化学技术监督实施细则

1、精选优质文档-倾情为你奉上马钢热电厂化学监督制度实施细则二00二年七月第一章 总则1.1 化学技术监督工作是保证电力设备安全、经济、稳定运行的一项重要环节，为了加强我厂化学技术监督工作，根据原水电部化学监督制度（SD246-88）和原华东电管局化学技术监督管理条例，结合本厂实际情况，特制订马钢热电厂化学监督制度实施细则。以指导本厂有关部门不断改善管理，贯彻化学技术监督制度，提高设备健康水平。1.2 化学监督工作必须坚持“安全第一，预防为主”的方针，坚持实事求是的科学态度。不断推广和应用新技术，提高化学监督水平。1.3 化学监督的目的是及时发现问题、消除隐患，防止电力设备在基建、启动、运行和停备

2、用期间因水汽、油、燃料等品质不良而引起的事故，延长设备的使用寿命，保证机组安全可靠地运行。1.4 化学监督必须在设计、选型、制造、安装、调试、试生产到运行、停产、检修及技术改造各阶段进行全过程技术监督管理工作。要及时研究、督促、采取各种有效措施，加强对水、汽、油、气、燃料和灰等的质量监督，协助有关专业降低燃料消耗，提高机组效率，保证供应质量合格和数量足够的化学除盐水。1.5 我厂生产技术科设化学监督专职，在主任工程师或分管副厂长的领导下，组织建立化学监督网，协调安排各有关专业共同做好化学监督工作。1.6 本细则如与上级规定有相抵触之处，应以上级规定为准。第二章 职 责2.1主任工程师领导本厂电

3、力生产和建设的化学监督工作，并责成化学监督专职人落实化学监督各项具体工作。2.2主任工程师的职责2.2.1领导化学监督工作，建立化学监督网，执行本厂有关化学监督的各项规章制度和要求；审批有关实施细则和措施；定期主持化学监督网会议；检查、协调、落实本厂化学监督工作。2.2.2组织有关部门认真做好主要设备在基建、安装、调试、运行及停、备用中的化学监督工作。督促做好化学清洗、设备防腐防垢、防止油质劣化、降低汽水损失、油耗及燃料的质量监督等工作。协调各专业各部门努力提高全厂水、汽、油、燃料和灰等的质量和各项技术指标。2.2.3主设备大修时，组织好化学检查工作，针对存在的问题采取对策，并在检修后组织验收

4、。2.2.4组织调查研究与化学监督有关的重大设备事故和缺陷，查明原因，采取措施，并报上级主管部门。必要时应通报安徽省电力试验研究所。2.3化学监督专职工程师职责制订或审查本单位化学监督制度和各类规程，审查各种化学分析报告和报表，协助主任工程师做好2.2所列各项化学监督工作，参与化学专业的各种技改设计，并提供技术指导。2.4值长职责领导、组织和督促本值在运行、停（备）用、启动时的化学监督工作。2.4.1机组启、停时及时通知化学专业进行有关分析测定工作。2.4.2执行锅炉冷态启动操作的有关规定。2.4.3组织协调锅炉、汽机、化学等专业执行热力设备停（备）用保护的有关规定。2.4.4运行时水、汽品质

5、出现异常情况，应执行有关规定及时处理。2.4.5当发现凝汽器泄漏时，应责成汽机专业立即查漏、堵漏，若堵漏不见成效时，应及时汇报调度长、生产厂长、主任工程师，采取半边查漏、降压运行、紧急停机等措施，确保主设备安全。2.5化学专业职责2.5.1认真贯彻执行上级有关化学技术监督的各项规程、制度和规定，制订本单位实施细则，并督促执行。2.5.2 负责或指导取样化验，保证试验质量；正确处理补给水、给水、炉水、内冷水、凝汽器冷却水等；严格监督各水汽品质，以及油和燃料的品质。发现水、汽、油、燃料等品质异常时，要及时向值长和有关部门反映，必要时汇报上级主管部门，并妥善处理。2.5.3会同有关部门，通过热力设备

6、调整试验，确定合理的运行工况、参数及监督指标。2.5.4做好锅炉化学清洗的有关监督工作。2.5.5做好机组冷态启动的化学监督工作及机炉停用保护的有关工作。2.5.6严格执行水汽质量劣化的三级处理制度。2.5.7参加主要设备的大修检查和验收工作，并做好化学检查的取样分析和详细记录，参加机炉电主要设备的评级工作。2.5.8新建或扩建机组时，参与设计审核工作，并应在热力设备安装期间了解有关水、汽系统、设备的构造和材质，加药、排污装置的型式；水汽取样器、化学仪表的安装地点；水处理设备、管道的防腐措施及水处理材料的储存情况，并参加验收。对影响水、汽品质的缺陷和问题，要求有关单位及时处理。2.5.9加强化

7、学仪表的管理，提高化学仪表的投入率和准确率，实现水汽品质的在线连续监督，提高水处理系统的自动化水平。2.5.10做好化学监督技术管理工作，逐步采用现代化管理方法，提高化学监督水平。2.5.11配合环保专业加强对外排废水的监督处理工作，努力使排放的水质符合国家排放标准。2.6 锅炉专业的职责2.6.1 配合化学专业做好锅炉热化学试验。发现与化学监督有关的异常情况时，应及时通知化学人员，共同研究处理。2.6.2 会同化学专业切实执行锅炉排污，努力降低汽水损失，保证蒸汽品质。2.6.3 负责做好与化学监督有关设备（如水汽取样器的一次阀和煤粉、灰取样器）的维护工作。2.6.4设备检修前，应征求化学专业

8、的意见。通知技术科和化学专业共同检查设备腐蚀、结垢、积盐情况，按要求割取样管，对存在的问题分析原因，研究对策。搞好锅炉检修和停、备用中的防腐工作及其设备系统的安装、操作，负责停用保护，并列入锅炉有关规程。2.6.5锅炉化学清洗时，会同化学专业拟定清洗方案，并负责清洗设备及系统的设计、安装和操作，做好清洗设备及系统的日常维护工作。2.6.6设备在检修后、投运前，应根据化学监督的要求，进行热力设备水（汽）冲洗，水（汽）质量应达到有关标准，严格执行给水和炉水品质同时合格方能点火的规定。2.6.7为防止水质结垢，会同化学专业共同做好灰水、回水系统的运行管理和设备管理。2.7 汽机专业的职责2.7.1

9、做好除氧器的定期维修工作，保证出水溶氧合格，做到连续均匀补水。当出现异常情况时，应会同化学人员，查找原因，采取措施。2.7.2 保证凝汽器管、真空系统、凝结水泵轴封严密不漏，使凝结水溶氧和硬度符合标准。根据化学监督要求，进行抽管检查。更换凝汽器管时，要根据火力发电厂凝汽器管选材导则正确选材。安装前，要进行包括涡流探伤、内应力检验在内的各项检验，严格执行安徽省火电厂凝汽器管材管理条例。2.7.3 做好循环冷却水的补水和排污以及凝汽器铜管的胶球清洗工作，搞好相关设备的维护和检修。2.7.4 发现与化学监督有关的各种仪表有异常或运行方式有变化，可能影响水、汽质量时，必须及时通知化学专业，共同研究，采

10、取对策。2.7.5 根据化学监督要求会同技术科和化学专业共同对设备进行内部检查，采集样品，分析问题，研究对策；做好停、备用设备的保护工作。2.7.6 设备启动时通知化学人员对疏水和凝结水进行监督，水质合格后方能并入系统。2.7.7 做好水内冷发电机组的冷却水的监督和处理工作，包括换水、放水等。 2.7.8 当汽轮机油含水或冷油器漏油时，应及时查明原因，消除缺陷。并积极采取措施，努力降低油耗。油系统补、换油时，必须征求化学监督人员的意见。2.7.9 负责运行中汽轮机油的定期放水工作，做好汽轮机油和抗燃油的管理、净化和防劣等工作。2.8电气专业职责2.8.1负责做好绝缘油的净化、防劣和管理工作。2

11、.8.2按化学监督要求，做好充油设备上样品采集工作。2.8.3油质分析结果异常时，要及时查明原因，消除隐患。2.8.4主要充油设备因油质异常换油或大修、变压器吊芯（罩）检查和补油时均应通知化学专业，并认真统计补油量。2.8.5发电机大修时应及时通知并汇同化学人员对内冷水空心铜导线进行检查。2.9热工专业的职责2.9.1确保与化学监督有关的各种流量表、压力表、水位表、真空表、温度表等配备齐全，准确可靠，作好维护及定期校验工作。负责搞好化学仪表定期检验和维护，重点保证化学在线仪表的投入率和准确率。2.9.2水处理设备的程控装置应定期调试和投入运行；搞好与化学监督有关设备的自动调节装置。2.10燃料

12、专业的职责2.10.1按照要求，配合做好火车来煤煤样采集工作，并注明品种数量、时间、地点等。2.10.2及时将全厂使用的燃料品种情况通知化学专业，由化学专业进行质量检验。2.11 电力建设单位及本厂基建化学专责人职责2.11.1 做好未安装及投产前设备的防腐保护工作，保证设备、管道防腐层的质量，发现问题及时补救。2.11.2 严格按照部版电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂化学篇）进行设备验收工作。2.11.3 锅炉需要用水前，化学水处理系统必须安装、调试完毕，水质合格后，才能向锅炉进水。做好系统及设备的化学清洗工作。机组启动时，除氧器、给水加药设备、炉水加药设备等都要同时投入正常运行。凝汽

13、器铜管应在安装后进行硫酸亚铁成膜。发电机内冷水系统在投运前应做好清洗工作。2.11.4 严格按照部版火力发电厂热力设备基建阶段化学监督导则的规定，搞好安装、调试和启动阶段的化学监督。第三章 技术监督电力设备的化学监督必须实行全过程管理，在设计选型、制造、安装、调试、试生产、运行、停、备用、检修和技术改造各阶段严格执行有关化学监督工作的各项规章制度。必要时新建、改建、扩建工程可设立化学监督全过程管理小组，在主任工程师领导下与工程质量监督部门共同进行化学监督的全过程管理工作。3.1 设计阶段的化学监督3.1.1工程设计质量是保证发电设备安全、经济、稳定运行的基础，设计前应尽可能多地取得可利用的水源

14、全分析资料。根据掌握的资料和调查结果，结合热电厂发展规划，作出今后水、煤、油、灰和“三废”排放变化趋势的估计。3.1.2化学监督全过程管理小组和厂生产系统，必须参加化学水处理系统设计和装置选择的讨论，并参加设计审核。3.2 基建阶段的化学监督3.2.1基建阶段的水、汽化学监督工作应由化学监督管理小组管理。通过工程质量监督部门检查试生产前各个阶段的化学监督工作。质量监督部门应配置化学专业人员，具体负责水处理设备安装、试运、锅炉水压实验、化学清洗及机组试运行阶段的水、汽质量监督等化学监督工作。化学监督全过程管理小组应协调、督促和检查基建阶段的化学监督工作。3.2.2要把好从基建到试生产运行各个环节

15、的质量关，不留隐患。基建要安排好施工进度，不得借口工期紧或其他理由而不严格执行有关的技术监督规程和规定。各种水处理设备及系统未投运或运行不正常，机组不准启动，启动过程要严格控制水、汽质量标准，发现异常应及时处理，进入锅炉的水必须是合格的化学除盐水，任何情况下都不准往锅内送原水。3.2.3 与化学专业有关的设备、系统和材料的验收保管、水压实验、化学清洗、蒸汽吹洗、机组启动试运阶段的水汽质量监督和处理等各阶段的监督工作均应由技术监督负责人签字验收。对不符合有关的技术监督规程要求的，有权拒绝签字。3.2.4 热力设备与材料验收、保管、安装、水压实验、化学清洗、机组启动前的吹洗和试运过程中的水、汽质量

16、监督等各阶段的原始记录应准确、完整。设备移交试生产的同时，工程主管单位应向生产单位移交化学监督技术档案及相关的全部资料。3.2.5 电厂应从设备制造、检验、验收开始参与各项化学监督。其中包括：在热力设备安装期间，了解和熟悉与化学专业有关的水、汽系统及各类设备的构造、工艺和材质；检查加药系统、水汽取样装置、化学仪表的安装情况和水处理设备、管道和防腐措施。对影响水、汽质量的缺陷和问题，要求有关单位及时处理并监督实施，以便使机组移交生产后能够稳定运行。3.2.6 新建工程的锅炉补给水处理设备及系统的安装调试工作，应在锅炉第一次水压实验之前完成。根据水压试验后的停用时间，水压试验用水水质参照下表执行：

17、保护时间联氨（二甲基酮肟）mg/LPH（氨水调）CL-mg/l 2周以内4001010.50.30.51个月400 16个月4003.2.7 化学清洗范围的确定对于新建锅炉，由于水汽系统的各部分都比较脏，所以必须进行化学清洗。高压锅炉的清洗范围包括锅炉本体的水汽系统，即省煤器、水冷壁、汽包及其相连的管路等。3.2.8 应尽量缩短锅炉水压试验至化学清洗的间隔时间。锅炉化学清洗完毕至锅炉点火，一般不得超过20天，化学清洗后应立即采取防腐蚀保护措施。3.2.9 机组启动点火前，热力系统一般要进行冷态冲洗和热态冲洗，具体技术要求按电力基本建设热力设备化学监督导则执行。冷、热态冲洗过程中，应投入加氨、二

18、甲基酮肟处理设备。冲洗系统包括：凝结水系统、低压给水系统、高压给水系统及炉本体。热冲洗应加强锅炉排污或整炉换水，对大型容器底部要实施冲洗和清扫。未经化学清洗的过热器在锅炉第一次点火前应进行反冲洗。冲洗水应用除盐水，并加二甲基酮肟150200mg/L，再用液氨将PH值提高至10以上。冲洗至出水达到无色透明及进、出口水质接近。3.2.10蒸汽冲洗阶段应对给水、炉水及蒸汽质量进行监督。给水PH（25）控制在8.89.3。汽包炉炉水应采用磷酸盐处理，磷酸根含量应控制在210mg/L。当炉水含铁量大于1000ug/L时，应加强排污，或在吹管间歇时以整炉换水方式降低其含铁量。吹洗完毕，凝汽器热水井和除氧器

19、水箱的水排空后，应清扫器内铁锈和杂物，锅炉要采取防腐措施。3.2.11 整体试转时，除氧器能有效除氧并能达到要求，凝汽器冷却水加药系统及胶球冲洗装置应能投入运行。3.2.12新建机组试运行阶段的化学阶段的水、汽质量标准如下：3.2.12.1新机组试运行时，由于内部仍较脏，应反复进水冲洗、化验、放水直至水质合格，方能点火。3.2.12.2锅炉冲管及整组启动时，应对过热器进水反冲洗至排水透明澄清。在冲管过程中，应对水汽品质进行取样化验监督。3.2.12.3新机组点火前，各有关水质应符合以下标准：给水YD50mol/L、Fe200g/L。3.2.12.4容量在50MW及以上的汽轮机冲转时，过热蒸汽的

20、二氧化硅100ug/L、含钠量50ug/L。3.2.12.5凝结水回收的YD30mol/L。3.2.13 对于煤务、油务等基建工作，也应按照有关技术规定严格执行。第 四 章 水汽监督在基建、运行、检修和停备用阶段的水汽质量监督和防腐蚀监督必须按照部颁有关规程制度和要求严格执行。4.1 基建中机炉首次启动时的条件4.1.1汽水取样设备，给水、炉水、凝汽器冷却水的水处理加药设备均安装调试完毕。4.1.2进入锅炉的水，必须是合格的化学除盐水，禁止使用原水、澄清水以及不进行化学处理的水。4.1.3加入机组设备及系统中的化学药剂，必须经过严格检验，不符合要求的药剂禁止使用。4.1.4不得从给水系统加固体

21、碱化剂（磷酸三钠、氢氧化钠等）。4.2 锅炉水压试验4.2.1水源必须是加NH3和N2H4或DMKO的化学除盐水。4.2.2基建锅炉水压试验用水水质，根据水压试验后的停用时间，参照下表执行（DMKO按400 mg/L加入）：保护时间联氨（mg/L）PH（氨水调）2周以内 2001010.50.51个月2003001010.516个月2003001010.54.2.3对于过热器采用奥氏体钢材的锅炉，除4.1外，还应控制氯离子含量小于0.2mg/L。4.2.4水压试验后，利用锅炉内水的压力（但不得低于50%工作压力）冲洗取样管、排污管、疏水管和仪表管路，以保证其通畅。4.3 冷态冲洗4.3.1冲洗

22、水源必须是加NH3和N2H4或DMKO的除盐水。4.3.2冲洗水的PH为8.89.3。4.3.3冲洗范围包括水箱、系统内的管道、凝结水系统、高、低压给水管路和锅炉本体。锅炉本体采用先上满水再一次排空的方式冲洗，冲洗一般不少于两炉水。4.3.4化学取样排放水无色透明，并分析其全铁100g/l时，冲洗结束。4.3.5全部冲洗过程，应监督炉水、给水、凝结水中的Fe、SiO2和PH值。4.4热态冲洗4.4.1冲洗水源必须是加有NH3和N2H4或DMKO的除盐水。4.4.2冲洗水的PH为8.89.3。4.4.3基建机组热态冲洗时，除氧器必须具备通气除氧的条件，（至少在点火前6小时投入）。4.4.4热态冲

23、洗完全依靠锅炉排污换水，直至炉水铁200g/L时，冲洗结束。4.4.5全部冲洗过程，应监督炉水、给水、凝结水中的铁、二氧化硅、PH值。4.5停、备用机组启动时的水、汽质量标准4.5.1锅炉启动后，并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量可按下列规定控制，且在8h内应达到正常运行的标准值：项目单位控制值二氧化硅微克升60铁微克升50铜微克升15钠微克升204.5.2锅炉启动时，给水质量应按下列规定控制，且在8h内应达到正常运行的标准值：项目单位控制值硬度微摩尔升5.0铁微克升100溶氧微克升404.5.3机组启动时，凝结水质量可按下列规定回收：项目单位控制值外状透明二氧化硅微克升80铁微克升80铜微克升30

24、硬度 微摩尔升104.6新机组启动还应具备以下条件：4.6.1 机炉启动前，冷却水系统运行正常。4.6.2 启动时开启取样器排污阀，冲洗取样管，待水样澄清后，按规定调节样品流量在700ml/min，并保持样品温度在40以下。4.6.3 锅炉启动后发现炉水浑浊时，应加强磷酸盐处理且大量排污换水，或采取限负荷降压等措施，直至炉水澄清。4.6.4 锅炉启动后，除氧器应投入正常运行，给水溶氧应合格。4.6.5当机组并网后电负荷达80时应测定热力系统所有水样的铜铁含量。24小时后，再次取样分析。4.7 机炉运行阶段中的化学监督运行阶段指自机组计划检修（大、小修）后的冷态启动至下次计划检修停炉、停机止。新

25、建机组完成试运行后即按照有关规定进行监督。4.7.1根据我厂目前机组型式、参数、水处理方式、补给水率及化学仪表配置等情况，确定水汽的监督项目与分析测定次数见下表:序号水样名称分析项目分析次数备注1除盐水机械过滤器及各交换器出水规定项目1次/2小时运行Cu、Fe、DD、PH值、Na、SiO21次/周试验班2给水PH值、YD、溶O2、SiO22次/班运行班Na、DD、PH值、SiO2、NH31次/周试验班Cu、Fe2次/周3凝结水YD、溶O2、DD2次/班运行班Cu、Fe、DD、YD、PH值、NH31次/周试验班4内冷水PH值、YD、DD2次/班运行班DD、PH、Fe1次/周试验班Cu2次/周5炉

26、水PH值、SiO2、PO43-、DD2次/班运行班Cu、Fe、Na、SiO2、DD、PO43-、PH值1次/周试验班6蒸汽DD、SiO21次/班运行班Cu、Fe、Na、SiO2、DD、NH3、 PH值1次/周试验班733#净化站来水ZD、QG、RG、XG、PH值、DD、JD、YD、Ca、Mg、Na、Fe、Al、CO2、Cl-、SO32-、NO3-、SiO2、COD、R2O31次/季度试验班8灰水PH值、悬浮物试验班93#、4#机凝汽器循环冷却水YD、JD、PH值、有机磷、总磷、Cl-2次/日运行班运行中发现异常或机组启动时，要依照具体情况，增加测定次数和项目。4.7.2根据火力发电机组及蒸汽动

27、力设备水汽质量（GB/T12145-1999）标准的规定，我厂发电机组正常运行时水汽质量标准参照下表执行，其中标准值是指机组可靠运行的极限值，期望值是为了更有利于保证机组安全运行的实际控制值。水汽质量评价时，按期望值统计合格率。4.7.2.1蒸汽质量标准项目单位标准值期望值钠微克公斤105二氧化硅微克公斤2015铁微克公斤2015铜微克公斤534.7.2.2给水质量标准项目单位标准值期望值硬度微摩尔升2.00溶氧微克升73铁微克升3020铜微克升53二氧化硅微克升应保证蒸汽SiO2合格PH（25）8.89.39.09.3油毫克升0.30DMKO氢电导率（25）微姆/厘米0.30.34.7.2.

28、3凝结水质量标准项目单位标准值期望值硬度微摩尔升1.00溶氧微克升5030氢电导率（25）微姆/厘米0.30.34.7.2.4炉水质量标准项目单位标准值期望值总含盐量毫克升10060二氧化硅毫克升2.01.0磷酸根毫克升21026PH（25）9.010.59.310.0电导率（25）微姆厘米150100氯离子毫克升4-4.7.2.5化学补给水质量标准项目单位标准值期望值硬度微摩尔升00二氧化硅微克升2015电导率（25）微姆厘米0.300.204.7.2.6发电机内冷水质量标准项目单位标准值期望值电导率（25）微姆厘米53铜微克升4030PH（25）>6.8>7.0硬度微摩尔升&l

29、t;10<14.7.3给水采用加氨处理、炉水采用磷酸盐处理时，应尽可能使药液均匀地加入系统。严格控制给水、炉水各项指标在合格范围内。4.7.4新装或改装的除氧器投产后，应进行调整试验，以确定最佳运行方式，保证除氧效果。4.7.5当凝结水溶氧不合格时应尽快查明原因，及时处理。4.7.6锅炉的连续排污和定期排污方式，应根据炉水水质、蒸汽质量和炉内沉积物情况决定，其排污率不得小于0.3%。锅炉的定排次数由化学根据水汽化验数据来确定，在水汽品质异常时，必须增加次数，以迅速降低炉水浓度。4.7.7要严格控制厂内的汽、水损失，全厂的汽、水损失率不应大于额定蒸发量的4%。4.7.8对凝汽器铜管的监督4

30、.7.8.1应坚持对凝汽器铜管采用硫酸亚铁造膜。将硫酸亚铁的水溶液通过凝汽器铜管，使其在铜管内表面生成一层含有铁化合物的保护膜，达到防止腐蚀的目的。铜管运行中造膜操作为每台机组每天加药一次，每次加硫酸亚铁50公斤（1小时内加完），加药在每天凝汽器铜管胶球清洗过后进行。4.7.8.2汽机专业对凝汽器铜管投入胶球清洗应每日1次，并负责统计每次的收球率，如有异常应及时通知化学专业。4.7.8.3因凝汽器铜管泄漏引起凝结水或给水硬度超标时，应及时查漏堵漏，同时加强炉内磷酸盐处理与排污，并严密监视炉水PH值的变化。4.7.9为提高水质监督的可靠性和连续性，应尽可能采用在线化学仪表监督水汽质量。我厂机组应

31、配备PH表、电导率表、溶氧表。试验室用的仪器仪表应能满足“火力发电厂水汽试验方法”的国家标准或部颁标准。主要在线化学仪表和试验室用仪器仪表的校验项目和周期按火力发电厂在线工业化学仪表检验规程或仪表使用说明书中的规定执行。4.7.10对外排工业废水和灰水的监督4.7.10.1锅炉、汽机、化学等专业应加强对外排工业废水和灰水的监督和处理，要防止水系统的结垢与腐蚀，影响生产，同时应加强节水意识，努力提高水的循环利用率，降低水灰比。4.7.10.2灰水采用加酸处理时，因灰水PH值不易控制且耗酸量较大，锅炉专业应注意防止因加酸过度造成灰浆泵和输灰管路的腐蚀，和因加酸不足造成灰浆泵和输灰管路的大量结垢。4

32、.7.11做好凝汽器循环冷却水的监督，严格按照规程要求处理和控制循环水的水质，防止水系统腐蚀、结垢和生物污染。4.8 水、汽质量劣化时的处理4.8.1当水、汽质量劣化时，应迅速检查取样是否有代表性；化验结果是否正常，并综合分析系统中水、汽质量的变化。确认判断无误后，应立即向有关领导汇报，并采取相应措施，在所允许的时间内，尽快恢复到正常值。为此对锅炉给水、炉水、凝结水的关键化学指标制订以下处理值。其涵义如下：一级处理值有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72小时内恢复到标准值。二级处理值肯定有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在24小时内恢复到标准值。三级处理值正在进行快速腐蚀、结垢、

33、积盐，如水质不好转，在4小时内应停炉。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。4.8.2凝结水（凝泵出口）水质异常时的处理按下表规定执行：处理级别项目一级二级三级硬度（mol/L）2.05.020.04.8.3给水水质异常时的处理按下表规定执行：处理级别项目一级二级三级PH（25）8.8或9.3-溶解氧（g/L）720-4.8.4炉水水质异常时的处理按下表规定执行： 处理级别项目一级二级三级PH（25）9.0-8.58.5-8.08.0当出现水质异常时，有时为查明原因，还应增加对相关水样及项目的测定（如炉

34、水中氯离子含量、含钠量、电导率和碱度等），以便尽快确定原因，采取对策。4.9定期开展水汽品质分析工作，不断解决水汽监督中出现的问题。组织各种水处理及热力设备试验，如：炉内炉外水处理设备调试，热化学试验，除氧器调试等。4.10机组停备用阶段的化学监督4.10.1凡机炉大中小修及其他原因使机、炉停运五天以上的，由生产计划科负责事先联系热化、锅炉等车间，实施十八胺保护或其他措施。在事故停炉、停机的情况下，由于来不及准备加药，仍应执行0.8Mpa热炉放水余热烘干法保护锅炉。4.10.2生产计划科负责十八胺保护操作全过程的组织、指挥和协调，锅炉车间负责加药过程中锅炉工况的调整和配合，热化车间负责配加药和

35、取样化验。在添加十八胺的操作中，锅炉、化学应加强联系，确保过程的顺利进行。4.10.3对进行十八胺保护的机、炉，要加强启动阶段的水汽监督工作，包括各水样的PH、Fe、SiO2、Na等有无异常，此外在大修中，注意各管沉积物含量、结垢速率的变化，及汽包、汽轮机叶片、除氧器、凝汽器等设备的成膜情况。4.10.4对于存在积水、潮湿状态的停备用设备，如凝汽器等，应放尽余水，并采用热风干燥法进行保护。4.10.5停用保护措施应由值长按操作卡组织实施，分工一般原则是：化学专业：提出保护方案和要求，保护过程中的监督及保护效果的检查评定，将停用保护工作情况归纳入水汽月报，上报有关领导，建立保护台帐。机炉专业：停

36、用保护系统的安装、操作、维护，参加保护效果的评定。4.11检修阶段的化学监督化学专业：提出大修化学检查要求（包括锅炉割管及凝汽器抽管换管等）；大修检查采集样品，化验分析，留档记录；进行化学水处理设备及各类加药设备的检修和检查工作；参加大修验收工作及设备定级工作；提出大修化学检查报告（大修结束一个月内）。机炉专业：热力设备（主要指：汽包、汽轮机、除氧器、凝汽器、高低压加热器、冷水器、冷水箱、疏水箱、油管路、油箱等）大修时，项目负责人（包括外委工程）应通知化学专业进行设备内部检查，未经化学人员检查，机炉检修人员不得对设备进行解体、清扫等任何作业。检修工作结束，项目负责人应通知化学专业人员进行设备验

37、收，未经化学人员验收签字，不得恢复设备系统。此外，机炉专业应按照化学专业的要求进行锅炉割管及设备抽管，并做好设备停用保护工作。4.11.1 大修前的准备工作4.11.1.1化学专业列出化学检查项目。如设备停用保护、化学清洗、锅炉受热面割管、凝汽器抽管、修改取样接点等。4.11.1.2做好两次大修间的机组运行分析，主要内容应包括：汽机监视段压力、凝汽器端差及真空度、水汽系统阻力、流量变化、设备启停次数、停用保护情况、保护率、合格率。主要水、汽质量合格率、异常水质的情况，水汽损失率、排污率等。凝汽器及其他热交换器管泄漏情况。通过分析，指出存在的主要问题及重点检查部位。4.11.1.3热力设备各部位

38、重点检查内容（见下表）：部 位内 容锅炉设备汽 包汽包壁及内部装置腐蚀、结垢、积盐程度、色泽、厚度主要特征，水位线。汽水分离装置完整情况、排污管、加药管是否污堵。水 冷 壁监视管段*（不得少于0.5米）内壁结垢、腐蚀特征，向、背火侧垢量及计算结垢速率，垢样作成份分析。爆口段（连同焊口）内壁及爆管段的腐蚀、结垢外观特征。爆管照相留档，并进行金相分析。省 煤 器进口段水平段下部氧腐蚀程度、结垢量。有否油污迹象。过 热 器再 热 器立式弯头处有无积水、腐蚀程度、积盐情况（测PH值）。下弯头有无腐蚀产物沉积、堵塞。汽机系统汽机本体外观检查各级叶片积盐，定性检测有无铜。各级叶片、隔板有无机械损伤、麻点，

39、围带氧化铁集积程度。高压缸调速级、中压缸第一级叶片有无机械损伤、麻点。中压缸一、二级围带氧化铁集积程度。低压缸及最后二级叶片及隔板检查表面PH值（有无酸性腐蚀迹象）、计算单位面积结垢量。垢样做成份分析。凝汽器凝汽器管外壁有否氨蚀、腐蚀或磨损减薄。凝汽器管内壁有无结垢、冲垢及有机物污染。水室、汽侧碳钢腐蚀、杂物情况。除氧器内部有无腐蚀损坏，喷头有无脱落，填料有无冲击等，给水箱底部有无沉积物，箱体有无腐蚀，防腐层是否完好。高低压加热器吊芯检查有否腐蚀、泄漏。必要时抽管采样测样。*：监视管段位置应在热负荷最高处（喷射器上方11.5m）。4.11.2评价标准汽轮机转子、隔板叶片积盐、腐蚀的评价 类别项

40、目一 类二 类三 类积 盐基本不积盐，最大部位积盐量1mg/cm2.a有少量积盐，最大部位积盐量110mg/cm2.a积盐较多，最大部位积盐量10mg/cm2.a腐 蚀没有腐蚀低压缸有轻微水锈，初凝区隔板有轻微酸性腐蚀下隔板有较重的锈蚀，不锈钢出现针孔，初凝段隔板有严重酸性腐蚀注：“a”按两次检修间自然年计，以下同。凝汽器铜管腐蚀结垢评价 类别项目一 类二 类三 类均 匀腐 蚀0.005mm2/a0.02mm2/a0.02mm2/a局 部腐 蚀无管壁点蚀、沟槽深0.3mm点蚀、沟槽、裂纹深度0.3mm以上，已有部分管子穿孔结 垢基本无垢0.5mm0.5mm锅炉水冷壁向火侧结垢量和结垢速率的评价

41、项 目类 别一 类二 类三 类结垢量g/m212.7Mpa及以上汽包炉150150-400400结垢速率g/m2.a12.7Mpa及以上汽包炉2525-7070省煤器、水冷壁、过热器管内腐蚀的评价：没有腐蚀为一类；有略微腐蚀（蚀点1mm壁厚为二类；如发现局部有溃疡腐蚀，可能威胁安全生产或蚀点较深（省煤器1/4壁厚、水冷壁1/6壁厚、过热器1/5壁厚）者为三类。4.11.3大修化学检查报告要求化学专业应在机组大修后一个月内提出完整的书面报告，按规定上报厂及主管所等上级机关。报告内容应包括两次大修期间机组运行综合情况；两次大修期间曾发生的异常情况；检查详细结果（包括结垢速率、垢成分分析、综合评价、

42、存在的主要问题及解决措施、建议）。报告除文字说明外，应附有典型照片、曲线、图表等。4.11.4 锅炉化学清洗方案与措施，可参照部颁火力发电厂锅炉化学清洗导则中的规定拟定。清洗方案与措施要报主管省所审批。清洗时作好监督，洗后作好总结。清洗废液排放应符合环境保护的有关标准。锅炉清洗应根据垢量或运行年限确定。当锅炉水冷壁管垢量达到下列数值时，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。锅炉运行时间达到下列年限时也应进行清洗。锅炉化学清洗参照标准：参 数垢量（g/m2）运行年限（a）5.912.6Mpa的汽包炉4006001012.7 Mpa及以上的汽包炉3004006注：水冷壁管取样部

43、位：向火侧180°；测定方法；洗垢法。大修中换入的新水冷壁管应进行化学清洗。第五章 燃煤监督5.1 发电厂燃煤监督是配合锅炉安全经济燃烧、计算煤耗、核实煤价的一项重要工作。各项试验均应按相应的国家标准执行。煤质检验人员必须持有岗位考核合格证方能上岗。5.2 燃煤监督的主要任务是正确进行入厂煤、入炉煤、煤粉、飞灰和炉渣的取样化验。遵守燃煤的分析方法及相关煤务管理制度，正确进行制样和分析，及时报送分析报告。我厂燃煤的分析项目与分析频率见下表：序号样品名称分析项目分析频率1入厂煤样工业分析、热值分析1次/批2入炉煤样全水份1次/天3各炉磨煤机煤粉样工业分析、煤粉细度1次/值热值分析1次/天

44、4各炉飞灰样飞灰可燃物1次/值*当火车来煤车皮数小于3节时，如目视煤质正常，可以只测“全水份”。5.3 。运行中如发现锅炉严重结焦，因煤质原因引起熄火、爆燃、磨煤机出力下降或因水份过高引起煤系统阻塞等情况，化学专业应协助生产计划科、锅炉专业进行有关煤质分析，为正确解决问题提供依据。5.4 加强煤质化验管理，及时发现、消除工业分析、热值测定中的系统误差。建立定期校样制度，确保分析质量。此外，。入厂煤、入炉煤、飞灰应建立留样制度，尤其是煤（灰）质异常时。5.5 入厂煤出现来煤质量异议时，化学应及时报告值长，值长通知燃运停止卸车，生产科报告公司品质部仲裁。5.6 为计算煤耗和掌握燃料特性，每日应综合

45、测定入炉煤的灰分、水分、挥发分、热值。每值做煤粉工业分析、细度及飞灰可燃物。5.7 应根据锅炉、环保的需要，开展煤的含硫量、灰熔点等测定，以及进行燃煤的元素分析。5.8 锅炉检修时，应检查有关取样装置的良好情况，若存在问题，查明原因并解决。若因煤质变化而熄火时，应在近炉处取样测定燃煤灰份和挥发份。5.9 燃煤监督使用的仪器、天平、热电偶、温度计、氧弹等应定期校验，以保证试验的安全性及准确性。天平： 每年校验1次热电偶： 每季度校验1次氧弹： 每年或使用1000次校验1次第六章 油务监督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，与有关部门采取措施防止油质劣

46、化，保证发供电设备安全运行。6.1新变压器油和汽轮机油按国家标准变压器油质量标准和汽轮机油质量标准进行质量验收。6.2新充油电器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，按国家标准运行变压器油质量标准和运行中汽轮机油质量标准进行质量检验。6.3.新油的监督和管理6.3.1购入新油前，机动科应联系公司材料处提供生产厂家油质化验单，并通知化学分析人员到供货现场取样化验。油质合格方能同意购入。购进的新油再由热化车间试验班进行质量抽检，油质合格方能入库。6.3.2每批新到油应取综合油样做分析。新油验收的测试项目为：透明度、运动粘度（40）、闪点、酸值、水溶性酸或碱、破乳化时间、液相锈

47、蚀。6.3.3电气、汽机应储备一定量的合格油，变压器的备用油量应不少于一个最大变压器的油量再加上45天的补充油量，透平油的备用油量应不少于一台最大机组油系统的油量加45天的补充油量，以保证变压器油及透平油在正常或事故状态下有合格充足的贮量。6.3.4各用油单位根据设备油耗及油质情况定期向机动科提出用油计划，以便及时供应。油耗情况应按月或季度统计，报技术科、机动科。6.4 透平油的监督与管理严格执行华东电网汽轮机用油质量管理规定（试行）。6.4.1大修结束机组启动前，油必须做简化分析。6.4.2每周一次检验外状、水分、机械杂质。汽机应建立油箱定期放水制度，正常情况下油箱定期放水每周不少于一次，放

48、水量要做好记录。6.4.3破乳化度、酸值、闪点（开口）、粘度（40）每季进行1次，液相锈蚀试验半年1次。6.4.4当发现油系统严重漏水或油质有严重劣化现象时，应增加试验项目和次数，并会同汽机车间共同检查水的来源与油质不合格的原因，采取措施设法消除。未消除之前，汽机车间加强对油箱放水。6.4.5从运行中的汽轮机上取油样时，应取得汽机值班运行人员的同意，并在其协助下进行操作。6.4.6机组运行时，有油净化设备的一般应投入运行，如油中有水分和机械杂质时，汽机应在运行中滤油。6.4.7运行油的防劣措施按国家关于运行油防劣措施的规定执行。系统和设备补充油或混合油按国标关于补充油及混油的规定执行。6.4.

49、8透平油注入设备前，油质必须先经化验合格。油系统设备检修前，汽机必须通知化学进行检查取样，然后动工。检修后需经化学专业验收，合格后方可恢复系统。6.4.9运行中汽轮机油质量标准见附表1。运行中透平油的常规检验周期和检验项目如下表：设备名称检验周期检验项目1#、2#汽轮机每周一次外状、水分、机械杂质半年一次外状、水分、机械杂质、运动粘度（40）、开口闪点、酸值、液相锈蚀、破乳化度1#、2#、3#给泵每周一次外状、水分、机械杂质半年一次外状、水分、机械杂质、运动粘度（40）、开口闪点、酸值、液相锈蚀、破乳化度6.5绝缘油的监督与管理：6.5.1运行中变压器油的常规检验周期和项目如下表序号设备名称检

50、验周期检验项目11#、2#主变，高备变每年一次PH值、酸值、闭口闪点、机械杂质、水分、游离碳、界面张力、介质损耗、击穿电压21#、2#高厂变， 1#、2#运煤变每年一次PH值、酸值、闭口闪点、机械杂质、水分、游离碳31#、2#、3#低厂变，0#低备变，1#化水变，化水备变，3#运煤变，1#、2#除尘变，除尘备变，1#、2#排涝变，1#、2#循泵变，1#、2#灰库变，机修变三年一次PH值、酸值、闭口闪点、游离碳、水分（目测）、击穿电压4电流互感器（800、801、802、805、810、814、817、868、869、873）三年一次PH值、游离碳、水分、击穿电压电压互感器（8005、8006、

51、810、814、817、868、869）5油开关（101、102、801、802、805、810、817、814、873、868、869、800）三年一次PH值、机械杂质、击穿电压6套管三年一次PH值、游离碳、水分6.5.2发现闪点下降时，应分析油气组成查明原因。6.5.3室外用油开关，如加有降凝剂时，应增加凝固点试验。其凝固点应符合运行油质标准的有关规定。6.5.4当主要变压器油PH值接近4.4或颜色骤然变深时，应加强监督。当某个项目已接近指标或不合格时，应立即采取措施。6.5.5在电器设备上取样时，应由电气车间指定的人员进行操作，化验人员在场指导。6.5.6运行设备中，绝缘油气体色谱定期检

52、查周期见下表并参见附表4、附表5。当设备出现异常情况时（如气体继电器动作，受大电流冲击过励磁等），或对测试结果有怀疑时，应立即取油样进行检测，并根据检测出的气体含量情况，适当缩短检测周期。设备名称检 验 周 期变压器电压330KV及其以上3个月1次电压220KV及其以上主变容量120MVA及其以上6个月1次变压器容量8MVA及其以上1年1次变压器容量8MVA以下视需要互感器电压66KV及其以上13年1次套 管视需要注：制造厂规定不取样的全密封互感器，一般在保证期内不做检测。超过保证期后，应在不破坏密封的情况下取样分析。电抗器的检测周期参照相应的电力变压器。雷雨季节之前要取主要设备气体做色谱分析

53、。6.5.7变压器油中的溶解气体分析和内部故障判断，执行中国电力科学研究院2000版变压器油溶解气体分析和判断导则DL/T722-2000。6.6机械润滑油运行中润滑油的常规检验周期和检验项目如下表：序号监督设备分析项目分析次数11#、2#、3#炉磨煤机稀油站外状、机械杂质及水分每月一次21#、2#、3#灰浆泵液力偶合器每月一次31#、2#斗轮机液压箱每季一次6.7抗燃油6.7.1新抗燃油的验收6.7.1.1新抗燃油标准见附录。对新油的验收，应按照有关标准方法进行，以保证数据的真实性和可靠性。对进口抗燃油，按合同规定的新油标准验收。6.7.1.2新油注入设备后试验程序如下：6.7.1.2.1新油注入设备后应循环冲洗过滤，以除去系统内残留的固体杂质污染物，在冲洗过程中取样测试颗粒污染度，直至测定结果达到汽轮机制造厂要求的清洁度后，才能停止冲洗过滤，取样进行全分析，结果符合新油质量标准。6.7.1.2.2系统冲洗完毕，机组启动运行24h后，从设备中取两份油样，一份作全分析，一