防止水灾事故安全技术措施（优选4篇）

防止水灾事故安全技术措施

鉴于本矿井地表水、岩溶水、老窑水对矿井构成严重威胁。根据《煤矿安全规程》的规定，必须采取“探、防、堵、截、排”的综合防治措施。

1.对老窑水裂隙水，应建立地下水文动态观察系统，进行地下水动态观察，进行水害预报。

2.加强矿井水文地质工作，收集矿井水文地质资料，查明矿井水的来源，弄清矿井水和地下水的补给关系及大气降雨与矿井涌水的关系。矿井开采深度与矿井涌水量的关系，以便采取对策。

3.矿井在本区域采掘时，浅部老窑对矿井的威胁较大，应制订专门探放水措施。

4.本矿井水仓容水容量、排水能力应满足矿井涌水量要求，应设置防水闸门，并备足矿井防水器材。

5.本井巷揭穿破碎地带前，必须编制探放水和注浆堵水设计，编制探放水作业规程，操作规程和安全规程。

6.本矿井水文地质变化复杂，容易导致水害，故做好水害预测预报，坚持“有疑必探，先探后掘”的探放水原则。

7.对矿区内一些低洼易积水的塌陷、裂隙、老窑等可能成为地表水导入井下的通道，应进行堵、填密闭。

8、井下所有作业人员都必须熟悉水灾避灾线路及紧急避灾方法。

防止水灾事故安全技术措施：防止水力机械设备损坏

1 防止水轮机事故

1.1 生产运行部应坚持每月定期对机组各轴承摆度、振幅进行监测，生产运行部运行专责负责每季检测1次，并做好记录。公司安生部应每半年组织相关专业人员监测1次，并组织分析。

1.2 每次开机前应对水车室进行检查，检查核对自动闸块是否落下，导水机构是否变位、剪断销信号回路是否完好;同时监视开机条件是否齐全。

1.3 运行值班人员应加强对设备的巡视，发现转轮室有异常响声时应及时汇报，并立即监测机组各轴承摆度、振幅，如超过现场规程规定范围，应向调度申请停机或汇报生产运行部技术专责，经安生部同意后向调度申请停水检查。

1.4 运行中导叶剪断销1次折断，在更换后，如手动调节调速器试开、关导叶时又折断，应汇报生产运行部运行专责查明原因后，才能开机运行。

1.5 运行中导叶剪断销1次折断2个以上，或导叶拐臂打翻应向调度申请停机查找原因。

1.6 加强对各重点部位的巡视检查力度，检查是否有漏水、漏油或漏气，定时检查机组各轴承温升情况。

2 防止闸门、启闭机械、钢丝绳损坏事故措施

2.1 每年汛前由生产运行部对大坝溢洪闸门、中孔检修闸门启闭机械设备、钢丝绳等进行打油维护和动作试验，发现缺陷应及时消除。

2.2 安生部每隔3年应组织有关专业人员对闸门主体、闸门钢丝绳、启闭机械设备等进行1次检查鉴定，并记入台帐。

2.3 进水口检修闸门和拦污栅，每隔5年全部吊到地面检查各部件完好情况，并记入台帐。

2.4 尾水闸门启闭机械设备应每半年检查、动作试验1次，钢丝绳每年打1次油。

2.5 防洪水泵、防洪闸门每年汛前应检查及试验1次，发现缺陷必须立即处理。

2.6 进水口快速闸门和启闭机械设备应利用每月安检时间检查1次，并作好记录。

3 防止压力管道事故

3.1 机组a修时应对压力引水管、闸门等进行全面检查1次。主要检查是否有金属部件掉入引水钢管、压力引水管是否有脱空现象;有脱空现象的必须进行灌浆处理。

3.2 压力引水管充水前应组织人员对引水管进行全面检查，确认无人和金属杂物留在引水管后方可开启旁通阀对其充水。

3.3 机组a修时应详细检查各充水阀、排水阀、空气阀是否有渗漏，是否动作灵活，以防止正常运行时出现事故，导致水淹厂房。

3.4 在机组甩负荷试验时应注意监视蜗壳水压上升率，水压上升不得超过允许值，否则应重新调整调速器关闭时间。

防止水灾事故安全技术措施：防止水轮发电机组大轴弯曲轴瓦烧损大轴磨损轴瓦损坏事故

为了防止水轮发电机组大轴弯曲、轴瓦烧损和大轴磨损及轴瓦损坏事故的发生，根据原能源部和国家电力公司关于《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》的精神要求，按照《国家电网公司发电厂重大反事故措施(试行)》的规定，结合我公司实际情况，特制定本安全技术措施。

1 防止水轮发电机大轴弯曲

1.1应具备和熟悉掌握的有关资料。

1.1.1水轮机过流部分的轴向、径向间隙。水轮机水导轴承处的绝对摆度值不超过瓦隙，顶盖水平/垂直振动幅度不大于0.07mm。

1.1.2水轮发电机组轴系临界转速及正常启动、运行时各轴承及大轴的摆度值。

1.1.3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，经批准后执行。

1.2设备、系统方面的安全技术措施。

1.2.1水轮机检修密封和工作密封间隙应符合制造公司的规定，一般总间隙工作密封为0.6~0.9mm，检修密封为1.5~1.7 mm(撤围带时)。

1.2.2保证冷却水畅通，确保冷却水不进入油盆。

1.2.3水轮发电机组的监测仪表应完好、准确，并要定期进行校验。

1.3运行方面的技术措施

1.3.1水轮发电机组启动前必须符合以下条件，否则禁止启动。

1.3.1.1大轴摆度、振动等表计显示正确。

1.3.1.2大轴摆度值不超过瓦隙。

1.3.1.3上次运行时，油温、瓦温、冷却水温符合设计规范要求。

1.3.2机组起、停过程操作措施

1.3.2.1水轮发电机组启动后检查时，若发现有磨擦、碰撞声应研究处理。

1.3.2.2机组启动过程中发现振摆超标必须立即停机，应全面检查，认真分析，查明原因，严禁盲目启动。

1.3.2.3停机后应认真监视推力/上导、下导、水导油位，防止进水。

1.3.3发生下列情况之一，应立即停机:

1.3.3.1机组运行中，各导轴承温度过高。

1.3.3.2当木里河来水流量达到500m3/s以上或泥沙含量达到930g/m3时，需停机避峰。

2 防止水轮发电机组轴瓦烧损

2.1油盆和油净化方面采取的措施。

2.1.1要经常检查油盆油位，保持油位在规定位置;如果发生透平油泄漏，运行人员应有熟知的方法进行处理。

2.1.2油系统油质应按规程要求定期进行化验，在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组启动。

2.1.3运行中注意观察轴承油位，如果不正常或油盆油位升高，必须查明原因，进行处理。

2.1.4检修时，对油盆、油冷却器和轴承体要清洗或擦拭干净，防止将杂物遗留在油系统内。

2.2油冷却器

2.2.1油冷却器的进出水阀门应挂禁止操作的警告牌。

2.2.2技术供水进行切换操作时，应在指定人员的监护下按操作票顺序进行操作，操作中严密监视水压、瓦温、油温的变化。

2.2.3 定期对推力/上导轴承、下导轴承、水导轴承油的乳化情况进行检测分析，防止因冷却器破裂造成油混水现象。

2.2.4 大修时，应对冷却器铜管进行疏通、清洗，并通1mpa水压做30min耐压试验。

2.3 运行维护检修方面

2.3.1应避免机组在振摆不合格的情况下长时间运行。

2.3.2机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金和油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。

2.3.3运行人员应熟悉运行条件突然变化时的正确处理方法。

2.3.4轴承检修时，应仔细检查轴瓦巴氏合金应无磨损、擦伤、剥落、脱胎等现象。如发现轴瓦有上述缺陷，应分析原因进行处理。

2.3.5组装轴承时，不得装错和装反，轴瓦间隙、瓦面接触情况都必须符合检修工艺质量标准。

2.3.6轴领的表面应光滑，必须符合检修工艺质量标准的要求。

2.3.7 推力/上导轴承、下导轴承、水导轴承油盆不得有渗油、漏油、甩油现象，定期检查油位，油不足应及时加油。

2.3.8 各导轴承挡油筒间隙应均匀，密封严密，不得有渗漏油。

2.3.9气封间隙其间隙应在规定范围内。

2.3.10油系统的阀门一般应平装(即应避免阀门在重力方向进行开关)，防止阀门杆断落时断油;阀门上应有挂牌标示和开关方向的标志。平时不应操作的阀门应加锁或采取其它防止误操作的措施。

2.3.11油循环时，应用木棒敲击油管道和适当提高油温，以保证油管道的清洁。

2.3.12油系统应严密不漏油。

2.3.13 机组试运行前，所有的压力油管路系统应进行酸洗。

3 防止大轴磨损及轴瓦损坏

3.1透平油系统安装和检修

3.1.1各在建机组应严格按照dl5011-92《电力建设施工及验收技术规范》进行施工和验收，相关单位应制定具体的质量保证措施，责任到人，压力到位:所有油管道必须严格按照规范要求进行除锈，必须采用氩弧焊工艺，并进行酸洗。

3.1.2所有油管道安装前要严格检查其内部清洁度，对厂家提供的预制好的成品管应全部拆堵进行检查清理，用白布拉拭干净后及时封口。

3.1.3所有油管道安装时才能拆封，严格做到在拆封、验收合格后马上安装，禁止油管道敞口存放。

3.1.4在油管道上安装表计接头时不能用割炬开孔，应用电钻开孔并及时清理干净。

3.1.5对轴承进、回油口等不易看见的部位应采用内窥镜进行检查，轴瓦复装前应彻底解体清洗干净。

3.1.6油管道及轴瓦安装的每道工序必须经过监理或我公司基建和生产技术人员的验收合格后，方可继续施工。

3.1.7检修中大批量更换油管道时，应列入三级验收项目，并严格执行三级验收签字程序。

3.1.8检修中临时拆除的油管道，应使用白布或采取其他可靠措施对管口进行可靠封堵，严防检修期间将杂物遗留在油管道内，装复时应彻底检查清理油管内壁。

3.1.9油系统安装或大修结束，应严格按照工艺对油系统进行循环冲洗，确保油系统内残留的杂质数量符合有关规定。

3.2机组运行维护

3.2.1机组启动前和运行中应进一步加强油系统的油务监督工作，对油的各项指标定期化验，及时发现问题、处理问题，确保油系统的各项指标在合格范围以内。

3.2.2加强机组的运行监督，特别是对轴瓦钨金温度、油温度、轴摆度等数据加强监视和记录，发现异常及时进行分析和处理。

3.2.3机组运行中对透平油系统进行维护消缺时，应采取措施防止异物掉入油系统。

3.2.4运行中应定期对润滑油滤网进行检查和清理，发现破损应及时更换处理。

防止水灾事故安全技术措施：防止水轮机发电机

第一部分 防止水轮机事故

1.防止机组飞逸

1.1.设置完善的机组运行过程剪断销剪断、调速系统低油压、电气和机械过速等保护装置。过速保护装置应定期检验，并正常投入。

1.2.机组调速系统必须进行水轮机调节系统静态模拟试验、动态特性试验和导叶关闭规律检验等，各项指标合格方可投入运行。

1.3.新机组投运前或机组大修后必须通过甩负荷和过速试验，验证水压上升率和转速上升率符合设计要求，过速整定值校验合格。

1.4.工作闸门(主阀)应具备动水关闭功能，导水机构拒动时能够动水关闭。应保证工作闸门(主阀)在最大流量下动水关闭时，关闭时间不超过机组在最大飞逸转速下允许持续运行的时间。

1.5.加强调速系统油质的技术监督，在油质指标不合格的情况下，严禁机组启动。

2.防止立式水轮发电机组旋转部分抬机

2.1.保证机组甩负荷后其转速上升值和水压上升值符合调保计算的要求，导叶的关闭时间应每年进行校核，确保在设计范围之内。

2.2.向转轮室内补气的主轴中心孔补气、真空破坏阀等补气装置应完好，补气管道无堵塞，补气量充足。

2.3.立式水轮发电机机组应安装抬机监控、保护装置，当旋转部分抬机量超过设计值时快速停机。

3.防止水轮机过流部件损坏

3.1.水轮机导水机构必须设有防止导叶损坏的安全装置，包括装设剪断销、导叶限位、导叶轴向调整和止推等装置。

3.2.水轮机在各种工况下运行时，应保证顶盖垂直振动和主轴摆动不大于《水轮发电机组安装技术规范》(gb/t 8564-____)规定的允许值。机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警和事故停机回路。

3.3.水轮机水下部分检修应检查转轮体与泄水锥的连接牢固可靠。

3.4.水轮机过流部件应定期检修，重点检查过流部件裂纹、磨损和汽蚀，防止裂纹、磨损和大面积汽蚀等造成过流部件损坏。水轮机过流部件补焊处理后应进行修型，保证型线符合设计要求，转轮大面积补焊或更换新转轮必须做静平衡试验，试验结果要合格。

4.防止水轮机导轴承烧损

4.1.定期检查油位、油色，并定期进行油质化验。

4.2.水导轴承冷却器保证水质清洁、水流畅通和水压正常，压力变送器和示流器等装置应正常工作。

4.3.技术供水滤水器自动排污正常，并定期人工排污。

4.4.应保证水轮机导轴承测温元件和表计显示正常，信号整定值正确。对设置有外循环油系统的机组，其控制系统应正常工作。

5.防止水淹水导轴承事故

5.1.主轴工作密封、检修密封在运行中各工况下无大量漏水，检修中检查密封件磨损情况应符合要求。

5.2.顶盖真空破坏阀严密性渗漏试验及设计压力下动作试验合格。

5.3.定期检查试验顶盖排水设备使顶盖排水装置应处于完好状态。顶盖排水系统应设两套信号装置，互为备用。可装设工业电视系统监视顶盖水位。

5.4.机组尾水管、蜗壳充水时，应加强对顶盖水位及排水装置工作状况的监视。

5.5.装有大型轴流式机组的水电厂应配备应急潜水泵。

6.防止液压装置破裂和失压

6.1.压力油罐油气比符合规程要求，对投入运行的自动补气阀定期清洗和试验。

6.2.压力油罐的安全阀应定期检查、校验。

6.3.压力油罐油位计应选择不易老化的钢质磁翻板液位计，不得采用有机玻璃管型磁珠液位计。

6.4.机组检修后对油泵启停定值、安全阀组定值进行校对并试验。

6.5.油泵运转应平稳，其输油量不小于设计值。

6.6.机组大修后应做低油压事故停机试验。

7.防止机组引水管路系统事故

7.1.调保计算满足机组各种运行工况要求，否则应采取相关措施。

7.2.结合引水系统管路定检、设备检修检查、分析引水系统管路管壁锈蚀、磨损情况，如有异常则及时采取措施处理，做好引水系统管路外表除锈防腐工作。

7.3.防止压力钢管伸缩节大量漏水，每月定期检查伸缩节漏水、伸缩节螺栓紧固情况，如有异常及时处理。

7.4.防止进水口栏污栅被堵，定期检测栏污栅前后水压差情况，出现异常及时采取措施处理，结合机组停机或全厂停水定期检查栏污栅的完好性情况，定期维修处理。

7.5.当引水管破裂时，事故检修门应能可靠落门，并具备远方操作功能，在检修时进行关闭试验。

第二部分 防止发电机事故

1.防止定子绕组端部松动引起相间短路

1.1.定子绕组在槽内应紧固，槽电位测试应符合要求。

1.2.定期检查定子绕组端部有无下沉、松动或磨损现象。

2.防止定子绕组绝缘损坏

2.1.加强大型发电机环形接线、过渡引线绝缘检查，并定期按照《电力设备预防性试验规程》(dl/t 596-1996)的要求进行试验。

2.2.定期检查发电机定子铁芯螺杆紧力，发现铁芯螺杆紧力不符合出厂设计值应及时处理。定期检查发电机硅钢片叠压整齐、无过热痕迹，燕尾槽无开裂和脱开现象，发现有硅钢片滑出应及时处理。

3.防止转子绕组匝间短路。

3.1.调峰运行机组在检修中应分别进行动态、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。

3.2.随时监视运行中发电机的振动与无功出力的变化情况。如果振动伴随无功变化，则可能是发电机转子有严重的匝间短路。此时 首先控制转子电流，若振动突然增大，应立即停运发电机。

4.防止发电机局部过热损坏

4.1.发电机出口、中性点引线连接部分应可靠，机组运行中应定期对励磁变至静止励磁装置的分相电缆、静止励磁装置至转子滑环电缆、转子滑环进行红外成像测温检查。

4.2.定期检查电制动刀闸动静触头接触情况，发现压紧弹簧松脱或单个触指与其它触指不平行等问题应及时处理。

4.3.发电机绝缘过热报警时，应分析其原因，必要时停机进行消缺处理。

4.4.新机投产和旧机检修中，都应注意检查定子铁芯压紧以及齿压指有无压偏情况，特别是两端齿部，如发现有松驰现象，应进行处理后，方能投入运行。交接或对铁芯绝缘有怀疑时，均应进行铁损试验。

4.5.制造、运输、安装及检修过程中，应注意防止焊渣或金属屑等微小异物掉入定子铁芯通风槽内。

5.防止发电机机械损伤

5.1.在发电机风洞内作业，必须设专人把守发电机进人门，作业人员须穿无金属的工作服、工作鞋，进入发电机内部前应全部取出禁止带入物件，带入物品应清点记录，工作完毕撤出时清点物品正确，确保无遗留物品。重点要防止螺钉、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。

5.2.主、辅设备保护装置应定期检验，并正常投入。机组重要运行监视表计和装置失效或动作不正确时，严禁机组启动。机组运行中失去监控时，必须停机。

5.3.加强机组运行方式调整，尽量避开机组运行的高振动区或气蚀区。

6.防止发电机轴承烧瓦

6.1.带有高压油顶起装置的推力轴承应保证在高压油顶起装置失灵的情况下，推力轴承不投入高压油顶起装置时安全停机无损伤。应定期对高压油顶起装置进行检查试验，确保其处于正常工作状态。

6.2.润滑油油位应具备远方自动监测功能，并定时检查。定期对润滑油进行化验，油质劣化应尽快处理，油质不合格禁止启动机组。

6.3.冷却水温、油温、瓦温监测和保护装置应准确可靠，并加强运行监控。

6.4.机组出现异常运行工况可能损伤轴承时，必须全面检查确认轴瓦完好后，方可重新启动。

6.5.定期对轴承瓦进行检查，确认无脱壳、裂纹等缺陷，轴瓦接触面、轴领、镜板表面光洁度应符合设计要求。对于巴氏合金轴承瓦，应定期检查合金与瓦坯的接触情况，必要时进行无损探伤检测。

6.6.轴承轴电流保护回路应正常投入，出现轴电流报警必须及时检查处理，禁止机组长时间无轴电流保护运行。

7.防止水轮发电机部件松动

7.1.旋转部件联接件应做好防止松脱措施，并定期进行检查。旋转风扇应安装牢固，叶片无裂纹、变形，引风板安装应牢固并与定子线棒保持足够间距。

7.2.定子(含机座)、转子各部件、定子线棒槽楔等应定期检查。水轮发电机机架固定螺栓、定子基础螺栓、定子穿芯螺栓和拉紧螺栓应紧固良好，机架和定子支撑、转动轴系等承载部件的承载结构、焊缝、基础、配重块等应无松动、裂纹、变形等现象。

7.3.水轮发电机风洞内应避免使用在电磁场下易发热材料或能被电磁吸附的金属联接材料，否则应采取可靠的防护措施，且强度应满足使用要求。

7.4.定期检查水轮发电机机械制动系统，制动闸、制动环应平整无裂纹，固定螺栓无松动，制动瓦磨损后须及时更换，制动闸及其供气、油系统应无发卡、串腔、漏气和漏油等影响制动性能的缺陷。制动回路转速整定值应定期进行校验，严禁高转速下投入机械制动。

7.5.定期校验同期装置，防止水轮发电机非同期并网。

8.防止发电机转子绕组接地故障

8.1.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。

9.防止发电机非同期并网

9.1.微机自动准同期装置应安装独立的同期检查继电器。

9.2.新投产、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)发生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)对装置及同期回路进行全面、细致的校核、传动;2)利用发电机-变压器组带空载母线升压试验，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查继电器进行实际校核;3)进行机组假同期试验，试验应包括断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验、同期(继电器)闭锁等内容。

10.防止励磁系统故障引起发电机损坏

10.1.严格执行调度中心有关发电机低励限制和pss的定值要求，并在大修校验。

10.2.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。

10.3.励磁调节器的自动通道发生故障时应及时切换通道并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节下长期运行。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。

10.4.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。

10.5.在机组起动、停机和其它试验过程中，应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。