技术监督资料化学版

1、化学技术监督管理办法（实施细则）第一章 总则第一条 根据与化学技术监督有关的国家标准，行业标准，厂家标准和“华能国际电力股份有限公司技术监督管理办法”，并结合公司的具体情况，特制订本实施细则。第二条 本标准依据中华人民共和国电力行业标准汇编、国家、华能集团有关标准制定。主要标准有：1、QHB-J-08.L08-2009中国华能集团公司化学监督技术标准2、DLT246-2006化学监督导则3、GB/T121452008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量4、DL/T5611995火力发电厂水汽化学监督导则5、DL/T7942001火力发电厂锅炉化学清洗导则6、DLT 957-2005火力发电厂凝汽

2、器化学清洗及成膜导则7、DLT_1115-2009火力发电厂机组大修化学检查导则8、SD202-1986火力发电厂垢和腐蚀产物分析方法9、DLT 956-2005火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则10、DL/T801-2002大型发电机内冷却水质及系统技术要求11、DLT 1039-2007 发电机内冷水处理导则12、DL/T805.12002火电厂汽水化学导则 第1部分：直流锅炉给水加氧处理13、DLT805.2-2004火电厂汽水化学导则-第2部分锅炉炉水磷酸盐处理导则14、DLT805.3-2004火电厂汽水化学监督导则-第3部分汽包锅炉炉水氢氧化钠处理15、DLT805.4-200

3、4火力发电厂汽水化学导则-第4部分锅炉给水处理16、DLT771-2001火电厂水处理用离子交换树脂选用导则17、DLT1029-2006水质分析仪器实验室质量管理导则18、DLT913-2005火电厂水质分析仪器质量验收导则19、GB_T_7597-2007电力用油取样方法20、GB 253690变压器油21、GB 11120-89 L-TSA汽轮机油22、GB/T 7595-2008 运行中变压器油质量标准23、GB/T 7596-2008 电厂用运行中汽轮机油质量标准24、DL/T 705-1999 运行中氢冷发电机用密封油质量标准25、GB 12022-89 工业六氟化硫26、GB/T

4、 8905-1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则27、GB/T 14541-2005 电厂用运行中汽轮机用矿物油维护管理导则28、GB/T 14542-93 运行中变压器油维护管理导则29、DLT571-2007电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则30、DLT941-2005运行中变压器用六氟化硫质量标准31、DL/T 595-1996 六氟化硫电气设备气体监督细则32、L/T 639-1997 六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则33、 GBT7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则34、 GBT18666-2002商品煤质量抽查和验收方法35、DL/T 606.

5、2-1996火力发电厂燃料平衡导则36、DL/T 520-2007火力发电厂入厂煤检测试验室技术导则37、GB 483-2007 煤质分析试验方法一般规定38、GB 474-2008煤样的制备方法39、GB/T 213-2008 煤的发热量测定方法40、GB/T 212-2008煤的工业分析方法41、GB/T211-2007煤中全水分的测定方法42、GB/T 214-2007煤中全硫的测定方法43、GB/T 219-2008煤灰熔融性的测定方法44、DL/T567.6-95飞灰和炉渣可燃物测定方法45、GB63189化学试剂 氨水46、DL 424-91火电厂用工业硫酸试验方法47、GB209

6、2006工业用氢氧化钠48、GB3202006工业用合成盐酸49、DL/T806 阻垢剂第三条 化学监督的主要任务是：加强对水、汽、油、氢、煤、六氟化硫及灰渣的质量监督，防止和减缓热力设备的腐蚀、结垢、积盐以及油、六氟化硫等工质劣化，及时发现变压器等充油设备六氟化硫介质设备潜伏性故障。坚持以预防为主的方针。不断提高设备健康水平和化学监督质量，从而达到安全、经济运行。第四条 化学监督工作是一项综合性管理工作，涉及多个专业，策划部代表生产厂长及总工程师负责领导化学监督工作。化学专业是执行本规定的监督机构，同时也是执行机构。锅炉、汽机、电气、燃料、材料等专业都应执行本管理制定的有关条文规定。第五条

7、化学监督工作的性质是：坚持以科学试验、调查研究为基础，实行专业管理与群众管理相结合。化学监督要贯穿于电厂的设计、安装、调试、运行、维护，事故分析、电力生产的全过程，不断提高各环节的监督水平，确保安全生产。第六条 化学监督坚持以预防为主，各专业要密切配合、协作，及时发现和消除由于化学方面的问题引起的隐患，防止事故发生。第二章 监督机构与职责第七条 总工程师职责：总工程师是全厂化学监督工作的最高领导，其职责是：1、组织贯彻上级有关化学监督的指标和规定，审批化学监督的规章制度，经常听取化学监督报告，掌握本厂化学监督工作情况定期召开化学监督网会议和监督工作分析会，研究、布置、检查、协调、落实本厂化学监

8、督工作，解决化学监督工作中存在的关键问题。2、负责组织研究有关化学监督工作的重大故障及重大设备缺陷，查明原因，采取对策，及时消除。及时组织呈报上级有关部门。3、组织和协调本厂有关专业、科室，督促作好设备调试及化学清洗工作。做好设备防腐、防垢、防油质劣化、降低补给水率、降低油耗，加强氢气纯度、湿度及燃料的质量监督工作。第八条 策划部的职责：1、贯彻上级有关要求，协调督促本厂的化学监督工作。2、参加制定本厂的化学监督工作计划，审批年度的化学监督工作总结。3、审核月度化学监督月报表，发现问题及时向有关部门反映，协助解决化学监督工作中的技术问题和较大的化学监督方面技术改造项目的研究，制定化学专业的反事

9、故措施。4、参加本厂化学监督工作会议和化学有关事故分析会，并参与防止因化学监督原因而发生的运行事故的研究。5、协助本厂有关部门解决化学监督工作中的技术问题。第九条 化学试验班职责：1、通过热力系统、锅炉补给水系统、凝结水精处理系统、发电机内冷水系统、循环水系统及循环水脱盐系统的查定分析、调整试验，并根据上级有关化学监督的各项指标和规定，制定我厂的各项化学监督指标。2、通过对热力系统、化学除盐系统、循环水系统的查定及时发现设备存在的腐蚀、结垢问题，提出改进措施。3、通过对进厂新油和运行中的汽轮机及变压器油等油质检验与监督，及时发现问题，并反馈给有关部门采取措施。4、通过对入厂煤、入炉煤的化学监督

10、，及时提出报告，为燃料供应、锅炉燃烧提供正确、可靠的数据。5、每月提出水、煤、油质量及分析报告。6、参加主要热力设备的大、小修的化学检查及验收工作。并做好启动时的油质监督工作，协助有关部门做好防止油质劣化工作。7、负责机组大修中热力设备的化学清洗工艺设计与实施。8、对停备用设备提出保养措施并及时进行监督。9、负责对进厂的化学药品（如盐酸、液碱、氨水等）的质量验收。10、负责配制运行部化学岗位的试验用药。保证药品充足及药品质量。第十条 运行部职责：1、运行部化学专业要认真执行上级有关化学监督的各项规定及指标。对各种水、汽、气按时取样化验，监督表计。保证数据真实可靠。做好补给水、凝结水、给水、循环

11、水、内冷水的化学处理工作，保证供给数量足够、质量合格的除盐水及氢气。2、做好凝结泵、给水泵轴封调整工作。使凝结水、给水溶解氧在合格范围内。3、做好汽轮机汽封调整工作，防止汽封漏水，造成汽轮机油含水。4、做好凝结器铜管的查漏堵漏工作，保证凝结水水质。5、做好循环水的排放和补充。做到既保证K值又节约用水。6、发现水、汽、气、油质劣化，运行有关专业要分析，及时找出原因，制定相应的对策。7、运行设备各排水点，必须做到达标排放。发现排放水质超标，应查明原因并采取措施。8、运行部负责运转设备化学监督油质取样工作。第十一条 检修部的职责：1、负责化学运行设备的维护、检修工作。使其经常处于完好状态。结合运行中

12、发现的问题不断改进水处理设备，降低水处理成本。2、做好化学仪表的维护、检修工作，提高仪表准确率及投入率。3、热力设备大、小修时检修人员应会同化学人员共同检查设备内部情况。水、汽、油系统解体后要先经过化学人员检查后方可进行检修。化学监督人员参加主要设备大修后的验收工作及设备定级工作。4、负责锅炉化学清洗、凝结器铜管造膜、化学设备检修、工艺改进及安装工作。5、负责汽轮机油、抗燃油、变压器油的管理、维护和过滤工作，发现油质问题应及时分析，判断原因，予以消除。第十二条 燃料部职责：1、 对入厂煤应按国标及相关的要求进行采制样，煤样应具有代表性。2、 对入炉煤采用机械化采、制样，煤样应具有代表性。3、

13、做好入厂煤、入炉煤机械化采、制样装置的运行、检修维护工作。第三章 监督范围与内容第十四条 水汽监督的主要任务是减缓和防止热力设备腐蚀、结垢和积集沉积物，提高设备运行的安全经济性，延长使用寿命，其监督范围如下： （一） 我厂水汽质量标准及检测项目应按GB/T121452008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量、DL/T5612006火力发电厂水汽化学监督导则和有关设备制造厂的有关规定执行，水汽质量标准是机组可保持长期可靠运行的控制极限值，应建立水汽质量期望值的考核标准；（二） 超高压及以上参数机组，要实现连续监测水汽品质，应配置PH、钠、电导率、溶氧、二氧化硅等五种在线仪表，化验室应配置精度等级

14、高于在线仪表的实验室仪表，以便定期校验化学在线仪表的准确度；（三） 在线化学仪表正常投运，每周测定给水的铜、铁，每月不少于4次；水质全分析每年不少于4次，运行中发现异常应增加测定项目及次数；（四） 对新投入运行的锅炉和除氧器应配合 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；（五） 水处理设备投产后或经设备改进及原水水质有较大变化时，均应进行调整试验，以确定最佳运行操作方式及经济药剂消耗量；（六） 应严格控制厂内汽水损失，不应大于额定蒸发量的1.5%，对汽包炉的排污率一般不得小于0.3%；（七） 机组启动时必须冲洗取样器，运行中应定期进行冲洗，按规定调节样品流量和样品温度；

15、（八） 当汽水质量劣化时，应严格按照国标规定的“三级处理”原则进行处理，用海水冷却的电厂，当凝结水含钠量大于400g/L时，必须紧急停炉；（九） 若水源水质突然变浑，应及时采取加强凝聚，澄清等处理措施，以保证进入除盐设备的水质，如果处理无效，水质不能得到保证时，应立即请示领导，采取紧急措施，以防止设备损坏；（十） 使用的反渗透装置，预处理系统出水的污染指数必须符合厂家标准，以免膜元件的污染；（十一） 对开式循环水系统，根据水质特点和处理方式，应严格控制循环水的各项指标，各种排水水质要符合环保要求；（十二） 加强凝汽器管的防腐防垢工作，做好胶球清洗系统的投运，要通过试验选择合适的阻垢缓蚀剂，根据

16、具体情况做好凝汽器水侧的停备用保护，要采取措施确保管材不发生停用腐蚀。（十三） 对疏水、生产返回水的质量加强监督，不合格时，不经处理不得直接进入系统；（十四） 加强对氢站、发电机氢纯度和湿度的监督，使之保持在合格范围内，确保设备安全；（十五） 热力设备检修中的化学监督工作；1. 大修前要编制化学监督检查大纲，提出检查项目和要求，如设备停用保护，化学清洗，锅炉受热面割管，凝汽器抽管等，通过检查，应查清设备隐患的性质、范围和程度，以便采取相应措施消除隐患。2. 做好两次大修间的运行分析，通过分析，指出存在的主要问题及重点检查部位，主要内容包括：汽机监视段压力、凝汽器端差及真空度、水冷系统阻力、流量

17、变化、设备启停次数，停用保护情况，保护率、合格率、主要水汽质量合格率，异常水质的情况，水汽损失率、排污率等，凝汽器及其它交换器管泄情况；3. 在化学监督检查前，不得清除设备内部沉积物，也不得进行检修工作；4. 热力设备检查部位，内部检查及评价标准，可按DL/T5612006火力发电厂水汽化学监督导则中相应的规定拟订；5. 锅炉化学清洗应根据锅炉受热面的垢量或锅炉的运行年限确定，清洗方案与措施可参照DL/T7942001火力发电厂锅炉化学清洗导则中的有关规定执行。凡300MW及以上机组的清洗方案与措施要报公司安全及生产部审批。清洗时做好监督，洗后做好总结，清洗后的废液排放要符合环保标准。如延长锅

18、炉清洗年限时，需向上级部门报批；6. 做好热力系统有关化学水处理部分及各类加药设备的大修检查验收及设备定级工作；7. 应在大修后一个月内提出完整的大修化学检查报告，书面上报电厂和公司安全及生产部。报告内容应包括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、垢成分分析、综合评价、存在的主要问题及解决措施和建议；8. 热力设备在停（备）用期间，必须防锈蚀保护，具体做法参照DLT 956-2005火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则。化学专业保护方案，并做好保护过程中的监督检测，退出保护时还要进行保护效果的检查评定，统计防锈蚀率，建立保护台帐。第十五条 燃料监督是确保锅炉安全经济燃烧、

19、核实煤价、计算煤耗的一项重要工作，各项试验应按照DL/L56795火力发电厂燃料试验方法和有关标准执行。煤质检验人员必须持有部级考核合格证方能上岗。具体要求如下：1、为计算煤耗和掌握燃料特性，入炉煤由燃料部负责每值取样，化验班每日将三值的煤样混合，每日综合测定入炉煤的灰分、水分、挥发分、全水分、含硫量和热值。每季综合入炉煤样进行元素分析，根据需要，进行燃煤灰熔点的测定。2、入厂煤由燃料部负责对每列车进行入厂煤的采制样工作，制样标准依据GB 475-2008商品煤样采取方法和GB 474-2008煤样的制备方法。并应按规定及时送到化验室进行化验，化验员应及时对入厂煤按国标或电力标准进行工业分析、

20、热量分析、灰融熔分析，并出具化验报告。3、配合热效率组对机组大修或小修的煤、灰、渣进行分析，并出具化验报告。4、每季对入厂煤按煤种混合的混合煤样进行元素分析。5、燃料化验监督使用的仪器如天平、温度计、热量计、热电偶及氧弹（使用1000次）等应定期校验，烘箱、马弗炉、含硫量、热量每月用动力煤标准进行一次精度和准确度的校正。第十六条 油务监督的主要任务是，对汽轮机油（包括抗燃油）的质量进行监督，防止因油质劣化而引起用油设备的腐蚀损坏、油泥沉积等，及时发现并督促有关部门消除用油设备隐患，防止事故发生；对变压器油（包括SF6）质量进行监督，防止油质劣化后而引起电气设备绝缘材料老化、受潮、碳化及油泥沉积

21、等，及时发现并督促有关部门消除设备隐患，防止事故发生；对点火油进行入厂化验及常规检查监督，为燃用油的安全、经济管理提供科学依据；对在装设备各种润滑油做常规检查监督，为运转设备安全经济运行提供保证。具体内容如下：1、变压器油按GB 253690变压器油进行质量验收；新汽轮机油GB1112089LTSA汽轮机油进行质量验收；运行中变压器油、汽轮机油的质量标准按按GB/T 7595-2000运行中变压器油质量标准和GB/T 7596-2008电厂运行中汽轮机油质量标准进行质量检验与监督。运行中的维护管理按GB/T145412005电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则和GB/T145422005运行中

22、变压器油维护管理导则执行。引进国外的变压器，汽轮机油（含抗燃油）可按合同或厂家说明等有关规定执行。油的检验项目和周期按有关规定执行。2、抗燃油应按DL/T5712007电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则执行，油中颗粒度执行NAS（NAS1638）标准，并应6级或按厂家规定执行；3、300MW及以上汽轮机油质量颗粒度不大于8级（NAS）或按厂家规定执行；4、分析变压器油中溶解气体，判断充油电气设备内部故障按DL/T 722-2000 变压器油中溶解气体和判断导则执行。第四章 技术管理第十七条 建立化学技术监督工作的考核奖励与责任追究制度，将化学技术监督指标划分为监控指标，监测指标和统计指标

23、，做到各部门分工明确、职责清楚、严格考核、合理奖惩。凡由于违反规程，自行降低指标标准或技术监督失职而造成严重后果的，要追究有关领导与当事者的责任。第十八条 考核指标的责任划分为：监控指标由化学专业部门负责，监测指标由设备所在部门负责，统计指标由使用或损耗部门负责。第十九条 考核项目的划分（一） 监控项目包括：1. 预处理出水；浊度；2. 补给水：电导率、二氧化硅；3. 凝结水处理出水：氢电导率、二氧化硅、铁；4. 给水（碱性处理）：PH、氢电导率、二氧化硅、铁；5. （联合处理）：加氧量、PH、氢电导率；6. 炉水：PH、铁、二氧化硅。（二） 监测项目包括：1. 给水：溶氧；2. 凝结水：溶氧

24、、氢电导率、硬度、钠；3. 主蒸汽：二氧化硅、钠。4. 入厂水处理化学药品包括盐酸、硫酸、氨水、氢氧化钠、聚合铝和阻垢剂的验收和检验。（三） 统计项目包括：1. 全厂汽轮机油质合格率；2. 全厂变压器油质合格率；3. 机械化采样装置投入率；4. 机组启动时水质不合格率（以机组并网8小时内的水质作为启动水质）；5. 热力设备停备用阶段防锈蚀率合格率；6. 凡应送检的仪器、仪表送检率。第二十条 建立异常情况时的化学技术监督制度，当水汽质量劣化、处理不力，使其恢复正常的时限超过三级处理时限要求的，应作为事故通报24小时内向股份公司安全及生产部报告。第二十一条 备有国家及行业有关化学技术监督的规程、制

25、度标准。第二十二条 建立健全基建与生产过程化学技术监督档案，做到完成连续与实际相符，并实现微机化管理，建立健全以下技术资料：（一） 各种运行记录；（二） 水、汽、油、燃料、灰、垢、化学药剂、氢气等的分析记录，水汽系统查定记录及有关试验报告；（三） 热力设备的停备用保护、检修检查记录及总结报告；（四） 热力设备和水处理调整试验及化学清洗方案与总结；（五） 水处理药品及材料的进厂化验报告；（六） 凝汽器管泄漏记录和处理结果；（七） 化学仪器仪表台帐及检验记录；（八） 化学监督月报、年报及总结；（九） 专业技术培训总结。第二十三条 各厂应根据设备系统的实际情况，备有与此技术监督有关的下列图表：（一）

26、 全厂水汽系统图（含取样点、测点、加药点、排污点）；（二） 化学水处理系统图及电源系统图；（三） 汽轮机油系统图；（四） 变压器和主要开关的安装地点、容量、油量、油种等图表；（五） 燃料及灰的取样点布置图。第二十四条 严格执行技术监督工作报告制度，定期以电子文本格式向股份公司安全及生产部报送报表和总结，具体要求如下：（一） 月度机组水汽质量合格率的报表在次月的10号前上报；（二） 机组检修期间的化学监督检查报告在检修结束后的一个月内上报，有条件的单位应附加有关检查照片；（三） 热力设备化学情况的总结和重大试验项目的总结要求在项目完成后的一个月内上报；（四） 年度总结和年度各类总结报表在次年1月

27、15日前上报。第五章 监督第二十五条 水汽、氢气质量监督 ：发电设备在安装、运行、检修及停、备用阶段的水汽质量和防腐监督及测试方法等，必须按照现行的有关标准及规章制度执行。所有排放液应符合排放标准。我厂化学汽水其控制标准如下：序号样品名称监督项目单位标准间隔时间1饱和蒸汽/过热蒸汽钠离子g/L52小时二氧化硅g/L202小时氢电导率(25)S/cm0.302小时铁g/L108小时铜g/L3两周2除氧器出水溶解氧g/L72小时3给水PH9.29.62小时溶解氧g/L74小时氢电导率(25)S/cm0.302小时铁g/L158小时二氧化硅g/L202小时联氨g/L308小时硬度mol/L04小时铜

28、g/L3两周TOCg/L200不定4炉水PH9.0-9.72小时氢电导率(25)S/cm1.52小时二氧化硅mg/L0.202小时氯离子mg/L0.5两周电导率S/cm202小时5凝结水电导率S/cm0.302小时溶解氧g/L804小时Nag/L52小时硬度mol/L0两周6精处理出水氢电导率(25)S/cm0.302小时钠g/L52小时二氧化硅g/L202小时铁g/L88小时铜g/L3两周7除盐补给水二氧化硅g/L202小时电导率S/cm0.42小时8疏水铁 g/L50液位高时硬度mol/L2.59汽轮机冲转前蒸汽品质钠g/L20随时二氧化硅g/L60铁 g/L50氢电导率(25)S/cm1

29、.0铜g/L1510锅炉启动时给水质量氢电导率(25)S/cm1.0随时铁 g/L75溶解氧g/L 30二氧化硅g/L80硬度mol/L5.011机组启动时凝结水回收标准外状无色透明随时铁 g/L1000二氧化硅g/L80铜g/L30硬度mol/L10.012开式循环水PH7.6-8.02小时浓缩倍率4总有机磷mg/L20-3.0一周13闭式循环水PH9.52小时电导率S/cm302小时14发电机内冷水PH7-92小时硬度mol/L28小时铜g/L40一周电导率S/cm22小时（一） 运行机组水汽质量控制指标： 我厂5、6机组给水采用加氧处理（OT），7、8机组给水采用氧化性全挥发处理（AVT

30、(O)）结合火电厂汽水化学导则 第1部分：直流锅炉给水加氧处理DL/T805.12002及相关实验情况制定本厂5-8机组水汽质量标准。1. 蒸汽质量标准：水样名称项 目单 位控 制 值期望值5、67、85、6 7、8蒸 汽钠ug/L5522二氧化硅ug/L20201010氢电导率(25)us/cm0.150.150.100.10铜ug/L3020铁ug/L1010552. 锅炉给水质量标准：水样名称项 目单 位控 制 值期望值5、67、85、6 7、8给水PH（25）8.5-9.08.8-9.1氢电导率(25)us/cm0.150.150.100.10溶解氧Ug/Kg30-15020-8030

31、-15020-80铁ug/L1015510钠ug/L5522二氧化硅ug/L15201010铜ug/L30203. 汽轮机凝结水质量标准：水样名称项 目单 位控 制 值期望值5、67、85、6 7、8凝结水氢电导率(25)us/cm0.30.30.150.15溶解氧Ug/Kg30-1006030-10060硬度ug/L0000钠ug/L101010104凝结水除盐后水质标准：水样名称项 目单 位控 制 值期望值5、67、85、6 7、8凝升水PH（25）8.5-9.08.8-9.1氢电导率(25)us/cm0.150.150.100.10钠ug/L5522二氧化硅ug/L15151010铁ug

32、/L5533铜ug/L30105.炉水质量标准（#7、#8）水样名称项 目单 位控 制 值期望值7、87、8炉水下降管氢电导率(25)us/cm1.51.3下降管溶解氧Ug/Kg105二氧化硅ug/L200120PH9.0-9.51.3补给水处理日常监督、控制项目及标准序号设备名称控制项目单位控制标准备注1沉淀池产水浊度NTU5.02过滤器进水余氯mg/L0. 5-1.0出水浊度NTU3.03自清洗过滤器进出水压差MPa0.054超滤出水浊度NTU0.4出水SDI154反洗进水余氯余氯mg/L10-155一级RO保安过滤器进出水压差MPa0.16一级反渗透进水浊度NTU0.4进水余氯mg/L0

33、.1进水氧化还原电位mV-150-+180进水SDI154系统脱盐率98系统回收率807二级RO保安过滤器进出水压差MPa0.18二级反渗透进水PH8.1-8.5理想值8.3系统脱盐率85系统回收率909EDI保安过滤器进出水压差MPa0.110EDI装置淡水进水压力MPa0.25-0.35淡水、浓水进水压力差MPa0.04-0.07淡水、浓水出水压力差MPa0.01-0.02正常工作电流A（DC）75左右正常工作电压V（DC）80左右淡水流量m3/h,85-100受温度影响较大浓水流量m3/h,7.5-11极水流量m3/h,1.5-2.5淡水产水电导率S/cm0.067淡水产水电阻率M15M

34、6.补给水质量标准：水样名称项 目单 位控 制 标 准锅 炉 补 给 水生水出口余氯Mg/L0.30.5澄清器出口浊度FTU10重力滤池出口浊度FTU3清水余氯Mg/L0.30.5细砂过滤器出口浊度FTU0.5出口SDI4出口PH5.56.5出口余氯Mg/L0.30.5活性炭出水CODugO2/L3反 渗 透入口SDI4入口浊度FTU0.5入口铁ug/L0.1入口PH5.56.5入口余氯Mg/L0入口CODugO2/L3出口脱盐率9597出口回收率75二级除盐水电导率Us/cm0.2二氧化硅Ug/L207.疏水和生产回水质量标准：名 称硬度，umol/L铁，ug/L油，mg/L标 准 值期 望

35、 值疏水5.02.550生产回水5.02.510018.热网补充水质量标准：溶氧，ug/L总硬度，umol/L悬浮物，mg/L1007000.30 钠g/L1010b.锅炉给水水质异常的处理值项 目标准值处理等级一级二级三级pHa(25C)无铜给水系统b9.29.60.150.200.30溶解氧，mg/L还原性全挥发处理7720C炉水水质异常值：锅炉汽包压力MPa处理方式pH(25C)标准值处理等级a一级二级三级12.6炉水固体碱化剂处理9.09.79.0或9.78.5或10.08.0或10.3（二） 氢气系统技术标准:1、制氢装置及发电机氢冷系统气体控制标准取 样 点项 目标 准间隔时间备

36、注制氢站H2纯度99.8%8小时每值化验一次制氢站O2纯度99.3%制氢干燥器出口露点-408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露点-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%置换用制氢室H2含量0.4%发电机H2含量2%10米以内1. 氢气系统标准取样点气体控制标准发电机下部CO2%O2%H2%湿度g/m3露点2.096425且85用H2排CO2发电机上部96用CO2排H2发电机上部95用空气排CO2发电机下部85用H2排CO2大罐底部99用CO2排H2大罐底部95用空气排CO2大罐底部5.44.2水分mg/L330-50