电厂锅炉十二项反事故技术措施

1.1  储油罐或油箱的加热温度必须根据燃油种类严格控制在允许的范围内，加热燃油的蒸汽温度，应低于油品的自燃点。

1.2  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  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。

1.4  油区内易着火的临时建筑要拆除，禁止存放易燃物品。

1.5  燃油系统的软管，应定期检查更换。

1.6  严格控制供油温度≯50℃。

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。

2.2  参加电网调峰的锅炉，运行规程中应制定有相应的技术措施。按调峰设计的锅炉，其调峰性能应与汽轮机性能相匹配；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。

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。

2.4  锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按规程进行。

2.5  大容量锅炉超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。

2.6  锅炉在超水压试验和热态安全阀整定时，严禁非试验人员进入试验现场。

3.1  严格执行化学监督工作。

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

3.3  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。

3.4  按照《火力发电厂停（备）热力设备防锈蚀导则》（SD223—87）进行锅炉停用保护，防止炉管停用腐蚀。

3.5  加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。

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。

4.1  加强对炉外管道的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，及时采取措施。当炉外管道有漏气、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。

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。

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。

4.4  按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438—91），对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热管道、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。

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。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。

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。

4.7  要加强锅炉及大口径管道制造和安装质量监督、检查。电站管件制造本单位应持有有关的资质证书。

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。

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）》（DL 5007—92）有关规定。

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。

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。

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。

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）。

5.2  过热器、再热器、省煤管发生爆漏时，应及早停运，防止扩大冲刷损坏其他管段。大型锅炉在有条件的情况下，可采用漏泄监测装置。

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。

5.4  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。

5.5  按照《电力工业锅炉压力容器监督规程》（DL 612—1996）要求，加强司炉工的培训，持证上岗；司炉须经模拟机培训，并考试合格。

5.6  火电厂、火电安装单位应配备锅炉压力容监督工程师，并持证上岗。

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

6.1  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。

6.2  各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。

6.3  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。

6.4  压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。

6.5  压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行检验。

6.6  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。

6.7  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。

6.8  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。

6.9  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。

7.1  锅炉空气预热器的传热元件在出厂和安装保管期间不采用浸油防腐方式。

7.2  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。

7.3  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。

7.4  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。

7.5  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。

为防止锅炉炉膛爆炸事故发生，应严格执行《大型锅炉燃烧管理的若干规定》、《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL 435—91）以及其他有关规定，并重点要求如下：

8.1  根据《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程》（DL 435—91）中有关防止炉膛灭火放炮的规定以及设备的状况，制定防止锅炉灭火放炮的规定以及设备的状况，制定防止锅炉灭火放炮的规定以及设备监督、混配煤、燃烧调整、低负荷运行等内容，并严格执行。

8.2  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，作好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。

8.3  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，应进行燃料调整，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。

8.4  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。

8.5  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。

8.6  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。

8.7  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。

8.8  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。

9.1  采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施。

9.2  运行人员应经常从看火防监视炉膛结焦情况，一旦发现结焦，应及时处理。

9.3  大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行时，防止炉膛沾污结渣造成超温。

9.4  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。

10.1  要坚持执行定期降粉制度和停炉前煤粉仓空仓制度。

10.2  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。

10.3  加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，对燃用易自燃的煤种应及早通知运行人员，以便加强监视和巡查，发现异常及时处理。

10.4  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。

10.5  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。

10.6  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。

10.7  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。

10.8  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。

10.9  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，特别要注意仓顶板和大梁搁置部位有无积粉死角。

10.10  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。

10.11  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和积粉。必要时可改造管路。

11.1  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。

11.2  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）。

11.3  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，如发策有漏风、漏粉现象要及时消除。

12.1  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。

12.2  汽包水位计的安装

12.2.1 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。

12.2.2 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。

12.2.3  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。

12.2.4 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。

12.2.5  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。

12.3  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。

12.4  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。

12.5  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。

12.6  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。

12.7  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。

12.8  严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组启动调试时应对汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列入验收主要项目之一。

12.9  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。

12.10  锅炉高、低水位保护

12.10.1 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，如愈期不能恢复，应立即停止锅炉运行。

12.10.2 锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。

12.10.3 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。

12.10.4 锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。

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

12.10.6 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，并办量审批手续，限期恢复（不宜超过8h）。当二点故障超过4h时，应立即停止该循环泵运行。

12.11  当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。

12.12  给水系统中各备用设备系统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。

12.13  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。

12.14  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。