电力生产重大事故的二十五项重点.docx

电力生产重大事故的二十五项重点.docx

《电力生产重大事故的二十五项重点.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电力生产重大事故的二十五项重点.docx（67页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

电力生产重大事故的二十五项重点

防止电力生产事故重点要求

1防止火灾事故

为了防止火灾事故的发生，应逐项落实《电力设备典型消防规程》（DL5027－1993）以及其它有关规定，并重点要求如下：

1.1电缆防火

1.1.1新建、扩建和更改工程中的电缆选择和敷设应按《火力发电厂和变电所设计防火规范》（GB50229－1996）和《火力发电厂设计技术规程》（DL5000－2000）中的有关规定进行设计。

严格按照设计要求完成各项电缆防火措施，并和主体工程同时投产。

1.1.2主厂房内架空电缆和热体管路应保持足够的距离，控制电缆不小于0.5m，动力电缆不小于1m，不能满足要求时必须采取可靠的隔离措施。

1.1.3在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层、电缆沟和电缆竖井内，不得布置热力管道、油气管道以及其它可能引起着火的管道和设备；电缆夹层内必须有良好的通风设备和留出足够的人行通道。

1.1.4对于新建、扩建的火力发电机组主厂房、输煤、燃油、制氢及其他易燃易爆场所，宜选用阻燃电缆。

1.1.5严格按最新版本设计图册施工，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。

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、墙壁和盘柜等处的所有电缆孔洞和盘面之间的缝隙（含电缆穿墙套管和电缆之间缝隙）必须采用合格的不燃或阻燃材料封堵。

临时拆封的电缆封堵工作结束后，必须重新恢复封堵。

1.1.7扩建、更改工程敷设电缆时，应加强和运行单位密切联系，对贯穿在役机组产生的电缆孔洞和损伤的阻火墙，应及时恢复封堵。

1.1.8电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离，对敷设在隧道和厂房内构架上的电缆要采取分段阻燃措施。

1.1.9靠近高温管道、阀门等热体的电缆应有隔热措施，靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。

1.1.10设计时应尽量减少动力电缆中间接头的数量。

如需要，应按工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后，再用耐火防爆槽盒将其封闭。

1.1.11建立健全电缆维护、检查及防火、报警等各项规章制度。

坚持定期巡视检查。

对电缆中间接头定期测温，按规定进行预防性试验。

1.1.12电缆沟、电缆竖井应保持清洁，不积粉尘，不积水，使用安全电压且照明充足；电缆沟内禁止堆放杂物保持畅通；锅炉、燃煤储运车间内架空电缆上的粉尘应定期清扫。

1.2汽机油系统防火

1.2.1油系统应尽量避免使用法兰、锁母接头连接，禁止使用铸铁、铸铜阀门。

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；宜采用厚度1～2mm的隔电纸、青壳纸或其它耐油、耐热和耐酸的材料；抗燃油系统的密封圈应使用高质量的氟橡胶或丁基橡胶。

1.2.3油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，必须进行明火作业时,要办理动火工作票，并采取有效的防火措施。

1.2.4禁止在和系统连接或未经冲洗干净的油管道上进行焊接工作，在拆开的油管上进行焊接时，必须采取可靠的隔绝措施，近油源侧的法兰应拆开通大气。

1.2.5油管道法兰、阀门及运转设备、调速系统等应保持严密不渗漏油，如有渗漏油应及时处理，严防漏油渗透至下部热体保温层内。

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它热体，这些热体的保温必须齐全，保温外面应包金属皮，并定期检查保温层情况。

1.2.7检修时如发现保温材料内有渗油时，应消除漏油点，并更换保温材料。

1.2.8事故排油阀应设两个串联钢质明杆阀，其操作手轮不允许加锁，应挂有明显的“禁止操作”标志牌，其常关的二次阀操作手轮应设在距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道，其一次阀为常开阀；事故排油应排到主厂房外的事故油箱（池）内。

1.2.9室外事故油坑（池）内应无积水,其排油路应畅通。

1.2.10汽轮机主油箱排油烟管道应按规定引至厂房顶外或厂房外无火源处,并避开上下方有发电机出线或变压器，并设禁火标志。

排油烟管出口应装护罩,或朝下,以防雨水或异物进入油烟管内。

1.2.11在机组的各种运行工况下,应保证油管道自由膨胀。

1.2.12机组油系统的设备及管道损坏发生漏油时，凡不能和油系统隔绝处理或热力管道已渗入油，威胁机组安全时，应立即停机处理。

1.2.13油管路的布置应便于维护检查。

运行中要巡检其支吊架有无欠载现象、油管路有无振动现象，如有应及时处理。

检修时，要重视对油管接口等薄弱部位的检查。

1.2.14压力油管（含仪表油管，管夹）要注意防磨措施。

管壁厚度不得小于1.5mm。

运行中不能和周围的管道、钢架和楼层结构等相碰磨。

1.2.15新安装的润滑油、液压油管道的焊口应按规定进行100％探伤检验，确保焊口质量。

1.2.16加强对油管道，特别是管夹和室外油管道的除锈防腐工作。

1.3燃油罐区及锅炉油系统防火

1.3.1严格执行《电力安全作业规程（热力和机械部分）》（中国华能集团公司）第四章的各项要求。

1.3.2储油罐或油箱的加热温度必须根据燃油种类严格控制在允许的范围内，加热燃油的蒸汽温度，应低于油品的自燃点。

1.3.3油区输卸油管道应有可靠的防静电安全接地装置，油管道的法兰必须用金属导体跨接牢固。

并定期测试接地电阻值。

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，必须办理动火工作票，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油区内不准搭建临时建筑，禁止存放易燃物。

防火堤内严禁植树。

油区内绿化、其他设施不应妨碍消防操作。

1.3.6燃油罐区及锅炉油系统的防火还应遵守第l.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，油罐呼吸阀要定期检查维修。

1.4制粉系统防火。

1.4.1严格执行《电力安全作业规程（热力和机械部分）》（中国华能集团公司）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，应避免煤尘飞扬，并杜绝明火。

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，出口温度不得超过燃煤品种规定的要求。

1.4.4粉仓、磨煤机、给、输粉机应设置可投入惰化介质的系统，以防止煤粉爆燃或抑制煤粉燃烧。

1.4.5在粉、煤仓走空时，要有防止制粉系统失压或炉膛火焰回火的措施。

1.5防止氢气系统爆炸着火。

1.5.1严格执行《电力安全作业规程（热力和机械部分）》（中国华能集团公司）中“氢冷设备和制氢、储氢装置运行和维护”的有关规定。

1.5.2氢冷系统和制氢设备中的氢气纯度、含氧量必须符合《氢气使用安全技术规程》（GB4962—1985）和生产厂家的要求。

1.5.3在氢站或氢气系统附近进行明火作业时，必须办理动火安全措施票，并采取有效的防火措施，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，并按规定检查和试验。

制氢场所门口应装有静电释放装置。

1.5.5密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。

1.5.6空、氢侧备用密封油泵应定期进行联动试验。

1.5.7发电机氢密封油箱排油烟管道应引至厂房外远离发电机出线且无火源处，并设禁火标志。

禁止通过排污阀向室内排氢。

要检查并消除制氢站和机房内表柜顶部“窝氢”的空间。

1.6防止输煤皮带着火。

1.6.1输煤皮带停止上煤期间，应坚持巡视检查，发现积煤、积粉应及时清理。

1.6.2煤垛发生自燃现象时应及时扑灭，不得将带有火种的煤送入输煤皮带。

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应定期清扫输煤系统、辅助设备、电缆排架等各处的积粉。

1.6.5干煤棚的钢制立架应设置1～1.5m高的挡煤墙或设置1～1.5m高的墩脚，以防止煤垛自燃，影响钢架强度。

1.7必须有完善的消防设施和建立训练有素的义务消防队组织；应积极和当地消防部门沟通电力行业火灾抢救的特点和消防应急预案，以便发生火灾时及时扑救。

1.8消防水系统应独立设置。

该系统必须保压运行，并严禁它用，以确保消防水量、水压不受影响；消防泵应采用双电源或双回路供电（无法满足时，消防泵的备用电源必须由保安电源供给），也可采用柴油消防泵。

1.9各单位应在发生火灾后易造成中毒或窒息的重点防火部位等处定点配备必要的正压式空气呼吸器，正压式空气呼吸器必须由经过专业培训的专、兼职或义务消防人员使用，以防止灭火中人员中毒和窒息，并定期检查和维护、保养。

1.10距离当地消防队（站）到达时间超过5分钟的大、中型火力发电厂（单机容量200MW及以上），应于当地政府消防主管部门商议落实“国家关于消防设施设置的规定”，建立专职消防队，并配备消防车。

2防止电气误操作事故

为了防止电气误操作事故的发生，应逐项落实《电力安全作业规程（电气部分）》（中国华能集团公司）、《防止电气误操作装置管理规定》（国家电网生［2003］243号）以及其他有关规定，并重点要求如下：

2.1严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。

2.2严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时。

应立即停止操作。

并报告调度部门，不允许随意修改操作票，不允许解除闭锁装置。

2.3应结合实际制定防误装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。

2.4建立完善的万能钥匙使用和保管制度。

防误闭锁装置不得擅自退出运行，停用防误闭锁装置时，要经本单位主管生产的副厂长（或总工程师）批准；紧急情况需短时间退出防误闭锁装置时，应经当值值长批准，并应按程序尽快投入运行。

2.5采用计算机监控系统时，远方和就地操作均应具备电气闭锁功能。

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。

对于户外断路器或隔离开关的辅助触点应做好防潮、防腐蚀措施。

2.7对已投产尚未装设防误闭锁装置的发、变电设备，要制定切实可行的计划，确保尽快全部完成装设工作。

2.8新、扩建、更改的电气工程项目，防误闭锁装置应和主设备同时投运。

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，作业人员持证上岗。

3防止大容量锅炉承压部件爆漏事故

为了防止大容量锅炉承压部件爆漏，要实行全过程管理（包括设计选型、监造、安装、检验、调试、运行、检修等工作），并严格执行国务院2003年6月1日起施行的《特种设备安全监察条例》。

执行相关的国家、行业标准，如《蒸汽锅炉安全技术监察规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612-1996）、《电站锅炉压力容器检验规程》（DL647-2004）、《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438-2000）等，并重点要求如下：

3.1火电厂必须配备锅炉压力容器监督工程师，持证上岗。

各电厂应成立以主管生产的副厂长（或总工程师）为组长的锅炉防磨防爆小组（包括运行分析、金属监督、锅炉监察、化学监督各专业），制定、修订本企业的实施细则及检修检查滚动计划，组织防磨防爆检查，分析处理检查结果。

3.2新建锅炉在制造、安装阶段应进行安全性能检验。

监造重点是组装后不便进行内部检查的重要设备，如汽包、下锅筒、喷水减温器、炉水循环泵、联箱、内置分离器、启动分离器等，检验内容包括用材检验、焊接、热处理、无损检验、水压试验、通球试验等工作的抽检和工艺记录；要特别关注联箱内部隔板、喷水减温器内衬管的机械性能。

安装阶段检验重点是：

防止错用钢（焊）材、焊接超标缺陷的检验记录，受热管和联箱内的清洁度、锅炉膨胀系统、异种钢焊接和管座角焊缝焊接工艺、锅炉支吊承重状态。

3.3防止超压超温

3.3.1严禁锅炉在缺水和超温超压状态下运行，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。

3.3.2参加电网调峰的锅炉，运行规程中应制定相应的技术措施。

按调峰设计的锅炉，其调峰性能应和汽轮机性能相匹配；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。

3.3.3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、分析各导汽管间的温度偏差，防止超温爆管。

3.3.4锅炉超压水压试验和安全阀整定应按规程进行。

3.3.4.1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。

3.3.4.2锅炉在超压水压试验和热态安全阀整定工作，应在统一指挥下进行，

严禁非试验人员进入试验现场。

3.3.5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。

运行中锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。

当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉。

3.3.6启动中采用邻炉蒸汽加热或由低压系统上水的锅炉，要有可靠的隔离措施防止高压蒸汽直接窜入低压系统。

3.3.7安装阶段临时吹管系统要进行受力状况分析，结构和强度符合《水管锅炉受压元件强度计算》（GB9222-1988）。

吹管时应设置必要的安全隔离区。

3.4防止设备大面积腐蚀。

3.4.1严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB12145-1999）、《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T912-2005）、《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561-1995）、《凝汽器和真空系统运行维护导则》（DL/T932-2005）、《火电厂汽水化学导则》（DL/T805.1～805.4-2004），加强化学监督。

3.4.2凝结水的精处理设备严禁退出运行。

在凝汽器管发生泄漏，凝结水品质超标时，应按照“三级处理”的原则，及时查找、堵漏；严重泄漏时，必须及时停运机组。

3.4.3品质不合格的给水严禁进入锅炉，品质不合格的蒸汽严禁进入汽轮机。

水冷壁结垢量超标时，应按照《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T794-2001）的要求及时安排化学清洗，清洗单位必须具备相应资质，应做好清洗全过程的质量监督。

3.4.4按照《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》（DL/T956-2005）进行锅炉停用保护，防止炉管停用腐蚀。

3.4.5加强锅炉燃烧调整，避免还原性气氛对受热面的影响，减缓高温腐蚀。

检修中要重点检查燃烧器周围及高负荷区域水冷壁管的高温腐蚀状况，腐蚀深度超标的必须更换。

根据煤源变化趋势的分析及燃烧工况调整的可能性，必要时可采用防高温腐蚀的技术措施。

3.5防止锅炉“四管”漏泄

3.5.1按照《火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则》（DL/T939-2005）和《火力发电厂锅炉机组检修导则第2部分锅炉本体检修》（DL/T748.2-2001）的规定，作好锅炉“四管”防磨防爆工作。

3.5.2在役200MW等级及以上锅炉宜安装锅炉泄漏监测装置，锅炉发生泄漏时，应及早停运，防止扩大冲刷其他受热面管子，防止事故扩大。

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和水冷壁鳍片处焊缝受力过载拉裂而造成水冷壁泄漏。

3.5.4锅炉定期检修前，应采取必要的措施清除受热面积灰和结渣，以便为炉管磨损及腐蚀等表面缺陷检查创造条件。

3.5.5检修期内，应重点检查水冷壁冷灰斗、燃烧器及吹灰器附近管子的磨损情况，以及尾部烟道受热面受烟气冲刷的管子、弯头及烟气走廊区域的管子磨损情况。

3.5.6加强对吹灰器设备的维护和管理。

重视吹灰器喷射方向、伸入位置、蒸汽压力、水冷壁的平面度和吹灰器喷管的垂直度等调整工作；吹灰程序结束后，必须通过有效手段确认所有吹灰器确已退出，并切断汽源，必要时关闭手动进汽阀；遇有吹灰器卡涩现象时，应及时处理，以免受热面吹损或吹灰枪变形。

防止吹灰器对水冷壁的吹损而导致的水冷壁泄漏。

3.5.7采用成熟、有效的检测手段和方法，定期对奥氏体不锈钢管内壁氧化层状态及弯头氧化皮堆积情况进行检测和处理。

3.5.8受热面管子割管处理应采用机械切割，特殊情况需用割炬时应无熔渣落入管口，并消除其热影响区；向上的管口应予封堵避免杂物落入；尽可能不用焊接鳍片管替代鳍片管，必要时要注重鳍片根部焊接质量；鳍片拼缝所用材料的膨胀系数应和鳍片管一致；存在膨胀差的水冷壁、顶棚管、包覆管之间的密封焊要避免膨胀应力超限。

3.5.9按《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438-2000）的规定加强对奥氏体钢管及异种钢焊接接头的监督检查，同时要重视联箱小管座的监督检查。

3.5.10采用堵管临时处理的抢修工作，在炉内的残留管段要及时取出。

对影响传热状态和烟气气流分布的出列、变形管段，要作好措施。

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。

4防止特种设备恶性事故

为了防止锅炉、压力容器（含气瓶）、压力管道、电梯、起重机械等特种设备恶性事故的发生，应严格执行《特种设备安全监察条例》（国务院令第373号）、《危险化学品安全管理条例》、《压力容器安全技术监察规程》、《气瓶安全监察规程》（劳锅字[1989]12号）、《压力容器使用管理规定》，《电站锅炉压力容器监察规程》（DL612-1996）、《电站锅炉压力容器检验规程》（DL647-2004）、《氢气使用安全技术规程》（GB4962-1985）、《氯气安全规程》（GB11984—1989）、《氧气及相关气体安全技术规程》（GB16912-1997）、《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438-2000）、《火力发电厂中温中压管道（件）安全技术导则》（DL/T785-2001）。

并重点要求如下：

4.1防止压力容器爆破事故

为了防止压力容器爆破事故的发生，应严格执行《压力容器安全技术监察规程》、《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612-1996）、《压力容器定期检验规则》（R7001-2004）、《锅炉压力容器使用登记管理办法》（国质检锅[2003]207号）、《电站压力式除氧器安全技术规定》（能源部安保[1991]709号）、《电站锅炉压力容器检验规程》（DL647-2004）、《特种设备安全监察条例》、《气瓶安全监察规程》以及其他有关规定，并重点要求如下：

4.1.1根据设备特点和系统的实际情况，制定压力容器的运行规程。

运行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。

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制定必要的措施，并经主管生产的副厂长（或总工程师）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。

（钱落实）

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》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压力容器内部有压力时，严禁进行任何修理或紧固工作。

在线带压堵漏技术必须根据现场设备具体情况在确保安全的前提下，有条件地选择使用。

4.1.6压力容器上使用的压力表，应列为强制计量检验表计，按规定周期进行强检。

4.1.7对投运10万小时或已出现泄漏的高、低加热器的管束宜进行定期无损检验，防止运行中管束意外爆破。

4.1.8单元制的给水系统，除氧器上必须配备不少于两只全启式安全门，自动调压和报警装置应正常投用。

4.1.9除氧器及其他压力容器的安全阀的总排放能力必须大于或等于压力容器的安全泄放量，使用单位应要求设计单位提供安全泄放量和安全阀总排放能力的计算书，防止压力容器在最大进汽工况下超压运行。

4.1.10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》、《电站锅炉压力容器检验规程》、《电站压力式除氧器安全技术规定》进行定期检验。

要加强对采用给水加氧处理、给水pH值存在较大变化以及钢材应力腐蚀倾向较大的除氧器的检验。

压力式除氧器的检验重点是：

立式除氧头相贯线、加强圈焊缝，存在温差应力和温度交变应力的部位。

4.1.11火电厂热力系统压力容器定期检验时，还应重视对和压力容器相连的管系进行检查，包括焊缝及热影响区、膨胀、管壁冲刷、腐蚀及支吊受力等方面；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。

4.1.12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、办理相关手续后，按工艺措施实施。

4.1.13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。

4.1.14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”、制造厂所在地锅炉压力容器监检机构签发的“监检证书”以及结构强度计算书或计算结果汇总表。

要加强对所购压力容器的出厂质量验收，特别应参加压力容器水压试验等重要项目的验收见证。

4.1.15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的，要在最近一次检修中治理升级。

检验后安全状况等级为四级的移动式压力容器，应拒绝使用；安全状况等级为五级的固定式压力容器，应按规定报废。

4.1.18压力容器投入使用前必须按照《锅炉压力容器使用登记管理办法》办理注册登记、备案手续，申领使用证。

4.2防止压力管道爆破。

4.2.1加强对汽水高压管道系统的巡视，对管系振动、水击等现象应分析原因，及时采取措施。

当汽水高压管道有漏汽、漏水现象时，必须立即查明原因、采取措施，若不能和系统隔离或采取安全有效措施进行处理时，应立即停机或停炉。

4.2.2定期对导汽管、汽水联络管、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）应及时采取安全有效的措施。

4.2.3加强对汽水系统中的承压疏水、取样、排污、减温水、排气等小径管的管座、一次门前弯头的焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时处理或更换。

4.2.4按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438-2000）的规定，电厂应指定专人参和新机组的监造，从事受监设备的金属监督、焊缝检查和寿命管理，负责竣工（包括安装和外委检修竣工）验收阶段受监部件相关资料的移交。

4.2.5按照《火力发电厂汽水管道和支吊架维修调整导则》（DL/T616-1997）的要求，对压力管道支吊架进行定期冷热态检查，并建立档案。

对运行达10万小时的主蒸汽管道、再热蒸汽管道、主给水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。

4.2.6对于易引起汽水两相流的疏水、空气等管道，应重点检查其和母管相连的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位，其管道、弯头、三通和阀门，运行10万小时后，根据检查情况尽可能安排予以更换。

4.2.7要加强锅炉及大口径管道制造和安装质量监督、检查。

电站管件制造单位应持有有效的资质证书。

4.2.8电厂应组织并参和锅炉监造、安全性能检验和竣工验收的检验工作。

4.2.9加强焊工管