化学监督制度.docx
《化学监督制度.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《化学监督制度.docx(22页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
化学监督制度
化学监督制度
SD246—88
中华人民共和国水利电力部
关于颁发《化学监督制度》的通知
(88)水电电生字第2号
各电业管理局,各省、自治区、直辖市电力局:
为加强火电厂化学监督工作,以适应高参数大机组发展的需要,现对1975年颁发的《火力发电厂水、汽监督规程》中的监督条文部分和1979年颁发的《化学监督制度》(试用本)进行了修改,合并为《化学监督制度》(编号为SD246—88),正式颁发执行。
原《火力发电厂水、汽监督规程》和《化学监督制度》(试用本)同时作废。
请各单位根据本制度的规定,制订实施细则,并认真贯彻执行。
1988年2月2日
1 总则
1.1 化学监督是保证发供电设备安全、经济、稳定运行的重要环节之一。
必须采用能够适应电力生产发展的检测手段和科学的管理方法,及时发现和消除与化学监督有关的发供电设备隐患,防止事故发生。
1.2 各电管局、电力局(电力公司,下同)必须设有化学专业工程师,在总工程师领导下,负责化学监督工作。
1.3 化学监督涉及面广,技术性强。
各电力试验研究所、发电厂、供电局、基建、调试等单位,要加强领导,设化学监督专责人。
各发电厂、供电局,要成立监督网,在总工程师领导下统筹安排,协调汽机、锅炉、电气、化学、燃料、热控等部门的分工,共同做好工作。
1.4 化学监督应坚持以“预防为主”的方针,加强对水、汽、油、燃料等的质量监督,防止和减缓热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物及油质劣化,及时发现变压器等充油电气设备潜伏性故障,提高设备的安全经济性,延长使用寿命。
1.5 本制度适用于电力系统,各单位要认真贯彻执行。
各电管局、电力局要根据本制度的规定,结合具体情况,制订相应的制度或实施细则。
2 职责及分工
2.1 各电管局、电力局总工程师领导本局化学监督工作,化学监督专责人负责开展具体工作。
总工程师及专责人应经常了解和掌握全局化学监督情况,协调、落实与化学监督有关的各项工作,不断总结经验教训,提高化学监督水平。
2.2 电力试验研究所是主管局在化学监督方面的职能机构。
在所长或总工程师领导下,设监督专责人,由专业室主任组织开展具体工作。
其职责为:
2.2.1 组织贯彻上级有关化学监督的规章制度和要求,检查并推动本局系统的化学监督工作。
2.2.2 研究解决化学监督工作中的技术关键问题,参与和化学监督有关的重大设备改进、生产调整、新型设备鉴定、重点机组化学清洗及新建或扩建机组时的设计审核工作。
2.2.3 参加与化学工作有关的重大事故分析,查明原因,制定反事故措施。
2.2.4 组织经验交流,推广新技术,加强专业培训,提高化学监督人员的素质。
2.2.5 组织或协助主管局开展化学监督评比工作,并确定下年度监督工作重点。
2.2.6 了解所属单位的重要测试设备的配置情况,协助主管局规划和审核配置计划。
2.3 发电厂、供电局总工程师领导本厂、局化学监督工作,并责成化学监督专责人落实各项具体工作。
2.3.1 总工程师的职责
2.3.1.1 领导化学监督工作,建立化学监督网,贯彻上级有关化学监督的各项规章制度和要求;审批本厂(局)有关实施细则和措施;定期召开化学监督网会议;检查、协调、落实本厂(局)化学监督工作。
2.3.1.2 组织有关部门认真做好主要设备的调试和化学清洗工作;督促做好设备防腐防垢、防止油质劣化、降低汽水损失和油耗,以及燃料的质量监督等工作。
2.3.1.3 主设备大修时,组织好化学检查,针对存在问题采取相应对策,并在检修后组织验收。
2.3.1.4 组织调查研究与化学工作有关的重大设备事故和缺陷,查明原因,采取措施,并上报主管局及电力试验研究所。
2.3.2 化学监督专责人,协助总工程师作好2.3.1所列各项工作。
2.3.3 值长领导和组织本值在运行中的化学监督工作。
2.3.4 发电厂化学车间、供电局油务班的职责
2.3.4.1 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措施。
2.3.4.2 负责或指导取样化验,保证试验质量;正确处理补给水、凝结水、给水、炉水、循环水、疏水和内冷水等;严格监督凝汽器、除氧器、锅炉的汽水和燃料的质量;负责新油和运行中的汽轮机油及变压器油等的质量检验与监督,指导或开展油的防劣和再生工作;及时反映设备系统中水、汽、油、气以及燃料等的质量状况;对违章和超标等情况要及时与值长及有关部门联系,妥善处理,必要时向专责人、总工程师以至上级单位汇报。
2.3.4.3 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、参数及监督指标;做好化学清洗及停用、备用设备防腐保护中的监督工作。
2.3.4.4 参加主要设备的大修检查及验收工作,针对存在问题,提出或采取相应措施。
2.3.4.5 设立化学仪表班,负责化学仪表化工作,提高化学仪表的投入率和准确率,逐步实现水、汽等质量的仪表连续监督。
2.3.4.6 改进生产技术,降低材料消耗。
2.3.4.7 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、管道的防腐措施以及水处理材料的储存等情况,并参加验收。
对影响水汽质量的缺陷和问题,要求有关单位及时处理。
2.3.5 发电厂锅炉专业的职责
2.3.5.1 配合化学车间做好锅炉热力化学试验和其他有关试验,确定运行工况、参数,并订入锅炉有关规程;发现与化学监督有关的异常情况,及时通知化学人员,共同研究处理。
2.3.5.2 保证汽水分离器、蒸汽减温器的检修质量;根据化学监督要求,搞好锅炉排污,努力降低汽水损失。
2.3.5.3 负责做好所辖与化学监督有关设备取样器、取样冷却器的维护及灰的取样工作。
2.3.5.4 设备检修前,应征求化学监督专责人或化学车间对检修的意见,特别是对割管的要求,纳入检修计划;搞好锅炉检修和停、备用阶段的防腐保护工作。
2.3.5.5 锅炉化学清洗时,会同化学车间拟定清洗方案,并负责清洗设备及系统的设计、安装和操作,做好清洗设备和系统的日常维护工作。
2.3.6 发电厂汽机专业的职责
2.3.6.1 与化学车间共同进行除氧器调整试验和蒸发器的热力化学试验,确定运行工况、参数,并订入汽机规程;作好除氧器运行、维护、检修工作,保证出水溶氧合格。
2.3.6.2 保证凝汽器管、真空系统和凝结水泵轴封严密不漏,使凝结水溶氧和硬度(或含盐量)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。
2.3.6.3 做好循环冷却水的补水和排污,以及胶球清洗设备与铜管成膜设备的维护检修工作。
2.3.6.4 做好所辖汽水取样冷却器的维护工作,并监视好水汽监督仪表,发现异常情况,及时通知化学人员,共同研究处理。
2.3.6.5 努力降低汽水损失,降低油耗。
2.3.6.6 设备检修前,征求化学监督专责人或化学车间的意见,纳入检修计划。
做好停用、备用设备的防腐保护工作。
2.3.6.7 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。
油系统补、换油时,应征求化学监督人员的意见。
2.3.6.8 负责(或配合)做好运行中汽轮油的管理、净化和防劣等工作。
做好发电机冷却系统及水质维护工作。
2.3.7 发电厂电气专业、供电局电气有关部门的职责
2.3.7.1 负责(或配合)做好运行变压器油、六氟化硫的管理、净化和防劣化等项工作。
2.3.7.2 按化学监督的要求,进行油样的采集。
2.3.7.3 如油质、六氟化硫及气相色谱分析等项结果异常时,及时查明原因,积极采取措施,消除隐患。
主要充油电气设备发现异常、大修及变压器吊芯(罩)检查或补、换油时,要通知化学监督专责人。
2.3.8 发电厂热工车间的职责
2.3.8.1 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。
2.3.8.2 搞好与化学监督有关的设备的程控及自动调节装置。
2.3.9 发电厂燃料车间的职责
2.3.9.1 按照要求,采集煤样、油样,并注明品种、数量、时间、地点等。
做好机械化采制样装置的运行、检修、维护工作。
2.3.9.2 及时将全厂使用的燃料品种情况通知化学车间,按要求和规定及时采样,由化学车间进行质量检验。
2.3.10 电力建设单位的职责
2.3.10.1 按照部颁《电力基本建设火电设备维护保管规程》的要求,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。
2.3.10.2 严格按照部颁《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。
2.3.10.3 锅炉需要用水前,水处理设备、流量表、压力表、水位表等必须安装和试运完毕;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、循环水处理设备、在线化学仪表及水处理程控等,都要同时投入正常运行,并进行凝汽器铜管成膜工作。
2.3.10.4 严格按照部颁《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。
3 监督
3.1 发供电设备在安装、运行、检修及停备用阶段的水汽质量和防腐蚀监督及测试方法等,必须按照部颁现行的有关规章制度和要求严格执行。
所有排放的废液应符合环保要求。
3.1.1 各单位可根据机组型式、参数、水处理方式、补给水率及化学仪表等情况,按部颁的《火力发电厂水汽质量标准》确定监督项目与分析测定次数(引进机组可按制造厂的规定执行)。
但运行中的监控项目,每班测定不少于2次;有连续监督仪表的每班抄表不少于4次。
其中给水铜、铁的测定每月不少于4次,水质全分析每年不少于4次。
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。
3.1.2 备用或检修后的机组投入运行时,必须及时投入除氧器,并使溶氧合格。
新的除氧器投产后,应进行调整试验,以确定最佳运行方式,保证除氧效果。
给水溶氧长期不合格,应考虑对除氧器结构及运行方式进行改进。
3.1.3 对新投入运行的锅炉或蒸发器(蒸汽发生器),必须进行热力化学试验和调整试验,以确定合理的运行方式和水质监控指标。
当发生下列情况之一时,应重新进行全面或部分热力化学试验和调整试验。
3.1.3.1 提高额定蒸发量;
3.1.3.2 改变锅内装置或改变锅炉循环系统;
3.1.3.3 给水质量有较大改变或改变锅内处理方式;
3.1.3.4 发现过热器或汽轮机有盐垢时。
3.1.4 水处理设备投产后或设备改进、原水水质有较大改变时,均应进行调整试验。
3.1.5 机组启动时,必须冲洗取样器(运行中定期进行冲洗),按规定调节样品流量,保持样品温度在30℃以下(南方地区夏季一般不超过40℃)。
3.1.6 锅炉启动后,发现炉水浑浊时,加强磷酸盐处理及排污或采取限负荷、降压等措施,直至炉水澄清。
3.1.7 因凝汽器管泄漏引起凝结水或给水硬度超过标准时,及时查漏堵漏,同时加强锅内磷酸盐处理与排污,并监视炉水pH值的变化。
若铜管继续或加大泄漏,水质急剧恶化时,必须采取紧急措施,直至停炉,以防事故发生。
3.1.8 对各种水处理药剂,必须按要求均匀地加入系统,不得使用瞬间(间断)大剂量的方式加入,应逐步实现加药自动化。
根据炉水、冷却水水质情况,决定排污方式,并严格执行。
对于汽包炉,其排污率一般不得小于0.3%。
3.1.9 对疏水、生产返回水的质量要加强监督,不合格时,不经处理不得直接进入系统。
要严格控制厂内汽水损失,机组汽水损失应符合下列要求:
200 MW及以上机组不大于额定蒸发量的1.5%
100~200MW机组不大于额定蒸发量的2.0%
100 MW以下机组不大于额定蒸发量的3.0%
3.1.10 在带负荷冲洗汽轮机叶片时,要监督凝结水的质量,排去比给水质量差的凝结水,当凝结水质量达到要求时,停止冲洗,恢复正常运行。
3.1.11 当汽、水质量恶化时,及时向领导报告,并查明原因,进行处理,使之恢复正常;若不能恢复,继续恶化,威胁设备安全经济运行时,要采取紧急措施。
若水源水质突然变浑,应及时采取加强凝聚、澄清处理等措施,以保证进入交换器的水质。
3.1.12 作好水的预处理及循环水处理。
根据不同情况及处理方式,控制好循环水的各项指标(包括浓缩倍率)。
排水要符合环保要求。
3.1.13 在热力设备检修前,化学监督专责人应提出与水汽质量有关的项目和要求,并会同有关人员,在设备检修解体后,对热力设备内部进行详细检查、记录、采样和分析,做出综合判断。
针对存在问题,提出改进意见。
在化学监督专责人或化学车间人员检查前,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。
3.1.14 热力设备检修时,应检查省煤器、水冷壁、过热器、汽轮机叶片、隔板及铜管的结垢、腐蚀情况;对水冷壁割管进行腐蚀情况检查及垢量测定。
3.1.15 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局审批。
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(洗垢法、向火侧180°)或锅炉运行时间达到下列年限时,应进行化学清洗。
对于严重结垢、腐蚀的锅炉应立即进行化学清洗。
锅炉化学清洗参照标准
参数垢量(g/m2)时间(a)
5.8 MPa及以下汽包炉600~900一般12~15
5.9~12.6MPa的汽包炉400~60010
12.7 MPa及以上的汽包炉300~4006
直流炉200~3004
液态排渣、燃油锅炉应按高一级的参数定标准;进口机组应参照制造厂规定的标准进行清洗。
3.1.16 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、中和池等防腐层脱落,应采取措施。
3.1.17 当凝汽器更换铜管时,应根据部颁SD116—84《火力发电厂凝汽器管选材导则》合理选材。
安装前,应检查管材质量。
3.1.18 对有结盐的过热器,应进行公共式或单位式冲洗,冲洗时要监督出水的碱度或电导率。
3.1.19 热力设备在停、备用期间,必须进行防腐保护。
其具体做法可参照部颁SD223—87《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》执行。
3.1.20 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,以降低结垢性物质在锅内的沉积。
3.1.21 锅炉检修后,进行水压试验时,应用加有缓蚀药剂的化学处理水,不得使用生水。
3.1.22 为提高水汽监督的可靠性和连续性,火电厂应采用在线化学仪表监督水汽质量。
9.8MPa或50MW及以上机组要配备pH表、溶氧表、电导率表。
13.7Mpa以上机组应增加钠表和硅表,其他仪表视情况可相继配备。
9.8MPa以下机组,视情况配备必要的在线化学仪表。
试验室用的仪器、仪表要能满足部颁《火力发电厂水、汽试验方法》(1984年)中的要求。
给水和锅内处理应加速实现自动化。
3.2 发电厂燃料监督是配合锅炉安全经济燃烧、核实煤价、计算煤耗的一项重要工作,各项试验按部颁《火力发电厂燃料试验方法》执行。
3.2.1 对入厂煤,每月至少进行各种煤累计混合样工业分析及热值测定1次,对入厂新煤种除进行工业分析及热值测定外,增测灰熔点、可磨性指数及含硫量;每周至少测定各煤种灰分2~3次;每日至少测定各种煤全水分1次;常用煤种每批做工业分析1次,每年做全分析1~2次。
3.2.2 为计算煤耗和掌握燃料特性,每日综合测定入炉煤的灰分、水分、挥发分、热值。
每月进行混合样工业分析至少1次;每年抽取一次月综合入炉煤样进行元素分析;根据锅炉需要,进行燃煤灰熔点或可磨性指数、含硫量的测定。
3.2.3 每值做煤粉细度、飞灰可燃物、入炉原煤全水分至少1次;入炉煤粉的灰分、挥发分、粗细灰可燃物视具体情况测定。
3.2.4 作好入厂燃油油种的鉴别和质量验收,若不符合要求,禁止入库。
常用油种每年至少进行元素分析1次;新油种应进行粘度、闪点、密度、含硫量、水分、机械杂质、灰分、凝固点、热值及元素分析。
3.2.5 测定各种燃油不同温度的粘度,绘制粘度—温度关系曲线,以满足燃油加热及雾化的要求;每月至少测定燃油热值2~3次;对燃用含硫量较高的渣油、重油或发现锅炉受热面腐蚀、积垢较多时,应进行必要的测试或油种鉴别,以便采取对策。
3.2.6 对燃气轮机燃油每年至少应进行1次钒、铅、钾、钠、钙、镁的测定。
3.2.7 对燃料监督使用的仪器、天平、贝克曼温度计、热电偶、氧弹(使用1000次)等,应定期校验。
3.2.8 对入炉煤试样,应使用自动化机械取制样设备制备。
对大中型电厂,应积极创造条件,使入厂煤实现自动化机械采制样。
3.3 油务监督的主要任务是准确、及时地对新油、运行中油(包括气体,下同)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化,保证发供电设备安全运行。
3.3.1 对新变压器油和汽轮机油,按现行的国家标准《变压器油质量标准》和《汽轮机油质量标准》进行质量验收;对防锈汽轮机油,按现行国家标准《防锈汽轮机油质量标准》进行质量验收。
3.3.2 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,按现行国家标准《运行中变压器油质量标准》和《运行中汽轮机油质量标准》进行质量检验。
3.3.2.1 运行中变压器油的常规检验周期和检验项目如表1所示。
3.3.2.2 运行中汽轮机油的常规检验周期和检验项目按表2进行。
3.3.3 运行油的防劣措施按现行国标《关于运行油防劣措施的规定》执行;系统和设备补油或混油,按现行国标《关于补充油及混油的规定》执行。
3.3.4 分析变压器油中的溶解气体、判断充油电气设备内部故障,均按现行部标执行。
3.3.5 SF6、高压电器和气体介质变电站中新SF6气体质量,按原化工、机械、水电、冶金四部通过的《六氟化硫气体技术条件》(试行)的规定进行检验。
运行中SF6气体质量,按部颁《用于电气设备的SF6气体质量监督与安全导则》(试行)中的有关规定检验。
表1
*每年的第2次检验,可只做水分、击穿电压两项。
**油质变化很快,有疑问时,应增加界面张力、介损两项分析。
***少油开关指油量在60kg及以下的开关。
表2
*机组运行正常,可以适当延长检验周期。
当发现汽轮机油中混入水分时(水轮机油混浊时),应当增加检验次数,并及时采取措施。
3.3.6 引进国外的变压器、汽轮机油(含抗燃油)、SF6的质量,可按合同或厂家说明等有关规定进行验收。
4 技术管理
4.1 发供电单位应具备并贯彻执行下列有关制度。
4.1.1 化学监督制度及实施细则;
4.1.2 岗位责任制;
4.1.3 化学水处理运行规程,检修工艺规程(含仪表检修规程);
4.1.4 停、备用热力设备防锈蚀保护制度;
4.1.5 安全工作规程;
4.1.6 热力设备检修检查制度;
4.1.7 化学药品管理制度;
4.1.8 化学仪器仪表管理制度;
4.1.9 油务管理制度;
4.1.10 防止油劣化和油再生规程;
4.1.11 垢、水、汽、油、燃料、气体、化学药品的取样与化验规程(方法);
4.1.12 培训制度。
4.2 发供电单位应根据设备系统的实际情况,备有与化学监督有关的下列图表。
4.2.1 全厂水汽系统图(包括取样点、测点、加药点、排污系统等);
4.2.2 化学水处理设备系统图和电源系统图;
4.2.3 汽轮机油系统图;
4.2.4 变压器和主要开关的地点、容量、电压、油量、油种等图表;
4.2.5 燃料及灰取样点布置图。
4.3 发供电单位应建立和健全下列技术资料。
4.3.1 各种运行记录;
4.3.2 水、汽、油、燃料、灰、垢、化学药品和气体的分析记录,水汽系统定期查定记录及有关试验报告;
4.3.3 热力设备和水处理设备的调整试验及化学清洗方案与总结;
4.3.4 热力设备的停、备用及检修检查记录与总结报告;
4.3.5 水处理设备与用油设备的台帐、备品清册及检修检查记录;
4.3.6 化学仪器仪表的台帐及检验记录;
4.3.7 培训记录。
4.4 发供电单位应定期向主管局、电力试验研究所报送下列报表及总结。
4.4.1 水汽平衡及水汽质量平均合格率、化学仪表投入率及准确率汇总表;热力设备检修检查报告;水处理设备可用率,停、备用热力设备防腐保护及水处理药品材料消耗情况;油质合格率及油耗情况,异常充油(气)电气设备情况;SF6气体质量情况(参照表3~表10)。
表3水汽质量合格率统计表(月报)
填报单位:
填报日期:
续表3
全厂总合格率:
%
注:
①凝结水栏内硬度(或电导率、钠)至少监控其中一项,范围栏内改为相应量的单位。
②循环水可根据不同处理方式自定监控项目,范围栏内改为相应量的单位。
一次贯流式,不计合格率。
③直流炉的炉水应为给水监控项目。
④合格率计算结果保留1位小数。
⑤合格率统计从并汽4h开始。
各单项平均合格率为同种水同一项目合格率的平均值;平均合格率为同种水各个项目平均合格率的平均值;各水种合格率平均值为总合格率。
表4热力设备检修检查情况
填报单位:
填报日期:
注:
①垢量计算结果保留1位小数。
②沉积率计算为:
沉积率
)。
表5水、汽平衡,设备可用率及药品消耗情况(年报)
填报单位:
填报日期:
续表5
注:
①酸、碱、盐耗以一级除盐(软化)计算。
②水处理药品年用量折算为100%浓度实耗计算,并注明药品种类。
③
④供汽量指供用户的汽量。
排污率要注明统计方法。
水处理设备可用率指每年可用时间与全年时间之比。
表6油质合格率及油耗情况(年报)
填报单位:
填报日期:
注:
①变压器油的统计包括1000kV·A及以上变压器和110kV及以上油开关。
②油耗为补充油量占汽轮机(或变压器油)总油量的百分数。
③合格率统计以化学检测项目为准。
如检测10个项目,有1项不合格,合格率为90%。
④