化学监督制度实施细则
本细则是依据原水利电力部颁化学监督制度结合我厂具体情况，编订而成，供我厂试用。本细则如遇有与部颁规程或上级规定抵触时，以上及规定为准。
下列人员应熟知或了解本细则
生产副厂长、正副总工程师、生技科长及专责工程师、值长、机、电、炉、燃和热工分场的主任及工程技术人员。
化学试验室全体人员应熟知本细则，化学运行人员和检修人员应了解其有关部分。
1．总则
1．1化学监督是保证发供电设备安全、经济稳定运行和提高发供电设备健康水平的重要环节之一。化学监督必须采用适合电力生产特点的先进检测手段和科学的管理方法，及时发现和消除与化学有关的发供电设备隐患，防止事故发生。
1．2在发电厂里化学监督涉及到化学、锅炉、汽机、电气、热工和燃料等各个部门，专业面广，技术性强，故应在总工程师领导下，设化学监督专责人，成立监督网统筹安排。由化学分场具体负责，协调有关部门分工协作，共同做好工作。
1．3化学监督应坚持以预防为主的方针和实事求是的科学态度，加强对水、汽、油、燃料、灰的质量监督，防止或减缓热力设备腐蚀、结垢、积盐及油质劣化，提高设备效率，延长使用寿命。
1． 4本实施细则如与上级规定有抵触时，按上级规定执行。
2．职责及分工
2．1总工程师的职责
发电厂总工程师领导本厂的化学监督工作，并责成化学监督专责人协助总工程师做好各项化学监督工作，其职责如下：
a、建立化学监督网，贯彻上级有关化学监督的各项规章制度和要求，审批本厂有关实施细则和措施，每季度头一个月召开化学监督网会议，检查、协调、落实本厂化学监督工作。
b、组织有关部门认真做好主要设备的调试和化学清洗工作督促做好设备防腐防垢、防止油质劣化，降低汽水损失、油耗和合理的燃料选用等工作。
c、主设备大修时，组织好化学检查，对存在的问题采取相应对策，并在检修后认真进行验收。
d、组织调查研究与化学监督有关的重大设备事故和缺陷，查明原因，采取措施，并上报主管局及电力试验所。
e、值长领导和组织本值在运行中的化学监督工作。
2．2化学分场职责
2．2．1化学分场是发电厂进行化学监督的专职机构，负责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措施。
2．2．2负责或指导取样化验，保证试验质量，正确处理补给水、凝结水、给水、炉水、循环水和内冷水，严格监督凝汽器、除氧器、锅炉的汽水和燃料的质量，负责新油和运行中的汽输机油、变压器油及辅机用油等的质量监督，及时反映设备系统中水、汽、油及燃料的质量等状况，对违章和超标等情况要及时与有关部门联系，妥善处理，必要时向总工程师以至上级单位汇报。
2．2．3合同有关部门，通过热力设备调整试验确定倒塌的运行工况，参数及监督指标，做好化学清洗及停、备用防腐保护中的监督工作。
2．2．4参加主要设备的大修检查及验收工作，针对存在的问题，提出或采取相应的措施。
2．2．5设立化学仪表班，负责化学仪表化工作，不断提高在线仪表的投入率和准确率，逐步实现水、汽等质量的仪表连续监督。
2．2．6负责水处理设备的运行管理、维护、调试和事故处理，保证供应质量合格，规定足够的补给水，并不断改进生产技术，逐渐降低材料消耗，确保安全、经济运行。
2．2．7新建或扩建机组时，参与初审工作，并应在热力设备安装期间，了解和监督有关水汽系统设备的构造和材质、排污、加药装置的型式，水汽取样器、化学仪表的安装地点，热力设备和水处理设备、管道和平共处五项原则防腐保管措施以及水处理材料的储存等情况，并参加验收。对影响水汽质量的缺陷和问题，要求有关单位及时处理。
2．2．8加强化学专业培训和技术管理，做好化学监督评价工作，改进生产技术和监督手段，不断提高化学监督水平。
2．2．9加强环境监测是环境保护工作的主要组成部分，应对生产过程排放的污染物进行监测、监督，为防治污染提供科学依据，做到使排放物符合国家标准。
2．3锅炉专业的职责
2．3．1配合化学分场做好锅炉热力化学试验和其它有关试验，确定运行工况，试订入锅炉有关规程，监视好水汽监督仪表，发现与化学监督有关的异常情况，及时通知化学人员，共同研究处理。
2．3．2保证汽水分离器，蒸汽减温器的检修质量，根据化学监督要求，搞好锅炉排污。
2．3．3负责做好所辖与化学监督有关的设备如：取样器、取样冷却器及加药设备、系统的检修、维护工作，努力降低汽水损失。
2．3．4设备检修、水汽系统解体时，应先通知化学分场共同检查设备腐蚀、结垢情况，采取样品。对存在的问题分析原因，研究对策，搞好锅炉检修和停、备用中的防腐保护工作。
2．3．5锅炉化学清洗时，会同化学分场拟定清洗方案，并负责清洗设备及系统的设计、安装和操作，清洗材料的领用，并做好清洗设备和系统的日常维护工作。
2．4汽机专业的职责
2．4．1与化学分场共同进行除氧器调整试验确定运行工况、参数，并订入汽机规程，做好除氧器运行、维护、检修工作，保证出水溶解氧合格。
2．4．2保证凝汽器管及真空系统，凝结水泵轴封严密不漏，使凝结水含氧量和导电度硬度符合标准，否则，应尽快检查补漏，使水质达到标准。
2．4．3做好循环冷却水的补水和排污，以及胶球清洗设备汽水取样器与铜管成膜设备的维护检修工作。
2．4．4监视好水汽监督仪表，发现异常情况，及时通知化学人员，共同研究处理。
2．4．5努力降低汽水损失，降低油耗。
2．4．6设备检修前，征求化学分场意见。设备检修时，水汽、油系统解体时，应先通知化学分场共同检查内部情况，采取样品，分析问题，研究对策，做好停备用设备的保护工作。
2．4．7保持汽轮机轴封与冷抽器的严密性。当汽轮机油含水或冷油器漏油时，应及时查明原因，消除缺陷，负责透平油的过滤、补油防劣质和废油回收工作。
2．4．8配合化学做好发电机内冷水的化学处理和监督，及时做好内冷水箱的排污换水工作，经减缓铜导线的腐蚀。
2．4．9凝汽器检修时，应根据化学监督要求，进行所管检查：更换凝汽器铜管时，要根据《火力发电厂凝汽器管材导则》正确选材，安装前，要进行包括探伤、内应力检验在内的各项检验，必要时进行退火处理，并保证安装质量。
2． 5电气专业的职责
2．5．1负责做好运行绝缘油的管理、净化和防劣等各项工作。
2．5．2协助化学监督人员进行油样的采集，在致富行设备上采油，应按化学监督的要求进行采样。
2．5．3如油质及气相色谱分析等项结果异常时，及时查明原因，积极采取措施，消除隐患，变压器吊芯（罩）检查时，要通知化学监督人员。
2．6热工专业职责
2．6．1确保水处理设备各种流量表、压力表、温度表、水位表等配备齐全，准确可靠，做好维护与定期核校验工作。
2．6．2搞好与化学监督有关设备和水处理工艺过程的程控及自动调节装置的检修维护，确保生产过程安全可靠。
2．6．3配合化学分场检修、维护主要测试仪表。
2．7燃料专业的职责
2．7．1按照化学监督要求采集煤样、燃料油样，并注明矿点、品种、数量、时间、地点等，做好机械化采样装置运行、检修、维护工作。
2．7．2及时将全厂使用的燃料品种情况通知化学分场，按要求和规定及时采样，送化学分场质量检验。
3．化学监督
3．1热机设备水汽质量监督
3．1．1热机设备在安装、运行、检修及停备用阶段的水汽质量和防腐蚀监督，都必须按照部颁有关规章制度严格执行。
3．1．2运行设备中的水汽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，试验室对全厂水汽质量应监督定期严格执行：给水铜、铁、蒸汽、除盐水硅、钠每月不少于4次，水汽查定每月二次，在线监控仪表校核查定每月一次，全厂各种水质全分析每季一次，运行中发现异常情况或机组启动时，要依照具体情况，增加测定次数和项目。
在采用锅炉水协调PH—磷酸盐处理时锅炉水 摩尔比（R）每月测定2次。
3．1．3备用或检修后的机组投运时，必须及时投入除氧器，并使溶解氧合格，新投入的除氧器，应进行调整试验，以确定最佳运行方式，保证除氧效果，给水长期不合格，应考虑对除氧器结构及运行方式进行改进。
3．1．4新投入运行的锅炉，必须进行热力化学调整试验，以确定合理的运行方式和水质控制指标，当发生下列情况之一时，应重新进行全面或部分热力化学调整试验。
a、 提高额定蒸发量；
b、 改变炉内装置或改变锅炉循环系统；
c、 给水质量有较大的改变或改变炉内处理方式；
d、 发现过热器或汽轮机有较严重盐垢时。
3．1．5当汽水质量恶化超过标准时，要及时向领导报告并查明原因，加强处理与排污，使之恢复正常，否则，如继续恶化，可能导致设备损坏、威胁安全经济运行时，要采取紧急包括停运设备的措施，以防事故发生。
3．1．6加入锅内的各种药剂必须按要求均匀地加入系统，不得使用（间断）大剂量的方式加入，并逐步实现加药自动化，视炉水、补给水水质情况，决定排污方式，并严格执行，其排污率不得小于0.3%。
3．1．7对各种疏水，生产返回水的质量要加强监督，不得直接进入系统，要严格控制厂汽水损失。机组汽水损失应符合下列要求：20万千瓦以上机组1.5%，10~20万千瓦机组2.0%。
3．1．8在负荷冲洗汽轮机叶片时，要监督凝结水质量，排去给水质量是差的凝结水，当凝结水变化不明显，达到要求时，停止冲洗，恢复正常运行。
3．1．9做好锅炉补给水、热网补给水及循环水处理，根据不同情况及处理方式，控制好循环水的各项指标（包括浓缩倍率），排污要符合环保要求。
3．1．10在热力设备检修前，化学监督专责人员应提出与水汽质量有关的检修项目和要求，并会同有关人员，在设备检修解体，对热力设备内部进行详细检查，记录和采样，进行分析，做出综合判断，针对存在问题，提出改进意见，在未经化学监督人员检查前，不得清除设备内的沉积物，也不得在这些部位进行检修工作。
3．1．11热力设备检修时，应检查省煤器、水冷壁管、过热器、汽轮机叶片、隔板及铜管的结垢腐蚀情况，检查燃烧室内高、低温区金属表面腐蚀情况，必要时应取样化验，检查重点是对水冷壁割管进行腐蚀情况检修及垢量测定，以确定锅炉是否需要清洗，（热力设备大修化学检查技术规定见附录1）。
3．1．12锅炉化学清洗方案与措施，应参照部颁《火力发电厂锅炉化学清洗导则》中的规定、清洗方案与措施要报厂总工程师，必要时报省局审批。在清洗时，做好监督，洗后做好总结，清洗废液排放应符合环境保护的有关规定和标准。
锅炉清洗应根据垢量及运行年限确定，当锅炉水冷壁管垢量达到下列数值（洗垢法、向火侧180度）时，应在下次大修时对锅炉进行化学清洗；锅炉运行时间达到下列年限时，也应进行酸洗，当锅炉水冷壁爆管或鼓包，应尽快进行清洗。
锅炉化学清洗参照标准
汽包炉参数
垢量（克/米2）
时间（年）
5.8MPa以下
5.9~12.6MPa
12.7MPa以上
600~900
400~600
300~400
12~15
10
6
3．1．13对化学水处理设备，各种水箱及低温管道的腐蚀情况进行定期检查，发现问题及时处理，若防腐层脱落，应补刷或重新涂刷。
3．1．14当凝汽器更换铜管时，应根据部颁《火力发电厂凝汽器管选材导则》合理选材，安装前，应检查铜管质量。
3．1．15对有结盐的过热器，应进行公共式冲洗，冲洗时要监督出水的碱度或电导率。
3．1．16热力设备在停、备用期，必须进行防腐保护，其具体做法，参照部颁《火力发电厂热力设备停、备用防腐导则》执行，（或按我厂防腐规程执行）。
3．1．17检修或停用的热力设备，在启动前，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沉积。
3．1．18锅炉检修后，进行水压时，用加有缓蚀药液的化学处理水，不得使用生水。
3．1．19为提高水汽监督的可靠性和连续性火电厂应采用在线化学仪表监督水汽质量。9.8MPa或50MW及以上机组要配备PH表、溶氧表、电导率表，有条件时应配备磷表、钠表、硅表和联胺表，试验室用的仪器、仪表 要能满足部颁《火力发电水汽试验方法》中的要求，给水和锅内处理应加速实现自动化。
3．1．20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。
3．1．21机组启动时，必须先冲洗取样器（运行中定期），按规定调节样品流量，保持样品温度在30℃以下。
3．1．22锅炉调动后，发现炉水混浊时，加强磷酸盐处理及排污或采取限负荷，降压等措施，直至炉水澄清。
3．1．23因凝汽器管泄漏引起凝结水或给水硬度超过标准时，及时查漏堵漏，同时加强锅内磷酸盐处理与排污，并监督炉内水PH值变化，若铜管继续加大泄漏，水质急剧恶化时，必须采取紧急措施，直至停炉，以防事故。
3．2燃料监督
3．2．1发电厂燃料监督是配合锅炉安全经济燃烧、计算煤耗、核实煤价的一项主要工作，各项试验按部颁《火力发电厂燃料试验方法》执行。
3．2．2为配合锅炉燃烧，每值一般应进行如下工作：
a、 每台炉测定煤粉细度2次。
b、 每台炉测定飞灰可燃物一次。
c、 测定入炉原煤全水份一次。
3．2．3为计算煤耗和掌握入炉煤质量和特性，煤化验室应进行下列工作：
a、 每日综合分析一次入炉煤的水份、灰分、挥发分和热值。
b、 每月分析一次入炉煤月混合样的工业分析和热值。
c、 每季综合分析一次入炉煤全硫。
d、 每年全面分析一次年综合样的项目是：工业分析、热值、灰成分、元素分析、灰熔点、焦渣特性等，（元素分析和灰熔点要送省局试研所分析）。
e、 根据锅炉运行需要进行煤灰熔点、可磨性指数的测定。
3．2．4搞好入厂煤质量特殊性，应进行以下工作：
a、 每月按煤种进入厂煤累计混合样工业分析及热值测定一次。
b、 燃用新煤种时，应在使用前取样进行工业分析及热值测定次增测灰熔点、可磨性指数及含硫量。
c、 每周至少测定各煤种灰份2~3次。
d、 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一次，每年做全分析1~2次。
3．2．5做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。常用油种每年进行元素分析至少一次，新油种应进行粘度、闪点、比重、含硫量、水份、机械杂质、灰份、凝固点、热值及元素分析。
3．2．6测定各种燃油不同温度的粘度——温度关系曲线以满足燃油有热及雾化的要求；每月测定燃油热值至少2~3次，对长期燃用含硫量较高的渣油、重油或发现受热面有腐蚀、积垢较多时，应进行必要的测试或油种鉴别，以便采取对策。
3．2．7燃料监督用的仪器，如天平、贝可曼温度计、热电偶、氧弹（使用1000次）应定期（1~2年）核试验，以保证试验的安全性和准确性。
3．2．8对入炉煤试样，应使用自动化机械取、制样设备；同时使入厂煤实现自动化机械采制样。
3． 3油务监督
3．3．1 油务监督的主要任务是准确及时地对新油和运行中的油进行质量检验，为用油部门提供依据；为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。
3．3．2新变压器油和汽轮机以及防锈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》以及《防锈汽轮机油质量标准》进行质量验收。
3．3．3新充油电气设备投入前，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，其常规检验周期和检验项目，按现行国标进行。
3．3．4运行中变压器油的常规检验周期和检验项目如下表：
序号
设备名称
设备规范
检验周期
检验项目
1
电力变压器
220~500KV
每年至少2次
水溶性酸（PH值）、闪点（闭口）酸值、机械杂质、游离碳、水份、界面能力（25℃）介损（90℃）、击穿电压。
110KV及以下
每年至少1次
2
厂用变压器
35KV及以上或1000KVA以上
每年至少一次
水溶性酸（PH值）、闪点（闭口）酸值、机械杂质、水份、击穿电压游离碳。
3
配电变压器
560KVA及以上
每年至少一次
水溶性酸（PH值）酸值、闪点（闭口）、游离碳、水份、击穿电压。
4
互感器
220KV及以上
每年至少一次
水溶性酸（PH值）、游离碳水份、击穿电压。
35KV~110KV
两年至少一次
5
油开关
110KV及以上
110KV及以上
（少油开关）
每年至少一次
两年至少一次
水溶性酸（PH值）、机械杂质、击穿电压。
6
套管
110KV及以上
两年一次
水溶性酸（PH值）、游离碳水份。
说明：a、电力变压器油，每年的第二次检验可只做水份，击穿电压。
b、厂用变击穿电压变化很快时，应增加界面张力和介损两项分析。
c、少油开关指油量在60KV及以下开关。
3．3．5运行中汽轮机油检验周期和项目表：
序号
设备名称
检验周期
检验项目
1
汽轮机
每周一次
外状、水份、机械杂质
半年至少一次
外状、水份、运动粘度（50°）闪点（开口）、机械杂质、酸值。
2
调相机
每周一次
外状、水份、机械杂质
每年至少一次
外状、水份、运动粘度（50°）酸值、机械杂质、闪点（开口）。
说明：机组运行正常，可以适当延长检验周期，当发现汽输机油中混入水份时，应当增加检验次数，并及时采取措施。
3．3．6运行油的防劣措施及系统，设备需要补油或混油时，分别按现行国标《关于运行防劣措施的规定》和《关于补充油及混油的规定》执行。
3．3．7变压器油中溶解气体分析，判断充油电气设备内部故障，按现行部标执行。
4． 技术管理
4．1规程与制度
发电厂化学分场应具备并贯彻执行下列有关现行和制度。
4．1．1化学分场监督制度实施细则。
4．1．2化学分场管理制度（含岗位责任制）。
4．1．3化学水处理运行规程。
4．1．4化学水处理设备检修工艺规程（含仪表检修规程）。
4．1．5全厂油务管理制度。
4．1．6安全工作规程（部颁）。
4．1．7水、汽、油、燃料、垢、气体、生产药品的取样与化验规程（部颁）。
4．1．8培训制度（厂订）。
4．1．9化学药品管理制度。
4．1．10化学仪器仪表管理制度（含贵金属）。
4．2图表与技术档案
发电厂的化学分场应有与化学监督有关的图表和建立健全技术档案：
4．2．1全厂水汽系统图（包括取样点、加药排污系统等）。
4．2．2化学水处理设备系统图和电源系统图。
4．2．3汽轮机油系统图。
4．2．4发电机水冷系统图。
4．2．5变压器和主要开关的地点、容量、电压、油量、油种等图表。
4．2．6燃煤输送及取样点布置图。
4．2．7化学仪表布置和接线图。
4．2．8各种运行及交接班记录。
4．2．9水、汽、油、燃料、灰、垢、水处理药品和气体的分析记录，水汽系统定期查定记录及有关试验报告。
4．2．10热力设备及水处理设备的调整试验及化学清洗方案与总结。
4．2．11热力设备的检修检查记录与总结报告。
4．2．12水处理设备与用油设备的台帐、备品清册及检修记录。
4．2．13化学仪表的台帐及检验记录。
4．2．14培训记录
4．3报表与总结
4．3．1根据规定应定期按统一报表格式向省电力局生产处和试研所报送下列报表及总结。
a、 水汽质量合格率统计表，于次季度的前10天按季分月报出。
b、 热力设备检修检查情况表，随同机炉大修报告报送，报告内容还应包括小修和运行中发现的问题，设备改进和水质情况及化学清洗总结，报告应在大修结束后30天内报出。
c、 水汽平衡、设备可用率及药品消耗情况表，于次季度的前10天按季分月报出，其中水处理设备可用率和树脂消耗量，随年度化学监督总结在次年二月底前报出。
d、 油质合格率及油耗报表，为年报随化学监督总结在次年二月底前报出。
e、 热力设备停备用防腐保护情况表，于次季度前10天按季分月报出。
f、 在线化学仪表的投入率和准确率表，于次季度前10天按季分月报出。
g、 入厂煤和炉前煤混合样报表：
1）、月混合样报表应在次月5日以前分别报，省局燃料办公室、电力试研所、网局生产处、燃料办公室和试研所。
2）、年内各月混合样的年混合样，应于次年元月10日前送省局试研所分析，分析结果返回电厂，或者，年混合样由厂化学试验室分析。年混合样分析报表于次年2月10日前分别送省局燃料办公室、省局试研所和网局燃料处、生产处。
4．3．2年度化学监督工作总结，天次年的二月底前报省局生产处和省局试研所。总结内容应包括：安全经济运行情况；与化学监督有关的事故分析及防止措施；防止热力设备腐蚀、结垢、积盐工作及效果；防油劣化、燃料监督、技术管理、技术革新与培训等工作情况。并针对存在的问题，提出下一年度的工作要点。
4．3．3每年组织1~2次化学水处理设备的定级工作定级标准参照附录进行评定。
5．热力设备大修化学检查技术规定
5．1概述
5．1．1根据《化学监督制度实施细则》的规定，热力设备在大修时，化学人员应会同有关人员，在机、炉专业人员配合下，对热力设备进行腐蚀、结垢、积盐、沉积物状况的全面检查。
5．1．2热力设备大修化学检查，是考核化学技术监督实际效果最直观的手段。因此，检查要求认真、仔细，对一些必要的部位要拍照片（有条件的可以录象），并在大修后，一个月内提出大修化学检查报告。
5．1．3机、炉检修等部门对热力设备大修化学检查，必须予以积极配合，按规定或化学监督的具体要求，进行割管检查，对汽包、汽轮机打开之后，先做化学检查后进行检修，检修完毕，需经负责化学监督工作的人员验收。
5．2锅炉检查部位及内容
5．2．1对汽包的检查：
a、 当汽包内部打开入孔后，首先应由化学监督人员对汽包内部锅筒壁、锅内装置、下降管、导汽管口直观检查，除用文字对其进行描述外，还应进行外观照象。
b、 对汽负内部的腐蚀状况进行文字描述并测量腐蚀面积和深度。
c、 对汽包内部沉积物的厚度进行测量（把最厚度、一般厚度分别测量、记录）、取样，然后进行清扫（由检修人员负责进行）、称重及进行成份分析。
d、 对汽包内部的给水分配槽、蒸汽清洗装置、汽水分离装置等，分别进行检查，如发现缺陷，进行记录并协助检修人员查明原因，在大修中予以消除。
5．2．2对锅炉水冷壁的检查：
a、 锅炉大修时，应对水冷壁做割管检查，割管根数不少于2根（其中1分为监督管），每根长度不少于1米。
b、 割管部位由下列顺序进行选择：
（1） 若发生爆管的，在爆破口附近（包括爆破口）割取；
（2） 经外观检查，在有变色、胀粗、鼓包处割取；
（3） 用测厚仪器测量，在发现管壁有明显减薄膜处割取；
（4） 如无上述情况，应从热负荷最高处或认为水循环不良处割取。（若为分段蒸发的锅炉、则割取的管段应包括盐净段炉管在内）。
c、 对割取的管段应做好标记、贴好标签，准确标明管段在炉膛内所在位置及标高。
d、 从所割取管段的中间位置取长约50毫米的管样，进行垢量测定并计算沉积率，对管样中的软垢、硬垢，分别进行垢的成份分析。
e、 待酸洗法测定垢量之后，要检查管样的腐蚀状况，记录腐蚀的形状，测量其面积和深度，并由监督管段计算出腐蚀速度（毫米/年），保留管样，必要时照相。
f、 对水冷壁下联箱的沉积物及腐蚀状况进行检查，并做好记录。
5．2．3对过热器、再热器的检查：
大修时应对过热器、再热器下湾头进行割管检查，记录其积水、腐蚀状况，测定积水成份，同时根据平时汽、水品质及汽包检查情况，决定是否对过热器易积盐部位割管，检查积盐情况。
5．2．4对省煤器的检查：
a、 对低温段省煤器入口管做割管检查（其中一根必须是监视管）并测定垢量、腐蚀的数量、深度，并计算出腐蚀速度。
b、 如低温段省煤器腐蚀严重，还应割高温段省煤器做检查。
5．3汽轮机检查部位及内容
5．3．1对汽轮机本体的检查
a、 对主汽门、调速汽门、高中压转子及各级隔板、缸壁的积盐的腐蚀情况进行检查，并取样化验各主要部位积盐的成份，对积盐严重的部位应刮垢并计算积盐量。
b、 对中、低压缸的腐蚀问题，应特别予以注意，仔细检查，如发现有损坏，应详细描述其具体部位，腐蚀特征及状况，并照相或录象。
5．3．2对除氧器的检查：
对除氧器内部装置的腐蚀情况进行检查，如腐蚀严重，经与汽机检修部门共同磋商，并确认不足以使用一个大修周期时，则应更换，如内部装置发生脱落，倾斜应使其复位，防腐层破损应予以修补。
5．3．3对凝汽器的检查：
a、 检查铜管汽侧有无冲刷现象，铜管与隔板处有无附着物，必要性时取样化验，抽管检查空冷区钢管有氨蚀现象。
b、 检查铜管水侧入口端有无冲蚀现象、铜管有无结垢，并测定垢的厚度及成份。
c、 抽管检查铜管水侧整个管段有无异物堵塞及冲击腐蚀和其它类型的腐蚀。
d、 大修期间酌情对铜管进行涡流探伤，若需更换铜管时，应选用保证质量合格的产品，并抽样进行涡流探伤，若需更换铜管时，应选用保证质量合格的产品，并抽样进行涡流探伤、氨熏试验。
5．3．4对蒸发器、加热器、取样器、水箱进行必要的检查，发现问题，要采取相应的措施，加以解决。
5．4大修化学检查报告
5．4．1热力设备大修化学检查后，必须在工作结束后一个月内按照规定标准进行评价（见附录）、并报送省局自首处和省局试研所，报告内容应包括：
5．4．2热力设备的主要规范、水处理（锅内、炉外）方式，水汽质量的基本情况。
5．4．3两次大修期间，锅炉机组运行情况，包括：锅炉效率、汽机真空、速度级压力、轴位移、凝汽器端差等方面的变化；穿孔、爆管次数、部位及原因。
5．4．4热力设备运行、启动、化学清洗以及停备用阶段的保护状况。
5．4．5大修检查的全部内容，除用文字、数字表达外，有明显腐蚀结垢时需附有照片。
5．4．6本次大修化学检查发现的问题应采取的组织措施和技术措施。
5．4．7上次大修化学检查发现的问题，在本次大修落实解剖的情况以及开次大修中发现的问题落实解剖情况。
5．5测量方法和评价标准
5．1．1锅炉水冷壁垢量测定方法
5．1．1．1管样的选取
从大修中时割取的水冷壁管段蹭位置，割取约50毫米长一段，用车床车至壁厚约3毫米（注意：割取管样不得使用冷却剂）然后，沿向、背火侧剖开（即各180°）。剔去毛刺，准确测量管样内表面积（m2），即为测定垢量的管样。
5．5．1．2垢量测定
a、取向（背）火侧管样，用乙醇或丙酮去油（无垢部分）。干燥后称重（W1），（管样在105℃~110℃，烘干、恒定重、准确至1mg）。
b、用毛刷（或尼龙刷）刷去软垢（刷至无软垢脱落为止）。然后称重（W2）。
c、将刷去软垢的管样浸入事先准备好的烧杯中（即5%HCL）溶液，含缓蚀剂0.2~0.3%（若丁或乌托平）。水浴上加热至50~55℃，浸泡至硬垢完全溶解或脱落（期间可用带皮头的玻璃棒擦试），取出用除盐水冲净余酸，干燥后立即称重（W3）。
d、若管样有镀铜，则将管样浸入盛有1%NH4OH，0.1~0.2%过硫酸铵，水浴上已加热至50~55℃的烧杯中，待铜完全溶解为止，取出用除盐水冲洗，干燥后立即称重(W4)。
5．5．1．3垢量的计算：
a、软垢： （克/米2）
b、硬垢： （克/米2）
c、总垢量： （克/米2）
d、垢沉积率= （克/米2、年）
t——为运行时间（年）
5．5．1．4注意事项：
a、在整个垢量测定过程中，溶液温度应保持恒定。
b、管样制取过程，车床速尽可能低，且不准使用冷却剂。
c、若测完垢量的管样，尚需保存的话，还应对管样进行钝化。
d、垢有成份应将软垢和硬垢区分开来，同时还应有混合垢样（软、硬）的成份分析、垢中的铜垢含量，应以成份分析为准。
5．5．2腐蚀坑深度、附着物（垢）厚度的测定。
5．5．2．2腐蚀坑深度的测定，可用X光机、超声波测厚仪，百分表来测量或可由背面钻透，用千分卡测量。要求准确到±0.02毫米。
5．5．2．3附着物厚度的测量，可用百分表、千分卡、直尺来测量。
由于测量方法不同，所以在腐蚀坑深度、附着物厚度的后面注明使用的测量方法，若为估计值，也需加以注明。
5．5．2．4腐蚀速度的计算：
（毫米/年）
式中：V——腐蚀速度（毫米/年）
b——腐蚀坑深（毫米）
t——运行时间（年）
附录：有关指标的统一计算方法
一、主要药耗的计算方法：
a、酸耗= （克/克当量）
式中：V——再生用浓酸体积（m3）
d——再生用浓酸比重（克/厘米3）
%——百分浓度
SD——阳床出水平均酸度（Epm）
JD——清水平均碱度（Epm）
Q——周期处理水量（吨）
b、碱耗=
式中：V——再生用浓体积（M3）
d——比重（克/厘米3）
%——百分浓度
CO2——进水平均二氧化碳量（PPm）
SiO2——进水平均二氧化硅量（PPm）
c、盐耗= （克/克当量）
式中：M——再生用盐量（吨）
Q——周期制水量（吨）
YD——进入平均硬度（EPM）
说明：
a、 每批药品进库，应进行纯度分析分析，用药量均应换算为100%纯度。
b、 酸、碱、盐耗能均按一级除盐（较化）计算，混床不在计算之内。
二、汽水平衡指标的计算：
a、排污率（P）的计算方法
（1）按排污量计算：
（2）按排污水中离子浓度计算：
b、汽水损失率的计算：
汽水损失率=
c、补充水率的计算：
三、水处理设备定级标准
一类设备
a、能连续达到出厂设计铭牌出力和要求。
b、设备完好无缺陷，计量监督仪表齐全、准确，标志明显完整。
c、设备主要图纸、技术资料、检修记录台帐齐全、正确。
d、进行过调整试验，原材料消耗低。
二类设备
a、基本达到铭牌出力和要求。
b、其它条件与一类设备标准相比稍有欠缺。
三类设备
a、达到铭牌出力，不能良好备用。
b、有严重缺陷，带病运行。
五、上报表格规定
a、水汽质量合格率统计表。
b、热力设备检修检查情况。
c、水汽平衡，设备可用率及药品消耗情况。
d、油质合格率及油耗情况。
e、故障充油电气设备情况。
f、 在线化学仪表的投产率和准确率。
g、 热力设备防表情况计表。
h、 入厂煤、炉前煤综合样报表。
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某电厂入炉煤掺配规定
