团公司审批后及时处理完成;特殊情况要跨汛期处理的，必须有切实可行的渡汛措施，确保大坝安全。
21.3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。21.3.1火电厂防洪标准满足防御百年一遇洪水的要求;水电厂水库大坝(包括火电厂灰库灰坝)、厂房的防洪标准应满足国标《防洪标准》(GB50201—94)及《水利水电枢纽工程等级划分及设计标准》的要求;供电单位的输变电设施防洪标准也应满足《防洪标准》(GB50201—94〉等国家有关规定的要求。 22防止人身伤亡事故
为防止人身伤亡事故发生，应严格执行国家电力公司《安全生产工作规定》及《电业安全工作规程》以及其他有关规定，并重点要求如下:
22.1工作或作业现场的安全措施必须符合《电业安全工作规程》和《电力建设安全工作规 程》(DL5009. 1—92)的有关要求。
22.1.1电力生产、施工企业的工作要在认真执行《电业安全工作规程》的同时，还必须认真执行国家劳动安全主管部门、国家技术监督部门制定的涉及劳动安全的强制性国家标准。 22.1.2各发供电、施工单位，应在每年公布本企业须执行的规程制度清单中明确本企业应执行的涉及劳动安全的国家标准清单，并为生产一线班组配备齐全。 22. 1.3电力系统制定的安全工作规程，主要包括电力生产部分、电力建设施工部分及农电三个方面。
《电业安全工作规程》主要包括发电厂及变电所部分、电力线路部分、热力机械部分、高压实验室部分:《电力建设安全工作规程》主要包括火力发电厂部分、电力线路部分;农电部分还包括《农村低压电气安全工作规程》。 22.2领导干部应重视人身安全，认真履行自己安全职责。认真掌握各种作业的安全措施和要
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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。
22.2.1各单位要认真贯彻执行国家电力公司《电力企业各级领导人员安全生产职责规定》，建立健全企业各级领导、各职能部门、专业技术人员、各生产岗位的安全生产责任制。安全生产责任制的落实要逐级监督和考核。
22.2.2各单位要建立各级领导落实安全生产责任制的记录，对各级领导落实安全生产责任制的有关定期、例行工作进行统计、记录，并在安全生产委员会或职工代表大会上予以公布。 22.2.3各单位要建立健全反习惯性违章体系和制度，坚决杜绝违章指挥、违章作业、违章操作。各级领导要靠管理制度来管理生产工作，要把领导管理的随意性列为习惯性违章来认识。 22.2.4各单位要认真编制年度的“两措”计划，安全第一责任者要对“两措”的资金落实负责。 22．3定期对人员进行安全技术培训，提高安全技术防护水平。 22.3.1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和安全防护方法。22. 3. 1.1各单位要做好新入厂人员(包括实习、代培人员)、临时雇佣人员的三级安全教育培训工作。
所有生产人员都要经过现场紧急救护培训，经考核合格后才能上岗。
22.3. 1.2特种作业人员必须经过专业培训，取得合格征后才能上岗。特种作业人员要定期复审。
22.3.1.3发、供电生产单位要建立安全教育室。要运用安全录像、幻灯、计算机多媒体、广播、闭路电视等多种形式普及安全技术知识，并进行经常性的演讲、竞赛等，不断提高职工的安全意识和安全防护技能。
22.3.2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，务使熟练地掌握有关安全措施和要求，明确职责，严把安全关。 22.3.2.1新任命的各级领导人员，应按照干部管理权限分级进行有关安全生产的法律、法规、规程、制度及安全生产责任制的培训，并经考试合格。
22.3.2.2企业领导的安全考试应每两年进行一次。企业应每年进行一次安全规程的考试，运行及检修规程的考试也应每年进行一次。
在岗生产人员应定期进行有针对性的现场考问、反事故演习、技术问答、事故预想等现场培训。
22.3.2.3 发、供电生产单位每年要对工作票签发人、工作负责人、工作许可人、工作操作监护人进行培训和考试，并生产领导或总工程师批准后予以公布。
22.3.2.4要加强对“两票”的管理，运行和检修主管部门要定期对“两票”的执行情况进行统计、分析，提出改进意见。安全监督部门对各部门的“两票”统计、分析进行抽查和考核。 要加强“两票”的动态检查，落实“两票”动态检查责任制。
22.3．2.4要严格执行华北电力集团公司《关于加强小型作业现场安全管理工作规定》。坚决杜绝无票作业、无票操作。
22.4加强对各种承、发包工程的管理，反对对工程的层层转包，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。
22.4.1企业应明确有权代表本单位进行发包工程的部门，其他部门无权进行发包工程。车间班组不得进行承包、发包工程。
22.4.2发包工程必须经过招标确定施工队伍，对投标的队伍必须经过严格的资质(包括安全资质)审查，必须与中标队伍依法签定合同。
要签定安全协议，并作为合同的附件。协议必须明确双方的安全责任，明确工程项目的安全施工措施。
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22.4.3发、供电单位要明确施工过程中项目的安全负责人。项目的安全负责人负责现场的有关安全管理和监督。严禁“以包代管”。
22.4．4严禁转包工程。如存在分包队伍必须在招标过程中明确。
22.4.5严禁返包工程。如需要本单位进行配合的工程，必须经主管生产的领导批准或指派。 22.4.6 外包工程发生人身伤亡事故必须按规定如实立即上报。本企业是否对事故负有责任，应由地方政府和上级共同进行调查后确认。
22.5在防止触电、高处坠落、机器伤害、灼烫伤等类事故方面，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(如输煤系统等)，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。
22. 5.1要认真执行华北电力集团公司每年年初下发的“关于做好人身安全的1号文件”，制定本单位的实施细则。
22.5.2各单位必须严格执行《职工劳动保护用品发放标准》，为职工配备齐全有效的个体防护用品。
22.5.3对一专多能的岗位和人员，要按工作的实际情况配备防护用品。
22.5.4严禁以任何其它的形式发放劳动防护用品的替代用品。要根据生产的实际情况，购置和发放特殊防护用品。
22.5.5要建立、健全安全工器具的台账，定期进行有关安全性能试验。不合格的工器具不得发放到班组使用。
22. 5.6个体防护用品、安全工器具在发放前必须经安全监督部门审查和把关。
22.5.7任何电力生产的作业和操作都要开展“作业点危险分析”，并制定相应的预防措施。22.5．8要根据国家标准和电业安全工作规程的规定。完善生产现场的安全防护设施，并加强动态检查。
22.5.9要按照国家电力公司《生产现场安全设施标准化》的要求，不断提高现场的安全防护水平。
22.6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。
22.6.1要关心职工的身心健康，定期为生产一线职工进行体格检查。要运用安全心理学、安全行为科学的理论指导安全生产工作。
22.6.2要通过普及安全知识，开展危险点分析等工作，提高职工对危险因素的辨识能力，从而提高职工的安全意识。
22.6.3各单位要在一年内完成本单位典型事故案例的编辑工作，开展事故案例教育。今后要定期汇编本单位的事故案例。
22.6.4 发、供电生产单位每年都要组织职工开展“三不伤害”的自我教育活动，如制定“三不伤害责任书”等。要创造“为安全多说一句话”，全体职工相互关心、相互提醒的安全生产良好气氛。
23防止全厂停电事故
为防止全厂停电事故，要严格执行《防止全厂停电措施》(能源部安保安[1992]40号)以及其他有关规定，并提出以下重点要求:
23.1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护，确保主机交直流润滑油泵和主辅机小油泵供电可靠。
23.1.1严格执行《电网直流熔断器和负荷小开关质量管理办法》。
23.1.2定期对直流系统内充电装置、蓄电池进行测试，如:蓄电池放电容量、充放电时间、充
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电装置稳压稳流精度及纹波系数等。
23.1.3绝缘监测装置应保持在正常运行状态，当直流系统发生一点接地后，应立即查明故障性质及故障点，并及时排除。防止因直流系统发生两点接地后引起误动和其他故障。
23.1.4直流系统运行时，应对直流系统运行电压进行监视，当出现低电压或过电压时，应发出报警信号。
23.2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。
23.3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。
23.3.1每次机组检修（包括大修与小修）后，都应按照要求做保护装置的整组传动试验及机炉电的联锁试验。
23.4 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。
23.4.1母差保护停用时，应避免母线倒闸操作。对有稳定问题的发电厂应配置两套母差保护（一次系统为220kV双母线形式)。
23.5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。 23.5.1开关设备的失灵保护应按要求定期进行校验，其跳闸回路应按导通法逐一检查到位。 23.6根据《继电保护和安全装置技术规程》(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。
23.7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，应事先制订安全措施，并在工作结束后尽快恢复运行方式。应明确负责管理厂用电运行方式的部门。
23.8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。
23.9 对400V重要动力电缆应选用阻燃型电缆，已采用非阻燃型塑料电缆的电厂，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电厂停电事故。
23.10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。
23.11各厂每年都应制定保厂用电的具体措施和方案，并报上级调度部门备案。 24防止交通事故
24.1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、船只和驾驶人员进行安全管理和安全教育。交通安全与安全生产同布置、同考核、同奖惩。
24.2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。 24.3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。
24.4必须认真执行国家交通法规和本企业有关车船交通管理制度,逐步完善车船交通安全管理制度，严密安全管理措施（含场内车辆和驾驶员)，做到不失控、不漏管、不留死角，监督、检查、考核工作到位，保障车辆运输安全。
24.5―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
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问题，必须及时处理，严禁带病行驶。
24.6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应不准从事驾驶员工作。
24.7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。
24.8 在装运整体重物时，严禁人货混载。
24.9 在厂(局）内的车辆速度应有明确的限制。
24.10叉车、翻斗车、起重车，除驾驶员、副驾驶员座位以外，任何位置在行驶中不得有人坐立。
24.11吊车、翻斗车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。 25防止重大环境污染事故
为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》以及《华北电力集团公司环境保护技术监督制度》， 提出以下重点要求:
25.1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。
25.1.1制定火力发电厂储灰场管理办法,并执行。
25.1.2对分区使用的灰场或在灰场采用外运方式进行综合利用的,必须制订防尘管理制度，建设必要的防尘设施，做好防尘工作，避免扬尘对周围环境造成污染。
25.1.3积极拓展粉煤灰的综合利用渠道,按集团公司要求完成粉煤灰综合利用 指标，努力提高粉煤灰综合利用量，减轻排灰对灰场的库容压力。
25.2新建火电厂 应严格执行环保“三同时”原则。新建成电厂应按废水零排放要求设计和建设灰水回收系统。新厂灰水设施投运前必须做灰管压力试验。 25.2.1新建火电厂应严格执行“三同时”原则。环保管理和技术监督部门应加强对新建电厂“三同时”的监督检查，没有达到“三同时”要求的不能投运。
25.2.2新建电厂应按废水零排放要求设计;应尽量采用干除灰和浓浆输灰方式。 对采用水力除灰的电厂，应建设灰水回收系统，并做好回收系统的防垢工作。
25.2.3新建火电厂灰水设施或新建除灰系统，投运前必须做压力试验，试验应有专题技术报告，并作为环保设施竣工验收的必备材料之一。
25.3应定期对灰坝及其排水设施进行检查。发现缺陷和隐患及早解决。
25.3.1火电厂应建立灰场（灰坝坝体）安全管理制度，应明确管理实施部门，安排专人按规定定期对灰场和排渗水设施进行巡检，汛期要加强灰场的管理工作，增加巡检频率，巡检要有情况记录，发现问题及时向上级部门反映，并提出处理方案。
25.4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（含支点及管桥）的状况等，防止管道断裂事故的发生。
25.4.1加强灰管日常管理工作，建立灰管定期检查制度(要求每季度检查及测试一次)。灰管、灰管接头、灰管焊接及灰管检修、检查应有技术档案，发现问题及时处理。 25.4.2对使用年限较长，灰管磨损严重的输灰管道，应进行翻管处理，以延长灰管使用寿命，防止灰管泄漏。
25.5﹑加强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。 25.5.1对除灰系统（含灰水回收及排放设施)应加强对如下参数的监测:泵运行的参数及时间、
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台数;灰水的排放量;灰水比等。
25.5.2加强输灰和灰水回收系统的运行管理，建立运行规程、做好运行记录、严格管理制度，确保系统的正常运行，安装了灰水浓缩池的电厂，应加强对浓缩池的运行管理，确保灰水浓缩后能达到设计标准。
25.5.3必须按《火电行业环境监测管理规定》的要求，对灰水进行监测，对出现的问题认真分析，积极采取措施，并做好记录。外排灰水达不到国家《污水综合排放标准》(GB8978—1996）的不能排放。
25.6已建电厂应做到废水集中处理。冲洗水应引入灰水前池，其它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。 25.6.1对废水（生产、生活废水）处理设施应制订严格的运行维护和检修规程以及各项管理制度，加强考核，确保废水设备投用率为100%。环境监测站每月定期对废水排放口污染物浓度、废水处理率、处理水量进行监测统计分析。
25.6.2禁止污染物超标排放，发现有废水污染物排放超标的现象，应提出紧急处理措施并进行处理。废水排放达标率≥98%。
25.6.3加强机组大修过程中的环保监督工作，防止工业废水污染物超标排放，尤其应杜绝油排入工业水系统和厂区雨水系统。一旦发现，必须立即采取措施进行处理。
25.6.4已建电厂要组织技术力量，积极开展用水、排水合理性的研究，做好水的重复利用和废水回收工作。提倡采用新技术，努力降低用水量，减少污水排放，积极推进废水集中处理。对集中处理的废水要尽量回收利用。
25.7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。处理的废液，必须经处理合格后方能排放。
25.7.1锅炉进行化学清洗时，电厂必须督促清洗单位提供可行的废水处理方案。
25.7.2清洗单位提供的废水处理方案必须经电厂环境保护专责工程师审批后方能实施。 25.7.3电厂环保专责必须监督废水处理方案的执行;检测站应做好排放废液的监测工作，确保处理废液达标排放。
25. 7.4废液处理完毕后，清洗单位应提供废液处理方案的执行报告。
25.8 努力提高除尘器的运行水平，严格执行电除尘运行维护导则。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。
25.8.1对电除尘器，应确保各电除尘器的电场投运率大于98%。当烟气排放不能满足国家排放标准时，需停机检修的，必须停机检修，达到排放要求后，方可投入运行。 25. 8.2电除尘器运行参数应保证在最佳范围。
25.8.3对除尘器应严格按照《华北电力集团公司环境保护技术监督制度》进行试验和考核。 25.8.4静电除尘器新建或改造工程完工，应进行除尘器性能试验，性能指标没有达到标准的，不得投入运行和验收。
25.8.5电除尘器的运行和维护必须严格按照《燃煤电厂电除尘器运行维护管理导则》DL461-92的要求执行。
25.8.6具有脱硫设施的火电厂，应严格运行制度，确保设施能正常投运。
25.9火电厂要定期进行可能会造成环境污染的事故预想和反事故操作演习，至少每年两次。 25.9.1针对本厂可能造成环境污染事故的设备及设施等进行事故预想，并做好反事故操作演习。此项工作至少每年两次。
25. 9．2加强化学药品、试剂的管理，对剧毒的药品、试剂应有使用制度，过期药品、试剂应集中处理，有剧毒的试剂在试验完成后不能随意倾倒，应单独处理销毁。
25. 9.3对储油罐、酸、碱储罐等对环境可能造成危害的储存容器，要定期进行安全性检查。制定防止爆裂及爆裂发生后的应对方案。
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25. 10 加强对环境保护知识的培训和宣传，提高环保意识。 25. 10.1每年“6.5”世界环境日，火电厂都应组织开展环保宣传活动，加大环保宣传教育力度。 25.10.2火电厂环保机构要建立健全责任制，环保领导小组要确实起到领导作用，健全环保监督网络，提高环保工作人员自身素质。
25. 10.3积极参加省公司组织的各类环境保护知识培训班。
25. 10.4 每年年初，针对本厂环保设施运行及管理人员，制定不得少于1次，有针对性的环保知识培训计划。采取走出去，请进来等各种方式保证培训计划的落实。
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