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2）目前大多数电厂常用的酸主要是盐酸(HCl)，作为离子交换树脂的再生剂及设备的清洗剂。盐酸(HCl)和硫酸（H₂SO₄）也是化学试验中常用的药剂，它们都有腐蚀性，浓盐酸有挥发性，在树脂再生过程中要注意安全。浓硫酸有强氧化性和脱水性，在试验过程中涉及浓硫酸更要小心谨慎。电厂常用的碱主要有氢氧化钠(NaOH)和氨水，分别用作阴离子交换树脂的再生剂及汽水加药系统的PH调整。

浓氨水有强挥发性，在以后配药的过程中要注意避免伤眼睛，氢氧化钠有腐蚀性，在使用过程中要注意安全。

1.1.3 盐和氧化物

1）化学上，把在电离时生成金属阳离子(包括NH₄⁺)和酸根阴离子的化合物叫做盐。电厂常用的盐主要有氯化钠（NaCl）、聚合氯化铝(PAC)等。氯化钠用于电厂中树脂复苏时的浸泡；聚合氯化铝(PAC)是电厂中良好的净水剂（又叫混凝剂），它在水溶液中分别水解生成带正电的物质，能把水中的悬浮物和胶体物质吸附在它的表面，并一起沉降下来，从而使水澄清。

另外本厂水处理系统中海用了次氯酸钠（NaClO）和亚硫酸氢钠(NaHSO₃)它们分别是氧化剂和还原剂，用来保护反渗透的膜。还有脱硫系统的脱硫原料碳酸钙（CaCO₃）等盐。

2）氧化物是由氧和另一种元素组成的化合物。电厂常用的氧化物主要有CaO，俗称生石灰，它有较强的吸水性，吸水后成为Ca(OH)₂，它也可以用作水处理的澄清处理药剂和脱硫系统排放废水的中和药剂。另外电厂热力系统中的氧化铁（Fe₂O₃）、氧化亚铁（FeO）四氧化三铁（Fe₃O₄）、氧化铜（CuO）、氧化亚铜（Cu₂O）和二氧化硅（SiO₂）等氧化物是表征热力系统腐蚀和结垢的物质。

1.1.4 悬浮物、胶体和溶液

1）天然水中的杂质颗粒大小分为：悬浮物（d＞10^－⁷m）、胶体（d＝10^－⁹~10^－⁷m）和溶液（d＜10^－⁹）。

2）悬浮物：是水中砂、粘土和动植无的生存产物等物质组成的杂质体系，它导致水产生浑浊。

3）胶体：是颗粒大小介于悬浮物和溶液之间的一类特殊物质，在天然水中常含铁、铝、硅化合物的无机胶体和一些动植物分解产物的有机胶体。电厂水处理比较关注的硅胶体大部分被澄清池出去，如果澄清池运行不良，可能导致较多硅胶体带入其后的水处理设备中，不仅会影响其后的设备运行，还可能穿透各设备进入除盐水箱中，带入汽水系统，加剧热力系统的腐蚀、结垢。

4）溶液：一种物质以分子或离子状态均匀地分布于另一种物质中，得到均匀、稳定的体系叫溶液。以水为溶剂的溶液称为水溶液，简称溶液。在一定温度下，溶液里所溶解的某种溶质达到不能再增加的程度，就是饱和溶液；反之，则为不饱和溶液。溶解度是指一定温度下，某物质在100克溶剂中的饱和溶液的含量(g/100g)。根据溶解度的大小，粗略地分为可溶物、微溶物及难溶或不溶物质。

5）溶液浓度：溶液浓度是指一定量的溶液或溶剂中所含溶质的量。主要表示方法有以下几类：

物质的量浓度（c_B），是物质B的量除以混合物(溶质＋溶剂)的体积，常用单位为mol/L及mmol/L。一般表示标准滴定液、基准溶液的精确浓度，也可表示水质分析中被测组分的含量。如：c (HCl）=0.1000mol/L； c（H₂SO₄）=0.1003 mol/L或c（1/2H₂SO₄）=0.2006 mol/L。

物质的质量浓度（ρ_B），是物质B的质量除以混合物的体积，常用单位是g/L、mg/L、mg/mL、μg/mL、μg/L。主要用以表示物质标准溶液、基准溶液的质量浓度，也常用来表示一般溶液的质量浓度和水质分析中各组分的含量。一般当溶质为固体时，用它表示较为简便。如：ρ（NaCl）＝50.0g/L。在电厂水质指标中由于杂质含量的具体情况，常用μg/mL，如：ρ（SiO₂）＝5.8μg/L数值较大时常用mg/L。很多资料中常用ppb和ppm这两个单位。μg/mL与ppb树脂相当，均为10^－⁹数量级；mg/L与ppm树脂相当，均为10^－⁶数量级。

物质的质量分数（w_B），表示的溶液浓度，为溶质B的质量与混合物质量之比。即一定质量的溶液中溶质B的质量所占的比例，用“％”表示。这种表示方法常用于溶质时固体时的一般溶液(非标准滴定液或非基准溶液)。如：w（NaCl）＝10％，表示100g NaCl溶液中含有10gNaCl（即10gNaCl＋90g H₂0）

物质的体积分数（φ_B），表示一定体积的溶液中溶质B的体积所占的比例，常以“％”表示浓度值。常用来表示溶质为液体的一般较稀溶液的浓度。如：φ(HCl)＝5％也可表示为5％（V/ V）HCl溶液，表示100体积的HCl的溶液中含有5体积的浓HCl。

体积比浓度(V₁+V₂），是两种溶液分别以V₁体积与V₂体积相混时溶液浓度的表示法，常用于较浓的溶液。如：HCl（1＋2）表示1体积的HCl和2体积的水相混合的溶液。

1.1.5 电解质和电离平衡

1）电解质：

化学上把溶于水后（或在熔融状态下）能导电的物质叫做电解质，不能导电的物质叫做非电解质。物质溶于水后之所以能导电，是由于电解质在水中存在着能够自由移动的离子，在外电场的作用下，这些离子做定向移动，使溶液可以导电。

不同电解质在相同的温度和浓度条件下，在水中的电离程度不同。可分为在水中完全电离的强电解质，和部分电离的弱电解质。如NaCl、 HCl 、NaOH是强电解质，氨水（NH₃^.H₂O）、醋酸（HAC）是弱电解质。

2）电离平衡：

弱电解质在水中不是完全电离，电离是个可逆过程，存在一个动态的平衡过程。

1.1.6 酸碱性和PH值

1）由于水（H₂O）是一种弱电解质，它能微弱电离成H⁺和 OH^－，因此不管是什么水溶液，都总存在H⁺和 OH^－，两者相对浓度的大小决定溶液呈现中性、酸性或碱性。中性是指[H⁺]＝[OH^－]，如纯水、NaCl溶液是中性；酸性是指[H⁺]＞[OH^－]，如HCl、H₂SO₄、醋酸（HAC）溶液是酸性；碱性是指[H⁺] ＜[OH^－]，如 NaOH溶液、氨水（NH₃^.H₂O）是碱性。

2）PH值：在酸或碱的稀溶液中， H⁺的浓度都很小，用10^-n表示很不方便，因此常采用氢离子浓度的负对数，即PH＝lg[H⁺]来表示溶液的酸碱性。PH＝7：显中性；PH＜7：显酸性；PH＞7：显碱性，PH范围在1～14之间。

PH值的测定分别有酸碱指示剂滴定、PH试纸及PH计精确测定等方法。

1.2 水质指标

1.2.1 浊度（ZD）

衡量水中悬浮物（SS）的含量，它反映水的透明度，其单位有：mg/L、NTU、FTU（福马肼浊度）。三个单位大体相当。在水处理澄清池、空气擦洗滤池、双介质过滤器、活性炭过滤器；精处理前置过滤器；废水处理澄清池等处都要监测悬浮物的含量。

有时，直接用悬浮物（SS）表示水中颗粒物质等杂质和水的透明度，单位与浊度一样。

1.2.2 硬度（YD）

表示水中钙、镁离子（Ca²⁺、Mg²⁺）含量的指标，单位：mmol/L、μmol/L。水中含钙、镁离子会导致设备结垢。在水处理阳床出水有时要监测硬度是为了防止阳床深度失效，导致硬度带入汽水系统；汽水系统凝结水、给水都要监测硬度，特别是机组启动初期。

1.2.3 碱度（JD）

表示水中可以用酸中和的物质的量。如溶液中OH^－、HCO₃^－、CO₃^2-等物质，单位：mol/L。在天然水中碱度主要是HCO₃^－。碱度大小可以用酸来滴定测得。在水质全分析中需测定碱度。水处理系统中，原水的碱度大部分被阳床的酸性水中和变成CO₂，CO₂被其后的除碳器除去。

1.2.4 酸度（SD）

表示水中可以用碱中和的物质的量。如溶液中H⁺、H₂CO₃^－、CO₃^2-等物质，单位：mol/L。在天然水中酸度主要是H₂CO₃，酸度大小可以用碱来滴定测得。在原水水质全分析中需测定酸度。水处理系统中，原水的酸度大部分除碳器和阴床除去。

1.2.5 PH值

表示水中H⁺浓度的大小。在水处理系统和热力汽水系统中经常要监测PH值。特别是给水需严格把握PH值大小，PH值控制不当随时有可能导致热力系统腐蚀。比如给水PH值的控制非常重要。PH值是一个数值，无单位。

1.2.6 化学耗氧量（COD）

表示水中有机物含量的大小，化学耗氧量是指采用一定的强氧化剂处理水样时，测定其反应过程中消耗的氧化剂量，单位：mg/L，在原水水质全分析、活性炭过滤器出口都要监测COD大小。活性炭过滤器、反渗透装置和除盐装置都能除去有机物，有机物如果带入热力系统中会分解一些有害物质，导致设备、管道的腐蚀。

1.2.7 污染指数（FI）和淤泥密度指数（SDI）

污染指数（FI）是反映水中污染膜的物质含量的一种表示方法，它是以单位时间内水滤过速度的变化来表示水质的污染性。水中悬浮物和胶体物质的多少会影响污染指数大小，因而比用浊度来表示水质污染性更有代表性。FI数值可以用污染指数测定装置来测定。常常也用淤泥密度指数（SDI）表示污染膜的物质含量，其测定方法为：

在SDI测定仪上装好反渗透膜，用橡皮圈压住，并压紧螺栓，不要漏水。注意反渗透膜光滑的一面向上，且不要压破渗透膜光滑。调整SDI测定仪进水压力为0.21Mpa，测出流过SDI测定仪500ml水的时间t₀，15分钟后，再次测出流过SDI测定仪500ml水的时间t₁。

1.2.8 溶解氧（DO）

表示水中溶解氧气的含量。我厂汽水加药系统在正常运行情况下采用加氧处理，在机组启动、停机前一段时间和机组运行异常时采用加氨、联胺处理，溶解氧含量大小直接影响到热力系统设备的腐蚀。溶解氧在汽水系统中几乎全程监控。溶解氧单位常用μg/L。

1.2.9 电导率（DD）

表示水中含盐量的大小，及各种阴阳离子多少，与水中各种离子浓度和离子组成有关。电导率单位常用μs/cm。它是水纯净程度的一个重要指标，能较好的判断水质情况。几乎所有的水系统都要监测电导率。电导率分为比电导率和氢电导率。氢电导率是水样经过小型氢交换柱后仪表监测的电导率。同一种水质，氢电导率相对比电导率而言，数值小些，容易监测水质的变化。如水处理阴床出水、混床出水监测电导从而判断树脂是否失效；凝结水、给水等都要监测电导率能直接判断水质的好坏；凝气器循环冷却水检漏装置监测电导率，能很灵敏地检测到凝气器是否泄漏。电导率有时用C、CC、λ等符号表示，在阅读有关资料时注意辨识。

1.2.10 钠离子（Na^＋）

表示水中钠离子的含量。凝气器循环冷却水检漏装置除监测电导率外，还监测钠离子，也能很灵敏地检测到凝气器是否泄漏；汽水系统中主蒸气监测钠离子是为了检测蒸汽携带的盐类物质，防止系统积盐；阳床出水监测钠离子是因为阳树脂在将近失效时，最先漏过的是钠离子。

1.2.11 二氧化硅（SiO₂）

表示水中活性硅（HSiO₃^－）的含量。天然水中的硅分为：活性硅和非活性硅（胶体硅）,原水中大部分非活性硅被澄清池除去，活性硅被反渗透装置、阴床和混床的阴树脂除去。阴床、混床出水监测硅是因为阴床、混床阴树脂在将近失效时，最先漏过的是HSiO₃^－。除硬度（Ca²⁺、Mg²⁺）外，HSiO₃^－也是导致设备、管道结垢的主要物质。给水系统中监测二氧化硅可以防止热力系统结垢。

1.3 分析化学基础知识

1.3.1 分析化学分析方法的分类

按照测量原理可分为化学分析和仪器分析。

1）化学分析：是以物质的化学反应为基础的分析方法，是分析化学的基础。它可分为定性分析和定量分析。定性分析是根据反应产物的外部特征确定待测物质的组分。定量分析可分为以下几种。

滴定分析：滴定分析又称容量分析。将已知准确浓度的试剂溶液，滴加到待测物质溶液中，在化学计量点时，加入试剂的物质的量与待测组分物质的量相等，根据试剂溶液的准确浓度及用量可以计算出待测组分的含量。

滴定分析法对化学发应的要求：反应必须按照化学计量关系进行，能进行完全，没有副反应。反应速度快。要有适当的指示剂或物理化学方法来指示终点。

滴定分析的分类：滴定分析按照反应类型的不同可分为：酸碱滴定法、络合滴定法、沉淀滴定法、氧化还原滴定法。

称量分析：称量分析又称称量分析，通过加入过量的试剂，使待测组分完全转化为一难溶的化合物，经过滤、洗涤、干燥、灼烧等一系列步骤得到组成固定的产物，称量固定产物的质量，就可计算出待测组分的含量。

气体分析：气体分析是利用气体的某些化学特性，当气体混合物与特定的吸收剂接触时，吸收剂有选择性的定量吸收混合气体中的待测组分。若吸收前后的温度和压力不变，则吸收前后气体的体积之差，即为待测组分的体积，从而计算出待测组分的含量。

2）仪器分析

以被测物质的物理性质和物理化学性质为基础的分析方法，称为物理或物理化学分析法，这类方法通常要使用特殊的仪器，故又称为仪器分析法。仪器分析法的优点是：操作简便快速灵敏。但同时仪器分析是以化学分析为基础的。

1.3.2 定量分析中的误差和数据的处理

定量分析的目的是通过一系列的分析步骤获得待测组分的准确含量。

1）定量分析中的误差分类和原因

误差可分为系统误差和偶然误差，系统误差称为可测量误差，系统误差的来源主要是：方法误差，仪器误差，试剂误差和主观误差；偶然误差又称随机误差，偶然误差的特点是：一是大小相等的正负误差出现的几率相等，二是小误差出现的几率大，大误差出现的几率小。

2）误差的表示方法

准确度与误差

准确度是指测定值与真实值相接近的程度。它说明测定值的正确性，用误差的大小来表示。

绝对误差＝测定值－真实值

绝对误差和相对误差都有正负之分，正值表示分析结果偏高，负值表示分析结果偏低。绝对误差与测量值的单位相同。

精密度与偏差

精密度是指在相同条件下，一组平行测定结果之间相互接近的程度。它说明测定数据的再现性，用偏差的大小表示，偏差是指个别测定值x_i与多次测定结果的平均值之差。与误差相似，偏差也有绝对偏差和相对偏差。

标准偏差

标准偏差是将单次测定结果的偏差加以平方，可以避免各次测量偏差相加时的正负抵消，能将较大偏差对精密度的影响反应出来。标准偏差S为：

标准偏差与相对标准偏差无正负号，但标准偏差有与测定值相同的单位，而相对标准偏差用百分率或千分率表示。

2）分析数据的处理

有效数字的意义

有效数字是指在分析工作中实际能测量到的数字，化学分析中常用到的一些有效数字的举例：

试样质量 0.1430g 四位有效数字（用分析天平称量）

溶液体积 22.06mL 四位有效数字（用滴定管测量）

25.00 mL 四位有效数字（用移液管测量）

25 mL 二位有效数字（用量筒量取）

溶液的浓度 0.1000mol/L 四位有效数字

0.2mol/L 一位有效数字

百分含量，％ 98.97 四位有效数字

相对标准偏差，‰ 2.0 两位有效数字

PH值 4.30 两位有效数字

有效数字的修约规则：四舍六入五留双法。

有效数字的运算规则

加减法：几个数据相加或相减时，有效数字位数的保留，应以小数点后位数最少的数据为准。

乘除法：几个数据相乘或相除时，有效数字位数的保留，应以各数据中有效数字位数最少的数据为准。

第2章电厂水、汽系统及水质分析

2.1 水、汽取样及化学监督

2.1.1 水在火力发电厂的作用

火力发电厂是利用热能转变为机械能进行发电的。在火力发电厂中，水是传递能量的工质。水进入锅炉后，吸收燃料燃烧放出的热能转变为蒸汽，导入汽轮机，在汽轮机中，蒸汽得热能转变为机械能，发电机将机械能转变为电能，送至电网。锅炉和汽轮机属于火力发电厂的主要设备，为了保证它们安全稳定运行，对锅炉用水质量有严格的要求，而且蒸汽的参数愈高要求愈严格。

2.1.2 火力发电厂水汽循环系统

蒸汽在汽轮机内做功后进入凝汽器，被冷却为凝结水。凝结水由凝结水泵送入低压加热器，加热后送入除氧器，再由给水泵送入高压加热器后送入锅炉。

在上述系统中，水、汽虽是循环的，但运行中总有些损失，造成水汽损失的主要原因有：

1）锅炉部分

锅炉排放污水，有时打开安全门和过热器放汽门等向外排气，用蒸汽推动附属设备（汽动给水泵），蒸汽吹灰和燃料雾化等，都会造成汽水损失。

2）汽轮机组

汽轮机分段抽汽时，要在汽轮机轴封处连续向外排汽，在抽汽器和除氧器排汽口处也会随空气排出一些蒸汽，这都会造成汽水损失。

3）各种水箱

各种水箱（如疏水箱等）不可避免的溢流和汽水蒸发而造成的汽水损失。

4）管道系统

各管道系统由于存在法兰盘连接不严密和阀门泄漏等出现跑、冒、滴、漏现象，这会造成汽水损失的增加。

为了保持发电厂热力系统的水汽平衡，保证正常水汽循环运行，就要随时要向锅炉补充合格的水来弥补其损失，这部分水称为补给水。

2.1.3 火力发电厂用水的分类

由于水在火力发电厂所经历的过程不同，其水质常有较大的区别，热力设备用水大致可分为：原水、补给水、给水、锅炉水、排污水、凝结水、疏水、冷却水等。

1）原水

原水是未经任何处理的天然水（如江河水、湖水、地下水）。在火力发电厂中，原水是制取补给水的水源，也可以用来冲灰渣和作为消防用水。

2）补给水

原水经过各种水处理工艺处理后，成为用来补充火力发电厂汽水损失的锅炉补给水。锅炉补给水按其净化处理方法的不同，又可分为软化水、蒸馏水和除盐水等。

3）给水

经过各种水处理工艺后送入锅炉的水，凝汽式发电厂的给水主要由汽轮机凝结水、补给水和各种疏水组成。

4）锅炉水

在锅炉本体的蒸发系统中流动着的水称为锅炉水。

5）排污水

为了防止锅炉结垢和改善蒸汽汽质，用排污的方法排出一部分含盐量高的锅炉水，这部分排出的水称为排污水。

6）凝结水

锅炉产生的蒸汽在汽轮机内做功后，经冷却水冷凝成的水称为凝结水。这部分水又重新进入热力系统，成为锅炉给水的主要部分。

7）疏水

在热力系统中，进入加热器的蒸汽将给水加热后，由这部分蒸汽冷凝下来的水，以及在停机过程中，蒸汽系统中的蒸汽冷凝下来的水都称为疏水。所有疏水经疏水器汇流到疏水箱，符合水质要求的，作为锅炉给水的一部分返回热力系统。

8）冷却水

蒸汽在汽轮机中做完功后，是靠水来冷却的，汽轮机的油系统也是靠水来冷却的，这两部分水称为冷却水。一般说的冷却水主要是指这两部分，其它各转动机械的冷却水用量较小，不予处理。

2.1.4 火力发电厂水处理的意义

热力系统中的水质是影响火力发电厂热力设备（锅炉、汽机等）安全、经济运行的重要因素之一。没有经过净化处理的原水，其中含有许多杂质，这种水是不允许进入热力设备中的水汽循环系统的，必须经过适当的净化处理，达到标准后，才能保证热力设备的稳定运行。如果品质不良的水进入水汽循环系统，就会造成以下几方面的危害：

1）热力设备的结垢

如果进入锅炉或其他热交换器的水质不良，则经过一段时间的运行后，在和水接触的受热面上，会生成一些固体附着物，这些固体附着物称为水垢，这种现象称为结垢。结垢的速度与锅炉的蒸发量成正比。因此，如果品质不良的水进入高参数、大容量机组的水汽循环系统，就有可能在短时间内造成更大的危害。因为水垢的导热性能比金属的差几百倍，这些水垢又易形成在热负荷很高的锅炉炉管中，这样会使结垢部位的金属管壁温度过热，引起金属强度下降，在管内压力作用下，就会发生管道局部变形，产生鼓包，甚至引起爆管等严重事故。

结垢不仅危害到锅炉的安全运行，而且会影响发电厂的经济效益。另外，在汽轮机凝汽器内结垢，会导致凝汽器真空度降低，使汽轮机达不到额定出力，热效率下降；加热器结垢会使水的加热温度达不到设计值，以致整个热力系统的经济性降低。而且热力设备结垢后还必须及时进行清洗，因此增加了机组的停运时间，减少了发电量，增加了清洗、检修的费用，以及增加了环保工作量等。

2）热力设备的腐蚀

热力设备的运行常以水作为介质。如果水质不良，则会引起金属的腐蚀。由于金属材料与环境介质反应而引起金属材料的破坏叫做金属的腐蚀。火力发电厂的给水管道，各种加热器，锅炉的省煤器、水冷壁、过热器和汽轮机凝汽器都会因水中含有溶解性气体和腐蚀介质而引起腐蚀。腐蚀不仅会缩短金属的使用寿命，而且由于金属腐蚀产物转入给水中，使给水杂质增多，从而又缩短了在热负荷高的受热面上的结垢过程，结成的垢又会促进锅炉管壁的垢下腐蚀。这种恶性循环，会迅速导致爆管事故的发生。

3）过热器和汽轮机的积盐

如果锅炉使用的水质不良，就不能产生高纯度的蒸汽，随蒸汽带出的杂质就会沉积在蒸汽流通部分，例如过热器和汽轮机里，这种现象称为积盐。过热器管内积盐会引起金属管壁过热，甚至爆管；汽轮机内积盐会大大降低汽轮机的出力和效率。特别是对于高温、高压的大容量汽轮机，它的高压蒸汽通流部分的截面积很小，所以少量的积盐就会大大增加蒸汽流通的阻力，使汽轮机的出力下降。当汽轮机积盐严重时，还会使推力轴承负荷增大隔板弯曲，造成事故停机。

2.1.5 火力发电厂水处理的内容

火力发电厂的水处理工作主要包括以下内容：

1）净化原水

制备热力系统所需的补给水工艺，包括除去原水中的悬浮物和胶体颗粒的澄清、过滤等预处理，除去水中全部溶解性盐类的除盐处理。制备补给水的处理经常称为炉外水处理。

2）给水处理

对给水进行除氧或加氧、提高PH值的各种加药处理，以保证给水的质量。

3）凝结水处理

对直流锅炉机组或某些亚临界汽包炉机组，要进行凝结水的除铁、除盐等净化处理。

4）冷却水处理

对循环冷却水进行加氯杀死微生物，加缓蚀阻垢剂防止系统的结垢和腐蚀。这些处理工艺叫做冷却水处理。

5）水汽监督

对热力系统各部风、各阶段的水汽质量进行监督，并在水汽质量劣化时进行处理，也是水处理工作的内容之一。

6）机组停运保养

随着机组容量的增加和参与调峰，机组停运保养工作愈显重要，而且它与水处理工作也密切相关。它包括停运前对热力系统进行加药处理工作。

7）化学清洗

当锅炉水冷壁结垢量超过部颁标准时，必须对锅炉本体进行化学清洗。在化学清洗过程中，要求在不同阶段提供不同质量的水，因此水处理工作是保证化学清洗效果的重要原因之一。

除此之外，火力发电厂水处理工作包括发电机的冷却水处理和来自各种渠道的废水处理等。

2.1.6 直流炉的水质

1）直流炉的水汽系统

在直流锅炉中，水在一次流过炉管后就完全变为蒸汽，没有循环流动的锅炉水。假如把直流炉的系统展开，就可看成给水从管子的一端进去后，全部变成蒸汽从另一端出来。

直流炉的水汽系统可分为省煤器、水冷壁、过热器等几大部分，给水依靠给水泵产生的压力按顺序流经这几个部分时，便逐步完成了水的加热、蒸发和过热等几个阶段，最后全部变成过热蒸汽送出锅炉。

2）直流炉对给水水质的要求

优良的给水水质是直流锅炉安全运行的重要条件之一。直流锅炉对水质的要求比汽包炉严得多。这是因为汽包炉可通过磷酸盐处理和锅炉排污改善水质，直流炉没有循环着得锅炉水，所以不能进行这些处理。在直流炉中随着给水进入系统的各种杂质，或被蒸汽带往汽轮机，或沉积在锅炉受热面管内，对中间再热的机组还会沉积在再热器管道内。

为了防止给水中杂质在直流炉内沉积和被蒸汽带往汽轮机中，以免影响锅炉、汽轮机的安全、经济运行，直流炉对给水水质和蒸汽汽质有非常严格的要求。

硬度，因为随给水带入的钙、镁盐类几乎能完全沉积在直流炉受热面管中，所以给水硬度应为零。

含钠量，因为直流炉锅炉给水中的绝大多数钠盐可被蒸汽带到汽轮机中，所以直流炉过热蒸汽中的含钠量应不大于10μg/L。

含硅量，直流炉给水中的硅酸化合物能全部被蒸汽溶解而带到汽轮机中，根据经验当汽轮机入口蒸汽的含硅量小于20μg/L时，基本上可避免在汽轮机内沉积二氧化硅，所以规定直流锅炉给水含硅量应不大于20μg/L。

含铁量，铁的氧化物在过热器中的溶解度很小，大约为10～15μg/L，因此规定5.88 Mpa以上的直流炉给水含铁量不超过10μg/L。

含铜量，为了防止铜的氧化物沉积在受热面炉管和汽轮机内，规定压力为5.88 Mpa以上的直流炉给水含铜量不超过5μg/L，争取3μg/L。

除以上项目外，为防止热力系统的腐蚀，还应该对给水含氧量，联胺过剩量和PH值等指标进行控制。

3）直流炉的水处理

由此可见，做好水处理工作是保证直流炉给水水质优良的关键。

补给水处理，需要设置完善的水处理设备，以制取优良的补给水。不论采用什么水源，混凝、过滤处理都是必不可少的，这样才能尽可能地除掉水中的悬浮态胶体和杂质，保证除盐设备的正常运行，防止过热蒸汽含硅量不合格，避免在汽轮机内积盐。

凝结水净化，直流锅炉给水的组成中，绝大部分是汽轮机凝结水，凝结水的水质对保证给水水质优良是极为重要的。由于凝汽器泄漏、管道及热力设备的腐蚀，以及汇入凝结水的疏水带入的腐蚀产物等，都会使凝结水受到污染，因此对进入直流炉的全部凝结水进行处理。

给水处理，给水处理的目的，是为了防止热力系统的腐蚀和防止金属腐蚀产物污染给水，对于直流锅炉，目前采用的处理方法有全挥发性处理（AVT），中性水加氧（NWT），联合加氧处理（CWT）。

2.2 水、汽取样与监督项目

2.2.1 水、汽取样

1）水汽样品的采集

从运行的热力设备中采集有代表性的水汽样品，首先要选用或设计适当的采样器，其次是正确安装及正确使用、维护。

锅炉及其热力系统中的水和蒸汽大都温度较高，而高温水或汽不便于取样，也不便于测定，在取样中应加以冷却，所以要把取样点的样品引至取样冷却器进行冷却或凝结成水，一般要求保证样品流量在500～700mL/min时，样品能冷却到30～40℃ 以下。

取样的导管均采样不锈钢管，不能用普通钢管和黄铜管，以免样品在取样过程中被导管中的金属腐蚀产物污染。

取样导管上靠近冷却器处，应装有两个阀门，靠近取样点的阀门为截至阀，后面一个为针型节流阀。取样器在工作期间，截至阀门应全开，用节流阀调节样品流量，一般调节在500mL/min左右。对于样品温度，用改变冷却水流量的方法进行调整。样品的流量和温度调好后，应保持样品常流，取样时不再调动。

为保证样品的代表性，机组每次启动时，必须冲洗采样器，冲洗时将两个阀门都打开，以大流量样品冲洗取样器和取样冷却器，经较长一段时间冲洗后（一般半小时以上，也可根据样品冲洗程度确定），将样品流量调至正常流速。机组正常运行时，也应定期冲洗，冲洗时间可略短一些。

2）样品的冷却

从火电厂热力设备中采集的水汽样品多是高温、高压介质，必须采用减压装置及冷却装置将其温度、压力降至仪表规定的允许界限内，才能输入仪表发送器。

目前生产的采样架一般由高温采样架与仪表架组成。

高温架内集中布置了所设各采样点引来的导管，配有相应的高压阀门、冷却器、减压阀、高温断水保护装置、样品温度及流量指示器等。仪表架布置有电源柜，仪表的发送器、变送器、显示器的安装开孔及布线，记录与报警装置，人工取样盘等。

本厂用于样水冷却的介质主要采用闭式循环的除盐水作为冷却器的冷却水。

3）采集样品的注意事项

取样冷却器应定期检修和清除水垢。机炉大修时应安排人员检修取样器和所属阀门。

对取样管道应定期进行冲洗（至少每周一次）。做系统查定前，要冲洗有关取样管道，并适当延长冲洗时间，冲洗后水样流量调至500～700mL/min，待流量稳定后方可取样。

给水、炉水、蒸汽等样品应保持常流，采集其它水样时应先把管道中的积水放尽，冲洗后方能取样。

盛水样的取样瓶必须是硬质玻璃瓶或塑料瓶。对测量硅和微量成分分析的样品，必须使用塑料瓶。采样前必须将采样瓶彻底冲洗干净，采集时再用水样冲洗3次（方法中另有规定者除外）后方能取样，采样后应迅速盖上瓶塞。

测定水中某些不稳定成分（如溶解氧、二氧化碳等）时，应在现场取样，采样方法应按各测定方法中的规定进行。测定以上成分的采样门应严密不漏空气。

采集样品用来测定铜、铁、铝时，应严格按照各测定方法中的要求进行。

采集水样后的瓶子应贴标签，在上面注明时间、地点及当时的工况。原则上应及时化验，存放时间尽可能的短，对需要的送到外地的水样，应注意妥善保管和运送。

2.2.2 水、汽质量监督项目

水、汽质量监督就是用仪表或化学分析法，测定各种水和汽的质量，看其是否符合标准，以便必要时采取措施的过程，其目的就是为了防止锅炉、汽轮机及其它热力系统的结垢、腐蚀和积盐。水、汽质量监督项目主要有以下几个方面。

1）给水质量监督项目

为了防止锅炉给水系统的腐蚀、结垢，保证给水水质合格，必须对给水进行监督。给水质量监督的项目有硬度、含油量、溶解氧、联胺、PH值、含铁量和含铜量等，其监督的意义如下：

硬度，监督给水硬度是为了防止锅炉和给水系统中生成钙、镁水垢。

含油量，给水中如果含有油，则当它被带进锅炉内时，会产生以下危害：油附着在炉管管壁上，易受热分解而生成一种导热系数很小的附着物，会危及炉管安全；促进锅炉水泡沫的形成，容易引起蒸汽品质的劣化；含油的细小水滴若被蒸汽携带到过热器中，会因生成附着物而导致过热器管的过热损坏。

溶解氧，在加氧处理工况下，若溶解氧含量过低或过高，都会引起给水系统和锅炉省煤器的腐蚀。

联胺，在铵－联胺处理工况下，应监督给水中的过剩联胺量，以确保辅助除氧的效果。

PH值，在加氧处理工况下，给水PH值过低会造成给水系统和省煤器系统的腐蚀，过高会增加凝结水精处理系统的负担。

含铁量和含铜量，给水中的铜和铁腐蚀产物的含量是评价热力系统金属腐蚀情况的重要依据，必须对其进行监督。给水中全铁、全铜的含量高，不仅证明系统内发生了腐蚀，而且还会在炉管中生成铁垢和铜垢。

2）蒸汽质量监督项目

蒸汽质量监督的目的是为了寻找蒸汽品质劣化的原因和判断蒸汽携带物在过热器中的沉积情况。监督项目主要是含钠量和含硅量。

含钠量，由于蒸汽中的盐类成分主要是钠盐，蒸汽含钠量可代表含盐量，所以含钠量是蒸汽监督指标之一，而且为随时掌握蒸汽汽质的变化情况，还应投入在线检测仪表，进行连续测量的自动记录。

含硅量，若蒸汽中的硅酸含量超标，就会在汽轮机内沉积难溶于水的二氧化硅附着物，对汽轮机的安全运行有较大影响，故含硅量也是蒸汽汽质的指标之一。

3）凝结水质量监督项目

凝结水监督项目主要是硬度和溶解氧。其监督的意义如下：

硬度，对凝结水硬度的监督是为了掌握凝汽器的泄漏和渗漏情况。当凝结水中硬度或持高不下时，应及时采取相应措施，以防凝结水中的钙、镁离子大量地进入锅炉系统。

溶解氧，凝结水中的溶解氧高的主要原因是在凝汽器和凝结水泵不严密处漏入空气，凝结水溶氧较大时会引起凝结水系统的腐蚀，使进入锅炉给水系统的腐蚀产物增多，影响水质、汽质。

对凝结水处理装置的系统，除正常监督凝结水外，还应监督凝结水处理后的凝结水质量，主要项目有硬度、电导率、二氧化硅含量、含钠量、含铁量、含铜量等。目的是掌握凝结水处理装置的运行状态，以保证送往锅炉的水质良好。

4）本厂水汽质量监督标准（见表2-1）

表2-1 水、汽质量监督标准

水样名称	项目	单位	控制标准	期望值	备注
机加池入口	SS	mg/L	≤1000		正常、手操
机加池入口	SS	mg/L	≤3000		短期、手操
机加池出口	浊度	mg/L	≤20		在线
机加池出口	余氯	mg/L			在线
空气擦洗滤池出口	浊度	mg/L	≤2		手操
双介质过滤器入口	浊度	mg/L	10～20		手操
双介质过滤器入口	COD	mg/L	≤15		手操（查定）
活性碳过滤器出口	浊度	mg/L	≤1		在线
	余氯	mg/L	≤0.1		在线
	PH		2～11		在线（正常）
	PH		1～12		在线（短期）
	DD	μs/cm			在线
	氧化还原电位				在线
	COD	mg/L	≤2		手操（查定）
	胶体硅	mg/L	≤1		手操（查定）
	FI		≤3		手操（查定）
反渗透装置的入口	SDI		≤4		手操（查定）
	浊度	mg/L	≤1		手操
	TOC	mg/L	≤3		手操（查定）
反渗透装置的出口	DD	μs/cm			在线
	脱盐率		≥96%		手操（查定）
	回收率		≥75%		根据进出水量计算
阳床出口	Na⁺	μg/L	≤100		初期、失效时（查定）
阳床出口	酸度	mmol/l			初期、失效时（查定）
除碳器出口	CO₂	mg/L	≤5		手操（查定）
阴床出口	DD	μs/cm	2		在线
	YD	μmol/L	～0		初期、失效时（查定）
	PH		7±0.5		手操（查定）
	SiO₂	μg/L	≤100		手操（查定）
	Na⁺	μg/L	≤100		手操（查定）
混床出口	DD	μs/cm	≤0.15		在线
	YD	μmol/L	～0		手操（查定）
	PH		7±0.5		手操（查定）
	SiO₂	μg/L	＜10		在线
	Na⁺	μg/L	5		手操（查定）
除盐水母管	DD	μs/cm	≤0.15		在线
	YD	μmol/L	～0		手操（查定）
	PH		7±0.5		在线
	SiO₂	μg/L	10		在线
	Na⁺	μg/L	5		手操（查定）
除氧器入口	DD	μs/cm	≤0.2		在线
	PH		8～9		在线
	溶O₂	mg/L	30～200		在线
除氧器出口	溶O₂	mg/L	30～200		在线
给水（省煤器入口）	YD	μmol/L	～0		手操（查定）
给水（省煤器入口）	溶O₂	mg/L	30～200		在线
给水（省煤器入口）	Fe³⁺	μg/L	＜10	≤5	手操（查定）
	Cu²⁺	μg/L	＜5	≤3	手操（查定）
	Na⁺	μg/L	＜5		手操（查定）
	SiO₂	μg/L	＜10		在线
	油	mg/L	～0		手操（查定）
	PH		8～9		在线
	DD	μs/cm	＜0.15	≤0.10	在线
凝结水（处理前）凝结水泵出口	Na⁺	μg/L	＜10		手操（查定）
	YD	μmol/L	～0		手操（查定）
	DD	μs/cm	＜0.3		在线
	PH		8～9		在线
	溶O₂	mg/L	30～200		在线
凝结水精处理进水（正常运行）	TDS	μg/L	≤100		手操（查定）
	悬浮物	μg/L	≤25		手操（查定）
	Fe³⁺	μg/L	≤15		手操（查定）
	Na⁺	μg/L	2～5		手操（查定）
	SiO₂	μg/L	≤20		手操（查定）
	PH		8～9		在线（凝泵出口）
	氯根	μg/L	≤20		手操（查定）
凝结水精处理出口(正常运行)	TDS	μg/L	≤20		手操（查定）
	悬浮物	μg/L	≤10		手操（查定）
	Fe³⁺	μg/L	＜5	≤3	手操（查定）
	Na⁺	μg/L	＜1		在线
	氯根	μg/L	≤1		手操（查定）
	Cu²⁺	μg/L	＜3	≤1	手操（查定）
	DD	μs/cm	≤0.10		在线
	PH		6.5～7.5		手操（查定）
	SiO₂	μg/L	＜10		在线
凝结水混床出口母管	Fe³⁺	μg/L	＜5	≤3	手操（查定）
	Cu²⁺	μg/L	＜3	≤1	手操（查定）
	Na⁺	μg/L	＜1		在线
	SiO₂	μg/L	＜10		在线
	DD	μs/cm	＜0.10		在线
	PH		6.5～7.5		在线
主蒸汽	Fe³⁺	μg/L	＜5	≤3	手操（查定）
	Cu²⁺	μg/L	＜3	≤1	手操（查定）
	Na⁺	μg/L	＜10		在线
	SiO₂	μg/L	＜10		在线
	DD	μs/cm	＜0.15		在线
	溶O₂	mg/L	30～200		在线
凝汽器检漏（热井）	DD	μs/cm	≤0.2		在线
凝汽器检漏（热井）	Na⁺	μg/L	≤10		在线
启动分离器	Fe³⁺	μg/L	≤50		手操（查定）
	Cu²⁺	μg/L	≤10		手操（查定）
	Na⁺	μg/L	≤5		手操（查定）
	SiO₂	μg/L	≤30		手操（查定）
	溶O₂	mg/L	≤30		手操（查定）
再热蒸汽出、入口	Na⁺	μg/L	≤5		手操（查定）
	SiO₂	μg/L	≤15		手操（查定）
	DD	μs/cm	≤0.15		在线
低加疏水	DD	μs/cm			在线
	溶O₂	mg/L	30～200		在线
	Fe³⁺	μg/L	≤30		手操（查定）
高加疏水	DD	μs/cm			在线
	溶O₂	mg/L	30～200		在线
	Fe³⁺	μg/L	≤30		手操（查定）
辅助蒸汽	Fe³⁺	μg/L	≤30		手操（查定）
	Na⁺	μg/L	≤5		手操（查定）
	SiO₂	μg/L	≤15		手操（查定）
	DD	μs/cm			手操（查定）
闭式冷却水	PH		8～9		在线
闭式冷却水	DD	μs/cm	≤0.2		在线
72小时联合启动蒸汽质量	Na⁺	μg/L	≤20		在线
72小时联合启动蒸汽质量	SiO₂	μg/L	≤30		在线
机组启动冲洗给水要求	Fe³⁺	μg/L	≤1000		回收、手操（查定）
机组启动冲洗给水要求	Fe³⁺	μg/L	100～200		合格、手操（查定）
机组启动时给水要求	YD	μmol/L	～0		手操（查定）
	溶O₂	mg/L	≤30		在线
	Fe³⁺	μg/L	≤50		手操（查定）
	SiO₂	μg/L	≤30		在线
	PH		8.8～9.3		在线
	联胺	μg/L	10～50		在线
凝结水精处理入口（典型启动）	TDS	μg/L	≤650		手操（查定）
	悬浮物	μg/L	≤1000		手操（查定）
	Fe³⁺	μg/L	≤1000		手操（查定）
	Na⁺	μg/L	～20		手操（查定）
	SiO₂	μg/L	≤500		手操（查定）
	PH		8～9		在线（凝泵出口）
	氯根	μg/L	≤100		手操（查定）
凝结水精处理出口（典型启动）	TDS	μg/L	≤50		手操（查定）
	悬浮物	μg/L	≤100		手操（查定）
	Fe³⁺	μg/L	≤100		手操（查定）
	Na⁺	μg/L	≤5		在线
	氯根	μg/L	≤10		手操（查定）
	Cu²⁺	μg/L	≤15		手操（查定）
	DD	μs/cm	≤0.2		在线
	PH		6.5～7.5		手操（查定）
	SiO₂	μg/L	≤50		在线
循环水入口加氯量	氯	mg/L	0.5～1		在线（连续加药）
循环水入口加氯量	氯	mg/L	3		在线（冲击加药）
循环水出口余氯	氯	mg/L	0.1～0.2		在线
工业废水排放标准	PH		6～9		在线
	悬浮物	mg/L	70		手操（查定）
	COD	mg/L	100		手操（查定）
	油	mg/L	≤10		手操（查定）
	氟化物	μg/L	10		手操（查定）
	砷化物	μg/L			手操（查定）
	硫化物	μg/L			手操（查定）
生活污水	PH		6～9		在线
	悬浮物	mg/L	70		手操（查定）
	COD	mg/L	100		手操（查定）
	BOD₅	mg/L	30		手操（查定）
酸碱中和池排水	PH		6～9		在线
氢冷系统氢气	湿度	g/m3	≤4		在线（额定氢压）
氢冷系统氢气	纯度	%	≥98		在线

2.3 水的常规分析的规定

水质分析是有效的进行锅炉水处理的必要条件。如何选择锅炉水处理方式，保持一定的水工况，判断水处理设备的工作情况等，均要进行水质分析，否则无法达到水处理的预期效果。

2.3.1 对水质分析的要求

1）分析的水样应具有代表性。正确采集水汽样品，使样品具有代表性，是保证分析结果准确性的重要一环。

2）正确的配置使用试剂溶液。选用化学试剂的纯度及试剂的配置，应严格按照《火力发电厂水、汽试验方法》的规定操作，对标准溶液的标定，一般应进行平行试验，试验的相对误差应在0.2%～0.4%以内。

3）正确的使用分析仪器。为保证分析结果的准确性，对所使用的分析仪器应定期进行校正。

4）应掌握分析方法的基本原理和操作步骤。正确的进行分析结果的计算。

2.3.2 水质分析的准备工作和操作步骤

在进行水质分析前，应做好分析前的准备工作。根据试验的要求和测定的项目，选择适宜的分析方法，准备好分析仪器和试剂溶液，然后进行分析测定，测定中应注意以下事项。

1）应先观察并记录水样的颜色、透明程度和沉淀物的数量及其它特征后，再开启水样瓶封口。为尽可能的减少对易变项目测定结果的影响，开启瓶后应立即进行测定，并且在4小时内完成。

2）对于透明水样，开启瓶后，先辨别气味，并立即测定PH值、氨、化学耗氧量、碱度、亚硝酸盐、和亚硫酸盐等易变项目。然后进行全固形物、溶解固形物和悬浮物的测定，最后进行硅、铁铝氧化物、钙、镁、硬度、磷酸盐、硝酸盐、氯化物等项目的测定。

3）对浑浊的水样应取澄清的一瓶，立即进行分析测定，先测定PH值、氨、酚酞碱度、亚硫酸盐、亚硝酸盐等易变项目。水样过滤后，再测定全碱度、硬度、磷酸盐、硝酸盐、氯化物等项目。将另一瓶水样摇匀后，测定化学耗氧量，同时进行全固形物、溶解固形物和悬浮物、硅、铁铝氧化物及钙镁等项目的测定。

4）对水质进行全分析后，应对分析结果进行审核。要从两个方面对分析结果进行审核：一是数据审核，二是技术性审核。进行数据审核是为了保证数据不出差错；技术性审核是根据分析结果中个成分的相互关系，检查是否符合水质组成的一般规律，从而判断分析结果是否正确。当相对误差超过《火力发电厂水、汽试验方法》中相应的规定时，应查找原因后重新进行测定，直到符合要求为止。

2.3.3 试验方法的一般规定

1）仪器校正

为了保证分析结果的准确性，对分析天平、砝码，应定期(1～2 年)进行校正；对分光光度计等分析仪器，应根据说明书进行校正；对容量仪器，如：滴定管、移液管、容量瓶等，可根据试验的要求进行校正。

2）空白试验

《火力发电厂水、汽试验方法》中空白试验有以下两种：

在一般规定中，以空白水代替水样，用测定水样的方法和步骤进行测定，其测定值为空白值，然后对水样测定结果进行空白值的校正。

在微量成分比色分析中，为校正空白水中待测成分的含量，需进行单倍、双倍试剂的空白试验。单倍试剂空白试验与一般空白试验相同。双倍试剂空白试验是指试剂加入量是测定水样所用试剂量的两倍，测定方法和步骤与测定水样相同，根据单、双倍空白试验结果，可求出空白水中待测成分的含量，以便对水样测定进行空白指的校正。

3）空白水质量

《火力发电厂水、汽试验方法》中空白水是指用来配置试剂和空白试验用的水，如除盐水、蒸馏水、高纯水等。

空白水质量要求如下：

蒸馏水电导率＜3μs/cm（25℃）

除盐水电导率＜1μs/cm（25℃）

高纯水电导率＜0.2μs/cm（25℃）

Cu、Fe、Na＜3μg/L

SiO₂＜3μg/L

4）干燥器：干燥器内一般用氯化钙或变色硅胶作干燥剂。当氯化钙干燥剂表面有潮湿现象或变色硅胶颜色变红时，表明干燥剂失效，应进行更换。

5）蒸发浓缩：当溶液的浓度较低时，可取一定量溶液先在低温电炉上或电热板上进行蒸发，浓缩至体积较小后，再移至水浴锅里进行蒸发。在蒸发过程中，应注意防尘和爆沸溅出。

6）灰化：在重量分析中，沉淀物进行灼烧前，必须在电炉上将滤纸彻底灰化后，方可移入高温炉灼烧。在灰化过程中应注意(1)不得有着火现象发生；(2)必须盖上坩埚盖，但为了有足够的氧气进入坩埚，坩埚盖不应盖严。

7）恒重：《方法》规定的恒重是指在灼烧(烘干)和冷却条件相同的情况下，最后两次称量之差不大于0.4 mg。如方法中另有规定者，不在此限。

8）试剂的纯度与配置

在试验方法中没有明显指出的，均用分析纯化学试剂。标定溶液浓度时，基准物质应是保证试剂或一级试剂（优级纯）。配置试剂时除明确指明外，均采用水溶液。

9）标准溶液的标定

标准溶液的标定一般应取两份或两份以上。对试样进行平行试验，相对偏差在±0.2%～0.4%之内时，取平均值计算其浓度。

10）工作曲线的绘制与校核

采用分光光度法测定水样时，要进行标准溶液标准曲线的绘制。一般取5个以上的标准溶液测定其吸光度值，才能绘制工作曲线。应使用计算器对数据进行回归处理，以提高工作曲线的可靠性。应定期对工作曲线进行校核，此时可配置2～3个标准液，对工作曲线进行校核，之后再测定水样。

11）溶液浓度表示方法：

百分浓度：重量百分浓度。重量百分浓度是指在100g 溶液中所含溶质的克数，符号为%；重容百分浓度。重容百分浓度是指在100mL 溶液中所含溶质的克数，符号为%(重/容)。这种浓度的表示方法，通常适用于溶质为固体时溶液的配制。但溶以指示剂称呼者，其浓度则不标注(重/容)。

体积比浓度。体积比浓度是指液体试剂与溶剂按x+y 的体积关系配制溶液，符号为(x+y)。如硫酸溶液(1+3)是指1 体积的浓硫酸与3 体积的水混合而成的硫酸溶液。

摩尔浓度：摩尔浓度是指在1 L 溶液中所含溶质的摩尔数，符号为c。法定单位规定物质的量的单位为摩尔(mol)。其定义为：摩尔——是一系统的物质的量，该系统中所包含的基本单元数与0.012 kg——12 的原子数目相等。在使用摩尔时，基本单元应予指明，可以是原子、分子、离子、电子及其他粒子，或是这些粒子的特定组合。

当量浓度：当量浓度是指在1 L 溶液中所含溶质的克当量数，符号为N。

滴定度：滴定度是指在1mL 溶液中所含相当于待测成分的重量，符号为T。通常用mg/mL(毫克/毫升)或μg/mL(微克/毫升)表示。

市售试剂的浓度：《方法》中使用的市售试剂均称为浓某酸、浓氨水。其浓度和密度(kg/m³)应符合规定要求。

12）有效数字

为得到准确的分析结果，不仅要准确的进行测量，而且还要正确的记录数字的位数。因为数据的位数不仅表示数量的大小，也反映了测量的精确程度。有效数字是指实际能测到的数字。所以，有效数字保留的位数应根据分析方法和使用仪器的准确度来确定。例如用分析天平称取试样时，有效数字应保留到小数点后的第四位；对于滴定管中放出的液体体积，有效数字应保留到小数点后第二位。

13）计量单位

使用计量单位时，应全部采用国家规定的法定计量单位。

2.3.4 水分析的代表符号和使用单位

《方法》的分析项目、代表符号以及使用单位，均汇总于表2-2中。

表2-2 水质分析项目、代表符号、单位

项目	符号^①	单位^②
项目	符号^①	中文	法定单位
全固体	QG	毫克/升	mg/L
悬浮固体	XG	毫克/升	mg/L
溶解固体	RG	毫克/升	mg/L
灼烧减少固体	SG	毫克/升	mg/L
电导率	DD	微西/厘米	μS/cm
pH	PH	—	—
硅	SiO₂	毫克/升，微克/升	mg/L,μg/L
铁铝氧化物	R₂O₃	毫克/升	mg/L
钙	Ca	毫克/升	mg/L
硬度	YD	毫克当量/升，微克当量/升	—
镁	Mg	毫克/升	mg/L
氯化物	Cl^-	毫克/升	mg/L
铝	Al	毫克/升	mg/L
酸度	SD	毫克当量/升	—
碱度	JD	毫克当量/升，微克当量/升	—
硫酸盐	SO ₄^2-	毫克/升	mg/L
磷酸盐	PO₄^3-	毫克/升	mg/L
铜	Cu	微克/升	μg/L
铁	Fe	微克/升	μg/L
氨	NH₃	毫克/升	mg/L
联氨	N₂H₄	毫克/升，微克/升	mg/L，μg/L
溶解氧	O₂	微克/升	μg/L
钠	Na	微克/升	μg/L
游离二氧化碳	CO₂	毫克/升	mg/L
硝酸盐	NO^3-	毫克/升	mg/L
亚硝酸盐	NO^2-	毫克/升	mg/L
游离氯	Cl₂	毫克/升	mg/L
硫化氢	H₂S	毫克/升	mg/L
腐植酸盐	FY	毫克当量/升	—
化学耗氧量	COD	毫克/升	mg/L
安定性	AX	—	—
透明度	TD	厘米	cm
硫酸盐凝聚剂	LN	毫克当量/升	—
浊度	ZD	福马肼单位	—
油	Y	毫克/升	mg/L

① 各分析项目的代表符号，是根据如下的原则确定的：

a)用元素符号或化学式表示；

b)用国际通用的符号表示，如 pH、COD 等；

c)不属于前两项的符号，系采用分析项目的汉语名称中，两个有代表意义的字的汉语拼音的头一个字母表示，如全固体，其汉语拼音为［Quáｎ-Gù-Tｉ］采用“全”字［Quáｎ］和“固”字［Gù］的头一个字母“QG”表示。

②毫克当量、微克当量、当量浓度等都不在法定单位制之内，但因当量的概念在容量分析中广泛应用，为使用人员阅读方便，《方法》中还沿用这些单位。

2.3.5 水质全分析结果校核

水质全分析的结果，在试验结果或使用全分析数据时，应进行必要的审查。分析结果的审查分为数据审查和技术性审查两个方面。数据检查是为了保证数据不出差错；技术性审查是根据分析结果中个成分的相互关系，检查是否符合水质组成的一般规律，从而判断分析结果是否正确，常用的审查方法如下：

1）阴、阳离子毫克当量总数

根据物质是电中性的原则，正负电荷的总和相等。因此水中各种阳离子和各种阴离子的毫克当量总数必然相等。

即：

式中 ——各种阳离子浓度之和，me/L；

——各种阴离子浓度之和，me/L。

在测定各种离子时，由于各种原因会导致分析结果产生误差，使各种阳离子浓度总和和各种阴离子浓度的总和往往不相等，但是其差值应在一定的允许范围（δ）之内。一般认为δ小于2％是允许的。δ可由下式计算：

（1）

在使用此公式时应注意：

分析结果均应换算成以毫克当量/升（me/L）表示。各种离子的浓度单位，mg/L与me/L的换算关系见表2-3 。

表2-3 毫克/升（mg/L）与毫克当量/升（me/L）换算系数

离子名称	me/L换算成mg/L的系数	mg/L换算成me/L的系数	离子名称	me/L换算成mg/L的系数	mg/L换算成me/L的系数
Al³⁺	8.994	0.1112	H₂PO₄^-	96.99	0.01031
Ba²⁺	68.67	0.01456	HS^-	33.07	0.03024
Ca²⁺	20.04	0.04990	H⁺	1.008	0.9921
Cu²⁺	31.77	0.03148	K⁺	39.10	0.02558
Fe²⁺	27.92	0.03581	Li⁺	6.941	0.1441
Fe³⁺	18.62	0.05372	Mg²⁺	12.15	0.08229
CrO₄^2-	58.00	0.01724	Mn²⁺	27.47	0.03640
F^-	19.00	0.05264	Na⁺	22.99	0.04350
HCO₃^-	61.02	0.01639	NH₄⁺	18.04	0.05544
Sr²⁺	43.81	0.02283	NO₃^-	62.00	0.01613
Zn²⁺	32.69	0.03060	OH^-	17.01	0.05880
Br^-	79.90	0.01252	PO₄^3-	31.66	0.03159
Cl^-	35.45	0.02821	S^2-	16.03	0.06238
CO₃^2-	30.00	0.03333	SiO₃^2-	38.04	0.02629
HSO₃^-	81.07	0.01234	HSiO₃^-	77.10	0.01298
HSO₄^-	97.07	0.01030	SO₃^2-	40.03	0.02498
I^-	126.90	0.007880	SO₄^2-	48.03	0.02082
NO₂^-	46.01	0.02174	HPO₄^2-	47.99	0.02084

注：由SiO₂换算为SO₃^2-的系数为1.266。

根据弱酸、弱碱阴、阳离子浓度时，应根据表得出的实测PH值下，各种离子所占总浓度的百分比进行校正。

如果δ超过±0.2%，则表示分析结果不正确，或者是分析项目不全面。如钠钾离子是根据阴阳离子的差值求得的，则上式不能应用，钾的含量可根据多数天然水中钠和钾的比例7：1（摩尔比）近似估算。

2）审查总含盐量与溶解固体

水中总含盐量是指水中阳离子和阴离子浓度（mg/L）的总和，即

通常溶解固体（RG）的含量可以代表水中的总含盐量。由于按“SS-3-1-84”的方法测得的溶解固体含量不能完全代表总含盐量，因此，用溶解固体含量来检查总含盐量时，还需进行校正。

碳酸氢根浓度的校正：在溶解固体的测定过程中发生如下的反应：

由于HCO₃^-变成CO₂和H₂O挥发而损失，其损失量约为：

其它部分的校正：按“SS-3-1-84”的方法测得的溶解固体，除包括水中阴阳离子的总和外，还包括胶体硅酸、铁铝氧化物以及水溶性有机物等，因而需要校正。

因为

所以（2）

式中 —— 全硅含量（过滤水样），mg/L；

—— 铁铝氧化物的含量，mg/L；

—— 除Fe³⁺、Al³⁺、Fe²⁺外的阳离子浓度之和，mg/L；

—— 除活性硅外的阴离子浓度之和，mg/L；

—— 水溶性有机物的总量，mg/L；

—— 校正后溶解固体的含量，mg/L；

由于大部分天然水中，水溶性有机物的含量都很小，计算时可忽略不计。用（2）式进行各种离子的计算时，也和（1）式一样，应考虑弱酸、弱碱、阴阳离子浓度在不同PH值下，各种离子所占总浓度的百分比。

用（2）式审查分析结果时，溶解固体的校正值与阴阳离子总和之间的校正误差，允许为5％。

即

对于含盐量小于100 mg/L的水样，该相对误差可放宽至10％。

3）PH值的校正

对于PH值小于8.3的水样，其PH值可根据重碳酸盐和游离二氧化碳的含量算出：

式中 —— 重碳酸盐碱度，me/L；

—— 游离二氧化碳含量，mmol/L；

PH值的计算值与实测值之间的差，一般应小于0.2。

4）碱度的计算

水的碱度是用来表示水中的OH^-、CO₃^2-、HCO₃^-及其它弱酸盐类的总和。根据测定碱度时所采用的指示剂，碱度可分为酚酞碱度和甲基橙碱度。

酚酞碱度是指以酚酞为指示剂，用酸滴定至终点（终点PH值为8.3）时所测得的碱度值。反应如下：

HCO₃^-及其它弱酸阴离子不参与此反应。

甲基橙碱度是以甲基橙为指示剂，用酸滴定至终点（终点的PH值为4.0）时所测得的碱度值。此反应如下：

由此可知，用甲基橙为指示剂时，测得的碱度值包括了能表示碱度的所有阴离子，所以它是全碱度。碱度常用的单位是毫摩尔/升或微摩尔/升。

酚酞碱度（P）、甲基橙碱度（M）与OH^－、CO₃²^－和HCO₃^－的关系见表2-4。

表2-4 P、M与OH^－、CO₃²^－和HCO₃^－的关系

P与M的关系	水中存在的离子	各种离子的浓度（mmol/L）
P与M的关系	水中存在的离子	OH^－	CO₃²^－	HCO₃^－
M＝P	OH^－	P或M	——	——
M＜2P	OH^－和CO₃²^－	2P－M	2（M－P）	——
M＝2P	CO₃²^－	——	M或2P	——
M＞2P	CO₃²^－和HCO₃^－	——	2P	M－2P
P＝0	HCO₃^－	——	——	M

第3章电厂燃料分析

3.1 煤质概述

3.1.1 煤的形成及种类

远在几亿年前的古生代、中生代和几千万年前的新生代，由于地壳运动，大量植物的遗体经过复杂的生物化学和物理化学作用转变为煤，这个过程称为成煤过程。成煤过程分为两个阶段。第一阶段，植物在浅海、湖泊和沼泽中大量繁殖，这些植物死后沉于水下，经微生物的生物化学作用，使低等植物称为腐泥，高等植物成为泥炭。第二阶段由于地壳运动，泥炭和腐泥下沉或被矿物岩石掩盖在底下，受地质因素的作用，即长期受高温高压作用而形成煤，这一阶段也称为煤化阶段。随着煤化阶段的深入，泥炭转为褐煤、烟煤和无烟煤。

常用作动力用煤的有无烟煤、贫煤、贫廋煤、不粘煤、弱粘煤、长焰煤和褐煤等，另外还有含硫高而又难洗选的一些炼焦用煤等（参见表3-1）。

表3-1 煤的变质程度及煤质

, 煤种项目	无烟煤	贫煤	贫廋煤	弱粘结煤	不粘结煤	长焰煤	褐煤
挥发分V_daf％	≤10	＞10～20	＞10～20	22～37	＞20～37	＞37	37
含碳量FC_daf％	＞90	90	＜90
含氢量H_daf％	＜4	4～4.5	＜4
水分M _daf％					高	＜45
煤化程度	最高	烟煤中最高	烟煤中较高	低到中等	较低	最低
燃烧特性	不易着火	燃点高	近于贫煤	易着火	易着火	易着火

3.1.2 煤在火力发电厂中的应用

煤是火力发电厂的主要燃料，它占整个电厂生产成本的60％以上，一座1800MW的火力发电厂一昼夜燃烧的标准煤在15000t以上（标准煤是指低位发热量为29307.6KJ/Kg的煤）。

煤通过燃烧将化学能转化为热能，热能通过锅炉、汽轮机转化为机械能，最后经发电机转变为电能。因此，火力发电厂实质是能量转化的工厂。能量转化的过程中，由于诸多因素的影响，总是有损失的，通常用“煤耗”这一指标来说明煤中化学能的利用率。所谓煤耗，就是每提供1KW·h（发1KW·h）电所消耗标准煤的千克数。

为了降低煤耗，提高热效率，必须了解煤的成分和特性。通过对煤质的分析，便可为锅炉的合理燃烧提供科学依据，为电厂的经济核算、锅炉热效率和煤耗的计算，提供基础资料。

3.2 煤的组成及分析基准

3.2.1 煤的组成及分析项目

1）煤的组成

煤的成分组成分工业分析组成和元素分析组成。工业分析是在人为条件下，将分成几个不同的组成成分，从而判断其中有机质的含量和性质，帮助人们粗略的认识煤的工艺性质的方法。该组成可给出煤中可燃成分和不可燃成分的含量。元素分析组成是用元素分析法得出煤的化学元素组成，并给出某些可燃元素得含量。

灰份、挥发份和固定碳并非原来存在于煤中的原有形态，而是在高温下受热分解的产物。如灰份是煤在800℃完全燃烧后的残留物质。挥发份是指煤与空气隔绝，800℃下受热7min，其中有机质分解出的气态物质。而固定碳是残留下来的不挥发固体（称为焦饼）此时灰份全部转入焦饼，把焦饼质量减去灰份质量则得出固定碳质量。所以水份、灰份、挥发份和固定碳的百分数相加应该等于100％。

应当指出，灰份、挥发份是煤在高温条件下的分解产物，煤中原有的矿物质发生了变化，结果使得灰份质量与原有矿物质的质量不同，其质量要小些。因此灰份含量和挥发份含量的叫法显然是不恰当的，应当作“灰份产率”和“挥发份产率”。

2）煤的分析项目

工业分析，工业分析的项目包括测定煤的水份（M）、灰份（A）、挥发份（V）和计算固定碳（FC）。其中水份代表煤中水份的含量，灰份代表矿物质的含量。从灰份、水份的数据可初步判断煤中有机质含量（有机质＝100％－水份－灰份）。这项分析对煤燃烧过程的稳定性和经济性都有直接的参考价值。

元素分析，元素分析就是测定组成煤中有机物的碳、氢、氧、氮、硫等元素的含量，以上5种元素的含量是用一定的化学方法将其组分的高分子化合物分解转化而得的。

发热量的测定，动力用煤的一项极为重要的指标就是发热量，发热量可以用来计算炉膛热负荷和选择磨煤机的容量。在锅炉运行时，发热量可以用来计算发、供电煤耗。煤耗是火力发电厂考核的重要经济指标。在煤炭供需上，发热量可用来作为动力用煤计价的主要依据。

3）代表煤质分析项目的符号

煤质分析的各项成分，通常用规定的符号表示，如表3-2：

表3-2 煤质分析中各项目代表的符号

名称	工业分析				元素分析					发热量
名称	水份	灰份	挥发份	固定碳	碳	氢	氧	氮	硫	发热量
符号	M	A	V	FC	C	H	O	N	S	Q

煤质分析项目右下标符号见表3-3：

表3-3 煤质分析项目右下标符号

符号意义	符号	符号意义	符号	符号意义	符号
全（水份、硫…）	t	硫铁矿（硫）	p	空气干燥基（分析基）	ad
外在（水份）	f	弹筒（发热量）	b	干燥基	d
内在（水份）	inh	高位（发热量）	gr	干燥无灰基（可燃基）	daf
有机（硫）	o	低位（发热量）	net	恒温无灰基	maf
硫酸盐（硫）	s	收到基（应用基）	ar

3.2.2 煤的分析基准

在工业生产和科学研究中，有时为了某种目的将煤的某些成分除去后重新组合，并计算其组成的百分含量，这种组合体称为基准，也就是以不同状态的煤来表示化验结果。同一种原料成分，在计算时所用的基准不同，其计算结果会有很大的差异。

常用的燃煤基准有收到基（应用基）、空气干燥基（分析基）、干燥基、干燥无灰基（可燃基）四种。

1）收到基

收到基也称工作基，是指收到状态供实际使用的煤，也叫原煤。火力发电厂中的进厂煤和存煤都是收到基煤。这些煤除含有一切有机和无机成分外，还有全部水份（内在水份和外在水份）。以收到状态的煤为基准，表示煤中各组成含量的百分比。

工业分析：Mar＋Aar＋Var＋FCar＝100％

元素分析：Car＋Har＋Nar＋Sc,ar＋Oar＋Aar＋Mt＝100％

式中 Sc,ar —— 煤中可燃硫。

2）空气干燥基

除去外在水份的煤就是空气干燥基状态的煤。煤中的外在水份（又称湿分）是最容易变化的，一般用空气干燥的方法除去。用空气干燥状态的煤为基准，表示煤中各组成成分的百分比。

工业分析：Mad＋Aad＋Vad＋FCad＝100％

元素分析：Cad＋Had＋Nad＋Sc,ad＋Oad＋Aad＋Mad＝100％

3）干燥基

除去全部水份的煤，称为干燥基煤。以无水状态的煤为基准，表示煤中各组分的百分比含量。

工业分析：Ad＋Vd＋FCd＝100％

元素分析：Cd＋Hd＋Nd＋Sc,d＋Od＋Ad＝100％

4）干燥无灰基

干燥无灰基是指煤中的可燃部分，它包括有机部分和部分可燃硫（有机硫和硫铁矿硫），其中氮、氧虽然不能燃烧，但它是有机组成成分，故也应作为干燥无灰基成分。用假想无水、无灰状态的煤为基准，来表示煤中各组成含量的百分比。

工业分析：Vdaf＋FCdaf＝100％

元素分析：Cdaf＋Hdaf＋Ndaf＋Sc,daf＋Odaf＝100％

5）各基准间的相互换算

使用燃煤基准必须根据生产和科研的需要加以选择。实验室用分析试样测定各种组成的含量时，其计算结果为空气干燥基。空气干燥基的组成含量是换算其它各种基准的基础。对于燃油，因为所含水份和灰份甚少，故各基准表示同一组成时相差很小，在非精确的计算中可以忽略。

分析结果要从一个基准换算为另一个基准时，可按下式计算：

Y＝KX₀

式中 X₀ —— 按原基准计算的某一组成含量的百分比；

Y —— 按新基准计算的同一组成含量的百分比；

K —— 基准换算比例系数（见表3-4）

表3-4 基准换算比例系数

Y K X₀	收到基	空气干燥基	干燥基	干燥无灰基
收到基	1
空气干燥基		1
干燥基			1
干燥无灰基				1

3.2.3 本厂燃料品质

1）煤种：电厂燃煤设计煤种为神府东胜煤，校核煤种1为混煤，校核煤种2为大同煤，煤质分析数据及灰份组成如表2-2

表2-2锅炉煤种及灰份分析

项目		单位	设计煤种	校核煤种1	校核煤种2
工业分析	收到基低位发热值Q_net.ar	kJ/kg	23826	20870	21156
	收到基全水份M_t	%	12.1	12.93	6.84
	收到基灰份 A_ar	%	8.79	21.02	26.68
	可燃基挥发份V_daf	%	38	39	28
	空气干燥基水份M_ad	%	~8（暂定）	—	3.31
元素分析	收到基碳C_ar	%	64.4	54.14	54.5
	收到基氢H_ar	%	3.64	3.51	3.36
	收到基氧O_ar	%	10.05	6.83	7.26
	收到基氮N_ar	%	0.79	0.80	0.73
	收到基全硫S_t.ar	%	0.43	0.77	0.63
可磨性系数HGI		—	50	68	58
灰变形温度 DT(T₁)		℃	1160	1360	1160
灰软化温度 ST(T₂)		℃	1190	1440	1250
灰熔化温度 FT(T₃)		℃	1290	1490	1330
灰分析	SiO₂	%	36	54.14	50.41
	Al₂O₃	%	15	26.85	19.23
	Fe₂O₃	%	10	6.82	20.26
	CaO	%	26	4.23	3.93
	TiO₂	%		1.26
	K₂O及Na₂O	%	1.5	0.85+0.18	2.33
	MgO	%	1.7	2.21	1.27
	SO₃	%		2.4
	P₂O₅	%		—
	其它	%		1.06

2）点火及助燃油工业分析组成见表2-3

表2-3 点火及助燃油工业分析

项目	单位	数值
油种	——	#0轻柴油
运动粘度(20℃时)	mm²/s	3.0～8.0
实际胶质	mg/100ml	＜70
酸度	mgKOH/100ml	＜10
硫含量	％	<1.0
水份	——	痕迹
机械杂质	——	无
凝固点	℃	≯0
闭口闪点	℃	不低于65
低位发热值Q_net.ar	kJ/kg	46158

3.3 燃料试验的规定及样品采制

3.3.1 燃料试验的规定

1）入厂煤、入炉煤、煤粉(或飞灰和炉渣)等，都应按规定要求采样和缩分。除另有说明外，它们最后都应缩制成粒度为0.2 mm 以下的分析试样。入厂油、入炉油同样按规定要求采样和缩分，并最后缩制成分析油样。对水分含量较大的油样，要按规定进行脱水处理。

2）煤或油的分析试样，应存放在符合防锈蚀、密封等要求的容器中。

3）为以后核对需保留试样时，可在分析试样中分取一份保存起来。保存时间一般不超过两个月。

4）称取煤、油试样时，都应在充分搅匀后，从不同部位取样。除另有规定外，称取10～20g 试样时，一般准确到0.01 g；称取1～2 g 试样时，一般准确到0.0002 g。

5）干燥箱、高温炉、立式炉的常用温度区域，必须进行温度标定。更换电炉加热和控温元件后，应重新标定。

6）温度计、热电偶及高温计至少每年校验一次。

7）凡受压容器及其附件，都应遵守压力容器使用的有关规定，定期进行压力试验。

8）使用分析天平应遵守有关规定。对分析天平应进行定期校验。

9）初次使用的瓷坩埚或方皿，须予以编号并烧至恒重。

10）从热干燥箱中取出的称量瓶和坩埚等，一般在室温下冷却1～2 min 后放入干燥器中；从高温炉、立式炉等设备中取出的坩埚、方皿等，应在室温下冷却3～5 min 后，放入干燥器中。

11）试验中所用的蒸馏水，一般电导率应不大于2 μS/cm。除另有说明外，本书各试验方法中所用的水，均为蒸馏水。

12）试验方法中所用试剂的纯度，除另有说明外，均为分析纯或化学纯。

13）需用水分进行校正或换算的试验项目，最好和水分同时测定。若不能同时进行，对烟煤、褐煤、油页岩来说，前后测定的时间差不应超过7 d(天)，其余煤种则不应超过10d。

14）快速试验方法，经与常规法比较，其结果均不超过允许误差时，方可用于例行监督试验。对例行的监督项目，若经多次检查性试验，其结果均不超过允许误差时，则可免去检查性试验。

15）溶液百分浓度用“%”符号表示。如试剂为固体，则表示100 mL 溶液中所含试剂的重量(g)；如试剂为液体，则表示100 mL 溶液中所含试剂的体积(mL)。

16）体积浓度，可用M∶N 表示。M 指液体溶质的份数，N 指液体溶剂的份数。

17）凡以去离子水或蒸馏水为溶剂的溶液称为水溶液，一般简称溶液。以其他液体为溶剂时，则称为某某溶液，如乙醇溶液。

18）外在水分、全水分一般允许单次测定，但对校核试验必须进行两次平行测定。其余试验项目均须进行两次平行测定。两次测定值如不超过同一实验室允许误差　(T)，则取算术平均值作为测定结果，否则要进行第三次测定；如三次测定结果的极差小于1.2 T，则取此三次测定值的算术平均值作为测定结果，否则需进行第四次测定；如四次测定值的极差小于1.3 T，取此四个测定值的算术平均值作为测定结果；如极差大于1.3 T，而其中三个测定值的极差在1.2 T 内，则可取此三个测定值的算术平均值作为测定结果，另一测定值弃去。如上述条件均未满足，则应舍弃全部测定结果，并检查仪器和操作，然后重新测定。

19）测定值和报告值数值位数按表3-5规定确定。

表3-5 测定值和报告值的数值位数

测定项目	测定值	报告值	测定项目	测定值	报告值
燃煤：			灰渣：
全水分	小数点后二位	小数点后一位	灰成分分析	小数点后二位	小数点后二位
工业分析	小数点后二位	小数点后二位	灰熔融特征温度	5℃	10℃
发热量	1cal*/g	修约到10cal	燃油：
元素分析	小数点后二位	小数点后二位	水分	小数点后二位	小数点后一位
全硫	小数点后二位	小数点后二位	灰分	小数点后三位	小数点后二～三位
各种形态硫	小数点后二位	小数点后二位	元素分析	小数点后二位	小数点后二位
碳酸盐二氧化碳	小数点后二位	小数点后二位	发热量	1cal/g	修约到10cal/g
煤粉细度	小数点后二位	小数点后一位	闪点	小数点后一位	修约到整数
真比重	小数点后三位	小数点后二位	凝固点	小数点后一位	修约到整数
视比重	小数点后三位	小数点后二位	恩氏粘度	小数点后一位	修约到整数
可磨性	小数点后一位	修约到整数	比重	小数点后三位	小数点后三位
			机械杂质	小数点后三位	小数点后二～三位

* 1cal=4.1816 J

(二十一)测定项目应采用表3-6 中统一的代表符号。

表3-6 测定项目的代表符号

测定项目	符号	表示方法	测定项目	符号	表示方法
外在水分	M_f	%	分析试样高位发热量	Q_gr	cal/g
内在水分	M_inh	%	分析试样低位发热量	Q_net	cal/g
全水分	M_t	%	二氧化硅	SiO₂	%
应用基水分	M_ar	%	三氧化二铁	Fe₂O₃	%
分析试样水分	M_ad	%	三氧化二铝	Al₂O₃	%
分析试样灰分	A_ad	%	氧化钙	CaO	%
分析试样挥发分	V_ad	%	氧化镁	MgO	%
分析试样固定碳	FC_ad	%	三氧化硫	SO₃	%
分析试样氢	H_ad	%	五氧化二磷	P₂O₅	%
分析试样全硫	S_ad	%	氧化钛	TiO₂	%
分析试样氮	N_ad	%	氧化钾	K₂O	%
分析试样弹筒发热量	Q_b	cal/g	氧化钠	Na₂O	%
灰变形温度	T₁	℃	88μm 筛上煤粉与试样的重量比	R₈₈	%
灰软化温度	T₂	℃	燃油凝点	t_N	℃
灰流动温度	T₃	℃	燃油粘度	Et
哈氏可磨性指数	K_km		机械杂质	J	%
干煤真比重	(d²⁰₂₀)^g		燃油闪点	t_S_·B	℃
煤视比重	ds		燃油比重	d²⁰₄	℃
煤粉细度
200μm 筛上煤粉与试样的重量比	R₂₀₀	%

3.3.2 动力燃料的采制（轮船煤样）

入厂煤船上取样的原则和方法

入厂煤船上采样遵照GB 475-1996执行。具体内容及操作方法详述如下：采样单元以一船煤作为一个采样单元。采样工具根据GB475关于静止煤采样机械的要求，采用约300×250ｍｍ的采样尖铲及洁净密封的储煤桶配合作为采样工具。子样数目子样即采样器具操作一次所采取的一份样。煤量超过1000吨的子样数目按下式计算

式中：N —— 每船实际应采子样数目，个；

n —— 根据煤种的灰份及采样地点不同，GB475规定不同的数值，本厂取ｎ=60

M —— 实际被采样煤量吨。

子样质量根据入厂煤的实际情况及GB475的要求，本厂所采子样质量约为2千克。

煤船中采样方法，一艘煤轮一般有5～6个煤仓，将煤仓分为上、中、下三层采样，即每船煤需采样三次。一艘煤轮（以35000吨计算）总共需采取子样数目N≈360个（以子样数目的公式计算，如5万吨煤船，则子样数目N≈430），每层需采取子样数目N＝120个。平均分配到5个煤仓，每个煤仓采取子样数目不少于24个，将子样平均分布在每层煤表面上。子样质量2千克，即每次采样煤量约240千克。采样时用采样铲从煤表面挖坑至0.4米以下采取。每次采取子样量必须满足要求，采样时煤样不损失。(如果有6个舱，每舱每层采取子样数目也不少于24个)。采样完毕应及时将储煤桶的盖子盖好，以保证水份不散失。

依据国标对采样的相关规定和具体实际情况，制订出5个采样方案.原则上采用方案A。输储煤班长可依据实际情况选择具体方案。

方案A：分三层采样：分别在上层，1/2处，底层；

方案B：分三层采样：分别在1/4处，1/2处，底层；

方案C：分三层采样：分别在上层，1/2处，3/4处；

方案D：分三层采样：分别在1/4层，1/2处，3/4处；

方案E：分四层采样：分别在上层，1/4层，1/2处，3/4处。

3.3.3 煤样制备方法

1）入厂和入炉煤试样的制备

分析试样：原始煤样必须全部破碎到粒度级在25mm 以下方可缩分。按表3-7中规定逐级缩制煤样。

表3-7 粒度级与样品最小重量的关系

粒度级(mm)	≤25	≤13	≤6	≤3	≤1
最小重量(kg)	60	15	7.5	3.75	0.1

在缩制过程中，必须使全部原始煤样通过规定的筛子，不得任意舍弃。若原始煤样水分太高不易制备，可将其适当干燥后再进行破碎、缩分。将粒度为1 mm 以下的煤样继续干燥至恒重后，用磁铁进行除铁，再制备成粒度为0.2mm 的分析试样。

测定应用基水分的煤样：按照点攫法从堆成锥体的原始煤样中的不同部位采集子样(至少四个)，并立即用破碎机破碎到3 mm以下(对水分较高的煤样，允许破碎到粒度为13 mm以下)后，再用点攫法缩分出0.1 kg(粒度13 mm 以下为2kg)，作为测定应用基水分试样。

2）入炉煤粉试样的制备

入炉煤粉的试样不须磨细，但要按要求进行缩分。将煤粉试样倒入方盘内，摊成厚度为2～3 mm 的薄层，将它分成若干个小方块，再用平底小铲按顺序或一定间隔取样，取样点不得少于9 个，每点取样量为5 g。此样充分混匀后作为分析试样。

3）飞灰和炉渣试样的制备

表3-8 炉渣粒度级与最小重量的关系

粒度级(mm)	最小重量(kg)
≤25	15
≤3	1
≤1	0.1
＜0.2	0.05

飞灰：若灰样量较多，可参照入炉煤粉试样的制备方法，缩分出适量试样，并磨细到粒度在0.2 mm 以下供试验用。

炉渣：将全部炉渣试样破碎到粒度为25mm 以下，然后按表7 规定缩制。若炉渣水分较高，则可予以干燥并达到恒重后制备分析试样。

4）全水份煤样的制备

船上采样：用破碎缩分机一次性破碎缩分出粒度<3ｍｍ的煤样>7.5千克，稍加混合摊平后,立即用九点法缩取500克煤样,送化验室测定全水份。

机械采样：自采样间采来样后，缩分出粒度<3～-4ｍｍ的煤样>7.5千克，稍加混合摊平后,立即用九点法缩取500克煤样,送化验室测定全水份。

5）分析煤样及存查煤样的制备

用二分器直接从“取完全水分样的煤样”中缩分出不少于3.75千克的两份样（粒度<3ｍｍ），分别用于制备分析用煤样和作为存查煤样。

制备分析用煤样再破碎至粒度<1ｍｍ，缩分出不少于100克的煤样制空干基分析煤样。把该煤样摊成均匀的薄层放入烘箱内以低于50℃温度下干燥，如连续干燥1h后，煤样的质量变化不超过0.1%，则变成空气干燥基状态，然后用制粉机制成<0.2ｍｍ的分析煤样，再用该煤样进行煤质检验。

3.4 煤的工业分析方法

煤的工业分析、含硫量的测定见《火力发电厂燃料试验方法》。

3.5 煤的发热量测定

煤的发热量的测定见《火力发电厂燃料试验方法》。

第4章电厂用油分析

4.1 电力用油概况

4.1.1 电力用油的种类

1）汽轮机油（透平油）

是作为火力发电厂主要生产设备——汽轮机使用的润滑油，是发电厂用油中占较大的一部分。

2）绝缘油

是火力发电厂和变电站重要的电气设备——变压器、断路器（油开关）中使用的绝缘介质。

3）机械油

除汽轮机外，还有其它转动机械通用的润滑油。

4）抗燃油

随着电力工业的迅猛发展，它主要用于大容量汽轮机和燃气轮机的液压控制系统和轴承润滑系统。也叫抗燃油。

4.1.2 汽轮机油的作用及质量标准

1）汽轮机油的作用

润滑作用：在汽轮机的转动部分，即轴和轴承的金属表面在制造时尽量使其光滑，但其实还有大小不同的凹凸部分。如果两者直接接触并产生相互摩擦时，啮合部分的机械磨损不但消耗了功率，还产生了很多热量使温度升高造成严重后果。因此必须在轴和轴承间加入润滑油，使固体磨动的表面上造成一个连续不断的油膜层，以分开两个固体表面。即用润滑油的内部摩擦代替两个固体间的摩擦，这样大大的减少了摩擦力（一般固体的摩擦系数为0.1～0.4，而液体摩擦系数为0.001～0.01），所以可以防止因固体摩擦使设备发热或磨损的危险发生，同时也提高了汽轮机的效率和安全可靠性。

散热作用：润滑油加在设备中会减少设备的摩擦，也会因摩擦而产生热量，但如不及时将此部分热量带走，随着时间的推移也会造成设备的损坏。所以汽轮机设备中都有油循环系统，汽轮机油在油循环系统中连续不断的循环，通过冷油器将轴承工作中产生的热量散发出去，使油温始终保持在规定的范围之内。这样汽轮机油充当了很好的散热介质，保证了设备的安全运行。

用作调速系统的工作介质：汽轮机油可作为压力传导剂，用于汽轮发电机组的调速系统。它可以使压力传导于油动机和蒸汽管上的油门装置以控制整齐门的开度，使汽轮机在负荷变动时，仍能保持额定的转速，能保证发电质量（频率合格）和安全运行。

密封作用：对于氢冷发电机，汽轮机油还起着密封作用。它作为密封介质，把发电机两侧的轴承密封好，不让氢气外漏，以保持正常的氢压，保证氢冷的效果。

2）汽轮机油的质量标准

本厂汽轮机油为HU－30，其质量标准见表4-1：

表4-1 HU－30汽轮机油的质量标准

序号	项目	质量指标（HU－30）	试验方法
1	运动粘度（50℃）mm²/s	28～32	GB265-75
2	酸值mgKOH/g	≤0.03	GB264-77
3	闪点（开口）℃	≥180	GB267-77
4	^①凝点℃	≤－10	GB510-77
5	灰份％	≤0.005	GB508-65
6	水溶性酸或碱	无	GB259-77
7	机械杂质％	无	GB511-77
8	透明度	透明	^②
9	氢氧化钠试验级	≤2	SY2651-77
10	破乳化时间min	≤8	SY2610-66
11	氧化安定性（酸值至2.0mgKOH/g，h）	≥1000	SY2680-81^③

注：①凝点指标根据生产和使用情况，可不进行分析。

②将油样注入洁净的100ml量筒中，油品应均匀透明，同时应将油温控制在20±5℃目测。

③氧化安定性为油品的保证项目，对出厂油品一年至少测定一次。

运行中汽轮机油的质量标准见表4-2：

表4-2 运行中汽轮机油质量标准

序号	项目		质量指标	试验方法
1	外状		透明	外观目测
2	运动粘度（50℃）mm²/s		与新油原始值的偏离值≤20％	GB265
3	闪点（开口）℃		1．不比新油标准值低8℃ 2．不比前次测定值低8℃	GB267
4	机械杂质		无	外观目视^①
5	酸值mgKOH/g	未加防锈剂	≤0.2	GB7599或GB264
5	酸值mgKOH/g	加防锈剂	≤0.3	GB7599或GB264
6	液相锈蚀		无锈	YS-21-1
7	破乳化度 min		≤60	GB7605
8	水份		无	外观目视

注：①一般情况下外观目视；在必要时，按GB511测定其含量。

4.1.3 绝缘油的作用及质量标准

1）绝缘油的作用

绝缘作用：空气当两极间的距离为1mm时，空气即可被3～5KV的电压击穿。但绝缘油两极间的距离为1mm时，绝缘油可以耐120KV的电压，因此绝缘油在电气设备中起着很重要的作用，它可使各种高压电气设备具有可靠的绝缘性能。

散热作用：在变压器中，由于电有通过线圈时，不可避免的要损失一部分热量，即产生热效应。如果在变压器中不设法将热量带出，则温度逐渐升高，当温度升高到一定数值时，绝缘材料就会脆化以致被击穿，使变压器损坏，为此在变压器设计中布置了散热装置，通过绝缘油对流作用造成自然循环。这样可以把热量不断的排散掉，保证了变压器的正常运行。

消弧作用：断路器跳闸时，所发生的电弧并不马上消失，而是经过一段时间一直到断路器触头有一段距离时，才能切断电流，而在断路器跳闸的瞬间，电弧是连续发生的，电弧的温度高达3500℃，若不能很快的将弧柱的热量带走，让其冷却，则电弧发生后，就会产生新的离子和电子，形成电离空间，同时由于分子和原子的运动，弧柱在较低的电位梯度下产生游离作用，而不断产生新的离子和电子，电弧就可连续不断的发生，这样就会烧毁设备或引起过电压。

绝缘油之所以能有消弧作用，是由于电弧的温度很高，油便受热分解，产生出许多气体（其中有大量是氢气，这是一种具有很高绝缘性的气体），这些气体能在高温作用下产生很的的压力，结果将电弧吹向一方。因而使电弧通过的途径冷却下来，同时消灭了附近的电离空间，促使电弧不能自动发生，因此在断路器中，绝缘油能起到消弧作用，可在大功率下把电流切换。

2）绝缘油的质量标准（见表4-3）

表4-3 绝缘油质量标准

序号	项目			质量指标			试验方法
				10	25	45
1	外观			透明，无悬浮物和机械杂质			目测^①
2	密度（20℃）Kg/m³ 不大于			895			GB1884或GB1885
3	运动粘度mm²/s		40℃ 不大于	13	13	11	GB265
			-10℃ 不大于	－	200	－
			-30℃ 不大于	－	－	1800
5	倾点℃ 不高于			-7	-22	报告	GB3535^②
6	凝点℃ 不高于			－	－	-45	GB510
7	闪点（闭口）℃ 不低于			140	140	135	GB261
8	酸值mgKOH/g 不大于			0.03			GB264
9	腐蚀性硫			非腐蚀性			SY2689
10	氧化安定性^③	氧化后酸值mgKOH/g 不大于		0.2			ZB E38 003
		氧化后沉淀% 不大于		0.05
	水溶性酸或碱			无			GB259
	击穿电压^④（间距2.5mm）KV 不小于			35			GB507^⑤
	介质损耗因数（90℃）不大于			0.005			GB5654
	界面张力mN/m			40	40	38	GB6541
	水份mg/kg			报告			ZB E38 004

注：①把产品注入100ml量筒中，在20±5℃下目测。

②倾点指标根据生产和使用情况，可不进行分析。

③氧化安定性为保证项目，每年至少测定一次。

④击穿电压为保证项目，每年至少测定一次。

⑤测定击穿电压允许用定性滤纸过滤。

运行中绝缘油的质量标准见表4-4：

表4-4 运行中绝缘油质量标准

序号	项目	设备电压等级（KV）		质量指标		检验方法
序号	项目	设备电压等级（KV）		投运前	运行中	检验方法
1	水溶性酸（pH值）			＞5.4	≥4.2	GB7598
2	酸值mgKOH/g			≤0.03	≤0.01	GB7599
3	闪点（闭口）℃			＞140（10，25号油）＞135（45号油）	1．不比新油标准低5℃ 2．不比前次测定值低5℃	GB261
4	机械杂质			无	无	外观目测
5	游离碳			无	无	外观目测
6	水份^①ppm	变压器	500	≤10	≤20	GB7600或GB7601
			220～330	≤15	≤30
			66～110	≤20	≤40
		互感器套管	500	≤10	≤15
			220～330	≤15	≤25
			66～110	≤20	≤35
7	界面张力（25℃）mN/m			≥35	≥19	GB6541或YS-6-1
8	介质损耗因数（90℃）	500		≤0.007	≤0.020	GB5654或YS-30-1
8	介质损耗因数（90℃）	≤330		≤0.010	≤0.040	GB5654或YS-30-1
9	击穿电压KV	500		≥60	≥50	GB507
		330		≥50	≥45
		66～220		≥40	≥35
		20～35		≥35	≥30
		≤15		≥25	≥20
10	油中含气量			待定		YS-C-3-2

注：①取样油温为40～60℃

4.2 油品的取样

当从贮油桶或运行设备内取样时，正确的取样技术和样品保存是很重要的(见GB7597)对于颗粒计数测定有专门的取样方法(见SD313)。

4.2.1 新油到货时的取样

对新到货或准备新购置的油品，应当严格地执行取样手续，以使样品具有代表性。

1）新油以桶装形式交货时，取样数目和方法应按GB7597 方法进行，应从污染最严重底部取样，必要时可抽查上部油样。如怀疑大部分桶装油有不均匀现象时，应重新取样；如怀疑有污染物存在，则应对每桶油逐一取样。并应逐桶核对牌号、标志，在过滤时应对每桶油进行外观检查。

2）对油槽车应进一步从下部阀门处进行取样。因为留在油槽车底部的阀门导管上的粘附物可能使油品部分的污染，特别是装过不同油品的油槽车，更有可能出现上述的污染，必要时抽检上部油样。

4.2.2 运行中从设备内取样

1）正常的监督试验，一般情况下从冷油器中取样。

2）检查油的杂质及水分时，应从油箱底部取样。

3）在发现不正常情况时，需从不同的位置上取样，以跟踪污染物的来源和寻找其他原因。

4）如果需要时，从管线中取样，则要求管线中的油应能自由流动而不是停滞不动，避免取到死角地方的油。

4.2.3 取样瓶

取样瓶一般为500～1000mL 的磨口具塞玻璃瓶，并应符合下述要求：

1）取样瓶应先用洗涤剂进行充分清洗，再用自来水冲洗然后用去离子水(或蒸馏水)冲洗干净，放于105℃烘箱中干燥冷却后，盖紧瓶塞，备用。

2）取样瓶应能满足存放的要求。无盖容器或无色透明玻璃容器是不适于贮存的，应采用磨口具塞的棕色玻璃瓶。

3）取样瓶应足够大，以适应试验项目的需要，一般为1000mL 是足够用的。绝缘油进行全分析，取样量一般应为3L 左右。

4）对于新油验收或进口油样，一般应取双份以上的样品，除试验所需的用量以外，应保留存放一份以上的样品，以备复核或仲裁用。

5）用于油中水分含量测定和溶解气体组分分析(色谱法)的容器。

应用医用玻璃注射器，一般应为50～100mL 容量；取样前，注射器应按顺序用有机溶剂(或清洁剂)、自来水、蒸馏水洗净，并在105℃下充分干燥，然后套上注射器芯，并用小胶帽盖住头部，保存于干燥器中备用；取样后，注射器头部应立即盖上小胶帽密封。注射器应装在一个专用油样盒内，并应避光、防震、防潮。

4.2.4 标记

每个样品应有正确的标记，一般取样前应将印好的标签粘贴于取样容器上。标签至少应包括下述内容：

1）单位名称；

2）设备编号；

3）油的牌号；

4）取样部位；

5）取样时天气；

6）取样日期；

7）取样人签名。

取样完后，应及时按标签内容要求，逐一填写清楚。

4.3 新油的评定

汽轮机油（绝缘油）的取样、检验，均应按标准方法和程序进行，特别需要有经验的和技术水平较高的工作人员进行操作。同时应对全过程的微小细节严加注意，以保证数据的真实性和可靠性。

4.3.1 新油交货时的验收

在新油到货时，应对接受的油样进行监督，以防止出现差错，或交货时带入污染物。所有的样品应在注入时进行外观检验。对国产新汽轮机油应按GB2537 或GB11120 验收；国产新变压器油应按GB 2536 标准验收。对从国外进口的油则应按有关国外标准验收或按合同规定指标验收。

4.3.2 新油（汽轮机油）注入设备后试验程序

1）当油装入设备后进行系统冲洗时，应连续循环，对系统内各部件进行充分清洗，以除去在安装、管道除锈过程中所遗留的污染物和固体杂质。直到取样分析各项指标与新油无差异，特别是对大机组清洁度有要求的，必须经检查清洁度达到要求时，才能停止油系统的连续过滤循环(国内目前正在建立清洁度的标准，在尚未建立完善以前，一般情况下可按SAE7491 中的5～6 级或NAS 1638 中的8～9 级才符合要求)。

注：SAE 为美国汽车工程师学会标准。NAS 为美国宇航标准。

2）新油注入设备，经过24h 循环后，从设备中采取4L 油样，供检验和保存用。

试验项目：外观——清洁、透明、无游离水。

颜色——符合新油指标。

粘度——符合新油指标。

酸值——符合新油指标。

闪点——符合新油指标。

颗粒数量：符合规定的指标。

4.3.3 新油（绝缘油）注入设备的试验程序

1）新油（绝缘油）在脱气注入设备前的检验

新油注入设备前必须用真空脱气滤油设备进行过滤净化处理，以脱除油中的水分、气体和其他杂质，在处理过程中应按表4-5规定，随时进行油品的检验。

表4-5 新油净化后检验指标

项目	设备电压等级，kV
项目	500	220～330	66～110
击穿电压，kV	≥60	≥55	≥45
含水量，μL/L	≤10	≤15	≤15
含气量，%(V/V)	≤1	≤1	—
介质损耗因数90℃，%	≤0.2	≤0.5	≤0.5

2）新油注入设备时进行热循环后的检验

新油经真空过滤净化处理达到要求后，应从变压器下部阀门注入油箱内，使氮气排尽，最终油位达到大盖以下100mm 以上，油的静置时间应不小于12 h，经检验油的指标应符合表1 规定，真空注油后，应进行热油循环，热油经过二级真空脱气设备由油箱上部进入，再从油箱下部返回处理装置，一般控制净油箱出口温度为60℃(制造厂另外规定除外)，连续循环时间为三个循环周期。经过热油循环后，应按表4-6 规定进行试验。

表4-6 热油循环后油质检验指标

项目	设备电压等级，kV
项目	500	220～330	66～110
击穿电压，kV	≥60	≥50	≥40
含水量，μL/L	≤10	≤15	≤20
含气量，%(V/V)	≤1	≤1	—
介质损耗因数90℃，%	≤0.2	≤0.5	≤0.5

3）新油注入设备后通电前的检验

新油经真空脱气、脱水处理后充入电气设备，即构成设备投运前的油，称为“通电前的油检验”。它的某些特性由于在与绝缘材料接触中溶有一些杂质而较新油有所改变，其变化程度视设备状况及与之接触的固体绝缘材料性质的不同而有所差异。因此，这类油品既应有别于新油，也不同于运行油。控制标准按GB7595 中“投入运行前的油”质量指标要求。

4.4 运行中汽轮机油的检验

运行中汽轮机油除定期进行较全面的检测以外，平时必须注意有关项目的监督检测，以便随时了解汽轮机油的运行情况，如发现问题应采取相应措施，保证机组安全运行。

4.4.1 运行中的日常监督

1）现场检验：现场检验包括以下性能的测定：

外观：目测无可见的固体杂质；

水分(定性)：目测无可见游离水或乳化水；

颜色：不是突然变得太深。

以上项目和运行油温、油箱油面高度均可由汽轮机操作人员或油化人员观察、记录。

2）试验室检验：

试验室检验，250MW 机组以上按表4-7、表4-8、表4-9进行。大多数试验可在电厂化验室进行，某些特殊试验项目需经过认可的试验室承担，如颗粒度试验等。

4.4.2 检验周期

至少每星期检查一次外观、机械杂质及游离水或乳化情况，对漏水机组应坚持每天检查上述项目，其他试验项目按表4-8 所列的正常试验周期外，所增加的试验次数，有利于观察新机组的运行情况。

表4-9 所列为各项试验的运行中超极限值可能的原因及采取措施。

表4-7 新汽轮机组(250MW 以上)投运12 个月内的检验周期表

项目

外观

颜色

酸值

粘度

机械杂质

闪点

颗粒度

破乳化度

防锈性

空气释放值

含水量

起泡性试验

试验周期

每天或至少每周

每月

第1个月第3个月

每天或至少每周

第1个月第3个月

第1个月第6个月

第1个月第3个月

第1个月

第1个月第6个月

每周

第1个月第6个月

表4-8 250MW 以上汽轮机组正常运行检验周期表

项目

外观

颜色

酸值

粘度

机械杂质

闪点

颗粒度

破乳化度

防锈性

空气释放值

含水量

起泡性试验

试验周期

至少每周

每季

半年

每月

半年

每年

半年

每年

每月

每年

表4-9 运行中汽轮机油试验数据及措施概要

试验项目	超极限值	超极限可能原因	措施概要
外观	乳化、不透明、有杂质	油中含有水或固体物	调查原因，采取机械过滤
颜色(DL 429.2)	迅速变深	a)有其他污染物 b)老化程度深	找出原因，必要时投入油再生装置
酸值mgKOH/g(GB/T 264，GB7599)	未加防锈剂油：＞0.2 加防锈剂油：＞0.3	a)系统运行条件苛刻 b)抗氧剂消耗 c)补错了油 d)油被污染	调查原因，增加试验次数，应进行开杯老化试验补加抗氧剂；投入油再生装置
闪点(开口杯)(GB/T 267)	1.比新油低8℃ 2.比前次测定值低8℃	有可能轻质油污染或过热	找出原因，与其他试验项目结果比较，并考虑处理或换油
粘度40℃ mm2／s(GB/T 265)	比新油粘度相差±20%	a)油被污染 b)油已严重老化 c)补错了油	查找原因，并测定闪点，或破乳化度。必要时可换油
油泥(DL 429.7)	可观察到	油深度劣化	可进行开杯老化试验，以比较试验结果，必要时可换油
防锈性能(GB/T 11143)	轻锈	a)系统中有水分 b)系统维护不当(忽视放水或呈乳化状态) c)防锈剂消耗	查明原因，加强系统的维护，并考虑补加防锈剂
破乳化度 min(GB 7605)	超过60	油污染或劣化变质	如果油呈乳化状态，应采取脱水措施
起泡沫试验 mL(GB/T 12579)	报告①	可能被固体物污染或加错油；也可能加入防锈剂而产生的问题	注意观察，并与其他试验结果相比较，如果加错油，应纠正。也可添加消泡剂
空气释放值 min(SH/T 0308)	报告②	油污染或变质	注意监视，并与其他结果相比较，找出污染原因并消除
颗粒度(SD 313)	报告③	a)补油时带入 b)系统中进入灰尘 c)系统磨损颗粒	鉴别颗粒性质，消除颗粒可能来源；启动精密过滤装置，净化油系统
含水量 %(GB 7600)	报告④	a)冷油器泄漏 b)轴封不严 c)油箱未及时排水	检查破乳化度，如不合格应检查污染来源。启用离心泵，排出水分，并注意观察系统情况消除设备缺陷

注：①参考国外标准控制限值为600mL。

②参考国外标准控制限值为600min。

③参考SAE 标准5~6 级或NAS1638 中规定为8~9 级。

④参考国外标准控制限值为600。

4.5 运行中变压器油的检验

4.5.1 检验周期

对运行中油要确定一个适用于所有可能遇到情况的检验周期是不太现实，也是难以做到的。最佳的检验间隔时间取决于设备的型式、用途、功率、结构和运行条件及气候条件。检验周期的确定主要考虑安全可靠性和经济性之间的必要平衡。表3 根据GB7595 的原则和表4 根据GB7252 的原则列出了适用于不同电气设备类型的检验周期。它是一个通用的最低要求，具体还可结合下述情况予以考虑：

1）有些设备，制造厂有比较明确的规定，一般应按制造厂的要求进行检验；

2）有些设备经常所带负荷比较高，则应在表4-10、表4-11 规定的试验周期基础上，增加检验次数；

3）当运行中油经检验的项目中某些指标明显接近所控制的极限时，应增加试验次数以确保安全；

4）油的某些试验项目，如现场条件允许时，则可根据需要适当增加检验次数。

表4-10 运行中变压器油检验项目和周期

设备等级分类		检验项目										检验周期
设备等级分类		水溶性酸酸值	闪点	机械杂质	游离碳	水分	界面张力	介质损耗因数	击穿电压	含气量	体积电阻率	检验周期
互感器	≥220 kV	0			0	0			0		0	每年至少一次
互感器	35～110kV	0			0	0			0		0	3 年至少一次
油开关	≥110 kV	0		0					0		0	每年至少一次
	＜110 kV											3 年至少一次油开关
	少油开关											3 年至少一次或换油
套管	110kV 及以上	0			0	0			0		0	3 年至少一次
电力变压器	220～500kV	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	半年至少一次
电力变压器	≤110kV 或＞630kV·A	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	每年至少一次
配电变压器	≤630 kV·A	0	0	0		0			0			3 年至少一次
厂所用变压器	≥35 kV 或1000 kV·A及以上	0	0	0	0	0	0		0		0	每年至少一次

注：500kV 电力变压器油测定含气量。

表4-11 运行中变压器油气体组分含量正常检测周期

设备名称	电压等级	检测周期
变压器电抗器	330 kV 及以上发电厂主变、容量在240000 kV·A 及以上	3 个月至少一次
	220 kV 发电厂主变、容量在120000 kV·A 及以上	6 个月至少一次
	63～110 kV 容量在8000 kV·A 及以上	每年至少一次
互感器	220 kV 及以上	每年至少一次
互感器	63～110 kV	2～3 年至少一次
套管	自行规定	自行规定

4.5.2 运行中变压器油的评价

运行油的质量随老化程度和所含杂质等条件的不同而变化很大，除能判断设备故障的项目(如油中溶解气体色谱分析等)以外，通常不能单凭任何一种试验项目作为评价油质状态的依据，而应根据所测定的几种主要特性指标进行综合分析，并且随电压等级和设备种类的不同而有所区别，但评价油品质量的前提首先是考虑安全第一的方针，其次才是考虑各地具体情况和经济因素。

4.5.3 运行中变压器油的分类概况

根据实际经验，运行油可按其主要特性指标的评价，大致可分以下几类：

第一类：可满足连续运行的油。各项指标均符合GB 7595 中按设备类型规定的允许极限值的油品。此类油可继续运行，不需采取处理措施。

第二类：能继续使用，仅需过滤处理的油。这种情况一般是指水分含量、击穿电压不符合GB7595 中的极限值，其他特性均属正常的油品。这类油品外观可能有絮状物或污浊物存在，可用机械过滤去除水分及不溶物。但处理必须彻底，水分含量和击穿电压应能符合GB7595 中的标准要求。

第三类：油品质量较差，为恢复正常特性指标必须进行再生处理。该类油通常表现为油中存在不溶性或可沉析性油泥，酸值或介质损耗因数超过控制标准的极限值。此类油必须再生处理或者若经济性合理也可更换。

第四类：油品质量很差，许多指标均不符合GB 7595 极限值要求。因此，从技术角度考虑应予报废，更换新油。表4-12 为运行中变压器油各试验项目超极限值的各种可能原因及相应措施，供分析研究时参考。

表4-12 运行中变压器油超极限值原因及对策

项目	超极限值			超极限值可能原因	采取对策
外观	不透明、有可见杂质			油中含有水分或纤维、碳黑及其他固体物	检查含水量，调查原因，与其他试验配合，决定措施
颜色	油色太深，有异常气味			可能过度劣化或污染	检查酸值、闪点、油泥以决定措施
水分μL/L	500kV 设备		＞20	a.密封不严，潮气侵入 b.超温运行，导致固体绝缘老化或油质劣化较深	a.更换呼吸器内干燥剂 b.降低运行温度 c.采用真空过滤处理
	220 ～330kV 设备		＞30
	66 ～110kV 设备		＞40
酸值mgKOH/g	＞0.1			a.超负荷运行 b.抗氧化剂消耗 c.补错了油 d.油被污染	调查原因，增加试验次数，投入净油器或更换吸附剂，测定抗氧化剂含量并适当补加
水溶性酸	pH＜4.2			a.油质老化 b.油被污染	与酸值进行比较查明原因，投入净油器
击穿电压kV	500kV 设备	＜50		a.油中水分含量过大 b.油中有杂质颗粒污染	查明原因，进行真空滤油或更换新油
	300kV 设备	＜45
	66 ～220kV 设备	＜35
	20～35kV设备	＜30
介质损耗因数90℃	500kV 设备	＞0.02		a.油质老化程度较深 b.油被污染 c.油中含有极性杂质	检查酸值、水分、界面张力，进行再生处理，或更换新油
介质损耗因数90℃	≤ 330kV设备	＞0.04		a.油质老化程度较深 b.油被污染 c.油中含有极性杂质	检查酸值、水分、界面张力，进行再生处理，或更换新油
界面张力mN/m	＜19			a.油质老化严重，油中有可溶性或沉析性油泥析出 b.油质污染	结合酸值、油泥的测定采取对策进行再生处理或更换新油
油泥与沉淀物	有油泥和沉淀物存在(重量在0.02%以下可忽略不计)			a.油质深度老化 b.杂质污染	进行油处理如经济合理可换油
闪点	a.比新油标准低5℃。 b.比前次试验低5℃。			a.设备存在局部过热或电故障 b.补错了油	查明原因消除故障，进行真空脱气处理或换油
溶解气体组分含量	见GB 7252			设备存在局部过热或放电性故障	进行追迹分析，彻底检查设备，找出故障点，消除隐患，进行真空脱气处理
油中气体含量	报告			—	—
体积电阻率	报告，可参考国外标准最低为(90℃)1×1012Ω·cm			a.油质老化程度较深 b.油被污染 c.油中含有极性杂质	应查明原因对少油设备可换油

4.6 油的净化处理

4.6.1 油净化处理的目的

为了保证新油和运行中油的质量，净化处理是一种很普遍而且很重要的手段。油经净化一方面可除去水份，提高绝缘油的绝缘强度和汽轮机油的抗乳化度，以及降低油质的劣化速度，另一方面还可除去混油中的机械杂质和油劣化后所生成的油泥沉淀物，避免了油系统被堵塞的而造成散热不良的可能，可防止机械杂质对设备的磨损。

4.6.2 油的预处理

油的预处理方法大体上分为三种，沉降法、过滤法（压力式和真空式）和离心分离法。

1）沉降法

沉降法亦称重力沉降法，它是利用混浊液中固体和液体的颗粒受重力作用而沉降的原理除去油中的混杂物和水份等。用沉降法净化具有简单易行，不需要较多、较复杂的设备等特点。但用此法净化不彻底，只能除去油中大部分的水份和能自然沉降下来的混杂物。所以一般沉降法只能作为预处理。经预处理的油为下一步进行净化处理缩短了时间、确保了净化质量，同时也降低了净化成本。

2）过滤法

压力式滤纸过滤法，压力式过滤法使用的设备叫压力式过滤机，亦称框板式滤油机。它是利用齿轮油泵的压力，使油通过带有吸附和过滤作用的滤油纸，把油中水份、微细杂质和水溶性酸类物质除去，使油得以净化。

使用压力式滤油机时应注意以下问题。

滤纸在使用前应进行干燥，这样可提高滤纸吸收水份的性能。同时滤纸在烘烤时要特别小心，以免发生火灾。

若油中含有很多水份和杂质时，应将油先通过沉降法或离心式滤油机处理后，再用压力式滤油机过滤。

在过滤时要避免滤纸的纤维带入油中，在开始滤油的5～10min内，将滤油机引出的油应重新导至油泵入口进行循环过滤。

为降低粘度，提高过滤速度和效率，应将油温提高到40～45℃。

真空过滤法，真空过滤法是借助真空滤油机，即油在高真空和不太高的温度下雾化，脱出油中的微量水份和气体。因为真空滤油机也带有滤网，所以也能除去一部分固体杂质。它不但比压力过滤法经济，而且净化程度和效率也很高。它能脱出油中的微量水份，最大限度的提高了绝缘油的强度，降低了油耗。当变压器油因故障使油的闪点下降和析出可燃性气体时，可用真空净化处理恢复其闪点。

离心法，离心分离法是利用油和水及杂质三者的密度不同，在离心分离机内转动时产生的离心力不同进行分离净化的。其中油最轻，聚集在旋转鼓的中心，水的密度较大被甩在油质的外层；而油中的固体杂质最重被甩在最外层，这样就达到了分离净化的目的。采用这种方法净化油的效率比较高，凡油中含有较多的水份和机械杂质时，都可用这种方法。尤其是除去油中的矿渣和碳粒等杂质，效果会更好一点，但这种方法也具有局限性，即只适用于清除比油密度大的杂质。

4.7 绝缘油潜伏性气体的故障的分析

4.7.1 油和固体绝缘材料产生的气体

油和固体绝缘材料在电或热的作用下分解产生的各种气体中，对判断故障有价值的气体有甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氢、一氧化碳、二氧化碳。正常运行的老化过程产生的气体主要是一氧化碳和二氧化碳。在油纸绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是氢和甲烷。在故障温度高于正常运行温度不多时。产生的气体主要是甲烷。随着故障温度的升高，乙烯和乙烷逐渐成为主要特征。在温度高于 1000℃时，例如在电弧弧道温度(3000℃以上)的作用下，油裂解产生的气体中含有较多的乙炔。如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳和二氧化碳。表4-13为不同故障类型产生的气体组分。

表4-13 不同故障类型产生的气体组分

故障类型	主要气体组分	次要气体组分
油过热	CH₄、C₂H₄	H₂、C₂H₆
油和纸过热	CH₄、C₂H₄、CO、CO₂	H₂、C₂H₆
油纸绝缘中局部放电	H₂、CH₄、C₂H₄、CO	C₂H₆、CO₂
油中火花放电	H₂、C₂H₂
油中电弧	H₂、C₂H₂	CH₄、C₂H₄、C₂H₆
油和纸中电话	H₂、C₂H₂ 、CO、CO₂	CH₄、C₂H₄、C₂H₆
进水受潮或油中气泡	H₂

有时设备内并不存在故障，而由于其他原因，在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起误判断的气体来源。例如：有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器本体渗漏或某种范围开关动作时悬浮电位放电的影响；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；设备油箱曾带油补焊；原注入的油就含有某几种气体等。还应注意油冷却系统附属设备(如潜油泵，油流继电器等)的故障产生的气体也会进入到变压器本体的油中。

表4-14 油中溶解气体含量的注意值^①

设备	气体组分	含量ppm
变压器和电抗器	总烃	150
	乙炔	5
	氢	150
互感器	总烃	100
	乙炔	3
	氢	150^②
套管	甲烷	100
	乙炔	5
	氢	500^②

注：①气体浓度达到注意值时，应进行追踪分析、查明原因。注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。该表数值不适用于从气体继电器放气嘴取出的气样。

②影响电流互感器和电容式套管油中氢气含量的因素较多，有的氢气含量低于表中数值，若增加较快，也应引起注意；有的只有氢气含量超过表中数值，若无明显增加趋势，也可判断为正常。

4.7.2 油中溶解气体的注意值

1）运行中的设备

运行中设备内部油中气体含量超过表11所列数值时，应引起注意。

仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性作出正确判断的，必须考察故障的发展趋势，也就是故障点(如果存在的话)的产气速率。产气速率是与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况直接有关的。

推荐下列两种方式来表示产气速率(未考虑气体损失)：

绝对产气速率即每运行小时产生某种气体的平均值，按下式计算：

式中 γa —— 绝对产气速率，mL/h；

Ci2 —— 第二次取样测得油中某气体浓度，ppm；

Ci1 —— 第一次取样测得油中某气体浓度，ppm；

Δt —— 二次取样时间间隔中的实际运行时间，h；

G —— 设备总油量，t；

ρ —— 油的密度，t/m3。

变压器和电抗器总烃产气速率的注意值如表4-15所示。

表4-15 总烃产气速率的注意值

设备型式	开放式	隔膜式
产气速率（ml/h）	0.25	0.5

注：当产气速率达到注意值时，应进行追踪分析。

相对产气速率即每运行月(或折算到月)某种气体含量增加原有值的百分数的平均值，按下式计算：

式中 γr —— 相对产气速率，%/月；

Ci2 —— 第二次取样测得油中某气体浓度，ppm;

Ci1 —— 第一次取样测得油中某气体浓度，ppm；

Δt —— 二次取样时间间隔中的实际运行时间，月。

相对产气速率也可以用来判断充油电气设备内部状况，总烃的相对产气速率大于10%时应引起注意。对总烃起始含量很低的设备不宜采用此判据。

2）出厂和新投运的设备

出厂和新投运的设备，油中不应含有乙炔，其他各组分也应该很低。出厂试验前后两次分析结果不应有明显差别。

4.7.3 对一氧化碳和二氧化碳的判断

当故障涉及到固体绝缘时会引起一氧化碳和二氧化碳含量的明显增长。但根据现有统计资料，固体绝缘的正常老化过程与故障情况下劣化分解，表现在油中一氧化碳的含量上，一般情况下没有严格的界限，二氧化碳含量的规律更不明显。因此，在考察这两种气体含量时更应注意结合具体变压器的结构特点 (如油保护方式)、运行温度、负荷情况、运行历史等情况加以综合分析。

对开放式变压器一氧化碳含量一般在300ppm以下。如总烃含量超出正常范围，而一氧化碳含量超过300ppm，应考虑有涉及到固体绝缘过热的可能性。若一氧化碳含量虽然超过300ppm，但总烃含量在正常范围，一般可认为是正常的；对某些有双饼式线圈带附加外包绝缘的变压器，当一氧化碳含量超过300ppm时，即使总烃含量正常，也可能有固体绝缘过热故障。

对贮油柜中带有胶囊或隔膜的变压器，油中一氧化碳含量一般均高于开放式变压器。

突发性绝缘击穿事故时，油中溶解气体中的一氧化碳、二氧化碳含量不一定高，应结合气体继电器中的气体分析作判断。

4.7.4 判断故障性质的三比值法

本导则推荐采用三比值法(五种特征气体的三对比值)作为判断变压器或电抗器等充油电气设备故障性质的主要方法。三对比值以不同的编码表示。三比值法的编码规则和判断方法分别见表4-16和表4-17。

表4-16 三比值法的编码规则

特征气体的比值	比值范围编码			说明
特征气体的比值				说明
＜0.1	0	1	0	例如：时，编码为1。
0.1～1	1	0	0
1～3	1	2	1
＞3	2	2	2

表4-17 判断故障性质的三比值法

序号	故障性质	比值范围编码			典型例子
序号	故障性质				典型例子
0	无故障	0	0	0	正常老化
1	低能量密度的局部放电	0^⑤	1	0	含气空腔中的放电，这种空腔是由于不完全浸渍、气体过饱和、空吸作用或高湿度等原因造成的
2	高能量密度的局部放电	1	1	0	同上，但已导致固体绝缘的放电痕迹或穿孔
3	低能量的放电^①	1→2	0	1→2	不同电位的不良连接点间或者悬浮电位体的连续火花放电，固体材料之间的击穿
4	低能量的放电	1	0	2	有工频续流的放电。线圈、线饼、线匝之间或线圈对地之间的油的电弧击穿。有载分接开关的选择开关切断电流
5	低于150℃的热故障^②	0	0	1	通常是包有绝缘层的导线过热
6	150～300℃低温范围的过热故障^③	0	2	0	由于磁通集中引起的铁芯局部过热，热点温度依下述情况为序而增加：铁芯中的小热点，铁芯短路，由于涡流引起的铜过热。接头或接触不良（形成焦炭），铁芯和外壳的环流
7	300～700℃中温范围的热故障	0	2	1
8	高于700℃高温范围的热故障^④	0	2	2

注：①随着火花放电强度的增长，特征气体的比值有如下增长的趋势：乙炔/乙烯比值从0.1～3增加到3以上；乙烯/乙烷比值从0.1～3增加到3以上。

②在这一情况中，气体主要来自固体绝缘的分解，这说明了乙烯/乙烷比值的变化。

③这种故障情况通常由气体浓度的不断增加来反映。甲烷/氢的比值通常大约为1。实际值大于或小于1与很多因素有关，如油保护系统的方式、实际的温度水平和油的质量等。

④乙炔含量的增加表明热点温度可能高于1000℃。

⑤乙炔和乙烯的含量均未达到应引起注意的数值。

在应用三比值法时应该注意到：

1）只有根据各组分含量的注意值或产气速率的注意值有理由判断可能存在故障时才能进一步用三比值法判断其故障的性质。对气体含量正常的变压器等设备，比值没有意义。

2）表中每一种故障对应于一组比值，对多种故障的联合作用，可能找不到相对应的比值组合。

3）在实际中可能出现没有包括在上表中的比值组合，对于某些组合的判断正在研究中。例如，121或122对应于某些过热与放电同时存在的情况；202或201对于有载调压变压器，应考虑切换开关油室的油可能向变压器的本体油箱渗漏的情况。

4.7.5 判断故障的步骤

1）运行中的设备

将试验结果的几项主要指标(总烃、甲烷、乙炔、氢)与表5列出的注意值作比较，同时注意产气速率与表4-14列出的注意值作比较，短期内各种气体含量迅速增加，但尚未超过表4-14中的数值，也可判为内部有异常状况；有的设备因某种原因气体含量基值较高，超过表4-14的注意值，但增长速率低于表4-15产气速率的注意值，仍可认为是正常设备。

对一氧化碳和二氧化碳的指标按4.7.3所述原则进行判断。

当认为设备内部存在故障时，可用三比值法对故障的类型作出判断。

在气体继电器内出现气体的情况下，应将继电器内气样的分析结果按附录A(补充件)的方法与油中取出气体的分析结果作比较。

根据上述结果以及其他检查性试验(如测量绕组直流电阻空载特性试验、绝缘试验、局部放电试验和测量微量水分等)的结果，并结合该设备的结构、运行、检修等情况，综合分析判断故障的性质及部位，根据具体情况对设备采取不同的处理措施(如缩短试验周期、加强监视、限制负荷、近期安排内部检查、立即停止运行等)。

4.8 技术管理与安全要求

4.8.1 技术档案与技术资料的管理

应根据实际情况，建立有关技术档案与技术资料。主要有：

1）主要用油设备台帐：包括设备铭牌主要规范，油种、油量、油净化装置配备情况，投运日期等记录；

2）主要用油设备运行油的质量检验台帐：包括换油、补油、防劣化措施执行，运行油处理等情况记录；

3）主要用油设备大修检查记录；

4）旧油、废油回收和再生处理记录；

5）库存备用油及油质检验台帐：包括油种、牌号、油量及油移动等情况记录；

6）汽(水)轮机油系统图、油库、油处理站设备系统图等。

4.8.2 库存油管理

库存油管理应严格做好油的入库、储存和发放三个环节，防止油的错用、错混和油质劣化。

1）对新购进的油，须先验明油种，牌号并检验油质是否合格。经验收合格的油入库前须经过滤净化合格后方可灌入备用油灌。

2）库存备用的新油和合格的油，应分类、分牌号、分质量进行存放。所有油桶、油罐必须标志清楚，挂牌建帐。且应帐物相符，定期盘点无误。

3）严格执行库存油的油质检验。除按规定对每批入库、出库油作检验外，还要加强库存油移动时的检验与监督。油的移动包括倒罐、倒桶以及原来存有油的容器内再进入新油等。凡油在移动前后均应进行油质检验，并作好记录，以防油的错混与污损。对长期储放的备用油，应定期(一般3～6 月一次)检验，以保持油质处于合格备用状态。

4）为防止油在储存和发放过程中发生污损变质，应注意：

油桶、油罐、管线、油泵以及计量、取样工具等必须保持洁净，一旦发现内部积水、脏物或锈蚀以及接触过不同油品或不合格油时，均须及时清除或清洗干净。

尽量减少倒罐、倒桶及油移动次数，避免油质意外的污损。

经常检查管线、阀门开关情况，严防串油、串汽和串水。

准备再生处理的污油、废油应用专门容器盛装并另库存放，其输油管线与油泵均与合格油严格分开。

油桶严密上盖，防止进潮并避免日晒雨淋；油罐装有呼吸器并经常检查和更换其吸潮剂。

4.8.3 油库、油处理站的管理

油库、油处理站的设计必须符合消防与工业卫生有关要求。油罐安装间距及油罐与周围建筑物的距离应具有足够的防火间距(参照附录B)且应设置油罐防护堤。为防止雷击和静电放电，油罐及其连接管线，应装设良好的接地装置，必需的消防器材和通风、照明、油污废水处理等设施均应合格齐全。油再生处理站还应根据环境保护规定，妥善处理油再生时的废渣、废气、残油和污水等，以防污染环境。

油库、油处理站及其所辖储油区应严格执行防火防爆制度，杜绝油的渗漏与泼洒，地面油污应及时清除，严禁烟火。对用过的沾油棉物及一切易燃易爆物品均应清除干净。油罐输油操作应注意防止静电放电。查看或检修油罐油箱时，应使用低电压安全行灯并注意通风等。

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