对火力发电厂进行安全性评价，不仅要按照相关项目进行查证和评分，以量化界定安全性(或对应的危险性)程度，更重要的是善于识别潜在的危险因素而加以发掘，提出针对性的整改建议，以切实可行的技术措施和(或)管理手段，将隐患消除。因此，电力生产设备的安全性评价，必然含有设备状态诊断、故障预测预告和失效分析等技术咨询内容。安全性评价的技术含量，主要体现在为业主单位提供的整改建议中的技术咨询量。
现以不同类型火(热)电厂化学专业安全性评价为例作说明。
1在安全性评价中为业主单位释疑解难
安全性评价虽已列出明晰具体的评价条目，但是按条目衡量被评价单位发供电设备时，却取决于查评专家的技术水平与实际经验。对于同一条目，不同专家发掘问题的深度有很大差异，综合分析与处理问獾哪芰ο嗖罡?螅??岢龅恼?慕ㄒ榈募际鹾?肯嗳ド踉丁?
业主单位在接受查评的同时，往往寄希望于专家为之解决一些疑难问题，查评专家也应义不容辞的为之排忧解难。以下事例可资证明。
1.1某厂水质合格条件下积垢率过高的分析
某厂2台蒸发量为1100t/h亚临界参数锅炉，曾因水质故障，在投产后不久大面积脆爆失效。接受教训后，该厂领导下力量抓了水汽质量，使合格率达到考核指标。但是更新后的水冷壁管积垢率仍很高，锅炉酸洗间隔平均值分别是1.6年和2.5年。在安全性查评中，这一尖锐矛盾现象摆在查评者面前，业主单位领导与专业人员都希望有合理解释。
在查证中发现，这2台锅炉的5次酸洗，均采取pH为5～5.5条件下的亚硝酸钠钝化，在此pH值下锅炉金属面难以进入钝态，而且有腐蚀。为此指出，应采取pH为9～9.5的相同浓度亚硝酸钠钝化。前者由于金属面未钝化，可产生400kg以上的锈蚀物，即使均匀分布在水冷壁受热面上，也达43g/m2；后者产生的锈蚀量为71kg，均匀沉积量不足8g/m2。
为此，明确建议该厂今后在pH值为9～9.5下进行亚硝酸钠钝化处理。
1.2对某厂查评与复查中进行失效分析与处理
某电厂4台200MW机组凝汽器铜管使用逾10年无结垢腐蚀现象，也很少发生凝汽器泄漏现象。但是在进行安全性评价前半年多均出现结垢腐蚀，到进行安全性评价时，凝结水合格率均低于50%。
经查证，认为是该厂未按变更原水时应采取脱除强酸盐处理(称“深度处理”)的要求，投入配套的循环水处理设备进行水质处理，而采用药剂“阻垢、缓蚀”所致。由于凝汽器管泄漏堵管率已达5%，建议依次更新为耐蚀的70-1B锡黄铜管，同时强调仍需投入深度处理设备，其制水量应达500t/h。
在查评中还发现循环水pH值低于6，指导用氢氧化钠中和处理，液碱用量与计算值符合。
在对该厂进行复查时，正值新换管的3号机组铜管严重泄漏。指出在该机组铜管安装时，曾发现操作粗放，将铜管弯成弓状，曾预告投产后将在冬季产生应力开裂(称“季节性破裂”)。该机凝结水质劣化的特点符合铜管断裂特征，抽管检查也证实了对失效原因的推断。黄铜管应力断裂可在第二个冬季后缓解，例证就是该厂1号机于1984年夏投产后，从当年秋末到次年夏初因黄铜管断裂而停机20余次，次年就不再发生。对此，其他机组更新铜管时必须引以为戒，严防产生安装应力。
1.3在评价中答复业主单位的疑难问题
某新建电厂循环水使用弱酸树脂对补充水作脱碱软化处理，设计浓缩倍率为<2.5倍，查评前实际控制为2倍。查评后指出可提高到4倍，最高不超过5倍。此举可使该厂年节水(经脱碱软化的)300余万吨。
对该厂提出的内冷水电导率控制标准和铜管清洗问题一一作了答复，并将该厂锅炉充氮气保护改为满水用氮气保持压力保护。
2风险预知预告和消除风险对策收效情况
安全性评价是基于预防为主的安全管理原则，通过查找风险因子预防设备发生故障。《火力发电厂安全性评价》(第二版)1.6电站化学设备，将可能引发化学故障的80个风险因子，归纳成4个子项共40个条目。认真地按《评价》条款进行查证计分，一般能显示出设备的薄弱环节，对于水处理设备和制氢设备显性的风险因子易于辨识，但是由于水汽质量与化学技术管理薄弱引发的故障则难于辨识。业主单位则寄希望于评价专家通过查评揭示潜在的危险点，以便控制和消除。
2.1对某厂6号炉碱腐蚀脆爆危险的预告
在该厂查评中发现凝汽器经常泄漏，给水含氧量长期超标，省煤器、汽鼓和水冷壁管附着物是红棕色的高价氧化铁，锅炉水pH值高，水冷壁管试样已有孔蚀，在《评价报告》与《分项扣分表》中都多次提示存在碱腐蚀脆爆危险。
该锅炉于进行安全性评价半年后，果然发生了水冷壁管碱腐蚀脆爆，由于该厂对爆管原因存在内部分岐，影响了防治对策的执行。因而在随后的5个月内又发生4次爆管。
在对该厂复查中，系统阐明了闭塞区碱腐蚀的形成机制及对策，统一了认识，强化对策的实施，制止了爆管的发展。当该炉完全实现了整改建议后，不再发生水冷壁管脆爆故障。
2.2对大容量锅炉酸腐蚀的预警及处理对策
酸腐蚀脆爆是大容量锅炉最危险的失效形式，它具有发展快、损坏面大和持续发生的特点。对大容量锅炉进行评价时，应做重点查证。
2.2.1海水冷却电厂尤应注意酸腐蚀倾向
某电厂一台200MW机组曾因有海水进入给水系统而被迫停机。在对该机组进行安全性评价时，发现该炉水冷壁管向火侧垢量少于背火侧，而且积垢量少。指出这是锅炉水pH低于7，尤其是低于5时，产生的酸性腐蚀和溶解所致。报告中提出的对策是“加强炉水pH值测试，当发现pH≤8.5时，可投加氢氧化钠中和；如果pH≤7，则应停炉放水，进行换水冲洗后，用氢氧化钠进行热态成膜钝化”。
2.2.2亚临界参数锅炉酸腐蚀预警及分析处理
在对某电厂查评时，发现该厂1，3，4号炉水冷壁管向火侧垢量均少于背火侧，着重指出该3台亚临界参数锅炉均有潜在的酸腐蚀危险。通过查证确定其原因是：(1)锅炉补充水及精处理的凝结水pH值常低于6.5，甚至低于6.0；(2)采取协调磷酸盐锅内处理，必然使锅炉水pH值下限超标。前者是设备问题；后者是控制问题。
由于该厂领导重视评价中提出的预警和整改建议，并认真贯彻执行，因此，在进行复查时证实，酸腐蚀脆爆风险显著减轻。
除该厂外，对某滨海热电厂查评时，发现该厂3号炉由于进入离子交换树脂使锅炉水pH值大幅度下降而产生酸腐蚀危险；在对华能公司所属某厂进行锅炉脆爆失效分析和进行安全性评价时，都指出由于采取协调磷酸盐处理而存在酸腐蚀危险。对这些亚临界参数锅炉的锅内处理方式皆建议改为低磷酸盐处理并辅以氢氧化钠提高pH值。给出的控制指标是：锅炉水磷酸根0.5～2mg/L，pH9.2～10.0。当锅炉水pH值偏离规范时，宁可使其上限超标(保持<10.4)，也不可使其下限超标，亦即不得低于9.0。对上述锅炉复查和追踪检查，凡按照所建议的方式处理，指标都保持合格，即可免于酸腐蚀。
2.3氧腐蚀及氧引起故障风险的消除
水中溶解氧自身可产生腐蚀，它还能促进闭塞区酸腐蚀和碱腐蚀。氧腐蚀广义上还含停用腐蚀及受热面上高价氧化铁引起的腐蚀。
2.3.1凝结水含氧量不合格的研究与解决
在进行评价中，最普遍突出的问题是凝结水含氧量不合格，成为重点整改项目。凝结水是给水的主要组成部分，凝结水含氧量不合格，进而使给水含氧量超标。
经观察研究，凝结水含氧量不合格的原因有3：一是锅炉补充水率过高，通常超过4%后凝结水含氧量难于合格。这是由于化学除盐水含氧量是凝结水含氧量规定值的300倍，由除盐水带入的氧难以在凝汽器中解析排除；二是除盐水补充不均匀，亏水时大量补充，此时凝结水含氧量必然不合格；三是凝汽器气密性差，或者凝汽器除氧装置有缺陷。三者中以前两者为主，而以第二点影响最大，也最容易解决。
在对华北电力集团所属14个火(热)电厂进行安全性评价(部分复查)中，几乎所有的电厂都存在此问题，按整改建议实施后均立即收到效果。
2.3.2给水含氧超标的解决及停用保护问题
查评中发现给水含氧量超标多由凝结水含氧不合格引起，使凝结水含氧合格后，给水也相应解决。有些电厂也存在除氧器控制管理方面的欠缺，例如排汽门开度过小、除氧工况不稳等，在查评中指出后均能及时改正和改善。
某热电厂大气式除氧器(称“低脱”)含氧量长期不合格。经查证认为是补水不均匀所致。适度开大排汽(气)门，并保持均匀补充除盐水，则能合格。
查评中发现，凡使用丙酮肟进行化学除氧者，锅炉内表面均为红色，表明未起到除氧作用。在查评中指出，丙酮肟的确具有脱氧能力，这些厂的氧腐蚀可能是药剂或加药工艺存在问题所致。
在查评中强调变“停炉保护”为“停用保护”，使停用的热力设备在时间与空间上尽量拓展，即进行保护的时间应尽量覆盖停用期的90%；被保护设备尽量达90%。还特别强调了凝汽器管的停用保护。
3提高火电厂安全管理水平的咨询
进行安全性评价是为夯实安全基础。作为安全系统工程，应对火(热)电厂自设计到服役全过程的安全基础给予关注。
3.1在评价中对拟建机组风险因素进行发掘
对某电厂在役的4×300MW机组进行安全性评价时，注意到拟建的4台300MW机组凝汽器管选材方面存在重大隐患，将是建成投产后的事故根源。该厂在役的4台机组使用70-1A黄铜管，循环水设计浓缩倍率最高为3.5倍。但是在2.5倍以下铜管已产生了明显的腐蚀。经了解拟建的4台机组循环水浓缩倍率设计为5.5倍，仍使用同种管材。根据长期从事腐蚀研究的经验与该厂现有机组腐蚀的现实，都表明70-1A管不能耐受5.5倍循环水的腐蚀，很可能在服役的最初1～2年由于“婴儿期腐蚀”而失效，为此，建议将管材变更为70-1B。
经研究确定，6～8号机变更订货改用70-1B管；5号机已来不及改变管材，仍使用70-1A管，但是应采取一系列防腐蚀措施，包括投产前的成膜和限制浓缩倍率为2倍，半年后允许达2.5倍。
事后追踪了解，按建议执行后，新投产机组铜管情况优于1～4号机。
3.2新版本标准的引用及对标准的分解运用
在对各厂进行安全性评价中，注意提示被评价电厂使用最新版本的规程、导则和标准。作为多项导则、规程和标准的参编者，结合查评同时介绍国外相关标准及标准的制定背景情况，以利执行。
3.2.1GB12145-89变更为GB/T12145-1999的有关问题
作为部标委会委员参加了SD163-85的编写讨论和将该部标晋升国标GB12145-89的讨论，由于该标准所定的协调磷酸盐处理不适用于亚临界参数电厂，在对各厂评价中掌握以下原则：协调磷酸盐处理可用于高压锅炉，不宜用于超高压锅炉，不可用于亚临界参数锅炉(对GB/T12145-1999也同样)。
在评价过程中，已推出了新国际GB/T12145-1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》，敦促所评价电厂将本厂规程按新国标改写。
GB12145-89无中性水处理或联合水处理规范，在对华能某热电厂直流锅炉进行查评时，提供了联合水处理(CWT)和中性水处理(NWT)控制标准。
水的硬度是重要指标，GB12145的两个版本均采用1/2(Ca+Mg)为基本单元，使硬度的计算值与按ISO6059-1984得到的硬度值大了1倍。在安全性评价当中，凡有提出问题者，均作了详细的说明。
在对超临界参数电厂进行评价时，对GB12145标准按期望值对标准值进行分解，以从严掌握。
3.2.2对引进机组评价时的引用标准问题
对某电厂800MW引进机组进行评价时，本可引用GB/T12145-1999进行评价，但是该厂自调试到投产均按俄厂商提供的水化学工况(BXP)标准维持，并已征得其上级化学监督单位认可。对此认为，在该次查评中暂按俄供水化学工况评价，复查时应按GB/T12145-1999考核。
3.3凝汽器管选材导则及铜管内应力检验
发电厂凝汽器管选材可参照编号为DL/T713-2000《火力发电厂凝汽器管选材导则》。铜管内应力检验是最重要的质量控制项目。最早用作者译自苏列宁格勒金属工厂的24h氨熏法。后改用YB781-75，4h氨熏法，则使许多机组凝汽器管产生应力断裂。对比24h和4h氨熏，确认后者漏检率达60%，为此，电力系统保留24h氨熏验收的质控权力，从而保证了铜管质量。对各厂评价中证实，，凡按24h氨熏检验者，不论是新建的还是换装的凝汽器管均未发生断裂，而用4h氨熏者常有数十根铜管在运行中断裂。
3.4关于进行水平衡和加强水务管理问题
水环境的防污染问题至关重要。在对缺水地区火(热)电厂进行评价时，要求作好水平衡和水务管理，合理复用，以减少废水产生量。已有许多电厂在查评和整改后，实现了无废水外排