：2411主要监督指标完成情况
2003年度湖北省火电厂水汽品质合格率为99.2，比2001年度提高了0.1％。各厂水汽质量年平均合格率都大于97％，鄂州电厂和武昌热电厂水汽质量年平均合格率并列最高，都达99.8。单项指标中凝结水溶解氧合格率稍低，青山热电厂凝结水溶解氧合格率为80.6％，荆门电厂凝结水溶解氧合格率为94.7％，其他电厂各单项合格率均超过95％。青山热电厂凝结水溶解氧合格率低仍是受4号机影响，4号机合格率几乎为0。
各厂补给水率分别为：青山6.51％、荆门1.90％、黄石（未报）、沙市（未报）、松木坪（未报）、武昌（未报）、汉川（未报）、鄂州电厂1.41％。各厂汽水损失率分别为：青山5.43％、荆门1.09％、黄石（未报）、沙市（未报）、松木坪（未报）、武昌（未报）、汉川（未报）、鄂州电厂0.97％。
各厂入炉煤检验率为100。
2完成的主要工作
2.1化学清洗工作。
2.1.1化学清洗中心换证
2003年9月15日，湖北电力化学清洗中心通过中国锅炉水处理协会组织的资质评审。来自中国锅炉水处理协会的三位专家组成的评审组对清洗中心的工作业绩、工作报告、仪器设备、人员组成等技术与管理的多方面进行了认真评审，并给予了充分肯定，换发了国家技术监督局授权的锅炉化学清洗证书。
2.1.2荆门热电厂凝汽器铜管清洗
2003年4月10日至4月15日，在荆门电热厂的配合下，克服时间紧任务重等种种困难顺利完成了5号机组凝汽器铜管水侧和汽侧污垢清除工作。荆门热电厂5号机组凝汽器铜管由于诸多因素的影响，汽侧油垢和水侧结垢比较严重。汽侧油垢主要是沥青焦质物，油垢附着较紧，不易脱落，较厚处达2mm，油垢具有憎水性。水侧铜管结垢量达287g/m2。由于结垢使凝汽器端差已达15℃左右，严重影响了机组的安全经济运行。这次利用机组临时检修期间采取化学方法去除汽侧油垢和水侧垢物，提高凝汽器的冷却效率，汽侧油垢的除去在国内还是第一次，处理后凝汽器铜管端差已降到5℃左右。
2.1.3汉川电厂3号锅炉化学清洗
汉川电厂3号炉在大修检查中发现锅炉水冷壁向火侧垢量达522g/m2，为保证锅炉的安全经济运行，根据火力发电厂化学清洗导则规定和电厂要求，湖北电力化学清洗中心于6月9～11日对3号炉实施了化学清洗。清洗后经检查被清洗的金属表面清洁，基本无残留氧化物，被清洗金属表面无点蚀和过洗情况，未发生镀铜，且形成一层致密保护膜，指示片平均腐蚀速度为4.6g/（m2·h），低于导则中规定腐蚀速度，化学清洗达到预期效果。
2.2机组大修的化学监督检查工作
2.2.1鄂州电厂2号机组大修化学监督检查
a.省煤器水冷壁管内腐蚀的评价：按《火力发电厂水汽化学监督导则DL/T561-95》中表25的规定评定为“一类”，即“基本没有腐蚀”。垢量93.13g/m2,结垢速率为20.69g/(m2·a)。
b.水冷壁管向火侧、背火侧酸洗后表明光滑，基本无腐蚀坑。其腐蚀程度按《火力发电厂水汽化学监督导则DL/T561-95》中表25的规定评定为“一类”，即“基本没有腐蚀”，向火侧垢量：108.24g/m2，结垢速率为24.05g/(m2·a)，背火侧垢量：100.90g/m2，结垢速率为22.42g/(m2·a)。按《火力发电厂水汽化学监督导则DL/T561-95》中表24的规定，水冷壁向火侧结垢速率小于40g/(m2·a)评定为“一类”。
c.高温再热器管道未见明显点蚀迹象。其腐蚀程度按《火力发电厂水汽化学监督导则DL/T561-95》中表25的规定评定为“一类”，即基本没有腐蚀。结垢情况。垢量：155.84g/m2，结垢速率为34.63g/(m2·a)。
d.高压叶片除第一级外，其余7级积盐都比较严重，以HP4、HP5为最多，高压叶片总体情况见图2。从成份分析看，HP2～HP5磷酸钠含量在70以上；HP6～HP8磷酸钠含量在50左右，灼烧减量8～11，氧化铜2～3；HP4、HP6、HP8水分较多，在8～13之间。中压叶片积盐很少，一般靠近叶轮处积盐或附着物比叶缘处多。低压叶片总体腐蚀积盐情况一般，末二级叶片水蚀情况不严重，第18级有较多坚硬的积盐，从隔板情况推断二氧化硅约占80。高压隔板，其余HP4～HP8级积盐都比较严重，以HP4～5级为最多。从成份分析看，HP4～HP8磷酸钠含量47，灼烧减量11，水分较为8.3，还有铁的氧化物和少量硅。低压隔板总体积盐情况一般，无明显腐蚀。第17、18级有较多积盐，成份分析表明主要是二氧化硅，约占80。
e.高低压加热器检查5～8号低加水侧表面均为砖红色。3号高压加热器水侧表面铁锈红色，端板有铁屑堵塞。1、2号高加水侧青灰色，管口有少量浮锈。
2.2.2襄樊发电有限公司4号机组大修化学监督检查
a.高压隔板4～10级表面淡灰色→灰白色→底色，附着物量从叶缘到叶脊渐增，叶脊处附着物最多，粗糙。高压隔板按《火力发电厂水汽化学监督导则DL/T561-95》中表22的规定，腐蚀、结垢程度评价为“二类”，即“有少量积盐”。
b.中压隔板2～5级表面表面铁锈红色，附着物很少，3、4级隔板喷嘴边缘有颗粒冲击腐蚀孔洞。中压隔板按《火力发电厂水汽化学监督导则DL/T561-95》中表22的规定，腐蚀、结垢程度评价为“二类”，即“有少量积盐”。
c.低压隔板2～6级表面进汽侧靠叶脊1/2灰白色，背汽侧几乎全部为灰白色盐，靠叶脊处附着物增多，估计主要成份为二氧化硅。低压隔板按《火力发电厂水汽化学监督导则DL/T561-95》中表22的规定，腐蚀、结垢程度评价为“二类”，即“有少量积盐”。
2.2.3青山热电厂3、10、12号炉，8、12号机大修检查
a.3号炉检查情况。水冷壁甲侧管样向火侧有垢下腐蚀坑，深约0.7mm,垢量150.2g/m2，结垢速率为32.8g/(m2·a)，背火侧109.6g/m2。乙侧管样向火侧也有垢下腐蚀坑，但深度比甲侧浅，垢量193.4g/m2，结垢速率为42.2g/(m2·a)，背火侧110.3g/m2，。本次大修高温省煤器管全部更换。
b.10号炉检查情况。水冷壁炉前管向火侧垢量192.9g/m2，结垢速率为72.3g/(m2·a)，背火侧84.1g/m2，结垢速率为31.5g/(m2·a)。另外一根管样向火侧垢量138.5g/m2，结垢速率为51.9g/(m2·a)，背火侧69.9g/m2，结垢速率为26.2g/(m2·a)。在汽包附着物样品成分中铜的含量较高。
c.12号炉检查情况。水冷壁甲侧管样向火侧垢量187.7g/m2，背火侧114.9g/m2。乙侧管样向火侧垢量178.6g/m2，背火侧103.9g/m2。高温过热器管有少量积盐，积盐下有轻微腐蚀，垢量300.8g/m2。低温过热器管无积盐，垢量435.4g/m2。再热器管有少量带状积盐，积盐下有轻微腐蚀，垢量258.5g/m2。省煤器管整个管壁内为密密麻麻点状腐蚀泡，垢下有点状腐蚀，垢量110.4g/m2。
d.12号汽轮机检查情况。高压转子1～5级呈铁青色，间有铁锈色，叶片上有积盐，第3、4级叶背多些，6～12级呈铁灰色，间有铁锈色，只有少量积盐。中压转子呈浅砖红色，从1到9级逐渐加深。低压转子基本无积盐，末级转子围带断了多根。
e.8号汽轮机检查情况。高压转子2～6级铁锈红色，无垢，有少量麻点，7～10级为浅铁锈红色，无垢及麻点，11～15级背面有土黄色，有极少量积盐，16～17级本色，有少量积盐。低压转子末级有轻微水蚀现象，末二级也有水蚀现象但较末级轻。
2.2.4汉川电厂3号机组大修化学监理
完成汉川电厂3号机组大修化学监理工作，对大修中的136个项目实施监理，共设置W点16项，H点4项。水冷壁垢量522g/m2，过热器垢量633g/m2，本次大修实施了化学清洗。
2.3三—广直流换流站的监督工作。
完成了三—广直流500kV输电工程荆州站和惠州站的阀冷系统试验监督工作。监督内容主要是按ITP的要求进行，ITP主要内容包括系统检查和水压试验、阀冷系统的设备功能试验、阀冷系统CCP功能试验等。内冷水系统水压试验在1.5MPa压力下，保压10min，降压到1.0MPa下进行严密性检查。外冷水系统盐池进行了罐水试验。阀冷系统设备功能试验包括：水位计传感器和水位开关试验；流量计试验；压力传感器试验；电导率表试验；溶解氧表试验；温度传感器试验；电动阀试验；泵、风机、加热器手操试等。CCP功能试验主要指监视、报警、跳闸和控制等。
2.4技术培训工作
按国电公司要求，完成两期湖北省电力系统燃煤采制化人员和电力用油（气）人员持证上岗培训班。近两年因人员变动较大，各火电厂、地区电力公司和检修公司高度重视人员培训，安排好生产运行工作，积极派员参加培训，参加培训人员达102人。
2.5日常分析工作
承接各种水、煤、油、气、水处理材料等委托来样共551个，出具检验报告214份。
2.6油质颗粒度和水分普查
全年共进行了两次全省200MW以上火电机组的透平油、抗燃油（EH油）颗粒度、水分及一次500kv超高变压器油中颗粒度普查。上半年共普查机组9台，普查汽轮机油样9个，颗粒度合格6个，占66.7；水分合格8个，占88.9。普查EH油样7个，颗粒度合格7个，合格率100；水分合格7个,合格率为100。下半年共普查机组13台,普查汽轮机油样13个，颗粒度合格10个，占76.9；水分合格13个，合格率为100。普查EH油样11个，颗粒度合格10个，占90.9；水分合格10个,合格率为90.9。
全年共普查500kV变压器油样17个，颗粒度全部合格。
从普查结果来看，今年透平油和EH油的颗粒度、水分的平均合格率均较往年有明显上升，可见各厂对于设备消缺以及对化学监督的力度有所加强，并取得了较好的效果。
2.7煤质监督
各厂重视对入厂煤和入炉煤的监督分析，为锅炉燃烧提供了可靠的数据，通过研究，解决了入厂煤与入炉煤热值差大的问题。湖北发电用煤质量监督中心本一季度完成了汉川、武昌、黄石、青山、沙市、荆门、襄樊、松木坪、鄂州等9个火电厂13个实验室的煤质统检工作，经过理论考核和操作考核，13个实验室全部合格。但还存在以下问题应引起各电厂的注意：
a.部分电厂如黄石电厂化验室的煤分析仪器马弗炉、烘箱等由于使用年限长，已无法满足分析要求。
b.除青山电厂外，其他厂联合破碎制样设备未进行精密度和系统偏差校核，无法保证制样代表性，
c.有些厂采制样人员及化验人员存在无证上岗现象
个别实验室未配备测硫仪，不能及时测硫，无法准确报送入炉煤热值数据，影响锅炉燃烧调整及长期的热值差计算。
32004年主要工作
3.1完成技术监督办公室下达的技术监督工作。如省电力系统500kv主变压器油、200MW及以上机组汽轮机油、EH油颗粒度和水分普查等。
3.2做好机组大修的技术监督。重点对锅炉四管的腐蚀及结垢和汽轮机的积盐进行分析检查，对水冷壁垢量超标的锅炉安排化学清洗。
3.3做好日常水汽、垢样、树脂、油样、煤样等样品分析工作。
3.4水汽品质监督工作重点仍是凝结水溶解氧合格率低，认真解决好青山热电厂4号机组凝结水溶解氧长期超标问题。
3.5加强基建机组的全过程化学技术监督工作，重点做好西塞山电厂和埔圻电厂的调试。
3.6根据燃料工作的新形式，做好燃煤监督工作。加强统检校核，促进采、制、化水平的不断提高，为机组的安全经济运行及时提供数据。
3.7试验研究院要结合新标准、新技术，加强技术培训工作，提高本专业人员的整体水平。
来源：中国电厂化学
