潍坊公司季度反措总结6.16（推荐阅读）

第一篇：潍坊公司季度反措总结6.16

华电潍坊发电有限公司

2010年三季度反事故技术措施总结

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2010年09月12日

0 2010年三季度反事故技术措施总结

2010年3季度，华电潍坊发电有限公司按照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，并结合华电国际生【2009】429号文《华电国际电力股份有限公司2009－2010年度补充反事故技术措施》，认真执行了《潍坊公司2010年度反事故技术措施项目计划》。利用2010年度夏季四防等载体，结合机组维护消缺及“迎峰度夏” 工作，扎实细致地做好了各项反事故技术措施，保证了机组的安全稳定运行。

2010年度反事故技术措施计划共312项，截止9月底，完成151项，完成率57.6%，结合日常工作正在进行的有29项，利用检修时间进行项目计划151项，提前完成64项。3季度反措项目计划46项，实际完成9项，37项因检修计划延期，3季度反措项目计划完成率20%、反措项目完成率158%。

存在问题及分析：

3季度反措项目完成率较低，原因为＃2机组9月份未安排检修，项目挪至4季度。由于＃4机组今年不安排检修，所以有关＃4机组检修中实施的反措项目无法进行，截至目前共42条反措项目未实施未按计划实施。其中两条正在实施，40条因检修推迟，放入4季度计划。

汽机队3季度7项未完成，因检修计划延期，提前计划完成11项，年度计划完成率55％；

锅炉队3季度12项未完成，因检修计划延期，提前计划完成17项，年度计划完成率50％；

电气队3季度16项未完成（其中2季度5条，2条正在实施，3条延期），提前计划完成18项，年度计划完成率40％；

控仪队3季度6项未完成，因检修计划延期，提前计划完成15项，年度计划完成率63.5％；

灰水3季度1项未完成，因检修计划延期，提前计划完成3项，计划完成率50％； 其他部门计划完成率100％。

一、防止火灾事故措施执行情况

1、运行分场严格执行制粉系统防火、防爆措施，根据煤种变化情况及时调整磨煤机出口温度严格控制粉仓温度；加强巡回检查，防止了由于长期积粉造成的自燃。加强粉仓温度测点的维护，保证测点的准确率和完好率100%。及时消除漏粉点，清理积粉并杜绝明火。运行分场磨煤机出口温度和粉仓温度严格控制在规定范围。运行人员针对汽机油系统防火措施，随时检查油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等，保持严密不漏油，严防漏油渗透至下部蒸汽管、阀保温层；并随时检查消防系统及有关消防设施，保证防火通道畅通，在油系统上进行工作时严格执行工作票制度，随时检查密封油系统的工作情况良好，确保差压阀、平衡阀动作良好。

2、汽机队全面检查油系统，对油系统法兰垫片全部进行了检查，渗油法兰全部更换了垫片。检修工作过程中，严格办理动火及机械工作票，特别注意电缆上方的油管路，汽机队安排专人处理，确保油系统不漏油。灰水检修人员针对捞渣机油系统防火措施，随时检查油管道法兰、阀门及轴承等，保持严密不漏油；并随时检查脱硫消防系统及有关消防设施，保证防火通道畅通，在脱硫系统上进行工作时严格执行工作票制度，随时检查脱硫系统的工作情况良好。

3、认真执行电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度，电缆防火措施在夏季四防中作为重点检查内容，电气队、控仪等部门每周一次检查电缆隧道（沟），未发现异常。坚持定期巡视检查，对电缆中间接头定期测温，按预试滚动计划进行预防性试验。控仪队对4台锅炉蒸汽灭火及充氮管路、阀门检查、消缺。对电缆孔、洞进行有机堵料严密封堵，新放电缆涂防火涂料。

4、针对防止氢气系统爆炸着火措施，随时检查密封油系统平衡阀、压差阀动作灵活、可靠，密封瓦间隙合格；空、氢侧备用密封油泵在机组检修后进行了联锁试验，运行中定期进行启停试验；进行氢气置换操作时，每次都均匀缓慢地打开供氢管道上的阀门和节气门，使气体缓慢放出；运行中随时监测发电机氢系统氢气泄漏量，确保了#

1、2发电机漏氢率小于8立方米/每天，#

3、4发电机漏氢率小于13.4立方米/每天。

二、防止电气误操作事故措施执行情况

1、运行分场严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化、管理规范化。加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。所有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、电气队加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。所有断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，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。#1机组检修中，重点检查高压开关柜五防功能齐全，性能良好，防止误碰、误触带电设备，确保设备和人身安全。检修时采用了全封闭（包括网状）的临时围栏。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。

三、防止锅炉承压部件爆漏事故措施执行情况

1、运行分场根据负荷煤种及炉内燃烧工况，加强燃烧调整，避免了受热面的高温腐蚀.通过加强燃烧调整，避免炉膛火焰直接吹扫水冷壁，严格控制各段汽温和壁温，在低负荷时，有时大屏管壁温度有一个测点超过正常控制温度，今后要严格执行防止大屏管壁超温的措施。加强五值竞赛对锅炉主、再热汽温的考核力度，杜绝锅炉超温事故，避免因运行操作而造成的“四管”泄漏及炉外管道爆破。

2、化水分场在防止设备大面积腐蚀方面落实反措：运行值班人员按规定对水汽的水、汽品质进行化验、调整。

四、防止压力容器爆破事故措施执行情况

1、控仪队在防止压力容器超压方面，检查校验#1锅炉PCV阀压力变送器，控制回路检查测试，对控制回路进行改进，拆除、更换了易发生接地故障的就地接线端子及控制电缆，配合运行进行PCV阀试验。按照锅炉压力容器检查检验计划，对有关表计进行了检查校验。

2、检修班组在领用气体时都进行了气瓶检查，查对标签、安全帽、气体瓶颜色正确，是否有漏气现象，护圈齐全，并在现场正确使用。严格按规程规定对压力容器进行了检查和试验，保证了压力容器的安全运行。结合小修对#1炉在装安全阀进行了检修、校验。

3、汽机队按照规定在机组小修期间对#1机组压力容器进行了外部宏观检查，对安全阀进行了校验，对水位计等安全附件进行了检查。对#1机组压力容器焊缝和安全阀等附件进行检查校验，检查发现的#1机组#2高加安全阀损坏进行了更换。

五、防止锅炉尾部再次燃烧事故措施执行情况

1、运行分场加强了运行人员培训、考核，努力提高运行人员的操作水平和事故处理能力，认真执行水位计的定期工作和异常情况下处理规定，杜绝了锅炉缺、满水事故的发生。结合春季安全大检查，严格按规程规定对压力容器进行了检查和试验，保证了压力容器的安 全运行。严格执行防止锅炉二次燃烧的措施,通过加强燃烧调整和监视及对煤粉细度、煤质的监督，保证空预器吹灰器及时投入，有效防止了尾部二次燃烧。

2、锅炉队加强燃油系统设备维护，保证燃油温度和压力在合格范围内，保证油枪雾化良好、燃烧完全。加强了尾部烟道、空预器吹灰设备的维护，保证设备完好率和投入率100%。结合小修在#1炉空预器蓄热元件热端加装蒸汽吹灰器2只，提高了吹灰效果。利用机组检修机会冲洗了#1炉空预器蓄热元件，减小了流通阻力，降低了空预器漏风及送、吸风机出力。

3、控仪队确保氧量计的正确投入，优化燃烧调节。

六、防止锅炉炉膛爆炸及灭火事故措施执行情况

1、运行分场严格执行防止锅炉炉膛爆炸事故的措施，加强运行调整, 定期对燃油速断阀进行试验，确保动作正常、关闭严密。制定并严格执行了“防止喷燃器烧损的措施”和“锅炉稳燃措施”，各值班人员精心调整，认真监盘，有效防止了锅炉灭火放炮事故的发生。运行人员认真执行锅炉运行规程规定，加强燃烧调整，认真巡检，密切监视炉膛结焦情况，发现结焦，及时处理，避免了严重结焦情况。

2、控仪队为防止锅炉炉膛爆炸事故，对各运行机组炉膛压力取样管路进行定期全面吹扫，对#1锅炉火检系统进行了全面检查，重点对火检外套管、火检探头、光导头组件进行检查，更换光纤1条。对#1锅炉炉膛压力取样装置进行全面检查，改进了炉膛压力取样装置，将取样管路末端老化严重的橡胶取样管更换为金属软管，避免了泄压及漏气现象的出现。6只炉膛压力开关由于长时间投运，弹性元件老化，压力定值出现漂移现象，进行了更换。为确保不发生炉膛压力保护误动与拒动现象，控仪队还制定了详细的保护逻辑完善技术方案，新增变送器一台，与原有的三台变送器实现选择性三取二保护逻辑,杜绝了保护拒动的发生。

3、锅炉队加强点火油系统维护管理，及时检修存在泄漏的油系统阀门，消除各部泄漏。为防止制粉系统起着火，及时清理了制粉系统积粉，加强防爆门维护，及时维护制粉系统蒸汽灭火装置，有效地防止了制粉系统爆炸和锅炉在备用期间粉仓超温着火事故发生。制粉系统、油系统检修及维护消缺时严格办理动火工作票并做好防火措施。

七、防止制粉系统爆炸和煤粉爆炸事故措施执行情况

1、运行人员严格执行制粉系统防火、防爆措施，根据煤种变化情况及时调整磨煤机出口温度，严格控制粉仓温度；加强巡回检查，认真监视有关系统参数，防止了由于系统长期积粉造成的自燃及制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故。

2、锅炉队三季度各班组及时清理了制粉系统积粉，加强防爆门维护，及时维护制粉系统蒸汽灭火装置，有效地防止了制粉系统爆炸和锅炉在备用期间粉仓超温着火事故发生。在#1炉小修期间对四台粗粉分离器膜式防爆门进行了检修、改造，消除了制粉系统漏点。

八、防止锅炉汽包满水和缺水事故措施执行情况

1、控仪队定期检查汽包水位测量系统的保温、伴热和防冻措施，定期校验汽包水位零点，保证汽包水位测量系统的正常运行和正确性。加强汽包水位自动的维护、消缺，确保调节品质良好、可靠。确保汽包事故放水电动门动作可靠，联锁动作可靠。

2、运行分场严格执行运行规程及防止锅炉缺水和超温超压措施，加强运行调整，有效的防止了超温超压现象的发生。

九、防止汽轮机超速和轴系断裂事故措施执行情况

运行分场针对防止汽轮机超速和轴系断裂事故，定期进行主汽门、调门和抽汽逆止门活动试验, 每次试验合格；机组检修后按规定进行了汽轮机调节系统的静态试验，机组打闸试验时检查高压主汽门与中压主汽门关闭的同步性，防止中压主汽门关闭不严再热蒸汽倒流引起超速；机组检修后进行了汽门严密性试验，并按规程规定做注油试验；定期检查和试验超速保护回路，确保动作定值准确；严禁带负荷解列；在任何情况下严禁强行挂闸；机组正常停机时，汽轮机先打闸，利用热工保护或逆功率保护将发电机与系统解列；汽机主汽门、调门、抽汽逆止门关闭速度试验合格，投入#1～#4机组轴承振动大保护。

十、防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故措施执行情况

1、运行分场针对防止汽轮机转子弯曲、轴瓦烧损事故，在机组启动前，严格要求满足以下条件：大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入；大轴晃动值不超过制造厂的规定值或原始值的±0.02mm；高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃；主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度；蒸汽过热度不低于50℃。严格按照二十五项反措10.1.3项执行机组起、停操作措施；严格执行运行规程，严防汽轮机进水、进冷汽。下列情况下立即打闸停机：机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm；机组起动过程中，通过临界转速 时，轴承振动超过0.1mm或相对轴振动值超过0.25mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机；机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴承振动大于0.25mm应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.015mm或相对轴承振动变化±0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机；高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃；机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃。严格执行盘车装置的定期试验制度，确保盘车系统、顶轴油系统运行可靠，需要时能立即投入。加强对轴封系统的管理，确保轴封调节品质合格，防止润滑油进水；保证除氧器、高低加、凝汽器的水位调节正常，防止汽轮机进水。加强了机组的运行监督，特别是对轴瓦钨金温度、回油温度、轴振等数据加强监视和记录，严格控制轴瓦乌金温度和回油温度、油膜压力在允许范围内，如乌金温度或回油温度异常升高、油膜压力下降时及时采取措施，严重时停机处理。确保胀差、振动、低油压保护可靠投入，动作值校验准确，回路可靠。坚持执行主机交直流润滑油泵、空侧密封交直流油泵、小机直流润滑油泵的定期启停、联锁试验。

2、汽机队针对防止汽轮机进水，对#1机组#1-3高加进行了换热管检漏；对水位计重新进行了标定；对各抽汽管道疏水阀门进行了检查、检修。检查维护二期柴油发电机，确保机组跳闸后能正常投用。针对防止汽轮机轴承烧损，对＃1机小机及汽泵轴承进行了解体检查清理，对轴瓦间隙及紧力进行测量调整，检查了各瓦块销钉情况。对润滑油系统逆止门进行了检查；对润滑油套装管路进行了检查；对#1机顶轴油、润滑油滤网进行了清理更换；对油系统法兰、活结进行了检查。

3、为防止汽轮机进水，控仪队对＃1机组＃1～#3高加水位标定，根据高加机械水位零点，用联通管标定磁翻版液位计及液位变送器水位零点，保证了高加水位测量精度，高加保护定值进行了检查，保护回路进行了试验，确保了保护动作可靠性。

十一、防止发电机损坏事故措施执行情况

1、发电机运行中，严格执行规程规定，使各部温度在规定范围内。严格控制发电机定子线圈温度最高、最低温差不超过10℃；发电机定子线圈出水最高、最低温差不超过8℃。发电机解、并列操作，严格执行操作票，防止非同期并列。巡检时检查发电机绝缘过热装置、射频检测仪、局部放电装置的运行情况，保证装置运行可靠。严格控制发电机冷氢及内冷水的温度，及时调整，确保内冷水温度高于冷氢温度4～5度以上。加强对发电机密封油系统的监视，保证了发电机内不进油。机组运行中严格控制发电机内氢气的湿度在-25～0℃ 的范围内，并保证发电机氢气冷干机运行良好。当发电机定子回路发生单相接地故障，定子接地保护报警时，应按规程规定立即停机处理。

针对防止发电机漏氢，随时检查密封油系统平衡阀、压差阀动作灵活、可靠；空、氢侧备用密封油泵在机组检修后进行了联锁试验，运行中定期进行了启停试验；进行氢气置换及补氢操作时，每次都均匀缓慢地打开供氢管道上的阀门和节气门，使气体缓慢放出；运行中随时监测发电机氢系统氢气泄漏量。

针对防止发电机局部过热，巡检时检查发电机绝缘过热装置、射频检测仪的运行情况，保证装置运行可靠。

防止发电机非全相运行，随时检查发电机失灵保护的投入情况，确保失灵保护可靠投入。

防止发电机转子一点接地，加强对发电机接地碳刷的检查和维护，当碳刷出现冒火、振动时，及时进行调整和更换。对发电机轴电压进行测量并做好记录。

针对防止励磁系统故障，做好励磁调节器的自动通道发生故障时应及时联系处理并投入运行，严禁发电机在手动励磁调节方式下长期运行。加强了对励磁系统极其冷却系统的检查，确保励磁系统运行稳定。

十二、防止分散控制系统失灵、热工保护拒动措施执行情况

1、为防止热工保护误动和拒动，对#1炉电除尘料位计检查校验，确保准确报警，防止灰斗满灰，对＃1炉炉膛压力测量取样装置进行了改造，降低了取样装置堵塞的几率，制定工作制度，对4台机组炉膛压力、风量等压力取样管路定期吹扫。对＃1机组主要电动门失电报警、电源回路改进。

2、按照华电国际补充反措要求，对参与热工保护的重要信号电缆进行了绝缘测试。

3、防止锅炉汽包满水和缺水事故，对#1炉汽包水位变送器小室中3台汽包水位变送器、2台汽包压力变送器进行了校验，校验全部合格，对汽包水位保护定值进行了核对，水位高

1、高

2、高3报警及保护动作逻辑进行了试验，试验效果良好。

4、对#1机组大、小机ETS系统存在的单点保护信号进行了改造，新增11各保护信号，两台压力开关，并将单点保护逻辑改为三取二或并、串联逻辑，彻底消除了保护误动、拒动的风险

5、防止因遮断电磁阀内漏造成机组误跳闸，在＃1机组遮断电磁阀组的前后两级之间，加装压力变送器，并将该监视点送DCS进行显示，同步记录历史数据，方便运行人员观察压力值变化趋势，判断前后两级遮断电磁阀的内漏状态，选择试验的闭锁与进行。

6、防止计算机病毒，严格#1机组小修期间的工程师站管理，杜绝人员误操作和病毒侵入。

7、运行分场针对防止热工保护拒动措施，严格履行保护投停管理制度，定值修改执行审批手续，及时将保护定值修改编入规程，对机组保护系统、联锁、信号定期进行试验。加强对各参数测点的检查，当参数出现异常时，及时与相关其它参数进行比较，并联系控仪处理，必要时采取果断措施，防止热工保护误动和拒动情况的发生。

十三、防止继电保护事故措施执行情况

1、运行分场严格执行保护投停制度。对电气二次回路的工作，严把工作票关。投入保护时，检查一次设备无异常，保护装置无异常报警信号，用高内阻电压表测量压板间无异常电压后，再投入保护压板。

2、电气队加强继电保护装置的巡检，加强保护装置直流电源管理。对电气二次回路的工作，严把工作票关。严格执行保护投停制度，投入保护时，检查一次设备无异常，保护装置无异常报警信号，用高内阻电压表测量压板间无异常电压后，再投入保护压板。严格执行继电保护滚动检修计划，保证无漏检设备。认真贯彻各项规章制度及反事故措施，检修时严格执行已制定的各项安全技术措施，防止继电保护“三误”事故的发生。

十四、防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故措施执行情况

1、电气队认真执行电气设备预防性试验规程，每季度对220kV变电设备进行一次红外成像测温检查，对大型变压器进行色谱、微水分析一次；

0置正常运行。所有断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应

加强变压器冷却器检查、维护，对#

3、#4主变压器油流继电器加强检查，注意挡板是否损坏脱落，严格控制变压器油位及上层油温，冷却器的启停按上层油温的温升控制；加强对电压、电流互感器的检查，确保油位及SF6压力在规定范围内。

2、运行分场严格控制变压器上层油温，冷却器的启停按上层油温的温升控制。变压器的冷却器按规程要求定期进行切换试验，变压器冷却器电源按规定进行定期切换试验。

十五、防止开关设备及电动机事故措施执行情况

1、运行分场按规定时间做好220kV升压站熄灯检查工作。做好6kV开关油色、油位、油压的检查工作。手车开关每次推入（拉出）前要仔细检查开关的位置，杜绝合闸位置推入（拉出）手车。操作设备、尤其是刀闸时，要严密注意机构的行程，以防操作的冲击力过大损坏瓷瓶。

2、六

护

对220kV升压站高压开关设备进行一次红外成像测温检查，未发现异常；每次风、雨雪天气前后，安排专人对220kV升压站内设备及室外端子箱（柜）进行一次全面仔细地检查，重点检查各机构箱、端子箱内是否有雨雪水浸入，未发现异常。

十六、防止接地网事故、防止污闪事故及防止倒杆塔和断线事故措施执行情况

1、对220kV避雷器进行一次带电测试，结果合格。

2、加强电水ⅠⅡ线和电施Ⅱ线线路杆塔的巡视，积极利用红外线测温技术监测接线金具的发热情况，发现问题及时消除。

/

3、针对防止污闪事故，加强了对220kV、20kV、10kV系统所属支持瓷瓶、绝缘子串、变压器出线套管等的巡回检查，尤其是恶劣气候条件（如：下雪、下雨、起雾等）时，加强了对设备积污情况的检查。利用#1机组检修机会，对#

1发变组的耐张绝缘子进行清扫。2好队除氧器超压的处理措施，高低加和除氧器

安

全

阀

定

期

进

行

拉

试

试

验

4、防止接地网事故根据规定，及时切换变压器中性点的运行方式，对中性点不接地的变压器投入间隙保护。加强了避雷器动作值、泄漏电流、接地引下线的巡检，每天按规定记录避雷器的动作值与泄漏电流。严格执行倒闸操作程序，防止操作过电压。

十七、防止水淹厂房、灰场垮坝及厂房坍塌事故措施执行情况

1、针对防止跨坝、水淹厂房及厂房坍塌事故，灰水分场做好了灰场大坝汛前检查、维修及加固，完善了灰坝险情应急处理预案；调整灰池溢流水位，避免因水位过低发生灰场扬 尘事件。加强对脱硫各浆液系统的液位调整，避免发生溢流，保证脱硫岛内排放、回收系统的畅通，避免发生无组织排放造成污染。

2、防止电除尘倒塌、灰（煤）斗脱落事故，加强了对电除尘器和除灰系统的运行管理，严防电除尘器超设计灰位运行。制定了异常情况处置和事故应急的预案，防患于未然。加大了巡检力度，发现异常情况，及时查明原因，采取措施予以消除。并在运行规程中明确电除尘器灰量的运行控制范围，同时保证电除尘器灰斗灰位监测系统的正常投入。

3、锅炉队针对防止水淹厂房及厂房坍塌事故，锅炉队主要是从日常工作中完善有关规定，重点检查、维护磨煤机油站排污泵，对二期磨煤机油站进行了防渗处理。

十八、防止人身伤亡事故措施执行情况

定期对人员进行安全技术培训和安全思想教育，提高安全技术防护水平和安全防护方法。认真贯彻安全组织措施和技术措施，防止触电、高处坠落、机器损伤、灼烫伤等事故的发生，使用检测合格的、可靠性高的安全工器具和防护用品。

十九、防止全厂停电事故措施执行情况

1、加强蓄电池和直流系统的维护，效果良好，确保主机直流润滑油泵的供电可靠。

2、检查厂用电源的可靠性和安全性的措施，确保安全停机。检查主保护装置完好并正常投运，后备保护可靠并有选择性的动作，投入开关失灵保护，严防开关拒动、误动扩大事故。主变压器零序电流电压保护动作跳开各侧断路器，在事故时能保证另一台机组安全稳定运行。

二十、防止重大环境污染事故措施执行情况

1、灰水分场努力提高电除尘的运行水平，严格执行了电除尘的运行、维护导则。对设备运行中存在的故障和问题及时进行了处理，保证了电除尘的除尘效率。运行加强了监护及参数的调整，检修在规定时间内及时消缺；加强了灰坝的安全管理，及时消除了大坝的安全隐患，值班人员坚持巡检，备好防汛物资；加强脱硫设备的投运管理，发现问题及时消除，确保设备的正常运行。

2、化水分场确保污水处理系统运行正常，污水处理班加强了污水处理的设备检修和运行管理，按照值长调度，最大限度发挥污水处理能力。

二十二、其他反措执行情况

1、化水分场为保证机组安全运行用水，合理调度水源地供水设备运行，确保了发电用水。

2、针对防止通流部分损坏措施，机组启动前投入轴向位移保护，并对主蒸汽管、再热蒸气管和供汽管道充分暖管、疏水；主机疏水系统投入时，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，以防水或冷汽进入汽轮机。启动时检查大轴弯曲、上下缸温差及汽缸差胀在允许范围内，确认合格后才开机，机组启、停中加强疏水系统的监视、检查，确保疏水良好，防止管道积水进入汽轮机。在机组运行过程中，如果突然发生负荷下降或汽轮机通流部分某监视段压力突然增大的现象时，分析是否发生通流部分部件脱落造成汽流阻塞，必要时停机揭缸检查，防止事故扩大；机组运行中，加强了对监视段压力的监督，机组运行、机组启停中防止了汽缸进水；加强运行监视，加强对异常情况的分析，对机组振动、瓦温、自动保护装置出现的异常情况及时分析，及时采取措施。机组停运后及时检查各抽汽逆止门关闭严密，防止加热汽内汽水倒入汽轮机，机组停运前将高辅供汽切为邻机供，关闭冷段至高辅供汽电动门。停机后应认真监视凝汽器、高低压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。

3、针对防止发生上汽厂产N600型汽轮机汽门门杆断裂、脱落及阀芯脱落等故障，严格按照华电国际“防止发生上汽厂产N600型汽轮机汽门门杆断裂、脱落及阀芯脱落等故障”要求，加强对运行机组的监视，及时发现设备隐患，定期进行主汽门、调门和抽汽逆止门活动试验, 每次试验合格。

4、锅炉队利用机组检修机会冲洗了#1炉空预器蓄热元件，减小了流通阻力，降低了空预器漏风及送、吸风机出力。一期仪用气H空压机、二期A空压机试运完成，改善了一期仪用气气量不足的状况。加强了检修和日常维护废油管理，废油全部放在废油桶中，集中回收，集中存放，集中处理。

5、针对防止汽轮机通流部分部件脱落，对#1汽轮机低压缸末级叶片进行了检查。

6、针对防止油系统管道爆破、焊口断裂，根据金相要求对#1机组抗燃油、顶轴油管道焊口十二米层进行了100%着色探伤检查。对管道进行了防磨检查和处理；对系统中的活结进行了检查。

7、对高温高压系统使用的合金钢管、管座及阀门，更换时把好质量验收关，全部进行了材质检验，防止使用不合格管材导致设备管材失效。

第二篇：二十五项反措总结

目

次

·专题讨论·

如何落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

有关技术措施的调查研究„„„„„„„„„„„„„„„„辽宁电科院（1）

·监督工作·

辽宁省电力公司关于对入网及运行中绝缘子进行检测的规定

„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„辽宁电科院高压所（25）

落实国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点

要求》有关技术措施的调查研究

根据国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，针对目前掌握的辽宁省电网及运行设备的技术状况和健康水平，结合涉及的绝缘、化学、热工、锅炉、汽轮机、金属以及环保等专业进行分析并提出整改建议，具体如下：

 高压专业

防止接地网事故： 对大型变电所接地装置的认识

发电厂、变电所的接地装置是电气设备的一部分，直接关系到生产安全，在系统中具有举足轻重的地位。在电力系统中，大的电气设备事故以及事故扩大往往与接地装置的缺陷有关。

长期以来存在一种观点，即对接地装置的评估指标只提到接地电阻，认为只要接地电阻小于0.5Ω地网就是合格的，足以保证安全运行。在实际工作中，往往简单地追求这一指标，不惜任何代价，一定要把接地电阻降至0.5Ω以下，这种想法和做法是错误的。

这种想法和做法来源于过去有关规程的规定。原水利电力部颁发的“SDJ8-79电力设备接地设计技术规程”中对中性点直接接地的110KV及以上的系统接地装置的接地电阻有如下规定：

R≤2000/I 当I>4000A时，可采用

R≤0.5Ω

变电所的面积一般均较大，尤其在当时的系统短路电流较小的条件下，计算出的R值较大，故一般实测值都能满足规程的要求，而且修编规程的人们限于当时的调研结果，认为接地电阻不大于0.5Ω的变电所在接地方面没有发生过大的问题。虽然SDJ8-79中也提到接地电阻并不能作为接地网的唯一控制指标，还应有电位分布、跨步电压、接触电压等其它指标来控制接地网的水平等等，但是从整个规程表述的语意看，有意突出了接地电阻的控制水平。也许正如此，造成了认识和执行上的偏差。同时对变电所场区进行电位分布、跨步电压和接触电压等测试难度大且繁琐，现场单位执行标准时更乐于只接受接地电阻一个指标，久而久之，人们对接地装置的认识，就这样沿袭下来了。

随着对接地装置的认识和有关接地网的技术的提高，我们认识到：对接地装置要有一个科学、全面的认识，接地电阻并不是变电所安全接地的唯一可靠指标，接地系统的接地电阻与最大的冲击电流之间不是简单的关系，一个精心设计的变电所接地网，即使接地电阻高一些也能达到安全，而接地电阻比较低的变电站，在某种情况下也可能是危险的。

对大型变电所接地装置，从设计、改造、完善和安全评估工作都应该在更深层次的界面上进行。我们认为应该强调接地网电位分布的均匀，接触电压、跨步电压和转移电位水平的控制，设备接地引下线的热稳定校验及与地网的连接可靠性等。接地电阻的大小是安全接地的重要技术指标，但并不再是唯一的、可靠的指标。

我国在1997年开始实施的电力行标“DL/T621-1997交流电气装置的接地”中，对原规程作了很大的修订，一个重大的改变就是，在有效接地系统中取消了接地电阻小于0.5Ω的安全判据，将安全界限放宽到5Ω，但应做好其它一些附加要求。从行标内容看，对变电所的接地网的接地的要求是更严格了，但是并不专门在接地电阻一个指标上刻意追求，强调对地网电位分布的均匀性、跨步电压、接触电压及转移电位等指标的控制。这及时地为在接地装置的认识上正本清源，科学有效地进行接地工作提供了法律上的依据。我们在接地装置上开展的工作

由于辽宁省公司从领导方面能够较早地接受有关接地装置的新观念，对接地装置有客观、全面、科学的认识，反映在具体工作上，在专业会议和有关文件中突出强调接地网工作的重要，强调要及时领会贯彻新行标DL/T621-1997的精神，严格执行预防性试验规程的有关规定，按照国电公司有关重大事故反措要求，切实做好工作。

辽宁电科院在省公司的领导下，积极开展有关的科研试验工作。98年辽宁省公司从国外引进一套接地测试装置，该仪器具有优异的性能满足测试的需要。电科院高压所以新的技术观念，逐渐摸索发展出一整套大型变电所接地装置测试评估的方法，并成功地进行了多次实测工作，发现消除了设备隐患，指导了生产。

目前辽宁电科院对大型变电所接地装置的测试评估工作一般包括以下内容：接地网的综合接地电阻，场区的电位分布，接触电压，跨步电压，接地引下线的热稳定校验，不同电气设备接地引下线之间的电气连接性以及电气设备的接地引下线的抽样挖掘等，以多方面的测量的结果来综合评判接地网的好坏。以往接地网测试只提接地电阻一项，根据大量工作总结经验认为应该提三句话：

场区电位分布均匀。

接地电阻不高。

所有设备接地引下线之间电气导通性良好。

客观地说，辽宁电科院对接地装置的作全面、准确的测试，综合判断接地装置的做法目前国内尚不多见。辽宁电力系统接地装置工作上普遍存在的问题

3.1 观念认识上的问题 要改变业已成为习惯的观念和做法不是一朝一夕的事情。在我们的系统中还存在着过时的观点，单纯追求0.5Ω的错误做法，但更危险的是有相当一部分人，对待接地装置不重视，有的人认为多少年都没事，现在也没事；有的人认为接地装置的测试有个数就行，怎么省钱怎么干，反正它埋在地下看不见，这些想法是极其错误和危险的！接地装置虽然眼睛看不见，但若出事必定是大事，惨痛的事故教训也历历在目，因此对它就应该像电气设备一样对待，应该确立接地装置是电气设备的一部分的认识。

3.2 有关规定和规程的执行情况

由于较普遍地存在对接地装置的轻视和错误的观念和做法，严格按照行标“DL/T596-1996电力设备预防性试验规程”中有关试验内容及周期的执行的单位几乎没有，对重大反措中有关接地部分认识和执行上不够得力，如变电所接地装置热稳定容量普遍不够，接地引下线截面偏小，且为单股；从电科院多次试验结果看，即使是新地网，设备接地引下线与接地网的连接约有10％不良，存在重大事故隐患。

基层技术人员对一些规程的规定不甚了解，对一些技术概念还比较模糊，如接地装置的热稳定校验中有些参数不知如何选，对接地网的验收和运行维护不知关键所在，如何入手工作。

3.3 基层缺乏科学全面的接地装置测试手段和方法

不少单位也比较重视接地装置的安全，自行对大型变电所接地装置进行测试，首先是观念陈旧，方法不对头，只重接地电阻，其次测试手段有限，仪器达不到要求，电位分布、接触电压、跨步电压等很难得到，避雷线和金属管路的分流无法测出，最后也只好给出一个接地电阻数值就草草收场。这样的测试没有实际意义。下一步的工作设想

首先，人的观念的转变是最重要的，要积极开展工作，必要时以下发省公司文件的形式，消除对尚普遍存在的轻视接地装置的危险思想，纠正片面追求接地电阻的错误做法，认真领会普及新行标的精神，科学、全面地认识接地装置。

第二，督促指导各单位对地网，认真执行国电公司“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”中关于接地装置的各项要求，重点是设备接地引下线热稳定校核，接地装置焊接质量，与地网的连接性，严禁设备失地运行。第三，对220kV以上的大型接地网，竣工时必须经过严格全面地测试，验收合格方可投入运行；对老旧地网有重点有计划地逐步安排全面地测试

第四，制定相应企标或实施细则等方法，规范接地网测试方法，确保预防性试验行标中试验周期的规定得以认真执行。

防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故

近年来，变压器类电气设备损坏情况时有发生。比如阜新供电公司新交接变压器由于接地片插接不到位和绝缘油受潮等原因，刚一投运就引起轻瓦斯保护动作；两锦供电公司新购进的朝阳修造厂一台主变运行没有多久就发生严重烧损事故，检查发现，主绝缘严重破坏，分析认为是线圈匝间短路造成的。

如何采取有效措施，加大防范力度，使变压器类设备的损坏率不断下降，一直是电科院研究的课题和工作的重点并取得了一定的成绩。比如，铁岭发电厂3号主变和哈尔滨第三发电厂3号主变绝缘缺陷及早发现和处理，避免了重大损坏事故的发生。这说明，只要严格坚持“安全第一，预防为主”的方针，把反措的工作落到实处，电气设备损坏和“染病”的情况就一定能好转。

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》关于变压器类设备所提出的具体措施更具有针对性，对以前含糊不清的一些概念进行了明确，更有更大的可操作性。

结合省公司各发电厂和供电公司的实际情况，将有关内容的现况和今后的工作重点进行归纳整体。全过程的绝缘监督管理现正在各发电厂和供电公司推广执行。其中有一条就是加强对变压器类设备从选型、定货、验收到投运的全过程管理。但是，从互查摸底的情况看，真正把这项工作抓好的单位几乎没有，主要原因在于协调不利。大多单位设有变压器专责人员，但将专责人员的职责明确下来的不多。近几年，变压器出口短路情况时有发生，有的对设备造成了较为严重的损害，性质大多为绕组发生不同程度、不同形状的变形，降低了设备的绝缘水平。而且绕组变形具有一定的积累作用，当再次受到冲击后会产生更加严重的变形。

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》对变压器抗短路能力提出了比较具体的要求，指出订购前，应向制造厂索取做过突发短路变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力试验报告。当变压器出口短路、出厂和投产前，应当做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形以留原始记录。虽然以前对这方面就有明确的要求，但就目前了解的情况看，大多单位并没有执行。和以往不同，这次在《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中对变压器类设备的局部放电试验提出了明确的执行标准。指出：220kV及以上变压器，测量电压为1.5Um/√3时，自耦变中压端不大于200pC，其他不大于100pC；110kV变压器，测量电压为1.5Um/√3时，不大于300pC；中性点接地系统的互感器，测量电压为1.0Um/√3时，液体浸渍不大于10pC，固体型式不大于50 pC。测量电压为1.2Um/√3时，液体浸渍不大于5pC，固体型式不大于20 pC；220kV及以上电压等级和120MWA及以上容量变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220kV及以上电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。

局部放电试验在检查变压器类设备可能存在的故障隐患方面的确发挥了重要作用，但以往的交接规程和《电力设备预防性试验规程DL/T596-1996》中都没有明确变压器在交接和大修后必须进行局部放电试验，现在把这一要求明确下来，对于局放试验的开展和设备安全的保障将起到有利的推动作用。今后的工作重点

巩固以往的反措成绩，改进不足之处是电科院在防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故方面坚持的方针。比如，在“加强运行巡视，应特别注意变压器冷却器潜油泵负压区出现的渗漏油。防止套管、引线、分接开关引起事故。套管的伞群间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞群套等措施，防止污闪事故。”方面的工作很少有开展的，我们要及早督促落实。

加强绝缘油管理，按要求做到对新的变压器油要加强质量控制，用户可根据运行经验选用合适的油种。油运抵现场后，应取样试验合格后，方能注入设备。加强油质管理，对运行中油应严格执行有关标准，对不同油种的混油应慎重。对于已经发生混油情况的，要加强监督管理，保证设备安全。

防污闪工作概况

近年来防污工作取得了一定的成绩，因天气原因近几天发生了大面积污闪事故，说明需加强的工作还很多。1近年来开展的主要工作有：

1.1 全省各局污区分布图修订工作基本完成。98年、99年分别召开了全省供电公司污区分布图修订工作会议，传达了国家电力公司关于《修订〈电力系统污区分布图〉的通知精神，学习讨论了新标准〈高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准〉（GB/T16434—1996）会议对污区分布图的修订工作做了具体安排。经过两年多的工作，污区分布图的修订已基本完成。

1.2 绝缘爬距调整持续进行。沈阳、抚顺、两锦、本溪、营口、丹东等单位，近年来在220kV和66kV线路上，新投入运行合成绝缘子6千余支，大连、营口、丹东等单位在污秽严重的线路上，将绝缘子串增加一片。

1.3 不良绝缘子检除工作，各单位按有关规定继续进行。99年沈阳、大连、鞍山、抚顺、辽阳等单位在66kV~500kV线路上，共检除不连不良绝缘子186片，并全部予以更换。

1.4 RTV涂料，硅橡胶增爬裙，在变电设备防污闪方面得到较广泛应用。沈阳局大成一次变、阜新局六家子一次变污染严重，使用RTV涂料后，放电现象明显改善，鞍山局在污染严重地段的线路上也使用了RTV涂料。为避免国家第一代500kV电流互感器（型号为LB-500）发生外绝缘雨中闪络。辽阳、两锦供电公司在CT瓷套外表面加装了硅橡胶增爬裙，一些单位还对其它变电设备使用了硅橡胶增爬裙。

1.5 清扫工作坚持不懈，对电瓷外绝缘赃污表面进行清扫，目前仍是防止污闪的重要辅助手段。各供电公司对清扫工作始终常抓不懈，变电设备逢停必扫，送电线路除了春、秋检配合停电预试进行清扫外，大部分单位还根据盐密测试结果适时安排特扫。清扫方式绝大多数是停电清扫。大连、营口、丹东鞍山等供电公司坚持开展带电水冲洗工作，盘锦大连、鞍山、阜新等供电公司则采用清扫器对变电设备进行带电清扫。

1.6 科研工作紧密联系生产实际

近年来，辽宁电科院根据合成绝缘子使用的有关规定，对运行中的合成绝缘子进行自然老化性能研究，在各供电公司的配合下，已取得了一些有价值的数据。另外辽宁电科院还与有关单位合作，研制出了单组分RTV涂料，该涂料已在部分单位试用，效果良好。2 今后一段时期的主要工作：

2.1 根据国家电力公司〈防止电力生产重大事故的二十五项重点要求〉，严格执行〈高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外绝缘选择标准〉（GB/T16434-1996）、〈关于防止电网大面积污闪事故若干措施的实施要求〉（能源办[1990]606号），〈加强电力系统防污闪技术措施（试行）〉（调网[1997]91号文附件）和〈电力系统电瓷防污闪技术管理规定〉以及其他有关规定，降低输变电设备的污闪跳闸率，避免主网架重要线路和枢纽变电所的污闪事故的发生。

2.2 严格执行电力系统绝缘子的全过程管理规定，尤其要加强对新入网运行绝缘子的抽样检测，保证系统的安全稳定运行。

2.3 各单位要根据重新修订的污区分布图，制定调爬规划，使外绝缘水平与相应的污秽等级相适应。

2.4 加强运行中的合成绝缘子检测工作。随着合成绝缘子运行数量的增加，运行时间加长，合成绝缘子也发生了一些问题，如雷击闪络，污秽闪络，根据合成绝缘子的有关规定，各单位要对运行三年以上的合成绝缘子安排抽检，并加强恶劣天气的巡视工作，及时发现问题，解决问题。

2.5 “RTV涂料”和“防污闪辅助伞裙”是防止变电设备发生污闪的重要措施，各单位要按〈防污闪辅助伞裙使用指导性意见〉和〈防污闪RTV涂料使用指导性意见〉（调网[1997]130号）的要求使用。

2.6 盐密测量，清扫，不良绝缘子检出等例行工作要长抓不懈，要提高清扫质量，保证盐密测量数据的科学性、准确性。

防止发电机损坏事故

由于各电厂加强了发电机预防性试验和运行监测，严格执行相关的规程和反事故措施，并对一些典型和突出的问题进行了技术改进或监测，在大、小修和检修中及时发现了一些故障隐患，并进行了处理，因此近些年来发电机事故逐年下降。以下对一些典型问题进行说明：发电机定子端部故障问题 定子端部发现的问题较多，包括定子铁心端部阶梯齿的掉齿掉片、过热，定子绕组端部磨损等，铁岭发电厂三、四号机均出现了定子铁心端部阶梯齿的掉齿、掉片和过热，锦州发电厂对三号机进行了更换定子线棒等改造。

端部振动问题引起了重视和研究，我省电科院已经购置了发电机定子绕组端部振动分析系统，并进入了实际使用，取得了较好的使用效果，对锦州发电厂3号发电机，铁岭发电厂3、4号机，元宝山电厂3号发电机均进行了该试验，发现了一些问题，并提出了改进意见。但是我省尚未实现所有200MW以及以上发电机大修时进行该试验的要求，对此应加强此项工作，建议省局要求各电厂大修时遵照执行。

对于大型发电机手包绝缘的检查，各个电厂均给予了重视，我国电力行业标准DL/T 596-1996要求在投产后、第一次大修和必要时进行检查，我省部分大型发电厂要求每次大修均进行检查。

对于氢气湿度的检测和降低氢气湿度的问题，我省各电厂进行了较多的研究和实际应用，部分电厂已经装备了氢气湿度的在线检测设备，并投入了运行，使用效果有待进一步观察，氢气干燥设备的使用中，我省存在多种干燥设备，使用中效果尚可。

随着机组运行年限增长，以及预防性试验工作的加强，定子绕组相间短路事故与故障出现逐年减少，说明所进行的工作是有效的。防止水路堵塞、漏水

部分电厂在大修中已经要求进行热水流法测量绝缘引水管是否堵塞，同时进行相关的水压、流量试验，防止漏水、堵塞。同时运行中加强了水质、温度等的监测和控制，检修中对定子线棒的测温元件等进行效验

省电科院建议同时进行超声多普勒流量计检测绝缘引水管流量，进行对照，这种方法较热水流法简便，但是应注意精度问题。转子绕组匝间短路问题

近些年，我省机组多次出现振动加剧，怀疑动态匝间短路的问题，省电科院采用安装大头槽楔或者从定子冷却风道插入探测线圈的方法进行动态匝间短路的测量，效果是满意的，目前尚未安装在线监测装置。近些年，多个电厂出现了大轴出现磁化的现象（通辽、铁岭发电厂），辽宁电科院多次进行了转子大轴的退磁工作，结果是满意的，达到了相关要求。防止漏氢的发生

氢气系统问题我省各个电厂均十分重视，对于漏氢的防范、漏氢监测装置的安装是十分重视的。对于可疑的现象均进行检查和汇报，比如阜新发电厂发现发电机内氢气纯度下降的问题，及时汇报并请省电科院同志到现场进行了分析处理。由于运行监视以及检修工作中认真负责，发现了多次漏氢问题（通辽、铁岭发电厂均出现），并及时进行了停机、试验或改造处理。防止发电机内遗留异物

各电厂均加强了检修期间的现场和作业管理，并在检修结束前均进行认真细致的复查，认真杜绝由于检修过程中遗留物的出现。同时大修时对端部紧固件、定子铁心部分均进行了详细检查，并确实发现了问题（如铁岭发电厂3、4号发电机均发现了铁心端部出现掉齿掉片问题，避免了故障的扩大。定转子绕组、回路接地

按照相关机组的技术要求对保护进行整定，防止发生该类事故，以及防止事故的扩大。

近年出现比较多的是转子的动态接地情况，采用了烧成死接地后查找接地点的方法，这种方法是行之有效的。发电机运行方式的问题

近几年由于目前电网的无功功率过剩，导致系统电压高，故发电机均工作于高功率因数或进相运行方式，但是对于大型机组进相运行方式下的相关保护定值的确定则需要进行试验确定。

辽宁电科院对多台大型发电机进行了进相试验，考核了机组的进相能力、整定了低励限制定值，确定了对电网各个枢纽点的电压调整效果，取得了很多经验，建议要求目前网内大型发电机组均要进行该试验，以确定相关保护的定值、机组的稳定极限以及对电网枢纽的调压效果。总之，加强运行监视、控制，采用新技术、新设备改造现有设备，加强大小修、检修工作中的预防性试验，采用新方法、标准对现有机组进行试验和判断是预防发电机损坏事故发生的行之有效的手段。

 化学专业

防止设备大面积的腐蚀现象发生 目前各电厂化学技术人员，严格执行化学监督的各项规章制度。运行人员能够按规定及时进行系统的加药、监督等项工作，严密注视水、汽的变化。监督班组能够真正起到监督员的作用，他们采取每个季度对整个机组进行一个星期的汽、水查定工作，对运行班组不定期的抽查等等措施，对整个水汽系统进行严密的监督，保证了设备的安全运行。

但目前在这方面存在许多问题，关键问题就是监督仪表问题，由于各厂资金情况不一样，对化学仪表的投入也不同。我们认为，可靠的监督手段，才能保证真实的监督数据，也才能保证对整个系统的安全运行。对凝结水项目的监督是保证全部水、汽系统正常的一个先决条件。在这方面，目前所采取的措施主要表现在：

第一：有凝结水精处理的电厂，其精处理设备必须投入，不允许旁路运行。

第二：为保证凝结水的水质，加强凝汽器的防漏工作也是相当重要的。目前有许多电厂都利用机组的大修时间对凝汽器进行管板涂胶工作，从根本上杜绝了凝汽器漏泄的发生。

对发生凝汽器漏泄的电厂，特别是凝汽器微漏的电厂，采取管板涂胶堵漏是一项简单而又行之有效的办法。望存在这样问题的电厂，能够开展此项工作。加强机组启动阶段的化学监督工作，是保证给水品质的关键。目前各电厂在机组启动阶段的重视程度不够，这也是发生事故的隐患之一。

加强大修期间的化学检查工作，一旦发现锅炉水冷壁管的垢量超标，必须进行锅炉酸洗。这项工作，在各电厂目前开展的都比较好。机组设备的停、备用防腐工作，各电厂的领导已开始重视。机组在停、备用期间的防腐工作一直都没有松懈，各电厂利用各种防腐方法对设备进行保护。有些电厂在2000年内还开展了十八胺的防腐工作。虽然此项工作都还在试验阶段，但都不同程度的上起到了防腐的效果。

加强油质监督工作

严格按要求，对绝缘油、润滑油进行油质的严格监督。对不合格的新油严禁入厂；对已经劣化的油进行及时处理，这方面各厂都有各自的处理办法。

加强发电机内冷水的水质监督及处理工作

按化学监督导则中的规定，发电机内冷水要严格控制发冷水的pH＞7.0。目前网内电厂的状况是发电机内冷水全部采用除盐水，pH＜7.0。因此，发电机定子铜管的腐蚀速率相对较大，这可从水中铜离子含量上升速度看出。为解决发冷水电导不合格的问题，各电厂都采用的是及时放水法，但并没有从根本解决发冷水的pH不合格问题。今年打算在此方面进行设备的改进工作，为提高发冷水pH，将加氨的凝结水引出一部分加入发冷水中，但可行否，还只是一个设想。

 热工专业 关于锅炉炉膛安全保护方面存在的问题

1.1 火焰检测

a 现状及原因

目前100MW及以上机组已全部安装有锅炉灭火保护控制装置，炉膛压力保护条件均可正常投入运行，但全炉膛灭火保护跳闸条件投入状况不好，其主要原因是有二：

 200MW及以下机组火焰探头无冷却风系统，不能对运行中的火焰探头进行冷却和吹扫，因火检探头长时间处于高温及粉尘环境下工作，使火焰检测探头的故障率较高，从而导致全炉膛无火保护跳闸条件不能正常投入；

 多数火焰检测装置，不能准确区别燃油火焰和煤粉火焰，尤其是在锅炉启动阶段，火焰检测信号不正确，导致点火过程中锅炉灭火保护不能正常投入。

b 目前采取的措施  个别电厂（主要是100MW及以下机组）炉膛火焰检测只做为监视炉膛燃烧工况的监视信号，而没投入跳闸方式；

 加强热工专业的日常维护，坚持经常对火焰检测探头的清扫及维护，以减少火检探头的故障率；

 在火检探头的安装位置上，尽可能加强只对所监视的油燃烧器进行监视，而尽量避免或减少其它光源对该火焰探险头的影响。

c 应采取的对策

 对于200MW机组的锅炉灭火保护控制系统，应考虑加装火检冷却风装置。各厂根据自身的实际情况，可利用200MW机组原有的压缩空气系统或增设冷却风系统，提高火焰监视装置的可靠性，使火检探头可正常投入保护方式；

 不能增设火检冷却风装置的锅炉灭火保护控制系统，可选取信号功率较强的光敏元件作为火焰测量元件，从而可加大火焰探头与锅炉看火孔之间的距离，减小炉膛燃烧对其探头的影响；

 选取引进的火焰检测装置，通过对火焰强度与火焰频率的判别，区分燃油火焰和煤粉火焰。

1.2 锅炉吹扫

a 现状与原因

 锅炉灭火保护控制系统中均设有炉膛吹扫功能，300MW及以上机组炉膛吹扫功能均正常投入使用；而部分200MW及以下机组的锅炉吹扫不能正常进行；

 吹扫控制逻辑本身设置存在问题。在吹扫控制逻辑中，人为的设有所谓的“快速吹扫”控制按钮，即当按下该控制按钮后，即可瞬时完成吹扫控制。实际上是没吹扫。

 由于某些电厂忽视了点火前对锅炉的吹扫，尤其是当锅炉跳闸再恢复启动时，运行人员为了不致使锅炉参数下降太多，怀有侥幸心理，采用“快速吹扫”（即假吹扫）的方式，使吹扫逻辑瞬时被通过，对炉膛的吹扫并没有真正的进行。

b 应采取的措施

 修改吹扫控制逻辑，应取消快速吹扫控制按钮，形成真正的炉膛吹扫对锅炉点火的制约机制，迫使锅炉点火之前必须通过对锅炉炉膛的吹扫，以确保锅炉的安全；  加强对运行人员的安全意识教育，树立在确保人身安全、确保设备安全的前提下提高经济指标的观念；

 加强运行管理工作，严格执行规章制度，杜绝采用爆燃法点火野蛮操作。

1.3 燃油漏泄试验

a 现状与原因

 新建200MW机组、经DCS改造后的200MW机组、300MW及以上机组锅炉安全保护控制系统中均设有燃油漏泄试验控制，早期安装并且没进行DCS改造的200MW机组及200MW以下机组则无燃油漏泄控制；

 部分电厂由于油燃烧器燃油分阀严密性不好，造成燃油漏泄试验不能被通过，不允许锅炉点火启动；电厂为不影响机组启动，则人为的将燃油漏泄试验功能解除，使燃油漏泄试验不能正常进行，而恰恰是由于这种燃油分阀的漏泄，为锅炉爆燃埋下了危险的隐患；

b 应采取的措施

 增设燃油漏泄试验的控制功能，完善燃油漏泄试验控制逻辑，形成燃油漏泄试验不能通过时，强制闭锁锅炉的点火启动，并且不留有任何人为可以干予的手段，形成燃漏泄试验是锅炉点火启动的必经之路；

 及时检修或更换已出现漏泄的燃油分阀，时刻保证燃油分阀及燃油总阀的严密性；

1.4 锅炉灭火保护不能达到在锅炉运行的全过程中投入

a 现状与原因

 部分电厂不能实现先投入锅炉安全保护，然后在进行锅炉点火启动；而是在没投入锅炉安全保护的情况下，先点火启动，待锅炉开始投粉后，再将灭火保护投入运行；

 当锅炉燃烧出现较大的扰动，或给水系统出现较大的波动时，未经厂总工程师批准，值长或班长或司炉擅自将灭火保护解除；

 灭火保护控制系统不能在锅炉点火时投入的主要原因是对油燃烧器的火焰监视不能达到准确可靠的要求，由此而带来的不能正确判别点火的成功与否，不能正确反应出锅炉启动初期的火焰燃烧情况；  锅炉点火不能实现程控自动点火，也是导致锅炉灭火保护不能在锅炉启动过程中正常投入的一个主要因素；

 保护控制逻辑不完善，不能满足锅炉启动初期燃烧工况的要求。

b 应采取的措施

 改进油燃烧器火焰监视装置，使其能够正确检测油燃烧器的工作情况及油火焰燃烧状态；

 修改和完善保护控制逻辑，使之能够满足锅炉点火初期燃烧工况的要求；增设锅炉灭火保护对锅炉点火的闭锁控制，即当锅炉灭火保护没投时，自动闭锁锅炉的点火系统；

 对于200MW及以上的机组，应使锅炉点火程序控制系统正常工作，实现锅炉程控点火，以实现锅炉安全保护装置对锅炉点火系统的保护作用；

 加强运行管理，严格规章制度，严格执行保护装置切除与投入的审批手续，确保锅炉灭火保护控制系统对锅炉主设备的安全保护作用的实现。

1.5 锅炉安全保护控制装置不能定期进行动态试验

a 目前的现状

绝大多数电厂的锅炉灭火保护控制装置自安装投入运行以来，很少进行保护装置的动态试验，即在静态试验合格的基础上，通过调整锅炉的运行工况，达到MFT动作的现场整套炉膛安全保护系统的闭试验。而是在机组大修后，只进行锅炉安全保护装置的静态试验。

b 采取的措施

按《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》12.3.3节之规定要求，各电厂应建立锅炉安全保护控制系统定期动态试验制度，制度中应明确规定出试验的目的、试验前的准备措施、试验操作步骤、试验过程中的事故预想及试验周期等，并严格执行。关于汽包水位测量与保护方面存在的问题

2.1 汽包水位的测量

a 存在的问题  汽包水位测量取样管，没有达到规程要求，即至少应有1：100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；

 目前对汽包水位的测量，均采用差压式测量方式，此种测量方式在水位测量的准确性方面，受汽温汽压的影响较大。而老机组（尤其是100MW以下容量的机组）汽包水位测量系统中，无汽包压力补偿，导致对汽包水位的测量产生较大偏差；

b 应采取的措施

 制定检修计划，利用机组大小修的机会，处理汽包水位取样管，使之安装方式，能够满足规程规定的要求；

 已采用DCS控制系统的电厂，应在对汽包水位进行压力补偿计算后，送DAS系统中予以显示；

 采用常规仪表显示的电厂，应加装具有压力补偿的智能式的汽包水位表，将汽包压力引入水位测量系统中，通过智能仪表的补偿计算，对汽包水位的进行压力补偿；

2.2 汽包水位保护

a 存在的问题

 100MW及以下机组，无汽包水位保护控制系统；

 个别电厂汽包水位保护只设有当汽包水位高二值时，联锁开汽包事故放水电动门的控制逻辑，而没作用于锅炉紧急停炉；

 200MW机组原设计汽包水位保护控制系统中水位信号取样只取单点测量，无水位信号的三取二控制逻辑；

 多数电厂对锅炉汽包水位保护控制系统不能通过用上水方法进行高水位保护实际传动试验和用排污门放水的方法进行低水位保护实际传动试验，而是采用信号短接的方法进行模拟传动试验。

b 应采取的措施

 对于100MW及以下机组，应利用机组大小修的机会，加装汽包水位保护控制装置；

 对于具有汽包水位保护控制逻辑，但没将该保护作用锅炉紧急停炉，应尽快修改保护控制逻辑，将水位高低三值作用于紧急停炉控制；对于已水位保护用于紧急停炉控制、但目前没投入该保护的电厂，应立即对锅炉水位保护控制逻辑进行检查，在静态传动试验及动态传动试验合格的条件下，投入该保护控制系统；

 对于只取单点汽包水位信号作用于汽包水位保护控制系统的电厂，应利用机组停机的机会，加装汽包水位测量装置，使汽包水位保护控制系统中的水位测量信号，满足三取二的逻辑判断方式，并且实现当有一点退出运行时，自动转为二取一的逻辑判断方式，当有二点退出运行时，自动转为一取一的逻辑判断方式；

 加强检修与运行的管理，制定具有可操作性的锅炉水位保护定期试验制度，明确锅炉水位保护动态传动试验的要求、技术措施、事故预想、试验步骤及试验周期。关于汽轮机的安全运行

3.1 汽轮机安全运行的基本情况

汽轮发电机机组的安全运行是电力安全生产的一个重要方面。为了保证汽轮机的安全运行，早在1987年电力部决定：对于200MW以上的汽轮机，监测保护系统全部采用进口设备。东北电网，也相继把大机组的监测保护系统换成了进口设备。机组的安全状况大有改观。但100MW 以下机组的监测保护装置掺差不齐：有的改用了进口设备，有的选用了较好的国产智能仪表，有的仍沿用性能很差的老型仪表，甚至有的机组监测保护项目还残缺不全。这样，安全问题就很难有保障。

由于多数人对安全问题的高度重视，加之近年来对监测保护和自动化改造的大力投入，机组运行事故明显减少。前些年频发的弯轴事故几乎不见了。但是，由于设备技术性能不同、管理维护水平不同、有关人员素质不同，安全生产的情况也不尽相同。比如，设备障碍时有发生。

当然，大事故也不是没发生过。譬如某厂200MW 机组在启动时，两次因轴向位移越限使机组跳闸。现场指挥者下令解除保护强行冲转。结果造成13～15级叶片全部脱落。又如某厂200MW 机组跳闸后，发现汽机主轴在高速旋转（司机说，起码有两千转/分）但所有转速表却全指示“0”。在这种情况下，竟有人凭长官意志下令再冲转。于是，司机就紧盯着始终指“0”的转速表将汽机转上了天。结果，整台机组报废。教训太沉痛了，但愿这沉重的代价能给那些习惯于为所欲为的人换来两个字——觉醒！3.2 保障汽机安全运行靠什么

简单地说，保障汽机安全运行，一靠设备、二靠人。具体可分两方面：

a.主、辅设备和控制设备都要满足安全运行的需要。汽轮机及其附属设备的健康状况是安全运行的基础条件。若本身有问题，监测系统再准确、控制手段再灵活，也无法正常运转。所以，首先要保证主、辅设备的完好。有缺陷应及时处理，不要带病运行。有一套准确可靠的监测保护系统是汽机安全运行的重要外界条件。它能及时发现设备出现的故障并采取应急措施（报警、联动相应设备或停机）以保护主设备不受损坏或使事故不扩大。可见，监测保护仪表的好坏事关重大。在这方面作必要的投入是值得的。它是一笔无形资产，今天花几十万，将来可能避免上千万的损失。在这个问题上，不能有侥幸心理，一旦事故发生，那将追悔莫及。提高自动化水平也是保证机组安全经济运行的重要手段。随着科学技术的发展，应当不断提高机组的自动化水平。

b.在保障“安全生产”的诸多因素中，最关键的还是人。安全管理靠人，制定安全操作规程靠人，严格按安全操作规程办事仍然是靠人。如果人人都把安全置之度外，那么任何安全都无从谈起。比如：有准确可靠的监测保护装置，你可买来改善你的保护系统，也可能不买；已有的保护项目，你可能投，也可能不投；发现了停机报警信号，你可能慎重对待、认真处理，也可能不加理睬继续转；机组自动跳闸后，你可能认真查找原因，妥善处理，也可能犯经验主义错误，凭侥幸心理强行启动。总之，要搞好安全生产，首先要提高人的素质。其中，不仅包括业务素质，也包括思想素质。

3.3 几点建议

a.中、小型机组的监测保护系统比较薄弱，应加强改造力度。有条件的可采用进口设备，经济条件有限的也可以选用国产的智能仪表。无论选用哪家产品，都要掌握一个原则——技术先进、方便实用、准确可靠。

b.有些厂采用接点压力表实现真空保护和低油压保护很不可靠，应该用压力开关。

c.大机组所配套的监测仪表现已运行多年，时间长的有十三、四年，有些元件已经老化，个别组件已有不同数量的损坏，其安全系数已经有不同程度的下降。目前，已有换代产品推出。其准确性、可靠性都比原来有所提高。特别是它们都有通讯功能，十分方便、实用。尤其适合与DCS 系统配合使用。为了确保大机组安全、稳定运行，其监测保护装置的更新换代工作应着手陆续进行。

d.安全工作应加强管理，建立考核制度，奖功罚过。放任自流不好，只罚不奖也不好，有的厂有罚有奖功过分明、值得推广。

e.严格执行有关安全的规章制度。电力部早有电力安全操作规程颁布，最近，国家电力公司又下发了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》。各厂都有机、炉、电等专业相应的运行规程。其实，只要真正严格照章办事，就可以避免事故的发生。关键是：一般工作人员要一丝不苟，不马虎从事；领导干部高度负责，尊重事实，尊重科学，注意倾听专业人员的意见，按科学规律办事，不搞唯我独尊。这样，就可以防止事故的发生。

f.事实上，有些事故的发生，真的就是人的因素占主导地位。所以，抓安全一定要从人的工作抓起。

 电网专业

发电机励磁系统

对11.13项发电机励磁系统采取如下反事故措施: 随着发电机励磁系统的改造,在更换新型励磁调节器时,首先对低励限制、过励限制、过励保护、控制通道、电源、开关等功能和环节提出具体的技术要求。确保励磁调节器的功能齐全，并且调整准确方便。在每台新型励磁调节器投入运行前，对其性能做较全面的现场联机工业性试验，试验结果要符合国家标准和电厂运行要求。已投入使用的自动励磁调节器，在机组大修后，对其低励限制、过励限制再做校验，对自动通道有备板、备份，在出现问题时，及时更换，故障板返回制造厂修复。

 锅炉专业

为贯彻该要求的精神，结合发电厂结合自身机组的特点制定了一系列的具体措施，防止突发性事故的发生。防止火灾事故 1.1 制粉系统防火

1.1.1 严格执行锅炉制粉系统防爆的有关规定，及时消除漏粉点，清除漏出的煤粉，清理煤粉时，应杜绝明火；

1.1.2 磨煤机出口温度和煤粉仓温度应严格控制在规定范围内，出口风温不得超过煤种要求的温度；

1.1.3 在运行中的制粉系统管道上严禁动火，以防止制粉系统发生爆炸；

1.1.4 在制粉系统、管道检修和清理煤粉作业中，要严格控制煤尘浓度，防止局部空间煤粉混合浓度超标，遇火源发生爆炸。

1.2 防止输煤皮带着火

1.2.1 输煤皮带应定期轮换、实验；

1.2.2 及时清除输煤皮带上下的积煤和积粉，保证输煤系统无积煤和积粉；

1.2.3 煤垛发生自然现象时，应及时扑灭，不得将带有火种的煤送入输煤皮带；

1.2.4 运行人员要按规定对运行和停用的输煤皮带进行全面巡视检查，当发现输煤皮带上有带火种的煤时，应立即停止上煤，并查明原因，及时消除，并切换输煤系统；

1.2.5 输煤皮带停用时，要将皮带上的煤走完以后再停，确保皮带不存煤；

1.2.6 燃用易自然煤种的电厂应采用阻燃输煤皮带。防止大容量锅炉承压部件爆漏事故

2.1 锅炉安全性检查

2.1.1 要求新建锅炉在安装阶段和投运1年后应进行安全性检查，发现不合理的设计、制造、安装缺陷及时予以更正，杜绝事故隐患；

2.1.2 对在役锅炉进行安全性检验，加强对锅炉承压部件的技术监督，准确掌握锅炉的安全状况，及时发现存在的问题，以便进行相应的维护、改造。2.2 防止超温和超压

2.2.1 严防锅炉在汽包低水位、过量使用减温水和超温超压条件下运行；

2.2.2 严禁在水位表数量不足、安全阀解列的状况下运行；

2.2.3 参加电网调峰的锅炉应指定相应的技术措施，使其调峰性能与实际情况相适应；

2.2.4 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；

2.2.5 机组检修中要防止作业工具、焊渣等异物进入锅炉管道而造成堵塞，引起短期超温爆管；

2.2.6 对由于长期超温，要弄清超温的原因，以便采取相应的对策。

2.2.7 锅炉大、小修或局部受热面临修后，必须根据规定进行承压部件的水压试验，以检查受热面、汽水管道及其阀门的严密性，锅炉超压水压试验和安全阀整定应制定专项安全技术措施；

2.2.8 运行人员要严格按安全技术措施的要求进行操作，以防止锅炉升压速度过快或压力、汽温失控 而造成锅炉超压超温，并严禁非试验热源进入试验现场。

2.3 防止锅炉四管泄漏

2.3.1 过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及早停运，防止扩大冲刷其他管段；

2.3.2 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；防止锅炉尾部再次燃烧事故

3.1 运行中应按燃料的性质调整燃烧，组织好炉内燃烧工况，以防止未完全燃烧产物的形成；

3.2 在锅炉起动及低负荷运行中采用燃油或煤油混烧时，尤其应注意油的完全燃烧，应加强燃烧调整和锅炉尾部烟温的监视； 3.3 应按规程规定进行吹灰，以减少可燃物沉积；防止锅炉炉膛爆炸事故

4.1 为防止锅炉灭火及燃烧恶化，应加强煤质管理和燃烧调整，稳定燃烧，尤其是在低负荷运行时更为重要；

4.2 为防止燃料进入停用的炉膛，应加强锅炉点火及停炉运行操作的监督；

4.3 保持锅炉制粉系统、烟风系统正常运行是保证锅炉燃烧稳定的重要因素；

4.4 锅炉一旦灭火，应立即切断全部燃料，严禁投油稳燃或采用爆燃法恢复燃烧；

4.5 锅炉每次点火前，必须按规定进行通风吹扫；

4.6 加强燃烧调整和防止结渣，而且保持吹灰器正常运行；

4.7 加强锅炉灭火保护装置的维护与管理；防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故

5.1 消除制粉系统及设备可能积粉的部位，注意消除气粉流动管道的死区和系统死角。

5.2 加强原煤管理，按规程规定检查煤质，并及时通报有关部门，清除煤中自然物，严防外来火源；

5.3 保持制粉系统稳定运行，严格控制磨煤机出口温度，消除制粉系统及粉仓漏风，保持其严密性；

5.4 煤粉仓和制粉系统的结构强度应能满足防爆规程规定的抗爆强度要求，以防止事故扩大；

5.5 加强对防爆门的检查与管理，保持防爆门完整、严密，门上不得有异物妨碍其动作，防爆门动作方向应避免危及人身和电缆安全；

5.6 保持制粉系统消防和充氮系统处于随时可投运状态，当制粉系统停用时，要对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护，这样才能有效地防止制粉系统的爆炸； 5.7 经常保持制粉系统及设备周围环境的清洁，不得有积粉存在。防止锅炉汽包满水和缺水事故

6.1 新建的锅炉汽包可配置具有独立测点的1～2套就地水位表和3套差压式水位表，在役锅炉汽包水位调节和水位保护的信号应采用有压力、温度补偿的 差压式水位表的信号；

6.2 水位表的安装应具有独立的取样孔，不得在同一取样孔上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；

6.3 水位表安装时，均以汽包同一端的几何中心线为基准线，必须采用水准仪精确确定各水位表的安装位置；

6.4 水位表汽水侧取样阀门安装时应使阀杆处于水平位置，以避免在阀门内形成水塞；

6.5 就地水位表的零水位线应较汽包内的零水位线低，降低的值取决于汽包工作的压力；安装差压水位表取样管时应保证管道的倾斜度不小于100：1；

6.6 禁止在连通管中段取样作为水位表的汽水取样管，且汽水取样管、取样阀门和连通管军应保温

6.7 锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。

6.8 锅炉汽包水位保护在锅炉起动前和停炉前应进行实际传动校验；

6.9为保护锅炉的安全运行，应明确规定锅炉无水位保护严禁投入启动、运行。

 汽轮机专业

近期对部分电厂进行了年底互查，其中内容之一就是二十五项反措的执行情况，经过去年的宣贯，今年的两次检查，发现情况有很大改观，表现在：

1.1 部分供热机组原来冬天供暖期间不做超速试验，现在进行了超速试验；

1.2 部分供热机组的供热抽气管道安装了快速关闭阀门； 1.3 原来不做汽门严密性试验的机组，克服困难，创造条件，进行了汽门严密性试验；

1.4 很多电厂过去不测调速汽门、主汽门、抽汽逆止门的关闭时间，现在都进行了此项测试；

1.5 大多数电厂对润滑油压低的定值进行了重新整定。

 环保专业

防止重大环境污染事故 根据目前省公司所属部分电厂存在灰场泄露、二次扬尘、灰水没有全部回收的情况，采取了如下措施：

1.1 加强对灰场的管理，防止二次扬尘

建议电厂灰场蓄水运行，防止二次扬尘，灰场分格运行，灰格满后进行覆盖、绿化植被，如北票、阜新。

1.2 加强节水工作，减少污染污水外流。

将工业废水、中和池等废水集中处理后用于冲灰，将废水二次利用；用沉淀的灰水用于喷洒灰场，防止扬尘。

有条件的电厂进行灰水回收工程，如铁岭厂完成了灰水回收工程，减少灰水外排。

辽宁电厂整改1-7#机除尘器用水系统，努力降低冲灰用水。

沈阳电厂将除渣冷却水回收。

浓缩除灰，降低灰水比，从而减少灰水排放量，如辽宁、阜新电厂。

针对以上的环保情况，落实“二十五项反措”从环保监督的角度，提出如下的建议： 加强环保监督力度，修订《环境保护工作技术监督实施细则》，把“反措”要求具体化并可操作。2.1 要求电厂每月对灰坝及其排水设施进行检查，检查有记录，并详述检查结果及处理意见，检查人及领导要签字；检查的重点内容包括灰管的磨损和接头处、各支撑装置（含支点及管桥）的状况。

2.2 加强节水措施，工业废水集中处理后，用于冲灰，减少废水排放，逐渐建设灰水回水系统；加强灰场管理，灰场蓄水运行，防止二次扬尘，并分格排灰、覆土、植被。

2.3 新灰场设施投入前必须做灰管压力试验，研究院的专工要现场参加试验并做出评价结论。

2.4 要求电厂指定灰场、灰管路等灰排水系统的允许管理方法。要求每季度向公司领导或环保专工通报灰场、灰管路等灰排水系统的情况。

电厂要进行反事故预想和反事故操作，至少每年两次。

2.5 要求环保专工每次下基层都要到灰场实地考察，了解掌握灰场、灰管路等灰排水系统情况，同时，向当地居民了解情况，是否有跑、漏灰情况，和电厂共同商谈问题解决的方案，并将该情况纳入考核。

2.6 坚强环境保护意识的宣传，提高认识。

 金属专业 实际状况：

根据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，其中和金属有关的章节为3、4、9、10，基本上都是金属监督和锅炉压力容器检验方面要求的内容。2000年各电厂根据金属监督规程和锅炉压力容器检验规程，制定了详细的检验计划，完成了预定的检验项目，全年完成指标如下：

1.1 金属受监主要部件检测率（计检37102件，实检36874件）90%。

1.2 金属受监主要部件钢号复核（5521件）率100%。

1.3 威胁安全的金属设备，部件缺陷消缺率99.87%。（应消884处，实消883处）。

1.4 全年应检发电锅炉22台，实检17台，检验率78%。1.5 全年应检压力容器398台，实检398台，检验率100%。针对山西永济、锦州，以及首钢事故的教训，在金属监督和锅炉压力容器检验方面有针对性地采取了如下措施：

2.1 及时沟通信息，把外省所发生的金属方面事故，第一时间通知到有关厂的有关部门。

2.2 推广金属监督软件以及锅炉压力容器检验软件，使金属监督和锅炉压力容器检验工作，更加有序化、系统化。

2.3 引进俄罗斯和美国的检验设备，加强炉外管道检验以及防止“四管”泄漏工作。

2.4 开展火电厂金属技术监督、考核评比工作以及锅炉压力容器检验报告评比工作。

2.5 开展创建机组锅炉压力容器安全性能检验工作，但此工作进展缓慢。从总的情况来看，辽宁省网内的锅炉以及压力容器的安全状况还是可以的。去年以来没有发生重大的人身事故，通过金属监督和锅炉压力容器检验，使很多缺陷都消灭在萌芽中。但是，不发生事故不等于没问题，主要存在如下几个方面的问题。

3.1 老旧机组问题一直是影响省网安全的定时炸弹。尽管这几年加大了检验力度，发现的缺陷都进行了处理，但还有很多厂从领导上对老旧机组重视不够。因为老旧机组问题太多，不必要投入太多的人力、物力。如由于各种原因，系统内有5台锅炉末进行定期检验，很快就要退役。抚顺发电1台、辽宁电厂2台、阜新电厂1台、大连总厂1台。

3.2 检验设备和手段落后，仍停留在检验工作当中，如何转到寿命评估中来，适应电力体制改革需要，确实值得研究。

3.3 新建机组锅炉压力容器安全性能检验工作进展缓慢。

3.4 30MW以上机组“四管”泄漏问题仍没有很好解决。措施： 4.1 加强辽宁省网金属监督的地位，使辽宁网的不同所有制电厂都应该照办。

4.2 加强新建机组锅炉压力容器安全性能检验工作，希望电厂能够积极配合。

4.3 对老旧机组进一步加大检验力度，确保不发生大事故。

4.4 积极引进新技术、新设备，使寿命评估技术和状态检验真正用到辽宁省电网。

辽宁省电力公司关于对入网及运行中绝缘子进行检测的规定

1.总则

1.1 为加强电网的抗污闪能力，降低输变电设备的污闪跳闸率，满足输变电设备和新建及扩（改）建输变电工程对绝缘子质量的要求，保障电力系统安全运行，特制定本规定。

1.2 本规定适用于10-500KV复合绝缘子、瓷及玻璃绝缘子。

1.3 设计、基建、施工及运行单位必须严格执行本规定。

1.4 省电科院高压所负责入网及运行中绝缘子的抽样检测工作。

2.入网绝缘子抽样检测

2.1 凡进入辽宁电网的绝缘子，必须进行抽样试验。抽样试验按JB3384-83《高压绝缘子抽样方案》及JB5892-91《高压线路用有机复合绝缘子技术条件》进行。

2.2 复合绝缘子抽样试验应在逐个试验合格后，按规定的试品数量随机地抽取试品，并按规定顺序进行试验，所有的抽样试验项目均采用计件二次抽样方案。

2.3 瓷及玻璃绝缘子抽样试验应在逐个试验合格后，按规定的试品数量随机地抽取试品，并按规定顺序进行试验。盘形悬式绝缘子机电（或机械）破坏负荷试验采用计量二次方案，其余试验项目均采用计件二次抽样方案；支柱绝缘子机械破坏试验项目的检查试品数大于或等于3，则该项目检查按计量二次检查程序进行，其余试验项目按计件二次检查程序进行。

2.4 复合绝缘子抽样试验项目

2.4.1 尺寸及爬电距离检查

2.4.2 锌层检查

2.4.3 锁紧销操作试验

2.4.4 额定机械负荷耐受试验

2.4.5 陡波冲击试验

2.5 瓷及玻璃盘形悬式绝缘子抽样试验项目

2.5.1 尺寸及爬电距离检查

2.5.2 锁紧销操作试验

2.5.3 温度循环试验

2.5.4 1h机电负荷试验

2.5.5 机电（或机械）破坏负荷试验

2.5.6 工频击穿电压试验

2.5.7 孔隙性试验（仅对瓷绝缘子）

2.5.8 热震试验（仅对玻璃绝缘子）

2.5.9 锌层试验

2.6 高压支柱瓷绝缘子抽样试验项目

2.6.1 爬电距离检查

2.6.2 温度循环试验 2.6.3 弯曲破坏试验

2.6.4 扭转破坏试验

2.6.5 工频击穿试验

2.6.6 孔隙性试验

2.6.7 锌层试验

2.7 判断准则

2.7.1 复合绝缘子

第一次试验时，如某项试验仅有一只绝缘子不符抽样试验项目要求，则在同一批中抽取加倍数量的绝缘子对不合格的项次重复试验（锌层试验除外），如果在第一次试验中，一项或一项以上有二只或二只以上的试验不合格时，或重复试验再出现一只或一只以上不合格时，则该批绝缘子不合格，若仅尺寸及爬电距离检查不合格时，则允许逐只精选。

2.7.2 盘形悬式绝缘子

第一次试验时，如仅有一只绝缘子不符合抽样试验项目的任何一项要求，则在同一批中抽取加倍数量的绝缘子进行重复试验，如果在第一次试验时，有二只或二只以上的试品不合格时，或在重复试验时仍有一只试品不符合规定的任何一项要求，则该批绝缘子不合格，2.7.3 高压支柱绝缘子

抽样试验中，如仅有一只绝缘子不符合抽样试验项目的任何一项要求，则在同一批中抽取其样本容量两倍数量的绝缘子进行重复试验，重复试验时如仍有任何不合格，则认为该批不合格。第一次抽样试验中，如有二个或二个以上试品不符合规定的任何一项要求，则认为该批不合格，若仅爬电距离检查不合格时，则可以精选。

2.8 其他项目的抽样检测

2.8.1 上述抽样试验项目是复合绝缘子、瓷及玻璃绝缘子有关标准中规定项目，除此而外，根据用户与生产厂家要求，还可以进行一些其他项目的试验，如人工污秽试验，水煮后的正、负极性各25次的陡波电压冲击，工频耐压试验，86%额定机械1h耐受试验等。

2.8.2 上述抽样试验判断准则为简要说明，具体可按绝缘子相关标准进行。

3.运行中的绝缘子抽样检测，3.1主要是复合绝缘子，瓷及玻璃绝缘子在运行中发生问题，也可进行有关电气和机械性能试验。

3.2 运行中的复合绝缘子的抽样检测项目，主要依据调网（1997）93号文《合成绝缘子使用指导性意见》及JB/T8737-1998《高压线路用复合绝缘子使用导则》中所规定的，其他项目使用单位可与检测单位协商进行。

3.3 运行中的复合绝缘子的抽样检测周期暂定为3-5年，不同厂家的试品数量不应少于3只。

3.4 运行中的复合绝缘子的抽样检测项目

3.4.1 外观检查

3.4.2 憎水性检查

3.4.3 自然污秽状态下的雾耐受电压试验

3.4.4 陡波冲击试验

3.4.5 额定机械负荷1min耐受试验

3.5 判断准则

3.5.1 依据调网（1997）93号文《合成绝缘子使用指导性意见》及JB/T8737-1998《高压线路用复合绝缘子使用导则》中对相关试验项目的要求。

3.5.2 试验时，任何绝缘子由其中任一项不能通过，应按JB5892抽样方法加倍抽取后重复相关内容试验，并计算绝缘子的年平均劣化率，当运行不能接受时，应及时处理，仅外观不合格时，则需对其进行复检。

第三篇：公司季度总结

公司季度总结

六个月的时间弹指一挥间就毫无声息的流逝，就在此时需要回头总结之际才猛然间意识到日子的匆匆。六个月的磨刀练阵，在过去的六个月里，我依然抱着极端认真负责的态度展开各项工作，兢兢业业，勤勤恳恳，有得也有失，有成果也有不足。现将我第四季度的工作总结如下。

思想表现

2011年07月我从学校踏入社会，来到气化厂为公司效劳，到现在最初的迷茫与不安已经消失，现在剩下的只是满腔的热情和积极工作的动力。在思想上已经从一个学生正式转变为一个职业人。在见习期间，承蒙各位领导和同事的提携和支持，我才把工作做的更好，尤其是对我的师傅王卫国和万新建，他们一直悉心的对我进行培训对我进行现场的教学和实训，在此由衷的表示感谢。

目前进入公司已经六个月，通过六个月的学习，我终于明白了理论与实践是密不可分的，再扎实的理论基础，只有应用到实践当中，才能实现它的意义。而我在这三个月当中迅速成长，完全抛开学生初入社会的自负，现在做一切事情都有从零开始的心态，目前已经具有良好的心理素质，来迎接压力和挑战。

业务技术

在过去的日子里，我努力工作，不怕吃苦，认真向师傅们学习，不懂就问。在噪音很大的现场，师傅也耐心的教我设备的工作原理及运行注意事项，有时候一遍两遍没听懂就一直教我直到我学会为止，截止目前我已经初步掌握了汽轮机的开停机，以及相关设备如给水泵、射水泵、凝结泵的工作原理及其启停切换工作。对于热电车间汽机岗位的工艺流程我也已经学会，工作之余我还应聘为车间团支部宣传员，经常把我车间的工作动态，写成文字发给《煤气化信息报》或《气化厂月刊》，在年末之际我被厂里调入了醋酸车间，开始了新的学习与挑战，现阶段我们已经完成了吸附塔的填装工作，正在对管线法兰进行气密实验，与此同时我也在迅速的学习该车间的工艺流程，及设备运行参数，尽快掌握岗位知识和操作技能，为早日开车做自己应该做的事情。存在的优缺点及改进计划

优点：工作进取心强，虚心学习，能很快上手，有相当好的知识运用能力。现场操作能力及应变能力强。工作态度认真，勤于思考，不断学习。

缺点：我工作上的不足主要有在和同事生活上的沟通不好

改进计划：

1、对其他同事的话题，了解不多。这也许是因为刚来这边的关系，暂时上还跟不上他们的节奏。但我已经体会到这无形中微妙的关系了。相信我可以在接下来的日子里取得进步。

2、对车间的工艺流程，我会继续努力学习，提升自己。3.对新车间的运行情况还了解得不够，但我相信，只要坚持不断地学习，不断地总结。我一定可以在接下来的日子里取得进步。

回首过去的六个月，有欢乐也有痛苦，但更多是充实是责任。在工作中自己更加成熟了，崭新的一年我会继续努力，艰苦奋斗为我厂的不断强大贡献自己的一份力量。以上是我第四季度的工作总结，如有写的不到位的地方，敬请各位领导批评、指导。

第四篇：继电保护装置原理及反措总结

继电保护装置原理及反措培训总结

为提高云南电网继电保护专业人员的技术水平和综合素质，公司举办了继电保护装置原理及反措培训班。本期培训由公司系统运行部（电力调度控制中心）和电力研究院主办、白云培训中心承办，培训时间从2012年11月28日至30日，培训对象为继电保护专业人员。

本次培训内容主要分为三个部分，第一部分为南方电网继电保护新规范对线路保护原理及通道配置使用情况介绍，第二部分为继电保护及二次回路反措要求，第三部分为CT特性测试原理及方法。

北京四方公司和南瑞继保主要介绍了在南网标准新规范下的高压线路保护和主变保护，通过两个公司的详细讲解，我对其公司有了初步的了解，学习了不同电压等级、不同型号的线路保护的装置原理，新规范下对通道的配置及要求，南网标准化保护的介绍，变压器保护的配置及原理。

反措主要讲述了失灵保护、主变高压侧断路器失灵联跳主变三侧、降压变增加阻抗保护的反措，了解了线路、母联（分段）、主变断路器失灵保护启动回路、失灵保护的原理及动作判据以及失灵保护的双重化配置。

电力研究院讲述了某电厂升压变零差保护误动的案例，从电流互感器的饱和进行分析估算、对其选型进行评估、分析其伏安特性试验等方面对保护动作情况进行介绍，学习了从电流互感器类型和电流互感器额定参数方面进行选择，电流互感器进行现场校验要做伏安特性、变比、极性、二次绕组内阻，学习了电流互感器的铁芯饱和有了深刻

理解。

北京博电主要对其产品进行了介绍，讲解了PCT系列互感器综合测试仪的使用方法、电流互感器的原理、影响电流互感器饱和的因素、电流互感器校核原因及方法、电流互感器特性测试原理及对比。通过北京博电的讲述，对电流互感器的的原理有了深刻理解、学会了怎样使用CT测试仪、电流互感器的特性“变比、极性、伏安特性、内阻”测试原理更为清楚，为以后的工作打下了基础。

此次的培训内容与我们的实际工作相结合，具有专业针对性。通过此次培训提高了我们的专业水平，熟识了南网标准新规范以及在新规范下对线路保护原理及通道配置使用情况，了解失灵保护相关的反措内容，学习了电流互感器的原理及CT测试仪的使用，为我们以后的工作起着指导性意义，最后感谢领导和班组给我此次培训的机会。

第五篇：六项反措防范措施

六项反措防范措施

一、防触电人身伤亡事故

防触电人身伤亡事故：

（一）严禁非电气专业人员操作电气设备。

（二）加强现场作业人员电气知识和业务技能培训，具备必要的安全知识和掌握触电急救、心肺复苏救护等紧急救护法。

（三）加强现场作业人员对风机、变电所电气系统图的学习。

（四）严格按照风机作业规程进入现场工作。

（五）严格按照电气安规中要求进行电气作业。

（六）对带电导体实施绝缘、屏护，隔离或保持足够的安全间距，或在安全电压下用电等措施防止直接触电。

（七）对带电导体实施加强绝缘，或进行电气隔离、保护接地，或使用安全电压、自动断开电源（包括保护接零、漏电保护装置）等措施防止间接触电。

（八）杜绝违章用电。

（九）严格执行两票三制制度，开工前对工作成员把任务、危险点、安全措施交待清楚，负责人要检查到位，及时发现并消除设备隐患。

（十）严格执行工作监护制度。

（十一）在对风机进行故障处理后启动风机时，要远离变频柜处。在对风机进行电气测试的时候，要通知到机舱的每一个人。

（十二）在电感、电容性设备上作业前或进入其围栏内工作时，应将设备充分接地放电后方可进行。

（十三）维护检修发电机前必须停电并验明三相确无电压，并根据安规要求装设接地线和悬挂标识牌。

（十四）在有雷雨天气时不要停留在风电机内或靠近风电机。风电机遭雷击后1h内不

得接近风电机。

（十五）风电机受潮会发出沙沙噪声，此时不得接近风机，以防感应电。

（十六）对箱式变压器及10KV线路巡视时保证足够的安全距离，以及对大风、大雾、冰冻天气对风机及集电线路的危险点预控及制定相应的防范措施。

（十七）对于永磁直驱型发电机组，检修发电机系统任何部件前必须可靠机械锁定叶轮。（十八）进行作业现场安全检查，对查出的缺陷、隐患及时进行处理，及时纠正作业中的不安全因素和违章行为，并做好记录。

（十九）对于野外作业必须保证2人及以上，携带合适的通讯工具，保持通讯畅通。（二十）开始作业前，工作负责人必须向工作成员进行“三讲一落实”宣贯，确保所有作业人员任务清楚、危险点清楚、作业程序清楚及预防措施清楚（“四清楚”）；必须对作业环境、作业任务、安全措施和安全措施交底进行确认，未经确认严禁作业。

（二十一）强化作业过程中的安全检查、监护及监督，确保作业过程中措施到位、人员到位、执行到位、监督到位（“四到位”）。

（二十二）加强对作业人员安全防护、自救互救知识培训及事故应急演练，以提高全体作业人员安全防护、自救互救和事故应急处理能力。

（二十三）新投运风机必须具备必要的防误触、碰带电设备的闭锁装置,已投运风机视具体情况进行改造。

防高空坠落人身伤亡事故：

（一）加强对现场作业人员高空作业及其注意事项培训。

（二）对起重机具、登高用具、安全工器具，尤其是防坠落滑块进行定期检测、试验工作，保证其合格。

（三）风机点检、维护、检修、运行人员都要取的登高作业证。

（四）按照《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分、电力线路部分、热力机械部分）中有关高处作业安全事项要求，落实好相关工作的各项安全措施和注意事项。

（五）严格按照工作票要求，工作负责人讲清危险点，做好防坠落安全措施。

（六）车辆、人员不要停留在风机半径120米之内和吊车口下边。

（七）风速过大、精神状态不好或者身体条件不允许情况下，禁止登塔作业，六级及以上大风或雷雨天气不得检修风电机。

（八）登塔前，要重点做如下检查： 安全带外观检查，看是否有损伤；

安全挂锁是否滑动顺畅，减震块是否损坏，将安全滑锁挂好后，登高1米后向下拉动，测试其防下坠功能正常；

在登塔之前两人要相互仔细检查安全带是否穿戴好； 检查工具包是否扎牢，是否有漏洞； 登塔时必须穿工作服，戴安全帽；

塔筒爬梯上有油、雪、水、冰时，应禁止攀登。

（九）任何时候在风机上工作都要保证至少有2人。一次只允许一个人攀爬塔架梯子，另一个人须等待第一个人爬到塔架顶部后攀爬。登塔速度不宜过快，不得两个人在同一段塔筒内同时登塔，登完一级塔筒，须将盖板盖好后继续攀登。

（十）登塔之前须将风机停机，并将就地控制柜切换至“就地”方式。

（十一）机舱作业前，安全带、工具包、油桶等物品要摆放合理。

（十二）使用吊车时候，应用检测合格的安全绳连接人与机舱内离吊车口最近的挂点，检查无误后，找好重心后方可打开吊车口。

（十三）若安全绳有可能与锋利面接触，需要采取防护措施或者更改挂点。

（十四）若吊车口处地板有油、雪、水、冰，须将地板上的和粘在鞋底上的油、雪、水、冰清理干净后再打开吊车口。

（十五）物品吊上来后，应先将吊车口盖好后，再卸下物品。

（十六）出舱作业时，需要在风速符合安全要求条件下进行，应使用加长安全带，并根

据生产厂家提供的检修维护手册上要求做好安全措施。

（十七）在登塔时，若发现爬梯存在安全隐患及时上报领导组织消除，并在班后会上告知所有人员。

（十八）处理完毕风机缺陷后，如需在机舱启动风机，启机之前需做好防坠落措施，远离吊车口、机舱出口。

（十九）使用吊车时候，必须严格按照起重吊具的管理规定执行，每次使用吊车，工作负责人必须安排人员监护，起吊过程中人员要远离吊物下方，保持足够的安全距离，并做好现场警戒工作，防止外人进入。

（二十）进入风机轮毂工作时必须在规定风速内，并按要求对机械锁紧装置进行双侧锁定。

（二十一）加强对现场检查，对查出的缺陷、隐患及时进行处理，及时纠正作业中的不安全因素和违章行为。

防止机械伤害事故：

（一）特种作业人员需要进行相关培训并考取相应特种作业操作证方可上岗作业，严禁无资质人员进行特殊作业。

（二）加强现场作业人员业务技能培训，掌握必要的安全知识和紧急救护法。

（三）作业中须严格按照《电业安全工作规程》（热力机械部分）中要求，落实各项安全措施。

（四）机械加工工作中操作人员必须熟悉加工设备的性能和正确的操作方法，严格执行安全操作规程。

（五）使用工具前应进行检查，不完整的工具不准使用。

（六）根据要求穿防砸、防滑绝缘鞋进入现场工作。

（七）大锤和手锤的锤头必须完整，且表面光滑，不得有歪斜、缺口、裂纹等情形。大锤及手锤的手柄必须装设牢固。

（八）不准戴手套或单手抡大锤，抡大锤时周围不准有人靠近。

（九）用凿子凿坚硬物体时（如各种金属、水泥等），必须配戴防护眼镜，必要时装设临时安全围栏，以防碎片打伤人。

（十）锉刀、手锯、木钻、螺丝刀等工具手柄应安装牢固，没有手柄的不准使用。

（十一）砂轮必须进行定期检查，砂轮应无裂纹及其它不良情况。砂轮机必须装有钢板制成的防护罩，禁止使用无防护罩的砂轮机。

（十二）使用砂轮机研磨时，应戴防护眼镜。用砂轮机磨工具时应使火星向下，不准用砂轮侧面研磨工具。

（十三）操作人员应站在锯片的侧面，锯片应缓慢靠近被加工物体，不准用力过猛。

（十四）使用锯床时，必须把工件安装牢固，不准戴手套操作。

（十五）使用锯床时，工件必须夹牢，长的工件两头应垫牢，以防止工件锯断时伤人。（十六）各种加工机械附近要设有明确的操作注意事项。

（十七）在清理金属碎屑时，必须等转动设备停转才可清理。不准用手直接清理，要用专用工具。

（十八）为了保证有安全的工作条件、防止发生事故，必须严格执行工作票制度。作业前应认真进行作业风险预控分析，工作负责人根据作业内容、作业方法、作业环境、人员状况等分析可能发生危及人身或设备安全的危险因素，采取有针对性的措施，预防事故的发生，安全管理人员要到位检查。

（十九）在转动设备系统上进行检修和维护作业时做好以下工作：

在进行转动设备检修过程中，应做好防止机器突然启动的安全措施，将检修设备切换到就地控制，与相关设备和电源断开，并挂“禁止合闸，有人工作”警告牌。对风机驱动轴系作业前，需要严格按照风机厂家技术说明书相关内容做好激活高速轴刹车，锁定低速轴，按下紧停按钮等相关安全措施。

在检查和清理传动设备时，应防止人身触及皮带或其他转动部位，禁止在传动设备上行

走和传递工具。

防止交通事故：

（一）制订防止交通事故和季节性安全行车防范措施。

（二）定期对车辆进行保养、维护和检修，确保车辆的制动、灯光、转向等安全装置完好、可靠。

（三）建立健全交通安全监督、考核、保障制约机制，必须实行“准驾证”制度，无本企业准驾证人员，严禁驾驶本企业车辆。落实驾驶员安全责任制，对所管辖车辆和驾驶员能够进行有效制约。

（四）定期对驾驶员进行交通安全法规培训，对发生的各类交通事故进行分析、学习，有针对性提出应对措施。

（五）通勤车辆配备消防器材和应急锤等应急工具，驾驶员必须熟练掌握灭火技能。

（六）通勤车辆驾驶员要认真落实车辆出车前、行车中和收车的“三检查”制度，重点检查安全装置的完好状况，发现危及交通安全问题，必须及时处理，严禁带安全隐患行驶。

（七）养成乘车就系安全带习惯，严禁驾驶员酒后驾车、私自驾车、无证驾车、疲劳驾车、超速行驶、超载行驶；严禁人货混载。

（八）极端天气或道路情况不适合行车情况下，禁止出车。

（九）遵守交通法规，车辆上路行驶时心平气和，礼让三分。

（十）恶劣天气情况下，尽可能避免夜间出车。

（十一）通勤车等常用车辆应备有急救箱，根据风电场所处区域的气候条件备有防滑链、铲雪锹。

二、防止风力发电机组火灾事故

第一条 为了防止风力发电机组火灾事故的发生，应逐项落实《电力设备典型消防规程》（DL5027－93）以及其他有关规定。

第二条 建立健全安全防火各项规章制度、应急预案，并定期组织火灾应急预案

演练，坚持设备定期巡视检查，巡检项目中应包括风机防火检查。

第三条 第四条 在风机内醒目部位悬挂“严禁烟火”的警示牌。

巡检中对母排、并网接触器、励磁接触器、变频器、变压器等一次设备动力电缆连接点及设备本体可能发热引发火灾的部位，要定期用红外线测温仪进行温度探测，每年应采用红外成像仪对可能发热引发火灾的部位做一次温度探测。

第五条 远程监控人员应定期监控设备轴承、发电机、齿轮箱及机舱内环境温度曲线变化，发现异常升高现象，应立即登机进行检查。

第六条 风机一次设备过流保护装置定值应符合规定，并定期校验。保险应按技术要求进行更换，不得擅自改变容量。

第七条 加热器应安装在远离油系统、电缆通道等易燃设备的地点。距离较近时，应有可靠的阻燃隔离措施。

第八条

禁止带火种进入风机。风机内避免使用明火作业。特殊情况下必须使用明火时，要办理动火工作票，并应有可靠的防火安全措施。

第九条

风机内应放置适用于电器设备火灾的消防器材，定期进行检查，保证消防器材完好。

第十条 新建工程风电设计及风机定货时，应具有机舱火灾预警系统和机舱自动灭火系统。已投产机组没有上述功能的要逐步进行改造。

第十一条 第十二条 第十三条 第十四条 第十五条 封。

第十六条 严格按正确的设计图册施工，做到布线整齐，各类电缆按规定分层布置，机舱内保温材料必须用阻燃材料。风机内禁止存放易燃物品。

定期检查风机各部分接地连接片连接正常。风力发电机组机舱、塔筒内必须选用阻燃电缆。

靠近加热器等热源的电缆应有隔热措施，靠近带油设备的电缆槽盒应密

电缆的弯曲半径应符合要求，避免交叉。

第十七条 机舱通往塔筒穿越平台、柜、盘等处的所有电缆孔洞和盘面之间的缝隙（含电缆穿越套管与电缆之间缝隙）必须采用合格的阻燃材料封堵。

第十八条 第十九条 发热。

第二十条 第二十一条 第二十二条 定期检查风力发电机组电缆的绝缘情况。线槽盒、通道应保持清洁，禁止堆放杂物。

按规定对风力发电机进行维护、预防性试验。防止定、转子相间接地或电缆通道应采取分段阻燃措施。

按规定对电缆接线端子力矩进行检查，防止螺栓松动造成接触电阻增大绝缘损坏造成短路，引发火灾。

第二十三条 第二十四条 引发火灾事故。

第二十五条 洗、擦拭设备。

第二十六条 第二十七条 钢纸垫进行密封。

第二十八条 第二十九条 第三十条 必须更换。

第三十一条 油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。禁止在机舱内油管道上进行焊接工作。油系统应保证严密不漏油。

禁止使用胶粘、打卡子等方法处理油管泄露故障，非金属油管破损油系统应避免使用法兰连接，禁止使用铸铁材料备件。

油系统法兰禁止使用塑料垫、橡胶垫（含耐油橡胶垫）和石棉纸、在风机内应使用非易燃清洗剂，不准使用汽油、酒精等易燃物品清加强发电机冷却设备的维护及各部位温度监视。

定期检查、清扫集电环，及时更换磨损严重的碳刷，防止出现环火油系统加热温度应根据油品种类严格控制在允许温度范围内，并有可靠的超温保护措施。

三、防止风力发电机组倒塔事故

第一条 风机塔筒及主机在设备选型时应符合设计要求，在招标时应选择技术成熟、厂商具有专业资质的设备；在施工时，应严格遵循安装作业指导要求进行安装，规范浇注、焊接等工艺，使用强度高于或等于设计要求水泥，拒绝使用强度低于设计要求的连接件，预紧力矩和最终力矩要按照要求的顺序和时间间隔完成；在维护时，须认真按照维护作业指导书要求进行力矩校准、油脂添加、定值核对及机械和电气试验等工作，定期开展技术、质量监督工作，以防止此类重大设备事故发生。第二条 风机设计必须由具备相关专业资质的机构进行,遵守〔发改委能源局1403号〕关于《风电场场址工程地质勘察技术规定》相关规定。同时要考虑塔筒防腐、覆冰等极端因素。

第三条 第四条 第五条 第六条 风机塔筒在招标选型时要选择技术成熟、质保体系完整的制造厂。塔筒必须由具备专业资质的机构进行监造和监检，不得自行监理。禁止塔筒生产厂将塔筒分包加工，如有必要须经业主批准同意。在塔筒采购协议中母材、高强螺栓、焊料等关键部件必须由具备相应资质的供应商提供。

第七条 塔筒钢板材料下料前进行无损检测（≥40mm厚的板必须进行100%超声波探伤），环锻法兰入厂应进行几何尺寸及100%超声波探伤及100%磁粉探伤检验（含法兰脖的坡口处），材料代用应办理代用手续，并经业主审批认可。

第八条 在塔筒制作过程中，加强生产中的下料、筒节卷制、焊接、组对、喷砂、防腐涂层等过程控制，严格执行法兰内倾、平面度、平行度检测，喷砂除锈检查、防腐涂层检测标准。

第九条 焊接开始前制造厂要按标准要求做焊接工艺评定、塔筒加工制造的焊接工艺规程（WPS）及作业指导书，工艺评定应覆盖产品施焊范围；塔筒焊接材料进厂后要按标准进行理化复验（化学成分和机械性能）；焊接过程中按相应的技术要求对焊缝做无损探伤。

第十条 证明文件。

第十一条 油漆、热喷锌材料等防腐材料应从正规厂家购买，要有完整的质量风机基础浇筑时，施工监理应进行全过程旁站监督，确保风机基础施工工艺符合规范要求。

第十二条 第十三条 风机基础的养护应严格按照规范执行，并做好养护记录。对于直埋螺栓型风机基础，地锚笼施工时，所有预埋螺栓紧固力矩应该100%检验,并且所有预埋螺栓必须进行防腐处理。

第十四条 第十五条 风机基础回填必须严格按照设计手册的相关要求执行。

基础施工完毕后，当基础混凝土强度、接地电阻测试结果及基础环上法兰水平度均合格后方可进行机组吊装作业。

第十六条 第十七条 现下沉等现象。

第十八条 设备。

第十九条 安装作业必须由具备设备安装企业二级及以上资质的单位进行，特设备卸车后，设备的包装应及时恢复，防止风沙雨雪、杂物等进入塔筒进场后，详细检查设备防护罩、塔筒法兰、米字支撑固定情况。设备卸车位置的地面强度应平整坚实，有足够的承载力，不允许出种作业人员必须持证上岗，如：起重工、起重指挥、焊工等。

第二十条 卡环应定期更换。

第二十一条 塔筒连接的高强度螺栓必须有第三方检验；风机的所有螺栓应严格起重前对起重设备和锁具的规格、技术性能进行检查，吊点螺栓、按照风机制造厂提供的安装手册进行紧固，螺栓的紧固顺序与紧固力矩应严格遵照安装手册执行。

第二十二条 塔筒吊装后的质量验收应根据风机安装作业指导书和相关标准对塔筒螺栓力矩、焊缝进行复查。

第二十三条 风机吊装后1—3个月内必须对所有塔筒螺栓进行力矩校对，以后运行中风机至少每月对塔筒螺栓松紧情况进行一次检查。

第二十四条 风机质保期内的定期检查工作，特别是3个月、6个月、12个月（检验周期根据风机厂家技术说明）等定期检验，应加强对螺栓力矩和塔筒探伤的检查；每次定期检验项目必须包括有关安全回路的测试和各塔筒连接部件的检查。

第二十五条 风机调试必须完整有效的检测风机上的全部保护功能，特别是有关安全的重要环节，必须做到逐一验证其有效可靠；对于超速保护、振动保护应从检测元件、逻辑元件、执行元件进行整体功能测试，禁止只通过信号的测试代替整组试验。

第二十六条 第二十七条 检测。

第二十八条 第二十九条 定期对塔筒外部进行检查，发现损伤及脱漆现象应及时处理。每次暴雨、台风、地震等恶劣自然灾害发生后，应立即开展风电场任何情况下，禁止风机在重要保护功能退出时运行。

每年对风机基础沉降、塔筒垂直度、塔筒螺栓力矩、塔筒焊缝进行边坡、基础、道路等安全检查，发现隐患须立即进行处理，确保风机安全。

四、防止风力发电机组轮毂（桨叶）脱落事故

第一条 为防止风机发生轮毂（叶片）脱落事故，应加强风机设备巡检和定检的管理工作，优化设备修复工艺，对预投产和已投产项目全面开展机务技术监督、质量监控工作。特殊天气过后，加强对轮毂、叶片巡检。第二条 第三条 查。

第四条 第五条 巡检过程中加强对桨叶外观和声音的检查。

出现雾、雪等可能导致桨叶覆冰的天气，应加强对风机桨叶的检查，建立完善的风机巡检制度，巡检项目中应包括轮毂（叶片）的检查。巡检中发现有螺栓松动、损伤、断裂现象时，采用专用设备全面检发现叶片覆冰应立即停机处理，直至覆冰消除后方可启动风机。

第六条 监控人员要实时监控机舱振动、风机功率、主轴承温度等参数，发现异常，应登塔检查。

第七条 第八条 风机。

第九条 不被破坏。

第十条 第十一条 质量关。

第十二条 抽检。

第十三条 根据各类机型厂家技术规范要求，定期对螺栓进行紧固。若发现螺定期采用探伤设备对螺栓进行检查，定期对轮毂系统进行金属探伤更换叶片时，应尽可能成组更换。

叶片及轮毂采购不许转包，如采用外委维修，应设专人监理，严把桨叶损坏修复时，应控制修补材料重量，保证修复后叶片组动平衡若风机达到极限风速并未停止，必须采取强制措施停止风机运行。发生风机超速故障停机后，应登塔查明原因，故障未消除禁止启动栓松动或损坏，按风机厂家技术规范要求进行处理。

由于振动触发安全链导致停机时，未经现场叶片和螺栓检查不可启动风机。

五、防止风力发电机组叶轮超速事故

第一条 当风机转速超过超速保护模块设定转速值并继续上升时，即会发生严重的超速事故。风机发生严重超速会导致“飞车”事故的发生，属风电厂重大恶性事故，其后果往往是整台机组毁灭性的损失。严重超速事故的发生，主要是在运行中突然甩负荷、发电机与系统解列，超速保护模块参数设置过大，转速传感器、刹车系统、变桨系统失效及风机超速试验时控制不当的情况下发生的。第二条 防止此类事故的发生，要重点组织好风机调试时超速试验，做好风机定检工作，参数核对工作。

第三条 查。

建立完善的风机巡检制度，巡视检查项目中应包括防止飞车事故检

第四条 元件性能完好无损。

第五条 巡视检查中，认真检查刹车系统、转速检测装置各元件，确保各个在大风季节加强远控监督，若发现风速变化频繁经常触发急停停机，应停止风机运行，避免因频繁启停机组冲击导致超速保护系统元件损坏而失灵。

第六条 第七条 第八条 必须在主轴和高速轴上分别装设转速检测装置，确保装置完好无损。必须有两套及以上的独立超速保护控制系统。

在风机调试期间必须做超速保护试验，确保超速保护全部可以正常工作，方可起机运行。并按厂家要求时间间隔，定期做超速试验。

第九条 工作良好。

第十条 第十一条 第十二条 第十三条 第十四条 不允许擅自解除控制系统的任何保护。

不允许擅自改动任何保护定值。定期对主控柜内超速模块进行检查。

刹车装置固定良好，无松动。

刹车片厚度符合要求，刹车间隙调整适当，不符合技术标准的刹车弹性联轴节、复合联轴器联接牢固、可靠，确保转速差动保护系统盘、刹车蹄块要及时更换。

第十五条 第十六条 位置。

第十七条 第十八条 确保变桨控制策略能有效应对突发性风速变化情况。

若桨叶卡位、回收不到位导致转速不能降低，应采取偏航手段，使 刹车动作无异常，且反馈信号与动作执行指令状态保持同步。

定期测试急停按钮，保证触发急停按钮桨叶能迅速、准确回到预定风机机头偏离主风向，趋近于垂直主风向的位置。

第十九条 第二十条 定期检查后备电池电压及单个电池好坏。

如经常性发生刹车片报警，应及时检查刹车片，并对其控制系统进

行检查。

第二十一条 液压系统有未明故障、缺陷的风机严禁采用退保护或改定值做法再次将风机投入运行。缺陷或故障处理后必须校验各电磁阀在规定油压下动作的可靠性。

第二十二条 的方式停机。风机超出规定转速及时间值，超速保护拒动，应采用自动联锁偏航

六、防止全场停电的反事故措施

第一条、防止全场停电，重在预防。一要从方式上防止事故发生，减少异常方式运行次数，缩短异常方式运行时间，做好事故预想。二要在系统或设备出现异常时，采取针对性措施。三是即使发生事故，也要在最短时间内将事故限制在最小范围内。认真落实各种反措，做好日常设备维护，保证系统运行方式正常。另外，对于可能引发全厂停电的系统、设备和倒闸操作，也要引起特别重视，并制定针对性措施。

第二条、运行值班人员要严肃值班纪律，严格执行有关规章制度，加强变电所及运行机组的设备巡回检查，及时发现设备隐患。值班员在进行变电所及运行机组的设备巡回检查时，要始终保持与主控制室的通讯正常。

第三条、发现设备缺陷，要及时向值班长及有关领导汇报，缺陷处理严格执行工作票制度，重要缺陷处理有关领导到位监护，保证设备在健康状态下运行。第四条、对于继电保护、安全自动装置、直流设备要加强维护和检查，保证其可靠运行。

第五条、对外委项目部用电、变电所动力电源及其它负荷加强检查，保安电源系统要始终处于完好备用状态，保证其工作可靠。

第六条、加强对备用变的检查和管理，发现异常及时联系处理，确保备用变随时可用。

第七条、变电所倒闸操作，严格执行操作票制度，加强监护防止误走间隔，防止带

地线合刀闸，防止带负荷拉刀闸等误操作事故的发生。尤其切换厂用负荷时，防止变压器低压侧并列运行，造成变压器损坏。

第八条、加强电脑钥匙和解锁钥匙的管理，保证电脑钥匙传输准确。在使用解锁钥匙时必须经过有关领导同意，并做好记录。

第九条、值班人员要对工作任务单、工作票的数量、工作票所要求措施做到心中有数，接地刀闸和临时接地线的装设要清楚。

第十条、对变电所的刀闸触头,高、低压配电盘母线,变压器套管引线,各导线接头等定期进行温度测试，及时发现设备隐患。

第十一条、加强对电气设备参数监视，特别是变压器、断路器等设备的色谱、气压和油压监视、监督，确保该类设备正常运行。

第十二条、天气状况发生变化时，要加强巡检次数，并做好记录,发现问题及时向值班长及有关领导汇报。

第十三条、当发生事故时，按照变电所运行规程、调度规程、继电保护规程在电网调度的统一指挥下进行事故处理，避免事故扩大。

第十四条、与调度部门保持良好的通讯联系，及时沟通系统运行状况，保证事故处理顺畅。

第十五条、加强对厂用备用变（电业局属设备）的巡视检查，以保证备用电源良好；要加强监测厂用电备用母线电压情况。定期对全场停电的事故预案进行预演。