行
业
产
品
功
能
北极星电力网技术频道 作者:佚名 2007/12/18 23:49:04
华东电业治理局化学技术监督条例
3.3.9.2锅炉给水水质异常时的处理按下表规定执行
3.3.9.3锅炉炉水水质异常时的处理按下表规定执行
3.3.10发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，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级岗位考核合格证方能上岗。
3.3.10.1对入厂煤，每月至少进行各种煤累计混合样工业分析及热值测定1次，对入厂新煤种除进行工业分析及热值测定外，增测灰熔点、可磨性指数及含硫量；每周至少测定各煤种灰分2～3次；每日至少测定各种煤全水份1次；常用煤种每批做工业分析1次，每年做全分析1～2次。
3.3.10.2为计算煤耗和把握燃料特性，每日综合测定入炉煤的灰份、水份、挥发份、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，进行燃煤灰熔点或可磨性指数、含硫量的测定。
3.3.10.3每值做煤粉细度、飞灰可燃物、入炉原煤全水份至少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；新油种应进行粘度、闪点、密度、含硫量、水份、机械杂质、灰分、凝固点、热值及元素分析的测定。
3.3.10.5测定各种燃油不同温度的粘度，绘制粘度——温度关系曲线，以满足燃油加热及雾化的要求；每月至少测定燃油热值2～3次；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。
3.3.10.6燃料监督使用的仪器、天平、贝克曼温度计、热电偶、氧弹(使用1000次)等应定期校验。
3.3.10.7入炉煤试样应使用自动化机械采、制样设备制备。对大中型电厂，应积极创造条件，使入厂煤实现自动化机械采、制样。
3.3.10.8建立"动力煤标准样"实验室质量控制体系，及时发现、消除工业分析、热值测定中的系统误差。电力试验研究所应做好标准样的发行、年度标准值的传递和其它治理工作。
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：
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
3.3.11.5运行油的防劣措施按现行国标《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、判定充油电气设备内部故障均按现行部标执行。
3.3.11.7SF6高压电器和气体介质变电站中新SF6气体质量，按原化工、机械、水电、冶金四部通过的《六氟化硫气体技术条件》(试行)的规定进行检验，运行中SF6的气体质量，按部颁《用于电气设备的SF6气体质量监督与安全导则》(试行)中的有关规定执行。
3.3.11.8引进国外的变压器、汽轮机油(含抗燃油)、SF6的质量，可按合同或厂家说明等有关规定进行验收。
3.3.12氢冷发电机组H2质量应按部颁《发电机运行规程》有关规定进行监测。
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，是化学监督工作是的一个重要部分。
3.4.1热力设备大修时各专业负责范围
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。
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，做好设备停用保护工作。
3.4.2大修前的预备工作
3.4.2.1化学专业列出化学检查项目，如设备停用保护、化学清洗、锅炉受热面割管、凝汽器抽管、修改取样接点等。
3.4.2.2做好两次大修间的机组运行分析，主要内容应包括：
汽机监视段压力，凝汽器端差及真空度，水冷系统阻力、流量变化，设备启停次数，停用保护情况，保护率、合格率。
主要水、汽质量合格率、异常水质的情况，水汽损失率，排污率等。
凝汽器及其它热交换器管泄漏情况。
通过分析，指出存在的主要问题及重点检查的部位。
3.4.2.3热力设备各部位重点检查内容
3.4.2.4评价标准
省煤器、水冷壁、过热器管内腐蚀的评价：
没有腐蚀为一类；
有稍微腐蚀(蚀点＜1mm壁厚)为二类；
如发现局部有溃疡腐蚀，可能威胁安全生产或蚀点较深(省煤器＞1/4壁厚、水冷壁＞1/6壁厚、过热器＞1/5壁厚)者为三类。
3.4.2.5大修化学检查报告要求
化学专业应在机组大修后一个月内提出完整的书面报告，按规定上报厂及主管局(所)等上级机关。报告内容应包括两次大修期间机组运行综合情况；两次大修期间曾发生的异常情况；检查具体结果(包括结垢速率、垢成分分析、综合评价、存在的主要问题及解决措施、建议)；报告除文字说明外，应附有典型照片、曲线、图表等。
3.4.2.6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主管局审批。清洗单位必须持有电力部颁发的相应等级"电力
系统动力设备化学清洗许可证"(注：自95年8月1日起执行)清洗时作好监督，洗后作好总结。清洗废液排放应符合环境保护的有关标准。
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。锅炉运行时间达到下列年限时，也应进行清洗。
锅炉化学清洗参照标准
3.4.2.7热力设备在停、备用期间，必须进行防腐保护。其具体做法可参照部颁《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》执行。
3.4.2.8停用保护措施应由值长按操作卡组织实施，分工一般原则是：
化学专业：
提出保护方案和要求；
保护过程中的监督及保护效果的检查评定；
将停用保护工作情况归纳入水汽月报，上报有关领导。
机炉专业(设备主人)；
停用保护系统的安装、操作、维护；
参加保护效果的评定；
建立保护台帐。
3.4.2.9在检修或停用的热力设备启动前，应将设备、系统内的管道和水箱冲洗至出水无色透明，以降低结垢性物质在锅内的沉积。
3.4.2.10锅炉检修后，进行水压试验时用加有缓蚀药剂的化学除盐水，不得使用原水。
4技术治理
4.1发、供电单位应具备并贯彻执行下列有关制度。
4.1.1化学监督制度及实施细则；
4.1.2岗位责任制；
4.1.3化学水处理运行规程，检修工艺规程(含仪表检修规程)和检修工艺卡；
4.1.4运行设备巡回检查制度；
4.1.5生产异常治理制度；
4.1.6停、备用热力设备防锈蚀保护制度；
4.1.7安全工作规程；
4.1.8热力设备检修检查制度；
4.1.9化学药品治理制度；
4.1.10化学仪器仪表治理制度；
4.1.11油务治理制度；
4.1.12防止油劣化和油再生规程；
4.1.13垢、水、汽、油、燃料、气体、化学药品的取样与化验规程(方法)；
4.1.14培训制度。
4.2发、供电单位应根据设备系统的实际情况，备有与化学监督有关的下列表图：
4.2.1全厂水、汽系统图(包括取样点、测点、加药点、排污系统等)；
4.2.2化学水处理设备系统图和电源系统图；
4.2.3循环冷却水处理系统图；
4.2.4发电机内冷水系统图和氢冷系统图；
4.2.5给水和炉水加药系统图；
4.2.6汽轮机油系统图；
4.2.7变压器和主要开关的地点、容量、电压、油量、油种等图表；
4.2.8燃料及灰取样点布置图。
4.3发、供电单位应建立和健全下列技术资料：
4.3.1各种运行记录；
4.3.2水、汽、油、燃料、灰、垢、化学药品和气体的分析记录，水、汽系统定期查定记录及有关试验报告；
4.3.3热力设备和水处理设备的调整试验及化学清洗方案与总结；
4.3.4热力设备的停、备用防锈蚀保护记录及检修检查记录与总结报告；
4.3.5水处理设备与用油设备的台帐、备品清册及检修检查记录；
4.3.6化学仪器、仪表的台帐及检验记录；
4.3.7凝汽器管材质、泄漏及更换记录；
4.3.8培训记录。
4.4机组启动时的运行治理
4.4.1机组启动时的水、汽质量按《备用机组启动时的水汽质量标准》控制。机组启动前要用加有氨和联氨的除盐水洗高、低压给水管路和锅炉本体，待全铁合格后再点火。
4.4.2机组启动时，要坚持凝聚水硬度(海滨电厂控制Na )不合格不准回收，蒸汽二氧化硅不合格不准并汽，疏水全铁和硬度合格后才能回收。
4.4.3机组启动时的水、汽质量标准应列入锅炉和汽机运行规程中。
4.4.4机组启动时的运行水质要统计变化幅度和合格率，启动时间从机组上水至并网后八小时计算，八小时以外计入运行数据。
4.5机组正常运行的水、汽治理
4.5.1运行人员值班时，要随时把握运行指标的变化趋势，应达到水、汽品质100合格，并努力达到期望值。
4.5.2运行设备要定期切换，定期性工作应按计划执行。
4.5.3水处理材料应每月盘点，并进行技术经济分析。
4.6水、汽质量异常时的治理
4.6.1当水、汽质量达到化学监督指标规定的非正常处理一级处理值时，经确证无误后，应立即报告当值值长，并立即进行调整或通知设备所在部门进行处理。
4.6.2当水、汽质量达到二级及以上处理值时，应立即报告值长，并向设备所在单位发出水、汽异常通知单，写明水、汽异常发生的时间、超标幅度、初步分析的原因和应采取的措施和要求。通知单由化学分场主任或专工签发(一式四份)，分送设备所在单位，厂化学监督专职(责)工程师和负责化学监督的厂级领导，自留一份，在自留一份上由上述单位和个人签字。处理完毕，由签发人或委托人签字验收。
4.6.3当发现危及设备安全的问题，经报告得不到及时处理时，应越级报告。
4.7机组停、备用阶段的水、汽治理
4.7.1机组大修、小修、临修或备用期间均应采取相应防锈蚀措施，并将具体操作方法写入机炉运行规程。
4.7.2建立机组停、备用防锈蚀记录，记录防锈蚀时间、方法及监督指标，并检查防锈蚀效果，统计防腐率和合格率。
防腐率＝防腐次数/机组停、备用次数；
合格率指主要监督指标，如给水溶解氧、相对湿度、pH值或除氧剂浓度等的合格率。
4.7.3机组采用防腐措施时，应防止邻炉或公用系统蒸汽和水串入备用机组。
4.7.4采用湿法防腐时，冬季应有相应防冻措施。
4.7.5要建立机组停(备)用防锈蚀记录，记录防腐时间、防腐方法、监督指标，并检查防腐效果，统计防腐率及合格率。
4.8检修治理
4.8.1每年第三季度编制下年度设备检修计划和更改工程计划，待上级部门批准后，再编制季度及月计划。
4.8.2化学水处理设备和化学在线仪表应定期检修，检修后应进行质量验收。
4.8.3应配备一定数量和种类齐全的备品、备件，保证设备正常运行。
4.9发、供电单位应向主管局、电力试验研究所报送下列报表(季报、半年报、年报)。单机容量200MW及以上机组应同时报送网所，并抄报网局。水、汽质量统计应实行微机治理。
4.9.1水汽平衡及水汽质量报表、化学仪表投入率及准确率汇总表、热力设备检修检查报告、水处理设备健康状况、冷态启动化学监督治理表、停备用热力设备防腐保护及水处理药品材料消耗情况；油质合格率及油耗情况，充油(气)电气设备异常情况；SF6气体质量情况、煤质分析数据汇总表。(见附录B表1-表13)
4.9.2与化学监督有关的事故分析及防止措施；化学清洗总结。
4.9.3年度化学监督工作总结。
4.9.4报送时间
季报：下一季度第一个月15日前。
半年报：7月15日前。
年报和年度化学监督总结：次年1月15日前。
4.10省(市)所将本局季报、半年度、年度报表和化学监督工作总结按下列时间报主管局、网所，抄报网局：
季报：下一季度第二月15日前
半年报：当年8月15日前
年报：次年2月15日前
直属单位报网局及网所。
网所将全网半年度、年度报表和工作总结于9月15日前及次年3月15日前报网局，抄送各省(市)局(上海电建局)及省(市)所，使省(市)了解全面情况。
附录A相关规程标准
A.1SD246-88《化学监督制度》
A.2SD135-88《火力发电厂水汽质量标准》
A.3《火电厂水汽化学监督导则》(待颁发)
A.4GB483-87《煤质分析试验方法一般规定》
A.5SD321-324-89《火电厂燃煤(灰)测定方法和质量监督标准》SD328-329-89(合订本)
A.6GB7595-87《运行中变压器油质量标准》
A.7GB7596-87《电厂用运行中汽轮机油质量标准》
A.8SD187-86《变压器油中溶解气体分析和判定导则》
A.9《六氟化硫气体技术条件》
A.10《六氟化硫(SF6)气瓶及气体使用安全技术治理准则》
A.11《城网气体绝缘变电站(GIS)若干技术问题的暂行规定》
A.12《SF6气体绝缘变电站运行维修导则》
A.13《SF6气体绝缘变电站现场交接试验暂行规定》
A.14《用于电气设备的SF6气体质量监督与运行治理导则》
A.15《六氟化硫电气设备制造运行及试验检修安全防护暂行规定》
A.16SDGJ2-85《火力发电厂化学水处理设计技术规定》
A.17SD135-86《火力发电厂锅炉化学清洗导则》
A.18SD116-84《火力发电厂凝汽器管材选材导则》
A.19DLJ58-81《电力建设施工及验收技术规范》(火力发电厂化学篇)
A.20《火电施工质量检验及评定标准》第八篇水处理及制氢设备
A.21SDJ68-84《电力基本建设火电设备维护保管规程》
A.22SDJJS03-88《电力基本建设热力设备化学监督导则》
A.23SD223-87《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》
A.24《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》
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