为认真落实国家、行业及上级有关安全生产工作的法律、法规、规定和标准，有效预防发电企业建设及生产过程中人身伤亡事故，制定本措施。 1.1 适用范围
本措施适用于发电企业建设及生产过程中人身安全管理，即可用于指导人身伤亡事故的预防工作，也可作为发电企业制定有关安全生产规章制度和年度“安措”的依据。
1.2 主要依据
中华人民共和国安全生产法（2002年中华人民共和国主席令第70号） 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） 电业安全工作规程（发电厂和变电所部分）（DL408-91） 电业安全工作规程（热力和机械部分）（电安生［1994］227号） 电力建设安全工作规程（DL 5009.1-2002） 1.3 术语和定义
违章——是指在发电生产过程中，凡违反安全生产法律法规、规程制度、标准的一切不安全行为和不安全状态。
安措——是指企业从保证人身安全的角度出发，每年结合实际制定的用于改善劳动条件、防止事故、预防职业病、提高职工安全素质的安全技术劳动保护措施计划。
五同时——是指计划、布置、检查、总结、评比生产工作的时候，同时计划、布置、检查、总结、评比安全工作。 两票——指工作票、操作票。 三同时——是指新建、改建、扩建项目的劳动安全卫生设施要与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。
四对照——是指进行电气设备停电的每一项操作时，操作人员要对照好设备的名称、编号、位置及开关的拉合方向。 1.4 管理要求
1.4.1 企业必须按照《安全生产法》，结合各自生产实际，建立健全各岗位人员安全生产责任制。
1.4.2 企业各级负责人是本企业、部门、班组安全生产第一责任人。企业安全生产第一责任人必须认真履行安全职责，坚持安全生产工作“五同时”；支持安全监督部门工作，定期组织召开安全会或月度安全分析会，听取安全生产工作汇报；亲自部署、推动、检查和评价安全生产工作。
1.4.3 分管生产、基建等副职协助正职有效开展工作，对分管范围内的安全生产工作负责。
1.4.4 各单位必须健全安全生产保证体系和监督体系。安全生产工作的执行、监督和考核各层面层次清晰，职责明确，严格按照标准和规定开展工作。
1.4.5 各单位主要负责人对安全生产监督体系建立健全、机构正确设置、人员足额配置、责任制监督落实负有首要的责任。
1.4.6 认真落实各级安全生产责任制，严格执行各项安全生产管理制度，各级安全监察人员在落实安全生产责任制及各项安全管理制度方面，要认真履行监督检查职责。
1.4.7 严格执行“两票”制度，现场各项工作应进行作业全过程安全风险分析，扎实有效地制定和落实安全防范措施。制定和落实各级领导、管理人员到位监护
制度，加强作业期间安全监督和管理。
1.4.8 反违章工作要常抓不懈，各单位要建立健全反违章工作机制和办法，加强监督检查工作，及时纠正各种违章行为和现象。
1.4.9 认真做好安全教育培训工作，对职工、临时工、外来施工人员、参观学习人员的安全教育培训不能有死角，全员培训率要达到100%，安全考试合格率100%。
1.4.10 每年十二月末前，要从控制人身事故的角度出发，结合实际认真制定下一年度安全技术劳动保护措施计划，切实做到人员、费用、材料三落实。
1.4.11 各单位对外来施工人员及临时工认真履行管理职责，严禁“以包代管”，临时工及外来施工人员一律实行持安全合格证上岗制度。
1.4.12 加强对外包、外协队伍的管理，严格资质审查和安全业绩考核，坚持对外包施工项目全过程监督管理，严禁“以包代管”。 1.4.13 加强外出承包工程项目安全管理，本单位各项有关安全生产规章制度，在所有外出承包工程项目中一律全部有效的贯彻落实。在对外承包工程时，要积极与甲方协调沟通，明确双方安全管理职责，结合新的环境和作业特点，深入辨识各种危险有害因素，落实好各项防范措施。
1.4.14 严格执行新建、扩建、改建项目劳动安全卫生设施“三同时”的规定，及时整改现场安全设施的装置性违章，努力提高设备设施的本质安全程度，确保从装置上消除人身事故隐患。
1.4.15 针对异常天气等自然灾害，各单位应进一步加强应急管理，健全应急组织，落实物资和队伍保障，加强演练，做好及时响应，有序有效组织救援，确保生产、基建人身安全。
1.4.16 坚持“四不放过”原则，严格事故查处，全面透彻分析事故的确切原因，有针对性地、举一反三的制定防范措施，吸取事故教训。
1.4.17 及时、准确地上报安全生产事故信息和报告，严禁迟报、瞒报。加强安全生产事故信息的传递和共享，举一反三吸取教训，避免类似不安全事件重复发生。
1.4.18 实行“说清楚”和“事故检讨”制度。发生人身重伤、死亡事故单位的主要负责人，事故发生后必须在规定时间内到上级单位作专题汇报，并在有关安全生产工作会议上公开检讨。 1.5 预防触电伤害的措施
1.5.1 机组建设、生产期间严格执行各项技术标准和规章制度规定，完善电气设备“五防”功能，电气设备、设施安全接地、接零牢固可靠，经常检查，全面消除装置性违章。
1.5.2 电气设备检修前，工作负责人应向全体作业人员宣读工作票，并认真讲解安全措施和邻近带电部位。变电所清扫予试或部分停电作业时，工作负责人不能亲自参加作业，要按规定认真做好监护工作。有两个以上工作组同时工作时，每组应分别设合格的监护人。
1.5.3 加强检修施工电源管理，严禁乱拉、乱接电源，检修施工电源必须从检修电源箱或经安检人员验收合格的临时电源箱接取，且接线规范，箱门关好。机组大修中，必须建立临时接、拆电源审批制度，完善现场临时电源安全管理，组织专门电工人员进行接拆线工作。
1.5.4 非电气人员进入带电的变电所、配电室工作时，要按规定办理工作票手续，并由电气检修或运行单位派合格人员进行监护。
1.5.5 停电作业时，严格执行操作监护制，认真进行“四对照”，防止走错间隔和误操作；应严格按规程规定进行验电和装设接地线，地线和接地端必须合格，严禁用缠绕法装设接地线，禁止攀登设备构架装拆地线或验电。
1.5.6 在室内配电装置上工作，电源侧刀闸或触头要加装绝缘隔板或其它装置，与作业人员隔开。
1.5.7 配电装置的柜门必须加锁，同一配电盘前后标志名称、编号清楚一致，确保与下游受电设备名称一一对应，严禁单人打开柜门进行拆装接地线工作。 1.5.8 高压试验时在施加电压的范围内要设临时围栏，禁止无关人员进入，并设专人监护，工作人员必须穿绝缘鞋。变更结线或试验结束时，应首先断开试验电源，放电，并将升压设备的高压部分短路接地。试验电源要设专人看守。 1.5.9 电气作业以及有触电危险作业时，工作人员必须配戴合格的个体防护用品，使用合格的工器具。个体防护用品、电气绝缘工具、手持式电动工具、移动式电动工具应根据不同类别、性能和用途使用，不可滥用。使用前要按规定进行检查，同时必须定期检查及做绝缘试验。电动工具的防护装置（如防护罩、盖）不得任意拆卸。
1.5.10 使用合格的插头、插座，禁止将电线直接插入插座内，也不能任意调换电源线的插头。拔出插头时，应以手紧握插头，严禁拉扯电线。
1.5.11 临时电源线必须使用胶皮电缆，严禁使用花线或塑料线。临时电源线应绝缘良好无破损，接头处要作可靠绝缘处理。临时电源线不准缠绕在护栏、管道及脚手架上，或不加绝缘子捆绑在护栏、管道及脚手架上。临时电源线应按规定高度敷设，必须在地面敷设时，应加可靠保护，不准任意拖拉或横在过道上。 1.5.12 在每路施工临时电源开关上，或移动式电缆盘上必须装合格的漏电保护器，否则使用手持式、移动式电动工器具必须单独加装漏电保护器。电气专业人员要每年定期或不定期的对漏电保护器进行检验，随时处于安全可用状态。 1.5.13 每个开关只准接一路电源或一个用电器，电源箱开关数量不能满足要求时，可装设临时配电盘。工作人员收工后或长时间离开现场或遇临时停电时，应切断用电设备电源。
1.5.14 电气设备和线路必须绝缘良好，应定期检修，裸露的带电体应安装在碰不着的地方或设置安全围栏和明显的警告标志。所有临时使用的电器开关必须是合格产品，电气各部件完整、无破损、动作可靠、绝缘良好。
1.5.15 各种电焊机一、二次线符合要求，严禁使用裸漏电焊线，电焊线接头必须做可靠绝缘处理。二次侧有快速插头的电焊机，必须使用快速插头。
1.5.16 电焊工在纯金属容器或在其他受限空间内（如沟、井内）焊接作业时，必须使用专用的作业服、手套、绝缘鞋和绝缘垫，并做好监护工作，监护人必须密切注视电焊工的作业情况，电焊工要采用轮换休息的方式，严禁疲劳作业，确保人身安全。
1.5.17 运行人员在做变电所停电措施时，要将安全围栏（围绳）布置好，并设出入口，挂好明显的警告标志，需要在构架上工作时要指定上、下标志，严禁跨越围栏，以防走错间隔，误入带电区域。
1.5.18 在变压器上作业时，高低压侧必须有明显的断开点，并设专人监护及保持足够的安全距离，操作跌落式保险，必须使用绝缘用具在地面上操作，禁止登台操作。换低压侧保险时，高压侧必须停电。
1.5.19 在受限空间内使用手提照明灯、行灯进行局部照明时，应采用36V安全电压。在特别潮湿或金属容器内使用手提照明灯或行灯时，应采用12V安全电压。
使用的电动工器具应绝缘良好，装设漏电保护器，漏电保护器、行灯变压器、配电箱（电源开关）应放在受限空间的外面。
1.5.20 电气设备着火时，应立即切断有关设备的电源，然后进行救火，对可能带电设备，应使用干式灭火器、二氧化碳灭火器、1211灭火器灭火。 1.6 预防机械伤害的措施
1.6.1 在机器完全停止转动以前，不准进行修理工作。修理中的机器应按工作票要求严格落实好防止转动的各项隔离及警示措施，开工前检修工作负责人必须对上述安全措施进行检查，确认无误后方可开始工作。
1.6.2 严格执行检修试运转制度，机械检修完毕，试运转前，必须对现场进行细致检查，确认机械部位人员全部撤离才可办理试转工作手续。检修后设备试转时，严禁有人留在设备可能造成人身伤害的区域内，设备启动时应设专人现场检查与监护。
1.6.3 人手直接频繁接触的机械，必须有完好紧急制动装置，该制动钮位置必须使操作者在机械作业活动范围内随时可触及到。
1.6.4 机械设备各传动部位必须有可靠防护装置；各人孔、投料口、螺旋输送机等部位必须有盖板、护栏和警示牌；作业环境保持整洁卫生。 1.6.5 各机械开关布局必须合理，必须符合两条标准：一是便于操作者紧急停车；二是避免误开动其他设备。
1.6.6 对机械设备进行清理积料等维护作业，必须遵守停机断电挂警示牌制度。禁止在运行中清扫、擦拭和润滑机器的旋转及移动部分，以及把手伸入栅栏或防护罩内。擦拭运转中机器的固定部分时，不准把抹布缠在手上或手指上使用，不准戴手套。
1.6.7 操作各种机械人员必须经过专业培训，能掌握该设备性能的基础知识，经考试合格，持证上岗。作业中必须精心操作，严格执行有关规章制度，正确使用劳动防护用品，严禁无证人员开动机械设备。
1.6.8 工作人员服装不应有可能被转动机器绞住的部分，工作时必须穿工作服，衣服和袖口必须扣好，禁止戴围巾和穿长衣服，女工作人员禁止穿裙子，辫子、长发必须盘在帽内。
1.6.9 禁止在设备转动时，从靠背轮和齿轮上取下防护罩或其他防护装置。对于皮带传动的转动机械，不准在设备转动时拆装和校正皮带。 1.6.10 严禁无关人员进入危险因素大的机械作业现场，非本机械作业人员因事必须进入的，要先与当班机械操作者取得联系，有安全措施才可同意进入。 1.7 预防高处坠落的措施
1.7.1 参加高处作业人员必须学习安全规程中高空作业的有关条款，身体健康状况良好，患有高血压、心脏病、贫血病、癫痫病的人员不得从事高处作业。严禁酒后参加高处作业。
1.7.2 高处作业人员必须正确使用安全帽、安全带、安全网。安全带要挂在牢固可靠的部位，要高挂低用，严禁低挂高用。
1.7.3 高处作业人员必须穿符合要求的工作服和工作鞋，衣着要灵活、轻便，禁止穿硬底鞋、带钉鞋和易滑鞋。
1.7.4 单人高处作业必须有安全监护人，两人以上同时进行高处作业，应由工作负责人进行监护，工作负责人离开现场时必须指派一名责任心强的人员负责专职监护。
1.7.5 高处作业现场安全设施必须可靠完善，建筑物或构筑物的各种孔、洞必须
视具体情况设置牢固的符合安全要求的防护栏杆、盖板、密目式安全网或其他防坠落的设施。上下同时进行垂直交叉作业时，层间应有严密的安全防护隔离设施。 1.7.6 施工用的脚手架必须由专职架子工按标准搭设，并设置供作业人员上下使用的安全扶梯、爬梯或斜道，斜道板及工作面的脚手板要铺满、铺稳；斜道两边、斜道拐弯处和脚手架工作面外侧，应设1m高的防护栏杆及18cm高的挡脚板。 1.7.7 脚手架使用前应按其规模确定由几级验收，验收合格后，相关人员在验收合格证上签字，并将合格证悬挂在脚手架醒目位置后方可使用。
1.7.8 登高作业必须走规定通道，严禁攀爬脚手架的架杆、建构筑物或其他设备设施。
1.7.9 禁止站在不稳定的构件上作业或在单梁及不稳定的危险构件上走动，禁止坐在孔洞边缘或高度超过1.5m的悬空梁上休息，不准站在不稳的物件上操作。 1.7.10 利用吊篮进行高处作业时，必须设独立的安全绳，工作人员要将安全带系在安全绳上，严禁将安全带直接系在吊篮上，安全绳与吊篮要脱离，安全绳系在牢固的物件上。
1.7.11 在层高3.6 m的室内作业，所用的铁凳、木凳、人字梯等，要固定牢固，并设防滑装置。铁凳、木凳两点间的跨度不得大于3米，铺板宽度不得小于25厘米。禁止两人同时在高凳上工作。
1.7.12 单梯作业时，梯子与地面的夹角应为60—70°，梯脚应置于平实的基础上，梯脚要有防滑装置，梯子两柱应平稳地牢靠于物体上。
1.7.13 单梯用于上下工作台时，应高出工作台1m，以做扶手用。站在梯子上工作时，应一手扶梯柱工作，否则应佩戴安全带，安全带应挂在稳固的物体上。 1.7.14 若梯子架在通道上或门边时，应安排一人在梯下看守，以免梯子被意外推翻。
1.7.15 不允许两人同时爬梯，梯子不能缺档，更不能垫高使用。 1.8 预防物体打击的措施
1.8.1 不准戴手套或单手抡大锤，抡锤作业时周围不准有人靠近。
1.8.2 使用大锤、手锤前应进行检查，大锤和手锤锤头必须完整，不得有歪斜、缺口、凹入及裂纹等情形。锤柄应安装牢固，不得有松动现象，锤把上不准有油污。
1.8.3 高处作业时应做好防止使用的工具飞出脱落措施，如用绳带等把工具系在手腕上。使用工具不可用力过猛，用完后工具应随手放入工具袋（套）内。 1.8.4 高处作业用的材料要堆放平稳，高处作业面易滚动、滑动的材料要固定放置好，作业中严禁抛掷物件。
1.8.5 用凿子凿坚硬或脆性物体时，要戴防护眼镜，必要时装设安全遮栏。凿子被锤击部分不准有伤痕、卷边、油污等现象。
1.8.6 使用砂轮、无齿锯前应进行检查，砂轮或锯片应无裂纹及其它不良情况，防护罩完好，禁止使用没有防护罩的砂轮或无齿锯。
1.8.7 使用砂轮或无齿锯必须戴护目镜，或砂轮装置设防护玻璃。不准用砂轮的侧面研磨，使用无齿锯时，操作人员应站在锯片的侧面，锯片缓慢靠近被锯物件，不准用力过猛。
1.8.8 风动工具的锤头、钻头等工作部件要安装牢固，以防在工作时脱落伤人，作业时操作人员必须戴护目镜，且周围不准有人靠近。
1.8.9 不准在可能突然下落的设备(如抓斗、吊斗等)下面工作，有必要在这些设备下面进行检修工作时，要事先做好防止突然下落的安全措施。
1.8.10 燃料工人砸冻煤时要戴护目镜；不准在可能有煤块掉落的地方通行或工作。 1.8.11 不准进入有煤的原煤斗内捅煤，特殊情况下需进入原煤斗内作业时，除严格执行安规有关规定外，要有主管领导亲自在现场监护，并保持现场照明充足。 1.8.12 输煤系统各落煤管应有捅煤孔，捅煤时应站在平台上，正确使用工具，防止被捅煤工具打伤。
1.8.13 锅炉除焦工作时，不准用身体顶着工具，以防打伤，工作人员应站在除焦口侧面，斜着使用工具，必要时应有专人监护。
1.8.14 锅炉燃烧室清扫工作前，工作负责人应检查耐火砖、焦渣有无塌落危险，如有应先从人孔或看火孔将其打落。清除炉墙或水冷壁灰焦时，应从上部开始，逐步向下进行；如遇特殊情况不能从上部开始时，必须做好安全措施，并经有关领导批准，方能进行清焦工作。
1.8.15 汽轮机转子校动平衡工作场所周围要设置围栏，无关人员严禁入内，试加重量块必须安装牢固，防治松脱或飞出打伤工作人员。高速校转子动平衡时，在拆装重量块时，必须隔断汽源，关闭主汽门，并挂警告牌，盘车装置要在脱开位置，并切断电源。
1.8.16 敲击、拆卸设备时，要充分考虑设备碎裂的可能，必要时采取相应的防护措施，并且操作方法得当，禁止野蛮作业。 1.9 预防起重、搬运伤害的措施
1.9.1 从事起重作业人员必须熟悉起重机械使用方法，经培训考试合格，并取得《特种作业操作证》。
1.9.2 起重搬运只能有一人指挥，起重作业前，起重司机要与地面指挥人员进行充分的信息交流，要使用统一的标准信号，并严格遵守。
1.9.3 一切起重、大件搬运工作必须指定经验的专人负责，起重、搬运工作开始前，工作负责人必须向所有工作人员交待技术措施和安全注意事项。参加人员要熟悉起重搬运方案和安全措施，精力集中，听从指挥人员的指挥。
1.9.4 重大起重作业（如主厂房构架、锅炉、汽轮机、发电机、主变压器等大件吊装作业），施工前必须编写“安全施工方案”，制定详细的组织措施、技术措施及安全措施，并由生产技术、安全监察部门审查会签，总工程师批准后执行。作业过程中有关安监人员应全过程监督，确保安全措施的全面落实。
1.9.5 遇有大雾、照明不足、指挥人员看不清各工作地点、起重驾驶员看不见指挥人员或看不清指挥信号时，不准进行起重作业，风力达6级以上时，禁止进行露天起重作业。
1.9.6 加强起重机械、吊具、钢丝绳的维护保养，定期进行检查试验，做好记录，经试验不合格的禁止使用。列入国家特种设备的起重机械，必须有当地政府监督检验部门出具的检验合格证，并在有效期内。严禁用非起重用机械吊、运重物。 1.9.7 起重作业前，应对起重机械进行检查，各部位及绳索有无缺陷，起重机械的刹车制动装置、限位装置、安全防护装置、信号装置应齐全灵活。认真检查起吊工具、防护设施是否完好无损，准备好必要的辅助工具，确认落物地点平整、符合要求。
1.9.8 捆绑构件时，先确定绑扎点，吊挂绳之间的夹角小于100°。够件有棱角或特别光滑时，在棱角或光滑面与绳子接触处要加包垫，防止绳子受伤或打滑。 1.9.9 使用手拉葫芦起吊重物时，应选择好悬挂位置及是否能承受住吊物重量，禁止利用任何管道悬吊重物和手拉葫芦。 1.9.10 吊运接近额定负荷重物时，应先进行试吊，即在距地面不太高的空中起落
一次，以检查制动装置是否可靠。起重机械、起重索具，严禁超负荷使用。 1.9.11 起重作业时，必须划定起重作业区，设置防护围栏，明确行走区域。与工作无关人员禁止在起重作业区域内行走或停留，任何人不准在吊杆或吊物下停留或行走。禁止工作人员利用吊钩上升或下降。
1.9.12 合理选择吊点，确保吊件平衡；吊件的就位、找正、固定工作事先要认真进行危险点分析，并严格落实防范措施，吊件未固定好前，严禁松钩。起重过程中，应做好钢丝绳反崩的安全技术措施。起重中应做好防止钓钩、绳扣滑脱的措施。
1.9.13 起重机司机的“十不吊”：①超载、液体盛放过满或被吊物重量不清；②指挥信号不明确；③捆绑、吊挂不牢或不平衡可能引起吊物滑动；④被吊物上有人或浮置物；⑤起重机械安全装置不灵，结构或零部件有影响安全工作的缺陷或损伤；⑥遇有拉力不清的埋置物件；⑦工作场地情况不明、光线不足，视线不清，无法看清场地、被吊物情况和指挥信号；⑧易燃易爆物品无特殊防护措施。⑨重物棱角处与捆绑纲丝绳之间未加垫；⑩歪拉斜吊重物。 1.9.14 搬运重物之前，应采取防护措施，戴防护手套、穿防护鞋等，衣着要合体、轻便。检查被搬运物体上是否有钉、尖片等物，以免造成扎、划损伤。
1.9.15 搬运时应用手掌紧握物体，不可只用手指抓住物体，以免脱落；要靠近物体，将身体蹲下，用伸直双腿的力量，不要用背脊的力量，缓慢平稳地将物体搬起。不要一下子将重物提至腰以上的高度，而应先将重物放于半腰高的工作台或适当的地方，纠正好手掌的位置，然后再搬起，不要突然猛举。 1.9.16 当传送重物时，应移动双脚而不是扭转腰部。当需要同时提起和传递重物时，应先将脚指向欲往的方向，最后才搬运。
1.9.17 搬运重物时，应特别小心工作台、斜坡、楼梯及一些易滑倒的地方，经过门口搬运重物时，应确保门的宽度，以防撞伤或擦伤。 1.9.18 搬运重物时，重物的高度不要超过人的眼睛。当用小车推物时，无论是推、拉，物体都要在人的前方。
1.9.19 当有两人或两人以上一起搬运重物时，应由一人指挥，以保证步伐统一及同时提起、放下物体。
1.10预防灼烫伤及中毒窒息的措施 1.10.1 工作人员禁止穿用尼龙、化纤或棉化混纺的衣料制成的衣服从事现场作业。做接触高温物体的工作时，要戴手套或穿专用的防护工作服。
1.10.2 所有高温管道、容器等设备上都要有保温，保温层要完整，室内环境温度在25℃时，保温层表面温度一般不超过50℃。
1.10.3 应尽可能避免靠近和长时间停留在可能受到烫伤的地方，如汽、水、燃油管道的法兰盘、阀门处，锅炉及制粉系统的人孔门、看火门、检查孔、防爆门、安全门处，以及除氧器、热交换器、汽包的水位计处。如工作需要，必须在这些地方长时间停留时，必须办理工作票，落实好安全措施。 1.10.4 必须按规程要求正确使用喷灯，不熟悉喷灯使用方法的人员禁止使用喷灯。 1.10.5 易燃易爆区域、燃油及润滑油设备检修需动火时，要办理动火工作票，并按规程要求认真落实安全措施，输送氢、油介质的管道，其隔绝措施必须是加堵板或通大气，不能只关断阀门了事。
1.10.6 运行的锅炉看火门、检查门必须关好，除运行值班人员外，其他人不准打开看火门、检查门。运行值班人员打开锅炉看火门、检查门时，要缓慢小心，工作人员站在门后，并看好两旁躲避的退路。当锅炉燃烧不稳或吹灰时，禁止打开
看火门、检查门。
1.10.7 冲洗水位计时，要站在水位计的侧面，打开阀门时缓慢小心。
1.10.8 锅炉除焦时，工作人员必须穿防烫伤工作服、工作鞋，戴防烫伤手套和必要的安全用具。除焦时两旁应无障碍物，以方便工作人员躲避。
1.10.9 炉膛及烟道的温度在60℃以上时，不准入内进行检修或清扫工作。若有必要进入60℃以上的炉膛、烟道内进行短时间工作，必须制定具体安全措施，并经主管生产的领导（总工程师）批准，作业时设专人监护。
1.10.10 锅炉水压试验时，管理空气门的人员不准擅自离开，以免水满烫伤其他人员。在保持试验压力时间内，不准进行任何检查工作。 1.10.11 禁止在带压运行下捻缝、焊接、紧螺丝工作。
1.10.12 各疏水出口处应有完善的保护遮盖装置，防治疏水时烫伤人。
1.10.13 在拆卸管道或阀门法兰时，要缓慢松开法兰盘上离身体远的部分螺丝，再略松近身体部分的螺丝，使存留的汽、水从对面的缝隙排出，防止尚未放尽的汽、水烫伤工作人员。
1.10.14 焊接作业现场必须做好隔离措施，防止焊渣掉落、飞溅引燃周围易燃物和造成人员烫伤。
1.10.15 禁止使用汽油作清洗溶液。作业现场的汽油、煤油存放量不得超过规定值。
1.10.16 进行与机炉汽水有关设备的检修工作，应严格按规程要求做好汽水隔离措施，作业前工作负责人要认真复查措施。在有可能来汽、来水、来油等的受限空间内作业，必须做好可靠的隔离措施，关闭相应的阀门，并上锁或加装堵板。 1.10.17 在受限空间内作业人孔门处、或井下和沟内（含电缆隧道）工作的出入口处必须设专人连续监护。并设有出入受限空间的人员登记表，记录人员出入数量和出入时间。在受限空间的出入口处挂“有人工作”警告牌。在受限空间内作业，工作前和工作后均应清点人员，防止有人留在受限空间内。
1.10.18 工作前应测量受限空间内的氧气、一氧化碳、二氧化碳或其他有害气体的含量，符合要求时方可进入作业区域开始工作。工作前和工作中，应给受限空间内足够通风（空气），禁止通入氧气。
1.10.19 在可燃气体、液体或有毒有害气体、液体容器内作业，除按要求置换清理干净气体或液体外，工作前必须测量气体或液体的含量，符合要求后方可开始工作。
1.11 预防边坡塌方伤害的措施
1.12.1 每项工程施工前，都要编制土方工程施工方案，其内容包括施工准备、开挖方法、方坡、排水、边坡支护等。 1.11.2 挖土方前对周围环境要认真检查，不能在危险岩石或建筑物下面进行作业。 1.11.3 对开挖深度大、施工时间长、坑边要停放机械等的基坑，应严格按规定的允许坡度地放坡，当基坑(槽)附近有主要建筑物时，基坑边坡的最大坡度为1：1～1：1．5。操作时应随时注意边坡的稳定情况，发现问题及时加固处理。
1.11.4 开挖基坑(槽)时，若因场地限制不能放坡或放坡后所增加的土方量太大，为防止边坡塌方，可采用设置挡土支撑的方法。边坡支护应根据有关规范要求进行设计，并有设计计算书。
1.11.5 防止地表水流入坑漕和渗流入土坡体。在有地表滞水或地下水作用的地段，应做好排、降水措施，以拦截地表滞水和下水，避免冲刷坡面和掏空坡脚，防止坡体失稳。特别在软土地段开挖边坡，应降低地下水位，防止边坡产生侧移。
1.11.6 严格控制坡顶护道内的静荷载或较大的动荷载。
1.11.7 在边坡上侧堆土（或堆放材料）及移动施工机械时，应与边坡边缘保持一定的距离。当土质良好时，堆土（或材料）应距边缘0.8m以外，高度不宜超过1.5m。
1.11.8 雨期施工，应对施工现场的排水系统进行检查和维护，保证排水畅通。在傍山、沿河地区施工时，应采取必要的防洪、防泥石流措施。深基坑特别是稳定性差的土质边坡、顺向坡，施工方案应充分考虑雨季施工等诱发因素，提出预案措施。
1.11.9 采取机械开挖时，禁止在开挖正下方及附近沟底人工清土。
1.11.10 当开挖坡度不够，或坍塌危险时，禁止人进入沟底作业，并随时悬挂安全设施、标志等。
1.11.11 在电线杆或地下构筑物附近挖土时,其周围必须有加固措施。在靠近建筑物处挖掘基坑时，应采取相应的防塌方措施。
2 防止交通事故的预防措施
为防止发电厂发生交通安全事故，保障人身安全和行车安全，贯彻落实国家和行业安全生产工作的有关规定，根据实际情况，制定本措施。 2.1 适用范围
本措施适用于发电企业职工通勤、生产运输、厂内机动车及辅业车辆的交通安全管理。
2.2 主要依据
中华人民共和国道路交通安全法（修订）（2007年中华人民共和国主席令第81号）
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） 工业企业厂内铁路、道路运输安全规程（GB 4387－1994） 2.3 术语和定义
三查 ,指在出车前、行车中和入库后对车辆安全状况进行检查。 四清，指保持机油、空气、燃油滤清器和蓄电池的清洁。 四漏，指漏电、漏水、漏气和漏油。
疲劳驾驶，一般指连续驾车4h以上或者单独连续驾车行程达400km以上。 2.4 组织措施
2.4.1各企业主要负责人是本单位交通安全第一责任人，要按照“谁主管、谁负责”的原则，认真贯彻国家各项交通安全法律、法规和上级有关交通安全工作的规定。
2.4.2 各企业应建立以安全第一责任人为主任的交通安全委员会，明确本单位交通安全的归口管理部门，将交通安全管理纳入日常安全生产工作，实行全方位、全过程管理，建立健全交通安全监督、考核、保障制约机制。 2.4.3 归口管理部门应定期或不定期检查本单位的交通安全情况。重点检查有关交通安全法律法规、规章制度落实情况；检查交通安全措施的落实和安全教育的开展情况，并将检查结果做好记录。
2.4.4 建立健全机动车辆、驾驶员管理档案资料，包括车辆及人员清册、维修保养和定期检验记录、事故情况分析记录、违章考核记录等。 2.5 人员管理
2.5.1 建立“准驾证”制度，无本企业准驾证人员严禁驾驶企业车辆。特种车辆驾驶员，必须具有质量技术监督部门发放的特种作业人员操作资格证。 2.5.2 加强驾驶员安全教育培训工作，定期组织学习并开展专项交通安全技术培训。
2.5.3 驾驶员应遵章守法，服从调度，爱护车辆，熟悉所驾驶车型的构造、性能，未经考试合格，不准从事驾驶工作。
2.5.4 严禁酒后驾车、私自驾车、无证驾驶、疲劳驾驶、超速行驶和超载行驶。 2.5.5 严禁迫使驾驶员违章驾驶，严禁携带易燃易爆等危险物品乘车。 2.5.6 以下情况严禁长途出车：
⑪ 安全设施不全或者机件不符合技术标准； ⑫ 天气恶劣、能见度低、路面湿滑；
⑬ 驾驶人员驾驶技能、身体、情绪状况不佳； ⑭ 兼职驾驶员；
⑮ 驾驶人近期内有肇事记录或者经常有习惯性违章行为； ⑯ 未履行长途出车审批手续；
⑰ 未进行长途行车安全教育、危险点分析和制定安全措施。 2.6 现场安全设施及作业环境
2.6.1 装卸货物的叉车、装载机，在装卸货物时，叉架或铲斗下不得有人停留；高空作业车、工程车及汽车起重机作业时吊臂下禁止有人进入或停留。 2.6.2 翻斗车箱内禁止载人，叉架和铲斗内不得载人作业，驾驶室不得超员乘坐，货车车箱内严禁人货混载。
2.6.3 高度重视车辆的维护保养，保证车辆安全状况良好。驾驶员在日常工作中，要坚持“三查”、保持“四清”、防止“四漏”，杜绝车辆带病行驶。
2.6.4 遵守道路限速规定，严禁超速行驶。在冰雪路面，驾驶员应根据实际情况降低车速，保证行车安全。
2.6.5 厂区限速驾驶，主干道不得超过15km/h；门岗区域内不得超过5km/h；生产区域及其他道路不得超过10km/h。厂区应设置明显交通安全警示标志、标线，主要路口安装限速带，横过道路的架空构架要有限高标志。
2.6.6 吊车、翻斗车、绝缘斗臂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。吊车作业前应对支撑情况进行检查，防止陷落、倾斜。 2.7 车辆管理
2.7.1 节假日除值班车辆外，机动车应封存。如遇特殊情况，应履行审批手续，企业主管领导签字批准后方可出车。
2.7.2 机动车辆必须按照规定进行大修和日常保养，定期进行安全技术检验。 2.7.3 应当报废的机动车不准上路行驶，必须及时办理注销手续。
2.7.4 外来车辆入厂前应登记，并遵守企业相关管理规定，未履行审批手续，严禁进入生产区域。
3 防止火灾事故的预防措施
为防止发电企业电缆、汽轮机、给水泵润滑油系统、给煤机、风机油站及锅炉燃油系统、锅炉炉前仓给煤系统及输煤系统发生火灾事故，保护国家财产免受损失和生产作业者人身不受伤害，依据国家、行业有关法律和法规，结合实际情况，制定本措施。 3.1 适用范围
本措施适用于发电企业电缆、大型转动机械润滑油及锅炉燃油系统、锅炉炉前仓给煤锅炉系统及输煤系统。 3.2 主要依据
中华人民共和国消防法（修订）（2008年中华人民共和国主席令第6号） 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） 电业安全工作规程（热力和机械部分）（电安生［1994］227号） 电业安全工作规程（发电厂和变电所部分）（DL408-91） 电力设备典型消防规程（DL 5027—1993） 火力发电厂设计技术规程（DL 5000—2000）
火力发电厂与变电所设计防火规范（GB 50229—1996） 3.3 术语和定义
火灾事故，指失去控制并对财物和人身造成损害的燃烧现象。分为特大火灾、重大火灾、一般火灾三类。 3.4 电缆防火 3.4.1 新、扩建工程中的电缆选择与敷设应按《火力发电厂与变电所设计防火规范》（GB 50229—1996）和《火力发电厂设计技术规程》（DL 5000—2000）中的有关部分进行设计。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。
3.4.2 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。如小于规定距离，应在接近交叉点前后各1m的范围内，对热体管道采取隔热措施。
3.4.3 在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层和电缆沟内，不得布置热力管道、油气管道以及其他可能引起着火的管道和设备。 3.4.4 对于新建、扩建的火力发电机组主厂房、输煤、燃油及其他易燃易爆场所，宜选用阻燃电缆。在温度较高和油质环境中，禁止使用橡皮绝缘电缆，在易受机械损伤和有化学腐蚀作用的地方，禁止使用裸铅电缆。 3.4.5 严格按正确的设计图册施工，做到电缆敷设整齐。控制电缆和动力电缆应分层布置、分竖井布置或在其间设置耐火隔板。
3.4.6 敷设过程中，电缆不应存在损伤，电缆的弯曲半径应符合工艺规程要求，避免任意交叉，并留出足够的人行通道。 3.4.7 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，其耐火极限不应小于1hr。 3.4.8 扩建工程敷设电缆时，应加强与运行单位密切配合，对贯穿在役机组产生的电缆孔洞和损伤的阻火墙，应及时恢复封堵。新增电缆的防火涂料厚度必须达到1～2mm。
3.4.9 电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷设在隧道和厂房内构架上的电缆要采取分段阻燃措施。电缆竖井应每8m划分防火隔段，电缆廊道内应每60m划分防火隔段。
3.4.10 靠近高温本体设备、管道、阀门等热体（如汽轮机头部、锅炉防爆门、排渣孔等）的电缆应采取隔热措施。
3.4.11 应尽量减少电缆中间接头的数量。如需要，电缆头制作安装应符合工艺标准要求。电缆中间接头应用耐火防爆盒封闭。多个电缆头并排安装时，电缆头应加隔板或填充阻燃材料。
3.4.12 建立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度。坚持定期巡视检查，对电缆中间接头定期测温，按《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596—1996）规定进行预防性试验。
3.4.13 电缆夹层、隧道、竖井、电缆沟应保持清洁，不得堆放杂物，不积粉尘、不积水、不积油，安全电压的照明充足。锅炉、燃料输煤系统架空电缆上的粉尘应定期清扫。
3.4.14 靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。
3.4.15 全厂性重要公用负荷电缆，应分通道敷设。保安电源、直流电源、润滑油泵、消防水泵和事故照明等电缆应采用阻燃电缆。
3.4.16 应设立全厂电缆清册，电缆清册应标明电缆接头位置。定期检查全厂电缆接头温度。测量电缆温度时，应采用不同的两台仪器。应建立电缆检查记录，制定温度、负荷超标时应采取的措施。
3.4.17 电缆沟、集控室、网控楼、变电所应有火灾区自动报警装置。
3.9 必须有完善的消防设施和建立训练有素的群众性消防组织，加强管理，力求在起火初期及时发现，及时扑灭；并使当地消防部门了解、掌握发电企业火灾抢救的特点，以便及时扑救。
3.10 在新、扩建工程设计中，消防水系统应同工业水系统分开，以确保消防水量、水压不受其他系统影响；消防泵的备用电源应由保安电源供给。厂区重要道路应设为环形，或者设有回车道、回车场，确保消防通道的畅通。
3.11 发供电生产、施工企业应配备必要的正压式消防空气呼吸器，以防止灭火人员中毒和窒息。
3.12 制定火灾事故应急专项预案、现场预案。定期进行有针对性的应急知识培训和演练。
3.13 控制室（网控室、主控室、集控室）、调度室、计算机室（房）、通信室、计量室等各室（房）内的隔墙、顶棚内装饰，宜采用非燃烧材料。 3.14 不得在控制室（网控室、主控室、集控室）、调度室、计算机室、通信室等处布置易燃、易爆、有毒、有害介质一次仪表（如氢压表、油压表）。
3.15 220kV、330kV、500kV独立变电所，单台容量为125000kVA及以上的主变压器应设置水喷雾灭火系统，并应具备定期试喷的条件。当采用水喷雾灭火系统有困难时，可采用其他灭火设施。其他带油电气设备，宜采用干粉或泡沫灭火器。
4 防止压力容器爆破的预防措施
为确保火力发电系统生产用压力容器的安全运行，防止因设计不当、制造缺陷、管理不善或操作失误造成的压力容器爆破事故的发生，保护人民生命和国家财产安全，使压力容器在每个检验周期内安全、稳定运行，制定本措施。 4.1 适用范围
本措施适用于火力发电厂热力系统除氧器、高压加热器、低压加热器、连续排污扩容器、定期排污扩容器、疏水扩容器等压力容器，用于生产的氢气储气罐、压缩空气储气罐、燃油加热器等压力容器，进口和非生产用压力容器可参照执行。 4.2 主要依据
中华人民共和国安全生产法（2002年中华人民共和国主席令第70号） 特种设备安全监察条例（国务院令第373号）
特大安全事故行政责任追究的规定（国务院令第302号） 压力容器安全技术监察规程（质技监局［1999］154号）
锅炉压力容器使用登记管理办法（质技监局［2003］207号） 进出口锅炉压力容器监督管理办法（试行）（国检监字［1985］597号） 电力锅炉压力容器安全监督管理工作规定（国电总字［2000］465号） 电站压力式除氧器安全技术规定(标火［2003］21号) 电力工业锅炉压力容器监察规程(DL 612—1996) 钢制压力容器(GB 150—1998) 钢制管壳式换热器(GB 151—1999)
压力容器定期检验规则(TSG R7001—2004) 电站锅炉压力容器检验规程(DL 647—2004)
在役电站锅炉汽包的检验及评定规程(DL/T 440—2004) 电力设备用户监造技术导则(DL/T 586—1995) 4.3 术语和定义
压力容器——指盛装气体或液体，承载一定压力的密闭设备，其范围规定为最高工作压力大于或者等于0.1MPa（表压），且压力与容积的乘积大于或者等于2.5MPa•L的气体、液化气体和最高工作温度高于或者等于标准沸点的液体的固定式容器和移动式容器；盛装公称工作压力大于或者等于0.2MPa（表压），且压力与容积的乘积大于或者等于1.0MPa•L的气体、液化气体和标准沸点等于或者低于60℃液体的气瓶、氧舱等。 安全阀——是一种自动阀门，它不借助任何外力而利用介质本身的力来排出一定数量的流体，以防止系统内部压力超过预定安全压力数值。当压力恢复正常值后，阀门自行关闭并阻止介质继续流出。
监造——指用户或用户代表对制造厂的合同设备按监造大纲驻厂进行质量监督。 外部检查——指在用压力容器运行中的定期在线检查，每年至少一次。 4.4 压力容器安全技术管理
5.4.1 压力容器的设计单位必须具有相应设计资格，压力容器的制造单位必须具有相应制造资格，压力容器的安装单位必须具有相应安装资格。压力容器的使用单位，必须按有关标准进行注册登记，定期检验；制造压力容器爆破片装置的单位，必须持有国家质量技术监督局颁发的制造许可证；制造压力容器安全阀、紧急切断装置、压力表、液面计、测温仪表、快开门式压力容器的安全联锁装置的单位，应经省级以上（含省级）安全监察机构批准。
4.4.2 新建机组压力容器和更新改造压力容器以及压力容器安全附件使用的单位必须依照相关标准，对压力容器及压力容器安全附件设计、制造、安装的单位进行资质审查。使用单位不得选用无资质、借用其他单位资质、低级资质越级生产的压力容器。
4.4.3 新建机组压力容器和更新改造压力容器，使用单位必须依照相关标准，派出具有相应资格的人员驻厂，对压力容器制造进行全过程质量监督，特别是W和R点两个见证点，并对监督结果负责。
4.4.4 新建机组压力容器和更新改造压力容器，使用单位必须依照相关标准，委托具有相应资格的检验单位，在压力容器制造厂家进行监检，并出具监检报告。 4.4.5 新建机组压力容器和更新改造压力容器，使用单位必须依照相关标准，对压力容器出厂同时提供的技术文件进行审查。出厂压力容器技术文件必须有产品质量证明书（包括原材料质量证明书、制造厂复检、NDT、性能试验等）、制造厂所在地质检部门监检合格证书。
4.4.6 新建机组压力容器和更新改造压力容器，使用单位必须依照相关标准，完
成注册登记后，方可投入使用。
4.4.7 根据在役压力容器特点和系统的实际情况，制定每种用途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、不超温运行。 4.5 定期检验
4.5.1 压力容器外部检查。在役压力容器的使用单位，必须按相关标准进行定期外部检查。
4.5.2 压力容器安全阀应定期进行校验,校验后进行铅封。 4.5.3 压力容器使用指示表计，必须按规定周期检验，并按指定位置粘贴标明检定期限的检定合格证。
4.6.4 停用超过2年以上的压力容器重新启用时，要进行安全性检验，评定级别后，经耐压试验确认合格方可启用，并报上级备案。 4.6 检修、运行管理
4.6.1 压力容器及其安全附件（如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等）应处于正常工作状态。设有自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置需临时退出时，应经总工程师批准。保护装置退出后，实行远控操作并加强监视，且应限期恢复。
4.6.2 压力容器安全阀的总排放能力，应能满足压力容器在最大进汽工况下不超压。
4.6.3 压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或螺栓紧固工作。 4.6.4 在役压力容器应结合设备、系统检修，按照《压力容器安全技术监察规程》(质技监局锅发[1999]154号)、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL 612－1996）、《压力容器定期检验规则》(TSG R7001—2004)、《电站锅炉压力容器检验规程》（DL 647—2004）进行定期检验。
4.6.5 火力发电厂热力系统压力容器定期检验时，应对与压力容器相连的管系进行检查，特别应对蒸汽进口附近的内表面热疲劳和压力容器疏水管段冲刷、腐蚀情况进行检查。
4.6.6 禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。若必须在压力容器筒壁上开孔，则应先核算其结构强度，并参照制造厂工艺制定技术工艺措施，经锅压监督工程师审定、总工程师批准后，严格按工艺措施实施，并报上级备案。 4.7 压力式除氧器
4.7.1 单元制的给水系统，除氧器上应配备不少于两只全开启式安全阀，除氧器必须装有自动调压和报警的装置。
4.7.2 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》（标火[2003]21号）的要求。进入除氧器的两段抽汽的切换点，应依据《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。
4.7.3 除氧器正常运行时，禁止将不合格的水（如疏水箱或低位水箱的水）打入除氧器。
4.7.4 在除氧器运行中，特别是在进行重大操作时，应监视水位的变化，并要防止由于玻璃管水位计堵塞或上、下小阀门（或旋塞）的通向位置不正确等而出现假水位所引起的误判断。
4.7.5 将母管制给水系统的除氧器投入时，宜先开汽平衡阀，将除氧器压力逐步提高至接近相邻除氧器的压力，然后适当提高相邻除氧器的水位，利用水平衡管
向除氧器充水（如无水平衡管，则利用下水管充水），直至与相邻除氧器的水位一致时为止。在除氧器充水过程中，应保持压力和水位平衡上升，避免发生剧烈波动。
两台除氧器需并列运行时，应先使两者的压力、温度和水位尽可能一致，然后依次开启汽平衡阀、水平衡阀及其他母管联络阀，同时应保持水位平稳。 4.7.6 母管制给水系统的除氧器运行时，其所有的联络汽水管道均应投入。如因检修必须解列运行，则应及时调节压力和水位，防止急剧变化，当重新并列时，应按第5.7.5条规定执行。母管制给水系统的除氧器不应长期解列运行。 4.7.7 除氧器安全阀每季度应进行一次放汽试验。 4.8 用于压力容器的焊接材料
4.8.1 压力容器检修和维护的焊接材料的购入，必须依据国家相关标准，经质量验收后按焊接材料种类分别保管。用于压力容器焊接材料的贮存库房须保证恒温条件。
4.8.2 压力容器检修和维护的焊接材料使用前，必须核对焊接材料的牌号和产品质量证明书，确认焊接材料的化学元素成分符合被焊材料的化学元素成分，方可使用。
4.9 压力容器操作、焊接和焊接热处理人员
4.9.1 压力容器操作人员必须经理论知识培训和跟班见习考核合格，取得相应级别资格，持证进行相应级别操作，不得越级操作；焊接和焊接热处理人员必须经理论知识培训和实际考核合格，取得相应项目级别资格，方可从事焊接和焊接热处理工作，不得超项和越级进行焊接和焊接热处理工作。 4.9.2 压力容器操作、焊接和焊接热处理人员的资格证书必须在有效期内，不得以任何理由安排资格证书超期的压力容器操作、焊接和焊接热处理人员从事相关操作。
5 防止全厂停电的预防措施 为防止全厂停电事故，保证发电机组设备安全，防止电网瓦解事故，制定本措施。 5.1 适用范围
本措施适用于发电企业。 5.2 主要依据
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） “防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则（国电调［2002］138号）
防止全厂停电措施（能源部安保安［1992］40号）
电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程 (DL/T 724—2000) 继电保护和安全自动装置技术规程(GB 14285—93) 发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程(SDJ 26—89)
火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定(DL/T 5044—95) 火力发电厂厂用电设计技术规定(DL/T 5153—2002)
220～500kV电网继电保护装置运行整定规程(DL 559—1994) 5.3 术语和定义
安秒特性——指表征流过熔体的电流与熔体熔断时间的关系。熔断器的安秒特性曲线亦是熔断特性曲线、保护特性曲线。
5.4 蓄电池、直流系统（含逆变电源）及柴油发电机
5.4.1 进行定期放电试验，确切掌握蓄电池的实际容量。
5.4.1.1 新安装或大修中更换过电解液的防酸蓄电池组，第1年每6个月进行一次核对性放电试验；运行1年后的防酸蓄电池组，1~2年进行一次核对性放电试验。
5.4.1.2 新安装或大修后的阀控蓄电池组，应进行全容量核对性放电，以后每隔2~3年进行一次核对性放电试验。运行6年以后的阀控蓄电池组，应每年做一次核对性放电试验。
5.4.2 保证直流系统安全稳定运行。
5.4.2.1 发电厂的变电所,直流系统宜采用两组蓄电池、三台充电装置的方案，每组蓄电池和充电装置应分别接于一段直流母线上，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。
5.4.2.2 直流系统的有关报警信号，必须引至控制室。
5.4.2.3 直流系统各级保险容量应配置合理，保证在事故情况下不因上一级保险熔断而中断保护操作电源和动力电源。
5.4.2.4 熔断器存放处有直流系统熔断器配置一览表，内容包括：回路名称、负荷电流、熔断器型式、熔断器额定电流。备有现场需用的各种熔断器，熔断器的参数应明显清晰，并实行定置管理，分别存放。
5.4.2.5 每年对熔断器配置情况进行核算，直流系统有较大变化时，随时进行核算。新采购的直流熔断器要抽查安秒特性。 5.4.3 做好柴油机定期试验维护工作，尤其是启动用蓄电池的冬季保养，保证其始终处于良好备用状态，在事故情况下能自动联启。 5.4.4 定期对直流润滑油泵、直流密封油泵进行试验。 5.5 厂用电系统运行方式及配置要求
5.5.1 直配线负荷的电厂应设置低频率、低电压解列装置，确保在系统事故时，解列1台或部分机组能单独带厂用电和直配线负荷运行。
5.5.2 任何情况下都应保障厂用电，特别应保障盘车、顶轴油泵、润滑油泵等保安设备的电源，防止重大设备损坏。
5.5.3 厂用电系统按规定方式运行，必须做好事故预想。 5.5.4 各段厂用母线的负载分布应合理。厂用备用变压器自投后，应满足本段母线上的负载自启动容量，并要防止多段厂用母线同时自投而超过备用变压器的自启动容量。
5.5.5 厂用电系统发生故障，备用电源自投不成功时，按规程检查无故障后可再次送电，未经检查禁止强送。
5.5.6 厂用电切换时应防止非同期合闸，装有同期监控闭锁装置的应投入运行。 5.5.7 优先采用正常的母线、厂用系统、热力公用系统的运行方式。因故改为非正常运行方式时，应事先制定安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。 5.6 继电保护及自动装置
5.6.1 主保护装置应完好并正常投运，后备保护可靠并有选择性的动作，开关失灵保护必须投入。
6.6.2 在满足接线方式和短路容量的前提下，尽量采用简单的母差保护。电压等级220kV以上的变电所母线需配置两套母差保护，母差保护停用时尽量减少母线倒闸操作。
5.6.3 凡接入220kV及以上系统的变压器保护应起动失灵保护，并落实相应的防
止误动措施。
5.7 厂房内重要辅机（如送风机、引风机、给水泵、循环水泵等）电动机事故按钮要加装保护罩，以防止误碰造成停机事故。
13.8 重要低压动力电缆应选用阻燃型电缆，已应用的非阻燃型塑料电缆的，必须采取分层阻燃措施或其他补救措施，否则应更换电缆。
13.9 经常检查靠近热管道容器附近电缆的完好情况，及时更换绝缘不合格的电缆，并做好隔热措施。
13.10 动力电缆和控制电缆应分开敷设。电缆涂刷防火涂料；电缆隧道、夹层、竖井设置防火隔断措施。
13.11 母线侧隔离开关和硬母线支柱绝缘子，选用高强度支柱绝缘子。
13.12 可能导致主机停运的电动机交流接触器控制回路的自保持时间应大于备用电源自投时间，以防止低电压或备用电源自投前释放跳闸。 13.13 防止由于变电所污闪事故引发全厂停电。
13.14 防止水淹循环水泵房、灰水泵房导致全厂停电。
6 防止电气误操作的预防措施 为防止电气误操作，防止由于管理不到位或设备技术条件不满足要求，引起误操作事故的发生，制定本措施。 6.1 适用范围
本措施主要适用于运行中的发电厂电气操作管理以及防止电气误操作装置管理。新建、扩建发电厂参照执行。 6.2 主要依据
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） 防止电气误操作装置管理规定国家电力公司（2002） 中国华电集团公司工作票和操作票管理使用规定（试行）（中国华电生［2008］1613号）
电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）（DL 408—91） 6.3 术语和定义
电气误操作——指电气值班人员或调度系统的人员在执行操作指令和其他业务工作时，违反《电业安全工作规程》和现场作业的具体规定，不履行操作监护制度，看错或误碰触设备造成的违背操作指令原意的错误后果。其主要表现有：误碰运行设备元件，误动保护触点，误停、投设备，误停、投保护或回路连接片，带负荷拉、合隔离开关；带接地线(接地开关)合闸，人员误入带电间隔，误分、误合断路器，带电挂接地线（合接地开关）以及非同期并列等。 防误装置——指防止工作人员发生电气误操作事故的有效技术措施。本措施所指的防误装置包括：微机防误、电气闭锁、电磁闭锁、机械联锁、机械程序锁、机械锁、带电显示装置等。 五防——指防止误分、误合断路器，防止带负荷拉、合隔离开关，防止带电挂（合）接地线（接地开关），防止带接地线(接地开关)合断路器（隔离开关），防止误入带电间隔。
四交待——指交待操作任务、交待操作目的、交待操作内容、交待操作中的注意事项。
五不干——指操作任务不清不干、应有操作票而无操作票不干、操作票不合格不干、应有监护人而没有监护人不干、设备名称编号不清不干。
6.4 管理措施
6.4.1 防止电气误操作事故首先要杜绝违章指挥。值班负责人在下达操作任务时，必须做到“四交待”，值班员在执行操作任务时，必须做到“五不干”。
6.4.2 建立良好、合理、畅通的操作联系制度，保证操作任务正确性。对外联系工作由班长、单元长进行，语言简明不得掺杂与工作无关的事，要使双方都明确每一项工作的任务。操作联系中必须录音。
6.4.3 强化岗位培训，提高人员的技术素质，持证上岗。操作人和监护人均应由厂（公司）安全监察部批准的合格人员担任。
6.4.4 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。使用统一的调度操作术语及设备双重名称。积极推行标准票模式，复杂、大型倒闸操作，应有班长以上人员实行不间断监护，车间专工或主任到场实施第二监护。标准操作票由运行各专业专工负责组织制定，由厂（公司）总工程师批准，并应根据系统变化做适时修正以保证其正确性。
6.4.5 建立完善的万能钥匙使用和保管制度。防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置，需经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置时，应经当班值长批准，并应按程序尽快投入运行。防误闭锁装置的紧急解锁工具和钥匙应放在指定地点，由厂生产管理部门加封条并签字盖章，写明时间，值长负责管理。紧急状态使用时由当班值长批准启封，运行部门派专人进行第二监护，同时做好启用记录。
6.4.6 严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票，不允许解除闭锁装置。 6.4.7 定期进行事故预想和反事故演习，不断提高职工的事故处理能力。 6.4.8 应结合实际制定防误装置的运行规程及检修规程，并定期修订。加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。 6.4.9 安全用具使用前进行必要的检查和试验，以确认其良好，防止因安全用具损坏导致误判断、误操作。使用完的安全用具，要及时交专责人收管，禁止乱扔、乱放。安全用具只能供操作专用，禁止当作其他的工具使用。强化运行人员劳动保护用品的配备，电气运行人员在高电压回路上进行操作时，应佩带静电报警装置。
6.4.10 不得在操作中随意解除电气闭锁，如倒闸操作过程中，确认电控回路故障，必须经当班值长批准，并有车间专工人员实行第二监护条件下方可解锁操作。 6.4.11 执行一个倒闸操作中途严禁换人，操作中严禁做与操作无关的事，操作过程中监护人应自始至终认真监护，无监护人的命令操作人不得擅自操作。 6.4.12 如有设备异动，检修负责人应先提交批准后的设备异动申请单，再办理工作票手续后方可施工。
6.4.13 设备异动后,不做设备异动交代、标志不完善,不准送电。运行部门应根据设备改造或异动情况，及时编写补充运行规程,便于运行人员在操作过程中有章可循。
6.4.14 除紧急情况或事故处理外，交接班期间一般不要安排倒闸操作。 6.5 技术措施
6.5.1 倒闸操作不应影响继电保护或自动装置的正常运行，否则应提前采取措施或将其解除。
6.5.2 对使用常规闭锁技术无法满足防误要求的设备和场所，应加装带电显示装置达到防误要求。
6.5.3 应配备充足的经过国家或省、部级质检机构检测合格的安全工作器具和安全防护用具。为防止误登室外带电设备，应采用全封闭(包括网状)的检修临时围栏。
6.5.4 防误装置所用的电源应与继电保护、控制回路的电源分开，使用的交流电源应是不间断供电系统。
6.5.5 新、扩建的发、变电工程，防误闭锁装置必须与主设备同时投运。 6.5.6 断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅助触点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。
6.5.7 采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备电气闭锁功能。
6.5.8 电动机停送电要到就地检查电动机情况。6kV电动机停电要检查开关的三相是否在开位，每相绝缘拉杆连接是否良好。380V电动机停电时一定要注意回路有几级开关，并检查各级开关均在开位后方可拉合刀闸。
7 防止发电机损坏的预防措施
为了防止发电机的损坏事故发生，结合实际情况，制定本措施。 7.1 适用范围
本措施适用于50MW及以上各类型的发电机设备。 7.2 主要依据
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） 大型汽轮发动机定子绕组端部动态特性的测量及评定（DL/T 735—2000） 电力设备预防性试验规程（DL/T 596—1996）
氢冷发电机氢气湿度技术要求（DL/T 651—1998） 运行中氢冷发电机用密封油质量标准（DL/T 705）
大型发电机内冷水质及系统技术要求（DL/T 801—2002） 电工术语旋转电机（GB/T 2900.25—94） 7.3 术语及定义
匝间短路——指电机线圈同一绕组的匝与匝之间绝缘损坏并形成电气通路。 相间短路——指电机线圈不同绕组之间绝缘损坏并发生不正常的电气通路。 7.4 防止定子绕组端部松动引起相间短路
检查定子端部线圈的磨损、紧固情况。200MW及以上的发电机在新安装和大修时应做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在94Hz~115Hz之间)的发电机，应依据《大型汽轮发动机定子绕组端部动态特性的测量及评定》(DL/T 735-2000)进行综合评定，有条件时加装在线振动检测系统。对已经出现大范围松动、磨损情况的发电机，应进行端部结构改造。 7.5 防止定子绕组相间短路
7.5.1 加强对大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》(DL/T 596—1996)，对定子绕组端部手包绝缘和绝缘盒处施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。对进口发电机可参照执行。
7.5.2 严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规定允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施，包括确保氢气干燥器处于良好的工作状态、停机时仍可以继续除湿、防止湿度检测仪表指示误差误导运行人员等。
7.5.3 密封油系统回油管路必须保证回油状态畅通，防止因密封油消泡箱满油造
成向发电机内进油。密封油系统油净化装置和自动补油装置应随发电机组投入运行。发电机密封油含水量等指标，应按《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》(DL/T 705)严格控制，并列入定期检测项目。 7.5.4 监测定子绕组内冷水箱中氢气含量，在氢气含量超标或急剧增加时，应及时查找原因和处理。
7.6 防止定、转子水路堵塞、漏水 7.6.1 防止水路堵塞过热。
7.6.1.1 水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应全部更换成聚四氟乙烯垫圈。 7.6.1.2 安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统的所有钢丝滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止滤网破碎进入线圈。 7.6.1.3 大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验，采用“热水流流量”试验方法。
7.6.1.4 扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢法兰，以便清除母管中的杂物。
7.6.1.5 水内冷发电机水质应严格控制规定范围。为减缓铜管腐蚀，必须控制pH值在7.0～9.0之间。
7.6.1.6 严格保持发电机转子进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷水进水压力，以防石棉材料破损物进入转子分水盒内。
7.6.1.7 定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差应加强监视。温差控制值应按制造厂规定，制造厂未明确规定的，应按照以下限额执行：定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。 7.6.2 为防止发电机漏水，重点应对绝缘引水管进行检查，引水管外表应无伤痕，严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。 7.6.3 防止转子漏水。
7.6.3.1 水内冷发电机发出漏水报警信号，经判断确认是发电机漏水时，应立即停机处理。
7.6.3.2 选装灵敏度可靠的漏水报警装置，应做好调试、维护和定期检验工作，确保装置反应灵敏、动作可靠。
7.6.3.3 转子绕组复合引水管应更换为有钢丝编织护套的复合绝缘引水管。 7.6.3.4 为了防止转子线圈拐角断裂漏水，至少将QFS2-100-2型和QFS-125-2型机组的出水铜拐角全部更换为不锈钢材质。
7.6.3.5 推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。 7.7 防止转子匝间短路 7.7.1 调峰运行的发电机，应在停机过程和大修中分别进行动态、静态匝间短路试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置，以便及早发现异常。 7.7.2 已发现转子绕组匝间短路较严重的发电机应尽快消缺，以防转子、轴瓦磁化，差压阀失控造成严重漏氢、漏油。若检修时发现转子、轴承、轴瓦已磁化，应退磁处理。退磁后要求剩磁参考值为：轴瓦、轴颈不大于2×10-4T（特斯拉），其他部件小于10×10-4T。。 7.8 防止发电机非全相运行
发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时,其相关保护应及时起动断路器失
灵保护,在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。 7.9 防止发电机非同期并网
为避免发电机非同期并网事故的发生，对于新投产机组、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）进行过改动或设备更换的机组，在第一次并网前必须进行如下工作：
7.9.1 对同期回路进行全面、细致的校核（尤其是同期继电器、整步表和自动准同期装置应定期校验）。
7.9.2 倒送电试验（新投产机组）或发变组带空母线升压试验（检修机组）。 7.9.3 进行假同期试验。
7.9.4 发电机在自动准同期并网时，必须先在“试验”位置检查整步表与自动准同期装置的一致性（以防止自动准同期装置故障），然后再“投入”自动准同期装置并网。
7.9.5 断路器操作控制二次回路电缆绝缘满足要求。 7.9.6 核实发电机电压相序与系统相序一致。 7.10 防止发电机局部过热
7.10.1 发电机绝缘过热监测器过热报警时，应立即取样进行色谱分析，必要时停机进行消缺处理。
7.10.2 应对氢内冷转子进行通风试验。 7.11 防止发电机内遗留金属异物
7.11.1 建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。 7.11.2 大修时应对端部紧固件（如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等)紧固情况以及定子铁芯边缘矽钢片有无断裂等进行检查。
7.12 防止励磁系统故障引起发电机损坏
7.12.1 对有进相运行或长期高功率因数运行要求的发电机应进行进相运行试验，按电网稳定运行的要求、发电机定子边段铁芯和结构件发热情况及厂用电压的要求来确定进相运行深度。进相运行的发电机励磁调节器应放自动运行，低励限制器必须投入，并依据进相试验结果进行整定，自动励磁调节器应定期校核。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范围内，并定期校验。
7.12.2 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。 7.12.3 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。
7.12.4 在机组起动、停机和其他试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。
7.13 防止转子一点接地
7.13.1 当发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地，应立即停机处理。
7.13.2 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。
7.13.3 为杜绝护环飞裂恶性事故应采取以下措施：发电机转子在运输、存放及大修时应避免受潮及有腐蚀性气体；大修时应对转子护环进行全面的金属探伤。对已检出有裂纹、裂纹群及蚀坑者，应进行消缺处理，或更换为18Mn18Cr材料的新护环。
7.14 防止定子单相接地故障
当发电机定子回路发生单相接地故障时，允许的接地电流值如表15-1规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表15－1的要求确定。当定子接地保护报警时,应立即停机。200MW及以上容量的发电机的接地保护装置宜作为跳闸。
7.15 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。
8 防止高压电机损坏的预防措施
为了防止高压电动机损坏，减少由于高压电动机损坏，而影响机组安全、经济、可靠运行，制定本措施。 8.1适用范围
本措施适用于发电企业6kV及以上各类型电动机。 8.2主要依据
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 DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程 GB/T 2900.25—94 电工术语旋转电机 8.3 术语及定义
高压电机——指线电压在1000V以上的电动机。常用的是6300V和10000V。 8.4 防止定子线圈烧损
8.4.1 对于定子线圈凡存在槽内松动，端部绑扎不紧以及引出线固定不牢的电动机(包括新投产的电机)，均要及时进行加固处理(如采用涤玻绳和适形材料缚牢)，保证槽楔、垫条、垫块和绑绳的紧度，防止定子线圈及其引出线绝缘在电动机起动或运行中发生磨损造成短路。对于采用磁性槽楔的节能电动机，要求采取可靠的粘结工艺和加固办法，防止磁性槽楔在运行中松动掉落。 8.4.2 对于定子线圈端部的连结线要特别注意固定和检查。对于工艺结构明显不合理的可根据具体情况加以改进和重新绑扎，以防止线圈连线在运行中发生绝缘破损或断股事故。检修时，必须进行绕组直流电阻的测量，并对测量结果进行历次和相间的比较分析，如有明显差异，要仔细查找原因，消除隐患。 8.4.3 新更换的备用线圈事先要进行匝间耐压试验，合格后方可装入机内。为提高匝间绝缘的电气和机械强度，新做的线圈应采用高强度聚酯玻璃丝包线。 8.4.4 对于绝缘已经老化的电机，应及时更换或修理。若一时不能更换，应避免过载运行，并尽量减少启停次数，防止启动或运行中烧损。 8.4.5 定子线圈引出线的连接螺丝一定要注意上紧，保证压接可靠，防止运行中发热损坏。
8.4.6 电动机周围要保持清洁和通风良好。防止飞灰、煤粉和水汽等有害物质进入电机。对于环境条件恶劣的地方，除加强清扫防护外，可根据实际情况将开启式电机改成封闭式电动机。对于易受潮的场所，可以结合具体条件采取安装加热器等防潮措施。
8.4.7 处于低位的电动机，要做好积水疏导工作，防止水淹电机。对用于拖动水泵、灰水泵的电动机要特别注意防止水溅入电机。对于有可能遭受雨水侵袭的地方，要有可靠的防雨措施。在电动机附近有水管通过时，要认真检查水管接头和截门是否良好，防止接头或截门不严而漏水。此外，电厂大小修期间，在电动机附近使用水管时，要严防电动机进水。 8.4.8 要认真做好断路器、隔离开关和电动机本身的检查工作，防止造成电动机发生断相运行而被烧毁。对于具备断相保护装置的电动机应该使保护投入使用。 8.4.9 在开断电动机产生过电压倍数较高的回路，采用氧化锌避雷器等保护措施，防止定子线圈绝缘过电压击穿。
8.4.10 大修中，凡对定子线圈进行过改动的电动机，必须对接线做认真检查，在确认接线无误之后，方可投运。 8.5 防止转子笼条断裂和开焊
8.5.1 鼠笼转子电动机要严格遵循启动次数的规定，即在正常情况下，允许冷状态启动2次，每次间隔不得小于5min，允许热状态启动l次，只有在处理事故时以及启动时间不超过2～3s的电动机可以多启动l次。 8.5.2 在检修鼠笼转子时，要检查笼条在槽内的紧固情况，松动的应采取措施加以紧固。
8.5.3 要认真检查笼条与短路环的焊接质量，若发现有断裂和开焊，应及时进行补焊处理。为了保证焊接质量，应讲究焊接工艺，防止短路环产生热变形。 8.5.4 鉴于目前国产高压电动机制造质量上的问题，对于频繁启动或重载启动而易发生笼条损坏的电机(例如磨煤机等电动机)，要选用启动特性相当并留有适当裕度的电动机；为此要适当地增加检修次数，缩短检修间隔，以防止在运行中发生故障损坏。
8.6 防止轴承及其他机械部件损坏
8.6.1 要选择符合标准，质量较好的轴承。在更换轴承加热时，要用油加热,加热温度不应超过100～120℃。
8.6.2 检修时，应彻底清洗轴承(包括油挡盖中的脏油)。仔细检查滚珠(柱)及滑道上有无麻点和龟裂现象。滚珠 (柱)和滑道之间的间隙大小是否符合标准，如发现存在问题，应予以处理。
8.6.3 要选用适用于相应转速的润滑油脂，并要求润滑油脂清洁、无杂物、不变质。油挡盖要密封良好，以防漏油烧坏轴承。润滑油量宜加到1/2～1/3容积，太多或太少都可能导致轴承发热。
8.6.4 要防止由于冷油器漏水或水泵轴封冷却水进入电动机润滑油中，而造成油质劣化或转轴生锈。
8.6.5 检修时要认真检查定转子各部分机械部件的紧固情况。比如要检查定子导风筒螺丝是否上紧，转子平衡块是否锁牢，定子铁芯及端部压指是否有松动的地方，转子风叶是否出现裂纹等等。若发现有问题时，必须及时处理，以防止在运行中由于松动或掉出而打坏定子线圈和铁芯。 8.6.6 对于所带机械要加强维护，防止由于所带机械的卡堵而造成电动机过电流烧毁或机械损伤。
9防止继电保护事故的预防措施
为防止继电保护事故发生，保障电气设备、发电机组、电力网络安全稳定运行，保障国家、人民生命财产安全，制定本措施。 9.1 适用范围
本措施适用于电厂送出线路保护、母线保护、断路器失灵保护、发电机变压器组保护、变压器保护、高压电动机保护,电气自动装置应参照执行。 9.2 主要依据
继电保护及安全自动装置检验条例水电电生字（1987）108号 继电保护现场工作保安规定电生供字第254号
电力系统继电保护和安全自动装置运行反事故措施管理规定调[1994]143号 电力系统继电保护技术监督规定（试行）电安生[1997]356号
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 继电保护及安全自动装置反事故措施要点电安生（1994）191号 GB 14285—1993 继电保护和安全自动装置技术规程
DL/T 584—1995 3～110kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 559—1994 220～500kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 623—1997 电力系统继电保护和安全自动装置运行评价规程 DL/T 684-1999 大型发电机变压器继电保护整定计算导则 9.3术语和定义
双重化——指继电保护装置按两套独立、采用不同原理并能瞬时切除被保护范围内各类故障的主保护来配置。其中“独立”的含义为：各套保护的直流电源取自不同的蓄电池，各套保护用的电流和电压互感器的二次侧各自独立，各套保护分别经过断路器的两个独立的跳闸线圈出口，各套保护拥有各自独立的载波（或复用）通道等。 9.4 总则 9.4.1 新建、扩建和技改等工程均应执行本措施，现有发电厂已投入运行的继电保护装置，凡严重威胁安全运行的必须立即改进，其他可分轻重缓急有计划地予以更新或改造。不能满足要求的应结合设备大修尽快更改，而对不满足上述要求又不能更改的，由设计、制造和运行等单位共同研究、解决。 9.4.2 充分发挥继电保护专业管理的职能作用，明确责任、权限和防止重大事故发生的关键环节，提高电网安全稳定运行水平，防止由于保护不正确动作而引起系统稳定被破坏和电网瓦解、大面积停电等事故的发生。 9.4.3 各级领导应重视继电保护队伍建设，加强继电保护人员专业技能和职业素质培训，建立培训制度，保持继电保护队伍相对稳定，并不断培养新生力量。 9.4.4 继电保护技术监督应贯穿电力工业的全过程。在初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段全过程，都必须实施继电保护技术监督。 9.4.5 不符合国家和电力行业相关标准的以及未经技术鉴定和未取得成功运行经验的继电保护产品不允许入发电厂运行。 9.4.6 继电保护新产品进入发电厂试运行，应经所在单位有关领导同意后，报上级管理部门备案，并做好事故预想。
9.4.7 充分利用故障录波，加强继电保护装置的运行分析，从中找出薄弱环节、事故隐患，及时采取有效对策。
9.4.8 继电保护的配置与整定都应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免
在复杂、多重故障的情况下继电保护不正确动作，同时还应考虑系统运行方式变化对继电保护带来的不利影响。
9.4.9 应重视发电厂的继电保护配置和整定计算，特别是与系统运行关系密切的保护，应认真校核这些保护与系统保护的配合关系。各发电厂应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T 684—1999）的规定，定期对所辖设备的整定值进行全面复算和校核。
9.4.10 继电保护双重化配置时，应选用安全性高的继电保护装置。两套保护装置之间不应有任何电气联系；保护装置用交流电压和交流电流分别取自电压互感器和电流互感器互相独立的绕组；其保护范围应交叉重迭；任何一套保护因异常需要退出或需要检修时，应不影响另一套保护正常运行；断路器选用具备双跳闸线圈机构；与保护配合的相关回路（如断路器、隔离开关的辅助接点等）均应遵循相互独立的原则。
9.5 母线保护和断路器失灵保护
9.5.1 为确保母线差动保护检修时母线不至失去保护，220kV及以上电压等级母线、3/2接线形式变电站母线应采用双重化保护配置。每条母线采用两套完整、独立的母线差动保护，并安装在各自的柜内。 9.5.2 进行母差保护校验工作时，必须保证每条母线至少保留一套母差保护运行。 9.5.3 应充分考虑母线差动保护所接电流互感器二次绕组合理分配，对确无办法解决的保护动作死区，在满足系统稳定要求的前提下，可采取起动失灵和远方跳闸等后备措施加以解决。
9.5.4 采用相位比较原理的母线差动保护在用于双母线时，必须增设两母线相继发生故障时能可靠切除后一组故障母线的保护回路。 9.5.5 对空母线充电时，固定连接式和母联电流相位比较式的母线差动保护应退出运行。 9.5.6 母联、母联分段断路器宜配置独立的母联、母联分段断路器充电保护及死区保护。该保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的回路。 9.5.7 断路器失灵保护按一套配置。断路器失灵保护二次回路牵涉面广、依赖性高，投运后很难有机会利用整组试验的方法进行全面检验。因此，对断路器失灵保护在设计、安装、调试和运行各个阶段都应加强质量管理和技术监督，保证断路器失灵保护不留隐患地投入运行。
9.5.8 电气量保护与非电气量保护出口继电器独立配置，不得使用不能快速返回的电气量保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量，要求断路器失灵保护的相电流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20ms。 9.5.9 用于双母线接线形式的变电站，其母差保护、断路器失灵保护的复合电压闭锁接点应分别串接在各断路器的跳闸回路中，不得共用。 9.6 变压器保护
9.6.1 220kV及以上电压等级的主变压器微机保护应按双重化配置（非电气量保护除外），每套保护安装在各自柜内。 9.6.2 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，在保护柜上的安装位置也应相对独立。
9.6.3 两套完整的电气量保护和非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。
9.6.4 完善防止变压器低阻抗保护在电压二次回路失压、断线闭锁以及切换过程
交流和直流失压等异常情况下误动措施。 9.6.5 变压器过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定并要求其返回系数不低于0.96，同时应根据变压器的过励磁特性曲线进行整定计算。 9.6.6 变压器和发电机变压器组断路器失灵保护灵敏度不足时，采取零序或负序电流、保护出口和断路器合闸位置与的逻辑，解除断路器失灵保护的复合电压闭锁回路。 采用相电流、零序或负序电流动作，配合 断路器合闸位置两个条件组成与逻辑启动断路器失灵保护。
9.6.7 变压器瓦斯保护应防水、防油渗漏，密封性好。气体继电器、动作于跳闸的变压器压力释放及油压速动保护由中间端子箱的引出电缆应直接接入保护柜。 9.7 发电机变压器组保护
9.7.1 100MW及以上容量发电机变压器组保护、重要发电厂的启动变压器保护，应配置双重化微机保护。
9.7.2 高频、低频、过压和欠压保护整定计算，要依据发电机组在并网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机组的特性曲线进行。同时还需注意与汽轮机超速保护和励磁系统过压、欠压以及过励、低励保护的整定配合关系。 9.7.3 在整定计算发电机变压器组的过励磁保护时，应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并按电压调节器过励限制首先动作，其次是发电机变压器组过励磁保护动作，然后再是发电机转子过负荷动作的阶梯关系进行。 9.7.4 发电机定子接地保护整定计算，要实测不同负荷工况下基波零序电压和发电机中性点侧三次谐波电压数据。200MW及以上容量的发电机定子接地保护基波零序保护与三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸，发电机中性点侧三次谐波电压保护宜投信号。
9.7.5 发电机变压器组负序电流保护整定计算，依据制造厂提供A值进行。 9.7.6 发电机、变压器的差动保护，在保护正确、可靠动作的前提下，不宜整定得过于灵敏。
9.7.7 发电机变压器组过励磁保护应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力。
9.7.8 做好发电机失步、失磁保护的选型，防止系统单相故障发展为两相故障时，失步继电器的不正确动作。设计、制造单位应将有关这些问题的计算、研究资料提供给发电厂有关部门备案。发电机进相运行前，应仔细检查和校核发电机失步、失磁保护的测量原理、整定范围和动作特性。
9.7.9 发电机失步保护只有测量到失步振荡中心位于发电机变压器组内部构成威胁时，才作用于跳闸。同时避免断路器在电势角180°时开断。
9.7.10 在新建、扩建和改建工程中，发电机制造厂应提供装设发电机横差保护的条件，设计优先考虑配置横差保护，并要求该保护中的三次谐波滤过比应大于30。
9.7.11 200MW及以上发电机变压器组配置专用故障录波器。 9.7.12 发电厂厂用系统的继电保护整定方案每两年复核一次。 9.8 二次回路与抗干扰 9.8.1 认真落实《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》中有关保护及二次回路抗干扰的规定。 9.8.2 在设计、安装、调试和运行的各个阶段认真检查二次回路，做好整组试验，防止二次寄生回路。
9.8.3 选用具有良好抗干扰性能并符合电力行业电磁兼容及相关的抗干扰技术标准的继电保护装置。
9.8.4 继电保护装置与接地网必须可靠连接。发电厂开关场至继电保护装置室敷设100mm2铜导线，继电保护装置室内敷设接地铜排网，接地铜排网与主接地网经一点可靠连接。保护装置直接与铜排网连接接地。
9.8.5 继电保护装置接地电阻不大于0.5Ω，机箱、柜应构成良好电磁屏蔽体并可靠接地。
9.8.6 对经过长电缆跳闸的回路，要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，如不同用途的电缆分开布置、增加出口继电器动作功率，或通过光纤跳闸通道传送跳闸信号等措施。 9.8.7 应加强对保护信息远传的管理，不得设置远程修改微机保护的软件、整定值和配置文件功能。防止干扰经由微机保护的通信接口侵入，导致继电保护装置的不正确动作。
9.8.8 在发电机厂房内的保护、控制二次回路均应使用屏蔽电缆。用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次侧接地点应在定子接地保护柜内一点接地。 9.8.9 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。
9.8.10 为防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故，直流熔断器应分级配置，直流分路装设小空气开关时，要确保小空气开关有选择性地配合，每年要对直流熔断器的配置情况进行校核。
9.8.11 宜使用具有切断直流负载能力的、不带热保护的小空气开关取代原有的直流熔断器，小空气开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流（即保护三相同时动作、跳闸和收发信机在满功率发信的状态下）的1.5～2.0倍选用。 9.9 安全自动装置
9.9.1 新投产机组、大修机组的同期回路（交流电压回路、直流控制回路、整步表、自动准同期装置及同期开关等）进行过更换或变动后，第一次并网前应进行以下工作。
9.9.1.1 检查同期交、直流回路的绝缘状况。
9.9.1.2 对同期回路进行全面、细致的校核（尤其是同期继电器、整步表和自动准同期装置）。模拟断路器的同期合闸试验，同时检查整步表与自动准同期装置的一致性。
9.9.1.3 结合反送电试验、带空母线升压试验，对整步表及同期检定继电器进行校核。
9.9.2 进相运行的发电机，其低励限制定值应符合发电机制造厂给定的容许值和满足发电机静稳定要求，并要通过实际进相运行试验考验，随机组大修进行校验 9.9.3 进相运行的发电机配置双向无功功率表、功率因数表及功角表。
9.9.4 发电机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范围内，与发电机转子过负荷保护相配合，保证调节器的过励限制、过励保护和发电机转子过负荷保护的动作顺序，随机组大修进行校验。 9.10 运行与检修
9.10.1 进一步规范继电保护专业人员在各个工作环节上的行为，及时编制、修订继电保护运行规程和典型操作票，在检修工作中必须严格执行各项规章制度及反事故措施和安全技术措施。通过有秩序的工作和严格的技术监督，杜绝继电保护人员因人为责任造成的“误碰、误整定、误接线”事故。
9.10.2 各单位根据实际情况，依据相关规程和技术标准编制本单位继电保护装置、二次回路的安装、调试、定期检验条例。
9.10.3 加强线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行维护，保证备品备件管理的储备。母差等快速主保护因缺陷超时停役，应纳入监督考核。
9.10.4 认真做好微机保护及保护信息管理机等设备软件版本的管理工作，特别注重计算机安全问题，防止因各类计算机病毒危及设备而造成微机保护不正确动作和误整定、误试验等。
9.10.5 应加强继电保护微机型试验装置的检验、管理与防病毒工作，防止因试验设备性能、特性不良而引起对保护装置的误整定、误试验。
9.10.6 继电保护专业要与通信专业密切配合，防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。
9.10.7 差动保护（母线、变压器、发电机的纵、横差等）在投入运行前，除测定相回路和差回路外，还应测量各中性线的不平衡电流、电压，检验保护装置和二次回路接线的正确性。
9.10.8 母线差动保护停用时，尽量避免母线倒闸操作。
9.10.9 双母线中阻抗比率制动式母线差动保护在带负荷试验时，不宜采用一次系统来验证辅助变流器二次切换回路正确性。辅助变流器二次回路正确性检验宜在母线差动保护整组试验阶段完成。 9.10.10 检修设备在投运前，应认真检查有无电压二次回路短路、电流二次回路开路和不符合运行要求的接地点的现象。 9.10.11 在一次设备进行操作或检修时，应采取防止距离保护失压及变压器差动保护和低阻抗保护误动措施。 9.10.12 在运行线路、母线、变压器和发电机变压器组的保护上进行定值修改前，应认真考虑防止保护不正确动作的有效措施，并做好事故预想和防范措施。在实施过程中要特别注意现场设备的安全性。
10 防止大型变压器损坏和互感器损坏的预防措施
为了防止发电厂大型变压器损坏、互感器损坏事故的发生，结合设备运行的实际情况，为保证发电厂安全稳定运行，制定本措施。 10.1 适用范围 本措施适用于110（66）kV及以上变压器类设备，15MVA及以上变压器类设备。 10.2 主要依据
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 预防110kV~500kV变压器事故措施 发输电输(2002)158号 GB 1094.1—1996 电力变压器第1部分总则 GB 1207—1997 电压互感器 GB 1208—1997 电流互感器
DL/T 722—2000 变压器油中溶解气体和判断导则 DL/T 727—2000 互感器运行检修导则 10.3 术语及定义
电力变压器——指具有两个或多个绕组的静止设备，为了传输电能，在同一频率下，通过电磁感应将一个系统的交流电压和电流转换为另一系统的电压和电流，通常这些电流和电压的值是不同的。
互感器——是一种强弱电转换变压器，供测量仪器、仪表、继电器和其他类似电
器用。
电压互感器——是一种电压感应式互感器，其二次电压在正常使用条件下与一次电压实际上成正比，而其相位差在联结方法正确时接近于零。 电流互感器——是一种电流感应式互感器，在正常使用条件下其二次电流与一次电流实质上成正比，而其相位差在联结方法正确时接近于零的互感器。 10.4 加强变压器类设备全过程管理
10.4.1 加强对变压器类设备从招标技术条件制订、选型、选厂、招标、定货、监造、验收、运输、安装、试验、投运的全过程管理。 10.4.2 互感器选型。
10.4.2.1 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。
10.4.2.2 互感器外绝缘爬电距离及伞裙结构，应满足安装地点污秽等级及防雨闪要求，对重污秽区应选用复合硅橡胶套管或大小伞裙结构的防污型瓷套。 10.4.3 变压器类设备采购、验收管理。
10.4.3.1 订购前，应向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和承受短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的承受短路能力计算报告。
10.4.3.2 设备采购时，应要求制造厂有可靠、密封措施。运行中的设备，如密封不良，应采取改进措施，确保防止变压器、互感器进水或空气受潮。加强运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。 10.4.3.3 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。
10.4.3.4 严格按有关规定进行对新购变压器类设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。 10.4.3.5 出厂试验的局部放电合格标准和其他要求。 10.4.3.5.1 110kV变压器局部放电试验，测量电压为1.5Um/ 时，不大于300pC；220kV及以上变压器局部放电试验，测量电压1.5Um/ 时，自耦变压器中压端不大于200pC，其他不大于100pC；中性点接地系统的互感器局放试验，测量电压为1.0Um时，液体浸渍不大于10pC，固体型式不大于50pC。测量电压为1.2Um/ 时，液体浸渍不大于5pC，固体型式不大于20pC。 10.4.3.5.2 对110kV及以上电压等级电流互感器，必要时应要求制造厂在出厂时进行10kV和额定电压下的介损和电容量测量。220~500kV电流互感器除应进行上述测量外，还应测取tgδ=f(U)的关系曲线(上升和下降),同时注意相应电容量的变化。对电容式电压互感器应要求制造厂在出厂时进行0.8U1n、1.0U1n、1.2 U1n及1.5U1n的铁磁谐振试验(注:U1n指额定一次相电压)。
10.4.3.5.3 向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；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整体预装。
10.4.4 互感器投运前应做好检查和试验,其试验结果应与出厂值一致,差别较大时应分析并查明原因，不合格的互感器不得投入运行。对于用于计量的互感器，在交接试验时应进行误差试验。
10.4.5 新安装互感器投运前应仔细检查密封状况。油浸式互感器不应有渗漏油现象，并调整油面在相应位置，使之在最低温度时仍有指示。有渗漏油的互感器
不得投运。
10.4.6 认真执行交接试验规程。对110kV及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。220kV及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220kV及以上电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。 10.4.7 大型变压器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，到达目的地后，制造厂、运输部门和用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。 10.5 预防变压器绝缘击穿
10.5.1 防止水分及空气进入变压器
10.5.1.1 变压器在运输和存放时，必须密封良好。
10.5.1.2 变压器本体及冷却系统各连接部位的密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料，禁止使用过期失效或性能不明的胶垫。
10.5.1.3 检查呼吸器的油封、油位是否正常，切实保证畅通，干燥剂应保持干燥、有效。
10.5.1.4 对新安装或大修后的变压器应按厂家说明书规定进行真空处理和注油，其真空度、抽真空时间、进油速度等均应达到要求。
10.5.1.5 变压器投入运行前必须多次排除套管升高座、油管道中的死区、冷却器顶部等处的残存气体。
10.5.1.6 从储油柜补油或带电滤油时，应先将储油柜中的积水放尽。不得从变压器下部进油，防止水分、空气或箱底杂质带入变压器器身。 10.5.2 防止异物进入变压器。
10.5.2.1 除制造厂有特殊规定外，在安装变压器时应进入油箱检查清扫，必要时应吊芯检查、清除箱底及油管道中的异物。
10.5.2.2 变压器安装或更换冷却器时，必须用合格绝缘油反复冲洗油管道、冷却器和潜油泵内部，直至冲洗后的油试验合格并无异物为止。
10.5.2.3 要防止净油器装置内的活性氧化铝或硅胶粉末进入变压器。对于全密封变压器不宜采用净油器。应定期检查滤网和更换吸附剂。
10.5.2.4 潜油泵应采用耐磨性能好的E级或D级轴承。禁止使用无铭牌、无级别的轴承。有条件时，上轴承应改用向心推力球轴承。潜油泵应选用转速不大于1000r/min的低速泵。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、杂音及严重渗、漏油等异常，应停运检修。
10.5.2.5 变压器内部故障跳闸后，立即切除油泵，避免故障中产生的游离碳、金属微粒等异物进入变压器的非故障部位。 10.5.2.6 在安装、大修吊罩或进入检查时，应尽量缩短器身暴露于空气的时间，还要防止工具、材料等异物遗留在变压器内。进行油真空处理时，要防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成的金属粉末或异物进入变压器。真空系统应装设逆止阀或缓冲瓶。
10.5.2.7 运行中油流继电器指示异常时，注意检查油流继电器挡板是否损坏脱落。
10.5.3 防止绝缘损坏。
10.5.3.1 在安装变压器穿缆式套管时应防止引线扭结，不得过分用力吊拉引线而使引线根部和线圈绝缘损伤。如引线过长或过短，应查明原因予以处理。检修
时严禁蹬踩引线和绝缘支架。 10.5.3.2 变压器内部检查时，应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝缘支架的螺栓，防止变压器在运行中受到电流冲击时发生绕组变形和损坏。
10.5.3.3 安装或检修中需更换绝缘部件时，应采用符合制造厂要求，并检验合格的材料和部件，并经干燥处理。
10.5.4 防止线圈温度过高，绝缘劣化或烧损。
10.5.4.1 对于负荷能力有怀疑或经改造的变压器，必要时应进行温升试验来确定负荷能力。
10.5.4.2 强油循环变压器的冷却系统故障时，变压器允许的负荷水平、持续时间和顶层油温等均应符合变压器运行规程或制造厂规定。
10.5.4.3 强油循环的冷却系统必须有两个相互独立的电源，并装有自动的切换装置。要定期进行切换试验。信号装置齐全、可靠。
10.5.4.4 冷却器的风扇叶片应校平衡并调整角度，注意定期维护保证正常运行。对振动大、磨损严重的风扇电机应进行更换。
10.5.4.5 冷却器外部脏污、油泵效率下降等使冷却器的散热效果降低时，要适当缩短允许过负荷时间。变压器的冷却器每1～2年用压缩空气或水进行一次外部清洗，以保证冷却效果。
10.5.4.6 运行15年及以上、温升过高的变压器应进行油中糠醛含量测定，以确定绝缘老化程度，必要时可取纸样作聚合度测量，进行绝缘老化鉴定。
10.5.4.7 运行中变压器的热点温度不得超过《油浸式电力变压器负载导则》（GB/T 15164—1994）规定的限制和特定限制。在实际运行中应对负载电流和顶层油温加以监控。
10.5.5 防止过电压击穿。
10.5.5.1 有效接地系统的中性点不接地运行的变压器，在投运、停运和事故跳闸过程中，为防止出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。变压器应采用氧化锌避雷器。在投切空载变压器时，其中性点必须接地。
10.5.5.2 变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定要求。 10.5.6 防止工作电压下的击穿。
10.5.6.1 新安装和大修后的220kV及以上变压器，应在现场进行局部放电试验。 10.5.6.2 新变压器油要加强质量控制，试验合格后，方能注入设备。
10.5.6.3 110kV及以上变压器油中出现乙炔，应缩短检测周期，跟踪变化趋势。当绝缘油中可燃气体增加，并伴有少量乙炔产生，但乙炔含量趋于稳定时，可区别对待，适当放宽运行限制。但应查明原因，并注意油中含气量的变化。
10.5.6.4 运行中的变压器油色谱出现异常，怀疑有放电性故障时，必要时应进行局部放电试验，并进行综合试验分析。
10.5.6.5 薄绝缘变压器可按一般变压器进行技术监督，如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，换下的变压器报废。 10.5.7 每年应至少进行一次红外成像测温检查。 10.6 防止变压器保护装置误动、拒动
10.6.1 变压器的保护装置必须完善可靠并应定期进行校验。严禁将无主保护的变压器投入运行。因工作需要将保护短时停用，应有相应的措施，处理后应立即恢复。
10.6.2 220kV及以上主变压器宜装设故障录波器，录取故障情况下的主变压器
电流、电压、相别、持续时间等参数，以提高事故分析质量，为制定防范措施提供可靠依据。
10.6.3 220kV及以上变压器的高低压侧后备保护，应由不同的直流电源供电，防止因故失去直流时，造成后备保护全部瘫痪，长时间切不断故障并扩大事故的后果。
10.7 预防变压器铁芯多点接地和短路故障
10.7.1 在检修时应测试铁芯绝缘。如有多点接地，应查清原因，消除故障。 10.7.2 穿芯螺栓绝缘应良好，应注意检查铁芯穿芯螺杆绝缘套外两端的金属座套，防止因座套过长触及铁芯造成短路。
10.7.3 线圈压钉螺栓应紧固，防止螺帽和座套松动掉下造成铁芯短路。铁芯及铁轭静电屏蔽引线应紧固完好，防止出现悬浮放电。 10.7.4 铁芯、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地线引至适当的位置，以便在运行中监视接地线中是否有环流。当有环流又无法及时消除时，作为临时措施可在接地回路中串入电阻限流，电流一般控制在100mA以下。 10.8 预防变压器套管闪络及爆炸
10.8.1 当发现套管中缺油时，应查找原因并进行补油。对有渗漏油的套管应及时处理，防止内部受潮而损坏。
10.8.2 注意油纸电容式套管的介损、电容量和色谱分析结果的变化趋势，发现问题时及时处理。
10.8.3 电容型套管的抽压或接地运行的末屏小套管的内部引线，如有损坏，应及时处理。运行中应保证末屏有良好接地。
10.8.4 运行、检修中应该注意检查引出线端子的发热情况并定期用红外检测，引线铜头是锡焊的应改为铜焊。
10.8.5 110kV及以上的套管上部注油孔的螺栓胶垫容易老化开裂，应结合小修予以更换，防止进水。 10.9 预防变压器引线烧损
10.9.1 在线圈下面水平排列的裸露引线应全包绝缘，以防止杂物引起短路。 10.9.2 变压器套管的穿缆引线应包扎绝缘白布带以防止裸电缆与套管导杆相碰，分流烧坏引线。
10.10 预防变压器分接开关故障
10.10.1 变压器安装完毕准备投运前及无载分接开关改变分接位置后，必须测量使用分接的直流电阻和变比，合格后方能投入运行。
10.10.2 对有载调压开关应按出厂说明书规定在安装时及运行中定期对操作机构、切换开关及过渡电阻和选择开关等进行检查和调试。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，操作机构指示位置的正确性。 10.11 防止变压器油劣化
10.11.1 加强油务监督管理工作，定期进行绝缘油的色谱分析和简化分析，保持变压器油质良好。
10.11.2 装有密封胶囊和隔膜的大容量变压器，注油应严格按厂家说明书规定的工艺要求进行，防止进入空气和出现假油位。并结合大修对胶囊和隔膜的完好性进行检查。
10.11.3 对于装有金属波纹管储油柜的变压器，如发现波纹管焊缝渗漏，应通知制造厂更换处理。要防止异物卡涩导轨，保证呼吸顺畅。 10.12 防止变压器火灾
10.12.1 加强变压器的防火工作，运行中应有事故预想。变压器周围应有可靠的消防设施。
10.12.2 进行变压器干燥时，应事先做好防火等安全措施，并防止加热系统故障引起线圈过热烧损。
10.12.3 在处理变压器引线及在器身周围进行明火作业时必须事先做好防火措施，现场应设置一定数量的消防器材。 10.12.4 事故储油坑应保持在良好状态，卵石厚度符合要求。储油坑及排油管道应畅通，事故时应能迅速将油排出。防止油排入电缆沟内。室内变压器也应有储油池或挡油矮墙，防止火灾蔓延。
10.12.5 对变压器油箱渗漏点进行补焊时,必须保证油位高于补焊点, 严防因电焊而引燃油箱内聚集的可燃气体。
10.13 电流互感器的一次端子接头部位要有足够的接触面积，其电气联结应接触良好，以防止产生过热性故障。L2端子与膨胀器外罩应注意做好等电位联结，防止出现电位悬浮。对二次线引出端子应有防转动措施，防止外部操作造成内部引线扭断。
10.14 已安装完成的互感器若1年及以上时间未带电运行，在投运前应按照预试规程进行预防性试验和检查。 10.15 互感器的检修与改造
10.15.1 220kV及以上电压等级的油浸式互感器不应进行现场解体检修。 10.15.2 油浸式互感器检修时，应严格执行《互感器运行检修导则》（DL/T 727—2000），要注意器身暴露时间不得超过规定，复装时必须真空注油，其中绝缘油应经真空脱气处理，注油速度等应按规定进行。应从互感器上部注油(带有专用取注油阀的除外),避免底部注油带入气泡。如要补充油，必须对补充油进行严格检验。
10.15.3 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在每年预试或停电检修时，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。 10.16 互感器运行维护及缺陷处理
10.16.1 定期检查互感器外绝缘表面有无放电现象，如果有放电现象应及时处理。 10.16.2 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，应依据情况限期处理，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渗漏油的应立即停止运行。
10.16.3 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。 10.16.4 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。
10.16.5 为避免电流互感器电容芯底部击穿事故时扩大事故影响范围，应注意一次端子L1与L2的安装方向及二次绕组的极性连接方式要正确，以确保母差保护的正常投入运行。
10.16.6 依据电网发展情况，应注意验算电流互感器动热稳定电流是否满足要求。
若互感器所在变电所短路电流超过互感器铭牌规定的动热稳定电流值，应及时安排更换。
10.16.7 每年至少进行一次红外成像测温等带电监测工作，以及时发现运行中互感器的缺陷。
10.16.8 防止电容式电压互感器故障，对电磁单元部分进行认真检查，阻尼器未接入时不得投入运行。当发现有异常音响时，互感器应退出运行，进行详细试验、检查，并立即予以处理；当测试电磁单元对地绝缘电阻时，应注意内接避雷器绝缘电阻的影响；当采用电磁单元作电源测量电容分压气C1和C2的电容量和tgδ时，应注意控制电磁单元一次侧电压不超过2.5kV或二次辅助绕组的供电电流不超过10A，以防过载。 10.17 SF6电流互感器
10.17.1 进行安装时，密封检查合格后方可对互感器充SF6气体至额定压力，静置1h后进行SF6气体微水测量。气体密度表、继电器必须经校验合格。
10.17. 2 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90％。条件具备且必要时还宜进行局部放电试验。
10.17.3 按制造厂规定对压力表和气体密度继电器进行校验。 10.17.4 运行中应巡视检查气体密度表，年漏气率应小于1%。 10.17.5 若压力表偏出绿色正常压力区，应引起注意，并及时按制造厂要求停电补充合格的SF6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。
10.17.6 补气较多时（表压小于0.2MPa），应进行工频耐压试验（试验电压为出厂试验值的80%～90%）。
10.17.7 运行中SF6气体含水量不应超过300mg/L，若超标，应尽快退出运行。 10.17.8 设备故障跳闸后，应先使用SF6分解气体快速测试装置，对设备内气体进行检测，以确定内部有无放电，避免带故障强送引发再次放电。
11 防止开关设备事故的预防措施
为防止高压开关设备事故发生，根据有关规定，制定本措施。 11.1 适用范围
本措施适于用高压断路器、高压隔离开关与接地开关、高压负荷开关、高压开关设备操作机构、高压防爆配电装置及高压开关柜等高压开关设备。 11.2 主要依据
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 高压开关设备管理规定、高压开关设备反事故技术措施和高压开关设备质量监督管理办法发输电(1999)72号
GB 50150—2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GBJ 147—1990 高压电器施工及验收规范 GB 1984—2003 交流高压断路器
DL/T 4021—999 交流高压断路器定货技术条件 DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程 11.3 术语和定义
高压开关设备——高压开关与控制、测量、保护、调节装置以及辅件、外壳、支持件等部件及其电气与机械的联结组成的总称。
断路器——能关合、承载、开断运行回路正常电流，也能在规定时间内关合、承载及开断规定的过载电流(包括短路电流)的开关设备。
高压开关——额定电压1kV及以上主要用于开断和关合导电回路的电器。 隔离开关——在分位置时，触头间有符合规定要求的绝缘距离和明显的断开标志，在合位置时，能承载正常回路条件下的电流及在规定时间内异常条件(例如短路)下的电流的开关设备。
高压开关柜——是由高压断路器、负荷开关、高压熔断器、隔离开关、互感器，以及控制、测量、保护、调节装置和内部连接件、辅件、外壳和支持件等组成的成套配电装置。
11.4 高压开关设备管理
11.4.1 建立和健全专业管理体系，加强技术管理。高压隔离开关与断路器同等对待。
11.4.2 高压开关设备实行全过程管理。开关专责人负责指导、监督高压开关设备的运行维护、缺陷处理、故障分析和技术改造等各项工作。
11.4.3 加强运行、检修人员的技术培训，使之熟悉和掌握管辖内高压开关设备性能及安装、检修、运行的技术要求。 11.5 选用高压开关设备的技术
11.5.1 所选用的高压开关设备应满足相关国家标准和电力行业标准。
11.5.2 设计选型应参考运行、检修部门对高压开关设备运行状况的评估和故障情况统计，不应选用故障频发和存在重大缺陷的产品。
11.5.3 断路器选用无油化产品。真空断路器选用本体和机构一体化设计制造的产品，断路器的灭弧室要考虑地域差异，随机附带该断路器的型式试验报告。 11.5.4 126kV及以上断路器的合--分时间应不大于60ms，推荐不大于50ms。 11.5.5 高压开关柜选用“五防”功能完备的加强绝缘型产品。 11.6 新装和检修后开关设备
11.6.1 设备的交接验收必须严格执行《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》及其他国家和电力行业有关标准和规程。
11.6.2 新装及检修后的开关设备必须严格按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB 50150—1996）、《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596—1996）、产品技术条件及有关检修工艺的要求进行检验。
11.6.3 断路器在新装和大修后必须测量机械行程特性，测量相间和同相各断口间的同期。
11.6.4 新装的国产油断路器、液压机构，安装前应解体检查。检查各部分尺寸是否合格，内部是否清洁，尤其应检查液压机构内部的清洁情况，液压油是否合格。国产SF6断路器新安装时原则上应解体，制造厂家有承诺的可不解体。 11.7 预防开关设备运行操作故障
11.7.1 运行中，油断路器严重缺油、SF6断路器气体压力异常、液压操动机构压力异常分合闸闭锁时，严禁进行断路器操作。严禁油断路器在严重缺油情况下运行。
11.7.2 故障跳闸线路实施强送后，无论成功与否，必须仔细检查断路器。 11.7.3 断路器在开断故障电流后，运行、检修人员应对其进行巡视、检查。 11.7.4 断路器发生拒分时，立即将其停用，查明并消除缺陷后方可投入。 11.7.5 断路器分合闸操作后应到运行现场核实机械位置，根据电压、电流及带电显示装置确认触头状态，防止发生非全相并网和非全相解列事故。
11.7.6 室外SF6开关设备发生爆炸或严重漏气等故障时，运行、检修人员应穿戴防毒面具和穿防护服，从上风侧接近设备。
11.7.7 在运行巡视时，应注意断路器有无异常声响，隔离开关和母线支柱绝缘子瓷件及法兰有无裂纹，夜间巡视时注意瓷件有无异常电晕现象。
11.7.8 隔离开关倒闸操作中，注意观察隔离开关转、动部件，发现卡、滞，停止操作并进行处理，严禁强行操作。
11.7.9 手车式断路器禁止合闸位置推（摇）入或拉（摇）出手车。手车式断路器的停、送电操作，操作票中必须有“检查开关确在分闸位置”的项目。 11.8 预防断路器灭弧室事故
11.8.1 根据系统最大运行方式及开关最不利运行方式，每年计算开关安装地点的短路电流，校验开关短路容量，若不能满足要求，则采取如下措施： (1)合理改变系统运行方式,限制和减少系统短路电流。 (2)采取限流措施,如加装电抗器等以限制短路电流。
(3)在继电保护上采取相应的措施,如控制断路器的跳闸顺序等。 (4)将短路开断电流小的断路器调换到短路电流小的变电所。 (5)更换为额定短路开断电流满足要求的断路器。
11.8.2 保持油断路器灭弧室的油位。油断路器开断故障电流后，必须检油位、油色变化，当发现喷油时，查明原因及时处理。
11.8.3 除按检修周期检修外，还应按累计短路开断次数和累计开断电流结合状态评估安排检查、检修。灭弧室接触电阻超标时必须解体大修。 11.8.4 SF6断路器设备大修时，必须进行现场耐压试验、测量弧触头烧伤程度，必要时对灭弧室进行解体或返厂处理。
11.8.5 真空断路器真空度测试必须合格，否则不能投运。
11.8.6 LW6型SF6断路器新安装及解体大修组装时，应检查三联箱内气体管路的连接情况及自封接头的导通情况，防止运行时灭弧室无气体或气体外漏。 11.9 预防开关设备绝缘闪络、爆炸
11.9.1 充胶(油)电容套管发现胶质溢出、开裂、漏油或油箱内油质变黑时及时，进行处理或更换。大修时检查电容套管的芯子有无松动现象，耐压试验前后做介损和电容量试验。
11.9.2 绝缘套管和支持绝缘子各连接部位的橡胶密封圈，安装压紧时应使用力矩扳手，均匀用力并使其有一定的压缩量，防止用力不均或压缩量过大。
11.9.3 72.5kV及以上电压等级少油断路器在新装前及投运1年后应检查铝帽上是否有砂眼，密封端面是否平整，密封胶圈是否完好。可采取铝帽内部刷环氧密封胶，上部加装防雨帽等措施。 11.10 预防断路器拒动、误动
11.10.1 操动机构箱门关闭严密，防水、防尘和防小动物进入，内部干燥清洁，机构箱有隔热防寒措施。有加热设备时采用自动控制装置，并经常检查加热设备和温控装置完好性。
11.10.2 断路器在投运前、检修后及预试中，必须检查操动机构分合闸脱扣器的电压动作特性。
11.10.4 断路器大修时检查液压机构分、合闸阀的阀针是否松动或变形。阀针采用整体式。
11.11 预防开关设备载流回路过热
11.11.1 每年至少进行一次用红外线测温检查开关设备的接头部、隔离开关的导
电部分（重点部位：触头、出线座等）。测试时机选大负荷方式、春秋检期间或高温季节。
11.11.2 定期检查开关设备的铜铝过渡接头。 11.12 预防开关设备机械损伤 11.12.1 开关设备的连接拐臂、联板、轴、销等部件要有防锈蚀措施，发现弯曲、变形或断裂应分析原因并处理。
11.12.2 开关设备基础、支架设计，不可采用悬臂梁结构。 11.12.3 为防止机械固定连接部分操作松动，采用厌氧胶防松。 11.13 预防控制回路电源和二次回路引发开关设备故障
11.13.1 各种直流操作电源均应保证断路器合闸电磁铁线圈通电时的端子电压不低于标准要求。对电磁操动机构合闸线圈的端子电压，当关合电流小于50kA（峰值）时不低于额定操作电压的80％；当关合电流等于或大于50kA（峰值）时不低于额定操作电压的85％，并均不高于额定操作电压值的110％，以确保合闸和重合闸的动作可靠性。
11.13.2 220kV及以上电压等级变电站应有两路可靠直流电源，不得采用硅整流合闸电源和电容储能跳闸电源。
11.13.3 应定期检查各级直流熔丝或直流空气开关配置和状态，检查分、合闸线圈有无烧损。
11.13.4 重点检查直流电源及控制电缆管头封堵情况，有无冻涨现象。 11.14 预防隔离开关故障
11.14.1 新安装或检修后的隔离开关必须进行回路电阻测试。积极开展瓷绝缘子探伤和触指压力测试。
11.14.2 加强对隔离开关导电部分、转动部分、操动机构、瓷绝缘子等的检查与润滑，隔离开关各运动部位用润滑脂宜采用性能良好的锂基润滑脂。 11.14.3 绝缘子金属法兰与瓷件的胶装部位涂防水密封胶，检修时检查有无冻裂现象。
11.14.4 与隔离开关相连的导线弛度应调整适当，避免拉力过大。 11.15 预防高压开关柜故障 11.15.1 新建、扩建和改造工程必须选用加强绝缘型且母线室封闭的高压开关柜。开关柜的柜间、母线室之间及各功能室之间也应隔离。
11.15.2 高压开关柜内的绝缘件（如绝缘子、套管、隔板和触头罩等）应采用阻然绝缘材料（如真空浇注环氧或SMC材料），严禁采用酚醛树脂、聚氯乙烯及聚碳酸脂等有机绝缘材料。
11.15.3 开关柜配电室配置通风、防潮设备。
11.15.4 开关柜内二次线采用阻燃型软管或金属软管防护，二次线固定牢固，防止与一次导电体搭接或安全距离不够引发短路。
11.15.5 高压开关柜内母线及各分支线采用可靠的绝缘材料包封。 11.15.8 开关柜必须具备“五防”功能。 11.16 预防SF6断路器故障
11.16.1 SF6断路器定期进行微水含量和泄漏检测。异常处理时，SF6气体必须回收。
11.16.2 SF6气体使用必须经质量监督管理部门检测，合格并出据检测报告后方可使用。充分发挥质量监督管理部门的作用，做好气体监测和异常情况分析。 11.16.3 SF6断路器的密度继电器和SF6气体压力表定期校验。
11.16.4 做好SF6气体安全防护工作，必须配备安全防护设施。
11.16.5 防止SF6断路器在分合闸时发生非全相。SF6断路器绝缘拉杆下端的连接法兰应由固定式改为旋转式，以消除绝缘拉杆在运动中出现的旋转力。对于LW6型等早期生产的、采用螺旋式连接结构的绝缘拉杆应进行改造。
11.16.6 SF6断路器设备压力异常时，必须查明原因，补气前、后做好记录。 11.17 预防液压机构事故
11.17.1 断路器液压机构打压频繁或突然失压时应停电处理；停电前，严禁人为启动油泵；若不能停电，必须采取可靠措施：在液压系统泄压前将卡具装好或将工作缸与水平拉杆的连接解脱，严禁使用铁板、钢管支撑或钢丝绑扎。处理完毕重新打压到额定压力，使其合闸，卡具应能轻易取下或圆柱销能轻易插入。 11.17.2 每年应进行液压机构的保压、防慢分、压力闭锁试验，采取防液压管路锈蚀、震动措施。
11.17.3 液压机构使用高纯氮（微水含量小于20μL/L）。 11.17.4 断路器的液压油应结合春、秋检等定期过滤。
12 防止接地网事故的预防措施
为防止发电厂接地网事故的发生，总结吸取以往的事故教训，结合实际情况，制定本措施。 12.1 适用范围
本措施适用于发电厂接地网。 12.2 主要依据
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 DL/T 621—1997 交流电气装置的接地 DL/T 5091—1999 发电厂接地设计导则
GB 50169—92 电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范 DL 475—92 接地装置工频特性参数的测量导则 12.3 术语和定义
接地网——是指由垂直接地极和水平接地均压带组成的，供发电厂、变电所、计算机网络或综合自动化装置使用的并兼有泄流和均压作用的较大型的水平网状接地装置。
工作接地——是指在电力系统中，为运行的需要所设的接地。 保护接地，指为防止电气装置的金属外壳、配电装置的构架及杆塔因绝缘损坏而带电，危及人身及设备安全所设的接地。
接地极——指埋入地下一定深度并直接与大地接触的金属导体。兼做接地极用的直接与大地接触并具备一定的深度的各种金属构件、金属井管、钢筋基础、金属管道统称自然接地极。
接地电阻——是指接地体或自然接地体的对地电阻和接地线电阻的总和。 冲击接地电阻——是按通过接地体流入地中冲击电流求得的接地电阻。 工频接地电阻——是按通过接地流入地中工频电流求得的电阻。 接地装置对地电位，是指电流经接地装置的接地极流入大地时，接地装置与大地零电位点之间的电位差。
接触电位差——是指接地短路（故障）电流流过接地装置时，大地表面形成分布电位，在地面上离设备水平距离为0.8m处与设备外壳、构架或墙壁离地面的垂直距离1.8m处两点间的电位差。
最大接触电位差——是接地网孔中心对接地网接地极的最大电位差。
跨步电位差，是指接地短路（故障）电流流过接地装置时，地面上水平距离为0.8m的两点间的电位差。
最大跨步电位差——是接地网外的地面上水平距离为0.8m处对接地网边缘接地极的电位差。
转移电位——是指接地短路（故障）电流流过接地装置时，由一端与接地装置连接的金属导体传递的接地装置对地电位。 12.4 设计与安装
12.4.1 设计中，要采取当地土壤电阻率作为设计依据。
12.4.2 接地装置热稳定电流应与变电所设备热稳定电流选取一致。接地装置及引下线最小截面要按照接地短路电流进行热稳定校核。
12.4.3 腐蚀性土壤地域的接地网选材要留有余地，必要时要采取铜质材料的接地装置。
12.4.4 接地装置的焊接质量必须满足《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》(GB 50169-92)的要求，导体必须采用热镀锌材料，局部必须做好防腐措施。 12.4.5 设备与主接地网的连接必须可靠，发电机、变压器本体及中性点、GIS开关设备、补偿电容器等大型或重要电气设备，必须考虑两点接入地网。改扩建接地网与原地网间、临近的自然接地体，应根据情况要有多点连接。 12.4.6 改扩建的新老接地网必须测量全网的接地电阻，采用两种方法进行检验。 12.4.7 高电阻土壤宜采用方孔网格接地网，在增加导体根数、降低接地电阻的基础上，并考虑提高均压功能及降低跨步电位差。
12.4.8 接地网及引线严禁与外界的自来水管线、铁轨、供热管线连接。防止雷击及转移电位对弱电设备（DCS、微机保护、PLC等自动化装置）的损坏，采取相应的隔离或限压措施，也可按厂家的要求考虑装置的接地方式。
12.4.9 接地网须测量接触电势及跨步电压，如超过规定值，可采取局部增设水平均压带或垂直接地极铺设砾石地面或沥青地面的措施。 12.4.10 接地网与电缆沟道连接的接地带，每隔一定距离应与接地网均压带复连一次。
12.4.11 变电所接地网应与架空线路避雷线相连，且有便于分开的连接点。当技术上不允许直接相连时，应在地下与避雷线的接地装置连接，连接导体的长度不小于15m。
12.5 运行维护与管理
12.5.1 根据系统短路容量的变化，校核接地装置及设备引下线的热稳定容量。接地装置引下线导通试验，每年须进行一次，如测量结果呈逐年上升趋势，应开挖检查。
12.5.2 接地网的开挖要选择5～8个部位沿引下线挖掘。如发现异常，扩大检查范围。
12.5.3 高土壤电阻率的地区，接地网接地电阻超过规定值,可敷设外引接地极、井式接地极或深钻式接地极。
12.5.4 测量厂或变电所全网的接地电阻，为了减少误差，提高测量的精度，宜解开架空线路避雷线与接地网的连接点，测量后必须恢复。
12.5.5 加强变压器中性点过电压保护间隙、氧化锌避雷器的管理与维护，严格执行《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596—1996）的相关技术要求，防止中性点过电压故障造成变压器烧损。
13 防止污闪事故的预防措施
为了防止火力发电厂输变电设备污闪事故的发生，结合实际情况，制定本措施。 13.1 适用范围
本措施适用于输变电设施的悬式盘型绝缘子、柱型绝缘子、变电设备的绝缘套管、户内变配电设备的绝缘子的管理、运行与维护。其他户内外变配电设施的外绝缘部件应参照执行。 13.2 主要依据
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 JB/T 5895—1991 污秽地区绝缘子使用导则
JB/T 8737—1998 高压线路用复合绝缘子使用导则 GB/T 16434—1996 高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准
DL/T 864—2004 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子 DL/T 627—2004 绝缘子用常温固化硅橡胶防污闪涂料 DL/T 729—2000 户内绝缘子运行条件 13.3 术语和定义
爬电比距——指电力设备外绝缘的爬电距离对最高工作电压有效值之比。 等值盐密——指在绝缘子表面的污秽物经采样并换算为具同样导电效果㎎/cm2数量的氯化钠值。 复合绝缘子（亦称合成绝缘子）——指至少由两种不同的聚合物绝缘材料制成的绝缘子，一般有芯棒、伞套和端部附件构成。 憎水性——指固体材料的一种表面性能，水在憎水性的固体表面形成的是相互分离的水滴或水珠状态，而不是连续的水膜或水片状态。
防污闪涂料——是指涂敷在污秽条件下运行的电力设备外绝缘表面上的一层常温固化硅橡胶涂料。
户内绝缘子——指用于大气压力下周围空气中但不暴露在户外大气条件的下绝缘子。包括户内支柱绝缘子、套管和绝缘套。 13.4 设计与安装
13.4.1 设计与安装阶段要加强相关单位的沟通与协调，切实并充分听取生产部门的专业意见。
13.4.2 新建、扩建发变电设备的外绝缘配置，必须根据所在地域气候因素、环境的污染状况及可变化趋势等合理选取及配置输变电设备的外绝缘，并做到一次性配置合理及到位，留有超前一个等级的裕度。
13.4.3 积极开展等值盐密、灰密及饱和盐密的测试工作，根据大气环境、污源的变化适时掌握现实的污区状况，从而合理准确的划定污区等级。对于Ⅱ级及以下的污秽地区的输变电设备，外绝缘要按Ⅲ级水平配置。
13.4.4 地处污染严重的Ⅲ、Ⅳ级污秽等级及北方内陆的干旱少雨地区，设备外绝缘积污相应严重，饱和系数大，变配电设备的外绝缘应按高一级水平配置，并建议采用防污及憎水性能较好的复合绝缘子。
13.4.5 地处北方户外重冰区的绝缘设计，应考虑采用绝缘插花组合，构架出口垂吊要用“V”型设置，设计允许时尽量避免垂直180°的安装结构，防止污闪及冰闪事故的发生。 13.5 运行要求
21.5.1 建立健全专业网，完善专业管理体系，落实专业责任制。建立由厂级、车间、班组构成的三级防污闪工作的管理体系，明确专业主管领导、各级专责人的具体职责。
13.5.2 加强防污闪全过程管理，做好选型、运输、安装、维护、检测等工作。 13.5.3 定期进行等值盐密、灰密的测量，要至少设置两个试品，分别测量并得到年度最大盐密值及3年的饱和盐密值。跟踪掌握污区等级的动态，及时采取相应的预防性技术措施。
13.5.4 加强污染源的调查与治理，锅炉烟气达标排放，循环水质达到标准。 13.6 户外变电所污度监测
13.6.1变电所污度监测为模拟监测。为了试品的积污免于雨水冲刷、保证污度监测准确，监测要在春雨到来之前完成。统一采用非带电普通支柱绝缘子的大小三个伞裙的平均值、XP系列悬式绝缘子两者测得的结果，进行验证分析。 13.7 绝缘调整
13.7.1 鉴于盘形悬式绝缘子劣化率较高，每年宜进行一次悬式绝缘子零值的检测，并至少进行一次人工清扫。有条件时更换为悬式复合绝缘子。
13.7.2 户外绝缘子按区划爬距低于标准时，要落实防范措施，及时安排调爬，爬距调整要一步到位。
13.7.3 选用复合支柱绝缘子必须保证芯棒机械强度。
13.7.4 户外35kV及以上的变压器套管、断路器瓷套、隔离开关支柱绝缘子等,不能更换瓷件调爬时,可采取加装辅助伞裙或使用防污闪RTV涂料。 13.7.5 现场喷涂RTV(PRTV)涂料要严格遵守操作工艺。 13.8 管理及维护
13.8.1 根据现场污秽等级编制年度防污闪清扫计划。
13.8.2 处于Ⅱ级及以上污区非复合绝缘子或未喷涂RTV的绝缘子,要在春季粘雪到来前完成清扫。
13.8.3 处于Ⅲ级及以上污秽区的复合绝缘子，应进行外观检查。护套或端部密封存在缺陷的应予更换。 13.9 户内设备
13.9.1户内设备外绝缘应在运行维护上搞好防尘、防潮和除湿工作。高压柜下部的电缆孔洞必须封堵好，防止造成高压柜内结露，发生接地等绝缘事故。户内设备外绝缘爬距配置及调整应符合《户内绝缘子运行条件》（DL/T 729）的要求。 13.9.2户内设备必须按周期进行预防性试验，适时进行检查及清扫。
14 防止升压站全停的预防措施
为了防止发电厂升压站（变电所）全停，确保不影响电网运行方式，造成电网大面积停电，甚至电网瓦解事故，保证电网安全、稳定运行，制定本措施，适用范围：发电厂送出母线电压等级220kV及以上的升压站（变电所），中型发电厂升压站（变电所）及母线电压110kV的升压站（变电所）参照执行。 14.1 主要依据
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 “防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则国电调（2002）138号
高压开关设备管理规定、高压开关设备反事故技术措施和高压开关设备质量监督管理办法发输电输（1999）72号
DL/T 5044—95 火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定 DL/T 684—1999 大型发电机变压器继电保护整定计算导则 DL/T 621—1997 交流电气装置的接地 14.2 术语和定义
枢纽升压站（变电所）——指位于电力系统的枢纽点的升压站（变电所），它的电压是系统最高输电电压；枢纽升压站（变电所）连成环网，全所停电后，将引起系统解列，甚至整个系统瘫痪。 14.3 一次设备选择和接线方式
14.3.1升压站（变电所）采用单母接线方式方式。结合电网结构的变化，校核升压站（变电所）所有设备及联线的短路容量。
14.3.2新订购的电气设备，必须符合国家及行业标准，具有一定运行经验，否则不得在枢纽变电所中安装运行。
14.3.3开关设备选型时应严格按照有关的标准进行，对运行中不符合标准的开关设备应进行改造，未改造前应加强对设备的运行监视和试验。
14.3.4订购变压器时，要求厂家提供变压器绕组频率响应特性曲线、突发短路试验报告和抗短路能力动态计算报告。安装调试时做频率响应特性试验，运行中发生出口短路故障后应进行频率响应特性试验，分析绕组变形情况，作为变压器能否继续运行的判断条件之一。必要时进行吊芯检查。 14.4防止直流系统故障
14.4.1 变电所直流系统宜采用两组蓄电池、两台充电装置的方案，每组蓄电池和充电装置应分别接于一段直流母线上。
14.4.2 直流母线应采用分段运行方式，每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设置联络断路器，正常运行时断路器处于断开位置。 14.4.3 动力、控制和保护的直流熔断器及自动开关均分级配置，决不允许越级熔断或跳闸。
14.4.4 加强蓄电池组运行环境的管理，防止运行环境温度过高或过低造成蓄电池组损坏。
14.6 防止继电保护事故
14.6.1 重要的线路和设备必须坚持设立两套互相独立主保护的原则，并且两套保护宜为不同原理和不同厂家的产品。对重要元件应充分考虑后备保护的设置。 14.6.2 合理选择保护用电流互感器的安装位置，尽可能避免由于电流互感器安装位置不当而产生保护的死区。
14.6.3 保护装置的配置及整定计算方案应充分考虑系统可能出现的不利情况，全面核算复杂、多重故障情况下的继电保护和安全自动装置的动作行为。 14.7 防止母线故障
14.7.1 对于双母线接线方式的变电所，在一条母线停电检修时，要做好另一条母线的安全措施，防止因人为因素造成运行母线停电。当给停电母线送电时，有条件的要利用外部电源；若用母联断路器给停电母线送电，母联断路器必须带有充电保护。
14.7.2 定期检查支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、母线侧隔离开关支柱绝缘子的检查。
14.7.3 变电所的带电水冲洗工作必须保证水质的要求，并严格按照《带电水冲洗实施导则》进行操作，母线冲洗时必须投入母差保护。
14.7.4 定期对设备外绝缘进行清扫，防止绝缘子闪络。加强户内设备的外绝缘
监督，防止高压配电室的门、窗及房屋漏雨进水引起户内配电装置的闪络。 14.8 防止开关设备故障造成变电所全停 22.9 防止接地网故障造成变电所全停 14.10 运行管理和监督。
14.10.1 运行人员要严格执行电网运行的有关规程、规定。操作前要认真核对接线方式，检查设备的状况。严格执行“两票三制”，操作中不跳项、不漏项，防止误操作。
14.10.2 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。微机五防闭锁装置中电脑钥匙的管理必须严格按规定执行。
14.10.3 继电保护及安全自动装置的抗干扰能力应符合规程要求。保护装置附近，应设立明确的防止电磁干扰规定，值班人员有责任告知外来人员。 14.10.4 对变电所中的电气设备应定期开展带电测温工作，尤其是对套管及其引线接头、隔离开关触头、引线接头的温度监测，每年应至少进行一次红外成像测温。
14.10.5 在运行方式上和倒闸操作过程中，应避免用带断口电容器的断路器切电磁式电压互感器的空载母线，以防止因谐振过电压损坏设备。 15防止锅炉承压部件爆漏的预防措施
15.1 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。
15.2 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。
15.3 在役锅炉必须进行定期检验，检验周期、检验项目、检验机构及人员资质应符合《电站锅炉压力容器检验规程》（DL647-2004）及国家有关规定要求。
15.4 防止超压超温
15.4.1 锅炉在水位表数量不足、安全阀解列的情况下不得投入运行。机组正常运行时，必须投入汽机跳闸后联跳锅炉保护。
15.4.2 参加电网调峰、调频机组应制定相应的技术措施。其中，非调峰设计锅炉的调峰负荷下限、启停及变负荷速度应根据水动力计算、试验及调峰特性试验确定。
15.4.3 直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应具有完备的管壁温度测点，并定期进行检查。应结合直流锅炉蒸发受热面的水动力分配特性，做好直流锅炉燃烧调整工作，防止由于入炉燃料量不均、炉内局部结焦等造成炉内热负荷分配偏离设计状态。
15.4.4 定期进行放汽试验和电磁安全阀试验。放汽试验应安排在安全阀试验前进行，电磁安全阀电气回路试验每月进行一次。
15.4.5 装有一、二级旁路系统的机组，机组起停时应投入旁路系统，旁路系统的减温水须正常可靠。 15.4.6 锅炉启停过程中，应严格控制汽温变化速率。在启动中应加强投入燃料量控制，防止炉膛出口烟温超过规定值。 15.4.7 加强直流锅炉的运行调整，严格按照规程规定的负荷点进行干湿态转换操作，并避免在该负荷点附近长时间运行。
15.4.8 大型煤粉锅炉应配置必要的炉膛出口或高温受热面两侧烟温测点、高温受
热面壁温测点，并加强对烟温偏差和受热面壁温的监视和调整。 15.5 防止设备大面积腐蚀
15.5.1 机组启动初期，凝结水应 100%精处理；机组正常运行期间，精处理设备禁止随意退出运行。发生凝汽器管泄漏造成凝结水品质超标时，应立即组织查找和堵漏，并按照《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561-1995）的要求，严格执行“三级处理”。
15.5.2 机组化学酸洗期间，过热器必须注满保护液，并严格控制保护液中氯离子含量及汽包、分离器液位，防止酸液进入过热器。 15.5.3 严禁品质不合格的给水进入锅炉，蒸汽品质不合格禁止并汽。采用磷酸盐处理和挥发性处理的锅炉，运行中应严防炉水 pH 值低于 9.0，当水冷壁结垢超标时应及时进行酸洗。
15.5.4 加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，防止发生高温腐蚀。锅炉改燃非设计煤种时，应全面分析新煤种高温腐蚀特性，采取有针对性的防腐措施。 15.5.5 加强循环冷却水系统的监督和管理，严格按照动态模拟试验结果控制循环水的各项指标，防止凝汽器管材腐蚀结垢和泄漏。
15.5.6 安装或更新凝汽器管前，应逐根进行外观检验和涡流检测。 15.6 防止炉外管爆破
15.6.1 加强对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及其相关焊缝的检查，及时发现和消除设备缺陷。对于不能及时消除的不允许缺陷，应对缺陷尺寸进行定量检测及监督，并做好安全性评价。
15.6.2 定期对导汽管、汽水联络管、下降管等炉外管以及联箱封头、接管座等进行外观检查、壁厚测量、圆度测量及无损检测，发现裂纹、冲刷减薄或圆度异常复圆等问题应及时采取打磨、补焊、更换等处理措施。
15.6.3 加强炉外管巡视，对管系振动、水击、膨胀受阻、保温脱落等现象应认真分析原因，及时采取措施。炉外管发生漏气、漏水现象，必须尽快查明原因并及时采取措施，如不能与系统隔离处理应立即停炉。 15.6.4 发电机组启停和系统切换操作过程中，应密切关注炉外管道温度和压力变化，出现超温超压应及时采取措施。
15.6.5 加强对汽水系统的高中压疏水、排污、减温水等小径管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀检查，发现问题应及时更换。启停频繁的高压疏水管道弯头不宜采用直接弯管结构，应采用加厚的机制弯头。
15.6.6 按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T 616-2006）的有关要求，定期对支吊架进行检查。运行时间达到 100,000 小时的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架应进行全面检查和调整，必要时进行应力核算。
15.6.7 对易于引起汽水两相流的疏水、空气管道，应对其与母管相连的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位进行重点检查，其管道、弯头、三通和阀门运行时间达到 100,000 小时后，应结合检修全部更换。 15.6.8 定期对喷水减温器进行检查，必要时采用视频内窥镜等检测设备，防止因减温器喷头脱落或内部套筒断裂失效。 15.6.9 在检修中，应重点检查可能因膨胀不畅或应力集中导致的承压部件产生缺陷的部位。
15.6.10 发电机组投运的第一年内，应对主蒸汽和再热蒸汽管道的不锈钢温度套管角焊缝进行渗透和超声波检测，并结合每次 A 级检修进行检测。
15.6.11 锅炉水压试验结束后，应严格控制泄压速度，并将炉外蒸汽管道存水完全放净，防止发生水击。
15.6.12 严格焊工管理及焊接工艺质量评定，杜绝无证（含过期证）上岗和超合格证允许范围施焊，焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合《火力发电厂焊接技术规程》（DL/T 869-2004）有关规定要求。 15.7 防止锅炉四管爆漏
15.7.1 建立锅炉承压部件防磨防爆设备台帐，制定和落实防磨防爆定期检查计划、防磨防爆预案，完善防磨防爆检查、考核制度。
15.7.2 定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，防止因水冷壁晃动或燃烧器与水冷壁鳍片处焊缝受力过载拉裂造成水冷壁泄漏。 15.7.3 定期对吹灰系统进行维护保养，加强吹灰器运行监视，防止因吹灰器故障造成受热面管壁冲刷减薄和泄漏。应合理选取并定期校核吹灰介质参数，并对吹灰器吹扫区域受热面管壁厚度进行重点检查，及时发现和处理设备缺陷。
15.7.4 锅炉发生四管爆漏后，必须尽快停炉。在对锅炉运行数据和爆口位置、数量、宏观形貌、内外壁情况等信息作全面记录后方可进行割管和检修。应对发生爆口的管道进行宏观分析、金相组织分析和力学性能试验，并对结垢和腐蚀产物进行化学成分分析，根据分析结果采取相应措施。
15.7.5 运行时间接近设计寿命或发生频繁泄漏的锅炉过热器、再热器、省煤器，应对热交换管进行寿命评估，并根据评估结果及时安排更换。
15.8 达到设计使用年限的发电机组和设备，必须按照有关规定对主设备（特别是承压管路）进行全面检查、试验和安全性评估，经相关主管单位审批后，方可继续运行，并根据设备状况相应调整检修和检验周期。
16 防止锅炉尾部再次燃烧事故
16.1 在锅炉建设与改造中，加强设计选型等前期工作，保证油燃烧器的出力、雾化质量和配风相匹配。
16.2 完善空气预热器的吹灰系统，蒸汽吹灰汽源的选取应满足机组启动和低负荷期间的吹灰需要。
16.3 回转式空气预热器必须配套完善的消防系统和水冲洗系统，以及完整的隔离手段、联锁保护、停转保护和火灾报警装置，喷淋和冲洗面积应覆盖全部受热面。
16.4 空气预热器的传热元件在出厂和安装保管期间不得采用浸油防腐方式。 16.5 空气预热器及烟风系统首次投运前，必须将杂物彻底清理干净，并进行转子蓄热元件通透性专项检查，经施工、监理、建设、调试、生产等各方验收合格后方可投入运行。
16.6 机组基建、调试阶段和检修期间应重视空气预热器的全面检查，重点包括空气预热器的热控逻辑、吹灰系统、水冲洗系统、消防系统、停转保护、报警系统及隔离挡板等。
16.7 新安装的油枪和等离子点火系统，在投运前必须进行冷态调试。
16.8 加强燃烧调整和锅炉尾部烟温的运行监视，在运行规程中应明确规定锅炉尾部烟道各部位发生再燃烧的判据，并制定完善的事故处理预案。
16.9 锅炉燃油时应保证燃油及其雾化介质参数在规定范围内。较长时间低负荷燃油、等离子点火系统冷炉启动或煤油混烧，应根据具体情况结合停炉对回转式空气预热器受热面进行检查。
16.10 加强锅炉燃烧调整工作，做到合理配风，防止油、煤及未完全燃烧产物在尾部受热面或烟道上存积。
16.11 回转式空气预热器发生停转，必须立即进行隔绝并投入消防蒸汽和盘车装置，同时快速减负荷到规定值，如挡板隔绝不严或盘车不动应尽快停炉。
16.12 严格按照运行规程及相关规定对空气预热器进行吹灰，并应保证规定的吹灰蒸汽参数。在锅炉启动、低负荷、煤油混烧、烟气侧压差增加等情况下，必须高度重视吹灰工作，加强吹灰。
16.13 采用等离子及微油点火方式启动的机组，在锅炉启动初期应加强燃烧调整工作，空气预热器必须连续吹灰。在机组停运前后，应加大锅炉通风量进行专门吹扫。
16.14 机组和回转式空气预热器停运初期，应加强对空气预热器状态的监视和检查。停炉时间超过 1 周时，应对空气预热器受热面进行检查。
16.15 可燃物在回转式空气预热器转子蓄热元件间积存严重时，必须及时进行规范的水冲洗，冲洗后及时彻底干燥。
17 防止锅炉炉膛爆炸事故
17.1 加强锅炉机组设计和设备选型管理，配套设备必须与炉膛防爆能力相匹配，锅炉灭火保护装置、给粉控制电源及其它重要设备应采用冗余技术。
17.2 加强燃煤监督管理，尽可能采用与锅炉设计相匹配的煤种。强化配煤管理和煤质分析预报工作，做好调整燃烧的应变措施。 17.3 防止锅炉灭火
17.3.1 根据《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》（DL/T 435-2004）中有关防止炉膛灭火放炮规定以及本厂运行实际，制订有针对性的防止锅炉灭火放炮措施。
17.3.2 新炉投产、锅炉改造大修后，以及使用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃烧调整试验和锅炉不投油最低稳燃负荷试验，确定合理的控制参数和运行方式，并及时修订相关规程和措施。
17.3.3 炉膛压力保护定值应综合考虑炉膛防爆能力和锅炉正常燃烧要求，同时应保证炉膛压力信号取样部位的设计、安装合理，系统工作可靠，安装或检修调试时必须进行炉膛压力保护带工质传动试验。
17.3.4 运行中严禁随意退出火焰探头或锅炉灭火保护装置。因设备缺陷需退出时，须经本单位生产（技术）负责人批准，并做好安全措施，限期恢复。 17.4 防止严重结渣
17.4.1 燃用易结渣煤种应重视和加强混煤掺烧、燃烧调整工作，并结合锅炉特点，制定和落实防结渣技术措施和管理制度。
17.4.2 加强锅炉燃烧器的检修、调试、验收和维护管理，确保燃烧器安装角度正确，动作正常。 17.4.3 加强氧量计、风量测量装置及风门等重要监控设备的管理与维护，建立定期校验、定期吹扫和维护制度。
17.4.4 大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣。 17.4.5 重视锅炉结渣情况运行监视和运行分析工作，并根据运行条件优化燃烧调整和吹灰方式。
17.4.6 锅炉受热面及炉膛底部等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。
17.5 防止可燃混合物积存
17.5.1 加强点火油系统和燃气系统的维护管理，及时消除泄漏。燃油、燃气速断阀应定期进行试验，确认动作正确、关闭严密。 17.5.2 机组低负荷运行期间应加强燃烧调整，保证合理的过剩空气量和锅炉通风量。
17.5.3 锅炉燃烧器投运或退出运行，必须严格按规程规定进行通风吹扫。
17.5.4 锅炉灭火后或点火前，必须严格执行通风吹扫程序，禁止随意取消吹扫、缩短吹扫时间、进行旁路点火或采用爆燃法直接投粉。如点火不成功，在原因未查清前不得重复点火。
17.5.5 发生炉膛灭火或在局部已经灭火濒临全局灭火的情况下，严禁投助燃油枪。锅炉灭火后，应立即停止燃料（含煤、油、燃汽、制粉乏气风）供给，禁止用爆燃法恢复燃烧。
17.5.6 合理组织炉内燃烧和配风，维持正常氧量运行。 17.6 防止内爆
17.6.1 吸风机的最大压头设计必须与炉膛防内爆能力相适应。 17.6.2 加强引风机、档板等设备的检修维护工作，定期对入口调节装置进行试验，确保动作灵活可靠。
17.6.3 采用脱硫装置的机组，应特别重视防止脱硫设备故障产生过大炉膛负压对锅炉造成的危害，在锅炉保护功能上应考虑脱硫岛与锅炉岛的联锁保护。
18 防止汽轮机组超速事故
18.1 机组各种机械超速和电超速保护等具有限制超速功能的安全自动装置均应正常投入，不能可靠投入时禁止机组启动和运行。
18.2 当机组转速表等重要运行监视表计显示不正确或失效，严禁机组启动。机组运行中失去有效的转速监视手段必须立即停止运行。
18.3 汽轮发电机组的测速装置必须分别独立安装于轴系的不同转子段，并同时独立显示机组转速。机头必须安装一套就地转速表，用于保护、控制的测速系统应实现“三取二”逻辑方式。
18.4 抽汽机组必须设置快速关闭的抽汽截止门，可调整抽汽截止门和抽汽逆止门应尽量靠近机组抽汽口。快控抽汽阀门的关闭速度应与机组调速汽门关闭速度相协调，不宜先于调速汽门关闭。 18.5 数字式电液控制系统（DEH）应具有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件，以及可全部、部分关闭的汽门活动试验功能。
18.6 在机组大联锁保护中，汽轮机跳闸必须通过程序逆功率保护联跳发电机，禁止直接联跳。在任何情况下，逆功率保护不应影响手动解列机组。
18.7 加强汽轮机油和抗燃油使用管理，防止不同油品或其他化学品混入。定期检查抗燃油的酸值、颗粒度等理化指标，避免造成电液伺服阀损坏导致调节失灵。严禁在油质及清洁度不合格的情况下启动机组。 18.8 强化新投用 DEH 系统油质检验监督工作，抗燃油系统的净化和再生装置在半年内应连续投运。
18.9 机组实施 A 级检修或影响调速系统性能指标的检修工作后，必须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，各项性能指标合格。机组冷态启动前，应对调节系统各部套进行全面检查，严禁在调节部套存在卡涩、调节系统工作不正常的情况下启动。
18.10 机组热控保护系统不满足机组启动条件时，严禁修改控制逻辑强制机组启
动。
18.11 机组发生故障跳闸，必须在查明原因并消除故障以后方可启动，禁止强行挂闸。
18.12 运行机组正常停机打闸后，必须首先确认机组有功功率降到零，再将发电机与系统解列，或者采用逆功率保护动作解列。除发电机故障和进行机组甩负荷试验外，禁止发电机带负荷与系统解列。
18.13 机组新投产或汽轮机调节系统进行重大改造后，必须进行甩负荷试验。已经投产但尚未做甩负荷试验的机组，应尽快创造条件进行甩负荷试验。
18.14 严格按照《汽轮机调节控制系统试验导则》(DL/T711-1999)和《汽轮机电液调节系统性能验收导则》(DL/T824-2002)的规定要求，定期进行危急保安器试验、电超速试验、电超速在线模拟试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试以及其它与遮断保护有关的在线试验，及时发现和消除设备缺陷，严禁设备带病运行。
18.15 机组进行超速试验时，在满足试验条件的基础上，主蒸汽和再热蒸汽压力应尽量取规程中的下限。汽轮机任何一道进汽阀门存在严重泄漏缺陷时，禁止进行超速试验。
18.16 危急保安器动作转速一般为额定转速的 111%±1%，200MW 机组为 109%±1%，制造厂有明文规定的按厂家标准执行。
18.17 电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合规定要求，否则不得投入运行。运行中严密监视电液伺服阀的工作状态，应不卡涩、不泄漏和系统稳定。A 级检修中要进行检测及维护工作，发现问题及时处理。备用伺服阀应按照制造厂的要求条件妥善保管。
18.18 主油泵轴与汽轮机主轴通过齿型联轴器或类似联轴器连接的机组，应定期检查联轴器的润滑和磨损情况，以及两轴中心标高和左右偏差情况，应严格按制造厂规定的要求安装，不得有卡涩引起轴向力的传递。
18.19 严格按照相关技术规范和检修操作规程要求，进行调节、保安系统检修工作，防止各有关部套（包括伺服阀及各类型电液转换器、门杆和操纵装置等）卡涩引起调节、保安功能失常。调节、保安系统进行在线试验和检修，必须做好事故防范措施。
18.20 机组调节系统实施重大改造，必须在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面充分论证。在 DEH 系统改造方案的确定及功能设计中，汽机专业19 防止汽轮机轴系损坏事故
19.1 防止汽轮机组轴系断裂事故
19.1.1 建立和完善转子技术档案，包括转子原始资料、历次转子检查资料、机组主要运行数据及相关事故档案，为分析研究转子工况、制订有针对性的事故预防措施创造条件。
19.1.2 机组运行期间，主辅设备超速、振动等保护装置必须正常投入。
19.1.3 严格执行超速试验规程，机组冷态启动带25%额定负荷，运行 3小时～4 小时（或按制造厂规定）后立即进行超速试验。
19.1.4 防止发电机非同期并网及发电机非全相运行。
19.1.5 新机组投产前和机组 A、B 级检修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶固定螺丝、定子铁心支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器的紧固和配合间隙完好，防松措施完善可靠。
19.1.6 运行时间达到 10 万小时以上的机组，每次 A 级检修应对转子外部进行探伤检查。对于运行时间超过 15 年、寿命超过设计使用寿命的转子，低压焊接转子，调峰起停频繁机组的转子，应适当缩短检查周期。 19.1.7 应重视开展汽轮机、发电机转子中心孔探伤检查工作。新建机组制造厂应提供完整的中心孔探伤检验报告，否则应在投产前进行无损探伤检查。制造厂未提供检验报告且投产前未检查的在运机组，应在最近一次 A 级检修中进行探伤检查。运行时间达到 10 万小时的机组，应对中心孔进行复查。如机组出现可能危急转子寿命的非正常运行工况，应做好进行中心孔探伤检查的措施。 19.1.8 在对转子进行转子外表面的高应力部位表面探伤检查和金相、硬度的抽查时，检查部位应不影响转子的安全性能。
19.1.9 机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行全面检查。A 级检修中应对隔板变形情况进行检查，其最大累计变形量不得超过轴向间隙的 1/3。
19.1.10 机组调速系统的调节性必须符合相关技术规范的要求，特别是避免并网状态下负荷及调速汽门大幅度摆动。调速汽门发生大幅度摆动，必须及时采取措施，消除摆动。
19.1.11 发电机外部故障不联跳汽轮机的机组，高、中压调速汽门均应具备连续调节功能，机组甩负荷时中压调速汽门应能够连续控制中压缸进汽量。 19.2 防止汽轮机大轴弯曲
19.2.1 加强汽轮机基础数据与运行数据积累，包括转子（大轴）各主要监测部位的晃动值、通流部分轴向间隙和径向间隙、机组各种状态下的典型启动曲线和停机曲线、机组起停全过程主要参数及相关设备温度、油压、电流数据。 19.2.2 汽轮机系统改造后必须以书面形式通知有关生产人员，并尽快修改相应系统图及运行规程。在此运行规程修改之前，如实施运行规程未作具体规定的重要运行操作或试验，必须制定安全技术措施，经本单位生产（技术）负责人批准后执行。
19.2.3 机组启动前应严格按照运行规程检查汽轮机各项启动条件，确认主机各重要表计指示正确；汽缸温差满足要求；回热系统各加热器水位指示正常，机组各位置疏水系统工作正常；大轴晃动值不超过制造厂规定值。 19.2.4 机组启动中应严格控制汽封蒸汽温度，防止汽封系统积水或汽封蒸汽温度与轴颈温差过大。机组热态启动应根据缸温选择匹配的轴封汽源，并确保轴封系统疏水正常，在汽封蒸汽温度满足与转子温度过热度匹配要求且盘车装置运行正常后，先向轴封供汽，后抽真空。机组停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。
19.2.5 机组启动前转子连续盘车时间不得少于 2-4 小时，转子大轴晃动值不超过制造厂规定值，且与原始值相比矢量变化值不大于 0.02 毫米。 19.2.6 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，发现异常应认真分析，查明原因，及时采取处理措施。
19.2.7 机组启动中应注意主蒸汽温度与高压缸最高金属温度的匹配，保证蒸汽过热度，控制主蒸汽与再热蒸汽左右两侧的温差。汽缸主要金属温度测点应工作正常，个别测点不准确须经本单位生产（技术）负责人批准认可，并制定相应的技术措施。
19.2.8 机组疏水系统投入时，应严格监控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。 19.2.9 机组启动或低负荷运行期间，不得投入再热蒸汽减温器喷水。发生锅炉熄
火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。任何情况下，高旁减温水的设定值应保证高旁后的蒸汽有足够的过热度。
19.2.10 机组停机时应记录转子各瓦惰走过程中参数曲线，并与历史记录进行比对，发现异常认真分析原因，及时采取处理措施。
19.2.11 停机后应立即投入盘车。当盘车电流大于正常值、摆动较大或盘车有异音时，应查明原因及时处理。当发生严重动静摩擦不能投入连续盘车时，应做好转子停止盘车时的位置标记和时间记录，关闭汽缸所有疏水，控制上、下缸温差，在汽机前箱处安装千分表监视转子弯曲度，定期手动盘车 180°，确认摩擦消除后投入连续盘车。
19.2.12 停机后因盘车装置故障暂时停止盘车时，应参照 19.2.11 的要求，迅速关闭汽缸所有疏水，控制上、下缸温差，监视转子弯曲度变化并做好转子位置标记和记录。根据转子温度和弯曲情况，可试验采用手动定时盘车 180°，待盘车正常、弯曲恢复后及时投入连续盘车，禁止强行盘车。
19.2.13 机组停机后，应加强监控凝汽器、高压加热器、低压加热器和除氧器水位，防止发生满水进入汽轮机。
19.2.14 锅炉水压试验与汽机调速系统静态试验不得同时进行。当汽轮机处于热状态下，禁止对锅炉进行打水压试验。
19.2.15 当机组停机但给水泵仍运行时，应特别注意防止高旁减温水泄漏并经过高排返回高压缸。
19.2.16 机组在启动或运行中，发生下列情况应立即打闸停机：
19.2.16.1 机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过 0.03 毫米，相对轴振超过 0.10 毫米。
19.2.16.2 机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过 0.10 毫米或相对轴振动超过 0.254 毫米。
19.2.16.3 机组运行中，轴承振动突然增加 0.05 毫米或相对轴振动超过大于0.254 毫米。
19.2.16.4 高压外缸上、下缸温差超过 50℃，高压内缸上、下缸温差超过30℃。 19.2.16.5 机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在 10 分钟内突然下降 50℃。 19.2.17 疏水系统应完善保证疏水畅通的技术措施。疏水联箱标高应高于凝汽器热水井最高点标高。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开情况下，其内部压力低于各疏水管内的最低压力。疏水系统中不应存在积存疏水的死点，疏水系统最低点应加装自动疏水器。防腐蚀汽管直径应不小于φ76 毫米。
19.2.18 减温水管路阀门应关闭严密，自动装置可靠，并应装设截止门。门杆漏汽至除氧器之间的管路应装设逆止门和截止门。
19.2.19 高、低压加热器应装设紧急疏水阀，并具有根据疏水水位自动开启及远方操作功能。高压加热器水位保护应试验良好，并在高压加热器通水前投入。 19.2.20 汽封温度测点应远离喷水减温装置并靠近轴封，确保能够正确反映轴封供汽温度。
19.2.21 定期对机组监测仪表进行校验，确保仪表准确完好。大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表应纳入热工计量仪表和装置检定统计考核。
19.2.22 高压缸排汽管道应安装疏水罐报警控制系统，并定期进行检查试验，确保工作正常。
19.3 防止汽轮机轴瓦损坏
19.3.1 汽轮机辅助油泵及其启动装置应按照规程要求定期进行实验。机组启动前
应进行辅助油泵全容量启动、联锁试验，辅助油泵必须处于联锁状态。冲转前应就地检查各瓦回油正常，油压、油温正常。停机前进行辅助油泵启动试验，确认油泵处于良好状态。
19.3.2 注意防止组合油箱内交直流备用油泵窝空气，确保起泵后能立即起压供油。如交直流备用油泵存在窝空气现象时，应采取措施排除空气或定期开启备用油泵，使其处于良好备用状态。
19.3.3 油系统中的冷油器、油泵、滤网等进行切换操作时，应严格按照操作票的步骤缓慢操作，注意放尽投入设备内的空气，操作中应严密监视润滑油压变化，防止切换操作过程中断油。停用调速油泵前，应确认主油泵逆止门已开启（调速油泵电流下降），主油泵工作正常后方可停调速油泵。 19.3.4 运行中应加强汽轮机油温控制，严禁超温运行。停机惰走中应逐渐降低油温，盘车中油温不宜超过 35℃。
19.3.5 机组启动过程停顶轴油泵的转速以及停机过程起顶轴油泵的转速，均不得低于制造厂规定值。
19.3.6 运行中如发生可能引起轴瓦损坏（如瓦温异常升高、剧烈振动、水冲击、瞬时断油等）的异常情况，必须确认轴瓦未损坏之后方可重新启动。 19.3.7 加强油系统油质检测，根据《L-TSA 汽轮机油》（GB11120–1989）的有关规定要求，对油质（含新油）进行化验。油质劣化迅速时，应缩短化验周期，并及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组启动。运行中油抗氧化剂含量低于 0.15%或锈蚀试验不合格时，应按规定补加。 19.3.8 汽机油系统安装检修中，应彻底清理油系统杂物，防止遗留杂物堵塞管道。开口处必须包扎严密，法兰垫圈孔径应略大于管径，加装临时滤网或堵头应留有标识和记录。油系统管口封堵、开封必须做好文字记录。 19.3.9 油系统检修中应注意检查主油泵出口逆止门的状态，确保开闭灵活，防止停机过程中断油。
19.3.10 机组进行 A 级检修时，应彻底清除油系统油箱内的沉淀、油泥等杂物，油管、油箱清理后须验收合格方可注油。
19.3.11 汽轮机油装入系统后，应采取连续过滤循环方式进行系统冲洗，在取样分析各项指标合格后方可以停止连续过滤循环。
19.3.12 汽轮发电机组进行 C 级以上检修及轴承检修后，应调整并记录顶轴油泵开启后各轴瓦处转子的顶起高度。运行中应定期记录各轴瓦油膜压力，并监视其变化趋势。
19.3.13 严格按照相关定值，在线进行报警、联锁、保护等润滑油低油压开关动作的校对试验。润滑油压低时应能正确、可靠地联动交流、直流润滑油泵。 19.3.14 直流润滑油泵电源系统应具有足够容量，防止因熔断器熔断导致直流润滑油泵失去电源。交流润滑油泵电源接触器应具备低电压延时释放功能，并确保自投装置动作可靠。
19.3.15 油系统禁止使用铸铁阀门，各阀门安装位置应能防止因门芯脱落引起断油。主要阀门应加挂“禁止操作”警示牌。润滑油管道不宜装设滤网，如装设滤网必须采取防止滤网堵塞、破损措施，并且安装位置应远离汽轮机轴系。
19.3.16 润滑油系统、密封油系统、顶轴油系统的压力信号测点不应贴近汽轮机轴系，否则压力信号监测设备应采取可靠的位移补偿和防震动损坏措施。 19.4 防止汽轮机叶片和围带损坏 19.4.1 机组 A 级检修期间，应加强对转子、叶片和围带的金属监督和探伤检查。
如制造厂有叶片测频要求，应按制造厂技术要求进行叶片测频工作。
19.4.2 机组启动过程中，应确保热工控制逻辑完整，保护完善可靠；开、闭环控制回路中各反馈变量（阀位、行程开关等）测量准确可靠。 19.4.3 加强机组运行控制，特别注意运行中对汽温的控制，防止或减少机组某级工作在湿蒸汽区的情况。
19.4.4 高中压缸联合启动机组应特别注意以下问题。
19.4.4.1 高排通风阀的通流能力和高压缸冷却流量应能保证汽轮机高转速长时间空转时，高压缸内任何位置的温度不会持续升高到危险值。
19.4.4.2 高排逆止门应关闭严密，能够避免因高排逆止门漏汽影响高压缸内蒸汽的流向，造成高压缸排汽温度高保护失效。
19.4.4.3 机组空转和初负荷阶段应加强对高压缸各温度点的监视，特别是高压缸排汽温度和一段抽汽温度，如出现温度异常升高应及时采取措施或停机。
19.4.4.4 机组进行汽门严密性试验时，在高转速、高再热汽压条件下，应加强对高压缸各温度点的监视，如温度异常升高应立即降低再热汽压力。 19.4.5 中压缸启动机组应特别注意以下问题。
19.4.5.1 高压缸采用真空防鼓风措施的机组在启动过程中应确保高排通风阀或疏水应具有足够的通流能力。高压缸通汽前能够使高压缸内真空达到或接近凝汽器的真空值。高排逆止门应关闭严密，避免因高排逆止门漏汽影响高压缸建立真空。
19.4.5.2 启动过程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合理的温度水平。高压缸转顺流前应加强对高压缸各温度点的监视，发现温度异常应及时采取措施或停机。
19.4.5.3 高压缸由逆流转顺流时，高、中压调速汽门开启应顺畅平稳，防止调速汽门大幅波动。
20 防止锅炉汽包满水和缺水事故 20.1 合理配置汽包水位计
20.1.1 汽包水位计的配置应至少采用两种工作原理共存方式，各水位计取样位置应相互独立。
20.1.2 汽包水位计配置数量必须满足汽包水位监视、给水调节参量运算及水位保护逻辑判断的需要，并且至少配置两只相互独立的就地汽包水位计。 20.2 正确安装汽包水位计
20.2.1 取样管应穿过汽包内壁隔层，管口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），如不能避开应在汽包内取样管口加装稳流装置。
20.2.2 汽包水位计、水位计平衡容器或变送器与汽包连接的取样管至少应有1：100 斜度。对于就地联通管式水位计(即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电接点式)，汽侧取样管为取样孔侧高，水侧取样管为取样孔侧低。对于差压式水位计，汽侧取样管为取样孔侧低，水侧取样管为取样孔侧高。
20.2.3 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，汽侧取样管孔位置应高于锅炉汽包水位停炉保护动作值，并应有足够的裕量。 20.2.4 新建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，确保符合相关技术要求。如汽包汽、水取样管之间采用平衡连通管，严禁在平衡连通管的中段引出差压式水位计汽水侧取样。差压式水位计汽、水取样管在
平衡连通管上的开孔，应与平衡连通管汽包侧的汽、水取样管开孔处于同一水平线。
20.2.5 安装就地连通管式水位计或差压式水位计的汽、水侧取样门，应使其门杆处于水平位置。取样门、汽和水侧取样管及其之间连通管，均需保温良好。取样门及取样管的通流内径不小于 25 毫米。
20.2.6 差压式水位计测量系统必须采取严格的保温、伴热等防冻措施。两个管道应平行敷设，共同保温，中间不得有保温隔离层，伴热设施对两管应伴热均匀。单室平衡容器及其形成参比水柱的管道段不得保温。各组正、负压表管的伴热电源应为不同支路，各差压变送器应安装于相互独立的保温箱内。 20.3 加强汽包水位计参量的标定和运算管理
20.3.1 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。现场应明确标注三条汽包水位基准线，即汽包几何中心线、汽包实际零水位运行线和就地水位计零水位安装线。
20.3.2 过热器出口压力大于或等于 13.5MPa 的锅炉，汽包水位计应以带压力补偿的差压式水位计为基准，必要时应对正压侧参比水柱平均温度变化造成的影响采取补偿措施。汽包水位信号测量值应采用三选中值的方式进行优选。 20.3.3 定期对汽包水位计进行零位校准。同类型水位计示值偏差大于 30 毫米时，应查明原因并予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。 20.3.4 差压式水位计进行零位校准时，应以额定汽包压力下就地非保温式水位计的零水位为校正点。
20.4 加强汽包满水和缺水定值管理 20.4.1 汽包水位高、低保护应采取独立测量的三取二逻辑方式，其中一点退出运行应自动转为二取一方式，二点退出运行自动转为一取一方式。一点或二点退出运行须经本单位生产（技术）负责人批准，限期（8 小时）恢复，并应采取相应安全措施，逾期不能恢复应立即停炉。发生三点均退出运行必须紧急停炉。 20.4.2 汽包水位的调节、报警和保护应分别取自三个独立的差压变送器进行逻辑判断后的信号，并且该信号应进行汽包压力和正压侧参比水柱平均温度修正。 20.4.3 锅炉启动前必须对汽包水位保护进行实际传动校检。应采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，禁止以信号短接方法进行模拟传动替代。
20.5 加强汽包水位计及相关保护系统运行维护
20.5.1 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。新机组验收时必须提供汽包水位计安装、调试及试运专项报告。
20.5.2 汽包水位保护不完整严禁锅炉启动，运行中投、退汽包水位保护必须严格执行审批制度。
20.5.3 单套水位测量装置故障退出运行，应及时进行处理，并在 8 小时内恢复。处理时间超过 8 小时必须经本单位生产（技术）负责人批准，最多不能超过24 小时，同时应加强运行监控。 20.5.4 给水系统保护装置、汽包事故放水门、高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，各备用设备应处于正常备用状态并定期进行试验。退出保护装置或失去备用，必须经本单位生产（技术）负责人批准，限期恢复。 20.5.5 运行中无法判断汽包真实水位，必须立即停炉。 21 防止分散控制系统（DCS）及热工保护拒动、误动事故
21.1 加强分散控制系统运行维护管理
21.1.1 工程师站及分散控制系统机柜间的空气质量、温度、湿度应符合《热工自动化设备检修规程》（DL/T 774-2004）的要求，保证热工控制设备在良好的环境条件下运行。
21.1.2 分散控制系统接地应满足设备技术要求，并应定期对接地系统进行检测，确保接地系统测试参数应符合规程规定要求。
21.1.3 修改热工保护必须在严格履行申报、审批手续后实施，并限时恢复投运。不得擅自改动保护定值和退出热工保护。 21.1.4 规范分散控制系统软件管理。软件修改、更新和升级必须严格履行审批授权及责任人制度，严禁擅自变更。操作员站和工程师工作站应由经授权的专业人员分级使用，严禁非授权人员进行操作和编程组态。
21.1.5 分散控制系统的系统操作软件安装盘应至少备份 2 套,并分级管理、异地保存,每年检查一次。用户应用组态软件每次变更前后，均应做完整备份。软件备份宜采取光盘刻录方式，备份至少 2 份，并分级管理，异地保存，保存周期不少于 5 年。
21.1.6 用户应用组态软件变更后,应对各控制站、操作站、通讯网络等进行负荷率测试，负荷率应满足《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》（DL/T659—2006）的相关要求。
21.1.7 建立严格的分散控制系统安全防护措施。分散控制系统中严禁拷贝、存放、运行非分散控制系统软件。单元机组通讯网络不得与社会网络联网。除调度端 AGC 系统外，分散控制系统与厂内 MIS、SIS 信息管理系统等联网必须采取 可靠的隔离措施，并应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》（国家经贸委 30 号令）、《电力二次系统安全防护规定》（国家电力监管委员会[2004]第 5 号令），《电力二次系统安全防护总体方案》、《发电厂二次系统安全防护方案》（电监安全[2006]34 号）等规定的要求。
21.1.8 分散控制系统应与全厂时钟系统(或 GPS 时钟)同步，并结合机组停运进行电源、网络、控制器切换试验。 21.2 合理配置分散控制系统资源
21.2.1 分散控制系统配置应能满足机组任何工况下的监控（包括紧急故障处理）的要求，CPU 负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。
21.2.2 主要控制器应采用冗余配置，冗余的 I/O 信号应通过不同的 I/O 模件引入。冗余配置的过程控制单元、通信接口、通信网络应处于良好的热备用状态。 21.2.3 分散控制系统应由两路电源（其中一路来自 UPS 电源）供电，电源切换时间小于 5 毫秒，控制室内应设置独立于分散控制系统的电源故障声光报警。分散控制系统 UPS 电源严禁接入非分散控制系统设备。公用系统 DCS 的控制器、网络切换器所用电源应采取冗余配置，并且取自不同机组的 UPS 电源。 21.2.4 主系统通讯负荷率必须满足《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》（DL/T659—2006）的要求，所有相关系统（包括专用装置）与主系统连接后，应保证主系统通讯负荷率控制在合理范围内。
21.2.5 分散控制系统的接地必须严格遵守相关技术要求，接入分散控制系统的模拟量信号必须采用屏蔽电缆，开关量输入信号宜采用屏蔽电缆，且屏蔽电缆应具有可靠的单端接地。
21.2.6 操作员站及少数重要操作按钮的配置应满足机组各种工况下的操作要求。紧急停机、停炉按钮配置应采用与分散控制系统分开的单独操作回路。
21.3 完善分散控制系统故障紧急处理措施 21.3.1 根据机组具体情况，制订在各种情况下分散控制系统故障后的紧急处理措施，超前防范事故风险。
21.3.2 部分操作员站发生故障时，应由其它可用操作员站继续承担机组监控任务，此时应停止重大操作，同时迅速排除故障。若故障无法排除，应根据有关规程及机组运行状况酌情处理。
21.3.3 全部操作员站发生故障时，如主要后备硬手操及监视仪表可用且能够维持机组安全运行，应及时转后备操作方式运行，同时迅速排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。
21.3.4 系统中的控制器或相应电源发生故障时，应采取以下对策:
21.3.4.1 辅机控制器或其电源发生故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理故障，如条件不允许，应将该辅机退出运行或根据处理情况采取相应措施。 21.3.4.2 调节回路控制器或其电源发生故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理故障，并根据处理情况采取相应措施。
21.3.4.3 涉及机炉保护的控制器发生故障时，应立即更换或修复控制器模件；涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应注意防止控制器初始化。如恢复失败应紧急停机停炉。 21.4 防止热工保护拒动
21.4.1 独立配置的锅炉灭火保护装置必须符合相应技术规范要求，所配电源必须可靠，系统涉及的炉膛压力的取压装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统等外围设备必须处于完好状态。
21.4.2 热工主保护系统进行机、炉、电联锁、联动试验时，必须将全部软逻辑纳入相关系统的试验范围。 21.4.3 汽轮机监视仪表（TSI）和汽轮机紧急跳闸系统（ETS）所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5%。TSI 的重要跳闸保护信号和通道必须冗余配置，ETS 控制的跳闸电磁阀应单独设置电源。 21.4.4 检修机组启动前，应对相关热工保护装置进行静态模拟试验，检查跳闸逻辑、报警及保护定值。对于配置有双通道四跳闸线圈 ETS 的机组，应定期进行 ETS 在线不停机跳闸动作试验。
21.4.5 处理热工保护装置故障必须严格履行审批程序。炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置严禁随意退出，如被迫退出运行必须采取相应安全技术措施，并在 8 小时内恢复；其它保护装置被迫退出运行，必须在 24 小时内恢复。否则应立即停机、停炉处理。 21.4.6 热工保护回路不应设置供运行人员切、投保护的任何操作手段。除非十分必要，只可在热工保护回路软件编程组态中，设置由热控专业人员操作的置位开关。每次置位解除保护必须得到本单位生产（技术）负责人批准，规定复位 时限，并记入运行日志留档备查。 21.5 防止热工保护误动
13.5.1 机组运行中进行热工保护装置检修维护作业，作业现场必须保证两人以上工作，一人工作，一人监护。
21.5.2 机柜内热控电源端子排及重要保护端子排应做明显标志，防止误触误碰。 21.5.3 定期检查分散控制系统过程控制单元(PCU) 内置电池，及时更换超期内置电池。
21.5.4 使用厂用蓄电池直流电源作为主保护电源的机组，应改造为可自动切换的
双路供电电源，防止直流电源系统查找接地故障点时误跳热控保护。
21.5.5 汽轮机润滑油压低(对于液压调速系统，还包括一次油压低)进行传动或在线动作试验时，应在仪表管路加装泄压阀泄油，禁止采用拨压力开关电接点或卸压力开关表管接头的方式泄油。 21.5.6 对于“润滑油压”、“真空”、“抗燃油压”等保护信号，一次元件及取压回路均应独立设置。 21.5.7 炉膛压力高、低保护开关应安装于具有稳固底座的平台或运行层，以防止环境振动造成压力保护开关误动。 21.5.8 露天热工保护开关接点、阀位反馈接点等设备应设有有效的防雨防潮设施，露天敷设仪表管的伴热设施必须可靠，在仪表管路上应做好防冻措施。
21.5.9 热控系统现场就地安装的一次检测元件、位置开关、接线端子箱等装备，应有良好的防水、防尘设施。
20 防止重大环境污染事故
22.1 新建、扩建电厂应严格执行环保“三同时”原则，防止造成环境污染事故。 22.1.1 新建、扩建电厂废水回收系统应满足零排放要求，废水处理设备必须保证正常运行，处理效率应达到设计标准及《污水综合排放标准》（GB8978-1996）的要求。
22.1.2 新建、扩建电厂应采用干除灰或浓浆输灰方式。水力除灰电厂应实现灰水回收循环使用，灰水设施和除灰系统投运前必须做水压试验。
22.1.3 新建、扩建电厂应按要求加装除尘脱硫设施，必要时加装脱硝设施，并确保系统正常运行，处理效率应达到设计标准及《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）的要求。
22.2 加强灰场管理，防止发生扬尘污染
22.2.1 建立灰场（灰坝坝体）安全管理制度，明确管理职责。设专人对灰管、灰场和排、渗水设施进行巡检，汛期应加强灰场管理，增加巡检频率，并认真作好巡检记录。
22.2.2 加强灰水系统运行参数和污染物排放情况的监测分析，发现问题及时采取措施。
22.2.3 定期对灰管进行检查，重点包括灰管的磨损和接头、各支撑装置（含支点及管桥）的状况等，防止发生管道断裂事故。
22.2.4 对分区使用或正在取灰外运的灰场，必须制定落实严格的防尘管理制度，配备必要的防尘设施，避免扬尘对周围环境造成污染。
22.2.5 已经停运的灰场应进行覆土、种植或表面固化处理。 22.3 加强废水处理，防止超标排放 22.3.1 电厂内部应做到废水集中处理，处理后的废水应充分利用，禁止超标废水外排。
22.3.2 对电厂废水处理设施制订落实严格的运行维护和检修制度，作好设备运行记录，并定期监督废水处理设施的投运率、处理效率和废水排放达标率。
22.3.3 锅炉进行化学清洗时，必须制订废液处理方案，并经审批后执行。清洗产生的废液必须经处理合格后才能排放。 22.4 加强除尘器运行维护管理
22.4.1 严格执行《燃煤电厂电除尘器运行维护管理导则》（DL461-2004），将除尘器的运行参数控制在最佳范围。及时处理设备运行中存在的故障和问题，提高除
尘器的运行效率和投运率。
22.4.2 电除尘器的电场投运率应大于 96%，以保证除尘效率。烟气排放不能满足国家、地方排放标准时，应及时进行处理。 22.4.3 新建、改造和大修后的电除尘器应进行性能试验，性能指标未达标不得验收。
22.5 加强脱硫设施运行维护管理
22.5.1 制订完善的脱硫设施运行制度，并严格贯彻执行。
22.5.2 脱硫系统可用率应达到 95%以上，以保证脱硫效率。二氧化硫排放不能满足国家、地方排放标准时，须及时进行处理。 22.5.3 新建、改造和大修后的脱硫系统应进行性能试验，指标未达到标准的不得验收。
2.5.4 加强脱硫系统维护，对脱硫系统吸收塔、换热器、烟道等设备的腐蚀情况进行定期检查，防止发生大面积腐蚀。 22.6 加强脱硝设施运行维护管理
22.6.1 制订完善的脱硝设施运行制度，并严格贯彻执行。
22.6.2 脱氮系统可用率应达到 95%及以上，以保证脱硝效率。NOX排放不能满足国家、地方排放标准时，须及时进行处理。 22.6.3 新建、改造和大修后的脱硝系统应进行性能试验，指标未达到标准的不得接收。
22.6.4 设有液氨储存设备的脱硝系统应进行风险评估，并制定事故紧急处理预案,定期进行防火、防爆事故处理演习。
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