化学技术监督手册

化学技术监督手册一、化学技术监监督概述化学技术监督的的目的是及时时发现问题，消消除隐患，防防止电力设备备在基建、启启动、运行和和停、备用期期间，由于水水、汽、气、燃燃料品质不良良而引起的事事故，处长设设备的使用寿寿命，保证机机组安全可靠靠运行。因此此，化学技术术监督工作是是保证电力设设备安全、经经济、稳定发发、供电的一一项重要措施施。设计、基基建、安装、调调试及各发电电、供电单位位应密切配合合切实做好这这项工作。化学技术监督的的任务是必须须在设计、选选型、制造、安安装、调试、试试生产到运行行、停用、检检修及技术履履行各阶段，进进行全过程技技术监督管理理工作。要及及时研究、督督促，采取各各种有效措施施，加强对水水、汽、油（汽汽轮机油、变变压器油、抗抗燃油）、气气（H2、SF6）、燃料和和灰等的质量量监督。协助助有关专业降降低燃料消耗耗，提高机组组效率。保证证供应质量合合格、数量足足够的化学补补充水。为什么说化学技技术监督工作作是保证电力力设备安全、经经济、稳定发发、供电的一一项重要措施施，又为什么么要进行全过过程监督管理理工作，这在在生产实践中中是有深刻教教训的。如某某电厂从意大大利引进的3号机组（锅锅炉最大出力力1100tt/h），由于在在基建、试运运等阶段化学学监督不力，正正式投运仅四四个多月就发发生了锅炉水水冷壁大面积积腐蚀爆管的的重大事故，使使得占水冷壁壁管总数60.5％的管子报报废，既威胁胁了安全生产产又给国家造造成了重大经经济损失。在在油务监督中中由于混油不不当而导致停停机事故也时时有发生；如如某电厂的16号机（125MW），某厂的300MW机组都曾因因混油不当而而使油中产生生大量白色沉沉淀物，最终终导致停机事事故。在燃料料监督中，由由于取样无代代表性、分析析误差及分析析的及时性差差等而造成错错误地指导燃燃烧、燃料利利用系数降低低、影响发电电成本核算的的事例比比皆皆是。上述由于化学监监督不力而造造成的事故、事事例在各省均均有发生，只只是程度不同同而已，我们们应及时总结结自己和吸取取他人的经验验教训，时刻刻做好化学监监督工作，采采取有力措施施，杜绝或减减少事故的发发生。二、组织机构及及职责分工从省局到各基层层有关单位的的组织机构与与职责在本章章第一节中已已有详述，这这里仅就化学学监督的具体体职责分工简简要介绍如下下：（一）省电力试试验研究所的的职责省电力试验研究究所是省局技技术监督的主主要职能部门门，设有化学学监督专职（责责）工程师，在在所总工程师师领导下，由由化学专业室室主任组织开开展具体工作作，其主要职职责是：（1）贯彻上级级有关化学监监督的规章制制度和要求，检检查并推动本本局系统的化化学监督工作作。（2）定期深入入基层调查研研究，及时掌掌握本系统主主要设备的技技术状况和管管理水平，进进行系统分析析研究，对各各单位上报的的各种报表及及总结进行综综合分析。及及时向主管局局提供处理意意见，并协助助解决。（3）对化学监监督相关设备备从工程设计计审查、安装装、调试到运运行、维护进进行全过程的的技术监督管管理。协助主主管局组织和和检查全过程程化学监督管管理工作，解解决有关技术术问题。（4）参加与化化学监督有关关的事故分析析，查明原因因，制定反事事故的措施，研研究本系统化化学监督工作作的重大问题题，提出针对对性攻关课题题。（5）组织技术术情报交流，研研究、推广新新技术，加强强技术培训和和进行业务指指导。提高监监督水平。指指导重要测试试仪器的选型型。（6）对主管范范围内的化学学监督工作进进行检查与现现场抽查。定定期提出化学学监督总结和和下一阶段的的工作安排，协协助主管局召召开化学监督督工作会议，进进行技术交流流及协调攻关关课题。（二）发电厂、供供电局的职责责各发电厂、供电电局等单位要要建立化学监监督网，在总总工程师领导导下进行电力力生产和建设设的化学监督督工作，并责责成化学监督督专职（责）人人落实各项具具体工作。1．总工程师职职责领导化学监督工工作，建立化化学监督网，贯贯彻上级有关关化学监督的的各项规章制制度和要求；；审批本单位位有关实施细细则和措施；；定期主持化化学监督网会会议；检查、协协调、落实本本厂（局）化化学监督工作作。组织有关部门认认真做好主要要设备在基建建、安装、调调试、运行及及停、备用中中的化学监督督工作，督促促做好化学清清洗、设备防防腐防垢、防防止油质劣化化、降低汽水水损失、油耗耗及燃料的质质量监督等工工作。并协调调各专业各部部门努力提高高全厂水、汽汽、油（汽轮轮机油、变压压器油、抗燃燃油）、气（H2、SF6）、燃料和和灰等的质量量和各项技术术措施。主设备大修时，组组织好化学检检查，针对存存在问题采取取相应对策，并并在检修后组组织验收。组织调查研究与与化学监督有有关的重大设设备事故和缺缺陷，查明原原因、采取措措施、并上报报主管局及电电力试验研究究所。2．化学监督专专职（责）工工程师职责制订、审查本单单位化学监督督制度和各类类规程，协助助总工程师做做好总工职责责所列各项工工作；负责归归口本部门化化学技术监督督的管理，结结合本单位实实际，制订化化学技术监督督实施细则或或补充规定报报总工审批，按按分级管理职职责督促检查查监督网实施施。将化学监监督指标和化化学监督工作作的具体任务务落实到有关关部门和岗位位，并做好检检查督促和协协调工作。按按时完成化学学技术监督工工作的季、年年度报表和年年度工作总结结，提出下年年度化学监督督重点工作意意见；按《电电网技术监督督考核实施细细则》中的有有关规定，如如实考核本单单位的化学监监督工作，报报总工程师审审批等。3．值长职责领导和组织监督督本值在运行行、停用、启启动时的化学学监督工作。机组启、停时及及时通知化学学专业进行有有关分析测定定工作。执行冷态启动操操作卡。运行时水、汽品品质出现异常常情况时，应应执行有关规规定及时处理理。组织锅炉、汽机机、化学等专专业切实做好好设备停用保保护技术措施施。4．发电厂化学学专业、供电电局油务专业业的职责认真贯彻执行上上级有关化学学监督的各项项规程、制度度和规定，制制定本单位实实施细则，并并督促执行。负责或指导取样样化验，保证证试验质量；；正确处理补补给水、凝结结水、给水、炉炉水、循环水水、疏水和内内冷水等；严严格监督凝汽汽器、除氧器器、锅炉的汽汽、水、燃料料、氢气的质质量；负责新新油和运行中中的汽轮机（水水轮机）油及及绝缘油、SF6等的质量检检验与监督，指指导或开展油油的防劣再生生工作；及时时反映设备系系统中水、汽汽、油、气以以及燃料等的的质量状况；；对违章和超超标等情况要要及时与值长长和有关部门门联系，妥善善处理，必要要时向专职（责责）人、总工工程师以至上上级单位汇报报。会同有关部门，通通过热力设备备调整试验确确定合理的运运行工况、参参数及监督指指标，做好化化学清洗及停停、备用设备备防腐保护中中的监督工作作。参加主要设备的的大修检查和和验收工作，做做好检查后的的详细记录和和取样化验，参参加机、炉、电电主要设备的的考核和定级级工作。加强化学仪表的的管理，提高高化学仪表的的投入率和准准确率，实现现水、汽等质质量的仪表连连续监督，提提高水处理系系统自动化水水平。新建或扩建机组组时，参与设设计审核工作作，并应在热热力设备安装装期间，了解解有关水、汽汽系统、设备备的构造和材材质，加药、排排污装置的型型式，水汽取取样器、化学学仪表的安装装地点，水处处理设备、管管道的防腐措措施以及水处处理材料的储储存等情况，并并参加验收。对对影响水、汽汽质量的缺陷陷和问题，要要求有关单位位及时处理。做好化学监督技技术管理工作作，逐步采用用现代化管理理方法，提高高化学监督水水平。加强废废酸、碱

的处理和化化学废水的处处理及监督工工作，使排放放水的水质符符合国家排放放标准。5．发电厂锅炉炉专业的职责责配合化学专业做做好锅炉热力力化学试验和和其他有关试试验，确定运运行工况、参参数，并订入入锅炉有关规规程，发现与与化学监督有有关的异常情情况时应及时时通知化学人人员，共同研研究处理。保证汽水分离器器、蒸汽减温温器和启动帝帝路系统的检检修质量；会会同化学人员员切实执行锅锅炉排污，努努力降低汽水水损失。负责做好与化学学监督有关设设备的维护工工作及灰、渣渣的取样工作作。根据化学监督的的要求，对设设备进行检查查。通知生技技和化学专业业共同检查设设备腐蚀、结结垢、积盐情情况，按要求求割管取样品品，对存在的的问题分析原原因，研究对对策。搞好锅锅炉检修和停停、备用中的的防腐工作及及其设备系统统的安装、操操作，负责停停用保护，并并列入锅炉有有关规程。锅炉化学清洗时时，会同化学学专业拟定清清洗方案，并并负责清洗设设备及系统的的设计、安装装和操作，做做好清洗设备备和系统的日日常维护工作作。设备在检修后、投投运前，应根根据化学监督督的要求，进进行热力设备备水（汽）冲冲洗，水（汽汽）质量应达达到有关标准准，严格执行行给水品质合合格方能点火火的规定。设备启动时通知知化学人员对对疏水进行监监督，水擀合合格后方能并并入系统。6．发电厂汽机机专业的职责责与化学专业共同同进行除氧器器调整试验和和蒸发器的热热化学试验，确确定运行工况况、参数，并并订入汽机规规程；做到连连续均匀补水水，当出现异异常情况时，应应会同化学人人员，查找原原因，采取措措施。做好除除氧器的定期期维修工作，保保证出水溶氧氧合格。保证凝汽器管、真真空系统、凝凝结水泵轴封封严密不漏，使使凝结水溶氧氧和硬度（或或含盐量）符符合标准。根根据化学监督督要求，进行行抽管检查。更更换凝汽器管管时，要根据据《火力发电电厂凝汽器管管选材导则》正正确选材。安安装前，要进进行包括探伤伤、内应力检检验在内的各各项检验，必必要时进行退退火处理，并并保证安装质质量。做好循环冷却水水的补水和排排污，以及胶胶球清洗设备备与铜管成膜膜设备的维护护检修工作。发现与化学监督督有关的各种种仪表有异常常或运行方式式有变化，可可能影响水、汽汽质量时，必必须及时通知知化学专业，共共同确定，采采取对策。根据化学监督要要求会同生技技科和化学专专业共同对设设备进行内部部检查、采取取样品、分析析问题、研究究对策、做好好停、备用设设备的保护工工作。设备启动时通知知化学人员对对疏水进行监监督，水质合合格后方能并并入系统。当汽轮机油含水水或冷油器漏漏油时，应及及时查明原因因，消除缺陷陷。并各级采采取措施，努努力降低油耗耗和放水量。油油系统补、换换油时，必须须征求化学监监督人员的意意见。负责（或配合）做做好运行中汽汽轮机油和抗抗燃油的管理理、净化和防防劣等工作。做做好发电机冷冷却系统的维维护和冷却水水质管理工作作。有氢冷设设备的电厂应应防止氢冷系系统泄漏。7．发电厂电气气专业、供电电局电气有关关部门的职责责负责（或配合）做做好运行变压压器油六氟化化硫的管理、净净化和防劣等等项工作。按化学监督的要要求，进行油油样的采集。如油质六氟化硫硫及气相色谱谱分析等项结结构异常时，及及时查明原因因，各级采取取措施，消除除隐患。主要要充油电气设设备发现异常常、大修及变变压器吊芯（罩罩）检查或补补、换油时，要要通知化学专专业。大修时，应会同同化学专业检检查发电机转转子水冷系统统空芯导线。8．发电厂热工工专业的职责责确保与化学监督督有关的各种种流量表、压压力表、水位位表、真空表表、温度表等等配备齐全，准准确可靠，作作好维护及定定期校验工作作。负责或配配合搞好化学学仪表定期检检验和维护，重重点保证化学学在线仪表的的投入率和准准确率。水处理设备的程程控装置应进进行调试和投投入运行；搞搞好与化学监监督有关设备备的自动调节节装置。9．发电厂燃料料专业的职责责按照要求，采集集煤样、油样样，并注明品品种、数量、时时间、地点等等。做好机械械化采、制样样装置的运行行、检修、维维护工作。及时将全厂使用用的燃料品种种情况通知化化学专业，按按要求和规定定及时采样，由由化学专业进进行质量检验验。（三）电力建设设单位的职责责（1）总工程师师负责组织有有关人员按照照部颁《电力力基本建设火火电设备维护护保管规程》的的要求，做好好未安装及投投产前设备的的防腐保护工工作，保证设设备、管道防防腐层的质量量，发现问题题及时补救。（2）严格按照照部颁《电力力建设施工及及验收技术规规范》（火力力发电厂化学学篇）进行设设备验收工作作。（3）锅炉需要要用水前，水水处理系统中中设备、流量量表、压力表表、水位表等等必须安装和和试运完毕；；水质合格后后，方能向锅锅炉进水。做做好系统以及及设备的化学学清洗工作；；机组启动时时，除氧器、给给水加药设备备、循环水处处理设备、在在线化学仪表表及水处理程程控等，都要要同时投入正正常运行，并并进行凝汽铜铜管成膜工作作。水内冷发发电机冷却水水系统在报运运前应做好清清洗工作。（4）严格按照照部颁《火力力发电厂热力力设备基建阶阶段化学监督督导则》的规规定，搞好安安装、调试和和启动阶段的的化学监督。三、技术监督多年来的实践经经验证明：发发、供电设备备的化学监督督必须实行全全过程管理，在在设计选型、制制造、安装调调试、试生产产、运行、停停、备用、检检修和技术改改造各阶段都都要严格执行行有关化学监监督工作的各各项规章制度度，做好各个个阶段的化学学监督工作是是机组按时、顺顺利投产和安安全、经济、稳稳定发、供电电的重要保证证。现将化学学监督全管理理中几个主要要阶段的监督督工作讲述如如下。（一）设计阶段段的监督工程设计质量是是保证发、供供电设备安全全、经济稳定定运行的基础础。设计阶段段监督工作主主要内容是：：审查设计依依据是否充分分、设备选型型是否合理、三三废处理设施施是否恰当、应应配置的设备备、仪器仪表表是否齐全等等。对超高压压及以上参数数机组，应实实现连续监测测水、汽质量量的主要控制制指标。因此此就要求配置置pH、钠、电导导率、溶解氧氧、二氧化硅硅和磷酸根等等在线监测仪仪表，火电厂厂化学试验室室应配置精度度等级高于在在线仪表的试试验室仪表，以以便定期校验验化学在线仪仪表准确度。化化学专业应配配置计算机，以以做好数据处处理，贮存各各种文件资料料及技术报告告等技术管理理工作。电厂、供电局应应参与新建或或扩建项目的的设计审查及及与化学有关关的设备选型型工作。（二）基建阶段段的监督1．基建阶段主主要监督内容容及监督要求求（1）基建阶段段的化学监督督工作主要内内容是：监督督现场存放设设备及零部件件的防腐蚀情情况、水处理理设备安装、调调试、试运、锅锅炉水压试验验、化学清洗洗及机组试运运行阶段的水水、汽质量等等工作。把好好从基建到试试生产运行中中个环节的质质量关，不留留隐患，为设设备投产后的的正常运行打打下良好基础础。（2）基建阶段段主要监督要要求为：各种种水处理设备备及系统未投投运或运行不不正常，机组组不准启动。启启动过程中要要严格按部颁颁要求控制水水汽质量，发发现异常应及及时处理，任任何情况下都都不准向锅内内送原水。要要求新建工程程的锅炉补给给水处理设备备及系统的安安装调试工作作，应在锅炉炉第一次水压压试验之前完完成，确保水水压试验用水水质量。要求尽量缩短锅锅炉水压试验验至化学清洗洗的间隔时间间。锅炉化学学清洗完毕至至锅炉点火，一一不得超过20天，超过20天的应采取取防腐蚀保护护措施。要求机组启动前前，给水、锅锅水、凝结水水、水内冷发发电机冷却水水的加药和处处理设备均能能投入运行，综综合取样架、在在线仪表及程程控装置应具具备投运条件件。整体试转时应达达到下列要求求：除氧器能能有效除氧并并能达到要求求。循环水加加药系统及胶胶球冲洗装置置应能投入运运行。有凝水水处理设备的的机组，该设设备必须投入入运行。2．基建阶段相相关的水、汽汽质量标准（1）水压试验验的水质应满满足下列要求求：除盐水（试验用用水）的氯离离子＜0.3mgg/L；联氨含量200～300mgg/L，pH值10～10.5（用液氨调调整）。机组启动点火前前的冷、热态态冲洗水质要要求：pH值为9.0～9.5；联氨剩量量为50～100mgg/L。蒸汽冲洗阶段对对给水及锅水水（汽包炉）的的水质要求：：给水pH值（25℃）应控制在8.8～9.3，锅水磷酸酸根应控制在在2～10mg//L。（2）新建机组组试运行时的的水、汽质量量标准；容量在50MWW及以上的汽汽轮机冲转时时，过热蒸汽汽的SiO2应＜100μg/kg，含钠量＜50μg/kg。汽轮机凝结水回回收标准如表表7-1所示。表7-1

汽轮机凝结结水回收标准准项目蒸汽压力(MPa)

硬

度（μmol/LL）二氧化硅（μg/L）铁（μg/L）汽包炉5.9～13..7＜30－－＞13.7＜10＜80＜80有凝结水处理－－＜1000直流炉整体启动负荷中中－1／2及以上时，给给水质量标准准如表7-2所示。表7-2

给水质量标标准

蒸汽压力（MPa）项

目汽

包

炉直

流

炉炉5.9～13..713.713.7溶解氧(μg//L)30＜30＜20铁(μg/L))＜100＜80＜50硬度(μmoll/L)＜200PH8.5～9.228.5～9.228.5～9.22联氨（μg/LL）10～5010～5010～50二氧化硅（μgg/L）－＜80＜50

机组试试运行期间，锅锅水及蒸汽质质量可参照国国家标准GB－12145中的有关规规定执行。（三）运行阶段段的监督运行阶段批机组组计划性大修修后的冷态启启动至下次计计划性大修停停炉、停机止止。新建机组组完成试运行行后即按照运运行阶段有关关规定进行监监督。这个阶阶段的化学监监督，必须按按电力部、网网局及省局的的有关标准、规规程、规定、条条例、要求，对对水、汽、气气、油、燃料料等质量进行行严格而认真真地监督，及及时发现问题题，及时调整整和处理，消消除隐患，防防止因化学监监督不力而引引起的设备事事故，影响发发、供电。1．水、汽质量量监督水、质量监督的的目的具体而而言就是防止止在热力设备备内结垢、积积盐和腐蚀，从从而避免事故故发生，保证证机组安全运运行。当锅水中易于沉沉积的杂质达达到一定浓度度时，则会在在锅炉运行过过程中发生结结垢现象。水水垢的导热系系数与钢材相相比，要相差差几十到几百百倍，即结有有1mm的水垢时，其其传热效能相相当于钢管管管壁加厚了几几十到几百毫毫米。水垢极极易在热负荷荷很高的部位位生成，它可可使锅炉水冷冷壁管的管壁壁超温，引起起金属强度下下降，发生局局部变形、鼓鼓包，甚至爆爆管。会降低低锅炉的热效效率，从而影影响发电的经经济性，如有有材料报道：：当锅炉省煤煤器内结有1mm厚的水垢时时，其燃料耗耗用量要增加加10％左右，由由此可见结垢垢对电厂的安安全、经济影影响该有多大大。热力设备的金属属经常与水接接触，当水中中含中酸性物物质，特别当当溶氧超标时时便会引起金金属腐蚀，腐腐蚀不仅会缩缩短设备的使使用寿命，而而且腐蚀产物物会转入水中中，使水中杂杂质增多。这这些杂质会促促进炉管的结结垢过程，生生成的垢又可可加剧炉管的的腐蚀（垢下下腐蚀），形形成恶性循环环，对热力设设备的健康构构成极大危害害。饱和蒸汽携带（分分机械携带和和溶解携带）杂杂质的量，与与锅炉压力、结结构型式（主主要是汽包内内部装置的型型式）、运行行工况以及锅锅炉炉水水质质等因素有关关。饱和蒸汽汽所含有（携携带）的盐类类物质，有的的沉积在过热热器内，有的的则被带入、并并沉积在汽轮轮机中。对于于中、低压锅锅炉来说，沉沉积在过热内内的盐类居多多，带入汽轮轮机的较少。对对于高压、超超高压及以上上锅炉，一般般说来，则相相反，只有少少量盐类物质质沉积在过热热器中，绝大大部分将被带带入、并沉积积在汽轮机内内，会严重地地影响汽轮机机的安全、经经济运行。运行阶段的水、汽汽质量监督，主主要应抓好以以下几个环节节，即机组正正常运行中的的监督，热力力设备停、备备用期间的防防腐保护，停停备用机组冷冷态启动过程程中的水、汽汽质量监督及及水、汽品质质异常时的三三级处理。（1）机组正常常运行中的监监督。可根据据机组型式、参参数、水处理理方式、补给给水率及化学学仪表配置等等情况，按部部颁的《火力力发电厂水、汽汽质量标准》确确定监督项目目与分析测定定次数。但运运行中的监控控项目，每班班测定不于2次；有连续续监督仪表的的每班抄表不不少于4次；其中给给水铜、铁的的测定每月不不少于8次，水质全全分析每年不不少于4次。引进机机组可按制造造厂的规定执执行，但必须须满足上述规规定。运行中中发现异常或或机组启动时时，要依照具具体情况，增增加测定次数数和项目。部颁水、汽质量量标准是指机机组可保持长长期可靠运行行的控制极限限值，即正常常值，各厂可可根据具体情情况，提出“本厂的期望望值”作为实际运运行的控制值值，一般取极极限值的50％～70％。机组正常运行时时的水、汽质质量标准应符符合部颁《火火力发电厂水水汽质量标准准》和电力工工业部《火力力发电厂水汽汽化学导则》规规定的要求，超超临界机组的的水、汽质量量标准暂参照照亚临界直流流炉有关标准准，电厂可酌酌情自订企业业标准。正常运行中蒸汽汽、锅水、给给水、凝水、疏疏水等具体的的监督项目与与控制标准按按上述部颁标标准及有关规规定执行，这这里就不一一一列出。运行中的化学监监督与监测一一定要及时、准准确、严格。发发现问题及时时调整和处理理，目标就是是使机组直处处在良好、稳稳定状态下动动转。（2）停、备用用机组记启动动时水、汽质质量监督。机机组启动前，要要用加有氨和和联氨的除盐盐水冲洗高低低压给水管和和锅炉本体，待待铁的含量合合格后再点火火。机组启动动时，凝结水水、疏水质量量不合格，不不准回收，蒸蒸汽质量不合合格，不准并并汽。机组并汽或汽轮轮机冲转前的的蒸汽质量，可可参照表7-3控制，并在8h内达到正常常运行时的标标准。表7-3

蒸汽质量表表炉

型锅炉压力（MPa）二氧化硅（μg/kg）铜（μg/kg）铁（μg/kg）钠（μg/kg）电导率(μs//cm)（经氢交换255℃）汽包炉12.7～188.3＜60＜15＜50＜20＜1给水质量：锅炉炉启动时，给给水质量应符符合表7-4要求，并在8h内达到正常常运行时的标标准。表7-4

给水质量表表炉

型锅炉压力（MPa）硬

度（μmol/LL）铁（μg/L）溶氧（μg/L）二氧化硅(μg/L)汽包炉12.7～188.3＜5＜75＜30＜80凝结水质量：当当机组启动时时可按表7-5规定开始回回收凝结水。表7-5

凝结水质量量表外

型硬

度（μmol/LL）铁（μg/L）溶氧（μg/L）二氧化硅(μg/L)无色透明＜10＜80＜30＜80有凝结水处理时时，含铁量不不大于1000μg/L。对于海滨滨电厂，还应应控制含钠量量不大于80μg/L。疏水质量：机组组启动时，应应严格监督疏疏水质量，当当高、低压加加热器的疏水水含铁量不大大于400μg/L时，才可回回收。冷态启动时监督督项目的测定定时间（有条条件的最好是是连续测定）一一般应为半小小时或1小时一次。具具体要求要按按电网超高压压及以上机组组冷态启动化化学监督管理理表中的规定定项目去做。冷态启动时化学学监督非常重重要，在启动动过程中，水水、汽中的杂杂质含量要超超过正常运行行时几十倍甚甚至上百倍，如如果处理不好好，而留在系系统内会造成成严重后果。要要把此过程中中的水、汽质质量处理好，使使机组顺利而而快捷地达到到正常运行时时的水汽质量量标准，没有有机、炉专业业的密切配合合与协作是绝绝对做不到的的。（3）热力设备备停、备用时时的化学监督督。为防止热热力设备在停停（备）用时时发生锈蚀，在在其停（备）用用期间必须采采取有效的防防锈蚀措施，否否则将给设备备的安全经济济运行带来隐隐患。防锈蚀方法的选选择，要根据据停用设备所所处的状态，停停用时间的长长短、停用的的目的等因素素进行综合考考虑。根据选选择的方法确确定监督项目目及侧定时间间。热力设备停（备备）用期间的的保护工作，是是一项周密细细致、牵涉面面广的技术工工作，各专业业人员应在统统一领导下密密切配合，才才能把这项工工作做好。热力设备停（备备）用期间的的防锈蚀工作作，应列入运运行规程。设设备检修时，防防锈蚀处理所所需时间应纳纳入检修进度度。热力设备停（备备）用时防锈锈蚀工作，要要有原始记录录和完整的技技术档案。（4）水汽质量量劣化时的三三级处理。当当水、汽质量量劣化时，化化学人员应检检查取样是否否有代表怀，化化验结果是否否正确，并综综合分析系统统中水、汽质质量的变化，确确认判断无误误后，应立即即向有关领导导（一般是先先向值长）汇汇报，采取相相应措施，在在允许的时间间内，恢复到到正常值，某某网局1994年颁发的“化学技术监监督条例”中首先对锅锅炉给水、炉炉水、汽机凝凝结水的关键键化学指标制制订了以下三三级处理值，其其涵义如下：：一级处理值———为2倍正常值，此此时有杂质累累积及引起腐腐蚀的可能性性，应在72h内恢复到正正常值。二级处理值———为2倍一级处理理值，此时杂杂质累积及腐腐蚀肯定会发发生，在24h内应恢复到到正常值。三级处理值———为大于二级级处理值，经经验证明此时时腐蚀将快速速进行，在4h内应停炉。在在非正常处理理法的每一级级中，如果在在规定的时间间内尚不能恢恢复正常，则则应采用更高高一级处理方方法。关键指标是：凝凝结水泵出口口水中的钠、电电导率和硬度度（当用海水水作冷却水时时，凝结水中中含钠量大于于400μg/L时，应紧急急停炉），锅锅炉给水中有有pH值、电导率率和溶氧，锅锅水中有pH值。某省局要求，根根据上述的三三级处理原则则，结合各厂厂的实际情况况，制订出本本厂的实施细细则，把这一一重要处理措措施真正落实实到生产中去去，以免造成成重大设备事事故。这一处处理措施，是是总结了我国国多年来的运运行经验，特特别是某电厂厂的事故教训训，并吸取了了国外经验而而制订的。一一但发现水质质异常，并确确认判断无误误时，就要采采取果断措施施，该停就停停，不能因小小失大，造成成不应有的损损失。凝结水泵出口水水质异常时的的处理按表7-6规定执行。表7-6

凝结水泵出出口异常处理理表项

目正常值处

理

值值一级二级三级钠（μg/L）有混床＜10＞10－－无混床＜1010～20＞20～40－电导率(μs/cm))(25℃)经氢离子交换有混床＜＞0.3－－无混床＜0.3～0.44＞0.4～0..65＞0.65硬度（μg/L）有混床0～2＞2－－无混床0～2＞2～5＞5～20＞20锅炉给水水质异异常时的处理理按表7-7规定执行。表7-7

锅炉给水水水质异常处理理表项

目正常值处

理

值值一级二级三级pH（25℃）全铁系统9.0

9..4＜9.0或＞99.4－－铁铜系统8.8

9..3＜8.8或＞99.3－－电导率硬度(μs/ccm)＜0.30.3～0.440.4～0.665＞0.65＜77～20＞20－锅炉水水质异常常时的处理按按表7-8规定执行。表7-7

锅炉给水水水质异常处理理表项

目正常值处

理

值值一级二级三级pH磷酸盐处理9～10＞10.0～110.58.5～9.00＞10.5～111.08.0～8.55＜8.0挥发性处理9～9.5＞9.5～100.58.0～9.00＞10.5～111.07.5～8.00＜7.5（5）运行阶段段主要监督项项目的含义及及控制目的。蒸汽中的含钠量量：蒸汽中的的盐类主要是是钠盐，故蒸蒸汽含钠量就就可以表征蒸蒸汽的含盐量量多少，所以以也就把含钠钠量作为蒸汽汽品质日常监监督的重要指指标之一。一一般高压以上上机组蒸汽含含钠量都控制制在10μg/L以下（极限限值），超标标会引起蒸汽汽流通部位及及汽机叶片积积盐，积盐到到一定程度，就就会引起过热热器管超温爆爆管，汽机负负荷带不上去去等事故。当当然机组的参参数越高，容容量越大，允允许超标的时时间就越短。蒸汽中的含二氧氧化硅量：蒸蒸汽中的硅酸酸同样会沉积积在蒸汽流通通部位，特别别是汽机叶片片上，形成难难溶于水的二二氧硅附着物物，非常坚硬硬，用一般方方法很难除掉掉，严重时会会给汽机的安安全经济运行行造成危害。一般来讲，机组组参数越高对对蒸汽品质要要求也越高。这这主要是因为为随着参数的的升高，盐类类的携带系数数随之增加之之故，如饱和和蒸汽压力为为10.788MPa时KSiO2为1％，压力为17.644MPa，KSiO2就达到了8％。给水中的容氧与与含铁量：监监督给水中氧氧含量是检查查除氧效果的的手段，控制制溶氧含量的的目的是防止止给水系统及及省煤器等部部位发生氧的的腐蚀，并把把腐蚀产物带带入炉内，形形成铁垢给锅锅炉安全运行行带来危害。监督与控制给水水中铁含量的的目的也是检检查

前系统有否否腐蚀及腐蚀蚀程度，防止止在炉内形成成铁垢，威胁胁机组安全运运行。凝水中的溶氧与与电导率：凝凝汽器和凝结结水泵的不严严密处漏处空空气，是凝水水中含有溶氧氧的主要原因因，凝水含氧氧超标，会引引起凝水系统统的腐蚀，同同时也会给给给水水质带来来不良影响。测定凝水的电导导率，是间接接地检测凝水水中盐类含量量，当发现电电导率升高时时，还应及时时测定含钠量量及硬度；钠钠量快速增加加或有硬度出出现时，一般般来讲，是凝凝汽器铜管泄泄漏之故，应应立即采取捉捉漏、堵漏措措施，以免造造成水汽品质质全面恶化，威威胁机组安全全运行。锅水中的pH值值：锅水的pH值高低，反反映锅水的酸酸性或碱性程程度，控制的的目的是防止止锅水冷壁管管发生酸性或或碱性腐蚀（对对于用磷酸盐盐处理的锅水水还有另外作作用），一般般pH值为10～12腐蚀速度最最小，＜8易发生酸性性腐蚀，＞13易发生碱性性腐蚀，一般般控制在9～11为宜。锅水中控制二氧氧化硅的目的的是防止蒸汽汽携带和在炉炉内形成硅酸酸盐垢。其最最大允许含量量与锅炉参数数、汽包内部部装置的结构构及锅炉运行行工况有关，最最佳控制值应应通过锅炉的的热化学试验验取得，部颁颁标准中要求求超高压以上上炉子控制值值为≤0.2mgg/L。2．燃料监督（1）燃料监督督的重要性。发发电厂燃料质质量监督是配配合锅炉安全全经济燃烧、核核实煤价、计计算煤耗的一一项重要工作作。燃料质量量监督，绝不不是仅仅化验验几个数据的的问题，分析析化验是手段段，目的是配配合、指导燃燃烧，防止严严重结焦等事事故的发生、降降低发电成本本。掌握燃料的质量量和特性进行行科学地合理理燃料，才能能最大可能地地利用能量，提提高能量利用用系数（80年代我国的的能量利用系系数大约只有有26％左右），降降低煤耗，提提高电厂的经经济效益。另另外加强对入入厂煤的质量量监督也是非非常重要的。如1991年内由于全国电厂煤质化验人员测出煤的发热量和灰分与合同不符的煤价损失达4.47亿元，经过交涉，向煤矿索赔了1.27亿元。由此也可看出煤质监督对降低发电成本的重要意义。（2）燃煤监督督的主要内容容。1）入厂煤的质质量监督。对对各种煤的累累计混样，要要进行每月至至少一次的工工业分析及热热值测定；对对入厂的新煤煤种除进行工工业分析与热热值测定外，还还要测定熔点点、可磨性指指数及含硫量量。2）入厂燃油的的监督。做好好入厂燃油油油种的鉴别和和质量验收，不不符合要求的的，禁止入库库。测定各各各燃油不同温温度下的粘度度，绘制粘度度——温度关系曲曲线，以满足足燃油加热有有雾化的要求求。3）入炉煤质的的监督。为计计算煤耗和掌掌握燃料特性性，每日要综综合分析入炉炉煤的工业分分析和热值；；根据锅炉需需要，进行燃燃煤灰熔点及及可磨性指数数、含硫量等等的测定；根根据需要，还还要进行煤的的元素分析。（3）燃煤的采采、制、化工工作要标准化化、规范化。所所谓燃煤的采采、制、化，即即为燃煤的采采样、制样和和化验工作，这这三步工作是是燃煤监督的的基础工作，每每一步都要求求按部颁有关关规程进行，否否则我们测出出的数据就即即无代表性又又无准确性可可言，更谈不不上指导燃烧烧，向煤矿索索赔等。1）采样的基本本要求。①要有足够的的子样数目，且且这些子样数数目要依据待待采燃煤特点点，合理地分分布在整批的的燃煤中。②采样工具或或采样器要根根据燃煤粒度度大小选择，且且经确认无系系统偏差。③子样的最小小质量，对煤煤流采样应不不小于5kg，对其他采采样则要符合合粒度与子样样最小质量的的规定。2）制基本要求求。制样是把把采集到的具具有代表性的的煤样，按规规定方法通过过破碎和缩分分以减小粒度度和减少数量量的过程。基基本要求是制制备出的煤样样不但符合试试验要求，而而且还要保持持原煤样的代代表性。具体体要求这里就就不详述。（4）煤质化验验。1）工业分析。煤煤的工业分析析也叫技术分分析和实用分分析，通常包包括水分、灰灰分、挥发分分和固定碳四四项。近年来来，随着动力力用煤按发热热量计价和环环保的需要，把把发热量及硫硫分两项也列列入工业分析析中，并称为为广义的工业业分析。工业业分析是开发发工业用煤的的基础资料。对对发电用煤，为为了使煤粉易易于燃烧，保保持炉膛热强强度，提高锅锅炉热效率，要要求燃煤挥发发分不低于10％，灰分不不大于35％。2）元素分析。煤煤的元素包括括碳、氢、氮氮、硫、氧五五种元素。任任何固体和液液体燃料都含含有这些元素素。燃料中的的碳和氢，是是产生热量的的主要来源。它它们含量的多多少决定了发发热量的高低低，因而对燃燃烧来说，碳碳、氢含量的的测定很重要要。若煤中氧氧含量增高，则则碳氢含量相相对减少，导导致发热量降降低，不利于于燃烧。氮是是煤中的无用用成分，硫是是煤中极其有有害的一种元元素，氮与硫硫的含量越少少越好，它们们的存在还对对环境产生污污染。此外，元素组成成还为燃烧理理论空气量、过过剩空气系数数、热平衡计计算等提供煤煤质基本资料料。因此，元元素分析数据据在锅炉的设设计和运行上上都有十分重重要意义。3）发热量的测测定。燃料发发热量的测定定对电力生产产亦很重要，其其理由为：设设计锅炉时，发发热量用来计计算膛的热负负荷和选择磨磨煤机的容量量。锅炉运行行时，发热量量用来计算发发供电煤耗。煤煤耗是火电厂厂考核的重要要经济指标。在在煤质供需上上，发热量作作为动力用煤煤计价的主要要依据。综上所述可以看看出燃煤采、制制、化工作的的重要，可以以讲它是煤质质监督工作的的核心，因此此它的每一卡卡，必须严格格按照部颁有有关规程进行行工作。煤质质检验人员必必须持有部级级岗位考核合合格证方能上上岗。3．油务监督（1）油务监督督的主要任务务是准确、及及时地对新油油、运行中油油（包括气体体）进行质量量检验，为用用油部门提供供依据，与有有关部门采取取措施防止油油质劣化，保保证发、供电电设备安全运运行。（2）对新变压压器油和汽轮轮机油按现行行的国家标准准《变压器油油质量标准》和和《汽轮机油油质量标准》进进行质量验收收。（3）对新充油油电气设备投投入前新充变变压器油及运运行中变压器器油、汽轮机机油的质量标标准，按现行行国家标准《运运行中变压器器油质量标准准》和《运行行中汽轮机油油质量标准》进进行质量检验验。（4）运行油的的防劣措施按按现行国标《关关于运行油防防劣措施的规规定》执行。系系统和设备补补油或混油按按国标《关于于补充油及混混油的规定》执执行。（5）分析变压压器油中的溶溶解气体、判判断充油电气气设备内部故故障按现部标标执行。（6）SF6高高压电器和气气体介质变电电站中新SF6气体质量按按国标规定进进行检验，运运行中SF6的气体质量量按部标中的的有关规定。（7）引进国外外的变压器、汽汽轮机油（含含抗燃油）、SF6气体的质量量，可按合同同或厂家说明明等有关规定定进行验收。（8）油务管理理。发、供电电单位应具备备并贯彻执行行下列有关制制度：1）油务监督制制度及实施细细则；2）岗位责任制制；3）安全工作规规程；4）化学药品管管理制度；5）防油劣化和和再生规程；；6）油、气体的的取样与化验验规程（方法法）；7）培训制度。（9）发、供电电单位应根据据设备系统的的实际情况，备备有与油务监监督有关的下下列图表：1）汽轮机油系系统图（包括括取样点）；；2）变压器和主主要开关的地地点、容量、电电压、油量、油油种等图表（包包括取样点）。（10）发、供供电单位应建建立和处理下下列技术资料料；1）应建立和健健全油和气体体的分析记录录及有关试验验报告；2）应建立用油油设备的台帐帐、设备清册册及检修检查查记录；3）培训记录。（11）当发现现危及设备安安全的问题，经经报告得不到到及时处理时时，应越级报报告。（12）发、供供电单位应向向主管局、电电力试验研究究所报送下列列报表（单机机容量200MW及以上机组组应同时报送送网所，并抄抄报网局）：：1）充油电气设设备油色谱分分析异常情况况（季报）；；2）变压器油、汽汽轮机油的油油质合格率及及油耗情况（年年报）；3）SF6气体体质量情况（年年报）；4）与油务监督督有关的事故故分析及防止止措施；5）年度油务监监督工作总结结。（13）本专业业安全状况及及评价。由于于高参数、大大容量机组的的不断投运，网网架结构日趋趋合理、完善善。为保证电电网更好的稳稳定运行，对对油务监督管管理工作提出出更高的要求求，无论从专专业队伍人员员素质，监督督手段，分析析处理问题能能力，监督水水平及基建调调试、检修、维维护、运行等等方面均与要要求存在一定定差距的情况况较普遍。从从电力行业发发展的形势来来看，情况是是严峻的，如如果设备安装装维护管理工工作不做好超超前准备，势势必由潜在的的危机发展到到严重威胁安安全、稳定发发、供电运行行的地步。从从油务方面暴暴露问题：1）用油设备缺缺陷多，不能能及时处理，恶恶性循环时有有发生，例某某电厂4号机，由于于油的循环倍倍率偏小，而而设计的油箱箱亦偏小，有有时油产生大大量泡沫，影影响机组的安安全安全运行行。又如某些些电力局的一一些新投运的的互感器，生生产厂运来后后检测油中溶溶解气体含量量，发现氢气气高（一般均均超过运行指指标），有的的为赶工程进进度未经处理理就投运，有有的虽经处理理，但投运后后氢气含量很很快上升并超超标。这一类类问题始终未未能得到较好好的解决。2）由于市场经经济被曲解误误用，进油渠渠道混乱，油油质得不到保保障，致使杂杂牌油或被污污染的不合格格油进入电力力系统，严重重影响了设备备运行的安全全和经济指标标。3）相关部门无无强有力的维维护和净化油油品质的能力力。由于电网网备用容量仍仍不足，往往往没有条件按按需将设备停停下来，处理理净化油品及及相关缺陷，因因此需要采取取有力的净化化油系统和不不停运净化手手段，但目前前一般还做不不到。客观上上无力扭转油油耗高的局面面。（14）用油设设备的运行维维护。（15）汽轮机机组与油有关关方面。1）设备工作时时及时调整汽汽封，减少油油中进汽、进进水。2）汽轮机油系系统应有在线线和离线净化化设备。在油质未受严重重污染的运行行工况下即应应投入油净化化器，使油保保持洁净状态态；当油较严严重污染又无无前置净化装装置手段时，油油净化器应退退出运行，以以保护净化器器。同时用有有效方法对油油净化。大机机组除单机配配备离心机、滤滤油机外，油油系统应能在在运行中净化化油质，安装装旁路油净化化回路，提高高净油灵活性性。3）防止和及时时消除油中进进汽、进水，以以减少瓦座绝绝缘受潮，而而当电机转子子绝缘有问题题时易诱发烧烧损事故。4）保证冷油器器严密性及热热交换效率，防防止油污染，减减缓油劣化程程度。（16）变压器器油。1）要采用防劣劣化技术并维维持有效。2）变压器故障障处理后应及及时脱气，降降低油中溶解解气体含量的的本底数，保保证油色谱监监督的可靠性性。3）变压器有无无故障的判断断。按照部颁颁《导则》，对对充油电气设设备检测周期期的规定，定定期对设备进进行检测。在在充分掌握设设备油中气体体多次准确的的色谱分析数数据的基础上上，根据故障障判断的步骤骤，首先是判判明有无故障障，常用的方方法是“三查法”，即“一查”特征气体含含量分析数据据是否超过“注意值”，“二查”特征气体的的产气速率，“三查”设备的有关关情况。对设设备有关情况况的了解，应应在电气、检检修人员共同同配合下进行行。根据共同同调查情况结结合谱分析数数据进行综合合分析以判定定故障的有无无。4）变压器等充充油电气设备备的故障类型型及其判断。变变压器等设备备及产气的内内部故障一般般可分为两类类：即过热和和放电。过热热按温度高低低，可分为低低温过热、中中温过热与高高温过热三种种情况；放电电又可区分局局部放电、火火花放电和高高能量放电三三种类型。另另外，设备内内部进水受潮潮也是一种内内部潜伏性故故障。部颁《导则》采采用国际电工工委员会（IEC）提出的特特征气体比值值的三比值比比作为判断变变压器等充油油电气设备故故障类型的主主要方法（三三比值法的编编码规则和判判断方法表略略）。在应用三比值法法中应注意下下列几方面：：①只有根据各各组分含量注注意值或产生生速率注意值值判断可能存存在故障时才才能进一步用用三比值都是是典型的，对对于气体含量量正常的设备备，比值没有有意义。②每一种故障障对应的一组组比值都是典典型的，对多多种故障的联联合作用，可可能找不到相相应比值组合合，此时应对对这种不典型型比值组合具具体分析，从从中可以得到到故障复杂性性和多重性的的启示。③应注意设备备的结构与运运行情况。例例如对自呼吸吸的开放式变变压器，由于于一些气体组组分从油箱的的油面上逸散散，特别是氢氢气与甲烷。因因此在计算CH4／H2比值应作适适当修正。④特征气体的的比值，应在在故障下不断断产生进程中中进行监视才才有意义，如如果故障产气气过程停止或或设备已停运运多时，将会会使组分比值值发生某些变变化而带来判判断误差。（17）抗燃油油的应用与监监督。随着火力发电单单机容量的增增大，汽轮机机的主汽门、调调节汽门及其其执行机构的的尺寸也相应应增大。为了了减不液压部部套的尺寸，必必须提高系统统的压力；同同时为了改善善汽轮机调节节系统的动态态特性，降低低甩负荷时的的飞升转速，必必须减少油动动机的时间常常数。因而，调调节系统工作作介质的额定定压力也随之之升高，从安安全防止的角角度出发，调调节系统的控控制液采用了了高压抗燃油油，简称抗燃燃油。目前我国大机组组的电液调节节系统（EHC）均以抗燃燃油作为工作作介质。对运行中的抗燃燃油，除定期期进行全面检检测外，平时时应注意有关关项目的监督督检测，以便便随时掌握调调节系统抗燃燃油的运行情情况，如发现现问题，迅速速采取有效处处理措施，保保证机组安全全运行。1）运行人员监监督项目。①监测抗燃油的的外观和颜色色变化。②记录油温、油油箱的油位高高度及补油量量。③记录旁路再生生装置压差变变化，及时更更换吸附剂、滤滤芯。2）试验室监督督项目及周期期。①机组正常运行行情况下试验验室分析项目目及周期，见见《电力用油油质量标准》。要要求每年至少少有一次送到到经过认可的的试验室进行行油擀全分析析。②如果油质有异异常情况，如如：酸值迅速速升值，油的的颜色加深，水水分含量增大大，粘度变化化增大等情况况，应缩短试试验周期，取取样进行单机机分析。3）抗燃油的维维护、技术管管理与安全措措施。4）抗燃油的维维护。①为了延长抗燃燃油的寿命，防防止油的劣化化，保证设备备的安全经济济运行，对运运行中抗燃油油必须采用防防劣措施。a．防止抗燃油油的污染。油油箱和油管路路全部用不锈锈钢，油箱应应为全封闭式式，通过空气气滤清器与大大气相通。油系统采用精密密过滤器，它它的截污能力力取决于过滤滤的器材质及及其滤芯的孔孔径，非金属属元素只能一一次性使用。而而金属材料过过滤元件使用用堵塞时，仍仍可清洗再用用。在使用过过程中，应定定期检查和维维护，及时发发现系统出现现的问题。如如果发现过滤滤元件堵塞、锈锈蚀、破损或或压差过大，应应查明原因进进行清洗可更更换，严格控控制颗粒污染染物不能超标标。b．使用旁路再再生过滤装置置。该装置可可以降低酸值值，提高电阻阻率，减少沉沉淀物和颗粒粒污染，吸收收水分，延缓缓抗燃油的老老化速度。同同时在使用过过程中发现压压差超过一定定值或进出口口酸值相近庆庆更换吸附剂剂，一般3～6个月更换一一次。该装置置应该在启动动运行的同时时使用，不允允许中间关闭闭停用。c．添加剂的应应用。抗燃油油加入抗氧剂剂、抗腐蚀剂剂和消泡剂等等复合剂，可可以改善抗燃燃油的理化性性能。运行中中的油需补加加添加剂时，应应按规定与抗抗燃油生产厂厂协商，做相相应的试验，以以保证添加效效果，添加剂剂不合适会影影响油品的理理化性能，甚甚至造成抗燃燃油劣化。d．抗燃油中水水分和空气的的防止。在注注油过程中，潮潮气可从泵的的入口进入，密密封不严，冷冷油器漏水也也可能使水分分进入液压系系统，如发现现空气湿度较较大，应注意意检查抗燃油油中水分含量量并采取如下下措施：检查空气滤清器器中的干燥剂剂是否泄漏或或失效，如失失效应及时更更换；检查冷油器是否否渗漏；旁路再生装置更更换吸附剂或或再生芯；当抗燃油被水严严重污染，真真空脱水装置置是快速的最最好办法，但但是如果进入入大量水，应应更换油或用用虹吸方法将将油箱上面的的水吸出。严格控制氯含量量。防止矿物油混入入。密切注意颗粒污污染物。对于于抗燃油，特特别是运行油油这是一项极极为重要的物物理指标。它它是指磷酸酯酯抗燃油中所所含固体颗粒粒污染的浓度度。系统中抗燃油污污染物的来源源主要有三个个方面：其一，系统内原原来残留污染染物：系统及及元件加工、装装配、储存和和运输等过程程中存留下的的，如金属切切屑、焊渣、型型砂、尘埃有有清洗剂等。其二，系统运行行中产生的污污染物：如元元件磨损产生生的磨屑、管管道内锈蚀物物及油氧化、分分解产生的沉沉淀物和胶状状物质。其三，系统运行行中从外界进进入的污染物物：通过液压压活塞杆密封封处和油箱空空气滤清器进进入，以及注注油与维修过过程中带入的的污染物。固体颗料理液压压和润滑系统统中最普遍、危危害作用最大大的污染物。据据资料统计，由由于固体污染染引起液压系系统故障占总总污染故障的的60％～70％，它不仅仅加速液压元元件的磨损，而而且堵塞元件件的间隙和孔孔口，使控制制元件失灵从从而引起系统统故障、被迫迫停机。②抗燃油的补加加和混油。a．运行中抗燃燃油系统需补补油时，应补补加相同牌号号经化验合格格的油。如果果抗燃油老化化比较严重，补补油前应按照照有关方法进进行混油老化化试验，无油油泥析出，才才能补给。因因为新油和老老化油地油泥泥的溶解度不不同，可能会会使油泥在抗抗燃油中析出出，导致调节节系统卡涩。b．抗燃油混合合使用时，混混前其质量必必须分别化验验合格。不同同牌号的抗燃燃油原则上不不宜混合使用用。因牌号不不同，粘度范范围也不同，质质量标准也不不同。在特殊殊情况下需要要混用时，可可以将高质量量的抗燃油混混入低质量的的抗燃油中使使用。同时，还还必须先进行行混油试验，当当无油泥析出出，并且混合合后油质量高高于混合前低低质量的抗燃燃油时，才能能混合使用。c．进口抗燃油油与国产抗燃燃油混合时，应应分别进行油油质分析，分分析数据均在在合格范围之之内时，再进进行混油试验验。试验后混混油的质量不不低于混合前前两种油中较较差的一种，才才能混合使用用。d．磷酸指标抗抗燃油严禁与与矿物汽轮油油混合使用。③抗燃油的技术术管理与安全全措施。a．库存抗燃油油的管理。应认真做好油吕吕入库、储存存、发放工作作，防止油的的错用、混用用及油质变化化；新购抗燃油须经经验收合格方方可入库；库存油应分类、分分牌号存放，油油桶标记必须须清楚；库房应清洁、阴阴凉干燥，通通风良好。b．建立健全技技术管理档案案。设备卡；包括机机组编号、容容量、调节系系统装置、油油压、油量、设设备投运日期期等。设备检修台帐：：包括油箱、冷冷油器、高中中压调节阀和和主汽门油动动机、自动关关闭器、油管管路等部件的的检查结果、处处理措施、检检修日期、补补加油量以及及累计运行小小时数。抗燃油质量台帐帐：包括新油油、补充油、运运行油、再生生油的检验报报告及退出油油的处理措施施、结果等。（18）六氟化化硫（SF6）气体。SF6气体是一一种高耐电和和良好的热稳稳定性的绝缘缘介质，目前前已广泛应用用断路器和全全封闭组合电电器。1）SF6断路路器和全封闭闭组合电器的的优点。①由于SF6气气体良好的绝绝缘性能，使使绝缘距离大大为缩小，使使六氟化硫电电器设备的占占地面积与空空间体积大大大缩小。一般般六氟化硫电电器设备的的的占地面积大大约与绝缘距距离缩小的倍倍数成平方关关系缩减，空空间体积则成成立方比例缩缩减，且随电电压等级的提提高，缩小的的倍数越来越越大。这是城城网变电站迅迅速应用它的的主要原因之之一。②六氟化硫全封封闭组合电器器运行安全可可靠，维修方方便。因其全全部电器设备备封闭于接地地外壳内，减减少了自然环环境对设备的的影响，对运运行人员的人人身安全也有有保障。③六氟化硫断路路器的开断性性能好，触头头烧伤轻微，加加上SF6气体绝缘性性能稳定，又又无氧化问题题，因此，使使检修周期大大大延长。一一般六氟化硫硫全封闭组合合电器的检修修周期在5～8年，长者可可达20～25年。④安装方便。六六氟化硫全封封闭电器一般般是以整体形形式或者分成成若干部分运运往现场，可可缩减现场安安装工作量和和建设工期。又又因其外壳是是接地的，可可以直接安装装在地面上，节节约基建投资资。除此以外外，还有六氟氟化硫变压器器、六氟化硫硫绝缘电力电电缆（GIC）及其他六六氟化硫电器器设备。2）SF6的监监督管理和使使用中的安全全问题。①新气的管理。a．六氟化硫电电气设备制造造部门和使用用单位，在SF6新气到货的的一个月内，应应按《SF6气瓶及气体体使用安全技技术管理规则则》和《SF6电气设备中中气体管理和和检测导则》中中有关规定进进行复核，抽抽样检验。验验收合格者，应应将气瓶转移移到阴凉干燥燥的专门场，直直立存放。未未经检验的新新气不能同检检验合格的气气体存放一处处，以免混淆淆。b．供、需双方方对SF6气体质量发发生争议时，可可提请“SF6监督监测中中心”判定。c．对国外进口口的新气，也也应进行复检检验收，可按按IEC3776的新气质量量标准和抽检检率进行。d．SF6气体体在储气瓶内内存放半年以以上时，使用用单位充入SF6气室前，应应复检其中的的湿度和空气气含量，指标标应符合新气气标准。②使用中SF66气体监督和和管理。a．凡充于电气气设备中的SF6气体，均属属于使用中的的SF6气体，应按按照《电力设设备预防性试试验规程》中中的有关规定定，进行检验验。b．SF6电气气设备制造厂厂在设备出厂厂前应检验设设备气室内气气体的湿度和和空气含量，并并将检验报告告提供给使用用单位。c．六氟化硫电电气设备安装装完毕，在投投运前（充气气24h以后）应复复检SF6气室内的湿湿度和空气含含量以及设备备的检漏。d．设备能电后后，一般每三三个月，亦可可一年内复校校一次SF6气室内的湿湿度和检漏。稳稳定后，每1～3年检测湿度度和检漏一次次。发现气体体质量指标明明显变化时，应应报请“SF6检测监督中中心”复核，证明明无误后，应应制定具体处处理措施并上上报“SF6监督监测中中心”，取得一致致意见后，由由基层单位进进行处理e．对充气压力力低于0.35MMPa，且用气量量少的六氟化化硫电气设备备（如35kV以下的断路路器），只要要检漏后证明明不漏气，交交接气体湿度度合格，运行行中可不检测测气体湿度，但但异常时要检检测气体湿度度。③SF6气体的的监督。a．设备解放前前，应按IEC4880号出版物和和《电力设备备预防性试验验规程》的要要求进行气体体检验，设备备内的气体不不得直接向大大气排放。b．设备解体前前的气体检验验，必要时可可由上一级气气体监督机构构复核检测并并与使用单位位共同协商检检测的特殊项项目和要求。c．设备中的固固体粉末产物物及其他残留留物需妥善处处理。运行中设备发生生严重泄漏或或设备爆炸而而导致SF6气体大量外外溢时，现场场工作人员必必须按SF6电气设备运运行及试验检检修人员安全全防护的有关关规定佩戴个个体防护用品品，进行现场场采样和检验验。SF6电气设备备完成出厂试试验后，需减减压装箱或解解体装箱时，应应参照上述a．的要求进进行气体检验验后，方可进进行装箱或降降压工序。SF6电气设备备补气时,如遇不同产产地，不同生生产厂家的SF6气体需混用用时，应参照照《电力设备备预防性试验验规程》中有有关混气的规规定执行。④SF6气体检检测仪器和管管理。a．SF6气体体检测使用的的仪表和仪器器设备，应建建立详细的使使用、保管和和定期检验制制度，并应建建立设备使用用档案。b．有关测试仪仪器、仪表应应建立监督与与标定传递制制度，并建立立校验档案。c．各类仪器的的校验周期，按按国家检定规规程要求执行行，暂无规定定的原则上每每年一次。⑤SF6的毒性性和使用中的的安全问题。a．纯净的SFF6气体是无毒毒的，但也有有人认为它在在国际有毒物物质的分类中中属低毒物。一一些国家规定定工作场的空空气中SF6的极限含量量为1000μL／L，目前国际际上对纯SF6本身是低毒毒或无毒还有有不同的看法法，便使用中中控制空气中中的极限含量量是比较可靠靠的。b．纯度不够的的SF6及其放电后后的分解物属属有毒物，人人体吸入后，会会造成肺脏的的损伤。充SF6的电气设备备中应放置吸吸附剂，在制制造、试验、检检修和运行中中，工作人员员应特别注意意因缺氧造成成的窒息危险险，接触有毒毒气体时应戴戴防护面具和和防护手套，工工作地点应强强力通风。c．新的SF66是无毒、无无色、无味的的。然而，虽虽然它是无毒毒的，却不能能维持生命，在在装有SF6设备的地方方，没有适当当的通风不得得进入。这些些地方应该使使用氧量仪测测定氧气含量量，空气中氧氧含量应大于于18％。d．当SF6用用于电气设备备内时，无论论是在故障情情况下或是在在正常的电弧弧遮断情况下下，它都能被被分解而产生生硫一氟气体体和金属氟化化物的粉末，工工作人员暴露露在即使是非非常小量的分分解产生的气气体中都会造造成剌鼻的或或讨厌的气味味，对鼻、口口、眼等的刺刺激有明显的的征兆，操作作人员应立即即跑到新鲜空空气中，对设设备内部检查查时，工作必必须采取防护护措施，用防防毒面具、防防尘眼镜、橡橡皮手套等，以以免接触气体体分解产物。总之油务工作的的好坏、油（气气）质量合格格与否，直接接关系到电力力系统用油设设备使用寿命命，电力生产产的安全运行行和经济效益益，特别是近近年来高电压压、大容量输输变电线路的的建成，大容容量、高参数数机组的投运运，给电力系系统的油务工工作提出了更更高的要求。4．化学监督中中的仪表化工工作近年来，随着机机组单机容量量的不断增大大，热力设备备参数的进一一步提高和环环境水质的污污染日趋严重重，对水汽品品质、燃料品品质及油质监监测的迅速性性和准确性都都提出了更高高的要求。大大容量高参数数机组中水汽汽品质的劣化化可在短时间间造成结垢爆爆管，如凝汽汽器的泄漏，海海水冷却的机机组常常会使使凝结水含盐盐量达100pppm以上，这样样一台125MW机组半小时时进入热力系系统的盐分应应达20kg，这些盐分分在热负荷区区结成的盐垢垢可导致炉管管超温以至爆爆管。根据目目前电网情况况，许多125MW机组将担任任调峰任务。机机组在调峰中中，水汽品质质的变化很快快，对水汽品品质监测的速速度要求也更更高。同样，电电力设备中的的油质劣化，也也可能在短时时期内造成设设备的严重损损坏。在以往传统的化化学人工分析析时，人员的的劳动强度大大，分析项目目水样繁多操操作复杂，以以蒸汽硅为例例：一般每台台炉五个水样样，如六台炉炉则有三十个个水样加上五五个标准共用用三十五支比比色管，每支支管分别依次次准确加入五五种试剂，其其间还需多次次静置5min、摇匀、剧剧烈摇动等约约十个操作步步骤，一个分分析项目仅室室内操作就需需近四百个步步骤，一着不不慎引入误差差，要保证分分析准确确有有难度。同时时由于操作复复杂，测试间间隔也拉长，4h或8h测一次，往往往满足不了了机组对水汽汽品质及时监监测的要求。油油质和燃料品品质的分析大大体也是类似似的情况。在线化学仪表不不但分析更加加迅速准确，而而且具有设定定报警、自动动记录和远距距离传送等多多种功能，分分析工作已可可不设人员值值班。因此在在大型发电厂厂中，大规模模地应用在线线化学仪表对对热力系统水水汽品质进行行连续监测已已成为一种十十分有效的监监督手段和安安全保障措施施。而油质和和燃料品质的的在线分析则则是目前国内内外同行们正正在开发的重重要课题。当然，化学监督督的仪表工作作是需要投入入相当的人力力和物力的，仪仪表的准确可可靠运行要有有严格的维护护和管理来保保证，这里仪仪表工作人员员的素质是主主要方面。目目前，有的电电厂化学仪表表工作搞得较较好，有的较较差，分析起起来，主要还还是人员的问问题。因此电电厂各级领导导要充分重视视化学仪表工工作，保证化化学仪表工作作人员的素质质和数量，加加强化学仪表表的管理，使使化学监督适适应新形势的的要求。（四）检修阶段段的监督检修阶段的化学学监督工作，主主要是参与热热力设备各部部位结垢、积积盐和腐蚀情情况的检查，并并根据化学检检查结果，对对热力设备作作出评价。热热力设备大修修的化学检查查，是考核化化学技术监督督实际效果最最直观的手段段，是全过程程化学监督工工作的一个重重要组成部分分，要求机、炉炉、化、电气气各专业密切切配合，认真真作好这项工工作。大修时对化学专专业的要求：：首先要提出出大修期间设设备的防腐蚀蚀保护措施（目目前常用而效效果较好的是是液体十八胺胺＋热炉放水水保护法）、列列出化学检查查项目。检修修中要认真检检查作好记录录，并采集样样品化验分析析，同时参加加各部位检修修后的验收工工作。大修结结束后的一个个月内要交出出大修化学检检查报告。大修时对机、炉炉、电专业的的要求：在热热力发电设备备解体时，要要及时通知化化学专业检查查内部情况，按按化学要求进进行割管，并并做好设备停停用保护工作作。大修时热力设备备各部门重点点检查内容如如表7-9所示。表7-9

热力设备各各部位重点检检查内容部

位内

容锅炉设备汽

包汽包壁及内部装装置腐蚀、结结垢、积盐程程度、色泽、厚厚度主要特证证，汽水分离离装置完整情情况，排污管管、加药管是是否污堵水

冷

壁壁

监视管段（不不得小于0.5m）内壁结垢垢、腐蚀特征征，向、背火火侧垢量及计计算结垢速率率，垢样作成成分分析

爆口段（连连同焊口）内内壁及爆管的的腐蚀、结垢垢外观特征，爆爆管照相留档档，并进行金金相分析省

煤

器器进口

水平段段下部氧腐蚀蚀程度，结垢垢量，有否油油污迹象过

热

器器再

热

器器立式弯头处有无无积水、腐蚀蚀程度，积盐盐情况（测pH值）下弯头头有无腐蚀产产物沉积、堵堵塞汽机系统汽机主体外观检查各级叶叶片积盐，定定性检测有无无铜

高压缸调整整级、中压缸缸第一级叶片片有无机械损损伤、麻点，高高压缸调速级级、中压缸一一、二级围带带氧化铁集积积程度；低压压缸及最后二二级叶片及隔隔板检查表面面pH值（有无酸酸性腐蚀迹象象，计算单位位面积结垢时时，垢样作成成分析凝

汽

器器

凝汽器管外外壁有否氧蚀蚀、腐蚀或磨磨损减薄

凝汽器管内内壁有无结垢垢、冲蚀及有有机物污染除

氧

器器

内部有否腐腐蚀损坏，喷喷头有无脱落落，填料有无无冲击等

给水箱底部部有否沉积物物

箱体有无体体育馆，防腐腐层是否完好好，做好记录录高、低压加热器器吊芯检查有否腐腐蚀、泄漏，必必要时抽管采采样测样大修结束后，根根据化学检查查、测量结果果对热力设备备作出评价，并并提出改进措措施。其评价价标准如表7-10、7-11和7-12所示。表7-10

蒸汽器铜管管腐蚀结垢评评价

类

别项

目一类二类三类均匀腐蚀(mm2/a))＜0.005＜0.02＜0.02局部腐蚀无管壁点蚀、构槽槽深度＜0.3mm点蚀、沟槽、裂裂纹深度＞0.3mm以上已有部部分管子穿孔孔结垢（mm）基本无垢＜0.5＞0.5注

a按两次次检修间自然然年计。表7-11

锅炉水冷壁壁向火侧结垢垢量和结垢速速率的评价项目类别一类二类三类结垢量（g/m2）12.7MPaa及以上汽包包炉＜150150～4000＞400直流炉＜120120～3000＞300结炉速率[g/(m2··a)]12.7MPaa及以上汽包包炉＜2525～70＞70直流炉＜2525～70＞70注

a按两次次检修间自然然年计。表7-12

汽轮机转子子、隔板叶片片积盐、腐蚀蚀的评价

类

别项

目一类二类三类积盐[mg/(cmm2·a)]]基本积盐，最大大部位积盐量量＜1有少量积盐，最最大部位积盐盐量1～1