电力二十五项反措情况明细.doc

《电力二十五项反措情况明细.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电力二十五项反措情况明细.doc（44页珍藏版）》请在得力文库 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、/防止电力生产重大事故的防止电力生产重大事故的 二十五项重点要求二十五项重点要求年年 月月1目目 录录1 防止火灾事故 2 防止电气误操作事故 3 防止大容量锅炉承压部件爆漏事故 4 防止压力容器爆破事故 5 防止锅炉尾部再次燃烧事故 6 防止锅炉炉膛爆炸事故 7 防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故 8 防止锅炉汽包满水和缺水事故 9 防止汽轮机超速和轴系断裂事故 10 防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故 11 防止发电机损坏事故 12 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故 13 防止继电保护事故 14 防止系统稳定破坏事故 15 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故 16 防止开关设备事故 17

2、防止接地网事故 18 防止污闪事故 19 防止倒杆塔和断线事故 20 防止枢纽变电所全停事故 21 防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故 22 防止人身伤亡事故 23 防止全厂停电事故 24 防止交通事故 25 防止重大环境污染事故2防止电力生产重大事故的二十五项重点要求防止电力生产重大事故的二十五项重点要求1 1 防止火灾事故防止火灾事故 1.1 加强防火组织和消防设施管理 11.1 各单位应建立防止火灾事故组织机构，企业行政正职为消防工作第一责任人，必 须配备消防专责人员并建立有效的消防组织网络。各单位应健全消防工作制度，定期对 本单位消防工作进行检查。 11.2 必须有完善的消防设施和建立训

3、练有素的群众性消防队伍，编制企业各重点部位 的防火应急救援预案，加强防火组织和消防设施管理，力求在起火初期及时发现、及时 扑灭；并使当地公安部门了解掌握电业部门火灾抢救的特点，以便及时扑救。消防设施 应定期检查，及时更换过期设施，禁止使用过期设施。 1.1.3 在新、扩建工程设计中，消防水系统应同工业水系统分开，以确保消防水量、 水压不受其他系统影响。消防泵应严格执行定期试验切换制度，保证备用泵与运行泵联 动正常，并定期检测生产区域最高处消防水压力，消防泵的备用电源应由保安电源供给。 消防水系统应有冬季防冻措施，保证分支管路随时可用。 厂区重要道路应设为环形，或者设有回车道、回车场，确保消防通

4、道畅通。 1.1.4 发电厂应配备必要的正压式空气呼吸器和防火服，以防止灭火中人员中毒、窒息、 烧烫伤。正压式空气呼吸器和防火服应定期检查。 1.2 电缆防火 1.2.1 电缆防火工作必须贯彻设计、基建施工和生产运行的全过程管理，从各个方面采 取综合措施，杜绝电缆着火、蔓延事故。 1.2.2 新建、扩建和更改工程中的电缆选择与敷设应按火力发电厂与变电所设计防火 规范 （GB502291996）和火力发电厂设计技术规程 （DL50002000）中的有关规 定进行设计。严格按照设计要求完成各项电缆防火措施，并与主体工程同时投产。 1.2.3 主厂房内架空电缆与热体管路应保持足够的距离，控制电缆不小

5、于 0.5m，动力电 缆不小于 1m，不能满足要求时必须采取可靠的隔离措施。 1.2.4 在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层、电缆沟和电缆竖井内，不得布置热力管 道、油气管道以及其它可能引起着火的管道和设备；电缆夹层内必须有良好的通风设备。1.2.5 对于新建、扩建的火力发电机组主厂房、输煤、燃油、制氢及其他易燃易爆场所， 宜选用阻燃电缆。 1.2.6 严格按最新版本设计图册施工，做到布线整齐，各类电缆按规定分层布置，电缆 的弯曲半径应符合要求，避免任意交叉并留出足够的人行通道。 1.2.7 控制室、开关室、计算机室等通往电缆夹层、隧道、穿越楼板、墙壁和盘柜等处 的所有电缆孔洞和盘面之间的缝隙

6、（含电缆穿墙套管与电缆之间缝隙）必须采用合格的 不燃或阻燃材料封堵。临时拆封的电缆封堵工作结束后，必须重新恢复封堵。 1.2.8 扩建、更改工程敷设电缆时，应加强与运行单位密切联系，对贯穿在役机组产生 的电缆孔洞和损伤的阻火墙，应及时恢复封堵。 1.2.9 电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷设在隧道和厂房内构架上的电缆要采 取分段阻燃措施。 1.2.10 靠近高温管道、阀门等热体的电缆应有隔热措施，靠近带油设备的电缆沟盖板 应密封。 1.2.11 建立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度。重要的电缆隧道、夹3层应安装温度火焰、烟气监视报警器。坚持定期对电缆夹层、沟的巡视检查，对电缆

7、特 别是电缆中间接头应定期进行红外测温，按规定进行预防性试验。 1.2.12 电缆夹层、竖井、电缆隧道和电缆沟等地方应保持清洁，不积粉尘，不积水， 照明采用安全电压且照明充足，禁止堆放杂物。在上述地方进行动火作业应办理动火工 作票，并有可靠的防火措施。锅炉、燃煤贮运车间内架空电缆上的粉尘应定期清扫。 1.2.13 加强直流电缆防火工作。直流系统的电缆应采用阻燃电缆；两组电池的电缆应 尽可能单独铺设。1.3 汽机油系统防火 1.3.1 油系统应尽量避免使用法兰、锁母接头连接，禁止使用铸铁、铸铜阀门。重视油 系统阀门选型工作，其压力等级应不低于超压试验压力（汽机）。 1.3.2 油系统法兰禁止使用

8、塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫；宜采用厚度 1mm2mm 的隔电纸、青壳纸、高密度硬质耐油石棉垫或其它耐油、耐热和耐酸的材料 （汽机）。 1.3.3 油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，必须进行明火作业时,要办 理动火作业措施票，并采取有效的防火措施，附近的热力管道或其他热体的保温坚固完 整，并包好铁皮。油管路应与热力管道或其他热体间隔一定的距离，禁止将油管路与热 力管道或其它热体一起保温。(技术中心修改建议-增加部分） 1.3.4 禁止在与系统连接或未经冲洗干净的油管道上进行焊接工作。必须进行明火作业 时，要办理作业工作票，并采取有效的防火措施。在拆开的油管上进行焊接时，

9、必须采 取可靠的隔绝措施并检验管道内无可燃物（油、可燃气体），近油源侧的法兰应拆开通 大气。 1.3.5 油管道法兰、阀门及运转设备、调速系统等应保持严密不渗漏油，如有渗漏油应 及时处理，严防漏油渗透至下部热体保温层内。 1.3.6 油管道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其它热体，这些热体的保 温必须齐全，保温外面应包金属皮，并定期检查保温层情况。 1.3.7 检修时如发现保温材料内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。 1.3.8 事故排油阀应设两个串联钢质明杆阀，其操作手轮不允许加锁并应挂有明显的 “禁止操作”标志牌，平时应加铅封；常关的二次阀其操作手轮应设在距油箱 5m 以外

10、 的地方，并有两个以上的通道，其一次阀为常开阀；事故排油应排放到主厂房外的事故 油箱（池）内。 （汽机确认） 1.3.9 汽轮机主油箱排油烟管道应按规定引至厂房外或厂房外无火源处,并避开上下方有 发电机出线或变压器，并设禁火标志。排油烟管出口应装护罩,或朝下,以防雨水或异物 进入油烟管内。 1.3.10 在机组的各种运行工况下,应保证油管道自由膨胀。汽机油系统管道上引出支管 路时，应加装接管座（材料、技术中心修改建议）。压力表管应尽量减少交叉，防止运 行中振动磨损。压力表管的壁厚和接头，应满足油液压力等级的要求。（汽机）1.3.11 机组油系统的设备及管道损坏发生漏油时，凡不能与油系统隔绝处理

11、或热力管 道已渗入油，威胁机组安全时，应立即停机处理。 1.3.12 油管路的布置应便于维护检查。运行中要巡检油管路有无振动现象，如有应及时 处理。检修时，要重视对油管接口等薄弱部位的检查。 1.3.13 油管路材料应经检验符合设计，管子应经确认无缺陷，安装、检修焊缝应进行 100%无损探伤检查并确保无超标缺陷；油管路有震动现象是应查明原因予以消除；检修4时，应重视对压力油管焊缝质量薄弱部位的检查。（材料、技术中心、汽机修改建议- 增加部分） 1.4 燃油罐区及锅炉油系统防火 1.4.1 严格执行电力安全作业规程（热力和机械部分） 第四章的各项要求。 1.4.2 油区、油库必须有严格的管理制度

12、。油区内明火作业时，必须办理动火作业措施 票，并应有可靠的安全措施。 1.4.3 油区内不准搭建临时建筑，禁止存放易燃物。防火堤内严禁植树。油区内绿化、 其他设施不应妨碍消防操作。 1.4.4 油区的电气设施（如开关、刀闸、照明灯、电动机、电铃、自起动仪表节点等） 均应为防爆型。电力线路必须是暗线或电缆，不允许有架空线 1.4.5 储油罐或油箱的加热温度必须根据燃油种类严格控制在允许的范围内，加热燃油 的蒸汽温度，应低于油品的自燃点。 1.4.6 油区输卸油管道应有可靠的防静电安全接地装置，油管道的法兰必须用金属导体 跨接牢固。并定期测试接地电阻值。 1.4.7 燃油罐区及锅炉油系统的防火还应

13、遵守第 l.3.4、1.3.6、1.3.7 和 1.4.8 条的规 定。 1.4.8 燃油系统的软管，应定期检查更换，油罐呼吸阀要定期检查维修。 1.5 制粉系统防火 1.5.1 严格执行电力安全作业规程（热力和机械部分） 有关锅炉制粉系统防爆的有 关规定。 1.5.2 及时消除漏粉点，清除漏出的煤粉。清理煤粉时，应避免煤尘飞扬，并杜绝明火。1.5.3 磨煤机出口温度和煤粉仓温度应严格控制在规定范围内，出口温度不得超过燃煤 品种规定的要求。 1.5.4 粉仓、磨煤机、给、输粉机应设置可投入惰化介质的系统，以防止煤粉爆燃或抑 制煤粉燃烧。 1.5.5 在粉、煤仓走空时，要有防止制粉系统失压或炉膛

14、火焰回火的措施。 1.5.6 制粉系统内检修时，必须保证积粉完全清除，并与有关的制粉系统可靠地隔绝， 制粉系统可靠接地，通风良好。 1.6 防止氢气系统爆炸着火 1.6.1 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。 1.6.2 氢冷系统和制氢设备中的氢气纯度、含氧量必须符合氢气使用安全技术规程 （GB49621985）和生产厂家的要求。 1.6.3 在氢站或氢气系统附近进行明火作业时，应有严格的管理制度。明火作业的地点 所测量空气含氢量应在允许范围内，并经批准后才能进行明火作业。 1.6.4 制氢场所应按规定配备足够的消防器材，并按规定检

15、查和试验。制氢场所门口应 装有静电释放装置，同时，应使用铜质工具或采取必要防护措施的工具。 1.6.5 密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。1.6.6 空、氢侧备用密封油泵应定期进行联动试验。 1.6.7 发电机氢密封油箱排油烟管道应引至厂房外远离发电机出线且无火源处，并设禁 火标志。禁止通过排污阀向室内排氢。要检查并消除制氢站和机房内表柜顶部“窝氢” 的空间。51.7 防止输煤皮带着火 1.7.1 输煤皮带停止上煤期间，也应坚持巡视检查，发现积煤、积粉应及时清理，确 保皮带不存煤。 1.7.2 煤场应配备成套的喷水装置，运行可靠，防止煤垛自燃。煤垛发生自燃

16、现象时 应及时扑灭，不得将带有火种的煤送入输煤皮带。 1.7.3 燃用易自燃煤种的电厂应采用阻燃输煤皮带。 1.7.4 应经常清扫输煤系统、辅助设备、电缆排架等各处的积粉。 18 防止脱硫塔安装过程中的火灾（锅炉） 181 施工单位应有完整的施工方案和消防方案，施工人员须接受过专业培训，了解 材料的特性，掌握消防灭火技能。 183 在脱硫系统施工时，应避免安装和防腐工程同时施工。 182 施工场所的电线、电动机、配电设备应符合防爆要求。 184 在防腐工程施工时，应划出 50m 的禁火区域，禁止一切明火操作。 2 2 防止电气误操作事故防止电气误操作事故 为了防止电气误操作事故的发生，应逐项落

17、实电业安全工作规程 、 防止电气误操 作装置管理规定（试行） (能源安保19901110 号)以及其他有关规定，并重点要求 如下： 2.1 严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化、管理规范化。 2.2 严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停 止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票，不允许解除闭锁装置。 2.3 应结合实际制定防误装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运行、维 护管理，尤其应加强 6（10）kV 开关柜的电气、机械闭锁装置的检查和维护工作，确 保已装设的防误闭锁装置正常运行。 2.4 建立完善的万能钥匙使用和保管制度。防误闭锁装

18、置不能随意退出运行，停用防 误闭锁装置时，要经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置时，应经值长或 变电所所长批准，并应按程序尽快投入运行。 2.5 采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备电气闭锁功能。 2.6 断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔离开关的辅 助触点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。 2.7 对已投产尚未装设防误闭锁装置的发、变电设备，要制定切实可行的规划，确保 在 1 年内全部完成装设工作。 2.8 新、扩建的发、变电工程，防误闭锁装置应与设备同时投运。 2.9 成套高压开关柜五防功能应齐全，性能应良好。 2.10 应配备充足的经过

19、国家或省、部级质检机构检测合格的安全工器具和安全防护 用具。为防止误登室外带电设备，应采用全封闭（包括网状）的检修临时围栏。 2.11 强化岗位培训，提高人员的技术素质，要求持证上岗。3 3 防止大容量锅炉承压部件爆漏事故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，应严格执行特种设备安全监察条例、 蒸汽锅炉安全技术监督规程、压力容器安全技术监察规程、电力工业锅炉压 力容器监督规程（DL 6121996）、电站锅炉压力容器检验规程（DL 647 2004）、火力发电厂金属技术监督规程（DL 4382000）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

20、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：63.1 新建锅炉在安装阶段应进行安全性能检查。新建锅炉投运 1 年后要结合检查性大修 安全性能检查。在役锅炉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 电力工业锅炉压力容器监督规程（DL 6121996）、电站锅炉压力容器检验规程 （DL 6472004）进行。 3.2 防止超压超温 3.2.1 严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足（指能正确指示水位的水 位表数量）、安全阀解列的状况下运行。 3.2.2 参加电网调峰的保护，运行规程中应制定有相应的技术措施。按调峰设计的锅炉， 其调峰性能应与

21、汽轮机性能相匹配；非调峰设计的锅炉，其调峰负荷的下限应由水动力 计算、试验及燃烧稳定性试验确定，并制定相应的反事故措施。 3.2.3 对直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应有完整的管壁温 度测点，以便监视各导汽管间的温度偏差，防止超温爆管。 3.2.4 锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程进行。 3.2.4.1 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。 3.2.4.2 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。 3.3 防止设备大面积腐蚀 3.3.13.3.1 严格执行火

22、力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量(GB12145-2008)、超临界 火力发电机组水汽质量标准（DL/T912-2005）、火力发电厂水汽化学监督导则 （DL/T561-1995）、火电厂汽水化学导则(DL/T805.1805.4-2004)、电力基本 建设热力设备化学监督导则（DL/T 889-2004）等标准，加强水汽品质的化学监督。 （化学） 3.3.23.3.2 凝结水的精处理设备严禁退出运行。按规程要求，凡装有凝结水精处理设备的机 组，全部凝结水应进行精处理。在凝汽器管发生泄漏，凝结水品质超标时，应按照“三 级处理”的原则，及时查找、堵漏，严重泄漏时，必须及时停运机组。（化学） 3.

23、3.33.3.3 品质不合格的给水严禁进入锅炉，品质不合格的蒸汽严禁进入汽轮机。水冷壁结 垢量超标时，应按照火力发电厂锅炉化学清洗导则(DL/T794-2001)的要求及时安排 化学清洗，防止发生垢下腐蚀及氢脆。按照发电厂热力设备化学清洗单位管理规定 (DL/T 977-2005)，化学清洗单位必须具备相应资质，应做好化学清洗全过程的质量监 督。（化学） 3.3.4 按照火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则（DL/T956-2005）进行锅炉 停用保护，防止炉管停用腐蚀。（化学） 3.3.5 加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。 3.3.6 安装或更新凝汽器铜管前，要对铜管全面进行

24、探伤检查。 3.4 防止炉外管道爆破 3.4.1 加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，及时采取措施。 当炉外管道有漏气、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。 3.4.2 定期对导汽管、汽连络管、水连络管、下降管等炉外管道以及弯管、弯头、联 箱封头等进行检查，发现缺陷（如表面裂纹、冲刷减薄或材质问题）应及时采取措施。 3.4.3 加强对汽水系统中的高中压疏水、排污，减温水等小径管的管座焊缝、内壁冲 刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。 3.4.4 按照火力发电厂金属技术监督规程，对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽 管道、再热管

25、道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及其相关焊缝进行定期检查。73.4.5 按照火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则的要求，对支吊架进行定 期检查。运行达 5 万小时以上的主蒸汽管道、再热蒸汽管道支吊架要进行全面检查和调 整，必要时应进行应力核算。对有震动现象的管路应及时查明原因，采取措施予以消除， 并对震动管路涉及范围内焊缝进行检验。（材料） 3.4.6 对于易引起汽水两相流的疏水、空气等管道，应重点检查其与母管相连的角焊 缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位、其管道、弯头、三通和阀门，运行 10 万小时 后，宜结合检修全部更换。 3.4.7 要加强锅炉及大口径管道制造和安装质量监督、检查

26、，防止由于材质不良、制 造缺陷及遗留异物等引起的爆破事故；电站管件制造本单位应持有有关的资质证书。 （材料、技术中心、锅炉） 3.4.8 要认真进行锅炉监督造、安全性能检验和竣工验收的检验工作。 3.4.9 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火力发电厂焊接 技术规程有关规定。 3.4.10 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爆漏的缺陷。 3.4.11 定期对喷水减温器检查，防止减温器喷头及套筒断裂造成过热器联箱裂纹。 3.4.12 加强锅炉安全监察工作，锅炉第一次投入使用前必须到

27、有关部门进行注册登记 办理使用证。 3.4.13在役机组应防止材质老化引起的爆管事故。 3.5 防止锅炉四管漏泄 3.5.1 严格执行防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则（能源电19921069 号）、 火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则 （DL/T9392005） 。 3.5.2 过热器、再热器、省煤管发生爆漏时，应及早停运，防止扩大冲刷损坏其他管 段。大型锅炉在有条件的情况下，可采用漏泄监测装置。 3.5.3 定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，发现问题及时处理。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。 3.6 达到设计使用年限的机组和设备，必须按

28、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。 3.7 按照电力工业锅炉压力容器监督规程（DL 6121996）要求，加强司炉工的 培训，持证上岗；200MW 及以上机组的司炉须经模拟机培训，并考试合格。 3.8 火电厂、火电安装单位应配备锅炉压力容监督工程师，并持证上岗。 3.9 检修中，应对受热面奥氏体不锈钢类立式过热器、再热器管下部弯头的氧化产物沉 积情况进行检查，防止氧化产物沉积堵管引起的过热爆管事故。（材料）4 4 防止压力容器爆破事故防止压力容器爆破事故为了防止压力容爆破事故的发生，应严格执行压力容器安全技术监察规程

29、、电 力工业锅炉压力容器监察规程（DL6121996）、锅炉压力容器使用登记管理办法 以及其他有关规定，并重点要求如下： 4.1 防止超压。 4.1.1 根据设备特点和系统的实际情况，制定每台压力容器的操作规程。操作规程中应 明确异常工况的紧急处理方法，确保在任何工况下压力容器不超压、超温运行。 4.1.2 各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。 4.1.3 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、联锁、自动装置 等)应处于正常工作状态。设有自动调整和保护装置的压力容器，其保护装置的退出应8经总工程师批准，保护装置退出后，实行远控操作并加强监视，且应限期恢复。 4.1.

30、4 除氧器的运行操作规程应符合电站压力式除氧器安全技术规定(能源安保 1991709 号)的要求。除氧器两段抽汽之间的切换点，应根据电站压力式除氧器安全 技术规定进行核算后在运行规程中明确规定，并在运行中严格执行，严禁高压汽源直 接进入除氧器。 4.1.5 使用中的各种气瓶严禁改变涂色，严防错装、错用；气瓶立放时应采取防止倾倒 的措施；液氯钢瓶必须水平放置；放置液氯、液氨钢瓶、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。 4.1.6 压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。 4.1.7 压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检

31、。 4.1.8 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。 4.1.9 检查进入除氧器、扩容器的高压汽源，采取措施消除除氧器、扩容器超压的可能。 推广滑压运行，逐步取消二段抽汽进入除氧器。 4.1.10 单元制的给水系统，除氧器上应配备不少于两只全启式安全门，并完善除氧器的 自动调压和报警装置。 4.1.11 除氧器和其他压力容器安全阀的总排故能力，应能满足其在最大进汽工况下不超 压。 4.2 氢罐。 4.2.1 制氢站应采用性能可靠的压力调整器，并加装液位差越限联锁保护装置和氢侧氢 气纯度表，在线氢中含氧量监测仪表，防止制氢设备系统爆炸。 4.2.2 对制氢系统及氢罐的

32、检修要进行可靠地隔离。 4.2.3 氢罐应按照电站锅炉压力容器检验规程（DL6472004）的要求进行定期检验， 重点是壁厚测量，封头、筒体外形检验。防止腐蚀鼓包。 4.2.44.2.4 氢气管道宜架空敷设；地沟敷设的管道，应有防止氢气泄漏，积聚或窜入其他沟 道的措施。（化学） 4.2.54.2.5 氢系统吹洗置换、放空降压，必须通过放空管向室外排放。采用氮气置换时，氮 气含氧量不得超过3%。（化学） 4.3 在役压力容器应结合设备、系统检修，按照压力容器安全技术监察规程和电 力工业锅炉压力容器监察规程(DL6121996)的规定，实行定期检验制度。 4.3.1 火电厂热力系统压力容器定期检验

33、时，应对与压力容器相连的管系进行检查，特 别应对蒸汽进口附近的内表面热疲劳和加热器疏水管段冲刷、腐蚀情况进行检查，防止 爆破汽水喷出伤人。 4.3.2 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，应先核算其结构强度，并参照制造厂工艺制定技术工艺措施，经锅炉监督工程师审 定、总工程师批准后，严格按工艺措施实施。 4.3.3 停用超过 2 年以上的压力容器重新启用时要进行再检验，耐压试验确认合格才能 启用。 4.3.4 在订购压力容器前，应对设计单位和制造厂商的资格进行审核，其供货产品必须 附有“压力容器产品质量证明书”和制造厂所在地锅炉压力容器监检机构签发的“监检

34、 证书”要加强对所购容器的质量验收，特别应参加容器水压试验等重要项目的验收见证。4.3.5 对在役压力容器检验中，安全状况等级评定达不到监督使用标准(三级)的，要在 最近一次检修中治理升级，检验后定为五级的容器应按报废处理。 4.4 压力容器投入使用必须按照压力容器使用登记管理规则办理注册登记的压力容9器，严禁投入使用。（此处删掉部分内容） 5 5 防止锅炉尾部再次燃烧事故防止锅炉尾部再次燃烧事故 5.1 锅炉空气预热器的传热元件在出厂和安装保管期间不得采用浸油防腐方式。 5.2 锅炉空气预热器在安装后第一次投运时，应将杂物彻底清理干净，经制造、施工、 建设、生产等各方验收合格后方可投入运行。

35、 5.3 回转式空气预热器应设有可靠的停转报警装置、完善的水冲洗系统和必要的碱洗手 段，并宜有停炉时可随时投入的碱洗系统。消防系统要与空气预热器蒸汽吹灰系统相连 接，热态需要时投入蒸汽进行隔绝空气式消防。回转式空气预热器在空气及烟气侧应装 设消防水喷淋水管，喷淋面积应覆盖整个受热面。 5.4 在锅炉设计时，油燃烧器必须配有调风器及稳燃器，保证油枪根部燃烧所需用氧量。 新安装的油枪，在投运前应进行冷态试验。 5.5 精心调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防止未完全燃烧的油和煤粉存积在尾 部受热面或烟道上。 5.6 锅炉燃用渣油或重油时应保证燃油温度和油压在规定值内，保证油枪雾化良好、燃 烧完全

36、。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。 5.7 运行规程应明确省煤器、空气预热器烟道在不同工况的烟气温度限制值，当烟气温 度超过规定值时，应立即停炉。利用吹灰蒸汽管或专用消防蒸汽将烟道内充满蒸汽，并 及时投入消防水进行灭火。 5.8 回转式空气预热器出入口烟风挡板，应能电动投入且挡板能全开、关闭严密。 5.9 回转式空气预热器冲洗水泵应设再循环，每次锅炉点火前必须进行短时间启动试验， 以保证空气预热器冲洗水泵及其系统处于良好的备用状态，具备随时投入条件。 5.10 若发现回转式空气预热器停转，立即将其隔绝，投入消防蒸汽和盘车装置.若挡板 隔绝不严

37、或转子盘不动，应立即停炉。 5.11 锅炉负荷低于 25额定负荷时应连续吹灰，锅炉负荷大于 25额定负荷时至少每 8h 吹灰一次，当回转式空气预热器烟气侧压差增加或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次 数。 5.12 若锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混烧，可根据具休情况利用停炉对回转式空气预 热器受热面进行检查，重点是检查中层和下层传热元件；若发现有垢时要碱洗。 5.13 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。 5.14 锅炉采用等离子点火装置或少油、微油点火装置时，在锅炉启动点火阶段，应加强 尾部受热面的吹灰和电除尘器的

38、疏灰操作。 （锅炉） 6 6 防止锅炉炉膛爆炸事故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(DL/T4352004)以及其他有关规定，并重点要求如下：6.1 防止锅炉灭火。 6.1.1 根据火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程(DL/T435-2004)中有关防止炉膛灭火放 炮的规定以及设备的状况，制定防止锅炉灭火放炮的措施，应包括煤质监督、混配煤、 燃烧调整、低负荷运行等内容，并严格执行。 6.1.2 加强燃煤的监督管理，完善混煤设施。加强配煤管理和煤质分析，并及时将煤质 情况通知司炉，做好调整燃烧的应变措施，防止发生

39、锅炉灭火。 6.1.3 新炉投产、锅炉改进性大修后或当实用燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃10烧调整，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器 倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。 6.1.4 当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投助燃油枪当锅炉灭火后， 要立即停止燃料(含煤、油、燃气、制粉乏气风)供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。严禁手 动对 MFT 复位。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫。以排除炉膛和烟道内的可燃 物质。 （热工） 6.1.5100MW 及以上等级机组的锅炉应装设锅炉灭火保护装置.加强锅炉灭火保护装置的 维护与管理，防止火焰探头烧

40、毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。 6.l.6 严禁随意退出火焰探头或联锁装置，因设备缺陷需退出时，应经总工程师批准， 并事先做好安全措施。热工仪表、保护、给粉控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅 炉灭火。 6.1.7 加强设备检修管理，重点解决炉膛严重漏风、给粉机下粉不均匀和煤粉自流、一 次风管不畅、送风不正常脉动、堵煤(特别是单元式制粉系统堵粉)、直吹式磨煤机断煤 和热控设备失灵等缺陷。 618 加强点火油系统的维护管理，按要求进行燃油泄漏试验，防止燃油漏入炉膛发 生爆燃。对燃油速断阀要定期试验，确保动作正确、关闭严密。 （热工） 619 送引风控制系统应具有方向闭锁和超弛控制功能

41、，减小炉膛压力波动。（热 工） 6.1.10 炉膛负压保护信号的检测宜选用压力变送器，便于随时观察取压管路堵塞情况 和灵活改变保护策略。（热工） 6.2 防止严重结焦。 6.2.1 采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。 6.2.2 运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及时处理。 6.2.3 大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。 6.2.4 受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。 7 7 防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故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

42、室防爆规 程(DL/T4352004)有关要求以及其他有关规定，并重点要求如下： 7.1 防止制粉系统爆炸。 7.1.1 要坚持执行定期降粉制度和停炉前煤粉仓空仓制度。 7.1.2 根据煤种控制磨煤机的出口温度，制粉系统停止运行后，对输粉管道要充分进行 抽粉；有条件的，停用时宜对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护。对褐煤热炉烟制粉系统 应在风扇磨入口安装氧量测量装置。（锅炉） 7.1.3 加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，燃用易自燃的煤种应及早通知运行人员， 以便加强监视和巡查，发现异常及时处理。 7.1.4 当发现粉仓内温度异常升高或确认粉仓内有自燃现象时，应及时投入灭火系统， 防止因自燃引起粉仓

43、爆炸。 7.1.5 根据粉仓的结构特点，应设置足够的粉仓温度测点和温度报警装置，并定期进行 校验。 7.1.6 设计制粉系统时，要尽量减少制粉系统的水平管段，煤粉仓要做到严密、内壁光 滑、无积粉死角，抗爆能力应符合规程要求。 7.1.7 热风道与制粉系统连接部位，以及排粉机出人口风箱的连接，应达到防爆规程规 定的抗爆强度。 7.1.8 加强防爆门的检查和管理工作，防爆薄膜应有足够的防爆面积和规定的强度。防11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。 7.1.9 定期检查仓壁内衬钢板，严防衬板磨漏、夹层积粉自燃。每次大修煤粉仓应

44、清仓， 并检查粉仓的严密性及有无死角，特别要注意仓顶板 KK 大梁搁置部位有无积粉死角。 7.1.10 粉仓、绞龙的吸潮管应完好，管内通畅无阻运行中粉仓要保持适当负压。 7.1.11 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。 7.2 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， 应杜绝明火，防止煤尘爆炸。 7.2.2 煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应有消防设施，并备有专用的灭火器材，消防 系统水源应充足、水压符合要求。消防灭火设施应保持完好，按期进行试验(试验时灭 火剂不进入粉仓)。 7.2.

45、3 煤粉仓投运前应做严密性试验。凡基建投产时未作过严密性试验的要补做漏风试 验，如发现有漏风、漏粉现象要及时消除。 8 8 防止锅炉汽包满水和缺水事故防止锅炉汽包满水和缺水事故 8.1 汽包锅炉应至少配置两只彼此独立的就地汽包水位计和两只远传汽包水位计。水位 计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式，以保证在任何运行工况下锅炉汽包 水位的正确监视。 8.2 汽包水位计的安装。 8.2.1 取样管应穿过汽包内壁隔层，管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀 排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等)，若不能避开时，应在汽包内 取样管口加装稳流装置。 8.2.2 汽包水位计水侧取

46、样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值，一般应有足 够的裕量。 8.2.3 水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连接的取样管，一般应至少有 1：100 的斜 度，汽侧取样管应向上向汽包方向倾斜，水侧取样管应向下向汽包方向倾斜。 8.2.4 新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸， 均符合要求。 8.2.5 差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器(平衡容器)，再在平衡容 器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。 8.3 对于过热器出口压力为 13.5MIPa 及以上的锅炉，其汽包水位计应以差压式(带压力 修正回路)水位计为基准。汽包水位信号应采用三选中

47、值的方式进行优选。 8.3.1 差压水位计(变送器)应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度 变化造成的影响，必要时采用补偿措施。 8.3.2 汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量 系统的正常运行及正确性。 8.4 汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。随着锅炉 压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表 81 给出不同压力下就地水 位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值h，仅供参考。 表 8.1 就地水位计的正常水位示值和 汽包实际零水位的差值h 汽包压力 （MPa）16.1417.6517.66-18.3918.40-19.6012h（mm）761021508.5 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 30mm 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