化学
3.7.1 水处理设备
3.7.1.1 预处理设备本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1] 《火力发电厂化学设计技术规程》（DL/T 5068）。
5.1.4 预处理方式应按下列原则确定：
1 地表水、海水预处理宜采用沉淀(混凝)、澄清、过滤。悬浮物含量较小时，可采用接触混凝、过滤或膜处理。
2 当地表水、海水悬浮性固体和泥砂含量超过所选用澄清器(池)的进水要求时，应在供水系统中设置降低泥砂含量的预沉淀设施或备用水源。
3 对于再生水及矿井排水等回收水源应根据水质特点选择采用生化处理、杀菌、过滤、石灰凝聚澄清、超(微)滤处理等工艺。对于水处理容量较大，碳酸盐硬度高的再生水宜采用石灰凝聚澄清处理，石灰药剂宜采用消石灰粉。
5.1.5 活性炭过滤器的设计参数应根据进水水质、处理要求和活性炭的种类，参考类似发电厂的运行经验或通过试验确定，并应符合下列原则：
2 活性炭过滤器的滤速可参考表 5.1.5；
5.1.6 超(微)滤装置的进水水质要求见表5.1.6所示。
5.1.7 水源中碳酸盐硬度或硅酸盐含量较高，以及原水受到污染需综合治理以改善水质时，经技术经济比较，可采用石灰、弱酸离子交换或其他药剂联合处理。
5.2.1.2 选用澄清器(池)时，应注意进水温度波动对处理效果的影响。当设有原水加热器时，应装设温度自动调节装置和澄清器(池)的温差监测仪。
5.2.1.3 装有原水加热器的澄清器(池)前应设置空气分离装置。每台澄清器(池)应单独设置进水流量测量装置。
5.2.1.4 澄清器(池)不宜少于两台。当有一台澄清器(池)检修时，其余的应保证正常供水。用于短期、季节性处理时，可只设一台。
5.2.2.2 过滤器(池)不应少于两台(格)。
5.2.2.3 过滤器(池)的反洗次数，可根据进出口水质、滤料的截污能力等因素考虑。每昼夜反洗次数不宜超过 2 次。
5.2.2.4 过滤器(池)的滤速参见表5.2.2-1。
5.2.3.2 超(微)滤装置的套数不应少于2套。
5.2.3.4 超(微)滤装置运行方式(错流、死端过滤等)、反洗周期、反洗方式(水洗、水气合洗、加强反洗等)、反洗强度和膜通量的选择应根据膜的性能、进水水质特性及类似的工程经验确定，必要时需要通过小型工业试验确定。
5.3.2 相邻澄清器(池)的顶部应有连接通道及防护栏杆。
5.3.3 各类过滤器(池)宜设检修爬梯及顶部防护栏杆。
6.1.4 反渗透装置的进水水质要求应根据所选用的膜种类、原水特性、膜设计导则以及类似工程经验确定。具体进水水质要求参见表6.1.4。
6.1.5 多级闪蒸蒸发器对进水浊度一般无要求；低温多效蒸发器根据厂商资料，进水浊度一般为20NTU～300NTU 若淡化水用作饮用水时，进水余氯应控制小于0.1mg/L。
6.1.7 蒸馏法海水淡化的水利用率为25%～40%。
6.2.3 反渗透装置宜按连续运行设计，不宜少于2套。
6.2.5 反渗透装置应设置不合格进水、不合格产水排放措施。
6.2.8 反渗透系统保安过滤器的精度不应低于5μm。
6.2.9 反渗透海水淡化系统应设置能量回收装置。
6.2.20 蒸馏淡化装置系统出力可根据所需淡水用量确定。装置不设备用，其台数宜不少于2台。
6.2.21 蒸馏淡化装置产品水中含盐量一般为3mg/L～10mg/L。
6.2.24 海水淡化蒸馏装置应设置防海生物生长、防结垢和消泡等加药装置。
6.3.5 海水淡化蒸馏装置应设置防盐雾设施及人身防护的措施。
[依据2]《电力建设施工及验收技术规范》(火力发电厂化学篇)（DL/T 5190.4—2004）。3.2.3 防腐设备运到施工现场后，验收时必须重点检查防腐层的质量，应进行“外观检查”和“漏电试验”检验。
4.1.1 澄清器(池)的安装应符合下列要求；
a)集水槽孔眼中心线应在同一水平线上，其偏差不应超过+3mm。
e)溢水管及出水管标高应符合要求，其偏差不得超过±5mm。
4.2.1 空气分离器的安装应符合下列要求：
a)标高应符合设计要求，外壳垂直误差不得大于其高度的0.4%。
b)伸入空气分离器的原水管中心线与空气分离器的中心线偏差不得超过5mm，分水盘的上部边沿应水平。
c)支撑环与基础之间应有30mm～40mm的间隙。支撑环应水平，其误差应小于0.1%。
4.2.2 泥渣悬浮式澄清器的安装应符合下列要求：
a)外壳的椭圆度应小于2%，垂直误差应小于0.25%。
b)上部集水槽、内筒及内筒集渣管的中心线与澄清器外壳中心线的偏离误差，不得超过
其外壳直径的0.5%。
4.3.1 水力循环澄清池应符合下列要求：
a)集水槽、喷嘴和反应室中心线的偏离误差不应超过集水槽直径的0.5%，集水槽、反应室喉管喇叭口的椭圆度应不超过1%。
b)喷嘴应按设计图纸加工，内表面应平整光滑。喷嘴与喉管中心线的偏差不应超过3mm。
4.3.2 机械搅拌澄清池应符合下列要求；
a)第一反应室、第二反应室与澄清池中心线的偏离误差，不应大于澄清池直径的0.2，5%。
c)搅拌装置的主轴中心线与第二反应室中心线偏离误差，不应大于第二反应室直径的
0.5%。
4.5 过滤器
4.5.1 机械过滤器应符合下列要求：
a)过滤器应安装垂直，外壳垂直误差不应超过其高度的0.25%。
b)过滤器的配水系统、排水系统及空气分配系统的支管与母管中心线应相互垂直，支管的水平偏差，应不超过士2mm。
c)泄水帽座的中心线，应与支管水平面垂直，泄水帽高度应一致，允许偏差为-+3mm。
4.5.2 纤维过滤器应符合下列要求：
b)罗茨风机的安装，应按照DL/T5047的有关规定执行。
c)罗茨风机送风管应设倒U形弯，并设排风门，倒U形弯与纤维过滤器连通管的最高点应高于纤维过滤器的最高点。
6.2.4 多单元反渗透装置，膜组件框架在基础上的几何尺寸允许误差为5mm，膜组件在框架上的几何尺寸允许误差为±3mm。
3.7.1.2 化学除盐设备本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1] 《火力发电厂化学设计技术规程》（DL/T 5068—2006）。
7.1.10 对无预脱盐的离子交换除盐系统，碱再生液宜加热，加热温度可根据阴树脂的耐温性能确定，一般可为35℃～40℃。
7.2.1 各种主要离子交换器的台数不应少于两台，其容量计算应包括系统中承担的自用水量。离子交换器再生次数应根据进水水质和运行方式确定，可按每台每昼夜1～2次考虑。
7.2.11 在无垫层离子交换器及混合离子交换器的出口，应设置树脂捕捉器。
15.4.1 酸、碱贮存区域内应设安全淋浴器。
15.4.4 盐酸贮存槽(计量箱)宜采用液面密封设施，排气口应设酸雾吸收器。浓硫酸贮存槽排气口应装设除湿器。碱贮存槽排气口宜装设C02呼吸器。
15.6.2 氯化系统应按下列方式设计：
1 当采用电解食盐(海)水制取次氯酸钠时。
3）对次氯酸钠贮槽内所积聚的氢气，应采用防爆型风机及时抽取或鼓风稀释至氢气浓度低于1%(体积比)；
7）电气控制设备应布置在单独的房间内。
2 当采用二氧化氯时。
2）二氧化氯制备设备间、药品贮存间应设置机械通风设备，通风设备考虑防腐、防爆型产品；氯酸钠、亚氯酸钠药品贮存总量应按照危险品有关规定执行。
4）药品贮存区域应设置安全淋浴器。
3 当采用液氯时。
1）加氯机应有指示瞬时投加量并有防止氯、水混合物倒灌入液氯钢瓶内的措施；
4）应设置氯气中和装置，并配置一定数量的正压式呼吸器；
5）氯瓶间应配置漏氯检测及报警装置；
4 加氯间设计应符合下列要求。
1）加氯间的位置宜靠近氯的投加点，并与经常有人值班的车间和居住房间保持一定的安全距离。
2）氯瓶间应与其他工作间隔开并有向外开的门；
3）采暖设备不宜靠近氯瓶或加氯机；
4）采用防腐灯具；
5）照明和通风设备的开关应设在加氯间外；
16.0.2 寒冷地区的室外水箱及管道、阀门、液位计应有保温和防冻措施。
16.0.8 浓硫酸、浓碱液贮存设备及管道应有防止低温凝固的措施。
16.0.15 酸(碱)贮存及计量间的地面、墙裙、墙顶棚、沟道、通风设施、钢平台扶梯、设备(管道)外表面，均应采取防腐措施；地面应有冲洗排水设施；室内应有通风设施；照明应采用防腐灯具。
[依据2] 《电力建设施工及验收技术规范》(火力发电厂化学篇)（DL/T 5190.4—2004）。
3.2.3 防腐设备运到施工现场后，验收时必须重点检查防腐层的质量，应进行“外观检查”和“漏电试验”检验。
5.1.1 离子交换器和除二氧化碳器应安装垂直，其外壳垂直误差不得超过其高度的0.25%，最大垂直误差不应超过12mm。
5.1.6 填装树脂时离子交换器内应加水垫层，水垫层高度以能保护底部及中间排水装置为宜。
5.1.7 离子交换器采用石英砂作垫层时，必须按制造厂的级配要求分层铺平，其垫层高度应符合设计要求。石英砂的纯度要求二氧化硅不小于99%，其化学稳定性试验合格。
5.1.8 离子交换树脂在储存过程中，应防止脱水和冻裂。当发现树脂脱水时，应先用饱和食盐水浸泡24h，然后再进行其他操作。冬季储存的环境温度应高于5℃。
5.2.1 离子交换器内部装置的技术要求，应符合设计(或制造厂)图纸的规定。设计(或制造厂)无规定时，应按下列条文检测校正：
a)集、排水装置(进水挡板、穹形多孔板、叠片式水帽等)的装配允许偏差为；与简体中心线的偏差应小于5mm，水平偏差应不超过4mm。
b)支母管式集、排水装置，其支管中心线应垂直于母管中心线，其水平度应小于4mm/m，垂直度应小于3mm/m，相邻支管间的距离偏差应不超过±2mn，任意二支管间的距离偏差应不超过士4mm。
c)再生装置和中间排水装置应安装成水平。
5.2.2 逆流再生离子交换器的压脂层，可选用惰性树脂、塑料白球或同型号树脂，其厚度应符合设计规定。若设计无规定时，其厚度应按200mm～250mm填装，交换器直径大于2500mm 时，宜取上限值。
5.2.3 离子交换器内设有空气擦洗装置时，底部垫层平面应与鼓气孔眼或水帽顶部平齐。
10.6 浮顶式水箱应符合下列要求：
b)软性浮顶式水箱，应在安装前检查胶囊的严密性，安装时浮顶上口与固定环连接处应严密不漏，浮顶固定环应保持在同一水平面上，其误差应为水箱直径的±0.2%；
c)硬性浮顶式水箱的筒体及浮顶的椭圆度应为水箱直径的±0.3%，浮顶导向管与水箱的同心度应不超过±10mm，水箱简体及导向管垂直度应小于水箱高度的0.15%。浮顶外圆密封环在水箱内应上下浮动自如，并保持严密不漏。
[依据3]《火电厂水处理用离子交换树脂选用导则》（DL/T 771—2001）。
3.1.1 补给水处理系统应根据设计所采用的离子交换单元，经技术经济比较选择树脂。3.2 树脂的选择
水处理中各种离子交换单元宜采用DL/T 519—1993中所述及的各种牌号树脂。
3.3 新品种树脂的选用
对DL/T 519—1993 中未涉及、但已鉴定过的新品种树脂，须经与现场相同或类似条件下的试验室模拟试验或现场运行试验，证明其可行性后，方能在生产中采用，并且在订货时，必须详细说明对其性能的要求及测定方法，以便在验收时照此执行。
3.5 补充树脂的选择
在设备中补充树脂时，宜采用本厂同期使用中的同种树脂。无本厂同期使用中的同种树脂时，应采用交换容量、强度、均一系数不低于原树脂，而其他基本性能指标与原来基本相同的同牌号或同类型的新树脂。尽量避免新旧树脂混合使用。
3.6 供货树脂的离子型
供货树脂的离子型宜为基准型，即强酸性阳树脂为钠型，强碱性阴树脂为氯型，弱酸性阳树脂为氢型，弱碱性阴树脂为游离胺型。
对用于凝结水处理的强碱性阴树脂，也可以指定以硫酸型供货。但在订货时，必须详细说明对其性能的要求及测定方法，以便进行供货验收。
在树脂出厂至投运的时间较短(夏季2个月以内、冬季3个月以内)的情况下，为现场投运方便，用户也可以指定强酸性阳树脂为已预处理并生好的氢型，强碱性阴树脂为已预处理并再生好的氢氧型供货。其具体的再生度，由用户根据现场运行条件和对出水的水质要求提出。但对将较长时间库存的树脂，仍宜为基准型。
3.8 同一设备中有两种或三种树脂的选择
在同一设备中有两种或三种树脂配合使用时(如混合床、三层混床、双层床、双室床和双室浮床等)，应按 DL/T 519—1993表1中对这类设备所规定的树脂型号和牌号及相应的质量标准来选用树脂。否则，应按本导则3.3的要求决定。
3.9 混床中阴、阳树脂粒度的选择
对在混床中采用的阴、阳树脂，在确定两种树脂的粒度和密度的搭配时，应兼顾再生时两种树脂易于分离和再生后两种树脂又易于混合两方面的要求。
4.2 补充水处理系统复床一级除盐中的强酸性阳树脂和强碱性阴树脂，宜采用00137和20137或20134树脂；补充水处理系统混床中的强酸性阳树脂和强碱性阴树脂，宜采用00137和20137树脂。在进行体外清洗或体外再生频繁的情况下，可以考虑采用强度较高的其他类型的树脂(如D001、D201和凝胶型均粒树脂等)。
4.4 在除盐系统未采用弱碱性阴树脂的情况下，阴离子交换一般宜采用Ⅰ型强碱性阴树脂(如20137、20134或D201)，但为提高阴树脂的工作交换容量和周期制水量，并降低再生剂比耗，也可以采用Ⅱ型强碱性阴树脂(如D202)；在复床一级除盐后面没有混床的情况下，阴床宜采用Ⅰ型强碱性阴树脂；在弱碱性和强碱性阴树脂联合应用的情况下，宜采用Ⅰ型强碱性阴树脂。Ⅰ型强碱性阴树脂中，20134与20137相比，20134的抗有机物污染能力较好，再生效率也较高，体积交换容量虽稍低，但工作交换容量与20137相当。
3.7.1.3 发电机内冷水、闭式冷却水与热网系统本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1]《火力发电厂化学设计技术规程》（DL/T 5068—2006）。
12.0.1 热网补给水可采用锅炉排污扩容器后的排污水、软化水、除盐水或反渗透出水。热网补给水处理系统应根据热网补给水水质要求、水量，并综合考虑全厂水处理系统情况，经技术经济比较确定。
11.0.4 水汽取样系统应有可靠、连续、稳定的冷却水源，宜采用除盐水或凝结水，宜采用独立的冷却装置或利用辅机闭式除盐水冷却系统冷却样水。冷却水源的流量、温度、压力应满足要求。
[依据2] 《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》（DL/T 801—2002）。
5.1 水箱采用全密闭充气式系统。
5.2 每路进水端设置有5μm～10μm滤网，必要时应加装磁性过滤器。
5.3 内冷却水系统应设置旁路混合阴阳离子交换器。
5.5 内冷却水系统安装电导率、pH值的在线测量装置。
5.7 配置成套反冲洗装置。
[依据3]《火电厂水处理用离子交换树脂选用导则》（DL/T 771—2001）。
3.1.4 内冷水处理用的混床宜采用强酸性、强碱性树脂。
3.7.1.4 凝结水精处理设备本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1]《火力发电厂化学设计技术规程》（DL/T 5068—2006）。
8.1.1 汽轮机组的凝结水精处理系统，应按锅炉和汽轮机组类型及其参数、冷却水水质等因素确定。
8.1.2 对由直流锅炉供汽的汽轮机组，全部凝结水应进行精处理，同时应设置除铁设施。除铁设施可不设备用，但不应少于2台。
8.1.3 对由亚临界汽包锅炉供汽的汽轮机组，全部凝结水宜进行精处理。
8.1.4 由超高压汽包锅炉供汽的汽轮机组，通常不设凝结水精处理系统；当冷却水为海水或苦咸水，且凝汽器采用铜管时，宜设凝结水精处理装置。
8.1.6 对用于不同形式的空冷机组的精处理系统可选择粉末树脂过滤器、前置过滤器(或粉末过滤器)加混床、阳阴分床(阳、阴床或阳、阴、阳床)等处理系统。
8.1.7 亚临界及以上参数的汽轮机组的凝结水精处理宜采用中压系统。
8.1.8 精处理装置的树脂应采用体外再生方式进行再生。
8.2.1 凝结水精处理系统中的过滤器、离子交换器按下列原则确定：
1 除铁装置可选用管式过滤器、氢离子交换器、电磁过滤器等。
2 凝结水精处理系统中离子交换器应选用高流速离子交换器。
锅炉给水采用加氧处理运行的凝结水精处理系统，应采用混合离子交换器，且应按氢型运行设计，但应采用高分离度的再生系统。
混合离子交换器体外再生装置的树脂分离的要求，应根据交换器的运行方式确定。混合离子交换器阴树脂再生剂宜选用离子交换膜法生产的高纯度氢氧化钠。
8.2.2 凝结水精处理系统中的体外再生装置，可两台机组合用1套。但当1台汽轮机组所设的混合离子交换器台数超过3台时，可增设专门的树脂贮存罐和备用树脂套数，或1台机组设置1套体外再生装置。粉末树脂过滤器的铺膜设备宜每台机组1套。
8.2.3 凝结水精处理系统中的设备或设施应满足以下要求：
1 每组离子交换器宜设1台再循环泵，其容量应为1台离子交换器正常出力的50%～70%。每台粉末树脂过滤器应设置1台保持泵，其容量应为1台过滤器正常出力的7%～10%。
2 凝结水精处理系统应设有100%容量的旁路装置。
4 离子交换器出水管道上应安装树脂捕捉器。树脂捕捉器应有冲洗措施。
7 树脂擦洗用气源宜选用罗茨风机。
9 再生用碱液宜加热至40℃。
[依据2]《电力建设施工及验收技术规范》(火力发电厂化学篇)《DL/T 5190.4—2004。
7.2.1 离子交换器(前置氢和高速混床)的安装应按照本标准5.2有关规定执行。
7.2.2 进水挡板或布水漏斗的装配允许偏差：与离子交换器本体中心线的偏差应小于5mm，水平偏差应小于2mm。
7.3.1 磁除铁过滤器应安装垂直，其外壳的垂直误差应小于0.25%。
7.3.3 各种电气、热工、化学仪表的安装位置与电磁除铁过滤器的距离应大于lm。
7.4.1 管式精密过滤器应安装垂直，其外壳的垂直误差应小于0.25%。
[依据3]《火电厂水处理用离子交换树脂选用导则》（DL/T 771—2001）。
3.1.3 凝结水处理采用的前置阳床、混床或分床式处理的阴床和阳床，宜采用强酸性、强碱性树脂。
5.1.1 凝结水处理混床及阳层混床用大孔型强酸性和强碱性树脂应符合DL/T 519—1993中对D001MB和D201MB要求，均一系数应小于等于1.3。
5.1.2 分床式凝结水处理用大孔型强酸性和强碱性树脂，应符合DL/T 519—1993中对D001和D201的技术要求。
5.1.3 强度应符合DL/T 519—1993 中对D001MB和D201MB的技术要求，其他指标应符合DL/T 519—1993中对00137MB和20137MB的技术要求。
5.1.4 分床式凝结水处理用凝胶型强酸性和强碱性树脂的强度，应符合DL/T 519—1993中对D001或D201的技术要求，其他指标应符合DL/T 519—1993中对00137和20137的技术要求。
5.2.1 在凝结水处理混床运行周期短于5d(如因凝结水pH值高等原因)，或在混床体外再生系统采用浮选分离法时，应对拟选用的强酸性和强碱性树脂(尤其是凝胶型树脂)进行抵抗反复渗透压冲击能力的测定，要求其强渗磨圆球率大于90%。
5.2.2 在凝结水温度有可能较长时间(每年3个月以上)在50℃以上时，应对阴树脂的耐热性能进行测定，要求其在95℃下恒温100h后，其强碱性基团的下降率不超过13%。
5.3 对凝结水处理混床中阴、阳树脂的体积比，应参考DL/T 5068—1996附录H确定，在下列情况下，应适当减少混床中阳树脂的比例(反之，则应适当减少阴树脂的比例)：
a)有前置氢型阳床；
c)凝结水pH值较低，特别是当采用联合水工况或中性水工况时；
d)冷却水含盐量高，特别在采用苦咸水或海水时；
e)凝汽器的冷却水泄漏率可能较高时；
g)拟采用氨化混床方式运行。
[依据3]《防止电力生产事故重点要求》（华能集团公司20071001）。
3.4.2 凝结水的精处理设备严禁退出运行。
3.7.1.5 循环水处理设备本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1] 《火力发电厂化学设计技术规程》（DL/T 5068—2006）。
9.0.1 冷却水处理系统的选择应根据冷却方式、全厂水量平衡、水源水量及水质等因素经技术经济比较确定。应全面考虑防垢、防腐和防菌藻及水生物的滋生因素。
9.0.2 循环冷却水系统应根据全厂水量、水质平衡确定排污量及浓缩倍率。浓缩倍率设计值一般宜为3倍～5倍。
9.0.5 循环水系统补充水碳酸盐硬度不高时，可采用加稳定剂法、加硫酸法。
循环水补充水碳酸盐硬度较高时，可采用补充水石灰软化法、弱酸树脂离子交换或钠离子交换法，也可采用循环水旁流石灰软化法、石灰—碳酸钠软化法、弱酸树脂离子交换或钠离子交换法，同时应与加稳定剂/缓蚀剂法联合使用。在节水和环保要求高、特殊水质条件时，经技术经济比较，也可采用膜处理方法。
9.0.10 旁流处理水量应通过计算确定，宜控制在循环水量的1%～5%范围内。
9.0.13 冷却水的杀菌及其他生物处理应根据机组容量、冷却方式及水质条件等因素，选择采用加二氧化氯、次氯酸钠、液氯、有机杀菌剂等方式，杀菌剂药品应与阻垢剂、缓蚀剂不相互干扰。
9.0.15 凝汽器管材应根据冷却水质合理选用，可参照DL/T 712执行。
9.0.16 当循环冷却水中的硫酸根过高时，应考虑硫酸盐对水工构筑物的侵蚀问题。循环冷却水对混凝土构筑物侵蚀的判定标准应遵照GB 50046中的有关部分执行。
9.0.17 采用海水循环冷却的凝汽器管宜选用钛材，同时添加高效阻垢剂、缓蚀剂及杀菌剂，并根据试验确定合适的浓缩倍率。
[依据2]《电力建设施工及验收技术规范》(火力发电厂化学篇）《DL/T 5190.4—2004。
9.1.1.1 氯瓶间及加氯室应有通风装置和自动报警检漏装置应备有防毒面具。
9.1.1.2 氯瓶出口至氯气母管之间的管道应采用紫铜管或紫铜镀银管。
9.1.1.3 加氯系统所有的阀门、法兰、锁母的垫片，应选用聚四氟塑料、紫铜或铅质垫片，禁止使用橡胶垫片。
9.1.1.4 氯瓶应放置在荫凉通风处，上部应设置淋水管，其水温不应超过40℃。称量地衡，应经计量部门校验认证，并有合格证书。
9.1.1.5 氯气使用的最低工作压力应不低于0.1MPa(或按生产厂家规定的最低极限残留量控制)。并不得直接与喷射器相连。
9.1.1.6 加氯点应设在运行的最低水平面以下(约150mm)。采用负压加氯时，喷射器的水压应保持稳定，喷射器应调整在最佳工况。
9.1.2 次氯酸钠[采用电解食盐(海)水制取次氯酸钠时]，应符合下列要求：
a)进入电解槽前的食盐(海)水应经过滤处理；
b)次氯酸钠贮槽内所积聚的氢气，应采用防爆型风机及时抽出，使氢气浓度低于
0.4%(体积比)；
9.1.3 二氧化氯
9.1.3.2 储存二氧化氯原料(如盐酸、亚氯酸钠等)应分别存放，亚氯酸钠应选用液体。9.1.3.4 加二氧化氯间应有通风装置及自动报警检漏装置。地面应按设计要求防腐。
9.2.1 浓硫酸系统应符合下列要求：
a)浓硫酸箱底座应牢固地焊在固定平台上。箱底向排污侧倾斜，具有大于0.5%的坡度。箱上应有防雨设施和吸湿装置，附近应有冲洗设施。
c)阀门、法兰等接合面的垫片必须采用铅质或聚四氟乙烯垫片，严禁使用橡胶垫。
f)储酸后周围严禁火种。
[依据3]《火电厂水处理用离子交换树脂选用导则》（DL/T 771—2001）。
3.1.2 敞开式循环冷却水系统补充水需采用离子交换处理时，宜采用弱酸性树脂。
3.7.1.6 废水处理设备本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1]《火力发电厂废水治理设计技术规程》DL/T 5046—2006。
4.1.1 发电厂水务管理设计应用水资源，节约原水用量，提高回收水利用率，减少废水排放对环境的污染。
4.1.2 对全厂用水、排水进行统一平衡和调度，提出优化方案，实现一水多用，提高重复用水率，降低全厂用水指标，提出水量平衡方案。
5.1.2 废水集中处理设施收集和处理下列废水：锅炉补给水处理系统再生排水；凝结水处理系统再生排水；锅炉化学清洗系统排水……
[依据2]《取水定额第1部分：火力发电》 GB/T 18916.1—2002。
5 火力发电厂取水定额
[依据3]《火力发电厂节水导则》DL/T 783—2001
[依据4] 《火力发电厂环境保护设计规定》DLGJ l02—1991
4.3.1 设计中必须执行节约用水、综合治理的原则，积极采取一水多用和废水重复利用措施，建立给排水平衡的水务管理系统。
4.3.2 火电厂的各类废水均应按水质分类进行处理。
4.3.4 位于城市的火电厂，其生活污水宜引入城市污水处理系统统一处理。其他火电厂可根据实际情况选用适宜的处理方式，如沉淀、曝气、消毒、生化处理及综合处理等。
4.3.5 控制排水中的余氯量。
[依据5]《火力发电厂设计技术规程》(环境保护和综合利用）DL5000一2000
18.3.1 发电厂各生产作业场所排出的各种废水和污水，应按清、污分流的原则分类收集和输送，并根据其污染的程度和排放的要求进行处理。处理后的水质必须符合现行的污水排放标准和建厂所在地区的有关污水排放标准。不符合排放标准的废污水不得排入自然水体或任意处置。
16.3.2 ……全厂外排口不宜多于2个。
18.3.3 采用地面水源的直流或混流供水系统的发电厂，应采取措施防止温排水对受纳水域影响区内的主要水生物造成的有害影响。
3.7.1.7 水处理用程控装置及仪表（包括精处理）本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据] 《火力发电厂化学设计技术规程》（DL/T 5068—2006）。
17.0.1 水处理系统的控制水平和控制方式，应根据发电厂容量、机组自动化水平、水处理系统出力和方式等因素，经技术经济比较确定。
17.0.2 预处理、预脱盐及锅炉补给水处理系统宜采用程序控制，其控制内容应根据工艺需要考虑，主要有原水温度自动调节、自动加药、澄清器的自动排泥、过滤器(池)的自动反洗、超微滤的自动反洗、反渗透的压力保护及自动冲洗、各种水箱的液位调节、碱加热温度自动调节及离子交换器的程序再生、电除盐的自动运行和停运等。
17.0.3 凝结水精处理系统应采用程序控制，主要包括高速混床、粉末树脂覆盖过滤器、阳阴分床的自动运行、碱加热温度自动调节、树脂输送及分离再生等。
17.0.4 循环水处理弱酸离子交换、钠离子软化及旁流过滤系统应采用程序控制，其控制内容应根据工艺需要考虑，主要包括弱酸离子交换器及旁流过滤器的自动运行和停运、过滤器(池)的自动反洗及离子交换器的程序再生等。
3.7.1.8 炉内处理加药设备本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据]《火力发电厂化学设计技术规程》（DL/T 5068—2006）。
10.0.1 热力系统的化学加药处理应根据机组汽水品质要求和火力发电厂汽水化学导则要求设计，基本原则为：
1 超高压锅炉给水宜采用加氨及加联氨或其他化学除氧药剂处理。对装有离子交换凝结水理设备的超高压机组的凝结水，宜采用加氨处理。
2 对亚临界汽包锅炉凝结水、给水宜采用加氨及加联氨处理，也可采用加氨、加氧处理。
对于亚临界直流炉机组，凝结水、给水宜采用加氨、加氧处理。
3 对于超临界及以上参数的机组，凝结水、给水应采用加氨、加氧处理。但直接空冷超临界机组应考虑还原性给水处理可能。
4 锅炉炉水宜采用磷酸盐处理，对于凝结水采用了离子交换处理的机组，炉水应有采用氢氧化钠处理的可能，或单独设置加碱设施。
5 对于空冷机组，炉水宜采用加碱处理。
6 对于设有闭式除盐水冷却系统机组，应设置闭式水加药设施。药品可选用联氨或其他缓蚀剂。
7 对于300MW 及以上的亚临界汽包锅炉，根据电厂运行情况，可设置专门的停炉保护加药设施。
10.0.2.1 凝结水、给水加药宜采用自动运行方式。凝结水加氨量根据凝结水流量信号控制调节，给水加氨量应根据给水流量和给水比电导率信号控制调节；联氨加药量应根据凝结水或给水流量信号控制调节。药液配制可采用手动配置。给水加氧系统宜采用自动加氧方式，凝结水加氧可采用手动方式。加氧量可根据流量和含氧量信号自动控制，并有水质恶化时的保护措施。
10.0.2.4 加药系统宜按每2台机组1套设置，当连续建设3台机组时，也可3台机组设置1套加药设备。每台机组应单独设置加药泵，每套加药设备共用1台备用泵。经常连续运行的每种药液箱不应少于2台，单台容积应不小于8h的用量。
10.0.2.7 药液配制应采用除盐水或凝结水，不应采用闭式除盐冷却水系统来水。
10.0.3 加药设备应布置在单独房间内，宜布置在主厂房零米层，便于药品安全方便运输；室内应通风；加药设备周围应有围堰和冲洗设施，并应有适当面积的药品贮存区域或房间。当设有联氨贮存罐时，贮存罐应存放在单独的房间内。
3.7.1.9 水汽采样架设备本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据]《火力发电厂化学设计技术规程》（DL/T 5068—2006）。
11.0.1 热力系统的水汽监督取样应根据机组容量、类型、参数、热力系统和化学监督的要求确定，水汽取样应符合 DL/T 502.2 的规定。
11.0.4 每台机组应设置相应的水汽集中取样分析装置，可按以下要求设置：
1 对于压力无法满足送至集中取样分析装置上的样品水，应设置就地取样降压冷却及仪表等设施。
2 水汽取样系统应有可靠、连续、稳定的冷却水源……温度、压力应满足要求。
3 恒温装置冷却后样水温度宜低于 25℃。取样装置应设有样水超温超压保护和报警措
施。
5 300MW级及以上参数的机组，宜设置凝汽器检漏取样装置。当凝汽器采用钛管或不锈钢管时，可不设凝汽器检漏取样装置。
11.0.5 水汽集中取样分析装置与水汽化验站宜按如下要求布置：
1 水汽集中取样分析装置，宜两台机组集中布置在一起。
3 高温样品管道应保温；在寒冷地区，室外取样管道应有防冻措施。
3.7.1.10 本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1]安全生产客观需要。
[依据2]《电力生产企业安全设施规范手册》（修订版）2001
3.7.2 水汽质量指标
3.7.2.1–3.7.2.2 预处理水、预脱盐水及疏水、回水本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1]《火力发电厂化学监督技术标准》（Q/HB—J—08.L08—2009）。
4.1.1 机组运行时的水汽质量控制指标
g)水处理系统进、出水质量标准
1）澄清器出水质量标准
澄清器(池)出水水质应满足下一级处理对水质的要求；
澄清器(池)出水浊度正常情况下小于5FTU，短时间小于10FTU。
2）水处理设备进水水质标准应符合下列表11规定。
3）EDI装置进水水质标准应符合下列表12规定。
表12 EDI装置进水水质标准
i)疏水和生产回水质量标准
疏水和生产回水质量以不影响给水质量为前提，一般按表13规定控制。
对生产回水，还应根据回水的性质增加必要的化验项目。
表13 疏水和生产回水质量标准
[依据2]闪蒸汽和低温多效蒸发器的产品水质量可按制造厂规定执行，例如美国ESCO的闪蒸汽产品水总溶解固形物＜3mg/L，电导率＜7μS/cm。
蒸发器的产品水含钠量≤0.5mg/L。
[依据3]本依据3.7.4.8条内容。
3.7.2.3 锅炉补充水本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据] 《火力发电厂化学监督技术标准》（Q/HB—J—08.L08—2009）。
4.1.1 机组运行时的水汽质量控制指标
e)锅炉补给水质量标准
锅炉补给水的质量，以不影响给水质量为标准，可参照表9的规定控制。
1
3.7.2.4 给水本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据] 《火力发电厂化学监督技术标准》（Q/HB—J—08.L08—2009）。
4.1.1 机组运行时的水汽质量控制指标
b）锅炉给水质量标准
1）给水的硬度、溶解氧、铁、铜、钠、二氧化硅的含量和氢电导率，应符合表2的规定。
表2 锅炉给水质量标准
液态排渣炉和原设计为燃油的锅炉，其给水的硬度和铁、铜的含量，应符合比其
压力高一级锅炉的规定。
2)全挥发处理给水的pH值、联氨和总有机碳（TOC）应符合表3的规定。
表3 给水的pH值、联氨和TOC标准
3)直流炉加氧处理给水的pH值、氢电导率、溶解氧含量和TOC应符合表4的规定。
a
3.7.2.5 凝结水及精处理后凝结水本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。[依据] 《火力发电厂化学监督技术标准》（Q/HB—J—08.L08—2009）。
4.1.1 机组运行时的水汽质量控制指标
c)汽轮机凝结水质量标准
1)凝结水的硬度、钠、溶解氧的含量和氢电导率应符合表5的规定。
2）凝结水经精处理除盐后水中二氧化硅、钠、铁、铜的含量和氢电导率应符合
表6的规定。
表6 凝结水除盐后的水质
3.7.2.6 锅炉炉水 本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。 [依据]
《火力发电厂化学监督技术标准》（Q/HB —J —08.L08—2009）。 4.1.1 机组运行时的水汽质量控制指标
d)锅炉炉水质量标准
汽包炉炉水的电导率、氢电导率、二氧化硅和氯离子含量，根据制造厂的规范并通过水汽品质专门试验确定，可参照表7的规定控制，炉水磷酸根含量与pH 指标可参照表8的规定控制。
表7 汽包炉炉水电导率、氢电导率、氯离子和二氧化硅含量标准a
3.7.2.7 饱和蒸汽与过热蒸汽本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据] 《火力发电厂化学监督技术标准》（Q/HB—J—08.L08—2009）。
4.1.1 机组运行时的水汽质量控制指标
a)蒸汽质量标准
表1 蒸汽质量标准
3.7.2.8 循环水本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据] 《工业循环冷却水处理设计规范》GB 50050—2007。
3.1.6 间冷开式系统循环冷却水换热设备的控制条件和指标应符合下列规定：
1 循环冷却水管程流速不宜小于0.9m/s；
2 当循环冷却水壳程流速小于0.3m/s时，应采取防腐涂层、反向冲洗等措施；
3 设备传热面冷却水侧壁温不宜高于70℃；
4 设备传热面水侧污垢热阻值应小于3.44310-4m2?K/W；
5 设备传热面水侧粘附速率不应大于15mg/cm2?月，炼油行业不应大于20mg/cm2?月；
6 碳钢设备传热面水侧腐蚀速率应小于0.075mm/a，铜合金和不锈钢设备传热面水侧
腐蚀速率应小于0.005mm/a。
3.1.7 闭式系统设备传热面水侧污垢热阻值应小于0.86310-4m2?K/W，腐蚀速率应符合本规范第3.1.6条第6款规定。
3.7.2.9 发电机内冷水、闭式冷却水及热网水本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据] 《火力发电厂化学监督技术标准》（Q/HB—J—08.L08—2009）。
4.1.1 机组运行时的水汽质量控制指标
j)热网补充水质量标准
热网补充水质量一般按表14规定控制。
表14 热网补充水质量标准
k)闭式循环冷却水质量标准
闭式循环冷却水的质量可参照表15控制。
表15 闭式循环冷却水质量
l）水内冷发电机的冷却水质量标准
参照GB/T 7064，水内冷发电机的冷却水质量按表16控制。
[依据] 《污水综合排放标准》（GB 8978—1996）。
4.1.1 排入GB3838Ⅲ类水域(划定的保护区和游泳区除外)和排入GB3097中二类海域的污水，执行一级标准。
4.1.2 排入GB 3838中Ⅳ、Ⅴ类水域和排入GB3097中三类海域的污水，执行二级标准。4.1.3 排入设置二级污水处理厂的城镇排水系统的污水，执行三级标准。
外排废水还要符合地方环保排放标准。
废水设备按制造厂提供的出水指标评价。
3.7.2.11 表单与记录本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1] 《中华人民共和国法定计量单位》（1984年2月27日发布）。
[依据2] 《现代汉语通用字表》（1988年国家语言文字工作委员会和中华人民共和国新闻出版署发布）。
本项查评还应与各业主单位的管理单位结合，并尊重业主单位的规定。
3.7.3 制氢设备
3.7.3.1 电解舱（槽）及氢氧压力调整装置本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1]《火力发电厂化学设计技术规程》DL/T 5068—2006。
13.1.1 氢气系统，应根据氢冷发电机氢冷系统的容积，运行漏氢量，对氢气压力、纯度、湿度的要求及气源供应情况，经技术经济比较确定。
13.1.5 氢气站、贮罐区宜布置在发电厂常年最小风向频率的下风侧，并应远离有明火或散发为花的地点，其防火间距应满足GB 50016的规定。
氢气站宜布置为独立建(构)筑物；氢气站宜设置非燃烧体的实体围墙，其高度不宜小于2.5m。
13.1.6 制氢设备应选用电耗小、电解小室电压低、氢气纯度大于等于99.7%(按容积计)、氧气纯度大于等于99.2%(按容积计)、性能可靠的水电解制氢装置。氢气干燥装置出口氢气露点温度宜小于等于-50℃。
13.2.1 水电解制氢系统应按下列原则设计：
1 应设置压力调节装置，电解槽出口氢气与氧气之间的压差宜小于0.5kPa。
2 应设置氧中氢含量和氢中氧含量在线分析仪及氢气纯度分析仪。
4 水电解槽入口应设碱液过滤器。
5 电解用水应采用未加氨的除盐水或凝结水，电导率应小于等于8μS/cm～10μS/cm，含盐量不应超过5mg/L。
[依据2] 《火力发电厂化学监督技术标准》（Q/HB—J—08.L08—2009）。
4.4.1 氢气质量控制标准
a)制氢站、发电机氢气及气体置换用惰性气体的质量标准
表54 制氢站、发电机氢气及气体置换用惰性气体的质量标准
附录F 气体质量化学监督相关的技术要求
F.1.1.1 对氢冷发电机内的氢气和供发电机充氢、补氢用的新鲜氢气的湿度和纯度应进行定时测量；对300MW及以上的氢冷发电机可采用连续监测方式。
[依据3] 华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》。
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、储氢装置运行与维护”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。
3.7.3.2 热工仪表本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据] 安全生产客观需要。
3.7.3.3 氢气储罐本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1]《火力发电厂化学设计技术规程》DL/T 5068—2006。
13.2.10 贮氢罐的最高点应设放空管，最低点应设排污管。
13.3.5 贮氢罐不应设在厂房内。在寒冷地区，湿式氢气罐和固定含湿氢气罐底部，应采取防冻措施。
13.3.6 立式贮氢罐之间净距不应小于相邻较大罐的直径。
13.3.7 立式贮氢罐与贮氧罐、压缩空气贮罐之间净距不宜小于相邻较大罐的直径。
13.3.8 卧式贮氢罐之间的净距，不应小于相邻较大罐直径的2/3。
[依据2]华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》。
4.3.1制氢站应采用性能可靠的压力调整器，并加装液位差越限联锁保护装置和氢侧氢气纯度表，在线氢中含氧量监测仪表，防止制氢设备系统爆炸。
4.3.2对制氢系统及氢罐的检修要进行可靠地隔离；同时，应使用铜质工具或采取必要防护措施的工具。
4.3.3氢罐应按照《压力容器安全技术监察规程》的规定，对氢罐进行定期检验，重点是壁厚测量，封头、筒体外形检验，不应有腐蚀、鼓包现象。
[依据3]《压力容器安全技术监察规程》。
第六章
第132条压力容器的定期检验分为1.外部检验......每年至少一次。2.内外部检验 (1)
安全等级状况为1.2级的，每6年至少一次；（2）安全等级状况为3级的，每3年至少一次。
3.耐压试验……每6年至少进行一次耐压试验。
3.7.3.4 制氢室及储氢间本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1]《火力发电厂化学设计技术规程》DL/T 5068—2006。
13.2.15 有爆炸危险房间内，应设氢气检漏报警装置，并应与相应的事故排风机联锁。13.3.4 电解间、氢气干燥间、氢气压缩机间的电气控制盘、仪表控制盘宜布置在相邻的控制室内。
13.3.9 氢气管道可采用架空、直埋及明沟敷设，当采用明沟敷设时，氢气管道不应与其他管道共沟敷设。
[依据2]华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》。
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。
[依据3]《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL 5053—1996。
4.0.23 制氢站宜采用自然通风，制氢站的电解间及储气间应设事故排风装置。
4.0.24 ……通风机和电动机应为防爆式，并应直接连接。
[依据4]《氢气使用安全技术规程》GB 4962—1985。
2.7 室内必须通风良好，保证空气中氢气最高含量不得超过1%（体积比）……设置气窗或排气孔，室内换气次数每小时不得低于3次。事故通风每小时不得低于7次。
3.7.3.5 安全阀、压力表及控制仪表的检验本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据]《压力容器安全技术监察规程》。
第七章安全附件
第154条……安全阀一般每年至少检验1次……压力仪表和测温仪表按使用单位规定的期限进行检验。
3.7.3.6 除湿干燥装置本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1]华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》。
9.1.4 严格控制氢冷发电机氢气的湿度在规程允许的范围内。
[依据2] 《火力发电厂化学监督技术标准》（Q/HB—J—08.L08—2009）。
4.4.1 氢气质量控制标准。
3.7.3.7 设备定期检修及日常维护本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。[依据1]《压力容器安全技术监察规程》。
第五章安装、使用管理与修理改造。
[依据2]华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》。
4.1.2 各种压力容器安全阀应定期进行校验。
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。
3.7.3.8-3.7.3.10 本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1]《火力发电厂化学设计技术规程》DL/T 5068—2006。
13.1.4 氢气站的设计及安全措施应符合 GB 50177 的规定。
氢气站的生产火灾危险性类别应为甲类。制氢站内有爆炸危险房间(电解间、氢气干燥间、氢气压缩机间、氢瓶间)应为1区爆炸危险环境。
13.2.5 氢气放空管上应设阻火器，阻火器设在管口处，当压力大于0.1MPa时，阻火器后的管材宜采用不锈钢。
13.2.15 有爆炸危险房间内，应设氢气检漏报警装置，并应与相应的事故排风机联锁。
有爆炸危险环境的电气设施及仪器、仪表选型，不应低于氢气爆炸混合物的级别、组别(ⅡCT1)。
[依据2]华能集团公司《防止电力生产事故重点要求》。
1.5 防止氢气系统爆炸着火。
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。
[依据3]《电力设备典型消防规程》DL 5027—1993。
……采用木制门窗，门应向外开。电线应穿密封金属套管，并经气密试验合格……电话、电铃应安装在室外。
3.7.3.11-3.7.3.12 本条评价项目（见《评价》）的查评依据如下。
[依据1]《电力工业生产建设全过程安全监察的规定》（能源安保[1992]746号文）。
第八条与有关生产人员参加新设备投产前安装调试规定的落实，并按规定培训合格。[依据2]《特种作业人员安全技术考核管理规则》（GB 5306—1989）。
适于制氢站负责人与值班人员，相关领导应进行氢气安全知识的培训考核。
[依据3]《防静电工作服》（GB 12014—1989）。
按《防静电工作服》（GB 12014—1989）配置并穿着专用的防静电服靴。
水力发电厂的安全性评价 水力发电厂安全性评价内容包括生产设备、劳动安全和作业环境、安全管理三大方面。一、生产设备安全性评价(一）水轮机1.水轮机整体运行的工作状况(1）水轮机水导轴承摆度值是否在标准范围内。(2）水导轴承处的振动值是否在标准范围内。（3）机组在运行中，对蜗壳水压、顶盖水压、尾水真空等的监测是否完善。（4）运行中的机组在导水叶开启或关闭过程中，导叶接力器活塞是否存在卡涩或其他异常状况，控制环、拐臂等转动是否灵活，控制环是否存在跳动现象。（5）机组在运行中,顶盖法兰面、导水叶套筒等是否存在异常漏水现象。2.水轮机本体技术工况(l)转轮.①转轮叶片汽蚀、磨损状况（汽蚀、磨损面积、深度）是否严重，转轮叶片及上冠、下环与叶片连接的焊缝等处是否有裂纹等缺陷。②泄水锥紧固螺钉是否存在个别掉落现象，加固焊缝是否裂开.③转轮叶片是否有裂纹、变形，转轮和水轮机大轴连接螺栓的安装是否符合《电力建设施工及验收技术规范》的要求；④转轮上、下迷宫环间隙是否在设计允许的范围内。（2）导水机构。①导水叶状况。导水叶磨损及背水面汽蚀(汽蚀面积、深度等）现象是否严重；导水叶封水面是否完整无损、端面及立面间隙值是否超差。③导叶接力器.导叶接力器水平度是否符合要求，地脚螺栓是否存在松动现象;接力器动作是否灵活,漏油量是否超标准；接力器压紧行程是否在规定值之内；带销锭的导叶接力器,其锁锭装置是否能正常投入与切除。③双连臂连接螺栓紧固，不松动，剪断销及信号装置完好.（3）轴承及主轴密封：①水导轴承是否存在下列缺陷:转动油盆漏油；轴瓦温度过高超限或接近限值，冷却器危及安全运行；轴瓦乌金脱胎龟裂等未彻底处理；轴瓦间隙超标；瓦面接触点超出规定范围,局部不接触面积超过标准。③大轴水封不喷水。(4）蜗壳及尾水管：蜗壳表面防锈层是否完好，拼接焊缝是否存在缺陷;尾水管管壁汽蚀、磨损状况是否严重；十字补气架是否完好，补气管根部固定是否牢固;补气装置是否正常投入。3.油压装置及调速系统（l）油压装置.①集油槽、漏油槽是否渗漏,集油槽内的滤网是否存在缺陷;②压力油罐的严密性是否符合要求;③油泵及油泵电机是否存在隐患,运转是否正常，启动和停止动作是否可靠;④安全阀、工作油泵、备用油泵的动作值整定是否符合要求；⑤油压降低到事故油压
水力发电厂安全性评价 Revised by Hanlin on 10 January 2021
水力发电厂安全性评价水力发电厂安全性评价内容包括生产设备、劳动安全和作业环境、安全管理三大方面。 一、生产设备安全性评价 （一）水轮机 1.水轮机整体运行的工作状况 （1）水轮机水导轴承摆度值是否在标准范围内。 （2）水导轴承处的振动值是否在标准范围内。 （3）机组在运行中，对蜗壳水压、顶盖水压、尾水真空等的监测是否完善。 （4）运行中的机组在导水叶开启或关闭过程中，导叶接力器活塞是否存在卡涩或其他异常状况，控制环、拐臂等转动是否灵活，控制环是否存在跳动现象。 （5）机组在运行中，顶盖法兰面、导水叶套筒等是否存在异常漏水现象。 2.水轮机本体技术工况 （l）转轮。①转轮叶片汽蚀、磨损状况（汽蚀、磨损面积、深度）是否严重，转轮叶片及上冠、下环与叶片连接的焊缝等处是否有裂纹等缺陷。②泄水锥紧固螺钉是否存在个别掉落现象，加固焊缝是否裂开。③转轮叶片是否有裂纹、变形，转轮和水轮机大轴连接螺栓的安装是否符
合《电力建设施工及验收技术规范》的要求；④转轮上、下迷宫环间隙是否在设计允许的范围内。 （2）导水机构。①导水叶状况。导水叶磨损及背水面汽蚀（汽蚀面积、深度等）现象是否严重；导水叶封水面是否完整无损、端面及立面间隙值是否超差。③导叶接力器。导叶接力器水平度是否符合要求，地脚螺栓是否存在松动现象；接力器动作是否灵活，漏油量是否超标准；接力器压紧行程是否在规定值之内；带销锭的导叶接力器，其锁锭装置是否能正常投入与切除。③双连臂连接螺栓紧固，不松动，剪断销及信号装置完好。 （3）轴承及主轴密封：①水导轴承是否存在下列缺陷：转动油盆漏油；轴瓦温度过高超限或接近限值，冷却器危及安全运行；轴瓦乌金脱胎龟裂等未彻底处理；轴瓦间隙超标；瓦面接触点超出规定范围，局部不接触面积超过标准。③大轴水封不喷水。 （4）蜗壳及尾水管：蜗壳表面防锈层是否完好，拼接焊缝是否存在缺陷；尾水管管壁汽蚀、磨损状况是否严重；十字补气架是否完好，补气管根部固定是否牢固；补气装置是否正常投入。 3.油压装置及调速系统 （l）油压装置。①集油槽、漏油槽是否渗漏，集油槽内的滤网是否存在缺陷；②压力油罐的严密性是否符合要求；③油泵及油泵电机是否存在隐患，运转是否正常，启动和停止动作是否可靠；④安全阀、工作油泵、备用油泵的动作值整定是否符合要求；⑤油压降低到事故油压时，紧急停机的压力继电器是否能按整定值要求正常工作；⑥压油罐的自动
桥梁工程抗震设计的主要内容和方法 通过本学期所学的《土木工程地质》，我们初步了解到了桥梁工程。桥梁是交通生命线工程中的重要组成部分，震区桥梁的破坏不仅直接阻碍了及时救灾行动，使得次生灾害加重，导致生命财产以及间接经济损失巨大，而且给灾后的恢复与重建带来困难。在近30年的国内外大地震中，桥梁破坏均十分严重，桥梁震害及其带来的次生灾害均给桥梁抗震设计以深刻的启示。在以往地震中城市高架桥或公路上梁桥的墩柱的屈曲、开裂、混凝土剥落、压溃、剪断、钢筋裸露断裂等震害，桥梁防震越来越受到各国工程师的重视。所以结合所学现代刚桥等知识及搜集的资料，本文将大致讲述桥梁工程抗震设计的主要内容和方法。 首先我们了解下地震带给桥梁的具体破坏影响，这样才可以采取相应措施来防止。桥梁上部结构由于受到墩台、支座等的隔离作用，在地震中直接受惯性力作用而破坏的实例较少，由于下部结构破坏而导致上部结构破坏则是桥梁结构破坏的主要形式，下部结构常见的破坏形式有以下几种： 1)支承连接部件失败：固定支座强度不足、活动支座位移量不够、橡胶支座梁底与支座底发生滑动，在地震力作用下支座破坏，致使梁体发生位移导致落梁。 2)墩台支承宽度不满足防震要求，防落梁措施设计不合理，在地震力作用下，梁、墩台间出现较大相对位移，导致落梁现象的发生。 3)伸缩缝、挡块强度不足，在地震力作用下伸缩缝碰撞破坏挤压破坏、挡块剪切破坏，都起不到应有作用，导致落梁。 接下来将从两个方面讲述抗震设计。
抗震设计的主要内容 目前桥梁工程的设计主要配合静力设计进行，但贯穿整个桥梁设计的全过程。与静力设计一样，桥梁工程的抗震设计也是一项综合性的工作。桥梁抗震设计的任务，是选择合理的结构方式，并为结构提供较强的抗震能力。具体来说，有以下三个部分： 1 正确选择能够有效抵抗地震作用的结构形式； 2 合理的分配结构的刚度，质量和阻尼等动力参数，以便最大限度的利用构件和材料的承载和变形能力； 3 正确估计地震可能对结构造成的破坏，以便通过结构丶构造和其他抗震措施，使损失控制在限定的范围内。 一丶抗震设计流程 桥梁工程的设计一般都要包括五个部分，抗震设防标准选定，抗震概念设计，地震反应分析，抗震性能验算和抗震构造设计。 其中地震反应分析和抗震性能验算工作量最多，且最为复杂。如果采用三级设防的抗震设计思想，上面的两个部分就要做三个循环，即对于每一个设防标准，进行一次地震反应分析，并进行相应的抗震性能验算，直到结构的抗震性能满足要求。 二丶抗震概念设计 抗震概念设计是从概念上，特别是从结构总体上考虑抗震的工程决策；概念设计是指根据地震灾害和工程经验等获得的基本设计和设计思想，正确地解决结构总体方案丶材料使用和细部构造，以达到合理抗震设计的目的。 合理的抗震概念设计，要求设计出来的结构，在强度丶刚度和延性等指标上
地震危险性概率分析计算方法简介 1.地震统计单元—地震带对场点的地震危险性贡献 设有N 个地震带对场点地震危险性有贡献，而第n 个地震带在点的某地震动年超越概为P n （Z ≥z ），则场点总的年超越概率为： ∏=≥=≥N 1 n z n -1-1z ）） （（）（Z P Z P 式中，Z 为地震动参数；z 为给定的地震动参数。 地震带是地震活动性分析的基本单元，它应具有统计上的完整性和地震活动的一致性。考虑某一地震带，其地震时间过程符合泊松过程，在T 年内的4级以上地震年平均发生率为v 则有： VT K K VT P -k e ! )(= 其中P k 为该地震带内未来T 年内发生K 次地震的概率。 地震带内大小地震的比例遵从修正的Gutenberg-Richter 震级—频度关系，相应的震级概率密度函数为： ()[]()[]οοβββ M M M M M f u -----=exp 1exp )(m 其中，β为地震带b 值的2.3倍，M u 为地震带的震级上限。 2.地震带内潜在震源区的地震危险性分析 假定在每一个地震带的各个潜在震源区内，地震活动水平和强度的分布是相对均匀的。潜在震源区的地震空间分布系数是与震级有关的，记为f l,mj ,其物理含义为发生一次震级为m j ± 0.5△m 的地震的条件下，次地震落在第l 个潜在震源区的概率。该分布系数可反映地震带内地震空间分布的非均匀性，对指定震级档，此分布系数在整个地震带内是归一的。即对不同震级档有： 1 =∑=S N 1 l j m ,l f 其中，N s 为地震带内能够发生m j ± 0.5△m 级地震的潜源区总数。 根据泊松分布模型和全概率定理，一个地震带所发生的地震在场点所产生的地震动Z ()()??? ? ??????≥?--=≥∑???∑==S m j N l N j l l m l j dxdyd f z Z P S f m P v z Z P 11,E |)(exp 1)(θθ
水力发电总厂秋季安全大检查总结的报 告 为了切实提高我厂安全管理水平，不断夯实安全生产基础，按照国电大渡河公司《关于开展XX年秋季安全大检查工作的通知》（国电大开安27号）的要求，结合我厂实际情况和季节特点，大力开展了以查领导、查思想、查管理、查规章制度、查隐患为主要内容的秋季安全大检查活动。现将活动情况总结如下： 一、组织情况 1、总厂成立了以厂长为组长的秋季安全大检查领导小组，对秋季安全大检查作了全面部署。要求各单位负责人高度重视，亲自挂帅，精心组织，全员参加，严格按照《关于开展XX年秋季安全大检查的通知》（龚电安〔XX〕23号）文件精神，结合电力生产设备、技术、安全攻坚管理活动，对照检查表所列项目，从10月12日至11月5日进行全方位检查，不留死角，认真查找隐患，制定措施，边检查边整改。领导小组于11月7日、9日分别对龚铜两站各部门自查、整改情况进行了检查。 二、检查内容
1、查领导：检查了各部门对集团公司、大渡河公司、总厂有关安全生产指示、文件、通报的贯彻执行情况，特别着重检查了《电力检修安全协调管理暂行办法》、《龚电总厂XX～XX年度设备检修（改造）安全管理协议》等文件的学习讨论情况及我厂“8。29”事故等不安全情况的学习情况和防范措施的落实情况。检查了各生产部门领导是否每月定期召开安全分析会，分析本部门安全生产情况，布置安全工作；是否定期参加班组安全活动，督促指导班组提高安全活动的质量和效果。 2、查管理：检查了各级人员安全责任制及责任追究制落实情况以及对违章违纪现象是否严格按照总厂《安全生产奖惩细则》进行考核，是否起到了引以为戒的作用。对各生产班组安全活动、班前班后会进行了检查，检查是否在生产中做到计划、布置、检查、总结、考核安全工作。检查了各生产部门安全性评价存在问题整改计划的落实情况以及所承担的双措计划执行完成情况。 3、查管理制度：主要检查了深化“三改”后安全管理制度建设情况，检查了安全生产责任制内容是否符合机构设置情况，是否符合各生产岗位特点；是否按照职业健康安全管理体系文件要求运行，备齐必需的法律、法规，以便员工学习和查询；检查了各单位对安全工作规程、“两票三制”
火力发电厂安全性评价（五）参考文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
火力发电厂安全性评价（五）参考文本使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 （5）有无“两票”合格率评价制度，是否严格执行， 合格率评价是否符合标准要求，发现问题能否及时提出改 进措施，有无记载可查，每月是否对“两票”执行情况进 行一次统计。 （6）有无“两票三制”现场执行情况全过程检查制 度，并有检查纪录，且能发现问题，总结经验，及时整 改。评价期内，是否发生过违反“两票三制”造成的事 故，或发生过强行解除闭锁装置发生的误操作事故。 （7）缺陷管理制度是否健全，缺陷通知填写、传递是 否及时，缺陷能否及时处理。 （五）安全培训与考核 （1）新工人（包括大专毕业生）是否全部经过三级安
全教育，考试合格，档案、记录是否齐全。实习生进入现场前是否全部经过安全教育和安全规程考试。 （2）新值班人员（含调换新岗位人员）独立值班前是否考试合格，批准独立值班档案是否齐全。 （3）特种作业人员是否经过专门培训，考试合格，持有合格证，培训和考试档案记录是否齐全。 （4）是否按时编制本年度培训计划（包括安全教育），并能贯彻落实，有执行情况记录。 （5）一季度内是否完成生产干部、工人《电业安全工作规程》学习和考试。 （6）是否做到每年进行一次现场运行、检修规程制度的复习考试。 （六）安全例行工作 （l）班组能否坚持每周一次的安全日活动，内容是否充实，并能结合本班组具体情况，提出改进工作的措施和
供电企业的安全性评价 供电企业安全性评价内容包括三个方面，即生产设备、劳动安全和作业环境、安全管理。 一、生产设备安全性评价 （一）火电设备 三、主变压器 （l）整体运行工况及技术状况。①变压器油温及温升是否存在异常情况：各冷却器是否有杂物封堵，温度相近，油温正常；油温较往常同一负荷和同一冷却温度下，是否有高出10℃及以 上现象或负荷不变油温不断上升；风扇、油泵是否齐全完好，备用冷却器是否能正确投运。②油箱及其他部件是否存在局部过热现象：油箱表面温度是否分布均匀，局部过热点温升不超过80℃；各潜油泵温度是否相近，轴承部位无异常高温。③温度计、超温信号装置是否齐全，本体温度计、远方测温温度计指示与本体实际温度是否一致，超温信号是否准确可靠。④套管引线接头是否有发热征象，接头温度监视是否完善。⑤充油套管、储油柜的油面、油色是否正常，套管及本体有无渗漏油。⑤预防性试验（含绝缘油，500kV变压器含水量、含气量）中，是否有超标项目或试验数据超标缺陷尚未消除，是否超过了网、省局批准的期限。①500kV变压器运行电压是否超过了制造厂规定的允许电压。把安全评价师站点加入收藏夹 （2）主要部件及附属设备保安、保护设备技术状况。①绕组、铁芯、压紧装置、内引线接头、调压开关、套管和冷却系统等是否存在重要缺陷。②套管防漏雨密封措施是否良好。③套管爬距是否符合所处地区污秽等级要求，是否采取了防污闪措施。④新装或大修后的变压器（含套管）是否按规定进行真空注油。⑤变压器是否按要求采用胶囊、隔膜或充氮保护。⑥净油器是否正常投入，呼吸器维护情况是否良好。⑦有载调压装置是否存在缺陷，是否按制造厂规定的动作次数进行检修和更换绝缘油。⑧瓦斯保护：气体继电容及瓦斯保护中间端子盒防水措施是否良好；现场是否配置合格的瓦斯取气用具，值班人员是否熟知取气方法。②发生过出口或近区短路的 110kV及以上变压器（尤其是铝线圈结构），是否进行必要的试验和检查。10. 变压器防火措施 是否符合规定，储油坑及排油管道是否保持良好状态，达到不积水、不积油和无杂物。 （3）技术资料：①主要技术资料如出厂安装使用说明书、产品合格证书、出厂试验记录、有载分接开关安装使用说明书及出厂试验记录、压力释放阀、防爆膜出厂试验记录、潜油泵安装使用说明书等，是否齐全。③试验报告及大修记录（报告）及主要内容是否齐全：大修记录主要内容是否具有放、注油时间，芯子暴露的环境，环境温度、湿度、时间，内部部件检查和试验记录，有截调压装置检查和试验记录，注油真空度（含套管和有载装置），抽真空时间，注油速度，注油后静止时间等；试验报告中是否有新安装和最近一次大修后及最近一次周期性电气试验、油化验、油色谱分析的报告。 2. 高压配电装置 （1）屋外高压配电装置电瓷外绝缘爬距配置是否符合所处地区污秽等级的要求，是否采取了防污闪措施（包括清扫）。 （2）配电装置各类接头及断路器、隔离开关触头是否有发热征象，接头温度监视是否完善，各类设备容量能否满足负荷要求。 （3）变电站各级电压的短路容量是否控制在合理范围，导体和电器是否满足动、热稳定校验要求。 （4）母线及架构。①多元件支柱绝缘子和悬式绝缘子串是否按规定摇测绝缘或检测零值绝缘子。②水泥架构（含独立避雷针）有无严重龟裂、混凝土脱落、钢筋外露等缺陷，钢架构及金具有无严重锈蚀。考试大 ）户内外高压开关设备。①断路器遮断容量和性能是否满足安装地点短路容量要求，5（ 允许不检修切故障次数是否有明确规定，在达到切故障次数后能否及时检修。②国产的户外断路
火力发电厂安全性评价集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
火力发电厂安全性评价火力发电厂安全性评价内容，主要包括生产设备、劳动安全和作业环境、安全管理系统三大方面。 一、生产设备安全性评价 （一）电站锅炉系统安全性评价 1.整体运行工作状况 （l）平衡通风锅炉是否烧正压，吸风机出力是否满足燃烧自动调节装置投入的条件。 （2）过热器及直流锅炉水冷壁的管壁温度是否存在频繁超温。 （3）主蒸汽或再热蒸汽是否存在频繁超温。 （4）连续排污和定期排污是否按规定严格执行。 （5）烧燃室或尾部烟道放炮事故的原因是否查明，对策是否落实。（6）省煤器、水冷壁、过热器或再热器管频发性爆漏事故的原因是否查明，对策是否落实。 （7）制粉系统爆炸事故的原因是否查明，对策是否落实。 （8）吹灰器是否正常投入，燃烧室是否经常发生严重结焦。 （9）电除尘装置能否正常投入，水膜除尘器是否存在严重带水缺陷。2.锅炉本体主要部件、重要辅机及附属设备的技术状况 （l）汽包、联箱、导汽管、集中下降管是否存在尚未彻底消除的爆破隐患。
（2）锅炉本体以外的高温、高压大口径汽或水管道及阀门，以及燃油管道和阀门是否存在尚未彻底消除的爆破隐患。 （3）受热面管子是否存在大面积腐蚀、磨损、过热变形或严重结垢缺陷。 （4）汽水系统压力容器是否存在爆破隐患（如：安全附件是否齐全、完好，是否按压力容器有关规程定期检验等）。 （5）吸风机、送风机、排粉机、风扇磨及其他重要辅机是否存在可能造成飞车等严重损坏的隐患。 （6）捞渣机、碎渣机是否存在影响锅炉稳定运行的严重缺陷。 （7）事故放水门、真空排汽门、给水调整门、省煤器再循环门、过热蒸汽和再热蒸汽的减温水调整门、燃油速断阀、燃气速断阀、电动主汽门、电动给水截断门、定期排污门、连续排污门等，是否存在开关失灵、电动操作失灵、漏流过大、开度指示器失灵或不准等尚未彻底消除的缺陷。 （8）锅炉计划大修是否超期未进行，并且技术状况属于应修未修。（9）锅炉内部检验、外部检验和超压试验是否按规定进行。 （10）启动锅炉技术是否良好。 （11）生产用空压机及附属设备是否存在严重缺陷及隐患。 3.安全阀的状况 （1）安全阀（含排汽管路）的设计、安装、运行是否符合规定。 （2）是否按规定定期进行校验和放汽试验。 4.水位表的状况
克林霉素的临床应用现状 克林霉素属林克霉素类抗生素，目前市面上的克林霉素制剂品种繁多，本文拟就克林霉素的临床应用现状做一综述。 1 肺部感染 克林霉素治疗金黄色葡萄球菌及肺炎球菌引起的肺部感染的效果与青霉素相似，且治疗厌氧菌引起的肺部感染及肺脓肺、吸入性肺炎、坏死性肺炎等的疗效较高。石永刚等[1]将78例接受肺部放射治疗后肺部继发厌氧菌感染的恶性肿瘤患者随机分为克林霉素磷酸酯治疗组（试验组）和甲硝唑治疗组（对照组）。结果，痊愈率试验组为68.3％，对照组为45.9％；有效率2组分别为80.5％、59.5％；致病菌清除率2组分别为75.6％、54.1％；不良反应发生率2组分别为22％、45.9％。可见，克林霉素磷酸酯对治疗肺部放疗后继发肺部厌氧菌感染的疗效好，副作用小。 2 骨关节感染 克林霉素在骨关节组织中浓度较高，故常用于治疗敏感菌引起的急、慢性骨髓炎及关节炎。丁浩等[2]随机选择31例骨感染的患者，用克林霉素磷酸酯治疗的总有效率为91.3％，细菌清除率为83.33％。由此可见，克林霉素对骨科感染性疾病有较高疗效。 3 口腔感染 近年来，克林霉素在口腔科的应用日益广泛，除治疗口腔感染外，预防第三磨牙拔出后干燥性疼痛性牙槽炎(ASD)的发生亦有良效。刘念邦等[3]给予1509例稳固下颌第三磨牙拔除术后患者口服克林霉素3d，并与口服乙酰螺旋霉素+甲硝唑组、甲硝唑组进行对照。结果，克林霉素组ASD发生率为0.55％，其余2对照组分别为7.92％、7.36％，拔牙方法及手术时间与ASD的发生无必然联系。由此可见，口服克林霉素给药方便，短期使用安全性大，对厌氧菌作用明显，可作为预防ASD的首选口服药物。 4 妇科感染 克林霉素用于预防妇科术后感染以及治疗细菌性阴道炎方面的报道日益增多。美国学者Edwards PK等[4]做了一项292名妇女参加的随机对照试验，结果发现，对于有免疫力妇女产后给予单剂量克林霉素(900mg)预防绒毛膜羊膜炎。黄学惠等[5]将160例细菌性阴道炎患者随机分为试验组及对照组（各80例），试验组口服克林霉素片，同时给予阴道用2％克林霉素软膏涂布；对照组口服甲硝唑片，同时给予阴道用甲硝唑片。治疗后1wk及4wk，试验组有效率为95％、92％，显著高于对照组的83％、75％、65％(P＜0.05)。提示克林霉素治疗细菌性阴道炎效果显著，且不良反应小，安全性高，值得在临床推广应用。
1. 总则 1.1为了规范国家电网公司系统电力生产安全性评价工作，确保水力发电厂安全、稳定、经济运行，依据国家、行业（原电力部等）、国家电网公司（原国家电力公司）所颁布的有关法律法规和导则、规程规定、反事故技术措施等，制定《水力发电厂安全性评价》（以下简称《评价》）。 1.2《评价》针对水力发电厂生产设备系统、劳动安全和作业环境以及安全管理三个方面可能引发的危险因素，以防止人身事故、特大和重大设备事故及频发事故为重点，用危险评估的方法进行查评诊断。其目的是要能够摸清一个企业的安全基础,掌握客观存在的危险因素及严重程度，明确反事故斗争的重点和需要采取的反事故措施，实现超前控制、减少和消灭事故。 1.3安全性评价采用企业自评价和专家评价相结合的方式进行，各基层企业组织自评价，上级单位组织专家评价。 1.4安全性评价工作应实行闭环动态管理，企业应结合安全生产实际和安全性评价内容，以2~3年为一周期，按照“评价、分析、评估、整改”的过程循环推进，即按照本评价标准开展自评价或专家评价，对评价过程中发现的问题进行原因分析，根据危害程度对存在的问题进行评估和分类，按照评估结论对存在问题制定并落实整改措施，然后在此基础上进行新一轮的循环。 1.5本《评价》适用于国家电网公司系统所属各水力发电企业。 1.6《评价》内容包括：生产设备系统（水轮机、发电机及重要电动机、电气设备、水电厂自动装置、水工建筑、监控系统）、劳动安全与作业环境、安全生产管理。 1.7评价方法 1.7.1操作要点 1.7.1.1严格按照查评依据进行查评 1.7.1.2各种查证方法配合应用
要综合运用多种方法如：现场检查、查阅和分析资料、现场考问、实物检查或抽样检查、仪表指示观测和分析、调查和询问、现场试验或测试等对评价项目做出全面、准确的评价。 1.7.2查评程序 1.7. 2.1企业自我查评程序 ①成立查评组 由生产副厂长或总工为组长，按专业分为若干小组，负责具体查评工作 ②宣传培训干部职工 明确评价的目的、必要性、指导思想和具体开展方法，解决为什么要开展、怎样开展的问题，为企业正确而顺利地开展安全性评价创造有利条件。 ③层层分解评价项目 落实责任制，各车间、科室（处）和各班组将评价项目层层分解，明确各自应查评的项目、依据、标准和方法。 ④车间班组进行自查 发现的问题登记在“安全性评价检查发现问题及整改措施”表，车间汇总后上报。车间班组自查一般不要求打分。 ⑤分专业开展查评活动 企业查评组分专业在车间班组查评的基础上查评各专业的安全隐患，提出专业查评小结和安全性评价发现的主要问题、整改建议及分项结果。 ⑥整理查评结果，提出自查报告 安全性评价自查报告应包括：自查总结，安全性评价总分表，评价结果明细表，分专业小结，安全性评价发现的主要问题、整改建议及分项结果。 1.7. 2.2专家查评程序 ①专家评价由完成自评价的企业向上级单位提出申请，上级单位组织专家或委托中介机构实施。
文件编号：RHD-QB-K8342 （安全管理范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 发供电企业的安全性评 价示范文本
发供电企业的安全性评价示范文本操作指导：该安全管理文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时进行更好的判断与管理。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 借鉴华北电力集团公司安全性评价工作的经验，内蒙古电机工程学会受内蒙古电力（集团）有限责任公司的委托，组成专家组，于1999年11月下旬至20xx年12月中旬分别对五个发电企业（海勃湾发电厂、包头第二热电厂、乌拉山发电厂、丰镇发电厂、蒙达公司）和五个供电企业（伊克昭电业局、包头供电局、乌兰察布电业局、乌海电业局、呼和浩特供电局）进行了安全性评价。 电力工业发供电企业的安全性评价，是综合运用安全系统工程的方法对系统的安全性进行度量和预测，通过对系统存在的危险性进行定性和定量的分
析，确认系统发生危险的可能性及其严重程度，提出必要的措施，以寻求最低的事故率、最小的事故损失、最优的安全投资效益。 一、评价遵循的主要原则 1．真实性。 安全性评价贵在真实，失去了真实性就失去了评价的全部价值。为保证安全性评价的真实性，评价前到相关的发供电企业了解其自查情况，并再三强调此项工作是一种自我诊断和预测、预控事故的手段，决不搞企业间横向评比。以避免产生“讳疾忌医”的心态，而影响其真实性。 2现存性。 对被评价的企业而言，评价1作是对安全生产薄弱环节的一次综合性义务诊断，且主要查评现存的危险因素。凡“现存的”危险因素都要查评，不涉及
水力发电厂安全性评价水力发电厂安全性评价内容包括生产设备、劳动安全和作业环境、 安全管理三大方面。 一、生产设备安全性评价 （一）水轮机 1.水轮机整体运行的工作状况 （1）水轮机水导轴承摆度值是否在标准范围内。 （2）水导轴承处的振动值是否在标准范围内。 （3）机组在运行中，对蜗壳水压、顶盖水压、尾水真空等的 监测是否完善。 （4）运行中的机组在导水叶开启或关闭过程中，导叶接力器 活塞是否存在卡涩或其他异常状况，控制环、拐臂等转动是否灵活，控制环是否存在跳动现象。 （5）机组在运行中，顶盖法兰面、导水叶套筒等是否存在异 常漏水现象。 2.水轮机本体技术工况 （l）转轮。①转轮叶片汽蚀、磨损状况（汽蚀、磨损面积、 深度）是否严重，转轮叶片及上冠、下环与叶片连接的焊缝等处是否
有裂纹等缺陷。②泄水锥紧固螺钉是否存在个别掉落现象，加固焊缝是否裂开。③转轮叶片是否有裂纹、变形，转轮和水轮机大轴连接螺栓的安装是否符合《电力建设施工及验收技术规范》的要求；④转轮上、下迷宫环间隙是否在设计允许的范围内。 （2）导水机构。①导水叶状况。导水叶磨损及背水面汽蚀（汽蚀面积、深度等）现象是否严重；导水叶封水面是否完整无损、端面及立面间隙值是否超差。③导叶接力器。导叶接力器水平度是否符合要求，地脚螺栓是否存在松动现象；接力器动作是否灵活，漏油量是否超标准；接力器压紧行程是否在规定值之内；带销锭的导叶接力器，其锁锭装置是否能正常投入与切除。③双连臂连接螺栓紧固，不松动，剪断销及信号装置完好。 （3）轴承及主轴密封：①水导轴承是否存在下列缺陷：转动油盆漏油；轴瓦温度过高超限或接近限值，冷却器危及安全运行；轴瓦乌金脱胎龟裂等未彻底处理；轴瓦间隙超标；瓦面接触点超出规定范围，局部不接触面积超过标准。③大轴水封不喷水。 （4）蜗壳及尾水管：蜗壳表面防锈层是否完好，拼接焊缝是否存在缺陷；尾水管管壁汽蚀、磨损状况是否严重；十字补气架是否完好，补气管根部固定是否牢固；补气装置是否正常投入。 3.油压装置及调速系统
发电厂安全性评价
火力发电厂安全性评价 火力发电厂安全性评价内容，主要包括生产设备、劳动安全和作业环境、安全管理系统三大方面。 一、生产设备安全性评价 （一）电站锅炉系统安全性评价 1. 整体运行工作状况 （l）平衡通风锅炉是否烧正压，吸风机出力是否满足燃烧自动调节装置投入的条件。 （2）过热器及直流锅炉水冷壁的管壁温度是否存在频繁超温。 （3）主蒸汽或再热蒸汽是否存在频繁超温。 （4）连续排污和定期排污是否按规定严格执行。 （5）烧燃室或尾部烟道放炮事故的原因是否查明，对策是否落实。 （6）省煤器、水冷壁、过热器或再热器管频发性爆漏事故的原因是否查明，对策是否落实。 （7）制粉系统爆炸事故的原因是否查明，对策是否落实。 （8）吹灰器是否正常投入，燃烧室是否经常发生严重结焦。 （9）电除尘装置能否正常投入，水膜除尘器是否存在严重带水缺陷。 2. 锅炉本体主要部件、重要辅机及附属设备的技术状况 （l）汽包、联箱、导汽管、集中下降管是否存在尚未彻底消除的爆破隐患。 （2）锅炉本体以外的高温、高压大口径汽或水管道及阀门，以及燃油管道和阀门是否存在尚未彻底消除的爆破隐患。 （3）受热面管子是否存在大面积腐蚀、磨损、过热变形或严重结垢缺陷。 （4）汽水系统压力容器是否存在爆破隐患（如：安全附件是否齐全、完好，是否按压力容器有关规程定期检验等）。 （5）吸风机、送风机、排粉机、风扇磨及其他重要辅机是否存在可能造成飞车等严重损坏的隐患。
（6）捞渣机、碎渣机是否存在影响锅炉稳定运行的严重缺陷。 （7）事故放水门、真空排汽门、给水调整门、省煤器再循环门、过热蒸汽和再热蒸汽的减温水调整门、燃油速断阀、燃气速断阀、电动主汽门、电动给水截断门、定期排污门、连续排污门等，是否存在开关失灵、电动操作失灵、漏流过大、开度指示器失灵或不准等尚未彻底消除的缺陷。 （8）锅炉计划大修是否超期未进行，并且技术状况属于应修未修。 （9）锅炉内部检验、外部检验和超压试验是否按规定进行。 （10）启动锅炉技术是否良好。 （11）生产用空压机及附属设备是否存在严重缺陷及隐患。 3. 安全阀的状况 （1）安全阀（含排汽管路）的设计、安装、运行是否符合规定。 （2）是否按规定定期进行校验和放汽试验。 4. 水位表的状况 （1）就地水位表的设计、安装和运行是否符合规定。 （2）就地水位表的正常或事故照明是否良好，水位是否消晰可见。 （3）就地和远传水位表校对检查制度执行是否认真。 5. 除灰系统 （l）除灰泵房是否存在水淹的隐患。 （2）灰场灰坝正常水位、坝前积水、坝体状况是否符合要求。 （3）高浓度输灰系统中各类泥浆泵能否稳定运行。 6. 设备编号及标志 （l）阀门编号及开关方向标志是否齐全清晰。 （2）管道涂色或色环、介质名称及流向标志是否齐全清晰。 （3）主设备及主要辅助设备名称、编号、转动方向标志是否齐全清晰。 （4）操作盘、仪表盘上控制开关、仪表、熔断器、二次回路连接片名称是否齐全清晰，仪表刻度盘额定值处是否划有红线。 7. 技术资料 （l）锅炉技术登记簿是否齐全，内容是否正确完整。 （2）设备大小修总结是否及时、完整，有关资料是否齐全。
供电公司安全性评价总结报告 强化安全性评价工作提高安全生产管理水平 ——平安县 一、平安县供电公司基本概况 平安县供电公司地处平安县平安镇，隶属海东供电公司，是海东行政公暑所在地，担负着平安县3镇5乡，互助县1镇2乡生活和工农业生产的供电任务，供电面积1090平方公里。县供电公司机关下设“三部两班两组”即综合部、生产技术部、营销部、配网运检班、汽车班、配网监控调度组、客户服务组。下辖平安镇、三合、高寨、沙沟、小峡5个供电营业所，杨柳、上店、三合、巴藏沟、西村5个35KV 变电所。公司现有员工 159人，其中全民职工47人，集体职工7人，农电职工86人。临时职工19人。 县供电公司管辖35KV变电所5 座、主变7台、变电容量43150KVA；35KV线路3条公里；10KV线路25条公里；10KV线路开关64台；配电变压器763台，容量85091KVA（其中公用变352 台、容量26275 KVA；专用变411台，容量58816KVA）；低压线路公里。管理电力客户总数为40009户，其中高压用户为661户、低压用户为39348户。 二、安全性评价工作开展情况 为了不断提高农电安全生产管理水平，准确找出和诊断
出生产过程中的主要隐患和薄弱环节，对症下药，着力整改，不断夯实安全工作基础，促进和提高我公司的安全管理工作水平，根据《青海省电力公司县供电企业安全性评价实施办法（试行）》（省电农[XX]723号）文件精神，《青海省电力公司县供电企业安全性评价标准（试行）》（青电农[XX]723号）文件精神，并结合省电力公司安监字[XX]70号文《关于县级供电公司完成安全性评价自评价报告的紧急通知》的要求和部署，将我公司纳入此次县级供电企业安全性评价工作范围之内。 1、精心组织、健全机构 XX年10月底接到省电力公司《关于县级供电公司完成安全性评价自评价报告的紧急通知》后，公司领导十分重视这项工作，立即组织相关人员召开了安全性评价工作的专项会议，对如何在最短时间内将这次工作搞好进行了部署，使本项工作目标明确、任务清晰、程序紧凑、有条不紊。在会上立即成立了安全性评价领导小组，由公司第一责任人任组长，主管生产、营销经理任副组长，各部室主任、安全员为成员，并下设生产设备、安全生产管理、劳动安全和作业环境三个评价小组，负责督促、指导和协调安全性评价工作，并制定了安全性评价的实施办法、具体要求和时间安排，为安全性评价工作的顺利开展和有效实施提供了组织保障，各供电所也成立了安全性评价领导小组，负责安全性评价具体
电力企业安全性评价（一） 电力生产特点和运行特点要求建立覆盖发电、输电、配电各个环节， 包括人身、电网、设备、环境、安全管理各个方面的安全性评价动态 管理体系。 电力安全性评价利用相对得分率来衡量电网企业生产运行的安全基础。 电力安全性评价标准分层次、分专业、分对象列出评价内容、评价项 价、标准分值、查评方法。规定的电力企业具体的评价内容，包括： 〈〈发电厂并网运行安全性评价》；〈〈电网调度系统安全性评价（网、省调部分）?;〈〈供电企业安全性评价》；〈〈输电网安全性评价》；〈〈直流输电系统安全性评价》；〈〈火力发电厂安全性评价》；〈〈水力发电厂安全性评价》C （一）电力安全性评价的基本原则和要求 1. 闭环过程控制 借助于危险辨识、风险分析、风险评估、风险控制的科学手段，实施评价、分析、评估、整改各阶段工作，从而实现对生产过程中人的问题、设备的问题、管理的问题的可控和在控。同时这一过程又要求是循环渐进的，每一轮评价都应该是在上一轮评价反馈信息的基础上，
实现持续改进和推动 2. 动态发展观点 评价是动态的，包括评价内容要不断完善和更新，评价标准要不断修订，评价过程要不断推进，评价质量要不断提高等。评价是发展的，要求不断吸取先进的管理理念和管理方法，吸取国际标准管理体系，融合各种行之有效的管理方法，使这项工作逐步引向深入。 3. 制度化、规范化管理 电力安全性评价应实行制度化、规范化管理。企业应结合实际建立一整套适应安全性评价工作要求的规章制度，包括安全性评价的动态跟踪制度、对专家建议的反馈制度、白查和整改考核制度等，达到实现安全性评价长效管理的目的。 4. 融合日常安全工作 安全性评价不应与日常安全管理工作对立起来，而应相互融合起来，融合的基础是风险管理的理念。在日常工作中，要逐步提高企业职工的风险意识，白觉运用风险管理的手段，达到发现隐患、控制事故、 保证安全的目的
火力发电厂安全预评价 1 火力发电厂安全预评价报告 安全性评价是对被评价单位的设备设施、劳动安全和作业环境、安全生产管理三个方面安全状况做出全面的、量化的分析和评估。安全性评价分为安全预评价、安全验收评价、安全现状综合评价和专项安全评价，其基本原则是具备国家规定资质的安全评价机构科学、公正和合法地自主开展安全性评价。安全性评价工作是传统安全管理模式的一种变革，由原来的事后管理转化为事先管理，是一种较为先进的安全管理方法。在企业发生安全问题之前，经过全面分析、评估，找出问题，予以整改；通过改善劳动环境，健全规章制度，深化安全管理，防止安全事故的发生，提高企业安全生产的基础。 《中华人民共和国安全生产法》第二十四条规定，“生产经营单位新建、改建、扩建工程项目（以下统称建设项目）的安全设施，必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。” 国家安全生产监督管理局和国家煤矿安全监察局于2003年发布了《安全评价通则》、《安全预评价导则》，加强生产经营单位新建、改建、扩建工程项目安全设施“三同时”工作，规范建设项目安全预评价行为。 现在新上马的火力发电厂，包括企业自备电厂，都必须在可行性研究以后进行安全预评价，由安全生产主管机关对安全预评价报告组织评审通过后，电厂才可以申请开工建设。 1. 安全预评价的程序 安全预评价是根据建设项目可行性研究报告的内容，分析、预测该建设项目存在的危险、有害因素的种类和程度，提出合理可行的安全技术设计和安全管理的建议。 安全预评价程序一般包括：准备阶段；危险、有害因素识别与分析；确定安全预评价单元；选择安全预评价方法；定性、定量评价；安全对策措施及建议；安全预评价结论；编制安全预评价报告。 2. 发电厂主要危险有害因素的辨识和分析 2.1 重大危险源辨识和分析 根据《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》（安监管协调字【2004】56号）的要求，额定蒸汽压力大于2.5MPa，且额定蒸发量大于等于10t/h的蒸汽锅炉即构成重大危险源。锅炉是具有爆炸危险的特种设备，受国家特种设备监察机构监管。火力发电厂锅炉一般在较高压力下运行，其使用的燃料为煤粉，点火燃料使用易燃易爆的0＃～20＃轻柴油，工程配套设备、管线阀门多，工艺复杂。一旦设备、管线、阀门发生破裂，燃料泄漏，锅炉运行操作不当，极易导致自燃、火灾、爆炸、爆管等事故发生；供煤系统也有煤粉尘发生火灾、爆炸的可能性。同时，还存在触电、机械伤害、灼烫、烟气中毒等危险因素。 除了锅炉以外,新建电厂还要对启动锅炉/点火轻柴油灌区/氢冷机组氢气储罐(群)/灰渣库等进行重大危险源的辨识和分析. 2.2 主要危险因素辨识和分析 根据发电厂工程设备的特点，存在锅炉、汽轮机、蒸汽管道、压力容器等高压设备，变配电等电气设备，以及煤粉、油类、危险化学品（如盐酸、烧碱、氨水等）等危险物质，生产过程中存在着火灾、爆炸、触电、机械伤害、灼烫、中毒、高处坠落、车辆伤害等危险因素。
第20卷 第4期 1998年12月 地震地质 SEIS MO LOGY AND GEO LOGY V ol.20 N o.4 Dec.1998 重大工程地震安全性评价中活动 断裂分段的准则 3 张培震 毛凤英 (中国地震局地质研究所, 北京 100029) 常向东 (国家核安全局北京核安全中心, 北京 100037) 摘 要 活动断裂分段在重大工程地震安全性评价中具有特别重要的意义,但无论是方法本身还是实际应用都存在着有待于进一步研究和解决的问题,这些问题不解决,可能造成不良的后果。利用国际上公认的分段研究工作最深入、段落划分最可靠的3条活动断裂的分段依据,分析和评价了所使用的方法和标志以及它们的不确定性,结合中国活动断裂的特殊性和重大工程地震安全性评价对活动断裂的特殊要求,提出4个分段准则。 主题词: 活断层 综合判断 分段准则 安全性评价 1 前言 活动断裂分段是80年代地震地质研究领域中的一项新成果,至今仍然是十分活跃的前缘 领域(Sibs on ,1987;Schwartz ,1988;Zhang et al.,1991;丁国瑜,1992;丁国瑜等,1993;邓起东等,1995;张培震等,1995)。断裂分段的含义是指一条大的活动断裂带往往可以分成若干个大的段落,每一段落都作为一个独立的震源而发生地震破裂,并且每一段落发生的地震破裂不受相邻段落的制约而有着自己独特的活动历史(Schwartz et al.,1984,1986)。活动断裂分段最基本的观测事实是在一次地震事件中往往不是整个断裂带而是断裂带的某一部分发生破裂,同时活动断裂带结构的不均一也间接地证明了断裂的分段活动性(丁国瑜,1992;Zhang et al.,1991)。 活动断裂分段研究在理论上有助于认识地震破裂的起始与终止过程及地壳的破裂强度和习性,在实际应用上能够用来判定未来地震可能发生的地区并预测未来地震的最大震级,这些在重大工程地震安全性评价中具有特别重要的意义。虽然断裂分段在地震危险性预测中有广泛应用前景,但无论是方法本身还是实际应用都存在着有待于进一步研究和解决的问题。首先,断裂分段的方法目前仍然处于正在发展的初期阶段,还没有形成一套完整可靠并且能够普遍应用的系统方法(Schwartz ,1988;Zhang et al.,1991)。特别是在应用上存在着比较混乱的 3 中国地震局地质研究所论著97B0037。
抗菌药物临床应用评估与持续改进制度 为加强抗菌药物安全、规范、合理使用特制订本制度 一抗菌药物管理工作组负责对医院菌药物临床应用与细菌耐药情况进行监测，定期分析、评估监测数据并发布相关信息，提出干预和改进措施。 二抗菌药物管理工作组对纳入《抗菌药物采购供应目录》的采购品种要进行临床评价，由临床医师、药师填写抗菌药物临应用床评估表，反馈意见。内容包括该药物的不良反应监测结果，临床疗效评价结果，临床用量等情况。 三不良反应发生率频繁高、安全性低、效价低的品种，根据临床医师或临床药师填写药品不良反应监测报告和抗菌药物临床应用评估表，经抗菌药物管理工作组、药事管理委员会经调查评估，决定是否继续使用。 四定期发布细菌耐药信息，建立细菌耐药预警机制，对耐药率较高的抗菌药物，根据抗菌药物动态监测及超常预警制度，进行效价评估，采取相应措施。 五违规使用抗菌药物，如超适应证、超剂量使用的抗菌药物等，除按规定处理外，还应在全院通报警示,以防止再次发生。 六医院应定期组织感染性疾病专业医师、感染专业临床药师、临床微生物技术人员对全院抗菌药物使用情况进行分析、汇总、评估，同时结合国内外先进的抗菌药物临床应用及管理经验，提出适合本院的抗菌药物临床应用持续改进意见，并在全院推广实施。 七定期发布抗菌药物临床应用情报、信息。共享抗菌药物临床应用理论知识。 八利用信息化手段，系统及合理用药软件，不断地促进和提高抗菌药物合理应用水平。 抗菌药物遴选和定期评估制度 为规范抗菌药物的遴选采购和临床的合理使用，特制定本制度： 一医院抗菌药物应当由药学部门统一采购供应，其他科室或者部门不得从事抗菌药物的采购、调剂活动，不得在临床使用非药学部门采购供应的抗菌药物。 二医院应当按照药品监督管理部门批准并公布的药品通用名称购进抗菌药物，优先选用《国家处方集》、《国家基本药物目录》和《国家基本医疗保险、工伤保险和生育保险药品目录》收录的抗菌药物品种。 三医院购进抗菌药物品种不得超过35种；同一通用名称杭菌药物品种，注射剂型和口服剂型各不得超过2种，处方组成类同的复方制剂12种。具有相似或相同药学特征的抗菌药物不得重复采购。 三代及四代头孢菌素（含复方制剂）类抗菌药物口服剂型不得超过5个品规，注射剂型不得超过8 个品规；碳青霉烯类抗菌药物注射剂型不得超过3 个品规；氟喹诺酮类抗菌药物口服剂型和注射剂型各不得超过4个品规；深部抗真菌类抗菌药物不得超过5个品规。 四医院抗菌药物采购目录（包括采购抗菌药物的品种、剂型和规格）应向核发其《医疗机构执业许可证》的卫生行政部门备案。 五医院确因临床工作需要，需采购的抗菌药物品种、规格超过上述规定，应向设区的市级以上卫生行政部门提出申请，并详细说明理由。由设区的市级以上卫生行政部门核准其申请抗菌药物的品种、规格的数量和种类。 六医疗机构新引进抗菌药物品种，应当由临床科室提交申请报告，经药学部门提出意见后，报抗菌药物管理工作组审议。抗菌药物管理工作组2/3 以上成员审议同意后，提交药事管理以上委