二十五项反措

1、嘉兴发电有限责任公司防止电力生产重大事故的一T要求实施细则卬.；_ 史;，二卜五项重点1i . jTJ 盘¥y /转” ;二嘉兴发电有限责任公司二O。一年四月21 / 35防止电力生产重大事故的发生是我们生产管理的首要目标，是企业经济效益和社会效益的根本保证，也是确保机组健康稳定运行、稳发和满发的重要条件。根据国电发2000589 号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求的通知要求现，为更好地推动我公司安全生产工作有计划、有重点地防止重大事故发生，根据省公司规定和我公司的实际情况，现制订防止电力生产重大事故的二十五项重点要求的实施细则，希望各有关部门遵照并认真执行。嘉兴发电有限责任公

2、司2001年 4月参加编写：刘为民 戈怀之 丁松林 沈维康 董 磊 郭向健 刘宏芳 吴顺根 倪 定童红政 陶 军 许好好 戴超超 李 昊 刘剑平 马 晖 袁先机 邹正伟初审：审定：批准：金晓东 刘为民 陈小飞 潘志强沈佩华戚国水1. 防止火灾事故的措施 12. 防止电气误操作事故的措施 23. 防止大容量锅炉承压部件爆漏事故的措施 34. 防止压力容器爆破事故的措施 55. 防止锅炉尾部再次燃烧事故的措施 66. 防止锅炉炉膛爆炸事故的措施 77. 防止制粉系统爆炸事故的措施 88. 防止煤尘爆炸事故的措施 99. 防止锅炉汽包满水和缺水事故的措施 1010. 防止汽轮机组超速和轴系断裂事故的

3、措施 1211. 防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故的措施 1312. 防止发电机损坏事故的措施 1413. 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故的措施 1514. 防止继电保护事故的措施 1815. 防止系统稳定破坏事故的措施 1816. 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故的措施 1917. 防止开关设备事故的措施 2118. 防止接地网事故的措施 2219. 防止污闪事故的措施 2220. 防止倒杆塔和断线事故的措施 2221. 防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故的措施 2322. 防止人身伤亡事故的措施 2323. 防止全厂停电事故的措施 2524. 防止交通事故的措施 2925. 防止重

4、大环境污染事故的措施 301. 防止火灾事故的措施为了防止火灾事故的发生， 应逐项落实部颁各项防火和消防技术措施， 并提出以下重点做好的工作要求。1.1. 电缆防火1.1.1. 靠近高温管道和油管的电缆要移位或隔离。1.1.2. 对各控制室、配电室通往电缆夹层、穿越楼板、墙壁的电缆孔洞和盘面的缝隙，必须采用阻燃材料严密封堵。电缆竖井、电缆沟和电缆桥架上的电缆应采取分段隔离措施。1.1.3. 检修中，需拆开的防火隔离、封堵等部位，修后必须迅速恢复，更换的电缆应采用阻燃耐火电缆。1.1.4. 电缆沟内保持整洁，电缆架上的粉尘定期清扫。1.1.5. 建立电缆维护、检查制度。定期巡视，对电缆中间接头定

5、期测温。1.2. 汽机油系统及燃油系统防火。1.2.1. 油系统法兰禁止使用塑料垫或橡皮垫，油系统管道尽量采用焊接方式连接。1.2.2. 油系统附近不准堆放可燃易燃物。靠近油系统的高温管道及其他热体的保温应外加铁皮。1.2.3. 及时消除漏油现象。管道、设备表面及地上的油迹要及时清除。如保温材料内有渗油，应及时更换保温材料。1.2.4. 油区各设施应符合防火防爆要求，消防设施完善，严禁带火种进入油区，严格执行动火制度。1.3. 输煤和制粉系统防火1.3.1. 严格执行电业安全工作规程有关锅炉制粉系统防爆的有关规定。1.3.2. 及时消除漏粉点并清除漏出的煤粉。1.3.3. 加强巡检，及时彻底清

6、除积煤积粉，防止自燃。1.4. 防止氢气系统火灾1.4.1. 严格执行电业安全工作规程中“氢气设备和制氢装置运行与维护”的有关规定。1.4.2. 定期检查氢气系统的氢气纯度在合格范围。1.4.3. 定期检查密封油压力与发电机内氢压压差正常。1.4.4. 定期检查备用交、直流密封油泵处于良好的备用状态。1.5. 其他防火措施1.5.1. 确保消防水箱满水。消防水管网保持稳压。1.5.2. 现场布置的消防器材充足完好。1.5.3. 消防设施运行正常，定期试验。1.5.4. 检修动火时，严格执行动火工作票制度，做好安全措施。1.5.5. 做好重点防火部位防静电、接地工作和防雷接地定期检测工作。2.

7、防止电气误操作事故的措施为了防止电气误操作事故的发生， 应逐项落实 电业安全工作规程 、 防止电气误操作装置管理规定（试行） （能源安保19901110 号）以及其它有关规定。在电力系统中，因人员的过失造成电气运行设备的误操作事故既影响电网和设备的安全运行， 中断对重要用户的供电, 甚至损坏设备, 造成人员的伤亡，为杜绝误操作事故的发生，重点做好以下工作：2.1. 认真学习防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中有关“防止电气误操作事故”的有关内容，领会其精神。2.2. 继续强化防误操作领导小组、工作小组的作用，定期召开公司防误操作领导、工作小组会议，传达省局关于防误操作工作的文件通知精神，

8、总结我公司在防误操作上所做的具体工作， 提出目前防误操作上存在的问题、难题，落实责任人，做到凡事有人负责。2.3. 党政工团齐抓共管， 有的放矢地做好职工的思想工作， 以岗位人员的职业道德教育入手， 用灌输、座谈、 讨论等形式， 对职工进行敬业爱岗教育，强化职工的敬业爱岗意识， 树立人员高度的工作责任性和严肃的工作态度， 开展良好的职业习惯和作风教育， 把规章制度作为自己的行为准则， 使各级人员要提高对误操作的认识。形成“遵章守纪光荣，违章违纪可耻”的氛围。2.4. 严格规范执行“两票三制”和“六要十二步” 。操作人员在操作前应明确操作任务和目的，对需要用操作票的操作必须使用操作票， 严禁无票

9、操作或不按操作步骤操作， 养成良好职业习惯， 加强运行人员的技术培训工作，努力提高运行人员的实际操作水平.2.5. 加大反违章的力度，杜绝违章操作。 大力开展反习惯性违章的教育，组织学习典型误操作案例，举一反三，吸取教训，统一思想认识。通过学习，认识到只要思想上高度重视，严格执行各项安全规程制度，精心操作，误操作事故是完全可以避免的。2.6. 加强人员的技术培训工作，提高人员素质。通过理论学习，操作比武、工作票操作票竞赛、技术培训等方式， 提高人员的整体技术素质。 严把岗位人员的上岗考试关， 使上岗人员的业务水平真正能胜任该项工作。2.7. 严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发

10、生疑问时，应立即停止操作，并报调度部门，不允许随意修改操作票，不允许解除闭锁装置。2.8. 严格规范使用接地线、接地闸刀和电气标示牌，按规定登记清楚交班、并定置放置，以防由于交接不清造成的误操作。2.9. 在运行人员严格执行操作监护制度的同时，遇开停机重大操作或特殊操作时，运行专职到现场履行第二监护人的职责， 事先制定操作方案及注意事项、 安全措施， 认真审核倒闸操作票， 现场进行监护，保证安全、顺利完成操作任务。2.10. 根据设备运行的运行现状和存在的问题，开展确实有效的运行分析、异常分析，提出分析意见和改进措施，及时落实整改措施。2.11. 现场设备命名做到正确、齐全，在运行人员需要操作

11、的控制盘、保护盘和开关设备处应有明确的设备命名标志， 在可能发生误动、 误碰、 误操作而造成设备跳闸的控制开关和按钮处应有明显的标志或提示；单用外文标志的设备命名加中文标志。2.12. 认真执行电气防误装置的运行、维护管理标准 ，严格防误装置退出运行时的审批手续，在处理防误装置的缺陷时要履行工作票制度， 防止在处理过程中发生误碰、 误动其它正常运行设备。 停用防误装置时，应经厂防误领导小组批准，并经值长同意后，方可退出运行。2.13. 加强对断路器、隔离开关等电气设备的维护工作，利用主设备的检修机会，检查、试验开关“五防”装置，及时消除缺陷，尤其是对6kV公用段F+C开关应重点维护，防止因设备

12、原因造成电气误操作事故。2.14. 对设备异动后应及时进行交底，并及时下发运行操作指导或规程修改的技术通知，防止误操作的发生。3. 防止大容量锅炉承压部件爆漏事故的措施为了防止大容量锅炉承压部件爆漏事故的发生，应严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 、 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) 电力工业锅炉压力容器检验规程 、 ( 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、运行、检修和检验的全过程中，并重点

13、做好以下工作。3.1. 锅炉结合每次大修开展安全性能检验，检验项目和程序按有关规定进行。3.2. 严格执行火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量(GB12145 1999) 、 火力发电厂汽化学监督导则 (DL/T561 1995)、 关于防止火力发电厂凝汽器铜管结垢腐蚀的意见 (81)生技字 52 号和防止电厂锅炉结垢腐蚀的改进措施和要求 (88)电生字 81 号、基火字75 号 以及其他有关规定，加强化学监督工作。3.3. 严格执行华东电网水汽监督三级处理标准，保证合格的汽水品质。如凝汽器发生泄漏Na离子导电度达到三级处理值时，机组立即安排降负荷，及时查漏并消缺直到恢复正常。3.4. 凝结水的

14、精处理设备严禁退出运行。在凝结器钛管发生泄漏凝结水品质超标时，应及时查找、堵漏。3.5. 每次停炉根据复役情况采取相应的保养方法。启动时严格按照化学监督操作卡进行升负荷。3.6. 加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，及时采取措施。当炉外管道有漏汽、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，应立即安排停炉。3.7. 按照火力发电厂金属技术监督规程( DL438 91 ) ，对汽包、联络管、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、热段管道、弯管、弯头、阀门、三通待大口径部件及其相关焊缝进行定期检查。3.8. 严格控制机组启停、升降负荷速率，防止附焊件拉裂管子母材

15、泄漏。3.9. 防止机组超温、超压运行：机组发生超温超压应及时做好记录，分析原因并采取对策。加强设备维护和整治工作，加强热控细调试工作， 减少和防止因设备原因引起机组超温、超压。 每月组织一次机组超温、超压分析考核会，分清超温原因，落实责任部门，减少和防止超温、超压情况发生。3.10. 认真分析并调整锅炉燃烧工况，防止受热面大量结焦，减少飞灰对管子的磨损速率。3.11. 根据规范化检验大纲， 结合机组大小修做好锅炉规范化检验工作和锅炉运行状态下的外部规范化检验工作。3.12. 机组大修后安排超压水压试验，并按规程对锅炉安全阀进行整定，每年至少安排一次放汽试验。3.13. 对发生的承压部件爆泄事

16、故认真分析原因，采取对策，消除隐患，防止同类型事故再次发生。对设备的遗留问题和存在的隐患，应认真进行整改和监督。3.14. 加强炉外管的检查与整改工作，并完善炉外管监督台帐。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进行重点检查。 对易于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的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位。3.15. 结合机组检修对水冷壁、包覆过热器与刚性梁焊连部位(特别是四角连接部位) ，应拆保温进行抽查，防止膨胀不畅拉裂管子。3.16. 加强锅炉承压部件焊接与检验管理，提高焊接质量。对外委焊接与检验项目在严格执行有关国家及

17、行业标准的同时， 也要严格执行结合我公司实际编制的 嘉兴发电厂外委项目焊接及检验质量监督的措施 。3.17. 做好承压部件合金材料使用前的光谱复核工作，防止发生错用材料事故。认真做好焊条领用回收监督管理。3.18. 加强焊工技能培训，定期进行理论与实际操作考试，提高焊工水平。根据各焊工现在持证情况，安排好年度培训计划，同时也要考虑为深化取证打好基础。加强焊工管理及完善焊接工艺质量的评定。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。3.19. 做好承压部件进货时质量把关工作。进货时要严格按照有关标准进行验收，合格证和质

18、量保证书应标明钢号、 化学成分、 机械性能及必要的金相检验结果和热处理工艺。 如对金属材料质量发生怀疑时，应按有关标准进行抽样检查。3.20. 加强钢材备件、 焊接材料管理。 对钢材备件移入仓库时要加强金属监督工作， 避免搞混搞乱钢材，焊接材料库要长年保证一定的干湿度，对基建移交材质不明的钢材要做好光谱校核或元素分析工作。有自动记录仪。3.21. 做好合金钢更换前的光谱复核工作。4. 防止压力容器爆破事故的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 以及其他有关规定， 并重

19、点要求如下：4.1. 压力容器防爆工作要坚持全过程的管理，加强各环节的质量意识，对设备的选型、设计、制造、检验、安装、调试、运行和检修等各环节必须把好质量关。4.2. 压力容器的检修、检验、改造等工作按照电力工业锅炉压力容器监察规程(DL612-1996)和电力工业锅炉压力容器检验规程等要求进行。4.3. 做好在用压力容器的注册登记手续，申领使用证，建立在用压力容器的检验及检修台帐同时完善和补充。4.4. 按照电力锅炉压力容器检验规程规定，做好锅炉安全阀大修和检修后的校验工作，建立和完善锅炉安全阀校验台帐。4.5. 按照电力锅炉压力容器检验规程规定，做好在用锅炉压力容器一年一次的定期放汽试验，

20、不做放汽试验可以拆除用水压校验代替， 电磁泄放阀电气回路试验每月应进行一次， 并完善在用压力容器安全阀的定期放汽试验台帐，压力容器安全阀泄漏应彻底避免。4.6. 按照电力工业锅炉压力容器监察规程规定，在锅炉计划检修时对锅炉压力容器进行规范化内部检验，具体的措施根据锅锅炉压力容器规范化内部检验大纲执行，并对检查出问题进行整改。4.7. 按照电力工业锅炉压力容器监察规程规定，在省锅炉压力容器检验中心的指导下，进行一年一次的锅炉及压力容器规范化外部检验并整改， 具体的措施根据锅炉及压力容器规范化外部检验大纲执行4.8. 压力容器上使用的压力表，应列为强制检验表计，按规定周期进行强检。水位计应校验和维

21、修，确保测量和动作的准确性。4.9. 在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加热器疏水管段冲刷、腐蚀情况进行检查，防止爆破汽水喷出伤人。4.10. 严格控制机组启停、升降负荷速率，防止超温、超压，机组发生超温超压应及时查明原因和采取果断措施，并记录超温、超压的数值和时间4.11. 加强锅炉承压部件焊接与检验工作，提高焊接质量。做好承压部件合金材料使用前的光谱复合工作，防止发生错用材料事故。4.12. 压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。4.13. 锅炉运行中保护装置不得任意退出运行，主保护需要退出检查和维护时，应限定时间并经厂

22、总工程师批准，同时记录退出运行的原因、时间和恢复时间。4.14. 压力容器爆破后要进行原因分析，制订和落实相应的防范措施，杜绝重复性事故发生。4.15. 计算和检验压力容器安全门的排放能力，防止压力容器在最大进汽工况下超压。4.16. 对一些安全阀后会积水的管路安装疏水管。4.17. 保证高加水位自动调节正常，以防止高加疏水带汽使下一级高加或除氧器超压。4.18. 保证高、低加水位基地式自动调节正常，以防止加热器水位高引起水击，危及加热器的安全。4.19. 禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他部件，若必须在压力容器上开孔或修理，应核算其结构强度，并参照制造厂工艺制定技术工艺措施，经锅炉压力容器监

23、督工程师审定、总工程师的批准后， 严格按工艺实施。4.20. 用中各种气瓶严禁改变涂色，严禁错装、错用，气瓶立放应采取防止倾倒的措施，使用乙炔气瓶必须配制防止回火装置。5. 防止锅炉尾部再次燃烧事故的措施5.1. 空气预热器的传热元件在保管期间不得采用浸油防腐的方式。5.2. 空气预热器在安装、检修后的第一次投运时，应将杂物彻底清理干净，经过制造、施工、建设、市场等方验收合格后方可投入运行。5.3. 空气预热器应该设有可靠的停转报警装置、完善的水冲洗系统。热态需要时可以投入蒸汽进行隔绝空气方式消防。空气预热器在烟气侧应装设消防喷淋水管，喷淋面积应该覆盖整个受热面。5.4. 在锅炉设计时，油燃烧

24、器必须配有可靠的调风器及稳燃器，检修时加强调风器及稳燃器的维护检修，保证油枪根部燃烧所需要用氧量。新安装油枪，在投运前应该进行冷态试验。5.5. 精心调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况， 防止未完全燃烧的油和煤粉积存在尾部受热面或烟道上。5.6. 锅炉投用燃油时应该保证燃油温度和压力在规定范围内，保证油枪雾化良好、燃烧完全。锅炉投用燃油时必须严格监视油枪雾化情况，一旦发现油枪雾化不好应该立即停用，并进行清理检修。5.7. 运行规程应该明确规定省煤器、空气预热器烟道在不同工况的烟气温度限制值，当烟气温度超过规定值时， 应该立即停炉。 利用吹灰蒸汽管或消防蒸汽将烟道内充满蒸汽， 并及时投入消防水进

25、行灭火。5.8. 空气预热器进出口烟 / 风挡板，应该能电动投入且挡板能全开、关闭严密。5.9. 若发现空气预热器停转，立即将其隔离，投入盘车装置。若挡板隔绝不严、转子盘不动，应该立即停炉。5.10. 负荷低于25%额定负荷时应该连续吹灰，锅炉负荷大于25%额定负荷时至少每8 小时吹灰一次，当空气预热器烟气测压差增加或低负荷煤油混烧时应该增加吹灰次数。5.11. 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；若发现有结垢，必须进行清理。5.12. 锅炉停炉 1 周以上时必须对空气预热器受热面进行检查，若存在挂油或积灰堵塞现象

26、，应该及时清理并进行通风干燥。6. 防止锅炉炉膛爆炸事故的措施为了防止锅炉炉膛爆炸事故的发生， 应严格执行 大型锅炉燃烧管理的若干规定 、 火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程 （ DL435-91 ） 和我公司的加强锅炉燃烧管理规定 ， 以及其它有关规定， 重点做好以下几个方面的工作。6.1. 锅炉全炉膛灭火保护（MFT必须全过程投入，因故需退出运行必须经总工程师批准，并做好安全措施及防止锅炉灭火放炮的事故预想。6.2. 严禁随意退出火焰检测探头及其联锁装置，因设备需退出时，应经总工程师批准，并事先做好安全措施，在这期间运行人员要就地观察锅炉燃烧情况，尽量维持维持炉膛燃烧稳定。6.3. EHF柜

27、（DC11和DC12柜）电源供应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火。炉膛压力、火焰检测、锅炉总风量、省煤器进口烟气氧量等主要仪表显示及保护均应可靠，并定期对炉膛压力测点进行吹扫。6.4. MFT保护动作后必须检查进入锅炉的所有燃料已全部切除，否则立即手动切除。锅炉熄火后必须经过 5 分钟30%额定风量的吹扫。锅炉点火前必须经泄漏试验合格，5 分钟吹扫完成后才可重新点火。6.5. 保证锅炉送、引、一次风机自动调节正常，磨煤机出口温度及进口一次风量控及给煤机断煤信号报警制正常。完善锅炉火检维修工艺，防止火检误显示。6.6. 加强燃煤的监督管理，完善掺煤条件。加强配煤管理和煤质分析，计划科煤管组应将三

28、天内的煤质变化情况通知值长， 由值长及时通知到集控操作员， 在来煤煤质变化大时， 煤管组及时通知有关人员，运行部并组织进行煤种掺烧试验， 指导运行人员做好调整燃烧的措施， 正常运行时运行人员应根据煤质化验单及时调整燃烧参数，防止发生锅炉灭火。6.7. 加强燃煤管理，严禁不同煤种混杂存放，煤的存放时间按厂有关规定执行。干煤棚内必须保持一定的量的干煤， 以防止制粉系统堵煤和保证磨煤机出口的煤粉温度， 雨天煤湿及锅炉低负荷燃烧时要勤看火、勤调整，注意燃烧稳定，燃烧不稳时应及时投油助燃。防止发生锅炉灭火。6.8. 加强点火油系统的维护管理，防止燃油漏入炉膛发生爆炸。对燃油速关阀要定期试验，确保动作正确

29、、关闭严密。保证燃油泵正常运行，燃油压力自动控制正常。油系统无泄漏。6.9. 运行人员要精心操作，特别是在升、停炉及低负荷期间加强风、煤比例的控制。防止炉膛大幅度扰动引起灭火。 在锅炉启动期间启动第一台磨煤机时，应就地观察煤粉着火情况， 如煤粉没有点着， 应立即停止该制粉系统运行，继续提高炉膛温度后在启动制粉系统。6.10. 检查发现容易引起锅炉灭火放炮的陷患，督促有关部门及时整改。6.11. 定期进行油枪试点，发现缺陷及时通知检修处理，保证油枪处于正常备用状态。6.12. 锅炉大修期间必须进行空气动力场试验。6.13. 加强锅炉低负荷稳燃管理，锅炉低负荷期间严格按照有关规定执行。6.14.

30、锅炉正常运行中杜绝炉膛、烟道严重漏风，作好炉底水封的定期检查工作。防止炉底水封不好而造成严重漏风。6.15. 对于灰熔点（ST）温度小于1250c的煤，应考虑采用掺烧高灰熔点煤，同时加强锅炉燃烧参数的调整和锅炉结焦情况检查，对容易结焦的部位增加吹灰次数。防止因大量塌焦引起锅炉熄火。6.16. 加强锅炉吹灰器维护工作，保证吹灰器利用率在95%以上，确保能正常投入运行。6.17. 受热面结及炉底等部位结焦严重，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。6.18. 加强运行、检修人员的技术培训工作，提高运行人员的操作水平和检修人员的检修技术水平。7. 防止制粉系统爆炸事故的措施为了防止制粉系统爆炸的发生，

31、应严格执行火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程 （ DL435-91 ）以及其它有关规定，重点做好以下工作。7.1. 加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，燃用易自燃的煤种应及早通知运行人员，对于高挥发份的煤中可适当降低磨煤机出口温度， 对湿煤可适当提高磨煤机进口温度和减少磨煤机出力， 以防止磨煤机进口和给煤机进口堵煤。同时加强监视和巡查，及时发现异常及时处理。7.2. 消除制粉系统的粉尘泄漏点，降低煤尘浓度。大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止煤尘爆炸。7.3. 正常运行中保证磨煤机出口温度及进口一次风量显示正常，定期进行校验和吹扫。7.4. 发现制粉系统漏粉及时通知维修，并于消除。不能消除的应及

32、时办理有关手续并作好防范措施。7.5. 控制磨出口温度在6882c范围内，禁止磨煤机出口温度大于93Co发现磨煤机出口温度不正常上升可采用适当增加煤量等措施来降低磨煤机出口温度，当发现磨出口温度急剧升高（高于120）并有着火现象时，要及时隔离该制粉系统投运蒸汽进行灭火。7.6. 磨煤机正常停运时必须保证磨煤机磨空，煤粉管道吹扫干净后才可停运磨煤机。7.7. 机组大、小修及磨煤机停运时间大于 7 天时必须保证原煤仓烧空。7.8. 磨煤机运行时必须保证石子煤排出阀畅通， 石子煤量 （含煤量多） 异常时及时通知有关人员处理，必要时停磨检查。7.9. 磨煤机蒸汽灭系统必须保证能正常使用并处于备用状态，

33、 制粉设备附近应有完整的消防设施和专用的灭火器材。7.10. 制粉系统动火严格按照二级动火要求执行。 同时应对现场的积粉情况进行检查、 清扫 （或水冲洗） 。经确认粉尘浓度达到动火要求后才可进行动火工作。7.11. 加强磨煤机冷、热风隔离门的维护，减少磨煤机冷、热风隔离门漏风。7.12. 给煤机检修时，禁止将给煤机中的剩煤倒入磨煤机中。7.13. 防止磨煤机出口煤粉堆积，定期对磨煤机出口进行清扫。7.14. 加强给煤机皮带、清扫链的维护。减少给煤机卡涩而引起磨煤机断煤。7.15. 定期检查给煤机断煤信号，确保此信号动作正常7.16. 磨煤机运行中进口一次风量因大于最小风量，并保证一定的风煤比例

34、，避免煤粉沉积。防止磨煤机及出口煤粉管道堵粉。7.17. 保证制粉系统断煤信号动作正常。磨煤机停运后其出口煤粉管道能自动吹扫。8. 防止煤尘爆炸事故的措施为了防止煤尘爆炸事故的发生，应严格执行火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程 （ DL435-91 ）以及其它有关规定，特制定本细则。8.1. 加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，燃用易自燃的煤种应及早通知运行人员，以便加强监视和巡查，发现异常及时处理。8.2. 当堆取自燃煤时，堆取结束系统空载运行10 分钟。8.3. 及时消除输煤系统的粉尘泄漏点，降低煤尘浓度。大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止煤尘爆炸。8.4. 除尘系统必须正确投入运行。 对

35、除尘实施定检， 除尘器系统的缺陷及时消除， 保证设备高效运行。8.5. 程控系统辅助设备监控画面、模拟屏正确反映除尘器投用状况，有缺陷及时消除。8.6. 定时排除更换冲激式除尘器污水，确保排污阀不堵塞。8.7. 水喷淋摆杆转动装置定期润滑，经常性检查水喷淋装置摆杆磨损情况并及时更换，检查管道无泄漏、阀门动作良好。检查现场水喷雾喷头无堵塞、出水成雾状。视煤种干湿程度及时投用水喷淋，降低煤尘浓度，防止煤尘飞扬。8.8. 各转运站落煤筒、导料槽漏煤、撒煤情况及时处理。8.9. 装复皮带机系统堵煤保护信号装置。8.10. 各落煤筒锁气器动作良好，减少粉尘飞扬。8.11. 认真对生产设备进行巡检，及时调

36、整跑偏现象，发现撒煤、堵煤及时上报各类缺陷。8.12. 拉紧装置配重块上及上滚筒的积煤定期清理以防时间过长而自燃。8.13. 根据存储时间、煤种合理安排堆取存放。对存煤及时进行压实处理。8.14. 煤场区域有自燃现象或自燃煤加至原煤仓时，应做好相应防范措施，并做好监护工作。8.15. 严格按照动火工作管理标准签发工作票，各项安全措施齐全、手续完备。输煤栈桥、转运站动火工作，按动火要求执行。8.16. 定期进行现场控制箱内部清洁工作。严格电缆的封堵工作。8.17. 现场电缆架、电气设备线路经常进行清洁工作，防止煤尘积累。8.18. 输煤系统停运前，皮带上余煤要走空。生产现场撒煤积煤及时清理干净，

37、定期清理拉紧装置室内积煤，积粉。输煤设备机架、本体经常进行擦拭、清洁工作。8.19. 确保输煤系统火灾报警装置动作正常可靠。定期检查输煤系统消防设施良好，灭火器齐全。消防系统水源应充足、水压符合要求。9. 防止锅炉汽包满水和缺水事故的措施为防止锅炉汽包满水、缺水事故的发生，确保各水位的显示正确，消除水位计的盲区，水位安装、改造应严格执行 电力工业锅炉压力容器监察规程有关水位计内容， 及其它有关规定，重点要求做好以下几个方面的工作：9.1. 锅炉水位保护必须全过程投入，锅炉汽包水位保护退出运行时，必须经总工程师批准。9.2. 锅炉汽包所有水位计损坏，无法监视水位或无法判断确切的水位时，必须紧急停

38、炉。9.3. 一套水位计因故推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，要求在 8 小时内恢复，如不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24 小时。并报上级主管部门备案。9.4. 汽包水位高、低三取二保护中有一个保护退出运行时，应自动转为二取一保护。当有二个保护退出运行时， 应自动转为一取一保护， 并作好防止锅炉汽包满水、 缺水的措施， 同时限期在8 小时内恢复，如预期不能恢复，应立即停止锅炉运行。9.5. 采用锅炉水位变送器后，应充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响。9.6. 锅炉汽包水位测量系统的保温、伴热、防冻措施

39、落实得当，以保证汽包水位测量正常、水位显示正确。9.7. 对汽包就地水位计的零位进行标定，并画好基准线。根据基准线校对水位计水位，发现偏差大时及时消除。随着锅炉汽包压力升高， 就地水位计指示愈低于汽包真实水位，下表为汽包不同压力下就地水位计的正常水位和汽包实际零水位的差值，仅供参考：就地水位计的正常水位值和汽包实际水位的差值h汽包压力（MPa16.14-17.6517.66-18.3918.40-19.60 h ( mrm-76-102-1509.8. 每天对汽包水位计进行校对，发现各水位计偏差大于30mm寸，通知检修处理。当不能保证两种水位计正常运行时，必须停炉处理。9.9. 按照规定定期对

40、汽包双色水位计进行冲洗。9.10. 汽包电接点水位计、水位变送器检修时应作好防止汽包水位满水、缺水的措施。9.11. 发现水位计缺陷，应及时入缺，并通知检修处理。9.12. 锅炉启动前检查汽包高、低水位保护正常，禁止退出汽包水位保护启动。9.13. 锅炉启动前进行一次汽包水位实际传动校验。用上水时上水的方法进行高水位保护试验，采用定排放水的方法进行低水位试验，严禁用信号短接的方法进行模拟传动试验，发现异常及时通知处理。9.14. 一台炉水泵的二个差压保护采用各自独立方式，并必须正常投入，当有一点故障退出运行时，并办理有关手续，退出运行一般不超过8小时，当二点故障超过 4小时应立即停运该炉水泵。

41、9.15. 完善水位计检修工艺，减少双色水位计泄漏，对热态投运水位计时应暖管充分方可投运。以减少水位计泄漏。9.16. 高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠。9.17. 给水系统中各设备应处于正常备用状态，按规定进行试转或切换，当失去备用是应制定安全措施，作好事故预想。并限期恢复。9.18. 保证水位电视信号正常。A/B侧装双色水位计水位电视信号可相互切换，当二台双色水位计远传信号故障时必须增加水位计校对次数。9.19. 高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠，当因故需要 退出高加保护装置，应制定措施，同时经过总工批准，并限

42、期恢复。9.20. 水位计、水位平衡容器和变送器与汽包连接的取样管，一般至少有 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。9.21. 汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足够的裕量。9.22. 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，及时调整，准确 判断及处理事故。加强运行人员运行参数分析、操作、事故处理培训。10. 防止汽轮机超速和轴系断裂事故的措施为认真贯彻执行 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 等有关安全生产的规定， 防止汽轮机超速和轴系断裂事故，特制订本的措施。10.1. 汽

43、轮发电机组的DEH系统应能在额定参数下维持汽轮机组在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。10.2. 机组的转速、偏心、差胀、轴向位移、轴承振动等重要仪表均合格，机组防超速、振动、差胀、低油压、逆功率等保护均能可靠动作，投入工作。各参数均在运行规程规定的范围内，油质合格，具备机组投入运行的条件，能确保机组正常运行。严禁发电机非同期并网。10.3. 各种超速保护试验和注油试验按规定进行定期试验。10.4. 汽轮发电机组汽门活动试验按规定周期进行。10.5. 各抽汽逆止门活动试验，按规定的周期正常进行。10.6. 定期进行 危急遮断操纵和传动机构、 危急遮断滑阀、

44、注油试验装置的解体检修， 确保可靠性动作。10.7. 定期更换油动机抗燃油 滤网。合理安排各高压主汽阀、高压调节阀、中联阀解体大修，防止高压主汽阀、高压调节阀、中联阀卡涩拒动，并保证其严密性。10.8. 每次大修需对转子的平衡块、风扇叶片及它们的固定螺栓、防松措施进行检查，对转子表面进行探伤检查。10.9. 定期对汽轮发电机组的各联轴器螺栓进行检查，及时更换有缺陷的螺栓。10.10. 定期进行各抽汽逆止阀及气缸解体检修，防止汽轮发电机组的各抽汽逆止阀卡涩拒动。10.11. 加强油质管理，强化油务监督和油质信息反馈工作，定期编制油务管理综合报告。10.12. 做好油质保洁工作，连续滤油工作。完善

45、抗燃油系统滤油、加油清洁措施实施办法。10.13. 做好轴封系统设备检修、维护和完善工作，确保轴封溢流调节阀、减温水调节阀等调节装置正常工作。10.14. 建立和完善技术档案，具体有：10.14.1. 建立机组试验档案，主要包括机组投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验、定期试验。10.14.2. 建立转子检修档案，主要包括：制造厂提供的转子技术资料、历次转子检修的检查资料。10.14.3. 建立机组运行档案，主要包括：机组累计运行时间、主要运行方式、冷热态启停次数、启停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。11. 防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损

46、事故的措施为了防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故的发生，应认真贯彻执行防止20 万千瓦机组大轴弯曲事故的技术措施 、 防止电力生产重大事故的要求以及其它等有关规定。11.1. 机组启动前必须投入轴向位移、主机振动、主机差胀、防进水、低油压等保护，并且表计显示正确；大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始彳1的土 0.02mm;高压外缸上下缸温差不超过50度，高压内缸上下缸温差不超过35 度。11.2. 机组在起动过程中（在中速暖机之前轴承振动超标、通过临界转速轴承振动超标、机组在运行中轴承振动超标； ）轴承振动超标应打闸停机。11.3. 机组起动、停机和运行中严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温

47、度，当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。11.4. 疏水系统应保证疏水畅通。11.5. 正常运行中，主、再热蒸汽汽温急剧下降、或 10 分钟内上升、下降50 以及管道、阀门处冒汽有进水迹象时应立即打闸停机。11.6. 对主机抽汽逆止门需进行检查，保证逆止门的严密性及活动试验的可靠性。逆止门解体检查.11.7. 油系统进行切换操作时，应在指定的人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防操作过程中断油 。11.8. 定期试转主机交、直流油泵和主要辅机油泵，保证处于良好的备用状态。机组正常停机前应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验。11.9. 主机直流油泵

48、的直流电源系统的各级保险应合理配置，防止故障时直流润滑油泵失去电源，加快直流油泵的改造。11.10. 对主机顶轴油泵及出口滤网加强检查消缺。11.11. 定期对主机交流润滑油泵、直流油泵、主要辅机油泵以及主油箱进行检修。要彻底清理油系统杂物， 并严防检修中遗留杂物堵塞管道， 并且检修过程中特别检查油泵出口逆止阀的状态， 防止停机过程中断油。11.12. 油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门阀杆不得朝上安装。11.13. 所有的油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。11.14. 加强油质管理，以保证油质良好。当油质及清洁度超标时，严禁机组起动。加强油

49、质管理，严格执行油务管理标准 。强化跟踪管理，化学专业加强油务监督和油质信息反馈。11.15. 高压加热器的事故疏水调节阀操作灵活，能根据水位自动开启。严防阀门卡涩或泄漏。11.17. 当轴承检查过或大小修后首次投入盘车前，必须要做轴承顶起高度试验，并满足顶起高度的要求。12. 防止发电机损坏事故的措施为了防止发电机损坏事故的发生， 应严格执行 发电机反事故技术措施 、 发电机反事故技术措施补充规定、防止200、300MW气轮发电机定子绕组端部发生短路的技术改进措施、汽轮发电机运行规程 （ 1999 年版） 、 防止电力生产重大事故的要求以及其它等有关规定，并重点要求如下：12.1.1. 利用

50、检修机会检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况，大修时进行定子端部振型模态试验，对模态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在 94-115Hz 之间）的，应进行端部结构改造。12.2. 严格控制发电机氢气湿度，防止机内结露，控制氢气纯度、定冷水温和氢气温度在规程允许的范围内。12.3. 发电机短时间停机时，保持氢干燥装置正常运行。12.4. 加强氢干燥装置定期维护检查。12.5. 水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应更换为聚四氟乙烯垫圈。12.6. 定期对发电机定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统的所有滤网更换为不锈钢板新型滤网。12.7. 大修时对定子线棒进行流量试验。12.8. 加强对发电机各测

51、温元件的维护。12.9. 加强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的监视。 温差控制值：定子线棒层间、引水管出水温差最高与最低温差达5 及以上时，应加强监视并查明原因。如定子线棒层间温差达14， 引水管出水温差达12， 或任一槽内层间温度超过90或出水温度超过85 ，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。12.10. 大修后应进行气密试验，并合格，防止发电机漏氢。严格按规程规定进行氢气置换操作，杜绝氢爆事故的发生。12.11. 防止发电机非全相运行。发电机 -变压器组220kV开关出现非全相运行时，运行应正确判断和处理，达到紧急停机条件时应正确、果断处理，防止扩大

52、事故。12.12. 严格按规程进行操作，防止发电机非同期并网。12.13. 加强发电机封闭母线微正压装置的检修维护工作，保证设备可靠投入运行。发电机短时停机时，封闭母线微正压装置（如封母和微正压装置无工作）应投入运行。12.14. 加强对发电机射频监测仪、温度巡测仪的定期维护和消缺。12.15. 继续对发电机绝缘过热监测装置的收资、调研工作，解决目前发电机绝缘过热监测装置存在问 题。12.16. 加强对发电机定冷水质的控制，保证系统设备能正常使用，进一步落实发电机定冷水PH值超标的问题。12.17. 发电机进相运行时，其低励限制的定值按省调下达的整定单整定，并定期校验12.18. 自动励磁调节

53、器的过励限制定值应在制造厂给定的允许值内，并定期校验。12.19. 励磁调节器的自动通道发生故障时必须及时修理并投入运行，严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。 在手动励磁调节运行期间， 调节发电机的有功负荷时必须先调节发电机的无功功率， 以防止发电机失去静态稳定性。12.20. 当发电机定子、转子发生一点接地时，应立即进行检查，必要时停机处理。12.21. 加强对发电机的绝缘监督，根据电力设备预防性试验规程及补充规定和我公司绝缘监督的措施，对发电机进行定期试验。12.22. 加强对发电机各运行参数及各在线监测仪的监视，定期进行记录、分析，发现异常及时进行检查、处理。13. 防止分散控制系统失灵

54、、热工保护拒动事故的措施为了防止分散控制系统失灵、 热工保护拒动造成的事故， 应认真贯彻 火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定 (国电安运1998483 号) 、 单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定 (电规发 1996214 号) 、 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程 ( DL/T655 1998) 、 火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程 ( DL/T656 1998)、 火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程 (DL/T657 1998)、 火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程 (DL/T658 1998)及火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程 ( DL/

55、T659 1998) 有关技术规定， 并根据我公司实际情况，提出以下重点要求：13.2. 对于投入运行的DCS须制定DCSa障的紧急处理措施。13.2.1. 运行部、设备部应根据机组DCSB勺具体情况，制定并完善DCME各种情况下失灵后的紧急停机停炉措施。13.2.2. 当全部操作员站出现“黑屏”或“死机”故障时，应及时转到后备操作方式运行，暂时用主要后备硬手操及监视仪表维持机组正常运行， 同时排除故障并恢复操作员站运行方式， 否则应立即停机、停炉。13.2.3. 当部分操作员站出现故障时，应停止重大操作，由可用的操作员站继续担任机组监控任务，13.1.4.同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。当系统中的控制器或相应的电源故障时，应采取以下对策。13.2.4. 1. 辅机控制器或相应的电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若干条件不允许则应将辅机退出运行。13.2.5. 2. 调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统