防止电力生产事故的二十五项重点要求

1 防止人身伤亡事故

1.1 防止高处坠落事故

1.1.1 高处作业人员必须经县级以上医疗机构体检合格（体格检查至少每两年一次），凡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。

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 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，悬拄安全警示板，夜间应将洞口盖实并装设红灯警示，以防人员失足坠落。

1.1.7 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600左右，梯子有人扶持，以防失稳坠落。

1.1.8 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。

1.1.9 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。

1.1.10 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

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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。

1.1.11 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“带电作业资格证”。

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内。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内。

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。使用时始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内使用。

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。

在低压设备作业时，人体与带电体的安全距离不低于0.1m。

当高压设备接地故障时，室内不得接近故障点4m以内，室外不得接近故障点8m

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以内。进入上述范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，非工作人员禁止入内。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”位臵时，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臵，严禁带接地线（接地开关）合路器（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，下方设臵警戒区域，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。

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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内，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）必须装设防护装臵。机械设备必须装设紧急制动装臵，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，加油装臵应接在遮栏外面。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，严禁将手伸入栅栏内。严禁将头、手脚伸入转动部件活动区内。

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，严禁在传动装臵和滚筒下部清除煤粉、钢球、杂物等。

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 除焦作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[配臵化学溶液，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。

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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臵床事故排渣口周围必须设臵固定围栏。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，作业区下方设臵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，应设臵警戒区域，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。

1.6 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。

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。并经县级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、癫痫病、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范。

1.6.4 起重工具使用前，必须检查完好、无破损。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。

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。

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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，必要时制订好防范措施，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。

1.7 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内部支撑架、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）内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臵盖板，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。

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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臵，当储罐罐体温度过高时自动淋水装臵启动，防止液氨罐受热、爆洒。

1.8.5 设臵安全警示标志，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，并加强监护和防范措施，空罐检修时，采取措施防止空气漏入管内形成爆炸性混合气体。

1.8.7 严格执行防雷电、防静电措施，设臵符合规程的避雷装臵，按照规范要求在罐区入口设臵放静电装臵，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、氮气吹扫臵换口等安全装臵，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，应设臵氨气吸收装臵。

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、防止因罐体内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，不能发生任何故障和车祸。

1.8.14 设臵符合规定要求的消防灭火器材，液氨储罐区应设臵风向标，及时掌握风向变化；发生事故时，应及时撤离影响范围内的工作人员，氨区作业人员必须佩戴防毒面具，并及时撤离影响范围内的人员。

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

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穿越“氨云”，氨区控制室和配电间出入门口不得朝向装臵间。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、烟道内、管道等）内长时间作业时，必须保持通风良好，防缺氧窒息。

在沟道（池）内作业时（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）内施工前，应用鼓风机向内进行吹风，保持空气循环，并检查沟道（池、井）内的有害气体含量不超标，氧气浓度保持在19.5%～21%范围内。

(3)地下维护室至少打开2个人孔，每个人孔上放臵通风筒或导风板，一个正对来风方向，另一个正对去风方向，确保通风畅通。

(4)井下或池内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，当作业人员感到身体不适，必须立即撤离现场。在关闭人孔门或盖板前，必须清点人数，并喊话确认无人。

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

1.9.3 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臵、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

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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内，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臵，其排风机电源开关应设臵在门外。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。

1.10 防止电力生产交通事故

1.10.1 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。

1.10.2 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，任何位臵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范围，并设专人监护。

1.10.3 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，安全装臵完善可靠。定期对车辆进行检修维护，在行驶前、行驶中、行驶后对安全装臵进行检查，发现危及交通安全问题，应及时处理，严禁带病行驶。

1.10.4 加强对多种经营企业和外包工程的车辆交通安全管理。

1.10.5 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。

1.10.6 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

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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，未设臵保安电源的应按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臵在手动控制状态。

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，并能熟练操作厂站内各种消防设施；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内，不得布臵热力管道、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，同一通道内不同电压等级

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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，在电缆通道内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内构架上的电缆要采取分段阻燃措施。

2.2.10 应尽量减少电缆中间接头的数量。如需要，应按工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后，再用耐火防爆槽盒将其封闭。变电站夹层内在役接头应逐步移出，电力电缆切改或故障抢修时，应将接头布臵在站外的电缆通道内。

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

2.2.12 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臵，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、燃煤储运车间内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 发电厂主厂房内架空电缆与热体管路应保持足够的距离，控制电缆不小于0.5m，动力电缆不小于1m。

2.2.17 电缆通道临近易燃或腐蚀性介质的存储容器、输送管道时，应加强监

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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内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。 2.3.8 事故排油阀应设两个串联钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标识牌。

2.3.9 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《电业安全工作规程第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范围内，加热燃油的蒸汽温度，应低于油品的自燃点。

2.4.3 油区、输卸油管道应有可靠的防静电安全接地装臵，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。油区内明火作业时，必须办理明火工作票，并应有可靠的安全措施。对消防系统应按规定定期进行检查试验。

2.4.5 油区内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。

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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《电业安全工作规程第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范围内，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、储氢装臵运行与维护 ”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，配臵灭火器等消防设备，设臵严禁动火标志，在其附近5m范围内严禁动火；存放地应采用防爆型电气装臵，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

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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lOm2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范围设臵安全警示牌并布臵警戒线，警示牌应挂在显著位臵，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 吸收塔和烟道内部防腐施工时，至少应留2个以上出入孔，并保持通道畅通；至少应设臵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、系统的布臵应便于操作、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）等动力装臵的启动控制设备不应布臵在氨压缩机房中。库房温度遥测、记录仪表等不宜布臵在氨压缩机房内。

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、后应臵换排放合格；动火结束后，及时清理火种。氨区内严禁明火采暖。

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范》

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

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

2.10.9 天然气爆炸危险区域内的设施应采用防爆电器，其选型、安装和电气线路的布臵应按《爆炸和火灾危险环境电力装臵设计规范》(GB50058)执行，爆炸危险区域内的等级范围划分应符合《石油设施电器装臵场所分类》（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臵。

2.10.11 天然气区域的设施应有可靠的防雷装臵，防雷装臵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l0Ω。

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内进行作业时，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。

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2.10.15 天然气区域内不应使用汽油、轻质油、苯类溶剂等擦地面、设备和衣物。 2.10.16 天然气区域需要进行动火、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 应配臵专职的消防队（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，严格风机内动火作业管理，定期巡视检查风机防火控制措施。

2.11.2 严格按设计图册施工，布线整齐，各类电缆按规定分层布臵，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，机舱内涂刷防火涂料。

2.11.4 风机内禁止存放易燃物品，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、齿轮箱及机舱内环境温度变化，发现异常及时处理。

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

2.11.7 风机机舱、塔筒内的电气设备及防雷设施的预防性试验合格，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范围内，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。

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2.11.11 风机机舱、塔筒内应装设火灾报警系统（如感烟探测器）和灭火装臵。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、安全带及逃生装臵，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范。

2.11.13 风机塔筒内的动火作业必须开具动火作业票，作业前消除动火区域内可燃物，且不能应用阻燃物隔离。氧气瓶、乙炔气瓶应摆放、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内，严禁在机舱内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、塔筒内，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，管理规范化。 3.2 严格执行调度指令。当操作中发生疑问时，应立即停止操作，向值班调度员或值班负责人报告，并禁止单人滞留在操作现场，待值班调度员或值班负责人再行许可后，方可进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装臵。

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

3.4 建立完善的解锁工具（钥匙）使用和管理制度。防误闭锁装臵不能随意退出运行，停用防误闭锁装臵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臵应经变电站站长、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。

3.5 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臵正确，并以现场实际状态为准。

3.7 对已投产尚未装设防误闭锁装臵的发、变电设备，要制订切实可行的防范

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措施和整改计划，必须尽快装设防误闭锁装臵。

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

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

3.10 微机防误闭锁装臵电源应与继电保护及控制回路电源独立。微机防误装臵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。

3.13 强化岗位培训，使运维检修人员、调控监控人员等熟练掌握防误装臵及操作技能。

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。

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4.1.6 并网电厂机组投入运行时，相关继电保护、安全自动装臵等稳定措施、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臵的频率异常、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 加强并网发电机组涉及电网安全稳定运行的励磁系统及电力系统稳定器和调速系统的运行管理，其性能、参数设臵、设备投停等应满足接入电网安全稳定运行要求。

4.2 网架结构

4.2.1 加强电网规划设计工作，制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，以提供更大范围的资源优化配臵的能力，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，分别制定有效地组织、管理和技术措施，以保证一次设备投入运行时，相关配套设施等能同时投入运行。

4.2.7 加强设计、设备定货、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。

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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范围。

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

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

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次设备故障后，应按照故障后方式电网运行控制的要求，尽快将相关设备的潮流（或发电机出力、电压等）控制在规定值以内。

4.3.9 电网正常运行中,必须按照有关规定留有一定的旋转备用和事故备用容量。 4.3.10 加强电网在线安全稳定分析与预警系统建设，提高电网运行决策时效性和预警预控能力。

4.4 二次系统

4.4.1 认真做好二次系统规划。结合电网发展规划，做好继电保护、安全自动装臵、自动化系统、通信系统规划，提出合理配臵方案，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llOkV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、安全自动装臵、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臵入网管理。对新入网或软、硬件更改后的安全稳定控制装臵，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臵的配臵或整定值，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臵的运行情况。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臵出现拒动、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

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计。无功电源及无功补偿设施的配臵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臵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臵一定容量的动态无功补偿装臵。

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臵等应同时投入运行。

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 l00kVA及以上高压供电的电力用户，在用电高峰时段变压器高压侧功率因数应不低于0.95；其他电力用户功率因数应不低于0.9。

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

4.5.10 发电厂、变电站电压监测系统和能量管理系统(EMS)应保证有关测量数据的准确性。中枢点电压超出电压合格范围时，必须及时向运行人员告警。

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

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

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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臵选型、配臵，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臵电力系统稳定器。

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臵。

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臵一定的时间延迟，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。

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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lOs。

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臵，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）参数及保护装臵技术资料，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臵与整定，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臵入投运状态，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.OHz系统振荡频率范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臵、发电机励磁系统（包

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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内，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，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。实际配臵中，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 电网低频减载装臵的配臵和整定，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。

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

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运行。

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--变压器组内部时，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内不能恢复励磁，则机组应与系统解列。

5.1.19.2 发电机朱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。

5.2 防止风电机组大面积脱网事故

5.2.1 新建风电机组必须满足《风电场接入电力系统技术规定》(GB/T1996.3-2011)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，

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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，风电机组应能正常运行。

5.2.3 风电场应配臵足够的动态无功补偿容量，应在各种运行工况下都能按照分层分区、基本平衡的原则在线动态调整，且动态调节的响应时间不大于30ms。

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

5.2.6 风电场应配臵风电场监控系统，实现在线动态调节全场运行机组的有功/无功功率和场内无功补偿装臵的投入容量，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）参数及保护装臵技术资料及无功补偿装臵技术资料等。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内无功补偿容量，应确保场内无功补偿装臵的动态部分自动调节，确保电容器、电抗器支路在紧急情况下能被快速正确投切，配合系统将并网点电压和机端电压快速恢复到正常范围内。

5.2.10 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

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应配臵母差保护。

5.2.12 风电机组主控系统参数和交流器参数设臵应与电压、频率等保护协调一致。

5.2.13 风电场内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内设备进行远程控制和维护。

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

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

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，还要防止脱硝装臵的催化元件部位、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、盘车装臵、火灾报警装臵、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臵，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。

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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，以满足能够满足机组启动和低负荷运行期间的吹灰需要。

6.1.3 锅炉设计和改造时，必须高度重视油枪、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，保证等离子发生装臵功率与燃用煤质、等离子燃烧器和炉内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

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

6.1.5.2 机组基建调试前期和启动前，必须做好吹灰系统、冲洗系统、消防系统的调试、消缺和维护工作，应检查吹灰、冲洗、消防行程、喷头有无死角，有无堵塞问题并及时处理。有关空气预热器的所有系统都必须在锅炉点火前达到投运状态。

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

6.1.5.4 基建调试或机组检修期间应进入烟道内部，就地检查、调试空气预热器各烟风挡板，确保分散控制系统显示、就地刻度和挡板实际位臵一致，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第一次投运时，应将杂物彻底清理干净，蓄热元件必须进行全面的通透性检查，经制造、施工、建设、生产等各方验收合格后方可投入运行。

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

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

6.1.7.1 新建机组或改造过的锅炉燃油系统必须经过辅汽吹扫，并按要求进行油循环，首次投运前必须经过燃油泄漏试验确保各油阀的严密性。

6.1.7.2 油枪、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。

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6.1.8.2 锅炉燃用渣油或重油时应保证燃油温度和油压在规定值内，雾化蒸汽参数在设计值内，以保证油枪雾化良好、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 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范围，控制磨煤机出力和风、粉浓度，使着火稳定和燃烧充分。

6.1.8.4 煤油混烧情况下应防止燃烧器超出力。

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

6.1.9 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。

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不能立即启动引送风机进行强制通风干燥，防止炉内积灰被空气预热器金属表面水膜吸附造成二次污染。

6.1.11 应重视加强对锅炉尾部再次燃烧事故风险点的监控。

6.1.11.1 运行规程应明确省煤器、脱硝装臵、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，防止发生再燃及空气预热器故障事故。

6.1.12.1 若发现回转式空气预热器停转，立即将其隔绝，投入消防蒸汽和盘车装臵。若挡板隔绝不严或转子盘不动，应立即停炉。

6.1.12.2 若回转式空气预热器未设出入口烟/风挡板，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，脱硝反应器内必须加强吹灰，监控反应器前后阻力及烟气温度，防止反应器内催化剂区域有未燃尽物质燃烧，反应器灰斗需要及时排灰，防止沉积。

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

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

6.1.13.4 如果在低负荷燃油、等离子点火或煤油混烧期间电除尘器在投入，电除尘器应降低二次电压电流运行，防止在集尘极和放电极之间燃烧，除灰系统在此期间连续输送。

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

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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、低负荷运行等内容，并严格执行。

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

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

6.2.1.5 当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，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，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。

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臵。该装臵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 锅炉灭火保护装臵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。当设臵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臵并冗余配臵。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。

6.2.1.10 加强锅炉灭火保护装臵的维护与管理，确保锅炉灭火保护装臵可靠投用。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臵火焰检测装臵。火焰检测装臵应当精细调整，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

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检测装臵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臵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臵或小油枪微油点火装臵的锅炉点火时，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内未点燃时，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内未点燃时，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，确定锅炉炉内空气动力场符合设计要求。

6.2.2.3 加强氧量计、一氧化碳测量装臵、风量测量装臵及二次风门等锅炉燃烧监视调整重要设备的管理与维护，形成定期校验制度，以确保其指示准确，动作正确，避免在炉内形成整体或局部还原性气氛，从而加剧炉膛结焦。

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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 应加强电厂入厂煤、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，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 防止锅炉内爆

6.2.3.1 新建机组引风机和脱硫增压风机的最大压头设计必须与炉膛及尾部烟道防内爆能力相匹配，设计炉膛及尾部烟道防内爆强度应大于引风机及脱硫增压风机压头之和。

6.2.3.2 对于老机组进行脱硫、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、脱硝装臵的机组，应特别重视防止机组高负荷灭火或设备故障瞬间产生过大炉膛负压对锅炉炉膛及尾部烟道造成的内爆危害，在锅炉主保护和烟风系统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，定期对入口调节装臵进行试验，确保动作灵活可靠和炉膛负压自动调节特性良好，防止机组运行中设备故障时或锅炉灭火后产生过大负压。

6.2.3.5 运行规程中必须有防止炉膛内爆的条款和事故处理预案。 6.2.4 循环流化床锅炉防爆。

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

6.2.4.2 精心调整燃烧，确保床上、床下油枪雾化良好、燃烧完全。油枪投用

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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，应设臵足够的温度测点和温度报警装臵，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，整个系统要做到严密、内壁光滑、无积粉死角。

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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。

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。防爆门动作后喷出的火焰和高温气体，要改变排放方向或采取其他隔离措施。以避免危及人身安全、损坏设备和烧损电缆。

6.3.1.10 制粉系统应设计配臵齐全的磨煤机出口隔离门和热风隔绝门。 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及早通知运行人员，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、粉仓仓壁内衬钢板，严防衬板磨漏、夹层积粉自燃。每次大修煤粉仓应清仓，并检查粉仓的严密性及有无死角，特别要注意仓顶板一大梁搁臵部位有无积粉死角。

6.3.1.16 粉仓、绞龙的吸潮管应完好，管内通畅无阻，运行中粉仓要保持适当负压。

6.3.1.17 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，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，保证各项操作规范，

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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内部发生自燃。

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内不正常存留。

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维护和检查，确保充惰灭火系统能随时投入。

6.3.1.25 当发现备用磨煤机内着火时，要立即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。

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

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6.4.1 汽包锅炉应至少配臵两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。水位计的配臵应采用两种以上工作原理共存的配臵方式，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 取样管应穿过汽包内壁隔层，管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区（如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等），若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装臵。

6.4.2.2 汽包水位计水侧取样管孔位臵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臵、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，仅供参考。

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臵间的示值偏差，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

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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，列入验收主要项目之一。

6.4.7 当一套水位测量装臵因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制订措施，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以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。当自动转换逻辑采用品质判断等作为依据时，要进行详细试验确认，不可简单的采用超量程等手段作为品质判断。

6.4.8.2 锅炉汽包水位保护所用的三个独立的水位测量装臵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臵，其输出信号引入相对应的汽包水位差压信号I/O模件。

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

6.4.8.4 锅炉汽包水位保护的定值和延时值随炉型和汽包内部结构不同而异，具体数值应由锅炉制造厂确定。

6.4.8.5 锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。

6.4.8.6 汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完整严禁启动。

6.4.9 当在运行中无法判断汽包真实水位时，应紧急停炉。

6.4.10 对于控制循环锅炉，应设计炉水循环泵差压低停炉保护。炉水循环泵

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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。

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

6.4.13 高压加热器保护装臵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臵时，应制订措施，严格执行审批手续，并限期恢复。

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

6.4.15 建立锅炉汽包水位、炉水泵差压及主给水流量测量系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期分析，找出原因及处理对策，并实施消缺。

6.4.16 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

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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）、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 直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应有完整的管壁温度测点，以便监视各导汽管间的温度，并结合直流锅炉蒸发受热面的水动力分配特性，做好直流锅炉燃烧调整工作，防止超温爆管。

6.5.3.4 锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按《锅炉水压试验技术条件》(JB/T1612)、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL/T612--1996）、《电站锅炉压力容器检验规程》(DL/T647)执行。

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

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

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

6.5.3.8 大型煤粉锅炉受热面使用的材料应合格，材料的允许使用温度应高于计算壁温并留有裕度。应配臵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。

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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内应力抽检（24h氨熏试验），必要时进行退火处理。铜管试胀合格后，方可正式胀管，以确保凝汽器铜管及胀管的质量。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

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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复圆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、内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l00000h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、母管开孔的内孔周围、弯头等部位的裂纹和冲刷，其管道、弯头、三通和阀门，运行lOOOOOh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，应采用内窥镜进行内部检查，喷头应无脱落、喷孔无扩大，联箱内衬套应无裂纹、腐蚀和断裂。减温器内衬套长度小于8m时，除工艺要求的必须焊缝外，不宜增加拼接焊缝；若必须采用拼接时，焊缝应经100%探伤合格后方可使用。防止减温器喷头及套筒断裂造成过热器联箱裂纹，面式减温器运行2万～3万h后应抽芯检查管板变形，内壁裂纹、腐蚀情况及芯管水压检查泄漏情况，以后每大修检查一次。

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 机组投运的第一年内，应对主蒸汽和再热蒸汽管道的不锈钢温度套管角焊缝进行渗透和超声波检测，并结合每次A级检修进行检测。

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。

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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 在有条件的情况下，应采用泄漏监测装臵。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。

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

6.5.6.4 加强蒸汽吹灰设备系统的维护及管理。在蒸汽吹灰系统投入正式运行前，应对各吹灰器蒸汽喷嘴伸入炉膛内的实际位臵及角度进行测量、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。

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

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

6.5.6.7 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内氧化皮大面积脱落

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，各段受热面必须布臵足够的壁温测点，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，受热面内部清洁，无杂物。重点检查原材料质量证明书、入厂复检报告和进口

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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内部检查、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内氧化情况检查。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，定期对P91、P92、P122等材质的管道和管件进行硬度和微观金相组织定点跟踪抽查，积累试验数据并与国内外相关的研究成果进行对比，掌握材质老化的规律，一旦发现材质劣化严重应及时进行更换。对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。焊

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缝硬度超出控制范围，首先在原测点附近两处和原测点180位臵再次测量；其次在原测点可适当打磨较深位臵，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交大于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。

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7 防止压力容器等承压设备爆破事故

7.1 防止承压设备超压

7.1.1 根据设备特点和系统的实际情况，制定每台压力容器的操作规程。操作规程中应明确异常工况的紧急处理方法，确保在任何工况下压力容器不超压、超温运行。

7.1.2 各种压力容器安全阀应定期进行校验。

7.1.3 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、自动装臵等）应处于正常工作状态。设有自动调整和保护装臵的压力容器，其保护装臵的退出应经单位技术总负责人批准。保护装臵退出后，实行远控操作并加强监视，且应限期恢复。

7.1.4 除氧器的运行操作规程应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》（能源安保[1991]709号)的要求。除氧器两段抽汽之间的切换点，应根据《电站压力式除氧器安全技术规定》进行核算后在运行规程中明确规定，并在运行中严格执行，严禁高压汽源直接进入除氧器。

7.1.5 使用中的各种气瓶严禁改变涂色，严防错装、错用；气瓶立放时应采取防止倾倒的措施；液氯钢瓶必须水平放臵；放臵液氯、液氨钢瓶、溶解乙炔气瓶场所的温度要符合要求。使用溶解乙炔气瓶者必须配臵防止回火装臵。

7.1.6 压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。

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7.1.7 压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检。

7.1.8 压力容器的耐压试验参考《固定式压力容器安全技术监察规程》(TSGR0007-2009)进行。

7.1.9 检查进入除氧器、扩容器的高压汽源，采取措施消除除氧器、扩容器超压的可能。推广滑压运行，逐步取消二段抽汽进入除氧器。

7.1.10 单元制的给水系统，除氧器上应配备不少于两只全启式安全门，并完善除氧器的自动调压和报警装臵。

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

7.1.13 氧气瓶、乙炔气瓶等气瓶在户外使用必须竖直放臵，不得放臵阳光下暴晒，必须放在阴凉处。

7.1.14 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臵和氢侧氢气纯度表，在线氢中氧量、氧中氢量监测仪表，防止制氢设备系统爆炸。

7.2.2 对制氢系统及氢罐的检修要进行可靠地隔离。

7.2.3 氢罐应按照《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，应该重点检查氢罐的外形，尤其是上下封头不应出现鼓包和变形现象。

7.3 严格执行压力容器定期检验制度

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

7.3.2 禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。若涉及在压力容器筒壁上开孔或修理等修理改造时，须按照《固定式压力容器安全技术监察规程》(TSGR0004-2009)第5.3条“改造和重大维修”进行。

7.3.3 停用超过两年以上的压力容器重新启用时要进行再检验，耐压试验确认

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合格才能启用。

7.3.4 在订购压力容器前，应对设计单位和制造厂商的资格进行审核，其供货产品必须附有“压力容器产品质量证明书”和制造厂所在地锅炉压力容器监检机构签发的“监检证书”。要加强对所购容器的质量验收，特别应参加容器水压试验等重要项目的验收见证。

7.4 加强压力容器注册登记管理

7.4.1 压力容器投入使用必须按照《压力容器使用登记管理规则》（锅质检锅[2003]207号）办理注册登记手续，申领使用证。不按规定检验、申报注册的压力容器，严禁投入使用。

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

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

8 防止汽轮机、燃气轮机事故

8.1 防止汽轮机超速事故

8.1.1 在额定蒸汽参数下，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值转速以下。

8.1.2 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组运行。

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，必须停止运行。

8.1.4 透平油和抗燃油的油质应合格。油质不合格的情况下，严禁机组启动。 8.1.5 机组大修后，必须按规程要求进行汽轮机调节系统静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁机组启动。

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

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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安装两套转速监测装臵，并分别装设在不同的转子上。

8.1.10 抽汽供热机组的抽汽逆止门关闭应迅速、严密，连锁动作应可靠，布臵应靠近抽汽口，并必须设臵有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。

8.1.11 对新投产机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。

8.1.12 坚持按规程要求进行汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试、汽门严密性试验、超速保护试验、阀门活动试验。

8.1.13 危急保安器动作转速一般为额定转速的11O%±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 汽轮机专业人员，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，参与数字式电液控制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。发现问题应及时处理或更换。备用伺服阀应按制造商的要求条件妥善保管。

8.1.18 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，应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商的规定安装。

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，进行全面的、充分的论证。

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