中国大唐集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求内容

中国大唐集团公司

防止电力生产事故的二十五项重点要求

（试行）

中国大唐集团公司

2015年12月

《中国大唐集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求及实施细则》编委会

中国大唐集团公司

防止电力生产事故的二十五项重点要求

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发【2000】589号）自2000年9月发布以来，在指导电力行业防电力生产重特大安全生产事故，保证发电厂和电网安全运行以及可靠供电方面发挥了重要作用，促进了电力安全生产水平的提高。

随着我国电力工业技术发展和电力工业体制改革的不断深化，高参数、大容量机组不断投运，电网容量、电压等级及输电距离不断增加，跨区电网逐步形成，新能源、新技术不断发展，新工艺、新设备不断应用，电力安全生产过程中出现了一些新的情况，电力安全生产面临一些新的风险，对电力安全生产监督和防各类事故的能力提出了迫切要求；随着国民经济的发展和社会文明的进步，社会对工业安全生产的期望逐步提高，国务院及有关部门连续出台了一系列安全生产法律法规，对企业安全生产提出了新的要求。2002年，《中华人民全生产法》颁布施行以来，安全生产法律体系逐步健全，依法治安的社会环境逐步形成，安全生产管理步入法制化轨道。

为适应国民经济和社会发展对电力安全生产的要求，落实“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，提高电力安全生产监督和管理水平，完善电力生产事故防控措施，有效防止电力事故的发生，国家能源局在原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的基础上，根据电力工业发展的新形势，总结近年来电力行业防止电力生产事故的反事故措施经验，制定了《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全【2014】161号）。要求电力行业各企业要高度重视落实工作，加强领导，强化培训，认真组织，切实保证有关要求在规划设计、安装调试、运行维护、更新改造等阶段落实到位，有效防止电力生产事故的发生。

2014年8月31日，《中华人民全生产法》经修订后发布，自2014年12月1日起施行。对坚持以人为本、安全发展理念，明晰安全生产工作方针，完善安全生产工作机制，严肃安全生产责任落实，强化安全生产事故预防以及安全生产行为责任追究进行了法律上的诠释和规定。

中国大唐集团公司根据国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全【2014】161号），结合集团公司电力安全生产工作实际，编制了《中国大唐集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求》。集团公司系统各企业要高度重视、认真组织、加强培训、强化落实，控制电力生产安全风险，防止电力生产事故，提高电力安全生产水平，切实保证电力安全生产形势持续稳定向好。

根据集团公司电力生产实际情况，将《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全[2014]161号）的第20项“防止串联电容器补偿装置和并联电容器装置事故”、第21项“防止直流换流站设备损坏和单双极强迫停运事故”调整为第20项“防止发电厂供热中断事故”、第21项“防止设备设施腐蚀事故”，反措项目保持“二十五项”不变，反措重点要求基本涵盖了集团公司的主要设备类型和风险类型。

为了保证重点要求的落实效果，提高适应性和可操作性，便于执行落实和监督检查，对照标准找问题、对照表格抓落实，对《中国大唐集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要求》的条款进行了细化，并汇总成表，编制了《中国大唐集团公司防止电力生产事故的二十五项重点要施细则》。

集团公司系统各企业要按照集团公司安全生产工作要求，结合本企业电力安全生产实际，抓好二十五项重点要求及实施细则的落实执行工作，有效控制安全风险，消除安全生产隐患，防止发生生产事故，提高安全生产水平。对执行过程中存在的问题和建议，请及时向集团公司安全生产部反馈。

1 防止人身伤亡事故

1.0 总则

1.0.1 应建立以行政正职为安全第一责任人,“党政同责、一岗双责、失职追责”的安全生产责任制体系。

1.0.2 各级领导干部应重视人身安全，认真履行自己的安全职责。认真掌握各种作业的安全措施和要求，并模地遵守安全规程制度。做到敢抓敢管，严格要求作业人员认真执行安全规程制度，严肃劳动纪律，并经常深入现场检查，发现问题及时整改。各级管理人员和各岗位工人等人员也必须认真履行各自的安全职责，做到“四不伤害”（不伤害自己、不伤害他人、不被他人伤害、不让他人受到伤害）。

1.0.3 工作或作业场所的各项安全措施必须符合《电力安全工作规程》、《电力建设安全工作规程》及《中国大唐集团公司安全设施标准》的有关要求。

1.0.4 定期对人员进行安全技术培训，提高安全技术防护水平。新入职的生产人员（含临时用工、劳务用工、实习、代培、技术服务人员）须经企业、车间和班组三级安全教育，考试合格后方可进入生产现场工作。新上岗的各级生产人员，必须经有关安全生产的方针、法规、规程制度和岗位安全职责的学习，具备与所从事工作相应的安全生产知识和管理能力，考试合格后才能上岗。应经常进行各种形式的安全思想教育，提高职工的安全防护意识和安全防护技能。

1.0.5 作业现场严格执行工作票、操作票制度；部门（车间）、班组在组织生产时，应认真开展“讲任务、讲风险、讲措施，抓措施落实”工作，降低现场作业安全风险，提高管控水平。

1.0.6 应加强对发承包工程的安全管理，不得对工程项目进行层层转包；应加强对承包单位安全资质的审查；应签订安全协议，明确各自的安全责任；应对施工作业人员进行有针对性的安全教育培训和技术交底；应加强现场协调管理，杜绝“以包代管”“以罚代管”现象。

1.0.7 应每年修订反违章行动计划，建立违章曝光、违章积分、违章模拟事故和连带考核制度，扎实开展反违章活动，重点解决有章不循、无章可循和无知性违章的问题。

1.0.8 必须确保食堂、招待所、公寓、礼堂等人员聚集的公共场所安全疏散通道畅通，疏散指示、标志清晰。

1.1 防止高处坠落事故

1.1.1 高处作业人员必须经二级甲等以上医疗机构体检合格（体格检查至少每两年一次），凡患不适宜高空作业的疾病者不得从事高空作业，防晕倒坠落。

1.1.2 正确使用安全带，安全带必须系在牢固物件上，防止脱落。在高处作业必须穿防滑鞋、设专人监护。高处作业不具备挂安全带的情况下，应使用防坠器或安全绳。

1.1.3 高处作业应设有合格、牢固的防护栏，防止作业人员失误或坐靠坠落。作业立足点面积要足够，跳板进行满铺及有效固定。

1.1.4 登高用的支撑架、脚手架材质合格，并装有防护栏杆、搭设牢固并经验收合格后方可使用，使用中严禁超载，防止发生架体坍塌坠落，导致人员踏空或失稳坠落，使用吊篮悬挂机构的结构件应有足够的强度、刚度和配重及可固定措施。应配置独立于悬吊（升降）平台的安全绳，安全带必须挂在安全绳上。吊篮（升降平台）安全保护装置必须灵敏可靠。

1.1.5 基坑（槽）临边应装设由钢管Φ48mm×3.5mm（直径×管壁厚）搭设带中杆的防护栏杆，防护栏杆上除警示标示牌外不得拴挂任何物件，以防作业人员行走踏空坠落。作业层脚手架的脚手板应铺设严密、采用定型卡带进行固定。

1.1.6 构架梁（管）上作业必须装设水平安全绳（钢丝绳），水平安全绳两端应固定在牢固的构架上，贯穿于构架梁（管），且用钢丝绳卡固定，绳卡数量应不少于3个，绳卡间距不应小于钢丝绳直径的6倍，固定高度为1100-1400mm，每间隔2000mm应设一个固定支撑点，钢丝绳固定后弧垂应为10-30mm。

1.1.7 洞口应装设盖板并盖实，表面刷黄黑相间的安全警示线，以防人员行走踏空坠落，洞口盖板掀开后，应装设刚性防护栏杆，悬挂安全警示板，夜间应将洞口盖实并装设红灯警示，以防人员失足坠落。

1.1.8 登高作业应使用两端装有防滑套的合格的梯子，梯阶的距离不应大于40cm，并在距梯顶1m处设限高标志。使用单梯工作时，梯子与地面的斜角度为60°左右，梯子有人扶持，以防失稳坠落。

1.1.9 拆除工程必须制定安全防护措施、正确的拆除程序，不得颠倒，以防建（构）筑物倒塌坠落。

1.1.10 对强度不足的作业面（如石棉瓦、铁皮板、采光浪板、装饰板等），人员在作业时，必须采取加强措施，以防踏空坠落。

1.1.11 在5级及以上的大风以及暴雨、雷电、冰雹、大雾等恶劣天气，应停止露天高处作业。特殊情况下，确需在恶劣天气进行抢修时，应组织人员充分讨论必要的安全措施，经本单位分管生产的领导（总工程师）批准后方可进行。

1.1.12 登高作业人员，必须经过专业技能培训，并应取得合格证书方可上岗。

1.2 防止触电事故

1.2.1 凡从事电气操作、电气检修和维护人员（统称电工）必须经专业技术培训及触电急救培训并合格方可上岗，其中属于特种工作的需取得“特种作业操作证”（电工作业，不含电力系统进网作业；进入电网作业的，还必须取得“电工进网作业许可证”）。带电作业人员还应取得“带电作业”。

1.2.2 凡从事电气作业人员应佩戴合格的个人防护用品：高压绝缘鞋（靴）、高压绝缘手套等必须选用具有国家“劳动防护品安全生产许可证书”资质单位的产品且在检验有效期。作业时必须穿好工作服、戴安全帽，穿绝缘鞋（靴）、戴绝缘手套。

1.2.3 使用绝缘安全用具—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。

1.2.4 选用的手持电动工具必须具有国家认可单位发的“产品合格证”，使用前必须检查工具上贴有“检验合格证”标识，检验周期为6个月。使用时必须接在装有动作电流不大于30mA、一般型（无延时）的剩余电流动作保护器的电源上，并不得提着电动工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使用。

1.2.5 现场临时用电的检修电源箱必须装自动空气开关、剩余电流动作保护器、接线柱或插座，专用接地铜排和端子、箱体必须可靠接地，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。

1.2.6 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

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，室不得接近故障点4m以，室外不得接近故障点8m以。进入上述围的人员必须穿绝缘靴，接触设备的外壳和构架应戴绝缘手套。

1.2.7 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。操作人员应站在绝缘物上。

1.2.8 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，还应穿绝缘靴。雷电时严禁进行就地倒闸操作。

1.2.9 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。

1.2.10 在地下敷设电缆附近开挖土方时，严禁使用机械开挖。

1.2.11 严禁用湿手去触摸电源开关以及其他电器设备。

1.2.12 为防止发生电气误操作触电，操作时应遵循以下原则：

（1）停电：断路器在“分闸”位置时，方准拉开隔离开关。

（2）验电：先检验验电器是否完好，并设监护人，方准进行验电操作。

（3）装设地线：先挂接地端，再挂导体端。拆除时，则顺序相反。严禁带电挂（合）接地线（接地开关）。

1.2.13 严禁无票操作及擅自解除高压电器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，严禁误入带电间隔。

1.3 防止物体打击事故

1.3.1 进入生产现场人员必须进行安全培训教育，掌握相关安全防护知识，从事手工加工的作业人员，必须掌握工器具的正确使用方法及安全防护知识，从事人工搬运的作业人员，必须掌握撬杠、滚杠、跳板等工具的正确使用方法及安全防护知识。

1.3.2 进入现场的作业人员必须戴好安全帽。人工搬运的作业人员必须戴好安全帽、防护手套，穿好防砸鞋，必要时戴好披肩、垫肩、护目镜。

1.3.3 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，不得在工作地点下面通行和逗留。上、下层垂直交叉同时作业时，中间必须搭设严密牢固的防护隔板、罩栅或其他隔离设施。

高处作业必须佩带工具袋时，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。高处作业下方，应设警戒区域，设专人看护。

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

1.4 防止机械伤害事故

1.4.1 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。

1.4.2 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，女同志长发必须盘在帽，操作时必须戴防护眼镜，必要时戴防尘口罩、穿绝缘鞋。操作钻床时，不得戴手套，不得在开动的机械设备旁换衣服。

1.4.3 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，并标注旋转方向。

机械设备必须装设紧急制动装置，一机一闸一保护。周边必须划警戒线，工作场所应设人行通道，照明必须充足。

1.4.4 输煤皮带的转动部分及拉紧重锤必须装设遮栏，加油装置应接在遮栏外面。两侧的人行通道必须装设固定防护栏杆，并装设紧急停止拉线开关。

运行或停运备用侧皮带上严禁站人、越过、爬过及传递各种用具。皮带运行过程中严禁清理皮带中任何杂物。

1.4.5 严禁在运行中测量、调整、清扫、擦拭和润滑设备的旋转和移动部分，严禁将手伸入栅栏。严禁将头、手脚伸入转动部件活动区。

1.4.6 给料（煤）机在运行中发生卡、堵时，应停止设备运行，做好设备防转动措施后方可清理塞物。严禁用手直接清理塞物。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。

1.4.7 行走设备（卸船机、斗轮机、螺旋卸车机等）作业前必须空载试车正常，并确认安全保护装置灵敏、可靠。设备行走前必须先响铃后动车。

1.4.8 检修（维护）设备时，安全措施必须到位，防止误送电及转动伤人。机组运行中对单侧风机进行检修时，应采取牢靠的防止设备自转的措施。机械设备转动前工件、零部件须固定牢固，防止甩出伤人。

1.5 防止灼烫伤害事故

1.5.1 电工、电（气）焊人员均属于特种作业人员，必须经专业技能培训，取得《特种作业操作证》。电工作业、焊接与热切割作业、除灰（焦）人员、热力作业人员必须经专业技术培训，符合上岗要求。

1.5.2 除业人员必须穿好防烫伤的隔热工作服、工作鞋，戴好防烫伤手套、防护面罩和必须的安全工具。

电（气）焊作业人员必须穿好焊工工作服、焊工防护鞋，戴好工作帽、焊工手套，其中电焊须戴好焊工面罩，气焊须戴好防护眼镜。

化学作业人员[配置化学溶液，装卸酸（碱）等]必须穿好耐酸（碱）服，戴好橡胶耐酸（碱）手套、防护眼镜（面罩）以及戴好防毒口罩。

1.5.3 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。循环流化床排渣门须使用先进、可远方操作的电动锤型阀，取消简易的插板门。

1.5.4 电（气）焊作业面应铺设防火隔离毯，作业区下方设置警戒线并设专人看护，作业现场照明充足。

1.5.5 发电厂锅炉运行时，工作需要打开的门孔应及时关闭。不得在锅炉人孔门、炉膛连接的膨胀节处长时间逗留。

观察炉膛燃烧情况时，必须站在看火孔的侧面；同时佩戴防护眼镜或用有色玻璃遮盖眼睛。

除焦时，原则应停炉进行。确需不停炉除焦（渣）时，应设置警戒区域，挂上安全警示牌，设专人监护。循环流化床除焦时，必须指定专门的现场指挥人员，开工前必须制订好除焦方案，并进行安全和技术交底，确保除焦人员安全。除焦人员严禁站在楼梯、管子或栏杆等上面。

1.5.6 对机炉外管道、汽水两相流的弯头（如高压加热器疏水弯头），如监督检验数据不齐全，底数不清，应设置安全警戒区，挂好安全警示牌，限制人员通行或聚集。

1.5.7 检修蒸汽（热水）管道前，必须打开管段疏水门。必要时可采用松开疏水门法兰的方法，确保管道无压力或存水。

1.5.8 当蒸汽管道有外泄异常声音时，不得盲目行走，必须在周边设置警戒区域。

1.5.9 开启灼烫源检查门时，人应站在门后，并观察好向两旁躲避的退路。

1.5.10 在锅炉运行中，不应带压对承压部件进行焊接、捻缝、紧螺丝等工作。在特殊紧急情况下，需带压进行上述工作时，必须采取安全可靠措施，并经厂主管生产的领导批准，正确使用防烫伤护具，由专业人员操作，方可进行作业。

1.5.11 锅炉水压试验时，应在空气门及给水门处设专人看护，以免水满烫伤其他人员。锅炉进行1.25倍工作压力的超压试验时，在保持试验压力的时间不准进行任何检查。双色水位计不应进行超压试验，防止玻璃碎裂伤人。

1.5.12 校验安全门时应保证运行操作人员与现场校验人员通讯畅通，并安排一人在现场统一指挥，待检验的安全门附近严禁站人。安全门不启座时，禁止用敲打阀门的方法助力起跳。封闭式锅炉校验安全门时应打开窗户通风，防止蒸汽外泄烫伤。

1.6 防止起重伤害事故

1.6.1 起重设备经检验检测机构监督检验合格，并在特种设备安全监督管理部门登记。起重设备使用一年至少作一次全面技术检查，确保完好合格。对于临时装设的起重装置，受力点强度必须符合起重要求，整套装置应经过载荷试验。

1.6.2 从事起吊作业及其安装维修的人员必须经专业技能培训，从事起吊作业人员应取得“特种作业操作证”。安装维修人员也应取得相应“特种作业操作证”，考试合格后方可上岗。并经二级甲等以上医疗机构体检合格，合格的（含矫正视力）双目视力不低于0.7，无色盲、听觉障碍、癫病病、高血压、心脏病、眩晕、突发性昏厥等疾病及生理缺陷）方可上岗。

1.6.3 吊装作业必须设专人指挥，指挥人员不得兼做司索（挂钩）以及其他工作，应认真观察起重作业周围环境，确保信号正确无误，严禁违章指挥或指挥信号不规。

1.6.4 起重工具使用前，必须检查完好、无破损。吊装前须检查起重机械的安全装置可靠，吊具安全系数符合相关规定。工作起吊时严禁超负荷或歪斜拽吊。

1.6.5 起重吊物之前，必须清楚物件的实际重量，不准起吊不明物和埋在地下的物件。当重物无固定死点时，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。工件或吊物起吊时必须捆绑牢靠。吊运散件物时，应用铁制的料斗。料斗应设专用吊点，装料高度不得超过上口边，散粒状的物料应低于料斗上口边线100mm。

1.6.6 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，设专人监护。严禁吊物从人的头上越过或停留。

1.6.7 起吊现场照明充足，视线清晰。

1.6.8 带棱角、缺口的物体无防割措施不得起吊。

1.6.9 在带电的电气设备或高压线下起吊物体，起重机应可靠接地，注意与输电线的安全距离，必要时制订好防措施，并设电气监护人监护。

1.6.10 起吊易燃、易爆物（如氧气瓶、煤气罐）时，必须制订好安全技术措施，并经主管生产负责人批准后，方可吊装。

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

1.6.12 起吊物离地20-30cm，应停钩检查。检查容包括起重机械的制动、稳定性，吊物捆绑的可靠性，吊索具受力后的状态等。发现异常立即落钩，处理合格后再起吊。

1.6.13 起重机正在作业中突遇停电，应先将控制器恢复到零位，然后切断电源。

1.7 防止烟气脱硫设备及其系统中人身伤亡事故

1.7.1 新建、改建和扩建电厂的吸收塔及部支撑架、烟道、浆液箱罐、烟气挡板、浆液管道、烟囱做防腐处理时，应选择耐腐蚀、耐磨损的材料，对浆液泵及搅拌器、浆液管道、旋流器、膨胀节要做防磨处理，并加强日常监视、检查、检修、维护，防止由于设备腐蚀、卡涩带来的安全隐患。

1.7.2 防止脱硫塔进口烟气温度过高损坏防腐层。及时修复损坏的防腐层和更换损坏的衬胶管。

1.7.3 加强石灰石粉输送系统防尘措施，防止粉尘飞扬对作业人员造成职业健康伤害。在脱硫石膏装载作业时，必须在确认运输车厢（罐）无人后才能进行装载作业。

1.7.4 加强浆液池等盛装液体的沟池的安全防护，有淹溺危险的场所必须设置盖板，并做到盖板严密，以防作业人员落入沟池。

1.7.5 进入脱硫塔前，必须打开人孔门进行通风，在有毒气体浓度降低到允许值以下才能进入。进入脱硫塔检修，必须在外设专人监护。

1.7.6 加强保安电源的维护，发生全厂停电或者脱硫系统突然停电时，保安电源能确保及时启动并向脱硫系统供电。

1.7.7 加强对脱硫系统工作人员，尤其是施工人员的安全教育，强化工人安全意识，加强施工现场和运行作业时的安全管理、巡检到位，确保设备及人身安全。

1.8 防止液氨储罐泄漏、中毒、爆炸伤人事故

1.8.1 液氨储罐区须由具有综合甲级资质或者化工、石化专业甲级设计资质的化工、石化设计单位设计。储罐、管道、阀门、法兰等必须严格把好质量关，并定期检验、检测、试压。

1.8.2 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。

1.8.3 加强液氨储罐的运行管理，严格控制液氨储罐充装量，液氨储罐的储存体积不应大于50%-80%储罐容器，严禁过量充装，防止因超压而发生罐体开裂或阀门顶脱、液氨泄漏伤人。

1.8.4 在储罐四周安装水喷淋装置，当储罐罐体温度过高时自动淋水装置启动，防止液氨罐受热、爆晒。

1.8.5 设置安全警示标志，严禁吸烟、火种和穿带钉皮鞋进入罐区和有火灾爆炸危险原料储存场所。

1.8.6 检修时做好防护措施，严格执行动火票审批制度，并加强监护和防措施，空罐检修时，采取措施防止空气漏入罐形成爆炸性混合气体。

1.8.7 严格执行防雷电、防静电措施，设置符合规程的避雷装置，按照规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电气设备。

1.8.8 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；严禁使用软管卸氨，应采用金属万向管道充装系统卸氨。

1.8.9 氨储存箱、氨计量箱的排气，应设置氨气吸收装置。

1.8.10 加强管理、严格工艺措施，防止跑、冒、漏；充装液氨的罐体上严禁实施焊接、防止因罐体液面以上部位达到爆炸极限的混合气体发生爆炸。

1.8.11 坚持巡回检查，发现问题及时处理，避免因外环境腐蚀发生液氨泄漏。

1.8.12 槽车卸车作业时应严格遵守操作规程，卸车过程应有专人监护。

1.8.13 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，防止发生任何故障和车祸。

1.8.14 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，应及时撤离影响围的工作人员，氨区作业人员必须佩戴防毒面具，并及时撤离影响围的人员。

1.8.15 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品，避免因正常工作时或事故状态下吸入过量氨气。

1.8.16 建立氨管理制度，加强相关人员的业务知识培训，使用和储存人员必须熟悉氨的性质；杜绝误操作和习惯性违章。

1.8.17 液氨厂外运输应加强安全措施，不得随意找社会车辆进行液氨运输。电厂应与具有危险货物运输资质的单位签订专项液氨运输协议。

1.8.18 由于液氨泄漏后与空气混合形成密度比空气大的蒸气云，为避免人员穿越“氨云”，氨区控制室和配电间出入门口不得朝向装置间。制定应急救援预案，并定期组织演练。

1.8.19 氨区所有电气设备、远传仪表、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 防止中毒与窒息伤害事故

1.9.1 在受限空间（如电缆沟、烟道、管道等）长时间作业时，必须保持通风良好，防缺氧窒息。

在沟道（池）作业时（如电缆沟、烟道、中水前池、污水池、化粪池、阀门井、排污管道、地沟（坑）、地下室等），为防止作业人员吸入一氧化碳、硫化氢、二氧化硫、沼气等中毒、窒息，必须做好以下措施：

（1）打开沟道（池、井）的盖板或人孔门，保持良好通风，严禁关闭人孔门或盖板。

（2）进入沟道（池、井）施工前，应用鼓风机向进行吹风，保持空气循环，并检查沟道（池、井）的有害气体含量不超标，氧气浓度保持在19.5%～21%围。长时间作业时，应每隔2小时检测一次有害气体含量，作业中断超过30分钟应重新检测。

（3）地下维护室至少打开2个人孔，每个人孔上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，确保通风畅通。

（4）井下或池作业人员必须系好安全带和安全绳，安全绳的一端必须握在监护人手中且牢固地连接到地面固定物体上，当作业人员感到身体不适，必须立即撤离现场。

1.9.2 对容器的有害气体置换时，吹扫必须彻底，不留残留气体，防止人员中毒。进入容器作业时，必须先测量容器部氧气含量，低于规定值不得进入，同时做好逃生措施，并保持通风良好，严禁向容器输送氧气。容器外设专人监护且与容器人员定时喊话联系。

1.9.3 进入粉尘较大的场所作业，作业人员必须戴防尘口罩。进入有害气体的场所作业，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，作业人员必须穿好重型防化服。

1.9.4 危险化学品应在具有“危险化学品经营许可证”的商店购买，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。

1.9.5 危险化学品专用仓库必须装设机械通风装置、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通风和机械通风设备，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。

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

1.9.7 六氟化硫电气设备室必须装设机械排风装置，其排风机电源开关应设置在门外。排气口距地面高度应小于0.3m，并装有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。

1.9.8 化验人员必须穿专用工作服，必要时戴防护口罩、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。

1.9.9 密闭容器与其他管道的连接处必要时应加装堵板，可靠隔离。

1.9.10 当受限空间有人中毒、窒息时，施救人员必须佩戴防毒面具或正压式空气呼吸器，方准进入容器。

1.9.11 关闭人孔门或盖板前，必须清点人数，并喊话确认无人。

1.10 防止坍塌伤害事故

1.10.1 土石方工程施工前，应了解施工场地的地质、水文和地下管网布置等基本情况，有针对性地采用合理的施工方法；在深坑、深井作业时，应采取通风换气的措施。

1.10.2 开始挖土前，必须采取排除地面水及防止其侵入的措施。当基坑、井坑挖至地下水位以下的深度时，四周应作成适当纵坡的排水沟，大型基坑、井坑的排水设施必须在开挖前经过设计并具有建设单位、设计单位、施工单位审核的施工方案。

1.10.3 挖土方应从上而下分层进行，在挖掘前应将斜坡上的浮石或在斜坡上工作时发现的松动浮石或单块大石头，全部清除。禁止采用挖空底脚的操作方法，挖基坑、沟槽、井坑时，应视土的性质、湿度和挖的深度，选择安全边坡或设置固壁支撑。在沟、坑边堆泥土、材料、机具等，至少要距离沟、坑边沿1米以外，高度不得超过1.5米。

1.10.4 当发现土壤有可能坍塌或滑动裂缝时，所有在下面工作的人员必须离开工作面，然后组织工人将滑动部分先挖去，或采取防护措施再进行工作。在雨季和化冻期间，应注意土方坍落。禁止一切人员在基坑休息，防止土方坍落伤人。

1.10.5 在挖掘地区发现有事先未预料到的地下设备或其他不可辨别的东西时，应立即停止工作，并报告上级领导处理，严禁随意敲击或处置。

1.10.6 严格控制楼层、屋面和脚手架上堆放物品和材料的数量和重量，以免产生过大的集中荷载，造成坍塌。

1.10.7 各种模板支撑，必须按照模板支撑设计方案要求，立杆、横杆间距必须满足要求，不能减少和扩大，特别是采用木支撑施工法，应采取措施防止模板混凝土施工时坍塌。

1.10.8 脚手架必须由具有资质的专业人员搭拆，防止因材质不合格、结构不合理、搭拆不规、超载使用等造成脚手架坍塌。

1.10.9 堆放物料前必须确认堆放物处的承重满足要求。堆码高度满足安全要求，堆放整齐，滚动物件必须加设垫块或捆绑牢固。

1.10.10 推煤机上下煤堆及在煤堆上作业时，应注意坡度和煤堆有无发生坍塌的可能，以防推煤机翻到。在煤堆上作业时，推煤机距煤堆边缘要保持一定安全距离。

1.11 防止电力生产交通事故

1.11.1 建立健全交通安全管理规章制度，明确责任，加强交通安全监督及考核。严格执行车辆交通管理规章制度。

1.11.2 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。叉车、翻斗车、起重机，除驾驶员、副驾驶员座位以外，任何位置在行驶中不得有人坐立；起重机、翻斗车在架空高压线附近作业时，必须划定明确的作业围，并设专人监护。

1.11.3 加强对各种车辆维修管理，确保各种车辆的技术状况符合国家规定，安全装置完善可靠。定期对车辆进行检修维护，在行驶前、行驶中、行驶后对安全装置进行检查，发现危及交通安全问题，应及时处理，严禁带病行驶。

1.11.4 加强对多种经营企业和外包工程的车辆交通安全管理。

1.11.5 加强大型活动、作业用车和通勤用车管理，制订并落实防止重、特大交通事故的安全措施。

1.11.6 大件运输、大件转场应严格履行有关规程的规定程序，应制订搬运方案和专门的安全技术措施，指定有经验的专人负责，事前应对参加工作的全体人员进行全面的安全技术交底。

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 各单位应建立健全防止火灾事故组织机构，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。配备消防专责人员并建立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保养，禁止使用过期和性能不达标消防器材。

2.1.3 消防水系统应同工业水系统分离，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或窒息。正压式空气呼吸器和防火服应每月检查一次。

2.1.5 检修现场应有完善的防火措施，在禁火区动火应制定动火作业管理制度，严格执行动火工作票制度。变压器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 电力调度大楼、地下变电站、无人值守变电站应安装火灾自动报警或自动灭火设施，无人值守变电站其火灾报警信号应接入有人监视遥测系统，以便及时发现火警。

2.1.7 值班人员（含门卫人员）应经专门培训，并能熟练操作厂站各种消防设施；应制订具有防止消防设施误动、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有关规定进行设计。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产。

2.2.2 在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层和电缆沟，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、扩建的变电站主控室、火电厂主厂房、输煤、燃油、制氢、氨区及其他易燃易爆场所，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。与电力电缆同通道敷设的低压电缆、控制电缆、非阻燃通信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中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，应与运行单位密切配合，在电缆通道敷设电缆需经运行部门许可。对贯穿在役变电站或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。变电站夹层在役接头应逐步移出，电力电缆切改或故障抢修时，应将接头布置在站外的电缆通道。

2.2.11 在电缆通道、夹层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 变电站夹层宜安装温度、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、燃煤储运车间架空电缆上的粉尘应定期清扫。

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 油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，必须明火作业时要采取有效措施，附近的热力管道或其他热体的保温应紧固完整，并包好铁皮。

2.3.4 禁止在油管道上进行焊接工作。在拆下的油管上进行焊接时，必须事先将管子冲洗干净。

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

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

2.3.7 检修时如发现保温材料有渗油时，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 油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀，应定期检查和维修油管道支吊架。

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。

2.4 防止燃油罐区及锅炉油系统着火事故

2.4.1 严格执行《电力安全工作规程第1部分：热力和机械》（GB26164.1-2010）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围，加热燃油的蒸汽温度，应低于油品的自燃点。

2.4.3 油区、输卸油管道应有可靠的防静电安全接地装置，并定期测试接地电阻值。

2.4.4 油区、油库必须有严格的管理制度。油区明火作业时，必须办理明火工作票，并应有可靠的安全措施。对消防系统应按规定定期进行检查试验。

2.4.5 油区易着火的临时建筑要拆除，禁止存放易燃物品。

2.4.6 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。

2.4.7 燃油系统的软管，应定期检查更换。

2.5 防止制粉系统爆炸事故

2.5.1 严格执行《电力安全工作规程第1部分：热力和机械》（GB26164.1-2010）中有关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。

2.5.3 磨煤机出口温度和煤粉仓温度应严格控制在规定围，出口风温不得超过煤种要求的规定。

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》（GB26164.1-2010）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 氢冷系统和制氢设备中的氢气纯度和含氧量必须符合《氢气使用安全技术规程》（GB4962-2008）。

2.6.3 在氢站或氢气系统附近进行明火作业时，应有严格的管理制度，并应办理一级动火工作票。

2.6.4 制氢场所应按规定配备足够的消防器材，并按时检查和试验。

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 空气、氢气侧各种备用密封油泵应定期进行联动试验。

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送入输煤皮带。

2.7.3 燃用易自燃煤种的电厂必须采用阻燃输煤皮带。

2.7.4 应经常清扫输煤系统、辅助设备、电缆排架等各处的积粉。

2.8 防止脱硫系统着火事故

2.8.1 脱硫防腐工程用的原材料应按生产厂家提供的储存、保管、运输特殊技术要求，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围严禁动火；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。

2.8.2 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。

2.8.3 脱硫防腐施工、检修时，检查人员进入现场除按规定着装外，不得穿带有铁钉的鞋子，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。

2.8.4 脱硫防腐施工、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，防腐现场应接引消防水带，并保证消防水随时可用。

2.8.5 脱硫防腐施工、检修作业区5m围设置安全警示牌并布置警戒线，警示牌应挂在显著位置，由专职安全人员现场监督，未经允许不得进入作业场地。

2.8.6 吸收塔和烟道部防腐施工时，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。

2.8.7 脱硫塔安装时，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 健全和完善氨制冷和脱硝氨系统运行与维护规程。

2.9.2 进入氨区，严禁携带手机、火种，严禁穿带铁掌的鞋，并在进入氨区前进行静电释放。

2.9.3 氨压缩机房和设备间应使用防爆型电器设备，通风、照明良好。

2.9.4 液氨设备、系统的布置应便于操作、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。

2.9.5 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中。库房温度遥测、记录仪表等不宜布置在氨压缩机房。

2.9.6 在氨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，及时清理火种。氨区严禁明火采暖。

2.9.7 氨储罐区及使用场所，应按规定配备足够的消防器材、氨泄漏检测器和视频监控系统，并按时检查和试验。

2.9.8 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、同时验收投产。

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》（GB50183-2004）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、同时验收投产。

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》（SY6503-2008）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应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《特种设备安全监察条例》（国务院令第549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围，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围，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《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规》（GB50058）执行，爆炸危险区域的等级围划分应符合《石油设施电器装置场所分类》（SY/T0025）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（绝缘管道除外），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进行作业时，应使用防爆工具，并穿戴防静电服和不带铁掌的工鞋。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，排气管应带阻火器。

2.10.15 天然气区域不应使用汽油、轻质油、苯类溶剂等擦地面、设备和衣物。

2.10.16 天然气区域需要进行动火、动土、进入有限空间等特殊作业时，应按照作业许可的规定，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 应配置专职的消防队（站）人员、车辆和装备，并符合国家和行业的标准要求，制定灭火救援预案，定期演练。

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

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密封，电缆通道采取分段阻燃措施，机舱涂刷防火涂料。

2.11.4 风机禁止存放易燃物品，机舱保温材料必须阻燃。机舱通往塔筒穿越平台、柜、盘等处电缆孔洞和盘面缝隙采用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、塔筒的电气设备及防雷设施的预防性试验合格，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围，并有可靠的超温保护。

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、钢纸垫。

2.11.11 风机机舱、塔筒应装设火灾报警系统（如感烟探测器）和灭火装置。必要时可装设火灾检测系统，每个平台处应摆设合格的消防器材。

2.11.12 风机机舱的末端装设提升机，配备缓降器、安全绳、安全带及逃生装置，且定期检验合格，保证人员逃逸或施救安全。塔筒的醒目部位必须悬挂安全警示牌，应尽量避免动火作业，必要动火时保证安全规。

2.11.13 风机塔筒的动火作业必须开具动火作业票，作业前消除动火区域可燃物，且不能应用阻燃物隔离。氧气瓶、乙烘气瓶应摆放、固定在塔筒外，气瓶间距不得小于5m，不得暴晒。电焊机电源应取自塔筒外，不得将电焊机放在塔筒，严禁在机舱油管道上进行焊接作业，作业场所保持良好通风和照明。动火结束后清理火种。

2.11.14 进入风机机舱、塔筒，严禁带火种、严禁吸烟，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 严格执行操作票、工作票制度，并使“两票”制度标准化，管理规化。

3.1.1 严禁运行人员无票操作，严禁检修人员无票作业。

3.1.2 严禁非运行人员操作电气设备。

3.1.3 正常运行方式的电气倒闸操作必须使用标准操作票。3.1.4 非正常运行方式下进行的电气倒闸操作，监护人、值班负责人等要认真审核操作票，防止因操作票填写的疏漏而引发误操作。

3.1.5 操作前应进行危险点分析，执行“三讲一落实”。

3.1.6 针对特殊复杂的电气倒闸操作，应制订专项措施，提高监护等级，指导运行人员操作。

3.1.7 电气倒闸操作必须两人执行，严禁无监护操作，操作中执行唱票、复诵制。严禁一组人员同时进行两项及以上操作任务，严禁在操作过程中进行其他的检查、巡视等工作。

工作票的许可、终结，必须由工作许可人会同工作负责人到工作现场，经双方检查确认后签字。

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，不准随意解除闭锁装置。

3.3 应制定和完善防误装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保防误闭锁装置正常运行。

3.3.1 设备管理部门要建立防误装置技术资料、台帐，制定防误装置的设备管理制度和检修规程，指定防误装置管理专责人。

3.3.2 NCS工程师站、操作员站等重要微机设备不能从事无关工作，要做好防病毒工作。

3.4 建立完善的解锁工具（钥匙）使用和管理制度。防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时应经本单位分管生产的行政副职或总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置应经变电站站长、操作或运维队长、发电厂当班值长批准，并实行双重监护后实施，并应按程序尽快投入运行。

3.4.1 严禁非当班值班人员和检修人员使用解锁钥匙。

3.4.2 使用解锁钥匙后，应做好记录，重新贴上封条，并在封条上注明年、月、日。

3.5 采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。

3.6 断路器或隔离开关电气闭锁回路不应设重动继电器类元器件，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，应确保待操作断路器或隔离开关位置正确，并以现场实际状态为准。

电动操作的隔离开关或接地刀闸，操作结束后应断开电动操作机构的动力电源。

3.7 对已投产尚未装设防误闭锁装置的发、变电设备，要制订切实可行的防措施和整改计划，必须尽快装设防误闭锁装置。

3.8 新、扩建的发、变电工程或主设备经技术改造后，防误闭锁装置应与主设备同时投运。

3.9 同一集控站围应选用同一类型的徽机防误系统，以保证集控主站和受控子站之间的“五防”信息能够互联互通、“五防”功能相互配合。

3.10 微机防误闭锁装置电源应与继电保护及控制回路电源独立。微机防误装置主机应由不间断电源供电。

3.11 成套高压开关柜、成套六氟化硫（SF6）组合电器（GIS/PASS/HGIS）五防功能应齐全、性能良好，并与线路侧接地开关实行连锁。

3.12 应配备充足的经国家认证认可的质检机构检测合格的安全工作器具和安全防护用具。为防止误登室外带电设备，宜采用全封闭（包括网状等）的检修临时围栏。

3.12.1 现场所有携带型短路接地线必须编号；按电压等级对号入座，存放在指定地点，按值移交。

3.12.2 现场使用携带型短路接地线时，必须做到工作票、操作票、运行日志、模拟图板、接地装置登记本完全对应。

3.12.3 送电操作前，必须查清相关设备和系统的接地线及接地装置，确认无误后方可进行操作。

3.12.4 绝缘手套、绝缘靴、验电器、携带型短路接地线等安全工器具，要建立管理台账、定期试验。试验合格的要粘贴合格证，使用前要认真检查，确保工器具的完好。

3.13 强化岗位培训，使运行检修人员、调控监控人员等熟练掌握防误装置及操作技能。

3.13.1 进行电气倒闸操作的运行人员，必须经过电气专业知识及倒闸操作技能培训，并经考试合格。

3.13.2 电气设备、系统或装置发生变化后，必须及时修订相关的运行规程、标准操作票、工作票，并对相关人员进行重新培训。

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，每个独立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、相关政策等影响。

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 开展风电场接入系统设计之前，应完成“电网接纳风电能力研究”和“大型风电场输电系统规划设计”等新能源相关研究。风电场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。

4.1.5 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型。

4.1.6 并网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。

4.1.7 严格做好风电场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。

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

4.1.9 发电厂应开展励磁系统、调速系统模型实测工作，并由具备试验资质单位提供试验报告。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。相关涉网设备性能、参数设置、设备投停等应满足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，制订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等提供物质基础，以提供更大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及以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更多台变压器。

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独立的发电、设计、调试等相关企业应相互协调配合，分别制定有效的组织、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、设备定货、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，有效限制短路电流；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限制系统稳定破坏事故的影响围。

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、可靠地切除故障。

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，并落实到电网、发电各单位。

4.3 稳定分析及管理

4.3.1 重视和加强系统稳定计算分析工作。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。

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等工作。

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。各运行维护单位应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，并严格限制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。

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应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。母线或发电机电压超出电压合格围时，必须向运行人员告警。

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。

4.6 发电厂应做好电源接入的相关政策、电网特点以及受电需求等电厂建设的前期工作。

4.7 设计时应加强涉网设备的选型工作，确保涉网设备满足电网稳定需求。

4.8 发电厂应加强机组运行维护工作，确保机组有功、无功的调节能力。

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 各发电企业（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，在保证主设备安全的情况下，还必须满足电网安全运行的要求。

5.1.2 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的入网检测合格，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。

5.1.3 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。

5.1.4 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-0.95～-0.97。励磁系统应采用可以在线调整低励限制的微机励磁装置。

5.1.5 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。

5.1.6 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

5.1.7 发电机励磁系统应具备一定过负荷能力。

5.1.7.1 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。

5.1.7.2 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。

5.1.8 发电厂应准确掌握有串联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次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。

5.1.9 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。

5.1.10 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。

5.1.11 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/T684-2012）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。

5.1.12 发电机励磁系统正常应投入发电机自动电压调节器（机端电压恒定的控制方式）运行，电力系统稳定器正常必须置入投运状态，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系统振荡频率围的低频振荡模式应能提供正阻尼。

5.1.12.1 利用自动电压控制系统对发电机调压时，受控机组励磁系统应投入自动电压调节器。

5.1.12.2 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。

5.1.13 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。

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

5.1.13.2 励磁变压器保护定值应与励磁系统强励能力相配合，且留有合适的级差，防止机组强励时保护误动作。

5.1.13.3 励磁系统V/Hz限制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。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限制动作定值。

5.1.13.4 励磁系统如设有定子过压限制环节，应与发电机过压保护定值相配合，该限制环节应在机组保护之前动作。

5.1.14 电网低频减载装置的配置和整定，应保证系统频率动态特性的低频持续时间符合相关规定，并有一定裕度。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。

5.1.15 发电机组一次调频运行管理。

5.1.15.1 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。

5.1.15.2 新投产机组和在役机组大修、通流改造、数字电液控制系统（DEH）或分散控制系统（DCS）改造及运行方式改变后，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。

5.1.15.3 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。

5.1.16 发电机组进相运行管理。

5.1.16.1 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，当静稳定成为限制进相因素时，应监视发电机功角进相运行。参照相关标准设定厂用电电压的合理围，监视进相或滞相较多时厂用电电压水平，应确保厂用电电压水平在合理围。

5.1.16.2 并网发电机组的低励限制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，确保在低励限制动作后发电机组稳定运行。当励磁调节器低励限制动作后，不应闭锁PSS功能。

5.1.16.3 低励限制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限制动作定值。

5.1.17 加强发电机组自动发电控制运行管理。

5.1.17.1 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。

5.1.17.2 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。

5.1.17.3 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。

5.1.18 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：

5.1.18.1 当失步振荡中心在发电机-变压器组部时，应立即解列发电机。

5.1.18.2 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。

5.1.19 发电机失磁异步运行。

5.1.19.1 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不能恢复励磁，则机组应与系统解列。

5.1.19.2 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。

5.1.20 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。

5.1.21 发电厂应强化发电机入网管理，提高机组整体性能。发电机励磁调节器（包括电力系统稳定器）需经认证的检测中心的入网检测合格，挂网试运行半年以上；根据电网要求配置电力系统稳定器；具备进相运行能力；新投产的大型汽轮机组应具有一定的耐受带励磁失步振荡的能力；具有必要的频率异常运行能力；发电机励磁系统具备一定的过负荷能力。

5.1.22 发电厂应强化机组调度运行管理，确保并网安全运行。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、调速系统、原动机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；机组并网调试前，发电厂应向相应调度部门提供电网计算分析所需的各项参数和各项技术资料。

5.1.23 发电厂应强化机组涉网保护管理。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。

5.1.24 发电厂应制定完备的发电机故障应急措施，并按相关规定做好保护定值整定。

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》CGB/T19963-2011）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，动态调节的响应时间不大于5ms，成套装置系统响应时间小于30ms。

5.2.4 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。

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

5.2.6 风电场应配置风电场监控系统，实现在线动态调节全场运行机组的有功/无功功率和场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，采集、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。

5.2.7 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。

5.2.8 风电场应根据有关调度部门电网稳定计算分析要求，开展建模及参数实测工作，并将试验报告报有关调度部门。

5.2.9 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无功补偿容量，应确保场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围。

5.2.10 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。

5.2.11 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 风电场涉网保护定值应与电网保护定值相配合，并报电网调度部门备案。

5.2.14 风电机组故障脱网后不得自动并网，故障脱网的风电机组须经电网调度部门许可后并网。

5.2.15 发生故障后，风电场应及时向调度部门报告故障及相关保护动作情况，及时收集、整理、保存相关资料，积极配合调查。

5.2.16 风电场二次系统及设备，均应满足《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）要求，禁止通过外部公共信息网直接对场设备进行远程控制和维护。

5.2.17 风电场应在升压站配置故障录波装置，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。

5.2.18 风电场应配备全站统一的卫星时钟设备和网络授时设备，宜采用双对时系统，对场各种系统和设备的时钟进行统一校正。

5.2.19 运行值班人员要严肃值班纪律，严格执行有关规章制度，加强变电所及运行机组的设备巡回检查，及时发现设备隐患。

5.2.20 对于继电保护、安全自动装置、直流设备要加强维护和检查，保证其可靠运行。

5.2.21 风电场监控系统应有严格的密码管理等操作权限管理制度，避免因误操作造成风机全停。

5.2.22 定期检测风力发电机组变桨蓄电池、超级电容、液压站等是否正常，能否完成紧急变桨。UPS电源工作是否正常。保证低电压穿越能够顺利完成。

5.2.23 强化风机入网管理，提高机组整体性能。风电并网检测采用型式试验与现场抽检相结合的方式，由政府主管部门授权的检测机构进行检测，并出具检测报告。

5.2.24 强化风机涉网保护管理，提高风电适应能力。风电场及其机组的保护应与接入的电网相协调，机组应具有低电压穿越、必要的高电压耐受能力和频率适应能力，不得与风电场的电能质量适应性要求相冲突，即风电场并网点的电压波动和闪变、谐波、三相电压不平衡满足电能质量国家标准要求时，场机组正常连续运行。

5.2.25 强化风电场无功管理，提高风电场电压控制能力。发电企业在提交电网调度部门审查的风电场接入设计方案中，应包括对风电场无功补偿装置功能作用、配置规模、接入方案、控制策略的专题研究；风电场应向电网调度部门提交场无功补偿装置的出厂及现场试验报告，试验应严格按照相关技术标准进行，容应至少包括机组启停、有功功率波动变化、系统发生近远端故障等典型工况下无功补偿装置的响应特性。

5.2.26 强化风电场安全管理，提高风电场运行安全水平。有关单位应从制造、设计、安装、验收、调试、运行、检修等多个环节加强设备安全管理，降低风电场设备故障率；风电场应采取切实有效的措施，确保汇集线系统故障快速切除，防止扩大恶化。

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本身及其辅助系统设计合理、配套齐全，必须保证回转式空气预热器在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独立的主辅电机、盘车装置、火灾报警装置、入口风气挡板、出入口风挡板及相应的连锁保护。

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，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，以能够满足机组启动和低负荷运行期间的吹灰需要。

6.1.2.6 回转式空气预热器出入口烟/风挡板，应能够电动操作，开关灵活、关闭严密、指示正确。烟风挡板应有完备的联锁保护功能，火灾或意外时能够迅速隔离回转式空气预热器。

6.1.3 锅炉设计和改造时，必须高度重视油枪、小油枪、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，以保证油枪点火可靠、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，保证小油枪设备可靠、出力合理，保证等离子发生装置功率与燃用煤质、等离子燃烧器和炉整体空气动力场的匹配性，以保证锅炉少油／无油点火的可靠性和锅炉启动初期的燃尽率以及整体性能。

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、安装和保管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，连锁保护动作正确。

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部，就地检查、调试空气预热器各烟风挡板，确保分散控制系统显示、就地刻度和挡板实际位置一致，且动作灵活，关闭严密，能起到隔绝作用。

6.1.6 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或检修后第一次投运时，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 油枪、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 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，必须保证油枪根部燃烧所需用氧量，以保证燃油燃烧稳定完全。

6.1.8.2 燃油喷嘴要确保雾化良好。锅炉燃用渣油或重油时应保证燃油温度和油压在规定值，雾化蒸汽参数在设计值，以保证油枪雾化良好、燃烧完全。锅炉点火时应严格监视油枪雾化情况，一旦发现油枪雾化不好应立即停用，并进行清理检修。

6.1.8.3 油枪投运时应保证燃油及雾化介质的参数在规定围。应有可靠的雾化介质压力低或燃油压力低保护。

6.1.8.4 采用少油／无油点火方式启动锅炉机组，应保证入炉煤质，调整煤粉细度和磨煤机通风量在合理围，控制磨煤机出力和风、粉浓度，使着火稳定和燃烧充分。

6.1.8.5 煤油混烧情况下应防止燃烧器超出力。

6.1.8.6 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。

6.1.8.7 应制定并落实锅炉制粉系统和燃烧系统的运行调整措施，保证燃烧充分，防止未完全燃烧的油和煤粉存积在尾部受热面或烟道上。

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 采用等离子及微油点火方式启动的机组，在锅炉启动初期，空气预热器必须连续吹灰。

6.1.9.3 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烟气侧压差增加时，应增加吹灰次数；当低负荷煤、油混烧时，应连续吹灰。

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，应及时清理并进行通风干燥。

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；机组每次大、小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限制值。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。

6.1.12 回转式空气预热器跳闸后需要正确处理，防止发生空气预热器再燃烧事故。

6.1.12.1 若发现回转式空气预热器停转，立即将其隔绝，投入盘车装置。若挡板隔绝不严或转子盘不动，采取措施无效，应立即停炉。

6.1.12.2 若回转式空气预热器未设出入口烟／风挡板，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特殊设备和部位防再次燃烧事故工作。

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 干排渣系统在低负荷燃油、等离子点火或煤油混烧期间，需要严密监视，必要时派人就地监控，防止干排渣系统的钢带由于锅炉未燃尽的物质落入钢带二次燃烧，损坏钢带。

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，输灰系统应能保证正常投运，以保证未燃物可以及时地输送出去。

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在投入，电除尘器应降低二次电压、电流运行，除灰系统在此期间连续输送，防止在集尘极和放电极之间燃烧。

6.2 防止锅炉炉膛爆炸事故

6.2.1 防止锅炉灭火

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/T1091-2008）。

6.2.1.2 根据《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程（DL/T435-2004）中有关防止炉膛灭火放炮的规定以及设备的实际状况，制订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、低负荷运行等容，并严格执行。

6.2.1.3 加强燃煤的监督管理，完善混煤设施，制定并严格执行混配煤制度，保证入炉煤各项指标保持在适烧值围。加强配煤管理和煤质分析，并将燃用煤种的煤质分析报告及时通知运行人员，以便运行及时做好调整燃烧的应对措施，防止发生锅炉灭火。

6.2.1.4 新炉投产、锅炉改进性大修或入炉燃料与设计燃料有较大差异时，应进行冷态空气动力场试验，保证炉气流分布特性良好，进行燃烧调整试验，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、燃尽风率、风煤比、煤粉细度、燃烧器倾角、摆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部灭火时，严禁投助燃油枪、等离子点火枪等稳燃枪。当锅炉灭火后，要立即停止燃料（含煤、油、燃气、制粉乏气风）供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道的可燃物质。

6.2.1.6 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。

6.2.1.7 锅炉灭火保护装置和就地控制设备电源应可靠，电源应采用两路交流220V供电电源，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。

6.2.1.8 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，取样管相互独立，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。

6.2.1.9 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，试验不合格不得点火启动。

6.2.1.10 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、炉膛负压管堵塞等问题。

6.2.1.11 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。

6.2.1.12 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。

6.2.1.13 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。

6.2.1.14 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。

6.2.1.15 锅炉点火系统应能可靠备用。定期对油枪进行清理和投入试验，确保油枪动作可靠、雾化良好，能在锅炉低负荷或燃烧不稳时及时投油助燃。

6.2.1.16 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。

6.2.1.17 对于装有等离子无油点火装置或小油枪微油点火装置的锅炉点火时，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，任一角在180s未点燃时，应立即停止相应磨煤机的运行；对于中储式制粉系统任一角在30s未点燃时，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。

6.2.1.18 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。

6.2.1.19 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，并加强入炉煤煤质管理。

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/T831-2002）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，避免在炉形成整体或局部还原性气氛，从而加剧炉膛结焦。

6.2.2.4 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。

6.2.2.5 加强电厂入厂煤、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。

6.2.2.6 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。

6.2.2.7 运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及时处理。

6.2.2.8 大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，并使用合理的吹灰参数，防止炉膛沾污结渣造成超温。

6.2.2.9 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。

6.2.3 防止锅炉爆

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爆能力相匹配，设计炉膛及尾部烟道防爆强度应大于引风机及脱硫增压风机压头之和。

6.2.3.2 进行脱硫、脱硝改造时，应高度重视改造方案的技术论证工作，要求改造方案应重新核算机组尾部烟道的负压承受能力，应及时对强度不足部分进行重新加固。

6.2.3.3 单机容量600MW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爆危害，在锅炉主保护和烟风系统连锁保护功能上应考虑炉膛负压低跳锅炉和负压低跳引风机的连锁保护；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，定期对入口调节装置进行试验，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、床下油枪雾化良好、燃烧完全。油枪投用时应严密监视油枪雾化和燃烧情况，发现油枪雾化不良应立即停用，并及时进行清理检修。

6.2.4.3 对于循环流化床锅炉，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；禁止通过锅炉跳闸直接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 循环流化床锅炉水冷壁泄漏后，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。

6.3 防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故

为防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故，应严格执行《电站磨煤机及制粉系统选型导则》（DL/T466-2004）、《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》（DL/T5145-2012）、《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》（DL/T5121-2000）、《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》（DL/T435-2004），《火力发电厂锅炉机组检修导则第4部分：制粉系统检修》（DL/T748.4-2001）以及《粉尘防爆安全规程》（GB15577-2007）等有关要求以及其他有关规定，并重点要求如下：

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，都不能忽视制粉系统的防爆要求，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 对于制粉系统，应设计可靠足够的温度、压力、流量测点和完备的连锁保护逻辑，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，并定期进行校验。

6.3.1.4 制粉系统设计时，要尽量减少水平管段，水平管段必须保证5°以上坡度，整个系统要做到严密、壁光滑、无积粉死角。

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DL/T5121和DL/T5145的要求。

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 对于爆炸特性较强煤种，制粉系统应配套设计合理的消防系统和充惰系统。

6.3.1.8 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。

6.3.1.9 加强防爆门的检查和管理工作，防爆薄膜应有足够的防爆面积和规定的强度。防爆门的动作方向应避免危及人身和设备安全，不能直对电缆桥架，以避免危及人身安全、损坏设备和烧损电缆。

6.3.1.10 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，磨煤机出入口隔离门应选用能快速关闭的挡板门。

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制定完善的防爆措施并通知运行人员，以便加强监视和检查，发现异常及时处理。

6.3.1.13 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。

6.3.1.14 要做好磨煤机风门挡板和石子煤系统的检修维护工作，保证磨煤机能够隔离严密、石子煤能够清理排出干净。

6.3.1.15 定期检查煤仓、粉仓仓壁衬钢板，严防衬板磨漏、夹层积粉自燃。每次大修煤粉仓应清仓，并检查粉仓的严密性及有无死角，特别要注意仓顶板一大梁搁置部位有无积粉死角。

6.3.1.16 粉仓的吸潮管应完好，管通畅无阻，运行中粉仓要保持适当负压。

6.3.1.17 要坚持执行定期降粉制度和停炉前煤粉仓空仓制度。

6.3.1.18 根据煤种的自燃特性，建立停炉清理煤仓制度，停炉后要定期检测煤仓温度，防止因长期停运导致原煤仓自燃。

6.3.1.19 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，负荷、风量、温度等参数控制平稳，避免大幅扰动。

6.3.1.20 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。

6.3.1.21 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原煤仓或磨煤机部发生自燃。

6.3.1.22 加强运行监控，及时采取措施，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，必须及时正确处理，防止出现严重超温和煤在磨煤机及系统不正常存留。

6.3.1.23 定期对排渣箱渣量进行检查，及时排渣；正常运行中当排渣箱渣量较少时也要定期排渣，以防止渣箱自燃。

6.3.1.24 制粉系统充惰系统定期进行检查和维护，确保充惰灭火系统能随时投入。

6.3.1.25 当发现磨煤机着火时，要立即停止运行，关闭其所有的出入口风门挡板以隔绝空气，并用蒸汽消防进行灭火，严禁用开启风门挡板的方法降温。

6.3.1.26 制粉系统煤粉爆炸事故后，要找到积粉着火点，采取针对性措施消除积粉。必要时可进行针对性改造。

6.3.1.27 制粉系统检修动火前应将积粉清理干净，并正确办理动火工作票手续。

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，电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 防止锅炉满水和缺水事故

6.4.1 汽包水位计的配置

汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和三只远传汽包水位计。水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式，以保证在任何运行工况下锅炉汽包水位的正确监视。

6.4.2 汽包水位计的安装

6.4.2.1 取样管应穿过汽包壁隔层，管口应尽量避开汽包水汽工况不稳定区（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，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。

6.4.2.4 新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求。

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。

6.4.3 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。

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，就地水位计指示值越低于汽包真实水位，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⊿h，以供参考。

表6-1 汽包就地水位计的正常水位示值和实际零水位的差值

6.4.5 按规程要求定期对汽包水位计进行零位校验，核对各汽包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 严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机组验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列为验收主要项目。

6.4.7 当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h恢复。若不能完成，应制订措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。

6.4.8 锅炉高、低水位保护

6.4.8.1 锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，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）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独立的水位测量装置输出的信号均应分别通过三个独立的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独立配置，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 锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。

6.4.8.6 汽包锅炉水位是锅炉启动的必备条件之一，水位测量不准确或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水循环泵保护。炉水循环泵差压信号应采用独立测量的元件，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 对于控制循环锅炉，正常运行中应注意汽包两侧水位的偏差，当偏差超过30mm时应查明原因并消除。

6.4.12 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独立的取样点、传压管路和差压变送器并进行三选中后的信号。

6.4.13 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。

6.4.14 直流炉应设置微过热点（中间点）温度高保护，防止过热器超温损坏。

6.4.15 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。

6.4.16 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。

6.4.17 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。

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

6.5 防止锅炉承压部件失效事故

6.5.1 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。

6.5.2 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。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；新建锅炉在安装阶段应进行安全性能监督检验。在役锅炉结合每次大修开展锅炉定期检验。锅炉检验项目和程序按《特种设备安全监察条例》（国务院令第549号）、《锅炉定期检验规则》（质技监局锅发[1999]202号）和《电站锅炉压力容器检验规程》、《锅炉安全技术监察规程》（TSGG0001-2012）及《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSGR0004-2009）等相关规定进行。

6.5.3 防止超压超温

6.5.3.1 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）而导致不能确定正常水位、安全阀解列的状况下运行。

6.5.3.2 参加电网调峰的锅炉，运行规程中应制订相应的技术措施。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。

6.5.3.3 锅炉的蒸发段、过热器、再热器等应有完整的管壁温度测点，以便监视各受热面的温度，运行中必须严格控制各处壁温，不允许超过规定值，防止超温爆管。

6.5.3.4 对锅炉承压系统中厚壁容器（如汽包）应设置足够的壁温测点，运行中应严格按照规程规定控制壁温升降速度和壁温差。

6.5.3.5 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/T612-1996）、《电站锅炉压力容器检验规程》（DL/T647）执行。

6.5.3.6 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。

6.5.3.7 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。

6.5.3.8 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。

6.5.3.9 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。

6.5.3.10 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。

6.5.4 防止设备大面积腐蚀

6.5.4.1 严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145-2008）、《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T912-2005）、《化学监督导则》（DL/T246-2006）、《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561-2003）、《电力基本建设热力设备化学监督导则》（DL/T889-2004）、《火力发电厂凝汽器管选材导则》（DL/T712-2000）、《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》（DL/T956-2005）、《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T794-2012）等有关规定，加强化学监督工作。

6.5.4.2 凝结水的精处理设备严禁退出运行。机组启动时应及时投入凝结水精处理设备（直流锅炉机组在启动冲洗时即应投入精处理设备），保证精处理出水质量合格。

6.5.4.3 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。

6.5.4.4 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。

6.5.4.5 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。

6.5.4.6 当运行机组发生水汽质量劣化时，严格按《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561-1995）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/T805.4-2004）中的10条处理及《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T912-2005）中的9条处理，严格执行“三级处理”原则。

6.5.4.7 按照《火力发电厂停（备）热力设备防锈蚀导则》（DL/T956-2005）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。

6.5.4.8 加强凝汽器的运行管理与维护工作。安装或更新凝汽器铜管前，要对铜管进行全面涡流探伤和应力抽检（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。电厂应结合大修对凝汽器铜管腐蚀及减薄情况进行检查，必要时应进行涡流探伤检查。

6.5.4.9 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，采取有针对性的措施。锅炉采用主燃区过量空气系数低于1.0的低氮燃烧技术时应加强贴壁气氛监视和大小修时对锅炉水冷壁管壁高温腐蚀趋势的检查工作。

6.5.4.10 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。

6.5.5 防止炉外管爆破

6.5.5.1 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。

6.5.5.2 按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL/T438-2009），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。

6.5.5.3 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等问题应及时采取打磨、补焊、更换等处理措施。

6.5.5.4 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、壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。

6.5.5.5 按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T616-2006）的要求，对支吊架进行定期检查。运行时间达到100000h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。

6.5.5.6 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100000h后，宜结合检修全部更换。

6.5.5.7 定期对喷水减温器检查，混合式减温器每隔1.5万～3万h检查一次，应采用窥镜进行部检查，喷头应无脱落、喷孔无扩大，联箱衬套应无裂纹、腐蚀和断裂。减温器衬套长度小于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，面式减温器运行2万～3万h后应抽芯检查管板变形，壁裂纹、腐蚀情况及芯管水压检查泄漏情况，以后每大修检查一次。

6.5.5.8 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。

6.5.5.9 机组投运的第一年，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。

6.5.5.10 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。

6.5.5.11 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》和《火力发电厂焊接热处理技术规程》的有关规定。

6.5.5.12 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。

6.5.6 防止锅炉四管爆漏

6.5.6.1 建立锅炉承压部件防磨防爆设备台账，制订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。

6.5.6.2 宜安装锅炉泄漏监测装置，定期检查维护，保证可靠运行，以便能及时发现泄漏。

6.5.6.3 过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及时停运，防止扩大冲刷损坏其他管段，尽量减小对脱硝催化剂的损伤程度。

6.5.6.4 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。

6.5.6.5 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，并通知检修人员处理。

6.5.6.6 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、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。

6.5.6.7 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，应对受热面管进行寿命评估，并根据评估结果及时安排更换。

6.5.6.8 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。

6.5.7 防止超（超超）临界锅炉高温受热面管氧化皮大面积脱落

6.5.7.1 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。

6.5.7.2 高温受热面管材的选取应考虑合理的高温抗氧化裕度。

6.5.7.3 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。

6.5.7.4 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。

6.5.7.5 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部检查、清理工作，确保联箱及节流圈前清洁无异物。

6.5.7.6 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。

6.5.7.7 发现受热面泄漏，必须立即停机处理。

6.5.7.8 严格执行厂家设计的启动、停止方式和变负荷、变温速率。

6.5.7.9 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。

6.5.7.10 对于存在氧化皮问题的锅炉，严禁停炉后强制通风快冷。

6.5.7.11 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/T912-2005）。

6.5.7.12 新投产的超（超超）临界锅炉，必须在第一次检修时进行高温段受热面的管氧化情况检查。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。

6.5.7.13 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。

6.5.7.14 加强新型高合金材质管道和锅炉蒸汽连接管的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作出预判。

6.5.7.15 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。

（1）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。

（2）对于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，管件硬度低于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。

（3）焊缝硬度超出控制围，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。

6.5.8 奥氏体不锈钢小管的监督

6.5.8.1 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。

6.5.8.2 对于奥氏体不锈钢管子要结合大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。

6.5.8.3 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 特种设备使用单位应当使用取得许可生产并经检验合格的特种设备，禁止使用国家明令淘汰和已经报废的特种设备。

7.1.2 各发电企业应根据本企业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，操作规程中应至少包括操作工艺参数（含工作压力、最高或最低工作温度）、岗位操作方法（含开、停车的操作程序和注意事项）、运行中重点检查的项目和部位，运行中可能出现的异常现象和防止措施，以及紧急情况的处置和报告程序，确保在任何工况下压力容器不超压、超温运行。

7.1.3 应将压力容器上使用的压力表列为计量强制检验表计，各种压力容器的安全阀、压力表、测温仪表等安全附件、安全保护装置应按相关标准规定进行定期校验、检修，并作好记录，爆破片应按相关规定要求进行定期更换。压力容器上的安全阀、压力表、液位计、测温仪表等安全附件的选型、安装等应满足《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSGR0004-2009）中相关条款要求。

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、连锁、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单位总工程师批准，保护装置退出期间，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 依据《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSGR0004-2009）中相关条款规定，压力容器部有压力时，不得进行任何维修。对于特殊的生产工艺过程，需要带温带压紧固螺栓时，或者出现紧急泄漏需进行带压密封时，应当按照设计规定提出有效的操作要求和防护措施，并且经过总工程师批准。带压密封作业人员应当经过专业培训考核并且持证上岗，在实际操作时，使用单位安全管理部门应当派人进行现场监督。

7.1.7 对需要进行耐压试验且现场条件满足试验条件的压力容器，耐压试验参考《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSGR0004-2009）中相关条款要求进行。

7.1.8 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。

7.1.9 除氧器上应配备不少于两只全启式安全门，并完善除氧器的自动调压和报警装置。

7.1.10 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。换热管应定期进行检验，检验发现换热管存在贯穿性缺陷或减薄量超标时应及时进行更换或堵管等措施，全面检验时应增加对水位附近的筒体减薄的检查容。

7.1.11 除氧器和其他压力容器安全阀的总排放能力，应能满足其在最大进汽工况下不超压。

7.1.12 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；氧气瓶、乙炔气瓶等气瓶不得混放，不得在一起搬运；在可能造成气体回流的使用场合，设备上应当配置诸如单向阀、止回阀、缓冲罐等防止倒灌的装置；液氯钢瓶、液氨钢瓶、溶解乙炔气瓶、氧气瓶等气瓶存放及使用场所的温度、存放环境及存放间距等防护措施等应符合要求；瓶气体不得用尽，气瓶的剩余压力应符合《气瓶安全技术监察规程》（TSGR0006-2014）中相关条款规定。

7.1.13 气瓶胶管不得错装，应使用满足工作要求的合格胶管，存在变质老化、脆裂、漏气的胶管以及沾上油脂的胶管均不得使用。

7.1.14 氧气瓶、乙炔气瓶等气瓶在户外使用必须竖直放置，不得放置下暴晒，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。

7.2 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器，并加装液位差越限连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的隔离。

7.2.3 氢罐应按照《压力容器定期检验规则》（TSGR7001-2013）的要求进行定期检验。

7.2.4 运行10年的氢罐，应重点检查氢罐的外形、壁，筒体尤其是上下封头不应出现鼓包和变形现象，如壁存在氢致开裂或氢脆现象应进行更换或对其使用性能进行评估。

7.2.5 制氢站氢罐及压缩空气储罐应设有合格的导静电装置，且应设置合格的避雷针，防止因静电集聚或雷电导致氢罐爆炸事故。

7.3 加强压力容器注册登记管理

7.3.1 压力容器投入使用必须按照《压力容器使用管理规则》（TSG R5002-2013）中相关要求办理注册登记手续，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。

7.3.2 对压力容器的管理，不仅要满足特种设备的法律法规技术条款的要求，还要满足有关特种设备在法律法规程序上的要求。使用单位应当逐台建立压力容器技术档案并且有其管理部门同意报告，技术档案容应符合《压力容器使用管理规则》（TSG R5002-2013）中相关要求。

7.3.3 应按照《压力容器使用管理规则》（TSG R5002-2013）中相关规定要求设置安全管理机构，配备安全管理负责人和安全管理人员，建立并且有效实施岗位责任、操作规程、年度检验、隐患治理、应急救援、人员培训管理、采购验收等安全管理制度。

7.3.4 压力容器安全管理人员、操作人员要求及职责应参照《压力容器使用管理规则》（TSG R5002-2013）中相关规定要求进行。

7.3.5 应按照《压力容器使用管理规则》（TSG R5002-2013）中相关规定要求对所使用的压力容器开展每年一次的年度检查和每月一次的定期安全检查，定期安全检查参照该规则要求做好记录，年度检查按照该规则附件格式出具年度检查报告。

7.3.6 应按照《压力容器使用管理规则》（TSG R5002-2013）中相关规定要求做好对所使用的压力容器的改造、长期停用、移装、变更使用单位或者使用单位更名等的申请变更登记工作以及报废注销工作。

7.4 严格执行压力容器定期检验制度

7.4.1 压力容器使用单位应严格按照《压力容器定期检验规则》（TSGR7001-2013）的要求对本企业已注册的压力容器开展定期检验工作。

7.4.2 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检查，特别应对蒸汽进口附件的表面热疲劳和加热器疏水管段冲刷、腐蚀情况的检查。防止爆破汽水喷出伤人。

7.4.3 严禁在压力容器上随意开孔和焊接其它构件，若涉及在压力容器筒壁上进行开孔或修理等作业的则视为《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSGR0004-2009）中的“改造和重大维修”，与压力容器主要受压元件的更换、矫形、挖补以及对符合该规程3.14.1规定的对接接头焊缝的补焊等改造与重大维修工作一样按照该规程有关要求进行。改造或重大维修后，施工单位必须向使用单位移交改造或重大维修资料。

7.4.4 停用超过两年以上的压力容器重新启用时需进行再检验，检验合格才能启用，当出现《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSGR0004-2009）中7.5条规定条款之一的情况时，应当进行耐压试验。耐压试验由使用单位负责实施（使用单位无法实施时可委托有资质的单位进行），检验机构负责检验。

7.4.5 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，加强对所购容器的质量验收，必要时委派技术人员进行驻厂监造，特别应参加容器水压试验等重要项目验收见证。其供货产品在交货时必须附有《压力容器定期检验规则》（TSGR7001-2013）中第十六条中规定的所有设计资料和制造资料。压力容器安装完毕后，施工单位必须向使用单位移交该规则中规定的安装竣工资料。

7.4.6 主要受压元件材料与原设计不符、材质不明或者材质劣化时，应参照《压力容器定期检验规则》（TSGR7001-2013）中有关条款规定进行检验和安全状况等级评定，对安全状况评定为4级的压力容器应安排计划进行更换，对安全状况评定为5级的压力容器则应停止使用，立即更换。

7.4.7 对无法进行定期检验或者不能按期进行定期检验的压力容器，使用单位应按《压力容器定期检验规则》（TSGR7001-2013）中第九条中有关要求进行处理。

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 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在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，禁止机组启动和运行。

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，在无任何有效监视手段的情况下，必须立即停止运行。

8.1.4 汽轮机润滑油和抗燃油的油质应合格。润滑油、抗燃油应严格按规程进行滤油，各电磁阀与伺服阀必须按规定在滤油过程中使用专用盖板替代，不合格的油严禁进入电磁阀或伺服阀。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组启动。

8.1.5 新建或机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁机组启动。汽轮机高中压主汽阀、高中压调节汽阀关闭时间应该符合相关标准要求。

8.1.6 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，发电机逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。

8.1.7 机组正常启动或停机过程中，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，应开启旁路系统。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造商规定的压力值。

8.1.8 在任何情况下绝不可强行挂闸。

8.1.9 汽轮发电机组轴系应设计安装两套独立的转速监测装置，并分别装设在轴系不同段的转子上。

8.1.10 抽汽管道必须设置能够快速、可靠、联锁关闭的逆止门，布置应靠近抽汽口。供热机组应在抽汽逆止门后设置能够快速联锁关闭的抽汽调节门、截止门，以防止抽汽倒流引起超速。

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

8.1.12 坚持按规程要求进行高中压主汽阀、高中压调节汽阀、抽汽逆止门关闭时间测试；进行高中压主汽阀严密性试验、高中压调节汽阀严密性试验、危急保安器动作试验和超速保护试验；定期进行高中压主汽阀、高中压调节阀和抽汽逆止门阀门活动试验。

8.1.13 危急保安器动作转速一般应为额定转速的110%±1%。

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

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

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

8.1.17 电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按照制造厂的要求条件妥善保管。

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

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

8.1.20 严格执行检修、运行操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液转换器）等部套卡涩，造成保护或主汽阀、调节汽阀拒动。

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；机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良围，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、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。

8.2.3 新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对转子高温段应力集中部位按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL/T438-2009）相关规定执行，可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验；带中心孔的汽轮机转子无损探伤按照《汽轮发电机组转子中心孔检验技术导则》（DL/T717-2013）相关规定执行，可采用窥镜、超声波、涡流等方法对转子进行检查；对实心转子探伤按照《整锻式汽轮机实心转子体超声波检验技术导则》（DL/T930-2005）相关规定执行，对转子进行表面和超声波探伤；焊接转子无损探伤按照《汽轮机主轴焊缝超声波探伤规程》（DL/T505-2005）相关定执行。

8.2.4 不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定，按照《火电机组寿命评估技术导则》（DL/T654-2009）用断裂力学的方法进行安全性评定和缺陷扩展寿命估算；同时根据机组的具体情况、缺陷性质、严重程度制定相应的安全运行监督措施，并报主管部门审批后执行。

8.2.5 严格按超速试验规程的要求，机组冷态启动带25%-30%额定负荷（或按制造商要求），连续运行3～4h解列后立即进行超速试验。

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

8.2.7 新机组投产前和大修中，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10.9条规定的各项措施。

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的变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。

8.2.12 加强汽水品质的监督和管理。机组大修时应对汽轮机转子叶片、隔板上的沉积物量进行测量，并取样进行成分分析，针对分析结果制定有效的防措施，应防止叶片表面和叶根销钉孔的间隙积盐、腐蚀。

8.2.13 对于送出线路加装串联补偿装置的发电企业，应研究制定防止发生次同步谐振造成发电机转轴断裂事故的有效措施。

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

（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。

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

（3）机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。

（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。

（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。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。

（6）停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度下降曲线。

（7）通流部分的轴向间隙和径向间隙。

（8）应具有机组在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。

（9）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、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。

（10）系统进行改造、运行规程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，经总工程师批准后再执行。

8.3.2 汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动。

（1）汽轮机大轴晃动（偏心）、串轴（轴向位移）、胀差、轴振、瓦振、主再热蒸汽温度、汽缸金属温度、推力瓦温度、轴瓦温度、低油压、汽包（储水罐）水位等表计显示正确，并正常投入使用。

（2）汽轮机轴振（瓦振）、轴向位移、胀差、推力瓦温、轴瓦温度、低油压、主再热蒸汽温度10min下降50℃、汽包（储水罐）水位高等跳机保护传动试验合格，并正常投入。

（3）大轴晃动值不超过制造商的规定值或原始值的±0.02mm。

（4）高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压缸上、下缸温差不超过35℃。

（5）蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度，且蒸汽过热度不低于50℃。

（6）汽轮机润滑油、抗燃油油质合格，润滑油温不低于35℃，但最高不超过45℃。

（7）发电封油系统投运正常，氢气纯度合格、压力正常。

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厂的有关规定，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，且大轴晃动度不超过原始值±0.02mm时才能再次启动，严禁盲目起动。

8.3.3.3 停机转子静止后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭与汽缸连通所有疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度恢复，手动试盘车正常后，投入盘车连续运行。当盘车盘不动时，严禁使用行车或其它手段强行盘车。

8.3.3.4 停机后因盘车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，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180℃方式消除。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，并与正常停机记录进行比较，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 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。应根据缸温选择汽封供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。

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 停机后应确认过热器减温水门、再热器减温水门、高压旁路减温水门、轴封减温器减温水门等关闭严密，否则应采取措施进行隔离或开启管道上疏水门，防止因阀门漏造成汽轮机进水。

8.3.3.9 停机后应认真监视凝汽器（排汽装置）、高低压加热器、除氧器、再热冷段、热段管道集水罐等水位，并通过监视高排管道、各段抽汽管道的上下管壁温差判断是否有进水现象，防止因凝汽器满水、加热器泄漏等造成的汽轮机进水。

8.3.3.10 机组启动或低负荷运行时，锅炉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，应立即切断过热蒸汽及再热蒸汽减温水，宜设置锅炉熄火联锁关闭过热蒸汽及再热蒸汽减温水门控制逻辑。

8.3.3.11 汽轮机在热状态下，若主、再热蒸汽管道未加装水压试验堵阀或堵阀不严、无水压试验堵阀机组系统截止门不严密时，锅炉不得进行打水压试验。

8.3.4 汽轮机发生下列情况之一，应立即打闸停机：

（1）机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm。

（2）机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

（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0.260mm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。

（4）高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压缸上、下缸温差超过35℃。

（5）机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min连续下降超过50℃。

（6）汽包水位高至锅炉MFT保护定值时。

8.3.5 应采用良好的保温材料（不宜使用石棉制品）和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃，最大不超过50℃。调峰型单层汽缸机组可根据制造商相关规定执行。

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门全开的情况下，其部压力仍低于各疏水管的最低压力。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Φ76mm。

8.3.7 减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。

8.3.8 加强对抽汽逆止门的检查和检修，防止因抽汽逆止门关闭不严造成向汽轮机返水。门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。

8.3.9 高、低压加热器应装设可快速开启的紧急疏水阀，可远方操作或根据疏水水位联锁开启。

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应有良好的疏水措施。配备喷水减温装置的低压汽封温度测点应与喷水装置保持不小于2米的距离。宜加装低压汽封管道上下管壁温度测点，以监视减温水喷咀的雾化效果，防止水进入低压轴封。

8.3.11 机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲、振动、轴向位移、轴瓦、推力瓦和汽缸金属温度等监测表计，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。除氧器应有高水位报警和高水位自动放水装置。

8.3.13 对于锅炉灭火后不联跳汽轮机的亚临界机组，必须设置汽包水位高联跳汽轮机保护。

8.3.14 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。

8.4 防止汽轮机、燃气轮机轴瓦损坏事故

8.4.1 在设计、制造、安装、检修、维护、试验及运行阶段，应制订并落实有效的措施，保证润滑油系统、密封油系统的供油可靠性，在各种工况下切实杜绝发生断油烧瓦事故。

8.4.2 润滑油冷油器制造时，冷油器切换阀应有可靠的防止阀芯脱落的措施，避免阀芯脱落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，操作手轮设在距油箱5m以外的地方，且有两个以上通道，手轮应挂有“事故放油阀，禁止操作”标志牌，手轮不应加锁。润滑油管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。

8.4.5 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。

8.4.6 润滑油压低报警、联启油泵、跳闸保护、停止盘车定值及测点安装位置应按照制造商要求整定和安装。但汽轮发电机组整定值以轴瓦中心线标高处测的油压为准，最低不得低于以下要求：当润滑油压降至0.08MPa时报警，降至0.07～0.075MPa时联动交流润滑油泵，降至0.06～0.07MPa时联动直流润滑油泵，并跳机投盘车，降至0.03MPa时停盘车。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、可靠的联动交流、直流润滑油泵。

8.4.7 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。

8.4.8 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。

8.4.9 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。机组运行中发生油系统泄漏时，应申请停机处理，避免处理不当造成大量跑油，导致断油烧瓦。

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

8.4.11 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。机组启动前辅助油泵必须处于联锁备用状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量启动、联锁试验。

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

8.4.13 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，应按规程规定的要求果断处理。

8.4.14 在机组启动、停止过程中应按制造厂规定的转速停、启顶轴油泵，各轴瓦的顶轴油压必须达到制造商规定值。

8.4.15 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、轴瓦温度急剧升高超过120℃等），应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新启动。

8.4.16 检修中应注意主油泵出口逆止阀的状态，防止启停机过程中断油。

8.4.17 严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。

8.4.18 应避免机组在振动不合格的情况下运行。

8.5 防止汽轮机汽封及叶片损坏事故

8.5.1 汽封改造必须执行《中国大唐集团公司汽轮机揭缸检修指导意见》安生〔2008〕62号文。

8.5.2 汽封改造时，汽封块禁止采用可调整垫块型式。对已改造成调整垫块形式的汽封块必须保证调整螺钉与汽封块螺纹的旋入深度满足：不小于螺纹公称直径（对钢汽封块材料）；不小于1.5倍螺纹公称直径（对铸铁汽封块材料）。螺栓必须使用高强度螺栓。调整结束后，螺栓必须有防松措施。

8.5.3 对某些新型结构的汽封，间隙调整严格按制造商标准进行。如机组发生振动，当相对轴振超过0.175mm，延时15分钟打闸；相对轴振超过0.260mm立即打闸（以上振动保护值为单测点）。

8.5.4 汽轮机更换叶片后，应按制造厂技术要求进行叶片频率测试。

8.5.5 中压缸启动方式中高压缸采用蒸汽逆流冷却措施的机组，逆流流量应能够将高压缸温度控制在制造商规定的温度水平。

8.5.6 汽轮机空负荷运行时应加强对高、中、低压缸排汽温度和缸温的监视，如出现温度异常升高应及时采取措施，达到保护定值时应立即停机。

8.6 防止燃气轮机超速事故

8.6.1 在设计天然气参数围，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。

8.6.2 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。

8.6.3 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。

8.6.4 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。

8.6.5 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，严禁机组启动。运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。

8.6.6 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。

8.6.7 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。

8.6.8 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。

8.6.9 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止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。否则，严禁机组启动。

8.6.10 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，严禁带负荷解列。

8.6.11 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。

8.6.12 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。

8.7 防止燃气轮机轴系断裂及损坏事故

8.7.1 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瓦振、轴振应达到有关标准的优良围，并注意监视变化趋势。

8.7.2 燃气轮机组应避免在燃烧模式切换负荷区域长时间运行。

8.7.3 严格按照燃气轮机制造商的要求，定期对燃气轮机转子进行表面检查或无损探伤。按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL/T438-2009）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。

8.7.4 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投入运行的有缺陷转子应对其进行技术评定，根据燃气轮机组的具体情况、缺陷性质制订运行安全措施，并报上级主管部门备案。

8.7.5 严格按照超速试验规程进行超速试验。

8.7.6 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，应严格落实第10.9条规定的各项措施。

8.7.7 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，防止局部过热燃烧引起的设备裂纹、涂层脱落、燃烧区位移等损坏。

8.7.8 新机组投产前和机组大修中，应重点检查：

（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。

（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。绘制平衡块分布图。

（3）各联轴器轴孔、轴销及间隙配合满足标准要求，对轮螺栓外观及金属探伤检验，紧固防松措施完好。

（4）燃气轮机热通道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喷嘴而损坏通道的动静部件。

8.7.9 应按照制造商规定期对压气机进行孔窥检查，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。定期对压气机前级叶片进行无损探伤等检查。

8.7.10 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。

8.7.11 发生紧急停机时，应严格按照制造商要求连续盘车若干小时以上，才允许机组重新启动点火，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。

8.7.12 发生下列情况之一，严禁机组启动：

（1）在盘车状态听到有明显的刮缸声。

（2）压气机进口滤网破损或压气机进气道可能存在残留物。

（3）机组转动部分有明显的摩擦声。

（4）任一火焰探测器或点火装置故障。

（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。

（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。

（7）燃气轮机排气温度故障测点数大于等于1个。

（8）燃气轮机主保护故障。

8.7.13 发生下列情况之一，应立即打闸停机：

（l）运行参数超过保护值而保护拒动。

（2）机组部有金属摩擦声或轴承端部有摩擦产生火花。

（3）压气机失速，发生喘振。

（4）机组冒出大量黑烟。

（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。

（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。

8.7.14 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。

8.7.15 应定期检查燃气轮机、压气机气缸周围的冷却水、水洗等管道、接头、泵压，防止运行中断裂造成冷水喷在高温气缸上，发生气缸变形、动静摩擦设备损坏事故。

8.7.16 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，检查返修质量，防止运行中发生裂纹断裂等异常事故。

8.7.17 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。

8.7.18 建立燃气轮机组事故档案，记录事故名称、性质、原因和防措施。

8.7.19 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。

8.8 防止燃气轮机燃气系统泄漏爆炸事故

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

8.8.2 燃气泄漏量达到测量爆炸下限的20%时，不允许启动燃气轮机。

8.8.3 点火失败后，重新点火前必须进行足够时间的清吹，防止燃气轮机和余热锅炉通道的燃气浓度在爆炸极限而产生爆燃事故。

8.8.4 加强对燃气泄漏探测器的定期维护，每季度进行一次校验，确保测量可靠，防止发生因测量偏差拒报而发生火灾爆炸。

8.8.5 严禁在运行中的燃气轮机周围进行燃气管系燃气排放与置换作业。

8.8.6 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、次高压管道（0.4MPa

8.8.7 严禁在燃气泄漏现场违规操作。消缺时必须使用专用铜制工具，防止处理事故中产生静电火花引起爆炸。

8.8.8 燃气调压站的防雷设施应处于正常运行状态。每年雨季前应对接地电阻进行检测，确保其值在设计围，应每半年检测一次。

8.8.9 新安装的燃气管道应在24h之检查一次，并应在通气后的第一周进行一次复查，确保管道系统燃气输送稳定安全可靠。

8.8.10 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，严禁携带火种、通信设备和电子产品。

8.8.11 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含天然气应不超过1%，并经批准后才能进行明火作业，同时按规定间隔时间做好动火区域危险气体含量检测。

8.8.12 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。

8.8.13 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。

8.8.14 严禁燃气管道从管沟敷设使用。对于从房穿越的架空管道，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。

8.8.15 严禁未装设阻火器的汽车、摩托车、电瓶车等车辆在燃气轮机的警示围和调压站行驶。

8.8.16 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，操作阀门尽量用手操作，必要时应用铜制阀门把钩进行。严禁使用非防爆型工器具作业。

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

8.8.18 应结合机组检修，对燃气轮机仓及燃料阀组间天然气系统进行气密性试验，以对天然气管道进行全面检查。

8.8.19 停机后，禁止采用打开燃料阀直接向燃气轮机透平输送天然气的方法进行法兰找漏等试验检修工作。

8.8.20 在天然气管道系统部分投入天然气运行的情况下，与充入天然气相邻的、以阀门相隔断的管道部分必须充入氮气，且要进行常规的巡检查漏工作。

8.8.21 对于与天然气系统相邻的，自身不含天然气运行设备，但可通过地下排污管道等通道相连通的封闭区域，也应装设天然气泄漏探测器。

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中央处理器（CPU）负荷率、系统网络负荷率、分散控制系统与其他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、控制系统接地、全球定位系统（GPS）时钟等指标应满足相关标准的要求。

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独立的冗余配置，且具备无扰切换功能；采用B/S、C/S结构的分散控制系统的服务器应采用冗余配置，服务器或其供电电源在切换时应具备无扰切换功能。

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独立性配置原则，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/O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。

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源开关容量和熔断器熔丝应匹配，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，且可靠单端接地；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。

9.1.8 机组应配备必要的、可靠的、独立于分散控制系统的硬手操设备（如紧急停机停炉按钮），且应分别设置成两个串联结构的按钮，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。

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独立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。

9.2 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中央处理器负荷率、系统响应时间、事件顺序记录分辨率、抗于扰性能等指标应满足要求。

9.2.1.2 并网机组投入运行时，相关电力专用通信配套设施应同时投入运行。

9.2.1.3 监控系统网络建设应满足电气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独立的原则，即监控系统上位机网络故障不应影响现地控制单元功能，监控系统控制系统故障不应影响单机油系统、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，继电保护独立于监控系统的原则。

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独立电源供电。

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或站直流电源供电。具备双电源模块的装置，两个电源模块应由不同电源供电且应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，相关机柜及柜间电缆屏蔽层应通过等电位网可靠接地。

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，优先采用国专用装置，采用专用操作系统；支持调控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）应具有两路不同路由的通信通道（主／备双通道）。

9.2.1.10 水电厂基（改、扩）建工程中监控设备的设计、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。

9.2.1.11 自动发电控制（AGC）和自动电压控制（AVC）子站应具有可靠的技术措施，对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，确保发电运行安全。

9.2.1.12 监控机房应配备专用空调、环境条件应满足有关规定要求。

9.2.2 防止监控系统误操作措施。

9.2.2.1 严格执行操作票、工作票制度，使两票制度标准化，管理规化。

9.2.2.2 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。

9.2.2.3 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。

9.2.2.4 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 电站监控系统与上级调度机构、集控中心（站）之间应具有两个及以上独立通信路由。

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）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足电力系统通信站防雷和过电压防护要求。

9.2.3.5 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。

9.2.3.6 监控网络设备应采用独立的自动空气开关供电，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，导致故障围扩大的情况发生。

9.2.3.7 实时监视及控制所辖围的监控网络的运行情况，及时发现并处理网络故障。

9.2.3.8 机房温度、湿度应满足设计要求。

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，必须制定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、系统运行值班与交接班制度、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。

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

9.2.4.4 定期对调度围厂站远动信息进行测试。遥信传动试验应具有传动试验记录，遥测精度应满足相关规定要求。

9.2.4.5 规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。

9.2.4.6 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，当发现中央处理器、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 除特殊要求的设备外（如紧急停机电磁阀控制），其他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独立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”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独立的原则，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）保护的任何操作手段。

9.4.5 独立配置的锅炉灭火保护装置应符合技术规要求，并配置可靠的电源。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。

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（ETS）和汽轮机监视仪表（TSI）应加强定期巡视检查，所配电源应可靠，电压波动值不得大于±5%，且不应含有高次谐波。汽轮机监视仪表的中央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。

9.4.8 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独立于分散控制系统（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。

9.4.9 重要控制回路的执行机构应具有三断保护（断汽、断电、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。

9.4.10 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。

9.4.11 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、防抖动的等措施。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。

9.4.12 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恢复；其他保护装置被迫退出运行时，应在24h恢复。

9.4.13 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。热工保护连锁试验中，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，但禁止在控制柜通过开路或短路输入端子的方法进行试验。

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、轴承外循环油流中断、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 水机保护连接片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，检查各输出触点动作情况。

9.5.2.2 装置校验过程中应检查装置测速显示连续性，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。

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

9.5.4 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 定期检查剪断销剪断保护装置（导叶破断连杆破断保护装置），在发现有装置报警时，应立即安排机组停机，检查导叶剪断销及剪断销保护装置（导叶破断连杆及连杆破断保护装置）。

9.5.4.2 剪断销（破断连杆）信号电缆应绑扎牢固，防止电缆意外损伤。

9.5.4.3 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。

9.5.5 防止轴承温度过高保护失效。

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运行或停机，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。

9.5.6 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，检查定值动作正确性，并在无水情况下进行联动试验。

9.5.6.2 机组大修过程中应对各导轴承进行绝缘检查，发现轴承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。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。

10 防止发电机损坏事故

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《大型汽轮发电机绕组端部动态特性的测量及评定》（DL/T735-2000）和《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/T20140-2006）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/T20140-2006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、水电接头等部位的绝缘检查，并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/T651-1998）的要求，严格控制氢冷发电机机氢气湿度。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 密封油系统回油管路必须保证回油畅通，加强监视，防止密封油进入发电机部。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/T705-1999）的规定要求。

10.2.3 水冷定子绕组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。在线监测限值按照《隐极同步发电机技术要求》（GB/T7064-2008）设定（见10.5.2条），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/T7064-2008）。大修时应按照《发电机定子绕组端部电晕与评定导则》（DL/T298-2011）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 水冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈宜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 水冷发电机的冷水质应按照《大型发电机冷却水质及系统技术要求》（DL/T 801-2010）进行优化控制，长期不能达标的发电机宜对水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冷水进水压力，以防石棉材料破损物进入转子分水盒。

10.3.1.7 按照《汽轮发电机运行导则》（DL/T 1164 -2012）要求，加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，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冷水中断或冷水量减少引起，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。

10.3.2 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。

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/T 607）对水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。

10.4 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（如交流阻抗或分包压降测量试验）中认为可能有匝间短路的发电机，应在检修时通过探测线圈波形法或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10×10-4T，其他部件大于50×10-4T）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，其他部件小于10×10-4T。

10.4.3 调峰运行的发电机应在设备订货时按两班制运行的发电机提出特殊要求，如10000次起、停机寿命、转子绕组铜线含银、加滑移层等。

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 应监测氢冷发电机油系统、主油箱、冷水箱的氢气体积含量，防止发生氢爆（氢气爆炸条件：在空气中体积含量在4％～75％、起爆能量0.02mJ）。当冷水箱的含氢量达到3%时应报警，漏氢量大于5m3/d时应立即停机处理。漏氢量的增加除可能发生氢爆外，漏氢的原因可能是因引水管破裂、密封接头松动、定子线棒绝缘磨损等故障引起，为防止扩大为定子绕组绝缘事故，一旦发现冷水系统漏入大量氢气，或确认已经机进水，应立即停机处理。有条件的应在上述地点安装漏氢在线监测装置，并有防氢爆措施。

10.5.3 密封油系统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 大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。

10.5.6 定子绕组冷水箱上应加装氢气含量在线监测装置，氢气含量超标或急剧增加时，应及时查找原因和处理。

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，应立即取样进行色谱分析，必要时停机进行消缺处理。

10.6.2 大修时对氢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。

10.6.4 发电机定、转子表面喷漆前，做好其表面油污清理工作。防止运行中漆皮脱落，造成定、转子通风孔堵塞。

10.7 防止发电机遗留金属异物故障的措施

10.7.1 规现场作业标准化管理，防止锯条、螺钉、螺母、工具等杂物遗留定子部，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。

10.7.3 大修中进行表面电位外移测量工作中，进行铝箔纸包扎和铝箔纸去除工作时，应防止铝箔纸碎片掉入定子端部间隙。

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。

10.8.3 对参与调峰运行的200MW及以上容量的汽轮发电机，尤其对结构上未做调峰运行考虑的大型汽轮发电机，机组投运1年后，应进行检查和必要的修理。重点是拔下转子护环检查与本体嵌装部位有无裂纹和蚀坑，转子绕组端部有无变形，端部垫块有无松动和移位等。

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独立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）发生改动或设备更换的机组，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。

10.9.2.2 利用发电机一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）闭锁等容。

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，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 为实现定子铁心故障的早期诊断及预防，应以检查为主，辅以测试手段相结合的综合方法进行监控。检修时若发现铁心存在较轻微的松弛现象，有条件时采取措施进行处理；当铁心存在严重松弛时，例如局部铁心出现裂齿、断齿等现象，必须采取措施及时处理，并应查找形成缺陷的原因，及时纠正，避免故障现象的重复产生，防止扩大为定子绕组绝缘事故。

10.11 防止发电机转子绕组接地故障

10.11.1 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，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。

10.11.2 机组检修期间要对交直流励磁母线箱进行清擦、连接设备定期检查，机组投运前励磁绝缘应无异常变化。

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，以配合电网管理单位或部门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，其低励限制的定值应在制造厂给定的容许值和保持发电机静稳定的围，并定期校验。

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

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 运行中应进行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。

10.14 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，定期进行封闭母线空气湿度的测量。有条件时在封闭母线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绝缘子进行耐压试验、保压试验，保压试验不合格禁止投入运行，并在条件许可时进行清擦；增加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 发电机封闭母线的运行、维护应严格按照《金属封闭母线》（GB/T 8349—2000）执行。

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 励磁系统应保证良好的工作环境，环境温度不得超过规定要求。励磁调节器与励磁变压器不应置于同一场地，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。

11.1.2 励磁系统中两套励磁调节器的电压回路应相互独立，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，且灭磁装置应具备独立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 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。

11.1.5 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围之。有条件的可装设铁芯温度在线监视装置。

11.1.6 当励磁系统中过励限制、低励限制、定子过压或过流限制的控制失效后，相应的发电机保护应完成解列灭磁。

11.1.7 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。

11.1.8 励磁系统的硬件图纸、软件逻辑框图、中文产品说明书、出厂试验报告、传递函数及元器件参数表应随设备一起提供。硬件图纸应能满足运行维护需求，励磁系统部硬件回路应与图纸一致；励磁系统各限制器、保护、输入输出等功能逻辑必须明确。

11.1.9 励磁系统应具备防误操作功能，对于防跳闸继电器误动、磁场开关误操作、励磁误退出等功能必须具备，宜具备防接点粘连功能。

11.1.10 励磁系统应做到充分的双重化设计，通道电源的消失、通道板卡故障、通讯故障等故障发生时，励磁系统应能可靠切换至备用运行。励磁功率柜冷却风机的电源应采用双电源，切换回路应独立，电源切换回路不存在切换不成功的隐患。应在机组启动前、检修后对电源切换回路进行实际传动试验。

11.2 加强励磁系统的基建安装及设备改造的管理

11.2.1 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。

11.2.2 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。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。

11.2.3 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。

11.2.4 励磁系统设备改造后，应重新进行阶跃扰动性试验和各种限制环节、电力系统稳定器功能的试验，确认新的励磁系统工作正常，满足标准的要求。控制程序更新升级前，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。

11.3 加强励磁系统的调整试验管理

11.3.1 电力系统稳定器的定值设定和调整应由具备资质的科研单位或认可的技术监督单位按照相关行业标准进行。试验前应制定完善的技术方案和安全措施上报相关管理部门备案，试验后电力系统稳定器的传递函数及自动电压调节器（AVR）最终整定参数应书面报告相关调度部门。

11.3.2 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。试验前应编写包括试验项目、安全措施和危险点分析等容的试验方案并经批准。

11.3.3 励磁系统的V/Hz限制环节特性应与发电机和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限制，且有足够的裕量。V/Hz限制环节在发电机空载和负载工况下都应正确工作，且无论是空载还是负载工况下的V/Hz限制定值均能调整。

11.3.4 励磁系统如设有定子过压限制环节，应与发电机过压保护定值相配合，该限制环节应在机组保护之前动作。

11.3.5 励磁系统低励限制环节动作值的整定应主要考虑发电机定子边段铁芯和结构件发热情况、机组进相对系统静态稳定的影响、以及调度部门对机组下发的进相运行要求，并与发电机失磁保护的定值配合，确保低励限制在保护之前动作。当励磁调节器低励限制动作后，不应闭锁PSS功能，机组不发生振荡。

11.3.6 励磁系统的过励限制（即过励磁电流反时限限制和强励电流瞬时限制）环节的特性应与发电机转子的过负荷能力相一致，过励反时限特性与转子过负荷保护特性之间留有级差，顶值电流下的转子过流反时限比发电机转子过负荷保护延时适当减少，但不宜过大，一般可取2s（顶值电流下的级差）。

11.3.7 励磁系统定子过电流限制环节的特性应与发电机定子的过负荷能力相一致，定子过电流限制定值与定子过负荷保护特性之间留有级差，相对于定子过负荷保护，定子过电流限制计算所得的定子绕组热容量常数比发电机定子过负荷保护适当减少，但不宜过大，以免影响机组强励能力的发挥。

11.3.8 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。

11.4 加强励磁系统运行安全管理

11.4.1 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，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。

11.4.3 进相运行的发电机励磁调节器应投入自动方式，低励限制器必须投入。

11.4.4 励磁系统各限制和保护的定值应在发电机安全运行允许围，并定期校验。

11.4.5 励磁系统定值应规化管理，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。应定期（半年或一年）、机组启动前、检修后核对励磁装置定值，应与厂书面留存的定值单一致。

11.4.6 利用自动电压控制（AVC）对发电机调压时，受控机组励磁系统应投入自动方式。

11.4.7 加强励磁系统设备的日常巡视，检查容至少包括：励磁变压器各部件温度应在允许围，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围，滑环火花不影响机组正常运行等。

11.4.8 应参照励磁系统及断路器相关标准和说明书制定磁场开关检修规程，按检修规程定期开展磁场开关检修工作，并出具试验报告。

11.5 加强励磁系统的设计管理，其中最值得关注的是：励磁系统运行环境的设计、励磁系统相关限制与保护的配置、励磁系统应具备防误操作误动功能。

11.6 加强励磁系统的基建安装及设备改造的管理，其中最值得关注的是：励磁系统一次回路的相关接线安全、二次控制电缆的接线规、励磁相关试验的开展情况。

11.7 加强励磁系统的调整试验管理，其中最值得关注的是：励磁系统各限制器与相关继电保护定值的协调性、限制器动作后的机组稳定问题。

11.8 加强励磁系统运行安全管理，其中最值得关注的是：励磁系统定值管理规性、励磁系统运行环境的维护、相关旋转部件的运行状态监视及磁场开关的运维工作。

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；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。220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收，按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。

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。

12.2 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100pC。110kV（66kV）电压等级变压器高压侧的局部放电量不大于100pC。330kV及以上电压等级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。

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。

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。

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。

12.2.10 110kV（66kV）及以上变压器在运输过程中，应按照相应规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、监理单位、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；每10年或当出口短路后或多次近区故障后应用频响法和低电压短路阻抗测试绕组变形与初始结果相比，且三相之间相比无明显差别；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100pC。

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部接线或进入后，应进行现场局部放电试验。

12.2.17 积极开展红外检测，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（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100mA以下。

12.2.19 应严格按照试验周期进行油色谱检验，必要时应装设在线油色谱监测装置。

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部油流过快，使变压器油与部绝缘部件摩擦产生静电，油中带电发生变压器绝缘事故。

12.3 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保护试验。

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。

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。

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，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，应置于户且竖直放置。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，在变压器投运时和运行中开展套管末屏接地状况带电测量。

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部油位变化情况，防止套管事故发生。

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1500r/min的低速油泵。

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独立的电源，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独立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。

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连锁阀门。

（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，以防止误动和拒动。

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/T393-2010）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，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上下顺序进行安装，严禁互换。

12.8.1.11 电流互感器运输应严格遵照设备技术规和制造厂要求，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》（DL/T664-2008）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（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；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围。

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250uL/L。运行中不应超过500uL/L（换算至20℃），若超标时应进行处理。

12.8.2.14 设备故障跳闸后，应进行六氟化硫气体分解产物检测，以确定部有无放电。避免带故障强送再次放电。

12.8.2.15 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。

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的其他带电部位的闪络，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部，再进行其他出厂试验。

13.1.6 六氟化硫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独立的密度继电器。

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、电缆进线间隔的避雷器、线路电压互感器应设置独立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，宜采用户安装方式。

13.1.11 开关设备机构箱、汇控箱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。

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，有条件时可对GIS设备进行现场冲击耐压试验。GIS出厂试验、现场交接耐压试验中，如发生放电现象，不管是否为自恢复放电，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 六氟化硫气体必须经六氟化硫气体质量监督管理中心抽检合格，并出具检测报告后方可使用。

13.1.20 六氟化硫气体注入设备后必须进行湿度试验，且应对设备气体进行六氟化硫纯度检测，必要时进行气体成分分析。

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。

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，对液压机构应注意液压油油质的变化，必要时应及时滤油或换油。

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。

13.1.26 当断路器大修时，应检查液压（气动）机构分、合闸阀的阀针脱机装置是否松动或变形，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。

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。

13.2 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。

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 同一间隔的多台隔离开关的电机电源，在端子箱必须分别设置独立的开断设备。

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。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。

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，隔离开关的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）。

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（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、电缆室相互独立，且均通过相应部燃弧试验，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 高压开关柜避雷器、电压互感器等柜设备应经隔离开关（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。柜隔离金属活门应可靠接地，活门机构应选用可独立锁止的结构，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。

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 基建中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后，应保证手车到位和隔离插头接触良好。

13.3.11 定期开展超声波局部放电检测、暂态地电压检测，及早发现开关柜绝缘缺陷，防止由开关柜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强化监测、分析和处理，防止导电回路过热引发的柜短路故障。

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。

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 对于新建电厂及户外升压站，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。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最大值，有条件地区可按照断路器额定开断电流考核；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。重要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 施工单位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单位和建设单位验收合格，在此基础上方可回填土。同时，应分别对两个最近的接地引下线之间测量其回路电阻，测试结果是交接验收资料的必备容，竣工时应全部交甲方备存。

14.1.7 接地装置引下线的导通检测工作应使用试验电流大于5A的试验仪器每3年进行一次。

14.1.8 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。

14.1.9 对于高土壤电阻率地区的接地网，在采取降低接地电阻措施仍难以满足要求时，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。

14.1.10 对于DCS及保护系统，应独立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。

14.1.11 对于已投运的接地装置，应每年根据发电厂、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、变电站中的不接地、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。

14.1.12 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。

14.1.13 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压和跨步电压测量不符合设计要求，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。

14.1.14 输油区及油灌区必须有避雷装置和接地装置。油灌接地线和电气设备接地线应分别设置。输油管应有明显的接地点。管道法兰应用金属导体跨接牢固。每年雷雨季节前必须认真检查，并测量接地电阻。防静电接地每处接地电阻值不应超过30Ω，露天敷设的管道每隔20~25m应设防感应接地，每处接地电阻不超过10Ω。

14.2 防止雷电过电压事故

14.2.1 防止雷电过电压事故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）发电厂、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围穿越雷电活动频繁（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。

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：

（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。

（2）在电压互感器（包括系统中的用户站）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。

（3）10kV及以下用户电压互感器一次中性点应不直接接地。

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/T620-1997）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。

14.5.2 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%。

14.5.3 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。

14.5.4 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，但对500kV金属氧化物避雷器应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，有人值班的变电站每天至少巡视一次，每半月记录一次，并加强数据分析。无人值班变电站可结合设备巡视周期进行巡视并记录，强雷雨天气后应进行特巡。

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，并经监理单位和运行单位质量验收合格后方可掩埋。

15.1.7 新建35kV及以上线路不应选用混凝土杆；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 运行维护单位应结合本单位实际制订防止倒塔事故预案，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措施。

15.1.11 应用可靠、有效的在线监测设备加强特殊区段的运行监测；积极推广直升机航巡，包括成熟的无人机航巡。

15.1.12 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。

15.1.13 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。

15.2.5 重要跨越档不应有接头；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 积极应用红外测温技术检测直线接续管、耐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，且宜采用双独立挂点；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 加强瓷、玻璃绝缘子的检查，及时更换零值、低值及破损绝缘子。

15.3.9 加强复合绝缘子护套和端部金具连接部位的检查，端部密封破损及护套严重损坏的复合绝缘子应及时更换。

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45°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；15°以的转角塔外侧均应加装跳线绝缘子串；15°及以上、45°以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 运行单位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。

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。对已安装的防乌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。

15.6.5 应加强沿线植被环境资料的调研收集，加强鸟种的行为习性，包括繁殖习性和迁徙规律观测与记录，为预防和治理线路鸟害提供依据。

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。加强与地方政府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 充分发挥地方政府及行政执法部门的作用，通过行政执法手段严厉打击破坏、盗窃、收购线路器材的犯罪活动，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、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。

16 防止污闪事故

16.1 外绝缘配置

16.1.1 新建和扩建工程的输变电设备外绝缘配置应依据最新版污区分布图的污秽度等级进行选择配置。

16.1.2 处于c级及以下污区的新建和扩建工程外绝缘配置要充分考虑社会发展、环境变化等影响因素，留有裕度，建议采用d级污区配置标准；处于d级及以上污区的工程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、复合套管等；选址时应避让d、e级污区，如不能避让，升压站宜采用GIS、HGIS设备或全户变电站。

16.1.3 对户非密封设备，其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，并在设计、基建阶段考虑户设备的防尘和除湿条件，确保设备运行环境良好。

16.1.4 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。

16.2 绝缘子选型

16.2.1 按污秽度等级选择绝缘子时，应选择有效爬电比距满足外绝缘配置的绝缘子，而不仅仅是几何爬电比距满足外绝缘配置的绝缘子。

16.2.2 加强绝缘子全过程管理，全面规绝缘子选型、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。

16.2.3 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的形成条件，防止冰闪事故。

16.3 外绝缘运维

16.3.1 清扫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输变电设备及污染特殊严重区域（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）的输变电设备。重点关注自洁性能较差的绝缘子，出现快速积污、长期干旱导致绝缘子的现场污秽度可能达到或超过设计标准时，应采取必要的清扫措施。

16.3.2 加强零值、低值瓷绝缘子的检测，及时更换自爆玻璃绝缘子及零、低值瓷绝缘子。

16.3.3 复合绝缘子投运或更换6年后，应进行一次状态评估，重点进行机械破坏负荷、界面试验和憎水性试验，以判断复合绝缘子状态好坏。其后，可根据评估结果，以3-4年为周期进行状态评估。

16.3.4 外绝缘配置不满足污区分布图的要求或防覆冰（雪）闪络、大（暴）雨闪络要求的输变电设备应予以改造，d级及以上污区的防污闪改造应优先采用硅橡胶类防污闪产品。

16.4 防污闪涂料与防污闪辅助伞裙

16.4.1 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，但避雷器不宜加装辅助伞裙；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。

16.4.2 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应与复合绝缘子的高温硫化硅橡胶一致。

16.4.3 选择的涂料生产企业应优先选用诚实守信、技术力量强、有成熟运行经验的生产企业的产品，宜对选用的涂料进行物资质量抽检。

16.4.4 加强防污闪涂料施工和验收环节，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，并重点监督和抽测涂层厚度，其值不得小于0.3mm。

16.5 其他

16.5.1 升压站应按要求悬挂测试绝缘子串，并按周期进行饱和盐密、灰密测试，为确定污秽度等级和外绝缘配置提供依据。

16.5.2 污区分布图的绘制、修订应以现场污秽度为主要依据之一，并充分考虑污区图修订周期的环境、气象变化因素，包括在建或计划建设的潜在污源，极端气候条件下连续无降水日的大幅度延长等。

16.5.3 当设备所在地污秽度等级发生明显变化，造成设备外绝缘不满足要求或对外绝缘造成安全隐患时，应及时进行技术改造，并在技改前采取有效的运维措施防止发生污闪事故。

16.5.4 应避免局部防污闪漏洞或防污闪死角，特别是输、变电结合部等。

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》（GB 50168）第5.2.3条、第5.4.4条等的要求。

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，严禁在变电站电缆夹层、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，应进行监造及工厂验收。

17.1.10 应严格进行到货验收，并开展到货检测。

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，过电压限制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、过电压限制元件，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预防性试验合格；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。

17.4 在电力电缆设计选型时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。

17.5 电力电缆到货后应严格执行到货验收，并开展到货检测，进行相关的交接试验。

17.6 电力电缆敷设过程中应做好电缆和电缆附件的防潮、防尘、防外力损伤措施。安装过程中应严格执行工艺标准和相关要求。地埋电缆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。

17.7 电力电缆在运行过程中应对重载和重要电缆线路定期对电缆、电缆接头进行红外测温并记录测温数据，发现异常情况应及时进行处理。

17.8 检修过程中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。

18 防止继电保护事故

18.1 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。

18.2 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。

18.3 继电保护装置的配置和选型，必须满足有关规程规定的要求，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、质量优良的产品。

18.4 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：

18.4.1 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。

18.4.2 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；除终端负荷变电站外，220kV及以上电压等级变电站的母线保护应按双重化配置。

18.4.3 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独立的原则按双重化配置。

18.4.4 100MW及以上容量发电机-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。

18.4.5 两套保护装置的交流电流应分别取自电流互感器互相独立的绕组；交流电压宜分别取自电压互感器互相独立的绕组。其保护围应交叉重叠，避免死区。

18.4.6 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，且纹波系数应满足不大于2%的要求。

18.4.7 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。

18.4.8 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、断路器、隔离刀闸的辅助接点等）配合的回路应遵循相互独立且相互对应的原则，防止因交叉停用导致保护功能的缺失。

18.4.9 采用双重化配置的两套保护装置应安装在各自保护柜，并应充分考虑运行和检修时的安全性。

18.5 智能变电站的保护设计应遵循相关标准、规程和反事故措施的要求。

18.6 继电保护设计与选型时须注意以下问题：

18.6.1 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，扩大失电元件围。

18.6.2 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。

18.6.3 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。

18.6.4 差动保护用电流互感器的相关特性宜一致，宜优先采用TPY级，互感器在短路暂态过程中误差应不超过规定值。

18.6.5 应充分考虑电流互感器二次绕组合理分配，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。

18.6.6 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。

18.6.7 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独立的电源回路（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。

18.6.8 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。

18.6.9 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。

18.6.10 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。

18.6.11 220kV及以上电气模拟量必须接入故障录波器，发电厂发电机、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。

18.6.12 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。

18.6.13 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。

18.6.14 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独立蓄电池组。

18.6.15 发电机-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。

18.6.16 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。

18.6.17 采用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。

18.6.18 并网发电厂均应制定完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，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。

18.6.19 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围和低励限制特性，防止发电机进相运行时发生误动作。

18.6.20 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。

18.6.21 200MW及以上容量发电机一变压器组应配置专用故障录波器。

18.6.22 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，以保证发电机在外部系统故障情况下的持续运行。

18.7 继电保护二次回路应注意以下问题：

18.7.1 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》（GB/T2887-2011）和《计算机场地安全要求》（GB9361-2011）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。

18.7.2 电流互感器的二次绕组及回路，必须且只能有一个接地点。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。

18.7.3 公用电压互感器的二次回路只允许在控制室有一点接地，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30ImaxV（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。

18.7.4 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。

18.7.5 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，均应使用各自独立的电缆。

18.7.6 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。

18.7.7 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。严禁使用电缆的空线替代屏蔽层接地。

18.7.8 对经长电缆跳闸的回路，应采取防止长电缆分布电容影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。

18.7.9 如果断路器只有一组跳闻线圈，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。

18.7.10 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。

18.7.11 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。

18.8 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：

18.8.1 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，使用截面面积不小于100mm2的裸铜排（缆）敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。

18.8.2 在主控室、保护室柜屏下层的电缆室（或电缆沟道），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，形成保护室的等电位接地网。保护室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。

18.8.3 沿开关场二次电缆的沟道敷设截面面积不少于100mm2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）的连接点宜设在室等电位接地网与厂、站主接地网连接处。

18.8.4 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。

18.8.5 采用电力载波作为纵联保护通道时，应沿高频电缆敷设100mm2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。

18.8.6 检修设备在投运前，应认真检查各项安全措施，特别是电压二次回路短路、电流二次回路开路和不符合运行要求的接地点的现象。

18.9 新建、扩、改建工程与验收工作中应注意的问题：

18.9.1 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。

18.9.2 新建、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。

18.9.3 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。

18.9.4 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。

18.9.5 新建、扩、改建工程的相关设备投入运行后，施工（或调试）单位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。

18.9.6 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。新投产的线路、母线、变压器和发电机变压器组等保护应认真编写启动方案呈报有关主管部门审批，做好事故预想，并采取防止保护不正确动作的有效措施。设备启动正常后应及时恢复为正常运行方式，确保设备故障能可靠切除。

18.9.7 新建、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。

18.10 继电保护定值与运行管理工作中应注意的问题：

18.10.1 依据电网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。

18.10.2 发电企业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，扩大事故围。

18.10.3 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。

18.10.4 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限制特性相配合，按励磁调节器V/Hz限制首先动作、再由过激磁保护动作的原则进行整定和校核。

18.10.5 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。

18.10.6 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限制相配合。

18.10.7 严格执行工作票制度和二次工作安全措施票制度，规现场安全措施，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。

18.10.8 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。

18.10.9 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的全面校验，提高继电保护设备健康水平。

18.10.10 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。

18.10.11 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。

18.10.12 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。

18.10.13 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，严格限制母线侧隔离开关的倒闸操作，以保证系统安全。

18.10.14 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。

18.10.15 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。

18.10.16 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。

18.10.17 在整定计算发电机定子接地保护时必须根据发电机在带不同负荷的运行工况下实测基波零序电压和发电机中性点侧三次谐波电压的有效值数据进行。

18.10.18 应加强对保护信息远传的管理，未经许可，不得擅自远程修改微机保护的软件、整定值和配置文件。同时还应注意防止干扰经由微机保护的通讯接口侵入，导致继电保护装置的不正确动作。

18.10.19 加强备用电源的日常管理，对柴油发电机应定期进行启停等传动工作。

18.10.20 220kV及以上电压等级的断路器，应采用断路器本体的三相不一致保护，同时应启动失灵保护并动作于启动母差失灵保护。

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，服务器的存储容量和中央处理器负载应满足相关规定要求，主要功能的服务器宜配置2个及以上中央处理单元，对于厂站端设备，单机容量300MW及以上的发电厂和枢纽变电站可采用主要模块冗余配置的远动系统。

19.1.2 主网500kV及以上厂站、220kV枢纽变电站、大电源、电网薄弱点、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互换，为提高可靠性，WAMS主站应具备同时从调度数据网一平面和二平面接收数据的能力。

19.1.3 调度自动化主站系统应采用专用的、冗余配置的不间断电源供电，不应与信息系统、通信系统合用电源，不间断电源涉及的各级低压开关过流保护定值整定应合理。交流供电电源应采用两路来自不同电源点供电。发电厂、变电站远动装置、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 厂站的远动装置、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 调度围的发电厂、110kV及以上电压等级的变电站应采用开放、分层、分布式计算机双网络结构，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）或一路专线一路调度数据网通道。

19.1.6 在基建调试和启动阶段，生产单位技术监督部门应在启动前检查现场调度自动化设备安装验收情况，调度自动化设备有关的运行规程、操作手册、系统配置图纸等应完整正确并与现场实际接线相符，调度自动化系统主站、子站、调度数据网等二次系统（设备）必须提前进行调试，确保与一次设备同步投入运行。

19.1.7 发电厂、变电站基（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，并需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。

19.1.8 建立基础数据“源端维护、全网共享”的一体化维护使用机制和考核机制，利用状态估计等功能，督导考核基础数据维护工作，不断提高基础数据（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。

19.1.9 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，自动电压控制子站调节精度满足电网要求，在电压目标值±3KV以。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。

19.1.10 调度自动化系统运行维护管理部门应结合本网实际，建立健全各项管理办法和规章制度，必须制订和完善调度自动化系统运行管理规程、调度自动化系统运行管理考核办法、机房安全管理制度、系统运行值班与交接班制度、系统运行维护制度、运行与维护岗位职责和工作标准等。

19.1.11 应制定和落实调度自动化系统应急预案，并定期演练及完善修订和故障恢复措施，系统和运行数据应定期备份。

19.1.12 按照有关规定的要求，结合一次设备检修，定期对调度围厂站远动信息（含相量检测装置信息）进行测试。遥信传动试验应具有传动试验记录，遥测精度应满足相关规定要求，遥测总准确度应不低于1.0级。

19.1.13 发电厂、变电站端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。

19.1.14 电力二次系统安全防护策略从边界防护逐步过渡到全过程安全防护，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，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。

19.1.15 生产控制大区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，基本原则为“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”。

19.1.16 发电厂、变电站端应配备全站统一的卫星时钟设备和网络授时设备，对站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对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该校验，采用北斗卫星对时为主、全球定位系统GPS为辅。

19.1.17 对生产控制大区的远程维护禁止采用外网VPN方式，禁止使用未经安全认证拨号方式。对生产控制大区的远程维护禁止采用外网VPN方式，禁止使用未经安全认证拨号方式。

19.2 防止电力通信网事故

19.2.1 电力通信网的网络规划、设计和改造计划应与电网及厂站发展相适应，充分满足各类业务应用需求，强化通信网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。

19.2.2 发电厂和重要风电场、重要变电站、集控中心（站）与其电力调度机构或调度围的上级调度机构，应具有两个及以上独立通信路由，应具有两种及以上通信方式的调度，满足“双设备、双路由、双电源”的要求，调度接入所辖调度管辖的调度交换机，且至少保证有一路单机。省调及以上调度及许可厂、站必须至少具备一种光纤通信手段。

19.2.3 发电厂、重要风电场、重要变电站和通信枢纽站的通信光缆或电缆应采用不同路由的电缆沟（竖井）进入通信机房和主控室；避免与一次动力电缆同沟（架）布放，并完善防火阻燃、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）部分隔离等措施进行有效隔离,同时有醒目的文字或颜色标注。新建通信站应在设计时与全站电缆沟、架统一规划，满足以上要求。

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独立的通信传输设备分别提供，并分别由两套独立的通信电源供电，重要线路保护及安全自动装置通道应具备两条独立的路由，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 发电厂及重要变电站与电力调度机构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）。满足“双设备、双路由、双电源”的要求。

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 电网及厂站一次系统配套通信项目，应随电网及厂站一次系统建设同步设计、同步实施、同步投运，以满足电网及厂站发展需要，同时也应满足厂站通信需求。

19.2.9 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。

19.2.10 应从保证工程质量和通信设备安全稳定运行的要求出发，合理安排新建、改建和技改工程的工期，严格把好质量关，满足提前调试的条件，不得为赶工期减少调试项目，降低调试质量。

19.2.11 在基建或技改工程中，若电网及厂站建设改造工作改变原有通信系统的网络结构、设备配置、技术参数时，工程建设单位应委托设计单位对通信系统进行设计，深度应达到初步设计要求，并要按照基建和技改工程建设程序开展相关工作。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。

19.2.12 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 364-2010）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。

19.2.13 安装调试人员应严格按照通信业务运行方式单的容进行设备配置和接线。通信调度应在业务开通前与现场工作人员核对通信业务运行方式单的相关容，确保业务图实相符。

19.2.14 严格按架空地线复合光缆（OPGW）及其他光缆施工工艺要求进行施工。架空地线复合光缆、全介质自承式光缆（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所有光缆接续盒进行检查验收、拍照存档，同时，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或盒进水结冰导致光纤受力引起断纤故障的发生。

19.2.15 通信设备应采用独立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，导致故障围扩大的情况发生。

19.2.16 各通信机构负责监视及控制所辖围的通信网的运行情况，及时发现通信网故障信息，指挥、协调通信网故障处理。

19.2.17 通信站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。

19.2.18 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围、采取的措施等容应严格进行审查核对。对厂站生产业务及通信产生影响的通信检修工作，需按照厂站管理规定相关要求办理相关手续，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。严格按通信检修票工作容开展工作，严禁超围、超时间检修。

19.2.19 通信运行部门应与一次线路建设、运行维护部门建立工作联系制度。因一次线路施工或检修对通信光缆造成影响时，应提前上报年度、月度检修计划。一次线路建设、运行维护部门应提前5个工作日通知通信运行部门，并按照电力通信检修管理规定办理相关手续，如影响上级通信电路，必须报上级通信调度审批后，方可批准办理开工手续。防止人为原因造成通信光缆非计划中断。

19.2.20 通信运行部门应结合检修及改造等工程对复合光缆进行专项检查，并将检查结果报上级技术管理部门。通信运行部门应每半年对全介质自承式光缆和普通光缆进行专项检查，重点检查厂站及线路光缆的外观、接续盒固定线夹、接续盒密封垫等，并对光缆备用纤芯的衰耗进行测试对比。

19.2.21 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。独立通信站、综合大楼接地网的接地电阻应每年进行一次测量，接地电阻不大于1欧姆。变电站通信接地网应列入变电站接地网测量容和周期。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。

19.2.22 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、病毒防和安全防护工作。

19.2.23 通信设备运行维护部门应每季度对通信设备的滤网、防尘罩进行清洗，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。

19.2.24 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，存储容量充足。

19.2.25 因通信设备故障以及施工改造和电路优化工作等原因需要对原有通信业务运行方式进行调整时，应在48h之恢复原运行方式。超过48h，必须编制和下达新的通信业务运行方式单，通信调度必须与现场人员对通信业务运行方式单进行核实。确保通信运行资料与现场实际运行状况一致。

19.2.26 应落实通信专业在电网大面积停电及突发事件时的组织机构和技术保障措施。应制定和完善通信系统主干电路、电视会议系统、同步时钟系统和复用保护通道等应急预案。应制定和完善光缆线路、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业管辖的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。按照“谁主管谁负责，谁运营谁负责”的原则，落实分级负责的责任制。

19.3.2 配备专职信息安全管理人员，并开展有效的管理、考核、审查与培训。

19.3.3 信息系统安全防护工作应当落实国家信息安全等级保护制度，按照国家信息安全等级保护的有关要求，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的安全事故。网络节点具有备份恢复能力，并能够有效防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。

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炸弹。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、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。

19.3.5.4 在生产控制大区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。

19.3.5.5 安全区边界应当采取必要的安全防护措施，禁止任何穿越生产控制大区和管理信息大区之间边界的通用网络服务。生产控制大区中的业务系统应当具有高安全性和高可靠性，禁止采用安全风险高的通用网络服务功能。

19.3.5.6 信息系统在设备选型及配置时，应当禁止选用经国家相关管理部门检测认定并经国家能源局通报存在漏洞和风险的系统及设备：对于已经投入运行的系统及设备，应当按照国家能源局及其派出机构的要求及时进行整改．同时应当加强相关系统及设备的运行管理和安全防护。

19.3.5.7 信息系统对时设备应使用北斗系统,禁止使用GPS等国外系统。

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；信息系统投入运行前要进行风险评估和等级保护测评工作，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。

19.3.12建立健全信息系统安全的应急机制，制定应急预案。当遭受网络攻击，信息系统出现异常或者故障时，应当立即向上级主管部门以及当地国家能源局派出机构报告，并联合采取紧急防护措施，防止事态扩大，同时应当注意保护现场，以便进行调查取证。

19.3.13信息系统相关设备及系统的开发单位、供应商应当以合同条款或者协议的方式保证其所提供的设备及系统符合本规定的要求，并在设备及系统的全生命周期对其负责。信息系统专用安全产品的开发单位、使用单位及供应商，应当按国家有关要求做好工作，禁止关键技术和设备的扩散。

20 防止供热中断事故

20.1 供热企业热网系统一次管网建设和设施管理

20.1.1 从事供热工程勘察、设计、施工、监理等活动，应当依法取得相应等级的资质证书，并遵守国家和行业有关技术标准和规。

20.1.1 供热企业对新建、扩建和生产改进工程新订购的供热设备，必须是符合国家及行业标准，具有一定运行业绩的产品，否则不得在供热系统中安装运行。

20.1.3 供热工程竣工后，建设单位应当依法组织竣工验收；未经验收或者验收不合格的，不得交付使用。

20.1.4 重要供热设施，应当设置明显的安全警示标志。任何单位和个人不得擅自改装、拆除、迁移供热管网、标志、井盖、阀门和仪表等供热设施。

20.1.5 在供热管道及其附属设施安全保护距离围，任何单位和个人不得实施下列行为:

（1）修建建筑物、构筑物或者敷设管线；

（2）挖坑、掘土或者打桩；

（3）爆破作业；

（4）堆放垃圾、杂物或者危险废物；

（5）排放污水、腐蚀性液体或者气体；

（6）其他影响供热设施安全的行为。

20.1.6 供热首站和二级换热站应有2套及以上可靠备用电源。在供热期，备用电源自投装置应定期试验，确保备用电源自投装置处于良好状态。

20.1.7 供热企业每年必须对所属热网系统供热设备进行全面检查、检修及防腐工作。年度供热设施检修应当避开采暖期，并提前通知相关用户。

20.1.8 供热企业对所属设备进行重大检查和试验、处理重大缺陷和隐患、以及设备系统有重大改进、异常变更前，应制定完备的技术措施和施工方案，应提前通知对方。涉及对方必须进行项目改造，应提前进行协商解决。

20.1.9 供热企业生产及采暖抽汽系统投入运行后，采暖抽汽口前叶片的前后压差、汽轮机末级叶片蒸汽流量应符合汽轮机制造厂要求。

20.1.10 供热企业热网加热器管板和管束不应存在漏泄、严重腐蚀、严重结垢的情况，对于使用工业水、循环水作为热网补水的热网加热器，应制订防止管束漏泄后疏水水质硬度超标影响给水品质的控制措施。

20.2 供热企业热网的运行管理和监督

20.2.1 供热企业应当制定供热事故抢险抢修应急预案，每年供热期前组织进行全面演练。应当公布维修、抢险和供热服务，并实行24小时值班制度。

20.2.2 接到供热事故报告后，应当在规定时间到达现场组织抢险抢修，并按照规定及时报告有关部门。

20.2.3 供热企业应绘制机组电热负荷对应曲线、一二次管网水压曲线，曲线符合实际或设计要求。

20.2.4 热源厂除供热主热源外，应有其它应急供热措施。当任何一台供热机组出现故障停机时，其它机组应能继续向热用户供热，并保证不低于70%的设计供热负荷。

20.2.5 供热企业运行人员要严格执行城市热网运行的有关规程、规定。操作前要认真核对系统运行方式，检查设备的运行状况。严格执行“两票三制”，严防发生误操作事故。

20.2.6 供热首站加热器温升、端差符合规定，运行中要控制合理的加热器水位，禁止无水位运行。加热器的就地水位计不得取消。

20.2.7 供热首站加热器应安装高水位自动保护装置，热网加热器应设有紧急疏水放水阀，可远方操作并可根据疏水水位自动开启功能。

20.2.8 热源厂重点抓好防止锅炉四管泄漏、防止全厂停电、防止保护误动、防止人员误操作、新机稳定运行、提高检修质量、落实燃烧劣质煤各项措施等方面工作，确保供热机组实现“零非停”。

20.2.9 供热企业应制定《防止供热管网爆漏措施》，每年对管网进行全面检查，检查管道基础无开裂、下沉等缺陷，管道支、吊架无缺陷且符合要求。定期检查管道补偿器，应无变形、泄漏、导向支座失稳等缺陷，各类补偿器的使用周期不许超过设计允许使用周期。

20.2.10 供热机组采暖抽汽系统投入后，在调整电、热负荷过程中，热负荷应本着先减后加的原则，防止采暖抽汽超压。严禁热网系统各设备超参数、超设计能力运行。

20.2.11 冬季停运的架空热网，管道、设备及附件应做防冻保护。

20.2.12 供热企业的热网运行规程、系统图册、检修工艺规程、检修工艺规程、作业指导书（含质量标准）完整，符合现场实际，根据热网设备、系统异动情况每年进行修订一次。

20.2.13 供热企业抽汽管道、热网水管道、阀门技术参数与城市热网水系统温度、压力、流量的匹配，符合《火力供热企业汽水管道设计技术规定》。

20.2.14 供热企业采暖抽汽管道上应布置有电（气）动快速隔离阀和逆止阀，应在每次投入运行前，进行关闭时间试验，关闭时间应符合要求且动作可靠。

20.2.15 运行人员要严格执行热网运行的有关规程、规定，严格执行“两票三制”，操作中不跳项、不漏项，严防发生误操作事故。

20.2.16 控制供热管网升温速度每小时不超过20℃。在升温过程中，应加强检查供热管网及补偿器、固定支架等附件的情况。

20.2.17 热网管线升压过程中加强检查，当管网压力接近运行压力时，冷态运行至少2小时。在充水过程中观察排气情况，检查供热管网有无泄漏。

21 防止设备设施腐蚀事故

21.1 防止锅炉腐蚀事故

21.1.1 所有出厂的管束、管道和设备均应经过严格的吹扫。管道和管束部不允许有积水、泥沙、污物和明显的腐蚀产物。对经过吹扫和清洗的省煤器、水冷壁、过热器、再热器管束及其联箱，管道以及可封闭的设备，其所有的开口处均应有可靠的密封措施，防止在运输过程中进入雨水、泥沙和灰尘。外表面应涂刷防护漆，表面应无明显的氧化铁皮及腐蚀产物。（电力基本建设热力设备化学监督导则DL/T889）

21.1.2 汽包、除氧器、高低压加热器等大型容器，在出厂时均应清洗干净后密封，采用气相保护法或氮气进行保护。（电力基本建设热力设备化学监督导则DL/T889）

21.1.3 锅炉整体水压试验应使用除盐水并加入保护药剂。药剂应为化学纯及以上等级药剂，并经过现场检验合格。由除盐水和保护药剂配制的保护液中的氯离子应小于0.2mg/L。锅炉水压试验后保护液可保存直至锅炉启动，但是应定期监测pH；若锅炉水压试验后排放保护液，但在2周以锅炉没有启动，应做好防锈蚀保护工作。（电力基本建设热力设备化学监督导则DL/T889）

21.1.4 锅炉化学清洗应按照DL/T794的要求开展。化学清洗应由有资质单位进行。清洗应避免过洗、欠洗、镀铜、晶间腐蚀等现象；过热器、再热器清洗应有防止立式管气塞和腐蚀产物沉积的措施，清洗液不会对材质产生应力腐蚀。清洗后的锅炉在20天不能投入运行，应做好防锈蚀保护工作。（电力基本建设热力设备化学监督导则DL/T889，火力发电厂锅炉化学清洗导则DL/T794）

21.1.5 严格执行DL/T246《化学监督导则》相关要求。通过热化学试验或调整试验，确定机组水汽监督项目与指标。锅炉的水汽品质必须严格执行GB/T12145、DL/T246、DL/T561的控制标准，燃气轮机的水汽品质宜按比锅炉压力等级高一等级的水汽标准控制。

21.1.6 应依靠在线化学仪表监督水汽质量，并确保其配备率、投入率和合格率。条件具备时，在线数据可实时上传至科研院。应按照DL/T677的技术要求，定期开展在线化学仪表的检验工作。

21.1.7 凝结水精处理设备严禁退出运行。机组启动时应及时投入凝结水精处理设备（直流锅炉机组在启动冲洗时即应投入精处理设备），保证精处理出水质量。（国能安全[2014]161号6.5.4.2）

21.1.8 精处理再生时要保证阴阳树脂完全分离，防止再生过程的交叉污染，树脂输入和输出时应输送彻底，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，严禁使用副产酸。精处理混床在投运前应充分循环冲洗，冲洗至出水水质合格才能投入运行。（国能安全[2014]161号6.5.4.3）

21.1.9 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跑漏树脂。运行过程中，应防止树脂污染。（国能安全[2014]161号6.5.4.4）

21.1.10 水汽质量异常时，应按DL/T561中“水汽质量劣化时的处理”的原则执行并应将异常情况及时报告；尽快查明原因，进行消缺处理，恢复正常。若不能恢复，并威胁设备安全经济运行时，应采取紧急措施，直至停止机组运行。（国能安全[2014]161号6.5.4.6）

21.1.11 检修期间，应按照DL/T1115相关规定，机、炉专业应按化学检查的具体要求进行割管或抽管，化学人员进行相关检查和分析。启停或超温频繁、过热器垢量超过400g/m2、氧化皮有脱落时，应在B修期间安排割管检查。

21.1.12 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，采取有针对性的措施。锅炉采用主燃区过量空气系数低于1.0的低氮燃烧技术时应加强贴壁气氛监视和大小修时对锅炉水冷壁管高温腐蚀趋势的检查工作。（国能安全[2014]161号6.5.4.9）

21.1.13 严格控制入炉煤质的含硫量，不得超过规定值，防止发生硫腐蚀。

21.1.14 加强受热面吹灰，停炉后须将管子表面结焦清理干净，防止发生焦下腐蚀。

21.2 防止汽、水、燃气轮机腐蚀事故

21.2.1 汽轮机本体及附属系统出厂前，应采取严格的防锈蚀措施，应有合格的防护包装。应对汽轮机本体每级叶片进行照相留底，相机像素不宜低于1200万。（电力基本建设热力设备化学监督导则DL/T889）

21.2.2 汽轮机的油套管和油管、抗燃油管在组装前2h方可打开密封罩。（电力基本建设热力设备化学监督导则DL/T889）

21.2.3 电厂用汽轮机油和抗燃油应按照GB/T7596、GB/T14541和DL/T571进行质量验收、运行监督及维护管理。汽轮机润滑油系统和抗燃油系统的清洗和油循环过滤工作，应在机组进行整套启动前结束。汽轮机油酸值和液相锈蚀试验应符合GB/T7596标准规定。机组启动前油系统洁净度必须达到规定要求。（电厂运行中汽轮机油质量GB/T7596，电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则GB/T14541）

21.2.4 汽轮机运行时应保证蒸汽质量和参数，防止腐蚀叶片。条件具备时，宜检测蒸汽中颗粒物含量。

21.2.5 汽轮机大修检查应严格执行DL/T1115—2009规定，应对汽轮机本体每级叶片进行照相留底，并与以前影像记录比较、评价。（火力发电厂机组大修化学检查导则DL/T1115—2009）。

21.2.6 汽轮机大修时，汽缸或转子如有裂纹，应查明原因并处理。（汽轮机检修规程）。

21.2.7 为降低给水系统的流动加速腐蚀，热力系统无铜的机组给水中不宜添加联氨、二甲基酮肟等还原剂。

21.2.8 提高水汽品质，减少水汽中的杂质在汽轮机通流部分的沉积，降低可能发生的沉积物下腐蚀、酸腐蚀、点腐蚀、末级叶片的水滴磨蚀等。

21.2.9 加强锅炉高温管材的技术监督工作，减少过热器管、再热器管及主蒸汽管道上氧化皮的生成与剥落，降低因氧化皮堆积堵塞过（再）热器管道和汽轮机叶片颗粒损伤的风险。

21.2.10 水轮机过流部件应定期检查，重点检查过流部件裂纹、磨损和汽蚀，防止裂纹、磨损和大面积汽蚀等造成过流部件损坏。（国能安全[2014]161号23.2.1.6）

21.2.11 结合水电站引水系统管路定检、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面除锈防腐工作。（国能安全[2014]161号23.2.4.1）

21.2.12 加强燃气轮机的燃料、空气质量、燃烧及运行等的监督，防止燃气轮机发生高温腐蚀。

21.3 防止发电机腐蚀事故

21.3.1 水冷发电机的冷水质应按照DL/T801的要求进行优化控制，水质不达标的发电机应对水冷系统进行设备改造。

21.3.2 铜导线发生堵塞或有腐蚀产物沉积时，应及时进行疏通或者开展化学清洗。

21.4 防止脱硫脱硝系统腐蚀

21.4.1 脱硫装置的浆液沟道当有腐蚀性液体流过时应做防腐处理，废水沟道宜做防腐处理，室外电缆沟道设计应避免有腐蚀性浆液进入。

21.4.2 浆液管道应选用衬胶、衬塑管道或玻璃钢管道，管道介质流速的选择既要考虑避免浆液沉淀，同时又要考虑管道的磨损和压力损失尽可能小。（DL/T5196《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》、GB/T19229.1《燃煤烟气脱硫设备 第1部分：燃煤烟气湿法脱硫设备》）

21.4.3 所有贮存悬浮浆液的箱罐应有防腐措施。（DL/T5196《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》）

21.4.4 烟气换热器的受热面均应考虑防腐、防磨、防堵塞、防玷污等措施，与脱硫后的烟气接触的壳体也应采取防腐措施，运行中应加强维护管理。（DL/T5196《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》）

21.4.5 烟气换热器和吸收塔进口之间的烟道以及吸收塔出口和烟气换热器之间的烟道应采用鳞片树脂或衬胶防腐。烟气换热器出口和主机烟道接口之间的烟道宜采用鳞片树脂或衬胶防腐。不设烟气换热器时，吸收塔入口原烟道应从至少2m处开始采取全部防腐措施。（DL/T5196《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》、GB/T19229.1《燃煤烟气脱硫设备 第1部分：燃煤烟气湿法脱硫设备》）

21.4.6 脱硫废水处理系统的设备、管道及阀门等应根据接触介质情况选择防腐材质。（DL/T5196《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》）

21.4.7 海水升压泵到吸收塔的供水管以及从吸收塔到曝气池的排水管的管道材质宜采用加强型玻璃钢管（FRP）。（GB/T19229.3《燃煤烟气脱硫设备 第3部分：燃煤烟气海水脱硫设备》）

21.4.8 海水脱硫填料塔的填料应采用聚丙烯或其他能耐受海水工作环境的材料。（GB/T19229.3《燃煤烟气脱硫设备 第3部分：燃煤烟气海水脱硫设备》）

21.4.9 所有接触海水的水道、管道都应按照运行环境采取防腐措施。对仅接触原海水的水道，应使用耐海水腐蚀的混凝土；对接触脱硫后海水的水道、曝气池体壁，应采取耐酸腐蚀防腐设计。（GB/T19229.3《燃煤烟气脱硫设备 第3部分：燃煤烟气海水脱硫设备》）

21.4.10 海水升压泵过流部件材质应能满足海水腐蚀环境运行要求，可参照主机组循环水泵材质选用。（GB/T19229.3《燃煤烟气脱硫设备 第3部分：燃煤烟气海水脱硫设备》）

21.4.11 海水脱硫吸收塔的供、排水管道可采用玻璃钢管，当需要通过道路等设施敷设时可采用直埋方式，在可能承压的直埋管道上方应采取保护措施。（GB/T19229.3《燃煤烟气脱硫设备 第3部分：燃煤烟气海水脱硫设备》）

21.4.12 海水脱硫吸收塔部结构应考虑烟气流动的要求和湿烟气及海水防腐技术要求，塔防腐可采用金属或非金属材料。（GB/T19229.3《燃煤烟气脱硫设备 第3部分：燃煤烟气海水脱硫设备》）

21.4.13 海水脱硫系统的烟气换热器与净烟气接触的部分应考虑防止低温湿烟气腐蚀的措施。（GB/T19229.3《燃煤烟气脱硫设备 第3部分：燃煤烟气海水脱硫设备》）

21.4.14 干法/半干法脱硫袋式除尘器的滤袋框架宜采用不锈钢或表面经有机硅防腐处理的碳钢，并符合HJ/T325的规定。（GB/T19229.2《燃煤烟气脱硫设备 第2部分：燃煤烟气干法/半干法脱硫设备》）

21.4.15 喷氨混合系统的设计应考虑防腐、防堵、防磨和热膨胀。（GB/T21509《燃煤烟气脱硝技术装备》）

21.4.16 空气预热器应考虑防腐，对回转式空气预热器中低温段换热元件宜采用涂搪瓷处理的防腐蚀措施。

21.4.17 液氨储罐外表面应采用能够阻隔大气腐蚀的油漆或涂料防腐。

21.4.18 尿素溶液储罐宜采用玻璃钢（FRP）或不低于304不锈钢的材质制造。（HJ563《火电厂烟气脱硝工程技术规 选择性非催化还原法》）

21.4.19 对于接触腐蚀性介质的部位，金属材料宜以碳钢材料为主，防腐蚀和磨损的非金属材料宜选用玻璃鳞片树脂、玻璃钢、塑料、橡胶、瓷等。（HJ563《火电厂烟气脱硝工程技术规 选择性非催化还原法》）

21.4.20 液氨蒸发槽的壳体应采用16MnR材质、盘管采用1Cr18Ni9Ti材质。（HJ563《火电厂烟气脱硝工程技术规 选择性非催化还原法》）

21.4.21 氨系统气源管、取样管严禁使用紫铜管。（DL/T5257《火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规》）

21.4.22 脱硝系统所有与氨直接接触的部分，严禁使用含银、铜、镍和铜化合物的产品。（DL/T5257《火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规》）

21.4.23 定期对防腐层进行检查，防腐层如有鼓包、破损、脱落等现象，应及时进行修补。

21.5 防止凝汽器及换热器腐蚀

21.5.1 凝汽器及辅机冷却器管选材应按照DL/T 712要求进行执行，避免因选材不当造成的腐蚀危害。安装前应进行材质检验。

21.5.2 加强凝汽器的运行管理与维护工作。安装或更新凝汽器铜管前，要对铜管进行全面涡流探伤和应力抽检（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。电厂应结合大修对凝汽器铜管腐蚀和减薄进行检查，必要时进行涡流探伤检查。

21.1.3 加强循环冷却水系统的监督和管理，应安装腐蚀和结垢在线检测装置，防止凝汽器管材腐蚀结垢和泄漏。当凝汽器管材发生泄漏造成凝结水品质超标时，应及时查找、堵漏。

21.5.4 采用循环冷却的凝汽器，应开展循环水缓蚀阻垢动态模拟试验，以确定循环水合理的浓缩倍率和加药量；循环水加药发生变化或补充水水质变化时，应重新进行动态模拟实验。采用海水直流冷却的凝汽器应合理选择杀菌剂并做好杀菌工作。

21.5.5 采用循环冷却的凝汽器，应控制循环水中的氯离子及硫酸根的含量。通常宜控制在1500mg/L以，防止对冷却塔水泥构件的腐蚀。

21.5.6 凝汽器胶球系统应保证正常投运。

21.5.7 当凝汽器结垢后，为防止发生垢下腐蚀，应按照DL/T957的要求及时开展化学清洗。

21.5.8 对泄漏的凝汽器管堵管，堵头应选用与凝汽器管相同的材质或塑料材质。

21.5.9 应检测循环冷却水的腐蚀性。腐蚀性较强时，凝汽器水室应安装牺牲阳极块，对于消耗严重的牺牲阳极块应定期更换。

21.5.10 凝汽器水室应做防腐，防腐层如有鼓包、脱落等现象，应及时进行修补。

21.6 防止烟囱腐蚀

21.6.1 烟囱结构型式的选择应按照《烟囱设计规》 （GB50051）表11.2.1进行。

21.6.2 结构型式不符合《烟囱设计规》规定、或已经出现腐蚀的烟囱应由有资质单位进行腐蚀检测，或工业建筑可靠性鉴定。根据检测或鉴定报告及时采取措施。及时发现和处置病危烟囱，消除安全隐患，确保烟囱安全可靠运行。

21.6.3 钛板或钛钢复合板筒施工前，应对原材料进行检测；采用钛板或钛钢复合板方案，应严格现场焊接质量控制，必须进行焊接工艺评定，严格按照批准的焊接工艺进行施焊，焊缝100%探伤合格。（钛钢复合板GB/T8547）

21.6.4 采用玻璃钢方案，应加强设计、制作、安装及质量监控等，积累相关经验，确保玻璃钢筒的制作及安装工艺质量。施工中要高度重视防火问题。

21.6.5 采用进口泡沫玻璃砖防腐衬系统方案应重点关注基底处理工艺，满足粘接材料对环境条件的要求，避免砖或混凝土基底材料强度不够或含水率过高（不得大于6%）；应采用快速粘结剂，粘结剂必须满足固化时间要求。且钢筒用量不得少于7kg/m2，砖筒用量不得少于9kg/m2。同时还应充分考虑烟囱实际运行温度。

21.6.6 采用纤维增强树脂类工艺须注意基底处理工艺，加强积灰平台、烟道与烟囱的结合部和牛腿伸缩缝等关键节点处的施工质量控制。

21.6.7 采用国产泡沫玻璃砖（6%≤含硼量≤12%）、瓷玻化砖防腐方案应全面加强材料选择、施工质量控制、检验及监督管理等方面的工作；不得使用再生料制成的玻化砖；粘结剂必须满足固化时间要求，用量不得少于11kg/m2。

21.6.8 基底处理时，要进行不同涂层间兼容性试验。尽量采用同品牌底漆、腻子，防止出现不同品牌产品因设计、材质差异所造成融合性差、鼓包、龟裂等现象的发生。

21.6.9 各种防腐方案均必须保证合理的工期，工艺要求的时间必须保证。要对施工过程的工艺质量严格把关，严禁以工期牺牲质量。必须在防腐改造过程中加强管理，确保改造方案的可靠实施。

21.6.10 要高度重视烟囱的日常管理工作，严格烟囱定期巡检、定期检修和技术管理，新建烟囱投产或者整体改造烟囱运行一年及机组大修期，必须进行一次烟囱壁防腐情况详细检查。

21.7 防止接地网腐蚀断裂

21.7.1 接地工程防腐蚀设计应执行《交流电气装置的接地设计规》（GB50065）以及《交流电力工程接地防腐蚀技术规》Q/GDW1781中有关规定。

21.7.2 接地工程在设计和施工之前，应取水试样或土试样进行腐蚀性评价试验，并应考虑交直流电流干扰，确定土壤腐蚀性等级，选择合适的防腐蚀措施。

21.7.3 接地装置材料应选择正规厂家合格产品，必要时可进行成分化验及主要性能试验。选用热浸镀锌钢时，基材宜选用Q235钢，热浸镀锌层表面质量应符合GB/T 13912要求；选用铜材质时，应选用纯铜；选用铜覆钢时，基材宜选用Q235钢，覆层材料应选用纯铜；铜覆钢厚度及质量应符合Q/GDW 466要求；选用不锈钢覆钢时，应选用冶金复合工艺制造的产品，不锈钢可选用316L或304材质。

21.7.4 在使用铜或铜覆钢或不锈钢覆钢接地网时，应考虑可能对接地网附近钢构架，地下电缆及接地装置造成的电偶腐蚀，必要时需专题说明，并进行技术经济论证。铜或铜覆钢焊接时应采用热熔焊；钢材和铜材异种金属连接时，应采用热熔焊。焊接连接部位不小于2m围的铜材端涂装防腐涂料，钢材端应加阴极保护。

21.7.5 当采用降阻剂、离子接地极等降阻措施时，不应对土壤和地下水造成污染，不应对接地装置造成附加腐蚀。

21.7.6 接地网宜设计专门供腐蚀速率检测的测试桩及测试用接地体，其埋设位置应具有腐蚀代表性，能反映整体变电站的腐蚀状况。正常运行时，测试用接地体应与接地网相连，测试时应断开。

21.7.7 接地防腐蚀涂料应符合国家、行业标准，满足附着力、耐腐蚀性、抗冲击、抗温度变化等要求时方可使用，应有完备的材质证明资料，包括产品批号、合格证、检验资料和含有工艺参数的产品说明书。

21.7.8 施工时选用的涂料品种应与所要求的表面预处理等级相符，并能满足涂装施工的环境条件；接地装置的裸露部分、接地引下线、接地搭接焊接部位以及处于潮湿的地沟、或干湿交替的土壤空气交界处，应进行表面预处理与涂装。

21.7.9 在役电厂接地网发生较为严重的腐蚀时，应采取阴极保护或更换接地网的措施，防止腐蚀加剧，同时取水试样或土试样确认其腐蚀性。

21.7.10 应定期（实际间隔应不大于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压和跨步电压测量不符合设计要求，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。

21.7.11 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。

21.8 防止设备停（备）用腐蚀

21.8.1 火力发电厂热力设备停（备）用期间应采取有效的防锈蚀措施。

21.8.2 火力发电厂应根据其实际情况制定相应的热力设备防锈蚀保护制度。

21.8.3 化学专业应负责制定保护方案，检验防锈蚀药剂，进行加药和保护期间化学监督，并对保护效果进行检查、评价和总结。

21.8.4 热机专业应负责防锈蚀设备和系统的安装、操作和维护，并建立操作台帐。

21.8.5 停（备）用热力设备的防锈蚀率80％及以上和防锈蚀指标合格率达到90％及以上。停备用一个月以上时，应采用腐蚀指示片检测防锈蚀率。

21.8.6 根据热力设备在停（备）用期间的防锈蚀所处状态不同，选用合适的防锈蚀方法。

21.8.7 根据机组的参数和类型，机组给水、炉水处理方式，停（备）用时间的长短和性质，现场条件、可操作性和经济性，选择相应的防锈蚀方法。此外，还应该考虑下列因素：a）停（备）用所采用的化学条件和运行期间的化学水工况之间的兼容性。b）防锈蚀保护方法不会破坏运行中所形成的保护膜。c）防锈蚀保护方法不应影响机组按电网要求随时启动运行。d）废液排放应符合GB 8978的规定。e）冻结的可能性。f）当地大气条件（例如海滨电厂的盐雾环境）。g）所采用的保护方法不影响检修工作和检修人员的安全。

21.8.8 锅炉采用干法进行保护时，应采取措施，放干尽过热器、再热器下弯头积水。

21.8.9 热网停备用期间，应采用气相缓蚀剂法、氨-还原法或充氮法防腐蚀。

21.9 防止油气系统腐蚀事故

21.9.1 制氢站凡与电解液接触的设备和管道，不得在其部涂刷红丹和其他防腐漆；如已涂刷，则应在组装前清洗干净。（DL5190.6《电力建设施工技术规 第6部分 水处理及制氢设备和系统》）

21.9.2 制氢站制氢系统电解液中必须添加五氧化二钒或重铬酸钾等助剂，以降低极间电压，减轻电解槽的腐蚀。

21.9.3 制氢站用于电解液系统的阀门和垫圈，不得使用铜材和铝材。（DL5190.6《电力建设施工技术规 第6部分 水处理及制氢设备和系统》）

21.9.4 磷酸酯抗燃油在运行过程中，应投入旁路再生装置，通过旁路再生装置仍不能将油的电阻率恢复至合格围，应采取换油措施，以免引起伺服阀及油系统精密金属部件被腐蚀损坏而危及机组的安全运行。（DL/T571《电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则》）

21.9.5 运行过程中应加强对磷酸酯抗燃油中的水分、氯含量、电阻率和酸值等指标的监督。（DL/T571《电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则》）

21.9.6 使用磷酸酯抗燃油的电液调节系统的橡胶密封材料宜选用氟橡胶。（DL/T571《电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则》）

21.9.7 应加强运行过程中对涡轮机油中水分、液相锈蚀和酸值等指标的监督。

21.9.8 应加强运行过程中变压器油酸值、介质损耗因数、电阻率以及腐蚀性硫等指标的监督。

21.9.9 应严格控制SF6电气设备中气体湿度在标准允许围，对于湿度超标的SF6电气设备应及时进行处理。

21.10 防止水处理设备腐蚀事故

21.10.1 除盐水箱、凝补水箱的壁应采取合适的防腐措施并定期检查防腐层的完好性，避免腐蚀的发生并污染除盐水水质，如有脱落应及时修补并进行漏电检验。

21.10.2 离子交换除盐设备、前置过滤器、盐酸储罐壁应选用橡胶防腐并定期检查防腐层的完好性，如有脱落应及时修补并进行漏电检验。

21.10.3 离子交换树脂再生的酸碱废液流经的沟道、水池等应做好防腐，并定期检查防腐层的完整性，如有损坏应及时修补。

21.10.4 离子交换树脂再生用的酸管道壁宜采用衬胶、衬塑防腐，并定期检查酸管道外壁的腐蚀情况，如有腐蚀泄漏应及时修补或更换。

21.10.5 超滤产水箱至反渗透进口的管道宜选用不锈钢管道，以降低锈蚀产物污染反渗透的风险。

21.10.6 除盐水箱至机组补水管应选用不锈钢管道，减少腐蚀产物随除盐水带入热力系统引起的风险。

21.10.7 应定期对再生系统酸碱相关阀门进行检查，同时树脂再生应严格按照规程执行，防止酸碱漏入除盐水。

21.10.8 应定期检查废水贮存池壁的防腐层，如有破损、脱落等应及时进行修补。

21.11 防止水工结构腐蚀

21.11.1 水利水电工程金属结构，包括闸门、拦污栅、启闭机、压力钢管、清污机及过坝通航金属结构设计、制造、安装、验收及运行管理应制定专门的防腐方案，并严格执行。（水工金属结构防腐蚀规）

21.11.2 水利水电工程金属结构防腐蚀施工相关的质检员、操作工应具备相关专业知识并持证上岗；施工单位应取得相应的防腐蚀施工专业能力证书； 防腐蚀施工质量检测仪器应经计量检定合格并在有效期。（水工金属结构防腐蚀规）

21.11.4 加强水利水电工程金属结构维护，对设备腐蚀情况定期检查，防止腐蚀引起事故。（水工金属结构防腐蚀规）

21.11.5 涂装施工及表面预处理过程中，环境相对湿度或露点温度必须满足要求；除油、清洁度、粗糙度满足质量评定标准。（水工金属结构防腐蚀规）

21.11.6 金属涂层外观应均匀一致，无金属熔融粗颗粒、起皮、鼓泡、裂纹、掉块及其他影响使用的缺陷。厚度、结合强度满足设计规定。（水工金属结构防腐蚀规）

21.11.7 阴极保护的设计年限应满足结构的使用年限或维护周期；碳素钢或者低合金钢的水工金属结构的阴极保护电位，应达到-0.95V以下，但不能损坏表面涂层。（水工金属结构防腐蚀规）

21.11.8 化学侵蚀性环境中，宜测定水中或土中SO42-、水中Mg2+和水中CO2的含量和pH值，根据其含量和水的酸性确定化学侵蚀程度。有化学侵蚀倾向或已发生明显的侵蚀时，应采取特殊表面涂层、覆盖防腐材料、阴极保护等措施。（水工混凝土设计规程）

21.11.9 对水工和海上风电场钢结构的腐蚀状况及防腐蚀效果应定期进行巡视检查和定期检测。巡视检查周期宜为三个月，主要容包括大气区、浪溅区涂层老化破坏情况及结构腐蚀状况、全浸区阴极保护电位；定期检测周期一般为5年，可根据巡视检查结果的腐蚀状况适当缩短检测周期。检测应查明结构腐蚀程度，评价防腐蚀系统效果，预估防腐蚀系统使用年限，提出处理措施和意见。（NB/T31006海上风电场钢结构防腐蚀技术标准）

22 防止发电厂、变电站全停及重要客户停电事故

22.1 防止发电厂全停事故

22.1.1 加强两票三制管理

22.1.1.1 运行人员应做好机组日常定期试验、轮换等各项基础性工作，确保设备可靠运行和备用。

22.1.1.2 运行人员应严格执行电网有关规程、规定。操作前认真核对接线方式，检查设备状况。执行操作票中，不跳项、不漏项，严防发生误操作事故。运行倒闸操作属于重要或复杂的操作，相关技术人员、领导应现场给予指导和监护。

22.1.1.3 加强热控、继保维护人员在设备检修中的监护操作，防止“三误”发生。

22.1.2 加强DCS、ECS、AVC的维护管理

22.1.2.1 热控保护柜、继电保护柜、DCS控制柜和接口柜应有可靠通风和防止灰尘侵入的措施，风扇及滤网要定期清理维护，确保柜清洁。

22.1.2.2 电子设备间空调设备要有冗余配置，保证可靠工作，防止空调设备故障造成保护及控制装置过热失灵。

22.1.2.3 在运行设备二次回路上的工作必须有安全措施票。

22.1.2.4 新建机组卫星对时必须采用北斗时钟系统。运行机组要逐步将时钟由GPS时钟改为北斗时钟系统。

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

22.1.2.6 严禁运行中修改监控系统工程师站、操作员站时钟。

22.1.2.7 利用机组停机机会，联系DCS厂家维护人员对操作系统进行维护。

22.1.2.8 应按保证机组安全稳定运行的原则设置AGC、AVC调节上下限，并报调度部门备案，超出上下限时应能自动闭锁或切换手动控制。AGC下限应大于锅炉最低稳燃负荷；AVC下限应大于低励限制并满足厂用电电压要求，AVC上限限制应不大于过励限制并保证发电机电压在正常围。

22.1.3 加强厂用电管理

22.1.3.1 厂用各380V母线负荷应均匀分配，各母线电流在正常围。

22.1.3.2 厂用电10KV、6KV、380V应有防止非同期并列的技术措施。

22.1.3.3 加强厂用电防误闭锁装置运行和维护管理，确保已装设防误闭锁装置的电脑钥匙的使用，必须严格按照规定执行。

22.1.3.4 对400V重要动力电缆应选用阻燃电缆，已采用非阻燃塑料电缆的，应采用分层阻燃。

22.1.3.5 自动准同期装置和厂用电切换装置宜单独配置。

22.1.4 加强直流系统、保安电源和保护、控制电源管理

22.1.4.1 使用交流电源的测量、监视、控制装置与直流回路有联系的，要对交流电源进行隔离，防止交流电源串入直流回路。柜交流电缆与直流电缆线芯应分开布置，在端子排上用空端子隔开，并涂成红色加以区分。严禁在保护柜、接口柜、DCS控制柜引接检修试验电源。

22.1.4.2 直流电源管理

22.1.4.2.1 升压站、机组、辅助车间直流系统应独立设置。

22.1.4.2.2 机组的控制直流电源，应采用每台机组两组蓄电池、三台充电装置的方案。机组动力直流系统，应采用每一主控单元两组蓄电池、三台充电装置的方案。蓄电池容量必须满足事故保安负荷的需求。

22.1.4.2.3 直流系统用开关应使用具有自动脱扣功能的直流断路器，不允许使用交流断路器。

22.1.4.2.4 蓄电池组总出口应采用熔断器保护方式。直流系统其它位置应使用直流断路器保护方式。

22.1.4.2.5 直流电源系统绝缘监测装置，不应采用注入式测量原理。应逐步采用具有监测交流分量能力的装置。

22.1.4.2.6 机组正常停机前应对保护及控制系统直流电源进行拉路试验，确认直流电源突然消失及突然恢复时不会发生误动。

22.1.4.2.7 同一直流系统的两段直流母线不得长时间合环运行。应逐一排查所有直流负荷，防止在两路直流供电的负荷部将两段直流母线合环。一组蓄电池因故退出时，两段母线可通过联络开关并列运行。

22.1.4.2.8 当直流系统发生一点接地后，应及时查明原因并排除故障。

22.1.4.3 保安电源管理

22.1.4.3.1 加强事故保安电源的维护管理，严格执行柴油发电机、汽轮机交流润滑油泵、直流润滑油泵、直流密封油泵定期试验制度。机组检修或停备6天以上时，应进行保安段失电联锁试验及接带负荷试验。

22.1.4.3.2 一个单元两台机组的企业，考虑增加两台机组保安备用段联络开关，当任何一台柴油发电机短时无法启动时，另一台柴油发电机可以同时为两台机组的重要设备供电，但应确保柴油发电机不过载。

22.1.4.3.3 柴油发电机蓄电池充电电源、加热器电源应取自380V保安段。全厂停电时，谨防柴油发电机多次启动蓄电池容量不足。北方寒冷地区应注意柴油发电机房的保暖。

22.1.4.3.4 为保证全厂停电后脱硫系统浆液搅拌器工作，应设置脱硫事故保安电源，备用电源取自机组保安电源。

22.1.4.4 保护和控制电源管理

22.1.4.4.1 保护及控制系统电源应使用同一属性的双路电源供电，不符合要求的装置应逐步进行改造。

22.1.4.4.2 不准使用机组UPS电源串带小UPS电源向设备供电。

22.1.4.4.3 DCS操作员站电源应分别独立取自UPS电源或保安电源，不准采用电源切换装置进行统一供电。其中至少一台DCS操作员站采用保安电源串带小UPS电源供电。

22.1.4.4.4 使用交流电源的测量、监视、控制装置与直流回路有联系的，要对交流电源进行隔离，防止交流电源串入直流回路。柜交流电缆与直流电缆线芯应分开布置，在端子排上用空端子隔开，并涂成红色加以区分。严禁在保护柜、接口柜、DCS控制柜引接检修试验电源。

22.1.4.4.5 不同属性（交、直流）的控制回路严禁使用同一根电缆。

22.1.5 加强公用系统管理

22.1.5.1 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。

22.1.5.2 水源地管理

22.1.5.2.1 水源地工作电源应最少采用取自不同电源点的双路电源供电，电源母线之间应装设联络开关。

22.1.5.2.2 水源地供电线路应做好防止雷击的措施。架空线路下方不允许种植树木，周边树木应留有足够的安全距离。

22.1.5.2.3 水源地应装设独立可靠的直流控制电源。

22.1.5.2.4 水源地宜采用双路管线向发电厂供水，管线系统的阀门应能可靠进行隔离

22.1.5.2.5 应对水源地井群的观测孔进行监测，记录地下水位历史趋势。

22.1.5.2.6 江、河、湖作为取水口的，做好低水位、高水位管理，要特别注意自然灾害时大量杂物堵塞取水口。

22.1.5.2.7 发电厂蓄水池应保持高液位运行。

22.1.5.3 循环水管理

22.1.5.3.1 每台循环水泵出口碟阀的控制和动力电源应相互独立，并使用双路电源供电。

22.1.5.3.2 由DCS公用部分对多台机组循环水泵进行控制的，应采取措施防止网络故障时多台循环水泵跳闸。

22.1.5.3.3 日常运行中应做好水塔周围杂物、落叶的清理工作。

22.1.5.3.4 北方电厂应做好水塔、空冷岛防冻工作，防止发生冰凌堵塞导致停机。

22.1.5.4 水用户管理

22.1.5.4.1 应定期化验除盐水箱水质情况，并核对液位，防止发生水质污染、除盐水不足导致的全厂停电事故。

22.1.5.4.2 应加强脱硫工艺水管理，根据现场实际情况制定脱硫工艺水中断应急处置方案。另外脱硫吸收塔入口事故喷水宜采用消防水做备用水源。

22.1.5.4.3 应有可靠措施防止消防雨淋阀误动。加强柴油消防泵的定期试验和日常维护保养工作，保证全厂停电时能够正常启动。

22.1.5.5 压缩空气管理

22.1.5.5.1 空气压缩机（包括干燥机）应采用分段供电并有备用电源。

22.1.5.5.2 空压机冷却水应有备用水源。

22.1.5.5.3 压缩空气母管在每台机组之间必须装设隔离门，母管到各机组应有分路总门。

22.1.5.5.4 由DCS公用部分控制的空气压缩机系统，要防止在网络故障时导致多台空压机跳闸。

22.1.5.5.5 储气罐应每天进行手动放水，北方寒冷地区储气罐底部放水管、阀门应有防冻措施。

22.1.5.5.6 压缩空气至凝结水精处理系统阀门要严密，防止水进入压缩空气系统导致机组停运。

22.1.5.5.7 脱硫吸收塔入口事故喷水气动阀应采用失气打开的气关阀，事故情况下能迅速打开。

22.1.5.6 输煤系统管理

22.1.5.6.1 应经常检查输煤系统，发现积煤、积粉及时清理，防止自燃引发火灾。严防“三块”进入输煤系统，堵塞在皮带、辊筒周围，造成设备故障。

22.1.5.6.2 输煤系统的装修装饰材料应采用阻燃材料。

22.1.5.6.3 应定期试验输煤系统消防水喷淋系统，检查动作正常。

22.1.6 加强电缆管理

22.1.6.1 动力电缆和控制电缆应分层敷设，严禁两种电缆混合敷设。

22.1.6.2 升压站双重化保护的控制电缆应经各自独立的通道敷设。

22.1.6.3 应特别注意辅助公用系统的电缆布置。在电缆竖井、隧道连接处等电缆密集区应加强防火封堵。

22.1.6.4 尽量减少动力电缆中间接头，已有中间接头应使用耐火防爆槽盒将其封闭。

22.1.6.5 对于照明、检修电源要加强管理。防止使用不当引起负荷不平衡、过负荷，造成电缆发热、着火。要加强此类电缆的季节性、特殊天气、机组大小修中的过程管理，要加强检查、维护和预防性试验工作。

22.1.6.6 电缆回路设备跳闸时，要查明原因，消除缺陷。防止合闸至故障上，造成电缆冲击损坏、着火。

22.1.6.7 电缆夹层、电缆竖井和电缆沟应有火灾报警装置并定期检测。

22.2 防止变电站和发电厂升压站全停事故

22.2.1 完善变电站一、二次设备。

22.2.1.1 省级主电网枢纽变电站在非过渡阶段应有3条及以上输电通道，在站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 枢纽变电站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。

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，重要线路和设备按双重化原则配置相互独立的保护。传输两套独立的主保护通道相对应的电力通信设备也应为两套完整独立的、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，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于扰造成保护装置误动出口。

22.2.1.8 定期对隔离开关、母线支柱绝缘子进行超声波探伤，及时发现缺陷并处理，避免发生支柱绝缘子断裂。母线至PT、避雷器引下线金具要检查是否有裂纹。

22.2.1.9 架构、管式母线、载流导线空心接头、隔离开关等设备设施，应做好防止进水及排放水措施，避免存水冬季结冰膨胀造成设备损坏。

22.2.1.10 升压站周围建筑设施外护板、宣传栏、条幅等要固定牢固，防止大风天气脱落。周边杂物要及时清理，严禁在升压站附近放风筝。

22.2.1.11 要防止小动物、鸟类筑巢造成设备操作卡涩拒动、短路接地等事故的措施。

22.2.1.12 严禁从控制箱、端子箱引接检修电源。控制箱、端子箱要装设加热器，防止受潮、结露。

22.2.1.13 新建机组发变组出口断路器应具备就地手动跳闸功能。

22.2.1.14 要重视全厂接地网、设备接地引下线、独立避雷针接地体的检测和维护。

22.2.2 防止污闪造成的变电站和发电厂升压站全停。

22.2.2.1 变电站和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。

22.2.2.2 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。

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 对于易发生秸雪、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8～10cm；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》（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发电厂升压站用直流电源系统必须相互独立。

22.2.3.3 变电站、发电厂升压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、发电厂升压站及重要的220kV变电站、发电厂升压站应采用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、发电厂升压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，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，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 变电站、发电厂升压站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。

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。

22.2.3.11 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。

22.2.3.12 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。

22.2.3.13 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。

22.2.3.14 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。

22.2.3.15 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独立的通道，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. 16 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。

22.2.3.17 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。

22.2.3.18 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。

22.2.3.19 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。

22.2.3.20 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。

22.2.3.21 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、发电厂升压站的直流电源系统，应进行直流断路器的级差配合试验。

22.2.3.22 严防交流窜入直流故障出现。

22.2.3.22.1 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。

22.2.3.22.2 现场端子箱不应交、直流混装，现场机构箱应避免交、直流接线出现在同一段或串端子排上。

22.2.3.23 加强直流电源系统绝缘监测装置的运行维护和管理。

22.2.3.23.1 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。

22.2.3.23.2 直流电源系统绝缘监测装置，应具各检监测蓄电池组和单体蓄电池绝缘状态的功能。

22.2.3.23.3 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。

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。

22.2.4.5 非运行人员严禁对升压站设备进行操作。

22.2.4.6 储能开关的操作特点、储能特性要编入规程，运行和点检人员要熟练掌握，开关频繁储能时要及时查找原因并消除。

22.2.4.7 操作隔离开关、接地刀闸时，运行、点检人员要在就地监护操作、检查，防止机构卡涩、晃动造成支柱绝缘子断裂。

22.2.4.8 应具备极端情况下机组出口断路器失去操作电源后，解列发电机组的技术措施。

22.2.4.9 系统图、模拟图要根据升压站设备间隔实际布置，绘制成单线图，严防走错操作间隔。

22.2.4.10 母差保护因故停运时，禁止该母线上进行倒闸操作。

22.2.4.11 母差保护动作后，应检查确认故障设备，原因不明时严禁进行送电操作。

22.2.5 强化变电站、发电厂升压站的运行、检修管理。

22.2.5.1 运行人员必须严格执行运行有关规程、规定。操作前要认真核对接线方式，检查设备状况。严格执行“两票三制”制度，操作中禁止跳项、倒项、添项和漏项。

22.2.5.2 加强防误闭锁装置的运行和维护管理，确保防误闭锁装置正常运行。解锁装置的解锁钥匙必须按照有关规定严格管理。

22.2.5.3 对于双母线接线方式的变电站、发电厂升压站，在一条母线停电检修及恢复送电过程中，必须做好各项安全措施。对检修或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来电源送电。

22.2.5.4 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、发电厂升压站支柱绝缘子，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。

22.2.5.5 变电站、发电厂升压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》（GB13395-2008）规操作，母线冲洗时要投入可靠的母差保护。

22.3 防止重要用户停电事故

22.3.1 完善重要用户入网管理。

22.3.1.1 供电企业应制定重要用户入网管理制度，制度应包括对重要用户在规划设计、接线方式、电源配置、短路容量、电流开断能力、设备运行环境条件、安全性等各方面的要求。

22.3.1.2 供电企业对属于非线性、不对称负荷性质的重要用户应进行电能质量测试评估，根据评估结果，重要用户应制订相应电能质量治理方案并提交供电企业评审，保证其负荷产生的谐波成分及负序分量不对电网造成污染，不对供电企业及其自身供用电设备造成影响。

22.3.1.3 供电企业在与重要用户签订供用电协议时，应按照国家法律法规、政策及电力行业标准，明确重要用户供电电源、自备应急电源及非电保安措施配置要求，明确供电电源及用电负荷电能质量标准，明确双方在电气设备安全运行管理中的权利义务及发生用电事故时的法律责任，明确重要用户应按照电力行业技术监督标准，开展技术监督工作。重要用户应制订停电事故应急预案。

22.3.2 合理配置供电电源点。

22.3.2.1 特级重要电力用户具备三路电源供电条件，至少有两路电源应当来自不同的变电站，且变电站应由不同电源供电。当任何两路电源发生故障时，第三路电源能保证独立正常供电。

22.3.2.2 一级重要电力用户具备两路电源供电条件，两路电源应当来自两个不同的变电站，当一路电源发生故障时，另一路电源能保证独立正常供电。

22.3.2.3 二级重要电力用户具备双回路供电条件，供电电源可以来自同一个变电站的不同母线段。

22.3.2.4 临时性重要电力用户按照供电负荷重要性，在条件允许情况下，可以通过临时架线等方式具备双回路或两路以上电源供电条件。

22.3.2.5 重要电力用户供电电源的切换时间和切换方式要满足国家相关标准中规定的允许中断供电时间的要求。

22.3.3 加强为重要用户供电的输变电设备运行维护。

22.3.3.1 供电企业应根据国家相关标准、电力行业标准，针对重要用户供电的输变电设备制定相应的运行规、检修规、反事故措施。

22.3.3.2 根据对重要用户供电的输变电设备实际运行情况，缩短设备巡视周期、设备检修周期。

22.3.4 加强对重要用户自备应急电源检查工作。

重要用户自备应急电源应在供电企业登记备案，供电企业应对重要电力用户配置的自各应急电源进行定期检查，重点检查重要用户自各应急电源配置使用应符合以下要求：

22.3.4.1 重要用户自备应急电源配置容量标准应达到保安负荷的120%。

22.3.4.2 重要用户自备应急电源启动时间应满足安全要求。

22.3.4.3 重要用户自备应急电源与电网电源之间应装设可靠的电气或机械锁装置，防止倒送电。

22.3.4.4 重要用户自备应急电源设备要符合国家有关安全、消防、节能、环保等技术规和标准要求。

22.3.4.5 重要用户新装自各应急电源技入切换装置技术方案要符合国家有关标准和所接入电力系统安全要求。

22.3.4.6 重要电力用户应按照国家和电力行业有关规程、规和标准的要求，对自各应急电源定期进行安全检查、预防性试验、启机试验和切换装置的切换试验。

22.3.4.7 重要用户不应自行变更自各应急电源接线方式。

22.3.4.8 重要用户不应自行拆除各自应急电源的闭锁装置或者使其失效。

22.3.4.9 重要用户的自备应急电源发生故障后应尽快修复。

22.3.4.10 重要用户不应擅自将自备应急电源转供其他用户。

22.3.5 督促重要用户整改安全隐患。

22.3.5.1 供电企业生产部门、调度部门应建立重要电力客户电网侧安全隐患排查机制，定期（至少半年一次）对重要电力客户供电情况进行排查，对发现的电网责任安全隐患进行整改。

22.3.5.2 供电企业应督促重要客户编制反事故预案，定期开展反事故演习，每年组织开展电网和重要用户端的联合演习。

22.3.5.3 对属于用户责任的安全隐患，供电企业用电检查人员应以书面形式告知用户，积极督促用户整改，同时向政府主管部门沟通汇报，争取政府支持，建立政府主导、用户落实整改、供电企业提供技术服务的长效工作机制。

23 防止水轮发电机组（含抽水蓄能机组）事故

23.1 防止机组飞逸

23.1.1 设置完善的剪断销剪断（破断连杆）、调速系统低油压、电气和机械过速等保护装置。过速保护装置应定期检验，并正常投入。对水机过速140%额定转速、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 新机组投运前或机组大修后必须通过甩负荷和过速试验，验证水压上升率和转速上升率符合设计要求，过速整定值校验合格。

23.1.4 工作闸门（主阀）应具备动水关闭功能，导水机构拒动时能够动水关闭。应保证工作闸门（主阀）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。

23.1.5 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，应当在中控室能够进行人工紧急关闭，并定期进行落门试验。

23.1.6 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、粘度增大，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。

23.1.7 机组检修时做好过速限制器的分解检查，保证机组过速时可靠动作，防止机组飞逸。

23.1.8 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。

23.1.9 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。

23.1.10 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。

23.1.11 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。

23.1.12 每年结合机组检修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的联动性能。

23.1.13 新投产机组或机组大修后，应结合机组甩负荷试验时转速升高值，核对水轮机导叶关闭规律是否符合设计要求，并通过合理设置关闭时间或采用分段关闭，确保水压上升值不超过规定值。

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，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。电力调度机构应加强与水电站的沟通联系，了解和掌握所调度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 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，对巳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。

23.2.1.3 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。

23.2.1.4 水电站应安装水轮发电机组在线监测系统，对机组的运行状态进行监测、记录和分析。对于机组振动、摆度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和事故停机回路。

23.2.1.5 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。

23.2.1.6 水轮机过流部件应定期检修，重点检查过流部件裂纹、磨损和汽蚀，防止裂纹、磨损和大面积汽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，转轮大面积补焊或更换新转轮必须做静平衡试验。

23.2.1.7 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。

23.2.1.8 水轮机的轮载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。

23.2.1.9 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。

23.2.1.10 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。

23.2.1.11 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，水轮机轮载与主轴等重要受力、振动较大的部位螺栓经受过两次紧固拉伸后应全部更换。

23.2.1.12 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。

23.2.1.13 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。

23.2.1.14 灯泡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。

23.2.1.15 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。

23.2.2 防止水轮机导轴承事故。

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，压力变送器和示流器等装置工作正常。

23.2.2.3 技术供水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。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 水轮机导轴承的间隙应符合设计要求，轴承瓦面完好无明显磨损，轴承瓦与主轴接触面积符合设计标准。

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。

23.2.3 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。

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。

23.2.4 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 及时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（参见10.1）。

23.3.1.1 定子绕组在槽应紧固，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，并定期按照《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596-1996）的要求进行试验（参见10.2.1）。

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（参见10.10）。

23.3.2.3 定期对抽水蓄能发电/电动机线棒端部与端箍相对位移与磨损进行检查，发现端箍与支架连接螺栓松动应及时处理。

23.3.2.4 卧式机组应做好发电机风洞及引线端部油、水引排工作，定期检查发电机风洞应无油气，机仓底部无积油、水。

23.3.3 防止转子绕组臣间短路。

23.3.3.1 调峰运行机组参见10.4.2。

23.3.3.2 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臣阴短路。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。

23.3.4 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 发电机绝缘过热装置报警时参见10.6.1。

23.3.4.4 新投产机组或机组检修，都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。对铁芯绝缘有怀疑时，应进行铁损试验。

23.3.4.5 制造、运输、安装及检修过程中，应注意防止焊渣或金属屑等微小异物掉入定子铁芯通风槽。

23.3.5 防止发电机机械损伤。

23.3.5.1 在发电机风洞作业，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 应尽量避免机组在振动负荷区或气蚀区运行。

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。

23.3.6 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，油质不合格禁止启动机组。

23.3.6.3 冷却水温、油温、瓦温监测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 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。

23.3.8 防止发电机转子绕组接地故障（参见10.11）。

23.3.9 防止发电机非同期并网（参见10.9）。

23.3.10 防止励磁系统故障引起发电机损坏。

23.3.10.1 严格执行调度机构有关发电机低励限制和PSS的定值要求，并在大修进行校验。

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

23.3.10.3 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。

23.3.10.4 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。

23.3.10.5 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。

23.3.10.6 励磁系统中两套励磁调节器的电压回路应相互独立，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。

23.4 防止抽水蓄能机组相关事故

23.4.1 防止机组调相工况运行时主轴密封、迷宫环温度过高损坏。

23.4.1.1 机组技术供水的压力、流量等应满足各种工况及工况转换的要求。

23.4.1.2 机组调相运行应重点关注机组主轴密封、迷宫环的温度以及机组振动情况。

23.4.2 防止机组相关紧固件、连接件及预埋件损坏。针对抽水蓄能机组高压力、高水头、高转速、开机频繁特点，应定期进行紧固件、连接件及预埋件的检查。

23.4.3 防止水库水位过低，输水流道进入空气。

23.4.3.1 定期对上下库水位监测装置进行校验，保证数据与现场一致。

23.4.3.2 根据上下水库的死水位，制定上下水库的水位限幅值，并进行水位限幅试验。

23.4.3.3 设置上下库水位最低运行报警值，定期检验报警装置是否能正常动作。

23.4.4 防止进水球阀水力振荡。

23.4.4.1 机组应避免在“S”区运行或振动区运行。

23.4.4.2 进水球阀在设计上应能防止振荡发生时产生位移。

23.4.4.3 机组在发生水力振荡时，应迅速查明水力不平衡的原因，并尽量降低机组有功出力或停机。

23.4.5 防止背靠背（BTB）启动事故。

23.4.5.1 机组背靠背启动涉及原动机和被拖机控制和配合，机组启动过程中应有确保机组自动开机而非单步开机的安全措施，同时应实现静止变频器（SFC）抽水启动、背靠背抽水启动之间的相互闭锁。

23.4.5.2 抽水蓄能机组背靠背启动过程中，应确保在启动过程中发生事故时，启动原动机和被拖机事故停机。

23.4.5.3 抽水蓄能机组背靠背启动过程中，原动机和被拖机转速应保持同步。原动机和被拖机转差大于设定值（根据实际试验情况确定）时，启动原动机和被拖机事故停机。

23.4.5.4 抽水蓄能机组背靠背抽水启动过程中，应设置机组启动一定时间（根据实际情况确定）未能检测到原动机/被拖机转速的保护，启动原动机和被拖机事故停机。

23.4.6 防止抽水启动及水泵运行事故。

在水泵启动及运行过程中，可靠投入溅水功率保护、低功率保护，防止机组启动及运行事故。机组调相运行时，要求具有完善的压水控制流程及相关保护，能够根据监控命令可靠地开启或关闭压水补气阀，当出现水位异常上升时，相关保护能正确动作停机。

23.4.7 防止静止变频器故障，机组无法进行水泵及水泵调相工况启动。

23.4.7.1 静止变频器应满足启动发电电动机至额定转速的时间和频率变化的要求。

23.4.7.2 任意两台机组之间应能满足背靠背启动要求，在启动回路上，背靠背启动和静止变频器启动时应配置相应闭锁。

23.4.7.3 定期对静止变频器冷却水系统进行检查，对存在漏水、水量减少、水压降低的缺陷应及时消除。

23.4.7.4 静止变频器设备间应配置温湿度调节设备，应有防止静止变频器系统长时间停运时冷却水管路结露的措施。

23.4.7.5 要定期对静止变频器对励磁电流设定值的变送器和励磁电流反馈的变送器进行效验，防止因励磁不启动或者是励磁电流没能达到静止变频器启动的要求，造成静止变频器转子位置测量错误，导致静止变频器启动不成功。

23.4.7.6 静止变频器工作时所产生的谐波电流和谐波电压值应不影响发电电动机保护、励磁、调速器、自动准同期装置、中性点接地装置及其他设备的正常在行。

23.4.7.7 静止变频器输入变压器保护装置必须完善可靠，严禁变压器无保护投入运行。

23.4.7.8 静止变频器输入及输出变压器为油变者要定期进行油色谱分析，严禁超标运行。对有水冷却器系统的要有防止变压器本体结露的措施。

23.4.8 防止蓄能机组运行时球阀事故。

23.4.8.1 定期对球阀控制回路及回路上的相关元器件进行检查，保证回路绝缘合格、各元器件工作正常。

23.4.8.2 对于球阀紧停阀为失电动作的机组，其控制电源需冗余配置，并与其他回路隔离。

23.4.8.3 当机组抽水工况运行，球阀突然自动关闭时，保护系统的抽水工况低功率与溅水功率保护应能可靠动作停机。

23.4.8.4 确保进水球阀密封能正常投退，球阀能自动关闭。

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。

24.1.2 大坝、厂房的监测设计需与主体工程同步设计，监测项目容和设施的布置在符合水工建筑物监测设计规基础上，应满足维护、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 厂房设计应设有正常及应急排水系统。

24.1.5 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。

24.2 落实大坝、厂房施工期防洪、防汛措施

24.2.1 施工期应成立防洪度汛组织机构，机构应包含业主、设计、施工和监理等相关单位人员，明确各单位人员权利和职责。

24.2.2 施工期应编制满足工程度汛及施工要求的临时挡水方案，报相关部门审查，并严格执行。

24.2.3 大坝、厂房改（扩）建过程中应满足各施工阶段的防洪标准。

24.2.4 项目建设单位、施工单位应制定工程防洪应急预案，并组织应急演练。

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、运行单位审查后实施。

24.2.6 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。

24.2.7 施工单位应于汛前按设计要求和现场施工情况制订防汛措施报监理单位审批后成立防汛抢险队伍，配置足够的防汛物资，做好防洪抢险准备工作。建设单位应组织做好水情预报工作，提供水文气象预报信息，及时通告各参建单位。

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。