中国大唐集团公司化学技术监督制度

1、精选优质文档-倾情为你奉上中国大唐集团公司化学技术监督制度第一章 总 则第一条 化学技术监督是保证电力设备长期稳定运行和提高设备健康水平的重要环节。为加强中国大唐集团公司（以下简称集团公司）化学技术监督工作，根据国家、行业有关标准和中国大唐集团公司技术监控管理办法，制订本制度。第二条 本制度适用于集团公司及其各上市公司、分公司、省发电公司、各基层发电企业和技术监控管理服务单位。第三条 化学技术监督贯穿于电力生产、建设的全过程，涉及面广、技术性强，集团公司及其各上市公司、分公司、省发电公司、各基层发电企业、各技术监控服务单位要在设计审查、设备选型、监造与验收、安装、调试、运行、检修、停备用、技术

2、改造等各阶段加强领导和监督，严把质量关，及时发现和消除与化学技术监督有关的隐患，防止事故发生。第四条 化学技术监督必须坚持“安全第一、预防为主”的方针，建立质量、标准、计量三位一体的技术监督体系，加强对水、汽、油、燃料、氢气等的质量监督，对影响设备健康水平，影响机组安全、经济、稳定运行的重要参数和指标进行监督、检查、调整，防止和减缓热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物及油质劣化，防止发电机内氢气纯度和湿度超标，及时发现变压器等充油电气设备潜伏性故障，提高机组运行的安全经济性，延长设备使用寿命。第五条 化学技术监督应实行分级管理、逐级负责制。各发电企业应在生技部门或设备管理部门设立化学技术监督专责工程

3、师，建立健全监督网，在生产副厂长或总工程师领导下统筹安排，协调好汽机、锅炉、电气、化学、燃料、热工等部门的责任分工，共同做好化学技术监督工作。第六条 依靠科技进步，采用和推广成熟、行之有效的新技术、新方法，不断提高化学技术监督专业水平。第二章 监督机构与职责第七条 集团公司技术监督工作实行四级管理，第一级为集团公司本部，第二级为各上市公司、分公司、省发电公司；第三级为各技术监控管理服务单位，第四级为各基层发电企业。第八条 集团公司成立以副总经理为首的技术监控领导小组，下设技术监控办公室，归口管理集团公司的技术监督工作。第九条 集团公司技术监控领导小组及技术监控办公室的主要职责（一）组织贯彻国家

4、有关化学技术监督的政策、法规、标准、制度、技术措施等，行使监督的领导职能。（二）组织编写并审定、批准集团公司有关化学技术监督的规程、标准、制度、技术措施，并报集团公司批准执行。（三）对各技术监控管理服务单位和发电企业化学技术监督工作进行检查和监督。（四）组织并参加在建和投产电厂因化学技术监督不力或相关人员对化学监督告警不积极采取整改措施而发生的重大事故的分析调查工作，制定反事故措施，对化学技术监督重大问题做出决策。（五）按照集团公司关于化学技术监督工作的统一部署，根据各发电企业实际，有计划地采用和推广成熟、可靠、实用、有效的化学技术监督管理办法和故障诊断技术。（六）负责制定集团公司化学技术监督

5、工作规划和年度计划，建立集团公司化学技术监督网络，组织召开集团公司化学技术监督工作会议，布置全年化学技术监督工作。第十条 各上市公司、分公司、省发电公司成立以副总经理或总工程师为组长的技术监控管理领导小组，下设技术监控管理办公室。技术监控管理办公室设在上市公司、分公司、省发电公司安全生产部。职责为：（一）组织贯彻国家有关化学技术监督的政策、法规、标准、制度、技术措施等。（二）对各技术监控管理服务单位和发电企业化学技术监督工作进行检查和监督。（三）组织并参加在建和投产电厂因化学技术监督不力或相关人员对化学监督告警不积极采取整改措施而发生的重大事故的分析调查工作，制定反事故措施，对化学技术监督重大

6、问题做出决策。（四）按照集团公司关于化学技术监督工作的统一部署，根据各发电企业实际情况，有计划地采用和推广成熟、可靠、实用、有效的化学技术监督管理办法和故障诊断技术。（五）负责制定本公司化学技术监督工作规划和年度计划，建立本公司化学技术监督网络，组织召开本公司化学技术监督工作会议，布置全年化学技术监督工作。（六）组织在建与技术改造工程的设计审查、设备选型工作。第十一条 技术监控管理服务单位，在总工程师领导下开展化学技术监督工作。其主要职责如下:（一）贯彻执行国家、行业有关化学技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等。（二）掌握本地区集团公司所属发电企业主要发电设备有关化学技术监督的技术状

7、况，建立健全主要设备的化学技术监督档案，发现问题及时提出建议和措施。（三）参加本地区集团公司所属发电企业重大设备事故的调查，对有关化学技术监督的技术问题提出反事故措施及处理意见。（四）对本地区集团公司所属发电企业认真严肃行使监督职权；对质量不合格的产品、设备、材料进入发电厂有否决权；对制止违章操作及超标运行有建议权。（五）每年定期对集团公司所属发电企业进行化学技术监督动态检查，检查后写出检查报告，报送集团公司、相关上市公司、分公司、省发电公司及被查发电企业。对检查出的问题进行研究，提出措施。（六）经常了解和指导各发电企业的化学技术监督工作情况，抽查他们上报的报表、报告、总结中数据的真实性，发现

8、数据不实或有异常不报者，及时通报。（七）审核本地区集团公司所属各发电企业化学技术监督主要测试设备和计量标准的配置与选型方案，参与各发电企业同化学技术监督有关的主要设备的设计审查、设备选型、出厂验收、重大改进、试验鉴定等工作；参加有关化学技术监督的重大技术措施与技术改造方案的审查，研究解决有关化学技术监督的关键技术问题。（八）对本地区集团公司所属各发电企业化学技术监督人员进行培训和考核。（九）组织召开本地区集团公司所属发电企业化学技术监督工作会议,提出年度化学技术监督工作总结和下年度工作计划与要求,定期向集团公司报送化学技术监督月报、季报、年度总结报告、专题分析资料等。第十二条 各发电企业必须建

9、立健全生产副厂长或总工程师领导下的化学技术监督网，并在生技部门或设备管理部门设立化学技术监督专责工程师，负责开展本企业的化学技术监督工作。（一）各发电企业生产副厂长或总工程师的职责1.贯彻执行国家、行业、集团公司有关化学技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等,组织制定本企业有关化学技术监督的管理制度、实施细则和技术措施等。2.组织对设备的运行进行化学技术监督,对设备的维护检修进行质量管理,并建立健全设备技术档案,发现问题及时分析处理,重大问题及时如实上报,并按要求报送各种化学技术监督报表及工作计划、总结等。3.领导本企业化学监督工作，建立本企业技术监督网络，每年组织召开本企业化学监督会

10、议。将化学技术监督工作及具体任务指标落实到有关部门和岗位,督促、检查落实情况，并做好协调工作。4.建立严格的化学技术监督工作检查考核制度,并与部门及个人的经济利益挂钩。5.组织本企业新建、扩建、改建工程中与化学技术监督有关部分的设计审查、施工质量的检查及验收工作。（二）化学技术监督专责工程师的职责1.协助生产副厂长或总工程师作好本条（一）中所列各项工作，向总工程师负责。2.认真贯彻执行上级有关化学监督的各项规章制度和要求，拟定本单位的实施细则和相关措施。3.定期分析、总结、汇总本企业化学监督工作的各类表单，指导化学专业的监督工作。4.组织或参与化学原因造成的事故、障碍、异常的分析，并负责或指导

11、制定防范措施。5.负责本企业化学专业科研、技术改造等项目的规划、可行性研究及其管理。6.按要求报送各种化学监督报表、报告。（三）当班值长的职责当班值长是本值化学技术监督工作的领导者、组织者。负责落实各岗位的化学监督工作，随时掌握、及时调整水、汽、油、氢、燃料等运行参数，指挥协调处理本值化学监督工作中存在的问题。（四）化学车间、辅控专工或发电部化学专工的职责1.认真贯彻执行上级有关化学技术监督的各项规章、制度、标准与要求，实施化学技术监督及拟定有关的技术措施。2.正确及时监督水、汽、气、氢、油、燃料等质量状况，发现异常时，协同相关专业，及时进行消缺处理，必要时向化学技术监督专责工程师、总工程师汇

12、报，或生产副厂长汇报。3.维护管理好所辖的水处理、制氢、加药、取样等设备，运行好在线化学仪表及程序自动控制，保证供给合格的水、氢。4.会同技术监控管理服务单位及有关部门通过热力设备调整试验，确定合理的运行工况、参数及化学技术监督指标；做好化学清洗及停、备用设备防腐保护中的化学技术监督工作。5.参加主要被监设备大小修中的化学技术监督检查工作及修后的质量验收工作，针对存在的问题提出建议，编写检修报告，上报总工程师及生产职能部门，督促整改存在问题。6.设有化学车间编制的企业，宜设立化学仪表班，负责化学仪表及微机诊断工作，提高在线化学仪表的配备率、投入率和准确率。7.依靠科技进步，采用先进技术，改进生

13、产工艺，降低材料及能源消耗，严把质量关，防止不符合要求及劣质产品进入发电企业。8.负责机组停备用阶段防腐保护方案的制订与实施工。9.参与新建、扩建和改建工程中与化学技术监督有关的设计审查及设备选型工作。尽早介入施工安装、调试阶段的化学技术监督工作，并参加验收工作。对影响水汽质量的设备缺陷和问题，要求有关单位及时处理。10.协助做好全厂水质水量平衡，提高水的重复利用率，节约水资源。11.加强试验班的技术管理，提高测试及开展各种试验的水平，完成各种化学监督管理工作。12.组织建立健全化学技术监督检测手段和试验室，达到规定的技术要求。13.组织对化学技术监督人员的培训，按分级管理原则，要求持证上岗，

14、不断提高化学技术监督专业水平，并使监督队伍相对稳定。（五）锅炉专业的职责1.配合化学专业做好锅炉相关试验，确定运行工况、参数，并纳入锅炉有关规程中；发现与化学技术监督有关的异常情况，及时通知化学技术监督人员，共同研究处理。2.锅炉检修前，应征求生技部门或设备管理部门化学技术监督专责工程师的意见，特别是在机组大小修时对割管等的要求，应纳入检修计划。3.会同化学专业拟定锅炉化学清洗方案与措施，并负责清洗设备及系统的设计、安装和操作。4.根据保护方案及防腐工作的要求，协助化学专业做好热力设备停、备用阶段的保护工作。5.根据炉水水质及化学监督要求，实施锅炉排污，保证锅炉热力系统的严密性，降低汽水损失。

15、（六）汽机专业的职责1.协同化学专业进行除氧器、蒸发器相关试验，确定运行工况、参数，并订入汽机规程。2.机组检修前，应征求生技部门或设备管理部门化学技术监督专责工程师的意见，并纳入检修计划，确保检修质量。3.凝汽器需要更换铜管时，要根据DL7122000火力发电厂凝汽器管选材导则正确选材。安装前要进行包括探伤、内应力检验在内的各项检验，必要时进行退火处理，并保证安装质量。4.做好循环冷却水的补水和排污以及胶球清洗及铜管成膜设备的运行、维护与检修工作。5.根据保护方案，在热力设备停、备用时，协助做好防腐保护工作。6.做好运行中汽轮机油、抗燃油的管理、净化和防劣工作，油系统补油、换油时，必须进行相

16、关试验，并征求化学专业人员的意见。（七）热工专业的职责1.没有设立化学车间的发电企业，热工专业要全面认真负责在线化学仪表的校验与维护工作，保证其投入率、准确率。2.确保化学设备上的各种流量表、压力表、水位表、真空表、温度表等配备齐全、准确可靠，并做好定期校验及维护工作。3.搞好与化学技术监督有关设备的程控及自动调节装置的维护工作，保证化学设备自动化运行。（八）燃料专业的职责1.按照要求，采集和制备燃煤样、燃油样、燃气样，并注明品种、数量、时间、地点等，做好入厂燃料的质量监督。2.认真做好机械化采制样装置的运行、检修、维护工作，保证机械化采制样装置的投入率，按规定担负的采、制、化工作，必须保证质

17、量。并应接受生技部门或设备管理部门化学技术监督专责工程师的技术指导。3.及时将全厂使用的燃料品种情况通知值长及相关运行人员，便于运行人员根据燃料情况调整燃烧工况。4.负责煤场管理，防止煤炭散失，自然等现象发生。并应根据入厂煤的种类、质量情况和锅炉运行要求，配合作好燃料混配工作。（九）安装和调试单位的职责1.按照要求，做好未安装及投产前的设备防腐保护工作，保证设备、管道防腐层的完整，发现问题及时补救。2.按照电力部电建1996159号文颁发的火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版），认真做好质量验收、调试、试运等各项工作。3.锅炉需要用水前，水处理设备、流量表、压力表、水位表等必

18、须安装和试运完毕；做好设备及系统的清洗工作；机组启动时，除氧器、各种加药设备、冷却水处理设备、水处理程控装置等，必须投入正常运行；在线化学仪表应具备投入条件；并应进行凝汽器铜管胶球清洗及成膜工作。4.按照DL/T889-2004电力建设热力设备化学技术监督导则的规定,搞好安装、调试和启动阶段的化学技术监督工作。（十）电气专业的职责1.负责(或配合)做好运行变压器油的管理、净化、防劣及发电机冷却水的维护等工作。2.按照GB/T7597-87电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法的要求，进行油样的采集。3.油质及色谱分析结果出现异常时，及时查明原因，采取措施，消除隐患。主要充油电气设备大修及吊芯（

19、罩）检查或补油、换油时，应通知化学技术监督人员参与，并征求其意见；运行设备补油或换油时,应协同化学专业做好相关试验、检验工作。第三章 监督范围与内容第十三条 发电设备在安装、调试、运行、检修及停备用阶段的水、汽、油、燃料、氢气等的质量和设备防腐监督、测试方法等，必须按照国家与行业的现行标准及规定严格执行。所有排放的废液应符合国家和地方的环保要求。第十四条 火电厂水汽监督的主要任务是减缓和防止热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物，提高设备运行的安全经济性，延长使用寿命。（一）各企业可根据机组型式、参数、水处理方式、补给水率及化学仪表等具体情况，按照GB121451999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质

20、量标准、DL/T912-2005超临界火力发电机组水汽质量标准和DL/T561-95火力发电厂水汽化学技术监督导则,确定监督项目与分析测定次数引进机组可按照制造厂的规定执行。运行中的测定项目,应24小时测定1次，有连续监测仪表的，每2小时抄表1次。其中给水铜、铁的测定每周不少于1次，水质全分析每年不少于2次。运行中发现异常或机组启动时,要依照具体情况及规定，增加测定项目和次数。（二）备用或检修后的机组投入运行时，必须及时投入除氧器，并使溶氧合格。新除氧器投产后，应进行调整试验，以确定最佳运行方式，保证除氧效果。给水溶氧长期不合格，应考虑对除氧器结构及运行方式进行改进。（三）新投入运行的锅炉或蒸

21、发器蒸汽发生器应进行调整试验，以确定合理的运行方式和水质监控指标。当发生下列情况之一时，应重新进行全面或部分调整试验:1.改变锅内装置或改变锅炉循环系统后。2.给水质量有较大改变或改变锅内处理方式后。3.发生蒸汽质量恶化或汽轮机通流部分积盐严重。（四）水处理设备投产后或设备改进、原水水质有较大改变时，均应进行调整试验。（五）机组启动时，必须冲洗取样器。按规定调节流量，保持人工取样时样品流量在50070OmLmin及温度在30以下。（六）运行中应定期冲洗取样器，当进行铜、铁查定时，按规定冲洗取样器及取样。（七）锅炉启动后，发现炉水浑浊时，应加强锅内处理及排污，必要时采取限负荷、降压、整炉换水等措

22、施，直至炉水澄清。炉水pH偏低时应加入NaOH进行调整处理。（八）因凝汽器泄漏引起凝结水或给水质量超过标准时，及时查漏堵漏，同时加强锅内处理与排污，并监视炉水pH值的变化。若继续泄漏，水质急剧恶化时，必须采取降压、限负荷乃至紧急停炉措施，以保护设备，防止事故发生。（九）机组正常运行时，各种水处理药剂必须按要求均匀地加入系统，不得采用瞬间(间断)大剂量的方式加入。应加快实现加药自动化。根据炉水、冷却水水质情况决定排污方式，并严格执行。（十）对疏水、生产返回水的质量要加强监督，不合格时，不经处理不得直接进入系统。要严格控制厂内汽水损失，机组汽水损失应符合下列要求:600MW及以上机组 不大于额定蒸

23、发量的1.0200-300MW机组 不大于额定蒸发量的1.5100200MW机组 不大于额定蒸发量的2.0100MW以下机组 不大于额定蒸发量的3.0在综合考虑节能监督和化学技术监督各项指标的条件下，科学地采取有效措施提高炉水水质，降低锅炉排污率，但不得低于0.3%。（十一）当水汽质量劣化时，应迅速检查取样是否有代表性，检测和化验结果是否准确；并综合分析系统中水、汽质量的变化。确认判断无误后，应及时向领导报告，并尽快查明原因，采取措施，进行处理，使之恢复正常。若不能恢复，继续恶化，按下列“三级处理”原则处理：一级处理：有造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h内恢复至标准值。二级处理：肯定会造

24、成腐蚀、结垢、积盐，应在24h内恢复至标准值。三级处理：正在加快腐蚀、结垢、积盐，如果水质不好转，应在4h内停炉。在异常处理的每一级中，如果在规定的时间内尚不能恢复正常，则应采取更高一级的处理方法。对于汽包锅炉，恢复标准值的办法之一是降压运行。亚临界及以下火力发电机组“三级处理”时的凝结水、给水、炉水水质异常值范围按照表1、表2、表3执行:表1 凝结水水质异常时的处理值项目标准值处理值一级二级三级氢电导率（25）mS/cm有精处理0.200.20-0.350.35-0.600.60无精处理0.3.0.30-0.400.40-0.650.65硬度µmol/L有精处理02.0无精处理2.

25、02.05.020.0注：用海水冷却的电厂，当凝结水中的含钠量大于400mg/L时，应紧急停机表2 锅炉给水水质异常时的处理值项目标准值处理值一级二级三级pH（25）无铜系统9.0-9.69.0或9.5有铜系统8.8-9.38.8或9.3氢电导率（25）mS/cm0.300.30-0.400.40-0.650.65溶解氧 µg/L7720表3 锅炉炉水水质异常时的处理值项目标准值处理值一级一级一级pH磷酸盐处理9.0-10.09.0-8.58.5-8.08.0挥发性处理9.0-9.59.0-8.08.0-7.57.5注：当出现水质异常情况时，还应测定炉水中氯离子含量、含钠量、电导率和

26、碱度，以便查明原因，采取对策。超临界火力发电机组“三级处理”时的凝结水、给水水质异常值范围按照表4、表5执行:表4 给水水质异常的处理标准项目标准值处理等级一级处理二级处理三级处理氢电导率（25）mS/cm挥发处理<0.200.20-0.300.30-0.40>0.40溶解氧 mg/L挥发处理7>7>20pH(25)挥发处理有铜系统8.8-9.3<8.8或>9.3<8.0无铜系统9.0-9.6<9.0或>9.6<8.0加氧处理8.0-9.0<8.0注：给水pH低于7.0时，应立即停机。表5 凝结水处理装置前水质异常时的处理标准项

27、目标准值处理等级一级处理二级处理三级处理氢电导率（25） mS/cm<0.300.30-0.400.40-0.50>0.50钠 mg/L<1010-2020-35>35注：用海水冷却的电厂，当凝结水中的含钠量大于400mg/L时，应紧急停机。（十二）如水源水质突然变浑，应及时采取加强凝聚、澄清等处理措施，以保证进入后处理设备的水质。如果处理无效，水质得不到保证时，立即请示领导，采取紧急措施，以保护设备,防止损坏。（十三）做好水的预处理及循环水处理工作，根据不同情况及处理方式，控制好循环水的各项指标（包括浓缩倍率和唑类含量）,循环水流速应>1.0m/s；各种排水水质

28、要符合环保要求。（十四）热力设备检修前，化学技术监督专责人应提出与水汽质量有关的检查项目和要求，并会同有关人员在设备检修解体后，对热力设备内部进行详细检查、记录、采样和分析，做出综合判断，针对存在问题，提出改进意见。在化学技术监督检查前，不得清除设备内部沉积物，也不得在这些部位进行检修工作。（十五）热力设备检修时，应检查记录除氧器、省煤器、水冷壁、过热器、汽轮机叶片、隔板及凝汽器铜管的结垢、腐蚀情况，并进行垢量测定。（十六）锅炉化学清洗方案与措施，可参照DL/T 794-2001火力发电厂锅炉化学清洗导则中规定的原则拟定。凡200MW及以上机组的清洗方案与措施要呈报集团公司或上市公司、分公司、

29、省发电公司审批，并同时征求技术监控管理服务单位意见。进行清洗时做好监督，洗后做好清洗质量评价和总结工作。清洗废液的排放要符合环保的有关标准。锅炉化学清洗应根据垢量或运行年限确定。当水冷壁垢量达到下列数值(向火侧180，洗垢法测定)时，应安排化学清洗；对结垢、腐蚀严重的锅炉应立即安排化学清洗。锅炉化学清洗参照标准 参 数 垢量(g/m2) 时间(年) 5.8MPa及以下汽包炉 600900 一般1215 5.912.6MPa汽包炉 400600 1012 12.7MPa及以上汽包炉 300400 510直流炉 200300 510对于直流锅炉，锅炉压力损失4.4MPa时，应安排化学清洗，压力损失

30、5.1MPa时，应立即进行化学清洗。液态排渣、燃油炉应按高一级参数的标准执行，进口机组参照制造厂规定的标准进行清洗。当锅炉运行已达上述年限而垢量较低，估计到下次大修时不会超过规定垢量的上限，且无明显腐蚀现象，拟延长清洗间隔时，需向集团公司或上市公司、分公司、省发电公司报批，也同时征求技术监控管理服务单位意见。（十七）对化学水处理设备、各种水箱及低温管道的腐蚀情况进行定期检查，发现问题及时处理。水箱污脏时应进行清扫，如水箱、排水沟、中和池等的防腐层脱落，应采取补救措施。对给水系统管路的流动加速腐蚀情况亦应进行检查，并作好记录，发现问题及时进行处理。（十八）当凝汽器更换铜管时，应根据部颁DL721

31、2000火力发电厂凝汽器管选材导则合理选材，安装前应检查管材质量，并在订货合同中明确规定氨熏试验(检验内应力)按24小时进行。（十九）对有积盐的过热器应进行反冲洗，冲洗时要监督出水的碱度、电导率和含钠量。（二十）热力设备在停、备用期间，必须进行防腐保护；保护期间，定期监督。凡属冷备用、大小修、封存的锅炉应采用干法保护；停备用时间不超过一个月的采用氨水法保护；不超过一个季度的可采用氨一联氨法保护；不超过一周的，可采用蒸汽压力法或给水压力法保护。十八烷胺保护法可用于较长时间（如一个非供暖期）的保护。热备用的超临界机组退出备用时，要换水冲洗至水质合格。热备用时间超过三天，退出备用时，必须进行换水冲洗

32、。热备用的超高压、亚临界参数的锅炉可参照此规定执行，视取样化验水质而定。停备用的热力设备一定要采取保护措施，确保保护效果。停用时间超过三个月的机组退出保护时，应检查保护效果并写出小结。（二十一）加强凝汽器铜管防腐防垢防漏工作，并应做好胶球系统投运工作，制订胶球清洗系统投运制度，保证收球率达到要求；要通过科学试验选择既能防腐(特别是点蚀)又能防垢的缓蚀阻垢剂；根据具体情况，做好凝汽器水侧的停备用保护，确保管材不发生停用腐蚀。（二十二）检修或停用的热力设备启动前，应将设备、系统内的管道和水箱冲洗至出水无色透明，以减少结垢性物质进入锅炉及在锅内沉积。（二十三）锅炉检修后水压试验时，要用加有氨和联氨溶

33、液的除盐水进行，不得使用生水。各种加热器、凝汽器灌水找漏时也应使用除盐水或凝结水。（二十四）为提高水汽质量监督的可靠性、及时性和连续性，火电厂必须配备必要的在线化学仪表。9.8MPa或50MW及以上机组的给水、炉水应配备pH表、电导率表、磷酸根表；给水（除氧器出水）、凝结水配备溶氧表；补给水、凝结水配备电导率表（氢导），海水冷却的可配备钠表；12.7MPa及以上机组的主蒸汽应增加硅表和钠表；9.8MPa或50MW及以上机组的给水应配备电导率表（氢导）；其他仪表可视具体情况相继配备。凝结水精处理混床出口应配备 pH表及电导率表。9.8MPa以下机组，视情况配备必要的在线化学仪表。试验室用的仪器、

34、仪表应满足火力发电厂水汽试验方法标准规程汇编中的要求，并定期进行检定，在有效期内使用。凝结水、给水及炉水、蒸汽应有微机诊断与监测。（二十五）按照DL/T677-1999火力发电厂在线工业化学仪表检验规程的要求，加强在线工业化学仪表（在线）检验、校对及失效更换等工作。（二十六）加强对氢站、发电机内氢气纯度和湿度的监督，使各项技术监督指标保持在合格范围内，确保设备安全。发电机充氢和退氢必须通过中间介质置换。（二十七）检修或停备用的机组再启动前，凝结水、给水系统及炉本体应进行水冲洗至合格；直流锅炉启动前，应严格按照制造厂或规程要求，对凝汽器、凝结水系统、给水系统及蒸发段依次进行水冲洗至合格。第十五条

35、 火电厂燃料监督是配合锅炉安全经济燃烧、核实煤价、计算煤耗、核算污染物排放量及其综合利用的一项重要工作。各项试验要严格按照中国标准出版社出版的电力用燃料标准汇编有关标准执行；入厂煤和入炉煤试验室的设施、设备及原始记录等按火力发电厂入厂煤采制化工作达标考评细则及煤质管理手册有关规定执行。（一）对入厂煤应车车采样、批批化验各煤种的全水分、工业分析、发热量、全硫值；对新进煤源应进行全水分、工业分析、元素分析、发热量、全硫值、煤灰熔融性、可磨性系数、煤的磨损指数、煤灰成份等分析，以确认该煤源是否可用于本厂锅炉的燃烧；每季应进行一次元素分析，确定各矿的氧值以计算低位发热量。每半年要按煤源对入厂煤源的混合

36、样进行一次煤、灰全分析，以充分掌握各矿的煤质特性及其变化趋势，为今后选择煤源提供依据。（二）为计算煤耗和掌握燃料特性，各发电企业应根据本厂的实际情况投用入炉煤机械化采样装置，以实现正平衡计算煤耗。入炉煤质量监督以每班值的上煤量为一个采样单元，全水分测定以每班值的上煤量为一个分析检验单元，工业分析、发热量测定以一天（24h）的上煤量混合样作为一个分析检验单元；如果没有配煤，入炉煤质量变化大时，应按每班上煤量为一个分析检验单元，再用加权平均值计算一天（24h）入炉煤的全水分、工业分析、发热量；每半年及年终要对入炉煤按月的混合样进行煤、灰全分析。各厂还应对按日的月混样进行工业分析、发热量等常规项目的

37、检测，以积累入炉煤质资料。入厂煤、入炉煤均不允许用经验公式计算发热量。（三）采样后的处理对机械化采样，每班（值）定时取回样品，按GB4741996煤样制备方法进行制样（包括制出全水分样品），并立即进行全水分检验，待每班（值）的样品收齐后，按等比例混合成为当日样品。若煤质变化频繁时，每班（值）的样品收后应立即测定全水分、工业分析、发热量、全硫值，按加权平均值计算当日煤质。（四）每班（值）对飞灰可燃物进行测定。（五）入炉煤采制样应使用机械化采制样设备。对大中型发电企业应积极创造条件，使入厂煤实现机械化采制样。（六）做好入厂燃油油种的鉴别和质量验收，若不符合要求，禁止入库。常用油种每年至少进行元素分

38、析二次，新油种应进行粘度、闪点、密度、含硫量、水分、机械杂质、灰分、凝固点、热值测定及元素分析。（七）测定各种燃油不同温度时的粘度，绘制粘-温特性曲线，以满足燃油加热及雾化的要求；每批、每罐测定燃油热值，对燃用含硫量较高的渣油、重油或发现锅炉受热面腐蚀、积垢较多时，应进行必要的测试或油种鉴别，以便采取对策。（八）对燃气轮机燃油每年至少应进行一次钒、铅、钾、钠、钙、镁的测定。（九）燃料监督使用的热量计、天平、温度计、热电偶、氧弹（使用2年）等仪器应按规定进行定期校验。（十）烘箱、马弗炉、热量计、测硫仪，每月用动力煤标样进行一次精度和准确度的校正。热量计每季标定一次热容量。（十一）对每批次的助燃用

39、油都应进行热量、含硫量、闪点、水分等项目的测定。第十六条 油务监督的主要任务是准确、及时地对新油、运行中油进行质量检验，为用油部门提供依据，协助有关部门采取措施，防止油质劣化，保证发供电设备安全运行。（一）新变压器油和汽轮机油按现行的GB253690变压器油SH004091超高压变压器油和GB1112089L-TSA汽轮机油进行质量验收。（二）新充油电气设备投入前所充变压器油及运行中变压器油、汽轮机油的质量标准，按现行的GB75952000运行中变压器油质量标准和GB75962000电厂用运行中汽轮机油质量标准进行质量检验与监督。（三）电力用油的取样和检验按现行的GB759787电力用油（变压

40、器油、汽轮机油）取样方法和电力用油质量及试验方法标准汇编执行。（四）加强电力用油在运行中的维护与管理，确保油质在良好状况下运行，其方法按照GBT1454193电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则、GBT1454293运行中变压器油维护管理导则和中国大唐集团公司电力设备交接和预防性试验规程执行。（五）国产抗燃油的验收、运行监督及维护管理应按照行标 DLT57195电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则执行；为确保调速系统不卡涩，要求油中颗粒度执行NAS标准，并且应6级。若不合格，应立即连续滤油，确保油质合格。（六）汽轮机油的颗粒度要求不大于NAS8级标准。机组运行中，若汽轮机油颗粒度不合格，应

41、立即连续滤油，确保油质合格。（七）运行中汽轮机油和抗燃油应定期取样送检颗粒度。抗燃油每月一次。200MW及以上机组汽轮机油每季一次，200MW以下机组汽轮机油每半年一次。（八）机组大、小修时，要合理安排工期，确保油系统的检修质量及冲洗、滤油时间；若颗粒度不合格，不准启机。（九）分析变压器油中的溶解气体，判断充油电气设备内部故障，按GB/T7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则、DL/T722-2000变压器油中溶解气体和判断导则和GB/T17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法、中国大唐集团公司电力设备交接和预防性试验规程执行。投运前及大修后应做色谱分析，做为基

42、础数据，220kV及以上的所有变压器、容量120MVA及以上的发电厂主变和330kV及以上的电抗器在投运后第4天、第10天、第30天再各做一次检测（500kV设备还应在投运后第1天增加1次），无异常时，可转入定期检测（见附表3）。（十）运行中油的防劣措施和混油或补油按照GBT1454193电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则、GBT1454293运行中变压器油维护管理导则和DL/T571-2007电厂用磷酸酯抗燃油运行监督及维护管理导则中的有关规定执行。油品的检验项目和周期按附表中的规定进行。第四章 技术管理第十七条 建立化学技术监督设备及系统在基建与生产各阶段的水、汽、气、油、燃料、氢气等的

43、质量监督和设备防腐的签字验收制度，对质量不符合规定的，各级化学技术监督部门或人员有权拒绝签字，并可越级上报。第十八条 建立化学技术监督工作的考核奖励与责任处理制度，做到各部门分工明确、职责分明，严格考核、合理奖惩。凡由于违反规程、自行降低指标标准、技术监督失职而造成严重后果的，要追究有关领导与当事者的责任。第十九条 全面完成集团公司每年下达的化学技术监督考核指标。化学技术监督考核指标分为监控指标、监测指标和统计指标三类，各部门要分工负责，归口管理。考核指标的责任划分为:监控指标由化学专业负责，监测指标由设备所在部门负责，统计指标由使用或损耗部门负责。主要考核指标为:（一）单项水汽质量平均合格率均应不低于96%，全厂水汽质量平均合格率应不低于98%，并应逐年有所提高。（二）9.8MPa或50MW及以上机组在线化学仪表指pH、电导率、溶氧等关口表的配备应100%，投入率90%，准确率95%，在此基础上投入率与准确率应逐年有所提高。（三）全厂汽轮机油和抗燃油合格率按各单机合格率计算平均值，应达98%。（四）全厂变压器油质合格率按各单台合格率计算平均值，应达98%。（五）运行中汽轮机油和变压器油的油耗应分别不大于10%和1%，油耗的计算以运行中补油为统计依据。（六）入厂燃料质检率100%；入炉煤机械化采样装置配备率100%，投入率90%。（七）