化学技术监督细则文档 (2).doc

化学技术监督实施细则1 总则11本实施细则根据江苏省电力公司化学技术监督条例及有关规程结合公司实际情况制定，适用于江苏徐矿综合利用发电有限公司化学技术监督工作；12本细则规定了江苏徐矿综合利用发电有限公司化学监督管理的组织机构、职责、管理内容与方法，解释权属江苏徐矿综合利用发电有限公司安全安全技术部；13 化学监督工作应贯彻“安全第一”的方针，加强对水、汽、油（汽轮机油、变压器油、抗燃油）、气（氢气、六氟化硫）、燃料等的质量监督，防止和减缓热力设备腐蚀、结垢、积盐及油质劣化，及时发现变压器等充油（气）电气设备潜伏性故障，提高设备的安全经济性，延长使用寿命；14安全技术部设化学技术监督专责人，在总工程师领导下，组织建立化学技术监督网，统筹安排协调有关部门的分工，共同做好化学监督工作。2 管理职责2.1 总工程师的职责2.1.1 贯彻执行国家、行业、集团公司有关化学技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等,组织制定本单位有关化学技术监督的规章制度、实施细则和技术措施等；2.1.2 组织对所管辖的运行设备进行化学技术监督,对设备的维护检修进行质量监督,并组织建立健全设备技术档案,发现问题及时分析处理,重大问题及时如实上报,并按要求督促报送各种化学技术监督报表及计划总结等；2.1.3 将化学技术监督工作及具体任务指标落实到有关部门和岗位,并做好协调工作；2.1.4 建立严格的化学技术监督工作检查考核制度,并与部门及个人的经济利益挂钩；2.1.5 组织建立健全化学技术监督检测手段和试验室，达到规定的技术要求；2.1.6 组织对化学技术监督人员的培训，按分级管理原则，要求持证上岗，不断提高化学技术监督专业水平，并使监督队伍相对稳定；2.1.7 组织本单位新建、扩建、改建工程中与化学技术监督有关部分的设计审查、施工质量的检查及验收工作；2.1.8 组织调查研究与监督有关的重大设备事故和缺陷，查明原因，采取措施。22化学技术监督专职的职责安全技术部设化学技术监督专责人，在总工程师领导下，组织建立化学技术监督网，统筹安排协调有关部门的分工，共同做好化学监督工作。其职责为：221 贯彻执行国家和行业有关技术监督的方针政策、法规、标准、规程、制度和技术改造措施；督促、检查和考核厂内各有关单位认真执行有关化学监督的规程、制度、标准、实施细则、措施和要求等；222经常了解和掌握公司化学监督的情况，督促、检查和推动公司的化学监督工作，组织解决系统内化学监督的重大问题；223每年组织召开化学监督工作会议，总结工作，确定年度专业工作重点；224对化学监督相关设备的运行、维护进行全过程的技术监督管理；225参加与化学监督工作有关的事故分析，查明原因，制定反事故措施；226研究化学监督工作的重大问题，参加技术信息交流，应用新技术，加强技术培训和进行业务指导；227进行检查与现场监督的劳动竞赛评比活动，并对化学监督工作实行考核；228对月报及季度报表进行综合分析，坚持化学监督制度，定期组织监督分析会，对发现的重大设备缺陷及时组织分析，提出处理意见并报告总工程师；229编写全公司化学监督年度总结，提出年度重点工作；2 210建立完善公司化学监督的数据库（包括设备台帐、监督网络、化学监督数据、设备事故异常等）；2211参加制订、修订并负责审核本厂化学监督、运行的规程、制度、标准、实施细则、措施和要求等。2212建立健全主要的化学监督档案，指导、帮助和督促基层化学监督技术人员收集、整理化学技术监督资料，并健全、保管各种台帐；2213督促、指导、帮助化学专业做好水、汽、油、煤、气和灰等分析监督工作，发现问题及时研究解决。监督水、汽、油品质不合格联系单的执行情况，异常情况报告总工程师；2214组织研究、推广、应用新技术、新工艺、新技术监督手段和技术管理新办法，不断提高化学监督工作水平。组织研究、推广、应用新技术、新工艺、新技术监督手段和技术管理新办法，不断提高化学监督工作水平；2215参加主要被监设备大小修中的化学技术监督检查工作及修后的质量验收工作，针对存在的问题提出建议，上报总工程师及安全技术部，并加以督促落实；2216依靠科技进步，采用先进技术，改进生产工艺，降低材料及能源消耗，严把质量关，防止不符合要求及劣质产品进入生产环节；2218 做好化学清洗及停、备用设备防腐保护中的化学技术监督工作；2219 加强化学仪表的管理，提高化学仪表的投入率和准确率，实现水、汽等质量的仪表连续监督；2220加强废酸、废碱和化学废水的处理及监督工作，使排放的水质符合国家排放标准。2.3 安全技术部各专业职责2.3.1 锅炉专业2.3.1.1 配合化学专业做好锅炉热力化学试验和其他有关试验，确定运行工况、参数，并订入锅炉有关规程中；发现与化学技术监督有关的异常情况，及时通知化学技术监督人员，共同研究处理；2.3.1.2 负责对本专业管辖的设备内部进行检查。检查时，通知化学专业共同检查设备腐蚀、结垢、积盐情况，协助化学专业做好垢样的采取工作，对存在的问题分析原因，研究对策；2.3.1.3 配合做好锅炉设备检修和停、备用中的防腐工作，并负责设备防腐配套的设备及系统安装和维护工作；2.3.1.4 锅炉化学清洗时，配合化学专业拟定清洗方案。并负责清洗设备及系统的设计、安装和操作。并做好清洗设备和系统的日常维护工作； 2.3.1.5 设备检修前，应征求安全技术部化学技术监督专责人的意见，特别是对割管的要求，应纳入检修计划；保证设备检修质量。2.3.2 汽机专业2.3.2.1 凝汽器需要更换钢管时，要根据DL7122000火力发电厂凝汽器管选材导则正确选材。安装前要进行包括探伤、内应力检验在内的各项检验，保证安装质量；2.3.2.2 配合化学专业共同对设备进行内部检查，采取样品，分析问题，研究对策；2.3.2.3 配合做好汽机设备检修和停、备用中的防腐工作，并负责设备防腐配套的设备及系统安装和维护工作；2.3.2.4 负责做好运行中汽轮机油和抗燃油的管理、净化、防劣和补换油工作，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，并积极采取措施，努力降低油耗和放水量。油系统补油、换油时，必须征求化学技术监督人员的意见；2.3.2.5 做好循环冷却水的补水和排污以及胶球清洗设备的运行、维护与检修工作； 2.3.2.6 汽机专业所属设备需清洗时，应会同化学专业共同制定清洗方案，并负责清洗系统的设计、安装及操作、维护。2.3.3 电气专业2.3.3.1 负责做好运行变压器油、六氟化硫的管理、净化和防劣等项工作，以及设备补换油、气工作；2.3.3.2 负责充油、气电气设备上的取样装置安装和维护工作，协助化学专业做好油、气采集工作；2.3.3.3 如油质、六氟化硫及气相色谱分析等项分析结果异常时，及时查明原因，积极采取措施，清除隐患。运行设备补油或换油时,应通知化学技术监督人员备案。2.4 物资专责人的职责2.4.1 负责水处理日常消耗药品、化学清洗药品、水处理材料、油和各种备品备件等物资的采购，以及分类妥善保管；2.4.2 负责组织相关单位对到库后的物资及时进行验收工作，并提前通知化学检验人员进行（化学方面）质量检验。2.5 发电运行部职责2.5.1 认真贯彻执行上级有关化学技术监督的各项规章、制度、标准与要求；协助化学技术监督专责人做好化学监督的各项工作。对与化学监督有关的较大、重大问题，应及时向化学技术监督专责人、总工程师汇报；2.5.2 负责做好机组停、备用和检修中的防腐保护工作，负责防腐保护系统设备操作和有关工艺参数控制，并纳入有关运行规程中；2.5.3 负责机组的循环冷却水、闭式冷却水、发电机冷却水的补、换水和排污操作工作，做好水质监督；2.5.4 设备在检修后、运行前，应进行热力设备水（汽）冲洗，保证水（汽）质量达到有关标准。2.6 值长的职责 2.6.1 领导和组织监督本值在运行、停用、启动时的化学监督工作；2.6.2 及时掌握水处理、加药、取样等运行设备的健康情况及机组水、汽、油质量的变化情况，发现问题时，应立即责成有关单位或人员迅速处理消除，以保证主设备安全、经济运行；2.6.3 运行时水、汽品质出现异常情况时，应执行有关规定及时处理；2.6.4 组织锅炉、汽机、化学等专业切实做好设备停用保护技术措施；2.6.5 当发现运行设备漏水、漏汽、漏油时，应责成有关单位或人员迅速予以消除，努力将机组补水率和油耗降低到最低程度。2.7 检修部职责 配合发电运行部、运行项目部各专业做好化学技术监督工作。2.8 安全技术部职责组织调查和研究与化学监督有关的设备缺陷、异常及事故，查明原因，采取措施。3、技术监督化学监督必须实行全过程管理，在设计、选型、制造、安装、调试、试生产、运行、停备用、检修和技术改造各阶段严格执行有关化学监督工作的各项规章制度。31 运行阶段311 按国家颁的火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准确定监督项目与分析测定次数。但运行中的监控项目，每班测定不少于2次，有连续监督仪有的每2小时抄表1次，其中水、汽铜、铁的测定每月不少于8次，水质全分析每年不少于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。312机组投入运行时，必须及时投入除氧器，并使溶氧合格。如给水溶氧长期不合格，应考虑对除氧器结构进行改进、运行方式进行调整。313 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力化学试验和调整试验：改变锅内装置或改变锅炉循环系统；给水质量有较大改变或改变锅内处理方式；发现过热器或汽轮机有积盐。314 机组正常运行时的水、汽质量标准应符合原部颁火力发电厂水气质量标准和火力发电厂水汽化学监督导则规定的要求。315 对疏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，机组汽水损失应不大于额定蒸发量的3.0%；316 在带负荷冲洗汽轮机叶片时，要监督凝结水的质量，当凝结水质量达到要求时，停止冲洗，恢复正常运行。3.2 水、汽质量劣化时的处理3.2.1 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、汽质量的变化，确认判断无误后，立即汇报，提出建议。有关部门应组织分析原因，采取对策按四级处理原则进行处理，使水、汽质量尽快恢复正常。3.2.2 本厂设备水汽质量异常情况时的四级处理标准： 3.2.2.1 凝结水水质异常时的四级处埋标准及要求表1规定。 a)当发现凝汽器泄漏时应立即查漏、堵漏工作并加强精处理系统的再生工作，采用H型混床运行方式，保持精处理系统不失效，同时按表1标准处理。b)凝结水水质异常时的四级处埋标准 表1 凝结水水质异常时的处理标准值异常等级电导率（经氢离子交换后，25）（uS/cm）处理要求一级处理标准0.3-0.6在72小时内必须恢复正常二级处理标准0.3-0.6如影响到给水电导率0.3，并持续24小时不能恢复正常应紧急停机三级处理标准0.6如影响到给水电导率0.4时，持续4小时不能恢复正常应紧急停机立即停机标准5.0如影响到给水电导率1.0时应立即停机3.2.2.2 锅炉给水水质异常时的四级处埋标准及要求表2规定。a)在发现锅炉给水水质异常时应立即组织力量查找原因并消除。b)锅炉给水水质异常时的四级处埋标准表2 锅炉给水水质异常时的处理值异常等级电导率（经氢离子交换后，25）（uS/cm）处理要求一级处理标准0.2-0.3在72小时内必须恢复正常二级处理标准0.3-0.4持续24小时不能恢复正常应紧急停机三级处理标准0.4-1.0如持续4小时不能恢复正常应紧急停机立即停机标准1.0应立即停机3.3 检修和停、备用阶段热力设备大修的化学检查是考核化学技术监督实际效果最直观的手段，是化学监督工作的一个重要部分。通过热力设备大修过程中的化学检查发现问题时，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。在化学技术监督检查前，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。3.3.1 热力设备大修时各专业负责范围 化学专业：提出大修化学检查要求（包括化学清洗及凝汽器管更换等）。采集样品、化验分析，留档记录。提出大修化学检查报告（大修结束20日内）。参加大修检查及验收工作及设备定级工作。进行化学水处理设备及各类加药设备的检修和检查工作。机炉专业：热力设备解体时，通知化学专业检查内部装置情况。按化学要求割管检查，做好设备停用保护工作。3.3.2 大修前的准备工作3.3.2.1 化学专业列出化学检查项目。如设备停用保护、化学清洗、锅炉受热面割管、凝汽器抽管、修改取样接点等。3.3.2.2 做好两次大修间的机组运行分析，主要内容应包括：- 汽机监视段压力，凝汽器端差及真空度、水汽系统阻力、流量变化、设备启停总次数、停用保护情况、水汽合格率、排污率等。 - 凝汽器及其它热交换器管泄漏情况。 - 通过分析，指出存在的主要问题及重点检查的部位。3.3.3 热力设备各部位重点检查内容部 位内 容锅炉设备水冷壁监视管段*（不得少于0.5米）内壁结垢、腐蚀特征 ；向、背火侧垢量及计算结垢速率、垢样作成份分析。水冷壁进口下联箱内壁腐蚀及结垢情况焊口端（连同焊口）内壁及焊管段的腐蚀、结垢外观特征。焊管照相留档，并进行金相分析。省煤器进口段及水平管下部氧腐蚀程度、结垢量。有否油污迹象。过热器再热器立式弯头处有无积水、腐蚀程度、积盐情况（测pH值）。下弯头有无腐蚀产物沉积、堵塞。汽机系统汽轮机本体外观检查各级叶片积盐情况、定性检测有无铜。高压缸调速级、中压缸第一级叶片有无机械损伤、麻点。中压缸一、二级围带氧化铁集积程度。检查每级叶片及隔板表面pH值（有无酸性腐蚀迹象）、计算单位面积结盐量，垢样做成分分析。凝汽器凝汽器管外壁有否磨损减薄。凝汽器管内壁有无结垢、粘泥及腐蚀程度；有无泄漏点，胀口有无伤痕。除氧器内部有否腐蚀损坏，喷头有无脱落，填料有无布置不匀等。给水箱底部有否沉积物，箱体有无腐蚀，防腐层是否完好，做好记录。高低压加热器吊芯检查有否腐蚀泄漏，必要时抽管采垢样测样。注：监视管段位置应在热负荷最高处（喷射器上方11.5米）。3.3.4 评价标准汽轮机转子，隔板叶片积盐、腐蚀的评价类别项 目一 类二 类三 类积 盐基本不积盐，最大部位积盐量10 mg/cm2.a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较重的锈蚀,不锈钢出现针孔,初凝段隔板有严重腐蚀注：“a”按两次检修间自然年计,以下同.凝汽器钢管腐蚀结垢评价类 别项 目一 类二 类三 类结垢基本无垢0.5mm0.5mm锅炉水冷壁向火侧结垢量和结垢速率的评价类 别一 类二 类三 类结垢速率g/m2.a80注：样管为上次大修安装的监视管。省煤器、水冷壁、过热器、再热器管内腐蚀的评价：一 类二 类三 类基本没有腐蚀有轻微腐蚀（蚀点1mm）有局部溃疡腐蚀或蚀点大于1mm3.3.5 大修化学检查报告要求化学专业应在机组大修后20日内提出完整的书面报告，按规定上报公司安全技术部。报告内容应包括两次大修期间机组运行综合情况；两次大修期间曾发生的异常情况；检查详细结果（包括结垢速率、结垢成分分析、综合评价、存在的主要问题及解决措施、建议）。报告除文字说明外，应附有典型照片、曲线、图表等。3.3.6 锅炉化学清洗方案与措施，可参照部颁锅炉化学清洗导则中的规定拟定，清洗方案与措施要报厂领导审批。清洗时作好监督，清洗后做好总结。清洗废液排放应符合环境保护的有关标准。当锅炉水冷壁管垢量达到下列数值（洗垢法，向火侧180）时，应在下次大修时对锅炉进行清洗；锅炉运行时间达到下列年限时，也应进行清洗。对结垢、腐蚀严重的锅炉应尽快安排化学清洗。锅炉化学清洗参照标准：垢 量(g/m2)运 行 年 限200-3005-10注：1、水冷壁管取样部位：向火侧180；测定方法：洗垢法。大修中换入的新水冷壁管应进行化学清洗。2、当锅炉运行已达上述年限而垢量较低，估计到下次大修时不会超过规定垢量的上限，且无明显腐蚀现象，拟延长清洗间隔时，需向公司总工程师和江苏电科院报批。3.3.7 机组停炉保护措施3.3.7.1 机组采用AVT方式时的停炉保养a)机组停运时间小于一周（热备用）：可采用蒸汽压力或给水压力法，锅炉保持一定的压力，给水水质保持运行时的水质。b)机组停运时间大于一周：可采用成膜胺法。 3.3.7.2 机组采用CWT处理方式时的停炉保养a)干法保养：在停机前4小时，停止给水加氧，给水处理方式由CWT方式切换至AVT方式，退出凝结水精处理运行，加大凝结水精处理出口加氨量，提高省煤器入口给水pH值至9.49.6，锅炉停炉降压至0.6MPa2.4MPa时，然后热炉放水，余热烘干。b)湿法保养：在停机前4小时，停止给水加氧，给水处理方式由CWT方式切换至AVT方式，退出凝结水精处理运行，加大凝结水精处理出口加氨量，提高省煤器入口给水pH值至9.49.6，机组采用加氨湿法保养。高、低加汽侧采用充氮保护法保养。3.3.8 加强凝汽器钢管防垢防漏工作，做好胶球系统投运并达到要求的收球率；要通过科学试验选择既能防腐(特别是点蚀)又能防垢的缓蚀阻垢剂和工况处理工作；根据具体情况，做好凝汽器水侧的停备用保护，确保管材不发生停用腐蚀；3.3.9 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 燃煤监督4.1 发电厂燃煤监督是配合锅炉安全经济燃烧、计算煤耗、核实煤价的一项重要工作。各项试验按标准执行。4.2 对入厂煤应车车采样、批批化验煤种的全水份、工业分析、发热量、全硫值；对新进煤源应进行全水份、工业分析、元素分析、发热量、全硫值、煤灰熔融性、可磨性系数、煤的磨损指数、煤灰成份等分析（煤灰熔融性、可磨性系数、煤的磨损指数、煤灰成份等项目分析外委或供应商提供），以确认该煤源是否可用于本厂锅炉的燃烧，方可进煤。每批进厂煤必须监督采制化整个过程，每月抽样监督煤质（全水份、工业分析、发热量、全硫值）。4.3 为计算煤耗和掌握燃料特性，投入炉煤机械化采样装置，以实现平衡计算煤耗，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，全水份测定以每班值的上煤量为一个分析检验单元，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；每半年及年终要对入炉煤按月的混合样进行煤、灰全分析。还应对按日的月混样进行工业分析、发热量等常规项目的检测，以积累入炉煤质资料。入厂煤、入炉煤均不允许用经验公式计算发热量。4.4 每班(值)对飞灰、炉渣可燃物进行测定，每周对煤的颗粒度进行分析一次。4.5 燃料监督使用的天平应每年校验一次、热电偶应每季度校验一次、氧弹(使用2年)应每年校验一次。4.6 烘箱、马弗炉、热量仪、工业分析仪，每月用动力煤标样进行一次精度和准确度的校正。热量仪每季标定一次热容量。4.7 煤质采制化严格按照国家规定商品煤采制化标准执行。5 油务监督 油务监督的主要任务是准确及时对新油、运行中油（包括气体，下同）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。5.1 新变压器油和汽轮机油按现行的质量标准进行质量验收；5.2 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，按现行的质量标准进行质量检验与监督；5.3 电力用油的取样和检验按现行的取样标准执行；5.4 加强电力用油在运行中的维护与管理，确保油质在良好状况下运行。 5.5 新油的监督和管理5.5.1 购入新油前应提供生产厂家油质化验单并委托化学专业油分析人员在购进后，取样化验，质量合格后验收。新油进入油箱后应及时过滤，合格后备用；5.5.2 每批新到油应取综合油样做分析；5.5.3 仓库应随时储备一定量的合格油，变压器的备用油量应不少于一个最大变压器的油量再加上45天的补充油量；汽轮机油的备用油量应不少于一台最大机组系统的油量加45天的补充油量。以保证变压器油及汽轮机油在正常或事故状态下有合格充足的贮量。发电发电运行部化学主管根据贮油及油质情况及时提出购油计划。5.6 汽轮机油的监督与管理5.6.1 汽轮机油的质量标准、检测周期见下表。表4 运行中汽轮机油质量标准及检验周期序号项目设备规范质量指标检验周期1外状透明每周分析2机械杂质无每周分析3闪点（开口杯），与新油原始测值相比不低于15每季分析4运动粘度（40），mm2/s与新油原始测值偏离20%每季分析5颗粒度5）250MW及以上报告1）启动前或必要时6酸值，mgKOH/g未加防锈剂油0.2每季分析加防锈剂油0.37液相锈蚀无锈每半年分析8破乳化度，min60每季分析9水分4），mg/l200MW及以上200MW以下100200每周分析10起泡沫试验，ml250MW及以下报告2）每年分析11空气释放值，min250MW及以下报告3）每年分析参考国外标准控制极限值NAS1638规定8-9级或MOOG规定6级；有的300MW汽轮机润滑系统共用一个油箱，也用矿物汽轮机油，此时油中颗粒度指标应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。在冷油器处取样，对200MW及以上的水轮机油中水分质量指标为200mg/l。对200MW机组油中颗粒度测定，应创造条件，开展检验。5.6.2 运行中氢冷发电机用密封油的常规检验周期和检验项目如下表所示：检验项目检验周期水分、机械杂质半月一次运动粘度、酸值半年一次空气释放值、泡沫特性、闪点每年一次5.6.3当发现油系统严重漏水或油质有严重劣化现象时，应增加试验项目和次数，并会同汽机专业共同检查水的来源与油质不合格的原因，采取措施设法消除。未消除之前，应对油箱定期放水。5.6.4 从运行设备取油样时，应由汽机专业运行人员进行操作，化验人员在场并提出要求。5.6.5 机组运行时投入在线滤油机，如油中有水份和机械杂质时，应在运行中滤油。5.6.6 汽轮机油注入设备前，必须经处理并化验合格。5.6.7 主要用油设备检修前应先经化学检查，检修后需经化学验收合格。5.6.8 汽轮机油的颗粒度要求不大于NAS 7级，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5.6.9 注入设备中的油要全部通过滤油设备。5.7绝缘油的监督与管理。5.7.1 运行中变压器油的测试项目、质量标准与周期见下表：表5 运行中变压器油质量标准及检验周期序号项目设备电压等级KV质量指标检验周期投入运行前的油运行油1外状透明、无杂质或悬浮物每半年分析2水溶性酸（PH值）5.44.2每半年分析3酸值mgKOH/g0.030.1每半年分析4闪点（闭口），140（10号、25号油）135（45号油）与新油原始测定值相比不低于10每半年分析5水分1），mg/l330-500220110及以下101520152535每半年分析6界面张力（25）,mN/m3519每年分析7介质损耗因数（90）5003300.0070.0100.0200.040每年分析8击穿电压2），KV50033066-22035及以下6050403550453530每半年分析或必要时9体积电阻率（90）m50033061010110105109每半年分析10油中含气量，%（体积分数）330-50013每半年分析11油泥与沉淀物，%（质量分数）0.02（以下可忽略不计）/12油中溶解气体组分含量色谱分析按DL/T5961996中第6、7、9章见附录A（标准的附录）220kV及以上每月分析取样油温为40-60。DL/T429.9方法是采用平板电极；GB/T507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，其影响情况见附录B（提示的附录）。其质量指标为平板电极测定值。5.7.2 发现闪点下降时，应分析油气组成，查明原因。5.7.3 当主要变压器油的pH值接近4.4或颜色骤然变深时，应加强监督，当某个项目已接近指标或不合格时，应立即采取措施。5.7.4 在电气设备上取样时，应由电气有关人员进行操作，化验人员在场并提出要求。5.7.5 运行设备中，绝缘油气相色谱检查周期见下表设备名称周期要求说明变压器、电抗器1） 220kV及以上所有变压器、容量120MVA及以上的以电厂主变压器和330kV及以上的电抗器在投运后的4、10、30天（500kV设备还应在投运后1天增加一次）2）运行中a)220kV变压器为3个月；b）120MVA及以上发电厂主变为6个月；c）其余8MVA及以上的变压器为1年；d）8MVA以下的油浸式变压器自行规定3）大修后4）必要时1）运行设备的油中H2与烃类气体含量超过下列任何一值时应引起注意总烃含量大于150LLH2含量大于 150LLC2H2含量大于 5LL 2）烃类气体总和的产气速率大于0.25mL/h（开放式）和0.5mL/h（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、C2H6、C2H4和C2H2四种气体2）溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析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，不应含有C2H25）测试周期中1）项的规定适用于大修后的变压器电流互感器1）投运前2）66kV及以上13年3）大修后4）必要时油中溶解气体组分含量超过下列任一值时应引起注意：总烃100LL；H2 150LL；C2H2 2LL（110kV及以下）、1LL（220500kV）1）新投运互感器或套管的油中不应含有C2H22）全密封互感器按制造厂要求（如果有）进行电压互感器1）投运前2）66kV及以上13年3）大修后4）必要时油中溶解气体组分含量超过下列任一值时应引起注意：总烃100LL；H2 150LL；C2H2 2LL套管1）投运前2）110kV及以上13年3）大修后4）必要时油中溶解气体组分含量超过下列任一值时应引起注意： H2 500LL；CH4 100LL；C2H2 2LL（110kV及以下）、1LL（220500kV）5.7.6分析变压器油中的溶解气体，判断充油电气设备内部故障均按现行标准执行。5.8 抗燃油监督与管理5.8.1 新抗燃油的监督按照DLT57195电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则执行；为确保调速系统不卡涩，要求油中颗粒度执行NAS标准，并且应7级。若不合格，应立即连续滤油，确保油质合格;5.8.1.1 新油注入设备后试验程序如下：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，才能停止冲洗过滤，取样进行全分析，结果应符合用油质量标准。5.8.1.2 系统冲洗完毕，机组启动运行24h后，从设备中取两份油样，一份做全分析，一份保存备查。5.8.2 运行中抗燃油的监督对运行中抗燃油，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。5.8.2.1 运行人员监测项目-监测抗燃油的外观和颜色变化。-记录油温，油箱的油位高度及补油量。-记录旁路再生装置精密过滤器的压差变化，更换滤芯。5.8.2.2 试验室试验项目及周期见下表-机组正常运行情况下，试验室项目及周期见下表，每年至少一次由经过认可的试验室进行油质全分析。-如果油质异常，应缩短试验周期，并取样进行全分析。运行中抗燃油检测周期检测周期检测项目每周一次外状每月一次水分、颗粒度、酸值每季一次运动粘度、闪点、体积电阻率每半年一次密度、凝点、泡沫特性备注机组检修后启动之前应做上述分析运行中抗燃油油质异常原因及处理措施项 目异常极限值异 常 原 因处 理 措 施高压油外观混浊a被其它液体污染b老化程度加深c油温升高，局部过热1更换旁路吸附再生滤芯或吸附剂2调节冷油器阀门，控制油温3考虑换油颜色迅速加深密度20 g/cm34闪点 240自燃点 0.20a运行油温度升高,导致老化b油中混入水分使油水解1调节冷油器阀门控制油温,2更换吸附再生滤芯或吸附剂,每隔48小时取样分析,直至正常3检查冷油器等是否有泄漏水分 %(m/m)0.1氯含量 %/(m/m)0.010a含氯杂质污染b强极性物质污染1检查系统密封材料等是否损坏2更换吸附再生滤芯或吸附剂,每隔48小时取样分析,直至正常电阻率20 .cm3a被机械杂质污染b精密过滤器失效1检查精密过滤器是否破损、失效,必要时更换滤芯2检查油箱密封及系统部件是否有腐蚀、磨损3消除污染源,进行旁路过滤,直至合格.泡沫特性24（ml）200a油老化或被污染b添加剂不合适1查明原因.,消除污染源2更换旁路吸附再生滤芯或吸附剂，进行处理5.8.3 运行中抗燃油的维护5.8.3.1 抗燃油系统运行温度运行油温过高，会加速抗燃油老化，因此必须防止油系统局部过热。当系统油温度超过正常温度时，应查明原因，同时调节冷油器阀门，控制油温。5.8.3.2 油系统检修对油系统检修，除应严格保证检修质量外，还应注意以下问题：-不能用含氯量大于1mg/L的溶剂清洗系统。-按照制造厂规定的材料更换密封衬垫。5.8.3.3 添加剂运行抗燃油中需加添加剂时，应做相应的试验，以保证添加效果，添加剂不合适，会影响油品的理化性能，甚至造成油质劣化。5.8.3.4 补油a）运行中系统需要补加抗燃油时，应补加经检验合格的相同牌号的抗燃油（最好是同一个厂家生产的）。对不同牌号的油品，补油前应按照DL429.6方法进行混油试验，油样的配比应与实际使用的比例相同，试验合格后方可补入。b）严禁抗燃油与矿物油混合使用。5.8.4 运行中抗燃油的防劣措施-为了延长抗燃油的使用寿命，对运行中的抗燃油必须进行精密过滤以及旁路再生。系统中的精密过滤器的过滤精度应在3m以上，以除去运行中由于磨损等原因产生的机械杂质，保证运行油的清洁度。-对油系统进行定期检查，如发现精密过滤器压差异常，说明滤芯堵塞或破损，应及时查明原因。-在旁路再生装置投运期间，应定期从其进出口取样分析，判断吸附剂是否失效，以便及时更换再生滤芯及吸附剂。一般情况下，半年更换一次。如发现进出口压差增大，应查明原因，采取处理措施。5.9 SF6气体监督5.9.1 取样一般情况下，SF6是以气体状态存在的，样品应从设备内部直接抽取，不应通过设备内部的过滤器抽取。5.9.2 设备中六氟化硫气体的安全管理8.9.2.1 新气的质量监督在电气设备充气前必须确认六氟化硫气体质量合格，具有气体出厂合格证，如不具备合格证，在电气设备充气前必须进行抽样复检，确认质量合格后方可进行充装。5.9.2.2 运行中六氟化硫气体质量监督与管理-设备运行中如发现表压下降，补气报警时应分析原因，必要时对设备进行全面检漏，并进行有效处理，若发现有漏气点应立即处理。-六氟化硫气体中湿度是影响设备安全运行的关键指标，若发现湿度超出标准，应使用气体回收装置进行干燥、净化处理。-六氟化硫电气设备中加入吸附剂的量，可取气体充入重量的1/10。5.9.3 检测周期5.9.3.1 湿度检测126550KV新设备投入运行后36个月测量一次，如无异常，以后可每12年测量一次。40.572.5KV设备，投入运行后，一年复检一次，若无异常，以后可23年测量一次。5.9.3.2 漏气检测按GB1102389中第4章操作。5.9.3.3 吸附剂的更换六氟化硫设备大修或解体时，应更换吸附剂。六氟化硫新气在用户存放时间超过半年者，使用前应进行湿度测量，质量应符合新气质量标准。5.10 燃油的监督与管理 做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。6 氢气监督6.1 氢冷发电机组氢气质量应按DL/T 651-1998氢冷发电机氢气湿度的技术要求有关规定进行监测。6.2 氢气湿度的标准及监督6.2.1 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下表查得；允许湿度的低限为露点温度td =25。发电机内最低温度510发电机在运行氢压下的氢气运行湿度高限（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。发电机内最低温度值与允许氢气湿度高限值的关系6.2.2 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：露点温度td 50。已建电厂：露点温度td25。6.2.3 对氢气湿度计应进行定期校准，随时保证氢气湿度计的测量准确性。6.3 气体分析项目及控制标准取 样 点项 目标 准间隔时间备 注供氢站H2纯度99.7%8小时每值化验一次供氢站O2纯度99.5%供氢站H2湿度5g/m38小时每值测量一次充N2排气处O2含量3%系统置换时测定发电机H2纯度96%8小时每值化验一次发电机H2湿度4g/m38小时每值化验一次发电机露点湿度-5-258小时每值化验一次发电机顶部CO2含量95%CO2置换H2时测定发电机底部H2含量96%H2 置换CO2时测定发电机顶部CO2含量85%CO2置换空气时测定发电机底部CO2含量10%空气置换CO2时测定烧焊处附近H2含量3%烧焊处10米以内二氧化碳瓶CO2纯度95%置换用氮气瓶N2纯度95%置换用6.4 加强对氢站、发电机内氢气纯度的监督，当发现运行中发电机内氢纯度降低时应及时报警，及时更换发电机内氢气，协助相关专业分析纯度降低的原因。6.5 运行人员应根据值长调度命令，及时完成发电机的气体置换工作。发电机充氢和退氢必须通过中间介质置换。6.6 运行中定期监测发电机氢压大小，积极配合做好发电机的补氢工作。当出现补氢量增加时应及时通知发电部、值长，并积极查找漏点，明确责任单位，配合检修部做好泄漏设备的检修工作。应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1%时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3%时报警，在12小时内缺陷未能消除或含氢量升至20%时，应停机处理。6.7 每月3日前上报上月的氢气监督月（年）报表、氢气监督合格率月报表、氢气不正常记录月报表。6.8 按规定配备在线监测仪表，加强在线检漏装置的配备与维护；做好发电机在线纯度分析仪表、温度表、压力表等的定期校验工作。 7 化学仪表监督7.1 火力发电厂的化学仪表主要为在线分析仪表和实验室分析表计，其配制及检验规定应严格按照DLT677-1999火力发电厂在线工业化学仪表检验规程和DLT913-2005火电厂水质分析仪器质量验收导则有关规定进行。7.2 火力发电厂的在线化学分析仪表包括水汽、脱硫、废水等系统的在线表计，主要有电导率表、酸度计、硅表、钠表、溶氧表等。其检验周期规定如下：序号表计名称检验周期备注1电导率表整机配套基本误差检验1次/2周二次仪表误差检验1次/6月2酸度计整机配套基本误差检验1次/2周二次仪表误差检验1次/6月3硅表整机配套基本误差检验1次/月二次仪表误差检验1次/6月4钠表整机配套基本误差检验1次/月二次仪表误差检验1次/6月5溶氧表整机配套基本误差检验1次/2周二次仪表误差检验1次/6月7.3 火力发电厂在线分析仪表和实验室分析表计应建立设备台帐，详细做好仪表的维修、检验情况记录。7.4 每月对在线表计的投入率、合格率进行统计，要求投入率达100%，合格率达100%。每年应对表计的准确性进行校验。7.5 实验室分析表计要确保其准确性，定期按照要求委托有资质单位进行校验。8技术管理81 具备并贯彻执行下列有关制度：811 化学监督制度及实施细则。配备单位和部门：安全技术部、发电运行部。812 岗位责任制。配备单位和部门：发电运行部。813 化学水处理运行规程，检修工艺规程（含仪表检修规程）和检修工艺卡。配备单位和部门：安全技术部、发电运行部、检修部。814 运行设备巡回检查制度。配备单位和部门：发电运行部。815 生产异常管理制度。配备单位和部门：安全技术部、检修部、发电运行部。816 停、备用热力设备防锈蚀保护制度。配备单位和部门：发电运行部、检修部。考核部门：安全技术部。817 安全工作规程。配备单位和部门：安全技术部、检修部、发电运行部。818 热力设备检修检查制度；配备单位和部门：安全技术部、检修部、发电运行部。819 化学药品管理制度。配备单位和部门：发电运行部。8110 化学仪器仪表管理制度。配备单位和部门：检修部。8111 油务管理制度。配备单位和部门：发电运行部、检修部。8112 防止油劣化和油再生规程。配备单位和部门：检修部、发电运行部。8113 垢、水、汽、油、燃料、气体、化学药品的取样与化验规程（方法）。配备单位和部门：发电运行部。8114 培训制度。配备单位和部门：人力资源部、检修部、发电运行部、安全监察部、安全技术部。82 根据设备系统的实际情况，备有与化学监督有关的下列表图：821 全厂水、汽系统图（包括取样点、测点、加药点、排污系统等）；822 化学水处理设备系统图和电源系统图；823 循环冷却水处理系统图；824 发电机内冷水系统图和氢冷系统图；825 给水和炉水加药系统图；826 汽轮机油系统图；827 变压器和主要开关的地点、容量、电压、油量、油种等图表；828 燃料及灰取样点布置图。829下列部门应配置和存档以上图表：安全技术部、检修部、发电运行部。83 建立和健全下列技术资料；831 各种运行记录；832 水、汽、油、燃料、灰、垢、化学药品和