电厂化学监督细则

运行管理Q/ZSFD-214.12-13-2013山西漳山发电有限责任公司企业标准Q/ZSFD-214.12 化学技术监督细则2013-10-01发布山西漳山发电有限责任公司发布

目次TOC\o"1-2"\h\z\u前言 III1范围 12规范性引用文件 13术语定义 24职责 35管理活动内容与方法 66检查与考核 30附录A（规范性附录）化学技术监督网 34附录B（规范性附录）化学技术监督附表 35

GB/T14541-2005《电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则》GB/T14542-2005《运行中变压器油维护管理导则》GB/T7595-2008《运行中变压器油质量标准》GB2536-2011《电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油》GB11120-2011《涡轮机油》DL/T571-2007《电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则》SH0040-1991《超高压变压器油》DL/T705-1999《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》DL/T1031-2006《运行中发电机用油质量标准》GB/T8905-2012《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》DL/T595-1996《六氟化硫电气设备气体监督细则》DL/T520-2007《火力发电厂入厂煤检测实验室技术导则》DL/T747-2010《发电用煤机械采制样装置性能验收导则》GB474-2008《煤样的制备方法》GB475-2008《商品煤样人工采取方法》GB/T3715-2007《煤质及煤分析有关术语》GB/T483-2007《煤炭分析试验方法一般规定》DL/T567.1-2007《火电厂燃料试验方法一般规定》DL/T651-1998《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》3术语、定义下列术语、定义和缩略语适用于本标准。3.1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，必须依据科学标准，利用先进的测试与管理手段，对保证设备健康水平与安全、经济、稳定运行有重要作用的参数与指标进行监督、检查、调整，以确保发供电设备在良好状态或允许范围内运行。3.2三级处理一级处理：有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h内恢复至相应的标准值。二级处理：肯定有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在24h内恢复至相应的标准值。三级处理：正在发生快速腐蚀、结垢、积盐，如果4h内水质不好转，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。3.3氢电导率水样经过氢型强酸阳离子交换树脂处理后测得的电导率。3.4无铜给水系统与水汽接触的部件和设备（不包括凝汽器）不含铜或铜合金材料的给水系统。3.5还原性全挥发处理锅炉给水加氨和还原剂的处理。3.6炉水固体碱化剂处理炉水中加入磷酸盐、氢氧化钠等的处理。3.7标准值运行控制的最低要求值。超出标准值，机组有发生腐蚀、结垢和积盐等危害的可能性。3.8期望值运行控制的最佳值或经过努力可以达到的值。可更有效地控制机组的腐蚀、结垢和积盐等危害。3.9考核是指用系统的方法、原理，评定测量工作行为和工作效果。4职责化学监督是保证发电设备安全、经济、稳定、环保运行的重要基础工作之一。化学监督工作应坚持以“预防为主”的方针，实行全方位、全过程的管理。通过对水、汽、气（氢气、六氟化硫等）、油及燃料等的质量监督，防止和减缓热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物及油（气）质量恶化，及时发现变压器等充油（气）电气设备潜伏性故障，提高设备的安全性，延长使用寿命，提高机组运行的经济性。公司化学监督工作在主管生产的副总经理（或总工程师）的领导下，由化学监督专责工程师、化学监督技术员及化学监督员即公司、部门、班组组成的三级化学监督网组成。化学技术监督网见附录A。发电部是公司化学监督工作的归口管理部门，负责化学监督的日常管理工作，业务上接收京能集团生产管理部和华北或山西电力科学研究院技术监督部的指导和监督。发电部设化学监督专工（兼），生产技术部和维护部等有关部门设化学监督技术员（兼），上述部门的有关班组设化学监督员（兼）。华北或山西电力科学研究院接收委托或以合同方式承担公司的化学监督技术支持工作。负责贯彻化学监督的技术标准、规章制度，定期组织检查化学监督工作；研究解决化学监督工作中的技术关键问题；参与化学监督相关的重大事故（异常）分析，协助查明原因并提出反事故措施；组织经验交流，推广新技术，开展专业培训工作；组织召开化学监督会议，确定下年度化学监督工作重点；负责化学监督报表的统计分析工作。4.1总工程师4.1.1领导化学监督工作，建立化学监督网，落实化学技术监督责任制；贯彻有关化学监督的各项技术标准、规章制度；审批本单位有关标准、规程的实施细则和有关措施；定期组织召开化学监督网会议；检查、协调、4.1.2组织相关专业人员制定本单位化学监督工作规划、年度化学监督工作计划、主设备检修化学监督工作计划和重大化学监督项目工作计划以及有关重大化学事故的应急处理预案并组织实施；保证化学监督仪器设备的配备和生产维护、技术改造费用4.1.3组织有关部门做好防腐、防垢、防积盐和防止油质劣化工作，协调相关专业做好节能降耗以及燃料的质量监督等工作4.1.4主设备检修时，督促做好化学检查，针对存在的问题组织制定相应对策并组织落实与验收4.1.5组织检查分析本单位发电4.2化学技术监督专责工程师4.2.1协助主管生产的总工程师做好本标准4.1所列各项工作4.2.2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4.2.3定期总结、分析、汇总本单位化学监督工作的各类表单，指导化学专业的监督工作4.2.4组织或参加与化学相关的事故、障碍、异常等的分析，并负责或指导制定防范措施4.2.5负责本单位化学专业科研、技术改造等项目的规划、计划，项目的可行性研究及其项目管理4.2.6加强科技攻关，完善、改进生产工艺和方法，降低材料和资源消耗，提高设备安全性与经济性。4.2.7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。4.2.8按期报送各类化学监督报表、报告。4.3当值值长4.3.14.3.2负责化学技术监督运行措施的执行4.4化学实验室和化学运行人员4.4.1认真贯彻执行有关化学技术监督的各项规程、标准与要求，实施化学技术监督有关的技术措施。4.4.2正确及时监督补给水、凝结水、给水、炉水、循环水、内冷水等的品质；及时反映设备、系统中水、汽、气等质量状况。4.4.3按现行国标、行标的要求，定期做好汽轮机油、抗燃油、密封油、变压器油、大型辅助设备润滑油及燃料的监督检测，掌握油品及燃料质量状况，发现异常及时处理并上报。4.4.4会同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。4.4.5参加有关的主要设备检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，上报并加以督促落实。4.4.6负责化学仪表的维护与定期校验工作及微机诊断工作的监督，提高在线化学仪表的配备率、投入率和准确率。4.4.7尽早介入施工安装、调试阶段的化学技术监督工作，了解和掌握水汽系统及各类设备的构造、工艺和材质，加药、排污装置的型式，水汽取样器、在线化学仪表的安装地点，设备系统的防腐措施以及水处理材料的储存等情况，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。4.4.8严把质量关，对大宗化学材料和药品的入厂质量进行监督，杜绝使用不合格产品。4.4.9协助化学技术监督专责工程师的工作。4.5锅炉专业人员4.5.1配合做好锅炉热化学试验和其他有关试验，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。4.5.2设备检修前，应征求化学专业的意见，特别是对割管的要求，应纳入检修计划并严格执行，保证设备检修质量。4.5.3会同化学专业制定锅炉化学清洗方案与措施，并参与化学清洗过程及质量验收。4.5.4根据防腐工作的要求，做好设备停、备用阶段的保护工作。4.5.5负责做好所管辖的与化学技术监督有关的设备的维护工作。4.6汽机专业人员4.6.1与化学专业共同进行除氧器调整试验，确定运行工况、参数，并纳入汽机规程。4.6.2所管辖设备检修前，征求化学专业的意见，纳入检修计划，确保检修质量。做好运行、维护以及查漏、堵漏工作,使除氧器、凝汽器、凝泵及真空系统等在良好状态下运行，降低汽水损失。4.6.3凝汽器需要更换换热管时，要根据DL712/T《发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则》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。4.6.4做好循环冷却水的补水、排污及胶球清洗设备的运行、维护与检修工作。4.6.5所管辖的主要设备停运以及备用时，做好防腐保护工作。4.6.6做好运行中汽轮机油、抗燃油、密封油和大型辅助设备润滑油的管理工作，油系统补油、换油时，必须征求化学专业的意见。4.6.7会同化学专业制定凝汽器等所属设备化学清洗方案与措施，参与化学清洗过程和质量验收。4.6.8做好发电机冷却水和氢气系统的维护工作，掌握发电机氢气系统的运行参数，确保氢气系统严密、氢气品质合格。4.7热工专业人员4.7.1确保与化学监督有关的各种流量表、压力表、水位表、真空表、温度表等表计配备齐全，准确可靠，做好维护及定期校验工作。4.7.2根据设备分工负责在线化学仪表的维护与定期校验工作，保证化学仪表配备率、投入率和合格率，保证与化学监督有关设备的程控及自动调节装置的运行正常。4.8电气专业人员4.8.1按照GB/T7597《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。4.8.2负责(或配合)做好运行变压器油的管理、净化、防劣、试验等工作。4.8.3当绝缘油、六氟化硫及气相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。主要的充油电气设备大修、吊芯(罩)检查或补油、换油时，应通知化学技术监督人员参加并征求其意见。4.9燃煤技术中心4.9.1按照要求，采集和制备燃煤样品，并注明品种、数量、时间、地点等，做好入厂燃料的采制样工作。4.9.2搞好机械化采、制样装置的安装、运行与维护工作，保证机械采制样装置的投入率。4.9.3负责煤厂管理，防止煤炭散失、自燃等现象的发生。4.10燃料部4.10.1负责按照公司设计的煤种进行采购，努力降低燃煤成本，及时将燃料品种情况通知纸张和相关运行人员，以便相关运行人员根据燃料情况调整燃烧工况。4.10.2负责入厂煤的采制化监督。4.11物资部4.11.1负责化学专业所辖设备及化学监督所有计划（材料、设备、备品、仪器、仪表、化工产品等计划）的按时、按质、按量供货。4.11.2购置大宗化工产品、生产用油时必须联系化学专业先取样化验（或委托上级质检部门化验），确认质量合格后方可采购。4.11.3负责采购化学监督用贵重仪器、仪表，厂家需负责供货质量，并负责到货后的现场安装、调试，确认合格后方可订购。4.11.4未经化学专业人员同意采购回的伪劣产品及计划外物资由供应部负责。4.11.5对化学专业及化学监督相关的物资，尤其是对常用的特殊物资和难购材料，在库房应有足够的事故储备量。5管理活动内容与方法5.1机组备用、检修后启动时的化学监督5.1.1备用或检修后的机组投入运行时，应及时投入除氧器，并使溶氧合格。5.1.2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，要有机组启动报表并对每次启动化学技术监督结果进行分析。5.1.3机组启动时应冲洗取样器。冲洗后按规定调节样品流量，保持样品温度在30℃5.1.4锅炉启动后，发现炉水浑浊时，应加强炉内处理及排污，必要时采取限负荷、降压、整炉换水等措施，直至炉水澄清。5.1.5锅炉检修后做整体水压试验时，要用加有一定剂量的联氨或丙酮肟的除盐水进行，用液氨或氨水调节pH值。锅炉检修后进行蒸汽吹管是保证蒸汽系统洁净的重要措施，吹管阶段应对锅炉炉水、汽质量进行监督。水质要求如下：水压试验项目单位标准备注氯离子mg/L＜0.2联氨mg/L200～300pH10～10.5用氨水调节机组吹管期间给水pH9.0～9.5联氨μg/L10～50溶解氧μg/L≤30硬度μmol/L≈0二氧化硅μg/L≤60铁μg/L≤80炉水pH9.0～10磷酸根mg/L2～105.2机组启动过程中的化学监督5.2.1在机组启动前，化学接到机组需充氢的通知后,应及时配合值长及相关工作人员到现场做好氢气置换工作，直至化验氢气纯度、湿度合格。5.2.2机组准备启动时，值长应提前4小时通知水处理负责人、化验班负责人及化学仪表负责人，做好机组启动前的供水、制水、辅机循环水处理、机组加药、采样架冲洗及化学监督准备工作。排除热力系统内保护液，解除保护。5.2.3在冷态及热态冲洗过程中，应投入加氨和联氨设备，主要监督给水、炉水、凝结水中的含铁量和pH值。5.2.4冷态冲洗凝结水系统、低压给水系统，先冲洗低加旁路，当出口水的含铁量小于100μg/L，系统切换至低加本体，当低加出口pH值9.0～9.5，联氨过剩量50～100μg/L，铁含量小于200μ5.2.5低压系统冲洗合格后，进行高压给水系统和炉本体的冷态冲洗。控制高加出口水pH值9.0～9.5，联氨过剩量50～100μg/L。待炉水全铁含量小于200μg/L，给水含铁量小于100μ5.2.6箱等，应加强排污(整炉换水)直至出水澄清无机械杂质。一般锅炉水含铁量小于200μg/L时，热态冲洗结束。5.3机组启动过程中的管理要求5.3.1在锅炉升温升压过程中，值长应根据化学“水汽品质化验通知单5.3.25.3.35.3.45.3.5化学仪表“三率”的统计表格，见附表B仪表不正确小时数的统计按两种情况进行处理:5.3.5.1正常情况下，按化学仪表检验规程的最短检验周期统计，当仪表检验超差时，将整个周期计为不正确运行小时数；5.3.5.2在异常情况下，当运行或检修人员发现仪表数据异常，经检验仪表确实超差，则以发现时刻起，追溯到上次检验的时日，将此时间段统计为不正确运行小时数。5.4停（备）用机组启动时的的水、汽质量标准5.4.1铁μg/L二氧化硅μg/L氢电导率（25℃），μ溶解氧μg/L硬度μmol/L≤75≤80≤1.00≤30≤5.05.4.2锅炉启动后，并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量应符合下表中的规定，并在机组并网后8h内应达到正常运行时的质量标准。钠μg/kg二氧化硅μg/kg铁μg/kg铜μg/kg氢电导率（25℃），μS/cm≤20≤60≤50≤15≤1.005.4.3机组启动后，凝结水质量可按下表的规定开始回收。外状硬度μmol/L铁μg/L二氧化硅μg/L铜μg/L无色透明≤10.0≤80≤80≤30注：凝结水精处理正常投运，铁的控制标准可小于1000μg/L。5.4.4在机组启动时，要严格注意疏水的管理和监督，高、低加热器的疏水含铁量≤400μg/L，才能回收。5.4.5汽轮机冲转后，化验人员对主凝结水进行化验监督，根据当Fe≤1000μg/L时，对凝结水进行回收，并投运精处理系统。5.4.6机组启动过程中应严格按照以上标准控制水、汽质量，当锅炉启动后发现炉水浑浊时应加强排污换水及炉内加药工作，并采取限负荷降压等措施直至炉水透明澄清为止。5.5机组正常运行期间水汽质量标准5.5.1项目单位控制指标正常运行备注给水pH（25℃9.2～9.6铜μg/L≤5期望值≤2铁μg/L≤20二氧化硅μg/L≤20期望值≤10溶解氧μg/L≤7氢电导率（25℃μS/cm≤0.30期望值≤0.15硬度μmol/L≈0TOCμg/L≤200蒸汽铜μg/kg≤3期望值≤2铁μg/kg≤10期望值≤5二氧化硅μg/kg≤20期望值≤10钠μg/kg≤5期望值≤2氢电导率（25℃μS/cm≤0.30期望值≤0.15炉水pH（25℃9.0～9.7期望值9.3～9.6电导率（25℃μS/cm＜20氢电导率（25℃μS/cm＜1.5二氧化硅μg/L≤200氯离子mg/L≤0.2定冷水pH（25℃7.5～9.0电导率（25℃μS/cm0.4～2.0铜μg/L≤20溶氧量μg/L≤30凝结水硬度μmol/L≈0钠μg/L≤5溶解氧μg/L＜100期望值＜30二氧化硅μg/L≤20氢电导率（25℃μS/cm≤0.30期望值≤0.20凝结水出水pH（25℃9.0～9.5氢电导率（25℃μS/cm≤0.3一期≤0.15铜μg/L≤3铁μg/L≤8二氧化硅μg/L≤15钠μg/L≤5氯离子μg/L＜1.0硬度μmol/L≈0除氧器出水溶解氧μg/L≤7补给水硬度μmol/L≈0二氧化硅μg/L≤20电导率（25℃μS/cm≤0.20水箱水≤0.40TOCμg/L≤400疏水硬度μmol/L≤2.5期望值≈0.0铁μg/L≤50生产回水硬度μmol/L≤5.0期望值≤2.5铁μg/L≤100闭式冷却水pH（25℃8.0～9.2电导率（25℃μS/cm≤20溶解氧μg/L＜100联氨mg/L1～5热网补充水溶解氧μg/L＜100总硬度μmol/L＜600悬浮物mg/L＜5混床出水硬度μmol/L≈0二氧化硅μg/L≤20电导率（25℃μS/cm≤0.205.5.2一期水处理项目单位控制指标备注澄清池二反沉降比10～25%30分钟浊度NTU≤2.0短时间＜10细砂过滤器ZDNTU≤1.0运行压差MPa≤0.06活性炭过滤器ZDNTU≤1.0出水余氯mg/L＜0.1指导值≤0.05CODmg/L＜3.0KMnO4法保安过滤器入口水温℃15～45pH4～11运行pH2.5～11清洗ZDNTU＜1.0SDI＜4游离余氯mg/L＜0.1控制为＜0.05反渗透入口水温℃5～45pH4～11运行pH2.5～11清洗ZDNTU＜1.0SDI＜5控制为＜4游离余氯mg/L＜0.1控制为＜0.05铁mg/L＜0.05COD（KMnO4）mg/L＜3反渗透出口水温℃15～45pH4～11运行pH2.5～11清洗ZDNTU＜0.5SDI＜4游离余氯mg/L＜0.1控制为＜0.05阳床出水Naμg/L＜100阴床出水SC（25℃μS/cm≤5SiO2μg/L≤100YDμmol/L≈0混床出水YDμmol/L≈0SiO2μg/L≤20SC（25℃μS/cm≤0.2Naμg/L≤10pH6～95.5.3二期水处理项目单位控制指标备注多介质过滤器出水ZDNTU≤2.0运行压差MPa≤0.08CODMnmg/L＜1.5出水余氯mg/L0.15～0.5超滤出水ZDNTU≤1.0反渗透入口水温℃15～45pH4～11运行pH2.5～11清洗ZDNTU＜0.5SDI＜4.0期望值＜3.0游离余氯mg/L＜0.1控制为＜0.05阳床出水Naμg/L＜100阴床出水SC（25℃μS/cm≤5SiO2μg/L≤100YDμmol/L≈0混床出水YDμmol/L≈0SiO2μg/L≤20SC（25℃μS/cm≤0.2Naμg/L≤10pH6～95.5.4水汽质量恶化时的处理5.5.4.1当水汽质量劣化时，应迅速检查取样的代表性、化验结果的准确性，并综合分析系统中水、汽质量的变化，确认判断无误后，按下列三级处理原则执行：一级处理—有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h内恢复至相应的标准值。二级处理—肯定有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在24h内恢复至相应的标准值。三级处理—正在发生快速腐蚀、结垢、积盐，如果4h内水质不好转，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，则应采用更高一级的处理方法。5.5.4.2凝结水（凝结水泵出口）水质异常时的处理值见下表项目标准值处理等级一级二级三级氢电导率（25℃μs/cm≤0.30＞0.30＞0.40＞0.65钠μg/L≤5＞5＞10＞205.5.4.3锅炉给水水质异常时的处理值见下表项目标准值处理等级一级二级三级氢电导率（25℃μs/cm≤0.30＞0.30＞0.40＞0.65溶解氧μg/L≤7＞7＞20-pH(25℃9.2～9.6＜9.2--5.5.4.4锅炉炉水水质异常时的处理值见下表项目标准值处理等级一级二级三级pH(25℃9.0～9.7＜9.0或＞9.7＜8.5或＞10.0＜8.0或＞10.3注：炉水pH值低于7.0，应立即停炉。5.5.5机组在正常运行期间出现水质异常时，发电部化学监督专员下发“化学技术监督异常数据通知单”（附表B24）或“化学技术监督异常整改建议单”（附表B26）通知相关部门，相关部门依据化学水汽监督意见，立即采取措施。5.5.6发电部化学监督专员必须在送“化学技术监督异常数据通知单”后，准确记录相关部门采取的相关措施及执行情况。同时在监督台帐上准确记录数据异常及调整情况，并做异常分析。处理结束时复测并填写“异常数据回执单”（附表B25）。5.6化学热力系统查定监督要求5.6.15.6.25.6.2.1根据机组型式、参数、水处理方式、补给水及化学仪表等具体情况，按照GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》和DL/T561-1995《火力发电厂水汽化学监督导则》，确定监督项目与分析测定次数。5.6.2.2正常运行中的机组，每日对热力系统需要测定项目进行一次查定，周六、周日除外；有连续监测仪表的，每2小时抄表不少于1次；铁的测定每周1次，铜的测定每月1次。5.6.2.3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，满足化学技术监督的要求。5.6.2.4水汽监督过程中采用的分析测定方法，应执行国家和行业有关标准。凝结水、给水、炉水和主蒸汽定期进行痕量离子检测。5.6.2.5所用分析药品应符合质量标准，所用仪器、仪表应按国家计量要求定期检定和校验。5.6.2.6查定前应联系运行对所有采样架进行冲洗，并按要求调整水样流量。针对不同的化验项目，按规定要求正确的选择取样容器，按要求进行取样。5.6.2.7查定过程中发现异常数据，应进行逐步分析、排查原因，确认化验结果准确、水质异常后，告知发电部化学监督专员，发电部化学监督专员及时下发“化学技术监督异常数据通知单”或“化学技术监督异常整改建议单”，以便相关部门及时采取相应的措施，使水质好转直至合格。5.7水质全分析化学监督要求5.7.1每季度对生水进行一次水质全分析，报表格式见附表B5.7.25.7.3每次取样量不得少于5L，若水样浑浊时应分装两瓶，每瓶5.7.45.7.55.7.65.8机组大修中的化学监督要求5.8.1机组大修前，化学专业应根据DL/T1115-20095.8.25.8.3检修部位检修内容锅炉汽包检查汽包壁及内部装置的腐蚀、结垢情况及主要特征；汽包运行水位线的检查确认；汽水分离装置完整情况；加药管、排污管是否污堵；对沉积物做沉积量及成分分析。水冷壁从热负荷最高处割取两段管样，一根为原始管段，一根为监视管段（不得少于0.5米）观查内壁积垢、腐蚀情况；测定向、背火侧垢量及计算结垢速率，对垢样做成分分析；检查水冷壁进口下联箱内壁腐蚀及结垢情况。省煤器对低温省煤器入口进行割管检查氧腐蚀程度、有无油污、沉积物分布状况、颜色，做结垢量及成分分析。割管测定垢量、腐蚀坑的数量和深度，如腐蚀严重再割取高温省煤器进行检查。过热器及再热器立式弯头处割管（长度不少于1200mm），检查有无积水；腐蚀积盐程度；腐蚀产物沉积情况，测其pH值。汽轮机及其辅机汽轮机本体目视各级叶片积盐情况，定性检测有无镀铜。检查调速级、中压缸的第一级叶片有无机械损伤或麻点；中压缸一、二级围带氧化铁积集程度；检查每级叶片及隔板表面有无腐蚀；检查其pH值（有无酸性腐蚀），取沉积量最大的1～3片整叶片沉积物计算其单位面积结盐量，对沉积物做成分分析。空冷设备检查内部腐蚀情况除氧器检查内部有无腐蚀损坏、喷头有无脱落、填料有无布置不匀；水箱底部有无沉积物、箱体有无腐蚀、防腐层是否完好。辅机循环水系统对冷却塔水池检查，并清理淤泥；对泵前池两道滤网进行检查并清理。高、低压加热器检查吊芯有无腐蚀、泄漏。必要时对泄漏严重的设备要抽管进行腐蚀状况检查、沉积量分析、垢样化学成分分析。注：以上割管若以火焊切割，则管样长度应充分考虑热影响区，确保分析管样的有效长度。5.8.45.8.55.8.5.1将采集的垢样，一部分进行化学分析，一部分装入试样瓶封盖保存5.8.5.2垢和腐蚀产物的化学成分分析采用5.8.5.3管样应干燥保存，时间不少于一个大修周期。5.8.6机组大修结束后5.8.7机组大修热力设备评价标准5.8.7.1腐蚀评价标准用腐蚀速率或腐蚀深度表示，具体评价标准见下表。部位类别一类二类三类省煤器基本没有腐蚀或点蚀深度小于0.3mm轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.3mm～1mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度大于1mm水冷壁基本没有腐蚀或点蚀深度小于0.3mm轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.3mm～1mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度大于1mm过热器、再热器基本没有腐蚀或点蚀深度小于0.3mm轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.3mm～1mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度大于1mm汽轮机转子叶片、隔板基本没有腐蚀或点蚀深度小于0.1mm轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.1mm～0.5mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度大于0.5mm凝汽器管铜管无局部腐蚀，均匀腐蚀速率a小于0.005mm/a均匀腐蚀速率0.005mm/a～0.02mm/a或点蚀深度不大于0.3mm均匀腐蚀速率大于0.02mm/a或点蚀、沟槽深度大于0.3mm或已有部分管子穿孔不锈钢管b无局部腐蚀，均匀腐蚀速率小于0.005mm/a均匀腐蚀速率0.005mm/a～0.02mm/a或点蚀深度不大于0.均匀腐蚀速率大于0.02mm/a或点蚀、沟槽深度大于0.2钛管c无局部腐蚀，无均匀腐蚀均匀腐蚀速率0.0005mm/a～0.002mm均匀腐蚀速率大于0.002mm/a或点蚀深度大于0.1mma均匀腐蚀速率可用游标卡尺测量管壁厚度的减少量除以时间得出b凝汽器管为不锈钢管时，如果凝汽器未发生泄漏，一般不进行抽管检查c凝汽器为钛管时，一般不进行抽管检查5.8.7.2结垢、积盐评价标准结垢、积盐评价标准用沉积速率或总沉积量或垢层厚度表示，具体评价标准见下表。部位类别一类二类三类省煤器a、b结垢速率c小于40g/(m2·a)结垢速率40g/(m2·a)～80g/(m2·a)结垢速率大于80g/(m2·水冷壁a、b结垢速率小于40g/(m2·a)结垢速率40g/(m2·a)～80g/(m2·a)结垢速率大于80g/(m2·汽轮机转子叶片、隔板c结垢、积盐速率d小于1mg/(cm2·a)或沉积物总量小于5mg/cm2结垢、积盐速率1mg/(cm2·a)～10mg/(cm2·a)或沉积物总量5mg/cm2～25mg/cm2结垢、积盐速率大于10mg/(cm2·a)或沉积物总量大于25mg/cm2凝汽器管c垢层厚度小于0.1mm或沉积物量小于8mg/cm2垢层厚度0.1mm～0.5mm或沉积量8mg/cm2～40mg/cm2垢层厚度大于0.5mm或沉积量大于40mg/cm2a锅炉化学清洗后一年内省煤器和水冷壁割管检查评价标准：一类，结垢速率小于80g/(m2·a)；二类，结垢速率80g/(m2·a)～120g/(m2·a)；三类，结垢速率大于120g/(m2·a)。b对于省煤器、水冷壁和凝汽器的垢量均指多根样管中垢量最大的一侧（通常为向火侧、向烟侧、汽轮机背汽测、凝汽器迎汽测），一般用化学清洗法测量计算；对于汽轮机的垢量指某级叶片局部最大的垢量。c取结垢、积盐速率或沉积物总量高者进行评价d计算结垢、积盐速率所用的时间为运行时间与停用时间之和5.9热力设备化学清洗的管理要求5.9.1按照DL/T794-2012《火力发电厂锅炉化学清洗导则》、DL/T957-2005《火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则》、DL/T977-2005《发电厂热力设备化学清洗单位管理规定》的规定制定锅炉5.9.2锅炉是否需进行化学清洗，应按DL/T794-2012《火力发电厂锅炉化学清洗导则》的规定，根据垢量或运行时间确定。当锅炉水冷壁管最大垢量或锅炉运行时间达到下表规定时，应进行化学清洗。当运行水质和锅炉内的检查出现异常情况时或因结垢而导致爆管及有蠕胀的水冷壁管，应立即进行化学清洗。炉型汽包炉直流炉主蒸汽压力（MPa）＜5.95.9～12.612.7～15.6＞15.6-垢量（g/m2）＞600＞400＞300＞250＞200清洗间隔年限（a）10～157～125～105～105～105.9.3凡200MW及以上机组的清洗方案与措施要呈报集团公司生产管理部和技术监控服务单位审批。5.9.4进行化学清洗时做好监督，确保清洗质量达到要求，清洗后进行质量评价和总结，清洗废液经处理，符合环保要求排放。5.9.5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，若水箱、排水沟、中和池等的防腐层脱落，应采取补救措施。5.10机组停运防锈蚀保护化学监督要求5.10.1在机组停运前，值长提前通知化学运行、化学试验班，化学监督人员根据机组停运时间、停运状态以及《山西漳山发电有限责任公司设备停（备）用防锈蚀保护方法5.10.25.11化学仪表的管理和维护5.11.1为提高水汽质量监督的可靠性、及时性和连续性，必须配备必要的在线化学仪表。不同参数机组必备的在线化学仪表，如下表所示。机组参数测点补给水凝结水给水炉水主蒸汽发电机内冷水13.7MPa及以上机组电导率表电导率表溶氧表钠表pH表溶氧表电导率表pH表电导率表钠表硅表电导率表pH表电导率表13.7MPa以下至9.8MPa以上机组电导率表电导率表溶氧表pH表溶氧表电导率表pH表电导率表电导率表9.8MPa及以下机组电导率表电导率表溶氧表溶氧表自定电导率表注1：凝结水、给水、主蒸汽的电导率表应加装氢型离子交换柱。注2：采用低磷处理工艺的锅炉应配备在线磷表。注3：采用加氧的热力系统应增加溶氧表的配置点（如除氧器入口、汽包炉的下降管等点）。注4：凝结水精处理出口应配备电导率表。注5：必要时炉水宜增加氢电导率的测定。5.11.2应依靠在线化学仪表监督水汽质量，按DL/T677-2009《火力发电厂在线工业化学仪表检验规程》的技术要求和检验条件，实施化学仪表实验室计量工作，确保在线化学仪表的配备率、投入率、准确率。5.11.3应配置微机系统进行在线化学仪表数据的采集、即时显示、自动记录、报警、储存，自动生成日报、月报。5.11.4试验室用的仪器、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，并定期进行校验，确保在有效期内使用。5.12大宗药品管理5.12.15.12.2化验合格后，化验员及时将分析结果告知储运公司及5.12.3化验不合格时，重新5.12.4各种水处理药剂的质量控制标准见Q/ZSFD-214.125.13辅机循环冷却水的化学监督5.13.1化学化验人员必须确保所采集的样品有代表性，化验方法准确项目单位控制指标备注有机磷mg/L1.1～1.5余氯mg/L≤0.5浓缩倍率≤1.4二期≤3.05.13.2通常情况辅机循环冷却水上下午各监测一次，指标不合格时及时通知水处理5.13.3如果水质有异常，则增加采样点，进行对比，以确定水质劣化5.14一期尖峰水塔循环冷却水的化学监督5.14.1化学化验人员必须确保所采集的样品有代表性，化验方法准确，控制标准如下。项目单位控制指标备注有机磷mg/L1.5～2.5余氯mg/L0.5～1.0浓缩倍率≤2.4全碱度mmol/L3.5～4.1pH8.0～8.55.14.2通常情况一期尖峰水塔循环冷却水5.145.15生活污水的化学监督5.155.15.2项目单位控制指标备注工业废水pH6～9进水SSmg/L＜2000进水pH6～9出水SSmg/L＜5出水生活污水pH6.5～8.5进水BOD5mg/L＜100进水SSmg/L＜150进水BOD5mg/L＜10出水SSmg/L＜10出水5.16脱硫系统的化学监督5.165.165.17中水的化学监督5.17.1对中水的来水每日化验监督主要包括pH、YD、Ca、Na、CL-、SC、JD、SiO25.17.2对中水的清水箱每日化验监督主要包括pH、YD、Ca、Na、CL-、SC、JD、SiO25.17.35.17.4对中水的来水、清水箱水每周化验一次SO5.175.175.17.化验项目单位标准原水清水pH7～98.3～8.7SSmg/L≤20≤3ZDFTU≤20≤2JDmmol/L≤1.0NH3-N（以N计）mg/L≤8≤1总磷（以P计）mg/L≤1≤1CODCrmg/L≤60≤20BOD5mg/L≤20≤5余CLmg/L0.1～0.3暂硬（以HCO3-）mg/L≤505.18油务监督实施细则5.18负责运行中汽轮机油、抗燃油的管理、净化和防劣等工作。5.185.18.2.15.18.2.25.18.35.18.3.15.18.3.25.185.18.4.15.18.4.2电力用油的取样按GB/T7597《电力用油(变压器油、汽轮机油5.18.4.35.18.4.4汽轮机油的颗粒度应≤NAS5.18.4.5国产抗燃油的验收、运行监督及维护管理应按照DL/T571《电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则》执行，为确保调速系统不卡涩，油中颗粒度应≤NAS5.18.4.6密封油的验收、运行监督及维护管理应按照DL/T705《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》执行，油中含水量应控制在5.18.4.75.185.18.5.15.18.5.25.18.5.3运行中油的防劣措施、混油及补油按照GB/T7595和5.185.18.6.1新油按GB2536-2011《电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油》、GB11120-2011《涡轮机油》5.18.6.2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GB7595《运行中变压器油质量标准》和5.18.6.3验收标准见附表B1～B5.185.18.7.1对于新投运的设备，充油后应按下述要求进行监督，润滑油、抗燃油系统在投运前按规定程序进行冲洗、循环，直至循环系统回油管。主油箱底部（或滤油机入口）油质化验合格要求润滑油颗粒度≤8级，抗燃油≤6级（NAS标准）5.18.7.25.18.7.35.185.18.8.1每周5.18.8.2每月全分析化验：外观、颜色、机械杂质、水分5.18.8.35.18.8.45.18.8.5正常控制标准见附表5.185.18.9.1每月全分析化验：外观、机械杂质、水分酸值、开口闪点、5.18.9.25.18.9.35.18.9.4正常控制标准见附表5.18.105.18.10.1每月全分析化验：外观、颜色、机械杂质、水分5.18.10.25.18.10.35.18.115.18.11.1每季度全分析化验：外观、颜色、机械杂质、水分5.18.11.25.18.11.3正常控制标准见附表5.18.125.18.12.15.18.12.2常用油种每车化验：外观、颜色、水分、机械杂质、5.18.12.3对新油种应化验：外观、颜色、水分、机械杂质、5.18.12.4正常控制标准见附表5.18.135.18.13.5.18.13.25.18.13.5.18.13.45.18.13.5.18.145.18.145.18.14.2每月的5、15、25号对信誉项目部管辖的用油设备的油检测一次，化验5.18.14.35.18.145.18.14.5各辅机油正常运行控制标准见附表5.18.155.18.155.18.155.18.155.18.155.18.155.18.155.19氢气监督实施细则5.19.15.19.1.1机组正常运行情况下，化学试验班每天对#1、#2、#3、5.19.1.2每周对#1、#2、#3、#4机组充氢及补氢母管来氢5.19.1.35.19.1.4每天对#1、#2、#3、5.19.1.5每周对#1、#2、#3、5.19.25.19.2.15.19.2.21）检查CO2瓶准备充足，品质合格。CO2纯度不低于98%，压力5MPa左右，水分的含量按重量计不大于0.1%；2）检查CO2瓶与系统连接完毕，部分开启发电机顶部排气门；3）开启CO2汇流排充气一、二次门；4）微开CO2瓶出口角阀进行充气，当瓶内压力下降后逐步开大角阀；5）充气过程中，用热水不断加热CO2瓶体，以防CO2瓶冻结；6）调整发电机顶部排气门，控制发电机内压力为0.01～0.03MPa；7）从发电机顶部排气门后取样化验，当CO2含量＞90%以上时，暂停充CO2。5.19.2.31）开启补氢减压阀出口及排气门2～5分钟后关闭；2）开启空气干燥器出口及其排污门2～5分钟后关闭；3）开启氢气干燥器气水分离器上排污门2～5分钟后关闭；4）开启氢气分析仪排气门2分钟后关闭；5）开启检漏仪排污门2～5分钟后关闭；6）开启氢侧密封油箱顶部取样门2～5分钟后关闭；7）继续充CO2，取样化验CO2含量＞95%时合格,关闭发电机顶部徘气门；8）关闭CO2瓶出口角阀,关闭CO2瓶汇流排充气一、二次门,关闭充CO2进气门。5.19.2.41）联系制氢站供氢气。若制氢站来氢母管为空气时，必须用CO2置换其中的空气合格，然后用氢气置换CO2合格后方可送气；2）开启制氢站来氢门，微开补氢减压阀旁路门，控制充氢压力稍高于发电机内压力；3）微开启发电机底部排气门排CO2，并注意保持发电机内气体压力稳定；4）从发电机底部排气门取样，化验氢气纯度＞96%，氧气含量小于2%时，按5.19.2.3步骤排除发电机死角CO2气体；5）当各处取样门化验氢气纯度＞96%时，充氢合格，关闭发电机底部排气门；6）缓慢将发电机氢压升高至0.25～0.28MPa，注意氢油差压调节正常；7）关闭补氢减压阀旁路门，停止补氢。5.19.35.19.3.11）检查CO2瓶准备充足，品质合格。CO2纯度不低于98%，压力5MPa左右，水分的含量按重量计不大于0.1%，并检查管路连接完好；2）接到值长排氢命令后，方可进行排氢工作；3）关闭供氢总门，供氢减压阀前后手动阀及旁路阀。微开发电机顶部排气门，缓慢减压至0.02～0.05MPa；4）注意密封油调节正常，氢侧密封油油箱油位正常，否则应手动干预。5.19.31）部分开启发电机顶部排气门；2）开启充CO2进气门；3）开启CO2汇流排充气一、二次门；4）微开CO2瓶出口角阀进行充气，充气过程中，用热水加热CO2瓶体，以防CO2冻结；5）调整发电机顶部排气门，维持气压0.01～0.02MPa；6）从发电机顶部取样，当CO2含量达90%时，暂停充CO2；7）排发电机内死角余氢；8）开启补氢减压阀出口门及排污门2～5分钟后关闭；9）开启空气干燥器出口门及排污门2～5分钟后关闭；10）开启氢气干燥器进、出口门前取样门2～5分钟后关闭；11）开启氢气分析仪排气门2分钟关闭；12）开启检漏仪排污门2～5分钟关闭；13）当从发电机顶部排气门处取样化验CO2纯度＞95%时合格，停止置换氢气操作，关闭发电机顶部排气门及充CO2门。5.19.3.31）确认厂用压缩空气气源充足，品质合格，已连接牢固；2）开启空气干燥器进口手动门，打开其底部排污阀，经充分疏水排污后关闭；3）微开压缩空气总门，发电机内开始充气；4）微开发电机底部排气门排放CO2；5）从发电机底部排气门处取样，当CO2纯度＜10%时，开启各处排污门2～5分钟排死角；6）关闭发电机底部排气门，适当提高发电机内风压至0.1MPa左右，关闭压缩空气总门及空气干燥器进、出口门；7）注意发电机密封油系统运行正常。5.19.4化验项目取样点气体纯度露点温度氢中含氧量%℃%发电机内氢气≥96.0-5～-≤2.0来氢母管氢气≥99.8≤-25℃≤0.2气体置换用惰性气体（CO2）≥98.0≤2.0注：制氢站产品或发电机充氢、补氢用氢气湿度为常压下的测定值；发电机内氢气湿度为发电机运行压力下的测定值，若在常压下测量，需根据本公司运行条件进行换算。5.20燃料监督实施细则5.20.15.20.25.20.5.20.45.20.5燃料采、制、化人员应持有资质的机构颁发的岗位合格证上岗。未获岗位合格证者5.20.6检测项目采制样全水分固有水分灰分挥发分硫发热量检测周期车车采样批批制样批批化验检测项目硫碳氢氮灰溶点样品贮存检测周期每种煤每月一次根据需要随时测定每个样品保留二个月5.20.6.15.20.6.25.20.6.35.20.6.45.20.75.20.7.15.20.7.2入炉煤质量监督以每班（值）的上煤量为一个采样单元，测定入炉煤煤样的全水分、水分、灰分、挥发分、全硫、发热量。再用加权平均值计算一天（5.20.7.35.20.7.45.20.7.55.20.7.65.21化学技术监督管理5.21.1每月5日前将上月化学技术监督报表上报。相关表格形式见附表B27～B45。5.21.2次年1月5日前将上年度的化学技术监督工作总结上报到京能集团生产管理部。5.21.35.21.45.22化学技术监控预警5.22.1总则5.22.1.1化学技术监控预警是在化学技术监控日常工作中及时发现水、汽、气、油及燃料等5.22.1.2化学技术监控预警的目的是5.22.2化学5.22.2.1化学5.22.2.25.22.2.5.22.2.45.22.2.55.22.2.65.22.2.7化学技术监控设备、指标5.22.3按照危险程度分为两级：一般预警和严重预警，一般预警连续两次仍未解决即上升为严重预警。当本单位处于严重预警时，应立即上报集团公司生产管理部，由本单位生产副总经理（或总工程师）负责制定整改计划及备案，并在规定的时间内处理解决。5.22.4化学5.22.4.11）本单位内部实行预警制度，任何人发现满足一般预警和严重预警条件的情况即可向三级化学技术监控管理网提出，本单位技术监控管理领导小组核实后向有关部门提出书面预警，发生严重预警情况时应同时报送集团公司生产管理部；2）化学技术监控服务单位提出严重预警经签发后提交给本单位，同时报送集团公司生产管理部；3）京能集团公司对本单位在化学技术监控管理上存在的比较严重的问题，提出严重预警，由集团公司生产管理部签发，发给本单位副总经理（或总工程师）。5.22.4.1）本单位在日常化学技术监控发现异常情况后应迅速决定采取适当措施以预防风险或将风险降低至可接受的水平；2）本单位接到化学技术监控服务单位或集团公司技术监控预警的，应及时联系化学技术监控服务单位和技术服务、合作单位，对预警内容认真研究，制定整改计划并由主管领导批准，明确整改内容、措施、目标、责任人，并在规定的时间内完成整改及验收，将有关报告整理归档；3）本单位接到严重预警时，还应将整改计划、整改验收报告及时上报集团公司生产管理部。5.22.55.22.51）水汽质量异常，属于“三级处理”原则中“一级处理”的；2）水汽监督不到位，延误水汽异常的处理；3）未按相关规定购置水处理材料、油品、仪器设备等，影响安全生产；4）汽轮机油、抗燃油颗粒度检测连续两次不合格；5）汽轮机油中含水量大于200mg/L；6）不按规定对燃料进行采、制、化工作；7）不按规定对电气设备的绝缘油、六氟化硫气体做采样分析；8）化学在线仪表不能正常工作，且超过3天没有进行正常分析测试。5.22.51）水汽质量异常，属于“三级处理”原则中“二级处理”及以上的；2）汽轮机油、抗燃油颗粒度检测连续三次不合格；3）汽轮机油中含水量大于400mg/L；4）氢冷机组中氢气纯度和湿度不合格，72小时内仍不能恢复；5）机组检修后油中颗粒度不合格擅自启机。6检查与考核6.1检查方法：按本标准规定，对漳山发电标准的执行情况进行检查。6.2考核内容6.2.1当发现有异常数据时，应立即出具“化学技术监督异常数据通知单”，相关部门在接到通知单后应尽快处理，如果在规定时间内不能达到标准值，考核责任部门100元，并出具“化学技术监督异常整改建议单”（附表B26），经分管化学监督的副总经理同意，仍然在规定时间内达不到标准值，考核责任部门500元。6.2.2化验人员对异常数据没有复测就往外报送，考核责任者100元。若造成生产事故，考核责任者500元。6.2.3水汽质量控制标准考核6.2.3.1水汽质量异常，属于“三级处理”原则中“一级处理”的，考核责任部门100元；属于“三级处理”原则中“二级处理”的，考核责任部门500元；属于“三级处理”原则中“三级处理”的，考核责任部门1000元。停机事故则加重考核。事故发生后要严格执行四不放过原则。6.2.3.2给水pH不合格（＜9.2或＞9.6）时，通知相关部门调整给水加氨量，若相关部门在半小时内没有采取任何处理措施，考核责任部门100元；若水质进一步恶化，考核责任部门500元。6.2.3.3炉水氢电导率超标(＞1.5μS/cm）是由于氢型强酸阳离子交换树脂失效引起的，通知相关部门进行树脂更换，若相关部门接到通知半小时内没有采取措施，考核责任者100元。若炉水氢电导率继续上升，考核责任者500元。6.2.3.4炉水氢电导率超标(＞1.5μS/cm）是由于炉水浓缩引起的，通知集控调大炉水排污量时，集控人员不得消极排污或间断性排污，首次排污至炉水氢电导率小于1.2μS/cm时，方可恢复正常排污量，否则考核责任者100元；若操作人员不予配合，排污量不够，一小时后水质不好转，且炉水氢电导率有上升趋势，考核责任者500元。6.2.3.5炉水pH由于加药不当引起不合格（＜9.0或＞9.7）时，考核责任者100元；若值班员在接到pH不合格的通知后，没有及时调整加药泵，一小时后水质不好转，且炉水pH值有进一步恶化趋势，考核责任者500元。6.2.3.6炉水SiO2超标(＞200μg/L）通知集控调大炉水排污量时，集控人员不得消极排污或间断性排污，首次排污至炉水SiO2小于170μg/L时，方可恢复正常排污量，否则考核责任者100元；若操作人员不予配合，排污量不够，一小时后水质不好转，且炉水SiO2有上升趋势，考核责任者500元。6.2.3.7炉水CL-超标(＞200μg/L）通知集控调大炉水排污量时，集控人员不得消极排污或间断性排污，首次排污至炉水CL-小于180μg/L时，方可恢复正常排污量，否则考核责任者100元；若操作人员不予配合，排污量不够，一小时后水质不好转，且炉水CL-有上升趋势，考核责任者500元。6.2.3.8凝结水泵出口溶解氧含量超标(＞100μg/L）时，相关部门接到超标通知后，若在半小时内没有采取任何处理措施，考核责任部门100元；若溶解氧含量继续增大，考核责任部门500元。6.2.3.9定冷水铜含量超标(＞20μg/L）时，集控接到超标通知后，若在半小时内没有采取任何处理措施，考核当班班组100元；若铜含量继续增大，考核当班班组500元。6.2.3.10除氧器出口溶解氧含量不合格(＞7μg/L）时，通知相关部门进行处理，若相关部门在半小时内没有采取任何处理措施，考核责任部门100元；若水质进一步恶化，考核500元。6.2.3.11锅炉补给水质量不合格时，通知相关部门进行处理，若相关部门在接到不合格通知后半小时内没有采取任何处理措施，致使锅炉补给水质量进一步恶化，考核责任部门500元。6.2.3.12疏水和生产回水质量不合格时，不得直接进入热力系统，否则考核责任部门500元。6.2.3.13闭式冷却水联氨含量不合格（＜1mg/L）时，化学运行人员接到不合格通知后半小时内没有启加药泵，考核当班班组100元。6.2.4化学运行控制标准考核6.2.4.1反渗透入口SDI＞6.2.4.2反渗透入口余氯＞0.1mg/L时，化学运行人员接到超标通知后半小时内没有采取任何处理措施，考核责任班组200元。6.2.4.3循环水有机磷、余氯不合格时，化学运行人员接到不合格通知后半小时内没有调整加药量，考核责任班组200元。6.2.4.4循环水浓缩倍率超标时，化学运行人员接到超标通知后，半小时内没有加大排污和补水量，考核责任班组200元。6.2.4.5中水清水pH、余氯不合格时，中水运行人员接到不合格通知后半小时内没有调整加药量，考核责任班组200元。6.2.5机组启停控制标准考核6.2.5.1化学运行人员在接到停机通知后，根据停运时间长短准备好停炉保护液，若由于准备不当机组没有得到应有的保护，考核责任班组100元，后果严重的考核500元。6.2.5.2机组在滑停过程中，集控人员掌握滑停幅度，当机组滑停到主蒸汽温度在450℃以下时，通知化学运行人员开始加药，以保证在最短的时间内加药完毕，若运行人员在没有接到通知擅自加入停炉保护液，考核100元，由于加药不当造成药品浪费和系统成膜效果6.2.5.3当锅炉压力降至0.5-0.8Mpa时，集控人员应认真按照热炉放水、余热烘干操作步骤进行操作，并检查确保炉水放尽，未按此操作步骤操作，导致水汽系统内所有设备和管道金属表面未能形成一层保护膜，没有得到有效的保护，考核责任班组500元。6.2.5.4机组检修停运时，运行人员应严格按操作规程将精处理过滤器退出运行状态，若运行人员违反操作规程，误操作精处理系统，考核当班者100元。6.2.5.5锅炉检修后做整体水压试验时，若水质达不到标准，就对打压系统擅自进行打压，考核相关部门1000元。6.2.5.6机组启动时，应按照冷态和热态冲洗步骤进行，冲洗过程中必须在每个阶段达到冲洗标准的情况下方可进行下一步冲洗操作，否则考核责任部门500元。6.2.5.7锅炉启动时，给水质量应符合GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》中的规定，在热启动2h内、冷启动8h内应达到正常运行的控制标准，否则考核责任者500元。6.2.5.8机组启动时，凝结水质量应符合GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》中的规定才能开始回收，否则考核责任者500元。6.2.5.9机组启动时，高、低加热器的疏水含铁量大于400μg/L时，不能回收，否则考核责任者500元。6.2.5.10锅炉启动后，并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量应符合GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》中的规定，并在机组并网后8h内达到正常运行的控制标准，否则考核责任者500元。6.2.6油、氢及其他控制标准考核6.2.6.1汽轮机油、抗燃油颗粒度检测连续两次不合格的，考核责任部门200元；汽轮机油、抗燃油颗粒度检测连续三次不合格的，考核责任部门500元。6.2.6.2机组检修后油中颗粒度不合格擅自启机的，考核责任部门500元。6.2.6.3汽轮机油中含水量大于200mg/L，考核责任部门200元；汽轮机油中含水量大于400mg/L，考核责任部门500元。6.2.6.4辅机油考核标准参照《辅机油化学监督管理制度》中的规定执行。6.2.6.5氢冷机组中氢气纯度和湿度不合格，72小时内仍不能恢复的，考核责任部门500元。6.2.6.6氢气系统动火检修，应保证系统内部和动火区域的氢气最高含量不超过0.4%，在对动火处周围进行检漏时，没有化验员的检漏合格记录不得开工，否则考核500元，对动火处周围氢气含量超过0.4%，而仍然擅自开工，造成严重后果的考核10000元。6.2.6.7机组启停时氢气置换应严格按照充退氢的步骤采用中间介质进行置换，置换应彻底，防止死角末端残留余气。置换过程中必须在每个阶段都达到标准的情况下方可进行下一步置换操作，否则考核500元，造成严重后果的考核10000元。6.2.6.8不按规定对燃料进行采、制、化工作的，考核责任部门500元。6.2.6.9入厂燃料质检率100%；入炉煤机械化采样装置配备率100%，投入率大于90%，否则考核责任部门100元。6.2.6.10化学在线仪表不能正常工作，且超过3天没有进行正常分析测试的，考核责任部门500元。6.2.6.11在线化学仪表（pH、电导率、溶解氧、钠表等）的配备率100%，投入率大于98%，准确率大于95%，否则考核责任部门500元。6.2.6.12未按相关规定购置水处理材料、油品、仪器设备等，影响安全生产的，考核责任部门500元。6.2.6.13大宗药品进厂后由化验人员进行采样化验，在没有化学人员通知药品合格的情况下，任何人不得擅自通知卸车，否则考核责任部门100元。若是在卸车后药品化验结果为不合格，则考核责任部门1000元。6.2.6.14凡应送检的仪器仪表送检率100%。否则考核责任部门100元。6.2.6.15责任人每月没按时上报化学监督报表，考核责任人100元。6.2.6.16其它未规定情况由化学技术监督领导组评议考核。6.3考核部门：发电部。6.4考核时间：每月进行一次。运行管理Q/ZSFD-214.12-13-2013附录A（规范性附录）化学技术监督网运行管理Q/ZSFD-214.12-13-2013附录B（规范性附录）化学技术监督附表附表B1：新汽轮机油质量标准序号项目单位质量标准1外观透明2机械杂质无3运动粘度（40℃mm2/s28.8～35.24开口闪点℃≥1865破乳化度min≤156酸值mgKOH/g≤0.27水分mg/L无8液相锈蚀无锈附表B2：新抗燃油质量标准序号项目单位质量标准1外观透明2密度（20℃g/cm31.13～1.173运动粘度（40℃mm2/s41.4～50.64开口闪点℃≥2405水分mg/L≤6006颗粒污染度，NAS1638级≤67酸值mgKOH/g≤0.058电阻率（20℃Ω·cm≥1.0×1010附表B3：新变压器油质量标准序号项目单位质量标准1外观清澈透明、无沉淀物和悬浮物3水溶性酸或碱无4酸值mgKOH/g≤0.015闭口闪点℃≥1356水含量mg/kg≤30/407密度（20℃g/cm3≤0.8958运动粘度（40℃mm2/s≤12附表B4:运行中汽轮机油质量标准序号项目单位质量标准1外观透明2颜色3机械杂质无4运动粘度（40℃mm2/s28.8～35.25开口闪点℃≥180，且比前次测定值不低106破乳化度（54℃min≤307酸值未加防锈剂油mgKOH/g≤0.2加防锈剂油≤0.38水分mg/L≤1009液相锈蚀无锈10颗粒污染度(NAS1638)级≤8附表B5:运行中抗燃油质量标准序号项目单位质量标准1外观透明2密度（20℃g/cm31.13～1.173运动粘度（40℃mm2/s39.1～52.94开口闪点℃≥2355水分mg/L≤10006颗粒污染度（NAS1638）级≤67酸值mgKOH/g≤0.158电阻率20Ω·cm≥6.0×109附表B6:运行中氢冷发电机用密封油质量标准序号项目单位质量标准1外观透明2颜色3机械杂质无4运动粘度（40℃mm2/s与新油原测定值的偏差不大于20%5开口闪点℃不低于新油原测定值156机械杂质无7酸值mgKOH/g≤0.38水分mg/L≤509空气释放值（50℃min≤1010泡沫特性（24℃mL600/10附表B7:运行中变压器油的质量标准运行中变压器油质量标准(二期主变、电抗器)序号项目单位质量标准1外观透明、无杂质或悬浮物2颜色3机械杂质无4水溶性酸（pH值）≥4.25酸值mgKOH/g≤0.16闭口闪点℃≥1357水分mg/L≤158体积电阻率（90℃Ω·m≥1×1010运行中变压器油质量标准(一期高厂变、二期高厂变、高公变)序号项目单位质量标准1外观透明、无杂质或悬浮物2颜色3机械杂质无4水溶性酸（pH值）≥4.25酸值mgKOH/g≤0.16闭口闪点℃≥1357水分mg/L≤358体积电阻率（90℃Ω·m≥5×109运行中变压器油质量标准(一期主变、一、二期启备变)序号项目单位质量标准1外观透明、无杂质或悬浮物2颜色3机械杂质无4水溶性酸（pH值）≥4.25酸值mgKOH/g≤0.16闭口闪点℃≥1357水分mg/L≤258体积电阻率（90℃Ω·m≥5×109附表B8:柴油质量标准序号项目单位0号-10号-20号-35号1外观透明透明透明透明2颜色3机械杂质无无无无4水分mg/L痕迹痕迹痕迹痕迹5闭口闪点℃≥55≥55≥50≥456密度(20℃g/cm30.810～0.8500.810～0.8500.790～0.8400.790～0.8407运动粘度（20℃mm2/s3.0～8.02.5～8.02.5～8.01.8～7.0附表B9:壳牌可耐压润滑油220标准(磨减速机)（一期）序号项目单位质量标准1密度(15℃Kg/L0.8892粘度(40℃mm2/S2203粘度(100℃mm2/S18.924粘度指数975开口闪点℃2446倾点(不高于)℃-15附表B10:壳牌万利得润滑油150标准(磨油站)（一期）序号项目单位质量标准1密度(15℃Kg/L0.8822粘度(40℃mm2/S1503粘度指数974闭口闪点℃2585倾点(不高于)℃-9附表B11:磨煤机KMP350减速机、稀油站、油池油OmaIa320（二期）序号项目单位质量标准1密度（15℃Kg/L0.9032粘度（40℃mm2/S3103粘度（100℃mm2/S24.54粘度指数995开口闪点℃2386倾点℃-15附表B12:空预器主减速机OmaIaHD320（二期）序号项目单位质量标准1密度（15℃Kg/L0.8552粘度（40℃mm2/S319.13粘度（100℃mm2/S33.84粘度指数1455开口闪点℃2426倾点℃-45附表B13:给煤机减速机、空预器支撑、导向轴承润滑油站，OmaIa680（二期）序号项目单位质量标准1密度（15℃Kg/L0.9122粘度（40℃mm2/S6793粘度（100℃mm2/S37.24粘度指数825开口闪点℃2246倾点℃-9附表B14:风机、液压油站，得力士TeIIus46（二期）序号项目单位质量标准1密度（15℃Kg/L0.8792粘度（40℃mm2/S463粘度（100℃mm2/S6.74粘度指数985开口闪点℃2186倾点℃-30附表B15:密封风机轴承箱，多宝Turbo32（二期）序号项目单位质量标准1密度（20℃Kg/L0.8672粘度（40℃mm2/S323粘度（100℃mm2/S5.454粘度指数1055开口闪点℃2266倾点℃-12附表B16:风机电机油站多宝Turbo46（二期）序号项目单位质量标准1密度（20℃Kg/L0.8722粘度（40℃mm2/S463粘度(100℃mm2/S6.874粘度指数1045开口闪点℃2306倾点℃-12附表B17:捞渣机液压油站多宝Tellus100（二期）序号项目单位质量标准1密度（15℃Kg/L0.8912粘度（40℃mm2/S1003粘度(100℃mm2/S11.14粘度指数965开口闪点℃2346倾点℃-24附表B18:增压风机润滑油站，美孚DTE25（二期）序号项目单位质量标准1密度（15℃Kg/L0.8552粘度（40℃mm2/S44.23粘度(100℃mm2/S6.74粘度指数955闪点℃200附表B19:皮带脱水机减速器，美孚格高460（二期）序号项目单位质量标准1密度（15℃Kg/L1.052粘度（40℃mm2/S4603粘度(100℃mm2/S77.14粘度指数2495闪点℃260附表B20:磨煤机液压油GYX2-25高压油站得力士TeIIus46（二期）序号项目单位质量标准1密度（15℃Kg/L0.8742粘度（40℃mm2/S463粘度指数1085闭口闪点℃212附表B21:挡风门风机长城L-TSA32（二期）序号项目单位质量标准1密度（15℃Kg/L0.8652粘度（40℃mm2/S323粘度指数985开口闪点℃200附表B22:吸收塔搅拌器美孚齿轮油632（二期）序号项目单位质量标准1密度（15℃Kg/L0.92粘度（40℃mm2/S3203粘度（100℃mm2/S24.54粘度指数975闪点℃232附表B23:日常工作内容及周期（定期）B23.1水化验：化验工作项目化验内容分析周期备注Ⅰ期系统查定pH：16个水样SC：8个水样SiO2：22个水样Fe：4个水样Cu：4个水样JD：4个水样YD：12个水样O2：4个水样CL-：4个水样每日一次由于加热、浓缩Fe、Cu时间较长，水样项目繁多，故完成工作需7小时。NH3：4个水样Fe：18个水样每周一次Cu：4个水样每月一次Ⅱ期系统查定pH：14个水样SC：4个水样SiO2：24个水样Fe：4个水样Cu：4个水样JD：2个水样YD：10个水样O2：4个水样CL-：2个水样PO43-：2个水样每日一次由于加热、浓缩Fe、Cu时间较长，水样项目繁多，故完成工作需7小时。NH3：2个水样Fe：24个水样每周一次Cu：20个水样每月一次Ⅰ、Ⅱ期水处理pH：5个水样SC：7个水样SiO2：4个水样Na：2个水样沉降比：2个水样YD：3个水样SDI：5个水样ZD：19个水样CL余-：33个水样每日一次部分试验需上下午做。Ⅰ、Ⅱ期水处理COD：23个水样每周一次Ⅰ、Ⅱ期循环水pH：5个水样SC：5个水样JD：5个水样Ca：5个水样余CL：4个水样YD：5个水样CL：5个水样ZD：5个水样总磷：