化学技术监督实施细则DOC.docx

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化学技术监督实施细则

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，应切实做好这项工作。

为加强我公司的化学监督工作，根据原电力部颁发的《化学监督制度》和华东电管局制定的《化学技术监督条例》及《江苏省电力公司关于加强电力系统技术监督工作的若干规定》制定本实施细则。

1.2化学监督工作应贯彻“安全第一”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、积盐及油质劣化，及时发现变压器等充油（气）电气设备潜伏性故障，提高设备的安全经济性，延长使用寿命。

l.3化学监督工作在总工程师的领导下实行三级管理，落实技术监督责任制，按照分级管理、依法监督的原则，从工程设计、设备选型、主要设备的监造验收以及基建安装、调试、运行、检修、技术改造等整个过程实行全过程的技术监督。

1.4化学监督工作实行群众监督与专业监督结合，建立化学监督网，在总工程师领导下开展工作。

2 监督机构及职责分工

2.1技术监督工作在总经理领导下，由总工程师负责，建立监督领导小组和化学监督网，在生产技术管理部门设化学监督专职工程师负责归口管理。

2.1.1总工程师的职责

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；审批本公司有关实施细则和措施；定期召开化学监督网会议；检查、协调、落实本公司化学监督工作。

2.1.2生产技术管理部门职责

组织、协调有关专业做好主要设备在基建、安装、调试、运行及停、备用中的化学监督工作；主设备大修时，组织做好化学检查，针对存在问题采取相应对策，并在大修后组织验收；组织调查研究与化学监督有关的重大设备事故和缺陷，查明原因，采取措施，并上报省局技术监督领导小组；组织制定和批准颁发适合我厂情况的有关化学监督实施细则、制度；审批化学监督的季、年报表、总结、化学监督考核评分，报省公司技术监督办公室。

2.2.3化学监督专职工程师的职责

制定、审查我公司化学监督制度和有关规程，负责我公司的化学监督工作归口管理，督促检查监督网成员共同做好本单位化学监督的各项工作；定期组织化学监督网活动，分析存在问题，贯彻上级有关化学监督的规章制度，检查、协调、落实本单位化学监督工作，监督网活动应有记录；做好主要设备在设计选型、基建、安装、调试、运行及停、备用中的化学监督工作，建立主要设备化学监督技术档案，实行微机化动态管理；做好主设备大修化学检查，审核大修化学检查报告；按时完成我公司化学监督季、年度报表和年度总结，提出年度重点工作，协调攻关课题，对我公司的化学监督考核进行自评打分并报总工程师审批；组织调查研究与化学监督有关的重大设备事故和缺陷，按月定期向省电力公司技术监督办公室报告本单位化学监督信息，发现异常情况应及时报告监督办公室。

2.2.4值长职责

领导和组织本值在运行、停用、启动时的化学监督工作。

2.2.4.1机组启、停时及时通知化学专业进行有关分析测定工作。

2.2.4.2执行冷态启动操作卡。

2.2.4.3运行时水、汽品质出现异常情况时，应执行有关规定及时处理。

2.2.4.4组织锅炉、汽机、化学等专业切实做好设备停用保护措施。

2.2.5化学专业的职责

2.2.5.1认真贯彻执行上级有关化学监督的各项规程、制度和规定，参加制定实施细则，并严格执行。

2.2.5.2负责和指导取样化验，保证试验质量；正确处理补给水、凝结水、给水、炉水、疏水和内冷水等；严格监督凝汽器、除氧器、锅炉的汽、水、燃料的质量；负责新油和运行中的汽轮机油及绝缘油等的质量检验与监督，指导和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和有关部门联系，妥善处理，必要时向专职（责）人、总工程师以至省公司技术监督办公室汇报。

2.2.5.3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、备用设备防腐保护中的监督工作。

2.2.5.4参加主要设备的大修检查和验收工作；做好检查后的详细记录和取样化验，参加机、炉、电主要设备的考核和定级工作。

2.2.5.5加强化学仪表的管理，提高化学仪表的投入率和准确率，实现水、汽等质量的仪表连续监督，提高水处理系统自动化水平。

2.2.5.6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，要求有关单位技术处理。

2.2.5.7做好化学监督技术管理工作，逐步采用现代化管理方法，提高化学监督水平。

2.2.5.8加强废酸、碱的处理和化学废水的处理监督工作，使排放的水质符合国家排放标准。

2.2.6锅炉专业的职责

2.2.6.1配合化学专业做好锅炉热力化学试验和其他有关试验，确定影响工况、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时应及时通知化学人员，共同研究处理。

2.2.6.2保证汽水分离器、蒸汽减温器和启动旁路系统的检修质量；会同化学人员切实执行锅炉排污，努力降低汽水损失。

2.2.6.3负责做好与化学监督有关设备的维护工作及灰、渣的取样工作。

2.2.6.4根据化学监督的要求，对设备进行检查。

通知生产技术管理部门和化学专业共同检查设备腐蚀、结垢、积盐情况，按要求割管取样品，对存在的问题分析原因，研究对策。

做好锅炉检修和停、备用中的防腐工作及其设备系统的安装、操作，负责停用保护，并列入锅炉有关规程。

2.2.6.5锅炉化学清洗时，会同化学专业审定清洗方案，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。

2.2.6.6设备在检修后、投运前，应根据化学监督的要求，检修热力设备水（汽）质量应达到有关标准，严格执行给水品质合格方能点火的规定。

2.2.6.7设备启动时应通知化学人员对疏水进行监督，水质合格后方能并入系统。

2.2.7汽机专业的职责

2.2.7.1与化学专业共同进行除氧器调整试验和蒸发器的热化学试验，确定运行工况、参数，并订入汽机规程；尽量做到连续均匀补水，当出现异常情况时，应会同化学人员，查找原因，采取措施。

做好除氧器的定期维修工作，保证出水溶氧合格。

2.2.7.2保证凝汽器管、真空系统、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《火力发电厂凝汽器选材原则》正确选材。

安装前，要进行包括探伤、内应力在内的各项检验，必要时进行退火处理，并保证安装质量。

2.2.7.3做好循环冷却水的补水和排污，以及胶球清洗设备与钢管成膜设备的维护检修工作。

2.2.7.4发现与化学监督有关的各种仪表有异常或运行方式有变化，可能影响水、汽质量时，必须及时通知化学专业，共同研究，采取对策。

2.2.7.5根据化学监督有关要求会同生产技术部门和化学专业共同对设备进行内部检查，采取样品，分析问题，研究对策；做好停、备用设备的保护工作。

2.2.7.6设备启动时通知化学人员对疏水进行监督，水质合格后方能并入系统。

2.2.7.7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。

并积极釆取措施，努力降低油耗和放水量。

油系统补、换油时，必须征求化学监督人员的意见。

2.2.7.8负责（或配合）做好运行中汽轮机油的管理、净化和防劣等工作。

做好发电机冷却系统的维护和冷却水质的管理工作。

2.2.8电气专业的职责

2.2.8.1负责（或配合）做好运行变压器油管理、净化和防劣等工作。

2.2.8.2按化学监督要求，进行油样的采集。

2.2.8.3如油质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）检查后补、换油时，要通知化学专业。

2.2.8.4大修时，应会同化学专业检查发电机转子水冷系统空芯导线。

2.2.9热工专业的职责  

2.2.9.1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，作好维护及定期检验工作。

负责或配合搞好化学仪表定期检验和维护，保证化学在线仪表的投入率和准确率。

 2.2.9.2搞好与化学监督有关设备的自动调节装置。

 2.2.10燃料专业的职责

 2.2.10.1按照要求，采集煤样，并注明品种、数量、时间、地点等。

做好机械化釆、制样装置的运行、检修、维护工作。

2.2.10.2及时将全厂使用的燃料品种情况通知化学专业，按要求和规定及时采样，由化学专业进行质量检验。

3技术监督

化学监督必须实行全过程管理，在设计选型、制造、安装、调试、试生产、运行、停、备用、检修和技术改造各阶段严格执行有关化学监督工作的各项规章制度。

必要时新建、改建、扩建工程可设立化学监督全过程管理小组，在主管局总工程师领导下与工程质量监督站共同进行化学监督全过程管理工作。

3.1设计阶段

3.1.1工程设计质量是保证发、供电设备安全、经济、稳定运行的基础，设计前应可能多地取得可利用的水源全分析资料。

根据掌握的资料及调查结果，结合当地发展规划，作出今后水、煤、油、灰和三废排放变化趋势的估计。

3.1.2化学监督全过程管理小组和运行单位，必须参加化学水处理系统设计和装置选择的讨论，并参加设计审核。

3.1.3高压及以上参数机组，应实现连续监测水、汽品质的主要控制指标。

应根据需要配置PH、钠、电导率、溶解氧、二氧化硅和磷酸根等在线仪表，化学试验室应配置精度等级高于在线仪表的实验室仪表，以便定期检验化学在线仪表的准确度。

化学专业应配置微机，做好生产数据处理、贮存各种文件资料及试验报告等技术管理。

3.1.4除盐水箱的容积应根据机组容量、台数、原水水质变化频率以及运行方式等因素而定。

要防止由于除盐水箱容积偏小，而影响机组启动、事故供水和另一台机组酸洗工作的正常进行。

3.1.5项目建设阶段的设备、材料、监测仪表、自动阀门、防腐方式的选择，可由设计院提出推荐方案，经与电厂专业人员商量后，按统一意见办理订货手续。

当发生意见分歧时，我厂有订货决定权。

3.2基建阶段

3.2.l基建阶段的化学监督由上级有关部门归口管理。

通过工程质量监督中心站检查试生产前各个阶段的化学监督工作。

质量监督中心站及质量监督站均应配置化学专业人员，具体负责水处理设备安装、试运、管理，锅炉水压试验、化学清洗及机组试运行阶段的水、汽质量监督等化学监督工作。

化学监督全过程管理小组应协调、督促和检查基建阶段的化学监督工作。

3.2.2要把好从基建到试生产运行各个环节的质量关，不留隐患。

基建要安排好施工进度，不得借口工期紧或其他理由而不严格执行有关的技术监督规程和规定。

各种水处理设备及系统未投运或运行不正常，机组不准启动。

启动过程要严格控制水、汽质量标准，发现异常应及时处理，任何情况下都不准往锅炉内送原水。

3.2.3与化学专业有关的设备、系统和材料的验收保管，水压试验、化学清洗、蒸汽吹洗、机组启动试运阶段的水、汽质量监督和处理等各阶段的监督工作均应由电厂或受其委托的技术监督负责人签字验收。

对不符合有关的技术监督规程要求的，有权拒绝签字。

3.2.4热力设备与材料的验收、保管、安装，水压试验、化学清洗、机组启动前的吹洗和试运过程中的水、汽质量监督等各阶段的原始记录应准确、完整。

各阶段的监督工作均应由我厂或受我厂委托的技术监督负责人签字验收。

对不符合有关的技术监督规程要求的，有权拒绝签字。

设备移交试生产的同时，工程主管单位应向我厂移交化学监督技术档案及相关的全部资料。

3.2.5化学监督人员从设备监造、检验、验收开始参加各项化学监督工作。

其中包括：

在热力设备安装期间，了解和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，检查加药系统、水汽取样装置、化学仪表的安装情况和水处理设备、管道的防腐措施。

对影响水、汽质量的缺陷和问题，要求有关单位及时处理并监督实施，以便使机组移交生产后能够稳定运行。

3.2.6新建工程的锅炉补给水处理设备及系统的安装调试工作，应在锅炉第一次水压试验之前完成，确保水压试验用水质量。

水压试验的水质应满足下列要求：

除盐水的氯离子   <0.2mg/L

联氨含量             200—3OOmg/L

PH值            lO—lO.5（氨水调整）

3.2.7化学清洗范围的确定

蒸汽压力在9.8MPa以下的汽包炉，一般只进行碱煮炉。

特殊情况经省技术监督领导小组审定，可进行化学清洗。

蒸汽压力为9.8MPa及以上的汽包炉的省煤器、水冷壁必须进行化学清洗。

锈蚀严重的再热器，应进行化学清洗。

3.2.8应尽量缩短锅炉水压试验至化学清洗的间隔时间。

锅炉化学清洗完毕至锅炉点火，一般不得超过20天，化学清洗后应立即采取防腐蚀保护措施。

3.2.9机组启动点火前的冷态冲洗和热态冲洗方式按照《电力基本建设热力设备化学监督导则》进行。

循环冲洗过程中，应投入加氨、联胺处理设备，调节冲洗水的pH值为9.0—9.3；联胺过剩量为50—lOOmg/L。

汽包炉热冲洗应加强排污或整炉换水至炉水澄清。

还应加强对大型容器底部的清扫和冲洗。

冲洗过程中应监督给水、炉水、凝结水中的含铁量和PH值。

未经化学清洗的过热器在锅炉第一次点火前应进行反冲洗。

冲洗水应用除盐水，冲洗水应为加氨的除盐水，其PH值维持在9--10。

冲洗至出水达到无色透明及进、出口水质接近。

3.2.10蒸汽冲洗阶段应对给水、炉水及蒸汽质量进行监督。

给水PH（25℃）控制在8.8—9.3，炉水PH值为9-10。

汽包炉炉水应采用磷酸盐处理，磷酸根含量应控制在2—10mg/L。

当炉水含铁量大于10OOug/L时，应加强排污，或在吹管间歇时以整炉换水方式降低其含铁量。

吹洗完毕，凝汽器热水井和除氧器水箱的水排空后，应清扫器内铁锈和杂物，锅炉要采取防腐措施。

3.2.ll机组启动前，给水、炉水、凝结水、水内冷发电机冷却水的加药和处理设备均能投入运行，综合取样架、在线仪表及程控装置应具备投运条件。

3.2.12整体试转时应达到下列要求：

除氧器能有效除氧并能达到要求。

循环水加药系统及胶球冲洗装置应能投入运行。

3.2.13新建机组（蒸汽压力>l3MPa）试运行水、汽质量标准如下：

容量在50MW及以上的汽轮机冲转时，过热蒸汽品质应满足：

二氧化硅 ≤100μg/kg

含钠量   ≤50μg/kg

汽轮机凝结水回收标准：

铁      ＜lOOOμg/L（有凝结水处理）；

        ＜80μg/L （无凝结水处理）

二氧化硅 ＜80μg/L（无凝结水处理）

硬度     ＜10μmol/L（无凝结水处理）

整体启动负荷在1/2及以上时，给水质量标准：

汽包炉：

溶解氧    ＜30μg/L

铁       ＜80μg/L

二氧化硅  ＜80μg/L

硬度       0μmol/L

联胺       10—50μg/L

PH         8.5—9.2

3.3运行阶段

运行阶段指自机组计划检修（大、小修）后的冷态启动至下次计划检修停炉、停机止。

新建机组完成试运行后即按照运行阶段有关规定进行监督。

3.3.1根据机组型式、参数、水处理方式、补给水率及化学仪表配置等情况，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。

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8次，水质全分析每年不少于4次。

引进机组可按制造厂的规定执行，但必须满足上述规定。

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。

3.3.2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。

如给水溶氧长期不合格，应考虑对除氧器结构、运行方式进行改进。

3.3.3新投入运行的锅炉必须进行热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，重新进行全面或部分热力化学试验和调整试验：

改变锅炉内装置或改变锅炉循环系统；

给水质量有较大改变或改变锅内处理方式：

发现过热器或汽轮机有积盐。

3.3.4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。

3.3.5机组正常运行时的水、汽质量标准应符合部颁《火力发电厂水汽质量标准》和《火力发电厂水汽化学监督导则》规定的要求。

原部颁水、汽质量标准是指机组可保持长期可靠稳定运行的控制限值，即正常值，我公司根据具体情况，提出“本公司的期望值”，取极限值的50—70％作为实际运行的控制值。

3.3.6对疏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不大于额定蒸发量的3.0％要求。

3.3.7在带负荷冲洗汽轮机叶片时，要监督凝结水的质量，当凝结水质量达到要求时，停止冲洗，恢复正常运行。

3.3.8给水自动加氨装置和磷酸根自动加药装置也应投入运行。

3.3.9水汽质量劣化时的处理

当水、汽质量劣化时，化学人员应检查取样是否有代表性，化验结果是否正确，并综合分析系统中水、汽质量的变化，确认无误后，应立即向领导汇报，并采取相应措施，在所允许的时间内，恢复到正常值。

为此对锅炉给水、炉水、凝结水的关键化学指标制订以下三级处理值，其涵义如下：

一级处理值——有因杂质造成腐蚀的可能性，应在72小时内恢复至标准值；

二级处理值——肯定有因杂质造成腐蚀的可能性，在24小时内应恢复至标准值；

三级处理值——正在进行快速腐蚀，如水质不好转，应在4小时内停炉。

在异常处理的每一级中，如果在规定的时间内尚不能恢复至正常，则应采用更高一级的处理方法。

在汽包锅炉中，恢复正常值的办法之一是降压运行。

以下为我厂50MW机组执行标准

 3.3.9.1凝结水泵出口水质异常时的处理按下表规定执行：

项目

标准值

处理值

一级

二级

三级

电导率μs/cm

（经氢离子交换后，25OC）

≤0.3

＞0.3

＞0.4

＞0.65

硬度

μmol/l

≤2.0

＞2.0

＞5.0

＞20.0

3.3.9.2锅炉给水水质异常时的处理按下表规定执行：

项目

标准值

处理值

一级

二级

三级

PH

（25OC）

8.8-9.3

＜8.8

或＞9.3

——

——

电导率us/cm

（经氢离子交换后，25OC）

≤0.3

＞0.3

＞0.4

＞0.65

溶解氧

ug/l

≤7

＞7

＞20

——

3.3.9.8锅炉炉水水质异常时的处理按下表规定执行：

项目

标准值

处理值

一级

二级

三级

PH

磷酸盐处理

9~10

＜9.0

＜8.5

＜8.0

注：

当出现水质异常情况时，还应测定炉水的含氯量、含钠量、电导率和碱度，以便查明原因，采取对策。

3.3.10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。

煤质检验人员必须持有部局级岗位考核合格证方能上岗。

3.3.10.1对入厂煤样，必须每批按规定的方法采取样品，化验的项目为：

全水分（Mt）、空气干燥基水分（Mad）、灰分（Aad）、挥发分（Vad）、发热量（Qnet，ar）、全硫（St，ad）。

3.3.10.2为计算煤耗和掌握燃料特性，每值综合测定入炉煤的灰份、水份、挥发份、热值。

3.3.10.3每周做煤粉细度、飞灰可燃物、入炉原煤全水分至少1次，入炉煤粉的灰份、挥发份、粗、细灰可燃物视具体情况测定。

3.3.10.4燃料监督使用的仪器、天平、贝克曼温度计、热电偶、氧弹（使用lOOO次）等应定期校验。

3.3.11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。

3.3.11.1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，防锈汽轮机油按现行的国家标准《防锈汽轮机油质量标准》进行质量验收。

3.3.11.2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。

3.3.11.3运行中变压器油的常规检验周期和检验项目如下表：

设备名称

设备规范

检验周期

   检验项目

电力变压器

220—500KV

每年至少2次

★

水溶性酸（PH），酸值，闪点（闭口），机械杂质、游离碳、水分、界面张力（25℃）、体积电阻率（90℃）、介损（90℃）、击穿电压、含气量（500kV电力变压器）

110KV及以下

每年至少1次

所、厂用变压器

35KV及以上或1000KVA及以上

每年至少1次

水溶性酸（PH）、酸值、闪点（闭口）、机械杂质、游离碳、水分、击穿电压、体积电阻率

配电变压器

630KVA及以下

3年至少1次（或自行规定）

水溶性酸（PH）、酸值、闪点（闭口）、游离碳、水分（目测）、击穿电压☆

 互感器

220KV及以上

每年至少1次

水溶性酸（PH）、游离碳、水分、击穿电压、体积电阻率

 35—110KV

 3年至少1次

油开关

110KV及以上

每年至少1次

水溶性酸（PH）、机械杂质、

击穿电压、体积电阻率

110KV及以下

 3年至少1次

少油开关

 3年至少1次或换油

套管

110KV及以上

3年至少1次

水溶性酸（PH）、游离碳、水分、击穿电压、体积电阻率

★：

每年的第二次检验，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。

3.3.11.4运行中汽轮机油的常规检验周期和检验项目如下表：

设备名称

检验周期

检   验   项   目

汽轮机

每周1次

外状、水分、机械杂质

每年至少1次

外状、水分、运动粘度（40℃）、闪点（开口）、机械杂质、酸值、液相锈蚀、破乳化度

注：

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（汽轮机油浑浊时），应当增加测定次数，并及时采取措施。

3.3.11.5运行油的防劣措施按现行的国标《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国标《关于补充油及混油的规定》执行。

3.3.11.6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。

3.4检修阶段

热力设备大修的化学检查，是考核化学技术监督实际效果最直观的手段，是化学监督工作的一个重要部分。

3.4.1热力设备大修时各专业负责范围

3.4.1.1化学专业：

--提出大修化学检查要求（包括化学清洗及凝汽器管更换等）；

--采集样品，化验分析，留档记录；

--提出大修化学检查报告（大修结束后一个月内）；

--参加大修检查及验收工作及设备定级工作；

--进行化学水处理设备及各类加药设备的检修和检查工作。

3.4.1.2机炉专业：

热力设备解体时，通知化学专业检查内部情况，按化学要求割管检查