化学技术监督(火电厂).doc

化 学 技 术 监 督(火电厂)1 范围 本标准规定了化学监督管理的基本规则。 本标准适用于XX 热电厂化学监督的管理。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB 474-1983 煤样的制备方法 GB 2536-1990 变压器油 GB 7252-2000 变压器油中溶解气体和判断导则 GB 7595-2000 运行中变压器油质量标准 GB 7596-2000 电厂用运行中汽轮机油质量标准 GB 11120-1989 汽轮机油 GB/T 12145-1999 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量 GB 14541-1993 关于运行油防劣措施的规定 GB/T 14542-1993 关于补充油及混油的规定 DL/T 561-1995 火力发电厂水汽化学监督导则 DL/L 567-1995 火力发电厂燃料试验方法 DL/T 712-2000 火力发电厂凝汽器管选材导则 DL/T 794-2001 火力发电厂锅炉化学清洗导则 SD 223-1987 火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则 SD 246-1988 化学监督制度 Q/XXX 2004-2002 企业综合管理考核规定 水电电生字第 52 号 火力发电厂水、汽试验方法 电力系统油质试验方法 3 职责 3.1 总工程师职责 3.1.1 执行国家、行业、集团公司的有关技术监督的方针、政策、法规、标准和规程等。 3.1.2 组织制定并审定批准本单位有关化学监督的规章条例、技术措施等。 3.1.3 主持化学监督技术研究、分析会议，解决化学监督工作中发现的重大问题，不断提高设备健康水平。 3.2 生技部职责 3.2.1 执行各级化学技术监督的方针、政策、法规、标准和规程等。 3.2.2 依据SD 246-1988 制定本厂化学技术监督方面的规章条例和技术措施。 3.2.3 组织有关部门研究化学监督方面的各种技术（包括设备腐蚀、结垢、油质劣化等）问题，分析Q / XXX 2060 - 2002 原因，制定措施，不断提高设备健康水平，防止发生事故。 3.2.4 制定技术监督考核管理办法，参与考核奖惩管理。 3.3 当班值长的职责 当班值长负责和组织本值人员完成化学各项监督指标，对运行中出现的异常情况负责组织处理。 3.4 化学车间的职责 3.4.1 认真贯彻执行上级有关化学监督各项规章、制度、标准与要求，拟订本厂的实施细则。 3.4.2 负责和指导取样化验，保证试验质量，正确处理补给水、凝结水、给水、炉水、疏水、内冷水，严格监督凝汽器、除氧器、锅炉的汽水质量和燃料的质量，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和再生工作。及时反映设备系统中水、汽、油及燃料等质量状况，发生异常超标等情况，应及时下达超标通知书，并及时与值长和有关部门联系，妥善处理，必要时向生技部或总工程师汇报，直至越级上报。 3.4.3 在生技部的指导下会同有关部门，通过热力设备调整试验确定合理的运行工况、参数及监督指标，做好化学清洗及停备用设备防腐保护等监督工作。 3.4.4 参加主设备的大修检查及验收工作，并针对存在的问题，提出改进意见，采取相应措施。 3.4.5 负责化学仪表工作，保证在线化学仪表的配备率、投入率、准确率，逐步完善水、汽质量的连续监督和故障诊断系统。 3.4.6 负责化学水处理设备及程控、自动调节装置的维护、检修工作，并不断应用新技术、新工艺，提高制水经济性。 3.4.7 新建或扩建机组时，参与设计审核工作，并在热力设备安装期间了解有关水汽系统设备构造和材质，加药、排污装置的型式，水汽取样器、化学仪表的安装地点，水处理设备、管道的防腐措施以及水处理材料的储存等情况，并参加验收。对影响水汽质量的缺陷和问题要求有关单位及时处理。 3.4.8 加强化学废水的监督，使排放水质符合国家排放标准。 3.4.9 建立健全化学技术监督检测手段和实验室，配备具有相应条件和一定数量的人员从事化学技术监督工作，并保持技术监督队伍的相对稳定。 3.5 锅炉车间的职责 3.5.1 配合化学专业做好有关试验，确定运行工况，并订入锅炉有关规程；发现水汽质量异常情况，及时通知化学人员共同研究处理。 3.5.2 汽水系统解体时，应先通知化学车间，共同检查设备腐蚀结垢情况、采取样品，对存在的问题分析原因，研究对策。 3.5.3 负责与化学监督有关设备的检修、维护；根据化学监督的要求进行锅炉排污，努力降低汽水损失。锅炉化学清洗时，负责系统设计、设备的安装和操作。 3.5.4 配合化学车间搞好锅炉检修时和备用中的防腐工作。 3.6 汽机车间的职责 3.6.1 与化学车间共同进行除氧器调整试验，确定运行工况，并订入汽轮机有关规程；负责除氧器的运行与检修、维护工作，保证出水溶解氧合格。 3.6.2 负责循环冷却水的补水和排污，以及胶球清洗装置与铜管成膜设备的检修、维护工作。 3.6.3 保证凝汽器铜管、真空系统、凝结水泵轴封严密不漏，确保凝结水溶氧和硬度合格。 3.6.4 负责发电机内冷水的换水和排污工作。 3.6.5 发现与水汽质量有关的异常情况，及时通知化学人员，共同研究处理，并努力降低汽水损失。 3.6.6 保证汽轮机轴封与冷油器的严密性，当透平油含水或冷油器漏油时，应及时查明原因，消除缺陷。油系统补、换新油时应征求化学专业的意见。 3.6.7 负责透平油的管理、净化和防劣工作以及净化设备的维修工作。 3.6.8 汽机主辅设备检修前，应先通知化学专业并共同检查内部情况、采集样品。设备检修后通知化Q / XXX 2060 - 2002 学专业检查验收后，设备方可投入运行。 3.6.9 若需要更换凝结器铜管，根据 DL/T 712-2000 规定必须征求化学车间的意见。 3.7 电气车间的职责 3.7.1 负责运行变压器油、六氟化硫的管理、净化和防劣化等工作。 3.7.2 配合化学人员完成油样、气样的采集。当油质、六氟化硫及气相色谱分析结果异常时，及时查明原因，采取措施，消除隐患。主要充油设备在检查或补、换油时，应通知化学专业人员。 3.7.3 负责发电机内冷水系统的反冲洗工作。 3.7.4 采用新型的六氟化硫断路器，应征求化学车间的意见，以便于今后的监督管理。 3.8 热工车间的职责 3.8.1 负责水处理设备、加药设备的各种流量表、压力表、温度表等表计的维护和定期校验工作。 3.8.2 协助化学车间搞好有关设备的程控及自动调节装置的维护、检修工作。 3.9 燃料车间的职责 3.9.1 按照国家标准进行入厂煤的采样、制样、化验。 3.9.2 负责机械化采制装置的运行、检修、维护工作。 3.9.3 对新进煤源应进行全水分、工业分析、元素分析、发热量、煤灰熔融性、可磨系数、煤的磨损指数、煤灰成分等分析，以确认该煤源是否可用于本厂锅炉燃烧。 3.9.4 负责对每批来煤进行工业分析和测定热量，核对来煤质价是否相符，并建立煤质挡案。 3.9.5 对入厂煤，分煤种将工业分析及热值等数据统计后报化学专业。 4 管理内容与方法 4.1 水汽质量的管理 4.1.1 根据GB 12145-1999 和DL/T 561-1995 的规定，结合本单位机组的型式、参数和水处理方式等实际情况，确定监督项目和水汽质量标准。水汽质量标准及监测周期见附录A。 4.1.2 依据水电电生字第52 号文的规定，进行试验分析工作。 4.1.3 新的除氧器投产或大修后，除氧器的投运应进行调整试验，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。 4.1.4 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控制指标。当发生下列情况之一时，应重新进行全面或部分调整试验： -改变锅炉内装置或改变锅炉循环系统后； -给水质量有较大改变或改变锅炉内处理方式后； -发现过热器或汽轮机有盐垢时。 4.1.5 水处理设备投产后或设备改进、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，按规定调节流量，保持人工取样时样品流量在 3045L/h 及温度在30以下（夏季一般不超过 40）。 4.1.7 运行中应定期冲洗取样器，当进行铜、铁查定时，应按规定冲洗取样器及取样。在线仪表的样品流速：蒸汽为 18L/h 左右，水为 30L/h 左右，要确保左右两侧样品的均衡。 4.1.8 备用或检修后机组投入运行时，若发现炉水浑浊或水质不合格时，应加强锅炉内处理及排污，必要时采取限负荷、降压等措施，直至炉水澄清、水质合格。 4.1.9 因凝汽器泄漏引起凝结水或给水质量超过标准时，及时查漏堵漏，同时加强锅内处理与排污，并监视炉水 pH 值的变化。若继续泄露，水质急剧恶化时，必须采取降压、限负荷乃至紧急停炉措施，以保护设备，防止事故发生。 4.1.10 要保证锅炉内自动加药设备的正常运行，并应加快实现锅内及水处理加药装置的自动化。要根据炉水、冷却水水质情况决定排污方式，并严格执行。 Q / XXX 2060 - 2002 4.1.11 对疏水、生产返回水的质量要加强监督，不合格时，不经处理不得直接进入系统。要严格控制厂内汽水损失，100MW 以下机组汽水损失应满足不大于额定蒸发量的 3.0。 4.1.12 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，当凝结水的质量达到要求时，停止冲洗，恢复正常运行。 4.1.13 当汽水质量恶化时，应及时向领导报告，并查明原因，进行处理，使其恢复正常。若不能恢复，继续恶化，按GB 12145-1999 中“三级处理原则”进行处理，处理原则见附录 B。 4.1.14 若水源水质突然变坏，应适当调整运行方式并采取措施。若除盐水指标得不到保证时，立即请示领导，采取紧急措施，以保护设备，防止损坏。 4.1.15 热力设备检修前，生技部专责工程师应提出与水汽质量有关的检查项目和要求，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，作出综合判断，针对存在问题，提出改进意见。在化学监督检查前，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。 4.1.16 热力设备检修时，应检查除氧器、省煤器、水冷壁、过热器、汽轮机叶片、隔板及凝汽器铜管的结垢、腐蚀情况，并进行垢量测定。 2根据DL/T 794-2001 规定，锅炉满足垢量 400600g/m 或运行年限自上次酸洗满 10 年，应进行清洗工工作。清洗方案与措施的制定，由清洗单位和生技部共同拟定。 锅炉化学清洗一般随大修进行，若本次大修未达垢量下限，估计到下次大修时会超过规定的上限时，可安排本次大修中进行清洗；对结垢、腐蚀严重的锅炉应立即安排化学清洗。 4.1.17 当凝汽器更换铜管时，应根据DL/T 712-2000 规定合理选材，安装前应检查管材质量，并在定货合同中明确规定氨熏试验（检验内应力）按 24h进行。 4.1.18 对化学水处理设备、各种水箱及低温管道的腐蚀情况进行定期检查，发现问题及时处理。水箱污脏时应进行清扫，若水箱、排水沟、中和池等的防腐层脱落，应采取补救措施。 4.1.19 对有积盐的过热器应进行反冲洗，冲洗时要监督出水的电导率。 4.1.20 热力设备停、备用期间，必须进行防腐保护，根据 SD 223-1987 的有关要求，制定热力设备保养方式。 -汽轮机防锈蚀方法：热风干燥法，由汽机运行人员监测气缸排出的热风湿度不得大于 70。 -中压锅炉防锈蚀方法：点火升压法或保持干燥空气压力法，若采用点火升压，由化学人员监测炉水的含氧量不得大于 15mg/L；若采用干燥空气法时由化学人员，监测系统内空气湿度不得大于30。 -高压锅炉防锈蚀方法：采用底部加热法，由化学人员监测炉水的含氧量不得大于 7 mg/L。 停备用热力设备保护期间，要定期检查保护效果，每年对热力设备防锈蚀工作进行认真总结。 4.1.21 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，以减少结垢性物质进入锅炉及在锅内沉积。 4.1.22 锅炉检修后水压实验时，要用加有缓蚀剂的化学处理水进行，不得使用生水。 4.1.23 为提高水汽质量监督的可靠性、及时性和连续性，火力发电厂必须配备必要的在线化学仪表。9.8MPa或 50MW 及以上机组的给水、炉水、内冷水应配备 pH表；给水（除氧器出水）、凝结水配备溶氧表；补给水、凝结水、蒸汽、内冷水配备电导率表。实验室用的仪器、仪表其精度应高于在线化学仪表，并定期进行检定，在有效期内使用。 4.1.24 根据生产发展的需要，逐步健全和完善化学水处理程控及水汽监督自动化系统。 4.2 油、气质量的管理 4.2.1 油务监督的主要任务是准确及时地对新油、运行中油进行质量检验，为用油部门提供依据，协助有关部门采取措施，防止油质劣化，保证发供电设备安全运行。 4.2.2 依据水电电生字第52 号文电力系统油质试验方法的规定，进行油质试验分析工作。 4.2.3 新变压器油和汽轮机油按现行 GB2536-1990变压器油和 GB11120-1989汽轮机油的质Q / XXX 2060 - 2002 量标准进行质量验收。 4.2.4 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 GB 7595-2000 和 GB 7596-2000 进行质量检验与监督。 4.2.5 加强电力用油、用气在运行中的维护与管理，对主要用油、用气的设备应建立台账，其中包括试验结果、换油（气）、补油（气）、运行处理、防劣措施执行情况等。 4.2.6 汽轮机油质量监督增设颗粒度一项，要求不大于 MOOG（SAE749D）6 级标准。机组运行中，若汽轮机油颗粒度不合格，应立即连续滤油，确保油质合格。 4.2.7 运行中变压器油、气，汽轮机油的常规检验周期和检验项目见附录C、附录 D、附录E。 4.2.8 机组大、小修时，要合理安排工期，确保油系统的检修质量及冲洗、滤油时间，若颗粒度不合格，不准启动。 4.2.9 分析变压器油中的溶解气体，判断充油电器设备内部故障，根据GB 7252-2000 规定主变压器在投入前及大修后应做色谱分析，作为基础数据，投运后 1天、4天、10 天、30 天再各做1 次检测，无异常时，可转入定期检测。 4.2.10 运行中油的防劣措施和混油或补油按照GB 14541-1993 和 GB/T 14542-1993 中的有关规定执行。 4.2.11 引进国外的变压器、汽轮机油、SF 的质量，可按合同或厂家说明等有关规定进行监督。 64.3 燃料质量的管理 4.3.1 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。各项试验要严格按照DL/L 567-1995 规定执行。 4.3.2 对入厂煤应车车采样、批批化验各煤种的全水分、工业分析、发热量；对新进煤源应进行全水分、工业分析、元素分析、发热量、煤灰熔融性、可磨性系数、煤的磨损指数、煤灰成分等分析，以确认该煤源是否可用于本厂锅炉的燃烧，方可进煤；每季应进行一次元素分析，以确定各矿的氢值、硫值以计算低位发热量。每半年要按煤源对入厂煤源的混样进行一次煤灰全分析，以充分掌握各矿的煤质特性及变化趋势，为今后选择煤源提供依据。 4.3.3 为计算煤耗和掌握燃料特性，应确保入炉煤机械化采样装置的正常运行，以实现正平衡计算煤耗，达到对入炉煤质量监督的目的。入炉煤质量监督以每班（值）的上煤量为一个采样单元，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；如果没有配煤，入炉煤质变化大时，应按每班上煤量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，定期工作如下： -入炉煤混合样工业分析每日进行一次； -入炉煤混合样含硫量每10 天进行一次； -煤粉细度每班测定一次； -飞灰可燃物每班测定二次。 4.3.4 采样后的处理： 对机械化采样，每按（值）定时取回样品，按 GB 474-1983 进行制样（包括制出全水分样品），并立即进行全水分检验，待每班的样品收齐后，按等比例混合成为当日的样品。进行工业分析、发热量的测定。 4.3.5 燃料监督使用的热量计、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校验。 4.3.6 烘箱、马弗炉、热量计，每月用动力煤标样进行一次精度和准确度的校正。热量计每季标定一次热容量。 4.4 化学技术监督的过程管理 4.4.1 根据上级公司技术监督的有关要求，结合机组大、小修计划，制定本年度化学监督计划。要分Q / XXX 2060 - 2002 步实施，有各阶段的总结。 4.4.2 与化学监督有关的技术改造和设备零星购置，要详细论证，并经厂技术监督会审议通过后实施。 4.4.3 每天向厂生产碰头会汇报前一日的化学监督情况，对燃料质量和水汽品质超标情况，还应请当值值长和相关部门签字。 4.4.4 新材料（包括水处理药剂、树脂）、新设备的到货，要严格签字验收制度，对不具备检验能力的项目应委托相关部门进行检验。 4.4.5 化学技术监督管理流程见附录 F。 4.5 化学技术监督指标 4.5.1 化学技术监督指标分为监控指标、监测指标和统计指标三类。监督指标的责任划分为：监控指标由化学车间负责，检测指标由设备所在部门负责，统计指标由使用或损耗部门负责。 4.5.2 主要考核指标： 4.5.2.1 单机单项及全厂水汽质量平均合格率应不低于 95，并应逐年有所提高（规定如下：大修后机组并汽后 8h开始统计，小修后机组 4h后开始统计，正常启停 2h后开始统计）。 4.5.2.2 在线化学仪表（指pH、电导率、溶氧等关口表）的配备率应100，投入率90，准确率90，在此基础上投入率与准确率应逐年有所提高。 4.5.2.3 全厂汽轮机油质合格率按各单机合格率计算平均值，应达 98。 4.5.2.4 全厂变压器油质合格率按各单台合格率计算平均值，应达 98。 4.5.2.5 运行中汽轮机和变压器油的油耗应分别不大于 10和 1。 4.5.2.6 入厂燃料质检率100；入炉煤机械化采样装置配备率 100，投入率 90。 4.5.2.7 凡应送检的仪器仪表送检率 100。 5 报告和记录 5.1 认真做好化学监督工作中的分析工作，并保证下列记录齐全。 -各种运行记录； -水、汽、油、燃料、灰垢、化学药剂等分析记录，水汽系统查定记录及有关试验报告； -热力设备的停、备用保护及检修检查记录与总结报告； -热力设备和水处理设备调整试验及化学清洗方案与总结； -水处理设备与用油设备的台账、备用清册及检修检查记录； -化学仪器仪表的台账及检验记录； -专业技术培训记录。 5.2 严格执行技术监督工作报告制度，定期如实向上级公司及电力科学研究院报送下列内容的报表和总结，重大问题及时报告。 -化学监督异常报表（影响主设备安全的）； -水汽质量合格率、在线化学仪表“三率”及燃料分析月报表； -化学清洗、停用保护的方案报告（至少提前一个月报批）及事后的总结（1 个月内上报）； -年度化学监督工作总结（包括各种质量指标、消耗指标、水汽平