化学技术监督标准

丹东金山热电有限公司 化学技术监督标准

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2012年12月10日

目 录

前言 . .................................................................................................................................. 1 1 总则 . .............................................................................................................................. 2 2 化学技术监督范围 . ...................................................................................................... 2 3 化学监督的机构及职责。 . .......................................................................................... 2 4 化学技术监督内容 . ...................................................................................................... 3 5 化学技术监督管理 . .................................................................................................... 27 6化学技术监督异常告警制度 . ..................................................................................... 28

前言

本细则是按照中国华电生函[2010]105 号《关于组织编写集团公司技术监督实施 细则的通知》要求，依据DL/T1051—2007《电力技术监督导则》、DL/T889—2004 《电力基本建设热力设备化学监督导则》，DL/T5078—2006《火力发电厂化学设计技术规程》、GB/T12145—2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》等国家、行业有关标准，结合中国华电集团公司实际情况编制。 本细则由丹东金山热电有限公司生产技术部提出。

本细则由丹东金山热电有限公司生产技术部归口并解释。 本细则起草单位：丹东金山热电有限公司。

丹东金山热电有限公司化学技术监督实施细则

1 总则

1.1 化学技术监督（以下简称化学监督）是发电企业保证安全、经济、稳定、环保运行的重要基础工作之一。采用科学的管理方法、完善的管理制度、明确的实施细则、科学的检测手段来掌握发电设备的状态，及时消除设备隐患，防止事故的发生是做好化学技术监督工作的关键。为进一步加强丹东金山热电有限公司化学技术监督工作，根据国家、行业有关标准，结合集团公司生产管理的实际状况，特制定本细则。

1.2 本细则规定了丹东金山热电有限公司化学监督范围、职责、监督内容和管理要求。 1.3 本细则适用于丹东金山热电有限公司化学监督工作。

2 化学技术监督范围

2.1 运行阶段化学技术监督：水、汽、煤、油、气质量监督；水处理系统运行； 2.2 停（备）用阶段化学监督：热力系统停用保护；热力系统检修化学监督等。

3 化学监督的机构及职责。

3.1建立以生产副总经理领导下的公司化学监督网，在生产技术部设立专职化学监督专责人，在发电部设立化学监督员，实行三级管理。 3.2生产副总经理的职责

3.2.1领导本公司化学监督工作，建立化学监督网。 3.2.2贯彻上级有关化学监督的各项规章制度和要求。 3.2.3审批本公司的实施细则和措施。

3.2.4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。 3.3生产技术部专职化学技术监督专责人职责。 3.3.1协助生产副总经理做好本公司化学监督工作。

3.3.2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。 3.3.3组织开展本单位新建、改建、扩建工程中的设计审查、设备制造、基建安装、调试、启动验收阶段以及运行、检修、备用阶段的各专业化学监督检查工作。

3.3.4建立健全化学监督所需的检测手段，完善化学监督在线仪表、试验室仪器设备配置，达到规定的技术标准。

3.3.5负责组织调查研究与化学监督有关的重大设备事故和缺陷，若发生异常情况及时报告地方电科院和集团公司技术监督部门。

3. 3.6推广新技术，加强专业培训，提高化学专业人员的素质。 3.4发电部学监督员职责。

3.3.1 贯彻执行国家、行业、集团和本单位有关化学监督的方针政策、法规、标准、规程、细则、制度、条例等，制定本单位有关技术措施，开展本单位化学监督的自查自评工作。 3.4.2对所管辖化学设备按规定进行运行和维护，并做好质量监督记录，建立健全设备技术档案，并建立和规范化学监督档案。

3.4.3负责完成化学监督的日常各项监督工作，包括水、汽、煤、油、气的监督，完成公司化学生产日报，化学监督月报，化学监督季报、年度报表和年度总结。

3.4.4加强化学监督人员的培训，根据要求有关人员持证上岗，提高化学监督水平。 3.3.5建立严格的检查和考核制度及办法，并与经济利益挂钩。 3.4发电部的职责。

3.4.1负责或指导取样或化验，保证试验质量；正确处理中水、补给水、凝结水、炉水、循环水、工业废水、生活污水等；严格监督凝汽器、除氧器、锅炉的汽水的质量；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；指导和开展油的防劣化和再生工作；及时反映设备中水、汽、油等的质量状况；负责入炉煤取样化验工作。

3.4.2会同有关部门，通过热力设备调整试验确立合理的运行工况、参数及监督指标；做好化学清洗及停、备用设备的防腐的工作。

3.4.3参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。 3.5维护部的职则

3.5.1配合发电部做好锅炉热力设备化学实验和其它有关的化学实验确立运行工况、参数，并订入锅炉规程。

3.5.2根据化学监督要求，搞好锅炉的排污，努力降低汽水损失。

3.5.3设备检修前，应征求发电部对检修的意见，特别是对于割管的要求，纳入检修计划；搞好锅炉检修及停备用期间的防腐工作。锅炉化学清洗时，会同发电部拟定清洗方案。 3.5.4与发电部共同进行脱氧器的调整试验，做好脱氧器的运行、维护、检修工作、保证出水溶解氧合格。

3.5.5保证凝器管及真空系统、凝结水泵轴封严密不漏，使凝结水溶解氧和硬度符合标准。 3.5.6设备检修前，征求发电部的意见并纳入检修计划。做好停备用设备的防腐保护工作。 3.5.7当汽轮机油汽水或冷油器漏油时，应及时查明原因，消除缺陷。油系统补换油时，应征求发电部的意见。

3.5.8负责做好汽轮机油的管理工作。 3.5.9负责做好变压器油的管理工作

3.5.10如油质、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。主要的电气充油设备发现异常，大修及变压器吊芯检查或补换油时应及时通知发电部。 3.5.11确保与化学监督工作各种表计配备齐全，准确可靠，做好维护及定期检验工作。 3.5.12搞好与化学监督有关设备的程控及自动化调节装置。 3.5.13提高化学仪表的投入率和准确率。

4 化学技术监督内容

4.1 运行阶段化学监督

机组正常运行期间的化学监督内容主要包括热力系统水汽质量监督、电力用油质量监督、电 厂燃料质量监督、电厂用气质量监督、机组停备用期间化学监督等。 4.1.1 水汽质量监督 4.1.1.1 监督内容

4.1.1.1.1 根据机组型式、参数等级、水处理系统及化学仪表配置等情况，按照GB/T 12145，DL/T 912等标准内容和集团公司的有关规定，确定机组的水汽监督项目与指标。

4.1.1.1.2应充分利用在线化学仪表监督水汽质量，特别是高参数、大容量的机组，应高度重视化学在线仪表的监督管理工作，认真实施化学仪表实验室的计量确认工作，确保在线化学仪表的配备率、投入率、合格率。并按DL/T 677的技术要求和检验条件，实施化学仪表实验

室计量确认工作。化学在线仪表应配置微机进行数据采集，即时显示、自动记录、报警、储存、自动生成日报、月报。

4.1.1.1.3通常情况下，机组运行过程的人工监控项目应每班测定1～2次。水汽系统铜、铁的测定每月不少于4次，原水水质全分析每年不少于4次。运行中发现异常、机组启动或原水水质变化时，应依具体情况，增加测定次数和项目。 4.2.1.1.4 运行锅炉改变锅内水处理工艺之前，或对原锅内水处理工艺进行某些控制指标修改时，要通过严格的科学试验确认，并有明确的工艺监控指标。当发生下列情况之一时，宜进行热力化学试验或调整试验： a ） 提高额定蒸发量；

b ） 改变锅内装置、改变锅炉热力循环系统或改变燃烧方式； c ） 发生不明原因的蒸汽质量恶化或汽轮机通流部分积盐加重。

4.1.1.1.5 对疏水、生产返回水的质量要加强监督，不合格时，不得直接进入热力系统。 4.1.1.1.6 给水的加药处理宜采用自动化控制，连续均匀地加入系统内。

4.1.1.1.7 汽包炉应根据炉水水质确定排污方式及排污量，并应按水质变化进行调整。 4.1.1.1.8 机组的汽水损失率应符合下列要求，当汽水损失高于标准值时要查出损失的原因并采取有效措施。

200 MW～300MW 级机组应不大于额定蒸发量的1.5% ；

4.1.1.1.9 运行的水处理设备进行工艺改造后，应对水处理设备进行调整试验。

4.1.1.1.10 加强对水处理药剂的验收，严格按照药剂标准进行验收，保证水质安全。

4.1.1.1.11 重视循环水处理系统的监督管理。根据凝汽器管材、水源水质和环保要求，通过科学试验选择兼顾防腐、防垢的缓蚀阻垢剂和循环水处理运行工况，并严格执行, 严格控制循环水的各项监控指标(包括浓缩倍率) ；制定凝汽器胶球系统投运的有关规定, 并认真执行。 4.1.1.2 机组启动阶段水汽质量监督 4.1.1.2.1 机组启动前，要进行冷态冲洗，用加有氨和联氨的除盐水冲洗高低压给水管和锅炉本体，待全铁的含量合格后方可点火。

4.1.1.2.2 锅炉点火后需进行热态冲洗，冲洗至全铁含量合格。机组启动过程中，凝结水、疏水质量不合格不准回收，蒸汽质量不合格不准并汽。

4.1.1.2.3 备用或检修后的机组投入运行时，应及时投入除氧器，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及运行方式进行改进。

4.1.1.2.4 应冲洗取样器。冲洗后应按规定调节样品流量，保持样品温度在30℃以下（南方地区夏季不宜超过40℃）。

4.1.1.2.5 机组启动阶段水汽质量控制执行《机组启动阶段水汽控制标准》。 4.1.1.3 机组正常运行时水汽质量监督

4.1.1.3.1 机组正常运行时的水汽质量控制执行《机组正常运行时水汽质量控制标准》。 4.1.1.3.2 根据水汽质量控制标准及时调整水处理系统设备和加药系统设备的出力。

4.1.1.3.3 当水汽质量偏离标准值时要积极分析原因并采取有效措施使水汽质量恢复至标准值或期望值。

4.1.1.4 水汽质量异常时的处理

当水汽质量异常时，应按DL/T 805.4中“水汽异常三级处理”的原则执行，尽快查明原因，消缺处理，恢复正常。若不能恢复，并威胁设备安全经济运行时，应采取紧急措施，直至停止机组运行。 4.1.2 燃料质量监督

火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，燃料质量

监督是化学监督工作的一项重要内容。 4.1.2.1 监督要求 a ） 从事燃料采制化工作的人员必须经过有关部门组织的专业取证培训取得上岗合格证后方可进行相关工作。

b ） 燃料采制化人员原则上应由本单位正式职工担任。 c ） 燃料监督工作必须有完整的监管和审核程序。

d ） 燃煤采样工作尽量采用机械采样装置，避免人工采样，机械采样装置投用前或检修后必须由相关单位根据GB/T 19494中的相关要求完成性能验收试验，合格后方可投用。 e ） 燃料监督使用的各种仪器设备应按照检定规定定期进行校验和检定。热量计、天平、温度计、热电偶、氧弹（使用2年）等仪器应按规定进行定期计量检定。 4.1.2.2 燃煤和燃油的检测项目及检测周期 4.1.2.2.1入炉煤检测项目及周期

入炉煤质量监督以每次上煤的上煤量为一个采样单元，全水分测定以每次上煤量为一个分析检验单元，一天的加权平均值作为全天的全水分。工业分析、发热量测定以一天（24h ）的上煤量混合样作为一个分析检验单元。如果入炉煤煤质波动大时，应按每次上煤量作为一个分析检验单元，再用加权平均值计算一天（24h ）入炉煤的全水分、工业分析、发热量。每半年及年终要对入炉煤按月的混合样进行煤、灰全分析。各厂还应按日对工业分析、发热量等常规项目进行月度（重量）加权平均值的计算，以积累入炉煤质资料。此外，还需每班(值) 测定飞灰可燃物，煤粉细度。具体的检测项目及周期见下表1。

4.1.2.2.2 燃油的检测项目及检测周期

常用油种每年至少进行元素分析二次，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、热值测定及元素分析。常用燃油和新燃油的检测项目及检测周期如下表2、表3。

测定各种燃油不同温度时的粘度，绘制粘---温特性曲线，以满足燃油加热及雾化的要求；每批、每罐测定燃油热值，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。

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。

4.1.2.3 燃煤的采样

入炉煤采样采取方法应符合GB 475 和GB/T 19494 中的要求。 4.1.2.3.1 入炉煤的采样

a ）根据每小时的上煤量，根据每次上煤所需要采到的子样量确定采样间隔时间，将子样均匀分布于煤流中，然后合并成所需煤样，将24小时内各值煤样按上煤量混合后制成分析煤样，采样机的技术要求符合GB 19494.1的相关要求。

b ）全水分煤样的采取：全水分煤样应由每次上煤后取得的煤样中按制样程序获取。全水分煤样应随采随封入口盖，放严密的容器中，并尽快送实验室制样和化验。 4.1.2.4 煤样制备

煤样制备（分析煤样、全水分煤样）应按GB/T 474《煤样制备方法》中的规定执行。制样程序和设备应按要求完成精密度测试，合格后方可使用。

4.1.3 电厂用油化学监督

电力用油监督包括变压油、密封油、汽轮机油、抗燃油、辅机用油的新油验收和运行油质量监督。

4.1.3.1 变压器油质量监督 4.1.3.1.1 新变压器油质量验收

a ）在新油交货时，应对的全部油样进行监督，以防出现差错或带入脏物。国产新变压器油应按GB/T 2536标准验收。对进口的变压器油则应按国际标准（IEC60296）或合同规定指标验收。

b ）新油注入设备前必须用真空脱气滤油设备进行过滤净化处理，以脱除油中的水分、气体和其他杂质，随时进行油品的检验，以达到表4中的要求。

c ）新油经真空过滤净化处理达到要求后，应从变压器下部阀门注人油箱内，使氮气排尽，最终油位达到大盖以下l00mm 以上，油的静置时间应不小于12h ，经检验油的指标应符合表5规定。真空注油后，应进行热油循环，热油经过二级真空脱气设备由油箱上部进入，再从油箱下部返回处理装置，一般控制净油箱出口温度为60℃（制造厂另外规定除外），连续循环时间为三个循环周期。经过热油循环后，应按表4规定进行试验。

表4 新油净化后检验标准

4.1.3.1.2 运行中变压器油的监督

运行中变压器油的监督根据GB/T 7595的要求执行。 4.1.3.1.3 试验结果分析

变压器油在运行中劣化程度和污染状况应根据试验室中所测得的所有试验结果同油的劣化原因及确认的污染来源一起考虑方能评价油是否可以继续运行，以保证设备的安全可靠。

4.1.3.1.4 油质超标应采取的相应措施

对于运行中变压器油的所有检验项目超过质量控制极限值的原因分析及应采取的措施，同时遇到下列情况应该引起注意。

a ）当试验结果超出了所推荐的极限值范围时。应与以前的试验结果进行比较，如情况许可时，在进行任何措施之前，应重新取样分析以确认试验结果无误。

b ）如果油质快速劣化，则应进行跟踪试验，必要时可通知设备制造商。

c ）某些特殊试验项目。如击穿电压低于极限值要求，或是色谱检测发现有故障存在，则可以不考虑其他特性项目，应果断采取措施以保证设备安全。

d ）电力变压器、电抗器、互感器、套管油中溶解气体组分含量的检测周期和要求 ① 检测周期

投运前，应至少作一次检测。如果在现场进行感应耐压和局部放电试验，则应在试验后再作一次检测。制造厂规定不取样的全密封互感器不作检测。 投运时油中溶解气体组分含量的检测，新的或大修后的变压器和电抗器至少应在投运后1d （仅对电压330kV 及以上的变压器和电抗器、容量在120MVA 及以上的发电厂升压变压器）、4d 、10d 、30d 各做一次检测，若无异常，可转为定期检测。 定期检测按表6进行，制造厂规定不取样的全密封互感器不作检测；套管在必要时检测。

当设备出现异常情况时（如气体继电器动作，受大电流冲击或过励磁等），或对测试结果有怀疑时，应立即取油样进行检测，并根据检测出的气体含量情况，适当缩短检测周期。

②对出厂和新投运的设备气体含量应符合表7的要求。

表7 对出厂和新投运的设备气体含量的要求(μL/L)

e ）运行中设备油中溶解气体的注意值和设备中气体增长率注意值见表7。

仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性做出正确判断的。因为故障常常以低能量的潜伏性故障开始，若不及时采取相应的措施，可能会发展成较严重的高能量的故障。因此，必须考虑故障的发展趋势，也就是故障点的产气速率。产气速率与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况有直接关系。具体情况参考GB/T 7252标准。变压器和电抗器绝对产气速率的注意值如表9所示。相对产气速率也可以用来判断充油电气设备内部的状况。总烃的相对产气速率大于10%时，应引起注意。对总烃起始含量很低的设备，不宜采用此判据。

产气速率在很大程度上依赖于设备类型、负荷情况、故障类型和所用绝缘材料的体积及其老化程度，应结合这些情况进行综合分析。判断设备状况时，还应考虑到呼吸系统对气体的逸散作用。

对怀疑气体含量有缓慢增长趋势的设备，使用在线监测仪随时监视设备的气体增长情况

是有益的，以便监视故障发展趋势。

4.1.3.2 汽轮机油质量监督 4.1.3.2.1 监督原则

a ）润滑油系统旁路净化装置应连续运行，以减少油中杂质的积累和达到要求的洁净度水平。

b ）正常情况下的补油率每年应少于10%。

c ）正常的运行监督试验应从冷油器出口取样；日常检查油中水分和杂质时，应从油箱底部取样，当系统进行冲洗时，应在系统中设置管道取样点。具体取样规定应符合GB/T 14541中的有关要求。

d ）新油的验收指标和标准参照附件6执行，新投运汽轮机油的检验周期参照表11执行，运行中汽轮机油的监督指标和检验周期参照表11。 4.1.3.2.2 新机组投运前及运行一年内的检验 a ）检验及周期

新油注入设备后的检验项目和要求；

油样：经循环24 h后的油样，并保留4L 油样； 外观：清洁、透明； 颜色：与新油颜色相似； 粘度：应与新油结果相一致； 酸值：同新油；

水分：无游离水存在； 洁净度：≤NAS 7级； 破乳化度：同新油要求； 泡沫特性：同新油要求。

表11 运行中汽轮机油的质量指标及检验周期

表12 汽轮机组(100 MW及以上) 投运12个月内的检验项目及周期

4.1.3.3 燃气轮机油监督

4.1.3.3.1 新油注入设备后的检验项目和要求： 油样：经循环24 h后的油样，并保留4L 油样； 颜色：与新油颜色相似； 外观：清洁、透明；

粘度：与新油结果相一致： 酸值：同新油；

洁净度：符合NAS 7级；

RBOT 试验：应与新油相一致。

燃气轮机在投运6个月内的检验项目及周期见表13。

4.1.3.3.2 正常运行时燃气轮机油的检验项目和周期见表14。 4.1.3.3.3 试验结果与措施

试验数据的解释及推荐的相应措施见GB/T 14541标准。保存试验数据的准确记录，用于同以前的结果进行比较。试验数据的解释还应考虑到补油(注油) 或补加防锈剂等因素及可能发生的混油等情况。 4.1.3.4 抗燃油质量监督 4.1.3.4.1 新油监督

新油注入设备后应进行油循环过滤，对油系统进行冲洗，以滤除系统内的颗粒杂质。在冲洗过程中取样测试颗粒污染度，直至测定结果达到设备制造厂要求后停止冲冲洗过滤。油循环结束后，取样进行油质全分析，试验结果应符合表15的要求。

表14 燃气轮机油正常运行期间质量指标及检验周期

4.1.3.4.2 运行监督

a ）运行人员巡检下列项目： ①定期记录油温、油箱油位；

记录油系统及旁路再生装置精密过滤器的压差变化情况； 记录每次补油量、油系统及旁路再生装置精密过滤器滤芯、旁路再生装置的再生滤芯或吸附剂的更换情况。

b ）化学分析项目及周期

①机组正常运行情况下，化学分析项目及周期见表16，每年至少进行一次油质全分析。运行中抗燃油的监督项目及标准见表17。

②机组检修重新启动前应进行油质全分析测试，启动24 h后再次取样测定颗粒污染度。 ③每次补油后应测定颗粒污染度、运动黏度、密度和闪点。 ④如果油质异常，应缩短试验周期，必要时取样进行全分析。 4.1.3.4.3 油质异常原因及处理措施

a ）根据运行磷酸酯抗燃油质量标准，对油质试验结果进行分析。如果油质指标超标，应进行评估并提出建议，并通知有关部门，查明油质指标超标原因，并采取相应处理措施。 运行磷酸酯抗燃油油质指标超标的可能原因及参考处理方法见表17。

b ）为了延长磷酸脂抗燃油的使用寿命，在运行中应对抗燃油进行在线过滤和旁路再生处理。

① 系统中的精密过滤器的绝对过滤精度应在3 μm以内，以除去运行中因磨损等原因产生的机械杂质，保证运行油的清洁度。

② 对油系统进行定期检查，如发现精密过滤器压差异常，应及时查明原因，及时更换。 ③ 定期检查油箱呼吸器的干燥剂，如发现干燥剂失效，应及时更换。

④ 在机组启动的同时投入旁路再生装置。

⑤ 定期从旁路再生装置出口取样分析油的酸值、电阻率，及时更换再生滤芯及吸附剂。 4.1.3.5 密封油监督

4.1.3.5.1 新密封油验收标准

新密封油验收应按GB/T 11120的质量标准规定进行。 4.1.3.5.2 运行中的密封油质量标准

运行中的密封油质量标准应符合表19的规定。 4.1.3.5.3 密封油常规检验周期和检验项目 对密封油系统与润滑油系统分开的机组，应从密封油箱底部取样化验；对密封油系统与润滑油系统共用油箱的机组，应从冷油器出口处取样化验。机组正常运行时的常规检验项目和周期应符合表20的规定。新机组投运或机组检修后启动运行3个月内，应加强水分和机械杂质的检测。机组运行异常或氢气湿度超标时，应增加油中水分检验次数。 4.1.3.6 机组启动、停备用及检修阶段油质控制指标

a ）在机组投运前或大修后，变压器油、汽轮机油、抗燃油及密封油均应作全分析。其分析结果均应符合运行变压器油、运行汽轮机油和运行抗燃油及密封油质量标准。

表19 运行中氢冷发电机用密封油质量标准

表20 运行中氢冷发电机用密封油常规检验周期和检验项目

b ）抗燃油除机组启动前作全分折外，启动24h 后应测定颗粒污染度，並符合运行抗燃油质量标准。

c ）机组启动时，油系统的清扫要求 ① 机组启动时，润滑油系统清扫要求 新机组投运前，润滑系统管路往往会存在焊渣、碎片、砂粒等杂物，若未彻底清除干净，投运后会带来很大麻烦，严重时会造成轴承磨损和调速器卡涩等问题，这些杂质还能影响油的物理化学性能降低，导致油质变坏，所以润滑系统每个部件都应预先清洗过并加强防护措施，防止腐蚀和污染物的进入，在现场贮存期间要保持润滑油系统内表面清洁，安装部件时要使系统开口最小，减少和避免污染，保持清洁。 ②机组启动时，抗燃油系统清扫要求

抗燃油系统不能用含氯量大于1mg/L的溶剂清洗系统。按照制造厂规定的材料更换密封衬垫，抗燃油对密封衬垫材料的相容性见附录E 。在机组启动的同时，应开启旁路再生装置，该装置是利用硅藻土、分子筛等吸附剂的吸附作用，除去运行油老化产生的酸性物质、油泥、水分等有害物质的，是防止油质劣化的有效措施。 4.1.3.6 辅机用油质量监督

4.1.3.6.1 适用范围：有油箱且用油量大于100L 的电厂辅机用油。用油量小于100 L或无油箱

的各种辅机，运行中只需要现场观察油的外观、颜色和机械杂质。如外观异常或有较多的肉眼可见的机械杂质，应进行换油处理；如无异常变化，则每次大修时做换油处理。 4.1.3.6.2 主要用油类型：

水泵用油：主要为32号或46号汽轮机油，32号或46号液压油，6号液力传动油。 风机用油：主要为32号、46号、68号、100号汽轮机油，22号、46号、68号液压油。 磨煤机及湿磨机用油：主要为150号、220号、320号、460号和680号齿轮油， 46号和100号液压油。

空气预热器用油：主要为100号、150号、320号和680号齿轮油。 空气压缩机用油：32号空气压缩机油或设备生产厂家专供油。

4.1.3.6.3 油系统取样：取样前系统在正常情况下至少运行24h ，所有用于测试的油样应从油箱底部取样口取样。如发现油质被污染或外观突然发生明显变化，必要时增加取样点（如油箱顶部或过滤器出口等）取样，以便查明污染原因。 4.1.3.6.4 新油的验收

a ）在新油交货时，应对接收的油品进行取样验收。

b ）所有油品应及时检查外观，并依据油品类型及牌号，严格按照有关的国家标准进行验收。

c ）可以按有关国际标准或双方合同约定的指标验收，验收试验应在设备注油前全部完成。

4.1.3.6.5 运行监督

a ）新油注入设备后进行系统冲洗时，应在连续循环中定期取样分析，直至油的洁净度经检查达到运行油标准要求，且循环时间大于24h 后，方能停止油系统的连续循环。

b ）在新油注入设备或换油后，应在经过24h 循环后，取约2L 样品按照运行油的检测项目检验，用这些样品的分析结果作基准，同以后的试验进行比较。若新油和24h 循环后的样品之间能鉴别出有质量上的差异，就应进行调查，寻找原因并消除。

c ）定期记录油温、油箱油位；每次补油量、补油日期、油系统各部件的更换情况。 d ）辅机用油按照表21、表22和表23中的检验项目和周期进行检验。

e ）正常的检验周期是基于保证机组安全运行而制定的。但对于机组检修后的补油、换油以后的试验则应另行增加检验次数；如果试验结果指出油已经变坏或接近它的运行寿命终点，则检验次数也应增加。 4.1.4 气体监督

包括六氟化硫和仪用气体的监督。 4.1.4.1 氢气监督

4.1.4.2 六氟化硫质量监督

4.1.4.2.1 六氟化硫气体质量标准：新SF 6 气体质量标准见表25。

表25 新SF 6 气体质量标准

4.1.4.2.2 六氟化硫气体检测周期见表26。

表26 运行中SF 6 气体的试验项目、周期和要求

4.1.4.2.3 六氟化硫气体检测要求 a ）湿度检测

126kV ～550kV 新设备投入运行后3～6 个月测量一次，如无异常，以后可每1～2 年测量一次。40.5kV ～72.5kV 设备，投入运行后，一年复检一次，若无异常，以后可2～3 年测量一次。

b ）漏气检测

按GB/T 11023—1989《高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法》中第4 章操作。 c ）漏气指标

六氟化硫设备中，SF 6 气体的漏气率应≤1%/年。 d ）吸附剂的更换

六氟化硫设备大修或解体时，应更换吸附剂。

e ）六氟化硫新气在用户存放时间超过半年者，使用前应进行湿度测量，质量应符合新气质量标准。六氟化硫变压器的监督要求应按DL/T 595—1996《六氟化硫电气设备气体监督细则》中的规定执行。

f ）六氟化硫电气设备制造厂在设备出厂前，应检验设备气室内气体的湿度和空气含量，并将检验报告提供给使用单位。

g ）六氟化硫电气设备安装完毕，在投运前(充气24 h 以后) 应复验六氟化硫气室内的湿度和空气含量。

h ）设备通电后一般每三个月，亦可一年内复核一次六氟化硫气体中的湿度，直至稳定后，每1～3 年检测湿度一次。发现气体质量指标有明显变化时，应制定具体处理措施进行处理。

i ）对充气压力低于0.35 MPa 且用气量少的六氟化硫电气设备（如35 kV 以下的断路器），只要不漏气，交接时气体湿度合格，除在异常时，运行中可不检测气体湿度。 4.1.4.3 仪用气体的质量要求

仪用气源质量应满足GB 4213—2008《气动调节阀第4.8.3 条》的规定。 4.1.4.3.1 气源中无明显的油蒸汽、油和其它液体。 4.1.4.3.2 气源中无明显的腐蚀性气体、蒸汽和溶剂。

4.2 机组停（备）阶段化学监督 4.2.1 机组停备阶段的防锈蚀保护

机组停（备）用包括机组正常停（备）用和机组计划检修停运。机组在停备用期间必须采用恰当的防锈蚀保护措施，减少热力系统在停（备）用和检修期间的锈蚀，影响设备的使用寿命和机组的经济运行。发电企业热力设备在停、备用期间防锈蚀措施可结合企业的具体情况参照DL/T956标准中推荐的相关方法, 经过试验和筛选来制订。 4.2.1.1 防锈蚀保护工作要求

a）化学专业负责制定防锈蚀保护方案，检查防锈蚀药剂，进行加药和保护期间的化学监督，并对保护效果进行检查、评价、总结。

b ）锅炉、汽机专业负责防锈蚀设备和系统的安装、操作和维护，值长负责保护方案的实施。

c ）各发电企业应统计热力设备停、备用期间的防锈蚀率和防锈蚀指标合格率，并达到以下要求。

① 停、备用热力设备防锈蚀率应达到80%以上，防锈蚀率的计算公式如下。 η=（d f /dt ）×100%

d f ——热力设备停用期间防锈蚀时间 d t ——热力设备停用时间

② 停、备用期间防锈蚀指标合格率达到90%以上。

防锈蚀指标指的是主要监督指标，根据采用方法的不同主要监督指标有：溶解氧浓度、除氧剂浓度、缓蚀剂浓度、pH 值、相对湿度、氮气压力或纯度。 4.2.1.2 热力设备防锈蚀方法的选择

4.2.1.2.1 机组参数和类型、机组给水、炉水处理方式；停、备用条件；可操作性和经济性。 4.2.1.2.2 当地大气条件，机组停备用期间是否存在冻结的可能性。 4.2.1.2.3 是否有废液处理设施，废液排放能否符合当地环保排放标准。 4.2.1.2.4 停、备用所采用的化学条件和运行期间化学水工况之间的兼容性。 4.2.1.2.5 防锈蚀保护方法不会破坏运行中所形成的保护膜。

4.2.1.2.6 防锈蚀保护方法不应影响机组按电网要求随时启动运行。

4.2.1.2.7 防锈蚀保护方法不影响检修工作和检修人员的安全。

4.2.1.2.8 防锈蚀保护期间监督指标的可监测性和发电企业本身的监测能力。 4.2.1.2.9 防锈蚀保护措施的具体执行方法可参照标准DL/T 956，结合本厂设备的具体情况执行。

4.2.1.3 热力设备停备用期间常用的防锈蚀保护方法见表27。

表27 机组停、备用期间的防锈蚀保护常用方法

4.2.1.4.1 防锈蚀保护用的化学药品、气体等，在使用前，应对其纯度进行监测，防止有害杂质进入系统。

4.2.1.4.2 机组防锈蚀保护措施必须严格按操作规程执行，并有相应的记录。

4.2.1.4.3 根据所采取的防锈蚀保护方法要求，定期完成防锈蚀期间的监督项目监测，并根据监测结果采取相应的措施。

4.2.1.4.4 常用防锈蚀保护方法的监督监督项目和监督标准见表28。

表28 常用防锈蚀保护方法的监督项目和监督标准

4.2.1.5 机组停、备用防锈效果的评价

4.2.1.5.1 根据机组启动时水汽质量情况和热力设备腐蚀检查结果评价停用保护效果。 a ）停、备用机组启动时的水汽质量

① 经过防锈蚀保护的机组在启动过程中，冲洗时间比未经过防锈蚀保护的冲洗时间短。 ② 锅炉启动期间，给水、蒸汽、凝结水质量符合启动阶段水汽质量标准。 ③ 给水、蒸汽质量在机组并网8 h内可以达到正常运行的标准值。

b ）如果是在机组检修期间，应对重要热力设备的防锈蚀情况进行检查，如对锅炉受热面进行割管检查，对汽包、除氧器、凝汽器、高加、低压、汽轮机低压缸进行目视检查，这些部位应无明显的停用腐蚀现象。应将检查结果与上次检查结果以及其他机组的检查结果相比较，以便于完善停用保护措施。 4.2.2 机组检修阶段化学监督

机组检修阶段化学监督主要是指机组大、小、临时性检修过程中化学监督的主要工作，其主要内容是通过对热力设备的化学检查，了解热力系统受热面情况，发现设备隐患，分析隐患的性质、范围和程度，采取相应措施，预防事故的发生。 4.2.2.1 检修阶段化学专业的主要工作 4.2.2.1.1 根据机组停运时间和检修类型，提出检修期间的化学检查大纲或方案，编制化学监督项目计划。

4.2.2.1.2 编制化学清洗及凝汽器铜管镀膜等方案（需要时）。

4.2.2.1.3 采集垢样化验，对受热面结垢情况进行分析和评价，对存在的问题提出整改措施。 4.2.2.1.4 组织完成检修期间的化学检查工作，参加热力设备、化学水处理设备及各类加药设备等的检查、验收及设备定级工作。

4.2.2.1.5 编写检修阶段化学检查报告（大修结束后1 个月内，小修后半个月）。 4.2.2.1.6 建立检修阶段化学检查的技术档案。 4.2.2.2 检修阶段机炉专业主要工作

在机组停运之前，完成停用保护前的防锈蚀保护工作。在热力设备解体前，机炉专业人员通知化学专业人员进行内部检查，按化学监督工作要求进行割管检查，完成化学清洗等工作。

4.2.2.3 检修前的准备工作 4.2.2.3.1 收集机组运行数据，对机组运行情况进行分析，列出本次检修化学监督的主要工作。如停用设备防锈蚀措施、化学清洗方案、锅炉受热面割管、受热面检查、凝汽器抽管等，对大修中需更换的炉管，事先进行化学清洗。机组小修时，可根据要求对水冷壁割管检查；机组大修时，应对水冷壁、省煤器、过热器、再热器进行割管检查，必要时，凝汽器要进行抽管检查。

4.2.2.3.2 准备化学监督用仪器、工具、记录报表和设备示意图等。 4.2.2.4 热力设备检修化学监督

4.2.2.4.1 在机组大修中，根据化学检查大纲，在检修设备解体后，化学监督负责人会同有关监督人员，对省煤器、水冷壁、过热器、再热器、除氧器、凝汽器和汽轮机以及相关的辅机设备叶片、隔板的腐蚀、结垢、沉积情况进行全面检查，做好详细记录，具体的检查内容见表13。

4.2.2.4.2 机组大修时水冷壁至少割管两根，有双面水冷壁的锅炉，还应增加割管两根。如发生爆管，应对爆管及邻近管进行割管检查。如发现炉管外观变色、胀粗、鼓包或有局部火焰冲刷减薄等情况时，要增加对异常管段的割管检查。管样割取长度，锯割时至少0.5 m，火

焰切割时至少1 m。火焰切割带鳍片的水冷壁时，保留鳍片长度3 mm 以上。 4.2.2.4.3 机组大修时省煤器管至少割管两根，其中一根是监视管段，应割取易发生腐蚀的部位管段。锯割时至少0.5 m, 火焰切割时至少1 m。

4.2.2.4.4 过热器根据需要割取1～2 根，首先选择曾经爆管及其附近的部位，其次选择管径发生胀粗或管壁颜色有明显变化的部位，最后选择烟温高的部位。 4.2.2.4.5 对各种水箱及低温管道的腐蚀情况需定期进行检查，对高压加热器和省煤器入口管段的腐蚀情况进行检查，检查后作好记录，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，应进行修补或重新防腐。

4.2.2.4.6 对有积盐的过热器，应进行冲洗，冲洗时要监督出水的碱度或电导率。 4.2.2.4.7 机组大修时凝汽器铜管应抽管检查。抽管时首先选择曾经发生泄漏附近部位，其次，选择靠近空抽区部位或迎汽侧的部位；最后选择一般部位。 4.2.2.4.8 锅炉检修后水压试验应用加有缓蚀剂的除盐水。各种加热器和凝汽器灌水找漏应使用凝结水或除盐水。

4.2.2.4.9 根据垢量情况，根据DL/T 794 的有关规定确定是否进行锅炉化学清洗，清洗条件见表32。高加清洗应根据高压加热器的端差、结垢和腐蚀检查结果等情况确定是否需要进行化学清洗。当运行机组凝汽器端差超过运行规定时，应安排抽管取样检查外壁有无腐蚀，内部隔板部位铜管的磨损减薄，内壁结垢、黏泥和腐蚀的程度。局部腐蚀泄漏或大面积均匀减薄量达1/3 以上厚度时，应先换管再清洗，垢厚不小于0.5 mm 或污垢导致端差大于8℃时应进行化学清洗。

4.2.2.4.10 拟定化学清洗方案后监督化学清洗过程，并对清洗质量进行评价，清洗结束后应进行总结并按国家环保标准进行废液的处理和排放，具体内容参照基建阶段的化学清洗部分。

4.2.2.4.11 采取的热力设备附着物样品，应妥善保存，并应对其取样部位、外状、堆积厚度、数量、物理性质等做详细描述记录，割管样品应注明名称、部位、割管日期等并妥善保存。 4.2.2.4.12 腐蚀速率或沉积速率计算时间，凡是监视管段或腐蚀指示片，时间应自装上之日起开始计算。原始管段应自锅炉化学清洗之后算起。叶片应自前次清理后计算。

4.2.2.4.13 检修中所取管样的保存期：一般管样应至少保存一台机组的两个检修周期，至第三次检修，典型管样一直保存。管样的保存应在化学专业要求和特定环境条件下，使其始终有代表性。

4.2.2.4.14 各种沉积物分析方法按部颁《火力发电厂垢和腐蚀产物分析方法》SD 202—86；结果计算误差总和不大于100±5%。

4.2.2.4.15 根据热力设备检查情况和热力设备受热面的腐蚀速率情况对热力设备进行评级和评价，评价标准参照表29～表31。

4.2.2.4.16 化学监督专责人对热力设备的腐蚀、结垢、积盐情况进行全面分析，写出机组检修化学检查报告，对机组化学监督状况做出综合判断，并针对存在的问题提出整改措施和改进意见。

表30 热力设备腐蚀评价标准

5 化学技术监督管理

5.1 资料管理 5.1.1 运行阶段

5.1.1.1 设备运行资料包括：化学设备及化学仪表的台账、定期检验记录、备品清册、检修记录；化学设备各种运行记录和试验报告；水、汽、煤、油、气、垢、化学药品等分析记录；热力设备和水处理设备的调整试验方案、报告和总结；水汽系统查定记录及相关试验报告；化学清洗方案、清洗记录、报告、总结；大宗药品、材料及设备验收试验记录和报告；化学专业发生的重要事件处理过程记录和有关报告；设备缺陷台账等。

5.1.1.2 设备检修资料包括：备品备件台账；设备检修记录；设备技术改造记录；设备检修后遗留问题记录等。 5.2 规程制度管理

5.2.1 发电企业必须具备与化学监督相关的国家和行业标准和规程，并能够及时进行宣贯和学习，相关人员熟练掌握并按标准执行。

5.2.2 发电企业应根据化学监督需要制定下列规章制度： a ）化学监督管理制度；

b ）化学监督实施细则；

c ）化学监督网活动管理办法；

d ）化学监督专业人员岗位责任制； e ）化学设备运行规程； f ）化学设备检修规程；

g ）在线化学仪表检修及检验规程； h ）化学仪器仪表计量管理制度；

i ）热力设备停（备）用防锈蚀管理办法； j ）热力设备检修化学监督制度；

k ）水质全分析及热力系统定期查定制度；

l ）运行表单及化学试验报告（报表）管理制度； m ）化学监督报表管理制度； n ）运行校核试验制度；

o ）化学药品（及危险品）管理制度； p ）大宗材料及大宗药品管理制度； q ）油务管理制度

r ）化学监督设计评审制度； s ）化学监督设备验收制度； t ）基建阶段化学监督管理制度；

u ）水汽质量异常处理制度； v ）燃料质量管理制度； w ）化学监督培训制度； 5.3 技术资料和图纸管理

a ）全厂水汽系统图（包括取样点、测点、加药点、排污系统等）； b ）化学水处理设备系统图及其电源系统图； c ）汽轮机油系统图； d ）冷却水系统图；

e ）变压器和主要电气开关的地点、容量、电压、油（气）量、油（气）种等图表； f ）电网接线图和变电站一次接线图； g ）燃料及灰取样点布置图；

h ）化学设备说明书及其相关培训资料； i ）化学监督相关仪表的说明书及培训资料； 5.4 报表、总结的报送规定

5.4.1每月10 日前向地方电科院报送上个月的月度报表。包括水汽质量合格率统计表。 5.4.2每季度第一个月七个工作日内向华电电科院报送上一季度报表及季度（半年）总结。具体的报送格式。

5.4.3每年元月10 日前向地方电科院和华电电科院报送年度监督总结和报表。

5.4.4按要求向集团公司或华电电科院报送本专业出现的典型事件和调查处理报告。 5.4.5报送的资料均应通过企业技术监督负责领导签字。 5.5 技术监督检查、评价与考核 5.5.1 技术监督检查与评价

5.5.1.1每年由总工程师(生产副总经理) 按《化学监督体系评价标准》组织进行自检。 5.5.1.2结合每年的自检，按照集团公司化学监督评价标准6 月30 日前完成自评价，并将自评价得分表连同半年度总结一起报华电电科院。

5.5.1.3 做好对华电电科院每年对化学监督工作进行检查的迎检工作。准备材料包括：化学监督体系情况、监督计划完成率、设备缺陷处理率和消除率、监督总结、报表及时上报率等。检查内容详见《化学监督体系评价标准》。 5.5.2 技术监督考核

5.5.2.1 结合每年的技术监督检查、评价结果，推荐公司技术监督先进个人。

6化学技术监督异常告警制度

6.1当出现化学技术监督异常事件，执行技术监督告警制度。

6.1.1 化学技术监督范围内的设备已处在事故边缘，但仍强制运行。 6.1.2 化学技术监督范围内的设备不安全运行已延续一段时间，经技术监督指导后，仍没有改进，而且有关单位不积极解决。

6.1.3 设备的运行数据、技术数据、试验数据有弄虚作假的情况。 6.1.4 领导人带头违反技术监督工作制度。

6.1.5 在大、小修和临修中安排的技术监督项目漏项，并且隐瞒不报。 6.1.6 在基建工程中，出现以下情况时需要对有关单位和部门进行告警

6.1.6.1 当工程设计和设备制造存在问题，致使工程投产后影响安全生产的。

6.1.6.2 在安装施工中，不严格按照《火电施工质量检验及评定标准》进行检查验收、评定及签证的。

6.1.6.3 对电力设备不严格按《电力设备交接和预防性试验规程》进行设备检查和签证的。

6.1.6.5 在分部试运、整套启动试运、试生产期间，不按达标机组的标准进行考核，遇到问题不经过有关人员认真分析讨论，并未提请启动验收委员会批准而自行降低标准的。

6.1.7 基层技术监督人员坚持正确意见时，受到压制和打击。

6.1.8 发生技术监督设备异常情况，不按技术监督制度规定按时上报。

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