霍林河坑口发电厂化学监督实施细64

2021年第64号?坑口发电公司化学监督实施细那么?已经于2021年06月01日通过，现予发布，自发布之日起施行。总经理：2008年化学监督实施细那么控制表制度名称坑口发电公司化学监督实施细那么制度编号版本签发日期下次评估时间起草人部门审核分管领导审核签发人是否修订20212021.62021.6邓和高建民于永军刘凤友此次修订的主要内容解释部门坑口发电公司设备工程及维护部实施及完善执行人坑口发电公司设备工程及维护部、运行部检修工程维护部

坑口发电公司化学监督实施细那么1目的为加强对水、汽、油、气、燃料和灰等的质量监督，及时发现存在的问题并采取有效措施，防止和减缓热力设备在启动、运行及停运期间的腐蚀、结垢、积集沉积物及油质劣化，及时发现变压器、互感器、开关等电气设备潜伏性故障，防止事故的发生，提高设备的平安可靠性，延长设备使用寿命，结合本公司实际情况，制定本监督实施细那么。2适用范围本细那么适用于坑口发电有限责任公司化学监督管理工作。3职责3.1组织机构：坑口发电公司成立以生产副总经理为组长的化学监督领导小组，负责化学的监督领导工作。在设备工程及维护部设立办公室，负责日常技术监督管理工作。坑口发电公司建立化学监督三级网络：坑口发电公司总负责人：生产副总经理；设备工程及维护部负责人：经理、副经理、化学专业主管、化学点检员；运行部负责人：经理、副经理、值长、化学专业主管检修工程维护部负责人：经理、副经理、、化学专业主管。3.2领导小组职责：建立健全坑口发电公司化学监督网络。贯彻执行国家、集团公司、省网公司有关方针、政策、规程、标准，制订坑口发电公司化学监督实施细那么。审批坑口发电公司化学监督规划、方案。审批坑口发电公司化学监督有关制度和措施，审批化学监督总结及报表，定期主持召开化学监督网会议，协调化学监督工作存在的重大问题。组织化学专业人员的技术培训工作，尤其是必须持证上岗人员的培训、考核、取证工作。3.3设备工程及维护部职责：设备工程及维护部为化学监督归口管理部门，对化学监督工作进行规划、督察。在坑口发电公司化学监督领导小组的领导下，贯彻执行国家、部、集团公司有关化学监督的方针、政策、规程、标准和实施细那么。组织有关部门认真做好主要设备的调试和化学清洗工作；催促做好设备防腐、防垢；防止油质劣化，降低汽水损失，油耗及燃料的质量监督工作。主要设备大修时，组织好化学检查及检修后验收。组织调查研究与化学工作有关的重大设备事故和缺陷，查明原因，采取措施，并将处理情况上报领导小组。制订化学监督的月度、年度工作方案报化学监督领导小组审批。年终组织汇总化学监督工作总结，代表坑口发电公司与上级监督部门联系专业工作。对坑口发电公司有关化学监督的技术改造工程、工程建设工程进行技术监督。对运行部、检修工程维护部化学监督工作进行指导、监督、检查、考核。负责制定或审核与化学监督有关的各项实施方案及措施，编制化学监督总结及报表。制定坑口发电公司化学监督规章制度。3.4运行部、检修工程维护部各专业职责运行部值长的职责：值长领导和组织本值在运行中的化学监督工作，努力提高水、汽质量，降低水、汽、油、燃料的损耗。对化学监督方面的异常情况，如给水溶氧不合格时，水汽质量长时间超过标准时等，除及时组织处理，消除异常外，应报告化学监督专责人。运行部、检修工程维护部化学专业的职责：.1认真贯彻执行有关化学监督的各项规章制度和要求，负责制定与化学监督有关的各项制度及措施。负责总结和填报坑口发电公司化学监督工作总结及各种报表。.2负责水处理设备、凝结水精处理设备、汽水取样、炉内加药、生产废水处理、制氢设备及除铁除锰处理设备的运行维护，保证供应质量合格的补给水和氢气；负责反渗透设备的运行维护和反渗透膜的保护与清洗；正确处理补给水、给水、炉水、疏水、循环水；负责或指导取样化验，保证水、汽、水垢、盐垢、气、油的化验质量。.3严格监督凝汽器、除氧器、锅炉的水、汽质量，负责新油及运行中的汽轮机油，变压器油，抗燃油及磨煤机油等的技术监督，配合有关部门搞好油质防劣和再生工作。.4严格监督并及时反映设备系统中水、汽、油、气等的质量状况，对违章和超标准等情况要及时与运行值长和有关部门联系，妥善处理，必要时以书面形式向专责人、运行部经理、坑口发电公司生产副总经理以至上级单位汇报。.5与有关部门一起通过热力设备调整试验确定合理的运行工况，制定化学监督控制指标。.6参加主要设备的检修化学监督检查与验收工作，针对存在的问题，提出相应的措施。.7负责热力设备化学清洗和停备用防腐保护方案及其化学监督工作。.8对化学水处理设备，各种水箱、排水沟、水池及低温管道等的腐蚀情况进行定期检查，发现问题及时处理。.9改良生产技术和监督手段，改善劳动条件，降低原材料消耗，不断提高化学监督水平。.10新建或扩建机组时，参与设计审核工作。并应在热力设备安装期间了解有关水、汽、油、制氢系统，设备的构造和材质、加药排污装置的形式、水汽取样器，化学仪表的安装地点；水处理设备，管道的防腐措施及水处理材料的储存等情况参加验收工作。.11负责废水处理设备的运行、维护工作，加强排放废水的监督，排放废水水质应符合国家规定的标准。运行部、检修工程维护部锅炉专业的职责：.1配合化学专业做好锅炉热力化学试验和其它有关试验，确定运行工况及参数，并订入锅炉有关规程；监视好水汽质量监督仪表；发现与化学监督有关的异常情况，及时通知化学人员，共同研究处理..2保证汽水别离器，蒸汽减温器的检修质量，根据化学监督要求，搞好锅炉排污，努力降低汽水损失。.3负责做好所辖与化学监督有关设备取样器管路及阀门的维护及灰的取样工作。.4有关设备检修前，应将化学专业的要求纳入检修方案；锅炉检修应事先通知化学专业共同检查设备腐蚀、结垢情况，按化学监督要求割管取样；搞好锅炉检修和停、备用阶段的防腐保养工作。.5锅炉化学清洗时，会同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、操作，做好清洗设备和系统的日常维护工作。3.4.4运行部、检修工程维护部汽机专业的职责：.1与化学专业一起共同进行除氧器调整试验，确定运行参数及工况，并订入汽机规程；根据化学监督要求，作好除氧器运行、维护、检修及系统调整工作，保证出水溶氧合格。.2保证真空系统及凝结水泵轴封严密不漏，使凝结水溶氧和硬度〔或含盐量〕符合标准。.3做好循环冷却水的补水、排污等有关设备的维护检修工作。.4做好所辖化学取样设备的维护工作，并监视好水汽监督仪表，发现与化学监督有关的异常情况，及时通知化学人员，共同研究处理。3.4.4.5有关设备检修前，应将化学专业对检修的要求纳入检修方案。设备检修应事先通知运行部化学主管及有关人员共同检查设备内部情况，对存在的问题及时分析原因，研究对策。做好停备用设备的防腐保养工作。.6努力降低汽水损失，降低油耗。.7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。.8按照化学监督的要求作好运行中汽轮机油的管理、净化和防劣等工作，作好发电机冷却系统及水质维护工作。运行部、检修工程维护部电气专业的职责：.5.1作好运行变压器油、六氟化硫的管理、净化和防劣等项工作，努力降低油耗。.2按化学监督的要求，负责电气设备油样等的取样工作和绝缘油耐压试验工作。.3当油质、六氟化硫及气相色谱分析等项结果有异常时，应及时查明原因，积极采取措施，消除隐患。主要充油电气设备发现异常，大修及变压器吊芯〈罩〉检查或补、换油时，要通知化学专业及化学监督专责人。设备工程及维护部、检修工程维护部热工专业的职责：.1确保与化学监督有关的各种流量表、压力表、水位表、温度表等配备齐全，准确可靠，做好维护及定期校验工作。3.4.6.2搞好与化学监督有关设备的程控及自动调节装置，正常投入运行。4技术监督4.1新建机组试运行阶段水、汽质量标准：容量在125MW及以上的机组，当汽轮机冲转时，过热蒸汽的二氧化硅不大于100μg/L，含钠量不大于50μg/L。汽轮机凝结水的回收质量标准：〔17.5MPa〕【锅炉压力12.7～18.3MPa】硬度＜10μmol/L；二氧化硅＜80μg/L；铁＜80μg/L。4.1.3新建机组试运期间，在1/2额定负荷及以上时，锅炉给水的溶解氧＜30μg/L；二氧化硅＜80μg/L；铁＜80μg/L；硬度0μmol/L；pH〔25℃〕=8.5～9.2；联氨10～50μg/L4.1.4对蒸汽压力高于15.6MPa的汽包炉必须进行洗硅，使蒸汽中的二氧化硅不大于60μ4.2运行阶段新建机组完成试运行后按规定移交生产即进入运行阶段，运行阶段应严格执行部颁?火力发电厂水汽质量标准?及有关规章制度的规定，确定监督工程与分析次数，做好运行阶段的水、汽质量监督控制。4.2.1运行中的水汽质量监督工程每班测定不少于4次，有连续监督仪表的每班操表不少于4次。其中4.24.24.2.34.24.24.24.24.2.5机组启动时，必须冲洗取样器(日常运行期间根据情况确定取样器冲洗间隔，如：每周或每月冲洗一次)。调节并保持样品流量在500～700mL/min，水样温度应在30℃4.24.2锅炉启动后，并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量，一般可参照以下的规定控制，并在8小时内应到达正常标准。电导率≤1μs/cm(氢导，25℃)；二氧化硅≤60μg/L；铁≤50μg/L；铜≤15μg/L；钠≤20μ4.2锅炉启动时，给水质量应符合以下的规定，并在8小时内到达正常运行时的标准。机组启动时的给水质量标准：硬度≤5μmol/L；铁≤75μg/L；溶解氧≤30μg/L；二氧化硅≤80μg/L4.2机组启动时，凝结水质量可按以下规定的指标控制：外观：无色透明；硬度≤10μmol/L；铁含量≤80μg/L；铜含量≤30μg/L；二氧化硅≤80μg/L有凝结水处理时，铁含量≤1000μg/L4.2.6.4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4004.24.2钠≤10μg/L；二氧化硅≤20μg/L；铁≤20μg/L；铜≤5μg/L；电导率≤0.3μs/cm〔氢导，25℃4.2硬度≈0μmol/L；二氧化硅≤20μg/L；溶解氧≤7μg/L；铁≤20μg/L；铜≤5μg/L；pH〔25℃〕=9.0～9.5；电导率〔经氢离子交换后，25℃〕≤0.3μs/cm；联氨10～30μg/L；油4.2硬度≈0μmol/L；电导率≤0.2μs/cm〔经氢离子交换后，25℃〕；钠≤5μg/L；铁≤8μg/L；铜≤3μg/L；二氧化硅15g/L，4.2各种水处理药剂，必须按要求均匀的参加系统，不得瞬间〔间断〕大剂量的方式参加。根据炉水水质情况，决定排污方式，并严格执行，对与汽包炉，其排污率一般不得小于0.3%，不大于1.0％；同时，为经济运行，在满足炉水符合标准水质的前提下，必须将锅炉排污率严格控制在低限。汽包锅炉的炉水质量控制指标，应根据热化学试验确定，当锅炉进行协调磷酸盐处理时，应控制炉水中钠离子与磷酸根的摩尔比为2.3-2.8。当炉水PH值低于控制范围的下限时，应查明原因，采取措施。假设添加中和剂，炉水PH值不得超过控制范围的上限。锅炉炉水质量控制指标：总含盐量≤20mg/L〔总含盐量为参考指标〕；二氧化硅≤0.25mg/L；氯离子≤1mg/L；磷酸根0.5～3mg/L；PH=9～10〔25℃时〕；电导率＜50μs/cm〔254.24.2硬度≈0μmol/L；电导率≤0.2μs/cm〔25℃〕；二氧化硅≤20μ4.2除铁除锰处理经一级过滤器处理后的出水浊度≤4mg/L，铁≤0.5mg/L，锰≤0.4mg/L。经二级过滤器进行精过滤处理后的出水浊度≤2mg/L，铁≤0.3mg/L，锰≤0.2mg/L。4.2出水浊度<0.2NTU;出水SDI<3.04.2给水SDI(15min)地下水＜3、地表水＜5；剩余氯＜0.1mg/L〔最好≈0〕；浊度＜1mg/L〔最好＜0.2〕；一级反渗透出水电导率＜10μs/cm；二级反渗透进水pH=7.5～8.3，出水电导率＜5μs/cm,4.2.7.5.5EDI进水硬度＜1.0mg/L，二氧化硅＜500μg/L，电导率＜40出水二氧化硅〔＜10μg/L〕；电阻率＞10MΩ-CM。4.2.7.5.6除盐水箱电导率〔≤0.2μs/cm〕；二氧化硅〔≤20μg/L〕；硬度〔04.2锅炉蒸汽采用混合式减温时,其减温水质量应保证减温后的蒸汽质量符合标准。4.2疏水和生产回水质量以不影响给水质量为前提，一般按如下标准控制：疏水：硬度≤5μmol/L；铁≤50μg/L生产回水：硬度≤5μmol/L；铁≤100μg/L；油≤1mg/L(处理后)生产回水，还应根据回水的性质，增加必要的化验工程。4.2硬度≤2μmol/L;电导率≤2.0μs/cm〔25℃〕；铜≤40μg/L；PH〔254.24.2不大于锅炉最大连续蒸发量的1.5%。4.2EDI出水、给水、饱和蒸汽、过热蒸汽硅表；EDI出水、除盐水、炉水电导率表；凝结水、给水〈氢交换〉电导率表；除氧器出水、凝结水溶氧表；给水、炉水PH表；过热蒸汽钠表；炉水磷酸根表；给水自动加氨装置、给水自动加联氨装置和炉水磷酸盐自动加药装置应投入运行。试验室用的仪器、仪表要能满足部颁?火力发电厂水、汽试验方法?中的要求。4.2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、汽质量变化，确认判断无误后，应立即向公司领导汇报情况，提出建议。领导应责成有关部门采取措施，使水、汽质量在允许的时间内恢复到标准值。水汽质量劣化时的三级处理值的涵义为：一级处理值——有因杂质造成腐蚀的可能性，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的可能性，应在24小时内恢复至标准值。三级处理值——正在进行快速腐蚀，如水质不好转，应在4小时内停炉。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，那么应采用更高一级的处理方法。恢复标准值的方法之一是降压运行。4.2工程标准值处理值一级二级三级PH磷酸盐处理9.0～9.7＜9.0＜8.5＜8挥发性处理9.0～9.5＜9＜8.0＜7.5当出现水质异常情况时，还应测定炉水的Cl-、Na+、电导率、碱度，以便查明原因，采取对策。4.2项目标准值处理值一级二级三级电导率〔25℃，氢导〕μ有混床≤0.2＞0.2－－硬度μmol/L有混床≈0＞2－－经处理后的凝结水工程单位典型启动时进水值典型启动时出水值正常运行状态进水值正常运行状态出水值总溶解固形物〔不加氨〕g/L5020二氧化硅g/L2015钠g/L55铁g/L1000100408铜g/L5015103氯g/L101阳导电度(25℃S/cm0.20.20.2pH(25℃8.8~9.24.2项目标准值处理值一级二级三级PH〔25℃9.0～9.5＜9.0或＞9.5－－电导率〔25℃μS/cm≤0.2～0.3＞0.3＞0.4＞0.65溶解氧μg/L≤7＞7＞20－4.24.2每周至少测定入厂〔入炉〕煤灰分2-3次；每日至少测定各种煤种全水分1次；常用煤种每批做工业分析1次，每年做全分析1一2次。4.24.24.2.12.4作好入厂燃油油种的鉴别和质量验收，假设不符合要求，禁止入库。常用油种每年至少进行元素分析1次；新油种进行粘度、闪点、密度、含硫量、水分、机械杂质、灰分、凝固点、热值及元素分析的测定。〔试验室招标时没有燃油分析4.24.24.24.24.24.24.2设备名称设备标准检测周期检测工程电力变压器220－500kV110kV及以下每年至少2次每年至少1次水溶性酸(PH)、酸值、闪点(闭口)、机械杂质、水分、界面张力(25℃)、介损(90所、厂用变压器35kV及以上或1000Kv及以上每年至少1次水溶性酸(PH)、酸值、闪点(闭口)、机械杂质、水分、击穿电压﹡﹡、游离碳互感器220kV及以上35－110kV每年至少1次3年至少1次水溶性酸(PH)、水分、击穿电压、游离碳油开关110kV及以上110kV以下少油开关每年至少1次3年至少1次3年至少1次或换油水溶性酸(PH)、机械杂质、击穿电压套管110kV及以上3年至少1次水溶性酸(PH)、水分、游离碳①每年的第2次检验，可只做水分、击穿电压两项；②油质变化很快，有疑问时，应增加界面张力、介损两项分析；③少油开关指油量在60kg及以下的开关。4.2设备名称电压等级或设备容量微水油中气体电力变压器电压在330kV及以上或主变容量在240MVA及以上每季至少1次每月至少1次电压在220kV及以上或主变容量在120MVA及以上每年至少2次每年月2次电压在35kV及以上或主变容量在0.8MVA及以上每年至少1次每年至少1次上述电压或容量以下的其他变压器自行规定自行规定互感器电压为220kV及以上电压为110kV每年至少2次每年至少1次每年至少1次套管110kV以上的主变套管其他套管每年1次自行规定每年1次自行规定4.24.2瓦斯继电器发出信号或动作后；受大电流冲击或过励时；设备遭雷击，有其它异常情况时；油的闪点明显下降或油质聚然变坏时。4.24.2油中微水超标时；油的酸值、反响、耐压、介损其中一项接近或超过允许值时。4.2序号工程设备电压等级KV质量标准检验方法投运前的油运行油1外状透明、无杂质或悬浮物外观目视2水溶性酸〔PH〕＞5.4≥4.2GB/T75983酸值(mgKOH/g)≤0.03≤0.1GB/T75994闭口闪点(℃)≥140(1025号油)≥135(45号油)与新油比不低于10GB/T2615水分(mg/L)330～500220110及以下≤10≤15≤20≤15≤25≤35GB/T7600或GB/T76016界面张力(25℃≥35≥19GB/T65417介质损耗因数(90℃500≤330≤0.007≤0.010≤0.020≤0.040GB/T56548击穿电压(kV)50033066～22035及以下≥60≥50≥40≥30≥50≥45≥35≥30GB/T507或DL/T429.99体积电阻率(90℃Ω·500≤330≥6×1010≥1×1010≥5×109GB/T5654或DL/T42110油中含气量(v/v%)330～500≤1≤3DL/T423或DL/T45011油泥与沉淀物(m/m%)＜0.02(以下可忽略不计)GB/T51112油中溶解气体组分含量按DL/T596-1996中第6、7、9章附录A(标准执行)GB/T17623GB/T7252取样温度为40～60℃，击穿电压按平板电极测定值计。4.2序号工程质量指标检验方法1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)≥4.2GB/T75983游离碳无较多碳悬浮于油中外观目视4击穿电压(kV)110kV以上：投运前或大修后≥40运行中≥35110kV及以下：投运前或大修后≥35运行中≥30GB/T507或DL/T429.95水分(mg/L)110kV以上：投运前或大修后≤15110kV及以下：投运前或大修后≤20GB/T7600或GB/T76016酸值≤0.1GB/T264或GB/T75997闭口闪点(℃)与新油原始测定值相比，不低于10GB/T2614.24.2序号工程设备标准质量指标检验方法1外状透明外观目视2运动粘度(40℃mm2与新油原始测定值偏离≤20％GB/T2653开口闪点(℃)与新油原始测定值比不低于15GB/T2674机械杂质无外观目视5颗粒度250MW及以上报告①SD/T313或DL/T4326酸值未加防锈剂≤0.2GB/T264或GB/T7599加防锈剂≤0.37液相锈蚀无锈GB/T111438破乳化度(min)≤60关闭、76059水分(mg/L)200MW及以上200MW以下≤100≤200GB/T7600或GB/T760110起泡沫试验(ml)250MW及以上报告②GB/T1257911空气释放值(min)250MW及以上报告D③GB/T0308①参考国外标准控制极限值NAS1638规定8～9或MOOG规定6级；有的300MW汽轮机润滑油系统和调速系统共用一个油箱，此时油的颗粒度指标按制造厂提供的指标。②参考国外标准极限值为600/痕迹ml。③参考国外标准控制极限值为10min。4.2设备标准检验周期检验工程备注250MW及以上汽轮机新设备投运前或机组大修后1～11检验工程中的序号指.1条中对应的指标每天或每周至少一次1、4第1个月、第3个月以后6个月2、3、9每月、1年后每3个月6第1个月、第6个月以后每年10、11第1个月以后每6个月5、7、84.24.24.2分级(颗粒数/100ml)颗粒尺寸(μm)5~1515~2525~5050~100＞10000125224100250448201500891631210001783261320003566311244000712126224580001425253458616000285050690167320005700101218032864000114002025360649128000228004050720128102560004560081001440256115120009120016200288051212102400018240032400576010244.2分级(颗粒数/100ml)颗粒尺寸(μm)5~1010~2525~5050~100＞100027006709316114600134210283297002680380565324000536078011011432000107001510225215870002140031304304161280004200065001000924.2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，直至测定结果到达汽轮机制造厂要求的清洁度后，才能停止过滤，取样进行全分析，结果应符合新油质量标准。系统冲洗完毕，机组启动运行24小时后，从设备中取油样2份，一份作全分析，一份保存备查。对运行中抗燃油，除定期进行全面检测外，平时应注意有关工程的监督检测，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，保证机组平安运行。4.24.24.24.24.2运行时间使用项目第一个月第二个月后颜色、外观、酸值每周一次每月一次氯含量、电阻率、闪点、水分两周一次三个月一次密度、凝点、自燃点、运动粘度、泡沫特性、颗粒污染度、矿物油含量每月一次半年一次注：①补油后应测定颗粒污染度；②每次检修后、启动前应做全分析，启动24h后测定颗粒污染度。4.24.24.2工程ZR-881中压油ZR-881-G高压油试验方法外观透明透明DL429.1颜色淡黄淡黄DL429.2密度(20℃1.13～1.171.13～1.17GB/T1884运动粘度(40℃mm228.8～35.237.9～44.3GB265凝点(℃)≤－18≤－18GB510闪点(℃)≥235≥240GB3536自燃点(℃)≥530≥530DL/T571附录E颗粒污染度SAE749D(级)≤6≤4SD313水分(m/m%)≤0.1≤0.1GB7600酸值(mgKOH/g)≤0.08≤0.08GB264氯含量(m/m%)≤0.005≤0.005DL433泡沫特征(24℃≤90≤25GB/T12579电阻率(20℃Ω·－≥5.0×109DL4214.2工程ZR-881中压油ZR-881-G高压油试验方法外观透明透明DL429.1颜色桔红桔红DL429.2密度(20℃1.13～1.171.13～1.17GB/T1884运动粘度(40℃mm228.8～35.237.9～44.3GB265凝点(℃)≤－18≤－18GB510闪点(℃)≥235≥240GB3536自燃点(℃)≥530≥530DL/T571附录E颗粒污染度SAE749D(级)≤5≤3SD313水分(m/m%)≤0.1≤0.1GB7600酸值(mgKOH/g)≤0.25≤0.20GB264氯含量(m/m%)≤0.015≤0.010DL433泡沫特征(24℃≤200≤200GB/T12579电阻率(20℃Ω·－≥5.0×109DL421矿物油含量(m/m%)≤4≤4DL/T571附录F4.2级别100ml油中的颗粒数5～10μm10～25μm25～50μm50～100μm100～150μm0270067093161146001340210283297002680380565324000536078011011432000107001510225215870002140031304304161280004200065001000924.2对运行中的氢冷发电机用密封油，应加强技术管理，建立必要的技术档案，对油质要定期进行检验，并根据检验结果，采取相应的措施。4.24.24.24.2检验工程检验周期水分、机械杂质每半月一次运动粘度、酸值每半年一次空气释放值、泡沫特性、闪点每年一次4.2序号工程质量标准测试方法1外观透明目视2运动粘度(40℃mm2与新油原始测定的偏差不大于20％GB/T2653开口闪点(℃)不低于新油原始测定值15GB/T2674酸值(mgKOH/g)≤0.3GB/T2645机械杂质无外观目视6水分(mg/L)≤50GB/T76007空气释放值(50℃10GB/T125978泡沫特性(24℃600SH/T03084.24.24.24.3检修阶段通过热力设备大修过程中的化学检验发现问题时，应查清设备隐患的性质、范围和程度，以便采取相应措施，防止发生事故。热力设备大修的化学检查是考核化学监督实际效果最直观的手段，是化学监督的一个重要局部。在热力设备检修前，化学监督专责人应提出与水汽质量有关的工程和要求，并会同有关人员，在设备检修解体后，对热力设备内部进行详细检查、记录、采样和分析，做出综合判断。针对存在问题，提出改良意见。在化学监督专责人和化学专业人员检查前，不得去除设备内部沉积物，也不得在这些部位进行检修工作。4.34.3提出大修化学检查大纲；编制化学清洗方案；采集垢样,进行化验；并将记录留档；参加热力设备有关化学局部、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。提出大修化学检查报告(大修结束后一个月)。建立热力设备大修化学检查的技术档案并保存垢样、管样；大修检查报告要按规定上报。4.3.1.2设备工程及维护部机炉点检长、在热力设备解体时，机炉专业人员应及时通知运行部化学主管安排化学人员检查内部情况，并按化学专业的要求，进行割管(抽管)检查、化学清洗及停用防锈蚀工作。4.34.34.34.3汽轮机监视段压力、真空；发电机水内冷系统阻力、流量的变化；机炉设备启停次数；设备停用防锈蚀率和防锈蚀合格率。主要水汽质量合格率及异常水质的情况，水汽损失率及锅炉排污率等。凝汽器及其它热交换器管泄漏情况；四管爆漏情况和结垢腐蚀情况。通过分析，指出存在的主要问题及重点检查的部位。4.3部位内容锅炉设备汽包汽包内壁及内部装置腐蚀、结垢情况及主要特征；汽水别离器装置完整情况；排污管、加药管是否污堵水冷壁监视管段(不得少于0.5m)内壁积垢、腐蚀情况；向、背火侧垢量及计算结诟速率，对垢样做成分分析；水冷壁进口联箱内壁腐蚀及结诟情况省煤器进口段及水平管下部氧腐蚀程度、结垢量、有无油污过热器及再热器立式弯头处有无积水；腐蚀积盐程度；腐蚀产物沉积情况，测其PH值汽轮机及其辅机汽轮机本体目视各级叶片积盐情况，定性检测有无铜；调速级、中压缸第一级叶片有无机械损伤或麻点；中压缸一、二级围带氧化铁积集程度；检查每级叶片及隔板外表PH值(有无酸性腐蚀)，计算单位面积结盐量、对垢样做成分分析凝汽器管凝汽器管外壁有无腐蚀或磨损减薄；内壁结垢、粘泥及腐蚀程度；有无渗漏点，凝汽器管与管板接口处有无伤痕除氧器内部有无腐蚀损坏，喷头有无脱落，填料有无布置不均；给水箱底部有无沉积物，箱体有无腐蚀，防腐层是否完好高、低压加热器吊芯有无腐蚀、泄漏，必要时抽管采垢样分析热力设备检修时，还应检测汽轮发电机油系统有无锈蚀、油泥和杂物。水冷壁监视段位置应在热负荷最高处(喷燃器上方1一1.5米)4.34.3一类二类三类结盐根本不结盐或结盐量﹡＜1mg/cm2·a有少量结盐，结盐量1mg/cm2·a-10mg/cm2·a结盐较多，结盐量＞10mg/cm2·a腐蚀根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严重的锈蚀，不锈钢部件出现针孔或初凝区隔板有严重腐蚀﹡按两次检修间隔的自然年计算。4.3一类二类三类均匀腐蚀＜0.005mm/a0.005mm/a－0.02mm/a＞0.02mm/a局部腐蚀无管壁点蚀，沟槽深度≤0.3mm点蚀，沟槽深度＞0.3mm或已有局部管子穿孔结垢根本无≤0.5mm＞0.5mm4.3一类二类三类结垢速率g/m2·a＜4040－80＞804.3一类二类三类根本没有腐蚀有轻微腐蚀，点蚀深度≤1mm有局部溃疡性腐蚀，或点蚀深度＞1mm4.3在大修停机后油系统清理之前，用白绸擦拭主油箱、管道等油系统，白绸上看不见污物，那么评价为优；白绸上能见污迹，但在油系统中清理不出污物，那么评价为良；假设能清理出少量的油泥或其他杂质，评价为中；油泥和杂质较多时，评价为差；油泥和杂质多，有锈蚀，那么评价为劣。油系统大修和动瓦后必须根据化学专业要求进行油的处理。4.3标准评价局部腐蚀速度(mm/年)均匀腐蚀速度(mm/年)高压以下高压高压以上高压以下高压高压以上≤0.05≤0.05≤0.05≤0.02≤0.02≤0.02优≤0.1≤0.2≤0.3≤0.04≤0.08≤0.16良≤0.15≤0.3≤0.6≤0.05≤0.10≤0.20中≤0.6≤1.2≤2.4≤0.20≤0.40≤0.80差注：局部腐蚀速度以指示片上最深的腐蚀坑计算4.3在机组大修后一个月内提出完整书面报告，按规定报送上级主管部门。报告内容应包括：两次大修期间机组运行的有关情况；曾发生的水汽异常情况；热力设备检查(包括各部位结垢速率、垢样成份分析等)以及综合评价、存在的主要问题、改良措施和建议。报告除文字说明外，应附有典型照片、曲线及图表等。4.34.3一般分工原那么为：化学专业提出方案和要求，进行化学监督和防腐蚀效果的检查评定，写出技术总结，上报有关领导。机炉专业(设备主人)：负责防锈蚀设备和系统的安装、操作和维护，参加防锈蚀效果评定，并建立台帐。4.34.34.3.7.1锅炉清洗应根据垢量或运行年限确定。当锅炉水冷壁管垢量到达以下数值(洗垢法、向火侧1804.3参数垢量(g/m2)时间(年)5.8Mpa及以下的汽包炉600－900一般12－155.9－12.6Mpa的汽包炉400－6001012.7Mpa及以上的汽包炉300－4006直流炉200－30044.34.34.34.35技术管理5.1修订或健全并贯彻执行以下规程制度：岗位责任制；化学水处理设备运行规程；运行设备巡回检查制度；水、汽、垢、油、燃料、气体、水处理药品等取样化验规程；化学药品、水处理材料、电力用油的验收及保管制度；化学仪器、仪表管理校验制度；停、备用热力设备防锈蚀制度；化学设备检修制度、规程；热力设备检修中的化学检查制度；平安工作规程；油务管理制度；生产异常管理制度；培训制度；5.2绘制与现场设备、系统一致的以下图表：全厂水汽系统图〔包括取样点加药点及锅炉排污系统〕。化学补给水处理系统图；汽轮机油系统图；变压器和主要开关的地点、容量、电压、油量、油种等图表；制氢系统图、发电机内冷水系统图；凝结水处理系统图；锅炉定期排污和连续排污系统图；循环水处理系统图；废水处理系统图；给水、炉水加药系统图；5.3建立化学监督技术台帐：各种运行记录；热力系统水汽质量查定记录及有关试验报告；热力设备和水处理设备的调整试验及检修检查报告；热力设备的化学清洗方案和总结报告；热力设备停、备用防锈蚀记录及总结；空冷真空系统泄漏情况记录和处理结果；热力设备大修检查、垢样分析记录，大修报告；水处理药品、材料及电力用油的进厂化验报告；化学监督月报、年度报表和年度工作总结；技术培训记录和年度总结；水处理设备和用油设备的台帐；平安检查记录。5.4热力设备启动时的水汽质量管理：机组启动时的水汽质量标准应列入锅炉和汽轮机运行规程中；应统计机组启动时水质的不合格率和变化幅度。以机组并网后8h内的水质作为启动水质，8h以后的水质作为运行水质，启动水质报表应连同运行水质报表一并上报；机组启动时，要坚持凝结水硬度不合格不准回收，蒸汽二氧化硅不合格不准并汽，疏水全铁和硬度合格才准回收。5.5热力设备正常运行后的水汽质量管理：化学运行人员值班时，应随时掌握运行指标的变化趋势，确保水汽质量100%合格，并努力到达期望值；每月统计水处理药品消耗量，每年统计滤芯、滤膜、EDI膜块补充量，并进行技术经济分析；对水汽质量和药品、滤芯、滤膜、EDI膜块消耗量等的统计和分析，建立相应档案。5.6水质异常时管理：当确认水质到达一级处理值时，应立即报告值长，并立即进行调整或通知设备所在部门进行处理。当确认水质到达二级处理值时，应向有关单位〔汽机或锅炉〕发出水质异常通知单，写明发生的时间、