化学监管规章制度

化学监督管理原则

1.总则

1.1化学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。化学监督坚

持贯彻以防止为主口勺方针，采用适应生产艮I检测手段和科学管理措施，及时发现和消除与化

学监督有关的发供电设备隐患，防止事故的发生。

1.2化学监督波及面广，技术性强，为加强管理，并统筹安排协调化学、锅炉、汽机、电

气、热工、燃料等专业的分工与配合，化学监督工作在生产厂长或总工程师的领导下，由生

产机动组化学专工负责,化学专业为化学监督管理的执行部门。运行中的化学监督由值长负

责领导、组织本值运行中的化学监督工作。

1.3有关领导及化学工作人员必须熟悉本细则，对《化学监督制度》、《火力发电厂水汽化

学监督导则》DL/T561-1995(2023)应理解。

2.化学监督口勺任务

2.1保证供应机组质量合格和数量足够口勺化学除盐补充水，努力减少水处理成本，提高水

处理设备的完好率。

2.2按规定及时精确地取样分析多种水、汽、油、燃料和水处理所用药物的质量以及水垢、

盐垢、油泥、飞灰、腐蚀产物等，及时进行调整，根据IS()90()l、ISO14OO1、OHS等国际原

则体系中的规定，努力提百化学监督质量。

2.3分析研究技术数据，查明设备腐蚀结垢、积盐和油质劣化的原因，针对性地采用措施，

防止热力设备、电气充油设备及水处理设备由于化学监督不严、控制不妥等原因而导致责任

事故和损失。

2.4在设备主管单位配合下，搞好设备各项调整试验工作，制定出合理日勺运行方式、参数

及化学监督质量原则。

2.5做好热力设备的停备保护及化学清洗及I监督工作。

2.6参与有关热力设备的检修、检查和验收工作。

2.7负责新油及运行中变压器油、汽轮机油的质量监督，配合有关部门做好油类验收、保

管、发放、混油、防劣化及油质再生工作。

2.8做好燃煤监督，指导燃烧，减少煤耗，协助有关部门做好排烟系统的防腐工作。

2.9努力实现化学监督仪表化，努力提高化学仪表的投入率和精确率。

2.10协助有关部门减少燃料消耗、油耗、水汽损失等，提高机组效率。

2.11严格贯彻执行有关化学监督方面的规章制度条例及上级监督部门II勺指示和规定，及时

向领导和有关部门反应水、汽、煤、油质量状况。对违章和超原则等危及设备安全的状况及

时与有关单位联络处理，必要时向总工程师直至上级领导汇报。

2.12虚心向兄弟单位学习，不停提高生产技术，优化监督手段，改善工人劳动强度，加强

技术管理和技术培训，减少原材料消耗，提高设备健康水平。

3.水汽及热力系统日勺化学监督

3.1机组运行的化学监督

必须做好机组从设计、设备选型、监造、安装调试、试运行全过程的各项化学监督工作。

扩建热力设备、水处理设备时，应向设计单位提供必要U勺水质资料，提出化学监督的详细

规定，并参与设计的审核工作。

详细理解和熟悉并监督卜列工作:

a）锅炉汽、水分离装置和睑修安装状况；加药、排污方式及系统；水冷壁管、联箱内部H勺腐

蚀程度：减温器口勺型式及地点：

b）凝汽器、冷油器、冷水器、抽气器、加热器的管材；除氧器头部的构造及内部防腐措施;

c）多种水、汽取样口勺地点、型式、管材、冷却水量及冷却方式；

d）水处理设备系统、构造、安装质量、管道的防腐措施及涂料、树脂的种类、数量、质量、

性能；

e）应理解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；

「）多种水箱、计量箱的防腐质量及排污地点，化学仪表的性能、安装地点及安装质量。

配合基建单位搞好安装前后II勺设备和部件的防锈蚀工作。

按照《电力建设施工及验收技术规范》的规定，参与有关系统和设备II勺验收工作，对影响

水汽质量的缺陷和问题应规定设计单位和施工单位及时纠正处理，不能消除时应提出书面汇

报，请有关单位处理。并监督实行，保证机组移交生产后可以安全、经济运行。

凝汽器铜管的安装必须呼格按照原水电部颁《电力建设施工及验收技术规范》（汽机篇）

进行施工，防止过胀和欠张；防止产生新的应力。

多种水处理材料、药物到货时，应进行检查，合格后分类保管。在使用前化验人员应再取

样化验，确认无误后，方可使用。

3.18锅炉水压试验应采用除盐水整体水压试验用水质量应满足：氨离子含量不不小于

0.2mg/L,联氨含量为200—300mg/l,PH值为10-10.5（用氨水调）水压试验之后必须进

行保护。

3.19机组启动前，配合安装单位制定化学清洗措施，将有关设备、管道及水箱等进彳J彻底

冲洗，并着重冲洗凝汽器、低加、除氧器、高加等炉前系统，直至出水澄清，还应负责化学

清洗时的）化学监督。

热力设备试运时，应制定水、汽质量暂行原则，并参与监督工作。

3.2机组启动时的化学监督

机组启动时，必须定期冲洗取样器，按规定调整水样流量，保持水样温度在30C如下。

大修后H勺锅炉必须确定合理的运行方式和水质控制原则。当锅炉提高额定蒸发量、变化运

行工况、变化给水水质或炉内处理方式以及炉内装置进行较大的改造时均应进行热化学试验

或调整试验。

锅炉启动后发现炉水浑浊时应加强排污换水及炉内加药处理工作，并采用限负荷降压等措

施，直至炉水透明澄清。

机组启动过程中蒸汽、给水、凝结水等应控制如下原则，并网8小时之内到达正常状态。

并网8小时及后来（热备用机组在启动4小时及后来）应参与水汽合格率记录。质量原则见

表1。

表1机组启动时丛J水汽质量原则

控制原则

名称检测项目

3.5~5.8MPa12.7^15.6MPa备注

电导率(H)us/cmW3

二氧化硅ug/kgW80W60

冲转前

铁ug/kgW50

的蒸汽

铜ug/kgW15

钠ug/kgW50W20

硬度umol/1W10C5.0

给水

铁ug/L<150W75

溶氧ug/LW50W30

二氧化硅ug/LW80

硬度umol/1W10<10

凝结水铁ug/L<100W80

回收溶氧ug/LW30<30

二氧化硅ug/LW80

新机组或检修及备用的机组投入运行时，必须同步投入除氧器，并使溶解氧合格。新除氧

器投运之后，应进行调整试验，以确定最佳运行方式，俣证除氧效果良好。当除氧器出水溶

解氧增高或除氧器内部构造改动时，应重新进行调整试验。

锅炉在运行中蒸汽品质不合格及检修中发现过热器管或汽轮机叶片结盐时，在锅炉重新启

动前应对过热器管进行给水冲洗，冲洗过程中应监督出水的电导率。在停机前或运行中带负

荷冲洗汽轮机叶片时，汽机专业必须订出冲洗的详细措施，否则不得冲洗。冲洗时化学专业

要监督凝结水日勺质量，排放比给水质量差的凝结水，当凝结水质量到达规定时，停止冲洗,

恢复正常运行。

锅炉检修后，进行水压试验时，用加有缓蚀药剂的除盐水。

在检修或停用的热力设备启动前，应将设备系统内口勺管道和水箱冲洗至出水无色透明，以

减少炉内沉积物。

3.3机组运行中的化学监督

机组运行中水汽控制原则及测试周期见附录A（原则的附录）。

减温水质量，应保证减温后蒸汽中H勺钠、二氧化硅的含量符合蒸汽质量原则，否则应停

减温水。

疏水质量原则，应以不影响给水为前提，一般硬度W2.5umol/L；铁W50ug/L。

锅炉是持续排污还是定期排污，应根据炉水和蒸汽H勺质量决定，其排污率不得不不小于

0.3%o

疏水应严格控制，汽水损失率135MW机组，应不不小于锅炉额定蒸发量的12.0机25W机

组应不不小于锅炉额定蒸发量的3%否则应查明原因，努力减少汽水损失率。

给水采用氨与联氨处理，通过调整试验和实践证明PHH勺最佳值应维持8.8〜93,药液应均

匀持续地加入。应配置自动加氨和联氨装置，以保证加药剂的稳定。大小修时，注意检查凝

结器空抽区铜管状况，以防止氨的腐蚀。含联氨的蒸汽不能直接用于加热饮水和食品。

炉水低磷酸盐处理，药液应均匀地加入炉内。当炉水磷酸根、PH不合格时，运行人员应

细心调整，精心探索规律，做到超前处理，保证炉水合格率。

为提高水汽质量监督的可靠性和持续性，必须重视和加强在线化学监督仪表工作

.1严格执行化学仪表运行维护制度和化学仪器仪表管理制度。同步应建立在线化学仪表运

行维护规程，明确校验日勺详细周期，保证己经有的仪表持续投入运行并精确可靠。在线化学

仪表小J投入率与精确率均不得低于95%。

.2尤其重视化学仪表人员的培训与业务考核，车间要定期检查仪表的投入率及其性能，形

成制度，以考核在线化学仪表维护人员的工作状况。

循环水H勺处理与凝结器铜管的保护是机组运行过程中化学监督的重要内容

.1目前我厂根据135MW机组循环水浓缩状况，通过动态模拟试验，筛选出比较经济、稳定、

缓蚀效果比很好U勺处理措施，即循环水浓缩倍率在3.0如下时采用水稳定剂和硫酸协调处理。

.3用硫酸处理时要注意高浓度硫酸根对水泥的侵蚀和硫酸钙结垢问题。

.4循环水处理工作设有专人负责，加药应持续均匀，准时进行监督项目的I分析、化验、在

循环水质有所变化的状况下，合适调整处理工艺，以保证处理效果，防止凝结器铜管的结垢

与腐蚀，必要时运行中可以进行硫酸亚铁镀膜保护工作。

.5汽机专业必须设专人负责胶球清洗工作，所用胶球必须符合有关技术指标，做好清洗时

间、清洗效果的详细记录。每台机每天应清洗一次，按清洗效果决定清洗时间，保证胶球回

收率。

水汽劣化时H勺处理

.1当发现水汽质量劣化时，化学人员应首先检查取样与否有代表性；化验成果与否精确可

靠；并结合分析系统导致水汽质量变化的其他原因，确认判断无误时，应立即向值长及有关

方面汇报，并会同有关专业共同分析原因，提出提议。厂领导应责成有关部门立即采用措施，

使水、汽质量在容许的时间内恢复到原则。若水执法必严质量严重劣化，影响机组安全运行

时，厂领导应做出机组降出力或停止运行的处理决定。

.2水汽异常时日勺三级处理值R勺含义为：

一级处理值一有因杂质导致腐蚀的I也许性，应在72小时内恢复至原则值。

二级处理值一肯定有因杂质导致腐蚀的也许性，应在24小时内恢复至原则值。

三级处理值一正在进行迅速腐蚀，如水质不好转，应在4小时内停炉。

在异常处理的每一级中，假如在规定的时间内尚难不能恢复正常，则应采用更高一级的

处理措施。对于汽包锅炉，恢复原则值的措施之一是降压运行。

.3当凝结水溶解氧不合格时，化学人员应首先检查取样、化验以及与化学有关的阀门管路

与否有问题，确认无误后再告知汽机有关人员，及时查明原因予以处理，当发现凝汽器有泄

漏时，化学值班员应立即告知值长及有关方面。值长应迅速责成汽机有关人员采用检漏、堵

漏同步，应加强炉内的加药处理和锅炉排污工作，并尽量少用或不用减温水。各级处理原则

执行表2中对应规定，以至停机。

表2凝结水异常时的处理值

处理值

项目原则值

■-级一级三级

电导率us/cmus/cmus/cmus/cmus/cm

（经氢互换

<0.3>0.3>0.4>0.65

后，25后）

umol/Lumol/Lumol/Lumol/L

硬度umol/L

W2>2>5>20

.4给水水质异常时应执行表3日勺规定

表3锅炉给水水质异常时的处理值

处理值

项目原则值

一级二级三级

全铁系统9.0~9.5<9.0或>9.5————

PH(25℃)

铁铜系统8.8~9.3<8.8或>9.3————

电导率us/cm（经氢互换

W0.2~0.3>0.3>0.4>0.65

后,25℃）

溶解氧ug/LW7>7>20——

.5锅炉炉水水质异常时应执行表4口勺规定

表4锅炉炉水水质异常时的处理值

处理值

项II原则值

一级二级三级

PH(25℃)磷酸盐处理9~10<9.0<8.5<8.0

当出现水质异常时.还应酬定炉水中的含氯量、含钠品、电导率和碱度，以杳明原因，采用

对■策。

.6当水源水质变化时应及时采用处理措施，以保证进入互换器的水质正常。在水汽质量劣

化时，化学专业应将其劣化程度、发生原因及处理通过与成果，书面汇报生技部科。

3.4机组检修及停用期间的化学监督

热力设备检修前，化学监督部应提出与水汽质量监督有关的检修项目和规定，如割管、抽

管等。有关专业应将其列入检修计划。

热力设备检修前，化学监督部应组织负责检查的化学人员对有关的检修项FI、内容、规定

等全面理解，以明确化学检查的重点，负责检查的化学人员应准备好必需的检查工具及用品。

热力设备解体后，化学人员接到告知后应及时与负责检修的人员共同检查设备内部的腐蚀、

结垢状况，并采集样品，进行包括照像、录像在内详细记录。在化学人员检查之前，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。

热力设备每次大修必须割取和抽取一定数量口勺炉管与凝结器铜管，检查腐蚀和结垢状况，

割取管样的部位和数量按下列规定进行。

.1省煤器：低温段入口弯头割取400飞00mm。

.2水冷壁管：从热负荷量高处割取两段管样，一根为原始管段，一根为监视管段。割管长

度不少于0.5m,当水质长期超标时，加取冷灰斗管样，割管长度不不不小于1.2m。

.3凝汽器铜管：上下水室各抽管厂2根，若腐蚀与结垢状况严重时应适应增长。评价铜管

腐蚀状况及测定铜管表面垢量应从铜管的中段及两端分别取样，并分别表达；当结垢严重时

在合适时间应安排化学清洗。当凝结器更换铜管时，应根据部颁《火力发电厂凝结器铜管选

材导则》合理选材。安装前，应对新铜管进行质量检查及应力检查，最佳进行退火处理，以

消除残存应力安装时注意防止铜管过胀和欠胀。

锅炉化学清洗方案及措施应按火力发电厂锅炉化学清洗导则DL/T794-2023中日勺有关规

定执行，清洗方案应提前审查。

.1锅炉清洗时间应根据垢量或运行年限确定。当锅炉水冷壁垢量到达300~400g/m2时（洗

垢法，向火侧180度角），应在下次大修时对锅炉清洗。锅炉运行时间到达六年也应进行清

洗。

.2由于结垢腐蚀而导致水冷壁爆管或泄漏的锅炉虽然锅炉结垢量或运行年限未到达化学

清洗原则，亦应尽快安排化学清洗。

.3当确定锅炉（或凝结器、冷却器等）进行清洗时，化学专业应配合锅炉（或汽机）专业

确定清洗方案和措施，井经工程师同意。

.4锅炉（或凝结器）清洗时，锅炉（或汽机）专业负责清洗系统的安装和操作，化学人员

负责配药、测试、监督及清洗后日勺总结T.作。技术总结在清洗完后一种月内报送总工程师、

生产机动组，

对化学水处理设备、循环水处理设备、加热器及管道、取样冷却系统、加药设备及胶球

清洗装置也应定期进行大修和检查，发现问题，设备专责人应及时进行处理。

热力设备检修完毕，系统恢复之前，化学人员应参与有关设备I内验收和定级工作。并应对

热力设备的腐蚀、结垢以及积盐状况做出评价，并提出对应的化学监督工作的改善措施。

对有积盐的过热器，应进行公共式或单元式冲洗，冲洗时要监督出水U勺碱度或电导率。

在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，

以减少结垢性物质在炉内的沉积。

锅炉检修后，进行水压试验时，用加有缓蚀药剂H勺化学除盐水，不得使用生水。

热力设备在停、备用期间，必须进行防腐保护。其详细做法可参照部颁《火力发电厂停（备）

用热力设备防锈蚀导则》并遵照我厂《机组启动停（备）用时防腐保护细I则》执行。

每月对全厂水汽品质及化学监督状况进行一次评价，从而提高水汽监督质量和技术管理水

平，提高热力设备运行的安全和经济性。评价原则见表5。

表5水汽品质评价原则

原则

水汽品质合格率（%）

--------

优秀>98

良好95〜98

较差<95

对水汽品质合格率低于9涨的机组，应分析有关微弱环节，尽快处理。

结合热力设备大修，对锅炉省煤器、水冷壁、过（再）热器和汽轮机及凝汽器管的腐蚀、

结垢及积盐状况进行严格为检查与必要的化验分析。一般来说在机组运行水汽品质正常的前

提下，不应再有严重的结垢积盐及腐蚀状况，否则应认真分析原因。

汽包炉水冷壁（向水侧180度角）沉积物评价原则如下：

结垢速率V40g/m；a评价为优秀；结垢速率40-80g/m2.a评价为良好

结垢速率＞80g/n〔a评价为较差

汽轮机蒸汽通流部分的积盐状况，原则上以两次大修间隔内不因积盐而影响出力为原则,

但应对积盐状态及有关成分分析进行评价。

水处理设备评估级工作每季进行一次，评估级原则和内容见表6。

表6水处理设备定级原则

能到达铭牌出力和规定

设备完好无缺陷，标示明显完整

一类

设备图纸技术资料、检修记录台帐齐全完整

通过调整试验，再生剂量较低，出水质量符合原则

基本上可到达铭牌出力，但存在下列问题

二类设备存在少许缺陷

或设备图纸技术资料及检修记录不全

存在下列问题之一者：

达不到铭牌出力或不能处在良好备用状态

三类

设备存在严重缺陷，带病运行

缺乏重要图纸和技术资料

4.电厂油务监督

4.1油务监督口勺重要任务是对新油、运行中油进行质量检查、对变压器中溶解气体进行色

谱分析，为用油部门提供根据，以便有关部门采用措施，防止油质劣化，防止潜伏性故障日勺

发生，保证发供电设备的安全运行。油务监督重要内容包括汽轮机油、抗燃油的监督；变压

器油监督。

4.2油务工作人员必须持有电力部颁布的对应岗位资格证书，气相色谱试验室应获得计量

合格证书，试验室的仪器配置应可以满足平常油（气）监督的需要4.3汽轮机油的监督

汽轮机油的新油原则

汽轮机油的新油原则为GBI1120—89L—TSA,该油属防锈汽轮机油。原国标GB2537—81

《汽轮机油》和SY1230—83《防锈汽轮机油》已于1992年废止，但目前市场上仍有的GB2537

—81原则的汽轮机油，只要质量合格仍可使用。

汽轮机油新油验收。汽轮机油日勺新油验收按国标执行.

运行汽轮机油的监督

.1运行中汽轮机时常规检杳项目及周期见附录D（原则的附录）。

.2运行汽轮机油日勺维护管理原则上按照GB/T14541-93《电厂运行中汽轮机用矿物油维护

管理导则》执行。

向运行汽轮机油中补加（添加）添加剂的有关规定，为了改善运行汽轮机油中的某些特定

指标，生产上常补加的添加剂重要有：T501抗氧化剂、T746防锈剂、GPE”S-2破乳化剂、

甲基硅油消泡剂等。补加添加剂往往是有效H勺，不过生产上是不得以而之H勺手段，因此使用

应谨慎，并注意其详细使用条件。

.1“T501”抗氧化剂U勺补加。向不含抗氧化剂的新油口添加“T501”抗氧化剂时，试验必

须做感受性试验，且其添加剂含量应控制在0.3飞.5%之间。向运行油中补加“T501”时，

则必须把其运行油的酸值、PH值等指标处理至靠近新油的原则后执行。

.2“T746”防锈剂的I补加。在向一般新汽轮机油中添加“T746”时，其汽轮机油系统必须

通过彻底冲洗，然后可按其总软日勺0.021）.03%的比例添加。向运行汽轮机油中补加（或添

加）“T746”，必须在汽轮机的大小修停机状态下，对汽轮机油系统进行彻底的冲洗和清理后

进行。

.3GPE15s—2破乳化剂的添加。一般新汽轮机油中都不具有破乳化剂，新油的破乳化度必

须合格，不能靠添加破乳化剂来改善其破乳化指标。对于运行中汽轮机油破乳化度超标，破

乳化剂的添加量为10mg/kg左右。

.4甲基硅油消泡剂的添加。机组在运行中因油质的老化劣化，易产生某些皂类物质，在机

组回油冲击和搅动下，可产生大量的泡沫，导致看不到油箱的油位，甚至导致油品日勺溢出，

在这种状况下，可添加ICmg/kg日勺甲基硅油消泡剂来处理，切忌添加过量。

.5对于新型添加剂，不得私自添加。要添加前必须事先与电力科学院协商征询后，经所在

单位总工同意，方可添加，

4.4抗燃油的监督

抗燃油FI勺新原则。国产抗燃油重要由天津滨海化工厂生产，其技术性能指标与国外进口抗

燃油相称，目前还没有国标，其重要技术指标见DL/T571—95《甩厂用抗燃油验收、运行监

督及维护管理导则》中的附录A（原则的附录）。

抗燃油新油的质量验收，抗燃油新油的质量验收，应按照DL原则执行。

运行抗燃油监督维护

.1运行抗燃油H勺质量原则见DL/TY571—95附录B（原则的附录）。

・2运行抗燃油口勺监督维护原则上按照DL/T571-95“导则”执行。

抗燃油检测项目与周期

.1运行抗燃油日勺常规检则项目

运行人员现场检测项目：外观、颜色、油温、油位。记录旁路再生装置精密过滤器的压

差变化。

试验室检测项目：酸值、含氯量、电阻率、水份、颗粒度、运行粘度、密度。

.2运行抗燃油H勺检测周期。机组正常运行下，试验室的试验项目及检测周期应按照省局生

环[96]60号文执行。

抗燃油使用过程中的注意事项

.1合成抗燃油与矿物汽轮机油有着本质上的区别，严禁混合使用。

.2抗燃油具有很强的溶剂性特性，因而在检修及使用维护时，应注意其所用材料的相容性,

以防止油品口勺污染。

.3抗燃油重要用「300MW及以上依J大机组EHC和高压旁路系统。因其系统部件口勺构造特点，

对油器中杂质H勺颗粒度有特殊的规定，对新投产机组，中压抗燃油的颗粒度必须到达

SAI-749D5级原则，高压抗燃油则到达SAE749D3级原则。

.4运行中的抗燃油，在一定H勺温度和水份存在H勺条件下会发生水解反应，导致其酸值增长

较快，因此提高安装及检修质量以防止油系统的进水，从主线上处理油质U勺水解问题。

・5运行抗燃油因油质的氧化使其酸值增长是不可防止的，因此自机组投运起，要不间断地

投入旁路再生系统，通过定期测试其出入口口勺酸值变化状况，及时更换吸附剂，以保证酸值

合格。

.6对于正常运行的I设备，要注意检查系统中精密过滤器的压差，以便及时更换和冲洗精密

过滤器，防止油路的I堵塞及保证抗燃油清洁度合格。

4.5变压器油的监督

变压器油新油原则。变压器油新油原则为GB2536—90《变压器油》,原变压器油国标GB2536

—81己经废止。

变压器油新油验收。变压器油新油验收按照省局生发[1995]43号文执行。

变压器基建安装阶段的油质监督

.1大型电力变压器是在充氮保护条件下运至现场的。设备到货后，需鉴定设备在运送过程

中与否受潮。做法是检查变压器本体的压力表与否是微正压；另•方面需测变压器本体中残

油的水份。

.2对新到欧I变压器取本体中日勺残油做气相色谱分析，以鉴定变压器的制造质量。

.3新油在注入设备前，应首先对其进行脱气、脱水处理，其控制日勺项目及原则见表九

表7新油净化后依J指标

设备电压等级kV

项目500220~33066~110

击穿电压kV260255245

含水量ug/g<10W15<15

含气量%V/VW1——

介质损tg§90℃%W0.12W0.5<0.5

.4新油注入设备后，为了对设备自身进行干燥、脱气，一般需要进行热油循环处理，其热

油循环后的I控制项目及指标见表8。

表8热油循环后的控制项目及原则

设备电压等级kV

项目500220^33066~110

击穿电压kVN6025524()

含水量ug/g<10<15W20

含气量%V/VW1——

介质损tg690℃%<0.5W0.5<0.5

.5在变压器投用前应对其油品作一次全分析，作为交接试验数据。

.6变压器和电抗器必须在投运后24小时、4天、10天、30天各做一次气相色谱分析，如

无异常，则转为定期检测，

运行充油电气设备的监督

运行变压器油的质量原则，检测项目及周期原则上按照GB7595—87原则执行。变压器油

的维护管理原则上按照《运行变压器油维护管理导则》GB/T14542-2023执行。

运行变压器油口勺色谱、微水监督

.1充油电气设备的色谱、微水取样，应通过专用密闭取样阀，用注射器采样。

.2运行充油电气设备的正常检测周期见表11。

.3充油电器设备的微水测试周期、互感器和套管的微水检测周期与色谱H勺检测周期相似。

.4变压器和电抗器在投运前和大修后，应做一次色谱分析。

.5互感器和套管除制造厂明确规定不许取油样的全密封设备外，都应在投运前做一次色谱

分析。

.6容许取样的互感器和套管在投运后第一次停电时，应做一次色谱分析，若无异常，可转

为按周期检测。

.7当变压器发生瓦斯断电器动作、变压器受大电流冲击、内部有异常声响、油温明显增设

等异常状况时，都应立即采用油样，进行气相色谱分析。气相色谱分析周期见表9.

表9气相色谱分析周期

设备名称检测周期

500IW主变、电抗器、容量240000kVA及以上主变每月一次

变压器和电抗器220kV主变、电抗器容量90000kYA及以上主变三个月一次

35k\^110kV主变、容量7500kVA及以上主变一年一次

220kV及以上每年一次

互感器

llOkV三年一次

套管HOkV及以上三年一次

变压器和电抗器H勺微水检测周期为:

220kV及以上设备每年二次

UOkY设备每年一次

.8对于确实有产气故障的变压器或电抗器，应视其详细状况，作出立即停电或进行跟踪分

析的详细处理措施。

.9油中溶解气体口勺分析措施按SD304-89措施执行。

.10充油电气设备H勺故障判断，按照《变压器油中溶解气体分析和判断导则》GB/T

7252-2023中确定H勺原则和措施执行。

.11对于互感器、套管等少油设备，其油中不应含乙焕，其他组份也应很低，若有乙块，

应查明原因，并采用合适的措施。

5.燃料监督

5.1燃料特性试验措施及测试精确度检查

燃料特性试验均按现行国标、电力行业原则《火电厂燃料试验措施》进行。

燃料特性测试成果的I精确度，要以国家一、二级原则物质，按能源部原则《燃料检查工作

全面质量管理准则》来加以检杳。

燃料质量检查人员，包括采制样及分析人员应持有电力部颁发的岗位合格证上岗。未获岗

位合格证者，所出试验汇报无效。

（非电厂正式职工从事采制样的人员，一律持山东省电力局颁发的岗位合格证上岗）。

入厂燃料经检查不合格或不符合供贷协议者，不得入厂或入库。

5.2入厂煤分析内容及周期（入厂煤H勺采制化所有由燃料企业负责）

5.3入炉煤分析内容与周期

每日测定入炉煤综合样的全水分、工业分析及高、低位发热量。

每月测定入炉煤合计混合样的工业分析、发热量、全硫含量。

每六个月对其混合样进行一次全分析（项目同4.3.3.2H勺规定）。根据生产需要，随时进

行灰熔融性、元素分析、可磨性日勺测定。

5.4燃料运行监督试验

每值进行一次飞灰可燃物及煤粉细度的测定。

原煤全水分每值或每日则定一次。

根据生产需要，每值对入炉煤进行工业分析。

5.5入炉燃料采制样

入炉煤应实现机械化采制样，采样精确度按Ad计，应到达±2除力争到达±1.5%

在满足采样精确度的前提睛，采煤样机年投运率不低于85%o

入炉煤粉仅作为当口测定工业分析及发热量的样品H勺参照值。

6.技术管理

6.1应建立健全下列化学监督制度

a）岗位责任制；

b）化学设备运行操作规程；

c）化学监督规程；

d）运行设备巡回检查及交接班制度；

e）化学设备检修规程；

「）制氢设备的运行、检修规程；

g）化学仪表检修规程：

h）化学仪器、仪表的使用、校验及管理制度；

i）白班化验室工作制度;

j）垢、水、汽、油、燃料及气体的I取样与化验规程；

k）化学药物、水处理材料验收及保管制度；

1）热力设备检修中的化学监督检杳制度；

m）停（备）用热力设备防锈蚀保护制度；

n）油务管理制度；

P）安全工作规程；

q）生产人员培训考核制度；

以上规章制度，应根据详细状况的变化及时修订或补充。

6.2根据设备系统状况应备齐与化学监督有关口勺图表

a）全厂各台机组日勺水汽系统图，包括取样点、加药点及排污点;

b）化学水处理设备系统图及电源系统图；

c）凝水处理系统图与控制电源系统图；

d）给水及炉水加药系统图与电源系统图；

e）炉内水汽分离装置布置图及锅炉纵剖面示意图；

D锅炉定期排污及持续排污系统图；

g）水内冷发电机冷却水系统图；

h）循环水处理系统图与电源系统图；

i）化学废水处理系统图；

j）制氢设备、用氢设备系统图及电源系统图；

k）汽轮机系统图:

1）抗燃油系统图；

m）变压器和重要用油、气开关的名称、容量、电压、油量、油种等图表；

n）燃料及灰取样点布置图，包括：煤粉、飞灰、灰渣；

6.3应建立健全下列多种技术资料

a）多种水、汽、油、燃料、制氢运行日报及值班操作记录；

b）水、汽、油、燃料、垢及腐蚀产物、沉积量、化学药物分析记录，热力系统水汽质

量定期查定记录及有关试验数据与汇报；

c）热力设备、水处理设备调整试验录及总结；

d）热力设备、水处理设备台帐、检修检查记录及总结；

e）热力设备的化学清洗和停（备）用防锈蚀记录及总结；

f）各用油设备H勺台帐、新油验收记录及检修检杳记录；

g）多种化学药物及材料有验收分析汇报；

h）化学仪器及在线化学仪表的台帐及检修、校验记录；

i）凝汽器管的泄漏记录和处理成果（应含泄漏时堵管的详细位置堵管数量）汇报；

j）凝汽器管腐蚀、纭垢换管后的记录、图表；

k）化学监督的多种月报表，包括水汽质量、油质、燃料、仪表，年度报表及总结；

1）炉内、炉外水处理药物用量、树脂补充量、补水量、补油量等经济指标的记录分析

记录；

m）安全及培训考核记录；

n）珍贵仪器使用异常记录。

6.4每年召集有关专业进行化学监督工作分析，充足发挥化学监督网的作用。根据水汽品质、

油质、热力设备结垢腐蚀、积盐状况，讨论提高水汽品质、油质及防腐防垢措施。在发生与

化学监督有关H勺异常状况时，应及时分析原因，讨论措施。做好下列记录工作：

a）机组水汽质量记录月报

b）运行中水处理重要设备故隙及处理状况；

c）应及时汇报运行机组化学监督中发现的异常状况，分析数据，持续时间及采用的措

施。检修机组查明发现的异常状况；

d）在线化学仪表投入率、精确率报表：

e）机组冷态启动水汽监督报表；

f）油质合格率及油彩状况（透平油、绝缘油、抗燃油）记录六个月、整年报表；

h）电厂用油监督中发现异常状况及时分析数据、记录持续时间及采用措施；

i）电气设备色谱分析数据异常需电试所做样品校核时，准备设备状况及分析数据；

j）220kV变压器及异常充油电气设备油质检查报表；

k）入厂、入炉煤质月报、年报表；

1）燃料监督中发电异常状况及时汇报分析数据、持续时间，采用的措施

m）热力设备检修、检查状况总结；

n）热力设备化学清洗措施及清洗工作总结；

P）水处理设备及热力设备调整试验状况总结；

q）技术革新、新技术推广状况总结；

有关化学监督日勺事故分析汇报及防止措施;

s）化学监督工作年度总结。

厂内对水、汽、油、燃料等监督数据以及多种试验记录、汇报报表实现化学监督动态管理;

对各项经济指标，药物消耗量、离子互换树脂所补充量、补油量、补水量等运行数据的记录

处理；做好多种设备规范、文献资料及试验技术汇报口勺管理。

机组运行中水汽控制原则及测试项目

名称检测项目135MW机组原则检测周期备注

硬度umol/L02小时

补给水二氧化硅ug/LW202小时

电导率us/cmW0.22小时抄表一次

硬度umol/LW2.04小时

溶氧ug/LW72小时

铁ug/LW20每周

铜ug/LW5每周

给水二氧化硅ug/L每天一次

联氨ug/L10~5024小时一次2小时抄表一

PH(25*08.8~9.324小时一次次

电导率us/cmW0.32小时抄表

油mg/LW0.3每周

PH(25℃)9.0~1024小时2小时抄表一

磷酸根mg/L2~824小时次，异常状况

Na7P0;摩尔比2.3~2.86小时加强分析

炉水电导率us/cmW5024小时

二氧化硅mg/LWLO24小时

氯离子mg/LW4每周

含盐量mg/L

钠ug/kgW1024小时2小时抄表一

蒸汽

二氧化硅ug/kgW2024小时次,异常状况

铁ug/kgW20每周加强分析

铜ug/kgW5每周

电导率us/cmWO.32小时抄表

硬度umol/LW2.04小时

溶氧ug/LW402小时抄表

凝结水

电导率us/cmWO.32小时抄表

二氧化硅ug/L每周

碱度mmol/L37.0每天2次

硬度mmol/L24小时

0CL每天一次

循环水

总磷mg/L2~4每天一次

PH每天2次

运行中变压器油常规化验项目、原则及周期

名称检查项目单位原则检查周期

T501%20.21次/年,4月份

PH24.2#1-7主变2次/年

酸值mgKOH/g油WO.1同上

4135℃不比前次低

闪点（闭口）同上

5℃

机械杂质无同上

主变压器油

游离碳无

色谱ul/L附录C主变1次/六个月

微水ul/LW301次/每季

界面张力

mN/m219

（25℃）

介损（90℃）WO.040

高厂变油501%20.21次/年,4月份

PH24.22次/年

酸值mgKOH/g油WO.1同上

4145℃不比前次低

闪点（闭口）同上

5℃

机械杂质无同上

游离碳无

微水（色谱）mg/LW30（附录C）1次/季

酸值mgKOH/g油WO.1同上

4135℃不比前次低

闪点（闭口）同上

5QC

微水（色谙）mg/L1次/每年

游离碳无同上

220kV互感PH24.21次/年

器（CTPT）游离碳无同上

微水（色语）mg/LW25（附录C）同上

llOkV互感PH24.21次/3年

器（CTPT）游离碳无同上

微水（色诺）mg/LW25（附录C）同上

套管（UOkVPH24.2大修测

及如下）游离碳无同上

微水（色谱）mg/LW25（附录C）同上

油中溶解气含量的注意值

设备气体组分含量（ul/L）

总烧150

变压器和电抗器