电力工业技术管理法规

电力工业技术管理法规 《电力工业技术管理法规》 (试行) 中华人民共和国电力工业部 关于颁发《电力工业技术管理法规》 (试行)的通知 (80)电技字第26号 根据1979年全国电力工作会议精神，我部组织部分电管局对1959年颁发的 《电力工业技术管理法规》进行了修编，并广泛征求了电力生产、 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 、施工、 科研等单位的意见，现颁发试行。新法规增加了“电力系统”、“基本建设工 作”、“环境保护”、“电力系统规划设计”、“金属监督”等章节，以及有关发 挥水电效益、保证大坝安全、大机组、超高压输电、电力系统自动化等条文。 本法规试行期为1年。在试行中有什么问题和意见，请及时报部，以便补充或 修订。 本《法规》(试行)主要适用于新建的单机容量为2.5万kW及以上的发电厂和 电压在1kV及以上的线路、变电所。已建的发电厂、电力线路、变电所和电力系统， 应本着增进安全和经济的目的，考虑到投资、设备供应和用户性质等情况，在确属 合理和可能的条件下，逐步进行必须的改进工程。 1980年5月5日 第一篇 总 的 部 分 第一章 电力工业技术管理的任务 第1.1.1条 电力工业技术管理的任务主要是: 1.保证全面完成和超额完成国家的生产和基建计划; 2.保证电力系统安全经济运行和人身安全; 3.保持所供电(热)能符合质量 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 ，频率、电压(汽、水的温度和压力)的偏移 在 规定范围内; 4.合理使用燃料和水力资源，不断节约能源、降低成本和提高劳动生产率; 5.水力发电厂应统筹兼顾防洪、灌溉、航运、渔业、过木、供水等效益，做到 综合利用; 6.满足国家对环境保护的要求。 第1.1.2条 为了完成前条中的任务，各级电业管理、规划、设计、施工、运行 和试验、科研等单位，应不断总结经验，推广先进技术、先进经验和合理化建议， 达到管理科学化，并加强培训教育，全面提高工作人员的业务水平。 第二章 电力工业基本建设工作 第1.2.1条 电力工业基本建设工作必须根据电力系统规划，按以下程序进行: 火电厂建设的程序是:规划选厂、电力系统设计、工程选厂、计划任务书、初 步设计、施工图设计、施工、验收。 水电厂建设的程序是:河流水电规划、计划任务书(或可行性报告)、初步设计(或 扩大初步设计)、技术施工设计、施工、验收。 大型送、变电工程可参照火电厂的基建程序进行。 第1.2.2条 电力系统规划的主要任务是根据远景电力负荷的增长和分布，能源 资源开发规划，以 及建设电厂的自然条件，全面研究和初步安排电力系统的电源布 局及骨干电网的结构。 第1.2.3条 河流水电规划的主要任务是通过对河流自然条件、流域社会经济情 况(包括防洪、灌溉、 航运、供水、养殖、生态、淹没损失以及有关工农业发展等) 的查勘、探测和分析研究，提出河流水电开发 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 ，推荐第一期可兴建的工程。为使 推荐方案技术上可行，经济上合理，应对水文、地质、水库淹没等重要问题进行深 入研究，对关键厂址应进行必要的勘探工作;对重大的外部有关问题，应与有关部 门协商，求得合理的开发方案。 为适应工作需要，对全河流开发不致引起综合利用方面矛盾的河段，可以分段 进行河流水电规划。 第1.2.4条 电力系统设计是在电力系统规划的基础上进行的。它的任务是分 期、分地区对电力系统规划中初步确定的电源、电网方案进行进一步分析论证及计 算，提出具体发、送、变电工程的建设方案和有关技术原则及措施。 第1.2.5条 火电厂的选厂工作一般分为规划选厂和工程选厂两个阶段。当热电 厂和供地方用电的中小型电厂的建厂地区比较明确时，也可直接进行工程选厂。 规划选厂主要为在几个地区分别调查各地区的建厂条件，其中应着重研究燃 料、灰、水、交通运输、环境保护、地质地震等条件;经过分析比较，提出推荐的 建厂地区或几个建厂地区的顺序，包括可能的厂址和建厂规模，并应取得当地有关 部门的同意。 工程选厂主要在批准的规划选厂报告所推荐的地区中，针对可能的厂址方案， 进一步落实建厂条件，特别是落实工程地质和水文地质的勘测工作，并取得有关方 面的书面协议或文件，经过综合技术经济分析比较，提出推荐的具体厂址和建厂规 模。 第1.2.6条 计划任务书是确定工程规模、进度和主要协作关系的重要文件，是 编制设计文件的基本依据。所有新建、扩建和改建的工程项目，各主管局应组织有 关单位按照规定的程序和内容编制计划任务书。 第1.2.7条 电力系统设计、选厂、选坝、计划任务书等是电力工程设计的前期 工作，各主管局应纳入年度计划，按照规定程序认真编报，及时审批。 第1.2.8条 设计文件是安排年度基本建设项目和组织施工的主要依据。设计单 位应保证设计内容 完整、技术先进、经济合理、保护环境，并对设计质量负责。 第1.2.9条 所有建设项目应按有关的规定、指标和定额编制设计概算、施工图 预算和竣工决算。 设计概算是设计文件的重要组成部分，是确定建设项目总投资、考核设计经济 合理性和建设成本的主要依据，设计单位必须认真编制。 第1.2.10条 建设单位的主要任务是全面安排项目和施工的组织准备工作;负 责监督检查工程质量和投资使用情况，保证工程按计划建成投产;按照国家规定的 经济指标考核本工程的投资效果并报告国家有关主管部门。 第1.2.11条 施工单位应对施工质量负全责。 施工过程中必须按照施工图和制造厂提供的技术文件的要求及有关施工、验收 的规程和 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 进行施工和验收，确保质量，不留隐患。 第三章 设备和建筑物投入运行前的交接 第1.3.1条 新建和扩建的电力工程的设备和建筑物，应经起动验收委员会验收 后方可正式投入运行。 第1.3.2条 凡有未完工作的工程不应验收投入运行。 新装的机组和附属设备，在完成设备分部检验试运(包括闭锁装置)和自动装置 的调整试验，并解决了发现的问题后，起动验收委员会方能许可整套设备进行联合 试运。整套设备必须在额定参数下进行72h满负荷连续联合试运;经过72h联合试 运并消除试运过程中发现的缺陷后，方可办理交接手续，投入运行。 如因用电负荷较少，不能达到满负荷时，联合试运的最大负荷由起动验收委员 会确 定。 联合试运不得按非设计所规定的临时系统进行。 第1.3.3条 新建和扩建的电力工程许可将整个工程分期验收投入运行，但必须 在安全和经济上具备独立运行的可能性。 所有水工建筑物和设备的水下部分，应在临时运行开始前按照设计要求全部完 成。 第1.3.4条 新建和扩建的设备与建筑物，在投入运行前，建筑、安装施工单位 应将设备的厂家资料，主要设备的安装记录，工程的施工记录，以及全部土建、热 力系统、电气系统和水力系统的各种图纸和技术资料移交给运行单位。 竣工图的移交时间由运行单位和施工单位协商确定。 在基建订货中为运行检修所订的各种备品、专用工具和仪器仪表等，应全部移 交给运行单位。 第1.3.5条 所有主要电力设备(锅炉、汽轮机、水轮机、发电机、同期调相机 和变压器等)，均应在制造厂规定的期限内进行交接试验，并测取各项技术特性。 第1.3.6条 运行单位在新建和扩建的电力工程起动验收前应做好下列准备工 作: 1.建立机组设备的管理和运行检修组织，配齐工作人员，完成培训工作; 2.从制造、设计和施工单位提供的资料中整理出设备和建筑物的图纸和技术资 料，建立技术资料的管理制度; 3.编制现场运行规程和运行操作系统图; 4.编制各种技术统计报表、设备运行日志和各种记录本等; 5.备妥各种必需的维护材料和备品，对已有的备品加以清点和保管; 6.火电厂应确定燃料的供应及运输计划，备妥必需的储备燃料; 7.水电厂应备妥水文气象和水工建筑物的观测设施，并有人专人管理。 第四章 生产人员的培训和值班人员的职责 第1.4.1条 为迅速提高生产人员的业务水平，各单位应认真贯彻执行部颁培训 制度。 第1.4.2条 发电厂、供电局和调度所的生产人员，在担任独立工作前或调任其 它工作时，应进行与该职务有关的学习，并通过下列规程考试: 1.电业安全工作规程(有关部分); 2.与本身业务有关的各项规程。 每个生产人员考试合格后，应在有经验的工作人员指导下，在工作地点经过适 当的实习。新建电厂值班人员的培训期应不少于1年(有经验的人员不少于6个月)。 发电厂和供电局的值班和维修人员，每两年至少应举行一次有关规程的考试， 电业安全工作规程应每年考试一次。 局、厂领导和工程技术人员，每3年应举行一次本法规和电业安全工作规程的 考试。 违反本法规、电业安全工作规程和生产规章制度的人员应受临时考试。 工作人员的考试成绩应登记在培训记录档案内。 第1.4.3条 生产人员应根据工作性质，定期进行体格检查，以确定其健康条件 是否符合安全规程对该职务所提出的要求。 第1.4.4条 为提高工作人员的技术和管理水平，应举办下列各种学习: 1.业务学习; 2.学习本法规、电业安全工作规程的有关部分和与本身业务有关的各项规程; 3.值班和维修人员在工作地点进行反事故、消防等演习; 4.炉、机、电或炉、机集中控制室的值班人员，应通过培训逐步掌握集中控制 的全部设备的运行操 作。 电管局(电力局)的局长和总工程师及发电厂和供电局的厂(局)长和总工程师， 应组织并监督检查工 作人员的学习。 第1.4.5条 值班人员的职责应在现场规程中明确规定。值班人员应按照现场规 程的规定和上级值班人 员的要求，使设备在安全和经济的情况下运行。 值班人员应按照现场规程的规定定期巡视、检查各项设备的运行情况，保持设 备和工作地点的整洁。 发生事故时，值班人员应按有关规程的规定正确而迅速地进行处理。 第1.4.6条 值班人员应按照现场交接班制度的规定进行交接班;在未办完交班 手续前，不得擅离职守。 在处理事故或进行重要的倒闸操作时，不得进行交接班。 值班人员不宜连续值两班。 第五章 规程、技术资料、图纸和设备编号 第1.5.1条 为使设备安全运行，运行单位应具备下列各项文件和资料: 1.各部门的职责条例; 2.设备技术登记簿; 3.设备和水工建筑物的现场运行(包括事故处理)规程和检修规程; 4.制造厂的设备特性、试验记录和使用说明书，机件的材料试验记录，火电厂 应备有锅炉技术检验记录簿; 5.设备构造断面图和零件图; 6.每台机组的竣工图、备品图册; 7.电气一次接线和二次接线的竣工图; 8.与实际情况相符的各种系统图和运行操作系统图; 9.建筑物的竣工图; 10.运行、检修记录。 此外，发电厂和变电所尚应备有下列各项文件: 1.土地使用证; 2.厂址、所址和水力枢纽的地质、地震、水文、气象和水工建筑物的观测资 料; 3.地基的断面图、竣工图和有关的施工记录; 4.隐蔽工程的检查记录; 5.建筑物和地下工程的总平面图(包括引水沟、电缆预埋件、接地网、下水道、 消防用水管道、集水井和排水井、隧道等); 6.建筑物的说明书和设计文件，表明主要荷重的图纸及屋顶荷重和楼面荷重的 重量标准。 第1.5.2条 现场规程应根据本法规，设备特性，制造厂资料，设计资料，现场 具体条件，部颁的安全规程、运行规程、检修规程、技术通报、事故通报，电管局 (电力局)的有关规定以及现场的运行、检修经验等编制。 第1.5.3条 现场规程的内容一般包括下列各项: 1.工作人员的职责; 2.设备的操作程序，以及正常和极限的运行参数; 3.事故处理的规定和注意事项; 4.设备和建筑物在运行中检查(巡视)、维护、调整和观测的规定; 5.设备检修的质量标准和主要的工艺规定; 6.有关试验的规定; 7.有关安全和消防工作的规定。 第1.5.4条 现场规程应由本单位的总工程师批准，并应随时修正和补充。 第1.5.5条 发电厂和变电所的所有主要设备和辅助设备，均应钉有制造厂铭牌 并按顺序编号。 燃料输送设备应按前进方向的顺序编号。 输配电线路应标名称和编号。 第六章 技术经济指标及技术表报 第1.6.1条 电力系统的主要技术经济指标为: 1.发电量、供电量、售电量和供热量; 2.电力系统的供电(热)成本; 3.发电厂的供电(热)成本; 4.火电厂的供电(热)标准煤耗; 5.水电厂的供电水耗; 6.厂用电率; 7.网损率(电网损失电量占发电厂送至网络电量的百分数); 8.主要设备的可调小时数; 9.主要设备的最大出力、最小出力。 第1.6.2条 各生产单位应将以上主要指标分解成小指标，落实到车间、班组和 生产岗位。 第1.6.3条 发电厂和供电局应有主要设备和主要辅助设备在各种负荷下的技 术特性。 当设备运行条件有较大改变时(改用燃料或设备改进等)，应及时修订技术特 性。 第1.6.4条 发电厂和供电局应根据设备的技术特性规定切合实际的技术定 额，并经电管局(电力局)总工程师批准;对于自备电厂，上述的技术定额则由该厂 的上级机关会同电管局(电力局)的总工程师协商一致后批准。 技术定额的编制应考虑:煤耗、厂用电率和网损率等技术经济指标的完成。技 术定额应按运行负荷的可能变化范围编制。 第1.6.5条 发电厂和供电局应经常分析技术经济指标和技术定额，发现有不正 常情况时，应及时采取适当改进措施。各生产单位应按规定向上级机关呈报运行技 术分析定期表报，并应有专人负责省煤节电工作。 第1.6.6条 水电厂应确定需要达到的供出电能的年平均单位耗水量水平，此水 平要保证水流及无弃水期间设备的最大利用。 第1.6.7条 计划指标、技术特性、技术定额及发电厂在不同电负荷和热负荷下 设备经济运行方式，应当以所有的设备和附属设备经济运行方式卡片、图表规程和 表报形式发给运行人员。 每个运行人员应遵守并保持设备的经济运行方式。 第七章 安 全 管 理 第1.7.1条 电力生产必须坚持“安全第一”的方针，保证安全发供电。各设计、 基建、生产和科研试验单位，必须努力改进工程设计，提高施工质量，加强生产管 理，开展技术革新，共同保证这一方针的实现。各设计、基建、生产、试验、科研 单位还必须建立严格的安全责任制，加强对安全工作的管理和对职工的安全教育， 防止人身和设备事故的发生。 第1.7.2条 安全管理应以预防为主，应结合本单位的实际情况和季节的特点， 做好安全预防工作和安全检查工作。安全检查中发现的问题要编订计划及时加以消 除。 第1.7.3条 所有设计、安装、施工、生产、试验和有关的工作人员、都应熟悉 并认真执行《电业安全工作规程》中与其业务有关的部分。各级领导要亲自检查、 贯彻执行《电业安全工作规程》。 第1.7.4条 各电管局(电力局)、发电厂、供电局、电力建设公司和施工工地都 应设置安全监察机构或安全监察人员，监督各项规章制度的贯彻执行。安全监察人员 有权制止违章作业并向上级反映。 第1.7.5条 在发生人身伤亡事故和设备事故时，应根据国务院颁发的《工人职 员伤亡事故报告规程》和电力工业部颁发的有关事故调查规程进行调查分析和统计 报告，找出发生事故的原因，制订防止事故的对策。对事故责任者要以教育为主， 必要的惩戒为辅。对于不重视安全生产，工作不负责，不遵守纪律，任意违反规程， 以致造成事故或扩大事故，或者事故后隐瞒事故真相者，应分别情况严肃处理。 各单位应组织有关人员学习发生的事故教训和上级的事故通报，改进工作，并 制订反事故措施，认真执行。 第1.7.6条 电气工作人员必须学会触电急救 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 和人工呼吸法，其他工作人员 应学会与其工作有关的救护方法。 第1.7.7条 工作现场应根据工作需要，备有各种合格的安全用具、防护用具和 急救药箱。安全用具和防护用具应加强管理，定期进行检查试验。 第1.7.8条 工作现场应设置各种必要的消防设备并定期加以检查。各单位应组 织和训练消防人员，定期组织全体有关人员进行消防演习。 第1.7.9条 工作现场的处于压力状态下的锅炉、管道、容器、瓦斯设施、乙 炔、氢气和氧气装置，起重运输机械和工具，均应有登记簿，并应进行定期试验 和检查。 第1.7.10条 工作现场的易燃易爆物品、油区、有毒物品、放射性物品、酸碱 性物品等，应放置专门场所，并由专人负责管理，以及制订管理措施。 第八章 检修和备品 第1.8.1条 主要电力设备的检修工作应按照部颁检修规程进行，做到应修必 修、修必修好，保证设备在两次计划大修期间能够安全运行。 第1.8.2条 设备检修前应进行下列准备工作: 1.根据设备缺陷记录和计划进行的改进工程等资料编写检修项目、工时和进度 表，并在设备拆开以后根据检查结果，作出最后修正; 2.做好检修的组织工作; 3.准备好检修工作场地，并将检修的设备和运行的设备隔离开; 4.根据检修项目，准备必需的材料和备品; 5.检查必需的工具、专用机械、起重设备和其他起重机械。 主要设备安装后的第一次检修，应尽可能请制造厂的代表参加。 机炉等主要设备检修前后应做热效率试验。 第1.8.3条 改变设备构造或系统的连接，必须事先做出设计，并经本单位总工 程师批准;重大特殊项目由电管局(电力局)批准。 第1.8.4条 进行大修时，应尽量采用先进经验和最新研究成果，更新个别元件 和部件，以延长设备的连续运行时间，提高技术经济指标。 第1.8.5条 设备检修后必须进行验收。验收时应检查检修项目表内所列各项工 作的完成情况，大修前、后的热力试验等，对检修质量给予评定。 第1.8.6条 运行单位应根据部颁生产设备备品管理办法编制各项设备的零件 备品定额，并且根据该定额储备和管理必需的备品。 对新运行的机组，应利用安装或第一次检修机会，核对绘制必需的备件图，以 便加工或订购。 第1.8.7条 各发电厂和供电局应设置适当规模的修配场。修配场的修配能力应 能满足检修和维护工作的需要。 第九章 环 境 保 护 第1.9.1条 电力工业的一切企业、事业单位的选址、设计、建设和生产都必须 贯彻《中华人民共和国环境保护法》(试行)和国家的有关规定标准。 电力工业的管理、设计、运行、科研和试验等单位应根据需要设立相应的环境 保护机构(或指定专职或兼职人员)，负责本单位的环境保护工作。 第1.9.2条 一切新建、扩建和改建工程，在选址阶段时必须提出环境影响报告 书，经上级环境保护部门或其他有关部门审查批准后才能进行设计，其中防止污染 和其他公害的设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投产。 对环境造成污染和其他公害的已建企业、事业单位，应制订规划，积极进行治 理。 第1.9.3条 在设计中应积极采用无污染或少污染的新技术、新工艺、新设备， 使污染尽量消除在生产过程中。 第1.9.4条 燃煤电厂应配备高效的除尘装置，并应加强管理，保证正常运行， 以达到国家排放标准。 第1.9.5条 发电厂、供电局、电力修造厂和试验研究单位的生产废水(酸、碱、 油和灰渣水等)和生活污水的排放应符合国家排放标准，并应防止排放的废水和生 活污水对土壤的渗漏和地下水的污染。 第1.9.6条 采用地面水源的直流或混合供水系统的火电厂应防止其排水水温 过高对水域造成热污染的影响。 第1.9.7条 采用地下水源循环供水系统的火电厂，应考虑合理采用地下水，防 止水源枯竭和地面沉降。 第1.9.8条 采用冷却塔供水系统的火电厂应装设除水器，并应加强管理，保证 正常运行，避免水汽对周围环境的影响。 第1.9.9条 燃煤电厂的灰渣处理应以灰场贮灰为主。新建、扩建的燃煤电厂必 须同时修建贮灰场。 烧煤电厂的贮灰场应有专人管理，并应采取措施防止飞灰和灰渣水影响周围环 境，严禁将灰渣排入江河湖海等水域。 第1.9.10条 应积极提倡燃煤电厂灰渣的综合利用，但需因地制宜，多种途径(如 搞建材、铺筑道路、改良土壤、填海造地以及充填洼地、山沟、覆土造田等)，讲 求实效。 第1.9.11条 在新建、扩建电厂设计时，除要求设备制造部门的产品应达到防 震消音规定外，还应在工艺、建筑的设计布置上采取措施，消除设备噪声对现场和 其周围环境的影响。 第1.9.12条 电厂和变电所的厂区内应考虑绿化，以保护和改善环境。 第1.9.13条 新建的水电工程必须事先做好综合科学调查，研究生态变化的可 能性及其影响，切实采取保护和改善环境的措施。 第二篇 电 力 系 统 部 分 第一章 规 划 设 计 第2.1.1条 电力建设的基础是合理的电力系统规划。 电力系统规模应按可靠的能源分布和经济发展计划，打破行政区域划分，经过 全面技术经济论证，合理布局之后确定。 电力系统规划应由电管局(电力局)组织有关运行、设计单位编制，并报送上级 审批。 电力系统规划的年限为10年，并应逐年修订。 第2.1.2条 电力系统规划应包含下列主要内容: 1.各种能源资源的分布; 2.逐年负荷预测和分布; 3.电源布点，主要电厂的分期和最终容量; 4.有功功率、电量平衡; 5.无功功率平衡; 6.能源消费，发电及供热用燃料，水力资源利用情况; 7.备用容量、电能质量、可靠性指标; 8.主干网络布局，电压等级; 9.发、送、变的建设项目、进度、需要投资及主要设备器材; 10.科研及勘测、设计任务。 第2.1.3条 电力系统设计应从系统运行安全、经济性和灵活性、保证电能质 量、 节约投资和减少材料消耗等出发，对系统内各项发、送、变电工程中有关技术 原则和生产运行中有关系统问题进行技术经济分析论证，并提出相应的网络结构， 主要电气设备型式、主要参数，以及有关继电保护、通信和系统调度自动化等的设 备型式及设置方案。 第2.1.4条 在电力系统规划和设计中，应对多种方案进行技术经济比较，以选 取最佳方案。 第2.1.5条 在作电力系统规划设计时，必须保证有足够的备用容量。系统备用 容量应根据系统的具体条件，通过可靠性计算确定，一般不少于系统最高负荷的 20%。 第2.1.6条 电力系统应有足够容量的适宜于调峰的机组，如水轮机组、抽水蓄 能机组、可以调峰运行的汽轮发电机组以及燃气轮机等。 第2.1.7条 在主干网络中，宜少设置沿线接入的地区受电变电所，不应有“T” 接的变电所，不得设置由用户管辖的变电所。 第2.1.8条 电力系统高一级电压的选择，应能满足今后10,15年的需要。当 两级电压的技术经济指标差异不大时，尽可能采用高一级电压。 电压等级应简化和合理配合，同一电力系统中，相邻电压的级差不宜小于2。 第2.1.9条 发电厂与系统连接的最高电压，应根据下列因素经过技术经济论证 确定: 1.发电厂的最终规模、单机容量、送电容量和送电距离; 2.发电厂在系统中的地位和作用; 3.断路器的断流容量; 4.对各种变化因素的适应性。 第2.1.10条 发、送、变电之间以及有功与无功补偿设备之间应相互适应。主 干 线的输电容量应有必要的备用。 第2.1.11条 在市政建设规划、通信干扰和环境保护允许 的条件下，枢纽变电 所应尽可能靠近负荷中心，其电压等级不宜多于三级。 第2.1.12条 电力线路在正常运行方式下的静稳定储备系数不应低于15%，事 故运行方式下(如一条线路跳闸后)的储备系数，不应低于8%。 第2.1.13条 电力线路的暂态和动态稳定的输送功率应按下列规定确定: 1.当220kV及以上电压的单回线发生单相瞬时接地时，速动保护动作切除故 障，单相重合闸成功，系统应保持稳定;发生单相永久性故障或相间故障，两侧断 路器跳闸后，线路两端系统各自保持稳定运行; 2.对于220kV及以上电压的双回线和环网，当发生单相永久性故障且重合闸不 成功，或相间瞬时接地故障而重合闸成功，应保持系统稳定; 3.对两级电压的电磁环网，在低压侧发生各种类型永久性故障时，速动保护动 作切除故障，重合闸不成功，高压系统应保持稳定。高压侧发生单相永久性接地故 障时，稳定不应破坏。 第2.1.14条 低一级电压系统中的相间故障，不应破坏高一级电压系统的稳定 运行。高压输电线送、受端及中间变电所其他出线(如同电压相邻线路或低压侧出 线)或低压母线故障切除后，应保持高压系统的稳定运行。 第2.1.15条 系统中切除大容量机组，切除和自动重合重载线路，均不应影响 系 统主要部分的稳定运行。 第2.1.16条 用户受电端的电压变动幅度，应不超过下列额定电压的百分数: 1.10,35kV及以上电压供电的和对电压质量有特殊要求的用户为?5%; 2.低压照明用户为+5%、-10% 。 第2.1.17条 电力系统应有足够的无功补偿设备和必要的调压措施，包括同期 调相机、有载调压变压器、可投切的电容器组等。无功功率原则上应就地补偿，分 区分电压级进行配置，每区每级电压的无功补偿设备，在该处受电变压器高压侧功 率因数保持一定(一般在0.95以上)的情况下，应保持低压侧母线电压在限额以内。 第2.1.18条 对220kV及以上的长距离输电线，应确定在输送几种典型的有功 功率时线路两端电压的数值，并设置必要的调压设施。 第2.1.19条 电力系统自动化必须与一次系统发展相适应，是电力系统设计的 一个重要组成部分。电力系统自动化设计应对保证系统安全经济运行和提高电能质 量提出适当对策和措施。 第二章 调 度 管 理 第2.2.1条 电力系统应实行统一的调度管理。调度管理的任务是领导全系统的 运行操作，以保证实现下列基本要求: 1.充分发挥本系统内发供电设备能力，以保证有计划地供应系统负荷需要; 2.使整个系统安全运行和连续供电(热); 3.使系统内各处供电(热)的质量(频率，电压，热力网的蒸汽压力、温度以及热 水温度)符合规定标准; 4.合理使用燃料和水力资源，使整个系统在最经济的方式下运行。 第2.2.2条 电力系统调度管理机构的设置，应根据系统容量、系统接线方式和 管理体制等条件分别采用下列形式: 1.一级制——设立调度所; 2.两级制——设立中心调度所和地区调度所; 3.三级制——设立总调度所(调度局)、中心调度所和地区调度所。 一般情况下，小容量电力系统可采用一级制;较大容量的电力系统向几个地区 供电时，可采用两级制;系统规模遍布几个省(市、自治区)的大容量电力系统可采 用三级制。 若小容量电力系统中，只有1,2个发电厂，由直配线供给当地负荷时，则可 由其中一个较大容量发电厂的值长执行系统调度管理任务，不成立系统调度管理机 构。 第2.2.3条 调度所是电力系统的运行指挥机构，其工作关系到电力系统的全 局，因此应直属与其调度范围相应的电管局(电力局)领导。调度所既是生产单位， 又是电管局(电力局)的职能机构，在其管辖的专业方面，对各发电厂与供电单位，起 业务指导作用。 第2.4.4条 调度所内应装有模拟图板、调度台，与其调度范围内的发电厂、 变 电所和调度所联系的电话和远动装置、录音机、标准钟、数字式频率表、记录 式频率表。根据需要和具体条件，逐步设置在线电子计算机、屏幕显示等新型调 度设备。 调度所应有备用电源，并逐步建成不停电电源系统。 第2.2.5条 电力系统值班调度员，在其值班期间为全系统运行操作上的指挥 人。所有保证发供电(热)能的主要设备均属值班调度员管辖。在电力系统值班调度 员管辖下的任何设备，未经其许可，不得从运行或备用中停下来，但对人员或设备 安全有威胁者除外。电力系统调度员管辖下的设备明细表应由管理该系统的总工程 师批准。 第2.2.6条 电力系统值班调度员直接对其所管辖的值班人员(发电厂值长、变 电所值班人员和下一级调度所的值班调度员)发布命令。发电厂、变电所和下一级 值班调度员必须立即执行系统值班调度员的命令，但对人员或设备安全有威胁者除 外。如不执行或迟延执行值班调度员的命令，则未执行命令的值班人员和允许不执 行该命令的领导人均应对所造成的不良后果负责。 发、供电单位领导人发布的命令，如涉及电力系统值班调度员的权限，必须经 系统值班调度员的许可才能执行，但在现场事故处理规程内已有规定者除外。 第2.2.7条 电力系统内各发电厂、变电所和地区系统的运行方式，应以整个系 统运行方式的要求来决定，但同时应考虑各厂、所和地区系统技术上的特点。 第2.2.8条 电力系统调度所编制的系统运行方式应包括: 1.根据有关部门提供的负荷预测、新设备投产日期、发电设备可调出力表以及 设备检修进度表，编制分季(月)的有功、无功电力(电量)平衡表; 2.设备检修进度表; 3.发电设备可调最大、最小出力表，可调出力应考虑季节性的变化; 4.水库控制运用计划; 5.系统最高负荷时的电压水平; 6.短路容量表; 7.按频率减负荷整定方案; 8.电力系统的正常接线方式; 9.各发电厂间的经济负荷分配表。 通过编制系统运行方式和对系统潮流、短路容量以及稳定的计算与分析，调度 所应向主管局领导提出电力系统运行上存在的问题和改进意见。 第2.2.9条 系统的电气接线、运行方式、继电保护和自动装置的整定应保证: 1.能迅速消除正常运行的突然破坏，以保证系统的动态稳定; 2.当系统内最大容量的发电机、变压器或输电线路被切断时，能保证事故后系 统运行的静态稳定和不使负荷超过设备的允许能力。如果某一联络线过负荷会引起 静态稳定的破坏，则在必要时应采用自动卸减联络线负荷的装置; 3.短路容量不超过发电厂和变电所内设备所允许的数值。 第2.2.10条 电力系统内各发电厂的日负荷曲线，应根据下列原则编制: 1.在火电厂之间分配系统负荷时，与供热机组的热力负荷相适应的电力负荷， 应担任系统的基本负荷。热电厂其余部分的电力负荷，应根据系统内火电厂总的运 行经济性决定。 2.应在保证整个电力系统最佳运行方式的条件下，确定水电厂的负荷曲线，并 应遵守下列条件: 1)耗用规定水量(根据径流和水库利用条件而定); 2)根据各部门间达成的协议，满足国民经济有关部门的各项要求(防洪、航运、 灌溉等); 3)承担系统的尖峰负荷。 第2.2.11条 发电厂必须执行规定的调度负荷曲线和保持规定的运转备用和机 炉开停。频率调整厂应遵守规定的调整范围。当发电厂无法使其负荷与调度负荷曲 线符合时，应立即报告系统值班调度员。 当系统运行方式与原计划有出入时，系统值班调度员为了保证运行的可靠性和 经济性，有权变更发电厂的负荷曲线和命令发电厂开停机炉。 第2.2.12条 发电厂应按照系统值班调度员的要求，增长负荷至其最大可能出 力，或减低负荷到设备技术条件所允许的最低出力。 在正常和事故情况下，增长或减低负荷的速度、机组起动所需时间和设备所允 许的最低负荷，应由电管局(电力局)总工程师核准。 第2.2.13条 电力系统的频率应经常保持50Hz，其偏差在300万kW及以上的 系统不得超过?0.2Hz，在不足300kW的系统不得超过?0.5Hz;还应保证电钟 所表示的时间的正确性:300万kW及以上系统电钟在任何时间的偏差不应大于? 30s，不足300万kW的系统不应大于?1min。 禁止升高或降低频率运行。 第2.2.14条 系统正常频率的控制，由系统值班调度员按照调度所的频率表进 行。系统内其他频率表，应定期与调度所的频率表核对。 第2.2.15条 频率调整厂由系统调度所安排，一般由一个厂担任，也可由几个 厂分别主次分担。在设有频率和有功功率自动调整装置的情况下，系统可由几个电 厂分担调整任务。 第2.2.16条 当系统频率下降到低于第2.1.13条规定的限度时，系统值班调度 员应命令将备用容量投入运行;如频率继续下降，且所有备用容量均已投入运行， 则应根据现场规程的规定，立即调整或限制负荷以保证频率恢复正常。 第2.2.17条 发电厂值长对于保证频率正常，与系统调度员有同等责任。供电 局或地区调度所对及时减负荷，与系统调度员负有同等责任。 第2.2.18条 为了防止由于失去功率而引起的频率突然下降事故的扩大，电力 系统的调度所应规定: 1.系统中按频率自动减负荷的数量及其整定方案。要根据各地区功率的平衡， 确定在系统各部分中按频率自动减负荷装置的配置; 2.确定在频率降低时水轮机组自动装置的整定值，使水轮机组由调相运行转为 发电运行的自动装置的整定值，以及加速水轮机组调速器动作装置的配置及其整 定。 无论在系统中是否装有按频率自动减负荷装置，仍应编制事故时限制和切除负 荷的顺序表。 第2.2.19条 为了使用户获得正常电压，调度所应选择地区负荷集中的发电厂 和变电所的母线作为电压监视的中枢点。系统各中枢点的电压变动应经常保持在? 5%范围内。 在确定中枢点的电压水平和编制日电压曲线及允许的电压偏移时，应根据用户 的实际需要，考虑到系统的全部调压能力。 如电压偏移超过曲线所规定的范围时，系统值班调度员应即设法使电压恢复至 正常水平。对于由系统值班调度员监视的各中枢点、发电厂以及装有同期调相机的 变电所，必须根据系统静态稳定的要求，规定事故电压的最低极限值。 如中枢点电压下降至所规定的极限值时，为避免系统电压崩溃，发电厂及装有 同期调相机的变电所的值班人员必须立即利用发电机和调相机的事故过负荷能力 维持电压，而系统值班调度员应迅速采取措施，必要时应切除负荷。 第2.2.20条 停止设备的运行与备用，虽已有批准的计划，仍需按本系统的调 度规程规定的时间，向调度部门提出申请，调度部门应按调度规程规定的时间批 答，并通知发电厂、变电所或下一级调度所。 停止设备的运行与备用，或进行设备试验，不论有无已经许可的申请书，均应 根据系统值班调度员的命令进行。 在特殊情况下，计划外的或事故性的临时检修，可向系统值班调度员提出申 请。系统值班调度员有权批准检修时间不超过其值班时间的检修项目。 第2.2.21条 发电厂和变电所的运行人员，非经系统调度员的许可，不得对调 度员管辖范围内的继电保护和自动装置，进行切断、投入、试验或改变定值，这些 操作必须经调度部门批准，定值的改变应经继电保护、自动或远动部门共同批准。 第2.2.22条 电力系统事故处理的领导，由系统值班调度员负责;处理事故时， 值班调度员和发电厂、变电所值班人员间的职责划分，应在现场事故处理规程内明 确规定。 第三篇 热 机 部 分 第一章 燃 料 管 理 第3.1.1条 发电厂的燃料管理包括: 1.验收燃料; 2.燃料的卸车或卸船; 3.及时地向锅炉房输送所需的燃料; 4.贮存燃料并尽量减少其损耗。 第3.1.2条 发电厂锅炉应根据工程所提供的燃料特性，正确选型、设计;燃料 应实现定点供应，其质量应符合锅炉设计燃料的要求。 在燃料供货合同中，应明确燃料的质量，其中包括名称、种类、全水分、灰 分、 硫分、挥发分、发热量、含矸率、粒度等级、块度。在合同中应规定各项指标允许 波动的范围或极限值，以及越限处理的办法;还应明确，不应含有杂物，要均衡发 运等要求。 发电厂使用新的燃料品种时，除明确上述质量要求外，还应进行灰成分、灰熔 点、含硫量、灰渣粘度(液态排渣炉)的测定。必要时通过试烧确定能否采用。 第3.1.3条 到达发电厂的固体燃料，应按电力部、煤炭部、铁道部颁发的煤炭 统一送货办法进行数量和质量的验收。验收工作应逐步实现机械化和自动化。 水路运来的燃料，一般用测量船的排水深度和皮重表来确定到达的数量。 燃油可用整车称量法或量尺法来测定重量。量尺时需同时按国家规定的办法测 定温度和比重。管道输油的重量，经供需双方同意，可采用供货单位或电厂的经过 国家专门机构标定的贮油罐来测定容积，再进行换算。采用仪表测量时，仪表应经 供需双方定期校验。 3 燃气的数量，用装在发电厂里的仪表测出体积(单位:m)，并折算为20?、 2760mmHg(1mmHg=1.33×10Pa，以下同)压力下的体积。 第3.1.4条 计量用的一切设备和仪表应定期进行校验和调整。轨道衡等重要设 备还应得到国家专门机关定期校验所发给的合格证书。 第3.1.5条 发电厂卸煤工作应实现机械化。严寒地区的发电厂应和煤炭部门、 运输部门共同制定冬季运输计划，尽量减少湿煤冻煤的到达。这些电厂应有足够的 解冻煤设施，以确保冬季的顺利卸煤。 第3.1.6条 贮煤场的容量应根据交通运输条件和来煤情况确定，特殊情况可在 设计任务书中特别规定，一般情况采用下列数值: 1.经过国家铁路干线来煤的发电厂为7,15天的耗煤量; 2.不经过国家铁路干线、而由煤矿直接来煤的发电厂为5天以下的耗煤量; 对靠近煤矿的发电厂，当来煤可靠时，一般不设贮煤场; 3.由水路来煤的发电厂，根据水路可能停止运输的时间考虑贮煤量。 第3.1.7条 依据地区降雨量、煤种、制粉系统和煤场机械型式考虑干煤棚的容 量。 第3.1.8条 贮煤场的场地应有合适的水文地质条件。地面应基本平坦。应合理 布置排水沟道和排水设备，保证场地不积水。贮煤场应设有足够的照明装置，对容 易自燃的煤种应考虑消防设施、消防通道和排水沟。 第3.1.9条 燃料应成型堆放。不同品种的煤宜分别堆放。煤场堆取作业中应考 虑混匀措施。新建的燃用多种煤(煤质差异较大)的电厂应有混煤设施。在多雨季 节， 露天煤场的表面坡度，应向有排水措施的方向倾斜。 第3.1.10条 容易自燃的煤不宜长期堆存;必须存放时，应有防止自燃的措施， 要经常检查煤堆边坡的温度，当温度升高到60?以上时，应查明原因采取相应措 施。 第3.1.11条 装卸桥、桥抓、履带或轮胎式起重机、推煤机、铲运机、轮斗机 等煤场机械的安全设施，如制动器、防爬装置、终点开关、倾斜限制器和闭锁装置等， 有故障时，严禁使用。 第3.1.12条 运煤机械应有联锁装置，传动部分应有密封装置或防护装置。 第3.1.13条 运煤机械的工作现场，应有事故停机按钮。 运煤系统的各工作地点应设有互相联系的信号和通讯设备。 第3.1.14条 设有制动器的燃料运输设备，当制动器失灵时，禁止使用。 第3.1.15条 运往锅炉房的燃料应计量和取样分析。试样的采取和缩分应逐步 实现机械化和自动化。 第3.1.16条 装有二路运煤机械时，应规定次序分别使用。除检修时间外，每 路备用停歇时间不超过一星期。 第3.1.17条 新建的大型电厂应有输煤集中控制室，并预留实现自动控制的条 件。 第3.1.18条 在国家规定的冬季采暖地区，运煤皮带的栈桥转运站、碎煤机室 和卸煤装置的地下部分的室内温度应保持在10?以上。 在最冷月的月平均气温为0?以下的地区，卸煤设施的地上部分，应保持在0 ?以上。 最冷月平均气温为-5?以下的地区，去贮煤场的露天皮带，应采用耐寒皮带; 当采用普通皮带时应加装采暖装置。 第3.1.19条 在碎煤机前后，均应装磁铁分离器。 运煤系统还应装设木块分离器和消除大块煤的设备。 从燃料中清除出来的杂物，应有专用设施及时排至室外。 第3.1.20条 碎煤机械(包括破碎机、筛子等)应有可靠的密封。运煤机械的转运 3站，应有防止煤粉飞扬的除尘设施。室内空气含尘量应不大于10mg/m，经过滤器 排出的空气应符合工业企业设计卫生标准GBJ3-73的规定标准，应定期检测燃料运 输间空气的含尘量。 打扫燃料运输间的工作应考虑采用机械化或采用水冲洗。 第3.1.21条 运煤系统的各建筑物内，均应有消防设备，消防设备与冲洗厂房 用的设备不可公用。 第3.1.22条 运煤机械应定期检修，每3年至少进行一次大修，并按规定的运 行小时进行小修。 第3.1.23条 送入锅炉房的燃料不应含有杂物。块度大小应根据煤质和磨煤机 型式决定，一般块度不大于30mm。 第3.1.24条 原煤斗进煤口上面应装设篦子，以防止工作人员掉入煤斗，篦孔 尺 寸不得大于100mm×100mm。 第3.1.25条 钢筋混凝土煤斗的内壁，应光滑坚硬。新建电厂的原煤斗，以不 产 生堵管、起拱、能使燃料整体流动、全部落下为原则。 第3.1.26条 在煤斗工作处，应设置专用的工具箱，用以存放工作人员进入煤 斗时使用的全套绳子和腰带。捅煤用的通条应附有编号。 第3.1.27条 燃油系统的设计，必须遵照国家有关部门的防火防爆规定。设计 燃油系统时，应与当地消防单位联系，并吸取石油部燃油设计的有关经验。 第3.1.28条 经常燃油的电厂都要有油罐，其贮油量由油源供应和运输条件决 定，每座油罐应有: 1.燃油加热装置; 2.油位指示计和油位最高最低信号; 3.放水管和排渣孔; 4.人孔、测量油温油量的检视孔和内部梯子; 5.油罐的出油管应高于罐底400,600mm;并应选用钢质阀门; 6.消防设施，如灭火设施、挡油堤、消防通道等; 7.贮存原油及轻质油的油罐，还应有安全阀和呼吸阀; 8.防爆式照明; 9.有良好接地的避雷针及防静电装置，接地电阻不大于5Ω; 10.油罐上所用的一切仪表宜采用无电源式表计。如采用电源式表计时必须是 防爆式的; 11.经过标定的容积表。 第3.1.29条 卸油线的铁路必须与其连接的铁路有可靠的绝缘，卸油线的铁路 必须有良好的接地，每节钢轨的接地电阻都不大于5Ω。 第3.1.30条 根据具体情况进行油罐内沉淀物的清理及罐内检查工作，但每3 年至少进行一次罐内检查。 第3.1.31条 供给锅炉的燃油应符合下列要求: 22 1.炉前母管油压要保持在设计数值。上下波动不大于1kgf/cm(1kgf/cm=9.8 4×10Pa,以下同); 2.经过脱水和过滤，脱水时间按现场的油品和油温在运行规程中规定; -62 3.炉前油的粘度，当采用机械雾化油嘴时为3,4?E(1?E=10cm/s，以 下同)，带有蒸汽的雾化油嘴时为6?E，点火用时为3?E。 第3.1.32条 燃油设备的检修作业必须切断油源，并进行蒸汽吹扫，确认吹扫 干净才可进行。检修作业完成以后，临时性的吹扫管应拆除或用堵板堵严。 第3.1.33条 油区应建立防火制度、通行制度和动火作业制度。危险的动火作 业应经厂总工程师批准。 第3.1.34条 从油库、过滤器、油加热器中清理出来的余渣应在专门指定的地 方烧掉。不得在油区保留残渣。 第3.1.35条 污油不得排入下水道。从燃油中沉淀出来的水，应经过净化处理， 达到“三废”排放标准后方许排入下水道。 第3.1.36条 燃油过滤器的阻力大于正常情况的50%时应进行清理，但每年至 少清理一次。 第3.1.37条 备用的油泵、加热器、过滤器、油管等设备都应处于能立即使用 的 状态。油泵还应有联动装置，每月至少进行一次油泵的联动试验。 控制盘上油罐的油位表应定期校验。 第3.1.38条 锅炉的主油管和再循环油管应经常处于热备用状态。 第3.1.39条 油泵的大修按需要进行，但每两年必须进行一次大修。 第3.1.40条 燃油管应有保温层，其表面温度在周围空气温度为25?时，一般 不超过35?。 根据地区气温和燃油的粘度，油管可设置伴热管。 第3.1.41条 加热燃油的蒸汽温度不超过250?。 第3.1.42条 发电厂的燃气设施、调压站、燃气管路的结构和安装应符合国家 颁布的有关规定。 第3.1.43条 燃用气体燃料的电厂应有专门的现场运行、维护、保养规程，检 修作业规程和动火制度。 第二章 煤 粉 制 备 第3.2.1条 煤粉制造设备的构造和运行，应符合有关防爆规程的要求。 第3.2.2条 煤粉制备系统的设计和运行必须保证: 1.连续供给锅炉燃烧所需煤粉。在使用锅炉设计煤种时，应满足锅炉额定负荷 的需要; 2.煤粉的细度和水分应符合锅炉燃烧的要求; 3.管道和全部设备均不应有可能积粉的部位。 第3.2.3条 煤粉制备系统的控制盘上应装设下列表计: 1.磨煤机进口、出口和排粉机进口温度表; 2.大型机组直吹式制粉系统的磨煤机进口、磨煤机进出口压差、分离器进口、 排粉机进口和燃烧器入口的风压表; 3.标志给煤机出力的表计(煤量、转速或出力百分数); 4.磨煤机、循环风机、排粉机、给粉机和一次风机等的电动机的电流表。 第3.2.4条 煤粉制备系统的控制盘上应装设下列装置: 1.煤粉制造系统的联锁装置; 2.调整磨煤机出口气粉混合物温度的装置; 3.磨煤机出口气粉混合物温度超温保护装置; 4.磨煤机轴瓦温度超温保护装置; 5.磨煤机润滑油压低保护装置; 6.磨煤机、排粉机、一次风机和给煤机等起停控制装置; 7.大型机组的直吹式制粉系统应有与锅炉压力、负荷相适应的磨煤机出力自动 控制装置。 第3.2.5条 煤粉制备系统的控制盘上应装设下列信号: 1.给煤机断、堵煤信号; 2.磨煤机出口气粉混合物温度超温信号; 3.磨煤机主轴瓦温度超温信号; 4.磨煤机、排粉机运行不正常(例如电流大等)信号。 第3.2.6条 煤粉制备系统的全部设备，包括钢板煤粉仓、煤粉管道、热风管道、 炉烟管道等均应保温。在环境温度为25?时，保温层外表面的温度一般不超过50 ?。 第3.2.7条 在司炉和磨煤机司机的工作地点之间，应有通信联系。各种转动机 械必须就地装设“事故停机”按钮。 第3.2.8条 煤粉仓和螺旋输粉机必须装设吸潮管，吸潮管上应有闸门，其管径 应根据煤粉仓的容量选定，但不小于100mm。 第3.2.9条 除无烟煤制粉系统、抽炉烟干燥的风扇磨、以及在设计时已考虑了 爆炸时需承受的压力的正压直吹系统外，各种燃煤的煤粉制备系统的设备上应装设 防爆门。防爆门装设的地点，应使其在爆炸时喷出的气流及物件不致击中人员、设 备、电缆和油、气管路等;否则，要用导管引至安全的地方。 煤粉仓和装于室内的旋风分离器上的防爆门，应装设有引至室外的导气管，管 口要有防雨、防雪的设备。 第3.2.10条 除无烟煤制粉系统外，磨煤机和煤粉仓均应敷设二氧化碳或蒸汽 的灭火管道。 第3.2.11条 为防止热空气漏入停用的磨煤机，在接至一次风机或排粉机的热 风管道上，应装设两个闸门，其间应装设一个冷风门。在磨煤机停用时必须开启此 门。 第3.2.12条 起动制粉系统和设备检修之前，应仔细检查各部分有无积粉和自 燃。如发现有积粉自燃时，应立即消除。在消除前严禁起动设备和对设备进行 检 修。 在打开人孔、闸门、挡板或其它可拆卸的部件时，应小心缓慢地进行。如发现 有积粉自燃时，应立即消除。 第3.2.13条 煤粉制备系统运行时，必须监视: 1.给煤机向磨煤机供煤必须连续均匀，不得间断; 2.为了使给粉机正常运行，220t/h及以下锅炉的粉位不得低于2m，220t/h以 上锅炉不得低于3m; 3.煤粉仓内的煤粉温度不得超过第3.2.16条中的规定; 4.防爆门应严密完整; 5.所有设备及管道应严密，包括供检查和清除杂物用的门孔在内，不应有漏粉 和漏风的处所。如发现应立即消除; 6.转动机械的电流、磨煤机出口温度、磨煤机压差应不超过规定值。 第3.2.14条 应定期对煤粉制备系统的漏风进行试验监测。煤粉制备系统的漏 风率不应超过下列数值: 1.中间储仓式球磨机系统漏风率见表3-2-1所示。 2.球磨机在负压下的直吹系统，一般为表3-2-1中数值的70%。 表 3-2-1 中间储仓式球磨机系统漏风率 3.在负压下工作的磨煤机: 锤击磨 10% 中速磨 20% 风扇磨 20% 第3.2.15条 中间储仓式煤粉制备系统的煤粉的最低水分 如下: 无烟煤 不受限制 烟煤 不小于固有水分的50% 褐煤和油页岩 不小于固有水分 第3.2.16条 磨煤机出口气粉混合物的温度不应超过下列数值: 1.中间储仓式煤粉制备系统。 1)用空气干燥时: 无烟煤 不受限制 贫煤 130? 烟煤 80? 褐煤 70? 2)用空气和烟气混合干燥时: 烟煤 90? 褐煤 80? 2.直吹式煤粉制备系统。 1)用空气干燥时: 贫煤 150? 烟煤 130? 褐煤和油页岩 100? 2)用空气和烟气混合干燥时: 烟煤 170? 褐煤和油页岩 140? 3)制造厂另有规定时，可按其规定值控制。 第3.2.17条 采用热风送粉时，对可燃基挥发分大于15%的烟煤，热风温度的 选定应使燃烧器前的气粉混合物的温度不超过160?;对于无烟煤及贫煤，热风温度 不受限制。 第3.2.18条 在制造厂提供的设备特性和煤粉制备系统运行试验的基础上确定 运行维护的最佳参数，以保持经济出力、最佳煤粉细度和水分。 第3.2.19条 必须对运行的中间储仓式煤粉制备系统所制造的煤粉取样，做水 分及细度分析，每班至少一次，分析结果应及时通知值班人员。 对直吹式煤粉制备系统，应根据调整试验确定通风量、分离器挡板开度和气粉 混合物的温度，并加以监督。 第3.2.20条 为保证球磨机的最佳钢球装载量，应定期补加钢球。补加钢球的 重量应根据钢球的磨耗率确定。补加钢球直径为30,60mm，且经过热处理，使 其布氏硬度不低于400。 第3.2.21条 应制订煤粉制备系统内的转动机械及其润滑油系统的运行维护制 度，并认真执行。 第3.2.22条 煤粉制备系统的防爆门爆破后，应查明原因和消灭火源。在清扫 系 统和修复防爆门后方可重新起动。 第3.2.23条 在停用螺旋输粉机前，应将其内部所有的煤粉走空。 第3.2.24条 煤粉仓内的煤粉应定期降粉位，降粉的最低粉位高度以保证给粉 机的运行正常为限。 在停用的煤粉仓内，煤粉的允许存放时间应根据燃煤的性质在现场规程内规 定。 在锅炉和煤粉制备系统长期停运之前，应将煤粉仓内的煤粉全部用完或经专用 的排粉管道清除。 在锅炉大修中，应对煤粉仓内部进行清扫。 严禁进入存有煤粉的煤粉仓内。如必须进入煤粉仓时，应先进行通风并确认在 煤粉仓内无火源及有害气体后，在有人监护下方可进入。 第3.2.25条 球磨机钢球的更换、称量和筛选的间隔周期，一般不超过2500, 3000运行小时。在筛选时应将直径小于15mm的钢球、其他金属、矿石及木片等 杂物清除干净。 装卸和筛选钢球应机械化。 第3.2.26条 按规定的时间表定期检查下列设备: 1.粗粉分离器及其调整装置和锁气器; 2.磨煤机的冲击板、锤头、钢瓦、转盘、滚轴(大钢球或辊子)、弹簧、密封垫、 煤粉管弯头和落煤管等易磨件; 3.排粉机的叶轮和外壳上的防磨衬板。 对上述部件要经常进行维修或更换，以保证煤粉制备系统的正常运行。 第3.2.27条 煤粉制备设备和管道的支吊架和膨胀节均应定期检查。 第3.2.28条 煤粉制备设备在无备用时，大修应与锅炉大修同时进行。 第三章 锅 炉 设 备 第3.3.1条 锅炉的构造、安装、运行和检修应符合国家劳动总局的《蒸汽锅炉 安全监察规程》以及其他有关运行、设计、施工、验收、启动等规程的规定。 第3.3.2条 锅炉设备的运行应保证: 1.所有的主要设备及附属设备的安全起停和正常运行; 2.额定的蒸发量、蒸汽参数和蒸汽品质; 3.炉内清洁(不结焦)和应有的经济性。 第3.3.3条 锅炉应装吹灰装置，以保持受热面的清洁。吹灰的程序和时间应在 锅炉运行规程中规定。 第3.3.4条 锅炉上应有必需数量的能严密关闭的通焦孔和看火孔。 第3.3.5条 自然循环锅炉应有下列装置: 1.上部连续排污装置，以便放出含盐量最大的炉水，并应利用其热和水; 2.定期排污装置，以便自下降管及水冷壁管的低点排污。在每一排污管道上应 串联装置两个放水门; 3.事故放水门; 4.事故向空排汽门(应能遥控操作)。 第3.3.6条 燃油、燃气及煤粉锅炉应在燃烧室上部和烟道上装设防爆门。具有 确实可靠的自动保持装置时可不装设。 第3.3.7条 吸风机和送风机应有导向挡板、变速装置或其他经济的调节装置， 其流量特性应能满足自动调节的要求。 第3.3.8条 送吸风机系统设计和运行时应做到: 1.在并联的送风机中任何一台运行时，都要使空气预热器两侧均匀进风，不允 许从停用的送风机漏风; 2.在并联的吸风机中任何一台运行时，都要使锅炉机组沿尾部宽度均匀排烟， 不允许从停用的吸风机漏烟。 第3.3.9条 新建的蒸发量670t/h及以上的锅炉机组，其烟、风道设计应考虑运 行调节所需的流量测量装置。 第3.3.10条 锅炉机组和锅炉房内辅助热力设备的外表面均应有保温层。当周 围空气温度为25?时，保温层表面最高温度不得超过50?。 第3.3.11条 为保证锅炉机组安全、经济运行的调整装置均应连接到司炉工作 处。 所有的锅炉机组的控制装置，均应有明显地标明其用途的铭牌、必需的编号和 方位标志。 第3.3.12条 锅炉机组应装设各种必须的自动调整装置，特别是有关安全运行 的装置，如给水调整器、锅炉负荷调节器、汽温调节器等。 新安装的20万kW及以上的中间再热机组应有巡回检测装置。 第3.3.13条 锅炉机组应装设安全运行所必需的保护装置(如骤减负荷保护、过 热器过水保护、灭火保护、直流炉减水保护等)和连锁、连动装置(如吸风机跳闸连 动、送风机跳闸连动等);这些装置在锅炉点火起动前均应投入。如有不能投入的， 应有临时代替措施。 第3.3.14条 锅炉机组应装设安全、经济运行所需的各种指示仪表、记录仪表 和 声、光报警信号。指示仪表和记录仪表应刻红线表示不允许超过或低于的数值。 第3.3.15条 新装锅炉在安装过程中的清洗工作应符合有关施工及验收技术规 范的规定。已投入生产运行的锅炉清洗工作可参照该规范进行。 第3.3.16条 锅炉升火前，必须对整个锅炉机组的所有设备及其所属管道进行 外部检查。当停炉保护装置有缺陷时，禁止起动锅炉。 第3.3.17条 锅炉给水的质量应符合本法规第3.10.4条的规定。进入未冷却的 自然循环锅炉汽包的给水温度与汽包金属温度的差值不应超过40?;温差超过40 ?时不得上水。新安装的锅炉和冷却后的锅炉水压试验的上水温度应符合制造厂的 规定。 第3.3.18条 单元机组起动前应具备: 1.储备必要容量的合格的给水; 2.从外部汽源供给必要数量和质量的蒸汽，为此，两台及以下的单元机组必须 配有起动锅炉 第3.3.19条 直流炉上水、排空气以及循环清洗的操作，在具有分离器的锅炉 应进行到过热器截止门前;无分离器的锅炉应进行到所有的管道。 直流炉的点火流量，根据制造厂的规定或经试验确定。如无上述数据，则取额 定流量的30%。 第3.3.20条 在单元机组的直流炉点炉时，在过热器截止门前保持的压力应能 保证锅内水动力的稳定工况，一般根据制造厂提供的或经试验确定的数据规定。 第3.3.21条 锅炉在熄火后和点炉前，炉膛和所有的烟道，包括再循环烟道， 在燃气和燃油时，必须用送、吸风机通风，时间不少于10min;在烧固体燃料时，烟 道的通风可只用吸风机，时间不少于5min。在短时间停炉时(不到30min)，允许仅 在下次起动时通风。通风量约为满负荷风量的25%，通风时应注意避免锅炉产生急 剧冷却。 燃油锅炉在停炉后再通风前应仔细检查锅炉尾部受热面，在确认无烧损危险 后，方可通风;如有异常情况，应立即采取措施、消除隐患。 22 压力在90kgf/cm表大气压(表大气压现为计算压力，1kgf/cm=0.098MPa，以 下同)及以上的汽包炉的通风不得超过15min。 第3.3.22条 锅炉应能在不同的热力状态下起动。锅炉起动应按照设备结构特 性和起动工况试验所制定的起动曲线进行。起动中应使布置在炉膛内的受热面受热 均匀。 压力在90表大气压及以上的锅炉受热面、汽包、联箱和蒸汽管道的温度应按 照锅炉制造厂提供的起动曲线所规定的速度控制。 第3.3.23条 锅炉在检修后的冷态起动中，应根据各部分的膨胀指示器检查汽 包和联箱等膨胀情况。在高压锅炉起动时还要监视汽包壁金属温度。汽包的上下壁 温差不应超过40?。为防止汽包壁金属的温度不均，可采用从外部汽源或其他保 护装置引入蒸汽和水进行加热的措施。 第3.3.24条 锅炉并入蒸汽母管时，应先对蒸汽联接管道疏水和加热，并汽汽 压 2要接近母管压力; 59表大气压及以下者，应较蒸汽母管压力低0.5,1.0kgf/cm 2大气压;60表大气压及以上者，应较蒸汽母管压力低2.0,3.0kgf/cm大气压。 第3.3.25条 锅炉的运行工况应与试验确定的(包括启动曲线)运行卡片相符。在 锅炉改造或燃料变更后应修改运行卡片。 第3.3.26条 锅炉运行时，应能保持过热器和再热器的每一级和每一部分的蒸 汽温度不超过允许值。 第3.3.27条 锅炉运行时，汽包水位不得超过制造厂规定或经过试验所确定的 上下限水位。 第3.3.28条 锅炉安全门的动作压力调整和校验应按现行的锅炉监察规程的规 定。 再热器安全门的动作压力为装设地点额定流量下的工作压力的110%。 第3.3.29条 进入空气预热器的空气温度应根据燃料的硫分、水分(考虑其烟气 的露点和腐蚀特性)来选择。 在炉内采用低过剩空气系数(α=1.02,1.03)燃烧含硫重油时，进入管式空气 预热器的空气温度不低于70?，进入再生式预热器的空气温度不低于60?。 第3.3.30条 禁止在自然通风状态下投入重油喷嘴。 油喷嘴及重油管道应有专用的蒸汽清扫装置，以免停用时残留重油堵塞。 第3.3.31条 机械雾化的油喷嘴在安装前应在试验台上检查雾化质量和流量。 禁止使用不合格的油喷嘴。 第3.3.32条 蒸发量220t/h及以上的、以含硫重油为基本燃料的燃油炉，在完 成 低过剩空气系数燃烧的综合措施后，应实行低过剩空气系数(α=1.02,1.03)燃 烧。 第3.3.33条 炉膛和锅炉机组所有的烟道，包括除尘器都应严密，漏风的数值 不应超过一机、电力两部制订的《锅炉机组热力计算标准》的规定。 第3.3.34条 为了消除漏风，应进行下列工作: 1.经常检查并消除漏风; 2.炉烟分析每月应至少一次，机组大、小修前后也应进行分析。 第3.3.35条 锅炉运行时，应对汽水品质进行化学监视，如发现汽水品质不合 要求应及时处理。 第3.3.36条 并联运行的锅炉应根据各锅炉的经济特性，规定各锅炉在发电厂 各种负荷下承担负荷的次序，并对各锅炉负荷进行最有利的分配。单元机组应根据 机组的经济特性进行最有利的负荷分配。 第3.3.37条 在下列情况下，应进行锅炉的运行试验: 1.大修前后; 2.设备改进前后需要试验时; 3.经常达不到额定参数，需进行试验以明确原因; 4.燃料种类或质量改变时。 新安装的锅炉，在投入运行后，应进行调整试验。 第3.3.38条 自然循环锅炉在停炉并压力降到大气压后方可放水。当有胀接管 口和锅炉有缺陷时，放水温度不得高于80?。当考虑利用锅炉余热进行干式防腐 时，高压锅炉允许在5,8个大气压下放水，中压锅炉允许在3,5个大气压下放 水。由停运的直流锅炉放水时，允许放水压力高于大气压，其数值应根据放 水系统 的特点和扩容器来确定。 第3.3.39条 锅炉熄火备用时，所有的挡板、闸板等应严密关闭。 锅炉在寒冷季节备用时，为了防止结冻，应特别注意尾部烟道挡板关闭是否严 密，并应经常检查水冷壁管联箱和排污装置等易冻部分，必要时应采取防冻措施。 备用锅炉应经常保持准备起动状态。 第3.3.40条 直流锅炉停炉时，在冷却过程中应进行循环清洗，而后停炉。 第3.3.41条 锅炉停用时必须采取防腐措施。 第3.3.42条 露天布置的锅炉应采取有效的防冻、防雨等措施，热工测量仪表 的发送器、自动调节器和保护装置、脉冲管路、电热器等都应保温，必要时加伴热 管。 第3.3.43条 自然循环锅炉停炉检修，在停炉过程中应保持蒸汽过热度不小于 50?;高参数及以上锅炉的汽包壁上下温差不超过40?，中低参数锅炉汽包壁上 下温差不超过50?(如制造厂另有规定，则按制造厂规定执行)。为使炉膛冷却，一 般至少在停炉后10h才允许起动吸风机，对于140表大气压及以上的锅炉，应经过 18h后方许起动吸风机。 第3.3.44条 在锅炉压力尚未降到大气压时，不得停止对锅炉机组及其辅助设 备的监视;在电动机未切断电源时，也不得停止监视。燃油锅炉停炉后，确认尾 部受热面没有再燃的可能后，方可停止监视。 第3.3.45条 锅炉在下列情况下应立即切断全部燃烧器，停止送入燃料，再视 具体情况正确处理。 1.汽包中水位达到不允许的高水位或低水位，或者所有的水位表计损坏; 2.直流锅炉所有给水流量表损坏(如果这时发生了违反给水操作规程的操作)， 或者直流锅炉停水时间大于30s; 3.主给水管道、蒸汽管道发生爆破; 4.压力超出动作压力而安全门不动作，同时向空排汽门无法打开时; 5.直流锅炉闸阀前管道内压力高到或低到不允许值; 6.炉膛灭火或燃气炉、燃油炉燃料调节阀后的压力降到不允许的程度; 7.所有的吸风机、送风机或回转式空气预热器停止时; 8.炉膛内部或烟道内发生爆炸，易燃燃料的沉积燃烧、炉膛冒顶或炉墙塌落， 以及其他损坏使运行人员或设备受到危险时;9.安全门动作后不回座，压力下降， 汽温变化到汽机不允许时; 10.中间再热器蒸汽中断。 第3.3.46条 炉膛灭火后严禁利用炉内余热强送燃料进行爆燃。 第3.3.47条 锅炉在下列情况下应停止运行: 1.发现给水管路、受热面管子以及其他受压部件、法兰联接处和胀口联接处严 重渗漏、漏汽; 2.受热面金属壁温超过允许值，而变化操作方式也未使其降到正常时; 3.锅炉汽包水位所有的远方指示器损坏时; 4.锅炉给水质量较规定值急剧变化时; 在上述情况下停炉时间由电厂总工程师确定。 第3.3.48条 锅炉大修应2,3年进行一次，小修每年1,2次。各有关部门 应努力采取措施以逐步延长大修间隔。 在锅炉运行中发现冒粉、漏汽、机械振动、炉膛结渣和其他小的缺陷，在电业 安全工作规程允许条件下，应在运行中及时消除。 第3.3.49条 压力在90表大气压及以上的锅炉，在大修时应按现场金属监督规 程规定的要求对承压部件进行检验。应检查汽包内部装置以及汽包上 给水引入 管接头的套管。 第四章 除除尘与除灰设备 第3.4.1条 锅炉机组除尘与除灰设备的设计、运行，应根据燃料的品种、成分、 采取措施。烟囱中排出的二氧化硫、氮氧化物和灰尘的数量，除灰排出的废水，均 应符合GBJ4—73《工业“三废”排放试行标准》的规定。 第3.4.2条 燃用固体燃料的锅炉应装设除尘器，并应考虑综合利用的要求。锅 炉运行时不允许停用除尘器。 第3.4.3条 烟道和除尘器的结构和布置应使烟气能在其断面中均匀分布。 第3.4.4条 采用电气除尘器时应符合下列要求: 1.电源应可靠; 2.有保持电极的振动和最佳电气参数数值的规定; 3.露天布置时，应有防雨措施;当必须使用电热器时，应有良好的保温; 4.当锅炉用重油点火时，应拉掉除尘器的电极电源而保持其机械振动; 5.临时停用除尘器时，要注意保温，保证除尘器内温度高于烟气露点;长期停 用或检修除尘器时，应检查并清除其内部积灰; 6.除尘器投入运行时，应先预热至其内部温度高于烟气露点后再通电。 第3.4.5条 采用湿式除尘器时应符合下列要求: 1.水源应可靠，水压应稳定; 2.水膜应均匀; 3.应建立定期冲洗制度; 4.出口侧的烟道内应有防腐措施。 第3.4.6条 除尘器的出灰口，应有密封装置，以防止漏风。 电气除尘器的漏风率应小于10%。 旋风式和湿式除尘器的漏风率应小于5%。 第3.4.7条 应定期用压缩空气等介质清除干式除尘器内部的积灰。 第3.4.8条 锅炉的除灰和除渣应机械化。 第3.4.9条 除尘室应具有平坦的水泥地面，并且该地面向水力除灰沟或排水沟 倾斜的坡度应不小于1/250。 第3.4.10条 灰渣沟应有耐磨保护层，并铺有与地面齐平的盖板。盖板应完整。 第3.4.11条 锅炉除灰设备包括灰渣斗的闸门和检查孔均应严密。 第3.4.12条 灰浆泵房和水力冲灰器室应有排水设施(包括排水坑和能自动投入 的排水泵)，在灰浆泵房入口的灰沟上还应装设可严密关断的装置。 第3.4.13条 灰浆泵由运行切换到备用或检修的设施应经常保持完好。 第3.4.14条 水力除灰管道应符合下列要求: 1.检修时有转动管子的可能性; 2.停用灰管时，能从最低点放出管内的灰浆; 3.具有伸缩补偿装置; 4.在灰管道投入前或停用后，有用足够量的清水冲洗管道的条件。 第3.4.15条 应定期检查并保持锅炉下部灰斗和旋风除尘器上的防爆门处于良 好状态。 第3.4.16条 应定期进行水力和气力除灰系统上易磨损零件的检查及检修工 作。 第3.4.17条 新建燃用固体燃料的电厂，其灰场的总容积应可使用10,20年， 各分贮灰场的容积应可使用5年以上。当利用灰渣时，各分贮灰场的容积应可使用 3年以上。 第3.4.18条 贮灰场应有防止灰尘飞扬的措施，贮满灰后应利用灰场。倾倒灰 渣的场地应有照明，在边界应设有界限标志牌。 第3.4.19条 承压状态的灰坝、所有的除灰用水工建筑、灰渣池和水平面下的 设备都应定期检查。 第五章 管道和附属设备 第3.5.1条 火电厂管道的设计、安装和运行维护应参照部颁各有关规程进行。 机、炉本体范围内管道布置尚应考虑制造厂家的有关要求。 第3.5.2条 管道设计应考虑安全、经济运行的要求，布线合理，热补偿性能良 好，运行检修操作方便。 主蒸汽管道的设计使用年限，应与主机的使用年限相匹配。 第3.5.3条 管道的支座和吊架均应正确可靠，其荷重按管子充满使用介质和包 有保温材料时的重量设计，并应考虑管道在热膨胀时所发生的应力。 需要进行水压试验的管道，还应考虑充满水时的荷重。 第3.5.4条 管道水平部分的敷设应有一定坡度，蒸汽管道应顺汽流方向倾斜， 管道坡度一般不小于2/1000。母管部分坡度一般为1/1000,2/1000。 第3.5.5条 在以截止门关断的各段蒸汽管道上，其末端必须装有带截门的疏水 管。 如果有从两个方向来暖管的可能时，则在两侧管端均应装设疏水门及疏水管。 管道的各低位点应设置带截止门的疏水、放水管。 工作压力高于25个绝对大气压时应具有带串联布置的截止门与调节门的疏水 管。 工作压力高于100个绝对大气压的蒸汽管道应具有带串联布置的截止门与调 节门，以及有节流孔板的疏水管。 第3.5.6条 在蒸汽温度高于350?和内径不小于200mm的蒸汽管道上，应装 设膨胀指示器，并定期检查支吊架的运行情况。 第3.5.7条 长期处于真空状态下运行的凝汽装置与回热装置的蒸汽管道、空气 管道与疏水管道应使用带凝结水水封的截门。 第3.5.8条 管道上的截门应具备: 1.与管道系统图和现场规程一致的标志牌与编号; 2.开关方向标记，主要截门上应有开度指示器或开度标记; 3.对直接操作有困难或操作时容易危及运行人员安全的截门，应装设远方操作 装置。 第3.5.9条 管道上或法兰间禁止安装(或焊接)不带外露尾巴的堵板。 第3.5.10条 当管路系统由高压部分接向低压部分时，为避免产生损伤低压部 分的情况，必须装置安全设备或采取相应的安全措施，并确保管道胀缩自如，不振 动。 第3.5.11条 介质温度高于50?的管道、设备及其法兰、截门等附件均应保温。 空气温度为+25?时，保温层的表面应不超过50?。布置在室外的管道其介 质温度高于60?的亦应有保温。 介质温度低于周围空气温度的管道，其外表面必须有防腐层。室外的管道尚应 考虑防冻问题。 截门及监察蠕变测点外的保温应做成可卸式的保温层。 高温管道位于油箱和油管附近以及电缆附近的管段除有保温层外，还应有金属 包皮或金属板隔层。 第3.5.12条 新建电厂的管道应按照表3-5-1规定漆上颜色和色环标志: 色环的宽度(以保温层的外径来区分) ,150 色环宽 50mm 150,30mm 70mm ,300mm 100mm 表 3-5-1 新建电厂管道漆色规定 管道上应有表示介质流动方向的箭头，两个方向都可流动时，同时标两个相反 的箭头。 第3.5.13条 管道投入运行时，安全保护装置、热工仪表和保温必须完整，暖 管 时还应检查疏水系统、放空气门、支吊架和热膨胀情况。 在运行中，应对管道进行下列定期检查工作，并及时消除所发现的缺陷: 1.截门状况、法兰连接的严密性; 2.振动情况，盘根严密程度，转动部分及时加油; 3.疏水器与疏水截门的工作情况; 4.检查支吊架的工作状况，管道补偿情况，保温情况。 第3.5.14条 截门附件在检修后应进行1.25倍工作压力的严密性试验。在检修 时不能拆下的截门就地修理后，对检修质量应进行认真检查。 第3.5.15条 主蒸汽管道和中间再热蒸汽管道暖管时，应严格按照管壁厚度和 材质所规定的金属温升速度进行暖管，并监视它们的热膨胀情况。 第3.5.16条 直流锅炉在起动和水压试验上水前，应检查蒸汽管与介质的温 差，不超过规定值。上水过程中，为防止厚壁主蒸汽管金属产生过大的热冲击应力， 应不间断地监视管壁温度和介质温度之差，不超过规定标准。 第3.5.17条 减温减压器应配有下列设施和仪表: 1.与调整抽汽或背压式汽轮机并列运行的减温减压器，应配有压力与温度自动 调节装置;一般的减温减压器应有遥控装置;当不允许对用户中断供汽时，并列运 行的快速减温减压器，应有自动起动装置; 2.低压侧蒸汽管上应有能排出全部减压蒸汽流量的安全门，无安全门时禁止投 入运行; 3.高压和低压侧蒸汽的压力表和温度计; 4.供外部热用户蒸汽时应有带积算的蒸汽流量表、减温水的压力表、温度计以 及流量表; 5.高压和低压侧的疏水装置; 6.减少噪声的装置。 第3.5.18条 备用减温减压装置应经常处在热备用状态。 第3.5.19条 减温减压器应定期检修，一般每2,3年大修一次。 第3.5.20条 蒸汽交换器和蒸发器应根据热力化学试验，规定出在各种不同的 蒸汽参数下二次发生蒸汽的出力，并确定定期排污方式。 第3.5.21条 给水主要是在热力除氧器中除氧，凝汽器中亦宜设置补给水除氧 的辅助措施。 除氧器应有氧量记录表。集控电厂应有除氧器的远距离水位表。 对于压力为6个绝对大气压及以上的除氧器，有关管道上的截止门与调节门应 该用钢质材料。 第3.5.22条 单元机组的除氧器应当有可靠的备用汽源，以保证点火过程用水 的除氧。 第3.5.23条 除氧器应定期进行检修，小修一般按安全、经济运行和维护的需 要安排，大修随机组进行。 第3.5.24条 热力系统的箱类容器如疏水箱、疏水扩容器、低位疏水箱都应保 温，并涂以与管道相同颜色的油漆，水箱内壁应涂以防腐漆。 低于或相当于室温的金属水箱外壁均应涂以与管道漆色相同颜色的防腐漆。 压力水箱上应有安全门、开启式水箱上应有大气管。 第3.5.25条 水箱应定期检修和清理，一般每2,4年进行一次。水箱和管路 系统的布置应保证当水箱停止使用和切换使用时，不致影响发电厂的正常运行。 第3.5.26条 给水泵的容量和台数应满足下列要求: 1.母管制给水系统，给水泵的总容量及台数应保证在其中任何一台停用时，其 余给水泵能够保证供给该系统全部锅炉在额定出力下所需的给水量，连在同一系统 内的所有给水泵都应能并列运行; 2.单元制给水系统，每一单元装设的给水泵台数，应不少于两台，其中一台为 备用泵。起动用的电动给水泵，宜采用液压联轴节装置。 第3.5.27条 汽动给水泵的危急保安器至少每半年进行一次试验，在给水泵长 期停运后或检修后也应进行试验。 第3.5.28条 备用给水泵应经常保持在准备起动状态。 备用汽动给水泵应将蒸汽经常送到主汽门前暖管疏水。备用给水泵应定期进 换使用或试验。 行 轮 第3.5.29条 给水泵在检修或改进后，应进行试验，其出力和压力均应能满足 锅炉额定容量的需要。 给水泵应定期检修，一般每1,2年大修一次，但当水泵出力降低10%以上时 可缩短检修周期。 第3.5.30条 投入各种附属设备时，应首先检查安全装置、自动装置、截门以 及热工测量仪表的完整性，保护装置或远方操作设备都应处于完善状态。 第3.5.31条 附属设备的安全门应当在安装和检修后进行试验，在运行中至少 每半年检查一次。 第六章 汽 轮 机 组 第3.6.1条 汽轮机及其热力系统的选定应满足电厂运行方式的需要，保证运行 的可靠性和经济性，并能适应起、停和负荷变化的要求。 第3.6.2条 汽轮机组应有下列装置: 1.电动主闸门与自动主汽门间蒸汽管道上防腐用的放气管; 2.主汽门、再热主汽门的蒸汽滤网和蒸汽抽气器前蒸汽管道上的滤网; 3.汽轮机轴封压力自动调整器; 4.抽汽管道上的截门(抽汽汽压大于1个绝对大气压时)和逆止门，以及在主汽 门关闭时强制关闭抽汽逆止门的自动装置，并宜设有能分别操作各段逆止门的就地 试验门; 5.防止高压加热器满水进入汽轮机的自动保护装置和紧急疏水装置; 6.加热器的自动水位调整器; 7.凝汽器的水位调整器(凝结水泵能可靠地维持低水位运行者除外)，胶球清洗 装置或其他防垢措施; 8.凝结水泵联锁装置; 9.润滑油系统排出油气的装置，回油管上应有窥视窗; 10.装有低油压自起动装置的备用油泵和直流事故油泵; 11.调整抽汽管道上的安全门; 12.装在室外的事故排油箱; 13.必要的声光警报信号。 第3.6.3条 汽轮机组应有以下仪表: 1.轴向位移指示表; 2.汽缸膨胀指示表; 3.汽缸及转子膨胀差指示表; 4.转子挠度指示表; 5.主轴承金属温度表(20万kW及以上机组); 6.推力轴承金属温度表; 7.机组正常起停、操作时测量蒸汽温度、压力、金属温度和温差的仪表装置; 8.轴承或轴颈振动表。 第3.6.4条 汽轮机的调节及保安系统性能应符合以下要求。 1.调节性能: 当汽轮机在额定参数和额定转速下运行，瞬间自额定负荷甩至零时，调节系 统 应能维持汽轮机空转转速不超过危急保安器的动作转速。 汽轮机速度变动率的调整范围一般为额定转速的3%,6%。局部速度变动率最 低不小于2.5%。 汽轮机运行中调节系统应稳定地保持给定的电负荷与热负荷(供热机组);当负 荷变化时，调节汽门应能正常、平稳地开大或关小。 调节系统的迟缓率应不大于0.5%，对于新安装的机组应不大于0.2%。 2.速度调整范围: 空负荷时汽轮机转速，一般能在额定转速上下6%范围内调整。 3.危急保安器: 汽轮机危急保安器应在110%,112%额定转速或制造厂规定的转速范围内动 作，危急保安器动作后，复位转速一般应大于额定转速。 第3.6.5条 除超速停机保护外，汽轮机还应有以下自动停机保护装置: 1.当转子轴向位移超过极限值时的自动跳闸装置; 2.当润滑油压下降超过极限值时的自动跳闸装置; 3.当汽轮机真空下降越过极限值时的自动跳闸装置; 第3.6.6条 汽轮机在新安装投入运行时、大修前后及在正常运行(每月)中，均 应检查并记录汽轮机轴承在三个方向(垂直、横向、轴向)的振动情况。振动限值 表3-6-1中。 列 于 表 3-6-1 汽轮机振动限值表 新装机组的轴承振动不宜大于0.03mm。 第3.6.7条 汽轮机及发电机轴系的临界转速，应与额定转速有足够的差距，以 防止机组在起动升速和进行危急保安器升速试验时出现有害影响。 第3.6.8条 机组运行时，在运行人员经常工作和巡视场所的噪声，应符合环境 保护的有关规定，一般不超过85,90dB。 第3.6.9条 汽轮机应有完善的疏水系统，在主蒸汽、再热蒸汽、抽汽以及疏水 管道的适当位置，宜装设水分检测热电偶，以防止汽缸进水。 第3.6.10条 汽轮机本体应仔细保温，保温设计应考虑缩小上、下汽缸温差的 措施。运行中上下缸的温差应满足制造厂的规定。 第3.6.11条 中间再热机组宜设置旁路系统，以满足电网甩负荷后紧急调度需 要，其容量和型式根据汽轮机及锅炉的性能及运行方式确定，一般为机组流量的 30%,40%。 第3.6.12条 为了防止油系统失火，应尽量减少油系统的截门、接头和附件。 油系统管道、截门、接头、法兰等附件承压等级应按耐压试验压力选用，一般为工作 压力的两倍。油系统管子的壁厚最小不小于1.5mm，油管的法兰垫禁止用塑料垫、 胶皮垫或其他不耐油不耐高温的垫料。 油管的布置应整齐集中，并宜置于热体之下。油管应按照制造厂或设计院提供 的安装图施工。油管附近的热体应妥善保温(必要时采取隔离措施)，如热体上有集 中的油管区时，应设防爆箱。 第3.6.13条 汽轮机组安装应按现行的施工及验收规范执行，安装完毕后，提 出以下技术记录: 1.汽缸接合面水平记录; 2.汽缸负荷分配记录; 3.转子轴颈扬度及联轴节找中心记录; 4.轴承间隙及紧力; 5.汽缸水平接合面间隙; 6.通流部分动静间隙; 7.端部及隔板汽封间隙; 8.油循环后主油箱油质化验单; 9.调节及保安系统起动前检查试验记录; 10.管路及设备水压试验记录; 11.基础的外观检查记录;混凝土试块强度和隐蔽工程的技术记录等。 第3.6.14条 汽轮机基础的设计单位应根据制造厂的技术要求，提出计算文 件，确保基础的强度、挠度、自然频率、振幅以及其它性质符合使用要求，在机组 起停及运行中不发生有害影响。 第3.6.15条 新安装和大修后的汽轮机组应进行以下试验: 1.危急保安器升速动作试验和保护装置动作性能试验、调速系统试验、甩负荷 试验(新安装机组); 2.热力试验; 3.真空严密性试验。 在安装和检修时应测量调频叶片的频率。 第3.6.16条 汽轮机组的运行应遵守现场运行规程的规定。现场运行规程的编 制应符合制造厂有关规定，并经电厂总工程师批准。规程应包括以下内容: 1.设备规范及主要技术性能; 2.汽轮机组的起动准备、起动、并列、增减负荷、变更运行方式、停机、备用 设备的投入或切换等的操作程序和注意事项等; 3.汽轮机运行中各项试验的试验方法、操作程序和注意事项; 4.汽轮机紧急停机和减负荷停机的条件以及事故处理操作; 5.各种运行参数的极限数值; 6.较长时间停用时，设备的保养措施; 7.季节性的安全措施; 8.标有截门编号的系统图。 第3.6.17条 汽轮机组在运行中应保证: 1.正常的蒸汽参数; 2.经济的真空度，凝结水无过冷却，真空系统有良好的严密性; 3.汽轮机通流部门及凝汽器、加热器和蒸发器的热交换表面清洁; 4.凝结水与给水在各级回热装置加热正常。 第3.6.18条 汽轮机的各种附属设备，包括主抽气器、凝结水泵、循环水泵、 疏水泵和工业水泵等，如有备用时，应轮换使用。备用停用时间不宜超过1个月。 第3.6.19条 主蒸汽及再热蒸汽的自动主汽门与调节汽门应能严密关闭。严密 性试验方法及标准应按制造厂规定进行，一般在额定汽压和汽轮机空负荷运行时进 行试验，当自动主汽门(或调节汽门)单独迅速关闭而调节汽门(或自动主汽门)全开 的情况下，中压机组的最大漏汽量不应引起转子转动，对于进汽压力为90大气压 及以上的汽轮机，最大漏汽量引起的转动转速应不超过额定转速的1/3。 大修前后均应进行汽门的严密性试验，运行中应每年检查一次。 第3.6.20条 危急保安器在解体或调整后，运行2000h后，甩负荷试验前，以 及停机一个月后再起动时，应进行提升转速试验。 提升转速的试验应进行两次，两次动作转速差，不应超过0.6%。 对于大型机组，自冷态起动进行超速试验，应按制造厂规定进行，一般在带 负 荷25%,30%连续运行3,4h后进行。 汽轮机如有不需提升转速也能试验危急保安器动作的装置，每运行2000h后可 利用此装置进行试验。但新安装和大修后的汽轮机以及在调节系统经过拆开检修之 后，都应使用提升转速的方法进行试验。 第3.6.21条 下列设备及装置在运行中应按制造厂规定定期进行试验，制造厂 未提要求时按以下规定进行: 1.每天应旋转自动主汽门的手轮若干圈，活动主汽门门杆，检查它的动作情 况。经常带固定负荷的汽轮机，应每天(或每周)对负荷作较大范围的变动，防止调 节汽门门杆卡住。在有左右两个主汽门的情况下，每周进行一次自动主汽门、中压联 合汽门全关闭的操作; 2.能强制关闭的抽气逆止门应每月进行关闭试验，调整抽气逆止门的检查和调 整抽气安全门的校验，每半年应至少进行一次。当某一逆止门或安全门存在缺陷 时，禁止汽轮机使用该段抽汽运行; 3.备用事故油泵及其自起动装置的试验每月应进行两次，汽轮机每次起动或停 机前也应进行试验; 4.每天进行油箱油位计的试验; 5.每半年至一年进行一次低真空跳闸试验; 6.定期检查油质，防止调节和保安系统部件锈蚀卡涩。 第3.6.22条 汽轮机在检修后和起动前，应检查保护装置、连锁装置、辅助设 备、油系统、备用油泵、事故油泵、控制与测量仪表以及操作联系信号等，使保持 在完好状态。 第3.6.23条 汽轮机禁止在下列状态起动: 1.主要表计或自动保护装置之一失灵; 2.调节系统或配汽装置上发现有可能引起超速的缺陷; 3.任何一台油泵或其自启动装置有故障; 4.油质不合格或油温低于规定的极限值; 5.转子挠度指示大于规定的极限值; 6.汽轮机上下汽缸金属温度差大于规定的极限值; 7.转子与汽缸的膨胀差大于规定的极限值。 第3.6.24条 为保证汽轮机轴承运行正常，在汽轮机转速升至2500n/min以前， 轴承入口油温一般应达到35?以上，运行中油温应在38,45?范围内，轴承润 滑油温升宜在15?以内。 第3.6.25条 装设在油系统油冷却器进出口、备用油泵和事故油泵进、出口以 及油箱事故排油管道的所有截门，应铅封在工作状态。运行中需切换上述截门或投 入备用冷油器时，除事故紧急情况外，应有操作票。 表 3-6-2 汽轮机监视段压力比正常值容许的极限升高值 第3.6.26条 为了检查汽轮机通流部分结盐垢的状况，或检查通流部分是否受 到损伤，运行中应注意监督监视段压力。监视段的压力不应超过制造厂规定的数 值。 在给定的负荷下，监视段压力比正常值的升高值，不应超过表3-6-2的数值。 第3.6.27条 每台汽轮机都应测取按正常停机程序停机时的转子惰走时间。当 惰走时间偏离正常数值时，应查明原因。 第3.6.28条 高压加热器应设有高水位保护装置。没有高水位保护或保护不正 常时，禁止投入高压加热器。对于大旁路的高压加热器组，当其中一台高压加热器 水位保护失灵时，应将全部高压加热器停用。 第3.6.29条 冲动凝汽式汽轮机转子时，真空不宜低于450mmHg(1mmHg =133.322Pa，以下同)(无盘车装置汽轮机不应低于300mmHg)。转子在静止的状态 下，禁止对轴封送汽、将蒸汽排入凝汽器或将汽轮机加热。 第3.6.30条 单元机组汽轮机的起动及接带负荷，应根据制造厂规定，按冷态、 温态及热态编制起动程序或起动——带负荷图表。如制造厂无规定时，高温高压机 组宜以高压内缸第一级金属温度为依据进行编制: 1.冷态:温度在200?以下; 2.温态:温度在200?以上，370?以下; 3.热态:温度在370?以上。 第3.6.31条 单元机组汽轮机起动时，冲动转子的主蒸汽温度应最少有50?过 热度。温态、热态起动时应保证主调节汽门及再热调节汽门后蒸汽温度高于汽轮机 最热部分温度50?。 第3.6.32条 单元机组汽轮机可根据停机后的需要，采用正常停机或滑参数停 机。滑参数停机过程中，主蒸汽及再热蒸汽过热度应不小于50?，并应注意监视 胀差、蒸汽温度与金属温度的差值、蒸汽温度的降温率、金属温度的降温率以及轴承 的振动等不超过规定值。 第3.6.33条 汽轮机在下列情况下，应立即自动或手动停机: 1.转速升高超过112%额定转速; 2.转子轴向位移或胀差超过规定极限值; 3.当油系统油压或油箱油位下降超过规定极限值，任一轴承回油温度或任一推 力瓦块温度突然上升超过规定极限值; 4.凝汽器真空下降超过极限值; 5.新蒸汽或再热蒸汽温度突然上升，超过规定的极限值; 6.新蒸汽或再热蒸汽温度突然下降，超过规定的极限，或出现水冲击现象; 7.汽轮机内部发出明显的金属声或其它不正常声音; 8.主轴承或端部轴封发生火花或冒烟; 9.汽轮机突然发生强烈振动; 10.汽轮机油系统着火，就地采取措施而不能扑灭; 11.主蒸汽、再热蒸汽、抽汽、主凝结水、给水及油系统管道或附件发生破裂; 12.水内冷发电机断水30s; 13.发电机冒烟。 第3.6.34条 在下列情况下，应将汽轮机减负荷或停机: 1.主汽门或再热汽门卡; 2.调节汽门、回转隔板或油汽逆止门卡; 3.主蒸汽、再热蒸汽、抽汽、给水及油系统管道或附件发生漏泄。 第3.6.35条 凝汽装置在运行中应: 1.检查真空系统的严密性。检查时负荷稳定在额定负荷的80%或以上，关闭空 ,5min内，真空下降速度平均每分钟应不大于2,3mmHg; 气门，在3 2.通过对凝结水质的化学分析，检查凝汽器水侧的严密性，及时消除漏水现 象; 3.采取有效措施(胶球清洗、化学处理等)，防止或清除凝汽器结垢，并保持正 常的端差; 4.当采用海水冷却时，采取防止海水腐蚀的措施。 第3.6.36条 新机投入运行8000h后应进行大修(制造厂另有规定者除外)，以后 每隔2,4年(根据设备状况)大修一次，并力争延长大修间隔;小修根据需要进行。 检修质量要求、项目及内容均按部颁检修规程的规定。 第3.6.37条 汽轮机室应有桥式起重机，其容量除考虑检修最重件外，还应考 虑 安装时借助桥式起重机起吊发电机静子的需要。 第七章 供水系统及设备 第3.7.1条 供水系统的设计，应在保证安全运行的基础上，根据水资源条件、 规划容量，遵照国家有关水源保护和各种水质排放标准的规定，通过全面技术经济 比较及环境影响评价，选择最经济、合理的方案。 供水系统的运行，应经常保持汽轮机凝汽器有经济的真空并防止结垢。 第3.7.2条 以江河、湖泊、水库作为水源的电厂，应有防止杂物和鱼类进入循 环水系统的设施。 第3.7.3条 利用海水作水源时，应对供水设备、管道及建筑物采取防腐措施， 并 防止海生物对安全运行造成危害。 采用海水作为冷却水源时，循环水泵应设备用。 第3.7.4条 电厂供水系统采用母管制的供水管沟按规划容量一般不少于两 条。 当其中一条停用时，其余母管应能通过75%的最大计算水量。 大容量机组可以采用扩大单元制或单元制的管道系统。 第3.7.5条 从含沙量较大的江河取水时，应设置冲沙闸、沉沙池或沉淀池等设 施，以降低循环水中的含沙量，并定期清除渠道、水池及各种构筑物内的沉积物。 第3.7.6条 为防止在循环水中大量孳生微生物，在凝汽器、冷却塔、管道、闸 门等处形成生物沉积，应对冷却水定期进行氯化处理。 在明渠、沟道或水池内生长杂草时，应及时消除。 第3.7.7条 为防止在循环水系统中形成碳酸盐沉积，当循环水的硬度大于规定 的允许值时，应对水质进行化学处理。 第3.7.8条 建在寒冷地区的电厂的取水口，应有通循环水回水加热取水口、拦 污栅、滤网等的设施。 在结冰期间循环水系统可能冻坏的闸门、放水门、放气门等均应有防冻措施。 第3.7.9条 对水工建筑物应定期进行观测和检查有无沉陷、裂缝、破坏、渗漏 等现象，发现问题应及时进行处理。 第3.7.10条 在长距离输水管道上应有消除水锤的设施，并使该设施在运行中 经常保持良好状态。 第3.7.11条 在有水流动的管道上操作闸门时应注意闸门和管道是否振动，闸 门不应停留在发生振动的开度。 第3.7.12条 在输水隧洞上，应装有在事故状况下能在动水中关闭的闸门。 第3.7.13条 循环水泵及其出口闸门应有联锁装置。 第3.7.14条 循环水泵房在运行中应注意下列各项: 1.按规定巡视检查各种设备、闸门、管道的状况，做好记录。注意管道附件等 薄弱环节，发现渗漏应及时处理; 2.在事故操作时，应防止产生水锤。 第3.7.15条 冷却塔在运行中应注意下列各项: 1.调节补给水量，使水池水位稳定，以确保循环水泵正常运行; 2.定期清理配水系统，使各水槽水流分布均匀。保持水槽不溢水、不漏水; 3.喷嘴应垂直溅水碟中心。水嘴和水碟如有破损或堵塞，应及时更换或清通; 4.淋水装置应保持完整，损坏的应予更换; 5.通风筒应定期检查，发现有渗水或裂纹时，应查明原因并在检修中加以消 除; 6.根据不同季节调整机力塔风机运行台数，或调整风机叶片角度; 7.在结冰季节，调整冷却塔的运行方式，投入防冻设备。为防止冷却塔结冰， 一般应保持冷却水温不低于10,20?; 8.在冬季停用水塔时，应采取防冻措施。 第3.7.16条 对冷却塔、喷水池应有专人管理，定期检修维护。 第3.7.17条 对补给水源地和深井、大口井应注意下列各项: 1.对补给水源地应加强管理和保护，防止外界污染和破坏; 2.对深井、大口井泵群应有集中控制和各井的就地操作装置; 3.采用管井取地下水作为补给水源时，应设置备用井; 4.应及时掌握地下水位的变化情况和各井的出水量情况，以调整运行方式。 第八章 热电厂的供热设备 第3.8.1条 热电厂的供热设备与厂外热力网一般按以下范围分界:热电厂供热 系统到热电厂总管引出的热力管道上的隔离闸门后为止;热电厂回水系统到接至热 电厂总管上的热力管道隔离闸门前为止。 在隔离门外的电厂内控制的测量仪表(包括仪表测量用的截门、脉冲管等)也应 由热电厂管理维护。 第3.8.2条 热网加热器应具有下列装置: 1.带保护罩的水位计，并有凝结水位高、低信号装置; 2.每台热网加热器的凝结水取样冷却装置应结合全厂水质监督测量的水平和 要求，决定是否在热网加热器装设盐量表; 3.蒸汽侧在凝结水位上应设有带截门的排气管。当热网加热器在真空状态下运 行时，不凝结气体一般可引至凝汽器循环水虹吸管上，或用专门的抽气器抽出，连 至凝汽器的空气管上应装设节流孔板。 第3.8.3条 热网加热器应根据制造厂和有关试验资料规定出下列数值: 1.热力负荷及其相应的汽水参数; 2.热网水的最高加热温度及最大温升; 3.汽、水侧的实验压力及极限允许压力; 4.热网水的额定计算流量及相应的阻力损失。 第3.8.4条 当供热汽轮机停运或抽汽量(背压机排汽量)不足时，方许利用从减 温减压器引出的蒸汽加热热网水。 第3.8.5条 热网的加热汽源应不少于两台机组。 第3.8.6条 热网加热器的容量和台数，应根据采暖通风和生活的热负荷选择， 一般不设备用，但当任一台热网加热器停止运行时，其余的热网加热器应保证最大 热负荷的70%; 尖峰热水器的设置根据具体情况(热负荷性质、送热距离、气候条件)确定。 第3.8.7条 热网水泵的总容量与热网加热器设备最大出力相适应。 热网水泵的台数不应少于两台，当装设两台热网泵时，其中一台作备用;两台 以上时，在其中一台热网泵停止运行，其余热网泵的总出力不应少于热网最大出力 的70%。 为满足夏季工况和其他特殊工况的需要，宜另设一台小容量和低压头的热网 泵。 第3.8.8条 热网加热器的凝结水泵不少于两台，其总容量应为基本热水器和尖 峰热水器最大出力时的凝结水量。凝结水泵不设备用，但宜考虑有凝结水的排放回 收系统。 第3.8.9条 闭式热网系统热网补给水设备的容量应为热网正常补水量的4倍， 其中2倍(不少于20t/h)是采用除氧化学软水和锅炉排污水，而其他2倍的水量则采 用工业水或生活水。 正常利用补水泵直接补水时，要设一台备用补水泵，备用水泵要能自动投入; 正常利用压力给水箱补水时，应装设一台补给水泵作备用或有其他可靠水源作备 用。 第3.8.10条 热网水泵、热网加热器的凝结水泵和热网的补给水泵均应具有能 并列运行的特性。其出口侧应装有关断截门和逆止门。逆止门不正常时水泵不应投 入运行。 热网回水管上应装设汇污器(滤过网)。 第3.8.11条 每次从工业水(或生活水)补水时，均应有记录，注明补入的水量、 水源和时间。 第3.8.12条 为了维持热网泵入口母管的给定压力，补给水设备应装设压力自 动调节器。 第3.8.13条 供热设备应根据安全经济运行和管理的需要，装设必要的控制测 量仪表，包括压力指示表、压力记录表、温度指示表、温度记录表、流量积算记录 表、盐量表，水的取样器等。 第3.8.14条 热网水的流量(或压力)、供水温度和回水总管压力应按批准的负荷 曲线进行调整。 第3.8.15条 供热设备的工作规范，应严格遵照给定的图表和热网调度的要 求，允许偏移值为: 进入热网的水温 ?2? 回水压力 ?10% 供水压力 ?5% 供水流量 ?3% 供用户的蒸汽压力与温度?5% 第3.8.16条 热网水温的改变应逐渐而匀速地进行，变化速度不应超过30? /h。 第3.8.17条 供热设备应定期进行检修，一般每年一次，在夏季进行。供热设 备停用期间应采取防护措施。 第九章 热工仪表和控制装置 第3.9.1条 火电厂热工自动化的设计、自动化水平的确定、热工仪表和控制装 置的选型应满足发电设备安全、经济运行要求，并应在达到主、辅机各项技术指标、 延长发电设备使用年限、改善劳动条件及提高劳动生产率等方面收到实际效果。 第3.9.2条 机组的控制方式: 单机容量为20万kW及以上的火电厂，应采用单元机组炉、机、电集中控制。 单机容量为10万kW或12.5万kW的新厂，宜采用单元机组炉、机、电集中 控制;相同单机容量的扩建电厂的控制方式一般与原有单元机组的控制方式一致。 在集中控制室内，对机组的控制应达到下列基本要求: 1.在尽量少的就地操作配合下，实现机组的启、停; 2.机组正常运行工况的监视和调整; 3.机组异常运行工况的报警和事故处理。 单元制的除氧给水系统应在集中控制室内控制。母管制机组一般采用机、炉除 氧给水就地控制，并宜设就地控制室。 辅助生产车间(燃油泵房、水处理室等)的工艺设备系统的控制水平，应与主机 组的控制水平相适应。 第3.9.3条 集中控制室应装通风设备，温度和相对湿度应符合设计要求，环境 振动应符合热工仪表和控制装置的要求。装有电子计算机的机组，根据设备要求， 确定是否在计算机房内装有空调设备。控制室内的噪声应符合设计规定，室内采光 应充足。控制室顶棚不得漏水、渗水。控制室与电缆夹层之间应采取防止火灾蔓延 的措施。控制室内应有吹扫风压测量管路用的压缩空气管。 第3.9.4条 热工仪表、控制装置和就地控制盘应安装在不受激烈振动的地方， 其环境温度一般不高于45?，不低于5?。控制盘应严密、加锁，有良好的工作 照明和事故照明。露天安装的设备应有防雨、防冻措施。 第3.9.5条 热工仪表和控制装置应有监视电源电压、备用电源自动投入的声、 光信号。在运行中应对备用总电源定期进行检查、试验。 用于控制装置的动力设备(如油泵、空气压缩机等)应有能自动投入运行的备用 设备，并在运行中定期进行检查、试验。 第3.9.6条 热机保护装置、主要自动调节装置不应与检测仪表公用一套变送器 或一个测量元件(流量测量用节流元件除外)。 第3.9.7条 热工仪表、控制装置以及测量元件、取样装置等的安装位置应便于 操作、维护和检修。 第3.9.8条 热工仪表和控制装置的脉冲管路的敷设应有一定坡度，并根据需要 装设排气、排水部件。管路的选择和敷设应注意减少测量的迟延时间。管路中的介 质如有冻结和凝固的可能时，应有防冻、防凝措施。 第3.9.9条 热工仪表和控制装置用的电缆应采用铜芯，芯线截面不应小于 21mm。一般情况下，电缆不应有中间接头。不得将电缆敷设在放射热表面上、锅 炉炉墙上及靠近人孔、检视孔、防爆门、未保温的管路和法兰等处。电缆不得受 油、水、汽的冲刷或浸泡。 电气回路的绝缘必须符合有关技术规定，并按规定定期对电缆和导线的绝缘进 行检查和试验。 第3.9.10条 表盘、端子箱等应标明编号和名称。变送器、仪表、执行机构、 测温元件、一次阀门和连接管路等均应有标明其用途的标志。端子排、接插件以及与 其相连的电缆芯线、导线都应有符合设计图纸的标志。电缆两端必须有清晰、牢固 的标志牌。热机保护装置应有区别于其它设备的明显标志。 第3.9.11条 油区、氢站等容易发生火灾、爆炸场所采用的热工仪表和控制装 置的选型、安装应符合防火、防爆的技术要求。 第3.9.12条 节流件及其附件的设计应符合有关规程的规定，并应有下列检查 记录和技术文件: 1.节流件的孔径及法兰、环室内径; 2.节流件有无变形或机械损伤; 3.安装节流件两侧的管径和椭圆度; 4.节流件的计算书及节流件、环室的施工图纸。 第3.9.13条 热工仪表和控制装置应处于完好状态，在机组运行时上述设备应 投入运行。 新机组在投入运行时，其热工检测仪表、热机保护装置、程序控制装置和主要 自动调节装置应同时投入运行;在机组投产后3,6个月内应将全部自动调节装置 整定投入。新机组采用电子计算机进行监控时，电子计算机应同时投入运行。 第3.9.14条 为了提高控制装置的投入率，在进行电厂热力系统拟定和热力设 备选型设计时，应提高其可控性水平。被调参数的可调范围及其动态特性，以及调 节、控制机构(如阀门、挡板等)的技术特性应满足自动化的要求。由于主设备或热 力系统原因而不能投入的自动调节装置和程序控制装置，应不断改进，直至投入运 行。 第3.9.15条 新机组的热工仪表和控制装置投入运行后，施工单位应向生产运 行单位移交下列技术文件和备品: 1.全部设计图纸和电缆清册; 2.设计变更通知书; 3.隐蔽工程安装记录; 4.制造厂提供的技术资料、备品、备件和专用工具; 5.高温高压管件、阀门等的材质检验报告; 6.电气回路绝缘测试记录; 7.施工修改图及其说明; 8.热工仪表和控制装置的校验记录; 9.热机保护装置及自动调节装置的现场整定、调试记录。 第3.9.16条 热工分场应有下列技术文件: 1.热工仪表、控制装置(电子计算机)等技术档案; 2.标准仪器、仪表的检定证书和技术档案; 3.制造厂的设备使用说明书、接线图及结构图; 4.自动调节、热机保护及程序控制等装置的整定、试验记录; 5.热工仪表和控制装置的校验记录; 6.节流装置及隐蔽的测量元件的安装记录; 7.热工仪表和控制装置的缺陷记录; 8.热工仪表和控制装置的系统图、原理图、接线图; 9.热工仪表和控制装置的校验规程、运行规程和检修规程。 第3.9.17条 热工分场应有下列设备: 1.用以校验、检查、维修热工仪表和控制装置的标准仪器、仪表及一般测试仪 表; 2.用以校验热工仪表和控制装置的试验台及工作台; 3.维修热工仪表和控制装置的工具和必要的机床。 热工分场的试验室应有专用的交、直流电源配电箱、压缩空气源及其管路和上 下水道等。 热工仪表和控制装置的主要部件和易损件应有备品。 第3.9.18条 热工仪表在运行中应保持完好、准确、清洁。仪表的精度等级及 测量范围应符合机组的运行规范。仪表的最大误差值不应超过制造厂的规定。按规程 规定应对仪表进行定期检修、校验。 第3.9.19条 热工自动调节装置在检修后，投入运行前，应进行方向性等项目 的检查、试验;在投入运行后应进行变动负荷试验和定期进行扰动试验。 第3.9.20条 新装和经检修的程序控制装置在第一次投入运行前应对其系统进 行检查、试验，核对其程序步骤和动作正确后方可投入运行。对运行中的程序控制 装置应定期进行检查、维护。 第3.9.21条 热工信号、热机保护和联锁装置应保持完好、准确，投入运行前 应进行检查、试验。 热机保护装置的整定值应符合规程的规定，变更整定值需经电厂总工程师批 准。带有改变定值的保护装置应有封印。 不得在运行状态下的保护、联锁装置上进行检修或调整。需切除运行中的保 护、联锁装置进行检修时，必须开工作票;关系到主机跳闸的保护装置的切除， 应 经电厂总工程师批准。 第3.9.22条 热工分场与其它分场在设备管理(包括检查、维护、清扫、安装) 方面的分工如下: 1.调节机构(阀门、挡板等)及其与执行机构的连接件、测量流量的节流件及其 附件、带有压力的设备、管道上的取样装置、一次阀门及至取样点的脉冲管路、埋 入在主设备中的测量元件，由主设备分场负责; 2.送到电气联锁的热工仪表接点及其引出的第一个端子排由热工分场负责，送 到热工联锁的电气接点及其引出的第一个端子排由电气分场负责; 3.热工仪表和控制装置的总电源(交流220V、直流220V)，由电气分场负责送 到热工仪表和控制装置的电源盘或控制盘的电源总开关的入口端子排处; 4.热力过程程序控制系统用的电动阀门的电动装置由热工分场负责，阀门由主 设备分场负责。 第3.9.23条 电管局(电力局)的试验所、发电厂、电建公司应根据部颁有关规定 配置相应精度等级的标准计量器。 不同等级标准计量器应按照有关计量器具检定规程规定的送检周期进行检 定。未经过检定合格并发给检定证书的标准计量器不准做标准计量器使用。 各级标准计量室应具备下列条件: 1.计量标准器精度和检定场所应符合要求。 2.计量标准器具有必要的技术档案及有效的检定证书。 3.检定员需经上级检定机关考核、批准、发给证书。 第十章 化学水处理、化学监督和油务管理 第3.10.1条 化学水处理、化学监督和油务管理工作的任务是: 1.供给质量合格、数量足够和成本低的锅炉补给水，并根据规定对给水、炉水、 凝结水、冷却水、热网补给水和废水等进行必要的处理; 2.对水汽质量、油质和燃料等进行化学监督，防止热力设备和发电设备的腐 蚀、结垢和积集沉积物，防止油质劣化以及提供指导锅炉燃烧的有关数据; 3.参加热力设备、发电设备和用油设备检修时有关检查和验收工作，针对存在 的问题配合设备所在单位采取相应的对策; 4.在保证安全和质量的前提下，认真降低水处理和油处理等的消耗指标。 第3.10.2条 发电厂、供电局应设有相应的专业组织负责化学工作。 第3.10.3条 锅炉饱和蒸汽和过热蒸汽质量，在保证蒸汽通流部分基本没有盐 类附着物的前提下应符合表3-10-1的规定。 表 3-10-1 锅炉蒸汽质量标准 第3.10.4条 锅炉给水质量，在防止腐蚀和结垢的前提下应符合下列规定: 1.给水硬度、氧、铁、铜、二氧化硅和钠的含量，应符合表3-10-2的规定;液 态排渣炉和原设计为燃油的锅炉，其给水中的硬度和铜、铁含量应符合高一级锅炉 的规定; 2.给水中的pH值、总二氧化碳、联氨、油的含量应符合表3-10-3的规定; 表 3-10-2 锅炉给水硬度、氧、铁等含量标准 表 3-10-3 给水中pH值和总二氧化碳等含量标准 2 ?给水pH值应通过调整试验确定本厂具体数值。压力小于59kgf/cm表大气 压的汽包炉，给水pH值最低不小于7.0。 3.汽包炉的给水含盐量、碱度和二氧化硅含量应符合该型锅炉所允许的炉水质 量，并使锅炉排污率不超过表3-10-4的规定。 锅炉排污方式和排污量尚应根据炉内沉积物和蒸汽质量决定。排污率不得低 于0.3%。 表 3-10-4 锅炉排污率标准 第3.10.5条 汽轮机凝结水质量应符合表3-10-5规定。 表 3-10-5 汽轮机凝结水质量标准 第3.10.6条 锅炉蒸汽采用混合减温时，减温水质量应符合凝结水的质量要 求，并保证不影响减温后的蒸汽质量。 第3.10.7条 其他给水组成部分的质量如蒸馏水、疏水和生产回水等，均应不 影响本法规所规定的给水质量。 油污的生产回水应由用户进行初步清油工作，使其含油量在1mg/L以下。对其 它有害物质也应进行监督和处理。 第3.10.8条 锅炉炉水的水质，应保证蒸汽品质，防止积盐、腐蚀，保持受热 面和非受热面洁净。 采用碱式磷酸盐处理时，炉水中磷酸根(mg/L)含量，应按表3-10-6的规定控制: 表 3-10-6 炉水中磷酸根含量标准 采用连续监督时，保持炉水中磷酸根含量2,4mg/L。 炉水pH值，一般大于9.0。对于用化学软化水作补给水的炉水pH值应大于 10。 第3.10.9条 水内冷发电机(包括调相机)的冷却水质应采取措施，以防止空心导 线(铜)的腐蚀和污堵。开式系统出口水的铜、铁含量应符合给水质量要求，同时: 电导率(25?) 不大于10μΩ/cm 硬度 不大于10μmol/L 第3.10.10条 化学水处理设备应保证供应质量合格和数量足够的化学处理 水。水的处理方式，应能满足锅炉给水和蒸汽质量的要求，并根据原水品质和锅炉 参数确定。 第3.10.11条 化学处理水的质量应以不影响给水质量为准，应按表3-10-7规定 控制: 3-10-7 化学处理水的质量标准 表 如采用化学软化水作为胀接锅炉的补给水，其相对碱度(氢氧化钠与总含盐量 的比值)应小于0.2。 作为补给水预除氧的低压除氧器出口水，溶解氧含量应不大于30μg/L。 第3.10.12条 应做好锅炉补给水预处理工作，使水中悬浮物、有机物、游离氯 和二氧化硅等含量满足水处理设备和热力设备的要求。 第3.10.13条 应对化学废水加强监督和进行处理，使排放水符合国家环保要 求。 第3.10.14条 化学水处理设备应备有必要的流量、水位、液位、压力、温度表 和 水汽监督仪表。 第3.10.15条 根据电厂容量、机组参数和水处理规模，化学水处理的设备可选 用手动、远方操作或程序控制。 第3.10.16条 采用的水处理药品和材料应保证不恶化水质。 第3.10.17条 凡接触到腐蚀性液体的化学水处理设备、管道、阀门和排水沟 等，应涂衬防腐层或用耐酸、碱腐蚀材料制造。 第3.10.18条 化学水处理室应备有贮存必要数量的水处理药品和材料的仓 库。 仓库内应采取防火、通风、冲洗等设施，并具备必要的装卸输送等机械化设施。 树脂应贮存于温度为5,40?的室内，并防止树脂干燥。 第3.10.19条 直流炉必须设有凝结水处理装置。亚临界汽包炉或以高含盐量水 为凝汽器冷却水的超高压炉，应经过技术经济比较后，确定是否设凝结水处理装 置。 第3.10.20条 火电厂应选用合适的凝汽器管材，并进行相应的冷却水处理工 作，以防止凝汽器管内腐蚀及积结水垢或附着物。 2cm 第3.10.21条 新装直流炉和工作压力为90kgf/表大气压及以上的汽包炉， 2cm在试运行前必须进行酸洗。对新装的60,89kgf/表大气压的汽包炉，一般进行 酸洗。设备清洗后应尽快投入运行，否则应采取停用保护措施。 运行锅炉的酸洗，应根据垢量和运行年限确定。 第3.10.22条 化验室应备有监督水、汽、燃料、油和气体等质量的必要仪器、 药品和装置。 第3.10.23条 发、供电设备应备有符合要求的水、汽、燃料、油和气体取样装 置。 第3.10.24条 化学监督的范围和取试样的地点、方法、次数、数量及分析项目 等，应根据机组型式、参数、水处理方式和燃料品种等的实际情况，在现场规程中 规定。 第3.10.25条 发电厂内的汽水损失率应符合下列规定: 20万kW以上机组 低于锅炉额定蒸发量的1.0% 10万kW至20万kW机组 低于锅炉额定蒸发量的1.5% 10万kW以下机组 低于锅炉额定蒸发量的2% 第3.10.26条 化学水处理设备应定期检修，一般每2,3年大修一次。 第3.10.27条 热力设备和主要用油设备检修时，化学人员应参加设备内部的检 查、清洗和验收工作。检查前有关单位不应清除设备内部的附着物和进行检修。 第3.10.28条 如停用热力设备的个别部分会使水、汽质量恶化时，应与化学部 门共同商讨措施。 第3.10.29条 热力设备检修或停运备用时，应根据停运时间和设备具体情况， 进行有效的保护工作。 第3.10.30条 绝缘油、汽轮机油的质量应符合表3-10-8的规定。 表 3-10-8 绝缘油、汽轮机油质量规定 *用于35,220kV及以上电气设备的新绝缘油，如因滤油设备的条件限制， 其电气绝缘强度达不到规定时，经运行单位的总工程师同意后，允许采用运行中 油的规定。电气设备的用油，也可根据制造厂家的规定。 第3.10.31条 室外变电所的断路器油，其凝固点不应高于: 1.气温不低于-5?的地区 -10? 2.气温不低于-20?的地区 -25? 3.气温低于-20?的地区 -45? 变压器油，其凝固点不应高于: 1.气温不低于-10?的地区 -10? 2.气温低于-10?的地区 -25? 但在严寒地区，当变压器停用时，应根据具体情况，采取防冻措施。 第3.10.32条 对每批新到的绝缘油或汽轮机油(包括酸白土再生油)应做综合油 样的全分析(试验项目见表3-10-8的规定)。 第3.10.33条 对运行中绝缘油和汽轮机油的试验项目(包括绝缘油的气相色谱 分析)和试验周期应根据用油设备的实际情况，在现场规程中规定。发现油质异常 时，应增加试验次数和项目，并与有关单位共同查明原因，采取措施。 第3.10.34条 应加强油质维护工作，以延长油的使用寿命。对汽轮机组和 1000kVA及以上的变压器至少应采取一种防劣措施，并应及时消除影响油质的设备 缺陷。 第3.10.35条 在电气设备上处理油时，一般应停电进行。如必须带电处理，应 制定和遵守现场安全操作规程。 第3.10.36条 发电厂、供电局应设有油处理设备。油的再生可以集中处理或就 地处理。 第3.10.37条 向机组、电气设备供油或排油时，可采取用固定输油管、油槽车、 金属桶或耐油软管。各种油在注入设备前必须化验合格。 第3.10.38条 对不同牌号的绝缘油或汽轮机油原则上不宜混合使用。如必须混 合时应符合下列规定: 1.不同牌号的国产新油混合前，绝缘油应测定混合油样的凝固点，汽轮机油应 测定混合油样的粘度，以决定是否可混; 2.老化程度不同的国产绝缘油(或汽轮机油)混合前，应进行混合油样的油泥析 出试验(试验方法YS-21-1-78)，无沉淀物产生方可混合; 3.非国产油混合时，应预先进行混合油样的老化试验(试验方法YS-25-1-78)， 混合油质量应符合运行中油的标准。 第3.10.39条 新装机组试运行期间的水、汽质量应符合《新建机组试运行水、 汽质量标准》。