化学技术监督管理实施细则(征求意见稿)

XXXX 企业标准征求意见表

QB

XXXX 公 司 企 业 标 准

Q/XXXX 2072500-2013

化学技术监督管理实施细则

（征求意见稿）

2013—XX —XX 发布 2013—XX —XX 实施 吉林电力股份有限公司XXXX 发 布

目 录

前 言 . ........................................... 错误！未定义书签。 1 范围 . .......................................... 错误！未定义书签。 2 规范性引用文件 . ................................ 错误！未定义书签。 3 职责 . .......................................... 错误！未定义书签。 4 管理要求 . ......................................

4.1 运行阶段 . ..................................

4.2 检修阶段 . ..................................

错误！未定义书签。 错误！未定义书签。 错误！未定义书签。

前 言

为进一步提高XXXX （简称“公司”）的管理水平、管理创新及本岗位人员的工

作效率，使化学技术监督工作标准化、规范化、制度化，按照GB/T 15498-2003《企业标准体系》中关于工作标准编制要求及GB/T 1.1-2009《标准化工作导则》、DL/T 800-2012《电力企业标准编制规则》中所规定的标准编制规则，特制定本标准。

本标准由发电部提出、组织起草并归口管理。

本标准主要起草人：XX

本标准系首次发布

化学技术监督管理实施细则

1 范围

本标准规定了本公司化学监督管理职责、化学技术监督、化学革新和技术管理等内容。

本标准适用于本公司化学监督管理。

2 规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修订单）适用于本文件。

《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》 GB/T 12145-2008

《超临界火力发电机组水汽质量标准》 DL/T 912-2005

《电力技术监督导则》 DL/T 1051-2007

《化学技术监督导则》 DL/T 246-2006

《火力发电厂水汽化学监督导则》 DL/T 561-1995

《火力发电厂停(备) 用热力设备防锈》 DL/T 956-2005

《火力发电厂机组大修化学检查导则》 DL/T 1115-2009

3 职责

发电部是化学技术监督的管理部门，负责化学技术监督会议的组织、策划以及资料整理工作，化学技术监督会议落实的整改措施有检查监督的义务。化学技术监督组由化学技术监督组组长、副组长、专责及化学、锅炉、汽机、电气、热工、燃料专业相关人员组成。

3.1 组长职责

3.1.1 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。

3.1.2 贯彻有关化学监督的各项标准、规章制度。

3.1.3 审批本单位有关标准、规程的实施细则和有关措施，审批化学监督总结及报表。

3.1.4 定期组织召开化学监督网会议，听取汽机、锅炉、化学、电气、热工、燃料等专业汇报化学监督工作。

3.1.5 检查、协调、落实本单位化学监督工作。

3.2 副组长职责

3.2.1 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。

3.2.2 保证化学监督仪器设备的配备和生产维护、技术改造费用。

3.2.3 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。

3.2.4 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。

3.2.5 组织检查分析本单位发电、供电设备存在的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，并上报上级领导，通报吉林电力研究院。

3.3 专责职责

3.3.1 负责协助监督组组（副组）长做好化学监督各项工作。

3.3.2 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。

3.3.3 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。

3.3.4 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。

3.3.5 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。

3.3.6 按期报送各类化学监督报表、报告。

3.4 化学专业人员的职责

3.4.1 认真贯彻执行有关化学监督的各项规章制度和要求，负责总结和填报我公司化学监督工作总结及各种报表。

3.4.2 负责监督水处理、制氢、加药设备及化学仪表、自动监控系统的正常运行。

3.4.3 负责监督水、汽、油、气及燃料的品质，出现异常情况时，及时与值长及有关部门联系处理，必要时应向化学监督专责、化学监督组（副组）长汇报。

3.4.4 参加热力设备调整试验，参与确定合理的运行工况、参数及监督指标。

3.4.5 协助做好化学清洗及停用、备用设备防腐保护的监督工作。

3.4.6 参加主要设备检修的检查及验收工作，针对存在的问题提出相应措施，编写化学监督报告。

3.4.7 负责或协助管理在线化学仪表，实现水、汽质量的连续在线检测与监督。

3.4.8 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。

3.4.9 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。

3.4.10 负责废水处理设备排放废水的监督，排放废水水质应符合国家规定的标准。

3.5 锅炉专业人员职责

3.5.1 负责将锅炉热力化学试验和其他相关试验所确定运行工况、参数纳入锅炉规程。

3.5.2 发现与化学监督有关的异常情况，及时通知化学专业人员，共同研究处理。

3.5.3 负责监督锅炉系统的严密性，降低汽水损失。

3.5.4 热力设备计划检修时，根据设备检修化学监督计划完成锅炉专业负责的项目，应征求化学监督专责的意见，将割管等检修要求纳入检修计划，按照化学专业提出的方案实施锅炉检修期间和停、备用阶段的防腐保护工作。

3.5.5 会同化学专业拟定所属设备化学清洗方案，并负责监督清洗设备及系统的安装和操作，共同检查化学清洗效果。

3.6 汽机专业人员职责

3.6.1 负责监督除氧器调整试验，确定运行工况、参数，并纳入汽轮机规程，做好除氧器运行、检修监督工作，保证出水溶氧合格。

3.6.2 负责监督空冷岛系统的严密性，使凝结水水质符合标准要求。

3.6.3 负责监督凝结水与给水系统、汽轮机油与抗燃油系统的异常情况，应及时通知有关化学专业人员，共同查找原因，研究处理。

3.6.4 负责监督机侧设备检修质量，运行参数调整及时，防止油中进水、氢系统进油等。

3.6.5 负责监督运行中汽轮机油、抗燃油的管理、净化和防劣等工作。

3.6.6 热力设备计划检修时，根据设备检修化学监督计划完成汽轮机专业负责的项目，按照化学专业提出的方案做好停用、备用设备的防腐保护工作。

3.6.7 负责监督发电机内冷水系统的水质运行参数，出现异常时及时通知化学专业

人员。

3.6.8 负责会同化学专业拟定所属设备化学清洗方案，并负责监督清洗设备及系统的安装和操作，共同检查化学清洗效果。

3.7 电气专业人员职责

3.7.1 负责 (或配合) 做好运行变压器油、六氟化硫的监督、净化处理和实施防劣化措施等工作，油 样、气样的采集应符合相关标准的要求。

3.7.2 负责监督发电机氢气系统的运行参数，保证氢气系统的严密性，保证氢气纯度、湿度合格，出现异常时及时调整并通知化学专业人员。

3.7.3 会同化学专业拟定所属设备化学清洗方案，并监督负责清洗设备及系统的安装和操作，共同检查化学清洗效果。

3.7.4 负责在变压器油、六氟化硫出现异常时，及时查明原因，积极采取措施，消除隐患。

3.7.5 负责监督电气设备油样等的取样工作和绝缘油耐压试验工作。

3.8 热工专业人员职责

3.8.1 负责监督化学监督有关的各种流量表、压力表、水位表、温度表等配备齐全，准确可靠。

3.8.2 负责监督在线化学仪表的维护与定期校验工作，保证化学仪表的配备率、投入率和合格率，保证与化学监督有关的设备的程控及自动调节装置运行正常。

3.9 燃料专业人员职责

3.9.1 负责监督采集和制备燃煤、燃油、燃气样品，并注明品种、数量、时间、地点等，做好入厂燃料的质量检测。

3.9.2 根据设备分工，做好采、制、化设备的运行、检修、维护监督工作，保证机械化采制样装置的投入率。

3.9.3 及时将全厂使用的燃料品种情况通知值长和相关运行人员，以便相关运行人员根据燃料情况调整燃烧工况。

3.9.4 负责监督化学技术监督中入厂燃料的统计、报表工作。

4 管理要求

4.1 运行阶段

新建机组完成试运行后按规定移交生产即进入运行阶段，运行阶段应严格执行

GB/T 12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》中的相关规定，确定监督项目与分析次数，做好运行阶段的水、汽质量监督控制。 4.1.1 定期化验内容

注：运行中的水汽质量监督项目每班测定不少于2次，有连续监督仪表的每班间隔2小时抄表1次。其中给水铜、铁的测定每月不少于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。

4.1.2 定期查定内容

注：水汽品质全分析项目每月分析1次，原水全分析每季度分析1次。

4.1.3 备用或检修后的机组投入运行时，必须及时投入除氧器，并使溶解氧合格。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。 4.1.4 新投入运行的锅炉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或

调整试验。

4.1.4.1 改变锅内装置或改变锅炉循环系统。 4.1.4.2 给水质量有较大改变或改变锅内处理方式。 4.1.4.3 发现汽轮机或过热器有盐垢时。 4.1.4.4 提高额定蒸发量。

4.1.5 反渗透设备投产或设备改进后，原水水质有较大改变时，均应进行调整试验。 4.1.6 机组启动时，必须冲洗取样器(日常运行期间可每周冲洗一次) 。调节并保持样品流量在500～700mL/min，水样温度应在30℃以下，最高不超过40℃。 4.1.7 严格控制停、备用机组启动时的水汽质量。锅炉启动后, 发现炉水混浊时，应加强排污和炉内处理，必要时采取限负荷、降压等措施，直至炉水澄清，做到不合格的蒸汽不并汽，不合格的凝结水不回收。 4.1.7.1 停、备用机组启动时的蒸汽质量标准

锅炉启动后，并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量，一般可参照下列的规定控制，并在8小时内应达到正常标准。蒸汽质量标准控制在：电导率≤0.5μS/cm(氢导，25℃)；二氧化硅≤30μg/kg；铁≤50μg/kg；铜≤15μg/kg；钠≤20μg/kg。 4.1.7.2 停、备用机组启动时的给水质量

锅炉启动时，给水质量应符合下列的规定，并在8小时内达到正常运行时的标准。机组启动时的给水质量标准：硬度≈0μmol/L；电导率≤0.5μS/cm(氢导，25℃)； 铁≤50μg/L； 溶解氧≤30μg/L；二氧化硅≤30μg/L。 4.1.7.3 停、备用机组启动时的凝结水质量

机组启动时，凝结水质量可按下列规定的指标控制：外观：无色透明；硬度≤10μmol/L；铁含量≤80μg/L；铜含量≤30μg/L；二氧化硅≤80μg/L（有凝结水精处理时铁含量≤1000μg/L）。

4.1.7.4 机组启动时，应严格监督疏水质量。当高、低压加热器的疏水含铁量不大于400μg/L时，可回收。

4.1.8 机组正常运行阶段的水、汽质量标准 4.1.8.1 蒸汽质量标准

钠≤3μg/kg；二氧化硅≤10μg/kg；铁≤5μg/kg；铜≤2μg/kg；电导率≤0.15μS/cm（氢导，25℃）。

4.1.8.2 锅炉给水（挥发性工况）质量标准

二氧化硅≤10μg/L；溶解氧≤7μg/L；铁≤5μg/L；铜≤2μg/L； pH=9.2～9.6（25℃）；电导率≤0.15μS/cm（氢导，25℃），TOC≤200μg/L 。 4.1.8.3 凝结水质量标准

硬度≈0μmol/L；溶解氧≤100μg/L；电导率≤0.2μS/cm（氢导，25℃）；钠≤5μg/L。 4.1.8.4

凝结水经精处理除盐后的水质应满足如下标准

电导率≤0.15μS/cm（氢导，25℃）；钠≤3μg/L；二氧化硅≤10μg/L；铁≤5μg/L；铜≤2μg/L。 4.1.8.5 锅炉补给水质量标准

硬度≈0μmol/L；电导率≤0.15μS/cm（25℃）；二氧化硅≤10μg/L（当原水中非活性硅含量高时，此指标应为全硅）；TOC≤200μg/L。 4.1.8.6 疏水和生产回水质量标准

疏水和生产回水质量以不影响给水质量为前提，一般按如下标准控制： 疏水：硬度≤2.5μmol/L；铁≤50μg/L。

生产回水：硬度≤5.0μmol/L；铁≤100μg/L；油≤1mg/L(处理后) 。还应根据回水的性质，增加必要的化验项目。 4.1.8.7 水内冷发电机的冷却水质量标准

电导率≤2.0μS/cm（25℃）；铜≤40μg/L；pH:7.0～9.0。

4.1.9 对疏水、生产返回水等要严格控制，禁止不合格的水进入水、汽系统。 4.1.10 要严格控制汽水损失，机组汽水损失率应符合要求：不大于额定蒸发量的1.5%。

4.1.11 为提高水汽质量监督的可靠性，应采用在线化学仪表连续监督水汽质量，下列仪表必须投入运行：

EDI 出水、给水、饱和蒸汽、过热蒸汽硅表； EDI 出水电阻率表；除盐水、炉水电导率表； 凝结水、给水〈氢交换〉电导率表； 除氧器出水、凝结水溶氧表； 给水、炉水pH 表； 过热蒸汽钠表；

给水自动加氨装置、给水自动加联胺装置和加氧装置应投入运行。试验室用的仪

器、仪表要能满足《超临界火力发电机组水汽质量标准》 DL/T 912-2005中的要求。 4.1.12 水汽质量劣化时的处理

当水汽质量劣化时，应迅速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、汽质量变化，确认判断无误后，应立即向公司领导汇报情况，提出建议。领导应责成有关部门采取措施，使水、汽质量在允许的时间内恢复到标准值。水汽质量劣化时的三级处理值的涵义为：

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，应在24小时内恢复至标准值。 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正常，则应采用更高一级的处理方法。恢复标准值的办法之一是降压运行。

4.1.12.1 凝结水（凝结水泵出口）水质异常时的处理值见下表的规定：

4.1.12.2 锅炉AVT 处理给水水质异常时的处理值见下表的规定：

4.1.13 燃料监督是配合锅炉安全经济燃烧、核定煤价、计算煤耗的一项重要工作，各项试验按水电电生字第84号《火力发电厂燃料试验方法》执行。煤质采、制、化人员必须持岗位考核合格证方能上岗。 4.1.14 煤质监督定期工作

4.1.14.1 对入厂煤，每月至少进行各种煤累计混合样工业分析、含硫量分析及热值测定1次。对入厂新煤种除进行工业分析及热值测定外，增加灰融点、含氢量及含硫量分析。

4.1.14.2 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，进行燃煤灰熔点或氢含量、含硫量的测定。

4.1.14.3 每天做飞灰可燃物、入炉原煤全水份分析至少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。

4.1.14.4 燃料监督使用的仪器、天平、热电偶、氧弹(使用1000次) 等应定期校验。 4.1.14.5 入厂、入炉煤采样应使用自动化机械采制样设备制备。

4.1.15 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) 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，发现设备的潜伏性故障，以确保发电设备安全运行。油务监督应包括绝缘油、汽轮机油、抗燃油的监督工作，具体的监督工作应按电力设备试验规程的有关规定执行。

投运前的准备：根据《化学技术监督导则》DL/T 246-2006规定，各种油在注入设备前必须化验合格，安装或检修部门至少应提前半个月通知化验班准备。 4.1.16 变压器油质监督 4.1.16.1 定期检验项目 1）测试前的准备工作

A 、备足500～1000mL 磨口具塞的棕色玻璃取样瓶，按标准清洗、冲洗、烘干并做好正确的标记。

B 、备好测试仪器仪表和试剂药品。 C 、做好接触化学药品的防护。 2）变压器油检验项目及周期

要求：A 、每年的第2次检验，可只做水分

B 、油质变化很快，有疑问时，应增加界面张力 C 、下列情况应增加油中微量水分的测定次数： a.油中微水超标时；

b.油的酸值、反应、耐压、介损其中一项接近或超过允许值时。

4.1.16.2 检验的有关规定

1）当变压器油pH 接近4.4或颜色骤然变深，其他某项指标接近允许值或不合格时，应缩短检验周期，增加检验项目，必要时采取有效处理措施。

2）发现油闪点下降时，应按GB/T 17623-1998分析油中溶解气体组分含量并按GB/T 7252-2001进行判断以查明原因。

3）补加油宜采用与已注油同一油源、同一牌号及同一添加剂类型的油品，并且补加油(不论是新油或已使用过的油) 的各项特性指标不应低于已注油。

4）如补加油的份额大于5%，特别当已充油的特性指标已接近规定的运行油质量指标极限值时，应在补油前预先按额定的补加份额进行油样混油试验（按DL/T429.7-1991 油泥析出测定法）确认无沉淀产生，介质损耗因数不大于已充油数值，方可进行补充油过程。

5）如补加油来源或添加剂类型与已注油不同，除按上述过程进行补油和混油试验外，还应预先按预定的补加份额进行混合样的老化试验（按DL/T429.6-1991给定的方法）经老化试验的混合样质量不低于已注油质，方可进行补充油过程。

6）补加油牌号与已注油不同时，还应实测混合油样的粘度值确认其是否符合使用环境的要求。

4.1.16.3 油样的采集

按GB/T 7597-2007电力用油(变压器油、汽轮机油) 取样方法执行。 4.1.17 汽轮机油质监督 4.1.17.1 定期检验项目 1）检验前的准备工作

A 、备足500～1000mL 磨口具塞的棕色玻璃取样瓶，按标准清洗、冲洗、烘干并做好

正确的标记。

B 、准备好测试仪器仪表和试剂药品。 C 、做好接触化学药品的防护。 2） 检验过程中的注意事项：

A 、正常的监督试验一般情况下从冷油器中取样。 B 、检查油的杂质及水分时，应从油箱底部取样。 C 、从管线中取样，则要求管线中的油应能自由流动。

D 、新油验收或进口油样，一般应取双份以上的样品，除试验所需的用量以外，应保留存放一份以上的样品，以备复核或仲裁用。 3）L-TSA 汽轮机油质量标准(新油执行此标准)

4）汽轮机油常规检验项目及周期

检验次数，并及时采取措施。

4.1.17.2 混油的规定

1）补加油应采用与已注油同一油源、同一牌号及同一添加剂类型的油品，并且补加油(不论是新油或已使用过的油) 的各项特性指标不应低于已注油。

2）如补加油的份额大于5%，在补油前必须先按预定的补油份额进行油样混合试验（按DL/T429.7-1991油泥析出测定法），确定无沉淀物产生，方可进行补油过程。 3）如补加油来源或添加剂类型与已注油不同，除按上述过程进行混油试验外，还应预先按预定的补加份额进行混合样的老化试验经老化试验的混合样质量不低于已注油质，方可进行补充油过程。

4）补加油牌号与已注油不同时，还应实测混合油样的粘度值确认其是否可用。 4.1.18 抗燃油油质检验

对运行中抗燃油，除定期进行全面检测外，平时应注意有关项目的监督检测，以便随时了解调速系统抗燃油的运行情况，如发现问题，迅速采取处理措施，保证机组安全运行。

4.1.18.1 定期检验项目 1）新抗燃油质量标准

2) 要求：

A 、设备安装、检修完毕后, 高压油系统冲洗油颗粒污染度达到NAS1638，6级标准。

B 、油系统检修时，不能用含氯量大于1mg/L的溶剂清洗系统，并按照制造厂规定的材料更换密封衬垫。

C 、旁路再生装置投运期期间，应定期从其进出口取样分析，判断吸附剂是否失效，以便及时更换再生滤芯及吸附剂一般情况下，半年更换一次如发现进出口压差增大，应查明原因，采取处理措施。

D 、建立设备检修及抗燃油质量管理台帐。 E 、安全防火措施按DL/T 571-2007中9.3执行。

4.1.18.2 运行中抗燃油检验项目及周期

要求：A 、补油后应测定颗粒污染度；

B 、每次检修后、启动前应做全分析，启动24h 后测定颗粒污染度。 C 、如果油质异常，应缩短试验周期，并取样进行全分析。 D 、库存的新油或再生油应每年测定氧化安定性和击穿电压。

4.1.18.3 运行中抗燃油的定期维护

1) 运行抗燃油需加添加剂时，应作相应的试验，以保证添加效果，添加剂不合适，会影响油品的理化性能，甚至造成油质劣化。

2) 运行中系统需补加抗燃油时应补加经检验合格的相同牌号的抗燃油，对不同牌号的油品补油前应按照DL/T429.6-1991方法进行混油试验，油样的配比应与实际使用的比例相同，试验合格后方可补入。抗燃油与矿物油有本质的区别，不能混合使用。 3) 运行中精密过滤器的过滤精度应在3μm 以上，以保证油的清洁度。

4) 运行中必须防止油系统局部过热, 控制油温, 防止抗燃油的老化。 4.1.19 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。 4.1.20 氢气的监督

4.1.20.1 制氢站、发电机氢气及气体置换用惰性气体的质量标准

4.1.20.2 发电机气体置换操作

1）由空气状态置换至氢气状态（开机）

由CO 2置换空气：从发电机外壳底补充入CO 2从外壳上部排除气体，在排气管道上取样分析CO 2的含量大于80％时，通知集控运行人员排死角。当CO 2含量连续三次大于85％时，通知集控运行人员停止充CO 2。

用H 2置换CO 2：从发电机外壳上部充入H 2，从发电机外壳底部排出气体。在底部排气管道上取样分析H2的含量到95％以上，可通知集控人员排各死角3～5分钟，并连续三次分析氢的含量达96％以上时，可通知集控人员置换完毕。 2）由氢气状态置换到空气状态（停机）

用CO 2置换H 2：从发电机外壳底部充入CO 2，从外壳上部排出气体管道上取样分析CO 2含量达90％时，通知集控人员排各死角。当连续三次分析CO 2的含量达95％时，通知停止充CO 2

用空气置换CO 2：从发电机的外壳上部充入空气，由发电机底部排出在底部排气管道上取样分析CO 2小于10％时，通知操作人员排各死角，当连续三次分析CO 2小于5％时，通知置换完毕。

4.1.20.3 氢冷发电机组氢气质量应按《集控规程》有关规定进行监督。制氢系统要有安全生产制度，切实做好安全生产，保证制氢系统的严密性。定时检测氢气纯度、

湿度、保证氢气质量。 4.2 检修阶段

通过热力设备大修过程中的化学检验发现问题时，应查清设备隐患的性质、范围和程度，以便采取相应措施，避免发生事故。热力设备大修的化学检查是考核化学监督实际效果最直观的手段，是化学监督的一个重要部分。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。在化学监督专责人和化学专业人员检查前，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。 4.2.1 热力设备大修时各专业的分工如下 4.2.1.1 化学专业

提出大修化学检查大纲；编制化学清洗方案；采集垢样, 进行化验，并将记录留档；参加热力设备有关化学部分、化学水处理设备及各类加药设备等的大修检查、验收及设备定级工作。提出大修化学检查报告(大修结束后一个月) 。建立热力设备大修化学检查的技术档案并保存垢样、管样；大修检查报告要按规定上报。 4.2.1.2 机炉专业

在热力设备解体时，机炉专业人员应及时通知化学专业人员检查内部情况，并按化学专业的要求，进行割管(抽管) 检查、化学清洗及停用防锈蚀工作。 4.2.2 大修前的准备工作

4.2.2.1 收集有关大修技术资料，准备检测仪器、工具、记录报表和设备示意图等。 4.2.2.2 列出本次大修的化学监督项目，如设备停用防锈蚀方案、化学清洗方案、锅炉受热面割管、凝汽器抽管、修改取样点位置等。对大修期间需更换的炉管，应事先进行化学清洗。

4.2.2.3 做好两次大修期间机组运行情况分析，主要内容应包括：

汽轮机监视段压力、凝汽器端差及真空；发电机水内冷系统阻力、流量的变化；机炉设备启停次数；设备停用防锈蚀率和防锈蚀合格率。主要水汽质量合格率及异常水质的情况，水汽损失率及锅炉排污率等。凝汽器及其它热交换器管泄漏情况；四管爆漏情况和结垢腐蚀情况。通过分析，指出存在的主要问题及重点检查的部位。 4.2.3 热力设备各部位重点检查内容

热力设备检修时，还应检测汽轮发电机油系统有无锈蚀、油泥和杂物。水冷壁监视段位置应在热负荷最高处(喷燃器上方1～1.5米) 4.2.4 评价标准

4.2.4.1 汽轮机通流部分积盐、腐蚀的评价标准

注：按两次检修间隔的自然年计算。

4.2.4.2 凝汽器管腐蚀、结垢评价标准

4.2.4.3 水冷壁向火侧结垢的评价标准

4.2.4.4 省煤器、水冷壁、过热器、再热器管内腐蚀的评价标准

4.2.4.5 油系统检查评价标准

在大修停机后油系统清理之前，用白绸擦拭主油箱、管道等油系统，白绸上看不见污物，则评价为优；白绸上能见污迹，但在油系统中清理不出污物，则评价为良；若能清理出少量的油泥或其他杂质，评价为中； 油泥和杂质较多时，评价为差；油泥和杂质多，有锈蚀，则评价为劣。油系统大修和动瓦后必须根据化学专业要求进行油的处理。

4.2.4.6 腐蚀指示片的腐蚀程度评价标准

注：局部腐蚀速度以指示片上最深的腐蚀坑计算。

4.2.5 大修化学检查报告的要求

在机组大修后一个月内提出完整书面报告，按规定报送上级主管部门。报告内容应包括：两次大修期间机组运行的有关情况；曾发生的水汽异常情况；热力设备检查(包括各部位结垢速率、垢样成份分析等) 以及综合评价、存在的主要问题、改进措施和建议。报告除文字说明外，应附有典型照片、曲线及图表等。

4.2.6 热力设备在停备用期间必须采取防锈蚀措施。具体作法可参照部颁《火力发电厂停备用热力设备防锈蚀导则》执行。

4.2.6.1 停、备用设备的防锈措施应由值长组织实施。

一般分工原则为：化学专业提出方案和要求，进行化学监督和防腐蚀效果的检查评定，写出技术总结，上报有关领导。机炉专业(设备主人) ：负责防锈蚀设备和系统的安装、操作和维护，参加防锈蚀效果评定，并建立台帐。

4.2.6.2 停、备用设备启动前，应对设备和系统进行冲洗，直至出水无色透明，以降低结垢性物质在锅内的沉积。

4.2.7 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上级主管部门批准。由清洗单位清洗时，应作好监督，对其清洗效果进行评定。化学清洗总结应报送主管部门。清洗废液排放应符合环境保护的有关标准。

4.2.7.1 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°部位) 时，应安排化学清洗；对结垢、腐蚀严重的锅炉应立即安排化学清洗。

4.2.7.2 锅炉化学清洗标准

4.2.8 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。

4.2.9 对有结盐的过热器、再热器，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。

4.2.10 锅炉检修后进行水压试验时，应用加有缓蚀剂的化学除盐水，不得使用生水。 4.2.11 大修后的电气设备，原则上按新设备投入运行前油的质量标准验收，如大修设备未更换油，可按运行中油的质量标准验收，但主变压器大修必须更换硅胶，且pH 值不低于4.5，大修后一年内pH 值未达到4.8，大修单位应再次更换硅胶。运行中变压器拆迁异地，投运前按大修后油质标准验收。