二十五项反事故措施实施细则

1、电力生产重大事故的二十五项反措的实施细则为了进一步贯彻电力生产“安全第一，预防为主”的方针，将国家电力 公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求落实到实处，更好地促进 我公司的安全生产，结合公司实际情况制定了维护部“二十五项反措”实施 细则，请各专业结合本部门的实际情况，把落实反措与日常工作紧密结合， 把“二十五项反措”中的各项重点要求落实到实处，防止特大、重大和频繁性 事故的发生，同时控制一、二类障碍和异常的发生。1. 防止火灾事故1.1 电缆防火1.1.1 严格执行电力设备典型消防规程火力发电厂与变电所设计防火规 范等一系列有关规程。1.1.2 加强对控制室、开关室、计算机室等通往电缆夹

2、层、通道、孔洞的检查封 堵，使用的阻燃材料必须为合格产品。1.1.2做好改扩建工程后废旧电缆的拆除工作，及时封堵孔洞并清除杂物。1.1.3 建立健全定期巡回检查，对电缆有中间接头电缆进行定期测温，并按规定 进行预防性试验。1.1.4 电缆沟、电缆夹层要及时清理，保持清洁，禁止堆放杂物，采取阻燃措 施，如涂料、隔断墙等措施。1.1.5 厂房内电缆要分区及时清扫煤粉，注意防爆门开口方向，避免喷火引燃电 缆。1.1.6对电缆应进行定期预防性试验。1.1.7新投入设备应使用阻燃电缆或涂刷合格的防火涂料。1.1.8 现场配置适当数量的防毒面具，有关人员应经过专门培训，掌握使用管理 方法，防止灭火时中毒事

3、故发生。1.2汽轮机油系统防火1.2.1发现油系统漏点及时处理。1.2.2 油区的消防设施要完善，防火标志要鲜明，严禁吸烟，严格执行动火工作 票制度。1.2.3油系统要尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门。1.2.4 油系统禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。1.2.5 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 取有效的措施，附近的热力管道或其它热体的保温应紧固完整，并包好铁皮。1.2.6 禁止在油管道上进行焊接作业，在拆下的油管道上焊接时，必须事先将管 子清洗干净。1.2.7 在油区、输油管道附近作业时，要认真执行动火工作票制度及危险因素控 制卡制度，

4、要有避免明火溅落到油区、输油管道的措施，并应有可靠的安全措 施。1.2.8 油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油，如有漏油要及 时处理，严禁漏油渗入下部蒸汽管、阀门保温层。1.2.9 油管道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其它热体，这些热 体保温必须齐全，保温外面包铁皮。1.2.10检修如发现保温材料内有渗油时，应消除漏点并更换保温材料。1.2.11 凡油系统管道、管道元件造成渗漏经检修修复后，要认真检查保温材 料，经过油浸的保温材料要及时更换。附近有热力管道、输粉管道等保温也要 检查，有油迹时要消除。1.2.12 经过改造或检修的油系统管道，要认真按规定恢复表面油漆或

5、标记色 环，并要保证管道不振动，管道布置要符合设计规范要求。1.2.13 事故排油门应设置两个钢质截止阀，其操作手轮设在距油箱 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”标示牌。1.2.14油管道要保证机组各种运行工况下的自由膨胀。1.2.15 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或热力 管道已渗入油的，应立即停机处理。1.3制粉系统防火1.3.1 严格执行电业安全工作规程（热力和机械部分）有关锅炉制粉系统防 爆的有关规定。1.3.2及时消除漏税粉点并清除漏粉，发现漏粉应及时调整或通知检修处理。1.3.3 加强巡回检查，设备积煤积

6、粉自燃；采取措施及时消除漏粉点，清除漏出 的煤粉，防止煤粉自燃；清理煤粉时应杜绝明火。1.3.4在煤粉仓内工作时要采取可靠的安全措施，防止中毒。 1.4燃油区及锅炉油系统防火1.4.1严格执行电业安全工作规程（热力机械部分）第四章的各项要求。1.4.2 储油罐加热或油箱加热的加热温度必须根据燃油特性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。1.4.3油区、输卸油管道应有可靠的防静电接地装置，并定期测试其接地电阻。1.4.4 油区、油库必须有严格的管理制度。油区、油库内明火作业时，必须办理 动火工作票，并应有可靠的安全措施。1.4.5油区内易着火的建筑物应拆除，禁止存放易燃

7、易爆物品。1.4.6 燃油罐区及锅炉油系统的防火还要遵守 1.2.4、1.2.5、1.2.6条的规定。 1.4.7燃油系统的软管应定期检查，对存在泄漏隐患的软管要及时更换。1.4.8 在油区动火作业时，办理工作票的同时，要有切实可行的安全措施，并有 消防人员现场监护，确保万无一失。1.4.9 燃油系统电机要采用防爆电机，电机接线盒引出线要密封良好，设备区内 要有良好的通风。1.5防止输煤皮带着火1.5.1皮带停止上煤期间，应坚持巡回检查，发现积煤、积粉要及时清除。1.5.2 在皮带上动火工作时，必须执行动火工作票，工作结束后，必须用冷却水 冷却冲洗动火部位，灭掉火种后方可离开。1.5.3煤垛发

8、生自燃现象时要及时扑灭，不得将带有火种的煤送入输煤皮带。1.5.4应经常清扫输煤系统、辅助系统、电缆排架待各处的积粉。1.6其它防火要求1.6.1 工作人员因故使用灭火器后要及时向公司消防保卫办报告，并由消防人员 及时补充。1.6.2 各防火标志要鲜明，消防设施要完善，防火制度要健全，严禁厂区内吸 烟，严禁火种带入油区。1.6.3 每年春季及秋季要对消防水系统进行全面的检查和充水试验，对检查和试 验中发现的问题要彻底消除。1.6.4 库房内易燃易爆物品要独立存放，并上锁定置，存放数量要符合规定（煤 油、汽油不多于 5升，油漆不多于 2 桶，棉纱不多于 10公斤）。因工作需要存 放的少量的酒精必

9、须放在专用铁皮柜内，抹布、棉纱等物品不能与酒精混放。1.6.5对于油盘余油要及时清理，并倒入指定地点。1.6.6库房内严禁焊接作业，严禁私接电炉。1.6.7使用落地砂轮机附近不准有易燃易爆物品。1.6.8汽油喷灯使用完毕后，要及时清理其内部余油，并把外部油迹擦拭干净。1.6.9 检修动火作业认真执行公司“消防规程”的防火要求，按规程办理动火工 作票、认真测油气、粉尘浓度，并在动火期间进行按时复测，动火附近可燃物 可靠隔离、安全消防监护到位、检修收工检查不留火种。1.6.10 完善消防设施和群众性消防组织，开展经常性的消防宣传教育工作，进 行消防培训、演习，以便有火情时能够及时扑灭火灾。1.6.

10、11 大型变压器应设隔火墙，装设固定的灭火装置，并使卵石坑能起到漏油 隔断作用，固定灭火装置应定期试验，良好备用，发现变压器漏油应及时通知 检修处理。1.6.12 应加强油开关的检查，发现漏油不得投运电加热器或停运电加热器，通 知检修处理。1.6.13加强充油设备检查，发现漏油及时联系处理。1.6.14生产现场要使用漏电保护器。1.6.15加强发电机、励磁机碳刷清扫、调整维护工作，消除冒火现象。1.6.16 使用临时电源时要用橡套线，禁止使用花线或塑料双绞线，接地线要合 理、正规，防止短路起火。1.6.17 新敷设的电缆，走向、布置、弯曲半径等必须符合有关的技术规程关于 层间距离要求和防火规定

11、，电缆与热体之间的距离满足规定要求，靠近汽轮机 主汽门等热体处的电缆要采取相应的隔热、防吹措施。1.6.18对到期灭火器要及时更换。2、防止电气误操作事故2.1 各级防误工作人员，严格执行公司下发的关于防误工作管理制度中的有关 规定，尽职尽责，踏踏实实将制度落实下去，并定期检查执行情况。2.2 搞好防误闭锁装置的维护管理工作，保证防误闭锁装置的三率达到100%2.3 搞好维护人员的技术培训工作，定期进行培训，达到“三懂四会”（即懂 防误装置的原理、性能、结构和操作程序；会操作、安装、维护）。新上岗运 行人员应经过使用防误装置的培训。2.4 加强两票制度的管理，提高检修人员的安全责任心，操作人员

12、要认真执行 倒闸操作中的各项规定。2.5 倒闸操作中要严格执行两票操作规定。2.5.1 填写操作票必须做到“四个对照”，确保操作票无错、无漏项、无颠倒。 “四个对照”是：对照运行设备系统；对照运行方式和模拟结线；对照工作任 务；对照固定操作票。2.5.2 执行操作任务必须携带“经审批”无误的操作票，并做到“五不操作”， 切实防止错误操作。“五不操作”是：未进行模拟预演不操作；操作任务或操 作目的不清楚不操作；未经唱票复诵、三秒思考不操作；操作时发生疑问或异 常不操作；操作项目检查不仔细不操作。2.5.3 倒闸操作必须由经过培训并考试合格的人员进行，一组操作人员只能持有 一个操作任务的操作票，坚

13、决执行倒闸操作必须由二人进行，其中一人监护、 一人操作的规定。每操作完一项监护人要在相应项目前划“”，严防跳项漏 项。2.5.4 拉、合刀闸前必须检查开关在断开位置，断合开关操作时必须监视相关表 计的变化，纠正只凭红绿灯变化判断的错误做法。2.6倒闸操作中，必须统一指挥、统一命令。2.7 倒闸操作中，未经当值值长许可，严禁擅自使用解锁钥匙，锁子打不开 时，必须再次对照工作任务，操作程序，设备编号检查，防止顺序不对，走错 间隔。2.8 操作发生疑问时，应立即停止操作，向值班负责人汇报，解除疑问后，方 可再进行操作。2.9 拉、合刀闸时，必须检查开关在断开位置，合闸保险取下，有关设备保护 投入正确

14、。2.10 设备恢复热备用前，必须认真检查地线、地刀闸使用情况，确保系统确无 接地线、地刀闸时，方可合闸送电。2.11 严格执行接地线使用管理制度，使用登记中注明线号、时间、操作人等。 工作日志中要记录清晰、准确，模拟盘上标出的接地线、地刀闸数量与位置要 与现场实际相符，并在交接班时认真交待清楚。2.12 未经模拟预演，禁止倒闸操作。2.13 进行倒闸操作时要事先做好危险性预想。2.14 进行重大倒闸操作，有关专业人员必须到现场把关，充分发挥第二监护作 用，及时纠正违章，但不得参与倒闸操作。2.15 每半年进行一次两票规范化、标准化培训。2.16 设备检修后，要认真验收设备“五防功能”是否正常

15、，“五防功能”不正 常的设备禁止投入运行。2.17防误设备必须经主管生产的公司领导批准，方可退出运行。2.18 接班前，值班负责人应对模拟闭锁装置进行检查，发现问题及时报告领导 或维护专责人。2.19进行巡回检查时不得翻越高压设备的围栏。2.20有固定操作票的要使用固定操作票。2.21操作中要小心谨慎，不得野蛮操作，以防损坏设备闭锁，发生异常情况。2.22 设备系统变更必须上异动报告，并向运行人员交待相关注意事项。2.23 电气操作中应注意以下事项：2.23.1380V 刀熔回路停送电时 ,首先检查三相动力保险是否一致，保险定值是否 符合涉笔要求，操作后要将柜门锁好，用手将柜门压紧，使把手机构

16、齿合好， 再操作把手，按上述要求，操作无效，应立即停止操作，通知检修处理。2.23.2 热网 DW15C 型开关在送电时，要仔细检查开关确实送至工作位置，以 防合闸闭锁机构将开关闭锁 ,造成不能合闸。2.23.36KV 小车开关断路器负荷停送电时，应先将闭锁踏杆踏下，在用把手往 外摇直至操作吃力时，停止操作，从开关两侧检查闭锁横杆是否在水平位置， 在水平位置时，可以用力往外拉开关，不在水平位置时，再用把手适当操作， 使闭锁横杆在水平位置后进行操作。在开关进出间隔时，注意开关柜两侧控制 电缆，以防挂住，损坏电缆，注意开关门后指示灯底座，操作开关，以防损 坏。2.23.4 380V、DW15C 型

17、、 6KV 小车开关送电时，要检查开关控制保险、合闸 保险给好，并进行验电。2.23.5 操作 6KV 开关接地刀闸时，应用把手将闭锁块彻底压下，才能进行操 作，再操作时，如机构犯卡或操作吃力，应检查闭锁块是否压下，如压下应通 知检修处理。2.23.6 加强防误闭锁装置的维护，实现防误闭锁装置安装率、完好率达100%。2.23.7 利用大小修机会对 6KV 开关柜重点进行“五防”功能检查，确保五防功 能齐全和可靠运行。2.23.8 加强工作票和危险因素控制卡的管理，严格执行工作票制度，做好防止 电气误操作安全措施。3、防止大容量锅炉承压部件爆漏事故为了防止大容量锅炉承压部件爆漏故障的发生，应严

18、格执行锅炉压力容 器安全监察暂行条例、蒸汽锅炉安全技术监督规程、电力工业锅炉压 力容器监察规程( DL612-1996)、电力工业压力容器检验规程( DL647- 1998)、火力发电厂金属技术监督规程( DL438-91 )以及其它有关规定， 把防止锅炉承压部件爆破泄漏事故的各项措施落实到设计、制造、安装、检修 和检验的全过程管理工作中，并重点要求如下：3.1 要结合每次大修开展锅炉安全性能检验，锅炉检验项目和程序按有关规定 进行。每次大修时，锅炉应进行在线定期检验，在线定期检验包括外部检验和内 部检验。外部检验每年不少于一次，一般可以结合小修进行。内部检验根据 电力工业锅炉压力容器检验规程

19、( DL647-1998)中在役锅炉定期检验项目 由公司委托有资格的检验单位进行。项目应有重点，有针对性，要防止漏检， 对于检出的问题应落实整改，并记录在案。3.2防止超温超压3.2.1 为了有效的诊断和控制设备、管道的使用寿命，应对超温超压的情况进行 认真的记录、统计、管理，对超期服役或有潜在危险的设备应进行必要的试 验、诊断研究，必要时应进行更换。3.2.2锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程进行。3.2.3 大容量锅炉超压水压试验和热态安全阀校验工作应制定专项安全技术措 施，防止升压速度过或压力、汽温失控造成超温、超压现象。 3.2.4锅炉在超水压试验和热态安全阀整定时，严禁非试验人

20、员进入试验现场。3.2.5 锅炉安全阀应定期进行排汽试验，一般可结合停炉进行，每半年至少一 次。3.2.6 安全阀未经校验的锅炉在点火启动和安全阀校验的过程中应有严格的防止 超压措施，并在专人监督下实施。安全阀校验中，校验人员不得中途离开现 场。安全阀一经校验合格应加锁，严禁用加重物、移动重锤、将阀瓣卡死等手 段任意提高安全阀起座压力或使安全阀失效。3.3防止炉外管爆破3.3.1 当炉外管有漏汽、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，若不能与 系统隔离进行处理时，应立即停炉。3.3.2 定期对导汽管、汽联络管、水联络管、下降管等炉外管道以及弯头、弯 管、联箱封头进行检查，发现缺陷(如表面裂纹

21、、冲刷减薄或材质问题)应及 时采取措施。3.3.3每次机组大修应制定专门的炉外管检修计划。3.3.4 加强对汽水系统中的高中压疏水、排污、减温水等小管径管的管座焊缝、 内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。3.3.5 按照火力发电厂金属技术监督规程( DL438-91 )对汽包、集中下降 管、联箱、主蒸汽管道、弯头、弯管、阀门、三通等大口径部件及相关焊缝进 行定期检查。3.3.6 按照火力发电厂汽水管道支吊架维修调整导则( DLT616-1997)的要 求，每次小修对支吊架进行定期检查。对运行达 100Kh 的主汽管道的支吊架要 进行全面检查和调整，必要时进行应力核算。3.3.7 对

22、于易引起汽水两相流的疏水、空气管道，应重点检查其与母管相连接的 角焊缝、母管开孔周围、弯头等部位，其管道、弯头、三通和阀门，运行 100Kh 后应结合检修全部更换。3.3.8 与主汽母管相连接的小管道、弯头、三通和阀门，运行达10 万小时后，结合检修全部应给予更换，高加疏水弯头要给予重点监视。3.3.9 加强焊工管理及完善焊接工艺质量的评定。杜绝无证(含超期证)上岗和 超越合格证允许范围施焊现象。焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合 电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂焊接篇)(DL5007-92 )有关规定。3.3.10 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上爆漏的缺 陷

23、。3.3.11 加强热力设备，特别是炉外管道的保温工作，防止冷却过急、雨水喷淋 及煤粉堆积造成损坏。3.3.12 定期对喷水减温器进行检查，防止减温器喷头及套筒断裂造成过热器联 箱裂纹。3.4防止锅炉四管泄漏3.4.1 严格执行防止防止火电厂锅炉四管泄漏技术导则（能源电 19921069 号）。3.4.2 应在公司生产技术部门安排下，定期对受热面管子进行寿命评估，以确认 是否需要进行大面积更换。3.4.3过热器、省煤器发生爆漏时，应及早停运，防止扩大损坏其它管段。3.4.4 对新换的合金钢管必须进行光谱复核，焊接 100%探伤检查并按要求进行 热处理。3.4.5 定期检查水冷壁刚性梁四角联接及

24、燃烧器悬掉机构，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。3 .5 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。3.6加强仪表、保护、自动的监督管理，为此应：3.6.1 认真履行监管职责，定期检查锅炉吹灰系统的维护情况，努力提高吹灰器 的投入率。避免因控制系统元件损坏导致锅炉吹灰系统长时间不能投入，避免 因此造成的受热面超温爆管以及吹薄受热面管子后爆管故障的发生。3.6.2 定期校验汽包、过热器等设备上的压力表计，炉侧压力变送器、流量变

25、送 器、水位变送器保证指示正确。3.6.3维护好锅炉汽包壁温、过热器、过热蒸汽等测量系统，保证批示正确。3.6.4定期检查过热蒸汽减温水调整门，保证动作灵活，调节功能正常。3.6.5 做好汽包水位变送器、电接点水位计、给水流量、主蒸汽流量等的日常维 护和定期检修工作，使其示值显示正确。3.6.6 定期检查试验锅炉主给水电动门、给水启动调节门，保证动作状况良好， 阀位指示正确。3.6.7 定期检查事故放水门的控制回路，要求熔丝容量合适，动作灵活，调节功 能正常。3.7 严格执行“火力发电机组及蒸汽动务设备水汽质量导则”( GB12145- 1999)、“火力发电厂水汽化学监督导则”( DL/T5

26、61-1995 )、“关于防止火 力发电厂凝汽器铜管腐蚀的改进措施。3.7.1检修人员做好化学加药设备的检修维护工作，保证正常运行。3.7.2热控人员做好在线仪表的定期校验工作，保证在线仪表准确投入。4、防止锅炉压力容器爆破措施为了防止压力容器爆破事故的发生，应严格执行压力容器安全技术监察 规程、电力工业锅炉压力容器监察规程( DL612-1996)、压力容器使 用登记管理规则以及其它有关的规定，并重点要求如下： 4.1防止超压4.1.1各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验4.1.1.1 安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣开启高度要符合规定，并 在压力容器技术登录薄中登录。A 安装

27、数量、型号、规格和位置应符合设计规定。B 有合格证、质量证明书和排量计算书或汇总表。C 出厂铭牌齐全，弹簧式安全门有防止随便拧动调整螺丝的装置，杠杆式 安全门有防止重锤移动和杠杆越位的限位装置，脉冲式安全门接入冲量的导 管有保温，导管内径应大于或等于 15mm。D 在校验合格有效期内，每年进行一次试验，试排汽正常。E 蒸汽严密性试验检查时无泄漏。F 起座、回座压力整定值符合规程要求，提升高度符合有关技术文件。G 安全阀的排汽管设置正确，并有可靠的支吊装置，排汽管底部的疏水管 上不应装设阀门，并已接到安全排放地点。4.1.1.2除氧器上的安全阀的起座压力，严格按规程规定整定。4 .1.2 使用中

28、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。4.1.3压力容器有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。 4.1.4结合压力容器定期检验或检修，每两个检验周期至少进行一次耐压试验。4.1.5 停用两个月以上的压力容器需要重新启动时，必须进行相关检验，合格后 方能使用。4.1.6 禁止在压力容器上随意开孔和焊接工作。若必须在压力容器筒壁上开孔或 修理，应认真进行强度核算，制定详细的安全技术措施。4.1.9为防止压力容器爆破热工应采取的措施4.1.9.1 定期检查试验除氧器压力调节阀，保证调节功能正常，阀位指示与就地 实际开度相符。4.1.9.2定期检查校验汽包连排调整门

29、，保证其动作正常，满足锅炉运行要求。4.1.9.3 汽包压力、水位、主汽、给水压力及流量变送器严禁带压拆卸检修及处 理渗漏。4.1.9.4 压力容器上使用的压力表，应列为计算强制检验表计，按规定周期进行 强检。5 、防止发电机损坏事故5.1防止发电机定子绝缘击穿5.1.发电机在大修中仔细检查定子檀楔是否打紧，端部绑环及各种垫块是否与 线圈绑牢垫紧，机械紧固件是否拧紧锁住，有无松动磨损现象。5.1.2 新机和全部更换绝缘的机组，在投运 50008000 小时后，应对机组进行 全面检查。5.1.3 对于定子绝缘老化，多次发生绝缘击穿的发电机，应缩短试验周期，并加 强监视，并对绝缘进行鉴定。5.1.

30、4防止向发电机内漏油，而使绝缘强度和防晕性能下降。5.1.5 加强检修管理，切实防止发电机在检修中受潮，严防在定子膛内和端部各 部件缝隙间遗留异物。5.2防止定子线圈接头开焊断裂5.2.1检修中应仔细检查接头附近有无过热变色，焦枯、流胶、流锡等现象。5.2.2 认真测量定子线圈各相（或分支）直流电阻，相间和历年的直流电阻差不 超过 1%，超过必须仔细分析，查明原因并做处理。5.3 防止定子铁芯烧损5.3.1 检修中采取措施保护铁芯不受碰撞损伤 ,膛内保持清洁 .特别要防止焊渣、 工具及其它金属物遗留在发电机内，短路铁芯，损坏绝缘，引起接地。5.3.2 新机组投产前和机组大修中，注意检查定子铁芯

31、压紧情况，发现松驰，必 须处理后方能投入运行。5.3.3 发电机系统中有一点接地时，应立即查明接地点，如接地点在机内，立即 停机将其消除。5.4防止发电机套箍及零部件断裂飞逸5.4.1 因套箍心环设计不合理，会出现裂纹、变形、小齿掉块等故障的发电机要 结合大修计划进行改进处理。5.4.2 检修中检查转子套箍与心环的嵌装处是否有裂纹、位移、接触腐蚀等异常 情况，发现问题解体检查处理。5.4.3新投产前和机组大修中，对平衡螺丝、平衡块，风扇叶片进行探伤检查。5.4.4 在发电机机转动部件上增设部件或改造部件时，必须经细致的强度验算和 试验，材质和工艺符合要求。5.4.5 对制造厂原监督使用的关键锻

32、件（如大轴、套箍）应定期做好监督检查工 作。5.5 防止内冷水发电机漏水、断水堵塞。5.5.1发电机大小修时，水内冷发电机的线圈进行反冲洗并进行水压试验。5.5.2 定子绝缘引水管应尽量不交叉接触，引水管之间及其与端罩之间的距离不 得小于 20mm，以防因相互磨损引起漏水。交叉接触者必须用绝缘带绑扎牢 固，以防磨损。5.5.3 检修中加强施工管理，更换绝缘引水管时，应由经专门培训的人员进行装 配，注意工艺质量并严格执行质量检查及验收制度，防止杂物遗留水路内引起 阻塞烧坏线圈。5.5.4 对定子线圈温度应经常监视分析，对温升有明显上升的线圈，结合检修拆 开引线接头，分路测量流量，并进行冲洗。5.

33、5.5 加强水系统监视，防止在切换操作中发生误操作及水冷却器检修后未排除 空气，造成断水跳闸事故。5.5.6 内冷水及其冷却水的滤网小修及必要时清洗，冷却器大修及必要时清除杂 物、水垢。冷却泵电机过热元件注意调试，联动回路应经常检查试验。 5.6防止大容量内冷发电机组磁化5.6.1 发电机大修中测量励磁机侧轴承绝缘和油管路绝缘。绝缘电阻不得低于0.5M.5.7防止发电机转子线圈过热变形及损坏。5.7.1大修中测量转子直流电阻和交流阻抗。如发现严重匝间短路应尽快消除。5.8 防止励磁机事故5.8.1 检修时检查电枢绑线和焊锡封头有无开焊或松驰，励磁线圈在磁极上是否 紧固，如不符合要求应加以处理。

34、5.8.2 发电机小修时应对励磁系统各部件进行清扫，并检查其元件有无过热、接 触不良等。5.8.3 发电机大修时应核对励磁调节器部件的特性，如有明显变化应找出原因及 时消除或更换，励磁柜内的继电器按继电保护规程进行检查。5.8.4按时清扫整流子、滑环，运行中出现小火花应及时查找原因给予消除。6、防止分散控制系统失灵、热工保护拒动6.1 认真执行日常巡回检查制度和设备专责制度，检查冗余配置的模件的工作 状态，发现有报警信号时，要及时处理。6.2DCS 控制系统的电源每日进行检查，随 DCS 检修进行清理灰尘及接地检 查。6.3DCS控制回路中冗余设计的模件定期进行冗余试验。6.4DCS软件的修改

35、、更新、升级必须履行审批授权手续，并做好软件的备份、 逻辑图的存档。6.5DCS中的逻辑软件、联锁试验在每次启动前，要认真检查、严格试验。6.6 保护的投退严格履行保护投退制度，需信号模拟时专业及班组人员要 履行手续，严禁擅自投退。6.7 严格执行定检制度，定期检查校验汽轮机保护，保证汽轮机主保护动作值 准确，确保汽轮机振动、胀差、轴位移等监测器的正确指示。6.8 每次机组启动前要做好热工主保护试验，确保保护动作值正确可靠，跳闸 正确完整。6.9 如果发生热工保护装置故障时应立即通知值长并办理检修试验申请票和工 作票进行处理。6.10定期检查直流 24V 电源系统，定期进行蓄电池的充放电试验及

36、互投试验。6.11定期检查热工交流 220V 电源互投装置，保证其正常运行。7、防止继电保护事故7.1 为了防止继电保护事故的发生，应严格执行继电保护和安全自动技术规 程等一系列继电保护规程，认真执行山西电网变压器保护及整定原则和 山西电网继电保护及安全自动装置运行规程等规程。7.2 严格执行各项安全技术措施，防止继电保护“三误”即：“误碰、误整 定、误接线”事故的发生。7.3 加强继电保护定值计算和管理工作，确保线路故障录波器完好可靠，保证 故障后的数据完整。7.4 建立健全图纸资料，保证工作人员及值班人员使用的图纸资料的准确性， 现场所缺图纸及时补充齐全。7.5凡接触二次回路工作的工作人员

37、必须带图纸，否则严禁工作。7.6 加强二次电缆的绝缘检查，特别是瓦斯保护电缆的绝缘检查，发现绝缘损 坏或直流接地时，立即进行处理，防止因绝缘下降造成保护误动。7.7 二次线班要严格按检验周期对保护装置进行定检，防止超期、漏检和漏 项。7.8 定检或定值更改工作要以最新定值单为准，收到新定值单后，要对照原定 值单进行检查，无问题后，及时进行定值更改工作，并作废旧定值单。7.9 一次设备变更后，在投运前要用钳型相位表对二次电流、电压回路进行相 位分析，设备大小修后也要进行该项工作，防止接线错误。7.10 为防止线路负荷过大而引起距离保护误动作（段）， 153 、154 、155 送电线电流不得超过

38、 600A ，如超过时及时与调度联系处理。7.11 在找直流接地时，应先停用该直流熔断器控制的保护装置，然后断开直 流保险，恢复时，先给上保险，再投运保护。7.12 由开关场引入到微机的保护电源、电压及信号回路的电缆，应采取屏蔽 电缆，屏蔽电缆在开关处与控制室同时接地。7.13 在找直流接地时联系相关专业的同时，要尽可能地缩短直流断电时间， 先采用瞬时断电的方法检查，如相关设备系统无异常时，再进行具体检查。寻 找直流接地时必须保证联系畅通。8、防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故8.1 认真执行原电力工业部修订的电力工业部变压器类设备管理规定以及 山西省电力公司变压器类设备管理实施细则等一系列相

39、关规定，控制好设备 的选型的质量验收，保证变压器安全运行。8.2 防止水份及空气进入变压器8.2.1 安全气道与储油柜连通或经呼吸器与大气连通，每年结合小修排放储油枕 内部积水。8.2.2呼吸器的油封应注意加油和维护，保证畅通，干燥剂保持干燥。8.2.3110KV 及以上的变压器应采用真空滤油，以排除内部的汽泡，对装有截止 开关的油箱要同时抽真空，避免开关油箱渗油。8.2.4 变压器投入运行前特别注意排除内部空气，如高压套管、法兰、升高座、 油管路中的死区，冷却器顶部等处都应排除残余空气。应启动全部冷却设备， 将油循环较长时间，使残留空气逸出。8.2.5 储油柜带电补油或滤油时，应将储油柜中的

40、积水放净。不应从变压器下部 补油。8.2.6 轻瓦斯保护发出信号后，要及时取气进行检验以判明成份，并取油样作色 谱分析，查明原因及时排除。8.2.7瓦期继电器接线盒应防水。8.2.8检查套管密封性，防止水份从管顶部进入器身。8.3防止焊渣及铜丝等导电物进入变压器8.3.1大修时清珍重积存在油箱底部的油污杂物。8.3.2 潜油泵的轴承应采用 E 级或 D 级。有条件时，上轴承应改用向心推力球 轴承。运行中出现过热、振动杂音及严重漏油等异常时，应立即停运变压器。 大修后潜油泵叶轮上端密封环外圆的径向跳动公差不得超过0.07mm。8.3.3 变压器内部故障跳闸后，应尽快切除油泵，避免故障中产生的游离

41、炭、金 属微粒等杂物进入非故障部分。8.3.4 禁止使用铜丝滤网，将铜丝滤网换成烧结式滤网。对发现铜丝冲入的变压 器应尽早按排检修处理。8.3.5 检修中要特别注意防止真空滤油机轴承磨损或滤网损坏造成的金属粉末进 入变压器内。8.4 防止绝缘损伤8.4.1 变压器吊检时应防止绝缘损伤，在安装变压器套管时应注意勿使引线扭结，勿过分用力吊拉引线而使引线根部和线圈绝缘损伤。检修检查时，严禁蹬 踩引线和绝缘支架，以及碰撞引线。8.4.2 进行变压器内部检查时，应拧紧夹件的螺栓、压钉以及各绝缘支架的紧固 螺栓，防止在运行中受到电流冲击时发生变形和损坏。8.4.3 检修中需要更换部件时，必须采用试验合格的

42、材料和部件，并经干燥处 理。8.5防止温度过高绝缘劣化或烧坏。8.5.1 对加强循环的风冷却器结合检修每年对空气侧进行一次清扫，以保证其冷 却效果。8.5.2运行年久（ 15 年及以上）的变压器可进行油中糖醛含量测定，确定绝缘老 化程度，必要时可采样做工聚合度测定。8.5.3 按规程合理控制运行中的变压器顶层油温升，特别是强油循环变压器，对 各种温度计结合机组大修进行校验，超温信号要准确可靠。8.5.4 强油循环变压器冷却装置电源必须有两个可靠电源，应装有切换装置，并 进行定期切换试验，信号装置齐全可靠。8.5.5 强油循环变压器冷却装置故障时，允许的负荷和时间按运行规程和厂家规 定执行。8.

43、5.6 每班对变压器进行巡回检查和温度的监测，严防变压器失去冷却电源或过 负荷超温。8.6 防止过电压事故8.6.1 中性点有效接地的系统的中性点不接地运行的变压器，在投运和停运以及 事故跳闸过程中应防止出现中性点位移过电压，必须装设可靠的过电压保护。 当单独对变压器充电时，其中性点必须接地，接地电阻小于规定值。8.6.2主变压器应用氧化锌避雷器保护。8.6.3 保护变压器的避雷器应装有动作记录器，每月或雷雨天过后检查动作次 数，对动作次数达到规定的要进行检修处理。8.6.4 变压器中性点接地刀闸小修或系统故障后应认真检查，校核引线截面是否 符合要求，以免烧断造成中性点悬浮。8.7防止保护装置

44、误动拒动8.7.1 变压器的保护必须完善可靠，并进行定期校验，严禁将无主保护的变压器 投入运行。8.7.2瓦斯保护安装调整正确，定期校验，消除各种误动因素。8.7.3 跳闸电源必须可靠。当变压器发生出口或近区短路时，应确保开关正确跳 闸，以防止短路时间过长烧损变压器。8.7.4 发生过出口或近区短路的变压器，应根据具体情况进行必要的试验和检 查，以查明变压器各部件有无变形和损坏。在确认变压器本体、有截分接开 关、变压器保护装置无异常前严禁强行送电。8.8预防变压器铁芯多点接地和短路事故。8.8.1在吊检时应测试铁芯绝缘，如有多点接地应查明原因并消除故障。 8.8.2大修时注意检查钟罩顶部与铁芯

45、上夹件的间隙，如有碰触，应及时消除。8.8.3 穿心螺栓绝缘良好，线圈压紧螺栓应紧固，铁芯及铁轭静电屏蔽引线应紧 固完好，防止出现悬浮电位。8.8.4 铁芯和夹件通过小套管引出的变压器，应将接地线引至适当的位置，以便 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 左右。8.9 预防套管闪络及其它事故8.9.1定期对套管进行清扫，保持清洁，防止污闪和大雨时的闪络。8.9.2电容型套管内绝缘油大修后或每两年进行一次色谱分析。8.9.3 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 题及时处理。8.9

46、.4110KV 套管如发现缺陷较大需进行解体检修或正常大修放油或换油时，组 装后真空注油应采用真空泵抽真空后负压注油。真空度及抽空时间应符合制造 厂的要求，检修后应进行高电压下的介损和局部放电试验。8.9.5 套管中正常油位在油位计 1/22/3 位置。发现缺油时应查找原因并进行补 油，补油应从套管油枕上部注油孔注入，补充后检查更换注油孔螺栓密封垫， 并进行套管整体介损测试。对渗漏油的套管应及时处理。8.9.6电容型套管的接地运行的未层小套管的内部引线如有损坏应及时处理。8.9.7 运行、检修中应注意检查引出线端子发热情况，防止因接触不良或引线开 焊过热引起套管爆炸。引线铜头是锡焊的应尽可能改

47、为铜焊。8.10 预防引线事故8.10.1 大修时应注意检查引线、均压环（球）木支架，胶木螺钉等部件是否有 变形、损伤、松动，注意去掉裸露导线上的毛刺或尖角，防止在运行中发生放 电击穿，发现引线绝缘有损伤的应予处理。8.10.2 各引线头应焊接良好，对套管及分接开关的引线接头如发现缺陷要及时 处理。8.10.3在线圈下面水平排列的裸露导线，应加包绝缘以防止杂物引起短路。8.10.435KV 及以下的套管导杆上引线两侧的螺丝都应有螺母及蝶形弹簧垫，以 防止松动。8.11 防止分接开关事故8.11.1 变压器安装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，合格后方能投入运行。

48、8.11.2 有载分接开关按厂家说明书规定，在大修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情况，动静触头间的接触情况，操作机构指示位置的正确性。开关箱内要 密封良好，防止开关油渗入变压器影响色谱分析。8.11.3 无激磁调压开关注意检查弹簧情况，触头表面镀层及接触情况，分接引 线是否断裂以及紧固件是否松动，为防止拨叉产生悬浮电位放电，应注意作等 电位连接。8.12 防止变压器油劣化8.12.1 加强油质监督管理工作，按有关规定进行绝缘油色谱分析和化学监督， 保证变压器油质良好。8.12.2 装有薄膜密封的大容量变压器，注油严格按厂家说

49、明规定的工艺要求进 行，防止出现假油位和进入空气。8.13 防止变压器火灾事故8.13.1 加强消防工作，特别注意套管的质量检查和运行监视，运行中应有事故 预想，变压器周围应有消防设施，一旦发生事故应尽量缩小范围。8.13.2 进行干燥时，应事先作好防火等安全措施并防止加热系统故障或线圈过 热烧毁变压器。8.13.3 变压器放油后，进行电气试验时，严防因感应高压打火或通电时发热引 燃油纸等到绝缘物。8.13.4 处理变压器引线焊接及在器身周围进行明火作业时，必须事先作好防火 措施，现场设置一定数量的消防器材。8.13.5 事故贮油坑及排油管道畅通，室内变压器也应有贮油池或挡油矮墙，防 止火焰蔓

50、延，禁止油进入电缆沟。8.14 防止互感器事故措施8.14.1新购置的互感器要选用经两部鉴定合格的全密封型产品。8.14.2 新安装或解体检修的互感器，投运前进行油色谱分析和微量水分测量， 电流互感器要测量主绝缘和未屏对地的介损和电容量；电压互感器要测量线圈 和绝缘支架的介损，同时要进行额定电压下及 1.9 倍（中性点非有效接地系 统）及 1.5 倍（中性点接地系统）最高运行电压（ Vm/N3 ）下的空载电流测 量，其值应不大于最大允许电流。必要时进行局部放电试验。8.14.3 新安装或解体检修后的互感器，投运前要仔细检查密封和油位情况，有 渗油的互感器不得投运，油量不足的投运前要补充油。对全

51、密封型产品在现场 一般不做会引起密封破坏的检查，制造厂有要求时，按厂家要求检查和试验。 8.14.4已安装好的互感器，若有一年未带电运行，在带电前进行检查和试验。8.14.5 在安装检修和试验后，注意检查电压互感器高压线圈的 X（或 N、E）端 和电流互感器的电容未屏是否可靠接地，避免出现悬空和假接地现象。8.14.6 互感器吊芯检查或由于其它原因使主绝缘露出油面，装复时必须真空注 油，注油时 110KV 互感器其残压应不大于 666.5Pa（5mmHg）。注入互感器油经 真空滤油机处理，注油时避免从底部抽入气泡，注意互感器内的油管孔径应不 大于 3mm。8.14.7 试验确认存在严重缺陷的互

52、感器，应及时给予处理或更换，怀疑存在缺 陷的互感器应缩短试验周期，运行中互感器冒烟，膨胀器急剧变形时，应迅速 通过远方操作切断电源。8.14.8 电流互感器一次端部引线接头要保证接触良好，并有足够的接触面积。L2 端子与膨胀器外罩应注意作好等电位连接，防止悬浮电位。8.14.9 为减小互感器事故的影响范围，应将母差保护投入运行，并注意二次线 圈连接方式，避免电流互感器 U 型电容芯底部出现保护死区问题。8.14.10 为防止电容式电压互感器故障，应注意对电磁单元部分进行认真检查， 当阻尼器未接入不得投入运行，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，并予立即处理。9、防止开关

53、设备事故9.1 为防止开关设备事故要严格执行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等有关规定，并 提出以下重点要求：9.2预防开关灭弧室烧损及爆炸9.2.1 分合闸速度特性是检修调试开关的重要质量指标，也是影响开断和关合容 量的关键技术数据，各种开关在安装和大修后，必须测量分、合闸速度特性并 符合要求。9.2.2 开关按规定的检修周期和开断次数进行检修。对于操作频繁，运行条件比 较苛刻的开关应根据情况缩短检修周期。9.2.3 经常注意监视开关室的油位，发现油位过低或漏渗油时应及时处理。严禁 在严重缺油情况下运行。开关开断故障后应检查其喷油和油位变化情况

54、，发现 喷油严重时，应检查原因及时消除。9.2.4 每年定期核算开关安装地点的短路容量，如开关实际开断容量不能满足要 求时，应采取限制调整、改造、更换。9.3预防套管、支持瓷瓶及绝缘提升杆闪络及爆炸。9.3.1定期清扫和逢停必扫，采取措施防止瓷套漏油及进水。9.3.2 在开关瓷套上、支持瓷瓶涂有机硅油或采用加强外绝缘爬距的套管或支持 瓷瓶。9.3.3 加强对套管和支持瓷瓶内部绝缘监督，在雨季中应加强对绝缘油的绝缘监 督。9.3.4 新装和大修 110KV 及以上开关绝缘拉杆，在安装前和大修时，必须进行 外观检查，不得开裂，起皱，接头松动及超过限度的变形。除进行泄漏试验 外，还必须进行工频试验。

55、运行中的开关如发现绝缘杆受潮，烘干处理完毕 后，也要进行泄漏耐压试验，对不合格者更换。9.3.5 充胶（油）电容套管应采取有效措施防止进水受潮，发现胶质溢出、开裂 或油箱内油质变黑应及时进行处理或更换。在大修时应检查电容套管的芯子有 无松动现象，防止脱胶。9.3.6 绝缘套管和支持瓷瓶各连接部位的橡胶密封应合格并妥善保管，安装时应 无变形位移、龟裂、老化或损坏。压紧时应均匀用力并使其有一定的压缩量。 9.4预防开关拒分、拒合、误动等故障9.4.1 加强对操作机构的检查维护工作，机构箱门关闭严密，箱体防水、防尘和 防小动物进入，并保持内部清洁干燥，液压机构箱要有隔热防寒措施。9.4.2 辅助开关

56、固定牢固，接转换灵活切换可靠，接触良好，防止因多次操作而 松动变位。9.4.3 辅助开关与机构件间有机械联接松紧恰当，转动灵活，并满足通电时间的 要求，连杆紧锁帽应拧紧并做好防松动措施。9.4.4 开关操作机构检修后，必须检验 3065%额定操作电压下操作机构的脱扣 器是否动作可靠在 80%或 85%的额定操作电压下，合闸线圈的接触器是否动作 灵活。9.4.5 跳合闸线圈应运行灵活，无卡涩现象。开关大修中注意检查液压机构中的 分合闸阀的顶针是否松动或变形。9.4.6长期备用的开关应定期进行跳合闸操作检查。9.5 预防直流操作电源故障引起开关拒动及烧损事故9.5.1 各种直流操作电源应保证开关合

57、闸电磁铁通电时端子电压，不得低于操作 额定电压值的 85%，并均不得高于额定电压值的 110%。9.5.2 开关操作时，如分闸电源电缆压降过大不能满足规定的操作电压时，更换 电缆减少压降。9.5.3定期检查熔丝是否熔断，二次接线是否牢固。 9.6防止开关进水受潮9.6.1 为防止液压机构储压缸氮气室生锈可使用高纯氮（ 99.9%）作为气源。9.6.2检修期间要切实做好防止下雨时进水受潮的措施。9.7预防机械损伤9.7.1 检修时应对开关的各部联接拐臂、联板、轴、销进行检查，如发现弯曲、 变形或断裂找出原因，采取对策。9.7.2各种瓷件的联接和紧固应均匀用力，防止用力过猛损坏瓷件。9.7.3 调整开关时应用慢分、慢合检查卡涩。各种弹簧及缓冲装置均应调整和使 用在允许拉伸或压降限度内，应定期检查有无变形或损坏。9.7.4 各种少油开关的油缓冲器应调整适当，禁止在缓冲器无油状态下进行操 作。9.7.5110KV 及以上多断口的少油断路器拆一端灭弧室时，另一端设法支撑，大 修时禁止爬在瓷柱