火电油气检测周期.doc

火电厂水、燃料、油和气体检测周期1 水汽品质监督1.1水汽运行控制标准（GB/T12145-2008）1.1.1蒸汽质量标准汽包炉的饱和蒸汽和过热蒸汽质量以及直流炉的主蒸汽质量应符合表1-1的规定。表1 -1 蒸汽质量过热蒸汽压力MPa钠mg/kg氢电导率(25C) mS/cm二氧化硅mg/kg铁mg/kg铜mg/kg标准值期望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值3.85.8150.30202055.915.6520.15a0.10a201015103215.718.3520.15a0.10a20101053218.3320.150.101055321a. 没有凝结水精处理除盐装置的机组，蒸汽的氢电导率标准值不大于0.30mS/cm，期望值不大于0.15mS/cm。1.1.2 锅炉给水质量标准 1) 给水的硬度、溶解氧、铁、铜、钠、二氧化硅的含量和氢电导率，应符合表1-2的规定。表1-2 锅炉给水质量炉型过热蒸汽压力MPa氢电导率(25C) mS/cm硬度溶解氧b铁铜钠二氧化硅mmol/Lmg/L标准值期望值标准值标准值期望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值汽包炉3.85.82.0155010应保证蒸汽二氧化硅符合标准5.912.60.30730512.715.60.30720515.60.15a0.1071510322010直流炉5.918.30.150.1071053252151018.30.150.107532132105a. 没有凝结水精处理除盐装置的机组，给水氢电导率应不大于0.30mS/cm。b. 加氧处理时，溶解氧指标按表4控制。液态排渣炉和原设计为燃油的锅炉，其给水的硬度和铁、铜的含量，应符合比其压力高一级锅炉的规定。 2) 全挥发处理给水的pH值、联氨和总有机碳（TOC）应符合表1-3的规定。表1-3 给水的pH值、联氨和TOC标准炉型锅炉过热蒸汽压力，MPapH(25C)联氨，mg/LTOC，mg/L汽包炉3.85.88.89.35.915.68.89.3（有铜给水系统）或9.29.6a（无铜给水系统）30500b15.6200b直流炉5.9200a. 对于凝汽器管为铜管、其它换热器管均为钢管的机组，给水pH值控制范围为9.19.4。b. 必要时监测。 3) 直流炉加氧处理给水的pH值、氢电导率、溶解氧含量和TOC应符合表1-4的规定。表1-4 加氧处理给水pH值、氢电导率、溶解氧的含量和TOC标准apH(25C)氢电导率(25C)，mS/cm溶解氧，mg/LTOC，mg/L标准值期望值8.09.00.150.1030150200a. 采用中性加氧处理的机组，给水的pH控制在7.08.0（无铜给水系统），溶解氧50mg/L250mg/L。1.1.3 凝结水质量标准 1) 凝结水的硬度、钠和溶解氧的含量和氢电导率应符合表1-5的规定。表1-5 凝结水泵出口水质锅炉过热蒸汽压力MPa硬度mmol/L钠mg/L溶解氧amg/L氢电导率(25C)，mS/cm标准值期望值3.85.82.0505.912.61.0500.3012.715.61.0400.300.2015.718.305b300.300.1518.305200.200.15a. 直接空冷机组凝结水溶解氧浓度标准值应小于100mg/L，期望值小于30mg/L。配有混合式凝汽器的间接空冷机组凝结水溶解氧浓度宜小于200mg/L。b. 凝结水有精处理除盐装置时，凝结水泵出口的钠浓度可放宽至10mg/L。 2) 凝结水经精处理除盐后水中二氧化硅、钠、铁、铜的含量和氢电导率应符合表1-6的规定。表1-6 凝结水除盐后的水质锅炉过热蒸汽压力MPa氢电导率(25C),mS/cm钠铜铁二氧化硅mg/L标准值期望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值标准值期望值18.30.150.1052315 3151018.30.150.103121531051.1.4锅炉炉水质量标准汽包炉炉水的电导率、氢电导率、二氧化硅和氯离子含量，根据制造厂的规范并通过水汽品质专门试验确定，可参照表1-7的规定控制，炉水磷酸根含量与pH指标可参照表1-8的规定控制。表1-7 汽包炉炉水电导率、氢电导率、氯离子和二氧化硅含量标准a锅炉汽包压力MPa处理方式二氧化硅氯离子电导率(25C)mS/cm氢电导率(25C)mS/cmmg/L5.910.0炉水固体碱化剂处理2.00b15010.112.62.00 b6012.715.80.45 b1.515.8炉水固体碱化剂处理0.200.5201.5c炉水全挥发处理0.150.315.8炉水固体碱化剂处理12）9.09.79.39.6炉水全挥发处理9.09.7a. 指单段蒸发炉水。b. 控制炉水无硬度。1.1.5锅炉补给水质量标准锅炉补给水的质量，以不影响给水质量为标准，可参照表1-9的规定控制。表1-9 锅炉补给水质量锅炉过热蒸汽压力MPa二氧化硅mg/L除盐水箱进水电导率（25C) mS/cm除盐水箱出口电导率（25C)mS/cmTOCamg/L标准值期望值5.912.60.200.4012.718.3200.200.1040018.3100.150.10200a. 必要时监测。1.1.6 减温水质量标准锅炉蒸汽采用混合减温时，其减温水质量，应保证减温后蒸汽中的钠、二氧化硅和金属氧化物的含量符合蒸汽质量标准表1-1的规定。1.1.7 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，按表1-10控制。表1-10 疏水和生产回水质量名称硬度，mmol/L铁mg/L油mg/L标准值期望值疏水2.5050生产回水5.02.51001(经处理后)生产回水还应根据回水的性质，增加必要的化验项目。1.1.8 闭式循环冷却水的质量标准闭式循环冷却水的质量可参照表1-11控制。表1-11闭式循环冷却水质量材质电导率（25C)，mS/cmpH(25C)全铁系统309.5含铜系统208.09.21.1.9 热网补充水质量标准热网补充水质量按表1-12控制。表1-12 热网补充水质量溶解氧，mg/L总硬度，mmol/L悬浮物，mg/L1006005.81.0060501520直流炉0.5030501520 2) 锅炉启动时，给水质量应符合表1-15的规定，在热启动时2h内、冷启动时8h内应达到表2的标准值。表1-15 锅炉启动时给水质量炉型锅炉过热蒸汽压力MPa硬度mmol/L氢电导率(25C) ,mS/cm铁溶解氧二氧化硅mg/L汽包炉3.85.810.0150505.912.65.01004012.65.01.00753080直流炉00.50503030 3) 直流炉热态冲洗合格后，启动分离器水中铁和二氧化硅含量均应小于100mg/L。 4) 机组启动时，凝结水质量可按表1-16的规定开始回收。表1-16 机组启动时，凝结水回收标准a 外状硬度,mmol/L铁b二氧化硅铜mg/L无色透明10.0808030a. 对于海滨电厂还应控制含钠量不大于80mg/L.b. 凝结水精处理正常投运，铁的控制标准可小于1000mg/L。 5) 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400mg/L时，可回收。1.2 人工分析的规定（DL/T246）机组运行中的人工监控项目应保证每班测定不少于2次，水汽系统铜、铁的测定每月不少于4次，水质全分析每年不少于4次。运行中发现异常、机组启动或原水水质变化或在线化学仪表不正常时，应依具体情况，增加测定次数和项目。2 电力用油2.1 绝缘油2.1.1 运行中绝缘油的质量监督(GB/T 7595)1）运行中变压器油质量标准表4 运行中变压器油质量标准序号项 目设备电压等级kV质 量 指 标检 验 方 法投入运行前的油运 行 油l外 状透明、无杂质或悬浮物外观目视加标淮号2水溶性酸(pH值)5.44.2GB/T 75983酸值/(mgKOH/g)0.030.1GB/T 2644闪点(闭口)/135GB/T 26l5水分a/mg/L3301000220110及以下101520152535GB/T 7600或GB/T 76016界面张力(25)/(mN/m)3519GB/T 65417介质损耗因数(90)50010003300.0050.0100.0200.040CB/T 56548击穿电压b/kv75010005003306622035及以下70605040356050453530DL/T 429.9c9体积电阻率(90)/ m500100033061010110105109GB/T 5654或DL/T 42110油中含气量/%(体积分数)7501000330500(电抗器)1235DL/T 423或DL/T 450或DL/T 70311油泥与沉淀物/%(质量分数)0.02(以下可忽略不计)GB/T 5ll12折气性500报告IEC 60628(A)GB/T 1114213带电倾向报告DL/T 109514腐蚀性硫非腐蚀性DIN51353或SH/T 0804ASTM D1075B15油中颗粒度500报告DL/T 432注：由供需双方协商确定是否采用该方法进行检测。a：水分取样的油温为40，60。 b：7501000kv设备运行经验不足，本标准参考西北电网750kv设备运行规程提出此值，供参考，以积累经验。C：击穿电压测定:DL/T 429.9方法是采用平板电极；GB/T 507是采用圆球、球盖形两种形状电极。三种电极所测的击穿电压值不同。(GB/T 7595附录B)，其质量指标为平板电极测定值。2）运行中断路器油质量标准 （GB/T 7595）表5 运行中断路器油质量标准序号项 目质 量 指 标检验方法l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值)4.2 GB/T 75983击穿电压，kV1lOkV以上：投运前或大修后40，运行中351lOkV及以下：投运前或大修后35，运行中30 GB/T 507或 DL/T 429.93) 变压器油常规检验周期和检验项目对于运行中变压器油、断路器油的常规检验周期和检验项目分列于表6。表6 运行中变压器油、断路器油常规检验周期和检验项目设备名称设备规范检验周期检验项目变压器、电抗器、所、厂用变压器330kV1000kV设备投运前或大修每年至少一次必要时1lOl、5、7、8、1024、6、9、111566kV220kV8MVA及以上设备投运前或大修后每年至少一次必要时191、5、7、83、6、7、l1、13、14或自行规定35kV设备投运前或大修后三年至少一次自行规定互感器、套管设备投运前或大修后13年必要时自行规定断 路 器油量60kg110kV110kV油量60kg以下设备投运前或大修后13每年至少一次三年至少一次33注1：.变压器、电抗器、厂用变压器、互感器、套管等油中的“检验项目”栏内的1、2、3为表4的项目序号。注2： 断路器油“检验项目”栏内的1、2、3为表5的项目序号。注3： 对不易取样或补充油的全密封式套管、互感器设备，根据具体情况自行规定。2.1.2 固体绝缘老化的监督(DL/T 596)1）110kV及以上主变及高抗投运1年后、大修滤油前应进行油中糠醛含量分析；2）当设备异常，怀疑伤及固体绝缘时，应进行油中糠醛含量分析；3）有条件时，还可进行绝缘纸聚合度的测试；4）油中糠醛含量参考注意值和纸绝缘聚合度判据按表6、表7中规定执行。表6 绝缘油中糠醛含量参考注意值运行年限，年1551010151520糠醛含量，mg/L0.10.20.40.75注：（1）含量超过表中值时，一般为非正常老化，需跟踪检测；（2）跟踪检测时，注意增长率；（3）测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重。表7 变压器纸绝缘聚合度判据样品聚合度DPv500500250250150150诊断意见良好可以运行注意（根据情况作决定）退出运行2.1.3 运行中绝缘油色谱监督(GB/T 7252)a）运行中绝缘油的色谱监督监督周期及要求按表8执行。表8 运行中绝缘油的色谱监督周期及要求序号设备类型周 期要 求说 明1油浸式电力变压器1）新投运及大修后投运500kV及以上：1，4，10，30天220330kV：4，10，30天110kV及以下：4，30天2）运行中500kV及以上主变及所有升压变：3个月220330kV：6个月110kV及以下：1年3）必要时1）运行设备油中H2与烃类气体含量（L/L）超过下列任何一项值时应引起注意：总烃：150； H2：150C2H2：5 （35kV330kV），1 （500kV及以上）2）烃类气体总和的产气速率大于6mL/d（开放式）和12mL/d（密封式），或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常1）总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体2）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析3）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4）新投运的变压器应有投运前的测试数据5）必要时，如：出口（或近区）短路后巡视发现异常在线监测系统告警等2500kV油浸式电抗器1） 新投运及大修投运后：1，4，10，30天2）运行中：3个月3）必要时1）运行中H2与烃类气体含量（L/L）超过下列任何一项值时应引起注意：总烃：150；H2：150；C2H2：12）烃类气体总和的绝对产气速率超过12mL/d或相对产气速率大于10%/月，则认为设备有异常3）当出现痕量（1L/L）乙炔时应引起注意，应缩短周期进行跟踪。1）总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体2）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析3）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4）新投运的电抗器应有投运前数据5）必要时，如：巡视发现异常3油浸式电流互感器1）13年2）大修后3）必要时油中溶解气体组份含量（L/L）超过下列任一值时应引起注意，总烃：100 ，H2：150 ；一旦发现含有C2H2，应立即停止运行，进行检查1）制造厂明确要求不能取油样进行色谱分析时可不进行2）对于H2单值升高的，可以考虑缩短周期。4电磁式电压互感器（油浸式绝缘）、电容式电压互感器中间变压器1）13年2）大修后3）必要时1）一旦发现C2H2增长，应考虑缩短周期2）油中溶解气体组份含量（L/L）超过下列任一值时应引起注意：总烃：100H2： 150C2H2： 2 （220kV） 3 （110kV）1）全密封互感器按制造厂要求进行2）必要时，如：怀疑有内部放电时5套管必要时油中溶解气体组份含量（L/L）超过下列任一值时应引起注意： H2：500， CH4：100；一旦发现含有C2H2，应立即停止运行，进行检查1）厂家要求不能取油样时可以不做2）必要时，如：红外测温发现套管发热套管油位不正常2.2 透平油2.2.1 运行中透平油的质量标准(GB/T 7596)运行中透平油的质量标准、检测项目及周期依照表10中要求执行。表47 -1 运行中汽轮机油的质量指标及检验周期序号项 目设备规范质量指标检验方法1外 状-透 明DL/T 429.12运动粘度(40) mm2/s32a-28.835.2GB/T 26546a41.450.63闪点(开口杯) 180，且比前次测定值不低于10GB/T 2674机械杂质200MW以下无外观目视5洁净度b(NAS 1638)，级200MW及以上8DL/T 4326酸值mgKOH/g未加防锈剂油-0.2GB/T 264加防锈剂油-0.37液相锈蚀-无 锈GB/T 111438破乳化度(54) min-30GB/T 76059水分/(mg/L)100GB/T 7600或GB/T 760110起泡沫试验， mL24500/10GB/T 12579 93.550/10 后24500/1011空气释放值 min250MW及以上10SH/T 030812旋转氧弹值 /min报 告SH/T 0193 a： 32、46为汽轮机油黏度等级。b： 对于润滑油系统和调速系统共用一个油箱，也用矿物汽轮机油的设备，此时油中洁净度指标应参考设备制造厂提出的控制指标执行。2.2.2 运行中透平油的检测项目及周期(GB/T 14541)运行中透平油的检测项目及周期依照表10中要求执行。表47-2 常规检验周期和检验项目设备名称设 备 规 范检 验 周 期检 验 项 目汽轮机250MW及以上新设备投运前或机组大修后每天或每周至少1次每1个月、第3个月以后每6个月每月、1年以后每3个月第1个月、第6个月以后每年第1个月以后每6个月111l、42、3610、115、7、8200MW及以下新设备投运前或机组大修后每周至少1次每年至少1次必要时1、2、3、4、6、7、8、91、 41、2、3、4、6、7、8、9自选注1：“检验项目”栏内1、2为表46中项目序号。注2： 机组运行正常，可以适当延长检验周期，但发现油中混入水分(油呈混浊)时，应增加检验次数，并及时采取处理措施。2.3 燃气轮机油表48 燃气轮机油正常运行期间质量指标及检验周期序号 项 目 质量指标 检验周期 试验方法1 外观 清洁透明 100 h DL/T 429.12 颜色 无异常变化 200 h DL/T 429.23 粘度(40) mm2/s32a 28.835.2 500 h GB/T 26546a 41.450.64 酸值 mg KOH/g 0.4 500 h1000 h GB/T 2645 洁净度(NAS1638)，级 NAS 8级 1000 h DL/T4326 RBOT(残余氧化能力) 不比新油低75% 2000 h SH/T 09137 T501含量 不比新油低25% 2000 h GB/T 7602 a： 32、46为汽轮机油黏度等级。2.4 抗燃油(DL/T571)2.4.1 运行磷酸酯抗燃油质量标准表2 运行中磷酸酯抗燃油质量标准 序号 项 目 指标 试验方法 1 外观 透明 DL/ T 429.12 密度(20)g/cm。 1.131.17 GB/ T 1884 3 运动黏度(40)。 mm2/s 39.152.9GB/ T 265 4 倾点 一18 GB/ T 3535 5 闪 点 235GB/ T 3536 6 自燃点 530 DL/ T 706 7 颗粒污染度(NAS 1638) 级6DL/ T 432 8 水分 mg/L1000GB/ T 7600 9 酸值 mgKOH/gO15GB/ T 26410 氯含量 mg/kg100DL/ T 433泡沫特性 24 200/011 mL/mL93.540/0GB/ T 12579 24200/0 12 电阻率(20) cm6109DL/ T 421 13 矿物油含量 %4本标准附录C 14 空气释放值(50) min10SH/ T 03082.4.2 抗燃油检测项目及周期机组正常运行情况下，抗燃油试验室试验项目及周期见表3，每年至少进行一次油质全分析。表3试验室试验项目及周期序号 试验项目 第一个月 第二个月后 l 电阻率、颜色、外观、水分、酸值 每周一次 每月一次 2 颗粒污染度 两周一次 三个月一次 3 闪点、倾点、密度、运动黏度、氯含量、泡沫特性、空气释放值 四周一次 4 闪点、倾点、密度、运动黏度、氯含量、泡沫特性、空气释放值、矿物油含量、自燃点六个月一次3 气体3.1 氢气的质量监督（DL/T651）3.1.1氢气湿度的标准 1) 发电机内氢气在运行氢压下的允许湿度的高限，应按发电机内的最低温度由表1查得；允许湿度的低限为露点温度td=-25。表3-1 发电机内最低温度值与允许氢气湿度高限值的关系发电机内最低温度510发电机在运行氢压下的氢气允许湿度高限(露点温度td)-50 注：发电机内最低温度，可按如下规定确定： 稳定运行中的发电机：以冷氢温度和内冷水入口水温中的较低值，作为发电机内的最低温度值。 停运和开、停机过程中的发电机：以冷氢温度、内冷水入口水温、定子线棒温度和定子铁芯温度中的最低值，作为发电机内的最低温度值2） 供发电机充氢、补氢用的新鲜氢气在常压下的允许湿度： 新建、扩建电厂(站)：露点温度td-50。已建电厂(站)：露点温度td-25。 对氢冷发电机内的氢气和供发电机充氢、补氢用的新鲜氢气的湿度应进行定时测量；对300MW及以上的氢冷发电机可采用连续监测方式。3.2 六氟化硫的质量监督 （DL/T941） 1）六氟化硫新气质量标准表2 六氟化硫新气质量标准序号项 目单 位指 标方 法1四氟化碳（CF4）质量分数0.05DL/T 9202空气（N2 + O2）质量分数0.05DL/T 9203湿度（H2O）（20）mg/g8DL/T 915或DL/T 9144酸度（以HF计）mg/g0.3DL/T 9165密度（20，101325Pa）g/L6.16DL/T 9176纯度（SF6）质量分数99.8DL/T 9207毒性生物试验无毒DL/T 9218矿物油mg/g10DL/T 9199可水解氟化物（以HF计）mg/g1.0DL/T 9182）六氟化硫变压器交接时、大修后的六氟化硫质量标准应符合表3的要求。表3 六氟化硫变压器交接时、大修后的六氟化硫质量标准序号项 目单 位指 标1 泄漏（年泄漏率） 1（可按照每个检测点泄露值不大于30mL/L执行）2 湿度（H2O）（20，101325Pa）露点温度 箱体和开关应-40 电缆箱等其余部位-353 空气（N2 + O2）质量分数 0.14 四氟化碳（CF4）质量分数 0.055 纯度（SF6）质量分数 976 有关杂质组分（CO2、CO、HF、SO2、SF4、SOF2、SO2F2）mg/g 有条件时报告（记录原始值）3）运行中六氟化硫气体分析项目及质量指标运行中六氟化硫气体分析项目及质量指标见表16。表16 运行中六氟化硫气体的试验项目、周期和标准序号项目周期标准检测方法1气体泄漏（1）必要时年泄漏量不大于总气量的1%GB 110232湿度（20）（H2O），L/L13年/次；大修后，必要时（2） 有电弧分解物的隔室：大修后：不大于150运行中：不大于300 无电弧分解物的隔室：大修后：不大于250运行中：不大于500（1000）（3）DL /T 5063酸度（以HF计），g/g必要时（4）0.3DL/T 9164四氟化碳（CF4，m/m），%必要时（4）大修后0.05运行中0.1DL/T 9205空气（O2+N2，m/m），%必要时（4）大修后0.05运行中0.2DL/T 9206可水解氟化物（以HF计）， g/g必要时（4）1.0DL/T 9187矿物油，g/g必要时（4）10DL/T 9198所有气体分解物各厂自行制定50L/L全部，或12L/L（SO2+SOF2）、25L/LHF电化学传感器、气相色谱、红外光谱等注：（1）气体泄漏检查可采用多种方式，如定性检漏、定量检漏、红外成像检漏、激光成像检漏等； （2）是指新装及大修后1年内复测湿度或漏气量不符合要求和设备异常时，按实际情况增加的检测； （3）若采用括号内数值，应得到制造厂认可； （4）怀疑设备存在故障或异常时，或是需要据此查找原因时。4 燃料（DL/T246）4.1 煤的质量监督1) 按GB 475对入厂煤逐车（船）采样，按批、按煤种进行工业分析及全水分、发热量、全硫值的检验；对新进煤源还应进行元素分析、煤灰熔融性、可磨性系数、煤的磨损指数、煤灰成分等进行化验，以确认该煤源是否适用于本厂锅炉的燃烧。2)入厂煤应每季进行一次元素分析。每半年要按煤源分别对各种入厂煤的混合样进行一次煤质全分析、灰成分分析。 3) 入炉煤采制样应使用机械化采