防止核电厂重大事故的重点要求

第一篇：防止核电厂重大事故的重点要求

防止核电厂重大事故的重点要求

中国核工业集团公司

目 录

前言

一、防止核泄漏事故

二、防止反应性事故

三、防止反应堆冷却剂系统失水（以下简称LOCA）事故

四、防止蒸汽发生器（以下简称SG）传热管破裂事故

五、防止最终热阱丧失事故

六、防止主蒸汽、主给水管道破裂事故

七、防止主系统异物事故

八、防止燃料跌落事故

九、防止超剂量事故

十、防止放射性物质丢失事故

十一、防止放射性物质超限值排放事故

十二、防止放射性物质运输的意外事故

十三、防止重水泄漏事故

十四、防止火灾事故

十五、防止台风/暴雨袭击造成的水淹、垮坝、厂房坍塌等事故

十六、防止汽机超速和轴系断裂事故

十七、防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故

十八、防止发电机损坏事故

十九、防止大型变压器损坏事故

二十、防止电气误操作事故

二

十一、防止压力容器爆破事故

二

十二、防止分散控制系统(DCS)失灵、热工保护拒动事故

二

十三、防止接地网事故

二

十四、防止人身伤亡事故

二

十五、预防恐怖活动的措施

言

核电站必须贯彻落实“安全第一、预防为主”的方针，以确保核电站安全运行，保证工作人员和公众安全，保护环境，保护投资者的资产免遭损失。

为强化和规范运行核电站的安全管理，按照国家有关法律、法规，结合核电站的特点，特制定“防止核电站重大事故的重点要求”。

一、防止核泄漏事故

核泄漏事件是指核电站内放射性物质失控排放到环境中去的运行事件。

运行核电站必须严格遵守《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国环境保护法》、中华人民共和国核安全法规和导则、核电站《技术规格书》等的相关要求，防止核泄漏事故的发生，重点要求如下：

1.1 核电站安全运行管理总则

1.1.1 核电站运行管理必须贯彻安全第一的方针；必须有足够的措施保证质量，保证安全运行，预防核事故，限制可能产生的有害影响；必须保障工作人员、公众和环境不致遭到超过国家规定限值的辐射照射和污染，并将辐射照射和污染减至可以合理达到的尽量低的水平；

1.1.2 核电站必须接受国家核安全局的核安全监督，并及时、如实地报告安全状况，提供有关资料，并对所营运的核设施的安全、核材料的安全、工作人员和群众以及环境的安全承担全面责任；

1.1.3 应根据《核电厂质量保证安全规定》（HAF003）及其相关导则编制核电站《运行质量保证大纲》，建立有效的质量保证体系，确保从事核安全相关的工作人员履行各自的职责，保证各自工作的质量；

1.1.4 核电站运行必须严格遵守《核电厂运行安全规定》（HAF103），执行《核电厂安全运行管理》（HAD103/06）的要求；

1.1.5 应建立正常、异常和事故处理运行规程，所有工作人员必须按照规程执行规定的操作；

1.1.6 必须按照批准大纲的要求对为安全运行所必需的构筑物、系统和部件进行定期维修、试验、检验和检查，并根据维修、试验、检验和检查等活动及国内外同行交流的经验对规定的大纲进行评价和修订；

1.1.7 必须制定保持反应堆堆芯管理、核燃料性能、核燃料和堆芯部件操作等的管理程序，并对堆芯状况进行监测和记录；

1.1.8 必须建立包括构筑物、系统和部件、运行限值和条件、规程和程序及其“修改”制度和实施程序，保证上述修改不会影响到国家核安全局的安全要求； 1.1.9 应严格遵守核电站《技术规格书》中的运行限值和条件以及监督要求；保证核电站设计的纵深防御三道屏障不会遭到破坏；

1.1.10 应根据《核电厂换料、修改和事故停堆管理》（HAF103/01）的要求，编制核电站换料检修和事故停堆管理制度和实施程序，保证换料检修期间的运行安全和事故停堆的原因分析、纠正措施的落实

1.1.11 应加强对核电站放射性排出流和放射性废物的管理，保证放射性排出流在不超过国家规定的排放限值的基础上能够符合合理可行尽量低的原则；

1.1.12 应加强核电站保卫工作，保证核电站实体保护系统的设计功能，保证核电站出入人员和货物的有效控制，使核电站设计的技防和人防有机结合，确保放射性物质不会遭到破坏和非法转移；

1.1.13 应建立和保持所有与放射性相关的活动的完整质量记录体系，确保工作质量符合工作开展前制订的质量标准；

1.1.14 所有从事放射性相关工作的人员必须遵守核电站辐射防护管理规定和实施程序的要求，在保证完成必要的会导致辐射照射的活动的同时，使工作人员所受照射保持在合理可行尽量低的水平；

1.1.15 应对从事放射性工作的人员不断进行技能培训（初次培训和再培训），保证其有熟练和充分的技能来完成自己的工作；

1.1.16 应在运行核电站中不断推进核安全文化建设，使所有在核电站内的工作人员都能正确处理安全与其他方面工作的关系，在质疑、谨慎的工作态度下，按照核电站管理制度和程序完成自身的工作，确保核电站的安全生命线；

1.1.17 应建立健全核电站经验反馈体系，保证内部出现的各类事件能够得到报告、分析和纠正。同时收集国内外同类设备发现的问题，以及问题产生的原因和相关纠正行动，评价电站是否需要采取相应的纠正行动，保证同行运行经验能够得到评价和借鉴；

1.1.18 应促进核电站与国内外同行交流与评审活动的展开，保证核电站能够定期进行核电站运行安全的自我审评和外部同行评审或专家评审工作，使核电站安全运行管理水平能够得到持续改进；

1.2 防止核泄漏事故发生的预防要点

1.2.1 应保证含有放射性物质的系统、设备、构筑物以及放射性监控系统等的运行可靠性，保证其能正确执行设计功能；

1.2.2 应编制核电站堆芯和核燃料管理、放射性废物运输、处理与贮存管理、放射性排出流管理等管理制度与实施程序，保证从事放射性工作的人员能够得到合理、完整的工作程序来指导他们的工作； 1.2.3 放射性工艺系统、设备、构筑物等的相关操作中出现任何在管理程序和操作规程中没有明确规定的情况，应暂停工作，待明确后才能继续进行；

1.2.4 应编制核电站《预防性维修大纲》，保证所有放射性相关的系统、设备、构筑物等能够得到及时、有效的预防性检查和维修；

1.2.5 应编制核电站《在役检查大纲》，对所有核承压设备（容器、管道、热交换器、稳压器、泵、阀门等及其支承件）进行定期检查，跟踪其缺陷产生和发展的趋势，并在缺陷扩展到超过规定限值前进行有效的处理，防止设备失效破损造成的放射性物质失控泄漏；

1.2.6 应对放射性相关的系统、设备、构筑物等进行定期巡检、试验等，保证系统、设备和构筑物等能够争取执行其设计功能，同时保证运行过程中产生的缺陷能够被及时发现并得到处理；

1.2.7 任何改变放射性工艺系统监测、报警、控制、保护定值，改变放射性工艺系统运行方式或改变放射性工艺系统内设备或部件功能、材料等都必须事前办理电厂审批程序，与核安全相关的修改，报国家核安全局审批。

1.2.8 保证核电站设计的三道安全屏障的完整性；

1.2.8.1 应严格按照操作规程进行操作，防止反应堆冷却剂系统因压力、温度等的瞬变影响反应堆压力容器的性能；

1.2.8.2 应按照电站《技术规格书》的要求，对反应堆冷却剂系统压力边界进行密封性试验，对安全壳厂房进行密封性和强度性试验，以验证这两道安全屏障的完整性；

1.2.8.3 应按照核燃料管理要求，在换料检修期间对燃料组件进行检查，保证反应堆内使用的核燃料组件符合使用标准；

1.2.8.4 应严格按批准的装换料方案和程序进行装料和堆芯核查，防止装错料事件的发生；

1.2.8.5 反应堆运行期间，应严格监督反应堆冷却剂系统的剂量水平的变化，保证其不会超过电站《技术规格书》的限值要求；

1.2.8.6 正常运行期间，应对放射性监测系统的相关参数、反应堆冷却剂系统的正常泄漏量、反应堆厂房内的温度、湿度、地坑水位和负压等参数的变化进行监督，保证用以证明三道屏障完整性的参数等都在正常范围内；

1.2.9 应对放射性工艺系统制订设备“开口”（解体设备或打开密封盖板）管理程序，保证解体设备或打开密封盖板过程中不会导致放射性物质失控泄漏，同时要保证在“开口”没有恢复前，其隔离边界不应擅自改变，防止放射性物质通过开口处失控泄漏； 1.2.10 应对所有放射性排出流进行监测，并对放射性排出流系统及其控制系统进行定期检查、检修、标定和试验，防止设备或控制系统失效引起的放射性物质失控排放；

1.2.11 应对放射性物质运输、处理和贮存的系统、设备和构筑物进行定期检查、维修、标定、试验，保证能够执行设计功能；

1.2.12 应对核燃料运输、处理和贮存的系统、设备和构筑物进行定期检查、维修、标定、试验，保证能够执行设计功能；

1.2.13 放射性系统、设备、构筑物等的相关工作应按核电站程序规定进行正确记录，这些记录应按程序规定进行妥善保存。

二、防止反应性事故

反应堆运行必须遵循国家核安全法规《核电厂运行安全规定》（HAF103）及其有关导则，防止发生反应性事故。重点要求如下：

2.1 总体管理要求

2.1.1 反应堆运行期间，必须按照核电站《技术规格书》的要求，限制堆芯最大反应性价值和反应性的引入速率，保证符合运行限值和条件；

2.1.2 在控制棒手动控制的情况下，不应进行补偿原因不明的提棒操作；

2.1.3 当反应堆冷却剂的硼浓度变化后，要及时将反应堆补给水系统的硼浓度设定值重新调整到与冷却剂的硼浓度相等；

2.1.4 进行调硼操作时，应密切注意反应堆控制棒位置的变化，出现异常时，应中止调硼操作，直到查清原因；

2.1.5 必须预计由于反应堆功率变化所导致的氙变化对反应性造成的影响，必要时应调整硼浓度，使调节棒组始终处于正常的调节带范围内；

2.1.6 浓硼酸贮存容器内的高含硼溶液的液位应满足技术规格书的要求，并应定期对容器内的液体进行取样分析，确保其硼浓度在规定值以内；

2.1.7 反应堆停堆后，应保证最低限度的源量程中子通道投入运行，以监测反应堆内中子计数的变化；

2.1.8 在冷停堆过程中，以及在电站处于冷停堆或换料停堆模式时，应定期取样分析反应堆冷却剂系统的硼浓度，防止意外硼稀释；

2.1.9 反应堆压力容器顶盖吊开后，对可能造成反应堆冷却剂硼浓度稀释的系统（冷却水、消防水等）的阀门状态应进行行政隔离控制； 2.1.10 只要反应堆内有核燃料，就必须对其进行有效的中子计数监测；

2.1.11 在进行反应堆达临界操作前，必须预测临界硼浓度和临界棒位；

2.1.12 任何改变反应性的操作过程中，如任一源量程通道计数率意外增加2倍或2倍以上，应立即停止操作，直到查清原因；

2.1.13 反应堆的启动周期不应小于技术规格书规定的最小值；

2.1.14 任何工况下，不能同时进行向反应堆引入两种及以上的正反应性操作； 2.1.15 装换料后的反应堆首次临界应在反应堆物理人员的监督下严格按程序进行；

2.1.16 反应堆恢复临界时，预计临界状态的误差超过规定值，应停止临界操作并查清原因；

2.1.17 装料过程应按批准的装料程序执行，装料完成后应进行堆芯核查，防止装错料事件发生；

2.1.18 与二次侧蒸汽输送相关的蒸汽发生器、主蒸汽管道、主蒸汽隔离阀、主蒸汽安全阀、主蒸汽旁路排放系统等应进行定期检查、试验，保证其能够执行设计功能；

2.2 防止失去停堆裕度的事件

2.2.1 堆芯装料方案应满足在整个燃料寿期内能够达到《技术规格书》所要求的最低停堆深度要求；

2.2.2 反应堆装料应严格按照批准的有效程序执行，记录装料的全过程操作，除每一组燃料组件的独立检查和核对外，在反应堆压力容器顶盖吊装前，必须按规定进行堆芯核查；

2.2.3 反应堆首次临界后，应完成《技术规格书》规定的所有零功率物理试验，并确认试验结果正常后才能提升反应堆功率；并根据装料方案和物理启动试验结果计算反应堆在寿期初、中、末最小停堆硼浓度与堆芯平均温度的关系等内容，用于指导该燃料循环内的反应堆运行；

2.2.4 反应堆在运行过程中，控制棒应控制在插入极限以上；

2.2.5 反应堆在热态停堆前，要根据反应堆停堆前的状态和反应堆运行参数进行计算分析，提供堆芯热态停堆最小停堆硼浓度值，在反应堆停堆规定时间前进行堆芯硼化操作，直到达到所要求的热态最小停堆硼浓度；

2.2.6 反应堆在冷态停堆前，要根据反应堆停堆前的状态和反应堆运行参数进行计算分析，提供堆芯冷态停堆最小停堆硼浓度值，并在反应堆降温降压前将堆芯硼浓度调整到冷态停堆所要求的最小停堆硼浓度，经取样分析，确认反应堆冷却剂满足冷态最小停堆硼浓度要求后才能开始降温降压；

2.2.7 燃料循环末期，慢化剂温度系数达到了《技术规格书》要求的限值，则应进行停堆换料；

2.3 防止意外硼稀释事件 2.3.1 应编制包括反应堆冷却剂硼稀释、硼化管道阀门在内的重要阀门行政隔离管理程序，这些阀门的状态改变必须经过审批才能执行；

2.3.2 当反应堆冷却剂补给水系统在“自动”方式工作时，应定期检查其自动补给的设定值与当前冷却剂硼浓度值相符合；

2.3.3 在进行反应堆冷却剂稀释操作前，必须按当前硼浓度和稀释后硼浓度值对稀释量进行计算，并且在稀释操作期间不得离开操作盘台执行其他操作，应监视硼浓度和反应性或堆功率变化趋势正确，稀释操作结束后，应将反应堆冷却剂补给水系统的设定值调整到与反应堆冷却剂新的硼浓度值相一致；

2.3.4在反应堆功率控制系统处于“自动”控制时，应监视反应堆功率的变化是否正常，并在控制棒自动动作时，要检查其动作是否正确；

2.3.5 在停堆换料期间，应对可能通过敞开容器或通道进入反应堆内的水源（冷却水、消防水等）进行行政控制，防止反应堆厂房的消防水或其他稀释水源等通过敞开容器进入到反应堆内造成意外硼稀释；

2.3.6 浓硼酸贮存容器内的溶液液位不应低于电厂《技术规格书》的规定值，并应对溶液进行定期取样分析，保证硼浓度在规定限值之内；

2.3.7 反应堆保护和专设设施系统应按电厂《技术规格书》的要求投入运行，并按照定期试验的要求进行试验，以验证其功能正常；

2.3.8 应对浓硼酸注入系统进行定期检查、试验，以验证其功能正常；

2.4 防止弹棒事件

2.4.1 应按照国家核安全法规《民用核承压设备安全监督管理规定》（HAF601），制订反应堆压力容器顶盖相联的控制棒驱动机构连接部件、密封部件等的检查、检修和试验程序。对执行过程中发现的任何质量问题都必须记录在案，认真分析原因，制订纠正行动计划，并保证有效实施；

2.4.2 当控制棒耐压壳的焊缝和热影响区的缺陷超过在役检查规定值时，应按有关规范进行处理；

2.4.3 反应堆正常运行期间必须遵守核电厂《技术规格书》的要求，控制棒应在插入极限上方运行，以减小发生弹棒事故的正反应性引入量；

2.4.4 反应堆冷却剂系统的温度和压力升降速率应控制在规定值范围内；

2.4.5 应对反应堆冷却剂系统防止超压的设备进行定期检查、检修和试验，保证其可执行设计功能；

2.4.6 应对安全壳厂房内的温度、湿度及放射性监测系统进行定期检查、检修和试验，保证其执行设计功能； 2.4.7 正常运行期间应监视反应堆冷却剂系统的泄漏量变化，及早判明泄漏点。

三、防止反应堆冷却剂系统失水（以下简称LOCA）事故

为了防止反应堆冷却剂系统压力边界范围内的设备（容器、管道、热交换器、稳压器、泵、阀门等及其支承件）失效破裂引起的LOCA事故，核电厂必须对所有反应堆冷却剂系统压力边界范围内的核承压设备进行严格管理，并重点要求如下：

3.1 应按照《民用核承压设备安全监督管理规定》（HAF601）的要求，对反应堆冷却剂系统压力边界范围内的所有承压设备及其支承件制订合理的检查、检修、试验程序并严格执行，确保其能够执行设计安全功能。具体检查、试验大纲的制订应按照核安全导则《核电厂在役检查》（HAD103/07）和《核电厂维修》（HAD103/08）等的要求；

3.2 应对反应堆冷却剂系统的设备检查、试验结果进行数据统计和跟踪分析，并对发现的任何异常情况及时组织分析；

3.3 应根据《核电厂运行安全规定附件一----核电厂换料、修改和事故停堆管理》（HAF103/01）的规定编制电厂“修改”管理制度；

3.4承担修改核承压设备的设计、制造和安装单位必须具有相应的资质；

3.5 对任何改变或影响反应堆冷却剂系统内运行设备的操作、试验、检查等必须按有效的书面执行程序进行，并按要求进行记录；

3.6 从事反应堆冷却剂系统内的核承压设备在役检查或焊接工作的人员，必须具备相应的资格；

3.7 从事反应堆冷却剂系统设备上的运行、检修、检查人员，应得到足够的操作、检修、检查的技能培训和相关管理制度的培训；

3.8 从事反应堆冷却剂系统设备上的运行、检修、检查工作前，应做好工作前的准备工作，确保工作过程中不会对设备造成非预期瞬态冲击或性能劣化；

3.9 在电站运行过程中，应监督反应堆冷却剂系统中冷却剂泄漏量和安全壳温度、湿度、放射性水平、地坑水位、等参数变化，如发现未预期的增大，应及时进行查找；

3.10 应有效控制反应堆冷却剂的化学性能参数；

3.11 电站运行过程中，应按照电站《技术规格书》的要求，严格控制反应堆冷却剂系统的升、降温和升、降压速率，防止对反应堆冷却剂系统的设备造成意外瞬态冲击；

3.12 应对反应堆冷却剂系统的超压保护设备进行定期检查、试验和检修； 3.13 应对反应堆控制和保护系统进行定期试验、检查和检修；

3.14 应对反应堆冷却剂系统的设备建立设备档案，记录相关的运行瞬态、缺陷处理、检查与试验、预防性维修等设备信息，优化设备管理；

3.15 应积极采用成熟的先进监测、检查技术，提高对设备早期缺陷鉴定的灵敏度。

四、防止、蒸汽发生器（以下简称SG）传热管破裂事故

SG传热管破裂是一种旁路安全壳屏障事故，会造成高放射性的反应堆冷却剂直接向SG二次侧泄漏。作为反应堆冷却剂系统的关键核承压设备之一的SG，必须严格遵守国家核安全法规《民用核承压设备安全监督管理规定》（HAF601），并重点要求如下：

4.1 应按照《民用核承压设备安全监督管理规定》（HAF601）的要求，对SG及其支承件制订合理的检查、检修、试验程序并严格执行，确保其能够执行设计安全功能；

4.2 应建立SG从设计、材料选择、加工与制造、出厂验收及现场安装、检查、检修、运行瞬态等全过程数据，并对其总体性能参数进行统计分析，跟踪其发展趋势；

4.3 应定期检查SG传热管，分析减薄和缺陷原因，开展趋势分析。，尽量采用先进的在役检查技术，提高对SG早期缺陷的探查灵敏度；

4.4 如传热管减薄或缺陷超过限制标准应进行修补或堵管。

4.5 正常运行期间，应严格控制SG二次侧的水质。按要求投入SG排污系统的运行，保证设计的排污流量，防止水质变差或杂质沉积对SG造成的加速腐蚀；

4.6 换料检修或长期检修期间，应按规定对停役的SG进行保养；

4.7 正常运行期间，应监督SG二次侧及相关常规岛设备的放射性水平，发现异常应认真分析原因，并采取纠正措施；

4.8 应对SG二次侧进行定期清洗，跟踪分析和评价清洗效果；

4.9 应对防止SG超压的设备进行定期试验、检查和检修；

4.10 从事SG在役检查或焊接工作的人员，必须具备相应的资格；

4.11 从事SG运行、检修、检查人员，应得到足够的操作、检修、检查的技能培训和相关管理制度的培训。

五、防止最终热阱丧失事故 核电站最终热阱及其直接有关的输热系统（简称热阱系统）应遵循国家核安全法规《核电厂运行安全规定》（HAF103）的要求，并按照核安全导则《核电厂最终热阱及其直接有关的输热系统》（HAD102/09）、《核电厂安全重要物项的监督》（HAD103/09）的要求，严格管理最终热阱系统，确保其运行安全。重点要求如下：

5.1 应遵循国家核安全法规《民用核承压设备安全监督管理规定》（HAF601）和技术规格书的要求对核电站最终热阱系统进行定期检查、检修和试验，保证其执行设计功能；

5.2 应对应急给水系统的应急水源、备用水源及其连接设备进行定期检查，保证应急水量的要求和后备水源的可用性；

5.3 应按照《核电厂维修》（HAD103/08）导则的要求，建立最终热阱系统相关设备的预防性维修规定；

5.4 核级设备的在役检查和焊接工作必须遵循核安全法规的规定，由有资格的人员进行该项工作；

5.5 应保证非电动应急给水泵及其相关系列的设备的可靠性，以防止全厂断电事故时同时丧失冷却水；

5.6 应定期检查、试验反应堆保护系统能否执行其设计功能，特别是与最终热阱系统相关的保护，如SG低水位保护等；

5.7 应定期对重要海水系统进行检查、检修和试验，保证其能够执行设计功能；

电站正常运行期间，应保证各独立系列的最终热阱系统都处于可运行状态，否则应按照核电站《技术规格书》的规定执行；

5.8 应积极采用可靠性高的设备，提高热阱系统运行的可靠性；

5.9 应对电站运行、检修人员进行技能培训，特别应注意对运行人员在事故情况下保证最终热阱系统的培训。

六、防止主蒸汽、主给水管道破裂事故

必须遵照国家核安全法规《民用核承压设备安全监督管理规定》（HAF601）对主蒸汽、主给水系统中的核级设备进行管理，非核级设备的管理可以参照《火力发电厂金属技术监督规程》(DL438—2000)或其他有关规程进行管理，重点要求如下：

6.1 应遵循国家核安全法规《民用核承压设备安全监督管理规定》（HAF601）的要求，并按照核安全导则《核电厂在役检查》（HAD103/07）、《核电厂维修》（HAD103/08）对核级主蒸汽、主给水管道、阀门及管道支吊架进行定期检查、检修和试验；

6.2 应参照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》(DL/T616—1997)的要求，对非核级主蒸汽、主给水管道的支吊架进行定期检查，必要时应进行应力核算及调整； 6.3 当检查或运行中发现的缺陷超过规范允许范围时，必须进行检修或更换；

6.4 在核级主蒸汽、主给水设备上进行在役检查和焊接等工作，必须具备相应的资质，并使用合格的检查、检修设备，按照批准的程序执行。非核级主蒸汽、主给水设备的焊接工艺、质量、热处理及焊接检验可以参照《电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂焊接篇)》(DL5007—1992)有关规定执行；

应对主蒸汽隔离阀进行定期检查、检修、试验，保证其能执行设计功能；

6.5 应定期检查主蒸汽、主给水管道上的超压保护设备，确保其能执行设计功能；

6.6 电站启动过程中，必须按操作规程的要求对主蒸汽隔离阀阀后主蒸汽管道进行充分暖管。

七、防止主系统异物事故

核电站应遵循国家核安全法规《核电厂运行安全规定》（HAF103）编制防止反应堆冷却剂系统产生异物和外部异物进入系统的管理程序，重点要求如下：

7.1 核电站应制订设备解体或开盖检查、检修、防腐等工作中对“开口”部位的管理制度和实施程序；

7.2 与反应堆冷却剂系统及与系统相连接的辅助系统中的设备解体或开盖检查、检修、防腐等工作应按批准的程序实施，对带入、带出开口部位的任何物件进行登记，在人员离开后必须将开口部位进行临时封堵；

7.3 对于一旦掉入很难找寻、很难取出或掉入后对设备内的部件存在较大破坏风险的物件，在工作过程中都应系有可靠固定的绑扎带；

7.4 对于可进入的设备或从开口部位可检查的设备，在重新安装或扣盖前应对设备内部进行仔细检查；

7.5 开口设备检修场地应设置隔离栏，所有进入隔离栏内的人员，其着装、防护用品穿戴应符合规定，防止易松脱物件、眼镜、安全帽等掉入开口设备内；

7.6 反应堆压力容器顶盖吊开后，其水池区域内必须设置专人管理，水池四周应设置挡物板，防止小物体掉落水池中；

7.7 在反应堆压力容器顶盖吊开前，应对水池上方的所有设备（吊车、检修平台等）进行松动部件检查和记录。顶盖吊开后，水池上方进行的任何工作都必须严格遵守开口部位工作的管理规定；

7.8 换料水池平台上进行的检修工作必须建立隔离区，防止检修工作过程中物件坠落到换料水池内或反应堆压力容器内；

7.9 应正确使用水下照明灯具，防止其松动部件或意外炸裂后的碎片落入压力容器内； 7.10反应堆压力容器内较长时间无工作，应用“假盖”暂时封盖压力容器；

7.11携入、携出的物品记录出现数量差异，应查清原因。确实查不清原因时，应根据可能掉入开口设备内的物件性质进行安全评价，不会产生安全问题的才能将开口部位恢复；

7.12 应对反应堆冷却剂系统内的设备进行定期检查、检修和试验，防止缺陷扩大造成在反应堆正常运行过程中损坏而在内部产生“异物”；

7.13 应对反应堆冷却剂系统松动部件监测装置进行定期检查，保证监测装置功能正常；

7.14 新增设备或更换设备时，安装前必须对设备内部进行检查，防止异物没有清理干净或设备内部件没有固紧，在运行中送脱而成为系统中的“异物”。

八、防止燃料跌落事故

燃料组件的跌落不但可能损伤堆芯和/或移动中的燃料组件，而且辐照过的燃料组件跌落可能造成燃料组件内的放射性气体外泄，威胁人员安全，因此核电站应遵循国家核安全法规《核电厂运行安全规定》（HAF103），按照《核电厂堆芯和燃料管理》（HAD103/03）制订燃料组件装、卸管理程序，重点要求如下：

8.1 反应堆装、卸料操作前，应对装、卸料相关的所有设备、工具和吊具及其控制系统进行功能试验，确保其能执行设计功能；

8.2 装卸料操作人员必须经过核电站规定的培训，考核合格后授权上岗；

8.3 每次装卸料前，应对每一个参加装卸料的人员进行操作程序的培训，并在实际装卸料前进行模拟组件的实际操作后才能开始正式操作；

8.4 装卸料操作前，应检查所有装卸料操作的条件全部满足，特别是水下照度、水质（透明度、硼浓度等）、水位和装卸料相关设备的控制、保护系统以及对外联络渠道等；

8.5 装卸料操作组必须职责明确，统一指挥；

8.6 装卸料操作必须按批准的程序执行，如果无法按程序执行下去时，应停止操作，查明原因，采取措施，必要时修改程序，批准后再继续进行装卸料操作；

8.7 装卸料操作中如果遇到程序中未规定或不明确的状况时，应停止操作，待程序明确后才能继续执行；

8.8 装卸料过程的操作应有清晰记录。如果实行交接班操作，则必须有充分的交接班时间，按规定进行交接班； 8.9 装卸料相关设备应积极采用新技术和新设备，特别是水下监视、探测设备和水下操作工具等，以提高设备可靠性；

8.10 每次装卸料前，必须对参加装卸料的所有人员进行燃料组件跌落事件应急演习，保证在事件发生后，现场工作人员能及时、有序地撤离现场。

九、防止超剂量事故

为了防止超剂量事故的发生，应严格执行《辐射防护规定》（GB8703-88）和《核电厂运行期间的辐射防护》（HAD103/04）等相关规定，并重点要求如下：

9.1 加强辐射工作人员的管理

9.1.1 应编制核电站辐射防护大纲及程序，建立电站各类辐射防护目标值，并逐步分解到计划工作项目中加以控制，确保个人剂量不会超过国家规定的限值；

9.1.2 核电站应建立所有进入辐射控制区工作人员的个人剂量档案和健康档案，加强人员剂量管理，进行工作适应性评价；

9.1.3 应编制工作人员的辐射防护培训计划，提高作业人员辐射防护意识和辐射防护要领；

9.1.4 外来人员进入辐射防护控制区进行工作前必需提供剂量档案和健康证明，经过核电站规定的相应培训，取得核电站授权后才能从事放射性工作；

9.1.5 进入辐射控制区人员必须佩戴电子剂量计，电子剂量计事先需设置报警阈值。佩带者听到报警声，应立即离开现场，并与辐射防护人员联系；

9.1.6 辐射控制区域内的工作在开工前必须办理辐射工作许可证，辐射工作人员在控制区内应穿戴规定的个人防护用品，并与辐射防护人员相互沟通，使每项辐射工作中个人和集体剂量尽量低；

9.1.7 辐射防护人员应对每项辐射控制区内的工作内容进行审核，对于剂量较大的工作，应按“合理可行尽量低”的原则编制辐射防护最优化计划，尽可能降低该项工作的辐照剂量；

9.1.8 对于在辐照剂量很大的区域或设备上进行的工作，工作人员在作业前应进行适当的模拟体培训，以熟练掌握工作内容和辐射防护要点；

9.1.9 对于个人累积剂量达到或将达到核电站规定的年度目标值的工作人员，必须限制其在辐射控制区域内的工作时间和工作内容；

9.2 加强辐射防护工作管理

9.2.1 严格执行辐射工作许可制度，实施分级审批管理； 9.2.2 根据辐射防护最优化原则，采取必要的剂量降低措施，如屏蔽、去污、工具改进、限制工作时间等；

9.2.3 严格执行检修工作程序和辐射防护计划；

9.2.4 开工前核查辐射防护措施执行情况，工作过程中观察工作人员是否遵守良好的辐射防护实践；

9.2.5 高剂量、高污染风险的作业应事先制定详细的辐射防护最优化计划，辐射防护人员要全程监控；

9.2.6 对高剂量作业进行评价，工作中应考虑采取剂量分担原则； 9.3 强化辐射控制区现场管理

9.3.1 加强对现场的控制，对辐射控制区实行辐射分区管理，进行标识、挂牌；

9.3.2 制定辐射控制区巡测制度，合理布置测点，辐射防护人员定期进行现场的巡检和辐射水平调查，根据辐射水平的变化，及时划定辐射分区等级；

9.3.3 高剂量区域进行上锁控制。

9.4 定期对各种辐射防护仪表进行刻度、检验，保证仪表精度；

9.5 采取探伤用放射源使用登记、办理探伤许可证、实施现场警示和隔离、辐射防护人员全程监控、制定卡源应急预案等措施，加强探伤作业辐射防护管理，防止意外照射。

9.6 对于装卸料、高放射性体吊出水面等操作应制订应急方案并进行培训和现场演习，同时限制操作期间进入工作区域的人员数量，防止在出现燃料组件跌落等意外事故造成超剂量事件。

十、防止放射性物质丢失事故

为了防止放射性物质丢失事故的发生，应遵照《中华人民共和国核材料管制条例》（HAF501）、《中华人民共和国核材料管制条例实施细则》（HAF501/01）、《核电厂放射性废物管理安全规定》（HAF401）的要求，并按照《核动力厂实物保护导则》（HAD501/02）编制核电厂放射性物质管理程序，重点要求如下：

10.1 核电站所有放射性核材料（铀-235，含铀-235的材料和制品；铀-233，含铀-233的材料和制品；钚-239，含钚-239的材料和制品；氚，含氚的材料和制品；锂-6，含锂-6的材料和制品）、放射性废物和放射源均属于放射性物质，必须遵照国家核安全法规的要求严格管理，防止丢失；

10.2 应根据国家核安全法规、导则与国家安全部门对核电站安全保卫的规定编制放射性物质管理程序，明确划分责任和规定独立的监督管理职能；保证放射性物质管理设施在其寿期内的安全； 10.3 建立和执行放射性物质产生、处理、整备、贮存、运输的质保大纲，记录放射性物质从产生到处置前的全过程，并妥善保存；

10.4 建立和执行从事放射性物质的工作人员的操作、试验、检修和培训程序，保证工作人员适应相关的技术标准和规章制度，并注重培养质量意识和安全素养；

10.5 按照核安全法规、导则的要求和国家安全部门的要求，建立放射性物质控制与监视系统，定期检查、检修系统，保证其执行设计功能；

10.6 核燃料组件管理

10.6.1 新燃料组件和乏燃料组件贮存厂房必须建立安全防范系统，并应对此安全防范系统进行定期检查、试验和维修，保证系统能够正常工作；

10.6.2 应保证贮存池摄像系统拥有可靠的电源；

10.6.3 应定期对新燃料组件和乏燃料组件进行核查与记录；

10.6.4 燃料贮存厂房应进行上锁管理。除电站正常工作人员外，其他人员进入该厂房必须经电站审批程序批准后，才能由电站指定人员陪同进入；

10.6.5 换料检修期间或者平时有人较长时间工作期间，厂房入口处必须设置保卫人员专门管理，出入人员一律登记；

10.6.6 应严格管理电站实物保护系统，防止核燃料的非正常转移；

10.6.7 核燃料在运输期间的安全管理规定请参照第十三项（防止放射性物质运输的意外事件）的要点执行。

10.7 放射性废物管理

10.7.1 核电站应遵循《核电厂放射性废物管理安全规定》（HAF401）的要求，按照《核动力厂实物保护导则》（HAD501/02）编制电站放射性废物管理大纲和执行程序；

10.7.2 应定期核查并记录放射性废物的贮存数量，确认数量与记录相符；

10.7.3 应定期对核电站实物保护系统进行检查、测试和维护，保证其功能正常；

10.7.4 应注重核电站人员和车辆出入口的放射性检查，防止放射性物质的非法转移；

10.8 放射源管理 10.8.1 根据国家有关规定办理放射源使用许可证和使用登记证，并制定放射源管理制度；

10.8.2 放射源必须由专人负责保管；

10.8.3 放射源必须存放于专门的贮存库内，并实行“双门双锁”管理；

10.8.4 必须对所有放射源进行登记，放射源保管人员应定期核对所保管的放射源，确保帐物一致；

10.8.5 应对放射源的使用进行登记；

10.8.6 应对报废放射源妥善保管；

10.8.7 放射源的保管、使用等过程中发现问题应及时报告；

10.8.8 应严格规定对承包商自带放射源的管理，保证其在厂区使用过程中不会发生遗失事件，保证其携入、携出厂区的放射源相符；

10.8.9 制定人员和车辆出入厂区（特别是辐射控制区）的管理制度并严格执行，对进出厂区的人员和车辆进行放射性检查。

十一、防止放射性物质超限值排放事故

为了防止放射性物质超限值排放事故的发生，重点要求如下：

11.1 应严格执行《中华人民共和国环境保护法》、《核电厂环境辐射防护规定》（GB6249-86）、《核电厂放射性废物管理安全规定》（HAF401），并按照《核电厂放射性排出流和废物管理》（HAD401/01）等相关规定，编制核电站放射性废物和排出流管理制度和实施程序，并符合合理可行尽量低的原则，防止发生放射性物质超限值排放事件；

11.2 根据国家规定的放射性废物排放量限值，核电站应制定放射性废物排放管理目标值，并严格控制；

11.3 放射性废物管理应从源头抓起，通过各种渠道的培训和宣传，提高职工环保意识，降低放射性废物的产生量；

11.4 对于计划安排的放射性废物排放，应提前进行排放量的估算，并在实际排放过程中严格进行放射性监测和控制，做好规定的排放记录；

11.5 应定期对放射性废物处理、排放、暂存等设施及其联锁控制系统进行定期检查、标定、检修和试验，保证其执行设计功能；

11.6 应定期对放射性监测、分析仪器/仪表进行定期检查和校验； 11.7 应建立放射性废物排放的数据库，跟踪分析废物排放的发展趋势，及早发现问题，采取纠正行动；

11.8 建立放射性废物管理人员的培训计划，保证放射性废物的收集、处理、排放和贮存操作正确，可控。

十二、防止放射性物质运输的意外事故

放射性物质（核燃料、放射性废物和放射源等）的运输必须遵照《放射性物质安全运输规定》（GB11806-89）。同时核电站应严格执行《中华人民共和国环境保护法》、《核电厂运行安全规定》（HAF103），并按照《核电厂安全运行管理》（HAD103/06）和相关法规和导则管理放射性物质的运输，防止放射性物质运输过程中发生意外事故，重点要求如下：

12.1 放射性物质的运输包装和安全防范系统必须符合国家环境保护和核安全法规的要求，包装体外的辐射水平和表面污染必须低于国家放射性物质运输标准，确保运输人员和周围环境的安全；

12.2 必须制定放射性物质包装、运输、中转、贮存、接受等的技术条件和防护与保卫程序，保证燃料正常运输过程中不会发生意外事件；

12.3 每次放射性物质运输前都必须编制运输程序以及应付意外事件的预案。运输程序中应明确运输组织和职责、核燃料包装、运输条件、运输线路、辐射防护方案和保卫方案等；

12.4 运输前应严格检查运输工具、设备和车辆以及安全防范系统，确认全部正常。同时核对运输放射性物质的数量、编号、容器封记等，检查装载量是否符合运输安全条件；

12.5 所有参加运输和保卫的人员都要在运输前接受安全保卫教育，并接受应急预案的培训；

12.6 申报运输计划、填报货运单据等一律使用核材料代号。任何人员不得向无关人员泄露运输路线、时间、始发和到达地点等具体信息；

12.7 运输途中任何技术条件、运输线路、辐射监测和保卫等方案的改变必须经过同等级别的审批，同意后才能执行。

12.8 运输途中应定期检查运输设备、放射性监测仪器和安全防范系统，保证其工作正常；

12.9 运输途中的任何停车、中转和交接都必须按运输程序规定进行运输车辆的守护；

12.10 由核电站管辖的放射性物质运输中转站的设计和设施必须符合国家核安全法规的要求，其设施与建筑物应定期检查、试验和检修，确保其能够执行设计功能；

12.11 运输过程中必须进行详细记录，该记录应作为核电站永久性记录进行保存； 12.12 运输过程中应与经过地区的环保部门、安全保卫部门、交通部门等保持合作，确保放射性物质运输安全和环境安全；

12.13 运输完成后，接受单位必须与承运单位共同检查运输包装完好无损，并核实运输物质的名称、单位、编号等相符合，运输过程记录完整、清楚后才能进行接受。

十三、防止重水泄漏事故

为防止重水反应堆的重水泄漏，保证反应堆的安全，减少重水的损失以及减少氚向环境的排放，必须严格遵守《技术规格书》及相关程序，并提出以下重点要求：

13.1 重水包容系统应选取高质量、低泄漏的部件和设备，如波纹管阀门和双填料密封阀门；

13.2重水包容系统应取消不必要的机械连接部件，如法兰。尽量采用焊接连接；

13.3 采用引漏措施，将任何可能漏出的重水引入相应的收集槽，收集的重水经净化和浓缩后复用；

13.4 提高设备的可靠性。电厂制定的预防性维修大纲应优化重水包容设备的维修周期，并将其作为开展预兆性维修优先考虑的项目之一；

13.5 应对设备的缺陷和故障进行统计，运用可靠性分析方法对设备的可靠性进行分析，以此来改进预防性维修大纲，从而达到提高设备可靠性的目的；

13.6 严格按照《化学管理大纲》的要求控制反应堆冷却剂系统和慢化剂系统的水质指标，减少系统中的杂质，减缓设备或管道的腐蚀；

13.7 电厂制定的《在役检查大纲》应充分考虑重水包容设备和管道的在役检查和监督；

13.8 制定与重水有关的管理程序，规定重水装填、输送以及泄漏回收的流程和实施步骤；明确重水的衡算要求，对重水的总装量、泄漏量和回收量进行统计和核算；建立电厂重水管理数据库，对重水管理的相关数据进行趋势分析和评价，发现问题后，应及时采取行动进行改进；

13.9 核电厂任何人员发现重水泄漏时都应及时报告和处理；

13.10 加强运行和检修中的重水操作管理，尽一切努力减少重水的泄漏和降级重水的产生量；

13.11 加强重水泄漏监测，通过绘制厂房氚放射性浓度的控制图，及时识别微小的泄漏点；分析重水泄漏点的泄漏原因，及时采取改进措施；

13.12 对任何重水泄漏事件都应按照经验反馈体系的流程进行事件的根本原因分析，制定相应的纠正行动和实施计划，并对纠正行动进行跟踪。

十四、防止火灾事故

为保障核电站运行期间的消防安全，防止火灾事故的发生，应按照国家核安全导则《核电厂防火》（HAD102/11）的有关规定，重点要求如下：

14.1 总体要求

14.1.1 按核安全导则《核电厂防火》（HAD102/11）的有关规定编制核电站防火大纲和实施程序；

14.1.2 应在保障核电站消防设施（探测、报警和灭火）执行其设计功能的同时，保障核电站厂区的消防人员具有良好的组织、训练和装备，建立由电厂运行值班人员组成的义务消防组织，并通过定期培训使他们能够正确使用便携式灭火器和消防栓等，确保核电站消防工作的纵深防御策略。

14.1.3 核电站消防部门必须配备在使用灭火设备和灭火方法方面以及在核电站安全方面都有经验并经良好训练的人员，以确保在指挥灭火操作时能兼顾到保持核电站的安全；

14.1.4 一切可能引起火灾的作业，特别是使用明火、钎焊、焊接和火焰切割等作业，在作业前必须办理动火许可证，并且只有在有适当的防火措施的条件下才能进行这些作业。

14.1.5 消防水系统不得与生产用水或生活用水的管系相连接。除非这些系统的水可作消防供水的备用水或提供缓解事故工况的安全功能；

14.1.6应对火灾探测和灭火系统进行定期在役检查、试验、标定和检修，对防火屏障、门、封堵构造等要进行定期检查；

14.1.7 应定期检查核电站厂区范围内的消防通道，保证其畅通。因工作必须隔离某些消防通道前，必须经消防管理部门同意，并在开工前制订临时消防通道，并在作业区域周围做好醒目、清晰的临时消防通道标识；

14.1.8 应对在消防方面有通风要求区域内的通风系统和消防排烟系统进行定期检查、试验，保证其执行设计功能；

14.1.9火灾探测系统报警时，必须立即进行确认和采取有效措施；

14.1.10 因消防系统局部检修、改造等工作必须暂时隔离部分消防系统时，应对隔离消防系统区域增设临时消防措施，并严格管理该区域内的动火作业，负责防火的部门必须对这些动火作业持续进行监护；

14.1.11 在有可燃物料的场所进行焊接、火焰切割、钎焊等产生热量或火花的操作时，必须移走或覆盖这些物料，或采取其他防点燃的措施，负责防火的部门必须对这些活动持续进行监护，并在该区域内适当地配备便携式灭火器；

14.1.12 应保证贮存有大量可燃性物料的固定设备（如柴油机油箱、汽机润滑油、大型油浸式变压器、大型油冷却/润滑泵等）区域内消防探测系统和灭火系统的可靠性，制订火灾预防措施，并能及时地探测到固定装置内易燃和可燃物料的泄漏；

14.1.13 应对贮存氢气或可能产生氢气的区域内设置氢气探测装置，保证使氢的体积浓度保持低于规定值；

14.1.14 应当采取措施尽量减少易燃物料在厂区内的贮存和运输； 14.1.16 应定期对核电站厂区内的避雷设施进行定期检查、试验、检修或更换；

14.1.17 应对电气设备及其连接部位进行严格管理，防止电气系统故障引起的火灾事故。

14.2 安全重要物项的消防管理要求

14.2.1 安全重要物项的修改、扩建等工程中，应委托有资质的单位承担并尽可能使用不燃或阻燃材料；

14.2.2 在内含（或临近）安全重要物项的场所，必须控制可燃物料的现场使用和贮存，记录其数量，并且尽实际可能使之保持最少数量。不应将运行并不急需的可燃物料贮存在靠近安全重要物项的场所；

14.2.3 应对所有内含安全系统的场所及对这些场所构成重大火灾危险的其他区域都必须进行假想火灾后果的分析，依据分析结果制订火灾预防措施；

14.2.4 必须对核电站进行有效的行政管理，以确保可燃物料和点燃源不会被带入有安全重要物项却无充分预防措施的场所或其邻近场所。对不再需要的可燃物料的清理工作也必须予以管理；

14.2.5 应对反应堆厂房氢气探测系统、消氢系统进行定期检查、试验、标定和检修，保证能执行其设计功能；

14.3 电缆防火

14.3.1 在核岛主、辅厂房、常规岛厂房等与安全运行相关的厂房内敷设新电缆时，应选择阻燃电缆；

14.3.2 电缆敷设经过的穿墙孔洞必须用不燃或阻燃材料封堵，以防止火灾蔓延扩大；

14.3.3 严格按照设计规范的要求进行施工，电缆必须敷设在电缆桥架内，做到布线整齐，各类电缆按规定分层敷设；

14.3.4 应尽量减少或避免电缆的中间接头数量，如需要，应依据工艺要求制作安装电缆头，经质量验收后，再用耐火防爆盒将其封闭；

14.3.5 应建立健全电缆维护、检查及防火的各项规章制度，并严格执行。电缆中间接头应进行定期测温，并按规定进行预防性试验；

14.3.6 电缆层（井）所设的消防水喷淋灭火系统要始终处于良好的备用状态，并按试验计划要求进行定期试验；

14.3.7 电缆间、电缆层（井）必须保持干净清洁，不准存放物品和杂物，不积水，保证排水沟畅通，安全电压的照明充足。

14.4 汽机油系统防火

14.4.1 油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门；

14.4.2 法兰禁止使用塑料垫，橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫；

14.4.3 油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火作业，必须明火作业时要采取有效安全防护措施。油管路附近的热力管道或其他热体的保温应紧固完整，并包好铁皮类金属防护层； 14.4.4 禁止在油管道上进行焊接工作。在拆下的油管上进行焊接时，必须事先将管道冲洗干净。

14.4.5 油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应确保严密不漏油，如有漏油应及时清除，严禁漏油渗透到蒸油管道及阀保温层。

14.4.6 如果油管道法兰、阀门的周围及下方敷设有热力管道或其他热体，这些热体保温必须齐全，保温外层应包金属保护层；

14.4.7 检修时如发现保温材料内有漏油，应消除漏油点，并及时更换保温材料；

14.4.8 机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔离处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理；

14.4.9 油管路要保持清洁，并经常进行检查，严禁踩搭或其他人为因素造成油管路受力，使油管路损坏。

14.5 燃油罐区及燃油箱防火

14.5.1 储油罐或油箱应保持良好的通风排风，室内油罐或油箱应有机械排风。使储油区域油汽浓度低于油品的自燃点；

14.5.2 油区、输卸油管道应设置可靠的防静电安全接地装置，并定期测试接地电阻值；

14.5.3 油类区域必须建立健全安全管理制度。油类区域的消防设施和灭火器材要定期检查，保持良好的备用状态。油类区域进行动火作业前必须办理动火证，动火作业时必须落实各项安全防火措施，防火责任部门应对该动火作业进行连续监督；

14.5.4 要定期对油类区域进行检查，对罐体、管路和设备经常检查，燃油系统使用的软管要定期检查更换。

14.6 防止氢气系统爆炸着火

14.6.1 严格按国家有关氢气系统运行、储存、运输、装卸的法规要求执行。

14.6.2 严禁在氢气储存的区域动用明火作业，确需动火作业时应有严格的安全防护措施，作业区域的氢浓度要经检测，符合安全要求后，才能动火作业。

14.6.3 氢气瓶或专设氢容器及其配气母管应设在厂房外有良好通风的有掩蔽的专设区域。在需要机械通风的场所，应使氢的体积浓度保持低于规定值；

14.6.4 应设置监测设备以指示氢冷发电机氢气系统内氢气的压力和纯度。应设计用二氧化碳或氮气等惰性气体进行吹扫的装置，使充氢气的设备和有关管道系统在充氢气前或排氢气时能进行吹扫。

14.6.5运行期间可能产生氢气的蓄电池的电气间内都必须设置能把氢气直接排到室外的独立的通风装置，使氢浓度保持在其可燃限值以下；

14.6.6 氢气系统和储存氢气的区域配备的消防器材应按要求进行检查、试验；

14.6.7 氢气系统的管道阀门要密封，不能有泄漏，阀门保持动作灵活、可靠，阀门间隙必须调整合格。14.7 大型油浸变压器防火

14.7.1 变压器的线圈绝缘要定期进行检测，保证绝缘良好，防止发生短路引发火灾事故；

14.7.2 变压器套管应经常进行检查，避免套管损坏引爆起火；

14.7.3 变压器油应定期进行化验分析。更换和补充变压器油料时应经过滤合格后，才能加装；

14.7.4 变压器线路和各连接部位要经常进行检查，预防因铁芯涡流发热引起火灾；

14.7.5 变压器的避雷设施要安全有效。定期进行检测，防止雷击起火；

14.7.6 严禁在变压器周围动火作业，确需动火作业时，必须做好安全防火措施，保证变压器的安全；

14.7.7 变压器的消防设施和器材要始终处于完好的备用状态，并定期检查和试验；

14.7.8 大型变压器设置的火灾探测系统和灭火系统应定期进行检查、试验，保证系统的可用性。

十五、防止台风/暴雨袭击造成的水淹、垮坝、厂房坍塌等事故

由于大多数核电站都是临海设计，因此防止台风/暴雨袭击造成的垮(漫)坝、水淹厂房及厂房坍塌事故发生是核电站在台风季节的一项重点工作，核电站应认真贯彻《中华人民共和国防洪法》和其他相关规定，重点要求如下：

15.1 应根据国家核安全法规HAF002《核电厂核事故应急管理条例》和HAF002/01《核电厂核事故应急管理条例实施细则之一----核电厂营运单位的应急准备和应急响应》以及核安全导则HAD002/01《核动力厂营运单位的应急准备》等的规定，电厂应建立防台抗台管理程序，确保在台风/暴雨来临前电厂防台抗台机构能够正常工作，确认电厂防洪设施功能完好，抗台物资储存正常，人员、车辆等安排就绪；

15.2 核电站应编制构筑物、道路、地下排水管网的管理制度和实施程序，定期进行检查，记录检查中发现的各种缺陷，并及时安排缺陷检修；

15.3 新增或改造构筑物及相关系统时，必须遵照国家核安全法规的要求和《中华人民共和国建筑法》及其相关管理条例和规定，由有资质的单位进行设计、建造或改造；

15.4 核安全相关的厂房的功能和结构改变，需报告国家核安全局，在得到批准后才能开始施工；

15.5 工艺系统构筑物、道路和地下管网的结构、功能等的改变应纳入电站“修改”管理范畴，其管理过程应符合核电站质保要求；

15.6核电站应及时总结每次防台抗台的管理经验，评价电站防台抗台的设施、物质储备和各类资源等是否充分，并根据总结修改防台抗台管理制度和实施程序，增设或增加防台抗台设施、储备和资源。15.7 防止水淹

15.7.1 做好防洪大坝的监测、检查和维修加固工作，确保大坝处于良好状态；

15.7.2 截洪、排洪沟、渠，厂区下水排水系统等防台设施必须在每年汛期到来之前完成检查和修复工作；

15.7.3 汛期到来前应完成电站排水系统的设备检查、试验、检修等工作，保证厂区排水系统能执行其设计功能；

15.7.4 检查所有建筑厂房的防台风/暴雨情况，有缺陷的应及时加固；

15.7.5 应重点检查地平面以下运行设备的防淹能力和厂内电力架空线路的牢固程度，做好外网或厂内输变电系统短路、跳闸等的事故预想和预案；

15.7.6应确认厂内电源系统和反应堆停堆、保护系统及专设安全设施系统工作正常，防止发生丧失全部厂外交流电源的事件。如台风/暴雨情况确实严重，可以提前向调度申请，适当降低负荷运行或降功率停堆；

15.8 防止垮坝

15.8.1 通过定期沉降观测确认防洪大坝的稳定性，发现问题及时采取有效的加固措施；

15.8.2 应定期对大坝进行外观检查，确保：

15.8.2.1 丁坝坝根结合牢固，丁坝结构无塌陷、无裂缝；

15.8.2.2 防潮扭工字块、四脚空心块体、砼四方块体摆放整齐，无缺损及塌陷；

15.8.2.3 承压面各面层无孔洞及开裂；

15.8.2.4大坝道路结构完好；

15.8.2.5 大坝内稳压土方无塌陷、无孔洞；

15.8.2.6 反滤层处无人为破坏；

15.9 防止厂房塌陷

15.9.1 汛期到来前应检查各建筑厂房的机构完整性；

15.9.2 对于发现缺陷的厂房应及时安排检修、加固。

十六、防止汽机超速和轴系断裂事故

16.1 防止汽机超速

16.1.1 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下；

16.1.2 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组起动和运行；

16.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，其显示不正确或失效时严禁机组起动。运行中的机组，在失去有效监视手段的情况下，必须停止运行；

16.1.4 透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动；

16.1.5 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。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁机组起动；

16.1.6 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以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列；

16.1.7 在机组正常起动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启；

16.1.8 在任何情况下绝不可强行挂闸；

16.1.9 抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠；

16.1.10 汽轮机调节系统经重大改造后必须进行甩负荷试验；

16.1.11 应按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试；

16.1.12 应确认危急保安器动作转速符合设计规定；

16.1.13 电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管；

16.1.14 要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证； 16.1.15 严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀(包括各类型电液转换器)等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。

16.2 防止汽机轴系断裂。

16.2.1 机组主、铺设备的保护装置必须正常投入，振动监测，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应在机组设计范围内，并注意监视变化趋势；

16.2.2 应根据机组设计要求定期对转子部件进行检查；

16.2.3 每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验；

16.2.4 转子检验不合格绝不能使用，除非电站已经进行了技术评定并得到批准，且已根据机组的具体情况、缺陷性质制定了运行安全措施；

16.2.5 应严格按超速试验规程的要求进行机组超速试验；

16.2.6 机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承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间隙完好，并有完善的防松措施；

16.2.7 大修中应检查隔板变形情况，其最大变形量不得超过规程规定值；

16.2.8 发电机不得进行非同期并网。

16.3 建立和完善技术档案

16.3.1 应建立转子技术档案，至少包括：

16.3.1.1 转子原始资料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性；

16.3.1.2 历次转子检修、检查资料；

16.3.1.3 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处理。

16.3.2 应建立机组试验档案，至少包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验；

16.3.3 应建立机组事故档案。无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、性质、原因和防范措施。

十七、防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故 为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生，应严格按照机组设计、制造要求和电力行业相关标准或规定进行运行管理，重点要求如下：

17.1 防止汽轮机大轴弯曲。

17.1.1 应具备和熟悉掌握的资料。

17.1.1.1 转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅)，最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。

17.1.1.2 大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值(双振幅)，最高点在圆周方向的位置。

17.1.1.3 机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。

17.1.1.4 正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。

17.1.1.5 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。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。

17.1.1.6 停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。

17.1.1.7 通流部分的轴向间隙和径向间隙。

17.1.1.8 应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。

17.1.1.9 记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后按要求定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数；

17.1.1.10 系统改造应遵守核电站变更管理规定，改造后的首次运行操作、试验等必须依据修改后的运行规程、试验细则等执行；

17.1.2 汽轮机起动前必须按设计要求或运行规程检查各参数、控制和保护系统正常，否则禁止起动；

17.1.3 机组起、停过程管理

17.1.3.1 机组起动前连续盘车时间应满足制造厂的有关规定；

17.1.3.2 机组起动过程中因故停机必须回到盘车状态，并查明原因，严禁盲目起动；

17.1.3.3 停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。严禁用吊车强行盘车； 17.1.3.4 停机后如盘车故障暂时停止运行时，必须监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180°；

17.1.3.5 停机后应监视凝汽器、高压加热器和除氧器水位，防止汽轮机进水。

17.1.4 应严格执行机组操作规程，当规程规定的参数超过手动停机值时，应按规程规定打闸停机；

17.1.5 应采用良好的保温材料(不宜使用石棉制品)和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过规定值；

17.1.6 机组监测仪表应完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表；

17.1.7 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。

17.2 防止汽轮机轴瓦损坏

17.2.1 汽轮机的辅助油泵及其自起动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组起动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验；

17.2.2 油系统进行切换操作(如冷油器、辅助油泵、滤网等)时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油；

17.2.3 机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求进行处理；

17.2.4 在机组起、停过程中应按制造厂规定的转速停、起顶轴油泵；

17.2.5 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏(如水冲击、瞬时断油等)的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动；

17.2.6 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验；

17.2.7 油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动；

17.2.8 应避免机组在振动不合格的情况下运行；

17.2.9 润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵；

17.2.10 直流润滑油泵的直流电源系统应可靠并有足够的容量，其各级熔断器应按设计要求进行配置，防止直流润滑油泵失去电源； 17.2.11 交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠；

17.2.12 油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施；

17.2.13 安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道；

17.2.14 检修中应注意主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油；

17.2.15 严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。

十八、防止发电机损坏事故

为了防止发电机的损坏事故发生，应严格按照机组设计、制造要求和电力行业相关标准或规定进行运行管理，重点要求如下：

18.1 建立设备运行监督管理体系，定期分析、评价设备运行状况，根据分析、评价结果制定纠正措施，并予以落实；

18.2 应建立和完善技术档案，至少包括：

18.2.1 发电机原始资料，包括制造厂提供的发电机原始缺陷和材料特性；

18.2.2 发电机机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的负荷变化率、超功率运行累计时间、主要事故情况的原因和处理；

18.2.3 历次发电机检修、检查资料。

18.3 应建立发电机组试验档案，至少包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验；

18.4 应建立机组事故档案。无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、性质、原因和防范措施。

18.5 防止定子绕组相间短路

18.5.1 加强对发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596—1996），对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺；

18.5.2 定期检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况，并按试验要求进行试验，防止定子绕组端部松动引起相间短路； 18.5.3 严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规程允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。

18.6 防止定、转子水路堵塞、漏水

18.6.1防止水路堵塞过热

18.6.1.1 水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应全部更换成聚四氟乙烯垫圈；

18.6.1.2 安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统的所有钢丝滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止滤网破碎进入线圈。

18.6.1.3 大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。

18.6.1.4 扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢法兰，以便清除母管中的杂物。

18.6.1.5 水内冷发电机水质应严格控制在规定范围内，防止水中铜离子含量超标；

18.6.1.6 应监视定子线捧层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线捧引水管出水温差，将温差控制在制造厂规定值内。

18.6.2 为防止发电机漏水，重点应对绝缘引水管进行检查，引水管外表应无伤痕，严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离；

18.6.3 防止转子漏水

18.6.3.1 水内冷发电机发出漏水报警信号，经判断确认是发电机漏水时，应立即停机处理；

18.6.3.2 选装灵敏度可靠的漏水报警装置，应做好调试、维护和定期检验工作，确保装置反应灵敏、动作可靠；

18.6.3.3 转子绕组复合引水管应更换为有钢丝编织护套的复合绝缘引水管；

18.6.3.4 推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。

18.7 应定期检查发电机转子，防止发生匝间短路；

18.8 防止漏氢

18.8.1 大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行；

18.8.2 为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置； 18.8.3 应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，当含氢量超过限值时，应按规程规定进行处理；

18.9 应按调度要求投入发电机非全相运行保护系统，并对保护系统进行定期检查、试验和检修，保证其执行设计功能，防止发电机非全相运行；

18.10 发电机不得进行非同期并网操作；

18.11 防止发电机局部过热

18.11.1 发电机绝缘过热监测器过热报警时，应立即取样进行色谱分析，必要时停机进行消缺处理；

18.11.2 应对氢内冷转子进行通风试验；

18.11.3 全氢冷发电机定子线棒出口风温差超过规定值时，应按规程要求立即处理；

18.12 防止发电机内遗留金属异物

18.12.1 建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查；

18.12.2 应严格执行核电站“开口”设备管理规定，携入、携出发电机内的任何物件和在发电机内使用的备件、材料等都必须一一登记，发电机检查、检修结束后要对记录情况进行核查。在发电机内进行检查、检修等人员的着装应符合要求，在扣缸前应对发电机内部进行彻底检查后才能扣缸；

18.12.3 大修时应对端部紧固件（如压板紧因的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等）、紧固情况以及定子铁芯边缘矽钢片有无断裂等进行检查。

18.13 发电机定子接地保护应按规程要求投在规定方式，应定期对定子接地保护系统进行检查、试验等，保证其能执行设计功能；

18.14 当发电机的转子绕组发生一点接地时应查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地，应立即停机处理。

18.15 防止励磁系统故障引起发电机损坏

18.15.1 有进相运行工况的发电机，其低励限制的定值应在制造厂给定的允许值和保持发电机静稳定的范围内，并定期校验；

18.15.2 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的允许值内，并定期校验。

第二篇：防止核电厂重大事故的重点要求

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防止核电厂重大事故的重点要求 中国核工业集团公司 目 录 前言

一,防止核泄漏事故 二,防止反应性事故

三,防止反应堆冷却剂系统失水(以下简称LOCA)事故 四,防止蒸汽发生器(以下简称SG)传热管破裂事故 五,防止最终热阱丧失事故

六,防止主蒸汽,主给水管道破裂事故 七,防止主系统异物事故 八,防止燃料跌落事故 九,防止超剂量事故 十,防止放射性物质丢失事故 十一,防止放射性物质超限值排放事故 十二,防止放射性物质运输的意外事故 十三,防止重水泄漏事故 十四,防止火灾事故

十五,防止台风/暴雨袭击造成的水淹,垮坝,厂房坍塌等事故 十六,防止汽机超速和轴系断裂事故 十七,防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故 十八,防止发电机损坏事故 十九,防止大型变压器损坏事故 二十,防止电气误操作事故 二十一,防止压力容器爆破事故 二十二,防止分散控制系统(DCS)失灵,热工保护拒动事故 二十三,防止接地网事故 二十四,防止人身伤亡事故 二十五,预防恐怖活动的措施 前 言

核电站必须贯彻落实“安全第一,预防为主”的方针,以确保核电站安全运行,保证工作人员和公众安全,保护环境,保护投资者的资产免遭损失.为强化和规范运行核电站的安全管理,按照国家有关法律,法规,结合核电站的特点,特制定“防止核电站重大事故的重点要求”.一,防止核泄漏事故

核泄漏事件是指核电站内放射性物质失控排放到环境中去的运行事件.运行核电站必须严格遵守《中华人民共和国安全生产法》《中华人民共和国环境保护法》，中华人民共和国核安全法规和导则,核电站《技术规格书》等的相关要求,防止核泄漏事故的发生,重点要求如下: 1.1 核电站安全运行管理总则

1.1.1 核电站运行管理必须贯彻安全第一的方针;必须有足够的措施保证质量,保证安全运行,预防核事故,限制可能产生的有害影响;必须保障工作人员,公众和环境不致遭到超过国家规定限值的辐射照射和污染,并将辐射照射和污染减至可以合理达到的尽量低的水平;1.1.2 核电站必须接受国家核安全局的核安全监督,并及时,如实地报告安全状况,提供有关资料,并对所营运的核设施的安全,核材料的安全,工作人员和群众以及环境的安全承担全面责任;1.1.3 应根据《核电厂质量保证安全规定》(HAF003)及其相关导则编制核电站《运行质量保证大纲》,建立有效的质量保证体系,确保从事核安全相关的工作人员履行各自的职责,保证各自工作的质量;1.1.4 核电站运行必须严格遵守《核电厂运行安全规定》(HAF103),执行《核电厂安全运行管理》(HAD103/06)的要求;1.1.5 应建立正常,异常和事故处理运行规程,所有工作人员必须按照规程执行规定的操作;1.1.6 必须按照批准大纲的要求对为安全运行所必需的构筑物,系统和部件进行定期维修,试验,检验和检查,并根据维修,试验,检验和检查等活动及国内外同行交流的经验对规定的大纲进行评价和修订;1.1.7 必须制定保持反应堆堆芯管理,核燃料性能,核燃料和堆芯部件操作等的管理程序,并对堆芯状况进行监测和记录;1.1.8 必须建立包括构筑物,系统和部件,运行限值和条件,规程和程序及其“修改”制度和实施程序,保证上述修改不会影响到国家核安全局的安全要求;1.1.9 应严格遵守核电站《技术规格书》中的运行限值和条件以及监督要求;保证核电站设计的纵深防御三道屏障不会遭到破坏;1.1.10 应根据《核电厂换料,修改和事故停堆管理》(HAF103/01)的要求,编制核电站换料检修和事故停堆管理制度和实施程序,保证换料检修期间的运行安全和事故停堆的原因分析,纠正措施的落实

1.1.11 应加强对核电站放射性排出流和放射性废物的管理,保证放射性排出流在不超过国家规定的排放限值的基础上能够符合合理可行尽量低的原则;1.1.12 应加强核电站保卫工作,保证核电站实体保护系统的设计功能,保证核电站出入人员和货物的有效控制,使核电站设计的技防和人防有机结合,确保放射性物质不会遭到破坏和非法转移;1.1.13 应建立和保持所有与放射性相关的活动的完整质量记录体系,确保工作质量符合工作开展前制订的质量标准;1.1.14 所有从事放射性相关工作的人员必须遵守核电站辐射防护管理规定和实施程序的要求,在保证完成必要的会导致辐射照射的活动的同时,使工作人员所受照射保持在合理可行尽量低的水平;1.1.15 应对从事放射性工作的人员不断进行技能培训(初次培训和再培训),保证其有熟练和充分的技能来完成自己的工作;1.1.16 应在运行核电站中不断推进核安全文化建设,使所有在核电站内的工作人员都能正确处理安全与其他方面工作的关系,在质疑,谨慎的工作态度下,按照核电站管理制度和程序完成自身的工作,确保核电站的安全生命线;1.1.17 应建立健全核电站经验反馈体系,保证内部出现的各类事件能够得到报告,分析和纠正.同时收集国内外同类设备发现的问题,以及问题产生的原因和相关纠正行动,评价电站是否需要采取相应的纠正行动,保证同行运行经验能够得到评价和借鉴;1.1.18 应促进核电站与国内外同行交流与评审活动的展开,保证核电站能够定期进行核电站运行安全的自我审评和外部同行评审或专家评审工作,使核电站安全运行管理水平能够得到持续改进;1.2 防止核泄漏事故发生的预防要点

1.2.1 应保证含有放射性物质的系统,设备,构筑物以及放射性监控系统等的运行可靠性,保证其能正确执行设计功能;1.2.2 应编制核电站堆芯和核燃料管理,放射性废物运输,处理与贮存管理,放射性排出流管理等管理制度与实施程序,保证从事放射性工作的人员能够得到合理,完整的工作程序来指导他们的工作;1.2.3 放射性工艺系统,设备,构筑物等的相关操作中出现任何在管理程序和操作规程中没有明确规定的情况,应暂停工作,待明确后才能继续进行;1.2.4 应编制核电站《预防性维修大纲》,保证所有放射性相关的系统,设备,构筑物等能够得到及时,有效的预防性检查和维修;1.2.5 应编制核电站《在役检查大纲》,对所有核承压设备(容器,管道,热交换器,稳压器,泵,阀门等及其支承件)进行定期检查,跟踪其缺陷产生和发展的趋势,并在缺陷扩展到超过规定限值前进行有效的处理,防止设备失效破损造成的放射性物质失控泄漏;1.2.6 应对放射性相关的系统,设备,构筑物等进行定期巡检,试验等,保证系统,设备和构筑物等能够争取执行其设计功能,同时保证运行过程中产生的缺陷能够被及时发现并得到处理;1.2.7 任何改变放射性工艺系统监测,报警,控制,保护定值,改变放射性工艺系统运行方式或改变放射性工艺系统内设备或部件功能,材料等都必须事前办理电厂审批程序,与核安全相关的修改,报国家核安全局审批.1.2.8 保证核电站设计的三道安全屏障的完整性;1.2.8.1 应严格按照操作规程进行操作,防止反应堆冷却剂系统因压力,温度等的瞬变影响反应堆压力容器的性能;1.2.8.2 应按照电站《技术规格书》的要求,对反应堆冷却剂系统压力边界进行密封性试验,对安全壳厂房进行密封性和强度性试验,以验证这两道安全屏障的完整性;1.2.8.3 应按照核燃料管理要求,在换料检修期间对燃料组件进行检查,保证反应堆内使用的核燃料组件符合使用标准;1.2.8.4 应严格按批准的装换料方案和程序进行装料和堆芯核查,防止装错料事件的发生;1.2.8.5 反应堆运行期间,应严格监督反应堆冷却剂系统的剂量水平的变化,保证其不会超过电站《技术规格书》的限值要求;1.2.8.6 正常运行期间,应对放射性监测系统的相关参数,反应堆冷却剂系统的正常泄漏量,反应堆厂房内的温度,湿度,地坑水位和负压等参数的变化进行监督,保证用以证明三道屏障完整性的参数等都在正常范围内;1.2.9 应对放射性工艺系统制订设备“开口”(解体设备或打开密封盖板)管理程序,保证解体设备或打开密封盖板过程中不会导致放射性物质失控泄漏,同时要保证在“开口”没有恢复前,其隔离边界不应擅自改变,防止放射性物质通过开口处失控泄漏;1.2.10 应对所有放射性排出流进行监测,并对放射性排出流系统及其控制系统进行定期检查,检修,标定和试验,防止设备或控制系统失效引起的放射性物质失控排放;1.2.11 应对放射性物质运输,处理和贮存的系统,设备和构筑物进行定期检查,维修,标定,试验,保证能够执行设计功能;1.2.12 应对核燃料运输,处理和贮存的系统,设备和构筑物进行定期检查,维修,标定,试验,保证能够执行设计功能;1.2.13 放射性系统,设备,构筑物等的相关工作应按核电站程序规定进行正确记录,这些记录应按程序规定进行妥善保存.二,防止反应性事故

反应堆运行必须遵循国家核安全法规《核电厂运行安全规定》(HAF103)及其有关导则,防止发生反应性事故.重点要求如下: 2.1 总体管理要求

2.1.1 反应堆运行期间,必须按照核电站《技术规格书》的要求,限制堆芯最大反应性价值和反应性的引入速率,保证符合运行限值和条件;2.1.2 在控制棒手动控制的情况下,不应进行补偿原因不明的提棒操作;2.1.3 当反应堆冷却剂的硼浓度变化后,要及时将反应堆补给水系统的硼浓度设定值重新调整到与冷却剂的硼浓度相等;2.1.4 进行调硼操作时,应密切注意反应堆控制棒位置的变化,出现异常时,应中止调硼操作,直到查清原因;2.1.5 必须预计由于反应堆功率变化所导致的氙变化对反应性造成的影响,必要时应调整硼浓度,使调节棒组始终处于正常的调节带范围内;2.1.6 浓硼酸贮存容器内的高含硼溶液的液位应满足技术规格书的要求,并应定期对容器内的液体进行取样分析,确保其硼浓度在规定值以内;2.1.7 反应堆停堆后,应保证最低限度的源量程中子通道投入运行,以监测反应堆内中子计数的变化;2.1.8 在冷停堆过程中,以及在电站处于冷停堆或换料停堆模式时,应定期取样分析反应堆冷却剂系统的硼浓度,防止意外硼稀释;2.1.9 反应堆压力容器顶盖吊开后,对可能造成反应堆冷却剂硼浓度稀释的系统(冷却水,消防水等)的阀门状态应进行行政隔离控制;2.1.10 只要反应堆内有核燃料,就必须对其进行有效的中子计数监测;2.1.11 在进行反应堆达临界操作前,必须预测临界硼浓度和临界棒位;2.1.12 任何改变反应性的操作过程中,如任一源量程通道计数率意外增加2倍或2倍以上,应立即停止操作,直到查清原因;2.1.13 反应堆的启动周期不应小于技术规格书规定的最小值;2.1.14 任何工况下,不能同时进行向反应堆引入两种及以上的正反应性操作;2.1.15 装换料后的反应堆首次临界应在反应堆物理人员的监督下严格按程序进行;2.1.16 反应堆恢复临界时,预计临界状态的误差超过规定值,应停止临界操作并查清原因;2.1.17 装料过程应按批准的装料程序执行,装料完成后应进行堆芯核查,防止装错料事件发生;2.1.18 与二次侧蒸汽输送相关的蒸汽发生器,主蒸汽管道,主蒸汽隔离阀,主蒸汽安全阀,主蒸汽旁路排放系统等应进行定期检查,试验,保证其能够执行设计功能;2.2 防止失去停堆裕度的事件

2.2.1 堆芯装料方案应满足在整个燃料寿期内能够达到《技术规格书》所要求的最低停堆深度要求;2.2.2 反应堆装料应严格按照批准的有效程序执行,记录装料的全过程操作,除每一组燃料组件的独立检查和核对外,在反应堆压力容器顶盖吊装前,必须按规定进行堆芯核查;2.2.3 反应堆首次临界后,应完成《技术规格书》规定的所有零功率物理试验,并确认试验结果正常后才能提升反应堆功率;并根据装料方案和物理启动试验结果计算反应堆在寿期初,中,末最小停堆硼浓度与堆芯平均温度的关系等内容,用于指导该燃料循环内的反应堆运行;2.2.4 反应堆在运行过程中,控制棒应控制在插入极限以上;2.2.5 反应堆在热态停堆前,要根据反应堆停堆前的状态和反应堆运行参数进行计算分析,提供堆芯热态停堆最小停堆硼浓度值,在反应堆停堆规定时间前进行堆芯硼化操作,直到达到所要求的热态最小停堆硼浓度;2.2.6 反应堆在冷态停堆前,要根据反应堆停堆前的状态和反应堆运行参数进行计算分析,提供堆芯冷态停堆最小停堆硼浓度值,并在反应堆降温降压前将堆芯硼浓度调整到冷态停堆所要求的最小停堆硼浓度,经取样分析,确认反应堆冷却剂满足冷态最小停堆硼浓度要求后才能开始降温降压;2.2.7 燃料循环末期,慢化剂温度系数达到了《技术规格书》要求的限值,则应进行停堆换料;2.3 防止意外硼稀释事件

2.3.1 应编制包括反应堆冷却剂硼稀释,硼化管道阀门在内的重要阀门行政隔离管理程序,这些阀门的状态改变必须经过审批才能执行;2.3.2 当反应堆冷却剂补给水系统在“自动”方式工作时,应定期检查其自动补给的设定值与当前冷却剂硼浓度值相符合;2.3.3 在进行反应堆冷却剂稀释操作前,必须按当前硼浓度和稀释后硼浓度值对稀释量进行计算,并且在稀释操作期间不得离开操作盘台执行其他操作,应监视硼浓度和反应性或堆功率变化趋势正确,稀释操作结束后,应将反应堆冷却剂补给水系统的设定值调整到与反应堆冷却剂新的硼浓度值相一致;2.3.4在反应堆功率控制系统处于“自动”控制时,应监视反应堆功率的变化是否正常,并在控制棒自动动作时,要检查其动作是否正确;2.3.5 在停堆换料期间,应对可能通过敞开容器或通道进入反应堆内的水源(冷却水,消防水等)进行行政控制,防止反应堆厂房的消防水或其他稀释水源等通过敞开容器进入到反应堆内造成意外硼稀释;2.3.6 浓硼酸贮存容器内的溶液液位不应低于电厂《技术规格书》的规定值,并应对溶液进行定期取样分析,保证硼浓度在规定限值之内;2.3.7 反应堆保护和专设设施系统应按电厂《技术规格书》的要求投入运行,并按照定期试验的要求进行试验,以验证其功能正常;2.3.8 应对浓硼酸注入系统进行定期检查,试验,以验证其功能正常;2.4 防止弹棒事件

2.4.1 应按照国家核安全法规《民用核承压设备安全监督管理规定》(HAF601),制订反应堆压力容器顶盖相联的控制棒驱动机构连接部件,密封部件等的检查,检修和试验程序.对执行过程中发现的任何质量问题都必须记录在案,认真分析原因,制订纠正行动计划,并保证有效实施;2.4.2 当控制棒耐压壳的焊缝和热影响区的缺陷超过在役检查规定值时,应按有关规范进行处理;2.4.3 反应堆正常运行期间必须遵守核电厂《技术规格书》的要求,控制棒应在插入极限上方运行,以减小发生弹棒事故的正反应性引入量;2.4.4 反应堆冷却剂系统的温度和压力升降速率应控制在规定值范围内;2.4.5 应对反应堆冷却剂系统防止超压的设备进行定期检查,检修和试验,保证其可执行设计功能;2.4.6 应对安全壳厂房内的温度,湿度及放射性监测系统进行定期检查,检修和试验,保证其执行设计功能;2.4.7 正常运行期间应监视反应堆冷却剂系统的泄漏量变化,及早判明泄漏点.三,防止反应堆冷却剂系统失水(以下简称LOCA)事故

为了防止反应堆冷却剂系统压力边界范围内的设备(容器,管道,热交换器,稳压器,泵,阀门等及其支承件)失效破裂引起的LOCA事故,核电厂必须对所有反应堆冷却剂系统压力边界范围内的核承压设备进行严格管理,并重点要求如下: 3.1 应按照《民用核承压设备安全监督管理规定》(HAF601)的要求,对反应堆冷却剂系统压力边界范围内的所有承压设备及其支承件制订合理的检查,检修,试验程序并严格执行,确保其能够执行设计安全功能.具体检查,试验大纲的制订应按照核安全导则《核电厂在役检查》(HAD103/07)和《核电厂维修》(HAD103/08)等的要求;3.2 应对反应堆冷却剂系统的设备检查,试验结果进行数据统计和跟踪分析,并对发现的任何异常情况及时组织分析;3.3 应根据《核电厂运行安全规定附件一----核电厂换料,修改和事故停堆管理》(HAF103/01)的规定编制电厂“修改”管理制度;3.4承担修改核承压设备的设计,制造和安装单位必须具有相应的资质;3.5 对任何改变或影响反应堆冷却剂系统内运行设备的操作,试验,检查等必须按有效的书面执行程序进行,并按要求进行记录;3.6 从事反应堆冷却剂系统内的核承压设备在役检查或焊接工作的人员,必须具备相应的资格;3.7 从事反应堆冷却剂系统设备上的运行,检修,检查人员,应得到足够的操作,检修,检查的技能培训和相关管理制度的培训;3.8 从事反应堆冷却剂系统设备上的运行,检修,检查工作前,应做好工作前的准备工作,确保工作过程中不会对设备造成非预期瞬态冲击或性能劣化;3.9 在电站运行过程中,应监督反应堆冷却剂系统中冷却剂泄漏量和安全壳温度,湿度,放射性水平,地坑水位,等参数变化,如发现未预期的增大,应及时进行查找;3.10 应有效控制反应堆冷却剂的化学性能参数;3.11 电站运行过程中,应按照电站《技术规格书》的要求,严格控制反应堆冷却剂系统的升,降温和升,降压速率,防止对反应堆冷却剂系统的设备造成意外瞬态冲击;3.12 应对反应堆冷却剂系统的超压保护设备进行定期检查,试验和检修;3.13 应对反应堆控制和保护系统进行定期试验,检查和检修;3.14 应对反应堆冷却剂系统的设备建立设备档案,记录相关的运行瞬态,缺陷处理,检查与试验,预防性维修等设备信息,优化设备管理;3.15 应积极采用成熟的先进监测,检查技术,提高对设备早期缺陷鉴定的灵敏度.四,防止,蒸汽发生器(以下简称SG)传热管破裂事故

SG传热管破裂是一种旁路安全壳屏障事故,会造成高放射性的反应堆冷却剂直接向SG二次侧泄漏.作为反应堆冷却剂系统的关键核承压设备之一的SG,必须严格遵守国家核安全法规《民用核承压设备安全监督管理规定》(HAF601),并重点要求如下: 4.1 应按照《民用核承压设备安全监督管理规定》(HAF601)的要求,对SG及其支承件制订合理的检查,检修,试验程序并严格执行,确保其能够执行设计安全功能;4.2 应建立SG从设计,材料选择,加工与制造,出厂验收及现场安装,检查,检修,运行瞬态等全过程数据,并对其总体性能参数进行统计分析,跟踪其发展趋势;4.3 应定期检查SG传热管,分析减薄和缺陷原因,开展趋势分析.,尽量采用先进的在役检查技术,提高对SG早期缺陷的探查灵敏度;4.4 如传热管减薄或缺陷超过限制标准应进行修补或堵管.4.5 正常运行期间,应严格控制SG二次侧的水质.按要求投入SG排污系统的运行,保证设计的排污流量,防止水质变差或杂质沉积对SG造成的加速腐蚀;4.6 换料检修或长期检修期间,应按规定对停役的SG进行保养;4.7 正常运行期间,应监督SG二次侧及相关常规岛设备的放射性水平,发现异常应认真分析原因,并采取纠正措施;4.8 应对SG二次侧进行定期清洗,跟踪分析和评价清洗效果;4.9 应对防止SG超压的设备进行定期试验,检查和检修;4.10 从事SG在役检查或焊接工作的人员,必须具备相应的资格;4.11 从事SG运行,检修,检查人员,应得到足够的操作,检修,检查的技能培训和相关管理制度的培训.五,防止最终热阱丧失事故

核电站最终热阱及其直接有关的输热系统(简称热阱系统)应遵循国家核安全法规《核电厂运行安全规定》(HAF103)的要求,并按照核安全导则《核电厂最终热阱及其直接有关的输热系统》(HAD102/09),《核电厂安全重要物项的监督》(HAD103/09)的要求,严格管理最终热阱系统,确保其运行安全.重点要求如下: 5.1 应遵循国家核安全法规《民用核承压设备安全监督管理规定》(HAF601)和技术规格书的要求对核电站最终热阱系统进行定期检查,检修和试验,保证其执行设计功能;5.2 应对应急给水系统的应急水源,备用水源及其连接设备进行定期检查,保证应急水量的要求和后备水源的可用性;5.3 应按照《核电厂维修》(HAD103/08)导则的要求,建立最终热阱系统相关设备的预防性维修规定;5.4 核级设备的在役检查和焊接工作必须遵循核安全法规的规定,由有资格的人员进行该项工作;5.5 应保证非电动应急给水泵及其相关系列的设备的可靠性,以防止全厂断电事故时同时丧失冷却水;5.6 应定期检查,试验反应堆保护系统能否执行其设计功能,特别是与最终热阱系统相关的保护,如SG低水位保护等;5.7 应定期对重要海水系统进行检查,检修和试验,保证其能够执行设计功能;电站正常运行期间,应保证各独立系列的最终热阱系统都处于可运行状态,否则应按照核电站《技术规格书》的规定执行;5.8 应积极采用可靠性高的设备,提高热阱系统运行的可靠性;5.9 应对电站运行,检修人员进行技能培训,特别应注意对运行人员在事故情况下保证最终热阱系统的培训.六,防止主蒸汽,主给水管道破裂事故

必须遵照国家核安全法规《民用核承压设备安全监督管理规定》(HAF601)对主蒸汽,主给水系统中的核级设备进行管理,非核级设备的管理可以参照《火力发电厂金属技术监督规程》(DL438—2000)或其他有关规程进行管理,重点要求如下: 6.1 应遵循国家核安全法规《民用核承压设备安全监督管理规定》(HAF601)的要求,并按照核安全导则《核电厂在役检查》(HAD103/07),《核电厂维修》(HAD103/08)对核级主蒸汽,主给水管道,阀门及管道支吊架进行定期检查,检修和试验;6.2 应参照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》(DL/T616—1997)的要求,对非核级主蒸汽,主给水管道的支吊架进行定期检查,必要时应进行应力核算及调整;6.3 当检查或运行中发现的缺陷超过规范允许范围时,必须进行检修或更换;6.4 在核级主蒸汽,主给水设备上进行在役检查和焊接等工作,必须具备相应的资质,并使用合格的检查,检修设备,按照批准的程序执行.非核级主蒸汽,主给水设备的焊接工艺,质量,热处理及焊接检验可以参照《电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂焊接篇)》(DL5007—1992)有关规定执行;应对主蒸汽隔离阀进行定期检查,检修,试验,保证其能执行设计功能;6.5 应定期检查主蒸汽,主给水管道上的超压保护设备,确保其能执行设计功能;6.6 电站启动过程中,必须按操作规程的要求对主蒸汽隔离阀阀后主蒸汽管道进行充分暖管.七,防止主系统异物事故

核电站应遵循国家核安全法规《核电厂运行安全规定》(HAF103)编制防止反应堆冷却剂系统产生异物和外部异物进入系统的管理程序,重点要求如下: 7.1 核电站应制订设备解体或开盖检查,检修,防腐等工作中对“开口”部位的管理制度和实施程序;7.2 与反应堆冷却剂系统及与系统相连接的辅助系统中的设备解体或开盖检查,检修,防腐等工作应按批准的程序实施,对带入,带出开口部位的任何物件进行登记,在人员离开后必须将开口部位进行临时封堵;7.3 对于一旦掉入很难找寻,很难取出或掉入后对设备内的部件存在较大破坏风险的物件,在工作过程中都应系有可靠固定的绑扎带;7.4 对于可进入的设备或从开口部位可检查的设备,在重新安装或扣盖前应对设备内部进行仔细检查;7.5 开口设备检修场地应设置隔离栏,所有进入隔离栏内的人员,其着装,防护用品穿戴应符合规定,防止易松脱物件,眼镜,安全帽等掉入开口设备内;7.6 反应堆压力容器顶盖吊开后,其水池区域内必须设置专人管理,水池四周应设置挡物板,防止小物体掉落水池中;7.7 在反应堆压力容器顶盖吊开前,应对水池上方的所有设备(吊车,检修平台等)进行松动部件检查和记录.顶盖吊开后,水池上方进行的任何工作都必须严格遵守开口部位工作的管理规定;7.8 换料水池平台上进行的检修工作必须建立隔离区,防止检修工作过程中物件坠落到换料水池内或反应堆压力容器内;7.9 应正确使用水下照明灯具,防止其松动部件或意外炸裂后的碎片落入压力容器内;7.10反应堆压力容器内较长时间无工作,应用“假盖”暂时封盖压力容器;7.11携入,携出的物品记录出现数量差异,应查清原因.确实查不清原因时,应根据可能掉入开口设备内的物件性质进行安全评价,不会产生安全问题的才能将开口部位恢复;7.12 应对反应堆冷却剂系统内的设备进行定期检查,检修和试验,防止缺陷扩大造成在反应堆正常运行过程中损坏而在内部产生“异物”;7.13 应对反应堆冷却剂系统松动部件监测装置进行定期检查,保证监测装置功能正常;7.14 新增设备或更换设备时,安装前必须对设备内部进行检查,防止异物没有清理干净或设备内部件没有固紧,在运行中送脱而成为系统中的“异物”.八,防止燃料跌落事故

燃料组件的跌落不但可能损伤堆芯和/或移动中的燃料组件,而且辐照过的燃料组件跌落可能造成燃料组件内的放射性气体外泄,威胁人员安全,因此核电站应遵循国家核安全法规《核电厂运行安全规定》(HAF103),按照《核电厂堆芯和燃料管理》(HAD103/03)制订燃料组件装,卸管理程序,重点要求如下: 8.1 反应堆装,卸料操作前,应对装,卸料相关的所有设备,工具和吊具及其控制系统进行功能试验,确保其能执行设计功能;8.2 装卸料操作人员必须经过核电站规定的培训,考核合格后授权上岗;8.3 每次装卸料前,应对每一个参加装卸料的人员进行操作程序的培训,并在实际装卸料前进行模拟组件的实际操作后才能开始正式操作;8.4 装卸料操作前,应检查所有装卸料操作的条件全部满足,特别是水下照度,水质(透明度,硼浓度等),水位和装卸料相关设备的控制,保护系统以及对外联络渠道等;8.5 装卸料操作组必须职责明确,统一指挥;8.6 装卸料操作必须按批准的程序执行,如果无法按程序执行下去时,应停止操作,查明原因,采取措施,必要时修改程序,批准后再继续进行装卸料操作;8.7 装卸料操作中如果遇到程序中未规定或不明确的状况时,应停止操作,待程序明确后才能继续执行;8.8 装卸料过程的操作应有清晰记录.如果实行交接班操作,则必须有充分的交接班时间,按规定进行交接班;8.9 装卸料相关设备应积极采用新技术和新设备,特别是水下监视,探测设备和水下操作工具等,以提高设备可靠性;8.10 每次装卸料前,必须对参加装卸料的所有人员进行燃料组件跌落事件应急演习,保证在事件发生后,现场工作人员能及时,有序地撤离现场.九,防止超剂量事故

为了防止超剂量事故的发生,应严格执行《辐射防护规定》(GB8703-88)和《核电厂运行期间的辐射防护》(HAD103/04)等相关规定,并重点要求如下: 9.1 加强辐射工作人员的管理

9.1.1 应编制核电站辐射防护大纲及程序,建立电站各类辐射防护目标值,并逐步分解到计划工作项目中加以控制,确保个人剂量不会超过国家规定的限值;9.1.2 核电站应建立所有进入辐射控制区工作人员的个人剂量档案和健康档案,加强人员剂量管理,进行工作适应性评价;9.1.3 应编制工作人员的辐射防护培训计划,提高作业人员辐射防护意识和辐射防护要领;9.1.4 外来人员进入辐射防护控制区进行工作前必需提供剂量档案和健康证明,经过核电站规定的相应培训,取得核电站授权后才能从事放射性工作;9.1.5 进入辐射控制区人员必须佩戴电子剂量计,电子剂量计事先需设置报警阈值.佩带者听到报警声,应立即离开现场,并与辐射防护人员联系;9.1.6 辐射控制区域内的工作在开工前必须办理辐射工作许可证,辐射工作人员在控制区内应穿戴规定的个人防护用品,并与辐射防护人员相互沟通,使每项辐射工作中个人和集体剂量尽量低;9.1.7 辐射防护人员应对每项辐射控制区内的工作内容进行审核,对于剂量较大的工作,应按“合理可行尽量低”的原则编制辐射防护最优化计划,尽可能降低该项工作的辐照剂量;9.1.8 对于在辐照剂量很大的区域或设备上进行的工作,工作人员在作业前应进行适当的模拟体培训,以熟练掌握工作内容和辐射防护要点;9.1.9 对于个人累积剂量达到或将达到核电站规定的目标值的工作人员,必须限制其在辐射控制区域内的工作时间和工作内容;9.2 加强辐射防护工作管理 9.2.1 严格执行辐射工作许可制度,实施分级审批管理;9.2.2 根据辐射防护最优化原则,采取必要的剂量降低措施,如屏蔽,去污,工具改进,限制工作时间等;9.2.3 严格执行检修工作程序和辐射防护计划;9.2.4 开工前核查辐射防护措施执行情况,工作过程中观察工作人员是否遵守良好的辐射防护实践;9.2.5 高剂量,高污染风险的作业应事先制定详细的辐射防护最优化计划,辐射防护人员要全程监控;9.2.6 对高剂量作业进行评价,工作中应考虑采取剂量分担原则;9.3 强化辐射控制区现场管理

9.3.1 加强对现场的控制,对辐射控制区实行辐射分区管理,进行标识,挂牌;9.3.2 制定辐射控制区巡测制度,合理布置测点,辐射防护人员定期进行现场的巡检和辐射水平调查,根据辐射水平的变化,及时划定辐射分区等级;9.3.3 高剂量区域进行上锁控制.9.4 定期对各种辐射防护仪表进行刻度,检验,保证仪表精度;9.5 采取探伤用放射源使用登记,办理探伤许可证,实施现场警示和隔离,辐射防护人员全程监控,制定卡源应急预案等措施,加强探伤作业辐射防护管理,防止意外照射.9.6 对于装卸料,高放射性体吊出水面等操作应制订应急方案并进行培训和现场演习,同时限制操作期间进入工作区域的人员数量,防止在出现燃料组件跌落等意外事故造成超剂量事件.十,防止放射性物质丢失事故

为了防止放射性物质丢失事故的发生,应遵照《中华人民共和国核材料管制条例》(HAF501),《中华人民共和国核材料管制条例实施细则》(HAF501/01),《核电厂放射性废物管理安全规定》(HAF401)的要求,并按照《核动力厂实物保护导则》(HAD501/02)编制核电厂放射性物质管理程序,重点要求如下: 10.1 核电站所有放射性核材料(铀-235,含铀-235的材料和制品;铀-233,含铀-233的材料和制品;钚-239,含钚-239的材料和制品;氚,含氚的材料和制品;锂-6,含锂-6的材料和制品),放射性废物和放射源均属于放射性物质,必须遵照国家核安全法规的要求严格管理,防止丢失;10.2 应根据国家核安全法规,导则与国家安全部门对核电站安全保卫的规定编制放射性物质管理程序,明确划分责任和规定独立的监督管理职能;保证放射性物质管理设施在其寿期内的安全;10.3 建立和执行放射性物质产生,处理,整备,贮存,运输的质保大纲,记录放射性物质从产生到处置前的全过程,并妥善保存;10.4 建立和执行从事放射性物质的工作人员的操作,试验,检修和培训程序,保证工作人员适应相关的技术标准和规章制度,并注重培养质量意识和安全素养;10.5 按照核安全法规,导则的要求和国家安全部门的要求,建立放射性物质控制与监视系统,定期检查,检修系统,保证其执行设计功能;10.6 核燃料组件管理

10.6.1 新燃料组件和乏燃料组件贮存厂房必须建立安全防范系统,并应对此安全防范系统进行定期检查,试验和维修,保证系统能够正常工作;10.6.2 应保证贮存池摄像系统拥有可靠的电源;10.6.3 应定期对新燃料组件和乏燃料组件进行核查与记录;10.6.4 燃料贮存厂房应进行上锁管理.除电站正常工作人员外,其他人员进入该厂房必须经电站审批程序批准后,才能由电站指定人员陪同进入;10.6.5 换料检修期间或者平时有人较长时间工作期间,厂房入口处必须设置保卫人员专门管理,出入人员一律登记;10.6.6 应严格管理电站实物保护系统,防止核燃料的非正常转移;10.6.7 核燃料在运输期间的安全管理规定请参照第十三项(防止放射性物质运输的意外事件)的要点执行.10.7 放射性废物管理

10.7.1 核电站应遵循《核电厂放射性废物管理安全规定》(HAF401)的要求,按照《核动力厂实物保护导则》(HAD501/02)编制电站放射性废物管理大纲和执行程序;10.7.2 应定期核查并记录放射性废物的贮存数量,确认数量与记录相符;10.7.3 应定期对核电站实物保护系统进行检查,测试和维护,保证其功能正常;10.7.4 应注重核电站人员和车辆出入口的放射性检查,防止放射性物质的非法转移;10.8 放射源管理

10.8.1 根据国家有关规定办理放射源使用许可证和使用登记证,并制定放射源管理制度;10.8.2 放射源必须由专人负责保管;10.8.3 放射源必须存放于专门的贮存库内,并实行“双门双锁”管理;10.8.4 必须对所有放射源进行登记,放射源保管人员应定期核对所保管的放射源,确保帐物一致;10.8.5 应对放射源的使用进行登记;10.8.6 应对报废放射源妥善保管;10.8.7 放射源的保管,使用等过程中发现问题应及时报告;10.8.8 应严格规定对承包商自带放射源的管理,保证其在厂区使用过程中不会发生遗失事件,保证其携入,携出厂区的放射源相符;10.8.9 制定人员和车辆出入厂区(特别是辐射控制区)的管理制度并严格执行,对进出厂区的人员和车辆进行放射性检查.十一,防止放射性物质超限值排放事故

为了防止放射性物质超限值排放事故的发生,重点要求如下: 11.1 应严格执行《中华人民共和国环境保护法》,《核电厂环境辐射防护规定》(GB6249-86),《核电厂放射性废物管理安全规定》(HAF401),并按照《核电厂放射性排出流和废物管理》(HAD401/01)等相关规定,编制核电站放射性废物和排出流管理制度和实施程序,并符合合理可行尽量低的原则,防止发生放射性物质超限值排放事件;11.2 根据国家规定的放射性废物排放量限值,核电站应制定放射性废物排放管理目标值,并严格控制;11.3 放射性废物管理应从源头抓起,通过各种渠道的培训和宣传,提高职工环保意识,降低放射性废物的产生量;11.4 对于计划安排的放射性废物排放,应提前进行排放量的估算,并在实际排放过程中严格进行放射性监测和控制,做好规定的排放记录;11.5 应定期对放射性废物处理,排放,暂存等设施及其联锁控制系统进行定期检查,标定,检修和试验,保证其执行设计功能;11.6 应定期对放射性监测,分析仪器/仪表进行定期检查和校验;11.7 应建立放射性废物排放的数据库,跟踪分析废物排放的发展趋势,及早发现问题,采取纠正行动;11.8 建立放射性废物管理人员的培训计划,保证放射性废物的收集,处理,排放和贮存操作正确,可控.十二,防止放射性物质运输的意外事故

放射性物质(核燃料,放射性废物和放射源等)的运输必须遵照《放射性物质安全运输规定》(GB11806-89).同时核电站应严格执行《中华人民共和国环境保护法》,《核电厂运行安全规定》(HAF103),并按照《核电厂安全运行管理》(HAD103/06)和相关法规和导则管理放射性物质的运输,防止放射性物质运输过程中发生意外事故,重点要求如下: 12.1 放射性物质的运输包装和安全防范系统必须符合国家环境保护和核安全法规的要求,包装体外的辐射水平和表面污染必须低于国家放射性物质运输标准,确保运输人员和周围环境的安全;12.2 必须制定放射性物质包装,运输,中转,贮存,接受等的技术条件和防护与保卫程序,保证燃料正常运输过程中不会发生意外事件;12.3 每次放射性物质运输前都必须编制运输程序以及应付意外事件的预案.运输程序中应明确运输组织和职责,核燃料包装,运输条件,运输线路,辐射防护方案和保卫方案等;12.4 运输前应严格检查运输工具,设备和车辆以及安全防范系统,确认全部正常.同时核对运输放射性物质的数量,编号,容器封记等,检查装载量是否符合运输安全条件;12.5 所有参加运输和保卫的人员都要在运输前接受安全保卫教育,并接受应急预案的培训;12.6 申报运输计划,填报货运单据等一律使用核材料代号.任何人员不得向无关人员泄露运输路线,时间,始发和到达地点等具体信息;12.7 运输途中任何技术条件,运输线路,辐射监测和保卫等方案的改变必须经过同等级别的审批,同意后才能执行.12.8 运输途中应定期检查运输设备,放射性监测仪器和安全防范系统,保证其工作正常;12.9 运输途中的任何停车,中转和交接都必须按运输程序规定进行运输车辆的守护;12.10 由核电站管辖的放射性物质运输中转站的设计和设施必须符合国家核安全法规的要求,其设施与建筑物应定期检查,试验和检修,确保其能够执行设计功能;12.11 运输过程中必须进行详细记录,该记录应作为核电站永久性记录进行保存;12.12 运输过程中应与经过地区的环保部门,安全保卫部门,交通部门等保持合作,确保放射性物质运输安全和环境安全;12.13 运输完成后,接受单位必须与承运单位共同检查运输包装完好无损,并核实运输物质的名称,单位,编号等相符合,运输过程记录完整,清楚后才能进行接受.十三,防止重水泄漏事故

为防止重水反应堆的重水泄漏,保证反应堆的安全,减少重水的损失以及减少氚向环境的排放,必须严格遵守《技术规格书》及相关程序,并提出以下重点要求: 13.1 重水包容系统应选取高质量,低泄漏的部件和设备,如波纹管阀门和双填料密封阀门;13.2重水包容系统应取消不必要的机械连接部件,如法兰.尽量采用焊接连接;13.3 采用引漏措施,将任何可能漏出的重水引入相应的收集槽,收集的重水经净化和浓缩后复用;13.4 提高设备的可靠性.电厂制定的预防性维修大纲应优化重水包容设备的维修周期,并将其作为开展预兆性维修优先考虑的项目之一;13.5 应对设备的缺陷和故障进行统计,运用可靠性分析方法对设备的可靠性进行分析,以此来改进预防性维修大纲,从而达到提高设备可靠性的目的;13.6 严格按照《化学管理大纲》的要求控制反应堆冷却剂系统和慢化剂系统的水质指标,减少系统中的杂质,减缓设备或管道的腐蚀;13.7 电厂制定的《在役检查大纲》应充分考虑重水包容设备和管道的在役检查和监督;13.8 制定与重水有关的管理程序,规定重水装填,输送以及泄漏回收的流程和实施步骤;明确重水的衡算要求,对重水的总装量,泄漏量和回收量进行统计和核算;建立电厂重水管理数据库,对重水管理的相关数据进行趋势分析和评价,发现问题后,应及时采取行动进行改进;13.9 核电厂任何人员发现重水泄漏时都应及时报告和处理;13.10 加强运行和检修中的重水操作管理,尽一切努力减少重水的泄漏和降级重水的产生量;13.11 加强重水泄漏监测,通过绘制厂房氚放射性浓度的控制图,及时识别微小的泄漏点;分析重水泄漏点的泄漏原因,及时采取改进措施;13.12 对任何重水泄漏事件都应按照经验反馈体系的流程进行事件的根本原因分析,制定相应的纠正行动和实施计划,并对纠正行动进行跟踪.十四,防止火灾事故

为保障核电站运行期间的消防安全,防止火灾事故的发生,应按照国家核安全导则《核电厂防火》(HAD102/11)的有关规定,重点要求如下: 14.1 总体要求

14.1.1 按核安全导则《核电厂防火》(HAD102/11)的有关规定编制核电站防火大纲和实施程序;14.1.2 应在保障核电站消防设施(探测,报警和灭火)执行其设计功能的同时,保障核电站厂区的消防人员具有良好的组织,训练和装备,建立由电厂运行值班人员组成的义务消防组织,并通过定期培训使他们能够正确使用便携式灭火器和消防栓等,确保核电站消防工作的纵深防御策略.14.1.3 核电站消防部门必须配备在使用灭火设备和灭火方法方面以及在核电站安全方面都有经验并经良好训练的人员,以确保在指挥灭火操作时能兼顾到保持核电站的安全;14.1.4 一切可能引起火灾的作业,特别是使用明火,钎焊,焊接和火焰切割等作业,在作业前必须办理动火许可证,并且只有在有适当的防火措施的条件下才能进行这些作业.14.1.5 消防水系统不得与生产用水或生活用水的管系相连接.除非这些系统的水可作消防供水的备用水或提供缓解事故工况的安全功能;14.1.6应对火灾探测和灭火系统进行定期在役检查,试验,标定和检修,对防火屏障,门,封堵构造等要进行定期检查;14.1.7 应定期检查核电站厂区范围内的消防通道,保证其畅通.因工作必须隔离某些消防通道前,必须经消防管理部门同意,并在开工前制订临时消防通道,并在作业区域周围做好醒目,清晰的临时消防通道标识;14.1.8 应对在消防方面有通风要求区域内的通风系统和消防排烟系统进行定期检查,试验,保证其执行设计功能;14.1.9火灾探测系统报警时,必须立即进行确认和采取有效措施;14.1.10 因消防系统局部检修,改造等工作必须暂时隔离部分消防系统时,应对隔离消防系统区域增设临时消防措施,并严格管理该区域内的动火作业,负责防火的部门必须对这些动火作业持续进行监护;14.1.11 在有可燃物料的场所进行焊接,火焰切割,钎焊等产生热量或火花的操作时,必须移走或覆盖这些物料,或采取其他防点燃的措施,负责防火的部门必须对这些活动持续进行监护,并在该区域内适当地配备便携式灭火器;14.1.12 应保证贮存有大量可燃性物料的固定设备(如柴油机油箱,汽机润滑油,大型油浸式变压器,大型油冷却/润滑泵等)区域内消防探测系统和灭火系统的可靠性,制订火灾预防措施,并能及时地探测到固定装置内易燃和可燃物料的泄漏;14.1.13 应对贮存氢气或可能产生氢气的区域内设置氢气探测装置,保证使氢的体积浓度保持低于规定值;14.1.14 应当采取措施尽量减少易燃物料在厂区内的贮存和运输;14.1.16 应定期对核电站厂区内的避雷设施进行定期检查,试验,检修或更换;14.1.17 应对电气设备及其连接部位进行严格管理,防止电气系统故障引起的火灾事故.14.2 安全重要物项的消防管理要求

14.2.1 安全重要物项的修改,扩建等工程中,应委托有资质的单位承担并尽可能使用不燃或阻燃材料;14.2.2 在内含(或临近)安全重要物项的场所,必须控制可燃物料的现场使用和贮存,记录其数量,并且尽实际可能使之保持最少数量.不应将运行并不急需的可燃物料贮存在靠近安全重要物项的场所;14.2.3 应对所有内含安全系统的场所及对这些场所构成重大火灾危险的其他区域都必须进行假想火灾后果的分析,依据分析结果制订火灾预防措施;14.2.4 必须对核电站进行有效的行政管理,以确保可燃物料和点燃源不会被带入有安全重要物项却无充分预防措施的场所或其邻近场所.对不再需要的可燃物料的清理工作也必须予以管理;14.2.5 应对反应堆厂房氢气探测系统,消氢系统进行定期检查,试验,标定和检修,保证能执行其设计功能;14.3 电缆防火

14.3.1 在核岛主,辅厂房,常规岛厂房等与安全运行相关的厂房内敷设新电缆时,应选择阻燃电缆;14.3.2 电缆敷设经过的穿墙孔洞必须用不燃或阻燃材料封堵,以防止火灾蔓延扩大;14.3.3 严格按照设计规范的要求进行施工,电缆必须敷设在电缆桥架内,做到布线整齐,各类电缆按规定分层敷设;14.3.4 应尽量减少或避免电缆的中间接头数量,如需要,应依据工艺要求制作安装电缆头,经质量验收后,再用耐火防爆盒将其封闭;14.3.5 应建立健全电缆维护,检查及防火的各项规章制度,并严格执行.电缆中间接头应进行定期测温,并按规定进行预防性试验;14.3.6 电缆层(井)所设的消防水喷淋灭火系统要始终处于良好的备用状态,并按试验计划要求进行定期试验;14.3.7 电缆间,电缆层(井)必须保持干净清洁,不准存放物品和杂物,不积水,保证排水沟畅通,安全电压的照明充足.14.4 汽机油系统防火

14.4.1 油系统应尽量避免使用法兰连接,禁止使用铸铁阀门;14.4.2 法兰禁止使用塑料垫,橡皮垫(含耐油橡皮垫)和石棉纸垫;14.4.3 油管道法兰,阀门及可能漏油部位附近不准有明火作业,必须明火作业时要采取有效安全防护措施.油管路附近的热力管道或其他热体的保温应紧固完整,并包好铁皮类金属防护层;14.4.4 禁止在油管道上进行焊接工作.在拆下的油管上进行焊接时,必须事先将管道冲洗干净.14.4.5 油管道法兰,阀门及轴承,调速系统等应确保严密不漏油,如有漏油应及时清除,严禁漏油渗透到蒸油管道及阀保温层.14.4.6 如果油管道法兰,阀门的周围及下方敷设有热力管道或其他热体,这些热体保温必须齐全,保温外层应包金属保护层;14.4.7 检修时如发现保温材料内有漏油,应消除漏油点,并及时更换保温材料;14.4.8 机组油系统的设备及管道损坏发生漏油,凡不能与系统隔离处理的或热力管道已渗入油的,应立即停机处理;14.4.9 油管路要保持清洁,并经常进行检查,严禁踩搭或其他人为因素造成油管路受力,使油管路损坏.14.5 燃油罐区及燃油箱防火

14.5.1 储油罐或油箱应保持良好的通风排风,室内油罐或油箱应有机械排风.使储油区域油汽浓度低于油品的自燃点;14.5.2 油区,输卸油管道应设置可靠的防静电安全接地装置,并定期测试接地电阻值;14.5.3 油类区域必须建立健全安全管理制度.油类区域的消防设施和灭火器材要定期检查,保持良好的备用状态.油类区域进行动火作业前必须办理动火证,动火作业时必须落实各项安全防火措施,防火责任部门应对该动火作业进行连续监督;14.5.4 要定期对油类区域进行检查,对罐体,管路和设备经常检查,燃油系统使用的软管要定期检查更换.14.6 防止氢气系统爆炸着火

14.6.1 严格按国家有关氢气系统运行,储存,运输,装卸的法规要求执行.14.6.2 严禁在氢气储存的区域动用明火作业,确需动火作业时应有严格的安全防护措施,作业区域的氢浓度要经检测,符合安全要求后,才能动火作业.14.6.3 氢气瓶或专设氢容器及其配气母管应设在厂房外有良好通风的有掩蔽的专设区域.在需要机械通风的场所,应使氢的体积浓度保持低于规定值;14.6.4 应设置监测设备以指示氢冷发电机氢气系统内氢气的压力和纯度.应设计用二氧化碳或氮气等惰性气体进行吹扫的装置,使充氢气的设备和有关管道系统在充氢气前或排氢气时能进行吹扫.14.6.5运行期间可能产生氢气的蓄电池的电气间内都必须设置能把氢气直接排到室外的独立的通风装置,使氢浓度保持在其可燃限值以下;14.6.6 氢气系统和储存氢气的区域配备的消防器材应按要求进行检查,试验;14.6.7 氢气系统的管道阀门要密封,不能有泄漏,阀门保持动作灵活,可靠,阀门间隙必须调整合格.14.7 大型油浸变压器防火

14.7.1 变压器的线圈绝缘要定期进行检测,保证绝缘良好,防止发生短路引发火灾事故;14.7.2 变压器套管应经常进行检查,避免套管损坏引爆起火;14.7.3 变压器油应定期进行化验分析.更换和补充变压器油料时应经过滤合格后,才能加装;14.7.4 变压器线路和各连接部位要经常进行检查,预防因铁芯涡流发热引起火灾;14.7.5 变压器的避雷设施要安全有效.定期进行检测,防止雷击起火;14.7.6 严禁在变压器周围动火作业,确需动火作业时,必须做好安全防火措施,保证变压器的安全;14.7.7 变压器的消防设施和器材要始终处于完好的备用状态,并定期检查和试验;14.7.8 大型变压器设置的火灾探测系统和灭火系统应定期进行检查,试验,保证系统的可用性.十五,防止台风/暴雨袭击造成的水淹,垮坝,厂房坍塌等事故

由于大多数核电站都是临海设计,因此防止台风/暴雨袭击造成的垮(漫)坝,水淹厂房及厂房坍塌事故发生是核电站在台风季节的一项重点工作,核电站应认真贯彻《中华人民共和国防洪法》和其他相关规定,重点要求如下: 15.1 应根据国家核安全法规HAF002《核电厂核事故应急管理条例》和HAF002/01《核电厂核事故应急管理条例实施细则之一----核电厂营运单位的应急准备和应急响应》以及核安全导则HAD002/01《核动力厂营运单位的应急准备》等的规定,电厂应建立防台抗台管理程序,确保在台风/暴雨来临前电厂防台抗台机构能够正常工作,确认电厂防洪设施功能完好,抗台物资储存正常,人员,车辆等安排就绪;15.2 核电站应编制构筑物,道路,地下排水管网的管理制度和实施程序,定期进行检查,记录检查中发现的各种缺陷,并及时安排缺陷检修;15.3 新增或改造构筑物及相关系统时,必须遵照国家核安全法规的要求和《中华人民共和国建筑法》及其相关管理条例和规定,由有资质的单位进行设计,建造或改造;15.4 核安全相关的厂房的功能和结构改变,需报告国家核安全局,在得到批准后才能开始施工;15.5 工艺系统构筑物,道路和地下管网的结构,功能等的改变应纳入电站“修改”管理范畴,其管理过程应符合核电站质保要求;15.6核电站应及时总结每次防台抗台的管理经验,评价电站防台抗台的设施,物质储备和各类资源等是否充分,并根据总结修改防台抗台管理制度和实施程序,增设或增加防台抗台设施,储备和资源.15.7 防止水淹

15.7.1 做好防洪大坝的监测,检查和维修加固工作,确保大坝处于良好状态;15.7.2 截洪,排洪沟,渠,厂区下水排水系统等防台设施必须在每年汛期到来之前完成检查和修复工作;15.7.3 汛期到来前应完成电站排水系统的设备检查,试验,检修等工作,保证厂区排水系统能执行其设计功能;15.7.4 检查所有建筑厂房的防台风/暴雨情况,有缺陷的应及时加固;15.7.5 应重点检查地平面以下运行设备的防淹能力和厂内电力架空线路的牢固程度,做好外网或厂内输变电系统短路,跳闸等的事故预想和预案;15.7.6应确认厂内电源系统和反应堆停堆,保护系统及专设安全设施系统工作正常,防止发生丧失全部厂外交流电源的事件.如台风/暴雨情况确实严重,可以提前向调度申请,适当降低负荷运行或降功率停堆;15.8 防止垮坝

15.8.1 通过定期沉降观测确认防洪大坝的稳定性,发现问题及时采取有效的加固措施;15.8.2 应定期对大坝进行外观检查,确保: 15.8.2.1 丁坝坝根结合牢固,丁坝结构无塌陷,无裂缝;15.8.2.2 防潮扭工字块,四脚空心块体,砼四方块体摆放整齐,无缺损及塌陷;15.8.2.3 承压面各面层无孔洞及开裂;15.8.2.4大坝道路结构完好;15.8.2.5 大坝内稳压土方无塌陷,无孔洞;15.8.2.6 反滤层处无人为破坏;15.9 防止厂房塌陷

15.9.1 汛期到来前应检查各建筑厂房的机构完整性;15.9.2 对于发现缺陷的厂房应及时安排检修,加固.十六,防止汽机超速和轴系断裂事故 16.1 防止汽机超速

16.1.1 在额定蒸汽参数下,调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行,甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下;16.1.2 各种超速保护均应正常投入运行,超速保护不能可靠动作时,禁止机组起动和运行;16.1.3 机组重要运行监视表计,尤其是转速表,其显示不正确或失效时严禁机组起动.运行中的机组,在失去有效监视手段的情况下,必须停止运行;16.1.4 透平油和抗燃油的油质应合格.在油质及清洁度不合格的情况下,严禁机组起动;16.1.5 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.在调节部套存在有卡涩,调节系统工作不正常的情况下,严禁机组起动;16.1.6 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以后,再将发电机与系统解列,或采用逆功率保护动作解列.严禁带负荷解列;16.1.7 在机组正常起动或停机的过程中,应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统;在机组甩负荷或事故状态下,旁路系统必须开启;16.1.8 在任何情况下绝不可强行挂闸;16.1.9 抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密,联锁动作可靠;16.1.10 汽轮机调节系统经重大改造后必须进行甩负荷试验;16.1.11 应按规程要求进行危急保安器试验,汽门严密性试验,门杆活动试验,汽门关闭时间测试,抽汽逆止门关闭时间测试;16.1.12 应确认危急保安器动作转速符合设计规定;16.1.13 电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能必须符合要求,否则不得投入运行.运行中要严密监视其运行状态,不卡涩,不泄漏和系统稳定.大修中要进行清洗,检测等维护工作.发现问题及时处理或更换.备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管;16.1.14 要慎重对待调节系统的重大改造,应在确保系统安全,可靠的前提下,进行全面的,充分的论证;16.1.15 严格执行运行,检修操作规程,严防电液伺服阀(包括各类型电液转换器)等部套卡涩,汽门漏汽和保护拒动.16.2 防止汽机轴系断裂.16.2.1 机组主,铺设备的保护装置必须正常投入,振动监测,振动超限跳机保护应投入运行;机组正常运行瓦振,轴振应在机组设计范围内,并注意监视变化趋势;16.2.2 应根据机组设计要求定期对转子部件进行检查;16.2.3 每次大修中,必须进行转子表面和中心孔探伤检查.对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查,选取不影响转子安全的部位进行硬度试验;16.2.4 转子检验不合格绝不能使用,除非电站已经进行了技术评定并得到批准,且已根据机组的具体情况,缺陷性质制定了运行安全措施;16.2.5 应严格按超速试验规程的要求进行机组超速试验;16.2.6 机组大修中,必须检查平衡块固定螺丝,风扇叶片固定螺丝,定子铁芯支架螺丝,各轴承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间隙完好,并有完善的防松措施;16.2.7 大修中应检查隔板变形情况,其最大变形量不得超过规程规定值;16.2.8 发电机不得进行非同期并网.16.3 建立和完善技术档案

16.3.1 应建立转子技术档案,至少包括: 16.3.1.1 转子原始资料,包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性;16.3.1.2 历次转子检修,检查资料;16.3.1.3 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处理.16.3.2 应建立机组试验档案,至少包括投产前的安装调试试验,大小修后的调整试验,常规试验和定期试验;16.3.3 应建立机组事故档案.无论大小事故均应建立档案,包括事故名称,性质,原因和防范措施.十七,防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故

为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生,应严格按照机组设计,制造要求和电力行业相关标准或规定进行运行管理,重点要求如下: 17.1 防止汽轮机大轴弯曲.17.1.1 应具备和熟悉掌握的资料.17.1.1.1 转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅),最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置.17.1.1.2 大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值(双振幅),最高点在圆周方向的位置.17.1.1.3 机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速.17.1.1.4 正常情况下盘车电流和电流摆动值,以及相应的油温和顶轴油压.17.1.1.5 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.紧急破坏真空停机过程的惰走曲线.17.1.1.6 停机后,机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线.17.1.1.7 通流部分的轴向间隙和径向间隙.17.1.1.8 应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线,并应全部纳入运行规程.17.1.1.9 记录机组起停全过程中的主要参数和状态.停机后按要求定时记录汽缸金属温度,大轴弯曲,盘车电流,汽缸膨胀,胀差等重要参数;17.1.1.10 系统改造应遵守核电站变更管理规定,改造后的首次运行操作,试验等必须依据修改后的运行规程,试验细则等执行;17.1.2 汽轮机起动前必须按设计要求或运行规程检查各参数,控制和保护系统正常,否则禁止起动;17.1.3 机组起,停过程管理

17.1.3.1 机组起动前连续盘车时间应满足制造厂的有关规定;17.1.3.2 机组起动过程中因故停机必须回到盘车状态,并查明原因,严禁盲目起动;17.1.3.3 停机后立即投入盘车.当盘车电流较正常值大,摆动或有异音时,应查明原因及时处理.严禁用吊车强行盘车;17.1.3.4 停机后如盘车故障暂时停止运行时,必须监视转子弯曲度的变化,当弯曲度较大时,应采用手动盘车180°;17.1.3.5 停机后应监视凝汽器,高压加热器和除氧器水位,防止汽轮机进水.17.1.4 应严格执行机组操作规程,当规程规定的参数超过手动停机值时,应按规程规定打闸停机;17.1.5 应采用良好的保温材料(不宜使用石棉制品)和施工工艺,保证机组正常停机后的上下缸温差不超过规定值;17.1.6 机组监测仪表应完好,准确,并定期进行校验.尤其是大轴弯曲表,振动表和汽缸金属温度表;17.1.7 严格执行运行,检修操作规程,严防汽轮机进水,进冷汽.17.2 防止汽轮机轴瓦损坏

17.2.1 汽轮机的辅助油泵及其自起动装置,应按运行规程要求定期进行试验,保证处于良好的备用状态.机组起动前辅助油泵必须处于联动状态.机组正常停机前,应进行辅助油泵的全容量起动,联锁试验;17.2.2 油系统进行切换操作(如冷油器,辅助油泵,滤网等)时,应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作,操作中严密监视润滑油压的变化,严防切换操作过程中断油;17.2.3 机组起动,停机和运行中要严密监视推力瓦,轴瓦钨金温度和回油温度.当温度超过标准要求时,应按规程规定的要求进行处理;17.2.4 在机组起,停过程中应按制造厂规定的转速停,起顶轴油泵;17.2.5 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏(如水冲击,瞬时断油等)的异常情况下,应在确认轴瓦未损坏之后,方可重新起动;17.2.6 油位计,油压表,油温表及相关的信号装置,必须按规程要求装设齐全,指示正确,并定期进行校验;17.2.7 油系统油质应按规程要求定期进行化验,油质劣化及时处理.在油质及清洁度超标的情况下,严禁机组起动;17.2.8 应避免机组在振动不合格的情况下运行;17.2.9 润滑油压低时应能正确,可靠的联动交流,直流润滑油泵;17.2.10 直流润滑油泵的直流电源系统应可靠并有足够的容量,其各级熔断器应按设计要求进行配置,防止直流润滑油泵失去电源;17.2.11 交流润滑油泵电源的接触器,应采取低电压延时释放措施,同时要保证自投装置动作可靠;17.2.12 油系统严禁使用铸铁阀门,各阀门不得水平安装.主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌.润滑油压管道原则上不宜装设滤网,若装设滤网,必须有防止滤网堵塞和破损的措施;17.2.13 安装和检修时要彻底清理油系统杂物,并严防检修中遗留杂物堵塞管道;17.2.14 检修中应注意主油泵出口逆止门的状态,防止停机过程中断油;17.2.15 严格执行运行,检修操作规程,严防轴瓦断油.十八,防止发电机损坏事故

为了防止发电机的损坏事故发生,应严格按照机组设计,制造要求和电力行业相关标准或规定进行运行管理,重点要求如下: 18.1 建立设备运行监督管理体系,定期分析,评价设备运行状况,根据分析,评价结果制定纠正措施,并予以落实;18.2 应建立和完善技术档案,至少包括: 18.2.1 发电机原始资料,包括制造厂提供的发电机原始缺陷和材料特性;18.2.2 发电机机组主要运行数据,运行累计时间,主要运行方式,冷热态起停次数,起停过程中的负荷变化率,超功率运行累计时间,主要事故情况的原因和处理;18.2.3 历次发电机检修,检查资料.18.3 应建立发电机组试验档案,至少包括投产前的安装调试试验,大小修后的调整试验,常规试验和定期试验;18.4 应建立机组事故档案.无论大小事故均应建立档案,包括事故名称,性质,原因和防范措施.18.5 防止定子绕组相间短路

18.5.1 加强对发电机环形接线,过渡引线,鼻部手包绝缘,引水管水接头等处绝缘的检查.按照《电力设备预防性试验规程》(DL/T 596—1996),对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量,不合格的应及时消缺;18.5.2 定期检查定子绕组端部线圈的磨损,紧固情况,并按试验要求进行试验,防止定子绕组端部松动引起相间短路;18.5.3 严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规程允许的范围内,并做好氢气湿度的控制措施.18.6 防止定,转子水路堵塞,漏水 18.6.1防止水路堵塞过热

18.6.1.1 水内冷系统中的管道,阀门的橡胶密封圈应全部更换成聚四氟乙烯垫圈;18.6.1.2 安装定子内冷水反冲洗系统,定期对定子线棒进行反冲洗.反冲洗系统的所有钢丝滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网,防止滤网破碎进入线圈.18.6.1.3 大修时,对水内冷定子,转子线棒应分路做流量试验.18.6.1.4 扩大发电机两侧汇水母管排污口,并安装不锈钢法兰,以便清除母管中的杂物.18.6.1.5 水内冷发电机水质应严格控制在规定范围内,防止水中铜离子含量超标;18.6.1.6 应监视定子线捧层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线捧引水管出水温差,将温差控制在制造厂规定值内.18.6.2 为防止发电机漏水,重点应对绝缘引水管进行检查,引水管外表应无伤痕,严禁引水管交叉接触,引水管之间,引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离;18.6.3 防止转子漏水

18.6.3.1 水内冷发电机发出漏水报警信号,经判断确认是发电机漏水时,应立即停机处理;18.6.3.2 选装灵敏度可靠的漏水报警装置,应做好调试,维护和定期检验工作,确保装置反应灵敏,动作可靠;18.6.3.3 转子绕组复合引水管应更换为有钢丝编织护套的复合绝缘引水管;18.6.3.4 推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验.18.7 应定期检查发电机转子,防止发生匝间短路;18.8 防止漏氢

18.8.1 大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行;18.8.2 为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线,在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置,并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置;18.8.3 应按时检测氢冷发电机油系统,主油箱内,封闭母线外套内的氢气体积含量,当含氢量超过限值时,应按规程规定进行处理;18.9 应按调度要求投入发电机非全相运行保护系统,并对保护系统进行定期检查,试验和检修,保证其执行设计功能,防止发电机非全相运行;18.10 发电机不得进行非同期并网操作;18.11 防止发电机局部过热

18.11.1 发电机绝缘过热监测器过热报警时,应立即取样进行色谱分析,必要时停机进行消缺处理;18.11.2 应对氢内冷转子进行通风试验;18.11.3 全氢冷发电机定子线棒出口风温差超过规定值时,应按规程要求立即处理;18.12 防止发电机内遗留金属异物

18.12.1 建立严格的现场管理制度,防止锯条,螺钉,螺母,工具等金属杂物遗留在定子内部,特别应对端部线圈的夹缝,上下渐伸线之间位置作详细检查;18.12.2 应严格执行核电站“开口”设备管理规定,携入,携出发电机内的任何物件和在发电机内使用的备件,材料等都必须一一登记,发电机检查,检修结束后要对记录情况进行核查.在发电机内进行检查,检修等人员的着装应符合要求,在扣缸前应对发电机内部进行彻底检查后才能扣缸;18.12.3 大修时应对端部紧固件(如压板紧因的螺栓和螺母,支架固定螺母和螺栓,引线夹板螺栓,汇流管所用卡板和螺栓等),紧固情况以及定子铁芯边缘矽钢片有无断裂等进行检查.18.13 发电机定子接地保护应按规程要求投在规定方式,应定期对定子接地保护系统进行检查,试验等,保证其能执行设计功能;18.14 当发电机的转子绕组发生一点接地时应查明故障点与性质.如系稳定性的金属接地,应立即停机处理.18.15 防止励磁系统故障引起发电机损坏

18.15.1 有进相运行工况的发电机,其低励限制的定值应在制造厂给定的允许值和保持发电机静稳定的范围内,并定期校验;18.15.2 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的允许值内,并定期校验.十九,防止大型变压器损坏事故

为了防止大型变压器损坏事故的发生,应严格按照变压器设计,制造要求和电力行业相关标准或规定进行运行管理,重点要求如下: 19.1 加强变压器设备从选型,定货,验收到投运的全过程管理;19.2 严格按设计文件和技术要求对新购变压器类设备进行验收,确保投产时不发生问题;19.2.1 订购前,应向制造厂索取做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告;在设计审查会前,应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告.19.2.2 220kV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收,按变压器赴厂监造质量控制点的要求进行监造,监造验收工作结束后,赴厂人员应提交监造报告,并作为设备原始资料存档.19.2.3 出厂局放试验应达到电力行业合格标准或电站提出的特殊验收标准.对220kV及以上电压等级互感器应进行高压下的介损试验;19.2.4 向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告;工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验;所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装过;19.2.5 认真执行交接试验规程.220kV及以上电压等级和120MVA及以上容量的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;19.2.6 大型变压器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪,到达目的地后,制造厂,运输部门和用户三方人员应共同验收,记录纸和押运记录应提供用户留存.19.3 设备采购时,应要求制造厂有可靠的密封措施.对运行中的设备,如密封不良,应采取改进措施,以防止变压器,互感器进水或空气受潮.19.4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.套管的伞裙间距低于标准的,应采取加硅橡胶伞裙套等措施,防止雨闪事故.19.5 潜油泵的轴承应采用E级或D级,禁止使用无铭牌,无级别的轴承.油泵应选用低速油泵.为保证冷却效果,风冷却器应定期进行水冲洗.19.6 变压器的本体,有载开关的重瓦斯保护应投跳闸,若需退出重瓦斯保护时,必须经过电站规定的审批程序,并预先制定好安全措施,限期恢复.19.7 对220kV及以上电压等级变电设备还需每年进行至少一次红外成像测温检查.在技术和管理上采取有效措施,尽可能防止变压器的出口短路,改善变压器的运行条件.19.8 变压器在遭受近区突发短路后,应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形,并与原始记录比较,以评价对变压器的性能影响;19.9 对新的变压器油要加强质量控制,电站可根据运行经验选用合适的油种.油运抵现场后,应取样分析,试验合格后,方能注人设备.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管理;19.10 按规定完善变压器的消防设施,并加强管理,重点防止变压器着火时的事故扩大.19.11 防止套管存在的问题

19.11.1 套管安装就位后,带电前必须静放,且静放时间不得低于规定值;19.11.2 对保存期超过1年的110kv及以上套管,安装前应进行局放试验,额定电压下的介损试验和油色谱分析;19.11.3 事故抢修所装上的套管,投运后应在规定时间内取油样做一次色谱试验;19.11.4 作为备品的110kV及以上套管,应置于户内且竖直放置.如水平存放,其抬高角度应符合制造厂要求,以防止电容芯子露出油面而受潮;19.11.5 套管渗漏油时,应及时处理,防止内部受潮而损坏.二十,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[1990]1110号)以及电力行业其他有关规定,并重点要求如下: 20.1 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;20.2 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,不允许随意解除闭锁装置;20.3 禁止两路厂外电源非同期并列,无条件同期时应采用先拉后合的方式;20.4 应结合电站实际情况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,确保已装设的防误闭锁装置正常运行;20.5 建立完善的万能钥匙使用和保管制度.防误闭锁装置或禁止操作设备不能随意退出运行,停用防误闭锁装置或禁止操作设备时,要经电站规定的审批程序后才能执行,并应按程序规定尽快投入运行;20.6 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;20.7 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;20.8 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,确保在规定时间内全部完成装设工作;20.9 新,扩建的发变电工程,防误闭锁装置应与主设备同时投运;20.10 成套高压开关柜五防功能应齐全,性能应良好.20.11 应配备充足的经过国家或省,部级质检机构检测合格的安全工作器具和安全防护用具,并按有关规定进行定期检测.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.20.12 强化岗位培训,提高人员的技术素质,要求持证上岗.二十一,防止压力容器爆破事故

为了防止压力容器爆破事故的发生,应严格执行《压力容器安全技术监察规程》,《电力工业锅炉压力容器监察规程》(DL612—1996),《压力容器使用登记管理规则》以及其他有关规定.核安全相关的压力容器必须遵循国家核安全法规《中华人民共和国民用核设施安全监督管理条例》(HAF001),《核电厂运行安全规定》(HAF103),《民用核承压设备安全监督管理规定》(HAF601),《民用核承压设备安全监督管理规定实施细则》(HAF601/01),《民用核承压设备无损检验人员培训,考核和取证管理办法》(HAF602),《民用核承压设备焊工及焊接操作工培训,考试和取证管理办法》(HAF603)等的规定,重点要求如下: 21.1防止超压,超温

21.1.1 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和异常工况的紧急处理规程.严格控制压力容器各运行参数在运行规定的范围内,保证压力容器在任何工况下不超压,超温运行;21.1.2 各种压力容器的超压保护装置应按运行规定进行定期校验和排放试验;21.1.3 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,其保护装置的退出必须经过电站规定的审批程序批准.保护装置退出后,实行远控操作并加强监视,且应限期恢复.21.1.4 压力容器的设计,运输,安装,操作,检查,检修和试验等必须符合国家和电力行业的相关法规,标准和管理规定.核级压力容器还必须符合国家核安全法规的要求;21.1.5 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;21.1.6压力容器上使用的压力表,应列为计量强制检验表计,按规定定期进行强检;21.1.7 应结合压力容器定期检验或检修,对压力容器进行规定的耐压试验.21.2 防止氢气爆炸

21.2.1 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,防止制氢设备和系统爆炸;21.2.2 对制氢系统及氢罐的检修要进行可靠地隔离;21.2.3 氢罐应按照《电力工业锅炉压力容器检验规程》(DL647—1998)的要求进行定期检验,重点是壁厚测量,封头,筒体外形检验,防止腐蚀鼓包;21.2.4 反应堆厂房的消氢系统必须按规程规定进行定期检查,试验和检修,保证其能执行设计功能.21.3 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》(DL612—1996)的规定实行定期检验制度.核级压力容器的在役检查应按照经国家核安全局批准的《在役检查大纲》中的规定执行;21.3.1 电站二回路热力系统压力容器定期检验时,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,防止管道爆破后汽水喷出伤人.21.3.2 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,经审核批准后,严格按工艺措施实施;21.3.3 停用超过规定期限以上的压力容器在重新启用时要进行再检验和耐压试验,确认合格才能启用;21.2.4 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;核级压力容器的设计,安装,焊接和在役检查必须由拥有国家核安全局颁发的许可证,且许可证仍在有效期内的单位来承担;21.2.5 对非核级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.21.2.6 压力容器投入使用必须按照《压力容器使用登记管理规则》办理注册登记手续,申领使用证.不按规定检验,申报注册的压力容器,严禁投入使用.二十二,防止分散控制系统(DCS)失灵,热工保护拒动事故

为了防止分散控制系统(DCS)失灵,热工保护拒动造成的事故,要认真遵守《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》(DL/T656—1998),《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》(DL/T657—1998),《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》(DL/T658—1998),《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》(DL/T659—1998)等有关技术规定.核级设备相关的分散控制系统(DCS),热工保护系统等应遵循《核电厂设计安全法规》(HAF0200),《反应堆保护系统安全准则》(GB4083—83)的要求,并在此基础上可以参考国际诸如《核电站保护系统准则》(IEEE279—1971)等有关技术规定,重点要求以下: 22.1 分散控制系统配置的基本要求

22.1.1 DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求(包括紧急故障处理),CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度;22.1.2 主要控制器应采用冗余配置,重要I/O点应考虑采用非同一板件的冗余配置;22.1.3 系统电源应设计有可靠的后备手段(如采用UPS电源),备用电源的切换时间应小于规定值(应保证控制器不能初始化).系统电源故障应在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警;22.1.4 主系统及与主系统连接的所有相关系统(包括专用装置)的通信负荷率设计必须控制在合理的范围(保证在高负荷运行时不出现“瓶颈”现象)之内,其接口设备(板件)应稳定可靠;22.1.5 DCS的系统接地必须严格遵守技术要求,所有进入DCS系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆,且有良好的单端接地;22.1.6 操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求,特别是紧急故障处理的要求.紧急停机停堆按钮配置,应采用与DCS分开的单独操作回路;22.2 DCS故障的紧急处理措施.22.2.1 已配备DCS的电厂,应根据机组的具体情况,制定在各种情况下DCS失灵后的紧急停机停堆措施;22.2.2 当全部操作员站出现故障时(所有上位机“黑屏”或“死机”),若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行,则转用后备操作方式运行,同时排除故障并恢复操作员站运行方式,否则应立即停机,停堆.若无可靠的后备操作监视手段,也应停机,停堆;22.2.3 当部分操作员站出现故障时,应由可用操作员站继续承担机组监控任务(此时应停止重大操作),同时迅速排除故障,若故障无法排除,则应根据当时运行状况酌情处理;22.2.4 当系统中的控制器或相应电源故障时,应采取以下对策: 22.2.4.1 辅机控制器或相应电源故障时,可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障,若条件不允许则应将该辅机退出运行;22.2.4.2 调节回路控制器或相应电源故障时,应将自动切至手动维持运行,同时迅速处理系统故障,并根据处理情况采取相应措施;22.2.4.3 涉及到机堆保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件,涉及到机,堆保护电源故障时则应采用强送措施,此时应做好防止控制器初始化的措施.若恢复失败则应紧急停机停堆.22.2.5 加强对DCS系统的监视检查,特别是发现CPU,网络,电源等故障时,应及时通知运行人员并迅速做好相应对策;22.2.6 规范DCS系统软件和应用软件的管理,软件的修改,更新,升级必须履行审批授权及责任人制度.在修改,更新,升级软件前,应对软件进行备份.未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中使用,必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施.22.3 防止热工保护拒动

22.3.1 保护系统所采用的设备必须是由可靠性高的硬件构成,并经过严格的老化筛选.采用冗余的电源系统及通讯网络.外部设备必须处于完好状态;22.3.2 定期进行保护定值的核实检查和保护的动作试验;22.3.3 对于已配有由DCS构成的热工保护系统,在进行机,堆,电联锁与联动试验时,必须将全部软逻辑纳入到相关系统的试验中;22.3.4 汽轮机紧急跳闸系统(ETS)和汽轮机监视仪表(TSI)及反应堆保护系统(RPS)应加强定期巡视检查,所配电源必须可靠,电压波动值不得大于规定值.CPU或控制器及重要跳机/跳堆保护信号和通道必须冗余配置,输出继电器必须可靠;22.3.5 汽轮机紧急跳闸系统(ETS),反应堆保护系统(RPS)等保护(装置)应按试验细则要求进行定期试验,以检查跳闸逻辑,报警及停机,停堆动作值.所有检测用的仪器,传感器必须在规定的精度和有效检验周期内;22.3.6 若发生热工保护装置(系统,包括一次检测设备)故障,必须按电站规定的程序进行处理,并应特别注重工作的风险分析与控制管理;22.3.7 汽轮机紧急跳闸系统(ETS),反应堆保护系统(RPS)等重要保护装置在机组运行中严禁退出;所有保护装置被迫退出运行的,必须满足核电厂《技术规格书》的要求或该保护装置退出运行的限制条件;22.3.8 对于独立配置的保护装置,应保证装置(系统)本身完全符合相应技术规范的要求;22.3.9 对于反应堆保护系统(RPS)的设计至少应遵守以下设计准则: 22.3.9.1 满足单一故障准则;22.3.9.2 应有足够的冗余度;22.3.9.3 应有足够的多样性;22.3.9.4 保证在线检查的可能性;22.3.9.5 满足故障安全准则;22.3.9.6 满足独立性原则.二十三,防止接地网事故

为防止接地网事故的发生,应认真贯彻《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997)以及电力行业其他有关规定,重点要求如下: 23.1 根据地区短路容量的变化,应校核接地装置(包括设备接地引下线)的热稳定容量,并根据短路容量的变化及接地装置的腐蚀程度对接地装置进行改造.对电厂中的不接地,经消弧线圈接地,经低阻或高阻接地系统,必须按异点两相接地校核接地装置的热稳定容量;23.2 三相共箱式或分相式的GIS,其基座上的每一接地母线应采用分设其两端的接地线与核电厂的接地网连接.接地线与GIS接地母线应采用螺栓连接方式,并应采取防锈蚀措施;23.3 当GIS露天布置或装设在室内与土壤直接接触的地面上时,其接地开关,金属氧化物避雷器的专用接地端子与GIS接地母线的连接处,宜装设集中接地装置;23.4 在发,供电工程设计时,要吸取接地网事故的教训,设计单位应提出经过改进的,完善的接地网设计,施工单位应严格按设计进行施工;23.5 基建施工时,必须在预留的设备,设施的接地引下线经确认合格(正式文字记录)以及隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格后,方可回填土,并应分别对两个最近的接地引下线之间测量其回路电阻,测试结果是交接验收的必备内容,竣工时应全部交电站保存;23.6 接地装置的焊接质量,接地试验应符合规定,各种设备与主接地网的连接必须可靠,扩建接地网与原接地网间应为多点连接;23.7 接地装置腐蚀比较严重的核电厂宜采用铜质材料的接地网;23.8 对于高土壤电阻率地区的接地网,在接地电阻难以满足要求时,应有完善的均压及隔离措施,方可投入运行;23.9 变压器中心点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线,且每根接地引下线均应符合热稳定的要求.重要设备及设备架构等宜有两根与主接地网不同接地点连接的接地引下线,且每根接地引下线均应符合热稳定的要求.连接引线应便于定期进行检查测试;23.10 接地装置引下线的导通检测工作应按规定定期进行,根据历次测量结果进行分析比较,以决定是否要进行开挖,处理;23.11 认真执行《电力设备预防性试验规程》(DL/T596-1996)中对接地装置的试验要求,同时还应测试各种设备与接地网的连接情况,严禁设备失地运行.二十四,防止人身伤亡事故

为防止人身伤亡事故发生,应严格执行《中华人民共和国安全生产法》和国家其他有关安全生产的法律,法规,重点要求如下: 24.1 核电站运行管理中要始终贯彻“安全第一,预防为主”的方针,使安全工作有完善的组织保障和资源保障;24.2 核电站对其安全生产全面负责.因此必须建立,健全安全生产责任制和各项安全生产规章制度,各级领导要各负其责,保证安全生产投入的有效实施,不断改善劳动条件,及时消除生产安全事故隐患,防止人身伤亡事件发生;24.3 各级安全责任人应重视人身安全和重大设备安全,履行自己的安全职责.掌握各种作业的安全措施和要求,遵守安全规程制度;24.4 电力设施上的工作或作业场所的各项安全措施必须符合《电业安全工作规程》的安全规定和要求;24.5 应定期对人员进行安全技术培训,提高安全技术防护水平;24.5.1进行各种形式的安全思想教育,提高职工的安全防护意识和安全防护水平;24.5.2要对执行安全规程制度中的主要人员如工作票签发人,工作负责人,工作许可人,工作操作监护人等定期进行正确执行安全规程制度的培训,务使熟练地掌握有关安全措施和要求,明确职责,严把安全关.24.6 加强对各种承包工程的安全监督管理,明确安全责任,做到严格管理,安全措施完善,并根据有关规定严格考核;24.7 在防止触电,高处坠落,机械伤害,灼烫伤等类事故方面,应认真贯彻安全组织措施和技术措施,并配备经国家或省,部级质检机构检测合格的,可靠性高的安全工器具和防护用品.完善设备的安全防护设施,从措施上,装备上为安全作业创造可靠的条件.淘汰不合格的工器具和防护用品,以提高作业的安全水平;24.8 压力容器内作业

24.8.1 压力容器内部压力超过环境大气压时,严禁进行任何解体工作,防止高压介质喷出伤人或者污染环境;24.8.2 密闭的压力容器在没有打开通大气阀门时,严禁进行任何解体工作,防止可能出现的因虹吸作用存留的介质在虹吸遭到破坏后突然涌出而伤人或污染环境;24.8.3 压力容器内盛有强腐蚀性液体时,在解体前必须确认液体已经全部排空,有条件的应用水冲洗.工作负责人必须监督实施人员穿戴合适的防护用品,谨慎操作,并在解体前准备抗腐蚀的盛装容器;24.8.4 容器内部作业前应测量内部的氧含量,低于规定限值的不得进入工作;24.8.5 贮存气体的容器,在解体前应排空气体,有条件的应用压空吹扫.24.9 高空作业

24.9.1 从事高空作业的人员应身体健康;24.9.2 高空作业人员必须按规定穿戴防护用品,配带安全带;24.9.3 为高空作业搭建的脚手架必须符合电站工业安全规定,经电站工业安全监督人员现场检查合格后才能使用;24.9.4 高空作业人员必须遵守高空作业规程,严禁高空向下掷物,应设置接物网;24.9.5 高空作业使用的升降设备被选必须符合安全规定;24.9.6 高空作业区应设置隔离区,并配有醒目警示标志.24.10 电气作业

24.10.1 电气作业应遵循《电业安全工作规程》;24.10.2 电气设备应设置可靠接地系统;24.10.3 从事电气作业人员必须具有电气作业资格,作业期间必须按电站规定穿戴绝缘防护用品;24.10.4 从事电气操作人员应定期进行技能培训和管理制度培训,严格遵守工作票和操作票管理规定.24.11 放射性探伤工作,坑洞作业等必须将作业区域进行隔离,且在工作区域各通道入口处进行醒目标识和警告;24.12 高温作业人员必须穿带合适的劳动保护用品,进入高温设备内作业前必须使高温设备温度降到电站规定的安全温度以下才能进入;24.13 机械作业人员应穿戴防砸鞋和手套,使用的吊具,攀高梯子等应在合格鉴定期内;24.14 从事电焊,气割,打磨,油漆等工作前,必须办理动火证.作业前,作业区域内应没有易燃易爆品或已对易燃易爆品进行了合适的覆盖,作业区内应配备临时消防设施.作业人员必须配戴合适的劳动防护用品;24.15 从事强腐蚀性作业人员必须配戴合适的劳动防护用品,防止皮肤,眼睛等沾染.作业区附近应配备合适的冲洗设施;24.16 起重作业前必须确认起重机及起重用具在合格鉴定期内,起重期间起吊设备下方区域严禁站人;24.17 在放射性区域内工作的人员应遵守电站辐射防护管理规定,配戴合适的辐射防护用品,并遵从合理可行尽量低的辐射防护和放射性废物管理的最优化原则;24.18 压力容器,起重设备等必须按规定进行定期安全鉴定,超过鉴定期限的设备在没有得到鉴定许可证前不得继续使用;24.19 提高人在生产活动中的可靠性是减少人身事故的重要方面,违章是人的可靠性降低的表现,要通过对每次事故的具体分析,找出规律,从中积累经验,采取针对性措施来提高人在生产活动中的可靠性,防止伤亡事故的发生;24.20 做好作业前的风险分析,制定相应的防范措施.对发生的事故要严格按照“三不放过”的原则进行调查处理,做好经验反馈工作;24.21 加强安全监督管理,杜绝“三违”现象的发生.二十五,预防恐怖活动的措施

为保障核电站核材料及核设施的安全,防止恐怖分子的袭击破坏,重点要求如下: 25.1 核电站应按照《核动力厂实物保护导则》(HAD501/02)和公安部《核电站安全保卫规定》的要求,定期检查,试验,检修实物保护系统,确保核电站实物保护系统能执行其设计功能;25.2 核电站应在保证实物保护系统的有效性和完整性的同时,制定电厂安全保卫制度和组织,实现电厂安全保卫的纵深防御原则;25.3 核电站应与地方安全部门加强联系,根据当地公安部门提供的可能的威胁要素(犯罪分子的类型和所采用的策略;犯罪分子的潜在行为;犯罪分子的动机;犯罪分子的能力等)制定预案;25.4 核电站应对遭受破坏后可能导致放射性物质大量释放的设备进行重点防护,同时重点保卫核材料,防止核材料被盗窃和非法转移.因此核电站厂区应实行分区保护与管理,并按区域实行纵深防御;25.5 核电站必须建立实物保护机构,负责: 25.5.1 制定并组织实施实物保护的各项管理制度,至少包括:保卫工作大纲,实物保护质量保证,保密,警卫与守护,消防管理,证件管理,安全检查等;25.5.2 执行核电站厂区范围内的巡逻,控制与管理各出入口的人员,车辆及货物的出入,执行监视和警戒,并组织对外来入侵的防卫,报警,阻击等工作;25.5.3 负责安全保卫人员的管理,培训以及实物保护技术防范系统的使用,日常维护和维修工作,保证技术防范系统正常运行;25.5.4 确定核电站的警卫目标和岗哨设置,协助武警部队管理和指导驻厂武警的值勤工作.25.6 核电站应建立保卫控制中心,其设计和装备必须符合国家核安全法规和公安部的相关规定;25.7 所有警卫和守护人员必须经过严格训练,配备必要的装备,器材和通讯设施,通讯设施应包括有线和无线两种;25.8 应限制进入核电站要害区域的人员数量,并对核材料的存放地点及重要核设备库房进行严格的人员控制,其出入必须进行审查和登记;25.9 保护区和要害区人员入口处应设置人员身份验证器,对进出人员携带的物品进行检查,防止带进破坏性的工具或擅自转移核材料.保护区和要害区的门每开一次只能允许一名持证者进入;25.10 应在保护区和要害区设置专门的车辆出入通道(与人员通道不共用),出入口前应设置减速装置,出入通道每开一次门只能允许一辆车出入;25.11 应对保护区和要害区的车辆及装载物等进行放射性和违禁品的检查;25.12 应定期对实体屏障进行检查,维修,保证其完整可靠,能执行设计功能;25.13 应定期检查,维护保护区和要害区的周界报警系统,核电站要害部位的报警探测器和电视监控装置以及出入口控制设备,保证其有效执行设计功能;25.14 应明确规定核电站安全保卫工作的指挥与报告渠道;25.15 核电站安全保卫工作必须遵循质量保证规定,制定核电站实物保护的记录制度,并对记录的编写,收集,储存,保管及处理作出具体规定;25.16 核电站必须做好重要设备,核材料及有关文件资料的安全保密工作,应制定保密制度,防止失密,泄密和窃密;25.17 应按照《中华人民共和国民用核设施安全监督管理条例》(HAF001),《中华人民共和国核材料管制条例》(HAF501)和《核电厂核事故应急管理条例》(HAF002)中提出的原则,目标和要求,并根据国内外形势发展和社会情况变化,充分估计每一个时期可能存在的威胁,提出对策,制定核电站实物保护突发事件的处置预案,定期演练;25.18 严禁吸毒或参加邪教等人员进入核电站.

第三篇：防止电力生产重大事故的二十五项重点要求1

防止电力生产重大事故的二十五项重点要求

(国家电力公司 2000－9－28 发布)关于印发《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的通知 国电发[2000]589号

各分公司，华北电力集团公司，各省（自治区、直辖市）电力公司，华能集团公司，华能国际，中电国际，国电电力，乌江公司，电规总院，水规总院，东北、华北、华东、西北、西南、中南电力设计院，电力科学研究院，热土研究院，武汉高压研究所，苏州热工所，各水电工程局，各水电勘测设计院，安能总公司：

为进一步落实《中共中央关于国有企业改革和发展若干重大问题的决定》中关于“坚持预防为主，落实安全措施，确保安全生产”的要求，完善各项反事故措施，进一步提高电力安全水平，国家电力公司通过总结分析近年来发供电企业发生重大事故的特征，在原能源部《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》（简称二十项反措）的基础上，制订了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，现颁发执行。

做好防止电力生产重大事故的措施，是保证电力系统安全稳定经济运行的重要条件，是制造、设计、安装、调试、生产等各个单位的共同任务。因此，各有关方面都应认真贯彻落实二十五项重点要求。

本重点要求并不履盖全部反事故技术措施，各单位应根据本要求和已下发的反事故技术措施，紧密结合各自实际情况，制定具体的反事故技术措施，认真贯彻执行。国家电力公司（印）

二000年九月二十八日 目 录 防止火灾事故……………………………………（2）2 防止电气误操作事故……………………………（7）3 防止大容量锅炉承压部件爆漏事故……………（8）4 防止压力容器爆破事故…………………………（13）5 防止锅炉尾部再次燃烧事故……………………（16）6 防止锅炉膛爆炸事故……………………………（18）7 防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故……………（20）8 防止锅炉汽包满水和缺水事故…………………（22）9 防止汽轮机超速和轴系断裂事故………………（26）10 防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故…………（31）11 防止发电机损坏事故……………………………（37）12 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故……（43）13 防止继电保护事故………………………………（48）14 防止系统稳定破坏事故…………………………（49）15 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故………（52）16 防止开关设备事故………………………………（56）17 防止接地网事故…………………………………（57）18 防止污闪事故……………………………………（59）19 防止倒杆塔和断线事故…………………………（61）20 防止枢纽变电所全停事故………………………（62）21 防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故…………（66）22 防止人身伤亡事故………………………………（68）23 防止全厂停电事故………………………………（69）24 防止交通事故……………………………………（71）25 防止重大环境污染事故…………………………（73）

防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 1992年原能源部《关于防止电力生产重大事故的二十项重点要求》颁发后，在防止重大、特大事故方面收到明显效果。在电网容量增加、系统不断扩大的条件下，各项事故普遍呈下降趋势，其中锅炉灭火放炮、汽轮机超速、开关损坏、互感器爆炸、系统稳定破坏等事故有了较大幅度的下降。

但是，随着我国电力工业快速发展和电力工业体制改革的不断深化，主参数、大容量机组不断投运和高电压、跨区电网逐步形成，尤其是现代计算机技术不断应用于安全生产管理工作也提出了新的要求。胃些事故已大大减少，但有些频发性事故至今仍时有发生，并且有的变得越来越突出，新的事故类型也不断出现。近来，发生了多年来未曾发生过的重大事故，如轴系数裂事故、锅炉缺水事故、电缆着火事故以及全厂停电事故。

为了进一步落实《中共中央关于国有企业改革和发展若干重大问题的决定》中关于“坚持预防为主，落实安全措施，确保安全生产”的要求，更好地推动安全生产工作有目标、有重点地防止重大恶性事故，国家电力公司在原能源部《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》的基础上，增加了防止枢纽变电所全停、重大环境污染、分散控制系统失灵、热工保护拒动、锅炉尾部再次燃烧、锅炉满水和缺水等事故的重点要求，制定了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》。各单位应密切联系本单位本部门的实际情况，把各项重点要求落到实处，防止特大、重大和频发性事故的发生。

防止火灾事故

为了防止火灾事故的发生，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，并重点要求如下： 1.1 电缆防火。

1.1.1 新、扩建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》中的有关部分进行设计。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。1.1.2 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1 m。1.1.3 在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层和电缆沟内，不得布置热力管道、油气管以及其他可能引起着火的管道和设备。1.1.4 对于新建、扩建的火力发电机组主厂房、输煤、燃油及其他易燃易爆场所，宜选用阻燃电缆。

1.1.5 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，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。

1.1.6 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、柜、盘等处的所有电缆孔洞和盘面之间的缝隙（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。

1.1.7 扩建工程敷设电缆时，应加强与运行单位密切配合，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。

1.1.8 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。1.1.9 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。

1.1.10 应尽量减少电缆中间接头的数量。如需要，应按工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后，再用耐火防爆槽盒将其封闭。

1.1.11 建立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度。坚持定期巡视检查，对电缆中间接头定期测温，按规定进行预防性试验。

1.1.12 电缆沟应保持清洁，不积粉尘，不积水,安全电压的照明充足，禁止堆放杂物。锅炉、燃煤储运车间内架空电缆上的粉尘应定期清扫。1.2 汽机油系统防火。

1.2.1 油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门。

1.2.2 油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫（含耐油橡皮垫）和石棉纸垫。

1.2.3 油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，必须明火作业时要采取有效措施，附近的热力管道或其他热体的保温应紧固完整，并包好铁皮。

1.2.4 禁止在油管道上进行焊接工作。在拆下的油管上进行焊接时，必须事先将管子冲洗干净。

1.2.5 油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油，如有漏油应及时消除，严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀保温层。

1.2.6 油管道法兰、阀门的周围及下方，如敷设有热力管道或其他热体，这些热体保温必须齐全，保温外面应包铁皮。1.2.7 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。

1.2.8 事故排油阀应设两个钢质截止阀，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，操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。

1.2.9 油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。

1.2.10 机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。1.3 燃油罐区及锅炉油系统防火。

1.3.1 严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》第四章的各项要求。

1.3.2 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，加热燃油的蒸汽湿度，应低于油品的自燃点。1.3.3 油区、输卸油管道应有可靠的防静电安全接地装置，并定期测试接地电阻值。

1.3.4 油区、油库必须有严格的管理制度。油区内明火作业时，必须办理明火工作票，并应有可靠的安全措施。对消防系统应按规定定期进行检查试验。

1.3.5 油区内易着火的临时建筑要拆除，禁止存放易燃物品。

1.3.6 燃油罐区及锅炉油系统的防火还应遵守第1.2.4、1.2.6、1.2.7条的规定。1.3.7 燃油系统的软管，应定期检查更换。1.4 制粉系统防火。

1.4.1 严格执行《电业安全工作规程（热力和机械部分）》有关锅炉制粉系统防爆的有关规定。1.4.2 及时消除漏粉点，清除漏出的煤粉。清理煤粉时，应杜绝明火。

1.4.3 磨煤机出口湿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规定。1.4 防止氢气系统爆炸着火。

1.5.1 严格执行《电业安全工作规程（热力和机构部分）》中“氢冷设备和制氢、储氢装置运行与维护”的有关规定。1.5.2 氢冷系统和制氢设备中的氢气纯度和含氧量必须符合《氢气使用安全技术规程》（GB4962－85）。1.5.3 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的范围内，并经批准后才能进行明火作业。

1.5.4 制氢场所应按规定配备足够的消防器材，并按时检查和试验。

1.5.5 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。

1.5.6 空、氢侧备用密封油泵应定期进行联动试验。1.6 防止输煤皮带着火。

1.6.1 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。1.6.2 煤垛发生自燃现象时应及时扑灭，不得将带有火种的煤送人输煤皮带。1.6.3 燃用易自燃煤种的电厂应采用阻燃输煤皮带。

1.6.4 应经常清扫输煤系统、辅助设备、电缆排架等各处的积粉。

1.7 必须有完善的消防设施和建立训练有素的群众性消防组织，加强管理，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。

1.8 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；消防泵的备用电源应由保安电源供给。

1.9 发供电生产、施工企业应配备必要的正压式空气呼吸器，以防止灭火中人员毒和窒息。2 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[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，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 断路器或隔离形状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，防误闭锁装置应与主设备同时投运。2.9 成套高压开关柜五防功能应齐全，性能应良好。

2.10 应配备充足的经过国家或省、部级质检机构检测合格的安全工作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 防止大容量锅炉承压部件爆漏事故

为了防止大容量锅炉承压部件爆漏事故的发生，应严格执行《锅炉压力容器安全监察暂行条例》、《蒸汽锅炉安全技术监督规程》、《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）、《电力工业锅炉压力容器检验规程》（DL647－1998）、《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438－91）以及其他有关规定，把防止锅炉承压部件爆破泄漏事故的各项措施落实到设计、制造、安装、运行、检修和检验的全过程管理工作中，并重点要求如下：

3.1 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进安全性能检查。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有关规定进行。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 参加电网调峰的锅炉，运行规程中应制定相应的技术措施。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。

3.3.1 严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145－1999）、《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL／T561－1995）、《关于防止火力发电厂凝汽器铜管结垢腐蚀的意见》[(81)生技字52号]和《防止电厂锅炉结垢腐蚀的改进措施和要求》[(88)电生字81号、基火字75号]以及其他有关规定，加强化学监督工作。

3.3.2 凝结水的精处理设备严禁退出运行。在凝结器铜管发生泄漏凝结水品质超标时，应及时查找、堵漏。

3.3.3 品质不合格的给水严禁进入锅炉，蒸汽品质不合格严禁并汽。水冷壁结垢超标时，要及时进行酸洗，防止发生垢下腐蚀及氢脆。

3.3.4 按照《火力发电厂停（备）热力设备防锈蚀导则》（SD223－87）进行锅炉停用保护，防止炉管停用腐蚀。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，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》（DL438－91），对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及其相关焊缝进行定期检查。3.4.5 按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL／T616－1997）的要求，对支吊架进行定期检查。对运行达100kh的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架要进行全面检查和调整，必要时应进行应力核算。

3.4.6 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100kh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。电站等件制造单位应持有有关的资质证书。3.4.8 要认真进行锅炉监造、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《电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂焊接篇）》（DL5007－92）有关规定。3.4.10 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有关部门进行注册登记办理使用证。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[1992]1069号）。

3.5.2 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器监督工程师，并持证上岗。3 防止压力容器爆破事故

为了防止压力容器爆破事故的发生，应严格执行《压力容器安全技术监察规程》、《电 力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612－1996）、《压力容器使用登记管理规则》以及其他有关规定，并重点要求如下：

4.1 防止超压。

4.1.1 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。

4.1.4 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[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。

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。

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放能力，应能满足其在最在进汽工况下不超压。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检修要进行可靠地隔离。4.2.3 氢罐应按照《电力工业锅炉压力容器检验规程》（DL647－1998）的要求进行定期检验，重点是壁厚测量，封头、筒体外形检验。防止腐蚀鼓包。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》（DL612－1996）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》办理注册登记手续，申领使用证。不按规定检验、申报注册的压力容器，严禁投入使用。1982年4月《压力容器使用登记管理规则》颁布前制造的老容器，若设计资料不全、材质不明及经检验安全性能不良者，应安排计划进行更换。5 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。

5.3 回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气吹灰系统相连接，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湿度和油压在规定值内，保证油枪雾化良好、燃烧完全。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湿度限制值，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，可根据具体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。防止锅炉炉膛爆炸事故

为防止锅炉炉膛爆炸事故发生，应严格执行《大型锅炉燃烧管理的若干规定》、《火电厂 煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL435－91）以及其他有关规定，并重点要求如下： 6.1 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》（DL435－91）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监全部灭火时，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。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。

6.1.5 100MW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，防止火焰探头烧毁、污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题的发生。

6.1.6 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。

6.1.8 加强点火油系统的维护管理，消除泄漏，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。

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，一但发现结焦，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 防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故

为防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故，应严格执行《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL435－91）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。

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，防止因自然引起粉仓爆炸。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。

7.1.4 当发现粉仓内温度异常升高或确认粉仓内有自燃现象时，应及时抽入灭火系统，防止因自然引起粉仓爆炸。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，以及排粉机出入口风箱的连接，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（试验时灭火剂不进入粉仓）。

7.2.3 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。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面倾斜。

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13.5Mpa及以上的锅炉,其汽包计应以差压式(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）16.14?17.65 17.66?18.39 18.40?19.60（△h mm）－76 －102 －150 8.5 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，就立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。

8.6 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。机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列入验收主要项目之一。

8.7 当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注项，一般应在8h内恢复。若不能完成，应制定措施，经总工程师批准，允许延长工期，但最多不能超过24h，并报上级主管部门备案。

8.8 锅炉记、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，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期（8h以内）恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。

8.8.2 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。

8.8.3 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。8.8.4 锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。

8.8.5 汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完整严禁启动。

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，应立即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，应紧急停炉。

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，应制定措施，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，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。

8.13 建立锅炉汽包水位测量系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期分析，找出原因及处理对策，并实施消缺。

8.14 运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，经常分析各运行参数的变化，调整要及时，准确判断及处理事故。不断加强运行人员的培训，提高其事故判断能力及操作技能。9 防止汽轮机超速和轴系断裂事故

为了防止汽轮机超速和轴系断裂事故的发生，应认真贯彻原水利电力部《防止20万千 瓦机组严重超速事故的技术措施》和《防止国产200MW机组轴系断裂事故暂行措施》，并提出以下重点要求： 9.1 防止超速。

9.1.1 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。

9.1.2 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组起动和运行。

9.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组起动。运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。

9.1.4 透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动。

9.1.5 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。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁起动。

9.1.6 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以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。

9.1.7 在机组正常起动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。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。9.1.9 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位置上。

9.1.10 抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止门，以防止抽汽倒流引起超速。

9.1.11 对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大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，应积极创造条件进行甩负荷试验。

9.1.12 坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。9.1.13 危急保安器动作转速一般为额定转速的110％±1％。

9.1.14 进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。

9.1.15 数字式电液控制系统（DEH）应设有完善的机组起动逻辑和严格的限制起动条件；对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。

9.1.16 汽机专业人员，必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。

9.1.17 电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管。

9.1.18 主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型联轴器或类似联轴器的机组，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。

9.1.19 要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证。

9.1.20 严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液转换器）等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。9.2 防止轴系断裂。

9.2.1 机组主、辅设备的保护装置必须政党投入，已有振动监测保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。

9.2.2 运行100kh以上的机组，每隔3~5年应对转子进行一次检查。运行时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承担调峰起停频繁的转子，应适当缩短检查周期。

9.2.3 新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。

9.2.4 不合格的转子绝不能使用，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，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行。

9.2.5 严格按超速试验规程的要求，机组冷态起动带25％额定负荷（或按制造要求），运行3~4h后立即进行超速试验。9.2.6 新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的坚固情况，保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。

9.2.7 新机组投产前应对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间隙的1／3。

9.2.8 防止发电机非同期并网。9.3 建立和完善技术档案。

9.3.1 建立机组试验档案，包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。9.3.2 建立机组事故档案。无论大小事故均应建立档案，包括事故名称、性质、原因和防范措施。9.3.3 建立转子技术档案。

9.3.3.1 转子原始原料，包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特性。9.3.3.2 历次转子检修检查资料。

9.3.3.3 机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、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处理。10 防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故

为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生，应认真贯彻《防止20万千瓦机组大轴弯曲事故的技术措施》[(85)电生火字87号、基火字64号]等有关规定，并提出以下重点要求： 10.1 防止汽轮机大轴弯曲。

10.1.1 应具备和熟悉掌握的资料。

10.1.1.1 转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。10.1.1.2 大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。10.1.1.3 机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。

10.1.1.4 正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。

10.1.1.5 正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。

10.1.1.6 停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。10.1.1.7 通流部分的轴向间隙和径向间隙。

10.1.1.8 应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。

10.1.1.9 记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。

10.1.1.10 系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主宇航局部门批准后再执行。

10.1.2 汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。

10.1.2.1 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。10.1.2.2 大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0.02mm。

10.1.2.3 高压外缸上、下缸温差不超过5℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃。

10.1.2.4 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℃。10.1.3 机组起、停过程操作措施。

10.1.3.1 机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于2?4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。

10.1.3.2 机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。

10.1.3.3 停机后立即投入盘车。当盘车电流校正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子变曲度正常后，再手动盘车180o，待盘车正常后及时投入连续盘车。

10.1.3.4 停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180o，待盘车正常后及时投入连续盘车。

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，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。

10.1.3.6 机组热态起动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。

10.1.3.7 疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。

10.1.3.8 停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。

10.1.3.9 起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。10.1.3.10 汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。10.1.4 发生下列情况之一，应立即打闸停机。

10.1.4.1 机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm。

10.1.4.2 机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

10.1.4.3 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0.080mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.260mm应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。

10.1.4.4 高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃。10.1.4.5 机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃。

10.1.5 应采用良好的保温材料（不宜使用石棉制品）和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃，最大不超过50℃。

10.1.6 疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于φ76mm。10.1.7 减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。10.1.8 门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。

10.1.9 高压加热器应装设急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动开启。

10.1.10 高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。

10.1.11 机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核。

10.1.12 凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动水装置。10.1.13 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷气。10.2 防止汽轮机轴瓦损坏。

10.2.1 汽轮机的辅助油泵及其自起动装置，应按运行规程要求定期进行试验，保证处于良好的备用状态。机组起动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验。

10.2.2 油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等）时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。

10.2.3 机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。

10.2.4 在机组起停过程中应按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。

10.2.5 在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油等）的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。

10.2.6 油位计、油压表、油温表及相关信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。

10.2.7 油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。10.2.8 应避免机组的振动不合格的情况下运行。

10.2.9 润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.08Mpa时报警，降至0.07?0.075Mpa时联动交流润滑油泵,降至0.06?0.07Mpa时联动直流润滑油泵,并停机投盘车,降至0.03Mpa时停盘车。

10.2.10 直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑泵失去电源。

10.2.11 交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。

10.2.12 油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施。

10.2.13 安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道。10.2.14 检修中应注意主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。10.2.15 严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。11 防止发电机损坏事故

为了防止发电机的损坏事故发生，应严格执行《发电机反事故技术措施》[(86)电生火字193号]、《关于转发20万千瓦氢冷发电机防止漏氢漏油技术措施细则》[(88)电生计字17号]、《发电机反事故技术措施补充规定》（能源部发[1990]14号）、《防止200、300MW汽轮发电机定子绕组端部发生短路的技术改进措施》（能源部、机电部电发[1991]87号）和《汽轮发电机运行规程》（1999年版）等各项规定，并重点要求如下： 11.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路。

检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况。200MW及以上的发电机在大修时应做定子绕组端闻振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在94?115Hz之间）的发电机，应进行端部结构改造。

11.2 防止定子绕组相间短路。

11.2.1 加强对大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》（DL／T596－1996），对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。11.2.2 严格控制氢冷发电机氢气的温度在规程允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。11.3 防止定、转子水路堵塞、漏水。11.3.1 防止水路堵塞过热。

11.3.1.1 水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应全部更换成聚四氟乙烯垫圈。

11.3.1.2 安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗。反冲洗系统的所有钢丝滤网应更换为激光打孔的不锈钢板新型滤网，防止滤网破碎进入线圈。

11.3.1.3 大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。

11.3.1.4 扩大发电机两侧汇水母管排污口，并安装不锈钢法兰，以便清除母管中的杂物。

11.3.1.5 水内冷发电机水质应严格控制规定范围。水中铜离子含量超标时，为减缓铜管腐蚀，125MW及以下机组允许运行时在水中加缓蚀剂，但必须控制pH值大于7.0。

11.3.1.6 严格保持发电机转子进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷水进水压力，以防石棉材料破损物进入转子分水盒内。

11.3.1.7 定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差应加强监视。温差控制值应按制造厂规定，制造厂未明确规定的，应按照以下限额执行：定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8℃或定子线棒引水管出水温差达8℃时应报警，应及时查明原因，此时可降低负荷。定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时，在确认测温元件无误后，应立即停机处理。

11.3.2 为防止发电机漏水，重点应对绝缘引水管进行检查，引水管外表应无伤痕，严禁引水管交叉接触，引水管之间、引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。11.3.3 防止转子漏水。

11.3.3.1 水内冷发电机发出漏水报警信号，经判断确认是发电机漏水时，应立即停机处理。

11.3.3.2 选装灵敏度可靠的漏水报警装置，应做好调试、维护和定期检验工作，确保装置反应灵敏、动作可靠。11.3.3.3 转子绕组复合引水管应更换为有钢丝编织护套的复合绝缘引水管。11.3.3.4 为了防止转子线圈拐角断裂漏水，至少将QFS2－100－2型和QFS－125－2型机组的出水铜拐角全部更换为不锈钢材质。

11.3.3.5 推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。11.4 防止转子匝间短路。

11.4.1 调峰运行的发电机，应在停机过程和大修中分别进行动态、静态匝间短路试验，有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置，以便及早发现异常。

11.4.2 已发现转子绕组匝间短路较严重的发电机应尽快消缺，以防转子、轴瓦磁化，差压

阀失控造成严重漏氢、漏油。若检修时发现转子、轴承、轴瓦已磁化，应退磁处理。退磁后要求剩磁值为：轴瓦、轴颈不大于2×10ˉ4T，其他部件小于10×10ˉ4T。11.5 防止漏氢。

11.5.1 大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。11.5.2 为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。

11.5.3 应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1％时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3％时报警，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20％时，应停机处理。

11.5.4 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。若发现发电机大轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽，应及时处理。

11.6 防止发电机非全相运行。发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时，其相关保护应及时起动断路器失灵保护，在主断路器无法断开时，断开与其连接在同一母线上的所有电源。11.7 防止发电机非同期并网。11.8 防止发电机局部过热。

11.8.1 发电机绝缘过热监测器过热报警时，应立即取样进行色谱分析，必要时停机进行消缺处理。11.8.2 应对氢内冷转子进行通风试验。

11.8.3 全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8℃，应立即停机处理。11.9 防止发电机内遗留金属异物。

11.9.1 建立严格的现场管理制度，防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部，特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。11.9.2 大修时应对端部紧固件（如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等）紧固情况以及定子铁芯边缘矽钢片有无断裂等进行检查。

11.10 当发电机定子回路发生单相接地故障时，允许的接地电流值如表11－1规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表11－1的要求确定。当定子接地保护报警时，应立即停机。200MW及以上容量的发电机的接地保护装置宜作为跳闸。表11－1 发电机定子绕组单相接地故障电流允许值 发电机额定电压（KV）发电机额定容量(MW)接地电流允许值(A)10.5 100 3 13.8?15.75 125?200 2(对于氢冷发电机为2.5A)18?20 300?600 1 11.11 当发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地，应立即停机处理。11.12 发电厂应准确掌握有串联补偿电容器送出线路的汽轮发电机组轴系扭转振动频率，协助电网管理部门共同防止次同步谐振。

11.13 防止励磁系统故障引起发电机损坏。

11.13.1 有进相运行工况的发电机，其低励限制的定值应在制造厂给定的容许值内，并定期校验。

11.13.2 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内，并定期校验。

11.13.3 励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节（含按发电机或交流励磁机的磁场电流的闭环调节）下长期运行。

11.13.4 在电源电压偏差为＋10％?－15％、频率偏差为＋4％?－6％时，励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。

11.13.5 在机组起动、停机和其他试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。12 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故

为了防止分散控制系统（DCS）失灵、热工保护拒动造成的事故，要认真贯彻《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》（国电安运[1998]483号）、《单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定》（电规发[1996]214号）、《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》（DL／T656－1998）、《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》（DL／T657－1998）、《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》（DL／T658－1998）、《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》（DL／T659－1998）等有关技术规定，并提出以下重点要求： 12.1 分散控制系统配置的基本要求。

12.1.1 DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急故障处理），CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。

12.1.2 主要控制器应采用冗余配置，重要I／O点应考虑采用非同一板件的冗余配置。12.1.3 系统电源应设计有可靠的后备手段（如采用UPS电源），备用电源的切换时间应小于5ms（应保证控制器不能初始化）。系统电源故障应在控制室内设有独立于DCS之外的声光报警。

12.1.4 主系统及与主系统连接的所有相关系统（包括专用装置）的通信负荷率设计必须控制在合理的范围（保证在高负荷运行时不出现“瓶颈”现象）之内，其接口设备（板件）应稳定可靠。

12.1.5 DCS的系统接地必须严格遵守技术要求，所有进入DCS系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆，且有良好的单端接地。

12.1.6 操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求，特别是紧急故障处理的要求。紧急停机停炉按钮配置，应采用与DCS分开的单独操作回路。12.2 DCS故障的紧急处理措施。

12.2.1 已配备DCS的电厂，应根据机组的具体情况，制定在各种情况下DCS失灵后的紧急停机停炉措施。12.2.2 当全部操作员站出现故障时（所有上位机“黑屏”或“死机”），若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。若无可靠的后备操作监视手段，也应停机、停炉。

12.2.3 当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。

12.2.4 当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策。

12.2.4.1 辅机控制器或相应电源故障时，可切至后备手动方式运行并迅速处理系统故障，若条件不允许则应将该辅机退出运行。

12.2.4.2 调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。

12.2.4.3 涉及到机炉保护的控制器故障时应立即更换或修复控制器模件，涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施，此时应做好防止控制器初始化的措施。若恢复失败则应紧急停机停炉。

12.2.5 加强对DCS系统的监视检查，特别是发现CPU、网络、电源等故障时，应及时通知运行人员并迅速做好相应对策。12.2.6 规范DCD系统软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批受权及责任人制度。在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中使用，必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施。

12.3 防止热工保护拒动。

12.3.1 DCS部分的锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）的系统配置应符合12.1条中的要求，FSSS的控制器必须冗余配置且可自动无扰切换,同时FSSS装置应具有在线自动/手动火焰检测器和全部逻辑的试验功能。

12.3.2 对于独立配置的锅炉灭火保护应保证装置（系统）本身完全符合相应技术规范的要求，所配电源必须可靠，系统涉及到的炉膛压力的取压装置、压力开

12.3.3 定期进行保护定值的核实检查和保护的动作试验，在役的锅炉炉膛安全监视保护装置的动态试验（指在静态试验合格的基础上，通过调整锅炉运行工况，达到MFT动作的现场整套炉膛安全监视保护系统的闭环试验）间隔不得超过3年。12.3.4 对于已配有由DCS构成的FSSS及含有相关软逻辑的热工保护系统，在进行机、炉、电联锁与联动试验时，必须将全部软逻辑纳入到相关系统的试验中。

12.3.5 汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机监视仪表（TSI）应加强定期巡视检查，所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5％。TSI的CPU及重要跳机保护信号和通道必须冗余配置，输出继电器必须可靠。

12.3.6 汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护（装置）每季度及每次机组检修后起动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值。所有检测用的传感器必须在规定的有效检验周期内。

12.3.7 若发生热工保护装置（系统、包括一次检测设备）故障，必须开具工作票经总工程师批准后迅速处理。锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出；其他保护装置被迫退出运行的，必须在24h内恢复，否则应立即停机、停炉处理。13 防止继电保护事故

为了防止继电保护事故的发生，应认真贯彻《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－93）、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护及安全自动装置检验条例》、《继电保护和安全自动装置现场工作保安规定》、《3?110KV电网继电保护装置运行整定规程》（DL／T584－1995）、（220?500KV电网继电保护装置运行整定规程）（DL／T559－94）、《电力系统继电保护技术监督规定（试行）》（电安生[1997]356号）、《电力系统继电保护和安全自动装置运行反事故措施管理规定》（调[1994]143号）、《电力系统断电保护及安全自动装置反事故措施要点》、《电力系统继电保护和安全自动装置运行评价规程》（DL／T623－1997）及相关规程，并提出以下重点要求：

13.1 高度重视继电保护工作，充实配备技术力量，加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训，保持继电保护队伍的稳定。

13.2 要认真贯彻各项规章制度及反事故措施，严格执行各项安全措施，防止继电保护“三 误”事故的发生。

13.3 各级调度应根据电网结构的变化，贯彻执行继电保护装置整定运行规程，制定电网继

电保护整定方案和调度运行说明。适应现代电网的发展需要，积极稳妥采用继电保护新术设备，组织编写新装置的检验规程。进一步加强电网继电保护运行管理工作，合理安排电网运行方式，充分发挥继电保护效能，提高电网安全稳定运行水平，防止由于保护拒动、误动引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电事故的发生。

13.4 网、省公司调度部门继电保护机构要进一步发挥专业管理的职能作用，强化继电保护技术监督力度，指导、协助发、供电单位加强继电保护工作，提高全网继电保护工作水平。

13.5 确保大型发电机、变压器的安全运行，重视大型发电机、变压器保护的配置和整定计算，包括与相关线路保护的整定配合。

13.6 对于220KV主变压器的微机保护必须双重化。

13.7 保证继电保护操作电源的可靠性，防止出现二次寄生回路，提高继电保护装置抗干能力。13.8 加强110KV及以下的电网和厂用系统的继电保护工作，降低发生继电保护事故的机率。13.9 针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管理。14 防止系统稳定破坏事故

为了加强电网安全管理，防止系统稳定破坏事故的发生，经继续贯彻执行《电力系统安全稳定导则》，并提出以下重点要求： 14.1 加强和完善电网一次、二次设备建设。

14.1.1 重视和加强电网规划管理，制定完善电网结构的发展规划和实施计划，建设结构合理的电网；对电网中的薄弱环节，应创造条件加以解决，从电网一次结构上保证电网的安全可靠。

14.1.2 电源点布置要合理，负荷中心地区应有必要的电源支撑。负荷中心受电要按多条通道，多个方向来进行规划和实施，每条通道输送容量占负荷中心地区最大负荷比例不宜过大，故障失去一个通道不应导致电网崩溃。同时应加强枢纽发电厂、变电所及负荷中心的无功补偿建设，防止电网发生电压崩溃事故。14.1.3 输送通道建设要与电源建设同步完成。

14.1.4 要加强高频、母差、开关失灵等快速保护的建设。对500KV设备的主保护应实现双重化；220KV及以上环网运行线路应配置双套快速保护；新建500KV和重要的220KV厂、所的220KV母线应做到双套母差、开关失灵保护；已建500KV和重要220KV厂、所的220KV母线可逐步做到双套母差、开关失灵保护。

14.1.5 设计安装的低频减载装置和保护系统稳定运行的安全自动装置应与一次系统同步投运。大电网规划阶段应加强保电网安全稳定最后防线设置的研究，从电网结构上设计配置振荡、低频、低压等解列装置。对于存在大功率、远距离输送，采用自并励的机组，应加装电力系统稳定器（PSS）。14.2 要强化电网运行的安全管理和监督。

14.2.1 严格控制主网联络线重要输电断面潮流，禁止超稳定极限运行。14.2.2 电网运行必须按有关规定保留一定的旋转备用容量。

14.2.3 对联网运行的大区电网，要采取必要措施防止一侧发生稳定破坏事故向另一侧扩大。对重要电网（政治、经济、文化中心）要采取必要措施防止相邻电网发生事故向重要电网扩大或恶化重要电网的安全运行状况。

14.2.4 电网内大机组配置的高频率、低频率、过压、欠压保护及振荡解列装置的定值必须经电网调度机构审定。14.2.5 要尽可能减少电磁环网或采取可靠措施防止电网故障时引起电网稳定破坏。

14.2.6 要加强电网安全稳定最后一道防线的管理。低频减载装置和保护系统稳定运行的安全自动装置应可靠、足额投入。要从电网结构上完善振荡、低频、低压解列等装置的配置。

14.2.7 应避免枢纽厂、所的线路、母线、变压器等设备无快速保护运行。要加强开关设备的检修维护，确保电网故障的可靠切除。在受端系统的关键枢纽厂、所，当发生继电保护定值整定困难时，要侧重防止保护拒动。14.3 为了防止次同步谐振，在串联补偿电容投切运行（包括串联补偿电容部分退出和各 种系统运行方式）时，应注意避免与机组产生机电谐振。15 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故

为了防止大型变压器损坏，互感器爆炸事故的发生，应严格执行《关于印发“变压器类设备管理规定”的通知》（电安生[1996]589号）、《关于发送“全国变压器类设备专业工作会纪要”的通知》（调网[1996]89号）、《关于加强变压器消防设施的通知》[能源部（87）电生火字117号]以及其他有关规定，并提出以下重点要求：

15.1 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，明确变压器专责人员及其职责。

15.2 严格按有关规定对新购变压器类设备进行验收，确保改进措施落实在设备制造、安装、试验阶段，投产时不遗留同类型问题。

15.2.1 订购前，应向制造厂索取做过突出短路试验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计算报告。

15.2.2 220KV及以上电压等级的变压器应赴厂监造和验收，按变压器赴厂监造关键控制点的要求进行监造，监造验收工作结束后，赴厂人员应提交监造报告，并作为设备原始资料存档。15.2.3 出厂局放试验的合格标准。

15.2.3.1 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。15.2.3.2 110KV变压器，测量电压为1.5U m/√3时,不大于300pC。

15.2.3.3 中性点接地系统的互感器，测量电力为1.0Um/√3时，液体浸渍不大于10pC，固体型式不大于50pC。测量电压为1.2Um/√3时，液体浸渍不大于5pC，固体型式不大于20pC。

15.2.3.4 对220KV及以上电压等级互感器应进行高电压下的介损试验。

15.2.4 向制造厂索取主要材料和附件的工厂检验报告和生产厂家出厂试验报告；工厂试验时应将供货的套管安装在变压器上进行试验；所有附件在出厂时均应按实际使用方式整体预装过。

15.2.5 认真执行交接试验规程；对110KV及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测组变形以留原始记录。220KV及以上电压等级和120MVA及以上容量的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。

15.2.6 大型变压器在运输过程中应按规范安装具有时标且有合适量程的三维冲击记录仪，到达目的地后，制造厂、运输部门和用户三方人员应共同验收，记录纸和押运记录应提供用户留存。

15.3 设备采购时，应要求制造厂有可靠、密封措施。对运行中的设备，如密封不良，应采

取改进措施，确保防止变压器、互感器进水或空气受潮。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。套管的伞裙间距低于标准的，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止雨闪事故。15.4 潜油泵的轴承，应采用E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。油泵应选用转速不大于1000r／min的低速油泵。为保证冷却效果，风冷却器应定期进行水冲洗。

15.5 变压器的本体、有载开关的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，并限期恢复。

15.6 对220KV及以上电压等级变电设备还需每年进行至少一次红外成像测温检查。在技术和管理上采取有效措施，尽可能防止或减少变压器的出口短路，改善变压器的运行条件。变压器在遭受近区突发短路后，应做低电压短路阻抗测试或用频响法测试绕组变形，并与原始记录比较，判断变压器无故障后，方可投运。

15.7 新建或扩建变压器一般不采用水冷却方式，对特珠场合必须采用水冷却系统的，应采用双层铜管冷却系统。对目前正在正常使用的单铜管水冷却的变压器，应始终要保持油压大于水压，并要加强维护，采取有效的运行监视方法，及时发现冷却系统泄漏故障。

15.8 对薄绝缘变压器，可按一般变压器设备进行技术监督，如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的薄绝缘变压器也不应再迁移安装。

15.9 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。15.10 按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。15.11 防止套管存在的问题。

15.11.1 套管安装就位后，带电前必须静放。500KV套管静放时间不得少于36h,110?220KV套管不得少于24h.。15.11.2 对保存期超过1年的110KV及以上套管，安装前应进行局放试验、额定电压下的介损试验和油色谱分析。15.11.3 事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样做一次色谱试验。

15.11.4 作为备品的110KV及以上套管，应置于户内且竖直放置。如水平存放，其抬高角度应符合制造厂要求，以防止电容芯子露出油面而受潮。

15.11.5 套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。16 防止开关设备事故

为防止高压开关设备事故，应认真贯彻《高压开关设备管理规定》、《高压开关设备反事故技术措施》和《高压开关设备质量监督管理办法》（发输电[1999]72号）等有关规定，并提出以下重点要求：

16.1 采用五防装置运行可靠的开关柜，严禁五防功能不完善的开关柜进入系统使用，已运行的五防功能不完善的开关柜应尽快完成完善化改造。

16.2 根据可能出现的系统最大负荷运行方式，每年应核算开关设备安装地点的断流容量，并采取措施防止由于断流容量不足而造成开关设备烧损或爆炸。

16.3 开关设备断口外绝缘应满足不小于1.15倍（252KV）或1.2倍（363KV及550KV）相对地外绝缘的要求，否则应加强清扫工作或采用防污涂料等措施。16.4 加强运行维护，确保开关设备安全运行。对气动机构应定期清扫防尘罩、空气过滤器，排放储气罐内积水，做好空气压缩机的累计启动时间记录。对液压机构应定期检查回路有无渗漏油现象，做好油泵累计启动时间记录。发现缺陷应及时处理。

16.5 对手车柜每次推入柜内之前，必须检查开关设备的位置，杜绝合闸位置推入手车。

16.6 根据设备现场的污秽程序，采取有效的防污闪措施，预防套管、支持绝缘子和绝缘提升杆闪络、爆炸。

16.7 开关设备应按规定的检修周期，实际累计短路开断电流及状态进行检修，尤其要加强对机构的检修，防止断路器拒分、拒合和误动以及灭孤室的烧损或爆炸，预防液压机构的漏油和慢分。

16.8 隔离开关应按规定的检修周期检修。对失修的隔离开关应积极申请停电检修或开展带电检修，防止恶性事故的发生。16.9 结合电力设备预防性试验，应加强对隔离开关转动部件、接触部件、操作机构、机械及电气闭锁装置的检查和润滑，并进行操作试验，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等事故的发生，确保隔离开关操作与运行的可靠性。

16.10 充分发挥SF6气体质量监督管理中心的作用，应做好新气管理、运行设备的气体监测和异常情况分析，监测应包括SF6压力表和密度继电器的定期校验。17 防止接地网事故

为防止接地网事故的发生，应认真贯彻《交流电气装置的接地》（DL／T621－1997）以及其他有关规定，并重点要求如下： 17.1 根据地区短路容量的变化，应校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并根据短路容量的变化及接地装置的腐蚀程序对接地装置进行改造。对于变电所中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，必须按异点两相接地校核接地装置的执稳定容量。

17.2 在发、供电工程设计时，要吸取接地网事故的教训，设计单位应提出经过改进的、完善的接地网设计，施工单位应严格按设计进行施工。

17.3 基建施工时，必须在预留的设备、设施的接地引下线经确认合格（正式文字记录）以及隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格后，方可回填上，并应分别对两个最近的接地引下线之间测量其回路电阻，测试结果是交接验收资料的必备内容，竣工时应全部交甲方备存。

17.4 接地装置的焊接质量、接地试验应符合规定，各种设备与主接地网的连接必须可靠，扩建接地网与原接地网间应为多点连接。

17.5 接地装置腐蚀比较严重的枢纽变电所宜采用铜质材料的接地网。

17.6 对于高土壤电阻率地区的接地网，在接地电阻难以满足要求时，应有完善的均压及隔离措施，方可投入运行。

17.7 变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定的要求。重要设备及设备架构等宜有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。

17.8 接地装置引下线的导通检测工作应每年进行一次。根据历次测量结果进行分析比较，以决定是否需要进行开挖、处理。17.9 为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生较高的工频过电压的异常运行工况，110?220KV不接地变压器的中性点过电压保护应采用棒间隙保护方式。对于110KV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压≤185KV时，还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器，间隙距离及壁雷器参数配合要进行校核。17.10 认真执行《电力设备预防性试验规程》（DL／T596－1996）中对接地装置的试验要求，同时还应测试各种设备与接地网的连接情况，严禁设备失地运行。18防止污闪事故

为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以及杜绝大面积污内事故的发生，应严格执行《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，并提出以下重点要求： 18.1 完善防污闪管理体系，明确防污闪主管领导和专责人的具体职责。

18.2 严格执行电力系统绝缘子质量的全过程管理规定，加强管理，保证质量。

18.3 坚持定期对输变电设备外绝缘表面的盐密测量、污秽调查和运行巡视，及时根据变化情况采取防污秽区分布图，做好防污闪的基础工作。

18.4 新建和扩建的输变电设备外绝缘配置应以污秽区分布图为基础并根据城市发展、设备的重要性等，在留有裕度的前提下选取绝缘子的种类、伞型和爬距。

18.5 运行设备外绝缘的爬距，原则上应与污秽分级相适应，不满足的应予以调整，受条件限制不能调整爬距的应有主管防污闪领导签署的明确的防污闪措施。

18.6 坚持适时的、保证质量的清扫，落实“清扫责任制”和“质量检查制”，带电水冲洗要严格执行《带电水冲洗规程》，并配备训练有素的熟练操作员。

18.7 硅橡胶复合绝缘子具有很强的抗污闪能力，可以有效地防止输电线路的污闪事故，按《合成绝缘子使用指导性意见》（调网[1997]93号）的要求使用执行,并密切注意其端头密封质量和控制鸟粪闪络。

18.8 变电设备表面涂“RTV涂料”和加装“防污闪辅助伞裙”是防止设备发生污闪的重要措施，按《防污闪辅助伞裙使用指导性意见》和《防污闪RTV涂料使用指导性意见》（调网[1997]130号）的要求使用，但避雷器不宜加装辅助伞裙。18.9 室内设备外绝缘爬距要符合《户内设备技术条件》，并适时安排清扫，严重潮湿的地区要提高爬距。止倒杆塔和断线事故

为了防止倒杆塔和断线事故的发生，应严格执行《110?500KV架空送电线路设计规程》（DL／T5092－1999）和《架空送电线路运行规程》（SDJ3－76）以及其他有关规定，并提出以下重点要求：

19.1 设计时要充分考虑特殊地形、气象条件的影响（尽量避开可能引起导线、地线严重覆冰或导线舞动的特殊地区），合理选取杆（塔）型、杆塔强度。对地形复杂、气象条件恶劣、交通困难地段的杆塔，应适当增加杆塔强度。原则上，500KV线路不宜采用拉线塔。

19.2 对重要跨越处，如铁路、高等级公路和高速公路、通航河流以及人口密集地区应采用独立挂点的双悬垂串绝缘子结构。19.3 设计中应有防止导地线断线的措施，对导地线、拉线金具要有明确要求。

19.4 对可能遭受洪水、暴雨冲刷的杆塔应采用可靠的防汛措施；采用高低腿结构塔的基础护墙要有足够强度，并有良好的排水措施。

19.5 严格按设计进行施工，隐蔽工程应经监理单位质量验收合格后方可掩埋，否则严禁立杆塔、放线。

19.6 线路器材应符合有关国家标准和设计要求，不合格的金具不准安装使用，禁止在安装中沿合成绝缘子上下导线。19.7 加强线路杆塔的检查巡视、发现问题应及时消除，线路历经恶劣气象条件后应组织人 员进行特巡。19.8 城区线路杆、塔有可能引起误碰线区域，应悬挂限高警示牌。

19.9 积极开展利用红外测温技术监测接线金具（如压接管、线夹等）的发热情况。发现导、地线有断股现象要及时消除，特别应注意地线复合光缆（OPGW）外层断股。

19.10 要积极取得当地政府和公安部门的支持，严格贯彻《电力设施保护条例》，充分发挥 电力企业保卫部门的作用，依靠群众搞好护线工作，并严厉打击盗窃线路器材的犯罪活动。

19.11 应制定倒杆塔、断线事故的反事故措施，并在材料、人员上给予落实，应集中储备 一定数量的事故抢修塔。20 防止枢纽变电所全停事故

为了防止枢纽变电所全停事故的发生，严格执行有关的规程、规定，并提出以下重点要求： 20.1 完善枢纽变电所的一、二次设备建设。

20.1.1 枢纽变电所宜采用双母分段接线方式或3／2接线方式。根据电网结构的变化，应满足变电所设备的短路容量。20.1.2 开关设备选型时应严格按照有关的标准进行，对运行中不符合标准的开关设备应进行改造，未改造前应加强对设备的运行监视和试验。

20.1.3 枢纽变电所直流系统。

20.1.3.1 枢纽变电所直流系统宜采用两组蓄电池、三台充电装置的方案，每组蓄电池和充电装置应分别接于一段直流母线上，第三台充电装置（备用充电装置）可在两段母线之间切换，任一工作充电装置退出运行时，手动投入第三台充电装置。20.1.3.2 直流母线应采用分段运行的方式，每段母线应分别采用独立的蓄电池组供电，并在两段直流母线之间设置联络断路器，正常运行时断路器处于断开位置。

20.1.3.3 直流熔断器应按有关规定分级配置，加强直流熔断器的管理。对直流熔断器应采用质量合格的产品，防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故。

20.1.4 为提高继电保护的可靠性，对重要的线路和设备必须坚持设立两套互相独立主保护的原则，并且两套保护宜为不同原理和不同厂家的产品。对重要元件应充分考虑后备保护的设备。

20.1.5 应认真考虑保护用TA的安装位置，尽可能的避免由于TA安装位置不当而产生保护 的死区。

20.1.6 对新建、扩建和生产改进工程新订购的电气设备，必须是符合国家及行业标准，具 有一定运行经验的产品，否则不得在枢纽变电所中安装运行。20.2 强化电网的运行管理和监督。

20.2.1 运行人员要严格执行电网运行的有关规程、规定。操作前要认真核对接线方式，检查设备的状况。严格执行“两票三制”，操作中不跳项、不漏项，严防发生误操作事故。

20.2.2 对于双母线接线方式的变电所，在一条母线停电检修时，要做好另一条母线的安全措施，防止因人为因素造成运行母线停电。当给停电的母线送电时，有条件的要利用外部电源；若用母联断路器给停电母线送电，母联断路器必须带有充电保护。

20.2.3 要定期对枢纽变电所支柱绝缘子，特别是母线支柱绝缘子、母线侧隔离开关支柱绝缘子进行检查，以防止绝缘子断裂引起母线事故。

20.2.4 变电所的带电水冲洗工作必须保证水质的要求，并严格按照《带电水冲洗实施导则》进行操作，母线冲洗要投入可靠的母差保护。

20.2.5 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。微机五防闭锁装置中电脑钥匙的管理必须严格按规定执行。

20.2.6 继电保护及安全自动装置要选用抗干扰能力符合规程规定的产品，并采取必要的抗干措施，防止继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下的不正确动作。

20.2.7 保护装置的配置及整定计算方案应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障情况下的继电保护、安全自动装置的不正确动作。

20.2.8 对枢纽变电所中的电气设备应定期开展带电测温工作，尤其是对套管及其引线接头、隔离开关触头、引线接头的温度监测，每年应至少进行一次红外成像测温。

20.2.9 订购变压器时，应要求厂家提供变压器绕组频率响应特性曲线、做过突发短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；安装调试应增做频率响应特性试验；运行中发生变压器出口短路故障后应进行频率响应特性试验，绕组变形情况的测试结果，作为变压器能否继续运行的判据之一。

20.2.10 在运行方式上和倒闸操作过程中，应避免用带断口电容器的断路器切带电磁式电压互感器的空载母线，以防止因谐振过电压损坏设备。

20.2.11 定期对设备外绝缘进行有效清扫，加强户内设备的外绝缘监督，防止高压配电室的门、窗及房屋漏雨进水引起户内配电装置的内络事故。20.3 应避免开关设备故障造成枢纽变电所全停事故的发生，还应遵守第16.3和16.6? 16.9条的规定。

20.4 应避免接地网故障造成枢纽变电所全停事故的发生，还应遵守第17.3?17.5和17.7?17.9条的规定。21 防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故

为了防止水电厂垮（漫）坝、水淹厂房及厂房坍塌事故发生，各单位应认真贯彻《中华人民共和国防洪法》和其他有关规定措施，并提出以下重点要求：

21.1 健全防汛组织机构，强化防汛抗洪责任制。汛期前应进行汛前检查，制定科学、具体、切合实际的防汛预案；汛期后应及时总结，对存在的隐患进行整改，并报上级主管部门。

21.2 做好大坝安全检查、监测、维修及加固工作，确保大坝处于良好状态。对已确认的病、险坝，必须立即采取补强加固措施，并制定险情预计和应急处理计划。

21.3 积极采取有效措施，提高防洪工作的预见性以及电力设施防御和低抗洪涝灾害能力。

21.3.1 火电厂防洪标准满足防御百年一遇洪水的要求，水电厂防洪标准应符合国家有关规定要求。

21.3.2 汛前应做好防止水淹厂房、泵房、变电所、进厂铁（公）路以及其他生产、生活设施的可靠防范措施；特别是地处河流附近低洼地区、水库下游地区、河谷地区的生产、生活建筑。

21.3.3 在重视防御江河洪水灾害的同时，应落实防御和低抗上游水库垮坝及局部暴雨造成的山洪、山体滑坡、泥石流等山地灾害的各项措施。

21.3.4 备足必要的防洪抢险器材、物资。

21.4 水电厂应按照《水电厂防汛工程检查大纲》的规定，做好汛前安全检查，明确防汛重点部位、薄弱环节。

21.5 火电厂应认真进行汛前检查，重点是防止供水泵房（含升压泵房）和厂房进水、零米以下部位和灰场的排水设施、取水泵房供电线路，以及一切可能进水的沟道的封堵。

21.6 强化水电厂运行管理，必须根据批准的调洪方案和防汛指挥部门的指令进行调洪方案调度，按规程规定的程序操作闸门；应按照有关规定和标准，对大坝及水电站建筑物进行安全监测和检查，及时掌握大坝运行状况，保证大坝和闸门起闭设备完好。发现异常现象和不安全因素时，应及时采取措施，并报告上级主管部门。

21.7 火电厂应切实加强灰场管理，落实责任制，健全巡视检查、观测记录、请示报告制度。

汛期或地震活跃期火电厂的灰场，要采取低水位运行。加强对灰场的排水（排洪）系统、坝体浸润线、坝下渗流溢出点的巡视、检查、监测工作，发现异常立即上报，及时采取措施，严防灰场垮坝造成灾害。

21.8 对影响大坝、灰坝安全和防洪渡汛的缺陷、隐患及水毁工程，应实施永久性的工程措施，优先安排资金，抓紧进行检修、处理。工程必须由具有相应设计资格的单位设计，经审批后组织实施，并确保工程质量。

21.9 对屋顶积灰严重的机、炉等厂房，要及时组织清理，防止除氧器排汽结冰及雨雪时厂房屋顶荷重超载而塌落。

21.10 对建成20年及以上厂房及建筑物应加强检测和维修，防止坍塌事故的发生。当可能在短期内发生破坏性事故时，应立即采取有效的除险加固措施，并立即上报主管单位，避免建筑物运行状况恶化、结构损坏扩大，防止事故发生。22 防止人身伤亡事故

为防止人身伤亡事故发生，应严格执行国家电力公司《安全生产工作规定》及《电业安全工作规程》以及其他有关规定，并重点要求如下：

22.1 工作或作业场所的各项安全措施必需符合《电业安全工作规程》和《电力建设安全工作规程》（DL5009.1－92）的有关要求。

22.2 领导干部应重视人身安全，认真履行自己安全职责。认真掌握各种作业的安全措施和要求，并模范地遵守安全规程制度。做到敢抓敢管，严格要求工作人员认真执行安全规程制度，严格劳动纪律，并经常深入现场检查，发现问题及时整改。22.3 定期对人员进行安全技术培训，提高安全技术防护水平。

22.3.1 应经常进行各种形式的安全思想教育，提高职工的安全防护意识和安全防护方法。

22.3.2 要对执行安全规程制度中的主要人员如工作票签发人、工作负责人、工作许可人、工作操作监护人等定期进行正确执行安全规程制度的培训，务使熟练地掌握有关安全措施和要求，明确职责，严把安全关。

22.4 加强对各种承包工程的安全管理，反对对工程项目进行层层转包，明确安全责任，做到严格管理，安全措施完善，并根据有关规定严格考核。

22.5 在防止触电、高处坠落、机器伤害、灼烫伤等类事故方面，应认真贯彻安全组织措施和技术措施，并配备经国家或省、部级质检机构检测合格的、可靠性高的安全工器具和防护用品。完善设备的安全防护设施（如输煤系统等），从措施上、装备上为安全作业创造可靠的条件。淘汰不合格的工器具和防护用品，以提高作业的安全水平。

22.6 提高人在生产活动中的可靠性是减少人身事故的重要方面，违章是人的可靠性降低的

表现，要通过对每次事故的具体分析，找出规律，从中积累经验，采取针对性措施提高人在生产活动中的可靠性，防止伤亡事故的发生。防止全厂停电事故

为防止全厂停电事故，要严格执行《防止全厂停电措施》（能源部安保安放（1992）40号）以及其他有关规定，并提出以下重点要求：

23.1 加强蓄电池和直流系统（含逆变电源）及柴油发电机组的维修，确保主机交直流润滑油泵和主要辅机小油泵供电可靠。23.2 带直配线负荷的电厂应设置低频率、低电压解列的装置，确保在系统事故时，解列1台或部分机组能单独带厂用电和直配线负荷运行。

23.3 加强继电保护工作，主保护装置应完好并正常投运，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。

23.4 在满足接线方式和短路容量的前提下，应尽量采用简单的母差保护。对有稳定问题要求的大型发电厂和重要变电所可配置两套母差保护，对某些有稳定问题的大型发电厂要缩短母差保护定检时间，母差保护停用时尽量减少母线倒闸操作。

23.5 开关设备的失灵保护均必须投入运行，并要做好相关工作，确保保护正确地动作。23.6 根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－93）的规定，完善主变压器零序电流电压保护，以用于跳开各侧断路器，在事故时能保证部分机组运行。

23.7 应优先采用正常的母线、厂用系统、热力公用系统的运行方式，因故改为非正常运行方式时，应事先制定安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。应明确负责管理厂用电运行方式的部门。

23.8 厂房内重要辅机（如送风机、引风机、给水泵、循环水泵等）电动机事故按钮要加装保护罩，以防误碰造成停机事故。23.9 对400V重要动力电缆应选用阻燃型电缆，已采用非阻燃型塑料电缆的电厂，应复查电缆在敷设中是否已采用分层阻燃措施，否则应尽快采取补救措施或及时更换电缆，以防电缆过热着火时引发全厂停电事故。

23.10 母线侧隔离开关和硬母线支柱绝缘子，应选用高强度支柱绝缘子，以防运行或操作时断裂，造成母线接地或短路。24 防止交通事故

24.1 建立健全交通安全管理机构（如交通安全委员会），按照“谁主管、谁负责”的原则，对本单位所有的车辆、船只和驾驶人员进行安全管理和安全教育。交通安全应与安全生产同布置、同考核、同奖惩。

24.2 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。落实责任制，对所管辖车辆和驾驶员能够进行安全有效制约。

24.3 各级行政领导，必须要经常督促检查所属单位车船交通安全情况，把车船交通安全作为重要工作纳入议事日程，并及时总结，解决存在的问题，严肃查处事故责任者。

24.4 必须认真执行国家交通法规和本企业有关车船交通管理规章制度，逐渐完善车船交通安全管理制度，严密安全管理措施（含场内车辆和驾驶员），做到不失控、不漏管、不留死角，监督、检查、考核工作到位，保障车船运输安全。

24.5 各种车辆、船只的技术状况必须符合国家规定，安全装置完善可靠。对车辆、船只必须定期进行检修维护，在行驶前、行驶中、行驶后对安全装置进行检查，发现危及交通安全问题，必须及时处理，严禁带病行驶。

24.6 加强对驾驶员的管理，提高驾驶员队伍素质。定期组织驾驶员进行安全技术培训，提高驾驶员的安全行车意识和驾驶技术水平。对考核、考核不合格或经常违章肇事的应不准从事驾驶员工作。

24.7 严禁酒后驾车，私自驾车，无证驾车，疲劳驾驶，超速行驶，超载行驶。严禁领导干部迫使驾驶员违章驾车。24.8 在装运整体重物时，严禁人货混载。

24.9 在厂（局）内的车辆速度应有明确的限制。

24.10 叉车、翻斗车、起重车，除驾驶员、副驾驶员座位以外，任何位置在行驶中不得有人坐立。24.11 吊车、翻斗车、起重车，除驾驶员、副驾驶员座位以外，任何位置在行驶中不得有人坐立。25 防止重大环境污染事故

为防止重大环境污染事故的发生，必须认真贯彻《电力工业环境保护管理办法》（电力工业部第9号令）、《国家电力公司火电厂环境技术监督规定》和《火电行业环境监测管理规定》，并提出以下重点要求：

25.1 加强火电厂的灰坝坝体安全管理。新建大坝应充分考虑大坝的强度和安全性，已建灰坝要对危及大坝安全的缺陷、隐患及时处理和加固。对分区使用的灰场，必须做好防尘工作。

25.2 新建电厂应严格执行环保“三同时”原则。新建电厂应按废水零排放要求设计和建设灰水回水系统。新厂灰水设施投运前必须做灰管压力试验。

25.3 应定期对灰坝及其排水设施进行检查，发现缺陷和隐患及早解决。

25.4 应定期对灰管进行检查，重点是灰管的磨损和接头处、各支撑装置（含支点及管桥）的状况等，防止管道断裂事故的发生。

25.5 加强对灰水系统运行参数和污染物排放情况的监测分析，发现问题及时采取措施。

25.6 已建电厂应做到废水集中处理。冲洗水应引入灰水前池，其他废水和无法引入灰水前池的冲洗水应作到集中处理，处理后的废水应充分利用，禁止超标废水外排，对环境造成污染。

25.7 锅炉进行化学清洗时必须有废水处理方案，并经审批后执行。处理的废液，必须经处理合格后方能排放。

25.8 努力提高除尘器的运行水平，严格执行电除尘运行维护导则。对设备运行中存在的故障和问题及时处理，保证除尘器运行效率。

25.9 火电厂要定期进行可能会造成环境污染的事故预想和反事故操作演习，至少每年两次。25.10 加强对环保知识的培训和宣传，提高环保意识。

第四篇：《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》继电保护实施细则

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》继电保护实施细则

目 录

1.总则

1.1 为贯彻落实国电公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(国电发[2000]589号文)，做好防止电力生产重大事故的措施，保障电网运行安全，特制订《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》(以下简称《实施细则》)。

1.2 《实施细则》是在原有规程、规定和相关技术标准的基础上，依据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《继电保护及安全自动装臵反事故措施要点》等规程、规定和技术标准，汇总近年来继电保护装臵安全运行方面的经验制订的。制造、设计、安装、调试、运行等各个部门应根据《实施细则》，紧密结合本部门的实际情况，制订具体的反事故技术措施。

1.3 《实施细则》强调了防止重大事故的重点要求，但并未涵盖全部继电保护反事故技术措施，也不是继电保护反事故技术措施应有的全部内容。有些措施在已颁发的规程、规定和技术标准已有明确规定，但为了强调有些措施，本次重复列出。因此，在贯彻落实《实施细则》的过程中仍应严格执行相关规程、规定和标准。

1.4 新建、扩建和技改等工程均应执行《实施细则》，现有发电厂、变电站已投入运行的继电保护装臵，凡严重威胁安全运行的必须立即改进，其它可分轻重缓急有计划地予以更新或改造。不能满足要求的应结合设备大修加速更换，而对不满足上述要求又不能更换的，由设计、制造和运行等单位共同研究、解决。过去颁发的反措及相关标准、规定，凡与本《实施细则》有抵触的，应按《实施细则》执行。

2.继电保护专业管理

2.1充分发挥继电保护专业管理的职能作用，明确责任、权限和防止重大事故发生的关键环节，提高电网安全稳定运行水平，防止由于保护不正确动作而引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电等事故的发生。

2.2 各级领导应重视继电保护队伍建设，加强继电保护人员专业技能和职业素质培训，建立培训制度，保持继电保护队伍相对稳定，并不断培养新生力量。

2.3 继电保护技术监督应贯穿电力工业的全过程。在发、输、配电工程初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段，都必须实施继电保护技术监督。贯彻“安全 2.4 各网、省调度部门应进一步加强技术监督工作，组织、指导发、供电企业和用户做好继电保护技术监督工作和运行管理工作。各发供电企业(特别是独立发电企业)、电力建设企业都必须接受调度部门的技术监督和专业管理，应将继电保护技术监督和专业管理以及相应的考核、奖惩条款列入并网调度协议中，确保电网的安全稳定运行。

2.5 继电保护新产品进入电网试运行，应经所在单位有关领导同意后，报上级调度部门批准、安监部门备案，并做好事故预想。

2.6 不符合国家和电力行业相关标准的以及未经技术鉴定和未取得成功运行经验的继电保护产品不允许入网运行。所有入网运行继电保护装臵的选型和配臵，从初步设计阶段至投产运行前都必须经过相应各级调度部门的审核。

2.7 调度部门应根据电网实际情况和特点，编写满足电网安全、稳定要求的继电保护运行整定方案和调度运行说明，经主管领导批准后执行。

2.8 进一步改进和完善继电保护用高频收发信机的性能，对其动作行为进行录波和分析。充分利用故障录波手段，加强继电保护装臵的运行分析，从中找出薄弱环节、事故隐患，及时采取有效对策。

2.9 继电保护的配臵与整定都应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障的情况下继电保护不正确动作，同时还应考虑系统运行方式变化对继电保护带来的不利影响，当遇到电网结构变化复杂、整定计算不能满足系统要求而保护装臵又不能充分发挥其效能的情况下，线路应遵循以下原则：

1)线路纵联保护必须投入。

2)没有振荡问题的线路，要求距离保护的一、二段不经振荡闭锁控制。3)提高保护用通道(含通道加工设备及接口设备等)的可靠性。4)宜设臵不经任何闭锁的、长延时的线路后备保护。

5)在受端系统的关键枢纽变电所，当继电保护整定困难时，在尽量避免损失负荷的前提下，设臵必要的解列点。当灵敏性与选择性难兼顾时，应首先考虑以保灵敏度为主，防止保护拒动，并备案报上一级主管领导批准。

2.10 应重视发电厂的继电保护配臵和整定计算，特别是与系统运行关系密切的保护，应认真校核这些保护与系统保护的配合关系。各发电公司(厂)应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》(DL/T684—1999)的规定，定期对所辖设备的整定值进行全面复算和校核。

2.11 继电保护双重化配臵是防止困保护装臵拒动而导致系统事故的有效措施，同时又

可大大减少由于保护装臵异常、检修等原因造成的一次设备停运现象，但继电保护的双重化配臵也增加了保护误动的机率。因此，在考虑保护双重化配臵时，应选用安全性高的继电保护装臵，并遵循相互独立的原则，注意做到：

1)双重化配臵的保护装臵之间不应有任何电气联系。

2)每套保护装臵的交流电压、交流电流应分别取自电压互感器和电流互感器互相独立的绕组，其保护范围应交叉重迭，避免死区。

3)保护装臵双重化配臵还应充分考虑到运行和检修时的安全性，当运行中的一套保护因异常需要退出或需要检修时，应不影响另一套保护正常运行。

4)为与保护装臵双重化配臵相适应，应优先选用具备双跳闸线圈机构的断路器，断路器与保护配合的相关回路(如新断路器、隔离刀闸的辅助接点等)。均应遵循相互独立的原则按双重化配臵。

3.线路保护

3.1 220kV及以上电压等级的变电所、发电厂的联络线，不允许无快速保护运行，一旦出现上述情况，应立即向调度部门汇报，并采取必要的应急措施。

3.2 应积极推广使用光纤通道做为纵联保护的通道方式。

3.3 220kV及以上电压等级的微机型线路保护应遵循相互独立的原则提案 双重化配臵，除应符合211条款中的技术要求外，并注意：

1)两套保护装臵应完整、独立，安装在各自的柜内，每套保护装臵均应配臵完整的主、后备保护。

2)线路纵联保护的通道(含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等)、远方跳闸和就地判别装臵亦应遵循相互独立的原则按双重化配臵。

4.母线保护和断路器失灵保护

4.1 母线差动保护对系统安全、稳定运行至关重要。母线差动保护一旦投入运行后，就很难有全面停电的机会进行检验。因此，对母线差动保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理和技术监督，不论在新建工程，还是扩建和技改工程中都必须保证母线差动保护不留隐患地投入运行。

4.2 为确保母线差动保护检修时母线不至失去保护、防止母线差动保护拒动而危及系统稳定和事故扩大，必要时在500kV母线以及重要变电站、发电厂的220kV母线采用双重化保护配臵。双重化配臵应符合2.11条款中的技术要求，同时还应注意做到：

1)每条母线采用两套完整、独立的母线差动保护，并安装在各自的柜内。两套母线差

动保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

2)对于3/2接线形式的变电站，如有必要按双重化配臵母差保护，每条母线均应配臵两套完整、独立的母差保护。进行母差保护校验工作时，应保证每条母线至少保留一套母差保护运行。

3)用于母线差动保护的断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路、辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配臵。

4)应充分考虑母线差动保护所接电流互感器二次绕组合理分配，对确无办法解决的保护动作死区，在满足系统稳定要求的前提下，可采取起动失灵和远方跳闸等后备措施加以解决。

4.3 采用相位比较原理的母线差动保护在于双母线时，必须增设两母线相继发生故障时能可靠切除后一组故障母线的保护回路。

4.4 对空母线充电时，固定连接式和母联电流相位比较式母线差动保护应退出运行。4.5 母联、母联分段断路器宜配臵独立的母联、母联分段断路器充电保护。该保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的回路。

4.6 断路器失灵保护按一套配臵。断路器失灵保护二次回路牵涉面广、依赖性高，投运后很难有机会利用整组试验的方法进行全面检验。因此，对断路失灵保护在设计、安装、调试和运行各个阶段都应加强质量管理和技术监督，保证断路失灵保护不留隐患地投入运行。

4.7 做好电气量保护与非电气量保护出口继电器分开的反措，不得使用不能快速返回的电气量保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量，并要求断路器失灵保护的相电流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20毫秒。

4.8 用于双母线接线形式的变电站，其母差保护、断路器失灵保护的复合电压闭锁接点应分别串接在各断路器的跳闸回路中，不得共用。

5.变压器保护

5.1 220kV及以上电压等级的主变压器微机保护应按双重化配臵(非电气量保护除外)。双重化配臵应符合2.11条款中的技术要求，同时还应注意做到：

1)主变压器应采用两套完整、独立并且是安装在各自柜内的保护装臵。每套保护均应配臵完整的主、后备保护。

2)主变压器非电量保护应设臵独立的电源回路(包括直流空气小开关及其电源监视回路)和出口跳闸回路，且必须与电气量保护完全分开，在保护柜上的安装位臵也应相对独立。

3)两套完整的电气量保护和非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线

圈。

4)为与保护双重化配臵相适应，500kV变压器高、中压侧和220kV变压器高压侧必须选用具有双跳闸线圈机构的断路器。断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路，辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配臵。

5.2 要完善防止变压器低阻抗保护在电压二次回路失压、断线闭锁以及切换过程交流和直流失压等异常情况下误动的有效措施。

5.3 变压器过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定并要求其返回系数不低于0.96，同时应根据变压器的过励磁特性进行整定计算。

5.4 为解决变压器断路器失灵保护因保护灵敏度不足而不能投运的问题，对变压器和发电机变压器组的断路器失灵保护可采取以下措施：

1)采用“零序或负序电流”动作，配合“保护动作”和“断路器合闸位臵”三个条件组成的与逻辑，经 2)在整定计算发电机变压器组的过励磁保护时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并按电压调节器进励限制首先动作，其次是发电机变压器组过励磁保护动作，然后再是发电机转子过负荷动作的阶梯关系进行。

3)在整定计算发电机审理子接地保护时必须根据发电机在带不同负荷的运行工况下实测基波零序电压和发电机中性点侧三次谐波电压的有效值数据进行。

4)在整定计算发电机变压器组负序电流保护应根据制造厂提供的对称过荷和负序电流的数值进行。

5)在整定计算发电机、变压器的差动保护时，在保护正确、可靠动作的前提下，不宜整定得过于灵敏，以避免不正确动作。

6.3 100兆瓦及以上容量的发电机变压器组微机保护应按双重化配臵（非电气量保护除外）保护。大型发电机组和重要发电厂的启动保护宜采用保护双重化配臵。在双重化配臵中除了遵循2.11的要求外，还应注意做到：

1）每套保护均含完整的差动及后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能运用于跳闸或给出信号。

2）发电机变压器组非电量保护应设臵独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路），出口跳闸回路应完全独立，在保护柜上的安装位臵也应相对独立。

3）两套完整的电气量保护和非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。

4）为与保护双重化配臵相适应，500千伏变压器高、中压侧面和220千伏变压器高压侧必须选用双跳圈机构的断路器，断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路子，辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配臵。

6.4 发电机变压器组过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定，并要求其返回系数不低于0.96。整定计算时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁力。

6.5 认真分析和研究发电机失步、失磁保护的动作行为，共同做好发电机失步、失磁保护的选型工作。要采取相应措施来防止系统单相故障发展为两相故障旱，失步继电器的不正确动作行为。设计、制造单位应将有关这些问题的计算、研究资料提供给发电机有关部门和调度单位备案。发电机在进相运行前，应仔细检查和校核发电机失步、失磁保护的测量原理、整定范围和动作特性。在发电机进相运行的上限工况时，防止发电机的失步、失磁保护装臵不正确跳闸。

6.6 发电机失步保护在发电机变压器组以外发生故障时不应误动作，只有测量失步振荡

中心位于发电机变压器组内部并对其安全构成威胁时，才作用于跳闸。跳闸时应尽量避免断路器两侧电势角在180度时开断。

6.7 发电机失磁保护应能正确区分短路故障和失磁故障，同时还应配臵振荡闭锁元件，防止系统振荡时发电机失磁保护不正确动作。

6.8 200兆瓦及以上容量的发电机定子接地保护应投入跳闸，但必须将基波零序保护与发电机中性点侧三次谐波电压保护的出口分开，基波零保护投跳闸时，发电机中性点侧三次谐波电压保护宜投信号。

6.9 在发电机变压器组的断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后由经快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相判别元件”，以独立的时间元件以 护及安全自动装臵反事故措施要点》中关于二次回路、保护电压二次回路切换的有关要求，在设计、安装、调试和运行的各个阶段加强质量管理和技术监督，认真检查二次回路，做好整组试验。不论在新建工程，还是扩建和技改工程中都必须防止二次寄生回路的形成。

7.4 应选用具有良好抗干扰性能的、并符合电力行业电磁兼容及相关的抗干扰技术标准的继电保护装臵。

7.5 应重视继电保护装臵与接地网的可靠连接。继续做好开关站至继电保护室敷设100平方毫米铜导线、以及在继电保护室内敷设接地铜排网的反事故措施，接地铜排网一点与主接地网可靠连接。保护装臵不能采用通过槽钢接地的接地方式。发电厂的元件继电保护室亦应尽快完成铜排接地网反事故措施。

7.6 静态型、微机型微机保护装臵，以及收发信机的厂、站接地电阻应符合GB/T 2887—1989和GB 9361—1988计算站场地安全技术条件所规定不大于0.5欧姆的要求，上述设备的机箱应构成良好电磁屏蔽体并有可靠的接地措施。

7.7 在实施抗干扰措施对应符合相关技术标准和规程的规定，既要保证抗干扰措施的效果，同时也要防止损坏设备。

7.8 对经长电缆跳闸的回路，要采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施，如不同用途的电缆分开布臵、增加出口继电器动作功率，或通过光纤跳闸通道传送跳闸信号等措施。

7.9 应注意校核继电保护通信设备（光纤、微波、载波）传输信号的可靠性和冗余度，防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。

7.10 应加强对保护信息远传的管理，未经许可，不得擅自远修改微机保护的软件、整定值和配臵文件。同时还应注意防止干扰经由微机保护的通讯接口侵入，导致继电保护装臵的不正确动作。

7.11 在发电机厂房内的保护、控制二次回路均应使用屏蔽电缆。用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次侧接地点应在定子接地保护柜内一点接地。

7.12 新建和扩建工程宜选用具有多次级的电流互感器，优先选用贯穿（倒臵）式电流互感器。

7.13 为防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故，应注意做到：

1）直流总输出固路、直流分路均装设熔断器，直流熔断器应分级配臵，逐级配合。2）直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设小空气开关时，必须确保熔断器与小空气开关有选择性地配合。

3）直流总输出回路、直流分路均装设小空气开关时，必须确保上、下级小空气开关有选择性地配合。

4）为防止因直流熔断器不正常熔断或小空气开关失灵而扩大事故，对运行中的熔断器和小空气开关应定期检查，严禁质量不合格的熔断器和小空气开关投入运行。

7.14 宜使用具有切断直流负荷能力的、不带热保护的小空气开关取代原有的直流熔断器，小空气开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流（即保护三相同时动作、跳闸和收发信机在满功率发信的状态下）的1.5 ~ 2.0倍选用。

8.运行与检修

8.1 进一步规范继电保护专业人员在各个工作环节上的行为，及时编制、修订继电保护运行规程和典型操作票，在检修工作中必须严格执行各项规章制度及反事故措施和安全技术措施。通过有秩序的工作和严格的技术监督，杜绝继电保护人员因人为责任造成的“误碰、误整定、误接经”事故。

8.2 各发、供电企业、电力建设企业都应根据本单位的实际情况，编制继电保护安装、调试与定期检验的工艺流程和二次回路验收条例（大纲），保证继电保护安装、调试与检验的质量符合相关规程和技术标准的要求。

8.3 应加强线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行维护，各厂、局必须十分重视快速主保护的备品备件管理和消缺工作。应将备品备件的配备，以及母差等快速主保护因缺陷超时停役纳入技术监督的工作考核之中。线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行时间不应低于规定时间。

8.4 认真做好微机保护及保护信息管理机等设备软件版本的管理工作，特别注意计算机安全问题，防止因种类计算机病毒危及设备而造成微机保护不正确动作和误整定、误试验等。

8.5 应加强继电保护微机开试验装臵的检验、管理与防病毒工作，防止因试验设备性能、特性不良而引起对保护装臵的误整定、误试验。

8.6 为防止线路架空地线间隙放电干扰高频通道运行，要求有高频保护线路的原有绝缘地线均应改为直接接地运行，同时也要重视接地点的维护检查，防止产生放电干扰。

8.7 要建立与完善阻波器、结合滤波器等高频通道加工设备的定期检修制度，落实责任制，消除检修管理的死区。

8.9 结合技术监督检查、检修和运行维护工作，检查本单位继电保护接地系统和抗干扰措施是否处于良好状态。

8.10 在电压切换和电压闭锁回路、断路器失灵保护、母线差动保护、远跳、远切、联

切回路以及“和电流”等接线方式有关的二次回路上工作时，以及一个半断路器接线待主设备检修而相邻断路器仍需运行时，应特别认真做好安全隔离措施。

8.11 结合变压器检修工作，应认真校验气体继电器的整定动作情况。对大型变压器应配备经验性能良好、整定正确的气体继电器作为备品，并做好相应的管理工作。

8.12 所有的差动保护（母线、变压器、发电机的纵、横差等）在投入运行前，除测定相回路和差回路外，还必须测量各中性线的不平衡电流、电压，以保证保护装臵和二次回路接线的正确性。

8.13 母线差动保护停用时，应避免母线倒闸操作。母线差动保护检修时，应充分考虑异常气象条件的影响，在保证质量的前提下，合理安排检修作业程序，尽可能缩短母线差动保护的检修时间。

8.14 双母线中阻抗比率制动式母线差动保护在带负荷试验时，不宜采用一次系统来验证辅助变流器二次切换回路正确性。辅助变流器二次回路正确性检验宜在母线差动保护整组试验阶段完成。

8.15 新投产的线路、母线、变压器和发电机变压器组等保护应认真编写启动方案呈报有关主管部门审批，做好事故预想，并采取防止保护不正确动作的有效措施。设备启动正常后应及时恢复为正常运行方式，确保电网故障能可靠切除。

8.16 检修设备在投运前，应认真检查各项安全措施，特别是有无电压二次回路短路、电流二次回路开路和不符合运行要求的接线的现象。

第五篇：中国大唐集团公司防止风力发电生产重大事故六项重点要求实施细则

中国大唐集团公司防止风力发电生产 重大事故六项重点要求实施细则

第一章 总 则

第一条 为了坚持“安全生产、预防为主、综合治理”的方针，有效控制安全生产风险，防止风力发电生产重大事故的发生，集团公司根据原国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（2000年版）和《中国大唐集团公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则》制定了本细则。

第二条 领导干部应重视人身安全，认真履行自己安全职责。认真掌握各种作业的安全措施和要求，并模范地遵守安全规程制度。做到敢抓敢管，严格要求工作人员认真执行安全规程制度，严格劳动纪律，并经常深入现场检查，发现问题及时整改。管理人员和各岗位工人等人员也必须认真履行各自的安全职责，做到“三不伤害”。

第三条 提高作业人员在生产过程中人身安全的可靠性，违章是作业人员可靠性降低的表现，要通过对每次事故的具体分析，找出规律，积累经验，采取针对性措施提高作业人员在生产过程中的可靠性；要以人为本，通过全员控制差错、反违章行动计划的落实来保证人的可靠性，防止人身伤亡事故的发生。

第四条 定期对生产人员进行《电业安全工作规程》、安全

技术培训，组织生产管理人员和职工认真学习，提高全员防范事故的意识，增强防范事故的能力，促进安全生产水平的提高。

第五条 通过多种形式进行安全思想教育和宣传，有针对性的开展岗位练兵和反事故演习来提高职工的安全防护意识和安全防护方法。

第六条 要对安全规程制度中的主要人员如工作票签发人、工作负责人、工作许可人、工作操作监护人等定期安全规程制度的培训，使其熟练地掌握有关安全措施和要求，明确职责，加强对工作票、操作票执行情况的动态管理。

第七条 坚持设备治理、技术改进和规范管理相结合。不断完善安全生产规程制度并严格执行，消除管理盲区，落实安全职责，严格安全考核，狠抓习惯性违章。

第八条 工作或作业场所的各项安全措施必须符合《电业安全工作规程》和《电力建设安全工作规程》(DL5009.1－92)、《风力发电场安全规程》（DL 796-2001）和《风机安全手册》中等有关要求。

第九条 在防止触电、高空坠落、机械伤害、交通事故等类型的人身伤害事故方面，应认真贯彻安全组织措施和技术措施，配备检测合格的、可靠性高的安全工器具和防护用品，按期进行检验。完善设备的安全防护设施。从措施上、装备上为安全作业创造可靠的条件。淘汰不合格的工器具和防护用品，以提高作业的安全水平。完善安全设施标准化工作，使作业现场规范有序。

第十条 加强外委工程的安全管理，资质审核，禁止对工程

项目进行层层转包，杜绝“以包代管”，签订安全协议并明确双方安全责任，做到严格管理、措施完善，并根据有关规定严格考核。

第十一条 根据国家的新标准，行业的新经验，使用的新设备、新材料，在本细则的基础上不断丰富、完善，实施动态管理，不断提高防范事故的能力。

第十二条 在中国大唐集团公司所属各风电场实施，各风电场均应遵守和执行本细则。

第二章 防止人身伤亡事故

第十三条 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、漏电保护装臵）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35KV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臵,已投运风机视具体情况进行改造。

第十四条 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臵进行双侧锁定。

（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。

第十五条 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。

第十六条 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、转向等安全装臵完好、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，重点检查安全装臵的完好状况，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。

第三章 防止风力发电机组火灾事故

第十七条 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。

第十八条 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。

第十九条 在风机内醒目部位悬挂“严禁烟火”的警示牌。第二十条 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。

第二十一条 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。

第二十二条 风机一次设备过流保护装臵定值应符合规定，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。

第二十三条 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。

第二十四条 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。

第二十五条 风机内应放臵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。

第二十六条 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。

第二十七条 机舱内保温材料必须用阻燃材料。第二十八条 风机内禁止存放易燃物品。

第二十九条 定期检查风机各部分接地连接片连接正常。第三十条 风力发电机组机舱、塔筒内必须选用阻燃电缆。第三十一条 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封。

第三十二条 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臵，电缆的弯曲半径应符合要求，避免交叉。

第三十三条 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。

第三十四条 电缆通道应采取分段阻燃措施。

第三十五条 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发热。

第三十六条 定期检查风力发电机组电缆的绝缘情况。

第三十七条 线槽盒、通道应保持清洁，禁止堆放杂物。第三十八条 按规定对风力发电机进行维护、预防性试验。防止定、转子相间接地或绝缘损坏造成短路，引发火灾。

第三十九条 加强发电机冷却设备的维护及各部位温度监视。

第四十条 定期检查、清扫集电环，及时更换磨损严重的碳刷，防止出现环火引发火灾事故。

第四十一条 在风机内应使用非易燃清洗剂，不准使用汽油、酒精等易燃物品清洗、擦拭设备。

第四十二条 油系统应避免使用法兰连接，禁止使用铸铁材料备件。

第四十三条 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、钢纸垫进行密封。

第四十四条 禁止在机舱内油管道上进行焊接工作。第四十五条 油系统应保证严密不漏油。

第四十六条 禁止使用胶粘、打卡子等方法处理油管泄露故障，非金属油管破损必须更换。

第四十七条 油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。

第四十八条 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。

第四章 防止风力发电机组倒塔事故

第四十九条 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。

第五十条 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。

第五十一条 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。

第五十二条 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。

第五十三条 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。

第五十四条 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。

第五十五条 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。

第五十六条 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。

第五十七条 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。

第五十八条 油漆、热喷锌材料等防腐材料应从正规厂家购买，要有完整的质量证明文件。

第五十九条 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。

第六十条 风机基础的养护应严格按照规范执行，并做好养护记录。

第六十一条 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。

第六十二条 风机基础回填必须严格按照设计手册的相关要求执行。

第六十三条 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。

第六十四条 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。

第六十五条 设备卸车位臵的地面强度应平整坚实，有足够的承载力，不允许出现下沉等现象。

第六十六条 设备卸车后，设备的包装应及时恢复，防止风沙雨雪、杂物等进入设备。

第六十七条 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，特种作业人员必须持证上岗，如：起重工、起重指挥、焊工等。

第六十八条 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、卡环应定期更换。

第六十九条 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。

第七十条 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。

第七十一条 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。

第七十二条 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。

第七十三条 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。

第七十四条 任何情况下，禁止风机在重要保护功能退出时运行。

第七十五条 每年对风机基础沉降、塔筒垂直度、塔筒螺栓力矩、塔筒焊缝进行检测。

第七十六条 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。

第七十七条 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。

第五章 防止风力发电机组轮毂（桨叶）脱落事故

第七十八条 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。

第七十九条 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。

第八十条 巡检中发现有螺栓松动、损伤、断裂现象时，采

用专用设备全面检查。

第八十一条 巡检过程中加强对桨叶外观和声音的检查。第八十二条 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，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。

第八十三条 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。

第八十四条 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。

第八十五条 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风机。

第八十六条 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不被破坏。

第八十七条 更换叶片时，应尽可能成组更换。

第八十八条 叶片及轮毂采购不许转包，如采用外委维修，应设专人监理，严把质量关。

第八十九条 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抽检。

第九十条 根据各类机型厂家技术规范要求，定期对螺栓进行紧固。若发现螺栓松动或损坏，按风机厂家技术规范要求进行处理。

第九十一条 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。

第六章 防止风力发电机组叶轮超速事故

第九十二条 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臵过大，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。

第九十三条 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。

第九十四条 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查。

第九十五条 巡视检查中，认真检查刹车系统、转速检测装臵各元件，确保各个元件性能完好无损。

第九十六条 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。

第九十七条 必须在主轴和高速轴上分别装设转速检测装臵，确保装臵完好无损。

第九十八条 必须有两套及以上的独立超速保护控制系统。第九十九条 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。

第一百条 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工作良好。

第一百零一条

不允许擅自解除控制系统的任何保护。第一百零二条

不允许擅自改动任何保护定值。第一百零三条 定期对主控柜内超速模块进行检查。第一百零四条

刹车装臵固定良好，无松动。

第一百零五条

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盘、刹车蹄块要及时更换。

第一百零六条

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。

第一百零七条

定期测试急停按钮，保证触发急停按钮桨叶能迅速、准确回到预定位臵。

第一百零八条

确保变桨控制策略能有效应对突发性风速变化情况。

第一百零九条

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，使风机机头偏离主风向，趋近于垂直主风向的位臵。

第一百一十条

定期检查后备电池电压及单个电池好坏。第一百一十一条 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。

第一百一十二条 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。

第一百一十三条 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的方式停机。

第七章 防止全场停电的反事故措施

第一百一十四条 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。

第一百一十五条 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。

第一百一十六条 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。

第一百一十七条 对于继电保护、安全自动装臵、直流设备要加强维护和检查，保证其可靠运行。

第一百一十八条 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。

第一百一十九条 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。

第一百二十条 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。

第一百二十一条 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。

第一百二十二条 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。

第一百二十三条 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。

第一百二十四条 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。

第一百二十五条 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。

第一百二十六条 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。

第一百二十七条 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。

第一百二十八条 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。

第一百二十九条 定期对全场停电的事故预案进行预演。

第八章 附 则

第一百三十条

本规定由集团公司安全生产部负责解释。

第一百三十一条

本规定自发布之日起执行。