中国国电集团公司化学技术监督实施细则

中国国电集团公司

化学技术监督实施细则

第一章总则

第一条为加强化学技术监督工作，提高设备运行的可靠性，根据国家、电力行业和中国国电集团公司（以下简称集团公司）的有关标准、规程、制度、规定，特制定本细则。

第二条化学技术监督是保证发电设备安全、经济、稳定运行的重要环节之一。采用适应电力生产发展的科学的管理方法、完善的管理制度和先进的检测手段，准确地对机组运行状况和设备状态进行监督判断，发现和消除设备隐患，防止事故发生。

第三条化学技术监督工作应坚持实事求是的科学态度，不断依靠科技进步，采用和推广成熟、行之有效的新技术，不断提高化学技术监督专业水平。通过对水、汽、气（氢气、六氟化硫）、油及燃料等的质量监督，防止和减缓设备腐蚀、结垢、积集沉积物及油质劣化，及时发现变压器等充油（气）电气设备潜伏性故障，提高设备的安全性，延长使用寿命，提高机组运行的经济性。

第四条建立健全化学技术监督体系，实行专业管理和行政管理相结合，建立明确的分级、分工负责制和岗位责任制。各单位、各有关专业都必须协调工作、共同努力切实做好这项工作。

第五条本细则适用于集团公司所属发电企业。

第二章化学技术监督机构与职责

第六条集团公司化学技术监督实行三级管理，第一级为中国国电集团公司（技术监督中心），第二级为集团公司所属分（子）公司，第三级为集团公司所属各发电企业。

第七条技术监督中心职责

（一）贯彻执行国家及行业有关技术监督的方针政策、法规、标准、规程和集团公司管理制度，监督指导集团公司系统内各发电企业开展化学技术监督工作，保障安全生

产、节能减排、技术进步各项工作有序开展。

（二）负责集团公司系统内各发电企业化学技术监督档案管理，收集分析化学技术监督月报表，掌握设备的技术状况，提出优化运行指导意见和整改措施，指导、协调各发电企业完成日常化学技术监督工作。

（三）协助审核化学专业设备技术改造方案、评估机组大修和技改项目实施绩效。

（四）负责开展化学专业技术交流和培训，推广先进管理经验和新技术、新设备、新材料、新工艺。

（五）负责组织召开化学专业技术监督会议，总结集团公司年度化学技术监督工作。

（六）负责定期编制化学技术监督报告，总结化学技术监督工作，提出工作和考评建议。

（七）参与在建电厂的化学专业设计审查、安装调试以及试运行阶段的质量检查；监督指导工程建设过程的化学技术监督工作。

第八条各分（子）公司技术监督职责

（一）贯彻执行国家及行业有关技术监督的方针政策、法规、标准、规程和集团公司管理制度。

（二）建立健全管辖区化学技术监督组织机构，完善化学技术监督分级管理制度，组织落实化学技术监督责任制，组织管辖区发电企业完成化学技术监督工作，指导发电企业的化学技术监督工作。

（三）对影响和威胁本辖区生产的重要化学专业问题，督促发电企业限期整改。

（四）新建、扩建、改建工程的前期阶段、建设阶段、验收交接环节要落实化学技术监督有关规定。

（五）督促、检查发电企业在大修技改中落实化学技术监督项目。

（六）定期组织召开管辖区技术监督工作会议，总结、交流化学技术监督工作经验，通报化学技术监督工作信息，部署化学技术监督阶段工作任务。

（七）督促发电企业加强对化学技术监督人员的培训，不断提高技术监督人员专业水平。

第九条发电企业技术监督职责

各发电企业应建立健全由生产副总经理或总工程师领导下的化学技术监督网，并在生技部门或其它设备管理部门设立化学监督专责工程师，在生产副总经理或总工程师领导下统筹安排，开展化学技术监督工作。

（一）主管生产副经理或总工程师的职责

1.领导发电企业化学监督工作，落实化学技术监督责任制；贯彻上级有关化学技术监督的各项规章制度和要求；审批本企业专业技术监督实施细则。

2.审批化学技术监督工作规划、计划。

3.组织落实运行、检修、技改、日常管理、定期监测、试验等工作中的化学技术监督要求。

4.安排召开化学技术监督工作会议；检查、总结、考核本企业化学技术监督工作。

5.组织分析本企业化学技术监督存在问题，采取措施，提高技术监督工作效果和水平。

（二）发电企业化学技术监督专责工程师职责

1. 认真贯彻执行上级有关化学监督的各项规章制度和要求，组织编写本企业的化学技术监督实施细则和相关措施。

2.组织编写化学技术监督工作规划、计划。

3. 负责本企业化学专业科研、技术改造等项目的规划、可行性研究及其项目管理。

4. 落实运行、检修、技改、日常管理、定期监测、试验等工作中的化学技术监督的相关要求。

5. 定期召开化学技术监督工作会议；分析、总结、汇总本企业化学技术监督工作情况和各类表单，指导化学技术监督工作。

6. 按要求及时报送各类化学监督报表、报告。

7. 分析本企业化学技术监督存在问题，采取措施，提高技术监督工作效果和水平。

(三) 发电企业的化验班（组）是本企业化学技术监督工作的一线专业组织，其职责为：

1.认真贯彻执行国家、行业有关标准、规程及制度，全面负责本企业热力设备及电气设备中介质的试验与化学技术监督工作，制定试验计划，编写工作总结。

2.按规定进行煤、水（汽）、油（气）的试验，对试验过程发现的异常问题能够进行分析，对影响设备安全运行的问题，应向本企业（或本部门）领导与化学技术监督专责人做出书面汇报。

3.按程序编制、校阅、审核、报送化学试验报告，并归档管理。

4.掌握热力设备腐蚀、结垢状况；参加事故分析，提出改进意见和防止措施。

5.参加主要设备的大修检查及验收工作，提出大修报告，并针对存在的问题，提出或采取相应措施。

6.会同有关部门，通过设备调整试验确定合理的运行工况、参数及监督指标，做好化学清洗及停用、备用设备防腐保护方案及过程中的监督工作。

7.协助或负责管理在线化学仪表的使用工作，确保在线化学仪表的配备率、投入率和准确率，实现水、汽质量的仪表连续检测与监督。

8.加强科技攻关，改进生产工艺和方法，降低材料消耗。

9.积极参加技术培训活动，学习掌握新的试验方法与手段，不断提高技术水平。

第三章化学技术监督范围及主要指标

第十条化学技术监督工作包括水、汽、气（氢气、SF

）、油、燃料质量监督，影

6

响化学指标的设备、影响监测指标的仪表的质量监督；设备腐蚀、结垢、积集沉积物及油、气质量劣化监督；涵盖设计、制造、监造、施工、调试、试运、运行、检修、技改、停（备）用等全过程的化学监督工作。

第十一条化学技术监督主要监督指标

（一）水汽监督的主要指标

1. 水汽合格率。

2. 在线化学仪表的配备率、投入率、准确率。

3. 热力设备腐蚀、结垢(积盐)等级。

4. 机组补水率、化学自用水率。

（二）油务监督的主要指标

1. 绝缘油油质合格率、透平油、EH油油质合格率。

2. 绝缘油油耗、透平油油耗。

（三）气体监督的主要指标

1. 供氢纯度和湿度合格率；机组氢气纯度和湿度合格率。

2. 六氟化硫合格率。

（四）燃料监督的主要指标

1. 入厂煤、入炉煤检质率。

2. 机械采样装置投入率。

第四章火电机组水汽化学监督

第十二条水汽监督与分析测定方法

（一）发电企业的水汽质量应根据机组形式、参数等级、控制方式等执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T 12145）、《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T 912），并参照执行《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T 561）、《火电厂汽水化学导则》第1部分：锅炉给水加氧处理导则（DL/T 805.1）、《火电厂汽水化学导则》第2部分：锅炉炉水磷酸盐处理（DL/T 805.2）、《火电厂汽水化学导则》第3部分：汽包锅炉炉水氢氧化钠处理（DL/T 805.3）、《火电厂汽水化学导则》第4部分：锅炉给水处理（DL/T 805.4）等国标、行标。引进机组应按制造厂的有关规定执行，但不能低于同类型、同参数国家行业标准的规定。所有机组的水汽监督指标应设定运行期望值。对循环冷却水系统，应根据水质及相应的处理方式，确定控制指标，达到防腐、防垢、防菌藻和节水的目的。

（二）监督项目、标准及检测周期应执行表1。机组运行过程中应依靠设有超限报警装置的在线仪表连续监督水汽质量，抄表每2小时不得少于1次，给水与蒸汽的铜、铁测定每周不少于1次。原水、循环水的全分析每季不少于1次。当水源变化、水处理设施扩建时，适当增加全分析或重点项目的测试频度，以积累水质资料。机组启动及运行中如发现异常，应增加分析测定次数及监督项目。

（三）水汽监督过程中采用的分析测定方法，应执行有关标准。垢和腐蚀产物的化学成分分析应按照《火力发电厂垢和腐蚀产物的分析方法》（SD202）。水汽中氯离子

的测定宜采用“离子色谱法”。对于所用分析药品应符合质量标准，所用仪器、仪表应按国家计量要求定期检定和校验。

表1

火力发电厂水汽质量标准及检测周期

7

注:1当原水中非活性硅含量较高时补给水二氧化硅指标应指全硅含量。分析方法应采用GB/T12148。

2硬度μmol/L的基本单元为M(1/2Ca2++1/2Mg2+)，有凝结水处理的机组，给水硬度应≈0μmol/L。

3控制炉水无硬度。

4 大于15.6MPa汽包炉炉水采用氢氧化钠处理时，控制炉水氢电导率(25℃)＜1.5μS/cm，采用炉水全挥发处理时控制炉水氢电导率(25℃)＜1.0μS/cm。

5汽包内有洗汽装置时，其控制指标可适当放宽。炉水二氧化硅浓度指标应保证蒸汽二氧化硅浓度符合标准。

6 凝结水有精处理除盐装置时，凝结水泵出口的钠浓度可放宽至10μS/cm。

7没有凝结水精处理除盐装置的机组，蒸汽的氢电导率标准值不大于0.30μS/cm，期望值不大于0.15μS/cm。

8表中有＊者，为参加水汽质量合格率统计的项目。

9机组启动过程中的水汽品质与凝水、疏水及生产回水的回收应按本细则有关规定执行，并及时测试，严格监督。

10 ( )内为推荐运行期望值。

11电导率标准值为25℃下测定值。

12主蒸汽压力3.8～18.3MPa的汽包炉，未注明者，炉内处理方式为磷酸盐处理。

13发电机发电机内冷却水质控制标准未列入本表格，具体执行DL/T 801-2010有关规定。

8

（四）化验室及生产现场所用仪器、仪表的配备应满足测试要求，并保证分析测定数据准确可靠。化验室所配备的仪表应达到《火力发电厂化学设计技术规程》（DL/T5068）的要求(参见表2)，其精度应高于在线化学分析仪表，以便定期校验在线仪表的精密度及准确度。

表2 水分析试验室应配备的主要仪器设备

（五）监督测试人员都必须通过相应的专业考试，实现持证上岗。

（六）应建立必要的抽查或复核监督数据的制度，以确保化学技术监督数据的准确性。

第十三条设计、安装阶段的化学监督

（一）新建或扩建机组时，发电企业应参加从设备监造、检验、验收直至安装、调试和试运行的全过程化学技术监督工作，做好记录。当发现缺陷和问题时，应及时向有关部门汇报并督促处理。

（二）热力设备到达现场后，施工单位应设专职人员负责对设备和部件防锈蚀涂层以及管端、孔口密封等状况进行验收。如发现缺陷，应分析原因查清责任并及时处理。应做好设备保管期间的防锈蚀工作。热力设备进入安装现场的保管、安装、水压试验、化学清洗等各阶段的工作应执行《电力建设施工技术规范第6部分水处理及制氢设备和系统》（DL/T5190.6）。

（三）凝汽器管的选择必须执行《发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则》（DL/T712）。新管进入现场后，必须全部开箱检查其外观及受潮情况，并妥善存放在通风良好、干燥的库房架上。应按《发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则》（DL/T712）的标准或订货合同的技术要求进行质量验收。凡不符合质量标准的，均不得使用。

（四）凝汽器管安装前应按照行业标准进行涡流探伤和残余应力检验，必要时进行退火处理，铜管试胀合格后方可正式胀管。安装时必须严格按照《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机机组篇（DL 5011）进行施工，避免过胀和欠胀，防止产生新的应力。施工时不得使用临时人员或搞突击性穿管。采用钛管、不锈钢管的机组应按其有关工艺标准严格施工。

（五）凝汽器水室和冷却水管道应按要求采取相应的防腐措施。

（六）各种水处理材料、药品到货时应进行检验，离子交换树脂的验收必须严格执行《火力发电厂水处理用离子交换树脂验收标准》（DL/T 519），各种材料验收合格后

分类保管。在使用前化验人员应再次取样化验，确认无误后，方可使用。

（七）新建锅炉的补给水处理设备及系统的安装、调试工作，应在锅炉的第一次水压试验之前完成。锅炉水压试验必须采用除盐水。整体水压试验的用水质量应满足：氯离子含量小于0.2mg/L；联氨含量为200 mg/L～300mg/L；pH值为10～10.5（用氨水调）。

（八）对蒸汽压力在5.9MPa以上的汽包炉，必须进行启动前的锅炉化学清洗。对容量在200MW及以上机组的凝结水及高、低压给水管道，应进行化学清洗。对蒸汽压力为12.7MPa及以上锅炉，应进行过热器蒸汽吹管或者化学清洗。对过热器进行整体化学清洗时，必须有防止垂直蛇型管发生汽塞、氧化铁沉积和奥氏体钢腐蚀的措施。锈蚀严重的再热器应进行化学清洗，不严重时可采取蒸汽吹管进行清洁。

（九）热力设备化学清洗原则方案，应在初步设计阶段完成，并与初步设计同时送审。

（十）锅炉及其热力系统化学清洗后的质量应达到以下要求：被清洗金属表面清洁，基本无残留氧化物和焊渣，无明显金属粗晶析出的过洗现象，无二次浮锈，无点蚀，不应有镀铜现象并应形成良好的钝化保护膜。腐蚀指示片无点蚀，平均腐蚀速率应小于8g/m2.h，腐蚀总量应小于80g/m2。

（十一）锅炉酸洗之后距点火时间超过20天，必须采取停炉保护措施。保护方法参照《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》（DL/T 956）中的有关条款进行。

第十四条机组调试、启动阶段的化学技术监督

（一）机组启动前的冷态和热态冲洗方式按照《电力建设施工技术规范第6部分水处理及制氢设备和系统》（DL/T5190.6）的规定进行。

（二）冷态冲洗凝结水系统、低压给水系统，当凝结水及除氧器出口水含铁量大于1000μg/L时，应采用排放冲洗方式；当冲洗至凝结水及除氧器出口水含铁量小于1000μg/L时，可采用循环冲冼方式，投入凝结水处理装置，使水在凝汽器与除氧器间循环。当除氧器出口水含铁量降至100μg/L～200μg/L时，凝结水系统、低压给水系统冲洗结束。无凝结水处理装置时，应采用换水方式，冲洗至出水含铁量小于100μg/L。

直流炉的高压给水系统至启动分离器间的冷态冲洗。当启动分离器出口水含铁量大于1000μg/L 时．应将水排掉；小于1000μg／L 时，将水返回凝汽器循环冲洗，并

借凝结水处理装置除去水中铁。当启动分离器出口水含铁量降至小于200μg／L 时，冷态冲洗结束。

汽包炉的炉本体冲洗采取排放冲洗，由低压给水系统经高压给水系统至锅炉，当锅炉水含铁量小于200μg/L时，冷态冲洗结束。

（三）汽包炉热态冲洗时，应重点冲洗大型容器：凝汽器、低加、除氧器、高加、疏水箱等，应加强排污（整炉换水）直至出水澄清无机械杂质。一般锅炉水含铁量小于200μg/L时，热态冲洗结束。

直流炉热态冲洗时，当分离器水中含铁量大于1000μg／L 时，将水排掉；当含铁量小于1000μg／L 时，将水回收至凝气器，并通过凝结水处理装置作净化处理，直至启动分离器出水含铁量小于100μg／L 时，热态冲洗结束。

（四）在冷态及热态冲洗过程中，当凝汽器与除氧器之间建立循环后，应投入凝结水泵出口加氨处理设备，控制冲洗水pH 值至9．O～9．3，以形成钝化体系，减少冲洗腐蚀。当凝汽器与启动分离器建立循环后，应投入给水泵入口加氨一联氨处理设备。调节冲洗水的pH 值至9．0～9．3、联氨过剩量至50～100μg/L 范围内。主要监督给水、炉水、凝结水中的含铁量和pH值，必要时监督二氧化硅含量作为参考判据。

（五）为保证蒸汽系统的洁净应采取蒸汽吹洗的措施，在吹洗阶段应对锅炉给水、炉水、蒸汽质量进行监督。给水的pH（25℃）应控制在8.8～9.3，此外还应监督其含铁量、电导率、硬度、二氧化硅等项目（控制标准暂不做规定）。对汽包炉进行蒸汽吹洗时，炉水应采取磷酸盐处理，炉水的pH（25℃）应控制在9～10，控制磷酸根含量维持2～10mg/L，每次吹洗前后应检查炉水外观或含铁量。当炉水含铁量大于1000μg/L 或炉水发红、浑浊时，应在吹洗间歇以整炉换水方式，降低其含铁量。每次吹洗时，监督蒸汽中的铁和二氧化硅含量，并检查样品外观。

暂停吹洗时，对直流炉的水应采取凝汽器一除氧器一锅炉一启动分离器间的循环，进行凝结水处理，以保持水质正常。

（六）吹洗完毕恢复正常系统时，对锅炉须要以含联氨的除盐水为保护。吹洗完毕后应排净凝汽器热水井和除氧水箱内的水。水排空后要仔细清扫设备内铁锈和杂物。

（七）未经蒸汽吹管或化学清洗的过热器在机组联合启动前应进行反冲洗。冲洗过热器用的水必须是加入氨和联氨的除盐水。

锅炉及热力系统经清洗和吹洗后，若仍有未清洗干净或未曾清洗、吹洗的部位，可以通过洗硅的方式控制蒸汽中二氧化硅的携带量，使二氧化硅随炉水排出或经凝结水混床除去。

（八）新建机组启动前，给水、炉水、凝结水、发电机内冷水的处理设备应均能投入运行；水汽取样装置及主要在线化学仪表应具备投入条件；循环水加药系统及胶球清洗装置应能投入运行。

（九）新建机组整体试运时应达到：除氧器（保持除氧器内水达到相应压力下的饱和温度）、凝结水处理设备、水处理系统程控装置可投入正常运行。

（十）机组启动时应冲洗取样器，冲洗时应按规定调节样品流量，保持样品温度在30℃以下。

（十一）新建机组整套启动阶段水、汽质量标准

1.热力系统和锅炉必须冲洗合格后，才允许机组联合启动（冲转）。机组联合启动时，必须保证凝结水处理设备可靠。没有凝结水处理设备的机组，要有足够的锅炉补给水储备。

2.在整套启动空负荷试运阶段，应采用锅炉多次点火、冷热态冲洗系统排空换水，多次对凝汽器、除氧器、凝泵进口滤网进行清理检查等方式，缩短水质合格的时间。该阶段给水质量（省煤器入口）的控制应符合表3规定。

表3 空负荷试运阶段锅炉给水质量标准

除氧器投产后，应进行调整试验，以确定最佳运行方式，保证除氧效果。

3.启动时采用磷酸盐处理的汽包炉炉水控制应符合表4规定，其中pH尽量维持上限规定，以降低蒸汽中二氧化硅含量。

表4 机组联合启动时锅炉炉水质量标准

4.机组联合启动时，凝结水回收应以不影响给水质量为前提。对于没有凝结水处理设备的机组，其回收的凝结水质量可参照表5的规定控制，但应采取措施使其在短时间内达到启动时的给水质量。在机组联合启动时，要严格注意疏水的管理和监督，高、低压加热器的疏水含铁量超过400μg／L 时，一般不予回收。

表

5 没有凝结水处理设备的机组凝结水回收质量标准

含钠量不大于80μg/L。

5.在汽轮机通汽冲转前，应采用汽轮机旁路系统进行蒸汽洗硅，过热蒸汽应符合表6的规定时方可进行冲转。

表6 联合启动汽轮机通汽冲转时主蒸汽质量标准

6.机组带负荷试运，在1/2额定负荷及以上时，锅炉给水（全挥发处理）的质量应符合表7的规定。

表7 1/2及以上负荷时给水质量标准

7.试运结束时的水汽质量标准应符合运行机组的水汽质量标准。

（十二）基建阶段的锅炉水压试验、化学清洗、蒸汽吹洗及试运期间水、汽质量的监督工作均应由质量监督站或受其委托的技术负责人签字验收。

（十三）基建阶段的原始记录应准确、完整。设备移交试生产的同时，工程主管

单位应向运行单位移交化学监督技术档案及相关的全部资料。

第十五条机组运行阶段的化学技术监督

（一）机组正常运行阶段的水、汽质量

1.机组正常运行阶段的水、汽质量应执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T 12145）的相关规定，参考执行《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T 912）、《火电厂汽水化学导则》（DL/T 805）、《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》（DL/T 801）等相关标准的最新规定。主要水汽质量标准见表1。

2. 表1中所列标准值均为极限值，各单位可根据具体情况，确定本单位的“期望值”，一般取50%～70%极限值作为“期望值”。做过热化学试验的机组，可根据试验的结果确定机组的“期望值”。

3. 新投运的锅炉或蒸发器，应进行热化学试验或调整试验以确定合理的运行方式

和水质控制的“期望值”指标。

（二）运行锅炉或蒸发器在采用新的锅内处理工艺之前，或在要对原锅内处理工艺进行某些控制指标的修改或调整时，要通过严格的试验确认，并有明确的工艺监控指标。

（三）当锅炉要提高额定蒸发量、改变锅内装置、改变锅炉热力循环系统、改变燃烧方式、改变给水水质或炉内处理方式、发现过热器和汽轮机通流部位有积盐时，应重新进行热化学试验或调整试验。

（四）水处理设备投产后、运行设备进行工艺改进后、原水水质有较大改变时，均应进行调整试验。

（五）应关注水源水质变化。特别是对以地表水、中水做锅炉补给水的水处理系统，应掌握水质变化规律，备有水源水质突然变差、变浑的处理措施，以及时调整运行设备及加药量到最佳状态，保证水的预处理质量，确保水处理设备的正常制水。

（六）锅炉采用的排污方式（连续或定期）和排污量，应根据锅炉炉水水质及蒸汽品质来决定，并应按水质变化进行调整。排污率一般不小于蒸发量的0.3%。

（七）对给水的各种药剂处理，必须按要求均匀地加入系统，不得使用瞬间（间断）大剂量的方式加入。高压以上机组应配备自动加氨、加联氨的装置，以保证加药剂量稳定在控制范围内。同时注意检查凝汽器空抽区的铜管情况，以防止氨的腐蚀。含联氨的蒸汽不能直接用作生活用汽。

（八）对炉水的加药处理，控制各种药液应均匀加入炉内。采用加磷酸盐处理的锅炉，当炉水磷酸根含量与磷酸盐加入量不符时，应及时分析化验，查明原因。高压以上锅炉应实现磷酸盐自动加药，保证其浓度始终控制在最佳值。

（九）对疏水、生产返回水的质量要加强监督，不合格时不得进入系统，必须经处理合格方可进入系统。

（十）要严格控制厂内汽水损失，机组的汽水损失应符合下列要求： 100MW以下机组不大于额定蒸发量的3.0%；

100～200MW级机组不大于额定蒸发量的2.0%；

300～600MW级机组不大于额定蒸发量的1.5%；

900MW及以上级机组不大于额定蒸发量的1.0%。

（十一）当锅炉在运行中蒸汽品质不合格，以及检修中发现过热器管或汽轮机叶片结盐时，在锅炉重新启动前应对过热器管进行给水冲洗，冲洗过程中应监督出水的电导率。在停机前或运行中带负荷冲洗汽轮机叶片时，汽机专业必须订出冲洗的具体措施，否则不得冲洗。冲洗时化学专业要监督凝结水的质量，排去比给水质量差的凝结水，当凝结水质量达到要求时，停止冲洗，恢复正常运行。

（十二）机组运行中应定期对取样管进行冲洗。

（十三）各电厂应依靠在线化学仪表对水汽质量监测，实施自动加药、数据采集和化水系统程控。

1.在线仪表的配备应符合表8的要求，还应配置微机监控，其功能应达到即时显示，自动记录、报警、储存（宜储存半年数据），自动生成日报、月报。

表8 在线化学配备参考表

源水水质变化大的应配备生水导电率表

2.在线仪表的检验项目与技术要求详见《火力发电厂在线工业化学仪表检验规程》（DL/T 677）。同时，认真实施化学仪表实验室计量确认工作，确保在线化学仪表的配备率、投入率、准确率。

3.同时各单位应建立在线化学仪表运行操作规程和检修规程，明确校验的具体周期，保证已有仪表连续投入运行并准确可靠。在线化学仪表的投入率与准确率均不得低于95%。电导率表的投入率与准确率要达到100%。

4.各单位宜设立化学仪表班，至少确保有专职的化学仪表管理、维护、检修人员。

5.要特别重视化学仪表人员的培训与业务考核，仪表人员必须具备适应岗位要求的业务水平并持证上岗。

（十四）循环水处理系统与药剂的监督管理

1.对于循环冷却水系统各单位可根据不同凝汽器管材、不同水源水质，在保证排水符合环保要求的情况下，通过试验选择既能防腐（特别是点蚀）又能防垢的缓蚀阻垢剂

和循环水处理运行工况，并严格执行。

2.机组运行过程中，不断监督循环水所用药的供应质量。更换新药品时，必须再次进行试验，以确定药品加入量及循环水运行工况。

3.各单位应由专人负责循环水处理工作，连续均匀地加药，定时进行监督项目的分析化验，严格控制循环水的各项监控指标。同时关注补充水的变化，在循环水水质有变化的情况下，通过试验调整处理工艺，以确保处理效果。

4.各单位应设专人负责胶球清洗工作。所用胶球必须验收，符合有关的技术指标。做好清洗时间、清洗效果的详细记录。根据各单位的具体情况，每天1次，每次30～60分钟，胶球回收率应达95%以上（装球数为凝结器管数量的5～10%）。

5.为了防止凝结器管端部的冲蚀，在管端100～150mm范围内，可涂刷聚硫橡胶或环氧树脂保护层。管板及水室可涂刷防腐涂料，防止其腐蚀。海水和苦咸水冷却机组的凝汽器防腐工作可根据情况采用阴极保护等相应措施。

（十五）停、备用机组启动时的化学技术监督

1.机组启动前，要用加有氨和联氨的除盐水冲洗高低压给水管和锅炉本体，待炉水全铁的含量小于200μg/L后再点火。

2.检修后机组启动，重新上水，应及时投入除氧器，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及运行方式进行改进。

3.启动后，发现炉水混浊时，应加强炉内处理及排污，或采取限压、降负荷等措施，直至炉水澄清；pH偏低时，应采取适当处理措施，短时间内达到正常pH值。

4.机组启动时应冲洗取样器，冲洗时应按规定调节样品流量，保持样品温度在30℃以下。

5.凝结水、疏水质量不合格不准回收，蒸汽不合格不准并汽。

6.机组启动阶段水汽品质控制标准。

（1）锅炉启动后，并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量，可参照表9的规定控制，并在机组并网后8h 内应达到正常运行时的标准值（表1），并参加水汽品质合格率统计。

表9汽轮机冲转前的蒸汽质量

（2）锅炉启动时，给水质量应符合表10 的规定，在热启动时2h 内、冷启动时8h 内应达到正常运行时的标准值（表1），并参加水汽品质合格率统计。

（3）直流炉热态冲洗合格后，启动分离器水中铁和二氧化硅含量均应小于100μg/L。

（4）机组启动时，凝结水质量可按表11的规定开始回收。

表11 机组启动时，凝结水回收标准1）

1）对海滨电厂还应控制含钠量不大于80μg/L。

2）凝结水精除盐正常投运，铁控制标准可小于1000μg/L.

（5）机组启动时应严格监督疏水质量。当高、低压加热器的疏水铁含量小于400μg/L时，可回收。

7.机组启动过程中，锅炉除正常规定排污外，还要加强定排。有凝水处理的机组，应尽快投入凝结水精处理系统，使汽水品质尽早达到正常运行水平。

8．机组停运应根据停运时间、停运目的、设备状态进行停炉保护工作，停炉保护的具体方案可参照执行《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》（DL/T 956）的推荐方案。

（十六）水汽劣化时的处理

1.当发现水汽质量劣化时，应首先检查取样是否有代表性；化验结果是否准确可靠；并综合分析系统中导致水汽质量变化的其他因素，确认判断无误后，有关部门应立即采取措施，使水、汽质量在允许的时间内恢复到标准值。若水汽质量严重恶化，影响机组安全运行时，应做出机组降出力或停止运行的处理决定。

2.水汽异常时的三级处理原则：

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小时内恢复至标准值。

三级处理值——正在发生快速结垢、积盐、腐蚀，如4小时内水质不好转，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。对于汽包锅炉，恢复标准值的办法之一是降压运行。

3.当凝结水溶解氧不合格时，应首先检查取样、化验以及与化学有关的阀门管路是否有问题，确认无误后，进行汽机方面的检查，及时查明原因给予解决。当发现凝汽器有泄漏时，应采取检漏、堵漏措施，有凝水除盐设备的必须立即投入运行，以保证给水水质正常。在凝汽器泄漏、检漏、堵漏同时，应加强炉内的加药处理和锅炉排污工作，并尽量少用或不用减温水。各级处理标准执行表12中相应规定，以至停机。

表12 凝结水异常时的处理值

1）主蒸汽压力为18.3MPa的直流炉，凝结水氢电导率标准值为不大于0.2μS/cm，一级处理值为>0.20μS/cm。

2）用海水冷却的电厂，当凝结水中的含钠量大于400μg//L时,应紧急停机。

4.锅炉给水水质异常时应执行表13的规定。

表13 锅炉给水水质异常时的处理值

2）对于凝汽器管为铜管、其它换热器管均为钢管的机组，给水pH标准值为9.１～9.４，则一级处理值为<9.１或>9.４。

5.锅炉炉水水质异常时应执行表14的规定

当出现水质异常情况时，还应测定炉水中氯离子含量、含钠量、电导率和碱度，查明原因，采取对策。