霍林河坑口发电厂化学监督实施细64.doc

坑口发电公司规章制度发布通知2008年第64号坑口发电公司化学监督实施细则已经于2008年06月 01日通过，现予发布，自发布之日起施行。总经理： 2008年06月 01日化学监督实施细则控制表制度名称坑口发电公司化学监督实施细则制度编号版本签发日期下次评估时间起草人部门审核分管领导审核签发人是否修订20082008.62009.6邓和高建民于永军刘凤友此次修订的主要内容 解释 部门坑口发电公司设备工程及维护部实施 及完 善执 行人坑口发电公司设备工程及维护部、运行部检修项目维护部坑口发电公司化学监督实施细则1 目的为加强对水、汽、油、气、燃料和灰等的质量监督，及时发现存在的问题并采取有效措施，防止和减缓热力设备在启动、运行及停运期间的腐蚀、结垢、积集沉积物及油质劣化，及时发现变压器、互感器、开关等电气设备潜伏性故障，防止事故的发生，提高设备的安全可靠性，延长设备使用寿命，结合本公司实际情况，制定本监督实施细则。2 适用范围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100g/l，含钠量不大于50g/l。4.1.2汽轮机凝结水的回收质量标准：（17.5 mpa）【锅炉压力12.718.3mpa】硬度10mol/l；二氧化硅80g/l；铁80g/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30g/l；二氧化硅80g/l；铁80g/l；硬度0mol/l；ph（25）= 8.59.2；联氨1050g/l。4.1.4对蒸汽压力高于15.6 mpa的汽包炉必须进行洗硅，使蒸汽中的二氧化硅不大于60g/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500700ml/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1s/cm(氢导，25)；二氧化硅60g/l；铁50g/l；铜15g/l；钠20g/l4.2.6.2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5mol/l； 铁75g/l； 溶解氧30g/l；二氧化硅80g/l4.2.6.3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10mol/l；铁含量80g/l；铜含量30g/l；二氧化硅80g/l有凝结水处理时，铁含量1000g/l4.2.6.4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400g/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10g/l；二氧化硅20g/l；铁20g/l；铜5g/l；电导率0.3s/cm（氢导，25）4.2.7.2锅炉给水质量标准： 硬度0mol/l；二氧化硅20g/l；溶解氧7g/l；铁20g/l；铜5g/l； ph（25）= 9.09.5；电导率（经氢离子交换后，25）0.3s/cm ；联氨1030g/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0mol/l；电导率0.2s/cm（经氢离子交换后，25）；钠5g/l；铁8g/l；铜3g/l；二氧化硅15mg/l，ph(25)=8.89.24.2.7.4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0.25 mg/l；氯离子1mg/l；磷酸根0.53 mg/l；ph=910（25时）；电导率50s/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：硬度0mol/l；电导率0.2s/cm（25）；二氧化硅20g/l4.2.7.5.2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0.5 mg/l，锰0.4 mg/l。经二级过滤器进行精过滤处理后的出水浊度2mg/l，铁0.3 mg/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sdi3.04.2.7.5.4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10s/cm ；二级反渗透进水ph=7.58.3，出水电导率5s/cm , 4.2.7.5.5 edi进水硬度1.0 mg/l，二氧化硅500g/l，电导率40s/cm，出水二氧化硅（10g/l）；电阻率10m-cm。4.2.7.5.6除盐水箱电导率（0.2s/cm）；二氧化硅（20g/l）；硬度（0 mol/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：硬度5mol/l；铁50g/l生产回水：硬度5mol/l；铁100g/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2mol/l;电导率2.0s/cm（25）；铜40g/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9.09.79.08.58挥发性处理9.09.598.07.5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 值一级二级三级电导率（25，氢导）s/cm有混床0.2 0.2硬度mol/l有混床02经处理后的凝结水项目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）mg/l5020二氧化硅mg/l2015钠mg/l55铁mg/l1000100408铜mg/l5015103氯mg/l101阳导电度(25)ms/cm 0.2 0.2 0.2ph(25)8.89.24.2.11.3锅炉给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（25）9.09.59.0或9.5电导率（25，氢导）s/cm0.20.30.30.40.65溶解氧 g/l77204.2.12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220500kv110kv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、厂用变压器35kv及以上或1000kv及以上每年至少1次水溶性酸(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35110kv每年至少1次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以下少油开关每年至少1次3年至少1次3年至少1次或换油水溶性酸(ph)、机械杂质、击穿电压套管110kv及以上3年至少1次水溶性酸(ph)、水分、游离碳每年的第2次检验，可只做水分、击穿电压两项；油质变化很快，有疑问时，应增加界面张力、介损两项分析；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设备名称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及以上每年至少2次每年月2次电压在35kv及以上或主变容量在0.8mva及以上每年至少1次每年至少1次上述电压或容量以下的其他变压器自行规定自行规定互感器电压为220kv及以上电压为110kv每年至少2次每年至少1次每年至少1次套管110 kv以上的主变套管其他套管每年1次自行规定每年1次自行规定4.2.13.6充油电气设备异常情况下的检测：4.2.13.6.1运行中变压器出现下列情况之一时，应立即取样进行油中气体分析以确定设备的运行工况，并根据情况采取相应措施：瓦斯继电器发出信号或动作后；受大电流冲击或过励时；设备遭雷击，有其它异常情况时；油的闪点明显下降或油质聚然变坏时。4.2.13.6.2油中气体、总烃、乙炔、氢气三项指标任何一项达到或超过注意值时，应取样复查，进行追踪分析。4.2.13.6.3下列情况应增加油中微量水分的测定次数： 油中微水超标时；油的酸值、反应、耐压、介损其中一项接近或超过允许值时。4.2.13.7运行中变压器油质量标准序号项目设备电压等级kv质量标准检验方法投运前的油运行油1外状透明、无杂质或悬浮物外观目视2水溶性酸（ph）5.44.2gb/t 75983酸值(mgkoh/g)0.030.1gb/t75994闭口闪点()140(10 25号油)135(45号油)与新油比不低于10gb/t2615水分(mg/l)330500220110及以下101520152535gb/t7600或gb/t76016界面张力(25 mn/m)3519gb/t65417介质损耗因数(90)5003300.0070.0100.0200.040gb/t56548击穿电压(kv)5003306622035及以下6050403050453530gb/t507或dl/t429.99体积电阻率(90 m)50033061010110105109gb/t5654或dl/t42110油中含气量(v/v %)33050013dl/t423或dl/t45011油泥与沉淀物(m/m %)0.02(以下可忽略不计)gb/t51112油中溶解气体组分含量按dl/t596-1996中第6、7、9章附录a(标准执行)gb/t17623gb/t7252取样温度为4060，击穿电压按平板电极测定值计。4.2.13.8运行中断路器油质量标准序号项目质量指标检验方法1外状透明、无游离水分、无杂质或悬浮物外观目视2水溶性酸(ph)4.2gb/t75983游离碳无较多碳悬浮于油中外观目视4击穿电压(kv)110kv以上：投运前或大修后40 运行中35110kv及以下：投运前或大修后35 运行中30gb/t507或dl/t429.95水分(mg/l)110kv以上：投运前或大修后15110kv及以下：投运前或大修后20gb/t7600或gb/t76016酸值0.1gb/t264或gb/t75997闭口闪点()与新油原始测定值相比，不低于10gb/t2614.2.14汽轮机油的油质监督：4.2.14.1运行中汽轮机油质量标准序号项目设备规范质量指标检验方法1外状透明外观目视2运动粘度(40 mm2/s)与新油原始测定值偏离20gb/t2653开口闪点()与新油原始测定值比不低于15gb/t2674机械杂质无外观目视5颗粒度250mw及以上报告sd/t313或dl/t4326酸值未加防锈剂0.2gb/t264或gb/t7599加防锈剂0.37液相锈蚀无锈gb/t111438破乳化度(min)60关闭、76059水分(mg/l)200mw及以上200mw以下100200gb/t7600或gb/t760110起泡沫试验(ml)250mw及以上报告gb/t1257911空气释放值(min)250mw及以上报告dgb/t0308参考国外标准控制极限值nas1638规定89或moog规定6级；有的300mw汽轮机润滑油系统和调速系统共用一个油箱，此时油的颗粒度指标按制造厂提供的指标。参考国外标准极限值为600/痕迹 ml。参考国外标准控制极限值为10min。4.2.14.2运行中汽轮机油检验周期和检验项目设备规范检验周期检验项目备注250mw及以上汽轮机新设备投运前或机组大修后111检验项目中的序号指5.1.14.1条中对应的指标每天或每周至少一次1、4第1个月、第3个月以后6个月2、3、9每月、1年后每3个月6第1个月、第6个月以后每年10、11第1个月以后每6个月5、7、84.2.14.3当发现汽轮机油中混入水分时，应增加检验次数，并及时采取措施。4.2.14.4当汽轮机大修、小修、动瓦后必须进行滤油。4.2.14.5美国航空航天工业联合会(aia)油颗粒度标准nas 1638分级(颗粒数/100ml)颗粒尺寸(m)515152525505010010000125224100250448201500891631210001783261320003566311244000712126224580001425253458616000285050690167320005700101218032864000114002025360649128000228004050720128102560004560081001440256115120009120016200288051212102400018240032400576010244.2.14.6美国moog油污染等级标准分级(颗粒数/100ml)颗粒尺寸(m)5101025255050100100027006709316114600134210283297002680380565324000536078011011432000107001510225215870002140031304304161280004200065001000924.2.15抗燃油油质监督：新油注入设备后应循环冲洗过滤，以除去系统内残留的固体杂质污染物，在冲洗过程中取样测试颗粒污染度，直至测定结果达到汽轮机制造厂要求的清洁度后，才能停止过滤，取样进行全分析，结果应符合新油质量标准。系统冲洗完毕，机组启动运行24小时后，从设备中取油样2份，一份作全分析，一份保存备查。对运行中抗燃油，除定期进行全面检测外，平时应注意有关项目的监督检测，以便随时了解调速系统抗燃油的运行情况，如发现问题，迅速采取处理措施，保证机组安全运行。4.2.15.1运行人员监测项目：4.2.15.1.1监测抗燃油的外观的颜色变化；4.2.15.1.2记录油温、油箱的油位高度及补油量；4.2.15.1.3记录旁路再生装置精密过滤器的压差变化，更换滤芯。4.2.15.2实验室试验项目及周期： 运 行 时 间使 用 项 目第一个月第二个月后颜色、外观、酸值每周一次每月一次氯含量、电阻率、闪点、水分两周一次三个月一次密度、凝点、自燃点、运动粘度、泡沫特性、颗粒污染度、矿物油含量每月一次半年一次注：补油后应测定颗粒污染度；每次检修后、启动前应做全分析，启动24h后测定颗粒污染度。4.2.15.2.1正常运行情况下，每年至少由经认可的实验室进行1次油质全分析。4.2.15.2.2如果油质异常，应缩短试验周期，并取样进行全分析。4.2.15.3新抗燃油质量标准项目zr-881中压油zr-881-g高压油试验方法外观透明透明dl429.1颜色淡黄淡黄dl429.2密度(20 g/ml)1.131.171.131.17gb/t1884运动粘度(40 mm2/s)28.835.237.944.3gb265凝点()1818gb510闪点()235240gb3536自燃点()530530dl/t571附录e颗粒污染度sae749d(级)64sd313水分(m/m %)0.10.1gb7600酸值(mgkoh/g)0.080.08gb264氯含量(m/m %)0.0050.005dl433泡沫特征(24 ml)9025gb/t12579电阻率(20 cm)5.0109dl4214.2.15.3运行中抗燃油质量标准项目zr-881中压油zr-881-g高压油试验方法外观透明透明dl429.1颜色桔红桔红dl429.2密度(20 g/ml)1.131.171.131.17gb/t1884运动粘度(40 mm2/s)28.835.237.944.3gb265凝点()1818gb510闪点()235240gb3536自燃点()530530dl/t571附录e颗粒污染度sae749d(级)53sd313水分(m/m %)0.10.1gb7600酸值(mgkoh/g)0.250.20gb264氯含量(m/m %)0.0150.010dl433泡沫特征(24 ml)200200gb/t12579电阻率(20 cm)5.0109dl421矿物油含量(m/m %)44dl/t571附录f4.2.15.4颗粒度分级标准(sae749d)级别100ml油中的颗粒数510m1025m2550m50100m100150m0270067093161146001340210283297002680380565324000536078011011432000107001510225215870002140031304304161280004200065001000924.2.16发电机密封油监督对运行中的氢冷发电机用密封油，应加强技术管理，建立必要的技术档案，对油质要定期进行检验，并根据检验结果，采取相应的措施。4.2.16.1常规检验取样部位：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。4.2.16.2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。4.2.16.3机组运行异常或氢气湿度超标时，应增加油中水分检测次数。4.2.16.4机组正常运行时，密封油的检验项目和周期检验项目检验周期水分、机械杂质每半月一次运动粘度、酸值每半年一次空气释放值、泡沫特性、闪点每年一次4.2.16.5运行中氢冷发电机密封油质量标准序号项目质量标准测试方法1外观透明目视2运动粘度(40 mm2/s)与新油原始测定的偏差不大于20gb/t2653开口闪点()不低于新油原始测定值15gb/t2674酸值(mgkoh/g)0.3gb/t2645机械杂质无外观目视6水分(mg/l)50gb/t76007空气释放值(50 min)10gb/t125978泡沫特性(24 ml)600sh/t03084.2.17库存的新油或再生油应每年测定氧化安定性和击穿电压。4.2.18氢冷发电机组氢气质量应按部颁发电机运行规程有关规定进行监督。制氢系统要有安全生产制度，切实做好安全生产，保证制氢系统的严密性。定时检测氢气纯度、露点、保证氢气质量。4.2.19六氟化硫的监督按gb/t8905-1996、dl/t595-1996等相关制度执行。4.3检修阶段 通过热力设备大修过程中的化学检验发现问题时，应查清设备隐患的性质、范围和程度，以便采取相应措施，避免发生事故。热力设备大修的化学检查是考核化学监督实际效果最直观的手段，是化学监督的一个重要部分。在热力设备检修前，化学监督专责人应提出与水汽质量有关的项目和要求，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，做出综合判断。针对存在问题，提出改进意见。在化学监督专责人和化学专业人员检查前，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。4.3.1热力设备大修时各专业的分工如下：4.3.1.1运行部化学专业提出大修化学检查大纲；编制化学清洗方案；采集垢样,进行化验；并将记录留档；参加热力设备有关化学部分、化学水处理设备及各类加药设备等的大修检查、验收及设备定级工作。提出大修化学检查报告(大修结束后一个月)。建立热力设备大修化学检查的技术档案并保存垢样、管样；大修检查报告要按规定上报。4.3.1.2设备工程及维护部机炉点检长、检修项目维护部机炉专业 在热力设备解体时，机炉专业人员应及时通知运行部化学主管安排化学人员检查内部情况，并按化学专业的要求，进行割管(抽管)检查、化学清洗及停用防锈蚀工作。4.3.2大修前的准备工作：4.3.2.1收集有关大修技术资料，准备检测仪器、工具、记录报表和设备示意图等。4.3.2.2列出本次大修的化学监督项目，如设备停用防锈蚀方案、化学清洗方案、锅炉受热面割管、修改取样点位置等。对大修期间需更换的炉管，应事先进行化学清洗。4.3.2.3做好两次大修期间机组运行情况分析，主要内容应包括：汽轮机监视段压力、真空；发电机水内冷系统阻力、流量的变化；机炉设备启停次数；设备停用防锈蚀率和防锈蚀合格率。主要水汽质量合格率及异常水质的情况，水汽损失率及锅炉排污率等。凝汽器及其它热交换器管泄漏情况；四管爆漏情况和结垢腐蚀情况。通过分析，指出存在的主要问题及重点检查的部位。4.3.3热力设备各部位重点检查内容：部 位内 容锅炉设备汽 包汽包内壁及内部装置腐蚀、结垢情况及主要特征；汽水分离器装置完整情况；排污管、加药管是否污堵水 冷 壁监视管段(不得少于0.5m)内壁积垢、腐蚀情况；向、背火侧垢量及计算结诟速率，对垢样做成分分析；水冷壁进口联箱内壁腐蚀及结诟情况省 煤 器进口段及水平管下部氧腐蚀程度、结垢量、有无油污过热器及再热器立式弯头处有无积水；腐蚀积盐程度；腐蚀产物沉积情况，测其ph值汽轮机及其辅机汽轮机本体目视各级叶片积盐情况，定性检测有无铜；调速级、中压缸第一级叶片有无机械损伤或麻点；中压缸一、二级围带氧化铁积集程度；检查每级叶片及隔板表面ph值(有无酸性腐蚀)，计算单位面积结盐量、对垢样做成分分析凝汽器管凝汽器管外壁有无腐蚀或磨损减薄；内壁结垢、粘泥及腐蚀程度；有无渗漏点，凝汽器管与管板接口处有无伤痕除氧器内部有无腐蚀损坏，喷头有无脱落，填料有无布置不均；给水箱底部有无沉积物，箱体有无腐蚀，防腐层是否完好高、低压加热器吊芯有无腐蚀、泄漏，必要时抽管采垢样分析热力设备检修时，还应检测汽轮发电机油系统有无锈蚀、油泥和杂物。 水冷壁监视段位置应在热负荷最高处(喷燃器上方1一1.5米)4.3.4评价标准：4.3.4.1汽轮机通流部分积盐、腐蚀的评价标准：一 类二 类三 类结 盐基本不结盐或结盐量1mg/cm2a有少量结盐，结盐量1mg/cm2a-10mg/cm2a结盐较多，结盐量10mg/cm2a腐 蚀基本没有腐蚀低压缸有轻微锈蚀，初凝区隔板有轻微腐蚀下隔板有严重的锈蚀，不锈钢部件出现针孔或初凝区隔板有严重腐蚀按两次检修间隔的自然年计算。4.3.4.2凝汽器管腐蚀、结垢评价标准：一 类二 类三 类均匀腐蚀0.005mm/a0.005mm/a0.02mm/a0.02mm/a局部腐蚀无管壁点蚀，沟槽深度0.3mm点蚀，沟槽深度0.3mm或已有部分管子穿孔结 垢基本无0.5mm0.5mm4.3.4.3水冷壁向火侧结垢的评价标准：一 类二 类三 类结垢速率g/m2a40408080 4.3.4.4省煤器、水冷壁、过热器、再热器管内腐蚀的