电力二十五项反措详细说明

电力二十五项反措详尽说明电力二十五项反措详尽说明PAGE/NUMPAGES电力二十五项反措详尽说明防备电力生产重要事故的二十五项重点要求年月+\目录防备火灾事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备气操作事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备大容量炉承零件爆漏事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备力容器爆破事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备炉尾部再次燃事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备炉炉膛爆炸事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备制粉系爆炸和煤爆炸事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备炉汽包水和缺水事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备汽机超速和系断裂事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备汽机大弯曲、瓦事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备机坏事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备分别控制系失灵、工保拒事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备保事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备系定破坏事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备大型器坏和互感器爆炸事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备开关事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备接地网事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备倒杆塔和断事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备枢所全停事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备、水淹厂房及厂房坍塌事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备人身亡事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备全厂停事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备交通事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯防备重要境染事故⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯+\防备电力生产重要事故的二十五项重点要求防备火灾事故1.1加强防火组织和消防设备管理1．1.1各单位应成立防备火灾事故组织机构，公司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成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。1．1.2必须有完善的消防设备和成立训练有素的群众性消防队伍，编制公司各重点部位的防火应抢救援预案，加强防火组织和消防设备管理，力争在起火初期实时发现、实时扑灭；并使当地公安部门认识掌握电业部门火灾抢救的特点，以便实时扑救。消防设备应定期检查，实时改换过期设备，禁止使用过期设备。在新、扩建工程 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 中，消防水系统应同工业水系统分开，以保证消防水量、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，并定期检测生产地区最高处消防水压力，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举措，保证分支管路随时可用。厂区重要道路应设为环形，或许设有回车道、回车场，保证消防通道通畅。发电厂应配备必要的正压式空气呼吸器和防火服，以防备灭火中人员中毒、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举措，根绝电缆着火、延伸事故。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》（GB50229－1996）和《火力发电厂设计技术规程》（DL5000－2000）中的有关规定进行设计。严格按照设计要求达成各项电缆防火举措，并与主体工程同时投产。主厂房内架空电缆与热体管路应保持足够的距离，控制电缆不小于0.5m，动力电缆不小于1m，不能知足要求时必须采取可靠的隔绝举措。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、油气管道以及其余可能惹起着火的管道和设备；电缆夹层内必须有优秀的通风设备。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，宜采用阻燃电缆。严格按最新版本设计图册施工，做到布线齐整，各类电缆按规定分层布置，电缆的弯曲半径应吻合要求，防止任意交错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空隙（含电缆穿墙套管与电缆之间空隙）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，必须从头恢复封堵。扩建、更改工程敷设电缆时，应加强与运行单位亲密联系，对贯串在役机组产生的电缆孔洞和损害的阻火墙，应实时恢复封堵。1.2.9电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔绝，对敷设在隧道和厂房内构架上的电缆要采取分段阻燃举措。1.2.10凑近高温管道、阀门等热体的电缆应有隔热举措，凑近带油设备的电缆沟盖板应密封。1.2.11成立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项 规章制度 食品安全规章制度下载关于安全生产规章制度关于行政管理规章制度保证食品安全的规章制度范本关于公司规章制度 。重要的电缆隧道、夹层应安装温度火焰、烟气监督报警器。坚持定期对电缆夹层、沟的巡视检查，对电缆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分，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，并有可靠的防火举措。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独自铺设。1.3汽机油系统防火油系统应尽量防止使用法兰、锁母接头连结，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）。油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫；宜采用厚度1mm～2mm的隔电纸、青壳纸、高密度硬质耐油石棉垫或其余耐油、耐热和耐酸的材料（汽机）。油管道法兰、阀门及可能漏油部位邻近不准有明火，必须进行明火作业时,要办理动火作业举措票，并采取有效的防火举措，邻近的热力管道或其他热体的保温牢固完整，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余热体一同保温。(技术中心改正建议-增加部分）1.3.4禁止在与系统连结或未经冲刷洁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，并采取有效的防火举措。在拆开的油管上进行焊接时，必须采取可靠的隔断举措并查验管道内无可燃物（油、可燃气体），近油源侧的法兰应拆开通大气。油管道法兰、阀门及运转设备、调速系统等应保持严实不渗漏油，如有渗漏油应实时办理，严防漏油渗透至下部热体保温层内。油管道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其余热体，这些热体的保温必须齐备，保温外面应包金属皮，并定期检查保温层情况。检修时如发现保温材料内有渗油时，应除去漏油点，并改换保温材料。事故排油阀应设两个串连钢质明杆阀，其操作手轮不允许加锁并应挂有显然的“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）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。在机组的各样运行工况下,应保证油管道自由膨胀。汽机油系统管道上引出支管路时，应加装接收座（材料、技术中心改正建议）。压力表管应尽量减少交错，防备运行中振动磨损。压力表管的壁厚和接头，应知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破坏发生漏油时，凡不能与油系统隔断办理或热力管道已渗入油，威胁机组安全时，应立刻停机办理。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，如有应实时办理。检修时，要重视对油管接口等薄弱部位的检查。1.3.13油管路材料应经查验吻合设计，管子应经确认无缺陷，安装、检修焊缝应进行100%无损探伤检查并保证无超标缺陷；油管路有震动现象是应查明原因予以除去；检修时，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、汽机改正建议-增加部分）1.4燃油罐区及锅炉油系统防火+\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 档案管理制度下载食品安全管理制度下载三类维修管理制度下载财务管理制度免费下载安全设施管理制度下载 。油区内明火作业时，必须办理动火作业举措票，并应有可靠的安全举措。1.4.3油区内不准搭建临时建筑，禁止寄存易燃物。防火堤内严禁植树。油区内绿化、其他设备不应妨碍消防操作。1.4.4油区的电气设备（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。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。燃油罐区及锅炉油系统的防火还应恪守第、1.3.6、1.3.7和1.4.8条的规定。燃油系统的软管，应定期检查改换，油罐呼吸阀要定期检查维修。1.5制粉系统防火严格执行《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。实时除去漏粉点，除去漏出的煤粉。清理煤粉时，应防止煤尘飞扬，并根绝明火。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，以防备煤粉爆燃或抑制煤粉焚烧。在粉、煤仓走空时，要有防备制粉系统失压或炉膛火焰回火的举措。制粉系统内检修时，必须保证积粉完全除去，并与有关的制粉系统可靠地隔断，制粉系统可靠接地，通风优秀。1.6防备氢气系统爆炸着火严格执行《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。氢冷系统和制氢设备中的氢气纯度、含氧量必须吻合《氢气使用安全技术规程》（GB4962—1985）和生产厂家的要求。在氢站或氢气系统邻近进行明火作业时，应有严格的管理制度。明火作业的地址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。制氢场所应按规定配备足够的消防器材，并按规定检查和试验。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备举措的工具。密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦空隙必须调整合格。空、氢侧备用密封油泵应定期进行联动试验。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。禁止经过排污阀向室内排氢。要检查并除去制氢站和机房内表柜顶部“窝氢”的空间。1.7防备输煤皮带着火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、积粉应实时清理，保证皮带不存煤。1.7.2煤场应配备成套的喷水装置，运行可靠，防备煤垛自燃。煤垛发生自燃现象时应实时扑灭，不得将带有火种的煤送入输煤皮带。燃用易自燃煤种的电厂应采用阻燃输煤皮带。+\应经常清扫输煤系统、辅助设备、电缆排架等各处的积粉。1．8防备脱硫塔安装过程中的火灾（锅炉）1．8．1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，认识材料的特性，掌握消防灭火技术。1．8．3在脱硫系统施工时，应防止安装和防腐工程同时施工。1．8．2施工场所的电线、电动机、配电设备应吻合防爆要求。1．8．4在防腐工程施工时，应划出50m的禁火地区，禁止一切明火操作。2防备电气误操作事故为了防备电气误操作事故的发生，应逐项落实《电业安全工作规程》、《防备电气误操作装置管理规定（试行）》(能源安保[1990]1110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 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 化、管理规范化。2.2严格执行调动命令，操作时不允许改变操作次序，当操作发生疑问时，应立刻停止操作，并报告调动部门，不允许任意改正操作票，不允许排除闭锁装置。2.3应联合实际拟订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，保证已装设的防误闭锁装置正常运行。2.4成立完善的万能钥匙使用和保存束度。防误闭锁装置不能任意退出运行，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，并应按程序赶快投入运行。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断路器或隔走开封闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断路器或隔走开关的辅助触点；操作断路器或隔走开关时，应以现场状态为准。2.7对已投产尚未装布防误闭锁装置的发、变电设备，要拟订确实可行的规划，保证在1年内全部达成装设工作。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备，性能应优秀。2.10应配备充分的经过国家或省、部级质检机构检测合格的安全工器具和安全防备用具。为防备误登室外带电设备，应采用全封闭（包括网状）的检修临时围栏。2.11加强岗位培训，提高人员的技术素质，要求持证上岗。防备大容量锅炉承压零件爆漏事故为了防备大容量锅炉承压零件爆漏事故的发生，应严格执行《特种设备安全监察 条例 事业单位人事管理条例.pdf信访条例下载信访条例下载问刑条例下载新准则、条例下载 》、《蒸汽锅炉安全技术监察规程》、《压力容器安全技术监察规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612—1996）、《电站锅炉压力容器查验规程》（DL647—2004）、《火力发电厂金属技术监察规程》（DL438—2000）以及其他有关规定，把防备锅炉承压零件爆破泄露事故的各项举措落实到设计、制造、安装、运行、检修和查验的全过程管理工作中，并重点要求如下：3.1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年后要联合检查性大修安全性能检查。在役锅炉联合每次大修展开锅炉安全性能查验。锅炉查验项目和程序按《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612—1996）、《电站锅炉压力容器查验规程》（DL647—2004）进行。3.2防备超压超温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，运行规程中应拟订有相应的技术举措。按调峰设计的锅炉，其调峰性能应与汽轮机性能相匹配；非调峰设计的锅炉，其调峰负荷的下限应由水动力计算、试验及焚烧稳定性试验确定，并拟订相应的反事故举措。3.2.3对直流锅炉的蒸发段、分别器、过热器、再热器出口导汽管等应有完整的管壁温度测点，以便监督各导汽管间的温度偏差，防备超温爆管。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拟订专项安全技术举措，防备升压速度过快或压力、汽温失控造成超压超温现象。锅炉在超压水压试验和热态安全阀整准时，严禁非试验人员进入试验现场。3.3防备设备大面积腐化严格执行《火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察导则》DL/T561-1995）、《火电厂汽水化学导则》(DL/T805.1～805.4-2004)、《电力基本建设热力设备化学监察导则》（DL/T889-2004）等标准，加强水汽品质的化学监察。（化学）凝固水的精办理设备严禁退出运行。按规程要求，凡装有凝固水精办理设备的机组，全部凝固水应进行精办理。在凝汽器管发生泄露，凝固水品质超标时，应按照“三级办理”的原则，实时查找、堵漏，严重泄露时，必须实时停运机组。（化学）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冲洗导则》(DL/T794-2001)的要求实时安排化学冲洗，防备发生垢下腐化及氢脆。按照《发电厂热力设备化学冲洗单位管理规定》(DL/T977-2005)，化学冲洗单位必须具备相应资质，应做好化学冲洗全过程的质量监察。（化学）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，防备炉管停用腐化。（化学）加强锅炉焚烧调整，改良贴壁氛围，防止高温腐化。安装或更新凝汽器铜管前，要对铜管全面进行探伤检查。3.4防备炉外管道爆破加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应剖析原因，实时采取举措。当炉外管道有漏气、漏水现象时，必须立刻查明原因、采取举措，若不能与系统隔绝进行办理时，应立刻停炉。3.4.2定期对导汽管、汽联系管、水联系管、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、冲刷减薄或材责问题）应实时采取举措。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、内壁冲刷和外表腐化现象的检查，发现问题实时改换。3.4.4按照《火力发电厂金属技术监察规程》，对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径零件及其有关焊缝进行定期检查。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实时查明原因，采取举措予以除去，并对震动管路波及范围内焊缝进行查验。（材料）对于易惹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，宜联合检修全部改换。要加强锅炉及大口径管道制造和安装质量监察、检查，防备由于材质不良、制造+\缺陷及遗留异物等惹起的爆破事故；电站管件制造本单位应拥有有关的资质证书。（材料、技术中心、锅炉）要认真进行锅炉监察造、安全性能查验和竣工查收的查验工作。加强焊工管理及完善焊接工艺质量的评定。根绝无证（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、热办理及焊接查验应吻合《火力发电厂焊接技术规程》有关规定。在检修中，应重点检查可能因膨胀和机械原因惹起的承压零件爆漏的缺陷。定期对喷水减温器检查，防备减温器喷头及套筒断裂造成过热器联箱裂纹。加强锅炉安全监察工作，锅炉第一次投入使用前必须到有关部门进行注册登记办理使用证。在役机组应防备材质老化惹起的爆管事故。3.5防备锅炉四管漏泄严格执行《防备火电厂锅炉四管爆漏技术导则》（能源电[1992]1069号）、《火力发电厂锅炉受热面管监察查验技术导则》（DL/T939—2005）。过热器、再热器、省煤管发生爆漏时，应提早停运，防备扩大冲刷破坏其他管段。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结及焚烧器悬吊机构，发现问题实时办理。防备因水冷壁晃动或焚烧器与水冷壁鳍片处焊缝受力过载拉裂而造成水冷壁泄露。3.6达到设计使用年限的机组和设备，必须按规定对主设备特别是承压管路进行全面检查和试验，组织专家进行全面安全性评估，经主管部门审批后，方可持续投入使用。3.7按照《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612—1996）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监工程师，并持证上岗。3.9检修中，应付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，防备氧化产物沉积堵管惹起的过热爆管事故。（材料）防备压力容器爆破事故为了防备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》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612—1996）、《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防备超压。4.1.1根据设备特点和系统的实际情况，拟订每台压力容器的操作规程。操作规程中应明确异样工况的紧迫办理方法，保证在任何工况下压力容器不超压、超温运行。各样压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。运行中的压力容器及其安全附件(如安全阀、排污阀、监督表计、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经总工程师批准，保护装置退出后，推行远控操作并加强监督，且应限期恢复。除氧器的运行操作规程应吻合《电站压力式除氧器安全技术规定》(能源安保[1991]709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。使用中的各样气瓶严禁改变涂色，严防错装、错用；气瓶立放时应采取防备倾倒的举措；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吻合要求。使用溶解乙炔气瓶者必须配置防备回火装置。压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。+\压力容器上使用的压力表，应列为计量强制查验表计，按规定周期进行强检。联合压力容器定期查验或检修，每两个查验周期起码进行一次耐压试验。检查进入除氧器、扩容器的高压汽源，采取举措除去除氧器、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，应能知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，防备制氢设备系统爆炸。对制氢系统及氢罐的检修要进行可靠地隔绝。4.2.3氢罐应按照《电站锅炉压力容器查验规程》（DL647—2004）的要求进行定期查验，重点是壁厚测量，封头、筒体外形查验。防备腐化鼓包。4.2.4氢气管道宜架空敷设；地沟敷设的管道，应有防备氢气泄露，聚集或窜入其他沟道的举措。（化学）4.2.5氢系统吹洗置换、放空降压，必须经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在役压力容器应联合设备、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》(DL612—1996)的规定，推行定期查验制度。4.3.1火电厂热力系统压力容器定期查验时，应付与压力容器相连的管系进行检查，特别应付蒸汽入口邻近的内表面热疲劳和加热器疏水管段冲刷、腐化情况进行检查，防备爆破汽水喷出伤人。4.3.2禁止在压力容器上任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，应先核算其构造强度，并参照制造厂工艺拟订技术工艺举措，经锅炉监监工程师鉴定、总工程师批准后，严格按工艺举措实施。停用超过2年以上的压力容器从头启用时要进行再查验，耐压试验确认合格才能启用。在订购压力容器前，应付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“监检证书”要加强对所购容器的质量查收，特别应参加容器水压试验等重要项目的查收见证。4.3.5对在役压力容器查验中，安全状况等级评定达不到监察使用标准(三级)的，要在最近一次检修中治理升级，查验后定为五级的容器应按报废办理。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器，严禁投入使用。（此处删掉部分内容）防备锅炉尾部再次焚烧事故5.1锅炉空气预热器的传热元件在出厂和安装保存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，应将杂物彻底清理洁净，经制造、施工、建设、生产等各方查收合格后方可投入运行。5.3展转式空气预热器应设有可靠的停转报警装置、完善的水冲刷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结，热态需要时投入蒸汽进行隔断空气式消防。展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，油焚烧器必须配有调风器及稳燃器，保证油枪根部焚烧所需用氧量。新安装的油枪，在投运前应进行冷态试验。.加强锅炉灭火保护装置的+\5.5精心调整锅炉制粉系统和焚烧系统运行工况，防备未完全焚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，保证油枪雾化优秀、焚烧完全。锅炉点火时应严格监督油枪雾化情况，一旦发现油枪雾化不好应立刻停用，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，应立刻停炉。利用吹灰蒸汽管或专用消防蒸汽将烟道内充满蒸汽，并实时投入消防水进行灭火。5.8展转式空气预热器进出口烟／风挡板，应能电动投入且挡板能全开、封闭严实。5.9展转式空气预热器冲刷水泵应设再循环，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刷水泵及其系统处于优秀的备用状态，具备随时投入条件。5.10若发现展转式空气预热器停转，立刻将其隔断，投入消防蒸汽和盘车装置.若挡板隔绝不严或转子盘不动，应立刻停炉。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％额定负荷时起码每8h吹灰一次，当展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展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周以上时必须对展转式空气预热器受热面进行检查，若有存挂油垢或积灰拥塞的现象，应实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疏灰操作。（锅炉）6防备锅炉炉膛爆炸事故为防备锅炉炉膛爆炸事故发生，应严格执行《大型锅炉焚烧管理的若干规定》、《火电厂煤粉锅炉焚烧室防爆规程》(DL/T435—2004)以及其他有关规定，并重点要求如下：6.1防备锅炉灭火。6.1.1根据《火电厂煤粉锅炉焚烧室防爆规程》(DL/T435-2004)中有关防备炉膛灭火放炮的规定以及设备的状况，拟订防备锅炉灭火放炮的举措，应包括煤质监察、混配煤、焚烧调整、低负荷运行等内容，并严格执行。加强燃煤的监察管理，完善混煤设备。加强配煤管理和煤质剖析，并实时将煤质情况通知司炉，做好调整焚烧的应变举措，防备发生锅炉灭火。新炉投产、锅炉改良性大修后或当实用燃料与设计燃料有较大差别时，应进行焚烧调整，以确定一、二次风量、风速、合理的剩余空气量、风煤比、煤粉细度、焚烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。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，要立刻停止燃料(含煤、油、燃气、制粉乏气风)供给，严禁用爆燃法恢复焚烧。严禁手动对MFT复位。从头点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫。以清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维护与管理，防备火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管拥塞等问题的发生。6.l.6严禁任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，并预先做好安全举措。热工仪表、保护、给粉控制电源应可靠，防备因瞬间失电造成锅炉灭火。加强设备检修管理，重点解决炉膛严重漏风、给粉机下粉不平均和煤粉自流、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。6．1．8加强点火油系统的维护管理，按要求进行燃油泄露试验，防备燃油漏入炉膛发生爆燃。对燃油速断阀要定期试验，保证动作正确、封闭严实。（热工）6．1．9送引风控制系统应拥有方向闭锁和超弛控制功能，减小炉膛压力波动。（热工）炉膛负压保护信号的检测宜采用压力变送器，便于随时察看取压管路拥塞情况和灵活改变保护策略。（热工）6.2防备严重结焦。采用与锅炉相匹配的煤种，是防备炉膛结焦的重要举措。运行人员应经常从看火孔监督炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应实时办理。大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防备炉膛沾污结渣造成超温。受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立刻停炉办理。防备制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故为防备制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故，应严格执行《火电厂煤粉锅炉焚烧室防爆规程》(DL/T435—2004)有关要求以及其他有关规定，并重点要求如下：7.1防备制粉系统爆炸。要坚持执行定期降粉制度和停炉前煤粉仓空仓制度。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，停用时宜对煤粉仓推行充氮或二氧化碳保护。对褐煤热炉烟制粉系统应在电扇磨入口安装氧量测量装置。（锅炉）加强燃用煤种的煤质剖析和配煤管理，燃用易自燃的煤种应提早通知运行人员，以便加强监督和巡逻，发现异样实时办理。7.1.4当发现粉仓内温度异样升高或确认粉仓内有自燃现象时，应实时投入灭火系统，防备因自燃惹起粉仓爆炸。7.1.5根据粉仓的构造特点，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，煤粉仓要做到严实、内壁圆滑、无积粉死角，抗爆能力应吻合规程要求。7.1.7热风道与制粉系统连结部位，以及排粉机出人口风箱的连结，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绝举措。以防止危及人身安全、破坏设备和烧损电缆。定期检查仓壁内衬钢板，严防衬板磨漏、夹层积粉自燃。每次大修煤粉仓应清仓，并检查粉仓的严实性及有无死角，特别要注意仓顶板KK大梁放置部位有无积粉死角。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合负压。7.1.11制粉系统煤粉爆炸事故后，要找到积粉着火点，采取针对性举措除去积粉。必要时可改造管路。7.2防备煤尘爆炸。除去制粉系统和输煤系统的粉尘泄露点，降低煤粉浓度。大量放粉或清理煤粉时，应根绝明火，防备煤尘爆炸。煤粉仓、制粉系统和输煤系统邻近应有消防设备，并备有专用的灭火器材，消防系统水源应充分、水压吻合要求。消防灭火设备应保持完好，如期进行试验(试验时灭火剂不进入粉仓)。煤粉仓投运前应做严实性试验。凡基建投产时未作过严实性试验的要补做漏风试验，如发现有漏风、漏粉现象要实时除去。+\防备锅炉汽包满水和缺水事故8.1汽包锅炉应起码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督。8.2汽包水位计的安装。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、汽水分别器水槽处等)，若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。汽包水位计水侧取样管孔地点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。水位计、水位平衡容器或变送器与汽包连结的取样管，一般应起码有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地点、构造及水位计平衡容器安装尺寸，均吻合要求。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，必要时采用补偿举措。8.3.2汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻举措，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，并进行查对、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切水位，表8—1给出不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值△h，仅供参照。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）16.14—17.65△h（mm）—76—102—1508.5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，应立刻汇报，并查明原因予以除去。当不能保证两种种类水位计正常运行时，必须停炉办理。8.6严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组启动调试时应付汽包水位校正补偿方法进行校对、考证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机查收时应有汽包水位计安装、测试及试运专项报告，列入查收主要项目之一。8.7当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写办理故障的工作票，工作票应写明故障原因、办理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8h内恢复。若不能达成，应制定举措，经总工程师批准，允许延伸工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。8.8锅炉高、低水位保护。8.8.1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。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期(不宜超过8h)恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应拟订相应的安全运行举措，经总工程师批准，限期(8h以内)恢复，如逾期不能恢复，应立刻停止锅炉运行。+\锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。在确认水位保护定值时，应充分考虑因温度不同而造成的实际水位与水位计(变送器)中水位差值的影响。锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位信号不正确、水位保护不完整严禁启动。（热工）8.9对于控制循环汽包锅炉，炉水循环泵差压保护采取二取二方式时。当有一点故障退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期恢复(不宜超过8h)。当二点故障超过4h时，应立刻停止该炉水循环泵的运行。8.10当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧迫停炉。8.11高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠。当因某种原因需退出高压加热器保护装置时，应拟订举措，经总工程师批准，并限期恢复。8.12给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时，应拟订安全运行举措，限期恢复投入备用。8.13成立锅炉汽包水位测量、控制和保护系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期剖析，找出原因及办理对策，并实施消缺。（热工）8.14运行人员必须严格恪守值班纪律，监盘思想集中，经常剖析各运行参数的变化，调整要实时，正确判断及办理事故。不断加强运行人员的培训，提高其事故判断能力及操作技术。8.15在控制室，除借助DCS监督汽包水位外，起码还应设置一套独立于DCS且配备独立电源的汽包水位后备显示仪表(或装置)。200MW以上机组要求必须配置水位电视。（热工）8．16锅炉配置的水位测量装置宜采用先进可靠的、能除去汽包压力影响、全程正确测量水位的产品。（热工）8．17应精心调整汽包水位控制系统，并定期进行必要的扰动试验，保证RB工况等大负荷扰动时，不会惹起水位越限（或流量低）保护动作。（热工）8．18由设备制造厂确定的汽包水位保护定值（含动作延时时间），使用单位不能任意更改。（热工）9防备汽轮机超速和轴系断裂事故为了防备汽轮机超速和轴系断裂事故的发生，应认真贯彻原水利电力部《防备20万千瓦机组严重超速事故的技术举措》和《防备国产200MW机组轴系断裂事故暂行举措》，并提出以下重点要求：9.1防备超速。在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。9.1.2各样超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组起动和运行。9.1.3机组重要运行监督表计，尤其是转速表，显示不正确或无效，严禁机组起动，运行中的机组，必须停止运行。9.1.4透平油和抗燃油的油质应合格。在清洁度、酸值、电阻率等油质不合格的情况下，严禁投盘车与机组起动。机组运行中发现油质不合格，应实时办理。9.1.5主汽门和调节汽门解体检修时，应重点检查门杆弯曲度和动静空隙，检查阀碟和阀座的接触情况，不吻合标准的必须进行办理。在调节部套、高中压主汽门、调节汽门存+\在有卡涩、严重泄露、调节系统工作不正常的情况下，严禁机组起动，运行中的机组，必须停止运行。9.1.6主油泵轴与汽轮机主轴间拥有齿型联轴器或近似联轴器的机组，应定期检查联轴器的润滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。以防主油泵轴与汽轮机主轴脱离，致使调节系统开环控制。9.1.7机械液压型调节系统的汽轮机，应有两套就地转速表，有各自独立的变送器（传感器），并分别装设在沿转子轴向不同的轴段地点上。9.1.8电液型调节系统，在机组起动过程中，应有在转速测量系统故障情况下的判断和限制功能。已取消机械危急保安器的机组，必须设置有可靠的、冗余的电超速保护装置和供电电源，以及就地可操作的手动停机装置。9.1.9正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转此后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。在任何情况下绝不可强行挂闸。在机组正常起动或停机的过程中，应保证旁路系统按设计要求正常投用；在机组甩负荷或事故工况下，有事故保护功能的旁路系统必须能自动投入,无事故保护功能的旁路系统应按运行规程规定的举措和条件操作；在机组甩负荷或事故工况下，低压旁路必须开启。机组再次起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严实、联锁动作可靠，并必须设置有能快速封闭的抽汽截止门，以防备抽汽倒流惹起超速。对新投产的机组或汽轮机调节系统经重要改造后的机组，必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创建条件进行甩负荷试验。9.1.14机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。9.1.15坚持按规程要求进行危急保安器试验（包括充油试验）；高中压主汽门和调节汽门严实性试验、门杆活动试验、油动机封闭时间测试；抽汽逆止门封闭时间测试；超速保护装置（如AST电磁阀等）在线试验等保护试验。发现问题应实时除去，保证动作正常可靠，严禁设备带病运行。9.1.16危急保安器动作转速一般为额定转速的100％±1％。试验应按DL/T711—1999《汽轮机调节控制系统试验导则》的要求进行。高中压主汽门和调节汽门严实性试验合格后，方可进行危急保安器试验，在试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。任何一只进汽阀门严重漏汽时,禁止进行超速试验。DEH(或MEH)电液控制系统，应设有完善的机组起动逻辑和严格的限制起动条件；当机组不能知足启动条件时,严禁改正起动逻辑和强行知足启动条件。对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。9.1.19汽机专业人员，必须熟知DEH(或MEH)的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案确实定及功能设计，以保证系统实用、安全、可靠。9.1.20电液伺服阀（包括各种类电液变换器）的性能必须吻合要求，否则不得投入运行。运行中要严实监督其运行状态，不卡涩、不泄露和系统稳定。大修中要进行冲洗、检测等维护工作。发现问题实时办理或改换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保存。9.1.21抗燃油系统的油管和控制模块，应尽量远离高温热体，以防止在高温环境下长久运行油质劣化，污染电液伺服阀。LVDT反应装置要定期检查，防备无效造成停机事故。9.1.22在抗燃油系统中的压力表应采用不锈钢弹簧管，防止铜质弹簧管腐化破裂；压力表管应尽量减少交错，防备运行中振动磨损；抗燃油或保安油系统压力表管的壁厚和接头，应知足油液压力等级的要求；油管道的焊接，应保证焊口质量，以防漏油发生停机+\事故。机组长时间停运时，应按DL/T956-2005《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》的要求，做好停机保护工作，防备汽门或调节部套发生锈蚀。9.1.24要慎重对待调节系统的重要改造，应在保证系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证。严格执行运行、检修操作规程，严防部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动，防备超速。9.2防备轴系断裂机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行轴瓦振动、轴振动应达到有关标准的优秀范围，并注意监督变化趋势；对大型非对称发电机转子的机组，在机组起动过程中和运行状态下，应监测转子二倍频振动幅值和相位的变化趋势，监督其转子的构造状态；要求制造厂提供轴系扭转振动的固有频次、节点地点和危险断面。新机组投产前必须对转子外表面、转子体内部或中心孔、焊接转子焊缝进行探伤检查。运行10万小时以上的机组，3年～5年对转子进行一次检查。运行时间超过15年、转子寿命超过设计使用寿命、低压焊接转子、担当调峰起停频繁的转子，应适合缩短检查周期。不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定，根据机组的详细情况、缺陷的性质拟订运行安全举措，并报主管部门审批后执行。严格按超速试验规程的要求，高温、高压及以上的机组，在冷态起动时，应带25％额定负荷（或按制造厂要求）运行3h～4h后立刻进行超速试验。9.2.5新机组投产前和已投产机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、电扇叶片固定螺丝、定子铁心支架螺丝、动叶片铆钉头、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况。保证各联轴器螺丝的紧固和配合空隙完好，并有完善的防松举措。必须对主机联轴器螺栓进行探伤检查，不合格的螺栓应实时改换。9.2.6新机组投产前应付焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向空隙的三分之一。防备发电机非同期并网、非全相解列。9.3成立和完善技术档案9.3.1成立机组试验档案，包括投产前的安装调试一试验、大小修后的调整试验、惯例试验和定期试验。9.3.2成立机组事故档案，不论大小事故均应成立档案，包括事故名称、性质、原因和防范举措。成立转子技术档案。转子原始资料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性。历次转子检查资料。机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和办理。9.4严格执行运行、检修操作规程，加强技术监察，严防机组超速，防备轴系断裂。防备汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故10.1防备汽轮机大轴弯曲10.1.1应具备和熟悉掌握的资料。10.1.1.1转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向地点及在圆周+\方向的地点。在大轴弯曲表测点安装地点的转子原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的地点。机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。正常情况下盘车电源和电流摇动值，以及相应的油温和顶轴油压。正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧迫破坏真空停机过程的惰走曲线。停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。（汽机）通流部分的轴向空隙和径向空隙。10.1.1.8应拥有机组在各样状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部归入运行规程。（汽机）10.1.1.9记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后准时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。系统进行改造后，运行规程中尚未作详细规定的重要运行操作或试验，必须预先拟订安全技术举措，经上级主管部门批准后再执行。汽轮机起动前必须吻合以下条件，否则禁止起动大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。（汽机）大轴晃动值不应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℃。机组起、停过程操作举措机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，起码不得少于2h～4h，热态起动不少于4h。若盘车中止应从头计时。机组起动过程中，因振动异样停机，必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已吻合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。（汽机）停机后立刻投入盘车。当盘车电流较正常值大、摇动或有异音时，应查明原因实时办理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高地点，封闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监督转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180°。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。（汽机）10.1.3.4停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监督转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180°，待盘车正常后实时投入连续盘车。（汽机）10.1.3.5机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异样应认真剖析，查明原因，采取举措实时办理。10.1.3.6机组起动投轴封供汽前，应根据缸温选择、调整供汽汽源温度，并加强暖管和疏水，以使供汽温度与金属温度相匹配；当确认盘车装置运行正常后，热态起动应先向轴封供汽再抽真空，冷态启动应先抽真空再投轴封供汽；停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。疏水系统投入时，严格控制水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。（汽机）10.1.3.8停机后应认真监督凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防备汽轮机进水。（汽机）+\10.1.3.9起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应实时切断减温水。汽轮机在热状态下，若主蒸汽、再热蒸汽系统截止门不严实，则锅炉不得进行打水压试验。发生下列情况之一，应立刻打闸停机机组起动过程中，在中速暖机以前，轴承振动超过0.03mm。机组起动过程中，经过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.26mm，应立刻打闸停机，严禁强行经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