3技术监督
发、供电设备的化学监督必须实行全过程治理，在设计选型、制造、安装、调试、试生产、运行、停、备用、检修和技术改造各阶段严格执行有关化学监督工作的各项规章制度。必要时新建、改建、扩建工程可设立化学监督全过程治理小组，在主管局总工程师领导下与工程质量监督站共同进行化学监督全过程治理工作。
3.1设计阶段
3.1.1工程设计质量是保证发、供电设备安全、经济、稳定运行的基础，设计前应尽可能多地取得可利用的水源全分析资料。根据把握的资料和调查结果，结合当地发展规划，作出今后水、煤、油、灰和三废排放变化趋势的估计。
3.1.2化学监督全过程治理小组和运行单位，必须参加化学水处理系统设计和装置选择的讨论，并参加设计审核。
3.1.3亚临界及以上参数的机组和以海水或苦咸水作为循环冷却水的高压及超高压机组，应设置凝聚水精处理装置。为了降低锅炉水冷壁管内的结垢速率，缩短机组的启动时间，对超高压调峰机组，应设置前置过滤器(除铁用)。
3.1.4超高压及以上参数机组，应实现连续监测水、汽品质的主要控制指标。应配置pH、钠、电导率、溶解氧、二氧化硅和磷酸根等六种在线仪表，火电厂化学试验室应配置精度等级高于在线仪表的试验室仪表，以便定期校验化学在线仪表的准确度。化学专业应配置微机，做好生产数据处理、贮存各种文件资料及试验报告等技术治理。
3.1.5单机容量为300MW及以上机组的锅炉补给水及凝聚水处理设备应采用自动或程序控制，并在机组主控室设置具有警报、显示及自动打印水、汽监督指标功能的热控专用盘。设计方案应满足既能连续监测运行中的水、汽品质，又能实现锅炉补给水及凝聚水处理设备自动控制的要求。
3.1.6除盐水箱的容积应根据机组容量、台数、原水水质变化频率以及运行方式等因素而定。要防止由于除盐水箱容积偏小，而影响机组启动、事故供水和另一台机组酸洗工作的正常进行。
3.1.7项目建设阶段的设备、材料、监测仪表、自动阀门、防腐方式的选择，应由设计院提出推荐方案，经与电厂专业人员商量后，按统一意见办理订货手续。当发生意见分岐时，电厂应有订货否决权。
3.2基建阶段
3.2.1基建阶段的水、汽化学监督工作应由主管局归口治理。通过工程质量监督中心站检查试生产前各个阶段的化学监督工作。质量监督中心站及质量监督站均应配置化学专业人员，具体负责水处理设备安装、试运、锅炉水压试验、化学清洗及机组试运行阶段的水、汽质量监督等化学监督工作。化学监督全过程治理小组应协调、督促和检查基建阶段的化学监督工作。
3.2.2要把好从基建到试生产运行各个环节的质量关，不留隐患。基建要安排好施工进度，不得借口工期紧或其他理由而不严格执行有关的技术监督规程和规定。各种水处理设备及系统未投运或运行不正常，机组不准启动。启动过程要严格控制水、汽质量标准，发现异常应及时处理，任何情况下都不准往锅内送原水。
3.2.3与化学专业有关的设备、系统和材料的验收保管，水压试验、化学清洗、蒸汽吹洗、机组启动试运阶段的水、汽质量监督和处理等各阶段的监督工作均应由业主或受其委托的技术监督负责人签字验收。对不符合有关的技术监督规程要求的，有权拒绝签字。
3.2.4热力设备与材料的验收、保管、安装，水压试验、化学清洗、机组启动前的吹洗和试运过程中的水、汽质量监督等各阶段的原始记录应准确、完整。设备移交试生产的同时，工程主管单位应向生产单位移交化学监督技术档案及相关的全部资料。
3.2.5电厂应从设备监造、检验、验收开始参加各项化学监督工作。其中包括：在热力设备安装期间，了解和熟悉与化学专业有关的水、汽系统及各类设备的构造、工艺和材质；检查加药系统、水汽取样装置、化学仪表的安装情况和水处理设备、管道的防腐措施。对影响水、汽质量的缺陷和问题，要求有关单位及时处理并监督实施，以便使机组移交生产后能够稳定运行。
3.2.6新建工程的锅炉补给水处理设备及系统的安装调试工作，应在锅炉第一次水压试验之前完成，确保水压试验用水质量。水压试验的水质应满足下列要求：
除盐水的氯离子小于0.3mg/l；
联氨含量200～300mg/l；
pH值10～10.5(液氨调整)。
3.2.7化学清洗范围的确定
蒸汽压力在9.8MPa以下的汽包炉，一般只进行碱煮炉。非凡情况经主管局审定，可进行化学清洗。
直流炉、蒸汽压力为9.8MPa及以上的汽包炉的省煤器、水冷壁必须进行化学清洗。
锈蚀严重的再热器，应进行化学清洗。
蒸汽压力为13.7MPa及以上的锅炉，过热器管中铁的氧化物大于100g/m2时，一般应进行化学清洗或采用蒸汽加氧吹洗。过热器如进行整体化学清洗，必须有防止U形管产生汽塞和铁的氧化物沉积的措施。
容量在200MW及以上的机组，凝聚水及高、低压给水管道，一般应进行化学清洗。
3.2.8应尽量缩短锅炉水压试验至化学清洗的间隔时间。锅炉化学清洗完毕至锅炉点火，一般不得超过20天，化学清洗后应立即采取防腐蚀保护措施。
3.2.9机组启动点火前的冷态冲洗和热态冲洗方式按照《电力基本建设热力设备化学监督导则》进行。
循环冲洗过程中，应投入加氨联氨处理设备，调节冲洗水的pH值为9.0～9.5；联氨过剩量为50～100mg/l。
汽包炉热冲洗应加强排污或整炉换水至炉水澄清。还应加强对大型容器底部的清扫和冲洗。
冲洗过程中应监督给水、炉水、凝聚水中的含铁量和pH值。
未经化学清洗的过热器在锅炉第一次点火前应进行反冲洗。冲洗水应用除盐水，并加联氨150～200mg/l，再用液氨将pH值提高至10以上，冲洗至出水达到无色透明及进、出口水质接近。
3.2.10蒸汽冲洗阶段应对给水、炉水及蒸汽质量进行监督。给水pH(25℃)控制在8.8～9.3。汽包炉炉水应采用磷酸盐处理，磷酸根含量应控制在2～10mg/l。当炉水含铁量大于1000μg/l时，应加强排污，或在吹管间歇时以整炉换水方式降低其含铁量。吹洗完毕，凝汽器热水井和除氧器水箱的水排空后，应清扫器内铁锈和杂物，锅炉要采取防腐措施。
3.2.11机组启动前，给水、炉水、凝聚水、水内冷发电机冷却水的加药和处理设备均能投入运行，综合取样架、在线仪表及程控装置应具备投运条件。
3.2.12整体试转时应达到下列要求：
除氧器能有效除氧并能达到要求。
循环水加药系统及胶球冲洗装置应能投入运行。
有凝聚水处理设备的机组，该设备必须投入运行。
3.2.13新建机组试运行水、汽质量标准如下：
3.2.13.1容量在50MW及以上的汽轮机冲转时，过热蒸汽的二氧化硅应≤100μg/kg，含钠量≤50μg/kg。
3.2.13.2汽轮机凝聚水回收标准如下表
3.2.13.3整体启动负荷在1/2及以上时，给水质量标准如下表：
3.2.13.4机组试运期间，炉水及蒸汽质量可参照国家标准(GB-12145-89)中的有关规定执行。蒸汽压力16.8MPa以上锅炉应有洗硅过程。
3.3运行阶段
运行阶段指自机组计划检修(大、小修)后的冷态启动至下次计划检修停炉、停机止。新建机组完成试运行后即按照运行阶段有关规定进行监督。
3.3.1各单位可根据机组型式、参数、水处理方式、补给水率及化学仪表配置等情况，按部颁的《火力发电厂水汽质量标准》确定监督项目与分析测定次数。但运行中的监控项目，每班测定不少于2次；有连续监督仪表的每班抄表不少于4次；其中给水铜、铁的测定每月不少于8次，水质全分析每年不少于4次。引进机组可按制造厂的规定执行，但必须满足上述规定。运行中发现异常或机组启动时，要依照具体情况，增加测定次数和项目。
3.3.2备用或检修后的机组投入运行时，必须及时投入除氧器，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、运行方式进行改进。
3.3.3新投入运行的锅炉必须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。当发生下列情况之一时，应重新进行全面或部分热力化学试验和调整试验：
改变锅内装置或改变锅炉循环系统；
给水质量有较大改变或改变锅内处理方式；
发现过热器或汽轮机有积盐。
3.3.4水处理设备投产后或设备改进、原水水质有较大改变时，均应进行调整试验。
3.3.5机组正常运行时的水、汽质量标准应符合部颁《火力发电厂水汽质量标准》和电力部《火力发电厂水汽化学监督导则》(待颁发)规定的要求，超临界机组的水、汽质量标准暂参照亚临界直流炉有关标准，电厂可酌情自订企业标准。
部颁水、汽质量标准是指机组可保持长期可靠运行的控制极限值，即正常值，各厂可根据具体情况，提出"本厂的期望值"作为实际运行的控制值，一般取极限值的50～70。
3.3.6对疏水的质量要加强监督，不合格时，不经处理不得直接进入系统。要严格控制厂内汽水损失，机组汽水损失应符合下列要求：
200MW及以上机组不大于额定蒸发量的1.5；
100～200MW以下机组不大于额定蒸发量的2.0；
100MW以下机组不大于额定蒸发量的3.0。
3.3.7在带负荷冲洗汽轮机叶片时，要监督凝聚水的质量，排去比给水质量差的凝聚水，当凝聚水质量达到要求时，停止冲洗，恢复正常运行。
3.3.8超高压及以上机组下列在线化学监督仪表必须投入运行：
补给水混床出水、除盐水、炉水电导率表；
凝聚水、给水(氢交换)电导率表；
除氧器出水、凝聚水、给水溶氧表；
给水、炉水pH表；
凝聚水、蒸汽钠表。
给水自动加氨装置和磷酸根自动加药装置也应投入运行。
3.3.9水汽质量劣化时的处理
当水、汽质量劣化时，化学人员应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、汽质量的变化，确认判定无误后，应立即向领导汇报，并采取相应措施，在所答应的时间内，恢复到正常值。为此对锅炉给水、炉水、凝聚水的要害化学指标制订以下三级处理值，其涵义如下：
一级处理值——为2倍正常值，有杂质累积及引起腐蚀的可能性，应在72小时内恢复到正常值。
二级处理值——为2倍一级处理值，杂质累积及腐蚀肯定会发生，在24小时内应恢复至正常值。
三级处理值——为大于二级处理值，经验证实腐蚀将快速进行，在4小时内应停炉。
在非正常处理法的每一级中，假如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。在汽包锅炉中，恢复正常值的办法之一是降压运行。以下所订具体内容适用容量为125MW及以上的火力发电机组，对于容量125MW以下机组可参照上述分级原则，自行制订规程。
3.3.9.1凝聚水泵出口水质异常时的处理按下表规定执行：
3.3.9.2锅炉给水水质异常时的处理按下表规定执行
3.3.9.3锅炉炉水水质异常时的处理按下表规定执行
3.3.10发电厂燃料监督是配合锅炉安全经济燃烧、核实煤价、计算煤耗的一项重要工作，各项试验按部颁《火力发电厂燃料试验方法》执行。煤质检验人员必须持有部级岗位考核合格证方能上岗。
3.3.10.1对入厂煤，每月至少进行各种煤累计混合样工业分析及热值测定1次，对入厂新煤种除进行工业分析及热值测定外，增测灰熔点、可磨性指数及含硫量；每周至少测定各煤种灰分2～3次；每日至少测定各种煤全水份1次；常用煤种每批做工业分析1次，每年做全分析1～2次。
3.3.10.2为计算煤耗和掌握燃料特性，每日综合测定入炉煤的灰份、水份、挥发份、热值。每月进行混合样工业分析至少1次；每年抽取一次月综合入炉煤样进行元素分析；根据锅炉需要，进行燃煤灰熔点或可磨性指数、含硫量的测定。
3.3.10.3每值做煤粉细度、飞灰可燃物、入炉原煤全水份至少1次；入炉煤粉的灰份、挥发份、粗、细灰可燃物视具体情况测定。
3.3.10.4作好入厂燃油油种的鉴别和质量验收，若不符合要求，禁止入库。常用油种每年至少进行元素分析1次；新油种应进行粘度、闪点、密度、含硫量、水份、机械杂质、灰分、凝固点、热值及元素分析的测定。
3.3.10.5测定各种燃油不同温度的粘度，绘制粘度——温度关系曲线，以满足燃油加热及雾化的要求；每月至少测定燃油热值2～3次；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。
3.3.10.6燃料监督使用的仪器、天平、贝克曼温度计、热电偶、氧弹(使用1000次)等应定期校验。
3.3.10.7入炉煤试样应使用自动化机械采、制样设备制备。对大中型电厂，应积极创造条件，使入厂煤实现自动化机械采、制样。
3.3.10.8建立"动力煤标准样"实验室质量控制体系，及时发现、消除工业分析、热值测定中的系统误差。电力试验研究所应做好标准样的发行、年度标准值的传递和其它管理工作。
3.3.11油务监督的主要任务是准确、及时地对新油、运行中油(包括气体，下同)进行质量检验，为用油部门提供依据，与有关部门采取措施防止油质劣化，保证发、供电设备安全运行。
3.3.11.1新变压器油和汽轮机油按现行的国家标准《变压器油质量标准》和《汽轮机油质量标准》进行质量验收；防锈汽轮机油按现行国家标准《防锈汽轮机油质量标准》进行质量验收。
3.3.11.2新充油电气设备投入前所充变压器油及运行中变压器油、汽轮机油的质量标准，按现行国家标准，《运行中变压器油质量标准》和《运行中汽轮机油质量标准》进行质量检验。
3.3.11.3运行中变压器油的常规检验周期和检验项目如下表：
3.3.11.4运行中汽轮机油的常规检验周期和检验项目如下表
3.3.11.5运行油的防劣措施按现行国标《关于运行油防劣措施的规定》执行。系统和设备补油或混油按国标《关于补充油及混油的规定》执行。
3.3.11.6分析变压器油中的溶解气体、判断充油电气设备内部故障均按现行部标执行。
3.3.11.7 SF6高压电器和气体介质变电站中新SF6气体质量，按原化工、机械、水电、冶金四部通过的《六氟化硫气体技术条件》(试行)的规定进行检验，运行中SF6的气体质量，按部颁《用于电气设备的SF6气体质量监督与安全导则》(试行)中的有关规定执行。
3.3.11.8引进国外的变压器、汽轮机油(含抗燃油)、SF6的质量，可按合同或厂家说明等有关规定进行验收。
3.3.12氢冷发电机组H2质量应按部颁《发电机运行规程》有关规定进行监测。
3.4检修阶段
热力设备大修的化学检查，是考核化学技术监督实际效果最直观的手段，是化学监督工作是的一个重要部分。
3.4.1热力设备大修时各专业负责范围
化学专业：提出大修化学检查要求(包括化学清洗及凝汽器管更换等)。
采集样品，化验分析，留档记录。
提出大修化学检查报告(大修结束一个月内)。
参加大修检查及验收工作及设备定级工作。
进行化学水处理设备及各类加药设备的检修和检查工作。
机炉专业：热力设备解体时，通知化学专业检查内部情况，按化学要求割管检查，做好设备停用保护工作。
3.4.2大修前的准备工作
3.4.2.1化学专业列出化学检查项目，如设备停用保护、化学清洗、锅炉受热面割管、凝汽器抽管、修改取样接点等。
3.4.2.2做好两次大修间的机组运行分析，主要内容应包括：
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。
凝汽器及其它热交换器管泄漏情况。
通过分析，指出存在的主要问题及重点检查的部位。
3.4.2.3 热力设备各部位重点检查内容
3.4.2.4 评价标准
省煤器、水冷壁、过热器管内腐蚀的评价：
没有腐蚀为一类；
有轻微腐蚀(蚀点＜1mm壁厚)为二类；
如发现局部有溃疡腐蚀，可能威胁安全生产或蚀点较深(省煤器＞1/4壁厚、水冷壁＞1/6壁厚、过热器＞1/5壁厚)者为三类。
3.4.2.5 大修化学检查报告要求
化学专业应在机组大修后一个月内提出完整的书面报告，按规定上报厂及主管局(所)等上级机关。报告内容应包括两次大修期间机组运行综合情况；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、建议)；报告除文字说明外，应附有典型照片、曲线、图表等。
3.4.2.6 锅炉化学清洗方案与措施，可参照部颁《火力发电厂锅炉化学清洗导则》中的规
定拟定。清洗方案与措施要报主管局审批。清洗单位必须持有电力部颁发的相应等级"电力
系统动力设备化学清洗许可证"(注：自95年8月1日起执行)清洗时作好监督，洗后作好总结。清洗废液排放应符合环境保护的有关标准。
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达到下列数值时，应安排化学清洗；对结垢、腐蚀严重的锅炉应立即安排化学清洗。锅炉运行时间达到下列年限时，也应进行清洗。
锅炉化学清洗参照标准
3.4.2.7 热力设备在停、备用期间，必须进行防腐保护。其具体做法可参照部颁《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》执行。
3.4.2.8 停用保护措施应由值长按操作卡组织实施，分工一般原则是：
化学专业：
提出保护方案和要求；
保护过程中的监督及保护效果的检查评定；
将停用保护工作情况归纳入水汽月报，上报有关领导。
机炉专业(设备主人)；
停用保护系统的安装、操作、维护；
参加保护效果的评定；
建立保护台帐。
3.4.2.9 在检修或停用的热力设备启动前，应将设备、系统内的管道和水箱冲洗至出水无色透明，以降低结垢性物质在锅内的沉积。
3.4.2.10 锅炉检修后，进行水压试验时用加有缓蚀药剂的化学除盐水，不得使用原水。
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