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10m2以上时，防腐现场应接引消防水带，并保证消防水随时可用。
9.8.5.脱硫防腐施工、检修作业区5m范围设置安全警示牌并布置警戒线，警示牌应挂在显著位置，由专职安全人员现场监督，未经允许不得进入作业场地。 9.8.6.吸收塔和烟道内部防腐施工时，至少应留2个以上出入孔，并保持通道畅通；至少应设置2台防爆型排风机进行强制通风，作业人员应戴防毒面具。 9.8.7.脱硫塔安装时，应有完整的施工方案和消防方案，施工人员须接受过专业培训，了解材料的特性，掌握消防灭火技能；施工场所的电线、电动机、配电设备应符合防爆要求；应避免安装和防腐工程同时施工。 9.9.防止氨系统着火爆炸事故
9.9.1.健全和完善氨制冷和脱硝氨系统运行与维护规程。
9.9.2.进入氨区，严禁携带手机、火种，严禁穿带铁掌的鞋，并在进入氨区前进行静电释放。
9.9.3.氨压缩机房和设备间应使用防爆型电器设备，通风、照明良好。
9.9.4.液氨设备、系统的布置应便于操作、通风和事故处理，同时必须留有足够宽度的操作空间和安全疏散通道。
9.9.5.在正常运行中会产生火花的氨压缩机启动控制设备、氨泵及空气冷却器(冷风机）等动力装置的启动控制设备不应布置在氨压缩机房中。库房温度遥测、记录仪表等不宜布置在氨压缩机房内。
9.9.6.在氨罐区或氨系统附近进行明火作业时，必须严格执行动火工作票制度，办理动火工作票；氨系统动火作业前、后应置换排放合格；动火结束后，及时清理火种。氨区内严禁明火釆暖。
9.9.7.氨储罐区及使用场所，应按规定配备足够的消防器材、氨泄漏检测器和视频监控系统，并按时检查和试验。
9.9.8.氨储罐的新建、改建和扩建工程项目应进行安全性评价，其防火、防爆设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时验收投产。 9.10.防止发电机组着火事故
9.10.1.发电机停运后，应采用CO2中间置换法进行氢气置换工作（氢气置换过程中不得进行预防性试验和拆卸螺丝等检修工作），检修人员开工前必须对现场进行氢气化验，确定合格后，方可开工。
9.10.2.在发电机本体及其氢系统上进行检修、试验工作时，必须断开氢系统，并与运行氢系统有明显的断开点，充氢侧加装严密的隔板；并会同运行人员确认发电机内部无压力。
9.10.3.打开发电机人孔后，人员不得马上进入本体内部，要保持长时间的通风换气后，且经化验氢气含量合格后，工作人员方可进入。
9.10.4.发电机检修中，对打开的端盖、人孔门、氢冷器、套管、导电螺钉以及阀门等部位的密封垫，必须更换为耐油胶垫、胶板（内冷水系统中的管道、阀门的橡胶密封垫应全部更成聚四氟乙烯垫圈），特别对外部氢气系统管道、阀兰密封垫应定期更换。
9.10.5.发电机气密性试验，必须按规定标准执行，试验期间，检修人员应对端盖、密封瓦、人孔门、氢冷器、出线套管、导电螺钉、测温接线板以及氢气系统仪表、阀门等部位仔细检查，尤其要保证发电机6个出线套管无渗漏；发电机修后气密试验不合格严禁投入运行。
9.10.6.发电机运行期间，检修和运行人员应定期进行巡回检查，应对高温部位和漏油地点的密封面重点检查，及时消除漏氢和漏油渗点，并根据每日漏氢量，
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化验发电机周围的氢气含量，以便于及时发现问题。
9.10.7.在消除发电机氢气渗漏点时，必须在条件允许的情况下，应由熟练的专业人员进行处理，并使用特殊工具（软金属工具），防止在紧固渗漏点螺栓时碰撞出现火花，引起氢气爆炸。
9.10.8.发电机主要部件的运行温度应不超过规程规定值，要定时抄记发电机本体温度表，对发电机各部温度进行监督分析。
9.10.9.发电机的运行氢气湿度、纯度必须符合规程规定，要加强对内冷水压、氢压和油压的监视和调整，确保发电机水压、氢压和油压在规定范围内运行。 9.10.10.发电机周围严禁堆放易燃、易爆物品或其他可燃性气体，提前做好安全防范措施，应定置摆放好消防灭火器材，并定期进行检验；禁止在充氢管线上搭接电焊地线，更严禁用电焊把在充氢管线上打火。
9.10.11.发电机本体周围严禁堆放杂物，应定期打扫设备卫生，保持设备清洁，使发电机各部位无积油、积灰现象。
9.10.12.发电机本体及周围要设有防火标志，如：“氢气运行，严禁烟火”标志等，严禁将火种带入发电机现场。
9.10.13.发电机油系统电气设备应使用阻燃电缆，周围其它电缆要定期进行清扫检查；照明要使用36V安全电压灯具或使用防爆灯具。
9.10.14.运行中发电机及氢系统5米范围内严禁烟火，如需进行明火（电、火焊）作业或检修试验等工作，则必须办理《动火审批单》，化验监测氢气含量合格经当值值长同意后，在专人监护下方可使用，需长时间使用明火工作，应每隔4小时化验监测一次氢气含量。
9.10.15.在发电机大修中，应对发电机封闭母线进行起晕电压试验，并达到3～3.5倍额定相电压时不起晕（防止在正常运行中和系统过电压时，封闭母线产生电晕，为氢气爆炸提供能源条件）。
9.10.16.在发电机大、小修中应对发电机出线套管、封闭母线内部进行清扫、检查（包括支持瓷瓶）。
9.10.17.为防止发电机氢气漏入封闭母线，在发电机出线套管箱与与封闭母线连接处之间应装设隔氢装置，在出线套管箱处加装漏氢监测装置；应加强运行中对发电机出线套管箱漏氢情况的监测，使用防爆等级符合规定的便携式测氢仪每昼夜监测一次出线套管箱的含氢量。
9.10.18.应按时发电机油系统、主油箱内、封闭母线箱内的氢气体积含量，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。
9.10.19.发电机密封油系统平衡阀、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。 9.10.20.空侧密封油泵（直流油泵）必须经常处于良好备用状况，保证能随时联动成功。
9.10.21.发电机运行时，保证排烟风机运行正常，应定期（每周一次）从排烟风机出口取样（漏氢增大时应随时取样检查），监视含氢量是否超过厂家规定（2％），如超过应查明原因并予以消除。
10.防止电气误操作事故
10.1.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。 10.2.严格执行调度指令。当操作中发生疑问时，应立即停止操作，向值班调度员或值班负责人报告，并禁止单人滞留在操作现场，待值班调度员或值班负责人
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再行许可后，方可进行操作。不准擅自更改操作票，不准随意解除闭锁装置。 10.3.应制定和完善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，确保防误闭锁装置正常运行。
10.4.建立完善的解锁工具（钥匙）使用和管理制度。防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时应经本单位分管生产的行政副职或总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置应经变电站站长、操作或运维队长、发电厂当班值长批准，并实行双重监护后实施，并应按程序尽快投入运行。
10.5.采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备防止误操作闭锁功能。 10.6.断路器或隔离开关电气闭锁回路不应设重动继电器类元器件，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，应确保待操作断路器或隔离开关位置正确，并以现场实际状态为准。
10.7.对已投产尚未装设防误闭锁装置的发、变电设备，要制订切实可行的防范措施和整改计划，必须尽快装设防误闭锁装置。
10.8.新、扩建的发、变电工程或主设备经技术改造后，防误闭锁装置应与主设备同时投运。
10.9.同一集控站范围内应选用同一类型的微机防误系统，以保证集控主站和受控子站之间的“五防”信息能够互联互通、“五防”功能相互配合。 10.10.微机防误闭锁装置电源应与继电保护及控制回路电源独立。微机防误装置主机应由不间断电源供电。
10.11.成套高压开关柜、成套六氟化硫（SF6)组合电器（GIS/PASS/HGIS)五防功能应齐全、性能良好，并与线路侧接地开关实行连锁。
10.12.应配备充足的经国家认证认可的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，宜釆用全封闭（包括网状等）的检修临时围栏。
10.13.强化岗位培训，使运维检修人员、调控监控人员等熟练掌握防误装置及操作技能。
11.防止机网协调事故
11.1.各发电企业应重视和完善与电网运行关系密切的保护装置选型、配置，在保证主设备安全的情况下，还必须满足电网安全运行的要求。
11.2.发电机励磁调节器（包括电力系统稳定器）须经认证的检测中心的入网检测合格，挂网试运行半年以上，形成入网励磁调节器软件版本，才能进入电网运行。
11.3.根据电网安全稳定运行的需要，200MW及以上容量的火力发电机组，或接入220kV电压等级及以上的同步发电机组应配置电力系统稳定器。
11.4.发电机应具备进相运行能力。100MW及以上火电机组在额定出力时，功率因数应能达到-0.95?-0.97。励磁系统应采用可以在线调整低励限制的微机励磁装置。
11.5.新投产的大型汽轮发电机应具有一定的耐受带励磁失步振荡的能力。发电机失步保护应考虑既要防止发电机损坏又要减小失步对系统和用户造成的危害。为防止失步故障扩大为电网事故，应当为发电机解列设置一定的时间延迟，使电网和发电机具有重新恢复同步的可能性。
11.6.为防止频率异常时发生电网崩溃事故，发电机组应具有必要的频率异常运行能力。正常运行情况下，汽轮发电机组频率异常允许运行时间应满足表5-1
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的要求。
表5-1汽轮发电机组频率异常允许运行时间 允许运行时间 频率范围（Hz) 累计（min) 每次（s) 51.0以上?51.5 >30 >30 50.5以上?51.0 >180 >180 48.5?50.5 连续运行 48.5以下?48.0 >300 >300 48.0以下?47.5 >60 >60 47_5以下?47.0 >10 >20 47.0以下?46.5 >2 >5 11.7.发电机励磁系统应具备一定过负荷能力。 11.7.1.励磁系统应保证发电机励磁电流不超过其额定值的1.1倍时能够连续运行。
11.7.2.励磁系统强励电压倍数一般为2倍，强励电流倍数等于2，允许持续强励时间不低于10s。
11.8.发电厂应准确掌握有串联补偿电容器送出线路以及送出线路与直流换流站相连的汽轮发电机组轴系扭转振动频率，并做好抑制和预防机组次同步谐振或振荡措施，同时应装设机组轴系扭振保护装置，协助电力调度部门共同防止次同步谐振或振荡。
11.9.机组并网调试前3个月，发电厂应向相应调度部门提供电网计算分析所需的主设备（发电机、变压器等）参数、二次设备（电流互感器、电压互感器）参数及保护装置技术资料，以及励磁系统（包括电力系统稳定器)、调速系统技术资料(包括原理及传递函数框图）等。
11.10.发电厂应根据有关调度部门电网稳定计算分析要求，开展励磁系统(包括电力系统稳定器)、调速系统、原动机的建模及参数实测工作，实测建模报告需通过有资质试验单位的审核，并将试验报告报有关调度部门。 11.11.并网电厂应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T684—2012)的规定、电网运行情况和主设备技术条件，认真校核涉网保护与电网保护的整定配合关系，并根据调度部门的要求，做好每年度对所辖设备的整定值进行全面复算和校核工作。当电网结构、线路参数和短路电流水平发生变化时，应及时校核相关涉网保护的配置与整定，避免保护发生不正确动作行为。 11.12.发电机励磁系统正常应投入发电机自动电压调节器（机端电压恒定的控制方式）运行，电力系统稳定器正常必须置入投运状态，励磁系统（包括电力系统稳定器）的整定参数应适应跨区交流互联电网不同联网方式运行要求，对0.1?2.0Hz系统振荡频率范围的低频振荡模式应能提供正阻尼。 11.12.1.利用自动电压控制系统对发电机调压时，受控机组励磁系统应投入自动电压调节器。
11.12.2.励磁系统应具有无功调差环节和合理的无功调差系数。接入同一母线的发电机的无功调差系数应基本一致。励磁系统无功调差功能应投入运行。 11.13.200MW及以上并网机组的高频率、低频率保护，过电压、低电压保护，过励磁保护，失磁保护，失步保护，阻抗保护及振荡解列装置、发电机励磁系统（包括电力系统稳定器）等设备（保护）定值必须报有关调度部门备案。
11.13.1.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
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值内，并与相应的机组保护在定值上配合，并定期校验。 11.13.2.励磁变压器保护定值应与励磁系统强励能力相配合，防止机组强励时保护误动作。
11.13.3.励磁系统V/Hz限制应与发电机或变压器的过激磁保护定值相配合，一般具有反时限和定时限特性。实际配置中，可以选择反时限或定时限特性中的一种。应结合机组检修定期检查限制动作定值。
11.13.4.励磁系统如设有定子过压限制环节，应与发电机过压保护定值相配合，该限制环节应在机组保护之前动作。 11.14.电网低频减载装置的配置和整定，应保证系统频率动态特性的低频持续时间符合相关规定，并有一定裕度。发电机组低频保护定值可按汽轮机和发电机制造厂有关规定进行整定，低频保护定值应低于系统低频减载的最低一级定值，机组低电压保护定值应低于系统（或所在地区）低压减载的最低一级定值。 11.15.发电机组一次调频运行管理。
11.15.1.并网发电机组的一次调频功能参数应按照电网运行的要求进行整定，一次调频功能应按照电网有关规定投入运行。
11.15.2.新投产机组和在役机组大修、通流改造、数字电液控制系统(DEH)或分散控制系统（DCS)改造及运行方式改变后，发电厂应向相应调度部门交付由技术监督部门或有资质的试验单位完成的一次调频性能试验报告，以确保机组一次调频功能长期安全、稳定运行。
11.15.3.发电机组调速系统中的汽轮机调门特性参数应与一次调频功能和自动发电控制调度方式相匹配。在阀门大修后或发现两者不匹配时，应进行汽轮机调门特性参数测试及优化整定，确保机组参与电网调峰调频的安全性。 11.16.发电机组进相运行管理。
11.16.1.发电厂应根据发电机进相试验绘制指导实际进相运行的P-Q图，编制相应的进相运行规程，并根据电网调度部门的要求进相运行。发电机应能监视双向无功功率和功率因数。根据可能的进相深度，当静稳定成为限制进相因素时，应监视发电机功角进相运行。
11.16.2.并网发电机组的低励限制辅助环节功能参数应按照电网运行的要求进行整定和试验，与电压控制主环合理配合，确保在低励限制动作后发电机组稳定运行。
11.16.3.低励限制定值应考虑发电机电压影响并与发电机失磁保护相配合，应在发电机失磁保护之前动作。应结合机组检修定期检查限制动作定值。 11.17.加强发电机组自动发电控制运行管理。
11.17.1.单机300MW及以上的机组和具备条件的单机容量200MW及以上机组，根据所在电网要求，都应参加电网自动发电控制运行。
11.17.2.发电机组自动发电控制的性能指标应满足接入电网的相关规定和要求。 11.17.3.对已投运自动发电控制的机组，在年度大修后投入自动发电控制运行前，应重新进行机组自动增加/减少负荷性能的测试以及机组调整负荷响应特性的测试。
11.18.发电厂应制订完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施，并按有关规定做好保护定值整定，包括：
11.18.1.当失步振荡中心在发电机一变压器组内部时，应立即解列发电机。 11.18.2.当发电机电流低于三相出口短路电流的60%?70%时（通常振荡中心在发电机一变压器组外部），发电机组应允许失步运行5?20个振荡周期。此时，