《水电站发电厂重大反事故措施》

《水电站发电厂重大反事故措施》平兴电力有限责任公司目录1防止火灾事故............................................12防止53防止锅炉承压部104防止压力容器等承压设备爆145防止锅炉尾部再次燃烧事166防止锅炉炉膛爆炸事187防止制粉系统和煤尘爆炸事208防止锅炉汽包满水和缺水事219防止汽轮机组超速事2410防止汽轮机轴系损坏事2611防止汽轮发电机损坏事3312防止水轮发电机组(含抽水蓄能机组)3713防止分散把握系统(DCS)及热工保护拒动、误动事故 4214防止机网协调事故.....................................4615防止5016防止继电保护事5217防止发电厂电力调度自动化系统子站设备与电力通信系统事故5718防止直流系统事故.....................................5919防止6120防止重大环境污染事故 63防止火灾事故加强防火组织与消防设施治理各单位应建立防止火灾事故组织机构，健全各项消防工作制度，落实各距离当地公安消防队较远的大、中型发电企业可依据实际状况建立专职消防队。配备完善的消防设施，组织开展相关培训。定期对消防设施进展检查与保养，制止使用过期消防器材。1.1.3消防水系统应与生活水、工业水系统分别应由保安段电源供电。生产场所防火防爆各类生产场所应符合《火力发电厂与变电所设计防火标准》(GB50229-(SDJ278,1990)的有关防火规定要求。临时建筑的耐火等级、防火间距和安全出口等应符合《建筑设计防火标准》(GB50016-2023)的规定要求。发电厂各类把握室、继电保护室、计算机房、通讯室、凹凸压配电室等重点防火部位应设置火灾检测和灭火装置，相应安全出口应不少于两个。变压器火门。1.8时，该段厂区围墙应为2.5米高的实体围墙。重点场所必需承受防爆型照明、通风设备。好相关防火措施，并落实安全责任人。发电机组、变压器等设备检修工作期间，工作现场应设专人值班，检修1.2.7在禁火区动火应严格执行动火作业治理制度和动火票工作制度，严禁无票作业。电缆防火须选用阻燃电缆。各项电缆防火工程应与主体工程同时投产。0.5米，与动力电缆的距离不小于1体的电缆应实行隔热、防火措施。设备。各类电缆应分层布置，避开任意穿插，电缆弯曲半径应符合相关要求。通往电缆夹层、隧道和穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的电缆孔洞(含电扩建工程和检修中损伤的阻火墙应准时恢复封堵。电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离。敷设于隧道和厂房内构架上的电隧道、夹层应安装温度火焰、烟气监视报警器，并保证牢靠运行。中间接头应定期进展红外测温，并依据规定要求进展预防性试验。电缆夹层、竖井、电缆隧道和电缆沟等场所应保持清洁，制止堆放杂水。用系统结线时，应同时校核电缆截面是否符合要求。汽机油系统防火汽机油系统应尽量削减法兰联结，避开使用活结或丝扣联结，制止使用塑料垫、橡皮垫(含耐油橡皮垫)和石棉纸垫。实行严格的防范措施。检验确认管道内无可燃物。制止在运行的油管路实施焊接作业。油管道应尽可能远离高温管道，且在高温管道下方，油管道至高温管道0.15温管道或其它热体，法兰外应加装金属罩壳。事故排油阀应装设两个钢质截止阀，其操作手轮距油箱应不少于5管。部位，以便准时觉察和处理管道振动及碰磨。或热力管道保温已渗入油，应马上停机处理。燃油罐区及锅炉油系统防火油区内制止搭建临时建筑，严禁存放易燃物品。1.5.2油区、输卸油关规程要求。1.5.3的蒸汽温度应低于油品的自燃点。1.5.4定期检查和更换燃油系统软管，锅炉房内的油母管及各支线应列入运行巡回检查路线。防止氢气系统爆炸着火烟火”、“制止使用无线通讯”等标志牌。窗应承受向外开启的木制门窗或其它非金属门窗，并保持良好通风。理。氢冷系统的氢气纯度低于90,时，应马上停机。法停机时，必需加强现场氢气含量监测，加大漏氢量实测计算频率。氢量是否超过规定值。具。氢冷系统进展检修、试验时，无论是否进展动火作业，均须断开氢气系统(与运行系统有明确断开点)，并做好相关安全措施。冻，严禁明火烤烘。地沟铺设的氢气管道应实行防止氢气泄漏、积聚或窜入其它沟道的措施。地下铺设的氢气管道应埋设在冰冻层以下且埋深不宜小于0.7米。架空氢气管道应承受非燃烧材料支架，并且不应与电缆、电线铺设于同一支架。1.6.9氢汽器出水管分别，则严禁使用明火对凝汽器铜管作业。1.6.10氢气放空阀、安全阀均须装设高于屋顶2米以上的室外金属放空管和1.7输煤及制粉系统防火架等处积粉，准时觉察和去除漏粉点。输煤皮带停顿上煤期间应坚持巡察检查。查，去除四周积粉。磨煤机出口温度和煤粉(原煤)仓温度，不得超过煤种要求的规定值。手动测量煤粉仓粉位应缓慢升降仓内浮筒，避开撞击舱壁产生火花。止引起皮带着火。煤粉仓清理作业应穿不产生静电的工作服，使用防爆行灯和工具，不得必需马上撤出，并将煤粉仓严密封闭，用蒸汽、氮气或二氧化碳灭火器等灭火。从着火两端向中间扑灭。2防止人身伤亡事故加强人身安全治理加强生产作业现场治理，认真开展作业现场危急点分析。在危急性较大2.1.2定期对作业人员进展安全规程、制度和技术培训。员工和临时工必需经过安全技术培训，并在有工作阅历员工带着下方可作业。器具和防护用品，并定期进展检验，坚决淘汰不合格的工器具和防护用品。责，杜绝以包代管，制止对工程工程进展转包和违规分包。场应制订完备的穿插作业安全防护措施。防止人身触电各类电气设备、电开工器具必需具有牢靠的保护接地。220V应设单独的保护接地线，不得利用设备自身的工作零线兼做接地保护。安全技术标准》(JGJ46-2023)的有关要求。牢靠接地。不停电更换焊条必需戴焊工手套，焊线不应有暴露接头。在绝缘垫上，实行防止触电措施前方可工作。在锅炉汽包、凝汽器等金属容器内进展电焊作业，焊工应穿绝缘鞋或站作的监护人，并设置就地电源开关，以依据焊工信号切断电源。2.2.6在容器内作业使用的行灯，电压不得超过12伏，制止使用自耦变压器作为行灯变压器。2.2.7并履行相关审批、工作程序。2.3防止高处坠落、高空落物损害处和登高作业。1.0定式防护栏杆。安全带使用前必需进展检查，安全带挂钩必需挂在结实结实的构件或专用钢丝绳上，制止低挂高用。2.3.4楼梯、钢梯、平台均应实行防滑措施。高度32.3.5用的升降式检修平台，必需经具有资质的技术监视部门检验合格前方可使用。生产厂房装设的电梯，必需由具有资质的单位检验合格，并定期进展检、信号照明等存在缺陷时，必需停顿使用。不包括杆塔)进展大范围移动的场所，必需使用防坠落速差保护器。吊(斗臂车)悬挂吊篮上人作业。不得用斗臂起吊重物,在斗臂上工作必需使用安全2.3.9高空作业制止上下抛掷物件，作业平台上的材料、备件应固定结实，杂物准时清理。防止机械损害专业培训并能娴熟操作。在操作转动机械设备时，严禁扶持加工件或戴手套操作。完成后，必需将安全设施恢复到正常运行状态，方可进展试运行。防护设施。制止在靠背轮、螺栓或运行设备的轴承上行走或坐立。，严禁将抹布、棉纱缠在手上使用。修工器具及材料。当皮带跑偏时，制止使用木棍等工具校正。碎煤机、滚轴筛检查门和人孔门，或取下原煤仓人孔门盖板。使用砂轮机、角磨机、切割机以及电火焊作业，必需戴防护眼镜。防止起重损害格。起重设施必需由专人定期检查维护，作业人员应持证上岗。起重作业必需由专人统一指挥，严禁超标准使用起吊设备。施。进展试吊时，生产(技术)负责人及相关部门人员必需到位。使用行车、卷扬机、手拉葫芦等起重机械前，必需检查传动、刹车装置空时，下面应垫物支撑。防止人员烫伤、窒息绝缘油喷燃场所的作业人员，必需穿全棉质工作服。燃烧状况。冲洗汽包水位计时，工作人员应在水位计侧面操作，开、关阀门时应缓慢留神，并观看好躲避路线。2.6.4在防爆门、安全门、汽包和压力容器水位长时间停留。如需检修作业，必需实行完备的防烫伤措施。灰时，工作人员应穿隔宠保护鞋，并在设置的踏板上作业。设备及管道检修前，必需翻开各疏水门放尽存水，并留意防止放疏水时拧松靠近身体一半的螺丝。进入容器内进展检修工作前，应将容器内压力降至外部大气压力，翻开参与容器内部工作人员不得少于三人，其中两人在外监护。开展带压堵漏工作必需制定严密的安全措施，经生产(技术)负责人批准得进展带压堵漏。班倒换工作。套，并戴好呼吸保护器。进入通风不良的场所或地下沟道工作前，应测量含氧量，含氧量低于1850?时，不准进入2.7防止化学中毒及放射源损害2.7.1从事装卸、搬运、使用浓酸、强碱等强腐蚀物品及有毒有害物品的工作2.7.2加强有毒、易燃、易爆药品治理，严格执行使用和报废有毒、易不得任凭倾倒，应作销毁处理并作好记录。从事放射性工作的人员，应先进展防护学问和法规教育，并经考试合格试验，有把握前方能正式操作。水处理车间应随时备有急救药品和充分的自来水源。防止其它损害生产场所人员紧急疏散通道必需保持畅通，各类警示标志应醒目、齐2.8.22.8.3压缩机应保持润滑良好、压力表准确、安全阀牢靠，并应由专人维护。工作。检查装有易燃易爆物品的罐车，必需留意防火。在铁路专用线路上作跳车，制止从车辆下方递送工具。防止锅炉承压部件失效事故治理和专业人员培训考核，健全各级责任制。前必需进展安全性能检验，并将该项工作前移至制造厂，与设备监造工作结合进展。应符合《电站锅炉压力容器检验规程》(DL647-2023)及国家有关规定要求。防止超压超温运行时，必需投入汽机跳闸后联跳锅炉保护。参与电网调峰、调频机组应制定相应的技术措施。其中，非调峰设计锅3.4.3直流锅炉的蒸发段、分别器、过热器、再热器出口导汽管等应具有完炉内热负荷安排偏离设计状态。进展，电磁安全阀电气回路试验每月进展一次。的减温水须正常牢靠。锅炉启停过程中，应严格把握汽温变化速率。在启动中应加强投入燃料量把握，防止炉膛出口烟温超过规定值。3.4.7加强直流锅炉的运行调整，严格3.4.8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。防止设备大面积腐蚀机组启动初期，分散水应100%精处理;机组正常运行期间，精处理设备(DL/T561-1995)的要求，严格执行“三级处理”。子含量及汽包、分别器液位，防止酸液进入过热器。严禁品质不合格的给水进入锅炉，蒸汽品质不合格制止并汽。承受磷酸pH9.0，当水冷壁结垢超标时应准时进展酸洗。计煤种时，应全面分析煤种高温腐蚀特性，实行有针对性的防腐措施。环水的各项指标，防止凝汽器管材腐蚀结垢和泄漏。安装或更凝汽器管前，应逐根进展外观检验和涡流检测。防止炉外管爆破加强对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、性评价。定期对导汽管、汽水联络管、下降管等炉外管以及联箱封头、接收座等复圆等问题应准时实行打磨、补焊、更换等处理措施。加强炉外管巡察，对管系振动、水击、膨胀受阻、保温脱落等现象应认真实行措施，如不能与系统隔离处理应马上停炉。变化，消灭超温超压应准时实行措施。3.6.5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，觉察问题应准时更换。启停频繁的高压疏水管道弯头不宜承受直接弯管构造，应承受加厚的机制弯头。3.6.6(DL/T616-2023)的有关要求，定期对支吊架进展检查。运行时间到达100,000小时的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架应进展全面检查和调整，必要时进展应力核算。3.6.7100,0003.6.8因减温器喷头脱落或内部套筒断裂失效。3.6.9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。套管角焊缝进展渗透和超声波检测，并结合每次A级检修进展检测。锅炉水压试验完毕后，应严格把握泄压速度，并将炉外蒸汽管道存水3.6.12符合《火力发电厂焊接技术规程》(DL/T869-2023)有关规定要求。防止锅炉四管爆漏、防磨防爆预案，完善防磨防爆检查、考核制度。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。定期对吹灰系统进展维护保养，加强吹灰器运行监视，防止因吹灰器故灰器吹扫区域受热面管壁厚度进展重点检查，准时觉察和处理设备缺陷。锅炉发生四管爆漏后，必需尽快停炉。在对锅炉运行数据和爆口位置、化学成分分析，依据分析结果实行相应措施。3.7.5运行时间接近设计寿命或评估结果准时安排更换。到达设计使用年限的发电机组和设备，必需依据有关规定对主设备(特别运行，并依据设备状况相应调整检修和检验周期。防止压力容器等承压设备爆破事故检验，并将该项工作前移至制造厂进展，不得安装未经检验或经检验不合格的设备。(国质检锅[2023][213号])办理注册登记，领取使用证。防止超压依据设备特点和运行条件,制定和完善压力容器运行操作规程，明确启4.3.2定期对压力容器安全阀进展校验和排放试验，并结合压力容器定4.3.3联锁、自动装置等)不得带缺陷运行。对于设有自动调整和保护装置的压力容器，限期恢复。100满足相关技术要求，并严格依据规定周期进展计量检定。工作。除氧器及其系统的设计、安装、检修和运行应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》(能源安保[1991]709严格执行。善除氧器自动调压和报警装置。4.3.8入厂气瓶外表颜色、字样、色环必需符合《气瓶颜色标志》(GB7144-1999)的规定要求。在用气瓶严禁转变涂色，严防错装、错用。气瓶5保护罩，液氯钢瓶必需水平放置，使用溶解乙炔气瓶必需配置防止回火装置。防止在用压力容器爆破在用压力容器及其附件，应依据《压力容器安全技术监察规程》(质技监局锅发〔1999〕154号)、《电站锅炉压力容器检验规程》(DL612-1996)、《压力容器定期检验规章》(TSGR7001-2023)等有关规程要求，由具有相应资质的单位理。强度校核，并制定技术工艺措施，经本单位生产(技术)负责人批准后，方可实4.4.3停用超过两年以上的压力容器重启用时应进展全面检验，检验合格后必需进展耐压试验。全部工程合格前方可投入运行。防止氢罐爆炸置和氢侧氢气纯度表、氢气含氧量在线监测仪表，防止纯度不合格的氢气进入氢罐。依据《压力容器定期检验规章》(TSGR7001-2023)的有关要求，以封头、筒体的外观检验及壁厚测量为重点，定期对氢罐进展检验，觉察鼓包马上更换。制氢系统及氢罐检修前，必需彻底进展氢气置换并牢靠隔离。防止机外管、公用管道、临时管道爆破锅炉压力容器检验规程》(DL647-2023)及《火力发电厂金属技术监视规程》(DL438-2023)的有关要求进展检验。压力容器定期检验时，应依据《火力发电厂汽水管道与支吊架修理调整(DL/T616-2023)的有关规定，对与压力容器相连的管系进展检查，并重点检查支吊架状态，防止管系的应力施加于压力容器，必要时应对支吊架进展调整。应准时查明缘由，严禁抽汽管道、旁路系统等超温或超压运行。警装置。机组冷却器及其管道在A级检修时，应进展耐压试验。A有关规程、标准进展检查与检验。5防止锅炉尾部再次燃烧事故雾化质量和配风相匹配。荷期间的吹灰需要。离手段、联锁保护、停转保护和火灾报警装置，喷淋和冲洗面积应掩盖全部受热5.4空气预热器的传热元件在出厂和安装保管期间不得承受浸油防腐方式。5.5空气预热器及烟风系统首次投运前，必需将杂物彻底清理干净，并进展转5.6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、报警系统及隔离挡板等。5.7安装的油枪和等离子点火系统，在投运前必需进展冷态调试。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。锅炉燃油时应保证燃油及其雾化介质参数在规定范围内。较长时间低负荷气预热器受热面进展检查。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5.11不动应尽快停炉。严格依据运行规程及相关规定对空气预热器进展吹灰，并应保证规定的高度重视吹灰工作，加强吹灰。承受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吹扫。检查。停炉时间超过1周时，应对空气预热器受热面进展检查。标准的水冲洗，冲洗后准时彻底枯燥。6防止锅炉炉膛爆炸事故配，锅炉灭火保护装置、给粉把握电源及其它重要设备应承受冗余技术。和煤质分析预报工作，做好调整燃烧的应变措施。防止锅炉灭火依据《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》(DL/T435-2023)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。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，方式，并准时修订相关规程和措施。炉膛压力保护定值应综合考虑炉膛防爆力气和锅炉正常燃烧要求，同时时必需进展炉膛压力保护带工质传动试验。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。防止严峻结渣点，制定和落实防结渣技术措施和治理制度。正确，动作正常。定期校验、定期吹扫和维护制度。6.4.4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。调整和吹灰方式。停炉处理。防止可燃混合物积存断阀应定期进展试验，确认动作正确、关闭严密。风量。锅炉燃烧器投运或退出运行，必需严格按规程规定进展通风吹扫。锅炉灭火后或点火前，必需严格执行通风吹扫程序，制止任凭取消吹未查清前不得重复点火。发生炉膛灭火或在局部已经灭火濒临全局灭火的状况下，严禁投助燃油6.5.66.6内爆吸风机和脱硫增压风机的最大压头设计必需与炉膛防内爆力气相适应。入口调整装置进展试验，确保动作灵敏牢靠。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。防止制粉系统和煤尘爆炸事故防止制粉系统爆炸角，并依据制粉系统构造特点设置足够的风压、风量、温度测点和报警装置。防爆规程规定的抗爆强度。7.1.3煤粉管道的易磨损部位应实行牢靠的防磨措7.1.4全措施，料位指示应准确牢靠，并具有有效的防蓬煤措施。停备。度。通知运行人员，以提前实行相应的运行把握措施。进入制粉系统。同时应保证原煤粒度符合设计要求。行。到平稳操作，避开突变。制粉系统正常停运应进展通风冷却和抽粉吹扫。机组故障停机造成制操作，具备邻炉送粉条件的可实行压粉措施。定期对制粉系统热工测点和联锁保护进展校验维护和传动试验，确保7.1.13理措施。求。防爆门应朝向合理，并实行相应的保护措施，防止动作后危及人身及设备安全。防止夹层积粉自燃。业，必需做好防止制粉系统着火各项安全措施。子煤发生着火。防止煤尘爆炸理煤粉时，应制定和落实相关安全技术措施。的灭火器材。漏风试验。防止锅炉汽包满水和缺水事故合理配置汽包水位计置应相互独立。保护规律推断的需要，并且至少配置两只相互独立的就地汽包水位计。正确安装汽包水位计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在汽包内取样管口加装稳流装置。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。8.2.3汽包水位计水侧取包水位停炉保护动作值，并应有足够的裕量。建机组必需核实汽包水位取样孔的位置、构造及水位计平衡容器安装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，应使其门门及取样管的通流内径不小于25毫米。差压式水位计测量系统必需实行严格的保温、伴热等防冻措施。两个管应为不同支路，各差压变送器应安装于相互独立的保温箱内。加强汽包水位计参量的标定和运算治理汽包就地水位计的零位应以制造厂供给的数据为准，并进展核对、标行线和就地水位计零水位安装线。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实行补偿措施。汽包水位信号测量值应承受三选中值的方式进展优选。8.3.3定期对汽包水位计进展零位校准。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退。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必需停炉处理。8.3.4为校正点。加强汽包满水和缺水定值治理汽包水位高、低保护应实行独立测量的三取二规律方式，其中一点退出运行须经本单位生产(技术)负责人批准，限期(8施，逾期不能恢复应马上停炉。发生三点均退出运行必需紧急停炉。推断后的信号，并且该信号应进展汽包压力和正压侧参比水柱平均温度修正。锅炉启动前必需对汽包水位保护进展实际传动校检。应承受上水方法进展法进展模拟传动替代。加强汽包水位计及相关保护系统运行维护8.5.1机组启动调试时应对汽组验收时必需供给汽包水位计安装、调试及试运专项报告。8.5.2汽包水位保护不完整严禁锅炉启动，运行中投、退汽包水位保护必需严格执行审批制度。单套水位测量装置故障退出运行，应准时进展处理，并在8小时内恢24小时，同时应加强运行监控。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去备用，必需经本单位生产(技术)负责人批准，限期恢复。9事故正常投入，不能牢靠投入时制止机组启动和运行。组运行中失去有效的转速监视手段必需马上停顿运行。汽轮发电机组的测速装置必需分别独立安装于轴系的不同转子段，并同时实现“三取二”规律方式。抽汽机组必需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协调，不宜先于调速汽门关闭。(DEH)应具有完善的机组启动规律和严格的限制启动条件，以及可全部、局部关闭的汽门活动试验功能。制止直接联跳。在任何状况下，逆功率保护不应影响手动解列机组。加强汽轮机油和抗燃油使用治理，防止不同油品或其他化学品混入。定期严禁在油质及清洁度不合格的状况下启动机组。DEH在半年内应连续投运。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，必需进展汽调整系统工作不正常的状况下启动。启动。行挂闸。运行机组正常停机打闸后，必需首先确认机组有功功率降到零，再将发试验外，制止发电机带负荷与系统解列。已经投产但尚未做甩负荷试验的机组，应尽快制造条件进展甩负荷试验。严格依据《汽轮机调整把握系统试验导则》(DL/T711-1999)和《汽轮机(DL/T824-2023)的规定要求，定期进展危急保安器试觉察和消退设备缺陷，严禁设备带病运行。机组进展超速试验时，在满足试验条件的根底上，主蒸汽和再热蒸汽压9.16111%?1%，200MW109%?1%，制造厂有明文规定的按厂家标准执行。电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能必需符合规定要求，否则不定。A条件妥当保管。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，应定造厂规定的要求安装，不得有卡涩引起轴向力的传递。严格依据相关技术标准和检修操作规程要求，进展调整、保安系统检修范措施。机组调整系统实施重大改造，必需在确保系统安全、牢靠的前提下，进展DEH10防止汽轮机轴系损坏事故防止汽轮机组轴系断裂事故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、10.1.2常投入。25%额定负荷，运行3时,4小时(或按制造厂规定)后马上进展超速试验。防止发电机非同期并网及发电机非全相运行。10.1.5机组投产前A、B防松措施完善牢靠。10A探伤检查。对于运行时间超过15年、适当缩短检查周期。应重视开展汽轮机、发电机转子中心孔探伤检查工作。建机组制造未供给检验报告且投产前未检查的在运机组，应在最近一次A级检修中进展探伤10转子寿命的非正常运行工况，应做好进展中心孔探伤检查的措施。抽查时，检查部位应不影响转子的安全性能。机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进展全面检查。A板变样子况进展检查，其最大累计变形量不得超过轴向间隙的1/3。机组调速系统的调整性必需符合相关技术标准的要求，特别是避开并10.1.11发电机外部故障不联跳汽轮机的机组，高、中压调速汽量。防止汽轮机大轴弯曲加强汽轮机根底数据与运行数据积存，包括转子(大轴)各主要监测部10.2.2验，必需制定安全技术措施，经本单位生产(技术)负责人批准后执行。各重要表计指示正确;汽缸温差满足要求;不超过制造厂规定值。机组启动中应严格把握汽封蒸汽温度，防止汽封系统积水或汽封蒸汽汽。2-4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。特别应认真分析，查明缘由，准时实行处理措施。机组启动中应留意主蒸汽温度与高压缸最高金属温度的匹配，保证蒸措施。汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水。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。发生锅保证高旁后的蒸汽有足够的过热度。比对，觉察特别认真分析缘由，准时实行处理措施。停机后应马上投入盘车。当盘车电流大于正常值、摇摆较大或盘车有转子停顿盘车时的位置标记和时间记录，关闭汽缸全部疏水，把握上、下缸温180?，确认摩擦消退后投入连续盘车。停机后因盘车装置故障临时停顿盘车时，应参照10.2.11的要求，标记和记录。依据转子温度和弯曲状况，可试验承受手动定时盘车180?，待盘车正常、弯曲恢复后准时投入连续盘车，制止强行盘车。10.2.13机组停机后，应10.2.14锅炉水压试验与汽机调速系统静态试验不得同时进展。当汽轮机处于热状态下，制止对锅炉进展打水压试验。10.2.15当机组停机但给水泵仍运行时，应特别留意防止高旁减温水泄漏并经过高排返回高压缸。机组在启动或运行中，发生以下状况应马上打闸停机:0.030.10毫米。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0.25410.2.16.30.050.254毫米。50?，高压内缸上、下缸温差超过30?。机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10分钟内突然下降50?。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φ76毫米。漏汽至除氧器之间的管路应装设逆止门和截止门。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。封供汽温度。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。确保工作正常。防止汽轮机轴瓦损坏汽轮机关心油泵及其启动装置应依据规程要求定期进展试验。机组启油泵处于良好状态。留意防止组合油箱内交直流备用油泵窝空气，确保起泵后能马上起压油泵，使其处于良好备用状态。票的步骤缓慢操作，留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)，主油泵工作正常前方可停调速油泵。10.3.4运行中应加强汽3510.3.5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。击、瞬时断油等)的特别状况，必需确认轴瓦未损坏之前方可重启动。加强油系统油质检测，依据《L-TSA汽轮机油》(GB11120–1989)的有0.15%或锈蚀试验不合格时，应按规定补加。汽机油系统安装检修中，应彻底清理油系统杂物，防止遗留杂物堵塞留有标识和记录。油系统管口封堵、开封必需做好文字记录。防止停机过程中断油。A物，油管、油箱清理后须验收合格方可注油。样分析各项指标合格前方可以停顿连续过滤循环。汽轮发电机组进展C级以上检修及轴承检修后，应调整并记录顶轴10.3.13严格依据相关定值，在线进展报警、联锁、保护等润滑油油泵。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自投装置动作牢靠。断油。主要阀门应加挂“制止操作”警示牌。润滑油管道不宜装设滤网，如装设滤网必需实行防止滤网堵塞、破损措施，并且安装位置应远离汽轮机轴系。10.3.16润滑油系统、密封油系统、顶轴位移补偿和防震惊损坏措施。防止汽轮机叶片和围带损坏A查。如制造厂有叶片测频要求，应按制造厂技术要求进展叶片测频工作。把握回路中各反响变量(阀位、行程开关等)测量准确牢靠。加强机组运行把握，特别留意运行中对汽温的把握，防止或削减机组某级工作在湿蒸汽区的状况。10.4.4高中压缸联合启动机组应特别留意以下问10.4.4.1时间空转时，高压缸内任何位置的温度不会持续上升到危急值。蒸汽的流向，造成高压缸排汽温度高保护失效。压缸排汽温度和一段抽汽温度，如消灭温度特别上升应准时实行措施或停机。强对高压缸各温度点的监视，如温度特别上升应马上降低再热汽压力。10.4.5中压缸启动机组应特别留意以下问题。10.4.5.1高压缸承受真空防密，避开因高排逆止门漏汽影响高压缸建立真空。启动过程中高压缸承受蒸汽逆流冷却措施的机组，逆流流量应能够监视，觉察温度特别应准时实行措施或停机。调速汽门大幅波动。防止汽轮发电机损坏事故防止定子绕组端部松动引起相间短路200MW及以上发电机安装或大修时应检查定子绕组端部的紧固、磨损状况，并95Hz-112Hz改造。防止定子绕组绝缘损坏加强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11.2.2严格把握氢气湿度依据《氢冷发电机氢气湿度技术要求》(DL/T651-1998)的要求，严确保氢气枯燥器处于良好工作状态，在发电机停机时仍可连续除湿。密封油系统回油管路必需保证回油畅通，防止因密封油箱满油造成发电机密封油含水量等指标，应到达《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》(DL/T705-1999)的规定要求。绕组绝缘局部放电和绝缘局部过热监测设备。机出厂时应进展定子绕组端部起晕试验，起晕电压不低于1.0倍线晕试验，并依据试验结果指导防晕层检修工作。防止定、转子水路堵塞过热、漏水防止水路堵塞过热垫圈。装设定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进展反冲洗，定期检200目。11.3.1.3机组大修时，应对水内冷定子、转子线棒分路做流量试验，必要时应做热水流试验。母管中的杂物。pH8.0,9.020.0,g/L。水压力，防止石棉材料破损物进入转子分水盒内。加强监视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。温差把握值应依照制造厂的有关规定;制造厂未明确规定的，以下把握值:发电机定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8K8K时应报警，此时应查明缘由和加强监视，并降低负荷。经实行措施无效且确认测温元件无误后，消灭任一以下状况应马上降负荷或停机处理:定子线棒层间温14K;12K;任确定子槽内测温元件温度超过90?85?。足够的绝缘距离。运行中应加强绝缘引水管检查，引水管外表应无伤痕。防止转子漏水灵敏、动作牢靠。引水管。为防止转子线圈拐角断裂漏水，100MW全部更换为不锈钢材质。11.3.2.3压试验。双水内冷发电机宜用气密试验代替水压试验。防止转子绕组匝间短路频繁调峰运行或运行时间到达20年的发电机，在机组检修时应通过11.4.2漏氢、漏油。发电机转子、轴承、轴瓦发生磁化(参考值:轴瓦、轴颈>10×10->50×10-4T)应进展退磁处理。退磁后要求剩磁参考值为:轴瓦、轴颈2×10-4T，其他部件小于10×10-4T。防止漏氢发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在出线箱顶部适1%时，11.5.2严密监测氢冷发电机油系统、主油箱内的氢气体积含4,,75,的可能爆炸范围。内冷水系统中含氢(体积含量)超过2%应加强对发电机的监视，超过10%应马上停机消缺。内冷水系统中漏氢量到达0.333m/d时应在打算停机时安排消缺，漏氢量大于5m/d时应马上停机处理。11.5.3调整合格。觉察发电机大轴密封瓦处轴颈存在磨损沟槽，应准时处理。防止发电机局部过热发电机绝缘过热监测器发生报警时，运行人员应准时记录并上报发电进展消缺处理。定期对氢内冷转子进展通风试验，觉察风路堵塞准时处理。全氢冷发电机定子线棒出口风温差到达8K，应马上停机处理。防止发电机内遗留金属异物遗留定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作具体检查。母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等)紧固状况以及定子铁心边缘矽钢片有无断裂等进展检查。防止护环开裂。发电机转子在运输、存放及大修期间应避开受潮和腐消缺处理，必要时更换为18Mn18Cr材料的护环。防止发电机非同期并网微机自动准同期装置应安装独立的同期鉴定闭锁继电器。步表、自动准同期装置及同期把手等)发生改动或设备更换的机组，在第一次并网前必需进展以下工作:对装置及同期回路进展全面、细致的校核、传动。11.9.2.2利用对整步表及同期检定继电器进展实际校核。11.9.2.3进展机组假同期试验，试验应包括断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验、同期(继电器)闭锁等内容。11.10防止发电机定子铁心损坏。结合铁心诊断试验(ELCID)，或温升及铁损试验，检查铁心片间绝缘有无短路以及铁心发热状况，查找缺陷缘由，并准时进展处理，制止带缺陷长时间运行。发电机转子绕组发生一点接地时,应马上查明故障点(在机内还是机外)地保护，宜设置为两段式保护，第一段保护动作于发信号，其次段保护动作于停机。动频率，以协作电网治理单位或部门共同防止次同步谐振。防止水轮发电机组(含抽水蓄能机组)事故12.1防止机组飞逸等保护装置。过速保护装置应定期检验，并正常投入。和导叶关闭规律检验等，各项指标合格方可投入运行。升率和转速上升率符合设计要求，过速整定值校验合格。工作闸门(主阀)应具备动水关闭功能，导水机构拒动时能够动水关飞逸转速下允许持续运行的时间。监控、保护装置，当旋转局部抬机量超过设计值时快速停机。防止水轮机损坏防止水轮机通流部件损坏销、导叶限位、导叶轴向调整和止推等装置。水轮机在各种工况下运行时，应保证顶盖垂直振动和主轴摇摆不大于《水轮发电机组安装技术标准》(GB/T8564,2023)规定的允许值。机组特别振动和摆度超过允许值应启动报警和事故停机回路。水轮机水下局部检修应检查转轮体与泄水锥的连接结实牢靠。水轮机通流部件应定期检修，重点检查通流部件裂纹、磨损和汽蚀，防止裂纹、磨损和大面积汽蚀等造成通流部件损坏。水轮机通流部件补焊处理衡试验合格。防止水轮机导轴承烧损油润滑的水导轴承应定期检查油位、油色，并定期进展油质化验。水润滑的水导轴承应保证水质清洁、水流畅通和水压正常，水导润12.3.2.3对设置有外循环油系统的机组，其把握系统应正常工作。防止液压装置裂开和失压压力油罐的自动补气阀应定期检查清洁。12.3.3.2压力油罐油位机玻璃管型磁珠液位计。12.3.3.312.4事故防止定子绕组端部松动引起相间短路12.4.1.2检查定子绕组端部有无下沉、松动或磨损现象。防止定子绕组绝缘损坏设备预防性试验规程》(DL/T596,1996)的要求进展试验。定期检查发电机定子铁心螺杆紧力，觉察铁心螺杆紧力不符合出厂和脱开现象，觉察有硅钢片滑出应准时处理。/电动机线棒端部与端箍相对位移与磨损进展检查,觉察端箍与支架连接螺栓松动应准时处理。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。防止发电机局部过热损坏发电机出口、中性点引线连接局部应牢靠，机组运行中应定期对励12.4.4.2簧松脱或单个触指与其它触指不平行等问题应准时处理。12.4.4.3异物掉入定子铁心通风槽内。防止发电机机械损伤在发电机风洞内作业，必需设专人把守发电机进人门，作业人员须12.4.5.212.4.5.3机组运行调整，尽量避开机组运行的高振动区或气蚀区。防止发电机轴承烧瓦带有高压油顶起装置的推力轴承设计应保证在高压油顶起装置失灵起装置进展检查试验，确保其处于正常工作状态。进展化验，油质劣化应尽快处理，油质不合格制止启动机组。控。可重启动。定期对轴承瓦进展检查，确认无脱胎、脱壳、裂纹等缺陷，轴瓦接瓦坯的接触状况，必要时进展无损探伤检测。理，制止机组长时间无轴电流保护运行。12.4.7防止水轮发电机部件松动旋转部件联接件应做好防止松脱措施，并定期进展检查。旋转风扇定子(含机座)、转子各部件、定子线棒槽楔等应定期检查。水轮发纹、变形等现象。临时配重应固定牢靠。附的金属联接材料，否则应实行牢靠的防护措施，且强度应满足使用要求。定期检查水轮发电机机械制动系统，制动闸、制动环应平坦无裂验，严禁高转速下投入机械制动。12.5蓄能机组相关事故12.5.1抽水蓄能电厂应具备黑启动力气，各系统应满足机组黑启动相关技术12.5.2全厂停电后，满足机组黑启动的需要。12.5.3防止抽水蓄能机组自动把握、保护系统事故12.5.3.1抽水蓄能电厂验，并满足在电网事故频率降低或上升时，仍能完成机组启动同期并网。报警，并自动将机组转换到安全工况或停机。紧急停机应设置为与DCS分开的独立操作回路。12.5.3.4加强水泵水轮机机械保护跳闸系统和主要监视仪表巡察、检查和试验，跳闸电源必需可必需多路配置，闭锁继电器、输出继电器必需做到定期校验。水泵水轮机应独立配置进水阀把握系统，设置完善的电气、机械闭导叶。机组变频启动或背靠背启动过程的运行安全。状况，实现同一水道机组抽水、发电工况之间的相互闭锁。防止分散把握系统(DCS)13.1统运行维护治理13.1.1工程师站及分散把握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/T774-2023)的要求，保证热工把握设备在良好的环13.1.2系统进展检测，确保接地系统测试参数应符合规程规定要求。运。不得擅自改动保护定值和退出热工保护。标准分散把握系统软件治理。软件修改、更和升级必需严格履行审人员分级使用，严禁非授权人员进展操作和编程组态。分散把握系统的系统操作软件安装盘应至少备份2套,并分级治理、25年。用户应用组态软件变更后,应对各把握站、操作站、通讯网络等进展负荷率测试，负荷率应满足《火力发电厂分散把握系统验收测试规程》(DL/T659—202313.1.7建立严格的分散把握系统安全防护措施。分散把握系AGC系统外，分散把握系统与厂内MIS、SIS信息治理系统等联网必需实行防护规定》(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[2023]5系统安全防护方案》(电监安全[2023]34号)等规定的要求。13.1.8GPS进展电源、网络、把握器切换试验。13.2合理配置分散把握系统资源的要求，CPUI/OI/O件引入。冗余配置的过程把握单元、通信接口、通信网络应处于良好的热备用状态。分散把握系统应由两路电源(其中一路来自UPS电源)供电，电源切换5毫秒，把握室内应设置独立于分散把握系统的电源故障声光报警。分UPSDCS络切换器所用电源应实行冗余配置，并且取自不同机组的UPS电源。主系统通讯负荷率必需满足《火力发电厂分散把握系统验收测试规保证主系统通讯负荷率把握在合理范围内。分散把握系统的接地必需严格遵守相关技术要求，接入分散把握系统具有牢靠的单端接地。求。紧急停机、停炉按钮配置应承受与分散把握系统分开的单独操作回路。完善分散把握系统故障紧急处理措施依据机组具体状况，制订在各种状况下分散把握系统故障后的紧急处13.3.2无法排解，应依据有关规程及机组运行状况酌情处理。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站运行方式，否则应马上停机、停炉。系统中的把握器或相应电源发生故障时，应实行以下对策:处理故障，如条件不允许，应将该辅机退出运行或依据处理状况实行相应措施。行，同时快速处理故障，并依据处理状况实行相应措施。涉及机炉保护的把握器发生故障时，应马上更换或修复把握器模件;恢复失败应紧急停机停炉。防止热工保护拒动必需牢靠，系统涉及的炉膛压力的取压装态。热工主保护系统进展机、炉、电联锁、联动试验时，必需将全部软规律纳入相关系统的试验范围。13.4.3汽轮机监视仪表(TSI)和汽轮机紧急跳闸系统(ETS)所配电源必需牢靠，电压波动值不得大于?5%。TSI通道必需冗余配置，ETS把握的跳闸电磁阀应单独设置电源。检修机组启动前，应对相关热工保护装置进展静态模拟试验，检查跳ETSETS在线不停机跳闸动作试验。处理热工保护装置故障必需严格履行审批程序。炉膛压力、全炉膛灭8置被迫退出运行，必需在24小时内恢复。否则应马上停机、停炉处理。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。除非开关。每次置位解除保护必需得到本单位生产(技术)负责人批准，规定复位时限，并记入运行日志留档备查。防止热工保护误动机组运行中进展热工保护装置检修维护作业，作业现场必需保证两人13.5.2排应做明显标志，防止误触误碰。定期检查分散把握系统过程把握单元(PCU)内置电池。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。汽轮机润滑油压低(对于液压调速系统，还包括一次油压低)进展传动卸压力开关表管接头的方式泄油。对于“润滑油压”、“真空”、“抗燃油压”等保护信号，一次元件13.5.713.5.8伴热设施必需牢靠，在仪表管路上应做好防冻措施。13.5.9备，应有良好的防水、防尘设施。14防止机网协调事故加强发电机与电网亲热相关设备治理发电机及升压站一次设备投入运行时，相关继电保护、安全自动装参数及整定值应满足所接入电网的要求。PSS)和调速系统在参数设置、设备投停、设备改造等方面应制定必要的治理制度和技术措施。单机容量200MW及以上并网机组的高频率、低频率保护，过电压、低级定值，发电机低电压保护定值应低于系统(或所在地区)低压减载的最低一级定值。单机容量100MW及以上的火电机组和单机容量50MW及以上的水电机组，发电机励磁系统的低励限制、调差率、PSS定。火电机组有功出力经济运行区域及水电机组有功出力机组振动区域等14.1.6PMU自动装置等设备，并实现与调度主站联网。完善发电机组参数治理PSS)、调速系统的有关功能、模产试验后报调度部门备案。验收内容。建机组的励磁系统、调速系统数学模型和相应参数应在发电机进入发电机组实测的励磁系统、调速系统数学模型和实测参数应上报调度数学模型或传递函数框图及相关参数的取值范围和换算关系等;调速系统类型及工调频(包括调频死区)的实现规律等。严格发电机组一次调频治理功能须报相应调度部门同意。14.3.1.1单元制汽轮机发电机组在滑压状态运行时，必需保证调整汽门有局部节流，使之具有额定容量3%以上的调频力气。14.3.1.23%以上的调整力气。115秒;水头50米以上的水电机组，一次调频的负荷响应滞后时间应不4秒。14.3.3汽轮发电机组参与一次调频的负荷变化幅度，正向调频负荷(即发电机负荷增加)应不小于发电机组额定容量的5%，负向调频负荷不予限制。14.3.4汽轮机调速系统的相关性能指标，包括转速不等率、转速缓慢率、转速调整死区等应符合《汽轮机电液调整系统性能验收导则》(DL/T824—2023)的要14.4加强发电机组(发电厂)AGC运行治理200MW(100MW)及以上火电和燃气机组，40MW电机组和抽水蓄能机组应具备AGC功能，并参与电网AGC运行。AGCAGC的性能指标应满足接入电网的相关规定和要求。对已投运AGC的发电机组，在设备重大改造及大修后投入AGC运行统联合测试申请，并供给机组有关现场试验报告。AGCAGC运行的发电机组(发电厂)擅自退出运行或修改参14.514.5.1发电机无功出力，确保高压母线电压符合要求。14.5.2并网机组应具备进相运行力气。机组进相运行范围应由具有资质的试14.5.3备监视发电机功角的力气。14.5.4发电厂升压变压器的分接头宜设置于1.0,1.1倍额定电压;厂用变压相到进相的全部过程。14.6发电机非正常及特别运行方式下的相关要求14.6.1投产的大型汽轮状况合理确定，既应防止发电机损坏又应减小失步对系统和用户造成的危害。发电厂应制定完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，并依据14.6.2.1时，应马上解列发电机。14.6.2.2当发电机定子绕组相电流低于三相出口短路电流的60%,70%时(通常5,20恢复同步。发电机失磁异步运行严格把握发电机组失磁异步运行的时间和条件。汽轮发电机应具有的相关技术要求快速降负荷。如在规定的时间内不能恢复励磁，机组应与系统解列。发电机失磁后是否允许机组快速减负荷并短时运行，应结合电网和跳闸，失磁保护拒动应马上将发电机解列。为防止频率特别时发生电网崩溃事故，发电机组应具备必要的频率特别关规程外，还应与电网低频减载定值相协调。防止励磁系统事故单机容量100MW及以上火力发电机组(含燃汽轮机组)和单机容量50MWPSS(电力系统稳定器)，并依据机组调度管辖范围由相应调度部门治理。15.2.1PSS环节应依据《电力系统稳定器整定试验导则》(Q/GDW-143)完成相应试验。15.2.2机组基建投产或大修后，应进展发电机空载和负载阶跃扰动性试验，15.2.3发电机励磁系统PSS装置的定值设定和调整应由具备资质的科研单位或技术监视单位进展(或认可)，PSS15.2.4机组在并网状态下进展PSS试验时，应制定完善的技15.3修治理并进展相关试验后，方可执行，严禁任凭更改励磁系统参数设置。需退出自动方式，必需准时报告调度部门。手段，并把握其温度在设备允许的范围之内。网应准时进展清理，必要时应实行防尘降温措施。强化发电机励磁系统相关技术要求机失磁保护需要,转子正、负极回路已引的安全措施。机、变压器保护相协作，在发电机、变压器保护动作之前发挥作用。励磁系统过励磁限制环节应与发电机或变压器的过激磁保护定值相协作般状况下，当发电机端电压与运行频率之比(V/f)大于,1.053,1.1145Hz励磁系统如设有定子过压限制环节，应与发电机过压保护定值相配15.4.5统无功调差功能应投入运行。15.4.6励磁系统的过励限制(即过励磁电流反时限限制和强励电流瞬时限制)15.4.7动作。励磁系统的低励限制应考虑发电机电压影响。低励限制环节应依据发发电机失磁保护之前动作。的发电机保护应完成解列灭磁。15.4.10励磁系统根本参数要求15.4.10.1励磁系统中整流柜的均流系数应不低于0.85。15.4.10.2励磁系灭磁开关的弧压应满足误强励灭磁的要求。于电压把握模式。励磁系统二次回路要求地。器不同的二次绕组。励磁调整器与励磁变压器不应置于同一场地内。16防止继电保护事故加强继电保护基建、改造和运行治理技术治理部门同意。制定具体的验收标准。设备投产时应认真制订保护启动方案，做好事故预想。建立、健全技术监视体系，实行有效的技术监视治理，并设置专人负责继电保护技术监视工作。16.1.4工程初设审查、设备选型、设计、安装、调16.1.5和二次工作安全措施票制度，防止发生继电保护“三误”事故。16.1.6培训打算，并认真加以考核。16.2继电保护配置的根本要求继电保护双重化配置的根本原则单机容量100MW及以上发电机和主变压器应按双重化原则配置微机220kV障及特别状态。套非电量保护，并同时作用于断路器两个跳闸线圈。变压器非电量保护应设置独立的电源回路和出口跳闸回路，并与电110V220V5W，动作速度不宜小于10ms。两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器不同二次绕组。电流感器，优先选用贯穿(倒置)式电流互感器。的原则。两套保护的跳闸回路与断路器的两个跳闸线圈应分别对应。双重化配置保护的直流电源回路接线原则16.2.1.5.1直接接入220kV16.2.1.5.2升压站内断路器把握电源及保护、监控系统的电源，应取自升压站配置的独立蓄电池组。200MW正常运行时应退出。同时，应配置专用故障录波器。失磁保护宜按异步边界阻抗圆整定，动作时限?段一般不小于0.585%额定电16.2.4根本全都。机组启动失灵保护回路220kV两相拒动，且三相不全都保护动作后仍存侧为双母线接线形式时，还应解除失灵保护的低电压闭锁功能。电流互感器等级宜选用P级。16.2.5.3非电量保护不应启动失灵保护。阻抗保护须经电流元件(如电流突变量、负序电流等)启动，在发生电16.2.7闭锁元件。加强继电保护二次回路治理铜排网应经一点与主接地网牢靠连接。保护装置不得承受通过槽钢接地方式。两端分别接地。口继电器误动的措施，尤其应留意避开各继电保护之间规律回路的电缆过长问题(失灵保护启动母差回路、断路器保护启动母差回路等)。发电机、变压器保护及母差保护、失灵保护的开入直跳回路，应承受双开入方式，并承受强电大功率中间继电器(110V220V5W、动作速度不宜小于10ms)。二次组合的电流回路，应在有直接电气连接处一点接地。经把握室零相小母线(N600)连通的几组电压互感器二次回路，应在把握N600证接地牢靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的断路器或接触器等。独立的、与其它互感器二次回路没有直接电气联系的电压互感器二次回路，可16.3.7站承受经放电间隙或氧化锌阀片接地时，应定期维护检查防止消灭两点接地。次回路的两根开关站引入线中的N线必需分开，不得共用。保护柜的电缆应尽量削减中间转接环节。16.3.10假设断路器只有一组跳闸线圈，失灵保护装置工作电源应与相对应的断路器操作电源取自不同的直流电源系统。加强继电保护整定和软件版本治理序前方可执行。继电保护定值和软件版本应设专人治理。每年应依据相关规定、电网16.4.3统，并严格执行国家有关网络安全规定,一般不允许开放远方修改定值、软件和配16.4.416.4.4.1需留意应在汽轮机超速保护之后动作。相协作。0.96。整定计算应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能过激磁保护动作的原则进展整定和校核。单机容量200MW及以上发电机定子接地保护宜将基波零序保护与三同负荷工况下实测的零序基波电压和中心点侧三次谐波电压的有效值数据进展校核。发电机负序电流保护应依据制造厂供给的负序电流暂态限值(A16.4.4.616.4.4.7短路故障和失磁故障，且应配置振荡闭锁元件。加强继电保护检验动装置等重要保护运行一年后应进展全部检验，严禁超期和漏项。作业指导书。在作业中，不得为赶工期削减调试、检验工程。1-2年。投设备进展整组试验时，应把被保护设备的各套保护装置串接在一止存在任何寄生回路。防止发电厂电力调度自动化系统子站设备与电力通信系统事故防止发电厂电力调度自动化系统子站设备事故17.1.1发电厂的远动终端设备、计算机监控系统、相量测量装置(PMU)、电能量远方终端、电能表、发电侧报价终端、测控单元、变送器、二次系统安全防护设备、调度数据网络接入设GPS站设备)、改(扩)建工程的设计、选型，应符合调度自动化专业有关规程规定，动化系统主站的技术要求。17.1.2严格依据《电力系统调度自动化设计技术规程》(DL/T5003-2023)要求和调度生产的实际需要，采集相关实时信息，满足调度运行和把握要求。由的通信通道(主/备双通道)，承受网络方式时应实行网络安全防护措施。自动化子站设备必需通过具备国家级检测资质的电力设备检测部门检17.1.5自动化系统子站设备的安全防护，并满足《电力二次系统安全防护规定》(国家电5号)及《电力二次系统安全防护总体方案》(电监安全[2023]34发电厂二次系统安全防护实施方案须报相应电力调度部门审核，方案接入技术方案和安全防护措施须经电力调度部门核准。发电自动化子站设备的供电电源应配置专用的不连续电源(UPS)或承受严格依据《电力调度自动化系统运行治理规程》(DL/T516—2023)的规定和生产实际需要，采集相关实时信息，满足调度运行和把握要求。AGC、AVC指令应进展安全校核。复措施，相关系统和数据应定期进展备份。测试。防止发电厂电力通信系统事故接入系统的发电厂应与电力通信网具有两个独立的通信传输通道。定要求，通信设备选型和配置应与电网通信网相协调，满足所接入系统的组网要求。通信站应配置专用不停电通信电源系统，及