1、精品化學監督管理標準1 . 總則1.1 化學監督是保證電力設備長期穩定運行和提高設備健康水平的重要環節。化學監督堅持貫徹以預防為主的方針， 采用適應生產的檢測手段和科學管理方法， 及時發現和消除與化學監督有關的發供電設備隱患，防止事故的發生。1.2 化學監督涉及面廣，技術性強，為加強管理，并統籌安排協調化學、鍋爐、汽機、電氣、熱工、燃料等專業的分工與配合, 化學監督工作在生產廠長或總工程師的領導下，由生產機動組化學專工負責,化學專業為化學監督管理的執行部門。運行中的化學監督由值長負責領導、組織本值運行中的化學監督工作。1.3 有關領導及化學工作人員必須熟悉本細則，對化學監督制度 、 火力發電廠

2、水汽化學監督導則 DL/T 561-1995(2005) 應了解。2 .化學監督的任務2.1 保證供給機組質量合格和數量足夠的化學除鹽補充水，努力降低水處理成本，提高水處理設備的完好率。2.2 按規定及時準確地取樣分析各種水、 汽、 油、 燃料和水處理所用藥品的質量以及水垢、鹽垢、油泥、飛灰、腐蝕產物等，及時進行調整，根據ISO9001 、 ISO14001 、 OHS 等國際標準體系中的要求，努力提高化學監督質量。2.3 分析研究技術數據， 查明設備腐蝕結垢、 積鹽和油質劣化的原因， 針對性地采取措施，防止熱力設備、 電氣充油設備及水處理設備由于化學監督不嚴、 控制不當等原因而造成責任事故和

3、損失。2.4 在設備主管單位配合下，搞好設備各項調整試驗工作，制定出合理的運行方式、參數及化學監督質量標準。2.5 做好熱力設備的停備保護及化學清洗的監督工作。2.6 參加有關熱力設備的檢修、檢查和驗收工作。2.7 負責新油及運行中變壓器油、汽輪機油的質量監督，配合有關部門做好油類驗收、保管、發放、混油、防劣化及油質再生工作。2.8 做好燃煤監督，指導燃燒，降低煤耗，協助有關部門做好排煙系統的防腐工作。2.9 努力實現化學監督儀表化，努力提高化學儀表的投入率和準確率。2.10 協助有關部門降低燃料消耗、油耗、水汽損失等，提高機組效率。2.11 嚴格貫徹執行有關化學監督方面的規章制度條例及上級監

4、督部門的指示和要求， 及時向領導和有關部門反應水、汽、 煤、油質量情況。對違章和超標準等危及設備安全的情況及時與有關單位聯系處理，必要時向總工程師直至上級領導匯報。2.12 虛心向兄弟單位學習，不斷提高生產技術， 優化監督手段， 改善工人勞動強度， 加強技術管理和技術培訓，降低原材料消耗，提高設備健康水平。3 .水汽及熱力系統的化學監督3.1 機組運行的化學監督3.1.1 必須做好機組從設計、設備選型、監造、安裝調試、試運行全過程的各項化學監督工作。3.1.2 擴建熱力設備、水處理設備時，應向設計單位提供必要的水質資料，提出化學監督的具體要求，并參與設計的審核工作。3.1.3 詳細了解和熟悉并

5、監督下列工作：a）鍋爐汽、水分離裝置和檢修安裝情況；加藥、排污方式及系統；水冷壁管、聯箱內部的腐蝕程度；減溫器的型式及地點；b）凝汽器、冷油器、冷水器、抽氣器、加熱器的管材；除氧器頭部的結構及內部防腐措施；c）各種水、汽取樣的地點、型式、管材、冷卻水量及冷卻方式；d）水處理設備系統、構造、安裝質量、管道的防腐措施及涂料、樹脂的種類、數量、質量、性能；e） 應了解熟悉與化學專業有關的水汽系統及各類設備的構造，工藝和材質；f） 各種水箱、計量箱的防腐質量及排污地點，化學儀表的性能、安裝地點及安裝質量。1.1.4 配合基建單位搞好安裝前后的設備和部件的防銹蝕工作。1.1.5 按照電力建設施工及驗收技

6、術規范的要求，參加有關系統和設備的驗收工作，對影響水汽質量的缺陷和問題應要求設計單位和施工單位及時糾正處理， 不能消除的應提出書面報告，請有關單位處理。并監督實施，確保機組移交生產后能夠安全、經濟運行。1.1.6 凝汽器銅管的安裝必須嚴格按照原水電部頒電力建設施工及驗收技術規范 （汽機篇）進行施工，避免過脹和欠脹；防止產生新的應力。1.1.7 各種水處理材料、藥品到貨時，應進行檢驗，合格后分類保管。在使用前化驗人員應再取樣化驗，確認無誤后，方可使用。1.1.8 鍋爐水壓試驗應采用除鹽水整體水壓試驗用水質量應滿足：氯離子含量小于0.2mg/L ，聯氨含量為 200 300mg/l ， PH 值為

7、 10 10.5 （用氨水調）水壓試驗之后必須進行保護。1.1.9 機組啟動前， 配合安裝單位制定化學清洗措施， 將有關設備、 管道及水箱等進行徹底沖洗，并著重沖洗凝汽器、低加、除氧器、高加等爐前系統，直至出水澄清，還應負責化學清洗時的化學監督。1.1.10 熱力設備試運時，應制定水、汽質量暫行標準，并參加監督工作。3.2 機組啟動時的化學監督3.2.1 機組啟動時，必須定期沖洗取樣器，按規定調整水樣流量，保持水樣溫度在30 以下。3.2.2 大修后的鍋爐必須確定合理的運行方式和水質控制標準。當鍋爐提高額定蒸發量、改變運行工況、改變給水水質或爐內處理方式以及爐內裝置進行較大的改造時均應進行熱化

8、學 試驗或調整試驗。3.2.3 鍋爐啟動后發現爐水渾濁時應加強排污換水及爐內加藥處理工作，并采取限負荷降壓等措施，直至爐水透明澄清。3.2.4 機組啟動過程中蒸汽、給水、凝結水等應控制以下標準，并網 8小時之內達到正常狀態。并網8小時及以后（熱備用機組在啟動4小時及以后）應參加水汽合格率統計。質量標準見表1 O表1機組啟動時的水汽質量標準名稱檢測項目控制標準3.55.8MPa12.715.6MPa備注電導率<3<1(H)us/cm<80<60沖轉前二氧化硅ug/kg<50的蒸汽鐵 ug/kg銅 ug/kg<50<15<20鈉 ug/kg硬度umo

9、l/l<10<5.0鐵 ug/L<75給水溶氧ug/L<150<30<50二氧化硅ug/L<80硬度umol/l<10<10凝結水鐵 ug/L<100<80回收溶氧ug/L<30<30二氧化硅ug/L<803.2.5 新機組或檢修及備用的機組投入運行時，必須同時投入除氧器，并使溶解氧合格。新除氧器投運之后，應進行調整試驗，以確定最佳運行方式，保證除氧效果良好。當除氧器出水溶解氧增高或除氧器內部構造改動時，應重新進行調整試驗。3.2.6 鍋爐在運行中蒸汽品質不合格及檢修中發現過熱器管或汽輪機葉片結鹽時，在鍋爐重新

10、啟動前應對過熱器管進行給水沖洗，沖洗過程中應監督出水的電導率。在停機前或運行中帶負荷沖洗汽輪機葉片時，汽機專業必須訂出沖洗的具體措施，否則不得沖洗。沖洗時化學專業要監督凝結水的質量，排放比給水質量差的凝結水，當凝結水質量達到要求時，停止沖洗，恢復正常運行。3.2.7 鍋爐檢修后，進行水壓試驗時，用加有緩蝕藥劑的除鹽水。3.2.8 在檢修或停用的熱力設備啟動前，應將設備系統內的管道和水箱沖洗至出水無色透 明，以減少爐內沉積物。3.3 機組運行中的化學監督3.3.1 機組運行中水汽控制標準及測試周期見附錄A （標準的附錄）。減溫水質量，應保證減溫后蒸汽中的鈉、二氧化硅的含量符合蒸汽質量標準，否則應

11、停減溫水。疏水質量標準，應以不影響給水為前提，一般硬度w2.5umol/L ;鐵W50ug/L 。3.3.2 鍋爐是連續排污還是定期排污，應根據爐水和蒸汽的質量決定，其排污率不得小于0.3% 。3.3.3 疏水應嚴格控制，汽水損失率135MW 機組，應不大于鍋爐額定蒸發量的 2.0% 。25MW 機組應不大于鍋爐額定蒸發量的 3%否則應查明原因，努力減少汽水損失率。3.3.4 給水采用氨與聯氨處理，通過調整試驗和實踐證明 PH 的最佳值應維持8.893 ，藥液應均勻連續地加入。應配備自動加氨和聯氨裝置，以保證加藥劑的穩定。 大小修時， 注意檢查凝結器空抽區銅管情況， 以防止氨的腐蝕。 含聯氨的

12、蒸汽不能直接用于加熱飲水和食品。3.3.5 爐水低磷酸鹽處理，藥液應均勻地加入爐內。當爐水磷酸根、 PH 不合格時，運行人員應細心調整，精心摸索規律，做到超前處理，保證爐水合格率。3.3.6 為提高水汽質量監督的可靠性和連續性，必須重視和加強在線化學監督儀表工作3.3.6.1 嚴格執行化學儀表運行維護制度和化學儀器儀表管理制度。同時應建立在線化學儀表運行維護規程， 明確校驗的具體周期， 保證已有的儀表連續投入運行并準確可靠。 在線化學儀表的投入率與準確率均不得低于95% 。3.3.6.2 特別重視化學儀表人員的培訓與業務考核，車間要定期檢查儀表的投入率及其性能，形成制度，以考核在線化學儀表維護

13、人員的工作情況。3.3.7 循環水的處理與凝結器銅管的保護是機組運行過程中化學監督的重要內容3.3.7.1 目前我廠根據135MW 機組循環水濃縮情況，通過動態模擬試驗，篩選出比較經濟、 穩定、 緩蝕效果比較好的處理方法， 即循環水濃縮倍率在 3.0 以下時采用水穩定劑和硫酸協調處理。3.3.7.3 用硫酸處理時要注意高濃度硫酸根對水泥的侵蝕和硫酸鈣結垢問題。3.3.7.4 循環水處理工作設有專人負責，加藥應連續均勻，按時進行監督項目的分析、化驗、在循環水質有所變化的情況下， 適當調整處理工藝， 以確保處理效果， 防止凝結器銅管的結垢與腐蝕，必要時運行中可以進行硫酸亞鐵鍍膜保護工作。3.3.7

14、.5 汽機專業必須設專人負責膠球清洗工作，所用膠球必須符合有關技術指標，做好清洗時間、清洗效果的詳細記錄。每臺機每天應清洗一次，按清洗效果決定清洗時間，保證膠球回收率。3.3.8 水汽劣化時的處理3.3.8.1 當發現水汽質量劣化時，化學人員應首先檢查取樣是否有代表性；化驗結果是否準確可靠；并結合分析系統導致水汽質量變化的其他因素，確認判斷無誤時，應立即向值長及有關方面匯報，并會同有關專業共同分析原因，提出建議。廠領導應責成有關部門立即采取措施，使水、汽質量在允許的時間內恢復到標準。若水執法必嚴質量嚴重劣化，影響機組安全運行時，廠領導應做出機組降出力或停止運行的處理決定。3.3.8.2 水汽異

15、常時的三級處理值的含義為：一級處理值一有因雜質造成腐蝕的可能性，應在72小時內恢復至標準值。二級處理值一肯定有因雜質造成腐蝕的可能性，應在24小時內恢復至標準值。三級處理值一正在進行快速腐蝕，如水質不好轉，應在4小時內停爐。在異常處理的每一級中，如果在規定的時間內尚難不能恢復正常，則應采用更高一級的處理方法。對于汽包鍋爐，恢復標準值的辦法之一是降壓運行。3.3.8.3 當凝結水溶解氧不合格時，化學人員應首先檢查取樣、化驗以及與化學有關的閥門管路是否有問題， 確認無誤后再通知汽機有關人員，及時查明原因給予解決，當發現凝汽器有泄漏時，化學值班員應立即通知值長及有關方面。值長應迅速責成汽機有關人員采

16、取檢漏、堵漏同時，應加強爐內的加藥處理和鍋爐排污工作，并盡量少用或不用減溫水。各級處理標準執行表2中相應規定，以至停機。表2 凝結水異常時的處理值項目標準值處理值一級二級三級電導率us/cm （經氫交換后，25 C）us/cmus/cmus/cmus/cm<0.3>0.3>0.4>0.65硬度umol/Lumol/Lumol/Lumol/Lumol/L<2>2>5>203.3.8.4給水水質異常時應執行表3的規定表3鍋爐給水水質異常時的處理值項目標準值處理值一級二級三級PH (25 C)全鐵系統9.09.5< 9.0 或 > 9.5一

17、一鐵銅系統8.89.3<8.8 或 >9.3一一電導率us/cm （經氫交換后，25 C）<0.20.3>0.3>0.4>0.65溶解氧ug/L<7>7>20一3.3.8.5鍋爐爐水水質異常時應執行表4的規定表4鍋爐爐水水質異常時的處理值項目標準值處理值一級二級三級PH(25 C )磷酸鹽處理910v 9.0<8.5<8.0當出現水質異常時，還應測定爐水中的含氯量、含鈉量、電導率和堿度，以查明原因，采取對策。3.3.8.6 當水源水質變化時應及時采取處理措施，以保證進入交換器的水質正常。在水汽質量劣化時，化學專業應將其劣化程度、

18、發生原因及處理經過與結果，書面報告生技部科。3.4 機組檢修及停用期間的化學監督3.4.1 熱力設備檢修前，化學監督部應提出與水汽質量監督有關的檢修項目和要求，如割管、抽管等。有關專業應將其列入檢修計劃。3.4.2 熱力設備檢修前， 化學監督部應組織負責檢查的化學人員對有關的檢修項目、 內容、要求等全面了解， 以明確化學檢查的重點， 負責檢查的化學人員應準備好必需的檢查工具及用品。3.4.3 熱力設備解體后，化學人員接到通知后應及時與負責檢修的人員共同檢查設備內部的腐蝕、 結垢情況， 并采集樣品， 進行包括照像、 錄像在內詳細記錄。 在化學人員檢查之前，不得清除設備內部沉積物，也不得在這些部位

19、進行檢修工作。3.4.4 熱力設備每次大修必須割取和抽取一定數量的爐管與凝結器銅管，檢查腐蝕和結垢情況，割取管樣的部位和數量按下列要求進行。3.4.4.1 省煤器：低溫段入口彎頭割取400500mm。3.4.4.2 水冷壁管：從熱負荷量高處割取兩段管樣，一根為原始管段，一根為監視管段。割管長度不少于0.5m ，當水質長期超標時，加取冷灰斗管樣，割管長度不小于 1.2m 。3.4.4.3 凝汽器銅管：上下水室各抽管12 根，若腐蝕與結垢情況嚴重時應適應增加。評價銅管腐蝕情況及測定銅管表面垢量應從銅管的中段及兩端分別取樣， 并分別表示； 當結垢嚴重時在適當時間應安排化學清洗。 當凝結器更換銅管時，

20、 應根據部頒 火力發電廠凝結器銅管選材導則 合理選材。安裝前， 應對新銅管進行質量檢查及應力檢查， 最好進行退火處理，以消除殘余應力安裝時注意防止銅管過脹和欠脹。3.4.5 鍋爐化學清洗方案及措施應按火力發電廠鍋爐化學清洗導則 DL/T 794-2012 中的有關規定執行，清洗方案應提前審查。3.4.5.1 鍋爐清洗時間應根據垢量或運行年限確定。 當鍋爐水冷壁垢量達到 300400g/m2時（洗垢法，向火側 180 度角） ，應在下次大修時對鍋爐清洗。鍋爐運行時間達到六年也應 進行清洗。3.4.5.2 由于結垢腐蝕而造成水冷壁爆管或泄漏的鍋爐即使鍋爐結垢量或運行年限未達到化學清洗標準，亦應盡快

21、安排化學清洗。3.4.5.3 當確定鍋爐（或凝結器、冷卻器等）進行清洗時，化學專業應配合鍋爐（或汽機）專業擬定清洗方案和措施，并經工程師批準。3.4.5.4 鍋爐（或凝結器）清洗時，鍋爐（或汽機）專業負責清洗系統的安裝和操作，化學人員負責配藥、 測試、 監督及清洗后的總結工作。 技術總結在清洗完后一個月內報送總工程師、生產機動組，3.4.6 對化學水處理設備、循環水處理設備、加熱器及管道、取樣冷卻系統、加藥設備及膠球清洗裝置也應定期進行大修和檢查，發現問題，設備專責人應及時進行處理。3.4.7 熱力設備檢修完畢，系統恢復之前，化學人員應參加有關設備的驗收和定級工作。并應對熱力設備的腐蝕、 結垢

22、以及積鹽情況做出評價， 并提出相應的化學監督工作的改進措施。3.4.8 對有積鹽的過熱器，應進行公共式或單元式沖洗，沖洗時要監督出水的堿度或電導率。3.4.9 在檢修或停用的熱力設備啟動前，應將設備、系統內的管道和水箱沖洗至出水無色透明，以降低結垢性物質在爐內的沉積。3.4.10 鍋爐檢修后，進行水壓試驗時，用加有緩蝕藥劑的化學除鹽水，不得使用生水。3.4.11 熱力設備在停、備用期間，必須進行防腐保護。其具體做法可參照部頒火力發電 廠停（備）用熱力設備防銹蝕導則并遵照我廠機組啟動停（備）用時防腐保護細則執 行。3.5.1 每月對全廠水汽品質及化學監督情況進行一次評價，從而提高水汽監督質量和技

23、術管理水平，提高熱力設備運行的安全和經濟性。評價標準見表5。表5水汽品質評價標準標準水汽品質合格率（）優秀>98良好9598較差<95對水汽品質合格率低于 95%的機組，應分析有關薄弱環節，盡快解決。3.5.2 結合熱力設備大修，對鍋爐省煤器、水冷壁、過（再）熱器和汽輪機及凝汽器管的腐蝕、結垢及積鹽情況進行嚴格的檢查與必要的化驗分析。一般來說在機組運行水汽品質正常的前提下，不應再有嚴重的結垢積鹽及腐蝕情況，否則應認真分析原因。3.5.3 汽包爐水冷壁（向水側 180度角）沉積物評價標準如下：結垢速率v 40g/m 2.a評價為優秀；結垢速率 40 80g/m 2.a評價為良好結垢速

24、率80g/m 2.a評價為較差3.5.4 汽輪機蒸汽通流部分的積鹽情況，原則上以兩次大修間隔內不因積鹽而影響出力為標準，但應對積鹽狀態及有關成分分析進行評價。3.5.5 水處理設備評定級工作每季進行一次，評定級標準和內容見表6。表6水處理設備定級標準一類能達到銘牌出力和要求設備完好無缺陷，標示明顯完整設備圖紙技術資料、檢修記錄臺帳齊全完整經過調整試驗，再生劑量較低，出水質量符合標準基本上可達到銘牌出力，但存在下列問題設備存在少量缺陷或設備圖紙技術資料及檢修記錄不全三類存在卜列問題之后：達不到銘牌出力或不能處于良好備用狀態設備存在嚴重缺陷，帶病運行缺之主要圖紙和技術資料4.電廠油務監督4.1 油

25、務監督的主要任務是對新油、運行中油進行質量檢驗、對變壓器中溶解氣體進行色譜分析，為用油部門提供依據，以便有關部門采取措施，防止油質劣化，避免潛伏性故障的發生，保證發供電設備的安全運行。油務監督主要內容包括汽輪機油、抗燃油的監督；變壓器油監督。4.2 油務工作人員必須持有電力部頒布的相應崗位資格證書，氣相色譜實驗室應取得計量合格證書，實驗室的儀器配備應能夠yt足日常油（氣）監督的需要 4.3 汽輪機油的監督1.1.1 汽輪機油的新油標準汽輪機油的新油標準為GB11120 -89L-TSA,該油屬防銹汽輪機油。原國標 GB253781汽輪機油和 SY1230 83防銹汽輪機油已于 1992年廢止，

26、但目前市場上仍有的GB2537 -81標準的汽輪機油，只要質量合格仍可使用。1.1.2 汽輪機油新油驗收。汽輪機油的新油驗收按國家標準執行。1.1.3 運行汽輪機油的監督1.1.3.1 運行中汽輪機的常規檢驗項目及周期見附錄 D （標準的附錄） 。1.1.3.2 運行汽輪機油的維護管理原則上按照 GB/T14541 93電廠運行中汽輪機用礦物油維護管理導則執行。1.1.4 向運行汽輪機油中補加（添加）添加劑的有關規定,為了改善運行汽輪機油中的某些特定指標，生產上常補加的添加劑主要有： T501 抗氧化劑、 T746 防銹劑、GPE15 S2 破乳化劑、甲基硅油消泡劑等。補加添加劑往往是有效的，

27、但是生產上是不得以而之的手段，因此使用應慎重，并注意其具體使用條件。1.1.4.1 “ T501 ”抗氧化劑的補加。向不含抗氧化劑的新油中添加“ T501 ”抗氧化劑時，實驗必須做感受性試驗， 且其添加劑含量應控制在 0.30.5% 之間。 向運行油中補加 “ T501 ”時，則必須把其運行油的酸值、 PH 值等指標處理至接近新油的標準后執行。1.1.4.2 “ T746 ”防銹劑的補加。在向普通新汽輪機油中添加“ T746 ”時，其汽輪機油系統必須經過徹底沖洗， 然后可按其總量的 0.020.03% 的比例添加。 向運行汽輪機油中補加（或添加） “ T746 ” ，必須在汽輪機的大小修停機狀

28、態下，對汽輪機油系統進行徹底的沖洗和清理后進行。1.1.4.3 GPE15S 2 破乳化劑的添加。通常新汽輪機油中都不含有破乳化劑，新油的破乳化度必須合格， 不能靠添加破乳化劑來改善其破乳化指標。 對于運行中汽輪機油破乳化度超標，破乳化劑的添加量為 10mg/kg 左右。1.1.4.4 甲基硅油消泡劑的添加。 機組在運行中因油質的老化劣化， 易產生一些皂類物質，在機組回油沖擊和攪動下， 可產生大量的泡沫， 導致看不到油箱的油位， 甚至造成油品的溢出，在這種情況下，可添加10mg/kg的甲基硅油消泡劑來解決，切忌添加過量。1.1.4.5 對于新型添加劑，不得擅自添加。要添加前必須事先與電力科學院

29、協商咨詢后，經所在單位總工批準，方可添加。1.4 抗燃油的監督1.4.1 抗燃油的新標準。國產抗燃油主要由天津濱海化工廠生產，其技術性能指標與國外進口抗燃油相當，目前還沒有國家標準，其主要技術指標見 DL/T571 95 電廠用抗燃油驗收、運行監督及維護管理導則中的附錄 A （標準的附錄） 。1.4.2 抗燃油新油的質量驗收。抗燃油新油的質量驗收，應按照 DL 標準執行。1.4.3 運行抗燃油監督維護1.4.3.1 運行抗燃油的質量標準見DL/TY571 95附錄B （標準的附錄）。1.4.3.2 運行抗燃油的監督維護原則上按照 DL/T571 95 “導則”執行。1.4.4 抗燃油檢測項目與

30、周期1.4.4.1 運行抗燃油的常規檢測項目運行人員現場檢測項目：外觀、顏色、油溫、油位。記錄旁路再生裝置精密過濾器的壓差變化。實驗室檢測項目：酸值、含氯量、電阻率、水份、顆粒度、運行粘度、密度。1.4.4.2 運行抗燃油的檢測周期。機組正常運行下，試驗室的試驗項目及檢測周期應按照省局生環9660 號文執行。1.4.5 抗燃油使用過程中的注意事項1.4.5.1 合成抗燃油與礦物汽輪機油有著本質上的區別，嚴禁混合使用。1.4.5.2 抗燃油具有很強的溶劑性特性，因而在檢修及使用維護時，應注意其所用材料的相容性，以防止油品的污染。1.4.5.3 抗燃油主要用于300MW 及以上的大機組 EHC 和

31、高壓旁路系統。 因其系統部件的結構特點，對油器中雜質的顆粒度有特殊的要求，對新投產機組，中壓抗燃油的顆粒度必須達到SAE749D5級標準，高壓抗燃油則達到SAE749D3級標準。1.4.5.4 運行中的抗燃油，在一定的溫度和水份存在的條件下會發生水解反應，導致其酸值增長較快，因此提高安裝及檢修質量以防止油系統的進水，從根本上解決油質的水解問題。1.4.5.5 運行抗燃油因油質的氧化使其酸值增加是不可避免的，因此自機組投運起，要不間斷地投入旁路再生系統，通過定期測試其出入口的酸值變化情況，及時更換吸附劑，以確保酸值合格。1.4.5.6 對于正常運行的設備，要注意檢查系統中精密過濾器的壓差，以便及

32、時更換和沖洗精密過濾器，防止油路的堵塞及確保抗燃油清潔度合格。1.5 變壓器油的監督1.5.1 變壓器油新油標準。變壓器油新油標準為 GB2536 90變壓器油，原變壓器油國家標準GB2536 81已經廢止。1.5.2 變壓器油新油驗收。變壓器油新油驗收按照省局生發199543號文執行。1.5.3 變壓器基建安裝階段的油質監督1.5.3.1 大型電力變壓器是在充氮保護條件下運至現場的。設備到貨后，需鑒定設備在運輸過程中是否受潮。 做法是檢查變壓器本體的壓力表是否是微正壓；其次需測變壓器本體中殘油的水份。1.5.3.2 對新到的變壓器取本體中的殘油做氣相色譜分析，以鑒定變壓器的制造質量。1.5.

33、3.3 新油在注入設備前，應首先對其進行脫氣、脫水處理，其控制的項目及標準見表7。表7新油凈化后的指標設備電壓等級kV項目50022033066110擊穿電壓kV>60>55>45含水量ug/g<10<15<15含氣量V/V<1<1一介質損tg 890 c %<0.12<0.5<0.51.5.3.4 新油注入設備后，為了對設備本身進行干燥、脫氣，一般需要進行熱油循環處理,其熱油循環后的控制項目及指標見表8。表8 熱油循環后的控制項目及標準設備電壓等級kV項目50022033066110擊穿電壓kV>60>5520含水

34、量ug/g<10<15<20含氣量%V/V<1<1一介質損tg 890 c %<0.5<0.5<0.51.5.3.5 在變壓器投用前應對其油品作一次全分析，作為交接試驗數據。1.5.3.6 變壓器和電抗器必須在投運后24小時、4天、10天、30天各做一次氣相色譜分析，如無異常，則轉為定期檢測。1.5.4 運行充油電氣設備的監督運行變壓器油的質量標準，檢測項目及周期原則上按照GB7595 87標準執行。變壓器油的維護管理原則上按照運行變壓器油維護管理導則GB/T14542 2005執行。1.5.5 運行變壓器油的色譜、微水監督1.5.5.1 充油電

35、氣設備的色譜、微水取樣，應通過專用密閉取樣閥，用注射器采樣。1.5.5.2 運行充油電氣設備的正常檢測周期見表11。1.5.5.3 充油電器設備的微水測試周期、互感器和套管的微水檢測周期與色譜的檢測周期相同。1.5.5.4 變壓器和電抗器在投運前和大修后，應做一次色譜分析。1.5.5.5 互感器和套管除制造廠明確規定不許取油樣的全密封設備外，都應在投運前做一次色譜分析。1.5.5.6 允許取樣的互感器和套管在投運后第一次停電時，應做一次色譜分析，若無異常，可轉為按周期檢測。1.5.5.7 當變壓器發生瓦斯斷電器動作、變壓器受大電流沖擊、內部有異常聲響、油溫明顯增設等異常情況時，都應立即采取油樣

36、，進行氣相色譜分析。氣相色譜分析周期見表9.表9氣相色譜分析周期設備名稱檢測周期變壓器和電抗器500kV主變、電抗器、容量 240000kVA 及以上主變每月一次220kV 主變、電抗器容量 90000kVA 及以上主變三個月一次35kV110kV 主變、容量7500kVA及以上主變一年一次互感器220kV及以上110kV每年一次三年一次套管110kV及以上三年一次變壓器和電抗器的微水檢測周期為：220kV及以上設備每年二次110kV 設備每年一次1.5.5.8 對于確實有產氣故障的變壓器或電抗器，應視其具體情況，作出立即停電或進行跟蹤分析的具體處理措施。1.5.5.9 油中溶解氣體的分析方法

37、按SD304 89 方法執行。1.5.5.10 充油電氣設備的故障判斷，按照變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則GB/T7252-2001 中確定的原則和方法執行。1.5.5.11 對于互感器、套管等少油設備，其油中不應含乙炔，其他組份也應很低，若有乙炔，應查明原因，并采取適當的措施。5 .燃料監督5.1 燃料特性試驗方法及測試準確度檢驗燃料特性試驗均按現行國家標準、電力行業標準火電廠燃料試驗方法進行。5.1.1 燃料特性測試結果的準確度，要以國家一、二級標準物質，按能源部標準燃料檢驗工作全面質量管理準則來加以檢驗。5.1.2 燃料質量檢驗人員，包括采制樣及分析人員應持有電力部頒發的崗位合格證上崗

38、。未獲崗位合格證者，所出試驗報告無效。（非電廠正式職工從事采制樣的人員，一律持山東省電力局頒發的崗位合格證上崗） 。5.1.3 入廠燃料經檢驗不合格或不符合供貸合同者，不得入廠或入庫。5.2 入廠煤分析內容及周期 （入廠煤的采制化全部由燃料公司負責）5.3 入爐煤分析內容與周期5.3.1 每日測定入爐煤綜合樣的全水分、工業分析及高、低位發熱量。5.3.2 每月測定入爐煤累計混合樣的工業分析、發熱量、全硫含量。5.3.3 每半年對其混合樣進行一次全分析（項目同 4.3.3.2 的規定） 。根據生產需要，隨時進行灰熔融性、元素分析、可磨性的測定。5.4 燃料運行監督試驗5.4.1 每值進行一次飛灰

39、可燃物及煤粉細度的測定。5.4.2 原煤全水分每值或每日測定一次。5.4.3 根據生產需要，每值對入爐煤進行工業分析。5.5 入爐燃料采制樣5.5.1 入爐煤應實現機械化采制樣， 采樣精確度按Ad 計， 應達到± 2% ； 力爭達到± 1.5% 。在滿足采樣精確度的前提睛，采煤樣機年投運率不低于85% 。5.5.2 入爐煤粉僅作為當日測定工業分析及發熱量的樣品的參考值。6 . 技術管理6.1 應建立健全下列化學監督制度a）崗位責任制；b ）化學設備運行操作規程；c）化學監督規程；d ）運行設備巡回檢查及交接班制度；e）化學設備檢修規程；f）制氫設備的運行、檢修規程；g ）化

40、學儀表檢修規程；h ）化學儀器、儀表的使用、校驗及管理制度；i）白班化驗室工作制度；j）垢、水、汽、油、燃料及氣體的取樣與化驗規程；k）化學藥品、水處理材料驗收及保管制度；1）熱力設備檢修中的化學監督檢查制度；m ）停（備）用熱力設備防銹蝕保護制度；n ）油務管理制度；p ）安全工作規程；q ）生產人員培訓考核制度；以上規章制度，應根據具體情況的變化及時修訂或補充。6.2 根據設備系統情況應備齊與化學監督有關的圖表a）全廠各臺機組的水汽系統圖，包括取樣點、加藥點及排污點；b ）化學水處理設備系統圖及電源系統圖；c）凝水處理系統圖與控制電源系統圖；d ）給水及爐水加藥系統圖與電源系統圖；e）爐內

41、水汽分離裝置布置圖及鍋爐縱剖面示意圖；f）鍋爐定期排污及連續排污系統圖；g ）水內冷發電機冷卻水系統圖；h ）循環水處理系統圖與電源系統圖；i）化學廢水處理系統圖；j）制氫設備、用氫設備系統圖及電源系統圖；k）汽輪機系統圖；1）抗燃油系統圖；m ）變壓器和主要用油、氣開關的名稱、容量、電壓、油量、油種等圖表；n ）燃料及灰取樣點布置圖，包括：煤粉、飛灰、灰渣；6.3 應建立健全下列各種技術資料a）各種水、汽、油、燃料、制氫運行日報及值班操作記錄；b ）水、汽、油、燃料、垢及腐蝕產物、沉積量、化學藥品分析記錄，熱力系統水汽質可編輯量定期查定記錄及有關試驗數據與報告；c）熱力設備、水處理設備調整試

42、驗錄及總結；d ）熱力設備、水處理設備臺帳、檢修檢查記錄及總結；e）熱力設備的化學清洗和停（備）用防銹蝕記錄及總結；f）各用油設備的臺帳、新油驗收記錄及檢修檢查記錄；g ）各種化學藥品及材料有驗收分析報告；h ）化學儀器及在線化學儀表的臺帳及檢修、校驗記錄；i）凝汽器管的泄漏記錄和處理結果（應含泄漏時堵管的具體位置堵管數量）報告；j）凝汽器管腐蝕、結垢換管后的記錄、圖表；k）化學監督的各種月報表，包括水汽質量、油質、燃料、儀表，年度報表及總結；1）爐內、爐外水處理藥品用量、樹脂補充量、補水量、補油量等經濟指標的統計分析記錄；m ）安全及培訓考核記錄；n ）貴重儀器使用異常記錄。6.4 每年召集

43、有關專業進行化學監督工作分析， 充分發揮化學監督網的作用。 根據水汽品質、油質、熱力設備結垢腐蝕、積鹽情況，討論提高水汽品質、油質及防腐防垢措施。在發生與化學監督有關的異常情況時，應及時分析原因，討論措施。做好下列統計工作：a）機組水汽質量統計月報b ）運行中水處理主要設備故障及處理情況；c）應及時報告運行機組化學監督中發現的異常情況，分析數據，持續時間及采取的措施。檢修機組查明發現的異常情況；d ）在線化學儀表投入率、準確率報表；e）機組冷態啟動水汽監督報表；f）油質合格率及油耗情況（透平油、絕緣油、抗燃油）統計半年、全年報表；h）電廠用油監督中發現異常情況及時分析數據、記錄持續時間及采取措

44、施；i）電氣設備色譜分析數據異常需電試所做樣品校核時，準備設備情況及分析數據；j） 220kV變壓器及異常充油電氣設備油質檢驗報表；k）入廠、入爐煤質月報、年報表；1）燃料監督中發電異常情況及時報告分析數據、持續時間，采取的措施m）熱力設備檢修、檢查情況總結；n）熱力設備化學清洗措施及清洗工作總結；p）水處理設備及熱力設備調整試驗情況總結；q）技術革新、新技術推廣情況總結；r）有關化學監督的事故分析報告及防止措施；s）化學監督工作年度總結。廠內對水、汽、油、燃料等監督數據以及各種試驗記錄、報告報表實現化學監督動態管理；對各項經濟指標，藥品消耗量、離子交換樹脂所補充量、補油量、補水量等運行數據的

45、統計處理；做好各種設備規范、文件資料及試驗技術報告的管理。機組運行中水汽控制標準及測試項目名稱檢測項目135MW機組標準檢測周期備注硬度umol/L02小時補給水二氧化硅ug/L<202小時電導率us/cm<0.22小時抄笈-次給水硬度umol/L<2.04小時溶氧ug/L<72小時鐵 ug/L<20每周銅 ug/L<5每周二氧化硅ug/L每天一次2小時抄笈-聯氨ug/L105024小時一次次PH (25 C)8.89.324小時一次電導率us/cmW0.32小時抄表油 mg/L<0.3每周PH (25 C)9.01024小時2小時抄笈-磷酸根mg/L2824小時次，異