防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则

防止电力生产重大事故的二十五项重点规定实行细则

1防止火灾事故

为了防止火灾事故的发生，应逐项贯彻《电力设备典型消防规程》（DL5027-93）以及其他有关规定，并重点规定如下：1.1电缆防火1.1.1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程》（GB50229-1996）和《火力发电厂设计技术规程》中的有关部分进行设计。严格按照设计规定完毕各项电缆防火措施，并与主体工程同时投产。1.1.1.1300MW及以上机组应采用满足GB12666.5-90A类成束燃烧实验条件的阻燃型电缆。1.1.1.2重要回路如直流油泵电源、消防水泵电源及蓄电池直流电源等线路应采用满足GB12666.5-90A类耐火强度实验的耐火型电缆（耐火温度可达1000℃）。1.1.1.3大容量的发电机和变压器，应按单元机组或变压器设计划分各自独立的电缆通道。1.1.1.4重要公用回路如保安电源、直流电源、消防水泵电源、事故照明电源等电缆、新建、扩建电厂宜尽量分开敷设。在役电厂合用一条通道时，应充足考虑电缆间距的规定，并采用防火隔离措施，以防一旦着火导致事故扩大。动力电缆和控制电缆应隔开。1.1.1.5控制电缆与动力电缆分开敷设,并在动力电缆之下,采用防火隔离措施。1.1.2主厂房内架空电缆与热体管道应保持足够的距离，控制电缆不小于0.5m，动力电缆不小于1m。1.1.3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、油气管以及其他也许引起着火的管道和设备。1.1.4对于新建、扩建的火力发电机组主厂房、输煤、燃油以及其他易燃易爆场合，宜选用阻燃电缆。1.1.5严格按对的的设计图册施工，做到布线整齐，各类电缆按规定分层布置，电缆的弯曲半径应符合规定，避免任意交叉并留出足够的人行通道。1.1.6控制室、开关室、计算机室等通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的所有电缆孔洞和盘面之间的缝隙（含电缆穿墙套管与电缆之间缝隙）必须采用合格的不燃或阻燃材料封堵。1.1.7扩建工程敷设电缆时，应加强与运营单位密切配合，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。1.1.8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用分段阻燃措施。1.1.9靠近高温管道、阀门等热体的电缆应有隔热措施，靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。1.1.10应尽量减少电缆中间接头的数量。如需要，应按工艺规定制作安装电缆头，经质量验收合格后，再用耐火防爆槽盒将其封闭。1.1.11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，按规定进行防止性实验。1.1.11.1加强电缆的异动管理，对电缆绝缘进行定期检查，不合格的电缆应及时更换，消除火灾隐患。1.1.12电缆沟应保持清尘，不积粉尘，不积水，安全电压的照明充足，严禁堆放杂物。锅炉、燃煤储运车间内架空电缆上的粉尘应定期清扫。1.1.12.1建立健全电缆维护、检查、清扫等各项责任制。1.2汽机油系统防火1.2.1

油系统应尽量避免使用法兰连接，严禁使用铸铁阀门。1.2.2

油系统法兰严禁使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。1.2.3油管道法兰、阀门及也许漏油部位附近不准有明火，必须明火作业时要采用有效措施，附近的热力管道或其他热体的保温应坚固完整，并包好铁皮。1.2.4严禁在油管道上进行焊接工作。在拆下的油管道上进行焊接时，必须事先将管子冲洗干净。1.2.4.1严禁在油管道上进行焊接工作是指严禁在运营或停备状态的油管道进行焊接工作。1.2.5油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油，如有漏油应及时消除，严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀保温层。1.2.6油管道法兰、阀门的周边及下方，如敷设有热力管道或其他热体，这些热体保温必须齐全，保温外面应包铁皮。1.2.7

如发现保温材料内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。1.2.8事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“严禁操作”标志牌。1.2.9油管道要保证机组在各种运营工况下自由膨胀。1.2.10机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝解决的或热力管道已渗入油的，应立即停机解决。1.3燃油罐区及锅炉油系统防火。1.3.1严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》第四章的各项规定。1.3.2储油罐或油箱的加热温度必须根据燃油种类严格控制在允许的范围内，加热燃油的蒸汽温度，应低于油品的自燃点。1.3.2.1

运营人员必须掌握各储油罐或油箱内的燃油种类和自燃点，对储油罐或油箱内燃油加热时，必须认真监视和控制燃油温度和加热蒸汽温度。1.3.2.2

加强对储油罐、油箱和加热蒸汽温度测量系统的维护，并定期检查。1.3.3油区、输卸油管道应有可靠的防静电安全接地装置，并定期测试接地电阻值。1.3.3.1测试接地电阻值按照相应规程进行。1.3.4油区、油库必须有严格的管理制度。油区内明火作业时，必须办理明火工作票，并应有可靠的安全措施。对消防系统应按规定定期进行检查实验。1.3.4.1

在油区内的燃油设备上动火必须严格执行动火工作票制度，并由主管生产的领导（总工程师）批准。1.3.4.2

汽车卸油时，各单位应制订相应的消防措施。1.3.5

油区内易着火的临时建筑要拆除，严禁存放易燃物品。1.3.6

燃油罐区及锅炉油系统的防火还应遵守第1.2.4、1.2.6、1.2.7条的规定。1.3.7

燃油系统的软管，应定期检查更换。1.4制粉系统防火1.4.1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。1.4.2及时消除漏粉点，清除漏出的煤粉。清理煤粉时，应杜绝防火。1.4.2.1

在运营中的制粉系统管道上严禁动火，以防止制粉系统发生爆炸。1.4.2.2

在制粉系统、管道检修和清理煤粉作业中，要严格控制煤尘浓度，防止局部空间煤粉混合浓度超标，遇火源发生爆炸。1.4.3磨煤机出口温度和粉仓温度应严格控制在规定范围内，出口风温不得超过煤种规定的规定。1.4.3.1

加强入炉煤煤质管理,使运营人员掌握煤种变化情况。当煤种变化较大时（特别是挥发份变化较大时），分析人员应及时将分析结果告知运营人员。1.4.3.2

严格控制煤粉仓温度，当温度异常升高时，应及时采用降温措施。1.5防止氢气系统爆炸着火。1.5.1严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》中“氢冷设备和制氢、储氢装置运营与维护”的有关规定。1.5.2氢冷系统和制氢设备中的氢气纯度和含氧量必须符合《氢气使用安全技术规程》（GB4962-85）。1.5.3在氢站或氢气系统附近进行明火作业时，应有严格的管理制度。明火作业的地点所测量空气含氢量应在允许的范围内，并经批准后才干进行明火作业。1.5.4

制氢场合应按规定配备足够的消防器材，并准时检查和实验。1.5.5密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。1.5.6空、氢侧备用密封油泵应定期进行联动实验。1.6防止输煤皮带着火。1.6.1煤垛发生自燃现象时应及时扑灭，不得将带有火种的煤送入输煤皮带。1.6.2发现输煤皮带上有带火种的煤时，应立即停止上煤，清除火种，并查明因素，及时消除，同时应切换输煤系统。1.6.3燃用易自燃煤种的电厂应采用阻燃输煤皮带。1.6.4应经常清扫输煤系统、辅助设备、电缆排架等各处的积粉。1.6.5输煤皮带应定期进行轮换使用。1.6.6输煤皮带停止上煤期间，也应坚持巡视检查，发现积煤、积粉应及时清理。1.6.7输煤皮带停用时，要将皮带上的煤走完以后再停，保证皮带上不存煤。1.7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；并使本地公安部门了解掌握电业部门火灾抢救的特点，以便及时扑救。1.8在新、扩建工程设计中，消防水系统应同工业水系统分开，以保证消防水量、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应。1.9发供电生产、施工公司应配备必要的正压式空气呼吸器，以防止灭火中人员中毒和窒息。1.10消防水系统管理应严格按照消防的有关规定执行。

2防止电气误操作事故

为了防止电气误操作事故的发生，应逐项贯彻《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[1990]1110号）以及其他有关规定，并重点规定如下：2.1严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。2.1.1严格执行华北电力集团公司的关于防止电气误操作的有关规定。2.1.2严禁非本单操作人、监护人、当班人员参与操作。2.1.3严格按照作命令填写操作票。操作票由操作人填写，监护人和当值值班长审核，特别复杂操作要经当值值长或变电站站长复审。2.1.4特别复杂的倒闸操作由纯熟的值班员操作，当值值班长监护。2.1.5装设工作票中所需接地线（刀闸）时，应严格执行验电接地的技术措施。拆除接地线（刀闸）后，应由值班负责人检查，其中调度下令装设的接地线（刀闸），应根据调度命令执行。2.2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。2.2.1调度命令必须应由有权接受调度命令人员接听并逐条记录。2.2.2严格按照操作票顺序逐项操作，每操作一项，应在“执行”栏中做记号“√”不得跳项和漏项操作。2.2.3在防误装置退出运营期间或经许可使用万能钥匙进行倒闸操作时，必须采用双重监护。2.2.4对于没有安装状态检测器的微机防误装置，倒闸操作时必须认真核对检查项目，防止空走程序而导致误操作。2.3应结合实际制定防误装置的运营规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运营、维护管理，保证已装设的防误闭锁装置正常运营。2.3.1应在交接班时说明防误装置的运营情况（涉及电脑钥匙的充电情况）。每月对防误装置进行一次检查和维护，发现问题应按处缺程序解决。2.3.2防误装置的检修应列入相应设备的检修项目中，并与检修设备同步验收，同步投运。2.4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营，停用防误闭锁装置时，要经本单位总工程师批准；短时间退出扩误闭锁装置时，应经值长或变电所所长批准，并应按程序尽快投入运营。使用万能钥匙解锁操作时，应由工区主任及以上人员批准。2.4.1防误装置的万能钥匙应封存管理，并有启封使用登记和批准制度，并记录解锁因素。2.4.2短时间退出防误闭锁装置时，应经工区主任及以上人员批准。2.4.3防误装置失灵和退出运营时应采用临时措施并挂警示牌。2.4.4在防误闭锁装置退出运营期间或经许可使用万能钥匙进行倒闸操作时，必须采用加强监护的措施。2.5采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具有电气闭锁功能。2.6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。2.6.1防误装置所用的电源应与继电保护及控制回路的电源分开。2.6.2电磁锁应优先使用交流电源。当使用直流电源时，应有专用直流保险，并在端子箱内安装刀闸，操作时合上电源。2.6.3对于分相操作的隔离开关或接地刀闸，应严格按相操作，按相检查。2.7对已投产尚未装设防误闭锁装置的发、变电设备，要制定切实可行的规划，保证在1年内所有完毕装设工作。2.7.1应选用符合技术标准，功能齐全并经国家电力公司、或者部级以上鉴定并运营业绩良好的产品（成套进口设备除外）。2.8新、扩建的发、变电工程，防误闭锁装置应与主设备同时投运。2.8.1

110kV枢纽变电站和220kV及以上变电站；应优先采用微机防误闭锁方案。2.9

成套高压开关柜五防功能应齐全，性能应良好。2.10

应配备充足的通过国家或省、部级质检机构检测合格的安全工作器具和安全防护用品。为防止误登室外带电设备，应采用全封闭（涉及网状）的检修临时围栏。2.11

强化岗位培训，提高人员的技术素质，规定持证上岗。2.11.1所有运营人员应熟悉掌握防误装置的运营规程,检修人员应纯熟掌握防误闭锁装置的检修规程，做到“四懂三会”（懂防误装置的原理、性能、结构和操作程序；会操作、处缺、维护）。

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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察规程》、《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查规程》（DL647-1998）、《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438-2023）以及其他有关规定，把防止锅炉承压部件爆破泄漏事故的各项措施贯彻到设计、制造、安装、运营、检修和检查的全过程管理工作中，并重点规定如下：3.1新建锅炉在安装阶段应进行安全性能检查。新建锅炉投运1年后要结合检查性大修进行安全性能检查。在役锅炉结合每次大修开展锅炉定期检查。锅炉检查项目和程序按有关规定进行。3.1.1新建锅炉在安装阶段进行的安全性能检查，检查范围涉及安装技术资料、锅炉汽包、联箱、受热面、承重部件、锅炉范围内的管道、阀门、支吊架及膨胀系统的安装质量。，检查分为锅炉整体超压水压实验前的质量监督检查和超压水压实验、锅炉机组整套启动试运营前质量监督检查两类。3.1.2新建锅炉投运1年后结合检查性大修进行的安全性能检查，检查重点是与热膨胀系统相关的设备部件和一年来设备运营常发生故障的部件以及同类设备运营初期常发生故障的部件。初次检查还要对技术资料做全面检查。3.1.3在役锅炉每次大修应进行定期检查。在役锅炉定期检查涉及外部检查和内部检查。外部检查每年不少于一次，由电厂根据设备特点编制计划并实行。内部检查根据《电力工业锅炉压力容器检查规程》（DL647-1998）在役锅炉定期检查项目进行，由电厂委托有资格的检查单位进行。电厂应与检查单位签订锅炉定期检查委托协议，内容涉及：检查范围、依据、规定、双方责任、权利和义务、检查费用、违约责任及奖罚条款等项。检查项目要列入年度大修计划。3.1.4遇有下列情况之一者，也应进行内外部检查和超压水压实验：（1）

停用1年以上的锅炉恢复运营时；（2）

锅炉改造、受压部件经重大修理或更换后，如水冷壁更换管数在50%以上，过热器、再热器、省煤器等部件组成更换及汽包进行了重大修理时；（3）

锅炉严重超压达1.25倍工作压力及以上时；（4）

锅炉严重缺水后受热面大面积变形时；（5）

根据运营情况，使设备安全可靠性受到影响时。3.2防止超温超压3.2.1严防锅炉缺水和超温超压运营，严禁在水位表数量局限性（指能对的指示水位的水位表数量）、安全阀解列的状况下运营。3.2.1.1每台蒸汽锅炉至少应装两只彼此独立的就地水位表和两只远程水位表。亚临界压力的锅炉在启动调试时应进行水位标定实验，以拟定就地水位表的基准零位。每次大修时应对水位表进行检修校验。3.2.2参与电网调峰的锅炉，运营规程中应制定相应的技术措施。按调峰设计的锅炉，其调峰性能应与汽轮机性能相匹配；非调峰设计的锅炉，其调峰负荷的下限应由水动力计算、实验及燃烧稳定性实验拟定，并制定相应的反事故措施。3.2.3对直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应有完整的管壁温度测点，以便监视各导汽管间的温度偏差，防止超温爆管。3.2.4锅炉超压水压实验和安全阀整定应严格按规程执行。3.2.4.1大容量锅炉超压水压实验和热态安全阀校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力、汽温失控导致超压超温现象。3.2.4.2锅炉在超压水压实验和热态安全阀整定期，严禁非实验人员进入现场。3.2.4.3锅炉超压水压实验一般两个大修进行一次，根据设备的具体情况，可适当延长或缩短。3.2.4.4安全阀校验过程中应有严格的防止超压措施，并在专人监督下实行，校验人员不得半途撤离现场。安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣启动高度应符合规定，并在锅炉技术登录簿中记录。安全阀一经校验合格应加锁或铅封；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。3.2.4.5汽包和过热器上所装设安全阀的总排放量应大于锅炉最大连续蒸发量，当锅炉上所有的安全阀全开时，锅炉的超压幅度在任何情况下均不得大于锅炉设计压力的6%。再热器进出口安全阀的总排放量应大于再热器的最大设计流量。过热器、再热器出口安全阀的排放量在总排放量中所占的比例应保证安全阀启动时，过热器、再热器得到足够冷却。3.3防止设备大面积腐蚀。3.3.1严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145-1999）、《火力发电厂水汽化学监督导则》（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善措施和规定》[（88）电生字81号、基火字75]以及其他有关规定，加强化学监督工作。3.3.2凝结水的精解决设备严禁退出运营。在凝结器铜管发生泄漏凝结水品质超标时，应及时查找、堵漏。3.3.2.1机组启动时，应投入凝结水混床运营，保证凝结水混床出水质量合格，再生时要注意阴阳树脂的安全分离，防止再生过程的交叉污染，阴树脂的再生剂宜采用高纯碱，提高树脂的再生度。注意凝结水混床和树脂捕获器的完好性，防止凝结水混床在运营过程中发生跑漏树脂。3.3.3品质不合格的给水严禁进入锅炉、蒸汽品质不合格严禁并汽。水冷壁结垢超标时，要及时进行酸洗，防止发生垢下腐蚀及氢脆。3.3.3.1锅炉上水时要及时告知化学运营人员，严禁未启动化学加药系统上水，化学人员要认真分析各水样，除氧器水箱水质合格后，才允许向锅炉上水，炉水达成点火标准时，才允许锅炉点火。3.3.3.2汽机冲转前的蒸汽标准严格按《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145-1999）的12.1条执行，严禁蒸汽质量不合格时进行汽机冲转。3.3.3.3机组启动时，凝结水回收按《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145-1999）的12.3条执行。3.3.3.4机组启动时，严格监督高、低加疏水品质合格。3.3.3.5加强补给水解决运营监视，在制水周期的后期，加强出水的电导及二氧化硅含量测试，严禁一级除盐或混床失效运营。严禁向锅炉补给不合格的除盐水。3.3.3.6加强补给水再生管理，严禁再生酸碱进入锅炉。3.3.3.7当水汽质量劣化时，严格按《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561-1995）中的4.3条解决，严格执行“三级解决”原则。3.3.3.8结垢量超标的锅炉，应进行化学清洗。3.3.4按照《火力发电厂停（备）热力设备防锈蚀导则》（SD223-87）进行锅炉停用保护，防止炉管停用腐蚀。3.3.4.1机组大修期间，必须按《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561-1995）规定，对热力设备各部位进行化学检查，真实反映热力设备的腐蚀结垢实际情况并作好记录。3.3.4.2对于主蒸汽压力<5.8MPa，当锅炉结垢量达成600g/m2以上或锅炉化学清洗间隔年限超过2023时,必须在大修期间进行化学清洗；对主蒸汽压力为5.88～12.64MPa，当锅炉结垢量达成400g/m2以上或锅炉化学清洗间隔年限超过2023时，也必须在大修期间进行化学清洗；对于主蒸汽压力>12.7MPa，当锅炉结垢量达成300g/m2以上或锅炉化学清洗间隔年限超过6年时，必须在大修期间进行化学清洗。3.3.5加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。3.3.6安装或更新凝汽器铜管前，要对铜管全面进行探伤检查。3.3.6.1安装或更新凝汽器铜管前，要对铜管全面进行涡流探伤和内应力检查（24小时氨熏实验），必要时进行退火解决。铜管试胀合格后，方可正式胀管，以保证凝汽器铜管及胀管的质量。电厂应结合大修对凝汽器铜管腐蚀及减薄情况进行检查，必要时应进行涡流探伤检查。3.3.6.2严格控制给水的加氨量，以防凝汽器铜管产生氨蚀。3.4防止炉外管道爆破。3.4.1加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析因素，及时采用措施。当炉外管道有漏汽、漏水现象时，必须立即查明因素、采用措施，若不能与系统隔离进行解决时，应立即停炉。3.4.2定期对导汽管、汽连络管、水连络管、下降管等炉外管道以及弯管、弯头、联箱封头等进行检查，发现缺陷（如表面裂纹、冲刷减薄或材质问题）应及时采用措施。3.4.2.1运营5万小时后，对导汽管做外观检查，应无裂纹、腐蚀等现象，测量弯头圆度及复圆情况。进行外弧面测量，超声波探伤时，应无裂纹或其它缺陷，每次检查高温过热器出口导汽管50%，其他导汽管各1～2根。10万小时后增长硬度和金相检查。3.4.2.2运营5万小时后，下降管做外观检查，应无裂纹、腐蚀等现象。每次检查抽检10～20%。10万小时后应对弯头两侧用超声波探伤检查。3.4.2.3定期检查给水、减温水的弯头、三通、阀门及其焊缝进行超声波探伤检查。3.4.3加强对汽水系统中的高中压疏水、排污、减温水等小径管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。3.4.3.1检查内容为宏观、测厚、光谱、硬度检查，必要时进行探伤检查。3.4.3.2检查过热器出口联箱、集汽联箱引出的空气、疏水、压力信号等小口径管，运营10万小时后，应予更换。3.4.3.3抽查排污管、疏水管的弯头，外壁应无裂纹、腐蚀等缺陷，5万小时后增长排污管割管检查项目。3.4.4按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438-2023），对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及其焊缝进行检查。3.4.5按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T616-1997）的规定，对支吊架进行定期检查。对运营10万小时的主蒸汽管道、再热蒸汽管道支吊架要进行全面检查和调整，必要时应进行应力核算。3.4.5.1主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道、高低压旁路管道与启动旁路管道初次试投运时，在蒸汽温度达成额定值8小时后，应对所有的支吊架进行一次目视检查，对弹性支吊架荷载标尺或转体位置、减振器及阻尼器行程、刚性支吊架及限位装置状态进行一次记录。发现异常应分析因素，并进行调整或解决。3.4.5.2主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道的重要支吊架在每次大修时应做以下检查：（1）承受安全阀、泄压阀排汽反力的液压阻尼器的油系统与行程；（2）承受安全阀、泄压阀排汽反力的刚性支吊架间隙；（3）限位装置、固定支架结构状态是否正常；（4）大荷载刚性支吊架结构状态是否正常。3.4.5.3每次大修时应对机组主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道、高低压旁路管道与启动旁路管道的支吊架进行检查，每年还应在热态时进行以下检查，并作好记录：（1）

弹簧支吊架是否过渡压缩、偏斜或失载；（2）

恒力弹簧支吊架状态是否异常；（3）

弹性支吊架状态是否异常；（4）

刚性支吊架状态是否异常；（5）

限位装置状态是否异常；（6）

减振器及阻尼器位移是否异常。3.4.5.4主蒸汽管道、高低温再热蒸汽管道运营3～4万小时以后的大修时，应对所有支吊架的根部、功能件、连接件和管部进行一次全面检查并记录。3.4.5.5主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水管道、高低压旁路管道与启动旁路管道运营8～12万小时后的大修时，应对支吊架进行一次全面检查。检查的内容有：（1）

承载结构与根部辅助钢结构是否有明显变形，重要受力焊缝是否有宏观裂纹；（2）

弹簧支吊架的荷载标尺指示或恒力弹簧支吊架的转体位置是否异常；（3）

吊架活动部件是否损坏或异常；（4）

吊杆及连接配件是否损坏或异常；（5）

刚性支吊架结构状态是否损坏或异常；（6）

限位装置、固定支架结构状态是否损坏或异常；（7）

减振器结构状态是否正常，阻尼器的油系统与行程是否正常；（8）

管道零部件是否有明显变形，重要受力焊缝是否有宏观裂纹。对于在检查中发现有超过10%支吊架受力不正常的主蒸汽和再热蒸汽管应进行全面调整和应力核算。3.4.6对于易引起汽水两相流的疏水、空气等管道，应重点检查其与母管相连的角焊缝、母管开孔的内孔周边、弯头等部位，其管道、弯头、三通和阀门，运营10万小时后，宜结合检修所有更换。3.4.7要加强锅炉及大口径管道制造和安装质量监督、检查。电站管件制造单位应持有有关的资质证书。3.4.7.1要重点检查制造单位和安装单位的有关资质证书和质保体系的运营情况。3.4.8要认真进行锅炉监造、安全性能检查和竣工验收的检查工作。3.4.8.1监造、检查应委托具有相关资质的检查单位，严格按有关规程的规定进行。3.4.8.2进口锅炉的监造应由电管局成立安全性能监督检查领导小组。3.4.8.3对于产品到货后不便于进行内部检查的重大设备及具体特殊规定的设备，如汽包、联箱、锅水循环泵等，应派人在制造厂进行现场进行监造和抽检。3.4.9加强焊工管理及完善焊接工艺质量和评估。杜绝无证（含过期证）上岗和超合格证允许范围施焊现象。焊接工艺、质量、热解决及焊接检查应符合《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。3.4.10在检修中，应重点检查也许因膨胀和机械因素引起的承压部件爆漏的缺陷。3.4.11定期对喷水减温器检查，防止减温器喷头及套筒断裂导致过热器联箱裂纹。3.4.12加强锅炉安全监察工作，锅炉第一次投入使用前应及时填写锅炉登录簿，并必须到有关部门进行注册登记办理使用证。3.5防止锅炉四管漏泄。3.5.1严格执行《防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则》（能源电[1992]1069号）。3.5.1.1各厂应当成立四管防磨防爆小组，使四管防磨防爆工作制度化。在对锅炉受热面进行大面积更换前，应对受热面管进行寿命评估，以确认是否需要更换。3.5.1.2凡发生四管爆漏后均要进行金相检查，分析因素。3.5.2过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及时停运，防止扩大冲刷损坏其他管段。大型锅炉在有条件的情况下，可采用漏泄监测装置。3.5.2.1200MW及以上机组的锅炉在有条件的情况下，应尽也许采用漏泄监测装置。3.5.3定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，发现问题及时解决。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导致水冷壁泄漏。3.6达成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实验，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。3.7按照《电力锅炉压力容器监察规程》（DL612-1996）规定，加强司炉工的培训，持证上岗；200MW及以上机组的司炉须经模拟机培训，并考试合格。3.8火电厂、火电安装单位应配备锅炉压力容器监督工程师，并持证上岗。

４防止压力容器爆破事故

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，并重点规定如下：4.1防止超压。4.1.1根据设备特点和系统的实际情况，制定每台压力容器的操作规程，操作规程中应明确异常工况的紧急解决方法，保证在任何工况下压力容器不超压、超温运营。4.1.2各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放实验。4.1.2.1安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣启动高度应符合规定，并在压力容器技术登录簿登录。4.1.2.2在校验合格有效期内，每年至少进行一次排气实验。4.1.2.3安全阀的排汽管设立对的，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。4.1.2.4蒸汽严密性实验检查时无泄漏。4.1.3运营中的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）应处在正常工作状态。设有自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置的退出应经总工程师批准，保护装置退出后，实行远控操作并加强监视，且应限期恢复。4.1.3.1同一系统的各压力表读数应一致，量程和准确度符合有关规程规定。压力表在校验有效期内使用。4.1.3.2水位表完好、无泄漏，液位波动正常，指示清楚，有最高最低液位标示。4.1.4除氧器的运营操作规程应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》（能源安保[1991]709号）的规定。除氧器两段抽汽之间的切换点，应根据《电站压力式除氧器安全技术规定》进行核算后在运营规程中明确规定，并在运营中严格执行，严禁高压汽源直接进入除氧器。4.1.4.1压力式除氧器应采用全启式弹簧安全阀，且不少于两只，分别装在除氧头和给水箱上。安全阀的总排放量不应小于最大进汽量。对于设计压力低于常用最大抽汽压力的定压运营除氧器，安全阀的总排放量不小于除氧器额定进汽量的2.5倍。安全阀的公称直径不宜小于150mm。4.1.4.2除氧器上安全阀的起座压力宜按下列规定调整和校验；定压运营除氧器：1.25～1.30倍除氧器额定工作压力；滑压运营除氧器：1.20～1.25倍除氧器额定工作压力。4.1.5使用中的各种气瓶严禁改变涂色，严防错装、错用；气瓶立放时应采用防止倾倒的措施；液氨钢瓶必须水平放置；放置液氯、液氨钢瓶、溶解乙炔气瓶场合的温度要符合规定。使用溶解乙炔气瓶者必须配置防止回火装置。4.1.6压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或坚固工作。4.1.7压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检查表计，按规定周期进行强检。4.1.8结合压力容器定期检查或检修，每两个检查周期至少进行一次耐压实验。4.1.9检查进入除氧器、扩容器的高压汽源，采用措施消除除氧器、扩容器超压的也许。推广滑压运营，逐步取消二段抽汽进入除氧器。4.1.10单元制的给水系统，除氧器上应配备不少于两只全启式安全门，并完善除氧器的自动调压和报警装置。4.1.11除氧器和其他压力容器安全阀的总排放能力，应能满足其在最大进汽工况下不超压。4.2氢罐4.2.1制氢站应采用性能可靠的压力调整装置，并加装液位差越限联锁保护装置和氢侧氢气纯度表，在线氢中含氧量监测仪表、防止制氢设备系统爆炸。4.2.2对制氢系统及氢罐的检修要进行可靠地隔离。4.2.3氢罐应按照《电力工业锅炉压力容器规程》（DL647-1998）的规定进行定期检查，重点是壁厚测量，封头、筒体外形检查。防止腐蚀鼓包。4.3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》和《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612-1996）的规定，实行定期检查制度。4.3.1应对与压力容器相连的机、炉外管管系进行检查，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。4.3.2严禁在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。4.3.3停用超过2年以上的压力容器重新启用时要进行再检查，耐压实验确认合格才干启用。4.3.3.1除以上规定外当出现以下情况之一者，在内外部检查合格后也应进行超压水压实验，耐压实验确认合格后才干启用：（1）

用焊接方法进行过大面积修理；（2）

移装的；（3）

无法进行内部检查的。4.3.4在订购压力容器前，应对设计单位和制造厂商的资格进行审核，其供货产品必须附有“压力容器产品质量证明书”、“强度计算书”和制造厂所在地锅炉压力容器监测机构签发发“监检证书”。电厂应与制造厂签订技术协议，锅炉压力容器监督工程师应全过程参与压力容器的订购工作，要加强对所购容器的质量验收，特别应参与容器水压实验等重要项目的验收见证。4.3.5对在役压力容器检查中，安全状况等级评估达不到监督使用标准（三级）的，要在最近一次检修中治理升级。检查后定为五级的容器应按报废解决。4.3.6压力容器的定期检查必须委托具有资质的单位进行。4.3.7压力容器的定期检查间隔时间具体规定如下：（1）外部检查。每年至少一次；（2）内外部检查，可结合机组大修进行，其间隔时间为：安全状况等级为1~2级的，每2个大修期进行一次，安全状况为3~4级的，结合每次大修进行一次；（3）超压水压实验。每3个大修间隔进行一次，且2023至少进行一次。4.3.8有下列情况之一的容器，应缩短检查时间间隔：（1）运营后初次检查或材料焊接性能较差，且在制造时曾多次返修的；（2）运营中发现严重缺陷或筒壁受冲刷壁厚严重减薄的；（3）进行技术改造变更原设计参数的；（4）使用期达2023以上，经技术鉴定确认不能按正常检查周期使用的；（5）材料有应力腐蚀的；（6）检查人员认为应当缩短的。4.3.9压力容器因故不能准时检查，使用单位应书面报告电管局锅炉压力容器安全监察机构，经批准后方可适当延长检查时间。4.3.10受检单位应向检查人员提供受检容器的以下技术资料：（1）

安装竣工图和产品质量证明书；（2）

设备运营、故障、事故、缺陷解决及检修记录；（3）

强度计算书或强度计算汇总表；（4）

压力表、安全阀及自动保护校验报告；（5）

历次压力容器检查报告。（6）

压力容器技术登录簿及使用登记证。4.3.11内外部检查结束，应对压力容器安全状况进行评级，并拟定下次检查日期。4.4压力容器投入使用必须按照《压力容器使用登记管理规则》办理注册登记手续，申领使用证。不按规定检查、申报注册的压力容器，严禁投入使用。1982年4月《压力容器使用登记管理规则》颁布前制造的老容器，若设计资料不全、材质不明及经检查安全性能不良者，应安排计划进行更换。

5

防止锅炉尾部再次燃烧事故5.1锅炉空气预热器的传热元件在出厂和安装保管期间不得采用浸油防腐方式。5.2锅炉空气预热器在安装后第一次投运时，应将杂物彻底清理干净，经制造、施工、建设、生产等各方验收合格后方可投入运营。5.3回转式空气预热器应设有可靠的停转报警装置、完善的水冲洗系统和必要的碱洗手段，并宜有停炉时可随时投入的碱洗系统。消防系统要与空气预热器蒸汽吹灰系统相连接，热态需要时投入蒸汽进行隔绝空气式消防。回转式空气预热器在空气及烟气侧应装设消防喷淋水管，喷淋面积应覆盖整个受热面。5．3．1

回转式空气预热器应设有独立的主辅电机、烟气挡板联锁保护。5．3．2

回转式空气预热器的停转报警信号应取自空气预热器的主轴信号，而不能取自空气预热器的马达信号。5．3．3

回转式空气预热器应设有吹灰器，并可以保证锅炉任何负荷均可投入，保证回转式空气预热器换热面清洁。5．4

在锅炉设计时，油燃烧器必须配有调风器及稳燃器，保证油枪根部燃烧所需用氧量。新安装的油枪，在投运前应进行冷态实验。5．5

精心高速锅炉制粉系统和燃烧系统运营工况，防止未完全燃烧的油和煤粉存积在尾部受热面或烟道上。5．6

锅炉燃用渣油或重油时应保证燃油温度和油压在规定值内，保证油枪雾化良好、燃烧完全。锅炉点火时应严格监视油枪雾化情况，一旦发现油枪雾化不好应立即停用，并进行清理检修。5．6．1

采用蒸汽雾化时，应保证雾化蒸汽的压力在规定值内。5．7

运营规程应明确省煤器、空气预热器烟道在不同工况烟气温度限制值，当烟气温度超过规定值时，应立即停炉。运用吹灰蒸汽管或专用消防蒸汽将烟道内充满蒸汽，并及时投入消防水进行灭火。5．7．1回转式空气预热器在停止时可以程控隔绝。5．7．2回转式空气预热器应设立可靠的火灾报警系统。5．8

回转式空气预热器出入口烟/风挡板，应能电动投入且挡板能全开、关闭严密。5．8．1

启动前应做回转式空气预热器出入口烟/风挡板严密性和灵活性实验。5．8．2

运营中发现回转式空气预热器出入口烟/风挡板卡涩，应及时解决。5．9

回转式空气预热器冲洗水泵应设再循环，每次锅炉点火前必须进行短时间启动实验，以保证空气预热器冲洗水泵及其系统处在良好的备用状态，具有随时投入条件。5．10

若发现回转式空气预热器停转，立即将其隔绝，投入消防蒸汽和盘车装置。若挡板隔绝不严或转子盘不动，应立即停炉。5．10．1

若回转式空气预热器未设出入口烟/风挡板，发现回转式空气预热器停转，应立即停炉。5．11

锅炉负荷低于25%额定负荷时应连续吹灰，锅炉负荷大于25%额定负荷时至少每8h吹灰一次，当回转式空气预热器烟气侧压差增长或低负荷煤、油混烧时应增长吹灰次数。5．12

若锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混烧，可根据具体情况运用停炉对回转式空气预热器受热面进行检查，重点是检查中层和下层传热元件；若发现有垢时要碱洗。5．12．1碱洗操作时，碱溶液水温应大于70～80℃。5．13

锅炉停炉1周以上时必须对回转式空气预热器受热面进行检查，若有存挂油垢或积灰堵塞的现象，应及时清理并进行通风干燥。

6

防止锅炉炉膛爆炸事故

为了防止锅炉炉膛事故发生，应严格执行《大型锅炉燃烧管理的若干规定》、《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL435-91）以及其它有关规定，并重点规定如下：6．1

防止锅炉灭火。6．1．1

根据《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL435-91）中有关防止炉膛灭火放炮的规定以及设备的状况，制定防止锅炉灭火放炮的措施，应涉及煤质监督、混配煤、燃烧调整、低负荷运营等内容，并严格执行。6．1．2

加强燃煤的监督管理，完善混煤设施。加强配煤管理和煤质分析，并及时将煤质情况告知运营人员，作好高速燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。6.1.2.1

天天对入炉煤均应进行煤质分析,并及时将煤质情况告知运营人员。6.1.2.2

建立燃煤的监督、混配煤管理和煤质分析制度。6.1.2.3

有条件的电厂可配备燃煤快速分析设备，以煤质测试结果指导锅炉燃烧。6.1.2.4

运营人员要加强炉膛灭火放炮的事故预想，加强防止炉膛灭火放炮的反事故演习。6.1.3

新炉投产、锅炉改善性大修后或当实用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃烧调整，以拟定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。6.1.3.1

燃烧器改造应组织技术论证。6.1.3.2

燃烧器改造后，应由试研院进行燃烧调整实验，拟定深度调峰能力，制定低负荷运营的措施。6.1.3.3

电厂应建立不同煤质情况下的燃烧运营卡。改烧煤种之前，应进行技术论证。6.1.4

当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临所有灭火时，严禁投助燃油枪。当锅炉灭火后，要立即停止燃料(含煤、油、燃气、制粉乏气风)供应，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充足通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。6.1.4.1

运营中加强炉膛负压的监视，当煤质低劣、负荷过低、煤质潮湿等因素导致燃烧不稳，负压波动较大时，应及时采用投油助燃等稳燃措施。6.1.4.2

重新点火后，在加负荷或投粉时油枪燃烧必须正常，并有专人监视着火情况，发现煤粉喷入炉膛后不着火时，必须立即停止投粉，先将油枪调整好，待燃烧稳定后再进行投粉。6.1.4.3

加强锅炉燃烧调整，特别是一次风速的监视，防止因风速过低煤粉堵管而导致锅炉熄火。6.1.4.4

燃烧煤质变化频繁时，应加强燃烧监视，特别是炉膛负压的监视，及时作好燃烧调整。6.1.4.5

当某只燃烧器连续数次投不上时，应立即停止，未查明因素，严禁继续试投。6.1.5

100MW及以上等级机组的锅炉应装设锅炉灭火保护装置。加强锅炉灭火保护装置的维护与管理，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。6.1.5.1

运营中加强对火焰探头冷却风的监视,保证冷却风风压和流量的正常。6.1.5.2

定期对火焰探头进行检查,并对炉膛负压管路进行吹扫。6.1.5.3

有条件的应增长火焰电视设备。6.1.6

严禁随意退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准，并事先作好安全措施。热工仪表、保护、给粉控制电源应可靠，防止因瞬间失电导致锅炉灭火。6.1.7

加强设备检修管理，重点解决炉膛严重漏风、给粉机下粉不均匀和煤粉自流、一次风管不畅、送风不正常脉动、堵煤（特别是单元式制粉系统堵粉）、直吹式磨煤机断煤和热控设备失灵等缺陷。6.1.8

加强点火油系统的维护管理，消除泄漏，防止燃油漏入炉膛发生爆燃。对燃油速断阀要定期实验，保证动作对的、关闭严密。6.1.8.1

每次启动前应做油系统泄漏实验。6.1.8.2

锅炉启动退出油枪后，要检查油枪头部是否有燃油漏入炉膛，发现漏油应及时解决。6.1.9

对于使用燃气助燃或燃烧的锅炉,应加强对燃气系统的管理。6.1.9.1

在燃气系统范围内动火时，应严格执行动火工作票制度。6.1.9.2

动火或点火前，应检查燃气是否泄漏，如发现泄漏，应立即解决。6.1.9.3

在锅炉运营过程中，应加强对燃气系统的巡视检查。6.1.9.4

燃气系统范围内，应有“严禁烟火”的警示牌。6.2

防止严重结焦。6.2.1

采用与锅炉相匹配的煤种,是防止炉膛结焦的重要措施。6.2.1.1

为防止锅炉严重结焦，应加强电厂入炉煤的分析。6.2.1.2

加强燃煤管理和煤质分析，发现易结焦煤质时，及时告知运营人员。6.2.2

运营人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及时解决。6.2.2.1

发现有结焦情况，应及时查找因素，进行分析，采用措施减轻直至消除结焦现象。6.2.2.2

若发现有大焦、塔焦影响安全运营时，严禁运营中打焦，应立即停炉解决。6.2.2.3

增长炉膛卫燃带时，应作好技术可行性论证。6.2.3

大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运营,防止炉膛沾污结渣导致超温。6.2.3.2

电厂应制定严格的吹灰程序及制度,并坚决执行。6.2.4

受热面及炉底等部位严重结渣,影响锅炉安全运营时,应立即停炉解决。

7

防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故

为防止制粉系统爆炸及煤尘爆炸事故，应严格执行《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL435-91）有关规定以及其它有关规定，重点规定如下：7.1防止制粉系统爆炸。7.1.1

要坚持执行定期降粉制度和停炉前煤粉仓空仓制度。7.1.1.1紧急停炉后，应严密监视粉仓温度，必要时应将粉仓内存粉放掉。7.1.2

根据煤种控制磨煤机出口温度，制粉系统停止后，对输粉管道要充足进行抽粉；有条件的，停运时对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护。7.1.2.1运营规程中应严格规定磨煤机的出口温度限值，运营操作中应严格按规程的规定来进行。7.1.2.2煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护后，应避免煤粉结块而致使给粉机下粉不畅。7.1.3

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告知运营人员,以便加强监视和巡查，发现异常及时解决。7.1.4

当发现粉仓内温度异常升高或确认粉仓内有自燃现象时，应及时投入灭火系统，防止因自燃引起粉仓爆炸。7.1.4.1应保证制粉系统及粉仓设有消防装置，并能正常投入使用。7.1.4.2每次机组大修应对灭火装置进行检修。7.1.4.3往粉仓外排粉时，应充足作好防火准备，防止煤粉自燃引起煤粉着火爆炸。7.1.5

根据粉仓的结构特点，应设立足够的粉仓温度测点和温度报警装置，并定期进行校验。7.1.5.1锅炉停运后，应有专人监视粉仓温度值。7.1.5.2每次机组大修时应对粉仓温度测点进行校验。7.1.6

设计制粉系统时，要尽量减少制粉系统的水平管段，煤粉仓要做到严密、内壁光滑、无积粉死角，抗爆能力应符合规程规定。7.1.7

热风道与制粉系统连接部位，以及排粉机出入口风箱的连接，应达成防爆规程规定的抗爆强度。7.1.8

加强防爆门的检查和管理工作，防爆薄膜应有足够的防爆面积和规定的强度。防爆门动作后喷出的火焰和高温气体，要改变排放方向或采用其它隔离措施。以避免危及人身安全、损坏设备和烧损电缆。7.1.8.1每次机组检修应对防爆门进行检查。7.1.9

定期检查仓壁内衬钢板，严防衬板磨漏、夹层积粉自燃。每次大修煤粉仓应清仓，并检查粉仓的严密性及有无死角，特别要注意仓顶板KK大梁搁置部位有无积粉死角。7.1.10

粉仓、绞龙的吸潮管应完好，管内通畅无阻，运营中粉仓要保持适当负压。7.1.10.1

绞龙使用后，应及时清理积粉，并定期检查试转。7.1.10.2

绞龙启动前应检查有无自燃现象。7.1.11

制粉系统煤粉爆炸事故后，要找到积粉着火点，采用针对性措施消除积粉。必要时可改造管路。7.1.12

加强三块（铁块、木块和石块）分离的管理，保证三块不进入磨煤机。7.1.13

对于中速磨煤机，应加强石子煤箱的清理工作。7.1.14

对于中速磨煤机，应加强允惰的管理，在磨煤机启动前及停止时应进行一定期间的允惰。7.1.15

对于磨煤机入口风道上的隔绝门，应加强检查，保证严密不漏风。7.1.16

制粉系统的所有风压、风量及温度测点应定期检查校验，规定表盘指示准确，保证提供真实可靠的运营监控数据。7.1.17

严禁在磨煤机运营时进行动火工作，在磨煤机停运时若进行动火工作，应作好可靠的安全措施。7.1.18

对制粉系统的温度及风量控制应加强监视，将其控制在合理的范围内。7.1.19

制粉系统的连锁保护必须正常投入，特别是当磨煤机跳闸时，必须检查给煤机是否正常联跳。7.2防止煤尘爆炸7.2.1消除制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点，减少煤尘浓度。大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止煤尘爆炸。7.2.2

煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应有消防设施，并备有专用的灭火器材，消防系统水源应充足、水压符合规定。消防灭火设施应保持完好，按期进行实验（实验时灭火剂不进入粉仓）。7.2.3

煤粉仓投运前应做严密性实验。凡基建设投产时未作过严密性实验的要补做漏风实验，如发现有漏风、漏粉现象要及时消除。7.2.3.1

基建投产时未作过严密性实验的,要在最近一次大修中补做漏风实验。

8

防止锅炉汽包满水和缺水事故

8.1

汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式，以保证在任何运营工况下锅炉汽包水位的对的监视。8.2

汽包水位计的安装。8.2.1

取样管应穿过汽包内壁隔层，管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区（如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等），若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。8.2.2

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。8.2.2.1

汽包水位计水侧取样孔位置应低于锅炉汽包水位低停炉保护动作值30mm以上。8.2.3

水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少有1：100的斜度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜。8.2.3.1

在保证汽水取样管倾斜度的同时还必须保证汽水取样管的走向要符合规定，特别对于差压式水位计的汽水取样管更有严格规定：水侧取样管在与平衡容器引出取样管并列走向之前，不得向上弯曲。8.2.3.2

就地水位计、差压式水位计平衡容器与汽包连接的汽水取样管的内径应不小于25mm。8.2.4

新安装的机组必须核算汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合规定。8.2.4.1

新安装水位计的汽水取样管的走向和倾斜度也应满足上述规定，并要建立相应的具体技术档案。8.2.4.2

对于新安装的差压式水位计还必须对其压力补偿计算公式和组态进行认真核算和模拟实验，必要时可进行汽包真实水位实验。8.2.5

差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器(平衡容器),再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。8.2.5.1

目前带压力补偿的差压式水位计的汽水取样管基本上都先引到一个连通容器的一侧，再从连通容器另一侧引出汽水取样管至平衡容器和差压变送器的连接方式。必须严禁在连通容器中段引出汽水取样管，但若保证连通容器两侧汽水取样管水平对齐，则不影响正常取样。8.2.5.2

当根据上述规定对差压式水位计的汽水取样管进行改造时，必须根据改造后汽水取样管及平衡容器的实际尺寸对差压变送器的量程、水位计算公式和压力补偿计算公式重新进行计算和校核。8.3

对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉，其汽包水位计应以差压式（带压力修正回路）水位计为基准。汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选。8.3.1

差压水位计（变送器）应采用压力补偿。汽包水位测量应充足考虑平衡容器的温度变化导致的影响，必要时采用补偿措施。8.3.1.1

一方面必须要核算平衡容器实际温度与压力补偿计算公式中设定补偿温度的差值，并且还要观测记录这个差值随时间和气候变化的情况。8.3.1.2

当上述差值无规律变化比较大时，则必须采用自动补偿措施；当上述差值随季节有规律变化，并且实行自动补偿措施有困难时，则可暂采用其他补偿措施：（1）对平衡容器周边环境进行改善，尽量减少平衡容器温度的变化；（2）定期对压力补偿计算公式中设定的补偿温度进行调整。8.3.2

汽包水位测量系统,应采用对的的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运营及对的性。8.3.3

过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉的运营规程中应明确汽包水位计以差压式(带压力修正回路)水位计为基准的规定,运营人员应以此基准控制汽包水位。8.3.4

过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉的汽包水位信号应采用三取中值的方式进行优选，尚未实现三取中值的方式，应尽快进行改造实现。8.4

汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准,并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表8-1给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h，仅供参考。

表8-1就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h汽包压力（MPa）16.14～17.6517.66～18.3918.40～19.60△h（mm）-76-102-1508.4.1就地汽包水位计示值与汽包内部实际水位的差值不仅与汽包压力有关，并且在同一压力下还与汽包水位有关，运营人员和维护人员必须了解和掌握这些规律。8.4.2表8-1中给出的差值只是参考范围，各电厂应针对具体的锅炉通过实验得出在不同压力、不同水位下，自身的各类汽包水位计示值与汽包内部实际水位的差值关系。8.4.3对于过热器出口压力为13.5MPa及以上锅炉,在保证水位测量取样孔、取样管、平衡容器等的对的安装，差压变送器和测量回路、压力补偿及水位计算等各个环节对的的前提下，并通过校核后，带压力补偿回路的差压式水位计示值可作为参考基准来比较各类水位计的差值。8.4.4运营人员在控制汽包水位时应同时监视不同类型水位计的示值，并根据互相之间的关系对的判断汽包内部实际水位。8.5按规程规定对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于30mm时，应立即报告，并查明因素予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运营时，必须停炉解决。8.6严格按照运营规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列入验收重要项目之一。8.6.1各单位应针对机组配置的汽包水位计类型制定相应的水位计及其测量系统的检查和维护制度，并严格执行。8.6.2控制室内汽包水位电视图像要清楚，运营人员在监视汽包水位时应以差压水位计为基准，参考各类水位计示值，发现异常要立即告知有关人员解决。8.6.3新建机组在带负荷试运阶段前应完毕汽包水位计的热态调整及校核工作。8.7当一套水位测量装置因故障退出运营时，应填写解决故障的工作票，工作票应写明故障因素、解决方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能完毕，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不超过24h，并报上级主管部门备案。8.8锅炉高、低水位保护。8.8.1锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种因素须退出运营时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期（不宜超过8h）恢复；当有二点因某种因素须退出运营时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运营措施，经总工程师批准，限期（8h以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运营。8.8.1.1锅炉汽包水位独立测量的概念是指从汽包水位取样孔、取样管道、测量容器、变送器，直至水位显示均完全独立。8.8.1.2对于锅炉汽包水位高、低保护已采用独立测量的三取二的逻辑判断方式的，在机组检修期间应对三取二的逻辑、故障时自动转为二取一和一取一的逻辑进行模拟实验，保证保护逻辑的对的。8.8.1.3对于锅炉汽包水位高、低保护尚未采用独立测量的三取二的逻辑判断方式的，应制定计划尽快进行改造，以实现独立测量的三取二的逻辑判断的锅炉汽包水位高、低保护。8.8.2锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护实验、用排污门放水的方法进行低水位保护实验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。8.8.3在确认水位保护定值时，应充足考虑因温度不同而导致的实际水位与水位计（变送器）中水位差值的影响。8.8.4锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。8.8.5汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完整严禁启动。8.9

对于控制循环汽包锅炉，炉水循环泵差压保护采用二取二方式时。当有一点故障退出运营时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期恢复（不宜超过8h）。当二点故障超过4h时，应立即停止该炉水循环泵的运营。8.10

当在运营中无法判断汽包的确水位时，应紧急停炉。8.11

高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行实验，保证其动作可靠。当因某种因素需退出高压加热器保护装置时，应制定措施，经总工程师批准，并限期恢复。8.12

给水系统中各备用设备应处在正常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时，应制定安全运营措施，限期恢复投入备用。8.13

建立锅炉汽包水位测量系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期分析，找出因素及解决对策，并实行消缺。8.14运营人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，经常分析各运营参数的变化，调整要及时，准确判断及解决事故。不断加强运营人员的培训，提高其事故判断能力及操作技能。

9防止汽轮机超速和轴系断裂事故

为了防止汽轮机超速和轴系断裂事故的发生，应认真贯彻原水利电力部《防止20万千瓦机组严重超速事故的技术措施》和《防止国产200MW机组轴系断裂事故暂行措施》，并提出以下重点规定：9.1防止超速9.1.1在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运营，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。9.1.1.1主汽门及调速速汽门应能关闭严密，关闭过程迅速且无卡涩现象。9.1.1.2调节保安系统的定期实验装置应完好，运营人员应严格按规定进行定期实验并做好完整的实验记录。定期实验一般涉及主汽门和调速汽门的门杆在线活动实验、设计规定的电磁阀活动实验以及危急保安器注油实验等。9.1.1.3新安装的机组或机组大小修后、危急保安器解体和调整后、机组进行甩负荷实验前，均应做超速实验。9.1.1.4机组正常运营中，应按制造厂及运营规程的规定进行危急保安器注油实验，注油实验不合格时，应及时解决。9.1.2各种超速保护均应正常投入运营，超速保护不能可靠动作时，严禁机组启动和运营。9.1.2.1对设计有附加超速保护的机组，要对附加超速保护装置进行定期的检查和实验，保证该功能在机组正常运营时可以可靠投入。(1)

对于东汽原液调机组，附加超速保护应在机组静止时通过静止实验阀进行校验，校验时附加保护油压表须更换为0.4级标准表。(2)

对于哈汽原液调机组，附加超速保护功能应在机组大修时，通过检查主油泵推力瓦的磨损情况、随动滑阀后附加超速油口的过封度等进行核算。9.1.2.2对设计有电超速保护的机组，要进行实动实验，保证其动作转速符合有关技术规定。机组运营期间电超速保护必须正常投入。9.1.3机组重要运营监视表计，特别是转速表，显示不对的或失效，严禁机组启动。运营中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运营。（建议将该条中“在无任何有效监视手段”该为“在无有效监视手段”）9.1.4透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组启动。9.1.4.1加强透平油和抗燃油的品质监督工作，防止品质恶化。9.1.4.2对于铸造形式的前箱、轴承箱及其箱盖，应将铸造型砂彻底清理干净。机组安装、检修时，油系统的施工工艺与油净化循环应符合规定。9.1.4.3汽封间隙应调整适当，汽封系统设计及管道配置合理，汽封压力自动调节应正常投入。9.1.4.4汽轮机前箱、轴承箱负压具有调整手段，但负压不宜过高，以防止灰尘及汽、水进入油系统。9.1.4.5机组运营期间，透平油净化装置、抗燃油再生过滤装置，必须投入连续运营。9.1.5机组大修后必须按规程规定进行汽轮机调节系统的静止实验或仿真实验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁启动。9.1.5.1调节系统静止实验和静态实验合格，系统速度变动率、迟缓率及汽门关闭时间等参数符合设计规定。9.1.5.2汽轮机调节系统实验，应按《汽轮机调节控制系统实验导则》（DL/T711-1999）的规定进行。9.1.5.3配汽机构的调整要能保证汽轮机主汽门和调节汽门在热态下关闭严密。具有凸轮的配汽机构在其静止实验完毕后应恢复滚轮冷态预留间隙，以防热态下调节汽门关闭不严。9.1.5.4定期检查电液伺服阀的安全偏置，并做好记录。对于安全偏置局限性或反向偏置的要及时进行调整。9.1.5.5定期检查电液伺服模块的稳态伺服电流，电液伺服模块出现积分饱和等异常现象时要及时进行分析解决。9.1.6正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。（建议将该条中“千瓦时表停转或逆转以后”改为“有功功率表到零或负值以后”）9.1.7在机组正常启动或停机的过程中，应严格按运营规程规定投入汽轮机旁路系统，特别是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须启动。机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。9.1.7.1旁路控制系统的各执行机构，必须动作可靠、快速灵活，各阀门关闭严密。控制逻辑对的，保证旁路系统可以及时可靠地投入。9.1.7.2按设计规定保证旁路系统的热备用状态，严防系统内积水或疏水不畅。9.1.8在任何情况下绝不可强行挂闸。9.1.9机械液压型调节系统的汽轮机应有两套就地转速表，有各自独立的变送器（传感器），并分别装设在沿转子轴向不同的位置上。9.1.9.1汽轮发电机主轴上应至少装有一套转速监视装置。9.1.10抽汽机组的可调整抽汽逆止门关闭应严密、连锁动作可靠，并必须设立有快速关闭的抽汽截止门，以防抽汽倒流引起超速。9.1.11对新投产的机组或汽轮机调节系统重大改造后的机组必须进行甩负荷实验。对已投产尚未进行甩负荷实验的机组，应积极发明条件进行甩负荷实验。9.1.11.1机组进行甩负荷实验前应制定严格的实验方案和安全措施。9.1.11.2东方汽轮机厂D05、D09型200MW汽轮机甩负荷实验前，要具体检查调速油泵及一次脉动油路，防止调速油泵工作流量偏大，并保证透平油含水不超标。模拟甩负荷实验时要核算调速油泵出入口的油压波动在正常范围内。9.1.11.3对阀门执行机构中电液伺服模块带有PID调节的汽轮机电液控制系统，甩负荷实验前要逐个核算电液伺服模块的稳态输出电流（或伺服线圈的端电压），不在正常范围的，必须进行分析解决。9.1.12坚持按规程规定进行危急保安器实验、汽门严密性实验、门杆活动实验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。9.1.12.1以上各项实验必须参照《汽轮机调节控制系统实验导则》（DL/T711-1999）执行。9.1.12.2当汽水品质不符合规定期，要适当增长各汽门门杆活动次数和活动行程范围。9.1.12.3运营中发现主汽门、调节汽门卡涩时，要及时消除。清除前要有防止汽机超速或过负荷的安全措施。9.1.12.4主汽门、调节汽门卡涩不能及时消除时，必须停机解决。9.1.12.5汽门严密性实验不合格的机组，严禁投入运营。9.1.12.6各抽汽逆止门的动作应灵活可靠、关闭严密。9.1.13危急保安器动作转速一般为额定转速的110%±1%。9.1.14进行危急保安器实验时，在满足实验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。9.1.15数字式电液控制系统（DEH）应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件；对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。9.1.15.1挂闸前，启动条件不满足时，不得修改控制逻辑或强制满足启动条件。9.1.16汽机专业人员，必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运营操作，参与DEH系统改造方案的拟定及功能设计，以保证系统实用、安全、可靠。9.1.17电液伺服阀（涉及各类型电液转换器）的性能必须符合规定，否则不得投入运营。运营中要严密监视其运营状态，不卡涩、不泄露和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时解决或更换。备用伺服阀应按照制造厂的规定条件妥善保管。9.1.17.1大小修期间应根据制造厂家的规定，通过相关的实验验证电液伺服阀性能，当电液伺服阀性能不合格时，应对其进行清洗和检测。9.1.17.2电厂应做好电液伺服阀和电磁阀的备品备件工作，同时要大力加强抗燃油/透平油的油质管理和监督，严防不合格的抗燃油/透平油进入液压部套。9.1.18主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型连轴器或类似连轴器的机组，定期检查连轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的规定安装。9.1.18.1具有齿型连轴器或类似连轴器的机组，在大小修期间必须检查连轴器的润滑和磨损情况，发现问题及时解决。9.1.19要慎重对待调节系统的重大改造，应在保证系统安全、可靠的前提下，进行全面的充足的论证。9.1.19.1调节系统的重大改造经论证后，应报上级主管部门审定。9.1.19.2参与调节系统重大改造的制造厂家必须具有相应的专业资质和良好的业绩。参与改造的单位和改造的过程应在专业人员的监督和监管下进行，严把技术质量关。9.1.20严格执行运营、检修操作规程，严防电液伺服阀（涉及各类型电液转换器）等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。9.2防止轴系断裂9.2.1机组主辅设备的保