发电厂重大反事故措施

甘肃平兴电力有限责任公司

杜家湾水电站重大反事故措施

平兴电力有限责任公司

二0一0年一月

目 录

1 防止火灾事故 ......................................................................................................................................................................... 0 2 防止人身伤亡事故 ................................................................................................................................................................. 6 3 防止锅炉承压部件失效事故 ............................................................................................................................................... 13 4 防止压力容器等承压设备爆破事故 ................................................................................................................................... 18 5 防止锅炉尾部再次燃烧事故 ............................................................................................................................................... 21 6 防止锅炉炉膛爆炸事故 ....................................................................................................................................................... 23 7 防止制粉系统和煤尘爆炸事故 ........................................................................................................................................... 26 8防止分散控制系统（DCS）及热工保护拒动、误动事故 ................................................................................................ 28 9防止机网协调事故 ................................................................................................................................................................ 33 10 防止励磁系统事故 ............................................................................................................................................................. 38 11 防止继电保护事故 ............................................................................................................................................................. 42 12 防止发电厂电力调度自动化系统子站设备与电力通信系统事故 ................................................................................. 48 13 防止直流系统事故 ............................................................................................................................................................. 51 14 防止全厂停电事故 ............................................................................................................................................................. 54 15 防止重大环境污染事故 ..................................................................................................................................................... 56

1 防止火灾事故

1.1 加强防火组织与消防设施管理

1.1.1 各单位应建立防止火灾事故组织机构，健全各项消防工作制度，落实各级防火责任制。配备消防专责人员并建立有效的消防组织网络和群众性消防队伍。距离当地消防队较远的大、中型发电企业可根据实际情况建立专职消防队。

1.1.2 配备完善的消防设施，组织开展相关培训。定期对消防设施进行检查与保养，禁止使用过期消防器材。

1.1.3 消防水系统应与生活水、工业水系统分离，禁止使用铸铁阀门和有缝钢管。消防泵应采用双电源或双回路供电，有条件的应由保安段电源供电。

1.2 生产场所防火防爆

1.2.1 各类生产场所应符合《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB50229-2006）和《水利水电工程设计防火规范》（SDJ278－1990）的有关防火规定要求。临时建筑的耐火等级、防火间距和安全出口等应符合《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）的规定要求。

1.2.2 发电厂各类控制室、继电保护室、计算机房、通讯室、高低压配电室等重点防火部位应设置火灾检测和灭火装置，相应安全出口应不少于两个。变压器室、电容器室、蓄电池室、油处理室、配电室等应采用向外开启的钢质门或丙级防火门。

1.2.3 油罐区四周应设置 1.8 米高的围栅。利用厂区围墙作为油罐区的围墙时，该段厂区围墙应为 2.5 米高的实体围墙。

1.2.4 制氢站、蓄电池室、燃油站、加油站、油处理室、柴油机房等防火防爆重点场所必须采用防爆型照明、通风设备。

1.2.5 生产场所严禁长期存放易燃易爆物品。临时存放易燃易爆物品，必须做好相关防火措施，并落实安全责任人。

1.2.6 发电机组、变压器等设备检修工作期间，工作现场应设专人值班，检修工作间断或结束时应及时清理和检查现场。各类废油应倒入指定容器，严禁随意倾倒。

1.2.7 在禁火区动火应严格执行动火作业管理制度和动火票工作制度，严禁无票作业。

1.3 电缆防火

1.3.1 新、扩建工程的电缆选择与敷设必须符合相关设计要求，易燃易爆场所须选用阻燃电缆。各项电缆防火工程应与主体工程同时投产。

1.3.2 主厂房内的热力管道与架空电缆应保持足够的间距，其中与控制电缆的距离不小于 0.5 米，与动力电缆的距离不小于 1 米。靠近高温管道、阀门等热

体的电缆应采取隔热、防火措施。

1.3.3 电缆夹层和电缆沟内不得布置热力、油气及其他可能引起火灾的管道和设备。各类电缆应分层布置，避免任意交叉，电缆弯曲半径应符合相关要求。

1.3.4 通往电缆夹层、隧道和穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的电缆孔洞（含电缆穿墙套管与电缆之间缝隙）均应严密封堵，靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。扩建工程和检修中损伤的阻火墙应及时恢复封堵。

1.3.5 电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离。敷设于隧道和厂房内构架上的电缆应采取分段阻燃措施。并排安装的多个电缆头之间应加装隔板或填充阻燃材料。

1.3.6 在电缆交叉、密集及中间接头等部位应设置自动灭火装置。重要的电缆隧道、夹层应安装温度火焰、烟气监视报警器，并保证可靠运行。

1.3.7 定期对电缆夹层、沟道及其消防设施进行巡视检查。对电缆特别是电缆中间接头应定期进行红外测温，并按照规定要求进行预防性试验。

1.3.8 电缆夹层、竖井、电缆隧道和电缆沟等场所应保持清洁，禁止堆放杂物。锅炉、燃煤储运厂房内架空电缆上的粉尘应定期清扫，做到不积粉尘、不积水。

1.3.9 加强 400V动力电缆的运行、检修管理。在厂用系统增加负荷或改变厂用系统结线时，应同时校核电缆截面是否符合要求。

1.4 汽机油系统防火

1.4.1 汽机油系统应尽量减少法兰联结，避免使用活结或丝扣联结，禁止使用铸铁阀门。法兰垫应选用隔电纸、青壳纸、钢纸垫等耐油、耐高温产品，禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。

1.4.2 道法兰、阀门及可能漏油部位附近应禁止明火，需明火作业时必须采取严

格的防范措施。

1.4.3 在道上焊接作业时，必须办理动火工作票，采取可靠的隔绝措施并检验确认管道内无可燃物。禁止在运行的路实施焊接作业。

1.4.4 道应尽可能远离高温管道，且在高温管道下方，道至高温管道保温层外表面的距离不得小于 0.15 米。道法兰、阀门的周围及下方如敷设高温管道或其它热体，法兰外应加装金属罩壳。

1.4.5 事故排油阀应装设两个钢质截止阀，其操作手轮距油箱应不少于 5米，并具有两个以上的到达通道。操作手轮须加铅封，禁止加锁，并加挂“禁止操作”标志牌。事故一次放油门应置于常开位置，排至室外的事故油箱（油池）应装设排气管。

1.4.6 定期对机组路进行碰磨检查，特别是管道沟内部、顶轴等隐蔽部位，以便及时发现和处理管道振动及碰磨。

1.4.7 机组油系统设备及管道发生漏油必须及时处理。如不能与系统隔绝处理或热力管道保温已渗入油，应立即停机处理。

1.5 燃油罐区及锅炉油系统防火

1.5.1 油区内禁止搭建临时建筑，严禁存放易燃物品。

1.5.2 油区、输卸道必须装设可靠的防雷接地装置，并定期测试接地电阻值，保证接地电阻符合有关规程要求。

1.5.3 储油罐或油箱的油温应根据燃油种类严格控制在允许范围内，加热燃油的蒸汽温度应低于油品的自燃点。

1.5.4 定期检查和更换燃油系统软管，锅炉房内的油母管及各支线应列入运行巡回检查路线。

1.6 防止氢气系统爆炸着火

1.6.1 制氢站及装有氢气的设备附近严禁放置易燃易爆物品，并应设置“严禁烟火”、“禁止使用无线通讯”等标志牌。

1.6.2 制氢系统厂房、储氢罐等必须具有可靠的防雷、防静电设施，制氢站门窗应采用向外开启的木制门窗或其它非金属门窗，并保持良好通风。

1.6.3 严密监测制氢设备、氢冷系统的氢气纯度，达不到规定标准必须及时处理。氢冷系统的氢气纯度低于 90％时，应立即停机。

1.6.4 机组漏氢量实测计算应每月进行一次。当发电机氢冷系统发生渗漏且无法停机时，必须加强现场氢气含量监测，加大漏氢量实测计算频率。

1.6.5 机组运行期间排氢风机应保持经常运行，并定期进行取样，监视机房含氢量是否超过规定值。

1.6.6 在氢气设备生产系统各部位作业必须使用不产生火花的铜质或铜合金工具。氢冷系统进行检修、试验时，无论是否进行动火作业，均须断开氢气系统（与运行系统有明确断开点），并做好相关安全措施。

1.6.7 氢气管道阀门和水封装置发生冻结时，必须用热水或蒸汽缓慢加热解冻，严禁明火烤烘。

1.6.8 地沟铺设的氢气管道应采取防止氢气泄漏、积聚或窜入其它沟道的措施。地下铺设的氢气管道应埋设在冰冻层以下且埋深不宜小于 0.7 米。架空氢气管道应采用非燃烧材料支架，并且不应与电缆、电线铺设于同一支架。

1.6.9 氢冷器回水管应直接接入虹吸井，并与凝汽器出水管分离。如氢冷器回水管不能与凝汽器出水管分离，则严禁使用明火对凝汽器铜管作业。

1.6.10 氢气放空阀、安全阀均须装设高于屋顶 2 米以上的室外金属放空管和阻火器，放空管应设防雨罩并采取防堵塞措施。发电机底部排污时，应注意防止氢气排出造成火灾。

1.7 输煤及制粉系统防火

1.7.1 加强设备运行维护和巡视检查。经常清扫输煤系统、辅助设备、电缆排架等处积粉，及时发现和清除漏粉点。输煤皮带停止上煤期间应坚持巡视检查。

1.7.2 制粉系统防爆门应避免朝向电缆层和人行道。防爆门动作后应立即检查，清除周围积粉。

1.7.3 煤粉（原煤）仓应装设温度测点，并宜装设报警测点。运行中应严格控制磨煤机出口温度和煤粉（原煤）仓温度，不得超过煤种要求的规定值。

1.7.5 手动测量煤粉仓粉位应缓慢升降仓内浮筒，避免撞击舱壁产生火花。

1.7.6 在输煤皮带上空附近和原煤仓格栅等处动火时，必须做好隔离措施，防止引起皮带着火。

1.7.7 煤粉仓清理作业应穿不产生静电的工作服，使用防爆行灯和工具，不得带入火种，严禁使用压缩空气或氧气吹扫。清仓期间发生残余煤粉自燃，工作人员必须立即撤出，并将煤粉仓严密封闭，用蒸汽、氮气或二氧化碳灭火器等灭火。

1.7.8 输煤皮带发生着火时，应立即停止皮带运行，并采取阻止火焰蔓延的措施，从着火两端向中间扑灭。

2 防止人身伤亡事故

2.1 加强人身安全管理

2.1.1 加强生产作业现场管理，认真开展作业现场危险点分析。在危险性较大的电力生产区域作业，应制定专门的安全组织措施，逐项进行安全技术交底，落实各项预控措施。

2.1.2 定期对作业人员进行安全规程、制度和技术培训。新员工和临时工必须经过安全技术培训，并在有工作经验员工带领下方可作业。

2.1.3 生产现场应配备充足的、经国家或省、部级质检机构检测合格的安全工器具和防护用品，并定期进行检验，坚决淘汰不合格的工器具和防护用品。

2.1.4 加强对各种发、承包工程的安全管理，明确发包方和承包方的安全职责，杜绝以包代管，禁止对工程项目进行转包和违规分包。

2.1.5 作业现场可能发生人身伤害事故的地点应设立安全警示牌，交叉作业现场应制订完备的交叉作业安全防护措施。

2.2 防止人身触电

2.2.1 各类电气设备、电动工器具必须具有可靠的保护接地。220V 电气设备应设单独的保护接地线，不得利用设备自身的工作零线兼做接地保护。

2.2.2 现场使用临时电源必须安装漏电保护装置，并满足《施工现场临时用电安全技术规范》（JGJ46-2005）的有关要求。

2.2.3 生产现场使用的电焊机，其高低压接线柱必须装防护罩，电焊机外壳必须可靠接地。不停电更换焊条必须戴焊工手套，焊线不应有裸露接头。

2.2.4 在潮湿或积水地面等恶劣环境下进行电焊作业，焊工必须穿绝缘鞋或站在绝缘垫上，采取防止触电措施后方可工作。

2.2.5 在锅炉汽包、凝汽器等金属容器内进行电焊作业，焊工应穿绝缘鞋或站在绝缘垫上，并穿干燥的工作服，避免与铁件接触。容器外应设可到和听到焊工工作的监护人，并设置就地电源开关，以根据焊工信号切断电源。

2.2.6 在容器内作业使用的行灯，电压不得超过 12 伏，禁止使用自耦变压器作为行灯变压器。

2.2.7 外来进入生产现场工作的人员必须经过安全教育培训和安全技术交底，并履行相关审批、工作程序。

2.3 防止高处坠落、高空落物伤害

2.3.1 根据国家有关规定不宜从事高处作业和登高作业的人员，不允许从事高处和登高作业。

2.3.2 坠落高度在 1.0 米及以上的工作平台和人行通道，在临空侧应设置固定式防护栏杆。

2.3.3 安全带使用前必须进行检查，安全带挂钩必须挂在结实牢固的构件或专用钢丝绳上，禁止低挂高用。

2.3.4 楼梯、钢梯、平台均应采取防滑措施。高度超过 3 米的直钢梯应装设护笼，防止上、下楼梯时发生坠落。

2.3.5 炉内作业使用的升降式检修平台，必须经具有资质的技术监督部门检验合格后方可使用。

2.3.6 生产厂房装设的电梯，必须由具有资质的单位检验合格，并定期进行检验，同时应制订和落实相关安全使用规定。电梯安全闭锁装置、自动装置、机械部分、信号照明等存在缺陷时，必须停止使用。

2.3.7 电除尘器检修现场及其它需作业人员在高处（不能搭设脚手架的场所，不包括杆塔）进行大范围移动的场所，必须使用防坠落速差保护器。

2.3.8 使用绝缘斗臂车作业前，必须检查绝缘臂处于合格状态。禁止使用汽车吊（斗臂车）悬挂吊篮上人作业。不得用斗臂起吊重物,在斗臂上工作必须使用安全带。

2.3.9 高空作业禁止上下抛掷物件，作业平台上的材料、备件应固定牢固，杂物及时清理。

2.4 防止机械伤害

2.4.1 建立健全各种机械设备的安全操作规程和工作制度，工作人员必须经过专业培训并能熟练操作。

2.4.2 在操作转动机械设备时，严禁扶持加工件或戴手套操作。

2.4.3 机械设备检修应进行系统隔离，转动机械应采取防止转动的措施。检修完成后，必须将安全设施恢复到正常运行状态，方可进行试运行。

2.4.4 转动机械的转动部分必须安装防护罩等防护设施，设备转动时严禁取下防护设施。禁止在靠背轮、螺栓或运行设备的轴承上行走或坐立。

2.4.5 设备转动时严禁清扫、擦拭设备转动部分。清扫擦拭运行设备的固定部分，严禁将抹布、棉纱缠在手上使用。

2.4.6 无论输煤皮带在运行或停止状态，均禁止在皮带上行走或用皮带运送检修工器具及材料。当皮带跑偏时，禁止使用木棍等工具校正。

2.4.7 运煤设备工作期间，禁止不停设备紧链条或皮带。值班人员不得擅自打开碎煤机、滚轴筛检查门和人孔门，或取下原煤仓人孔门盖板。

2.4.8 使用砂轮机、角磨机、切割机以及电火焊作业，必须戴防护眼镜。

2.5 防止起重伤害

2.5.1 各类起重设施必须按照相关规定办理检验合格证，按规定期限检测合格。起重设施必须由专人定期检查维护，作业人员应持证上岗。

2.5.2 起重作业必须由专人统一指挥，严禁超规范使用起吊设备。

2.5.3 实施重大、特殊的起重搬运工作，必须制定严密的组织、安全和技术措施。进行试吊时，生产（技术）负责人及相关部门人员必须到位。

2.5.4 使用行车、卷扬机、手拉葫芦等起重机械前，必须检查传动、刹车装置及安全防护设施是否正常。禁止作业人员在手拉葫芦正下方操作。吊物需长时间停空时，下面应垫物支撑。

2.6 防止人员烫伤、窒息

2.6.1 从事高温明火作业，或在易积聚易燃、易爆气体及容易发生电弧烧伤、绝缘油喷燃场所的作业人员，必须穿全棉质工作服。

2.6.2 观察锅炉燃烧情况应戴防护面罩，禁止站在看火孔、检查孔的正面检查燃烧情况。

2.6.3 冲洗汽包水位计时，工作人员应在水位计侧面操作，开、关阀门时应缓慢小心，并观察好躲避路线。

2.6.4 在防爆门、安全门、汽包和压力容器水位计、加热器放水井、疏水口、高温高

压阀门、法兰等高温、高压管道和设备附近禁止长时间停留。如需检修作业，必须采取完备的防烫伤措施。

2.6.5 处理渣井堵焦时，应注意防止捞渣机内热水溅出烫伤作业人员。锅炉清灰时，工作人员应穿隔热保护鞋，并在设置的踏板上作业。

2.6.6 设备及管道检修前，必须打开各疏水门放尽存水，并注意防止放疏水时烫伤人。拧松管道法兰盘螺丝，应先把法兰盘上距身体较远的一半螺丝先松开，再拧松靠近身体一半的螺丝。

2.6.7 进入容器内进行检修工作前，应将容器内压力降至外部大气压力，打开人孔、检查孔充分通风，并将容器内打扫干净，对于有毒、有易燃易爆危险品的容器应将内部冲洗干净。禁止向容器充氧，禁止用各类气体的气瓶对容器充压找漏。参加容器内部工作人员不得少于三人，其中两人在外监护。

2.6.8 开展带压堵漏工作必须制定严密的安全措施，经生产（技术）负责人批准后执行。作业人员应经培训合格，作业时必须穿戴防止烫伤的防护用品。带压堵漏仅限于砂眼气孔等不易扩大的缺陷，对裂纹、吹刷减薄、腐蚀穿孔等发展型缺陷不得进行带压堵漏。

2.6.9 在可能积存有害气体的地下维护室内作业，作业人员应戴防毒面具且轮班倒换工作。

2.6.10 进入室内、沟道内扑救电气设备着火时，必须穿戴绝缘鞋和绝缘手套，并戴好呼吸保护器。

2.6.11 进入通风不良的场所或地下沟道工作前，应测量含氧量，含氧量低于 18%，必须采取强制通风措施。地下维护室和沟道内的温度超过 50℃时，不准进入工作。

2.7 防止化学中毒及放射源伤害

2.7.1 从事装卸、搬运、使用浓酸、强碱等强腐蚀物品及有毒有害物品的工作人员，必须经过专业培训，熟悉所接触药品的性质和操作方法，并配备必要的防护用品。

2.7.2 加强有毒、易燃、易爆药品管理，严格执行使用和报废有毒、易燃、易爆药品管理制度。过期的药品、试剂应集中处理，剧毒试剂在试验完成后，不得随意倾倒，应作销毁处理并作好记录。

2.7.3 从事放射性工作的人员，应先进行防护知识和法规教育，并经考试合格方能上岗。严格按操作规程工作，对难度较大的操作，事先用非放射性物质作模拟试验，有把握后方能正式操作。

2.7.4 定期对浓酸、浓碱管道接口、酸泵、阀门等进行检验，确保严密不漏。水处理车间应随时备有急救药品和充足的自来水源。

2.8 防止其它伤害

2.8.1 生产场所人员紧急疏散通道必须保持畅通，各类警示标志应醒目、齐全，地下厂房应标明逃生路线。

2.8.2 使用射钉及压接等爆发性工具的人员应经培训考核合格，严格遵守有关规定，专人装药，专人使用。

2.8.3 小型空气压缩机应保持润滑良好、压力表准确、安全阀可靠，并应由专人维护。

2.8.4 电动弯管机、坡口机、套丝机必须先开空转，待动作正常后方可带负荷工作。

2.8.5 检查装有易燃易爆物品的罐车，必须注意防火。在铁路专用线路上作业、巡查时，必须熟悉设备和信号显示方式，注意观察，及时下道。严禁钻、扒、跳车，禁止从车辆下方递送工具。

3 防止锅炉承压部件失效事故

3.1 各单位应成立防止压力容器和锅炉爆漏工作小组，加强专业管理、技术监督管理和专业人员培训考核，健全各级责任制。

3.2 严格锅炉制造、安装和调试期间的监造和监理。新建锅炉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。

3.3 在役锅炉必须进行定期检验，检验周期、检验项目、检验机构及人员资质应符合《电站锅炉压力容器检验规程》（DL7-2004）及国家有关规定要求。

3.4 防止超压超温

3.4.1 锅炉在水位表数量不足、安全阀解列的情况下不得投入运行。机组正常运行时，必须投入汽机跳闸后联跳锅炉保护。

3.4.2 参加电网调峰、调频机组应制定相应的技术措施。其中，非调峰设计锅炉的调峰负荷下限、启停及变负荷速度应根据水动力计算、试验及调峰特性试验确定。

3.4.3 直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应具有完备的管壁温度测点，并定期进行检查。应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，防止由于入炉燃料量不均、炉内局部结焦等造成炉内热负荷分配偏离设计状态。

3.4.4 定期进行放汽试验和电磁安全阀试验。放汽试验应安排在安全阀试验前进行，电磁安全阀电气回路试验每月进行一次。

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

3.4.6 锅炉启停过程中，应严格控制汽温变化速率。在启动中应加强投入燃料量控制，防止炉膛出口烟温超过规定值。

3.4.7 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，并避免在该负荷点附近长时间运行。

3.4.8 大型煤粉锅炉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，并加强对烟温偏差和受热面壁温的监视和调整。

3.5 防止设备大面积腐蚀

3.5.1 机组启动初期，凝结水应 100%精处理；机组正常运行期间，精处理设备禁止随意退出运行。发生凝汽器管泄漏造成凝结水品质超标时，应立即组织查找和堵漏，并按照《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561-1995）的要求，严格执行“三级处理”。

3.5.2 机组化学酸洗期间，过热器必须注满保护液，并严格控制保护液中氯离子含量及汽包、分离器液位，防止酸液进入过热器。

3.5.3 严禁品质不合格的给水进入锅炉，蒸汽品质不合格禁止并汽。采用磷酸盐处理和挥发性处理的锅炉，运行中应严防炉水 pH 值低于 9.0，当水冷壁结垢超标时应及时进行酸洗。

3.5.4 加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，防止发生高温腐蚀。锅炉改燃非设计煤种时，应全面分析新煤种高温腐蚀特性，采取有针对性的防腐措施。

3.5.5 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。

3.5.6 安装或更新凝汽器管前，应逐根进行外观检验和涡流检测。

3.6 防止炉外管爆破

3.6.1 加强对汽包、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相关焊缝的检查，及时发现和消除设备缺陷。对于不能及时消除的不允许缺陷，应对缺陷尺寸进行定量检测及监督，并做好安全性评价。

3.6.2 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。

3.6.3 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。炉外管发生漏气、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。

3.6.4 发电机组启停和系统切换操作过程中，应密切关注炉外管道温度和压力变化，出现超温超压应及时采取措施。

3.6.5 加强对汽水系统的高中压疏水、排污、减温水等小径管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀检查，发现问题应及时更换。启停频繁的高压疏水管道弯头不宜采用直接弯管结构，应采用加厚的机制弯头。

3.6.6 按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T 616-2006）的有关要求，定期对支吊架进行检查。运行时间达到 100,000 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，必要时进行应力核算。

3.6.7 对易于引起汽水两相流的疏水、空气管道，应对其与母管相连的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位进行重点检查，其管道、弯头、三通和阀门运行时间达到 100,000 小时后，应结合检修全部更换。

3.6.8 定期对喷水减温器进行检查，必要时采用视频内窥镜等检测设备，防止因减温器喷头脱落或内部套筒断裂失效。

3.6.9 在检修中，应重点检查可能因膨胀不畅或应力集中导致的承压部件产生缺陷的部位。

3.6.10 发电机组投运的第一年内，应对主蒸汽和再热蒸汽管道的不锈钢温度套管角焊

缝进行渗透和超声波检测，并结合每次 A 级检修进行检测。

3.6.11 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。

3.6.12 严格焊工管理及焊接工艺质量评定，杜绝无证（含过期证）上岗和超合格证允许范围施焊，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/T 869-2004）有关规定要求。

3.7 防止锅炉四管爆漏

3.7.1 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。

3.7.2 定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，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造成水冷壁泄漏。

3.7.3 定期对吹灰系统进行维护保养，加强吹灰器运行监视，防止因吹灰器故障造成受热面管壁冲刷减薄和泄漏。应合理选取并定期校核吹灰介质参数，并对吹灰器吹扫区域受热面管壁厚度进行重点检查，及时发现和处理设备缺陷。

3.7.4 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。

3.7.5 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。

3.8 达到设计使用年限的发电机组和设备，必须按照有关规定对主设备（特别是承压管路）进行全面检查、试验和安全性评估，经相关主管单位审批后，方可继续运行，并根据设备状况相应调整检修和检验周期。

4 防止压力容器等承压设备爆破事故

4.1 加强设备监造和出厂质量验收工作。压力容器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进行，不得安装未经检验或经检验不合格的设备。

4.2 严格压力容器使用登记管理，必须按照《压力容器使用登记管理规则》（国质检锅[2003][213 号]）办理注册登记，领取使用证。

4.3 防止超压

4.3.1 根据设备特点和运行条件,制定和完善压力容器运行操作规程，明确启停过程中温度、压力变化速度及异常工况的紧急处理措施，防止压力容器超压、超温运行。

4.3.2 定期对压力容器安全阀进行校验和排放试验，并结合压力容器定期检验或检修工作，每两个检验周期至少进行一次耐压试验。各项试验均应建立完整的试验台账。

4.3.3 在运压力容器及其安全附件（安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等）不得带缺陷运行。对于设有自动调整和保护装置的压力容器，保护装置退出须经本单位生

产（技术）负责人批准，在保护装置退出后应加强监视，限期恢复。

4.3.4 压力容器上使用的压力表表盘直径应大于 100 毫米，其精度等级必须满足相关技术要求，并严格按照规定周期进行计量检定。

4.3.5 压力容器内部存有压力及有残余气体存在时，禁止进行任何维修或紧固工作。

4.3.6 除氧器及其系统的设计、安装、检修和运行应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》（能源安保[1991]709 号）的相关要求，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，在运行规程中明确规定并严格执行。

4.3.7 对于单元制给水系统，除氧器应配备不少于两只全启式安全门，并应完善除氧器自动调压和报警装置。

4.3.8 入厂气瓶外表颜色、字样、色环必须符合《气瓶颜色标志》

（GB7144-1999）的规定要求。在用气瓶严禁改变涂色，严防错装、错用。气瓶立放时应采取防止倾倒的措施，公称容积大于等于 5 升的气瓶应配有固定瓶帽或

保护罩，液氯钢瓶必须水平放置，使用溶解乙炔气瓶必须配置防止回火装置。

4.4 防止在用压力容器爆破

4.4.1 在用压力容器及其附件，应按照《压力容器安全技术监察规程》(质技监局锅发〔1999〕154 号)、《电站锅炉压力容器检验规程》（DL612-1996）、《压力容器定期检验规则》（TSG R7001-2004）等有关规程要求，由具有相应资质的单位及检验人员按照规定

的检定周期进行检验。对定期检验中发现的缺陷应及时进行处理。

4.4.2 严禁随意在压力容器上开孔和焊接其它构件。确需开孔或焊接构件应进行强度校核，并制定技术工艺措施，经本单位生产（技术）负责人批准后，方可实施。

4.4.3 停用超过两年以上的压力容器重新启用时应进行全面检验，检验合格后必须进行耐压试验。所有项目合格后方可投入运行。

4.4.4 防止氢罐爆炸

4.4.4.1 制氢站应选用性能可靠的压力调整器，并加装液位差越限联锁保护装置和氢侧氢气纯度表、氢气含氧量在线监测仪表，防止纯度不合格的氢气进入氢罐。

4.4.4.2 按照《压力容器定期检验规则》（TSG R7001-2004）的有关要求，以封头、筒体的外观检验及壁厚测量为重点，定期对氢罐进行检验，发现鼓包立即更换。

4.4.4.3 制氢系统及氢罐检修前，必须彻底进行氢气置换并可靠隔离。

4.5 防止机外管、公用管道、临时管道爆破

4.5.1 压力管道、取样管、仪表管座等承压部件应结合机组检修，按照《电站锅炉压力容器检验规程》（DL7-2004）及《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438-2000）的有关要求进行检验。

4.5.2 压力容器定期检验时，应按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T616-2006）的有关规定，对与压力容器相连的管系进行检查，并重点检查支吊架

状态，防止管系的应力施加于压力容器，必要时应对支吊架进行调整。

4.5.3 加强热力系统运行参数监测，当与制造厂提供的典型工况有明显偏差时应及时查明原因，严禁抽汽管道、旁路系统等超温或超压运行。

4.5.4 机组减温减压装置的自动应可靠投入，易发生超温的系统应设置温度报警装置。

4.5.5 机组冷却器及其管道在 A 级检修时，应进行耐压试验。

4.5.6 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。

5 防止锅炉尾部再次燃烧事故

5.1 在锅炉建设与改造中，加强设计选型等前期工作，保证油燃烧器的出力、雾化质量和配风相匹配。

5.2 完善空气预热器的吹灰系统，蒸汽吹灰汽源的选取应满足机组启动和低负荷期间的吹灰需要。

5.3 回转式空气预热器必须配套完善的消防系统和水冲洗系统，以及完整的隔离手段、联锁保护、停转保护和火灾报警装置，喷淋和冲洗面积应覆盖全部受热面。

5.4 空气预热器的传热元件在出厂和安装保管期间不得采用浸油防腐方式。

5.5 空气预热器及烟风系统首次投运前，必须将杂物彻底清理干净，并进行转子蓄热

元件通透性专项检查，经施工、监理、建设、调试、生产等各方验收合格后方可投入运行。

5.6 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，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。

5.7 新安装的油和等离子点火系统，在投运前必须进行冷态调试。

5.8 加强燃烧调整和锅炉尾部烟温的运行监视，在运行规程中应明确规定锅炉尾部烟道各部位发生再燃烧的判据，并制定完善的事故处理预案。

5.9 锅炉燃油时应保证燃油及其雾化介质参数在规定范围内。较长时间低负荷燃油、等离子点火系统冷炉启动或煤油混烧，应根据具体情况结合停炉对回转式空气预热器受热面进行检查。

5.10 加强锅炉燃烧调整工作，做到合理配风，防止油、煤及未完全燃烧产物在尾部受热面或烟道上存积。

5.11 回转式空气预热器发生停转，必须立即进行隔绝并投入消防蒸汽和盘车装置，同时快速减负荷到规定值，如挡板隔绝不严或盘车不动应尽快停炉。

5.12 严格按照运行规程及相关规定对空气预热器进行吹灰，并应保证规定的吹灰蒸汽参数。在锅炉启动、低负荷、煤油混烧、烟气侧压差增加等情况下，必须高度重视吹灰工作，加强吹灰。

5.13 采用等离子及微油点火方式启动的机组，在锅炉启动初期应加强燃烧调整工作，空气预热器必须连续吹灰。在机组停运前后，应加大锅炉通风量进行专门吹扫。

5.14 机组和回转式空气预热器停运初期，应加强对空气预热器状态的监视和检查。停炉时间超过 1 周时，应对空气预热器受热面进行检查。

5.15 可燃物在回转式空气预热器转子蓄热元件间积存严重时，必须及时进行规范的水冲洗，冲洗后及时彻底干燥。

6 防止锅炉炉膛爆炸事故

6.1 加强锅炉机组设计和设备选型管理，配套设备必须与炉膛防爆能力相匹配，锅炉灭火保护装置、给粉控制电源及其它重要设备应采用冗余技术。

6.2 加强燃煤监督管理，尽可能采用与锅炉设计相匹配的煤种。强化配煤管理和煤质分析预报工作，做好调整燃烧的应变措施。

6.3 防止锅炉灭火

6.3.1 根据《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》（DL/T 435-2004）中有关防止炉膛灭火放炮规定以及本厂运行实际，制订有针对性的防止锅炉灭火放炮措施。

6.3.2 新炉投产、锅炉改造大修后，以及使用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃烧调整试验和锅炉不投油最低稳燃负荷试验，确定合理的控制参数和运行方式，并及时修订相关规程和措施。

6.3.3 炉膛压力保护定值应综合考虑炉膛防爆能力和锅炉正常燃烧要求，同时应保证炉膛压力信号取样部位的设计、安装合理，系统工作可靠，安装或检修调试时必须进行炉

膛压力保护带工质传动试验。

6.3.4 运行中严禁随意退出火焰探头或锅炉灭火保护装置。因设备缺陷需退出时，须经本单位生产（技术）负责人批准，并做好安全措施，限期恢复。

6.4 防止严重结渣

6.4.1 燃用易结渣煤种应重视和加强混煤掺烧、燃烧调整工作，并结合锅炉特点，制定和落实防结渣技术措施和管理制度。

6.4.2 加强锅炉燃烧器的检修、调试、验收和维护管理，确保燃烧器安装角度正确，动作正常。

6.4.3 加强氧量计、风量测量装置及风门等重要监控设备的管理与维护，建立定期校验、定期吹扫和维护制度。

6.4.4 大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣。

6.4.5 重视锅炉结渣情况运行监视和运行分析工作，并根据运行条件优化燃烧调整和吹灰方式。

6.4.6 锅炉受热面及炉膛底部等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。

6.5 防止可燃混合物积存

6.5.1 加强点火油系统和燃气系统的维护管理，及时消除泄漏。燃油、燃气速断阀应定期进行试验，确认动作正确、关闭严密。

6.5.2 机组低负荷运行期间应加强燃烧调整，保证合理的过剩空气量和锅炉通风量。

6.5.3 锅炉燃烧器投运或退出运行，必须严格按规程规定进行通风吹扫。

6.5.4 锅炉灭火后或点火前，必须严格执行通风吹扫程序，禁止随意取消吹扫、缩短吹扫时间、进行旁路点火或采用爆燃法直接投粉。如点火不成功，在原因未查清前不得重复点火。

6.5.5 发生炉膛灭火或在局部已经灭火濒临全局灭火的情况下，严禁投助燃油。锅炉灭火后，应立即停止燃料（含煤、油、燃汽、制粉乏气风）供给，禁止用爆燃法恢复燃烧。

6.5.6 合理组织炉内燃烧和配风，维持正常氧量运行。

6.6 防止内爆

6.6.1 吸风机和脱硫增压风机的最大压头设计必须与炉膛防内爆能力相适应。

6.6.2 加强引风机、脱硫增压风机、旁路档板等设备的检修维护工作，定期对入口调节装置进行试验，确保动作灵活可靠。

6.6.3 采用脱硫装置的机组，应特别重视防止脱硫设备故障产生过大炉膛负压对锅炉造成的危害，在锅炉保护功能上应考虑脱硫岛与锅炉岛的联锁保护。

7 防止制粉系统和煤尘爆炸事故

7.1 防止制粉系统爆炸

7.1.1 制粉系统应尽量减少水平管段，做到系统严密、内壁光滑、无积粉死角，并根据制粉系统结构特点设置足够的风压、风量、温度测点和报警装置。

7.1.2 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，必须达到防爆规程规定的抗爆强度。

7.1.3 煤粉管道的易磨损部位应采取可靠的防磨措施，防磨装置应能够保证两个正常检修周期内的使用。

7.1.4 完善原煤仓相关安全措施，料位指示应准确可靠，并具有有效的防蓬煤措施。

7.1.5 制粉系统及其相关设备必须严格执行定期轮换制度，备用设备不得超期停备。

7.1.6 加强煤粉仓和原煤仓管理，严格执行定期降粉制度和停炉前烧空仓制度。

7.1.7 认真开展燃煤煤质分析和配煤管理工作。入厂煤煤质发生变化必须及时通知运行人员，以提前采取相应的运行控制措施。

7.1.8 加强输煤系统“三块”（铁块、木块和石块）分离管理，确保“三块”不进入制粉系统。同时应保证原煤粒度符合设计要求。

7.1.9 根据燃用煤种特性，合理确定磨煤机出口温度定值，并在运行中严格执行。

7.1.10 严格控制磨煤机通风量，特别是在制粉系统启停过程中加强监控，做到平稳操作，避免突变。

7.1.11 制粉系统正常停运应进行通风冷却和抽粉吹扫。机组故障停机造成制粉系统或煤粉仓存有煤粉时，应加强各部位温度监视，如温度异常升高应执行充惰操作，具备邻炉送粉条件的可采取压新粉措施。

7.1.12 定期对制粉系统热工测点和联锁保护进行校验维护和传动试验，确保测量准确，保护动作可靠。

7.1.13 加强制粉系统防漏、防磨、防积粉检查，包括挡板、仓壁内衬钢板和易于积粉的设备及管道等重点部位，及时采取有针对性的处理措施。

7.1.14 加强防爆门检查与管理。防爆薄膜强度和防爆面积应符合相关规定要求。防爆门应朝向合理，并采取相应的保护措施，防止动作后危及人身及设备安全。

7.1.15 对制粉设备发生磨损进行消缺应采用挖补方法，不宜采用贴补方法，防止夹层积粉自燃。

7.1.16 禁止在制粉系统运行时进行动火作业。制粉系统停运期间进行动火作业，必须做好防止制粉系统着火各项安全措施。

7.1.17 对于中速磨煤机，应加强石子煤排放系统的维护、清理工作，防止石子煤发生着火。

7.2 防止煤尘爆炸

7.2.1 消除制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。大量放粉或清理煤粉时，应制定和落实相关安全技术措施。

7.2.2 煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应具有可靠的消防设施，并配备专用的灭火器材。

7.2.3 煤粉仓投运前应做严密性试验，基建投产时未做严密性试验的必须补做漏风试验。

8防止分散控制系统（DCS）及热工保护拒动、误动事故

8.1 加强分散控制系统运行维护管理

8.1.1 工程师站及分散控制系统机柜间的空气质量、温度、湿度应符合《热工自动化设备检修规程》（DL/T 774-2004）的要求，保证热工控制设备在良好的环境条件下运行。

8.1.2 分散控制系统接地应满足设备技术要求，并应定期对接地系统进行检测，确保接地系统测试参数应符合规程规定要求。

8.1.3 修改热工保护必须在严格履行申报、审批手续后实施，并限时恢复投运。不得擅自改动保护定值和退出热工保护。

8.1.4 规范分散控制系统软件管理。软件修改、更新和升级必须严格履行审批授权及责任人制度，严禁擅自变更。操作员站和工程师工作站应由经授权的专业人员分级使用，严禁非授权人员进行操作和编程组态。

8.1.5 分散控制系统的系统操作软件安装盘应至少备份 2 套,并分级管理、异地保存,每年检查一次。用户应用组态软件每次变更前后，均应做完整备份。软件备份宜采取光盘刻录方式，备份至少 2 份，并分级管理，异地保存，保存周期不少于 5 年。

8.1.6 用户应用组态软件变更后,应对各控制站、操作站、通讯网络等进行负荷率测试，负荷率应满足《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》（DL/T659—2006）的相关要求。

8.1.7 建立严格的分散控制系统安全防护措施。分散控制系统中严禁拷贝、存放、运行非分散控制系统软件。单元机组通讯网络不得与社会网络联网。除调度端 AGC 系统外，分散控制系统与厂内 MIS、SIS 信息管理系统等联网必须采取

可靠的隔离措施，并应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经贸委 30 号令）、《电力二次系统安全防护规定》（国家电力监管委员会[2004]第 5 号令），《电力二次系统安全防护总体方案》、《发电厂二次系统安全防护方案》（电监安全[2006]34 号）等规定的要求。

8.1.8 分散控制系统应与全厂时钟系统(或 GPS 时钟)同步，并结合机组停运进行电源、网络、控制器切换试验。

8.2 合理配置分散控制系统资源

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

8.2.2 主要控制器应采用冗余配置，冗余的 I/O 信号应通过不同的 I/O 模件引入。

冗余配置的过程控制单元、通信接口、通信网络应处于良好的热备用状态。

8.2.3 分散控制系统应由两路电源（其中一路来自 UPS 电源）供电，电源切换时间小于 5 毫秒，控制室内应设置于分散控制系统的电源故障声光报警。分散控制系统 UPS 电源严禁接入非分散控制系统设备。公用系统 DCS 的控制器、网络切换器所用电源应采取冗余配置，并且取自不同机组的 UPS 电源。

8.2.4 主系统通讯负荷率必须满足《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》（DL/T659—2006）的要求，所有相关系统（包括专用装置）与主系统连接后，应保证主系统通讯负荷率控制在合理范围内。

8.2.5 分散控制系统的接地必须严格遵守相关技术要求，接入分散控制系统的模拟量信号必须采用屏蔽电缆，开关量输入信号宜采用屏蔽电缆，且屏蔽电缆应具有可靠的单端接地。

8.2.6 操作员站及少数重要操作按钮的配置应满足机组各种工况下的操作要求。紧急停机、停炉按钮配置应采用与分散控制系统分开的单独操作回路。

8.3 完善分散控制系统故障紧急处理措施

8.3.1 根据机组具体情况，制订在各种情况下分散控制系统故障后的紧急处理措施，超前防范事故风险。

8.3.2 部分操作员站发生故障时，应由其它可用操作员站继续承担机组监控任务，此时应停止重大操作，同时迅速排除故障。若故障无法排除，应根据有关规程及机组运行状

况酌情处理。

8.3.3 全部操作员站发生故障时，如主要后备硬手操及监视仪表可用且能够维持机组安全运行，应及时转后备操作方式运行，同时迅速排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。

8.3.4 系统中的控制器或相应电源发生故障时，应采取以下对策:

8.3.4.1 辅机控制器或其电源发生故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理故障，如条件不允许，应将该辅机退出运行或根据处理情况采取相应措施。

8.3.4.2 调节回路控制器或其电源发生故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理故障，并根据处理情况采取相应措施。

8.3.4.3 涉及机炉保护的控制器发生故障时，应立即更换或修复控制器模件；涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应注意防止控制器初始化。如恢复失败应紧急停机停炉。

8.4 防止热工保护拒动

8.4.1 配置的锅炉灭火保护装置必须符合相应技术规范要求，所配电源必须可靠，系统涉及的炉膛压力的取压装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统等外围设备必须处于完好状态。

8.4.2 热工主保护系统进行机、炉、电联锁、联动试验时，必须将全部软逻辑纳入相关系统的试验范围。

8.4.3 汽轮机监视仪表（TSI）和汽轮机紧急跳闸系统（ETS）所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5%。TSI 的重要跳闸保护信号和通道必须冗余配置，ETS 控制的跳闸电磁阀应单独设置电源。

8.4.4 检修机组启动前，应对相关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。对于配置有双通道四跳闸线圈 ETS 的机组，应定期进行 ETS 在线不停机跳闸动作试验。

8.4.5 处理热工保护装置故障必须严格履行审批程序。炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置严禁随意退出，如被迫退出运行必须采取相应安全技术措施，并在 8 小时内恢复；其它保护装置被迫退出运行，必须在 24 小时内恢复。否则应立即停机、停炉处理。

8.4.6 热工保护回路不应设置供运行人员切、投保护的任何操作手段。除非十分必要，只可在热工保护回路软件编程组态中，设置由热控专业人员操作的置位开关。每次置位解除保护必须得到本单位生产（技术）负责人批准，规定复位

时限，并记入运行日志留档备查。

8.5 防止热工保护误动

8.5.1 机组运行中进行热工保护装置检修维护作业，作业现场必须保证两人以上工作，一人工作，一人监护。

8.5.2 机柜内热控电源端子排及重要保护端子排应做明显标志，防止误触误碰。

8.5.3 定期检查分散控制系统过程控制单元(PCU) 内置电池，及时更换超期内置电池。

8.5.4 使用厂用蓄电池直流电源作为主保护电源的机组，应改造为可自动切换的双路供电电源，防止直流电源系统查找接地故障点时误跳热控保护。

8.5.5 汽轮机润滑油压低(对于液压调速系统，还包括一次油压低)进行传动或在线动作试验时，应在仪表管路加装泄压阀泄油，禁止采用拨压力开关电接点或卸压力开关表管接头的方式泄油。

8.5.6 对于“润滑油压”、“真空”、“抗燃油压”等保护信号，一次元件及取压回路均应设置。

8.5.7 炉膛压力高、低保护开关应安装于具有稳固底座的平台或运行层，以防止环境振动造成压力保护开关误动。

8.5.8 露天热工保护开关接点、阀位反馈接点等设备应设有有效的防雨防潮设施，露天敷设仪表管的伴热设施必须可靠，在仪表管路上应做好防冻措施。

8.5.9 热控系统现场就地安装的一次检测元件、位置开关、接线端子箱等装备，应有良好的防水、防尘设施。

9防止机网协调事故

9.1 加强发电机与电网密切相关设备管理

9.1.1 发电机及升压站一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装置、电力调

度自动化系统子站设备和电力专用通信设备等应同步投入运行，其各项参数及整定值应满足所接入电网的要求。

9.1.2 机组励磁系统（包括 PSS）和调速系统在参数设置、设备投停、设备改造等方面应制定必要的管理制度和技术措施。

9.1.3 单机容量 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，过激磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装置等保护定值应上报调度部门审定。其中发电机低频率保护定值应低于系统低频减载的最低一级定值，发电机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。

9.1.4 单机容量 100MW 及以上的火电机组和单机容量 50MW 及以上的水电机组，发电机励磁系统的低励、调差率、PSS 等环节的整定值应上报调度部门审定。

9.1.5 火电机组有功出力经济运行区域及水电机组有功出力机组振动区域等参数应上报调度部门备案。

9.1.6 发电厂应按照电网运行要求配备 PMU 及安全自动装置等设备，并实现与调度主站联网。

9.2 完善发电机组参数管理

9.2.1 新建或改造的发电机励磁系统（包括PSS）、调速系统的有关功能、模型、逻辑、定值及参数设定等在供货协议签订前必须经过充分的技术论证，并在投产试验后报调度部门备案。

9.2.2 发电机组励磁系统、调速系统的模型及参数实际测量项目应列入工程验收内容。

9.2.3 新建机组的励磁系统、调速系统数学模型和相应参数应在发电机进入商业化运行前完成实际测量。改造发电机的励磁系统、调速系统数学模型和相应参数应在投入运行后半年内完成实际测量。测量工作应由具有资质的试验单位进行。

9.2.4 发电机组实测的励磁系统、调速系统数学模型和实测参数应上报调度部门和技术监督执行部门审核。发电机的原动机及励磁系统、调速系统数学模型包括：原动机数学模型结构及相关参数；励磁系统类型及工作原理图、励磁系统各环节数学模型或传递函数框图及相关参数的取值范围和换算关系等；调速系统类型及工作原理图、调速系统各环节数学模型或传递函数框图及相关参数的取值范围、一次调频（包括调频死区）的实现逻辑等。

9.3 严格发电机组一次调频管理

9.3.1 并网发电机组应具有一次调频功能，并投入运行。机组退出一次调频功能须报相应调度部门同意。

9.3.1.1 单元制汽轮机发电机组在滑压状态运行时，必须保证调节汽门有部分节流，使之具有额定容量 3%以上的调频能力。

9.3.1.2 水轮发电机组在各种水头条件下运行，机组进水导叶开度均应保留 3%以上的调节能力。

9.3.2 火电机组一次调频的负荷响应滞后时间应不大于 1 秒，负荷响应时间应不大于

15 秒；水头 50 米以上的水电机组，一次调频的负荷响应滞后时间应不大于 4 秒。

9.3.3 汽轮发电机组参与一次调频的负荷变化幅度，正向调频负荷（即发电机负荷增加）应不小于发电机组额定容量的 5%，负向调频负荷不予。

9.3.4 汽轮机调速系统的相关性能指标，包括转速不等率、转速迟缓率、转速调节死区等应符合《汽轮机电液调节系统性能验收导则》（DL/T 824—2002）的要求。

9.4 加强发电机组（发电厂）AGC 运行管理

9.4.1 拟并网的 200MW（新建 100MW）及以上火电和燃气机组，40MW 及以上水电机组和抽水蓄能机组应具备 AGC 功能，并参加电网 AGC 运行。

9.4.2 新投产机组的 AGC 功能应在机组移交商业运行的同时投入使用，发电机组 AGC 的性能指标应满足接入电网的相关规定和要求。

9.4.3 对已投运 AGC 的发电机组，在设备重大改造及大修后投入 AGC 运行前，必须经相应调度机构组织系统联合测试。测试前，发电厂应向调度机构提出系统联合测试申请，并提供机组有关现场试验报告。

9.4.4 凡参加 AGC 运行的单位必须保证其设备的正常投入，除紧急情况外，未经调度许可不得将投入 AGC 运行的发电机组（发电厂）擅自退出运行或修改参数。

9.5 加强发电厂母线电压控制及发电机无功出力运行管理

9.5.1 发电厂高压母线电压允许范围应按照相应调度部门下达的电压曲线执行，运行

中应及时调整发电机无功出力，确保高压母线电压符合要求。

9.5.2 并网机组应具备进相运行能力。机组进相运行范围应由具有资质的试验单位试验确定，试验过程中发电机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。

9.5.3 发电机监控系统和表计应能够监视发电机双向无功功率和功率因数。根据可能的进相深度，当静稳定成为进相运行的主要因素时，应具备监

视发电机功角的能力。

9.5.4 发电厂升压变压器的分接头宜设置于 1.0－1.1 倍额定电压；厂用变压器的分接头位置应与升压变压器分接头位置相协调，保证发电机无功出力适应从迟相到进相的全部过程。

9.6 发电机非正常及特殊运行方式下的相关要求

9.6.1 新投产的大型汽轮发电机应具备一定的耐受带励磁失步振荡能力。发电机失步保护定值应根据电网具体情况合理确定，既应防止发电机损坏又应减小失步对系统和用户造成的危害。

9.6.2 发电厂应制定完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，并按照有关规定作好保护定值整定。

9.6.2.1 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。

9.6.2.2 当发电机定子绕组相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，同时减少有功出力，切换厂用电，延迟一定时间，争取恢复同步。

9.6.3 发电机失磁异步运行

9.6.3.1 严格控制发电机组失磁异步运行的时间和条件。汽轮发电机应具有一定的失磁异步运行能力，能够维持发电机失磁后短时运行，此时必须根据发电机的相关技术要求快速降负荷。如在规定的时间内不能恢复励磁，机组应与系统解列。

9.6.3.2 发电机失磁后是否允许机组快速减负荷并短时运行，应结合电网和机组实际情况综合考虑。所在电网不允许发电机失磁运行时，发电机失磁保护应投跳闸，失磁保护拒动应立即将发电机解列。

9.6.4 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具备必要的频率异常运行能力。发电机组低频保护定值除应满足汽轮机、发电机制造厂有关规定及相关规程外，还应与电网低频减载定值相协调。

10 防止励磁系统事故

10.1 单机容量 100 MW 及以上火力发电机组（含燃汽轮机组）和单机容量 50MW 及以上水轮发电机组应配置 PSS（电力系统稳定器），并根据机组调度管辖范围由相应调度部门管理。

10.2 加强发电机励磁系统基建安装、调试试验管理

10.2.1 励磁系统的 PSS 环节应按照《电力系统稳定器整定试验导则》（Q/GDW-93）完成相应试验。

10.2.2 机组基建投产或大修后，应进行发电机空载和负载阶跃扰动性试验，检查励磁系统动态指标是否达到标准要求。试验前应具备励磁系统启动方案和安全措施。

10.2.3 发电机励磁系统 PSS 装置的定值设定和调整应由具备资质的科研单位或技术监督单位进行（或认可），PSS 的传递函数及最终整定参数应书面报告相关调度部门审批。

10.2.4 机组在并网状态下进行 PSS 试验时，应制定完善的技术方案和安全措施，报相应调度管理部门批准后实施。

10.3 加强励磁系统运行检修管理

10.3.1 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。

10.3.2 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。

10.3.3 自并励系统中，励磁变压器的铁心温度和表面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。

10.3.4 保证励磁系统具有良好的工作环境。环境温度不得超过规定要求，滤网应及时进行清理，必要时应采取防尘降温措施。

10.4 强化发电机励磁系统相关技术要求

10.4.1 发电机转子一点接地保护装置原则上应安装于励磁系统柜。如因发电机失磁保护需要,转子正、负极回路已引入发电机保护柜内，转子一点接地保护可安装于发电机保护柜，但应采取必要的安全措施。

10.4.2 励磁系统各环节应满足发电机许可的最大工作范围，并与发电机、变压器保护相配合，在发电机、变压器保护动作之前发挥作用。

10.4.3 励磁系统过励磁环节应与发电机或变压器的过激磁保护定值相配合，一般具有反时限和定时限特性，宜与发电机和变压器的过激磁特性相匹配。一般情况下，当发电机端电压与运行频率之比（V/f）大于＞1.053～1.11 时，过励磁应启动；当发电机频率低于 45Hz时，励磁系统应自动灭磁。

10.4.4 励磁系统如设有定子过压环节，应与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。

10.4.5 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。

10.4.6 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。

10.4.7 自并励系统中，励磁变压器不应采取高压熔断器作为保护措施。励磁变压器保护定值应与励磁系统强励能力相配合，防止机组强励时保护误动作。

10.4.8 励磁系统的低励应考虑发电机电压影响。低励环节应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，低励应在发电机失磁保护之前动作。

10.4.9 当励磁系统的过励、定子过流和低励控制失效后，相应的发电机保护应完成解列灭磁。

10.4.10 励磁系统基本参数要求

10.4.10.1 励磁系统中整流柜的均流系数应不低于 0.85。

10.4.10.2 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。

10.4.11 利用自动控制系统对发电机励磁进行控制时，受控机组励磁系统应置于电压控制模式。

10.4.12 励磁系统二次回路要求

10.4.12.1 励磁系统的二次控制电缆均应采用屏蔽电缆，电缆屏蔽层应可靠接地。

10.4.12.2 两套励磁调节器的电压回路应相互,即分别取自机端电压互感器不同的二次绕组。

10.4.13 励磁调节器与励磁变压器不应置于同一场地内。

11 防止继电保护事故

11.1 加强继电保护基建、改造和运行管理

11.1.1 继电保护的选型和配置，必须满足相关规程规定要求，并经相关专业技术管理部门同意。

11.1.2 相关基建和改造工程验收时,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。新设备投产时应认真制订保护启动方案，做好事故预想。

11.1.3 建立、健全技术监督体系，实行有效的技术监督管理，并设置专人负责继电保护技术监督工作。

11.1.4 工程初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段，必须实施继电保护技术监督。

11.1.5 严格执行工作票制度和二次工作安全措施票制度，防止发生继电保护“三误”事故。

11.1.6 加强继电保护专业人员岗位培训，制定和落实继电保护专业人员年度培训计划，并认真加以考核。

11.2 继电保护配置的基本要求

11.2.1 继电保护双重化配置的基本原则

11.2.1.1 单机容量 100MW 及以上发电机和主变压器应按双重化原则配置微机保护 （非电量保护除外）。接入 220kV 及以上电压等级的启动变压器保护宜采用双重化配置。每套保护均应设有完整的主、后备保护，能够反映被保护设备的各种故障及异常状态。

11.2.1.2 主变压器、厂用高压变压器、脱硫变压器、启动变压器等宜配置单套非电量保护，并同时作用于断路器两个跳闸线圈。变压器非电量保护应设置的电源回路和出口跳闸回路，并与电气量保护完全分开。非电量保护中间继电器应由 110V 或 220V 直流启动，启动功率大于 5W，动作速度不宜小于 10ms。

11.2.1.3 两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器不同二次绕组。电流回路应分别取自电流互感器互相的绕组，并合理分配电流互感器二次绕组，避免出现保护死区。分配接入保护的互感器二次绕组时，应注意避免单套保护退出运行时出现电流互感器内部故障死区问题。新、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。

11.2.1.4 双重化配置保护装置与其他保护、设备配合的回路应遵循相互的原则。两套保护的跳闸回路与断路器的两个跳闸线圈应分别对应。

11.2.1.5 双重化配置保护的直流电源回路接线原则

11.2.1.5.1 直接接入 220 kV 及以上电压等级的发电机，两套相互电气量保护装置的工作电源，应分别经熔断器(或直流空气小开关)取自不同直流电源系统供电的直流母线段；断路器的两组跳闸电源应分别经熔断器(或直流空气小开关) 取自不同直流电源系统供电的直流母线段。

11.2.1.5.2 升压站内断路器控制电源及保护、监控系统的电源，应取自升压站配置的蓄电池组。

11.2.2 单机容量 200MW 及以上发电机应装设启、停机保护，该保护在发电机正常运行时应退出。同时，应配置专用故障录波器。

11.2.3 失磁保护宜按异步边界阻抗圆整定，动作时限Ⅰ段一般不小于 0.5秒。此外，失磁保护宜采用机端电压作为辅助判据，其低电压定值不应小于 85%额定电压。

11.2.4 差动保护使用的各侧电流互感器线圈应有相同的准确级且暂态特性应基本一致。

11.2.5 机组启动失灵保护回路

11.2.5.1 220kV 及以上电压等级单元制接线的发电机，在断路器出现单相或两相拒动，且三相不一致保护动作后仍存在问题时，应使用具有电气量判据的保护启动发电机的断路器失灵保护。高压侧为双母线接线形式时，还应解除失灵保护的低电压闭锁功能。

11.2.5.2 启动失灵保护的电流判别元件应取自靠近断路器侧的电流互感器。电流互感器等级宜选用 P 级。

11.2.5.3 非电量保护不应启动失灵保护。

11.2.6 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。

11.2.7 采用零序电压原理的发电机匝间保护应设有负序方向闭锁元件。

11.3 加强继电保护二次回路管理

11.3.1 装设静态保护(含微机保护)的保护屏间应敷设专用接地铜排网，接地铜排网应经一点与主接地网可靠连接。保护装置不得采用通过槽钢接地方式。

11.3.2 保护室与通信室间的信号传输电缆应采用双绞双屏蔽电缆，屏蔽层在两端分别接地。

11.3.3 对于经长电缆跳闸的回路，应采取防止长电缆分布电容影响及防止出口继电器误动的措施，尤其应注意避免各继电保护之间逻辑回路的电缆过长问题（失灵保护启动母差回路、断路器保护启动母差回路等）。

11.3.4 发电机、变压器保护及母差保护、失灵保护的开入直跳回路，应采用双开入方式，并采用强电大功率中间继电器（110V 或 220V 直流启动、启动功率大于 5W、动作速度不宜小于 10ms）。

11.3.5 电流互感器的二次回路必须分别且只能有一点接地；由几组电流互感器二次组合的电流回路，应在有直接电气连接处一点接地。

11.3.6 经控制室零相小母线(N600)连通的几组电压互感器二次回路，应在控制室将 N600 一点接地，各电压互感器二次中性点在开关站的接地点应断开。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断路器或接触器等。的、与其它互感器二次回路没有直接电气联系的电压互感器二次回路，可以在电压互感器安装处实现一点接地。

11.3.7 电压互感器二次线圈中性点在开关站采用经放电间隙或氧化锌阀片接地时，应定期维护检查防止出现两点接地。

11.3.8 来自电压互感器二次回路的四根开关站引入线中的中性线与互感器三次回路的两根开关站引入线中的 N 线必须分开，不得共用。

11.3.9 主设备非电量保护应做到防水、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。

11.3.10 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。

11.4 加强继电保护整定和软件版本管理

11.4.1 健全继电保护定值单管理制度，继电保护定值单必须履行相关审批程序后方可执行。

11.4.2 继电保护定值和软件版本应设专人管理。每年应根据相关规定、电网调度部门下达的综合电抗及主设备技术条件对所管理的继电保护定值及其配合关系进行校核、计算。

11.4.3 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，必须提交经动模试验的全面检测认证报告。应建立和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规定,一般不允许开放远方修改定值、软件和配置文件功能。

11.4.4 发电机、变压器保护整定计算应注意的问题

11.4.4.1 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。同时还需注意应在汽轮机超速保护之后动作。

11.4.4.2 发电机转子过负荷保护应投入运行，且与励磁系统过励磁电流相配合。

11.4.4.3 过激磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定，其返回系数不宜低于 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，并与励磁系统的负荷特性相配合，按励磁调节器过励首先动作、再由过激磁保护动作的原则进行整定和校核。

11.4.4.4 单机容量 200MW 及以上发电机定子接地保护宜将基波零序保护与三次谐波保护的出口分离，基波零序保护投跳闸，三次谐波保护投信号。发电机定子接地保护动作整定值应按制造厂的要求确定，在投入跳闸前，必须根据发电机在不同负荷工况下实测的零序基波电压和中心点侧三次谐波电压的有效值数据进行校核。

11.4.4.5 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，并考虑一定裕度。

11.4.4.6 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。

11.4.4.7 按照励磁调节器低励先动作、发电机失磁保护后动作的顺序整定失磁保

护。失磁保护应能正确区分短路故障和失磁故障，且应配置振荡闭锁元件。

11.5 加强继电保护检验

11.5.1 发电机主保护、变压器主保护、母线保护、断路器失灵保护、安全自动装置等重要保护运行一年后应进行全部检验，严禁超期和漏项。

11.5.2 根据相关技术标准、规程、规定和反事故措施，编制继电保护标准化作业指导书。在作业中，不得为赶工期减少调试、检验项目。

11.5.3 定期对继电保护试验仪器、仪表进行检定，微机型继电保护试验装置的监测周期为 1-2 年。

11.5.4 新投设备进行整组试验时，应把被保护设备的各套保护装置串接在一起进行。必须进行所有保护整组检查，模拟故障检查保护压板的唯一对应关系，防止存在任何寄生回路。

12 防止发电厂电力调度自动化系统子站设备与电力通信系统事故

12.1 防止发电厂电力调度自动化系统子站设备事故

12.1.1 发电厂的远动终端设备、计算机监控系统、相量测量装置（PMU）、电能量远方终端、电能表、发电侧报价终端、测控单元、变送器、二次系统安全防护设备、调度数据网络接入设备、水情测报设备及 GPS 装置等电力调度自动化系统子站设备（以下简称自动化子站设备）新、改（扩）建工程的设计、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。现场设备的接口和传输规约必须满足调度自动化系统主站的技术要求。

12.1.2 严格按照《电力系统调度自动化设计技术规程》(DL/T5003-2005)要求和调度生产的实际需要，采集相关实时信息，满足调度运行和控制要求。

12.1.3 自动化子站设备与电力调度自动化系统主站系统间应具有两路不同路由的通信通道（主/备双通道），采用网络方式时应采取网络安全防护措施。

12.1.4 自动化子站设备必须通过具备国家级检测资质的电力设备检测部门检测，并取得其颁发的质量检测合格证。

12.1.5 加强对发电厂监控系统、电力调度自动化系统子站设备的安全防护，并满足《电力二次系统安全防护规定》（国家电力监管委员会令第 5 号）及《电力二次系统安全防护总体方案》（电监安全[2006]34 号）等规定、规范的有关要求。

12.1.6 发电厂二次系统安全防护实施方案须报相应电力调度部门审核，方案实施完成后应由电力调度部门验收。接入电力调度数据网络的设备和应用系统，其接入技术方案和安全防护措施须经电力调度部门核准。

12.1.7 发电自动化子站设备的供电电源应配置专用的不间断电源(UPS) 或采用电厂直流系统供电，并保证电源的可靠性，相关设备应加装防雷（强）电击装置。

12.1.8 严格按照《电力调度自动化系统运行管理规程》（DL/T 516—2006）的规定和生产实际需要，采集相关实时信息，满足调度运行和控制要求。

12.1.9 发电厂监控系统应具有完善、可靠的技术措施，对电力调度自动化系统主站下发的 AGC、AVC 指令应进行安全校核。

12.1.10 制定和落实发电厂监控系统和自动化子站设备故障应急预案和故障恢复措施，相关系统和数据应定期进行备份。

12.1.11 根据有关规定要求，结合一次设备检修，定期对自动化子站设备进行测试。

12.2 防止发电厂电力通信系统事故

12.2.1 接入系统的发电厂应与电力通信网具有两个的通信传输通道。

12.2.2 发电厂所用通信设备，应符合相关国家标准、行业标准及其他有关规定要求，通信设备选型和配置应与电网通信网相协调，满足所接入系统的组网要求。

12.2.3 通信站应配置专用不停电通信电源系统，及两路可靠的交流电源输入，并且能够自动切换。通信高频开关电源整流模块应按 N+1 原则配置，且能可靠地自动投入和自动切换。当交流电源发生中断时，通信专用蓄电池组供电时间应不小于 8 小时。

12.2.4 承载同一 220kV 及以上线路的两套继电保护、安全自动装置业务的发电厂通信站，应实现通信电源双重化配置。传输同一输电线路的两套继电保护信号或安全自动装置信号的两组通信设备，应分别接入两套不同的通信电源系统。

12.2.5 厂内通信缆线应采用不同路径的电缆沟道、电缆竖井进入通信机房和主控室，尽量避免与一次动力电缆同沟布放。同时，应完善防火阻燃和阻火分隔等项安全措施，并绑扎醒目的识别标志。

12.2.6 通信机房动力环境及通信设备运行状态应做到 24 小时有人监视。通信机房内主要设备的报警信号（声、光）及装置应正常、可靠。无 24 小时值班的通信站，各通信设备主报警信息应接入电厂通信综合监测系统或纳入电厂电气运行统一监视与管理。

13 防止直流系统事故

13.1 发电机组、220kV 及以上电压等级发电厂升压站直流系统配置原则

13.1.1 发电机组用直流系统（包括化学水处理、除尘、除灰和消防等外围设备用直流系统）应与升压站直流系统相互，在直流电源输出部分不应有任何电气连接。

13.1.2 发电机组用直流系统应设立两组蓄电池，每组蓄电池容量按能够单独为机组直流供电考虑。应设置两台工作充电装置和一台备用充电装置，备用充电装置可在任一台工作整流装置故障或检修退出工作时切换投入。

13.1.3 直流系统母线应采用具有分段联络开关的两段母线。正常情况下，两段母线分别运行，每段母线接一组蓄电池和一套工作整流装置。

13.1.4 直流系统应采用辐射供电方式。目前仍为非辐射供电方式的，应尽快进行改造。

13.1.5 发电机组用直流系统在 6（10）kV 开关室、0.4kV 开关室宜设置直流分电屏，分电屏上设立两组直流控制母线、两组保护母线。分电屏上两组控制、保护母线应分别从机组用直流系统两段母线上接取。

13.1.6 220kV 及以上电压等级升压站应采用三台充电、浮充电装置、两组蓄电池组的

供电方式。

13.1.7 升压站直流系统宜按串或按高压母线段设置分电屏，分电屏上设立两组直流控制母线、两组保护母线。分电屏上两组控制、保护母线应分别从升压变电站用直流系统两段母线上接取。

13.2 加强蓄电池组运行维护管理

13.2.1 严格控制浮充电方式和运行参数

13.2.1.1 加强蓄电池运行环境温度控制。对于浮充电运行的蓄电池组，所在蓄电池室环境温度不能长期超过 30 摄氏度。

13.2.1.2 除制造厂有特殊规定外，浮充电运行的蓄电池组应采用恒压方式进行浮充电。浮充电时，应严格控制单体电池的浮充电压上、下限，防止蓄电池因充电电压过高或过低损坏。

13.2.2 定期进行核对性放电试验

13.2.2.1 新安装或更换过电解液的防酸蓄电池组，在第一年内每半年进行一次核对性放电试验。运行一年后的防酸蓄电池组，每隔 1～2 年进行一次核对性放电试验。

13.2.2.2 新安装的阀控密封蓄电池组，应进行全核对性放电试验。以后每隔三年进行一次核对性放电试验。运行六年以后的阀控蓄电池组，每年做一次核对性放电试验。

13.2.3 蓄电池组禁止长期并列运行。

13.3 确保直流系统设备安全稳定运行

13.3.1 升压变电站充电、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 1%的技术要求，不满足要求的在用充电、浮充电装置应逐步更换。

13.3.2 定期对充电、浮充电装置进行全面检查，校验其稳压、稳流精度和纹波系数，不符合要求的应及时进行调整。

13.3.3 加强直流系统熔断器管理

13.3.3.1 各级熔断器的定值整定应保证级差合理配合，防止越级熔断。上、下级熔体之间（同一系列产品）额定电流值，应保证 2—4 级级差，电源端选上限，网络末端选下限。

13.3.3.2 总熔断器与分熔断器之间应保证 3—4 级级差，防止事故情况下总熔断器无选择性熔断。

13.3.3.3 制订符合现场实际的熔断器整定配置图，并定期进行校核。

13.3.4 加强直流系统用直流断路器管理

13.3.4.1 机组和升压变电站直流系统应采用具有自动脱扣功能的直流断路器，不得用普通交流断路器替代。盘车直流电机、直流润滑油泵、直流密封油泵等机组动力用断路器必须使用直流断路器。

13.3.4.2 当直流断路器与熔断器配合时，应考虑各自动作特性的不同，对级差做适当调整，直流断路器下级不容许再接熔断器。

13.3.5 直流系统中加装隔离二极管时，必须充分考虑二极管承受直流系统过电压和故障电流的能力，防止直流系统发生故障时二极管击穿或熔断导致故障扩大。

13.3.6 加强直流系统绝缘电阻监测，运行中的直流系统绝缘电阻应不低于0.1 兆欧。

13.4 防止直流系统误操作

13.4.1 直流母线在正常运行和改变运行方式的操作中，严禁脱开蓄电池组。

13.4.2 充电、浮充电装置恢复运行时，应先合交流侧开关，再带直流负荷。

13.5 防止直流系统着火。直流系统应采用阻燃电缆，两组蓄电池的电缆应分别铺设于的通道内，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。

14 防止全厂停电事故

14.1 加强厂用电系统运行方式管理

14.1.1 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。

14.1.2 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。

14.1.3 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和直配负荷运行。

14.2 防止电源二次回路及设备故障造成全厂停电

14.2.1 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。

14.2.2 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。

14.3 防止母线故障造成全厂停电。刀闸和母线支柱瓷瓶应选用高强度支柱瓷瓶，并加强瓷瓶探伤检验工作，防止运行或操作时发生断裂造成母线接地或短路。

14.4 防止环境污染加剧引发污闪

14.4.1 发电厂升压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。

14.4.2 对于伞形合理、爬距不低于三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。

14.4.3 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。

14.4.4 对于易发生粘雪、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 及 9～12 片超大直径伞裙。支柱绝缘子所用伞裙伸出长度 8～10cm；套管等其它直径较粗的绝缘子所用伞裙伸出长度 12～15cm。

14.5 防止运行维护不当造成机组停机

14.5.1 在循环水泵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。

14.5.2 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。

14.6 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。

14.7 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。

15 防止重大环境污染事故

15.1 新建、扩建电厂应严格执行环保“三同时”原则，防止造成环境污染事故。

15.1.1 新建、扩建电厂废水回收系统应满足零排放要求，废水处理设备必须保证正常运行，处理效率应达到设计标准及《污水综合排放标准》（GB78-1996）的要求。

15.1.2 新建、扩建电厂应采用干除灰或浓浆输灰方式。水力除灰电厂应实现灰水回收循环使用，灰水设施和除灰系统投运前必须做水压试验。

15.1.3 新建、扩建电厂应按要求加装除尘脱硫设施，必要时加装脱硝设施，并确保系统正常运行，处理效率应达到设计标准及《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）的要求。

15.2 加强灰场管理，防止发生扬尘污染

15.2.1 建立灰场（灰坝坝体）安全管理制度，明确管理职责。设专人对灰管、灰场和排、渗水设施进行巡检，汛期应加强灰场管理，增加巡检频率，并认真作好巡检记录。

15.2.2 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。

15.2.3 定期对灰管进行检查，重点包括灰管的磨损和接头、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。

15.2.4 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尘管理制度，配备必要的防尘设施，避免扬尘对周围环境造成污染。

15.2.5 已经停运的灰场应进行覆土、种植或表面固化处理。

15.3 加强废水处理，防止超标排放

15.3.1 电厂内部应做到废水集中处理，处理后的废水应充分利用，禁止超标废水外排。

15.3.2 对电厂废水处理设施制订落实严格的运行维护和检修制度，作好设备运行记录，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。

15.3.3 锅炉进行化学清洗时，必须制订废液处理方案，并经审批后执行。清洗产生的废液必须经处理合格后才能排放。

15.4 加强除尘器运行维护管理

15.4.1 严格执行《燃煤电厂电除尘器运行维护管理导则》（DL461-2004），将除尘器的运行参数控制在最佳范围。及时处理设备运行中存在的故障和问题，提高除尘器的运行效率和投运率。

15.4.2 电除尘器的电场投运率应大于 96%，以保证除尘效率。烟气排放不能满足国家、地方排放标准时，应及时进行处理。

15.4.3 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。

15.5 加强脱硫设施运行维护管理

15.5.1 制订完善的脱硫设施运行制度，并严格贯彻执行。

15.5.2 脱硫系统可用率应达到 95%以上，以保证脱硫效率。二氧化硫排放不能满足国家、地方排放标准时，须及时进行处理。

15.5.3 新建、改造和大修后的脱硫系统应进行性能试验，指标未达到标准的不得验收。

15.5.4 加强脱硫系统维护，对脱硫系统吸收塔、换热器、烟道等设备的腐蚀情况进行定期检查，防止发生大面积腐蚀。

15.6 加强脱硝设施运行维护管理

15.6.1 制订完善的脱硝设施运行制度，并严格贯彻执行。

15.6.2 脱氮系统可用率应达到 95%及以上，以保证脱硝效率。NOX排放不能满足国家、地方排放标准时，须及时进行处理。

15.6.3 新建、改造和大修后的脱硝系统应进行性能试验，指标未达到标准的不得接收。

15.6.4 设有液氨储存设备的脱硝系统应进行风险评估，并制定事故紧急处理预案,定期进行防火、防爆事故处理演习。