火力发电厂水汽高质量实用标准
水 汽 质 量 标 准
第
已无硬度标准，因此，增加了含钠量。
二 节
2.增加了超临界机组凝结水标准
水 汽
3.由于给水处理增加了中性处理的有关指标，所 以凝结水中也增加了采用中性处理的有关指标
质
4.增加了凝结水经氢型混床处理后电导率期望值
量 标
5.凝结水的硬度指标教前国标严格
准
四、炉水 的质量标准 （1）
炉水质量标准中各项目的主要含义：
再生效果，尤其是对流再生设备，会造成反洗次数增加，降低
第
或失去对流再生的优点。
二 节
2. 残余氯：防止残余氯对强酸阳树脂的影响 3. 有机物：有机物对强碱性树脂的污染，不但造成交换容量明
水
显下降，还会使出水导电率升高，留硅增大，PH降低。若进
汽
入热力系统还会引起腐蚀，所以对进入离子交换设备的原水化
质
3.增加了超临界机组直流炉控制的有关指标 4.在注释三中提出大于12.7MPa的锅炉总碳酸盐应＜
量
1mg/L
标 5.PH、电导率、溶解氧等指标比前国标标准更加严格 准
三、凝结水的质量标准 （1）
凝结水质量标准制定的依据：
汽轮机凝结水是锅炉给水的主要部分，凝
结水的某些监控项目应与给水规定的标准接近
1. pH： 控制在一定范围，磷酸根与钙离子才能生成容易排出 的水渣、同时能抑制锅炉水中硅酸盐的水解，减少硅酸携带量。 但过低炉水对钢材的腐蚀性强；太高容易引起碱性腐蚀
第
2. 含盐量和含硅量：保证蒸汽品质
二 节
3. 磷酸根：防止钙垢的形成 4.电导率：是水中电解质含量的一个灵敏指标。控制炉水电导
水
率在一定标准下，就可以控制炉水的总含盐量及时发现水质变
火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准GB12145-1999
中华人民共和国国家标准GB 12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准Quality criterion of water and steam for steam power equipment发布1999-03-23 实施1999-10-01国家技术监督局发布前言本标准于1989年12月首次制定颁发，制定至今已有八年之久。
近年来，大容量、亚临界、超临界机组和直流炉以及新型水处理设备相继投入运行。
以300 MW 机组为主力机组的迅速发展，使水处理及热力设备防腐防垢技术和水汽品质监控技术水平都有了较大的提高。
提出了新的科研成果和总结了新的经验，给修订该标准提供了重要的技术依据。
依据国标GB/T1.1-1993《标准化工作导则第1单元：标准的起草与表述规则第1部分：标准编写的基本规定》对GB 12145-1989 的体例等内容进行了修订。
本版本主要修订如下内容：──增加了前言。
──为了与国际标准ISO编写法接轨，将第一章主题内容与适用范围改为范围。
──增加了超临界机组（直流炉）有关控制的指标。
──增加了直流炉给水的中性处理和联合水处理有关控制的指标。
──把水内冷发电机的冷却水质量标准与发电机运行规程、透平型同步电机的技术要求（GB/T7064-1996）统一，以便现场运行控制。
──增加了水汽质量劣化时的处理内容。
与电力部制定的DL/T561-95“火力发电厂水汽化学监督导则”的有关内容统一，强调化学监督的全过程管理，贯彻化学监督“预防为主”的方针，防患于未然。
──为保证炉水水质，炉水控制增加了电导率的参考控制标准。
──为保证除盐水质量，增加了澄清池出水浊度的水质标准。
──参考了几个主要工业国家的水汽质量标准或导则，日本JIS8223：1989《自然循环式锅炉给水和炉水水质，直流锅炉给水水质标准》，德国大电厂技术协会VGB-R450L：198 8《68 bar 以上锅炉的给水、炉水及蒸汽质量标准》，前苏联火电厂直流炉的给水规范，美国电力研究所EPRI-CS-4629：1986《火力发电厂化学运行管理导则》，以及国内几个引进机组和超临界机组的水汽质量标准。
火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量 精品
火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量1、范围2、规范性引用文件3、定义及缩略语4、蒸汽质量标准汽包炉的饱和蒸汽和过热蒸汽质量及直流炉的主蒸汽质量应符合表1的规定表1蒸汽质量5、锅炉给水质量标准5.1给水的硬度、溶解氧、铁、铜、钠、二氧化硅的含量和氢电导率，应符合表2的规定5.2全挥发处理给水的pH值、联氨和总有机碳（TOC）应符合表3的规定5.3直流炉加氧处理给水的pH值、氢电导率、溶解氧含量和TOC应符合表4的规定表4加氧处理给水的pH值、氢电导率、溶解氧含量和TOC标准a6、凝结水质量标准6.1凝结水的硬度、钠和溶解氧的含量和氢电导率应符合表5的规定。
表5凝结水泵出口水质6.2凝结水经精处理除盐后水中二氧化硅、钠、铁、铜、的含量和氢电导率应符合表6的规定表6凝结水除盐后的水质7、锅炉炉水质量标准汽包炉炉水的电导率、氢电导率、二氧化硅和氯离子含量，根据制造厂的规范并通过水汽品质专门试验确定，可参照表7的规定控制，炉水磷酸根含量与pH指标可参照表8的规定控制。
a表8汽包炉炉水磷酸根含量和pH标准锅炉补给水的质量，以不影响给水质量为标准，可参照表9的规定控制。
9、减温水质量标准锅炉蒸汽采用混合减温时，其减温水质量，应保证减温后蒸汽中的纳、二氧化硅和金属氧化物的含量符合蒸汽质量标准表1的规定。
10、疏水和生产回水质量标准疏水和生产回水质量以不影响给水质量为前提，按表10控制。
生产回水还应根据回水的性质，增加必要的化验项目。
11、闭式循环冷却水质量标准闭式循环冷却水的质量可参照表11控制。
12、热网补充水质量标准热网补充水质量按表12控制。
表12热网补充水质量13、水内冷发电机的冷却水质量标准参照GB/T 7064，水内冷发电机的冷却水质量按表13控制。
14、停（备）用机组启动时的水、汽质量标准14.1 锅炉启动后，并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量，可参照表14的规定控制，并在机组并网后8h内应达到表1的标准值14.2锅炉启动时，给水质量应符合表15的规定，在热启动时2h内、冷启动时8h内应达到表2的标准值。
火力发电厂水汽质量标准
火力发电厂水汽质量标准SD 163-85中华人民共和国水利电力部关于颁发《火力发电厂水汽质量标准》的通知(85)水电技字第74号随着火力发电厂高参数、大容量机组和新型水处理设备的不断投入运行，《电力工业技术管理法规》(一九八○年版)第三篇第十章中的化学水处理和化学监督中有关水汽质量标准部分(简称“原标准”)已不能完全满足要求，国家标准局于一九八三年以049号文要求我部制订火力发电厂水汽质量国家标准。
为此，我部于一九八三年责成水利电力部西安热工研究所为技术归口单位，先组织修订成火力发电厂水汽质量的部颁标准，通过进一步生产实践后，再提出国家标准的报批稿。
水利电力部西安热工研究所在各单位的协作、配合下，经过近两年的广泛调查研、总结经验以及组织讨论和审定，提出了修订后的SD 163—85《火力发电厂水汽质量标准》，现颁发执行。
“原标准”同时作废。
火力发电厂水汽质量标准是化学监督的重要依据，也是保证发电设备安全、经济运行的重要手段。
希各单位在贯彻执行中进一步积累经验，使之不断完善和提高，并及时将修改意见函告我部科技司和西安热工研究所。
一九八五年十一月本标准适用于3.82MPa以上的火力发电组。
1 蒸汽标准自然循环、强迫循环汽包炉或直流炉的饱和蒸汽和过热蒸汽应符合表1的规定。
表1注：1)争取标准为≤5μg/kg。
对于压力≥5.88MPa的锅炉，当用除盐水补给，并用电导率连续监督运行中的蒸汽质量时，其电导率(氢离子交换后)一般应≤0.3μS/cm(25℃)。
为了防止汽轮机积结金属氧化物，还应检查蒸汽中铜和铁的含量，一般应符合表2的规定。
表2注：1)争取标准为≤3 μg/kg。
①对于压力≤15.68 MPa的锅炉，表2内规定的指标可作为参考。
2 锅炉给水质量标准2.1 给水中的硬度、溶氧、铁、铜、钠和二氧化硅的含量，应符合表3的规定。
液态排渣炉和原设计为燃油的锅炉，其给水的硬度和铁、铜的含量，应符合高一级锅炉的规定。
火电厂机组水、汽、油控制标准
②DL/T955
低加疏水
Fe
≤100
µg/L
①GB/T14427
②DL/T955
暖风器疏水
Fe
≤100
µg/L
①GB/T14427
②DL/T955
辅汽母管疏水
Fe
≤100
µg/L
①GB/T14427
②DL/T955
高速混床出口
CC
≤0.10
µs/cm
DL/T502.29
Fe
≤5
DL/T429.1
机械杂质
/
无
GB/T511
颜色
/
无异常
DL/T429.2
水分
mg/L
≤2000
GB/T7600
运动粘度
（40℃）
mm2/s
41.4～50.6
GB/T265
颗粒度
（NAS1638）
级
/
DL/T432
开口闪电
℃
≥185
GB/T3536
13 运行中风机液压油（L-TSA 46涡轮机油）
项目
≤0.10
GB/T264
水溶性酸
pH
≥4.2
GB/T7598
水分
mg/L
≤35
GB/T7600
体积电阻率
（90℃）
Ω·m
≥5×109
DL/T421
10 新变压器绝缘油
项目
单位
标准值
试验方法
外观
/
透明，无沉淀、悬浮物
DL/T429.1
颜色
/
无异常
DL/T429.2
闭口闪点
℃
≥135
GB12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准(doc 12页)
GB12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准(doc 12页)部门： xxx时间： xxx整理范文，仅供参考，可下载自行编辑中华人民共和国国家标准 GB 12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准Quality criterion of water and steam for steam power equipment发布 1999-03-23 实施 1999-10-01国家技术监督局发布前言本标准于1989年12月首次制定颁发，制定至今已有八年之久。
近年来，大容量、亚临界、超临界机组和直流炉以及新型水处理设备相继投入运行。
以 300 MW 机组为主力机组的迅速发展，使水处理及热力设备防腐防垢技术和水汽品质监控技术水平都有了较大的提高。
提出了新的科研成果和总结了新的经验，给修订该标准提供了重要的技术依据。
依据国标GB/T1.1-1993《标准化工作导则第1单元：标准的起草与表述规则第1部分：标准编写的基本规定》对GB 12145-1989 的体例等内容进行了修订。
本版本主要修订如下内容：──增加了前言。
──为了与国际标准 ISO编写法接轨，将第一章主题内容与适用范围改为范围。
──增加了超临界机组（直流炉）有关控制的指标。
──增加了直流炉给水的中性处理和联合水处理有关控制的指标。
──把水内冷发电机的冷却水质量标准与发电机运行规程、透平型同步电机的技术要求（GB/T7064-1996）统一，以便现场运行控制。
──增加了水汽质量劣化时的处理内容。
与电力部制定的DL/T561-95“火力发电厂水汽化学监督导则”的有关内容统一，强调化学监督的全过程管理，贯彻化学监督“预防为主”的方针，防患于未然。
──为保证炉水水质，炉水控制增加了电导率的参考控制标准。
──为保证除盐水质量，增加了澄清池出水浊度的水质标准。
──参考了几个主要工业国家的水汽质量标准或导则，日本JIS8223：1989《自然循环式锅炉给水和炉水水质，直流锅炉给水水质标准》，德国大电厂技术协会 VGB-R450L：1 988《68 bar 以上锅炉的给水、炉水及蒸汽质量标准》，前苏联火电厂直流炉的给水规范，美国电力研究所 EPRI-CS-4629：1986《火力发电厂化学运行管理导则》，以及国内几个引进机组和超临界机组的水汽质量标准。
火力发电机组及蒸汽动力设备的水汽质量GB_12145-2008修订解析概要
1)蒸汽钠含量指标的修改
GB/T12145-1999 标准值 ≤15 ≤10 ≤10 <5 ≤5 ≤5 <3 期望值 —
蒸汽的钠离子代表了能引起过热器和汽轮机积盐的盐类的水平，对汽轮机积盐影响很大， 必须严加控制。实际运行中，蒸汽中的钠超过5g/kg，汽轮机会发生明显的积盐。在汽包炉 水汽分离装置正常和汽包水位控制正常情况下，蒸汽中的钠远小于5g/kg。
参考最新国外标准： 欧洲标准prEN
12952-12 1998 《给水和炉水质量标准》； 英国标准BS 2486-1997 《蒸汽锅炉和水加热器的水处理标准》； 日本标准 JIS B 8223-1999 《锅炉给水和炉水的质量标准》；1989 德国VGB-R 450-1995《68bar以上蒸汽动力设备给水、炉水、蒸汽 导则》。1988
高压
超高压 亚临界 超临界 超超临界
5.9～12.6
12.7～15.6 15.7～18.3 22.115～30 >30
汽包锅炉、少见直流锅 50～135MW 炉 汽包锅炉、少见直流锅 200～250 MW 炉 汽包锅炉、直流锅炉 直流锅炉 直流锅炉 300～660 MW 500MW及以上
以发电为主兼供汽用
1 定义及缩略语
氢电导率：水经过氢型强酸阳离子交换树脂处理
后测得的电导率。
无铜系统：与水汽接触的部件和设备（包
括凝汽器在内）不含铜和铜合金材料的系 统为无铜系统。
对于无铜系统的理解有两种观点。一种观点认为除凝汽器外， 所有加热器不含铜合金的水汽系统为无铜系统。这种观点对于凝汽 器管为铜合金的机组有较大的技术风险，因为按无铜系统进行控制， 给水和凝结水的 pH值控制较高，会造成凝汽器管外表面的腐蚀溶解， 增加凝结水和给水的铜含量，会增加铜在汽轮机的沉积，降低汽轮 机效率。另一种观点认为，就是上述内容，这与国外标准一致，这 种观点可避免给水和凝结水的 pH控制值偏高，防止凝汽器管外表面 的腐蚀溶解，从而减少铜在汽轮机的沉积。
火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量
火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量（GB/T12145-1999代替GB/T12145-1989）1 范围本标准规定了火力发电机组和蒸汽动力设备在正常运行和停、备用机组启动时的水汽质量标准。
本标准适用于锅炉出口压力为~(表大气压)的火力发电机组及蒸汽动力设备2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB／T 7064—1996 透平型同步电机的技术要求GBJl3—1986 室外给水设计规范DL 434一1991 电厂化学水专业实施法定计量单位的有关规定DL／T 56l—1995 火力发电厂水汽化学监督导则注：测试方法按国标进行。
3 蒸汽质量标准自然循环、强制循环汽包炉或直流炉的饱和蒸汽和过热蒸汽质量应符合表l的规定离子交换后），5应符合表3的规定。
表3 锅炉给水质量标准规定。
给水的联氨、油的含量和pH值应符合表4的规定。
5 汽轮机凝结水质量标准凝结水的硬度、钠和溶解氧的含量和电导率应符合表6的规定。
1)7的规定。
汽包炉炉水的含盐量、氯离子和二氧化硅含量，根据制造厂的规范并通过水汽品质专门试验确定，可参考表8的规定控制4~。
若炉水的Na+与PO43-的摩尔比低于或高于时，可加中和剂进行调节。
7 补给水质量标准补给水的质量，以不影响给水质量为标准。
澄清器出水质量标准澄清器(池)出水水质应满足下一级处理对水质的要求；澄清器(池)出水浊度正常情况下小于5FTU，短时间小于10FTU。
进入离子交换器的水，应注意水中浊度、有机物和残余氯的含量。
按下列数值控制：浊度＜5FTU(固定床顺流再生)；浊度＜2FTU(固定床对流再生)；残余氯＜L；30min水浴煮沸法)。
化学耗氧量＜2mg/L(KmnO4离子交换器出水标准，一般可按表9控制。
1)二次蒸汽钠含量≤500μg／kg；二氧比硅含量≤100μg／kg；游离二氧比碳含量：以不影响锅炉给水质量为标准。
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火力发电厂水汽质量标准
中华人民共和国水利电力部
火力发电厂水汽质量标准
SD163-85
主编部门：水利电力部西安热工研究所批准部门：中华人民共和国水利电力部实行日期：一九八五年十一月
中华人民共和国水利电力部
关于颁发《火力发电厂水汽质量标准》的通知
(85)水电技字第74号
随着火力发电厂高参数、大容量机组和新型水处理设备的不断投入运行，《电力工业技术管理法规》(一九八○年版)第三篇第十章中的化学水处理和化学监督中有关水汽质量标准部分(简称“原标准)已不能完全满足要求，国家标准局于一九八三年以049号文要求我部制订火力发电厂水汽质量国家标准。
为此，我部于一九八三年责成水利电力部西安热工研究所为技术归口单位，先组织修订成火力电厂水汽质量的部颁标准，通过进一步生产实践后，再提出国家标准的报批稿。
水利电力部西安热工研究所在各单位的协作、配合下，经过近两年的广泛调查、总结经验以及组织讨论和审定，提出了修订后的《火力发电厂水汽质量标准SD163--85》，现颁发执行。
“原标准”同时作废。
火力发电厂水汽质量标准是化学监督的重要依据，也是保证发电设备安全、经济运行的重要手段。
希各单位在贯彻执行中进一步积累经验，使之不断完善和提高，并及时将修改意见函告我部科技司和西安热工研究所。
一九八五年十一月本标准适用于3.82MPa(39表大气压)以上的火力发电机组。
1 蒸汽质量标准
自然循环、强迫循环汽包炉或直流炉的饱和蒸汽和过热蒸汽质量应符合表1的规定。
表1
*争取标准为≤5μg/kg。
对于压力≥5.88MPa(60表大气压)的锅炉，当用除盐水补给，并用电导率连续监督运行中的蒸汽质量时，其电导率(氢离子交换后)一般应≤0.3μS/cm(25℃)。
为了防止汽轮机积结金属氧化物，还应检查蒸汽中铜和铁的含量，一般应符合表2的规定。
表2
*争取标准为≤3μg/kg。
注对于压力≤15.68MPa(≤159表大气压)的锅炉，表2内规定的指标可作为参考。
表3
*有凝结水处理电厂的给水硬度应为0μmol/L。
**争取≤3μg/L。
***争取≤5μg/L。
2 锅炉给水质量标准
2.1 给水中的硬度、溶氧、铁、铜、钠和二氧化硅的含量，应符合表3的规定。
液态排渣炉和原设计为燃油的锅炉，其给水的硬度和铁、铜的含量，应符合高一级锅炉的规定。
2.2 给水中的pH、联氨和油的含量，一般应符合表4的规定。
表4
注 1.用石灰一钠离子交换水为补给水的电厂，应改为控制凝结水的pH值，最大不超过
9.0。
2.对大于12.7MPa(大于130表大气压)的锅炉，其给水中的总碳酸盐(以二氧化碳mg/L计算)一般应≤1。
3 汽轮机凝结水质量标准
3.1 凝结水中的硬度、电导率和溶气的含量应符合表5的规定。
表5
凝结水中二氧化硅的含量，应保证炉水中二氧化硅的含量符合标准。
对于海水、淡海水、苦咸水及含盐量大，硬度小的冷却水，还应监督凝结水的电导率或钠含量等。
3.2 凝结水经氢型混床处理后的硬度、电导率、二氧化硅、钠、铁和铜的含量应符合表6的规定。
表6
4 锅炉炉水质量标准
4.1 亚临界汽包炉用挥发性处理时，其炉水应按表7规定的标准控制。
表7
4.2 汽包炉用磷酸盐处理，其炉水应按表8规定的标准控制。
表8
当炉水pH值低于标准时，应查明原因，采取措施。
若添加中和剂，炉水pH值不得超过常运行控制标准的上限。
4.2.1 用除盐水作为补给水的锅炉，其炉水中氯离子的含量一般可参考表9规定的指标控制。
表9
4.2.2 炉水的含盐量和二氧化硅含量，一般可参考表10规定的指标控制，必要时应通过水汽品质试验确定。
表10
4.3 当锅炉进行协调磷酸盐处理时，其炉水的Na+与PO3-4的摩尔比值，一般应维持在2.5～2.8。
若炉水的Na+与PO3-4的摩尔比值低于2.5时，可暂用添加中和剂或提高炉水磷酸根含量调节。
5 补给水质量标准
补给水的质量，以不影响给水质量为标准，一般按表11的规定控制。
表11
5.1 进入离子交换器的水，应注意水中悬浮物、有机物和残余氯的含量，一般按下列标准控制：
悬浮物＜5mg/L(固定床顺流再生)；
悬浮物＜2mg/L(固定床对流再生)；
残余氯＜0.1mg/L；
耗氧量＜2mg/L；(暂定高锰酸钾法)。
5.2 蒸发器和蒸汽发生器中的水、汽质量，一般应符合下列标准：5.2.1 二次蒸汽
钠含量≤10μmol/L；
二氧化硅含量≤1000μg/L；
游离二氧化碳含量：以不影响给水质量为标准。
5.2.2 蒸发器和蒸汽发生器的给水
硬度≤10μmol/L；
溶氧(经除氧后)≤50μg/L。
5.2.3 蒸发器内的水
蒸发器和蒸汽发生器内的质量，应根据水汽品质试验确定。
磷酸根含量一般为5～20mg/L。
对于采用锅炉排污水作补充水的蒸发器，磷酸根含量不受此限制。
6 减温水质量标准
锅炉蒸汽采用混合减温时，其减温水质量，应保证减温后蒸汽中的钠、二氧化硅和金属氧化物的含量符合蒸汽质量标准。
7 疏水和生产回水质量标准
疏水和生产回水质量以不影响给水质量为前提，一般按表12的规定控制。
表12
生产回水还应根据回水的性质，增加必要的化验项目。
8 热网补充水质量标准
热网补充水质量一般按表13的规定控制。
表13
9 水内冷发电机的冷却水质量标准
9.1 不添加缓蚀剂时，冷却水质量应符合表14的规定。
表14
9.2 添加缓蚀剂时，冷却水质量应符合表15的规定。
表15
10 停、备用机组启动时的水、汽质量标准
10.1 锅炉启动后，并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量，一般可能照表16的规定控制，且在数小时内应达到正常标准。
表16
10.2 锅炉启动时，给水质量一般应符合表17的规定，并在数小时达到正常标准。
表17
10.3 机组启动时，凝结水质量可按表18规定的指标开始回收。
表18
注：有凝结水处理时，铁≤μg/L。
本标准主要起草人：水利电力部西安热工研究所何辉纯、李贵成、陈洁。