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1、电厂化学监督,一、电厂化学监督工作性质化学专业要为电厂的安全经济运行服务，而安全就是最大的效益，这是必须确立的指导思想。在电厂中，机、炉、电方面的问题，可能在分级、秒级，甚至毫秒级发生重大事故，自然成为电厂首先重视的对象。化学方面不存在瞬间发生事故，让人马上看到停炉停机方面的损失，化学方面的问题，其影响在当时往往不会马上表现出来，因此可能就降低了对化学监督的要求。可是一旦化学专业问题爆发，可能是大面积的、长时间的停炉、停机，甚至达到不可收拾的地步。较为突出的问题有：锅炉水冷壁等受热面结垢、腐蚀或氢脆损坏，引起频繁爆管；给水管道氧腐蚀严重，必须停炉停机更换；汽轮机轴封漏汽严重，造成汽轮机油乳化，
2、被迫停机等等，这些均会造成严重的后果，有时还可能造成不可挽回的社会影响。另外，在整个运行周期中，如果结垢了，还会大大降低发电厂的经济性。,二、化学监督工作内容化学监督工作的核心是监督，绝不单纯是化学专业自己的事情，需要各专业密切配合。化学监督通常包括水、汽、煤、油、灰、废液、废水及环保监督等内容。工作任务是：供水、供氢；及时反映和监督汽水品质，对水汽质量进行监控和必要的处理；监督凝汽器泄漏、除氧器运行，以防止热力系统腐蚀、结垢、积盐，避免因水汽质量故障引起检修；及时提供燃煤、飞灰分析数据，为锅炉及时调整燃烧工况提供依据，降低煤耗，提高热效率；做好油质监督及防劣化措施；做好热力设备的停备用保护；
3、监督废液、废水、废气的达标排放等等。这一系列的工作都需要各专业密切配合。三、化学专业风险因素 研究化学专业的风险因素，是为了能够对其准确识别，及早预告，提供处理对策，做到防患于未然。化学专业经过近半个世纪的发展，形成了以预防为中心，利用各种监测手段对水汽质量进行诊断，,通过失效分析及善后处理，总结故障规律，向超前控制和预知维修发展。化学专业潜伏性故障分析、预见来源于对危险因素的准确识别，对能引发故障的各种危险因素进行剖析，做到量化评估，这将有助于化学监督的实践工作。（）要正确理解水汽质量标准 国标中规定的水汽质量指标是极限值，只是预防结垢、减缓腐蚀的最高限，平时运行控制应尽可能调整到最佳值，如
4、有的厂为每个指标再订一个期望值。有研究资料表明，长期使杂质含量维持在极限值附近，经过为期一年的运转难免发生水质、汽质故障。对水汽质量进行监测诊断研究的经验是，保持水汽中杂质含量为标准值的3/4以下，可保证在1-2个大修期内无故障产生；如能达到标准值的1/3上下，则可避免出现腐蚀结垢积盐故障。我们将上述两个范围分别称为注意值和期望值。,识别风险因素的首要条件是，凝结水、给水、炉水和过热蒸汽中杂质含量是否经常超越注意值，甚至达到标准值（警告值），超标的项目就是主要的风险因素。其次是考察超标的时间与幅度，如果超过总化验次数的1/50，则有风险。（）特别留意直接引起结垢、腐蚀的水样杂质 直接影响机组结
5、垢、腐蚀的项目是凝结水的氢电导率、硬度、含氧量，给水的pH、含氧量，炉水的pH，过热蒸汽的含钠量。务必保持这些指标合格和达到期望值，其中尤其应当保持锅炉水pH合格。亚临界参数锅炉炉水磷酸根控制标准为0.5-3 mgL（国标），而且倾向于维持低限。采取低磷酸盐处理在炉水pH超标时，宁可使其超过10（低于10.5），不可使其低于9，尤其是不可低于8.5。,（）凝汽器泄漏是水质污染和化学故障的总根源 火电厂的设备故障曾被简缩为“烧、爆、掉”三字，即发电机与变压器绝缘破坏的烧毁；锅炉管及其它承压部件爆漏；汽轮机叶片断裂。这些故障都有直接、间接的化学诱因。例如内冷水质不良引起的双水内冷机组或定子水冷机组
6、腐蚀结垢堵塞超温，氢气湿度过高造成局部结露影响线棒绝缘和护环应力腐蚀开裂；由于结垢引起水冷壁管超温变形，由于积盐引起过热器管、再热器管超温变形，由于酸性、碱性腐蚀、氧腐蚀造成水冷壁管穿孔或脆爆，由于氧（运行或停用）腐蚀引起省煤器管穿孔；汽轮机可因结盐垢损坏叶片，而凝汽器泄漏，除影响汽轮机运行外，更是水质污染和化学故障的总根源。对于大机组来说，除了保证锅炉补充水质合格外，更应关注凝结水质及凝结水处理设备。,四、化学专业的自身工作（）电厂化学监督工作，应是从设计、基建、安装、调试到运行、检修和停运等各个阶段的全过程监督。（）化学监督、控制的真实性、准确性，是化学监督工作的灵魂。真实性通过各方努力能
7、够做到，准确性则需要保证配药准确，测试方法科学实用，仪表投入率、准确率达标，自动检测、加药装置的投入等。人工取样分析只能保证对几个时点的监测，在线仪表能够达到动态、连续的监测。自动控制的准确性、及时性、可靠性远优于人工控制。（）早期化学工作的重点一般放在制备高质量的除盐水上，由于近年来反渗透的投用，再加上二级除盐，除盐水水质已不成问题，现在应该把精力集中到水汽指标的监督和调整上，长期保持水汽指标最佳，已是化学监督工作的重中之重。（）加强机组启动监督 每一次启动点火，应严格执行化学监督规程，使水质尽早合格。,机组一启动就应开大连排，加强定排，使炉水尽快合格。有的厂在除氧器未能正常投运前，从邻炉运
8、行的除氧器补充合格的给水。如不补充溶氧、PH合格的给水，这一阶段带入的腐蚀因素可能要比整个运行周期严重得多（）应加强停用保护工作 根据停炉时间长短，做好各部分的停用保养工作，使停炉保护的概念扩展为整个热力系统的停用保护，使受保护的范围尽量扩大，受保护的时间尽可能延长，这样才能真正起到防止设备锈蚀的作用，防止铁锈在运行中源源不断释放到系统中。（）凝结水含氧量 凝结水含氧量不合格问题普遍存在，凝结水含氧量超标的电厂数和机组数都比凝汽器管腐蚀泄漏的多。其原因是汽缸接合面欠严密、真空系统泄漏、补水率过大使随除盐水带入的氧量过大等。抓凝结水含氧量合格见效最快，效果最好。通过系统检漏及处理、均匀补水可以使
9、含氧量合格。由汽机检修人员进行汽轮机本体及真空系统的检修,消缺，提高真空严密性，在此基础上进行氦质谱检漏及消除泄漏；尽可能降低锅炉补水率，做到均匀补充除盐水，经过以上工作，即使含氧量曾大于100gL的也可使之低于30gL。（）凝汽器泄漏时不能以堵代查 凝汽器有微漏现象时，可以用加锯末堵漏的方法暂时制止泄漏，但是这只是治标的措施，不可作为主要的防泄漏措施。应在负荷允许时，降负荷查出漏点加以堵塞，或停机灌水查漏封堵。（）应按三级处理原则处理水质异常 1986年美国电力研究院（EPRI）制订的导则对水质异常分级处理，这是防止水质劣化演变成故障的有力措施。凡是有水质异常时，必须严格按照规定处理，不得拖
10、延。（）煤耗是电厂最重要的指标，煤质监督也就日趋受到重视。煤质监督工作应把重点放在采、制样上，包括采用先进的采、制样工具，合理的采样方法等，因为测试误差是很小的，误差主要在于采制样过程中。同时，为给锅炉及时调整燃烧工况提供依据，降低煤耗，提高,热效率，应改变现有的飞灰取样、分析方式，采用飞灰在线监测装置。（）技术手段与知识更新 化学专业历经半个世纪的发展，积累了不少的经验，多年以来不断完善的化学监督工作对机组的安全运行起到了很好的保障作用。随着机组参数与容量的不断提高，旧的工作方法应注入新的活力，安全保障体系也应有所发展。在80年代末开展化学诊断技术的基础上，再将安全性评价方法引入化学工作中，
11、实现全面的技术与知识的更新，开创化学工作新局面。,电厂化学监督导则（DL/T264）,一、化学监督工作的任务与职责、化学监督是保证发供电设备安全、经济、稳定、环保运行的重要环节之一。因此，应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，掌握机组参数和设备状态，及时发现和消除与化学监督有关的发供电设备隐患，防止事故发生。、化学监督应坚持以“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）、油及燃料等的质量监督，防止和减缓热力设备腐蚀、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
12、机组运行的经济性。、化学、锅炉、汽机、电气、热工、燃料六大专人员应各施其职，明确各自的岗位与责任，协同做好各项监督工作。,、化学监督专责工程师职责协助主管生产的副经理（总工程师）做好各项工作；认真贯彻执行上级有关化学监督的各项规章制度和要求，拟定本单位的实施细则和相关措施；定期总结、分析、汇总本单位化学监督工作的各类表单，指导化学专业的监督工作。组织或参与化学原因造成的事故、障碍、异常等的分析，并负责或指导制定防范措施。负责本单位化学专业科研、技术改造等项目的规划、可行性研究及其项目管理。按期报送各类化学监督报表、报告。、值长的职责值长是本值机组运行中化学监督工作的领导者和组织者。负责落实当值
13、各岗位（人员）的化学监督职责；随时掌握并及时指挥调整水、汽、油、氢、燃料等质量指标；指挥协调处理当值化学监督中存在的问题。,、化学专业人员职责：保证水处理（补给水处理、凝结水处理、循环水）设备、制氢设备、（给水、炉水、循环水）加药设备及化学仪表、自动监控系统的正常运行；及时监督热力系统中水、汽、油、气（氢气、SF6）及燃料等的品质，对违反规定和指标超标情况要及时与值长及有关部门、岗位联系，妥善处理，必要时，应向化学监督专责工程师、主管生产副经理（总工程师）以至上级单位汇报；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
14、督工作；参加主要设备的检修检查及验收工作，提出检修化学监督报告，并针对存在的问题，提出或采取相应措施；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、投入率和合格率，实现水、汽质量的仪表连续检测与监督；加强科技攻关，完善、改进生产工艺和方法，降低材料和资源消耗，提高设备安全性与经济性；协助或负责作好全厂水质水量平衡，提高水的重复利用律，节约水资源；完成化学监督的各项技术管理工作；配合作好环境保护、节能降耗和清洁生产工作。,二、水汽质量监督 1、火电厂可根据机组型式、参数等级、控制型式、水处理系统及化学仪表配置等情况，按照GB/T 12145、超临界发电机组水汽质量标准（新订标准
15、）及其他国标、行标、设备制造厂的规定，并通过热化学试验和调整试验，确定机组的水汽监督项目与指标(可参照制造厂的规定执行，但不能低于同类型、同参数国家行业标准的规定)。对关键的水汽监督指标应设定期望值。2、火电厂应依靠在线化学仪表监督水汽质量。高参数大容量的机组，应高度重视在线化学仪表的监督管理，按DL/T 677的要求，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、合格率。在线化学仪表应配置微机监控，能即时显示，自动记录、报警、储存，自动生成日报、月报。3、对于人工分析项目应明确分析测定间隔时间。通常情况下，机组运行过程的人工监控项目应每班测定12次。水汽系统铜、铁的测定每
16、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、机组启动或原水水质变化时，应依具体情况，增加测定次数和项目。4、新投入运行的锅炉或蒸发器(蒸汽发生器)，应进行热力化学试验或调整试验，以确定合理的运行方式和水质监控指标。5、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，要通过严格的科学试验确认，并有明确的工艺监控指标。当发生下列情况之一时，宜进行热力化学试验或调整试验：（1）提高额定蒸发量；（2）改变锅内装置、改变锅炉热力循环系统或改变燃烧方式；（3）给水质量有较大改变或改变锅内水处理工况；（4）发现锅炉受热面结垢或汽轮机通流部分积盐
17、。6、当水汽质量异常时，应按DL/T5611995中“水汽异常三级处理”的原则执行并应将异常情况及时报告主管领导及上级监督管理部门；尽快,查明原因，消缺处理，恢复正常。若不能恢复，并威胁设备安全经济运行时，应采取紧急措施，直至停止机组运行。7、对疏水、生产返回水的质量要加强监督，不合格时，不得直接进入热力系统。对给水炉水的加药处理，宜采用自动化控制，连续均匀地加入系统内。对于汽包炉，应根据炉水水质，决定排污方式及排污量，并应按水质变化进行调整。8、机组的汽水损失率应符合下列要求：600MW及以上机组 不大于额定蒸发量的 1.0%200 MW300MW级机组 不大于额定蒸发量的1.5%100MW
18、200 MW以下机组 不大于额定蒸发量的2.0%100 MW以下机组 不大于额定蒸发量的3.0%9、应关注水源水质的变化，对地表水源水质的变化，应掌握其规律，发现水源水质突然变差、变浑，应及时采取处理措施，保证水处理设备正常制水。应加强循环水处理系统与药剂的监督管理。应根据不同,凝汽器管材、不同水源水质，并保证排水符合环保要求的情况下，通过科学试验选择既能防腐(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；在机组运行过程中，应不断监督药剂供应质量，关注补充水水质的变化，严格控制循环水的各项监控指标(包括浓缩倍率)。制定并执行凝汽器胶球系统投运的有关规定。三、机组启动、停备用
19、及检修阶段的化学监督 1、备用或检修后的机组投入运行时，应及时投入除氧器，并使溶氧合格。新的除氧器投产后，应进行调整试验，以确定最佳运行方式，保证除氧效果。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。2、机组启动时应冲洗取样器，机组运行过程中应定期对取样器进行冲洗。冲洗取样器时应按规定调节样品流量，保持样品温度在30以下(南方地区夏季不宜超过40)。锅炉启动后，发现炉水浑浊时，应加强锅内处理及排污，或采取限负荷、降压等措施，直至炉水澄清；炉水pH值偏低时，应加入NaOH校正处理。,3、在热力设备检修前，化学监督专责工程师应提出与水汽质量有关的检修项目和要求。根据Dl/T 838
20、，在机组A级检修前的一次C级检修时，可以对水冷壁管、凝结器管进行割（抽）管检查，以确定是否需要在A级检修时进行清洗；机组A级检修时，应对水冷壁、省煤器、过热器、再热器进行割管检查，以确定腐蚀情况及垢量测定，凝汽器要同时抽管检查。4、当检修设备解体后，化学监督专责工程师应会同有关人员，对省煤器、水冷壁、过热器、再热器、除氧器、凝汽器和汽轮机以及相关的辅机设备的腐蚀、结垢、沉积情况进行全面检查，并做好详细记录与采样。化学检查与采样要及时到位，在化学专业人员进行检查之前，要保持热力设备解体状态，不得清除内部沉积物，不得进行检修工作。对检修期间更换的新管，应事先进行化学清洗。5、化学监督专责工程师对热
21、力设备的腐蚀、结垢、沉积情况进行全面分析，组织编写机组检修化学监督检查报告，并针对存在的问题提出整改措施与改进意见。热力设备清洗应按DL/T794的规定，根据垢量或,运行时间确定。6、对各种水箱及低温管道的腐蚀情况应定期进行检查，对高压加热器省煤器入口管段的流动加速腐蚀情况进行检查，检查后作好记录，发现问题，及时进行处理。水箱污脏时应进行清扫，若水箱、排水沟、中和池等防腐层脱落，应进行修补或重新防腐。7、应根据DL/T 712的规定，结合本厂循环水的水质情况合理选择凝汽器管材，并认真做好安装前的监造、探伤、氨熏等管材质量检验工作。8、对有结盐的过热器，应进行公共式或单位式冲洗，冲洗时要监督出水
22、的碱度或电导率。热力设备在停、备用期间，应按DL/T956的规定进行防腐保护。当采用新工艺时，应经过严格的科学试验，确定控制的药品浓度和实施参数，谨防由于药品过量或分解腐蚀热力设备。根据具体情况，做好凝汽器水侧的停备用保护，确保管材不发生停用腐蚀。四、燃料质量监督、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、核算污染物排放量及其综合利用的一项重要工作。各项试验应按国家及电力行业的规定及标准执行。,、对入厂煤应逐车（船）采样、按批对煤种进行工业分析及全水分、发热量、全硫值的检验；对新进煤源还应对其进行元素分析、煤灰熔融性、可磨性系数、煤的磨损指数、煤灰成分等进行化验，以确认该煤源是
23、否适用于本厂锅炉的燃烧。、入厂煤应每季应进行一次元素分析，确定各矿的氢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变化趋势，为今后选择煤源提供依据。、入炉煤采制样应使用机械化采制样设备。对大中型电厂应实现入厂煤机械化采制样。各种机械化采制样设备经检验合格后方可投入运行，运行中的机械化采制样设备需进行定期检验。应加强对机械采制样设备的维护和检修，使其投入率不低于90%,、入炉煤质量监督以每班值的上煤量为一个采祥单元，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;如果没
24、有配煤，入炉煤质变化大时，应按每班上煤量为一个分析检验单元，再用加权平均值计算一天(24h)入炉煤的全水分、工业分析、发热量;每半年及年终要对入炉煤按月的混合样进行煤、灰全分析各厂还应按日对工业分析、发热量等常规项目进行月度（重量）加权平均值的计算，以积累入炉煤质资料.每班(值)对煤粉细度、飞灰可燃物进行测定。、对机械化采样的处理按GB/T 474的规定进行制样(包括制出全水分样品)，并按要求进行混合分析。并立即进行全水分检验，待每班(值)的样品收齐后，按比例混合成为当日样品若煤质变化频繁时，每班(值)的样品收后应立即测定全水分、工业分析、发热量、全硫值，按加权平均值计算当日煤质。,、燃油电厂
25、做好入厂燃油油种的鉴别和质量验收，防止不合格的油品入库。常用油种每年至少进行元素分析二次，新油种应进行粘度、闪点、密度、含硫量、水分、机械杂质、灰分、凝固点、热值测定及元素分析等项目测定。、燃油电厂应测定各种燃油不同温度时的粘度，绘制粘-温特性曲线，以满足燃油加热及雾化的要求;每批、每罐测定燃油热值，对燃用含硫量较高的渣油、重油或发现锅炉受热面腐蚀、积垢较多时，应进行必要的测试或油种鉴别，以便采取对策。、燃料监督使用的热量计、天平、温度计、热电偶、氧弹等仪器应按规定进行定期计量检定。、烘箱、马弗炉、热量计，每月用动力煤标样进行一次精度和准确度的校正热量计按照GB/T213的规定标定热容量,五、
26、油品质量监督、新变压器油和汽轮机油按GB/T 2536、SH0040和GB/T 11120进行质量验收。、新充油电气设备投入前所充变压器油及运行中变压器油、汽轮机油的质量按标准GB/T 7595和GB/T 7596进行质量检验与监督。、按照GBT14541和GBT14542的规定，加强电力用油在运行中的维护与管理。、对抗燃油的验收、运行监督及维护管理应按照DLT571的规定执行；为确保调速系统不卡涩，要求油中颗粒度执行NAS1638标准，并且应6级。、汽轮机油的颗粒度要求不大于NAS1638标准9级。、运行中汽轮油和抗燃油应定期取样进行颗粒度检测。检测周期按DL/T571标准执行。、电力用油的
27、取样按GB/T 7597的要求进行，检验按国家及电力行业的规定进行。,、机组大、小修时，应合理安排工期，确保油系统的检修质量及冲洗、滤油时间；若颗粒度不合格,不准启机运行。、按GB/T7252、DL/T722、和GB/T17623的规定分析变压器油中的溶解气体,判断充油电气设备内部故障。设备投运前及检修后应作色谱分析,作为基础数据,200KV及以上的所有变压器、容量120MVA及以上的发电厂主变和330KV及以上的电抗器在投运后四天、十天、三十天再各作一次检测(500KV设备还应在投运后一天增加1次)，无异常时，可转入定期检测。、运行中设备的补油和换油，应按照GB/T7595、GB/T7596及DL/T571的有关规定执行。,六、气体质量监督、制氢站、发电机氢气及气体置换用惰性气体的质量标准应按下表执行。,、应加强对氢站、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。发电机充氢和退氢应通过中间介质置换并保证品质合格.、SF6、高压电器和气体介质变电站中新，SF6气体质量应按照GB/T8905、DL/T595等标准的规定检验。,
