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Chapter_1

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》辅导教材

内容提要

为进一步落实“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，更好地推动电力安全生产，有目标、有重点地防止电力生产重大恶性事故的发生，国家电力公司制定了《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)。

为了配合电力企业各单位认真贯彻《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》精神，国家电公司发输电运营部组织编写了《〈防止电力生产重大事故的二十五项重点要求〉辅导教材》一书。该书结合近年来发生的典型事故，对重点条文进行逐项、逐条解释和举例说明，内容实际，突出重点要求，针对性强。具体内容有：防止火灾事故，防止电气误操作事故，防止大容量锅炉承压部件爆漏事故，防止压力容器爆破事故，防止锅炉尾部再次燃烧事故，防止锅炉炉膛爆炸事故，防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故，防止锅炉汽包满水和缺水事故，防止汽轮机超速和轴系断裂事故，防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故，防止发电机损坏事故，防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故，防止继电保护事故，防止系统稳定破坏事故，防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故，防止开关设备事故，防止接地网事故，防止污闪事故，防止倒杆塔和断线事故，防止枢纽变电所全停事故，防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故，防止人身伤亡事故，防止全厂停电事故，防止交通事故，防止重大环境污染事故共二十五项的重点要求(原文)和重点条文解释与举例说明。

本书是电力企业按照“关于贯彻落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的通知”（发输电发[2000]125号）要求组织学习与落实的指定教材。因此，各电力制造、设计、安装、调试、运行、检修和管理等电力企业应密切结合本单位、本部门的实际，组织干部、职工认真学习、贯彻落实和对校检查，增强防范事故能力，以防止重大事故发生和不断提高电力安全生产水平。

序

随着我国电力工业高参数、大容量机组和超高压力电网的快速发展，一些近十年来未成发生过的重大事故，如轴系断裂事故、锅炉汽包缺水事故、电缆着火事故以及全厂(所)停电事故又有出现，一些比较严重的人身、设备事故，如发电机烧损事故、汽轮机弯轴事故以及水电站水淹厂房事故又有所抬头。因此，采取有效措施扼制重大事故的发生是保证电网安全稳定运行的迫切任务。

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，完善各项反事故措施，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颁布的《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》的基础上，制定了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》。

为了配合电力企业各单位认真贯彻《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》精神，国家电公司发输电运营部组织编写了《〈防止电力生产重大事故的二十五项重点要求〉辅导教材》一书。该书是对重点条文进行逐项、逐条解释和举例说明，内容实际，突出重点要求，针对性强，是电力企业按照“关于贯彻落实《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的通知”(发输电发[2000]125号)要求组织学习与落实的指定教材。因此，各电力企业应密切联系本单位、本部门的实际，组织干部、职工认真学习和贯彻落实，提高防范事故意识，增强防范事故能力，把各项重点要求落到实处，防止特大、重大和频发性事故发生，以促

进电力安全生产水平不断提高。

国家电力公司发输电运营部主任

2001年6月

前言

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》(简称《二十项反措》)颁发后，各级领导和广大职工认真学习，努力贯彻，在防止特大、重大事故方面收到了明显效果。但是，随着大容量、高参数设备的投入运行、自动化水平的提高，安全生产方面出现了一些新的情况，新的事故类型也不断出现，一些单位“安全第一，预防为主”的思想有所松懈，没有正确处理好安全与效益、安全与质量和安全与工期的关系；一些单位安全管理薄弱，技术管理基础工作有所放松，规章制度执行不严，违章作业、违章指挥、违反纪律现象屡禁不止；部分单位思想政治工作有所放松，人员技术素质有所下降，严重影响了安全生产，导致严重火灾、恶性误操作、机组轴系断裂、发电机损坏、锅炉汽包缺水、倒杆塔等损失严重事故仍时有发生，锅炉承压部件爆破事故仍频繁发生。全厂(所)停电、水淹厂房等重大事故也时有发生，交通事故造成的人身伤亡也很突出。因此，为了更好、地推动有目标、有重点地防止重大恶性事故的发生，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，国家电力公司在原能源部《二十项反措》的基础上，制定了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》(简称《二十五项反措》)。

一、制定原则

按照“安全第一，预防为主”的方针，以“保人身、保电网、保设备”为原则，结合当前事故的特点，明确当前防止重大事故发生的重点技术措施，但《二十五项反措》仅仅是突出重点要求，并不覆盖全部反事故技术措施。

(1)在结构上， 《二十五项反措》基本保留了原《二十项反措》二十项的框架，并根据当前电力生产的新情况，新增加了防止锅炉尾部再次燃烧、锅炉汽包缺水和满水、分散控制系统失灵和热工保护拒动、枢纽变电所全停以及重大环境污染等五项事故的重点要求。

(2)在内容上，电厂部分以200MW及以上机组为重点，电网部分以220kV及以上网架为重点，并将原来引用的有关会议纪要、文件的内容直接写入条文中。

二、制定过程

为了使《二十五项反措》的内容更具有针对性和可操作性，国家电力公司发输电运营部组织发生过典型重大事故的电力公司以及管理比较好的单位，承担有关章节的编写工作。其中：黑龙江省电力公司负责编写防止火灾、锅炉尾部再次燃烧事故、人身伤亡、交通事故重点要求；上海市电力公司负责编写防止大容量锅炉承压部件爆漏、压力容器爆破、锅炉炉膛爆炸、制粉系统爆炸和粉尘爆炸事故重点要求；辽宁省电力公司负责编写防止汽轮机组超速和轴系断裂、汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损、分散控制系统失灵和热工保护拒动事故重点要求；华北电力集团公司负责编写防止锅炉汽包满水和缺水、系统稳定破坏、接地网、污闪、枢纽变电所全停事故重点要求；华东电力集团公司负责编写防止大型变压器损坏和互感器爆炸、继电保护、开关设备、倒杆塔和断线事故重点要求；山东省电力公司负责编写防止全厂停电、发电机损坏事故重点要求；华中电力集团公司负责编写防止电气误操作及垮坝、水淹厂房和厂房坍塌事故重点要求。在各单位起草编写的基础上，由华北电力科学研究院负责汇总，并形成了《二十五项反措》(初稿)，然后经过3次大型专家讨论会修改成《二十五项反措》(讨论稿)，并在2000年国家电力公司系统生技部主任会议上又进一步讨论、征求意见，最后国家，电力公司发输电运营部负责进行统稿，并征求国家电力公司有关部门的意见后，以国家电力公司文件正式下发。

为了更好贯彻《二十五项反措》，国家电力公司发输电运营部又组织有关单位编写了《<二十五项反措>辅导教材》，结合典型事故，对《二十五项反措》的重点条文进行了讲解。华北电力集团公司编写了防止发电机损坏、系统稳定破坏、接地网、污闪、枢纽变电所全停、全厂停电事故；黑龙江省电力公司编写防止火灾、电气误操作、继电保护、垮坝、水淹厂房及厂房坍塌、重大环境污染事故；辽宁省电力公司编写防止分散控制系统失灵、热工保护拒动；国家电力公司华东公司编写了防止大型变压器损坏和互感器爆炸、开关设备、倒杆塔和断线事故；上海市电力公司编写防止锅炉满水和缺水、锅炉尾部再次燃烧、大容量锅炉承压部件爆漏、压力容器爆破、锅炉炉膛爆炸、制粉系统爆炸和煤尘炸事故；国家电力公司热工研究院负责防止汽轮机超速和轴系断裂、汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故。黑龙江省电力公司进行了《<二十五项反措>辅导教材》(初稿)的汇总，湖北、山东、浙江等省电力公司对《<二十五项反措>辅导教材》。（初稿)提出修改意见，并在国家电力公司《二十五项反措》宣贯会议进行讨论修改，最后由国家电力公司发输电运营部负责统稿和审定。

鉴于作者水平和时间所限，书中难免有疏漏、不妥或错误之处，恳请广大读者批评指正。

国家电力公司发输电运营部

2001年6月

概述

原文:“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，高参数、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电力生产，在安全生产方面出现了一些新的情况，对安全生产管理工作也提出了新的要求。有些事故已大大减少，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，如轴系断裂事故、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。”

第一章 防止火灾事故

原文：“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—1993)以及其他有关规定，并重点要求如下。”

第一节 电缆防火

一、条文1.1.1

原文：“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》(DL5000—2000)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。”

要搞好电缆防火工作，必须抓好设计、制造、安装、运行、维护、检修各个环节的全过程管理，电缆防火设计是灵魂，严格施工工艺、合理选择防火材料以及落实各项防火措施是关键。过去，由于建设标准不高，防火措施落实力度不够，造成了电缆着火时发生蔓延和事故扩大。因此，要求新建、扩建电力工程的电缆选择与敷设以及防火措施应按有关规范和规程进行设计，并加强施工质量监督及竣工验收，确保各项电缆防火措施的落实，并与主体工程同时投产。

二、条文1.1.2、1.1.3

原文：“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1m。

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。”

若电力电缆过于靠近高温热体又缺乏有效隔热措施，将加速电缆绝缘的老化，容易发生电缆绝缘击穿，造成电缆短路着火。高温管道泄漏、油系统着火及油泄漏到高温管路起火等也将会引起附近电缆着火。因此，要求架空电缆与热体管路要保持一定距离，不得在密集敷设电缆的电缆夹层和电缆沟内布置热力管道、油气管以及其他可能引起着火的管道和设备。

三、条文1.1.4

原文：“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。”

电缆火灾事故表明，普通电缆尤其塑料电缆容易着火，着火后蔓延迅速，火势凶猛，波及面大，而且产生大量有毒气体，给扑救工作带来困难。

阻燃电缆在附近发生大火的情况下是会燃烧的，但延烧到火势减弱的区域后，即使没有阻燃封堵物，也不会继续燃烧。阻燃电缆具有防止电缆着火和蔓延的特点，与过去采用的辅助防火措施比较，还具有阻燃效果较好、施工维护方便以及不影响电缆载流量等特点，阻燃电缆的价格约比同类普通电缆高10％左右。因此，使用阻燃电缆是防止电缆着火和蔓延的一种重要措施之一，建议在大型火电厂主厂房和输煤、燃油及其他易燃易爆场所，可根据重要程度采用A、B、C三类阻燃电缆。

根据1991年10月31日陡河电厂电缆着火事故教训，从蓄电池引出到直流盘的电源电缆，一旦发生短路或着火必将造成蓄电池严重损坏，以致于直流电源消失，后果十分严重。因此，对于特别重要回路如保安电源、直流电源、润滑油泵、消防水泵、事故照明等电缆可采用耐燃电缆，以便在电缆着火的情况下，还能在一段时间里继续向重要设备供电，保证继电保护装置正常动作，保证机组轴承、密封瓦不因缺油而烧瓦，尽可能维持盘车等。

四、条文1.1.5--1.1.9

原文：“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。”

发电厂、变电所敷设有大量动力电缆和控制电缆，这些电缆分布在电缆隧道、排架、竖井、控制室夹层，分别连接着各个电气设备，并连接到控制室，而电缆着火后具有沿电缆继续延烧的特点，如果不采取可靠的阻燃防火措施，电缆着火后就会延烧到主隧道、竖井、夹层以及控制室，扩大火灾的范围和火灾损失。因此，落实电缆防火的各项措施是预防电缆火灾事故和防止电缆火灾事故扩大的重要手段。

例如：1999年6月28日，牡丹江第二发电厂室外电缆沟发生电缆着火，将电缆沟内部分电缆烧损，造成220kY失灵保护电缆芯线短路，保护出口动作将220kV甲、乙母线上的全部元件及运行中的3台机组全部跳闸，致使发电厂与系统解列，1l0kV系统失去外来电源，最终导致全厂停电事故。电缆着火原因是电缆沟内一条220kV动力直流电缆存在着机械损伤或质量缺陷，运行中发生绝缘击穿，短路拉弧并引燃周围电缆。另外，由于5号机组厂用VB段的电缆沟与室外电缆沟交界处封堵不严，室外电缆沟电缆着火的烟气在风的吹动下窜人VB段母线室，造成室内开关柜内元件严重污染，绝缘大大降低，甚至丧失，大部分需要更换或清洗。事故暴露出电缆防火方面存在的问题以及所导致的严重后果：一是电缆布置混乱，没有分层布置，且没有采取分段阻燃或涂刷防火涂料，导致电缆着火事故的扩大，烧损控制电缆，保护动作使全厂停电；二是室内电缆沟与室外电缆沟交界处封堵不严，扩大了事故损失。电缆着火时产生大量有毒烟气，特别是普通塑料电缆着火后产生氯化氢气体，其通过缝隙、孔洞弥蔓到电气装置室内，在电气装置上形成一层稀盐酸的导电膜，从而严重降低了设备、元件和接线回路的绝缘，造成了对电气设备的二次危害。

又如：1973年9月，秦岭发电厂1号125MW机组油系统发生泄漏着火，大火沿着汽轮机平台下面的电缆，迅速向集控室蔓延，由于火势猛烈，不到0．5h，整个集控室被烧毁，汽机房屋架烧塌。

又如：1977年1月，丹河电厂高位油箱发生喷油起火，火焰随油流人电缆遂道，引燃电缆，而电缆火势迅速延燃扩大，直到把2台100MW机组的电缆夹层、热控室、继保室、集控室等全部烧毁。

因此，落实好电缆防火措施重点在于：一是对于高温热体附近敷设的电缆(如汽轮机高中压缸附近、点火油枪下部附近的电缆等)、制粉系统防爆门附近的电缆，应采取隔热槽盒和密封电缆沟盖板等措施，防止高温烘烤或油系统泄漏起火引起电缆着火；二是电缆竖井、电缆沟要采取分区、分段隔离封堵措施，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，防止电缆延烧扩大火灾范围；三是电缆孔洞缝隙应封堵严密，确保电缆着火后不延烧到控制室、计算机室、开关室等处，并减少电缆火灾的二次危害。

五、条文1.1.10

原文：“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。”

动力电缆中间接头若制作工艺不良，长时间运行后容易产生开裂，接头受进气氧化和受潮，绝缘水平下降，进而发生电缆中间接头接地短路和爆破，损伤和引燃周围其他电缆，造成电缆着火事故。

例如：富拉尔基二电厂室外电缆沟中一台循环水泵电缆中间接头发生爆破，损伤和引燃周围其他循环水泵的动力和控制电缆，造成了正在运行的5台循环水泵中的4台泵跳闸，致使2台汽轮发电机组由于真空低而被迫停机。

因此，在电缆敷设时应尽量减少电缆中间接头的数量，并应严格按照电缆接头的工艺要求制作中间接头。

为了防止电缆中间接头爆破时损伤和引燃周围其他电缆，并造成电缆着火事故，应将中间接头用高强度的防爆耐火槽盒进行封闭。

六、条文1.1.11、1.1.12

原文：“1．亚．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。”

电缆防火工作，不但要在设计、安装过程中落实好各项措施，还要加强电缆的生产管理，建立健全电缆维护、检查、防火、报警等各项规章制度。重点为：一要加强电缆异动管理，电缆负荷增加一定要进行校核，防止因电缆长期过负荷，而导致寿命缩短和事故率上升；二要按期对电缆进行测试，发现问题及时处理，对于电缆沟内非生产单位的电缆也应纳人生产管理，并按规程进行预防性试验；三要保持电缆沟、隧道内干燥、清洁，避免电缆泡在水中，致使绝缘强度下降；四要加强电缆的清扫，尤其是在锅炉房、燃煤储运车间等场所的架空电缆更要定期进行清扫，防止积粉自燃而引燃电缆；五要加强电缆运行管理和监视，控制电缆载流不要超额定数值运行，尤其是夏季特别要注意散热条件差的部位电缆的发热情况。

为了预防电缆中间接头爆破和防止电缆火灾事故扩大，可加装电缆中间接头温度在线监测和感烟报警系统。对电缆中间接头温度实施在线监测，使人们可根据电缆中间接头温度变化来判定接头是否存在爆破的可能性，起到对电缆接头爆破早期预警的作用；感烟报警系统可即时发现火情，避免事故扩大。

例如：牡丹江第二发电厂在发生电缆着火导致全厂停电后，加装了电缆中间接头温度在线监测和感烟报警系统，结果在运行中发现了2次中间接头温度超温报警，经检查发现电缆中间接头处绝缘已开始劣化，因此对电缆中间接头进行重新制作，避免了电缆接头爆破事故的发生。

要重视消防工作，对电缆沟等要害部位可安装自动灭火系统，水喷雾扑救电缆火灾效果突出，值得重视和推广使用。

第二节 汽机油系统防火

一、条文1.2.1、1.2.2

原文： “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。

汽轮机的润滑油和液压调节的高低压油管道大部分布置在高温管道、热体附近，一旦油管道发生泄漏，压力油喷到高温管道、热体上即会引起着火，并且火势发展很快。因此，防止汽轮机油系统着火的重点在于防止油管道泄漏，其主要措施为：一是尽量减少使用法兰、锁母接头连接，推荐采用焊接连接，以减少火灾隐患。为了便于安装和检修，汽轮机油系统管路一般采用法兰、锁母接头连接，这种连接方式非常容易造成油的泄漏，漏出的油喷溅或渗透到热力管道或其他热体上，将会引起油系统火灾事故。二是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，以防止老化滋垫，或附近着火时塑料垫、橡皮垫迅速熔化失效，大量漏油。油系统法兰的垫料，要求采用厚度小于1．5mm的隔电纸、青壳纸或其他耐油、耐热垫料，以减少结合面缝隙。锁母接头须具有防松装置，采用软金属垫圈，如紫铜垫等。三是对小直径压力油管、表管要采取防震、防磨措施，加大薄弱部位(与箱体连接部位)的强度(如局部改用厚壁管)，以防止振动疲劳或磨损断裂引起高压油喷出着火。四是油系统管道截门、接头和法兰等附件承压等级应按耐压试验压力选用，油系统禁止使用铸铁阀门，以防止阀门爆裂漏油着火。此外，对油管道材质和焊接质量也应定期检验、监督，以防止使用年久产生缺陷，在运行中断裂漏油。

例如：1981年5月，开封电厂3号汽轮机机头前箱下部一根φ32mm的压力油管，在密封接头处爆破，泄漏的压力油经过电缆孔洞喷到二级旁路汽门上着火，此火又把二级旁路汽门周围的电缆引燃，因此火势迅速扩大，现场灭火器材无法扑灭，以致酿成一场损失严重的火灾事故。

又如：1993年9月，浑江发电厂发生5号200MW汽轮机组漏氢着火事故。事故原因为机组大修时，错误地将密封油冷油器滤网端盖的石棉垫更换为胶皮垫，机组投入运行后，胶皮垫在压力、温度和腐蚀介质的作用下损坏，致使密封油系统发生泄漏，密封油压下降，虽然直流油泵联起也不能满足发电机氢压的要求，导致氢气从发电机端盖外漏，被励磁机自冷风扇吸进滑环处，引起氢气着火。

又如：2000年12月西固热电厂10号机组由于高压油动机进油管焊接接头管座处开裂，导致高压油泄漏着火，迫使机组停运事故的发生。

因此，汽轮机油管道应尽量采用焊接方式进行连接，油管道的焊接要严格按油系统焊接工艺的实施，以确保焊缝不夹渣、焊接质量良好。对于采用法兰和锁母连接的油系统，安装和检修人员要正确使用法兰和锁母垫料，以防止油系统发生泄漏引起火灾。

二、条文1．2．3

原文：“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。

在油系统管道、法兰、阀门和可能漏油部位的附近，必须进行明火作业时，一定要严格执行动火工作票制度，并做好有效的防火措施，准备充足的灭火设备后方可开工，以防止泄漏的油遇明火着火，或漏出的油蒸发的蒸汽与空气混合后遇明火发生燃烧、爆炸。

三、条文1. 2．4

原文：“1．2．4 禁止在油管道上进行焊接工作拆下的油管上进行焊接时，必须事先将管子冲洗干净。”

禁止在油管道上进行焊接工作是指禁止在运行或停备状态的油管道进行焊接工作。 若必须在油管道上进行焊接工作，焊接作业前，必须将需要焊接作业的油管道与运行或停备状态的油系统断开(如拆下焊接油管道或加堵板)，然后对该段油管道进行冲洗，确保其内部无油、油气，以防止焊接作业时油气爆燃。

四、条文1．2．5

原文：“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。”

汽轮机油系统由于受设备制造质量、安装工艺和运行维护等因素的影响，可能发生泄漏的点比较多。因此，要求在汽轮机油系统检修时，必须保证检修质量，法兰、阀门和接头的结合面必须认真刮研，做到结合面接触良好，确保不漏、不渗。在轴承箱外油挡检修时，应注意检查其下部回油孔，以防止回油孔堵塞而造成运行中漏油。主机各瓦及密封瓦如果漏油，则应加装回收油的装置，并保证回油管畅通。运行人员应认真巡视、检查设备，对于容易引起火灾的各危险点要重点巡视和检查，如发现问题应及时汇报并联系检修人员进行处理。

五、条文1．2．6、1．2．7

原文： “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，则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。”

汽轮机油系统火灾事故大部分是由于油泄漏到热体面上而引起的，所以，除了要防止油系统发生泄漏外，还要防止漏出的油直接与热体接触着火。

例如：1989年11月，北安电厂发生7号机组调速汽门起火造成机组停运事故。事故原因是由于调速汽门回油碟没有防护罩，飞扬的树绒、昆虫和粉尘飞落到油碟内，造成油碟回油堵塞，使油碟回油溢出到热力管道的保温层上而引起着火，而又由于保温层内部已有渗油

着火，无法扑灭，最后被迫打闸停机。

因此，要求在油管道阀门、法兰及可能漏油部位的周围及下方的热力管道或其他热体必须做到保温层坚固完整，外包铁皮或铝皮，保温层表面温度不应超过50℃，以防止油系统漏出的油滴溅在其上面而着火。

六、条文1. 2．8

原文： “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。”

当汽轮机组在运行中油系统发生火灾时，如属于设备或法兰面损坏时，应立即打闸停机，并破坏真空，同时进行灭火。为了避免轴瓦磨损，在惰走时间内应维持润滑油泵运行。当火势无法控制或危急到主油箱时，应立即打开事故放油门，将油排到主厂房外的事故油箱或油坑内。

因此，为了在汽轮机油系统发生火灾时，能够准确、迅速地打开事故放油门，要求事故放油门的标志及其开关方向的标志要醒目，操作手轮不允许加锁。为了避免火灾时事故放油门立即被火焰包围，运行人员无法接近事故放油门，要求事故放油门的操作手轮与油箱、油系统设备及密集的油管区应有一定的距离，并且有两个以上通道可以迅速到达。为了使事故放油门开关灵活且不宜损坏，要求事故放油门应采用钢质截止门。同时，为了防止机组在正常运行时检修和运行人员误开事故放油门，要求事故放油门应挂有明显的“禁止操作”标志牌，并且事故放油门应设置两个。

七、条文1. 2．9

原文：“1．2．9 油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。”

油系统的管路应有必要的支架和吊架，并且不能有蹩劲的地方，以保证油管路在各种工况运行时膨胀畅通无阻。油管路的布置要合理，以便于工作人员的检查、维修和与热力管道或其他热体的隔离。油系统的表管应布置整齐，尽量减少交叉，以防止运行中由于振动而磨损。

八、条文1．2. 10

原文： “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。”

运行人员应加强汽轮机油系统的巡视检查，当发现汽轮机油系统有漏油现象时，必须查明原因，并联系检修人员进行处理，消除泄漏点，漏出的油也应及时清理干净，防止油流到热力管道或其他热体上或渗入保温材料中引起冒烟着火。若运行中无法彻底处理而且可能引起火灾时，应果断停机处理，以避免油系统发生火灾事故。

例如：1990年6月，富拉尔基第二发电厂发生1号200MW机组轴瓦甩油起火造成机组停运事故。由于机组运行中密封油箱排油电磁阀在开位突然故障、调整失灵，密封油箱油位急剧下降，而运行人员又未及时发现，导致密封油箱油位过低，氢气沿排油管进入回油管产生气塞，从而造成机组轴承回油不畅，使6—9号轴承突然甩油着火，机组被迫停运。

第三节 燃油罐区及锅炉油系统防火

原文：“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。”

一、条文1．3．2

原文：“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，加热燃油的蒸汽温度，应低于油品的自燃点。”

火电厂在装卸和使用燃油时，需要用蒸汽对燃油进行加温，但对燃油的加热温度一定要严格控制，一方面油温越高越易蒸发出油气，另一方面燃油温度达到自燃点后没有点火源也会自燃。因此，要求严格储油罐或油箱的加热温度，加热燃油的蒸汽温度应低于油品的自燃点。

二、条文1．3．3、1．3．7

原文：“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。”

火电厂都备有燃油的卸车、储存、加压供油、锅炉用油设施及相应的管道设备系统，燃油的闪点和燃点很低，设备系统的泄漏点多，燃油漏出后遇到明火即发生燃烧。同时油区特别是油泵房室内漏出的油蒸发的蒸汽与空气混合达到一定的浓度时，就会着火甚至爆炸。

例如：2001年3月8日，常熟发电厂在油码头进行油量计的安装工作中，在重油管道正在吹扫的情况下，作业人员违章采用气割工具切割重油管道法兰螺丝，造成管道内油气爆燃，发生了5人死亡的重大事故，这是一起严重的违章操作造成的重大事故。

又如：1991年8月1日，高井电厂发生6号炉燃油系统火灾事故。高井电厂6号炉在投油助燃时，由于连接10号喷燃器油枪的胶皮管老化、漏油后起火，将9、11、12号喷燃器的供油及拌气管烧断，导致大量轻柴油(78℃闪点)从4根喷燃器供油管中喷出，将两面热工控制柜烧毁，部分电缆烧断以及其他一些附属设备烧损。由于原电缆通往电缆夹层的孔洞已封堵，火灾发现及时，扑灭得快，才没有使火势蔓延。

又如：1994年3月1日，吉林热电厂发生重油母管爆裂起火特大事故。吉林热电厂锅炉点火重油母管因管材存在严重的原始缺陷——沿圆周方向分布的纵向重皮裂纹，导致运行中在12号锅炉部位管段突然爆裂，大量喷出的重油油雾在邻近锅炉运行和距爆裂点7．5m处正在进行焊接工作的条件下，被引起爆燃，而由于值长误判断为制粉系统事故，油管爆裂14min后才停油泵，导致事故的扩大，火灾造成1台410t／h锅炉烧毁和4人死亡的特大事故。

因此，燃油系统防火，一方面要防止燃油泄漏，成为燃烧的可燃物，另一方面要防止在油区内产生火源而导致发生燃烧、爆炸，并要做好消防工作。

在防止燃油泄漏方面，一是提高设备的检修质量，消除各泄漏点的渗漏缺陷，防止的燃油泄漏。二是对油泵房等室内可能积存蒸发油气的场所，要备有足够容量的通风设施，在有油漏出的情况下，经过通风确保蒸发油气与空气混合物保持在爆炸极限的下限以下。三是加强燃油系统软管的检查，并定期进行更换，以防止由于软管老化造成燃油泄漏。四是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，以防止老化滋垫，或附近着火时塑料垫、橡皮垫迅速熔化失效，大量漏油。五是燃油系统不要使用铸铁阀门，以防止阀门爆裂漏油。

在防止在油区内产生火源方面，一是对燃油罐区划定明确的禁火区，设置禁火标志，严禁明火。二是要采取防止产生火花或电火花的措施，如禁止穿带铁钉的鞋进入油区，在油区作业要使用防爆工具等，禁火区内使用电气设备(如开关、灯具等)要采用防爆电器设备，油区、输卸油管道有可靠的防静电安全接地装置。三是禁止在油管道上进行焊接工作是指禁止在运行或停备状态的油管道进行焊接工作。四是禁止将火种带人油区以及在油区明火作业前必须严格执行明火作业的有关规章制度。

在消防方面，燃油罐区、油泵房还应被备有专用的泡沫等灭火设施和灭火器材，定期检查消防设施和消防系统，并要保证防火通道的畅通。

第四节 制粉系统防火

原文：“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 磨煤机出口温度和煤粉仓温度应严格控制在规定范围内，出口风温不得超过煤种要求的规定。”

煤粉积存一段时间会产生自燃，积粉自燃后将会烧损输粉设备，引起其他可燃物质的燃烧，如引起电缆着火，而且当煤粉和空气以一定比例混合以及风粉含有一定CO等爆炸性混合物时，在足够点火能量的作用下就会产生爆炸。

例如：1991年11月18日，双鸭山电厂发生2号炉2号煤粉仓爆炸事故，事故导致煤粉仓盖破损，D列墙外移，钢窗扭曲变形，给粉机平台墙壁倒塌，热风管路被砸变形，部分楼梯、平台损坏。1991年11月21日，双鸭山电厂1号炉1号粉仓又发生爆炸。这两次煤粉仓爆炸的主要原因为：一是煤粉仓粉位低，氧气空间较大，而制粉系统连续运行，致使整个粉仓处在粉尘飞扬状态，粉仓中粉尘浓度处在爆炸极限范围之内。二是煤种的挥发份高，实际燃用煤种的挥发份高为45％左右，可燃气体析出速度快、数量多。三是由于存在长时间的积粉，煤粉自燃，为爆炸了点火能量。所以，煤粉仓爆炸也就成为必然。

因此，要求严格执行锅炉制粉系统防爆有关规定，对磨煤机要采取可靠措施，严格控制磨煤机出口温度在规定范围以内；严格控制煤粉仓温度，严禁在煤粉内火源未消除前，向煤粉仓内送粉；在运行中的制粉系统管道上严禁动火，以防止制粉系统发生爆炸；在制粉系统、管道检修和清理煤粉作业中，要严格控制煤尘浓度，防止局部空间煤粉混合浓度超标，遇火源发生爆炸。此外，还要及时消除漏粉点、清理漏出的煤粉。

第五节 防止氢系统爆炸着火

原文：“1．5．1 严格执行《电业安全工作规程(热力和机械部分)》中“氢冷设备和制氢、储氢装置运行与维护”的有关规定。

1．5．2 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—1985)。

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。”

当可燃气体的容积含量在空气中达到一定的比例时，遇到明火源即发生爆炸。引起可燃气体爆炸的最低含量为爆炸下限，相应地能引起爆炸的最高含量为爆

炸上限。爆炸下限至爆炸上限之间的含量为该可燃气体爆炸范围。氢气是一种可

燃气体，其在空气中的爆炸范围为4．0％—75．6％，即当空气中的氢气含量在此

范围内，一旦遇到火源即发生爆炸。

例如：1993年11月，清河电厂发生6号机组氢爆着火事故。在6号机组运行中

，由于发电机氢中含氧量大，需要对空排污，而运行人员违章操作打开了对室内

排污门，且排污门开的较大，导致排污时大量氢气充满直流密封油泵开关箱内和

发电机、汽机盘车下部。又因氢密封油压低，且备用交流密封油泵没有联动成功

，联动直流密封油泵，在联动直流密封油泵时励磁开关打火，引起开关箱内氢气

爆炸，进而引燃了积存在附近的氢气，造成机组被迫停运。

又如：1984年6月28日，荆门热电厂发生氢气爆炸造成2人死亡、1人受伤的事

故。1984年6月25日，荆门热电厂5号机组因主油泵推力瓦磨损被迫停机检修，因

需要明火作业，发电机退氢。6月27日，在检

修人员对5号发电机内部接线套管是否流胶进行检查，并清擦发电机内部渗油时，

感觉在发电机内发闷，因未找到轴流风机通风，改用家用台式电风扇通风。6月28

日，当检修人员将电风扇放人发电机人孔门内并开停几次寻找合适放置位置时，

发生氢气爆炸。事故原因是由于在发电机检修时，制氢站到发电机内部的氢管道

未采取彻底的隔离措施，而该管道两道阀门又不严密，使发电机内氢气达到爆炸

浓度，而检修工作中使用的日用电风扇的按键，在启停特别是换档时，产生电火

花，从而造成了发电机内发生氢气爆炸。

因此，要求在氢冷系统和制氢设备运行时，按照有关规程对氢气纯度和含氧

量进行分析化验，氢纯度和含氧量必须符合规定的标准是：氢冷系统中氢气纯度

需不低于96％，含氧量不应超过2％；制氢设备中，气体含氢量不应低于99．5％

，含氧量不应超过0．5％。如不能达到标准应立即进行处理，直到合格处理。

氢冷发电机密封油系统的压差阀、平衡阀，必须保证动作正确、灵活、可靠

，以确保密封油压大于氢压，氢一油压差在要求范围内。运行人员应严格监视密

封油箱油位，防止由于油位过低导致密封油压下降而造成漏氢。主、备用密封油

泵应轮换运行，并定期进行联动试验，以确保运行泵出现故障时，备用泵能够顺

利联起。主油箱上的排烟风机，应保持经常运行，以防止主油箱内积存氢气发生

爆炸。

对在制氢站或氢气系统附近进行明火作业必须严格管理，禁止在制氢站中或

氢冷发电机与储氢罐近旁进行明火作业或做能产生火花的工作。如必须在氢气管

道附近进行焊接或点火的工作，应事先测量明火作业的地点的空气含氢量，证实

工作区域含氢量小于3％，并经厂主管生产的领导(总工程师)批准后方可工作。

排出带有压力的氢气、氧气或进行储氢时，应均匀缓慢地打开设备上的阀门

和节气门，使气体缓慢放出。禁止剧烈地排送，以防因摩擦引起自燃。

第六节 防止输煤皮带着火

原文：“1．6．且 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 煤垛发生咱燃现象时应及时扑灭，不得将带有火种的煤送入输煤皮

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。”

挥发份较高的原煤积存一段时间后将产生自燃，原煤自燃后将会烧毁输煤皮

带、烧断输煤栈桥以及烧坏输煤、输粉设备附近的其他设施，地面堆积的积煤、

积粉自燃还会发生人员误踩造成烧伤。

例如：1992年6月18日，河南首阳山电厂发生输煤皮带重大火灾事故。首阳山

电厂布袋除尘器安装后不能正常运行，存在积粉，而该厂燃用煤种挥发份为40％

左右，又极易自燃，因此，4号乙侧皮带头部(按输煤流向)的布袋除尘器积粉发生

自燃，自燃的煤粉落到皮带使之着火，又因输煤皮带架及底面清扫不干净，输煤

皮带为非阻燃橡胶钢丝带，着火后燃烧迅速，而值班人员不按制度巡回检查，擅

自脱岗，致使积粉自燃未能及时发现，酿成了重大火灾事故。事故造成火灾烧损

皮带487m，烧塌栈桥31m，两台机组被迫停运186h，损失严重。

又如：1995年11月22日，富拉尔基发电总厂发生5段输煤皮带着火事故。该厂

燃用褐煤，挥发份较高，煤垛的煤发生自燃，致使在上煤过程中，煤中夹有火炭

及火星，将积粉引燃，导致5段输煤皮带着火。值班人员又离岗吃饭，没有及时发

现着火，使火势蔓延扩大。

因此，输煤皮带应定期进行轮换、试验。及时清除输煤皮带上下的积煤和积

粉，保证输煤系统无积煤和积粉。燃用易自燃煤种的电厂应采用阻燃输煤皮带。

运行人员要按规定对运行和停用输煤皮带进行全面巡视检查，当发现输煤皮带上

有带火种的煤时，应立即停止上煤，并查明原因，及时消除，并切换输煤系统。

输煤皮带停用时，要将皮带上的煤走完以后再停，确保皮带不存煤。

第七节 消防设施及消防组织

原文：“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

中人员中毒和窒息。”

发供电企业在落实好生产设备系统防火措施的同时，还应做好消防工作，完

善各项消防设施，建立健全群众性的消防组织，并且通过经常性的防火安全教育

，使各级领导和职工牢固树立防火意识，以便万一发生火灾时，能够及时、正确

地进行扑救，把火灾影响尽可能控制在最小范围，不使其扩大造成重大损失。

例如：1991年10月18日，石景山热电厂发生电缆着火事故。由于垂直布置在1

号锅炉房零米东侧墙的6层电缆托架最下面两层的低压动力电缆发生短路、着火引

起，又因6层电缆托架之间没有特殊的防火措施，导致了布置其上层的高压电缆放

炮和着火，然后又波及到上层热控电缆，并经热控电缆竖井烧进电缆夹层，造成

了事故的扩大。事故烧坏控制电缆1271根，高压、低压动力电缆50根，总长20km

，直接经济损失11万元，并造成正在运行的2台200MW机组停运，其中1号机停运37

天lOh才恢复发电。事故除了暴露出在电缆防火方面存在的问题外，还暴露出在消

防方面存在的一些问题，一是生活、消防共用高位水箱由于未经全面调试，使电

厂失去了紧急备用的消防水，而原设计的系统没有保证消防水不作他用的技术措

施，因此即使投入使用，紧急情况也无法保证必要的消防用水。二是消防水泵房

电源均来自本厂工作和备用电源，一旦发生全厂停电，消防水泵即不能开启，对

火灾扑救不利。当时石景山热电厂装机3台200MW机组，由于事故当天机组的运行

方式为1、3号机组运行、2号检修，电缆火灾实际上已造成了全厂停电。

又如：1989年1月6日，长山热电厂发生输煤栈桥火灾事故。事故时消防水系

统，由于管理上的原因，消防水系统管路冬季经常被冻坏、漏水。因此，48m(事

故地点)标高消防水管被关闭。火警初期，因丧失消防能力，火势扩大。

因此，一方面，要完善各项消防设施，保证其处于随时可以正常使用状态。

电力生产企业要根据生产规模，尽可能建立独立的消防水系统。新建、扩建

工程的消防水系统应按独立的消防水系统进行设计；现有系统的消防水若与其他

用水合用时，应保证各消防栓处(包括最高处的消防栓)的用水压力和用水量。消

防水泵房应设两个独立电源；如不可能时，应考虑在泵房内装设备用动力设备，

确保生产系统发生火灾时，消防泵电源不受影响，保证正常供水。对于变压器、

主油箱的水喷雾灭火装置、燃油区的泡沫灭火设施以及其他设备系统的灭火设施

应定期检查、试验，使之处于完好状态，随时可用。

结合生产设备系统的防火需要和现场具体情况，配备相应品种的灭火器材，

对现场各处配备的灭火器材应定期检查、补充。

要保持消防通道的畅通。一是生产建筑和设备系统布局上应设有环路消防通

道。特殊情况难以设环行消防通道的，应设有回车道或回车场。二是在检修或其

他施工中，不得在消防通道上堆放器材、杂物和垃圾，将消防通道堵塞。

另一方面，健全消防组织和消防指挥系统。除了配备专业消防人员、装备外

，发供电企业还应建立训练有素的群众性消防组织，明确各级人员的消防责任，

加强现场工作人员的消防培训，使其熟练掌握消防知识，并能够正确使用各种消

防器材、消防设施。一旦发现火情，现场人员就能够及时、正确进行扑救，这是

防止火灾扩大的最有效措施。同时还要建立消防指挥系统，统一指挥专业人员、

现场工作人员有重点地、有序地进行火灾扑救，这是有效地扑灭火灾的重要组织

措施。

第二章 防止电气误操作事故

原文：“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。”

一、条文2．1

原文：“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。”

操作票是运行人员将电气设备由一种运行方式转换为另一种运行方式的操作

依据。操作票中的操作步骤具体体现了设备转换过程中合理的先后顺序和需要注

意的问题。填写正确的操作票是防止电气误操作事故发生的重要措施和基础。

工作票是工作人员对电力设备进行检修维护、缺陷处理、调试试验等作业的

依据。工作票不仅对当次工作任务、人员组成、工作中注意事项等作出了明确规

定，同时也对检修设备的状态和安全措施提出了具体要求。填写正确工作票是保

证工作任务完成和确保工作人员及设备安全的重要措施。

《电业安全工作规程》对操作票、工作票制度(“两票”制度)的执行做出了

具体规定。在实际工作中，“两票”制度对于保证电力企业的安全生产发挥了重

要作用。但是还存在部分人员安全意识不强、工作责任心差、违章作业等问题，

严重影响了安全生产，导致了事故的发生。

例如：1994年6月14日中午，佳木斯发电厂对220kV佳鹿线2133断路器缺陷进

行处理，工作结束后，工作票交回，运行人员开始做2133断路器恢复运行的准备

工作。班长在接到值长命令后，令操作人、监护人开始执行将佳鹿线2133断路器

恢复运行的倒闸操作。当操作人、监护人已完成2133断路器与母旁2120断路器并

列，执行完断开2120断路器，拉开2120丙隔离开关后，于同日14：07开始执行拉

2133丙隔离开关的操作，2人走错设备位置，走到2133乙隔离开关处，2人没有认

真核对隔离开关名称是否正确，只看上面有2133字样，就误认为2133乙是2133丙

隔离开关，并将其拉开。由于这时佳鹿线负荷已经2133断路器、2133乙隔离开关

送出，所以造成2133乙隔离开关起弧引起三相短路，2133断路器保护动作跳闸，

佳鹿线停电。

又如：2000年5月5日10：08，上海超高压输变电公司继电保护三班在220kV源

深变电所进行源东2171线换开关后保护校验时，继电保护工作负责人严重违章作

业，在失去监护的情况下，擅自一人放跳闸连接片，进行联跳试验，又未认真核

对连接片铭牌，误放源东2172母差跳闸连接片，致使运行中的源东2172线跳闸，

造成220kV东昌变电所全停电事故。

因此，探索和掌握事故发生的规律，搞好预防和预测，除了采取一系列技术

措施外，还要求我们必须强化安全意识，增强岗位责任心，严格履行岗位职责，

要有针对性地进行安全教育、开展反事故演习和技术问答等现场培训活动，杜绝

违章操作和违章作业。

事故原因千差万别，但在总体上可分为：人的不安全行为和物的不安全状态

，而“人失误”和“物故障”又往往反映出在人员和设备管理上存在的一定缺陷

和漏洞。因此，使“两票”制度标准化、管理规范化是十分必要的。

例如：华东电网的上海市区供电局沪东变电所等单位已进行了这项工作，他

们将操作的全过程作出了具体标准，并摄成录像片，对操作的全过程制定了质量

标准和考评规定。黑龙江省电力公司已推广使用“电气专业标准化作业方案”，

下属企业还将“两票”制度编人企业标准。

又如：哈热电厂等单位还将全厂各专业的操作票、系统图、检修工艺(图纸)

和规程统一规范后输入微机，实现了管理规范化。

二、条文2．2

原文：“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。”

一张正确的操作票，即“开始正式执行操作的操作票”是经过开票人、审核

人、复审人和操作人、监护人确认过的。操作票中的每一步操作和前后顺序是经

过深思熟虑的，如在操作中任意改变将会酿成误操作事故。

例如：2000年11月19日，华东电网某1lOkV城西变电所“1号主变压器和35kYI

段母线停电检修”，在将1号主变压器35kV断路器由运行改为冷备用的操作中，运

行人员在操作了操作票中的第五步“拉开1号主变压器35kV断路器”后，未按操作

票中的第六步“拉开1号主变压器35kV变压器隔离开关”进行操作，而是先操作另

一项操作任务中的“1号主变压器35kY断路器二次部分由冷备用改为断路器检修”

的操作，即：断开二次直流电源(因为拉开主变压器断路器和断开二次直流都在室

内操作，而拉开主变压器35kV变压器隔离开关操作在户外)。结果造成在操作第六

步操作时因防误装置失去直流电源，隔离开关被闭锁。两人在操作发生问题时也

没有立即停止操作，而是去取来紧急解锁钥匙，又走错位置，操作人和监护人一

同走至运行的2号主变压器35kV变压器隔离开关处，不唱票又不核对设备铭牌，擅

自解锁，造成带负荷拉开2号主变压器35kV变压器隔离开关，2号主变压器跳闸停

电。

因此，操作时要严格按照操作票进行，不允许改变操作顺序，当操作发生疑

问时，应立即停止操作，并报告有关部门、领导，不允许随意修改操作票，也不

允许解除闭锁装置。

三、条文2．3

原文：“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。”

除了从组织措施上通过实施“两票”制度来防止电气误操作外，还应从技术

上采取措施，以有效防止电气误操作事故。防止电气误操作装置(防误装置)作为

防止电气误操作有效技术措施，自1990年8月原能源部、机电部联合召开“第三次

防止电气误操作会议”以后，在发供电单位中推广使用，并得到了各级单位的普

遍重视，各单位投入大量的人力、财力，对已投产尚未安装防误装置的发、变电

设备进行装设，从而有效地防止电气误操作，保证了电力生产的安全。但是在防

误装置管理上仍存在着一定的问题，主要反映为有些单位至今未制定出完整的防

误装置的管理制度和运行、检修规程；由于防误装置都分散或附属在其他的主设

备上，有些单位没有落实防误装置的维护和检修职责，设备处于只用

不修和无人管的状态；有些运行人员未经培训不会使用；万能钥匙使用和保管无

严格规定，导致随意解锁操作现象比较频繁，从而导致了事故的发生。

例如：1999年7月21日，石景山热电厂发生带地线合隔离开关造成全厂停电的

重大事故。7月21日，在2212—5断路器检修工作结束后，发现2212—5断路器电动

合切不灵。在处理该问题的过程中，由于继电保护工作人员在没有搞清现场电气

设备接线和有关安全措施的情况下，没有认真核对图纸及现场设备，仅凭印象认

为闭锁2212—5操作回路的触点在2212—4断路器合闸接触器上，并在无人监护的

情况下，随意操作，擅自

合上2212—4断路器操作小开关，改变了现场的安全措施。又随意将接触器捅到合

闸位置，从而导致了带地线合隔离开关造成全厂停电重大事故的发生。事故暴露

出现场工作人员责任心极差。同时也反映出现场工作失去监护、执行工作票制度

很不严肃和该厂在防误装置管理制度及执行上存在严重漏洞等一系列问题，例如

：运行人员未经值长批准，使用万能钥匙，又随意将钥匙交给检修人员；防误装

置管理制度在执行中缺乏现场动态检查，使制度形同虚设。

又如：1987年12月14日，朝阳发电厂检修工作人员，在无人监护的情况下调

整检修的66kV朝东线北隔离开关时走错位置，误将66kV朝东线南母线隔离开关投

入，而造成带地线合隔离开关。当时该厂按要求在高压电气一次设备上安装了防

误装置，但由于有关领导对其认识的程度不足，以致防误装置经常不能正常投入

使用，造成朝东线南隔离开关没有闭锁。

因此，要建立严格的防误装置管理制度和实施细则，完善的防误装置运行规

程及检修规程。加强防误装置运行、维护管理，落实防误装置的维护、检修工作

的责任，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。同时还要建立完善的万能钥匙使

用和保管制度，其对提高防误装置的运行、检修和维护水平，将起到积极的促进

作用。

例如：华东电网内绝大多数的发电、供电企业所采用的对万能钥匙封、存的

办法，即：把万能钥匙封存在信封里，并制定有明确的启封取钥匙的办法。该办

法中明确规定了允许启封的领导人员名单，建立有解锁原因记录薄，并定期对装

置解锁原因进行分析、考核。通过采用万能钥匙封存办法，不仅防止了运行人员

的任意解锁，也提高了防误装置的完好性，增强了检修人员对装置维护、检修的

责任心。

四、条文2．5

原文：“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。”

远方操作是指在变电所(或发电厂)控制室监控系统后台机上进行的操作。就

地操作系指在开关场一次设备的动力箱上进行的操作。在采用常规“一对一”控

制方式时，隔离开关及接地开关的远方及就地操作，其电气操作回路均具有闭锁

功能，这样从电气操作回路本身就避免了带负荷拉(合)隔离开关、带电合接地开

关的可能性。因此，要求当变电所(或发电厂)采用计算机监控系统替代常规的“

一对一”控制方式时，隔离开关及接地开关的远方及就地操作，其电气操作回路

也应该具有闭锁功能，以替代常规“一对一”控制方式下的电气闭锁功能，确保

在电气操作回路上就避免带负荷拉(合)隔离开关、带电合接地开关的可能性。在

此，重点强调要求远方、就地操作具有电气闭锁功能，从电气操作回路本身就避

免带负荷拉(合)隔离开关、带电合接地开关，这里电气闭锁一词主要区别机械闭

锁。

电气闭锁也可以多种方式实现，计算机监控系统由于已经采集了全站遥信、

遥测量，可由它输出具有闭锁功能的触点串人操作回路来实现就地及远方操作电

气闭锁的功能；也可以用微机方式构成；也可用电磁型继电器和硬布线逻辑回路

构成。对于现有变电所(发电厂)改造为计算机监控系统的，可以根据原有设备特

点以微机方式构成或用电磁型继电器和硬布线逻辑回路构成电气闭锁。

五、条文2．6

原文：“2．6 断路器或隔离开关闭锁回路不能用重动继电器，应直接用断

路器或隔离开关的辅助触点；操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。”

凡参加闭锁的断路器或隔离开关(包括接地开关)均应输送出其辅助触点，用

于构成闭锁逻辑回路，而不能使用其辅助触点的重动继电器的触点，这样就可保

证即使在变电间隔进行停电检修时，其断路器或隔离开关(包括接地开关)送出的

用于闭锁逻辑判断的辅助触点也能真实地反映断路器或隔离开关(包括接地开关)

的实际状态。考虑到万一由于辅助开关出现故障，不能真实地反映断路器或隔离

开关(包括接地开关)的实际状态，导致闭锁逻辑出现误判断，因此在本条后半部

分又强调了操作断路器或隔离开关时，应以现场状态为准。

例如：1999年4月17日，阳逻电厂发生升压变电所带电合接地开关的事故。由

于隔离开关送给微机防误装置的位置触点采用了其辅助触点的重动继电器的触点

，而没有直接送隔离开关辅助触点，在该间隔进行停电检修时，因操作电源被断

开，重动继电器返回，其触点不能真实反映隔离开关的实际状态，造成微机防误

装置误判闭锁条件满足，运行人员操作接地开关时又没有以隔离开关的实际状态

为准，造成了带电合接地开关的恶性事故。

六、条文2．7-2．11

原文： “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。”

为了有效地防止电气误操作，要求凡有可能引起电气误操作的高压电气设备

，均应装设防误装置，防误装置应能实现防止误分(误合)断路器、防止带负荷拉(

合)隔离开关、防止带电挂(合)接地线(接地开关)、防止带地线(接地开关)合断路

器(隔离开关)、防止误人带电间隔等五防功能。“五防”功能中除防止误分、误

合断路器可采用提示性的装置外，其他“四防”均应用强制性的装置。因此，要

抓紧装设防误装置，新建、扩建的发电、变电工程的防误装置应与主设备同时投

运；对于已投产尚未装设防误装置的发电、变电设备，要根据设备发生误操作的

危害性和资金状况，制定出切实可行的规划，限期完成装设工作。并且在新建、

扩建和改造的发电、变电工程中，应选用五防功能应齐全、性能应良好的成套高

压开关柜。

第三章 防止大容量锅炉承压部件爆漏事故

原文：“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—2000)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。”

锅炉承压部件的爆漏是指因某种原因使管壁的局部应力超过材料的屈服极限

、持久强度而发生爆漏。通常包括材料不当、管壁磨损、腐蚀、侵蚀减薄使应力

升高、管壁超温使材料组织发生劣化而导致材料强度下降以及附加应力或交变应

力等因素使管壁发生爆漏。

大容量锅炉承压部件爆漏是造成大型火电机组强迫停运的主要原因，根据

2000年全国200MW及以上火电燃煤机组可靠性统计，锅炉设备所造成的非计划停机

时间约占全部非计划停机时间的53．1％，其所造成的非计划停机次数约占全部非

计划停机次数的48．9％，其中四管爆漏所造成的非计划停运时间约占锅炉设备非

计划停运时间的80．8％，其所造成非计划停运次数约占锅炉设备非计划停运次数

的60．5％。因此，为了有效地预防大容量锅炉承压部件爆漏事故的发生，必须严

格按照有关的规程和规定，对大容量锅炉承压部件实施从设计、制造、安装、运

行、检修和检验的全过程管理。

第一节 锅炉安全性检查

原文：“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行安全性能检查。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。”

一台电站锅炉将消耗几千吨钢材，并具有数万个焊口，而锅炉设计、制造、

安装的质量将直接关系到锅炉能否长期安全稳定运行。

例如：元宝山电厂2号600MW机组锅炉，由于锅炉炉膛设计偏小，锅炉满负荷

运行时结焦严重，导致机组不得不降低出力(550MW)运行。

又如：上海锅炉厂早期300MW机组1025t／h直流锅炉，由于水冷壁管管径设计

过细，刚性差、热敏感性强、水动力难以调整，而造成水冷壁管频繁性泄漏。

因此，要求新建锅炉在安装阶段和投运1年后应进行安全性能检查。加强锅炉

的制造、安装阶段质量检验、监督，深入掌握锅炉在设计、制造及安装阶段情况

，可以对不合理的设计、制造、安装缺陷及时予以更正，也可以保证各项反事故

措施的落实，杜绝事故隐患。同时也要对在役锅炉进行安全性检验。加强锅炉承

压部件的技术监督，准确掌握锅炉的安全状况，及时发现存在的问题，以便进行

相应维护、改造。

第二节 防止超温和超压

—、条文3．2．1、3．2．2、3．2．3

原文：“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。”

锅炉的管壁在高温烟气中受热，如果得不到可靠的冷却，其运行温度超过设

计值或超过运行时限发生损坏，称为超温(过热)。由于锅炉管道内部堵塞、缺水

、水循环破坏或膜态沸腾等原因，造成管道短期超温爆破，大部分短期超温损坏

处呈现明显的胀粗变形，在破裂处呈现刀刃状边缘。中、长期超温是因为钢材长

期工作在蠕变温度以上，金相组织发生变化，包括珠光体球化、碳钢和钼钢的石

墨化、奥氏体钢发生σ相沉淀等，从而降低了金属的晶间强度而损坏。这种损坏

管壁没有明显减薄，厚唇状断口是高温蠕变的特征。锅炉管壁超温是导致锅炉承

压部件爆漏的一个重要因素。

例如：1991年韶关电厂4号锅炉重复发生的水冷壁爆管事故。1991年3月21日

，韶关电厂4号锅炉小修结束，汽轮机超速试验完毕准备并网时，突然炉膛一声巨

响，汽包水位直线下降无法控制，紧急停炉。检查发现前墙水冷壁爆管一根，爆

口在卫燃带附近lOOcm处，爆口附近同一循环回路共有25根管产生不同程度的变形

。经抢修更换爆破的和变形严重的水冷壁管14根。于24日18时再次点火，25日03

：24带负荷40MW主蒸汽压力9．3MPa，主蒸汽温度490℃，电接点水位计指示+30mm

，炉内又发生一声巨响，汽包水位直线下降无法维持，再次紧急停炉。检查发现

后墙水冷壁管一根爆破，爆口在卫燃带上方约80em处，爆口周围10多根水冷壁管

不同程度变形。这两次爆管的情况基本相同，经检查外观爆口特征和金相分析，

断定为短期超温爆管，事故是由于运行人员在锅炉起动过程中，两次未按规定清

洗汽包就地水位计，而且未与电接点水位计核对，控制室内机械水位计和自动记

录水位计不能正常投入运行，电接点水位计与就地水位计不符，而出现假水位工

况未能及时发现，致使锅炉严重缺水爆管

又如：1991年洛河电厂发生1号锅炉导汽管爆破事故。1991年8月22日17：45，

1号锅炉点火起动；22日20：55，1号汽轮机冲转；23日06：42，并网带负荷20-

30MW负荷，汽轮机、电气做试验；23日14：45，带负荷60MW，投粉一层；23日16

时，导汽管爆破，被迫停炉。事故的主要原因是由于锅炉水动力调整不当，使各

屏水流量不均匀，造成导汽管超温爆管。

因此，要有效地防止锅炉超温爆管事故的发生，应根据不同的起因，采取不

同的防范措施。对于短期过热引起的爆管，一般要求防止锅炉汽包低水位、过量

使用减温水引起过热器内水塞和作业工具、焊渣等异物进入锅炉管道而造成堵塞

等措施。对于长期超温引起的爆管，就要弄清由于锅炉热力偏差、水力偏差还是

结构偏差所引起的超温，以便采取相应的对策。

二、条文3．2．4

原文“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。”

锅炉超压也是导致锅炉承压部件爆漏事故的一个重要因素，甚至可以造成设

备的严重损坏。

例如：1996年石景山热电厂发生4号670t／h锅炉超温、超压事故。1996年3月

13日00：29，4号机组由于直流控制电源总熔丝熔断，造成直流操作电源消失，4

号机组跳闸，汽轮机主汽门关闭。因“机跳炉”联锁未投入运行，机组甩负荷后

燃料没有联动切断。运行人员在事故处理过程中，尤其当手动开启脉冲安全门锅

炉压力不降时(四个主蒸汽系统的安全门拒动)，没有按规程果断切断制粉系统，

致使锅炉承压部件严重超温、超压(最高主蒸汽压力达21．3MPa、主蒸汽温度达

576℃，而额定过热器出口压力为13．7MPa、汽包压力为15．88MPa、主蒸汽温度

为540℃)。

为防止大容量锅炉超压，锅炉均安装有安全阀。当锅炉压力达到一定值时，

其安全阀能突然起跳至全开，自动对锅炉进行泄压，并且为了限制蒸汽排放损失

，当锅炉压力恢复正常或稍低的压力后，安全阀将自动关闭。因此，锅炉安全阀

是防止锅炉超压的重要安全附件，严禁锅炉在解列安全阀状况下运行。

为保证锅炉安全阀在一定值下能够准确动作，要求锅炉安全阀进行热态整定

，也就是在锅炉压力实际达到安全阀的整定值时，调整安全阀使其能自动开启，

以排除多余介质，保证锅炉在额定压力下正常工作。

锅炉超压水压试验是指锅炉进行1．25倍工作压力下的水压试验，以考核锅炉

管系的强度。

由于在进行锅炉超压水压试验和安全阀热态整定时，锅炉压力均超过正常工

作压力，因此，为保证人员和设备的安全，锅炉进行超压水压试验和热态安全阀

校验时应制定专项安全技术措施。运行人员要严格按安全技术措施的要求进行操

作，以防止锅炉升压速度过快或压力、汽温失控而造成锅炉超压超温，并且严禁

非试验人员进入试验现场。在进行超压水压试验时，在保持试验压力的时间内不

准进行任何检查，应待压力降到工作压力后，才可进行检查。

目前，国产机组对主、再热蒸汽管道在安装阶段是否进行水压试验，尚没有

明确的规定。在实际安装过程中很多单位没有对其进行水压试验，主、再热蒸汽

管道的支吊架机构也就没有得到强度方面的考核，而机组投产运行后又往往会出

现问题。因此，应引起人们的注意。国外机组如GE公司机组，明确地要求主、再

热蒸汽管道要进行水压试验。

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第三节 防止受热面大面积腐蚀

原文：“3．3．1 严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》

(GB 12145—1999)、《火力发电厂水汽化学监督导则》(DidT561—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。在凝汽器铜管发生泄漏、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—1987)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。”

锅炉受热面腐蚀减薄损坏，因涉及范围大，一旦暴露，常导致重复爆漏事故

，而且修复工作量大。

例如：1992年大港电厂发生3号炉水冷壁爆管事故。3月12日18：10，3号

320MW机组带200MW负荷运行时，发现机组负荷由200MW下降到160MW，蒸汽流量由

680t／h下降到500t／h，给水流量由680t／h上升到730t／h，过热蒸汽压力由15

．2MPa下降到13．3MPa，过热蒸汽温度由523℃上升到552'C，炉膛负压大幅度摆

动，火焰电显示云雾状，运行人员现场检查锅炉19m标高燃烧器B角处响声较大，

机组长判断为锅炉水冷壁爆管，随后机组停运。经检查发现炉膛为B角右侧墙标高

19．5m处第10根水冷壁管出现38mmXlOOmm的开窗状脆性爆口，该管内壁有严重腐

蚀，使内径φ44．5mm、壁厚5．1mm的水冷壁管减薄到3．1mm；并且还发现燃烧器

高温区的大面积水冷壁管向火侧结有2mm以上的铁垢，垢下有溃疡腐蚀凹坑，管壁

减薄，有的减薄2mm以上，腐蚀坑下有金属宏观裂纹和微裂纹，腐蚀产物是高价氧

化铁。大面积水冷壁管失效的主要原因为：3号机组因制造质量、设计和安装质量

等原因，长期分部试运，锅炉虽在长期停运期间采取必要的保养，但机组大部分

热力系统无法保养，发生腐蚀，而该厂又对水质恶化的处理不够重视，凝结水除

盐设备未能投入运行，低压加热器频繁跳闸，投入不正常，致使进人除氧器的凝

结水温度偏低，而除氧器又未全面调试，不能正常除氧，从而导致给水中含氧、

含铁量长期超标。因此，铁就随给水进入锅炉，全部沉积在水冷壁管上，铁垢的

存在引起其沉积物下的垢下腐蚀，而铁垢又将引起水冷壁管的过热，金属温度升

高又促进了腐蚀，最终导致燃烧器高温区水冷壁管大面积鼓包。修复3号锅炉更换

管总长约2900m，总质量约17t，机组停运3个月。

因此，预防及保护设备不受腐蚀是防止锅炉爆管、提高设备可用率的重要措

施。

锅炉受热面腐蚀分汽、水侧腐蚀和烟气侧腐蚀。汽、水侧腐蚀按其机理包括

苛性腐蚀、氢损害、氧腐蚀、垢下腐蚀及应力腐蚀。烟气侧腐蚀包括水冷壁向火

侧腐蚀、高温煤灰(油灰)腐蚀和低温腐蚀。

水冷壁管垢下腐蚀是以紧贴管壁的垢下管壁为阳极，外围表面为阴极所构成

的局部电池作用引起的电化学腐蚀，严重时可导致鼓包或腐蚀穿孔。其主要的预

防措施为：解决凝结器泄漏后防止给水硬度超标问题；加强给水含铁量的检测与

控制；对已结垢的水冷壁进行化学清洗。总之，要加强化学监督工作。

水冷壁管氢损坏原因是受热面内壁结垢，加之炉水处于低pH值状态。当进入

凝结水系统的酸性盐类在水冷壁管垢下浓缩，氢原子进入管壁金属组织中与碳化

铁作用生成甲烷，使钢材晶间强度下降，产生沿晶裂纹。其主要预防措施为：严

格控制炉水质量，不使管内壁腐蚀结垢；发现腐蚀时要采取措施，清洗管壁结垢

；防止凝汽器管泄漏，特别要控制锅炉水中的酸性盐类，如MgCl2等盐类存在，要

求机组运行时，凝结水精处理设备必须投入运行；监测饱和蒸汽中的含氢量。

水冷壁向火侧腐蚀(高温腐蚀)是指水冷壁外壁在还原性气氛中，在挥发硫、

氯化物及熔融灰渣的作用下，使管壁减薄，从而引起故障。其预防措施为：控制

燃烧器喷射角度与烟气氧量，避免未燃煤粉与还原性气体冲刷水冷壁；采用渗铝

管或火焰喷涂的方法提高水冷壁管的抗腐蚀能力；在降低烟气含氧量采用低氧燃

烧或为降低NO)(而采用二次燃烧时，应注意可能出现的向火侧腐蚀。

低温腐蚀是烟气中的硫酸、亚硫酸在低于露点的受热面上凝结，使受热面腐

蚀的一种现象。其主要预防措施为：采用低硫煤、炉内脱硫；采用耐腐蚀材料、

改变传热元件型线；加装暖风器等。

第四节 防止炉外管道爆破

原文：“3．4．1 加强对炉外管道的巡视，

Chapter_2

对管系振动、水击等现象应分析

原因，及时采取措施。当炉外管道有漏汽、漏水现象时，必须立即查明原因、采

取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。

3．4．2 定期对导汽管、汽连络管、水连络管、下降管等炉外管道以及弯管

、弯头、联箱封头等进行检查，发现缺陷(如表面裂纹、冲刷减薄或材质问题)应

及时采取措施。

3．4．3 加强对汽水系统中的高中压疏水、排污、减温水等小径管的管座焊

缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。

3．4．4 按照《火力发电厂金属技术监督规程》(DIA38—2000)，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的质量监督、检查。电站管件

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)》(D15007—1992)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。”

炉外管的爆破具有杀伤力极大、后果难以预料和控制、严重威胁现场工作人

员的生命安全的特点。近年来，炉外管道的爆破呈频繁发生态势，仅2000年国家

电力公司系统电厂发生8起炉外管爆破事故，共造成3人死亡、3人受伤。

例如：1999年锦州东港电力有限公司发生3号锅炉(670t／h)汽包联络管爆破

事故。1999年7月9日，3号锅炉在安全门热态整定过程中，高温段省煤器出口联箱

至汽包联络管直管段发生爆破，造成5人死亡，3人严重烫伤。事故由于该段钢管

外壁侧存在纵向裂纹，致使钢管的有效壁厚仅为1．7mm左右，从而导致在3号锅炉

安全门整定过程中，当主蒸汽压力达到16．66MPa时，钢管有效壁厚的实际工作应

力达到材料的抗拉强度而发生瞬时过载断裂，发生爆破。

又如：1995年7月5日，姚孟电厂发生1号锅炉炉外导汽管爆破造成人员灼伤死

亡事故。1995年7月5日，1号锅炉(上海锅炉厂制造UP型直流锅炉)在起动过程中切

分刚结束5min，乙侧前墙由西向东数第二屏出口联箱至一号混合器人口导汽管突

然爆破，高温蒸汽使两名正在附近测温的热工人员严重灼伤，并导致其中一名人

员死亡。其事故原因是由于每次起动切分中和切分后该管均发生短期的局部超温

，从而引起管壁发生塑性变形，经过多次超强涨粗后，管道减薄，最终导致管道

爆破。

炉外管爆破事故主要是由管道超温超压使材料机械强度下降、支吊架失效、

管系膨胀受阻、管系振动、水冲刷、管材缺陷和焊接质量不良等因素造成的。因

此，一是加强机组和锅炉运行调整，防止管道超温超压，减少易引起两相流的疏

水、空气管道的冲刷；二是要加强金属监督，定期对炉外管道、主蒸汽管道、再

热蒸汽等大口径管道、弯头、三通以及焊缝进行检查，发现问题及时更换；三是

对支吊架要定期进行检查，防止由于管系负荷分布不均，造成管系膨胀受阻和失

效；四是要改善停炉保护工作，认真控制化学清洗工作的质量。

第五节 防止锅炉四管漏泄

原文：“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。”

第六节 承压部件检查、评估与司炉培训

原文：“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》(D1612—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

。”

第四章 防止压力容器爆破事故

原文：“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》 (DL 612—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 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11991]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，应能满足其在最大

进汽工况下不超压。

4．2 氢罐。

4．2．1 制氢站应采用性能可靠的压力调整器，并加装液位差越限联锁保护

装置和氢侧氢气纯度表，在线氢中含氧量监测仪表，防止制氢设备系统爆炸。

4．2．2 对制氢系统及氢罐的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》 (DL 612—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加热器疏水管段冲刷、腐蚀

情况进行检查，防止爆破汽水喷出伤人。

4．3．2 禁止在压力容器上随意开孔和焊接其他构件。若必须在压力容器筒

壁上开孔或修理，应先核算其结构强度，并参照制造厂工艺制定技术工艺措施，

经锅炉监督工程师审定、总工程师批准后，严格按工艺措施实施。

4．3．3 停用超过2年以上的压力容器重新启用时要进行再检验，耐压试验

确认合格才能启用。

4．3．4 在订购压力容器前，应对设计单位和制造厂商的资格进行审核，其

供货产品必须附有“压力容器产品质量证明书”和制造厂所在地锅炉压力容器监

检机构签发的“监检证书”。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。”

根据国家质量技术监督局1999年颁布的《压力容器安全技术监察规程》规定

，凡是同时具备下列条件的都属于压力容器：

(1)最高工作压力大于或等于0．1MPa；

(2)容器内径大于等于0．15m，且容积大于或等于0．025m3；

(3)盛装介质为气体、液化气体或最高工作温度高

于或等于标准沸点的液体。

压力容器被电力系统广泛应用，具有温度高、压力高、容积大、介质种类多

等特点，并且使用条件恶劣，一旦爆炸其后果不堪设想。

例如：1981年清河发电厂发生7号机组(200MW)除氧器爆炸事故。1981年1月11

日，7号机组正常运行负荷200MW，在除氧器水位低的情况下，补充大量低温水，

运行人员违反规程采用2．4MPa压力的二段抽汽加热(要求负荷大于150MW采用三段

抽汽)，当停止大量补水后，未关闭汽源，造成了除氧器超压，安全门虽然动作，

但排汽量小于进汽量，压力继续升高，致使除氧器爆炸。事故造成设备和厂房严

重损坏，并造成9人死亡，5人受伤。

又如：1989年天津杨柳青电厂发生氢罐爆炸事故。1989年9月7日，在向3号发

电机充氢过程中，由于1号制氢设备氢氧侧压力调整器卡涩，导致氧气窜到氢气中

，使1号氢罐氢、氧混合气体达到爆炸极限，在值班人员倒罐开门瞬间，因氢气压

差大(0．4MPa)、流速快(初始流速可达每秒数百米)扰动铁锈摩擦发热，引爆了1

号罐内混合气体，发生氢罐爆炸。

压力容器发生爆破通常是由压力容器超压运行或压力容器存在缺陷，使压力

容器的内壁不能承受内压应力，从而发生爆破。因此，防止压力容器爆破的重点

措施如下：

1)压力容器的采购是保证设备可靠性、安全性的重要环节。采购具有相应设

计、制造资格的单位制造的压力容器，其产品必须附有制造厂的“产品质量证明

书”和当地压力容器监检机构签发的“监检证书”。

2)压力容器使用前必须办理注册登记手续，申领使用证，否则严禁使用。

1982年4月《压力容器使用登记管理规程》颁布前制造的容器，若设计资料不全、

材质不明及安全性能不良者，应进行更换。

3)压力容器应根据设计要求装设安全泄放装置(安全阀、爆破片装置)，其排

放能力必须大于或等于压力容器的安全泄放量，以保证在其最大进汽工况下不超

压。对安全阀、压力表、液位计等安全附件保护装置、监视仪表要进行定期校验

。

4)在役压力容器应按照《电力工业锅炉压力容器检验规程》 (DL 647—

1998)和《压力容器安全技术监察规程》的规定，定期进行检验。对于安全状况等

级达不到监督使用标准三级的压力容器，必须要在最近一次大修中治理升级；评

定为五级的容器应按报废处理，决不能再继续使用；停用2年及以上的压力容器，

需要重新启用时，要进行再次检验，确认合格后才能使用。

5)制定完善压力容器的运行操作规程，明确具体的压力容器操作方法、运行

中应重点检查项目和部位以及紧急情况的处理措施。压力容器的操作人员应经过

专业培训，持证上岗。

6)严格按《电站压力式除氧器安全技术规定》(能源安保11997]709号)制定除

氧器运行规程，规程中应明确除氧器两段抽汽的切换点，严禁高压蒸汽直接进入

除氧器。推广滑压运行，逐步取消二段抽汽进入除氧器。除氧器应配备不少于2只

全启闭式安全门，并有完善的自动调压和报警装置。

7)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、

氢侧氢气纯度表和在线氢中含氧量监测表。对于在氢冷系统、制氢站进行检修作

业应严格管理，禁止在制氢站中或氢冷发电机与储氢罐近旁进行明火作业或进行

能产生火花的工作。

第五章 防止锅炉尾部再次燃烧事故

原文：“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 回转式空气预热器应设有可靠的停转报警装置、完善的水冲洗系统和

必要的碱洗手段，并宜有停炉时可随时投入的碱洗系统。消防系统要与空气预热

器蒸汽吹灰系统相连接，热态需要时投入蒸汽进行隔绝空气式消防。回转式空气

预热器在空气及烟气侧应装设消防水喷淋水管，喷淋面积应覆盖整个受热面。

5．4 在锅炉设计时，油燃烧器必须配有调风器及稳燃器，保证油枪根部燃

烧所需用氧量。新安装的油枪，在投运前应进行冷态试验。

5．5 精心调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防止未完全燃烧的油和

煤粉存积在尾部受热面或烟道上。

5．6 锅炉燃用渣油或重油时应保证燃油温度和油压在规定值内，保证油枪

雾化良好、燃烧完全。锅炉点火时应严格监视油枪雾化情况，一旦发现油枪雾化

不好应立即停用，并进行清理检修。

5．7 运行规程应明确省煤器、空气预热器烟道在不同工况的烟气温度限制

值， 当烟气温度超过规定值时，应立即停炉。利用吹灰蒸汽管或专用消防蒸汽

将烟道内充满蒸汽，并及时投入消防水进行灭火。

5．8 回转式空气预热器出入口烟／风挡板，应能电动投入且挡板能全开、

关闭严密。

5．9 回转式空气预热器冲洗水泵应设再循环，每次锅炉点火前必须进行短

时间启动试验，以保证空气预热器冲洗水泵及其系统处于良好的备用状态，具备

随时投入条件。

5．10 若发现回转式空气预热器停转，立即将其隔绝，投入消防蒸汽和盘车

装置。若挡板隔绝不严或转子盘不动，应立即停炉。

5．11 锅炉负荷低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。”

锅炉尾部再次燃烧事故是指在锅炉尾部烟道内，因某种原因存积可燃物，其

经氧化升温而发生再次燃烧，造成锅炉尾部受热元部件烧损的事故。

例如：1995年10月13日和11月19日，哈尔滨第三电厂3号锅炉(2008ffh)空气

预热器连续发生两次着火事故。

第一次事故，1995年10月13日12：40，3号机组有功功率为452．8MW，副励磁

机发生故障，发电机跳闸。13日12：43，调试人员发现异常，被迫紧急停炉，手

动MFT动作，MbT联跳汽轮机主汽门，主汽门关闭，汽轮机惰走38min后大轴静止，

投入盘车装置。13日13：21，运行人员发现2号空气预热器冒烟着火，由于水冲洗

装置不完善而未能投入，起动消防水系统将火扑灭，事故造成2号空气预热器烧毁

。着火前空气预热器入口烟温257，出口烟温141．75℃，一、二次风出口温度分

别为203．75℃和226．75℃。其事故原因是由于在调试过程中，3号锅炉冷炉起动

次数较多，炉膛温度低，油不能充分燃烧，使空气预热器积有油垢；烟风道及空

气预热器挡板不严，漏人空气；在紧急停炉的过程中造成预热器温度急剧升高，

从而导致了2号空气预热器着火、烧毁事故。

第二次事故，1995年11月19日16：07，3号锅炉2号空气预热器修复后第5次点

火。19日20：50，汽轮机定速，锅炉投10只油枪运行，运行参数正常。19日21：

00，运行人员发现1号空气预热器烟温高，经CRT画面检查确认，空气预热器出口

烟温达230．25℃(设计为140~C)，人口烟温为260~C，二次风出口风温由250qg降

到59．75℃。运行人员检查发现1号空气预热器转子停转，按正常操作紧急停炉，

手动MFT联跳汽轮机主汽门。19日21：20，为查明空气预热器转子停转原因，在

17m处打开人孔门进行了检查，检查发现盘车齿轮不转，是由于减速机主轴4个螺

栓折断所致。20日00：01，运行人员检查发现1号空气预热器烟气侧人孔门冒烟，

空气预热器着火，由于空气预热器停转后水冲洗覆盖面很小，水冲洗装置不起消

防作用，在消防人员的协助下，约经7h将火扑灭。其事故原因是因为空气预热器

减速机主轴4只螺丝错用材料而被剪断，使空气预热器突然停转，导致排烟温度急

剧升高；由于锅炉起动前未按要求清洗空气预热器的内残部分油垢，使空气预热

器内存有油垢；空气预热器挡板不严、打开入孔门，漏人空气，从而导致了1号空

气预热器着火。

由此可见，防止锅炉尾部再次燃烧事故的主要措施是防止可燃物的沉积和着

火初期的正确处理。

(1)防止可燃物的沉积。

1)锅炉炉膛燃烧工况不良，使未燃尽的可燃物带人锅炉尾部烟道，可能产生

沉积。因此，运行中应按燃料的性质调整燃烧，组织好炉内燃烧工况，以防止未

完全燃烧产物的形成。特别要注意，在低负荷运行及锅炉起、停时，因炉膛温度

较低，燃烧工况不易稳定，燃料不易燃尽，加之烟气流速低，过剩氧量多，容易

出现可燃物沉积和再次燃烧。

2)在锅炉起动及低负荷运行中采用燃油或煤油混烧时，尤其应注意油的完全

燃烧，未燃烬的油进入锅炉尾部烟道时，油与未燃烬的碳极易在受热面上沉积，

从而引起再次燃烧。此时，应加强燃烧调整和锅炉尾部烟温的监视。由于油燃烧

器的雾化质量至关重要，因此对存在漏油、雾化不良的油嘴应及时予以更换。

3)应按规程规定进行吹灰，以减少可燃物沉积。

(2)着火初期的正确处理

为确保空气预热器一旦着火能立即采取措施，必须确保消防系统及设备处于

正常备用状态；空气预热器空气侧和烟气侧挡板动作可靠、关闭严密；盘车装置

正常、可靠。

第六章 防止锅炉炉膛爆炸事故

原文：“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—1991)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．亚 根据《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》(DL435—1991)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临全部灭火时，严禁投助燃油枪

。当锅炉灭火后，要立即停止燃料(含煤、油、燃气、制粉乏气风)供给，严禁用

爆燃法恢复燃烧。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．亚．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，一旦发现结焦，应及

时处理。

6．2．3 大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超

温。

6．2．4 受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉

处理。”

锅炉炉膛爆炸是指锅炉炉膛内可燃物聚集后引燃造成的炉膛压力升高超过炉

膛承压设计强度，以至发生损坏。锅炉炉膛爆炸事故后果十分严重，轻者造成设

备严重损坏，重者导致人身伤亡。

例如：1988年4月30日，青山热电厂发生8号锅炉炉膛爆炸造成6人受伤事故。

1988年4月30日10：57，8号燃油锅炉在计划小修结束并准备起动时，焦炉瓦斯经

分闸门漏人炉膛，检修人员在扩大点火孔面积时进行明火作业，引起炉膛瓦斯爆

炸，造成炉体塌落、6人受伤的特大事故。

又如：1991年12月4日，神头第一发电厂发生1号锅炉炉膛爆炸事故。1991年

12月4 13 10：40，1号锅炉起动投运，机组负荷32MW，主蒸汽流量135t／h，汽压

8．4MPa，汽温535~C。4 El 17：30，运行人员发现1号锅炉下排4台给粉机转速由

1200r／min下降到300r／min左右，主蒸汽温度由535~C下降到510℃，未能及时发

现锅炉灭火采取停炉措施，而是起动上排5号、7号给粉机，并将下排给粉机转速

调回到1200r／min左右，又将11号引风机挡板关小，将炉膛负压从满表调到零，

使炉内大量煤粉积聚，引起爆炸。造成事故另一原因是灭火保护装置未投入运行

。事故造成锅炉本体四角裂开。

又如：1993年3月10日，北仑港电厂1号600MW机组锅炉发生特大炉膛爆炸事故

。从1993年3月6日开始，1号锅炉运行情况出现异常，为降低再热器管壁温度，喷

燃器角度由水平改为下摆至下限，3月9日后锅炉运行状况逐渐恶化。3月10日事故

前1h内无大操作。10日14：07，锅炉炉膛发生爆炸。事故造成炉底灰斗呈开放性

损坏和失稳下塌，包角管和水冷壁联箱破裂，并造成了23人死亡、24人受伤，直

接经济损失778万元，机组停运132天的特大锅炉炉膛爆炸事故。事故原因是由于

炉膛设计和布置的缺陷，在燃用设计煤种类或允许变动范围的煤质时，出现了锅

炉严重结渣、再热蒸汽温度达不到设计值而过热器、再热器管壁严重超温的问题

，虽然采取了降负荷和下摆燃烧器等防止结渣措施，但结渣日趋严重；炉底灰斗

结渣，为煤裂解气和煤气的动态产生和积聚创造了条件，灰渣落人渣斗产生的水

蒸气进入冷灰斗，形成振动加速可燃气体的生成，可燃气体逐步沿灰斗上升，在

上升过程中，由于下二次风与可燃气体混合，混合温度在470~(2左右，突遇炽热

碎渣的进入或火焰的随机飘人，引起可燃气体爆炸，炉膛压力急剧升高，触发MFT

动作，爆炸使两侧墙鼓出，在爆炸和炉底底渣作用，灰斗与两侧墙连接处被撕裂

，灰斗失稳下塌，包角管和水冷壁联箱相继破裂，大量水汽泄出，炉内压力猛烈

升高，使事故扩大。

从引起锅炉炉膛爆炸的机理分析，当只有以下3个条件同时存在时才有可能发

生爆炸。

1)锅炉炉膛内有一定浓度的燃料和空气积存。

2)积存的燃料和混合物具有爆炸性。

3)具有足够的点火能源。

锅炉灭火或燃烧恶化往往是引起锅炉炉膛燃料存积，导致爆炸的主要原因。

灭火与爆炸是两种截然不同的现象，当发生灭火时，只要正确处理，一般不会发

生爆炸。如灭火后，不及时切断燃料供应和进行吹扫，使炉内燃料存积，炉内一

旦出现火源或点火，就可能发生爆炸事故。

因此，防止锅炉炉膛爆炸事故的主要措施如下。

1)为防止锅炉灭火及燃烧恶化，应加强煤质管理和燃烧调整，稳定燃烧，尤

其是在低负荷运行时更为重要。

2)为防止燃料进入停用的炉膛，应加强锅炉点火及停炉运行操作的监督。

3)保持锅炉制粉系统、烟风系统正常运行是保证锅炉燃烧稳定的重要因素。

4)锅炉一旦灭火，应立即切断全部燃料；严禁投油稳燃或采用爆燃法恢复燃

烧。

5)锅炉每次点火前，必须按规定进行通风吹扫。

6)锅炉炉膛结渣除影响锅炉受热面安全运行及经济性外，往往由于锅炉在掉

渣的动态过程中，引起炉膛负压波动或灭火检测误判等因素而导致灭火保护动作

，造成锅炉灭火。因此，除应加强燃烧调整和防止结渣外，还应保持吹灰器正常

运行尤为重要。

7)加强锅炉灭火保护装置的维护与管理。

第七章 防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故

原文： “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—1991)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

查，发现异常及时处理。

7．1．4 当发现粉仓内温度异常升高或确认粉仓内有自燃现象时，应及时投

入灭火系统，防止因自燃引起粉仓爆炸。

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，特别要注意仓顶板一大梁搁置

部位有无积粉死角。

7．1．10 粉仓、绞龙的吸潮管应完好，管内通畅无阻，运行中粉仓要保持

适当负压。

7．1．11 制粉系统煤粉爆炸事故后，要找到积粉着火点，采取针对性措施

消除积粉。必要时可改造管路。

7．2 防止煤尘爆炸。

7．2。1 消除制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。大量放粉

或清理煤粉时，应杜绝明火，防止煤尘爆炸。

7．2．2 煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应有消防设施，并备有专用的灭

火器材，消防系统水源应充足、水压符合要求。消防灭火设施应保持完好，按期

进行试验(试验时灭火剂不进入粉仓)。

7．2．3 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。”

煤粉和空气混合物，当燃料挥发份Vdaf<10％时，一般没有自燃和爆炸的危险

；当燃料挥发份Vdaf>20％时，由于属于反应能力强的煤，此时燃料挥发份析出和

着火温度均较低，容易发生自燃和爆炸事故。烟煤气粉混合物浓度只有在0．32—

4ks／m3范围内才会发生爆炸，而浓度在1．2—2kg／m3范围时爆炸危险性最大。

当气粉混合物中氧含量<15％时，一般没有爆炸危险。若采用具有自燃爆炸特性的

煤种，则在爆炸范围内的气粉混合物，如遇足够的点火能源就能引起爆炸事故。

在制粉系统中，凡是发生煤粉沉积的地方，就能成为气粉混合物自燃和爆炸

的发源地。在制粉系统中容易产生积粉处，包括系统管道、制粉设备及煤粉仓。

一旦发生煤粉沉积，煤粉就开始氧化，放出热量促使温度升高，又加快氧化、放

热、升温。经一定时间后温度就能达到自燃温度并发生自燃，就有可能出现爆炸

事故。因此，积粉、自燃是制粉系统爆炸的主要原因。

例如：1989年抚顺电厂发生煤粉仓爆炸导致2人重伤事故。1989年6月1日19：

35，23号锅炉粉仓粉位到零，在锅炉点火时，锅炉分场主任违章指挥作业，在煤

粉仓温度83t和火源没有消除的情况下，决定强行向煤粉仓送粉，并在送粉前开吸

潮管通风，促成了爆炸条件的成立，导致煤粉仓发生爆炸事故。同时，在爆炸时

防爆门未破，人孔门鼓开，煤粉火焰喷出并充满44号段输煤间，气浪将南北隔墙

冲倒、西墙移位，并将正在进行送粉操作的2人烧成重伤。

又如：1989年北京第一热电厂发生7号锅炉制粉系统爆炸引起电缆着火事故。

1989年9月8日21：10，7号锅炉制粉系统在停炉前有5个防爆门同时破裂，其中位

于球磨机出口管上的防爆门破裂后，气粉混合物直接喷向电缆支架，引起电缆着

火。由于扑救及时，并且电缆至锅炉控制室的孔洞早已被堵死，火情得到控制，

没有进一步扩大。事故原因是由于大颗粒煤粉在旋风分离器进口管水平段沉积，

产生自燃，引起风粉混合物的爆炸，使防爆门破裂泄压，而防爆门动作方向正对

电缆，从而引起电缆着火。

在正常运行中，制粉系统中的煤粉浓度在较大的范围内波动，其具备爆炸浓

度的条件几乎不可避免，因此，制粉系统防爆主要对策如下。

1)消除制粉系统及设备可能积粉的部位，注意消除气粉流动管道的死区和系

统死角。煤粉仓内壁光滑、严密，其锥角符合要求。输粉管弯头及变形部分内壁

光滑且管道任何部位其流速应高于18m／s。制粉系统停运时要注意抽粉。输粉管

道停运时应进行吹扫。中贮式制粉系统在运行中应按规程规定实施定期降粉制度

和停炉清仓工作。

2)加强原煤管理，按规程规定检查煤质，并及时通报有关部门，清除煤中自

燃物，严防外来火源。

3)保持制粉系统稳定运行，严格控制磨煤机出口温度。消除制粉系统及粉仓

漏风，保持其严密性。

4)煤粉仓和制粉系统的结构强度应能满足防爆规程规定的抗爆强度要求，以

防止事故扩大。

5)加强对防爆门的检查与管理，保持防爆门完整、严密，门上不得有异物妨

碍其动作。防爆门动作方向应避免危及人身和电缆安全。

6)保持制粉系统消防和充氮系统处于随时可投运状态。当制粉系统停用时，

要对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护，这样才可有效地防止制粉系统的爆炸。

7)经常保持制粉系统及设备周围环境的清洁，不得有积粉存在。

第八章 防止锅炉汽包满水和缺水事故

锅炉汽包满水事故一般是指锅炉水位严重高于汽包正常运行水位的上限值，

使锅炉蒸汽严重带水，使蒸汽温度急剧下降，蒸汽管道发生水冲击。锅炉汽包缺

水事故是指锅炉水位低于能够维持锅炉正常水循环的水位，蒸汽温度急剧上升，

水冷壁管得不到充分的冷却，而发生过热爆管。锅炉汽包满水和缺水事故严重威

胁机组的安全运行，轻者造成机组非计划停运，严重时可造成汽轮机和锅炉设备

的严重损坏。

例如：秦皇岛电厂发生引进型亚临界1025t／h强制循环汽包锅炉严重缺水重

大事故。1997年12月16日，高压加热器满水，高压加热器水位保护动作，自动退

出解列。高压加热器水位保护动作后，由于高压加热器人口三通阀电动头与阀芯

传动机构固定键脱落，旁路门未能联动开启(CFIT显示旁路门开启)，导致锅炉断

水；汽包水位计由于环境温度(温度补偿设计定值500(2，实际130~C)的影响造成

了测量误差，水位虚高108mm，使汽包低水位保护拒动；锅炉A循环泵在测量系统

故障的情况下，又未采取替代措施而失去了保护作用，由于采用三取三的保护逻

辑，因而在水循环破坏的情况下，B、C循环泵差压低跳泵，A泵只发差压低报警而

未能跳泵，导致MFT未动作；值班人员未能对水循环破坏、锅炉断水作出正确的判

断，并在发现主蒸汽温度以平均45℃／min速率升高的情况下，也未能按规程的规

定实施紧急停机，最终造成水冷壁大面积爆破的重大事故。

又如：新乡电厂发生2号锅炉满水造成2号机组轴系断裂事故。1990年1月25日

03：20，在2号锅炉灭火后，在恢复过程中，因给水调整门漏流量大(漏流量达

120t／h)，运行人员未能有效控制汽包水位，导致汽包水位直线上升，汽温急剧

下降，造成汽轮机水冲击。运行人员未能及时发现汽温急剧下降，使低温蒸汽较

长时间进入汽轮机。低温蒸汽进入汽轮机，造成汽缸等静止部件在温差应力作用

下变形，转轴弯曲，动静部件发生径向严重碰磨，轴系断裂。

综合典型事故分析，水位表失灵和指示不正确、锅炉水位保护拒动、给水系

统故障、违反运行规程、误判断、误操作等是造成锅炉汽包满水和缺水事故的主

要原因，因此，应从汽包水位测量系统的配置、安装和使用以及给水系统的维护

等方面出发，制定相应的反事故技术措施。

一、条文8。1

原文：“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。”

目前，国内锅炉汽包水位表由于没有配置标准，汽包配置水位表数量过多，一

般都在6套以上，如一台600MW机组锅炉，其汽包水位表多达12套，而且形式多样

，其目的在于提高锅炉水位监视的可靠性、准确性。实际上，由于各种水位表的

测量原理、安装位置、结构不同，它们之间的显示值存在较大的偏差，容易给运

行人员的汽包水位监视造成混乱，同时，锅炉汽包开孔过多，也影响汽包的强度

，不利于锅炉的安全运行。

国外的锅炉汽包通常配置1—2套就地水位表和3套差压式水位表，而锅炉汽包

水位的监视、自动控制、越限报警和跳闸保护完全依靠3套差压式水位表来实现。

目前我国部分成套引进的锅炉，也按照上述原则配置，运行10年来，也未发生过

由于锅炉汽包水位表问题引起的事故。

因此，要求新建锅炉汽包可配置具有独立测点的1—2套就地水位表和3套差压

式水位表。就地水位表可以采用玻璃板式、云母板式、牛眼式、磁性翻板式、电

极式水位表。考虑到各地的习惯，2套就地水位表中可以有一套采用电极式水位表

。

由于在役锅炉汽包水位取样孔的位置已经确定，而开口高度也不同，按新机

标准的要求进行配置，实施起来比较困难。因此，可在不改变取样孔的情况下进

行相应的配置，但锅炉汽包水位调节和水位保护的信号应采用有压力、温度补偿

的差压式水位表的信号。

二、条文8．2

原文：“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

方向倾斜。

8．2．4 新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡

容器安装尺寸，均符合要求。

8．2．5 差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器(平衡容器)

，再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。”

为了保证锅炉汽包的水位测量准确，水位表的安装应满足如下要求。

(1)水位表都应具有独立的取样孔，不得在同一取样孔上并联多个水位测量装

置，以避免相互影响，降低水位测量的可靠性。

(2)水位表安装时，均应以汽包同一端的几何中心线为基准线，必须采用水准

仪精确确定各水位表的安装位置，不应以锅炉平台等物作为参照标准。

(3)水位表汽水侧取样阀门安装时应使阀杆处于水平位置，以避免在阀门内形

成水塞。为了缓冲汽包水位快速波动对测量的影响，可以在水位表侧汽水取样管

间加装连通管。

(4)水位表的开孔位置、取样管的管径应根据锅炉汽包内部设备的结构、布置

和锅炉的运行方式，由锅炉制造厂负责确定和提供。

(5)就地水位表的安装。

1)就地水位表的零水位线应较汽包内的零水位线低，降低的值取决于汽包工

作压力。

2)安装取样管时应保证管道的倾斜度不小于100：1。对于汽侧取样管应使取

样孔侧高，对于水侧取样管应使取样孔侧低。

3)就地水位表汽水取样管、取样阀门和连通管均应保温。

(6)差压水位表的安装。

1)差压水位表的平衡容器应为单室平衡容器，即直径约lOcm的球体或球头圆

柱体(容积为300—800em3)容器前汽水取样管应有连通管。

2)安装取样管时应保证管道的倾斜度不小于100：1。对于汽侧取样管应使取

样孔侧低，对于水侧取样管应使取样孔侧高。

3)禁止在连通管中段取样作为差压水位表的汽水取样管(见图8-1)。由于其存

在着较大的测量误差，上海锅炉厂生产的引进型锅炉，若水位达到低水位跳闸值

为—381mm时，其差压已超过其差压水位表量程860mm，所以低水位保护始终无法

动作。

4)差压水位表汽水取样管、取样阀门和连通管均应保温。平衡容器及容器下

部形成参比水柱的管道不得保温。引到差压变送器的两根管道应平行敷设共同保

温，并根据需要采取防冻措施。

三、条文8．3、8．4

原文：“8．3 对于过热器出口压力为13．5MPa及以上的锅炉，其汽包水位

计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准。汽包水位信号应采用三选中值的

方式进行优选。

8．3．1 差压水位计(变送器)应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平

衡容器的温度变化造成的影响，必要时采用补偿措施。

8．3．2 汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证

汽包水位测量系统的正常运行及正确性。

8．4 汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标

定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，表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Δh，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Δh

┌───────┬────────┬────────┬────────

┐

│ 汽包压力 │ │ │

│

│ │ 16．14，17．65│ 17．66，18．39│ 18．40，19．60

│

│ (MPa) │ │ │

│

├───────┼────────┼────────┼────────

┤

│ Δh (mm) │ 一76 │ —102 │ —150

│

└───────┴────────┴────────┴────────

┘

(1)就地水位表。

目前，现行的规程要求锅炉水位的监视以就地水位表为基准，其存在的主要

问题如下。

1)就地水位表显示的水位始终低于锅炉汽包的实际水位。

就地水位表是按照连通管原理测量水位，在液体密度相同的条件下，连通管

各支管的液位处于同一高度。但是就地水位表因受外界环境的影响，就地水位表

内水的平均温度低于汽包内水的饱和温度，使就地水位表内水的密度比汽包中水

的密度高，从而造成水位表水位低于汽包的实际水位，并且随着锅炉压力的升高

，就地水位表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。对于亚临界锅炉，在额定汽压下，就地

水位表的正常水位比汽包内的正常水位要低150mm。

2)在额定汽压下，当汽包水位偏离零水位时，就地水位表显示的水位变化值

较汽包中的水位实际变化值要小。

锅炉汽包水位升高时，水位表中水的散热面增加，水位表中水的温度将进一

步降低，水位表中水的密度进一步加大，造成水位表显示的水位升高变化值小于

汽包中水位的实际变化值；当汽包水位降低时，水位表中水的散热面减少，水位

表中水的温度相对升高，水位表中水的密度相对降低，也造成水位表显示的水位

降低变化值要比汽包中水位的实际水位变化值小。当汽包压力为19MPa时，如汽包

水位变化±lOOmm，就地水位表显示值仅变化±50mm。

就地水位表的误差为非定值，在不同工况下，其误差的变化有很大的差异。

因此，就地水位表全程指示最为准确的观点必须改变。

(2)电极式水位计。

电极式水位计的基本工作原理与就地水位表完全相同，都是连通管原理，故

其存在的问题与就地水位表完全一样，即电极式水位表的零水位与汽包正常水位

之间存在偏差，且汽包水位波动后电极式水位表内水位波动不能与之对应。由于

电极式水位表和就地水位表之间的结构、形状和散热条件不同，这两种水位表同

时使用时，它们的显示值也存在明显偏差。因此，采用电极式水位表监视超高压

、亚临界锅炉的汽包水位也是不合适的。

(3)差压式水位表。

差压式水位表是利用比较水柱高度差值原理测量水位(见图8—2)。对应于汽

包液面水柱的压强与作为参比水柱的压强进行比较，根据其压差转换为汽包的水

位。当汽压和环境温度不变时，差压只是水位的函数。其存在的误差如下。

1)当汽包压力升高时，同样的汽包水位变化值所对应的压差变化减小，但是

这一误差仅源于压力的变化，可在测量回路中引入压力修正予以消除。

2)参比水柱的温度，受环境温度波动产生误差，其可以通过引入温度补偿予

以修正。

目前，电厂广泛应用DCS系统实施机组的监控，而且其锅炉水位监视信号也均

来自于差压水位表，故很容易将压力修正和温度补偿引入差压式水位表的测量回

路，以准确监视锅炉汽包水位。

因此，对于过热器出口压力为13．5MPa及以上的锅炉，其汽包水位的监视应

以差压式(带压力修正回路)水位表为准。由于锅炉水位保护起动前应进行实际传

动试验，所以在锅炉起动时差压式水位表已建立起参比水柱，差压式水位表可以

满足各种工况下汽包水位监视的需要。

四、条文8．5-8．7

原文：“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，应立即汇报，并查明原因予以消除。当不能保证两种类型水位计正常

运行时，必须停炉处理。

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。机组起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、危险因素预告等注意事项，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。”

同类型水位计之间经过修正后偏差仍大于30mm时，应立即汇报并查找原因予

以消除。

要求一套水位计退出运行时，一般应在8h内恢复，若不能完成，应制定措施

，经批准可延长工期，但最多不能超过24h；当不能保证两种类型水位计正常运行

时，必须停炉。

八、条文8．8

原文：“8．8 锅炉高、低水位保护。

8．8．1 锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式

。当有一点因某种原因须退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办

理审批手续，限期(不宜超过8h)恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自

动转为一取一的逻辑判断方式，应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起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起动的必备条件之一，水位保护不完整严

禁起动。”

目前，锅炉汽包水位保护存在的主要问题如下。

1)锅炉汽包无水位保护运行问题仍比较突出，原因可能是多方面的，但主要

是重视不够。

2)锅炉汽包低水位保护无根据的设置延时，如有的机组为适应Run—Back工况

的需要，竟将低水位保护延时设为60s，给机组安全运行留下了严重的隐患。

3)锅炉汽包水位保护的信号来源比较乱，有的来自电极式水位表，有的来自

差压式水位表，有的来自电极式水位表和差压式水位表等的逻辑比较的结果。

因此，为了保证锅炉的安全运行，在此明确规定锅炉无水位保护严禁投入启

动、运行。锅炉汽包高、低水位保护的设置、整定值和延时值随炉型和汽包内部

设备不同而异，具体规定应由锅炉制造厂负责确定，各单位不得自行确定。尤其

是低水位保护的延时值应按锅炉断水而出力为额定的蒸发量、锅炉汽包水位在低

保护跳闸值工况进行核算。

九、条文8．9—8．14

原文：“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。”

第九章 防止汽轮机超速和轴系断裂事故

原文：“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。”

第一节 防止超速

原文：“9．1 防止超速。”

机组的最高转速在汽轮机调节系统动态特性允许范围内称正常转速飞升，超

过危急保安器动作转速至3600r／min称事故超速，大于3600r／min称严重超速。

严重超速可以导致汽轮发电机组严重损坏，甚至毁坏报废，是汽轮发电机组设备

破坏性最大的事故。另外，由于轴承失稳和轴系临界转速偏低等原因所造成的事

故超速，也往往会产生毁灭性的后果。

根据我国12台?次毁机事故的统计表明，约70％为严重超速，约30％为事故

超速；其中3台为200MW机组，其余为50MW及以下的机组，抽汽机组约占30％；平

均事故率约为1．5年1台?次，近年来曾有1年2台?次的记录。因此，超速引发轴

系断裂事故在我国较为突出。

因此，为了杜绝事故的重现，消除事故的隐患，防止事故的萌生和发展，要

求严格执行运行、检修操作规程，严防部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动，加强运

行、检修管理，提高人员素质。提高运行人员对事故的判断、果断处理和应变能

力，是防止机组严重超速和轴系断裂事故的根本措施。

一、条文9．1．1

原文：“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。”

机组甩负荷后不使危急保安器动作并在额定转速下稳定运行+是汽轮机调节系

统动态特性的重要指标。调节系统具有良好的动态品质是保障机组不发生超速事

故的先决条件。因此，要求机组的控制系统必须保证在机组甩负荷时将转速控制

在危急保安器动作转速之下，并能维持转速稳定。

二、条文9．1．2、9．1．3

原文： “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。”

超速保护和转速表是保障汽轮机安全运行必须的、重要的系统保护和监视表

计，在《汽轮机运行规程》中均已有明确的规定：在危急保安器动作不正常、汽

轮机主要保护不能正常投入、主要仪表(如转速表、轴向位移表)不能正常投入的

情况下，禁止机组起动。而在实际工作中，往往由于不能严格执行规程、规定而

产生了严重的后果。

例如：1984年分宜电厂发生50MW机组超速事故。事故前在危急保安器拒动缺

陷尚未消除、调速汽门严重漏汽的情况下，还是强行起动机组，使机组在发电机

甩负荷的过程中严重超速，造成了毁机事故。

又如：1999年阜新电厂发生200MW机组轴系断裂事故。运行人员在主油泵轴与

汽轮机主轴间齿型联轴器失效、机组转速失去控制，并在无任何转速监视手段的

情况下再次起动，从而引发了轴系断裂事故。

因此，为了杜绝类似事故的继续发生，强调机组在无可靠的超速保护、转速

无任何监视手段的情况下，严禁机组起动和运行。

三、条文9．1．4、9．1．5

原文：“9．亚．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。”

透平油和抗燃油中含有杂质或清洁度不合格是造成汽门卡涩的最主要原因，

因此，运行规程明确规定：在透平油和抗燃油油质不合格时，严禁机组起动。对

于新建或大修后的机组，在油质检查合格前，不许向调节系统部套和轴承内通油

，特别是对于调节油和润滑油为同一油源的机组，应提高透平油油质颗粒度的合

格标准，在检验合格后才能向调节部套和轴承内通油。对正在运行的机组，要定

期化验油质，建立油质监督档案，防止调节系统和保安系统部件锈蚀和卡涩。油

净化装置、滤油装置应保持运行状态，连续或定期对油质进行处理。在机组大修

或调节系统检修后，机械(液压)调速系统的机组一定要进行静止、静态试验，电

液调节系统的机组要进行仿真试验，以确保调节系统、保安系统工作正常，调节

部套、汽门无任何卡涩现象。

例如：新疆丰收电厂发生6MW机组严重超速损坏事故。1992年11月19日，丰收

电厂1号机组在准备并网时，发生严重超速事故。其事故原因是由于油中含有杂质

，造成调速汽门卡涩，危急保安器未能在规定的转速下动作，从而引起了机组严

重超速事故。

目前，由于油质不合格造成汽门卡涩的现象还时有发生，如不及时治理，将

会造成严重后果。因此，要加强油质监督和管理工作，确保油质合格。

四、条文9．1．6

原文：“9．重．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。”

由于机组运行时经常会出现一些紧急情况，因此必须采取紧急措施进行停机

。为了防止汽轮机转速过度飞升，要求正常停机时先打闸，并确认功率为零后方

可解列。带负荷解列相当于机组甩负荷，必定会出现转速飞升，而且在调节系统

异常情况下，很容易引起超速事故。因此，严禁机组带负荷解列。

例如：1993年11月，甘肃八O三电厂25MW机组发生严重超速损坏事故。其事故

原因是由于当机组有功摆动时，又减不下来负荷，所以只好带负荷解列，从而引

起汽轮机转速飞升；又由于调速汽门拒动，自动主汽门卡涩，使大量蒸汽继续进

入汽轮机，转速骤升到4300r／min，结果造成了机组严重超速事故。

五、条文9．1．7

原文： “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。”

汽轮机旁路系统一般在机组起动过程中用于提升锅炉汽压、汽温，在正常停

机过程中用于回收工质，在机组甩负荷过程中用于防止锅炉超压，但是决不可忽

视在事故工况下汽轮机旁路系统对保障机组安全的作用。

例如：珠江电厂发生引进型300MW机组超速事故。1993年9月24日，珠江电厂2

号汽轮发电机组在甩负荷的过程中，联动开启高压旁路，低压旁路未投联锁而未

能联动开启，而中压主汽门和调节汽门卡涩，未能关闭，使机组在17s后转速达

4207r／min，最后，在手动开启低压旁路后，转速才得以控制。

又如：阜新电厂发生200MW机组轴系断裂事故。1999年8月19日，在机组甩负

荷后的热态起动恢复的过程中，由于旁路系统未能开启，而中压汽门又滞后于高

压汽门开启，使再热蒸汽压力高达2．8MPa，结果导致了在中压汽门开启后产生了

压力波冲击，低压隔板损坏，最终造成了轴系断裂的重大事故。

因此，在机组起、停过程中和事故工况下，应严格按照规程要求开启旁路系

统，尤其是低压旁路必须开启。在机组热态起动时，再热蒸汽压力不得大于制造

厂的规定值。在机组运行中，旁路系统应处于热备用状态，并投入联锁保护，以

确保事故状态下能正确动作。

六、条文9．1．8

原文：“9．1．8 在任何情况下绝不可强行挂闸。”机组在保护动作跳闸后

，应立即查明跳闸原因，禁止在跳闸原因不清的情况下，人为解除保护而强行起

动，否则将可能导致重大设备事故或使事故扩大。

例如：通辽发电厂发生1号汽轮机严重损坏事故。1987年9月，通辽发电厂1号

200MW机组在运行时出现轴向位移突然增大，保护动作使机组跳闸。在未查明原因

的情况下，人为地解除了轴向位移保护，又两次强行起动，结果导致设备严重损

坏和事故扩大。

七、条文9．1．9

原文：“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。”

机械液压型调节系统的机组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，其目的是在汽轮机机械(或液压)调

速器故障、主油泵齿形联轴器对轮损坏、转速开环失控的情况下，提供对转速监

视和故障判断的手段。此项措施是在秦岭电厂轴系断裂事故后提出的，通过对

1999年阜新电厂200MW机组轴系断裂事故发展过程的分析表明，该项措施是有效的

。目前已有部分125MW和200MW机组实施了此项措施。

对汽轮机电液调节系统，应有在转速测量系统故障情况下的判断和限制功能

。转速测量系统必须采用冗余配置，应具有当第1次采样与第2次采样的转速差大

于设定的转速差值(一般为500ffmin)时，即可判断出为转速测量系统故障，并立

即作出停机处理功能。

八、条文9．1．10

原文： “9．1．矍0 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。”

在统计的12台事故机组中有4台为抽汽机组，其中有2台是由于可调整供热抽

汽逆止门故障，使热网蒸汽倒流，而引起机组严重超速，造成了轴系断裂事故。

例如：1991年上海高桥电厂一台50MW机组在正常停机的过程中，未预先关闭

工业抽汽热网电动隔离门，逆止门联锁保护也未投入，而机组打闸后逆止门又未

能关闭，致使热网蒸汽倒流进入汽轮机，引起机组严重超速，造成了轴系断裂事

故。

又如：1999年新疆地方电厂发生一台50MW机组超速事故。其事故原因是由于

在机组甩负荷的过程中，抽汽逆止门故障而未能关闭，致使热网蒸汽倒流，从而

造成了机组严重超速损坏。

因此，可调整供热抽汽逆止门应严密、动作可靠，联锁保护必须投入。一般

电动截止门的关闭速度较慢，在异常事故工况下为确保机组的安全，有必要设置

能快速关闭的抽汽截止门，以防止在抽汽逆止门失效的情况下，热网蒸汽倒流引

起机组超速事故。关于快速关闭截止门的动作过程时间(包括动作延迟时间和关闭

时间)，应根据抽汽参数和有害容积进行实际计算来确定。另外，对于新建抽汽供

热机组或凝汽机组改造为供热机组，其热网加热器的布置应尽可能靠近汽轮机本

体。

另外，给水泵出口逆止门故障引起的事故次数虽然不多，但也曾有发生，应

引起注意。

例如：1996年潍坊电厂一台300MW机组，在锅炉灭火停机的过程中，汽动给水

泵正常停泵，但因给水泵出口逆止门未能关闭，高压炉水倒灌，使给水泵汽轮机

反转，转速高达8748ffmin，造成了泵组严重超速并损坏的事故。

因此，对给水泵汽轮机出口逆止门的严密性和可靠性也应给予重视，以防后

患。

原文： “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。”

机组在运行中突然甩负荷是引起汽轮机组超速的一个主要原因，机组甩负荷

后能否将转速控制在危急保安器动作转速之下，是考核汽轮机调节系统动态品质

的重要指标。近年来，随着大容量机组投产数量的增加，甩负荷试验对保证机组

安全运行的作用越来越重要。因此，要求新投产机组或汽轮机调节系统经过重大

改造的机组必须进行甩负荷试验，并积极创造条件对已投产但未进行甩负荷试验

的机组进行甩负荷试验。为了确保机组在运行中或甩负荷试验时不发生危险，要

求机组必须进行危急保安器试验、汽门严密性试验、超速试验、汽门关闭时间试

验、抽汽逆止门关闭时间试验和仿真试验。要严格按规程要求定期进行危急保安

器试验，要求在满足试验条件的情况下，蒸汽参数要尽量选低值。运

行人员及热工人员要认真执行有关调节系统、保安系统和热工保护试验的规定，

以避免重大超速事故的发生。

十、条文9．1．15

原文： “9．亚．亚5 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

。”

汽轮机电液调节系统已被广泛应用于新建大型机组和老机组现代化改造，虽

未出现过由于其自身故障而造成的重大事故案例，但也存在有不安全的因素。为

了防患于未然，根据汽轮机电液调节系统的现状，提出了原则性的预防措施。汽

轮机电液调节系统应根据机组的具体情况，设有完善的机组起动逻辑和严格的起

动限制条件。尤其是将调节系统改造为电液并存的机组更为重要，如有的电液并

存调节系统仅以一只高压主汽门开启、主油压大于1．6MPa，作为允许机组起动的

条件，但当在其他任一只油动机卡涩等故障情况下，机组仍然能够起动，使机组

存在严重的事故隐患，这已有了事故教训。因此，要根据机组的具体情况，完善

已有的起动限制控制逻辑，特别要注意对转速测量和控制系统故障的判断和处理

功能，以防止超速事故的发生。

十一、条文9．1．16

原文： “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。

”

汽轮机电液调节系统涉及汽机、热控、化学等专业，在电厂的管理模式基本

是控制部分由热控专业管理、液压部分由汽轮机专业管理，汽轮机专业人员对控

制系统总体设计介入较少，但是由于控制系统整体方案、功能必须与汽轮机主体

结构相适应，因此，作为被控对象的主人，汽轮机专业人员应对系统改造方案的

确定、功能设计、工程实施、试验和运行的全过程进行深入了解，并要求在电液

调节系统的改造中，以汽轮机专业为主进行综合实施、全面管理，以确保系统实

用、安全、可靠。

在汽轮机电液调节系统中，控制、保护已融于一体，在基建施工或大修过程

中要认真检查接线。尤其是对实施改造的机组，要熟知保护控制逻辑及与原系统

的接口，严防脱节致使保护拒动或误动。

例如：珠江电厂一台引进型300MW机组，由于左、右两只中压调节汽门控制信

号接反，在进行中压主汽门活动试验时，致使左侧中压主汽门和右侧调节汽门同

时关闭，截断了中压缸进汽，从而导致了推力瓦烧损事故的发生。

十二、条文9．1．17

原文： “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。”

国产300MW及以上的大型机组，均采用纯电液型调节系统，其中电液伺服阀是

电液调节系统的重要部件，其工作状态直接关系到机组的安全、稳定运行。近年

来，电液伺服阀的故障在日渐增加，出现了性能降低、失效、卡涩等故障。因此

，应加强控制油油质颗粒度的定期监测以及电液伺服阀的运行监视、维护管理，

以消除隐患和避免重大事故的发生。新购电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的

性能必须符合要求，并按

制造厂的要求进行妥善保管，否则不得投入运行。在大修中，要进行清洗、检测

等维护工作，发现问题应及时处理或更换。

十三、条文9．1．18

原文： “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。”

主油泵轴与汽轮机主轴间的齿型联轴器在运行中由于润滑不良或安装工艺等

问题，造成齿型联轴器磨损时有发生，如果检查处理的不及时，极易发生重大事

故。由于主油泵与汽轮机主轴间联轴器失效而造成转速失控的事故，在50、125、

200、300MW机组上发生过数次，有的由于判断准确、处理及时，避免了事故的扩

大，有的已造成了严重后果。

例如：1999年9月，阜新电厂发生的200MW机组轴系断裂事故的主要起因是齿

型联轴器失效。齿型联轴器的失效主要是因为内、外齿材料不匹配，左、右内齿

和左外齿材料为38CrMoAl，右外齿错用材料为32Cr3MoV，而结构设计又造成了其

润滑不良，加速了齿型联轴器的低寿命失效。此外，齿型联轴器装配的实际尺寸

与图纸有偏差，也使内外齿更易磨损。

因此，对主油泵与汽轮机主轴间的齿型联轴器的检查应作为大、小修中的重

点项目进行，以防止因为齿型联轴器的失效而发生重大事故。

十四、条文9．1．19

原文：“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。”

近年来，随着科学技术的飞速发展，电力系统新技术、新成果的出现，老机

组的调节、控制系统越来越落后，调节、控制系统的改造也就成为必然，但是对

调节系统的重大改造一定要谨慎，为了避免重大事故的发生，必须在确保系统安

全、可靠的条件下，经过全面、充分的论证和必要的试验后，经过有关权威技术

部门认可后方可进行。由于调节系统改造而造成的机组超速事故也曾有发生。

例如：1988年2月秦岭电厂发生5号机组因超速而导致轴系断裂事故。事故中

机组超速的原因是：D05型调速系统改造为D09型后，调速器滑阀的泄油口改变，

其面积有所减少，而超速试验滑阀油口维持原尺寸，进油口面积为泄油口的2．1

倍，使调速系统易于进入开环失控区域。这一设计变更，在此次事故之前，制造

厂未通知运行单位。此次事故后，现场实际测量油口时，才发现这一重大变动。

由此可见，不仅对调节系统的重大改造要慎重，而且制造厂与运行单位的技

术信息交流也是非常重要的。

十五、条文9．1．20

原文： “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。”

运行规程、检修规程是确保电力工业安全生产非常重要的两大法规。违反运

行规程、检修规程，不仅会造成重大的设备事故，而且也会造成重大的人身伤害

事故，所以在生产实际中必须严格遵守。防止调节系统的部套卡涩、汽门漏汽和

保护拒动，关键在于日常运行维护和检修的质量必须过关，否则可能会造成机组

超速重大事故的发生。

例如：1987年7月，佳木斯发电厂发生12号机组超速事故。其事故主要原因就

是由于大修中没有严格遵守检修规程，检修质量不过关，导致在由于发电机保护

动作引起机组甩负荷时，主汽门未自动关闭，调速汽门不严，从而导致超速事故

的发生。

因此，严格执行各种电力运行、检修规程的规定，是防止发生重大生产事故

最有效的措施

第二节 防止轴系断裂

一、条文9．2．1

原文：“9．2．1 机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测

保护装置的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达

到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。”

振动是反映机组运行状况的重要指标，许多重大设备事故的先兆都会在振动

上表现出来，因此，明确要求振动超限跳机保护必须投入运行，充分发挥该保护

的作用，以确保机组的安全、稳定运行。

例如：1988年2月，秦岭电厂5号200MW机组在做超速试验时，由于发生了超速

而导致了轴系断裂事故。其中一个主要原因就是由于在结构设计上存在着某些轴

承易于油膜失稳和轴系稳定性裕度不足的问题，因而在出现不大范围的超速时，

轴系发生了由油膜振荡引起的“突发性”复合大振动，从而造成了轴系的严重破

坏事故。

二、条文9．2．2—9．2．4

原文：“9．2．2 运行lOOkh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。”

应按规定期限对转子进行检查，并根据转子的实际情况制定具体的检查计划

。目前，对转子表面、轴颈和中心孔伤的检查工作重视不够，也很少执行。通过

对广东、河南地方电厂两台50MW机组和阜新电厂200MW机组轴系断裂事故的分析，

发现事故前均未进行过转子表面、中心孔探伤和材质检查，其中两台机组的转子

存在着严重的材质缺陷，一台机组的转子存在着严重的表面缺陷，虽不是其事故

的直接原因，但已构成了事故的隐患。

因

Chapter_3

此，为了及早发现转子的缺陷，并及时采取相应措施，要求新机组投产前

、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检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度检查。

承担起停调峰的机组，应加强运行管理，注意起动、运行参数的控制，避免

对转子寿命产生不良影响，并适当缩短对转子的检查周期。不合格的转子绝不能

投入使用，已投运的不合格转子建议进行更换。对于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，并制定出运行安全措施，一般可采取下列

措施：

1)在机组起、停过程中适当降低汽轮机金属温度变化率，以减少热应力。

2)对于蠕变损伤部件，在更换之前可适当降低运行蒸汽参数。

3)机组冷态起动前，注意预暖措施，使汽缸、转子均匀地加热到一定温度。

4)严格按超速试验规程的要求，在带25％负荷运行3—4h后方可进行超速试验

。

5)监视轴和轴承座的振动，特别要注意与轴温度场有明显关系的强烈振动。

6)防止机组严重超速，采用机、炉、电大联锁运行方式。

7)一般不作为两班制调峰机组使用，并尽可能减少机组的起、停次数。

三、条文9．2．5

原文：“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。”

机组在下列情况下应做危急保安器动作试验：新安装机组、机组大修后、危

急保安器解体或调整后、机组做甩负荷试验前和停机一个月以上再次起动时。在

进行危急保安器动作试验时，应满足制造厂对转子温度的规定。对于冷态起动的

机组，一般要求其带25％负荷运行3—4h后方可进行试验。

四、条文9．2．6

原文：“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。”

对于机组在运行中可能产生松脱的零件，如平衡块的固定螺丝、风扇叶的固

定螺丝、定子铁芯的支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝、各联轴器螺丝等，在新机

组安装和大修时必须认真检查，确保其有安全的防松措施，以防止这些零部件在

运行中脱落，而造成设备损坏事故。

例如：1987年9月通辽发电厂发生1号机组严重损坏事故。其事故原因是由于

13级叶片铆钉头成组变形松脱，在运行时13级动叶片的一组复环甩出而造成的；

又由于运行人员违章强行起动，扩大了事故的损失。

又如：1990年7月下花园发电厂发生3号200MW汽轮机断叶片事故。其事故主要

原因是第6级动叶复环其中一段的铆钉头松脱，在大修中未发现异常。经过大修后

的数次起动，振动又促使原来的复环缺陷有所发展，以致复环脱落，从而造成了

汽轮机叶片断裂事故。

五、条文9．2．7

原文：“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。”

对于新投产的机组，安装时要认真检查各级隔板的主焊缝，并且逐级做好标

记，以防止装反。在大修中拆装隔板时，也要做好标记，?严禁不做标记无序摆

放。在大修时，应检查隔板的变形情况，变形超过要求时，要对隔板进行修复和

补强。

例如：1990年4月，宁夏大武口发电厂汽轮机在大修时曾发生隔板装反，结果

造成设备严重损坏事故。

又如：1980年12月，马头发电厂3号IOOMW汽轮机在大修时也曾发生隔板装反

事故。

六、条文9．2．8

原文：“9．2．8 防止发电机非同期并网。”

发电机非同期并网，使转子的扭矩剧增，对机组尤其是对转子产生的损害非

常大，轻则损害转子的寿命，重则将导致机组轴系的严重毁坏事故。

例如：一台50MW机组由于发电机非同期并网，结果导致发电机与汽轮机间对

轮螺栓全部剪断事故。

因此，必须采取有效措施，严防发电机非同期并网。

第三节 建立40完善技术档案

原文“9．3．亚 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．矍 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。

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。”

建立、健全机组和转子完整的技术档案，对于机组运行管理、生产试验、技

术改造、缺陷处理以及事故原因分析等都具有非常重要的作用。同时，对于防止

机组发生重大设备损坏事故，也具有极其重要的指导意义。

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第十章 防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故

原文：“为了防止汽轮机转子弯曲和轴瓦烧损事故的发生，应认真《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。”

第一节 防止汽轮机转子弯曲

第一节 防止汽轮机转子弯曲

一、条文10．1．1、10．1．1．1～10．1．1．10

原文：“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(双振值)，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，经上级主管部门批准后再执行。”

所有现场工作人员都应该熟悉掌握机组的重要设计、制造和运行的数据资料

，尤其是运行人员，更应该熟悉机组运行规程。通过对一些技术数据，就能了解

机组的运行状态；通过定时记录重要数据的变化，就能发现机组存在的问题和即

将发生的事故，以便于及时处理和防止重大事故的发生。

二、条文10．1．2、10．1．2．1、10．1．2．2

原文：“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

。”

根据多起汽轮机转子弯曲事故的发生情况来看，多数重大事故的先兆都能通

过机组的一些重要仪表来显示出来的。例如：轴向位移突然增大、振动突然增大

、晃动突然增大、胀差值突然变化、油压突然降低、上下缸温差增大、主蒸汽温

度突然降低等。因此，机组的重要表计和保护必须投入运行，以防止重大事故的

发生。

对于转子晃动的监视，要高度重视转子晃动值的相位测量。由于转子晃动值

是一个向量，只有对其的绝对值和相位同时进行比较，才能真正地评定其是否发

生变化。目前，大多数电厂运行人员对起动前转子晃动值的相位不重视、不了解

，在转子上不做标识，仅凭转子晃动的绝对值作为起动前的判据是错误的，并容

易造成误判断而酿成事故的发生。因此，在转子晃动测量时，除了测量出转子晃

动的绝对值外，还应测量其相位。机组起动前应将转子晃动的绝对值和相位变化

作为机组能否起动的判据。

三、条文10．1．2．3、10．1．2．4

原文：“10．1．2．3 高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下

缸温差不超过35℃。

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℃。”

运行中机组的汽缸上、下缸温度测点必须齐全、准确，汽缸上、下缸温差必

须在规定要求的范围内，以防止过大的缸体热变形。为了防止进入汽轮机中的主

蒸汽带水，要求主蒸汽过热度最低不能低于50℃，其温度必须高于汽缸最高金属

温度50℃，但不能超过额定蒸汽温度。

例如：1995年6月，沈海热电厂发生2号200MW机组高压转子弯曲事故。其事故

原因如下：

(1)高压内缸上、下壁温度测点损坏，起动中无法监视高压内缸上、下壁温度

变化。

(2)冲转前，机侧主蒸汽温度只有200／220℃，暖管时间短，而在主蒸汽压力

1．6MPa下对应的饱和温度为204℃，过热度只有16℃，导致汽轮机进水，高压内

缸上、下缸温差增大，从而造成了高压转子弯曲事故。

四、条文10．1．3、10．1．3．1、10．1．3．2

原文：“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，连续盘车不少于4h才能再

次起动，严禁盲目起动。”

在机组正常起动、停机和事故工况下，正确投入盘车，是避免转子发生永久

性弯曲事故的重要措施之一。为了避免出现转子发生永久性弯曲，要求在机组起

动前至少连续盘车2—4h，热态起动时至少连续盘车4h。如果盘车过程中发生盘车

跳闸或由于其他原因引起的盘车中断，都应重新计时。振动是转子发生弯曲最明

显的标志，如果机组在起动过程中因为振动异常而必须回到盘车状态时，则应认

真检查、分析引起振动的因素，在没有明确结论时，严禁盲目起动。如果具备了

起动条件，则还应连续盘车4h后方可起动。

例如：1995年3月，通辽发电总厂发生4号200MW汽轮机高压转子弯曲事故。其

事故原因是由于机组在停机处理缺陷后，再次起动升速时2号轴承发生振动，在没

有查明事故原因的情况下，93min内连续起动4次，使高压转子与前汽封发生摩擦

，从而导致了转子弯曲事故的发生。

五、条文10．1．3．3～10．1．3．5

原文： “10．1．3．3 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。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，当确认转子弯曲度正

常后再手动盘车180°。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。

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180℃，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。”

近年来，转子弯曲事故仍不断出现，由于未能正确投入盘车和采取必要的措

施，导致了多起转子发生永久弯曲事故。重点强调并重申，当盘车盘不动时，决

不能采用吊车强行盘车，以免造成通流部分进一步损坏。同时可采取以下闷缸措

施，以清除转子热弯曲。

1)尽快恢复润滑油系统向轴瓦供油。

2)迅速破坏真空，停止快冷。

3)隔离汽轮机本体的内、外冷源，消除缸内冷源。

4)关闭进人汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门，进行闷

缸。

5)严密监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子晃动随时间的变化情况。

6)当汽缸上、下温差小于50℃时，可手动试盘车，若转子能盘动，可盘转180

°进行自重法校直转子，温度越高越好。

7)转子多次180°盘转，当转子晃动值及方向回到原始状态时，可投连续盘车

。

8)开启顶轴油泵。

9)在不盘车时，不允许向轴封送汽。

目前，通过采取闷缸措施，已成功避免了多起转子发生永久弯曲。

例如：1995年青岛电厂一台300MW机组，发生油系统断油，机组被迫紧急停机

。停机后大部分轴承钨金熔化，电动连续盘车盘不动，用吊车强行盘车也盘不动

，之后采取闷缸措施，从而避免了转子发生永久弯。

又如：1996年山东胜利发电厂一台200MW机组，汽轮机进水、振动超标，紧急

停机后盘车投不上，随后果断采用闷缸措施，机组再次起动后，一切正常，证明

转子未产生永久弯曲。

又如：1997年十里泉电厂一台300MW机组在试运期间，因两台小汽轮机故障而

跳闸。再起动时，因高压旁路减温水逆止门不严，使汽轮机进水，振动超标，被

迫打闸停机。停机后，电动盘车投不上，采用吊车强行盘车，钢丝绳被拉断，此

时高、中压缸内缸上、下温差已大于180℃。之后采用闷缸措施，机组再次起动后

，一切正常，也证明转子未产生永久弯曲。

六、条文10．1．3．6

原文：“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。”

机组热态起动时，选择正确的轴封供汽和抽真空方式，是防止汽轮机转子弯

曲的重要措施。为了防止抽真空时抽人冷空气，要求抽真空前必须投入盘车和先

向轴封供汽。在向轴封供汽时，要根据不同的汽缸金属温度选择不同的轴封汽源

，以降低该处热应力。停机后，为了防止冷空气漏人汽缸内，要求必须先破坏真

空，并确定真空已经到零后，方可停止轴封供汽。

例如：1994年2月，丰镇发电厂发生2号汽轮机高压转子弯曲事故。事故发生

在机组停运后，当时高压缸金属温度406℃，由于轴封供汽门不严，锅炉的低温蒸

汽经轴封供汽门漏人汽缸，转子局部受到急剧冷却，使高压转子发生永久性弯曲

事故。

七、条文10．1．3．7、10．1．3．8

原文： “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。”

防止汽轮机进水、进冷汽是防止汽轮机转子弯曲的重要措施之一。因此，在

机组起动、运行中和停机后，应严密监视高低压加热器、凝汽器、除氧器、各疏

水联箱的水位。在机组起动前，主、再热蒸汽管道必须充分暖管、疏水，并确保

疏水畅通。否则，一旦汽轮机进水或进冷汽，转子将局部受到急剧冷却，并将导

致转子永久性弯曲事故的发生。

例如：1993年11月，洛河电厂发生2号机组转子弯曲事故。事故是由于在机组

起动过程中，由高压缸旁路系统向高压缸进水，高压缸上、下缸温差达200℃，导

致了高压转子发生永久性弯曲事故。

又如：1990年10月朝阳发电厂发生200MW汽轮机中压转子弯曲事故。其事故原

因是由于机组在运行中4号低压加热器满水进人中压缸，中压缸上、下缸温差达

264℃，造成了中压转子发生永久性弯曲事故。

又如：1994年2月，北京第一热电厂发生4号机组转子弯曲事故。其事故原因

是在4号机组停机盘车时，由于凝汽器远方电子水位计失灵，使凝汽器满水进入汽

缸，上、下缸温差大于200℃，导致了汽轮机转子发生永久性弯曲事故。

八、条文10．1．3．9、10．1．3．10

原文： “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。”

机组在起动过程中和低负荷运行时，由于再热蒸汽流量很小，如果投入减温

水会引起再热蒸汽带水。锅炉熄火或机组甩负荷时应及时切断减温水，也是为了

防止汽缸进水、进冷汽。汽轮机在热态下，如果要进行锅炉打水压试验，必须保

证主蒸汽、再热蒸汽系统的截止门行锅炉打水压试验。

例如：1983年6月，清河发电厂发生7号汽轮机转子弯曲事故。其事故原因是

由于在停炉操作尚未全部结束，而锅炉正在补水过程中，运行人员工作不负责任

，将锅炉补水变成了满水打压，使低温蒸汽进入汽缸，在上、下缸温差增大，汽

缸、隔板套变形，动静部分间隙变小的情况下，仍按照正常工况起动，结果造成

了高压转子发生永久性弯曲事故。而且在起动过程中，机组发生剧烈振动后，运

行人员在没有查明原因的情况下，又两次强行起动，加重了设备的损坏程度。

九、条文10．1．4、10．1．4．1～10．1．4．3

原文： “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0．260mm，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±0．015 mm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。”

重申并规定了机组在起动和运行中轴承和轴振动的要求值和极限值，强调了

在机组起动或运行中振动超标的打闸停机条件，特别强调要高度重视振动相对变

化值，轴承振动变化±0．015mm或相对轴振动变化±0．05mm，就应查明原因并设

法消除；当轴承振动突然增加0．05mm时，就应立即打闸停机。

例如：贵溪电厂发生4号125MW机组转子弯曲事故。其事故原因是由于转子存

在较大的原始动不平衡量，使转子产生较大的不平衡振动，而暖机转速又过于接

近高、中压转子的临界转速，使转子产生共振，同时动静间隙又过小，使转子发

生动静部分碰磨，最终导致了汽轮机转子发生永久性弯曲事故。

十、条文10．1．4．4、0．1．4．5

原文：“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lOmin内突然下降50℃

。”

在机组运行中，要经常注意监视缸温和主汽温度的变化，特别要注意的是上

、下缸温差增大和主蒸汽温度的急剧下降，如果发现上、下缸温差增大或主蒸汽

温度下降的趋势，应及时调整。主蒸汽温度下降太快是过水的征兆，不但增加热

应力，而且也可能引起剧烈的热变形，将导致动、静部分摩擦与转子永久性弯曲

。

例如：1986年1月，富拉尔基第二发电厂发生1号200MW汽轮机转子弯曲事故。

其事故原因是由于在机组滑停时，主蒸汽温度降得太快，使转子受到急剧冷却，

动静发生摩擦，而造成了转子发生永久性弯曲事故。

因此，要求在机组滑停时，要严格控制降温速度，保证各参数在规定范围内

。在停机过程中，如发现有异常情况，应立即打闸停机。

十一、条文10．1．5

原文： “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℃。”

汽缸两侧及上下保温应完整，应使用保温性能良好的保温材料，保温层的厚

度应达到设计规程要求。经常检查汽缸的保温情况，发现保温层有脱空、脱落现

象时，要及时处理。汽缸保温的施工工艺和材料，必须保证在停机后的上、下缸

最大温差不超过50℃。

由于石棉材料是制癌物，因此要求禁止使用。已有的石棉保温，也应结合检

修进行更换为硅酸铝纤维毡等保温材料。

十二、条文10．1．6～10．1．9

原文： “　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76mm。

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 高压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动

开启。”

疏水系统的设计必须合理，疏水系统的阀门、联箱标高、联箱水位自动控制

装置应能保证蒸汽管道和汽缸的疏水畅通。疏水系统、减温水系统的阀门必须保

证关闭严密，其自动装置应安全可靠。高压加热器应装有紧急疏水阀，该紧急疏

水阀应有水位高联动开启和远方操作的功能。

为了防止从除氧器通过门杆漏汽向回返冷汽，要求门杆漏汽至除氧器上应设

逆止门和截止门，并应保证该逆止门和截止门严密。

十三、条文10．1．10

原文：“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。”

近年来，汽轮机进水和进冷汽造成转子弯曲事故仍频繁发生，特别是300MW合

缸机组较为突出，多发生在高中压轴封段处，应引起重视，除应加强运行管理外

，还应深入分析疏水系统存在的问题，并加以改造和消除隐患，以防止进水事故

的继续发生。

原文： “10．1．11 机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤

其是转子弯曲表、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放水装置。”

监测仪表对于运行人员了解和掌握机组运行状态至关重要，如果没有完好、

准确监测仪表就等于失去了有效监督机组运行状态的眼睛。因此，要求监测仪表

必须完好、准确，尤其是重要仪表更应定期校验、100％投入运行。机组报警装置

必须保证完好、投入。凝汽器的水位报警装置，要求在停机后也能正常投入，以

防止停机后凝汽器满水进入汽缸。除氧器的高水位报警必须投入，高水位自动放

水装置必须好用。

例如：1994年2月，北京第一热电厂发生4号汽轮机停机后汽缸进水造成转子

弯曲事故，其中汽轮机进水的主要原因就是由于凝汽器远方电子水位计失灵，就

地水位计的玻璃管锈渍严重，很难看清水位。另外，运行人员对待工作责任心不

强，也是这次事故发生的重要原因。

十五、条文10．1．13

原文：“10．1．13 严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷

汽。”

总结汽轮机以往所发生的转子弯曲事故，发现大多数的事故在发生、发展过

程中都有运行人员违章操作、领导违章指挥的成分，违章操作和操作不当往往是

事故的直接原因或者是事故扩大的原因。

因此，要求运行人员必须遵守运行规程，一切操作要按规程的规定操作，不

要因为某个领导的指挥而违背运行规程。检修人员在大修时，要严格按照规程规

定的项目进行，确保检修质量，消除设备隐患。

第二节 防止汽轮机轴承烧损

一、条文10．2．1

原文： “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。”

汽轮机的调速油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵应定期进行试验，以确保

能处于良好的备用状态。所有油泵的联动装置必须定期进行试验，以确保停机或

发生异常情况时能及时联动，保证机组不发生断油烧瓦事故。没有同轴主油泵的

汽轮机组，作为主泵的润滑油泵和作为备用的润滑油泵要定期轮换运行，联锁开

关必须在投入状态，并且直流油泵严禁设置任何保护。

例如：1994年3月，珠江电厂发生2号300MW机组的轴承烧损事故。其事故原因

是由于保护误动作，使发电机解列，主汽门关闭，润滑油压随转速下降而降低，

当油压降至0．07MPa和0．06MPa时，交、直流润滑油泵没有联动，而运行人员也

没有严密监视润滑油压，手动开启交、直流润滑油泵不及时，导致了机组轴承严

重烧损事故的发生。

又如：青岛电厂300MW机组的直流油泵，在系统设计时未设任何保护，但在制

造厂家出厂时自带有保护电机过热的热偶保护，在紧急状态下直流油泵在运行中

热偶保护动作，直流油泵跳闸，造成了机组轴承烧损事

故的发生。

二、条文10．2．2

原文：“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。”

为了防止在油系统切换过程中发生断油，要求在汽轮机油系统进行切换操作

时，应严格按照运行规程规定的操作顺序缓慢进行操作，严密监视润滑油压是否

发生变化，并且操作应该在指定监护人的监护下进行，严防由于误操作而引起的

机组轴承烧损事故。

例如：1986年4月，佳木斯发电厂7号机组起动并网后，在投入1号冷油器时由

于运行人员误操作，即误将冷油器油侧出口门关死，造成了机组轴承烧损事故的

发生。

三、条文10．2．3—10．2．5

原文： “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。”

在机组运行中，各支持轴承、推力轴承和密封瓦的金属温度，均不应高于制

造厂规定值，一般在90℃以下，主轴承温度测点紧贴钨金面的允许金属温度到95

℃。引进型机组一般为107℃报警，112℃应紧急停机。回油温度不宜超过65℃，

超过75℃时应立即打闸停机。在机组起停过程中，要严格按照制造厂的规定起停

顶轴油泵。如果出现可能引起轴承损坏的异常情况时，必须查明原因，并确认轴

承没有损坏后，方可起动

汽轮机。

四、条文10．2．6

原文： “亚0．2．6 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。”

油箱的油位、油压、油温是运行人员需要监视的重要表计，并且油位、油压

、油温的报警、联锁和保护装置必须安装齐全，指示正确，并定期进行校验，如

发现缺陷应立即处理好，以免留下事故隐患。

五、条文10．2．7、10．2．13

原文：“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。

10．2．13 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。”

汽轮机起动前，油质必须合格。油质不合格或油中含有杂质和含水量超标时

，禁止向各轴承、密封油系统充油，并且应连续投入油过滤设备直至油质合格。

油净化装置必须伴随机组连续运行。在油质不合格时，如果起动汽轮机，可能导

致重大设备事故的发生。

例如：1991年1月，沙岭子发电厂发生300MW机组轴承损坏事故。在机组试运

行过程中，4—7号轴承轴颈、轴承发生严重磨损，其原因是油质太脏所致。事故

后，将冷油器解体检查中清理出很多焊渣，调节部套和轴承箱中发现有残留杂物

。

因此，为了防止由于油质不合格引起的轴承损坏事故，要求安装和检修时要

彻底清理油系统，确保油系统清洁和无杂物。

六、条文10．2．8

原文： “10．2．8 应避免机组在振动不合格的情况下运行。”

机组在振动不合格的情况下运行危害很多。比如：转子和轴承由于长期处于

振动状态下运行，其本身金属材料会产生疲劳，从而降低了其使用寿命。由于转

子振动大会使轴承表面的钨金受到损害，轻者会出现钨金碾损现象，重者会发生

轴承钨金脱胎甚至轴承烧损事故。而且转子振动过大，也易发生动、静部分摩擦

。

七、条文10．2．9

原文：“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。”

200MW机组曾发生过数起在润滑油压低联动交流、直流润滑油泵的过程中，轴

承温度升高、机组强烈振动的事故。在其他类型的机组上也发生过类似现象。通

过对事故过程分析和模拟试验的结果表明，按照原联动定值，在润滑油泵联动的

过程中，轴瓦确实存在有瞬时断油和少油的时间段。为了确保在各种异常工况下

轴承能正常工作，有必要提高其联动油压值。本措施已在部分100MW和200MW机组

上进行了实施。对于润滑油压较低的机组，可根据机组的具体情况尽量提高联动

油压。低油压联锁保护是汽轮机的最重要的保护之一，要求在每次机组起动前，

必须进行该项保护试验，如发现问题，就不允许起动，否则将会造成严重后果。

例如：1994年3月，珠江电厂发生2号300MW机组轴承烧损事故。它就是由于联

锁保护系统存在问题，在发电机解列并出现润滑油压低之后，润滑油泵没有自动

联动，BTG盘也没有发出低油压的声光报警信号来提醒运行人员，因而导致轴承烧

损事故的发生。

八、条文

原文：“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油泵失去电源。

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。”

由于交流、直流润滑油泵电源不可靠或联动逻辑设计不合理，而造成了数起

300MW机组轴承烧损事故。

例如：1994年一台引进型300MW机组，在事故紧急停机的过程中，由于设计变

更有误(在调试过程中未能发现设计失误的隐患)，当润滑油压下降到0．084-0．

077MPa时，交、直流油泵未能自动起动，运行人员又未能严密监视润滑油压，从

而导致了轴承烧损事故的发生。

又如：1999年宝鸡二电厂一台300MW机组，由于送风机事故按钮触点绝缘低跳

闸，造成机组跳闸、解列，保安段电源低电压保护动作，由于供电方式设计的不

合理使交流润滑油泵失电，而直流润滑油泵因开关合闸回路故障又未能成功开启

，从而造成了轴承烧损事故的发生。

又如：1990年8月，辽宁发电厂发生14号200MW机组轴承烧损事故。其事故起

因是由于6kV厂用电差动保护误动作，造成了正在运行的硅整流电源中断，而蓄电

池又断电，致使14号机组单元室直流系统电源中断，高压油泵和交、直流油泵无

法起动，造成了轴承烧损事故的发生。

因此，要求交流、直流润滑油泵应有可靠的电源，直流润滑油泵的直流电源

系统应有足够的容量，各级熔断器应合理配置，以防止故障时因熔断器熔断而使

直流润滑油泵失去电源。

九、条文10．2．12

原文： “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。”

汽轮机油系统的管材要符合要求，变径管应采用锻制式，大管径可采用钢板

焊制，禁止使用抽条冷作变径管。油系统的法兰应尽可能使用对焊短管法兰，使

法兰焊接时不变形。为了防止由于阀门损坏造成断油事故，要求油系统严禁使用

铸铁阀门。油系统阀门不得在水平管道上立式安装，以防止由于门芯脱落导致油

管道堵塞。为了防止误操作和在紧急情况下能迅速找到阀门，要求主要阀门要有

明显的标志牌和挂有“禁止操作”警告牌。为了防止由于滤网堵塞而造成断油事

故，在润滑油管道上不宜装设滤网。如果要装设滤网，则必须要有可靠的防止滤

网堵塞和破损的安全措施。

十、条文10．2．14

原文：“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。”

主油泵出口逆止门不严或卡住，是造成停机过程中断油的主要原因。在运行

中，如果出现主油泵出口逆止门不严或卡住现象，则会造成高压油经主油泵出口

逆止门回流，使油压大幅度下降而导致断油事故的发生。

因此，为了防止停机过程中断油，特别强调检修中要认真检查主油泵出口逆

止门的状态，以确保其灵活、关闭严密，以防止停机过程中断油事故的发生。

十一、条文10．2．15

原文： “10．2．亚5 严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。”

严格执行运行、检修规程，是防止汽轮机轴承烧损事故的重要措施之一。因

为机组在运行中出现异常情况时，如果采取的措施得当，可能就会避免一次重大

事故的发生。反之，就会造成一次重大事故。而且，事故时如果采取的措施不当

，往往还会扩大事故的发展。因此，要求生产指挥和运行人员一定要严格遵守运

行规程，按运行规程规定的程序进行操作，以避免重大事故的发生。

例如：1986年2月，富拉尔基第二发电厂发生3号200MW机组轴承烧损事故。其

事故原因是由于在事故状态下，润滑油泵没能联动，而运行人员慌忙中又忘记起

动润滑油泵，以致造成了轴承烧损事故的发生。润滑油泵没能联动的主要原因是

热工人员严重违反检修规程，在没开工作票的情况下，在热控盘上工作，并把热

工保护总电源开关断开，工作结束后又忘记合上，致使润滑油泵没能联动。

对于轴承烧损事故后的处理，除修复轴承外，还应注意对轴颈可能产生硬化

带和裂纹进行检查，以消除事故隐患。

第十一章 防止发电机的损坏事故

原文：“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》(国电发

[1999]579号)等各项规定，并重点要求如下。”

第一节 防止定子相间短路

一、条文11．1

原文： “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

做定子绕组端部振型模态试验，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。”

发电机在运行时，绕组上要承受100Hz(2倍工频)的交变电磁力，由此产生

100Hz的绕组振动。由于该交变电磁力与电流的平方成正比，故在容量越大的发电

机中，绕组承受的激振力就越大。由于定子绕组端部结构类似悬臂梁，难于像槽

中线棒那样牢固固定，因此，较易于受到电磁力的破坏。通常，设计合理、工艺

可靠的端部紧固结构可以保证发电机在正常振动范围内长期安全运行，但是，设

计和制造质量不良的发电机，有可能在运行一段时间后发生端部紧固结构的松动

，进而使线棒绝缘磨损，若不及时处理，最终将发展成灾难性的相间短路事故。

定子绕组端部松动引起的线棒绝缘磨损而造成的相间短路事故，具有突发性和难

于简单修复的特点，损失往往极为严重，所以应引起有关方面的特别重视。

例如：1998年9月，盘山电厂1号500MW水氢氢型汽轮发电机，因定子水内冷系

统中氢气泄漏量激增而停机，抽发电机转子进行检查，发现发电机定子励磁机侧

端部大量绑块已松动、脱落、磨小，两个下层线棒多处主绝缘(5．2mm厚)磨损露

铜，其中一根线棒磨损最严重处空芯铜导线已磨漏。进一步检查所有线棒，共发

现有12处支架松动，22块绑块松动，8根线棒绝缘磨损。由于故障发现得比较及时

，幸未发生相间短路事故。但是由于定子线棒绝缘损坏比较严重，被迫在现场更

换了发电机定子的全部线棒，并更新了定子绕组端部的紧固系统，为此共停机118

天，经济损失也非常严重。

又如：石横电厂6号发电机于1994年11月29日发生了定子相间短路事故，使线

棒严重烧损，更换了24根新线棒，修复后于1995年1月26日并网发电。运行不到一

个月，于1995年2月22日又第二次发生定子相间短路，定子线棒烧损十分严重，被

迫全部更换。两次事故的主要原因是由于定子绕组端部固定不良，特别是鼻端整

体性差，振动过大，导致上、下层线棒电连接导线疲劳断裂，引起拉弧烧损。另

外，通风管振动使绝缘磨损引起环流，通风管裸露，更加重了事故。

又如：在澳大利亚的新南威尔士电站4台500MW发电机，1971～1973年投入运

行，有3台在运行到1981年时，在8个月内相继由于发电机端部整体性差发生相间

短路事故。故障点的软联接片部位出现了不同程度的疲劳损坏。

防止在役发电机定子线棒因松动造成绝缘磨损的主要措施是，加强机组检修

期间发电机定子绕组端部的松动和磨损情况的外观检查，以及相应的振动特性试

验工作。每次大修、小修都应当仔细检查发电机定子绕组端部的紧固情况，仔细

查找有无绝缘磨损的痕迹，尤其是发现有环氧泥时，应当借助内窥镜等工具进行

检查。若发现定子绕组端部结构有松动现象，除应重新紧固外，还应仔细进行振

动模态试验，确认固有频率已达到规定值(避开94—115Hz)，根据测试结果确定检

修效果。

实践表明，出厂时端部结构模态试验频率测试合格的发电机，在运行一段时

间后，发电机端部因振动可能逐渐发生松动，发电机端部线棒的固有频率和模态

也就随之改变，并有可能落入双倍频的范围，从而导致发电机端部线棒发生共振

，其更加重了松动和磨损的程度。因此，定期检查端部结构和进行模态试验是必

要的。另外，虽然有时发现发电机的端部结构达不到要求(固有频率避不开94—

115Hz)，但是由于端部结构一时也无法轻易改变，进行模态试验至少可以使人们

对发电机的质量心中有数，做到有目的地监视运行，从而避免发生灾难性的相间

短路事故。对端部振动特性存在先天缺陷的发电机，如存在100Hz左右的椭圆振型

，建议加装发电机定子绕组端部振动在线监测装置，以便实现早期的故障报警。

目前，陡河电厂在一台定子绕组端部振型不合格的发电机上已安装了定子绕组端

部振动在线监测装置，并取得较好效果。

发电机定子绕组端部振动特性相关的试验标准有两个：一是《大型汽轮发电

机定子端部绕组模态试验分析和固有频率测量方法及评定》(JBlT 8990—1999)，

其主要针对发电机的出厂试验。二是《大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的

测量及评定》 (DL／T 735—2000)，其主要针对发电机的检修。两者均规定发电

机定子绕组端部的线棒固有频率和模态应避开94—115Hz。

二、条文11．2．1

原文：“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

水接头等处绝缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》(DIJT596—1996)，对

定子绕组端部手包绝缘加直流电压测量，不合格的应及时消缺。”

发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处是发电机机

械强度和电气强度先天性比较薄弱的部位，事故统计表明，其也是发电机定子绕

组相间短路事故多发部位。因此，应加强对大型发电机环形接线、过渡引线、鼻

部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。

我国的发电机运行和检修经验表明，发电机定子绕组端部手包绝缘施加直流

电压测量，可以有效地发现上述部位的绝缘缺陷情况。

三、条文11．2．2

原文： “11．2．2 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。”

发电机内部氢气湿度过高的主要危害为：一是可能造成发电机定子绕组相间

短路事故。湿度过高的环境下，发电机定子绕组线棒绝缘性能下降，易于发生表

面爬电、闪络，以致拉弧放电，造成短路事故。二是发电机转子护环应力腐蚀。

理论和实践表明，发电机内部氢气湿度过高是采用50Mnl8Cr4Wn材料的发电机转子

护环发生应力腐蚀裂纹的主要诱因。

例如：2000年3月，大同二厂在5号机组大修中，发现该机组200MW水氢氢型汽

轮发电机转子护环有严重裂纹。发电机转子汽侧护环外表面沿周向散布有7条轴向

裂纹(有的肉眼已清晰可见)，长度在13—28mm之间，深度在5—8mm之间，其内表

面沿周向散布有26条裂纹，长度在10—12mm之间，深度在3—5mm之间，同时发现

发电机转子护环外表面有裂纹处所对应的内壁也有裂纹。发电机转子励侧护环外

表面完好，其内表面有13条裂纹。由于是在检修中发现发电机转子护环有裂纹，

从而未发生发电机转子护环崩毁事故。但因发电机转子护环存在严重裂纹，被迫

全部更换。发电机转子护环产生裂纹的原因是由于在本次大修前，氢气干燥器(冷

冻式)因故退出运行，造成发电机机内氢气湿度严重超标，实测机内露点温度经常

在20~C以上，而转子护环采用不抗应力腐蚀的材料50Mnl8Cr4WN，最终导致在发电

机转子护环热套部位产生应力腐蚀裂纹。又由于该发电机密封油系统存在不时向

发电机内部漏油的问题，并且发电机汽侧漏油较为严重，因油中含水量大，故汽

侧氢气湿度可能更高一些，从而使发电机转子汽侧护环应力腐蚀裂纹比励侧护环

严重。在6年前，类似情况也发生在该厂另外一台同型号的发电机上。

据有关统计资料，1987年以来，华北电网42台发电机转子护环进行了超声波

检查和覆膜金相检查，发现有应力腐蚀的护环占25．7％，因应力腐蚀裂纹而更换

的护环占16．6％，护环应力腐蚀问题已严重地威胁着发电机的安全运行。

目前，降低氢气湿度的主要措施有如下几点。

(1)严格执行有关标准。《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》(DL／T651—

1998)规定了发电机内的氢气湿度在—25t—O~C露点温度；当发电机停机备用时，

若发电机内温度低于10℃，则氢气湿度不得高于露点温度—5℃。氢气湿度不高于

露点温度—5℃(0℃)可有效地防止绝缘性能下降和护环应力腐蚀，不低于—25℃

的规定是为了防止因过于干燥使绝缘开裂。如果制造厂规定的湿度高于本标准，

则应按厂家标准执行。

例如：俄罗斯列宁格勒《电力》电机制造联合公司500MW机组运行规程的规定

如下。

发电机正常运行应保持氢气相对湿度不大于15％。在湿度增高至20％时应查

明升高的原因并采取措施排除；必要时，可向发电机送人部分新的干燥氢气，而

它的相对湿度应不大于10％。当发电机中氢气达到20％时应每四小时测量一次湿

度。

允许发电机在湿度大于20％，但不超过30％条件下运行；但这种情况一年不

超过3次，每次不超过3昼夜。

(2)防止向发电机内漏油。国产发电机漏油现象比较普遍，主要是由于氢压波

动时，密封油系统的差压阀和平衡阀跟踪、调整不好。某些新技术的采用可以明

显改善漏油情况。此外，根据《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》(DIJT 705

—1999)，应采用密封油净化措施控制油中含水量在50ms／dm3以下，也是为了避

免因发电机进油使发电机内部氢气湿度骤然升高的有效措施。

(3)保持发电机氢气干燥器运行良好。经验证明，不论何种型式的干燥器，只

要运行状态良好，一般总是可以保持发电机内的氢气湿度低于露点温度0℃。考虑

到停机时干燥器一般不工作，可能造成发电机湿度超标，特别是频繁启停的调峰

发电机存在停机备用时湿度升高问题，建议选购带有自循环风机的氢气干燥系统

。吸附式干燥器具有故障率低、除湿效果好的优点，宜优先选用。

此外，为避免发电机转子护环应力腐蚀，推荐发电机转子护环采用抗应力腐

蚀的18Mnl8Cr材料。

第二节 防止定、转子水路堵塞、漏水

一、条文11．3．1、11．3．1．1、11．3．1．2

原文：“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。”

多年来的实践经验证明：杂质、异物进入定子冷却水中是造成定子水内冷系

统水路堵塞的主要原因之一。定子水内冷系统水路堵塞，将使被堵塞水路的水流

量减少或断水，造成绕组绝缘局部过热损坏，严重者绝缘击穿造成接地事故。

例如：1994年潍坊电厂发生2号300MW发电机定子绕组局部超温烧损线棒事故

。1994年8月13日09：13，在机组试运行中发电机定子接地保护突然动作、跳闸。

事故前有功负荷为296MW，无功负荷为160Mvar。检查发现U相汽侧45号槽上层与8

号槽下层线棒出槽口拐弯处绝缘断裂、击穿。其事故原因是由于在出厂水压试验

时，将试验用的橡皮塞遗留在45号槽上层线棒和8号槽下层线棒励端进水三通内，

使两线棒水路完全堵塞，在运行中两线棒过热膨胀，致使应力集中(槽口外拐弯处

)外绝缘胀裂，使发电机在试运行中发生定子接地故障而跳闸停机。

因此，定子水内冷系统畅通无阻是保证发电机安全运行的基础。发电机在长

期运行中，定子内冷水沿着一个固定方向流动，有可能在内冷水管的某些部位沉

积杂质和污垢。安装定子内冷水反冲洗系统，改变水流方向，定期对定子线棒进

行反冲洗，就可以将这些积存的杂质和污垢冲洗掉，确保内冷水的冷却效果。为

防止杂质堵塞水路，首先应将定子水内冷系统中采用的易老化变质或破损掉渣的

材料更换为性能优越的材料。例如：定子水内冷系统中管道、阀门的橡胶密封圈

，采用的材料就是易老化变质的材料，应将其更换成化学性能稳定、耐老化性能

优越的聚四氟乙烯垫圈。为防止钢丝滤网锈蚀破碎残渣进入定子线棒，应将反冲

洗系统的所有钢丝滤网更换为高强度耐腐蚀激光打孔的不锈钢板新型

滤网。

二、条文1．3．1．3、11．3．1．4

原文： “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。”

为了确保发电机正常运行时定子线棒的冷却效果，防止个别水路发生堵塞，

使绕组局部绝缘过热，大修时应对水内冷定子、转子线棒做分路流量试验，以便

查出堵塞的分路，进行处理。

为了便于清除汇水母管中的杂物，应扩大发电机两侧汇水母管的排污口，同

时为防止杂质进入线棒当中，应安装高强度耐腐蚀的不锈钢法兰，以确保发电机

的安全运行。

三、条文1．3．1．5

原文： “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。”

加强水内冷系统的水质化学监督和水质指标跟踪分析，确保水内冷发电机水

质在规定范围之内，防止因冷却水质指标不合格而造成发电机损坏事故。

例如：1998年华能岳阳电厂发生1号362．5MW汽轮发电机定子线棒绝缘损坏重

大事故。1998年6月17日21：16，1号汽轮发电机定子接地保护动作，机组跳闸停

机。其事故原因是由于腐蚀产物将发电机定子2号槽上层线棒和53号槽下层线棒(

同一冷却水路)的端部水路的流通截面严重堵塞，水量减少，使线棒得不到充分冷

却而发热，致使线棒绝缘损坏，在53号槽下层线棒直线端部处将绝缘击穿造成接

地故障。造成定子线棒水路的流通截面堵塞的主要原因是由于定子水内冷系统及

补水系统密封装置不完善，水质受空气中二氧化碳污染，导致pH值降到6．0—6．

3，使空芯铜导线产生腐蚀，定子中水的品质不能完全达到规程规定的指标，尤其

是水中的含铜量经常在300—500μgS／dm3，最高时达到2700μg／dm3。由于水质

的长期不合格，当腐蚀产物铜氧化物浓度过高时，在一定条件下，便会从水中析

出，沉积在线棒的通流截面上，造成定子线棒的水路堵塞。

四、条文1．3．1．6

原文： “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。”

发电机转子进水支座石棉盘根是属于易损材料，在运行中容易产生破损物。

为了防止这些破损物进入转子分水盒内，堵塞转子水冷系统，必须严格保持发电

机进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷水进水压力。

五、条文1．3．1．7

原文： “11．3．亚．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。”

加强对定子线棒各层间及引水管出水间的温差监视，可以及时发现内冷回路

堵塞的线棒，根据温差的大小，采取降低负荷或立即停机处理等措施，以避免事

故的发生。

运行人员可以通过降低发电机负荷来确认测温元件是否正常。由于发电机定

子的发热量与定子电流平方成正比，因此，当降低发电机负荷时，测温元件的温

度应有较大幅度的变化。否则，说明测温元件有问题。

六、条文11．3．2

原文： “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。”

绝缘引水管是发电机内冷水回路中最易漏水的薄弱环节，因此必须详细检查

确保引水管无任何伤痕、引水管间无交叉和引水管间以及与端罩间有足够的绝缘

距离。

如果引水管交叉接触，在正常运行中就会产生相对运动互相摩擦，使管壁磨

损变薄而漏水。

如果引水管之间以及与端罩间距离较近，就有可能相互之间放电，烧损引水

管引起漏水。

七、条文11．3．3、11．3．3．1、11．3．3．2

原文：“11．3．3 防止转子漏水。

11．3．3．亚 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。”

为了确保水内冷发电机漏水报警装置反应灵敏、动作可靠，必须选择性能优

越可靠的报警装置，并做好调试、维护和定期检验工作，以防其误动作。例如：

发出漏水报警信号，确认机内漏水时，应立即停机处理，以防事故扩大造成不应

有的损失。

八、条文11．3．3．3-11．3．3．5

原文： “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0FS2—100—2型和

0FS一125—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。”

由于钢丝编织护套具有较高的机械强度和一定的弹性，它能有效地保护复合

绝缘引水管，因此，应将转子绕组复合引水管更换为有钢丝编织护套的复合绝缘

引水管，以利于发电机的安全运行。

对于悬挂式护环一中心环结构的转子，每旋转一周，护环与转轴之间的径向

距离就发生一次交变循环，转子绕组拐角就要承受一次疲劳应力循环，同时转子

绕组拐角还要承受转子转动时其自身和相应的绕组端部的离心力引起的拉伸应力

的作用，久而久之转子拐角易产生疲劳断裂漏水。我国双水内冷机组投产初期就

曾多次发生此类故障，因此，应将出水铜拐角更换为高强度耐腐蚀的不锈钢拐角

，以防止转子绕组拐角断裂漏水事故。

大量的实践证明，由于气密试验的灵敏度高，能够更有效地发现泄漏点，因

此推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。

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第三节 防止转子匝间短路

原文：“11．4．Ⅱ 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2X10—‘T，其他

部件小于10X10—‘T。”

转子匝间短路故障是汽轮发电机常见故障，较轻微的故障可能仅是导致局部

过热和振动增大，严重的故障可发展为转子接地和大轴磁化，严重威胁发电机安

全运行。20世纪80年代，我国200MW汽轮发电机曾经多次发生转子绕组接地故障，

大多是在机组投产运行两年以内即发生事故，主要原因是匝间绝缘制造工艺粗糙

，出厂时即存在匝间短路以及绝缘电阻低等隐患。近年来制造的300MW及以上容量

的发电机设计和制造都有明显改善，但还远不能杜绝因质量问题引起的发电机故

障。

例如：1998年4月山东某电厂1台QFSN一300—2型发电机，仅投运17个月即发

生严重匝间短路故障，励侧护环下极间连线和部分线匝烧断。其原因是制造时虚

焊，运行中脱焊，从而发生拉弧引起匝间短路事故。

又如：1993年4月，沙岭子电厂1号300MW(水氢氢)汽轮发电机在运行中发生转

子绕组匝间短路接地故障。事故后拔下转子护环检查，发现汽侧护环下S极第7和8

号线包端头拐角处有短路放电熔迹，附近的绝缘隔板表层炭化，护环内壁上有一

块黑色金属物的滴熔区已造成护环损伤；密封环下密封瓦及转子轴颈因轴电流大

面积烧伤；转子大轴磁化。事故抢修时间持续一个多月，修复了绕组端部，大轴

退磁并更换了一只护环。其事故主要原因可能是由于在制造过程中转子汽侧端部

遗留有铝金属(如铝屑等)，经长时期运行移至7号、8号线包间造成两线包端头拐

角处匝间短路，继而烧穿绝缘隔板，烧伤护环。

因此，防止转子匝间短路故障主要措施：首先，应改善转子匝间绝缘的制造

工艺，提高转子匝间绝缘的质量水平。其次，应加强转子在制造、运输、安装及

检修过程中的管理，防止异物进人发电机。因为转子匝间绝缘比较薄弱，即使在

制造、运输、安装及检修过程中有焊渣或金属屑等微小异物进入转子通风道内，

也足以造成转子匝间短路。再次，改进密封油系统，确保密封油系统平衡阀、压

差阀动作灵活、可靠，尽可能减少向发电机机内进油。发电机内油污染是转子发

生匝间短路的原因之一。发电机进油是国产机组的常见缺陷，主要原因是设备的

制造质量不良，差压阀、平衡阀灵敏度和可靠性难以满足要求。氢气压力波动时

，油压跟踪不好，不能维持氢油压差，导致氢气泄漏或向发电机内进油。故机组

运行中的对策是尽量保持氢气压力的稳定，避免发电机在低氢压下运行。

近年来，随着我国电网峰谷差的日益增大，机组承担着繁重的调峰任务，使

我国发电机转子绕组匝间短路故障呈上升趋势。其主要原因是由于发电机频繁启

停调峰，使转子绕组在热循环应力作用下产生绕组变形，由此可能引起匝间短路

故障。频繁起停的发电机更容易向发电机内进油。两班制运行的发电机长期低速

盘车还存在着转子匝线微小相对运动而产生的“铜粉尘”问题，也是产生转子绕

组匝间短路故障的原因之一。因此，调峰运行的发电机应当对调峰能力和运行要

求有相应的规定，以防止转子匝间短路故障的发生。

第四节 防止漏氢

原文：“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。

”

氢气是易燃、易爆气体，一旦发生泄漏，将可能发生爆炸，并导致设备的严

重损坏。

例如：1993年9月，浑江发电厂发生5号200MW汽轮发电机组漏氢着火事故。其

事故原因是，在机组大修时，错误地将密封油冷油器滤网端盖的石棉垫更换为胶

皮垫，机组投入运行后，胶皮垫在压力、温度和腐蚀介质的作用下损坏，致使密

封油系统发生泄漏，密封油压下降，虽然直流油泵联起也不能满足发电机氢压的

要求，导致氢气从发电机端盖外漏，被励磁机自冷风扇吸进滑环处，引起氢气着

火。

又如：陡河发电厂曾发生过因氢气进入发电机封闭母线引起爆炸的意外事故

。

因此，防止氢气泄漏重点措施为：一是要求保证氢冷系统严密。氢冷发电机

检修后必须进行气密性试验，气密性试验不合格，不允许投入运行。由于氟里昂

为破坏臭氧层气体，故严禁采用此种气体进行发电机检漏。建议可以采用氦气体

进行发电机检漏。二是要求密封油系统平衡阀、压差阀必须动作灵活、可靠，以

确保在机组运行中氢油的压差在规定的范围内，发电机不向外漏氢。三是在发电

机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，以防止氢气漏人封闭母线。并在封

闭母线上加装可靠的漏氢探测装置，以及早发现漏氢，也是防止因氢气进入发电

机封闭母线引起爆炸事故的有效措施之一。根据《透平型同步电机技术条件》

(GB／T 7064—1996)中规定，封闭母线外套内的氢气含量超过1％时应停机处理。

监视发电机定子水内冷系统的含氢量可以有效地发现定子绕组存在的早期绝

缘故障。通常由于氢气对发电机普通引水管有微透作用，内冷水箱中平时是应当

含有微量氢的。但当内冷水箱中含氢量突然增加或绝对氢气含量过大时，其可能

就意味存在着严重的事故隐患，主要是由于发电机氢压高于水压，当定子水内冷

系统有渗漏时，定子内冷水箱中将有较大量的氢气逸出。内冷水中的氢气渗漏故

障可能是由线棒绝缘磨损引起的，也有可能是水接头密封失效、焊缝开焊、绝缘

引水管损伤等原因造成的，通常其都可能引发相间或对地短路事故。因此，应当

对水内冷系统水箱中含氢量进行在线监测，以便及早发现事故隐患。 《透平型

同步电机技术条件》(GB／T 7064—1996)中规定，定子内冷水箱中含氢量(体积含

量)超过3％，应加强电机的监视，若超过20％应立即停机处理。例如：盘山电厂

俄罗斯制造的500MW发电机定子内冷水箱中氢气含量报警值为1．2％，最大量程为

3．99％；类似的俄罗斯制造的200MW发电机设备验收合同书规定，定子内冷水箱

中氢气含量超过1．5％为不合格，其发电机运行时报警限值为2％。定子内冷水箱

中含氢量(体积含量)超过3％时，应加强重点监视以下三方面。

1)应每小时测量、记录内冷水箱(水内冷系统)中含氢量；

2)应加强监视发电机定子线棒的温度(防止气塞，线棒过热)；

3)监视发电机内是否有水。

对于采用氮气隔离的内冷水箱，定子水内冷系统漏氢量的报警值、停机值应

按厂家规定执行。例如：美国WEC公司研制的发电机定子水系统漏氢报警仪设定绝

对漏氢量为0．566m3／天(20ft3／天)时报警。新近已报批的《透平型同步电机技

术条件》 (GB／T 7064—1996)修订版中规定，定子水内冷系统漏氢量超过0．

5m3／天可在计划停机时安排消缺，若漏氢量超过10m3／天时应立即停机处理。

至今，华北电网已有约20多台发电机安装了在线监测漏氢浓度的装置。

第五节 防止发电机非全相运行

原文： “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。”

发电机的非全相运行主要是由于断路器一相未断开或未合上而造成不对称负

荷，这时在定子绕组中有负序电流，它产生的磁场对于转子是以2倍频率旋转，这

种旋转磁场在转子本体、槽楔和护环感应出2倍频率的负序电流，该电流在这些部

件上和各部件的接触处产生很大的附加损耗和温升，产生局部过热。负序电流过

大将烧坏发电机转子齿部、槽楔和护环嵌装面烧熔和产生裂纹。

例如：一台QFS一300—2型发电机，在机组解列时，发电机一变压器组高压侧

断路器一相拒跳，造成发电机非全相运行。事故造成发电机转子本体大齿护环嵌

装面过热发蓝，护环套装面，平衡用铅螺钉甩出96个，主变压器中性点接地钢体

烧断。

又如：一台QFSN一200—2型发电机，在机组解列时，，主变压器高压侧断路

器V相拒跳，造成发电机非全相运行。事故造成了发电机转子本体套装面有过热痕

迹，大齿极面有过热现象，励端护环套装面严重过热，产生一条5．5mm长的裂纹

。

为了防止发电机非全相运行，发电机一变压器组的高压侧断路器应采用三相

联动操动机构，其次应装设断路器失灵保护，当发电机一变压器组断路器失灵时

，失灵保护动作切除同一母线上的所有电源。

第六节 防止发电机非同期并网

原文：“11．7 防止发电机非同期并网。”

发电机非同期并网过程类似电网系统中的短路故障，其后果是非常严重的。

发电机非同期并网产生的强大冲击电流不仅危及电网的安全稳定，而且对并网发

电机组、主变压器以及汽轮发电机组的整个轴系也将产生巨大的破坏作用。

例如：1997年神头第二发电厂发生1号机组发电机非同期并网事故。1997年9

月15日，在1号机组的起动过程中，由于500kV出口断路器控制回路二次电缆绝缘

损坏，引起电缆芯线间瞬间击穿，合闸回路接通，导致了发电机非同期合闸并网

。发电机非同期并网所产生的冲击电流造成1号主变压器U相(奥地利ELIN公司生产

，单相容量210MVA，1992年7月16日投入运行)严重损坏。同时，2号主变压器差动

保护误动，2号机组跳闸停机，从而造成了严重的设备损坏和全厂停电的重大事故

，直接经济损失达112．3万元，少发电量达307．636GWh。

为了避免发电机非同期并网事故的发生，对于新投产机组、大修机组及同期

回路(包括电压交流回路、控制直流回路、整步表、自动准同期装置及同期把手等

)进行过改动或设备更换的机组，在第一次并网前必须进行以下工作。

1)对同期回路进行全面、细致的校核(尤其是同期继电器、整步表和自动准同

期装置应定期校验)。条件允许的可以通过在电压互感器二次侧施加试验电压(注

意必须断开电压互感器)的方法进行模拟断路器的手动准同期及自动准同期合闸试

验。同时检查整步表与自动准同期装置的一致性。

2)倒送电试验(新投产机组)或发电机一变压器组带空载母线升压试验(检修机

组)。校核同期电压检测二次回路的正确性，并对整步表及同期检定继电器进行实

际校核。

3)假同期试验。进行断路器的手动准同期及自动

准同期合闸试验，同期(继电器)闭锁试验，检查整步

表与自动准同期装置的一致性。

4)断路器操作控制二次回路电缆绝缘满足要求。

5)核实发电机电压相序与系统相序一致。

此外，发电机在自动准同期并网时，必须先在“试验”位置检查整步表与自

动准同期装置的一致性(以防止自动准同期装置故障)，然后“投入”自动准同期

装置并网。

第七节 防止发电机局部过热

原文：“11．8．亚 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。”

当发电机由于某种原因发生绝缘局部过热时，绝缘体将分解散发出特有的物

质，通过取样进行色谱分析，可以判断过热的材质和过热程度，以便于确定应采

取的措施，防止故障的扩大。

许多电厂在运行实践中先后多次发现氢内冷转子绕组的个别端部、槽部出现

通风孔堵塞现象。其主要原因有杂物进入、槽楔垫条没有开孔、槽楔下垫条在运

行中发生位移等，造成转子过热、导线变形等现象，严重地影响了转子绝缘和发

电机的正常运行。因此在大修中，必须检查转子通风孑L的堵塞情况，并进行必要

的处理。

全氢冷发电机在运行中要监控定子线棒出口风温温差，以便早期发现绕组故

障，当出口风温温差超过规定值时，说明个别线棒风路被堵塞产生局部过热，有

发展成绝缘事故的危险。

例如：1995年3月12日，广东沙角发电总厂5号发电机(QFN—300—2型，全氢

冷)在负荷为295MW时，发现5号定子线棒出口风温为61cC，3号定子线棒出口风温

为51℃，定子线棒间出口风温差达10~C，超过8cC的规定。根据5号发电机在不同

负荷下定子线棒出口风温差变化情况，采取了降低负荷运行的措施，限制在220MW

、50Mvar以下运行。6月3日停机大修，检查发现汽端18号槽上层线棒对应的出风

口5号测温元件的矩形绝缘引风管内距槽口约40mm处，被揉成一个团状的薄膜纸堵

塞。由于发现及时，并采取降低负荷运行的措施，才没有造成严重后果。

因此，要求全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8℃时，应立即作出停机处

理，这是十分必要的。

第八节 防止发电机内遗留金属异物

原文：“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。”

第九节 防止定子单相接地故障

原文：“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 │ 发电机额定容量│ 接地电流允许值 │

│ (kV) │ (MW) │ (A) │

├─────────┼────────┼────────────┤

│ 10．5 │ 100 │ 3 │

├─────────┼────────┼────────────┤

│ 13．8—15．75 │ 125，200 │2(对于氢冷发电机为2．5) │

├─────────┼────────┼────────────┤

│ 18”20 │ 300”6阗 │ 1 │

└─────────┴────────┴────────────┘

第十节 防止转子一点接地

原文：“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。”

第十一节 防止次同步谐振

原文：“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

Chapter_4

转振动频率，协助电网管理部门共同防止次同步谐振。”

现代大容量汽轮发电机组轴系的固有低阶扭振频率常常低于工频。电网是由

电阻、电感和电容组成的电气回路，本身存在固有的电气自振频率。远距离高压

输电线路上往往采用串联补偿电容器以提高其输送容量。当采用串联补偿以后，

电网的自振频率降低。如果遇有扰动，电网的自振频率与电网的工频相叠减，形

成拍频作用在发电机上，可使轴系产生强迫扭振。此强迫扭振频率如与轴系固有

扭振频率相同而共振时，称为次同步共振。此时扭振振幅不被衰减，可能使轴系

某一断面造成疲劳损伤而破坏。其危害相当大，一次次同步共振可使转子的疲劳

寿命消耗达100％，故应极力避免。

例如：1970年12月9日，在美国南加州爱迪生公司莫哈夫(Mohave)发电厂1台

790MW机组的大轴突然发生严重损坏，并且当时无法解释事故发生的原因。当修复

运行后，1971年10月26日这台机组又发生同样的事故，这才引起人们的注意。两

次事故时的运行系统、现象与损坏情况基本相同。两次事故都是在断开该电厂两

回500kV线路中一回时开始发生。在控制室内，运行人员发现闪光信号，初期有功

功率、励磁电压和励磁电流尚指示正常，后来发现控制室地板振动，转子电流由

正常值上升到满刻度，同时发出转子接地、负序保护动作与异常振动，运行人员

立即手动停机。事故后检查发现滑环间的轴严重烧损，发电机与励磁机间以及中

压汽轮机的两侧靠背轮全因强烈振动而损坏。

事故时记录500kv线路电流中有30.5hz的电流分量，这是当时系统的自然谐振

频率，该电流分量相应的旋转磁场对转子感生的电流频率是60—30.5=29.5hz，正

好和机组第2模式频率30.1hz十分接近，因而产生了发电机次同步谐振。

因此，发电厂必须准确掌握有串联补偿送出线路的汽轮发电机组的轴系扭转

振动频率，并提供给电网管理部门。电网调度部门在串联补偿电容投切运行(包括

部分退出和各种系统运行方式下)时，应防止系统与机组构成机电谐振的条件，以

避免发生次同步谐振。

第十二节 防止励磁系统故障

原文：“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

厂给定的容许值和保持发电机静稳定的范围内，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。在手动励磁调节运行期间，在调节发电机的有功负荷时必须先适当调节发

电机的无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。

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。”

励磁系统是维持发电机运行的核心，其作用不仅在于在发电机正常运行时，

为发电机转子提供基本的磁场能量，也在于当电力系统发生突然短路或突加负荷

、甩负荷时，自动对发电机进行强行励磁或强行减磁，以提高电力系统运行稳定

性和可靠性，也在于当发电机内部出现短路时，对发电机励磁系统绕组进行灭磁

，以避免事故的扩大。因此，要求发电机运行时励磁调节器必须投入自动通道，

不允许使用恒流电源或手动通道。否则，可能导致事故的发生。

例如：1982年8月7日，在华中电网发生系统振荡事故中，青山热电厂11号机

组由于励磁系统工作在“手动”状态下，没有投入励磁自动装置，并且运行功率

因数较高(0．995)，接近于进相运行，在受到外部故障干扰时，机组与系统脱步

，从而造成了青山热电厂的新厂与老厂之间振荡。最后将11号机组与系统解列，

随即新老厂振荡消除，电压恢复，各机组运行正常。

励磁系统故障主要是欠励(失磁)、过励(转子过负荷)和过激磁(V／F)，其对

发电机危害较大。为此，在励磁系统的选型、调试、检修及运行维护中，必须注

意做好以下工作。

1)在新机组和在役机组改造的励磁系统选型、调试过程中，必须执行《同步

电机励磁系统》 (GB／T7409．1—7409．3—1997)等国家标准及《大型汽轮发电

机自并励静止励磁系统技术条件》 (DL／T 650—1998)等有关电力行业标准，以

确保励磁系统能更好地满足安全运行的要求，即具备欠励限制、过励限制、过激

磁限制、无功补偿、PSS、电压互感器断线保护等功能，在配置上采用数字控制、

两条自动通道、交直流双路电源、功率柜采用n+1方式(一组整流柜退出运行时励

磁系统仍然具备强励能力)等，以提高励磁系统可靠性。

2)励磁系统低励限制的定值经过认真计算(包括静稳定极限和电网暂态稳定的

核定，并留有一定的稳定余度)和整定后，必须通过进相试验实际检验，机组才可

以进相运行。另外，进相运行的机组应装设发电机功角仪，以便于运行监视。进

相运行时，发电机功角应在控制在70°以内。

3)在计算和整定励磁调节器过励限制定值时，必须保证调节器过励限制、过

励保护及发电机转子过负荷保护的阶梯关系。即过励时，首先是调节器过励限制

动作，其次是过励保护，最后一道防线才是发电机转子过负荷保护。

4)励磁调节器的过激磁限制定值应小于发电机一变压器组过励磁保护定值，

确保在发电机电压升高或转速下降时，首先由励磁调节器的过激磁将发电机励磁

电流限制在安全范围内。由于大部分的励磁系统在机组起动、停机、励磁手动方

式、备励运行及其他试验过程中没有过激磁限制功能，故应注意完善发电机一变

压器组过激磁保护，并且在计算定值时要考虑主变压器及高压厂用变压器的过励

磁能力。

5)应加强对运行人员就在发电机失磁、过励(误强励)及转速下降等情况下的

处理方法的培训。

运行中的发电机失磁，当达不到失磁保护跳机条件时，机组将进入异步运行

状态。这时，运行人员必须首先快速减负荷，然后实施其他处理措施。有条件的

机组应考虑增加失磁保护至DEH的快速减负荷联锁回路。

发电机强励过程也是转子过载(发热)的过程。所以当发电机误强励或正常强

励后不能正常返回，并且转子过负荷保护又不能正常投入(如备励运行等工况)时

，必须在短时间内强行灭磁(过励限制定值是1．8—2．0倍额定励磁电流时，强励

10s，发电机转子强励通常不允许超过30s，具体时间见厂家说明书)。

对于启动过程中的发电机，当机组达到额定转速并且调速系统运行正常之前

，绝对禁止对发电机进行励磁升压。对于额定转速下已经升压等待并网、已经解

列准备停机或进行其他试验等情况下空载运行的发电机，如出现转速下降的情况

，应立刻分断磁场开关强行灭磁。

6)对于IOOMW及以上的机组，励磁调节器不能随机投入运行或因故退出运行时

，应立即通知电网调度，确保发电机过电压保护正常投用，并且及时修复，尽快

投入运行，发电机组不能在此状态下长期运行，更不可以进相运行。对于励磁系

统处于“手动调节”(包括按发电机或主励磁机的励磁电流闭环调节)方式或备励

运行的发电机应避免在高功率因数下运行，适当多发(感性)无功，保持低功率因

数，减小功角，以增加发电机的静态稳定储备。要注意发电机因某种原因跳闸而

引起发电机过电压以及发电机过电压保护动作是否正常。实践证明，对于IOOMW及

以上的机组，自动通道投入率可达100％，故不允许非自动通道运行。

7)全静态励磁系统中，励磁变压器应配置过电流保护，不应采取高压熔断器

作为保护措施。

8)全静态励磁系统运行中，应投入PSS功能，提高机组及电网的正阻尼。

第十二章 防止分散控制系统失灵和热工保护拒动事故

现代大型发电机组分散控制系统(DCS)已是一种标准模式，是监视、控制机组

起停和运行的中枢系统，其安全、可靠与否对于保证机组的安全、稳定运行至关

重要，若发生问题将有可能造成机组设备的严重损坏。因此，必须引起有关单位

领导和专业技术人员的高度重视，防止任何违规和盲目行为的发生。

随着计算机技术和现代控制技术的飞速发展，DCS对机组监控覆盖面日趋完善

，其渗透深度也随之增强。近年来，无论是新建的大型机组还是老机组进行热工

自动化改造，其所设计的DCS系统控制功能已不仅仅局限于热机系统的监视、控制

及大联锁等，发电机一变压器组、厂用电系统乃至开关场的控制也纳入DCS中，甚

至像自动同期、励磁等指标、可靠性要求很高的专用设备，也有人尝试用DCS(设

计专用智能板件)来实现其功能。而且目前机组控制室人机界面的设计也已经发生

了深刻变化，常规仪表加硬手操的监控模式已基本被取消，取而代之的是大屏幕

、CRT操作员站加软手操。因此，机组安全、经济运行对DCS的依赖性也越来越大

。

鉴于目前已经投运的DCS系统一般还不能保证十分完善，特别是在选型和设计

时，由于受设计思路和投资等因素的影响，在系统配置上可能不尽合理，并且已

投入使用的DCS系统可靠性也不尽相同，有可能会因为DCS设备、系统本身问题或

由于使用维护不当等原因而造成机组停运或设备损坏事故，因此，制定DCS及热工

保护反事故措施是势在必行的。

原文： “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11996]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／T655—1998)、《

火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》 (DL／T 656—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》(DIJT658—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。”

循章依法是安全之本，要求认真贯彻执行有关法规、规程和制度，特别强调

了要坚决执行《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》、《单元机组分

散控制系统设计若干技术问题规定》、《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线

验收测试规程》、《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》、《火力发

电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》、《火力发电厂顺序控制系统在线验收

测试规程》、《火力发电厂分散控制系统在线验收分完善，特别是在选型和设计

时，由于受设计思路和投资等因素的影响，在系统配置上可能不尽合理，并且已

投入使用的DCS系统可靠性也不尽相同，有可能会因为DCS设备、系统本身问题或

由于使用维护不当等原因而造成机组停运或设备损坏事故，因此，制定DCS及热工

保护反事故措施是势在必行的。

原文： “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11996]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／T655—1998)、《

火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》 (DL／T 656—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》(DIJT658—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。”

循章依法是安全之本，要求认真贯彻执行有关法规、规程和制度，特别强调

了要坚决执行《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》、《单元机组分

散控制系统设计若干技术问题规定》、《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线

验收测试规程》、《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程》、《火力发

电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》、《火力发电厂顺序控制系统在线验收

测试规程》、《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》等针对性较强的专

业技术规定，但其作为对热工保护技术指标和技术措施的完整约束规范，仅仅依

靠以上提及的几个规程规定是不够的，还需要认真执行国家、行业已正式颁发的

相关专业的规程、规定和标准，并结合设备和系统的具体情况，制定相应的技术

与管理细则予以补充。特别是对于由独立装置(或分散表计)构成的热工保护设备

和系统更应强调从技术指标和管理措施方面严格规范(如锅炉灭火保护、TSI等)。

第一节 DCS系统配置的基本要求

原文：“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及通信总线负荷率应控制在设计规定的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．亚．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系统的控制

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。”

要做好DCS的反事故措施，提高DCS系统本身的抵御事故能力是关键，因此，

在系统构成时必须重点考虑这个因素。近年来DCS所发生的故障，如恶性的系统瘫

痪、操作员站部分或全部“死机”以及局部系统失灵等典型故障，大多与DCS系统

的配置不当有关，主要表现在DCS系统“资源(如控制器、网络、接口等)”配置过

“紧”，导致系统或局部系统在某一特定的情况下负荷过高、非同一系统(装置)

搭配通讯不畅、冗余度不够或系统电源配置不合理等。实际上这类问题是非常常

见的，设计与资金的矛盾，用户与DCS厂家在系统功能理解上的矛盾，都可以导致

上述问题的发生。

例如：浙江台州电厂发生分散控制系统(T—ME／XP系统)频繁故障和死机造成

机组停运事故。台州电厂7、8号机组(2X 330MW)，从1997年2月开始7号机组进入

试生产至1997年5月，两台机组共发生22次DCS系统故障和死机，其中造成机组不

正常跳闸8次。之后又发生多次操作画面故障(8号机组有两次发生全部6台操作员

站“黑屏”)，其中1次造成8号机组不正常跳闸，严重威胁机组安全。

经过台州电厂DCS系统事故分析专家评审会专家评审组的分析，认为其DCS系

统存在以下几方面问题：

(1)DCS工程设计在性能计算软件、开关量冗余配置上存在问题。

(2)硬件配置不匹配(其中包括T-ME和T—XP两种系统的匹配和通信问题)。

(3)个别硬件设计不完善。

通过后来的进一步分析，还发现了很关键的CS275(下层T—ME)通讯总线负荷

率过高出现“瓶颈”现象的问题(该系统是由上层T—XP的OM和下层T—ME的AS组成

，上层以太网速率为10M，下层CS275通讯总线速率为250K)。可以看出，DCS的系

统配置不合理在这里也是一个主要矛盾。为确认T—ME／XP系统在电站控制上是否

还可继续应用，国家电力公司曾组成专家组对欧洲T—ME／XP用户进行过针对性考

察，看到在配置合理的前提下，T—ME／XP系统使用情况基本良好。

又如：某电厂在200MW机组的热控系统自动化改造上使用的DCS系统，由于系

统配置的负荷率计算不准且为了减少投资技术指标均靠近允许极限，加之该系统

有运行时中间虚拟I／O点量大的特点，所以在改造后期(大修即将结束时)调试时

发现个别控制器的负荷率竟超过了90％，个别软手操操作响应竟接近1rain，根本

无法使用，后经过大幅度系统调整(系统重新增加配置)，才解决了这个问题。

因此，要慎重、科学、合理地配置DCS系统，现对DCS系统的基本配置提出以

下具体要求。

1)系统和控制器的配置要重点考虑可靠性和负荷率(包括冗余度)指标。通讯

总线负荷率设计必须控制在合理的范围内，控制器的负荷率要尽可能均衡，要避

免因设计框架大而资金不足所带来的、影响系统安全运行的“高负荷”问题的发

生。

2)系统控制逻辑的分配，不宜过分集中在某个控制器上，主要控制器应采用

冗余配置。

3)电源设计必须合理、可靠。一是要强调电源设计的负荷率；二是要强调电

源的冗余配置方式，同时一定要保证两路电源的独立性。

4)要注重DCS系统接口的可靠性措施。强调重要接口的冗余度和接口方式的选

择，主要是注意可靠性和实时性。

5)应注重考虑系统的抗干扰措施、自诊断和自恢复能力，I／0通道应强调隔

离措施。

例如：东北电网有一台600MW新机组，由于在招标的技术规范中对I／0通道隔

离性质表述不到位，结果DCS厂家做的配置很低，结果在调试时烧损了大量I／O板

，后来改变了隔离方式和更换了硬件，电厂又花费了许多资金，也抵消了当初的

招标价格优势。

此外，电缆的质量与屏蔽问题也必须高度重视，许多改造工程正是由于电缆

的问题导致电缆不得不重新敷设，影响了工期。

6)要充分考虑主辅设备的可控性，要根据设备的运行特点和各种工况下机组

处理紧急故障的要求，配置操作员站和后备手操装置。紧急停机停炉按扭配置，

应采用与DCS分开的单独操作回路。同时，不能盲目地追求人机界面的“简洁化”

，系统配置还应以满足安全生产为第一位。特殊有关安全的紧急干预性操作不能

完全建立在DCS完好的基础上。

7)对涉及机组安全的执行机构、阀门等外围设备，在设计与配置时，要保证

这些关键设备在失电、失气、失信号或DCS系统失灵的情况下，能够向安全方向动

作或保持原位。

第二节 DCS故障的紧急处理措施

原文： “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，应采取如下对策。

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，将自动切至手动维持运行

，同时迅速处理系统故障，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系统防病毒措失。”

对于运行中DCS故障的紧急处理，首先，强调凡配备有DCS设备的电厂，应根

据本单位DCS系统实际使用状况，制定DCS故障的处理措施，并编人到机组的运行

规程。其次，由于机组类型、DCS配置和机组运行方式等不同，其采取的措施也不

相同。但其核心思想是保证机组运行的安全。对DCS故障处理把握性不大，或故障

已严重威胁机组安全运行的情况下，决不能以侥幸的心理维持运行，应立即停机

、停炉处理。在此重点强调了全部操作员站故障和通信总线故障(所有上位机“黑

屏”、“死机”或数据不更新)、部分操作员站故障、控制器或相应电源故障等三

种情况下的故障对策。

由于DCS是由多种硬件、软件及网络构成的系统，其故障点分布和故障分析都

比较复杂。因此，应加强对DCS的运行监视、检查和技术管理。

建立健全DCS系统软件和应用软件的管理制度(特别是要加强系统升级、组态

修改等重要工作中的软件管理)，要充分注意主控制器与冗余控制器控制组态软件

的一致性、应用软件和数据的备份、系统防病毒等问题。

热控专业人员在DCS系统的维护管理方面应注意同运行人员沟通情况，特别是

在机组运行中对工程师站(EWS)的操作，也应执行类似于工作票的制度，严防非运

行人员(或未经运行人员允许)对机组的安全运行有干预行为。专业人员和运行人

员应对DCS运行的异常状态(包括操作员站显示画面微小的颜色、音响及提示的变

化等)反应敏捷，并能及时作出正确的判断和采取相应的对策。

第三节 防止热工保护拒动

原文： “12．3．1 DCS部分的锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)的系统配置要

求应符合12．1条中的要求，FSSS的控制器必须冗于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装置应保证装置(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、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统等外围设备必须处于完好状态

。

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)和汽轮机安全监视保护系统(TS1)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于配置，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恢复，否则应立即停机、停炉处理。”

本章节主要考虑DCS系统所包含的热工保护和独立热工保护的防止拒动措施。

对所涉及到的热工保护(如FSSS、ETS及部分含有软逻辑的热工保护系统)其配

置和技术指标必须满足DCS相应的标准要求(特别强调涉及到保护的信号均应按重

要DCS信号来考虑)。

对于由软逻辑构成的热工保护系统，特别强调了在进行机、炉、电联动试验

时，必须将全部软逻辑纳入到相关系统的试验中。这是由于DCS系统近些年来的覆

盖范围扩大而带来的新问题。特别是后备手操保留较多的系统更应注意整体的DCS

软逻辑联动保护试验。

例如：有的电厂在进行老机组热控自动化改造中，就曾发生过将电气部分纳

入DCS系统后，由于软件、硬件设计的不周，而造成机组连锁保护拒动故障。

为了防止热工保护拒动，应当从以下三个方面来严格管理。

第一是热工保护必须健全。应上而未上的保护等于当然的“拒动”，这个道

理显而易见。因此，首先应当按规程完善保护系统。实际上人们目前有一些重要

保护不是投的很好，例如锅炉汽包水位保护、汽轮机振动保护等，主要是重视不

够。

第二是热工保护必须好用。在第12．3．2和12．3．5条中，强调了独立配置

的锅炉灭火保护装置和汽轮机TSI装置也必须严格符合相关规程的要求，对电源可

靠性、外设完好性和信号通道冗余配置等提出了有针对性的要求。在第12．3．3

和12．3．6条中，强调静、动态及定值的定期试验，特别是锅炉炉膛安全监视保

护系统的动态试验(最低应考虑大修前或大修后的锅炉灭火保护试验和大修后点火

前的锅炉负压保护试验)。目的就是为了确保热工保护好用。在这方面人们是有很

多教训的。

例如：1997年12月16日，秦皇岛热电厂发生4号锅炉缺水事故。锅炉在较长时

间下断水运行，导致水冷壁多处爆管，大面积过热损坏，初步估计直接经济损失

约312万元的重大事故。该锅炉A炉水循环泵压差低跳泵保护由于测量系统故障，

没有采取有效的措施而失去了保护功能，导致MFT未动作，使得事故闯过了后备保

护的最后一道关口，造成了事故的扩大。

又如：某电厂200MW机组的670T／H炉曾发生锅炉炉膛爆破事故。在事故调查

时发现，该炉的炉膛负压保护定值严重失准，其整定值几乎到了在任何工况下都

不可能动作的程度，根本无法保证锅炉的安全运行。

因此，热工保护装置的可靠、实用和定值准确是十分重要的。

第三是热工保护必须用好。也就是说有了保护就必须充分发挥它的作用，决

不能随意解除运行中的保护，否则后果不堪设想。

例如：1994年，秦岭发电厂发生6号锅炉灭火放炮事故。1994年1月4日，在锅

炉灭火保护装置解除后仅6h，就发生了6号锅炉灭火放炮事故。

又如：1987年，通辽发电厂发生1号汽轮机严重损坏事故。由于运行人员怀疑

汽轮机轴向位移保护动作是误跳机，而将其解除又强行起动机组，结果导致汽轮

机中压转子严重损坏的重大事故发生。

又如：1996年3月13日，石景山热电厂发生超温超压事故。在此次事故中，因

“机跳炉”联锁未投，致使机组跳闸后锅炉燃料没有联动切断。

从这些教训中不难看出，解除保护就为事故的发生与扩大埋下了隐患。因此

，特别明确了“在机组运行中若发生热工保护装置(包括系统和一次检测设备)故

障，必须开具工作票，经总工程师批准后迅速处理。对于锅炉炉膛压力、全炉膛

灭火、汽包水位、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时，必须在24h内恢复，否则应立

即作出停机、停炉处理”的规定。虽然对于个别保护，这一规定似乎过于严格，

但应当理解对于机组安全运行，任何一点小的疏乎都会酿成大祸，对热工保护投

入严格管理就是杜绝由于违章作业或抢发电而造成重大事故和设备损坏的重要保

证。

第十三章 防止继电保护事故

原文：“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》 (GB 14285—1993)、《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／T 584—

1995)、 《220—500kV电网继电保护装置运行整定规程》 (DUT 559—1994)、

《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

统继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。”

一、条文13．1、13．2

原文： “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。”

继电保护是保证电网安全运行、保护电气设备的主要装置，是整个电力系统

不可缺少的重要组成部分。保护装置配置使用不当或不正确动作，必将引起事故

或事故扩大，造成电气设备损坏，甚至导致整个电力系统崩溃瓦解。

例如：1998年2月10日，四川省宝珠寺电厂至江油电厂的220kY宝江线发生W相

永久性接地故障，线路故障切除同时，220kV白石岩至大康线保护误动跳闸，其原

因是白石岩变电所电压互感器二次回路接线错误，电压互感器二次中性点均在开

关场分别接地，即存在多点接地，开口三角的N端与星形的N端也没有引至控制室

，而是在端子箱处就连接在一起；并且二次电压在由WXB—11保护屏引入LFP—901

保护屏时，误把开口三角的L端当作N接到了LPF—901的N端。正常运行时，由于没

有零序电压，这个问题反映不出来，当发生区外接地故障时，由于有零序电压的

存在，并叠加在每一相电压上，保护感受的电压为：。结果造成大白线区外故障

时保护误动，致使宝珠寺电厂一台经一条220kV线路供地区负荷的机组与主系统解

列，造成宝珠寺、白石岩全变电所失压，白石岩变电所带4个110kV变电所的负荷

全部停电，其中包括1个电气化铁路牵引变电所。

又如：1998年8月17日，华能大连电厂2号机组检修，继电保护人员在对2号机

组进行保护校验过程中，走错间隔出现误操作，导致1号机组发电机差动保护动作

，1号机组跳闸，甩负荷359MW，导致王南、熊宝线断面潮流由450MW升至750MW，

超稳定限额，大连地区拉闸限电1OOMW约73min。

通过上述实例可以看出，忽视专业人员技能和职业素质的培训，不认真贯彻

各项规章制度及反事故措施，所带来的继电保护不正确动作而引发的事故，对电

网安全供电和稳定运行所造成的危害是巨大的。因此，要抓好继电保护工作，降

低系统发生重大事故的几率，首先要注重继电保护队伍建设，在加强继电保护人

员专业技能和职业素质培训，保持继电保护队伍的稳定。只有拥有一大批责任心

强、掌握专业理论知识、具有良好实践能力的专业技术人才来承担继电保护工作

，才能保障电网的安全运行。同时，还要严格执行各项规章制度及反事故措施，

严格执行各项安全技术措施，杜绝继电人员人为责任造成的“误触、误碰、误整

定、误接线”事故。

二、条文13．3、13．4

原文： “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技术新设备，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I作，提高

全网继电保护工作水平。”

部颁《继电保护及安全自动装置运行管理规程》中明确规定了各级调度、继

电保护机构的职责范围，本条文在此基础上进一步明确了各级调度机构在继电保

护方面的职责，强调电网调度部门的继电保护机构要充分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、协助发电、供电企业加强继电保护工作

。其目的在于通过进一步加强继电保护运行管理工作，充分发挥继电保护效能，

提高电网安全稳定运行水平，防止由于保护误动和拒动引起系统稳定破坏和电网

瓦解、大面积停电事故的发生。

例如：1990年9月20日16：22，广东电网220kV芳(村)顺(德)线61号杆塔因雷

击造成U、W两相接地短路，顺德侧零序I段、高频、距离保护同时动作，三相跳闸

，芳村侧由于相差高频保护出口继电器KCO电压线圈并联的二极管V94(及出口触点

耦合二极管V93)由于设计原理存在缺陷，没有串联保护电阻，在事故时击穿，直

流电源负极熔丝熔断，芳顺线所有保护拒动，引起事故扩大，造成5条相邻220kV

线路跳闸。同时，220kV瑞芳线瑞宝侧零序方向保护由于电压互感器开口三角回路

接线错误，在V相尾与W相首之间错接人隔离开关动断触点，运行时隔离开关合上

，动断触点断开，不能形成零序电压，造成瑞芳线零序方向保护拒动，降低了

220kV黄芳甲、乙线黄埔侧零序保护后备段对芳顺线两侧接地故障的灵敏度，也造

成黄芳甲、乙线黄埔侧零序保护拒动，由此引发了黄埔A厂4台机组解列。此外，

220kV红山线红侧方向高频保护由于线路对侧收发信机反向发信回路2BG2晶体管损

坏，未收到闭锁信号而误动造成红山线跳闸(芳顺线故障前，同日15：30佛南线故

障时，该保护曾误动，但调度部门未将其改信号，结果造成16：22再次误动)，削

弱了北部电网与主网的联系，使220kV棠郭线电流增加，导致棠郭线过负荷。

220kV棠郭线除红山线误跳引起电流增加外，还受到220kV系统与110kV系统两个电

磁环网的影响，造成棠郭线严重过负荷，导线过热，弛度增加，在16：37时，棠

郭线V相导线对下面交叉跨越的10kV馈线放电，造成V相接地短路，重合不成功，

两侧三相跳闸。在220kV郭棠线跳闸引起北部电网频率下降时，调度误下令，令北

部电网的长湖、南水电厂减出力共47MW。综合以上因素，造成北部电网频率崩溃

，与主网解列，北部电网负荷全停，事故损失负荷800．2MW。

此次电网事故，暴露出以下问题。

1)继电保护管理工作存在漏洞，有关部门对于设备原理和质量的缺陷，未能

及时提出反事故措施和改进措施，导致多处保护拒动、误动，以致造成事故扩大

。

2)继电保护技术监督力度不够，对于新设备或基建项目投产后遗留的缺陷、

问题没有及时发现、解决。

3)电网建设与电源建设不配套，导致电网网架结构不合理，给调度部门合理

安排运行方式以及保护整定配合带来不利影响，威胁电网安全运行。

4)调度部门在事故处理时，没有对保护装置动作情况作出准确判断，并正确

地指导发电厂、变电所保护装置的投停。特别是在多重故障发生时，要合理地调

整系统潮流，正确有效地防止事故的进一步扩大。

三、条文13．5

原文： “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。”

发电机、变压器是电力系统的重要组成部分。特别是当前，随着我国发电机

、变压器容量不断增大，大型发电机、变压器保护的配置和整定计算(包括与相关

线路的整定配合)就显得极为重要，因为其直接关系到电力系统的安全运行。

例如：1998年哈尔滨第三电厂发生3号600MW发电机重大损坏事故。3月16日，

由于3号发电机转子引线夹板螺丝断裂，造成定子表面破坏，定子接地保护动作，

跳开3号发电机跳闸。定子接地保护定值是：U＝15V，c＝3s。关于定子接地保护

的整定，在90年代初期，各地区、各电厂的机组保护整定也各不相同，为此东北

电业管理局于1990年下发了《国产200MW发电机一变压器组保护运行的若干规定》

，根据此规定发电机一变压器组基波零序过电压保护的整定要符合以下要求：

1)做中性点的电压互感器变比试验；

2)反映基波零序电压继电器要有三次谐波滤过器；

3)反映基波零序电压继电器接人100／3的二次线圈；

4)直流回路中不必加电压互感器断线闭锁；

5)动作电压按发电机端单相接地时零序电压15％整定；

6)时间定值按高压侧相邻线路保护中保证灵敏度的接地Ⅱ段保护时限增长△t

，一般整定2s。

根据《大型发电机变压器组继电保护整定计算导则》(DL／T 684—1999)中对

定子接地保护的整定要求：基波零序过电压定子接地保护“应从保护定值及延时

两方面与系统接地保护配合”。根据以上原则，考虑到与220kV系统保护的整定配

合，由于220kV三西丙、丁线零序Ⅱ段时间为2．1s，哈尔滨第三电厂继电保护部

门把基波零序过电压保护时间整定到3．0s。由于3号发电机在设计制造时无法安

装发电机匝间保护，故把匝间保护的重任交给了定子接地保护，因此，哈尔滨第

三电厂的基波零序过电压保护投跳闸于运行。3月16日的事故，正是由于定子接地

保护的正确动作，才使3号发电机正确停机，避免了更大事故的发生。

对于发电机、变压器保护的配置和整定计算，要求做到在继电保护装置选型

时，通过整定计算来确定继电保护装置的技术范围；对于现场实际应用的继电保

护装置，应通过整定计算来确定其运行参数(给出定值)。从而使继电保护装置能

够正确地发挥作用，保障电气设备的安全，维持电力系统的稳定运行。

四、条文13．6

原文： “13．6 对于220kV主变压器的微机保护必须双重化。”

近年来，我国微机型元件保护发展迅速，220kV主变压器微机保护作为一种成

熟产品已经在电力系统普遍应用。随着电网的发展、变电所规模的扩大，电力系

统输送容量的不断增加，变电所一台变压器停运，将直接损失供电负荷，影响对

用户的可靠送电，而随着人民生活水平的提高，用户尤其是重要电力用户、现代

化商业等多种系统对供电可靠性的要求也越来越高，因此，使220kV主变压器微机

保护双重化可以有效地避免由于变压器保护异常造成的变压器停运，提高一次设

备运行的安全性和送电可靠性。

主变压器微机保护双重化是指电气量保护的双重化，要求两套保护完全独立(

测量回路、电源)，运行时两套保护均投入运行。

五、条文13，7

原文： “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扰能力

随着继电保护技术的不断发展，集成电路、微机保护技术在全国电力系统中

普遍应用，提高了继电保护正确动作率，对电网安全运行提供了强有力的支持，

同时也对发电厂、变电所继电保护操作电源的可靠性，保护装置的抗干扰能力提

出了更高的要求。

例如：1996年5月13日，黑龙江省双鸭山发电厂发生4号发电机直流正极接地

，运行人员在直流接地选线时，由于主充电机特性不好，造成直流Ⅱ段母线电压

下降。由于主充电机带负载能力差，且含有很大的谐波分量，其电压波形最高值

与最低值差150V，波纹系数大大超过5％，由于直流电压异常且其波纹系数过大，

造成苏联产д3T一21у3晶体管型差动保护误动，跳开4号发电机。

又如：1999年11月3日，福建省李林变电所220kVl号主变压器CD一2型集成电

路差动保护由于装置抗干扰能力差，在现场保护屏后使用对讲机时保护误动，误

跳了1号主变压器。

上述事故反映出提高继电保护操作电源质量和保护装置抗干扰能力的重要性

，《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》中对整流电源及储能电

源、直流熔断器与相关回路配置已有具体明确规定，对保护屏、保护装置本体、

开关场到控制室的电缆线等二次设备的抗干扰措施也提出了明确要求，应继续强

调落实。

继电保护二次寄生回路是指由二次设备相互连接，构成对一次设备监测、控

制、调节和保护的电气回路。在二次设备基建、安装、调试过程中，由于工作不

细遗留的二次寄生回路，是危害继电保护装置安全运行的严重隐患，由此造成的

保护误动、事故扩大，严重地影响了电力生产的正常进行。

例如：1998年5月12日，重庆220kV来苏至黄金堡线路发生W相接地事故，故障

切除同时，珞璜电厂开关失灵保护由于在二期工程更换母差失灵保护柜时施工不

彻底，在I号母线开关失灵保护跳闸回路中使用了一副隔离开关备用触点，而该触

点与信号正电源相连，其实际上已将I号母线开关失灵保护动作触点旁路，正电源

直接加于跳闸回路。当系统故障引起复合电压闭锁元件动作时，开关失灵保护跳

闸回路被接通，造成开关失灵保护误动，切除220kVI号母线上所有元件。

六、条文13．8

原文： “13．8 加强1lOkV及以下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。”

1lOkV及以下电网和发电厂厂用系统是电力系统的重要组成部分，其保护装置

的安全稳定运行、合理配置以及其与主网保护整定配合是否合理，将直接影响到

220kV及以上系统的安全稳定。

例如：1993年10月25日，广西来宾电厂01号高压备用变压器低压侧6kV I段母

线发生相间短路着火，由于该变压器低压侧保护总出口连接片在1992年12月份更

改接线后，继电保护专业人员未按规定更改图纸，也未向运行有关人员交待，以

致1993年1月在整顿保护盘上标识时，贴错总出口连接片标识而错投，真正的总出

口连接片没有投入，保护不能出口跳闸，高压220kV侧保护也因变压器阻抗大未能

启动，致使故障未能切除，造成夹层内电缆及配电室设备烧损，高压备用变压器

高压侧套管爆炸，后备保护跳开500kV主变压器三侧断路器。因短路时间过长，造

成故障同时波及220、500kV系统，造成广西地区与主网解列，500kV系统振荡并与

广东电网解列。事故暴露出该厂继电保护技术管理薄弱，制度不健全，1lOkV及以

下电网和厂用电系统的继电保护工作存在很大漏洞；继电保护装置的设计、配置

有待改进。

因此，必须加强1lOkV及以下电网和厂用电系统继电保护工作，把它们作为电

力系统的一个有机整体统筹考虑，降低继电保护事故的几率。

七、条文13．9

原文： “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。

”

在电力系统中，对于采用放射性供电方式的系统，为提高对用户的供电可靠

性，通常采用备用电源自动投入装置，使系统自动装置与继电保护装置相结合，

以确保对用户不间断供电。

对于发电厂厂用电系统，由于厂用电系统故障所引起的严重后果决定了其的

供电应高可靠性。而厂用电系统采用环网供电，使其运行及其继电保护更加复杂

化，反而降低其供电的可靠性。因此，为提高厂用电系统的供电可靠性，往往也

采用备用电源自动投入装置。

因此，采用备用电源自动投入装置是防止事故对重要用户中断供电和保厂用

电的重要的技术措施之一，要针对电网的实际运行工况，合理配备备用电源自动

投入装置，并加强备用电源自动投入装置的运行管理。

第十四章 防止系统稳定破坏事故

原文：“为了加强电网安全管理，防止系统稳定破坏事故的发生，要继续贯

彻执行《电力系统安全稳定导则》(DL 755—2001)，并提出以下重点要求。”

第一节 加强和完善电网一次、二次设备建设

一、条文14．1

原文：“14．1 加强和完善电网一次、二次设备建设。”

强调规划设计合理的电网结构，是保证电力系统安全稳定运行的物质基础和

根本措施。

二、条文14．1．1—14．1．3

原文：“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，故障失去一条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。”

除了对一次系统的网架、电源规划设计提出原则要求外，突出了对负荷中心

特别是受端系统内部支撑电源与外部电源的协调建设，外部受电通道的规划建设

应遵循多通道、多方向、分散接人的原则。多通道、分散接人就是要求大电源之

间在送端避免并联、在受电端要接人不同枢纽变电所，同时控制一个通道输送功

率占负荷中心最大负荷的比例，限制在10％—15％为宜；多方向是在地理环境等

允许情况下，使各输送通道避免处于同一地理气象带。这是防止电网因同一扰动

或同一个气象因素等导致同时或相继失去多输送通道、限制事故严重程度、降低

电网运行风险、加强对受端系统支撑的重要措施。

一个规划好的电网建设方案，还要注意适时建设、及时投产，做到及时完善

、加强电网结构，为电网安全、稳定运行奠定良好物质基础。

例如：贵州电网在80年代快速发展阶段，其显著特点是大电源经双回220kV线

路远距离向贵阳地区送电，如乌江渡电厂通过220kV鸡江双回线向贵阳地区输送的

潮流占贵阳地区总负荷的50％左右，一旦该双回线路跳闸，即将贵州全网解列成

南、北两个部分，受端电网功率大量缺额，送端电网功率大量过剩。1988年8月6

日，220kV鸡江双回线(乌江渡水电厂至鸡场变电所)之一的Ⅱ号线路因雷击多相对

地闪络跳闸，与此同

时，鸡场变电所220kV母线的母差保护误动，切除包括鸡江工号线在内的1号母线

所有断路器，致使由乌江渡水电厂南送的300MW左右电源中断，贵阳地区负荷除母

差保护误动而被切除的120MW铝厂负荷以外，尚剩余近负荷500MW，而地区电源只

有300MW，短缺负荷电源近40％，系统频率降至45Hz以下，低频减载装置动作后也

不能挽回局面，最后造成贵阳地区大部分电厂停机和解列，系统瓦解，大面积停

电。

从上例可以看出，输送容量过大的单通道故障可以导致局部电网的稳定破坏

。因此，一个完善的电网结构是电网安全稳定运行的基础，其中应包含这样几方

面内容：电网结构合理、多方向通道联系负荷中心、相对受端负荷单一通道输送

容量不宜过大以及负荷中心应有必要的电源支撑等。

三、条文14．1．4、14．1．5

原文： “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)。”

条文突出了对电网继电保护等二次系统的建设要求，提出在规划设计阶段就

要进行保电网安全稳定最后防线设置的研究，并为电网安全稳定运行创造条件。

随着电网的发展、变电所规模的扩大，电网联系更加紧密，电网事故冲击影

响的范围、深度加大，特别是主网架、枢纽变电所母线上发生的故障，如无法及

时消除将可能诱发全网稳定问题。对故障的迅速可靠消除，是防止发生系统稳定

破坏事故最经济有效的关键技术措施。330、500kV设备主保护双重化、220kV环网

线路双套快速保护、重要220kV厂所双套母线保护及断路器失灵保护等强化二次系

统的措施，是防止发生系统稳定破坏事故的成功经验，也是今后继续强调和落实

的要求。

由于电网发展建设中的阶段性，电网均存在一个逐步完善的发展过程，因此

，一方面要对所运行的电网进行全面研究分析，并合理配置各类切实可行的电网

安全自动装置。其目的是保证电力系统安全稳定运行的有效技术措施，同时具有

较好的经济效益。另一方面，电网安全自动装置的拒动和误动，对电网安全运行

影响远大于继电保护，因此电网安全自动装置的设计、选型应该更加严格，并制

定完善的运行使用规定和维护校验制度，定值整定要注意电网安全自动装置之间

的配合协调，确保其正确发挥作用。

设置保电网安全稳定最后防线，是我国电网安全管理的一个重要思想。目的

是在迫不得已的情况下限制事故在一定范围，防止因连锁反应而扩大为全网事故

；即使发生全网事故，也应保留一定的再启动电源，以实现尽快恢复和缩短停电

时间。

最后防线通常包括：解决功率平衡问题的分散配置足额低频、低压减负荷，

功率过剩较大时必要的高频切机等；必要时自动分割电网措施，如按电网结构，

在主要网际间联络线、电磁环网低压侧、单点并入主网的局部系统的并网线路，

以及经计算分析确定失稳后振荡中心附近等，配置失步、低频、低压解列装置；

也可包括机组与电网在事故情况下行为的协调措施；电网崩溃后的黑启动恢复措

施等。

在系统事故下各项措施之间的协调有序、适时动作，是规划设计、运行管理

部门今后研究的重点之一。规划中要注意输变电设备功能设计的区分、定位，为

必要时自动分割电网在一次结构上创造条件。大机组在设计选型时，要考虑具备

足够的承受电网冲击和异常运行的能力，防止电网事故时较早地脱离电网和进一

步恶化电网运行状况。

例如：1992年1月15日，河北电网发生稳定破坏事故。1992年1月15日，河北

南网220kV羊范变电所值班人员进行范柏线停电操作时，误合接地开关，造成范柏

线(此时由旁路带送)出口三相短路，旁路断路器继电保护装置拒动，由于电网受

到最严重的三相短路冲击，靠羊范变电所出线对侧后备保护动作使电网脱离故障

点，羊范变电所与王段变电所断面的南北联络线由事故前的3回减至1回，形成弱

联系电网，并首先激发了河北南网与石家庄、保定和京津唐主网之间激烈振荡，

随后整个河北电网与京津唐主网失去稳定运行，同时电网切除了邢台电厂6、7号

运行机组(2X 200MW)，13s后振荡解列装置动作后将河北电网从京津唐主网解列，

随后河北网内上安电厂1号(350MW)机组因其低频保护动作被迫退出运行，促使该

系统频率急剧下降，低频减负荷装置共切除489．9MW负荷后，系统振荡平息。此

次电网事故中暴露的主要问题及应吸取教训如下。

1)运行人员误操作造成系统三相短路故障，继电保护装置拒动又使系统事故

范围扩大。说明了继电保护、自动装置的正确动作是保证电网安全稳定运行的基

本条件，对重要元件采用双套保护装置是防止稳定破坏的成功经验。

2)虽然振荡解列装置动作时间长，但它成功地将两网分离，保证了华北电网

安全稳定运行，低频减负荷装置正确动作，保证了解列后河北电网的安全稳定运

行。这些充分说明了电网最后一道防线在事故中所起到的重要作用。

因此，采取有效手段尽快、可靠地消除主网故障点是防止系统稳定破坏有效

的技术、经济措施，同时合理设置电网安全稳定最后一道防线，对防止电网事故

范围扩大化、快速恢复电网运行状况具有重要意义。

第二节 要强化电网运行的安全管理和监督

原文：“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。”

条文突出了对电网运行方式安排和运行调整的要求。主网重要线路或断面安

全水平影响电网全局，超极限后故障将危及整个系统，应予以杜绝；事故后会出

现部分重要线路或断面潮流超事故后极限，应迅速采取措施将潮流降低到稳定极

限内。正常保留一定的有功旋转备用，通常为最大负荷的2％-5％，是迅速调整潮

流、满足负荷电力需求的基本手段。对正常受电比例较大的负荷中心，还应注意

保持一定的无功旋转备用，要通过合理的投入无功补偿设备解决正常无功平衡，

使负荷中心的发电机留有一定的无功备用，以加强动态电压支撑。

例如：1994年5月25日，220kV简(龙)秋(长)线检修期间，广东粤东电网仅靠

两条200kV惠(阳)板(桥)、广(州)新(丰江)线(注：广新线即220kV河源—棠下线)

与广东主网联系，在同日07：59，惠板线发生单相接地故障，由于事故前广东中

调未采取果断措施控制惠板、广新两线东送潮流，使该两回联络线输送潮流超过

暂态稳定极限66％，致使线路故障消除后粤东电网与广东主网不能保持同步运行

而发生振荡，造成了事故扩大，粤东电网崩溃。

此次事故说明，各级电网运行部门对管辖内重要断面或线路一定要严格按照

稳定控制数值运行，同时受端电网尽可能保留一部分旋转备用容量，尽量避免超

稳定极限运行后给电网所带来的严重后果。

二、条文14．2．3、14．2．4、14。2．6

原文： “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。

14．2．6 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。”

条文明确了电网运行管理部门对保电网安全稳定最后防线设置的实施、管理

和监督方面的要求。在大区间联络线配置失步、低频、低压解列装置是防止系统

稳定破坏等事故扩大的现行措施；考虑大区间稳定破坏事故波及面大等特点，还

应加强快速解列装置的研究。

国内外大电网事故表明，大机组在电网事故中无序跳闸、较早脱离电网，是

事故扩大的重要因素。因此大机组在设计选型时，要考虑具备足够的承受电网冲

击和异常运行的能力，在此基础上机组配置的需要与电网协调的保护定值，必须

经运行管理部门认可，做到机组与电网在事故时行为的协调。

例如：电网低频减负荷、机组低频保护应兼顾电网和机组设备安全要求，电

网低频减负荷配置和整定应保证系统动态频率特性的低频持续时间小于规定的每

次允许时间，并有一定裕度，而机组低频率保护的定值应低于电网低频减负荷最

后一轮的频率值。

防止电网事故中机组的无序跳闸、较早脱离电网，这是大电网安全管理的必

然要求，也是今后安全管理中需要进一步研究重视的问题。例如：在本章第一节

第14．1．4、14．1．5条的实例中，还可以看出以下问题。

1)电网事故后主力机组跳闸削弱了其对电网的支撑作用，使电网产生连锁反

应，造成大面积停电等，为此应吸取这个教训，加强机组有关保护与电网保护之

间定值配合和相互协调，同时要求大机组应该具备足够承受电网事故冲击的能力

。

2)除合理的电网运行方式外，合理选择解列点，建设电网的安全稳定控制系

统，选择技术上先进、可靠的安全自动装置作为最后一道防线，将事故后电网的

损失降为最小，是电网安全稳定运行工作中所必须解决的问题。

三、条文14．2．5

原文：“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。”

事故中的大潮流转移是诱发电网稳定破坏的常见因素，由于电磁环网运行时

高压电网故障后较大潮流向低压转移所造成电网稳定破坏事故占较高的比例。因

此，在网络建设上，应加快完善高压网络，为打开电磁环网创造条件；在过渡阶

段，可采取配置高压电网故障后送端联切机、受端联切负荷或联切电磁环网低压

侧的措施，同时在低压侧适当位置配置失步解列装置。

例如：1990年6月23日，当时陕南电网仅通过一回220kV洋周线和2回1lOkV宝

风Ⅰ、Ⅱ号线和主网相连，因大风引起220kV洋周线跳闸，其中1lOkV宝风I号线电

流解列装置动作后跳闸，1lOkV宝风Ⅱ号线拒动，引起陕南网通过1lOkV宝风Ⅱ号

线和主网振荡。

从上例可以看出，高压电网事故后致使原由上级电网输送的大量潮流转由下

级电网输送，常常引起电网稳定破坏事故。因此，在实际运行中，应避免电磁环

网运行方式的出现。对于电网过渡阶段，应针对具体情况采取有效措施，防止高

压电网故障引发的电网稳定破坏事故。

四、条文14．2．7

原文：“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。”

由于受端系统相对联系紧密、线路平均长度较短等原因，继电保护定值整定

中常出现难于同时满足“四性”要求的情况。鉴于受端系统联系紧密，故障中个

别元件误跳闸一般不导致严重后果，而枢纽变电所保护拒动会导致故障切除时间

长、损失多个元件，将可能诱发全网稳定问题。因此，增加了“在受端系统的关

键枢纽变电所，当发生继电保护定值整定困难时，要侧重防止保护拒动”的要求

。

根本措施还是应配置、完善双套可保护设备全范围的快速保护，并在运行中

避免无快速保护运行。

第三节 防止次同步谐振

原文：“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。”

防止次同步谐振，在设计确定串补参数时应予以充分考虑，在运行方式安排

上应避免可能出现次同步谐振的系统方式。

例如：最典型实例是1970年在美国的莫哈夫(Mo-have)电厂，由于串补电容引

起发电机组大轴的两次扭振破坏事故，通过研究揭示了“机电扭振互作用”的存

在。即电气系统中的LC谐振，在一定条件下会与发电机组的轴系扭振相互激发，

产生不稳定的次同步振荡，其剧烈的轴系扭振将造成大轴的疲劳损害。

因此，在运行方式安排上应避免可能出现次同步谐振的系统运行方式，另外

在设计确定串补参数时也应予以充分考虑。

第十五章 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故

原文：“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。”

第一节 加强变压器类设备全过程管理

原文：“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。”

变压器类设备(包括电力变压器、电抗器、互感器等)是电力系统中的重要设

备。为了不断提高变压器类设备的健康水平，保证设备安全经济运行，应加强变

压器类设备从设备选型、招标、制造、安装、验收到运行的全过程管理。同时在

生产技术部门配置变压器专责人，明确其职责，并应使其参与变压器类设备选型

、招标、监造、验收等全过程管理工作中，落实好各反事故措施，从而提高变压

器类设备运行管理水平。

对变压器、互感器、并联电抗器的选型，要从实际运行出发，按照《变压器

选用导则》 (GB／T 17468—1998)，选择合适的类型。如变压器是选择油浸式的

还是干式的、气体绝缘式的；是选择带有载调压开关的还是不带有载调压开关的

；是选择高阻抗的还是选择常规阻抗的。电压互感器是选择电磁式的还是电容型

的。并联电抗器是选择油浸式的还是空心的。

采购时，应选用的是需通过国家权威部门的认定、型式试验和鉴定合格在有

效期内以及有运行经验的设备，并且还要对制造厂的制造能力、设备质量、设备

在电力系统的运行业绩等诸多方面进行考查，以保证质量好的产品进入系统。

验收时，应严格按照国家标准、行业标准和合同中规定的技术条件对采购的

设备进行验收。

第二节 变压器类设备采购、验收管理

一、条文15．2

原文：“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。”

结合电网生产实际，对变压器类设备的订货技术要求、赴厂监造和验收、局

放试验标准、附件、交接验收、运输等问题进行了进一步的明确。

产品到现场后，要对设备的外观和附件进行详细检查，保证设备外形完好无

损，并且还应检查设备内部有无移位、变形、是否受潮进水等。设备安装后，还

要按验收规范和合同要求进行验收试验。发现问题必须及时进行处理，并做详细

记录，以保证投产设备完好、无缺陷。

二、条文15．2．1

原文：“15．2．直 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；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗

短路能力计算报告。”

变压器发生突然短路故障时，在变压器绕组内流过很大的短路电流，在与漏

磁场的互相作用下，产生很大的电动力，并由于电流比较大绕组的温度上升很快

，在高温下，绕组导线机械强度下降。若变压器抗短路强度不够，尽管这种暂态

持续时间很短，变压器也会遭到损坏。而随着我国电网容量日益增大，短路容量

亦随之增大，因此保证变压器抗短路能力就显得特别重要。近年来，由于变压器

结构上承受不了短路冲击而损坏变压器比较多。减少这方面的损坏事故重点应从

设计出发来保证变压器抗短路冲击的能力。因此，要求制造厂提供抗短路能力计

算报告，以使这项反事故措施能落到实处。

为了更好地校核变压器的抗短路能力，华东电网已积极推行变压器抗短路能

力计算报告简易校核方法，并取得了良好的效果。通过该方法的推广，一方面提

高了专业技术人员的业务水平，另一方面也推动了各制造厂提高变压器抗短路能

力技术的发展。现将这种方法推荐给大家。

变压器抗短路能力计算报告简易校核方法，是对变压器辐向力进行校核：

1)绕组每一线饼的受力（公式略）

2)整个内绕组的辐向力（公式略）

3)每个线饼的临界失稳强度（公式略）

4)导线的惯性矩（公式略）

三、条文15．2．2

原文：“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。”

由于变压器在制造过程中工艺分散性较大，为保证产品质量，有必要派专业

人员按照两部制定的监造大纲对大型变压器的制造过程进行监造，同时为使监造

规范化、程序化，应对监造提出具体要求，并将监造报告作为设备原始资料存档

。

例如：新安江水电厂向某制造厂订购1台220kV、300MVA变压器，为保证变压

器制造质量，电厂聘请了有经验的专家进行工厂监造，在监造过程中发现变压器

空载损耗及温升超过合同规定值，经与制造厂共同分析，发现是由于制造厂疏忽

导致的设计错误所造成的，随后制造厂重新进行了设计，并接受了监造人员的意

见，选择了更高性能的导线，把事故隐患消除在制造过程中。

四、条文15．2．3

原文：“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,自耦变中压端不

大于200pC，其他不大于lOOpC。

15．2．3．2 1lOkV变压器，测量电压为1．5U/√3时，不大于300pC。

15．2．3．3 中性点接地系统的互感器，测量电压为1．0Um时，液体浸渍不

大于lOpE,固体型式不大于50pC。测量电压为1．2Um/√3时，液体浸溃不大于5pC

，固体型式不大于20pC。”

局部放电量是考核电气设备制造工艺、产品质量的重要技术指标。因此，不

仅要求测试220kV及以上变压器的局部放电量，而且还要求测试1lOkV变压器的局

部放电量。同时也提出了比国家标准更严格的变压器局部放电量指标。目前，国

内制造厂都能够制造出满足该指标要求的变压器，而且严格试验标准也利于提高

变压器制造质量。

例如：安徽阜阳太和变电所1号主变压器，出厂试验调压绕组在感应耐压时击

穿，更换绕组后局放试验又通不过，最后交货期延误9个月，给基建、生产带来很

大不便。

又如：江苏扬州电厂2号联络变压器，交接试验时，U、V两相局放不合格，延

迟交货。

另外，由于局放试验不合格而造成设备出不了厂或退货的情况也开始增多。

例如：浙江某地区曾向某变压器厂订购9台主变压器，其中有7台因局放不合

格而迟迟出不了厂，给用户造成巨大的经济损失。

严格变压器局放出厂试验标准，能够及时发现变压器在制造过程中的缺陷，

虽然延误了交货期，但能在制造厂里消除事故隐患，保障设备的安全运行。因此

有必要予以强调，并提高试验标准。

互感器的局放试验标准与现行国家标准一致。

五、条文15．2．3．4

原文： “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。”

六、条文15．2．4

原文： “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。”

由于套管、冷却器、潜油泵、气体继电器、压力释放阀、导线、分接开关等

附件质量不良，导致变压器的故障也时有发生。

(1)由分接开关故障而导致变压器故障实例。

例如：安徽黄山万安2号主变压器，1996年4月发现U相动触头的5个动触环有3

个烧伤，解体检查发现动触环与转动导杆不同圆心，转动时造成动触环与静触环

接触时松时紧，甚至还会出现间隙，在运行中导致发热故障，更换新的分接开关

后又出现了烧伤，说明在制造工艺上存在着不足之处，或装配时未按工艺要求进

行。前后两次都发生了同样的问题，说明了制造厂对故障的原因分析不彻底，也

就无法采取有效的改进措施。

又如：马鞍山电厂12号主变压器，1991年12月在基建调试零起升压时，由于

分接开关接触不良，造成高压绕组调压段开路，导致U相高压绕组调压段绝缘垫块

击穿，绕组从下往上数第12、13饼绕组绝缘烧坏，铜线烧损。制造厂在进行现场

修复过程中处理不彻底，在分接引线焊接有错误，导致了主变压器在修复后第一

次冲击试验时差动保护、作用于动作开关的气体继电器同时动作跳闸，再次吊罩

检查，发现U相绕组严重变形，从下往上数第11-14饼绕组烧坏裂开，分接开关也

严重烧伤。

又如：上海南桥换流站极1号换流变压器，1997年1月V相调压开关在操作中发

生爆炸起火。其事故原因是调压开关换向齿轮、滚珠轴承进水受潮生锈卡死，以

致滚珠脱落，造成伞型齿轮啮合不良引起机械错位，在切换开关切换时极电压高

而不能消弧，最后引起爆炸烧坏。

(2)由套管引起的变压器故障实例。

例如：任庄1号联络变压器，1994年曾发生过500kV套管雨闪事故(是华东电网

首次在套管上发生此类事故)，之后在套管上加装了硅橡胶伞裙。1999年6月15日

，运行巡视中发现W相高压套管表面渗油，当即停运并更换备品。事后对套管进行

了检查，发现整个套管有一贯穿性裂纹，包括绝缘裙和套管壁(壁厚在lcm以上)。

为了分析原因，将该根套管返厂进行解剖，发现电容芯没问题，套管在质量上存

在缺陷，在长期运行应力的作用下使套管出现了贯穿性裂纹。虽然由于运行人员

的及时发现，未造成更大事故的发生。

(3)压力释放阀引起的变压器故障实例。

例如，杨高2号主变压器，1999年U相压力释放阀的微动开关运行中进水，造

成接地短路，主变压器跳闸。后经对压力释放阀“包扎”、封堵等防水处理后，

运行正常等等。

由于用户对附件的检查很困难，因此，要求变压器制造厂应向用户提供必要

的检验报告；有些制造厂在工厂试验时采用专用的试验套管，使订货套管在试验

中考核不到，如有问题难以发现，故要求工厂试验时应采用现场安装的套管进行

试验；所有附件在工厂按现场实际方式整体预装，以避免现场安装时出现差错。

绝缘良好的互感器，其tgδ值随所加电压升高应无明显变化。因此，要求测

量lOkV下的tgδ值和高电压(即Um/√3电压)下的tgδ值，两者不应有明显变化，

若tgδ变化增量超过±0．3％，可认为有问题。

例如，辽宁电科院曾对一台500kV电流互感器在测量电压10kV及Um／√3电压

下的tgδ值进行了测量和热稳定试验。在常温下所测量的数据如下：

测量电压(kV) 5 10 140 320

tgδ(％) 0．9 0．9 0．77 0．56

由以上测试数据表明，随着施加电压的上升，tgδ值发生了明显变化。之后

将其返厂进行了高温下(将互感器放在烘炉内加温)长时间施加最高工作相电压

(320kV)测量tgδ值。在器身温度为64~C下，连续加320kV电压2h后，发生了绝缘

热击穿。在绝缘击穿前所测得的tg

Chapter_5

δ值如下。

时 间 电压(kV) 器身温度(℃) tgδ(％)

10：30 320 64 1．46

11：00 320 62 1．63

12：55 320 58 击穿

经解体检查，发现绝缘击穿的原因是产品真空干燥处理不彻底及充砂结构散

热条件差所致。

七、条文15．2．5

原文："15．2．5 认真执行交接试验规程；对110kYYZc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试绕组变形以留原始记录

。220kY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

。”

当变压器在运行中发生近区短路事故后，通过在低电压条件下测试短路阻抗

或用频响法来测试绕组变形，并与该变压器在出厂和投产前测试绕组变形的原始

参数进行对比，以判断是否发生绕组变形及其程度。因此，要求1lOkV及以上电压

等级变压器在出厂和投产前应做低电压条件下测试短路阻抗或用频响法测试绕组

变形情况。目前，华东电网各单位现均已开展了这项工作，并取得了一定的经验

，普遍认为，通过这两种方法均能为变压器专业人员对经受短路的变压器判断故

障程度提供了有用的参考依据。

为综合判断变压器在制造、检修、运输过程中有无遭受损伤，要求220kV及以

上电压等级的变压器在新安装和绕组、主绝缘大修后必须进行现场局放试验。

例如：兰亭2号主变压器在出厂试验时，顺利通过了试验，但在现场按与制造

厂相同的试验方法进行局部放电试验，出现了多台变压器局放电量指标异常和超

标的情况。后来经与制造厂共同讨论，认为由于设计时考虑的绝缘裕度过小，在

制造、运输等过程中稍有不慎，就会产生缺陷，从而使局放电量异常和超标，因

此提高了原设计的绝缘裕度，并重新制造了变压器。目前，其运行情况良好。

八、条文15．2．6

原文：“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。”

为了监测变压器在运输中发生冲撞而对变压器造成损伤的程度，在此提出了

安装三维记录仪的要求。允许的加速度指标，应在订货合同中予以明确，以便验

收时检查。

第三节 变压器类设备运行管理

一、条文15．3

原文：“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。”

当变压器、互感器进入空气或水后，将使变压器类设备绝缘性能变劣，耐电

强度降低，从而导致绝缘击穿事故的发生。

例如：一台SFPS一63000—220型变压器，在暴雨后2h作用于动作开关的气体

继电器和差动保护动作，压力释放器喷油，高压绕组U相部分绕组烧损、变形。其

原因是套管将军帽的胶垫压偏，致使变压器进水受潮，因此要特别重视变压器的

密封。设备采购时，应要求制造厂有可靠的密封措施。同时，要采取有效措施，

严格防止变压器在安装以及运行中进水或空气，要特别注意高于储油柜面的部件

，如套管顶部、储油柜顶部和呼吸器管道等处的密封。

由于已多次发生变压器套管因伞裙结构不合理而发生雨闪的事故。

例如：1999年10月，上海石洞口电厂1号联络变压器因伞裙结构不合理而发生

雨闪事故。

因此，对套管伞裙间距低于标准的(1EC815)，采取加装硅橡胶伞裙套等措施

，以防止雨闪事故。

二、条文15．4

原文：“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。”

潜油泵的轴承易磨损，长期运行破碎后，容易将破损物带人变压器内，引起

变压器运行异常。

例如：上海浦东变电所一台主变压器在运行中出现油中气体色谱分析氢气含

量异常升高，经检查发现系因潜油泵质量不佳，多年运行后，轴承磨碎进人变压

器本体所致。

因此，要求潜油泵轴承应采用E级或D级轴承，在运行时，如发现过热、振动

、渗漏油等异常时，应及时予以处理。

油流静电放电是威胁超高压变压器运行安全的重要因素。

例如：一组250000／500型单相变压器系按法国阿尔司通技术制造的，所配备

的冷却器和油泵，使进油口处的油流速度为1．74m／s，引起铁芯旁轭地屏有孤立

的放电痕迹，在其横向的层压纸板表面有较密集的放电痕迹，特别是在油流口附

近尤为密集。在不带电情况下起

动冷却器循环油泵时，变压器内部出现间歇性放电声。其原因是油泵订货时，将

油泵流量、扬程均进行了提高，使油流速度增大了20％，从而造成了油流静电放

电。

因此，为了减少油流带电的可能性，潜油泵应采用低速油泵。同时也应注意

低速油泵定子和转子产生的摩擦问题。

三、条文15．5

原文： “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，限期恢复。”

四、条文15．6

原文：“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。”

红外测温可以有效地发现变压器运行中所存在的问题(如线夹接触不良、套管

缺油、介损升高、油路堵塞等)，因此，除了日常的红外点温仪进行测温外，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。

五、条文15．7

原文： “15．7 新建或扩建变压器一般不采用水冷却方式，对特殊场合必

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。”

为了减少因水冷却器泄漏而造成变压器的进水，要求新建或扩建变压器一般

不采用水冷却方式，对特殊场合(如地下变压器)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，并加强运行维护，定期检查出水有无油花(每台冷却器应装有监

测出水中有无油花的放水阀门)。

六、条文15．8

原文： “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。”

薄绝缘变压器是在文化大革命期间设计，工艺质量较差的产品，至今已运行

20多年，绝缘也已老化，如有严重缺陷，则已无进行改造性大修的价值。更换下

来的薄绝缘变压器，若再迁移安装，将给系统带来安全隐患。因此，要求薄绝缘

变压器，如发现严重缺陷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。

七、条文15．9

原文： “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。”

目前，由于油品质量和油务管理上存在的问题，造成油介损异常(如上海高东

变电所大批220kV电流互感器高温油介损超标)、变压器烧毁(如某电厂在主变压器

检修结束后，未按规程进行真空注油，在主变压器投运不到2h即发生烧毁)的事故

时有发生，因此，应加强油务的监督管理，重点应严格加强新油的质量控制，在

取样化验合格后，方能进行设备注油。对运行中绝缘油应定期进行色谱分析和化

学监督，保持油质良好。

八、条文15．10

原文：“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。”

加强变压器的防火工作，应特别注意对套管的质量检查和运行监视，防止运

行中发生爆炸喷油，引起变压器着火。为了防止变压器着火时的事故扩大，要按

《电力设备典型消防规程》(DL 5027—1993)的规定设置变压器的防爆墙。

九、条文15．11

原文：“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—220kY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。”

套管安装就位后，带电前必须和变压器本体共同静放一定时间(500kY变压器

静放72h，220kV变压器静放48h，110kY变压器静放24h)，以利于内部气体充分逸

出，防止发生套管内部放电。

要做好套管内部油质的监督工作，并定期观察套管油位。当套管缺油时，应

认真查找原因，并进行补油，对渗漏油的套管应及时进行处理。在正常运行维护

时，要着重防止套管内部受潮和绝缘事故的发生。

备用的500kV套管不得水平放置，一般头部应离地成30°角。同时，因套管长

且重，应注意可能产生永久性变形或者中部法兰的电容层缺油而形成气隙，在带

电后发生局部放电。

第十六章 防止开关设备事故

原文：“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。”

《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》三个文件是高压开关专业工作的基础性文件。《高压

开关设备管理规定》明确了各级专业技术人员的岗位职责、开展技术管理的要求

以及设备评级的标准。《高压开关设备反事故技术措施》根据90年代全国开关设

备运行中发生的故障，明确地提出了预防措施，实际上也是防止开关设备事故的

具体技术要求。《高压开关设备质量监督管理办法》是为了保证进入电网设备安

全、可靠而制定的一个办法，也体现了全过程管理的精神，反映了从选型、质量

监督到设备更新的工作原则，使设备管理水平能符合新形势的要求。

防止开关设备事故的10条重点要求与《高压开关设备反事故技术措施》是相

辅相成、互为弥补的，从技术要求上讲，后者更具体，因此在贯彻落实中两者要

结合起来执行。

一、条文16．1

原文： “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。”

五防装置是防止开关设备误操作的一种有效措施，现行的要求是从多年运行

经验中总结出来的。实践证明，该措施可有效地防止人身和设备事故，五防功能

不完善对安全运行将带来极大的隐患。早期的固定式开关柜就因为不具备或功能

不完善曾发生多次事故，之后发展的金属铠装式开关柜在这方面就大大加强了防

卫意识，从设计上已考虑了五防要求。但是目前全国开关制造业有上千家制造厂

在生产，制造工艺水平和材质上无法统一，难免还存在不完善的情况，华东电网

曾多次发。生手车式开关在推入柜内的过程中因震动解锁，造成开关在合闸位置

上推进，引起电弧闪络接地事故，并使操作人员和设备都受到了不同程度的损伤

。因此，必须强调严禁使用五防功能不完善的新产品，而且现役五防功能不完善

的开关柜也应尽快完成完善化改造。此外，结合《电力设备预防性试验规程》(DL

／T596—1996)的要求，应定期对五防闭锁装置进行维护、检查。

二、条文16．2

原文： ““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

关设备安装地点的短路容量，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。”

由于开关设备受其额定参数的限制(由产品结构所决定)，故其满容量开断能

力是有限的。随着电力系统的发展，短路容量也相应增加，因此每年必须根据调

度部门提出的最大运行方式校核开关设备的断流容量，一旦不能满足短路容量的

要求，则应设法在年度技改工程中安排计划进行更换，需要指出的是校核工作往

往对高电压等级设备予以了重视，而对中压系统很可能有疏忽，对此也应给予关

注。另外，在校核时还应考虑整个回路上的设备，如线路阻波器、隔离开关、电

流互感器等，并不能以为只更换了断路器就没问题了。校核开关设备短路容量还

应至少校核5年内的发展情况，以利于分轻重缓急对断路器等设备进行更换。

三、条文16．3

原文： “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。”

开关断口(灭弧室)由于在分闸位置时将承受线电压，特别是联络断路器还将

承受两倍电压的作用。因此，从结构设计上看，其内绝缘完全有裕度，但其外绝

缘情况则不同，当其表面积污受潮后，绝缘性能将下降，由此造成外绝缘闪络事

故的发生。因此，要求有一个比对地外绝缘高的系数，这点在选型时应特别予以

注意。对老旧开关如达不到此要求的，应在运行中注意清扫或采取其他的辅助措

施。

四、条文16．4

原文： “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。”

条文强调了开关操动机构运行维护问题，从运行经验表明，开关设备出现故

障的70％—80％是由于操动机构有缺陷而造成的，因此，设备投运后正确的运行

维护非常重要。

气动操动机构，其原理是将空气压缩后作为操作动力，为保证空气压缩机零

部件正常运转，对空气质量有一定的要求，进气口有两道措施——防尘罩和过滤

器，由于开关设备所处大气环境不一样，防尘罩和过滤器很容易积灰，需定期进

行清扫，一般三个月或半年应清扫一次。对前者运行人员即可处理，后者则需由

检修人员来做，运行人员应及时做好联系工作。空气在压缩过程中会将空气中的

水份分解出来，故储气罐要定期排放积水，一般10天需排放1次，而在江南梅雨季

节或湿度高的月份则需每周排放1次。在北方，还应加强冬季气动装置、排污阀的

防冻保护。空气压缩机起动时间或次数的记录工作亦很重要，空气压缩机的寿命

一般在2000h左右，记录该数据可作为检修的依据。若在短期内空气压缩机频繁起

动，说明有内漏，应进行消缺。

液压操动机构相对维护工作量少些，平时只注意油泵起动次数或打压时间即

可，若出现频繁起动或打压时间超长的情况也需要与检修人员进行联系处理。此

外，每周应打开操动机构箱门检查液压回路有无漏油现象。目前，有些国产密封

件质量不太好，夏季高温时易发生泄漏，因此，应加强夏季的定期检查工作。

五、条文16．5

原文： “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。”

六、条文16．6

原文： “16．6 根据设备现场的污秽程度，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。”

变电设备的防污闪工作是保证安全生产的一项重要措施，运行单位可根据污

区分布图划分的污秽等级制定相应的防污闪措施，对新建、改造或扩建工程的开

关设备应按污秽等级配置外绝缘，运行中的开关设备则可采取清扫、加装硅橡胶

伞裙套等辅助性措施，而且重点应放在隔离开关的支柱绝缘子上。

绝缘提升杆问题实际上是内绝缘问题，最主要的是防止开关本体进水，对此

少油或多油断路器尤其重要，需关注预防性试验结果，出现异常情况如泄漏电流

增大，就要及时处理。坚持大修时对提升杆进行工频耐压试验，这样就可有效发

现提升杆的受潮现象。

七、条文16．7

原文： “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

弧室的烧损或爆炸，预防液压机构的漏油和慢分。”

开关设备在未能实现有效的状态检修之前仍应按检修周期实施检修。少油或

多油断路器更应注意按检修周期进行检修。随着SF6断路器的推广应用，若断路器

本体未发生气体泄漏且开断电流次数也小于规定的次数，本体检修的工作量并不

多，但是必须重视其操动机构的检修，即使是进口SP6断路器也要如此。检修可根

据维护工作的情况重点针对某些零部件进行，如气动操动机构的空气压缩机控制

阀、液压操动机构的油泵和转换阀及分、合闸阀体等。对现在越来越多采用弹簧

操动机构，应着重检查弹簧的性能及分合闸挚子的扣合情况。

要注意对断路器辅助开关的检修，防止转换开关不到位、接触不良等而引起

的断路器动作特性变化和拒动的发生。

例如：SN4—10G型断路器曾发生过由于辅助开关过早切断合闸直流，致使断

路器合闸速度变慢，导致触头熔焊，而引起断路器爆炸事故的发生。

八、条文16.8

原文： “16．8 隔离开关应按规定的检修周期进行检修。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。”

强调了隔离开关开展检修工作的重要性，以往对该设备总认为结构简单又无

需开断电流，加之停电检修又不容易，结果使检修周期大大超出。近年来，隔离

开关事故发生率上升，其中检修超周期是主要原因之一。因此，电力调度部门应

对隔离开关的检修给予支持，而检修部门也要积极创造条件开展隔离开关检修工

作，如采取带电拆接线的做法将设备停下来检修，以减少母线停电的次数。

对于隔离开关的触头，需定期或不定期进行红外测温，发现温度异常高(相间

相互比较)时，应尽快安排检修工作。

九、条文16．9

原文： “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、操动机构、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。”

强调了隔离开关检修工作的重点。现在运行中的隔离开关，不少产品由于在

结构设计、制造工艺和材质等方面存在有一定的问题，运行时容易发生故障，因

此，在检修中应特别注意这些方面问题的处理。

十、条文16．10

原文：“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。”

SF6断路器现已被广泛使用，作为绝缘、的SF6气体也是断路器的一个主要组

成部分，做好以下三方面工作。

1)加强新气管理。目前，国产SF6气体质量已完全过关，可以确保安全运行使

用，但是需要把好新气采购的质量关，要选用已有运行经验的定点厂生产的SF6气

体，在采购时要注意按气体管理标准做好验收。

2)加强运行中SF6气体的监测。根据气体压力表指示和补气情况做好检漏工作

，而且要按规定定期检测气体的含水量，若发现异常，则要及时进行处理。

3)监测表的定期校验。压力表可通过标准表进行校验，但若断路器上没有三

通阀的，还需另行加工、安装。

对于内部绝缘距离小的罐式SF6断路器和GIS，在安装、检修时应保证内部的

清洁和防止遗留异物，以防止内部发生放电现象。

第十七章 防止接地网事故

原文： “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／T 621—1997)以及其他有关规定，并重点要求如下。”

一、条文17．1

原文： “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度对接地装

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热稳定容量。”

近几年，随着地区经济的发展，电网的容量不断增加，各地区的原设计接地

装置热容量愈来愈不能满足电网的实际运行容量的要求。同时，随着电网接地装

置运行年限的增加，在土壤湿度和酸度较大的地区，接地装置局部范围腐蚀严重

，致使接地网的热稳定能力下降。因此，严重地影响了电网的安全、稳定运行。

例如：1986年4月5日，荆州地区220kV潜江变电所35kV系统遭受雷击，系统发

生多相对地弧光闪络，使不合格的接地网络(φ8mm圆钢)承受超过热稳极限的接地

短路电流而被烧断，引起局部接地网电位升高，高电位窜入二次系统，击穿直流

二次操作控制回路和保护装置电缆及通信电缆，造成所用电源中断；35kY系统二

次设备、通信载波机损坏，通信中断；1号主变压器(三绕组90MVA)局部损坏，经

济损失巨大。

因此，为了保证电网安全稳定地运行，使接地网热稳定容量满足电网不断发

展的需要，应根据各地区短路容量的变化，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。校核方法见《交流电气装置的接地》(DL／T 621—1997)附录C。

对于变电所中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地等小电流接地

系统，由于其异相不同点接地时短路电流最严重，是决定该系统接地装置的热容

量的重要指标，所以该类系统必须按异点两相接地短路来校核接地装置的热稳定

容量。

二、条文17．2

原文： “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。

”

从我国已发生的接地网事故分析得出，一部分事故是由于设计单位在设计时

，存在着接地网布置不合理、考虑因素不齐全等弊端而造成的；另一部分事故则

是设计单位设计完好，而施工单位没有严格按照设计进行施工，为以后接地网事

故的发生埋下了隐患所造成的。

例如：在1986年4月上旬，荆州地区220kV潜江变电所，35kV系统遭受雷击的

事故后，对该接地网开挖两处检查，发现该变电所内主接地网实际是用甲8mm圆钢

施工，而设计是采用为40mmX 4mm扁钢，因此，致使接地网失去了应有的作用。

因此，要求在发电、输变电工程设计时，一定要吸取以往接地网事故的教训

，改进和完善接地网设计，施工时应严格按接地网设计进行施工。发电厂、变电

所和架空电力线路杆塔的接地装置，必须按《交流电气装置的接地》(DL／T621—

1997)以及其他有关规定要求进行设计、施工和验收，接地网工程在施工时要经过

过电压专责人验收后方可进行埋敷。

三、条文17．3

原文： “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

交接验收资料的必备内容，竣工时应全部交甲方备存。”

对于发电、供电企业来说，接地网是否符合有关规程和规定事关重大。一方

面，接地网的质量好坏直接决定着生产设备能否安全稳定运行和人身是否安全。

另一方面，从施工的角度出发，接地网的施工又是在发、输变电工程的施工过程

中的基础部分，只有接地网先做好，才能进行整个施工工程的下一步，否则一切

前功尽弃。因此，在施工过程中，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业主或代理业主验收合格后，方可回填

土以保证工程的施工质量，同时还应分别对两个最近的接地引下线之间测量其回

路电阻，以保证接地网连通完好，测试结果在竣工时应全部移交甲方备存，以作

为今后接地网运行的技术基础资料。

例如：1985年3月13日，胡集变电所发生因接地网不合格被工频接地短路电流

烧断的事故。由于接地网的技术数据不完善，给事故分析带来很多困难。

四、条文17．4

原文： “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。”

接地装置在安装施工时，焊接质量一定要保证完好，否则会因焊接不好造成

焊接处腐蚀速度加快，甚至在故障时成为易断点，致使事故因接地不好而扩大。

接地试验是验证接地网是否符合规程的方法，它的正确与否非常重要。各种电气

设备与主接地网的连接，是各种电气设备安全、稳定运行的技术保障，若连接不

良，将导致设备失地运行，这是绝对禁止的。扩建接地网是为了降低原接地网的

接地电阻，以保证原接地网符合相关规定，确保电气设备的安全、稳定运行，而

扩建接地网只有与原接地网间多点连接才能获得应有的效果。

因此，接地装置的焊接质量、接地试验应符合《交流电气装置的接地》(DL／

T621—1997)以及其他有关规定要求，各种电气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。同时应加强施工过程中的质量检查，特

别是要注意焊接部分的质量，做好防腐蚀措施。

发电厂、变电所和110kV及以上的架空电力线路，均应以实测的土壤电阻率作

为接地设计和运行的依据。

五、条文17．5

原文： “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。”

钢质材料在土壤中容易遭受腐蚀。

例如：广东省1981—1985年的一项调查结果显示，运行10年以上的变电所接

地网均有不同程度的腐蚀，而运行20年以上的变电所接地网腐蚀已经比较严重。

铜质材料的耐腐蚀性较钢质材料好，虽然价格较贵，但铜质材料的热稳定系

数远大于钢质材料，在相同的短路电流水平下所需材料数量也相对少一些。因此

，考虑到枢纽变电所的重要性，在土壤腐蚀性比较严重的枢纽变电所宜采用铜质

材料的接地网。

六、条文17．6

原文： “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。”

在高土壤电阻炉地区,当接地电阻难以满足要求时，有可能发生以下几种情况

。

1)转移电位引起的危害，尤其是可能将接地网的高电位引向厂、所外或将低

电位引向厂、所内的设施。

2)当接地网电位升高时，由于短路电流的影响，发电厂、变电所内的3—10kV

阀式避雷器可能动作并导致损坏。

3)有的地带的接触电位差和跨步电位差超过规定值，对人身安全构成危险。

因此，对于高土壤电阻率地区，在接地电阻难以满足要求时，为防止转移电

位引起二次设备损坏等危害，对符合上述情况1)的设施应采取隔离措施；为防止

对发电厂、变电所内的3-10kV阀式避雷器的损坏，设计时该避雷器不应动作或动

作后能承受相应的能量；为防止接触电位差和跨步电位差超过规定值，对人身安

全构成危险，可采取局部增设水平均压带的措施。因此，只有在各种措施设置完

好后，设备才能投入运行。

七、条文17．7

原文： “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。”

近几年，我国电网各主要设备(如变压器、断路器、电压及电流互感器等)与

主接地网间的连接存在的主要问题为：一是只有单根连接线；二是接地引下线热

容量不够，由此而导致的恶性事故很多。大家知道，单根接地连接线一旦发生问

题，设备便会失地运行；当接地引下线热容量不够时，一旦有接地短路故障便会

熔断，亦致使设备失地运行。

例如：华北电网曾发生多起变压器中性点接地引下线由于热稳定容量不足而

导致其在单相接地故障下烧断的情况，造成了变压器失地运行而引起设备损坏的

事故。

因此，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

要明显、直接和可靠，且便于定期测试、检查，应符合《交流电气装置的接地》

(DL／T621—1997)的规定。具体地讲，如截面(还应考虑防腐)不够应加大，并应

首先加大易发生故障设备(如变压器、断路器、电压及电流互感器等)的接地引下

线截面或条数。

八、条文17．8

原文： “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。”

从第17．7条可看出，接地引下线的重要性，所以定期进行接地装置导通情况

的检测也是非常重要的，接地网导通试验的试验电流建议大于5A。通过检测，可

发现接地引下线通断情况，同时也可通过阻值的变化判断其受腐蚀的程度，并对

历次测量结果进行分析比较，来决定是否进行开挖、处理。

接地装置引下线的导通检测工作应每年进行一次，并进行记录、分析；还应

按照规程要求定期选择条件恶劣处进行典型的直接检查，记录被腐蚀的厚度及年

限等，以积累腐蚀数据。对于腐蚀严重的部分应采取补救措施。对于接地装置，

第一次按规程开挖以后，应坚持不超过五年开挖1次。

九、条文17．9

原文： “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，间隙距离及避雷器参数配合要进

行校核。”

在有效接地系统中，当变压器中性点不接地运行时，为防止因断路器非同期

操作、线路非全相断线或因继电保护的原因造成中性点不接地的孤立系统且带单

相接地运行时产生较高工频过电压，则过电压保护只能采用棒间隙保护方式。这

样，不仅保护了变压器中性点的绝缘，而且避免了形成孤立不接地系统带单相接

地故障的运行方式所引起线端设备的损坏。棒间隙距离应按电网具体情况确定，

220kV选用250—300mm(当接地系数X≥1．87时，选用285—300mm)；110kV选用105

—115mm。

对于110kV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压为180—185kV时，还应在间

隙旁并联金属氧化物避雷器，其UlmA≥67kV，lkA雷电残压不大于120kV。

棒间隙可使用直径甲φ14mm或甲φ16mm的圆钢，棒间隙宜采用水平布置，端

部为半球形，表面加工细致无毛刺并镀锌，尾部应留有15—20mm螺扣，用于调节

间隙距离。

在安装棒间隙时，应考虑与周围接地物体的距离大于lm，接地棒长度应不小

于0．5m，离地面距离应不小于2m。

应定期检查棒间隙距离(特别是间隙动作后)，不符合要求，应及时调整。

十、条文17．10

原文：“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。”

接地装置是保证电气设备安全、稳定运行的重要部件，故准确地测量变电所

的接地电阻是非常重要的。对其进行试验，必须严格执行《接地装置工频特性参

数的测量导则》(DL／T475—1992)中所规定的测量方法和要求。

引入变电所构架的避雷线应采用悬式绝缘子与构架隔开，测量接地电阻后，

可用跨接线将绝缘子短接。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。

例如：1999年7月20日，山西太原新店220kV变电所发生重大设备事故。事故

造成一台220kV变压器(150MVA)烧毁，10kV的B段配电设备、主控室全部二次设备

等严重烧损，并扩大到华北电网，致使部分发电厂共计10台发电机组发生相继跳

闸的系统事故。其事故起因是8023插头柜三相短路，但由于开关柜接地线与主接

地网未连接，造成开关柜高电位，开关柜的高电位经开关柜内控制和合闸电缆直

接窜人直流系统，导致直流电源消失，从而导致了事故的扩大。

在测量运行中大型接地网的接地电阻过程中，应尽可能消除干扰，如近几年

应用变频技术可有效地消除系统不平衡电流的干扰，使测试结果更加准确。

第十八章 防止污闪事故

原文：“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闪事故的发生，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绝缘选择标准》 (GB／T16434--1996)、 《关

于防止电网大面积污闪事故若干措施的实施要求》(能源办[1990]606号)，《加强

电力系统防污闪技术措施(试行)》 (调网11997]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。”

污闪是由于各种污染源排放出的污秽物沉降在电气设备瓷件和绝缘子的表面

上，当它吸收了潮湿空气中的水分后，使绝缘强度急剧下降，承受不住工作电压

而发生绝缘闪络。因此，污闪事故的发生除与电气设备的外绝缘强度有关外，还

与气象、环境条件密切相关。由于某一地区的设备基本处于同一的气象、环境条

件下，往往容易造成大面积停电，损失巨大。

例如：1990年1—2月份，华北的京津唐、冀南、晋中南电网，华中的河南电

网和东北的辽西电网发生大面积污闪事故，共计有218条线路多次污闪跳闸(计污

闪上千次)，其中：500kV线路6条，220kV线路82条，1lOkV线路130条；发生多起

绝缘子钢帽炸裂，球头脱落，导(地)线落地；部分省、市电网多次、多处解列、

解环；先后有25座220kV和1lOkV变电所停电，个别设备损坏，停电损失相当大。

其事故原因为：一是目前有相当数量的1lOkV及以上电压等级线路和变电电瓷设备

外绝缘泄漏比距低于该设备所在地区现在的实际污秽等级的基本要求，这是主要

原因。二是由于少数地区设备维护、管理薄弱，清扫质量不高或者不能适时清扫

等原因，造成设备外绝缘实际抗污闪能力低。三是这几年来一些地区环境污染严

重恶化，而往往在秋末和冬季久旱、冬末春初出现持久大雾、溶雪甚至酸雨相兼

的不利气候，从而引起大面积污闪事故。

因此，要高度重视防污闪工作，完善防污闪管理体系，落实防污闪的各项措

施。

一、条文18．1

原文： “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。”

污闪事故的发生与电气设备的外绝缘强度及气象、环境条件密切相关，如果

连续数年不出现污闪事故，则防污闪工作往往会被忽视。因此，为保证始终如一

地重视防污闪工作，必须完善防污闪管理体系，明确防污闪主管领导和专责人以

及他们的具体职责。

二、条文18．2

原文： “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。”

污闪事故是发生在电网外绝缘即绝缘子上的事故。要防止污闪事故，就必须

围绕绝缘子的质量问题狠下功夫。其中，包括绝缘子的设计、制造、试验、选用

、保管、运输、安装施工、运行维护、监视检测、寿命评估、淘汰更替等一系列

的工作。只有加强绝缘子质量的全过程管理，才能为电网避免污闪事故的发生打

下牢固、坚实的基础。

三、条文18．3

原文： “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闪措施和完善污秽区分布图，做好防污

闪的基础工作。”

盐密测量就是对绝缘子表面污秽程度的测量，盐密大小与绝缘子受潮后的电

气绝缘强度密切相关。坚持定期对输变电设备外绝缘表面的盐密测量，并与污秽

调查和运行巡视相结合，能对运行设备在潮湿天气下的电气绝缘强度提前预知，

及时采取措施，避免不利气象条件来临时措手不及。及时掌握盐密情况还可适时

安排清扫维护，降低电网运行成本，逐步实施设备的状态检修。同时盐密数值、

污源种类分布和运行经验也是划分污区与编制污区分布图的重要依据。在编制污

区分布图时，还要考虑气象情况、大气环境、污闪事故率、离海岸距离、土壤盐

碱程度等多种因素。污区划分与污区分布图的编制为新建电网、扩建输变电工程

的外绝缘设计以及现役设备外绝缘的改造等提供了科学依据，是输变电设备外绝

缘配置的基础，也是电力生产中运行维护的依据。污区分布图要按国家电力公司

有关文件及国家标准《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选

择标准》(GB／T16434—1996)的要求进行编制或修订，经检查验收合格并履行正

式审批手续后，印发给电网规划、设计、施工、运行、科研等各有关部门，供其

在工作中使用。

四、条文18．4

原文： “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。”

绝缘子的合理选用在电网防止污闪事故方面占有十分重要的位置，绝大部分

污闪事故都是由于使用的绝缘子与现场污染实际不匹配所造成的。当选择瓷或玻

璃材料的外绝缘时，应该依照污区分布图所标明的污区级别，严格按国家标准《

高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》 (GB／T16434

—1996)的规定要求配置爬电比距。还要注意，所选绝缘子伞型结构的合理性，应

该优先选用那些有良好运行经验的绝缘子。对于新设计的绝缘子应先通过严格的

试验室试验和一定时间的实际运行考验后再推广使用。由于发达国家的环境污染

与我国存在着一定的差异，故在引进国外设备时一定要注意到这一点。在选用绝

缘子时还应考虑到电力线路与变电所的重要性、清扫难度大小和气候污源的发展

变化，适当留出裕度，以预防今后出现污闪事故的危险。

五、条文18．5

原文： “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。”

对于已经运行的输变电设备，凡爬电比距不满足污区分布图和国家标准《高

压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》 (GB／T16434—

1996)规定的，均应及时调整到位。因受条件限制暂不能调整的，要积极采取行之

有效的辅助措施。

各地的污区分布图应每3—5年核实、审定一次，并根据污染源的变化进行修

订。

六、条文18．6

原文： “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。”

认真做好清扫工作，提高清扫质量，也是防止污闪事故发生的一项重要措施

。许多污闪事故发生后都能在绝缘子上测到很大的盐密数值，说明曾经漏扫或者

清扫质量差。所以清扫工作必须保证清扫质量，建立清扫责任制和质量检查制，

并且不能随意延长清扫周期。

带电水冲洗是一项行之有效的绝缘子净化措施，具有工作效率高、无需停电

且净化质量可靠等优点，同时它又有一定的危险性，所以在工作中要严格遵守《

带电水冲洗规程》。

带电水冲洗对冲洗工具的选用与试验、冲洗用水的电阻率、水柱长度、喷嘴

口径与造型、被冲绝缘子的种类及其完好程度、被冲绝缘子的污秽(盐密)数值、

水柱与被冲绝缘子的夹角、多支喷枪的布置与相互配合、风向与冲洗顺序等等诸

多方面都有严格的要求。因此，对参加此项工作的人员必须先进行培训，培训合

格后才可上岗。在工作班中，必须配备有经验的熟练操作员。

此外，对于难溶于水的结垢性污秽可能不易完全除净，所以应将水冲洗与人

工清扫穿插安排，避免连续数年只用水冲洗一种模式而造成绝缘子表面结垢严重

。近年来，发现对于大直径，特别对于上细下粗的大直径设备(如LCLWD3—220型

电流互感器)比较容易发生水冲洗闪络事故，所以在操作时应多加警惕。

七、条文18．7

原文： “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。”

硅橡胶复合绝缘子(过去称为“合成绝缘子”)具有很好的抗污闪能力，还具

有质量轻、不用清扫及不用检测零值等优点，受到运行单位的欢迎。

为了正确使用复合绝缘子，国家电力调度通信中心在1997年7月颁发了《合成

绝缘子使用指导性意见》。该文件中强调了只有获得了技术鉴定和产品鉴定证书

以及由有关单位核发的《合成绝缘子入网证书》的复合绝缘子，才可以在电力系

统内使用，并且还针对复合绝缘子的各个方面提出了详细的指导性意见。从运行

单位的防污闪工作来看，文件中有关复合绝缘子的选用、巡视和定期抽检等条目

与之较为贴近。在选择复合绝缘子时，应考虑爬电比距、海拔、雷电、污源类型

、覆冰和风偏。在巡视复合绝缘子时，应注意它们在潮湿气象条件下的放电情况

和表面憎水性，还要注意伞裙表面有无老化、破损、变形和脱胶等现象。在做定

期抽检时，还应关注寿命评估和污闪、湿闪电压等项目。

从事故统计来看，复合绝缘子极少发生污闪事故，其主要事故是在雷击、鸟

粪、脱胶、机械拉力、芯棒脆断和寿命等方面。

八、条文18．8

原文： “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BTV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。”

在三级及以上污区，购置到能满足大爬电比距要求的变电设备有一定困难。

因此，对其应采用涂防污闪涂料、加装防污闪辅助伞裙等防污闪措施。从10多年

来涂防污闪涂料和加装防污闪辅助伞裙大范围的使用情况看，其已经被实践证明

具有良好的防污闪效果。尤其是室温硫化硅橡胶(RTV)防污闪涂料，不仅起到防污

闪作用，还免除了绝缘子的清扫净化工作，这对于设备多而人员紧张的单位和不

容易停电的设备非常适用。

为推广好这两项防污闪新技术，国家电力调度通信中心在1997年专门颁发了

《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》。在前

一个文件中，将辅助伞裙分为活动型和固定型两种，分别对它们的结构、材质、

适用范围、施工要求、试验方法和运行维护予以说明并提出要求，并且明确了安

装辅助伞裙后原则上设备仍应每年清扫一次。在后一个文件中，首先规定了防污

闪RTV涂料厂应有企业标准和产品试验报告，并通过电力系统省局以上的鉴定，使

用单位应优先选择具有成功运行经验的产品。然后对防污闪RTV涂料的基本技术要

求、产品验收、施工要点、运行监视等各方面提出了具体要求。运行单位在使用

时应按说明书的要求进行操作，注意保证涂层的厚度，不应出现漏涂缺斑，在施

工结束时，应将伞裙间的涂料连丝去除干净。在运行监视时，应注意放电现象和

表面憎水状况。当发现设备渗漏油造成RTV污染时，应及时停电处理。由于加装防

污闪辅助伞裙会造成绝缘子的电场分布发生变化。因此，避雷器不宜加装防污闪

辅助伞裙。

九、条文18．9

原文： “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。”

在靠近江河湖海的潮湿地区，室内变电设备在夏季高湿度的多雨天气中会出

现瓷表面凝露现象。如果此时设备污秽较重，也可能发生污闪事故。因此，对于

此类事故的对策主要是采取适时安排清扫、涂RTV防污闪涂料、加强室内通风并增

温等措施。对于特别严重的，要提高设备的爬电比距。在每年雨季来临之前，应

做好变电室的防漏防渗工作。

严格按周期开展悬式瓷绝缘子串的零值检测，也是防污闪工作中重要的一个

环节。消除零值绝缘子不仅有助于减少污闪事故，更重要的是能减少掉线的恶性

事故。

第十九章 防止倒杆塔和断线事故

原文：“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》 (DL／

T741—2001)以及其他有关规定，并提出以下重点要求。”

输电线路倒杆塔和断线属电力生产恶性事故，不仅影响很大而且恢复送电的

时间又很长，因此，应尽可能避免这类事故的发生。防止倒杆塔和断线事故的工

作基础是《110—500kV架空送电线路设计技术规程》(DL／T5092—1999)和《架空

送电线路运行规程》(DL／T741—2001)。前者对杆塔结构、设计计算等方面提出

了要求，后者则重点在运行维护和检修等工作方面。

一、条文19．1

原文： “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。”

在设计、选取杆(塔)型、杆塔强度时，一般对特殊的地形、气象条件的影响

均会加以考虑，而对交通问题所造成设备检修困难考虑不多。输电线路一旦发生

倒杆塔和断线事故，则往往会造成检修时间长，延误恢复送电时间，造成事故损

失的扩大。因此，对地形复杂、气象条件恶劣、交通困难的地段杆塔，应适当增

加杆塔强度，以确保有一定的安全裕度。

对于新建的500kV线路不宜采用拉线塔，主要是由于500kV输电线路是我国电

网的主网架，故对其安全性、可靠性要有较高的要求，而拉线塔因本身没有自立

的条件需靠拉线保持平衡，在特殊气象条件下或平时拉线发生松动等情况下，很

容易失稳倾倒，如华东电网在14年的运行中共发生3次倒塔事故，其铁塔均是拉线

塔。并且一旦一基塔出现问题，常导致附近多基拉线塔倾倒，损失较大。因此，

原则上新建的500kV线路不宜采用拉线塔。

对于已运行的拉线塔，因将拉线塔换成直立塔的投资较大，并且也没有必要

将其全部换成直立塔。若拉线塔连续基数较多(10?基以上)，可结合实际将一基

或两基的拉线塔更换为直立塔，以减少连续拉线塔的基数，提高输电线路的安全

性、可靠性。

二、条文19．2

原文： “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。”

引起断线事故的原因之一是绝缘子串出问题。以往线路上大量使用的是瓷绝

缘子，由于质量原因，运行一段时间后其绝缘电阻会下降，甚至变成零值，此时

若发生雷击或污闪，短路电流通过绝缘子时的发热将引起该片绝缘子爆炸，造成

绝缘子断串、导线落地或断线事故。若采用双串绝缘子则情况可改变，因为两串

绝缘子中同时出现零值的概率非常低。采用独立挂点是为了增加两串绝缘子的间

距，避免因间距小造成在闪络时串弧而降低闪络电压。从90年代起，输电线路采

用了玻璃、合成以及瓷长棒型绝缘子，上述因素的影响得到改观。

由于在重要跨越处，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，一旦发生断线或导线落地，将可能产生严重社会影响，因此，要求在这

些地点采用双悬垂串绝缘子结构，即使由于某种原因发生断串，也不致于会出现

断线或导线落地情况。

三、条文19．3

原文：“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。”

在一般设计中，已从载波、张力、蠕变、防振等方面对断线进行了校验，但

对特殊的运行工况或气象条件，需对设计提出专门防止断线措施，如高塔、大跨

越等。另外，对导地线、拉线金具的技术要求和选型也应符合有关标准规定。

四、条文19．4

原文： “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。”

保证杆塔基础在洪水、暴雨中不被或减少冲刷是重要的电力设施防汛措施之

一。在新建工程设计中，需做好这方面的收资工作，并在设计中综合考虑。在运

行时，应加强线路杆塔基础、护坡、排水沟等处的检查，发现问题应及时处理。

在发生洪水、暴雨冲刷以后，更应对杆塔基础进行检查，如需补强的应尽快完成

，以消除倒杆塔隐患。

例如：1984年7月17日，齐齐哈尔电业局35kV梅赛线25号混凝土电杆，其基础

大量毛石被洪水冲走，于同日19：55发生倒杆事故，混凝土电杆与三根导线全部

倒落在洪水中，发生三相短路事故。

高低腿结构塔一般在山区或丘陵地区应用，目的是为了减少植被破坏和施工

的土石方工程量。在提倡环保化设计以后，此结构的杆塔将被普遍采用，但对其

基础护墙应引起足够重视(新的设计规程对此尚未列入)。以往高低腿结构塔的基

础护坡多采用块石堆垒，一侧再开挖一简易的排水沟，运行数年后，排水沟失去

作用，块石坍塌，且护坡表层土风化的情况时有发生，给运行维护增添了不少困

难，也危及到杆塔基础的安全，因此提出在设计时应充分考虑这方面的情况。

五、条文19．5

原文： “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。”

本条文强调了基础施工的重要性，由于该点直接影响到今后杆塔运行的安全

可靠性，因此电力生产单位应会同监理单位共同做好工作。

六、条文19．6

原文： “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。”

由于线路器材结构简单，故制造线路器材、金具的工厂众多，特别是中压线

路的金具，而产品设计、质量也参差不齐，因此，要求线路器材应符合有关国家

标准和设计，并按有关规定严把产品的采购、质量验收关。对新产品的挂网试运

行亦必须按规定执行，否则安全责任由试用单位承担。

由于合成材料易受到损伤，且受损后不可恢复，故应改变传统的沿绝缘子上

下导线的方法，借助梯子上下导线，因此，禁止安装和检修中沿合成绝缘子上下

导线。

七、条文19．7

原文： “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。”

运行单位应定期对线路杆塔进行巡视检查，重点检查线路杆塔的运行条件、

环境有无不安全隐患，发现问题，及时处理。在线路历经大风、覆冰、雾天、暴

雨、雪淞等恶劣气象条件后，应进行特巡，以便发现平时可能不会暴露的问题。

若在线路历经上述恶劣气象条件时，发生了保护动作、倒杆塔或其他异常，应特

巡到杆塔位，并要求查清故障点。

对高温天气下导线的发热情况也要求进行巡视，有时白天不易看清楚的，还

可改成夜巡导线发热情况。

八、条文19.8

原文： “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。”

本条文主要是针对城区线路而言，当杆塔上部有效空间或线路走廊距建筑物

距离偏小(不仅仅是高度)时，就有可能引起误碰线事故。为了保证输电线路安全

运行，需悬挂警示牌标志。

九、条文19．9

原文： “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(OPCW)外层断股。”

红外测温技术可以有效地监测接线金具的发热情况，及早发现存在的隐患。

因此，应充分利用此科技进步手段来提高输电线路的安全可靠性。为做好接线金

具的红外测温工作，各单位应根据本单位的情况配备测温仪器，并加强管理，完

善和制定有关的规章制度，定期进行测温工作。

导线、地线断股情况一旦发生，将会降低导线、地线的机械强度，甚至导致

断线事故的发生。因此，若发现此类问题，应按运行规程要求进行处理，如绑扎

、用预绞丝或补修管补强，或开断重接等。复合地线(OPGW)外层断股时的补修处

理只可用预绞丝，而且若断股数超过制造厂的规定时，只得更换复合地线，因为

光缆无法再做接头。

十、条文19．10

原文：“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。”

近年来，由于外力破坏而造成输电线路倒杆塔、断线的事故不断发生。

例如：1993年2月3日，哈尔滨电业局220kV热滨线因起重机在线路下面作业时

，发生放电现象，热滨线两侧保护动作跳闸。

又如：1984年9月26日，沈阳电业局220kV清红大线，由于两相导线被风筝的

漆色铜线短路，继电保护装置拒动，造成断线、倒杆事故，停电56h，直接经济损

失达87500元。

又如：1990年8月28日，齐齐哈尔电业局110kV二龙线17号、18号两基塔(上字

型塔)的塔材大量被盗，共丢失塔材43块，在大风的作用下于当日22：20发生倒塔

事故。

防止外力破坏已成为电力生产企业的一项重要工作，但是这项工作开展起来

比较困难，仅靠电力部门是无法做好的，因此，积极宣传《电力设施保护条例》

，提高全社会的保护电力设施重要性的认识，并依靠社会力量搞好护线工作。

十一、条文19．11

原文：“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。”

电力生产部门应对可能出现的故障缺陷应有一定的应急准备。一是为了缩短

事故时的抢修时间，应储备一定数量的事故抢修杆塔。由于输电线路的特殊性，

每个单位都很难储备全抢修备品，而且资金占用也较多，因此可采取由网、省电

力公司集中储备的方法，如事故抢修塔、适量的导地线等。二是制定反事故措施

，一方面可对紧急状态时的工作有所准备，另一方面要对检修人员进行培训，特

别是针对轻型抢修塔，如不经过操练，事故时难免有误。

第二十章 防止枢纽变电所全停事故

原文：“为了防止枢纽变电所全停事故的发生，格执行有关的规程、规定，

并提出以下重点要求。”

第一节 完善枢纽变电所设备建设

一、条文20．1

原文： “20．1 完善枢纽变电所的一、二次设备建设。”

完善枢纽变电所的一、二次设备是防止枢纽变电所全停事故的关键。

二、条文20.1

原文： “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。”

由于电网结构的不断变化，变电所短路容量不断增加，因此，对变电设备(如

断路器、隔离开关、电流互感器、变压器、母线等)要根据系统的变化进行遮断容

量、动热稳定的核算，对不能满足要求的应采取相应措施。

三、条文20．1．2

原文： “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

。”

开关事故造成的“火烧连营”及全变电所停电事故在全国很多地区都发生过

。因此，要求各电力企业应严格按照有关的标准进行开关设备的选型。对于不符

合标准的开关设备应进行改造，并要加强其的监视和试验工作。

四、条文20.1.3、20.1.3.1

原文：“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

。”

采用两组蓄电池组和3台充电机、两段母线的直流系统供电方式，是为了提高

直流系统供电的可靠性。因为以往变电所采用双充电机、单蓄电池组的供电方式

，当交流失电，蓄电池组又出现故障时，就会发生变电所全所停电事故。

例如：1999年7月20日，山西省太原市新店220kY变电所发生重大设备事故。

其事故起因是8023号插头柜发生三相短路，但由于开关柜接地线与主接地网未连

接，造成开关柜高电位，开关柜的高电位经开关柜内控制和合闸电缆直接窜人直

流系统，而其直流系统采用的是单台充电机、单蓄电池组的供电方式，结果导致

直流电源消失，其变电所的所有保护不能动作于出口跳闸，从而导致了事故的扩

大。

因此，枢纽变电所宜采用两组蓄电池组和3台充电机，并且要求直流母线采取

分段运行方式，以避免整个变电所失去直流电源。若变电所内直流系统因故障或

因检修出现一组蓄电池组退出运行时，应采取措施以避免变电所全所失去全部直

流电源。

要重视和加强对直流熔断器的管理工作，保证上、下级熔断体之间的级差配

合的合理性。例如：华北电网要求上、下级熔断体之间应保证2-4级的级差配合范

围。

五、条文20．1.4

原文： “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置。”

随着电网建设的不断发展，我国各大电网的结构得到进一步的加强，因此电

网稳定问题已上升为主要矛盾。一旦继电保护在系统发生事故时不能可靠动作，

则将会直接威胁电网的安全稳定运行，甚至会给电网带来灾难性的后果。为此，

必须强调提高重要线路和设备的继电保护装置可靠性，而装设双套主保护是提高

继电保护装置可靠性的较好办法。但为防止由于共用部分异常造成双套主保护拒

动的“瓶颈效应”，双套主保护的交流输入、直流电源以及跳闸回路应尽可能相

互独立，以提高冗余度。虽然双套主保护采用相同厂家的同一产品可使得备品备

件相对简化，但在现阶段，特别是大量采用静态型保护之后，采用不同原理和不

同厂家的产品可形成互补，以防止由于保护装置(特别是装置内部回

路)设计考虑不周而造成保护的拒动现象。对于重要线路及设备，应采取必要的后

备保护方案，以防止由于主保护拒动而导致系统稳定破坏事故。

六、条文20．1．5

原文： “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。”

众所周知，具有方向性的继电保护装置的保护范围与电流互感器的安装位置

有着密不可分的关系，因此，在选取电流互感器的安装位置时必须认真进行分析

。继电保护所用的电流互感器宜将被保护设备的断路器包络在保护范围之内。

当两个以上被保护设备共用一组断路器时，如断路器两侧均有可能设置电流

互感器，则非常理想。例如：母差保护使用断路器线路侧的电流互感器；线路保

护使用断路器母线侧的电流互感器，两套保护的保护范围互有交叉，断路器本身

及两组电流互感器之间发生故障时，母差保护与线路保护均可动作，即对两套保

护而言，均无所谓“死区”问题。

当两个以上被保护设备共用一组断路器且只能设置一组电流互感器时，则应

按被保护设备的重要程度确定电流互感器的位置。如当母差保护与线路保护共用

一组电流互感器时，考虑到母线较线路更为重要，宜将电流互感器设置在断路器

的线路侧，此时对母差保护而言，无论是母线本身故障，还是断路器故障，均不

存在死区。但如果故障发生在电流互感器与断路器之间，尽管母差保护动作后将

断路器跳开，但此时的故障对于线路保护来说是属于保护范围之外，因此快速保

护装置本身不动作，但对侧断路器如不跳开，系统将仍然带故障点运行。因此对

于此类故障应该利用母差保护停信或远方跳闸的方式迅速将对侧断路器跳开，从

而尽快切除故障。

七、条文20.1.6

原文： “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。”

第二节 强化电网运行管理和监督

一、条文20.2

原文：“20．2 强化电网的运行管理和监督。”

二、条文20．2．1

原文： “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。”

接受调度命令时，应进行录音并互通姓名，做好记录和复诵。操作票填写后

，要逐级认真审核，不合格的操作票不能使用，不可借口时间紧等原因先去操作

后补票。模拟操作这一关很重要，实际工作中经常发现操作步骤、运行方式等存

在问题，可及早纠正错误。实际操作应按操作票进行，并做到“四对照”，即对

照设备的名称、编号、位置、开合方向。认真按规定进行操作，就不会发生事故

。有些人员由于安全意识不强，违反两票制度违章操作，从而造成了事故的发生

。

例如：2000年6月1日09：45，华中巴陵变电所在运行220kVⅡ母6X 24间隔电

流互感器、避雷器、隔离开关检修预防性试验工作中，在值长还未拟完2号主变压

器停电操作票时，所长便带领其工作人员进行操作，严重违反了《电业安全工作

规程》倒闸操作的一系列模拟操作，在装设接地线时又未进行验电，造成地线与

带电设备之间放电，导致220kV巴陵、陕山变电所发生全

所失压的全停电事故。

因此，只有强化运行人员的安全意识，增强岗位责任心，严格执行“两票三

制”，严格履行岗位职责，杜绝违章操作，才能从根本上防止电气误操作事故的

发生。

三、条文20．2．2

原文： “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。”

四、条文20．2．3

原文：“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。”

近年来，发生了几起由于母线支柱绝缘子或母线侧隔离开关支柱绝缘子断裂

而导致的母线停电事故。

例如：2000年4月26日，分宜发电厂升压变电所由于隔离开关W相靠母线侧绝

缘子断裂，母线差动保护动作，造成了全变电所停电事故的发生。

又如：2000年6月15日，河南省焦作供电局220kV修武变电所由于220kV东母线

支柱绝缘子断裂，发生了母线脱落，导致了全变电所停电事故。

造成支柱绝缘子断裂的主要原因如下。

1)绝缘子质量有问题。经检测有的绝缘子达不到所要求的强度，有的绝缘子

上下法兰或法兰与瓷件不同心，有的法兰与瓷件间的连接不牢固。

2)安装、检修、运行质量有问题。特别是隔离开关支柱绝缘子，在动、静触

头调整不当时，操作时可能会使支柱绝缘子受力增大而造成断裂。

此外，在北方地区，一年中温差变化较大，容易造成法兰与瓷件间的连接产

生缝隙，进水导致强度下降，进而发生断裂事故。

因此，要求对母线支柱绝缘子或母线侧隔离开关支柱绝缘子进行定期检查，

并宜更换为高强度绝缘子。

五、条文20．2．4

原文： “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。”

带电水冲洗的目的是防止污闪事故、减少停电时间的一项措施，但如果使用

不当，反而会发生闪络事故。

通过对带电水冲洗时发生的闪络事故分析，发生闪络的主要原因如下。

1)水质不合格

2)冲洗操作方法不对。

3)带电水冲洗避雷器造成的事故。

4)带电水冲洗伞间距比较小的设备造成的事故。

5)带电水冲洗大直径的设备造成的事故。

因此，为了防止带电水冲洗事故的发生，变电所带电水冲洗使用的水电阻率

应大于5000Ω?cm，并且严格按照《带电水冲洗实施导则》的规定进行操作。

六、条文20．2．5

原文： “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。”

防误闭锁装置是防止电气误操作的有效技术措施。防误闭锁装置在使用中出

现不少问题，有些是由于设备本身质量不良所造成的，有些是由于管理混乱人为

所造成的。因此，应加强防误闭锁装置的运行和维护，确保已装设的防误闭锁装

置可靠投入，同时要加强管理，制定防误闭锁装置的运行与检修规程，正确使用

和维护防误闭锁装置。

建立和完善微机防误闭锁装置中的电脑钥匙和万能解锁钥匙管理制度。电脑

钥匙的电池要保持电能充足，随时能满足使用的需要。建立防误闭锁装置的解锁

审批和管理制度，解锁钥匙应采用封存的办法，要有专人负责，设立解锁钥匙使

用记录，每次使用后应填写使用时间、原因、批准人和使用人等。

七、条文20．2．6

原文： “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，并采取必要的抗干扰措施，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。”

随着科学技术的发展，静态型特别是微机型的继电保护、安全自动装置在电

力系统中得到了非常广泛的应用。其快速性、灵活性以及调试整定便利等优点，

深受现场运行人员的好评。但部分产品由于设计者对现场运行恶劣环境条件认识

不足，装置的抗干扰能力较弱，在区外故障或变电所内倒闸操作时出现装置异常

甚至误动，对系统的安全稳定运行造成较大的威胁。因此，投入运行的继电保护

及安全自动装置必须符合有关规程对抗干扰的规定要求，同时还应要求任何人员

不得在保护控制室内使用移动电话、步话机，以保证电网的安全稳定运行。

八、条文20．2．7

原文： “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。”

九、条文20．2．8

原文： “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。”

对枢纽变电所电气设备定期进行红外成像检测，不仅可发现接头过热问题，

也可发现一些电气设备如电压电流互感器、避雷器、套管等内部缺陷，并进行及

时处理，也就可以有效地防止发生事故，是对变电设备实施状态检修的一种有效

手段。

十、条文20．2．9

原文： “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

。”

由于变压器在运行中不可避免地会遭受出口短路或近区短路故障的冲击，在

运输安装过程中也可能受到碰撞冲击，在这些冲击力作用下，变压器绕组就可能

发生轴向变形、径向变形以及包括断股、匝间短路、引线位移等特殊变形，对这

些变形如果不能及时发现，就可能发生变压器烧毁、扩大事故。

因此，首先要求所订购的变压器应具有抗短路电流的能力。订购变压器时，

应参照故障率和返修率等择优选厂。产品应通过国家权威机构认定和在有效期内

的型式试验、鉴定合格并取得运行经验后方能正式使用。220kV及以上变压器应通

过国家授权单位组织的审查才能选用。应优先选用通过突发短路试验的产品，并

要求制造厂介绍产品抗短路能力的措施和提供动稳定机械力的资料。

其次,变压器在运输安装后即交接时要进行变压器绕组变形试验。对运行中的

变压器，在发生出口短路或近区故障后也要进行变压器绕组变形测试，并根据变

Chapter_6

压器绕组的变形程度(正常、一般变形、严重变形三种)确定是否可以继续运行。

十一、条文20．2．10

原文： “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

。”

由于带断口电容的断路器在切断带电磁式电压互感器的空载母线时，可能发

生铁磁谐振，产生过电压，且持续时间较长，对设备绝缘会造成破坏。当再投入

时，就会使电磁式电压互感器发生爆炸事故(华北地区曾发生多起此类事故)。因

此，在运行方式上应避免此种方式的发生，另外一旦发生此种情况(通过监视母线

对地电压的变化)，就应尽快通过调整运行方式来破坏谐振状态。如果此种方式经

常发生，应将电磁式电压互感器更换为电容式电压互感器。

十二、条文20．2．11

原文： “20．2．11 定期对设备外绝缘进行有效清加强户内设备的外绝缘

监督，防止高压配电室的窗及房屋漏雨进水引起户内配电装置的闪络事故。”

对电气设备的外绝缘要定期进行清扫，要根据设备所处地区的污染情况及盐

密检测情况合理安排，同时要保证清扫质量。对于户内设备和穿墙套管，尤其是

要防止污水造成的闪络事故。

第三节 防止开关设备和接地网故障

一、条文20．3

原文：“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。”

由于开关设备的制造质量、检修质量以及外绝缘等问题，发生开关设备的闪

络，而导致母线停电甚至部分电网解列事故。

例如：曾发生过220kV SF6罐式母联断路器内部漆皮脱落，造成断路器闪络，

导致220kV变电所全停电和电网解列事故。

因此，应落实好开关设备的反事故措施，并做好有关维护、检修和监测工作

。

二、条文20．4

原文： “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。”

第二十一章 防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故

原文：“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。”

第一节 防止垮坝、水淹厂房事故

一、条文21．1

原文： “21． 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。”

做好防汛工作必须认真贯彻执行《中华人民共和国防汛条例》，防汛工作要

实行“安全第一，常备不懈，以防为主，全力抢险”的方针，遵循团结协作和局

部利益服从全局利益的原则。

为了实现上述目标，国务院设立国家防汛总指挥部，负责组织领导全国的防

汛抗洪工作。有关省、自治区、直辖市人民政府、流域机构、有防汛任务的县级

以上地方政府、石油、电力、邮电、铁路、公路、航运、工矿以及商业、物资等

有防汛任务的部门和单位，汛期应设立防汛组织机构。各级防汛组织机构在其上

一级防汛组织机构和所在地方政府的领导下，全面负责所辖区域的防汛抗洪工作

，并制定各自的防汛工作职责。强化各级防汛工作职责，做到责任到人。

每年汛前，各发电、供电企业应按照《供电企业防汛工作检查大纲(试行)》

、《火电厂防汛工作检查大纲(试行)》、《水电厂防汛工作检查大纲(试行)》(国

电发[2001)148号)的要求，提早做好汛前检查。通过对水库大坝、库区山体、进

水口、调压井、溢洪道、尾水渠、厂房排水设备和设施、灰坝排水设备和设施、

变电所和开关站的排水沟、厂区四周山体等相应部位的检查，制定技术上可行、

措施上具体、切实符合实际的防汛预案；每年汛后还应及时总结当年的防汛工作

，对防汛工作存在的隐患要及时、认真地整改，并将有关情况上报上级主管单位

。

二、条文21．2

原文： “2亚．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

预计和应处理计划。”

大坝管理单位应认真遵守《水库大坝安全管理条例》，建立、健全安全管理

规章制度。大坝的安全检查按规定分为日常检查、年度详查、定期检查和特种检

查四种类型。每种类型的检查应遵循《水电站大坝安全检查施行细则》，结合现

场具体情况，制定本单位《坝体安全检查施行细则》和《坝体安全检查管理办法

》。

对大坝进行安全监测，能够及时掌握水工建筑物运行情况，发现异常现象或

工程隐患，通过补强加固等措施达到消除缺陷的目的，从而确保大坝处于良好状

态。大坝安全监测项目和内容，不能随意更改，通过对测量资料的分析，掌握其

变化规律，指导大坝运行，进而提高水工建筑物的运行管理水平。

对于定期检查中被确认的病、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。

三、条文21．3

原文： “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

防御和抵抗洪涝灾害能力。”

提高防洪工作的预见性，关键要做好洪水预报和中长期预报，建立并完善水

情自动测报系统，防止出现重建轻管的现象。对于发电、输变(配)电等电ι枋

ρ细裰葱猩杓啤⒔ㄉ璞曜肌６杂谛陆ǚ⒌绾褪浔?配)电项目及技术改造项目，必

须进行充分的防洪抗灾措施的可行性研究，严格按防洪标准进行设计和建设。

四、条文21．3．1

原文： 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。”

本条文针对火电厂、水电厂的防洪标准而制定。水电厂由网、省电力公司组

织专家进行防洪标准复核，并由国家大坝安全监察中心负责审定；火电厂依据本

单位情况，由网、省电力公司组织专家进行防洪标准复核。对复核中不能满足防

洪标准的，应采取必要的工程措施以满足规定的防洪标准要求。

五、条文21.3．2

原文：“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。”

汛前制定切实可行的防止水淹厂房、泵房、变电所、进厂铁路、公路及其他

生产、生活设施的防范措施。否则，上述部位一旦出现事故，后果损失和影响极

大。

例如：2000年10月25日21：45，响洪甸蓄能电站因5号机组消水环管上的手动

操作阀，由于质量问题发生炸破，运行人员未能及时关闭机组供水，现有排水泵

排水容量不够，直至第二天在增加排水泵后，才阻止了厂房内的水位上升，最终

水淹到发电机层，发电机仅露

出机头，其他设备均被淹。

又如：2000年8月5日，李家峡水电站50MW小机组供水管道上的自动阀门不满

足质量要求，由于水击现象引起破裂，导致发生水淹厂房事故。

因此，应遵照反事故措施和防洪措施要求，认真做好供排水设备的检修、维

护工作，特别是对处于低洼地区的生产、生活建筑设施，应按防洪措施要求，采

取周密可靠的防范措施。

六、条文21．3．3

原文：“2亚．3．3 在重视防御江河洪水灾害的同时，应落实防御和抵抗上

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。

”

在做好防御江河洪水灾害的同时，特别要注重防御局部集中暴雨造成的山洪

、山体滑坡、泥石流等山地灾害，要制定出详细的防范措施。

例如：锦州电厂曾发生过因局部暴雨造成全厂停电事故。

又如：镜泊湖电厂于1991年8月1日，因局部集中暴雨造成全厂生产区13处山

体滑坡。

因此，对山体附近发输变电设备、厂房等部位，都应做好防止山洪、山体滑

坡、泥石流等山地灾害措施，对溢洪道、坝体、厂房等重要生产现场附近的山体

，应采取喷锚等必要的防护。

火电厂灰坝，必须加强日常巡视检察，重点检察灰坝的排水设施是否畅通，

靠近山体的灰场，应有防止局部暴雨产生山洪、山体滑坡、泥石流等山地灾害措

施。

七、条文21．3．4

原文：“21．3．4 备足必要的防洪抢险器材、物资。”

全面落实防汛专用资金，储备足够的防汛器材，按防汛要求备足备齐防汛物

资，做到专款专用，专物专用。

八、条文21．4、21．5

原文：“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。”

依照《水电厂防汛工作检查大纲(试行)》规定要求，通过汛前安全检查，能

够掌握防汛重点，对查出的薄弱环节可及时采取补救加固措施。同时坚持汛中检

查和汛后检查制度，随时掌握防汛工作的主动权。火电厂依照《火电厂防汛工作

检查大纲(试行)》规定要求，重点防止供水泵房(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

；对上述重点防范部位，在汛前，火电厂应集中进行检查、处理。

九、条文21．6

原文：“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。”

汛前要对各类闸门起闭设备、泄洪闸门起闭设备进行全面检修、维护，特别

是泄洪闸门的起闭机应配备可靠的备用电源，以确保其安全稳定运行。汛中，应

强化水电厂运行管理，严格根据批准的调洪方案和防汛指挥部门的指令进行调洪

方案的调度，并按规程规定的程序操作闸门。

结合汛前、汛中、汛后对水工枢纽建筑等的全面安全检查，及时掌握其运行

状况，发现缺陷应立即采取工程措施加以处理，并将有关情况上报主管部门。

十、条文21．7

原文：“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。”

火电厂不仅要保障厂区及周围排水系统、污水管道完善畅通，而且必须确保

灰场的排水、排洪系统畅通。火电厂的排水管、排灰管、输油管等管路设置布局

要充分合理，避开行洪区。加强对灰场的排水与排洪系统、坝体浸润线、坝下渗

流溢出点的巡视、检查、监测，发现异常现象应立即上报，并及时采取切实可行

的措施予以补强加固。

十一、条文21．8

原文： “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。”

坝体的安全与否，直接关系到下游人民生命财产的安全。通过安全检查，对

查出的缺陷、隐患及遭受洪水破坏的水毁工程，应研究确定永久性工程措施来加

以处理。施工方案的设计必须请具有相应设计资格的设计单位来设计，并按基建

程序审批后，方可组织施工。施工中要严格遵守工序验收制度，严格把好施工质

量关。

第二节 防止厂房坍塌事故

一、条文21．9

原文： “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。”

由于火电厂汽轮机、锅炉等厂房屋顶积灰或除氧器排汽结冰及雨雪等原因而

造成屋顶荷载过大，导致厂房屋顶发生坍塌，严重威胁着安全生产。

例如：1991年5月27日，乐平发电厂发生1、2号锅炉厂房屋顶坍塌事故。其事

故原因是由于燃煤质量下降，锅炉经常处于正压运行状态。而锅炉设备老化，磨

损严重，炉顶冒烟、冒灰，致使屋面严重积灰，最多达2m。又由于当时连续下雨

，积灰含水量增大，使屋顶严重超载，最终导致屋顶坍塌事故的发生。

因此，要定期清扫屋顶积灰，并特别要防止除氧器排汽结冰及雨雪时厂房屋

顶荷重超载而塌落。

二、条文21．10

原文： “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。”

已建成并运行20多年以上的厂房(含变电所主控制楼)及建(构)筑物设施，应

认真进行安全检查，对查出的隐患和可能导致事故发生的结构部位，应立即采取

有效的除险加固措施加以处理，以防止坍塌。

例如：1998年1月19日16：30，黄石电厂发生锅炉厂房屋顶面突然坍塌，造成

压死6人、伤5人的重大人身伤亡事故，并且坍塌的屋面结构造成5号锅炉局部受损

而被迫停止运行，事故直接经济损失达74．33万元。经过详细的事故调查，屋架

北端支撑柱柱头混凝土局部承压破坏是造成事故的主要原因。

因此，应对建成运行20年及以上的厂房及建筑物设施进行技术检测和维修加

固。特别是50—70年代建造的厂房设施，虽然这些厂房设施未超过设计使用年限

，但已处于中、老龄阶段，再加上因为在特定的历史背景下，一方面是由于当时

的建筑结构设计规范、规程的标准相对偏低；另一方面是由于施工质量低劣而出

现内部缺陷，从而降低了结构的可靠度。安全技术检测要请有一定资质的检测部

门进行检查鉴定，对存在隐患的部位，应采取工程措施及时进行处理，以防止建

筑物设施运行状况的恶化和结构损坏的扩大。

第二十二章 防止人身伤亡事故

原文：“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》 (国电办[2000]3号)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须符合《电业安全工作规程》和《

电力建设安全工作规程》(DL5009—1992)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。”

第二十三章 防止全厂停电事故

原文：“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(1992)40号)以及其他有关规定，并提出以下重点要求。”

一、条文23．1

原文： “23．亚 要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。”

发电厂均有为避免全厂事故停电时造成机组失控、设备损坏而设置的向事故

负荷供电的保安电源。事故保安电源分直流和交流两种。直流事故保安电源采用

蓄电池，向控制、信号和自动装置等控制负荷及直流油泵、交流不停电电源等动

力负荷和事故照明负荷供电。交流事故保安电源通常选用能快速起动的柴油发电

机组，供给在全厂停电时保证安全停机时的盘车、顶轴油泵等交流事故保安负荷

。因此，应加强其维护工作，保证其在事故时可靠供电。

近年来，免维护蓄电池广泛安装在发电厂和变电所中，其要求浮充装置要与

该种电池配套使用或进行相应的改造，未改造前调整时需注意其电压变化。免维

护电池并非不维护，应严格按照说明书要求，定期核对其放电能力，检查电池电

压。

空氢侧直流密封油泵应定期试验。交流油泵、交流润滑油泵和氢冷泵、冷水

泵、给水泵油泵、磨煤机小油泵等可能导致主机停运的电动机交流接触器控制回

路的自保持时间应大于备用电源自动投入的时间，以防止低电压或备用电源自投

前释放跳闸。

重视和加强对直流系统熔断器的管理工作，上下极差的配置要合理，应采用

质量合格的直流熔断器产品，以防止不正常熔断而中断保护、操作电源和直流油

泵电源。

二、条文23．2

原文：“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。”

制定相应的保厂用电方案，并根据电网发展，按运行方式要求变更低频解列

点和低压解列点。保证在事故情况下，能解列部分机组单带厂用电和直配线负荷

。事故时如解列装置拒动，应以手动代替，断开解列点断路器，保住厂用电。

低频减负荷装置应按规定投用，确保在事故情况下能够切除部分直配负荷，

以保证带厂用电机组能够正常运行。

厂用备用电源自动投入装置应定期做试验，发现缺陷及时处理，确保能自动

投入。厂用设备改造后(负荷增容)，应进行自起动电压和有关保护定值的验算，

要时应做母线自起动试验。

三、条文23．3—23．5

原文：“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。”

在发生事故时，如果继电保护装置的动作行为不正确，特别是当继电保护拒

动时，往往会发展为全厂停电事故，因此，发电厂必须对继电保护专业的工作加

以足够的重视，合理整定各主、后备保护及失灵保护的定值，确保保护装置处于

良好的运行状态以及在事故情况下能够正确、有序地动作，防止全厂停电事故的

发生。

例如：1985年9月9日，牡丹江第二发电厂发生2号炉甲排粉机起动时开关爆炸

。因高压备用变压器差动保护定值整定值偏低，造成高压备用变压器差动保护动

作，6kVⅡ段厂用电源中断，导致全厂循环水电源中断，将事故扩大到全厂停电。

差动保护误动的原因是保护定值偏低，实际为11．5A，而经实际测得系统运行的

最大不平衡电流为12．75A，保护定值应为4安?匝，即15A才能躲过系统短路故障

。保护定值低是这次事故扩大的直接原因。

通常，当变电所(或电厂升压变电所)的母线发生短路故障时，由于大多数故

障是金属性短路且短路阻抗相对较小，其短路电流较大，对系统的影响也相对较

严重，特别是机组容量较大的发电厂或电网中的枢纽变电所母线发生故障时，对

系统的威胁将更为严重。如果母线故障的切除时间过长或无选择切除故障，则极

有可能造成系统稳定破坏事故。因此，有稳定要求的大型发电厂可配置两套相互

独立的母差保护，以解决因校验、消缺等工作而无母差保护运行的问题。对于仅

配置一套母差保护的重要厂、所，在保证校验质量的前提下，应合理优化母差保

护的校验工作，尽量缩短无母差保护运行的时间，同时为减少发生母线故障的几

率，在母差保护停用期间宜尽量减少母线上的倒闸操作。

四、条文23．6—23．9

原文： “23．6 根据《继电保护和安全自动装置技术规程》(GBl4285—

1993)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。”

五、条文23．10

原文：“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。”

由于母线侧隔离开关和硬母线支柱绝缘子断裂造成的全厂停电事故已经发生

多次。

例如：1986年7月26日，陡河发电厂按计划进行老厂4、5号220kV母线联络断

路器的检修工作。26日08：03，220kV陡河2号线2213—5隔离开关负荷侧W相支柱

绝缘子突然折断(此隔离开关为陡河2号线5号母线隔离开关，当时在分闸位置)，

造成W相接地短路，后又发展为V、W相接地短路，220kV母差保护动作，220kV4号

母线所代1—4号机，220kV陡吕1、2号线，陡蓟1、2号线断路器跳闸和陡贾1、2号

线，陡迁线断路器没动，经3．38s，对侧保护动作切断对侧断路器。陡河电厂

220kV系统故障引起系统振荡，新厂5、6号机跳闸。至此，陡河电厂6台机组全部

停运。 因此，为防止母线侧隔离开关和硬母线支柱绝缘子断裂造成的全厂停

电事故的发生，要求母线隔离开关和硬母线支柱绝缘子应选择为高强度支柱绝缘

子，并在实际工作中，加强对这些绝缘子的检查。

第二十四章 防止交通事故

原文：“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。对考试、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、翻斗车在架空高压线附近作业时，必须划定明确的作业范围

，并设专人监护。”

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第二十五章 防止重大环境污染事故

原文：“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。”

随着人民生活水平的提高，人们对环境日益重视，要求改善环境的呼声日益

增高，电厂排放越来越受到各方面的重视，电厂使用的有些物质对环境危害很大

，如酸、碱、探伤用放射性物质，环境污染事故也已有发生。

例如：1998年5月浙江镇海发电厂2号重油灌漏油，由于油库下水道为封闭式

系统，造成80t重油流人甬江，甬江水面主要污染带长约75m，宽度有2—7m，浮油

污染带500m，经采取各种措施共回收重油约77t，还有3t粘附在石头和芦苇丛中。

因此，防止重大环境污染具有重大的社会意义，各级部门都要认真执行有关

的法规和规定。

一、条文25．1

原文：“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。”

灰场是电力生产过程中废弃物(灰渣)的存放地点。灰坝坝体的安全性对发生

重大环境污染事故有直接影响，近年来国内已经出现了几次灰坝溃坝事故，造成

了重大环境污染事故和人身伤亡事故。

例如：1985年5月20日，榆树川电厂发生了特大溃坝事故。该坝1974年设计、

1975年施工、1979年投入运行。坝长90m、坝底宽76．5m，原设计坝顶宽2．5m(实

际只有2m)，原设计为人工堆石坝，施工中改为单侧定向爆破的碎石坝，内坡未设

反滤层，坝高21．85m，事故时已在初期坝顶内侧加筑五期子坝，每期子坝高约3

．5m。溃坝前，库内贮灰水混合物约55万立方米，溃坝后，库内绝大部分灰水混

合物从溃口冲出，涌向下游的布尔哈通河。直接经济损失达105．59万元，全部损

失估计在1000万元以上。造成溃坝的主要原因为灰坝设计、管理、施工质量差。

因此，必须加强对灰坝的管理工作。在新建灰坝时，设计过程中应当充分考

虑当地的水文地质条件，应留有足够的安全系数；在施工过程中应严格执行设计

方案，不得随意变更，同时在施工过程中必须实行全过程监理和监督制度。已经

建成的灰坝应在每年雨季到来之前和接到汛情通报之后，必须对灰坝进行全面的

安全性检查，对危及灰坝的缺陷、隐患应及时处理和加固。大型灰场在分区使用

时应结合灰渣综合利用，必须做好水封或其他形式的覆盖，以防止形成扬尘造成

环境污染。

二、条文25．2

原文：“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。”

新建电厂应严格执行环保“三同时”原则，即同时设计、同时施工、同时投

运的原则，新建电厂应按废水零排放要求设计和建设灰水回水系统，目前一些省

新建电厂均是按此原则运作的。新厂灰水系统投运前必须做灰管压力试验，其目

的是检测灰管承压能力及发现是否存在漏点，以避免事故的发生。

三、条文25．3

原文： “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。”

由于灰场的排水量大，水质的pH很高，一旦灰场的排水设施出现故障，引起

灰水泄漏，将会给自然的水体造成污染。在实际运行中，必须对其排水设施实行

周期检查，以及时发现和解决各种缺陷与隐患。

四、条25．4

原文： “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。”

水力输灰管道一般长度在5-25km，在其转弯、接头、支撑装置等受力点，容

易发生磨损、阻塞、断裂等事故，对这些部位应进行重点检查，以及时发现和处

理各种事故隐患。

五、条文25．5

原文： “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。”

由于灰场排水量大，含有一定量的重金属和其他无机化合物，如果进人自然

水体，将会污染生态环境，因此，必须对灰水系统的运行参数和污染物含量进行

定期监测。

六、条文25．6

原文： “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做到集中处理，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。”

目前，绝大多数电厂能够满足“废水集中处理”的要求，但仍有一些电厂或

电厂的前期工程至今没有污废水处理设施，而把废水直接排人天然水体或市政下

水道，在不同程度上，给环境造成了一定的污染，因此，要求这些电厂应选用先

进的处理工艺进行污废水设施的建设，做到废水集中处理。还有一些电厂虽然有

污废水处理设施，但是只处理回收一部分污废水(如只回收生活污水)，而将厂区

其他污废水直排人天然水体或市政下水道，这势必也给环境造成了污染，使水资

源被白白浪费掉。建议这些电厂进行水量、水质平衡监测，根据所得数据、资料

将污废水全部回收利用，如果这样的举措会使污水处理设施的负荷过高，可考虑

在不改变土建设施的原则下，调整其运行方式(如强化某一阶段的处

理过程，采用当今先进和流行的膜处理工艺)，从而达到良好处理效果的目的。

七、条文25．7

原文： “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。”

电厂均应满足该项要求，但对于中和池使用在线仪表的单位，宜对仪表定期

进行校验，随时进行维护，以确保数据的准确性、可靠性。

八、条文25．8

原文： “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。”

努力提高除尘器的运行水平，严格执行《电除尘器运行维护导则》。对于设

备运行中存在的故障和问题应及时处理，保证电除尘器的运行效率。

1)机务方面：需要对阴、阳极间距进行调整，并对调整前后的测量结果进行

记录。对电场及供电装置的绝缘进行测量并记录，进行电场空载升压试验，并在

运行时进行额定工况下的U-I特性测试。

2)电气方面：变压器油和高压电缆应进行耐压试验。对供电装置的触发装置

性能进行测试。对各种保护进行整定试验，以及电气高、低压回路与仪表的校验

。如果变压器运行中出现问题征兆，可对变压器进行吊芯检查。

3)辅助设备、设施方面：应对阴、阳极振打装置以及振打时控进行调试，并

检查振打系统的内部磨损情况。对排、出灰装置进行调试。对灰斗的料位指示、

保温及加热装置进行调试。对进、出口烟气温度与压力指示进行测试。对浊度仪

、通信与照明设备进行测试。

大修结束后，待机组正式运行稳定时，必须进行除尘器效率试验。此试验是

用来检验大修后设备运行情况，同时能发现运行中所存在的问题。如果有条件，

建议在机组大修前进行除尘器效率的对比试验。

针对典型煤种，在除尘设备系统运行正常的情况下，每套电除尘器至少要进

行一次电除尘器的特性试验，以确定煤种、供电、振打对电除尘器效率的综合影

响，找出电除尘器的最佳运行方式。

九、条文25．9、25．10

原文： “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。”

关于出版《<防止电力生产重大事故的二十五项重点要求)辅导教材》的通知(发输

电发函[2001

关于出版《<防止电力生产重大事故的二十五项重点要求)辅导教材》的通知

(发输电发函[2001]第162号)

各分公司，各省(自治区、直辖市)电力公司，公司系统各有关单位：

为了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的发生，

进一步贯彻《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的精神，国家电力公

司发输电运营部组织华北电力集团公司、华东公司、黑龙江、辽宁、上海电力公

司等单位编写了《<防止电力生产重大事故的二十五项重点要求>辅导教材》一书

。该书结合近年来发生的典型事故，对重点条文进行逐项、逐条解释，内容实际

，突出重点要求，针对性强，是电力企业组织学习与落实《防止电力生产重大事

故的二十五项重点要求》的指定教材。因此，公司系统各单位应密切联系本单位

、本部门的实际情况，组织干部、职工认真学习本教材和领会要求，增强防范事

故能力，以防止重大事故发生和提高电力安全运行水平。

本教材将于2001年9月由中国电力出版社出版发行，希望各网、省(自治区、

直辖市)电力公司和系统各单位认真组织，派人负责，并做好征订发行工作。

国家电

力公司发输电运营部(印)

二00

一年七月二十六日

读累了记得休息一会哦~

公众号：古德猫宁李

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