二十五项反措实施细则

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、防止火灾事故?????????????????????????. 1 2、防止电气误操作事故??????????????????????. 4 3、防止大容量锅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???????????????????. 11 6、防止锅炉炉膛爆炸事故?????????????????????. 13 7、防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故????????????????. 15 8、防止锅炉汽包满水和缺水事故??????????????????. 17 9、防止汽轮机超速和轴系断裂事故?????????????????. 19 10、防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故??????????????? 22 11、防止发电机损坏事故?????????????????????? 25 12、防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故???????????? 28 13、防止继电保护事故??????????????????????? 30 14、防止系统稳定破坏事故????????????????????? 35 15、防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故?????????????? 37 16、防止开关设备事故??????????????????????? 39 17、防止接地网事故???????????????????????? 41 18、防止污闪事故????????????????????????? 42 19、防止倒杆塔和断线事故????????????????????? 43 20、防止枢纽变电所全停事故???????????????????? 43 21、防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故??????????????? 46 22、防止人身伤亡事故??????????????????????? 47 23、防止全厂停电事故??????????????????????? 48 24、防止交通事故????????????????????????? 49 25、防止重大环境污染事故????????????????????? 50 红色为后加的条文内容 蓝色需要看是否符合风电项目

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》（DL 5027——1993）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范》（GB 50229——1996和《火力发电厂设计技术规程》（DL 5000－2000中的有关部分

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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。 l．1．1．1 300 MW及以上机组应采用满足GB 12666．5－90A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GB 12666．5－90A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。

1．1．1．5 控制电缆与动力电缆分开敷设，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路应保持足够的距离，控制电缆不小于0．5 m，动力电缆不小于l m。

1．1．2．1 磨煤机车间内架空的动力电缆和控制电缆，应分别敷设在密封防尘，带盖隔热的电缆槽桥内，并定期清扫飞粉积尘，以防煤灰粉尘自燃起火，烧坏电缆。 1．1．2．2 对于中贮式制粉系统，磨煤机的防爆门应尽量远离电缆桥架，防爆门设置方向不可正对着电缆桥架，以防万一制粉系统爆炸，引燃电缆。

1．1．3 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。

1．1．4 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。

1．1．5 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。

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、盘等处的所有电缆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，应及时恢复封堵。

1．1．8 电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷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。

1．1．11 建立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度。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。

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、燃煤储运车间内架空电缆上的粉尘应定期清扫。 l．l．12．1 建立健全电缆维护、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）和石棉纸垫。

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紧固完整，并包好铁皮。

1．2．4 禁止在油管道上进行焊接工作。在拆下的油管上进行焊接时，必须事先将管

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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上进行焊接工作。

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，则这些热体保温必须齐全，保温外面应包铁皮。

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5 m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，控制燃油温度和加热蒸汽温度。

1．3．2．2 加强对储油罐、油箱和加热蒸汽温度测量系统的维护，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。 1．3．4 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期限进行检查试验。 1．3．4．1 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，禁止存放易燃物品。

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，应杜绝明火。

1．4．2．1 在运行中的制粉系统管道上严禁动火，以防止制粉系统发生爆炸。 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，遇大源发生爆炸。

1．4．3 磨煤机出口温度和煤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，当温度异常升高时，应及时采取降温措施。 1．5 防止氢气系统爆炸着火。

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》（GB 4962——1985）。

1． 5． 2． 1 氢冷系统和制氢设备的氢气纯度合格率应保证 100％。采取提高氢气纯度下限值的办法来保证合格率100％。氢气纯度标准下限值为96％。如将下限控制

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值提高至一个期望值（如97%），这样，一旦纯度降到期望值，可立即查找原因，采取措施，进行处理，以避免纯度降至96％以下，处理不及，影响纯度合格率。

1．5．2．2 增加检测手段，保证纯度检测的准确性。确保发电机氢气纯度在线表连续运行、记录正常；按要求作好人工定期取样、分析，人工分析包括气体吸收法和离线仪表分析两种。三种检测方法同时准确监督，任一检测手段检出异常数据都必须认真查清原因。

1．5．2．3 加强监督管理。遇检测数据异常，要缩短检测周期，增加检测次数；落实责任，维护好在线仪表；加强运行、试验、维护人员培训，对纯度分析试验采用试验人员、班长、车间或专工的多级校验制度，确保分析无误。

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 防止输煤皮带着火。

1．6．1 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。 1．6．1．1 输煤皮带应定期进行轮换使用。

1．6．1．2 输煤皮带停用时，要将皮带上的煤走完以后再停，确保皮带上不存煤。 1．6．2 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。 1．6．3 燃用易自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、电缆排架等各处的积粉。

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。

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 严格执行北京大唐及上级的关于防止电气误操作的有关规定。 2．1．2 严禁非本班操作人、监护人、当班人员参加操作。

2．1．3 严格按照操作命令填写操作票。操作票由操作人填写，监护人和当值值长审核，特别复杂操作要经当值值长或变电站站长复审。

2．1．4 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，不允许解除防误闭锁装置。 2．2．l 调度命令应由有权接受调度命令的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 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

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目，防止空走程序而导致误操作。

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．l 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一次检查和维护，发现问题应按处缺程序办理。

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，应经有关主管领导批准。 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，功能齐全并经国家或行业鉴定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。 2．9 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。 3 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《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验规程》（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，并重点要来如下：

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。锅炉检验项目和程序按有关规定进行。

3．1．1 新建锅炉在制造及安装阶段进行安全性能检查。制造质量监检包括：设计和制造技术资料、锅筒、汽水分离器、联箱、受热面锅炉范围内管道阀门及附件、承重部件。锅炉监造应成立安全性能监督检验领导小组，对于产品到货后不便于进行内部检验的重大设备及具体特殊要求的设备，如汽包、联箱、锅水循环系等，应派人在制

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造厂进行现场进行监造和抽检；安装阶段检验范围包括：安装技术资料、锅筒及其内部装置、联箱、受热面、承重部件、锅炉范围内的管道阀门及附件、支吊架及膨胀系统的安装质量。安装阶段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、后质量监督检验。

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。在役锅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。检验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。 3．2 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 按《国家电力公司电站锅炉汽包水位测量系统配置、安装和使用若干规定》（国电发［2001]795号）文件的要求，锅炉汽包应配备2套就地水位表（其中一套可用电极式测量装置代替）和3套差压式水位测量装置。锅炉汽包水位的调节、报警和保护应分别取自3个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号，且该信号应进行压力、温度修正。

3．2．1．2 严格按照有关锅炉汽包水位测量装置及系统的安装、使用技术规定，对水位计、保护装置及其测量系统进行安装、检查、校对及维护，并制定相应规程及制度。测量或保护装置故障退出运行时，应严格执行工作票审批及限期恢复制度。 3．2．1．3 安全阀未经校验的锅炉在点火启动和在安全阀校验的过程中应有严格的防止超压措施，并在专人监督下实施。安全阀校验中，校验人员不得中途撤离现场。锅炉运行中禁止将安全阀及具有泄压保护功能的装置解列。

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，并制定相应的反事效措施。

3．2．2．1 加强运行管理，定期进行技术培训和考核，要求运行人员进行调峰工况运行分析、调整操作训练，熟悉机组变负荷特性，并做好事政预想。

3．2．3 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。

3．2．3，1 直流锅炉机组负荷不能低于最低循环流量，并应保证各循环回路流量分配均匀，合理控制煤水比，防止主、再热汽超温。

3．2．3．2 做好直流锅炉的燃烧调整工作，避免由于入炉燃料量不均、炉内局部结焦等造成炉内热负荷分配偏离设计状态，造成局部区域热负荷过高、相变点改变，导致受热面超温爆管。

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。

3．2．4．2 锅炉在超压水压试验和热态安全阀整定时，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，根据设备的具体枝术状况，经上级监察部门同意，可适当延长或缩短间隔时间。

3．2．4．4 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，

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过热器、再热器、省煤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）锅炉严重缺水后受热面大面积变形时；

（5）根据运行情况，使设备安全可象性受到影响时。

3．2．4．5 超压水压试验应根据《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612－1996）技术要求制定超压试验技术措施，经审查批准后执行。

3．2．4．6 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。安全阀一经校验合格应加锁或铅封；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。 3．2．4．7 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。

3．2．4．8 对于脉冲式安全门的校验，安全门校验时应在表盘上设立校验状态提示标志，安全门校验完毕后，应有系统恢复、检查和安全门的投运记录，检查完毕后方可在表盘上撤除校验状态标志，以防运行人员不了解安全门系统的实际状态而发生误操作。

3．2．4．9 检修过的安全阀及机组大修后必须进行安全阀校验。主安全阀每年应进行一次排汽试验，试验一般可安排在停炉前进行。对于采用液压助跳法整定的安全阀，应按有关规定，每个系统至少选择一个安全阀进行实启，以校验其整定值的准确性，并不断积累调校经验。

3．2．5 应保证在机组运行中锅炉各受热面管壁金属温度能够得到正确监测。

3．2．5．l 注意正确选择各受热面管壁温度测点布置，炉外壁温测点安装位置应根据锅炉受热面计算壁温、受热面使用管材、热负荷、介质温度等因素，选择管壁温度高的管圈的出口管段上。使用不同管材的同一片受热面，应根据上述因素分别装设相应的壁温监测点，并制定各自的允许使用温度。 3．2．5．2 壁温测点应正确安装。

（1）保证测温元件与测点处的管壁面良好接触。

（2）炉外壁温测点装好后，应对测温元件和测点处的管段进行局部保温。

3．2．6 在再热器未通汽时，炉膛出口烟温应小于厂家规定值。机组甩负荷后，严禁在旁路无法投入时采用不停炉的运行方式，以避免锅炉受热面干烧损坏。 3．3 防止设备大面积腐蚀。

3．3．1 严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（ GB121 45－1999）、《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，应投入凝结水精处理运行，保证凝结水精处理出水质量合格。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。阴树脂的再生剂宜采用高纯碱，提高树脂的再生度。注意凝结水混床和树脂捕捉器的完好性，防止凝结水精处理在运行过程中发生跑漏树脂。

3．3．2．2 凝结水精处理设备在机组带负荷运行阶段严禁全部退出运行。如遇系统故障必须退出运行，应该加强对凝结水水质的监督。如果精处理设备退出运行后导致给水质量劣化，则应按《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB／TI 2145－1999）

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中关于水汽质量劣化时的“三级”处理原则进行处理。

3．3．3 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。

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。锅炉点火后应进行热态冲洗，汽包锅炉进行炉内处理，通过排污尽快换水合格；直流锅炉应进行严格的热态冲洗，至炉水合格。

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 12．1条执行，严禁蒸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《大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、低加疏水质量。

3．3．3．5 加强补给水处理设备的运行监视，在制水周期的后期，加强出水的电导率及二氧化硅含量测试，严禁一级除盐或混床失效运行。禁止向锅炉补给不合格的除盐水。

3．3．3．6 加强补给水再生管理，严禁再生酸碱进入锅炉。

3．3．3．7 当水汽质量劣化时，严格按《大力发电厂水汽化学监督导则》（DL／T561－1995）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。在机组停运，循环水泵检修时，要做好凝汽器停运保护工作，尤其是钛管凝汽器、不锈钢管凝汽器。停运时间超过三天，要将循环水排净；停运时间超过一周以上，循环水排净后，还要用清水冲洗干净，并通风干燥。防止发生粘泥沉积、有机物兹生、氧的浓差腐蚀。 3．3．4．l 机组大修期间，必须按《大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600g／m2以上或锅炉化学清洗间隔年限超过12年时，应在大修期间进行化学清洗；对主蒸汽压力为5．88~12．64MPa，当锅炉结垢量达到400g／m2以上或锅炉化学清洗间隔年限超过10年时，应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，也应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。

3．3．5．l 对于长期燃用易产生高温腐蚀的煤种的锅炉，应在设计上和运行规程中考虑防止高温腐蚀的措施，必要时应进行合理的燃烧调整，防止火焰直接冲刷炉墙或炉内产生还原性气氛。

3．3．5．2 若锅炉改燃与设计煤种不同的煤时，应进行相应的试验研究工作。 3．3．6 安装或更新凝汽器铜管前，要对铜管全面进行探伤检查。 3．3．6．l 安装或更新凝汽器铜管前，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，以确保凝汽器铜管及胀管的质量。电厂应结合大修对凝汽器铜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要根据循环水的水质，通过试验，选用合理的循环水处理工艺，防止铜管腐蚀、结垢。钛管凝汽器、不锈钢管凝汽器也应认真做好监督管理工作，管内表面不应结垢、沉积粘泥、滋生有机物。

3．3．6．3 胶球清洗系统必须投运正常。要设专人负责，并制订有胶球系统投运规程。胶球投送数量应满足机组参数及股球系统运行方式要求，收球率应在90%以上。

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3．3．6．4 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，及时采取措施。当炉外管道有漏汽、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，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50kh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。进行外弧面测量，超声波探伤时，应无裂纹或其它缺陷，每次检验高温过热器出口导汽管50％，其他导汽管各1－2根。100kh后增加硬度和金相检验。 3．4．2．2 运行50kh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％。100kh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、减温水等小径管的管座焊缝、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100kh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，50k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》（ DL／T616—1997）的要求，对支吊架进行定期检查。对运行 100kh的主蒸汽管道、再热蒸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。

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3．4．5．4 主蒸汽管道、高低温再热蒸汽管道运行 30－40kh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病已录。

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80－120kh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；

（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否正常； （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。

3．4．5．6 膨胀指示器应完好，机组启动过程中应记录归档并进行分析。

3．4．6 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。

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．l 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。

3．4．9 加强焊工管理及完善焊接工艺质量和评定。杜绝无证（合过期证）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）》（DL5007-1992）有关规定。

3．4．9．1 在机组投产后的各次检修中，应逐步对制造和安装焊口进行检查，检修焊口应进行100％探伤检查。对检查中发现问题的及运行中发生过泄漏事故的，还应扩大检查范围，对检查中发现的缺陷应及时处理，同时做好检查和处理记录。

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 防止锅炉四管漏泄。

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 各电厂应按照《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》的要求，做好锅炉承压部件的防磨防爆管理工作。

3．5．1．2 凡发生四管爆漏后均要进行爆口宏观分析、金相检查和机械性能试验（爆口前后管段必要时也应分析），对于有管内结垢和管内外壁发生腐蚀的还应对垢和腐蚀产物进行化学成分分析，分析破坏的原因。

3．5．2 过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，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。

3．5．2．1 200MW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与水冷壁鳍片处焊缝受力过载拉裂而造成水冷壁泄漏。 3．5．4 加强蒸汽吹灰设备系统的维护及管理。

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3．5．1．1 在蒸汽吹灰系统投入正式运行前，应按照制造厂的说明书上规定的技术要求，对各吹灰器蒸汽喷嘴伸入炉内的实际位置及角度进行实际的测量、调整确定，并对每个吹灰器的吹灰压力进行实际整定，勿使吹灰压力过高。

3．5．4．2 运行中遇有吹灰器卡涩、进汽门关闭不严等问题，应通知维护人员及时将吹灰器退出并关闭手动进汽门，避免受热面被吹损。

3．5．4．3 检修时应加强对吹灰器行程经过区域内受热面管的壁面的吹损检查，如发现问题，应及时采取相应措施。

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，组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；200MW及以上机组的司炉须经模拟机培训，并考试合格。

3．7．1 对于采用集控方式运行的机组的主、副值班员应全面地掌握锅炉设备的运行特性及设备调整方式对设备安全性影响方面的知识，具备利用运行参数变化正确判断和处理锅炉事故的能力，防止由于运行人员的错误判断和处理造成事故扩大和重大事故的发生。

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《压力容器安全技术监察程》、《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： 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，确保在任何工况下压力容器不超压、超温运行。 4．1．1．1 必须为每台压力容器建立相应的技术档案，对定期的检查、校验进行记录备案。

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。安全阀的检验应有专责工程师在场，并预先有相应的检验措施。

4．1．2．3 安全阀的排汽管设置正确，并有可靠的支吊装置，应注意排汽管的膨胀连接部位的插接深度，防止排汽管膨胀活节在安全阀起座时脱离，造成事故。排汽管底部的疏水管上不应装设阀门、并已接到安全排放地点，安全阀排汽管疏水管必须有一定的坡度，以利于安全阀排汽形成的疏水顺畅排出，以防止排汽管积水在冬季冻结而堵塞。每支安全阀需单独装设一个排汽管。 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规程要求。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［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。

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4．1．4．1 压力式除氧器应采用全启式弹簧安全阀，每台除氧器配置的安全阀不少于两只，应分别装在除氧头和给水箱上。安全阀的总排放量不应小于除氧器的最大进汽量。对于设计压力低于常用最大抽汽压力的定压运行除氧器，安全阀的总排放量不小于除氧器额定进汽量的2．5倍。对于设计压力高于常用最大抽汽压力的滑压或定压运行的除氧器，安全阀的总排汽量不应小于除氧器额定进汽量。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；

4．1．4．3 除氧器应该设有压力高保护、水位高保护。应建立定期校验水位、压力表计的制度。定压运行的除氧器应能通过加热蒸汽压力调节实现压力自动调节，并具有压力高、低压力报警信号。滑压运行除氧器也应具有高、低压力报警信号。

4．1．4．4 进行除氧器的汽源切换或投入高压加热器、汽机门杆漏汽时应严密监视除氧器压力，防止设备超压。

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、防止制氢设备系统爆炸。

4．2．1．1 制氢系统的车间应按规定建造，应该有完备的通风、排放系统，防静电系统。

4．2．2 对制氧系统及氢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《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL61—1996）的规定，实行定期检验制度。 4．3．1 火电厂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。

4．3．2 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。

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超压水压试验，耐压水压试验确认合格后才能启用： （1）用焊接方法进行过大面积修理；

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（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”和制造厂所在地锅炉压力容器监测机构签发发“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。

4．3．4．1 电厂应与制造厂签订枝术协议，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。

4．3．4．2 新购除氧器壳体材料宜采用 20G或20R，不宜采用 16Mn或Q235。

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按报废处理。 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 2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，应缩短内部、外部检验时间间隔：

（l）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上级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，并在该中心备案，但不宜超过一年。 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。不按规定检验、叫区注册的压力容器，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。 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。

5．2．l 机组调试阶段吸风机、送风机、一次风机首次试运前，或机组烟风系统检修后首次启动前，应彻底检查清理炉膛、风道和烟道，防止杂物积聚在空预器换热元件表面上或缝隙中。

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

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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喷淋水管，喷淋面积应覆盖整个受热面。

5．3．1 在机组招投标和技术条件生成阶段，就必须注意审查设计方案，对于已投产的机组，也应审查有关空气预热器的热控逻辑和联锁、吹灰方式和吹灰器的布置、吹灰汽源、水冲洗系统、着火报警系统及隔离档板性能等是否全面、合理，如果有缺陷，应尽早进行更改。

5．3．2 必须做好吹灰系统、冲洗系统、消防系统调试、维护和检修工作，应检查吹灰、冲洗、消防喷头是否有死角，是否有堵塞问题并及时处理。有关空气预热器的所有系统都必须在锅炉首次点火前（或者机组检修后启动前）达到投用状态。

5．3．3 回转式空气预热器应设有独立的主辅电机、盘车装置及烟气挡板联锁保护。 5．3．4 回转式空气预热器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。

5．3．5 回转式空气预热器应设有完整的吹灰器，并可以保证在锅炉任何负荷下均可投入，从而确保回转式空气预热器换热面清洁。

5．3．6 在吹灰条件和逻辑中，应该有蒸汽温度的测点和限制条件，吹灰蒸汽压力和温度定值必须合理，以确保吹灰蒸汽过热度和吹灰效果。

5．4 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。 5．4．1 锅炉首次点火前或油枪检修后，应检查和确定高能点火器、油枪的最佳位置，并固定好，保证推进、退出正常、到位。

5．4．2 新建机组油系统应吹扫干净，并按要求进行油循环，从而清除杂质，防止油枪头堵塞，保证雾化质量。

5．4．3 油枪头部各元件要按要求组装好并拧紧，防止漏油和雾化不良。

5．5 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。

5．5．1 锅炉每次点火时，应加强就地看火，及时对油枪进行燃烧调整，合理调整油压、油温、雾化介质压力、配风等参数，确保油枪雾化良好，燃烧完全。在冷态点火时，可以通过投入暖风器等手段，尽可能提高风温，使油燃烧达到最佳效果，保证油燃烧完全、防止生成碳黑，从而避免油及碳黑进入锅炉尾部，积存在回转空气预热器的蓄热元件上。

5．5．2 当煤、油混烧时，要防止出现燃烧器超出力和配风不足，否则会造成燃烧不完全，从而使未燃烬的油或碳黑进入锅炉尾部。 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。

5．6．1 采用介质雾化时，应重视蒸汽或压缩空气系统的运行情况，保证雾化介质的压力和温度在规定值内。

5．6．2 应有可靠的雾化介质压力低或燃油压力低保护。

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。

5． 7． 1 回转式空气预热器在停止时可以程控隔绝，机组启动前应做好空气预热器及其烟风挡板有关联锁、保护、信号的传动检查工作。

5．7．2 回转式空气预热器应设置可靠的火灾报警系统，并做好着火报警的定值和回路检查传动工作。

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 每次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。

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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，每次锅炉点火前必须进行短时间启动试验，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 若发现回转式空气预热器停转，立即将其隔绝，投入消防蒸汽和盘车装置。若挡板隔绝不严或转子盘不动，应立即停炉。

5．10．1 若回转式空气预热器未设出入口烟／风挡板，发现回转式空气预热器停转，应立即停炉。 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。

5．11．l 空气预热器吹灰如果采用辅汽汽源，必须重视吹灰汽源参数，其温度和压力必须满足规定值，否则不但达不到吹灰效果，反而会困为吹灰蒸汽带水造成蓄热元件堵塞。

5．11．2 按厂家要求合理调整空预器吹灰汽源压力基地调节机构压力设定值及吹灰器本体调压阀行程，确保吹灰器阀后压力达到规定值。

5．11．3 基建调试期间，或者机组启动期间及其它燃烧不好的情况下，应加强空预器吹灰。 5．12 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。 5．13 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。

5．13．l 对空气预热器的水冲洗应按照厂家的要求进行。

5．13．2 水冲洗系统要保证其喷头能够可靠冲洗到全部蓄热元件，而且为了保证冲洗效果，必须有充分的冲洗水量，合适的流速，适当的冲洗水温度和必要的加药；为了保护设备，同时也是环境保护的需要，还必须考虑空气预热器及烟风道的排水、冲洗水的收集、集中处理及排放。

5．13．3 冲洗前，应将冲洗水加热到70－8 0 ℃，并进行加药，控制好加药浓度和冲洗水PH值。

5．13．4 水冲洗一般安排在停炉以后。在空气预热器入口烟温降低到200℃以下时按照有关规程或既定方案进行冲洗，整个冲洗过程中，应保持转子始终处于转动状态，低转速转动，这样在提高冲洗效果的同时，还可以减少转子带水。冲洗时间和水量应充分，冲洗到排水清洁、冲洗水和排水PH值一致时，停止碱洗，再用清水冲洗干净。 5．13．5 在进行回转空气预热器冲洗之前，必须进行充分准备和组织，必须一次冲洗彻底，否则，即使干燥后，其残留物亦会从空气中吸收水分，对蓄热元件造成腐蚀，损害空气预热器，从而引发再次积垢和堵塞。

5．13．6 冲洗完成后，应及时进行干燥，干燥有自然干燥和通风快速干燥两种方法。自然干燥法是打开空气预热器热端烟气侧人孔和冷端空气挡板进行自然通风，这种方法一般在环境温度较高情况下使用；通风快速干燥法是在通过转子自然淋水后，打开空气预热器的所有烟风挡板，启动风机，并投入暖风器尽可能提高空气预热器的入口风温，以实现快速干燥。对于这种方法，在空气预热器的风量测量装置投入以前，必须吹扫有关仪表管线，预防存水堵塞。

5．13．7 干燥完成后，应从冷端人孔检查空气预热器的蓄热元件，确认是否干燥彻底。

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《大型锅炉燃烧管理的若干规定》、《火电厂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。

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6．1．1 根据《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，应包括煤质监督、混配煤。燃烧调整、低负荷运行等内容，并严格执行。

6．1．1．1 加强定期技术培训和考核，要求运行人员进行运行分析、调整操作训练，熟悉机组系统、设备性能及有关标准、规程和措施。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。

6．1．1．2 有关规程和措施应不断更新、完善，定期进行修订；使之全面、科学、可操作性强。

6．1．1．3 锅炉灭火跳闸后，应按规定进行吹扫，严禁未经吹扫强行点火。

6．1．1．4 应制订有关炉膛安全保护装置和监测设备等的定期检查、校验、维护制度和保护退停审批、限期恢复制度。

6．1．1．5 直吹式制粉系统停运或中贮式给粉机停运，应按运行规程进行系统吹扫，防止再次启动时，使大量煤粉进入炉膛，造成炉膛爆燃现象发生。

6． 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运行人员，作好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。

6．1．2．1 每天对入炉煤均应进行煤质分析，并及时将煤质情况通知运行人员。 6．1．2．2 建立燃煤的监督、混配煤管理和煤质分析制度。

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。机组低负荷运行期间应特别重视煤质变化，加强燃烧调整，保证燃烧效率。

6．1．2．4 保证机组低负荷运行期间应特别重视煤质变化，加强燃烧调整，保证燃烧效率。

6．1．3 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，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 燃烧器改造前应组织充分的技术论证。

6．1．3．2 燃烧器改造后，应进行燃烧调整试验，以确定机组深度调峰能力，制定锅炉低负荷燃烧调整及运行控制的措施。

6．1．3．3 改烧煤种之前，应进行技术论证。

6．l．3．4电厂应建立不同煤质情况下的燃烧运行卡。

6．1．3．4 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。

6．1．4．l 运行中加强炉膛负压的监视，当煤质低劣、负荷过低、煤质潮湿等原因造成燃烧不稳，负压波动较大时，应及时采取投油助燃等稳燃措施。

6．1．4．2 锅炉灭火后，在重新点火前一定要进行炉膛的吹扫，将积存在炉膛和烟道内的可燃气体清除掉，并防止燃料进入炉膛和烟道内。吹扫空气量一般为额定负荷空气量的25一30％，吹扫时间必须连续保持不少于5分钟，保证吹扫彻底。禁止随意取消吹扫或者缩短吹扫时间、进行旁路点火或爆燃法恢复燃烧。

6．1．4．3 重新点火后，在加负荷或投粉时油枪燃烧必须正常，并有专人监视着火情况，发现煤粉喷入炉膛后不着火时，必须立即停止投粉，先将油枪调整好，待燃烧稳定后再进行投粉。

6．1．4．4 若锅炉点火不成功，应及时查找原因，不盲目重复点火，不允许采取不正常手段，进行短路操作。

6．1．4．5 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或风速过高燃烧不稳而造成锅炉熄火。

6．1．4．6 燃烧煤质变化频繁时，应加强燃烧监视，特别是炉膛负压及火检信号的

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监视，及时作好燃烧调整。

6．1．4．7 当某只燃烧器连续数次投不上时，应立即停止，未查明原因，严禁继续试投。

6．1．5 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。 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。保持各火焰探头冷却风量的均衡分配，尤其是离冷却风机最远的火焰探头，其冷却风量不应少于火焰探头制造厂所要求的值。

6．1．5．2 定期对火焰探头进行检查，并对炉膛负压管路进行吹扫。 6．1．5．3 有条件的应增加火焰电视设备。

6．1．5．4 炉膛压力取样测点安装部位应合理，符合要求。

6．1．5．5 炉膛压力高、低保护定值的确定应综合考虑炉膛防爆能力和锅炉正常燃烧要求。

6．1．5．6 火检探头测点安装部位应合理，保证位置正确。

6．1．6 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，并事先作好安全措施。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。

6．1．6．l 灭火保护装置若发生故障，必须开具工作票经，总工程师批准后迅速处理。被迫退出运行的，必须采取相应的安全措施，并在 2 4小时内恢复，否则应立即停机、停炉处理。

6．1．6．2 建立设备定期倒换制度，定期进行工作火焰探头冷却风机和备用火焰探头冷却风机倒换运行，并定期检查低风压自启动功能，以确保备用火焰探头冷却风机始终处于良好状态。

6．1．6．3 应确保火焰探头冷却风机一台运行，一台备用。当两台冷却风机同时运行，才能维持所需冷却风风压和风量时，应考虑冷却风机增容。

6．1．6．4 对于采用以给煤机（或给粉机）启停作为火焰信号存在与否的旁证系统，则必须确保给煤机（或给粉机）磁力启闭器工作电源的可靠性，应采用双路供电自动切换、不间断的电源系统，以防瞬间失电，误发炉膛灭火跳闸。 6．1．7 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。

6．1．7．l 对于中间储仓式制粉系统，应进行给粉机特性试验，以确定最佳调节范围，防止给粉不均或给粉自流。

6．1．7．2 对于直吹式制粉系统，应进行一次风调平试验，以确保同层各一次风喷口风粉分配均匀性。

6．1．8 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。 6．1．8．l 每次启动前应做油系统泄漏试验。

6．1．8．2 加强油枪的检查和维护，保证能够随时正常投用，严密不漏油。

6．1．8．3 油枪点火时，应尽量缩短点火时间，一般点油枪时如在10s内未能点燃，应立即切断油源。查明原因、经调整后重新点燃。

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管理。 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，如发现泄漏，应立即处理。 6．1．9．3 在锅炉运行过程中，应加强对燃气系统的巡视检查。 6．l．9．4 燃气系统范围内，应有“严禁烟火’的警示牌。 6．2 防止严重结焦。

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6．2．1 采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。 6．2．1．1 为防止锅炉严重结焦，应加强电厂入厂煤的分析及管理。

6．2．1．2 应加强入炉燃煤管理和煤质分析，发现易结焦煤质时，及时通知运行人员。

6．2．1．3 加强运行培训和考核，使运行人员了解防治炉膛结焦的要素，熟悉燃烧调整手段，避免锅炉高负荷工况下缺氧燃烧。

6．2．1．4 加强氧量计、风量测量装置及二次风门等锅炉燃烧监视调整重要设备的管理与维护，形成定期校验制度，以确保其指示准确，动作正确，避免在炉内形成整体或局部还原性气氛，从而加剧炉膛结焦。

6．2．1．5 重视锅炉燃烧器的安装、检修和维护，保留必要的安装记录，确保安装角度正确，避免一次风射流偏斜产生贴壁气流。必要时应进行冷态炉膛空气动力场试验，以检查燃烧器安装角度是否正确。

6．2．2 运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及时处理。 6．2．2．1 发现有结焦情况，应及时查找原因，进行分析，采取措施减轻直至消除结焦现象。必要时应进行专项燃烧调整试验，找出原因对症处理。

6．2．2．2 若发现有大焦、塔焦影响安全运行时，严禁运行中打焦，应立即停炉处理。

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。 6．2．3．1 加强吹灰器系统的检修和设备维护，从而保证其正常、有效的投运。 6．2．3．2 吹灰蒸汽压力和温度定值必须满足厂家要求，以确保吹灰蒸汽过热度和吹灰效果。

6．2．3．3 电厂应制定严格的吹灰系统设备维护及运行管理规章制度，并坚决执行。 6．2．4 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。 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 锅炉正常运行期间，应执行粉仓定期降粉制度，降粉周期及降粉幅度列入运行规程。正常停炉前根据煤质及停炉时间，确定是否粉仓烧空。一般超过三天时应将粉仓烧空，并制定粉仓烧空的专项措施。

7．1．1．2 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。 7．1．1．3 大小修时应进行粉仓的清理工作，并检查粉仓的严密性及有无死角，消除粉仓的漏风及积粉死角。

7．1．1．4 严格规定并执行对木屑分离器的清理制度。

7．1．2 根据煤种控制磨煤机出口温度，制粉系统停止后，对输粉管道要充分进行抽粉；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，特别是在磨煤机启动暖磨和停止过程中吹扫抽粉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，应避免煤粉结块而致使给粉机下粉不畅，从而影响燃烧稳定性。

7．1．3 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，发现异常及时处理。

7．1．4 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。

7．1．4．1 应保证制粉系统及粉仓的严密性；制粉系统及粉仓设有消防装置，并能

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正常投入使用。

7．1．4．2 每次机组大修应对灭火装置进行检修。

7．1．4．3 往粉仓外排粉时，应充分作好防火准备，防止煤粉自燃引起煤粉着火爆炸。

7．1．5 根据粗仓的结构特点，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。

7．1．5．1 粉仓温度测点的数量和安装位置要作施工设计，一般可考虑设在四角，距仓顶不同高度上分别布置测点。

7．l．5．2 锅炉停运后，应有专人监视粉仓温度值。

7．1．5．3 每次机组大修时应对粉仓温度测点进行校验。

7．l．5．4 正常运行期间，温度测点如出现坏值或测量不准时，应及时采取措施查找原因，保证其正确性。

7．1．6 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，杭爆能力应符合规程要求。

7．1．6．1 制粉系统的热风门必须设计为可以确保严密关闭的阀门或挡板。直吹式制粉系统应在磨煤机出口配有快速隔断阀。

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，应达到防爆规程规定的抗爆强度。 7．1．8 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它隔离措施。以避免危及人身安全、损坏设备和烧损电缆。

7．1．8．1 每次机组检修应对防爆门进行检查。

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，特别要注意仓顶板KK大梁搁置部位有无积粉死角。

7．1．9．l 煤仓的管理：大修停炉前，应提早安排将煤仓的原煤磨空，防止煤仓中长时间积煤自燃，并进行清理工作。备用磨煤机应安排定期运转，避免原煤仓的原煤长期存放。

7．1．9．2 定期对制粉系统中可能存在积粉的设备及管道进行检查，并及时处理及改进，防止积粉的产生。

7．1．9．3 制粉设备磨损后检修中，宜采用挖补方法，不能采用贴补方法，以防止夹层积粉自燃。

7．1．9．4 加强对锁气器的检查，保证锁气器动作正常。

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．l 绞龙使用后，应及时清理积粉，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，采取针对性措施消除积粉。必要时可改造管路。

7．1．12 输煤系统应加强三块（铁块、木块和石块）分离的管理，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，防止石子煤着火。

7．1．14 磨煤机的充惰系统应做好暖管及疏水工作，并保证随时可投入。对于中速磨煤机，应加强充惰的管理，在磨煤机启动前及停止时应进行一定时间的充惰。 7．1．15 钢球磨煤机的空转时间不宜过长。磨煤机加钢球应在磨煤机稳定运行时进行，不可在锅炉运行而磨煤机停运期间加钢球。

7．1．16 制粉系统的设备，当存在一台以上同种设备时，应制定设备的定期轮换制度并确保执行，杜绝备用设备长期停运。

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7．1．17 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。磨煤机出口的阀门开关应灵活，且应能快速关闭。

7．1．18 制粉系统的所有风压、风量及温度测点应定期检查校验，要求表盘指示准确，确保提供真实可靠的运行监控数据。

7．1．19 禁止在磨煤机运行时进行动火工作，在磨煤机停运时若进行动火工作，应作好可靠的安全措施。

7．1．20 对制粉系统的温度及风量控制应加强监视，按所使用煤种将其控制在合理的范围内。

7．1．21 制粉系统的启停应严格按照相关运行规程和措施进行。并根据实际出现的问题或设备改进及时修订有关措施和运行规程。

7．1．22 制粉系统的连锁保护必须正常投入，特别是当磨煤机跳闸时，必须检查给煤机是否正常联跳。

7．1．22．l 制粉系统的联锁及保护应定期进行试验传动检查，必须保证动作的正确性。

7．1．23 定期对煤粉细度进行测量，必要时进行调整，保证细度合理。 7．2 防止煤尘爆炸

7．2．1 消除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）。

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，如发现有漏风、漏粉现象要及时消除。

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。水位计的配置应采用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。

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须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2 5 mm。

8．2．4 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。

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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．l 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．l 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。

8．3．2 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。

8．3．2．1 过热器出口压力为13．5MPa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。

8．3．2．2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） 16.14~17.65 17.66~18.39 18.40~19.60 △h（mm） -76 -102 -150 8．4．l 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。 8．4．2 表8－l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 13．5 MPa及以上锅炉，在确保水位测量取样扎、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

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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，但最多不能超过 24 h，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）。当二点故障超过4h时，应立即停止该炉水循环系的运行。 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

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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．l 主汽门及调速汽门关闭严密，关闭过程迅速且无卡涩。汽门严密性及关闭时间符合设计或《汽轮机调节控制系统试验导则》（DL-T 711－19 9 9）的要求。 9．1．1．2 抽汽逆止门关闭严密，关闭过程迅速无卡涩。操纵机构的动做时间符合甩负荷试验导则要求。

9．1．1．3 调节系统迟缓率及速度变动率符合《汽轮机调节控制系统试验导则》（DL-T711—1999）的要求。

9．1．1．4 调节系统超速限制功能应按设计标准正确动作，作用时间合理。

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 新安装的机组或机组大修后、危急保安器解体和调整后、机组停机一个月以后再次启动时、机组进行甩负荷试验前，均应做超速试验。

9．1．2．2 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。

9．1．2．3 对设计有电超速保护的机组，和机械超速同时进行实动试验，保证其动作转速符合有关技术要求，不能进行实动试验则进行模拟试验。机组小修后，电超速保护系统应进行模拟试验。机组运行期间电超速保护必须正常投入。 9．1．2．4 对没有电超速保护的机组，应加装电超速保护。

9．1．2．5 给水泵汽轮机大修后、危急保安器解体或调整后应做超速试验。

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。

9．1．4 透平油和杭燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组启动。

9．1．4．1 加强汽轮机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 汽封间隙应按质量标准调整，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。主油箱上应加装U形管监测负压。

9．1．4．5 机组运行期间，汽轮机油净化装置、抗燃油再生过滤装置，必须投入连续运行。

9．1．4．6 机组大修或调速系统有检修工作后，要求油质合格后方能进入调速系统。 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．l．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，冷态间隙按进行过热态间隙校合后的数据进行调整，以防热态下调节汽门关闭不严。

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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。防止机组甩负荷后，调节在OSP或OPC复位后异常开启。

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。 9．1．6．1 汽轮机跳闸时，发电机的程序逆功率保护不应有时间滞后。

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。

9．1．7．2 旁路管道设计应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发电机组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．l 机组进行甩负荷试验前应按照甩负荷试验导则制定严格的试验方案和安全措施。

9．l．11．2 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。

9．1．11．3 机组大修后应进行模拟甩负荷试验。

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 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。

9．l．12．2 机组正常运行中，每2000小时进行一次危急保安器注油试验，注油试验不合格时，应及时处理。

9．1．12．3 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，严禁机组在汽水品质不符合要求下长期运行。

9．l．12．4 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。

9．1．12．5 主汽门、调节汽门卡涩不能及时消除时，必须停机处理。 9．1．12．6 汽门严密性试验不合格的机组，禁止投入运行。 9．l．12．7 各抽汽逆止 门的动作应灵活可靠、关闭严密。 9．1．12．8 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。

9．1．13 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。

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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／汽轮机油的油质管理和监督，严防不合格的抗燃油／汽轮机油进入液压部套。 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．l 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．l 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．l．2 0．1 应定期检查各调门电液伺服阀的方向偏置电流（即调门在中间某一稳定位置时的伺服电流或线包端电压），做好记录并和历史数据进行对比。偏置电流异常时应进行分析、调整，防止电液伺服阀卡涩或DEH失电时调节汽门异常开启。

9．1．2 0．2 定期检修时应检查 DEH调节过程的响应时间和调频死区，确认调门的动作滞后时间不大于 0． 2秒，一次调频死区不大于±2r／min。 9．2防止轴系断裂

9．2．1 机组主铺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．l 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

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硬度试验。

9．2．3．1 对汽轮机及发电机转子的变径处用放大镜及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，应对轴颈进行无损检测，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、风扇时固定螺丝、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。

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 每次大修中应检查并详细记录隔板变形量。

9．2．7．4 加强运行管理，保持机组按正常真空运行，防止真空超标造成末级叶片过负荷。

9．2．7．5 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。

9．2．7．6 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．l 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、基建火字 64号］等有关规定，并提出以下重点要求：

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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。

10．1．1．2 大轴弯曲表测点安装位置的原始晃动值（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植，以及相应的油温和顶轴油压。 10．1．1．5 正常停机过程的情走曲线，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情走曲线。

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。

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。

10．1．1．10．1 系统改造后必须以书面形式通知与此有关的生产人员，并应尽快修改相应系统图。

10．1．1．10．2 当发现汽轮机转子晃度累计增大时应尽快查明原因，并检查每级晃度值。

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 大轴晃动植不应超过制造厂的规定值或原始值的士 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 主蒸汽与再热蒸汽左右两侧的温差符合运行规程。

10．l．2．4．2 对于高、中压合缸机组主汽温度不低于再热蒸汽温度28℃，半负荷时，再热蒸汽温度不低于主汽温度42℃，空负荷时可放宽到167℃。 10．1．2．4．3 汽缸主要金属温度测点工作正常，测点不全禁止起动。 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，不得少干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，羌闭汽缸疏水，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 ℃。当正常盘车盘不动时，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，并与正常停机记录进行比较，若有异

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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．l．3．6．1 汽封温度测点应靠近轴封处，以便正确反映轴封供汽温度。

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。

10．1．3．11 当机组停机而给水泵未停时，应注意高挑减温水泄露且经过高挑返回高压缸。

10．1．4 发生下列情况之一，应立即打闸停机。

10．1．4．1 机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过 0.03mm。

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0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0．260m应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.015mm

或相对钢振动突然变化土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℃。 10．1．5 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加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φ76mm。 10．1．6．1 疏水系统中不能出现积存疏水的死点，疏水系统最低点应加装自动疏水器。

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、低压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作并且也可根据疏水水位自动开启。

10．1．9．l 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．l．13．l 锅炉水压试验与汽机调速系统静态试验不得同时进行。

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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。

10．2．4．l 机组大小修后及轴承进行检修后，应记录顶轴油泵开启后各轴瓦处转子的顶起高度。更换轴瓦前应严格对新瓦探伤检查。

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。

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》（GBlll20－89）进行分析。 10．2．7．3 当汽轮机油装入系统后进行系统冲洗，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 运行中加强对汽轮机油油温的控制，防止超温运行。

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 机组配备的汽轮机油滤油机应在线连续投入运行。

10．2．7．8 汽封间隙应按质量标准调整，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。

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．l 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。

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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 检修中应注意主油系出口逆止门的状态，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］、《关于转发四万千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》（国电发［1999］579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 2 0 0MW及以上容量的发电机，在新机安装和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，以掌握发电机的状态变化。发现问题应按DL／T 7 3 5《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．l．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，但改造的具体方案应由电厂会同科研、制造部门的有关专家先期进行可行性论证。对于虽然试验结果不合格经论证暂不进行改造的机组，建议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 严格控制氧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．l 认真执行DL／T651《氢冷发电机氢气湿度技术要求》，控制发电机内氢气温度保持在机内压力下露点温度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。

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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。 11．3．1．1 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。

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8K或定子线棒引水管出水温差达8K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14K或定子引水管出水温差达12K，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，采取内冷水箱充氮措施，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瑞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 QFSZ－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、轴预不大干 23104T，其他部件小干103104T。

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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／T 8446《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。当内冷水箱内的含氧量达到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。

11．5．3．1 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），有条件的应在氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内等地方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．l 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

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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。 11．8 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捧出口风温差达到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11一1规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表11一1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宜投跳闸。 表11—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2.5） 18~22 300~600 1 11．10．1 100兆瓦及以上容量的机组应尽可能装设 100％定子接地保护， 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，但应尽快转移负荷，安排停机。 11．10．2 用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次侧接地点宜在定子接地保护相内一点接地。

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 有进相运行工况的发电机，其低励限制的定值应在制造厂给定的容许值和保持发电机静稳定的范围内，并定期校验。

11．13．1．1 有进相运行方式的发电机，应由试验单位协助进行进相试验，以此确定进相深度。调整和检验其低励限制的定值，机组低励限制和保护定值应满足系统进相运行的要求 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。

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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。

11．13．5．1 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。

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 2 00MW 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／T 655一1998）、《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》（DL／T 657一1998）、《火力发电厂顺序控制系统在线验收

测试规程》（DL／T 658－1998）、《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》（DL／T659一1998）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。

12．1．1 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 I／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 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。

12．1．2．4 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/O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 5 ms（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。

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12．l．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，应尽快建立独立的声光报警。

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．l 重要操作按钮至少包括紧急停机按钮、紧急停炉按钮、交流润滑油泵后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。 12．2 DCS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．l．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，苦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，必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施。

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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。

12．3．1 DCS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。 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免性。

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土 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 h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》（GB14285－1993）、《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》、《3～110 kV电网继

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电保护装置运行整定规程》（DL／T 584——1995）、《220～500 kV电网继电保护装置运行整定规程》（DL／T 559——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）、《电力系统继电保护及安全自动装置反事效措施要点》、《电力系统继电保护和安全自动装置运行评价规程》（DL／T 623——1997）及相关规程，提出以下重点要求：

13．1 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。

13．2要认真贯彻各项规章制度及反事放措施，严格执行各项安全措施，防止继电保护“三误”事故的发生。

13． 2． l各单位均要建立健全继电保护专业的各项规章制度，并自觉、认真贯彻执行，使各项工作行为做到规范化、制度化。

13．2．2 继电保护定值必须根据有关规程进行认真的整定计算，经审核后以正式定值单的形式下达，继电保护装置应按照定值单要求进行整定，并利用实际通电的方式进行验证。保护装置须由调度值班人员与现场运行人员对定值单执行情况核对无误后方可投入运行。

13．2．3 继电保护现场工作中必须严格执行《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）、《继电保护及电网安全自动装置现场工作保安规定》等规程规定。各运行单位必须针对所维护的每一套继电保护和安全自动装置，根据现场的实际接线，及时编制、完善继电保护检修处缺工作典型安全措施票，并纳入计算机管理，用以指导继电保护人员在现场工作中制定完善的安全措施，避免丢项漏项。通过有秩序的工作和严格的技术监督，杜绝人为责任造成的“误碰、误整定、误接线”事故。

13．2．4 继电保护、安全自动装置及其二次回路的调试、校验，必须按照规定的项目和规程进行，并有正式书面报告备查。各单位应根据本单位的实际情况，制订、完善继电保护、安全自动装置及其二次回路安装、调试与定期检验的工艺流程和验收条例（大纲），确保继电保护装置安装、调试与检验的质量符合相关规程和技术标准的要求。

13．2．5 各单位必须根据本单位设备情况制定相应的现场运行规程，以指导现场运行人员的操作及监视工作。现场运行规程中应包括装置的基本原理、操作方法、异常情况简单处理、当被保护设备发生故障时继电保护及安全自动装置的动作行为，以及装置正常、异常、动作后的信号指示和报告内容的含义等。

13．2．6 已投入运行的继电保护、安全自动装置及其二次回路，必须做到“图纸实物相符”。任何改动必须有正式的文字记录，注明改动原因、审核人、批准人以及改动前后的具体情况并存档备查。

13．2．7 在交流电压回路、断路器失灵保护、母线差动保护、远跳、远切、联切回路以及“和电流”等接线方式有关的二次回路上工作时，以及在一个半断路器接线方式的变电站设备检修而相邻断路器仍需运行时，应特别认真做好安全隔离措施。 13．2．8 所有的差动保护（母线、变压器、发电机的纵、横差等）在投入运行前，除测定相回路和差回路的电流外，还必须测量各中性线的不平衡电流、电压，以保证保护装置和二次回路接线的正确性。

13．2．9 强化对故障录波器的管理工作，充分利用故障录波手段，加强对继电保护装置的运行分析，从中找出薄弱环节、事故隐患，及时采取有效对策。

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运行规程，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

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生。

13．3．1 各单位继电保护部门在进行继电保护整定计算时，必须严格执行有关继电保护整定规程，根据电网结构的变化及上级调度部门下发的综合电抗进行计算，并编制相应的继电保护整定方案和调度运行说明（或细则），经主管领导批准后执行。 13．3．2 不符合国家和电力行业相关标准的和未取得成功运行经验的继电保护产品不允许入网运行。

13．3．3 选用新原理、新技术的继电保护设备时，必须是经过技术鉴定的产品（首次选用的进口保护装置必须通过原电力部指定单位的动模试验），经过有关专家论证符合电网和电厂的配置原则和使用要求，并进行必要的试验，同时上报主管领导批准。 13．3．4 新型继电保护装置进入电厂试运行，应经所在单位领导同意；报上一级部门同意；安监部门备案；并做好事故预想。对试运行的整体情况应予以认真监视。 13．3．5 在厂内首次使用的新型继电保护装置，在投运后3个月内应由相关部门组织编写检验规程，必要时进行典型试验。

13．3．6 电网结构或运行方式发生较大变化时，继电保护整定计算人员应对现有运行保护装置的定值进行核查计算，不满足要求的保护定值应限期进行调整。安排运行方式时，应考虑系统运行方式变化对继电保护带来的不利影响，尽量避免继电保护定值所不适应的临时性变化。

13．3．7 认真做好继电保护、安全自动装置及其相关回路的定期校验工作，严格执行《继电保护及安全自动装置检验条例》及有关规程规定，进一步提高校验质量，做到不超周期、不甩项、漏项。

13．3．8 加强线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵等重要保护的运行维护，坚持继电保护设备的24小时消缺制度。各运行单位须进一步加强对继电保护、安全自动装置及其相关回路异常处缺工作的重视程度，进一步完善快速主保护备品、备件的储备、管理工作，确保继电保护、安全自动装置的健康运行。

13．3．9 认真做好微机保护装置软件版本的管理工作，未经主管部门认证的微机保护软件版本不得投入运行。应特别注意微机保护联网系统的安全问题，防止因各类计算机病毒危及设备而造成微机保护不正确动作和误整定、误试验等。

13．3．10 加强对保护信息远传系统的管理，注意防止干扰信号经由微机保护的通讯接口侵入，导致继电保护装置的不正确动作。不允许开放微机保护远方修改定值、软件和配置文件的功能，特殊情况下需开放此功能时，必须经上一级主管部门批准并要备案。

13．3．11 进一步加强对继电保护试验仪器、仪表的管理，认真进行仪器仪表的定期检验工作，尤其要注重继电保护微机型试验装置的检验与防病毒工作，防止因试验设备性能、特性不良而引起对保护装置的误整定、误试验。

13．4 网、省公司调度部门继电保护机构要进一步发挥专业管理的职能作用，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 进一步强化继电保护技术监督工作，建立、健全各单位继电保护技术监督体系，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，认真做好继电保护技术监督工作。

13．4．2 继电保护技术监督必须贯穿电力生产的全过程，在发电厂建设工程初设审查、设备选型、设计、安装、调试、改造、运行维护各阶段，都必须实施继电保护技术监督。

13．4．3 进一步加强对运行设备及专业技术管理工作的继电保护技术监督，加强对各项反措落实情况的技术监督，落实岗位责任制。对技术监督工作中发现的问题，必须限期进行整改。

13．4．4 注重对基建、改建工程的技术监督工作，严格把关验收，确保继电保护设

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备及其相关回路的高质量投产。

13．5 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。

13．5．1 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。各发电公司（厂）须按照本实施细则13．l至13．4条中的有关要求，加强对继电保护工作的重视程度，努力提高本单位继电保护专业人员的技术水平和工作水平，提高本单位继电保护设备的技术水平和运行水平；进一步强化专业管理，认真执行各项规程规定，并根据本单位的具体情况建立、健全各项规章制度；建立、健全本单位的继电保护技术监督体系，加强在设计、安装、调试和运行的各个阶段对发电机变压器保护的质量管理和技术监督；认真落实各项反措，确保大型发电机、变压器的安全运行。

13．5．2 10 0 MW及以上容量的发电机变压器组微机保护应按双重化配置（非电气量保护除外）保护，正常运行时两套保护及非电气量保护均应投入。为与保护双重化配置相适应，直接接入500KV系统的发电机、变压器组高、中压侧和直接接入220KV系统的发电机、变压器组高压侧应选用双跳闸线圈机构的断路器，断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路，辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。两套完整的电气量保护和非电气量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。大型发电机组和重要发电厂的启动变保护宜采用保护双重化配置。

13．5．3 按双重化原则配置的微机型发变组保护应满足以下要求：

13．5．3．1 按双重化原则配置的两套保护应分别安装在各自柜内，每套保护均应含有完整的差动保护（包括发变组大差、发电机差动和变压器差动）及后备保护功能，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并按照《继电保护和安全自动装置技术规程》的有关规定动作于跳闸或发出告警信号。

13．5．3．2 两套相互独立的电气量保护装置的交流电流应分别取自电流互感器互相独立的绕组；交流电压亦宜分别取自电压互感器互相独立的二次绕组，至少应取自不同PT小开关之后的回路。

13．5．3．3 两套相互独立的电气量保护装置均应各自设有独立的跳闸回路，两套保护跳闸继电器线圈及其之前的回路之间应无任何电气联乳

13．5．3．4 当选用主、后一体式的微机型变压器保护装置时，保护装置本身应满足主、后备保护分别使用不同CT二次绕组的要求。

13．5．4 按有关反措的要求，双重化配置的发变组保护直流电源回路接线原则如下： 13．5．4．1 直接接入 500 kV系统的发电机、变压器组：两套相互独立的电气量保护装置的工作电源应分别经熔断器（或直流空气小开关）取自由不同直流电源系统供电的保护直流母线段；断路器的两组跳闸电源亦应分别经熔断器（或直流空气小开关）取自由不同直流电源系统供电的控制直流母线段。

13．5．4．2 直接接入 2 2 0 kV系统的发电机、变压器组：两套相互独立的电气量保护装置的工作电源应分别经熔断器（或直流空气小开关）取自不同的直流母线段；断路器的两组跳闸电源亦应分别经熔断器（或直流空气小开关）取自不同的直流母线段。

13．5．5 发电机变压器组过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定，并要求其返回系数不低于 0.96。整定计算时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力。

13．5．6 发变组阻抗保护须经电流元件（如电流突变量、过电流等）启动，在发生电压二次回路失压、断线闭锁以及切换过程交流和直流失压等异常情况时，发变组阻抗保护应有防止误动的有效措施。

13．5．7 主变压器非电气量保护可只设置一套，其在保护柜上的安装位置应相对独

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立。主变压器非电气量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈，且必须与电气量保护的出口跳闸回路完全分开。

13．5．7．1 主变压器非电气量保护的工作电源（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路）应取自保护直流母线；其出口跳闸电源应取自控制直流母线，不得共用。 13．5．7．2 由主变压器非电气量保护的开关场部分启动的中间继电器，必须由 220 V直流启动且应采用启动功率较大的中间继电器，其动作速度不宜小于10 ms。

13．5．7．3 主变压器的瓦斯保护应防水、防油渗漏、密封性好。为防止由于转接端子绝缘破坏造成保护误动，气体继电器端子箱的引出电缆宜直接接入保护柜。

13．5． 8 2 0 0 MW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。

13．5．9 认真分析和研究发电机失步、失磁保护的动作行为；做好发电机失步、失磁保护的选型工作。要采取相应措施来防止系统单相故障发展为两相故障时，失步继电器的不正确动作行为。设计、制造单位应将有关这些问题的计算、研究资料提供给发电厂有关部门和调度单位备案。发电机在进相运行前，应仔细检查和校核发电机失步、失磁保护的测量原理、整定范围和动作特性。在发电机进相运行的上限工况时，防止发电机的是失步、失磁保护装置不正确跳闸。

13．5．10 发电机失步保护在发电机变压器组以外发生故障时不应误动作，只有测量到失步振荡中心位于发电机变压器组内部并对其安全构成威胁时，才作用于跳闸。跳闸时应尽量避免断路器在两侧电势角为180度时开断。

13．5．11 发电机失磁保护应能正确区分短路故障和失磁故障，同时还应配置振荡闭锁元件，防止系统振荡时发电机失磁保护不正确动作。

13．5．12 在新建、扩建和改建工程中，应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。 13．5．13 已投入运行但尚未实现双重化配置的发变组保护，应积极创造条件，结合保护改造工程实现双重化配置。 13．5．14 各单位应根据上级调度部门下发的综合电抗及时对所管辖的保护定值进行校核、计算，应保证保护定值计算所使用的参数与系统实际情况相符。

13．5．15 各单位在对发电机变压器组保护进行整定计算时应遵循《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL／T 684—1999，并注意以下原则：

（1）进行大型机组高频、低频、过压和欠压保护整定计算时，应分别根据发电机组在并网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机组的性能、特性曲线进行。同时还需注意与汽轮机超速保护和励磁系统过压、欠压以及过励、低励保护的整定配合关系； （2）进行发电机变压器组的过励磁保护整定计算时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并按电压调节器过励限制首先动作，其次是发电机变压器组过励磁保护动作，然后再是发电机转子过负荷动作的阶梯关系进行； （3）进行发电机定子接地保护整定计算时，必须根据发电机在带不同负荷的运行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； （4）进行发电机变压器组负序电流保护整定计算时，应根据制造厂提供的对称过负荷和负序电流的A值进行；

（5）进行发电机、变压器的差动保护整定计算时，在保护正确、可靠动作的前提下，不宜整定得过于灵敏，以避免不正确动作。

13．6 对于 220 kV及以上主变压器的微机保护必须双重化。

13．6．1 220 kV及以上电压等级主变压器的微机保护应按双重化原则进行配置（非电气量保护除外）。正常运行时两套保护及非电气量保护应均投入。同时应满足以下要求：

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