霍林河坑口发电厂化学监督实施细64docWord文件下载.docx
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本细则适用于坑口发电有限责任公司化学监督管理工作。
3职责
3.1组织机构：
坑口发电公司成立以生产副总经理为组长的化学监督领导小组，负责化学的监督领导工作。
在设备工程及维护部设立办公室，负责日常技术监督管理工作。
坑口发电公司建立化学监督三级网络：
坑口发电公司总负责人：
生产副总经理；
设备工程及维护部负责人：
经理、副经理、化学专业主管、化学点检员；
运行部负责人：
经理、副经理、值长、化学专业主管
检修项目维护部负责人：
经理、副经理、、化学专业主管。
3.2领导小组职责：
3.2.1建立健全坑口发电公司化学监督网络。
3.2.2贯彻执行国家、集团公司、省网公司有关方针、政策、规程、标准，制订坑口发电公司化学监督实施细则。
3.2.3审批坑口发电公司化学监督规划、计划。
3.2.4审批坑口发电公司化学监督有关制度和措施，审批化学监督总结及报表，定期主持召开化学监督网会议，协调化学监督工作存在的重大问题。
3.2.5组织化学专业人员的技术培训工作，尤其是必须持证上岗人员的培训、考核、取证工作。
3.3设备工程及维护部职责：
3.3.1设备工程及维护部为化学监督归口管理部门，对化学监督工作进行规划、督察。
3.3.2在坑口发电公司化学监督领导小组的领导下，贯彻执行国家、部、集团公司有关化学监督的方针、政策、规程、标准和实施细则。
3.3.3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，油耗及燃料的质量监督工作。
3.3.4主要设备大修时，组织好化学检查及检修后验收。
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，并将处理情况上报领导小组。
3.3.5制订化学监督的月度、年度工作计划报化学监督领导小组审批。
3.3.6年终组织汇总化学监督工作总结，代表坑口发电公司与上级监督部门联系专业工作。
3.3.7对坑口发电公司有关化学监督的技术改造项目、工程建设项目进行技术监督。
3.3.8对运行部、检修项目维护部化学监督工作进行指导、监督、检查、考核。
3.3.9负责制定或审核与化学监督有关的各项实施方案及措施，编制化学监督总结及报表。
3.3.10制定坑口发电公司化学监督规章制度。
3.4运行部、检修项目维护部各专业职责
3.4.1运行部值长的职责：
值长领导和组织本值在运行中的化学监督工作，努力提高水、汽质量，降低水、汽、油、燃料的损耗。
对化学监督方面的异常情况，如给水溶氧不合格时，水汽质量长时间超过标准时等，除及时组织处理，消除异常外，应报告化学监督专责人。
3.4.2运行部、检修项目维护部化学专业的职责：
3.4.2.1认真贯彻执行有关化学监督的各项规章制度和要求，负责制定与化学监督有关的各项制度及措施。
负责总结和填报坑口发电公司化学监督工作总结及各种报表。
3.4.2.2负责水处理设备、凝结水精处理设备、汽水取样、炉内加药、生产废水处理、制氢设备及除铁除锰处理设备的运行维护，保证供给质量合格的补给水和氢气；
负责反渗透设备的运行维护和反渗透膜的保护与清洗；
正确处理补给水、给水、炉水、疏水、循环水；
负责或指导取样化验，保证水、汽、水垢、盐垢、气、油的化验质量。
3.4.2.3严格监督凝汽器、除氧器、锅炉的水、汽质量，负责新油及运行中的汽轮机油，变压器油，抗燃油及磨煤机油等的技术监督，配合有关部门搞好油质防劣和再生工作。
3.4.2.4严格监督并及时反映设备系统中水、汽、油、气等的质量状况，对违章和超标准等情况要及时与运行值长和有关部门联系，妥善处理，必要时以书面形式向专责人、运行部经理、坑口发电公司生产副总经理以至上级单位汇报。
3.4.2.5与有关部门一起通过热力设备调整试验确定合理的运行工况，制定化学监督控制指标。
3.4.2.6参加主要设备的检修化学监督检查与验收工作，针对存在的问题，提出相应的措施。
3.4.2.7负责热力设备化学清洗和停备用防腐保护方案及其化学监督工作。
3.4.2.8对化学水处理设备，各种水箱、排水沟、水池及低温管道等的腐蚀情况进行定期检查，发现问题及时处理。
3.4.2.9改进生产技术和监督手段，改善劳动条件，降低原材料消耗，不断提高化学监督水平。
3.4.2.10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、油、制氢系统，设备的构造和材质、加药排污装置的形式、水汽取样器，化学仪表的安装地点；
水处理设备，管道的防腐措施及水处理材料的储存等情况参加验收工作。
3.4.2.11负责废水处理设备的运行、维护工作，加强排放废水的监督，排放废水水质应符合国家规定的标准。
3.4.3运行部、检修项目维护部锅炉专业的职责：
3.4.3.1配合化学专业做好锅炉热力化学试验和其它有关试验，确定运行工况及参数，并订入锅炉有关规程；
监视好水汽质量监督仪表；
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.
3.4.3.2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。
3.4.3.3负责做好所辖与化学监督有关设备取样器管路及阀门的维护及灰的取样工作。
3.4.3.4有关设备检修前，应将化学专业的要求纳入检修计划；
锅炉检修应事先通知化学专业共同检查设备腐蚀、结垢情况，按化学监督要求割管取样；
搞好锅炉检修和停、备用阶段的防腐保养工作。
3.4.3.5锅炉化学清洗时，会同化学专业拟定清洗方案，并负责清洗设备及系统的设计、安装、操作，做好清洗设备和系统的日常维护工作。
3.4.4运行部、检修项目维护部汽机专业的职责：
3.4.4.1与化学专业一起共同进行除氧器调整试验，确定运行参数及工况，并订入汽机规程；
根据化学监督要求，作好除氧器运行、维护、检修及系统调整工作，保证出水溶氧合格。
3.4.4.2保证真空系统及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。
3.4.4.3做好循环冷却水的补水、排污等有关设备的维护检修工作。
3.4.4.4做好所辖化学取样设备的维护工作，并监视好水汽监督仪表，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。
3.4.4.5有关设备检修前，应将化学专业对检修的要求纳入检修计划。
设备检修应事先通知运行部化学主管及有关人员共同检查设备内部情况，对存在的问题及时分析原因，研究对策。
做好停备用设备的防腐保养工作。
3.4.4.6努力降低汽水损失，降低油耗。
3.4.4.7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。
3.4.4.8按照化学监督的要求作好运行中汽轮机油的管理、净化和防劣等工作，作好发电机冷却系统及水质维护工作。
3.4.5运行部、检修项目维护部电气专业的职责：
3.4.3.5.1作好运行变压器油、六氟化硫的管理、净化和防劣等项工作，努力降低油耗。
3.4.5.2按化学监督的要求，负责电气设备油样等的取样工作和绝缘油耐压试验工作。
3.4.5.3当油质、六氟化硫及气相色谱分析等项结果有异常时，应及时查明原因，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，要通知化学专业及化学监督专责人。
3.4.6设备工程及维护部、检修项目维护部热工专业的职责：
3.4.6.1确保与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，做好维护及定期校验工作。
3.4.6.2搞好与化学监督有关设备的程控及自动调节装置，正常投入运行。
4技术监督
4.1新建机组试运行阶段水、汽质量标准：
4.1.1容量在125MW及以上的机组，当汽轮机冲转时，过热蒸汽的二氧化硅不大于100μg/L，含钠量不大于50μg/L。
4.1.2汽轮机凝结水的回收质量标准：
（17.5MPa）
【锅炉压力12.7～18.3MPa】
硬度＜10μmol/L；
二氧化硅＜80μg/L；
铁＜80μg/L。
4.1.3新建机组试运期间，在1/2额定负荷及以上时，锅炉给水的质量标准：
溶解氧＜30μg/L；
铁＜80μg/L；
硬度0μmol/L；
pH（25℃）=8.5～9.2；
联氨10～50μg/L。
4.1.4对蒸汽压力高于15.6MPa的汽包炉必须进行洗硅，使蒸汽中的二氧化硅不大于60μg/L。
4.2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部颁《火力发电厂水汽质量标准》及有关规章制度的规定，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。
4.2.1运行中的水汽质量监督项目每班测定不少于4次，有连续监督仪表的每班操表不少于4次。
其中给水铜、铁的测定每月不少于8次，水汽品质全分析项目每季度分析1次，原水全分析每季度分析1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。
4.2.2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。
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。
4.2.3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。
4.2.3.1改变锅内装置或改变锅炉循环系统；
4.2.3.2给水质量有较大改变或改变锅内处理方式；
4.2.3.3发现汽轮机或过热器有盐垢时；
4.2.3.4提高额定蒸发量。
4.2.4超滤、反渗透、EDI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。
4.2.5机组启动时，必须冲洗取样器（日常运行期间根据情况确定取样器冲洗间隔，如：
每周或每月冲洗一次）。
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℃。
4.2.6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。
4.2.6.1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。
电导率≤1μs/cm（氢导，25℃）；
二氧化硅≤60μg/L；
铁≤50μg/L；
铜≤15μg/L；
钠≤20μg/L
4.2.6.2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≤5μmol/L；
铁≤75μg/L；
溶解氧≤30μg/L；
二氧化硅≤80μg/L
4.2.6.3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；
有凝结水处理时，铁含量≤1000μg/L
4.2.6.4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。
4.2.7机组正常运行阶段的水、汽质量标准
4.2.7.1蒸汽质量标准：
钠≤10μg/L；
二氧化硅≤20μg/L；
铁≤20μg/L；
铜≤5μg/L；
电导率≤0.3μs/cm（氢导，25℃）
4.2.7.2锅炉给水质量标准：
硬度≈0μmol/L；
溶解氧≤7μg/L；
pH（25℃）=9.0～9.5；
电导率（经氢离子交换后，25℃）≤0.3μs/cm；
联氨10～30μg/L；
油≤0.3mg/L。
4.2.7.3汽轮机凝结水（经凝结水处理后的水）质量标准：
硬度≈0μmol/L；
电导率≤0.2μs/cm（经氢离子交换后，25℃）；
钠≤5μg/L；
铁≤8μg/L；
铜≤3μg/L；
二氧化硅15g/L，pH（25℃）=8.8～9.2
4.2.7.4锅炉炉水质量标准：
各种水处理药剂，必须按要求均匀的加入系统，不得瞬间（间断）大剂量的方式加入。
根据炉水水质情况，决定排污方式，并严格执行，对与汽包炉，其排污率一般不得小于0.3%，不大于1.0％；
同时，为经济运行，在满足炉水符合标准水质的前提下，必须将锅炉排污率严格控制在低限。
汽包锅炉的炉水质量控制指标，应根据热化学试验确定，当锅炉进行协调磷酸盐处理时，应控制炉水中钠离子与磷酸根的摩尔比为2.3-2.8。
当炉水PH值低于控制范围的下限时，应查明原因，采取措施。
若添加中和剂，炉水PH值不得超过控制范围的上限。
锅炉炉水质量控制指标：
总含盐量≤20mg/L（总含盐量为参考指标）；
二氧化硅≤0.25mg/L；
氯离子≤1mg/L；
磷酸根0.5～3mg/L；
PH=9～10（25℃时）；
电导率＜50μs/cm（25℃时）
4.2.7.5锅炉补给水、除铁除锰、超滤、反渗透、EDI进水应按下列规定控制：
4.2.7.5.1锅炉补给水质量标准：
电导率≤0.2μs/cm（25℃）；
二氧化硅≤20μg/L
4.2.7.5.2除铁除锰产水质量标准：
除铁除锰处理经一级过滤器处理后的出水浊度≤4mg/L，铁≤0.5mg/L，锰≤0.4mg/L。
经二级过滤器进行精过滤处理后的出水浊度≤2mg/L，铁≤0.3mg/L，锰≤0.2mg/L。
4.2.7.5.3超滤产水质量标准：
出水浊度<
0.2NTU;
出水SDI<
3.0
4.2.7.5.4反渗透进水质量标准：
给水SDI（15min）地下水＜3、地表水＜5；
残余氯＜0.1mg/L（最好≈0）；
浊度＜1mg/L（最好＜0.2）；
一级反渗透出水电导率＜10μs/cm；
二级反渗透进水pH=7.5～8.3，出水电导率＜5μs/cm,
4.2.7.5.5EDI进水硬度＜1.0mg/L，二氧化硅＜500μg/L，电导率＜40μs/cm，
出水二氧化硅（＜10μg/L）；
电阻率＞10MΩ-CM。
4.2.7.5.6除盐水箱电导率（≤0.2μs/cm）；
二氧化硅（≤20μg/L）；
硬度（0μmol/L）。
4.2.7.6减温水质量标准：
锅炉蒸汽采用混合式减温时,其减温水质量应保证减温后的蒸汽质量符合标准。
4.2.7.7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：
铁≤50μg/L
生产回水：
铁≤100μg/L；
油≤1mg/L（处理后）
生产回水，还应根据回水的性质，增加必要的化验项目。
4.2.7.8水内冷发电机的冷却水质量标准：
硬度≤2μmol/L;
电导率≤2.0μs/cm（25℃）；
铜≤40μg/L；
PH（25℃）＞6.8;
4.2.8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。
4.2.9要严格控制汽水损失，机组汽水损失率应符合下列要求：
不大于锅炉最大连续蒸发量的1.5%。
4.2.10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、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；
炉水磷酸根表；
给水自动加氨装置、给水自动加联氨装置和炉水磷酸盐自动加药装置应投入运行。
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》中的要求。
4.2.11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。
4.2.11.1锅炉炉水水质异常时的处理值见下表的规定：
项目
标准值
处理值
一级
二级
三级
PH
磷酸盐处理
9.0～9.7
＜9.0
＜8.5
＜8
挥发性处理
9.0～9.5
＜9
＜8.0
＜7.5
当出现水质异常情况时，还应测定炉水的Cl-、Na+、电导率、碱度，以便查明原因，采取对策。
4.2.11.2凝结水（凝结水泵出口）水质异常时的处理值见下表的规定：
项目
标准值
处理值
电导率（25℃，氢导）μS/cm
有混床
≤0.2
＞0.2
－
硬度
μmol/L
≈0
＞2
经处理后的凝结水
单位
典型启动时进水值
典型启动时出水值
正常运行状态进水值
正常运行状态出水值
总溶解固形物（不加氨）
g/L
50
20
二氧化硅
15
钠
5
铁
1000
100
40
8
铜
10
3
氯
1
阳导电度（25℃）
S/cm
0.2
pH（25℃）
8.8~9.2
4.2.11.3锅炉给水水质异常时的处理值见下表的规定：
PH（25℃）
＜9.0或
＞9.5
电导率（25℃，氢导）
μS/cm
≤0.2～0.3
＞0.3
＞0.4
＞0.65
溶解氧μg/L
≤7
＞7
＞20
4.2.12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，各项试验按部颁《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。
4.2.12.1对入厂煤，每月至少进行一次工业分析、含硫量分析及热值测定1次；
对入厂煤种除进行工业分析及热值测定外；
增加灰溶点、可磨性指数及含硫量分析。
每周至少测定入厂（入炉）煤灰分2-3次；
每日至少测定各种煤种全水分1次；
常用煤种每批做工业分析1次，每年做全分析1一2次。
4.2.12.2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、含硫量。
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。
4.2.12.3入炉煤粉的煤粉细度、全水份、粗、细灰可燃物分析视具体情况测定。
4.2.12.4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、热值及元素分析的测定。
（试验室招标时没有燃油分析仪器）
4.2.12.5燃料监督使用的仪器、天平、热电偶、氧弹（使用1000次或2年）等应定期校验。
4.2.12.6入厂煤、入炉煤采样应使用自动化机械采制样设备制备。
4.2.13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、抗燃油等的监督工作，具体的监督工作应按电力设备试验规程的有关规定执行。
4.2.13.1投运前的准备：
根据《电力工业技术法》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学主管及化验班准备。
4.2.13.2投运前和投运初期的检测：
所有新设备投运前均应进行油质简试分析，主变压器、110KV及以上的互感器及充油套管还应进行油中气体和微水分析；
主变油中气体分析，除当天取样进行色谱分析外，还应在投运后的三天、十天、三十天各做一次检测，在额定负荷下若无异常，可转为定期检测；
变压器油微水检测应在投运一个月内，再监测一次，在运行温度下符合运行油的标准，可转为定期检测。
4.2.13.3充油电气设备大修后，投运前的油对下列项目进行检测：
水溶性酸（PH值）、开口闪点、机械杂质、微水、界面张力、击穿电压、气相色谱分析。
4.2.13.4充油电气设备运行中的定期检查
设备名称
设备规范
检测周期
检测项目
电力
变压器
220－500kV
110kV及以下
每年至少2次
每年至少1次
水溶性酸（PH）、酸值、闪点（闭口）、机械杂质、水分、界面张力（25℃）、介损（90℃）、击穿电压、游离碳
所、厂用
35kV及以上或1000Kv及以上
水溶性酸（PH）、酸值、闪点（闭口）、机械杂质、水分、击穿电压﹡﹡、游离碳
互感器
220kV及以上
35－110kV
3年至少1次
水溶性酸（PH）、水分、击穿电压、游离碳
油开关
110kV及以上
110kV以下
少油开关
3年至少1次或换油
水溶性酸（PH）、机械杂质、击穿电压
套管
水溶性酸（PH）、水分、游离碳
①每年的第2次检验，可只做水分、击穿电压两项；
②油质变化很快，有疑问时，应增加界面张力、介损两项分析；
③少油开关指油量在60kg及以下的开关。
4.2.13.5运行中充油电气设备油中微水和色谱分析的检测周期
电压等级或设备容量
微水
油中气体
电
力
变
压
器
电压在330kV及以上或主变容量在240MVA及以上
每季至少1次
每月至少1次
电压在220kV及以上或主变容量在120MVA及以上
每年月2次
电压在35kV及以上或主变容量在0.8MV
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