火电厂最新二十九项重大事故预防措施

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重大事故预防措施

1 防止人身伤亡事故

为防止人身伤亡事故发生，应认真遵守《中华人民共和国安全生产法》，严格执行中国国电集团公司的《安全生产工作规定》及原水利电力部的《电业安全工作规程》以及其他有关规定，并重点要求如下：

1.1 工作或作业场所的各项安全措施必须符合《电业安全工作规程》和《电力建设安全工作规程》（DL 5009－1992）的有关要求。 1.2 领导干部必须重视人身安全，认真履行自已安全职责。认真掌握各种作业的安全措施和要求，并模范地遵守安全规程制度。做到敢抓敢管严格要求工作人员认真执行安全规程制度，严格劳动纪律，并经常深入现场检查，发现问题及时整改。 1.3 定期对人员进行安全技术培训，提高安全技术防护水平。

1.3.1 应经常进行各种形式的安全思想教育，提高职工的安全防护意识，掌握安全防护方法。

1.3.2 要对执行安全规程制度中的主要人员如工作票签发人、工作负责人、工作许可人、工作操作监护人等定期进行正确执行安全规程制度的培训，使其熟练地掌握有关安全措施和要求，明确职责，严把安全关。

1.4 加强对各种承、发包工程的安全管理，禁止对工程项目进行层层转包，明确安全责任，做到严格管理，安全措施完善，并根据有关规定严格考核。

1.5 在防止触电、高处坠落、机器伤害、灼烫伤、化学品中毒、有毒有害气体等类事故方面，应认真贯彻安全组织措施和技术措施，并配备经国家或省、部级质检机构检测合格的、可靠性高的安全工器具和防护用品。完善设备的安全防护设施，从措施上、装备上为安全作业创造可靠的条件。淘汰不合格的工器具和防护用品，以提高作业的安全水平。 1.6 提高人在生产活动中的可靠性是减少人身事故的重要方面，违章是人的可靠性降低的表现，要通过对每次事故的具体分析，找出规律，从中积累经验，采取针对性措施提高人在生产活动中的可靠性，防止伤亡事故的发生。

2 防止交通事故

2.1 建立健全交通安全管理机构（如交通安全委员会），按照“谁主管、谁负责”的原

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则，对本单位所有的车辆、船只加强管理，对驾驶人员加强安全教育和培训。交通安全应与安全生产同布置、同考核、同奖惩。

2.2 建立健全交通安全监督、考核、保障制约机制，必须实行“准驾证”制度。无本企业准驾证人员，严禁驾驶本企业车辆。落实责任制，对所管辖车辆和驾驶员能够进行安全有效制约。

2.3 各级行政领导，必须要经常督促检查所属单位车船交通安全情况，把车船交通安全作为重要工作纳入议事日程，并及时总结，解决存在的问题，严肃查处事故责任者。 2.4 必须认真执行国家交通法规，建立健全本企业车船交通管理制度，严密安全管理措施，做到监督、检查、考核工作到位，保障行驶安全。

2.5 各种车辆、船只的技术状况必须符合国家规定，安全装置完善可靠。对车辆、船只必须定期进行检修维护，在行驶前、行驶中、行驶后对安全装置进行检查，发现危及交通安全问题，必须及时处理，严禁带病行驶。

2.6 加强对驾驶员的管理，提高驾驶员队伍素质。定期组织驾驶员进行安全技术培训，提高驾驶员的安全行车意识和驾驶技术水平。对考试、考核不合格或经常违章肇事的不准从事驾驶员工作。

2.7 严禁酒后驾车，私自驾车，无证驾车，疲劳驾驶，超速行驶，超载行驶。严禁领导干部迫使驾驶员违章驾车。

2.8 在装运整体重物时，严禁人货混载。 2.9 在厂（公司）内的车辆速度应有明确的限制。 2.10 厂内特种车辆，除规定座位外，不得搭乘。

2.11 各种车辆和起升设备在架空高压线附近作业时，必须划定明确的作业范围，并设专人监护。 3 4

防止火灾事故

为了防止火灾事故的发生，应逐项落实原国家电力工业部《电力设备典型消防规程》（DL 5027－1993）以及其他有关规定，并重点要求如下： 3.1 电缆防火。

3.1.1 300 MW及以上机组应采用满足GB12666.5－90A类成束燃烧试验条件的阻燃型电缆。

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3.1.2 重要回路如直流油泵电源、消防水泵电源及蓄电池直流电源等线路应采用满足GB12666.5-90A类耐火强度试验的耐火型电缆。

3.1.3 200MW及以上机组，在控制室电缆夹层、计算机室、主控楼、网络控制楼、通讯楼、汽机房运转层架空电缆处、锅炉0m上电缆架空处，主要电缆隧道及电缆竖井，机、炉房至主控楼电缆通道设置适应现场条件的、性能可靠的火灾监测及报警装置。 3.1.4 主厂房电缆与热体管路应保持足够的距离，控制电缆不小于0．5m，动力电缆不小于1m。

3.1.5 在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层和电缆沟内，不得布置热力管道、油气管以及其他可能引起着火的管道和设备。

3.1.6 对于新建、扩建的火力发电机组主厂房、输煤、燃油及其他易燃易爆场所宜选用阻燃电缆。

3.1.7 严格按正确的设计图册施工，做到布线整齐，各类电缆按规定分层布置，电缆的弯曲半径应符合要求，避免任意交叉，并留出足够的人行通道。

3.1.8 控制室、开关室、计算机室等通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的所有电缆孔洞均应严密封堵，检修中损伤的阻火墙，应及时恢复封堵。

3.1.9 扩建工程敷设电缆时，应加强与运行单位密切配合，对贯穿在役机组产生的电缆孔洞和损伤的阻火墙，应及时恢复封绪。

3.1.9.1 为防止施工中动力电缆与控制电缆混放、电缆分布不均，甚至堆积乱放，应在动力电缆与控制电缆之间，设置层间耐火隔板以及防火涂料。新敷设控制电缆与动力电缆分开。

3.1.10 电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷设在电缆隧道和厂房内构架上的电缆要采取分段阻燃措施。

3.1.11 靠近高温管道、阀门等热体的电缆应有隔热措施，靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。

3.1.12 应尽量减少电缆中间接头的数量。如需要，应按工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后，再用耐火防爆槽盒将其封闭。

3.1.13 建立健全电缆维护，检查及防火、报警装置管理等各项规章制度。坚持定期巡视检查。对电缆中间接头定期测温，按规定进行预防性试验。 3.1.14 加强电缆的异动管理，电缆负荷增加应校验。

3.1.15 电缆沟内非生产单位的电缆纳入生产管理，按规定做预防性试验。

3.1.16 电缆沟应保持清洁，不积粉尘、不积水，安全电压的照明充足，禁止堆放杂物。

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锅炉、燃料储运车间内架空电缆上的粉尘应定期清扫。

3.1.17 重视对380V低压动力电缆的运行管理，统筹考虑380 V／220 V低压动力电缆的定期试验。

3.1.18 电缆转向受力的支撑部位应采取防磨防振动措施。 3.2 汽机油系统的防火。

3.2.1 油系统要尽量避免使用法兰、锁母接头连接，禁止使用铸铁阀门。

3.2.2 油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。应采用厚度小于1.5mm的隔电纸，青壳纸或其它耐油、耐热的材料。

3.2.3 油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，必须明火作业时要办理动火工作票并采取有效措施，附近的热力管道或其他热体的保温应紧固完整，并包好铁皮。 3.2.4 禁止在油管道上进行焊接工作。在拆下的油管上进行焊接时，必须事先将管子冲洗干净。

3.2.5 油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油，如有漏油应及时消除，严禁漏油渗透到下部蒸汽管、阀保温层。

3.2.6 油管道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其他热体，这些热体保温必须齐全，保温外面应包铁皮。

3.2.7 检修时如发现保温内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。

3.2.8 事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m 以外的地方，并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。事故排油应排到主厂房外的事故油箱或油坑内。

3.2.9 油管道要保证在各种运行工况下自由膨胀。

3.2.10 汽轮机油管路应有必要的支吊架，隔离罩和防爆箱。油管路的布置应便于维护检查。

3.2.11 仪表油管应尽量减少交叉，防止运行中振动磨损。管子的壁厚，不小于1.5mm。 3.2.12 机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。

3.2.13 对油管焊缝定期进行检验监督。

3.2.14 油系统管道截门、接头和法兰等附件等级应按耐压试验压力选用。

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3.3 燃油罐区及锅炉油系统防火。

3.3.1 油区周围必须设围墙，其高度不低于2m，并挂有“严禁烟火”等明显的警告标志。明火作业要办理动火工作票，并应有可靠的安全技术措施。

3.3.2 锅炉房内的油母管及各支线应列入运行巡回检查的路线中。

3.3.3 油区必须制定严格的出、入管理制度，进入油区应进行登记。交出火种，不允许穿钉有铁掌的鞋子。

3.3.4 油区的一切电气设施（如开关、刀闸、照明灯、电动机、电铃、自起动仪表节点等）均应为防爆型。电力线路必须是暗线或电缆，不允许有架空线。

3.3.5 油区内应保持清洁，无杂草，无油污；禁止储存其他易燃、易爆物品和堆放杂物，不准搭建临时建筑。

3.3.6 油区内应有符合消防要求的消防设施，必须备有足够的消防器材，消防系统应按规定进行定期试验，保证消防设施经常处在完好的备用状态。 3.3.7 油区周围必须有消防车行驶的通道，并保持畅通。

3.3.8 油区、输油管道应有可靠的防静电安全接地装置，并定期测试接地电阻值。 油管道法兰应用金属导体跨接牢固。

3.3.9 储油罐或油箱的加热温度必须根据燃油种类严格控制在允许的范围内，加热燃油的蒸汽温度，应低于油品的自燃点。 3.3.10 燃油系统的软管应定期更换。

3.3.11 卸油时原油温度应小于45℃，重油温度应小于80℃。 3.3.12 卸油中油区上空如有雷电或附近发生火灾应停止卸油。 3.3.13 运油设备、卸油设施在卸油过程中应可靠接地。 3.3.14 油区内一切电气设备的维修，都必须停电进行。 3.3.15 油泵房内保持足够容量的通风设备。

3.3.15 燃油罐区及锅炉燃油系统的防火还应遵守第3.2.4、3.2.6、3.2.7条的规定。 3.4 制粉系统防火。

3.4.1 及时消除漏粉点，清除漏出的煤粉。清理煤粉时，应杜绝明火，不得用压力水管直接浇注着火的煤粉，防止煤粉飞扬引起爆炸。

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3.4.2 磨煤机出口温度和原煤斗、煤粉仓温度应严格控制在规定范围内。

3.4.3 禁止在制粉设备及其附近有明火。不准在运行中的制粉设备上进行焊接、切割工作。

3.4.4 对给粉机进行清理前，应将给粉机电源切断，并挂警告牌。

3.4.5 禁止把制粉系统的排气排到不运行或正在点火的锅炉内。禁止把清仓的煤粉排入不运行的锅炉内。

3.4.6 制粉系统防爆门的安装地点应考虑动作时，防止烧伤工作人员，防止引起火灾。 3.4.7 制粉系统内检修时，必须保证积粉完全清除，并与有关的制粉系统可靠地隔绝，制粉系统可靠接地，通风良好。

3.4.8 锅炉制粉系统在停炉或磨煤机切换备用时，应先将该系统煤粉烧尽。除保证抽粉时间外还必须保持风量，维持风速不低于设计技术规定要求。

3.4.9 制粉系统的管道检修，应进行挖补，焊缝对口要严，不要贴补，防止死角滞留煤粉。

3.4.10 正压式制粉系统，正常运行时应保持原煤斗煤位，防止原煤斗空斗反风。 3.5 防止氢系统爆炸着火。

3.5.1 加强氢气纯度检测，发电机氢冷系统中氢气纯度应不低于96％。含氧量应不超过2％。制氢设备氢气系统中氢气纯度应不低于99。5％。含氧量应不超过0。5％。如达不到标准应立即处理（见《氢气使用安全技术规程》GB4962－1985）。 3.5.2 制氢电解槽和有关装置（如压力调整器）应定期进行检修和维护，保证氢气纯度符合规定。

3.5.3 在氢站或氢气系统附近进行明火作业时，应有严格管理制度。明火作业的地点所测量空气含氢量应在允许的范围内，并经批准后才能进行明火作业。 3.5.4 制氢场所应按规定配备足够的消防器材，并按时检查和试验。

3.5.5 密封油系统平衡阀、压差阀，必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。

3.5.6 空、氢侧备用密封油泵必须定期进行联动试验。

3.5.7 氢气放空阀、安全阀均须设通往室外高出屋顶2m以上的金属放空管和阻火器。放空管应设防雨罩以及防堵塞措施。发电机低部排污时，应防止氢气排出造成火灾。 3.5.8 储氢罐底部及其排水管防冻措施不准采用底部封闭方式，以防漏氢积聚。

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3.5.9 按防静电措施要求，完善氢气系统设备的接地，管道、阀门各法兰盘之间应跨接铜板，实现良好的电气连接。

3.5.10 排除带有压力的氢气或储氢时，应均匀缓慢地打开设备上的阀门和节气门使气体缓慢放出，禁止剧烈地排送。

3.5.11 氢区还应遵守第3.3.3、3.3.4条规定。 3.6 防止输煤皮带着火。

3.6.1 输煤皮带停止上煤期间，也应坚持巡视检查，发现积煤、积粉应及时清理。 3.6.2 煤垛发生自燃现象应及时扑灭，不得将带有火种的煤送入输煤皮带。 3.6.3 燃用易自燃煤种的电厂应采用阻燃输煤皮带。

3.6.4 应经常清扫输煤系统、辅助设备、电缆排架等各处的积粉，保证输煤系统无积煤、无积粉。

3.6.5 输煤除尘系统应纳入运行设备管理，保证有效运行。

3.7 必须有完善的消防设施和建立训练有素的群众性消防组织，编制企业各重点部位的防火应急救援预案。加强管理，力求在起火初期及时发现，及时扑灭；并使当地公安部门了解掌握电力部门火灾抢救的特点，以便及时扑救。

3.8 在新、扩建工程设计中，消防水系统应与工业水系统分开，以确保消防水量、水压不受其他系统影响，消防泵的备用电源应由保安电源供给。

3.9 消防泵应严格执行定期试验切换制度，保证备用泵与运行泵联动正常，并定期检测生产区域最高处消防水压力。

3.10 发电厂应配备必要的正压式空气呼吸器和防火服，以防止灭火中人员中毒、窒息、烧烫伤。正压式空气呼吸器和防火服应定期检查。

3.11 做好消防水系统冬季防冻措施，保证分支管路随时可用。

4 防止电气误操作事故

为了防止电气误操作事故的发生，应逐项落实原水力电力部《电业安全工作规程》、《防止电气误操作装置管理规定（试行）》（能源安保【1991】1110号）以及其他有关规定，并重点要求如下：

4.1 严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。

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4.2 严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票，不允许解除闭锁装置。

4.3 应结合实际制定防误闭锁装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。

4.4 防误装置所用的电源应与继电保护控制回路所用的电源分开。防误装置应防锈蚀、不卡涩、防干扰、防异物开启，户外的防误装置还应防水、耐低温。

4.5 建立完善防误闭锁装置的管理制度。防误闭锁装置不能随意退出运行。停运防误闭锁装置时，要经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置时，应经值长批准，并应按程序尽快投入运行。

4.6 采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备电气闭锁功能。

4.7 断路器或隔离开关闭锁回路严禁用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。

4.8 对已投产尚未装设防误闭锁装置的发、变电设备，要制定切实可行的规划，确保在1年内全部完成装设工作。

4.9 新建、扩建、改建的发电厂，防误闭锁装置应与主设备同时投入运行。应优先采用电气闭锁方式或微机“五防”。 4.10 成套高压开关柜的五防功能应齐全，性能良好。 4.11 防误闭锁装置的安装率、投入率、完好率应为100％。

4.12 应配备充足的经过国家或省、部级质检机构检测合格的安全工器具和安全防护用具。为防止误登室外带电设备，应采用全封闭的检修临时围栏。

4.13 规范封装临时地线的地点，不得随意变更地点封装临时地线。户内携带型接地线的封装应将接地线的接地端子设置在明显处。

5 防止大容量锅炉承压部件爆漏事故

为了防止大容量锅炉承压部件爆漏事故的发生，应严格执行原国家有关部门的《特种设备安全监察条例》、《蒸汽锅炉安全技术监督规程》、《压力容器安全技术监察规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL 612－1996）、《电力工业锅炉压力容器检验规程》（DL 647－1998）、《火力发电厂金属技术监督规程》（DL 438－2000）以及其他有关规定，把防止锅炉承压部件爆破泄漏事故的各项措施落实到设计、制造、安装、运行、检修和检验的全过程管理工作中，并重点要求如下：

5.1 新建锅炉在安装阶段应进行安全性能检查。锅炉投运1年后要结合检查性大修进

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行安全性能检查。在役锅炉结合每次大修开展锅炉安全性能检验，检查项目和程序按有关规定进行。

5.2 防止锅炉超压超温。

5.2.1 严防锅炉缺水和超温、超压运行，严禁在水位表数量不足、安全阀解列的状况下运行。

5.2.2 参加电网调峰的锅炉，运行规程中应制定相应的技术措施。按调峰设计的锅炉，其调峰性能应与汽轮机性能相匹配；非调峰设计的锅炉，其调峰负荷的下限应由水动力计算、试验及燃烧稳定性试验确定，并制定相应的反事故措施。

5.2.3 对直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应有完整的管壁温度测点，以便监视各导汽管间的温度偏差，防止超温爆管。 5.2.4 锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程进行。

5.2.4.1 大容量锅炉超压水压试验和热态安全阀校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力、汽温失控造成超压超温现象。试验时严禁非试验人员进入试验现场。 5.2.5 大容量锅炉的减温自动投入率应保证100％，调节品质要满足设计要求，严防超温。

5.2.6 机组的机、炉、电大联锁保护必须投入。 5.3 防止设备大面积腐蚀。

严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145－1999）、《火力发电厂水汽化学监督导则》DL／T561－1995）、《关于防止火力发电厂凝结器铜管结垢腐蚀的意见》[（81）生技字52号]和《防止电厂锅炉结构腐蚀的改进措施和要求》[（88）电生字81号、基火字75号]以及其它有关规定，加强化学监督工作。

5.3.1 热力设备运行中的汽水品质测试结果要准确，并符合规程要求的标准。 5.3.2 高压及以上的汽包炉应推广平衡磷酸盐处理。

5.3.3 凝结水的精处理设备严禁退出运行。在凝结器换热管发生泄漏凝结水水质超标时，应及时查找、堵漏。

5.3.3.1 高压及以上机组凝结水硬度高达5－10微摩尔／升时，经处理，72h仍不下降，应停机处理。

5.3.3.2 高压及以上机组凝结水硬度高达10－20微摩尔／升时，经处理，24h仍不下降，应立即停机。

5.3.4 品质不合格的给水严禁进入锅炉，蒸汽品质不合格严禁并汽。水冷壁结垢超标时，

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要及时进行酸洗，防止发生垢下腐蚀及氢脆。

5.3.5 加强锅炉燃料调整，改善贴壁氧量，避免高温腐蚀。 5.3.6 安装或更新凝结器前要对换热管全面进行探伤检查。

5.3.7 锅炉停用时间超过7天按照《火力发电厂停（备）热力设备防锈蚀导则》（SD223－1987）应进行有效的防腐方法进行保养，防止炉管腐蚀。

5.3.8 锅炉停运期间要采取措施对再热器封闭，防止疏水蒸气进入再热器。 5.3.9 汽机投入快冷装置，应采取措施防止再热器 U 型管积水腐蚀。 5.4 防止炉外管爆破。

5.4.1 加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，及时采取措施。当炉外管有漏汽水现象时，必须立即查明原因，及时采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。

5.4.2 定期对导汽管、汽连络管、水连络管、下降管等炉外管道以及弯管、弯头、联箱封头等进行检查，发现缺陷应及时采取措施。

每次大修应制定专门的炉外管检查计划，并做好台帐。

5.4.3 加强对汽水系统中高中压疏水、排污、减温水等小径管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的金属检查，发现问题及时更换。

5.4.4 按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438－2000），对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯头、阀门、三通等大口径部件及其相关焊缝进行定期检查。

5.4.4.1 主蒸汽管道保持保温良好，严禁裸露运行。 5.4.4.2 露天运行的蒸汽管道应有防止雨水淋湿管道的措施。

5.4.5 按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL／T616－1997）应定期检查管道支吊架的工作情况。对运行达100kh的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架进行全面检查和调整，必要时应进行应力核算。

5.4.5.1 在检查支吊架时，发现松脱、偏斜、卡死、损坏等现象应及时修复并做好记录。 5.4.6 对于易引起汽水两相流的疏水、空气等管道，应重点检查其与母管相连的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位，其管道、弯头、三通和阀门，运行100kh后，宜结合检修全部更换。

5.4.7 要加强锅炉及大口径管道制造和安装质量监督、检查。电站管件制造单位应持有

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有关的资质证书。

5.4.8 要认真进行锅炉监造、安全性能检验和竣工验收的检验工作。

5.4.9 加强焊工管理及完善焊接工艺质量的评定。杜绝无证上岗和超合格证允许范围施焊现象。焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合《电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂焊接篇）》（DL5007－92）有关规定。 5.4.10 在检修中，应重点检查可能因膨胀和机械原因（如磨损）引起的承压部件爆漏的缺陷。

5.4.11 定期检查喷水减温器，防止减温器喷头及套筒断裂造成的过热器联箱裂纹。 5.4.12 对于蒸汽参数为540℃、9.8MPa、管子外径273mm的10CrMo910钢的主蒸汽管，实测壁厚小于20mm的管子，应逐步更换或预先降低参数运行。 5.5 防止锅炉四管泄漏。

5.5.1 各电厂应当成立四管防磨防爆小组，制定四管防磨防爆措施，使四管防磨防爆工作制度化。

5.5.2 应定期对受热面管子进行寿命评估，以确定是否需要大面积更换。

5.5.3 过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及早停运，防止冲刷损坏其他管段扩大损失。大型锅炉在有条件的情况下，可采用漏泄监测装置。

5.5.4 对新换的金属钢管必须进行光谱复核。焊缝100％探伤检查，并按要求进行热处理。

5.5.5 定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，发现问题，及时处理。防止因水冷壁晃动或燃烧器水冷壁鳍片处焊缝受力过载拉裂而造成水冷壁泄漏。

5.5.6 加强蒸汽吹灰器设备及其疏水的管理与维护，防止吹灰器卡涩或枪管漏水损坏管子。

5.5.7 对未设置旁路系统的机组，汽机中压缸两侧进汽门关闭，应立即打闸停机，防止再热器超压。

5.6 达到设计使用年限的机组和设备，必须按规定对主设备特别是承压管路进行全面检查和试验，组织专家进行全面安全性评估，经上级部门审批后，方可继续投入使用。 5.7 按照《电力工业锅炉压力容器监察规程》要求，加强司炉工的培训，持证上岗；200MW及以上机组的司炉须经模拟机培训，并考试合格。 5.8 火电厂应配备锅炉压力容器监督工程师，并持证上岗。

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6 防止压力容器及管道爆破事故

为了防止压力容器爆破事故的发生，应严格执行《压力容器安全技术监察规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612－1996）、《压力容器使用登记管理规则》以及其他有关规定，并重点要求如下： 6.1 防止超压。

6.1.1 根据设备特点和系统的实际情况，制定每台压力容器的操作规程。操作规程中应明确异常工况的紧急处理方法，确保在任何工况下压力容器不超压、超温运行。 6.1.2 各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。

6.1.2.1 安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣开启高庋应符合规定，并做好记录。

6.1.3 运行中的压力容器及其安全附件（如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等）应处于正常工作状态。设有自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置的退出应经总工程师批准，保护装置退出后，应实行远控操作并加强监视，且应限期恢复。 6.1.4 要加强对除氧器的运行监视，尤其操作规程应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》（能源安保［1991］709号）的要求。除氧器两段抽汽之间的切换点，应根据《电站压力式除氧器安全技术规定》进行核算后在运行规程中明确规定，并在运行中严格执行，严禁高压汽源直接进入除氧器。

6.1.5 除氧器安全门应每年校验一次。其动作压力，可视给水泵汽化条件及安全门的回座压力，定为工作压力的1.1－1.25倍。

6.1.6 采用单元制给水系统的机组，高压除氧器应配备不少于两只全启式安全门，其压力调整装置必须投入自动，并装设报警装置。

6.1.7 使用中的各种气瓶严禁改变涂色，严防错装、错用；气瓶立放时应采取防止倾倒的措施；液氯钢瓶必须水平放置；放置液氯、液氮钢瓶、溶解乙炔气瓶场所的温度要符合要求。使用溶解乙炔气瓶者必须配置防止回火装置。

6.1.8 压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。

6.1.9 压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检。 6.1.10 结合压力容器定期检验或检修，每两个检验周期至少进行一次耐压试验。 6.1.11 检查进入除氧器、扩容器的高压汽源，采取措施消除除氧器、扩容器超压的可能。推广滑压运行，逐步取消二段抽汽进入除氧器。

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6.1.12 高压加热器的水侧和汽侧都应装设安全门。

6.1.13 电厂应结合大修对除氧器的焊缝进行检查，消除不合格焊缝。

6.1.14 除氧器的水压若制造厂没有规定数据，超压试验可按工作压力的1.5倍进行。以后每六年做一次。

6.1.15 高、低压管道结合处应设明显警示标志，并有安全技术措施防止高压介质串入低压管道。

6.1.16 定期对机外管道、弯头进行检查，特别是小直径取样管。

6.1.17 定期对消防用二氧化碳储气瓶进行检验，采取安全隔离措施防止爆炸伤人。 6.1.18 除氧器和其他压力容器安全阀的总排放能力，应能满足其在最大进汽工况下不超压。

6.2 氢罐。

6.2.1 制氢站应采用性能可靠的压力调整装置，并加装液位差越限联锁保护装置和氢侧氢气纯度表，在线氢中含氧量监测仪表，防止制氢设备系统爆炸。 6.2.2 对制氢系统及氢罐的检修要进行可靠地隔离。

6.2.3 氢罐应按《电力工业锅炉压力容器检验规程》的规定要求进行定期检验。重点是壁厚测量，封头、筒体外形检验。防止腐蚀鼓包。

6.3 在役压力容器应结合设备、系统检修，实行定期检验制度。外部检验，每年至少一次。内部检验，可结合机组的大修进行，其间隔时间为：安全状况等级为1－2级的，每两个大修期进行一次。安全状况评为3－4级的，应在最近一次检修中治理升级，超水压试验每个大修周期进行一次。

6.3.1 火电厂热力系统压力容器定期检验时，应对与压力容器相连的管系进行检查，特别应对蒸汽进口附近的内表面热疲劳和加热器疏水管段冲刷、腐蚀情况进行检查，防止爆破汽水喷出伤人。

6.3.2 禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。若必须在压力容器筒壁上开孔或修理，应先核算其结构强度，并参照制造厂工艺制定技术工艺措施，经锅炉监督工程师审定、总工程师批准后，严格按工艺措施实施。

6.3.3 出现下列情况之一，在内部检验合格后应进行耐压试验，耐压试验合格后才能启用。

a）用焊接方法进行过大面积修理。 b）停用二年以上重新使用。

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c）移装的。

6.3.4 在订购压力容器前，应对设计单位和制造厂商的资格进行审核，其供货产品必须附有“压力容器产品质量证明书”和制造厂所在地锅炉压力容器监检机构签发的“监检证书”。要加强对所购容器的质量验收，特别应参加容器水压试验等重要项目的验收见证。 6.3.5对在役压力容器检验中，安全状况等级评定达不到监督使用标准（三级）的，要在最近一次检修中治理升级。检验后定为五级的容器应按报废处理。 6.3.6 新购除氧器壳体材料应采用20g或20R，不得采用6Mn和Q235。

6.4 压力容器投入使用必须按照《压力容器使用登记管理规则》办理注册登记手续，申领使用证。不按规定检验、申报注册的压力容器，严禁投入使用。1982年4月《压力容器使用登记管理规则》颁布前制造的老容器，若设计资料不全、材质不明及经检验安全性能不良者，应安排计划进行更换。

7 防止锅炉尾部再次燃烧事故

7．1 锅炉空气预热器的传热元件在出厂和安装保管期间不得采用浸油防腐方式。 7.2 锅炉空气预热器在安装后第一次投运时，应将杂物彻底清理干净，经制造、施工、建设、生产等各方验收合格后方可投入运行。

7.3 回转式空气预热器应设有可靠的停转报警装置及联锁自动关闭烟气、空气侧挡板的保护，完善的水冲洗系统和必要的碱洗手段，并应有停炉时可随时投入的碱洗系统。消防系统要与空气预热器蒸汽吹灰系统相连接，热态需要时投入蒸汽进行隔绝空气式消防。回转式空气预热器在空气及烟气侧应装设消防水喷淋水管，喷淋面积应覆盖整个受热面。 7.4 在锅炉设计时，油燃烧器必须配有调风器及稳燃器，保证油枪根部燃烧所需用氧量。新安装的油枪，在投运前应进行冷态试验。

7.5 精心调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防止未完全燃烧的油和煤粉存积在尾部受热面或烟道上。

7.5.1 锅炉点火前必须对炉膛及尾部受热面进行充分吹扫。

7.5.2 锅炉正常运行期间保证空预器前烟气含氧量在规程规定范围内。

7.5.3 保证合理的煤粉细度，精心调整锅炉燃烧，防止未完全燃烧的煤粉带入烟道，造成可燃物在烟道内的沉积。

7.6 锅炉燃用渣油或重油时应保证燃油温度和油压在规定值内，保证油枪雾化良好、

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燃烧完全。锅炉点火时应严格监视油枪雾化情况，一旦发现油枪雾化不好应立即停用，并进行清理检修。

7.6.1 油枪点火不成功应立即关闭燃油速断阀，避免大量燃油喷入炉内。 7.6.2 每支油枪应设有火焰监测保护，检测不到火焰自动关闭燃油速断阀。 7.7 运行规程应明确省煤器、空气预热器烟道在不同工况的烟气温度限制值，当烟气温度超过规定值时，应立即停炉。利用吹灰蒸汽管或专用消防蒸汽将烟道内充满蒸汽，并及时投入消防水进行灭火。

7.8 回转式空气预热器进出口烟／风挡板，应能远方开关操作，且关闭严密。 7.8.1 起动前应做回转式空气预热器进出口烟／风档极严密性及灵活性试验。 7.9 回转式空气预热器冲洗水泵应设再循环，每次锅炉点火前必须进行短时间起动试验，以保证空气预热器冲洗水泵及其系统处于良好的备用状态，具备随时投入条件。 7.10 若发现回转式空气预热器停转9立即将其隔绝，投入消防蒸汽和盘车装置。若转子盘不动，应立即停炉。

7.11 锅炉负荷低于25％额定负荷时应连续吹灰，锅炉负荷大于25％额定负荷时至少每8h吹灰一次，当回转式空气预热器烟气侧压差增加或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次数。

7.11.1 停炉前应对空气预热器全面吹灰一次。

7.11.2 对煤粉直接点火燃烧的，在起动时应连续吹灰，并严密监视炉膛燃料状况和尾部烟气温度。

7.11.3 安装燃气脉冲装置进行空气预热器吹灰的，应定期检查燃气设备的严密性，防止停运时燃气泄漏。

7.12 若锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混烧，可根据具体情况利用停炉对回转式空气预热器受热面进行检查，重点是检查中层和下层传热元件；若发现有垢时要碱洗。 7.13 锅炉停炉1周以上时必须对回转式空气预热器受热面进行检查，若有存挂油垢或积灰堵塞的现象，应及时清理并进行通风干燥。

7.14 对热备用需经常点火升压的锅炉，需加强对空气预热器换热元件的检查，及时碱洗。

8 防止锅炉炉膛爆炸事故

为防止锅炉炉膛爆炸事故发生，应严格执行《大型锅炉燃烧管理的若干规定》、《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL435－1991）以及其他有关规定，并重点要求如下：

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8.1 防止锅炉灭火。

8.1.1 各电厂要根据本厂设备的具体情况，制定防止锅炉灭火放炮的措施，包括从来煤煤质监督、混配煤到燃烧调整以及低负荷运行，并严格执行。

8.1.2 加强燃煤的监督管理，完善混煤设施。加强配煤管理和煤质分析，并及时将煤质情况通知司炉，做好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。

8.1.3 新炉投产、锅炉改进性大修后或当实用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃烧调整试验，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。

在实用燃料与设计燃料有较太差异时，应首先进行校核计算，在校核计算许可的情况下，还应进行冷态动力场试验和热态调整试验。

8.1.4 当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投入助燃油。当锅炉灭火后，要立即停止燃料（含煤、油、燃气、制粉乏气风）供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。

8.1.5 加强锅炉燃烧调整，特别是一次风速风压的监视，防止风速过低煤粉堵管而造成的熄火。

8.1.6 100MW及以上等级机组的锅炉应装设锅炉灭火保护装置。加强锅炉灭火保护装置的维护与管理，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。 8.1.6.1 定期对灭火保护探头周围打焦清灰工作，认真落实灭火保护定期试验制度，防止因保护设备误动造成锅炉灭火。

8.1.6.2 做好火焰监视系统的维护、管理和改进工作，提高其准确性。

8.1.6.3 灭火保护系统应引入炉膛压力保护。容量为100MW及以上机组锅炉的灭火保护系统除引入负压保护信号外，还必须引入火焰检测信号，并且要求灭火后有进行自动吹扫的控制逻辑。

8.1.6.4 300MW及以上机组的锅炉，应配备功能较全的燃烧安全保护系统以提高大型锅炉的应变能力，系统除了具备上述灭火保护功能外，还应具有喷燃器管理功能和保护装置本身的定时自检功能。

8.1.6.5 炉膛负压测点位置及正负压报警保护定值合理。

8.1.7 严禁随意退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，并事先做好安全措施。热工仪表、保护、给粉控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。

8.1.7.1 给粉控制电源应可靠，应尽量设置为双电源，双电源互为可靠备用。

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8.1.7.2 在确定给粉电源失电时，锅炉可能已经灭火或燃烧不稳，此时应防止突然恢复给粉系统电源向炉膛内大量送入煤粉而爆炸。一般应按紧急停炉处理。

8.1.8 加强设备检修管理，重点解决炉膛严重漏风。给粉机下粉不均匀和煤粉自流、一次风管不畅、送风不正常脉动、堵煤（特别是单元式制粉系统堵粉）、直吹式磨煤机断煤和热控设备失灵等缺陷。

8.1.9 加强点火油系统的维护管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛发生爆燃。对燃油速断阀要定期试验，确保动作正确、关闭严密。

8.1.9.1 锅炉点火系统经常处于可靠备用状态，定期对油枪进行试验检查，确保油枪雾化良好，以便在锅炉低负荷燃烧或燃烧不稳时能够及时投油助燃。

8.1.9.2 严格执行燃油系统的运行规程，锅炉在停炉或备用期间，运行人员必须检查油系统的阀门是否关闭严密。 8.2 防止严重结焦。

8.2.1 采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。

8.2.2 运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一但发现结焦，应及时处理。 8.2.3 增减炉膛卫燃带时，应做好技术可行性论证。

8.2.4 大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。 8.2.5 受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。

9 防止制粉系统爆炸和粉尘爆炸事故

为防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故，应严格执行《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL435－1991）有关要求以及其他有关规定，并重点要求如下： 9.1 防止制粉系统爆炸。

9.1.1 要坚持执行定期降低粉仓粉位制度和停炉前煤粉仓空仓制度。

9.1.2 根据煤种控制磨煤机的出口温度，制粉系统停止运行后，对输粉管道要充分进行抽粉；有条件的，停用时宜对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护。

9.1.3 加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，燃用易自燃的煤种应及早通知运行人员，以便加强监视和巡查一发现异常及时处理。

9.1.4 当发现粉仓内温度异常升高或确认粉仓内有自燃现象时，应及时投入灭火系统，

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防止因自燃引起粉仓爆炸。

9.1.5 对制粉系统的灭火系统应定期检查，加强维护。

9.1.6 根据粉仓的结构特点，应设置足够的粉仓温度测点和温度报警装置，并定期进行校验。

9.1.7 设计制粉系统时，要尽量减少制粉系统的水平管段，煤粉仓要做到严密、内壁光滑、无积粉死角，抗爆能力应符合规程要求。

9.1.8 热风道与制粉系统连接部位，以及排粉机出入口风箱的连接，应达到防爆规程规定的抗爆强度。

9.1.9 加强防爆门的检查和管理工作，防爆薄膜应有足够的防爆面积和规定的强度。防爆门动作后喷出的火焰和高温气体，要改变排放方向或采取其他隔离措施。以避免危及人身安全、损坏设备和烧损电缆。

防爆膜片要由有技术能力的厂家制造，且每批在出厂前要抽查，试验其爆破压力，禁止使用不合格产品。

9.1.10 定期检查仓壁内衬钢板，严防衬板磨漏、夹层积粉自燃。每次大修煤粉仓应清仓，并检查粉仓的严密性及有无死角，特别要注意仓顶板—大梁搁置部位有无积粉死角。 9.1.11 粉仓、绞龙的吸潮管应完好，管内通畅无阻，运行中粉仓要保持适当负压。 9.1.11.1 输粉机起动前应进行检查有无自燃现象。

9.1.11.2 输粉机使用后，应及时清理积粉，并定期检查试验。

9.1.12 制粉系统煤粉爆炸事故后，要找到积粉着火点，采取针对性措施消除积粉。必要时可改造管路。

9.1.13 煤粉仓外壁受冷风的吹袭，使仓内煤粉易于结块影响流动者，其外壁应予保温。 9.1.14 粉仓温度表数量不够的，宜适当补充，可考虑设温度报警装置，并定期校验。 9.1.15 风扇磨锅炉应采取措施防止给煤机断煤，并在控制盘上设置断煤信号。 9.1.16 粗粉分离器回粉管上的锁气器，要便于运行中观察其动作情况，并能在断煤时随时关闭。

9.2 防止粉尘爆炸。

9.2.1 消除制粉系统和输煤系统附近的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止煤尘爆炸。

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9.2.2 煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应有消防设施，并备有专用的灭火器材，消防系统水源应充足、水压符合要求。消防灭火设施应保持完好，按期进行试验（试验时灭火剂不进入粉仓）。 9.2.3 煤粉仓投运前应做严密性试验。凡基建投产时未做过严密性试验的要补做漏风试验，如发现有漏风、漏粉现象要及时消除。

10 防止锅炉汽包满水和缺水事故

10.1 汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式，就地水位计宜采用工业电视，保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。 10.2 汽包水位计的安装。

10.2.1 取样管应穿过汽包内壁隔层，管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区（如安全阀排汽田、汽包进水田、下降管口、汽水分离器水槽处等），若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。

10.2.2 汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量。

10.2.3 水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少有1：100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜。 10.2.4 新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合设计要求。

10.2.5 差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器（平衡容器），再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。

10.2.6 所有水位表都必需具有独立的取样孔。不得在同一取样孔上串、并联多个水位测量装置，以免互相影响，降低水位测量的可靠性。

10.2.7 所有水位表安装时，均应以汽包同一端的几何中心线为基准线。必须采用水准仪精确确定各水位表的安装位置，不应以锅炉平台等物作为参比标准。

10.2.8 水位表汽水侧取样阀门安装时，应使阀杆处于水平位置，以避免在阀门内形成水塞。

10.3 对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉，其汽包水位计应以差压式（带压力修正回路）水位计为基准。汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选。

10.3.1 差压水位计（变送器）应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的

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温度变化造成的影响，必要时采用补偿措施。

10.3.2 汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。冬季长时间停炉，应将取样表管内的存水放尽以防冻坏。 10.4 汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表8－1给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h，仅供参考。 表8－1 就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h

汽包压力 （MPa） △h（mm） -76 -102 -150 16.14～17.65 17.66～18.39 18.40～19.60 10.5 按规程要求对汽包水位计进行零位校验。

当各水位计偏差大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时,必须停炉处理。

10.6 严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组起动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列入验收主要项目之一。 10.7 当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。 10.8 锅炉高、低水位保护。

10.8.1 锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期（不宜超过8h）恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期（8h 以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。

10.8.2 锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。

10.8.3 在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计（变速器）中水位差值的影响。

10.8.4 锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。

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10.8.5 汽包锅炉水位保护是锅炉起动的必备条件之一，水位保护不完整严禁起动。 10.9 对于控制循环汽包锅炉，炉水循环泵差压保护采取二取二方式时。当有一点故障退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期恢复（不宜超过8h）。当二点故障超过4h时，应立即停止该炉水循环泵的运行。 10.10 当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。

10.11 高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠。当因某种原因需退出高压加热器保护装置时，应制定措施，经总工程师批准，并限期恢复。

10.12 给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。

10.13 建立锅炉汽包水位测量系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期分析，找出原因及处理对策，并实施消缺。

10.13.1 加强检修人员的设备专责制和定期检查制度，保证就地水位计正常运行。在水位计爆破或其它故障的情况下，应及时进行处理。

10.13.2 充分利用大修、小修和临修时间，对给水、事故放水、水位计、省煤器放水、过热器疏水、定排等各阀门进行检修。电动控制的阀门做开、关试验，保证各阀门开关灵活且严密不漏。

10.14 运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，经常分析各运行参数的变化，调整要及时，准确判断及处理事故。不断加强运行人员的培训，提高共事故判断能力及操作技能。

10.14.1 运行人员要认真执行交接班制度，要做到对给水设备的运行方式、运行状况、设备缺陷等心中有数，并做好事故预想。

10.14.2 运行中应密切注意汽包水位的变化情况，禁止在调整中大开、大关，引起汽包水位大幅度波动。

11 防止汽轮机超速和轴系断裂事故

为了防止汽轮机超速和轴系断裂事故的发生，应认真贯彻原水利电力部《防止20万千瓦机组严重超速事故的技术措施》和《防止国产200MW机组轴系断裂事故暂行措施》，并提出以下重点要求： 11.1 防止超速。

11.1.1 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷

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后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。

调节系统速度变动率应小于5％，迟缓率应小于0。2％。

11.1.2 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组起动和运行。

11.1.2.1 调节保安系统的定期试验装置应完好可靠。

11.1.2.2 自动主汽门、再热主汽门及调节汽门应能迅速关闳严密，无卡涩。阀门关闭时间，对电调系统应小于0.15s，对液调系统应小于0.5s。

11.1.2.3 汽门严密性试验，危急保安器动作及超速试验要按规定定期试验。200MW及以上机组危急保安器动作转速调整整定至108％－110％额定转速。

11.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组起动。运行中的机组，在无任何有效监视转速手段的情况下，必须停止运行。

11.1.4 透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动。

11.1.4.1 透平油颗粒度按SAE A－6D标准≤6级，水份≤0.2％，酸值0.3mgKOH／g；电调机组抗燃油颗粒度按SAE A－6D标准≤3级，水份≤0.1％，酸值≤0.2 mgKOH／g；液调机组抗燃油颗粒度按SAE A－6D标准≤5级，水份≤0.1％，酸值≤0.25mgKOH／g。 11.1.4.2 机组大、小修后，油循环要有技术措施，油质经（监督机构）油化验人员检验合格后方可起动。

11.1.4.3 加强对油质的监督，定期进行油质的分析化验，防止油中进水或杂物造成调节部套卡涩或腐蚀。定期进行主油箱放水工作，油净化装置应正常投入运行。

11.1.4.4 应加强汽封压力的监视和调整，防止压力过高引起油中进水；前箱、轴承箱负压以12－20mmH20为宜，以防止灰尘及水（汽）进入油系统。

11.1.5 机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁起动。 11.1.6 正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。

11.1.7 在机组正常起动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。机组再次起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。 11.1.8 在任何情况下绝不可强行挂闸。

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11.1.9 机械液压型调节系统的汽轮机应有两套就地转速表，有各自独立的变送器（传感器），并分别装设在沿转子轴向不同的位置上。 11.1.10 抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。

11.1.10.1 汽轮机的各抽汽逆止门、排汽逆止门及供热抽汽的快速关闭逆止门应严密，联锁动作可靠，并必须设置有快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。 11.1.10.2 每月应进行一次抽汽逆止门关闭试验，当某一抽汽逆止门存在缺陷时，应立即消除，若无法消除时禁止使用该段抽汽运行。

11.1.11 对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进行甩负荷试验。

11.1.12 坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。

11.1.12.1 新投产的机组大修后第一次起动、危急保安器检修或调整后、停机一个月以后再次起动及机组进行甩负荷试验前都应提升转速进行危急保安器动作试验。

11.1.12.2 机组每运行2000h后应进行提升转速试验，无条件的应进行危急保安器充油试验。试验时注意危急保安器动作指示正确和机组对胀差的要求。

11.1.12.3 电调机组运行中每月定期做AST电磁阀试验，确保保护装置正常可靠。 11.1.12.4 各种汽门应进行定期试验。

11.1.12.5 机组大修前后应进行汽门严密性试验。试验时，应尽可能维持凝汽器真空正常，试验时应注意轴向推力变化和推力瓦温度，还应注意避免在临界转速附近长时间停留。 11.1.12.6 机组大修后应进行汽门关闭时间测试，一般要求自动主汽门的关闭时间≤0.5s，电调机组≤0.15s。

11.1.12.7 运行中汽门严密性试验应每年进行一次。

11.1.12.8 当汽水品质较差时，应适当增加主汽门、调汽门的活动次数和活动行程范围。运行中发生主汽门、调速汽门卡涩时，要及时消除卡涩。主汽门卡涩不能立即消除时，要停机处理。

11.1.12.9 汽轮机运行中，注意检查调节汽门开度和负荷的对应关系以及调节汽门后的压力变化情况，若有异常，应及时查找、分析原因。

11.1.12.10 加强对蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使问杆结垢造成卡涩。

11.1.12.11 采用滑压运行的机组以及在机组滑参数起动过程中，调节汽门要留有裕度，

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不应开到最大限度，以防止同步器超过正常调节范围，发生甩负荷超速。

11.1.12.12 机组长期停运时，应注意做好停机保护工作，防止汽水或其它腐蚀性物质进入汽机及调节供油系统，引起汽门或调节部套锈蚀。

11.1.13 危急保安器动作转速一般为额定转速的110％±1％。危急保安器试验应进行两次。

11.1.13.1 提升转速试验时，机组不宜在高转速下停留时间过长，并注意升速平稳，防止转速突然升高。

11.1.13.2 提升转速时应监视附加保安油压，防止误将附加保护动作当作危急保安器动作。

11.1.13.3 机组运行中的甩负荷不能代替危急保安器的试验。

11.1.14 进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。

11.1.15 数字式电液控制系统（DEH）应设有完善的机组起动逻辑和严格的限制起动条件；对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。

11.1.16 汽机专业人员，必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。

11.1.17 电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管。 11.1.17.1 高、中压自动主汽门错油门下部节流旋塞应拧紧冲捻固定，防止旋塞自行退出，影响自动主汽门正常关闭。

11.1.17.2 调节汽门凸轮间隙及调节汽门框架与球型垫之间间隙应调整适当，以保证在热态时调节汽门能关闭严密。

11.1.17.3 大修中应检查门杆弯曲和测量门杆与套筒的间隙，阀体与导向套筒的间隙，不符合标准的要进行更换处理。

11.1.17.4 检修中应检查门杆与阀杆套是否存在氧化皮，氧化皮应清除。

11.1.17.5 检修中应测量各主汽门，调节汽门预启阀行程，并检查是否卡涩。如有卡涩必须解体检查处理，除去氧化皮。阀碟与阀座接触部分的氧化皮也应清理，并用红丹油作接触检查。

11.1.18 主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型联轴器或类似联轴器的机组，定期检查联轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。

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11.1.19 要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证。

11.1.20 严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液转换器）等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。 11.2 防止轴系断裂。

11.2.1 机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。

11.2.2 运行100kh 以上的机组，每隔3－5年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。

11.2.3 新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。 11.2.3.1 每次大修对汽轮机转子叶片根部的销钉进行金相探伤检查，并建立好档案。 11.2.4 不合格的转子禁止使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷的转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行。 11.2.5 严格按超速试验规程的要求，机组冷态起动带25％额定负荷（或按制造要求），运行3～4h后进行超速试验。

11.2.6 新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松动措施。

11.2.6.1 大修中，应对各联轴器销子、螺栓进行探伤检查，对有缺陷的螺栓应及时更换。

11.2.7 新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1／3。 11.2.8 防止发电机非同期并网。

11.2.8.1 定期对发电机同期装置进行检查、试验；确保其完好。 11.3 建立和完善技术档案。

11.3.1 建立机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。

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11.3.2 建立机组事故档案。无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、性质、原因和防范措施。

11.3.3 建立转子技术档案。

11.3.3.1 转子原始资料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性。 11.3.3.2 历次转子检修检查资料。

11.3.3.3 机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。

12 防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故

为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生，应认真贯彻原水利电力部《防止20万千瓦机组大轴弯曲事故的技术措施》［（85）电生火字87号、基火字64号］等有关规定，并提出以下重点要求：

 12.1防止汽轮机大轴弯曲。  12.1.1应具备和熟悉掌握的资料。

 12.1.1.1 转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。

12.1.1.2 大轴弯曲表测点安装位置，转子的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。

12.1.1.3 机组正常起动过程中的波特图和实测轴系临界转速。

12.1.1.4 正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。 12.1.1.5 正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。

12.1.1.6 停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。 12.1.1.7 通流部分的轴向间隙和径向间隙。

12.1.1.8 应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。

12.1.1.9 记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度

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低于150℃为止。

12.1.1.10 系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后再执行。 12.1.2 汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。

12.1.2.1 大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动等表计显示正确，保护正常投入。 12.1.2.2 大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0.02mm。

12.1.2.3 高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃。 12.1.2.4 主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。

12.1.3 机组起、停过程操作措施。

12.1.3.1 机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于2～4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。

12.1.3.2 机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。 12.1.3.3 停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温 差，监视 转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180°。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。

12.1.3.4 停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180°，待盘车正常后及时投入连续盘车。

12.1.3.5 机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。

12.1.3.6 机组热态起动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。

12.1.3.7 疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。

12.1.3.8 停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。 12.1.3.9 起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水，锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。

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12.1.3.10 汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。

12.1.3.11 在机组起动前应全开主、再热蒸汽疏水门，特别是热态起动前，主蒸汽管和再热蒸汽管要充分暖管，并保证疏水畅通。

12.1.3.12 在汽轮机滑参数起动、停止过程中，汽温、汽压都要严格按运行规程规定，保证必要的蒸汽过热度。

12.1.3.13 在锅炉熄火后，蒸汽参数得不到可靠保证的情况下，应立即停机。 12.1.3.14 高、低压加热器水位调整和保护报警装置要定期进行检查试验，保证其工作性能符合设计要求。高压加热器保护不能满足运行要求或泄漏时，禁止加热器投入运行。 12.1.3.15 加强除氧器水位监督，定期检查水位调节装置和水位超限报警装置，防止发生满水事故。

12.1.4 发生下列情况之一，应立即打闸停机。

12.1.4.1 机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.030mm。

12.1.4.2 机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.100mm或相对轴振动值超过0.260mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

12.1.4.3 机组运行中要求轴承振动不超过0.030mm或相对轴振动不超过0.080mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.260mm应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.050mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.050mm，应立即打闸停机。

12.1.4.4 高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃或参照制造厂设计标准。

12.1.4.5 机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内下降50℃。 12.1.4.6 机组差胀超过允许值。

12.1.5 应采用良好的保温材料（不宜使用石棉制品）和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃，最大不超过50℃。

12.1.6 疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于76mm。 12.1.7 减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。

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12.1.8 门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。

12.1.9 高压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和也可根据疏水水位自动开启。 12.1.10 高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。

12.1.11 机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核。

12.1.12 凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。

12.1.13 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。 12.2 防止汽轮机轴瓦损坏。

12.2.1 汽轮机的辅助油泵及其自启动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组起动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验。

12.2.2 油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等）时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。

12.2.2.1 机组起动前向油系统供油时，应首先起动低压润滑油泵，并通过压缩线排出调速供油系统积存的空气，然后再起动高压调速油泵，并检查润滑油压，各轴承回油油流情况是否正常。

12.2.2.2 高压油泵出口油压应低于主油泵出口油压，在汽轮机达到额定转速以前，主油泵应能自动投入运行。一般要求转速达到2800r／min 以后主油泵开始投入工作。 12.2.2.3 机组定速后，停用高压油泵时，应密切监视主油泵出口和润滑油压的变化情况。发现油压变化异常时，应立即恢复辅助油泵运行，并查明原因后采取措施。

12.2.3 机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求处理。

12.2.4 在机组起停过程中应按制造厂规定的转速起、停顶轴油泵。

12.2.5 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油等）的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。

12.2.6 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。

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12.2.7 油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。

12.2.8 应避免机组在振动不合格的情况下运行。

12.2.9 润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.08MPa时报警，降至0.075～0.07MPa时联动交流润滑油泵，降至0.07～0.06MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.03MPa时停盘车。

12.2.10 直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。

12.2.11 交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。

12.2.12 油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。阀门应采用明杆门，并应有开关指示和手轮止动装置。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施。

12.2.13 安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道。 12.2.14 检修中应检查主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。 12.2.15 严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。

12.2.16 运行中油箱油位应保持正常。滤网前后油位差超过规定值时，应及时清理滤网。主油箱应设置油位低报警装置。

12.2.17 定期对转子轴电压进行监测，轴电压超标要查找原因及时消除。 12.2.18当发现有如下情况之一时，应立即打闸停机： a）任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃时。 b）主轴瓦乌佥温度超过厂家规定值。 c）回油温度升高，且轴承内冒黑烟时。

d）润滑油泵起动后，油压低于运行规程允许值。

e）盘式密封瓦回油温度超过80℃或乌金温度超过95℃时或参照制造厂设计标准。

13 防止发电机和水轮机损坏事故

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为了防止发电机的损坏事故发生，应严格执行原水利电力部《发电机反事故技术措施》（[86）电生火字193号]、《关于转发20万千瓦氢冷发电机防止漏氢漏油技术措施细则》（[88）电生计字17号]、《发电机反事故技术措施补充规定》（能源部发［1990］14号）、《防止200、300MW汽轮发电机定子绕组端部发生短路的技术改进措施》（能源部、机电部电发［1991］87号）和《汽轮发电机运行规程》（1999年版）等各项规定，并重点要求如下： 13.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路。

检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况。200MW及以上的发电机在大修时应做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在94～115Hz之间）的发电机，应进行端部结构改造。 13.2 防止定子绕组相间短路。

13.2.1 加强对大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》（DL／T596－1996），对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。

13.2.2 严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规程允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。

13.2.2.1 保证氢气干燥器连续运行，发现缺陷，及时处理。

13.2.2.2 随时了解发电机的氢气湿度、氢气纯度、漏氢量及平衡水箱压力变化情况，对氢气湿度、纯度做好记录。

13.3 防止定、转子水路堵塞、漏水。 13.3.1 防止水路堵塞过热

13.3.1.1 水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应全部更换成聚四氟乙烯垫圈。 13.3.1.2 安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统的所有钢丝滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止滤网破碎进入线圈。 13.3.1.3 大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。

13.3.1.4 扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢法兰，以便清除母管中的杂物。

13.3.1.5 水内冷发电机水质应严格在控制规定范为。水中铜离子含量超标时，为减缓铜管腐蚀，125MW及以下机组允许运行时在水中加缓蚀剂，但必须控制pH值大于7.0。 13.3.1.6 严格保持发电机转子进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷水进水压力，以防石棉材料破损物进入转子分水盒内。

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13.3.1.7 定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差应加强监视。温差控制值应按制造厂规定，制造厂未明确规定的，应按照以下限额执行：定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。

13.3.1.8 加强对定子水内冷系统及补水系统的维护与管理，保持系统的密封性。正常运行时定子水箱对空的手动空气门应关闭，正、负压门处于良好状态。 13.3.1.9 严格按规定控制定子水导电度，导电度不合格应采取措施消除。 13.3.1.10 发电机断水保护应作用于跳闸；定子水出口温度高保护应作用于跳闸。 13.3.2 为防止发电机漏水，重点应对绝缘引水管进行检查，引水管外表应无伤痕，严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。 13.3.3 防止转子漏水。

13.3.3.1 水内冷发电机发出漏水报警信号，经判断确认是发电机漏水时，应立即停机处理。

13.3.3.2 选装灵敏度可靠的漏水报警装置，应做好调试、维护和定期检验工作，确保装置反应灵敏、动作可靠。

13.3.3.3 转子绕组复合引水管应更换为有钢丝编织护套的复合绝缘引水管。 13.3.3.4 为了防止转子线圈拐角断裂漏水，至少将QFS2－100－2型和QFS－125－2型机组的出水铜拐角全部更换为不锈钢材质。

13.3.3.5 推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。 13.4 防止转子匝间短路。

13.4.1 调峰运行的发电机，应在停机过程和大修中分别进行动态、静态匝间短路试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置，以便及早发现异常。

13.4.2 已发现转子绕组匝间短路较严重的发电机应尽快消缺，以防转子、轴瓦磁化，差压阀失控造成严重漏氢、漏油。若检修时发现转子、轴承、轴瓦已磁化，应退磁处理。退磁后要求剩磁值为：轴瓦、轴颈不大于2×10-4T，其他部件小于10×10-4T。

13.4.3 随时监视运行中发电机的振动与无功出力的变化情况。如果振动伴随无功变化，则可能是发电机转子有严重的匝间短路。此时首先控制转子电流，若振动突然增大，应立即停运发电机。 13.5 防止漏氢。

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13.5.1 大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。

13.5.2 为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。

13.5.3 应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1％时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3％时报警，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20％时，应停机处理。

13.5.4 密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。若发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽，应及时处理。

13.6 防止发电机非全相运行。发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。

13.6.1 新建的发变组，变压器的高压侧断路器和母联、分段断路器尽量选用机械联动的三相操作断路器。

13.6.2 凡与220kv系统连接的发电机和变压器组保护，当出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护。

13.6.2.1 用于起动失灵保护的发变组保护出口应不包含可能慢返回的保护（如瓦斯保护、断水保护及来自机、炉、热方面的保护）。 13.6.2.2 为提高保护可靠性，在用于起动失灵的发变组保护出口外须串一个”断路器电流判据”。该判据应能反映断路器的非全相开断。

13.6.2.3 对于双母线接线的电厂，鉴于发变组非全相开断时，失灵保护的复合电压闭锁不一定开放，故要求增加一个“解锁”回路，在发变组保护出口动作时失灵保护的复合电压闭锁须可靠开放。

13.6.3 断路器失灵保护的相电流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20ms。 13.7 防止发电机非同期并网。

13.7.1 定期对同期装置进行检查、试验。

13.7.2 当汽轮机转速接近额定转速时，方可合发电机出口刀闸。

13.7.3 对新投运机组的二次电缆，要认真检查是否有中间接头，如果有应检查接头的接触电阻和绝缘处理情况，发现问题及时处理。 13.8 防止发电机局部过热。

13.8.1 发电机绝缘过热监测器过热报警时，应立即取样进行色谱分析，必要时停机进

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行消缺处理。

13.8.2 应对氢内冷转子进行通风试验。

13.8.3 全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8℃，应立即停机处理。 13.9 防止发电机内遗留金属异物。

13.9.1 建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。

13.9.2 大修时应对端部紧固件（如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等）紧固情况以及定子铁芯边缘矽钢片有无断裂等进行检查。

13.10 当发电机定子回路发生单相接地故障时，允许的接地电流值如表13－1规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表13－1的要求确定。当定子接地保护报警时，应立即停机。200MW及以上容量的发电机的接地保护装置应作用于跳闸。 表13－1 发电机定子绕组单相接地故障电流允许值

发电机额定电压 （Kv） 10. 5 13.8～15.75 18～20 发电机额定容量 （MW） 100 125～200 300～600 3 2（对于氢冷发电机为2．5A） 1 接地电流允许值 （A） 13.10.1 整定发电机定子接地保护时，必须根据发电机带不同负荷工况下实测零序基波电压和零序三次谐波电压的有效值数据进行整定。在不超过发电机定子绕组单相接地故障电流允许值的条件下，以时间换灵敏度应作为一项基本原则，保护不宜整定过快，过于灵敏。 13.10.2 200 MW及以上容量机组根据大机组整定导则要求，发电机定子接地保护应投入跳闸，且必须注意的是：应将零序基波段保护和零序三次谐波段保护出口分开，零序基波段保护投跳闸，零序三次谐波段保护只允许投信号。

13.11 当发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地，应立即停机处理。

13.12 发电厂应准确掌握有串联补偿电容器送出线路的汽轮发电机组轴系扭转振动频率，协助电网管理部门共同防止次同步谐振。 13.13 防止励磁系统故障引起发电机损坏。

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

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13.13.2 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的允许值内，并定期校验。

13.13.3 励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节（含按发电机或交流励磁机的磁场电流的闭环调节）下长期运行。在手动励磁调节运行期间，在调节发电机的有功负荷时必须先适当调节发电机的无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。

13.13.4 在电源电压偏差为十10％～－15％、频率偏差为十4％～－6％时，励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。

13.13.5 在机组起动、停机和其他试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。

13.13.6 励磁滑环碳刷过短要及时更换，保证同型号。 13.14 防止水轮机事故。

13.14.1 防止机组超速。水轮发电机组应设置两套不同测量原理的独立的机组转速测量装置，当机组发生超速时作用于机组解列停机。机组大修时要对每一套装置进行模拟试验，确保机组过速保护能正常动作。

13.14.2 防止水轮发电机组轴承损坏事故。

13.14.2.1 轴承的瓦温、油温、油位等监视信号装置要正常投入运行，若有损坏时应及时更换修复，机组不能在瓦温失去监视下运行。

13.14.2.2 定期对轴承用油进行化验，油质劣化时要查明原因及时处理。 13.14.2.3 对轴承冷却水应设立监视装置，防止断水运行。

13.14.2.4 对轴流转桨水轮机的协联装置应正常投入运行，经常检查反馈机构的运行情况，防止协联破坏造成烧瓦事故。

13.14.2.5 机组应避开振动区运行。当发生机组摆度振动超标时应及时调整机组的运行工况，使机组的摆度振动在合格范围内运行。 13.14.3 防止水淹水导轴承事故。

13.14.3.1 严格按检修规程做好工作密封和检修密封的检修，确保检修质量，密封盖板螺栓紧固良好，顶盖内不得留有任何异物。

13.14.3.2 顶盖排水装置应处于完好状态，机组检修后尾水管蜗壳充水时应人工监视顶盖排水装置的工作状况，正常后可投入自动运行。顶盖排水系统应设两套信号装置，互为备用。可装设工业电视系统监视顶盖水位。

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13.14.3.3 定期检查、试验水轮机顶盖水泵、浮子和接触器、开关，保证其工作正常。 13.14.3.4 装有大型轴流转浆式水轮机的水电厂应配备应急潜水泵。

13.14.4 防止泄水锥脱落。检修时对泄水锥的螺栓紧固、焊缝认真检查，发现问题作更换加固处理。

13.14.5 对轴流转桨水轮机，应定期检查受油器的密封漏油情况，漏油量过大时应及时查明原因并处理，防止油淋转子。

14 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故

为了防止分散控制系统（DCS）失灵、热工保护拒动造成的事故，要认真贯彻《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》（国电安运［1998］483号）、《单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定》（电规发［1996］214号）、《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》（DL／T655－1998）、《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》（DL／T656－1998）、《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》（DL／T657－1998）、《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》（DL／T658—1998）、《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》（DL／T659－1998）等有关技术规定，并提出以下重点要求： 14.1 分散控制系统配置的基本要求。

14.1.1 DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急故障处理），CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。

14.1.1.1 所有控制站的CPU负荷率在恶劣工况下不得超过60％。所有计算机站、数据管理站、操作员站、工程师站、历史站等的CPU负荷率在恶劣工况下不得超过40％，并应留有适当的裕度。

14.1.1.2 CPU的负荷率应定期检查统计，如超过设计指标，应迅速采取措施处理。 14.1.1.3 控制站、操作员站、计算机站、数据管理站、历史站或服务器脱网、离线、死机，在其它操作员站监视器上应设有醒目的报警功能，或在控制室内设有独立于DCS系统之外的声光报警。

14.1.2 控制器，FSSS、ETS系统的I／0卡应采用冗余配置，重要I／O点应考虑采用非同一板件的冗余配置。

14.1.2.1 分配控制回路和I／0信号时，应使一个控制器或一块I／0板件损坏时对机组安全运行的影响尽可能小。I／0板件及其电源故障时，应使I／0处于对系统安全的状态，不出现误动。

14.1.2.2 冗余I／0板件及冗余信号应进行定期检查和试验，确保处于热备用状态。

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14.1.3 系统电源应设计有可靠的后备手段（如采用UPS电源），备用电源的切换时间应小于5ms（应保证控制器不能初始化）。系统电源故障应在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警。

14.1.3.1 DCS宜采用隔离变压器供电。系统应设计双回路供电。其中一路电源要采用UPS供电。

14.1.3.2 UPS电源应能保证连续供电30min，确保安全停机停炉需要。

14.1.3.3 采用直流供电方式的重要I／0板件，其直流电源应采用冗余配置，其中一路电源故障应有报警信号。

14.1.4 主系统及与主系统连接的所有相关系统（包括专用装置）的通信负荷率设计必须控制在合理的范围（保证在高负荷运行时不出现“瓶颈”现象）之内，其接口设备（板件）应稳定可靠。

14.1.4.1 通讯总线应有冗余设置，通讯负荷率在繁忙工况下不得超过30％；对于以太网则不得超过20％。

14.1.4.2 定期检查测试通讯负荷率，若超过设计指标，应采取好措施，优化组态，降低通讯量。

14.1.5 DCS的系统接地必须严格遵守厂家技术要求，所有进入DCS系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽阻燃电缆，在DCS侧有良好的单端接地。

14.1.5.1 DCS系统与电气系统共用一个接地网时，控制系统接地线与电气接地网只允许有一个连接点，且接地电阻应小于0.5Ω。

14.1.5.2 重点处理好两种接地：保护接地和屏蔽接地。

保护接地接至电气专业接地网，接地电阻小于2Ω。屏蔽接地接至电气专业接地网，接地电阻≤0.5Ω。不满足接地电阻要求时，应独立设置接地系统，接地电阻≤2Ω。屏蔽接地的接地网接地点应远离电厂大电流设备，如给水泵、磨煤机等，距离大于10m以上。

14.1.5.3 模拟量信号最好采用屏蔽双绞电缆连接，且有良好的单端接地。

14.1.6 操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求，特别是紧急故障处理的要求。紧急停机停炉按钮配置，应采用与DCS分开的单独操作回路。 14.1.6.1 DCS的设计或改造应满足在DCS故障或系统瘫痪后，汽轮机、锅炉、发电机能安全地停下来，紧急停机、停炉按扭回路要与DCS分开，并用硬接线连接。 14.1.6.2 热工控制机房、电子设备间内禁止使用无线通讯工具。热工控制机房内温度控制在规定范围内，保持环境清洁。 14.2 DCS故障的紧急处理措施。

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14.2.1 已配备DCS的电厂，应根据机组的具体情况，制定在各种情况下DCS失灵后的紧急停机停炉措施。

14.2.2 当全部操作员站出现故障时（所有上位机“黑屏”或“死机”），若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。若无可靠的后备操作监视手段，也应停机、停炉。

14.2.3 当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。 14.2.4 当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策。

14.2.4.1 辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将该辅机退出运行。

14.2.4.2 调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。

14.2.4.3 涉及到机炉保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件，涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施。若恢复失败则应紧急停机停炉。

14.2.5 加强对DCS系统的监视检查，特别是发现CPU、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并迅速做好相应对策。

14.2.6 规范DCS系统软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批授权及责任人制度。在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中使用，必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施。 14.3 防止热工保护拒动。

14.3.1 DCS部分的锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）的系统配置应符合14．1条款中的要求，FSSS的控制器必须冗余配置且可自动无扰切换，同时FSSS装置应具有在线自动／手动火焰检测器和全部逻辑的试验功能。

14.3.1.1 DCS系统的其它锅炉主保护（包括汽包水位保护和蒸发器断水保护）控制器也必须冗余配置且可自动无扰切换。

14.3.2 对于独立配置的锅炉灭火保护装置应保证装置（系统）本身完全符合相应技术规范的要求，所配电源必须可靠，系统涉及到的炉膛压力的取压装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统等外围设备必须处于完好状态。独立配置的锅炉灭火保护装置的软件管理参照14.2.6执行。

14.3.2.1 火检设备的备用冷却风机应设立联锁功能，并应定期切换。

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14.3.3 定期进行保护定值的核实检查和保护的动作试验，在役的锅炉炉膛安全监视保护装置的动态试验（指在静态试验合格的基础上，通过调整锅炉运行工况，达到MFT动作的现场整套炉膛安全监视保护系统的闭环试验）间隔不得超过3年。

14.3.4 对于已配有由DCS构成的FSSS及含有相关软逻辑的热工保护系统，在进行机、炉、电联锁与联动试验时，必须将全部软逻辑纳入到相关系统的试验中。

14.3.5 汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机监视仪表（TSI）应加强定期巡视检查，所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5％。TSI的CPU及重要跳机保护信号和通道必须冗余配置，输出继电器必须可靠。

14.3.6 汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护（装置）应每季度及每次机组检修后起动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值。所有检测用的传感器必须在规定的有效检验周期内。

14.3.6.1 保护装置的校验要有可追溯性，校验报告必须完整存档。保护装置试验不合格禁止起动运行。

14.3.6.2 汽轮机胀差、热膨胀、轴向位移保护的零位，在每次大修后进行调整，小修、临修或机组运行中不对零位进行调整。如需调整，须制订出专门调整方案，经总工程师批准后方可进行。

14.3.7 若发生热工保护装置（系统、包括一次检测设备）故障，必须开具工作票经批准后迅速处理。锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出；其他保护装置被迫退出运行的，必须在24h内恢复，否则应立即停机、停炉处理。 14.4 汽轮机电液控制系统（DEH）

14.4.1 在转速控制方式下，机组实际稳定转速与设定转速的偏差应小于额定转速的0.1％；最大升速率下的超调量应小于额定转速的0.15％；0PC（超速保护控制）动作的转速偏差应小于2r／min。

14.4.2 在功率控制方式下， 实际负荷与负荷指令的偏差小于±3％～±1.5％。 14.4.3 在压力控制方式下，实际压力与设定值的差值应小于±0.6MPa～±0.3MPa。 14.4.4 采用高压抗燃油的控制系统，抗燃油油质每月化验一次。标准参照M00G二级；高级抗燃油主泵、备用泵应每月进行一次切换。

14.4.5 当汽轮机从额定工况甩负荷时，转速的最高飞升小于200r／min；油动机全行程快速关闭时间＜0.15s；阀门定期进行活动试验，每次机组起动要进行阀位整定。 14.4.6 DEH的软件管理参照14.2.6执行。

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15 防止继电保护事故

为防止继电保护事故的发生，应认真贯彻《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－93）、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护和安全自动装置检验条例》、《继电保护和安全自动装置现场工作保安规定》、《3～110Kv电网继电保护装置运行整定规程》（DL／T584－1995）、《220～500KV电网继电保护装置运行整定规程》（DL／T559－1994）、《电力系统继电保护技术监督规定（试行）》 （电安生[1997]356号）、《电力系统继电保护和安全自动装置运行反事故措施管理规定》（调[1994]143号）、《电力系统继电保护和安全自动装置运行反事故措施要点》、《电力系统继电保护和安全自动装置运行评价规程》（DL／T623－1997）及相关规程，并提出以下重点要求： 15.1 高度重视继电保护工作，充实配备技术力量，加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训，保持继电保护队伍的稳定。

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

15.2.1 要进一步加强管理，严格贯彻落实有关继电保护各项规程、规定、标准，规范专业人员在继电保护各个工作环节上的行为；及时编写、修订继电保护校验、运行规程和典型操作票，在检修工作中，防止继电保护“误碰、误整定、误接线”事故发生。

15.2.2 在电压切换和电压闭锁回路、断路器失灵保护、母线差动保护、远跳、远切、联切回路、“和电流”接线方式有关的二次回路、一个半断路器接线方式（主设备检修而相应断路器仍需运行时）二次回路上工作，应特别认真做好安全隔离措施。

15.2.3 在发电厂与热工自动系统、汽机保护系统和调速系统以及同期合闸装置，厂用电切换装置，柴油发电机和重要电动机有关的二次回路上工作时，应认真做好防止保护不正确动作的技术措施和安全隔离措施。

15.2.4 所有差动保护（母线、变压器、发电机的纵差、横差等）在投入运行前，除测定和回路和差回路外，还必须测各中性线的不平衡电流、电压，以确保保护装置和回路完整、正确。

15.3 电厂继电保护专业要与电网运行方式专业密切配合，根据电网结构和运行方式的变化，及时校核与调整保护定值。

15.4 不允许不符合圉家和电力行业相关标准的，未经技术鉴定，未取得成功运行经验的继电保护产品投入系统运行。

15.5 加强设备运行的跟踪与监督，充分利用故障录波手段，认真做好系统运行分析，发电厂应增设专用的发电机组故障录波器。

15.6 确保大型发电机、变压器的安全运行，重视大型发电机、变压器保护的配置和整定计算，包括与相关线路保护的整定配合。

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/2seg.html