中国国电集团公司二十五项重点反事故措施

来源：华佗小知识

中国国电集团公司二十五项重点反事故措施

二〇一五年三月

1 防止人身伤亡事故 ................................................................................................. 1

1.1 防止触电事故 ............................................................................................... 1 1.2 防止机械伤害事故 ....................................................................................... 3 1.3 防止灼烫伤害事故 ....................................................................................... 4 1.4 防止中毒与窒息伤害事故 ........................................................................... 6 1.5 防止高处坠落事故 ....................................................................................... 8 1.6 防止电梯、起重伤害事故 ........................................................................... 9 1.7 防止物体打击事故 ..................................................................................... 11 1.8 防止液氨泄漏、爆炸伤害事故 ................................................................. 12 1.9 防止电力生产交通事故 ............................................................................. 15 1.10 防止其他伤害事故 ................................................................................... 16 2 防止火灾事故 ....................................................................................................... 18

2.1 加强防火组织与消防设施管理 ................................................................. 18 2.2 防止电缆着火事故 ..................................................................................... 19 2.3 防止汽机油系统着火事故 ......................................................................... 21 2.4 防止燃油罐区及锅炉油系统着火事故 ..................................................... 22 2.5 防止制粉系统爆炸事故 ............................................................................. 23 2.6 防止氢气系统爆炸事故 ............................................................................. 23 2.7 防止输煤皮带着火事故 ............................................................................. 24 2.8 防止脱硫、湿除系统着火事故 ................................................................. 24 2.9 防止氨系统着火爆炸事故 ......................................................................... 25 2.10 防止天然气系统着火爆炸事故 ............................................................... 26 2.11 防止风力发电机组着火事故 ................................................................... 28 3 防止电气误操作事故 ........................................................................................... 31 4 防止系统稳定破坏事故 ....................................................................................... 33

4.1 电源 ............................................................................................................. 33 4.2 网架结构 ..................................................................................................... 34

4.3 稳定分析及管理 ......................................................................................... 35 4.4 二次系统 ..................................................................................................... 36 4.5 无功电压 ..................................................................................................... 37 5 防止机网协调及风电大面积脱网事故 ...................................................................... 40

5.1 防止机网协调事故 ..................................................................................... 40 5.2 防止风电机组大面积脱网事故 ................................................................. 45 6 防止锅炉事故 ....................................................................................................... 48

6.1 防止锅炉尾部再次燃烧事故 ..................................................................... 48 6.2 防止锅炉炉膛爆炸事故 ............................................................................. 54 6.3 防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故 ......................................................... 61 6.4 防止锅炉汽包满水和缺水事故 ................................................................. 65 6.5 防止锅炉承压部件失效事故 ..................................................................... 69 7 防止压力容器等承压设备爆破事故 ................................................................... 81

7.1 防止承压设备超压 ..................................................................................... 81 7.2 防止氢罐爆炸事故

................................................................................. 82

7.3 严格执行压力容器定期检验制度 ............................................................. 83 7.4 加强压力容器注册登记管理 ..................................................................... 84 8 防止汽轮机、燃气轮机事故 ............................................................................... 85

8.1 防止汽轮机超速事故 ................................................................................. 85 8.2 防止汽轮机轴系断裂及损坏事故 ............................................................. 87 8.3 防止汽轮机大轴弯曲事故 ......................................................................... 8.4 防止汽轮机、燃气轮机轴瓦损坏事故 ..................................................... 93 8.5 防止燃气轮机超速事故 ............................................................................. 95 8.6 防止燃气轮机轴系断裂及损坏事故 ......................................................... 97 8.7 防止燃气轮机燃气系统泄漏爆炸事故 ................................................... 100 8.8 防止燃气轮机叶片损坏事故 ................................................................... 102 8.9 防止燃气轮机燃烧热通道部件损坏事故 ............................................... 103 8.10 防止燃气轮机进气系统堵塞事故 ......................................................... 103 8.11 防止燃气轮机燃气调压系统故障 ......................................................... 104 9 防止分散控制系统控制、保护失灵事故 ................................................................ 105

9.1 分散控制系统（DCS）配置的基本要求 ............................................... 105 9.2 防止水电厂（站）计算机监控系统事故 ............................................... 108 9.3 分散控制系统故障的紧急处理措施 ....................................................... 112 9.4 防止热工保护失灵 ................................................................................... 113 9.5 防止水机保护失灵 ................................................................................... 115 10 防止汽轮发电机损坏事故 ............................................................................... 119

10.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路 ................................................. 119 10.2 防止定子绕组绝缘损坏和相间短路 ..................................................... 119 10.3 防止定、转子水路堵塞、漏水 ............................................................. 120 10.4 防止转子匝间短路 ................................................................................. 122 10.5 防止漏氢 ................................................................................................. 123 10.6 防止发电机局部过热 ............................................................................. 123 10.7 防止发电机内遗留金属异物故障的措施 ............................................. 124 10.8 防止护环开裂 ......................................................................................... 124 10.9 防止发电机非同期并网 ......................................................................... 124 10.10 防止发电机定子铁芯损坏 ................................................................... 125 10.11 防止发电机转子回路接地故障 ........................................................... 125 10.12 防止次同步谐振造成发电机损坏 ....................................................... 126 10.13 防止励磁系统故障引起发电机损坏 ................................................... 126 10.14 防止封闭母线凝露引起发电机跳闸故障 ........................................... 126 10.15 防止发电机非全相运行 ....................................................................... 127 10.16 防止发电机出口电压互感器故障 ....................................................... 128 11 防止发电机励磁系统事故 ................................................................................ 129

11.1 加强励磁系统的设计管理 ..................................................................... 129 11.2 加强励磁系统基建安装管理 ................................................................. 130 11.3 加强励磁系统调整试验管理 ................................................................. 130 11.4 加强励磁系统运行管理 ......................................................................... 131 12 防止大型变压器损坏和互感器事故 ............................................................... 133

12.1 防止变压器出口短路事故 ..................................................................... 133 12.2 防止变压器绝缘事故 ............................................................................. 133

III

12.3 防止变压器保护事故 ............................................................................. 137 12.4 防止分接开关事故 ................................................................................. 138 12.5 防止变压器套管事故 ............................................................................. 139 12.6 防止冷却系统事故 ................................................................................. 140 12.7 防止变压器火灾事故 ............................................................................. 141 12.8 防止互感器事故 ..................................................................................... 141 13 防止GIS、开关设备事故................................................................................ 147

13.1 防止GIS（包括HGIS）、六氟化硫断路器事故 ................................. 147 13.2 防止敞开式隔离开关、接地开关事故 ................................................. 151 13.3 防止开关柜事故 ..................................................................................... 152 14 防止接地网和过电压事故 ............................................................................... 155

14.1 防止接地网事故 ..................................................................................... 155 14.2 防止雷电过电压事故 ............................................................................. 157 14.3 防止变压器过电压事故 ......................................................................... 158 14.4 防止谐振过电压事故 ............................................................................. 158 14.5 防止弧光接地过电压事故 ..................................................................... 159 14.6 防止无间隙金属氧化物避雷器事故 ..................................................... 160 15 防止输电线路事故 ........................................................................................... 161

15.1 防止倒塔事故 ......................................................................................... 161 15.2 防止断线事故 ......................................................................................... 162 15.3 防止绝缘子和金具断裂事故 ................................................................. 163 15.4 防止风偏闪络事故 ................................................................................. 1 15.5 防止覆冰、舞动事故 ............................................................................. 1 15.6 防止鸟害闪络事故 ................................................................................. 166 15.7 防止外力破坏事故 ................................................................................. 166 16 防止污闪事故 ................................................................................................... 168 17 防止电力电缆损坏事故 ................................................................................... 170

17.1 防止电缆绝缘击穿事故 ......................................................................... 170 17.2 防止外力破坏和设施被盗 ..................................................................... 172 17.3 防止单芯电缆金属护层绝缘故障 ......................................................... 172

18 防止继电保护事故 ........................................................................................... 174

18.1 规划与设备选型 ..................................................................................... 174 18.2 继电保护配置原则 ................................................................................. 174 18.3 继电保护设计 ......................................................................................... 176 18.4 继电保护二次回路与抗干扰 ................................................................. 179 18.5 新、扩、改建工程的验收 ..................................................................... 182 18.6 继电保护定值与运行管理 ..................................................................... 184 18.7 继电保护与相关专业的配合 ................................................................. 186 19 防止电力调度自动化系统、电力通信网及信息系统事故 ........................... 1

19.1 防止电力调度自动化系统事故 ............................................................. 1 19.2 防止电力通信网事故 ............................................................................. 191 19.3 防止信息系统事故 ................................................................................. 195 20 防止风电机组事故 ........................................................................................... 197 21 防止供热中断事故 ........................................................................................... 201

21.1 加强供热安全生产管理 ......................................................................... 201 21.2 防止热网系统原因导致供热中断 ......................................................... 201 21.3 防止汽轮发电机组原因导致供热中断 ................................................. 204 21.4 防止锅炉原因导致供热中断 ................................................................. 204 21.5 防止化水系统原因导致供热中断 ......................................................... 206 21.6 防止输煤系统原因导致供热中断 ......................................................... 206 21.7 防止火灾造成供热中断 ......................................................................... 207 22 防止发电厂、变电站全停事故 ....................................................................... 208

22.1 防止发电厂全停事故 ............................................................................. 208 22.2 防止变电站全停事故 ............................................................................. 211 23 防止水轮发电机组事故 ................................................................................... 219

23.1 防止机组飞逸 ......................................................................................... 219 23.2 防止水轮机损坏 ..................................................................................... 221 23.3 防止水轮发电机重大事故 ..................................................................... 225 24 防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故 .................................................................. 230

24.1 加强大坝、厂房防洪设计 ..................................................................... 230

24.2 落实大坝、厂房施工期防洪、防汛措施 ............................................. 230 24.3 加强大坝、厂房日常防洪、防汛管理 ................................................. 231 25 防止重大环境污染事故 ................................................................................... 238

25.1 严格执行环境影响评价制度与环保“三同时”原则 ............................. 238 25.2 加强灰场的运行维护管理 ..................................................................... 238 25.3 防止废水超标排放 ................................................................................. 239 25.4 加强除尘、除灰、除渣运行维护管理 ................................................. 240 25.5 加强脱硫设施运行维护管理 ................................................................. 241 25.6 加强脱硝设施运行维护管理 ................................................................. 242 25.7 加强烟气在线连续监测装置运行维护管理 ......................................... 244

1 防止人身伤亡事故

1.1 防止触电事故

1.1.1 凡从事电气设备运行操作、检修维护等作业人员，必须按国家法律法规、部门规章及规范性文件要求经专业技术培训后持证上岗，并应接受触电急救的培训教育。

1.1.2 从事电气作业人员作业时应正确佩戴、使用个人防护用品。高压绝缘鞋（靴）、高压绝缘手套等供货企业，必须具有国家质监部门颁发生产许可证书。

1.1.3 绝缘安全用具—绝缘操作杆、验电器、携带型短路接地线等必须选用具有生产许可证、产品合格证、安全鉴定证的产品，使用前必须检查是否贴有检验合格证标签及是否在检验有效期内。

1.1.4 选用的手持、移动电动工器具包括潜水泵、电焊机等，必须具备有效的产品合格证，必须定期按标准进行检查检验，无检验合格证标识或超过检验周期（六个月）不得使用。使用时必须接在装有漏电保护器的电源上，不得提着电动工器具的导线或转动部分使用，严禁将电缆金属丝直接插入插座内或挂在刀闸上使用。

1.1.5 现场检修电源箱（含临时电源箱）必须装自动空气开关、漏电保护器、接线柱或插座，专用接地铜排和端子、箱体必须有可靠接地，接地、接零标识应清晰，并固定牢固。对氢站、氨站、油区、危险化学品储存间等特殊场所，应选用防爆型检修电源箱，并使用防爆插头。

1.1.6 在高压设备作业时，人体及所带的工具与带电体的最小安全距离，应符合表1-1要求：

表1-1 人体与带电体的最小安全距离

电压等级（kV） 10及以下 20～35 66～110 220 330 500 750 ±800 1000 最小安全距离（m） 0.35 0.6 1.5 3.0 4.0 5.0 8.0 9.3 8.7 在低压设备作业时，人体与带电体的安全距离不低于0.1m。当高压设备接地故障时，室内不得接近故障点4m以内，室外不得接近故障点8m以内。需进入时，必须穿绝缘靴，接触设备的外壳和构架应戴绝缘手套。

1.1.7 高压电气设备带电部位对地距离不满足设计标准时，周边必须装设防护围栏，门应加锁，并挂好安全警示牌。在做高压试验时，必须装设围栏，并设专人看护，非工作人员禁止入内。操作人员应站在绝缘物上。

1.1.8 电气设备必须装设保护接地（接零），不得将接地线接在金属管道上或其他金属构件上。雨天操作室外高压设备时，绝缘棒应有防雨罩，操作人员应穿绝缘靴。雷电时，严禁进行就地倒闸操作。

1.1.9 当发觉有跨步电压时，应立即将双脚并在一起或用一条腿跳着离开导线断落地点。

1.1.10 在地下存在敷设电缆的附近开挖土方时，严禁使用机械开挖。

1.1.11 严禁湿手触摸电源开关以及其他电器设备。严禁不停电移动电焊机。

1.1.12 潜水泵使用前必须检测电机及电缆绝缘，不合格不得使用。电源应使用漏电保护器，外壳必须可靠接地。要使用绝缘绳固定

吊挂且满足负载要求。在放置、撤除时必须切断电源。不应用电源线承载或提拉潜水泵。禁止人员进入运行的潜水泵放置水域（区域）。

1.1.13 严禁无票操作及擅自解除高压电气设备的防误操作闭锁装置。严禁带接地线（接地开关）合断路器（隔离开关）及带负荷合（拉）隔离开关。进入间隔前，必须核对设备名称、编号，防止误入带电间隔。

1.2 防止机械伤害事故

1.2.1 操作人员必须经过专业技能培训，并掌握机械（设备）的现场操作规程和安全防护知识，经岗位培训合格后方可上岗。

1.2.2 操作人员必须穿好工作服，衣服、袖口应扣好，不得戴围巾、领带，长发必须盘在帽内，必要时操作必须戴防护眼镜、戴防尘口罩、穿绝缘鞋。操作钻床时，不得带手套，不得在开动的机械设备旁更衣。

1.2.3 机械设备各转动部位（如传送带、齿轮机、联轴器、飞轮等）必须装设防护装置。机械设备必须装设紧急制动装置，并要实现一机一闸。周边必须划警戒线，工作场所应设人行通道，照明必须充足。

1.2.4 输煤皮带的转动部分及拉紧重锤必须装设遮栏，加油装置应接在遮拦外面。皮带两侧必须装设高于皮带托辊的固定防护栏杆，并沿皮带全长装设紧急停止拉线开关。

1.2.5 未停电皮带上严禁站人，不允许在非通道处越过、爬过及传递各种用具。皮带运行过程中严禁清理皮带、构架、滚筒上任何杂物。

1.2.6 严禁在运行中清扫、擦拭、维护设备的旋转和移动部分。严禁将手伸入栅栏内。严禁将头、手脚伸入转动部件活动区内。

1.2.7 给料（煤）机在运行中发生卡、堵时，应停止设备运行，做好防止设备转动措施后方可清理堵塞物，严禁用手直接清理堵塞物。钢球磨煤机运行中，严禁在传动装置和滚筒下部清除煤粉、钢球、杂物等。

1.2.8 皮带启动前应进行声、光警示，声、光报警应覆盖至皮带全区域，并且警示时间能满足人员撤离需求。

1.2.9 翻车机系统拨车机、迁车台、推车机等移动设备位置信号及闭锁应保持正确可靠，机械限位应牢固、动作正常，自动操作（程控）应正常投入使用。切至手动操作状态下，应按自动操作的步序执行。拨车机、迁车台、推车机手动操作回路应具备相互闭锁功能，推车机返回不到位，迁车台不应动作，迁车台不到位，拨车机不应动作。迁车台对轨位置信号应与人工确认相结合，以避免车厢脱轨、坠坑。

1.2.10 任何人严禁从火车车厢下部穿越铁道。斗轮机、卸船机、车厢（牵引）运行中，禁止从其运行前方强行穿越铁道。翻车机、牵车台等大型机械运行时，工作人员应规避至安全距离外。

1.2.11 车厢编组连挂必须到位，避免留有人员穿越空当。 1.2.12 转动设备检修后试转前，检修人员必须全部脱离设备，运行人员必须到现场检查确认后方可进行送电操作。试转设备时，观察人员不允许身体任何部位触及转动部分。试转设备需继续检修时，必须重新履行工作票程序。

1.3 防止灼烫伤害事故

1.3.1 从事锅炉、压力容器（含气瓶）、压力管道等特种设备作业的人员应取得《特种设备作业人员证》后，方可从事相应的作业或者管理工作。焊接与热切割作业等特种作业人员应取得《中华人民共和国特种作业操作证》后，方可上岗作业。从事危险化学品作业、除

灰（焦）作业、热力作业等人员，必须经专业技能培训并考试合格后，方可上岗工作。

1.3.2 除焦等密切接触热源的作业人员必须穿好隔热工作服、工作鞋，戴好防烫手套、防护面罩等必需的安全防护用品。

1.3.3 焊接与热切割作业必须穿好焊工工作服、焊工防护鞋，戴好工作帽、焊工手套，其中焊接作业须戴好焊工面罩，热切割须戴好防护眼镜。

1.3.4 危险化学品作业人员（配置化学溶液，装卸酸（碱）等），必须穿好耐酸（碱）工作服，戴好橡胶耐酸（碱）手套、防护眼镜（面罩）、防毒口罩，并正确使用好其他安全防护用品用具。

1.3.5 捞渣机周边应装设固定的防护栏杆，挂“当心烫伤”警示牌。循环流化床锅炉的外置床事故排渣口周围必须设置固定围栏。循环流化床排渣门必须使用先进、可远方操作的电动锤型阀，不得使用简易的插板门。

1.3.6 焊接与热切割作业面应进行有效防火隔离，控制好明火，作业区下方应设置警戒线并设专人看护，作业现场照明要充足。

1.3.7 发电厂锅炉运行时，因工作需要打开的门孔要及时关闭。不得在锅炉人孔门、炉膛连接的膨胀节、防爆门等承压薄弱时间逗留。

1.3.8 观察炉膛燃烧情况时，必须站在看火孔侧面，同时要佩戴防护眼镜或用有色玻璃遮盖眼睛。严禁点火、吹灰时打开看火孔观察燃烧情况。

1.3.9 除焦工作原则上应停炉进行。确需不停炉除焦（渣）时，应设置警戒区域，挂上安全警示牌，并有专人监护。循环流化床除焦时，必须指定专人现场指挥，开工前应制定好除焦方案，并对全体参

加人员进行安全和技术交底。除焦人员严禁站在楼梯、管子或栏杆等上面。

1.3.10 原则上禁止放灰、放粉，必须要放时，应划定安全区域，控制好流速，穿戴防护服、防尘面罩，做好防止人员烫伤的措施。

1.3.11 锅炉设备等承压部件、管道原则上不允许带压堵漏。确需堵漏时，应安排有专业资质的单位（人员）进行，并严格执行《承压设备带压密封技术规范》（GB/T267）的要求。电厂应按照压力最低原则调整配合，操作现场照明应充足，并设置警戒区，堵漏操作人员要穿戴防烫工作服、手套和防雾面罩等防护用品，区内人员应不超过2人。

1.4 防止中毒与窒息伤害事故

1.4.1 在受限空间（如炉本体、煤仓、电缆沟、烟道内、管道、脱硫塔、中水前池、污水池、化粪池、阀门井、地沟、地下室等）作业时，必须保持通风良好，防止缺氧窒息。

为防止作业人员吸入有毒有害（氯气、一氧化碳、硫化氢、二氧化碳、二氧化硫、沼气等）气体，导致中毒或窒息，应重点做好以下措施：

1.4.1.1 打开沟道（池、井、容器）的盖板或人孔门，保持良好通风，工作期间，严禁关闭盖板或人孔门。

1.4.1.2 进入沟道（池、井、容器）内施工前，应用鼓风机向内进行强制通风，并保持空气持续循环流动。人员进入前，应先检测，确保沟道（池、井）内有毒有害气体含量不超标，氧气含量应保持在19.5%～21%范围内。

1.4.1.3 地下工作点（室）至少打开2个人孔门，人孔门上要放置通风筒或导风板，一个正对来风方向，另一个正对去风方向，以保

证通风畅通。

1.4.1.4 井下或池内作业人员必须系好安全带和安全绳，安全绳的一端必须系在井外、池外监护人手能触及的牢固构件上，工作人员感到身体不适时，必须立即撤离工作现场。

1.4.1.5 在关闭工作点盖板、人孔门时，必须确认要封闭点内部无人，应对内喊话确认，并清点工作人数。

1.4.1.6 对炉本体、电缆沟、烟道等容积较大、环境复杂的人孔门进行封闭时，除要对内喊话、清点工作人数外，还应对有可能进入的其他部门人员进行确认。

1.4.2 对容器内的有毒有害气体置换时，吹扫必须彻底，不应有气体残留，防止人员中毒。进入容器内作业时，必须做好逃生措施，并保持通风良好，严禁向容器内输送氧气。容器外设专人监护且与容器内人员定时喊话联系。

1.4.3 进入原煤斗内部检修时，原煤入口必须用盖板有效隔离，防止误上原煤，危及人员安全。

1.4.4 进入粉尘较大的场所作业，作业人员必须戴防尘口罩。进入存在有害气体的场所作业包括液氨区域涉及阀门的操作，作业人员必须佩戴防毒面罩。进入酸气较大的场所作业，作业人员必须戴好套头式防毒面具。进入液氨泄漏的场所作业时，作业人员必须穿好防化服。

1.4.5 危险化学品应在具有“危险化学品经营许可证”的单位购买，不得购买无厂家标志、无生产日期、无安全说明书和安全标签的“三无”危险化学品。

1.4.6 危险化学品专用仓库必须装设防爆型机械通风装置、冲洗水源及排水设施，并设专人管理，建立健全档案、台账，并有出入库

登记。化学实验室必须装设机械通风设备，应有自来水、消防器械、急救药箱、酸（碱）伤害急救中和用药、毛巾、肥皂等。

1.4.7 有毒、致癌、有挥发性的物品必须储藏在隔离房间和保险柜内，保险柜应装设双锁，并双人、双账管理，还应装设电子监控设备，并挂“当心中毒”警示牌。

1.4.8 六氟化硫电气设备室必须装设机械排风装置，其电源开关应设置在门外，排气口距地面高度应小于0.3m，室内装设六氟化硫泄漏报警仪，且电缆沟道必须与其他沟道可靠隔离。

1.4.9 危险化学品化验人员必须穿专用工作服，正确使用个人防护用品，按规定戴防护口罩、防护眼镜、防酸（碱）手套、穿橡胶围裙和橡胶鞋。化学实验时，严禁一边作业一边饮（水）食。

1.5 防止高处坠落事故

1.5.1 高处作业人员必须取得《中华人民共和国特种作业操作证》后，方可上岗作业。从事高处作业期间，应按要求定期接受体检、培训、复审，感觉身体不适时，严禁进行高处作业。

1.5.2 高处作业应正确使用安全防护用品，高处作业必须穿防滑鞋、设专人监护。安全带高挂低用，并系在牢固的物件上。在不具备挂安全带的情况下，应使用防坠器或安全绳。

1.5.3 高处作业的工作面应设有合格、牢固的防护栏，防止人员失误或倚靠坠落。作业面应能满足实际工作需要，应满铺架板，并有效固定。

1.5.4 高处作业使用的支撑架、脚手架、吊篮等应按标准搭设，经验收合格后方可挂牌使用。任何情况下不得超载使用，以防架体坍塌、坠落，发生人员踏空或失稳坠落。

1.5.5 现场脚手架应设置安全的上下通道，无条件设置通道高度

超过5米的，应在其人员上下处顶部合适位置装设防坠器，防止人员上下时跌落。

1.5.6 基坑（槽）临边应装设有不低于Φ48mm×3.5mm（直径×管壁厚）的钢管搭设并带有中杆的防护栏杆，并应装设挡脚板，以防止作业人员行走踏空坠落，防护栏杆上除安全标示牌外不得栓挂任何物件。

1.5.7 孔洞应装设牢固、可靠的盖板，盖板表面刷黄黑相间的安全警示标识。掀开的孔洞应装设牢固稳定的刚性防护栏杆，悬挂安全警示标识，夜间还应装设警示红灯，以防止人员失足坠落。

1.5.8 格栅楼梯开孔工作，应采取特别措施，除楼梯进出口两端设置能防止人员穿越的隔离措施、醒目的“楼梯开孔，禁止通行”警示外，还应在孔洞处再设置一道隔离措施。

1.5.9 登高作业应使用两端装有防滑套的合格梯子，梯阶间距离不应大于40cm，并在距梯顶1m处设限高标志。使用直梯工作时，梯子与地面的角度60°为宜。梯子应有人扶持，以防失稳坠落。

1.5.10 人员需在强度不足的作业面（如石棉瓦、铁皮板、采光浪板、装饰板等）作业时，必须采取加强措施，以防踩踏坠落。

1.5.11 遇5级以上大风或暴雨、雷电、冰雹、大雾等恶劣天气，应避免安排室外高处作业。紧急情况下，确需在恶劣天气进行抢修时，应加强组织协调，制定有效安全措施，经分管生产领导或总工程师批准后方可进行。

1.6 防止电梯、起重伤害事故

1.6.1 电梯、起重机械等特种设备应使用取得生产许可并经检验合格的设备，禁止使用国家明令淘汰和已经报废的设备。使用前要向负责特种设备安全监督管理的部门办理使用登记，取得使用登记证书。

1.6.2 电梯、起重机械等特种设备安全管理人员、作业人员应当按照国家有关规定经专业技能培训，取得国家质监部门颁发的《特种设备作业人员证》后，方可上岗作业。

1.6.3 乘坐电梯，门开后应看清轿厢确已停靠到位，且进出迅速，不允许在电梯厅门、轿门间逗留。严禁用手或身体其他部位阻挡厅门、轿门的关闭。

1.6.4 电梯故障应停止使用，检修期间，基层厅门应设提示标识，因故打开的厅门必须采取防止人员误入的措施。乘坐过程中发生故障，严禁用手或工具扒、撬厅门或轿门脱困，应用电话通知专业人员处理。

1.6.5 电梯应加强检修维护，不允许带病运行，轿厢及门厅照明应充足良好，通风设施和应急电话要保持完好。

1.6.6 炉内检修平台的搭、拆，必须制定专门方案、措施，搭设前应对开关电缆、卷扬机、钢丝绳、导向轮、限位开关、手制动装置（手扳葫芦）等关键部件进行合规性检查。搭好的平台应经有关部门检验合格。对上限位、下限位、制动装置等关键保护必须经电厂二次实际动作试验，并应进行载荷能力试验。炉外卷扬机控制柜处操作人员不允许离开现场，炉内外联系除使用无线设备外，宜增设一部直通电话。

1.6.7 吊装作业必须设专人指挥，指挥人员不得兼做捆绑、挂钩等其他工作，严禁违章指挥或不使用规范指挥信号。起重设备操作人员对指挥信号不确认情况下，禁止操作。

1.6.8 起重工器具使用前，必须检查完好、无破损。起吊时严禁超负荷或歪斜拽吊。

1.6.9 起重吊物前，必须核实物件的实际重量，不准起吊不明物和埋在地下物件。当重物无固定吊点时，必须按规定选择吊点并捆绑

牢固，使重物在吊运过程中保持平衡和吊点不发生移动。

1.6.10 工件或吊物起吊时必须捆绑牢靠。严禁吊物上站人或放有活动的物体。吊装作业现场必须设警戒区域，由专人监护。严禁吊物从人的头上越过或停留。

1.6.11 起吊现场照明应充足，视线清晰。

1.6.12 带棱角、缺口的物体无防割措施不得起吊。

1.6.13 在带电电气设备旁或高压线下起吊物体，起重设备应可靠接地，注意与输电线的安全距离，必要时制定好防范措施，并设电气监护人监护。

1.6.14 起吊易燃、易爆物（如氧气瓶、氢气瓶、煤气罐等）时，必须制定好安全技术措施，并经分管生产领导或总工程师批准后，方可吊装。

1.6.15 遇大雪、大雨、大雾、风力5级以上等恶劣天气，严禁户外或露天起重作业。

1.7 防止物体打击事故

1.7.1 进入生产现场人员必须进行安全培训教育，了解工作中存在的危险有害因素，掌握相关工作的安全防护知识。从事生产现场工作的人员，应进行三级（厂、车间、班组）安全教育，必须学习并正确掌握相关工器具的使用方法及安全防护知识。

1.7.2 进入生产现场必须正确佩戴安全帽，作业人员应分析工作全过程存在的危险有害因素，根据分析结果，佩戴好防止高处落物的劳动保护用品（防砸鞋、垫肩等）。

1.7.3 高处作业时，必须做好防止物件掉落的防护措施，下方设置警戒区域，并设专人监护，任何人不得在工作地点下面通行和逗留。上、下层垂直交叉作业时，中间必须搭设严密牢固的防护隔板、罩栅

或其他隔离设施。

1.7.4 高处作业需使用工具袋时，工具袋应拴紧系牢，上下传递物件时，应用绳子系牢物件后再传递，严禁上下抛掷物品。

1.7.5 高处临边不得堆放物件，空间小如须堆放时，必须采取防坠落措施，高处场所的废弃物应及时清理。

1.7.6 对厂房屋顶定期检查清理无杂物，建筑物上的化妆板（皮）、玻璃应定期检查加固，防止脱落。

1.7.7 在钢格栅上工作，严禁将能通过格栅坠落的小工具、小备件、小料头、电焊头等直接放在格栅上，应及时控制、清理，防止落物伤人。

1.8 防止液氨泄漏、爆炸伤害事故

1.8.1 液氨管理必须执行国家能源局《燃煤发电厂液氨储罐区安全管理规定》和中国国电集团公司《液氨使用安全管理规定》管理规定。

1.8.2 液氨储罐区必须由符合要求的具有甲级资质单位设计。储罐、管道、阀门、法兰等必须选用质量符合标准且质量稳定的产品，并定期检验、检测、试压。

1.8.3 液氨储罐区内压力容器、重大危险源应登记注册，重大危险源还应在当地安全监督管理部门备案。

1.8.4 加强液氨储罐的运行管理，严格控制液氨储罐充装量，储量不应大于液氨储罐容积的80%，严禁过量充装，防止因超压而发生罐体开裂或者阀门顶脱、液氨泄漏伤人。

1.8.5 液氨储罐上部应有防晒顶棚，在液氨四周还应安装水喷淋装置，当储罐罐体温度过高时能实现自动淋水，防止液氨储罐意外受热或罐体温度过高而致使饱和蒸汽压力显著增加。

1.8.6 液氨储罐区内外要设置安全提示、警示标识标志，严禁将火种、手机带入，不允许穿带钉皮鞋进入罐区和有火灾爆炸危险原料储存场所。

1.8.7 检修时要做好防护措施，严格执行动火工作票管理制度，空罐检修时，应采取措施防止空气漏入管内形成爆炸性混合气体。

1.8.8 严格执行防雷电、防静电措施，设置符合规程的防雷装置，按照规范要求在罐区入口设置放静电装置，易燃物质的管道、法兰等应有防静电接地措施，电气设备应采用防爆型设备。

1.8.9 完善储运等生产设施的安全阀、压力表、放空管、氮气吹扫置换口等安全装置，并做好日常维护。液氨接卸应采用金属万向管道充装装置，严禁使用软管接卸。

1.8.10 氨储存箱、氨计量箱的排气，应设置氨气吸收装置，不允许直接对空排放。

1.8.11 设计储量超过10吨的液氨储罐进出口管线（含气相、液相）必须设置具有远程控制功能的紧急切断阀。

1.8.12 加强检修维护、严格工艺措施，防止跑、冒、滴、漏、设备腐蚀；充装液氨的罐体上严禁实施焊接，防止因罐体内液面以上部位形成达到爆炸极限的混合气体发生爆炸。

1.8.13 液氨金属管道除需要采用法兰连接外，均应采用焊接。管道安装或维修后焊缝应进行100%无损检测，并进行泄漏试验。泄漏试验时，应重点检查阀门填料函、法兰或者螺纹连接处、放空阀、排气阀、排污阀等处。验收移交时，还应对安装焊缝进行不少于20%的无损检测复查。

1.8.14 槽车卸车作业时应严格遵守操作规程，卸车全过程应由专人监护。

1.8.15 加强进入氨区车辆管理，严禁未装阻火器机动车辆进入火灾、爆炸危险区，运送物料的机动车辆必须正确行驶，不能发生任何故障和车祸。

1.8.16 设置符合规定要求的消防灭火器材，液氨储罐区应设置风向标，及时掌握风向变化。发生事故时，应及时撤离影响范围内的人员，液氨区作业人员必须佩戴防毒面具。现场和值班室应配备相应的应急防护器材，包括过滤式防毒面具（配氨气专用滤毒罐）、正压式空气呼吸器、隔离式（气密式）防护服、橡胶防冻手套、胶靴、化学安全防护眼镜、便携式氨浓度检测仪、应急通讯器材、救援绳索、堵漏器材、工具和酸性饮料等。其中正压式空气呼吸器、气密式防护服、便携式氨浓度检测仪至少配备两套，其他防护器具应满足岗位人员一人一具。

1.8.17 正确穿戴劳动防护用品，严禁穿戴易产生静电服装，作业人员实施操作时，应按规定佩戴个人防护用品，避免因正常工作时或事故状态下吸入过量氨气。液氨储存、接卸场所应设置洗眼器、淋洗器等安全卫生防护设施。洗眼器使用水源应为饮用水或相当于饮用水水质，并定期放水冲洗管路保证水质。

1.8.18 建立健全液氨管理制度，制定应急救援预案，并定期组织演练。加强相关人员的业务知识培训，使用和储存人员必须熟悉液氨的化学、物理特性。杜绝误操作和习惯性违章。

1.8.19 与具有危险货物运输资质的单位签订专项液氨运输协议，不得随意找社会车辆进行液氨运输。

1.8.20 液氨泄漏后会与空气混合形成密度比空气大的蒸汽云，为避免人员穿越“氨云”，氨区控制室和配电间出入门不得朝向制备区。

1.8.21 氨区所有的电气设备、运行仪表、执行机构、热控盘柜等均选用相应等级的防爆设备，防爆结构选用隔爆型（Ex-d），防爆等级不低于IIAT1。

1.9 防止电力生产交通事故

1.9.1 建立健全交通安全管理规章制度，明确交通安全责任，制定防止重、特大交通事故的安全措施，并严格执行《中华人民共和国道路交通安全法》、《中华人民共和国特种设备安全法》等有关车辆、船舶安全的法律法规。

1.9.2 按照“谁主管、谁负责”的原则，对企业所有车辆（含厂内专用机动车辆）、船舶以及驾驶员加强管理，车辆（含厂内专用机动车辆）、船舶以及驾驶员必须依法取得相应资格证。交通安全应与安全生产同布置、同考核、同奖惩。

1.9.3 企业内部必须实行“准驾证”许可制度，驾驶员在取得有关部门颁发的资格证外，还需经企业二次培训许可。未经企业培训许可的驾驶员，严禁驾驶企业所属车辆（含厂内专用机动车辆）、船舶。

1.9.4 企业是所属车辆（含厂内专用机动车辆）、船舶的责任主体，应对车辆（含厂内专用机动车辆）、船舶定期进行检修维护，保证其处于健康状态。驾驶员在行驶前、行驶中、行驶后应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。

1.9.5 加强对驾驶员的管理和教育，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，严禁违章驾驶。对培训考试不合格或经常违章肇事的驾驶员，取消其许可资格。

1.9.6 推土机、挖掘机、叉车、流动式起重机、自卸车等有升高或回转功能的车辆，除设定（驾驶员）座位以外，任何位置在行驶、

使用中不得有人坐立。上述车辆在带电电气设备旁或高压线附近作业时，必须划定明确的作业范围，并设专人监护。

1.9.7 加强对多种经营企业和外包工程车辆及驾驶员的入场（厂）安全管理。严禁无牌、无证、带病等存在危险危害的车辆及人员参与企业生产活动。

1.9.8 厂区范围内，应依法完善道路行走、限速、限高、防撞等安全提示、警示标识标志。对重要架空管线（氯气、氢气等）和标高较低的综合架空管线，在道路架空段应设置牢固的防撞设施。

1.9.9 危化品运输、大件运输、大件转场等除严格执行国家有关规定程序外，还应制订搬运方案和专门的安全技术措施，并指定有经验的专人负责，在事前对参加工作的全体人员进行全面的安全技术交底。

1.10 防止其他伤害事故

1.10.1 加强水池、浆液池等盛装液体的沟池以及临海、临江、临湖的安全防护，设置的栏杆应牢固可靠，盖板应严密有效，以防止人员落入。

1.10.2 加强灰库、石灰石粉输送系统、输煤系统、制粉系统等防尘措施，防尘设备要纳入日常缺陷管理，保证正常投入使用。工作人员在临时性粉尘超标工作环境下工作，必须使用防尘劳动保护用品。

1.10.3 位于沿海等处于大风多发区域的企业，要加强对高处管道保温金属外皮、设备化妆板、临时棚屋顶板等的检查维护，使其牢固可靠，并应定期清理厂房顶部杂物，以确保人身、设备安全。

1.10.4 针对易发生泥石流、山体滑坡、洪水等自然灾害区域，要实时跟踪天气预报，及时发布防灾信息，制定防灾措施，合理调整职工上下班时间，避免或减少由自然灾害引发人身、设备事故。

1.10.5 储煤场应有充足的照明，煤堆应有限高、修边坡，防止坍塌伤人。严禁翻车机作业过程中清理箅子。

1.10.6 水源地（产权企业）、冷却塔、灰场、水渠、取水口水道等周边应设置“禁止游泳”、“禁止钓鱼”、“禁止放牧”等警示标识。

1.10.7 引水式电站应加强减水河段监视、警示管理。放水前要提前预警，防止减水河段人员溺水。

2 防止火灾事故

2.1 加强防火组织与消防设施管理

2.1.1 建立健全防止火灾事故组织机构，建立健全消防工作制度，落实各级防火责任制，建立火灾隐患排查、治理常态机制。应配备消防专责人员，并组建有效的消防组织网络和训练有素的群众性消防队伍。定期进行全员消防安全培训、开展消防演练和火灾疏散演习，定期开展消防安全检查。

2.1.2 配备完善的消防设施，定期对各类消防设施进行检查与维护保养，禁止使用过期和性能不达标的消防器材。

2.1.3 消防水系统应与工业水系统分离，以确保消防水量、水压不受其他系统影响。消防设施的备用电源应由保安电源供给，未设置保安电源的应按Ⅱ类负荷供电。消防水系统应定期检查、维护。正常工作状态下，不应将自动喷水灭火系统、防烟排烟系统和联动控制的防火卷帘分隔设施设置在手动控制状态。

2.1.4 可能产生有毒、有害物质的场所应配备必要的正压式空气呼吸器、防火服、防毒面具等防护器材，并应进行使用培训，确保其掌握正确使用方法，以防止人员在灭火中因使用不当中毒、窒息或烧烫伤。

2.1.5 检修现场应有完善的防火措施，应制定禁火区动火作业管理制度，严格执行动火工作票制度。变压器、油库、氢站等重点防火区域现场检修工作期间，应有专人值班，不得出现现场无人情况。

2.1.6 集控（含燃料、化水等辅控楼）楼、油库、氢站、电缆竖井、主电缆沟等重点防火部位应安装火灾自动报警或自动灭火设施，其火灾报警信号应接入有人监视的测控系统，以及时发现火警。

2.1.7 应将消防知识、消防设备系统纳入员工岗位培训内容，运

行值班人员应能熟练操作辖区内各种消防设备设施。消防水压力纳入正常巡检，消防泵定期切换，并定期进行联动试验。应制定防止消防设备设施误动、拒动的措施。

2.2 防止电缆着火事故

2.2.1 新、扩建工程中的电缆选择与敷设应按国家标准、行业标准规定进行设计。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入使用。

2.2.2 在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层、电缆竖井和电缆沟内，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。

2.2.3 对于新建、扩建的发电厂中各种易燃易爆（火力发电机组的主厂房、输煤皮带间、燃油库等）场所，应选用阻燃电缆。

2.2.4 采用排管、电缆沟、隧道、桥梁及桥架敷设的阻燃电缆，其成束阻燃性能应不低于C级。与电力电缆同一通道敷设的低压电缆、控制电缆、非阻燃通讯光缆等应穿入阻燃管，或采取其他防火隔离措施。

2.2.5 严格按正确的设计图册施工，做到布线整齐，同一通道内不同电压等级的电缆，应按照电压等级的高低从下向上排列，分层敷设在电缆支架上。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。

2.2.6 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。

2.2.7 非直埋电缆接头的最外层应包覆阻燃材料，充油电缆接头及敷设密集的高压电缆的接头应用耐火防爆槽盒封闭。

2.2.8 扩建工程敷设电缆时，施工企业应与运行部门密切配合，在电缆通道内敷设电缆需经运行部门许可。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，并由运行部门验收。

2.2.9 电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷设在隧道和主控室或厂房内构架上的电缆要采取分段阻燃措施。

2.2.10 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。电缆夹层内在役接头应逐步移出，电力电缆切改或故障抢修时，应将接头布置在电缆夹层、竖井外的电缆通道内。

2.2.11 在电缆通道、夹层内动火作业应办理动火工作票，并采取可靠的防火措施。在电缆通道、夹层内使用的临时电源应满足绝缘、防火、防潮要求。工作人员撤离时应立即断开电源。

2.2.12 电缆夹层宜安装温度、烟气监视报警器，重要的电缆隧道应安装温度在线监测装置，并应定期传动、检测，确保动作可靠、信号准确。

2.2.13 建立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度。严格按照运行规程规定对电缆夹层、通道进行定期巡检，并检测电缆和接头运行温度，按规定进行预防性试验。

2.2.14 电缆通道、夹层应保持清洁，不积粉尘，不积水，采取安全电压的照明应充足，禁止堆放杂物，并有防火、防水、通风的措施。发电厂锅炉、输煤皮带间内架空电缆上的粉尘应定期清扫。电缆桥架上盖板应封闭严密。

2.2.15 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。

2.2.16 发电厂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0.5m，动力电缆不小于1m。

2.2.17 电缆通道临近易燃或腐蚀性介质的存储容器、输送管道时，应加强监视，防止其渗漏进入电缆通道，进而损害电缆或导致火灾。

2.3 防止汽机油系统着火事故

2.3.1 油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门。 2.3.2 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。

2.3.3 油系统管道、法兰、阀门、仪表及可能漏油部位附近不应有明火，必须明火作业时要采取有效安全措施，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。

2.3.4 禁止在道上进行焊接工作。在拆下的上进行焊接时，必须事先将管子冲洗干净。

2.3.5 油系统管道、法兰、阀门、仪表及轴承、调速保安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。

2.3.6 油系统管道、法兰、阀门、仪表的周围及下方，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。

2.3.7 检修时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。

2.3.8 事故排油阀应设两个串联钢质截止阀，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”标识牌。

2.3.9 道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀，应定期检查和维修道支吊架。

2.3.10 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。

2.3.11 仪表布置应尽量减少交叉，防止运行中振动磨损。路的布置应便于维护检查。

2.3.12 进行汽轮机滤油作业时，严禁离人。主油箱顶盖掀开负压变化时，应严密监视主油箱油位下降趋势，严禁盲目补油。

2.4 防止燃油罐区及锅炉油系统着火事故

2.4.1 新建、扩建和改建的油罐区设计与施工必须按国家标准、行业标准及防火规范进行。维护、使用应严格执行《电业安全工作规程第1部分:热力和机械）》（GB261.1）中第6章有关要求。

2.4.2 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。

2.4.3 油罐区、输卸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。火车、汽车、船舶等运油工具停靠卸油前，必须可靠接地。

2.4.4 油罐区、油库必须有严格的管理制度。油区内明火作业时，必须办理动火工作票，落实好安全措施。消防设备、器材应定期进行检查试验。

2.4.5 油罐区内应保持清洁，要适时清理杂草、清理油污，不允许在油罐区搭建易着火的临时建筑，禁止存放易燃物品。

2.4.6 对燃油系统设备、管道要重点检查维护，杜绝跑、冒、滴、漏。燃油系统的软管，应定期更换。

2.4.7 燃油罐区及锅炉油系统的防火还应遵守2.3.4、2.3.6、2.3.7的规定。

2.5 防止制粉系统爆炸事故

2.5.1 严格执行《电业安全工作规程第1部分:热力和机械》（GB261.1）中锅炉制粉系统防爆的有关规定。

2.5.2 及时消除漏粉点，清除漏出的煤粉。清理煤粉时，应杜绝明火。遇积粉自燃，不得用压力水直接浇注，应使用雾状水灭火。

2.5.3 磨煤机出口温度、原煤斗和煤粉仓温度应严格控制在规定范围内。应关注煤种变化，任何情况下磨煤机入口风温不得超过煤种要求相关规定。

2.5.4 不允许在运行的制粉设备上进行焊接、切割工作。 2.5.5 给粉机清理前，必须停电，办理工作票手续。

2.5.6 制粉系统管道检修，要采用挖补，不要贴补，焊缝对口要严，防止死角积粉自燃。

2.5.7 正压式制粉系统，原煤斗应保持煤位，防止反风。 2.6 防止氢气系统爆炸事故

2.6.1 严格执行《电业安全工作规程第1部分:热力和机械》（GB261.1）中“氢冷设备和制氢、储氢装置运行与维护”的有关规定。

2.6.2 发电机冷却用氢气纯度应达到99.8%，含氧量不应大于0.2%。发电机内部氢气纯度不应低于96%，含氧量不应超过2%。氢气系统中含氧量不应超过0.5%，发现超标应立即处理。

2.6.3 任何人进入氢站必须严格执行氢站管理制度。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，否则不得进行明火作业。

2.6.4 制氢场所应按规定配备足够的消防器材，并定期检查和试验。

2.6.5 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。

2.6.6 空、氢侧备用密封油泵应定期进行联动试验。

2.6.7 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，应控制流速，周围不应有明火，防止氢气排出造成火灾。

2.6.8 氢气管道应架空敷设。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。

2.6.9 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。

2.6.10 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释放，禁止剧烈地排送。

2.7 防止输煤皮带着火事故

2.7.1 输煤皮带停止上煤期间，也应坚持巡视检查，发现积煤、积粉应采取安全措施后及时清理。

2.7.2 煤垛发生自燃现象时应及时扑灭，不得将带有火种的煤或其他杂物送入输煤皮带。

2.7.3 燃用易自燃煤种的发电厂应采用阻燃输煤皮带。 2.7.4 应经常清扫输煤系统、辅助设备、电缆桥架等各处的积粉。2.7.5 在输煤皮带上方检修焊接时，必须采取严密的隔离措施，严禁焊渣飞溅、掉落在皮带上。

2.8 防止脱硫、湿除系统着火事故

2.8.1 脱硫、湿除系统作业应严格执行受限空间作业管理要求。 2.8.2 脱硫、湿除防腐工程用的原材料应按生产厂家提供的储存、保管、运输等特殊技术要求进行管理，入库储存分类存放，配置灭火

器等消防设备，设置严禁动火标志，在其附近5m范围内严禁动火。存放地应采用防爆型电气装置，照明灯具应选用低压防爆型。

2.8.3 脱硫原（净）烟道、吸收塔、石灰石浆液箱、事故浆液箱、滤液箱、衬胶管、防腐管道（沟）、集水箱区域或湿除系统等动火作业时，必须严格执行动火工作票制度，办理动火工作票。

2.8.4 脱硫、湿除防腐施工、检修时，任何人员进入现场除按规定着装外，不得穿带有铁钉的鞋，以防止产生静电引起挥发性气体爆炸。各类火种严禁带入现场。

2.8.5 脱硫、湿除防腐施工、检修作业区，现场应配备足量的灭火器。防腐施工面积在10m2以上时，现场应接引消防水带，并保证消防水随时可用。

2.8.6 脱硫、湿除防腐施工、检修作业区5m范围应设置安全警示牌并布置警戒线，警示牌要挂在显著位置，并由专职安全人员现场监督，任何人未经允许不得进入作业场地。

2.8.7 吸收塔和烟道、湿除内部防腐施工时，至少应留2个以上出入孔，并保持通道畅通。至少应设置2台防爆型排风机进行强制通风，作业人员应戴防毒面具。

2.8.8 脱硫塔、湿除安装时，应有完整的施工方案和消防方案，施工人员须接受过专业培训，了解材料的特性，掌握消防灭火技能。施工场所的电线、电动机、配电设备应符合防爆要求。应避免安装和防腐工程同时施工。

2.9 防止氨系统着火爆炸事故

2.9.1 氨储罐的新建、改建和扩建工程项目应进行安全性评价，其防火、防爆设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时验收投运。

2.9.2 建立健全氨制冷和脱硝氨系统运行与维护规程。

2.9.3 进入氨区，严禁携带手机、火种，严禁穿带铁钉的鞋，在进入氨区前要进行静电释放。

2.9.4 氨压缩机房和设备间应使用防爆型电器设备，通风、照明应良好。

2.9.5 液氨系统及设备的布置应便于操作、通风和事故处理，同时必须留有足够宽度的操作空间和安全疏散通道。

2.9.6 在正常运行中会产生火花的氨压缩机启动控制设备、氨泵及空气冷却器（冷风机）等动力装置的启动控制设备不应布置在氨压缩机房内。库房温度遥测、记录仪表等不宜布置在氨压缩机房内。

2.9.7 在氨储罐区或氨系统附近进行明火作业时，必须严格执行动火工作票制度，办理动火工作票。氨系统动火作业前、后应置换排放合格。动火结束后，要及时清理火种。氨区内严禁明火采暖。

2.9.8 氨储罐区及使用场所，应按规定配备消防器材、氨泄漏检测仪和视频监控系统，并按时检查和试验。

2.10 防止天然气系统着火爆炸事故

2.10.1 天然气系统的设计和防火间距应符合《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183）的规定。

2.10.2 天然气系统的新建、改建和扩建工程项目应进行安全性评价，其防火、防爆设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时验收投运。

2.10.3 天然气系统区域应建立严格的防火防爆制度，生产区与办公区应有明显的分界标志，并设有“严禁烟火”等醒目的防火标志。

2.10.4 天然气爆炸危险区域，应按《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范》（SY6503）的规定安装、使用可燃气体检测报警器。

2.10.5 应定期对天然气系统进行火灾、爆炸风险评估，对可能出现的危险及影响制定和落实风险削减措施，并应有完善的防火、防爆应急救援预案。

2.10.6 天然气系统的压力容器使用管理应按《中华人民共和国特种设备安全法》（2013年令第4号）的规定执行。

2.10.7 天然气系统中设置的安全阀，应做到启闭灵敏，每年至少委托有资格的检验机构检验、校验一次。压力表等其他安全附件应按其规定的检验周期定期进行校验。

2.10.8 在天然气管道中心两侧各５ｍ范围内，严禁取土、挖塘、修渠、修建养殖水场、排放腐蚀性物质、堆放大宗物资、采石、建温室、垒家畜棚圈、修筑其他建筑（构）物或者种植深根植物。在天然气管道中心两侧或者管道设施场区外各50ｍ范围内，严禁爆破、开山和修建大型建（构）筑物。

2.10.9 天然气爆炸危险区域内的设施应采用防爆电器，其选型、安装和电气线路的布置应按《爆炸危险环境电力装置设计规范》（GB50058）执行，爆炸危险区域内的等级范围划分应符合《石油设施电器装置场所分类》（SY25）的规定。

2.10.10 天然气区域应有防止静电荷产生和集聚的措施，并设有可靠的防静电接地装置。

2.10.11 天然气区域的设施应有可靠的防雷装置，防雷装置每年应进行两次监测（其中在雷雨季节前监测一次），接地电阻不应大于10Ω。

2.10.12 连接管道的法兰连接处，应设金属跨接线（绝缘法兰除外），当法兰用5副以上的螺栓连接时，法兰可不用金属线跨接，但必须构成电气通路。

2.10.13 在天然气易燃易爆区域内进行作业时，应使用防爆工具，并穿戴防静电服和不带铁钉的工鞋。禁止使用手机等非防爆通信工具。

2.10.14 机动车辆进入天然气系统区域，排气管应装设阻火器。 2.10.15 天然气区域内不应使用汽油、轻质油、苯类溶剂等擦地面、设备和衣物。

2.10.16 天然气区域进行动火、动土、进入有限空间等特殊作业，应制定作业许可制度，工作时必须办理作业许可。

2.10.17 天然气区域应做到无油污、无杂草、无易燃易爆物，生产设施做到不漏油、不漏气、不漏电、不漏火。

2.10.18 按国家和行业的标准要求配置专职的消防队（站）人员、车辆和装备，制定灭火救援预案，并定期演练。

2.10.19 发生火灾、爆炸后，在确保人员、设备、物资安全的前提下，采取相应的措施，事故有继续扩大蔓延的态势时，现场指挥部应及时采取安全警戒措施，果断下达撤退命令。

2.11 防止风力发电机组着火事故

2.11.1 建立健全预防风力发电机组（以下简称风机）火灾的管理制度，严格风机内动火作业管理，定期巡视检查风机防火控制措施。

2.11.2 严格按设计图册施工，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，避免交叉。

2.11.3 风机叶片、隔热吸音棉、机舱、塔筒应选用阻燃电缆及不燃、难燃或经阻燃处理的材料，靠近加热器等热源的电缆应有隔热措施，靠近带油设备的电缆槽盒要密封，电缆通道应采取分段阻燃措施，机舱内应涂刷防火涂料。

2.11.4 风机机舱保温材料必须为阻燃材料。机舱通往塔筒穿越平台、柜、盘等处电缆孔洞和盘面缝隙要采取有效的封堵措施且涂刷

电缆防火涂料。

2.11.5 定期监控设备轴承、发电机、齿轮箱及机舱内环境温度变化，发现异常及时处理。

2.11.6 母排、并网接触器、励磁接触器、变频器、变压器等一次设备动力电缆必须选用阻燃电缆，定期对其连接点及设备本体等部位进行温度检测。

2.11.7 风机机舱、塔筒内的电气设备及防雷设施的预防性试验应在合格范围，并定期对风机防雷系统和接地系统检查、测试。

2.11.8 严格控制油系统加热温度在允许温度范围内，并设置可靠的超温保护。

2.11.9 刹车系统必须采取对火花或高温碎屑的封闭隔离措施。 2.11.10 风机机舱的齿轮油系统应严密、无渗漏，法兰不得使用铸铁材料、不得使用塑料垫、橡胶垫（含耐油橡胶垫）和石棉纸垫、钢纸垫。

2.11.11 风机机舱、塔筒内应装设火灾报警系统（如感温、感烟器材）和灭火装置。每个平台层应布置有合格的消防器材。

2.11.12 塔筒必须悬挂醒目的安全警示标志，风机机舱的末端应装设提升机，配备缓降器、安全绳和安全带，且定期检验合格，保证安全逃逸或施救。

2.11.13 应尽量避免塔筒内动火作业，必须动火时要确保安全规范，进入塔筒人员应控制在2人以内。动火作业必须办理动火工作票，清除动火区域内可燃物，火花必须控制在可视范围之内。氧气、乙炔气瓶应垂直固定在塔筒外使用，间距不得小于5m，不得爆晒。电焊机电源应取自塔筒外，不得将电焊机放在塔筒内使用。严禁在机舱内道上进行焊接作业。作业场所保持良好通风和照明，动火结束后

应清理火种，并应观察10min，在确保安全前提下，方可撤离。

2.11.14 进入风机机舱、塔筒内，严禁带火种，严禁吸烟。风机机舱、塔筒内不得存放易燃品。清洗、擦拭设备时，必须使用非易燃清洗剂，严禁使用汽油、酒精等易燃物。

3 防止电气误操作事故

3.1 逐项落实《电力安全工作规程—发电厂和变电站电气部分》（GB26860）和两票相关规定。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。

3.2 严格执行调度指令。当操作中发生疑问时，应立即停止操作，向值班调度员或值班负责人报告，并禁止单人滞留在操作现场，待值班调度员或值班负责人再行许可后，方可进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除防误闭锁装置。

3.3 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。

3.4 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。微机防误装置主机应由不间断电源（UPS）供电。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。

3.5 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，应经主管生产的副总经理或总工程师批准。如事故处理需要，经值长批准，可短时间退出防误闭锁装置，事后必须补办手续。“五防闭锁”装置要集中封存管理。

3.6 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。

3.7 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。

3.8 对已投产尚未装设防误闭锁装置的发、变电设备，要制定

切实可行的防范措施和整改计划，尽快完成装设工作。

3.9 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”。

3.10 成套高压开关柜、成套六氟化硫（SF6）组合电器（GIS/PASS/HGIS）的五防功能应齐全，性能良好，并与线路侧接地开关实行闭锁，出线侧应装设具有自检功能的带电显示装置。成套组合电器设备隔离开关开闭状态应能满足可视要求。

3.11 防误闭锁装置的安装率、投入率、完好率应为100％。同一集控站范围内应选用同一类型的微机防误系统，以保证集控主站和受控子站之间的“五防”信息互联互通、“五防”功能相互配合。

3.12 应配备充足的经过国家或省、部级质监机构检测合格的安全工器具和安全防护用具。检修时，应采用全封闭（包括网状等）的临时围栏，以防止误登室外带电设备。

3.13 规范封装临时地线的地点，不得随意变更地点。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。地线管理应使用智能地线柜。

3.14 强化岗位培训，使运维检修、监控等人员熟练掌握防误装置及操作技能。

3.15 使用标准票、微机办票的企业，要定期调考运行人员操作票、工作票写票能力。

4 防止系统稳定破坏事故

4.1 电源

4.1.1 合理规划电源接入点。受端系统应具有多个方向的多条受电通道，电源点应合理分散接入，每个输电通道的输送电力不宜超过受端系统最大负荷的10%~15%，并保证失去任一通道时不影响电网安全运行和受端系统可靠供电。

4.1.2 发电厂宜根据布局、装机容量以及所起的作用，接入相应电压等级，并综合考虑地区受电需求、地区电压及动态无功支撑需求、相关等影响。

4.1.3 发电厂的升压站不应作为系统枢纽站，也不应装设构成电磁环网的联络变压器。

4.1.4 发电厂应有可靠的保证厂用电的措施，防止厂用电失去导致全厂停电。

4.1.5 开展风电厂接入系统设计之前，应完成“电网接纳风电能力研究”和“大型风电厂输电系统规划设计”等新能源相关研究。风电厂接入系统方案应与电网总体规划相协调，并满足相关规程、规定的要求。

4.1.6 对于点对网、大电源远距离外送等有特殊稳定要求的情况，应开展励磁系统对电网影响等专题研究，研究结果用于指导励磁系统的选择。

4.1.7 并网发电厂机组投入运行时，相关继电保护、安全自动装置等稳定措施、一次调频、电力系统稳定器（PSS）、自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）等自动调整措施和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。

4.1.8 严格做好风电厂并网验收环节的工作，避免不符合电网要

求的设备进入电网运行。

4.1.9 并网发电厂发电机组配置的频率异常、低励、定子过电压、定子低电压、失磁、失步、振荡解列等涉网保护定值应满足电力系统安全稳定运行的要求。

4.1.10 加强并网发电机组涉及电网安全稳定运行的励磁系统及电力系统稳定器和调速系统的运行管理，其性能、参数设置、设备投停等应满足接入电网安全稳定运行要求。

4.2 网架结构

4.2.1 加强电网规划设计工作，制定完备的电网发展规划和实施计划，尽快强化电网薄弱环节，确保电网结构合理、运行灵活、坚强可靠和协调发展。

4.2.2 电网规划设计应统筹考虑、合理布局、各电压等级电网协调发展。对于造成电网稳定水平降低、短路电流超过开关遮断容量、潮流分布不合理、网损高的电磁环网，应考虑尽快打开运行。

4.2.3 电网发展速度应适当超前电源建设，规划电网应考虑留有一定的裕度，为电网安全稳定运行和电力市场的发展提供物质基础，以提供更大范围的资源优化配置的能力，满足经济发展的需求。

4.2.4 系统可研设计阶段，应考虑所设计的输电通道的送电能力在满足生产需求的基础上留有一定的裕度。

4.2.5 受端电网330KV以及上变电站设计时应考虑一台变压器停运后对地区供电的影响，必要时一次投产两台或多台变压器。

4.2.6 在工程设计、建设、调试和启动阶段，电网公司的计划、工程、调度等相关管理机构和的发电、设计、调试等相关企业应相互配合，分别制定有效地组织、管理和技术措施，以保证一次设备投入运行时，相关配套设施等能同时投入运行。

4.2.7 加强设计、设备订货、监造、出厂验收、施工、调试和投运全过程的质量管理。鼓励科技创新，改进施工工艺和方法，提高质量工艺水平和基建管理水平。

4.2.8 电网应进行合理分区，分区电网应尽可能简化，有效短路电流；兼顾供电可靠性和经济性，分区之间要有备用联络线以满足一定程度的负荷互带能力。

4.2.9 避免和消除严重影响系统安全稳定运行的电磁环网。在高一级电压网络建设初期，对于暂不能消除的影响系统安全稳定运行的电磁环网，应采取必要的稳定控制措施，同时应采取后备措施系统稳定破坏事故的影响范围。

4.2.10 电网联系较为薄弱的省级电网之间及区域电网之间宜采取自动解列等措施，防止一侧系统发生稳定破坏事故时扩展到另一侧系统。特别重要的系统（政治、经济或文化中心）应采取必要措施，防止相邻系统发生事故时直接影响到本系统的安全稳定运行。

4.2.11 加强开关设备的运行维护和检修管理，确保能够快速、可靠的切除故障。

4.2.12 根据电网发展适时编制或调整“黑启动”方案及调度实施方案，并落实到企业。

4.3 稳定分析及管理

4.3.1 重视和加强系统稳定计划分析工作。规划、设计部门必须严格按照《电力系统安全稳定导则》等相关规定要求进行系统安全稳定计算分析，全面把握系统特性，优化电网规划设计方案，滚动调整建设时序，完善电网安全稳定控制措施，提高系统安全稳定水平。

4.3.2 加大规划阶段系统分析深度，在系统规划设计有关稳定计算中，发电机组均应采用详细模型，以正确反映系统动态特性。

4.3.3 在规划设计阶段，对尚未有具体参数的规划机组，宜采用同类型、同容量机组的典型模型和参数。

4.3.4 对基建阶段的特殊运行方式，应进行认真细致的电网安全稳定分析，制定相关的控制措施和事故预案。

4.3.5 严格执行相关规定，进行必要的计算分析，制订详细的基建投产启动方案。必要时应开展电网相关适应性专题分析。

4.3.6 应认真做好电网运行控制极限管理，根据系统发展变化情况，及时计算和调整电网运行控制极限。电网调度部门确定的电网运行控制极限值，应按照相关规定在计算极限值的基础上留有一定的稳定储备。

4.3.7 加强有关计算模型、参数的研究和实测工作，并据此建立系统计算的各种元件、控制装置及负荷的模型和参数。并网发电机组的保护定值必须满足电力系统安全稳定运行的要求。

4.3.8 严格执行电网各项运行控制要求，严禁超运行控制极限值运行。电网一次设备故障后，应按照故障后方式电网运行控制的要求，尽快将相关设备的潮流（或发电机出力、电压等）控制在规定值以内。

4.3.9 电网正常运行中，必须按照有关规定留有一定的旋转备用和事故备用容量。

4.3.10 加强电网在线安全稳定分析与预警系统建设，提高电网运行决策时效性和预警预控能力。

4.4 二次系统

4.4.1 认真做好二次系统规划。结合电网发展规划，做好继电保护、安全自动装置、自动化系统、通信系统规划，提出合理配置方案，保证二次相关设施的安全水平与电网保持同步。

4.4.2 稳定控制措施设计应与系统设计同时完成。合理设计稳定

控制措施和失步、低频、低压等解列措施，合理、足量地设计和实施高频切机、低频减负荷及低压减负荷方案。

4.4.3 加强110kV及以上电压等级母线、220kV及以上电压等级主设备快速保护建设。

4.4.4 一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、稳定措施、自动化系统、故障信息系统和电力专用通信配套设施等应同时投入运行。

4.4.5 加强安全稳定控制装置入网管理。对新入网或软、硬件更改后的安全稳定控制装置，应进行出厂测试或验收试验、现场联合调试和挂网试运行的工作。

4.4.6 严把工程投产验收关，专业人员应全程参与基建和技改工程验收工作。

4.4.7 调度机构应根据电网的变化情况及时地分析、调整各种安全自动装置的配置或整定值，并按照有关规程规定每年下达低频低压减载方案，及时跟踪负荷变化，细致分析低频减载实测容量，定期核查、统计、分析各种安全自动装置的运行情况。加强检修管理和运行维护工作，防止电网事故情况下装置出现拒动、误动。

4.4.8 加强继电保护运行维护，正常运行时，严禁220kV及以上电压等级线路、变压器等设备无快速保护运行。

4.4.9 母差保护临时退出时，应尽量减少无母差保护运行时间，并严格母线及相关元件的倒闸操作。

4.4.10 受端系统枢纽厂站继电保护定值整定困难时，应侧重防止保护拒动。当灵敏度与选择性难以兼顾时，应以保护灵敏度为主。

4.5 无功电压

4.5.1 在电网规划设计中，必须同步进行无功电源及无功补偿设

施的规划设计。无功电源及无功补偿设施的配置应确保无功电力在负荷高峰和低谷时段均能分（电压）层、分（供电）区基本平衡，并具有灵活的无功调整能力和足够的检修、事故备用容量。受端系统应具有足够的无功储备和一定的动态无功补偿能力。

4.5.2 无功电源及无功补偿设施的配置应使系统具有灵活的无功电压调整能力，避免分组容量过大造成电压波动过大。

4.5.3 当受端系统存在电压稳定问题时，应结合电网实际运行特点，通过技术经济比较配置一定容量的动态无功补偿装置。

4.5.4 提高无功电压自动控制水平，推广应用自动电压控制系统。 4.5.5 并入电网的发电机组具备满负荷时功率因数在0.9（滞相）~0.97（进相）运行的能力，新建机组应满足进相0.95运行的能力。在电网薄弱地区或对动态无功有特殊需求的地区，发电机组应具备满负荷滞相0.85的运行能力。发电机自带厂用电运行时，进相能力应不低于0.97。

4.5.6 变电站一次设备投入运行时，配套的无功补偿及自动投切装置等应同时投入运行。

4.5.7 电网主变压器最大负荷时高压侧功率因数不应低于0.95，最小负荷时不应高于0.95。

4.5.8 100kVA及以上高压供电的电力用户，在用电高峰时段变压器高压侧功率因数应不低于0.95；其他电力用户功率因数应不低于0.9。

4.5.9 电网局部电压发生偏差时，应首先调整该局部厂站的无功出力，改变该点的无功平衡水平。当母线电压低于调度部门下达的电压曲线下限时，应闭锁接于该母线有载调压变压器分接头的调整。

4.5.10 发电厂、变电站电压监测系统和能量管理系统（EMS）

应保证有关测量数据的准确性。中枢点电压超出电压合格范围时，必须及时向运行人员告警。

4.5.11 电网应保留一定的无功备用容量，以保证正常运行方式下，突然失去一回线路、一台最大容量无功补偿设备或本地区一台最大容量发电机（包括发电机失磁）时，能够保持电压稳定。无功事故备用容量，应主要储备于发电机组、调相机和静止型动态无功补偿设备。

4.5.12 在电网运行时，当系统电压持续降低并有进一步恶化的趋势时，必须及时采取拉路限电等果断措施，防止发生系统电压崩溃事故。

5 防止机网协调及风电大面积脱网事故 5.1 防止机网协调事故

5.1.1 加强电力二次系统的规划设计

5.1.1.1 各发电厂应重视和完善与电网运行关系密切的保护装置选型、配置，在保证主设备安全运行的情况下，还应满足电网安全运行的要求。

5.1.1.2 发电机励磁调节器（包括电力系统稳定器）须经认证的检测中心入网检测合格，挂网试运行半年以上，形成入网励磁调节器软件版本，才能进入电网运行。

5.1.1.3 根据电网安全稳定运行的需要，200MW及以上容量的火力发电机组和50MW及以上容量的水轮发电机组，或接入220kV电压等级及以上的同步发电机组应配置电力系统稳定器。

5.1.1.4 发电机励磁系统应具备一定过负荷能力。

1）励磁系统应保证发电机励磁电流不超过其额定值的1.1倍时能够连续运行。

2）励磁系统强励电压倍数一般为2倍，强励电流倍数等于2，允许持续强励时间不低于10s。

5.1.1.5 励磁系统应具有无功调差环节和合理的无功调差系数。接入同一母线的发电机的无功调差系数应基本一致。励磁系统无功调差功能应投入运行。

5.1.1.6 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具有必要的频率异常运行能力。正常运行情况下，汽轮发电机组频率异常允许运行时间应满足表5-1的要求。

表5-1 汽轮发电机组频率异常允许运行时间

频率（Hz） 51.0以上～51.5 50.5以上～51.0 48.5～50.5 48.5以下～48.0 48.0以下～47.5 47.5以下～47.0 47.0以下～46.5 累计（min） >30 >180 连续运行 >300 >60 >10 >2 >300 >60 >20 >5 每次（s） >30 >180 5.1.2 加强机网协调参数管理

5.1.2.1 200MW及以上并网机组的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过励磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装置、发电机励磁系统（包括电力系统稳定器）等设备（保护）定值必须报有关调度部门备案。

5.1.2.2 并网电厂应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T684）的规定、电网运行情况和主设备技术条件，认真校核涉网保护与电网保护的整定配合关系，并根据调度部门的要求，做好每年度对所辖设备的整定值进行全面复算和校核工作。当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，应及时校核相关涉网保护的配置与整定，避免保护发生不正确动作行为。

5.1.2.3 严格执行调度部门有关电力系统稳定器的定值要求。 5.1.2.4 发电机组低频保护定值可按汽轮机和发电机制造厂有关规定进行整定，低频保护定值应低于系统低频减载的最低一级定值，机组低电压保护定值应低于系统（或所在地区）低压减载的最低一级定值。过频保护定值参照调度下发限额值进行整定。

5.1.3 加强机网协调运行管理

5.1.3.1 发电机励磁系统正常应在自动方式下运行，电力系统稳

定器按当地调度部门要求投退。励磁系统（包括电力系统稳定器）的整定参数应适应跨区交流互联电网不同联网方式运行要求，对0.1～2.0Hz系统振荡频率范围的低频振荡模式应能提供正阻尼。

5.1.3.2 利用自动电压控制系统（AVC）对发电机调压时，受控机组励磁调节器应投入自动电压调节器。

5.1.3.3 电网发生事故引起发电厂高压母线电压、频率等异常时，电厂重要辅机保护不应先于主机保护动作，以免切除辅机造成发电机组停运。

5.1.3.4 发电厂应及时调整无功出力，控制母线电压在调度部门下达的电压曲线范围内。调整无效时，及时报告调度。

5.1.3.5 发电机组进相运行管理

1）发电机应具备进相运行能力。100MW及以上火电机组在额定出力时，功率因数应能达到（进相）0.95～0.97。

2）发电厂应根据发电机进相试验绘制指导实际进相运行的P-Q图，编制相应的进相运行规程，并根据电网调度部门的要求进相运行。发电机应能监视双向无功功率和功率因数。根据可能的进相深度，当静稳定成为进相因素时，应监视发电机功角进相运行。

3）机组进相运行范围应由试验确定，试验过程中发电机原则上应带高压厂用变压器运行，试验结果应报电网调度部门批准。

4）发电厂高压厂用变压器的分接头位置应与主变压器分接头位置相协调，在发电机组从迟相到进相的运行过程中，厂用系统运行正常。

5.1.3.6 发电机失步振荡

1）新投产的大型汽轮发电机应具有一定的耐受带励磁失步振荡的能力。发电机失步保护应考虑既要防止发电机损坏又要减小失步对

系统和用户造成的危害。为防止失步故障扩大为电网事故，应当为发电机解列设置一定的时间延迟，使电网和发电机具有重新恢复同步的可能性。

2）发电厂应制订完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，并按有关规定做好保护定值整定，包括：

a.当失步振荡中心在发电机-变压器组内部时，应立即解列发电机。 b.当发电机电流低于三相出口短路电流的60%～70%时（通常振荡中心在发电机-变压器组外部），发电机组应允许失步运行5～20个振荡周期。此时，应立即增加发电机励磁，同时减少有功负荷，切换厂用电，延迟一定时间，争取恢复同步。

5.1.3.7 发电机失磁异步运行

1）严格控制发电机组失磁异步运行的时间和运行条件。根据国家有关标准规定，不考虑对电网的影响时，汽轮发电机应具有一定的失磁异步运行能力，但只能维持发电机失磁后短时运行，此时必须快速降负荷。若在规定的短时运行时间内不能恢复励磁，则机组应与系统解列。

2）发电机失去励磁后是否允许机组快速减负荷并短时运行，应结合电网和机组的实际情况综合考虑。如电网不允许发电机无励磁运行，当发电机失去励磁且失磁保护未动作时，应立即将发电机解列。

5.1.3.8 发电机组一次调频运行管理

1）并网发电机组的一次调频功能参数应按照电网运行的要求进行整定，一次调频功能应按照电网有关规定投入运行。

2）新投产机组和在役机组通流改造、增容改造、汽轮机调速系统及数字电液控制系统（DEH）或分散控制系统（DCS）改造后，发电厂应向相应调度部门交付由技术监督部门或有资质的试验单位完

成的一次调频性能试验报告，以确保机组一次调频功能长期安全、稳定运行。

3）发电机组调速系统中的汽轮机调门特性参数应与一次调频功能和自动发电控制调度方式相匹配。在阀门大修后或发现两者不匹配时，应进行汽轮机调门特性参数测试及优化整定，确保机组参与电网调峰调频的安全性。

5.1.3.9 加强发电机组自动发电控制运行管理

1）单机300MW及以上的机组和具备条件的单机容量200MW及以上机组，根据所在电网要求，都应参加电网自动发电控制运行。

2）发电机组自动发电控制的性能指标应满足接入电网的相关规定和要求。

3）对已投运自动发电控制的机组，在年度大修后投入自动发电控制运行前，应重新进行机组自动增加／减少负荷性能的测试以及机组调整负荷响应特性的测试。

5.1.3.10 加强机网技术协作

1）发电厂应准确掌握有串补偿电容器送出线路以及送出线路与直流换流站相连的汽轮发电机组轴系扭转振动频率，并做好抑制和预防机组同步谐振或振荡措施，同时应装设机组轴系扭振保护装置，协助电力调度部门共同防止次同步谐振或振荡。

2）机组并网调试前3个月，发电厂应向相应调度部门提供电网计算分析所需的主设备（发电机、变压器等）参数、二次设备（电流互感器、电压互感器）参数及保护装置技术资料，以及励磁系统（包括电力系统稳定器）、调速系统技术资料（包括原理及传递函数框图）等。

3）发电厂应根据有关调度部门电网稳定计算分析要求，开展励

磁系统（包括电力系统稳定器）、调速系统、原动机的建模及参数实测工作，实测建模报告需通过有资质试验单位的审核，并将试验报告报有关调度部门。

4）自动励磁调节器的过励和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内，并与相应的机组保护在定值上配合，并定期校验。

5）励磁变压器保护定值应于励磁系统强励能力配合，防止机组强励时保护误动作。

6）励磁系统V/Hz应于发电机或变压器的过激保护定值相配合，一般具有反时限和定时限特性。实际配置中，可以选择反时限或定时限特性中的一种。应结合机组检修定期检查动作定值。

7）励磁系统如设有定子过压环节，应于发电机过压保护定值相配合，该环节应在机组保护之前动作。

8）并网发电机组的低励辅助环节功能参数应按照电网运行的要求进行整定和试验，与电压控制主环合理配合，确保在低励动作后发电机组稳定运行。

9）低励定值应考虑发电机电压影响并与发电机失磁保护相配合，应在发电机失磁保护之前动作。应结合机组检修定期检查动作定值。

5.2 防止风电机组大面积脱网事故

5.2.1 新建风电机组必须满足《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T19963）等相关技术标准要求，并通过国家有关部门授权的有资质的检测机构的并网检测，不符合要求的不予并网。

5.2.2 风电场并网点电压波动和闪变、谐波、三相电压不平衡等电能质量指标满足国家标准要求时，风电机组应能正常运行。

5.2.3 风电场应配置足够的动态无功补偿容量，应在各种运行工

况下都能按照分层分区、基本平衡的原则在线动态调整，且动态调节的响应时间不大于30ms。

5.2.4 电力系统发生故障、并网点电压出现跌落时，风电场应动态调整机组无功功率和场内无功补偿容量，应确保场内无功补偿装置的动态部分自动调节，确保电容器、电抗器支路在紧急情况下能被快速正确投切，配合系统将并网点电压和机端电压快速恢复到正常范围内。

5.2.5 风电场无功动态调整的响应速度应与风电机组高电压耐受能力相匹配，确保在调节过程中风电机组不因高电压而脱网。

5.2.6 风电机组应具有规程规定的低电压穿越能力和必要的高电压耐受能力。

5.2.7 风电场变电站的主变压器宜采用有载调压变压器，通过主变压器分接头调节风电场内电压，确保场内风电机组正常运行。

5.2.8 电力系统频率在49.5〜50.2Hz范围（含边界值）内时，风电机组应能正常运行。电力系统频率在48〜49.5Hz范围（含48Hz）内时，风电机组应能不脱网运行30min。

5.2.9 风电场配置的风电场监控系统，应该实现在线动态调节全场运行机组的有功/无功功率和场内无功补偿装置的投入容量，并具备接受电网调度部门远程监控的功能。风电场监控系统应按相关技术标准要求，釆集、记录、保存升压站设备和全部机组的相关运行信息，并向电网调度部门上传保障电网安全稳定运行所需的运行信息。

5.2.10 风电场应向相应调度部门提供电网计算分析所需的主设备（发电机、变压器等）参数、二次设备（电流互感器、电压互感器）参数及保护装置技术资料及无功补偿装置技术资料等。风电场应经静态及动态试验验证定值整定正确，并向调度部门提供整定调试报告。

5.2.11 风电场汇集线系统单相故障应快速切除。汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，不应采用不接地或经消弧柜接地方式。经电阻接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能通过相应保护快速切除，同时应兼顾机组运行电压适应性要求。经消弧线圈接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能可靠选线，快速切除。汇集线保护快速段定值应对线路末端故障有灵敏度，汇集线系统中的母线应配置母差保护。

5.2.12 风电机组主控系统参数和变流器参数设置应与电压、频率等保护协调一致。

5.2.13 风电场每年应结合电网结构、线路参数、短路电流的变化情况，对所辖设备、场用电系统等整定值进行复核、计算，并及时整定和配置；涉网保护整定值应与电网相配合，并报电网调度部门备案，保证整定值正确。

5.2.14 对于接入220kV及以上电压等级的风电场应配置相角测量系统（PMU）。

5.2.15 风电场二次系统及设备，应满足《电力监控系统安全防护规定》（国家发展和改革委员会令第14号）要求，禁止通过外部公共信息网直接对场内设备进行远程控制和维护。

5.2.16 风电场应在升压站内配置故障录波装置，启动判据应至少包括电压越限和电压突变量，记录升压站内设备在故障前200ms至故障后6s的电气量数据，波形记录应满足相关技术标准。

5.2.17 风电场应配备全站统一的卫星时钟设备和网络授时设备，对场内各种系统和设备的时钟进行统一校正。

5.2.18 按规程维护不间断电源装置（UPS）和站内直流供电系统，在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应大于40min。

6 防止锅炉事故

6.1 防止锅炉尾部再次燃烧事故

6.1.1 防止锅炉尾部再次燃烧事故，除了防止回转式空气预热器转子蓄热元件发生再次燃烧事故外，还要防止脱硝装置的催化元件部位、除尘器及其干除灰系统以及锅炉底部干除渣系统的再次燃烧事故。

6.1.2 在锅炉机组设计选型阶段，必须保证回转式空气预热器设计合理、配套齐全，必须保证运行中有完善的监控和防止再次燃烧事故的手段。

6.1.2.1 回转式空气预热器应设有的主辅电机、盘车装置、火灾报警装置、入口烟气挡板、出入口风挡板及相应的联锁保护。

6.1.2.2 回转式空气预热器应设有可靠的停转报警装置，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。

6.1.2.3 回转式空气预热器应有相配套的水冲洗系统，不论是采用固定式或者移动式水冲洗系统，设备性能都必须满足冲洗工艺要求，发电厂必须配套制订出具体的水冲洗制度和水冲洗措施，并严格执行。

6.1.2.4 回转式空气预热器应设有完善的消防系统，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。如采用蒸汽消防系统，其汽源必须与公共汽源相联，以保证启停及正常运行时随时可投入蒸汽进行隔绝空气式消防。

6.1.2.5 回转式空气预热器应设计配套有完善合理的吹灰系统，冷热端均应设有吹灰器。如采用蒸汽吹灰，其汽源应合理选择，且必须与公共汽源相联，疏水设计合理，以满足机组启动和低负荷运行期间的吹灰需要。

6.1.3 锅炉设计和改造时，必须高度重视油、小油、等离子

燃烧器等锅炉点火、助燃系统和设备的适应性与完善性。

6.1.3.1 在锅炉设计与改造中，加强选型等前期工作，保证油燃烧器的出力、雾化质量和配风相匹配。

6.1.3.2 无论是煤粉锅炉的油燃烧器还是循环流化床锅炉的风道燃烧器，都必须配有配风器，以保证油点火可靠、着火稳定、燃烧完全。

6.1.3.3 对于循环流化床锅炉，油燃烧器出口必须设计足够的油燃烧空间，保证油进入炉膛前能够完全燃烧。

6.1.3.4 锅炉采用少油/无油点火技术进行设计和改造时，必须充分把握燃用煤质特性，保证点火装置可靠、出力合理。对于设计使用等离子体燃烧器的锅炉，燃用煤种应符合《等离子体点火系统设计与运行导则》（DL/T1127）要求，以保证锅炉点火的可靠性和锅炉启动初期的燃尽率。

6.1.3.5 所有燃烧器均应设计有完善可靠的火焰监测保护系统。 6.1.4 回转式空气预热器在制造等阶段必须采取正确保管方式，应进行监造。

6.1.4.1 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。

6.1.4.2 在设备制造过程中，应重视回转式空气预热器着火报警系统测点元件的检查和验收。

6.1.5 必须充分重视回转式空气预热器辅助设备及系统的可靠性和可用性。新机基建调试和机组检修期间，必须按照要求完成相关系统与设备的传动检查和试运工作，以保证设备与系统可用，联锁保护动作正确。

6.1.5.1 机组基建、调试阶段和检修期间应重视空气预热器的全

面检查和资料审查，重点包括空气预热器的热控逻辑、吹灰系统、水冲洗系统、消防系统、停转保护、报警系统及隔离挡板等。

6.1.5.2 机组基建调试前期和启动前，必须做好吹灰系统、冲洗系统、消防系统的调试、消缺和维护工作，应检查吹灰、冲洗、消防行程、喷头有无死角，有无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点火前达到投运状态。

6.1.5.3 基建机组首次点火前或空气预热器检修后，应逐项检查传动火灾报警测点和系统，确保火灾报警系统正常投用。

6.1.5.4 基建调试或机组检修期间应进入烟道内部，就地检查、调试空气预热器各烟风档板，确保分散控制系统显示、就地刻度和档板实际位置一致，且动作灵活，关闭严密，能起到隔绝作用。

6.1.5.5 回转式空气预热器冲洗水泵应设再循环，锅炉启动前应进行启动试验，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。

6.1.6 机组启动前要严格执行验收和检查工作，保证空气预热器和烟风系统干净无杂物、无堵塞。

6.1.6.1 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，蓄热元件必须进行全面的通透性检查，经制造、施工、建设、生产等各方验收合格后方可投入运行。

6.1.6.2 基建或检修期间，不论在炉膛或者烟风道内进行工作后，必须彻底检查清理炉膛、风道和烟道，并经过验收，防止风机启动后杂物积聚在空气预热器换热元件表面上或缝隙中。

6.1.7 要重视锅炉冷态点火前的系统准备和调试工作，保证锅炉冷态启动燃烧良好，特别要防止出现由于设备故障导致的燃烧不良。

6.1.7.1 新建机组或改造过的锅炉燃油系统必须经过辅汽吹扫，

并按要求进行油循环，首次投运前必须经过燃油泄漏试验确保各油阀的严密性。

6.1.7.2 油、少油/无油点火系统必须保证安装正确，新设备和系统在投运前必须进行正确整定和冷态调试。

6.1.7.3 火焰监测保护系统点火前必须全部投用，火焰监测保护系统严禁随意退出或修改。

6.1.7.4 锅炉启动点火或锅炉灭火后重新点火前必须对炉膛及烟道进行充分吹扫，防止未燃尽物质聚集在尾部烟道造成再燃烧。

6.1.8 精心做好锅炉启动后的运行调整工作，保证燃烧系统各参数合理，加强运行分析，以保证燃料燃烧完全，传热合理。

6.1.8.1 油燃烧器运行时，必须保证油根部燃烧所需用氧量，以保证燃油燃烧稳定完全。

6.1.8.2 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，雾化蒸汽参数在设计值内，以保证油雾化良好、燃烧完全。锅炉点火时应严格监视油雾化情况，一旦发现油雾化不好应立即停用，并进行清理检修。

6.1.8.3 采用少油/无油点火方式启动锅炉，应保证入炉煤质，调整煤粉细度、磨煤机通风量及出口风温在合理范围，控制磨煤机出力和风、粉浓度，使着火稳定和燃烧充分。

6.1.8.4 煤油混烧情况下应防止燃烧器超出力。

6.1.8.5 采用少油/无油点火方式启动时，应注意检查和分析燃烧情况和锅炉沿程温度、阻力变化情况。

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

6.1.9 要重视空气预热器的吹灰，必须精心组织机组冷态启动和

低负荷运行情况下的吹灰工作，做到合理吹灰。

6.1.9.1 投入蒸汽吹灰器前应进行充分疏水，确保吹灰要求的蒸汽过热度。

6.1.9.2 机组启动期间，锅炉负荷低于25%额定负荷时空气预热器应连续吹灰；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压差异常增加时，应增加吹灰次数；当低负荷煤、油混烧时，应连续吹灰，并严密监视炉膛燃烧状况和尾部烟气温度。

6.1.9.3 停炉前应对空气预热器全面吹灰一次。

6.1.10 要加强对空气预热器的检查，重视发挥水冲洗的作用，及时精心组织，对回转式空气预热器正确地进行水冲洗。

6.1.10.1 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，应及时清理并进行彻底通风干澡。

6.1.10.2 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，若发现有残留物积存，应及时组织进行水冲洗。

6.1.10.3 机组运行中，如果回转式空气预热器阻力超过对应工况设计阻力的150%，应及时安排水冲洗；机组每次C级及以上检修均应对空气预热器受热面进行检查，若发现受热元件有残留物积存，必要时可以进行水冲洗。

6.1.10.4 对空气预热器不论选择哪种冲洗方式，都必须事先制定全面的冲洗措施并经过审批，整个冲洗工作严格按措施执行，必须严格达到冲洗工艺要求，一次性彻底冲洗干净，验收合格。

6.1.10.5 回转式空气预热器冲洗后必须正确地进行干燥，并保证彻底干燥。不能立即启动引送风机进行强制通风干燥，防止炉内积

灰被空气预热器金属表面水膜吸附造成二次污染。

6.1.11 应重视加强对锅炉尾部再次燃烧事故风险点的监控。 6.1.11.1 运行规程应明确省煤器、脱硝装置、空气预热器等部位烟道在不同工况的烟气温度值。运行中应当加强监视回转式空气预热器出口烟风温度变化情况，当烟气温度超过规定值、有再燃前兆时，应立即停炉，并及时采取消防措施。

6.1.11.2 机组停运后和温热态启动时，是回转式空气预热器受热和冷却条件发生巨大变化的时候，容易产生热量积聚引发着火，应更重视运行监控和检查，如有再燃前兆，必须及早发现，及早处理。

6.1.11.3 锅炉停炉后，严格按照运行规程和厂家要求停运空气预热器，应加强停炉后的回转式空气预热器运行监控，防止异常发生。

6.1.11.4 应根据运行工况及时优化、调整脱硝装置喷氨量，减少氨逃逸量，以减轻空气预热器堵灰。

6.1.11.5 锅炉启动、低负荷时应加强炉底密封检查，防止大量冷风进入炉膛引起燃烧不稳造成未燃尽物质沉积引起再燃。

6.1.12 回转式空气预热器跳闸后需要正确处理，防止发生再燃及空气预热器故障、事故。

6.1.12.1 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。

6.1.12.2 若回转式空气预热器未设出入口烟/风档板，发现回转式空气预热器停转，应立即停炉。

6.1.13 加强空气预热器外的其他设备和部位防再次燃烧事故的工作。

6.1.13.1 锅炉安装脱硝系统，在低负荷煤油混烧、等离子点火期间，脱硝反应器内必须加强吹灰，监控反应器前后阻力及烟气温度，

防止反应器内催化剂区域有未燃尽物质燃烧，反应器灰斗需要及时排灰，防止沉积。

6.1.13.2 干排渣系统宜设置渣温测点，在低负荷燃油、等离子点火或煤油混烧期间，防止干排渣系统的钢带由于锅炉未燃尽的物质落入钢带再燃烧，损坏钢带。必要时应派人就地监控。

6.1.13.3 新建燃煤机组尾部烟道下部省煤器灰斗应设输灰系统，以保证未燃物可以及时的输送出去。

6.1.13.4 如果在低负荷燃油、等离子点火或煤油混烧期间电除尘器投入运行时，电除尘器应降低二次电压、电流运行，防止在集尘极和放电极之间污染及燃烧，在此期间电除尘器加热及振打装置需连续运行，除灰系统连续输送。

6.1.13.5 袋式除尘器入口烟温应严格控制在规定值以内。锅炉启动、低负荷及煤油混烧时，应重视布袋烟温和压差监测，加强除灰系统输灰，防止沉积煤粉引起燃烧。

6.1.14 循环流化床锅炉干锅或严重缺水状态下应采取压火方式停炉，以防空气预热器再燃烧。停炉后应重点检查烟风系统各挡板和门孔关闭状态，防止空气漏入；严密监视各段烟温和烟道氧量，发现烟温、氧量异常应采取相应措施及时处理。当锅炉充分冷却（一般自然冷却48～60h）后，先向锅炉补水，随后才能打开门孔通风冷却。

6.2 防止锅炉炉膛爆炸事故 6.2.1 防止锅炉灭火爆燃

6.2.1.1 锅炉炉膛安全监控系统的设计、选型、安装、调试等各阶段都应严格执行《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统技术规程》（DL/T1091）。

6.2.1.2 根据《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》（DL/T435）中有关

防止炉膛灭火放炮的规定以及设备的实际状况，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。

6.2.1.3 加强燃煤的监督管理，制定配煤掺烧管理办法，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，做好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。

6.2.1.4 新炉投产、锅炉改进性大修后或入炉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。

6.2.1.5 当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全炉膛灭火时，严禁投助燃油、等离子等稳燃方法。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。重新点火前必须查明灭火原因，并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。

6.2.1.6 加强锅炉燃烧调整，注意一次风速、风压的监视，防止风速过低煤粉堵管而造成的熄火。

6.2.1.7 100MW及以上等级机组的锅炉应装设锅炉灭火保护装置。该装置应包括但不限于以下功能：炉膛吹扫、锅炉点火、主燃料跳闸、全炉膛火焰监视和灭火保护功能、主燃料跳闸首出等。

6.2.1.8 锅炉灭火保护装置和就地控制设备电源应可靠，电源应采用两路直流或交流220V供电电源。当采用直流电源时，两路应取自不同的直流段；当采用交流供电时，其中一路应为交流不间断电源，另一路电源引自厂用事故保安电源。当设置冗余不间断电源系统时，也可两路均采用不间断电源，但两路进线应分别取自不同的供电母线

上，防止因瞬间失电造成失去锅炉灭火保护功能。

6.2.1.9 炉膛负压等参与灭火保护的热工测点应单独设置并冗余配置。必须保证炉膛压力信号取样部位的设计、安装合理，取样管相互，系统工作可靠。应配备四个炉膛压力变送器：其中三个为调节用，另一个作监视用，其量程应大于炉膛压力保护定值。

6.2.1.10 炉膛压力保护定值应合理，要综合考虑炉膛防爆能力、炉底密封承受能力和锅炉正常燃烧要求；新机启动或机组检修后启动时必须进行炉膛压力保护带工质传动试验。

6.2.1.11 加强锅炉灭火保护装置的维护与管理，确保锅炉灭火保护装置可靠投用。防止发生火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞、泄漏等问题。定期对灭火保护探头周围打焦清灰，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。

6.2.1.12 每个煤、油、气燃烧器都应单独设置火焰检测装置，火焰检测装置应当精细调整，保证锅炉在高、低负荷以及适用煤种下都能正确检测到火焰。火焰检测装置冷却用气源应稳定可靠。

6.2.1.13 锅炉运行中严禁随意退出锅炉灭火保护。因设备缺陷需退出部分锅炉主保护时，应严格履行审批手续，并事先做好安全措施。严禁在锅炉灭火保护装置退出情况下进行锅炉启动。

6.2.1.14 加强设备检修管理，重点解决炉膛严重漏风、一次风管不畅、送风不正常脉动、直吹式制粉系统磨煤机堵煤断煤和粉管堵粉、中储式制粉系统给粉机下粉不均或煤粉自流、热控设备失灵等。

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

6.2.1.16 锅炉点火系统应能可靠备用。定期对油进行清理和

投入试验，确保油动作可靠、雾化良好；定期进行等离子拉弧试验，确保等离子拉弧正常，能在锅炉低负荷或燃烧不稳时及时投入助燃。

6.2.1.17 在停炉检修或备用期间，运行人员必须检查确认燃油或燃气系统阀门关闭严密。锅炉点火前应进行燃油、燃气系统泄漏试验，合格后方可点火启动。

6.2.1.18 对于装有等离子体点火系统或小油微油点火系统的锅炉点火时，严禁解除全炉膛灭火保护，严禁强制火检信号。应充分考虑燃用煤种与点火装置的匹配性，以保证等离子或微油点火的可靠性和锅炉启动初期燃烧的安全性。

6.2.1.19 装有等离子体点火系统的锅炉应严格按照《等离子体点火系统设计与运行导则》（DL/T1127）的要求执行。当采用中速磨煤机直吹式制粉系统时，点火启动前若磨煤机对应的离子体发生器有任一只发生故障，禁止启动该磨煤机。

6.2.1.20 装有小油微油点火系统的锅炉应严格按照《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定》（DLGJ116）的要求执行。点火器打火10s钟内，如点火油（气）火焰未建立，则应退出该点火系统，并禁止在1min内再次点火。

6.2.1.21 对于装有等离子体点火系统或小油微油点火系统的锅炉，严禁解除全炉膛灭火保护；当采用中速磨煤机直吹式制粉系统时，任一燃烧器在投粉后180s内未达到稳定着火时，应立即停止相应磨煤机的运行；对于中储式制粉系统在30s内未达到稳定着火时，应立即停止相应给粉机的运行，经充分通风吹扫、查明原因后再重新投入。

6.2.1.21 加强热工控制系统的维护与管理，防止因分散控制系统死机导致的锅炉炉膛灭火放炮事故。

6.2.1.22 在确定给粉电源失电时，锅炉可能已经灭火或燃烧不稳，应按紧急停炉处理，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。

6.2.1.23 锅炉低于最低稳燃负荷运行时应投入稳燃系统。煤质变差影响到燃烧稳定性时，应及时投入稳燃系统稳燃。

6.2.2 防止锅炉严重结焦

6.2.2.1 锅炉炉膛的设计、选型要参照《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》（DL/T831）的有关规定进行。

6.2.2.2 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、飞边产生贴壁气流。燃烧器改造后的锅炉投运前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，确定锅炉炉内空气动力场符合设计要求。

6.2.2.3 加强氧量计、一氧化碳测量装置、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。

6.2.2.4 加强运行调整，避免火焰中心偏斜，防止炉膛局部结焦；对冲燃烧锅炉应采取措施，保证沿炉膛宽度方向煤粉浓度及炉膛热负荷分配均匀。

6.2.2.5 采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施，当煤种改变时，要进行变煤种燃烧调整试验。

6.2.2.6 应加强发电厂入厂煤、入炉煤的管理及煤质分析，发现易结焦煤质时，应及时通知运行人员。

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

6.2.2.8 运行人员应经常从看火孔或通过其它手段监视、分析炉膛结焦情况，一旦发现结焦应及时处理。

6.2.2.9 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。

6.2.2.10 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。

6.2.2.11 炉内低氮燃烧器改造及增加炉膛卫燃带时，改造方案应论证炉膛结焦可能性，防止炉膛结焦。

6.2.2.12 为防止炉膛大面积结焦，循环流化床锅炉运行期间应加强入炉风量、床温、床压及给煤量等参数的监视和调整，严格控制床料和入炉煤的品质，保持床料正常流化、严禁床温超限；停炉检修期间，加强布风板、风帽、返料器等影响锅炉循环流化的设备的维护检修。

6.2.3 防止锅炉内爆

6.2.3.1 新建机组引风机和脱硫增压风机的最大压头设计必须与炉膛及尾部烟道防内爆能力相匹配，引风机及脱硫增压风机设计压头之和应小于炉膛及尾部烟道防内爆强度。

6.2.3.2 锅炉脱硫、脱硝、除尘等改造时，必须重视改造方案的技术论证工作，改造方案应重新核算机组尾部烟道的负压承受能力，强度不足部分应进行重新加固。

6.2.3.3 单机容量300MW及以上机组或采用脱硫、脱硝装置的机组，应特别重视防止机组高负荷灭火或设备故障瞬间产生过大炉膛负压对锅炉炉膛及尾部烟道造成的内爆危害，在锅炉主保护和烟风系统联锁保护功能上应考虑炉膛压力低触发MFT和压力低跳引风机的联锁保护；机组快速减负荷（RB）功能应可靠投用。

6.2.3.4 加强引风机、脱硫增压风机等设备的检修维护工作，定期对调节装置进行试验，确保动作灵活可靠和炉膛负压自动调节特性良好，防止机组运行中设备故障时或锅炉灭火后产生过大负压。

6.2.3.5 运行规程中必须有防止炉膛内爆的条款和事故处理预案。

6.2.4 循环流化床锅炉防爆

6.2.4.1 锅炉启动前或主燃料跳闸、锅炉跳闸后应根据床温情况严格进行炉膛冷态或热态吹扫程序，禁止采用降低一次风量至临界流化风量以下的方式点火。

6.2.4.2 精心调整燃烧，确保床上、床下油雾化良好、燃烧完全。油投用时应严密监视油雾化和燃烧情况，发现油雾化不良应立即停用，并及时进行清理检修。

6.2.4.3 应根据实际燃用煤质着火点情况进行间断投煤操作，禁止床温未达到投煤允许条件连续大量投煤。

6.2.4.4 循环流化床锅炉压火应先停止给煤机，切断所有燃料，并严格执行炉膛吹扫程序，待床温开始下降、氧量回升时再按正确顺序停风机；禁止通过锅炉跳闸风机联跳主燃料跳闸的方式压火。压火后的热启动应严格执行热态启动吹扫程序，并根据床温情况进行投油升温或投煤启动。

6.2.4.5 水冷壁泄漏后，应尽快停炉，并保留一台引风机运行，禁止闷炉；冷渣器泄漏后，应立即切断炉渣进料，并隔绝冷却水。

6.2.4.6 循环流化床锅炉水冷式冷渣器水冷系统应配备一定数量安全阀，设计冷却水流量、温度及压力等报警和联锁保护装置，防止其运行中冷却水汽化引发设备超压甚至爆破。

6.3 防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故 6.3.1 防止制粉系统爆炸

6.3.1.1 在锅炉设计和制粉系统设计选型时期，必须严格遵照相关规程要求，保证制粉系统设计和磨煤机的选型，与燃用煤种特性和锅炉机组性能要求相匹配和适应，必须体现出制粉系统防爆设计。

6.3.1.2 不论是新建机组设计还是由于改烧煤种等原因进行锅炉燃烧系统改造，必须考虑制粉系统防爆要求，当煤的干燥无灰基挥发分大于25%（或煤的爆炸性指数大于3.0）时，不宜采用中间储仓式制粉系统，如必要时宜抽取炉烟干燥或者加入惰性气体。 6.3.1.3 制粉系统设计时，要尽量减少水平管段，整个系统要做到严密、内壁光滑、无积粉死角。中速磨入口风道向磨煤机方向应有一定倾斜坡度；在运锅炉可采取防石子煤回流拦阻措施，防止积煤自燃。 6.3.1.4 制粉系统应配套设计合理的消防系统和必要的充惰系统。

6.3.1.5 煤仓、粉仓、制粉和送粉管道、制粉系统阀门、制粉系统防爆压力和防爆门的防爆设计符合《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》（DL/T5121）和《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》（DL/T5145）。

6.3.1.6 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部位，应达到防爆规程规定的抗爆强度。

6.3.1.7 对于制粉系统，应设计可靠足够的温度、压力、流量测点和完备的联锁保护逻辑，以保证对制粉系统状态测量指示准确、监控全面、动作合理。中间储仓式制粉系统的粉仓和直吹制粉系统的磨煤机出口，应设置足够的温度测点和温度报警装置，炉烟干燥

的中间储仓式制粉系统宜加装氧量测点，并定期进行校验。

6.3.1.8 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的排放方向应避免伤及人身、损坏设备和烧损电缆等，必要时采取其他隔离措施。

6.3.1.9 制粉系统应设计配置齐全的磨煤机出口隔离门和热风隔绝门。

6.3.1.10 保证系统安装质量，保证连接部位严密、光滑、无死角，避免出现局部积粉。

6.3.1.11 在锅炉机组进行跨煤种改烧时，在对燃烧器和配风方式进行改造同时，必须对制粉系统进行相应配套工作，包括对干燥介质系统的改造，以保证炉膛和制粉系统全面达到安全要求。

6.3.1.12 加强入厂煤和入炉煤的管理工作，建立煤质分析和配煤管理制度，燃用易燃易爆煤种应及早通知运行人员，以便加强监视和检查。加仓过程中应防止自燃的煤进入制粉系统，发现异常及时处理。

6.3.1.13 要坚持执行定期降粉位制度和停炉前煤粉仓空仓制度。

6.3.1.14 制粉系统的爆炸绝大部分发生在制粉设备的启动和停机阶段，因此不论是制粉系统的控制设计，还是运行规程中的操作规定和启停措施，特别是具体的运行操作，都必须遵守通风、吹扫、充惰、加减负荷等要求，保证各项操作规范，负荷、风量、温度等参数控制平稳，避免大幅扰动。

6.3.1.15 磨煤机运行及启停过程中应严格控制磨煤机出口温度不超过规定值。对于燃用混煤种时，磨煤机出口温度以挥发分最

高的煤种为准；制粉系统停运后，输粉管道要充分吹扫或抽粉。

6.3.1.16 针对燃用煤质和制粉系统特点，制定合理的制粉系统定期轮换制度，防止因长期停运导致制粉系统发生自燃。

6.3.1.17 加强运行监控，避免制粉系统运行中出现断煤、满煤问题。一旦出现断煤、满煤问题，必须及时处理，防止出现严重超温和煤在磨煤机及系统内不正常存留。

6.3.1.18 输粉机起动前应进行检查有无自燃现象，输粉机使用后，应及时清理积粉，并定期检查、试转。

6.3.1.19 制粉系统运行中应经常检查粗、细粉分离器管锁气器动作情况，以保证在断煤时能及时关闭锁气器。

6.3.1.20 做好“三块分离”和入炉煤杂物清除工作，保证制粉系统运行正常。

6.3.1.21 根据煤种的自燃特性，建立停炉清理煤仓制度，防止因长期停运导致原煤仓自燃。

6.3.1.22 定期检查煤仓、粉仓内壁衬板，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。

6.3.1.23 做好磨煤机隔离门检修维护工作，保证磨煤机隔离严密。

6.3.1.24 定期检查、维护制粉系统的灭火、充惰系统，确保灭火、充惰系统能随时投入。

6.3.1.25 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。

6.3.1.26 加强在线仪表（如风速、流量、风温等）的检查和维护，以增强运行监控。

6.3.1.27 制粉系统检修动火前应将积粉清理干净，并办理动火工作票。

6.3.1.28 煤粉仓外壁应强化保温，防止冷风吹袭，造成仓内煤粉结块影响流动性。

6.3.1.29 发现备用磨煤机内着火，应立即关闭其所有出入口风门挡板，以隔绝空气，并用消防蒸汽进行灭火。

6.3.1.30 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。

6.3.1.31 制粉系统煤粉爆炸事故后，必须在做好安全措施情况下，找到积粉着火点，采取针对性措施消除积粉。必要时可进行针对性改造。

6.3.1.32 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。

6.3.2 防止煤尘爆炸

6.3.2.1 消除制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。大量放粉或清理煤粉时，应制订和落实相关安全措施，应尽可能避免扬尘，杜绝明火，防止煤尘爆炸。

6.3.2.2 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）。

6.3.2.3 煤粉仓投运前应做严密性试验，凡基建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。

6.3.2.4 在微油或等离子点火期间，除灰系统储仓需经常卸料，防止在储仓未燃尽物质自燃爆炸。

6.3.2.5 在低负荷燃油，微油点火、等离子点火，或者煤油混

烧期间，除尘器应限二次电压、电流运行，期间除灰系统必须连续投入。

6.4 防止锅炉汽包满水和缺水事故

6.4.1 汽包锅炉的汽包水位计应不低于《火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定》（DRZ/T01）的要求配置。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，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。在控制室，至少还应设置一个于DCS及其电源的汽包水位后备显示仪表（或装置）。

6.4.2 汽包水位计的安装

6.4.2.1 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。

6.4.2.2 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。

6.4.2.3 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，就地水位计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；差压水位计汽侧取样管应向下向汽包方向倾斜，水侧取样管应向上向汽包方向倾斜。

6.4.2.4 新安装机组必须核实汽包水位取样孔位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求，单室平衡容器严禁加装保温。

6.4.2.5 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。

6.4.2.6 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。

6.4.2.7 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。

6.4.3 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。

6.4.3.1 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。

6.4.3.2 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。

6.4.4 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，就地水位计指示值低于汽包真实水位的差值增加，表6-1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Δh，仅供参考。

表6-1 就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值

汽包压力（MPa） Δh（mm） 16.14~17.65 -51 17.66~18.39 -102 18.40~19.60 -150

6.4.5 按规程要求定期对汽包水位计进行零位校验，核对汽包各水位测量装置间的示值偏差，当偏差大于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。

6.4.6 严格按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。新机组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。

6.4.7 当一套水位测量装置因故障退出运行时，应及时通知检修人员处理，运行人员应做好水位计运行方式改变的相关安全预案。故障水位计一般应在8h内恢复，若不能完成，应制订措施，经分管厂领导批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。

6.4.8 锅炉高、低水位保护

6.4.8.1 锅炉汽包水位高、低保护应采用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，办理审批手续，限期（不宜超过8h）恢复；当有两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，严格执行审批手续，限期（8h以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。当自动转换逻辑采用品质判断等作为依据时，要进行详细试验确认，不可简单的采用超量程等手段作为品质判断。

6.4.8.2 锅炉汽包水位保护所用的三个的水位测量装置输出的信号均应分别通过三个的I/O模件引入分散控制系统的冗余控制器。每个补偿用的汽包压力变送器也应分别配置，其输出信号引入相对应的汽包水位差压信号I/O模件。

6.4.8.3 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。

6.4.8.4 锅炉汽包水位保护的定值和延时值随炉型和汽包内部

结构不同而异，具体数值应由锅炉制造厂确定。

6.4.8.5 锅炉汽包水位保护的停退，必须严格执行审批制度。 6.4.8.6 锅炉汽包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。

6.4.9 当在运行中无法判断汽包真实水位时，应紧急停炉。 6.4.10 对于控制循环锅炉，应设计炉水循环泵差压低停炉保护。炉水循环泵差压信号应采用测量的元件，对于差压低停泵保护应采用二取二的逻辑判别方式，当有一点故障退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期恢复（不宜超过8h）。当两点故障超过4h时，应立即停止该炉水循环泵运行。

6.4.11 对于直流炉，应设计省煤器入口流量低保护，流量低保护应遵循三取二原则。主给水流量测量应取自三个的取样点、传压管路和差压变送器并进行三选中后的信号。

6.4.12 直流炉应严格控制燃水比，严防燃水比失调。湿态运行时应严密监视分离器水位，干态运行时应严密监视微过热点（中间点）温度，防止蒸汽带水或金属壁温超温。

6.4.13 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，避免给水中断。当因某种原因需退出高压加热器保护装置时，应制订措施，严格执行审批手续，并限期恢复。

6.4.14 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。

6.4.15 建立锅炉汽包水位、炉水泵差压及主给水流量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。

6.4.15.1 严格执行就地水位计定期冲洗制度，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。

6.4.15.2 充分利用检修机会对给水、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。

6.4.16 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，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，防止误操作发生。

6.5 防止锅炉承压部件失效事故

6.5.1 各发电厂应成立防止锅炉压力容器承压部件爆漏工作小组，应设立锅炉压力容器安全监督工程师，且应持有电力行业锅炉压力容器安全监督工程师资格证书。在本企业建立承压部件安全监督网络，并健全各级责任制。加强专业管理、技术监督管理和专业人员培训考核，保证人员的相对稳定。

6.5.2 严格执行《中华人民共和国特种设备安全法》、《锅炉安全技术监察规程》（TSG G0001）、《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSG R0004）、《锅炉定期检验规则（99版）》、《压力容器定期检验规则》（TSG R7001）、《电站锅炉压力容器检验规程》（DL7）及《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438）以及其他有关规定等要求。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。

6.5.3 严格锅炉制造、安装和调试期间的监造和监理。新建锅炉压力容器等承压部件在安装前必须进行安全性能检验，并将该项工作前移至制造厂，与设备监造工作结合进行。安全性能检验范围包括安装技术资料、锅炉汽包或汽水分离器、联箱、受热面、承重部件、锅

炉范围内的管道、阀门、支吊架等。新建锅炉承压部件在制造过程中应派有资格的检验人员到制造现场进行水压试验见证、文件见证和制造质量抽检。

6.5.4 锅炉投运1年后要结合检修进行锅炉定期检验。在役锅炉必须进行定期检验，定期检验包括外部检验、内部检验和水压试验。检验依据《锅炉安全技术监察规程》（TSG G0001）、《锅炉定期检验规则（99版）》及《电站锅炉压力容器检验规程》（DL7）等标准进行。外部检验每年不少于一次，内部检验每3~6年进行一次。

6.5.5 从事电厂锅炉等承压设备无损检测专项的检测人员除持有特种设备资格证书外，还应持有电力行业资格证书。

6.5.6 防止超压超温

6.5.6.1 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。

6.5.6.2 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，并在运行规程制定相应的反事故措施。

6.5.6.3 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，以便监视导汽管间的温度，并结合直流锅炉蒸发受热面的水动力分配特性，做好直流锅炉燃烧调整工作，防止超温爆管。

6.5.6.4 锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按《锅炉水压试验技术条件》（JB/T1612）、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL/T612）、《电站锅炉压力容器检验规程》（DL/T7）执行。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。

6.5.6.5 装有一、二级旁路系统的机组，机组启停时应投入旁路系统，旁路系统的减温水须正常可靠。

6.5.6.6 锅炉启停过程中，应严格控制汽温变化速率。在启动中应加强燃烧调整，防止炉膛出口烟温超过规定值。

6.5.6.7 加强直流锅炉的运行调整，严格按照规程规定的负荷点进行干湿态转换操作，并避免在该负荷点长时间运行。

6.5.6.8 大型煤粉锅炉受热面使用的材料应合格，材料的允许使用温度应高于计算壁温并留有裕度。应配置必要的炉膛出口或高温受热面两侧烟温测点、高温受热面壁温测点，应加强对烟温偏差和受热面壁温的监视和调整，防止因运行调整不当造成管壁超温。做好四管壁温测点的维护、定期检查，确保测点准确率100%。

6.5.6.9 机组运行中机、炉、电大联锁保护必须投入。 6.5.6.10 加强对炉底及整个炉膛漏风的检查和设备消缺，防止因漏风偏大导致炉膛出口温度升高。

6.5.6.11 带启动循环泵的直流锅炉启动时，若启动循环泵故障，应制定针对性的技术措施，如控制给水流量、给水温度、锅炉总风量和给煤量等，密切观察水冷壁壁温情况，防止出现超温现象。

6.5.7 防止设备大面积腐蚀

6.5.7.1 严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145）、《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T912）、《化学监督导则》（DL/T246）、《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561）、《电力基本建设热力设备化学监督导则》（DL/T8）、《火力发电厂凝汽器管选材导则》（DL/T712）、《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》（DL/T956）、《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T794）、

《火电厂凝汽器管防腐防垢导则》（DL/T300）等有关标准，加强化学监督工作。

6.5.7.2 凝结水的精处理设备严禁退出运行。机组启动时应严格执行机组冲洗的有关规定，并及时投入凝结水精处理设备，直流锅炉在启动冲洗时即应投入精处理设备，确保精处理出水水质合格。有前置过滤器的凝结水精处理系统，当凝结水中的含铁量降至1000µg/L时，可投运精处理设备；裸混床的凝结水精处理系统，当凝结水中的含铁量降至500µg/L时，可投运精处理设备。超（超超）临界机组凝结水精处理除盐设备应以氢型混床运行，禁止以氨型混床运行。亚临界机组当发生凝汽器泄漏时，也必须采用氢型混床运行方式。当凝汽器出现严重泄漏时，应按照程序及时停机，确保热力设备的安全。

6.5.7.3 精处理再生时要保证阴阳树脂的完全分离，防止再生过程的交叉污染，阴树脂的再生剂应采用高纯碱，阳树脂的再生剂应采用合成酸。精处理树脂投运前应充分正洗，防止树脂中的残留再生酸带入水汽系统造成炉水pH值大幅降低。

6.5.7.4 应定期检查凝结水精处理混床和树脂捕捉器的完好性，防止凝结水混床在运行过程中发生跑漏树脂。

6.5.7.5 加强循环冷却水系统的监督和管理，严格按照动态模拟试验结果控制循环水的各项指标，防止凝汽器管材腐蚀结垢和泄漏。当凝结器管材发生泄漏造成凝结水品质超标时，应及时查找、堵漏。

6.5.7.6 当运行机组发生水汽质量劣化时，严格按《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T12145）第15条、《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561）中的4.3条、《火电厂汽水化学导则第4部分：锅炉给水处理》（DL/T805.4）中的10条及《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T912）中的9条处理，严格执行“三

级处理”原则。

6.5.7.7 按照《火力发电厂停（备）热力设备防锈蚀导则》（DL/T956）进行机组停用保护，防止锅炉、汽轮机、凝汽器（包括空冷岛）等热力设备发生停用腐蚀。

6.5.7.8 加强凝汽器的运行管理与维护工作。安装或更新凝汽器换热管前，要进行全面涡流探伤。对铜管还要进行内应力抽检（24h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。对钛管、不锈钢管应保证焊接质量。发电厂应结合A级检修对凝汽器换热管腐蚀及减薄情况进行检查，必要时应进行涡流探伤检查。

6.5.7.9 加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。锅炉改燃非设计煤种时，应全面分析新煤种高温腐蚀特性；锅炉采用主燃区过量空气系数低于1.0的低氮燃烧技术时，CMES系统宜加装CO在线测量模块，在线监测CO含量，并应加强贴壁气氛检测和检修时对锅炉水冷壁管壁高温腐蚀趋势的检查工作。必要时采取防止高温腐蚀的措施。燃用高硫煤的锅炉，除在配煤掺烧方面采取有效措施外，可采取优化锅炉燃烧器布置形式、贴壁风防腐、喷涂等技术措施。

6.5.7.10 锅炉水冷壁结垢量超标时应及时进行化学清洗，对于超临界直流锅炉必须严格控制汽水品质，防止水冷壁运行中垢的快速沉积。

6.5.8 防止炉外管爆破

6.5.8.1 加强炉外管巡视，对管系振动、水击、膨胀受阻、保温脱落等现象应认真分析原因，及时采取措施。炉外管发生漏汽、漏水现象，必须尽快查明原因并及时采取措施，如不能与系统隔离处理应立即停炉。

6.5.8.2 按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL/T438），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，及时发现和消除设备缺陷。对于不能及时处理的缺陷，应对缺陷尺寸进行定量检测及监督，并做好相应技术措施。对只能单侧超声检测的弯管、弯头、阀门、三通、异径管等大口径管件与管道连接的焊缝，应进行超声波相控阵检验，对易产生裂纹的P91、P92等9-12Cr钢管对接焊缝应加强超声TOFD方法的检测。

6.5.8.3 定期对导汽管、汽水联络管、下降管等炉外管以及联箱封头、接管座等进行外观检查、壁厚测量、圆度测量及无损检测，发现裂纹、冲刷减薄或圆度异常复圆等问题应及时采取打磨、补焊、更换等处理措施。

6.5.8.4 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。

6.5.8.5 按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T616）的要求，对支吊架进行定期检查。运行时间达到8万小时的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架应进行全面检查和调整。主蒸汽管道、高低温再热蒸汽管道、高压给水管道运行3～4万h以后的A级检修时，应对所有支吊架的根部、功能件、连接件和管部进行一次全面检查并记录。

6.5.8.6 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、弯头等部位的裂纹和冲刷，其管道、弯头、三通和阀门，运行10万h后，宜结合检修全部更换。

6.5.8.7 应定期对减温器检查。混合式减温器每隔1.5～3万h检

查一次，应采用内窥镜进行内部检查，喷头应无脱落、喷孔无扩大，联箱内衬套应无裂纹、腐蚀和断裂。减温器内衬套长度小于8m时，除工艺要求的必须焊缝外，不宜增加拼接焊缝。若必须采用拼接时，焊缝应经100%探伤合格后方可使用，防止减温器喷头及套筒断裂造成过热器联箱裂纹。表面式减温器运行2～3万h后应抽芯检查管板变形，内壁裂纹、腐蚀情况及芯管水压检查泄漏情况，以后每次A级检修检查一次。

6.5.8.11 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。

6.5.8.12 机组投运一年内，应对主蒸汽和再热蒸汽管道上测点、取样点的不锈钢管座角焊缝进行渗透和超声波检测，并结合每次A级检修进行检测。

6.5.8.13 锅炉水压试验结束后，应严格控制泄压速度，并将炉外蒸汽管道存水完全放净，防止发生水击。

6.5.8.14 焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合《火力发电厂焊接技术规程》（DL/T869）和《火力发电厂焊接热处理技术规程》（DL/T819）的有关规定。

6.5.8.15 锅炉投入使用前必须按照《锅炉压力容器使用登记管理办法》（国质检锅[2003]207号）办理注册登记手续，申领使用证。不按规定检验、申报注册的锅炉，严禁投入使用。

6.5.8.16 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。

6.5.8.17 要加强锅炉以及大口径管道的材质、制造和安装质量的监督检查。管件的制造企业应持有相应的资质证书。

6.5.8.18 在基建或机组A级检修时，所有临时增加的管道等承压部件，应按照有关规程、标准进行检查与检验。

6.5.8.19 加强新型高合金材质管道和锅炉蒸汽连接管在使用过程中的监督检验，每次检修均应对焊口、弯头、三通、阀门等进行抽查，尤其应注重对焊接接头中危害性缺陷（如裂纹、未熔合等）的检查和处理，不允许存在超标缺陷的设备投入运行，以防止泄漏事故；对于记录缺陷也应加强监督，掌握缺陷在运行过程中的变化规律及发展趋势，对可能造成的隐患提前做出预判。

6.5.8.20 加强新型高合金材质管道和锅炉蒸汽连接管运行过程中材质变化规律的分析，定期对P91、P92、P122等材质的管道和管件进行硬度和微观金相组织定点跟踪抽查，积累试验数据并与国内外相关的研究成果进行对比，掌握材质老化的规律，一旦发现材质劣化严重应及时进行更换。对应用于高温蒸汽管道的P91、P92、P122等材质的管道，如果发现硬度低于180HB，管件低于175HB，应及时分析原因，进行金相组织检验，强度计算与寿命评估，并根据评估结果进行相应措施。焊缝硬度超出控制范围，首先在原测点附近两处和原测点180°位置再次测量；其次在原测点可适当打磨较深位置，打磨后的管子壁厚不应小于管子的最小计算壁厚。

6.5.9 防止锅炉四管爆漏

6.5.9.1 制定四管防磨防爆措施，使四管防磨防爆工作制度化。建立锅炉承压部件防磨防爆设备台帐，制定和落实防磨防爆定期检查计划、防磨防爆预案，完善防磨防爆检查、考核制度。

6.5.9.2 在有条件的情况下，应采用漏泄监测装置。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它管段。

6.5.9.3 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。

6.5.9.4 加强蒸汽吹灰设备系统的维护及管理。在蒸汽吹灰系统投入正式运行前，应对各吹灰器蒸汽喷嘴伸入炉膛内的实际位置及角度进行测量、调整，并对吹灰器的吹灰压力进行逐个整定，避免吹灰压力过高。运行中遇有吹灰器卡涩、进汽门关闭不严等问题，应及时将吹灰器退出并关闭进汽门，避免受热面被吹损，并通知相关人员处理。

6.5.9.5 锅炉发生四管爆漏后，必须尽快停炉。在对锅炉运行数据和爆口位置、数量、宏观形貌、内外壁情况等信息作全面记录后方可进行割管和检修。应对发生爆口的管道进行宏观分析、金相组织分析和力学性能试验，并对结垢和腐蚀产物进行化学成分分析，根据分析结果采取相应措施。

6.5.9.6 运行时间接近设计寿命或发生频繁泄漏的锅炉过热器、再热器、省煤器，应对热交换管进行寿命评估，并根据评估结果及时安排更换。

6.5.9.7 加强包覆墙过热器、水冷壁等鳍片裂纹的检查，防止受热面鳍片等附件裂纹扩展导致的锅炉四管泄漏。

6.5.9.8 变形管排应进行整形，防止形成烟气走廊，针对局部部位，要采取加防磨板、阻流板等防磨措施。

6.5.9.9 对循环流化床锅炉，应定期检查密相区水冷壁的磨损情况、定期检查防磨耐火材料的脱落及损坏情况，对易磨损部位应重点检查，及时消除存在缺陷，消除水冷壁及鳍片障碍物，焊口修磨平整，保持水冷壁管及鳍片垂直平滑。

6.5.9.10 防止流化床锅炉超设计煤量、超负荷、超床压运行，以减少炉内受热面的区域性磨损。

6.5.9.11 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。

6.5.9.12 对新更换的金属钢管必须进行光谱复核，焊缝100％探伤检查，并按《火力发电厂焊接技术规程》（DL/T869）和《火力发电厂焊接热处理技术规程》（DL/T819）要求进行热处理。

6.5.9.13 新建或受热面大面积更换的锅炉在水压试验前，应对受热面弯头等部位进行专项异物检测。

6.5.9.14 加强包覆墙过热器、水冷壁等鳍片裂纹的检查，防止受热面鳍片等附件裂纹扩展导致的锅炉四管泄漏。

6.5.10 防止超（超超）临界锅炉高温受热面管内氧化皮大面积脱落

6.5.10.1 超（超超）临界锅炉受热面设计必须尽可能减少热偏差，各段受热面（特别是易发生氧化皮脱落的受热面）必须布置足够的壁温测点，测点应定期检查校验，确保壁温测点的准确性。

6.5.10.2 高温受热面管材的选取应考虑合理的高温抗氧化裕度。 6.5.10.3 加强锅炉受热面和联箱监造、安装阶段的监督检查，必须确保用材正确，受热面内部清洁，无杂物。重点检查原材料质量证明书、入厂复检报告和进口材料的商检报告。

6.5.10.4 必须准确掌握各受热面多种材料拼接情况，合理制定壁温定值。

6.5.10.5 必须重视试运中酸洗、吹管工艺质量，吹管完成过热器高温受热面联箱和节流孔必须进行内部检查、清理工作，确保联箱

及节流圈前清洁无异物。

6.5.10.6 不论是机组启动过程，还是运行中，都必须建立严格的超温管理制度，认真落实，严格执行规程，杜绝超温。

6.5.10.7 发现受热面泄漏，必须立即停机处理。

6.5.10.8 严格执行厂家设计的启动、停止方式和变负荷、变温速率。

6.5.10.9 机组运行中，尽可能通过燃烧调整，结合平稳使用减温水和吹灰，减少烟温、汽温、和受热面壁温偏差，保证各段受热面吸热正常，防止超温和温度突变。

6.5.10.10 对于存在氧化皮问题的锅炉，严禁停炉后强制通风快冷。

6.5.10.11 加强汽水监督，给水品质达到《超临界火力发电机组水质质量标准》（DL/912）。

6.5.10.12 新投产的超（超超）临界锅炉，必须在第一次检修时进行氧化情况检查。对于存在氧化皮问题的锅炉，必须利用检修机会对不锈钢管弯头及水平段进行氧化层检查，以及氧化皮分布和运行中壁温指示对应性检查。

6.5.10.13 加强对超（超超）临界机组锅炉过热器的高温段联箱、管排下部弯管和节流圈的检查，以防止由于异物和氧化皮脱落造成的堵管爆破事故。对弯曲半径较小的弯管应进行重点检查。

6.5.10.14 加强受热面壁温监督，确保壁温不超限运行，特别要对屏式过热器及屏式再热器的中间屏管圈加强监视，必要时应增设壁温测点。对壁温高的管子运行中应加强监视与调整，检修时应进行重点检查，查明造成温度高的原因；对各级受热面特别是末级过热器及末级再热器壁温定值应进行校核，确保各级受热面的炉内、炉外管管

壁运行温度均在允许范围内。

6.5.11 奥氏体不锈钢小管的监督

6.5.11.1 奥氏体不锈钢管子蠕变应变大于4.5%，低合金钢管外径蠕变应变大于2.5%，碳素钢管外径蠕变应变大于3.5%，T91、T122类管子外径蠕变应变大于1.2%，应进行更换。

6.5.11.2 对于奥氏体不锈钢管子要结合A级检修检查钢管及焊缝是否存在沿晶、穿晶裂纹，一旦发现应及时换管。

6.5.11.3 对于奥氏体不锈钢管与铁素体钢管的异种钢接头在40000h进行割管检查，重点检查铁素体钢一侧的熔合线是否开裂。

7 防止压力容器等承压设备爆破事故

7.1 防止承压设备超压

7.1.1 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。

7.1.2 各种压力容器安全阀应定期进行校验。

7.1.3 安全阀的排汽管设置正确，并有可靠的支吊装置，排汽管底部的疏水管上不应装设阀门，并已接到安全排放地点。

7.1.4 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。

7.1.5 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。

7.1.6 压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。 7.1.7 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。

7.1.8 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。

7.1.9 压力容器的耐压试验参考《固定式压力容器安全技术监察

规程》（TSG R0004）进行。

7.1.10 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。

7.1.11 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阀，并完善除氧器的自动调压和报警装置。

7.1.12 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。

7.1.13 高压加热器等换热容器，应防止因水侧换热管泄漏导致的汽侧容器筒体的冲刷减薄。全面检查时应增加对水位附近的筒体减薄的检查内容。

7.1.14 氧气瓶、乙炔气瓶等气瓶在户外使用必须竖直放置，不得放置阳光下曝晒，必须放在阴凉处。

7.1.15 氧气瓶、乙炔气瓶等气瓶不得混放，不得在一起搬运。 7.1.16 操作人员必须熟悉并遵守空气压缩机及压力容器的安全操作规程。空气压缩机及储罐应设立储罐内压力保护装置，一旦超压能够立即断电；应按照设计安装设备，采用卡紧、增加支撑等方式防止管道振动。

7.2 防止氢罐爆炸事故

7.2.1 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，在线氢中氧量、氧中氢量监测仪表，防止制氢设备系统爆炸。

7.2.2 对制氢系统及氢罐的检修要进行可靠地隔离。 7.2.3 氢罐应按照《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSG R0004）、《压力容器定期检验规则》（TSG R7001）的要求进行定期检

验，重点是壁厚测量，封头、筒体外形检验。

7.2.4 运行10年的氢罐，应该重点检查氢罐的外形，尤其是上下封头不应出现鼓包和变形现象。

7.3 严格执行压力容器定期检验制度

7.3.1 压力容器年度检查，每年至少一次；全面检验的周期应根据上次检验的结论并结合机组检修进行。

7.3.2 火电厂热力系统压力容器定期检验时，应对压力容器相连的管系定期进行检查，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。

7.3.3 禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。若涉及在压力容器筒壁上开孔或修理改造时，须按《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSG R0004）第5.3条“改造和重大维修”要求进行。

7.3.4 停用超过两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。

7.3.5 在订购压力容器前，应对设计单位和制造厂商的资格进行审核，其供货产品必须附有“压力容器产品质量证明书”、“强度计算书”和制造厂所在地锅炉压力容器监测机构签发的“监检证书”。发电厂应与制造厂签订技术协议，锅炉压力容器监督工程师应全过程参加压力容器的订购工作，要加强对所购容器的质量验收，特别应参加容器水压试验等重要项目的验收见证。

7.3.6 新购除氧器壳体材料宜采用20g或20R，不宜采用16Mn或Q235。

7.3.7 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。检验后安全状况等级为5级的，应当对缺陷进行处理，否则不得继续使用。

7.4 加强压力容器注册登记管理

7.4.1 压力容器投入使用必须按照《压力容器使用登记管理规则》（锅质检锅[2003]207号）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。

7.4.2 对其中设计资料不全、材质不明及经检验安全性能不良的老旧容器，应安排计划进行更换。

7.4.3 对压力容器的管理，不仅要满足特种设备的法律法规技术性条款的要求，还要满足有关特种设备在法律法规程序上的要求。定期检验有效期届满前1个月，应向压力容器检验机构提出定期检验要求。

8 防止汽轮机、燃气轮机事故

8.1 防止汽轮机超速事故

8.1.1 在设计的蒸汽参数范围内，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超速保护动作转速以下。

8.1.2 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，禁止机组运行。未设机械危急保安器的机组，必须有就地手动停机装置和两套可靠的电超速保护装置。

8.1.3 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，监视表计出现报警，必须查明原因，在无任何有效监视转速手段的情况下，必须停止运行。

8.1.4 透平油和抗燃油的油质应合格。在油质不合格的情况下，严禁机组启动。

8.1.5 机组大修或影响调节系统性能的检修后，必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静态试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁启动。

8.1.6 严禁带负荷解列。机组停机时，应先将发电机有功、无功功率减至零，检查确认有功功率到零，电能表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用汽轮机手动打闸或锅炉手动主燃料跳闸联跳汽轮机，发电机程序逆功率保护动作解列。

8.1.7 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，旁路系统应按规定投运。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。

8.1.8 在任何情况下绝不可强行挂闸。汽轮机发生故障跳闸，必

须在查明原因、消除故障后方可启动；热控保护系统不满足启动条件时，严禁强置信号进行启动。

8.1.9 汽轮发电机组轴系应安装两套转速监测装置，并分别装设在不同的转子上。

8.1.10 抽汽供热机组的抽汽逆止门关闭应迅速、严密，联锁动作应可靠，布置应靠近抽汽口；供热回路必须设置有能快速关闭的抽汽隔离门，以防止抽汽倒流引起超速。气控抽汽逆止门应每月进行一次活动试验，发现缺陷及时消除，无法消除时禁止投用该段抽汽。

8.1.11 对新投产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。甩100%负荷前必须确认甩50％负荷试验正常。

8.1.12 坚持按规程要求进行汽门关闭时间测试、抽汽逆止门（含抽汽供热快关阀）关闭时间测试、汽门严密性试验、超速保护试验、阀门活动试验。电调机组运行中定期做AST电磁阀试验，确保保护装置正常可靠。

8.1.13 新投产、大修后、危急保安器检修后、停运一个月后、机组运行2000h后、或甩负荷试验前的机组启动时，均应提升转速进行危急保安器动作试验。无条件提升转速的机组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差胀的要求。

8.1.14 加强对蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使门杆结垢造成卡涩。

8.1.15 危急保安器动作转速一般为额定转速的110±1％。 8.1.16 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。

8.1.17 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启动条件；对机械液压调节系统的机组，也应有明确的条件。新投产机组的DCS监控画面中应显示转子的键相转速信号，首次启动在摩擦检查结束前必须确认转速指示与键相转速指示一致，严禁盲目提速。

8.1.18 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。DEH系统改造方案的确定及功能设计中，必须有熟知DEH功能及运行操作的汽机专业人员参与，以确保系统实用、安全、可靠。

8.1.19 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。发现问题应及时处理或更换。备用伺服阀应按制造商的要求条件妥善保管。

8.1.20 检修中应检查并清理门杆、阀杆套、阀芯与阀座的氧化皮，测量主汽门、调节汽门预启阀行程，确保汽门接触严密、不卡涩。

8.1.21 主油泵轴与汽轮机主轴间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。必要时应对主油泵泵轴及联轴器增加无损检测项目，发现异常及时处理。

8.2 防止汽轮机轴系断裂及损坏事故

8.2.1 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；机组正常运行时轴承振动（瓦振）、相对轴振动（轴振）应达到有关标准的范围，并注意监视变化趋势。

8.2.2 运行100000h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、转子寿命超过设计使用寿命、低压焊接转子、承担调峰启停频繁的转子，应适当缩短检查周期。

8.2.3 新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须按照《火电发电厂金属技术监督规程》（DL/T438）相关规定对转子表面和中心孔进行探伤检查，对高温段应力集中部位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。应对枞树型叶根进行无损检测，圆弧枞树型叶根的无损检测宜采用超声波相控阵检测。

8.2.4 不合格的转子禁止使用。有缺陷转子应进行技术评定，并报上级主管部门审批，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施后投入运行。

8.2.5 严格按超速试验规程的要求，机组冷态启动带10～25％额定负荷，运行3～4h后（或按制造商要求）立即进行超速试验。

8.2.6 新机组投产前和机组大修中，必须检查各联轴器螺栓的紧固和配合间隙、平衡块固定螺栓、风扇叶片固定螺栓、定子铁芯支架螺栓、各轴承和轴承座螺栓的紧固情况，保证其完好并有完善的防松措施。大修中应对联轴器销子、螺栓进行无损检测，发现缺陷及时处理。

8.2.7 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。

8.2.8 为防止由于发电机非同期并网造成的汽轮机轴系断裂及损坏事故，应严格落实“防止发电机非同期并网”的各项措施。

8.2.9 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。

8.2.10 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。

8.2.11 建立转子技术档案，包括制造商提供的转子原始缺陷和材料特性等转子原始资料；历次转子检修检查资料；机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态启停次数、启停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况及原因和处理。

8.3 防止汽轮机大轴弯曲事故 8.3.1 应具备和熟悉掌握的资料：

8.3.1.1 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。

8.3.1.2 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。

8.3.1.3 机组正常启动过程中的波德图和实测轴系临界转速。 8.3.1.4 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。

8.3.1.5 正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空值和顶轴油泵的开启时间；破坏真空紧急停机过程的惰走曲线。

8.3.1.6 停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。

8.3.1.7 通流部分的轴向间隙和径向间隙。

8.3.1.8 机组在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线，并应纳入运行规程。

8.3.1.9 汽轮机防进水和进冷汽（气）的技术措施。

8.3.1.10 应备有专用记录表，用于记录机组启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、差胀等重要参数，直到机组下次启动或汽缸金属温度低于

120℃为止。

8.3.2 汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动： 8.3.2.1 偏心（大轴晃动）、轴向位移（串轴）、差胀（胀差）、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。

8.3.2.2 大轴晃动值不超过制造商的规定值或原始值的0.02mm。 8.3.2.3 高压内、外缸的上下缸温差不超过制造商的规定值。 8.3.2.4 汽轮机进汽温度应按制造商的要求与汽缸金属温度相匹配，且蒸汽过热度不低于50℃。

8.3.3 机组启、停过程操作措施：

8.3.3.1 机组启动前连续盘车时间应执行制造商的有关规定，至少不得少于2～4h，热态启动不少于4h。若盘车中断应重新计时。

8.3.3.2 机组启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。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4h，才能再次启动，严禁盲目启动。

8.3.3.3 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。当汽封磨擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭与汽缸相连通的所有疏水（闷缸措施），控制上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，进行试投盘车，盘车投入后应连续盘车。当盘车盘不动时，严禁冲转或用起重机等强行盘车。

8.3.3.4 停机后因盘车装置故障或其它原因需要暂时停止盘车时，应采取闷缸措施，监视上下缸温差、转子弯曲度的变化，待盘车装置正常或暂停盘车的因素消除后及时投入连续盘车。

8.3.3.5 机组热态启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。

8.3.3.6 轴封供汽温度应与汽缸金属温度相匹配。机组热态启动投轴封供汽时，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。

8.3.3.7 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。

8.3.3.8 停机后应认真监视凝汽器（排汽装置）、高低压加热器、除氧器水位和主蒸汽及再热冷段管道集水罐处温度，防止汽轮机进水。

8.3.3.9 启动或低负荷运行时，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。

8.3.3.10 汽轮机在热状态下，锅炉不得进行水压试验。 8.3.4 汽轮机发生下列情况之一，应立即打闸停机（制造厂有规定的按其规定执行）：

8.3.4.1 机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm。

8.3.4.2 机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

8.3.4.3 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0.26mm应立即打闸停机。当轴承振动或相对轴振动变化量超过报警值的25%，应查明原因设法消除，当轴承振动或相对轴振动突然增加报警值的100%，应立即打闸停机；或严格按照制造商的标准执行。

8.3.4.4 高压内、外缸的上下缸温差超过制造商的规定值。 8.3.4.5 机组正常运行时，主蒸汽或再热蒸汽温度在10min内下

降50℃。调峰型单层汽缸机组可根据制造商相关规定执行。

8.3.5 应采用良好的保温材料和施工工艺，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℃，且不超过制造商的规定值。应重视轴封处汽缸保温，防止工艺不当引起轴颈磨损。

8.3.6 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阀全开的情况下，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。

8.3.7 减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止阀。

8.3.8 门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止阀和截止阀。 8.3.9 高、低压加热器和热网加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动开启。

8.3.10 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。配备喷水减温装置的低压轴封温度测点应与喷水装置保持合理的距离。

8.3.11 汽轮机监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是偏心（大轴弯曲）、振动和汽缸金属温度的监测仪表，应按热工监督条例进行统计考核。

8.3.12 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。

8.3.13 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。汽缸温度较高时，严禁拆除与汽缸连通的管道，防止汽轮机进冷气。

8.3.14 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，经厂级主管领导或总工程师批准后方可执行。

8.3.15 主机监视仪表TSI应设有零转速报警输出功能，并将零转速报警信号发送到声光报警系统，以防盘车期间转子停转。

8.4 防止汽轮机、燃气轮机轴瓦损坏事故

8.4.1 汽轮机、燃气轮机制造商或设计院应配置或设计足够容量的润滑油储能器（如高位油箱），一旦润滑油泵及系统发生故障，储能器能够保证机组安全停机，不发生轴瓦烧坏、轴颈磨损。机组启动前，润滑油储能器及其系统必须具备投用条件，否则不得启动。

8.4.2 冷油器切换阀应有可靠的防止阀芯脱落、切换错位的措施，避免堵塞润滑油通道导致断油、烧瓦。

8.4.3 油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门门芯应与地面水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。主油箱事故放油阀应串联设置两个钢制截止阀，手轮应挂有“事故放油阀，禁止操作”标志牌。润滑道中原则上不装设滤网，若装设滤网，必须采用激光打孔滤网，并有防止滤网堵塞和破损的措施。

8.4.4 安装和检修时要彻底清理油系统杂物，严防遗留杂物堵塞油泵入口或管道。油系统管道封堵、开口或加装临时滤网时应留有标识和记录，机组启动前应确认临时措施已恢复。

8.4.5 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。停用高压油泵前，必须确认主油泵工作正常。

8.4.6 油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化应及时

处理。在油质不合格的情况下，严禁机组启动。

8.4.7 润滑油压低报警、联启油泵、跳机保护、停止盘车定值及测点安装位置应严格按照制造商要求整定和安装，整定值应满足直流油泵联启的同时必须跳闸停机。对各压力开关应采用现场试验系统进行校验，润滑油压低时应能正确、可靠地联动交流、直流润滑油泵。

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

8.4.9 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。

8.4.10 应设置主油箱油位低跳机保护，必须采用测量可靠、稳定性好的液位测量方法，并采取三取二的方式，保护动作值应考虑机组跳闸后的惰走时间。油系统发生危及机组安全运行的泄漏时，应申请停机处理，避免烧瓦。

8.4.11 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。

8.4.12 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。机组启动前应进行辅助油泵全容量启动、联锁试验，并且辅助油泵必须处于联锁状态。机组正常停机前，必须进行各辅助油泵的启动试验，确认油泵工作正常。

8.4.13 辅助油泵若设置油箱油位启动允许条件时，应合理确定油箱油位启动允许定值，防止定值设置过高，故障停机时辅助油泵启动允许条件不满足无法联锁启动，机组断油烧瓦。直流润滑油泵禁止安装任何跳闸保护，禁止作为辅助油泵长期运行。

8.4.14 油系统（冷油器、辅助油泵、滤网等）进行切换操作时，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。

8.4.15 机组启动、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，应按规程规定果断处理。油系统检修后，投入盘车运行应注意各瓦温度、盘车电流，发现异常应查明原因并处理。

8.4.16 在机组启、停过程中，应参考制造商规定的转速停止、启动顶轴油泵。

8.4.17 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏的异常情况（如：水冲击、瞬时断油、轴瓦温度急升超过120℃等），应在确认轴瓦未损坏之后，方可继续运行。

8.4.18 检修中应注意主油泵出口逆止阀的状态，防止停机过程中断油。

8.4.19 严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。 8.4.20 定期对转子轴电压进行监测，防止发生电腐蚀。 8.5 防止燃气轮机超速事故

8.5.1 在设计的天然气参数范围内，调节系统应能维持燃气轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将燃气轮机组转速控制在超速保护动作值以下。

8.5.2 燃气关断阀和燃气控制阀（包括燃气压力和燃气流量调节阀）应能关闭严密，动作过程迅速且无卡涩现象。自检试验不合格，燃气轮机组严禁启动。

8.5.3 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。备用伺服阀应按照制造商的要求条件妥善保管。

8.5.4 燃气轮机组轴系应安装两套转速监测装置，并分别装设在不同的转子上。

8.5.5 燃气轮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，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。

8.5.6 透平油和液压油的油质应合格。在油质不合格的情况下，严禁燃气轮机组启动。

8.5.7 透平油、液压油品质应按规程要求定期化验。燃气轮机组投产初期，燃气轮机本体和油系统检修后，以及燃气轮机组油质劣化时，应缩短化验周期。

8.5.8 燃气轮机组电超速保护动作转速一般为额定转速的108～110%。运行期间电超速保护必须正常投入。超速保护不能可靠动作时，禁止燃气轮机组运行。燃气轮机组电超速保护应进行实际升速动作试验，保证其动作转速符合有关技术要求。

8.5.9 燃气轮机组大修后，必须按规程要求进行燃气轮机调节系统的静态试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。否则，严禁机组启动。

8.5.10 严禁带负荷解列。机组停机时，联合循环单轴机组应先停运汽轮机，检查发电机有功、无功功率到零，再与系统解列；分轴机组应先检查发电机有功、无功功率到零，再与系统解列。

8.5.11 对新投产的燃气轮机组或调节系统进行重大改造后的燃气轮机组必须进行甩负荷试验。

8.5.12 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，对燃气轮机制造商提供的改造方案进行全面充分的论证。

8.6 防止燃气轮机轴系断裂及损坏事故

8.6.1 燃气轮机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，振动监测保护应投入运行；燃气轮机组正常运行时轴承振动（瓦振）、相对轴振动（轴振）应达到有关标准的范围，并注意监视变化趋势。

8.6.2 燃气轮机组应避免在燃烧模式切换负荷区域长时间运行。 8.6.3 严格按照燃气轮机制造商的要求，定期对燃气轮机孔探检查，定期对转子进行表面检查和无损探伤。按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL/T438）相关规定，对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，若需要，可选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。

8.6.4 不合格的转子绝不能使用，已经过制造商确认可以在一定时期内投入运行的有缺陷转子应对其进行技术评定，并报上级主管部门审批，根据燃气轮机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施后投入运行。

8.6.5 严格按照超速试验规程进行超速试验。

8.6.6 为防止发电机非同期并网造成的燃气轮机轴系断裂及损坏事故，应严格落实“防止发电机非同期并网”规定的各项措施。

8.6.7 加强燃气轮机排气温度、排气分散度、轮间温度、火焰强度等运行数据的综合分析，及时找出设备异常的原因，防止局部过热引起的设备裂纹、涂层脱落等损坏。

8.6.8 新机组投产前和机组大修中，应重点检查：

8.6.8.1 轮盘拉杆螺栓紧固情况、轮盘之间错位、通流间隙、转子及各级叶片的冷却风道。

8.6.8.2 平衡块固定螺栓、风扇叶固定螺栓、定子铁芯支架螺栓，并应有完善的防松措施。

8.6.8.3 各联轴器轴孔、轴销及间隙配合满足标准要求，对轮螺栓外观及无损探伤检验，紧固防松措施完好。

8.6.8.4 燃气轮机热通道内部紧固件与锁定片的装复工艺，防止因气流冲刷引起部件脱落进入热通道而损坏通道内的动静部件。

8.6.9 应按照制造商规范定期对压气机进行孔探检查，防止空气悬浮物或虑后不洁物对叶片的冲刷磨损，或压气机静叶调整垫片受疲劳而脱落。定期对压气机进行离线水洗或在线水洗。定期对压气机前几级叶片进行无损探伤等检查。

8.6.10 燃气轮机停止运行投盘车时，严禁随意开启罩壳各处大门和随意增开燃气轮机间冷却风机，以防止因温差大引起缸体收缩而使压气机刮缸。在发生严重刮缸时，应立即停运盘车，采取闷缸措施48h后，尝试手动盘车，直至投入连续盘车。

8.6.11 机组发生紧急停机时，应严格按照制造商要求连续盘车，才允许重新启动点火，以防止冷热不均发生转子振动大或残余燃气引起爆燃而损坏部件。

8.6.12 发生下列情况之一，严禁启动机组： 8.6.12.1 在盘车状态听到有明显的刮缸声。

8.6.12.2 压气机进口滤网破损或压气机进气道可能存在残留物。 8.6.12.3 机组转动部分有明显的摩擦声。 8.6.12.4 任一火焰探测器或点火装置故障。

8.6.12.5 燃气辅助关断阀、燃气关断阀、燃气控制阀任一阀门或其执行机构故障。

8.6.12.6 具有压气机进口导流叶片和压气机防喘阀活动试验功能的机组，压气机进口导流叶片和压气机防喘阀活动试验不合格。

8.6.12.7 燃气轮机排气温度测点存在故障。

8.6.12.8 燃气轮机主保护故障。

8.6.13 发生下列情况之一，应立即打闸停机： 8.6.13.1 运行参数超过保护值而保护拒动。

8.6.13.2 机组内部有金属摩擦声或轴承端部有摩擦产生火花。 8.6.13.3 压气机失速、发生喘振。 8.6.13.4 机组冒出大量黑烟。

8.6.13.5 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0.25mm应立即打闸停机；当轴承振动或相对轴振动变化量超过报警值的25%，应查明原因设法消除，当轴承振动或相对轴振动突然增加报警值的100%，应立即打闸停机；或严格按照制造商的标准执行。

8.6.13.6 运行中发现燃气泄漏检测报警或检测到燃气浓度有突升，应立即停机检查。

8.6.14 调峰机组应按照制造商要求控制两次启动间隔时间，防止出现通流部分刮缸等异常情况。

8.6.15 应定期检查燃气透平、压气机气缸周围的冷却水、水洗系统的管道、接头情况及泵压等参数，防止运行中断裂造成冷水喷到高温气缸上，发生气缸变形、动静摩擦等设备损坏事故。

8.6.16 燃气轮机热通道主要部件更换返修时，应对主要部件焊缝、受力部位进行无损探伤，防止运行中发生裂纹断裂等事故。

8.6.17 建立燃气轮机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、计划检修的调整试验、常规试验和定期试验。

8.6.18 建立燃气轮机组事故档案，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。

8.6.19 建立转子技术档案，包括制造商提供的转子原始缺陷和

材料特性等原始资料，历次转子检修检查资料；燃气轮机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态启停次数、启停过程中的负荷的变化率、主要事故情况的原因和处理；有关转子金属监督技术资料完备；根据转子档案记录，定期对转子进行分析评估，把握转子寿命状态；建立燃气轮机热通道部件返修使用记录台账。

8.7 防止燃气轮机燃气系统泄漏爆炸事故

8.7.1 按燃气管理制度要求，做好燃气系统的日常巡检、维护与检修工作，新安装或检修后的管道设备应进行系统打压试验，检查燃气系统的严密性。

8.7.2 燃气系统发生泄漏，测量浓度达到爆炸浓度下限的20%时不允许启动燃气轮机。

8.7.3 点火失败后，重新点火前必须（用三至四倍余热锅炉容积的气量）进行足够的清吹，防止燃气轮机和余热锅炉通道内的燃气浓度达到爆炸极限而产生爆燃事故。

8.7.4 定期对（调压站与燃气轮机）燃气系统的法兰面、门杆、等电位联接线、压力安全门、阻火器、过滤器等部位巡查点检；加强对燃气泄漏探测器的定期维护，防止发生泄漏时因测量偏差拒报而发生火灾爆炸。

8.7.5 严禁在运行中的燃气轮机周围进行对燃气管系的燃气排放与置换作业。

8.7.6 加强燃气地下管道的巡查管理，防止管道内外腐蚀或受外力破坏损伤造成燃气泄漏爆炸事故。

8.7.7 做好在役地下燃气管道防腐涂层的检查与维护工作。正常情况下高压、次高压（0.4MPa＜P≤4.0MPa）管道应每3年一次。10年以上的管道每2年一次。

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8.7.8 严禁在燃气泄漏现场违规操作。使用通讯电话报告时应站在上风侧。

8.7.9 燃气调压站内的防雷设施应处于正常运行状态。每年的雨季前应对接地电阻进行检测，确保其值在设计范围内，应每半年检测一次。

8.7.10 新安装的燃气管道应在24h之内检查1次，并应在通气后的第一周进行1次复查，确保管道系统燃气输送稳定安全可靠。

8.7.11 进入燃气系统区域（调压站、燃气轮机）前应先消除静电（设防静电球），必须穿防静电工作服，禁带火种、非防爆型的通讯设备和电子产品。

8.7.12 在燃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的天然气浓度应在允许的范围内，并经批准后才能进行明火作业。

8.7.13 燃气调压系统、前置站等燃气管系应按规定配备足够的消防器材，并按时检查和试验。

8.7.14 严格执行燃气轮机点火系统的管理制度，定期加强维护管理，防止点火器、高压点火电缆等设备因高温老化损坏而引起点火失败。

8.7.15 严禁燃气管道从管沟内敷设使用。对于从房内穿越的架空管道，必须做好穿墙套管的严密封堵，合理设置现场燃气泄漏检测器，防止燃气泄漏引起意外事故。

8.7.16 严禁未装设阻火器的机动车在燃气轮机的警示范围和调压站内行驶。

8.7.17 检修人员对燃气设备进行检修或维护作业时，必须使用防爆专用的工具进行，电控专业的设备必须是防爆型，机械专业所用

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工具须是铜制专用工具，非铜的工具应进行涂油脂处理，防止作业中产生静电或火花。

8.7.18 运行点检人员巡检燃气系统时，必须使用防爆型的照明工具、对讲机，操作阀门时尽量用手操作，必要时应用铜制阀门把钩进行。工作人员之间的通讯须使用防爆对讲机。严禁使用非防爆型工器具作业。

8.7.19 进入燃气禁区，外来参观人员不得穿易产生静电的服装、带铁掌的鞋，不准带移动电话及其它易燃、易爆品进入调压站、前置站。燃气区域严禁照相、摄影。

8.7.20 各岗位要建立健全燃气管系静密封台帐和巡回检查记录，发现泄漏及时消缺处理。

8.8 防止燃气轮机叶片损坏事故

8.8.1 定期加强对燃气轮机热通道部件的喷嘴、动叶的孔探检查，作好过程跟踪记录档案。

8.8.2 建立定期对燃气轮机透平末级动叶的定期维护（着色或目测）检查制度，防止通流面的磨损或叶片疲劳产生裂纹而影响机组运行。

8.8.3 严格执行燃气轮机热通道部件的紧固件螺丝与锁片的检修规范作业，防止因气流冲刷引起部件脱落进入喷嘴而损坏通道内的动静部件。

8.8.4 定期加强燃气轮机的压气机孔探检查，防止空气悬浮物或滤后不洁物对叶片的冲刷磨损或压气机（若有）静叶调整垫片受疲劳而脱落。

8.8.5 燃气轮机停止运行投盘车时，严禁随意开启罩壳各处大门和随意增开燃气轮机间冷却风机，以防止因温差大引起缸体收缩而使

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压气机刮缸，造成叶片损坏。

8.8.6 机组发生紧急停机时，应严格按照制造商要求连续盘车，才允许重新启动点火，以防止冷热不均发生转子振动大或残余燃气引起爆燃而损坏叶片。

8.9 防止燃气轮机燃烧热通道部件损坏事故

8.9.1 加强设备维护的定期监督管理，做好热通道部件金属监督数据（裂纹、涂层、颜色等）的分析总结，保证设备安全稳定运行。

8.9.2 加强燃气轮机运行数据的排气温度、排气分散度、轮间温度、火焰强度的综合分析，及时找出设备异常的原因，防止局部过热引起的热通道裂纹、涂层脱落等损坏。

8.9.3 加强调峰机组燃气轮机点火、熄火时的参数（点火/熄火转速、点火/熄火燃料流量）变化分析，防止参数异常使热通道部件损坏。

8.10 防止燃气轮机进气系统堵塞事故

8.10.1 定期对进气系统周边进行清理，禁止在进气口堆放杂物。 8.10.2 在运行中的燃气轮机进气系统周围动用明火，必须做好相关的安全风险分析与防范措施，防止引燃进气滤网。

8.10.3 结合运行中进气系统的工作状况，做好进气过滤系统的定期清洗维护、定期测试除冰系统工作状态，确保进气稳定良好。

8.10.4 严密监视进气滤网差压，及时清理差压大的滤网。 8.10.5 检修后必须安排专业技术人员对进气系统进行仔细检查，清理所有系统以外的残留物。

8.10.6 配合燃气轮机设备定期维护，加强压气机进气可转导叶IGV的传动、液压部件的活动性能与疲劳检查，防止因开度变化影响燃气轮机进气量。

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8.10.7 燃气轮机进气系统内存在异物时禁止启动。 8.11 防止燃气轮机燃气调压系统故障

8.11.1 防止调压设备环境温度超过设计范围，造成调压设备工作状态不稳或引发燃气轮机跳闸。

8.11.2 加强对燃气轮机前置模块滤网的压差监控，定期做好对燃气流量控制阀活动试验和燃料伺服器状态检测。

8.11.3 新安装、技改或检修后的燃气管道，应对管道进行吹扫清理，保证管道的清洁度，防止污染物造成调压站设备滤网堵塞或阀门卡涩，以及影响调压撬的调压准确性与稳定性。

8.11.4 长期停用以及维修后，应对调压系统内管路进行打压试验，检查系统的严密性。

8.11.5 定期检查燃气的增压机系统，关注气质、油质以及伺服器状态，对影响IGV以及增压机调压运行的故障应及时消除，防止因气质不合格、保护误动等增压机跳机引发的燃气轮机跳闸。

8.11.6 对燃气管道系统进行消缺作业时必须进行惰性气体（一般氮气）置换，必须使检测可燃气体的浓度低于爆炸极限内。管道置换过程中严格控制流速，防止管道燃气计量撬以及调压撬因为瞬间前后压差过大造成设备损坏。

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9 防止分散控制系统控制、保护失灵事故 9.1 分散控制系统（DCS）配置的基本要求

9.1.1 分散控制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），控制站及人机接口站的处理器（CPU）负荷率、系统网络负荷率、分散控制系统与其它相关系统的通信负荷率、控制处理器周期、系统响应时间、事件顺序记录（SOE）分辨率、抗干扰性能、控制电源质量、时钟同步系统时钟等指标应满足相关标准的要求。

9.1.1.1 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。

9.1.1.2 通信总线应有冗余设置，通信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％。

9.1.1.3 通信速率应满足控制系统的实时性要求和通信负荷率的要求。主控通信网络采用工业以太网时，节点的通信速率应达到100Mbit/s；通信网络采用串行通信方式时，速率应不低于1Mbit/s；采用并行通信方式时，速率应不低于256kByte/s。

9.1.1.4 控制器处理模拟量控制的扫描周期一般要求为250ms，对于要求快速处理的控制回路为125ms，对于温度等慢过程控制对象，扫描周期可为500ms～750ms。控制器的工作周期，应满足汽轮机控制响应速度的要求。控制器处理开关量控制的扫描周期一般要求为100ms。汽轮机保护（ETS）应不大于50ms。执行汽轮机超速（OPC）和超速保护（OPT）部分的逻辑，扫描周期应不大于20ms。

9.1.1.5 操作员站的画面数据刷新周期不大于1s；在调用画面时，响应时间不超过2s；操作指令要在1s内被执行。

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9.1.1.6 事件顺序记录（SOE）分辨率应不大于1ms。 9.1.1.7 在距敞开柜门的机柜1.5m处，用功率为5W、频率为400MHZ—500MHz的步话机进行干扰，分散控制系统应运行正常。

9.1.1.8 分散控制系统接受两路交流电源，至少其中一路为UPS5%，电源切换时电压波动应电源；稳态时电压波动应小于额定值的±10%。小于额定值的±

9.1.1.9 分散控制系统应配备时钟同步装置。时钟同步装置与分散控制系统之间应每秒进行一次时钟同步，同步精度达到0.1ms。当DCS时钟与时钟同步装置的时钟失锁时，分散控制系统应有输出报警。

9.1.2 分散控制系统的控制器、系统电源、为I/O模件供电的直流电源、通信网络等均应采用完全的冗余配置，且具备无扰切换C/S结构的分散控制系统的服务器应采用冗余配置，功能；采用B/S、服务器或其供电电源在切换时应具备无扰切换功能。110V及以上蓄电池供电的双路直流供电电源应防止在热工盘柜合环运行，采用双向二极管实现电源无扰切换的装置，应逐步淘汰，淘汰前要定期检查二极管压降，发现击穿，立即更换。

9.1.3 分散控制系统控制器应严格遵循机组重要功能分开的性配置原则，各控制功能应遵循任一组控制器或其他部件故障对机组影响最小的原则。

9.1.4 重要参数测点、参与机组或设备保护的测点应冗余配置，冗余I/0测点应分配在不同模件上。

9.1.5 按照单元机组配置的重要设备（如循环水泵、空冷系统的辅机）应纳入各自单元控制网，避免由于公用系统中设备事故扩大为两台或全厂机组的重大事故。

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9.1.6 分散控制系统电源应设计有可靠的后备手段，电源的切换时间应保证控制器不被初始化；操作员站如无双路电源切换装置，则必须将两路供电电源分别连接于不同的操作员站；系统电源故障应设置最高级别的报警；严禁非分散控制系统用电设备接到分散控制系统的电源装置上；公用分散控制系统电源，应分别取自不同机组的不间断电源系统，且具备无扰切换功能。分散控制系统电源的各级电流开关容量和熔断器熔丝应与所带的负载匹配，防止故障越级。

9.1.7 分散控制系统接地必须严格遵守相关技术要求，接地电阻满足标准要求，所有进入分散控制系统的控制信号电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆，其屏蔽层应可靠单端接地；分散控制系统与电气系统共用一个接地网时，分散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；分散控制系统采用接地网时，若制造厂无特殊要求，则其接地极与电厂电气接地网之间应保持 10m 以上的距离，且接地电阻不应大于 2Ω。

9.1.8 机组应配备必要的、可靠的、于分散控制系统的硬手操设备（如紧急停机、停炉、启直流油泵等按钮），以确保安全停机停炉。

9.1.9 分散控制系统与管理信息大区之间必须设置经国家指定部门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置。分散控制系统与其他生产大区之间应当采用具有访问控制功能的设备、防火墙或者相当功能的设施，实现逻辑隔离。分散控制系统与广域网的纵向交接处应当设置经过国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置或者加密认证网关及相应设施。分散控制系统禁止采用安全风险高的通用网络服务功能。分散控制系统的重要业务系统应当采用认证加密机制。

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9.1.10 分散控制系统电子间环境满足相关标准要求，不应有380V及以上动力电缆及产生较大电磁干扰的设备。机组运行时，禁止在电子间使用无线通信工具。

9.1.11 远程控制柜与主系统的两路通信电（光）缆要分层敷设。 9.1.12 对于多台机组分散控制系统网络互联的情况，以及当公用分散控制系统的网络配置并与两台单元机组的分散控制系统进行通信时，应采取可靠隔离措施、防止交叉操作。

9.1.13 交、直流电源开关和接线端子应分开布置，直流电源开关和接线端子应有明显的标示。

9.1.14 控制站、操作员站、工程师站、数据管理站、历史站或服务器出现脱网、离线、死机等故障，应在其它操作员站上有醒目的报警。

9.2 防止水电厂（站）计算机监控系统事故 9.2.1 监控系统配置基本要求

9.2.1.1 监控系统的主要设备应采用冗余配置，服务器的存储容量和CPU负荷率、系统响应时间、SOE分辨率、抗干扰性能等指标应满足要求。

9.2.1.2 监控系统应具备硬、软件在线自诊断能力。

9.2.1.3 监控系统网络建设应满足二次系统安全防护基本原则要求。

9.2.1.4 严格遵循机组重要功能相对的原则，即监控系统上位机网络故障不应影响现地控制单元（LCU）功能、监控系统故障不应影响油系统、调速系统、励磁系统等功能，各控制功能应遵循任一组控制器或其他部件故障对机组影响最小、继电保护于监控系统的原则。

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9.2.1.5 监控系统上位机应采用专用的、冗余配置的不间断电源装置（UPS）供电，不应与其他设备合用电源，且应具备无扰自动切换功能。交流供电电源应采用两路电源供电。

9.2.1.6 现地控制单元及其自动化设备应采用冗余配置的不间断电源（UPS）或站内直流电源供电。具备双电源模块的装置，应相对，其中一个电源模块的检修维护不能影响另一个电源模块的正常工作，两个电源模块应由不同电源供电且具备无扰自动切换功能。

9.2.1.7 监控系统相关设备应加装防雷（强）电击装置。监控系统应按照“保护地（安全地）”、“工作地（功能地）”的规范要求接地，保证工作地通过等电位接地网与主接地网、保护地直接与主接地网可靠连接。

9.2.1.8 监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备（子站）必须是通过具有国家级检测资质的质检机构检验合格的产品。

9.2.1.9 监控设备通信模块应冗余配置，优先采用国内专用装置，采用专用操作系统；支持一体化的厂站间隔层应具备双通道组成的双网，至调度主站（含主调和备调）和集控中心应具有两路不同路由的通信通道（主/备双通道）。监控系统与其它系统的通信接口应采用光电隔离或变压器隔离。

9.2.1.10 监控机房和通讯机房应配备专用空调、环境条件应满足有关规定要求。

9.2.1.11 水电站基（改、扩）建工程中监控系统设计、设备选型应符合自动化专业有关规程规定。现场监控设备的接口和传输规约必须满足调度自动化主站系统的要求。

9.2.1.12 具备AGC和AVC子站（软件包）的发电厂应有可靠的技术措施，对调度自动化主站下发的AGC指令和AVC指令进行安

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全校核，确保发电运行安全。

9.2.1.13 机组并网投入运行时，依据调度要求，相关电力专用通信配套设施应同时投入运行。

9.2.2 防止监控系统误操作措施

9.2.2.1 计算机监控系统控制流程应具备闭锁功能，远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。

9.2.2.2 严格执行操作票、工作票制度，使两票制度标准化，管理规范化。

9.2.2.3 严格执行操作指令。当操作发生疑问时，应立即停止工作，并向发令人汇报，待发令人再行许可，确认无误后，方可进行操作。

9.2.2.4 非监控系统工作人员未经批准，不得进入机房进行工作（运行人员巡回检查除外）。

9.2.3 防止网络瘫痪要求

9.2.3.1 计算机监控系统的网络设计和改造计划应与技术发展相适应，充分满足各类业务应用需求，强化监控系统网络薄弱环节的改造力度，力求网络结构合理、运行灵活、坚强可靠和协调发展。同时，设备选型应与现有网络使用的设备类型一致，保持网络完整性。

9.2.3.2 集控中心（站）与上级调度机构之间应具有两个及以上通信路由。

9.2.3.3 通信光缆或电缆应采用不同路径的电缆沟（竖井）进入监控机房和主控室；避免与一次动力电缆同沟（架）布放，并完善防火阻燃和阻火分隔等安全措施，绑扎醒目的识别标志；如不具备条件，应采取电缆沟（竖井）内部分隔离等措施进行有效隔离。

9.2.3.4 监控设备（含电源设备）的防雷和过电压防护能力应满

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足电力系统通信站防雷和过电压防护要求。

9.2.3.5 监控网络设备应采用的空气开关供电，禁止多台设备共用一个分路开关。各级开关保护范围应逐级配合，避免出现分路开关与总开关同时跳开，导致故障范围扩大的情况发生。

9.2.3.6 实时监视及控制所辖范围内的监控网络的运行情况，及时发现并处理网络故障。

9.2.3.7 在基建或技改工程中，若改变原有监控系统的网络结构、设备配置、技术参数时，工程建设单位应委托设计单位对监控系统进行设计，深度应达到初步设计要求，并按照基建和技改工程建设程序开展相关工作。

9.2.4 监控系统管理要求

9.2.4.1 建立健全各项管理办法和规章制度，必须制订和完善监控系统运行管理规程、监控系统运行管理考核办法、机房安全管理制度、系统运行值班与交制度、系统运行维护制度、运行与维护岗位职责和工作标准等。

9.2.4.2 建立完善的密码权限使用和管理制度，根据系统管理员、维护人员、运行人员的责任给予不同的工作权限。

9.2.4.3 制定监控系统应急预案和故障恢复措施，落实数据备份、病毒防范和安全防护工作。

9.2.4.4 规范监控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。未经监控系统厂家测试确认的任何软件严禁在监控系统中使用，必须建立有针对性的监控系统防病毒、防黑客攻击措施。

9.2.4.5 定期对调度范围内厂站远动信息进行测试。遥信传动试

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验应具有传动试验记录，遥测精度应满足相关规定要求。

9.2.4.6 定期对监控设备的滤网、防尘罩进行清洗，做好设备防尘、防虫工作。

9.3 分散控制系统故障的紧急处理措施

9.3.1 已配备分散控制系统的电厂，应根据机组的具体情况，建立分散控制系统故障时的应急处理机制，制订在各种情况下切实可操作的分散控制系统故障应急处理预案，并定期进行反事故演习。

9.3.2 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，否则应立即执行停机、停炉预案。若无可靠的后备操作监视手段，应立即执行停机、停炉预案。

9.3.3 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，停止重大操作，同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据具体情况启动相应应急预案。

9.3.4 当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策： 9.3.4.1 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。

9.3.4.2 调节回路控制器或相应电源故障时，应将执行器切至就地或本机运行方式，保持机组运行稳定，根据处理情况采取相应措施，同时应立即更换或修复控制器模件。

9.3.4.3 涉及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。

9.3.5 冗余控制器（包括电源）故障和故障后复位时，应采取必

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要措施，确认保护和控制信号的输出处于安全位置。

9.3.6 加强对分散控制系统的监视检查，当发现处理器、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并启动相应应急预案。

9.3.7 规范分散控制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。拟安装到分散控制系统中使用的软件必须严格履行测试和审批程序，必须建立有针对性的分散控制系统防病毒措施。

9.3.8 加强分散控制系统网络通信管理，运行期间严禁在控制器、人机接口网络上进行不符合相关规定许可的较大数据包的存取，防止通信阻塞。

9.4 防止热工保护失灵

9.4.1 除特殊安全要求的设备外（如紧急停机电磁阀控制），其它所有设备都应采用脉冲信号控制，防止分散控制系统失电导致停机停炉时，引起该类设备误停运，造成重要主设备或辅机的损坏。

9.4.2 涉及机组安全的重要设备应有于分散控制系统的硬接线操作回路。汽轮机润滑油压力低信号应直接送入事故润滑油泵电气启动回路，确保在没有分散控制系统控制的情况下能够自动启动，保证汽轮机的安全。

9.4.3 所有重要的主、辅机保护都应采用“三取二”或“先或后与四取二”的逻辑判断方式，保护信号应遵循从取样点到输入模件全程相对的原则；确因系统原因测点数量不够，应有防保护误动措施。

9.4.4 热工保护系统输出的指令应优先于其他任何指令。机组级保护应设计硬接线跳闸回路，分散控制系统的控制器发出的机、炉跳闸信号应冗余配置。机、炉主保护回路中不应设置供运行人员切（投）

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保护的任何操作手段。

9.4.5 配置的锅炉灭火保护装置应符合技术规范要求，并配置可靠的双路电源，且具备无扰切换功能。系统涉及的炉膛压力取样装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统等设备应符合相关规程的规定，火焰检测器电源配置合理，具有防越级跳闸功能。

9.4.6 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。

9.4.7 汽轮机紧急跳闸系统和汽轮机监视仪表应加强定期巡视5%，且不应含有高次检查，所配电源应可靠，电压波动值不得大于±

谐波。汽轮机监视仪表的处理器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。汽轮机监视仪表在电源接通或断开的瞬间，不应误发信号。

9.4.8 建立以机组A修为周期的汽轮机监视仪表定期校验制度，监测探头元件和前置器等设备的校验应有可追溯性，校验报告应完整存档。汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压、低真空等保护系统，在机组检修（A、B、C）期间应进行静态试验。

9.4.9 汽轮机紧急跳闸系统跳机继电器应设计为失电动作，硬手操设备本身要有防止误操作、动作不可靠的措施。手动停机保护应具有于分散控制系统（或可编程逻辑控制器PLC）装置的硬跳闸控制回路，配置有双通道四跳闸线圈汽轮机紧急跳闸系统的机组，应定期进行汽轮机紧急跳闸系统在线试验，在线试验应具备防止误动的闭锁功能。

9.4.10 重要控制回路的执行机构应具有三断保护（断气、断电、

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断信号）功能，特别重要的执行机构，还应设有可靠的机械闭锁措施。

9.4.11 主机及主要辅机保护逻辑设计合理，符合工艺及控制要求，逻辑执行时序、相关保护的配合时间、各种保护定值配置合理，防止由于取样延迟等时间参数设置不当而导致的保护失灵。FSSS与ETS、DEH系统相关逻辑应设置合理扫描顺序。

9.4.12 重要控制、保护信号根据所处位置和环境，信号的取样装置应有防堵、防震、防漏、防冻、防雨、防抖动等措施。触发机组跳闸的保护信号的开关量仪表和变送器应单独设置，当确有困难而需与其他系统合用时，其信号应首先进入保护系统。

9.4.13 若发生热工保护装置（系统、包括一次检测设备）故障，应开具工作票，经批准后方可处理。锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位（直流炉断水）和汽轮机超速、轴向位移、机组振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出，当其故障被迫退出运行时，应制定可靠的安全措施，并在8h内恢复；其他保护装置被迫退出运行时，应在24h内恢复。

9.4.14 检修机组启动前或机组停运15天以上，应对机、炉主保护及其他重要热工保护装置进行静态模拟试验，检查跳闸逻辑、报警及保护定值。热工保护联锁试验中，尽量采用物理方法进行实际传动，如条件不具备，可在现场信号源处模拟试验，但禁止在控制柜内通过开路或短路输入端子的方法进行试验。

9.4.15 容量300MW及以上等级的煤粉炉火电机组应具备完善可靠的RB功能。

9.5 防止水机保护失灵 9.5.1 水机保护设置

9.5.1.1 水轮发电机组应设置电气、机械过速保护、调速系统事

115

故低油压保护、导叶剪断销剪断保护（导叶破断连杆破断保护）、机组振动和摆度保护、轴承温度过高保护、轴承冷却水中断、快速闸门（或主阀）、真空破坏阀等水机保护功能或装置。

9.5.1.2 在机组停机检修状态下，应对水机保护装置报警及出口回路等进行检查及联动试验，合格后在机组开机前按照相关规定投入。

9.5.1.3 所有水机保护模拟量信息、开关量信息应接入电站计算机监控系统，实现远方监视。

9.5.1.4 设置的紧急事故停机按钮应能在现地控制单元失效情况下完成事故停机功能，必要时可在远方设置紧急事故停机按钮。

9.5.1.5 水机保护压板应与其他保护压板分开布置，并粘贴标示。 9.5.2 防止机组过速保护失效

9.5.2.1 机组电气和机械过速出口回路应单独设置，装置应定期检验，检查各输出接点动作情况。

9.5.2.2 电气测速装置校验过程中应检查测速显示连续性，不得有跳变及突变现象，如有应检查原因或更换装置。

9.5.2.3 电气过速装置、输入信号源电缆应采取可靠的抗干扰措施，防止对输入信号源及装置造成干扰。

9.5.3 防止调速系统低油压保护失效

9.5.3.1 调速系统油压监视变送器或油压开关应定期进行检验，检查定值动作正确性。

9.5.3.2 在无水情况下模拟事故低油压保护动作，导叶应能从最大开度可靠全关，禁止采用短接低油压接点进行试验。

9.5.3.3 油压变送器或油压开关信号接点不得接反，并检查变送器或油压开关供油手阀在全开位置。

9.5.3.4 实行自动补气的压力油罐，应检查自动补气装置及油位

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信号装置正确、可靠，确保油气比正常。

9.5.4 防止机组剪断销剪断保护（破断连杆破断保护）失效 9.5.4.1 剪断销（破断连杆）信号电缆应绑扎牢固，防止电缆意外损伤。

9.5.4.2 应定期对机组顺控流程进行检查，检查机组剪断销剪断（破断连杆破断）与机组事故停机信号判断逻辑，并在无水情况下进行联动试验。

9.5.4.3 在发现剪断销剪断保护装置（导叶破断连杆破断保护装置）报警时，应立即安排检查。

9.5.5 防止轴承温度过高保护失效或误动

9.5.5.1 应定期检查机组轴承温度过高保护逻辑及定值的正确性，并在无水情况下进行联动试验。运行机组发现轴承温度有异常升高，应根据具体情况立即安排机组减出力或停机，查明原因。

9.5.5.2 机组轴承测温电阻输出信号电缆应采取可靠的抗干扰措施。

9.5.5.3 测温电阻线缆在油槽内需绑扎牢固。

9.5.5.4 机组检修过程中应对轴承测温电阻进行校验，对线性度不好的测温电阻应检查原因或进行更换。

9.5.5.5 立式机组的瓦温保护宜采用同一轴承任意两点瓦温均越限时启动停机流程的方式。

9.5.6 防止轴电流保护失效

9.5.6.1 机组检修过程中应对轴电流保护装置定值进行检验。 9.5.6.2 机组大修过程中应对各导轴承、受油器进行绝缘检查，发现绝缘下降时应进行检查、处理。

9.5.6.3 定期对导轴承润滑油质进行化验，检查有无劣化现象。

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如有劣化现象应查明原因，并及时进行更换处理。

9.5.6.4 轴电流输出信号电缆应采取可靠的抗干扰措施。 9.5.6.5 轴电流互感器应安装可靠、牢固。

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10 防止汽轮发电机损坏事故

10.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路

200MW及以上容量汽轮发电机安装、新投运1年后及每次大修时都应检查定子绕组端部的紧固、磨损情况，并按照《透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定》（GB/T20140）进行模态试验，试验不合格或存在松动、磨损情况应及时处理。多次出现松动、磨损情况应重新对发电机定子绕组端部进行整体绑扎；多次出现大范围松动、磨损情况应对发电机定子绕组端部结构进行改造，如设法改变定子绕组端部结构固有频率或加装定子绕组端部振动在线监测系统监视运行，运行限值按照GB/T20140设定。

10.2 防止定子绕组绝缘损坏和相间短路

10.2.1 加强大型发电机环形引线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等部位的绝缘检查。大修时，宜在定子水压试验后，对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量试验，及时发现和处理设备缺陷。

10.2.2 严格控制氢气湿度

10.2.2.1 按照《氢冷发电机氢气湿度技术要求》（DL/T651）的要求，严格控制氢冷发电机机内氢气湿度。在氢气湿度超标情况下，禁止发电机长时间运行。运行中应确保氢气干燥器始终处于良好工作状态。氢气干燥器的选型宜采用分子筛吸附式产品，并且应具有发电机充氢停机时继续除湿功能。

10.2.2.2 密封油系统回路必须保证回油畅通，加强监视，防止密封油进入发电机内部。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，应达到《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》（DL/T705）的规定要求。

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10.2.3 水内冷定子绕组内冷水箱应加装氢气含量检测装置，定期进行巡视检查，做好记录。氢气含量检测装置的探头应结合机组检修进行定期校验，具备条件的宜加装定子绕组绝缘局部放电和绝缘局部过热监测装置。

10.2.4 汽轮发电机新机出厂时应进行定子绕组端部起晕试验，起晕电压满足《隐极同步发电机技术要求》（GB/T70）。大修时宜按照《发电机定子绕组端部电晕与评定导则》（DL/T298）进行电晕检查试验，并根据试验结果指导防晕层检修工作。

10.3 防止定、转子水路堵塞、漏水 10.3.1 防止水路堵塞过热

10.3.1.1 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，并应定期（1～2个大修期）更换。

10.3.1.2 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，宜使用激光打孔的不锈钢板新型滤网，反冲洗回路不锈钢滤网应达到200目。

10.3.1.3 大修时对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。必要时应做热水流试验。

10.3.1.4 扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢阀门，以利于清除母管中的杂物。

10.3.1.5 水内冷发电机的内冷水质应按照《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》（DL/T801）进行优化控制，长期不能达标的发电机宜对水内冷系统进行设备改造。

10.3.1.6 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。

10.3.1.7 按照《汽轮发电机运行导则》（DL/T11）要求，加

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强监视发电机各部位温度，当发电机（绕组、铁芯、冷却介质）的温度、温升、温差与正常值有较大的偏差时，应立即分析、查找原因。温度测点的安装必须严格执行规范，要有防止感应电影响温度测量的措施，防止温度跳变、显示误差。对于水氢冷定子线棒层间测温元件的温差达8℃或定子线棒引水管同层出水温差达8℃报警时，应检查定子三相电流是否平衡，定子绕组水路流量与压力是否异常，如果发电机的过热是由于内冷水中断或内冷水量减少引起，则应立即恢复供水。当定子线棒温差达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，应立即降低负荷，在确认测温元件无误后，为避免发生重大事故，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。

10.3.1.8 加强定子内冷水泵的运行维护，备用水泵应处在正常状态，防止切换过程中因备用水泵故障造成定子水回路断水，严防水箱水位偏低或水量严重波动导致断水故障。

10.3.1.9 运行中定子绕组断水最长允许时间应符合制造厂规定，发电机断水保护应作用于跳闸。

10.3.2 防止定子绕组和转子绕组漏水

10.3.2.1 绝缘引水管不得交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。检修中应加强绝缘引水管检查，引水管外表应无伤痕。

10.3.2.2 认真做好漏水报警装置调试、维护和定期检验工作，确保装置反应灵敏、动作可靠，同时对管路进行疏通检查，确保管路畅通。

10.3.2.3 水内冷转子绕组复合引水管应更换为具有钢丝编织护套的复合绝缘引水管。

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10.3.2.4 为防止转子线圈拐角断裂漏水，100MW及以上机组的出水铜拐角应全部更换为不锈钢材质。

10.3.2.5 机组大修期间，按照《汽轮发电机漏水、漏氢的检验》（DL/T607）对水内冷系统密封性进行检验。当对水压试验结果不确定时，宜用气密试验查漏。

10.3.2.6 对于不需拔护环即可更换转子绕组导水管密封件的特殊发电机组，大修期需更换密封件，以保证转子冷却的可靠性。

10.3.2.7 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。

10.3.2.8 机内氢压应高于定子内冷水压，其差压应按厂家规定执行。如厂家无规定，差压应大于0.05MPa。同时，定子内冷水进水温度应高于氢气冷风温度。

10.4 防止转子匝间短路

10.4.1 频繁调峰运行或运行时间达到20年的发电机，或者运行中出现转子绕组匝间短路迹象的发电机（如振动增加或与历史比较同等励磁电流时对应的有功和无功功率下降明显），或者在常规检修试验（如交流阻抗或两极电压分布法测量试验）中认为可能有匝间短路的发电机，应在检修前停机过程中通过转子气隙磁通法（RAF）、探测线圈波形法或RSO脉冲测试法等试验方法进行动态及静态匝间短路检查试验，确认匝间短路的严重情况，以此制订安全运行条件及检修消缺计划，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置。

10.4.2 经确认存在较严重转子绕组匝间短路的发电机应尽快消缺，防止转子、轴瓦等部件磁化。发电机转子、轴承、轴瓦发生磁化（参考值：轴瓦、轴颈大于10×l0-4T，其他部件大于50×l0-4T）应进行退磁处理。退磁后要求剩磁参考值为：轴瓦、轴颈不大于2×10-4T，

122

其他部件小于10×10-4T。

10.4.3 发电机振动伴随无功变化时，应实时监视运行中发电机的振动与无功出力的变化情况，当判断发电机转子存在严重的匝间短路时，应降低转子电流，若振动突然增大，应立即停运发电机。

10.5 防止漏氢

10.5.1 发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在出线箱顶部适当位置设排气孔。同时应加装漏氢监测报警装置，当氢气含量达到或超过1%时，应停机查漏消缺。

10.5.2 严密监测氢冷发电机油系统、主油箱内的氢气体积含量，确保避开含量在4%～75%的可能爆炸范围。内冷水箱中含氢（体积含量）超过2%时，应报警，加强对发电机的监视，超过10%应立即停机消缺。或当内冷水系统中漏氢量达到0.3Nm3/d时应在计划停机时安排消缺，漏氢量大于5Nm3/d时应立即停机处理。

10.5.3 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。发现发电机大轴密封瓦处轴颈存在磨损沟槽，应及时处理。

10.5.4 对发电机端盖密封面、密封瓦法兰面以及氢系统管道法兰面等所使用的密封材料（包含橡胶垫、圈等），必须进行检验合格后方可使用。严禁使用合成橡胶、再生橡胶制品。

10.5.5 对水氢氢发电机，转子在大修中应进行气密试验，防止导电螺杆处漏氢。

10.6 防止发电机局部过热

10.6.1 发电机绝缘过热监测器发生报警时，运行人员应及时记录并上报发电机运行工况及电气和非电量运行参数，不得盲目将报警信号复位或随意降低监测仪检测灵敏度。经检查确认非监测仪器误报，

123

应进行分析，必要时停机进行消缺处理。

10.6.2 大修时对氢内冷转子进行通风试验，发现风路堵塞及时处理。

10.6.3 全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8℃或定子线棒间温差超过8℃时，应立即停机处理。

10.7 防止发电机内遗留金属异物故障的措施

10.7.1 严格规范现场作业标准化管理，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留定子内部，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。

10.7.2 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、定子铁芯穿心螺栓等）紧固情况以及定子铁芯边缘硅钢片有无过热、断裂等进行检查。

10.8 防止护环开裂

10.8.1 发电机转子在运输、存放及大修期间应避免受潮和腐蚀。发电机大修时应对转子护环进行金属探伤和金相检查，检出有裂纹或蚀坑应进行消缺处理，必要时更换为18Mn18Cr材料的护环。

10.8.2 大修中测量护环与铁芯轴向间隙，做好记录，与出厂及上次测量数据比对，以判断护环是否存在位移。

10.9 防止发电机非同期并网

10.9.1 微机自动准同期装置应安装的同期鉴定闭锁继电器。 10.9.2 新投产、大修机组及同期回路（包括电压交流回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及同期把手等）发生改或动以及设备更换的机组，在第一次并网前必须进行以下工作： 10.9.2.1 对装置及同期回路进行全面、细致的校核、传动。

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10.9.2.2 利用发电机-变压器组带空载母线升压试验，校核同期电压检测二次回路的正确性，并对整步表及同期检定继电器进行实际校核。

10.9.2.3 进行机组假同期试验，试验应包括断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验、同期（继电器）闭锁等内容。

10.9.2.4 不宜在自动准同期装置不正常时采取手动准同期并网，自动准同期合闸脉冲宜以同期闭锁继电器接点串联后出口。

10.9.3 为防止发生发电机非同期并网，应保证机组并网点断路器机械特性满足规程要求。

10.10 防止发电机定子铁芯损坏

10.10.1 检修时对定子铁芯进行仔细检查，发现异常现象，如局部松齿、铁芯片短缺、外表面附着黑色油污等，应结合实际异常情况进行发电机定子铁芯故障诊断试验（ED LCID），或温升及铁损试验，检查铁芯片间绝缘有无短路以及铁芯发热情况，分析缺陷原因，并及时进行处理。

10.10.2 发电机定子绕组单相接地故障电流允许值按制造厂的规定，制造厂无规定时可参照表10-1所列数据。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10-1 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（MW） 50～100 125～200 300～600 接地电流允许值（A） 3 2（对于氢冷发电机为2．5A） 1 10.11 防止发电机转子回路接地故障当发电机转子回路发生接地故障时，应立即查明故障点与性质，

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如系稳定性的金属接地且无法排除故障时，应立即停机处理。发电机励磁回路接地保护，宜采用两段式保护，第一段保护动作于发信号，第二段保护动作于停机。

10.12 防止次同步谐振造成发电机损坏

送出线路具有串联补偿的发电厂，应准确掌握汽轮发电机组轴系扭转振动频率，以配合电网共同防止次同步谐振。

10.13 防止励磁系统故障引起发电机损坏

10.13.1 有进相运行工况的发电机，其低励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，并定期校核。

10.13.2 自动励磁调节器的过励和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内，并定期校核。

10.13.3 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。

10.13.4 运行中应坚持红外成像检测滑环及碳刷温度，及时调整，保证电刷接触良好；必要时检查集电环椭圆度，椭圆度超标时应处理，运行中碳刷打火应采取措施消除，不能消除的要停机处理，一旦形成环火必须立即停机。

10.13.5 机组检修期间要对交直流励磁母线箱内进行清擦、连接设备检查，机组投运前励磁系统设备绝缘应无异常变化。

10.14 防止封闭母线凝露引起发电机跳闸故障

10.14.1 加强封闭母线微正压装置的运行管理。微正压装置的气源宜取用仪用压缩空气，应具有滤油、滤水过滤（除湿）功能，定期

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进行封闭母线内空气湿度的测量。有条件时在封闭母线内安装空气湿度在线监测装置。

10.14.2 机组运行时微正压装置根据气候条件（如北方冬季干燥）可以退出运行，机组停运时投入微正压装置，但必须保证输出的空气湿度满足在环境温度下不凝露。有条件的可加装热风保养装置，在机组启动前将其投入，母线绝缘正常后退出运行。

10.14.3 利用机组检修期间对封母内绝缘子进行耐压试验、保压试验，如果保压试验不合格禁止投入运行，并在条件许可时进行清擦；主变压器低压侧与封闭母线连接的升高座应设置排污装置，定期检查是否堵塞，运行中定期检查是否存在积液；封闭母线护套回装后应采取可靠的防雨措施；机组大修时应检查支持绝缘子底座密封垫、盘式绝缘子密封垫窥视孔密封垫和非金属伸缩节密封垫，如有老化变质现象，应及时更换。

10.14.4 利用机组检修期间，应对封闭母线支持绝缘子、盘式绝缘子进行检查，如绝缘子表面有裂纹、损坏及爬电等现象，应立即更换。同时对支持绝缘子进行认真调整，保证支持绝缘子的蘑菇形金具与母线充分可靠接触，防止运行中发生母线对蘑菇形金具放电。

10.15 防止发电机非全相运行

10.15.1 新建的发变组接线方式，220kV及以下电压等级机组并网断路器宜选用机械联动的三相操作断路器。

10.15.2 凡与220kV及以上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。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。

10.15.3 已装设发电机出口断路器的机组，出现非全相运行时，直接跳发电机出口断路器。

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10.16 防止发电机出口电压互感器故障

发电机出口电压互感器在检修时应做空载电流测量、交流耐压试验，对分级绝缘式的PT应进行倍频感应耐压试验，有条件的进行局部放电试验。

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11 防止发电机励磁系统事故

11.1 加强励磁系统的设计管理

11.1.1 新建或改造工程，励磁调节器与励磁变压器不应置于同一场地内。

11.1.2 励磁系统中两套励磁调节器的自动电压调节通道应相互，使用机端不同电压互感器的二次绕组，防止其中一个故障引起发电机误强励。

11.1.3 励磁系统的灭磁能力应达到国家标准要求，且灭磁装置应具备于调节器的灭磁能力。灭磁开关的弧压应满足误强励灭磁的要求。

11.1.4 励磁机、励磁变的容量选择需考虑与励磁系统强励能力相配合，其保护定值应与励磁系统强励能力相协调，防止机组强励过程保护误动作。

11.1.5 励磁变压器不应采取高压熔断器作为保护措施。 11.1.6 励磁变压器的绕组温度应具有有效的监视手段，并控制其温度在设备允许的范围之内。有条件的可装设铁芯温度在线监视装置。运行过程应加强对温度测点的定期监测与维护。

11.1.7 高起始响应励磁系统必须具备励磁机时间常数补偿环节，以提高其动态性能指标。

11.1.8 发变组保护跳灭磁开关出口和集控紧急跳灭磁开关出口，不允许通过AVR的开关量输入环节间接跳灭磁开关。

11.1.9 励磁系统应保证良好的工作环境，环境温度、湿度不得超过规定要求。整流柜冷却通风入口应设置滤网，必要时应采取防尘降温措施。新建或改造工程，凡是安装在密封环境下的励磁调节器和整流柜均应具备励磁小室环境温度监测功能。

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11.1.10 当励磁系统中过励、低励、V/Hz、定子电流的控制失效后，相应的发电机保护应完成解列灭磁。

11.2 加强励磁系统基建安装管理

11.2.1 励磁系统的二次控制电缆均应采用屏蔽电缆，电缆屏蔽层应两端可靠接地。

11.2.2 励磁变压器高压侧封闭母线外壳用于各相别之间的安全接地连接应采用大截面金属板，不应采用导线连接，防止不平衡的强磁场感应电流烧毁连接线。

11.2.3 发电机励磁回路接地保护装置原则上应安装于励磁系统柜。接入保护柜或机组故障录波器的转子正、负极采用高绝缘的电缆且不能与其他信号共用电缆。

11.2.4 灭磁开关跳闸中间继电器应采用抗干扰继电器，抗干扰继电器的启动功率应大于5W，动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围内，额定直流电源电压下动作时间为10ms～35ms，应具有抗220V工频电压干扰的能力。

11.3 加强励磁系统调整试验管理

11.3.1 机组基建投产或励磁系统大修及改造后，应进行发电机空载和负载阶跃响应试验、各器动态试验、电力系统稳定器功能验证试验，检查励磁系统动态指标是否达到标准要求。试验前应编写包括试验项目、安全措施和危险点分析等内容的试验方案并经批准。

11.3.2 励磁系统控制程序更新升级前，应对旧的控制程序和参数进行备份，升级后进行空载试验及新增功能或改动部分功能的测试，确认程序更新后励磁系统功能正常。做好励磁系统改造或程序更新前后的试验记录并备案。

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11.4 加强励磁系统运行管理

11.4.1 正常并网机组励磁系统应在自动方式下运行。如励磁系统故障或进行试验需退出自动方式，必须及时报告调度部门。

11.4.2 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，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。

11.4.3 励磁系统各和保护环节的定值应满足发电机允许的最大安全运行范围，需与发电机、变压器保护相配合，并定期校验。

11.4.3.1 励磁系统的V/Hz环节特性应与发电机或变压器过激磁能力低者相匹配，无论使用定时限还是反时限特性，都应在发电机组对应继电保护装置动作前进行。V/Hz环节在发电机空载和负载工况下都应正确工作。

11.4.3.2 励磁系统低励环节动作值的整定应综合考虑发电机定子边段铁芯和结构件发热情况及对系统静态稳定的影响，按照发电机和电网许可的进相能力进行整定，并与发电机失磁保护相配合，在失磁保护之前动作。当发电机进相运行受到扰动瞬间进入励磁调节器低励环节工作区域时，不允许发电机组进入不稳定工作状态。

11.4.3.3 励磁系统的过励（即过励磁电流反时限和强励电流瞬时）环节的特性应与发电机转子的过负荷能力相一致，并与发电机保护中转子过负荷保护定值相配合在保护之前动作。

11.4.3.4 励磁系统定子电流环节的特性应与发电机定子的过电流能力相一致，但是不允许出现定子电流环节先于转子过励动作而影响发电机强励能力的情况。

131

11.4.4 修改励磁系统参数必须严格履行审批手续，在书面报告有关部门审批并进行相关试验后，方可执行，严禁随意更改励磁系统参数设置。

11.4.5 进相运行的发电机励磁调节器必须在自动方式下运行，低励器必须投入。

11.4.6 对上电时会发出“励磁系统故障跳闸”的调节器，在上电之前应在发变组保护盘上退出励磁系统故障跳闸压板，以防止保护误动。

11.4.7 运行中应坚持红外成像检测滑环及碳刷温度，出现异常时及时调整，确保碳刷接触良好；必要时检查集电环椭圆度，椭圆度超标时应处理；运行中碳刷打火应采取措施消除，不能消除的要停机处理，一旦形成环火必须立即停机。

11.4.8 加强励磁系统设备的日常巡视，检查内容至少包括：励磁变压器各部件温度应在允许范围内，整流柜的均流系数应不低于0.9，温度无异常，通风孔滤网无堵塞，发电机或励磁机转子碳刷磨损情况在允许范围内，滑环火花不影响机组正常运行等。

11.4.9 励磁系统电源模块应定期检查，且备有备件，发现异常时应及时予以更换。

11.4.10 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。

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12 防止大型变压器损坏和互感器事

故

12.1 防止变压器出口短路事故

12.1.1 加强变压器选型、订货、验收及投运的全过程管理。应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。240MVA及以下容量变压器应选用通过突发短路试验验证的产品，在交货时，应提供同类产品突发短路试验报告；500kV变压器和240MVA以上容量变压器，制造厂应提供同类产品突发短路试验报告或抗短路能力计算报告，计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持。220kV及以上电压等级的变压器都应进行抗震计算。

12.1.2 全电缆线路不应采用重合闸，对于含电缆的混合线路应采取相应措施，防止变压器连续遭受短路冲击。

12.1.3 变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或和绕组变形试验，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。

12.1.4 根据系统容量变化及运行方式改变宜开展变压器抗短路能力的校核工作，对不满足要求的变压器，有选择地采取加装中性点小电抗、限流电抗器、改造或更换等措施。

12.2 防止变压器绝缘事故

12.2.1 工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式经过整体预装。

12.2.2 出厂局部放电试验测量电压为1.5Um/ 3时，220kV及以上电压等级变压器高、中压端的局部放电量不大于l00pC。110kV（66kV）电压等级变压器高压侧的局部放电量不大于l00pC。强迫油循环变压器应在油泵全部开启时（除备用油泵）进行局部放电试验。

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12.2.3 生产厂家首次设计、新型号或有运行特殊要求的220kV及以上电压等级变压器在首批次生产系列中应进行例行试验、型式试验和特殊试验（承受短路能力的试验视实际情况而定）。

12.2.4 500kV及以上并联电抗器的中性点电抗器出厂试验应进行短时感应耐压试验（ACSD）。

12.2.5 新安装和大修后的变压器应严格按照有关标准或厂家规定进行抽真空、真空注油和热油循环，真空度、抽真空时间、注油速度及热油循环时间、温度均应达到要求。对采用有载分接开关的变压器油箱应同时按要求抽真空，但应注意抽真空前应用连通管接通本体与开关油室。为防止真空度计水银倒灌进设备中，禁止使用麦氏真空计。

12.2.6 变压器器身暴露在空气中的时间：相对湿度不大于65%为16h，空气相对湿度不大于75%为12h。对于分体运输、现场组装的变压器有条件时宜进行真空煤油气相干燥。

12.2.7 装有密封胶囊、隔膜或波纹管式储油柜的变压器，必须严格按照制造厂说明书规定的工艺要求进行注油，防止空气进入或漏油，并结合大修或停电对胶囊和隔膜、波纹管式储油柜的完好性进行检查。

12.2.8 充气运输的变压器运到现场后，必须密切监视气体压力，压力过低时（低于0.01MPa）要补干燥气体，现场放置时间超过3个月的变压器应注油保存，并装上储油柜，严防进水受潮。注油前，必须测定密封气体的压力，核查密封状况，必要时应进行检漏试验。为防止变压器在安装和运行中进水受潮，套管顶部将军帽、储油柜顶部、套管升高座及其连管等处必须密封良好。必要时应测露点。如已发现绝缘受潮，应及时采取相应措施。

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12.2.9 变压器新油应由厂家提供新油无腐蚀性硫、结构簇、糠醛及油中颗粒度报告，油运抵现场后，应取样在化学和电气绝缘试验合格后，方能注入变压器内。

12.2.10 110kV（66kV）及以上变压器在运输过程中，应按照相应规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪。主变压器就位后，制造厂、运输部门、监理、用户四方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。

12.2.11 110kV（66kV）及以上电压等级变压器、50MVA及以上机组高压厂用电变压器在出厂和投产前，应用频响法和低电压短路阻抗测试绕组变形以留原始记录；110kV（66kV）及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器在新安装时应进行现场局部放电试验；对110kV（66kV）电压等级变压器在新安装时应抽样进行额定电压下空载损耗试验和负载损耗试验；如有条件时，500kV并联电抗器在新安装时可进行现场局部放电试验。现场局部放电试验验收，应在所有额定运行油泵（如有）启动以及工厂试验电压和时间下，220kV及以上变压器放电量不大于l00pC。

12.2.12 加强变压器运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油，如果出现渗漏应切换停运冷却器组，进行堵漏消除渗漏点。

12.2.13 对运行10年以上的变压器必须进行一次油中糠醛含量测试，加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎重。

12.2.14 对运行年限超过15年的储油柜胶囊和隔膜应更换。 12.2.15 对运行超过20年的薄绝缘、铝线圈变压器，不宜对本体进行改造性大修，也不宜进行迁移安装，应加强技术监督工作并逐

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步安排更新改造。

12.2.16 220kV及以上电压等级变压器拆装套管需内部接线或进人后，应进行现场局部放电试验。变压器在吊检和内部检查时应防止绝缘受伤。安装变压器穿缆式套管应防止引线扭结，不得过分用力吊拉引线。如引线过长或过短应查明原因予以处理。检修时严禁蹬踩引线和绝缘支架。

12.2.17 积极开展红外成像检测，新建、改扩建或大修后的变压器（电抗器），应在投运带负荷后不超过1个月内（但至少在24h以后）进行一次精确检测。220kV及以上电压等级的变压器（电抗器）每年在夏季前后应至少各进行一次精确检测。在高温大负荷运行期间，对220kV及以上电压等级变压器（电抗器）应增加红外检测次数。精确检测的测量数据和图像应制作报告存档保存。

12.2.18 铁芯、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引线引至适当位置，以便在运行中监测接地线中有无环流，当运行中环流异常变化，应尽快查明原因，严重时应采取措施及时处理，电流一般控制在l00mA以下，当铁芯多点接地而接地电流超过l00mA又无法消除时，可在接地回路中串入限流电阻作为临时性措施，将电流在300mA左右，并加强监视。

12.2.19 应严格按照试验周期进行油色谱检验。220kV及以上变压器宜装设在线油色谱监测装置，如果装设在线油色谱监测装置，每年应至少进行一次与离线检测数据的比对分析，比对结果合格后装置可继续运行。

12.2.20 大型强迫油循环风冷变压器在设备选型阶段，除考虑满足容量要求外，应增加对冷却器组冷却风扇通流能力的要求，以防止大型变压器在高温大负荷运行条件下，冷却器全投造成变压器内部油

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流过快，使变压器油与内部绝缘部件摩擦产生静电，油中带电发生变压器绝缘事故。

12.2.21 停运时间超过6个月的变压器在重新投入运行前，应按预试规程要求进行有关试验。

12.2.22 换流站集中造成直流偏磁严重的区域，在变压器中性点宜采用相应的限流技术。同一区域要统一规划，防止采用不同的限流技术产生相互影响。500kV变压器，特别是在接地极50km内的单相自耦变压器，应在规划阶段提出直流偏磁抑制要求，重点关注220kV系统与500kV系统间的直流分布。

12.3 防止变压器保护事故

12.3.1 新安装的气体继电器必须经校验合格后方可使用；气体继电器应在真空注油完毕后再安装；瓦斯保护投运前必须对信号跳闸回路进行传动试验。

12.3.2 变压器本体保护应加强防雨、防震措施，户外布置的压力释放阀、气体继电器和油流速动继电器应加装防雨罩。

12.3.3 变压器本体保护宜采用就地跳闸方式，即将变压器本体保护通过较大启动功率中间继电器的两对触点分别直接接入断路器的两个跳闸回路，减少电缆迂回带来的直流接地、对微机保护引入干扰和二次回路断线等不可靠因素。

12.3.4 变压器本体、有载分接开关的重瓦斯保护应投跳闸。若需退出重瓦斯保护，应预先制订安全措施，并经总工程师批准，限期恢复。

12.3.5 气体继电器应定期校验。当气体继电器发出轻瓦斯动作信号时，应立即检查气体继电器，及时取气样检验，以判明气体成分，同时取油样进行色谱分析，查明原因及时排除。

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12.3.6 压力释放阀在交接和变压器大修时应进行校验。 12.3.7 运行中的变压器的冷却器油回路或通向储油柜各阀门由关闭位置旋转至开启位置时，以及当油位计的油面异常升高或呼吸系统有异常现象，需要打开放油或放气阀门时，均应先将变压器重瓦斯保护退出改投信号。

12.3.8 变压器运行中，若需将气体继电器集气室的气体排出时，为防止误碰探针，造成瓦斯保护跳闸可将变压器重瓦斯保护切换为信号方式；排气结束后，应将重瓦斯保护恢复为跳闸方式。

12.4 防止分接开关事故

12.4.1 无励磁分接开关在改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻和变比；有载分接开关检修后，应测量全程的直流电阻和变比，合格后方可投运。

12.4.2 安装和检修时应检查无励磁分接开关的弹簧状况、触头表面镀层及接触情况、分接引线是否断裂及紧固件是否松动，机械指示到位后触头所处位置是否到位。

12.4.3 新购有载分接开关的选择开关应有机械限位功能，束缚电阻应采用常接方式。

12.4.4 有载分接开关在安装时应按出厂说明书进行调试检查。要特别注意分接引线距离和固定状况、动静触头间的接触情况和操作机构指示位置的正确性。新安装的有载分接开关，应对切换程序与时间进行测试。

12.4.5 加强有载分接开关的运行维护管理。当开关动作次数或运行时间达到制造厂规定值时，应进行检修，并对开关的切换程序与时间进行测试。运行中分接开关油室内绝缘油，每6个月至1年或分接变换2000～4000次，至少采样1次进行微水及击穿电压试验。

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12.5 防止变压器套管事故

12.5.1 新套管供应商应提供型式试验报告，用户必须存有套管将军帽结构图。

12.5.2 检修时当套管水平存放，安装就位后，带电前必须进行静放，其中330kV及以上套管静放时间应大于36h，110～220kV套管静放时间应大于24h。事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样进行一次色谱试验。

12.5.3 如套管的伞裙间距低于规定标准，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止污秽闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套涂防污闪涂料等措施。

12.5.4 作为备品的110kV（66kV）及以上套管，应竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面受潮。对水平放置保存期超过一年的110kV（66kV）及以上套管，当不能确保电容芯子全部浸没在油面以下时，安装前应进行局部放电试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。

12.5.5 油纸电容套管在最低环境温度下不应出现负压，应避免频繁取油样分析而造成其负压。运行人员正常巡视应检查记录套管油位情况，注意保持套管油位正常。套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮损坏。

12.5.6 加强套管末屏接地检测、检修及运行维护管理，每次拆接末屏后应检查末屏接地状况。新安装的变压器不宜安装套管在线监测装置（IDD），已安装的套管在线监测装置应保证末屏接地良好。

12.5.7 运行中变压器套管油位视窗无法看清时，继续运行过程中应按周期结合红外成像技术掌握套管内部油位变化情况，防止套管事故发生。

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12.6 防止冷却系统事故

12.6.1 优先选用自然油循环风冷或自冷方式的变压器。 12.6.2 潜油泵的轴承应采取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。对强油导向的变压器油泵应选用转速不大于1000r/min的低速油泵，对转速大于1000r／min的潜油泵应及时更换油泵。

12.6.3 对强油循环的变压器，在按规定程序开启所有油泵（包括备用）后整个冷却装置上不应出现负压。

12.6.4 强油循环的冷却系统必须配置两个相互的电源，并具备自动切换功能。

12.6.5 新建或扩建变压器一般不采用水冷方式。对特殊场合必须采用水冷却系统的，应采用双层铜管冷却系统。

12.6.6 变压器冷却系统的工作电源应有三相电压监测，任一相故障失电时，应保证自动切换至备用电源供电。

12.6.7 强油循环冷却系统的两个电源应定期进行切换试验，有关信号装置应齐全可靠。

12.6.8 强油循环结构的潜油泵启动应逐台启用，延时间隔应在30s以上，以防止气体继电器误动。

12.6.9 对于盘式电机油泵，应注意定子和转子的间隙调整，防止铁芯的平面摩擦。运行中如出现过热、振动、杂音及严重漏油等异常时，应安排停运检修。

12.6.10 为保证冷却效果，管状结构变压器冷却器每年应进行1～2次冲洗，并宜安排在大负荷来临前进行。

12.6.11 对目前正在使用的单铜管水冷却变压器，应始终保持油压大于水压，并加强运行维护工作，同时应采取有效的运行监视方法，及时发现冷却系统泄漏故障。

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12.6.12 注意强油循环冷却器的防腐工作，发现冷却器散热片出现锈迹时，应及时处理。

12.7 防止变压器火灾事故

12.7.1 按照有关规定完善变压器的消防设施，并加强维护管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。

12.7.2 采用排油注氮保护装置的变压器应采用具有联动功能的双浮球结构的气体继电器。

12.7.3 排油注氮保护装置应满足：（1）排油注氮启动（触发）功率应大于220V×5A（DC）。（2）注油阀动作线圈功率应大于220V×6A（DC）。（3）注氮阀与排油阀间应设有机械联锁阀门。（4）动作逻辑关系应满足本体重瓦斯保护、主变压器断路器跳闸、油箱超压开关（火灾探测器）同时动作时才能启动排油充氮保护。

12.7.4 水喷淋动作功率应大于8W，其动作逻辑关系应满足变压器超温保护与变压器断路器跳闸同时动作。

12.7.5 变压器本体储油柜与气体继电器间应增设断流阀，以防储油柜中的油下泄而造成火灾扩大。

12.7.6 现场进行变压器干燥时，应做好防火措施，防止加热系统故障或线圈过热烧损。

12.7.7 应结合例行试验检修，定期对灭火装置进行维护和检查，清理喷嘴，以防止误动和拒动，喷嘴堵塞。

12.8 防止互感器事故

12.8.1 防止各类油浸式互感器事故

12.8.1.1 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式。 12.8.1.2 所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求，一次绕组串联时也应满足安装地点系统短路容量

141

的要求。

12.8.1.3 电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设金属氧化物避雷器（MOA）。

12.8.1.4 110（66）～500kV互感器在出厂试验时，局部放电试验的测量时间延长到5min。

12.8.1.5 对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8Un、1.0Un、1.2Un及1.5Un的铁磁谐振试验（注：Un指额定一次相电压，下同）。

12.8.1.6 电磁式电压互感器在交接试验时，应进行空载电流测量。励磁特性的拐点电压应大于1.5Um/ 3（中性点有效接地系统）或1.9Um/ 3（中性点非有效接地系统）。

12.8.1.7 电流互感器的一次端子所受的机械力不应超过制造厂规定的允许值，其电气连接应接触良好，防止产生过热故障及电位悬浮。互感器的二次引线端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。

12.8.1.8 已安装完成的互感器若长期未带电运行（110kV及以上大于半年，35kV及以下一年以上），在投运前应按照《输变电设备状态检修试验规程》（DL/T393）进行例行试验。

12.8.1.9 在交接试验时，对110kV（66kV）及以上电压等级的油浸式电流互感器，应逐台进行交流耐受电压试验，交流耐压试验前后应进行油中溶解气体分析。油浸式设备在交流耐压试验前要保证静置时间，110kV（66kV）设备静置时间不小于24h、220kV设备静置时间不小于48h、330kV和500kV设备静置时间不小于72h。

12.8.1.10 对于220kV及以上等级的电容式电压互感器（CVT），其耦合电容器部分是分成多节的，安装时必须按照出厂时的编号以及

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上下顺序进行安装，严禁互换。如其中一节出现问题不能使用，应整套CVT返厂或修理，出厂时应进行全套出厂试验，一般不允许在现场调配单节或多节电容器。在特殊情况下必须现场更换其中的单节或多节电容器时，必须对该CVT进行角差、比差校验。

12.8.1.11 电流互感器运输应严格遵照设备技术规范和制造厂要求，220kV及以上电压等级互感器运输应在每台产品（或每辆运输车）上安装冲撞记录仪，设备运抵现场后应检查确认，记录数值超过5g（重力加速度）的，应经评估确认互感器是否需要返厂检查。

12.8.1.12 电流互感器一次直阻出厂值和设计值无明显差异，交接时测试值与出厂值也应无明显差异，且相间应无明显差异。

12.8.1.13 事故抢修安装的油浸式互感器，应保证静放时间，其中330kV及以上油浸式互感器静放时间应大于36h，110～220kV油浸式互感器静放时间应大于24h。

12.8.1.14 对新投运的220kV及以上电压等级电流互感器，1～2年内应取油样进行油色谱、微水分析；对于厂家明确要求不取油样的产品，确需取样或补油时应由制造厂配合进行。

12.8.1.15 互感器的一次端子引线连接端要保证接触良好，并有足够的接触面积，以防止产生过热性故障。一次接线端子的等电位连接必须牢固可靠。其接线端子之间必须有足够的安全距离，防止引线线夹造成一次绕组短路。

12.8.1.16 老型带隔膜式及气垫式储油柜的互感器，应加装金属膨胀器进行密封改造。现场密封改造应在晴好天气进行。对尚未改造的互感器应每年检查顶部密封状况，对老化的胶垫与隔膜应予以更换。对隔膜上有积水的互感器，应对其本体和绝缘油进行有关试验，试验不合格的互感器应退出运行。绝缘性能有问题的老旧互感器，退出运

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行不再进行改造。

12.8.1.17 对硅橡胶套管和加装硅橡胶伞裙的瓷套，应经常检查硅橡胶表面有无放电或老化、龟裂现象，如果有应及时处理。

12.8.1.18 运行人员正常巡视应检查记录互感器油位情况。对运行中渗漏油的互感器，应根据情况限期处理，必要时进行油样分析，对于含水量异常的互感器要加强监视或进行油处理。油浸式互感器严重漏油及电容式电压互感器电容单元漏油的应立即停止运行。

12.8.1.19 应及时处理或更换已确认存在严重缺陷的互感器。对怀疑存在缺陷的互感器，应缩短试验周期进行跟踪检查和分析查明原因。对于全密封型互感器，油中气体色谱分析仅H2单项超过注意值时，应跟踪分析，注意其产气速率，并综合诊断：如产气速率增长较快，应加强监视；如监测数据稳定，则属非故障性氢超标，可安排脱气处理；当发现油中有乙炔时，按相关标准规定执行。对绝缘状况有怀疑的互感器应运回试验室进行全面的电气绝缘性能试验，包括局部放电试验。

12.8.1.20 如运行中互感器的膨胀器异常伸长顶起上盖，应立即退出运行。当互感器出现异常响声时应退出运行。当电压互感器二次电压异常时，应迅速查明原因并及时处理。

12.8.1.21 当采用电磁单元为电源测量电容式电压互感器的电容分压器C1和C2的电容量和介损时，必须严格按照制造厂说明书规定进行。

12.8.1.22 根据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。若互感器所在变电站短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值时，应及时改变变比或安排更换。

12.8.1.23 严格按照《带电设备红外诊断应用规范》（DL/T6）

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的规定，开展互感器的精确测温工作。新建、改扩建或大修后的互感器，应在投运后不超过1个月内（但至少在24h以后）进行一次精确检测。220kV及以上电压等级的互感器每年在夏季前后应至少各进行一次精确检测。在高温大负荷运行期间，对220kV及以上电压等级互感器应增加红外成像检测次数。精确检测的测量数据和图像应归档保存。

12.8.1.24 加强电流互感器末屏接地检测、检修及运行维护管理。对结构不合理、截面偏小、强度不够的末屏应进行改造；对采用螺栓式引出的末屏，检修时要防止螺杆转动，检修结束后应检查确认末屏接地是否良好。

12.8.2 防止110（66）～500kV六氟化硫绝缘电流互感器事故 12.8.2.1 应重视和规范气体绝缘的电流互感器的监造、验收工作。

12.8.2.2 如具有电容屏结构，其电容屏连接筒应要求采用强度足够的铸铝合金制造，以防止因材质偏软导致电容屏连接筒移位。

12.8.2.3 加强对绝缘支撑件的检验控制。

12.8.2.4 出厂试验时各项试验包括局部放电试验和耐压试验必须逐台进行。

12.8.2.5 制造厂应采取有效措施，防止运输过程中内部构件震动移位。用户自行运输时应按制造厂规定执行。

12.8.2.6 110kV及以下互感器推荐直立安放运输，220kV及以上互感器必须满足卧倒运输的要求。运输时110kV（66kV）产品每批次超过10台时，每车装10g振动子2个，低于10台时每车装10g振动子1个；220kV产品每台安装10g振动子1个；330kV及以上每台安装带时标的三维冲撞记录仪。到达目的地后检查振动记录装置的

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记录，若记录数值超过10g一次或10g振动子落下，则产品应返厂解体检查。

12.8.2.7 运输时所充气压应严格控制在允许的范围内。 12.8.2.8 进行安装时，密封检查合格后方可对互感器充六氟化硫气体至额定压力，静置24h后进行六氟化硫气体微水测量。气体密度表、继电器必须经校验合格。

12.8.2.9 气体绝缘的电流互感器安装后应进行现场老炼试验。老炼试验后进行耐压试验，试验电压为出厂试验值的80%。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。

12.8.2.10 运行中应巡视检查气体密度表，产品年漏气率应小于0.5%。

12.8.2.11 若压力表偏出绿色正常压力区时，应引起注意，并及时按制造厂要求停电补充合格的六氟化硫新气。一般应停电补气，个别特殊情况需带电补气时，应在厂家指导下进行。

12.8.2.12 补气较多时（表压小于0.2MPa），应进行工频耐压试验。

12.8.2.13 交接时六氟化硫气体含水量小于250μL/L。运行中不应超过500μL/L（换算至20℃），若超标时应进行处理。

12.8.2.14 对长期微渗的互感器应重点开展六氟化硫气体微水量的检测，必要时可缩短检测时间，以掌握六氟化硫电流互感器气体微水量变化趋势。

12.8.2.15 六氟化硫气体压力低报警信号宜接入控制室。

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13 防止GIS、开关设备事故

13.1 防止GIS（包括HGIS）、六氟化硫断路器事故

13.1.1 加强对GIS、六氟化硫断路器的选型、订货、安装调试、验收及投运的全过程管理。应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。

13.1.2 新订货断路器应优先选用弹簧机构、液压机构（包括弹簧储能液压机构）。

13.1.3 GIS在设计过程中应特别注意气室的划分，避免某处故障后劣化的六氟化硫气体造成GIS的其它带电部位的闪络，同时也应考虑检修维护的便捷性，保证最大气室气体量不超过8h的气体处理设备的处理能力。

13.1.4 GIS、六氟化硫断路器设备内部的绝缘操作杆、盆式绝缘子、支撑绝缘子等部件必须经过局部放电试验方可装配，要求在试验电压下单个绝缘件的局部放电量不大于3pC。

13.1.5 断路器、隔离开关和接地开关出厂试验时应进行不少于200次的机械操作试验，以保证触头充分磨合。200次操作完成后应彻底清洁壳体内部，再进行其他出厂试验。

13.1.6 对于新安装的断路器，密度继电器与开关设备本体之间的连接方式应满足不拆卸校验密度继电器的要求。密度继电器应装设在与断路器或GIS本体同一运行环境温度的位置，以保证其报警、闭锁触点正确动作。220kV及以上GIS分箱结构的断路器每相应安装的密度继电器。户外安装的密度继电器应设置防雨罩，密度继电器防雨箱（罩）应能将表、控制电缆接线端子一起放入，防止指示表、控制电缆接线盒和充放气接口进水受潮。

13.1.7 为便于试验和检修，GIS的母线避雷器和电压互感器、

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电缆进线间隔的避雷器、线路电压互感器应设置的隔离开关或隔离断口；架空进线的GIS线路间隔的避雷器和线路电压互感器宜采用外置结构。

13.1.8 为防止机组并网断路器单相异常导通造成机组损伤，220kV及以下电压等级的机组并网的断路器应采用三相机械联动式结构。

13.1.9 机组并网断路器宜在并网断路器与机组侧隔离开关间装设带电显示装置，在并网操作时先合入并网断路器的母线侧隔离开关，确认装设的带电显示装置显示无电时方可合入并网断路器的机组／主变压器侧隔离开关。

13.1.10 用于低温（最低温度为-30℃及以下）、重污秽e级或沿海d级地区的220kV及以下电压等级GIS，宜采用户内安装方式。

13.1.11 开关设备机构箱、汇控箱内应有完善的驱潮防潮装置，防止凝露造成二次设备损坏。

13.1.12 室内或地下布置的GIS、六氟化硫开关设备室，应配置相应的六氯化硫泄漏检测报警、强力通风及氧含量检测系统。

13.1.13 GIS、罐式断路器及500kV及以上电压等级的柱式断路器现场安装过程中，必须采取有效的防尘措施，如移动防尘帐篷等，GIS的孔、盖等打开时，必须使用防尘罩进行封盖。安装现场环境太差、尘土较多或相邻部分正在进行土建施工等情况下应停止安装。

13.1.14 六氟化硫开关设备现场安装过程中，在进行抽真空处理时，应采用出口带有电磁阀的真空处理设备，且在使用前应检查电磁阀动作可靠，防止抽真空设备意外断电造成真空泵油倒灌进入设备内部。并且在真空处理结束后应检查抽真空管的滤芯有无油渍。为防止真空度计水银倒灌进行设备中，禁止使用麦氏真空计。

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13.1.15 GIS安装过程中必须对导体是否插接良好进行检查，特别对可调整的伸缩节及电缆连接处的导体连接情况应进行重点检查。

13.1.16 严格按有关规定对新装GIS、罐式断路器进行现场耐压，耐压过程中应进行局部放电检测。GIS出厂试验、现场交接耐压试验中，如发生放电现象，无论是否为自恢复放电，均应解体或开盖检查、查找放电部位。对发现有绝缘损伤或有闪络痕迹的绝缘部件均应进行更换。

13.1.17 断路器安装后必须对其二次回路中的防跳继电器、非全相继电器进行传动，并保证在模拟手合于故障条件下断路器不会发生跳跃现象。

13.1.18 加强断路器合闸电阻的检测和试验，防止断路器合闸电阻缺陷引发故障。在断路器产品出厂试验、交接试验及例行试验中，应对断路器主触头与合闸电阻触头的时间配合关系进行测试，有条件时应测量合闸电阻的阻值。

13.1.19 六氟化硫气体必须抽检合格，并出具检测报告后方可使用。

13.1.20 安装或解体检修后，六氟化硫气体注入设备首次投运前（充气24h以后）应对六氟化硫气室内的湿度、纯度和空气含量复验，必要时进行气体成分分析；六氟化硫开关设备应按有关规定进行微水含量和泄漏的检测；密度继电器及压力表要结合大、小修定期校验。

13.1.21 应加强运行中GIS和罐式断路器的带电局放检测工作。在大修后应进行局放检测，在大负荷前、经受短路电流冲击后必要时应进行局放检测，对于局放量异常的设备，应同时结合六氟化硫气体分解物检测技术进行综合分析和判断。

13.1.22 为防止运行断路器绝缘拉杆断裂造成拒动，应定期检查

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分合闸缓冲器，防止由于缓冲器性能不良使绝缘拉杆在传动过程中受冲击，同时应加强监视分合闸指示器与绝缘拉杆相连的运动部件相对位置有无变化，或定期进行合、分闸行程曲线测试。对于采用“螺旋式”连接结构绝缘拉杆的断路器应进行改造，在未进行彻底改造前（包括已使用旋转法兰的），必须在拉杆能够观察到的部位标画明显的相对转动位置标记，设备操作后应现场进行检查相对标记有无变化。

13.1.23 当断路器液压机构突然失压时应申请停电处理。在设备停电前，严禁人为启动油泵，防止断路器慢分。

13.1.24 对气动机构应加装汽水分离装置和排污装置，定期清扫防尘罩、空气过滤器、排放储气罐内积水，做好空气压缩机的累计起动时间纪录，对超过规定打压时间的压缩机系统应采取措施处理。对液压机构应注意液压油油质的变化，应定期检查回路有无渗油现象，做好油泵累计起动时间纪录，必要时应及时滤油或换油。对运行中液压机构进行排气时，要做好相关防止跑油措施，有条件时宜增加自动排气装置。

13.1.25 加强开关设备外绝缘的清扫或采取相应的防污闪措施，当并网断路器断口外绝缘积雪、严重积污时不得进行启机并网操作。凡爬距不满足或裕度小的开关，应避开大雾天气并网。

13.1.26 当断路器大修时，应检查液压（气动）机构分、合闸阀的阀针是否松动或变形，防止由于阀针松动或变形造成断路器拒动。

13.1.27 弹簧机构断路器应定期进行机械特性试验，测试其行程曲线是否符合厂家标准曲线要求。

13.1.28 对处于严寒地区、运行10年以上的罐式断路器，应结合例行试验检查瓷质套管法兰浇装部位防水层是否完好，必要时应重新复涂防水胶。

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13.1.29 加强断路器操作机构的检查维护，保证机构箱密封良好，防雨、防尘、通风、防潮等性能良好，并保持内部干燥清洁。

13.1.30 加强辅助开关的检查维护，防止由于辅助触点腐蚀、松动变位、转换不灵活、切换不可靠等原因造成开关设备拒动。

13.1.31 根据可能出现的系统最大负荷运行方式，每年应核算开关设备安装地点的开断容量，并采取措施防止由于开断容量不足而造成开关设备烧损或爆炸。

13.1.32 新建 220kV及以上电压等级GIS宜加装内置局部放电传感器。

13.2 防止敞开式隔离开关、接地开关事故

13.2.1 220kV及以上电压等级隔离开关和接地开关在制造厂必须进行全面组装，调整好各部件的尺寸，并做好相应的标记。新安装的垂直剪刀式隔离开关，触头接触深度应考虑留有裕量，防止母线下垂后，挤压隔离开关。

13.2.2 隔离开关与其所配装的接地开关间应配有可靠的机械闭锁，机械闭锁应有足够的强度。

13.2.3 同一间隔内的多台隔离开关的电机电源，在端子箱内必须分别设置的开断设备。

13.2.4 应在隔离开关绝缘子金属法兰与瓷件的浇装部位涂以性能良好的防水密封胶。

13.2.5 新安装或检修后的隔离开关必须进行导电回路电阻测试。 13.2.6 新安装或检修后的隔离开关手动操作力矩应满足相关技术要求。

13.2.7 加强对隔离开关导电部分、转动部分、操作机构、瓷绝缘子等的检查，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等故障的发生。

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隔离开关各运动部位用润滑脂宜采用性能良好的二硫化钼锂基润滑脂。

13.2.8 为预防GW6型等类似结构的隔离开关运行中“自动脱落分闸”，在检修中应检查操作机构蜗轮、蜗杆的啮合情况，确认没有倒转现象；检查并确认刀闸主拐臂调整应过死点；检查平衡弹簧的张力应合适。

13.2.9 在运行巡视时，应注意隔离开关、母线支柱绝缘子瓷件及法兰无裂纹，夜间巡视时应注意瓷件无异常电晕现象。在进行检修等工作时，应重点检查纯瓷瓷柱法兰铸件与瓷套结合处，避免出现瓷柱断裂。

13.2.10 隔离开关倒闸操作，应尽量采用电动操作，并远离隔离开关，操作过程中应严格监视隔离开关动作情况，如发现卡滞应停止操作并进行处理，严禁强行操作。

13.2.11 定期用红外成像测温设备，检查隔离开关设备的接头、导电部分，特别是在重负荷或高温期间，加强对运行设备温升的监视，发现问题应及时采取措施。

13.2.12 对新安装的隔离开关中间法兰和根部进行无损探伤。对运行10年以上的隔离开关，每5年对隔离开关中间法兰和根部进行无损探伤。

13.3 防止开关柜事故

13.3.1 高压开关柜应优先选择LSC2类（具备运行连续性功能）、“五防”功能完备的加强绝缘型产品，其外绝缘应满足以下条件：

空气绝缘净距离：不小于125mm（对12kV），不小于300mm（对40.5kV）。爬电比距：不小于18mm/kV（对瓷质绝缘），不小于20mm/kV（对有机绝缘）。

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如采用热缩套包裹导体结构，则该部位必须满足上述空气绝缘净距离要求；如开关柜采用复合绝缘或固体绝缘封装等可靠技术，可适当降低其绝缘距离要求。

13.3.2 开关柜应选用IAC级（内部故障级别）产品，制造厂应提供相应型式试验报告（报告中附试验试品照片）。选用开关柜时应确认其母线室、断路器室、电缆室相互，且均通过相应内部燃弧试验，内部故障电弧允许持续时间应不小于0.5s，试验电流为额定短时耐受电流，对于额定短路开断电流31.5kA以上产品可按照31.5kA进行内部故障电弧试验。封闭式开关柜必须设置压力释放通道。

13.3.3 高压开关柜内避雷器、电压互感器等柜内设备应经隔离开关（或隔离手车）与母线相连，严禁与母线直接连接。其前面板模拟显示图必须与其内部接线一致，开关柜可触及隔室、不可触及隔室、活门和机构等关键部位在出厂时应设置明显的安全警告、警示标识。柜内隔离金属活门应可靠接地，活门机构应选用可锁止的结构，防止检修时人员失误打开活门。

13.3.4 高压开关柜内的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）应采用阻燃绝缘材料。开关柜内母线及各引接线带电部分宜采用交联聚乙烯或硅橡胶绝缘护套全部包封，或加装绝缘隔板。

13.3.5 应在开关柜配电室配置通风、除湿防潮设备，防止凝露导致绝缘事故。

13.3.6 开关柜中所有绝缘件装配前均应进行局放检测，单个绝缘件局部放电量不大于3pC。

13.3.7 高压开关柜在安装后应对其一、二次电缆进线处采取有效封堵措施。

13.3.8 为防止开关柜火灾蔓延，在开关柜的柜间、母线室之间

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及与本柜其他功能隔室之间应采取有效的封堵隔离措施。

13.3.9 高压开关柜应检查泄压通道或压力释放装置，确保与设计图纸保持一致。

13.3.10 手车开关每次推入柜内之前，必须检查开关设备的位置，杜绝合闸位置推入手车。手车开关每次推入柜内后，应保证手车到位和隔离插头接触良好。手车柜操作进出柜时应保持平稳，防止猛烈撞击。

13.3.11 宜定期开展超声波局部放电检测、暂态地电压检测，及早发现开关柜内绝缘缺陷，防止由开关柜内部局部放电演变成短路故障。

13.3.12 开展开关柜温度检测，对温度异常的开关柜加强监测、分析和处理，防止导电回路过热引发的柜内短路故障。

13.3.13 加强带电显示闭锁装置的运行维护，保证其与柜门间强制闭锁的运行可靠性。防误操作闭锁装置或带电显示装置失灵应作为严重缺陷尽快予以消除。

13.3.14 加强高压开关柜巡视检查和状态评估，对操作频繁的开关柜要适当缩短巡检和维护周期。

13.3.15 定期对手车开关本体上销杆（用于开启柜内的防护挡板）进行探伤检查，防止压杆断裂，防护挡板落下造成三相短路。

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14 防止接地网和过电压事故

14.1 防止接地网事故

14.1.1 在发变电工程设计中，应认真吸取接地网事故教训，并按照相关规程规定的要求，改进和完善接地网设计。

14.1.2 对于110kV（66kV）及以上新建、改建变电站，在中性或酸性土壤地区，接地装置选用热镀锌钢为宜，在强碱性土壤地区或者其站址土壤和地下水条件会引起钢质材料严重腐蚀的中性土壤地区，宜采用铜质、铜覆钢（铜层厚度不小于0.8mm）或者其他具有防腐性能材质的接地网。对于室内变电站及地下变电站应采用铜质材料的接地网。铜材料间或铜材料与其他金属间的连接，须采用放热焊接，不得采用电弧焊接或压接。

14.1.3 在新建工程设计中，校验接地引下线热稳定所用电流应不小于远期可能出现的入地短路电流最大值；接地装置接地体的截面面积不小于连接至该接地装置接地引下线截面面积的75%。并提出考虑30年腐蚀后接地装置的热稳定容量计算报告。

14.1.4 在扩建工程设计中，除应满足14.1.3中新建工程接地装置的热稳定容量要求以外，还应对前期已投运的接地装置进行热稳定容量校核，不满足要求的必须进行改造。

14.1.5 变压器中性点应有两根与接地网主网格的不同边连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。主设备及设备架构等宜有两根与主接地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。

14.1.6 施工企业应严格按照设计要求进行施工，预留设备、设施的接地引下线必须经确认合格，隐蔽工程必须经监理和建设单位验

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收合格，在此基础上方可回填土。同时，应按《接地装置特性参数测量导则》（DL/T475）的要求进行接地引下线导通性测试，测试结果是交接验收资料的必备内容，竣工时应全部交甲方备存。

14.1.7 接地装置的焊接质量必须符合有关规定要求，各设备与主接地网的连接必须可靠，扩建接地网与原接地网间应为多点连接。接地线与接地极的连接应用焊接，接地线与电气设备的连接可用螺栓或者焊接，用螺栓连接时应设防松螺母或防松垫片。

14.1.8 对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地阻抗难以满足要求时，应采用完善的均压及隔离措施，防止人身及设备事故，方可投入运行。对弱电设备应有完善的隔离或限压措施，防止接地故障时地电位的升高造成设备损坏。

14.1.9 变电站控制室及保护小室应敷设与主接地网紧密连接的二次等电位接地网，在系统发生近区故障和雷击事故时，以降低二次设备间电位差，减少对二次回路的干扰。

14.1.10 对于已投运的接地装置，应每年根据变电站短路容量的变化，校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并结合短路容量变化情况和接地装置的腐蚀程度有针对性地对接地装置进行改造。对于发电厂中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，必须按异点两相接地校核接地装置的热稳定容量。

14.1.11 接地装置引下线的导通检测工作宜每年进行一次，应根据历次接地引下线的导通检测结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖检查、处理，严禁设备失地运行。

14.1.12 定期（时间间隔应不大于5年）通过开挖抽查等手段确定接地网的腐蚀情况，铜质材料接地体的接地网不必定期开挖检查。若接地网接地阻抗或接触电位差和跨步电位差测量不符合设计要求，

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怀疑接地网被严重腐蚀时，应进行开挖检查。如发现接地网腐蚀较为严重，应及时进行处理。

14.2 防止雷电过电压事故

14.2.1 设计阶段应因地制宜开展防雷设计，除地闪密度小于0.78次／（km2.年）的雷区外，220kV及以上线路一般应全线架设双地线，110kV线路应全线架设地线。

14.2.2 对符合以下条件之一的敞开式变电站应在110～220kV进出线间隔入口处加装金属氧化物避雷器：

（1）变电站所在地区年平均雷暴日不小于50日或者近3年雷电监测系统记录的平均落雷密度不小于3.5次／（km2.年）。（2）变电站110～220kV进出线路走廊在距变电站15km范围内穿越雷电活动频繁（平均雷暴日数不小于40日或近3年雷电监测系统记录的平均落雷密度大于等于2.8次／（km2.年）的丘陵或山区。（3）变电站已发生过雷电波侵入造成断路器等设备损坏。（4）经常处于热备用状态的线路。

14.2.3 架空输电线路的防雷措施应按照输电线路在电网中的重要程度、线路走廊雷电活动强度、地形地貌及线路结构的不同，进行差异化配置，重点加强重要线路以及多雷区、强雷区内杆塔和线路的防雷保护。新建和运行的重要线路，应综合采取减小地线保护角、改善接地装置、适当加强绝缘等措施降低线路雷害风险。针对雷害风险较高的杆塔和线段宜采用线路避雷器保护。线路杆塔地线宜同期加装接地引下线，并与变电站内地网可靠连接。

14.2.4 加强避雷线运行维护工作，定期打开部分线夹检查，保证避雷线与杆塔接地点可靠连接。对于具有绝缘架空地线的线路，要加强放电间隙的检查与维护，确保动作可靠。

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14.2.5 严禁利用避雷针、变电站构架和带避雷线的杆塔作为低压线、通信线、广播线、电视天线的支柱。

14.2.6 在土壤电阻率较高地段的杆塔，可采用增加垂直接地体、加长接地带、改变接地形式、换土或采用接地模块等措施降低杆塔接地电阻值。

14.3 防止变压器过电压事故

14.3.1 切合110kV及以上有效接地系统中性点不接地的空载变压器时，应先将该变压器中性点临时接地。

14.3.2 为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生较高工频过电压的异常运行工况，110～220kV不接地变压器的中性点过电压保护应采用棒间隙保护方式。对于110kV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压不大于185kV时，还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器，间隙距离及避雷器参数配合应进行校核。间隙动作后，应检查间隙的烧损情况并校核间隙距离。

14.3.3 对于低压侧有空载运行或者带短母线运行可能的变压器，宜在变压器低压侧装设避雷器进行保护。

14.4 防止谐振过电压事故

14.4.1 为防止110kV及以上电压等级断路器断口均压电容与母线电磁式电压互感器发生谐振过电压，可通过改变运行和操作方式避免形成谐振过电压条件。新建或改造敞开式变电站应选用电容式电压互感器。

14.4.2 为防止中性点非直接接地系统发生由于电磁式电压互感器饱和产生的铁磁谐振过电压，可采取以下措施：

14.4.2.1 选用励磁特性饱和点较高的，在1.9Um/ 3电压下，铁芯磁通不饱和的电压互感器。

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14.4.2.2 在电压互感器一次绕组中性点对地间串接线性或非线性消谐电阻、加零序电压互感器或在开口三角绕组加阻尼或其他专门消除此类谐振的装置。

14.5 防止弧光接地过电压事故

14.5.1 对于中性点不接地的发电机系统，应测量发电机单相接地故障电容电流。当单相接地故障电容电流超过《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620）规定时，应装设消弧线圈或接地变压器，在配置消弧线圈时应按照《导体和电器选择设计技术规定》（DL/T5222）的要求，合理选择消弧线圈补偿方式；在配置接地变压器时，其容量应根据实测的电容电流进行选择、校核。当发电机因定子线圈改造其电容电流发生变化时，应实测电容电流来校核消弧线圈或接地变压器是否满足相关规程要求。在中性点配置消弧线圈或接地变压器的发电机，其定子接地保护应采用相应的配套保护。

14.5.2 对于中性点不接地的6～35kV系统，应根据电网发展每3～5年进行一次电容电流测试。当单相接地故障电容电流超过《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620）规定时，应及时装设消弧线圈；单相接地电流虽未达到规定值，也可根据运行经验装设消弧线圈，消弧线圈的容量应能满足过补偿的运行要求。在消弧线圈布置上，应避免由于运行方式改变出现部分系统无消弧线圈补偿的情况。对于已经安装消弧线圈、单相接地故障电容电流依然超标的应当采取消弧线圈增容或者采取分散补偿方式；对于系统电容电流大于150A及以上的，也可以根据系统实际情况改变中性点接地方式或者在配电线路分散补偿。

14.5.3 对于装设手动消弧线圈的6～35kV非有效接地系统，应根据电网发展每3～5年进行一次调谐试验，使手动消弧线圈运行在

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过补偿状态，合理整定脱谐度，保证电网不对称度不大于相电压的1.5%，中性点位移电压不大于额定电压的15%。

14.5.4 对于自动调谐消弧线圈，在订购前应向制造厂索取能说明该产品可以根据系统电容电流自动进行调谐的试验报告。自动调谐消弧线圈投入运行后，应根据实际测量的系统电容电流对其自动调谐功能的准确性进行校核。

14.5.5 不接地和谐振接地系统发生单相接地时，应采取有效措施尽快消除故障，降低发生弧光接地过电压的风险。

14.6 防止无间隙金属氧化物避雷器事故

14.6.1 对金属氧化物避雷器，必须坚持在运行中按规程要求进行带电试验。当发现异常情况时，应及时查明原因。35kV及以上电压等级金属氧化物避雷器可用带电测试替代定期停电试验，但应3～5年进行一次停电试验。

14.6.2 严格遵守避雷器交流泄漏电流测试周期，雷雨季节前、后各测量一次，测试数据应包括全电流及阻性电流。

14.6.3 110kV及以上电压等级避雷器应安装交流泄漏电流在线监测表计。对已安装在线监测表计的避雷器，每天至少巡视一次，每半月记录一次，并加强数据分析。强雷雨天气后应进行特巡。

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15 防止输电线路事故

15.1 防止倒塔事故

15.1.1 在特殊地形、极端恶劣气象环境条件下重要输电通道宜采取差异化设计，适当提高重要线路防冰、防洪、防风等设防水平。

15.1.2 线路设计时应预防不良地质条件引起的倒塔事故，应避让可能引起杆塔倾斜、沉陷、不均匀沉降的矿场采空区及岩溶、滑坡、泥石流等不良地质区；不能避让的线路，应进行稳定性评估，并根据评估结果采取地基处理（如灌浆）、合理的杆塔和基础型式（如大板基础）、加长地脚螺栓等预防塌陷措施。

15.1.3 对于易发生水土流失、洪水冲刷、山体滑坡、泥石流等地段的杆塔，应采取加固基础、修筑挡土墙（桩）、截（排）水沟、改造上下边坡等措施，必要时改迁路径。分洪区和洪泛区的杆塔必要时应考虑冲刷作用及漂浮物的撞击影响，并采取相应防护措施。

15.1.4 对于河网、沼泽、鱼塘等区域的杆塔，应慎重选择基础型式，基础顶面应高于5年一遇洪水位，如有必要应配置基础围堰、防撞和警示设施。

15.1.5 新建110kV（66kV）及以上架空输电线路在农田、人口密集地区不宜采用拉线塔。已使用的拉线塔如果存在盗割、碰撞损伤等风险应按轻重缓急分期分批改造，其中拉V塔不宜连续超过3基，拉门塔等不宜连续超过5基。

15.1.6 隐蔽工程应留有影像资料，并经监理和业主质量验收合格后方可掩埋。

15.1.7 新建线路在选用混凝土杆时，应采用在根部标有明显埋入深度标识的混凝土杆。

15.1.8 运行维护企业应结合本企业实际制订防止倒塔事故预案，

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并在材料、人员上予以落实；并应按照分级储备、集中使用的原则，储备一定数量的事故抢修塔。

15.1.9 应对遭受恶劣天气后的线路进行特巡，当线路导、地线发生覆冰、舞动时应做好观测记录，并进行杆塔螺栓松动、金具磨损等专项检查及处理。

15.1.10 加强铁塔基础的检查和维护，对塔腿周围取土、挖沙、采石、堆积、掩埋、水淹等可能危及杆塔基础安全的行为，应及时制止并采取相应防范措施。

15.1.11 开展金属件技术监督，加强铁塔构件、金具、导地线腐蚀状况的观测，必要时进行防腐处理；对于运行年限较长、出现腐蚀严重、有效截面损失较多、强度下降严重的，应及时更换。

15.1.12 加强拉线塔的保护和维修。拉线下部应采取可靠的防盗、防割措施；应及时更换锈蚀严重的拉线和拉棒；对于易受撞击的杆塔和拉线，应采取防撞措施。

15.2 防止断线事故

15.2.1 应采取有效的保护措施防止导地线放线、紧线、连接及安装附件时损伤。

15.2.2 架空地线复合光缆（OPGW）外层线股110kV及以下线路应选取单丝直径2.8mm及以上的铝包钢线；220kV及以上线路应选取单丝直径3.0mm及以上的铝包钢线，并严格控制施工工艺。

15.2.3 加强对大跨越段线路的运行管理，按期进行导地线测振，发现动、弯应变值超标应及时分析、处理。

15.2.4 在腐蚀严重地区，应选用防腐性能较好的导地线，并应根据导地线运行情况进行鉴定性试验。出现多处严重锈蚀、散股、断股、表面严重氧化时应及时换线。

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15.2.5 重要跨越档内不应有接头；后期形成且尚未及时处理的接头应采用预绞式金具加固。

15.3 防止绝缘子和金具断裂事故

15.3.1 风振严重区域的导地线线夹、防振锤和间隔棒应选用加强型金具或预绞式金具。

15.3.2 按照承受静态拉伸载荷设计的绝缘子和金具，应避免在实际运行中承受弯曲、扭转载荷、压缩载荷和交变机械载荷而导致断裂故障。

15.3.3 在复合绝缘子安装和检修作业时应避免损坏伞裙、护套及端部密封，不得脚踏复合绝缘子。在安装复合绝缘子时，不得反装均压环。

15.3.4 积极应用红外成像测温技术检测直线接续管、耐张线夹等引流连接金具的发热情况，高温大负荷期间应增加夜巡，发现缺陷及时处理。

15.3.5 加强对导、地线悬垂线夹承重轴磨损情况的检查，导地线振动严重区段应按2年周期打开检查，磨损严重的应予更换。

15.3.6 应认真检查锁紧销的运行状况，锈蚀严重及失去弹性的应及时更换；特别应加强V型串复合绝缘子锁紧销的检查，防止因锁紧销受压变形失效而导致掉线事故。

15.3.7 对于直线型重要交叉跨越塔，包括跨越110kV及以上线路、铁路和高速公路、一级公路、一、二级通航河流等，应采用双悬垂绝缘子串结构，且宜采用双挂点；无法设置双挂点的窄横担杆塔可采用单挂点双联绝缘子串结构。同时，应采取适当措施使双串绝缘子均匀受力。

15.3.8 加强复合绝缘子护套和端部金具连接部位的检查，端部

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密封破损及护套严重损坏的复合绝缘子应及时更换。

15.3.9 加强对铜铝过渡接线板的检查。利用外观检查、红外测温、着色探伤等手段对铜铝结合部位进行检查，若发现铜铝过渡线夹存在裂纹、气孔、疲劳等严重缺陷，必须及时更换处理。

15.4 防止风偏闪络事故

15.4.1 新建线路设计时应结合已有的运行经验确定设计风速。 15.4.2 500kV及以上架空线路45o及以上转角塔的外角侧跳线串宜使用双串绝缘子并可加装重锤；15o以内的转角塔内外侧均应加装跳线绝缘子串；15o及以上、45o以内的转角塔的外角侧应加装一串或双串跳线绝缘子。对于部分微地形微气象地区，转角塔外角侧可采用硬跳线方式。

15.4.3 沿海台风地区，跳线应按设计风压的1.2倍校核。 15.4.4 运行企业应加强山区线路大档距的边坡及新增交叉跨越的排查，对影响线路安全运行的隐患及时治理。

15.4.5 线路风偏故障后，应检查导线、金具、铁塔等受损情况并及时处理。

15.4.6 更换不同型式的悬垂绝缘子串后，应对导线风偏角重新校核，特别是复合绝缘子应重点校核。

15.4.7 设计单位应在终勘定位以后进行塔头风偏校验，并将计算书与竣工图一起归档备查。

15.5 防止覆冰、舞动事故

15.5.1 线路路径选择应以冰区分布图、舞动区分布图为依据，宜避开重冰区及易发生导线舞动的区域。

15.5.2 新建架空输电线因路径选择困难无法避开重冰区及易发生导线舞动的局部区段应提高抗冰设计及采取有效的防舞措施，如采

用线夹回转式间隔棒、相间间隔棒等，并逐步总结、完善防舞动产品的布置原则。

15.5.3 为减少或防止脱冰跳跃、舞动对导线造成的损伤，宜采用预绞丝护线条保护导线。

15.5.4 舞动易发区的导地线线夹、防振锤和间隔棒应选用耐磨加强型金具或预绞式金具。

15.5.5 应加强沿线气象环境资料的调研收集，加强导地线覆冰、舞动的观测，对覆冰及舞动易发区段，安装覆冰、舞动在线监测装置，全面掌握特殊地形、特殊气候区域的资料，充分考虑特殊地形、气象条件的影响，合理绘制舞动区分布图及冰区分布图，为预防和治理线路冰害提供依据。

15.5.6 对设计冰厚取值偏低、且未采取必要防覆冰措施的重冰区线路应逐步改造，提高抗冰能力。

15.5.7 防舞治理应综合考虑线路防微风振动性能，避免因采取防舞动措施而造成导地线微风振动时动弯应变超标，从而导致疲劳断股、损伤；同时应加强防舞效果的观测和防舞装置的维护。

15.5.8 覆冰季节前应对线路做全面检查，落实除冰、融冰和防舞动措施。

15.5.9 线路覆冰后，应根据覆冰厚度和天气情况，对导地线采取交流短路融冰、直流融冰及安全可靠的机械除冰等措施以减少导地线覆冰。对已发生倾斜的杆塔应加强监测，可根据需要在直线杆塔上设立临时拉线以加强杆塔的抗纵向不平衡张力能力。

15.5.10 线路发生覆冰、舞动后，应根据实际情况安排停电检修，对线路覆冰、舞动重点区段的导地线线夹出口处、绝缘子锁紧销及相关金具进行检查和消缺；及时校核和调整因覆冰、舞动造成的导地线

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滑移引起的弧垂变化缺陷。

15.6 防止鸟害闪络事故

15.6.1 鸟害多发区的新建线路应设计、安装必要的防鸟装置。110（66）、220、330、500kV悬垂绝缘子的鸟粪闪络基本防护范围为以绝缘子悬挂点为圆心，半径分别为0.25、0.55、0.85、1.2m的圆。对于带有超大均压环的复合绝缘子，防护范围应作适当调整。

15.6.2 基建阶段应做好复合绝缘子防鸟啄工作，在线路投运前应对复合绝缘子伞裙、护套进行检查。

15.6.3 鸟害多发区线路应及时安装防鸟装置，如防鸟刺、防鸟挡板、悬垂串第一片绝缘子采用大盘径绝缘子、复合绝缘子横担侧采用防鸟型均压环等。对已安装的防鸟装置应加强检查和维护，及时更换失效防鸟装置。

15.6.4 及时拆除线路绝缘子上方的鸟巢，并及时清扫鸟粪污染的绝缘子。

15.7 防止外力破坏事故

15.7.1 新建线路设计时应采取必要的防外力破坏措施，验收时应检查防外力破坏措施是否落实到位。

15.7.2 架空线路跨越森林、防风林、固沙林、河流坝堤的防护林、高等级公路绿化带、经济园林等，宜根据树种的自然生长高度采用高跨设计。

15.7.3 加强输电线路外力破坏隐患排查治理工作，建立外力破坏隐患台账，运行维护责任单位对外力破坏隐患实行闭环管理。加强与地方及行政执法部门的联系协调，建立完善的群众护线制度，建立外力破坏隐患治理联动机制。

15.7.4 充分发挥地方及行政执法部门的作用，通过行政执

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法手段严厉打击破坏、盗窃、收购线路器材的违法犯罪活动，及时拆除危及线路安全运行的违章建筑物和构筑物。加强巡视和宣传，及时制止线路附近的烧荒、烧秸秆、放风筝、开山炸石、爆破作业等行为。

15.7.5 应在线路保护区或附近的公路、铁路、水利、市政施工现场等可能引起误碰线的区段设立限高警示牌或采取其他有效措施，防止起重机等施工机械碰线。

15.7.6 及时清理线路通道内的树障、堆积物等，严防因树木、堆积物与电力线路距离不够引起放电事故。

15.7.7 易遭外力碰撞的线路杆塔，应设置防撞墩、并涂刷醒目标志漆、粘贴防撞贴等。

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16 防止污闪事故

16.1 新建和扩建发变电设备应依据最新版污区分布图进行外绝缘配置。中重污区的外绝缘配置宜采用硅橡胶类防污闪产品，包括线路复合绝缘子、支柱复合绝缘子、复合套管、瓷绝缘子（含悬式绝缘子、支柱绝缘子及套管）和玻璃绝缘子表面喷涂防污闪涂科等。选站时应避让d、e级污区；如不能避让，变电站宜采用GIS、HGIS设备或全户内变电站。

16.2 污秽严重的覆冰地区外绝缘设计应采用加强绝缘、V型串、不同盘径绝缘子组合等形式，通过增加绝缘子串长、阻碍冰凌桥接及改善融冰状况下导电水帘形成条件，防止冰闪事故。

16.3 中性点不接地系统的设备外绝缘配置至少应比中性点接地系统配置高一级，直至达到e级污秽等级的配置要求。

16.4 加强绝缘子全过程管理，全面规范绝缘子选型、招标、监造、验收及安装等环节，确保使用伞形合理、运行经验成熟、质量稳定的绝缘子。

16.5 外绝缘配置不满足污区分布图要求及防覆冰（雪）闪络、大（暴）雨闪络要求的发变电设备应予以改造，中重污区的防污闪改造应优先采用硅橡胶类防污闪产品。

16.6 清扫（含停电及带电清扫、带电水冲洗）作为辅助性防污闪措施，可用于暂不满足防污闪配置要求的发变电设备及污染特殊严重区域的发变电设备，如：硅橡胶类防污闪产品已不能有效适应的粉尘特殊严重区域，高污染和高湿度条件同时出现的快速积污区域，雨水充沛地区出现超长无降水期导致绝缘子的现场污秽度可能超过设计标准的区域等，且应重点关注自洁性能较差的绝缘子。

16.7 加强零值、低值瓷绝缘子的检测，及时更换自爆玻璃绝缘

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子及零、低值瓷绝缘子。

16.8 坚持定期（每年一次）对变电设备外绝缘表面的盐密和灰密进行测量，根据盐密和灰密测试结果确定污秽等级。取样瓷瓶应按《污秽条件下使用的高压绝缘子的选择和尺寸确定第1部分：定义、信息和一般原则》（GB/T26218.1）要求进行安装，安装高度应尽可能接近于线路或母线绝缘子的安装高度。应进行污秽调查和运行巡视，及时根据变化情况采取防污闪措施，做好防污闪的基础工作。

16.9 防污闪涂料与防污闪辅助伞裙

16.9.1 绝缘子表面涂覆防污闪涂料和加装防污闪辅助伞裙是防止变电设备污闪的重要措施，其中避雷器不宜单独加装辅助伞裙，宜将防污闪辅助伞裙与防污闪涂料结合使用；隔离开关动触头支持绝缘子和操作绝缘子使用防污闪辅助伞裙时要根据绝缘子尺寸和间距选择合适的辅助伞裙尺寸、数量及安装位置。

16.9.2 宜优先选用加强RTV-Ⅱ型防污闪涂料，防污闪辅助伞裙的材料性能与复合绝缘子的高温硫化硅橡胶一致。

16.9.3 加强防污闪涂料和防污闪辅助伞裙的施工和验收环节，防污闪涂料宜采用喷涂施工工艺，防污闪辅助伞裙与相应的绝缘子伞裙尺寸应吻合良好。

16.10 户内绝缘子防污闪要求

户内非密封设备外绝缘与户外设备外绝缘的防污闪配置级差不宜大于一级。应在设计、基建阶段考虑户内设备的防尘和除湿条件，确保设备运行环境良好。

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17 防止电力电缆损坏事故

17.1 防止电缆绝缘击穿事故

17.1.1 应根据线路输送容量、系统运行条件、电缆路径、敷设方式等合理选择电缆和附件结构型式。

17.1.2 应避免电缆通道邻近热力管线、腐蚀性、易燃易爆介质的管道，确实不能避开时，应符合《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》（GB50168）第5.2.3条、第5.4.4条等相关要求。

17.1.3 应加强电力电缆和电缆附件选型、订货、验收及投运的全过程管理。应优先选择具有良好运行业绩和成熟制造经验的制造商。

17.1.4 同一受电端的双回或多回电缆线路宜选用不同制造商的电缆、附件。110kV（66kV）及以上电压等级电缆的GIS终端和油浸终端宜选择插拔式。

17.1.5 10kV及以上电力电缆应采用干法化学交联的生产工艺，110kV及以上电力电缆应采用悬链或立塔式工艺。

17.1.6 运行在潮湿或浸水环境中的110kV（66kV）及以上电压等级的电缆应有纵向阻水功能，电缆附件应密封防潮；35kV及以下电压等级电缆附件的密封防潮性能应能满足长期运行需要。

17.1.7 电缆主绝缘、单芯电缆的金属屏蔽层、金属护层应有可靠的过电压保护措施。统包型电缆的金属屏蔽层、金属护层应两端直接接地。

17.1.8 设计时应合理安排电缆段长，尽量减少电缆接头的数量，严禁在电缆夹层、桥架和竖井等缆线密集区域布置电力电缆接头。

17.1.9 对220kV及以上电压等级电缆、110kV（66kV）及以下电压等级重要线路的电缆，应进行监造及出厂验收。

17.1.10 应严格进行到货验收，并开展到货检测。

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17.1.11 在电缆运输过程中，应防止电缆受到碰撞、挤压等导致的机械损伤，严禁倒放。电缆敷设过程中应严格控制牵引力、侧压力和弯曲半径。

17.1.12 施工期间应做好电缆和电缆附件的防潮、防尘、防外力损伤措施。在现场安装高压电缆附件之前，其组装部件应试装配。安装现场的温度、湿度和清洁度应符合安装工艺要求，严禁在雨、雾、风沙等有严重污染的环境中安装电缆附件。

17.1.13 应检测电缆金属护层接地电阻、端子接触电阻，必须满足设计要求和相关技术规范要求。

17.1.14 金属护层采取交叉互联方式时，应逐相进行导通测试，确保连接方式正确。金属护层对地绝缘电阻应试验合格，过电压元件在安装前应检测合格。

17.1.15 运行部门应加强电缆线路负荷和温度的检（监）测，防止过负荷运行，多条并联的电缆应分别进行测量。巡视过程中应检测电缆附件、接地系统等的关键接点的温度。

17.1.16 严禁金属护层不接地运行。应严格按照运行规程巡检接地端子、过电压元件，发现问题应及时处理。

17.1.17 66kV及以上采用电缆进出线的GIS，宜预留电缆试验、故障测寻用的高压套管。

17.1.18 66kV及以上电缆穿越桥梁等振动较为频繁的区域时，应采用可缓冲机械应力的固定装置。

17.1.19 严格按照电缆终端头、中间接头的制作工艺要求制作相关电缆附件并进行电气试验合格；定期检查电缆终端头及接头温度、放电痕迹和机械损伤等情况。

17.1.20 对橡塑绝缘电力电缆主绝缘进行绝缘考核时，交接和预

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防性试验不应做直流耐压试验，而应做交流耐压试验。

17.2 防止外力破坏和设施被盗

17.2.1 同一负荷的双路或多路电缆，不宜布置在相邻位置。 17.2.2 电缆通道及直埋电缆线路工程、水底电缆敷设应严格按照相关标准和设计要求施工，并同步进行竣工测绘，非开挖工艺的电缆通道应进行三维测绘。应在投运前向运行部门提交竣工资料和图纸。

17.2.3 直埋电缆沿线、水底电缆应装设永久标识或路径感应标识。

17.2.4 电缆终端场站、隧道出入口、重要区域的工井井盖应有安防措施，并宜加装在线监控装置。户外金属电缆支架、电缆固定金具等应使用防盗螺栓。

17.2.5 电缆路径上应设立明显的警示标志，对可能发生外力破坏的区段应加强监视，并采取可靠的防护措施。

17.2.6 工井正下方的电缆，宜采取防止坠落物体打击的保护措施。

17.2.7 应监视电缆通道结构、周围土层和临近建筑物等的稳定性，发现异常应及时采取防护措施。

17.2.8 敷设于公用通道中的电缆应制订专项管理措施。 17.2.9 应及时清理退运的报废缆线，对盗窃易发地区的电缆设施应加强巡视。

17.3 防止单芯电缆金属护层绝缘故障

17.3.1 电缆通道、夹层及管孔等应满足电缆弯曲半径的要求，110kV（66kV）及以上电缆的支架应满足电缆蛇形敷设的要求。电缆应严格按照设计要求进行敷设、固定。

17.3.2 电缆支架、固定金具、排管的机械强度应符合设计和长

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期安全运行的要求，且无尖锐棱角。

17.3.3 应对完整的金属护层接地系统进行交接试验，包括电缆外护套、同轴电缆、接地电缆、接地箱、互联箱等。交叉互联系统导体对地绝缘强度应不低于电缆外护套的绝缘水平。

17.3.4 应监视重载和重要电缆线路因运行温度变化产生的蠕变，出现异常应及时处理。

17.3.5 应严格按照试验规程对电缆金属护层的接地系统开展运行状态检测、试验。

17.3.6 应严格按试验规程规定检测金属护层接地电流、接地线连接点温度，发现异常应及时处理。

17.3.7 电缆线路发生运行故障后，应检查接地系统是否受损，发现问题应及时修复。

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18 防止继电保护事故

18.1 规划与设备选型

18.1.1 在一次系统规划建设中，应充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式造成继电保护配置及整定难度的增加，为继电保护安全可靠运行创造良好条件。

18.1.2 涉及电网安全、稳定运行的发电、输电、配电及重要用电设备的继电保护装置应纳入电网统一规划、设计、运行、管理和技术监督。

18.1.3 继电保护的配置和选型，必须满足有关规程规定及国家、行业技术标准的要求，并经相关继电保护管理部门同意。保护选型应采用技术成熟、性能可靠、质量优良并取得成功运行经验的产品。

18.1.4 继电保护的制造、配置应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障的情况下继电保护不正确动作，同时还应考虑系统运行方式变化对继电保护带来的不利影响；当遇到电网、发电厂系统结构变化复杂、整定计算不能满足系统运行要求的情况下，应按整定规程进行取舍，侧重防止保护拒动，备案注明并报主管领导批准。

18.2 继电保护配置原则

18.2.1 应根据发电厂一次设备的接线方式、电网结构，以及运行、检修和管理的实际效果，遵循“强化主保护，简化后备保护和二次回路”的原则进行保护配置、选型与整定。

18.2.2 各发电厂应重视和完善与电网运行关系密切的保护选型、配置，在保证主设备安全的情况下，还必须满足电网安全运行的要求。

18.2.3 电力系统重要设备的继电保护应采用双重化配置。双重化配置的继电保护应满足以下基本要求：

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18.2.3.1 依照双重化原则配置的两套保护装置，每套保护均应含有完整的主、后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能作用于跳闸或给出信号；宜采用主、后一体的保护装置。

18.2.3.2 330kV及以上电压等级输变电设备的保护应按双重化配置；220kV电压等级线路、变压器、高压电抗器、串联补偿装置、滤波器等设备微机保护应按双重化配置；220kV及以上电压等级变电站的母线保护应按双重化配置。

18.2.3.3 220kV及以上电压等级线路纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等）、远方跳闸及就地判别装置应遵循相互的原则按双重化配置。

18.2.3.4 100MW及以上容量发电机一变压器组应按双重化原则配置微机保护（非电量保护除外）；大型发电机组和重要发电厂的启动变压器保护宜采用双重化配置。

18.2.3.5 两套保护装置的交流电流应分别取自电流互感器互相的绕组；交流电压宜分别取自电压互感器互相的绕组。其保护范围应交叉重叠，避免死区。

18.2.3.6 两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段。

18.2.3.7 有关断路器的选型应与保护双重化配置相适应，220kV及以上断路器必须具备双跳闸线圈机构。两套保护装置的跳闸回路应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。

18.2.3.8 双重化配置的两套保护装置之间不应有电气联系。与其他保护、设备（如通道、失灵保护等）配合的回路应遵循相互且相互对应的原则，防止因交叉停用导致保护功能的缺失。

18.2.3.9 采用双重化配置的两套保护装置应安装在各自保护柜

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内，并应充分考虑运行和检修时的安全性。

18.3 继电保护设计

18.3.1 保护装置直流空气开关、交流空气开关应与上一级开关及总路空气开关保持级差关系，防止由于下一级电源故障时，扩大失电元件范围。

18.3.2 继电保护及相关设备的端子排，宜按照功能进行分区、分段布置，正、负电源之间、跳（合）闸引出线之间以及跳（合）闸引出线与正电源之间、交流电源与直流回路之间等应至少采用一个空端子隔开。

18.3.3 应根据系统短路容量合理选择电流互感器的容量、变比和特性，满足保护装置整定配合和可靠性的要求。新建和扩建工程宜选用具有多次级的电流互感器，优先选用贯穿（倒置）式电流互感器。

18.3.4 差动保护用电流互感器的相关特性宜一致。

18.3.5 应充分考虑电流互感器二次绕组合理分配，避免可能出现的保护死区。对确实无法解决的保护动作死区，在满足系统稳定要求的前提下，可采取启动失灵和远方跳闸等后备措施加以解决。

18.3.6 应充分考虑电压互感器二次绕组合理分配，两套线路主保护的电压回路宜分别接入电压互感器的不同二次绕组。按近后备原则配置的两套线路主保护，当合用电压互感器的同一二次绕组时，至少应配置一套分相电流差动保护。

18.3.7 线路－发变组的线路和主设备电气量保护均应起动断路器失灵保护。当本侧断路器无法切除故障时，应采取起动远方跳闸等后备措施加以解决。220kV及以上电压等级变压器的断路器失灵时，除应跳开失灵断路器相邻的全部断路器外，还应跳开本变压器连接其他电源侧的断路器。

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18.3.8 双母线接线变电站的母差保护、断路器失灵保护，除跳母联、分段的支路外，应经复合电压闭锁。

18.3.9 当母差保护与失灵保护共用出口时，母差保护与失灵保护均满足双重化配置，两套保护应一一对应地作用于断路器的两个跳圈。

18.3.10 当母差保护与失灵保护共用出口时，母差保护与失灵保护不完全满足双重化配置，出口应同时作用于断路器的两个跳圈。

18.3.11 220kV及以上电压等级的断路器均应配置断路器本体的三相位置不一致保护，单元制接线的发变组，在三相不一致保护动作后仍不能解决问题时，应使用具有电气量判据的断路器三相不一致保护去起动断路器失灵保护。

18.3.12 变压器、电抗器宜配置单套非电量保护，应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。未采用就地跳闸方式的变压器非电量保护应设置的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且必须与电气量保护完全分开。当变压器、电抗器采用就地跳闸方式时，应向监控系统发送动作信号。

18.3.13 非电量保护及动作后不能随故障消失而立即返回的保护（只能靠手动复位或延时返回）不应启动失灵保护。

18.3.14 对于装置间不经附加判据直接启动跳闸的开入量，应经抗干扰继电器重动后开入；抗干扰继电器的启动功率应大于5W，动作电压在额定直流电源电压的55%～70%范围内，额定直流电源电压下动作时间为10ms～35ms，应具有抗220V工频电压干扰的能力。

18.3.15 500kV及以上电压等级变压器低压侧并联电抗器和电容器、站用变压器的保护配置与设计，应与一次系统相适应，防止电抗器和电容器故障造成主变压器的跳闸。

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18.3.16 线路纵联保护应优先采用光纤通道。双回线路采用同型号纵联保护，或线路纵联保护采用双重化配置时，在回路设计和调试过程中应采取有效措施防止保护通道交叉使用。分相电流差动保护应采用同一路由收发、往返延时一致的通道。

18.3.17 220kV及以上电气模拟量必须接入故障录波器，发电机、变压器不仅录取各侧的电压、电流，还应录取公共绕组电流、中性点零序电流和中性点零序电压。所有保护出口信息、通道收发信情况及开关分合位情况等变位信息应全部接入故障录波器。

18.3.18 对闭锁式纵联保护，“其他保护停信”回路应直接接入保护装置，而不应接入收发信机。

18.3.19 220kV及以上电压等级的线路保护应采取措施，防止由于零序功率方向元件的电压死区导致零序功率方向纵联保护拒动。

18.3.20 发电厂升压站监控系统的电源、断路器控制回路及保护装置电源，应取自升压站配置的蓄电池组。

18.3.21 发变－线路组、单回线路及同塔双回线路接线方式的发变组保护宜配置零功率切机保护。

18.3.22 发电机一变压器组的阻抗保护须经电流元件（如电流突变量、负序电流等）启动，在发生电压二次回路失压、断线以及切换过程中交流或直流失压等异常情况时，阻抗保护应具有防止误动措施。

18.3.23 200MW及以上容量发电机定子接地保护宜将基波零序过电压保护与三次谐波电压保护的出口分开，基波零序过电压保护投跳闸。

18.3.24 采用纵向零序电压原理的发电机匝间保护应设有负序功率方向闭锁元件。

18.3.25 并网发电厂均应制定完备的发电机带励磁失步振荡故

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障的应急措施，300MW及以上容量的发电机应配置失步保护，在进行发电机失步保护整定计算和校验工作时应能正确区分失步振荡中心所处的位置，在机组进入失步工况时根据不同工况选择不同延时的解列方式，并保证断路器断开时的电流不超过断路器允许开断电流。

18.3.26 发电机的失磁保护应使用能正确区分短路故障和失磁故障的、具备复合判据的方案。应仔细检查和校核发电机失磁保护的整定范围和低励特性，防止发电机进相运行时发生误动作。

18.3.27 300MW及以上容量发电机应配置起、停机保护及断路器断口闪络保护。

18.3.28 200MW及以上容量发电机一变压器组应配置专用故障录波器。

18.3.29 新、改扩建的发电厂的辅机设备及其电源在外部系统发生故障时，应具有一定的抵御事故能力，对可能引发机组停运的的主要辅机应具备相应的低、过电压穿越能力，以保证发电机在外部系统故障情况下的持续运行。

18.4 继电保护二次回路与抗干扰

18.4.1 装设静态型、微机型继电保护装置和收发信机的厂、站接地电阻应按《计算机场地通用规范》（GB/T2887）和《计算机场地安全要求》（GB9361）规定；上述设备的机箱应构成良好电磁屏蔽体，并有可靠的接地措施。

18.4.2 电流互感器的二次绕组及回路，必须且只能有一个接地点。公用电流互感器二次绕组二次回路只允许、且必须在相关保护柜屏内一点接地。的、与其他电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路宜在开关场一点接地。当差动保护的各组电流回路之间因没有电气联系而选择在开关场就地接地时，须考虑由于开关场发生接

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地短路故障，将不同接地点之间的地电位差引至保护装置后所带来的影响。来自同一电流互感器二次绕组的三相电流线及其中性线必须置于同一根二次电缆。

18.4.3 公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等，已在控制室一点接地的电压互感器二次绕组，宜在开关场将二次绕组中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30Imax伏（Imax为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流有效值，单位为kA）。应定期检查放电间隙或氧化锌阀片，防止造成电压二次回路多点接地的现象。

18.4.4 来自同一电压互感器二次绕组的三相电压线及其中性线必须置于同一根二次电缆，不得与其他电缆共用。来自同一电压互感器三次绕组的两（或三）根引入线必须置于同一根二次电缆，不得与其他电缆共用。应特别注意：电压互感器三次绕组及其回路不得短路。

18.4.5 交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，均应使用各自的电缆。

18.4.6 微机型继电保护装置柜屏内的交流供电电源（照明、打印机和调制解调器）的中性线（零线）不应接入等电位接地网。

18.4.7 为防止干扰，保护装置用弱电开入回路不宜引出保护室。 18.4.8 严格执行有关规程、规定及反事故措施，防止二次寄生回路的形成。

18.4.9 直接接入微机型继电保护装置的所有二次电缆均应使用屏蔽电缆，电缆屏蔽层应在电缆两端可靠接地。严禁使用电缆内的空线替代屏蔽层接地。

18.4.10 对经长电缆跳闸的回路，应采取防止长电缆分布电容影

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响和防止出口继电器误动的措施。在运行和检修中应严格执行有关规程、规定及反事故措施，严格防止交流电压、电流串入直流回路。

18.4.11 如果断路器只有一组跳闸线圈，失灵保护装置工作电源应与相对应的断路器操作电源取自不同的直流电源系统。

18.4.12 主设备非电量保护应防水、防震、防油渗漏、密封性好。气体继电器至保护柜的电缆应尽量减少中间转接环节。

18.4.13 保护室与通信室之间信号优先采用光缆传输。若使用电缆，应采用双绞双屏蔽电缆并可靠接地。

18.4.14 应采取有效措施防止空间磁场对二次电缆的干扰，应根据开关场和一次设备安装的实际情况，敷设与厂、站主接地网紧密连接的等电位接地网。等电位接地网应满足以下要求：

18.4.14.1 应在主控室、保护室、敷设二次电缆的沟道、开关场的就地端子箱及保护用结合滤波器等处，使用截面不小于100mm2的裸铜排（缆）敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。

18.4.14.2 在主控室、保护室柜屏下层的电缆室（或电缆沟道）内，按柜屏布置的方向敷设100mm2的专用铜排（缆），将该专用铜排（缆）首末端连接，形成保护室内的等电位接地网。保护室内的等电位接地网与厂、站的主接地网只能存在唯一连接点，连接点位置宜选择在保护室外部电缆沟道的入口处。为保证连接可靠，连接线必须用至少4根以上、截面面积不小于50mm2的铜缆（排）构成共点接地。

18.4.14.3 沿开关场二次电缆的沟道敷设截面面积不少于l00mm2的铜排（缆），并在保护室（控制室）及开关场的就地端子箱处与主接地网紧密连接，保护室（控制室）的连接点宜设在室内等电位接地网与厂、站主接地网连接处。

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18.4.14.4 由开关场的变压器、断路器、隔离开关和电流、电压互感器等设备至开关场就地端子箱之间的二次电缆应经金属管从一次设备的接线盒（箱）引至电缆沟，并将金属管的上端与上述设备的底座和金属外壳良好焊接，下端就近与主接地网良好焊接。上述二次电缆的屏蔽层在就地端子箱处单端使用截面面积不小于4mm2多股铜质软导线可靠连接至等电位接地网的铜排上，在一次设备的接线盒（箱）处不接地。

18.4.14.5 静态保护和自动控制装置的屏柜、就地开关端子箱下部应设有截面不小于100mm2的接地铜排。屏柜上装置的接地端子应用截面不小于4mm2的多股铜线和接地铜排相连，接地铜排应用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。

18.4.14.6 采用电力载波作为纵联保护通道时，应沿高频电缆敷设l00mm2铜导线，在结合滤波器处，该铜导线与高频电缆屏蔽层相连且与结合滤波器一次接地引下线隔离，铜导线及结合滤波器二次的接地点应设在距结合滤波器一次接地引下线入地点3～5m处；铜导线的另一端应与保护室的等电位地网可靠连接。

18.5 新、扩、改建工程的验收

18.5.1 应从保证设计、调试和验收质量的要求出发，合理确定新建、扩建、技改工程工期。基建调试应严格按照规程规定执行，不得为赶工期减少调试项目，降低调试质量。

18.5.2 新、扩、改建工程除完成各项规定的分步试验外，还必须进行所有保护整组检查，模拟故障检查保护连接片的唯一对应关系，模拟闭锁触点动作或断开来检查其唯一对应关系，避免有任何寄生回路存在。

18.5.3 新、扩、改建工程机组投运前应具备以下资料：

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18.5.3.1 线路、变压器、发电机、断路器等一次设备的技术参数和实测参数，并还应提供变压器、发电机过励磁特性曲线和这些设备的试验报告。

18.5.3.2 电压、电流互感器的变比、极性、直流电阻、伏安特性、电流互感器10％误差计算等实测数据。

18.5.3.3 保护装置及相关二次交、直流和信号回路的绝缘电阻的实测数据。

18.5.3.4 光纤通道及接口设备的试验数据。 18.5.3.5 高频通道及加工设备的试验数据。

18.5.3.6 安装、调试过程对设计和设备的变更以及缺陷处理的全过程记录。

18.5.3.7 保护的调试报告和竣工图纸。

18.5.4 双重化配置的保护装置整组传动验收时，应采用同一时刻，模拟相同故障性质（故障类型相同，故障量相别、幅值、相位相同）的方法，对两套保护同时进行作用于两组跳闸线圈的试验。

18.5.5 所有差动保护（线路、母线、变压器、电抗器、发电机等）在投入运行前，除应在能够保证互感器与测量仪表精度的负荷电流条件下，测定相回路和差回路外，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。

18.5.6 新、扩、改建工程的相关设备投入运行后，施工（或调试）企业应按照约定及时提供完整的一、二次设备安装资料及调试报告，并应保证图纸与实际投入运行设备相符。

18.5.7 验收方应根据有关规程、规定及反措要求制定详细的验收标准。新设备投产前应认真编写保护启动方案，做好事故预想，确保新投设备发生故障能可靠被切除。

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18.5.8 新、扩、改建工程中应同步建设或完善继电保护故障信息管理系统，并严格执行国家有关网络安全的相关规定。

18.6 继电保护定值与运行管理

18.6.1 依据电网、发电厂系统结构和继电保护配置情况，按相关规定进行继电保护的整定计算。当灵敏性与选择性难以兼顾时，应首先考虑以保灵敏度为主，防止保护拒动，并备案报主管领导批准。

18.6.2 发电厂应按相关规定进行继电保护整定计算，并认真校核与系统保护的配合关系。加强对主设备及厂用系统的继电保护整定计算与管理工作，安排专人每年对所辖设备的整定值进行全面复算和校核，注意防止因厂用系统保护不正确动作，扩大事故范围。

18.6.3 大型发电机高频、低频保护整定计算时，应分别根据发电机在并网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机性能、特性曲线，并结合电网要求进行整定计算。

18.6.4 过激磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定，其返回系数不宜低0.96。整定计算应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并与励磁调节器V/Hz特性相配合，按励磁调节器V/Hz首先动作、再由过激磁保护动作的原则进行整定和校核。

18.6.5 发电机负序电流保护应根据制造厂提供的负序电流暂态限值（A值）进行整定，并留有一定裕度。发电机保护启动失灵保护的零序或负序电流判别元件灵敏度应与发电机负序电流保护相配合。

18.6.6 发电机励磁绕组过负荷保护应投入运行，且与励磁调节器过励磁相配合。

18.6.7 宜在高压厂用变压器的低压侧设置取自不同电流回路的两套电流保护。当短路电流大于变压器热稳定电流时，变压器保护切

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除故障的时间不宜大于2s。

18.6.8 严格执行工作票制度和二次工作安全措施票制度，规范现场安全措施，防止继电保护“三误”事故。相关专业人员在继电保护回路工作时，必须遵守继电保护的有关规定。

18.6.9 微机型继电保护及安全自动装置的软件版本和结构配置文件修改、升级前，应对其书面说明材料及检测报告进行确认，并对原运行软件和结构配置文件进行备份。修改内容涉及测量原理、判据、动作逻辑或变动较大的，必须提交全面检测认证报告。保护软件及现场二次回路变更须经相关保护管理部门同意并及时修订相关的图纸资料。

18.6.10 加强继电保护装置运行维护工作。装置检验应保质保量，严禁超期和漏项，应特别加强对基建投产设备及新安装装置在一年内的全面校验，提高继电保护设备健康水平。

18.6.11 应对已运行的母线、变压器和发变组差动保护电流互感器二次回路负载进行10%误差计算和分析，校核主设备各侧二次负载的平衡情况，并留有足够裕度。不符合要求的电流互感器应安排更换。

18.6.12 配置足够的保护备品、备件，缩短继电保护缺陷处理时间。微机保护装置的开关电源模件宜在运行6年后予以更换。

18.6.13 加强继电保护试验仪器、仪表的管理工作，每1～2年应对微机型继电保护试验装置进行一次全面检测，确保试验装置的准确度及各项功能满足继电保护试验的要求，防止因试验仪器、仪表存在问题而造成继电保护误整定、误试验。

18.6.14 未配置双套母差保护的变电站，在母差保护停用期间应采取相应措施，严格母线侧隔离开关的倒闸操作，以保证系统安全。

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18.6.15 针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管理，定期进行传动试验，保证事故状态下投入成功率。

18.6.16 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、联切回路以及“和电流”等接线方式有关的二次回路上工作时，以及3/2断路器接线等主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。

18.6.17 新投运或电流、电压回路发生变更的220kV及以上保护设备，在第一次经历区外故障后，宜通过打印保护装置和故障录波器报告的方式校核保护交流采样值、收发信开关量、功率方向以及差动保护差流值的正确性。

18.7 继电保护与相关专业的配合 18.7.1 通信

18.7.1.1 继电保护专业和通信专业应密切配合，加强对纵联保护通道设备的检查，重点检查是否设定了不必要的收、发信环节的延时或展宽时间。注意校核继电保护通信设备（光纤、微波、载波）传输信号的可靠性和冗余度及通道传输时间，防止因通信问题引起保护不正确动作。

18.7.1.2 建立与完善阻波器、结合滤波器等高频通道加工设备的定期检修制度，落实责任制，消除检修、管理的死区，应注意做到：定期检查线路高频阻波器、结合滤波器等设备是否工作在正常状态；对已退役的结合滤波器和分频滤过器等设备，应及时采取安全隔离措施。

18.7.2 直流系统

18.7.2.1 在新建、扩建和技改工程中，应按《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T 5044）和电气装置安装工程《蓄电池施工及

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验收规范》（GB50172）的要求进行交接验收工作。

18.7.2.2 所有已运行的直流电源装置、蓄电池、充电装置、微机监控器和直流系统绝缘监测装置都应按《蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》（DL/T 724）和《电力用高频开关整流模块》（DL/T781）的要求进行维护、管理。

18.7.2.3 220kV及以上电压等级变电站的直流系统应采用两组蓄电池、三台充电装置的方案，每组蓄电池和充电装置应分别接于直流母线，作为备用的第三台充电装置可在两段母线之间切换。

18.7.2.4 直流母线应采用分段运行的方式，注意防止在负荷侧合环，每段母线应分别采用的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设置联络断路器，正常运行时断路器处于断开位置。当任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置。

18.7.2.5 应对保护直流系统的熔断器、自动开关加强维护、管理。在配置直流熔断器和自动开关时，应满足以下要求：

（1）对于双重化配置的保护装置，每套保护装置应由不同直流母线供电，跳闸回路电源与相应保护装置电源应取自同一直流母线，且分别设有专用的直流熔断器或自动开关。

（2）母线保护、变压器差动保护、发电机差动保护、各种双断路器接线方式的线路保护等保护装置与各断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电。

（3）有两组跳闸线圈的断路器，其每一跳闸回路应分别由专用的直流熔断器或自动开关供电。

（4）直流系统应采用直流专用断路器，严禁交直流断路器混用。（5）直流电源总输出回路、直流分段母线的输出回路宜按逐级配合的原则设置熔断器或带延时的直流断路器，保护柜屏的直流电源

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进线应使用自动直流断路器。

（6）直流总输出回路、直流分路均装设熔断器时，直流熔断器应分级配置，逐级配合。

（7）直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设自动开关时，必须保证熔断器与小空气开关有选择性地配合，

（8）直流总输出回路、直流分路均装设自动开关时，必须确保上、下级自动开关有选择性地配合，自动开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流（即保护三相同时动作、跳闸和收发信机在满功率发信的状态下）的2.0倍选用。

18.7.2.6 为防止因直流熔断器不正常熔断或自动开关失灵而扩大事故，应定期对运行中的熔断器和自动开关进行检验，严禁质量不合格的熔断器和自动开关投入运行。

18.7.2.7 继电保护直流系统运行中的电压纹波系数应不大于2%，最低电压不低于额定电压的85%，最高电压不高于额定电压的110%。

18.7.2.8 应加强对直流系统的管理，防止直流系统故障，特别要重点防止交流电混入直流回路，造成电网事故。

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19 防止电力调度自动化系统、电力通

信网及信息系统事故

19.1 防止电力调度自动化系统事故

19.1.1 调度自动化系统的主要设备应采用冗余配置，互为热备，储容量和处理器负载应满足相关规定要求。

19.1.1.1 调度端及厂站端电力二次系统安全防护应满足“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则要求。安全防护策略从边界防护逐步过渡到全过程安全防护，安全四级主要设备应满足电磁屏蔽的要求，全面形成具有纵深防御的安全防护体系。

19.1.2 200MW以上机组及其升压站、风电等新能源接入站（风电接入汇集点）、通过35kV及以上电压等级线路并网且装机容量40MW及以上的风电场均应部署相量测量装置。其测量信息应能满足调度机构需求，并提供给厂站进行就地分析。相量测量装置与主站之间应采用调度数据网络进行信息交互。

19.1.3 发电厂及其升压站远动装置、计算机监控系统及其测控单元、变送器等自动化设备应采用冗余配置的不间断电源或站内直流电源供电。具备双电源模块的装置或计算机，两个电源模块应由不同电源供电。相关设备应加装防雷（强）电击装置，相关机柜及柜间电缆屏蔽层应可靠接地。

19.1.4 发电厂站内的远动装置、相量测量装置、电能量终端、时间同步装置、计算机监控系统及其测控单元、变送器及安全防护设备等自动化设备（子站）必须是通过具有国家级检测资质的质检机构检验合格的产品。

19.1.5 发电厂及其升压站应采用自动化设备通信模块应冗余配置，优先采用专用装置，无旋转部件，采用专用操作系统；至调度主

站（含主调和备调）应具有两路不同路由的通信通道（主/备双通道）。

备调的技术支持系统、通信通道应配置，实现运行数据和支持系统的异地备用。

19.1.6 发电厂及其升压站基（改、扩）建工程中调度自动化设备的设计、选型应符合调度自动化专业有关规程规定，并须经相关调度自动化管理部门同意。现场设备的信息采集、接口和传输规约必须满足调度自动化主站系统的要求。

19.1.7 应配合基础数据“源端维护、全网共享”的一体化维护使用机制，作好发电厂及其升压站的基础数据维护工作，提高基础数据（尤其是220kV及以上电压等级电网模型参数和运行数据）的完整性、准确性、一致性和维护的及时性。

19.1.8 发电厂自动发电控制和自动电压控制子站应具有可靠的技术措施，对接收到的所属调度自动化主站下发的自动发电控制指令和自动电压控制指令进行安全校核，对本地自动发电控制和自动电压控制系统的输出指令进行校验，拒绝执行明显影响电厂或电网安全的指令。除紧急情况外，未经调度许可不得擅自修改自动发电控制和自动电压控制系统的控制策略和相关参数。厂站自动发电控制和自动电压控制系统的控制策略更改后，需要对安全控制逻辑、闭锁策略、二次系统安全防护等方面进行全面测试验证，确保自动发电控制和自动电压控制系统在启动过程、系统维护、版本升级、切换、异常工况等过程中不发出或执行控制指令。

19.1.9 应配合落实调度自动化系统应急预案和故障恢复措施，系统和运行数据应定期备份。

19.1.10 按照有关规定的要求，结合一次设备检修或故障处理，协调调度部门定期对厂站远动信息（含相量测量装置信息）进行测试。

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遥信传动试验应具有传动试一验记录，遥测精度应满足相关规定要求。

19.1.11 发电厂的电力二次系统安全防护满足《电力二次系统安全防护总体规定》（国家电力监管委员会令第5号）及配套方案，确保电力二次系统安全防护体系完整可靠，具有数据网络安全防护实施方案和网络安全隔离措施，分区合理、隔离措施完备、可靠。

19.1.12 电力二次系统安全防护设备禁止选用经国家相关管理部门检测存在信息安全漏洞的设备。

19.1.13 生产控制大区内部的系统配置应符合规定要求，硬件应满足要求；生产控制大区一和二区之间应实现逻辑隔离，防火墙规则配置应严格；连接生产控制大区和管理信息大区间应安装单向横向隔离装置；发电厂至上一级电力调度数据网之间应安装纵向加密认证装置，以上两装置应经过国家权威机构的测试和安全认证。

19.1.14 发电厂及其升压站应配备统一的卫星时钟设备和网络授时设备，对站内各种系统和设备的时钟进行统一校正。主时钟应采用双机冗余配置。时间同步装置应能可靠应耐时钟异常跳变及电磁干扰等情况，避免时钟源切换策略不合理等导致输出时间的连续性和准确性受到影响。被授时系统（设备）对接收到的对时信息应做校验。

19.2 防止电力通信网事故

19.2.1 发电厂的通信设备充分满足各类业务应用需求，其选型应与现有网络使用的设备类型一致，保持网络的完整性。

19.2.2 200MW以上的发电厂和重要风电场之间应具有两个及以上通信路由，应具有两种及以上通信方式的调度电话，满足“双设备、双路由、双电源”的要求，且至少保证有一路单机电话，省调及以上调度许可厂、站必须至少具备一种光纤通信手段。

19.2.3 200MW以上的发电厂、重要风电场的通信光缆或电缆应

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采用不同路由的电缆沟（竖井）力电缆同沟（架）布放，并完善防火阻燃、进入通信机房和主控室；避免与一次动力电缆同沟（架）布防，并完善防火阻燃、阻火分隔、防小动物封堵等各项安全措施，绑扎醒目的识别标志；如不具备条件，应采取电缆沟（竖井）内部分隔离等揩施进行有效隔离。

19.2.4 同一条220kV及以上线路的两套继电保护和同一系统的有主／备关系的两套安全自动装置通道应由两套的通信传输设备分别提供，并分别由两套的通信电源供电，重要线路保护及安全自动装置通道应具备两条的路由，满足“双设备、双路由、双电源”的要求。

19.2.5 线路纵联保护使用复用接口设备传输允许命令信号时，不应带有附加延时展宽。

19.2.6 电力调度机构与直调发电厂及重要变电站调度自动化实时业务信息的传输应具有两路不同路由的通信通道（主／备双通道）。

19.2.7 通信机房、通信设备（含电源设备）的防雷和过电压防护能力应满足电力系统通信站防雷和过电压防护相关标准、规定的要求。通信机房环境温度、湿度符合要求，机房空调工作正常；对机房空调、机房温、湿度具有控制措施。

19.2.8 发电厂和涉网风电场的通信设备应在选型、安装、调试、入网试验等各个时期严格执行电力系统通信运行管理和工程验收等方面的标准、规定。

19.2.9 在基建或技改工程中，通信系统选型应符合通信专业有关规程规定，并需相关通信管理部门同意后，才能实施。现场设备的接口和协议必须满足通信系统的要求。必要时应根据实际情况制定通信系统过渡方案。

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19.2.10 用于传输继电保护和安控装置业务的通信通道投运前应进行测试验收，其传输时间、可靠性等技术指标应满足《光纤通道传输保护信息通用技术条件》（DL/T 3-2010）等的要求。传输线路分相电流差动保护的通信通道应满足收、发路径和时延相同的要求。

19.2.11 严格接架空地线复合光缆（OPGW）及其他光缆施工工艺要求进行施工。OPGW在进站门型架处应可靠接地，防止一次线路发生短路时，光缆被感应电压击穿而中断。架空地线复合光缆、垒介质自承式光缆（ADSS）等光缆在进站门型架处的引入光缆必须悬挂醒目光缆标示牌，防止一次线路人员工作时踩踏接续盒，造成光缆损伤。光缆线路投运前应对光缆纤芯测试数据进行记录并存档。应防止引入缆封堵不严或接续盒安装不正确造成管内或盒内进水结冰导致光纤受力引起断纤故障的发生。

19.2.12 通信设备应采用的空气开关或直流熔断器供电，禁止多台设备共用一只分路开关或熔断器。各级开关或熔断器保护范围应逐级配合，避免出现分路开关或熔断器与总开关或熔断器同时跳开或熔断，导致故障范围扩大的情况发生。

19.2.13 电厂监控所辖范围内的通信网的运行情况，及时发现通信网故障信息，协调通信网故障处理。

19.2.14 通信站内主要设备的告警信号（声、光）及装置应真实可靠。通信机房动力环境和无人值班机房内主要设备的告警信号应接到有人值班的地方或接入通信综合监测系统。

19.2.15 通信检修工作应严格遵守电力通信检修管理规定相关要求，对通信检修票的业务影响范围、采取的措施等内容应严格进行审查核对，对影响一次电网生产业务的检修工作应按一次电网检修管理办法办理相关手续。

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19.2.16 发电厂、风电场通信部门应与电网通信管理部门、运行维护部门建立工作联系制度。电网通信管理部门应提前通报年度、月度检修计划，防止因一次线路施工或检修对通信光缆造成影响，防止人为原因造成通信光缆非计划中断。

19.2.17 发电厂通信部门应每半年对厂内及线路光缆的外观、接续盒固定线夹、接续金密封垫等进行检查，并对光缆备用纤芯的衰耗进行测试对比。

19.2.18 每年雷雨季节前应对接地系统进行检查和维护。检查连接处是否紧固、接触是否良好、接地引下线有无锈蚀、接地体附近地面有无异常，必要时应开挖地面抽查地下隐蔽部分锈蚀情况。有通信站的大楼接地网的接地电阻应每年进行一次测量，通信接地网应列入厂内接地网测量内容和周期。微波塔上除架设本站必须的通信装置外，不得架设或搭挂可构成雷击威胁的其他装置，如电缆、电线、电视天线等。

19.2.19 制定通信网管系统运行管理规定，服从上级网管指挥，未经许可，各网元不得进行无关的配置、修改。落实数据备份、病毒防范和安全防护工作。

19.2.20 发电厂通信部门应每季度对通信设备的滤网、防尘罩进行清，做好设备防尘、防虫工作。通信设备检修或故障处理中，应严格按照通信设备和仪表使用手册进行操作，避免误操作或对通信设备及人员造成损伤，特别是采用光时域反射仪测试光纤时，必须断开对端通信设备。

19.2.21 调度交换机运行数据应每月进行备份，调度交换机数据发生改动前后，应及时做好数据备份工作。调度录音系统应每月进行检查，确保运行可靠、录音效果良好、录音数据准确无误，存储容量

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充足。

19.2.22 应制订和完善通信系统主干电路、同步时钟系统和复用保护通道等应急预案。应制订和完善光缆线路、光传输设备、PCM设备、微波设备、载波设备、调度及行政交换机设备、网管设备以及通信专用电源系统的突发事件现场处置方案；应通过定期开展反事故演习来检验应急预案的实际效果，并根据通信网发展和业务变化情况对应急预案及时进行补充和修改，保证通信应急预案的常态化，提高通信网预防、控制和处理突发事件的能力。

19.3 防止信息系统事故

19.3.1 建立并完善信息系统安全管理机构，强化管理确保各项安全措施落实到位。

19.3.2 配备信息安全管理人员，并开展有效的管理、考核、审查与培训。

19.3.3 定期开展风险评估，并通过质量控制及应急措施消除或降低评估工作中可能存在的风险。

19.3.4 通过灾备系统的实施做好信息系统及数据的备份，以应对自然灾难可能会对信息系统造成毁灭性的破坏。网络节点具有备份恢复能力，并能够有效防范病毒和黑客的攻击所引起的网络拥塞、系统崩溃和数据丢失。

19.3.5 在技术上合理配置和设置物理环境、网络、主机系统、应用系统、数据等方面的设备及安全措施；在管理上不断完善规章制度，持续改善安全保障机制。

19.3.5.1 信息网络设备及其系统设备可靠，符合相关要求；总体安全策略、设备安全策略、网络安全策略、应用系统安全策略、部门安全策略等应正确，符合规定。

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19.3.5.2 构建网络基础设备和软件系统安全可信，没有预留后门或逻辑。接入网络用户及网络上传输、处理、存储的数据可信，杜绝非授权访问或恶意篡改。

19.3.5.3 路由器、交换机、服务器、邮件系统、目录系统、数据库、域名系统、安全设备、密码设备、密钥参数、交换机端口、IP地址、用户账号、服务端口等网络资源统一管理。

19.3.6 信息系统的需求阶段应充分考虑到信息安全，进行风险分析，开展等级保护定级工作；设计阶段应明确系统自身安全功能设计以及安全防护部署设计，形成专项信息安全防护设计。

19.3.7 加强信息系统开发阶段的管理，建立完善内部安全测试机制，确保项目开发人员遵循信息安全管理和信息保密要求，并加强对项目开发环境的安全管控，确保开发环境与实际运行环境安全隔离。

19.3.8 信息系统上线前测试阶段，应严格进行安全功能测试、代码安全检测等内容；并按照合同约定及时进行软件著作权资料的移交。

19.3.9 信息系统投入运行前，应对访问策略和操作权限进行全面清理，复查账号权限，核实安全设备开放的端口和策略，确保信息系统投运后的信息安全；信息系统投入运行须同步纳入监控。

19.3.10 在信息系统运行维护、数据交互和调试期间，认真履行相关流程和审批制度，执行工作票和操作票制度，不得擅自进行在线调试和修改，相关维护操作在测试环境通过后再部署到正式环境。

19.3.11 加强网络与信息系统安全审计工作，安全审计系统要定期生成审计报表，审计记录应受到保护，并进行备份，避免删除、修改或破坏。

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20 防止风电机组事故

20.1 风电机组运行必须满足设计和制造厂明确的使用条件。现场运行规程中应明确规定风电机组立即停机的条件（如极端天气、运行参数超标、声音和振动明显异常等），并严格执行。

20.2 风电场设计时，应根据土壤视在电阻率测试结果和当地雷电活动情况，确定风电机组的防雷等级。

20.3 塔架的设计、制造、防腐以及表面防护应符合《风力发电机组塔架》（GB/T19072）的规定。

20.4 风电机组基础环安装水平度偏差应符合设计和设备制造厂家的要求。

20.5 筒式塔架应有防止小动物进入的措施，桁架式塔架底部安装的电气控制箱应满足防雨、防沙、防尘、防止小动物进入的要求。

20.6 风电机组应测试全部保护功能，验证其有效性和可靠性。对于超速保护、振动保护应从检测元件、逻辑元件、执行元件进行整体功能测试，严禁只通过信号的测试代替整组试验。

20.7 机组启动前，远程监控系统必须投入运行；严禁短接或屏蔽控制回路信号；修改机组控制参数、保护定值，应履行审批手续；不具备启动条件，严禁机组启动运行。

20.8 在寒冷、潮湿和盐雾腐蚀严重地区，机组停运一个星期以上的，必须测量绝缘合格后才能启动；因台风导致停运的机组，必须测量机组绝缘合格后方可恢复运行。

20.9 风电机组投入运行后，冷却系统和加热装置应正常投运，禁止在进气口、排气口以及加热装置附近存放杂物。

20.10 加强对风速仪、风向仪、机组转速、发电功率、温度等

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仪器仪表和数据通道的检查和维护，监控系统能真实反映机组运行工况。

20.11 根据《风力发电场检修规程》规定和制造厂家要求，做好风电机组定期维护工作；不断积累技术数据，探索运维规律，完善现场运行维护规程。

20.12 定期检查、测量风电机组基础沉降情况，相对沉降量应符合《建筑变形测量规范》（JGJ8）的规定，累计沉降量应符合设计要求。

20.13 定期检查叶片运行情况，及时发现和修复有异常噪音和受损的叶片，定期清理叶片表面的污染物，定期检查接闪器运行情况。

20.14 定期检查塔架本体形变、焊缝、连接螺栓情况，按要求抽查检测。及时处理塔身脱漆、腐蚀等缺陷。

20.15 塔架、偏航环、主轴、齿轮箱、风轮、叶片、发电机等固定螺栓应进行位移标识，定期检查分析。

20.16 定期检查机舱主梁（基座）、轮毂，发现裂纹、油漆开裂等异常现象，应查明原因及时处理。

20.17 定期检查刹车盘、刹车片的使用情况。定期检查、测试安全链各启动元件，保证安全链动作可靠。

20.18 定期检测发电机绝缘；检查滑环及碳刷运行情况，及时清理滑环室碳粉。

20.19 每三个月对变桨系统的后备电源、充电电池组进行一次充放电试验，检查一次超级电容充电功能。

20.20 每半年至少检测试验一次机组的变桨系统、液压系统、刹车机构、安全链等安全保护装置。每半年检查塔架内安全钢丝绳、爬梯、助爬提升装置、工作平台、门防风挂钩；每年检测机组加热装

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置、冷却装置。

20.21 每半年检查一次偏航系统的卡钳固定螺栓扭矩、液压连接管路和功率消耗。定期对偏航制动机构及参数进行检查、维护和调整，及时清理锈痕和杂物。

20.22 对于变桨型风电机组，严格按照维护要求检查和测试变桨系统动作性能。

20.23 对定桨失速型风机，按照设备制造厂的要求，定期检查叶片内牵引叶尖的钢丝绳，防止风机故障时叶尖扰流器动作迟缓。

20.24 按照设备制造厂的要求，定期检查并测试风电机组振动传感器，发现异常，及时处理。

20.25 定期检查变桨轴承、主轴轴承、发电机轴承、偏航环、偏航齿轮等转动设备的润滑情况，及时补充润滑油脂；机组添加油品时必须与原型号保持一致；更换油脂品牌、型号时均应通过试验，满足技术要求。

20.26 每年必须检测增速齿轮箱润滑油，确保品质符合标准。定期检查润滑油、液压油系统工作情况，保证油泵工作正常、管路通畅。

20.27 定期检查、测试解缆传感器、保护开关及其附件（钢丝绳、拉环、吊锤），保证完好可靠。在风向多变季节，应适当增加检查频次。

20.28 叶片吊装前，必须检查确认叶片疏水孔通畅，叶片防雷引下线与叶片根部法兰连接牢固、不悬空，叶片接闪器与叶片根部法兰间直流电阻符合设计要求；叶片吊装前后，还必须检查确认变桨轴承、主轴承、偏航轴承的泄雷装置（碳刷、滑环、放电间隙等）及塔架跨接线连接可靠。

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20.29 定期检查和测试轮毂至塔架底部的引雷通道，及时清理引雷滑环的锈蚀物，定期紧固引雷接线，保证引雷通道接触良好、阻值符合设计。定期检查风电机组内的避雷器，及时更换失效避雷器。

20.30 每年在雷雨季节前应测试机组的接地电阻，其中叶尖接闪器与叶根法兰间电阻值不应高于50mΩ；轮毂至塔架底部的引雷通道电阻值不应高于0.5Ω；机组的接地电阻值不应高于4Ω。

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21 防止供热中断事故

21.1 加强供热安全生产管理

21.1.1 供热电厂应建立健全供热安全生产机制，完善相关管理制度，在执行汽轮机、锅炉、电气、热工及防止全厂停电等反事故措施的基础上，制定并落实防止供热中断的专项措施，确保供热期间设备安全稳定运行。

21.1.2 强化供热机组的预防性检修检查，检修计划应安排在供热之前，制定并落实防止锅炉“四管”泄漏、防止空预器堵塞、防止热网换热站泄漏、防止供热管网泄漏等针对性的检修检查项目，充分利用机组检修、停备机会，开展预防性检修消缺工作，保证一个供热期内的安全稳定运行。

21.1.3 加强供热机组运行管理，合理安排供热机组运行方式，做到系统方式安全、灵活。供热期间重大操作、消缺工作应认真开展危险点分析，工作过程中必须提高监护级别，严格落实各项安全技术措施，防止误操作事故发生。

21.1.4 加强供热应急管理，完善供热事故应急预案，建立应急组织机构，确定工作职责，明确应急指挥控制和响应流程。值长和有关人员应学习掌握预案内容，供热前应组织供热事故应急演练，提高供热中断事故的应急处置能力。积极展开事故预想，制定极端工况下确保用户最低供热需求的技术措施。

21.1.5 加强供热保障、备品备件的物资储备工作，确保事故期间抢修物资、备品备件的正常供应。

21.2 防止热网系统原因导致供热中断

21.2.1 热网辅机的容量应满足：热网循环泵的总容量应与热网加热器设备最大出力相适应。一台热网循环水泵停止运行时，其余泵

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的总出力不小于热网最大出力的70%。转动设备应设计备用泵，具有联锁自动投入功能。

21.2.2 热力管网的管道选线、布置等设计应满足《城镇供热管网设计规范》（CJJ34）。

21.2.2.1 热网管道的膨胀量吸收措施充足，特别是厂内与厂外分别由不同设计单位设计的接口位置。滑动支吊架（座）严禁误安装成固定支吊架（座）。

21.2.2.2 直埋热水管道应采用钢管、保温层、保护外壳结合成一体的预制保温管道，做好可靠的防腐措施。

21.2.2.3 架空管段不得架设在腐蚀性介质管道的下方，并做好保温、防腐措施。

21.2.2.4 对需要拆卸的设备、阀门间的连接应采用法兰连接。 21.2.3 供热水网管道应合理装设分段阀门，多热源换热站间的连通干线、环状管网环线的分段阀门应采用双向密封阀门，便于热网系统隔离。

21.2.4 地下敷设的供热管道在地面上应设置标识，燃气管道不得进入热网管沟。

21.2.5 地上和管沟敷设的热水或凝结水管道、蒸汽管道及其附件应涂刷耐热、耐湿、防腐性能良好的涂料。管壁腐蚀深度超过原壁厚的1/3时必须更换管道。

21.2.6 供热水网投入时各种承压管道系统和设备水压试验合格，非承压管道系统和设备应灌水试验合格。

21.2.7 热网加热器、除氧器、联箱应定期检查检验，安全保护装置齐全，安全阀整定数值合格，并进行定期校验和排放试验。

21.2.8 热网设备动力电源应可靠，合理设置备用电源并定期实

202

验。

21.2.9 热网投入运行前，应对热网及其相关系统进行全面检查。 21.2.9.1 换热站、管网、热网电源、监控系统、制补水等设备系统进行专项检查，消除影响机组供热的隐患。

21.2.9.2 热网阀门应灵活可靠，泄水及排空气阀门应严密，阀门状态应符合系统运行要求。

21.2.9.3 热网系统仪表齐全、准确。

21.2.9.4 固定支架、滑动支架、卡板、垫片等良好。 21.2.9.5 新建、改建的供热水网管系应进行试压和冲洗。 21.2.9.6 在役供热水网管系应进行充水升压查漏，升压速率应控制在规定范围内，每升压一次应对管网检查一次，并应对疏水管、弯管弯头、三通等大口径部件、检修的管道及设备进行重点检查，确认无异常后方可继续升压。

21.2.9.7 充分暖管，暖管的恒温时间不应少于1h，管网升温速率应控制在规定范围内，升温过程中应检查管网、补偿器、固定支架、滑动支架等设备的状态。

21.2.9.8 泵与阀门操作时应注意防止发生水击、水锤。

21.2.10 投入运行后应进行全面检查：热网无泄漏，管道膨胀正常，滑动支架无卡死、失稳、失垮现象，支架、补偿器等无异常。

21.2.11 供热期间应采用可靠的压力控制方式。闭式水系统应设安全泄压装置，供热水网的定压应采用自动控制。

21.2.12 热网管道、设备及附件在正常运行或临时停运期间，应做好防冻保护措施。

21.2.13 抽汽供热机组供热期间，供热汽源的快关阀、电动阀及调整阀进行消缺、试验工作时应做好防止阀门误动的安全技术措施。

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供热机组的定期切换应避开供热高峰、极寒冷或满负荷出力的时段。

21.2.14 非采暖期间应重点对影响系统隔离的阀门进行严密性检查和修复，确保系统可靠隔离。

21.3 防止汽轮发电机组原因导致供热中断

21.3.1 汽轮发电机组供热容量、参数选择应执行有关标准，合理选择机、炉、电主辅设备，确保机组正常供热。

21.3.1.1 当一台供热机组停用时，其余机组的供热能力应满足：冬季采暖、生活用热水的60～75%用热量，严寒地区取上限；满足工业热用户连续生产所需的生产用汽量。

21.3.1.2 抽汽式供热汽轮机旋转隔板或低压缸进汽调整蝶阀设计应符合汽轮机末级最小蒸汽流量要求。供热管路应设置安全阀。

21.3.1.3 抽汽式供热汽轮机必须设计超压保护并投入正常，确保在供热突然中断时旋转隔板或低压缸进汽调整蝶阀能够自动开启。

21.3.2 供热回路快关阀、止回阀、调整阀、旋转隔板等应进行全行程开关试验，动作时间在合格范围内。

21.3.3 供热公用控制系统应纳入分散控制系统或供热机组的分散控制系统内，供热公用控制系统的两路电源应分别取自不同机组的不间断电源系统，且具备无扰切换功能。

21.3.4 应按照汽轮机设计规定控制抽汽供热负荷，严密监视抽汽段压力，防止汽轮机叶片超负荷损坏造成机组停运。

21.4 防止锅炉原因导致供热中断

21.4.1 有启动锅炉的采暖供热电厂，宜将启动锅炉作为单台机组供暖时的备用热源，在供暖前全面检修、试运启动锅炉。

21.4.2 供热前开展锅炉四管防磨防爆检查，重点检查：燃烧器周围、折焰角和冷灰斗区域的水冷壁管的鼓包、腐蚀和变形，省煤器

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管排、管卡等部位的磨损，防磨衬瓦的脱落，吹灰器辐射区域、热负荷较高区域的过热器（再热器）的冲刷、过热、胀粗和氧化皮。锅炉水冷壁、省煤器、过热器和再热器管壁减薄量，不应超过设计壁厚的20%；胀粗量不应超过《火力发电厂金属技术监督规程》（DL/T483）规定要求。超标受热面管应进行更换，焊口应进行100%无损检验。严格控制锅炉参数和各受热面的管壁温度在允许范围内，防止发生超温、膨胀不畅、高温腐蚀等引起的锅炉爆管停运。

21.4.3 加强对吹灰器检查，出现吹灰器不严或漏汽现象，及时进行处理。运行中发生吹灰器卡涩，应及时将吹灰器退出，避免受热面被吹损。每次锅炉吹灰后，要对锅炉进行一次全面检查，防止远传信号不准造成误判断，导致吹灰器长时间卡在炉内。

21.4.4 做好制粉系统设备的维护工作，消除中速磨磨辊磨碗衬板、密封件、钢球磨衬瓦等易磨损件严重及中速磨加载力失效的设备缺陷；运行中严密监视和控制磨煤机进出口差压、出口温度、磨煤机电流及出力等，避免制粉系统堵煤（粉）、断煤、满粉等影响制粉出力。严格执行制粉系统防爆措施，防止制粉系统爆炸。

21.4.5 供热前及时消除空气预热器换热片磨损或腐蚀严重、密封片损坏严重等设备缺陷；清理空气预热器的积灰，保证空预器吹灰、在线冲洗装置正常；加强运行监视和吹灰工作，避免转子变形造成机械部分卡涩、液力联耦合器或联轴器故障脱开等造成空气预热器停运；尤其应加强低负荷时空气预热器冷端综合温度的控制，防止因空气预热器严重堵塞引起锅炉降出力。

21.4.6 供热前消除风机叶轮的磨损、积灰、腐蚀等缺陷，检查轴承磨损、间隙大及风烟道漏风情况；加强风机运行监视，防止风机振动大、轴承超温、润滑油缺失、叶片损坏、动叶卡涩、旋转失速和喘

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振等故障引起机组停运。

21.4.7 供热前应对锅炉除灰、输灰、输渣、脱硫、脱硝系统进行全面消缺，及时发现并消除电除尘极板变形、阴极线松动脱落、振打锤或振打砧脱落、布袋损坏、GGH堵塞等设备缺陷。对于燃用灰分大、硫分大的煤种，应加强运行监视，防止干渣机钢带卡涩堵渣、输灰不畅及环保排放超标引起的锅炉降出力。

21.4.8 加强锅炉燃烧调整，防止锅炉结焦结渣、燃烧不稳等影响机组可靠供热。

21.5 防止化水系统原因导致供热中断

21.5.1 供热机组应有足够的化学制水、储水裕度应对系统泄漏。蒸汽疏水外排期间应加强制水。

21.5.2 热网补给水应补充合格的软化水，防止热网加热设备、管道结垢、腐蚀，甚至堵塞。

21.5.3 定期化验热网补给水、凝结水的水质。

闭式或开式热网补给水水质、回收或排放的凝结水水质均应符合《城镇热力网设计规范》（CJJ34）的水质要求。凝结水回收至供热机组时，水质应符合《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145）的相关规定。

21.5.4 做好制水、补水系统的管道防冻工作。 21.6 防止输煤系统原因导致供热中断

21.6.1 应保障煤场储煤量，防止出现因天气、外部市场等原因导致厂内用煤紧张，影响正常供热。

21.6.2 采取措施保障雨雪冰冻以及极端天气情况下燃煤接卸工作。应根据雨雪天气对燃煤的影响程度和上煤易造成堵煤等特点，合理调整上煤周期，增加上煤次数，及时疏通堵煤设备。

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21.6.3 加强输煤设备管理，消除输煤设备缺陷，防止上煤系统事故造成锅炉用煤中断。

21.6.4 做好配煤掺烧工作，严格控制入炉煤质，确保不因煤质原因发生锅炉灭火、机组降负荷和环保超标事件。

21.7 防止火灾造成供热中断

21.7.1 做好消防设施的检修维护工作，配备完善的消防设施，定期对各类消防设施进行检查试验与维护保养。落实消防水管道冬季防冻措施，确保特种消防装置可靠投运。

21.7.2 按照巡回检查制度要求，加强电缆沟（夹层）、电缆中间接头、油系统、氢站、氨站、输煤系统、制粉系统等重点部位检查频次，及时消除火灾隐患。

21.7.3 在输煤栈桥、油库、制粉系统等部位动火作业必须办理动火工作票。

21.7.4 输煤、制粉系统要及时清理积煤、积粉，尤其是输煤系统皮带、输煤除尘装置、煤粉仓等部位，防止煤粉自燃引发火灾。

21.8 全面做好设备防寒、防冻工作，确保各种汽、水、油、加药、取样的管道、阀门、表计的保温效果完好，加热、伴热装置能正常投入，防止管道、设备冻裂和仪表指示失常。

21.9 强化继电保护和热工保护工作，严格执行保护管理规定和反事故措施，重要保护回路上开展工作时应安排专人监护，防止发生保护“三误”。

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22 防止发电厂、变电站全停事故

22.1 防止发电厂全停事故 22.1.1 规划设计

22.1.1.1 高压启动/备用电源宜取自的配电系统，当主变高压侧系统发生故障时，应能保证正常供电。

22.1.1.2 确定合理的厂用中低压系统接线方式，减少母线级联段数，确保保护可靠配合。

22.1.1.3 机、炉、脱硫保安电源设置，除应配置引自各自的低压厂用电源系统的两路工作、备用电源外，对200MW以上的机组宜采用能快速启动的柴油发电机组，各路电源的容量必须经核算满足全部负荷要求。

22.1.1.4 蓄电池配置应符合《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044）要求，设计时要注意蓄电池容量须满足负荷要求，同时做好蓄电池组安装前的首次充放电的实际容量核对。

22.1.1.5 单元机组交流不间断电源的设置应满足计算机监控系统的要求，对于网络继电器室和远离主厂房的辅助车间应单独配置。各UPS宜由一路交流主电源、一路旁路电源和一路直流电源供电，各电源应相互，容量满足要求。

22.1.1.6 对有可能引起全厂停电的公用系统（空压机、循环水等）及其低压配套装置应保证供电可靠，0.4kV专用MCC应接入相互的双路电源，有条件的宜采用自动切换装置。

22.1.1.7 引入的施工电源宜保留作为低压厂用保安/备用电源。

22.1.1.8 对0.4kV重要动力电缆应选用阻燃型电缆，已采用非阻燃型电缆的电厂，应复查电缆在敷设中是否已采用分层阻燃措施，

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否则应尽快采取补救措施或及时更换电缆，以防电缆过热着火时引发全厂停电事故。

22.1.1.9 动力电缆和控制电缆应分开或分层敷设。

22.1.1.10 完善电缆隧道、夹层、竖井的防火措施，防止电缆故障或火灾引起电缆燃烧扩大事故。

22.1.1.11 可能导致主机停运的电动机交流接触器控制回路的自保持时间应大于备用电源自投时间，以防止低电压或备用电源自投前释放跳闸。对I类负荷低电压无延时释放接触器应进行更换或改造，防止厂用系统故障时电压降低引起接触器返回，以确保厂用I类负荷在厂用系统发生电气故障和厂用电切换过程中的供电可靠性。

22.1.1.12 炉侧重要辅机变频设备应采取措施实现低、过电压穿越能力，防止因系统故障或电压波动导致锅炉灭火。变频器低、过电压保护定值原则上应以保证辅机正常工作为底线，严禁取消变频器低、过电压保护。

22.1.2 加强厂用电系统运行方式和设备管理

22.1.2.1 根据电厂运行实际情况，制订合理的全厂公用系统运行方式，防止部分公用系统故障导致全厂停电。重要公用系统在非标准运行方式时，应制定监控措施，保障运行正常。

22.1.2.2 重视机组厂用电切换装置的合理配置及日常维护，确保系统电压、频率出现较大波动时，具有可靠的保厂用电源技术措施。

22.1.2.3 电厂应制定直配电负荷接入管理制度，完善对电厂直配电负荷的接入管理，保证其负荷产生的谐波成分及负序分量不对厂用系统造成污染，不对电厂及其自身供用电设备造成影响。

22.1.2.4 带直配电负荷电厂的机组应设置低频率、低电压解列装置，确保机组在发生系统故障时，解列部分机组后能单独带厂用电

209

和直配负荷运行。

22.1.2.5 积极开展汽轮发电机组小岛试验工作，以保证机组与电网解列后的厂用电源。

22.1.3 防止电源二次回路及设备故障造成全厂停电

22.1.3.1 制定并落实防止交流电混入直流系统的技术措施，防止由此造成全厂停电。直流电源端子与交流电源端子应具有明显的区分标志，两种电源端子间应为接线等工作留有足够的距离。

22.1.3.2 自动准同期装置和厂用电切换装置宜单独配置。如使用DCS的集成功能，应按照定值单进行调试和试验。

22.1.3.3 做好事故情况下直流电源供电中断的事故预想。 22.1.3.4 加强继电保护工作，主保护装置应完好并正常投运，后备保护应可靠并有选择性的动作，投入开关失灵保护，严防开关拒动、误动扩大事故。

22.1.4 防止运行维护不当造成机组停机

22.1.4.1 加强对空压机等重要公用系统的检查和维护，保证系统公用设备的安全可靠运行。

22.1.4.2 在汽轮机油系统间加装能隔离开断的设施并设置备用冷油器，定期化验油质，防止因冷油器漏水导致油质老化，造成轴瓦过热熔化被迫停机。

22.1.4.3 厂房内重要辅机（如送引风，给水泵，循环水泵等）电动机事故控制按钮必须加装保护罩，防止误碰造成停机事故。

22.1.4.4 加强蓄电池和直流系统（含逆变电源）及柴油发电机组的运行维护，确保主机交直流润滑油泵和主要辅机小油泵供电可靠。

22.1.4.5 直流动力系统各级保险容量应配置合理，保证在事故情况下不因上一级保险熔断而中断直流动力电源。

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22.1.4.6 直流接线端子保持清洁和接线盒密封严密，防止出现直流接地，查找直流接地要采取安全措施并有专业人员监护。

22.1.4.7 应优先采用正常的母线、厂用系统、热力公用系统的运行方式，因故改为非正常运行方式时，应事先制定安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。

22.1.4.8 加强蓄电池组的维护检查，保证蓄电池安全完好，做好蓄电池的防火防爆工作。

22.1.4.9 经常检查靠近热管道容器附近电缆的完好情况，及时更换绝缘不合格的电缆，并做好隔热措施。

22.1.4.10 对厂房屋顶定期检查清理无杂物，建筑物上的化妆板（皮）定期检查加固，防止脱落。

22.1.5 保持变电站周围环境的清洁，变电站杂草定期清理，不得堆放废品废料、尤其是铁（铝）皮等易被风刮动的物品。

22.1.6 厂区内环境保持整洁，防止废弃物飞扬。 22.2 防止变电站全停事故 22.2.1 完善升压站一、二次设备

22.2.1.1 带有省级主电网枢纽变电站的发电厂在非过渡阶段应有3条及以上输电通道，在站内部分母线或一条输电通道检修情况下，发生N-1故障时不应出现变电站全停的情况；特别重要的枢纽变电站在非过渡阶段应有3条以上输电通道，在站内部分母线或一条输电通道检修情况下，发生N-2故障时不应出现变电站全停的情况。

22.2.1.2 带有枢纽变电站的发电厂宜采用双母分段接线或3/2接线方式，根据电网结构的变化，应满足变电站设备的短路容量约束。

22.2.1.3 330kV及以上变电站和地下220kV变电站的备用站用电源不能由该站作为单一电源的区域供电。

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22.2.1.4 严格按照有关标准进行开关设备选型，加强对变电站断路器开断容量的校核，对短路容量增大后造成断路器开断容量不满足要求的断路器要及时进行改造，在改造以前应加强对设备的运行监视和试验。

22.2.1.5 为提高继电保护的可靠性，重要的线路和设备按双重化原则配置相互的保护，并且两套保护宜为不同原理和不同厂家的产品，对重要元件应充分考虑后备保护的设置。传输两套的主保护通道相对应的电力通信设备也应为两套完整的、两种不同路由的通信系统，其告警信息应接入相关监控系统。

22.2.1.6 在确定各类保护装置电流互感器二次绕组分配时，应考虑消除保护死区。分配接入保护的互感器二次绕组时，还应特别注意避免运行中一套保护退出时可能出现的电流互感器内部故障死区问题。

22.2.1.7 继电保护及安全自动装置应选用抗干扰能力符合有关规程规定的产品，在保护装置内，直跳回路开入量应设置必要的延时防抖回路，防止由于开入量的短暂干扰造成保护装置误动出口。

22.2.1.8 对新建、扩建和生产改进工程新订购的电气设备，必须是符合国家及行业标准，具有一定运行经验的产品，否则不得在枢纽变电所中安装运行。

22.2.1.9 保护装置的配置及整定计算方案应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障情况下的继电保护、安全自动装置的不正确动作。

22.2.1.10 订购变压器时，应要求厂家提供变压器绕组频率响应特性曲线、变压器抗短路能力动态计算报告；安装调试应增做频率响应特性试验；运行中发生变压器出口短路故障后应进行频率响应特性

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试验，绕组变形情况的测试结果应作为变压器能否继续运行的判据之一。

22.2.2 防止污闪造成的变电站全停

22.2.2.1 变电站外绝缘配置应以污区分布图为基础，综合考虑环境污染变化因素，并适当留有裕度，爬距配置应不低于d级污区要求。

22.2.2.2 对于伞形合理、爬距不低于d级污区要求的瓷绝缘子，可根据当地运行经验，采取绝缘子表面涂覆防污闪涂料的补充措施。其中防污闪涂料的综合性能应不低于线路复合绝缘子所用高温硫化硅橡胶的性能要求。

22.2.2.3 硅橡胶复合绝缘子（含复合套管、复合支柱绝缘子等）的硅橡胶材料综合性能应不低于线路复合绝缘子所用高温硫化硅橡胶的性能要求；树脂浸渍的玻璃纤维芯棒或玻璃纤维筒应参考线路复合绝缘子芯棒材料的水扩散试验进行检验。

22.2.2.4 对于易发生黏雪、覆冰的区域，支柱绝缘子及套管在采用大小相间的防污伞形结构基础上，每隔一段距离应采用一个超大直径伞裙（可采用硅橡胶增爬裙），以防止绝缘子上出现连续粘雪、覆冰。110kV、220kV及500kV绝缘子串宜分别安装3、6片及9～12片超大直径伞裙。支柱绝缘子所用伞裙伸出长度8～lOcm；套管等其他直径较粗的绝缘子所用伞裙伸出长度12～15cm。

22.2.3 加强直流系统配置及运行管理

22.2.3.1 在新建、扩建和技改工程中，应按《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044）和《蓄电池施工及验收规范》（GB50172）的要求进行交接验收工作，所有已运行的直流电源装置、蓄电池、充电装置、微机监控器和直流系统绝缘监测装置都应按《蓄电池直流电

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源装置运行与维护技术规程》（DL/T724）和《电力用高频开关整流模块》（DL/T781）的要求进行维护、管理。

22.2.3.2 发电机组用直流电源系统与变电站用直流电源系统必须相互。

22.2.3.3 变电站直流系统配置应充分考虑设备检修时的冗余，330kV及以上电压等级变电站、重要的220kV变电站应采用3台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。每组蓄电池和充电机应分别接于一段直流母线上，第三台充电装置（备用充电装置）可在两段母线之间切换，任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置。变电站直流电源供电质量应满足微机保护运行要求。

22.2.3.4 发电厂动力、UPS及应急电源用直流系统，按主控单元配置，应采用3台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。每组蓄电池和充电机应分别接于一段直流母线上，第三台充电装置（备用充电装置）可在两段母线之间切换，任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置。其标称电压应采用220V，直流电源的供电质量应满足动力、UPS及应急电源的运行要求。

22.2.3.5 发电厂控制、保护用直流电源系统，按单台发电机组配置时应采用2台充电、浮充电装置，两组蓄电池组的供电方式。每组蓄电池和充电机应分别接于一段直流母线上。每一段母线各带一台发电机组的控制、保护用负荷。直流电源的供电质量应满足控制、保护负荷的运行要求。

22.2.3.6 采用两组蓄电池供电的直流电源系统，每组蓄电池组的容量，应能满足同时带两段直流母线负荷的运行要求。

22.2.3.7 直流系统的馈出网络应采用辐射状供电方式，严禁采用环状供电方式。

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22.2.3.8 变电站直流系统对负荷供电，应按电压等级设置分电屏供电方式，不应采用直流小母线供电方式。

22.2.3.9 发电机组直流系统对负荷供电，应按所供电设备所在段配设置分电屏，不应采用直流小母线供电方式。

22.2.3.10 直流母线应采用分段运行的方式，每段母线应分别采用的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设置联络断路器，正常运行时断路器处于断开位置。

22.2.3.11 直流母线采用单母线供电时，应采用不同位置的直流开关，分别带控制用负荷和保护用负荷。

22.2.3.12 新建或改造的直流电源系统选用充电、浮充电装置，应满足稳压精度优于0.5%、稳流精度优于1%、输出电压纹波系数不大于0.5%的技术要求。在用的充电、浮充电装置如不满足上述要求，应逐步更换。

22.2.3.13 新、扩建或改造的直流系统用断路器应采用具有自动脱扣功能的直流断路器，严禁使用普通交流断路器。

22.2.3.14 蓄电池组保护用电器，应采用熔断器，不应采用断路器，以保证蓄电池组保护电器与负荷断路器的级差配合要求。

22.2.3.15 除蓄电池组出口总熔断器以外，逐步将现有运行的熔断器更换为直流专用断路器。当负荷直流断路器与蓄电池组出口总熔断器配合时，应考虑动作特性的不同，对级差做适当调整。

22.2.3.16 直流系统的电缆应采用阻燃电缆，两组蓄电池的电缆应分别铺设在各自的通道内，尽量避免与交流电缆并排铺设，在穿越电缆竖井时，两组蓄电池电缆应加穿金属套管。

22.2.3.17 及时消除直流系统接地缺陷，同一直流母线段，当出现同时两点接地时，应立即采取措施消除，避免由于直流同一母线两

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点接地，造成继电保护或断路器误动故障。当出现直流系统一点接地时，应及时消除。

22.2.3.18 两组蓄电池组的直流系统，应满足在运行中两段母线切换时不中断供电的要求，切换过程中允许两组蓄电池短时并联运行，禁止在两个系统都存在接地故障情况下进行切换。

22.2.3.19 充电、浮充电装置在检修结束恢复运行时，应先合交流侧开关，再带直流负荷。

22.2.3.20 新安装的阀控密封蓄电池组，应进行全核对性放电试验。以后每隔2年进行一次核对性放电试验。运行了4年以后的蓄电池组，每年做一次核对性放电试验。

22.2.3.21 浮充电运行的蓄电池组，除制造厂有特殊规定外，应采用恒压方式进行浮充电。浮充电时，严格控制单体电池的浮充电压上、下限，每个月至少一次对蓄电池组所有的单体浮充端电压进行测量记录，防止蓄电池因充电电压过高或过低而损坏。

22.2.3.22 直流熔断器应按有关规定分级配置，加强直流熔断器的管理。对直流熔断器应采用质量合格的产品，防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故。加强直流断路器上、下级之间的级差配合的运行维护管理。新建或改造的发电机组、变电站的直流电源系统，应进行直流断路器的级差配合试验。

22.2.3.23 严防交流窜入直流故障出现。

（1）雨季前，加强现场端子箱、机构箱封堵措施的巡视，及时消除封堵不严和封堵设施脱落缺陷。

（2）现场端子箱不应交、直流混装，现场机构箱内应避免交、直流接线出现在同一段或串端子排上。

22.2.3.24 加强直流电源系统绝缘监测装置的运行维护和管理。

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（1）新投入或改造后的直流电源系统绝缘监测装置，不应采用交流注入法测量直流电源系统绝缘状态。在用的采用交流注入法原理的直流电源系统绝缘监测装置，应逐步更换为直流原理的直流电源系统绝缘监测装置。

（2）直流电源系统绝缘监测装置，应具备检测蓄电池组和单体蓄电池绝缘状态的功能。

（3）新建或改造的变电所，直流电源系统绝缘监测装置，应具备交流窜直流故障的测记和报警功能。原有的直流电源系统绝缘监测装置，应逐步进行改造，使其具备交流窜直流故障的测记和报警功能，或将直流母线电压接入故障录波器，实现突变量启动报警功能。

22.2.4 加强站用电系统配置及运行管理

22.2.4.1 站用电系统空气开关、熔断器配置建议参照直流系统空气开关、熔断器配置要求。

22.2.4.2 对站用电屏设备订货时，应要求厂家出具完整的试验报告，确保其站用电系统过流跳闸、瞬时特性满足系统运行要求。

22.2.4.3 对于新安装、改造的站用电系统，高压侧有继电保护装置的，应加强对站用变压器高压侧保护装置定值整定，避免站用变压器高压侧保护装置定值与站用电屏断路器自身保护定值不匹配，导致越级跳闸事件。

22.2.4.4 加强站用电高压侧保护装置、站用电屏总路和馈线空气开关保护功能校验，确保短路、过载、接地故障时，各级空气开关能正确动作，以防止站用电故障越级动作，确保站用电系统的稳定运行。

22.2.5 强化变电站的运行、检修管理

22.2.5.1 对于双母线接线方式的变电站，在一条母线停电检修

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及恢复送电过程中，必须做好各项安全措施。对检修和事故跳闸停电的母线进行试送电时，具备空余线路且线路后备保护齐备时应首先考虑用外部电源送电；若用母联断路器给停电母线送电，母联断路器必须带有充电保护。

22.2.5.2 隔离开关和硬母线支柱绝缘子，应选用高强度支柱绝缘子，定期对枢纽变电站支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、隔离开关支柱绝缘子进行检查，防止绝缘子断裂引起母线事故。

22.2.5.3 变电站带电水冲洗工作必须保证水质要求，并严格按照《电力设备带电水冲洗导则》（GB/T13395）规范操作，母线冲洗时要投入可靠的母差保护。

22.2.5.4 在满足接线方式和短路容量的前提下，应尽量采用简单的母差保护。对有稳定问题要求的大型发电厂和重要变电所可配置两套母差保护，对某些有稳定问题的大型发电厂要缩短母差保护定检时间，母差保护停用时尽量减少母线倒闸操作。

22.2.5.5 加强对铜铝过渡接线板及固定销的定期检查，利用外观检查、红外测温、着色探伤等手段对铜铝结合部位进行检查，若发现铜铝过渡线夹存在裂纹、气孔、疲劳等严重缺陷，必须及时更换处理。

22.2.5.6 定期对设备外绝缘进行有效清扫，加强户内设备的外绝缘监督，防止高压配电室的门、窗及房屋漏雨进水引起户内配电装置的闪络事故。

22.2.5.7 在运行方式上和倒闸操作过程中，应避免用带断口电容器的断路器切带电磁式电压互感器的空载母线，以防止因谐振过电压损坏设备。

22.2.5.8 应避免开关设备故障造成枢纽变电站全停事故的发生。

22.2.5.9 应避免接地网故障造成枢纽变电站全停事故的发生。

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23 防止水轮发电机组事故

23.1 防止机组飞逸

23.1.1 设置完善的电气和机械过速、调速系统低油压、剪断销剪断（破断连杆）等保护装置。过速保护装置应定期检验，并正常投入。对水机过速、事故停机时剪断销剪断（破断连杆破断）等保护在机组检修时应进行传动试验。

23.1.2 机组调速系统安装、更新改造及大修后必须进行水轮机调节系统静态模拟试验、动态特性试验和导叶关闭规律等试验，各项指标合格方可投入运行。

23.1.3 机组过速试验和甩负荷试验前应进行静态模拟试验、试验合格后方可进行动态试验。

23.1.4 新机组投运前或机组大修后必须通过过速试验，过速整定值校验合格。

23.1.5 新机组投运前或机组大修后，必须进行甩负荷试验，验证最大水压、转速上升率是否符合设计要求，校核水轮机导叶关闭规律，并通过合理设置关闭时间或采用分段关闭，确保最大水压不超过规定值。

23.1.6 因水头等原因未进行额定负荷甩负荷试验的新投运机组，在具备条件后，应及时补充完成。依据调节保证计算，必要时新投运机组在满足条件后应进行其它工况下（如最大水头等）的甩负荷试验，以保证机组全工况运行安全。

23.1.7 对“一管多机”引水方式的电站，应依据调节保证计算，开展多机联合甩负荷试验，验证最大水压、转速上升率是否符合设计要求，以保证机组同时甩负荷时运行安全。

23.1.8 工作闸门（主阀、圆筒阀）应具备动水关闭功能，导水

219

机构拒动时能够动水关闭。应保证工作闸门（主阀、圆筒阀）在最大流量下动水关闭时，关闭时间不超过机组在最大飞逸转速下允许持续运行的时间。

23.1.9 进口工作门（事故门）应定期进行落门试验。水轮发电机组设计有快速门的，应当在中控室实现远方紧急关闭，并定期进行落门试验。

23.1.10 对调速系统油质进行定期化验和颗粒度超标检查，加强对调速器滤油器的维护保养工作，寒冷地区电站应做好调速系统及集油槽透平油的保温措施，防止油温低、黏度增大，导致调速器动作不灵活，在油质指标不合格的情况下，严禁机组启动。

23.1.11 机组检修时做好过速器的分解检查，保证机组过速时可靠动作，防止机组飞逸。

23.1.12 大中型水电站应采用“失电动作”规则，在水轮发电机组的保护和控制回路电压消失时，使相关保护和控制装置能够自动动作关闭机组导水机构。

23.1.13 电气和机械过速保护装置、自动化元件应定期进行检修、试验，以确保机组过速时可靠动作。

23.1.14 机组过速保护的转速信号装置采用冗余配置，其输入信号取自不同的信号源，转速信号器的选用应符合规程要求。

23.1.15 调速器设置交直流两套电源装置，互为备用，故障时自动转换并发出故障信号。

23.1.16 每年结合机组检修、预试进行一次模拟机组事故试验，检验水轮机关闭进水口工作闸门或主阀等水机保护的联动性能。

23.1.17 贯流式机组设计带有重锤的导水机构，在新建或大修后，应按要求进行无水（或静水）重锤关闭试验和动水重锤关闭试验，关

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闭时间满足设计要求。冲击式机组甩负荷时，折向器动作应可靠，开关规律满足设计要求。

23.2 防止水轮机损坏

23.2.1 防止水轮机过流及重要紧固部件损坏

23.2.1.1 水电站规划设计中应重视水轮发电机组的运行稳定性，合理选择机组参数，使机组具有较宽的稳定运行范围。水电站运行单位应全面掌握各台水轮发电机组的运行特性，通过全水头稳定性（振动区）测试划分机组运行区域，并将测试结果作为机组运行控制和自动发电控制（AGC）等系统运行参数设定的依据。水电站应加强与电力调度机构的沟通联系，了解和掌握所调度范围水轮发电机组随水头、出力变化的运行特性，优化机组的安全调度。

23.2.1.2 设置有补气装置的机组，补气装置应运行正常。水电站运行单位应对补气的合理性和有效性进行评估，必要时加以改进，以提高机组运行稳定性。

23.2.1.3 水电站应当安装水轮发电机组状态在线监测系统，对机组的运行状态进行监测、记录和分析。监测系统和测量用各自动化元件应按规程要求定期校验。对于机组振动、摆度、水压脉动突然增大超过标准的异常情况，应当立即停机检查，查明原因和处理合格后，方可按规定程序恢复机组运行。水轮机在各种允许工况下运行时，应保证顶盖振动和机组轴线各处摆度不大于规定的允许值。机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警，经验证装置可靠后可接入事故停机回路。

23.2.1.4 水轮发电机组设计制造时应重视机组重要连接紧固部件的安全性，并说明重要连接紧固部件的安装、使用、维护要求。水电站运行单位应经常对水轮发电机组重要设备部件（如水轮机顶盖紧

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固螺栓等）进行检查维护，结合设备消缺和检修对易产生疲劳损伤的重要设备部件进行无损探伤，对已存在损伤的设备部件要加强技术监督，对已老化和不能满足安全生产要求的设备部件要及时进行更新。

23.2.1.5 水轮机导水机构必须设有防止导叶损坏的安全装置，包括装设剪断销（破断连杆）、导叶限位、导叶轴向调整和止推等装置。

23.2.1.6 水轮机水下部分检修应检查转轮体与泄水锥的连接牢固可靠，对泄水锥的螺栓紧固、焊缝检查，发现问题作加固或更换处理。

23.2.1.7 水轮机过流部件应定期检修，重点检查过流部件裂纹、磨损和空蚀，防止裂纹、磨损和大面积空蚀等造成过流部件损坏。水轮机过流部件补焊处理后应进行修型，保证型线符合设计要求，转面积补焊或更换新转轮必须做静平衡试验。

23.2.1.8 水轮机桨叶接力器与操作机构连接螺栓应符合设计要求，经无损检测合格，螺栓预紧力矩符合设计要求，止动装置安装牢固或点焊牢固，操作架连杆销应采取防转动及位移的措施。机组检修时应对操作连杆进行外观检查和无损检测。

23.2.1.9 水轮机的轮毂与主轴连接螺栓和销钉符合设计标准，经无损检测合格，螺栓对称紧固，预紧力矩符合设计要求，止动装置安装或点焊牢固。

23.2.1.10 水轮机桨叶接力器铜套、桨叶轴颈铜套、连杆铜套应符合设计标准，铜套完好无明显磨损，铜套润滑油沟油槽完好，铜套与轴颈配合间隙符合设计要求。

23.2.1.11 水轮机桨叶接力器、桨叶轴颈密封件应完好无渗漏，符合设计要求，并保证耐压试验、渗漏试验及桨叶动作试验合格。

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23.2.1.12 水轮机所用紧固件、连接件、结构件应全面检查，经无损检测合格，水轮机轮毂与主轴等重要受力、振动较大的部位螺栓经受过两次紧固拉伸后应全部更换。

23.2.1.13 水轮机转轮室及人孔门的螺栓、焊缝经无损检测合格，螺栓紧固无松动，密封完好无渗漏。

23.2.1.14 水轮机伸缩节所用螺栓符合设计要求，经无损检测合格，密封件完好无渗漏，螺栓紧固无松动，预留间隙均匀并符合设计值。

23.2.1.15 贯流式水轮机转轮室与桨叶端部间隙符合设计要求，桨叶轴向窜动量符合设计要求。混流式机组应检查上冠和下环之间的间隙符合设计要求。

23.2.1.16 水轮机真空破坏阀、补气阀应动作可靠，检修期间应对其进行检查、维护和测试。

23.2.1.17 立式水轮发电机组（特别是轴流转桨式机组）应监测抬机量，当旋转部分抬机量超过设计值时，应及时分析、检查和处理。

23.2.1.18 轴流转桨式、贯流式机组的协联装置应正常投入运行，根据工作水头正确响应，必要时校核协联关系，防止协联破坏。

23.2.1.19 定期检查蜗壳排水阀、蜗壳人孔门、尾水管进人门螺栓紧固情况，连接螺栓经无损检测合格，密封完好无渗漏。

23.2.1.20 监控系统和调速器应有可靠的防止机组过负荷的措施，如按水头、出力导叶开度，导叶反馈双重化配置等。

23.2.1.21 存在孤网运行方式的水电厂，应进行孤网运行方式下的调速系统PID参数试验，避免机组孤网运行时频率持续振荡对水轮机的不利影响。

23.2.2 防止水轮机导轴承事故

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23.2.2.1 油润滑的水导轴承应定期检查油位、油色，并定期对运行中的油进行油质化验。

23.2.2.2 水润滑的水导轴承应保证水质清洁、水流畅通和水压正常，流量计、压力变送器和示流器等装置工作正常。

23.2.2.3 技术供水方式可靠，滤水器自动排污正常，并定期人工排污。

23.2.2.4 应保证水轮机导轴承测温元件和表计显示正常，信号整定值正确，并按规程要求定期检验。对设置有外循环油系统的机组，其控制系统应正常工作。

23.2.2.5 定期对水导轴承瓦进行检查，轴承瓦面完好无明显磨损，间隙符合设计要求，轴承瓦与主轴接触面积符合设计标准。对于巴氏合金轴承瓦，应定期检查合金与瓦坯的接触情况，必要时进行无损探伤检测。

23.2.2.6 水轮机导轴承紧固螺栓应符合设计要求，经无损检测合格，对称紧固，止动装置安装牢固或焊死。

23.2.2.7 水轮机顶盖排水系统完好，防止顶盖水位升高导致油箱进水。

23.2.2.8 装有大型轴流转桨式水轮机的水电厂应配备应急潜水泵。

23.2.2.9 主轴工作、检修密封工作正常。

23.2.2.10 主阀、导叶的漏水量应满足规程要求，有条件的电站应设置蠕动监测装置，监测机组蠕动，防止推力轴承及导轴承损坏。

23.2.3 防止液压装置破裂、失压

23.2.3.1 压力油罐油气比符合规程要求，对投入运行的自动补气阀定期清洗和试验，保证自动补气工作正常。

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23.2.3.2 压力油罐及其附件应定期检验检测合格，焊缝检测合格。压力容器安全阀、压力开关和变送器定期校验，动作定值符合设计要求。

23.2.3.3 机组检修后对油泵启停定值、安全阀组定值进行校对并试验。油泵运转应平稳，其输油量不小于设计值。

23.2.3.4 液压系统管路应经耐压试验合格，连接螺栓经无损检测合格，密封件完好无渗漏。

23.2.3.5 液压系统低油位报警可靠，不允许液压管道进气造成接力器振荡、抽动，影响机组运行。

23.2.4 防止机组引水管路系统事故

23.2.4.1 结合引水系统管路定检、设备检修检查，分析引水系统管路管壁锈蚀、磨损情况，如有异常则及时采取措施处理，做好引水系统管路外表除锈防腐及补强灌浆修复工作。

23.2.4.2 定期检查伸缩节漏水、伸缩节螺栓紧固情况，如有异常及时处理。

23.2.4.3 加强监测拦污栅前后压差情况，出现异常及时处理。结合机组检修定期检查拦污栅的完好性情况，防止进水口拦污栅损坏。

23.2.4.4 当引水管破裂时，事故门应能可靠关闭，并具备远方操作功能，在检修时进行关闭试验。

23.3 防止水轮发电机重大事故

23.3.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路。

23.3.1.1 定子绕组在槽内应紧固，槽电位测试应符合要求。 23.3.1.2 定期检查定子绕组端部有无下沉、松动或磨损现象。 23.3.2 防止定子绕组绝缘损坏

23.3.2.1 加强大型发电机环形接线、过渡引线绝缘检查，并定

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期按照《电力设备预防性试验规程》（DL/T596）的要求进行试验。

23.3.2.2 定期检查发电机定子铁芯螺杆紧力，发现铁芯螺杆紧力不符合出厂设计值应及时处理。定期检查发电机硅钢片叠压整齐、无过热痕迹，发现有硅钢片滑出应及时处理。

23.3.2.3 卧式机组应做好发电机风洞内及引线端部油、水引排工作，定期检查发电机风洞内应无油气，机仓底部无积油、水。

23.3.2.4 发电机风洞内技术供水应加强巡视检查，发现异常及时处理，防止漏水引起发电机绝缘破坏。

23.3.3 防止转子绕组匝间短路

23.3.3.1 加强运行中发电机的振动与无功出力变化情况监视。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。

23.3.3.2 对轴流转桨式水轮机，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。

23.3.4 防止发电机局部过热损坏。

23.3.4.1 发电机出口、中性点引线连接部分应可靠，机组运行中应定期对励磁变压器至静止励磁装置的分相电缆、静止励磁装置至转子滑环电缆、转子滑环进行红外成像测温检查。

23.3.4.2 定期检查电制动隔离开关动静触头接触情况，发现压紧弹簧松脱或单个触指与其他触指不平行等问题应及时处理。

23.3.4.3 新投产机组或机组检修，应注意检查定子铁芯压紧以及齿压指有无压偏情况，特别是两端齿部，如发现有松弛现象，应进行处理后方能投入运行。在运行过程中，出现铁芯局部温升超标、噪声异常等现象，经过分析对铁芯绝缘有怀疑时，应进行铁损试验。

23.3.4.4 制造、运输、安装及检修过程中，应注意防止焊渣或

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金属屑等微小异物掉入定子铁芯通风槽内。

23.3.5 防止发电机机械损伤

23.3.5.1 在发电机风洞内作业，必须设专人把守发电机进人门，作业人员须穿无金属的工作服、工作鞋，进入发电机内部前应全部取出禁止带入物件，带入物品应清点记录。在工作时，不得踩踏线棒绝缘盒及连接梁等绝缘部件，工作产生的杂物应及时清理干净，工作完毕撤出时清点物品正确，确保无遗留物品。重点要防止螺钉、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。

23.3.5.2 主、辅设备保护装置应定期检验，并正常投入。机组重要运行监视表计和装置失效或动作不正确时，严禁机组启动。机组运行中失去监控时，必须停机检查处理。

23.3.5.3 水轮发电机各部振摆幅值应满足规程要求，幅值较大时，应进行分析、处理；应尽量避免机组在振动负荷区或空蚀区运行。

23.3.5.4 大修时应对端部紧固件（如连接片紧固的螺栓和螺母、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硅钢片有无断裂等进行检查。

23.3.5.5 检修时磁极吊装应采取防护措施，防止线圈受到损伤。 23.3.6 防止发电机轴承烧瓦

23.3.6.1 带有高压油顶起装置的推力轴承应保证在高压油顶起装置失灵的情况下，推力轴承不投入高压油顶起装置时安全停机无损伤。应定期对高压油顶起装置进行检查试验，确保其处于正常工作状态。

23.3.6.2 润滑油油位应具备远方自动监测报警功能，并定时检查。定期对润滑油进行化验，油质劣化应尽快处理，油质不合格禁止

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启动机组。

23.3.6.3 冷却水温、油温、瓦温监测报警和保护装置应准确可靠，并加强运行监控。

23.3.6.4 机组出现异常运行工况可能损伤轴承时，必须全面检查确认轴瓦完好后，方可重新启动。

23.3.6.5 定期对轴承瓦进行检查，确认无脱壳、裂纹等缺陷，轴瓦接触面、轴领、镜板表面粗糙度应符合设计要求。对于巴氏合金轴承瓦，应定期检查合金与瓦坯的接触情况，必要时进行无损探伤检测。

23.3.6.6 对于采用巴氏合金轴承的机组，轴电流保护回路应正常投入，出现轴电流报警必须及时检查处理，禁止机组长时间无轴电流保护运行。

23.3.7 防止水轮发电机部件松动

23.3.7.1 旋转部件连接件应做好防止松脱措施，并定期进行检查。发电机转子风扇应安装牢固，叶片无裂纹、变形，引风板安装应牢固并与定子线棒保持足够间距。

23.3.7.2 定子（含机座）、转子各部件、定子线棒槽楔等应定期检查。水轮发电机机架固定螺栓、定子基础螺栓、定子穿芯螺栓和拉紧螺栓应紧固良好，机架和定子支撑、转动轴系等承载部件的承载结构、焊缝、基础、配重块等应无松动、裂纹、变形等现象。

23.3.7.3 水轮发电机风洞内应避免使用在电磁场下易发热材料或能被电磁吸附的金属连接材料，否则应采取可靠的防护措施，且强度应满足使用要求。

23.3.7.4 定期检查水轮发电机机械制动系统，制动闸、制动环应平整无裂纹，固定螺栓无松动，制动瓦磨损后须及时更换，制动闸

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及其供气、油系统应无发卡、串腔、漏气和漏油等影响制动性能的缺陷。制动回路转速整定值应定期进行校验，严禁高转速下投入机械制动。

23.3.7.5 机组发生甩负荷或过速后，再次启动时应对比相同工况下机组振动、摆度情况，差异较大时，应分析原因，及时检查处理。

23.3.8 防止励磁系统故障引起发电机损坏

23.3.8.1 严格执行调度机构有关发电机低励和PSS的定值要求，并在大修进行校验。

23.3.8.2 自动励磁调节器的过励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。

23.3.8.3 励磁调节器的运行通道发生故障时应能自动切换通道并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。在手动励磁调节运行期间，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。

23.3.8.4 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。

23.3.8.5 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。

23.3.8.6 励磁系统中两套励磁调节器的电压回路应相互，使用机端不同电压互感器的二次绕组，防止其中一个短路引起发电机误强励。

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24 防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故 24.1 加强大坝、厂房防洪设计

24.1.1 设计应充分考虑不利的工程地质、气象条件的影响，尽量避开不利地段，禁止在危险地段修建、扩建和改造工程，厂房设计应设有正常及应急排水系统。

24.1.2 大坝、厂房的监测设计需与主体工程同步设计，监测项目内容和设施的布置在符合水工建筑物监测设计规范基础上，应统筹考虑维护、检修及运行要求。

24.1.3 水库设防标准及防洪标准应满足规范要求，应有可靠的泄洪等设施，启闭设备电源、水位监测设施等可靠性应满足要求。

24.1.4 运行单位应在设计阶段介入工程，从保护设施、设备运行安全及维护方便等方面提出意见。设计应根据运行电站可能出现的问题，统筹考虑水电站大坝和厂房等工程问题的解决方案。

24.1.5 新建发电厂应认真勘测、精心设计。设计必须按照国家规定的基本建设程序进行；设计文件应按照规定的内容和深度完成批准手续。大坝、厂房等的选址，必须严格执行与发电厂等级或者水电枢纽工程级别相对应的强制性条文规定的防洪标准，或者执行当地有关防洪标准的要求。

24.2 落实大坝、厂房施工期防洪、防汛措施

24.2.1 建设单位应建立健全防洪度汛组织机构，明确包括业主、设计、施工和监理等各参建单位的职责。按照工程设计和形象面貌，汛前组织制定工程度汛方案和防洪应急预案，并报送有管辖权的批准后组织实施，同时督促各参建单位开展应急演练。建设单位应加强水情、水文、气象等预报工作，并完善渠道，及时向各参建方提供有关信息。

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24.2.2 设计单位应于汛前提出工程度汛标准、工程形象面貌及度汛要求。

24.2.3 施工单位应于汛前按设计、业主要求和现场施工情况制定防汛措施、工程度汛及临时挡水方案，报监理单位审批后正式成立防汛抢险队伍，并配置足够的防汛物资，做好防洪抢险准备工作。

24.2.4 大坝、厂房改（扩）建过程中应满足各施工阶段的防洪标准。

24.2.5 施工单位应单独编制观测设施施工方案并经设计、监理、建设、运行单位审查后实施。

24.2.6 大坝首次蓄水前，大坝等主要水工建筑物监测设施应投入正常使用，并应按规范和设计要求，加强监测与分析。

24.2.7 大坝备用柴油机应与泄洪启闭设备同时设计、同时施工、同时投入运行。

24.2.8 汛前应组织专人对截水系统和排水系统进行全面检查、处理，确保截水有效、排水通畅。

24.3 加强大坝、厂房日常防洪、防汛管理

24.3.1 建立、健全防汛组织机构，强化防汛工作责任制，明确防汛目标和防汛重点。

24.3.2 加强发电厂防汛与大坝安全工作的规范化、制度化和标准化建设，及时制定和修订完善能够指导实际工作的《防汛手册》、运行规程以及地震、台风、暴雨、洪水、水位陡涨陡落和其它异常情况时的巡查、加密监测方案。

24.3.3 各水电厂应做好大坝安全检查（日常巡查、年度详查、定期检查和特种检查）、监测、维修及加固工作，确保大坝处于良好状态。对观测异常数据要及时分析、上报和采取措施。

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24.3.3.1 建立完善的大坝安全检查制度。按期开展大坝安全检查，对检查提出的意见和建议，及时研究、落实。

25.3.3.2 按照监测规范、观测规程的要求，按期开展大坝安全监测工作，重视大坝重点部位和对水库大坝安全有影响的近坝区滑坡体、泥石流等的监测。及时整理和初步分析大坝安全监测资料，定期完成大坝安全监测资料的年度整编分析工作。

24.3.3.3 每年汛前全面、详细检查大坝安全监测、水情测报等系统以及泄洪设备，检测、检验和维护监测设施，试转泄洪闸门、启闭设备、备用电源，确保设备设施完好、电源可靠，通讯畅通、照明充足。

24.3.3.4 对影响大坝、灰坝安全和防洪度汛的缺陷、隐患及水毁工程，应实施永久性的工程措施，优先安排资金，抓紧进行检修、处理。对已确认的病、险坝，必须立即采取补强加固措施，工程必须由具有相应资质的单位设计，经审批后组织实施，并制订险情预计和应急处理计划。检修、处理过程应符合有关规定要求，确保工程质量。隐患未除期间，应根据实际病险情况，充分论证，必要时采取降低水库运行特征水位等措施确保安全。

24.3.4 加强大坝安全保卫，严防人为破坏、相互妨碍等外力损坏，禁止在大坝管理和保护范围内进行爆破、打井、采石、采矿、挖沙、取土、修坟等活动。

24.3.5 发电厂应结合电力生产特点和任务，制定科学、具体、切合实际的防汛预案，有针对性地开展防汛演练，对演练情况应及时上报主管部门。台风多发地区的发电厂，应制定和完善防台风应急预案，提前做好防台风的各项技术准备（腾库迎台）和相应的物资准备；加强对水雨情的监测与预报，随时掌握气象预报信息；台风来临前应

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组织一次全面的检查，制定好相应的应对措施；台风过后，及时检查，并把台风造成的影响和损失报告上级主管部门。

24.3.6 按照集团公司《发电厂防汛工作检查大纲》要求，应及时开展汛前检查工作，并做好自查整改及防洪度汛的各项准备工作。

24.3.6.1 水电厂应重点对大坝、水库情况、备用电源、泄洪设备、水位计等进行认真检查，既要检查厂房外部的防汛措施，也要检查厂房内部的防水淹厂房措施。同时对厂房内部供排水系统、廊道、尾水进人孔、蜗壳进人孔、水轮机顶盖以及压力钢管明管段、进出水口闸门及启闭机等设备进行日常巡查和定期维护。

24.3.6.2 火电厂应重点检查供水泵房（含升压泵房、凝结水泵、补充水泵等）、主辅厂房低洼地带、灰场、煤场等及其所属排水设备设施，确保排水供电设施完好，严防雍水或沟道积水倒灌淹没设备设施。

24.3.6.3 汛前应做好防止水淹厂房、廊道、泵房、变电站、进厂铁（公）路以及其他生产、生活设施的可靠防范措施，防汛备用电源汛前应进行带负荷试验，特别确保地处河流低洼地区、水库下游地区、河谷地区排水通畅，对可能导致水淹厂房的孔洞、管沟、通道、预留缺口等，应采取必要的封堵和引排措施，防止河水倒灌和暴雨造成水淹。对地势较低地区的生产、生活建筑，要有防洪抢险的预案和人员、物资紧急转移的措施。

24.3.6.4 每年汛前，根据工程实际、上下游情况，编制本年度水库洪水调度计划，并按规定履行报批程序。

24.3.6.5 汛前应根据实际情况，及时修订本单位的防止水淹厂房、泵房、变电所等的实施方案。

24.3.6.6 汛前应完成泄洪闸门的启闭试验，试验放水应提前预

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警。对影响防洪度汛的缺陷，必须在汛前消除。

24.3.6.7 对于易发生洪水倒灌的厂房、交通洞等洞室，在洞室入口处应配置截水和挡水设施，外围应设置足够排洪能力的排水沟、排水洞（管）等，确保排水畅通。

24.3.6.8 汛前应备足必要的防洪抢险器材、物资，并对其进行检查、检验和试验，确保物资的良好状态，确保有足够的防汛资金保障，并建立保管、更新、使用等专项管理制度。

24.3.6.9 多泥沙河流，严格按照批准的水库调度规程要求泄洪冲沙，同时应制定有泄洪冲沙时防止孔洞涌水造成水淹厂房事故的应急防范措施。

24.3.6.10 对多年未遭遇洪水的电站应牢固树立防洪意识，对久未使用的防洪设施应加强维护、隐患排查与治理。

24.3.7 切实做好汛期各项工作，确保度汛安全。

24.3.7.1 汛期加强防汛值班带班，及时了解和上报有关防汛信息。防汛抗洪中发现异常现象和不安全因素时，应及时采取措施，并报告上级主管部门。

24.3.7.2 加强对水情自动测报系统的检查维护，广泛收集气象信息，确保洪水预报精度。如遇特大暴雨洪水或其他严重影响大坝安全的事件，又无法与上级联系，可按照批准的方案，采取非常措施确保大坝安全，同时采取一切可能的途径通知地方。

24.3.7.3 出现地震、台风、暴雨、洪水、水位陡涨陡落和其它异常情况时，应按有关规定加强大坝、厂房等重点防汛区域以及机组进水口拦污栅、尾水挡墙等薄弱部位的巡视检查、监测，并做好记录和信息上报。

24.3.7.4 水电厂要定期对坝体集水井、厂房引水压力管、供水

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主干管、对外有关管线、厂房集水井及排水系统进行检查，对存在的缺陷要优先安排消除，及时清理集水井的淤积物，确保集水井容积。应配置两套不同原理的厂房集水井水位监测装置及水位过高报警装置信号，动力电源应有备用，并经常对水泵运行情况进行检查。对地下厂房要加强通风设备维护，确保厂房内设备正常运行。定期检查更换尾水管进人孔密封、蜗壳进人孔密封，检查连接螺栓，必要时可开展无损检测。

24.3.7.5 对于远方操作的闸门应定期检查其开度与实际是否相符。

24.3.8 强化水电厂运行管理，必须根据批准的调洪方案和防汛指挥部门的指令进行调洪，严格按照有关规程规定的程序操作闸门。

24.3.9 汛期严格按批准的水库汛限水位调度水库，当水库发生特大洪水后，应对水库的防洪能力进行复核。

24.3.10 在重视防御江河洪水灾害的同时，应落实防御和应对上游水库垮坝、下游尾水顶托及局部暴雨造成的厂坝区山洪、支沟洪水、山体滑坡、泥石流等地质灾害的各项措施。

24.3.10.1 对近坝库岸可能产生的滑坡、泥石流等，要加强巡查、监测，对可能导致漫坝事故的滑坡体应设置监测设施，并纳入巡查和监测范围，及时分析监测成果。

24.3.10.2 应制定水电厂生产和生活区针对内涝、山体滑坡、泥石流等的防范和应急措施。

24.3.10.3 对流域梯级电站（由多家单位开发）或中小型电站，应加强与上下游电站的信息沟通，在编制预案时应充分考虑极端情况下的各项应急措施。

24.3.11 加强对库区的巡查，严防库区船只、排筏、异物（如易

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燃、易爆、有毒、超重物体、养鱼网箱、漂浮物等）失控冲向大坝等水工建筑物、设备设施。当发现异常情况时，应立即采取有效措施，并向当地及时报告情况。

24.3.12 火电厂应加强灰场、煤场管理，落实责任制，健全巡视检查、观测记录、请示报告制度。

24.3.12.1 应按照设计要求，制订灰场、煤场使用规程，制定并落实各级人员岗位责任制。

24.3.12.2 按照设计排放或堆放灰渣，使坝前形成干滩，增加坝体的稳定性，严禁坝前积水。放灰位置、运行水位要根据实际需要进行调整，必要时加以导流来保证坝体安全。

25.3.12.3 应定期检查和清理灰场、煤场的排水设施，保证其完好、畅通，防止水淹灰场、煤场等低洼地带的设备设施。下游坝脚100米范围内不得取土、开洞。

24.3.12.4 加强灰坝位移和沉降观测，保持测量装置完好、可用，满足灰坝正常观测需要。对废弃灰坝，同样纳入正常电力生产管理范围，定期安全检查，重点保证防洪排水设施可靠、有效。

24.3.12.5 定期开展灰场大坝安全性评价，全面评价大坝结构、完整性和安全性态。主要内容包括：现场检查和监测、数据分析、大坝及附属物的评价和鉴定、紧急措施和方案四个部分，并对大坝提出评价结论和建议。

24.3.12.6 建立灰坝管理制度，确定安全检查频次。健全灰坝技术资料，主要包括：设计图纸、施工文件、计算书、试验数据、特征照片、检查检测分析报告、安全性评价报告、位移和沉降观测数据等。

24.3.13 对建成20年及以上的厂房、建筑物等，应加强检测和维修，防止坍塌。可能在短期内发生厂房、建筑物等破坏时，应立即

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采取措施，避免厂房、建筑物运行状况恶化、结构损坏扩大，并立即上报主管单位。

24.3.14 对屋顶积灰严重的机、炉等厂房，要及时组织清理，防止除氧器排汽结冰及雨雪时厂房屋顶荷重超载而坍塌。对于轻型结构屋面，不得放置较重的材料、设备或机具，检查或作业人员也不得过于集中。

24.3.15 对厂房结构存在缺陷、隐患的，应采取补强加固措施。隐患未除，应采取险情警示、使用，并制定和落实应急处理措施。

24.3.16 厂房应在各层标识荷重限载标示，不得损坏板、梁承重结构，不得堆放超过设计荷载的物品。

24.3.17 每年汛后，应对大坝安全检查，对水毁工程、存在的事故隐患，要及时处理；应及时总结防汛工作并报上级主管部门。

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25 防止重大环境污染事故

25.1 严格执行环境影响评价制度与环保“三同时”原则 25.1.1 新建、扩建、改建工程的建设和运行须满足环境影响评价文件及其批复的要求。

25.1.2 废水处理设备必须保证正常运行，处理后废水测试数据指标应达到设计标准及《污水综合排放标准》（GB78）相关规定的要求。

25.1.3 宜采用干除灰输送系统、干排渣系统。如采用水力除灰，灰水应回收循环使用，灰水系统投运前须做水压试验。

25.1.4 应按《火力发电厂大气污染物排放标准》（GB13223）或更严格的地方烟气污染物排放标准规定的排放限值，采用相应的烟气除尘（电除尘器、袋式除尘器、电袋复合式除尘器、湿式电除尘器等）、烟气脱硫与烟气脱硝设施，投运的环保设施及系统应运行正常，脱除效率应达到设计要求，各污染物排放浓度达到地方、国家的排放标准要求。

25.1.5 锅炉实际燃用煤质的灰分、硫分、低位发热量等不宜超出设计煤质及校核煤质。加强燃煤掺配管理，合理调配锅炉燃煤，全面考虑燃煤硫分、灰分和低位发热量等指标，使入炉煤煤质达到或接近设计要求。

25.1.6 灰场大坝应充分考虑大坝的强度和安全性，大坝工程设计应最大限度地合理利用水资源并建设灰水回用系统，灰场应按无渗漏设计，防止污染地下水。

25.2 加强灰场的运行维护管理

25.2.1 加强发电厂灰坝坝体的安全管理。设置灰坝坝体监测点，对灰场及灰坝的安全性进行定期评估，并将评估报告及相关材料报送

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电力监管机构备案。已建大坝要对危及大坝安全的缺陷、隐患及时处理和加固。

25.2.2 建立灰场（灰坝坝体）安全管理制度，明确管理职责。应设专人定期对灰坝、灰管、灰场和排、渗水设施进行巡检。应坚持巡检制度并认真做好巡检记录，发现缺陷和隐患及早解决。汛期应加强灰场管理，增加巡检频率。

25.2.3 加强灰水系统运行参数和污染物排放情况的监测分析，发现问题及时采取措施。

25.2.4 定期对灰管进行检查，重点包括灰管的磨损、接头及各支撑装置（含支点及管桥）的状况等，防止发生管道断裂事故。灰管道泄漏时应及时停运，以防蔓延形成污染事故。

25.2.5 对分区使用或正在取灰外运的灰场，必须制定落实严格的防止扬尘污染的管理制度，配备必要的防尘设施，避免扬尘对周围环境造成污染。

25.2.6 灰场应根据实际情况采取覆土、碾压、种植或表面固化处理等措施，防止发生扬尘污染。

25.2.7 定期对灰场周围地下水观测点、观测井的水质进行自行监测，并按规定周期由当地环保部门及相关部门监测站监督监测，确保无地下水污染事故发生。

25.3 防止废水超标排放

25.3.1 发电厂内部应做到废水集中处理，处理后的废水应回收利用。环评要求厂区不得设置废水排放口的电厂，一律不准设置废水排放口。环评允许设置废水排放口的电厂，其废水排放口应规范化设置，满足环保部门的要求。同时应安装废水自动监控设施，并严格执行《水污染源在线监测系统安装技术规范（试行）》（HJ/T353）。

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25.3.2 应定期作好全厂水平衡测试工作。了解全厂用水情况，考察全厂发电水耗和全厂复用水率。加强废水的等级梯次利用，通过节水分析，优化使用，按照一水多用，重复利用的原则，做好节水和废水治理改造。

25.3.3 应对废水处理设施制定严格的运行维护和检修制度，加强对污水处理设施的维护、管理，确保废水处理设施运转正常。

25.3.4 应做好废水处理设施运行记录，并定期监督废水处理设施的投运率，处理效率和废水排放达标率。

25.3.5 锅炉进行化学清洗时，必须制定废液处理方案，并经审批后执行。清洗产生的废液经处理达标后尽量回用，降低废水排放量。酸洗废液委托外运处置的，第一要有资质，第二发电厂要监督处理过程，并且留下记录。

25.4 加强除尘、除灰、除渣运行维护管理

25.4.1 加强燃煤发电厂除尘设施的运行、维护及管理，除尘设施的运行参数控制在最佳状态。及时处理设备运行中存在的故障和问题，保证除尘设施的除尘效率和投运率。烟尘排放浓度应达到地方、国家的排放标准规定要求，不能达到排放标准要求的应进行除尘设施提效改造。

25.4.2 电除尘器的除尘效率、电场投运率、烟尘排放浓度应满足设计的要求，新建、改造和大修后的电除尘器应进行性能试验，性能指标未达标不得验收。

25.4.3 袋式除尘器、电袋复合式除尘器的除尘效率，滤袋破损率、阻力、滤袋寿命等应满足设计的要求。新建、改造和大修后的袋式除尘器、电袋复合式除尘器应进行性能试验，性能指标未达标不得验收。袋式除尘器、电袋复合式除尘器运行期间出现滤袋破损应及时

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处理。

25.4.4 防止除尘器灰斗堵灰，根据电场（布袋）除尘量合理调配输灰系统输送能力，确保除尘器灰斗灰位在允许范围内。灰斗应设置高料位报警和紧急放灰装置，灰斗长时间高料位时必须采取强制放灰措施，防止发生除尘器灰斗垮塌事故。

25.4.5 防止干除灰输送系统、干排渣系统及水力输送系统的输送管道泄漏，应制定紧急事故措施及预案并定期演练。

25.4.6 锅炉启动时油点火、燃油、煤油混烧、等离子投入等工况下，电除尘器应在闪络电压以下运行，袋式除尘器或电袋复合式除尘器的滤袋应提前进行预喷涂处理。同时防止除尘器内部、灰库、炉底干排渣系统的二次燃烧，要求及时输送避免堆积。

25.4.7 袋式除尘器或电袋复合式除尘器的旁路烟道及挡板应零泄漏。

25.5 加强脱硫设施运行维护管理

25.5.1 制定完善的脱硫设施运行、维护及管理制度，并严格贯彻执行。

25.5.2 脱硫设施须与锅炉同时投入运行，脱硫效率、投运率应满足相关要求，二氧化硫排放浓度达到地方、国家的排放标准。不能达到地方、国家排放标准的应进行提效改造。脱硫设施禁止开旁路挡板运行，无旁路及已进行旁路烟道封堵的脱硫设施应确保高效稳定运行。

25.5.3 加强脱硫设施的运行、维护和管理，确保二氧化硫浓度小时均值达标排放。优化调整脱硫控制参数，如pH值、密度、液位（干法循环流化床脱硫塔误动、床压、脱硫除尘运行参数）等，提高脱硫设施运行的稳定性。建立完善的烟气脱硫设施化学取样分析制度，

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对吸收剂的品质、吸收塔浆液、脱水石膏等进行定期的取样分析，运行人员应根据分析结果及时调整设备运行方式。每年应开展脱硫设施运行状态性能测试，结合测试数据全面评价设施能力、状态。

25.5.4 脱硫设施运行时必须投入废水处理系统、处理后的废水指标满足国家相关标准。

25.5.5 新建、改造和大修后的脱硫设施应进行性能验收试验，指标未达到标准的不得验收。

25.5.6 加强脱硫设施维护，对脱硫设施吸收塔、换热器、烟道等设备的腐蚀情况进行定期检查，防止发生多点、大面积腐蚀。

25.5.7 对未安装烟气换热器（GGH）加热设备的脱硫设施，应定期监测脱硫后的烟气中的石膏含量，防止烟气中带出脱硫石膏。

25.5.8 防止出现脱硫设施输送浆液管道的跑冒滴漏现象，发生泄漏及时处理。

25.5.9 脱硫设施的副产品应按照要求进行堆放，避免二次污染。 25.5.10 脱硫设施的上游设备除尘器应保证其出口烟尘浓度满足脱硫设施运行要求，避免吸收塔浆液中毒。

25.6 加强脱硝设施运行维护管理

25.6.1 制定完善的脱硝设施运行、维护及管理制度，并严格执行。

25.6.2 脱硝设施的脱硝效率、投运率、应达到设计要求，同时氮氧化物排放浓度满足地方、国家的排放标准，不能达到标准要求应加装、更换催化剂或采取其它改造措施。

25.6.3 新建、改造、加装或更换催化剂后的脱硝设施应进行性能试验，指标未达到标准的不得验收。催化剂应按照催化剂管理要求进行阶段性性能评估检验，建立性能指标档案及寿命曲线，并与设计

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值进行比对分析。

25.6.4 氨区的设计应满足《建筑设计防火规范》（GB50016）、《储罐区防火堤设计规范》（GB50351）、地方安全监督部门的技术规范及有关要求，氨区应有防雷、防爆、防静电设计。新建液氨储罐区应设计倒罐系统，当其中一储罐发生泄漏事故时，可将泄漏罐内的液氨倒入另一安全液氨罐内。液氨的使用管理应符合国家能源局《燃煤发电厂液氨灌区安全管理规定》和中国国电集团公司《液氨使用安全管理规定》等相关和法规、规范的要求。

25.6.5 氨区的卸料压缩机、液氨供应泵、液氨蒸发槽、氨气缓冲罐、氨气稀释罐、储氨罐、阀门及管道等须无泄漏。

25.6.6 氨区的喷淋降温系统、消防水喷淋系统、氨气泄漏检测器应定期进行试验。

25.6.7 氨气吹扫系统应符合设计要求，系统正常运行。 25.6.8 锅炉启动时油点火、燃油、煤油混烧、等离子投入等工况下，防止催化剂产生堆积可燃物燃烧。

25.6.9 加强氨逃逸监测装置的运行维护，保证测量的准确性和可靠性。

25.6.10 液氨储罐区泄漏或含氨废水必须经过工艺处理，达标排放，未经处理达标的废水禁止排入雨排水系统。产生的废水由废水池收集后通过废水泵输送到工业废水处理车间集中处理，废水泵的总出力应满足排出废水池内最大来水。

25.6.11 根据《固体废物污染环境防治法》和《国家危险废物名录》的有关规定和要求，妥善处理废烟气脱硝催化剂转移、再生和利用处置过程中产生的废酸、废水、污泥和废渣等，避免二次污染。不可再生且无法利用的废烟气脱硝催化剂（钒钛系）应交由具有相应能

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力的危险废物经营企业（如危险废物填埋场）处理处置。

25.6.12 设有液氨储存设备、采用燃油热解炉的脱硝设施应制定事故应急预案，同时定期进行环境污染的事故预想、防火、防爆处理演习，每年至少一次。

25.6.13 加强脱硝设施的管理、运行和维护人员的定期培训，使其系统掌握脱硝设施正常运行的具体操作和应急情况的处理措施，尤其是事故或紧急状态下时的操作和事故处理。

25.6.14 发电厂应设置风向标，其位置应设在本企业职工和附近300m 范围内居民容易看到的高处。若发生液氨泄漏事故，应当立即向有关部门报告，启动应急救援预案。当泄漏影响周边居民人身安全时，应立即通告，并组织人员向上风向转移。

25.7 加强烟气在线连续监测装置运行维护管理

25.7.1 按照环保部颁布的《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》（HJ/T75）及《固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法》（HJ/T76）标准相关内容执行。

25.7.2 加强烟气在线连续监测装置的运营和管理，确保烟气烟尘、二氧化硫、氮氧化物、温度、流量、氧量等参数的准确性，保证数据传输的传输率和有效率。

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