二十五项反措
发布时间:2010-5-21 18:22:17
金昌发电有限责任公司
金昌发电运行部“二十五项反措”实施细则
为了进一步贯彻电力生产“安全第一、预防为主”的方针，将国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和《甘肃省电力公司“二十五项反措”实施细则》落到实处，更好地促进安全生产，结合我金昌公司设备情况制定了《“二十五项反措”实施细则》，请各值、班组密切结合实际情况，把落实反措与日常工作紧密结合，把“二十五项反措”实施细则中的各项重点要求落到实处，防止人身伤亡和重大设备损坏以上事故的发生，同时控制一、二类障碍和异常的发生。 1、 防止火灾事故
1.1电缆防火:
1.1.1严格执行《电力设备典型消防规程》《火力发电厂与变电所设计防火规范》等一系列有关规程。
1.1.2加强对控制室、开关室、计算机室等通往电缆夹层、遂道、孔洞的检查封堵，使用的阻燃材料必须为合格产品。
1.1.3做好改造工程后废旧电缆的拆除工作，及时封堵孔洞并清除杂物。 1.1.4继续完善电缆沟内照明及走向标志的整治工作.
1.1.5建立健全定期巡回检查,对有电缆中间头电缆进行定期测温,并按规定进行预防性试验,继续对部分中间头电缆进行更换.
1.1.6电缆沟、电缆夹层要及时清理，保持清洁，禁止堆放杂物，采取阻燃措施，如涂料、隔断墙等措施。
1.1.7厂房内电缆要分区专责及时清扫积粉，把防爆门改向或采取隔离措施，避免喷火引燃电缆。
1.1.8对电缆应进行定期预防性试验。
1.1.9新投入设备应使用阻燃电缆。
1.1.10电缆沟应配备一定数量的灭火弹或新型灭火器材，保证发生火灾时自动灭火。
1.1.11自动灭火装置应可靠投入，并进行定期试验。
1.1.12现场配备适当数量的防毒面具，有关人员应经过专门培训，掌握使用保管方法，防止灭火时中毒事故发生。
1. 2、汽轮机油系统防火:
1.2.1运行发现油系统漏点及时通知检修消除。
1.2.2油区的消防设施应完善，防火标志要鲜明，防火制度要健全，严禁吸烟，严格执行动火工作制度。
1.2.3油系统应尽量避免使用法兰连接,禁止使用铸铁阀门。
1.2.4油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫(含耐油橡皮垫)和石棉纸垫。
1.2.5各班组应按要求对所辖油系统设备进行一次全面检查更换铸铁阀门与不合格的密封垫。
1.2.6油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火,必须明火作业时要采取有效措施,附近的热力管道或其他热体的保温应紧固完整,并包好铁皮。 1.2.7禁止在油管道上进行焊接工作。在拆下的油管上进行焊接时,必须事先将管子冲洗干净。
1.2.8在油区、输油管路附近作业时,要认真执行动火工作票,要认真执行危险因素控制卡制度,要有避免明火溅落到油区、输油管道的措施,并应有可靠的安全措施。 1.2.9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、阀门保温层。
1.2.10油管道法兰、阀门的周围及下方，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。
1.2.11检修时如发现保温材料内有渗油时，应消除渗油点，并更换保温材料。 1.2.12凡油系统管道、管道元件造成渗漏经检修恢复后，要认真检查保温材料，经过油浸的保温材料要及时更换。附近热力管道、输粉管道等保温也要检查，有油迹时也应消除。
1.2.13经过改造或检修的油系统管道.要认真按规定恢复表面油漆或标记色环，并要保证管道不振动、能自由膨胀，管道布置要符合设计规范的要求。 1.2.14事故排油阀应设两个钢质截止阀，其操作手轮设在距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。 1.2.15油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。
1.2.16机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。
1.3防止氢气系统爆炸着火
1.3.1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、储氢装置运行与维护”的有关规定。
1.3.2在氢站或氢气系统附近进行明火作业时，应有严格的
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。明火作业的地点所测量空气含氢量应在允许的范围内，并经批准后才能明火作业。 1.3.3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。
1.3.4当发电机氢冷系统有渗漏现象又无法停机时,要加强对现场氢气含量的监控,附近禁止任何检修作业,并要增加测氢次数,保证设备安全.
1.3.5严格执行动火工作票制度,严格执行测氢制度,动火前必须测量空气中的氢含量在允许范围.
1.3.6进行发电机充排氢时,应严格按充排氢安全措施执行.
1.3.7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)。即发电机氢冷系统中的氢气纯度>96%和含氧量<2%，制氢设备中的氢气纯度>99%和含氧量<1%。
1.3.8制氢站工作人员定期测量制氢站各区域氢气含量，保证不超过3%，定期检查制氢站内的消防器材，保证完好备用。
1.3.9制氢站严禁明火作业，制氢站必须使用铜制工器具，机房检修动火作业前必须检测空气中的氢气含量低于3%不超标。
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及时消除漏粉点并清除漏粉，发现漏粉及时调整或通知检修处理。 1.4.3加强巡回检查，及时发现制粉系统及其它设备积煤积粉自燃，采取措施消除。
1.4.4清理煤粉时，要杜绝明火，防止煤粉自燃伤人。
1.4.5及时消除漏粉点,清除漏出的煤粉.防止煤粉自燃;清理煤粉时,应杜绝明火. 1.4.6在煤粉仓内工作时要采取可靠的安全措施，预防中毒。
1.4.7热工应精心维护，保证磨煤机出口温度、粉仓温度指示的准确性 1.5燃油罐区及锅炉油系统防火。
1.5.1严格执行《电业安全工作规程(热力的机械部分)》第四章的各项要求。 1.5.2储油罐或油箱的加热温度必须根据燃油特性严格控制在允许的范围内,加热燃油的蒸汽温度,应低于油品的自燃点.
1.5.3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。
1.5.4油区、油库必须有严格的管理制度。油区、油库内明火作业时，必须办理动火工作票，并应有可靠的安全措施。
1.5.5油区内易着火的临时建筑要拆除，禁止存放易燃物品。
1.5.6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. 1.5.7燃油系统的软管,应定期检查更换.
1.5.8在油区内动火作业时,在办理工作票的同时,要有切实可行的安全措施,并有消防人员现场监护,确保万无一失.
1.6防止输煤皮带着火
1.6.1皮带停止上煤期间, 应坚持巡回检查, 发现积煤、积粉应及时清理. 1.6.2在皮带上动火工作时, 必须执行动火工作票, 工作结束后, 必须用水冷却冲洗动火部位, 灭掉火种后方可离开.
1.6.3煤垛发生自燃现象时及时扑灭, 不得将带有火种的煤送入输煤皮带. 1.6.4应经常清扫输煤系统、辅助系统、电缆排架等各处的积粉. 1(7其它防火要求
1.7.1所辖区域内的消防器材动用和损坏，应及时向公司保卫消防部报告。 1.7.2各防火标志要鲜明，消防设施要完善，防火制度要健全，严禁厂区内吸烟，严禁火种带进油区。
1.7.3库房内易燃易爆物品要独立存放，并上锁定置，存放数量要符合规定(煤油、汽油不多于5升，油漆不多于2桶，棉纱不多于10公斤)。因工作需要存放的少量酒精必须放在专用的铁皮柜内，抹布、棉纱等物品不能与酒精混放。 1.7.4对油盘余油要及时清理，并倒入指定地点。
1.7.5库房内严禁焊接作业，严禁私接电炉。
1.7.6使用落地砂轮机附近不准有易燃易爆物品。
1.7.7汽油喷灯使用完毕后，要及时清理其内所余汽油，并把外部油渍擦拭干净。 1.7.8检修动火作业认真执行公司“消防规程”的防火要求，按规程办理动火工作票、认真测氢、测油气或粉尘浓度，并在动火期间严格按照规程规定定时复测，不得敷衍了事。动火附近可燃物可靠隔离、安全消防监护到位、检修收工检查不留火种。
1.7.9完善消防设施和群众性消防组织，开展经常性的消防宣传教育工作，进行消防培训、演习，以便及时扑灭火灾。
1.7.10大型变压器应设隔火墙，装设固定的灭火装置，并使卵石坑能起到漏油隔断作用，固定灭火装置应定期试验，备用良好，发现变压器漏油应及时通知检修处理。
1.7.11应加强油开关的检查，发现漏油不得投运电加热器或停运电加热器，通知检修处理。
1.7.12加强充油设备的检查，发现漏油及时联系消除。
1.7.13加强发电机、励磁机碳刷清扫调整维护工作，消除冒火现象。 1.7.14生产现场应使用漏电保护器。
1.7.15各班组使用临时电源时，要使用橡套线，禁止使用花线、或塑料橡胶线。接线要合理、正规，防止短路起火。
1.7.16热工各班组认真检查现场伴热系统的使用情况，发现有伴热带老化时，及时更换;在伴热带与热管道之间应夹有厚度合适的保温材料;伴热带的头部应封好，防止线间短路或对地短路。季节环境温度在摄氏零度以上，应将伴热系统电源及时停用。
1.7.17新敷设的电缆，走向、布置、弯曲半径等必须符合有关的技术规程关于层间距离要求和防火规定，电缆与热体之间的距离满足规定的要求。靠近汽机主汽门等热体处的电缆要采取相应的隔热、防吹措施。
1.7.18利用机组大修、小修、临修等机会，将具有中间接头的电缆逐步更换,以防中间接头发热引起火灾。
1.7.19电子间、工程师站一般不得动火作业，特殊情况需动火作业时，应严格做好防护措施，必须办理一级动火工作票，且工作负责人应加强检查包括DCS电源、模件发热情况等，一旦发现异常及时处理，以免过热引起火灾事故。 2、防止电气误操作事故措施
2.1各级防误工作人员，要严格执行省公司、阳光公司下发的关于《防误工作管理制度》中的规定，尽职尽责，踏踏实实将制度落实下去，并定期检查执行情况。 2.2搞好防误闭锁装置的维护管理工作，保证防误闭锁装置三率达到100%。 2.3搞好运行、维护人员的技术培训工作，定期进行培训，达到“四懂三会”(即懂防误装置的原理、性能、结构和操作程序;会操作、安装、维护)。新上岗的运行人员应经过使用防误装置的培训。制定防误工作奖惩原则，检修班组严格按规定对装置进行检查。
2.4加强两票制度的管理，提高运行人员的安全责任心，操作人员要认真执行倒闸操作中的各项规定。
2.5倒闸操作中，要严格执行两票操作规定。
2.5.1填写操作票必须做到“四个对照”，确保操作票无错、无漏项、无颠倒。“四个对照”是:对照运行设备系统;对照运行方式和模拟结线;对照工作任务;对照固定操作票。
2.5.2 执行操作任务必须携带经审批无误的操作票或操作命令卡，并且做到“五不操作”，切实防止错误操作。“五不操作”是:未进行模拟预演不操作;操作任务或操作目的不清楚不操作;未经唱票复颂、三秒思考不操作;操作时发生疑问或异常不操作;操作项目的检查不仔细不操作。
2.5.3 倒闸操作必须由经过培训并考试合格的人员进行，一组操作人员只能持有一个操作任务的操作票，坚决执行倒闸操作必须由二人进行其中一人监护、一人操作的规定。
2.5.4 拉、合刀闸前必须检查开关在断开位置，断、合开关操作时必须监视有关表计的变化，纠正只凭红绿灯变化 。
2.6、倒闸操作中，必须统一调度、统一命令。
2.7倒闸操作中，未经当值值长许可，严禁擅自使用解锁钥匙，锁子打不开时，必须再次对照工作任务，操作程序，设备编号、检查，防止顺序不对，走错间隔。 2.8操作发生疑问时，应立即停止操作，向值班负责人汇报，解除疑问后，方可再进行操作;
2.9.拉、合刀闸时，必须检查开关在断开位，合闸保险断开，有关设备保护投入正确。
2.10设备恢复热备用前，必须认真检查地线，地刀闸使用情况，确证该系统确无接地线、地刀闸时，方可合闸送电。
2.11未经模拟预演，禁止倒闸操作。
2.12进行重大复杂操作，有关专业人员必须到现场把关，充分发挥第二监护作用。
2.13进行重大复杂操作时，应填写危险因素控制卡，制定危险因素控制措施; 2.14事故分析，严格按“四不放过”原则查处有关人员的责任;
2.15每半年进行一次两票规范化、
标准
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化培训;
2.16设备检修后，要认真验收设备“五防功能”是否正常，“五防功能”不正常的设备禁止投入运行;
2.17防误装置的停运必须经主管生产的公司领导批准，方可退出运行; 2.18进行巡回检查时，不得翻越高压设备的围栏;
2.19有固定操作票的操作应使用固定操作票;
2.20操作中应小心谨慎，不得野蛮操作，以防损坏设备闭锁，发生异常情况; 2.21电气操作应注意以下事项:
2.21.1380V刀熔回路停送电时，首先检查三相动力保险是否一致，保险定值是否符合设备要求(按设备额定电流的2.5倍或容量的5倍整定)，操作时应将柜门锁好，用手将柜门压紧，使把手机构啮合好，再操作把手，按上述要求，操作无效，应停止操作，通知检修处理;
2.21.2 380V段ME型、DW15C型开关在送电时，要仔细检查开关确实送至工作位，以防合闸闭锁机构将开关闭锁，造成不能合闸;
2.21.3 6KV真空断路器负荷停送电时，应先将闭锁插杆踏下，在用把手往外摇直至操作吃力时，停止操作。从开关两侧检查闭锁横杆是否在水平位，在水平位时，可用力往外拉开关，不在水平位时，再用把手适当操作，使闭锁横杆在水平位后进行操作。在开关进出间隔时，注意开关柜两侧控制电缆，以防挂住，损坏电缆，注意开关门后指示灯底座，以防损坏;
2.21.4 6KV FC回路停送电时，先将闭锁插杆压下，再推拉小车。由试验位往间隔外拉时，应将连板关上，解除闭锁后，才能往外拉小车，由间隔外往试验位推小车时，应检查连板在关位，压下闭锁插杆再操作;
2.21.5 380V段ME型、DW15C型、6KV真空断路器、6KV FC回路送电时，要检查开关控制保险、合闸保险给好，并进行验电;
2.21.6操作6KV开关柜接地刀闸时，应用把手将闭锁块彻底压下，才能进行操作，再操作时，如机构发卡或操作吃力，应检查闭锁块是否压下，如压下应通知检修处理;
2.21.7 220KV B、D母刀闸、线路侧刀闸与接地刀闸之间设有机械闭锁，在断开接地刀闸时，一定要注意传动机构上部闭锁凸轮位置，不可操作过头，否则B、D母刀闸、线路侧刀闸在合闸时被闭锁，合不到位，甚至损坏传动机构，一般以闭锁凸轮位置躲过刀闸操作机构为好，在接地刀闸完全分闸到位时，可往回摇一点机构，但保证接地刀闸不动作;
2.21.8加强对防误装置的检查维护,实现防误闭锁装置安装率、完好率达100%。 2.21.9利用机组大小修对6KV开关柜重点进行“五防”功能检查,确保五防功能齐全和可靠运行.
2.21.10加强工作票和危险因素控制卡的管理,严格执行工作票制度,做好防止电气误操作安全措施.
3.防止大容量锅炉承压部件爆漏事故
为了防止大容量锅炉承压部件爆漏事故的发生,应严格执行《锅炉压力容器安全监察暂行条例》、《蒸汽锅炉安全技术监督规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》(DL612-1996)、《电力工业锅炉压力容器检验规程》(DL647-1998)、《火力发电厂金属技术监督规程》(DL438-91)以及其他有关规定，把防止锅炉承压部件爆破泄漏事故的各项措施落实到设计、制造、安装、运行、检修和检验的全过程管理工作中，并重点要求如下:
3.1要结合每次大修开展锅炉安全性能检验。锅炉检验项目和程序按有关规定进行。
每次大修时，锅炉应进行在线定期检验。在线定期检验包括外部检验和内部检验.外部检验每年不少于一次,一般可结合小修进行.内部检验根据《电力工业锅炉压力容器检验规程》(DL647-1998)中在役锅炉定期检验项目由公司委托有资格的检验单位进行。项目应有重点，有针对性，要防止漏检，对于检出的问
题
快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题
应予落实整改，并记录在案，此项工作由公司生技部锅炉工程师(专工)负责。 除定期检验外，有下列情况之一时，也应进行内外部检验:
(1) 压力设备停运1年以上，恢复运行时;
(2) 压力设备元件经重大修理或改造后(同时进行水压试验); (3) 发生重大事故后;
(4) 根据锅炉设备状态，对设备状态有怀疑，必须检验时;
定期停炉检验重点:
(1) 上次检验有缺陷的部位;
(2) 压力设备内、外表面，开孔、焊缝、板边等处有无裂纹、裂口或腐蚀; (3) 管壁磨损或腐蚀，特别是烟气流速较高区域、吹灰器区域及低温段管壁; (4) 胀口是否严密，受胀部分有无环形裂纹;
(5) 锅炉拉/支承件与被拉元件的结合处有无断裂、腐蚀或裂纹; (6) 受压元件有无凹陷、弯曲、鼓包或过热;
(7) 汽包和保温衬砖接触处有无腐蚀;
(8) 受热元件或锅炉构架有无因砖墙或中隔墙坏而发生过热; (9) 进水管、排污管与汽包连接处有无腐蚀、裂纹，排污阀和排污管连接部分是否牢靠;
(10) 安全附件是否灵敏可靠，安全阀、压力表等与锅炉本体连接的通道是否堵塞。
(11) 自动控制、信号系统及仪表是否灵敏可靠;
(12) 水侧内部的水垢、水渣是否过多。
3.2防止超压超温
3.2.1为了有效地诊断和控制设备、管道的使用寿命，应对超温超压的情况进行认真的记录、统计、管理，对超期服役或有潜在危险的设备应进行必要的试验、诊断研究，必要时应进行改进更换。
3.2.2锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程进行。
锅炉进行水压试验，符合下列情况为合格:
(1) 5分钟为限，降压?0.5Mpa为合格;降压?0.3Mpa为良好;不为优; (2) 在受压元件金属壁和焊缝上没有水珠和水雾;
(3) 胀口处在降到额定压力后不滴水珠;
(4) 水压试验后，无可见的残余变形;
3.2.3大容量锅炉超压水压试验和热态安全阀校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力、汽温失控造成超压超温现象。
3.2.4锅炉在超压水压试验和热态安全阀整定时严禁非试验人员进入试验现场。 3.2.5锅炉安全阀应定期进行排汽试验，一般可结合停炉进行，每半年至少一次。 3.2.6安全阀未经校验的锅炉在点火启动和安全阀校验的过程中应有严格的防止超压措施，并在专人监督下实施。安全阀校验中，校验人员不得中途撤离现场。安全阀一经校验合格应进行铅封，铅封处应挂牌，标牌上应有校验单位名称、校验编号、所装设备登记号、整定压力和下次校验日期。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。
3.2.7应建立安全门整定试验台帐。
3.3防止炉外管爆破。
3.3.1当炉外管道有漏汽、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。
3.3.2定期对导汽管、汽联络管、水联络管、下降管等炉外管道以及弯管、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)应及时采取措施。
3.3.3每次机组大修应制定专门的炉外管检验
计划
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。
3.3.4加强对汽水系统中的高中压疏水、排污、减温水等小管径管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。
3.3.5按照《火力发电厂金属技术监督规程》(DL438-91)对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及相关焊缝进行定期检查。
3.3.6按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》(DL/T616-1997)的要求，每次小修要对支吊架进行定期检查。对运行达100Kh的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架要进行全面检查和调整，必要时应进行应力核算。 3.3.7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、母管开孔周围、弯头等部位，其管道、弯头、三通和阀门，运行100Kh后应结合检修全部更换。
3.3.8与主汽管相联的小管道、弯头、三通和阀门，运行达10万小时后，结合检修，全部应予更换。高加疏水弯头应予重点监视。
3.3.9加强焊工管理及完善焊接工艺质量的评定。杜绝无证(含过期证)上岗和超合格证允许范围施焊现象。焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合《电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂焊接篇)》(DL5007-92)有关规定。 3.3.10在检修中，应重点检查可能因膨胀和机械原因引起的承压部件上爆漏的缺陷。
3.3.11对运行中可能存在超温现象的高温导汽管，特别是弯头部分重点进行检查处理，凡发现弯头椭圆度复圆、减薄超标、有可见裂纹及金相组织异变等应予更换。
3.3.12加强热力设备，特别是炉外管道的保温工作，防止冷却过急、雨水喷淋及煤粉堆积造成损坏。
3.3.13定期对喷水减温器检查，防止减温器喷头及套筒断裂造成过热器联箱裂纹。
3.4防止锅炉四管漏泄
3.4.1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)。 3.4.2有关班组应在公司技术监督组的安排下，定期对受热面管子进行寿命评估，以确认是否需要进行大面积更换。
3.4.3过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及早停运，防止扩大损坏其它管段。
3.4.4对新换的合金钢管必须进行光谱复核，焊接100%探伤检查并按要求进行热处理
3.4.5定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，发现问题及时处理。防止因 水冷壁晃动或燃烧器与水冷壁鳍片处焊缝受力过载拉裂而造成水冷壁泄漏。
3.5达到设计使用年限的机组和设备，必须按规定对主设备特别是承压管路进行全面检查和试验、组织专家进行全面安全性评估，经主管部门审批后，方可继续投入使用。
3.6加强仪表、保护、自动的监督管理，为此应:
3.6.1认真履行监管职责，定期检查锅炉吹灰系统维护厂家的维护情况，并给予必要的指导，努力提高吹灰器的投入率。避免因控制系统元器件损坏或程序运行不正常导致的锅炉吹灰长时间不能投，避免因此造成的受热面超温爆管以及吹薄受热面管子后爆管故障发生。
3.6.2定期校验汽包、过热器等设备上的压力表计、炉侧压力变送器、流量变送器、水位变送器保证指示正确。
3.6.3充分利用机组临修、备用消缺机会，维护好锅炉疏水电动门。 3.6.4定期检查试验锅炉PCV阀的控制回路，保证其动作正常。 3.6.5维护好锅炉汽包壁温，过热器、再热器壁温，过热蒸汽、再热汽温度等测量系统，保证指示准确。
3.6.6定期检查试验过热汽、再热汽减温水调整门，保证动作灵活，调节功能正常。
3.6.7做好汽包水位变送器、电接点水位计、水位工业电视、给水流量、主蒸汽流量等的日常维护和定期检修工作，使其示值显示准确。
3.6.8定期检查试验锅炉主给水电动门、给水启动调节阀，保证动作状况良好，阀位指示正确。
3.6.9定期检查锅炉事故放水门的控制回路，要求熔丝容量合适，动作灵活，保持良好的待用状态。
3.7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腐蚀的改进措施和要求”[(88)电生字81号、基火字75号]以及其他规定，加强化学监督工作。
3.7.1运行人员凝结水的精处理设备严禁退出运行。在凝汽器铜管发生泄漏凝结水品质超标时，应按三级处理要求进行处理。
3.7.2运行化验水质不合格时，及时向值长送水质不合格通知单，凝结水不合格严禁回收，给水不合格严禁进入锅炉，炉水不合格严禁点火，蒸汽品质不合格严禁冲转。
3.7.3试验班化验人员做好大小修化学监督，发现水冷壁结垢超标时，要及时向公司生技部门反映进行酸洗，防止发生垢下腐蚀及氢脆。
3.7.4检修人员做好精处理设备的检修维护工作，保证正常运行。 3.7.5仪表班人员做好在线仪表的定期校验工作，保证在线仪表准确投入。 3.7.6按照“火力发电厂停(备)热力设备防锈蚀导则”(SD223-87)，机组停运时进行锅炉停用保护，防止炉管停用腐蚀。精处理值班人员负责溶药箱内锅炉停用保护剂的配制，运行人员根据值长调度在机组滑停时按要求加药进行锅炉停用保护
3.7.7严格执行“化学技术监督制度及实施细则”，搞好化学监督工作。 3.8 为防止锅炉承压部件爆漏事故，运行应做好以下措施:
3.8.1锅炉启动过程中应保证省煤器和再热器的冷却效果，省煤器再循环管及截门应正确好用，自动正确,高压旁路门应适当开启。
3.8.2保证合适的烟汽流速，防止各受热面的严重磨损。
3.8.3严禁超温运行，严禁各主要表计不全运行。运行当中发现管壁超温,应迅速进行燃烧调整和进行锅炉吹灰,采取有力措施保证受热面管壁温度在规定的允许范围内。
3.8.4当发生受热面泄漏时，应及时停止锅炉运行，避免扩大受损范围。 3.8.5保证吹灰的正常运行，按时按规定要求进行正常吹灰，以免堵灰造成管壁超温损坏。
3.8.6锅炉启动点火时，必须检验炉火品质合格后方可点火。点火后，升温升压过程中仍应保证炉水品质合格，否则停止升温升压进行换水。 3.8.7冷态启动时，不要过早的投入太多的油枪，压力愈低时，升压速度应特别的缓慢。
3.8.8升压中后期，汽包上、下壁温差已大为减小，升温升压速度可大大加快，但不能超过规程规定的数值。
3.8.9冷态启动时，机组并网前，严禁投入制粉系统
3.8.10点火前，点火后两小时及启动过程中应按要求对汽包、联箱、水冷壁记录膨胀情况，分析燃烧是否偏斜。
3.8.11加强运行调整和监视，确保设备运行，要做到以下几点:
(1) 炉燃烧器要对称均匀投运，保证火焰中心适中，不冲刷水冷壁，减少积灰、结焦和热偏差。
(2)控制好总风量和各分支二次风量，避免风量过大或缺氧燃烧，防止过热器超温，杜绝尾部烟道二次燃烧。
(3)严密监视锅炉汽温、汽压、水位和流量，防止超压和缺水事故发生。 (4)加强对吹灰工作的管理，选择合适的吹灰周期和时间，勤检查，防止由于吹灰器漏水漏汽，并吹损受热面。
(5)锅炉结渣时，应及时吹灰和清除，改善传热效果。
(6)加强对过热器、再热器管壁温度监测，实事求是地做好记录，超温及时分析原因，并尽可能先从运行调整方面解决问题。
(7)做好超温报警及其它主要保护的调试，整定工作，并投入所有监视和保护，未经总工程师(生产副总经理)批准，不准退出。
4.防止压力容器爆破措施
为了防止压力容器爆破事故的发生,应严格执行《压力容器安全技术监察规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》(DL612-1996)、《压力容器使用登记管理规则》以及其他有关规定，并重点要求如下:
4.1防止超压
4.1.1各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。
(1)安全阀校验后，其起座压力、回座压力、阀瓣开启高度应符合规定，并在压力容器技术登录薄中登录，主要内容如下:
A.安装数量、型号、规格和位置应符合设计规定。
B.有合格证、质量证明书和排量计算书或汇总表。
C.出厂铭牌齐全，弹簧式安全阀有防止随便拧动调整螺丝的装置，杠杆式安全阀有防止重锤移动和杠杆越位的限位装置，脉冲式安全阀接入冲量的导管有保温，导管内径大于或等于15mm，气室式安全阀配备有可靠的气源。 D.在校验合格有效期内，每年进行一次试验，试排汽正常。
E.蒸汽严密性试验检查时无泄漏。
F.起座、回座压力整定值符合规程要求，提升高度符合有关技术文件。 G.安全阀的排汽管设置正确，并有可靠的支吊装置，排汽管底部的疏水管上不应装设阀门、并已接到安全排放地点。
(2)除氧器上安全阀的起座压力，宜按1.20-1.30倍除氧器额定工作压力整定，安全阀总的排气量应能满足可能出现的最大进汽量的需要。加热汽源、进汽调节阀、压力与水位自动控制、仪表、信号、保护装置完好，因故暂时不能使用时，远方操作并加强监视，且尽快恢复，禁止以电动阀代替调节阀使用。 除氧器启动、停止、切换汽源，以及超压情况下的紧急处理等，严格按照规程规定执行。严防压力高的蒸汽直接进入除氧器。
为了防止误操作和误动作，造成除氧器超压，应采用闭锁装置作为后备保护措施，如安全阀开启后，除氧器压力继续升高时，可通过接点压力表联动关闭汽源电动阀和另外装设的电动阀排汽。
运行中加强监视压力调节阀的开度及除氧器压力、出水温度和出水含氧量。除氧器水位低时，应查找原因及时处理，禁止用急剧补水方式来提高水位，严禁直接补入大量的低温除盐水。
除氧器正常运行时，禁止将不合格的补水打入除氧器。进行加热汽源切换时，或高压加热器疏水、汽轮机门杆漏气等投入和停运时，应严格监视除氧器的压力。 4.1.2运行中的压力容器及其安全附件(如安全阀、排污阀、监视表计、联箱、自动装置等)应处于正常工作状态。
4.1.3使用中的各种气瓶严禁改变涂色，严防错装、错用;气瓶立放时应采取防止倾倒的措施;溶解乙炔气瓶场所的温度要符合要求。使用溶解乙炔气瓶者必须配置防止回火装置。
4.1.4压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。 4.1.5结合压力容器定期检验或检修，每两个检验周期至少进行一次耐压试验。 4.1.6停用两个月以上的压力容器需要重新启用时，必须进行相关检验，合格后方能使用。
4.1.7禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。若必须在压力容器筒壁上开孔或修理，应经认真强度核算，制定详细的安全技术措施。
4.1.8为防止压力容器爆破，运行应采取以下措施:
(1)保证膨胀指示器的完好准确，定期检查金属膨胀情况，发现膨胀方向和数值不正常时应查明原因，及时消除，以防产生额外应力造成事故。 (2)水压试验及上水时，水温应符合制造厂制定的数值。水温太低导致汽包壁温低，使原有的裂纹扩展，并使钢材发生脆断。试验压力按要求进行，不得超压。水压试验时，泄压措施应完好实施。
(3)锅炉启停过程中，应严格控制升温升压速度，防止汽包端部上下壁温差太大，造成汽包和联箱的损坏。
(4)汽包及联箱的保温层应随时检查完整无缺，以保证启动时壁温差不超限和防止冷水滴在其上造成温差大。
(5)压力容器有检修工作结束时，运行人员应随检修人员一同到现场查看，并提醒其注意容器内部有无遗留机件、工具及杂物，各管道临时堵头是否全部取出。 4.1.9为防止压力容器爆破，热工应采取以下措施:
(1)定期检查试验除氧器压力调节阀，保证调节功能正常，阀位指示与就地实际开度相符。
(2)定期校验除氧器压力开关、表计，使其指示准确。
(3)检查汽包连排调整门，保证其动作正常，满足锅炉运行要求。 (4)定期校验高压加热器、锅炉连排扩容器上的压力表计，保证指示准确。 (5)汽包压力、水位、主汽、给水压力及流量变送器严禁带压拆卸检修及处理渗漏。
(6)压力容器上使用的压力表，应列为计算强制检验表计，按规定周期进行强检。
(7)定排扩容器必须安装压力表。
4.1.10为防止氢罐爆破，化学应采取以下措施:
(1)制氢站应采用性能可靠的压力调整器，并加装液位超越限连锁保护装置和氢侧氢气纯度表，在线氢中含氧气监测仪表，防止制氢设备系统爆炸。 (2)对氢系统及氢罐的检修必须进行可靠地隔离。
(3)氢罐应按照“电力工业锅炉压力容器检验规程”(DL647-1998)的要求进行定期检验，每年定期由生技部金相人员重点对氢罐壁厚测量，封头、筒体外型检验，防止腐蚀鼓包。氢罐外表日常检查由制氢站工作人员负责，并做好记录。
5、防止锅炉尾部再次燃烧事故
5.1定期检查空预器停转报警装置，保证其报警功能正常，大、小修期间对空预器消防报警装置进行检修试验，保证其功能正常。
5.2空预器水冲洗系统完善，冬季应防止冻管现象发生，消防水系统与空气预热器吹灰系统应连接，平时用截门隔断，处于良好备用;喷淋面积应覆盖整个受热面。
5.3精心调整制粉系统和燃烧工况，氧量保持适当，不得缺氧运行，防止未燃尽的油和煤粉存积在尾部受热面和烟道上。
5.4运行中严格监视空预器前后烟温，发现异常升高时应采取降负荷、投空预吹灰等有效措施，防止发生二次燃烧，必要时投入消防水灭火。
5.5空预器烟风道的出入口挡板应能远方全开/全关严密，远传信号正确，保护联动正确。启动前应做回转式空气予热器出、入口烟/风挡板严密性及灵活性试验,存在缺陷要求检修务必消除。
5.6发现空预器停转，立即关闭烟气侧挡板，并投入蒸汽吹灰和盘车，当无法隔绝或转子不能盘动时应立即停炉。
5.7正常运行保证每班对空预吹灰一次，锅炉负荷在25%以下时应投入连续吹灰。当回转式空气预热器烟气侧压差增加或低负荷煤油混烧时应增加吹灰次数。 5.8定期校验空预器烟道处的温度测量元件，保证测量指示准确可靠。 5.9若锅炉长期低负荷运行及煤油混烧时，停炉后应对空预受热面进行检查和冲洗，特别是中层和下层传热元件。
5.10锅炉点火前必须对炉膛和尾部受热面进行充分吹扫;运行中投入油枪时，要适当开启二次风助燃，防止不完全燃烧。
5.11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。
5.12每次停炉前和启动后应对空预器全面吹灰一次。
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
为防止锅炉炉膛爆炸事故发生，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)以及其他有关规定，并重点要求如下:
6.1运行人员应对主保护的投退项目做到心中有数，当炉膛安全监控系统FSSS项目中有任一项不能正常投入时，严禁锅炉点火启动。
(1)炉膛火焰监测装置(包括单个火嘴);
(2)炉膛压力检测装置;
(3)有关炉膛安全的报警信号和跳闸信号;
(4)联锁系统;
(5)主燃料跳闸系统;
(6)炉膛定时吹扫装置;
(7)自动点火和程序控制系统;
(8)各风量挡板控制系统。
6.2启动后的锅炉炉膛安全监控系统禁止随意退出，因设备缺陷确需临时退出时，一定要布置好相应的安全措施，并经总工程师批准。
6.3锅炉点火前具备的条件和详细检查的项目(如通风吹扫、点火用油的压力和温度、点火器、油枪状态等)必须按照运行规程的标准和要求认真执行。 6.4炉膛安全保护和监测装置应定期试验、检查、维修和校验。 6.5运行中应注意防止炉膛安全保护装置各信号传导管堵塞，定期对传导管进行吹扫，注意防止火检探头烧坏或污染失真。
6.6当燃烧不稳或过低负荷运行以及燃用劣煤和雨季湿煤时，应及时投油助燃，而已经发生灭火或燃烧已经恶化濒临灭火时，则应按照灭火处理，对炉膛进行不小于25%额定风量5--10分钟的充分吹扫，严禁采用关小风门、继续给粉的爆燃法硬性抢救。当锅炉灭火后,应迅速将负荷移去,直至维持汽轮机空转,以便在恢复处理过程中,尽可能维持汽压、汽温，避免汽温下降过快，造成设备损伤，同时要注意控制汽包水位，防止汽包水位超限造成锅炉二次灭火。
6.7加强对煤质的分析并做好配煤管理工作，当煤质发热量、挥发份、灰份发生较大变化时，化验人员应提前通知运行人员，以便及时进行调整。 6.8热控仪表和保护电源及备用电源应可靠，防止失去电源造成锅炉灭火。 6.9火焰监测器应有足够的灵敏度和抗干扰能力，元件应有一定的耐温性和抗氧化性，能正确可靠地发出信号，未经鉴定合格和较长时间考验的火焰监测器不得采用。
6.10当首台制粉系统投运时，相对应的油枪应投入运行。当炉内油枪少于8支或A层油枪少于3只时，不准投粉。
6.11严密监视炉膛结焦情况，勤除灰、勤除焦，保证吹灰器系统投运正常，防止受热面结焦和超温。
6.12严格执行《电站锅炉水、汽监督规程》保证锅炉运行中汽、水品质合格。当汽水品质恶化危及设备安全时应立即汇报上级领导并采取紧急措施，直至停炉。
6.13锅炉启停应严格按照启停曲线进行，控制参数和受热面壁温在允许范围内，对减温水量变化、炉膛出口温度、各级烟温变化趋势要进行分析，并应检查和记录各联箱、汽包、水冷壁等的膨胀指示。
6.14长期停用、备用的锅炉必须按照《火电厂停(备)用热力设备防腐蚀导则》进行防腐保护。
6.15加强燃油系统和设备的维护管理，彻底消除泄漏，防止燃油漏入炉内发生爆燃;燃油快关阀应定期试验，确保动作正确，关闭严密。
6.16点火油系统经常处于可靠备用状态,定期对油枪进行试验,确保油枪雾化良好,以便在锅炉低负荷燃烧或燃烧不稳时能够及时投油助燃。
6.17当锅炉进行改进性大、小修后，或实用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃烧调整，重新确定一、二次风量、风速、合适的过剩空气量、煤粉细度及不投油稳燃负荷等。
6.18加强设备维护管理，重点解决炉膛严重漏风、喷燃器出粉不均、一次风管堵管、送风量/一次风量大幅度脉动、堵煤、堵粉等缺陷。6.19空气预热器要加强吹灰，停炉期间和检修过程中应进行冲洗，暖风器也要定期清理，保证风烟系统畅通，防止因受热面堵塞发生爆燃事故。
6.20锅炉发生灭火后，在未查明灭火原因的情况下，严禁重新点火启动。 6.22防止严重结焦
(1)采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。按照电力部电安生【1993】540号文件《加强大型燃煤锅炉燃烧管理的若干规定》执行。具体指标如下:可燃基挥发份?5,;应用基灰份，5, ,10,;应用基水份?4,;应用基低位发热量?10,;灰软化稳度,8,。
锅炉实际用煤质量指标超过上述规定时，应进行燃烧特性评价及现场试烧试验以确定其可行性，并具有技术报告备查。
(2)运行人员应经常从看火孔监视炉膛燃烧和炉内结焦情况，一但发现结焦，应及时汇报处理。
(3)增减炉膛卫燃带时，应做好技术可行性论证。
(4)锅炉吹灰器系统应正常投入运行，因严重结渣导致减温水量异常增大和过热器/再热器管壁超温，在降低负荷和加强吹灰仍无效时，必须停炉处理。 (5) 受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应采取措施处理,无效时停炉处理。
(6) 锅炉结焦(渣)时，要尽量维持负荷稳定，防止负荷骤降大幅度变化造成大块落渣砸坏承压部件。
(7) 加强技术培训，定期开展技术讲课、事故预想和反事故演习，提高运行人员的技术水平和处理突发性事故的应变能力，防止误判断，杜绝误操作。确立保设备、保安全的思想。
6.23为防止炉膛灭火放炮事故的发生，热工应采取以下措施:
6.23.1定期校验炉膛压力开关，吹扫取样管路，保证其动作可靠;定期校验炉膛压力变送器，吹扫取样管路，保证其输出信号能正确反映炉膛压力的实际值，满足指示和调节的需要。运行当中进行上述工作时,值长、机长应与热工人员核实保护及定值，防止因措施不全，造成保护动作。
6.23.2 加强对燃油流量计的技术监督，使其显示准确，定期对变送器进行校验。 6.23.3定期检查结合日常巡检，保证燃油调节阀灵活准确，燃油快关阀动作可靠。 6.23.4定期检查油阀、吹扫阀、油枪、打火杆控制回路，保证火检信号失去时油阀能够自动关闭;吹扫阀在投运时能够对油枪进行吹扫。
6.23.5检查校验火检冷却风压力开关、表计，防止火检探头烧坏、检查火检探头使信号正确反映炉内火焰强度。
6.23.6 做好日常维护工作及探头处灰焦的清理工作，使火焰电视探头进退自如，系统的监视功能正常，反馈到画面清楚。
6.23.7检查DCS系统锅炉主保护功能，每次启动之前传送信号试验炉膛压力、全炉膛火焰等保护项目，保证其功能正常。锅炉主保护传送试验不合格,禁止点火启动。
6.23.8检查DCS系统锅炉主保护的逻辑功能，保证MFT动作后的强制吹扫功能可正常实现，MFT动作后风门挡板能够正确动作。
6.23.9做好维护工作，保证锅炉氧量测量装置能正常投入自动调节系统及一次风各风压表计(完善风速或风压监测)的正常测量显示功能。
6.防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故
为防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故,应严格执行火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》(DL435-91)和《火力发电厂钢球磨煤机系统运行规程》有关要求以及其它有关规定，并重点要求如下:
7.1防止制粉系统爆炸
7.1.1根据煤种控制磨煤机的出口温度，制粉系统启动前/停止运行后，对一次风管道要充分进行吹扫;一次风管在备用时，必须保证辅助风或冷却风足够畅通。制粉系统中的风门挡板，应尽可能严密，否则应采取措施,防止通风自燃。 7.1.2加强燃用煤种的煤质分析和配煤混煤管理，本锅炉燃烧燃点较低的烟煤，运行中加强监视和巡查，发现异常或有火星冒出时，及时停运制粉系统，关闭风门挡板，隔绝系统并进行处理。
7.1.4当发现制粉系统部分区域温度异常升高或确认煤粉自燃时，应及时进行灭火，防止因自燃引起粉尘爆炸。
7.1.5制粉系统温度测点和温度报警装置显示正确，定期进行校验。 7.1.6制粉系统设计符合规范要求，尽量减少制粉系统的水平管段，要做到严密、内壁光滑、无积粉死角，抗爆能力应符合规程要求。
7.1.7热风道与制粉系统连接部位，以及一次风机出入口风箱的连接，应达到防爆规程规定的抗爆强度。
7.1.7.1热风道应远离电缆夹层，防止热风道引起电缆夹层着火。 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取其他隔离措施，以避免危及人身安全、损坏设备和烧损电缆。
7.1.8.1防爆膜片要由有技术能力的厂家制造，且每批在出厂前要抽检，试验其爆破压力，不合格者不得使用。
7.1.9定期检查煤仓壁内衬钢板、严防衬板磨漏、夹层积煤自燃。每次大修煤仓应清仓，并检查煤仓有无死角，无集煤。
7.1.10制粉系统煤粉爆炸事故后，要找到积粉着火点，采取针对性措施消除积粉。必要时可改造管路。
7.1.11磨煤机及分离器灭火消防系统保持完好，随时可以投入运行。 7.1.12采取措施防止给煤机运行中断煤，断煤、堵煤、煤流信号显示正确。制粉系统粗粉分离器回粉管上的锁气器动作正常，便于运行中观察其动作情况，并能在断煤时临时关闭以阻止回粉继续进入磨煤机内，避免给煤中断时引起煤粉爆炸。
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，降低煤粉浓度。大量放粉或清理煤粉时，要杜绝明火，防止煤尘爆炸。
(1) 发生煤粉泄漏时应及时消除积粉，清除时不得使煤粉飞扬，不得有明火，发现积粉自燃时不得用水冲洗，应使用隔绝空气的办法将其熄灭、清理。 (2) 输煤系统多管式除尘器保持运行，各自动控制正常。
(3) 锅炉零米上部、输煤系统上部电缆层应定期清扫，防止积粉自燃。 7.2.2制粉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、水压符合要求。消防灭火设施应保持完好，按期进行试验。 7.2.3制粉系统检查发现有漏风、漏粉现象要及时消除。
7.2.4在有粉尘爆炸可能的区域进行动火和焊接时，要有动火工作票，并测定粉尘浓度合格方可工作。
7.2.5制粉设备检修工作开始前。须将设备内部的积粉完全清除，与有关系统可靠隔绝。进入制粉设备内部工作时，人孔门要全部打开，以加强通风。 8、防止汽包缺水和满水事故
8.1汽包水位计的安装
8.1.1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。
8.1.2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。
8.1.3水位计、水位平衡容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。 8.1.4所有水位表都必需具有独立的取样孔。不得在同一取样孔上串、并联多个水位测量装置，以避免相互影响，降低水位测量的可靠性。
8.1.5所有水位表安装时，均应以汽包同一端的几何中心线为基准线。必需采用水准仪精确确定各水位表的安装位置，不应以锅炉平台等物作为参比标准。 8.2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位的差值Δh，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
汽包压力 16.14-17.65 17.66-18.39 18.40-19.60 (Mpa)
Δh(mm) -76 -102 -150
8.3按规程要求对汽包水位计进行零位校验。当各水位计偏差大于50mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。
8.4当运行中无法判断汽包真实水位时，应紧急停炉。
8.5高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠。当因某种原因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。
8.6给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。
8.7建立锅炉汽包水位测量系统的维护和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期分析，找出原因及处理对策，并实施消缺。
(1)加强检修人员的设备专责制和定期检查制度，保证就地水位计正常运行，在水位计爆破或其它故障的情况下，应及时进行处理。
(2)充分利用大修、小修和临修的时间，对给水、事故放水、水位计、省煤器放水、过热器疏水、定排等各阀门进行检查修研。电动控制的阀门做开、关试验，保证各阀门开关灵活且严密不漏。
8.8检查维护好汽包就地水位计，保持水位刻度清晰，灯箱光源调整合适，汽水分界面清晰可辨，摄像系统显示正常，镜头焦距调节正常;保持汽包电接点水位计接点接触良好，报警定值输出无误，表头显示正常;汽包水位变送器的零点、量程合适，大小修定期对变送器进行校验，报告存档。
8.9冬季来临之前，检查试验汽包水位、压力变送器取样管伴热系统的发热情况，将老化的伴热带更换，消除保温薄弱环节，防止取样管、平衡容器等被冻引发的保护误动而灭火。
8.10在DCS内部对汽包水位信号实行三取中逻辑处理，因故将单个汽包水位信号模拟时，在恢复过程中应先解除给水自动，并逐步改变模拟值向实际值靠近，避免变化过大引发汽包水位显示值剧烈变化。
8.11汽包水位保护动作值应采取独立的三取二逻辑判断方式，一点退出运行时，自动转为二取一方式，故障应在8小时内消除;二点退出运行时，自动转为一取一方式，并制定相应的安全运行措施，总工批准，8小时内恢复，否则应停止锅炉运行。
8.12在锅炉启动前，运行部通过上水和放水的办法对汽包水位保护进行传动校验，严禁用模拟变送器输出信号的办法进行保护传动。
8.13汽包水位保护的投退必须严格履行审批手续，执行保护投退管理办法。 8.14在汽包水位保护不完整的情况下，及时向部门领导汇报，禁止强行启动锅炉。
8.15确定检查周期，在周期内传动试验高加水位保护开关及其信号回路，尽可能使用耐高温的微动开关和信号线，避免接地、短路等造成信号误发引发高加解列。在处理高加疏水调节阀执行器支架断裂等缺陷时，应利用低负荷时段将高加汽侧解出后进行，解列高加要办理相应的审批手续。
8.16在DCS画面上增设单个汽包水位信号报警，当3个水位信号中的任1个与其它2个的偏差超过规定值时，即报警提醒运行人员。
8.17每月进行缺陷分析时，要对汽包水位测量系统的缺陷进行专门分析，总结经验教训，提高维护水平。
8.18在检查周期内，对汽包水位变送器的零点、量程进行测试，发现有漂移时，及时校正。
8.19在周期内检查给水泵汽轮机的MEH调节系统，启动前作仿真试验，保证调节功能正常;定期检查电动给水泵液联的勺管调节系统，保证动作可靠，画面上勺管位置显示与就地一致。
8.20定期检查给水泵最小流量阀控制系统，包括流量变送器指示是否准确，控制箱内的继电器、接触器动作是否灵活，熔断器容量是否合适，电机冷却风扇转动是否正常等;发现电机轴承不灵活时及时更换，防止因电机轴承卡涩造成最小流量阀拒动。
8.21高压加热器保护及旁路系统应正常投入，并按照规程进行试验，保证动作可靠。
8.22给水系统各备用设备应处于良好备用，当失去备用时应制定安全运行措施并限期恢复备用设备。
8.23运行人员应严格遵守值班纪律和监盘制度，调整要仔细、及时，防止人为误操作现象，禁止猛开猛关，提高操作技能和事故处理能力。
8.24运行人员要认真执行交接班制度，对给水设备运行方式、运行状况、设备缺陷心中有数，并做好各种事故预想。
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》，并提出以下重点要求:
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行，甩负荷后能将机组转速控制有危急保安器动作转速以下。
9.1.1.1调节系统速度变动率应不大于5%，迟缓率应小于0.2%。 9.1.1.2运行人员要熟悉超速象征(如声音异常，转速指示连续上升，油压升高，振动增大，负荷到零等)，严格执行紧停规定。
9.1.2各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。
9.1.2.1调节保安系统的定期试验装置应完好可靠。
9.1.2.2自动主汽门、再热主汽门及调节汽门应能迅速关闭严密，无卡涩。 9.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正常，严禁机组启动。 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透平油颗粒度按ASE A-6D标准?6级，水分?0.2%，酸值?0.3%KOH/g;电调机组抗燃油颗粒度按ASE A-6D标准?3级，水分?0.1%，酸值?0.2%KOH/g。 9.1.4.2机组大、小修后，油循环要有措施，并经有关人员验收油质合格后方可启动。
9.1.4.3加强对油质的监督，定期进行油质的分析化验，防止油中进水或杂物造成调节部套卡涩或腐蚀。定期进行主油箱放水工作。油净化装置应正常投入运行。 9.1.4.4应加强汽封压力的监视和调整，防止大量汽水进入油系统，汽封压力自动调节投入正常，油净化装置应正常投运;前箱、轴承箱负压以12-20mmH2O为宜(或轴承室油档无油及油烟喷出即可)，以防止灰尘及水(汽)进入油系统。 9.1.5机组大修、小修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，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。
9.1.6正常停机时，在打闸后，应检查有功功率是否到零，有功功率表停转或逆转以后，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。 9.1.7在机组正常启动或停机过程中，严格按规定投入旁路系统，尤其是低旁系统;在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。
9.1.8在任何情况下绝不可强行挂闸.
9.1.9汽轮机的各抽汽逆止门、高排逆止门及供热抽汽的快速关闭逆止门应严密、联锁可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。 9.1.10每月应进行一次抽汽逆止门的关闭试验,当某一段抽汽逆止门存在缺陷时,禁止使用该段抽汽运行.
9.1.11机组大修后第一次启动时;危急保安器检修或调整后;停机一个月以后再次启动时;机组进行甩负荷试验前，都应提升转速进行危急保安器动作试验。 9.1.12机组每运行2000小时后应进行危急保安器充油试验。试验时应注意危急保安器动作指示正确和机组对胀差的要求。
9.1.13运行中应每月定期做HPT、OSP电磁阀试验，确保保护装置正常可靠。 9.1.14机组大修后应进行汽门严密性试验，试验方法及标准应按制造厂的规定执行。一般在单独关闭某一种汽门(主汽门或调节汽门)而另一种汽门全开时，机组转速可降到1000r/min以下为合格。
试验时蒸汽参数应尽可能维持额定值。当试验压力低于额定值时(蒸汽压力应不小于1/2额定压力)，要求转速下降到n1=P1/P×1000r/min以下为合格，p1为试验时实际主蒸汽压力。
进行汽门严密性试验时，应尽可能维持凝汽器真空正常。试验时应注意轴向推力变化(注意监视轴向位移和推力瓦温度)，还应注意避免在临界转速附近长时间停留和监视机组振动。
9.1.15机组大修后应进行汽门关闭时间测试
，电调机组不大于0.15S.
9.1.16加强对蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使门杆结垢造成卡涩。 9.1.17进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。
9.1.18提升转速的危急保安器试验应进行两次，两次动作转速差不应超过0.6%。 9.1.19提升转速试验时应注意机组不宜在高转速下停留时间过长,并注意升速平稳,防止转速突然升高.
9.1.20 机组运行中甩负荷不能代替危急保安器试验。
9.1.21检修中应采取措施确保各主汽门、调速汽门状态良好，工作无卡涩且关闭严密。
9.1.21.1高、中压自动主汽门错油门下部节流旋塞应拧紧冲捻固定，防止旋塞自行退出，影响自动主汽门正常关闭。
9.1.21.2应保证在热态时调节汽门能关闭严密，并可在热态停机后检查间隙是否适当。
9.1.21.3大修中应检查门杆弯曲和测量门杆与套筒的间隙，阀体与导向套筒的间隙，不符合标准的应进行更换处理。
9.1.21.4检修中应检查门杆与阀杆套是否存在氧化皮，对较厚的氧化皮应设法清除，氧化皮较厚的部位可用适当放大间隙的办法来防止卡涩。
9.1.21.5检修中应测量各主汽门、调节汽门预启阀行程，并检查是否卡涩。如有卡涩必须解体检查处理，解体时应彻底除去氧化皮。阀蝶与阀座接触部分的垢迹及氧化皮也应认真清理，并用红丹油作接触检查。
9.1.22应定期检查主油泵轴与汽轮机主轴间联轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按照制造厂规定的要求安装。
9.1.23要慎重对待调节系统的重大改造,应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证。
9.1.24严防调节部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。
9.1.25为防止超速事故的发生,热工应做好以下工作:
9.1.25.1定期清洗、润滑抽汽逆止阀、高排逆止阀控制电磁阀阀芯，保证接线正确，动作灵活。
5. 9.1.25.2配合发电部认真做好汽轮机阀门活动等试验工作，保证输出命令回路功能正常，位置反馈指示的误差在允许范围内。
6. 9.1.25.3机组启动前检查电调系统OSP功能，危急遮断功能，DEH系统对机组的转速控制功能，有问题及时处理。
7. 9.1.25.4检查汽机主保护回路，启动前进行传动试验，保证其功能正常。
8. 9.1.25.5在定检周期内检查校验高旁压力变送器，保证其指示误差在允许范围内;检查高旁减压阀的阀位开关指示与阀位变送器指示相对应，与就地实际阀位相符。
9. 9.1.25.6在检定周期内检查校验低旁压力变送器、低旁温度表等，检查可编程控制器EM1、EM2的工作状态。
9.1.25.7认真执行巡检制度，防止110V直流系统电缆芯线接地。发现有故障时，要及时查找接地点，排除故障,并对保护柜直流110V电源加装分开关，以加快对接地的查找。
9.1.25.8利用机组小修、大修的机会校验转速测量探头，检定周期不得超过规定时间，检查监测器通道正常;探头安装时要固定牢靠，与延伸电缆的接驳良好。 9.1.25.9检查所有转速表(包括就地转速表)均应保持显示准确，误差在允许范围内。
9.1.25.10机组启动前应会同发电部作机组的仿真试验，记录有关数据，试验合格后方可允许启动。
9.1.25.11在检定周期内检查汽机主汽门行程开关，发现有蒸汽吹烤的迹象时，采取隔离措施，防止行程开关烧坏引发接点信号误发。
9.1.25.12在检定周期内利用机组大、小修校验汽机轴振动、轴承振动监测系统的探头(包括延伸电缆)，使振动保护正常投入。
9.2防止轴系断裂
9.2.1机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行;机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。
9.2.2机组运行100kh以上时,每隔3--5年应对转子进行一次检查.运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。
9.2.3每次大修中，必需进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。 9.2.4不合格转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行。
9.2.5严格按超速试验规程的要求,机组冷态启动带20%额定负荷,运行2--3小时后进行超速试验.
9.2.6在机组大修中,必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承座螺丝的坚固情况，保证各联轴器螺丝的坚固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。
9.2.7大修中,应对各联轴器螺栓进行探伤检查,对有缺陷的螺栓应及时更换. 9.2.8机组大修中应检查隔板变形情况,最大变形量不得超过轴向间隙值的1/3. 9.2.9防止发电机非同期并网
9.2.9.1定期对发电机同期装置进行检查、试验，确保其完好。 9.2.9.2当汽轮机达到3000rpm时,方可合上发电机出口刀闸.
9.3建立和完善技术档案
9.3.1建立机组试验档案,包括投产前的安装调试.
9.3.2建立机组事故档案.无论大小事故均应建立档案,包括事故名称、性质、原因和防范措施。
9.3.3建立转子技术档案
9.3.3.1转子原始资料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性。 9.3.3.2历次转子检修检查资料。
9.3.3.3机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态启停次数、起停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。
10.防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故
为防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生，应认真贯彻《防止20万千瓦机组大轴弯曲的技术措施》[(85)电生火字87号、基火字64号]等有关规定，并提出以下重点要求:
10.1 防止汽轮机大轴弯曲
10.1.1应具备和熟悉掌握的资料
10.1.1.1转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅),最大弯曲点的轴向位置及圆周方向的位置。
10.1.1.2大轴弯曲表测点安装位置，转子的原始晃动值(双振幅)，最高点在圆周方向的位置。
10.1.1.3机组正常启动过程中的波特图和实测轴系临界转速。
10.1.1.4正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。 10.1.1.5正常停机过程中的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。
10.1.1.6停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。 10.1.1.7通流部分的轴向间隙和径向间隙。
10.1.1.8记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态启动或汽缸金属温度低于150?为止。
10.1.1.9系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施,经上级主管部门批准后再执行。
10.1.2汽轮机启动前必须符合以下条件,否则禁止启动
10.1.2.1 大轴晃度、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。
10.1.2.2 大轴晃动值不应超过制造厂的规定值,或原始值的?0.02mm 10.1.3机组启停过程操作措施
10.1.3.1机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得小于2--4小时，热态启动不少于4小时。若盘车中断应重新计时。冲转前应检查大轴晃动 10.1.3.2机组启动中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4小时才能再次启动，严禁盲目启动。
10.1.3.3停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或异音时，应查明原因及时处理。当汽封磨擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180?。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。
10.1.3.4停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时应采用手动盘车180?，待盘车正常后及时投入连续盘车。 10.1.3.5启动中严格控制预暖以及夹层装置投入，防止胀差变化影响启动。 10.1.3.6机组热态启动投轴封供汽时,应确认盘车装置投运正常,先送汽封,后抽真空.停机后,凝汽器真空到零,方可停止轴封供汽.应根据汽缸温度选择供汽汽源,以使供汽温度与金属温度相匹配.
10.1.3.7疏水系统投入时,严格控制疏水系统各容器水位,注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高.供汽管道充分暧管、疏水，防止水或冷汽进入汽轮机。 10.1.3.8启动或低负荷运行时,不得投入再热蒸汽减温器喷水.在锅炉熄火或机组甩负荷时,应及时切断减温水.
10.1.3.9启动过程中，汽温、汽压应严格按规定要求，并保证有50?以上的过热度。
10.1.3.10运行人员应明确汽轮机在低转速下进水，对设备威胁更大。此时尤其要注意监督汽轮机进水的各种可能性。
10.1.3.11当蒸汽温度和压力不稳定时，要特别注意监视汽缸金属温度的变化和加热器、凝汽器水位，即使停机后也不能忽视。若发现有进水危险时，应立即查明原因，迅速切断可能进水水源。
10.1.3.12在锅炉灭火后蒸汽参数得不到可靠保证的情况下，不准向汽轮机供汽。若投快冷装置时，应事先制定可靠的技术措施，确保金属温降在规定范围。 10.1.3.13锅炉做水压试验时采取有效措施(如高、低旁停电以防误开)防止有水漏入汽轮机等，维持轴封加热器水位，严防汽封进水。
10.1.3.14高低加水位调整及报警装置要定期进行检查试验,保证其工作性能符合设计要求,保护不能满足运行要求时,禁止加热器投入运行.
10.1.3.15加强除氧器水位监督,定期检查水位调节装置和水位超限报警装置,杜绝发生满水事故.
10.1.4严格执行紧停规定,确保设备安全.
10.1.4.1胀差串轴超限时严格紧停。
10.1.4.2冲车中就地听音、测振，达到紧停立即停机。
10.1.4.3机组振动达到紧停条件后立即停机，盘车状态下检查听音，无异常后再行启动。
10.1.4.4严格按规程规定暖机升速，严禁降速暖机或硬闯临界。 10.1.4.5机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动值不超过0.08mm,超过时应设法消除,当相时轴振动大于0.25mm应立即打闸停机;当轴承振动变化?0.015mm或相对轴振动变化0.05mm ,应查时原因设法消除,当轴承振动突然增加0.05mm应立即打闸停机.
10.1.5汽轮机应采用良好的保温材料(不宜使用石棉制品)和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35?，最大不超过50?。
10.1.6疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45?。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于φ76mm。
10.1.7减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。
10.1.8门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。
10.1.9高低压轴封应分别进汽，特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。
10.1.10为防止汽轮机大轴弯曲,热工应做好以下工作:
10.1.10.1检查校验盘车电磁阀、盘车马达的输出继电器，接点信号应正确送至盘车控制箱。
10. 10.1.10.2做好日常维护和定检工作，检查高低加水位基地式调节系统的行程调节功能正常;除氧器事故放水阀动作正常;检查高低加水位开关、除氧器水位开关、凝汽器水位开关动作正常;高低加电接点水位计接点接线正确，凝汽器电接点水位计指示、报警功能正常。
11. 10.1.10.3检查再热蒸汽冷、热段管道上疏水罐液位开关，发现微动开关损坏时要及时更换，确保报警功能正常。
12. 10.1.10.4检查轴封压力、温度调节系统，调节参数要满足调节品质要求，阀门动作准确可靠，把轴封压力、温度控制在运行规程规定的范围之内。 13. 10.1.10.5检查汽轮机低汽温保护回路，确保其动作正确。 14. 10.1.10.6检查锅炉汽包水位高三值保护回路，确保其动作正确可靠。 15. 10.1.10.7做好定检工作，保证各疏水电动门动作开、关反馈定位正常。 16. 10.1.10.8定期检查主汽温度、汽机金属壁温各测量元件的接线情况，保证接线牢固温度指示值准确，补偿回路正确。
17. 10.1.10.9在检修周期内，检查试验过热汽、再热汽减温水调整门，动作应灵活无卡涩，调节阀阀位与实际值相对应;检查减温水电动门动作可靠，状态显示正确。
10.2防止汽轮机轴瓦损坏。
10.2.1为防止油系统切换时发生误操作，冷油器油侧切换后应将锁母压紧。操作时应防止“落水”现象发生。定期进行工业水滤网的反冲洗，保证其畅通。 10.2.2 汽轮机辅助油泵以及自启动装置,应规程要求定期进行试验,保证处于良
.好备用状态. 机组正常停机前,应进行辅助油泵的全容量启动、联锁试验 10.2.3 高压油泵的出口油压应低于主油泵的出口油压,在汽轮机到达额定转速以前主油泵应能自动投入运行,一般要求汽轮机的转速达到2800r/min以后主油泵应能开始投入工作.停运高压油泵时,应密切注意主油泵出口油压变化情况, 发现油压变化异常时, 应立即恢复高压油泵运行,查时原因并采取相应的措施. 10.2.4在机组启停过程中,应按制造厂的规定的转速启停顶轴油泵(转速1200 r/min以下时,顶轴油泵应运行.)
10.2.5 直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量,其各级熔断器应合理配置,防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源.
10.2.6 交流润滑油泵电源的接触器,应采用低电压延时释放措施,同时要保证自投装置动作可靠.
10.2.7运行中若发现某一轴承油温升高，应检查进油管是否堵塞或轴承内有杂物。
10.2.8运行中若发现轴承油温普遍升高，应检查油压和油量，正常时增大冷却水量或启备用冷油器或清理冷油器。及时切换循环水补水方式，降低工业水温。 10.2.9在进行供油系统操作时，必须事先将备用冷油器的空气排净。
10.2.10油箱油位保持正常，滤网前后压差超过规定时应及时清理，油箱排烟风机应维持运行保证油系统回油畅通。
10.2.11安装或检修时，对可能发生位移的瓦胎，应加止动装置，防止轴瓦位置装错，油孔不对。
10.2.12检修时，应仔细检查轴瓦乌金缺陷，防止运行中乌金脱落。 10.2.13油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组启动。
10.2.14油系统严禁使用铸铁阀门,各阀门不得水平安装,并应采用明杆门,应有开关方向指示和手轮止动装置.油系统上的主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施。 10.2.15安装和检修时要彻底清理油系统杂质，并严防检修中遗留杂物堵塞管道。 10.2.16检修中应注意主油泵、各辅助油泵及射油器的出口逆止门情况，防止停机过程中断油。
10.2.17运行中油箱油位应保持正常.滤网前后油位差超过规定值时,应及时清扫滤网.
10.2.18严格执行运行、检修规程，严防轴瓦断油。
18. 10.2.19为防止轴瓦损坏事故,热工应做好以下工作:
19. 10.2.19.1定期校验汽轮机润滑油压、顶轴油压开关，保证接点动作准确可靠，信号回路畅通(包括顶轴油压P2940的信号正确送至盘车控制箱)。 20. 10.2.19.2定期检查试验DCS系统内的主机润滑油泵、顶轴油泵的联锁，联动功能应正常。
21. 10.2.19.3检查汽轮机润滑油温调节系统，保证其一次测温元件可靠、准确、调节机构灵活、油温调整稳定。
22. 10.2.19.4定期校验汽轮机油系统温度、压力、油箱油位等指示表计，保证测温元件在画面上的指示准确。
23. 10.2.19.5定期检查维护本特利3300系统，使汽轮机轴振、轴承盖振、轴向位移、高中压缸胀差、低压缸胀差等重要热力参数显示正常;将汽轮机润滑油压低、真空低、轴向位移大、振动大、胀差大保护正常投入。
24. 10.2.19.6平时维护好汽轮机轴瓦、推力瓦、轴承回油温度等测量系统的外部回路。发现有个别点有明显损坏迹象时，及时将该点退出运行，做好记录，利用其它合适机会(比如机组大小修)将故障点消除。
25. 10.2.19.7保证汽机油净化装置的正常投运。按期整改可靠性较差的#1、#2机油净化装置。
11、防止发电机损坏事故
严格执行<<发电机反事故技术措施>>和<<发电机反事故技术措施补充规定>>, 执行<<防止200、300MW汽轮发电机定子绕组端部发生短路的技术改进措施>>，并重点要求如下:
11.1利用机组大修,认真检查定子绕组端部线圈的磨损和紧固情况,做好定子绕组端部振型模态试验.
11.2防止定子绕组相间短路,加强对发电机环型接线,过渡引线,手包绝缘,引水管等处绝缘的检查,严格执行<<电力设备预防性试验规程>>，对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。
11.3严格控制发电机氢气湿度,保证氢气干燥器的正常运行,发现缺陷及时处理.
11.4定期对定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统应防止滤网破碎进入发电机线圈。 11.5做好大修时定子线棒分路流量试验;检查发电机引水管外表面有无伤痕，严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。 11.6大修中做好发电机转子匝间短路试验,消除设备缺陷
11.7 随时监测运行中发电机振动与无功出力变化情况.如果振动伴随无功变化,则可能是发电机转子有严重的匝间短路,此时首先控制转子线圈的电流,若振动突然增大,应紧停发电机.
11.8做好大修后的发电机气密试验;按时监测发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套管内的氢气含量不得超过1%;定冷水箱的含氢量达到3%应报警。 11.9防止发电机非全相运行,断路器非全相运行时,相关保护启动失灵保护,断开与其相连的同一母线上的所有开关.并严格执行晋电调字(2001)247号<<关于切实做好2001年继电保护安全工作的紧急通知>>.
11.10做好大修时转子通风试验,大修后防止发电机内部遺留金属异物,建立严格的大修现场管理制度,防止锯条、螺丝、工具等金属杂物留在定子内部，特别对线圈端部的夹逢等处应重点检查，对端部紧固情况以及定子铁芯边缘矽钢片有无断裂等进行检查。
11(11对发电机单相接地时，允许的接地电流为1A，接地保护基波零序应投入跳闸，3ω只投信号。
11.12加强对励磁系统的试验检查维护,控制进相运行深度,严格按进相运行无功调度曲线执行,确保4台发电机调节器在自动方式下运行,严禁发电机在手动励磁调节下长期运行.在手动励磁调节期间,在调节发电机有功负荷时必须适当调节发电机的无功负荷,以防发电机失去静态稳定性.
11.13保证发电机定冷水离子交换装置正常投运，出水水质严格控制在规定范围内: DD<5us/cm , Cu<40ug/L , pH>6.8。
11.14运行人员应及时发现定冷水离子交换装置树脂失效，并及时进行再生。检修人员及时对失效树脂进行更换，并做好定冷水离子交换装置的检修维护工作。 11.15氢纯度表定期进行校验，保证氢纯度表准确投运，做好检氢柜的检修维护工作，保证检氢柜正常投运。
11.16制氢站值班人员每天负责对机组氢冷发电机氢气纯度及湿度进行化验，氢
3气纯度>96%和含氧量<2%，严格控制氢冷发电机氢气的湿度在<4g/M。 11.17 为防止发电机损坏, 运行应作好以下工作:
11.17.1搞好发电机停机保养，以防发电机结露。
11.17.2启动前，要测定发电机静、转子绝缘合格。
11.17.3启动过程中，检查发电机振动，内部有无磨擦声。
11.17.4发电机升压时，要精心操作，以防发电机过压;发电机同期并列时，待同步表指针转动匀速，频差、压差在规定范围内时，投入自动准同期装置，防止非同期事故发生，当汽轮机转速达3000转时，方可合上发变组出口刀闸。 11.17.5发电机运行过程中，要严格监视冷却器、冷却水系统的运行情况，以防漏水或温度超过极限。
11.17.6提高人员素质，提高巡回检查质量，及时发现缺陷，及时联系消除。 11.17.7按规定投入主保护，并保证保护四性。
11.17.8严格监视定子绕组温度，不允许超过极限值运行。
11.17.9保证氢冷系统正常运行。
11.17.10加强运行监视，以防发电机长期过负荷，不对称运行、进相。 11.17.11每小时检查一次氢气干燥器的运行情况，机内氢气湿度;每轮第二个白班对氢气干燥器放水一次，以防冰堵造成氢气不能干燥，放水后，必须将放水门关好，以防跑氢。
11.17.12当机内氢气湿度大于8g/m3时，应对发电机及时排污。排污时，要密切注意氢压变化，排污结束后，及时联系补氢到规定值。每日应检查油水继电器工作情况。
11.17.13禁止退出发电机定子接地3U0保护。
11.17.14发现氢气干燥器不能正常投运时，应立即通知电气车间。 11.17.15保持发电机氢压高于定冷水，氢冷水压力0.05Mpa以上，氢压降低时，必须立即联系补氢，以防漏水。
11.17.16调整发电机密封油压高于氢压0.04Mpa，但不得过高，以防发电机进油。
11.17.17、保证发电机封闭母线微正压装置正常运行，发现异常立即通知电气车间。
11.17.18保证发电机定子冷却水入口温度在42度--48度范围内运行。 11.17.19运行中加强对定子冷却水系统、氢冷水系统的检查，防止漏水发生; 11.17.20运行中对发电机各测温点温度要严格监视，发现温度异常、有突变时，要及时汇报，通知检修检查处理;
11.17.21运行中在测温元件正常时，定子线棒层间最高与最低温度差不超过8度，控制定子线棒出水温度不得超过80?，超过时应立即降低负荷，并查明原因;
11.17.22发电机停运后，定子冷却水系统要进行反冲洗;
11.17.23严格监视发电机的振动与无功出力变化情况，如果振动伴随无功变化，则可能是发电机转子有严重的匝间短路，此时首先控制转子线圈的电流，若振动突然增大，应紧停发电机;
11.17.24防止发电机非全相运行，当出现非全相运行时，应降低发电机有功为0、无功近于0，禁止灭磁，倒母线后用母联开关解列发电机;
11.17.25 4#发电机进相运行时，进相深度不得超过-40Mvar;其它机组不许进相; 11.17.26当发电机运行中发生一点接地时，应立即查明故障情况，如为稳定性金属接地，应立即停机处理;
11.17.27禁止在手动励磁投入的情况下，发电机长期运行;
11.17.28发电机发生定子接地故障时，接地保护拒动时，应立即停机; 11.18 为防止发电机损坏, 热工应进行以下工作:
11.18.1检查周期内，检查发电机定子线圈温度、铁芯温度、冷却水温度元件在发电机外部的测温回路，防止接线松动造成温度指示错误。
11.18.2定期校验发电机氢压开关、氢压变送器，检查氢压电磁阀动作正常，定期校验发电机定冷水温度、压力表计，保证指示、报警功能正常。 11.18.3定期检查试验发电机定子冷却水箱水位控制系统，保证水位信号显示正常，补水电磁阀动作正常。
11.18.4定期检查发电机两端及底部液位开关的信号回路，保证报警功能正常。
11.18.5定期校验密封油系统的压力开关、差压指示仪，保证联泵功能正常、差压大报警功能正常;定期检查试验密封油箱补泄油自动控制系统，发现油位计浮子失磁或油位开关损坏及时处理或采取其它可靠的安全技术措施。 12(防止分散控制系统失灵、热控保护拒动
12.1 认真执行日常巡回检查制度和设备专责制度，检查冗余配置的模件的工作状态，发现有报警信息时，及时检查处理。
12.2针对DCS控制系统通讯负荷率定期进行监视检查。
12.3 DCS控制系统的电源每日进行检查，随DCS 检修进行清理灰尘、接地检查、负荷平衡调整。热控交直流电源及熔断器应标明容量、用途，并不得作照明电源、动力电源及其他电源使用。
12.4 DCS控制回路中冗余设计的模件定期进行冗余试验。
12.5 DCS软件的修改、更新、升级必须履行审批授权手续，并作好软件的备份、逻辑图的存档。
12.6 DCS中FSSS的逻辑软件、联锁试验在每次启动前，要进行认真检查、严格试验。
12.7保护的投退严格履行保护投退制度，需信号模拟时车间及班组人员要履行手续,严禁擅自退出。
12.8 加强汽轮机保护系统、轴系监测系统的巡检。
12.9严格执行定检制度，定期检查校验汽轮机保护系统真空、压力等开关，保证汽轮机主保护动作值的准确。定期检查校验TSI系统传感器，确保汽轮机轴振动、胀差、偏心、轴位移等监测器的正确显示。
12.10每次机组起动前做好汽轮机主保护试验，确保保护动作值正确可靠，跳闸逻辑回路正确完整。
12.11如果发生热工保护装置故障时应立即通知值长并办理检修试验申请票、保护投退票和工作票进行处理。
12.12 定期检查DCS、DEH系统的接地措施和屏蔽措施。
12.13定期检查机柜风扇的工作情况，检查工程师站、电子间的空调运行情况，发现问题及时处理或修复。
12.14 定期切换试验，检查DEH系统电源的安全性，保证备用电源能在5ms之内切换成功。
12.15 定期检查#1、#2机组S5保护系统的程序，禁止在线修改。 12.16热控DCS的保护必须建立相应导则，检修、维护、传动保护建立导则性文件。
12.17建立完善的保护试验项目，重要保护进行实际动作值的测试，严禁用短路接点作传动。
12.18重要主机保护全部为三选二逻辑，对于主要辅机跳闸后会引起主机保护动作的辅机保护也要改为三选二逻辑。
12.19重新审定全部热工保护定值，完善热工定值及软件的修改审批手续。 12.20编制符合真实情况的热工图纸，保护图、逻辑图、组态图都要符合实际情况，由于调试和维护软件变动、修改，导致设计与实际不符在短时间内必须整理符合实际，热工就地端子柜，要检查核实，修订整理成册，出正式图，结合检修，将老化混乱的接线进行整理。
12.21热工重要保护端子排要有明显标志，具有防短路、防水等一系列保护措施。
12.22仪用汽源要有防污垢锈蚀的措施，母管要加装压力露点在线监视仪，抓好除湿管理。
12.23做好事故追忆设备的维护管理。
13. 防止继电保护事故
13.1为了防止继电保护事故的发生,应严格执行<<继电保护和安全自动装置技术规程>>等一系列继电保护规程,认真执行<<山西电网变压器保护配置及整定原则>>和<<山西电网继电保护及安全自动装置运行规程>>等规程. 13.2严格执行各项安全技术措施,防止继电保护“三误”即:"误碰、误整定、误接线”事故的发生.
13.3在保护校验时,认真做好安全隔离措施. 电保护装置运行整定规程>>. 13.4加强继电保护定值整定计算和管理工作,并认真执行<<220-500KV电网继故障分析,确保机组和线路故障录波器完好可靠,保证故障后的数据完整. 13.5加强公司三级继电保护技术监督管理,重视发电机、变压器保护的配置和整定;继续完成升压站100mm2铜排和微机保护独立电源供电的反措任务 13(6每一套独立的保护装置均应有专用于直接接到直流熔断器正副级电源的专用端子对，这一套保护全部直流回路包括跳闸出口继电器的线圈回路，都必须且只能从这一对专用端子对取得直流电源的正负电源。
13(7保护屏必须有接地端子，并用截面不小于4多股铜线和接地网直接连通，保护屏本身必须可靠接地。
13(8跳合闸引出端子应与正电源适当的隔开。
13(9两个被保护单元保护装置配在一块时，其安装必须明显分区，并画出明显界线，以利于分别停用试验。
13(10电流及电压互感器的二次回路必须分别有且只能有一点接地。 13(11检查并保证在二次回路电压切换过程中，不会产生电压互感器二次反充电。
13(12不允许在未停用的保护装置上进行试验和其它测试工作，也不允许在保护未停用的情况下，用装置的试验按扭作试验。
13(13采取措施保证继电保护操作电源可靠。
14、防止系统稳定性破坏
14.1 保证自动装置的可靠投入(自动励磁调节、重合闸、BZT、快关主汽门、电气制动、快切负荷).
14.2 搞好事故预想，合理选择运行方式。
14.3加强人员技术培训，提高运行人员素质，处理事故能力。 14.4保证保护的四性。
14.5保证机组的安全稳定运行，避免大幅度负荷突变。
14.6杜绝电气误操作的发生。
14.7对系统频率、电压事故处理要及时。
14.8提高检查质量，保证主、辅设备健康运行，防止突发性事故发生; 14.9加强对220KX稳控切机装置的运行维护，发现异常及时联系检修检查处理; 14(10严格对一些重要设备，特别是复杂保护装置或有联跳回路的保护装置:如母线保护、断路器失灵保护等的现场校验工作，应编制经技术负责人审批的试验方案和有工作负责人填写，并经技术负责人审批的继电保护安全措施票
14(11带方向性保护和差动保护新投入运行时，或变动一次设备，改动交流二次回路，均应用负荷电流和工作电压来检验其电流、电压回路接线的正确性，并用拉合直流电源来检查接线有无异常。
14(12在变动直流二次回路后，应进行相应的传动试验，必要时还应模拟各种故障进行整组试验。
14(13保护工作结束后，恢复运行前要用高耐阻的电压表检验连片的任一端对地都不带使断路器跳闸的电源等。
14(14在一次设备运行而停部分保护进行工作时，应特别注意断开不经连接片的跳合闸线圈及与运行设备安全。
14(15完善高频、母差、开关失灵等快速保护，提高动作可靠性。 14(16加强故障录波器的管理，保证故障时能可靠启动。
15防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故
15.1认真执行<<电力工业部变压器类设备管理规定>>等一系列规程、细则。控制好设备选型和质量验收.
15.2做好变压器、互感器大小修后的各项高压预防性试验，加强数据分析和整理。
15(3加强对充油变压器、互感器渗漏油的处理，特别对潜油泵和套管漏油应重点检查和处理。
15(4做好变压器本体、套管等设备的检查清扫，防止污闪事故，做好冷却器冲洗工作。
15(5加强对变压器有载开关及瓦斯继电器的检验维护工作，严禁不合格产品的使用。
15(6做好变压器差动保护二次回路的维护检查，防止差动保护误动和拒动，校验低压侧保护灵敏度。
15(7对220KV变压器做好每年一次的红外成像测温检查，减少和防止高压出口及近区短路，改善变压器运行条件，做好变压器低压侧出口和近区故障掉闸记录和统计工作。
15(8加强对变压器油质的控制分析和管理，严禁不合格的油补入变压器，加强对变压器套管内绝缘油正常油位的检查，保证油位正常。
15(9防止互感器事故，限期处理漏油设备，吊芯检查暴露时间不得超过规定时间，大修后必须进行油中溶解气体分析和微水测量。
15.10 为防止变压器损坏和互感器爆炸事故, 运行应做好以下工作: 15.10.1启动前应测量绝缘合格。
15.10.2启动前检查一次系统连接正确、牢固、可靠，油位、油色正常。 15.10.3保证运行中变压器的冷却系统工作正常。
15.10.4按规定投入主保护，保证保护动作的灵敏性、可靠性、快速性、选择性。 15.10.5加强对运行中变压器的监视，发现缺陷及时消除。
15.10.6对互感器连接部分要详细检查。
15.10.7防止运行中CT二次开路、PT二次短路。
15.10.8防止非同期并列事故发生。
15.10.9正常运行时，变压器低压侧不得并列运行;
15.10.10运行中，发现异常情况应严格执行紧停规定;
16(防止开关设备事故
16.1严格执行《高压开关设备管理规定》。《高压开关设备反事故技术措施》和《高压开关设备质量监督管理办法》等有关规定,并提出以下重点要求: 16.2加强开关“五防”功能的检查和维护，定期对开关柜进行检查清扫，防止设备污闪事故，对SF6开关每年定期核算其开断容量，对液压机构定期检查渗油情况及时消除设备缺陷。
16.3认真执行检修周期和以实际累计短路开断电流及状态检修，防止断路器拒分、拒合和慢分等现象的发生。
16.4对隔离开关的导电部分，应定期进行红外线测温，发现温度异常应及时处理。加强定期检修。
16.5 SF6开关按规定定期进行微水含量和泄漏的检测。做好密度继电器及气压表的送检工作。做好各种断路器大修后的分、合闸速度试验。
16.6严禁五防功能不完善的开关投入运行;
16.7进行设备停送电操作时，要认真检查开关位置，防止带负荷操作; 16.8加强运行检查，发现异常及时通知检修处理;
16.9操作开关时，不可用力过猛，以防损坏开关;
16.10操作中，发生异常情况时，应立即停止操作，通知检修检查处理; 16.11运行中，SF6开关气体压力降低、油压降低时，严禁进行分合闸操作，经处理不能恢复时，应用母联和分段开关断开故障开关;
16.12进行220KV刀闸操作时，注意检查机械闭锁间隙合适，防止间隙过小损坏机构;
17(防止接地网事故
17(1严格执行《交流电气装置的接地》》等规程，做好接地网的检查试验检修工作，重点检查地网的焊接质量、腐蚀情况，
17(2变压器中性点、重要设备(互感器、避雷器、隔离开关、断路器)应有两根与主地网不同地点的联接，且每根接地引下线均应符合热稳定的要求并便于定期进行检查测试
17(3接地装置引下线导通检测每年进行一次，根据历次测量结果进行分析比较，确定是否需要进行开挖、处理
17(4继续做好升压站至网控敷设100平方毫米铜接地体反措工作，严禁保护装置采用通过槽钢接地的接地方式
17(5对于公司外相连的通讯线路加装隔离措施。
17(6对于接地装置如:避雷针等发现锈蚀立即进行防腐处理。 17(7对铁路沟道和金属管路加装绝缘隔离段。
17(8定期对接地装置进行热稳定校验，检查数据合格，符合预试规程要求。 18防止污闪事故
18(1严格执行《关于防止电网大面积污闪事故若干措施的实施要求》等一系列防污规定，做好定期盐密测量，做好防污闪的基础工作。
18(2做好室内外绝缘子清扫、测零的检查维护工作，发现缺陷及时处理。 18(3严格执行电力系统绝缘子质量的全过程管理规定，对绝缘子材质和结构型式的选择应充分重视运行经验
18(4变电设备表面涂“RTV涂料”和加装“防污闪辅助伞裙”是防止设备发生污闪的重要措施，按《防污闪辅助伞裙使用指导意见》和《防污闪RTV涂料使用指导意见》(调网1997-130号)的要求使用，但避雷器不宜加装辅助伞裙
18(5室内设备外绝缘爬距要符合《户内设备技术条件》，并适时安排清扫、测零，严重潮湿的地区要提高爬距及采取防潮除湿措施
18(6建立设备清扫制度，落实清扫责任制，确保清扫质量
18(7升压站设备要按“逢停必扫”的原则加强清扫
18(8加强巡回检查，检查支持瓷瓶和套管有无裂纹，发现及时更换。 18(9定期做预防性试验，发现问题及时处理。
19(防止人身伤亡事故
为防止人身伤亡事故的发生,应严格执行国家法律、法规有关安全规定、国家电力公司《安全生产工作规定》、《电业安全工作规程》以及其它有关规定。考虑到构成生产系统的三要素“人、机、环境”中任何一要素处于不安全状态或发生不安全行为，都可能发生人身伤亡事故，所以，在安排和从事工作时，必须全面地、系统地做好安全措施并进行安全管理，使生产系统中各要素达到较高的安全生产水平，以防止人身伤亡事故的发生。
19.1环境安全
19.1.1工作场所所有建筑、设施必需符合国家法律、法规中有关安全的规定、国电公司《电业安全工作规程》以及其它有关规定。
19.1.2工作场所安全警示牌、标示牌符合国电公司《电力生产企业安全设施规范手册》以及其它有关规定，数量充足、醒目。
19.1.3所有设施、设备上的安全色标应符合有关规定。
19.2机具安全
19.2.1工作或作业场所的各项安全措施必须符合《电业安全工作规程》及《电力建设安全工作规程》以及其他有关要求。
19.2.2严格执行危险因素控制卡制度，做到一票一卡，补充、完善安全措施。 19.2.3所有设备的安全防护设施应符合有关规定。
19.2.4配备经国家或省、部级质检机构检测合格的、可靠性高的安全工器具和防护用品。
19.2.5所有工作和作业人员穿带的劳动保护用品应符合有关规定。 19.2.6正确使用电动工器具，注意使用时应按有关规定接好漏电保护器和接地线。
19.2.7检修行灯电压不准超过36伏。在特别潮湿或周围均属金属导体的地方工作时，行灯的电压不准超过12伏, 行灯变压器不得带入容器内。工作人员必须使用24V以下的电气工具。在金属容器内工作时，必须使用24伏以下的电气工具，否则需使用?类工具，装设额定动作电流不大于15mΑ、动作时间不大于0.1秒的漏电保护器，且应设专人在外不间断的监护，漏电保护器、电源联接器和控制箱应放在容器外面。
19.3人员安全
19.3.1所有工作人员人人持安全资格证上岗工作,焊工、起重、架子工和电梯操作工种人员应持相应特殊工种的工作许可证.
19.3.2所有进入工作或作业现场的工作人员生理安全素质、心理安全素质应符合或通过调整符合工作要求。
19.3.3所有进入工作或作业现场的工作人员应按照安全生产岗位责任制和工作安排从事相应的工作,不得从事安全生产岗位责任制无关的工作.
19.3.4所有进入工作或作业现场的工作人员应严格执行《电业安全工作规程》及《电力建设安全工作规程》以及其它有关规章制度。
19.3.5工作负责人应向工作参加人员介绍安全措施情况、危险源情况以及其它安全注意事项。
19.3.6工作前，工作负责人应根据工作任务、工作环境向所有工作人员详细介绍工作票安全措施以及安全注意事项和危险因素控制卡安全措施以及安全注意事项，所有工作人员签字认证后方可开始工作。
19.3.7操作前，应仔细核对设备名称、详细检查设备情况，站对位置，方可操作。 19.3.8高空作业必须搭设合格的
脚手架
内脚手架搭设技术交底外脚手架拆除专项方案脚手架管理措施扣件式钢管脚手架验收山东省脚手架计算规则
，工作人员正确使用安全带。严禁向下抛扔工器具、物品。
19.3.9严格执行工作票制度，认真审查、检查措施正确完善，符合现场条件;把好布置措施关，严格按工作票要求进行停电、装设地线、围栏、悬挂标示牌;进行隔绝汽源、水源、消压等工作;把好许可工作关;工作许可人同工作负责人共同到现场检查安全措施布置情况。指明带电部位，注意事项;把好工作终结关，工作许可人应同工作负责人到现场全面检查工作结束，现场清理干净，设备恢复正常状态，护罩遮栏恢复，工作人员全部撤离工作地点。
19.3.10设备工作后需加压试转，应收回工作票，恢复常设遮栏，工作人员撤离工作现场，换挂禁止工作标志牌;试转后需继续工作，应重新布置安全措施。履行许可手续。
19.3.11进行缺陷处理时，至少二人一起工作，一人为监护人，做好安全措施，高压设备必须停电，无须停电工作要注意安全距离，必要时应采取防护措施。 19.3.12 化学设备检修时应:
19.3.12.1检修人员在离子交换器内工作时，工作人员不得少于2人，其中1人在外面监护，监护人应站在能看到或能听到容器内工作人员工作的地方，以便随时监护，监护人不准同时担任其它工作，不得私自离开现场，而失去监护。工作人员进入前应先通风，清除有害气体;工作中也应加强通风，但严禁通氧气。 19.3.12.2一般不得在离子交换器内进行电、气焊工作，如必须在内部进行电、气焊工作，必须采取措施，包括在树脂层上覆盖石棉板;不准在衬胶面上进行任何电、气焊工作;不准同时进行电焊及气焊工作，禁止在防腐漆未干的容器内进行焊接工作;气焊工作不进行时，气焊工具应撤出容器，以免乙炔泄漏造成爆炸。 19.3.12.3使用电花仪进行衬胶面检查时，工作人员应戴绝缘手套，穿绝缘鞋，防止触电。
19.3.12.4在从事酸碱及其它有毒药品工作场所应有配备自来水及急救药品以备急救使用。作业人员必须戴防毒面具，穿防酸碱服戴防酸碱手套穿防酸碱雨靴，且裤角必须放在雨靴外，且掌握酸碱烧伤及中毒的救护知识。当发现酸碱及有毒药品泄漏时，应首先关闭罐体出口阀，用清水冲洗干净，然后进行检修消除泄漏。作业人员应尽可能站在上风位置，如感到身体不适，应立即离开现场，到空气流通的地方休息。
19.3.13工作中应进行不间断的安全监护.
19.4安全管理
19.4.1各级管理人员并经常深入工作现场检查、指导安全生产工作。 19.4.2定期召开安全分析会,针对发生的不安全行为和倾向性问题,及时采取防范措施.
19.4.3定期对所有工作人员进行安全资质、有关技术资质的审核。 19.4.4定期对执行安全规程制度的主要人员如工作票签发人、工作负责人、操作监护人等进行正确执行安全规程制度的培训，熟练掌握有关安全措施和要求。 19.4.5定期进行安全技术培训，重点是工作流程、工作行为规范化的教育培训，提高工作人员的安全技术素质。
19.4.6 新人员进入现场前应经过专门培训，考试合格。熟悉系统、设备特性、现场规程。
19.4.7定期进行急救培训。
19.4.8经常开展安全思想、安全文化宣传、教育，提高全体工作人员的安全认识与安全意识。
19.4.9下达重要和复杂的工作任务前，应详细制定工作的组织措施、技术措施、安全措施计划。
19.4.10工作前，应对所有工作人员进行安全素质审查。
19.4.11多班组工作，工作总负责人应由工区(车间级)管理人员担任，并不得兼任班组工作负责人。
19.4.12加强对各种外委工程的安全管理，不允许对工程项目转包。 20、防止全厂停电事故
20、1 合理布置220KV系统运行方式，特别是单台机运行时发变组与启备变分带在两条母线运行。
20(2保证厂用电的运行方式合理，机组正常运行时，禁止随意将厂用电切至备用变带(事故情况除外)，各级保险容量要按定值配置。
20、3保证6KV、380V母线快切装置，BZT装置可靠投入，并加强检查，发现异常应立即联系检查处理，并汇报有关领导。
20、4认真执行备用变充电试验规定，并加强检查，发现异常应立即通知检修处理，保证备用电源的可靠性。
20、5加强设备绝缘监督，防止因绝缘损坏，造成直流系统接地、一次回路接地，发生短路故障。
20、6加强对UPS装置的检查，禁止随意切换UPS运行方式，保证备用蓄电池在充满状态，备用电源正常。
20、7保证保护和自动装置的正常投入，保证其运行定值和时限准确，各保护配合正确，以防止事故情况下，保护越级跳闸、保护拒动。
20、8加强对直流系统的维护检查，保证其运行正常、方式正确，直流保险要符合定值要求。
20、9做好柴油机定期试验维护工作，保证其始终处于良好备用状态，以保证事故情况下能自动联启，掌握柴油机手动启动操作程序，不能自启动时，可采用手动启动方式。
20、10厂用电工作电源掉闸后，在备用电源自投不成功时，未自投时，应检查厂用设备无故障后方可试送电，未经检查，禁止强送电。
20、11合理调整机炉主、辅设备及各系统的运行方式。
20、12加强对运行设备的维护检查，发现缺陷及时联系处理。 20、13针对各种运行方式，做好事故预想。
20、14严格执行设备紧停规定。
20、15对于系统事故(如频率、电压)要及时联系调度处理，以防引起机组停运，厂用失电。
20、16发变组停运检修时，应退出主变阻抗、零序、失灵保护压板。 20、17配电室门、窗要随手关好，防止小动物进入，造成短路事故。 20、18防止机房、配电室漏水淋湿电气设备，损坏绝缘。
20、19进行电气操作要严格执行操作票制度，防止电气误操作发生。 20、20做好设备过夏、防冻措施的落实执行。
20、21加强直流系统及柴油发电机、UPS等保安电源的维护，做好蓄电池定期充放电试验和防火防爆工作。
20.22 定期对直流润滑油泵、直流密封油泵进行试验，防止事故情况下烧瓦损坏设备。
20.23加强继电保护工作，保护投入100%，保证其正确动作率，做好各级直流保险的配合管理工作。
20、24主要辅机事故按钮应加强检查，防止误碰造成停机事故。 20、25完善电缆沟、夹层防火措施，防止电缆故障或火灾引起电缆延烧扩大事故
21 防止重大环境污染事故
认真贯彻“电力工业环境保护管理办法”(电力部第9号令)、“国家电力公司火电厂环境技术监督规定”和“火电行业环境监测管理规定”。并提出以下重点要求: 21.1提高电除尘器运行水平，保证电除尘器运行效率。
21.1.1认真检查设备，保证电除尘器设备正常运行，各电场灰斗下灰畅通，阴、阳极振打程序合理，防止灰斗灰位过高，造成电场短路。
21.1.2电除尘器要根据各电场收尘及下灰情况，调整各搅拌捅注水门，控制灰水比在公司规定的范围内。
21.1.3根据烟气工况，调整各电场运行参数，保证电除尘器在最佳工况下运行。 21.1.4努力提高电除尘器的运行水平，严格执行电除尘器运行维护导则，对设备运行中存在的问题及时处理，保证电除尘器的除尘效率。
21.1.5特别要关注电除尘器的“三大故障”(即:断线、掉锤、灰斗堵灰)的发生，一旦发现要及时处理，以免造成短路，卸灰机卡死，灰斗满灰等故障。 21.1.6凡投油或煤油混烧期间，杜绝投运电除尘器，以免油污粘接极板和极线，破坏运行特性，导致电除尘器的效率下降。
21.2加强对灰水系统运行参数和污染物排放情况的监测分析，禁止超标废水外排，对环境造成污染:
21.2.1控制灰浆泵电流在200 240A内运行，发现异常及时联系加以调节。 21.2.2建立起良好的水平衡，保证除灰用水，防止回收水池、溢流水池溢流，发现缺陷及时联系、汇报处理。
21.2.3减少灰浆泵组的启、停次数，调整好两池液位，灰浆泵组停运后，应保证泵组出、入口门关闭到位，防止停泵后由于阀门关闭不严，造成磨损，泵组淤泥，同时严禁泵组倒转。
21.2.4 加强对灰水系统运行参数和污染物排放情况变化时的原因分析，发现问题要及时采取措施，避免环境污染事件的发生。
21.2.5灰管道泄漏时应及时停运，以防蔓延形成污染事故
21.2,6污染物排放情况的检测和监督应按《火电厂环境监测管理条理》的要求进行，灰水系统运行参数监测和监督的重点应放在水量、水压和灰水比上。 21.3对电除尘器卸灰机、输灰机的故障需及时进行处理，保证电场内部下灰。 21.4加强对灰浆泵、轴封泵、冲洗泵的检修维护，确保设备的正常运行。 21.5对输灰管路要定期检查维护，确保输灰管路的畅通。
21.6水处理和精处理再生废水由运行人员负责用碱中和至pH6 9范围，送往除灰回收利用，严禁中和池液流向外直接排放。
21.7化学检修人员做好酸碱及其它加药系统的检修维护工作，防止酸碱大量泄漏造成环境污染。
21.8化学试验使用的废药液应倒入专用容器内集中处理，严禁直接倒入下水道。 21.9锅炉进行化学清洗时必须有废水处理方案，并经审批后执行。处理的废液，必须经处理合格后方能排放。
21.10 应健全灰场管理制度,对危及大坝安全的缺陷、隐患及时处理和加固。防止溃坝事故的发生。
21.11加强对环保知识的培训和宣传，提高环保意识。
22.防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故
22.1灰场、渣场大坝的安全防范措施
(1)做好大坝安全检查、监测、维修及加固工作，确保大坝处于良好状态。 (2)建立大坝检查制度，根据大坝周围环境变化及大坝运行方式确定检查频次和项目，常规检查每月一次;正式检查半年一次;特别检查应不定期或重大事故后、季度、改进、工程等应及时检查。
(3)建立灰场、渣场大坝的技术资料，包括设计图纸、施工文件、数据、检查监测分析报告、安全性评价报告等。
(4)灰场、渣场大坝要定期进行安全性评价，定期全面对大坝的结构、完整性和安全性情况进行评价。内容应包括:现场检查和监测数据分析、大坝及附属物的评价和鉴定、紧急措施和方案，并对大坝提出相应评价结论和建议。 (5)对有隐患的灰场要制定处理方案和临时措施。
(6)建立完善大坝隐患整改台帐，应有:a.编号、b.部委、c.缺陷类型、d.原因、e.严重程度(一般、严重、危险)、f.对安全运行的影响、g.防范措施、建议等。 (7)汛前要对坝肩与山体嵌固情况进行检查，及时发现问题，采取防范措施。 (8)灰场、渣场分期筑坝(加子坝)的新旧结合面应严格处理，所用材料应尽可能接近，形成均质，严防在柔性主坝上采用钢性材料碓筑子坝。 (9)加强灰场、渣场现场运行管理，严禁坝前积水。
(10)随时检查廊道出口水质，若排水带灰过多超标时，应加高排水斜槽上的盖板，运行期间澄清水区应不少于0.5m。
(11)对影响大坝安全和防洪度汛的缺陷、对因排水管与填土夯实不严格、坝下游无有效排水设施、造成浸润线生高、运行管理不当、坝前积水太深等异常和隐患，要及时进行处理。
(12)严格按要求定期对坝体变形、位移、裂缝合身流进行观测，并进行对比分析。
22.3防止水淹厂房及厂房坍塌
(1)积极采取有效措施，提高防洪工作的预见性以及电力设施防御和抵抗洪涝灾害能力。
(2)防洪标准满足防御百年一遇洪水的要求。
(3)汛前应做好防止水淹厂房、泵房、升压站以及其它生产、生活设施的防范措施，特别是地处河流附近低洼地区等建筑
(4)要立足于防大洪、抗大灾。在汛前要对管辖的设备、系统、厂房、生产及生活设施作全面检查，对于要害和防汛薄弱部位要制定出针对性的防汛措施 (5)做好汛前防洪抢险的组织工作。对防洪抢险方案、汛期值班制度以及防洪抢险的物质、工具、车辆等，都要在汛期到来之前逐项予以落实。 (6)检查和清理各种排水设施，要保证完好畅通，防止水淹厂房负米，电缆沟等地下设施，造成机组停运。
(7)对屋顶积灰严重的机、炉等厂房，要及时组织清理，防止除氧器排汽结冰及雨雪时厂房屋顶荷重超载而坍塌。
(8)定期检查所有生产设施的屋面(顶盖)积灰、积水、积雪情况，及时组织清理。
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