发电厂二十五项事故反措（下）
10.1 防止汽轮机大轴弯曲。
应具备和熟悉掌握的资料。
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。
大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。
机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。
正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。
正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。
停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。
通流部分的轴向间隙和径向间隙。
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。
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。
系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主宇航局部门批准后再执行。
汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。
大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。
大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0.02mm。
高压外缸上、下缸温差不超过5℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃。
主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。
机组起、停过程操作措施。
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。
机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。
停机后立即投入盘车。当盘车电流校正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子变曲度正常后，再手动盘车180o，待盘车正常后及时投入连续盘车。
停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180o，待盘车正常后及时投入连续盘车。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
发生下列情况之一，应立即打闸停机。
机组起动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm。
机组起动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。
机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.080mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.260mm应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。
高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃。
机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃。
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℃。
疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于φ76mm。
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。
门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。
高压加热器应装设急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动开启。
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。
机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核。
凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动水装置。
严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷气。
防止汽轮机轴瓦损坏。
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。
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。
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。
在机组起停过程中应按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。
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。
油位计、油压表、油温表及相关信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。
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。
应避免机组的振动不合格的情况下运行。
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。
直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑泵失去电源。
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。
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。
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。
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。
严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。
11 防止发电机损坏事故
为了防止发电机的损坏事故发生，应严格执行《发电机反事故技术措施》[(86)电生火字193号]、《关于转发20万千瓦氢冷发电机防止漏氢漏油技术措施细则》[(88)电生计字17号]、《发电机反事故技术措施补充规定》（能源部发[1990]14号）、《防止200、300MW汽轮发电机定子绕组端部发生短路的技术改进措施》（能源部、机电部电发[1991]87号）和《汽轮发电机运行规程》（1999年版）等各项规定，并重点要求如下：
防止定子绕组端部松动引起相间短路。检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况。200MW及以上的发电机在大修时应做定子绕组端闻振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施。对模态试验频率不合格（振型为椭圆、固有频率在94?115Hz之间）的发电机，应进行端部结构改造。
防止定子绕组相间短路。
加强对大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》（DL／T596－1996），对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量，不合格的应及时消缺。
严格控制氢冷发电机氢气的温度在规程允许的范围内，并做好氢气湿度的控制措施。
防止定、转子水路堵塞、漏水。
防止水路堵塞过热。
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。
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。
大修时，对水内冷定子、转子线棒应分路做流量试验。
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。
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。
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。
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。
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。
防止转子漏水。
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。
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。
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。
为了防止转子线圈拐角断裂漏水，至少将QFS2－100－2型和QFS－125－2型机组的出水铜拐角全部更换为不锈钢材质。
推广双水内冷发电机用气密试验代替水压试验。
防止转子匝间短路。
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。
已发现转子绕组匝间短路较严重的发电机应尽快消缺，以防转子、轴瓦磁化，差压阀失控造成严重漏氢、漏油。若检修时发现转子、轴承、轴瓦已磁化，应退磁处理。退磁后要求剩磁值为：轴瓦、轴颈不大于2&10ˉ4T，其他部件小于10&10ˉ4T。
防止漏氢。
大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。
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。
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。
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。
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。
防止发电机非同期并网。
防止发电机局部过热。。
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。
应对氢内冷转子进行通风试验。
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。
防止发电机内遗留金属异物。
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。
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。
当发电机定子回路发生单相接地故障时，允许的接地电流值如表11－1规定。发电机定子接地保护的动作整定值按表11－1的要求确定。当定子接地保护报警时，应立即停机。200MW及以上容量的发电机的接地保护装置宜作为跳闸。表11－1 发电机定子绕组单相接地故障电流允许值 发电机额定电压（KV） 发电机额定容量(MW) 接地电流允许值(A)
13.8?15.75 125?200
2(对于氢冷发电机为2.5A)
18?20 300?600
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。
发电厂应准确掌握有串联补偿电容器送出线路的汽轮发电机组轴系扭转振动频率，协助电网管理部门共同防止次同步谐振。
防止励磁系统故障引起发电机损坏。
有进相运行工况的发电机，其低励限制的定值应在制造厂给定的容许值内，并定期校验。
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。
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。
在机组起动、停机和其他试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。
12 防止分散控制系统失灵、热工保护拒动事故
为了防止分散控制系统（DCS）失灵、热工保护拒动造成的事故，要认真贯彻《火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定》（国电安运[号）、《单元机组分散控制系统设计若干技术问题规定》（电规发[号）、《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程》（DL／T656－1998）、《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》（DL／T657－1998）、《火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程》（DL／T658－1998）、《火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程》（DL／T659－1998）等有关技术规定，并提出以下重点要求：
分散控制系统配置的基本要求。
DCS系统配置应能满足机组任何工况下的监控要求（包括紧急故障处理），CPU负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。
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。
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。
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。
DCS的系统接地必须严格遵守技术要求，所有进入DCS系统控制信号的电缆必须采用质量合格的屏蔽电缆，且有良好的单端接地。
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。
DCS故障的紧急处理措施。
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。
当全部操作员站出现故障时（所有上位机"黑屏"或"死机"），若主要后备硬手操及监视仪表可用且暂时能够维持机组正常运行，则转用后备操作方式运行，同时排除故障并恢复操作员站运行方式，否则应立即停机、停炉。若无可靠的后备操作监视手段，也应停机、停炉。
当部分操作员站出现故障时，应由可用操作员站继续承担机组监控任务（此时应停止重大操作），同时迅速排除故障，若故障无法排除，则应根据当时运行状况酌情处理。
当系统中的控制器或相应电源故障时，应采取以下对策。
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。
调节回路控制器或相应电源故障时，应将自动切至手动维持运行，同时迅速处理系统故障，并根据处理情况采取相应措施。
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。
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。
规范DCD系统软件和应用软件的管理，软件的修改、更新、升级必须履行审批受权及责任人制度。在修改、更新、升级软件前，应对软件进行备份。未经测试确认的各种软件严禁下载到已运行的DCS系统中使用，必须建立有针对性的DCS系统防病毒措施。
防止热工保护拒动。
DCS部分的锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）的系统配置应符合12.1条中的要求，FSSS的控制器必须冗余配置且可自动无扰切换,同时FSSS装置应具有在线自动/手动火焰检测器和全部逻辑的试验功能。
对于独立配置的锅炉灭火保护应保证装置（系统）本身完全符合相应技术规范的要求，所配电源必须可靠，系统涉及到的炉膛压力的取压装置、压力开
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。
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。
汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机监视仪表（TSI）应加强定期巡视检查，所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5％。TSI的CPU及重要跳机保护信号和通道必须冗余配置，输出继电器必须可靠。
汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空等保护（装置）每季度及每次机组检修后起动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值。所有检测用的传感器必须在规定的有效检验周期内。
若发生热工保护装置（系统、包括一次检测设备）故障，必须开具工作票经总工程师批准后迅速处理。锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出；其他保护装置被迫退出运行的，必须在24h内恢复，否则应立即停机、停炉处理。
13 防止继电保护事故
为了防止继电保护事故的发生，应认真贯彻《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－93）、《继电保护及安全自动装置运行管理规程》、《继电保护及安全自动装置检验条例》、《继电保护和安全自动装置现场工作保安规定》、《3?110KV电网继电保护装置运行整定规程》（DL／T584－1995）、（220?500KV电网继电保护装置运行整定规程）（DL／T559－94）、《电力系统继电保护技术监督规定（试行）》（电安生[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[号）、《电力系统断电保护及安全自动装置反事故措施要点》、《电力系统继电保护和安全自动装置运行评价规程》（DL／T623－1997）及相关规程，并提出以下重点要求：
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。
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。
各级调度应根据电网结构的变化，贯彻执行继电保护装置整定运行规程，制定电网继电保护整定方案和调度运行说明。适应现代电网的发展需要，积极稳妥采用继电保护新术设备，组织编写新装置的检验规程。进一步加强电网继电保护运行管理工作，合理安排电网运行方式，充分发挥继电保护效能，提高电网安全稳定运行水平，防止由于保护拒动、误动引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电事故的发生。
网、省公司调度部门继电保护机构要进一步发挥专业管理的职能作用，强化继电保护技术监督力度，指导、协助发、供电单位加强继电保护工作，提高全网继电保护工作水平。
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。
对于220KV主变压器的微机保护必须双重化。
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
加强110KV及以下的电网和厂用系统的继电保护工作，降低发生继电保护事故的机率。
针对电网运行工况，加强备用电源自动投入装置的管理。
14 防止系统稳定破坏事故
为了加强电网安全管理，防止系统稳定破坏事故的发生，经继续贯彻执行《电力系统安全稳定导则》，并提出以下重点要求：
加强和完善电网一次、二次设备建设。
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。
电源点布置要合理，负荷中心地区应有必要的电源支撑。负荷中心受电要按多条通道，多个方向来进行规划和实施，每条通道输送容量占负荷中心地区最大负荷比例不宜过大，故障失去一个通道不应导致电网崩溃。同时应加强枢纽发电厂、变电所及负荷中心的无功补偿建设，防止电网发生电压崩溃事故。
输送通道建设要与电源建设同步完成。
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。
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）。
要强化电网运行的安全管理和监督。
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。
电网运行必须按有关规定保留一定的旋转备用容量。
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。
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。
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。
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。
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。
为了防止次同步谐振，在串联补偿电容投切运行（包括串联补偿电容部分退出和各种系统运行方式）时，应注意避免与机组产生机电谐振。
15 防止大型变压器损坏和互感器爆炸事故
为了防止大型变压器损坏，互感器爆炸事故的发生，应严格执行《关于印发"变压器类设备管理规定"的通知》（电安生[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：
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。
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。
订购前，应向制造厂索取做过突出短路试验变压器的试验报告和抗短路能力动态计算报告；在设计联络会前，应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告。
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。
出厂局放试验的合格标准。
220KV及以上变压器，测量电压为1.5Um/√3时,自耦变中压端不大于200pC,其他不大于100pC。
110KV变压器，测量电压为1.5U m/√3时,不大于300pC。
中性点接地系统的互感器，测量电力为1.0Um/√3时，液体浸渍不大于10pC，固体型式不大于50pC。测量电压为1.2Um/√3时，液体浸渍不大于5pC，固体型式不大于20pC。
对220KV及以上电压等级互感器应进行高电压下的介损试验。
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。
认真执行交接试验规程；对110KV及以上电压等级变压器在出厂和投产前应做低电压短路阻抗测试或用频响法测组变形以留原始记录。220KV及以上电压等级和120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。220KV及以上电压等级变压器在大修后，必须进行现场局部放电试验。
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。
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。
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。
变压器的本体、有载开关的重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经总工程师批准，并限期恢复。
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。
新建或扩建变压器一般不采用水冷却方式，对特珠场合必须采用水冷却系统的，应采用双层铜管冷却系统。对目前正在正常使用的单铜管水冷却的变压器，应始终要保持油压大于水压，并要加强维护，采取有效的运行监视方法，及时发现冷却系统泄漏故障。
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。
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。
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。
防止套管存在的问题。
套管安装就位后，带电前必须静放。500KV套管静放时间不得少于36h,110?220KV套管不得少于24h.。
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。
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。
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。
套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。
16 防止开关设备事故
为防止高压开关设备事故，应认真贯彻《高压开关设备管理规定》、《高压开关设备反事故技术措施》和《高压开关设备质量监督管理办法》（发输电[1999]72号）等有关规定，并提出以下重点要求：
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。
根据可能出现的系统最大负荷运行方式，每年应核算开关设备安装地点的断流容量，并采取措施防止由于断流容量不足而造成开关设备烧损或爆炸。
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。
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。
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。
根据设备现场的污秽程序，采取有效的防污闪措施，预防套管、支持绝缘子和绝缘提升杆闪络、爆炸。
开关设备应按规定的检修周期，实际累计短路开断电流及状态进行检修，尤其要加强对机构的检修，防止断路器拒分、拒合和误动以及灭孤室的烧损或爆炸，预防液压机构的漏油和慢分。
隔离开关应按规定的检修周期检修。对失修的隔离开关应积极申请停电检修或开展带电检修，防止恶性事故的发生。
结合电力设备预防性试验，应加强对隔离开关转动部件、接触部件、操作机构、机械及电气闭锁装置的检查和润滑，并进行操作试验，防止机械卡涩、触头过热、绝缘子断裂等事故的发生，确保隔离开关操作与运行的可靠性。
充分发挥SF6气体质量监督管理中心的作用，应做好新气管理、运行设备的气体监测和异常情况分析，监测应包括SF6压力表和密度继电器的定期校验。
17 防止接地网事故
为防止接地网事故的发生，应认真贯彻《交流电气装置的接地》（DL／T621－1997）以及其他有关规定，并重点要求如下：
根据地区短路容量的变化，应校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量，并根据短路容量的变化及接地装置的腐蚀程序对接地装置进行改造。对于变电所中的不接地、经消弧线圈接地、经低阻或高阻接地系统，必须按异点两相接地校核接地装置的执稳定容量。
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。
基建施工时，必须在预留的设备、设施的接地引下线经确认合格（正式文字记录）以及隐蔽工程必须经监理单位和建设单位验收合格后，方可回填上，并应分别对两个最近的接地引下线之间测量其回路电阻，测试结果是交接验收资料的必备内容，竣工时应全部交甲方备存。
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。
接地装置腐蚀比较严重的枢纽变电所宜采用铜质材料的接地网。
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。
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。
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。
为防止在有效接地系统中出现孤立不接地系统并产生较高的工频过电压的异常运行工况，110?220KV不接地变压器的中性点过电压保护应采用棒间隙保护方式。对于110KV变压器，当中性点绝缘的冲击耐受电压≤185KV时，还应在间隙旁并联金属氧化物避雷器，间隙距离及壁雷器参数配合要进行校核。
认真执行《电力设备预防性试验规程》（DL／T596－1996）中对接地装置的试验要求，同时还应测试各种设备与接地网的连接情况，严禁设备失地运行。
18防止污闪事故
为降低输变电设备的污闪跳闸率，避免主网架重要线路和枢纽变电所的污闪事故以及杜绝大面积污内事故的发生，应严格执行《高压架空线路和发电厂、变电所环境污秽分级及外缘选择标准》（GB／T16434－1996）、《关于防止电网大面积污闪事故若干措施的实施要求》（能源办[号），《加强电力系统防污闪技术措施（试行）》（调网[1997]91号文附件）和《电力系统电瓷防污闪技术管理规定》以及其他有关规定，并提出以下重点要求：
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。
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。
坚持定期对输变电设备外绝缘表面的盐密测量、污秽调查和运行巡视，及时根据变化情况采取防污秽区分布图，做好防污闪的基础工作。
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。
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。
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。
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。
变电设备表面涂"RTV涂料"和加装"防污闪辅助伞裙"是防止设备发生污闪的重要措施，按《防污闪辅助伞裙使用指导性意见》和《防污闪RTV涂料使用指导性意见》（调网[号）的要求使用，但避雷器不宜加装辅助伞裙。
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。
防止倒杆塔和断线事故
为了防止倒杆塔和断线事故的发生，应严格执行《110?500KV架空送电线路设计规程》（DL／T5092－1999）和《架空送电线路运行规程》（SDJ3－76）以及其他有关规定，并提出以下重点要求：
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
城区线路杆、塔有可能引起误碰线区域，应悬挂限高警示牌。
积极开展利用红外测温技术监测接线金具（如压接管、线夹等）的发热情况。发现导、地线有断股现象要及时消除，特别应注意地线复合光缆（OPGW）外层断股。
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。
应制定倒杆塔、断线事故的反事故措施，并在材料、人员上给予落实，应集中储备
一定数量的事故抢修塔。
20 防止枢纽变电所全停事故为了防止枢纽变电所全停事故的发生，严格执行有关的规程、规定，并提出以下重点要求：
完善枢纽变电所的一、二次设备建设。
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。
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。
枢纽变电所直流系统。
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。
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。
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。
为提高继电保护的可靠性，对重要的线路和设备必须坚持设立两套互相独立主保护的原则，并且两套保护宜为不同原理和不同厂家的产品。对重要元件应充分考虑后备保护的设备。
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。
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。
强化电网的运行管理和监督。
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。
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。
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。
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。
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。
继电保护及安全自动装置要选用抗干扰能力符合规程规定的产品，并采取必要的抗干措施，防止继电保护及安全自动装置在外界电磁干扰下的不正确动作。
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。
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。
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。
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。
定期对设备外绝缘进行有效清扫，加强户内设备的外绝缘监督，防止高压配电室的门、窗及房屋漏雨进水引起户内配电装置的内络事故。
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。
应避免接地网故障造成枢纽变电所全停事故的发生，还应遵守第17.3?17.5和17.7?17.9条的规定。
21 防止垮坝、水淹厂房及厂房坍塌事故
为了防止水电厂垮（漫）坝、水淹厂房及厂房坍塌事故发生，各单位应认真贯彻《中华人民共和国防洪法》和其他有关规定措施，并提出以下重点要求：
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。
做好大坝安全检查、监测、维修及加固工作，确保大坝处于良好状态。对已确认的病、险坝，必须立即采取补强加固措施，并制定险情预计和应急处理计划。
积极采取有效措施，提高防洪工作的预见性以及电力设施防御和低抗洪涝灾害能力。
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。
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。
在重视防御江河洪水灾害的同时，应落实防御和低抗上游水库垮坝及局部暴雨造成的山洪、山体滑坡、泥石流等山地灾害的各项措施。
备足必要的防洪抢险器材、物资。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
对建成20年及以上厂房及建筑物应加强检测和维修，防止坍塌事故的发生。当可能在短期内发生破坏性事故时，应立即采取有效的除险加固措施，并立即上报主管单位，避免建筑物运行状况恶化、结构损坏扩大，防止事故发生。
22 防止人身伤亡事故
为防止人身伤亡事故发生，应严格执行国家电力公司《安全生产工作规定》及《电业安全工作规程》以及其他有关规定，并重点要求如下：
工作或作业场所的各项安全措施必需符合《电业安全工作规程》和《电力建设安全工作规程》（DL5009.1－92）的有关要求。
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。
定期对人员进行安全技术培训，提高安全技术防护水平。
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。
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。
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。
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。
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。
23 防止全厂停电事故
为防止全厂停电事故，要严格执行《防止全厂停电措施》（能源部安保安放（1992）40号）以及其他有关规定，并提出以下重点要求：
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。
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。
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。
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。
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。
根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－93）的规定，完善主变压器零序电流电压保护，以用于跳开各侧断路器，在事故时能保证部分机组运行。
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。
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。
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。
母线侧隔离开关和硬母线支柱绝缘子，应选用高强度支柱绝缘子，以防运行或操作时断裂，造成母线接地或短路。
24 防止交通事故
24.1 建立健全交通安全管理机构（如交通安全委员会），按照"谁主管、谁负责"的原则，对本单位所有的车辆、船只和驾驶人员进行安全管理和安全教育。交通安全应与安全生产同布置、同考核、同奖惩。
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。
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。
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。
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。
加强对驾驶员的管理，提高驾驶员队伍素质。定期组织驾驶员进行安全技术培训，提高驾驶员的安全行车意识和驾驶技术水平。对考核、考核不合格或经常违章肇事的应不准从事驾驶员工作。
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。
在装运整体重物时，严禁人货混载。
在厂（局）内的车辆速度应有明确的限制。
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。
吊车、翻斗车、起重车，除驾驶员、副驾驶员座位以外，任何位置在行驶中不得有人坐立。
25 防止重大环境污染事故
为防止重大环境污染事故的发生，必须认真贯彻《电力工业环境保护管理办法》（电力工业部第9号令）、《国家电力公司火电厂环境技术监督规定》和《火电行业环境监测管理规定》，并提出以下重点要求：
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。
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。
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。
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。
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。
已建电厂应做到废水集中处理。冲洗水应引入灰水前池，其他废水和无法引入灰水前池的冲洗水应作到集中处理，处理后的废水应充分利用，禁止超标废水外排，对环境造成污染。
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。
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。
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。
加强对环保知识的培训和宣传，提高环保意识。
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