化学技术监督管理标准

1、化学技术监督管理标准2作者:日期:3 / 201、主题内容和适用范围 1.1 本标准规定了我厂化学技术监督的管理职能、管理内容和要求、管理标准、引用范围。1.2 本标准适用于我厂化学技术监督管理工作。2 规范性引用文件DL/T 246 2006 化学监督导则GB/12145 2008 GB/T 12145 2008 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量DL/T 889 2004 电力基本建设热力设备化学监督导则DL/T 677 2009 发电厂在线化学仪表检验规程DL/T 794-2001 火力发电厂锅炉化学清洗导则DL/T 956-2005 火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则DL/T 65

2、1-98 氢冷发电机氢气湿度的技术要求DL/T 801-2002 大型发电机内冷却水水质及系统技术要求DL/T1039-2007 发电机内冷水处理导则DL/T 889-2004 电力基本建设热力设备化学监督导则DL/T 1115-2009 火力发电厂机组大修化学检查导则GB/T 2536-90 变压器油GB/T 7595-2008 运行中变压器油质量标准GB/T 7596-2008 电厂用运行中汽轮机油质量标准GB/T 11120-89 L TSA 汽轮机油GB/T 14541-2005 电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则GB/T 14542-2005 运行中变压器油维护管理导则DL/T 5

3、71-2007 电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则GB/T 7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T 18666-2002 商品煤质量抽查和验收方法GB/T 475-96 商品煤样采取方法3、管理内容：3.1 机组在基建阶段和试运行过程中的化学技术监督3.1.1 机组在基建阶段的化学技术监督应严格执行电力建设施工验收规范（火力发电厂化学篇）4 / 20和电力基本建设热力设备化学技术监督导则（SDJJSO3-88）。5 / 203.1.2 热力设备启动试运前，应尽量缩短锅炉水压试验至化学清洗的间隔时间，锅炉化学清洗完毕 至点火不得超过 20 天，化学清洗后一周之内必须采

4、取保养措施。锅炉点火吹管至机组投产的工期 一般不得超过三个月，并认真做好停用期间的防腐保护。3.1.3 严格执行机组启动时的水、汽质量标准，必要时应采取限负荷、降压等措施。蒸汽质量不合 格时不准带负荷。3.1.4 为保证油系统的清洁，输油管道优先采用不锈钢材质；油系统焊接采用氩弧焊打底；油系统 采用酸洗、钝化、干燥等步骤清扫。3.1.5 油系统尽量提前充油，以便有充分的时间进行过滤、冲洗，油质不合格不允许机组启动。3.2 启动阶段的化学技术监督3.2.1 系统打压、机组启动必须用加氨除盐水冲洗，启动前做好加药的准备工作。3.2.2 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

5、流量在50070OmL/min及温度在 30C以下。3.3.3 机组启动时，严格按照机组启动程序执行，水质不合格能转入下一程序。并汽8 小时，水汽质量应达到正常标准。3.3.4 机组并网后应及时投运化学在线仪表。3.2.4 为减少除盐水损失，一级凝结水符合回收标准，即应投入精处理混床。3.2.5 发现炉水浑浊、硅、铁超标时，应加强炉水的排污，必要时采取限负荷、降压、整炉换水等 措施，直至炉水澄清，水质合格。3.2.6 大小修后机组启动过程中，化学运行专工应在现场加强监测，监测试验及启动工况及时整理技术归档及上报。3.2.7 各种疏水质量符合回收标准时，应及时回收。不合格的疏水应查明原因尽快处理

6、回收。3.2.8 机组检修启动前汽轮机油、绝缘油和抗燃油的油质必须合格，油质不合格不允许启动。3.3 运行阶段的化学技术监督3.3.1 机组正常运行时，化学仪表应投入运行，运行两小时抄表一次，发现异常及时通知仪表维护 人员处理，并进行手工比对直至正常。3.3.2运行中水质异常或对分析数据有疑异时，要增加分析项目和缩短分析间隔时间，直到水汽 指标合格。3.3.3运行中应定期冲洗取样器，当进行铜、铁查定时按规定冲洗取样器取样。6 / 203.3.4 水汽质量劣化时的处理7 / 203.341 运行中应严格控制热力设备水汽质量标准，超过标准时应立即加强监视，分析原因，采用 有效措施，尽快恢复正常。3

7、.342 当水汽质量劣化时，应迅速检查取样的代表性、化验结果的准确性，并综合分析系统中水、 汽质量的变化，确认判断无误后，按下列三级处理原则执行：一级处理一有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h 内恢复至相应的标准值。二级处理一肯定有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在24h 内恢复至相应的标准值。三级处理一正在发生快速腐蚀、结垢、积盐，如果4h 内水质不好转，应停炉。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3.3.4.3“三级处理”时的水质异常值范围：一级处理：凝结水电导率氢电导（25C）0.30 卩 s/cm，或含钠量10 卩 g/L

8、）;给水 pH 值9.4 或 9.1，电导率 0.15 卩 s/cm （氢导 25C）。二级处理：给水电导率0.20 卩 s/cm （氢导 25C）;三级处理：给水电导率0.30 卩 s/cm （氢导 25C）；给水 pH 值7.0。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3.3.4.4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，同时加强一级凝结水、给水的监督。若继续泄漏，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。3.3.5 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

9、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1.5%。3.3.6 机组正常运行时，各种水处理药剂必须按要求均匀地加入系统，不得采用瞬间（间断）大剂 量的方式加入。根据炉水、循环水水质情况进行排污。3.1.7 对原水水质进行监督，发现异常，应及时采取应急措施，提高预处理设备处理能力，以保证 预处理水质。3.3.8 机组正常运行补水要均衡，以免制水流量调整幅度过大造成出水水质劣化。3.3.9做好水的预处理及循环水处理，根据不同情况及处理方式，控制好循环水的各项指标（包括浓缩倍率和 Cl-含量），循环水流速应1.0m/s ;各种排水水质要符合环保要求。3.3.10 对化学中和废水进行连续监

10、督，保证中和池排水水质PH 值 69。对生活污水和工业废水按8 / 20照规定定期进行化验，并做好有关报表台帐记录。3.3.11 加强凝汽器铜管防腐、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9 / 20科学试验选择既能防腐又能防垢的缓蚀阻垢剂和工况处理工作。3312 在线化学仪表严格按照火力发电厂在线工业化学仪表检验规程（DL/T 677 2009）执行,对在线化学仪表进行定期校验和维护，建立在线仪表的校验台帐，提高水汽质量监督的可靠性、及 时性和连续性。3.3.13 运行值班人员应认真填写表单和运行日志，并保持其原始状态，如果有误只能划改，不能涂改。3.1.14当发生下列情

11、况之一时，应重新进行全面或部分调整试验：3.1.14.1改变锅炉内部装置或改变锅炉循环系统后；3.1.14.2给水质量有较大改进或改变锅内处理方式后；3.1.14.3发现过热器或汽轮机有盐垢时；3.1.14.4水处理设备投产后或设备改进、原水水质有较大改进时，应进行调整试验。3.5 热力设备检修的化学技术监督3.5.1热力设备检修前，设备管理部化学监督专责人和发电部化学监督专工按照中华人民共和国电力行业标准 火力发电厂机组大修化学检查导则提出与水汽质量有关的检查项目和要求，发电部化学试验人员会同机、炉检修人员在设备检修解体后，按照火力发电厂机组大修化学检查导则对热力设备内部进行详细拍照、检查、

12、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。3.5.2 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、隔板及凝汽器铜的结垢、腐蚀情况，并进行割管垢量测定。对凝汽器、工业水冷却器等管板防腐层进行检查，根据检查结果，提出合理建议。3.5.3 参照 DL/T794-2001火力发电厂锅炉化学清洗导则中规定，根据垢量或运行年限确定锅炉清洗方案。当水冷壁垢量达到下列数值（向火侧180C，洗垢法测定）时，应安排化学清洗；对结垢、腐蚀严重的锅炉应立即安排化学清洗，在机组大修前一年拟定锅炉化学清洗方案与

13、措施。进行清洗时做好监督，洗后做好总结。清洗废液的排放要符合环保的有关标准。锅炉化学清洗参照标准：参数垢 量（g/mm）时间（年）直流炉200-3005-1010 / 203.5.4 对化学水处理设备、各种水箱及排水沟道、中和池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理，若水箱、污水沟、中和池等的防腐层脱落，应采取补救措施。11 / 203.5.5当凝结器铜管更换时，根据部颁DL/T712-2000火力发电厂凝汽器管选材导则合理选材，安装前应检查管材质量。3.6 停、备用阶段的化学技术监督工作3.6.1 热力设备在停、备用期间，必须按 2005火力发电厂停（备）用热力设备

14、防腐蚀导则执行， 对锅炉进行防腐保护，建立停炉保护台帐，保护期间，定期监督。3.6.2 凡属冷备用、大小修、封存的锅炉应采用干法保护。采用湿法保养时，冬季应考虑防冻措施。3.6.3 热力系统的保护范围应包括：锅炉本体（汽、水侧）、再热器、过热器、凝结器、除氧器及水箱、高低压加热器、汽轮机本体。3.6.4#1、#2 机根据停机时间长短加入停炉保护剂SW ODM 停用 5 天以上加 10 桶，停用 10 天以上 15 桶，停用 20 天以上加 20 桶，机组大修停用时加 25 桶。3.6.5#3、#4 机中、短期（B/C）停机停机前调整给水 pH 值至 9.39.5。锅炉需要放水时， 在锅炉压力为

15、 1.0MPa1.6MPa,热炉放水， 打开锅炉受热所有疏放水门和空气门。锅炉不需要放水时，锅炉充满pH 值为 9.39.5 除盐水。大修停机：提前 1224 小时停止加氧。汽机跳闸后，建立分离器回凝汽器的循环回路，旁路精处 理设备，提高精处理出口加氨量，给水pH 值：9.49.5。停炉冷却，在锅炉压力为1.0MPa1.6MPa,热炉放水，打开锅炉受热面所有疏放水门和空气门。3.7氢气监督3.7.1严格执行 DL/T651 1998氢冷发电机氢气湿度的技术要求，进行氢气监督。3.7.2加强对氢站、发电机内氢气纯度和湿度的监督，使各项技术指标保持在合格范围内，确保 设备安全。发电机充氢和排氢必须

16、通过中间介质置换。氢站、发电机内氢气纯度和湿度的标准必须 达到 100%3.8油务监督3.8.1 准确、及时地对汽轮机油、变压器油（包括变压器、电抗器、互感器、套管油）、抗燃油、大型转动机械的润滑油、磨煤机的液压油、燃油等新油化验和运行油的正常监督和异常分析处理。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。3.8.2 新变压器油和汽轮机油按现行的GB2536-90变压器油、SH0040-91超高压变压器油和L-TSA 汽轮机油进行质量验收。新油验收：3.8.2.1 供油厂家出据具有权威机构的化验报告。3.8.2.2 新油到货后，物资部有关人员同化学化验人员

17、、供油厂家共同取样，送权威部门进行化验，12 / 20对新油进行监督分析，对国产新汽轮机油按GB2537 或 GB1120 验收，对从国外进口的汽轮机油则按有关国外标准或按 ISO 8068 的标准验收或按合同规定指标验收。达到检验指标（化验单位出据检 验报告），方可使用，否则全部退货。变压器油GB2536-1990 验收，二期抗燃油按捷克提供的标准进行验收。其他油质按照供货厂家提供的标准结合国家标准验收。3.823 新油注入设备后试验程序当油装入设备后进行系统冲洗时，应连续循环对系统内部件进行充分清洗，以除去在安装、管道除 绣过程中所遗留的污染物和固体杂质，直到取样分析各项指标与新油无差异，

18、检查清洁度达到要求 时，才能停止油系统的连续过滤循环。3.824 新油注入设备，经过 24h 循环后，从设备中两份油样，供检验和保存用。 试验项目：外观一一清洁、透明、无游离水。颜色一一符合新油指标粘度一一符合新油指标酸值符合新油指标闪点一一符合新油指标颗粒数量- 符合规定的指标3.8.3 电力用油的取样和检验按现行GB7597-87电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法和电力用油质量及试验方法标准汇编执行。3.8.4 加强电力用油在运行中的维护与管理，确保油质在良好状态下运行。变压器油按中华人民共和国国家标准 GB/T 7595 2008运行中变压器油质量、GB/T 14542 2005运行

19、中变压器油维护 管理导则执行；汽轮机油按中华人民共和国国家标准GB/T 7596 2008电厂运行中汽轮机油质量、GB/T 14541 2005电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则执行。3.8.5一期抗燃油的验收、运行监督及维护管理按照中华人民共和国国家标准GB/T 571 2007电厂用磷酸脂抗燃油运行与维护导则执行。二期抗燃油的验收、运行监督及维护管理按照电厂用有机聚酯类抗燃油质量标准（神头二电厂企业标准）执行。为确保调速系统不卡涩，要求油中颗粒度执行 NAS1638 分级6 级。若不合格，应检查更换抗燃油再生滤芯续， 确保油质合格。 3.8.6 汽轮机油质监督颗粒度要求wNAS1638 分

20、级 8 级（MOOGSAE749D 110KV设备投运前或大修后外观、水溶性酸（PH酸值、18 / 20110KV油量 60kg 以下每年至少一次三年至少一次三年一次，或换油酸值酸值酸值说明对不易取样或补充油的全密封式套管、互感器设备，根据情况自行 规定。3.8.11.3 气相色谱分析检测周期规定设备名称周期要求说明1）220KV 及以上所有变压1）运行设备的油中 H2 与烃1） 总烃包括：器、容量容量 1200MVA 及以类气体含量超过下列任CH4、 C2H6上主变压器和 330KV 及以上一值时应引起注意C2H4 和 C2H2的电抗器在投运后的 4、10、总烃含量大于 150 卩 L/L四

21、种气体。30 天（500KV 的设备还应在H2 含量大于 150 卩 L/L2） 溶解气体组投运后 1 天增加一次）C2H2 含量大 5 卩 L/L分含量有增2）运行中（500KV 变压器为 1 卩 L/L ）长趋势时，可a）330KV 及以上变压器和2）烃类气体总和的产气速结合产气速电抗器为 3 个月；率大于 0.25mL/h （开放率判断，必要b）220KV 变压器为 3 个月；式）和 0.5mL/h （密封时缩短周期变压器和c）120MVA 及以上发电厂式）,或相对产气速率大进行追踪分电抗器主变为 6 个月；于 10%/月则认为设备有析d）8MVA 以下油浸式变压异常。3） 烃含量低的器

22、自行规定；3）对 330KV 及以上电抗器，设备不宜采3）大修后当出现痕量（小于5 卩用相对产气4）必要时L/L ）乙炔时应引起注意速率进行判断4） 新投运的变压器应有投运前的测试数据，不应含有 C2H219 / 205）测试周期中 1）项的规定使用于大修后的变压器电流互感1）投运前油中溶解气体组分含量超过器2）66KV 及以上 1 3 年下列任一值时应引起注意：3）大修后总烃 100 卩 L/L ; H2 150 卩4）必要时L/L ; C2H2 2 卩 L/L (110KV及以下);1 1 L/L ( 220 500KV)1）新投运互感器或电压互感1）投运前油中溶解气体组分含量超过套管的油

23、中不含有器2）66KV 及以上 1 3 年下列任一值时应引起注意：C2H23）大修后总烃 100iL/L ; H2 15012）全密封互感器按4）必要时L/L;C2H2 2iL/L制造厂家要求（如套管1）投运前油中溶解气体组分含量超过果有）进行2）6KV 及以上 1 3 年下列任一值时应引起注意：3）大修后H2 500iL/L;CH4 10014）必要时L/L ; C2H24 L/L (110KV 及以下)；1iL/L( 220 500KV)3.8.11.4 抗燃油的常规检验周期和检验项目381141运行中抗燃油的常规检验周期和检验项目a）定期监测油的外观和颜色变化；b）定期记录油温、油箱的油

24、位高度及补油量；c）定期记录旁路再生装置精密过滤器的压差变化及滤芯或吸附剂的更换情况。3.8.11.4.2试验室试验项目及周期试验项目第一个月第二个月后电阻率、颜色、外观、水分、酸值每周一次每月一次颗粒度污染两周一次三个月一次闪点、倾点、密度、运动粘度、氯含量、泡沫特性、空气释放值四周一次20 / 20闪点、倾点、密度、运动粘度、氯含量、泡沫特性、空气 释放值、矿物油含量、自燃点六个月一次注：机组检修重启前应进行颗粒污染度和油质全分析测试，启动24h 后再次取样测定颗粒污染度；每次补油后应测定颗粒污染度、运动粘度、密度和闪点。 如果油质异常，应缩短试验周期，必要时取样进行全分析。3.8.11.

25、5 抗磨液压油油质分析周期项目检测周期检测项目每季一次粘度闪点外观水分颗粒度备注：检修后启动之前应做以上分析3.8.11.6 大型转动设备润滑油分析周期项目（给水泵、循环泵、增压风机等）检测周期检测项目每季一次运动粘度、闪点、外观、水分备注：机组检修后启动之前应做以上分析3.9 燃料监督3.9.1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执行行标DL/L567-95火力发电厂燃料试验方法及火力发电厂燃料试验方法。3.9.2对入厂煤应车车采样、批批化验各煤中的水分、工业分析、发热量；对新进煤源应进行全 分析、工业分析、元素分析、发热量、煤灰熔融性、

26、可磨性系数、煤的磨损指数、煤灰成分等分析； 每季应进行一次元素分析，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 的混合样进行一次煤、灰全分析，以充分掌握各矿的煤质特性及其它变化趋势，为今后选择煤源提 供依据。3.9.3为计算煤耗和掌握燃料特性，应投运入炉煤机械化采样装置，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；全水分测定以每班（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。3.9.4采样后的处理：对机械化采样，每班（值）定时取回样品，按 GB474-199

27、6煤样制备方法21 / 20进行制样（包括制出全水分样品），上午：& 00-8 : 30, 个混样。每班煤样做一个全水分，加权 计算。395 燃料监督使用的天平、热量计、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。每季标定一次量热仪热容量，用标煤做全部工业分析项目的对照试验，记录。每月做两次 飞灰含碳量对照试验，确定在先飞灰测碳仪的准确性。3.10 化学监督水试验的监督工作3.10.1 定期工作包括：水质全分析、系统查定、生活污水分析、药品配制、热力系统及循环水抽查 试验、水箱抽查试验和药品纯度分析等。3.10.2不定期工作包括：设备大修检查、大修割管管段处理、结垢分

28、析、锅炉清洗（包括小型试验）、 除氧器调整试验、水处理设备调整试验、有关防腐防垢试验、锅炉热化学试验、停炉保养化学技术监督、凝汽器找漏及铜管管材的检查等。3.10.3参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。3.10.4提出检修期间的化学检查报告。3.10.5建立化学检查的技术档案，并保存管样、垢样。3.10.6经常深入现场，了解热力设备和水处理设备的运行工况、汽水质量情况，发现问题及时向 有关人员反映，督促其尽快解决。3.10.7建立各种监督试验记录、档案、台帐及图表。3.10.8定期对标准曲线进行标定。3.10.9定期检查、更换运行监督用试验

29、药剂。3.10.10根据系统查定、运行抽查试验，每月写出水汽系统的情况分析，提交发电部化学专工。4、管理目标：坚持以“预防为主”的方针，实行全方位、全过程的管理。通过对水、汽、气（氢气、六氟化 硫等）油及燃料的质量监督，防止和减缓热力设备的腐蚀、结垢、积集沉积物盐及油气质量劣化， 及时发现变压器等充油（气）电气设备潜伏性故障，提高设备的安全性，延长使用寿命，提高机组 运行的经济性。4.1 水汽质量合格率全厂平均要求达到 98%单机单项要求达到 96%4.2 汽轮机油和抗燃油的油质合格率应达到98%油耗不大于 10%汽轮机油和抗燃油颗粒度达100%变压器油质合格率达 98%油耗不大于 1.0%。

30、22 / 204.3 在线化学仪表的配备率和投入率分别达到100%和 95%正常投入的仪表准确率达到100%4.4 入厂、入炉燃料质检率达100%4.5 化学补氢纯度和湿度合格率达100%机内氢气纯度和湿度合格率达100%。5、管理分工和职责权限：5.1 管理分工：化学技术监督工作，实行生产副厂长负责制。各级的化学技术监督工作，均在生产副厂长的领 导下具体组织实施，建立健全生产副厂长领导下的由各专业部门组成的化学技术监督网络。化学技术监督实行三级管理、逐级负责制。设备管理部设化学技术监督专责工程师，建立健全 监督网，在生产副厂长领导下统筹安排，协调做好汽机、锅炉、电气、化学、燃料、脱硫运行、热

31、 工等专业的责任分工，共同做好化学技术监督工作。技术上受上级主管监督的部门指导。5.2 职责权限：5.2.1 生产副厂长的职责：5.2.1.1领导化学监督工作，贯彻执行国家、行业、国网公司、中国大唐、大唐国际有关化学技术 监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等，组织制定本单位化学技术监督规章制度、实施细 则和技术措施。5.2.1.2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，并建立健 全设备技术档案，发现问题及时分析处理，重大问题如实上报，并按要求审批上报的化学技术监督 报表及计划总结等。5.2.1.3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，定期召开

32、（参加）化学监督 分析会议，检查、协调、考核落实化学监督工作。5.2.1.4 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。5.2.1.5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。5.2.1.6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 查与验收。5.2.2 化学技术监督专责工程师的职责5.2.2.1 协助生产副厂长做好各项工作，并向生产副厂长汇报。522.2 掌握全厂化学范围内设备的状况。贯彻执行上级及厂有关标准、规程及规定，根据电科院 提供的技术监督清及时更新化学监督

33、标准规程，监督有关人员严格执行。23 / 20522.3 组织有关部门做好发电设备在基建、启动、运行及停备用阶段的化学监督工作。522.4 负责机、炉大小修化学监督检查、诊断、分析、验收、调试、酸洗等监督工作。审核机组言大修化学技术监督检查、分析总结报告5.2.2.5 组织与化学监督有关的重大设备事故的缺陷调查，查明原因，采取措施，并上报有关单位。522.6负责组织化学专业冷、热态验收及重大改进项目和有关技术问题的技术专题分析，积极向 厂部提供合理化建议和新技术推广项目。522.7 对全厂的水、煤、油、氢气进行化学监督，对异常指标协助发电部采取措施尽快恢复正常。522.8 对化学监督计划、总结

34、、月报、季报、年报进行检查审核，并上报上级部门和电科院。522.9 对化学技术监督方案、各类措施进行编制、修订。5.2.2.10 组织召开化学技术监督会，对化学监督技术难题进行分析，制定解决方案。5.2.2.11对技术监控实行预警管理，实现技术监控体系正常运转，受监控设备安全、经济、环保运行。5.2.2.12 完成年度分管重大非标、技术改造项目、技措、反措、节能等项目。5.2.2.13 监督检查全厂化学监督技术标准的执行情况。5.3 发电部职责：5.3.1 组织实施机组运行、检修的化学监督工作，指挥运行中化学监督异常情况处理。5.3.2 认真贯彻执行厂部和上级的有关化学技术监督的各项规章、制度

35、、标准和要求，实施化学技 术监督及拟定有关的技术措施和本单位的实施细则和措施。5.3.3 采用可靠的检测手段，正确及时准确监督补给水、凝结水、给水、炉水、循环水、内冷水、生活污水、工业废水、超滤反渗透产水等的质量；及时反映设备、系统中水、汽、油、气、入炉煤 等质量状况；对监督指标超标情况，及时上报设备管理部，及时与有关部门联系处理，必要时向生 产副厂长汇报。5.3.4 按最新国标、行标、厂标的要求，做好汽轮机油、抗燃油、变压器油、燃料、脱硫石粉的入 厂检测和运行监督，掌握油品及燃料质量状况，发现异常及时处理并上报。5.3.5 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、参数和化学技术

36、监督指标；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。5.3.6 负责热力设备大小修化学监督检查及修后的质量验收工作，针对存在问题提出建议，上报设 备部和生产副厂长，并加以督促落实。24 / 205.3.7 负责化学仪表三率即配备率、投入率和准确率的统计。25 / 205.3.8 对新购的水处理药品、材料、油和气按技术标准严格进行验收，建立大宗药品分析台帐，及 时将药品数量、化验结果记录在药品分析台帐上。5.3.9 做好台帐日志的记录工作，月度、季度、年度化学监督报表的统计分析工作。5.3.10 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

37、合要求的劣质产品进入生产现场。5.3.11 参与新建、扩建和改建工程中与化学技术监督有关的设计审查及设备选型工作。5.3.12 根据汽水质量情况做好锅炉启动和运行中的排污、调整工作。5.4 锅炉专业职责5.4.1 负责锅炉化学取样管一次门前部分的维护检修工作。5.4.2 在锅炉检修中，锅炉检修专业应配合发电部化学试验人员做好化学监督检查取样工作。5.4.3 设备检修前，应按发电部对炉管取样及其他设备的检修要求，纳入检修计划。5.4.4 会同发电部、设备部拟定锅炉化学清洗方案与措施，并负责清洗设备及系统的安装和操作， 做好清洗设备和系统的日常维护工作。5.5 汽机专业职责5.5.1 负责除氧器运

38、行、维护、检修工作，保证其出水溶解氧合格。5.5.2 负责凝汽器系统运行、维护、检修工作，提高系统严密性，保证凝结水溶解氧合格，当凝汽 器铜管泄露时，及时进行查漏堵漏。5.5.3 负责循环冷却水的补水、排污和铜管胶球清洗工作，保证循环水质量合格和铜管表面清洁。5.5.4 负责汽水取样管一次门前部分的维护检修工作。5.5.5 配合发电部做好停(备)用设备的防腐工作。5.5.6 做好运行中汽轮机油、抗燃油的管理、净化和防劣等工作，油系统补油、换油时，必须征求 化学技术监督人员的意见。5.6 热控专业职责5.6.1 按照火力发电厂在线工业化学仪表检验规程(DL/T 677 2009)化学监督导则(D

39、L/T246 2006)要求，建立化学分析仪表校验台帐，按照维护校验要求及时记录台帐，统计仪表三率。5.6.2 负责化学仪表包括在线氢气纯度、湿度表、发电机内冷水处理装置仪表的维护校验检修工作，26 / 20保证在线化学仪表的配备率、投入率和准确率。5.6.3 定期检查仪表水样的流量压力是否在要求的范围之内，并及时调整。27 / 20564 定期对仪表的过滤装置进行清洗或更换。电极进行清理等。565 定期对仪表的外表及接线端子进行清灰。5.6.6 定期对仪表进行校验、检验。567 定期更换仪表的易损件和有使用期限的传感器等仪表元件。5.6.8 定期补充 pH 表和硅表所使用的药剂。569 负责设备台帐，技术档案，各种记录的整理和保管。5.6.9 对于氢气湿度等监测元件的校验委托有校验资质的单位进行校验，并做好验收记录。5.7 电气专业职责5.7.1 负责做好绝运行变压器油的管理、净化、防劣及发电机冷却水、氢气等工作。5.7.2 配合发电部做好油样的采集。5