大型火力发电厂安全考试题库5.docx

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大型火力发电厂安全考试题库5

二十五项反措部分

一、填空：

（365题）

1、在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层和电缆沟内，不得布置热力管道、油气管以及其他可能引起着火的管道和设备。

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

3、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。

4、主厂房内架空电缆与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。

5、各类电缆按规定分层布置，电缆的弯曲半径应符合要求，避免任意交叉并留出足够的人行通道。

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

7、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。

8、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。

9、如需要电缆中间接头，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。

10、汽机油系统应尽量避免使用法兰连接，禁止使用铸铁阀门。

11、汽机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。

12、新增电缆的防火涂料厚度应达到1～2毫米。

13、油管道法兰、阀门附近的热力管道或其他热体的保温坚固完整，并包好铁皮。

14、在拆下的油管上进时焊接时，必须事先将管子冲洗干净。

15、汽机油系统事故排油阀应设两个钢质截止阀，其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，操作手轮不允许加锁，平时应加铅封，应挂有明显的“禁止操作”标志牌。

16、汽机油系统油管道要保证机组在各种运行工况下自由膨胀。

17、机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。

18、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。

19、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。

20、燃油系统的软管，应定期检查更换。

21、磨煤机出口温度和煤粉仓温度应严格控制在规定范围内，出口风温不得超过煤种要求的规定。

22、在氢站或氢气系统附近进行明火作业时，应有严格的管理制度。

明火作业的地点所测量空气含氢量应在允许范围内，并经批准后才能进行明火作业。

23、空、氢侧备用密封油泵应定期进行联动试验。

24、燃用易自燃煤种的电厂应采用阻燃输煤皮带。

25、输煤皮带停止上煤期间，也应坚持巡视检查，发现积煤、积粉应及时清理。

26、消防水系统应同工业水系统分开，以确保消防水量、水压不受其他系统影响。

27、消防泵的备用电源应由保安电源供给。

28、厂区重要道路应设为环形，或者设有回车道、回车场，确保畅通。

29、高温管道、油系统、点火枪下部、制粉系统等易燃易爆附近电缆应采取防火阻燃措施，制定定期检查制度。

30、汽轮机、发电机两端应设防腐油箱。

31、电缆沟、网控楼、变电所应有火灾自动报警、固定灭火系统。

32、电缆沟应设有合理、有效的排水设施和通风设施。

33、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，不允许解除防误闭锁装置。

34、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。

35、建立完善的万能钥匙使用和保管制度。

36、防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，要经本单位总工程师批准。

37、采用计算机监控系统时，远方、就地操作均应具备电气闭锁功能。

38、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。

39、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。

40、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。

41、凝结水的精处理设备严禁退出运行。

42、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。

43、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。

44、火电厂、火电安装单位应配备锅炉压力容器监督工程师，并持证上岗。

45、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

46、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、弯头等部位的裂纹和冲刷。

47、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。

48、各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。

49、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。

50、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，且应限期恢复。

51、使用中的各种气瓶严禁改变涂色，严防错装、错用。

52、使用溶解乙炔气瓶者必须配置防止回火装置。

53、压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检。

54、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。

55、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。

56、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。

57、对制氢系统及氢罐的检修要进行可靠地隔离。

58、氢罐不应有腐蚀鼓包现象。

59、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，总工程师批准后，严格按工艺措施实施。

60、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”和制造厂所在地锅炉压力容器监测机构签发发“监检证书”。

61、锅炉空气预热器的传热元件在出厂和安装保管期间不得采用浸油防腐方式。

62、回转式空气预热器应设有可靠的停转报警装置、完善的水冲洗系统和必要的碱洗手段，并宜有停炉时可随时投入的碱洗系统。

63、回转式空气预热器的消防系统要与空气预热器蒸汽吹灰系统相连接，热态需要时投入蒸汽进行隔绝空气式消防。

64、回转式空气预热器在空气及烟气侧应装设消防水喷淋水管，喷淋面积应覆盖整个受热面。

65、在锅炉设计时，油燃烧器必须配有调风器及稳燃器，保证油枪根部燃烧所需用氧量。

新安装的油枪，在投运前应进行冷态试验。

66、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，应进行燃烧调整，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。

67、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。

68、燃油速断阀要定期试验，确保动作正确、关闭严密。

69、坚持执行定期降粉制度和停炉前煤粉仓空仓制度。

70、制粉系统停止运行后，对输粉管道要充分进行抽粉；停用时宜对煤粉仓实行充氮或二氧化碳保护。

71、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。

72、设计制粉系统时，要尽量减少制粉系统的水平管段。

73、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。

74、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。

75、汽包水位计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，若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。

76、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面倾斜。

77、汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包测量系统的正常运行及正确性。

78、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。

79、超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。

80、转速表显示不正确或失效，严禁机组启动。

81、在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组启动。

82、在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁启动。

83、机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。

84、正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。

严禁带负荷解列。

85、在机组正常启动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统。

86、抽汽机组的可调整抽汽逆止门关闭应严密、连锁动作可靠，并必须设置有快速关闭的抽汽截止门。

87、坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。

88、转子技术档案包括转子原始资料、历次转子检修检查资料、机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷的变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。

89、每次大、小修，应对油管道磨损和焊缝质量进行检查。

90、200MW及以上的氢冷发电机，应装设氢气湿度在线监测装置。

91、水内冷或双水内冷的发电机在停机（运行）期间应保持发电机绕组温度高于环境温度（或风温），以防止发电机内结露。

92、水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应采用聚四氟乙烯垫圈，每次大修时更换。

93、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。

94、当内冷水箱内的含氢量达到3%时报警，在120小时内缺陷未能消除或含氢量升至20%时，应停机处理。

95、紧急停炉停机按钮配置，应采用与DCS分开的单独操作回路。

96、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。

97、所有重要的主辅机保护都应采用三取二的逻辑判断方式，保护信号必须是相互独立的一次元件和输入通道。

98、每年应进行保护和运行人员的继电保护知识培训。

99、220kV及以上主变压器及新建100MW及以上容量的发电机变压器组应按双重化配置（非电气量保护除外）保护。

100、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扰能力。

101、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。

102、订购变压器前，应向制造厂索取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；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。

103、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试绕组变形以留原始记录。

104、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。

105、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。

106、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。

107、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36小时，110～220kv套管不得少于24小时。

108、对保存期超过1年的110kV级以上的套管，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。

109、事故抢修所装上的套管，投运后的3个月内，应取油样进行一次色谱试验。

110、手车式开关停送电时，操作票上要有“检查开关确在分闸位置”的项目。

111、高压断路器的液压机构每年进行保压试验，每年进行压力闭锁回路的传动试验。

112、开关设备断口外绝缘应满足不小于1.15倍（225kV）或1.2倍（363kV及550kV）相对地外绝缘的要求。

113、扩建地网与原地网间应为多点连接。

114、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。

115、每年使用试验电流大于5A的试验仪器进行一次接地装置引下线的导通检测工作。

116、输油区及油灌区必须有避雷装置和接地装置。

117、油灌接地线和电气设备接地线应分别设置。

输油管应有明显的接地点。

118、管道法兰应用金属导体跨接牢固。

每年雷雨季节前必须认真检查，并测量接地电阻。

119、输油管防静电接地每处接地电阻值不应超过30Ω，露天敷设的管道每隔20~25m应设防感应接地，每处接地电阻不超过10Ω。

120、110~500KV线路绝缘子零值瓷瓶测试工作要求每年一次。

121、枢纽变电所宜采用双母分段接线方式或3／2接线方式。

122、对于运行10年及以上的发电厂或变电所可根据电气设备的重要性和设施的安全性选择5~8个点沿接地线进行开挖检查，如有疑问还应扩大开挖范围。

123、火电厂防洪标准满足防御百年一遇洪水的要求。

124、要加强蓄电池和直流系统（含逆变电源）及柴油发电机组的维护，确保主机交直流润滑油泵和主要辅机小油泵供电可靠。

125、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。

126、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。

127、内冷水泵、氢冷泵、交流润滑油泵等重要动力控制回路带自保持功能，在机组大小修期间，进行传动试验。

128、每年对继电保护定值进行一次复算和校核，查校核报告。

129、在厂内的车辆速度应有明确的限制，在厂区道路、各种桥架和主要路口，设置警示标志，必要时，安装限速带。

130、对沿线输灰管线重点检查灰管的磨损和接头处是否良好，各支撑装置（含支点及管桥）的状况等。

131、对已退役停用灰场，应及时组织进行覆土工作，覆土厚度不得小于0.8m。

132、在国家“两控区”内或中、高硫煤产生区的火力发电厂（含硫量＞1%），其锅炉应配备脱硫效率≥95%的脱硫装置，并保证正常运行，其运行小时数应等同于锅炉运行小时数。

133、储煤场应建有挡风抑尘墙，其高度应大于原煤储存高度2-3米。

134、皮带间粉尘监测点并每月进行监测，确保粉尘浓度应≤6mg/m3。

135、每季应对电除尘效率进行一次测定。

136、外排废水应每周进行一次采样、化验、分析。

137、所排废水中悬浮物应≤70mg/L，COD≤100mg/L。

138、所排废水中石油类≤10mg/L，PH值范围为6-9，其废水排放量应≤3.5m3/MWh。

139、已报废灰场应按国家标准覆土不小于0.8m，其排水系统应始终保持畅通。

140、应定期对灰坝的沉降速率进行监测，并进行分析比较，确保沉降速率小于1.8mm/日。

141、输灰管线月巡检制度应包括检查内容、路线、时间、记录以及经济责任制考核等。

142、储灰场的缺陷管理制度应包括缺陷分类、消缺率、经济责任制考核等。

144、储灰场日巡检制度应包括检查的设备、路线、时间、记录以及经济责任制考核等。

145、为防止重大环境污染，发电厂应制定“杜绝重大环境污染事故”与“防止灰场垮坝”的措施。

146、为防止重大环境污染，发电厂应制定发生垮坝、塌陷、大面积污染时的紧急处理预案。

147、火电厂至少每年进行一次可能会造成环境污染的事故预想和反事故操作演习。

148、新建大坝应充分考虑大坝的强度和安全性。

149、对分区使用的灰场，必须做好防尘工作。

150、新建电厂应按废水资源化综合利用要求设计和建设灰水回水系统。

151、新厂灰水设施投运前必须做灰管压力试验。

152、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。

153、交通安全应与安全生产同布置、同考核、同奖惩。

154、无本企业准驾证人员，严禁驾驶本企业车辆。

155、吊车、翻斗车在架空高压线附近作业时，必须划定明确的作业范围，并设专人监护。

156、每年必须对室外电气设备外绝缘进行一次清扫。

157、母线穿墙处防雨措施必须可靠。

158、高压电机的接线盒要有完善的防雨措施。

159、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。

160、重要保护回路采用非阻燃型的电缆应采取可靠的分段阻燃措施。

161、每年必须对发电机主开关控制回路的二次电缆进行绝缘测试。

162、母线侧隔离开关随机组大小修进行外观检查。

163、厂用备用电源自动投入装置随机组大小修进行实际传动试验。

164、厂用电备自投装置至少每季度试验一次，直流动力至少每月试转一次。

165、厂用电增容后应进行自启动电压校核。

166、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。

167、母线、厂用系统、热力公用系统因故改为非正常运行方式时，应事先制订安全措施，并在工作结束后尽快恢复正常运行方式。

168、每月对继电保护压板投入情况进行一次全面检查。

169、直流系统具备过压、欠压、接地远方报警功能。

170、UPS电源具备单极对地电压显示、报警功能。

171、机组小修期间对蓄电池进行充放电试验。

172、制粉系统、汽机重要动力按高低压一致的原则布置在同一电源通道内。

173、直流母线所供的机组保护电源、6KV厂用电控制电源按电源通道对应的原则分开供电。

174、分段运行的直流母线不能合环。

175、柴油机做到至少每月试转一次。

176、为做好防止全厂停电事故，各单位必须有经批准的事故保厂用电措施、有400v及以上重要动力电缆防火管理制度、有直流系统熔断器管理制度,做到分级配置、有单机保安全运行措施、有公用系统运行管理制度和有零启动方案。

177、每年应对主厂房及主要建筑物进行沉降定期观测。

178、超过20年及以上的厂房（建筑物）由有资格的鉴定部门进行鉴定。

179、火电厂防汛工作的重点是保证灰坝、供水泵房、厂房及变电站的安全。

180、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。

181、对枢纽变电所中的电气设备应定期开展带电测温工作。

182、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。

183、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开关，正常运行时开关处于断开位置。

184、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。

185、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。

186、每年对一次设备应进行一次红外成像测温。

187、直流熔断器的配置应满足分级配置的要求。

188、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。

189、变压器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。

190、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的线路应采用独立挂点的双悬垂串绝缘子结构。

191、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。

192、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闪措施和完善污秽区分布图，做好防污闪的基础工作。

193、运行10年的接地网，应开挖检查接地网的腐蚀情况，以后每3－5年开挖一次。

194、每3年根据地区短路容量的变化，校核接地装置（包括设备接地引下线）的热稳定容量。

195、每3年必须检查有效接地系统变压器中性点棒间隙的距离应符合要求。

196、每年进行一次各种设备与主地网的连接情况的测试工作。

197、每5年必须测试接地装置的接地电阻。

198、地网设计应考虑地区土壤电阻率及土壤腐蚀性。

199、独立避雷针宜设独立的接地装置。

200、发电厂、变电所配电装置构架上的避雷针的集中接地装置应与主地网连接，由接地点至变压器接地点沿接地极的长度不应小于15m。

201、接地装置腐蚀比较严重的发电厂、变电站宜采用铜质材料的地网。

202、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。

203、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，间隙距离及避雷器参数配合要进行校核。

204、SF6开关密度继电器应每1-3年进行校验。

205、SF6开关应每1-3年进行了微水含量分析。

206、对110kV及以上电压等级互感器，每年必须进行一次10kV下的介损试验。

207、对运行10年以上的变压器必须要进行一次油中糠醛含量的测定。

208、变压器自动喷淋装置必须每年进行一次试验。

209、变压器压力释放阀随变压器大修时必须进行校验。

210、变压器冷却器风扇和油泵的电源电缆必须是阻燃电缆。

211、变压器中性点接地刀闸每年必须对铜辫截面进行一次校核。

212、夏季到来之前必须对变压器冷却器进行水冲洗。

213、注入分接开关的变压器油击穿电压不小于25kV。

214、事故抢修所装上的套管，投运3各月后要进行一次色谱分析。

215、对变压器类设备每年至少进行一次红外热成像测温检查。

216、对变压器套管油色谱分析间隔为6－8年。

217、要加强电网安全稳定性，就要从电网结构上完善振荡、低频、低压解列等装置的配置。

218、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。

219、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。

220、认真做好微机保护装置软件版本的管理工作，未经主管部门认证的微机保护软件版本不得投入运行。

221、不允许开放微机保护远方修改定值、软件和配置文件的功能。

222、DCS系统的主要控制器应采用冗余配置。

223、DCS系统的重要I/O点应考虑采用非同一板件的冗余配置。

224、DCS系统电源设计应有可靠的两路供电电源。

225、DCS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。

226、DCS系统与非生产信息系统联网时，应采取有效的隔离措施。

227、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。

228、汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机监视仪表（TSI）所配电源必须可靠，电压波动值不得大于±5％。

229、锅炉炉膛安全监视保护装置