防止電力生產重大事故的二十五項重點要求[2000]

為進一步落實《中共中央關于國有企業改革和發展若干重大問題的決定》中“關于堅持預防為主，落實安全措施，確保安全生產”的要求，完善各項反事故措施，進一步提高電力安全生產水平，國家電力公司通過總結分析近年來發供電企業發生重大事故的特征，在原能源部《防止電力生產重大事故的二十項重點要求》的基礎上，制訂了《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》，并于９月２８日以國電發［２０００］５８９號印發系統各單位。
國電發［２０００］５８９號文說，做好防止電力生產重大事故的措施，是保證電力系統安全穩定經濟運行的重要條件，是制造、設計、安裝、調試、生產等各個單位的共同任務。因此，各有關方面都應認真貫徹落實二十五項重點要求。本重點要求并不覆蓋全部反事故技術措施，各單位應根據本要求和已下發的反事故技術措施，緊密結合各自實際情況，制定具體的反事故技術措施，認真貫徹執行。
1 防止火災事故
為了防止火災事故的發生，應逐項落實《電力設備典型消防規程》（DL 5027－93）以及其他有關規定，并重點要求如下：
1.1 電纜防火
1.1.1 新、擴建工程中的電纜選擇與敷設應按《火力發電廠與變電所設計防火規范》（GB50229－1996）和《火力發電廠設計技術規程》中的有關部分進行設計。嚴格按照設計要求完成各項電纜防火措施，并與主體工程同時投產。
1.1.2 主廠房內架空電纜與熱體管路應保持足夠的距離，控制電纜不小于0.5m，動力電纜不小于1m。
1.1.3 在密集敷設電纜的主控制下電纜夾層和電纜溝內，不得布置熱力管道、油氣管以及其他可能引起著火的管道和設備。
1.1.4 對于新建、擴建的火力發電廠組主廠房、輸煤、燃油及其他易燃易爆場所，宜選用阻燃電纜。
1.1.5 嚴格按正確的設計圖冊施工，做到布線整齊，各類電纜按規定分層布置，電纜的彎曲半徑應符合要求，避免任意交叉并留出足夠的人行通道。
1.1.6 控制室、開關室、計算機室等通往電纜夾層、隧道、穿越樓板、墻壁、柜、盤等處的所有電纜孔洞和盤面之間的縫隙（含電纜穿墻套管與電纜之間縫隙）必須采用合格的不燃或阻燃材料封堵。
1.1.7 擴建工程敷設電纜時，應加強與運行單位密切配合，對貫穿在役機組產生的電纜孔洞和損傷的阻火墻，應及時恢復封堵。
1.1.8 電纜豎井和電纜溝應分段做防火隔離，對敷設在隧道和廠房內構架上的電纜要采取分段阻燃措施。
1.1.9 靠近高溫管道、閥門等熱體的電纜應有隔熱措施，靠近帶油設備的電纜溝蓋板應密封。
1.1.10 應盡量減少電纜中間接頭的數量。如需要，應按工藝要求制作安裝電纜頭，輕質量驗收合格后，再用耐火防爆槽盒將其封閉。
1.1.11 建立健全電纜維護、檢查及防火、報警等各項規章制度。堅持定期巡視檢查，對電纜中間接頭定期測溫，按規定進行預防性試驗。
1.1.12 電纜溝應保持清潔，不積粉塵，不積水，安全電壓的照明充足，禁止堆放雜物。鍋爐、燃煤儲運車間內架空電纜上的粉塵應定期清掃。
1.2 汽機油系統防火
1.2.1 油系統應盡量避免使用法蘭連接，禁止使用鑄鐵閥門。
1.2.2 油系統法蘭禁止使用塑料袋、橡皮墊（含耐油橡皮墊）和石棉紙墊。
1.2.3 油管道法蘭、閥門及可能漏油部位附近不準有明火，必須明火作業時要采取有效措施，附近的熱力管道或其他熱體的保溫應緊固完整，并包好鐵皮。
1.2.4 禁止在油管道上進行焊接工作。在拆下的油管上進行焊接時，必須事先將管子沖洗干凈。
1.2.5 油管道法蘭、閥門及軸承、調速系統等應保持嚴密不漏油，如有漏油應及時消除，嚴禁漏油滲透至下部蒸汽管、閥保溫層。
1.2.6 油管道法蘭、閥門的周圍及下方，如敷設有熱力管道或其他熱體，這些熱體保溫必須齊全，保溫外面應包鐵皮。
1.2.7 檢修時如發現保溫材料內有滲油時，應消除漏油點，并更換保溫材料。
1.2.8 事故排油閥應設兩個鋼質截止閥，其操作手輪應設在距油箱5m以外的地方，并有兩上以上的通道，操作手輪不允許加鎖，應掛有明顯的“禁止操作”標志牌。
1.2.9 油管道要保證機組在各種運行工況下自由膨脹。
1.2.10 機組油系統的設備及管道損壞發生漏油，凡不能與系統隔絕處理的或熱力管道已滲入油的，應立即停機處理。
1.3 燃油罐區及鍋爐油系統防火
1.3.1 嚴格執行《電業安全工作規程（熱力和機械部分）》第四章的各項要求。
1.3.2 儲油罐或油箱的加熱溫度必須根據燃油種類嚴格控制在允許的范圍內，加熱燃油的蒸汽溫度，應低于油品的自燃點。
1.3.3 油區、輸卸油管道應有可靠的防靜電安全接地裝置，并定期測試接地電阻值。
1.3.4 油區、油庫必須有嚴格的管理制度。油區內明火作業時，必須辦理明火工作票，并應有可靠的安全措施。對消防系統應按規定定期進行檢查試驗。
1.3.5 油區內易著火的臨時建筑要拆除，禁止存放易燃物品。
1.3.6 燃油罐區及鍋爐油系統的防火還應遵守第1.2.4、1.2.6、1.2.7條的規定。
1.3.7 燃油系統的軟管，應定期檢查更換。
1.4 制粉系統防火
1.4.1 嚴格執行《電業安全工作規程（熱力和機械部分）》有關鍋爐制粉系統防爆的有關規定。
1.4.2 及時消除漏粉點，清除漏出的煤粉。清理煤粉時，應杜絕明火。
1.4.3 磨煤機出口溫度和煤粉倉溫度應嚴格控制在規定范圍內，出口風溫不得超過煤種要求的規定。
1.5 防止氫氣系統爆炸著火
1.5.1 嚴格執行《電業安全工作規程（熱力和機械部分）》中“氫冷設備和制氫、儲氫裝置運行與維護”的有關規定。
1.5.2 氫冷系統和制氫設備中的氫氣純度和含氧量必須符合《氫氣使用安全技術規程》（GB5962－85）。
1.5.3 在氫站或氫氣系統附近進行明火作業時，應有嚴格的管理制度。明火作業的地點所測量空氣含氫量應在允許的范圍內，并經批準后才能進行明火作業。
1.5.4 制氫場所應按規定配備足夠的消防器材，并按時檢查和試驗。
1.5.5 密封油系統平衡閥、壓差閥必須保證運行靈活、可靠，密封瓦間隙必須調整合格。
1.5.6 空、氫側備用密封油泵應定期進行聯動試驗。
1.6 防止輸煤皮帶著火
1.6.1 輸煤皮帶停止上煤期間，也應堅持巡視檢查，發現積煤、積粉應及時清理。
1.6.2 煤垛發生自燃現象時應及時撲滅，不得將帶有火種的煤送入輸煤皮帶。
1.6.3 燃用易自燃煤種的電廠應采用阻燃輸煤皮帶。
1.6.4 應經常清掃輸煤系統、輔助設備、電纜排架等各處的積粉。
1.7 必須有完善的消防設施和建立訓練有素的群眾性消防組織，加強管理，力求在起火初期及時發現，及時撲滅；并使當地公安部門了解掌握電業部門火災搶救的特點，以便及時撲救。
1.8 在新、擴建工程設計中，消防水系統應同工業水系統分開，以確保消防水量、水壓不受其他系統影響；消防泵的備用電源應由保安電源供給。
1.9 發供電生產、施工企業應配備必要的正壓式空氣呼吸器，以防止滅火中人員中毒和窒息。
2 防止電氣誤操作事故
為了防止電氣誤操作事故的發生，應逐項落實《電業安全工作規程》、《防止電氣誤操作裝置管理規定（試行）》(能源安保[1990]1110號)以及其他有關規定，并重點要求如下：
2.1 嚴格執行操作票、工作票制度，并使兩票制度標準化、管理規范化。
2.2 嚴格執行調度命令，操作時不允許改變操作順序，當操作發生疑問時，應立即停止操作，并報告調度部門，不允許隨意修改操作票，不允許解除閉鎖裝置。
2.3 應結合實際制定防誤裝置的運行規程及檢修規程，加強防誤閉鎖裝置的運行、維護管理，確保已裝設的防誤閉鎖裝置正常運行。
2.4 建立完善的萬能使用和保管制度。防誤閉鎖裝置不能隨意退出運行，停用防誤閉鎖裝置時，要經本單位總工程師批準；短時間退出防誤閉鎖裝置時，應經值長或變電所所長批準，并應按程序盡快投入運行。
2.5 采用計算機監控系統時，遠方、就地操作均應具備電氣閉鎖功能。
2.6 斷路器或隔離開關閉鎖回路不能用重動繼電器，應直接用斷路器或隔離開關的輔助觸點；操作斷路器或隔離開關時，應以現場狀態為準。
2.7 對已投產尚未裝設防誤閉鎖裝置的發、變電設備，要制定切實可行的規劃，確保在1年內全部完成裝設工作。
2.8 新、擴建的發、變電工程，防誤閉鎖裝置應與設備同時投運。
2.9 成套高壓開關柜五防功能應齊全，性能應良好。
2.10 應配備充足的經過國家或省、部級質檢機構檢測合格的安全工器具和安全防護用具。為防止誤登室外帶電設備，應采用全封閉（包括網狀）的檢修臨時圍欄。
2.11 強化崗位培訓，提高人員的技術素質，要求持證上崗。
3 防止大容量鍋爐承壓部件爆漏事故
為了防止大容量鍋爐承壓部件爆漏事故的發生，應嚴格執行《鍋爐壓力容器安全監察暫行條例》、《蒸汽鍋爐安全技術監督規程》、《壓力容器安全技術監察規程》、《電力工業鍋爐壓力容器監督規程》（DL 612—1996）、《電力工業鍋爐壓力容器檢驗規程》（DL 647—1998）、《火力發電廠金屬技術監督規程》（DL 438—91）以及其他有關規定，把防止鍋爐承壓部件爆破泄漏事故的各項措施落實到設計、制造、安裝、運行、檢修和檢驗的全過程管理工作中，并重點要求如下：
3.1 新建鍋爐在安裝階段應進行安全性能檢查。新建鍋爐投運1年后要結合檢查性大修安全性能檢查。在役鍋爐結合每次大修開展鍋爐安全性能檢驗。鍋爐檢驗項目和程序按有關規定進行。
3.2 防止超壓超溫
3.2.1 嚴防鍋爐缺水和超溫超壓運行，嚴禁在水位表數量不足（指能正確指示水位的水位表數量）、安全閥解列的狀況下運行。
3.2.2 參加電網調峰的保護，運行規程中應制定有相應的技術措施。按調峰設計的鍋爐，其調峰性能應與汽輪機性能相匹配；非調峰設計的鍋爐，其調峰負荷的下限應由水動力計算、試驗及燃燒穩定性試驗確定，并制定相應的反事故措施。
3.2.3 對直流鍋爐的蒸發段、分離器、過熱器、再熱器出口導汽管等應有完整的管壁溫度測點，以便監視各導汽管間的溫度偏差，防止超溫爆管。
3.2.4 鍋爐超壓水壓試驗和安全閥整定應嚴格按規程進行。
3.2.4.1 大容量鍋爐超壓水壓試驗和熱態安全閥校驗工作應制定專項安全技術措施，防止升壓速度過快或壓力、汽溫失控造成超壓超溫現象。
3.2.4.2 鍋爐在超壓水壓試驗和熱態安全閥整定時，嚴禁非試驗人員進入試驗現場。
3.3 防止設備大面積腐蝕
3.3.1 嚴格執行《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》（GB12145—1999）《火力發電廠水汽化學監督導則》（DL/T561—1995）、《關于防止火力發電廠凝汽銅管結垢腐蝕的意見》[（81）生技字52號]和《防止電廠鍋爐結垢腐蝕的改進措施和要求》[（88）電生字81號、基火字75號]以及其他有關規定，加強化學監督工作。
3.3.2 凝結水的精處理設備嚴禁退出運行。在凝結器銅管發生泄漏凝結水品質超標時，應及時查找、堵漏。
3.3.3 品質不合格的給水嚴禁進入鍋爐，蒸汽品質不合格嚴禁并汽。水冷壁結垢超標時，要及時進行酸洗，防止發生垢下腐蝕及氫脆。
3.3.4 按照《火力發電廠停（備）熱力設備防銹蝕導則》（SD223—87）進行鍋爐停用保護，防止爐管停用腐蝕。
3.3.5 加強鍋爐燃燒調整，改善貼壁氣氛，避免高溫腐蝕。
3.3.6 安裝或更新凝汽器銅管前，要對銅管全面進行探傷檢查。
3.4 防止爐外管道爆破
3.4.1 加強對爐外管道的巡視，對管系振動、水擊等現象應分析原因，及時采取措施。當爐外管道有漏氣、漏水現象時，必須立即查明原因、采取措施，若不能與系統隔離進行處理時，應立即停爐。
3.4.2 定期對導汽管、汽連絡管、水連絡管、下降管等爐外管道以及彎管、彎頭、聯箱封頭等進行檢查，發現缺陷（如表面裂紋、沖刷減薄或材質問題）應及時采取措施。
3.4.3 加強對汽水系統中的高中壓疏水、排污，減溫水等小徑管的管座焊縫、內壁沖刷和外表腐蝕現象的檢查，發現問題及時更換。
3.4.4 按照《火力發電廠金屬技術監督規程》（DL438—91），對汽包、集中下降管、聯箱、主蒸汽管道、再熱管道、彎管、彎頭、閥門、三通等大口徑部件及其相關焊縫進行定期檢查。
3.4.5 按照《火力發電廠汽水管道與支吊架維修調整導則》（DL/T616—1997）的要求，對支吊架進行定期檢查。運行達100kh的主蒸汽管道、再熱蒸汽管道的支吊架要進行全面檢查和調整，必要時應進行應力核算。
3.4.6 對于易引起汽水兩相流的疏水、空氣等管道，應重點檢查其與母管相連的角焊縫、母管開孔的內孔周圍、彎頭等部位、其管道、彎頭、三通和閥門，運行100kh后，宜結合檢修全部更換。
3.4.7 要加強鍋爐及大口徑管道制造和安裝質量監督、檢查。電站管件制造本單位應持有有關的資質證書。
3.4.8 要認真進行鍋爐監督造、安全性能檢驗和竣工驗收的檢驗工作。
3.4.9 加強焊工管理及完善焊接工藝質量的評定。杜絕無證（含過期證）上崗和超合格證允許范圍施焊現象。焊接工藝、質量、熱處理及焊接檢驗應符合《電力建設施工及驗收技術規范（火力發電廠焊接篇）》（DL 5007—92）有關規定。
3.4.10 在檢修中，應重點檢查可能因膨脹和機械原因引起的承壓部件爆漏的缺陷。
3.4.11 定期對噴水減溫器檢查，防止減溫器噴頭及套筒斷裂造成過熱器聯箱裂紋。
3.4.12 加強鍋爐安全監察工作，鍋爐第一次投入使用前必須到有關部門進行注冊登記辦理使用證。
3.5 防止鍋爐四管漏泄
3.5.1 嚴格執行《防止火電廠鍋爐四管爆漏技術導則》（能源電[1992]1069號）。
3.5.2 過熱器、再熱器、省煤管發生爆漏時，應及早停運，防止擴大沖刷損壞其他管段。大型鍋爐在有條件的情況下，可采用漏泄監測裝置。
3.5.3 定期檢查水冷壁剛性梁四角連接及燃燒器懸吊機構，發現問題及時處理。防止因水冷壁晃動或燃燒器與水冷壁鰭片處焊縫受力過載拉裂而造成水冷壁泄漏。
3.6 達到設計使用年限的機組和設備，必須按規定對主設備特別是承壓管路進行全面檢查和試驗，組織專家進行全面安全性評估，經主管部門審批后，方可繼續投入使用。
3.7 按照《電力工業鍋爐壓力容器監督規程》（DL 612—1996）要求，加強司爐工的培訓，持證上崗；200MW及以上機組的司爐須經模擬機培訓，并考試合格。
3.8 火電廠、火電安裝單位應配備鍋爐壓力容監督工程師，并持證上崗。
4 防止壓力容器爆破事故
為了防止壓力容爆破事故的發生，應嚴格執行《壓力容器安全技術監察規程》、《電力工業鍋爐壓力容器監察規程》（DL612—1996）、《壓力容器使用登記管理規則》以及其他有關規定，并重點要求如下：
4.1 防止超壓
4.1.1 根據設備特點和系統的實際情況，制定每臺壓力容器的操作規程。操作規程中應明確異常工況的緊急處理方法，確保在任何工況下壓力容器不超壓、超溫運行。
4.1.2 各種壓力容器安全閥應定期進行校驗和排放試驗。
4.1.3 運行中的壓力容器及其安全附件（如安全閥、排污閥、監視表計、聯鎖、自動裝置等）應處于正常工作狀態。設有自動調整和保護裝置的壓力容器，其保護裝置的退出應經總工程師批準，保護裝置退出后，實行遠控操作并加強監視，且應限期恢復。
4.1.4 除氧器的運行操作規程應符合《電站壓力式除氧器安全技術規定》（能源安保[1991]709號）的要求。除氧器兩段抽汽之間的切換點，應根據《電站壓力式除氧器安全技術規程》進行核算后在運行規程中明確規定，并在運行中嚴格執行，嚴禁高壓汽源直接進入除氧器。
4.1.5 使用中的各種氣瓶嚴禁改變涂色，嚴防錯裝、錯用；汽瓶立放時應采取防止傾倒的措施；液瓶必須水平放置；放置液氯、液氨鋼瓶、溶解乙炔氣瓶場所的溫度要符合要求。使用溶解乙炔氣瓶者必須配置防止回火裝置。
4.1.6 壓力容器內部有壓力時，嚴禁進行任何修理或緊固工作。
4.1.7 壓力容器上使用的壓力表，應列為計量強制檢驗表計，按規定周期進行強栓。
4.1.8 結合壓力容器定期檢驗或檢修，每兩個檢驗周期至少進行一次耐壓試驗。
4.1.9 檢查進入除氧器、擴容器的高壓汽源，采取措施消除除氧器、擴容器超壓的可能。推廣滑壓運行，逐步取消二段抽汽進入除氧器。
4.1.10 單元制的給水系統，除氧器上應配備不少于兩只全啟式安全門，并完善除氧器的自動調壓和報警裝置。
4.1.11 除氧器和其他壓力容器安全閥的總排放能力，應能滿足其在最大進汽工況下不超壓。
4.2 氫罐
4.2.1 制氫站應采用性能可靠的壓力調整器，并加裝液痊差越限聯鎖保護裝置和氫側氫氣純度表，在線氫中含氧量監測儀表，防止制氫系統爆炸。
4.2.2 對制氫系統及氫罐的檢修要進行可靠地隔離。
4.2.3 氫罐應按照《電力工業鍋爐壓力容器檢驗規程》（DL647—1998）的要求進行定期檢驗，重點是壁厚測量，封頭、筒體外形檢驗。防止腐蝕鼓包。
4.3 在役壓力容器應結合設備、系統檢修，按照《壓力容器安全技術監察規程》和《電力工業鍋爐壓力容器監察規程》（DL612—1996）的規定，實行定期檢驗制度。
4.3.1 火電廠熱力系統壓力容器定期檢驗時，應對與壓力容器相連的管系檢查，特點應對蒸汽進口附近的內表面熱疲勞和加熱器疏水管段沖刷、腐蝕情況檢查，防止爆破汽水噴出傷人。
4.3.2 禁止在壓力容器上隨著開孔和焊接其他構件。若必須在壓力容器筒壁上開孔或修理，應先核算其結構強度，并參照制造廠工藝制定技術工藝措施，經鍋爐監督工程師審定、總工程師批準后，嚴格按工藝措施實施。
4.3.3 停用超過2年以上的壓力容器重新啟用時要進行再檢驗，耐壓試驗確認合格才能啟用。
4.3.4 在訂購壓力容器前，應以設計單位和制造廠商的資格進行審核，其供貨產品必須附有“壓力容器產品質量證明書”和制造廠所在地鍋爐壓力容器監檢機構簽發的“監栓證書”。要加強對所購容器的質量驗收，特別應參加容器水壓試驗等重要項目的驗收見證。
4.3.5 對在役壓力容器檢驗中，安全狀況等級評定達不到監督使用標準（三級）的，要在最近一次檢修中治理升級。檢驗后定為五線的容器應按報廢處理。
4.4 壓力容器投入使用必須按照《壓力容器使用登記管理規則》辦理注冊登記的壓力容器，嚴禁投入使用。1982年4月《壓力容器使用登記管理規則》頒布前制造的老容器，若設計資料不全、材質不明及經檢驗安全性能不良者，應安排計劃進行更換。
5 防止鍋爐尾部再次燃燒事故
5.1 鍋爐空氣預熱器的傳熱元件在出廠和安裝保管期間不采用浸油防腐方式。
5.2 鍋爐空氣預熱器在安裝后第一次投運時，應將雜物徹底清理干凈，經制造、施工、建設、生產等各方驗收合格后方可投入運行。
5.3 回轉式空氣預熱器應設有可靠的停轉報警裝置、完善的水沖洗系統和必要的堿洗手段，并宜有停爐時可隨時投入的堿洗系統。消防系統要與空氣預熱器蒸汽吹滅系統相連接，熱態需要時投入蒸汽進行隔絕空氣式消防。回轉式空氣預熱器在空氣及煙氣側應裝設消防水噴淋水管，噴淋面積應覆蓋整個受熱面。
5.4 在鍋爐設計時，油燃燒器必須配有調風器及穩燃器，保證油槍根部燃燒所需用氧量。新安裝的油槍，在投運前應進行冷態試驗。
5.5 精心調整鍋爐制粉系統和燃燒系統運行工況，防止未完全燃燒的油和煤粉存積在尾部受熱面或煙道上。
5.6 鍋爐燃用渣油或重油時應保證燃油溫度和油壓在規定值內，保證油槍霧化良好、燃燒完全。鍋爐點火時應嚴格監視油槍霧化情況，一旦發現油槍霧化不好應立即停用，并進行清理檢修。
5.7 運行規程應明確省煤器、空氣預熱器煙道在不同工況的煙氣溫度限制值，當煙氣溫度超過規定值時，應立即停爐。利用吹灰蒸汽管或專用消防蒸汽將煙道內充滿蒸汽，并及時投入消防水進行滅火。
5.8 回轉式空氣預熱器出入口煙／風擋板，應能電動投入且擋板能全開、關閉嚴密。
5.9 回轉式空氣預熱器沖洗水泵應設再循環，每次鍋爐點火前必須進行短時間啟動試驗，以保證空氣預熱器沖洗水泵及其系統處于良好的備用狀態，具備隨時投入條件。
5.10 若發現回轉式空氣預熱器停轉，立即將其隔絕，投入消防蒸汽和盤車裝置。若擋板隔絕不嚴或轉子盤不動，應立即停爐。
5.11 鍋爐負荷低于25％額定負荷時頻連續吹滅，鍋爐負荷大于25％額定負荷時至少每8h吹灰一次，當回轉式空氣預熱器煙氣側壓差增加或低負荷煤、油混燒時應增加吹灰次數。
5.12 若鍋爐較長時間低負荷燃油或煤油混燒，可根據具體情況利用停爐對回轉式空氣預熱器受熱面進行檢查，重點是檢查中層和下層傳熱元件；若發現有垢時要堿洗。
5.13 鍋爐停爐1周以上時必須對回轉式空氣預熱器受熱面進行檢查，若有存掛油垢或積灰堵塞的現象，應及時清理并進行通風干燥。
6 防止鍋爐爐膛爆炸事故
為防止鍋爐爐膛爆炸事故發生，應嚴格執行《大型鍋爐燃燒管理的若干規定》、《火電廠煤粉鍋爐燃燒室防爆規程》（DL 435—91）以及其他有關規定，并重點要求如下：
6.1 防止鍋爐滅火
6.1.1 根據《火電廠煤粉鍋爐燃燒室防爆規程》（DL 435—91）中有關防止爐膛滅火放炮的規定以及設備的狀況，制定防止鍋爐滅火放炮的規定以及設備的狀況，制定防止鍋爐滅火放炮的規定以及設備監督、混配煤、燃燒調整、低負荷運行等內容，并嚴格執行。
6.1.2 加強燃煤的監督管理，完善混煤設施。加強配煤管理和煤質分析，并及時將煤質情況通知司爐，作好調整燃燒的應變措施，防止發生鍋爐滅火。
6.1.3 新爐投產、鍋爐改進性大修后或當實用燃料與設計燃料有較大差異時，應進行燃料調整，以確定一、二次風量、風速、合理的過剩空氣量、風煤比、煤粉細度、燃燒器傾角或旋流強度及不股油最低穩燃負荷等。
6.1.4 當爐膛已經滅火或已局部滅火并瀕臨全部滅火時，嚴禁投助燃油槍。當鍋爐滅火后，要立即停止燃料（含煤、油、燃氣、制粉乏氣風）供給，嚴禁用爆燃法恢復燃燒。重新點火前必須對鍋爐進行充分通風吹掃，以排除爐膛和煙道內的可燃物質。
6.1.5 100MW及以上等級機組的鍋爐應裝設鍋爐滅火保護裝置。加強鍋爐滅火保護裝置的維護與管理，防止火焰探頭燒毀、污染失靈、爐膛負壓管堵塞等問題的發生。
6.1.6 嚴禁隨意退出火焰探頭或聯鎖裝置，因設備缺陷需退出時，應經總工程師批準，并事先做好安全措施。熱工儀表、保護、給粉控制電源應可靠，防止因瞬間失電造成鍋爐滅火。
6.1.7 加強設備檢修管理，重點解決爐膛嚴重漏風、給粉機下粉不均勻和煤粉自流、一次風管不暢、送風不正常脈動、堵煤（特別是單元式制粉系統堵粉）、直吹式磨煤機斷煤和熱控設備失靈等缺陷。
6.1.8 加強點火油系統的維護管理，消除泄漏，防止燃油漏入爐膛發生爆燃。對燃油速斷閥要定期試驗，確保動作正確、關閉嚴密。
6.2 防止嚴重結焦
6.2.1 采用與鍋爐相匹配的煤種，是防止爐膛結焦的重要措施。
6.2.2 運行人員應經常從看火防監視爐膛結焦情況，一旦發現結焦，應及時處理。
6.2.3 大容量鍋爐吹灰器系統應正常投入運行時，防止爐膛沾污結渣造成超溫。
6.2.4 受熱面及爐底等部位嚴重結渣，影響鍋爐安全運行時，應立即停爐處理。
7 防止制粉系統爆炸和煤塵爆炸事故
為防止制粉系統爆炸和煤塵爆炸事故，應嚴格執行《火電廠煤粉鍋爐燃燒室防爆規程》（DL 435—91）有關要求以及其他有關規定，并重點要求如下：
7.1 防止制粉系統爆炸
7.1.1 要堅持執行定期降粉制度和停爐前煤粉倉空倉制度。
7.1.2 根據煤種控制磨煤機的出口溫度，制粉系統停止運行后，對輸輸粉管道要充分進行抽粉；有條件的，停用時宜對煤粉倉實行充氮或二氧化碳保護。
7.1.3 加強燃用煤種的煤質分析和配煤管理，對燃用易自燃的煤種應及早通知運行人員，以便加強監視和巡查，發現異常及時處理。
7.1.4 當發現粉倉內溫度異常升高或確認粉倉內有自燃現象時，應及時投入滅火系統，防止因自燃引起粉倉爆炸。
7.1.5 根據粉倉的結構特點，應設置足夠的粉倉溫度測點和溫度報警裝置，并定期進行校驗。
7.1.6 設計制粉系統時，要盡量減少制粉系統的水平管段，煤粉倉要做到嚴密、內壁光滑、無積粉死角，抗爆能力應符合規程要求。
7.1.7 熱風道與制粉系統連接部位，以及排粉機出入口風箱的連接，應達到防爆規程規定的抗爆強度。
7.1.8 加強防爆門的檢查和管理工作，防爆薄膜應有足夠的防爆面積和規定的強度。防爆門動作后噴出的火焰和高溫氣體，要改變排放方向或采取其他隔離措施。以避免危及人身安全、損壞設備和燒損電纜。
7.1.9 定期檢查倉壁內襯鋼板，嚴防補板磨漏、夾層積粉自燃。每次大修煤粉倉應清倉，并檢查粉倉的嚴密性及有無死角，特別要注意倉頂板KK大梁擱置部位有無積粉死角。
7.1.10 粉倉、絞龍的吸潮管應完好，管內通暢無阻，運行中粉倉要保持適當負壓。
7.1.11 制粉系統煤粉爆炸事故后，要找到積粉著火點，采取針對性措施消除和積粉。必要時可改造管路。
7.2 防止煤塵爆炸
7.2.1 消除制粉系統和輸煤系統的粉塵泄漏點，降低煤粉濃度。大量放粉或清理煤粉時，應杜絕明火，防止煤塵爆炸。
7.2.2 煤粉倉、制粉系統和輸煤系統附近應有消防設施，并備有專用的滅火器材，消防系統水源應充足、水壓符合要求。消防滅火設施應保持完好，按期進行試驗（試驗時滅火劑不進入粉倉）。
7.2.3 煤粉倉投運前應做嚴密性試驗。凡基建投產時未作過嚴密性試驗的要補做漏風試驗，如發策有漏風、漏粉現象要及時消除。
7 防止制粉系統爆炸和煤塵爆炸事故
為防止制粉系統爆炸和煤塵爆炸事故，應嚴格執行《火電廠煤粉鍋爐燃燒室防爆規程》（DL 435—91）有關要求以及其他有關規定，并重點要求如下：
7.1 防止制粉系統爆炸
7.1.1 要堅持執行定期降粉制度和停爐前煤粉倉空倉制度。
7.1.2 根據煤種控制磨煤機的出口溫度，制粉系統停止運行后，對輸輸粉管道要充分進行抽粉；有條件的，停用時宜對煤粉倉實行充氮或二氧化碳保護。
7.1.3 加強燃用煤種的煤質分析和配煤管理，對燃用易自燃的煤種應及早通知運行人員，以便加強監視和巡查，發現異常及時處理。
7.1.4 當發現粉倉內溫度異常升高或確認粉倉內有自燃現象時，應及時投入滅火系統，防止因自燃引起粉倉爆炸。
7.1.5 根據粉倉的結構特點，應設置足夠的粉倉溫度測點和溫度報警裝置，并定期進行校驗。
7.1.6 設計制粉系統時，要盡量減少制粉系統的水平管段，煤粉倉要做到嚴密、內壁光滑、無積粉死角，抗爆能力應符合規程要求。
7.1.7 熱風道與制粉系統連接部位，以及排粉機出入口風箱的連接，應達到防爆規程規定的抗爆強度。
7.1.8 加強防爆門的檢查和管理工作，防爆薄膜應有足夠的防爆面積和規定的強度。防爆門動作后噴出的火焰和高溫氣體，要改變排放方向或采取其他隔離措施。以避免危及人身安全、損壞設備和燒損電纜。
7.1.9 定期檢查倉壁內襯鋼板，嚴防補板磨漏、夾層積粉自燃。每次大修煤粉倉應清倉，并檢查粉倉的嚴密性及有無死角，特別要注意倉頂板KK大梁擱置部位有無積粉死角。
7.1.10 粉倉、絞龍的吸潮管應完好，管內通暢無阻，運行中粉倉要保持適當負壓。
7.1.11 制粉系統煤粉爆炸事故后，要找到積粉著火點，采取針對性措施消除和積粉。必要時可改造管路。
7.2 防止煤塵爆炸
7.2.1 消除制粉系統和輸煤系統的粉塵泄漏點，降低煤粉濃度。大量放粉或清理煤粉時，應杜絕明火，防止煤塵爆炸。
7.2.2 煤粉倉、制粉系統和輸煤系統附近應有消防設施，并備有專用的滅火器材，消防系統水源應充足、水壓符合要求。消防滅火設施應保持完好，按期進行試驗（試驗時滅火劑不進入粉倉）。
7.2.3 煤粉倉投運前應做嚴密性試驗。凡基建投產時未作過嚴密性試驗的要補做漏風試驗，如發策有漏風、漏粉現象要及時消除。
7 防止制粉系統爆炸和煤塵爆炸事故
為防止制粉系統爆炸和煤塵爆炸事故，應嚴格執行《火電廠煤粉鍋爐燃燒室防爆規程》（DL 435—91）有關要求以及其他有關規定，并重點要求如下：
7.1 防止制粉系統爆炸
7.1.1 要堅持執行定期降粉制度和停爐前煤粉倉空倉制度。
7.1.2 根據煤種控制磨煤機的出口溫度，制粉系統停止運行后，對輸輸粉管道要充分進行抽粉；有條件的，停用時宜對煤粉倉實行充氮或二氧化碳保護。
7.1.3 加強燃用煤種的煤質分析和配煤管理，對燃用易自燃的煤種應及早通知運行人員，以便加強監視和巡查，發現異常及時處理。
7.1.4 當發現粉倉內溫度異常升高或確認粉倉內有自燃現象時，應及時投入滅火系統，防止因自燃引起粉倉爆炸。
7.1.5 根據粉倉的結構特點，應設置足夠的粉倉溫度測點和溫度報警裝置，并定期進行校驗。
7.1.6 設計制粉系統時，要盡量減少制粉系統的水平管段，煤粉倉要做到嚴密、內壁光滑、無積粉死角，抗爆能力應符合規程要求。
7.1.7 熱風道與制粉系統連接部位，以及排粉機出入口風箱的連接，應達到防爆規程規定的抗爆強度。
7.1.8 加強防爆門的檢查和管理工作，防爆薄膜應有足夠的防爆面積和規定的強度。防爆門動作后噴出的火焰和高溫氣體，要改變排放方向或采取其他隔離措施。以避免危及人身安全、損壞設備和燒損電纜。
7.1.9 定期檢查倉壁內襯鋼板，嚴防補板磨漏、夾層積粉自燃。每次大修煤粉倉應清倉，并檢查粉倉的嚴密性及有無死角，特別要注意倉頂板KK大梁擱置部位有無積粉死角。
7.1.10 粉倉、絞龍的吸潮管應完好，管內通暢無阻，運行中粉倉要保持適當負壓。
7.1.11 制粉系統煤粉爆炸事故后，要找到積粉著火點，采取針對性措施消除和積粉。必要時可改造管路。
7.2 防止煤塵爆炸
7.2.1 消除制粉系統和輸煤系統的粉塵泄漏點，降低煤粉濃度。大量放粉或清理煤粉時，應杜絕明火，防止煤塵爆炸。
7.2.2 煤粉倉、制粉系統和輸煤系統附近應有消防設施，并備有專用的滅火器材，消防系統水源應充足、水壓符合要求。消防滅火設施應保持完好，按期進行試驗（試驗時滅火劑不進入粉倉）。
7.2.3 煤粉倉投運前應做嚴密性試驗。凡基建投產時未作過嚴密性試驗的要補做漏風試驗，如發策有漏風、漏粉現象要及時消除。
8 防止鍋爐汽包滿和缺水事故
8.1 汽包鍋爐應至少配置兩只彼此獨立的就地汽包水位計和兩只遠傳汽包水位計。水位計的配置應采用兩種以上工作原理共存的配置方式，以保證在任何運行工況下鍋爐汽包水位的正確監視。
8.2 汽包水位計的安裝
8.2.1 取樣管應穿過汽包內壁隔層，管口應盡量避開汽包內水汽工況不穩定區（如安全閥排汽口、汽包進水口、下降管口、汽水分離器水槽處等），若不能避開時，應在汽包內取樣管口加裝穩流裝置。
8.2.2 汽包水位計水側取樣管孔位置應低于鍋爐汽包水位停爐保護動作值，一般應有足夠的裕量。
8.2.3 水位計、水位平衡容器或變送器與汽包連接的取樣管，一般應至少有1:100的斜度，汽側取樣管應向上向汽包方向傾斜，水側取樣管應向下向汽包方向傾斜。
8.2.4 新安裝的機組必須核實汽包水位取樣孔的位置、結構及水位計平衡容器安裝尺寸，均符合要求。
8.2.5 差壓式水位計嚴禁采用將汽水取樣管引到一個連通容器（平衡容器），再在平衡容器中段引出差壓水位計的汽水側取樣的方法。
8.3 對于過熱器出口壓力為13.5MPa及以上的鍋爐，其汽包水位計應以差壓式（帶壓力修正回路）水位計為基準。汽包水位信號應采用三選中值的方式進行優選。
8.3.1 差壓水位計（變送器）應采用壓力補償。汽包水位測量應充分考慮平衡容器的溫度變化造成的影響，必要時采用補償措施。
8.3.2 汽包水位測量系統，應采取正確的保溫、伴熱及防凍措施，以保證汽包水位測量系統的正常運行及正確性。
8.4 汽包應地水位計的零位應以制造廠提供的數據為準，并進行核對、標定。隨著鍋爐壓力的升高，就地水位計指示值愈低于汽包真實水位，表8—1給出不同壓力下就地水位的正常水位示值和汽包實際零水位的差值Δh，僅供參考。
表8-1 就地水位計的正常水位示值和汽包
實際零水位的差值Δh
汽包壓力(MPa) 16.14～17.65 17.66～18.39 18.40～19.60
Δh(mm) －76 －102 －150

8.5 按規程要求對汽包水位計進行零位校驗。
當各水位計偏差大于30mm時，應立即匯報，并查明原因予以消除。當不能保證兩種類型水位計正常運行時，必須停爐處理。
8.6 嚴格按照運行規程及各項制度，對水位計及其測量系統進行檢查及維護。機組啟動調試時應對汽包水位計安裝、調試及試運專項報告，列入驗收主要項目之一。
8.7 當一套水位測量裝置因故障退出運行時，應填寫處理故障的工作票，工作票應寫明故障原因、處理方案、危險因素預告等注意事項，一般應在8h內恢復。若不能完成，應制定措施，經總工程師批準，允許延長工期，但最多不能超過24h，并報上級主管部門備案。
8.8 鍋爐高、低水位保護
8.8.1 鍋爐汽包水位高、低保護應采用獨立測量的三取二的邏輯判斷方式。當有一點因某種原因須退出運行時，應自動轉為二取一的邏輯判斷方式，并辦理審批手續，限期（不宜超過8h）恢復；當有二點因某種原因須退出運行時，應自動轉為一取一的邏輯判斷方式，應制定相應的安全運行措施，經總工程師批準，限期（8h以內）恢復，如愈期不能恢復，應立即停止鍋爐運行。
8.8.1 鍋爐汽包水位保護在鍋爐啟動前和停爐前應進行實際傳動校檢。用上水方法進行高水位保護試驗、用排污門放水的方法進行低水位保護試驗，嚴禁用信號短接方法進行模擬傳動替代。
8.8.3 在確認水位保護定值時，應充分考慮因溫度不同而造成的實際水位與水位計（變送器）中水位差值的影響。
8.8.4 鍋爐水位保護的停退，必須嚴格執行審批制度。
8.8.5 汽包鍋爐水位保護是鍋爐啟動的必備條件之一，水位保護不完整嚴禁啟動。
8.9 對于控制循環汽包鍋爐，爐水循環泵差壓保護采取二取二方式時，當有一點故障退出運行時，應自動轉為一取一的邏輯判斷方式，并辦量審批手續，限期恢復（不宜超過8h）。當二點故障超過4h時，應立即停止該循環泵運行。
8.10 當在運行中無法判斷汽包確實水位時，應緊急停爐。
8.11 高壓加熱器保護裝置及旁路系統應正常投入，并按規程進行試驗，保證其動作可靠。當因某種原因需退出高壓加熱器保護裝置時，應制定措施，經總工程師批準，并限期恢復。
8.12 給水系統中各備用應處于正常備用狀態，按規程定期切換。當失去備用時，應制定安全運行措施，限期恢復投入備用。
8.13 建立鍋爐汽包水位測量系統的維修和設備缺陷檔案，對各類設備缺陷進行定期分析，找出原因及處理對策，并實施消缺。
8.14 運行人員必須嚴格遵守值班紀律，監盤思想集中，經常分析各運行參數的變化，調整要及時，準確判斷及處理事故。不斷加強運行人員的培訓，提高其事故判斷能力及操作技能。
9 防止汽輪機超速和軸系斷裂事故
為了防止汽輪機超速和軸系斷裂事故的發生，應認真貫徹原水利電力部《防止20萬千瓦機組嚴重超速事故的技術措施》和《防止國產200MW機組軸系斷裂事故暫行措施》，并提出以下重點要求：
9.1 防止超速
9.1.1 在額定蒸汽參數下，調節系統應能維持汽輪機在額定轉速下穩定運行，甩負荷后能將機組轉速控制在危急保安器動作轉速以下。
9.1.2 各種超速保護均應正常投入運行，超速保護不能可靠動作時，禁止機組起動和運行。
9.1.3 機組重要運行監視表計，尤其是轉速表，顯示不正確或失效，嚴禁機組起動。運行中的機組，在無任何有效監視手段的情況下，必須停止運行。
9.1.4 透平油和抗燃油的油質應合格。在油質及清潔度不合格的情況下，嚴禁機組起動。
9.1.5 機組大修后必須按規程要求進行汽輪機調節系統的靜止試驗或防真試驗，確認調節系統工作正常。在調節部套存在有卡澀、調節系統工作不正常的情況下，嚴禁起動。
9.1.6 正常停機時，在打閘后，應先檢查有功功率是否到零，千瓦時表停轉或逆轉以后，再將發電機與系統解列，或采用逆功率保護動作解列。嚴禁帶負荷解列。
9.1.7 在機組正常起動或停機的過程中，應嚴格按運行規程要求投入汽輪機旁路系統，尤其是低壓旁路；在機組甩負荷或事故狀態下，旁路系統必須開啟。機組再次起動時，再熱蒸汽壓力不得大于制造廠規定的壓力值。
9.1.8 在任何情況下絕不可強行掛閘。
9.1.9 機械液壓型調節系統的汽輪機應有兩套就地轉速表，有各自獨立的變送器（傳感器），并分別裝設在沿轉子軸向不同的位置上。
9.1.10 抽汽機組的可調整抽汽逆止門應嚴密、聯鎖動作可靠，并必須設置有能快速關閉的抽汽截止門，以防止抽汽倒流引起超速。
9.1.11 對新投產的機組或汽輪機調節系統經重大改造后的機組必須進行甩負荷試驗。對已投產尚未進行甩負荷試驗的機組，應積極創造條件進行甩負荷試驗。
9.1.12 堅持按規程要求進行危急保安器試驗、汽門嚴密性試驗、門桿活動試驗、汽門關閉時間測試，抽汽逆止門關閉時間測試。
9.1.13 危急保安器動作轉速一般為額定轉速的100％±1％。
9.1.14 進行危急保安器試驗時，在試驗條件下，主蒸汽和再熱蒸汽壓力盡量限低值。
9.1.15 數字式電液控制系統（DEH）應設有完善的機組起動邏輯和嚴格的限制起動條件；對機械液壓調節系統的機組，也應有明確的限制條件。
9.1.16 汽機專業人員，必須熟知DEH的控制邏輯、功能及運行操作，參與DEH系統改造方案的確定及功能設計，以確保系統實用、安全、可靠。
9.1.17 電液伺服閥（包括各類型電液轉換器）的性能必須符合要求，否則不得投入運行。運行中要嚴密監視其運行狀態，不卡澀、不泄漏和系統穩定。大修中要進行清洗、檢測等維護工作。發現問題及時處理或更換。備用伺服閥應按制造廠的要求條件妥善保管。
9.1.18 主油泵軸與汽輪機主軸間具有齒型聯軸器或類似聯軸器的機組，定期檢查聯軸器的潤滑和磨損情況，其兩軸中心標高、左右偏差，應嚴格按制造廠規定的要求安裝。
9.1.19 要慎重對待調節系統的重大改造，應在確保系統安全、可靠的前提下，進行全面的、充分的論證。
9.1.20 嚴格執行運行、檢修操作規程，嚴防電液伺服閥（包括各類型電液轉換器）等部套卡澀、汽門漏汽和保護拒動。
9.2 防止軸系斷裂
9.2.1 機組主、輔設備的保護裝置必須正常投入，已有振動監測保護裝置的機組，振動超限跳機保護應投入運行；機組正常運行瓦振動、軸振應達到有關標準的優良范圍，并注意監視變化趨勢。
9.2.2 運行100kh以上的機組，每隔3～5年應對轉子進行一次檢查。運行時間超過15年、壽命超過設計使用壽命的轉子、低壓焊接轉子、承擔調峰起停頻繁的轉子，應適當縮短檢查周期。
9.2.3 新機組投產前、已投產機組每次大修中，必須進行轉子表面和中心孔探傷檢查。對高溫段應力集中部位可進行金相和探傷檢查，選取不影響轉子安全的部位進行硬度試驗。
9.2.4 不合格的轉子絕不能使用，已經過主管部門批準并投入運行的有缺陷轉子應進行技術評定，根據機組的具體情況、缺陷性質制定運行安全措施，并報主管部門審批后執行。
9.2.5 嚴格按超速試驗規程的要求，機組冷態起動帶25％額定負荷（或制造要求），運行3～4h后立即進行超速試驗。
9.2.6 新機組投產前和機組大修中，必須檢查平衡塊固定螺絲、風扇葉片固定螺絲、定子鐵芯支架螺絲、各軸承和軸承座螺絲的緊固情況，保證各聯軸器螺絲的緊固和配合間隙完好，并有完善的防松措施。
9.2.7 新機組投產前應對焊接隔弧的主焊縫進行認真檢查。大修中應檢查隔板變形情況，最大變形量不得超過軸向間隙的1/3。
9.2.8 防止發電機非同期并網。
9.3 建立和完善技術檔案。
9.3.1 建立機組試驗檔案，包括投產前的安裝調試試驗、大小修后的調整試驗、常規試驗和定期試驗。
9.3.2 建立機組事故檔案，無論大小事故均應建立檔案，包括事故名稱、性質、原因和防范措施。
9.3.3 建立轉子技術檔案。
9.3.3.1 轉子原始資料，包括制造廠提供的轉子原始缺陷和材料特征。
9.3.3.2 歷次轉子檢修檢查資料。
9.3.3.3 機組主要運行數據、運行累計時間、主要運行方式、冷熱態起停次數、起停過程中的汽溫汽壓負荷變化率、超溫超壓運行累計時間、主要事故情況的原因和處理。
10 防止汽輪機大軸彎曲、軸瓦燒損事故
為了防止轉子彎曲和軸瓦燒損事故的發生，應認真貫徹《防止20萬千瓦機組大軸彎曲事故的技術措施》[（85）電生火字87號、基火字64號]等有關規定，并提出以下重點要求：
10.1 防止汽輪機大軸彎曲
10.1.1 應具備和熟悉掌握的資料。
10.1.1.1 轉子安裝原始彎曲的最大晃動值（雙振幅），最大彎曲點的軸向位置及在圓周方向的位置。
10.1.1.2 大軸彎曲表測點安裝位置轉子的原始晃動值（雙振幅），最高點在圓周方向的位置。
10.1.1.3 機組正常起動過程中的波德圖和實測軸系臨界轉速。
10.1.1.4 正常情況下盤車電源和電流擺動值，以及相應的油溫和頂軸油壓。
10.1.1.5 正常停機過程的惰走曲線，以及相應的真空和頂軸油泵的開啟時間。緊急破壞真空停機過程的惰走曲線。
10.1.1.6 停機后，機組正常狀態下的汽缸主要金屬溫度的下降曲線。
10.1.1.7 通流部分的軸向間隙和徑向間隙。
10.1.1.8 應具有機組在各種狀態下的典型起動曲線和停機曲線，并應全部納入運行規程。
10.1.1.9 記錄機組起停全過程中的主要參數和狀態。停機后定時記錄汽缸金屬溫度、大軸彎曲、盤車電流、汽缸膨脹、脹差等重要參數，直到機組下次熱態起動或汽缸金屬溫度低于150℃為止。
10.1.1.10 系統進行改造、運行規程中尚未作具體規定的重要運行操作或試驗，必須預先制定安全技術措施，經上級主管部門批準后再執行。
10.1.2 汽輪機起動前必須符合以下條件，否則禁止起動
101.2.1 大軸晃動、串軸、脹差、低油壓和振動保護等表計顯示正確，并正常投入。
101.2.2 大軸晃動值不應超過制造廠的規定值，或原始值的±0.02mm。
10.1.2.3 高壓外缸上、下缸溫差不超過50℃，高壓內缸上、下缸溫差不超過35℃。
10.1.2.4 主蒸汽溫度必須高于汽缸最高金屬溫度50℃，但不超過額定蒸汽溫度。蒸汽過熱度不低于50℃。
10.1.3 機組起、停過程操作措施
10.1.3.1 機組起動前連續盤車時間應執行制造廠的有關規定，至少不得少于2～4h，熱態起動不少于4h。若盤車中斷應重新計時。
10.1.3.2 機組起動過程中因振動異常停機必須回到盤車狀態，應全面檢查、認真分析、查明原因。當機組已符合起動條件時，連續盤車不少于4h才能再次起動，嚴禁盲目起動。
10.1.3.3 停機后立即投入盤車。當盤車電流較正常值大、擺動或有異音時，應查明原因及時處理。當汽封摩擦嚴重時，將轉子高點置于最高位置，關閉汽缸疏水，保持上下缸溫差，監視轉子彎曲度，當確認轉子彎曲度正常后，再手動盤車180°。當盤車盤不動時，嚴禁用吊車強行盤車。
10.1.3.4 停機后因盤車故障暫時停止盤車時，應監視轉子彎曲度的變化，當彎曲度較大時，應采用手動盤車180°，待盤車正常后及時投入連續盤車。
10.1.3.5 機組熱態起動前應檢查停機記錄，并與正常停機曲線進行比較，若有異常應認真分析，查明原因，采取措施及時處理。
10.1.3.6 機組熱態起動投軸封供汽時，應確認盤車裝置運行正常，先向軸封供汽，后抽真空。停機后，凝汽器真空到零，方可停止軸封供汽。應根據缸溫選擇供汽汽源，以使供汽溫度與金屬溫度相匹配。
10.1.3.7 疏水系統投入時，嚴格控制水系統各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水聯箱標高。供汽管道應充分暖管、疏水，嚴防水或冷汽進入汽輪機。
10.1.3.8 停機后應認真監視凝汽器、高壓加熱器水位和除氧器水位，防止汽輪機進水。
10.1.3.9 起動或低負荷運行時，不得投入再熱蒸汽減溫噴水。在鍋爐熄火或機組甩負荷時，應及時切斷減溫水。
10.1.3.10 汽輪機在熱狀態下，若主、再蒸汽系統截止門不嚴密，則鍋爐不得進行打水壓試驗。
10.1.4 發生下列情況之一，應立即打閘停機
10.1.4.1 機組起動過程中，在中速暖機之前，軸承振動超過0.03mm。
10.1.4.2 機組起動過程中，通過臨界轉速時，軸承振動超過0.10mm或相對軸振動值超過0.260mm，應立即打閘停機，嚴禁強行通過臨界轉速或降速暖機。
10.1.4.3 機組運行中要求軸承振動不超過0.03mm或相對軸振動不超過0.080mm，超過時應設法消除，當相對軸振動大于0.260mm應立即打閘停機；當軸承振動變化±0.015mm或相對軸振動變化±0.05mm，應查明原因設法消除，當軸承振動突然增加0.05mm，應立即打閘停機。
10.1.4.4 高壓外缸上、下缸溫差超過50℃，高壓內缸上、下缸溫差超過35℃。
10.1.4.5 機組正常運行時，主、再熱蒸汽溫度在10min內突然下降50℃。
10.1.5 應采用良好的保溫材料（不宜使用石棉制品）和施工工藝，保證機組正常停機后的上下缸溫差不超過35℃，最大不超過50℃。
10.1.6 疏水系統應保證水暢通。疏水聯箱的標高應高于凝汽器熱水井最高點標高。高、低壓疏水聯箱應分開，疏水管應按壓力順序接入聯箱，并向低壓側傾斜45°。疏水聯箱或擴容器應保證在各疏水門全開的情況下，其內部壓力仍低于各疏水管內的最低壓力。冷段再熱蒸汽管的最低點應設有疏水點。防腐蝕汽管直徑應不小于ø76mm。
10.1.7 減溫水管路閥門應能關閉嚴密，自動裝置可靠，并應設有截止門。
10.1.8 門桿漏汽至除氧器管路，應設置逆止門和截止門。
10.1.9 高壓加熱器應裝設緊急疏水閥，可遠方操作和根據疏水水位自動開啟。
10.1.10 高、低壓軸封應分別供汽。特別注意高壓軸封段或合缸機組的高中壓軸封段，其供汽管路應有良好的疏水措施。
10.1.11 機組監測儀表必須完好、準確，并定期進行校驗。尤其是大軸彎曲表、振動表和汽缸金屬溫度表，應按熱工監督條例進行統計考核。
10.1.12 凝汽器應有高水位報警并在停機后仍能正常投入。除氧器應有水位報警和高水位自動放水裝置。
10.1.13 嚴格執行運行、檢修操作規程，嚴防汽輪機進水、進冷汽。
10.2 防止汽輪機軸瓦損壞
10.2.1 汽輪機的輔助油泵及其自動裝置，應按運行規程要求定期進行試驗，保證處于良好的備用狀態。機組起動前輔助油泵必須處于聯動狀態。機組正常停機前，應進行輔助油泵的全容量起動、聯鎖試驗。
10.2.2 油系統進行切換操作（如冷油器、輔助油泵、濾網等）時，應在指定人員的監護下按操作票順序緩慢進行操作，操作中嚴密監視潤滑油壓的變化，嚴防切換操作過程中斷油。
10.2.3 機組起動、停機和運行中要嚴密監視推力瓦、軸瓦鎢金溫度和回油溫度。當溫度超過標準要求時，應按規程規定的要求果斷處理。
10.2.4 在機組起停過程中應按制造廠規定的轉速停起頂軸油泵。
10.2.5 在運行中發生了可能引起軸瓦損壞（如水沖擊、瞬時斷油等）的異常情況下，應在確認軸瓦未損壞之后，方可重新起動。
10.2.6 油位計、油壓表、油溫表及相關的信號裝置，必須按規程要求裝設齊全、指示正確，并定期進行校驗。
10.2.7 油系統油質應按規程要求定期進行化驗，油質劣化及時處理。在油質及清潔度超標的情況下，嚴禁機組起動。
10.2.8 應避免機組在振動不合格的情況下運行。
10.2.9 潤滑油壓低時應能正確、可靠的聯動交流、直流潤滑油泵。為確保防止在油泵聯動過程中瞬間斷油的可能，要求當潤滑油壓降至0.08MPa時報警，降至0.07～0.075MPa時聯動交流潤滑油泵，降至0.06～0.07MPa時聯動直流潤滑油泵，并停機投盤車，降至0.03MPa時停盤車。
10.2.10 直流潤滑油泵的直流電源系統應有足夠的容量，其各級熔斷器應合理配置，防止故障時熔斷器熔斷使直流潤滑油泵失去電源。
10.2.11 交流潤滑油泵電源的接觸器，應采取低電壓延時釋放措施，同時要保證自投裝置動作可靠。
10.2.12 油系統嚴禁使用鑄鐵閥門，各閥門不得水平安裝。主要閥門應掛有“禁止操作”警示牌。潤滑油壓管道原則上不宜裝設濾網，若裝設濾網，必須有防止濾網堵塞和破損的措施。
10.2.13 安裝和檢修時要徹底清理油系統雜物，并嚴防檢修中遺留雜物堵塞管道。
10.2.14 檢修中應注意主油泵出口逆止門的狀態，防止停機過程中斷油。
10.2.15 嚴格執行運行、檢修操作規程，嚴防軸瓦斷油。
11 防止發電機損壞事故
為了防止發電機的損壞事故發生，應嚴格執行《發電機反事故技術措施》[（86）電生火字193號]、《關于轉發20萬千瓦氫冷發電機防止漏氫漏油技術措施細則》[（88）電生計字17號]、《發電機反事故技術措施補充規定》（能源部發[1990]14號）、《防止200、300MW汽輪發電機定子繞組端部發生短路的技術改進措施》（能源部、機電部電發[1991]87號）和《汽輪發電機運行規程》（1999年版）等各項規定，并重點要求如下：
11.1 防止定子繞組端部松動引起相間短路。
檢查定子繞組端部線圈的磨損、緊固情況。200MW及以上的發電機在大修時應做定子繞組端部振型模態試驗，發現問題應采用針對性的改進措施。對模態試驗頻率不合格（振型為橢圓、固有頻率在94～115Hz之間）的發電機，應進行端部結構改造。
11.2 防止電力繞組相間短路
11.2.1 加強對大型發電機環形接地、過渡引線、鼻部手包絕緣、引水管水接頭等處絕緣的檢查。按照《電力設備預防性試驗規程》（DL/T 596—1996），對定子繞組端部手包絕緣施加直流電壓測量，不合格的應及時消缺。
11.2.2 嚴格控制氫冷發電機氫氣的濕度在規程允許的范圍內，并做好氫氣濕度的控制措施。
11.3 防止定、轉子水路堵塞、漏水
11.3.1 防止水路堵塞過熱
11.3.1.1 水內冷系統中的管道、閥門的橡膠密封圈應全部更換成聚四氟乙烯熱圈。
11.3.1.2 安裝定子內冷水反沖洗系統，定期對定子線棒進行反沖洗。反沖洗系統的所有濾網應更換為激光打孔的不銹鋼板新型濾網，防止漏網破碎進入線圈。
11.3.1.3 大修時，對水內冷定子、轉子線棒應分路做流量試驗。
11.3.1.4 擴大發電機兩則匯水母管排污口，并安裝不銹鋼法蘭，以便清除母管中的雜物。
11.3.1.5 水內冷發電機水質應嚴格控制規定范圍。水中銅離子含量超標時，為減緩銅管腐蝕，125MW及以下機組允許運行時在水中加緩蝕劑，但必須控制pH值大于7.0。
11.3.1.6 嚴格保持發電機轉子進水支座石棉盤根冷卻水壓低于轉子內冷水進水壓力，以防石棉材料破損物進入轉子分水盒內。
11.3.1.7 定子線棒層間測溫元件的溫差和出水支路的同層各定子線棒引水管出水溫差應加強監視。溫差控制值應按制造廠規定，制造廠未明確規定的，應按照以下限額執行：定子線棒層間最高與最低溫度間的溫差達8℃或定子線棒引水管出水溫差達8℃時應報警，應及時查明原因，此時可降低負荷。定子線棒溫差達14℃或定子引水管出水溫差達12℃，或任一定子槽內層間測溫元件溫度超過90℃或出水溫度超過85℃時，在確認測溫元件無誤后，應立即停機處理。
11.3.2 為防止發電機漏水，重點應對絕緣引水管進行檢查，引水管外表應無傷痕，嚴禁引水管交叉接觸，引水管之間、引水管與端罩之間應保持足夠的絕緣距離。
11.3.3 防止轉子漏水
11.3.3.1 水內冷發電機發出漏水報警信號，經判斷確認是發電機漏水時，應立即停機處理。
11.3.3.2 選裝靈敏度可靠的漏水報警裝置，應做好調試、維護和定期檢驗工作，確保裝置反應靈敏、動作可靠。
11.3.3.3 轉子繞組復合引水管應更換為有鋼絲編織護套的復合絕緣引水管。
11.3.3.4 為了防止轉子線圈拐角斷裂漏水，至少將QFS2—100—2型和QFS—125—2型機組的出水銅拐角全部更換為不銹鋼材質。
11.3.3.5 推廣雙水內冷發電機用氣密試驗代替水壓試驗。
11.4 防止轉子匝間短路
11.4.1 調峰運行的發電機，應在停機過程中和大修中分別進行動態、靜態匝間短路試驗，有條件的可加裝轉子繞組動態匝間短路在線監測裝置，以便及早發現異常。
11.4.2 已發現轉子繞組匝間短路較嚴重的發電機應盡快消缺，以防轉子、軸瓦磁化，差壓閥失控造成嚴重漏氫、漏油。若檢修時發現轉子、軸承、軸瓦已磁化，應退磁處理。退磁后要求剩值為：軸瓦、軸頸不大于2×10－4T，其他部件小于10×10－4T。
11.5 防止漏氫
11.5.1 大修后氣密試驗不合格的氫冷發電機嚴禁投入運行。
11.5.2 為防止氫冷發電機的氫氣漏入封閉母線，在發電機出線箱與封閉母線連接處應裝設隔氫裝置，并在適當地點設置排氣孔和加裝漏氫監測裝置。
11.5.3 應按時檢測氫冷發電機油系統、主油箱內、封閉母線外套內的氫氣體積含量，超過1％時，應停機查漏消缺。當內冷水箱內的含氫量達到3％時報警，在120h內缺陷未能消除或含氣量升至20％時，應停機處理。
11.5.4 密封油系統平衡閥、壓差閥必須保證動作靈活、可靠，密封瓦間隙必須調整合格。若發現發電機大軸密封瓦處軸頸有磨損的溝槽，應及時處理。
11.6 防止發電機非全相運行。發電機變壓器組的主斷路器出現非全相運行時，其相關保護應及時起動斷路器失靈保護，在主斷路器無法斷開時，斷開與其連接在同一母線上的所有電源。
11.7 防止發電機非同期并網
11.8 防止發電機局部過熱
11.8.1 發電機絕緣過熱監測器過熱報警時，應立即取樣進行色譜分析，必要時停機進行消缺處理。
11.8.2 應對氫內冷轉子進行通風試驗。
11.8.3 全氫冷發電機定子線棒出口風溫差達到8℃，應立即停機處理。
11.9 防止發電機內遺留金屬異物
11.9.1 建立嚴格的現場管理制度，防止鋸條、螺釘、螺母、工具等金屬雜物遺留在定子內部，特別應對端部線圈的夾縫、上下漸伸線之間位置作詳細檢查。
11.9.2 大修時應對端部緊固件（如壓板緊固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引線夾板螺栓、匯流管所用卡板和螺栓等）緊固情況以及定子鐵芯邊緣矽鋼片有無斷裂等進行檢查。
11.10 當發電機定子回路發生單相接地故障時，允許的接地電流值如表11-1規定。發電機定子接地保護的動作整定值按表11-1的要求確定。當定子接地保護報警時，應立即停機。200MW及以上容量的發電機的接地保護裝置宜作為跳閘。
表11-1 發電機定子繞組單相接地故障電流允許值
發電機額定電壓(kV) 發電機額定容量(MW) 接地電流允許值（A）
10.5 100 3
13.8～15.75 125～200 2(對于氫冷發電機為2.5A)
18～20 300～600 1
11.11 當發電機的轉子繞組發生一點接地時，應立即查明故障點與性質。如系穩定性的金屬接地，應立即停機處理。
11.12 發電廠應準確掌握有串聯補償電容器送出線路的汽輪發電機組軸系扭轉振動頻率，協助電網管理部門共同防止次同步諧振。
11.13 防止勵磁系統故障引起發電機損壞
11.13.1 有進相運行工況的發電機，其低勵限制的定值應在制造廠給定的容許值和保持發電機靜穩定的范圍內，并定期校驗。
11.13.2 自動勵磁調節器的過勵限制和過勵保護的定值應在制造廠給定的容許值內，并定期校驗。
11.13.3 勵磁調節器的自動通道發生故障時應及時修復并投入運行。嚴禁發電機在手動勵磁調節（含按發電機或交流勵磁機的磁場電流的閉環調節）下長期運行。在手動勵磁調節運行期間，在調節發電機的有功負荷時必須先適當調節發電機的無功負荷，以防止發電機失去靜態穩定性。
11.13.4 在電源電壓偏差為＋10％～－15％、頻率偏差為＋4％～－6％時，勵磁控制系統及其繼電器、開關等操作系統均能正常工作。
11.13.5 在機組起動、停機和其他試驗過程中，應有機組低轉速時切斷發電機勵磁的措施。
12 防止分散控制系統失靈、熱工保護拒動事故
為了防止分散控制系統（DCS）失靈、熱工保護拒動造成的事故，要認真貫徹《火力發電廠熱工儀表及控制裝置技術監督規定》（國電安運（1998）483號）、《單元機組分散控制系統設計若干問題技術問題規定》（電規發（1996）214號）、《火力發電廠鍋爐爐膛安全監控系統在線驗收測試規程》（DL/T 655—1998）、《火力發電廠汽輪機控制系統在線驗收測試規程》（DL/T 656—1998）、《火力發電廠模擬量控制系統在線驗收測試規程》（DL/T 657—1998）、《火力發電廠順序控制系統在線驗收測試規程》（DL/T 658—1998）、、《火力發電廠分散控制系統在線驗收測試規程》（DL/T 659—1998）等有關技術規定，并提出以下重點要求：
12.1 分散控制系統配置的基本要求
12.1.1 DCS系統配置應能滿足機組任何工況下的監控要求（包括緊急故障處理），CPU負荷率應控制在設計指標之內并留有適當裕度。
12.1.2 主要控制器應采用冗余配置，重要I/O點應考慮采用非同一板件的冗余配置。
12.1.3 系統電流應設計有可靠的后備手段（如采用UPS電源），備用電源的切換時間應小于5ms（應保證控制器不能初始化）。系統電源故障應在控制室內設有獨立于DCS之外聲光報警。
12.1.4 主系統及與主系統連接的所用相關系統（包括專用裝置）的通信負荷率設計必須控制在合理的范圍（保證在高負荷運行進不出現“瓶頸”現象）之內，其接口設備（板件）應穩定可靠。
12.1.5 DCS的系統接地必須嚴格遵守技術要求，所有進入DCS系統控制信號的電纜必須采用質量合格的屏蔽電纜，且有良好的單端接地。
12.1.6 操作員站及少數重要操作按鈕的配置應能滿足機組各種工況下的操作要求，特別是緊急故障處理的要求。緊急停機停爐按鈕配置，應采用與DCS分開的單獨回路。
12.2 DCS故障的緊急處理措施
12.2.1 已配備DCS的電廠，應根據機組的具體情況，制定在各種情況下DCS失靈后的緊急停機停爐措施。
12.2.2 當全部員站出現故障時（所有上位機“黑屏”或“死機”），若主要后備硬手操及監視儀表可用且暫時能夠維持機組正常運行，則轉用后備操作方式運行，同時排除故障并恢復操作員站運行方式，否則應立即停機、停爐。若無可靠的后備操作監視手段，也應停機、停爐。
12.2.3 當部分操作員站出現故障時，應由可用操作員站繼續承擔機組監控任務（此時應停止重大操作），同時迅速排除故障，若故障無法排除，則應根據當時運行狀況酌情處理。
12.2.4 當系統中的控制器或相應電源故障時，應采取以下對策
12.2.4.1 輔機控制器或相應電源故障時，可切至后備手動方式運行并迅速處理系統故障，若條件不允許則應將該輔機退出運行。
12.2.4.2 調節回路控制器或相應電源故障時，應將自動切至手動維持運行，同時迅速處理系統故障，并根據處理情況采取相應措施。
12.2.4.3 涉及到機爐保護的控制器故障時應立即更換或修復控制器模件，涉及到機爐保護電源故障時則應采用強送措施，此時應做好防止控制器初始化的措施。若恢復失敗則應緊急停機停爐。
12.2.5 加強參DCS系統的監視檢查，特別是發現CPU、網絡、電源等故障時，應及時通知運行人員并迅速做好相應對策。
12.2.6 規范DCS系統軟件和應用軟件的管理，軟件的個性、更新、升級必須履行審批授權及責任人制度。在修改、更新、升級軟件前，應對軟件進行備份。未經測試確認的各種軟件嚴禁下載到已運行的DCS系統中使用，必須建立有針對性的DCS系統防病毒措施。
12.3 防止熱工保護拒動
12.3.1 DCS部分的鍋爐爐膛安全監控系統（FSSS）的系統配置應符合12.1條中的要求，FSSS的控制器必須冗余配置且可自動無擾切換，同時FSSS裝置應具有在線自動/手動火焰檢測器和全部邏輯的試驗功能。
12.3.2 對于獨立配置的鍋爐滅火保護裝置應保證裝置（系統）本身完全符合相應技術規范的要求，所配電源必須可靠，系統涉及到爐膛壓力的取壓裝置、壓力開關、傳感器、火焰檢測器及冷卻風系統等外圍設備必須處于完好狀態。
12.3.3 定期進行保護定值的核實檢查和保護的動作試驗，在役的鍋爐爐膛安全監視保護裝置的動態試驗（指在靜態試驗合格的基礎上，通過調整鍋爐運行工況，達到MFT動作的現場整套爐膛安全監視保護系統的閉環試驗）間隔不得超過3年。
12.3.4 對于已配有由DCS構成的FSSS及含有相關軟邏輯的熱工保護系統，在進行機、爐、電聯鎖與聯動試驗時，必須將全部軟邏輯納入到相關系統的試驗中。
12.3.5 汽輪機緊急跳閘系統（ETS）和汽輪機監視儀表（TSI）應加強定期巡視檢查，所配電源必須可靠，電壓波動值不得大于±5％。TST的CPU及重要跳機保護信號和通道必須冗余配置，輸出繼電器必須可靠。
12.3.6 汽輪機超速、軸向位移、振動、低油壓保護、低真空等保護（裝置）每季度及每次機組檢修后起動前應進行靜態試驗，以檢查跳閘邏輯、報警及停機動作值。所有檢測用的傳感器必須在規定的有效檢驗周期內。
12.3.7 若發生熱工保護裝置（系統、包括一次檢測設備）故障，必須開具工作票經總工程師批準后迅速處理。鍋爐爐膛壓力、全爐膛滅火、汽包水位和汽輪機超速、軸向位移、振動、低油壓等重要保護裝置在機組運行中嚴禁退出；其他保護裝置被迫退出運行的，必須在24h內恢復，否則應立即停機、停爐處理。
13 防止繼電保護事故
為了防止繼電保護事故的發生，應認真貫徹《繼電保護和安全自動裝置技術規程》（GB 14285—93）、《繼電保護及安全自動裝置運行管理規程》、《繼電保護及安全自動裝置檢驗條例》、《繼電保護和安全自動裝置現場工作保安規定》、《3～110kV電網繼電保護裝置運行整定規程》（DL/T 584—1995）、《220～500kV電網繼電保護裝置運行整定規程》（DL/T 559—94）、《電力系統繼電保護技術監督規定（試行）》（電安生[1997]356號、《電力系統繼電保護和安全自動裝置運行反事故措施管理規定》（調[1994]143號）、《電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點》、《電力系統繼電保護和安全自動裝置運行評價規程》（DL/T 623—1997）及相關規程，并提出以下重點要求：
13.1 高度重視繼電保護工作，充實配備技術力量，加強繼電保護工作人員專業技能和職業素質的培訓，保持繼電保護隊伍的穩定。
13.2 要認真貫徹各項規章制度及反事故措施，嚴格執行各項安全措施，防止繼電保護“三誤”事故的發生。
13.3 各級調度應根據電網結構的變化，貫徹執行繼電保護裝置整定運行規程，制定電網繼電保護整定方案和調度運行說明。適應現代電網的發展需要，積級穩妥采用繼電保護新技術新設備，組織編寫新裝置的檢驗規程。進一步加強電網繼電保護運行管理工作，合理安排電網的運行方式，充分發揮繼電效能，提高電網安全穩定運行水平，防止由于保護拒動、誤動引起系統穩定破壞和電網瓦解、大面積停電事故的發生。
13.4 網、省公司調度部門繼電保護機構要進一步發揮專業管理的職能作用，強化繼電保護技術監督力度，指導、協助發、供電單位加強繼電保護工作，提高全網繼電保護工作水平。
13.5 確保大型發電機、變壓器的安全運行，重視大型發電機、變壓器保護的配置和整定計算，包括與相關線路保護的整定配合。
13.6 對于220kV主變壓器的微機保護必須雙重化。
13.7 保證繼電保護操作電源的可靠性，防止出現二次寄生回路，提高繼電保護裝置抗干擾能力。
13.8 加強110kV及以下電網和廠用系統的繼電保護工作，降低發生繼電保護事故的機率。
13.9 針對電網運行工況，加強備用電源自動投入裝置的管理。
14 防止系統穩定破壞事故
為了加強電網安全管理，防止系統穩定破壞事故的發生，要繼續貫徹執行《電力系統安全穩定導則》，并提出以下重點要求：
14.1 加強和完善電網一次、二次設備建設
14.1.1 重視和加強電網規劃管理，制定完善電網結構的發展規劃和實施計劃，建設結構合理的電網；對電網中的薄弱環節，應創造條件加以解決，從電網一次結構上保證電網的安全可靠。
14.1.2 電源點布置要合理，負荷中心地區應有必要的電源支撐。負荷中心受電要按多條通道，多個方向來進行規劃和實施，每條通道輸送容量占負荷中心地區最大負荷比例不宜過大，故障失去一條通道不應導致電網崩潰。同時應加強樞紐發電廠、變電所及負荷中心的無功補償建設，防止電網發生電壓崩潰事故。
14.1.3 輸送通道建設要與電源建設同步完成。
14.1.4 要加強高頻、母差、開關失靈等快速保護的建設。對500kV設備的主保護應實現雙重化；220kV及以上環網運行線路應配置雙套快速保護；新建500kV和重要的220kV廠、所的220kV母線應做到雙套母差、開關失靈保護；已建500kV和重要220kV廠、所的220kV母線可逐步做到雙套母差、開關失靈保護。
14.1.5 設計安裝的低頻減載裝置和保護系統穩定運行的安全自動裝置應與一次系統同步投運。大電網規劃階段應加強保電網安全穩定最后防線設置的研究，從電網結構上設計配置振蕩、低頻、低壓等解列裝置。對于存在大功率、遠距離輸送，采用自并勵的機組，應加裝電力系統穩定器（PSS）。
14.2 要強化電網運行的安全管理和監督
14.2.1 嚴格控制主網聯絡線重要輸電斷面潮流，禁止超穩定極限運行。
14.2.2 電網運行必須按有關規定保留一定的旋轉備用容量。
14.2.3 對聯網運行的大區電網，要采取必要措施防止一側發生穩定破壞事故向另一側擴大。對重要電網（政治、經濟、文化中心）要采取必要措施防止相鄰電網發生事故向重要電網擴大或惡化重要電網的安全運行狀況。
14.2.4 電網內大機組配置的高頻率、低頻率、過壓、欠壓保護及振蕩解列裝置的定值必須經電網調度機構審定。
14.2.5 要盡可能減少電磁環網或采取可靠措施防止電網故障時引起電網穩定破壞。
14.2.6 要加強電網安全穩定最后一道防線的管理。低頻減載裝置和保護系統穩定運行的安全自動裝置應可靠、足額投入。要從電網結構上完善振蕩、低頻、低壓解列等裝置的配置。
14.2.7 應避免樞紐廠、所的線路、母線、變壓器等設備無快速保護運行。要加強開關設備的檢修維護，確保電網故障的可靠切除。在受端系統的關鍵樞紐廠、所，當發生繼電保護定值整定困難時，要側得防止保護拒動。
14.3 為了防止次同諧振，在串聯補償電容投切運行（包括串聯補償電容部分退出和各種系統運行方式）時，應注意避免與機組產生機電諧振。
15 防止大型變壓器損壞和互感器爆炸事故
為了防止大型變壓器損壞、互感器爆炸事故的發生，應嚴格執行《關于印發“變壓器類設備管理規定”的通知》（電安生（1996）589號）、《關于發送“全國變壓器類設備專業工作會紀要”的通知》（調網（1996）89號）、《關于加強變壓器消防設施的通知》[（能源部（87）電生火字117號）以及其他有關規定，并提出以下重點要求：
15.1 加強對變壓器類設備從選型、定貨、驗收到投運的全過程管理，明確變壓器專責人員及其職責。
15.2 嚴格按有關規定對新購變壓器類設備進行驗收，確保改進措施落實在設備制造、安裝、試驗階段，投產時不遺留同類型問題。
15.2.1 訂購前，應向制造廠索取做過突妯短路試驗變壓器的試驗報告和抗短路能力動態計算報告；在設計聯絡會前，應取得所訂購變壓器的抗短路能力計算報告。
15.2.2 220kV及以上電壓等級的變壓器應赴廠監造和驗收，按變壓器赴廠監造關鍵控制點的要求進行監造，監造驗收工作結束后，赴廠人員應提交監造報告，并作為設備原始資料存檔。
15.2.3 出廠局放試驗的合格標準
15.2.3.1 220kV及以上變壓器，測量電壓1.5 時，自耦變中壓端不大于200pC，其他不大于100pC。
15.2.3.2 110kV變壓器，測量電壓為1.5 時，不大于300pC。
15.2.3.3 中性點接地系統的互感器，測量電壓為1.0 時，液體浸漬不大于10pC，固體型式不大于50pC。測量電壓為1.2 時，液體浸漬不大于5pC，固體型式不大于20pC。
15.2.3.4 對220kV及以上電壓等級互感器應進行高壓下的介損試驗。
15.2.4 向制造廠索取主要材料和附件的工廠檢驗報告和生產廠家出廠試驗報告；工廠試驗時應將供貨的套管安裝在變壓器上進行試驗；所有附件在出廠時均應按實際使用方式整體預裝過。
15.2.5 認真執行交換試驗規程；對110kV及以上電壓等級變壓器在出廠和投產前應做低電壓短路阻抗測試或用頻響法測試繞組變形以留原始記錄。220kV及以上電壓等級和120MVA及以上容量的變壓器在新安裝時必須進行現場局部放電試驗。220kV及以上電壓等級變壓器在大修后，必須進行現場局部放電試驗。
15.2.6 大型變壓器在運輸過程中應按規范安裝具有時標且有合適量程的三維沖擊記錄儀，到達目的地后，制造廠、運輸部門和用戶三方人員應共同驗收，記錄紙和押運記錄應提供用戶留存。
15.3 設備采購時，應要求制造廠有可靠、密封措施。對運行中的設備，如密封不良，應采取改進措施，確保防止變壓器、互感器進水或空氣受潮。加強運行巡視，應特別注意變壓器冷卻器潛油泵負壓區出現和滲漏油。防止套管、引線、分接開關引起事故。套管的傘裙間距低于標準的，應采取加硅橡膠傘裙套等措施，防止雨閃事故。
15.4 潛油泵的軸承，應采用E級或D級，禁止使用無銘牌、無級別的軸承。油泵應選用轉速不大于1000r/min的低速油泵。為保證冷卻效果，風冷卻器應定期進行水沖洗。
15.5 變壓器的本體、有載開關的重瓦斯保護應投跳閘，若需退出重瓦斯保護時，應預先制定安全措施，并經總工程師批準，并限期恢復。
15.6 對220kV及以上電壓等級變電設備還需每年進行至少一次紅外成像測溫檢查。在技術和管理上采取有效措施，盡可能防止或減少變壓器的出口短路，改善變壓器的運行條件。變壓器在遭受近區突發短路后，應做低電壓短路阻抗測試或用頻響法測試繞組變形，并與原始記錄比較，判斷變壓器無故障后，方可投運。
15.7 新建或擴建變壓器一般不采用水冷卻方式，對特殊場合必須采用水冷卻系統的，應采用雙層銅管冷卻系統。對目前正在正常使用的單銅管水冷卻的變壓器，應始終要保持油壓大于水壓，并要加強維護，采取有效的運行監視方法，及時發現冷卻系統泄漏故障。
15.8 對薄絕緣變壓器，可按一般變壓器設備進行技術監督，如發現嚴重缺陷，變壓器本體不宜再進行改造性大修，對更換下來的薄絕緣變壓器也不應再遷移安裝。
15.9 對新的變壓器油要加強質量控制，用戶可根據運行經驗選用合適的油種。油運抵現場后，應取樣試驗合格后，方能注入設備。加強油質管理，對運行中油應嚴格執行有關標準，對不同油種的混油應慎重。
15.10 按規定完善變壓器的消防設施，并加強管理，重點防止變壓器著火時的事故擴大。
15.11 防止套管存在的問題
15.11.1 套管安裝就位后，帶電前必須靜放。500kV套管靜放時間不得少于36h，110～220kV套管不得少于24h。
15.11.2 對保存期超過1年的110kV及以上套管，安裝前應進行局放試驗、額定電壓下的介損試驗和油色譜分析。
15.11.3 事故搶修所裝上的套管，投運后的3個月內，應取油樣做一次色譜試驗。
15.11.4 作為備品的110kV及以上套管，應置于戶內且豎直放置。如水平存放，其抬高角度應符合制造廠要求，以防止電容芯子露出油面而受潮。
15.11.5 套管滲漏油時，應及時處理，防止內部受潮而損壞。
16 防止開關設備事故
為防止高壓開關設備事故，應認真貫徹《高壓開關設備管理規定》、《高壓開關設備反事故技術措施》和《高壓開關設備質量監督管理辦法》（發輸電[1999]72號）等有關規定，并提出以下重點要求：
16.1 采用五防裝置運行可靠的開關柜，嚴禁五防功能不完善的開關柜進入系統使用，已運行的五防功能不完善的開關應盡快完成完善改造。
16.2 根據可能出現的系統最大負荷運行方式，每年應核算開關設備安裝地點的斷流容量，并采取措施防止由于斷流容量不足而造成開關設備燒損或爆炸。
16.3 開關設備斷口外絕緣應滿足不小于1.15倍（220kV）或1.2倍（363kV及550kV）相對地外絕緣的要求，否則應加強清掃工作或采用防污涂料等措施。
16.4 加強運行維護，確保開關設備安全運行。對氣動機構應定期清掃防塵罩、空氣過濾器，排放儲氣罐內積水，做好空氣壓縮機的累計啟動時間的記錄。對液壓機構應定期檢查回路有無滲漏油現象，做好油泵累計啟動時間記錄。發現缺陷應及時處理。
16.5 對手車柜每次推入柜內之前，必須檢查開關設備的位置，杜絕合閘位置推入手車。
16.6 根據設備現場的污穢程度，采取有效的防污閃措施，預防套管、支持絕緣子和絕緣提升桿閃絡、爆炸。
16.7 開關設備應按規定的檢修周期，實際累計短路開斷電流及狀態進行檢修，尤其要加強對機構的檢修，防止斷路器拒分、拒合和誤動以及滅弧室的燒損或爆炸，預防液壓機構的漏油和慢分。
16.8 隔離開關應按規定的檢修周期進行檢修。對失修的隔離開關應積極申請停電檢修或開展帶電檢修，防止惡性事故的發生。
16.9 結合電力設備預防性試驗，應加強對隔離開關轉動部件、接觸部件、操作機構、機械及電氣閉鎖裝置的檢查和潤滑，并進行操作試驗，防止機械卡澀、觸頭過熱、絕緣子斷裂等事故的發生，確保隔離開關操作與運行的可靠性。
16.10 充分發揮SF6氣體質量監督管理中心的作用，應做好新氣管理、運行及設備的氣體監測和異常情況分析，監測應包括SF6壓力表和密度繼電器的定期校驗。
17 防止接地網事故
為防止接地網事故的發生，應認真貫徹《交流電氣裝置的接地》（DL/T 621—1997）以及其他有關規定，并重點要求如下：
17.1 根據地區短路容量的變化，應校核接地裝置（包括設備接地引下線）的熱穩定容量，并根據短路容量的變化及接地裝置的腐蝕程度對接地裝置進行改造。對于變電所中的不接地、經消弧線圈接地、經低阻或高阻接地系統，必須按異點兩相接地校核接地裝置的熱穩定容量。
17.2 在發、供電工程設計時，要吸取接地網事故的教訓，設計單位應提出經過改進的、完善的接地網設計，施工單位應嚴格按設計進行施工。
17.3 基建施工時，必須在預留的設備、設施的接地引下線經確認合格（正式文字記錄）以及隱蔽工程必須經監理單位和建設單位驗收合格后，方可回填土，并應分別對兩個最近的接地引下線之間測量其回路電阻，測試結果是交接驗收資料的必備內容，竣工時應全部交甲方備存。
17.4 接地裝置的焊接質量、接地試驗應符合規定，各種設備與主接地網的連接必須可靠，擴建接地網與原接地網間應為多點連接。
17.5 接地裝置腐蝕比較嚴重的樞紐變電所宜采用銅質材料的接地網。
17.6 對于高土壤電阻率地區的接地網，在接地電阻難以滿足要求時，應有完善的均壓及隔離措施，方可投入運行。
17.7 變壓器中性點應有兩根與主接地網不同地點連接的接地引下線，且每根接地引下線均應符合熱穩定的要求。重要設備及設備架構等宜有兩根與主接地網不同地點連接的接地引下線，且每根接地引下線均應符合熱穩定要求。連接引線應便于定期進行檢查測試。
17.8 接地裝置引下線的導通檢測工作應每年進行一次。根據歷次測量結果進行分析比較，以決定是否需要進行開挖、處理。
17.9 為防止在有效接地系統中出現弧立不接地系統并產生較高的工頻過電壓的異常運行工況，110～220kV不接地變壓器的中性點過電壓保護慶采取棒間隙保護方式，對于110kV變壓器，當中性點絕緣的沖擊耐受電壓≤185kV時，還應在間隙旁并聯金屬氧化物避雷器，間隙距離及避雷器參數配合要進行校核。
17.10 認真執行《電力設備預防性試驗規程》（DL/T 596—1996）中對接地裝置的試驗要求，同時還應測試各種設備與接地網的連接情況，嚴禁設備失地運行。
18 防止污閃事故
為降低輸變電設備的污閃跳閘率，避免主網架重要線路和樞紐變電所的污閃事故以及杜絕大面積污閃事故的發生，應嚴格執行《高壓架空線路和發電廠、變電所環境污穢分級及外絕緣選擇標準》（GB/T 16434—1996）、《關于防止電網大面積污閃事故若干措施的實施要求》（能源辦[1990]606號），《加強電力系統防污閃技術措施》（試行）（調網[1997]91號文附件）和《電力系統電瓷防污閃技術管理規定》以及其他有關規定，并提出以下重點要求：
18.1 完善防污閃管理體系，明確防污閃主管領導和專責人的具體職責。
18.2 嚴格執行電力系統絕緣子質量的全過程管理規定，加強管理，保證質量。
18.3 堅持定期對輸變電設備外絕緣表面的鹽密測量、污穢調查和運行巡視，及時根據變化情況采取防污閃措施和完善污穢區分布圖，做好防污閃的基礎工作。
18.4 新建和擴建的輸變電設備外絕緣配置應以污穢區分布圖為基礎并根據城市發展、設備的重要性等，在留有裕度的前提下選取絕緣子的種類、傘型和爬距。
18.5 運行設備外絕緣的爬距，原則上應與污穢分級相適應，不滿足的應予以調整，受條件限制不能調整爬距的應有主管防污閃領導簽署的明確的防法閃措施。
18.6 堅持適時的、保證質量的清掃，落實“清掃責任制”和“質量檢查制”，帶電水沖洗要嚴格執行《帶電水沖洗規程》，并配備訓練有素的熟練操作員。
18.7 硅橡膠復合絕緣子具有很強的抗污閃能力，可以有效地防止輸電線路的污閃事故，按《合成絕緣子使用指導性意見》（調網[1997]93號）的要求使用執行，并密切注意其端頭密封質量和控制鳥糞閃絡。
18.8 變電設備表面除“RTV涂料”和加裝“防污閃輔助傘裙”是防止設備發生污閃的重要措施，按《防污閃輔助傘裙使用指導性意見》和《防污閃RTV涂料使用指導性意見》（調網[1997]130號）的要求使用，但避雷器不宜加裝輔助傘裙。
18.9 室內設備外絕緣爬距要符合《戶內設備技術條件》，并適時安排清掃，嚴重潮濕的地區要提高爬距。
19 防止倒桿塔和斷線事故
為了防止倒桿塔和斷線事故的發生，應嚴格執行《110～500kV架空送電線路設計規程》（DL/T 5092—1999）和《架空送電線路運行規程》（SDJ3—76）以及其他有關規定，并提出以下重點要求：
19.1 設計時要充分考慮特殊地形、氣象條件的影響（盡量避開可能引起導線、地線嚴重覆冰或導線舞動的特殊地區），合理選取桿（塔）型、桿塔強度。對地形復雜、氣象條件惡劣、交通困難地段的桿塔，應適當增加桿塔強度。原則上，500kV線路不宜采用拉線塔。
19.2 對重要跨越處，如鐵路、高等級公路和高速公路、通航河流以及人口密集地區應采用獨立掛點的雙懸垂絕緣子結構。
19.3 設計中應有防止導地線斷線的措施，對導地線、拉線金具要有明確要求。
19.4 對有可能遭受洪水、暴雨沖刷的桿塔應采用可靠的防汛措施；采用高低腿結構塔的基礎護墻要有足夠強度，并有良好的排水措施。
19.5 嚴格按設計進行施工，隱蔽工程應經監理單位質量驗收合格后方可掩埋，否則嚴禁立桿塔、放線。
19.6 線路器材應符合有關國家標準和設計要求，不合格的金具不準安裝使用，禁止在安裝中沿合成絕緣子上下導線。
19.7 加強線路桿塔的檢查巡視，發現問題應及時消除，線路歷經惡劣氣象條件后應組織人員進行特巡。
19.8 城區線路桿塔、塔有可能引起誤碰區域，應懸掛限高警示牌。
19.10 積極開展利用紅外測溫技術監測接線金具（如壓接管、線夾等）的發熱情況。發現導、地線有斷股現象要及時消除，特別應注意地線復合光纜（OPGW）外層斷股。
19.11 應制定倒桿塔、斷線事故的反事故措施，并在材料、人員上給予落實，應集中儲備一定數量的事故搶修塔。
20 防止樞紐變電所全停事故
為了防止樞紐變電所全停事故的發生，嚴格執行有關的規程、規定，并提出以下重點要求：
20.1 完善樞紐變電所的一、二次設備建設。
20.1.1 樞紐變電所宜采用雙母分段接線方式或3/2接線方式。根據電網結構的變化，應滿足變電所設備的短路容量。
20.1.2 開關設備選型時應嚴格按照有關的標準進行，對運行中不符合標準的開關設備應進行改造，未改造前應加強對設備的運行監視和試驗。
20.1.3 樞紐變電所直流系統
20.1.3.1 樞紐變電所直流系統宜采用兩組蓄電池、三臺充電裝置的方案，每組蓄電池和充電裝置應分別接于一段直流母線上，第三臺充電裝置（備用充電裝置）可在兩段母線之間切換，任一工作充電裝置退出運行時，手動投入第三臺充電裝置。
20.1.3.2 直流母線應采用分段運行的方式，每段母線應分別采用獨立的蓄電池組供電，并在兩段直流母線之間設置聯絡斷路器，正常運行時斷路器處于斷開位置。
20.1.3.3 直流熔斷器應按有關規定分級配置，加強直流熔斷器的管理。對直流熔斷器應采用質量合格的產品，防止因直流熔斷器不正常熔斷而擴大事故。
20.1.4 為提高繼電保護的可靠性，對重要的線路和設備必須堅持設立兩套互相獨立主保護的原則，并且兩套保護宜為不同原理和不同廠家的產品。對重要元件應充分考慮后備保護的設備。
20.1.5 應認真考慮保護用TA的安裝位置，盡可能的避免由于TA安裝位置不當而產生保護的死區。
20.1.6 對新建、擴建和生產改進工程新訂購的電氣設備，必須是符合國家及行業標準，具有一定運行經驗的產品，否則不得在樞紐變電所中安裝運行。
20.2 強化電網的運行管理和監督
20.2.1 運行人員要嚴格執行電網運行的有關規程、規定。操作前要認真核對接線方式，檢查設備的狀況。嚴格執行“兩票三制”，操作中不跳項、不漏項，嚴防發生誤操作事故。
20.2.2 對于雙母線接線方式的變電所，在一第母線停電檢修時，要做好另一條母線的安全措施，防止因人為因素造成運行母線停電。當給停電的母線送電時，有條件的要利用外部電源；若用母聯斷路器給停電母線送電，母聯斷路器必須帶有充電保護。
20.2.3 要定期對樞紐變電所支柱絕緣子，特別是母線支柱絕緣子、母線側隔離開關支柱絕緣子進行檢查，以防止絕緣子斷裂引起母線事故。
20.2.4 變電所的帶電水沖洗工作必須保證水質的要求，并嚴格按照《帶電水沖洗實施導則》進行操作，母線沖洗要投入可靠的母差保護。
20.2.5 加強防誤閉鎖裝置的運行、維護管理，確保已裝設的防誤閉鎖裝置正常運行。微機五防閉鎖裝置中電腦鑰匙的管理必須嚴格按規定執行。
20.2.6 繼電保護及安全自動裝置要選用抗干擾能力符合規程規定的產品，并采取必要的抗干擾措施，防止繼電保護及安全自動裝置在外界電磁干擾下的不正確動作。
20.2.7 保護裝置的配置及整定計算方案應充分考慮系統可能出現的不利情況，盡量避免在復雜、多重故障情況下的繼電保護、安全自動裝置的不正確動作。
20.2.8 對樞紐變電所中的電氣設備應定期開展帶電測溫工作，尤其是對套管及其引線接頭、隔離開關觸頭、引線接頭的溫度監測，每年應至少進行一次紅外成像測溫。
20.2.9 訂購變壓器時，應要求廠家提供變壓器繞組頻率響應特性曲線、做過突發短路試驗變壓器的試驗報告和抗短路能力動態計算報告；安裝調試應增做頻率響應特性試驗；運行中發生變壓器出口短路故障后應進行頻率響應特性試驗，繞組變形情況的測試結果，作為變壓器能否繼續運行的判據之一。
20.2.10 在運行方式上和倒閘操作過程中，應避免用帶斷口電容器的斷路器切帶電磁式電壓互感器的空母線，以防止因諧振過電壓損壞設備。
20.2.11 定期對設備外絕緣進行有效清掃，加強戶內設備的外絕緣監督，防止高壓配電室的門、窗及房屋漏雨進水引起戶內配電裝置的閃絡事故。
20.3 應避免開關設備故障造成樞紐變電所全停事故的發生，還應遵守第16.3和16.6～16.9條的規定。
20.4 應避免接地網故障造成樞紐變電所全停事故的發生，還應遵守第17.3～17.5和17.7～17.9條的規定。
21 防止垮壩、水淹廠房及廠房坍塌事故
為了防止水電廠垮（漫）壩、水淹廠房及廠房坍塌事故發生，各單位應認真貫徹《中華人民共和國防洪法》和其他有關規定措施，并提出以下重點要求：
21.1 健全防汛組織機構，強化防汛抗洪責任制。汛期前應進行汛前檢查，制定科學、具體、切合實際的防汛預案；汛期后應及時總結，對存在的隱患進行整改，并報上級主管部門。
21.2 做好大壩安全檢查、監測、維修及加固工作，確保大壩處于良好狀態。對已確認的病、險壩，必須立即采取補強加固，并制定險情預計和應急處理計劃。
21.3 積極采取有效措施，提高防洪工作的預見性以及電力設施防御和抵抗洪澇災害能力。
21.3.1 火電廠防洪標準滿足防御百年一遇洪水的要求，水電廠防洪標準應符合國家有關規定要求。
21.3.2 汛前應做好防止水淹廠房、泵房、變電所、進廠鐵（公）路以及其他生產、生活設施的可靠防范措施；特別是地處河流附近低洼地區、水庫下游地區、河谷地區的生產、生活建筑。
21.3.3 在重視防御江河洪水災害的同時，應落實防御和抵抗上游水庫垮壩及局部暴雨造成的山洪、山體滑坡、泥石流等山地災害的各項措施。
21.3.4 備足必要的防洪搶險器材、物資。
21.4 水電廠應按照《水電廠防汛工程檢查大綱》的規定，做好汛前安全檢查，明確防汛重點部位、薄弱環節。
21.5 火電廠應認真進行訊前檢查，重點是防止供水泵房（含升壓泵房）和廠房進水、零米以下部位和灰場的排水設施、取水泵房供電線路，以及一切可能進水的溝道的封堵。強化水電廠運行管理，必須根據批準的調度方案和防汛指揮部門的指令進行調洪方案調度，按規程規定的程序操作閘門；應按照有關規定和標準，對大壩及水電站建筑物進行安全監測和檢查，及時掌握大壩運行狀況，保證大壩和閘門起閉設備完好。發現異常現象和不安全因素時，應及時采取措施，并報告上級主管部門。
21.6 火電廠應切實加強灰場管理，落實責任制，健全巡視檢查、觀測記錄、請示報告制度。汛期或地震活躍期火電廠的灰場，要采取低水位運行。加強對灰場的排水（排洪）系統、壩體浸潤線、壩下滲流溢出點的巡視、檢查、監測工作，發現異常立即上報，及時采取措施，嚴防灰場跨壩造成災害。
21.7 對影響大壩、灰壩安全和防洪渡汛的缺陷、隱患及水毀工程，應實施永久性的工程措施，優先安排獎金，抓緊進行檢修、處理。工程必須由具有相應設計資格的單位設計，經審批后組織實施，并確保工程質量。
21.8 對屋頂積灰嚴重的機、爐等廠房，要及時組織清理，防止除氧器排汽結冰及雨雪時廠房屋頂荷重超載而塌落。
21.9 對建成20年及以上廠房及建筑物應加強檢測和維修，防止坍塌事故的發生。當可能在短期內發生破壞性事故時，應立即采取有效的除險加固措施，并立即上報主管單位，避免建筑物運行狀況惡化、結構損壞擴大，防止事故發生。
22 防止人身傷亡事故
為防止人身傷亡事故發生，應嚴格執行國家電力公司《安全生產工作規定》及《電業安全工作規程》以及其他有關規定，并重點要求如下：
22.1 工作或作業場所的各項安全措施必需符合《電業安全工作規程》和《電力建設安全工作規程》（DL5009.1—92）的有關要求。
22.2 領導干部應重視人身安全，認真履行自己安全職責。認真掌握各種作業的安全措施和要求，并模范地遵守安全規程制度。做到敢抓敢管，嚴格要求工作人員認真執行安全規程制度，嚴格勞動紀律，并經常深入現場檢查，發現問題及時整改。
22.3 定期對人員進行安全技術培訓，提高安全技術防護水平。
22.3.1 應經常進行各種形式的安全思想教育，提高職工的安全防護意識和安全防護方法。
22.3.2 要對執行安全規程制度中的主要人員如工作票簽發人、工作負責人、工作許可人、工作操作監護人等定期進行正確執行安全規程制度的培訓，務使熟練地掌握有關安全措施和要求，明確職責，嚴把安全關。
22.4 加強對各種承包工程的安全管理，反對對工程項目進行層層轉包，明確安全責任，做到嚴格管理，安全措施完善，并根據有關規定嚴格考核。
22.5 在防止觸電、高處墜落、機器傷害、灼燙傷等類事故方面，應認真貫徹安全組織措施和技術措施，并配備經國家或省、部級質檢機構檢測合格的、可靠性高的安全工器具和防護用品。完善設備的安全防護設施（如輸煤系統等），從措施上、裝備上為安全作業創造可靠的條件。淘汰不合格的工器具和防護用品，以提高作業的安全水平。
22.6 提高人在生產活動中的可靠性是減少人身事故的重要方面，違章是人的可靠性降低的表現，要通過對每次事故的具體分析，找出規律，從中積累經驗，采取針對性措施提高人在生產活動中的可靠性，防止傷亡事故的發生。
23 防止全廠停電事故
為防止全廠停電事故，要嚴格執行《防止全廠停電措施》（能源部安保安（1992）40號）以及其他有關規定，并提出以下重點要求：
23.1 要加強蓄電池和直流系統（含逆變電源）及柴油發電機的維修，確保主機交直流潤滑油泵和主要輔機小油泵供電可靠。
23.2 帶直配線負荷的電廠應設置低頻率、低電壓解列的裝置，確保在系統事故時，解列1臺或部分機組能單獨帶廠用電和直配線負荷運行。
23.3 加強繼電保護工作，主保護裝置應完好并正常投運，后備保護保護可靠并有選擇性的動作，投入開關失靈保護，嚴防開關拒動、誤動擴大事故。
23.4 在滿足接線方式和短路容量的前提下，應盡量采用簡單的母差保護。對有穩定問題要求的大型發電廠和重要變電所可配置兩套母差保護，對某些有穩定問題的大型發電廠要縮短母差保護定檢時間，母差保護停用時盡量減少母線倒閘操作。
23.5 開關設備的失靈保護均必須投入運行，并要做好相關工作，確保保護正確地動作。
23.6 根據《繼電保護和安全自動裝置技術規程》（GB 14285—93）的規定，完善主零序電流電壓保護，以用于跳開各側斷路器，在事故時能保證部分機組運行。
23.7 應優先采用正常的母線、廠用系統、熱力公用系統的運行方式，因故改為非正常運行方式時，應事先制定安全措施，并在工作結束后盡快恢復正常運行方式，應明確負責管理廠用電運行方式的部門。
23.8 廠房內重要輔機（如送風機、引風機、給水泵、循環水泵等）電動機事故按鈕要加裝保護罩，以防誤碰造成停機事故。
23.9 對400V重要動力電纜應選用阻燃型電纜，已采用非阻燃型塑料電纜的電廠，應復查電纜在敷設中是否已采用分層阻燃措施，否則應盡快采取補救措施或及時更換電纜，以防電纜過熱著火時引發全廠停電事故。
23.10 母線側隔離開關和硬母線支柱絕緣子，應選用高強度支柱絕緣子，以防運行或操作時斷裂，造成母線接地或短路。
24 防止交通事故
24.1 建立健全交通安全管理機構（如交通安全委員會），按照“誰主管、誰負責”的原則，對本單位所有的車輛、船只和駕駛人員進行安全管理和安全教育。交通安全應與安全生產同布置、同考核、同獎懲。
24.2 建立健全交通安全監督、考核、保障制約機制，必須實行“準駕證”制度，無本企業準駕證人員，嚴禁駕駛本企業車輛。落實責任制，對所管轄車輛和駕駛員能夠進行安全有效制約。
24.3 各級行政領導，必須要經常督促檢查所屬單位車船交通安全情況，把車船交通安全作為重要工作納入議事日程，并及時總結，解決存在的問題，嚴肅查處事故責任者。
24.4 必須認真執行國家交通法規和本企業有關車船交通管理規章制度，逐漸完善車船交通安全管理制度，嚴密安全管理措施（含場內車輛和駕駛員），做到不失控、不漏管、不留死角，監督、檢查、考核工作到位，保障車船運輸安全。
24.5 各種車輛、船只的技術狀況必須符合國家規定，安全裝置完善可靠。對車輛、船只必須定期進行檢修維護，在行駛前、行駛中、行駛后對安全裝置進行檢查，發現危及交通安全問題，必須及時處理，嚴禁帶病行駛。
24.6 駕駛對駕駛員的管理，提高駕駛員隊伍素質。定期組織駕駛員進行安全技術培訓，提高駕駛員的行車意識和駕駛技術水平。對考試、考核不合格或經常違章肇事的應不準從事駕駛員的工作。
24.7 嚴禁酒后駕車，私自駕車，無證駕車，疲勞駕車，超速行駛，超載行駛。嚴禁領導干部迫使駕駛員違章駕車。
24.8 在裝運整體重物時，嚴禁人貨混載。
24.9 在廠（局）內的車輛速度應有明確的限制。
24.10 叉車、翻斗車、起重車、除駕駛員、副駕駛員座位以外，任何位置在行駛不得有人坐立。
24.11吊車、翻斗車在架空高壓線附近作業時，必須劃定明確的作業范圍，并設專人監護。
25 防止重大環境污染事故
為防止重大環境污染事故的發生，必須認真貫徹《電力工業環境保護管理辦法》（電力工業部第9號令）、《國家電力公司火電廠環境技術監督規定》和《火電行業環境監測管理規定》，并提出以下重點要求：
25.1 加強火電廠的灰壩壩體安全管理。新建大壩應充分考試大壩的強度和安全性，已建灰壩要對危及大壩安全的缺陷、隱患及時處理和加固。對分區使用的灰場，必須做好防塵工作。
25.2 新建電廠應嚴格執行環保“三同時”原則。新建電廠應按廢水零排放要求設計和建設灰水回水系統。新廠灰水設施投運前必須做灰管壓力試驗。
25.3 應定期對灰壩及其排水設施進行檢查，發現缺陷和隱患及早解決。
25.4 應定期對灰管進行檢查，重點是灰管的磨損和接頭處、各支撐裝置（含支點及管橋）的狀況等，防止管道斷裂事故的發生。
25.5 加強對灰水系統運行參數和污染物排放情況的監測分析，發現問題及時采取措施。
25.6 已建電廠應做到廢水集中處理。沖洗水應引入灰水前池，其他廢水和無法引入灰水前池的沖洗水應作到集中處理，處理后的廢水應充分利用，禁止超標廢水的外排，對環境造成污染。
25.7 鍋爐進行化學清洗時必須有廢水處理方案，并經審批后執行。處理的廢液，必須經處理合格后方能排放。
25.8 努力提高除塵器的運行水平，嚴格執行電除塵運行維護導則。對設備運行中存在的故障和問題及時處理，保證除塵器運行效率。
25.9 火電廠要定期進行可能會造成環境污染的事故預想和反事故操作演習，至少每年兩次。
25.10 加強對環保知識的培訓和宣傳，提高環保意識。