化学监督管理制度.doc

海量资料 超值下载化学监督管理制度1 目的为了加强自备电厂全方位、全过程的化学技术监督工作，确保电力设备安全、经济运行，根据化学监督制度（SD246-1988）、火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量（GB/T12145-1999）等有关要求，结合自备电厂实际情况，制定本管理制度。2 范围本管理制度规定了化学监督的各项工作的具体内容。本管理制度适用于自备电厂的化学监督工作。3 职责3.1 监督机构和职责 3.1.1 成立化学技术监督网，隶属于主管副厂长领导。3.1.2 化学监督专职工程师一名，由化学专工担任，成员有汽机、锅炉、电气、化学、燃料、热工各若干名。3.2 主管副厂长职责3.2.1 领导自备电厂化学监督工作，建立化学监督网，贯彻电力行业有关化学监督的各项规章制度和要求，审批自备电厂有关化学监督制度和措施。3.2.2 组织调查研究与化学监督有关的重大设备事故和缺陷，并决定所采取的技术处理措施。3.3 化学监督专职职责3.3.1 在主管副厂长领导下，负责安排、落实、协调、检查自备电厂化学监督的具体工作。3.3.2 在主管副厂长领导下，做好发电设备在设计、选型、制造、安装、调试、运行、停（备）用、检修、技改期间的化学监督工作；督促做好化学清洗、设备防腐防垢、防止油质劣化、降低汽水损失率及油耗等项工作；协调各专业、各部门努力提高全厂水、汽、油、气、燃料、灰渣的质量及其它各项技术指标。3.3.3 定期主持化学监督网会议，组织成员对自备电厂化学监督工作进行检查、交流、总结，并提出下一阶段的工作安排。3.3.4 制定、审查自备电厂化学监督制度和与化学监督有关的各类规程。3.4 成员职责3.4.1 积极引导本专业、本部门认真贯彻执行与化学监督有关的各项管理制度和技术措施。3.4.2 积极支持和落实本专业、本部门的各项化学监督具体工作。3.4.3 积极协助化学监督专职做好与化学监督有关的其它工作。4 管理内容与要求4.1 化学监督的主要任务4.1.1 按照技术监督部门要求，做好各类报表、台帐的建立、统计、分析、填报工作；做好与化学监督有关的各项管理制度的制定、修订、落实工作；做好与化学监督有关的检查、评比、总结工作。4.1.2 对机组的补充介质及机组运行中介质进行质量监督，指导优化介质品质，以减缓发电设备的腐蚀、结垢、积聚沉积物及油质劣化程度，防止因介质品质不良造成发电设备异常或损坏。4.1.3 对燃料和灰渣进行质量监督，为锅炉调整燃烧工况提供可靠依据。4.1.4 指导化学仪表的合理配置与准确投入，提高水、汽在线监测水平和水、汽品质自动调整水平。4.1.5 检查、监督停（备）用设备的防锈蚀保护工作，减缓设备停（备）用期间的锈蚀程度。4.1.6 指导有关部门进行与化学监督有关的各项调整试验。4.1.7 配合有关部门降低燃料消耗、油耗、汽水损失率，降低水处理成本。4.1.8 配合有关部门做好发电设备的检查、检修、验收、评价、定级工作。4.2 基建期间的化学监督4.2.1 新建或扩建机组，应向设计单位提供必要的基础资料，并参加有关设计审核工作。4.2.2 设备到货及安装期间，应对设备状况进行检查、监督，发现问题及时督促工程建设部门处理。检查、监督内容主要包括： 热力设备的腐蚀程度及防腐措施。 热力设备的材质性能及质量。 锅炉（汽水分离、加药、排污装置等）、除氧器、凝汽器内部装置的构造及质量。 凝汽器不锈钢管及其它设备管束的材质性能及质量。 水、汽、油、气、煤、灰取样点及取样装置的正确性。 化学仪表配置情况。 水处理设备的材质、防腐层、内部装置、填料的性能及质量。4.2.3 水处理设备必须在锅炉水压试验以前完成安装及试运工作，以满足工程进展需要。4.2.4 锅炉水压试验时，水质应满足如下要求： 氯离子含量小于0.2mg/L。 联氨含量200300mg/L。 pH值（25）1010.5（液氨调整）。4.2.5 锅炉及其它热力系统化学清洗时，应严格执行火力发电厂锅炉化学清洗导则和已审定的化学清洗方案。化学清洗结束至锅炉点火前的停放时间不应超过20天，以减少设备清洗后的锈蚀程度。化学清洗质量应达到如下要求： 被清洗的金属表面应清洁，无残留氧化物和焊渣，保护膜完整，不出现二次锈，无点蚀，无明显金属粗晶析出，无镀铜现象。 平均腐蚀速率10g/m2h，腐蚀总量120g/m2。 固定设备上的阀门、仪表不应受到损伤。4.2.6 机组分部试运及整套启动期间，化学人员应根据已审定的调试方案，对水、汽、油、气、燃料、灰渣等介质进行质量监督。试运机构应支持化学监督工作。4.3 机组运行阶段的化学监督4.3.1 新建机组在完成分部试运后即应按照运行阶段有关规定进行化学监督。4.3.2 新投入运行的锅炉必须进行热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化学试验和调整试验： 改变锅内装置或锅炉循环系统。 给水质量有较大改变或改变炉内水处理方式。 发现过热器或汽轮机有积盐。4.3.3 新投运的除氧器，应进行调整试验，以确定最佳的除氧方式，保证除氧效果。如凝结水、除氧水溶氧长期不合格，应考虑对其结构、系统进行改进。4.3.4 水处理设备投产后，或设备改进、原水水质有较大变化时，应对再生工艺、运行工艺及树脂配比等项目进行调整试验。4.3.5 下列在线化学仪表必须配备，表计级别应达到相应要求，已配备的化学仪表或装置应保证投入。 混床出水、除盐水、炉水电导率表，1.0级。 凝结水、给水电导率表（氢交换），1.0级。 锅炉凝结水、给水溶氧表，3.0级。 给水、炉水pH表，0.05级。 凝结水、蒸汽钠表，0.01级。 发电机氢气纯度、湿度在线分析仪，1.0级。4.3.6 应加强化学仪表校准/检验实验室的管理，切实做好化学仪表的量值传递与溯源工作。4.3.7 下列已配备的自动加药装置及各类程控，应能保证投入运行： 凝结水自动加氨、自动加联氨装置。 给水自动加氨、自动加联氨装置。 炉水自动加磷酸盐装置。 锅炉连排测控装置。 锅炉补给水处理系统程控。 凝结水处理系统程控。 制氢系统程控。 工业废水处理程控。4.3.8 凝结水处理系统应保证连续投入运行，凝结水处理量应达到100%。4.3.9 在线油质净化装置、定冷水处理系统应能保证正常投入；氢气干燥装置应保证随时可投。4.3.10 各类离子交换柱、氢气干燥装置、变压器吸附器内的填料应及时进行再生或更换。4.3.11 严禁使用技术指标、规格不符合要求的工业药品、分析药品及水处理填料，应加强对来料的检验、试验工作。4.3.12 向机组补充的各类介质应保证合格，严禁将不合格介质补入系统。4.3.13 机组运行期间，各类介质应按如下要求监督： 水、汽质量控制标准以机组冷态启动并网后8小时作为分界点，之前执行启动标准，之后执行正常标准。 汽轮机油、抗燃油、变压器油、SF6气体质量控制标准按机组运行中油类质量标准及机组运行中SF6气体质量标准执行；机械油按设备使用说明书要求进行油质监督。 各类介质的监督项目与化验周期按表1执行。遇有下列情况之一者，相应监督项目应缩短人工化验周期： a）机组启动期间。 b）在线分析仪表未投入运行，或与人工化验结果的相对误差超过规定。c）工况调整或指标异常。d）水处理设备临近失效。表1 各类介质的监督项目与化验周期序号介质名称监督项目化 验 周 期备 注01生 水全分析每季1次02机组补充除 盐 水电导率、SiO2每小时1次抄表。03水汽铜铁查 定铜、铁每周1次查定对象：凝结水、处理出水、给水、炉水、蒸汽、锅炉补给水。04炉 水全分析每季1次05内 冷 水铜每周1次06机 内 氢纯度、湿度每周3次气体置换时随即分析。07汽轮机油电泵用油外观、水分、机械杂质每周1次全分析每年2次大修后投运前增测。08送、引风机及磨煤机用油外观、水分、机械杂质每季1次09抗 燃 油外观、颜色、酸值、水份每月1次闪点、颗粒度每年4次补油或检修后启机增测颗粒度。全分析每年1次大修后投运前增测。1020KV以上变压器用油色谱分析每月1次全分析每年2次大修后投运前增测。11配电变压器用油全分析每3年1次大修后投运前增测。12变压器套管用油pH值、游离碳、水份、色谱每两年1次限主变、启备变。13CT、PT用油pH值、游离碳、水份、色谱每年1次限主变、启备变。14SF6水份、严密性每年1次15入 厂 煤全水份、工业分析、热值来煤分析同种煤每月1次硫份分析。16入 炉 煤全水份、工业分析、热值每日1次每月1次混合样硫份分析。17入炉煤粉细度每值1次18飞灰炉渣可燃物每值1次19各水处理系统，制氢系统，水汽监督站在线分析仪表投入按运行规程要求定期抄表。20热力系统水汽质量检查每月1次4.3.14 机组冷态启动期间应按下列要求进行化学监督： 机组启动前应首先对汽轮机油、抗燃油、内冷水、机内氢等介质进行取样化验。在介质品质不合格的情况下，严禁机组启动。 热力系统上水后，应按要求进行冷态冲洗和热态冲洗。冲洗水源必须是加有氨和联氨的除盐水，冲洗水pH值控制在8.89.3范围内。 冷态冲洗：首先进行凝汽器至除氧器段的冲洗，冲洗至除氧器排水Fe75g/l时，延续至锅炉段；冲洗至炉水Fe200g/l时，冷态冲洗结束。冷态冲洗合格后，方允许锅炉点火或加温。 热态冲洗：冲洗至炉水Fe200g/l时，热态冲洗结束。热态冲洗合格后，方允许锅炉升压。 机组启动期间，应及早、及时、准确地对水汽品质进行质量监督，并适时进行水质校正处理，严防锅炉在炉水低pH值状况下运行。 应坚持“给水品质不合格不向锅炉上水，炉水品质不合格不点火、升压，蒸汽品质不合格不冲转，凝结水、疏水不合格不（全部）回收”的原则，切实做好机组启动期间的水汽监督工作。 机组并网后，应争取凝结水精处理系统的早期投运，以期尽快改善给水品质。凝结水精处理投运时的凝结水水质条件：Fe1000g/l。 机组并网后8小时起，应投入水汽在线分析仪表、自动加药装置及锅炉排污测控装置，水汽品质纳入合格率统计范围。 机组带80%负荷或并网24h后，化学试验班人员应全面取样化验水汽品质。4.3.15 对凝结水、给水、炉水、循环水等介质进行加药处理时，应本着及时性、均匀性、少量性的原则将药液加入，一般不得采用瞬间的、大剂量的加药方式。4.3.16 机组运行期间，要随时掌握各类介质品质及其相关运行指标的变化趋势，应能实现下列各项技术经济指标： 水汽合格率98%，并努力实现期望值（水汽质量期望值控制指标见表2）。表2 水汽质量期望值控制指标水汽名称项目单位标准值期望值蒸汽二氧化硅g/kg2015钠g/kg105铜g/kg53铁g/kg2015给水二氧化硅g/l15铜g/l53铁g/l2015溶氧g/l75凝结水溶氧g/l3030炉水pH值（25）910910二氧化硅g/l250100定冷水pH值（25）6.86.8电导率（25）s/cm21.5铜g/l4040处理出水电导率（H+，25）s/cm0.150.12二氧化硅g/l1520钠g/l205铜g/l33铁g/l88 油（气）合格率99%。 汽水损失率1.5%。 锅炉排污率0.31.0%。 循环水浓缩倍率2.5。 飞灰可燃物3.85%。 绝缘油、SF6消耗率（年）1%。 汽轮机油油耗率（年）10%。 树脂破损率（年）10%。 阳床酸耗（HCl）50g /mol； 阴床碱耗（NaOH）65g /mol（阴离子基本单元以OH-计）。4.3.17 当确认水汽质量异常时，应按表3 即“三级处理原则”，采取措施进行处理，使介质尽快恢复正常。表3 水汽质量劣化时的三级处理值项 目标 准 值处 理 值一 级二 级三 级凝结水 钠 （g/l）1010电导率（s/cm）0.20.20 0.350.35 0.600.60硬 度（mol/l）02.0给水pH 值8.8 - 9.38.8 或 9.3电导率（s/cm）0.300.30 0.400.40 0.650.65溶 氧（g/l）77 20炉水pH 值9-109.0 8.58.5 8.08.0三级处理值的涵义：一级处理值有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，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、结垢、积盐的可能性，应在24小时内恢复至正常值。三级处理值正在进行快速结垢、积盐、腐蚀，如水质不好转，应在4小时内停炉（机）。 在异常处理的每一级中，如果在规定时间内水汽指标尚不能恢复正常，则应采用更高一级的处理方法。4.3.18 煤、油化验人员应持证上岗，并应参加电力行业举办的相应岗位的培训、交流活动。4.3.19 每月应送1次入炉煤样综合样至技术监督部门，接受其检验、监督。4.3.20 更换后的新煤种，应送样至技术监督部门进行元素分析及其它特性分析；同一煤种，每年应抽取1次月入炉煤综合样进行元素分析。4.3.21 入炉煤试样应采用自动化采、制样设备，并应积极创造条件，实现入厂煤采、制样自动化。4.3.22 汽轮机油、抗燃油、变压器油等新油、SF6新气入库前应按下列标准验收合格，严禁不合格油、气入库。 汽轮机油执行LTSA汽轮机油（GB1112089）。 抗燃油执行电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则（DL/T57195）。 变压器油执行变压器油（GB253690）。 SF6新气执行GB/T8905-1996中的六氟化硫质量标准（新气）。4.3.23 用油设备进行注油、补油、换油及投运前，应有油质化验报告及混油试验报告，并合格。4.3.24 变压器油在验收合格后、注入用油设备前，必须进行真空脱气处理，以除去油中的水份、气体和其它杂质。油质合格后方能注入系统。4.3.25 脱气后的新变压器油注入设备时应进行热油循环和二级真空脱气处理，热油循环后应对油质进行检验并合格。4.3.26 当运行中油质、SF6气体质量、油品色谱分析等项结果异常时，应及时查明原因，并采取诸如排污、过滤、脱水、脱气、加入添加剂等项措施，使介质尽快合格。4.4 机组停运阶段的化学监督3.4.1机组停运阶段应把防止设备的停运腐蚀作为监督工作的重点，应积极采取各种措施使设备腐蚀降到最低限度。 4.4.1 机组停运7天以内，锅炉采用带压放水方式保护，放水压力0.8MPa；汽轮机、高低加、除氧器、凝汽器等设备及其管道应放净余汽存水。4.4.2 机组停运7天以上（如机组大、小修），应采用成膜胺保护。成膜胺保护放水控制标准为：锅炉0.8MPa带压放水，除氧器、高低加放水温度不得低于80。4.5 机组检修阶段的化学监督4.5.1 化学专业应根据机组检修前的运行状况及暴露出的问题，列出化学检查项目及设备（系统）异动项目。4.5.2 机组大修期间，应对热力设备进行系统的化学检查，并对热力设备的腐蚀、结垢、积聚沉积物等情况做出评价，分析原因，提出改进意见。4.5.3 热力设备化学检查的重点内容汽包：应检查记录汽包壁及内部装置腐蚀、结垢、积盐的程度、色泽、厚度及主要特征，汽水分离装置的完整情况，排污管、加药管是否污堵，并采样进行化验分析。 水冷壁：锅炉大修时，应对水冷壁进行割管检查，根数不少于2根（其中1根为监视管）。大修结束后，应重新安装新的监视管。割取的管样，应检查记录其腐蚀、结垢特征，并测定垢量、计算腐蚀速率、进行金相分析。 下联箱：应检查记录联箱内及管口处的颜色、结垢与结渣厚度、堆积水渣的数量，并采样进行分析化验。 省煤器：锅炉大修时，应割取省煤器入口管段，检查记录其氧腐蚀程度、结垢量、有无油污迹象，并采样进行分析化验。 过热器、再热器：锅炉大修时，应割取过热器、再热器下弯头管段进行检查分析，主要包括：下弯头有无积水，腐蚀程度如何，积盐情况，有无腐蚀产物沉积、堵塞现象。 汽轮机：应检查记录主汽门、调速汽门、各级叶片、围带、缸壁的腐蚀、积盐情况及其它特征。定性检测有无铜。测试各通汽部位表面的pH值。取样分析化验各主要部位积盐的成分；对积盐严重的部位，应刮垢并计算积盐量。 高、低压加热器：应检查记录管内外的腐蚀、结垢等情况。必要时，应进行割管检查，