化学试验监督规程（修改）

1、 化学实验室操作 规程 （试行版） 2012-5-01 发布 2012-10-01 实施 陕西有色榆林新材料 有限责任公司发电分公司 前 言 本标准根据部颁法规、导则、以及兄弟单位同类型机组技术资料，并结合我公司 5330MW 亚临界机组化学设备说明书、设计资料等相关技术资料，编写陕西有色 榆林新材料有限公司发电分公司5330MW 亚临界机组化学 试验监督 规程，以适应 化学试验监督方面的要求。 本标准规定了 陕西有色榆林新材料有限公司发电分公司5330MW 亚临界机组 化学 试验监督方面的工作，适用于 陕西有色榆林新材料有限公司发电分公司 5330MW 亚临界机组化学 试验室人员 使用。 由

2、于资料、调试经验不足等原因，本标准仍需在运行过程中核实和补充完善，望所有 使用本标准的人员和单位提出修改意见。 本标准起草单位： 陕西有色榆林新材料有限责任 公司 发电分公司 本标准主要起草人： 孔令伟 本标准初审人： 本标准复审人： 本标准批准人： 本标准于 2012 年 5 月 1 日发布。 目 录 1 范范围围 .1 2 规规范范性性引引用用文文件件.1 3 水水汽汽监监督督 .1 3.1 水样的采集.1 3.2 机组正常运行和启动时期的水汽监督.2 3.3 水、汽系统设备检修和停（备）用阶段的监督检查.5 3.4 大宗材料的质量监督.6 3.5 树脂验收指标 .8 3.6 树脂报废标准

3、.10 3.7 判断树脂技术报废的规则.11 4 油油务务监监督督 .12 4.1 新油的验收及贮存油的质量监督.12 4.2 运行中汽轮机油的监督.15 4.3 运行中绝缘油（气）的监督及质量标准.19 4.5 检修阶段的油务监督.29 5 六六氟氟化化硫硫的的监监督督.29 5.1 新六氟化硫设备及新气的监督.29 5.2 SF6运行气体的监督.30 5.3 设备解体时SF6气体的监督 .31 5.4 SF6的毒性和使用安全注意事项.31 6 煤煤监监督督 .31 6.1 煤（灰）取样、制样与留样.31 6.2 煤、灰测定项目的试验方法.33 6.3 仪器的检验.34 7 废废污污水水水水

4、质质监监测测.34 7.1 监测对象 .34 7.2 采样点设置.35 7.3 采样 .35 7.4 采样体积与样品保存方法.35 7.5 各类排水监测项目与监测周期.36 7.6 分析方法 .37 附录 A 化学技术监督实施细则.37 附录 B 热力设备大修化学监督检查制度.48 附录 C 停（备）用热力设备防锈蚀保护制度.57 附录 D 防止油质劣化及油再生规程.64 附录 E 水处理设备大修时离子交换树脂性能测定.70 附录 F 机组大修后启动油质检查.72 化化学学试试验验监监督督规规程程 1 范范围围 本标准规定了 榆林新材料发电分公司5330MW 机组化学水、汽、煤、油监督技 术标

5、准。 本标准适用于 榆林新材料发电分公司化学水、汽、煤、油、环保 监督工作。 2 规规范范性性引引用用文文件件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件， 其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据 本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件， 其最新版本适用于本标准。 DL/T595-1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则 DL/T 246-2006 火力发电厂化学监督导则 DL/T 956-2005 火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则 DL/T1039-2007 发电机内冷水处

6、理导则 DL/T794-2001 火力发电厂锅炉化学清洗导则 DL/T 1031-2006 汽轮机油质量标准 GB/T 7595-2008 变压器油质量标准 DL/T 571-2007 抗燃油标准运行与维护导则 GB/T 12145-2008 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量 DLT 290-2012 电厂辅机用油运行及维护管理导则 DL/T 722-2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则 3 水水汽汽监监督督 3 3. .1 1 水水样样的的采采集集 参照 DL/T 502-2006火力发电厂水汽分析方法 水汽样品的采集方法中的 内容进行。 3 3. .2 2 机机组组正正常常运运行行

7、和和启启动动时时期期的的水水汽汽监监督督 3.2.1 机组正常 运行时每周对 每台机组 的凝水、给水、炉水、饱和 进行 一次铜、 铁、查定，发电机冷却水进行一次铜查定，辅机 水总磷分析一次，每月对每台机组所 有水汽进行铜、铁、硅、钠查定。水质异常情况下，加强分析次数。 3.2.2 各种水质及简化分析项目见表1。 表表 1 1 各各种种水水质质及及简简化化分分析析项项目目 水质名称分析项目 锅炉给水硬度、 PH、电导率、氨、联氨 凝结水（高混出口）硬度、 PH、电导率、溶解氧 锅炉炉水硬度、 PH、电导率、氯离子、磷酸根 饱和蒸汽电导率、氨 过热蒸汽电导率、氨 再热蒸汽电导率、氨 给水泵出口硬度

8、、 PH、电导率、溶解氧 凝结水泵出口硬度、 PH、电导率 3.2.3 对辅机 水、炉水、生水（蓄水池 入口水）进行全分析，每季度一次（生水 分析联系公司质监中心分析），实验室水组工作周期见表 1。 3.2.3.1 水质全分析测定时应注意以下事项： a）开启水样瓶封口时，应先观察并记录水样颜色、透明度、沉淀物的数量及其他 特征。 b)透明水样：开瓶后应先辨别气味，并且立即测定PH、氨、化学耗氧量、碱 度、亚硝酸盐、亚硫酸盐等易变质项目。然后测定全固体、溶解固体、悬浮物等，接着测 定二氧化硅、铁、铜、铝、钙、镁、硬度，硫酸盐、氯化物、磷酸盐、硝酸盐等项目。 c）浑浊水样：开启水瓶后应取其中经澄清

9、的一瓶，立即测定PH、氯、碱度、 亚硝酸盐和亚硫酸盐等易变项目。过滤后测定甲基橙碱度、氯化物等项目。将另一瓶 混浊的水样混匀后立即测定化学耗氧量，并测定全固体、悬浮固体、溶解固体、二氧化硅、 铁、铝、铜、钙、镁等项目。 d)水质分析的结果必须进行审核，只有当相对误差符合火力发电厂水汽分 析方法 规定的要求时，才能出具水质全分析的数据。当相对误差超过规定时，应查找原 因后重新测定，直到符合要求。 3.2.3.2 各检测项目的试验方法执行电力行业颁发的火力发电厂水汽分析方法 。 3.2.4 机组正常运行时的水质、氢气 控制指标见 表 1。 表表 1 1 名 称项 目标 准单 位周 期 高混前高混后

10、 电导率 0.30.15us/cm 连续 硬度 00umol/L4h 二氧化硅保证炉水 15ug/L4h 钠 55ug/L4h 铁 5ug/L 每周一次 铜 3ug/L 每周一次 凝结水 氧 3030ug/L4h 硬度 2.5umol/L 回收前 铁 50ug/L 回收前疏水 碱度 umol/L 回收前 电导率 2.0us/cm4h pH7.09.04h 硬度 2.0umol/L4h 发电机内冷水 铜 40ug/L 每周一次 氧 7ug/L4h 二氧化硅 20ug/L4h 给水 铁 15ug/L 每周一次 铜 3ug/L 每周一次 pH9.29.64h 联氨 30ug/L4h 电导率 0.15

11、us/cm 连续 钠 5ug/L4h 二氧化硅 20ug/L4h 铁 10ug/L 每周一次 铜 3ug/L 每周一次 蒸汽 氢电导 0.15us/cm 连续 二氧化硅 0.20mg/L4h 磷酸根 1.0mg/L4h 电导率 20us/cm4h pH9.09.74h 汽包炉水 氯离子 0.5mg/L4h 硬度 0umol/L4h 取样 冷却水 导电度 0.3us/cm4h 机组氢气湿度 Td -20 每周 氢罐氢气湿度 Td -25 每月 干燥器出口湿度 Td -35 启动设备时 浓度 30% 启动设备时 比重 1.290g/l 启动设备时电解液 添加剂 2 2 启动设备时 硬度 mmol/

12、L4h 碱度 7.08.0mmol/L4h pH8.49.04h 机冷塔循环水 氯浓缩倍率 3.54h 闭式循环水导电度 30us/cm4h pH8.09.24h 3.2.5 机组启动阶段凝结水水质回收控制指标见表2 表表 2 2 机机组组启启动动阶阶段段凝凝结结水水水水质质标标准准 SiO2YDFeCuSCPHO2 凝结水 ug/lumol/lug/lug/lus/cm25ug/l 标准 8010100030 3.2.6 机组启动阶段给水水质标准见表3 表表 3 3 机机组组启启动动阶阶段段给给水水水水质质标标准准 SiO2FeYDPHN2H4 氢电导 CC O2 给水 ug/lug/lum

13、ol/l25ug/lus/cmug/l 标准 807559.2-9.630130 注：热启动2h 内、冷启动时8h 内应达到正常运行值。 3.2.7 对化学运行各项试验的准确性（包括各种水、汽、气）进行不定期抽校。 3.2.8 每月统计、分析机组启动和正常运行时的水质数据（详见运行各岗位报表日志 及本班简化分析数据、全分析数据、水汽报表等），对存在问题，提出对策，通知有关部 门进行处理。 3.2.9 定期深入现场进行巡回检查，发现化学监督范围内的设备隐患、化学运行监督 工作中的存在问题；依据情况进行汇报、处理。 3.3 水水、汽汽系系统统设设备备检检修修和和停停（备备）用用阶阶段段的的监监督督

14、检检查查 3.3.1 热力设备大修期间化学监督检查工作执行附录B热力设备大修化学监督检 查制度 及附录 A化学监督实施细则中的有关内容。 3.3.2 热力设备割管部位及割管要求，附着物的测定方法参照附录B热力设备 大修化学监督检查制度进行。 3.3.3 热力设备大修过程中检查发现的问题，要查清其隐患的性质、范围和程度，提 出应采取的防范措施，通知有关部门实施。 3.3.4 热力设备停（备）用期间，根据附录C停备用热力设备防锈蚀保护制度 进行防腐保护。做好下列防腐保护过程中的化学监督检查工作：（1）热炉放水、余 热烘干法；（ 2）干燥剂法；（ 3）成膜法；（ 4）上述制度中 “其他设备的防腐工作

15、” 。 3.3.5 热力设备化学清洗工作外委具有法人资格，国家法定技术监督部门认定通过的 单位进行，根据部颁火力发电厂锅炉化学清洗导则等有关制度的内容进行质量验 收，并对酸洗工作做好评价、总结。 3.3.6 水处理设备大修时，测定各离子交换树脂工作交换容量等，并对检查出的问题 提出处理办法，会同设备 检修班共同实施。大修结束后写出大修报告，经审查后发至设 备检修班组。 3.4 大大宗宗材材料料的的质质量量监监督督 3.4.1 新购入水处理用大宗材料：离子交换树脂、磷酸三钠、水合肼、聚合氯化铝、 氨水、盐酸、硫酸、烧碱、活性炭的验收执行国家有关标准。其检验方法详见水 处理用材料检验标准汇编。 3

16、.4.2 石英砂的验收 3.4.2.1 石英砂用作过滤材料时，应进行酸性、碱性和中性溶液的化学稳定性试验。 滤料浸泡 24 小时后，分别符合以下要求： 全固形物的增加不超过20mg/L； 二氧化硅的增加量不超过1-2 mg/L。 a）试验方法 1） 用 3 个三角烧杯（ 700 1000 毫升），里面分别加入500 毫升下列三种溶 液： HCL：浓度 400 毫克 /升（用比重1.19 的 HCL 配制）； 氢氧化钠：浓度400 毫克 /升； 氯化钠：浓度500 毫克 /升。 2）在每个烧杯中加入10 克滤料（粒径0.5 1 毫米），保持20，每隔 4 小 时摇动一次，浸泡24 小时后取出滤液

17、，分别分析全固形物、二氧化硅和耗氧量。 3.4.2.2 用于离子交换器垫层的石英砂，应符合以下要求： 纯度：二氧化硅 99； 化学稳定性试验合格。 a）化学稳定性试验 1）取 100 克石英砂（粒径0.5 1 毫米）放在250 毫升的烧杯中，加100 毫 升 5%的盐酸，保持20浸泡 4 小时后，冲洗至中性，沥干； 2）再加 100 毫升 5%的氢氧化钠溶液，保持40浸泡 4 小时后，用无硅水彻底 冲净、沥去水分，烘干； 3）取 50 克放在 1000 毫升的塑料杯中，加无硅水500 毫升保持 20，每 4 小时摇动一次，浸泡24 小时。其水溶液中，二氧化硅的增加量，不超过20 毫克 /升 为

18、合格。 3.4.3 工业用 HCL 的验收 级别 指标名称 优级品一级品合格品试验方法 外观无色或浅黄色无色或浅黄色无色或浅黄色目测 总酸度（以HCL 计） % 31.031.031.0Dl 422.2- 1991 铁 % 0.0060.0080.01Dl 422.3- 1991 硫酸盐（以SO4计） % 0.0050.03Dl 422.4- 1991 砷 % 0.00010.00010.0001 光度法 灼烧残渣 % 0.080.100.15 重量法 氧化物（以CL 计） % 0.0050.0080.010 滴定法 以上质量标准采用国家标准GB3201993 3.4.4 工业用 H2SO4的

19、验收 级别 指标名称 优级品一级品合格品试验方法 硫酸含量 % 92. 5 或 98.092.5 或 98.092.5 或 98.0 GB 11198.1 灰份 % 0.03%0.03%0.1%GB 11198.2 铁 (Fe)含量 % 0.010.01 GB 11198.3 GB 11198.4 砷 (As)含量 % 0.000010.00001 GB 11198.5 GB 11198.6 铅 (Pb)含量 % 0.01 GB 11198.7 GB 11198.8 透明度 /mm 5050GB 11198.14 色度 /ml 2.02.0GB 11198.15 注：以上质量标准采用国家标准G

20、B 53489 3.4.5 工业用氢氧化钠的验收（苛化法） 级别 指标名称 优级品一级品合格品试验方法 氢氧化钠 % 97.097.096.0 GB 4348.1 GB 11213.1 碳酸钠 % 1.51.72.5 GB 7698 GB 4348.1 氯化钠 % 1.11.21.4GB 4348.2 三氧化而铁 % 0.0080.010.01GB 4348.3 钙镁总含量（以Ca 计） % / 二氧化硅 % 0.50.550.60GB11213.4 注：以上质量标准采用国家标准GB 20993 3.4.6 热力设备管材的质量监督 3.4.6.1 锅炉 “四管 ”：水冷壁管、省煤器管、过热器管

21、、再热器管在更换前，必须 对内壁腐蚀、积污情况进行检查，根据具体情况进行除油、酸洗、钝化处理。若管材腐蚀 严重，无法解决时，应给予报废，严禁使用。 3.4.6.2 新管酸洗步骤：先冲洗管内杂质，然后酸洗加入0.20.5%乌洛托平缓蚀 剂的 56%HCl 溶液，温度60以上，浸泡4h，冲洗干净酸液后，钝化加入磷酸三钠 23%溶液，温度60以上，浸泡8h，最后冲洗干净。 3.5 树树脂脂验验收收指指标标 一一级级除除盐盐阳阳离离子子交交换换树树脂脂指指标标 型号 性能 0017D113 离子型态 NaH 全交换容量 4.5mmol/g11mmol/g 体积交换容量 1.9mmol/ml4.3mmo

22、l/ml 含水率45 50%45 52% 湿视密度0.77 0.87g/ml0.72 0.8g/ml 湿真密度1.25 1.29g/ml1.14 1.2g/ml 有效粒径0.4 0.7mm0.4 0.7mm 均一系数 1.601.60 粒度 (0.315 1.25mm) 95% 0.315 mm 1% (0.315 1.25mm) 95% 0.315 mm 1% 磨后圆球率 9095 转型膨胀率 HNa65% 颜色黄色至褐色淡黄色 一一级级除除盐盐阴阴离离子子交交换换树树脂脂指指标标 型号 性能 2017D354 离子型态 Cl 自由胺 全交换容量 3.8mmol/g4.8mmol/g 体积交

23、换容量 1.3mmol/ml1.4mmol/ml 含水率42 48%48 58% 湿视密度0.67 0.73g/ml0.65 0.72g/ml 湿真密度1.07 1.1g/ml1.03 1.06g/ml 有效粒径0.4 0.7mm0.4 0.7mm 均一系数 1.601.60 粒度 (0.315 1.25mm) 95% 0.315 mm 1% (0.315 1.25mm) 95% 0.315 mm 1% 磨后圆球率 9090 转型膨胀率 OHCl28% 颜色无色至淡黄色乳白色至淡黄色 混混床床离离子子交交换换树树脂脂指指标标 型号 性能 0017MB2017MB 离子型态 NaCl 全交换容量

24、 4.5mmol/g3.8mmol/g 体积交换容量 1.8mmol/ml1.3mmol/ml 含水率45 50%42 48% 湿视密度0.77 0.87g/ml0.67 0.73g/ml 湿真密度1.25 1.29g/ml1.07 1.1g/ml 有效粒径0.71 0.9mm0.5 0.65mm 均一系数 1.401.40 粒度 (0.71 1.25mm) 95% 0.71mm 1% (0.4 0.90mm) 95% 0.9 mm 1% 磨后圆球率 9090 颜色黄色至褐色无色至淡黄色 3.6 树树脂脂报报废废标标准准 表表 1 1 水水处处理理单单床床用用0 00 01 17 7 强强酸酸

25、性性阳阳离离子子交交换换树树脂脂报报废废技技术术指指标标 项 目报废技术指标说 明 含水量 % 60 钠型 体积交换容量下降分率 0.25 与新树脂相比 含铁量 g/g(湿树脂 ) 9500 见 3.7.2 圆球率 % 80 见 3.7.3 表表 2 2 水水处处理理单单床床用用0 00 01 17 7 强强酸酸性性阳阳离离子子交交换换树树脂脂报报废废经经济济指指标标 项 目报废经济指标说 明 回收年限 3 回收年限为3 4 时，酌情处理，见 3.8.4 表表 3 3 水水处处理理用用 2 20 01 1 7 7 强强碱碱性性阴阴离离子子交交换换树树脂脂报报废废的的技技术术指指标标 项 目 名

26、 称指 标 值说 明 工作交换容量下降率 ( ) 16 与新树脂相比较 强型基团容量下降率 (%) 50 与新树脂相比较 含水率 ( ) 40 氯 型 圆球率 (%) 80 按 3.7.3 的规定 有机物含量 (COD)Mn(mg/L) 2500 铁含量 (mg/kg) 6000 按 3.7.2 的规定 表表 4 4 水水处处理理用用 2 20 01 17 7 强强碱碱性性阴阴离离子子交交换换树树脂脂报报废废的的经经济济指指标标 项 目 名 称指 标 值说 明 回收年限 (Y) 3 回收年限 3 4时，应酌情处理，按3.8.4规定 3.7 判判断断树树脂脂技技术术报报废废的的规规则则 3.7.

27、1 如果含水量、体积交换容量其中一项达到表1 指标值时，即可判断该树脂 报废。 3.7.2 现场通过除铁处理后，树脂中铁含量仍大于表1 指标值时，即可判断该树 脂报废。 3.7.3 现场通过反洗后，从上至下逐层取样分析圆球率(每层取样高度 10cm20cm)，若该层树脂的圆球率达到表1 指标值即报废该层及该层以上各层的树 脂，直到取样层树脂的圆球率大于表1 指标值为止。 3.8 判断树脂经济报废的规则 3.8.1 为使经济比较合理，必须具有离子交换器调试后设定的各种参数。若进水水质、 运行工艺有较大的变动，应有变动后的调试结果参数。 3.8.2 应尽可能实际测定离子交换器内0017 强酸性阳离

28、子交换树脂的工作交换 容量 ，并根据调试后设定的工作交换容量计算工作交换容量下降分率。 3.8.3 在经济比较中可根据本年度平均的酸、碱、树脂的价格，并考虑到废水处理方 式可能的变动。 3.8.4 若回收年限值处于34 之间，应根据以后可能发生的水处理系统的改造、 新型离子交换树脂的出现、水处理系统的负荷变动等各种因素酌情处理。 4 油油务务监监督督 4.1 新新油油的的验验收收及及贮贮存存油油的的质质量量监监督督 4.1.1 新油到货时的取样 4.1.1.1 对变压器油、润滑油、汽轮机油和抗燃油的新油以桶装形式交货时,取样 数目和方法应按GB7597 方法进行 ,应从污染最严重的底部取样,必

29、要时可抽查上部油 样。如怀疑大部分桶装油有不均匀现象时,应重新取样；如怀疑有污染物存在,则应 对每桶油逐一取样。并应逐桶核对牌号、标志。 4.1.1.2 对于燃油，对汽车运输油每批进行抽查取样（必须保证每批油是从同一油库 同一油罐中运来，对不同油罐运来的油，必须每车取样）。 4.1.1.3 取样瓶一般为5001000ml 的磨口具塞玻璃瓶。 4.1.1.4 每个样品应有正确的标记,取样前应将印好的标签粘贴于取样容器上。 4.1.2 新油交货时的验收 4.1.2.1 新油到货时应进行化验监督。对变压器油、汽轮机油和抗燃油的验收标准见表 2 至表 5。 4.1.2.2 接到物资部门新购油的通知后，

30、会同物资人员到石油公司逐桶编号取样化验， 油质化验合格后，方能同意购入。 4.1.2.3 每批新到油应根据4.1.2.1 中的有关验收标准取综合样分析。 4.1.2.4 装油容器应用清洁干燥，桶盖严密、不漏油、不漏气的铁桶存装，禁止使用 铜质、木质或内部已生锈的器皿存油。发现后及时通知有关部门采取措施。 4.1.3 贮备油的监督 4.1.3.1 备用油按新油标准执行，由化学油务监督人员每年进行一次简化分析，必要 时可增加次数。 4.1.3.2 新备用绝缘油和汽轮机油添加T501 抗氧化剂，含量控制在 0.30.5%。 4.1.3.3 备用油注入设备前必须经化验合格。 4.1.4 新油标准见 下

31、表 。 表表 1 1 新新变变压压器器油油质质标标准准（G GB B2 25 53 36 6） 质量指标 试验项目 10 25 45 试验方法 外观透明、无悬浮物和机械杂质目测 1） 密度（ 20） ,kg/m3 895 GB/T1884 或 1885 运动粘度（ 40） mm2/s, 131311GB/T265 倾点 , -7-22 报告GB/T35352） 凝点 , -45GB/T51023 闪点（闭口） , 140135GB/T261 酸值 ,mgkoH/g, 0.03GB/T264 氧化安定性 3） 氧化后酸值 ,mgkoH/g, 氧化后沉淀 ,% 0.2 0.05 ZBE38003

32、水溶性酸或碱无 GB/T259 水分 , mg/kg报告 ZBE38004 击穿电压（间距2.5mm 交货时） , KV 35GB/T507 界面张力 ,mN/m, 4038GB/T6541 介质损耗因数（90） , 0.005GB/T5654 注： 1）把产品注入100ml 量筒中 ,在 205下目测 ,如有争议时 ,按 GB/T511 测定机械杂质含量 为无。 表表 2 2 L L- -T TS SA A 汽汽轮轮机机油油新新油油油油质质标标准准( (G GB B1 11 11 12 20 0) ) 质量指标 项 目 优级品一级品合格品 试验方法 粘度等级 32 4632 4632 46-

33、 运动粘度 (40)mm2/s 28.8-35.2 41.4-50.6 28.8-35.2 41.4-50.6 28.8-35.2 41.4-50.6 GB265 倾点 ,不高于 -7-7-7GB3535 闪点 ,不低于 180180180GB3536 密度 (20)kg/m3报告报告报告 GB1884 酸值 ,mgkoH/g -0.3GB264 机械杂质无无无 GB511 破乳化值 (40-37-3) ml, 54min 151515GB7305 起泡性试验 ,ml/mL 24,不大于 93,不大于 后 24,不大于 450/0 100/0 450/0 450/0 100/0 450/0 6

34、00/0 100/0 600/0 SY2669 氧化安定性 总氧化产物 ,% 沉淀物 ,% 氧化后酸值达 2.0mgkoH/g 时 , h 不低于 报告 报告 3000 报告 报告 2000 - - 1500 GB8119 SY2680 液相锈蚀试验无锈无锈无锈 GB11143 水分无无无 GB260 铜片试验 (100,3h)级 , 111GB5096 空气释放 ,(50).min, 5 65 6-SY2693 表表 3 3 新新抗抗燃燃油油质质量量标标准准（D DL L/ /T T5 57 71 1- -2 20 00 07 7） 项 目指标试验方法 外观透明 DL429.1 颜色无色或淡

35、黄 DL429.2 密度 20,g/cm3 1.13-1.17GB/T1884 运动粘度40,mm2/s 41.4-50.6GB265 倾点 , -18GB3535 闪点 , 240GB3536 自然点 , 530DL/T706 颗粒度污NAS1638 级 6DL/T432 水分 （ mg/L） 600GB7600 酸值 ,mgkoH/g , 0.05GB/T264 氯含量 （ mg/kg） 50DL/T 433 2450/0 93.5100/0 泡沫特性 ml/ml 2450/0 GB/T12579 电阻率 20,.cm 1.01010DL421 空气释放值50 min 3SH/T0308

36、4.2 运运行行中中汽汽轮轮机机油油的的监监督督 4.2.1 运行中从设备内取样 4.2.1.1 正常的监督试验 ,从冷油器中取样。 4.2.1.2 检查油的杂质及水分时,从油箱底部取样。 4.2.1.3 在发现不正常情况时,需从不同的部位上取样,以跟踪污染物的来源和寻找 其他原因。 4.2.1.4 如需要时 ,从管线中取样 ,则要求管线中的油应能自由流动,避免取到死角 地方的油。 4.2.2 运行中汽轮机、电泵质量标准及检验周期 4.2.2.1 运行中汽轮机、电泵、发电机密封油质量标准应符合下表4、表 5。 表表 4 4 运运行行中中汽汽轮轮机机、电电泵泵质质量量标标准准 ( (G GB B

37、/ /T T7 75 59 96 6) ) 序号项目质量标准测试方法 1 外观透明 无杂质外观目视 2 运动粘度 ,mm2/s, 40 与新油原始测值的偏离值 20% GB265 3 闪点（开口） ,与新油测定值比不低于15. GB267 4 机械杂质无外观目视 注 5 酸值 mgkoH/g 未加防锈剂的油 加防锈剂的油 0.2 0.3 GB5799 或 GB264 6 液相锈蚀无锈 GB/T11143 7 破乳化度 ,min, 60GB7605 8 水分 mg/L 200GB7600 9 颗粒度（ SD313）8 9（ 8） NAS1638 10 起泡沫试验， ml报告（ 600/痕迹） G

38、B/T12597 11 空气释放值， Min报告（ 10min） SH/T0308 注：一般情况下外观目视;在必要时 ,按 GB511 测定其含量。 表表 5 5 运运行行中中氢氢冷冷发发电电机机用用密密封封油油质质量量标标准准( (D DL L/ /T T7 70 05 5) ) 序号项目质量标准测试方法 1 外观透明 无杂质外观目视 2 运动粘度 ,mm2/s, 40 与新油原始测值的偏离值 20% GB265 3 闪点（开口） ,与新油测定值比不低于15. GB267 4 机械杂质无外观目视注 5 酸值 mgkoH/g 0.3 GB5799 或 GB264 6 水分 mg/L 200GB

39、7600 7 起泡沫试验（ 24）， ml报告（ 600/痕迹） GB/T12597 8 空气释放值（ 50）， Min报告（ 10min） SH/T0308 4.2.2.2 新汽轮机投运12 个月内的检验周期,见表 6。 表表 6 6 新新汽汽轮轮机机组组投投运运1 12 2 个个月月内内的的检检验验周周期期( (G GB B/ /T T7 75 59 96 6- -2 20 00 00 0) ) 项目外观颜色酸值粘度机械杂质闪点颗粒度 试验周期 每周两 次 每月每月 第 1 个 月 第 3 个 月 每周两次 第 1 个月 第 3 个月 第 1 个月 第 6 个月 项目破乳化度防锈性空气释放

40、值含水量气泡性试验 试验周期 第 1 个月 第 3 个月 第 1 个 月 第 1 个月 第 6 个月 每月 第 1 个月 第 6 个月 4.2.2.3 汽轮机、电泵、 发电机密封油正常运行检验周期。 表表 7 7 汽汽轮轮机机、电电泵泵 油油正正常常运运行行检检验验周周期期和和项项目目( (G GB B/ /T T7 75 59 96 6- -2 20 00 00 0) ) 设备名称检验周期检验项目 每周一次外状、水分、机械杂质 、颗粒度 三个月一次外状、水分、机械杂质、运动粘度、酸值、闪点、破乳化时间 六个月一次颗粒度 （ 每月 ） 、液相锈蚀 主汽轮机 每年一次气泡性试验、空气释放值 电泵

41、 密封油 1 年或必要时 外状、水分、机械杂质、颗粒度 、机械杂质、运动粘度、酸值、闪点、破乳化时间、液相锈蚀 4.2.2.4 磨煤机润滑油N320 检验项目和周期 ,见表 8。 表表 8 8 磨磨煤煤机机润润滑滑油油N N3 32 20 0 检检验验项项目目和和周周期期 检验项目标 准检验周期 新油杂质最大颗粒 6 um 见新油报告 粘度（ 40）288 352 闪点 (最小、开口 ) 200 水分无 杂质无 1 年或必要时 4.2.3 运行中汽轮机油 (机械润滑油 )的监督和维护。 4.2.3.1 运行中汽轮机油质量应符合表6 中的标准。 4.2.3.2 化学人员定期对汽轮机油进行常规项目

42、试验,取样时应取得运行值班人员 的同意 ,并在其协助下操作。 4.2.3.3 发现油中有水分或其他项目不合格时,应增加试验次数 ,并会同汽机专业共 同检查水的来源与油质不合格的原因,采取相应的措施。 4.2.3.4 运行中的汽轮机油防劣措施见附录D防止油质劣化及油再生规程中 有关内容。 4.2.3.5 在运行中添加抗氧化剂和防锈剂时,应先配成母液 ,由滤油机打入油箱,此 工作以化学试验人员为主,用油单位配合。 4.2.3.6 运行中的汽轮机需要补充油时,如需要加入同一牌号的新油或接近新油标准 的运行油时 ,必须预先进行混合油样的油泥析出试验,无油泥析出方可充许补加。（关 于补充油和混油的规定见

43、GB/T7596-2000） 4.2.3.7 混合使用的油 ,混合前其质量均必须检验合格。 4.2.3.8 不同牌号的汽轮机油原则上不宜混合使用。如必须混合时,应按混合后实 测的粘度来决定。 4.2.3.9 油质分析报告电子版,分别送给用油单位、运行专工、生技专工。 4.2.4 运行中汽轮机油超极限值及对策见表12。 表表 1 12 2 运运行行中中汽汽轮轮机机油油超超极极限限值值原原因因及及对对策策 试验项目超极限值超极限可能原因措施概要 外观乳化 ,不透明有杂质油中含有水或固体物调查原因 ,采取机械过滤 颜色 （ DL429.2） 迅速变深 a.有其他污染物 b.老化程度深 找出原因 ,必

44、要时投入油再生装置 闪点（开口杯） GB/T267 1.比新油低8 2.比前次测定值低 8 有可能轻质油污染或 过热 找出原因 ,与其他试验项目结果比 较 ,并考虑处理或换油. 粘度 40, mm2/s GB/T265 比新油粘度相差20% a.油被污染 b.油已严重老化 c.补错了油 查找原因 ,并测定闪点或破乳化度, 必要时可换油 . 油泥 DL429.7可观察到油深度劣化 可进行开口老化试验,比较试验结 果 ,必要时可换油 . 防锈性能 GB/T11143 轻锈 a.系统中有水分 b.系统维护不当（忽 视放水或呈乳化状态） c.防锈剂消耗 查明原因 ,加强系统维护 ,并考虑 补加防锈剂

45、. 破乳化度 , min GB7605 超过 60油污染或劣化变质 如果油呈乳化状态,应采用脱水措 施 . 气泡沫试验 ml GB/T12579 报告 1） 可能被固体物污染或 加错油 ;也可能加入 防锈剂而产生的问题. 注意观察 ,并与其他试验结果相比 较 ,如果错加油应纠正.也可添加 消泡剂 . 空气释放值 , min SH/T0308 报告 2）油污染或变质 注意监视 ,并与其他结果相比较, 找出污染原因并消除. 颗粒度 SD313 报告 3） a.补油时带入 b.系统中进入灰尘 c.系统磨损颗粒 鉴别颗粒性质 ,消除颗粒可能来源; 启动精密过滤装置,净化油系统 . 含水量 GB7600

46、 报告 4） a.冷油器泄漏 b.轴封不严 c.油箱未及时排水 检查破乳化度 ,如不合格应检查污 染物来源 ;启用离心泵 ,排出水分 , 注意观察系统情况消除设备缺陷. 酸值 mgKOH/g (GB/T264, GB7599) 未加防锈剂油： 0.2 加防锈剂油：0.3 a：系统运行条件苛刻 b：抗氧化剂消耗 c：补错了油 d：油被污染 调查原因，曾加试验次数，应进行 开口老化试验补加抗氧化剂；投入 油再生装置 4.3 运运行行中中绝绝缘缘油油（气气）的的监监督督及及质质量量标标准准 4.3.1 运行中从设备内取样 4.3.1.1 常规分析试验取样：对于变压器、油开关或其他充油电气设备,从下部

47、阀 门处取样 ;取样前油阀门需先用干净的棉布擦净,再放油冲洗干净阀门、管路,然后取 样。对于套管 ,无阀门的充油设备,应在停 电检修时设法取样;对某些全密封的进口设备,应按制造厂的规定取样。 4.3.1.2 对有特殊要求的项目,应按有关试验方法进行取样。 4.3.1.3 油中微量水分和油中溶解气体分析取样。 a) 应从设备低部阀门取样,特殊情况下可在不同部位取样； b) 要求全密封取样 ,不能让油中溶解水分及气体逸散,也不能混入空气 ,操作时油 中不得产生气泡； c) 取样应在晴天进行,避免外界湿气或尘埃的污染。 4.3.2 运行中变压器油的质量标准和检验周期 4.3.2.1 运行中变压器油质

48、量标准见表13。 表表 1 13 3 运运行行中中变变压压器器油油质质量量标标准准（G GB B/ /T T7 75 59 95 52 20 00 08 8） 质量指标 序号项 目 设备电压等级 （ KV） 投运前的油运行油 检验方法 1 水溶性酸 （ PH） 5.4 4.2 GB/T7598 2 酸值 （ mgkoH/g） 0.030.1 GB/T264 3闪点（闭口） 135GB/T261 4外状透明、无杂质 或悬浮物外观目视 5水分 mg/L变压器220 1525 GB/T7600 或 1102035 套管110-220 1525 GB/T7601 6 界面张力 （ 25） mN/m 3519 GB/T6541 7 介质损耗因数 （ 90） 3300.0100.040 GB/T5654 8击穿电压 ,KV 7501000 500 330 66-220 35 以下 70 60 50 40 35 60 50 45 35 30 DL/T429.9 9 体积电阻率 （ 90） m 5001000 330 61010 11010 5109 GB/T5654 或 DL/T421 10 油中含气量 （ %） 7501