1、XX热电厂1300MW供热机组工程安全预评价报告（备案版）前 言根据中华人民共和国安全生产法等安全法律、法规和国家安监总局的有关规定，受XX热电厂的委托，XX安评管理顾问有限公司对其1300MW供热机组工程进行了安全预评价。1300MW供热机组工程安全预评价内容主要包括：概述、建设项目概况、危险有害因素分析、评价单元的划分及评价方法的选用、定性、定量评价、安全对策措施及建议、评价结论六个部分。评价报告按照安全预评价导则（AQ8002-2007）要求，根据该建设工程的可研报告，采用预先危险性分析法（PHA）、安全检查表法（SCL）、类比工程法，依据国家有关法律、法规和行业标准，结合本工程的特点对2、该建设工程的危险、有害因素的种类和危险、危害程度进行分析、预测，提出了有针对性的安全对策措施和建议，得出评价结论。本预评价报告可作为该项工程设计、建设和投产后安全管理工作的主要依据，同时也作为安全生产监督管理部门对该工程的“三同时”工作实施监督管理的重要内容之一。在该项目评价过程中，得到了XX热电厂的有关领导和技术人员的大力支持和协作，在此表示衷心感谢。目 录 第1章 概 述11.1 预评价原则、目的11.2 预评价依据11.3 评价范围81.4 评价程序8第2章 建设项目概况102.1建设单位概况102.2工程基本情况102.3地理位置及厂址条件11地理位置11厂址条件11交通运输142.43、 工程概况介绍14厂区总体规划及总平面布置14生产过程172.4.3 水、电、汽及燃料来源202.4.4 主要生产设备及其技术条件232.4.5 主要生产系统介绍242.5主要经济技术指标392.5.1 总的指标392.5.2 总布置指标392.5.3 主厂房指标392.5.4 运行指标40第3章 主要危险、有害因素分析413.1主要物料特性及其危险性413.1.1 燃煤413.1.2 轻柴油42抗燃油423.1.4 透平油42高温汽水433.1.6 石灰石433.1.7 六氟化硫43乙炔433.1.9 氢气43盐酸44氢氧化钠44氨443.1.13 联氨443.2.厂址选择的危险有害因素辨识4、453.3 建（构）筑物的危险及有害因素识别453.4 生产过程中的危险及有害因素识别453.4.1 燃煤储运设备及其系统危险有害因素分析463.4.2 燃油储运设备及其系统危险有害因素分析473.4.3 制粉设备及其系统危险有害因素分析483.4.4 锅炉设备及其系统危险有害因素分析483.4.5 汽轮机设备及其系统危险有害因素分析513.4.6 电气设备及其系统危险有害因素分析543.4.7 热控设备及其系统危险有害因素分析573.4.8 化学设备及其系统危险有害因素分析593.4.9 制氢设备及其系统危险有害因素分析593.4.10 水工（含消防）设备及其系统危险有害因素分析603.4.5、11 除灰、渣和干灰场设备及其系统613.4.12 脱硫设备及其系统危险有害因素分析623.4.13 供热系统危险有害因素分析633.4.14 直接空冷系统危险有害因素分析633.4.15 特种设备653.4.16 公用设备及其系统危险有害因素分析663.4.17 作业环境663.5 重大危险源辨识和安全管理703.5.1 重大危险源辨识703.5.2 重大危险源级别判定713.6 事故案例错误！未定义书签。第4章 评价单元的划分和评价方法的选用734.1评价单元的划分734.2评价方法的介绍764.2.1 安全检查表法764.2.2 预先危险性分析法764.2.3 类比工程法78第5章 安全6、预评价795.1厂址、总平面单元795.1.1 厂址、总平面单元安全检查表分析79评价结论835.2建（构）筑物单元835.2.1 建（构）筑物单元的预先危险性分析835.2.2 评价小结855.3燃煤储运设备及其系统单元855.3.1 燃煤储运设备及其系统单元的预先危险性分析855.3.2 评价结论865.4燃油储运设备及其系统单元的预先危险性分析865.4.1 燃油储运设备及其系统单元的预先危险性分析865.4.2 燃油储运设备及其系统单元安全检查表法评价885.4.3 评价结论885.5制粉设备及其系统单元895.5.1 制粉设备及其系统单元预先危险性分析895.5.2 评价结论905.7、6锅炉设备及其系统单元915.6.1 锅炉设备及其系统单元预先危险性分析915.6.2 评价结论965.7汽轮机设备及其系统单元975.7.1 汽轮机设备及其系统单元预先危险性分析975.7.2 评价结论1005.8电气设备及其系统单元1015.8.1 电气设备及其系统单元预先危险性分析1015.8.2 评价结论1065.9热控设备及其系统单元1075.9.1 热控设备及其系统单元预先危险性分析1075.9.2 评价结论1115.10化学设备及其系统单元1115.10.1 化学设备及其系统单元预先危险性分析1115.10.2 评价结论1135.11制氢设备及其系统单元1135.11.1 制氢设8、备及其系统单元预先危险性分析1135.11.2 制氢设备及其系统单元安全检查表分析114评价结论1165.12水工设备及其系统单元1165.12.1 水工设备及其系统单元预先危险性分析1165.12.2 评价结论1185.13除灰、渣和干灰场设备及其系统单元1185.13.1 除灰、渣和干灰场设备及其系统单元预先危险性分析118评价结论1205.14脱硫设备及其系统单元1205.14.1 脱硫设备及其系统单元预先危险性分析1205.14.2 评价结论1225.15供热系统单元1225.15.1 供热系统单元预先危险性分析1225.15.2 评价结论1235.16直接空冷单元1235.16.1 9、直接空冷单元预先危险性分析1235.16.2 评价结论1275.17特种设备单元1275.17.1 特种设备单元预先危险性分析1275.17.2 评价结论1295.18公用单元1295.18.1 公用单元预先危险性分析1295.18.2 评价结论1315.19作业环境单元1315.19.1 粉尘1325.19.2 毒物1335.19.3 噪声1345.19.4 高温1365.19.5 电磁辐射137第6章 安全对策措施及建议1396.1可研报告中已提出的安全对策措施139防火防爆安全对策措施139防尘、防毒、防化学伤害安全对策措施1406.1.3 防噪声、防振动安全对策措施1416.1.4 防10、电伤、防机械伤害及其它伤害安全对策措施1416.1.5 防暑、防寒、防潮安全对策措施1416.2建议补充完善的安全对策措施1416.2.1 厂址、总图布置和建（构）筑物方面安全措施1416.2.2 工艺、设备和装置方面安全措施1446.2.3 安全管理1666.2.4 应采取的其它综合措施170第7章 评价结论1737.1主要危险、有害因素和评价结果1737.2应重点防范的重大危险有害因素1757.3应重视的安全对策措施1767.4危险、有害因素受控程度1767.5法律法规、行政规章、标准、规范符合性1777.6 安全预评价结论177附件：1、厂区总平面布置图2、厂区地理位置图3、企业营业执照11、4、评价项目委托书5、国家发展和改革委员会文件发改能源2007687号国家发展改革委关于XX热电厂热电联产项目核准的批复6、X自治区人民政府建设用地审批件内政土发200517号关于X旗热电厂扩建工程建设用地的批复7、建设用地地质灾害危险评估报告评审表8、电厂用水供求协议9、供应煤炭协议书10、X自治区地震局内震函2004192号对X热电厂2135MW机组工程场地地震安全性评价报告的批复11、国家环境保护总局环审2006642号关于XX热电厂2135兆瓦供热机组变更为1300兆瓦供热机组工程环境影响报告书的批复12、X自治区发展和改革委员会文件内发改能源字2006041号关于上报XX热电厂13012、0MW空冷供热机组项目审批报告的请示13、X自治区XXX人民政府文件右中政函发（2005）7号X旗人民政府关于敷设X热电厂厂外供热管网的承诺函14、XX热电厂1330MW机组工程可研审查意见15、中国人民解放军X军区司令部关于X热电厂厂址是否影响军事设施的复函16、X自治区文物考古研究所X电厂2135MW机组一期工程文物调查、勘探、发掘竣工报告 17、专家评审意见 第1章 概 述1.1 预评价原则、目的本预评价将以科学、客观和公正态度，以国家法律、法规、标准、规程、规范及有关政策文件为依据，采用科学的方法和程序开展预评价工作。评价中，根据工程实际情况，对厂址规划、总平面布置、工艺系统及生产场所13、等进行系统分析，对规划布置及工艺系统中可能存在的危险、有害因素进行筛选分析，识别并评价重大和主要的危险、有害因素的危害程度，在经济合理、技术可行的前提下，提出消除、减轻、预防、隔离各种危险、危害的途径和方法，为本工程安全设施的设计提供科学依据，为机组投产后安全管理创造良好的条件。本工程安全预评价的目的主要有：1、贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”，为建设项目设计提供科学依据，以利于提高建设项目本质安全程度。2、为建设工程投产后的安全管理实现系统化、标准化和科学化提供依据和条件。3、为安全生产综合管理部门实施监察、管理提供依据。预评价的分析、评价结论和对策措施可为安全生产综合管理部门审批建设工14、程初步设计文件（含安全专篇）提供依据。1.2 预评价依据本工程的评价依据主要为国家有关法律、法规，国家和部颁标准、规范，电力行业标准、规范以及本工程的可行性方案论证及初步设计等。法律、法规及规范性文件中华人民共和国安全生产法中华人民共和国主席令2002第70号中华人民共和国职业病防治法中华人民共和国主席令2001第60号中华人民共和国劳动法中华人民共和国主席令1994第28号中华人民共和国消防法中华人民共和国主席令1998第4号中华人民共和国防震减灾法中华人民共和国主席令1997第94号中华人民共和国放射性污染防止法中华人民共和国主席令1995第60号中华人民共和国道路交通安全法中华人民共和国15、主席令2003第8号中华人民共和国突发事件应对法中华人民共和国主席令2007第69号建筑工程安全管理条例国务院令第373号工伤保险条例国务院令第375号危险化学品安全管理条例国务院令第344号特种设备安全监察条例国务院令第373号生产安全事故报告和调查处理条例 国务院令第493号房屋建筑工程抗震设防管理规定中华人民共和国建设部令第148号压力容器安全技术监察规程质技监局锅发1999154号蒸汽锅炉安全技术监督规程劳部发1996276号爆炸危险场所安全规定劳部发199556号爆炸危险场所电气安全规程劳人护198736号特种作业安全技术培训考核管理办法原国家经济贸易委员会令第13号起重机械安全监察16、规定国家质量监督检验检疫总局令第92号关于特种作业人员安全技术培训考核的意见安监管人字2002124号关于加强作业场所职业卫生监督检查工作的通知安监管协调字200448号发电厂并网运行管理规定电监市场200642号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200456号压力管道安装安全质量监督检验规则国质检锅200283号特种设备质量监督与安全监察规定国家质量技术监督局2000第13号令生产经营单位安全培训规定国家安全生产监督管理总局令第3号劳动防护用品监督管理规定国家安全生产监督管理总局令第1号X自治区安全生产条例X自治区第十届人民代表大会常务委员会第十六次会议20051.2.2 17、国家及部颁标准、规范工业企业设计卫生标准GBZ12002工业场所有害因素职业接触限值 化学有害因素GBZ2.1-2007工业场所有害因素职业接触限值 物理因素GBZ2.2-2007生产设备安全卫生设计总则GB50831999爆炸性环境用防爆电气设备通用要求GB3836.11983继电保护和安全自动装置技术规程GB142852006放射卫生防护基本标准 GB47921984爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB500581992采暖通风与空气调节设计规范GB500192003建筑设计防火规范GB500162006建筑内部装修设计防火规范GB502221995生产过程安全卫生要求总则GB1280118、1991工业企业噪声控制设计规范GBJ871985建筑照明设计标准GB500342004建筑采光设计标准 GB500332003工业企业厂内铁路、道路运输安全规程GB43871994安全色GB28932001安全标志GB28941996消防安全标志GB134951992消防安全标志设置要求GB156301995工业与民用电力装置的接地设计规范GBJ651983建筑物防雷设计规范（2000年版）GB500571994机械设备防护罩安全要求GB81961987固定式钢直梯安全技术条件GB4053.11993固定式钢斜梯安全技术条件 GB4053.21993固定式工业防护栏杆安全技术条件GB405319、.31993机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求GB/T8196-2003固定式工业钢平台GB4053.41983起重机械安全规程GB/T60671985作业场所局部振动卫生标准GB104341989钢制压力容器GB1501998钢制管壳式热交换器GB1511999用电安全导则GB/T138691992低压配电设计规范GB500541995电力工程电缆设计规范GB502172007火灾分类GB 49681985火力发电厂与变电站设计防火规范GB502292006剩余电流动作保护装置安装和运行GB13955-2005电气装置安装工程电力设备交接试验标准GB50150-200620、国家电气设备安全技术规范GB19517-2004建设工程施工现场供用电安全规范GB50194-1993建筑结构可靠度设计统一标准GB50068-2001建筑地基基础设计规范GB50007-2002工业管路基本识别色、识别符号和安全标识GB72312003电梯安装验收规范GB100601995系统接地的型式及安全技术要求GB140501993电力设施抗震设计规范GB502601996高温作业分级GB/T42001997有毒作业分级GB123311990职业性接触毒物危害程度分级GB50441985生产性粉尘作业危害程度分级GB58171986电磁辐射防护规定GB 87021988工业企业总平面设21、计规范GB501871993重大危险源辨识GB182182000建筑抗震设计规范GB500112001企业职工伤亡事故分类GB6441-1986氢气站设计规程GB50177-2005工程建设标准强制性条文（电力工程部分）建标2006102号1.2.3 行业主要标准、规范火力发电厂设计技术规程DL50002000电力设备典型消防规程DL50271993火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程DL50531996电力工业锅炉压力容器检验规程DL6471998交流电气装置的接地DL/T6211997火力发电厂总图运输设计技术规程DL/T50322005火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程 DL/T522、0352004火力发电厂建筑设计规程DL/T50941999火力发电厂主厂房荷载设计技术规程DL/T50952007火力发电厂汽水管道设计技术规定DL/T50541996火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则DL/T6162006火力发电厂运煤设计技术规程第1部分 运煤系统、火力发电厂运煤设计技术规程第2部分 煤尘防治、火力发电厂运煤设计技术规程第3部分 运煤自动化DL/T 5187.1-2004DL/T 5187.2-2004DL/T 5187.3-2004火力发电厂化学设计技术规程DL/T50682006火力发电厂热力设备和管道保温油漆设计技术规定DL/T50722007火力发电厂水工设计23、规范DL5339-2006火力发电厂烟气脱硫设计技术规程DL/T5196-2004电站汽轮机技术条件DL/T892-2004交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T6201997电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程DL/T6231997电力设备预防性试验规程DL/T5961996电力工业锅炉压力容器监察规程DL6121996火力发电厂金属技术监督规程DL4382000电力工业紧急救护工作规范DL/T6921999发电机励磁系统技术监督规程DL/T1049高压电气设备绝缘技术监督规程DL/T1054-2007发电厂汽轮机水轮机技术监督导则DL/T1055-2007发电厂热工仪表及控制系统24、技术监督导则DL/T1056-2007电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL/5009.12002电站钢结构焊接通用技术条件DL/T6781999电力设备用户监造技术导则DL/T5861995电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇） DL50111992火力发电厂汽轮发电机的热工检测控制技术导则DL/T5911996火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程DL/T6572006火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程DL/T6592006火力发电厂和变电站照明设计技术规定DL/T53902007火力发电厂辅助系统(车间)热工自动化设计技术规程 DL/T52272005火力发电厂电子计算机监25、视系统设计技术规定 DLGJ911989火力发电厂热工控制系统技术规定DL/T5175-2003火力发电厂焊接技术规程DL/T869-2004电站锅炉安全阀应用导则DL/T959-2005电站煤粉锅炉炉膛爆炸防爆规程DL/T435-2004火力发电厂油气管道设计规程DL/T5204-2005火力发电厂厂用电设计技术规定DL/T51532002化学监督导则DL/T2462006电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL4081991安全评价通则AQ8001-2007安全预评价导则AQ8002-2007生产经营单位安全生产事故应急救援编制导则AQ/T9002-20061.2.4参考标准、规范电26、业安全工作规程（热力和机械部分）电安生1994227号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国家电力公司国电发2000589号安全生产工作规定国家电力公司国电办20003号安全生产监督规定国家电力公司国电总2001793号火力发电厂热工仪表及控制装置技术监督规定国电安运1998483号高压开关设备管理规定国家电力公司发输电输199972号高压开关设备反事故技术措施国家电力公司发输电输199972号汽轮发电机运行规程国家电力公司国电发1999519号电力行业劳动环境检测监督管理规定电综1998126号防止电气误操作装置管理规定（试行）能源安保19901110号发电厂并网运行管理规定电监市场20027、642号建筑工程安全防护、文明施工措施费用及使用管理规定的通知建办200589号国家电网公司十八项电网重大反事故措施国家电网生技2005400号文城市热力网设计规范CJJ34-20021.2.5 项目文件、工程资料XX热电厂1300MW供热机组工程初步设计X电力勘测设计院（2007年7月）XX热电厂1300MW供热机组工程可行性方案论证X电力勘测设计院（2006年6月）1.3 评价范围本评价报告评价对象为XX热电厂1300MW供热机组工程，本工程的安全预评价范围确定为：1、工程厂址选择以及厂区总平面布置。2、工程主、辅系统及公用系统，主要包括1300MW容量的燃煤供热发电机组部分、燃料贮运部分28、除灰、渣部分、化学及水工部分、电气部分、热工自动化部分、烟气脱硫部分等。重点评价本工程初步设计中采取的安全措施能否有效防范工程运行、维护以及检修过程中存在的危险、有害因素，针对存在的问题提出进一步的安全对策措施。3、由于脱硝方式尚未确定，本期只预留脱硝位置，脱硝系统不在评价范围之内。1.4 评价程序本次安全预评价工作程序如图1-1所示。评价工作大体可分为三个阶段。第一阶段为准备阶段，主要收集有关资料，进行初步的工程分析和危险、有害因素识别，选择评价方法；第二阶段为实施评价阶段，对工程安全情况进行类比调查，运用合适的评价方法进行定性或定量分析，提出安全对策措施；第三阶段为报告书的编制阶段，主要29、是汇总第二阶段所得到的各种资料、数据，综合分析，提出结论与建议，完成安全预评价报告书的编制。前期准备选择评价方法划分评价单元辨识与分析危险、有害因素定性、定量评价提出安全对策措施建议做出评价结论编制安全预评价报告图1-1 安全预评价程序图第2章 建设项目概况2.1建设单位概况XX热电厂位于X东北部的XXXX(简称X旗)，旗政府所在地X（X）镇，电厂处于镇西南方向7km处。电厂供热范围内采暖面积为350万平方米，电厂一期工程建设1300MW燃煤亚临界抽凝式直接空冷汽轮发电机组，留有扩建条件。电厂燃用霍林河煤矿褐煤，采用火车运输；电厂采用X水库作为供水水源。建设电厂的目的是为满足当地供热供电的需要30、。工程计划于2009年4月机组投产。2.2工程基本情况本工程为XX热电厂一期工程建设1300MW燃煤亚临界抽凝式直接空冷汽轮发电机组。本期工程安装1300MW亚临界直接空冷抽汽凝汽式汽轮发电机组，配11196t/h亚临界煤粉锅炉。主机中标供货商及型号：汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的CZK330-16.67/0.4/538/538直接空冷抽汽凝汽式机组；锅炉为X巴布科克威尔科克斯有限公司生产的B&BW-1196/17.5-M型亚临界、一次中间再热、自然循环汽包锅炉；发电机为上海汽轮发电机有限公司生产的QFSN-330-2型水氢氢冷汽轮发电机组。本工程发电机年利用小时数为5500h。由于本工程由31、原2135MW供热机组变更为1330MW供热机组，故对附件资料的不一致之处做如下说明：1、国家发改委批复的是1300MW（锅炉1056t/h）,初步设计中为1330MW机组，设计图纸也是1330MW机组：330MW机组和300MW同属一个级别的机组。2、地质灾害评价报告表和地震安全性评价报告为2135MW机组工程：1330MW机组工程用地在同一地址，原来所做的评价也是一级评估，评价结论是一致的。3、用水供求协议中是1135MW+125MW机组：在建的1330MW机组是空冷机组，年用水量为130万吨，协议中供水量满足用水要求。4、环境影响报告批复由2135MW变更为1300MW：拟建设规模变化后32、，重新做了环境影响报告，环保总局据此做了批复。2.3地理位置及厂址条件2.3.1地理位置XX热电厂1300MW供热机组工程厂址，位于X东北部的XXXX(简称X旗)旗政府所在地X镇西南方向约7.0 km处。2.3.2厂址条件2.3.2.1 厂址地形、地貌 厂址占地为荒地，地势略有起伏，西北高东南低，自然地表高程在246.22261.88m之间，最大冻土深度为186cm。厂址北侧无名冲沟百年一遇设计洪水位比厂址自然地面高程平均高约0.5m，但由于无名冲沟与厂址之间有一道山梁，该山梁位于厂址北侧约650m处，走向几乎与无名冲沟平行，受此山梁阻挡，厂址北侧无名冲沟百年一遇设计洪水不会漫至厂址。2.3.33、2.2 工程地质条件 根据最大钻探深度50.6m所揭露出的地层资料看，勘测区域地层主要为冲洪积粉土、残坡积粉质粘土及第三系板岩层，根据其物质组成及力学强度的差异分为3层，其中第3层又分为4个亚层。粉土层，黄褐色，稍湿，松散稍密，冲洪积形成，含砂量大。该层土主要为地表耕土，其在勘测区域内分布普遍，一般厚度小于1.00m。该层土具有堆积时间短，结构松散的特点，所以，其不可作为天然地基采用。其物理力学性指标可按如下采用：重力密度=16.5kN/m3。粉质粘土层，浅棕色棕色，稍湿，硬塑坚硬。残坡积形成，混大量砂砾石。该层土在勘测区域分布不很稳定，局部缺失，厚度一般在1.00m左右。该层土中进行了大量的34、标准贯入试验，但由于该层土中砂砾石含量较高，其30cm修正后击数一般大于40击。此外，该层土有弱膨胀性，自由膨胀率60，为弱膨胀潜势。其它主要物理力学性指标可按如下采用：重力密度=19.0kN/m3；压缩模量Es=15.0MPa；承载力特征值fak=200kPa。-1完全风化板岩层，黄绿灰黑色，密实，呈小碎块状。该层土层位稳定，且厚度均匀，厚度一般在3.005.00m之间，是良好的天然地基持力层。该层土中进行了大量的重型动力触探试验，但其10cm修正后击数均大于30击。其物理力学性指标可按如下采用：重力密度=20.5kN/m3；压缩模量Es1-2=25.0MPa；承载力特征值fak=300kP35、a。-2强风化板岩层，灰黑色，致密坚硬，呈块状。该层土层位稳定，且厚度均匀，厚度一般大于12.00m，是良好的下卧层。其物理力学性指标可按如下采用：重力密度=21.5kN/m3；压缩模量Es1-2=30.0MPa；承载力特征值fak=400kPa。-3中等风化板岩层，灰黑色，致密坚硬，呈块状短柱状。该层土层位稳定，且厚度均匀，厚度大于10.00m。其物理力学性指标可按如下采用：重力密度=22.5kN/m3；压缩模量Es1-230.0MPa；承载力特征值fak400kPa。-4微风化板岩层，灰黑色，致密坚硬，呈短柱状。所有钻孔均未揭穿该层。其物理力学性指标可按如下采用：重力密度=22.5kN/m36、3；压缩模量Es1-230.0MPa；承载力特征值fak500kPa。地基土物理力学性指标推荐使用值如下表：表2-1 地基土物理力学性指标地层编号/岩性重力密度（kN/m3）压缩模量Es1-2(MPa)承载力特征值fakkPa/粉土16.5/粉质粘土19.015.0200-1/完全风化板岩20.525.0300-2/强风化板岩21.530.0400-3/中等风化板岩22.530.0400-4/微风化板岩22.530.0500场地土类型为中硬场地土，建筑的场地类别为类。场地为对建筑抗震有利地段。X旗地震动峰值加速度为0.05g；地震动反应谱特征周期为0.35s，地震基本烈度为6度。2.3.2.337、 水文地质条件 钻探及工程附近民井调查结果显示，场地内地下水为潜水，水位一般在自然地面下10.0m左右，水位高程在236.92247.73 m之间。地下水对混凝土及钢筋混凝土无腐蚀作用。2.3.2.4 气象条件 厂址地处大陆性季风型气候区，冬季寒冷干燥，夏季炎热短暂。全年平均气温：6.2全年平均最高气温：12.3全年平均最低气温：0.5极端最高气温：40.5 累年平均气温：6.0 极端最低气温：-30.9 平均年降水量：380.8mm.平均年蒸发量：2068.7mm平均气压：984.8hPa最大风速：32.73m/s 年平均风速4.1m/s全年主导风向为NW土壤最大冻结深度：186cm最多雷暴38、日数：45天2.3.3交通运输霍通铁路南北贯穿旗境，公路四通八达。厂址东临霍通铁路，X火车站位于电厂北侧约3.4km，厂址南侧紧靠省际大通道，进厂道路从此引接。电厂大件运输和电厂来煤均可由铁路专用线和省际通道完成。2.4 工程概况介绍2.4.1厂区总体规划及总平面布置2.4.1.1 全厂总体规划 根据电厂总体规划和厂区总平面布置方案及电厂外部设施布置和区域规划，以及自然环境和相邻村、镇、厂矿、企业、重要设施等因素，综合考虑，力求全厂总体规划合理，相互联系短捷方便，互不干扰，并与城乡规划及周围环境相协调。本期工程为新建工程，本期建设1300MW级亚临界抽凝式直接空冷汽轮发电机组，预留扩建条件。厂39、区本期用地18.86 hm2。厂址位于X旗X镇西南方向约7 km处，紧邻霍通铁路，南靠省际大通道。根据空冷机组的要求，结合夏季主导风向玫瑰图，电厂固定端朝西南，扩建端朝东北，出线向西北。2.4.1.2 厂区总平面布置 厂区总平面布置格局由西北向东南依次为：220kV屋外配电装置主厂房（空冷平台）贮煤场，呈三列式布置。主厂房布置在厂区中部，主厂房采用钢筋混凝土结构，布置顺序依次为汽机房、煤仓间、锅炉房，汽轮机为纵向顺列布置。汽机房A列柱至烟囱中心线的横向距离为191.65m，汽机房纵向长度为75.0m。除尘器、引风机室、烟囱、湿法脱硫系统依次布置在主厂房东南侧（炉后）。在厂区东南角预留制氨车间的40、场地。固定端朝西南，扩建端向东北。输煤栈桥从主厂房固定端上煤，燃煤通过翻车机，经转运站及输煤栈桥送入主厂房。电厂本期考虑设置一套翻车机，输煤系统不考虑扩建，配置一股重车卸车线、一股空车卸车线、一机车走行线，一次建成。电厂铁路专用线布置在厂区东北侧。考虑环保要求，厂区贮煤场四周设置防风抑尘网。启动锅炉房、推煤机库和煤水处理室就近布置在贮煤场的西南侧。根据空冷朝向及出线方向的要求，空冷平台、主变压器和220kV屋外配电装置依次布置在汽机房西北侧场地上，汽机房A列北偏东约为23。辅机冷却塔及循环水泵房布置在220kV屋外配电装置西南侧，循环水管线较为短捷。锅炉补给水处理室、工业废水处理车间、综合水泵41、房集中布置在主厂房南侧，管线连接短捷；且工业废水处在相对较低处，有利于无压排水。输煤综合楼靠近碎煤机室和脱硫装置，便于输煤的集中控制，且节约电缆。由于灰库属污染较大的建筑，故布置厂区东南侧边缘较低处；且在全年盛行风向的下风侧，又毗邻贮煤场，使污染源较集中，又远离厂前区。因此厂区整体环境较好。油罐区泡沫消防室、点火油泵房及贮油罐成组布置在主厂房东南端，电厂的边缘地带；启动锅炉房布置在煤场的西南，便于所需燃料的运输。制氢站和点火油罐皆属高危险性建构筑物，故单独成区布置，且远离厂前区。生活污水处理站和排水泵放布置在厂区最低处，便于全厂污水和雨水的无压排放。热网加热站、材料库和车库联合布置在厂前区，节42、约用地；而且热网加热站靠近主厂房，热网管线较短捷。厂前区采用庭院式布置，综合办公服务楼正对主入口，主立面向南，朝向较好，两侧分别为锅炉补给水处理室和材料库的联合建筑，使整个厂前区较为美观，且立面错落有致。2.4.1.3 土建结构电厂厂区内地形平坦、地层结构简单，且存在厚度较大的板岩层，该层是良好的天然地基。所有建（构）筑物均采用天然地基，主要建（构）筑物地基持力层可选择-1层完全风化板岩层；荷重较小的辅助附属建筑物可采用粉质粘土层。主厂房A列柱、汽机大平台柱、煤仓间柱、锅炉炉架柱、集控楼基础采用钢筋混凝土独立基础。汽轮发电机基础采用天然地基，汽轮发电机基础采用大板式基础。烟囱基础采用钢筋混凝土43、环板式基础。主厂房采用现浇钢筋混凝土结构。厂房横向由汽机房外侧柱、煤仓间框架形成主厂房框排架承重体系；厂房纵向汽机房外侧柱由梁柱及抗震支撑形成纵向框架抗震支撑结构。煤仓间纵向由梁柱形成纵向框架结构。汽机房外侧柱、煤仓间框架柱均采用矩形钢筋混凝土柱，其断面分别为7001600mm，7001800mm, 7001600mm。汽机房屋盖为钢屋架上铺压型钢板底模、钢筋混凝土现浇屋面板。2.4.1.4 竖向布置1、竖向布置形式 电厂自然地面标高在246m260m左右，地形略有起伏，成西北高东南低。厂区竖向布置采用阶梯式布置，阶梯高度为3.5m。主厂房区域为第一台阶，场地坡度向北、向东均为-0.5%，主厂44、房室外设计地坪标高254.50m；煤场和卸煤设施区域为第二台阶，场地坡度向东为-0.3%，煤场设计地坪高为249.50249.15m。本工程根据场地的自然状况，在竖向设计方面采用以场地自然排水和有组织排水相结合的方式将地表水排至厂外。2、主要建(构)筑物标高确定 主厂房标高 254.80m 翻车机室室外标高 249.50m煤场场地标高 249.50249.10m本期220kV屋外配电装置设计地坪标高 254.80254.60m 本期铁路专用线轨顶标高 250.3m3、燃料运输布置 根据业主方取得的供煤和运输协议文件，本工程大部分燃用霍林河煤矿褐煤，少量燃用X旗地方煤。电厂大部分燃用霍林河褐煤。45、霍林河煤矿距电厂约190km左右，燃煤利用霍通铁路采用火车运输。电厂铁路专用线由霍通铁路X站接轨。电厂距X地方煤矿约为25km，每年可向电厂供褐煤40万吨。地方褐煤采用汽车运输，利用社会运力解决。4、管线及沟道布置 根据管线布置设计原则及既定敷设方式和各专业提供的接口位置及标高，综合考虑，统筹规划。厂区管线走廊宽度，按电厂最终规划容量一次规划，主要管线走廊规划如下：A列外走廊设计宽度：85.5m；主厂房固建端走廊设计宽度：30m；炉后走廊设计宽度：11m；其它走廊结合路网两侧布置，主要路网建筑红线设计宽：915m。本工程管线设计采用地上架空和地下敷设两种方式，地下敷设又分沟道敷设和直埋两种类型46、，其中：采用沟道敷设的管线为：燃油管、蒸汽管、部分电缆等。采用地下直埋的管线有：循环水管、生活及工业上、下水管、消防水管、暖汽管等。采用地上架空敷设的管线有：灰管等。5、贮灰场贮灰场位于电厂东南方向，距电厂直线距离约5.5km，为平原干灰场。本期贮灰场占地面积约12.25104m2,堆灰高度按5m计算，堆灰库容约为39.27104m3，可满足本期1300MW机组贮灰约1年。2.4.2生产过程电厂燃煤经粗碎、磨制成粉后送入锅炉炉膛燃烧。除盐水经多级加热器预热、除氧后补入锅炉，被锅炉加热成过热蒸汽和再热蒸汽，送入汽轮机做功，带动发电机发电，发电机发出的电经升压后将送入电网。做完功的乏蒸汽冷却成水，47、与一部分除盐补充水混合经预热、除氧后再送入锅炉循环使用。燃料在锅炉燃烧后的烟气从锅炉排出后，送入除尘器、脱硫装置，除尘、脱硫后的烟气由210m高的烟囱排入大气；本期除灰渣系统采用干排灰渣方式，灰渣分除，灰、渣由汽车外运至贮灰场或综合利用；本期各建筑物的生活污水汇集至生活污水处理站，处理后排入蓄水池，经中水处理站深度处理后重复利用；生产废水分别处理后全部回收利用，正常工况下无对外排水。生产过程流程图见图2-1。图2-1 生产过程流程图2.4.3 水、电、汽及燃料来源2.4.3.1水源电厂采用X水库水作为供水水源。水库净化站位于水库取水头附近，输水距离约20多公里，补给水管线按1300MW机组容量48、考虑，敷设一根输水钢管。生活用水及事故备用水源采用地下水。本工程1330MW供热机组采用直接空冷系统，根据全厂水量平衡计算，电厂夏季用水量为204m3/h（0.057m3/s），冬季用水量为206m3/h（0.057m3/s）。年运行小时按7000小时计，电厂年工业用水量为143.35104m3/a。根据水利部牧区水利科学研究所2005年6月所作的X热电厂2135MW机组工程水资源论证报告书及X自治区水利厅对该报告的审查意见，X水库位于X旗北侧，距X旗巴彦舒镇约7.5km。水库于1976年10月竣工。X水库为引霍林河水的旁侧水库，2002年X水库进行了除险加固，加固后水库最高兴利水位可达28849、m，汛限水位287m，相应库容为9250104m3，兴利库容为8500104m3，死库容750104m3，该水库属于多年调节性多功能蓄水工程。X水库位于霍林河吐列毛都水文站和白云胡硕水文站之间，水库引水口设在霍林河右岸的低山丘陵区。吐列毛都水文站以上，河长195km，集水面积8000km2，河谷穿行于崇山峻岭之中，两岸山岭陡峻，植被良好。河道比降较大，平均为3.344，为霍林河主要产流区。吐列毛都水文站至白云胡硕水文站(X镇)之间，河长1002km，集水面积2355km2，两岸为低山丘陵区，植被较差，河道比降在2左右。X水库引水口以上流域多年平均天然径流量为38181104m3，霍林河白云胡硕50、站以上流域多年平均天然径流量为40000104m3。经计算在Cv=O.96，Cs/Cv=2.5时，97保证率时天然年径流量7865104m3a。X水库引水口原设计流量为18 m3/s，由于1998年大水将X水库引水口冲毁，X水利设计院重新进行了水库引水口设计，根据该设计，进水闸底板高程为297.0m ，设计正常引水位为298.5m，取水能力为25m3/s；校核洪水位（50年一遇）为299.61m，取水能力为50m3/s。枢纽的主要任务：在汛期将霍林河十年一遇洪水以50 m3/s流量引向X水库；在平时保证向X水库正常引水25 m3/s；枯水期完成靠山灌区的灌溉任务以保证农田旱涝保收。经多年调节计51、算，在靠山枢纽重建和水库规模不变的情况下，X水库年平均可供水量为9572.48104m3，97保证率时天然年径流量7865104m3/a。完全可以满足电厂本期1330MW机组年工业用水143.5104 m3/a的要求。本工程1330MW机组水源是落实可靠的。2.4.3.2电源启动电源来自于电网,电网通过220kV线路反送电至升压站220kV母线，经启动备用变压器提供启动电源。厂用电系统的接线和设备布置考虑了机组的启动和运行要求。2.4.3.3汽源本期工程初次启动汽源由235t/h，额定蒸汽压力为1.57MPa的启动锅炉房提供。2.4.3.4燃料1、燃油锅炉点火用油为0-20#轻柴油，燃料油经汽52、车运至电厂卸在储油罐内。随着大型燃煤锅炉使用等离子点火技术的成功及发展，为了节能降耗，降低成本，本工程同时考虑安装等离子点火装置的位置等条件。2、燃煤1）煤源本工程大部分燃用霍林河煤矿褐煤，少量燃用X旗地方煤。霍林河煤田属褐煤煤田，平均发热量为3100kcal/kg，具有低硫、低磷、高挥发分的特性。业主方已取得霍林河露天煤业股份有限公司每年向电厂供应燃煤130104t/a的供煤协议。X旗地方煤矿生产的褐煤，煤质好。业主方已取得地方煤矿每年向电厂供应燃煤40104t/a的供煤协议。2）煤质分析本工程所用煤煤质分析情况见表2-2。表2-2 煤质分析表项 目符 号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2元素53、分析收到基碳Car33.5735.8031.24收到基氢Har2.222.722.15收到基氮Nar0.570.640.83收到基氧 Oar10.179.358.21收到基硫St，ar0.330.370.45工业分析收到基灰分Aar23.4919.0224.12收到基水分Mtar29.6532.1033.0空气干燥基水分Mad14.4714.6016.40干燥无灰基挥发分Vdaf48.3747.3546.80收到基低位发热量Qnet，arkJ/kg120531267010950哈氏可磨指数Rw-605663灰熔点变形温度DT115012401110软化温度ST130013501140熔化温度F54、T145014401200二氧化硅SiO263.8957.69-三氧化二铝Al2O315.3126.93-三氧化二铁Fe2O313.103.65-氧化钙CaO3.002.62-氧化镁MgO0.400.86-氧化钠Na2O2.700.31-氧化钾K2O2.701.62-三氧化硫SO32.12.75-二氧化钛TiO2-1.31-五氧化二磷P2O5-二氧化锰MnO2-0.08-3）耗煤量本工程新建1300MW亚临界燃煤空冷供热发电机组，配套11196t/h煤粉锅炉。锅炉耗煤量如表2-3。表2-3 锅炉耗煤量项目设计煤种校核煤种1校核煤种2一台炉一台炉一台炉小时耗煤量（t/h）275.56262.1755、303.43日耗煤量（t/d）5511.25243.46068.6年耗煤量（kt/a）1515.581441.9351668.865注：锅炉的年利用小时数按5500小时计算；锅炉的日利用小时数按20小时计算。2.4.4 主要生产设备及其技术条件2.4.4.1锅炉锅炉为亚临界，自然循环，一次中间再热，烟气挡板调温、平衡通风，前后墙对冲燃烧方式，固态排渣，全钢架悬吊结构汽包炉。锅炉采用高能电火花点燃轻柴油，然后点着煤粉的点火方式锅炉（BMCR工况）的主要参数如下：过热蒸汽流量： 1196t/h过热蒸汽出口压力：过热蒸汽出口温度： 541再热蒸汽流量： 999.5t/h再热蒸汽进口压力： 再热蒸汽出56、口压力：再热蒸汽进口温度： 342再热蒸汽出口温度： 541省煤器进口给水温度：280排烟温度（修正前）： 148 排烟温度（修正后）： 141 锅炉保证热效率(按低位发热量) ：92.06%锅炉不投油最低稳燃负荷： 35%BMCR2.4.4.2汽轮机本工程选用亚临界、一次再热、直接空冷、双缸双排汽、直接空冷抽汽凝汽式。汽轮机（THA工况）的主要参数如下：额定功率： 330 MW流量： 1139.066t/h高压主汽阀前压力：高压主汽阀前温度： 538中压主汽阀前压力： 3.509 MPa.a中压主汽门前温度： 538排汽压力： 14kPa.a（设计背压） 32kPa.a（最高满发背压）额定转57、速： 3000r/min 旋转方向： 从汽轮机向发电机方向看为顺时针方向给水加热级数： 7级 三级高加、一级除氧、三级低加抽汽工况： +0.25-0.1抽汽压力 0.4 MPa.a额定采暖抽汽量 325 t/h最大采暖抽汽量 400 t/h汽轮机总内效率为90.1%高压缸效率为84.7%中压缸效率为92.6%低压缸效率为91.5%热耗为8786.7kJ/kWh2.4.4.3 发电机汽轮发电机的冷却方式为水、氢、氢冷却，发电机励磁方式采用自并励静态励磁。在额定频率和额定氢压下，发电机额定功率与汽轮机额定功率相匹配，发电机最大连续功率与汽轮机的最大连续出力相匹配。汽轮发电机的主要参数如下：额定容量58、： 388MVA额定功率： 330MW额定电压： 20kV额定功率因数：0.85(滞后)额定频率： 50Hz额定转速： 3000r/min效率(保证值)： 98.92.4.5 主要生产系统介绍2.4.5.1燃煤及其储运系统1、燃料运输本工程的燃煤由霍林河露天煤矿和X旗地方煤矿供应。霍林河露天煤矿供应的煤，采用火车运输，运距约190km左右。电厂运煤铁路专用线从霍（林河）通（辽）铁路X站接轨。X旗地方煤矿距电厂约为25km，采用汽车运输，运煤汽车用社会运力。2、卸煤系统由于煤矿与本工程所在地冬季气候寒冷，故厂内火车卸车设施采用翻车机卸车，输煤系统设置1套C型转子式单车翻车机及其调车系统，厂内铁路59、线配置一股重车卸车线、一股空车卸车线及一股机走线。3、储煤系统本工程与煤矿运距较长，电厂及煤矿所在地冬季气候寒冷。贮煤场容量的设计既要考虑以上不利因素，同时还应考虑机组燃用煤种为褐煤的因素，贮煤场设计容量按照1300MW机组15天的耗煤量设计，煤场堆高13.5m，共存煤8.3104t。贮煤场配置1台斗轮堆取料机。贮煤场另设2台推煤机及1台装载机作为煤场倒运、压实、整理货位等辅助作业设备。4、筛碎系统输煤系统设置一级筛分、一级破碎，分别采用滚轴筛和环锤式碎煤机。5、输煤系统除本期工程清车煤槽下1号带式输送机和贮煤场6号带式输送机采用单路外，输煤系统其余带式输送机均采用双路，一路运行，一路备用。从60、翻车机至贮煤场的带式输送机系统出力与单台翻车机最大出力相匹配，带宽B=1400mm，带速V=2.5m/s，出力Q=1500t/h。从贮煤场至主厂房的上煤系统带式输送机出力按照1300MW机组容量设计（校核煤种2耗煤量为303.43t/h），带式输送机选用带宽B=1000mm，带速V=2.0m/s，出力Q=600t/h。清车煤槽下1号带式输送机带宽B=1000mm，带速V=2.0m/s，出力Q=600t/h。2.4.5.2燃油及其储运系统本工程锅炉点火和助燃用油均采用0-20号轻柴油。随着大型燃煤锅炉使用等离子点火技术的成功及发展，为了节能降耗，降低成本，本工程锅炉拟采用等离子点火技术。考虑检修61、及备用，本工程点火及助燃系统仍保留。1、炉前油系统本工程油燃烧器的总输入热量按35%B-MCR负荷计算。共设24只点火、暖炉机械雾化油枪。点火方式为高能电火花点燃轻柴油，然后点燃煤粉，实现二级点火，满足程序控制需要。燃油采用机械雾化方式。同时本工程锅炉采用气化微油点火技术，将前墙下层四只燃烧器改为微油点火燃烧器，安装四只微油点火油枪，启动时，磨煤机入口一次风加热采用油加热。2、卸油设施0-20#轻柴油由汽车运输进厂，本工程安装两台电动离心式卸油泵和一台螺杆卸油泵，布置于油泵房内。3、贮油设施本期工程安装2座300m3拱顶钢制油罐。4、供油设施本工程安装2台多级离心式供油泵，正常运行时一台泵运行62、，1台供油泵备用。供油系统的出力为全部油枪所需的油量，另加回油量(取10的供油量)。供油泵布置在油泵房中。供油泵的压头为4.5MPa，供油母管油流量为30t/h。2.4.5.3燃烧制粉系统本工程配备6台中速磨煤机。锅炉配置6台能适应中速磨煤机正压直吹式制粉系统运行的电子称重式给煤机，出力为1075t/h。锅炉设置6座原煤仓，每座原煤仓的有效容积为560m3。配置2台100%容量的密封风机，1台运行，1台备用，提供磨煤机及给煤机的密封风，防止煤粉外漏。每炉配两台50%容量的单速一次离心式风机。锅炉配两台50%容量动叶可调轴流式送风机，二次风量通过改变送风机动叶角度来调节。锅炉配备两台三分仓容克式63、空气预热器。本工程引风机的型式按动叶可调轴流式风机选择。锅炉配置一台双室电-袋除尘器。本工程1300MW机组用一座钢筋混凝土烟囱，烟囱出口内径5.5m，高度为210m。2.4.5.4 热力系统1、主蒸汽、再热蒸汽系统 主蒸汽、再热热段蒸汽、再热冷段蒸汽均采用单元制系统。主蒸汽管道从锅炉过热器出口联箱两根管接出后合成一根管道，在主汽门前分成两根分别接至汽轮机左、右侧主汽门。再热蒸汽热段管道从锅炉再热器出口联箱一个接口接出，在进入汽机之前分为两根，分别进入汽轮机左右侧中压主汽门。再热蒸汽冷段管道从汽机高压缸排汽口引出，在进入锅炉前又分为两根，由接入锅炉入口联箱。在锅炉至汽轮机主汽关断阀前的主汽管道64、上不设电动隔离阀；为方便锅炉本体的水压试验，在过热器出口管道，再热器的进、出口管道上设有水压试验堵阀。在主蒸汽管路上不设流量测量装置，通过测量汽轮机调节级后的压力来计算出主蒸汽流量。冷再热蒸汽系统还向辅助蒸汽系统、2号高压加热器提供汽源，并向给水泵汽轮机提供高压备用汽源。主蒸汽主管和支管采用ASTM A335 P91无缝钢管（无负偏差的内径管），热再热蒸汽主管和支管采用ASTM A335 P22无缝钢管（无负偏差的内径管）。冷再热蒸汽管道主管和支管采用A672 B70 CL32有缝电熔焊外径钢管。主蒸汽系统管道的设计压力为锅炉过热器出口额定主蒸汽压力。主蒸汽系统管道的设计温度为锅炉过热器出口额65、定主蒸汽温度加锅炉正常运行时允许温度正偏差5。冷再热蒸汽系统管道的设计压力为机组VWO工况汽轮机高压缸排汽压力的1.15倍。冷再热蒸汽管道系统的设计温度为VWO工况汽轮机高压缸排汽参数等熵求取在管道设计压力下的相应温度。热再热蒸汽管道系统的设计压力为锅炉再热器出口安全阀动作的最低整定压力。热再热蒸汽管道系统的设计温度为锅炉再热器出口额定再热蒸汽温度加锅炉正常运行时的允许温度正偏差5。在BMCR工况主蒸汽管道压降不大于0.8MPa。从汽轮机高压缸排汽口到汽轮机再热联合汽门前总的再热蒸汽系统压降在BMCR工况不大于汽机高压缸排汽压力的10。2、给水系统 除氧器中的水由锅炉给水泵升压经三台高压加热器66、后输送到锅炉省煤器入口联箱。本工程给水系统选用2台50%容量的汽动给水泵，及一台30%容量的电动启动备用给水泵，电动给水泵采用调速给水泵。两台汽动给水泵各配置1台电动给水前置泵，电动给水泵配有1台前置泵和液力偶合器。三台高压加热器采用大旁路系统。当任何一台高加故障切除时，三台高加要同时从系统中退出运行，这时机组仍能带额定负荷。在给水泵出口止回阀前的给水管路上接出可调节型的最小流量再循环装置，以满足给水泵最小流量的要求。再循环管道接至除氧器。机组正常运行时，给水流量由控制给水泵汽轮机或电动泵液力偶合器的转速进行调节；当机组启动和低负荷运行时，给水流量由省煤器入口关断阀的旁路调节阀控制，主给水管道67、上不装设调节阀。给水系统还为锅炉过热器的减温器、事故情况下的再热器减温器以及汽轮机的高压旁路减温器提供减温喷水。锅炉再热器的减温喷水从给水泵的中间抽头引出；过热器减温喷水从高加前的给水母管上引出。为满足低负荷时过热器减温喷水的压头要求，在省煤器入口的主给水管道上装设一只电动节流阀，以提高低负荷时减温水的压力。汽机高压旁路的减温水从给水泵的出口母管中引出。给水泵设置增压级。3、抽汽系统 汽轮机采用六级非调整抽汽和1级调整抽汽，其中一、二、三级抽汽分别供3台高压加热器用汽，四级抽汽供汽至除氧器、辅助蒸汽联箱及给水泵汽轮机等。五级抽汽供5号低压加热器、厂用蒸汽等用，六、七级抽汽分别供汽至6、7号低压68、加热器。抽汽系统是引起汽轮机超速和进水的主要原因，因此，除位于排汽装置喉部的7号低压加热器的抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀，气动止回阀在前，电动隔离阀在后，均靠近汽轮机抽汽口布置。电动隔离阀作为防止汽轮机进水的一级保护，气动止回阀作为防止汽轮机超速并兼作防止汽轮机进水的二级保护。7段抽汽由低压缸抽汽口直接进入7号低压加热器，管道上不设阀门。汽轮机的四段抽汽，在机组正常运行时，除向除氧器提供加热蒸汽外，还向给水泵汽轮机和辅助蒸汽系统提供汽源。由于四段抽汽用汽点多，用汽量大，贮存的能量大，引起汽轮机超速的危险性最大，若蒸汽倒流入汽轮机内将引起汽轮机超速造成严重后果，故四段抽69、汽总管上设有两个气动止回阀，在去除氧器、给水泵汽轮机和辅助蒸汽系统的供汽分支管道上也分别设有止回阀和一个电动闸阀，防止汽轮机进水。五段抽汽还为生水加热器提供加热用汽。4、辅助蒸汽系统 本工程机组设置一个0.61.6MPa，350辅助蒸汽联箱。辅助蒸汽系统工作压力定为0.81.3MPa.a，工作温度300350。为了防止调节阀失控时辅助蒸汽系统超压，在辅汽联箱上装有安全阀。其排放能力满足最大来汽量的排放。机组启动运行时，汽源由启动锅炉房供给。正常运行时， 辅助蒸汽联箱由汽轮机四级抽汽供汽。当机组低于70%额定负荷时，辅助蒸汽联箱汽源由四级抽汽管道切换至再热冷段管道。辅助蒸汽系统的容量按机组正常运70、行辅助用汽量设计。辅助蒸汽联箱在机组启动及甩负荷工况向除氧器、汽轮机汽封系统供汽；辅助蒸汽联箱还向采暖及生活用汽、燃油伴热及吹扫用汽、磨煤机消防用汽、临炉加热、暖风器及设备养护等供汽。采暖生活用汽通过减温减压器后供给；燃油伴热用汽通过减温器减温后供给。5、凝结水系统 空冷凝汽器的凝结水自流到位于低压缸下方的排汽装置的疏水箱中，在疏水箱中进行真空除氧，疏水箱中的凝结水经凝结水泵升压后，送往凝结水精处理装置处理，然后通过轴封冷却器和三台低压加热器加热后进入除氧器。本工程采用2100容量凝结水泵配1台变频调速装置(一拖二运行方式)。凝结水精处理装置设有100%容量的旁路；轴封冷却器也设有旁路管道，用71、于机组试运行凝结水管道冲洗时旁通轴封冷却器；7、6、5号低压加热器各设有一个电动旁路。在轴封冷却器出口的凝结水管道上引出一路调节型的凝结水泵再循环管路至排汽装置，以确保机组启动和低负荷时凝结水泵所需的最小流量和轴封冷却器所需的最小冷却水量的要求。在凝结水精处理装置入口的凝结水管道上，设置一路至凝结水补充水箱的管道，用于排汽装置疏水箱高水位时的溢流水。此外，凝结水系统还向疏水扩容器、低压缸喷水、低压旁路阀、三级减温减压器等提供减温水，另外还向闭式循环冷却水系统和水环真空泵系统等提供补充水。一台机组设有一套凝结水补充水系统，包括一座100m3凝结水补充水箱和1台100%容量的凝结水补充水泵。由化学72、水处理车间来的除盐水补到凝结水补充水箱。在补充水管道上设有调节阀，以调节排汽装置疏水箱的水位。凝结水补充水系统的管道和阀门均采用不锈钢材料。水箱的材质采用Q235内部做防腐处理。6、加热器疏水系统 高压加热器和低压加热器正常疏水系统均采用逐级自流方式。正常运行时，每台高压加热器的正常疏水逐级自流至下一级高压加热器，最后至除氧器，低压加热器的正常疏水逐级自流至下一级低压加热器，最后至排汽装置。除正常疏水外，各加热器还设有危急疏水管路，当加热器故障引起水位超过规定值或在低负荷运行时相邻加热器之间压差较小，正常疏水不能逐级自流，危急疏水阀则自动开启，以控制加热器水位。各加热器危急疏水均单独接至排汽装73、置；除氧器在高水位时溢流或紧急放水排至排汽装置中，除氧器检修放水排至定期排污扩容器中。轴封冷却器疏水经多级U形水封管排入排汽装置中。每台加热器均设有启动排气和连续排气，以排除加热器中的不凝结气体。每台高压加热器的启动和连续排气均接至除氧器中，每台低压加热器的启动和连续排气也单独接至排汽装置中。除氧器的启动和连续排气直接排至大气中。7、凝汽器抽真空系统 该系统在机组启动初期建立真空，将空冷凝汽器以及附属管道和设备中的空气抽出以达到汽机启动要求；在机组正常运行时除去积聚在空冷凝汽器及其它辅机的不凝结气体，以维持真空。机组安装3台100容量水环真空泵组，机组正常运行时，1台运行，2台备用；机组启动时74、，为加快抽真空速度，缩短启动时间，3台真空泵同时运行，在30分钟内可使空冷凝汽器的压力达到0.034MPa（绝对），满足机组启动要求，60分钟达到设计背压。水环真空泵组选型参数由空冷岛供货商提供。每个排汽装置壳体上还设有手动和电动真空破坏阀各一只。8、循环水及循环冷却水系统 本工程为直接空冷汽轮机组， 辅机冷却水系统采用独立的循环冷却水系统。采用自然通风冷却塔的循环水系统，冷却水源为X水库水。1）循环水系统循环水系统为小机凝汽器、循环冷却水系统提供冷却水。循环水系统为闭式二次循环系统，由自然通风冷却塔、循环水泵、循环水管道、用水设备和凝汽器胶球自动清洗装置组成。2）循环冷却水系统由于布置原因，75、本工程循环冷却水系统分为两部分。一部分由小机循环水系统引出，回水至小机循环水回水管道，与小机循环水系统组成了一个较大的循环冷却水系统，主要冷却布置在汽泵、小凝汽附近的设备；另一部分主要冷却布置汽轮机机头附近或靠近扩建端的设备，由厂区的循环水管道单独供水。机组循环冷却水总用量为3951 t/h（包括两台小机凝汽器循环水2193 t/h）。9、生水加热系统 从水工来的生水经生水加热器加热后，送入化学水处理车间。机组安装两台100%容量的生水加热器与两台排污水冷却器；生水加热器的水侧设有电动旁路管道，用于夏季时旁路生水加热器。机组正常运行时，生水加热器的加热蒸汽由5段抽汽供给，机组启动和低负荷时由辅76、助蒸汽系统供给。生水加热器的疏水接至本体疏水扩容器。2.4.5.5 电气系统本期1台300MW机组采用发电机变压器组单元接线方式接入厂内220kV配电装置，电厂出线一回220kV线路至突泉变电站。起动/备用电源由220kV配电装置架空引接。本工程主变压器选用强迫油循环风冷三相双绕组铜线圈无载调压变压器，容量为400MVA。厂用电电压采用6kV、380/220V两级电压。本期机组设厂用工作A、B段，各段均采用单母线接线，双套辅机分别接于厂用工作A、B段上，公用负荷分别接在本期机组的6kV母线上。本工程低压厂用电接线拟采用380/220V中性点直接接地系统，主厂房内采用PC-MCC供电方式。本期工77、程水源地用电由电厂提供电源。由于供电距离较长，本期在厂内设置2台容量为800kVA，电压10.522.5%/6.3kV的油浸式变压器，通过2回10kV线路为水源地供电。灰场电源由电厂引接。本期在厂外设一台容量250kVA、电压10.52 2.5%/0.4kV的油浸式变压器，电源由10KV线路T接，变压器高压侧采用10kV单回架空线路引至灰场管理站。机组设一台柴油发电机，功率为656kW。机组设380220V事故保安段，正常运行时由本机组动力中心供电，当全厂发生停电时立即启动柴油发电机组供给保安电源。本工程设置一套静态型交流不停电电源装置（UPS），向热工DCS系统、远动柜、控制仪表、自动装置及78、其它重要的交流负荷供电；本系统包括主机柜（整流器、逆变器、输入/输出隔离变压器、静态转换开关、手动旁路开关）、旁路稳压柜、馈线柜等。综合控制楼设置一套交流不停电电源(UPS)。UPS系统包括整流器、逆变器、静态转换开关、输入/输出隔离变压器、手动旁路开关、旁路隔离变压器、旁路稳压器，蓄电池组等，对综合控制楼内的除尘、除灰的后台机等负荷供电，容量暂定为10kVA。UPS总的静态切换时间4ms。2.4.5.6 热工自动化系统本工程发电机/变压器组和厂用电系统的控制纳入分散控制系统，其功能包括：DAS、MCS、FSSS、含发变组及厂用电源系统在内的SCS等功能，将空冷、热网首站等的监控纳入主网DCS79、系统远程站。大、小汽轮机数字电液控制系统（DEH）采用西屋的OVATION系统。机组顺序控制系统按功能组、子功能组、驱动级水平设计。调节系统中除燃烧调节在最低稳燃负荷以上投入自动外，其它自动调节系统按全过程设计。为节省信号电缆，机组金属温度测量等测点相对集中的测温区域采用远程智能采集前端；辅机循环冷却泵房、燃油泵房、热网首站采用远程控制站的方式接入机组主网DCS系统。本工程辅助车间采用辅网DCS系统。按照物理位置相邻和系统性质相近原则设水、煤、灰3个辅助监控点，同时增设辅助车间集中监控网络，集中监控点设在单元机组控制室。辅助监控点仅用于调试、初期运行、检修维护和处理事故，条件成熟时过渡到在单元80、控制室由辅助车间全能值班员统一监控。根据本工程的特点，启动锅炉、热水锅炉采用PLC控制。全厂采用工业闭路电视监视系统，以实现全厂的闭路监视功能。在施工图设计阶段注意根据被监视对象的特点和周围环境合理的选择摄像头型式。烟气脱硫控制系统根据电厂的运行管理模式，烟气脱硫系统与除灰渣辅助车间合并监控点，以便于统一运行管理，脱硫控制系统的控制也选用和利时的MACSV与辅助车间控制系统选型一致。烟气连续监测系统（CEMS）与脱硫岛烟气分析系统合并设置的方案，系统除满足监控要求外，还应满足环保监测的需要。 主机和辅助车间分设分散控制系统，以彩色LCD、鼠标作机组的主要监视和控制手段；控制室内只保留极少量独立81、于DCS系统的锅炉、汽轮机、发电机硬接线紧急停机按钮及重要的操作按钮，以保证机组在紧急情况下安全停机。设置汽包水位和炉膛火焰工业电视及小油枪点火图像火检，它们的图像显示不单设显示设备，在集控室工业电视屏幕上进行画面分割，预留出一部分区域单独显示其画面。建立电厂管理信息系统（MIS）、厂级监控信息系统（SIS）及全厂工业电视监视系统。2.4.5.7 化学水处理系统锅炉补给水处理系统采用“超滤+反渗透+离子交换系统”工艺，系统正常出力为45th。设置2台1500m3除盐水箱，以满足锅炉酸洗、机组启动或事故的蓄水量要求。凝结水精处理系统采用粉末树脂覆盖过滤器方案，其装置与热力系统连接为单元制。凝结水82、进行全容量过滤处理，系统处理水量：706t/h.，机组按2100%容量设置粉末树脂覆盖过滤器。制氢站设置一套ZDQ-10/3.2制氢装置，V=13.9m3贮氢罐3台，V=10m3压缩空气贮存罐1台，氢气干燥设置一套。2.4.5.8 给排水系统电厂生产、生活给排水系统分为辅机循环水系统、给水及排水三大系统。给水系统主要分为生产给水、工业回收水、复用水、生活给水系统。排水系统为分流制，主要分为工业排水、生活排水系统及雨水系统。1、辅机循环水系统本工程辅机循环水系统采用带自然通风冷却塔的二次循环供水系统，根据本工程所在地的气象条件，在频率10%的气象条件下，冷却塔的出水温度不大于30。本工程设置1座83、淋水面积为500m2的逆流式自然通风冷却塔。2、给水系统给水系统包括生产给水、工业回收水、复用水和生活给水系统。1）生产给水系统生产给水系统主要供给锅炉补给水、循环水系统补水、脱硫工业水、制氢站冷却水、气化风机冷却水、定排冷却水。2）工业回收水系统3）复用水系统复用水系统主要用于脱硫用水、渣库搅拌机用水、运煤道路喷洒、输煤系统冲洗用水、煤场喷洒用水。水源采用经工业废水处理站处理后的废水、反渗透排浓水、循环水排污水等。4）生活给水系统本工程设1座综合水泵房，2座500m3生活消防蓄水池。3、排水系统本期工程厂区排水采用分流制，分为工业排水系统、生活排水系统、雨水排水系统。1）工业排水系统工业排水84、根据排水水质的不同，分别回收和处理后回用。本次设置了工业废水处理站（含复用水池和复用水泵）、煤水处理室、含油水处理室、工业回收水泵房；厂区设置了独立的辅机循环排污水管、化学反渗透排污水管、化学酸碱废水排水管、冲洗水排水管、煤泥水排水管。2）生活排水系统全厂设置独立的生活排水管网，各生活排水点的排水首先进入室外检查井，排至厂区生活污水处理站，处理后，排至工业废水处理站处理，重复利用。3）雨水排水系统本期工程厂区雨水排水，排至厂区的雨水干管后，汇入雨水集水池，经雨水泵房的雨水泵提升后排至电厂附近的排洪沟，距电厂约5km。2.4.5.9 消防系统本工程设有室内外消火栓系统、自动喷水及水喷雾灭火系统、85、低倍数泡沫灭火系统、二氧化碳灭火系统、洁净剂气体灭火系统、消防车、火灾探测及报警系统。工程设有消防站，消防站内配置消防水车一辆，综合水泵房内设有电动消防水泵组，由两台电动消防水泵组成，柴油消防水泵组由一台柴油泵构成，其中正常运行为两台电动水泵（变频控制）、备用一台柴油水泵。并且消防电泵配一套变频稳压设备。综合水泵房(消防泵)与集控室有直接通讯通道。2.4.5.10 除灰、渣系统除渣系统采用风冷干式除渣系统，系统出力按设计煤种约200%的排渣量考虑。锅炉设1座钢结构渣仓，总容积为375m3，其有效容积能够贮存1台锅炉BMCR工况下27小时左右的排渣量。每座渣仓下设有2个卸料口，分别装设干渣散装机86、和双轴搅拌机两种卸渣设备。石子煤采用电瓶叉车方式转运。除尘器飞灰采用正压浓相气力输送系统。设1座粗灰库和1座细灰库，总容积约为2400 m3的，其中粗灰库可储存1300MW机组锅炉BMCR工况下36小时左右的排灰量，每座灰库下设1台干灰散装机和2台双轴搅拌机。除尘器为电袋除尘器，一级静电除尘加布袋除尘，除尘效率99.8。贮灰场位于电厂东南方向约4.5km处，属于平原干灰场，储灰年限为1年。厂外灰渣采用汽车运输方式。本工程的灰渣将部分综合利用。本期贮灰场位于电厂东南方向，距电厂直线距离4.8公里，本期占地18.7公顷（征地面积大于18.7公顷，预留扩建场地），设计堆灰高度10米，本期库容可满足本87、期1330MW机组贮灰约3年。本期灰场的建设项目：1）灰坝，总长度约为1630米，断面结构形式，从下到上：堆石棱体-100mm厚砂卵石垫层-土工布-100mm厚砂卵石垫层-300mm厚块石护坡，坝体断面为梯形，高度2.2米，上底宽度1.5米，下底宽度8.1米。2）防渗，灰场采用土工膜防渗。3）绿化，灰场四周种植绿化林带约15米宽，绿化林带为草、灌木、乔木形成的组合体，植物的品种及作法按当地的经验确定。4）道路，包括厂外永久运灰道路（沥青路面）和场内简易运灰道路（泥结石路面）。5）灰场管理站，包括办公室、休息室、值班室、配电间、压路机库、洒水车库、推土机库、装载机库、喷洒水泵房。6）喷洒水管线。88、2.4.5.11脱硫系统本工程烟气脱硫系统采用石灰石石膏湿法脱硫工艺，脱硫效率不低于95%。根据业主方的石灰石供应意向，本工程外购石灰石。电厂脱硫岛不设GGH装置，增压风机与引风机合并设置。另外，本工程预留脱硝装置的空间，但本期工程未装设脱硝装置。本工程预留安装脱硝装置的空间，锅炉钢架预留脱硝装置有关管道的布置空间，空气预热器设计考虑以后设置脱硝装置防腐设施的空间。保留锅炉省煤器灰斗。2.4.5.12 供热系统工程的供热系统包括两个部分：一是厂区热网，由安装在主厂房内的厂区采暖换热机组供热，另一是主厂房热网，由安装在主厂房内的主厂房采暖换热机组供热。厂内供热系统属于本工程可研范围，厂外管网由公89、司与地方政府联合设计与出资，联合投资计划及方案正在洽谈中。地方供热面积一期可开发70万，本机组可调抽汽与启动锅炉可以满足要求。2.4.5.13 空冷系统我厂空冷设备采用国产的铝钢单排管变频调速风机直接空冷凝汽器。每个ACC 系统包括下列主要部分： 1、排汽管道和蒸汽分配系统，包括： 主蒸汽管道和支管；到每列凝汽器的蒸汽分配管。2、6列凝汽器，每列包括以下部分： 5个冷凝单元，每列冷凝器带有翅片管换热器；4顺流单元和1个混合单元；5套通风系统（每个凝汽器单元一套），包括风机、变速箱和电动传动装置。3、凝结水收集系统 凝结水管道和支管及阀门；直接与蒸汽凝结装置相连。4、抽真空系统包括： 抽真空管道90、和支管及阀门；空气排出装置；3100%水环式真空泵。5、高压水清系统包括 1100%喷射泵；每列的两侧的导轨；清洗喷嘴组及连接管路；就地控制箱。6、电梯钢结构平台包括 四周的挡风墙；台阶塔入口；电梯。7、钢筋混凝土基础和平台支柱2.4.5.14 采暖通风及空气调节1、主厂房采暖主厂房采用130/70的高温热水采暖，按维持室内+5计算冬季采暖热负荷，计算时不考虑设备和工艺管道的散热量。散热设备采用钢制五柱式散热器与暖风机相结合的方案，并在经常开启的大门设置热风幕。主厂房采暖总热负荷为3878.8kW，其中汽机房（包括煤仓间）1517.9kW，锅炉房2360.9kW。1）汽机房采暖 汽机房散热设备91、采用散热器和暖风机联合系统，底层设置散热器和暖风机，夹层、运转层设置散热器。散热器选用钢制五柱型，散热器承压不小于1.0MPa。暖风机选用NC型。汽机房底层通行大门设置GRDQ型顶吹式热风幕，防止冷空气侵入。2）锅炉房采暖锅炉房散热设备采用散热器和暖风机联合系统。2、主厂房通风 1）汽机房通风本工程汽机房运转层采用大平台布置，除氧器布置在汽机房内。为有效地排除汽轮机房内的设备散热与散湿，汽轮机房采用自然进风、机械排风通风方式。2）锅炉房通风锅炉房为紧身封闭结构，通风系统采用自然通风方式。3、生产辅助建筑及附属建筑采暖通风与空气调节 各建筑物采暖：采暖热媒均为11070热水，从采暖加热站引出。室92、内采暖设备采用钢制柱式散热器。灰场管理站由于距离厂区较远，无法从厂区引接热源，所以采用电暖器供热。各生产辅助建筑与附属建筑根据自身特点与需要，分别采取自然通风和机械通风的通风方式。4、厂区暖通管网 厂区采暖管网的敷设范围：主要包括厂区所有新建的需要采暖的生产辅助建筑物、附属建筑物等。厂区采暖管网采用枝状结构，直埋敷设方式。采暖热网采用双管闭式循环系统。管道采用玻璃钢保护层聚胺酯硬质泡沫塑料或预制保温管。在自然补偿不能满足要求的前提下，采暖热网管道的补偿器采用补偿器。2.5主要经济技术指标2.5.1 总的指标 发电工程静态投资：165824万元发电工程静态每千瓦造价：5025元/kW发电工程动态93、投资：173797万元发电工程动态每千瓦造价：5267元/kW年发电量：18.15亿度全年供热量：2063513 GJ发电工程每千瓦土建投资：1326元/kW 发电工程每千瓦设备投资：2236元/kW发电工程每千瓦钢材消耗量：0.042t/kW发电工程每千瓦木材耗量：0.008m3/kW发电工程每千瓦水泥耗量：0.137t/kW2.5.2 总布置指标 厂区围墙内占地面积：18.86hm2厂区单位容量用地面积：0.571m2/kW 建筑系数：35场地利用系数：65厂区土石方工程量 挖方工程量（1300MW）：140366m3填方工程量（1300MW）：188529.3m3厂区绿化系数：20 2.94、5.3 主厂房指标每千瓦主厂房容积：0.636 m3/kW每千瓦主厂房面积：0.068m2/kW2.5.4 运行指标 年均全厂热效率：46.70供热发电平均标煤耗 ：0.242 kg/kW.h 全年发电平均标煤耗：0.281kg/kW.h 供热年平均标煤耗：38.59 kg/GJ 纯凝工况下厂用电率：e =8.024% 供热发电厂用电率：ed=6.32 % 供热厂用电率：er=10.434 kWh/GJ 综合厂用电率：E=8.84 %采暖期热电比：52.87%本期电厂定员：215人每万千瓦容量的发电厂人员数：6.5人/10MW百万千瓦年均耗水指标：0.173m3/s.GW年利用小时数：550095、h2.5.5 安全专项投资估算本工程安全措施补助费 49.5万文明施工费 33万 特殊消防 400万第3章 主要危险、有害因素分析危险因素是指能对人造成伤亡或对物造成突发性损坏的因素。有害因素是指能影响人的身体健康，导致疾病，或对物造成慢性损坏的因素。危险、有害因素分析是预评价的重要环节，是预评价的基础。电厂是一个非常复杂的生产系统，其危险、有害因素也是多种多样，千差万别的。本工程有生产原材料和辅助材料煤、轻柴油、氢气、抗燃油、透平油、石灰石、六氟化硫、盐酸、氢氧化钠、氨、联氨等。有特种设备锅炉、压力容器、桥式起重机、电动葫芦、电梯等，有大量电气设备，还有高压高温蒸汽、烟风、燃料、润滑油等危险96、有害物质的管路系统。在生产过程中存在火灾、爆炸、中毒窒息、触电、机械伤害、高处坠落、物体打击和车辆伤害等，还存在毒物、粉尘、噪声、高温、电磁辐射等职业危害。为了能全面、准确识别本工程潜在的各种危险、有害因素，下面从生产物料、厂址选择、建构筑物、生产过程各系统等方面对危险、有害因素进行分析，同时，对重大危险源进行了辨识。3.1主要物料特性及其危险性3.1.1 燃煤本工程大部分燃用霍林河煤矿褐煤，少量燃用X旗地方煤。根据前文表2-2的工业分析可知，霍林河煤及X旗地方煤均属褐煤，具有低硫、低磷、高挥发分、高灰熔点的特性。一般来说，挥发份Var20的煤粉很容易自燃、爆炸，本工程所用褐煤设计煤种Var=97、48.37，校核煤种Var=47.35，极易自燃、爆炸。如果设计、安装、运行设备不合理，使得煤粉大量积聚，煤在空气中因自身的物理和化学放热，当放出的热量超过向周围环境散失的热量时，造成热量蓄积导致温度逐步升高，达到燃点而引起燃烧。另外本工程燃用的褐煤还具有以下一些特点：在电厂生产过程中的许多环节和部位会产生煤尘，如卸煤、输煤过程中转运站、煤仓间和输煤栈桥等。煤尘中游离SiO2对作业人员的健康危害很大，人员长期在有煤尘环境中工作，可引起尘肺病。3.1.2 轻柴油本期工程点火、助燃，采用0-20#号轻柴油。柴油易燃，闪点55，按照建筑设计防火规范GB500162006对生产储存物品的火灾危险性分类98、，柴油属于乙类，危险类别为第3.3类高闪点液体。轻柴油属于石油产品，具有易燃、易爆、易产生静电、易受热沸腾、易受热膨胀突溢、易蒸发等特性，与氧化剂接触，有引起燃烧爆炸的危险。抗燃油在汽轮机设备及其系统分布有热力管道等大量的高温热体，而汽轮机的调节油系统压力较高，容易造成油管路、锁母、法兰、阀门喷漏至高温热体而引起大火，所以汽轮机调节系统一般采用抗燃油作为工质。抗燃油是一种燃点较高的纯磷酸盐脂液体，有利于汽轮机的安全运行。在大量泄漏并遇到火源时，也可以发生火灾事故。抗燃油的主要成分磷酸三甲苯酯，具有较强的腐蚀性和微毒性，在一定条件下能水解成具有腐蚀性的有机酸，油烟及燃烧产物具有刺激性，产生一定的99、P2O3。如被吸入、食入或经皮肤吸收会引起中毒性神经病，对体内假性胆碱酯霉有抑制作用，但是不抑制真性胆碱酯霉。急性中毒后：大量口服先出现恶心、呕吐、腹泻，后出现肌肉疼痛，迅即出现肌体发麻和肌肉无力，可引起足、腕下垂。损害运动神经，重者咽喉肌肉、眼肌肉和呼吸肌麻痹。可因呼吸麻痹而致死。也可以皮肤、呼吸道吸收。慢性中毒：长期接触可以出现与急性中毒相同症状的神经系统损害。抗燃油可能对某些电缆包皮(如聚氯乙烯材料)和油漆有破坏作用，当上述材料接触抗燃油液体时(不管时间长短)都会软化和起泡，需立即清洗侵蚀处并查明损坏程度。抗燃油管路与电缆布置距离或位置应考虑上述因素或采取妥善隔离措施。3.1.4 透平油100、透平油主要用于电厂汽轮机润滑系统，透平油的密度约在0.750.95g/cm3之间,比水轻又不溶于水,透平油的闪点(开口)一般高于150,燃点低的只有200，属可燃物品，储运、使用过程应注意防止外流污染环境和着火燃烧。油系统如果发生泄漏，并且周围有未保温或保温不好的热体极易发生汽轮机油系统着火事故。3.1.5高温汽水本厂热力系统中有大量的承压管道和压力容器（主蒸汽管、再热器管、锅炉联箱、导汽管、除氧器、高低压加热器、扩容器等）其中流动着大量高温、高压蒸汽和水，具有极高的能量。当其破裂时，管道和容器内的蒸汽膨胀，特别是水的蒸发膨胀，生成大量湿水蒸汽，向四周扩散，可造成周围人员烫伤，危害性巨大。3.101、1.6 石灰石石灰石的主要成分为碳酸钙，为白色固体，不溶于水，与酸反应产生使石灰水变浑浊的气体二氧化碳。本工程使用石灰石作为烟气脱硫剂，石灰石粉尘通过呼吸道吸入人体导致不良反应。人体皮肤接触石灰石浆液容易发生灼伤。3.1.7 六氟化硫六氟化硫（SF6）主要用于发电厂的电气设备及其系统，一般在500kV或220kV等高电压等级的配电装置中使用。本工程220kV断路器均采用SF6断路器。高压电器中的六氟化硫气体本身无毒、无味、不燃，并具有优良的冷却特性和良好的绝缘特性。六氟化硫的化学性质比较稳定，但在电弧作用下也会发生分解，形成的低氟化合物具有毒性，在密封不严或设备大修解体时，容易被释放出来，且S102、F6密度大，是空气的5倍，一旦泄漏易沉积在房屋底部，如房屋底部通风不良，SF6将对运行人员或检修人员健康产生危害，甚至引发窒息伤亡等事故。新气体由于制造中含有各种杂质，可能混有一些有毒物质，如工厂现场检验把关不严有毒物质会对人员健康产生危害。3.1.8乙炔电厂检修焊接时经常使用乙炔。乙炔具有极易燃烧爆炸特性，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与氧化剂接触会猛烈反应。与氟、氯等接触会发生剧烈的化学反应。能与铜、银、汞等的化合物生成爆炸性物质。乙炔具有弱麻醉作用，高浓度吸入可引起窒息。3.1.9 氢气危规分类及编号：可燃、易爆、无毒气体。GB2.1类21002。氢气是一种可103、燃易爆的气体，无毒，其引燃温度为560，爆炸极限为4.075.6%（V%）；其密度比空气轻，无色、无味，爆炸范围极广，点火能量小；加上氢气无色、无味，它的存在不易被人的感觉发现，从而增加了它的危险性。氢气属于甲类火灾危险性物质，属于C级、T1组别的爆炸性气体。本工程除制氢站、储氢罐、氢气输送管道、发电机氢冷系统、发电机密封油系统的油氢分离装置外，在蓄电池室，由于铅酸蓄电池的充电过程中将释放氢气，该室存在火灾和爆炸的危险性。因此本工程要做好制氢站、储氢罐等的防氢气泄漏的措施，并做好氢气泄漏的监测工作。3.1.10盐酸是氯化氢的水溶液，本工程在化学水处理等作业时要用到大量盐酸。由于盐酸具有较强的挥104、发性和刺激性，因此作业人员在加药过程时，如接触盐酸应配戴防毒口罩和防护眼镜，穿耐酸工作服和围裙，戴橡皮手套，穿耐酸橡皮长靴等。3.1.11氢氧化钠氢氧化钠为化学水处理中用到的碱类，外观为白色固体，易溶于水，有强烈的腐蚀性，总称苛性碱类。加药人员作业时，应做好安全防护措施。3.1.12氨经热力除氧的给水，经凝结水精处理的凝结水以及停炉期间的锅炉充水管路采用加氨处理。本工程设有4台44L的氨液瓶，液氨与水制成的氨水溶液（NH4OH），具有碱性和腐蚀性，是无色液体，具有强烈的特别辛辣的臭味，能对皮肤粘膜、呼吸道、消化道及神神经统产生损害。在使用过程中尽量减少氨水暴露空气的时间，加氨系统应严密，作接触105、操作时要有防护措施。3.1.13 联氨本工程经热力除氧的给水,闭式除盐冷却水，以及停炉期间的锅炉充水管路采用加联氨处理。联氨对呼吸系统、皮肤粘膜、鼻咽喉部均有损害，尤其是对肝脏有损害，因此在做与联氨接触的工作时要注意保护呼吸器官和皮肤。3.2.厂址选择的危险有害因素辨识3.2.1 地震灾害工程所处地段为中硬型场地土，建筑的场地类别为类。场地为对建筑抗震有利地段。X旗地震动峰值加速度为0.05g；地震动反应谱特征周期为0.35s，地震基本烈度为6度。3.2.2 地质灾害本工程场地内地形平坦、地层结构简单，且存在厚度较大的板岩层,可以考虑采用天然地基。地下水对混凝土及钢筋混凝土无腐蚀作用。地质灾害106、危险性很小。3.2.3 洪涝灾害工程占地为荒地，地势较略有起伏，西北高东南低，自然地表高程在246.22261.88m之间。厂址北侧无名冲沟百年一遇设计洪水位比厂址自然地面高程平均高约0.5m，但由于无名冲沟与厂址之间有一道山梁，该山梁位于厂址北侧约650m处，走向几乎与无名冲沟平行，受此山梁阻挡，厂址北侧无名冲沟百年一遇设计洪水不会漫至厂址。3.2.4 气象灾害工程地处大陆性季风型气候区，冬季寒冷干燥，夏季炎热短暂。极端最高气温：40.5 ，极端最低气温：-30.9 ，土壤最大冻结深度1.86m，极端气候对工程安全作业以及管道、油罐等设备安全带来不利影响。另外，工程所处地极易发生暴雪、沙尘暴107、等恶劣天气，极端恶劣天气极易对室外的设备设施造成破坏，并易导致放电事故等的发生，因此在设计时应加强设备设施等防暴雪、沙尘暴事故的控制措施。3.3 建（构）筑物的危险及有害因素识别建（构）筑物的危险因素主要包括火灾、坍塌、地震等自然灾害。另外，厂区建（构）筑物、生产、生活区的布局如不合理，安全距离、疏散通道、耐火等级等达不到标准规范的要求，可能造成厂区污染，妨碍安全施工、消防等工作。3.4 生产过程中的危险及有害因素识别依据企业职工伤亡事故分类和职业病危害因素分类目录的有关规定，对本工程生产过程中的危险有害因素进行识别。3.4.1 燃煤储运设备及其系统危险有害因素分析1、火灾、爆炸转运站、煤仓间108、容易发生煤粉聚集，当煤粉浓度达到一定值时，遇到热源会发生火灾甚至爆炸；贮煤场如果贮存、管理、使用不当，防护不力，使得煤直接接触火源，可能引发火灾；输煤系统周围的电力电缆等因煤粉尘的积聚，也可能发生火灾；本工程燃用的褐煤挥发份较高，输煤皮带未按规定进行轮换运行，积聚煤粉过多，可能导致煤粉自燃，引起皮带火灾。输煤皮带的滚筒、托辊轴承因密封不严，粉尘落入或润滑不良造成轴承摩擦发热发生机械故障，也可能引燃煤粉发生火灾，烧毁皮带，甚至烧塌输煤栈桥。2、机械伤害输煤系统内分布有大量的转动机械，当这些运转机械未设防护栏或者转动机械设备外漏转动部分未设防护罩等时，容易发生机械伤害。其主要原因如下：1）作业人员109、衣着不符合规定，违章跨越皮带机时，所穿服装被卷入而发生机械伤害。2）转动机械设备未设有必要的闭锁装置、带式输送机未设置拉线开关、无启动预报装置、无防止误启动装置等，或者虽设置有上述装置设置，但出现故障等情况下，易发生机械伤害。3）煤场中的运转机械在运行过程中，如果出现防护不当或操作人员误动作，可能造成机械伤害。3、其他危险因素皮带机高速运转，煤中一旦混入铁件如落煤桶衬板，滚筒断裂等短时间内即可将输煤皮带从头到尾全部撕裂。输送带与机架摩擦，生产带边拉毛、开裂。自动控制系统故障将造成整个系统的瘫痪，如：煤控服务器死机造成设备无法上煤。火车卸煤机采用翻车机作为卸车设备，操作错误发生碰撞，列车调度错误110、，煤车脱轨等造成不能卸煤。如果卸车作业中安全意识薄弱、防护措施缺乏或不当，容易发生砸伤、埋压等伤害。本工程燃用褐煤水分含量高（收到基水分约30%），影响煤粉的可爆性、流动性、燃烧稳定性以及磨煤机干燥出力。如不能正确的处理磨煤机负荷与给煤量的关系，将影响磨煤机的效率。3.4.2 燃油储运设备及其系统危险有害因素分析本工程锅炉点火和助燃用的0-20#号轻柴油，轻柴油属于闪点相对较低的易燃、易爆危险物品，当输油管线泄漏（如油管路阀门、法兰泄漏渗油、油泵盘根漏油等），并遇明火或保温不良的高温物体时，易引起火灾。燃油储运设备及其系统主要危险因素是火灾、爆炸。1、火灾、爆炸火灾、爆炸发生的主要原因：卸油、111、量油、维护、检修过程中违章作业；设备或管道腐蚀破裂、安全保障设施不完善等因素造成轻柴油泄漏蔓延；有点火源而引发燃烧；油蒸汽比空气重，泄漏后易积累在油罐观测点周围、地下管沟等低洼地带，遇空气混合达到爆炸极限，形成爆炸性气体，一旦存在火源，即可发生爆炸。另外，本工燃油储罐容量相对较少。机组正常运行时始终处于热备用状态，由于柴油罐容量小，循环过程中油温容易升高，加之本地区夏季极端气温较高，可能使得油罐达到55的危险温度。燃油储运设备及其系统点火源可能存在的主要形式有：非防爆设备、电火花、汽车发动机、手机火花等；静电放电、雷电放电、金属摩擦火花；防雷、防静电接地失效等；电气焊、高温设备等。造成火灾、爆112、炸的形式有：1）卸油时，不能及时监测液面，造成油品跑冒，使油蒸气浓度迅速上升，达到爆炸极限范围，遇到点火源，即可发生爆炸燃烧。2）由于卸油管破裂、密封失效、接头螺丝松动等原因，使油品漏在地面，遇火花燃烧。如果油管、罐车静电接地不良，卸油时流速过大等原因造成静电积累放电点燃油蒸气。3）检查维护油品管道排污后，忘记关闭排污门，燃油大量排出，遇明火或流至高温物体处引起火灾。4）输油管道系统检修时，安全措施不完善或误将压力管线拆开，引起燃油喷溅着火。5）燃油设备检修时，未采取有效的蒸汽吹扫等措施的情况下，在罐体或管道上动火动焊作业，导致爆炸发生。6）燃油设备检修或事故排油时，流出的燃油在道沟内等有限空113、间蒸发形成油气混合物，当混合物浓度达到爆炸极限时，遇明火（如由静电、雷电、撞击、摩擦、电器设备等产生火花）发生燃烧或爆炸。3.4.3 制粉设备及其系统危险有害因素分析1、火灾1）本工程选用的煤种为褐煤，挥发分较高，超过47%，如果工程设计、安装不合理、通风不良等造成制粉系统长期积存煤粉，煤粉逐步发生氧化和自燃，一旦遇到明火有发生火灾的危险。2）制粉系统停运后，系统通风时间不够，煤粉没有吹扫干净，存在积粉，逐步发生氧化和自燃，再启动制粉系统时，易发生爆炸。3）磨煤机润滑油冷却系统故障，油温过高，或者没有及时消除易引起油箱火灾；润滑油泄漏、渗漏遇明火引起燃烧形成火灾。4）磨煤机、原煤仓等处的煤粉如114、不被及时利用，长期积存有可能因为自燃而产生一氧化碳，如浓度过高，遇到火源可能发生火灾。2、爆炸制粉系统中速磨密封不良可造成工质外漏及煤粉进入动静部分的间隙，外泄如不及时清理，堆积煤粉还会自燃引发火灾；当空气中煤粉浓度达到其爆炸浓度范围时，遇明火就会发生爆炸，将造成人员伤亡或损坏设备。磨煤机、原煤仓等处的煤粉如发生自燃可能发生爆炸。3.4.4 锅炉设备及其系统危险有害因素分析在生产过程中，锅炉的受热面管道外部受高温火焰及烟气的辐射、含尘烟气冲刷和具有腐蚀性介质的作用，内部承受高温、高压介质作用，工作条件恶劣。一旦发生炉膛爆炸、承压部件泄漏等，就可能导致人身伤亡或给设备造成重大损失。常见的锅炉设备115、及其系统的危险有害因素主要包括：锅炉炉膛爆炸、锅炉“四管”爆漏，炉外汽水管道、阀门、联箱、管座爆漏，尾部再燃烧，灼烫，粉尘，噪声等。1、锅炉炉膛爆炸锅炉炉膛爆炸是锅炉设备及其系统的主要危险有害因素之一。属于频发性重复发生同类性质的炉膛爆炸最多的是炉膛煤粉爆炸，其机理是有未燃煤粉或者点火油气集聚，同时满足煤粉爆炸“三要素”（ 炉膛内煤粉与空气积存，含氧量大于16%； 煤粉与助燃气体混合达到爆炸浓度； 炉膛内有足够的点火能量）的情况下会发生炉膛煤粉化学爆炸。物理爆炸主要是由于水冷壁超温或掉渣砸破水冷壁引发承压管件爆炸，或者由于锅炉送风机掉闸，炉膛灭火，但保护装置失灵未联动跳引风机，造成炉膛内负压极116、大，大气将炉膛压扁造成“内爆”。2、锅炉“四管”爆漏锅炉“四管”是指水冷壁管、过热器管、再热器管和省煤器管。引起锅炉“四管”爆漏的原因主要包括以下几个方面。1）“四管”管壁超温运行；2）全炉膛封闭结构设计，安装施工不当，使得膨胀不畅，导致拉裂泄漏；3）焊口质量有超标的缺陷；4）管壁磨损；5）腐蚀管壁腐蚀包括管内和管外腐蚀。管内腐蚀包括氧腐蚀、垢下腐蚀及应力腐蚀；管外腐蚀为烟气侧腐蚀，包括水冷壁向火侧高温腐蚀和空气预热器低温腐蚀。锅炉受热面腐蚀导致管壁减薄和裂纹，一旦发生异常，若检修时处理不彻底会导致重复爆漏。6）超温超压锅炉的受热面管壁在高温烟气中受热，如果得不到管内介质可靠的冷却，炉外监测点117、的壁温超过运行规程规定的允许温度，称为“超温”。锅炉管道内部堵塞、结垢、缺水、燃烧状况恶化时常发生管壁超温。监控系统失灵、安全保护装置失灵，发电机甩负荷处理不当等原因易造成管道“超压”，超温超压是导致“四管”爆漏的一个重要的原因。7）钢材选用不当等其他原因。锅炉承压部件材质选择不当或强度不足等先天性缺陷；制造及安装过程中因金属监督不到位等导致错用钢材、制造焊接加工工艺存在问题，使设备产生故障隐患；锅炉构架在设计或安装阶段造成的强度、刚度和稳定性方面存在缺陷；锅炉的保护设备及系统设计不合理、质量低劣。3、炉外汽水管道、阀门、联箱、管座爆漏炉外汽水管道、阀门、联箱、管座爆漏主要是由于管道错用材料或118、管材存在缺陷、焊接质量不良、支吊架失效、管系膨胀受阻、管系振动、管道内水冲刷等众多因素造成。4、尾部再燃烧燃煤锅炉煤粉过粗，燃烧不完全的煤粉进入尾部烟道；燃烧调整不当，风、煤配比不合理，一次风速过高造成火焰上移，煤粉燃烧过程和时间不足，造成未完全燃烧的煤粉积留在烟道中；较长时间煤粉、油积聚烟道；在启动过程中或长时间低负荷运行时，因炉膛温度过低，风、煤、油配合调整不当，燃烧工况不良，造成大量可燃物存留在烟道中，所有的可燃物在烟道中积聚、升温，当温度和氧量适合时，引起再燃烧，烧毁空气预热器等尾部烟道内的设备。5、灼烫由于锅炉产生的蒸汽以及热水具有较高的温度，一旦发生泄漏或隔热措施不力，极易发生人员119、的灼（烫）伤。6、锅炉频繁灭火由于本工程燃用煤发热量较低，为3100kcal/kg，如掺配煤不均匀，可能发生燃烧不稳定引起锅炉频繁灭火。7、炉膛结焦本工程燃用褐煤，该褐煤的灰中钠（高温沾污）、钙（低温沾污）、硅、铁等元素的氧化物含量比较高，有明显的受热面沾污倾向。如设计煤种灰中Na2O含量近3.0%，按照国内判别指标，属于较高沾污煤种。因此易发生结焦。8、其他本工程燃用褐煤水分含量高（收到基水分约30%），可能引起空气预热器产生堵灰或低温腐蚀可能引起空气预热器产生堵灰或低温腐蚀。褐煤灰成分中SiO2、Al2O3、Fe2O3组份含量较大，一般占总量的75%，而且厂址地区海拔相对较高、气压低，具有120、锅炉燃烧产生的烟气量大等特点。因此，灰成份对受热面的磨损问题较严重。3.4.5 汽轮机设备及其系统危险有害因素分析 汽轮机是电厂的重要设备，它是一种高速的旋转机械，同时它的工作介质具有高温高压的特点。汽轮机发电机组还有润滑油、氢气等易燃易爆物品。如果汽轮机设备及其系统发生事故，不但会影响电网的稳定运行，而且可能造成设备损坏和人员伤亡。因此，汽轮机在安装、调试、运行和检修工作中的安全成为火力发电厂的重要工作。汽轮机设备及其系统的安全运行与设计、制造、安装、调试有关。投产后，运行人员在机组启动、停机或运行中操作不当，或缺乏应有的熟练程度，或对设备异常处理不当，或在检修中留下事故隐患，以及对机组的缺121、陷不能及时消除，就不可避免地会在运行中暴露出来，从而造成危险发生。汽轮机设备及其系统的危险因素主要有以下几类。1、汽轮机组的火灾危险性1）汽轮机组为保安，顶轴，发电机密封和轴承润滑的需要，必须由汽轮机油系统供给大量的汽轮机油，且汽轮机油系统管路长，分布广，与高温蒸汽管路纵横交错敷设，管路阀门多，法兰多，油易泄漏，遇有明火或较高的外界温度，汽轮机油易被燃着而发生火灾。2）油系统设备存在缺陷，安装质量差，检修工艺不严格，管子选型不当，油管管壁太薄，焊接质量差，造成设备、油管道、阀门、法兰等喷油、漏油，遇明火或高温引发火灾。3）油管路、阀门、管材、螺母接头，套管接头等另件质量差，加工不合要求，造成泄122、漏，遇明火或高温引发火灾。4）汽轮机机头下方，有大量的压力油及油管路，且与高温蒸汽管道或热体交叉排列，若发生喷油、漏油、渗油至高温热体最易着火。5）汽轮机各轴承处，尤其是机头前轴承，高压、中压缸轴承，发电机前后轴承的挡油板等处发生漏油时，遇汽封漏汽严重可引起火灾。6）因氢冷发电机组的氢压过高，油封遭到破坏，氢窜入至油箱，遇明火引起爆炸起火。7）油管路与机组连接部位未安装减震装置，导致油管路与机组共振，使油管路断裂漏油引发火灾。8）法兰垫误用胶皮垫或塑料垫，发生漏油引发火灾。9）油泵超速振动，引起油管法兰破裂漏油导致火灾。10）油系统附近有未保温或保温不良的热体，当漏油接触高温热源，引起火灾。1123、1）电气设备短路故障，静电火花或其它火灾，引起油系统着火。12）油系统附近，特别是机头敷设有较为集中的电力电缆、控制电缆、保护电缆，油系统着火后，会马上引燃电缆，电缆又会很快燃至主控室，电缆夹层，使火灾进一步扩大。13）油管路压力高，着火后，如不及时将油源切断，喷油可使大火“火上加油”，燃烧更加猛烈。14）主油箱含氢量增大，遇明火发生爆炸引起火灾。15）汽轮机组发生严重超速及较大的振动，造成设备损坏和油管路破裂，润滑油泄漏或喷油，遇明火或高温引起火灾。16）值班人员素质低，在事故时误操作，引起事故扩大，或事故发生后，将消防电缆，通讯电缆烧坏，使火灾得不到及时控制。另外在发生火灾之前，往往是先有124、漏油现象，甚至已发生冒烟或小火，但未采取措施及时消除，最后引起火灾。2、汽轮机超速1）调节系统有缺陷；2）超速试验时阀门卡涩导致汽机飞车；3）汽机打闸后因阀门不严超速；4）调节保安系统失灵；5）抽汽逆止门卡涩；6）运行操作不当，维护不良。3、汽轮机轴系断裂1）由于结构设计上存在某些轴承易于油膜失稳和轴系稳定性裕度不足的问题，因而在出线不大范围的超速时，轴系发生由油膜振荡引起的“突发性”复合大振动，造成轴系的严重破坏；2）由于材质不良、工艺加工、异常振动等原因易造成轴系断裂；3）新投产机组各级隔板焊接缺陷造成动静部分碰磨，严重时导致轴系毁坏；4）发电机非同期并网时转子的扭矩剧增，对机组尤其是转子125、产生非常大的损害，轻则损害转子寿命，重则导致机组轴系严重毁坏发生；5）轴系各种模式的自振频率未避开发电机和电网间的次同步谐振，导致轴系发生断裂。4、汽轮机断油烧瓦1）汽轮机平衡活塞失去平衡功能或蒸汽温度下降控制不当，造成蒸汽带水进入汽轮机，或因蒸汽品质差、叶片结垢等，造成推力轴承过负荷，导致轴瓦烧毁；2）润滑油压下降，交直流油泵未联动，造成断油，引起汽轮机烧瓦；润滑油系统检修中不慎遗留的杂物堵塞管道，润滑油减少，可引起汽轮机烧瓦；3）润滑油系统发生事故，打开放油阀紧急事故排油情况下，汽轮机未能及时停机，导致汽轮机轴系统缺油而引起烧瓦；4）机组未设置低油压保护装置，或者低油压保护装置不正常使用等126、情况下，轴瓦系统油压降低时，不能及时发现低油压问题，引起烧瓦；5）油系统切换操作错误，造成轴瓦断油，引起烧瓦；6）油系统油质未按规定化验，油质劣化未及时发现处理，可能引起烧瓦；7）汽轮机转子接地不良，轴电流击穿油膜；8）由于交流、直流润滑油泵电源不可靠或联动逻辑设计不合理，可能造成机组轴承烧毁事故。5、汽轮机大轴弯曲1）设计、制造、安装等方面存在缺陷，如轴封、隔板汽封块径向活动间隙小，汽封块产生弹性位移的距离小、汽封间隙分配不合理等，造成运行中动静间隙可能小时，引起摩擦损伤，大轴局部受热，导致热弯曲；2）汽缸受热不均，造成上下缸温差大，法兰内外壁温差过大，造成汽缸产生热变形或拱背弯曲，使得转子127、径向表面与汽封齿摩擦，导致大轴局部受热，出现热弯曲；3）转子动平衡质量不高，在转子升速时，出现异常振动，可能引起动静部分摩擦，导致大轴出现热弯曲；4）机组热态启动前，大轴晃度值超过规定值，对应的偏心距也大，当转速升高时，引起机组振动，不及时停机将加剧转子和汽封的摩擦，从而导致大轴弯曲；5）操作不当，造成汽缸进水，导致汽缸变形，转子发生弯曲。6、压力容器和压力管道爆炸、泄漏导致压力管道和压力容器爆炸、泄漏的因素有：1）设备本身不能满足工艺的要求。设备的设计、生产、安装、使用未经过有资质的单位检验，不能及时发现设备本身存在的缺陷，而带病投入运行；2）设备的安全阀、压力表、温度计、液压计以及异常报警128、装置等安全辅助设施不能正常投入运行，运行人员不能即时监视、调整设备的运行参数和不能及时发现设备的异常情况。则容易造成超温、超压；3）压力设备的热工保护和压力设备的安全阀不能正常动作，异常情况下不能切除运行的压力设备或释放压力设备的内部压力，导致设备超压；4）高温、高压的蒸汽通过管道送入汽轮机，汽轮机由于多种原因会出现蒸汽泄漏，管道、阀门、法兰由于安装、检修、材质不合要求，也会发生蒸汽泄漏，或设备、管道保温损坏，因此，很易造成高温蒸汽射溢，灼烫伤人，引发事故；5）运行人员操作不当等。6）高加疏水等汽、水压力管道经过长时间冲刷壁厚减薄，引起爆漏。7、灼烫高温高压汽、水泄漏导致烫伤，或工作人员碰触高129、温热体灼伤。8、腐蚀性及毒性汽轮机调节系统采用抗燃油，其具有腐蚀性及毒性，职工在维修、装卸、运行中操作不当，直接接触吸入、误入抗燃油，将造成身体伤害。3.4.6 电气设备及其系统危险有害因素分析1、发电机事故1）发电机定子绕组系统击穿，击穿后会发展成匝间短路，相间短路或接地短路，甚至烧坏铁芯，造成发电机损坏。2）发电机由于定子绕组中负序电流大烧坏转子、转子匝间短路等原因也会引发发电机烧毁事故。3）在安装或检修时工作不慎，在定子与转子间隙中遗留异物，导致定转子绕组严重受损。4）本工程发电机冷却方式为水-氢-氢，氢气是易燃易爆气体，氢冷系统的任何部位漏氢，都有燃烧爆炸的危险。氢气湿度太大还会产生绝130、缘性降低，从而引起定子相间短路、转子匝间短路等故障。由于定子绕组为水内冷，若外部水系统断水，因异物进入水回路或水质恶化，冷却水PH值较低，绕组空心导线加速氧化腐蚀导致堵塞，则会造成绕组局部过热损坏事故。5）发电机油系统故障将影响发电机轴瓦和发电机密封系统的安全运行，导致密封瓦处发电机内漏油污染氢气或向外漏氢引起火灾。6）励磁系统一次电压回路、整流回路、控制部分等发生故障引起发电机损坏。2、变压器绝缘事故由于变压器设计和制造方面的原因，变压器的机械稳定性不好。在运行中若发生突发性短路，由于短路电流的作用，产生很大的冲击应力，使变压器的绝缘受损，从而引起绝缘事故；或者由于变压器存在的局部的绝缘弱点131、，在运行电压下或过电压作用下绝缘被击穿，从而引起事故。3、变压器起火保护拒动，故障扩大引起火灾；绕组绝缘损坏发生短路；绝缘击穿；变压器套管闪络；磁路、铁芯故障发热；变压器进口和出口线路出现短路或内部绝缘被击穿后，大的短路电流就可引起高温使变压器油起火；分接开关和绕组连接处接触不良，产生高温等都能引起变压器起火。4、继电保护事故继电保护装置是保证电网安全稳定运行的重要设施，在运行中发生误动或拒动，检修中误整定、误接线将可能导致电力系统稳定性破坏、造成相关重大设备严重损坏事故。5、开关爆炸事故由于开关的选择不合适，遮断容量不能满足系统短路的需求，开关的灭弧室不能有效地灭弧，从而导致开关的爆炸。6、132、污闪事故大气中的各种污秽物沉降在电气设备瓷件和绝缘子的表面上，当它吸收了潮湿空气中的水分后，使绝缘强度急剧下降而发生绝缘闪络。7、全厂停电事故发电厂因局部事故处理不当引发全部机组停运，同时又不能从电网得到厂用电时，即构成“全厂停电事故”。一旦发生全厂停电事故，如没有完善的备用电源，将造成重大的财产损失并对社会造成重大影响。8、封闭母线事故主要是封闭母线与发电机联结的发电机出口瓷瓶漏氢，漏入封闭母线，遇到母线电晕等火源后引起封闭母线炸裂；还有是封闭母线内的绝缘可能由于凝露现象发生击穿闪络事故。9、电缆的火灾事故1）设计、制造设计计算失误或制造时存在隐患，导致电缆截面过小，运行中经常超负荷过热等原133、因，使电缆绝缘老化、绝缘强度降低，引起电缆相间或相对地击穿短路起火。2）敷设电缆敷设时由于曲率半径过小，致使电缆绝缘机械损坏或电缆受外界机械损伤（如施工挖断等），造成短路、弧光闪络引燃电缆。阻燃措施不到位，未能刷涂有效的防火涂料，阻燃隔断不够严密等均会导致火灾的扩大。电缆敷设场所附近常有高温汽、水、烟、风管道，经常有高温对其作用。电缆的绝缘材料遇到高温或外界火源很容易被引燃，电缆一旦失火会很快蔓延，波及临近电缆和电气设备。电缆火灾的原因主要包括以下几种：汽轮机油系统或锅炉燃油系统附近敷设的电缆，当油系统着火后容易被引燃。靠近炉膛入孔、灰孔和防爆门附近敷设的电缆，当炉膛发生爆炸时，火焰和燃烧的煤134、粉喷向电缆，将其引燃。输煤或煤粉制备设备周围的电缆上，常有煤粉积聚，长时间不加清理，会引发自燃，进而引燃电缆。汽轮机油系统喷油着火、浸油电气设备（变压器等）故障喷油起火等情况下，带火焰的油流入电缆或流往电缆排架上，引起电缆着火。3）安装、检修电缆终端头及中间接头安装质量差，接触电阻大，发热引发火灾，电缆接头盒密封不良，进水、汽潮湿或灌注的绝缘剂不符合要求，内部留有气孔等时，使绝缘强度降低，导致绝缘击穿短路，产生电弧，引起电缆着火。安装、检修过程中，如果电缆沟道无封盖或封盖不严，电焊渣火花容易落入电缆沟道内，易使电缆着火。电缆受酸、碱、盐、水及其它腐蚀性气体或液体的侵蚀，使电缆绝缘强度降低，绝缘135、层击穿产生的电弧，引燃绝缘层和填料。4）运行电缆运行中温度较高，中间接头的温度更高。在高温作用下，绝缘材料逐渐老化，很容易发生绝缘击穿事故。接头容易氧化而引起发热，甚至闪弧引燃电缆。10、雷击和接地网事故烟囱、厂房等高大的建筑物、构筑物、发配电和出线系统、主变压器等电气设备均有可能遭遇雷击过电压的危险。由于接地装置热稳定容量设计不满足电网运行的要求，或接地网施工质量有问题，或接地装置局部范围腐蚀严重，致使接地网热稳定能力下降，甚至断裂而失效，造成电气设备失去接地运行、引发严重事故。11、电气误操作由于作业人员安全意识不强，培训不到位，有可能发生电气的五种恶性误操作（带地线合闸、带电挂地线、带负136、荷拉合隔离开关、误拉合断路器、误入带电间隔），将会导致重大人身伤亡和设备损坏事故的发生。3.4.7 热控设备及其系统危险有害因素分析1、分散控制系统错误机组DCS分散控制系统失灵（如：死机/黑屏/CRT信息显示不变化/操作键盘、鼠标操作不起作用等）。主要是控制器损坏或I/O组件损坏，且未采取冗余配置，不可靠的备用紧急操作手段，或操作员站及某些硬/软件操作按钮配置不能满足机组不同工况运行操作需要，特别是不能满足机组紧急故障处理的需要。会导致机组失控，造成主要设备损坏或人身伤亡事故。2、热工一次检测元部件故障压力、温度、流量等无指示/指最大值/指最小值/指示值不变化。主要是一次检测元部件、变送器损137、坏，错误信息会误导运行人员，导致对机组运行工况误判断、造成人为误操作、机组保护拒动/误动、自动调节失控等，这些均会危及机组安全运行。3、自动调节系统失控故障自动调节失灵指调整门突然开大/调整门突然关小/等幅或发散性振荡/自动调节无动作等。主要是调节用一次检测元部件或调节器断线/短路/损坏等，或执行机构卡涩/拉杆销子脱落/拉杆弯曲变形等故障，导致调节信号异常，使得调整门突然开大/关小或自动调节无动作。机组自动调节失灵，危及到机组的安全运行，可能造成设备损坏。4、机组热工保护拒动或误动包括机组运行参数超越危险极限值，热工保护未动作/机组运行参数未到限制值，热工保护提前动作等，主要是机组保护用一次检138、测元部件损坏/断线或其动作整定值漂移，保护用跳闸卡涩或其回路断线，导致机组保护拒动或误动。机组保护据动，直接危害机组的安全运行，可能造成设备的损坏。机组的保护误动，损失发电量，降低了机组的经济效益。5、电源系统失电故障热工电源故障指主控室热工DCS分散控制系统失去工作电源/现场调节闸阀动力配电盘失去动力电源/热工保护系统失去交流或直流操作电源等。主要是由于热工电源回路断线/过负荷熔断器熔断/电源回路短路电源开关跳闸引起的。热工电源故障，将导致热工系统瘫痪，造成机组失控，可能造成设备的损坏。6、热工一次检测元部件故障一次检测元部件、变送器损坏（断线/短路），错误信息会误导运行人员，导致对机组运行139、工况误判断、造成人为误操作、机组保护拒动/误动、自动调节失控等，这些均会危及机组安全运行。7、接地系统故障热工接地故障指热控接地回路断线/接地电阻阻值增大/单点接地系统受损，形成多点接地等。主要是接地电极腐蚀断线/接地阻值增大/接地线受机械外伤断线，或接地线连接螺丝松动造成的。热控接地系统故障会导致整个热工控制系统参考电平忽高忽低不稳定，抗干扰能力降低，易受外界电磁干扰影响。接地系统故障影响热工自动调节系统工作的稳定性，会出现调整门突然开大或突然关小误调节动作。或扰乱热工保护、顺序控制逻辑判断运算，出现意想不到的突发动作，危害机组安全运行，造成设备的损坏。3.4.8 化学设备及其系统危险有害因140、素分析1、汽水品质恶化本工程的亚临界机组，对锅炉给水水质要求高。如果化学水处理系统出水水质不合要求，又不能及时发现，容易导致锅炉管道腐蚀、结垢、结盐，引起受热面爆管；更有甚者，则有可能导致蒸汽品质恶化，高压汽缸的通流部分严重结盐，增加汽轮机转子推力，引起叶片锈蚀。如果水处理系统设备设计、制造和安装的密闭性比较差，外界空气漏入系统，由空气泄漏进入CO2生成的碳酸盐可能会扮演一种洗脱液的作用，从凝结水精处理树脂中置换出已经交换的阴离子，恶化汽水品质。凝结水精处理系统粉末树脂精处理装置的管理不完善，粉末树脂精处理装置中的树脂粉末向给水系统释放，最终进入锅炉，导致受热面腐蚀。2、高温汽水烫伤汽水取样、141、化验过程中与高温汽水接触，如操作不当会违章操作，可能引起烫伤。3、化学药物泄漏化学水处理系统使用具有强烈刺激性、有毒和腐蚀性的盐酸、氢氧化钠、氨、联氨等，一旦系统的设备管线、阀门泄漏，作业人员误接触或吸入后对人体危险很大，易发生中毒、灼伤等事故。液氨泄漏后形成的蒸汽云遇明火可发生爆炸。3.4.9 制氢设备及其系统危险有害因素分析1、制氢站区火灾爆炸1）制氢装置及附属设备发生泄漏，将导致氢气和氧气外泄，遇有明火或静电火花将产生着火和爆炸，严重威胁设备及人身安全。2）电解槽中氧含量超标，使氧气含量在爆炸极限范围内；室内排放氢气或氢大量泄漏或积聚，又不通过排气可能发生氢气室爆炸。电解槽、储氢罐等因内142、部压力增高，或因安全附件失灵，或因年久失修，又不按期监检，均有可能发生容器爆炸。3）氢罐未定期检修，氢气泄漏；安全阀失灵，罐体超压爆炸；制氢站区域未设计防静电设施；电气未使用防爆电器；违章动火或动火作业时安全措施不完善；放空管未采取防雷、防静电措施，放空时产生的静电火花或雷击可能引起放空管着火；消防装置不可靠或未配备足够的灭火器；保安工作不到位，安装、运行或检修人员将火种带进生产区域；运行操作或设备检修时未按要求使用铜制工具；制氢站运行及检修人员安全意识不强，穿钉子鞋进入氢站等等，都有可能使制氢站发生火灾和爆炸，带来严重的后果。4）氢气在管道中流动，由放空管放空，由泄漏点高速喷出，以至非防静电143、服装的磨擦，均可产生静电。静电的危害之一是静电放电产生火花，在有爆炸性气体的场所，可能引起爆炸。3.4.10 水工（含消防）设备及其系统危险有害因素分析本工程水工系统包括：取水及输水管线，水库年蓄水量约为1亿万立方米，输水管线的长度22.5km，水库标高：279m；电厂标高：240m。结合本工程的实际情况，水工设备及其系统存在的主要危险、有害因素为：供水中断事故、机械伤害和淹溺等。1、供水中断事故如果取水位置选择不当，容易受到泥沙、草木、冰凌、漂流杂物、排水回流等的影响，发生取水口被堵供水中断事故。冷却塔、循环泵等设备是电厂热力循环的冷端，循环水中断的主要原因有厂用电中断，循环水泵或其驱动电动144、机出故障、循环水泵入口滤网堵塞等、循环水泵的出水门门芯脱落等。取水泵房一般为地下式或半地下式建筑，如果没有有效、可靠的防回灌措施，容易发生水泵倒转，水源中断事故。2、淹溺设备、设施和阀门大量漏水可能导致水泵房被水淹没，造成设备停产运行、损坏、人员伤亡等。水工设备及其系统中存在自然通风冷却塔、冷却水池、废水处理站、消防蓄水池、煤水处理间和排污井、水沟等，这些场所周围若未设置护拦、封盖或这些防护设施不符合要求的情况下，容易发生淹溺。3、噪声水工设备及其系统中的循环水泵、生活泵、消防泵运行噪声较大，对作业人员的身心健康有一定的影响。4、其他补给水和给水系统存在各类电动泵类，如不小心将发生人员触电或者145、机械伤害事故。3.4.11 除灰、渣和干灰场设备及其系统本工程除灰、渣系统采用风冷干式除渣系统，锅炉设一座钢结构渣仓，每座渣仓下设有2个卸料口，分别装设干渣散装机和双轴搅拌机。除尘器飞灰采用正压浓相气力输送系统。1、车辆伤害灰渣运输有大量的车辆往返，运输频繁，有可能发生车辆伤害；车辆在厂外运灰道路上行驶时，由于连续疲劳驾驶或车辆故障，以及灾害性原因有可能发生车辆交通事故。洒水车、推土车、压路机作业，由于操作不当，指挥失误而造成人身伤事故。2、电-布除尘器故障电除尘器因设备故障造成除尘效率降低、单通道各电场全停还在运行，阴极线断线未修理继续运行，灰斗阻流板短路还在运行，二次电压、二次电流达不到设146、计值运行，其结果都是除尘效率降低，达不到环保要求的标准，严重的可引起设备损坏事故，可引发吸风机除尘器堵灰引起引风机、设备垮塌事故。布袋除尘器在进行布袋更换时，如违章操作，可引起高温烫伤。3、烫伤运行中锅炉结渣严重，大块焦渣脱落冲击下，容易出现烫伤事故。另外，放灰渣工作中，作业人员安全意识淡薄，违规操作，不按规定穿戴劳保服也是导致烫伤事故的重要因素之一。4、干灰场灰坝溃坝、漫坝、跨塌由于干灰场排水设施维护不到位存在缺陷，或由于自然灾害发生洪水、大暴雨、地震等，都有可能造成灰坝溃坝、漫坝、跨塌事故的发生，可能会造成人员伤害和环境污染事故的发生。5、干灰场扬尘干灰场遇大风、工作人员卸灰、车辆行驶时未147、遵守相关规定或喷洒水设施不完备等均会造成大量的扬尘，如果灰场降尘和工作人员个人措施不到位，会造成环境污染，危害人身健康。6、其他危险因素本工程除灰采用正压浓相输送系统，设有空压机。空压机的安全保护系统失效时有超压“爆机”的危险；空压机冷却系统如出现故障（断水或水量不足），有可能引起轴承过热而引发空压机故障停机；空压机的电气控制系统故障或电源绝缘损坏、接地不良，可引发触电事故和电气火灾。压缩机频繁启动会造成压缩机电机损坏。压缩空气罐超压，会发生物理性爆炸事故。3.4.12 脱硫设备及其系统危险有害因素分析脱硫设备及其系统主要危险有害因素为：1、火灾脱硫塔体为钢结构，衬胶或玻璃鳞片环氧树脂内衬。当148、进入脱硫塔的烟气温度高于衬胶或玻璃鳞片环氧树脂的着火温度时，同时脱硫塔上部石灰石浆液的喷嘴堵塞，石灰石浆液无法冷却烟气及内衬(衬胶或玻璃鳞片环氧树脂)，可能引发内衬着火，引发火灾。2、灼伤石灰石浆液通过浆液泵，循环泵输送至吸收塔，若管道、阀门、泵泄漏，造成浆液泄漏，易灼伤人体。3、淹溺、跌伤脱硫系统沟、井、池、坑、无盖或安全栏杆，职工跌入会发生淹溺、跌伤等事故。4、腐蚀1）脱硫吸收塔工作条件恶劣，既有烟气冲刷，又有SO2与石灰浆液化学反应，石灰浆液的洗刷，造成脱硫吸收塔受温度、腐蚀、磨损综合作用逐步损坏。2）石灰石浆液系统、管道、阀门、浆液循环泵、浆液输送泵均受石灰石浆液的腐蚀而损坏。5、烟道149、挡板不能及时联锁动作当脱硫系统故障停运时，旁路烟道挡板不能及时打开，造成烟道压力增大爆破，造成锅炉机组停运。3.4.13 供热系统危险有害因素分析供热系统的危险有害因素包括以下几个方面：1、本工程带X镇供暖负荷用汽，如果设备运行不稳定、系统故障，使供热温度降低、严重时停止供热，影响居民取暖，造成极大的社会影响和经济损失。2、人员误开误关阀门或DCS控制系统出现问题，造成热网超温超压运行损坏热网加热器。3、热网用汽量减少，影响汽轮机监视段压力，造成超压超温。4、供热抽汽超压和抽汽压力过低，可能造成叶片和隔板损坏。5、供热机组各段抽汽逆止门失灵，在主汽门关闭之后没有随之关闭。反汽造成汽轮机超速。3150、.4.14 直接空冷系统危险有害因素分析直接空冷机组具有明显的节水效果，但也存在诸如汽轮机的运行背压高且变幅大、凝汽器的冷却性能受环境的影响大、凝汽器冬季运行时容易发生冻结、凝结水溶氧超标以及热污染等运行方面的问题。1、汽轮机的运行背压高、背压变幅大空冷机组的冷却极限为环境干球温度，而空冷汽轮机的额定背压和夏季满发背压分别在1318kPa 和3035kPa 之间，空冷机组的运行背压高出湿冷机组3 倍左右。由于环境干球温度的昼夜温差大，一年四季的温度变化范围更大，故空冷汽轮机的背压昼夜变化大，一年四季的变化范围更大。空冷汽轮机的运行背压为550kPa，空冷汽轮机的背压变化范围是湿冷汽轮机的34倍151、。2、空冷凝汽器的冷却性能受环境中沙尘的影响为了加强空冷凝汽器气侧的换热效果，空冷凝汽器通常采用翅片管结构，翅片布置紧凑，翅片间距较小。而我国的西北部地区环境条件又相对比较恶劣，风沙大，扬尘多，沙尘极易在翅片管上聚集，增加了翅片管的传热热阻，严重时还会堵塞冷却空气通道，导致凝汽器传热性能急剧恶化，机组运行经济性变差。3、空冷凝汽器的冷却性能受环境风的影响环境风不仅减少了空冷凝汽器的冷却风量，阻滞热风的散发，还造成大量的热风回流，导致空冷凝汽器换热恶化。环境风越大,这种不利影响也越大。在大风天气下，空冷系统的性能将明显下降，可能使机组被迫降负荷运行及至停机。4、空冷凝汽器冬季运行容易发生冻结1）152、小流量蒸汽的放热量小于管束的散热量由于空冷凝汽器布置在室外露天，在寒冷的冬季运行时，尤其在机组启、停过程期间以及夜间深度调峰或低负荷运行等汽轮机的排汽量较少的工况下，较少流量的蒸汽在庞大的空冷系统中，不可避免地存在着各冷却单元蒸汽流量和热量分配不均的问题，在蒸汽流量偏少的空冷单元中，必将造成凝结水在该空冷单元末端产生过冷却，进而发生冰冻。2）管排间流量不均采用多排管束的空冷凝汽器，其底部和顶部管束与冷却空气相接触的先后次序不同。由于底部管束首先与冷空气相接触，如果顶部管束的冷凝在管子末端结束，则底部管束的冷凝会在管子中间的某一点结束，其余管长就形成冷却区。在此冷却区内，凝结水急剧过冷，在低温下153、就会发生冻结。3）凝结水再冷却在顺流式空冷凝汽器中，管束上端冷凝成的凝结水在沿管线流向下联箱的过程中，沿程不断受到冷却空气的进一步冷却，使得进入凝结水箱内的凝结水可能出现过冷却现象，在低负荷或低气温条件下有导致冰冻的危险。4）不凝气体聚集形成死区在空冷凝汽器中，如果没有及时地将漏入的空气和不凝气体排出，则会在其中的某些部位聚集而形成死区。由于蒸汽难以流到死区，致使死区的管壁逐渐变冷。当凝结水流过这段管子时，就可能发生冻结。5、凝结水溶氧超标凝结水溶氧超标, 不仅会影响系统的真空,降低回热设备的换热效率, 还会对回热设备及其附属管道造成腐蚀。1）凝结水过冷却由于空冷凝汽器冬季运行容易发生冻结的原154、因，导致凝结水过冷却，造成凝结水溶氧超标。2）真空系统泄漏由于直接空冷机组真空系统庞大，凝汽设备、抽空气系统及凝结水泵等在正常运行中均处于负压状态，负压区的每个不严密处都有可能漏入空气，造成凝结水溶氧超标。3）附加流体排入排入凝结系统的附加流体大致有以下几种：补水(除盐水)、高低加疏水(低负荷时)、饱和蒸汽和过热蒸汽、管道疏水等。这些附加流体若由于排入位置不当、参数不当，会造成凝结水溶氧的超标。特别是凝结水补充水，其含氧量非常大，达到7 mg/ L，是合格凝结水溶氧的233倍，如果将补水直接补入凝结水箱，由于这些补水只进行了化学处理，没有经过深度除氧，在补水量加大而喷淋装置又不完善时，很容易造155、成凝结水的溶氧超标。3.4.15 特种设备1、起重伤害汽轮机、发电机等大型设备检修、维护时多处使用起重器械。起重设备故障、安全装置失效、操作过程中操作人员注意力不集中、安全意识不强、管理不善等都有可能造成起吊物坠落、吊物与设备碰撞、吊物吊具打击、坠落伤害等。2、压力容器爆破承压气瓶（包括空压罐），如果安全附件失效、过载运行或由于超压、碰撞、腐蚀、金属材料疲劳、蠕变出现裂缝，以及制造、安装施工质量差，均有可能发生爆破。3、电梯事故使用电梯的过程中会由于设备故障、安全装置失效、牵引绳强度不够等原因而造成电梯坠落事故；电梯在故障维修过程中还有可能造成物体打击；电梯维修工程中电梯门处未设置警示标志，人156、员误入坠落；还有可能发生由于停电造成人员受困电梯事故等。3.4.16 公用设备及其系统危险有害因素分析电厂生产系统共有的设备、设施，如有限空间作业、高平台、脚手架、检修平台、高楼梯场所、电气设备等，在这些设备、设施作业时可能发生高处坠落、机械伤害、物体打击、触电、灼烫等事故。1、高处坠落本工程厂房高、设备庞大，使用的固定式钢直梯、钢斜梯、钢平台较多，锅炉在正常生产巡查和设备维修时，如作业人员身体健康状况异常、注意力不集中、违章操作等都可能发生高处坠落。2、机械伤害本工程项目在安装、调试、运行、维修等过程中都涉及到很多的机械设备，某些设备的快速移动部件、摆动部件、啮合部件等缺乏良好的防护设施，各157、工种人员没有按照要求正确佩戴必需的劳动防护用品时，可能造成机械伤害。3、物体打击本工程厂房较高、装置庞大，设备种类较多，管线布置错综复杂层次较多，因而在对设备进行巡检过程及在设备维修时，存在工具、物件等掉落打击人体的事故。4、触电发电厂电气设备较多，操作人员工种涉及面广，电气线路或电气设备安装不当或保养不完善等都可能引起电气设备绝缘性能降低，可能引发人身触电。5、灼烫本工程高温压力管道、承压部件等部位都可能由于蒸汽泄漏造成工作人员烫伤；巡检人员不小心接触高温管道或热力设备或劳动防护用品配备不齐全等都可能引起人员烫伤。3.4.17 作业环境作业环境存在的主要有害因素有粉尘、毒物、噪声以及辐射等，158、冬季室外低温作业和夏季的室内高温作业危害也不可忽视。3.4.17.1 粉尘锅炉燃烧的粉煤灰、燃料供应系统煤尘、干灰场二次扬尘和设备检修、清扫时的灰尘以及保温材料的粉尘等是粉尘的主要来源。煤尘的危害较为严重。煤尘是燃料供应系统在卸煤、输送、贮存、制粉等过程中产生的。煤粉燃烧后产生的粉煤灰，在收集、输送、装运和贮存过程中也会产生粉煤灰泄漏和飞扬，可能对生产环境造成危害。煤尘侵入人体的途径是呼吸道。煤尘及煤灰的存在既影响工作人员的身体健康（长期工作易得尘肺病），又不利于安全、文明生产（易造成煤尘爆炸和环境污染）。3.4.17.2 毒物电厂产生有毒、腐蚀物质的作业场所有酸碱库、卸酸碱泵房、酸碱计量间、159、加氨间、化验柜、蓄电池室、发电机等，这些工作场所经常会有毒气产生，如氯化氢、高温烟气（二氧化硫、三氧化硫、氮氧化物）、氨气、磷酸三甲苯酯（抗燃油）、乙炔、次氯酸钠等。因此，应加强这些部位的防毒措施。毒气通过呼吸道侵入人体，对人体造成急性或慢性损害。氯化氢（盐酸）的危害形式主要是盐酸雾，是氯化氢与空气中的水蒸汽形成的。能够对眼、鼻、咽喉粘膜和皮肤形成刺激。高温烟气中所含的二氧化硫、三氧化硫、氮氧化物对眼及呼吸道粘膜有强烈的刺激作用，大量吸入可引起肺水肿、喉水肿、声带痉挛而致窒息。低浓度的氨气对粘膜有刺激作用，高浓度的氨气可造成组织溶解坏死。中毒轻者可出现流泪、咽痛、声音嘶哑、咽部充血、水肿等症状160、，重者可导致呼吸困难、中毒性肺水肿、昏迷、休克，甚至引起呼吸停止。联胺（肼）对呼吸系统、皮肤粘膜、鼻、咽喉等部位均有损害，尤其对肝脏有害。六氟化硫（SF6）：断路器中的SF6气体本身虽无毒，但若其气体纯度不够，就会有SF4、S2F10、HF、SO2等杂质，而这些杂质都是有毒的，且密度也较大。SF6气体经过电晕、火花、电弧作用产生的分解物SOF2、SO2F2、SF4、SOF4、SF10等均属剧毒物质。开关灭弧室喷口材料聚四氟乙烯在热分解时会产生剧毒的COF2。次氯酸钠具有腐蚀性，可致人体灼伤，具有致敏性。若吸入、食入或者皮肤吸收，会引起手掌大量出汗、指甲变薄、毛发脱落，本品释放出的游离氯可能引起161、中毒。主要有毒物质的分布情况见表3-3-3。表3-3-3 主要危险有毒物质的分布序 号物 质分布场所1盐 酸化学水、凝结水精处理、酸罐、酸计量箱、酸泵及管网2氨给水凝结水处理、贮罐、加氨箱、氨泵及管网3联胺（肼）给水、闭式循环水处理、贮罐、加联胺箱、泵及管网4六氟化硫高压电器、断路器5磷酸三甲苯酯汽轮机调节油系统、储存设备6乙 炔维修设备、瓶、储存设备7氢氧化钠循环水系统、化学水预处理、凝结水处理系统3.4.17.3 噪声凡是人们不需要的，使人感到讨厌和烦躁的声音通称为噪声。噪声是由很多不协调的基音和它们的谐音一起形成的无规则、杂乱的声音。噪声对人的危害是多方面的。噪声可以使人耳聋，还可能引起162、高血压、心脏病、神经官能症等疾病。噪声还污染环境，影响人们的正常生活和生产活动，特别强烈的噪声还能损坏建筑物与影响仪器设备等的正常运行。噪声对人的危害，主要有以下几个方面。1、听力和听觉器官的损伤：人的听觉器官的适应性是有一定限度的，长期在强噪声的作用下，听力逐渐减弱，引起听觉疲劳。若长年累月在强烈噪声的反复作用下，内耳器官发生了器质性病变，成为永久性听阈位移，亦称噪声性耳聋。2、引起心血管系统的病症和神经衰弱：噪声可以使交感神经紧张，表现为心跳加快，心律不齐，血压波动，心电图阳性率增高。噪声引起神经衰弱症侯群，如头痛、头晕、失眠、多梦、乏力、记忆力衰退、心悸、恶心等。神经衰弱的阳性率随噪声声163、级的增高而增高。3、对消化系统的影响：引起胃功能紊乱、食欲不振、消化不良。4、对视觉功能的影响：由于神经系统互相作用的结果，能引起视网膜轴体细胞光受性降低，视力清晰稳定性缩小；5、降低工作效率，影响安全生产：噪声易使人烦躁不安与疲乏，注意力分散，导致工作效率降低。当噪声级超过生产中的音响警报信号的声级时，遮蔽音响警报信号，易造成事故；6、高声级强噪声损害建筑物和仪器设备：160分贝以上的高声级强噪声可引起建筑物的玻璃震碎、墙壁震裂、屋瓦震落、烟囱倒塌等。各典型声压级对人的影响，见表3-3-4。本工程的噪声主要来源于四个方面，一是各种机械设备运转、震动、摩擦、碰撞而产生的机械动力噪声，如风机、磨164、煤机噪声等；二是由于各种风机、管道中气（汽）流高速运动，扩容、节流、排汽、漏汽而产生的气体动力噪声，如汽机房、锅炉房等处排汽、漏汽的噪声等。三是电磁噪声，如发电机、配电装置等电气设备因磁场交变和电晕放电所产生噪声；四是其他噪声，包括厂内运输车辆、其它车辆、人群活动、广播等引起的噪声。表3-3-4 典型声压级对人的影响声压（微巴）声压级dB（A）对人体影响人耳主观感觉环 境0.00020安全刚刚听到轻声耳语、很安静的时间0.00220安静普通谈话、很安静的街道0.0240一般环境普通对话、收音机0.260较吵闹城市街道、汽车内大声说话280吵闹纺织车间20100长期听觉受损很吵闹200120听觉165、较快受损痛苦锅炉车间、磨煤机2000140其它生理损伤很痛苦喷气式飞机起飞20000160耳边步枪发射、飞机发动机200000180造成听觉损伤导 弹 发 射2000000200本工程主要设备的运行噪声水平见表3-3-5。表3-3-5 本工程主要设备的运行噪声水平设备名称噪声水平（dB（A）备注设备名称噪声水平（dB（A）备注锅炉对空排汽130距离1m引风机85进风口前3m汽轮机90距离1m送风机90吸风口前3m碎煤机85距离1m锅炉给水泵85距离1m中速磨煤机90距离1m循环水泵90距离1m主变压器80距离3m排料机85距机壳1m3.4.17.4 高温本工程的生产性热源很多，如锅炉、汽轮机、166、发电机和蒸汽管道等热力系统。根据高温作业分级（GB/T4200-1997）的规定，在生产劳动过程中，其工作地点平均WBGT指数等于或大于25的作业，即为高温作业。因此，高温危害也是本工程的主要有害因素之一。长期在高温环境下从事生产劳动，会给人体带来一系列的危害，主要体现在影响人体的体温调节和水盐代谢及循环系统等。如当热调节发生障碍时，轻者影响劳动能力，重者可引起中暑。水盐代谢的失衡可导致血液浓缩，尿液浓缩，尿量减少，严重时引起循环衰竭和热痉挛，高温作业工人的高血压发病率较高，且随着工龄的增加而增加，高温还可以抑制中枢神经系统，使工人在操作过程中注意力分散，肌肉工作内能力降低，从而导致工伤事故。167、3.4.17.5 辐射电磁辐射主要是低频高压设备如探伤仪、超声波检测仪等不断向四周发射和泄漏电磁能量，污染环境，从而对人和设备造成危害，另外还包括高压配电装置的电磁辐射危害。强电磁辐射的危害有：能引起人体中枢机能障碍和植物神经功能紊乱；引起通信信号中断或失误，仪器、仪表及自控系统失灵；能使辐射场中的金属件相互碰撞而产生火花，引起易燃及可燃气体（或液体）的燃烧或爆炸。影响电磁辐射作用的主要因素有：1、频率：工作频率愈高，对人体愈有害。2、功率：设备功率愈大，辐射场强愈高。3、与场源的间距：间距愈小，场强愈大，受害也愈大。4、波形：脉冲波的影响比连续波危害大。5、作用时间和周期：作用时间愈长，周期168、愈短，危害也愈严重。6、环境：温度、湿度愈高，危害愈大。另外，还存在电离辐射的危害。如灰斗的料位计等，对操作人员也有辐射危害。3.5 重大危险源辨识和安全管理3.5.1 重大危险源辨识根据重大危险源辨识（GB18218-2000）和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）对本工程进行重大危险源辨识。本工程使用1台国内锅炉厂生产的锅炉连续蒸发量1196t/h，过热蒸汽压力17.5MPa，由于额定蒸发量大于10t/h，且其额定蒸汽压力大于2.5 MPa，超过了重大危险源辨识的临界值，所以本工程1196t/h蒸汽锅炉属于重大危险源。本工程设二台35t/h的启动锅炉，169、其额定蒸汽压力为1.57MPa，小于2.5 MPa，不满足重大危险源的条件。因此，启动锅炉不构成重大危险源。本工程制氢站有3台V13.9m3贮氢罐。氢罐区的氢气体积为41.7m3，贮氢罐运行压力2.94MPa，运行压力与体积的乘积PV=122.598 MPa m3100 MPa m3，按照关于开展重大危险源监管工作的指导意见的规定，氢罐区构成重大危险源。本工程锅炉点火和低负荷助燃用油采用0#轻柴油，设置2300m3储油罐，按照充装系数0.8，0#轻柴油的密度850kg/m3计算，则储罐区0#轻柴油的储量达到8506000.8=408t100t，按照关于开展重大危险源监管工作的指导意见的规定，燃170、油储油罐区构成重大危险源。本工程化学加药系统中有四台44L的氨液瓶，液氨的密度为0.617g/cm3。617kg/m30.044m34=0.108t20t，按照关于开展重大危险源监管工作的指导意见的规定，液氨瓶区未构成重大危险源。通过以上分析可知，本工程选用的一台锅炉、氢罐、燃油储油罐区均构成重大危险源，启动锅炉和液氨瓶区未构成重大危险源。对于已构成的重大危险源，需要企业按照相关法律及法规要求，告知从业人员，对重大危险源进行登记、申报、监测、评估并建立应急救援预案，定期进行应急救援预案演练。3.5.2 重大危险源级别判定根据生产安全事故报告和调查处理条例（国务院令第493号）“第三条根据生产安171、全事故造成的人员伤亡或者直接经济损失，事故一般分为以下等级：特别重大事故，是指造成30人以上死亡，或者100人以上重伤，或者1亿元以上直接经济损失的事故；2、重大事故，是指造成10人以上30人以下死亡，或者50人以上100人以下重伤，或者5000万元以上1亿元以下直接经济损失的事故；3、较大事故，是指造成3人以上10人以下死亡，或者10人以上50人以下重伤，或者1000万元以上5000万元以下直接经济损失的事故；4、一般事故，是指造成3人以下死亡，或者10人以下重伤，或者1000万元以下直接经济损失的事故。”的规定。本工程的重大危险源锅炉、氢气瓶区、柴油储油罐区、液氨罐区一旦发生火灾、爆炸事故172、，事故造成的人员伤亡和财产损失大小将构成较大事故或较大以上的事故。根据国家安全生产监督管理总局文件关于规范重大危险源监督与管理工作的通知（安监总协调字2005125号）中“2、按照重大危险源的种类和能量在以外状态下可能发生事故的最严重后果，重大危险源分为以下四级：1）一级重大危险源：可能造成特别重大事故的；2）二级重大危险源：可能造成特大事故的；3）三级重大危险源：可能造成重大事故的；4）四级重大危险源：可能造成一般事故的。”规定。1、锅炉重大危险源等级的判定锅炉设备涉及的作业人员比较多，电厂生产正常运行过程中，在锅炉设备的附近及各标高的作业平台上，均分布着各工种的作业人员，如锅炉发生爆炸，可173、造成3人以上10人以下的伤亡，将构成“较大事故”。所以本工程一台锅炉定为三级重大危险源。2、氢罐区重大危险源等级的判定氢罐属于压力容器，氢气本身虽然是无毒的,但如果空气中氢气的含量过大，人们会因为缺氧而导致头晕目眩、四肢无力甚至昏迷，而且氢气含量在4.1%75%是容易引发爆炸。一旦发生爆炸，受事故伤害的人员应在3人以上，造成的损失达到“较大事故”的要求。所以本工程氢气瓶区定为三级重大危险源。3、柴油储油罐重大危险源等级的判定当前市场轻柴油单价6400元/t，油罐储量408t，如果发生火灾爆炸，直接经济损失为4086400=261万元，加之设备损失，本工程项目的油罐火灾、爆炸后燃油损失和设备损坏174、的直接经济损失达到“一般事故”的级别，所以本工程柴油储油罐为四级重大危险源。综上所述，本工程的锅炉、氢气罐为三级重大危险源，柴油储油罐为四级重大危险源。第4章 评价单元的划分和评价方法的选用4.1评价单元的划分划分评价单元是为评价目标和评价方法服务的，要便于评价工作的进行，有利于提高评价工作的准确性。评价单元一般以生产工艺、工艺装置、物料的特点和特征，有机结合危险、有害因素的类别、分布进行划分，还可以按评价的需要，将一个评价单元再划分为若干子评价单元或更细致的单元。评价单元划分原则和方法为：1、以危险、有害因素的类别为主划分2、按装置和物质特征划分本项目根据工程特点、生产工艺过程的危险、有害因175、素的性质和重点危险、有害因素的分布等情况，划分出16个评价单元进行评价，即厂址、总平面单元、建（构）筑物单元、燃煤储运设备及其系统单元、燃油储运设备及其系统单元、制粉设备及其系统单元、锅炉设备及其系统单元、汽轮机设备及其系统单元、电气设备及其系统单元、热控设备及其系统单元、化学设备及其系统单元、制氢设备及其系统单元、水工设备及其系统单元、除灰、渣和干灰场设备及其系统单元、脱硫设备及其系统单元、供热系统单元、直接空冷单元、特种设备单元、公用单元、作业环境单元。本预评价项目的评价单元，按照界区及功能分区进行划分如见表4-1-1。表4-1-1 评价单元划分及评价方法的选用汇总表评价单元主要系统和设备176、主要危险有害因素评价方法厂址、总平面单元厂址规划、厂区总平面、厂房结构、平面布置、耐火等级、防火间距地质灾害、火灾爆炸、洪水安全检查表建（构）筑物单元主要建构筑物地面塌陷及地面渗漏、建筑结构坍塌、设备基础事故预先危险性分析燃煤储运设备及其系统单元进煤的装卸、储存、筛碎、输送火灾、爆炸、机械伤害、触电、粉尘、噪声预先危险性分析燃油储运设备及其系统单元储油、输油设备设施火灾、爆炸、触电、中毒、噪声预先危险性分析制粉设备及其系统单元制粉燃烧系统火灾、爆炸、机械伤害、中毒、粉尘、噪声预先危险性分析锅炉设备及其系统单元锅炉本体锅炉炉膛爆炸事故、“四管”爆漏事故、炉外汽水管道、阀门、联箱、管座爆漏，尾部再177、燃烧，灼烫，粉尘，噪声预先危险性分析汽轮机设备及其系统单元汽轮机本体、真空系统、抽汽加热系统、辅汽系统、轴封系统、润滑油系统、顶轴油系统、密封油系统、抗燃油系统、疏水系统火灾、汽轮机超速、汽轮机轴系断裂、汽轮机断轴烧瓦、汽轮机大轴弯曲、压力容器和压力管道爆炸泄漏、热工系统事故、腐蚀性和毒性、噪声预先危险性分析电气设备及其系统单元发电机本体、氢冷系统、水冷系统、励磁系统、升压输电、高低压厂用电系统、直流系统、二次线电缆火灾事故、发电机的绝缘事故，发电机的漏氢事故，封闭母线事故，变压器绝缘事故，变压器起火事故，开关爆炸事故和开关的非全相运行预先危险性分析热控设备及其系统单元机、炉、电主机控制和保护178、各辅助系统控制和保护DCS系统故障、网络安全故障、火灾、机组热工保护拒动或误动、自动调节失灵、热工电源故障、热工一次检测元部件故障、触电、标志缺陷、热工接地故障预先危险性分析化学设备及其系统单元水处理系统汽水品质恶化、高温汽水灼烫事故、化学药物泄漏。预先危险性分析制氢设备及其系统单元制氢系统爆炸预先危险性分析水工设备及其系统单元补给水系统、给排水系统、消防水系统供水中断、机械伤害、淹溺、噪声等预先危险性分析除灰、渣和干灰场设备及其系统单元除灰系统、除渣系统、贮灰场车辆伤害、电除尘器故障、灼烫、干灰场灰坝溃坝、漫坝、跨塌事故、干灰场扬尘污染事故预先危险性分析脱硫设备及其系统单元烟气系统、石灰石179、浆液制备系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统脱硫设备腐蚀、磨损事故、脱硫塔衬胶损坏、烧毁事故、石灰石系统危险事故预先危险性分析供热系统单元厂区热网、主厂房热网供热网系统不可靠、停止供热、热网循环水泵汽化、热网回、供水管路破裂、停运时抽汽返回汽轮机预先危险性分析直接空冷单元直接空冷凝汽器汽轮机的运行背压高、背压变幅大，空冷凝汽器的冷却性能受环境中沙尘的影响，空冷凝汽器的冷却性能受环境风的影响，空冷凝汽器冬季运行容易发生冻结，凝结水溶氧超标预先危险性分析特种设备单元压力容器、起重设备、电梯等起重伤害、压力容器爆破、电梯事故等预先危险性分析公用单元公用设备及其系统高处坠落、物体打击、触电、机械伤害等预180、先危险性分析作业环境单元锅炉、汽轮机、电气、输煤、化学水处理等粉尘、噪声、高温、毒物类比工程4.2评价方法的介绍4.2.1 安全检查表法安全检查表法又称安全评价表法。本次评价总体评价单元的安全评价中采用了安全检查表法进行评价。安全检查表是系统安全工程的一种最基础、最简便、广泛应用的系统安全评价方法。安全检查表不仅用于查找系统中各种潜在的事故隐患，还对各检查项目给予量化，用于进行系统安全评价。安全检查表是由一些对工艺过程、机械设备和作业情况熟悉并富有安全技术、安全管理经验的人员，事先对分析对象进行详尽分析和充分讨论，列出检查检查项目及检查要求、各项赋分标准、评定系统安全等级分值标准等内容的表格。181、对系统进行评价、验收时，对照安全检查表逐项检查、赋分，从而评价出系统的安全状况。当安全检查表用于设计、维修、环境、管理等方面查找缺陷或隐患时，可省略赋分、评级等内容和步骤。本次评价采用的安全检查表见表4-2-1。表4-2-1安全检查表检查内容检查依据是否符合实际情况存在问题4.2.2 预先危险性分析法预先危险性分析（Preliminary Hazard Analysis，简称PHA）是在进行某项工程活动（包括设计、施工、生产、维修等）之前，对系统存在的各种危险因素（类别、分布）、出现条件和事故可能造成的后果进行宏观、概略分析的系统安全分析方法。其目的是早期发现系统的潜在危险因素，确定系统的危险182、性等级，提出相应的防范措施，防止这些危险因素发展成为事故，避免考虑不周所造成的损失。1、预先危险性分析步骤1）通过经验判断、技术诊断或其他方法调查确定危险源，对所需分析系统的生产目的、物料、装置及设备、工艺过程、操作条件以及周围环境等，进行充分详细的了解。2）根据过去的经验教训及同类行业生产中发生的事故情况，对系统的影响、损坏程度，类别判断所要分析的系统中可能出现的情况，查找能够造成系统故障、物质损失和人员伤害的危险性，分析事故的可能类型。3）对确定的危险源分类，制成预先危险性分析表。4）转化条件，即研究危险因素转变为危险状态的触发条件和危险状态转变为事故的必要条件，并进一步寻求对策措施、检验183、对策措施的有效性。5）进行危险性分级，排列处重点和轻、重、缓、急次序，以便处理。6）制定事故的预防性对策措施。2、划分危险等级在分析系统危险性时，为了衡量危险性的大小及其对系统破坏程度，将各类危险性划分为4个等级，见表4-2-1。表4-2-1 危险性等级划分表级别危险程度可能导致的后果安全的不会造成人员伤亡及系统损坏临界的处于事故的边缘状态，暂时还不至于造成人员伤亡、系统损坏或降低系统性能，但应予以排除或采取控制措施危险的会造成人员伤亡和系统损坏，要立即采取防范对策措施灾难性的造成人员重大伤亡及系统严重破坏的灾难性事故，必须予以果断排除并进行重点防范3、预先危险性分析表格本次评价采用的预先危险184、性表见表4-2-2。表4-2-2 预先危险性分析表危险因素诱导因素事故后果危险等级措 施4.2.3 类比工程法类比工程是指利用已经建成投产的生产规模、生产工艺、生产设备等方面相同或类似的企业，进行类比现场调查和检测，对检测、统计分析资料进行类推，从而客观、科学地分析评价项目的危险有害因素的种类和危险程度及其防护措施的有效性。本工程作业场所有害因素评价采用类比工程法，评价中选用的类比项目为某300MW电厂，依据该项目作业环境粉尘、噪声、振动及其他危害现场检测数据，类比评价拟建工程主要作业环境的粉尘、噪声、振动危害及其他有害因素的危害及其程度。第5章 安全预评价5.1厂址、总平面单元依据火力发电厂185、设计技术规范（DL5000-2000）、火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL5053-1996）、火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006）和工业企业总平面设计规范（GB50187-93）中的与厂址选择、总平面布置及主要建筑物有关的条款，采用安全检查表法对本工程厂址选择、总平面布置及建筑物的安全性进行了检查，检查结果列于表5.1.1。由表可见，该工程厂址选择、规划符合相关设计规程的要求，满足安全生产要求。5.1.1 厂址、总平面单元安全检查表分析表5-1-1 厂址、总平面单元的安全检查表法评价检查内容检查依据是否符合实际情况存在问题1、厂址选择应根据该地区的气象、地质、雷186、雨、洪水、地震等自然条件预测的主要危险因素和四邻情况对本厂劳动安全和工业卫生的影响，全面考虑防范措施。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程第3.1.1条是厂址选择充分考虑了该地区的气象、地质、雷雨、地震、洪水等。厂区基本地震烈度为6度，主要建构筑物按抗震设防烈度6度进行计算，抗震措施按7度进行设防，无洪水危害。2、厂址应避免与具有严重火灾、爆炸危险的其他工厂、仓库等为邻。当无法避免时，必须根据有关规范要求设置防火、防爆安全距离。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程第3.1.2条是根据规划和厂区布置及电厂外部设施布置等因素，综合考虑。电厂周围无具有火灾、爆炸危险的工厂、仓库等敏感地点。3、厂址宜187、选在大气污染、尘、毒危害较严重工厂的全年最小频率风向的下风侧。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程第3.1.3条是厂址周围无大气污染、尘、毒危害较严重工厂。4、厂址宜位于邻近城镇或生活区的全年最小频率风向的上风侧，厂区同生活区之间宜设置安全、卫生防护距离。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程第3.1.4条是厂区远离城镇、生活区。5、应对厂址及其周围区域的地质情况进行调查和勘查，制定勘测技术方案，进行合理的勘测工作，提供勘查报告。厂选址应具有满足建设工程需要的工程地质条件和水文地质条件。火力发电厂设计技术规程第4.0.6条是符合要求，已通过建设用地地质灾害危险评估。6、选择发电厂厂址时，其供水水188、源必须落实可靠，并应考虑水利、水电规划对水源变化的影响。火力发电厂设计技术规程第4.0.9条是本工程采用X水库作为供水水源。7、选择燃煤发电厂厂址时，必须选择合适的贮灰场应不占或少占农田，不占用河流、湖泊的蓄洪和行洪区。火力发电厂设计技术规程第4.0.13条是贮灰场位于电厂东南方向，为平原干灰场。8、总平面布置，应在总体规划的基础上，根据工业企业的性质、规模、生产流程、交通运输、环境保护以及防火、安全、卫生、施工、检修等要求，结合场地自然条件，通过经济技术比较后择优确定。工业企业总平面设计规范第4.1.1条是遵照全厂总体规划既定原则和有关规程、规范、规定，进行优化布置。力求规划合理，布置紧凑，189、分期分区明确，工艺流程顺畅短捷，节约用地，方便管理。9、总平面布置，应防止有害气体、烟雾、粉尘、强烈振动和高噪声对周围环境的危害。工业企业总平面设计规范第4.1.7条是厂区总平面布置时，充分考虑了有害气体、烟雾、粉尘、强烈振动和高噪声对周围环境的影响，合理布局。10、厂区应划分重点防火区域。火力发电厂与变电站设计防火规范第3.0.1条是可研对厂区进行了防火区域的划分。11、重点防火区域之间、重点防火区域与其它建筑物之间应满足防火间距的要求，并宜设置消防车道。火力发电厂与变电站设计防火规范第3.0.2条是建筑物最小间距按建筑设计防火规范GB50016-2006及火力发电厂总图运输设计技术规程DL190、/T5032-2005规定执行。设有环形消防车道。12、厂区的出入口不应少于两个，其位置应便于消防车出入。火力发电厂与变电站设计防火规范第3.0.4条是符合要求13、厂区内建筑物之间的防火间距应符合火力发电厂与变电站设计防火规范中表3.0.12的规定。火力发电厂与变电站设计防火规范第3.0.12条是可研依据火力发电厂与变电所设计防火规范对建筑物之间的防火间距进行设计。14、厂区围墙内建筑物与围墙外其他企业或民用建筑物的间距，应符合现行的国家标准火力发电厂与变电站设计防火规范的有关规定。火力发电厂与变电站设计防火规范第3.0.7条是可研依据火力发电厂与变电站设计防火规范对厂区围墙内建筑物与围墙外191、其他企业或民用建筑物的间距间距进行设计。15、制氢站的工艺设备选型及布置，应符合现行的氢氧站设计规范的规定。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程是符合要求16、主厂房的防火，应以发生火灾较多的运煤皮带层、煤仓间、汽机房油系统、控制室下的电缆夹层、电缆隧道、电缆竖井、配电装置室等作为防火的重点，该部位围护结构的耐火极限、安全疏散等，应符合有关标准的规定。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程是可研中有提及17、集中控制室、单元控制室、机炉控制室、主控制室、网络控制室、化学及运煤控制室、电子计算机室等人员集中的房间，围护结构和装饰材料应满足耐火极限要求，楼梯、门等应满足疏散要求。火力发电厂劳动安全和192、工业卫生设计规程是可研中有提及18、穿墙、穿楼板电缆及管道四周的孔洞，应采用不燃烧材料堵塞，并严禁汽水和油管道穿越上述房间。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程是可研中已提及19、厂区建(构)筑物的耐火等级、火灾危险性及建(构)筑物的最小间距，应符合有关标准的规定。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程 是可研中已提及20、有爆炸危险的甲、乙类建筑物，应采取下列措施： 1）设置防护围堤或围墙。 2）配合电气设置防雷接地设施。 3）设置专用消防设施。 4）采用不发火花地面。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程 是本工程制氢站属于甲类建筑物，布置在厂区边缘，设有专用的消防设施，采用不发火地面，选用防193、爆电气设施。21、锅炉房零米、运煤栈桥、地下卸煤沟及转运站、碎煤机室、圆筒仓、煤仓间皮带层等运煤系统各建筑物，地面应采用水力清扫。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程是输煤系统采用水力清扫系统。22、石灰制备系统，应布置在单独的建筑物内，并应设有机械通风及除尘装置。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程 否可研中未提及需要在初设中加以完善23、配电装置室的设计，应符合下列各项要求： 1)长度大于7m的配电装置室，应有两个出口；长度大于60m时，应增加一个出口。 2)装配式配电装置的母线分段处，宜设置有门洞的隔墙。 3)充油电气设备间的门若开向不属配电装置范围的建筑物内时，其门应为非燃烧体或难燃烧194、体的实体门。 4)配电装置室的门应为向外开的防火门，并应在门内侧装设不用钥匙开启的弹簧锁，严禁使用门闩。相邻配电装置室之间如有门时，门应能向两个方向开启。 5)配电装置室应按照事故排烟要求，设置足够的事故通风装置。 6)配电装置室内通道应保证畅通无阻，不得设置门槛，并不应有与配电装置无关的管道通过。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程是本工程配电室设两个以上出口，配电间的门为乙级防火门，配电室设有事故通风装置等。5.1.2评价结论从对本单元的安全检查表评价情况看，共检查23项，其中22项在可研中已明确，有1项要求在可研中没有提及，建议在初步设计中对其进行完善。5.2建（构）筑物单元5.2.1 195、建（构）筑物单元的预先危险性分析采用预先危险性分析法（PHA）对该单元进行评价，如表5-2-1所示。表5-2-1 建（构）筑物单元预先危险性分析表（PHA）危险因素诱导因素事故后果危险等级措 施地面塌陷及地面渗漏1、未按设计要求回填土方。2、桩基设计不合理。3、地下管线爆漏冲刷。4、地下管线未防护，不堪重压。5、未按要求做好泵房防水层，地下水渗漏。人员伤害停产II1、按设计要求回填土方。2、根据勘察设计基础。3、做好地下管线的防腐和防护。4、做好管线承载重压的措施。5、按要求施工，加强施工监督。建筑结构坍塌事故1、设计有缺陷，荷载计算有误，强度达不到设计要求。2、选材不当，钢材在低温条件下冷脆196、而损坏。3、地基处理不到位，未能彻底消除湿陷性，地基承载力达不到设计要求。4、随意变更设计图纸,使屋面强度达不到要求,或者增加了屋面荷载,导致对屋面结构不利。5、工程建筑地处内蒙寒冷地区，极端低温易导致建筑物由于过冷变脆而垮塌。财产损失、人员伤害II1、设计单位应按生产厂房的技术规范要求进行设计，保证有足够的安全余度，施工单位应按设计要求进行地基处理和施工。2、严格按图纸施工，如有异议或有疑问,应及时与设计单位沟通。经确认有误或需要改进的,须由设计单位出具设计变更通知书。3、加强施工监理，特别要加强隐蔽工程施工质量的监督管理，避免采用钢材错误或强度达不到要求。4、加强厂房建筑物的日常维护管理，197、保证建筑物处于健康水平。5、建(构)筑物地基处理和结构设计强度应有一定的余量。6、按规定,由专业人员定期检查,对发现的隐患及时组织处理，并留有检查记录和处理整改记录。7、施工时做好建筑物的防冻措施。设备基础事故1、设计载荷偏小。2、钢材质量不合格。3、未做防腐或防腐不合格。4、施工质量差。5、超过设计载荷。6、违章施工破坏结构。7、基础沉降不均。8、基础施工不合格。结构损坏停产II1、按照设计规范设计载荷。2、选用质量合格钢材、加强钢材检测。3、按照规范施工、防腐。4、按照规范施工、加强施工监督。5、严禁超过设计载荷堆放物品。6、按照规范设计载荷标识。7、严禁违章施工，防止结构破坏。8、核实设198、计勘察，择优选址，根据地质合理设计基础。9、加强基础质量施工和监督。10、发现问题及时有效处理。5.2.2 评价结论通过对建（构）筑物单元的预先危险性分析可知该单元中的危险因素主要有建筑结构坍塌事故、地面塌陷及地面渗漏、设备基础事故（危险等级为），属于“临界的”状态。5.3燃煤储运设备及其系统单元5.3.1 燃煤储运设备及其系统单元的预先危险性分析燃煤储运设备及其系统单元存在的危险、有害因素很多，发生人身伤亡和设备事故的概率较大，主要以火灾、爆炸、机械伤害、触电事故为主。采用预先危险性分析法（PHA）对该单元进行评价，如表5-3-1所示。表5-3-1 燃煤储运设备及其系统单元预先危险性分析表（199、PHA）危险因素诱导因素事故后果危险等级措 施火灾1、原煤仓及输煤皮带系统积煤、积粉过多，长时间未清理。遇到引火源。2、煤场的煤长期堆放，煤堆堆放较松散，导致煤自燃。3、火车运煤车厢存煤时间过长。4、皮带上煤粉堆积时间过长，煤粉缓慢氧化、发生自燃。5、输送已经自燃的煤。6、皮带附近有易燃物，着火后引燃皮带。7、运行维护管理差，轴承润滑不好发热造成火灾。财产损失、人员伤亡1、对长期停用的原煤仓、输煤皮带系统的积煤、积粉应清理干净，皮带上不得有存煤。2、煤场的煤需要长期堆放时，应经常检查煤堆内的温度。当煤堆内的温度超过60度时，应查明原因并立即采取措施。3、可采用煤炭自燃监测设备进行连续监测，发现200、苗头及时消除。4、一旦发现贮煤冒烟或着火，应采用CO2或大量水灭火，切不可用小水量灭火。5、和铁路运输部门要协调好，及时卸下运煤车辆的原煤，避免车厢存煤时间过长。6、皮带上禁止积煤，及时清理。对整个系统上的积粉、尘也要定期清理。7、禁止输送已经发生自燃的煤。8、及时清除附近的易燃物，防止机油或柴油、汽油泄漏。9、禁止在皮带机附近进行电焊、气焊等明火作业，如必须进行时，要采取可靠的安全措施。10、加强火源管理。11、采用耐燃皮带。12、皮带转向时装水喷雾，一方面可以除尘，另一方面可以灭火。13、加强运行维护管理，确保输煤皮带轴承润滑良好爆炸本工程采用的褐煤挥发分高、易自燃。煤的装卸产生大量粉尘，201、达到爆炸极限，如违章动火、点火吸烟等，可能引发爆炸。财产损失、人员伤亡1、 煤场及煤的装卸、运输、输煤栈桥等场所严禁烟火。2、 加强入场煤的煤质检验。3、采取措施消除或降低输煤皮带、转运站等处的粉尘。4、煤场及煤的装卸、运输等场所应装设必要的消防设备和设施，定期对消防设备与设施进行检查，保证消防设备和设施的完好。触电1、未装漏电保护器。2、身体裸露部位不慎接触带电导体，电流通过身体形成回路。3、监护措施不力或没有监护。人员伤害1、作业时要按规定办理工作票，并制订可靠的安全防护措施。2、做好监护工作。3、装漏电保护器。4操作时严格遵守安全操作规程，精心操作。5.3.2 评价结论通过对燃煤储运设备202、及其系统单元的预先危险性分析可知该单元中的危险因素主要火灾、爆炸、触电（危险等级为）属于“临界的”状态。5.4燃油储运设备及其系统单元的预先危险性分析本工程锅炉点火和助燃用的0号轻柴油，轻柴油属于闪点相对较低的易燃、易爆危险物品，当输油管线泄漏（如油管路阀门、法兰泄漏渗油、油泵盘根漏油等），并遇明火或保温不良的高温物体时，易引起火灾。燃油储运设备及其系统主要危险因素是火灾、爆炸、触电等事故为主。5.4.1 燃油储运设备及其系统单元的预先危险性分析采用预先危险性分析法（PHA）对燃油储运设备及其系统单元进行评价，如表5-4-1所示。5-4-1燃油储运设备及其系统单元的预先危险性分析表（PHA）事203、故诱导因素事故后果危险等级措 施火灾爆炸1、油罐基础不牢、沉降不均、有裂缝、倾斜，导致油罐变形、开裂，造成轻柴油泄漏。2、罐体及油管、阀门制造加工、安装有问题，造成油品泄漏。3、呼吸阀、阻火器等不匹配，安装不合格。4、充装时操作错误或疏忽大意，造成油品泄漏。5、防雷措施缺乏或失效。6、防静电接地不可靠。7、通风不好。8、电气设备不符合防爆要求。9、未设检测报警联锁装置。10、未定期检查、检验。11、消防设施不完善或缺乏。12、管理不善，违章作业。13、本工燃油储罐容量相对较少。机组正常运行时始终处于热备用状态，由于柴油罐容量小，循环过程中油温容易升高，加之本地区夏季极端气温较高，可能使得油罐达204、到55的危险温度。人员伤亡，财产损失1、油罐库应按石油库设计规范、石油库设备检修规程、建筑防雷设计规范、火灾自动报警系统设计规范、爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范、自动喷火灭火系统设计规范等规程、标准进行设计、制造、安装、使用、检修等，防止泄漏。2、基础、罐体、管线、阀门、防雷、防静电接地等定期进行检查、检测。3、保持通风、呼吸阀、阻火器、防雷、防静电机械、摩擦等安全设施完好、有效。4、库内电气线路、灯、设备等按要求设置防爆电器。5、加强安全管理，杜绝误操作。6、制定发生小量、中等、大量泄漏及火灾的应急救援措施，并定期演练。7、配备必要的消防设施。8、严禁火种入内，并悬挂警示牌，将火种暂存在205、设在围栏外的暂存设施内。9、在油库围栏外设置人体静电释放设施。10、对燃油储罐做好夏季防晒、防高温措施。触电1、跨越、接近或身体搭接带电体物体。2、劳动防护用品穿戴不符合要求。3、违章作业。人员伤害1、现场设置防护护栏。2、作业人员穿绝缘鞋等劳保用品。3、严禁一手接带电设备，另一手触及其它接地构件。5.4.2 燃油储运设备及其系统单元安全检查表法评价表5-4-2 燃油储运设备及其系统单元的安全检查表法评价检查内容检查依据是否符合实际情况存在问题1、地上油罐组应设防火堤。石油库设计规范6.0.6条是设钢筋混凝土防火堤。2、防火堤应采用非燃烧材料建造，并应能承受所容纳油品的静压力且不应泄漏。石油库206、设计规范6.0.6条是设钢筋混凝土防火堤，经计算满足要求。3、油罐组防火堤的人行踏步不应少于两处，且应处于不同的方位上。石油库设计规范6.0.6条是防火堤两侧均有人行踏步。4、地上油罐应设梯子和栏杆。高度大于5m的立式油罐应采用盘梯或斜梯。拱顶油罐灌顶上经常走人的地方应设防滑踏步。石油库设计规范6.0.13条是油罐的盘梯、栏杆及防滑踏步等均由油罐厂家供货，详见油罐协议。5、钢油罐必须做防雷接地，接地点不应少于2处。石油库设计规范14.2.1条是油罐区设置专门的避雷针，接地点不少于2处。6、油罐应设消防冷却水系统。是设置了消防冷却水系统。7、油泵房门外应设置消除人体静电装置。是油泵房门外设置了消207、除人体静电的装置。表5-4-3 柴油罐区与建构筑物之间及油罐区内防火间距安全检查表序号检查项目及内容标准检查记录结论1油罐区与周边建筑物的距离20m21合格2油罐与油泵房间的距离10m16合格3油罐与防火堤间的距离3m3.1合格4油罐与油罐之间的距离5m5.3合格5防火堤内侧高度不宜低于1.0m不低于1m，不高于2.2m1.2合格5.4.3 评价结论通过对燃油储运设备及其系统单元的预先危险性分析，该单元的危险因素主要有火灾、爆炸、触电，其中火灾、爆炸（危险等级为），属于“危险的”；触电（危险等级为），属于“临界的”状态。通过安全检查表分析，本工程的油罐区与周边建筑物、油罐与油罐之间的安全距离符208、合规范要求。5.5制粉设备及其系统单元5.5.1 制粉设备及其系统单元预先危险性分析采用预先危险性分析法（PHA）对制粉设备及其系统单元进行评价，如表5-5-1所示。5-5-1制粉设备及其系统单元的预先危险性分析表（PHA）事故形成事故原因事故后果危险等级措 施火灾1、违章动火、点火吸烟、其它处火灾蔓延等导致燃煤遇火源。2、制粉系统及区域内长时间沉积煤粉，热量积聚而自燃。3、润滑油冷却系统故障，油温过高，引起油箱火灾。4、润滑油泄漏遇明火引起燃烧形成火灾。人员伤亡、财产损失1、制粉设备及其系统应严禁火源。2、经常检查来煤与煤质情况，防止断煤。3、应确保煤粉细度符合设计要求。4、设计制粉设备及其209、系统时，要尽量减少制粉设备及其系统的水平管段，应无积粉死角。5、保证冷却水系统正常工作。6、设置油温检测装置。7、现场配备水喷雾型灭火器。8、确保相关设备的完好，杜绝跑、冒、滴、漏现象。煤粉燃烧爆炸1、系统设计、制造及安装不合理，流通断面有死角，造成煤粉沉积自燃。2、没有根据煤种控制磨机出口温度，温度高发生爆炸。3、风粉混合浓度在爆炸范围内时，遇明火爆炸。4、原煤中易燃或易爆物随给煤进入磨煤机。5、未按照标准规范的要求，采用防爆电气。1、导致风粉管道损坏；2、引起电缆着火，人身烧伤烫伤事故。1、设计上要尽量减少制粉系统的水平管段，做到严密、内壁光滑，无积粉死角，抗爆能力应符合规程要求。管道设计210、中要走向合理，弯头尽量采用大角度的慢弯，防止涡流区积粉，从而使得在设计、运行及其他任何情况下，管内流速大于18米/秒。2、制粉系统采用气体灭火或惰性气体等灭火，应有足够的消防设施，并配有专门的消防器材，消防水源应充足，水压符合要求。消防设施应保持完好、可用，按期进行试验。3、加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，燃用易燃的煤种应及早通知运行人员，以便加强监视和巡查，发现异常及时处理。4、根据煤种控制磨煤机出口温度，制粉系统停运后，对制粉管道进行充分抽粉。5、如发生制粉系统爆炸事故，要找到积粉着火点，研究针对性的消除积粉措施。6、防止制粉系统漏风。7、清除给煤中的易燃易爆物。8、装设CO检测仪。9、211、严格按照标准规范的要求，对制粉系统采用防爆电气。磨煤机、给煤机机械伤害事故设备外露的转动、传动部件未装设防护装置或防护装置设置不当、失灵，操作人员被绞、碾、挤压、剪切、卷入等。人员伤亡1、设备外露的转动、传动部件应有安全防护装置。2、备有紧急停车装置。3、制订相关操作规程，并加强对操作人员的教育、培训工作。中毒1、在原煤斗抢修或检修中未进行充分通风，人员进入斗内检修。2、磨煤机组抢修或检修中未充分通风。人员伤亡1、进入设备等有限空间作业前，进行充分的通风换气。2、认真检测检修现场的CO浓度，必要时配备便携式CO气体检测仪。3、检修过程中确保良好的通风。5.5.2 评价结论通过对制粉设备及其系统212、单元的预先危险性分析，该单元的危险因素主要有火灾、机械伤害、中毒。（危险等级为），属于“临界的”状态。5.6锅炉设备及其系统单元5.6.1 锅炉设备及其系统单元预先危险性分析下面利用预先危险性分析法（PHA）对锅炉设备及其系统单元进行评价，如表5-6-1所示。表5-6-1 锅炉设备及其系统单元预先危险性分析表（PHA）危险因素诱导因素事故后果危险等级措 施炉膛爆炸1、水冷壁超温或掉渣砸破水冷壁。2、保护拒动引发炉膛内爆炸。3、点火前炉膛内燃料积聚过多。4、燃烧突然终断后，燃料未切断且未进行足够的通风就点火。5、炉内承压部件大面积爆破。人员伤亡、财产损失1、炉膛设计，运行严格执行有关规程、标准，213、严格执行电站煤粉锅炉炉膛防爆规程。2、确保锅炉炉膛安全监控系统及灭火保护装置正常运行。3、加强燃煤的监督管理，对燃煤逐批分析，掌握煤料的特性，合理调用燃煤比例。4、加强点火油系统的维护管理，消除泄漏，对燃油速断阀要定期试验，确保动作正确、关闭严密。5、当炉膛已局部灭火、濒临全部灭火及全部灭火时，严禁投油助燃。当锅炉灭火后，要立即停止燃料供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。“四管”爆漏1、结构设计不合理，选材不得当2、制造、安装时错用材料，或焊接质量差，导致焊接处汽水膨胀3、运行过程中超温超压或者产生内腐蚀(含盐量高，给水未除氧，pH值214、不合格)；停炉腐蚀(未保养或保养不当)；产生外部腐蚀。4、供水系统发生故障。5、安全阀不能卸压(如锈死、排汽不够、设压过高)；压力表失灵损坏；燃烧调正不当。6、人员操作不当、监控调节不当。人员伤害、财产损失1、严格执行设计、制造、安装、运行有关规程、规范、标准，严格控制给水指标，在线分析及定期化验分析，不合格水不准入锅炉。2、严格监视管壁情况。3、做好定期保养工作、停炉保养。4、防止跑、冒、滴、漏和地面潮湿，防止外部腐蚀。5、给水必须除氧，给水含氧量达标。6、确保自动给水，断水保护安全可靠。7、选用高质量的设备阀门。8、加强培训、教育，提高操作人员的操作技能，安全意识和责任感。9、加强监视，防215、止超压。10、确保安全阀、压力表、测温仪表、主要阀门及其他安全装置、保护装置完好运行。炉外汽水管道、阀门、联箱、管座爆漏事故1、设计错误导致选用部件强度不符合要求.2、系统设备结构不合理，导致局部应力损坏。3、制造、安装错用钢材。4、焊接及热处理工艺不佳。5、锅炉超温、超压运行。6、停炉后没有及时合理的进行保护。7、启停、负荷调节失误，厚壁部件产生低周疲劳损坏。8、锅炉放水系统因汽水冲刷损坏。9、锅炉及管道系统膨胀不畅损坏。10、管路系统水冲击损坏。11、炉外管阀部件事故。12、管道支吊架检查、调整、维护不到位造成局部支吊架失效或损坏。人员伤亡、财产损失1、在设计、选型、制造、安装、调试、运行216、维修各阶段，按有关规程、规定进行全过程监督，确保质量。2、在安装阶段应进行安全性能检查，锅炉投产一年后要结合大修进行安全性能检查，检查项目和程序按有关规定进行。3、在制造、安装、检修中要加强焊接工艺的质量评定，杜绝无证上岗和超证允许范围施焊。焊接工艺、质量、热处理及焊接检验，应符合有关规定。对焊口进行100%检查。4、加强钢材管理，避免错用钢材。加强异种钢材焊接的管理，防止因出现焊接质量问题而承压部件爆破。5、锅炉热控、联锁、保护系统性能符合要求，按规定要求验收，定期校核、检查和管理。严禁失去保护下运行。6、锅炉超压水压试验和热态安全阀校验要制定专项安全措施，防止升压速度过快或压力温度失控造成217、超温超压现象。7、对锅炉的蒸发段、过热器、再热器出口导汽管等应有完整的管壁温度测点。8、加强对炉外管道的巡视，对振动、水击、保温层脱落等应分析原因，及时采取措施。当管道有漏汽、漏水现象时，必须立即查明原因，采取措施，若不能与系统隔离进行处理时，应立即停炉。9、加强对炉外管阀的巡视、检修和维护，防止管阀部件发生损坏伤人。10、严格按有关规程定期对管道支吊架进行检查、调整、维护，避免因支吊架失效造成管系应力增加而失效。11、定期对炉外管道的弯头、弯管、焊缝、阀门等进行检查，发现缺陷及时进行处理。锅炉尾部再燃烧事故1、燃料与风量不匹配或炉温较低，燃料未燃尽，进入尾部烟道。2、煤粉过粗或煤量过大。致使218、燃烧不完全的煤粉进入尾部沿道。3、锅炉长期低负荷运行，炉温过低，烟气流速过大，烟道内积累大量煤粉而燃烧。4、低负荷时，点火油燃烧器雾化不良，导致未燃尽油在锅炉尾部积累。炉膛尾部受热面熔化1、正确调整燃烧，严格控制燃烧中心，煤粉粒度符合运行要求，风煤比合理，供氧量在合格范围内，保证燃料完全燃烧。2、锅炉点火前或灭火后按规定进行通风吹扫尾部受热面。3、尾部门孔和风、烟道档板要严密，停炉后10小时内要关严，各风、烟道挡板、门孔等设专人检查。4、加强对热工控制系统的维护，防止烟道内的闸板门自行突开突关，闸板定位装置必须可靠。5、严格点火程序和熄火保护，必须设置程序控制。6、必须将风机与燃料自动快速切断219、阀连锁。7、加强油燃烧器的检修、维护，保证雾化良好，燃烧完全。8、加强尾部烟道的着火监测及报警，设置可靠的消防措施。9、严格执行安全操作规程并加强安全培训和教育。热灰、热焰、焦渣烫伤事故1、停炉进入锅炉炉膛清灰、清焦、检修前，未按安全规程要求查明燃烧室内焦渣、热灰积存情况。2、锅炉灭火放炮。3、送、引风机未实施联锁，引风机故障使平衡通风被打破，炉膛环境呈正压。4、炉膛燃烧不稳，受热面结焦，大块焦渣掉落。发生灰爆、炉门喷火、人员伤害1、停炉抢修锅炉时，在进入燃烧室进行清扫工作前，应先通过人孔、手孔、看火孔等处向热灰和焦渣浇水。2、禁止进入冷灰斗内进行清焦工作。3、加强运行管理，避免炉膛燃烧恶化、220、大块焦渣掉落。4、防止锅炉灭火放炮。5、应巡检锅炉本体的燃烧情况，有问题及时处理。6、机组运行期间干渣机的抢修工作应做好严格的防范措施，并将相关措施写入检修工艺规程及运行规程中。7、送、引风机应实施联锁，加强引风机的维护检修，防止因平衡通风破坏而炉膛燃烧环境呈正压。8、加强燃油雾化监督，严格执行操作规程。9、进入炉膛进行清灰、清焦、检修的作业人员应穿工作服，戴防护罩等防护措施。汽包缺水和满水1、当落负荷时，给水自动调整不及时，或调整失灵，汽包大量进水，报警没有发现，造成汽包满水。2、当涨负荷时，给水自动调整不及时，或调整失灵，汽包进水量减少，报警没有发现，造成汽包缺水。3、水位计指示虚假，造成221、误判、误调而致。1、易导致管道构架损坏、汽轮机断叶片、飞车等机毁人亡的恶性事故。2、锅炉爆炸报废，人员伤亡。1、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，水位计的配置应采用两种以上工作原理共存的配置方式，汽包水位计安装要正确。2、汽包水位计应以差压式（带压力修正回路）水位计为基准，差压式水位计应采用压力补偿。3、按规程要求对汽包水位计进行零位校验，对水位计及其测量系统进行检查和维护；当各水位计偏大于30mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除；当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理；机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调222、整及校核。新机验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列入验收主要项目之一。4、锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式；在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校验，锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制定。5、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；在运行中，当无法判断汽包准确水位时，应紧急停炉。6、高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠；给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。7、建立锅炉水位测量系统的维修和设备缺陷档案，经常分析各运行参数的变化，调整要及时，准确判断及处理事故。8、加强运行人员的技223、术培训，提高其工作的责任心和业务水平，即事故判断能力及操作技能。锅炉超温1、受热面布置不合理，该段受热面吸收热过大。2、燃烧自动调整失灵或调整不当。设备损坏1、设计、制造应根据热力计算合理布置受热面，且易超温处可采用更高一级材料。2、燃烧自动调整装置应能满足负荷、参数变化的需要，可靠的调整。3、保证给水水温，提高高加投入率。4、减温水投入应及时、可靠，满足调温要求。5、加强人员培训，提高工作人员的责任心和业务水平，能正确操作、正确无误的处理事故。锅炉超压1、燃烧自动调整未能依负荷变化，及时调整或调整失灵。2、报警动作后，运行人员未发现，没能及时检查原因，采取对策。3、安全阀动作，锅炉压力恢复正224、常。4、安全阀拒动，锅炉压力继续升高，直至承压部件爆炸。设备损坏人员伤亡1、燃烧系统设备应完好，调整灵活、可靠。2、燃烧自动调整设备，取样信号应正确、调整应及时、不发生误动、拒动。3、巡回监测、报警装置可靠。4、各种保护装置应动作可靠，且一定要定期检查试验，尤其应检查安全阀脉冲门填料完好。5、提高运行人员的责任心和业务素质，能及时、准确地处理事故，防止事故的扩大。炉膛结焦1、锅炉设计有缺陷，炉膛容积小，热负荷偏高。2、煤质波动大，燃煤品质远离设计指标，没有结合煤质调整燃烧。3、炉膛吹灰器配置偏少或设置位置不当。4、锅炉运行管理不到位。未及时吹灰、清焦。受热面爆漏、热焰灼伤等1、加强燃煤化验，防225、止燃煤品质远离设计指标。2、根据燃煤煤质的变化，及时调整炉膛燃烧工况，防止因炉膛热负荷偏高导致燃煤发生结焦。3、炉膛内应设置吹灰器，而且要求重要部位不遗留吹灰死角。4、加强运行管理，及时吹灰、清焦。5.6.2 评价结论通过预先危险性分析评价，锅炉设备及其系统单元的主要危险、有害因素有：炉外汽水管道、阀门、联箱、管座爆漏、锅炉超压（危险等级为）、炉膛爆炸、“四管”爆漏、锅炉尾部再燃烧、热灰、热焰、焦渣烫伤、汽包缺水和满水、锅炉超温、炉膛结焦等（危险等级为）。5.7汽轮机设备及其系统单元汽轮机设备及其系统单元的危险因素很多。例如：汽缸变形、裂纹或漏汽，隔板变形或裂纹，管道破损漏汽，叶片折断，汽缸法226、兰螺栓有缺陷或断裂，调速系统失稳，汽门卡涩漏汽，监视段压力异常，上下缸温差偏大，疏水不畅，轴瓦温度高，油系统漏油，振动异常，真空度偏低，胀差大，润滑油压上不去，保安系统故障等等。这些危险因素都严重威胁汽轮机组的正常安全运行。5.7.1 汽轮机设备及其系统单元预先危险性分析采用预先危险性分析法（PHA）对汽轮机设备及其系统单元进行评价，如表5-7-1所示。表5-7-1 汽轮机设备及其系统单元预先危险性分析表（PHA）危 险因 素诱 导 因 素事故后果危险等级措 施火灾1、汽轮机油管线、阀门、法兰等破裂泄漏，遇火源发生着火。2、机头下方油管道发生漏油、喷油并溅落到热源。人员伤亡、设备损坏1、按HD227、J3-87燃油系统设计技术规定设计。2、油管道采用套管式结构。3、油管道除必须拆卸的管道采用法兰连接外，尽可能采用焊接结构。4、油管道尽可能远离高温管道，高温管道要有良好的保温层，并在其表面装设防护铁皮，或将油管隐蔽敷设，防止喷油着火。5、油系统管道、阀门接头，法兰等附件的承压等级按耐压试验压力选用，最小不小于PN2.0MPa。油系统管子的壁厚最小不小于2mm。6、法兰垫严禁使用胶皮垫、塑料垫、或其他不耐油、不耐高温的垫料。7、油系统设备驱动的电动机及电动阀门，采用防爆型。8、按规定采取防静电措施。9、油系统设备管道、挡油板泄漏应及时消除。10、调节系统采用抗燃油。11、在汽轮机房外应设有事故228、油箱。12、应装设火灾报警及消防设施.13、油管道要有牢固的支吊架，和必要的隔离罩、防爆箱。汽机超速1、机组甩负荷，调节系统失效。2、机组甩负荷时保护系统失灵。3、危急保安器卡涩或行程不足。4、抽汽逆止阀、高压缸排汽逆止阀漏汽或卡涩或关闭不到位。5、抗燃油质量低劣。6、蒸汽品质不合要求。7、高中压调节阀汽门漏汽，关闭不严或迟缓。8、测速表小轴和主轴连轴器脱开。9、机组带负荷解列。10、调速汽门拒动或漏汽。11、解除保护，强行挂闸。12、汽轮机数字电液调节系统(DEH)故障。13、超速保护失灵。人员伤亡、设备损坏1、超速保护不能可靠动作时，禁止将机组投入运行或继续运行，超速保护应灵敏可靠。2、定229、期进行活动主汽门，调速汽门和抽汽逆止门的关闭试验，确保开关灵活可靠。3、按规定进行危急保安器试验。4、转速表应灵敏可靠。5、按规定进行调速系统静态特性试验。6、新机组应进行甩负荷试验。7、各抽汽管道上装设快速关闭的逆止阀，发生甩负荷时，能快速关闭。8、确保汽轮机数字电液调节系统(DEH)和监测仪表系统(TSI)安全可靠。9、确保润滑油品质符合要求。10、确保高中压调节阀严密不漏汽，动作灵敏。11、测速表小轴与主轴连轴器连接良好。汽机轴系断裂1、轴系稳定性裕量不足，振动愈振愈剧。2、轴系失稳和轴系临界转速偏低。3、在结构设计上存在缺陷。4、转子存在缺陷，未进行转子表面、中心孔探伤和材质检查，没有230、及时发现。5、零部件松动，对轮螺栓断裂。6、发电机非同期并网。人员伤害、设备损坏1、机组主、辅设备保护装置、振动超限跳机保护应投入运行。2、转子应按规程规定，定期进行检查（包括转子表面、中心孔探伤、金相试验和探伤等）。3、转子探伤检验检查合格，不合格的转子绝对不能使用。4、超速试验要按规程要求进行。5、机组投产前，必须保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的止动措施。6、机组投产前，应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。7、防止发电机非同期并网或由电气设备及其系统引发的激振和汽轮机轴系引发的共振。8、加强运行中对机组各轴承和轴系振动的监督管理，严格执行汽轮机紧急停用规定。9、转子的临界转速231、应避开工作转速的-10%+15%，扭振频率避开工作频率的-10%+10%，两倍工作频率的+8%-7%；轴承失稳转速应大于工作转速的125%。10、启动时，高速运行前必须使转子加热，达到脆性转变温度以上。汽机烧瓦1、润滑油温、油压、油质不符合要求。2、油系统检查中不慎遗留的杂物堵塞管道。3、机组振动不合格情况下运行。4、误开事故放油门引起轴瓦断油。5、汽轮机推力轴承过负荷。6、油泵工作失常或厂用电中断。设备损坏1、润滑油温、油压、油质确保符合要求。2、安装、检修时对油箱、油室、油管道要认真清理，杜绝杂物存在。3、避免机组振动超标，特别是长期振动超标。4、经常检查和清理油滤网，破损的滤网要及时更换232、，防止滤网堵塞造成断油。5、冷油器切换，应有操作票，同时应安排监护人。6、事故放油门正常运行时，应挂禁止操作牌，防止人员误操作。7、加强运行检查管理，发现异常及时处理。8、直流润滑油油泵的电源应予保证。9、加强润滑油运行参数的监测，防止出现油压过低，并保证油净化系统的正常工作。大轴弯曲1、机组振动：冷、热态启动控制不当引起机组振动。2、大轴晃动、轴向位移、胀差、低油压和振动保护未正常投入，机组重要仪表未投或不正常。3、高压缸上、下温差超过50。4、主蒸汽温度低，过热度未达到50。5、启、停机未按规定投入盘车装置。6、汽轮机进水或进冷汽水，转子局部受到急剧冷却。7、汽缸和轴承箱滑销系统卡涩。8、233、人员未执行规程而操作失误。设备严重受损1、设计制造汽轮机时，要保证机组结构合理，动静间隙合适，疏水装置完善。2、安装检修时，按要求调整汽封间隙。3、机组要有良好的保温措施。4、严格按照运行规程进行启停操作；加强对振动、胀差、轴向位移等的监测；禁止在转子静止时向轴封供汽和进行暖机。5、汽轮机振动保护装置必须投用。6、严格做好防止汽轮机进冷（热）汽、冷（热）水的措施，及时疏水。7、机组的膨胀、大轴晃度、轴或轴承振动、轴向位移、汽缸壁温等设置测点和测量表计，工作要正常，指示要正确。8、转子在不转动情况下，禁止向轴封供汽和进行暖机。9、加强人员的安全培训。汽水压力管道爆漏1、在运行状态下发生变形、断裂234、。2、控制系统故障引起承压管道超温、超压而破裂。3、承压管道存在材质、腐蚀、疲劳、焊接或安装等问题。4、撞击或人为破坏造成的承压管道破裂。5、安全阀等安全附件失灵、损坏或操作不当。6、汽水品质不良对管材的蚀损。7、疏水系统中汽水两相流的冲刷。8、管材设计原因。9、错用钢材。人员伤害设备损坏1、严格按规程规定进行设计、制造、安装、质量验收合格。2、对安全附件作运行巡查及检修，消除其隐患，保证其完好。3、承压管道、泵、阀、管线等设备及其配套仪表要选合格产品，并保证产品质量。4、承压管道及有关设施在投产前按规范进行试压。5、对设备、管道、泵、阀、仪表等要定期检查、保养、维修，保持完好状态。6、严格执235、行承压管道的安全监察规程，定期由质检部门监督检验。7、在施工、维护、检修中严格执行金属监督规程，材料在使用前应查验合格证及材质化验单；材料在存放时，应进行分类保管，避免混淆，防止错用。8、防止汽水两相流的冲刷，高加至除氧器的疏水管道建议采用不锈钢。9、主汽、再热管道的管件（三通、弯头、大小头）等必须要有资质的厂家生产。高温蒸汽灼伤1、蒸汽泄漏，管体裸露，人体触及。2、压力管道故障，密封损毁。灼伤1、定期检查有无跑、冒、滴、漏现象。2、涉及高温作业时，要穿戴好相应的防护用具。3、设有高温标志。4、加强检修维护及运行控制管理。5.7.2 评价结论通过对汽轮机设备及其系统单元的预先危险性分析评价，汽236、轮机设备及其系统单元的危险、有害因素主要有：火灾、汽机超速（危险等级为）；汽机轴系断裂、汽机烧瓦、大轴弯曲、汽水压力管道爆漏、高温蒸汽灼伤（危险等级为）等。5.8电气设备及其系统单元5.8.1 电气设备及其系统单元预先危险性分析采用预先危险性分析法（PHA）对电气设备及其系统单元进行评价，如表5-8-1所示。表5-8-1 电气设备及其系统单元预先危险性分析表（PHA）危险因素诱导因素事故后果危险等级措 施发电机损坏事故1、设计制造存在问题、运行振动磨损、绝缘老化、水冷却系统断水、漏水、水质不合格而相间短路。2、轴封漏气、机内结露、绝缘受潮。3、制造检修遗留杂物、零部件松脱，硅钢片短路、铁芯过热237、定子接地。4、转子接地、匝间短路，转子过热、护环及部件断裂飞逸。5、引出线手包绝缘薄弱，引水管质量不良，制造厂材质、工艺不合格。6、断路器三相未同时合、分，发电机非全相运行。7、发电机漏氢导致火灾及发电机氢爆炸。8、励磁系统故障。9、发电机套管漏氢并进入封闭母线，与空气混合后浓度达到爆炸极限。10、母线内有电晕放电。人员伤害财产损失1、加强制造厂的监造，把好出厂、交接、验收质量关。2、发电机系统保护配置完善、定期校验、动作可靠。定子接地、转子接地保护必须投入运行。3、机组基建调试大修及定期试验合格，应对转子护环、风扇及中心孔进行金属监督。4、防止发电机非同期并网。5、确保水质及氢气质量符合规238、程要求。6、防止发电机漏氢，机组排氢、充氢严格按规程执行。7、定子端部线棒绑扎要牢固，防止定子线棒端部磨损，必要时应进行发电机定子线圈端部固有振动频率测试。8、为防止定子铁心损坏，要特别防止转子零部件脱落和金属和遗留在定子内。9、确保发电机定子引水管质量，防止老化漏水。10、要有完善的发电机灭火系统。11、要严格落实“二十五项反措”的相关规定。12、防止励磁系统发生故障。13、封闭母线与发电机联接处应加装隔氢装置和在线监测氢探头，并设报警输出信号，提醒运行人员及进处理。14、封闭母线应有排氢孔。15、定期清扫和做耐压试验，防止电晕和火花放电。变压器和互感器火灾爆炸事故1、验收不严格，遗留设备问239、题。2、变压器和互感器进水受潮。3、油温过高。4、未投变压器冷却电源中断的保护装置。5、未装设上层油温遥测装置并加强监视。6、变压器的保护故障。7、变压器、互感器未定期试验。8、消防设施不完善或管理不善。9、受其它设备故障影响，变压器长时间受短路电流冲击而发生爆炸。10、变压器各种胶垫质量不佳，老化渗漏导致变压器外壳油污严重，遇明火引起火灾、爆炸。11、大气过电压和内部过电压，使变压器绕组主绝缘损毁，造成短路，引起变压器爆炸、着火。12、变压器套管闪络、分接开关和绕组连接处接触不良，产生高温，磁路发生故障、铁芯故障、产生涡流、环流发热。人员伤害，财产损失1、加强对变压器类设备的管理。2、对变压240、器和互感器，按规定和要求进行严格验收，使已经明确提出改进措施的问题在制造、安装、试验中加以解决，确保投产时不遗留同类型问题。3、采取可靠措施，防止变压器和互感器进水受潮；防止套管、引线、分接开关引起的事故。4、为防止油温过高引起变压器绝缘劣化或发生事故，应投变压器冷却电源中断的保护装置；应装设上层油温遥测装置并加强监视。5、变压器的保护必须完善可靠，不准无保护的变压器投入运行或继续运行；重瓦斯保护应投入跳闸，如需退出重瓦斯保护时，应预先制订安全措施，并经总工程师批准。6、坚持变压器、互感器的定期预防性试验，发现问题及时解决。7、坚持开展对变压器、互感器油质的色谱分析，发现异常应跟踪分析，预测故241、障，及时处理。8、按规定完善变压器的消防设施并加强管理，防止由于消防设施不完善或管理不善在变压器着火时扩大事故。9、严把定货采购关，做好物资鉴定和验收工作，及早发现设备质量问题，杜绝不合格的产品应用到生产中；10、严格执行相关规程的规定，加强变压器绝缘油的色谱分析监督工作，绝缘油的化验工作；按照试验规程，定期做好预防性试验；11、变压器漏油问题应及时处理，变压器外壳保持清洁。维护变压器内各种电器元件、电线等的完好，避免绝缘损坏造成的短路打火。12、为防止变压器发生爆炸，变压器应设置水喷雾灭火器。13、定期检查确保变压器的防爆膜、安全释压阀完好，防止与空气直接连通，造成变压器的油中水份含量增大，242、使油的绝缘性能变坏。14、确保变压器的中性点接地牢靠，防止变压器过电压击穿事故的发生。继电保护事故1、未配备技术力量，运行维护管理不当。2、保护拒动、误动。3、继电保护装置与线路保护配合不当。4、继电保护操作电源故障。设备损坏，经济损失1、要重视继电保护工作，充实配备技术力量，调动继保人员的工作积极性，保持继保队伍的稳定。2、要认真贯彻执行规程，严格执行安全措施规定，防止继保“三误”事故的发生。3、认真贯彻高压电网继电保护应遵循的基本技术要求和母线及失灵保护改进要点，进一步加强高压电网继电保护工作，提高高压电网运行安全稳定水平，防止由于保护拒动、误动引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电事故的243、发生。4、要重视解决大型发电机有关继电保护装置与线路保护不配合的问题。5、要采取措施保证继电保护操作电源可靠，并解决几套保护共用一个操作电源的问题。开关设备事故1、高压开关制造安装质量不良。2、技术力量不足。运行维护不当SF6气体泄漏，含水量超标。3、未核算开关安装地点的短路容量，并未采取措施。开关断路容量不足。4、未进行分、合闸最低操作电压的试验。操作机构拒合、拒分和误动。5、进水受潮。6、高压开关设备载流导体过热。7、瓷套管绝缘不良，发生闪络。设备损坏，经济损失1、抓好现有高压开关设备的安全运行，抓紧完成开关完善化结尾工作，并提高检修质量，防止由于质量不良造成的高压开关设备事故。2、充实技244、术力量，配备检测装置，抓紧积累掌握SF6开关设备的运行维护和检测试验技术经验，防止SF6开关发生事故。3、认真贯彻高压开关反事故技术措施：1）应根据可能出现的系统最大运行方式，每年定期核算开关安装地点的短路容量，并采取措施防止由于断流容量不足而烧损或爆炸；2）开关操作机构检修后应进行分、合闸最低操作电压的试验，并符合要求；要防止液压机构漏油及慢分闸事故；要防止非全相分、合闸事故；3）要采取防止进水受潮的措施，防止进水受潮引起的开关设备事故。4、加强接头部分检查及对运行设备温升的监视，发现不合格及时处理。污闪事故1、未做盐密测量，划分污秽等级并绘制污区图等基础工作。2、设计中未调查污秽情况。3.245、未调整爬距。4.无清扫制度。5.未采用防污涂料。6.电瓷外绝缘爬距不够。设备损坏，经济损失1、坚持进行盐密测量，划分污秽等级并绘制污区图，做好防污闪事故的基础工作。2、设计中应在调查污秽情况的基础上确定厂、站、杆塔的外绝缘配置。3、有重点地调整爬距，使之适应设备所处自然环境污秽等级的要求，都应认真按规定要求做好调整爬距工作。4、要建立清扫制度，落实清扫责任制，确保清扫质量；变电设备应按“逢停必扫”的原则加强清扫；对线路和变电设备要积极采用带电水冲洗；室内设备也应定期清扫。5、对污秽严重地区、爬距不能满足要求的设备和变电设备在更换防污型瓷柱、套管之前，应采用防污涂料，提高设备的防污闪能力。6、地246、处潮湿地区的室内配电装置，应适当提高电瓷外绝缘爬距。全厂停电事故1、保护定值选择不当，保护拒动、误动，事故扩大。2、直流系统故障。3、人员过失。4、保厂用电措施不完善，无应急预案。5、误操作造成设备损坏，保护拒动。6、柴油发电机等备用电源自投失灵或保安电源自投失灵。设备损坏，经济损失1、加强蓄电池和直流系统及柴油发电机组的维修，直流系统熔断器的管理。2、制定好保厂用电方案。3、开关的失灵保护整定正确、动作可靠，严防开关拒动、误动扩大事故，保护的配置应符合25项反措要求。4、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线保护，母线5、保护停用时尽量减少母线倒闸操作。保护定为选择合理，备用247、电源自投可靠，保护电源的自投可靠。电缆火灾1、重要电缆未采用阻燃电缆。2、电缆孔洞未采取严密封、堵、隔、涂措施。3、电缆长时间浸泡水中，外皮腐烂，绝缘下降、老化，造成击穿短路。4、制作粗糙，绝缘层在空气中暴露时间过长，使绝缘受潮，造成短路。5、汽轮机油系统漏油，喷燃到高温热管道上起火，引燃附近的电缆。6、炉膛爆炸及制粉系统火灾引燃附近电缆。7、电缆排积煤粉，又靠近高温管道而自燃，引起电缆火灾。8、浸油电气设备故障喷油起火，油流入电缆隧道内引起电缆着火。9、电焊火花从不严密的盖板落入，使电缆着火，导线长期过负荷，电缆接头过热，绝缘下降。10、电缆施工工艺差，电缆受到机械伤害、动力、控制电缆混铺。248、11、电缆附近设计缺陷，施工安装质量不良，运行维护工作不当，造成电缆接头、终端头故障。人员伤亡、财产损失1、主厂房内、输煤、燃油及蓄电池室直流屏其它易燃、易爆场所应选用阻燃型电缆。2、单元机组的电缆应单独敷设。动力电缆、控制电缆应分开敷设，并部分用穿钢管或耐火槽盒封闭的方法予以保护。3、电缆地下敷设，应注意地下水位条件，排水坡度不小于0.5%。采用隧道时，应设置排水浅沟和适当的集水井。4、户外电缆沟盖板设计应重量轻、强度高（如角钢边框式钢丝网混凝土板），以利于长期运行中保持盖板的完好。5、主厂房内电缆与热体管路管净距应不小于0.5m（控制电缆）和1.0m(动力电缆)。与油管路的净距也宜尽可能增249、大，各种防爆门的朝向应避免直接朝向明敷电缆，否则应添加隔热、防火措施。6、在密集敷设电缆的集控或主控室夹层、隧道内，不得布置热管、油管以及其它可能引起着火的管道和设备。7、通向主厂房、主控制室、辅助车间的电缆通道等处的电缆夹层的孔洞及柜、盘的电缆孔洞，应采取有效阻燃的封堵处理。8、动力电缆中间接头盒的两侧及其邻近区段，宜增加防火包带等措施。9、室外升压站内的电缆敷设安装时曲率半径不宜过小，高压电流互感器、电压互感器安置处近旁的电缆沟盖板，应予以密封处理。10、锅炉房内，沿架空电缆适当部位增设气力吹灰管，或加强清扫。11、应设置火灾自动报警装置和有效的消防装置。12、防止小动物对电缆的危害，防止250、人员破坏或机械伤害造成电缆短路事故发生。13、运行中的电缆不得长期超负荷运行，容量不足的要及时更换。14、加强电缆的检查和定期测试工作。雷击事故1、避雷设施不健全或设计不符合要求。2、电气设备未有效接地或接地不符合规定。3、接地体腐蚀损坏，或者防雷接地电阻过大。设备损坏、人员伤亡1、各种设备、设施应按照规程、规范的规定设置避雷装置。2、各种电器设备和各种事故状态下可能带电的金属物均要接地。3、必要时对接地设置阴级保护装置，以减少腐蚀，延长使用寿命。4、为了防止感应雷过电压和静电感应产生火花，制氢站屋顶和周边设置屏蔽带，并每隔25m引下接地。氢气架空管道，每隔20-25m接地一次。接地网事故1、251、接地电阻不合格。2、地下水具有腐蚀性，使接地引下线腐蚀断裂。3、接地引下热稳定性不能满足要求。4、雷击事故。设备损坏、人员伤害1、做好接地装置的热稳定容量校核，正确选择接地导体的截面，完善接地网设计，认真按图纸施工，隐蔽工程应按程序验收合格。2、确保接地装置质量，连接可靠。3、变压器中性点、重要设备及架构与主接地网应有两根不同地点连接，且接地引下线均应符合热稳定要求。连接引线应便于定期检查和测试。4、做好接地装置引下线的导通监测。5、接地网接地电阻应合格，定期测量电阻值，并定期开挖检查锈蚀情况。电气误操作1、人员不严格执行操作票制度，违章操作。2、运行检修人员误碰误动。3、万用钥匙的管理规定不252、完善，在执行中不严肃认真。4、技术措施不完备，主要是防误闭锁装置设置有疏漏，设备“五防”功能不全。设备损坏人员伤害1、在操作过程中，应严格执行电力安全工作规程的有关规定和“两票”制度。2、规范电气安全工器具的管理，对安全用具应根据安全用具的有关规定，定期试验，合格后方可继续使用。3、加强防误装置的管理。保证防误装置安装率、完好率、投入率100%。4、现场设备都应有明显、清晰的名称、编号及色标。5、严格紧急解锁钥匙使用的管理，使用必须经过批准，确认无误，在监护下使用。电伤害1、设备、线路因绝缘缺陷、绝缘老化而失效。2、设备、线路机械损伤、动物啃咬电缆、过载或过电压击穿而绝缘损坏。3、电气设备外壳253、带电，漏电保护装置失效或接地不合格。4、检修中设备误送电或反馈送电。5、设备检修前未放电或未充分放电而触电。6、带电作业中防护装置失效而触电。7、电气设备未标名称编号或名称编号有误、无安全标志或清晰。8、电气设备无闭锁装置或违规解除闭锁装置而走错间隔，误碰触电。9、高压柜操作和维护通道过小，带电部位裸露。人员伤害1、电气设备应严格按照相关规定、规范要求设计，各种电器设备应做到良好的绝缘、接地。按规定配置过载保护器、漏电保护器。2、基建安装、生产及检修过程中要注意防护设备、线路的绝缘，加强灭鼠工作，以免发生绝缘损坏而漏余电。3、应对正常带电部位做到良好的隔离，加强防护措施，定期检测电器设备绝缘，254、发现绝缘缺陷，及时进行修补。4、电气设备停电时，要充分放电、严格验电，挂三相短路接地线，做好防止突然来电的可靠措施。5、电气间隔应设置可靠的闭锁或联锁装置，开关柜应设置“五防”闭锁功能，杜绝误操作。6、高压电气设备必须设置安全防护（如围栏等隔离设施）设施，各种防护措施符合相关要求。7、安装调试、运行、维护中，注意与高压电气设备的安全距离，避免过分靠近。作业时应事先作好危险点分析，制定防范措施。8、各种电气设备上设置安全标识、标注设备名称，以防误操作。在有可能发生触电伤害的地点、场所设置警告牌和防护栏。9、电气设备的布置应按有关规范、标准留出操作和维护通道，设置必要的护栏、护网。10、值班电工必255、须按规程要求穿绝缘鞋、防护服。11、加强从业人员的安全知识培训，提高安全意识，正确使用安全防护用具。电气设备的检修维护中，应严格执行工作票制度，加强监护，防止误操作。严格规范作业人员的行为，杜绝违章和习惯性违章操作。5.8.2 评价结论通过对电气设备及其系统单元的预先危险性分析评价，电气设备及其系统单元的危险、有害因素主要有：电缆火灾事故（危险等级为）；发电机损坏事故、变压器和互感器火灾爆炸事故、继电保护事故、开关设备事故、污闪事故、全厂停电事故、雷击事故、接地网事故、电气误操作事故、电伤害事故（危险等级为）等。5.9热控设备及其系统单元热控设备及其系统单元的危险因素很多，例如：控制器故障、脉256、冲管泄漏、网络通讯堵塞、电流中断、信号不准等等，这些因素都将使控制发生误差、保护误动，严重时将对热力设备造成不可挽回的损失，同时还可能危及人身安全，所以对热控设备及其系统单元进行安全评价并找出原因，提出措施，可把危险、有害因素消除在萌芽状态，以保证炉、机、电设备的安全运行。5.9.1 热控设备及其系统单元预先危险性分析采用预先危险性分析法（PHA）对热控设备及其系统单元进行分析评价，如表5-9-1所示。表5-9-1 热控设备及其系统单元预先危险性分析表（PHA）危 险因 素诱 导 因 素事 故 后 果危险等级措 施机组分散控制系统显示器屏幕无变化1、DCS或CRT的电源回路失电；或其电源电缆及257、接插件故障，导致CRT黑屏、死机。2、通讯电缆或通讯接口组件故障，导致死机。3、通讯电缆或通讯接口过负荷，通讯堵塞死机。4、操作键盘（鼠标）或其电缆接插件损坏，系统不响应操作指令。5、显示器操作应用软件出错，或系统侵入病毒，丢失信息，导致死机。运行人员失去对机组监控操作手段，机组运行处于失控状态，有造成人员伤亡或设备重大损坏的可能性1、加强DCS/CRT电源回路（电源开关、熔断器、电缆、接插件）维护管理工作。2、勤维护检查通讯电缆及其通讯接口组件，避免外力机械损伤。3、合理的数据通讯总线负荷率不超过30（以太网不超过20），注意设备选型。4、勤维护检查键盘（鼠标）及其电缆接插件，及时更换损坏件258、。5、非本机磁盘/光盘及无关的运算工作，不得在本机上进行操作，防病毒侵入。6、选用合适的应用软件。压力/差压测量装置指示不正确1、压力/差压变送器电源回路失电；或其导线故障，导致测量装置无输出。2、测量装置内弹性元件损坏泄漏，致使表针不动。3、传压通道（仪表管/一次或二次门/及其接头） 泄漏。致使压力表无指示；差压表指最大（负压侧漏）或最小（正压侧漏）。4、传压通道（仪表管/一、二次门/及其接头）受冻结冰，致使压力表渐趋向最大值（或最小值）差压表渐趋向最大值（正压侧受冻结冰）或最小值（负压侧受冻结冰）。5、传压通道（仪表管/一、二次门/及其接头）被杂物堵塞，致使仪表指示停滞不动。6、DCS的I259、/O组件输入点故障，导致示值异常。1、错误信息会误导运行人员，导致对机组运行工况误判断、造成人为误操作。2、机组保护拒动/误动。3、自动调节失控，威胁机组安全运行。1、加强压力/差压测量装置电源回路（电源开关、熔断器、电缆、接插件）维护管理工作。2、更换损坏的测量装置。3、消除传压通道泄漏点。4、冬季寒冷季节，投入传压通道和变送器伴热设施，有足够热源，并做好传压通道的保温。5、加强维护管理，定期吹扫传压通道。6、勤检查DCS的I/O组件，加强维护管理工作。7、定期核对工艺流程中各相关参数的合理性，减少误判断和人为误操作。8、建立完善的热工实验室管理制度，实验室设计、维护符合要求。机组保护拒动或260、误动1、机组保护电源回路失电；或其导线故障，导致机组保护拒动。2、机组保护用一次检测装置及其接线回路损坏或断线、短路导致机组保护拒动、误动。3、DCS的通讯组件故障，不能传输信息，致使机组保护拒动。或保护用I/O组件输入/输出点及其导线回路故障，致使机组保护拒动。4、基建调试不到位，逻辑设计不合理，致使保护误动。5、双路冗余互为备用的通讯环路，自动切换时瞬时故障，丢失信息导致机组保护误动。6、DCS的CPU，超过使用有效期，或受外界干扰或逻辑运算出错，导致机组保护误动。1、机组保护拒动，直接威胁机组安全运行。2、可能造成人员伤亡或设备重大损坏。3、机组保护误动，损失发电量，降低经济效益。1、加261、强机组保护电源回路（电源开关、熔断器、电缆、接插件）维护管理工作。2、加强机组保护用一次检测装置、DCS通讯组件、I/O输入/输出组件、PCU主机组件的维护管理工作。对超过有效使用期的组件，及时更换备用件。3、机组重要保护的一次测点，采取三取二逻辑判断方式。特别重要的机组保护（如炉膛压力保护），应具有“当某一测点故障，自动转为二取一，又当某二点测点故障，自动转为一取一”的功能，并发出报警信号。4、锅炉、汽机跳闸保护系统，应具有进行在线动作试验功能，定期做机组保护在线动作试验。5、当机组运行参数超过保护定值，机组保护拒动时，运行人员应利用硬接线按钮后备操作手段，及时紧急打闸停机。6、加强机组保护262、的设计审查与竣工验收工作。温度测量装置指示不正确1、温度测量装置电源回路失电;或其导线故障，导致测量装置无输出。2、温度测量一次检测元件及其接线回路损坏，或断线/短路，导致测量装置指向最大值（热电偶有断线保护时），或测量装置指示不正确、表针不动。3、DCS的I/O组件输入点故障，导致示值异常。1、错误信息会误导运行人员，导致对机组运行工况误判断、造成人为误操作。2、机组保护拒动/误动。3、自动调节失控，威胁机组安全运行。1、加强温度测量装置电源回路（电源开关、熔断器、电缆、接插件）维护管理工作。2、勤维护检查温度测量一次检测元件及其接线回路，排除故障点。3、勤检查DCS的I/O组件，加强维护管263、理工作。4、定期核对工艺流程中各相关参数的合理性，减少误判断和人为误操作。自动调节装置运行不正常1、自动调节系统电源回路失电；或其导线故障，导致自动调节失控，或调节系统无动作。2、调节用一次检测装置及其接线回路损坏，或断线/短路，致使调节信号异常，导致调整门突然开大或关小。3、执行机构故障，或其拉杆/销子脱落，或拉杆刚性不够，弯曲变形，或调节机构卡涩不动导致自动调节无动作，或调整门突然开大/关小。4、双路冗余互为备用的通讯环路，自动切换时瞬时故障 ，丢失信息导致自动调节失控。5、DCS的CPU，超过使用有效期，或受外界干扰或PID运算出错，导致自动调节失控。6、DCS的通讯组件故障，致使不能传264、输信息，机组自动调节失控。或调节用I/O组件输入/输出点及其导线回路故障，致使自动调节失控。1、机组自动调节失控，危及机组安全运行。2、可能造成人员伤亡或设备损坏事故。1、加强机组自动调节电源回路（电源开关、熔断器、电缆、接插件）维护管理工作。2、加强机组调节用一次检测装置、执行机构、调节机构、DCS通讯组件、I/O输入/输出组件、PCU主机组件的维护管理工作。对超过有效使用期的组件，及时更换备用件。3、机组重要调节系统的一次测点，采取三取中模拟采样方式。重要调节系统（如主汽压力调节），应具有“当某一测点故障，自动转为取平均值，又当某二点测点故障，自动转为一取一”的功能，并发出报警信号。4、重265、要调节系统设计，应具有“当调节信号偏差大时，自动由自动调节方式转换为手动操作方式”的功能。5、重要调节系统，应定期进行内外扰动动作试验。DEH控制系统故障1、DEH控制系统电源回路失电。2、DEH控制系统阀门控制卡设计有缺陷或者运行中故障。3、DEH控制系统的阀位反馈装置故障，或固定连杆脱落、接线松动。4、DEH控制系统的超速保护控制电源失去、保护电磁阀线圈故障。5、DEH控制系统的超速保护控制卡故障。6、DEH控制系统的工程师站和操作员站死机或操作功能紊乱。7、DEH控制系统的DUP故障。8、DEH控制系统的发电机并网输入信号消失。9、DEH控制系统的输入卡件故障。10、DEH控制系统的通讯266、网络故障。1、控制系统失灵，汽机所有阀门控制信号消失，阀门关闭，汽机跳闸。2、造成所对应的阀门不能正常调节，甚至造成阀门的大幅波动，影响机组安全稳定运行。3、阀门全关或者阀门开度大幅波动，影响机组的安全稳定运行。4、超速保护作用失去，紧急情况下会造成机组超速。5、造成机组超速保护误动，造成机组跳闸。6、造成DEH控制系统无法在自动方式下操作和对汽轮机本体各参数的监视，严重时造成误操作使机组跳闸。7、造成DEH控制系统无法在自动方式下运行，影响机组安全稳定运行。8、造成DEH控制系统的超速保护信号动作，汽机调门关闭。9、影响运行人员的正常监视，导致运行人员的错误判断。10、DEH切手动方式运行，267、影响机组人员正常监视。1、加强电源故障报警、系统电源冗余设置，加强DEH控制系统的电源开关、电源接线的维护管理工作。2、加强阀门控制卡功能的试验。做好阀门控制卡的维护检查。3、加强阀位反馈装置的接线和固定连杆的检查。4、加强超速保护控制电源的检查，做好保护回路的接线检查和试验。5、超速保护控制卡设置三取二逻辑，并加强控制卡的维护检查和功能试验。6、非本机磁盘和光盘以及无关的运算操作，不在工程师和操作员站使用，做好设备运行状况的检查。7、DPU设置冗余方式运行，加强DPU运行中负荷率的检查。8、并网输入信号采用三取二逻辑判断。9、加强输入回路的卡件及连接电缆的维护检查，机组重要信号采取三取二模式268、。10、采用冗余通讯网络，做好冗余切换试验，加强网络通讯线和插头的检查维护。ETS系统故障1、ETS系统电源故障或失去。2、ETS系统输入输出卡件故障。3、ETS系统跳闸信号误动作。4、ETS系统电超速保护信号故障。1、造成机组保护动作，跳闸。2、造成汽机保护装置的误动或拒动。3、造成汽机跳闸。4、造成汽机跳闸或者电超速保护拒动。1、采用两路电源供电，加装电源供电故障报警，加强ETS系统的电源开关和保险的维护检查。2、加强输入、输出卡件的维护检查，有多个信号输入的跳闸信号分布在多个卡件上。3、做好跳闸信号电缆接线的检查，ETS系统内部的跳闸信号采用4炉信号，进行逻辑判断，做好ETS系统的通道试269、验。4、采用三路电超速测量回路，进行三取二逻辑判断，做好电超速通道试验和回路接线检查，保证电超速探头安装正确，加强电超速探头及卡件的维护检查。5、TSI设备要定期检验。5.9.2 评价结论通过对热控设备及其系统单元的预先危险性分析评价，热控设备及其系统单元的危险、有害因素主要有：机组分散控制系统CRT屏幕显示无变化（危险等级为），压力/差压测量装置指示不正确（危险等级为），温度测量装置指示不正确（危险等级为），机组保护拒动或误动（危险等级为），自动调节装置运行不正常（危险等级为），DEH控制系统故障（危险等级为），ETS系统故障（危险等级为）等，通过分析并提出了预防事故发生的安全对策措施。5.270、10化学设备及其系统单元5.10.1 化学设备及其系统单元预先危险性分析采用预先危险性分析（PHA）法对化学设备及其系统单元进行评价，见表5-10-1。表5-10-1 化学设备及其系统单元的预先危险性分析（PHA）危险因素诱导因素事故后果危险等级措 施汽水品质恶化1、化学水处理不达标，问题不能及时发现，精处理系统失效，凝结水质不合格。2、给水品质不合格，未及时采取措施。3、机组停/备用期间防腐措施不力，启动后腐蚀产物带入热力系统，导致机组腐蚀和结垢。4、铁原子和水分子反应生成的氢气未能较快地被汽流带走，与金属发生作用，导致金属强度下降而产生脆性破坏。5、水处理系统、凝汽系统密闭性差，CO2随空271、气漏入系统生成碳酸盐，从凝结水精处理树脂中置换出已经交换的阴离子，恶化汽水品质。6、水冷壁结垢量超标，形成垢下腐蚀，但未及时安排酸洗。受热面、热力系统及汽轮机腐蚀，财产损失1、机组运行中汽水品质应保持稳定。一旦出现汽水品质波动或下降，即使还能满足品质下限要求，也应立即查明原因，限期消除。2、加强汽水品质监测，若出现汽水品质波动，应增加取样监测率，及时了解汽水品质的变化趋势，为化学水处理工作提供依据。3、加强凝结水精处理系统粉末树脂精处理装置的管理，防止树脂粉末随给水流入锅炉。4、凝结水精处理系统的密封应良好，减少CO2随空气漏入系统。5、混床中的失效树脂要彻底转移到再生系统，使混床中遗留树脂极272、低。系统中没有积存失效树脂的死角，失效果混合树脂再生前，能够得到较有效的分离，以保证极低的交叉污染率。6、加强水钠超标的监视，防止因蒸汽中钠含量超过1g/kg而炉内受热面及汽轮机沉积导致腐蚀。7、建议加强汽水氢导电率、钠含量、铁含量和蒸汽氢含量等主要控制指标的监测，必要时应设置在线取监测装置，适时掌握系统内汽水品质情况。8、加强锅炉启动前的水质控制，锅炉给水的参数应满足机组启动标准，防止停用期间产生的腐蚀产物进入热力系统。9、加强停用设备的防腐工作，建议采取完整的氮保护系统、干风系统和保护液加药系统措施，满足机组不同停备用周期的保护。10、锅炉水冷壁结垢量超标，应尽快安排酸洗，并定期或不定期全273、面检查水冷壁过热和减薄情况，不合格者及时更换。11、对化学实验室仪表和在线化学仪表要定期进行检验。高温汽水烫伤事故汽水取样、化验过程中操作不当，与高温汽水接触。人员伤害1、高温、高压样品水，应设置就地取样降压冷却及仪表等设施。2、按规范操作，杜绝习惯性违章。化学药物泄漏1、作业过程中各种酸碱物质喷溅。2、酸、碱贮罐等排气，在空气中形成有毒烟雾；其它有毒物质（如氨气等）泄漏，空气中形成有毒烟雾。3、贮存设备质量差，被严重腐蚀，导致泄漏。4、输送过程中管道破裂而泄漏。5、管道连接部位故障，导致泄漏。人员伤害1、酸碱贮存间、计量间及酸碱泵房设置安全通道、淋浴、冲洗及排水设施。2、装卸浓酸及碱液时，宜274、采用负压抽吸、泵输送可自流方式输送。3、室内经常有人通行的场所，酸碱管道不宜架空，必须架空敷设时，应对法兰、接头处采取防护措施。4、卸酸碱泵房、酸碱库及酸碱计量间，应设置机械排风装置。5、贮罐及计量箱的排气，应设置酸雾吸收装置。6、有毒物贮存、使用场所，应设机械排风装置，定期抽风。7、有酸碱及有毒物作业场所，应配备必要的个人防护设施。8、加强安全教育，提高作业人员的安全意识，严格执行规程规定。9、做好贮存设备使用前的质量检查、检验工作，发现问题及时解决。10、严格按操作规程进行操作，在贮存设备附近严禁违章作业。5.10.2 评价结论通过预先危险性分析评价，化学设备及其系统单元的主要危险、有害因275、素是汽水品质恶化（危险等级为）、高温汽水灼烫事故（危险等级为）、化学药物泄漏（危险等级为）。5.11制氢设备及其系统单元5.11.1 制氢设备及其系统单元预先危险性分析采用预先危险性分析（PHA）法对制氢设备及其系统单元进行评价，见表5-11-1。表5-11-1 制氢设备及其系统单元的预先危险性分析（PHA）危险因素诱导因素事故后果危险等级措 施制氢站区爆炸事故1、制氢车间内氢气泄漏，通风不良，室内氢气浓度达到爆炸极限，遇点火源发生爆炸。2、水电解设备的压力调整器发生故障，氢气系统中窜氧，氢气纯度降低，遇点火源发生爆炸。3、防雷设施不完备或故障，储氢罐遭雷击等引起爆炸。4、静电防护措施和设施不276、完善，尖体放电引爆氢气。5、作业人员穿带铁钉的鞋，使用钢制器具等，因摩擦或碰撞产生火花而引爆氢气。6、氢气罐等压力容器和压力管道质量不合格，没有进行定期检验。人员伤亡、财产损失1、制氢站的围墙应采用非燃烧体围墙，其高度不应小于2m。2、制氢站采用安全防爆电气设备和仪表，加强水电解车间室内通风，特别是要有事故排风设施，预防爆炸。3、制氢站应设液位差越限联锁保护装置，并在氢侧安装氢气纯度表或氧量表，对氢气纯度实现连续监督。4、加强作业人员的技术培训，熟练掌握生产工艺流程及异常运行情况的处理。加强技术管理，保证氢气纯度。5、电解装置的压力调整器等出现问题时，应立即停止运行检修，以免造成氢气中窜氧，进277、而氢氧混合气体达到爆炸极限。6、制氢站室内地面采用不打火花的地面，避免工作人员使用钢铁器具、穿带铁钉的鞋。7、制氢站作业人员和进入站区的其它人员，必须穿着防静电服，并要求在氢站门口设立触摸式的防静电装置。8、不得在制氢站厂房内进行焊接等检修作业。9、制氢站区必须设独立的避雷针，作防直击雷保护。另外还设防静电及感应雷保护。在制氢站门口、制氢车间内以及储氢罐区的显著位置悬挂“严禁烟火”等警告标志。10、使用质量合格的压力容器和压力管道并定期进行检验。5.11.2 制氢设备及其系统单元安全检查表分析表5-11-2制氢设备及其系统单元的安全检查表法评价检查内容检查依据是否符合实际情况存在问题1、制氢站278、应单独布置，并应远离散发火花的地点或位于明火、散发火花地点全年最小频率风向的下风侧，宜布置在厂区边缘。泄压面不应面对人员集中的地方和主要交通道路。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程第3.2.2条是符合规程的要求。2、宜设置不燃烧体的实体围墙，其高度不应小于2.5m。氢气站设计规范第3.0.1条是制氢站位于厂区内，厂房外墙厚370mm，制氢站内墙厚240mm，采用MU10烧结多孔砖、M7.5混合砂浆砌筑。3、各类制氢系统中，设备及其管道内的冷凝水，均应经各自的专用疏水装置或排水水封排至室外。水封上的气体放空管，应分别接至室外安全处。氢气站设计规范第4.0.11条是设有氢气干燥装置的冷却器；闭式279、除盐水冷却装置；氢气冷却器排水设有排水水封，水封上的气体放空管引接至室外高出屋顶1米。4、各类制氢系统应设有含氧量小于0.5%的氮气置换吹扫设施。氢气站设计规范第4.0.15条是设计有氮气钢瓶8台。5、氢气罐不应设在厂房内。在寒冷地区，湿式子氢气罐和固定容积含湿氢气罐底部，应采取防冻措施是氢气贮罐布置在室外，氢气经过干燥器后露点：-506、有爆炸危险房间的门窗均应向外开启，并宜采用撞击时不产生火花的材料制作。是采用木门及外开平开塑钢窗7、有爆炸危险房间的照明应采用防爆灯具，其光源宜采用荧光灯等高效光源。灯具宜装在较低处，并不得装在氢气释放源的正上方。是在带有爆炸危险的房间均采用防爆灯具，且未安280、装在氢气释放源的正上方。8、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。当空气中氢气浓度达到0.4%时，事故排风机能自动开启。是在电解间内设有在线氢气检漏报警装置，二个探头探测制氢间氢浓度并与事故风机联锁。9、制氢站出入口应配置建筑物标志牌，入口醒目位置应配置“未经许可，不得入内”、“禁止烟火”等标志牌；应设置“制氢站出入制度”“防火重点部位”等文字标志牌。火力发电企业生产安全设施配置标准第5.14条是在制氢站的出入口等处设置了标志牌。10、制氢站围墙距场内主要道路边应不小于10m，距次要道路应不小于5m，距场内铁路中心应不小于20m，围墙外侧应有醒目的“氢站重地30m281、内严禁烟花”字样。火力发电企业生产安全设施配置标准第5.14.1.6条5.14.1.7条是符合要求。表5-11-3 制氢站与建构筑物之间防火间距安全检查表建筑物、构筑物制氢站氢气罐总容积（m3）1000检查情况结果其它建筑耐火等级一、 二级三级四级121416121520距冷却塔27m满足防火间距要求民用建筑2525距服务楼44m满足防火间距要求重要公共建筑5050附近无公共建筑满足防火间距要求明火或散发火花的地点3025无满足防火间距要求架空电力线1.5倍电杆高度1.5倍电杆高度附近无架空电力线满足防火间距要求表5-11-4 制氢站与铁路、道路的防火间距铁路、道路制氢站氢气罐检查情况结果场外282、道路（相邻侧路旁）1515无满足要求场内道路（相邻侧路边）主要道路1021m满足要求满足要求次要道路521m满足要求满足要求围墙556m满足要求评价结论通过预先危险性分析评价，制氢设备及其系统单元的主要危险、有害因素是制氢站区爆炸事故（危险等级为），属于事故的危险状态。通过安全检查表分析，本工程的制氢站与周边建、构筑物、道路的安全距离符合规范要求。5.12水工设备及其系统单元5.12.1 水工设备及其系统单元预先危险性分析对本单元用预先危险性分析法进行评价，见表5-12-1。表5-12-1 水工设备及其系统单元的预先危险性分析表（PHA）危险因素诱导因素事故后果危险等级措施供水中断1、设备、设283、施腐蚀损坏漏水。2、设备、设施因原始缺陷（如焊接不良等）导致破裂进水。3、误操作开启检修中的设备，导致进水。4、阀门破裂进水。5、循环水泵检修过程中，违章操作，在未证实安全措施落实的情况下盲目开工。6、受到泥沙、草木、冰凌、漂流杂物、排水回流等的影响，发生取水口被堵。7、循环水泵电源故障造成循环泵停止运行。8、防止泵房回灌措施不落实，发生泵房被淹事故。财产损失、机组停运人员伤亡1、运行人员每班对循环水泵旋转滤网冲洗，冲洗过程中如发现旋转滤网片脱落，及时倒换循环水泵，防止网片进入循环水泵造成泵壳损坏，造成泵房进水。2、运行人员坚持每两小时对转动设备进行检查，发现厂（泵）房内各种排水泵、排水坑水位284、运行异常，及时分析消除。3、水泵进水门设置放水阀门。4、严格落实泵房的回灌措施。5、循环水泵房进口阀门应为明杆。如果采用暗杆，则必须安装阀门开度指示器。6、加强设备安装过程中监理，保证焊接质量。7、建立水泵操作制度，严格执行循环水系统安全措施。8、加强设备检修和管理，及时消除设备存在的缺陷和隐患；在循环水泵、冲洗泵、排浆泵、凝结器检修期间，做好安全隔断措施。9、循环水泵进水管伸缩节定期进行外观检查，必要时应进行金属探伤检查。循环水泵进水门设置阀门，定期进行启闭开关试验。10、运行人员不得将运行或备用电动门保险随意拿下。电气设备、机械设备应完善，随时可操作开启或关闭。11、加强水泵检修和运行人员285、的培训，搞好事故预想和预防。12、严格执行设备定期倒换、试验和定期工作相关管理规定对排污（水）泵运行方式每月切换一次；备用排污（水）泵自启动每周进行一次；水泵房事故排水泵启动试验每周进行一次。13、做好取水口清淤、杂物清理工作，防止取水口被堵。机械伤害1、检修中或检修后的转动机械试运行启动时，未先撤离人员。2、电动机启动和运行人员在电动机合闸前未先撤离人员。3、违章操作。4、空冷机组和冷却塔中有很多转动设备，一旦操作不当或违章操作都可能引起机械伤害。人员伤亡1、检修中要彼此配合好，在闸刀处设置禁止合闸标志。2、严禁违章操作。3、转动部位要安装防护罩。淹溺1、作业人员安全意识差，在水边作业时疏忽286、大意。2、没有防护栏杆或防护栏杆有缺陷。3、溺水人员没有得到及时抢救。4、没有安全警示标志。人员伤亡1、加强水工设施安全管理，确保水工设施符合安全要求。2、加强对池、井、水沟安全防护设施的检查，发现问题及时处理。3、在水工设施周围设置安全警示牌，同时加强宣传教育，防止无关人员进入危险区域。4、在水工系统工作严格执行工作票制度，落实安全措施，方可工作。工作中要加强监护，确保安全。5.12.2 评价结论通过预先危险性分析评价，水工设备及其系统单元的主要危险、有害因素是供水中断（危险等级为级）、机械伤害（危险等级为级）、淹溺（危险等级为级）等。5.13除灰、渣和干灰场设备及其系统单元5.13.1 除287、灰、渣和干灰场设备及其系统单元预先危险性分析用预先危险性分析法对本单元进行评价，见表5-13-1。表5-13-1 除灰、渣和干灰场设备及其系统单元的预先危险性分析表（PHA）危险因素诱导因素事故后果危险等级措施车辆伤害1、灰渣运输过程中，车辆车速过快，发生交通事故。2、车辆行驶路面冰雪覆盖，紧急情况下处置不当发生事故。3、车辆疏于维护，车况变差，如刹车失灵等发生事故。4、运灰道路靠近或穿越村庄，驾驶员违章或村民安全意识差，导致事故的发生。5、煤场和灰场作业人员安全意识薄弱，或司机违章卸煤、卸灰砸伤作业人员或装灰人员高处坠落。6、碾压灰场容易有粉尘飞扬，影响驾驶员视线，造成车辆或机械伤害。人员伤288、害、财产损失1、运灰车辆在运输过程中，应做到一看、二慢、不强行通过、超车。2、运灰道路与铁路、重要公路等应尽量实现立交，防止平交带来的交通事故。如果运煤和运灰道路与其它道路平交不可避免时，在道路交汇处应设置“减速”标志。3、运灰道路选线应尽量远离村庄，避免穿越村庄。靠近村庄不可避免时，应设置“鸣笛”等警示标志，同时应设立限速标志。4、加强运灰车辆的维护、保养，使在役车辆车况始终处于良好状态，禁止运灰车辆带病上路。卸装煤和灰要注意安全，杜绝野蛮卸车。5、灰场碾压车辆驾驶员应缓慢驾驶，避免扬尘，尤其遇恶劣天气时，更要注意安全驾驶，如果条件允许可暂缓工作。6、加强对工作人员的安全教育，遵守劳动纪律，289、杜绝习惯性违章。生产过程中的每一个环节，均应有健全有效的约束、保证机制，把遵章守纪变成工作人员的自觉行动。电布袋除尘器故障1、单通道全停运行。2、断线不能及时恢复。3、阻流板短路运行。4、灰斗不能排灰运行。5、二次电压、二次电流偏低运行，达不到设计规定。6、更换布袋时如违章操作，可引起高温烫伤。系统停运、环境污染1、单通道全停严禁运行。2、断线及时恢复。3、阻流板避免短路运行。4、灰头处理：清除卸灰器内异物；加强振动；灰斗加大输灰容量和修补漏气部分；恢复灰斗加热装置。5、更换布袋时要严格按照操作规程执行，并做好安全防护。灼烫1、冷渣室送风管堵塞，大量热渣排出。2、隔热板组质量缺陷。人员伤害1、290、生产场所，操作控制室设计合理，四周封闭严密、现场地沟盖板等齐全。2、加强对进货与安装质量的监督，对制造质量低劣产品和安装不合格的设备拒绝验收。3、尽量避免结焦，防止火焰中心偏斜，禁止超负荷运行，合理组织炉内空气动力场。4、加强生产知识、检修技术的培训工作，提高各生产岗位人员的业务技术水平。干灰场灰坝溃坝、漫坝、跨塌事故1、干灰场排水设施维护不到位。2、发生特大洪水或暴风雨超过防洪水位。3、发生强烈地震可能造成坝体开裂、坝体跨塌。灰坝损坏、人员伤亡、环境污染1、灰场灰坝的安全是灰场安全管理的重点工作，应制定了灰场维护检查制度和检查标准。严格按照维护检查制度，发现问题及处理。2、建立灰场灰坝分析观291、测资料、数据，审阅检查、运作维护纪录等资料档案。3、定期组织对灰坝进行检查、鉴定，针对存在的问题，采取措施整改。4、对截洪沟、排水沟等进行定期巡视，发现淤堵，应及时清除，保证灰场排水系统的畅通。5、做好事故预案，并制定可靠的防范措施，严格检查各项防汛措施的贯彻执行，保证各类抢险物资及设备处于良好的备用状态。6、加强讯期检查，汛期实行专人不间断值班，增加灰场设置检查频率，密切关注灰场坝体，堰体的渗水和异常变化。汛后检查：汛后及时对灰场进行详细的检查和总结，并对出现的故障设施进行维护，对存在的问题制定整改计划，并及时落实。干灰场扬尘污染事故1、干灰场没有采取降尘措施，或除尘措施不到位。2、灰场内工292、作人员未按规定驾驶车辆，造成灰尘飞扬。3、工作人员在卸灰时，自我保护和环保意识差，造成扬尘。4、干灰场周边绿化不到位，造成灰尘大范围污染。人员伤害、污染环境1、为防止灰尘飞扬，干灰场应配备必需的喷洒设施。2、要规范灰场工作人员的行为，缓慢驾驶车辆，避免由于车速快而造成灰尘飞扬，灰场内应设置“减速慢行”标志。3、进行卸灰时，工作人员要注意扬尘，同时要采取喷洒降尘的措施。4、整个干灰场应进行合理规划，分期分块使用，边填灰至设计标高，边复土造地还田或植被绿化。5、要给灰场工作人员配备完善的个人防尘措施。5.13.2评价结论通过以上分析，除灰、渣和干灰场设备及其系统单元的主要危险、有害因素是车辆伤害（293、危险等级为级）、电布袋除尘器故障（危险等级为级）、灼烫（危险等级为级）、干灰场灰坝溃坝、漫坝、跨塌事故（危险等级为级）、干灰场扬尘污染事故（危险等级为级）。5.14脱硫设备及其系统单元5.14.1 脱硫设备及其系统单元预先危险性分析采用预先危险性分析法（PHA）对脱硫设备及其系统单元进行分析评价，如表5-14-1所示。表5-14-1 脱硫设备及其系统单元的预先危险性分析表（PHA）危险因素诱导因素事故后果危险等级措施脱硫设备腐蚀、磨损事故1、除雾器损坏或调整不当，汽水分离器不合格。2、介质对设备设施及部件的腐蚀和冲刷。设备腐蚀损坏1、严格按厂家技术规范进行安装和调试，并按电力建设施工及验收技术294、规范的相关内容组织验收。2、选择耐腐蚀、耐磨损、耐高温的材料，对吸收塔及内部支撑梁、烟道、浆液箱罐、烟气挡板、浆液管道、烟囱做防腐处理，对浆液泵及搅拌器、浆液管道、旋流器、膨胀节要做防止磨损处理，对风机及烟道进行处理，以提高设备的使用寿命。3、加强设备的日常监视、检查、检修、维护，防止由于设备腐蚀、卡涩带来的安全隐患。锅炉负压受影响和烟道爆破1、脱硫系统启动时，旁路挡板和脱硫引风机配合失调。2、脱硫系统解列时，旁路挡板不能快速打开。3、由于联锁配置不当而造成锅炉内爆。造成停炉，人身伤害1、设备选型恰当，精心调试。2、联锁系统应保持良好可靠。3、设计时要求锅炉炉膛及烟道的抗爆强度要达一定值。堵塞295、流动介质凝固、聚集设备设施损坏1、吸收塔内喷嘴、除雾器、烟道、浆液泵入口滤网等设备及设施进行监视运行。2、定期检查，发现堵塞及时处理。重要表计故障表计损坏、没有定期检验设备运行无法监视烟气在线监测仪表、pH表、密度计、液位计要定期检查检验。脱硫塔衬胶损坏、烧毁事故1、旁路烟道挡板质量差或腐蚀毁坏而拒动，不能及时切换。2、烟道积灰旁路挡板卡涩。3、无烟温保护装置或烟温保护装置工作不正常，导致进塔烟气温度超标，烧毁衬胶。4、检修动火引燃衬胶。设备损坏1、 加强进塔烟气温度的监视，防止进入脱硫塔的烟气温度超限。1、 脱硫塔检修动火时做好防护措施，防止引燃衬胶。3、加强旁路烟道档板的检修和维护，防止出296、现因质量问题、腐蚀等原因出现卡涩，以便运行不佳时及时切换，防止超温。4、加强烟道清灰，防止因烟道积灰，旁路档板卡涩而超温烟气不能及时切换到旁路烟道中，导致设备损坏。5、脱硫装置应设烟温保护装置，防止温度超标的烟气进入塔内。石灰石系统危险事故1、石灰石粉储存、输送系统防尘措施有缺陷，污染严重，个体防护措施不到位。2、制浆系统管道泄漏喷溅，触及作业人员身体。3、浆液池等缺少盖板或盖板不严密，导致人员落入浆液池。人身伤亡1、加强石灰石粉磨系统、输送系统防尘措施，防止粉尘飞扬。2、合理选择浆液输送管道的材料，并在运行定期检查，防止因选材不当、腐蚀、磨损等原因管壁损坏而石灰石浆液喷溅，引起人身伤害。3、297、加强浆液池等盛装液体的沟的安全防护，有淹溺危险的场所必须设置盖板，并要求盖板严密，以防作业人员落入沟池。5.14.2 评价结论通过预先危险性分析法，主要危险、有害因素为脱硫设备腐蚀、磨损事故（危险等级为级）、锅炉负压受影响和烟道爆破事故（危险等级为级）、堵塞（危险等级为级）、重要表计故障（危险等级为级）、脱硫塔衬胶损坏、烧毁事故（危险等级为级）、石灰石系统危险事故（危险等级为级）等。5.15供热系统单元5.15.1 供热系统单元预先危险性分析表5-15-1 供热系统单元的预先危险性分析表（PHA）危 险因 素诱 导 因 素事故后果危险等级措 施供热网系统不可靠，停止供热1、机组非计划停运，而没298、有另外的补充热源，不能满足所需热负荷。2、热网加热器或管道大面积泄漏。停止供热造成社会影响1、加强检维护，保持锅炉、汽机、热网加热器、阀门、管线、泵等完好无损。2、冬季机组停运，应及时启动备用热源供热。热网循环水泵汽化1、热网回水压力过低。2、热网回水压力过高。3、热网循环水泵入口门误关。4、DCS指示故障，造成运行人员判断错误。设备损坏1、认真监视回水压力变化，及时调整。2、运行期间应按规定巡回检查，发生异常及时进行检修。3、DCS控制系统失常后，要及时变换为设备就地操作。热网回、供水管路破裂1、管路骤然变化。2、管路开焊。3、管路支架松动或脱落，造成管路断裂。4、管路腐蚀严重。设备损坏。停299、止供热1、热网系统投入或停止过程中，应该缓慢操作，防止压力骤然生高或降低。2、应按照参数运行，防止超温、超压。3、在停运期间应做好管路的防腐蚀工作。停运时抽汽返回汽轮机1、汽轮发电机组在供热工况运行中跳闸。2、抽汽逆止门不能及时严密关闭。汽轮机超速1、按照规程要求做抽汽逆止门关闭时间测试和活动试验。2、在正常停机时，打闸后应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停转或者逆转之后，再将发电机与系统解列，或采用程跳逆功率保护动作解列，严禁带负荷解列。5.15.2 评价结论通过对供热系统单元的预先危险性分析评价可知本单元主要危险有害因素有：供热网系统不可靠，停止供热（危险等级为），热网循环水泵汽化（危险等300、级为），热网回、供水管路破裂（危险等级为），停运时抽汽返回汽轮机（危险等级为）等。5.16直接空冷单元5.16.1 直接空冷单元预先危险性分析表5-16-1 直接空冷单元的预先危险性分析表（PHA）危 险因 素诱 导 因 素事故后果危险等级措 施汽轮机的运行背压高、背压变幅大空冷机组的冷却极限为环境干球温度,空冷机组的运行背压高。由于环境干球温度的昼夜温差大，一年四季的温度变化范围更大，故空冷汽轮机的背压昼夜变化大，一年四季的变化范围更大。影响经济性1、设计专用的空冷汽轮机必须配套设计具有特殊的末级叶片结构的变背压、变功率汽轮机，以保证直接空冷汽轮机在5060 kPa 之间的背压下仍可安全运行301、。2、喷水增湿降温在夏季高温天气下运行时，可采取向冷却空气流中喷水降温或向散热器翅片表面喷水增湿促其蒸发冷却的方法，以起到一定的骤冷效果，改善安全度夏能力。3、适当降负荷运行夏季炎热期，在汽轮机背压居高不下的情况下，应适当降低机组出力，确保机组不至因背压过高而造成保护动作停机。空冷凝汽器的冷却性能受环境中沙尘的影响空冷凝汽器翅片布置紧凑，翅片间距较小。而环境条件风沙大，扬尘多，沙尘极易在翅片管上聚集，增加了翅片管的传热热阻，严重时还会堵塞冷却空气通道。导致凝汽器传热性能急剧恶化，机组运行经济性变差，强迫停机为了防止落在空冷凝汽器外表面的沙尘影响散热效果和腐蚀凝汽器, 需设置固定和移动相结合的水302、力自动清洗系统, 定期对空冷凝汽器进行外部清洗。研究空冷凝汽器积灰对汽轮机背压的影响规律, 并根据机组运行过程中汽轮机背压的变化监测积灰的程度, 从而进行空冷凝汽器的合理清洗,保证机组的安全经济运行。空冷凝汽器的冷却性能受环境风的影响1、环境风对空冷风机吸入风量的影响。2、环境风对热气蒸腾的影响。3、环境风对风机入口温度的影响。机组被迫降负荷运行及至停机1、改进空冷系统的设计1）空冷凝汽器的主进风侧的迎风面应垂直于全年或夏季的主导风向。2）空冷凝汽器与其它热体及高温建筑物要有一定间隔，同时，下面不要有高温设备。空冷凝汽器应布置在其它热体夏季主导风向的上风向。低温流体的空冷凝汽器布置在上风向。3303、）在空冷凝汽器平台四周建筑挡风墙。4）在现有挡风墙的基础上，将挡风墙下伸,以降低风机吸入口因环境风作用所形成的热风温度。5）在延伸后的挡风墙上装设必要的电动格栅。6）在空冷系统设计时，将空冷风机配置的电动机容量选择比较大。7）利用数字模型和物理模型来模拟空冷系统所处地区的气象场，找出对空冷系统影响比较严重的风向，在设计时予以消除。8）也可将空冷风机布置在空冷凝汽器的上方，由空冷风机抽吸凝汽器出口的热空气，并将热风直接送往锅炉送风机,遏止热风回流。2、完善空冷系统的监控手段1）在空冷岛上装设一套高灵敏度的风向风速仪，并将其信号引至机组DCS 画面，根据不同的风向、风速，由运行人员控制电动格栅的启闭,同时依据风洞试验的结果,对照排汽背压的趋势合理调整机组出力,以提高机组的安全性和经济性。2）通过对气象资料的分析以及数模或风洞试验,找出环境参数变化时机组运行背压的变化趋势,制定机组运行背压与环境风向、风速的关系曲线,作为机组运行曲线的修正,使得运行人员能够根据该曲线提前预知环境风对机组的影响,并提前进行调节,防止发生不利风向导致机组停运的事故。空冷凝汽器冬季运行容易发生冻结1、小流量蒸汽的放热量小于管束的散热量2、管排间流量不均3、凝结水再冷却4、不凝气体聚集形成死区机组强迫停机1、改进工艺