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2006-1发布                                                                           2006-1实施

国电长源电力股份有限公司

4.3.4             根据有关规定和本单位工作需要，组织建立与化学技术监督有关的重要监测手段。

4.5     发电厂值长领导和组织本值在运行中的化学技术监督工作。

4.6     发电厂化学专业职责:

4.6.1             认真贯彻执行上级有关化学技术监督的各项规章制度及要求。

4.6.2             负责水处理设备、制氢设备的运行维护，保证供给质量合格的补给水和氢气。

4.7.3             负责做好所辖与化学技术监督有关设备取样管道维护及灰的取样工作。

4.7.6             锅炉启、停时要及时通知化学人员，以便做好水质的监测和调整处理。

4.9       发电厂电气专业的职责

4.9      发电厂热工专业的职责

4.10       发电厂燃料专业的职责

5.1             水、汽品质监督

5.1.2.1       为保证机组水汽监督的可靠性、准确性和连续性，各电厂应主要依靠在线化学仪表监督水汽质量。尤其是高参数大容量的机组，更应高度重视在线化学仪表的监督管理，认真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、准确率。有在线化学仪表的监测项目每日抄表不少于12次，给水与蒸汽的铜、铁测定每周不少于1次。原水、循环水的全分析每年不少于4次。当水源变化、水处理设施扩建时，适当增加全分析或重点项目的测试频度，以积累水质资料。机组启动及运行中如发现异常，应增加分析测定次数及监督项目。

5.1.2.2       水汽监督过程中采用的分析测定方法，应执行有关标准。对于所用分析药品应符合质量标准，所用仪器、仪表应按国家计量要求定期检定和校验。

5.1.2.3       化验室及生产现场所用仪器、仪表的配备应满足测试要求，并保证分析测定数据准确可靠。化验室所配备的仪表，其精度应高于在线化学分析仪表，以便定期校验在线仪表的精确度。

5.1.2.4       监督测试人员的业务素质，是分析测试数据准确可靠的重要基础，各岗位人员都必须通过相应的专业考试方能上岗。

5.1.3.1       新建或扩建机组时，发电厂应参加从设备监造、检验、验收直至安装、调试和试运行的全过程化学技术监督工作，做好记录。当发现缺陷和问题时，应及时向有关部门汇报并督促处理。

5.1.3.2       热力设备到达现场后，需对设备和部件防锈蚀涂层以及管端、孔口密封等状况进行验收。如发现缺陷，应分析原因查清责任并及时处理。应做好设备保管期间的防锈蚀工作。热力设备进入安装现场的保管、安装、水压试验、化学清洗等各阶段的工作应执行DL/T5190.4-2004。

5.1.3.3       凝汽器管的选择必须执行DL/T 712-2000。新管进入现场后，必须全部开箱检查其外观及受潮情况，并妥善存放在通风良好、干燥的库房架上。应按DL/T712-2000的标准或订货合同的技术要求进行质量验收。凡不符合质量标准的，均不得使用。

5.1.3.4       凝汽器管安装前应按照行业标准进行涡流探伤和内应力检验，必要时进行退火处理，铜管试胀合格后方可正式胀管。安装时必须严格按照DL 5011-94进行施工，避免过胀和欠胀，防止产生新的应力。施工时不得使用临时人员或搞突击性穿管。采用钛管的机组应按其有关工艺标准严格施工。

5.1.3.5       凝汽器水室和冷却水管道应按要求采取相应的防腐措施。

5.1.3.6       各种水处理材料、药品到货时应进行检验，离子交换树脂的验收必须严格执行DL 519-1993，各种材料合格后分类保管。

5.1.3.7       新建锅炉的补给水处理设备及系统的安装、调试工作，应在锅炉的第一次水压试验之前完成。锅炉水压试验必须采用除盐水。整体水压试验的用水质量应满足：氯离子含量小于0.2mg/L；联氨含量为200 mg/L～300mg/L；pH值为10～10.5（用氨水调）。

5.1.3.8       对蒸汽压力在5.9MPa以上的汽包炉，必须进行启动前的锅炉化学清洗。对容量在200MW及以上机组的凝结水及高、低压给水管道，应进行化学清洗。对蒸汽压力为12.7MPa及以上锅炉，应进行过热器蒸汽吹管或者化学清洗。对过热器进行整体化学清洗时，必须有防止垂直蛇型管发生汽塞、氧化铁沉积和奥氏体钢腐蚀的措施，锈蚀严重的再热器应进行化学清洗，不严重时应采取蒸汽吹管进行清洁。

5.1.3.9       热力设备化学清洗原则方案，应在初步设计阶段完成，并与初步设计同时送审。

5.1.3.10       锅炉及其热力系统化学清洗后的质量应达到以下要求：被清洗金属表面清洁，基本无残留氧化物和焊渣，无明显金属粗晶析出的过洗现象，无二次浮锈，无点蚀，不应有镀铜现象并应形成良好的钝化保护膜。腐蚀指示片无点蚀，平均腐蚀速率应小于8g/m2·h，腐蚀总量应小于80g/m2。

5.1.3.11       锅炉酸洗之后距点火时间超过20天，必须采取停炉保护措施。

5.1.4.1       机组启动前的冷态和热态冲洗方式按照DL/T5190.4-2004进行。

5.1.4.2       冷态冲洗凝结水系统、低压给水系统，当凝结水及除氧器出口水含铁量大于1000mg/L时，应采用排放冲洗方式；当冲洗至凝结水及除氧器出口水含铁量小于1000mg/L时，可采用循环冲冼方式，投入凝结水处理装置，使水在凝汽器与除氧器间循环。当除氧器出口水含铁量降至100mg/L～200mg/L时，冲洗结束。无凝结水处理装置时，应采用换水方式，冲洗至出水含铁量小于100mg/L。炉本体冲洗由低压给水系统经高压给水系统至锅炉，当锅炉水含铁量小于200mg/L时，冷态冲洗结束。

5.1.4.3       汽包炉热态冲洗时，应重点冲洗大型容器：凝汽器、低加、除氧器、高加、疏水箱等，应加强排污(整炉换水)直至出水澄清无机械杂质。一般锅炉水含铁量小于200mg/L时，热态冲洗结束。

5.1.4.4       在冷态及热态冲洗过程中，应投入加氨和联氨设备，调节冲洗水的pH为9.0～9.3，联氨过剩量为50～100mg/L。主要监督给水、炉水、凝结水中的含铁量和pH值。

5.1.4.5       为保证蒸汽系统的洁净应采取蒸汽吹洗的措施，在吹洗阶段应对锅炉给水、炉水、蒸汽质量进行监督。给水的pH(25℃)应控制在8.8～9.3，此外还应监督其含铁量、电导率、硬度、二氧化硅等项目。炉水的pH(25℃)应控制在9～10，采取磷酸盐处理时，应控制磷酸根含量维持≤8mg/L，每次吹洗前后应检查炉水外观或含铁量。当炉水含铁量大于1000mg/L或炉水发红、浑浊时，应在吹洗间歇以整炉换水方式，降低其含铁量。每次吹洗时，监督蒸汽中的铁和二氧化硅含量，并检查样品外观。

5.1.4.6       吹洗完毕后应排净凝汽器热水井和除氧水箱内的水。水排空后要仔细清扫设备内铁锈和杂物。

5.1.4.7       未经蒸汽吹管或化学清洗的过热器在机组联合启动前应进行反冲洗。冲洗过热器用的水必须是加入氨和联氨的除盐水。

5.1.4.8                         新建机组启动前，给水、炉水、凝结水、发电机内冷水的处理设备应均能投入运行；水汽取样装置及主要在线化学仪表应具备投入条件；循环水加药系统及胶球清洗装置应能投入运行。

5.1.4.9       新建机组整体试运时应达到：除氧器（保持除氧器内水达到相应压力下的饱和温度）、凝结水处理设备、水处理系统程控装置可投入正常运行。

铁 （mg/L）	二氧化硅 （mg/L）	溶解氧 （mg/L）	硬 度 （mmol/L）	pH值（25℃）	联氨 （mg/L）
≤100	≤60	≤40	≤5.0	8.8～9.3 如加热器为钢管时9.0～9.6	10～50

过热器出口压力 （MPa）	二氧化硅 （mg/L）	铁 （mg/L）	磷酸根 （mg/L）	pH (25℃)
～12.6	≤2.00	≤500	2～10	9～10
12.7～15.6	≤1.50	≤400	2～8	9～10
15.7～18.6	≤0.25	≤300	0.5～3.0	9～10

锅炉压力 （MPa）	硬度 （mmol/L）	溶解氧 （mg/L）	二氧化硅 （mg/L）	铁（mg/L）
5.9～12.7	＜30	—	—	—
12.7～18.3	＜10	≤100	＜80	＜80

锅炉压力（MPa）	溶解氧 （mg/L）	二氧化硅（mg/L）	铁 （mg/L）	硬度 （mmol/L）	pH 25℃	联氨 （mg/L）
5.9～12.7	＜30	—	＜100	＜2	8.5～9.2	10～50
＞12.7	＜30	＜60	＜80	0	8.5～9.2	10～50

钠（mg/kg）	二氧化硅（mg/kg）
≤20	≤60

5.1.1.1            氢冷发电机组的制氢设备和发电机氢冷系统各项技术指标的监督测试规定

检测部位	项目	标准	周期	方式
在制氢电解槽的氢气出口管	氢气纯度		每小时1次	在线仪表带报警
发电机氢冷系统中氢气	氢气纯度	≥96%	每日一次	在线仪表带报警
发电机氢冷系统中氢气	含氧量	＜2%	每日一次	在线仪表带报警
制氢设备氢气系统中	氢气纯度	≥99.5%	每2小时1次	在线仪表带报警
制氢设备氢气系统中	含氧量	＜0.5%	每2小时1次	在线仪表带报警
氢气系统附近进行明火作业时	含氢量	＜3%		氢氢测量报警仪
氢站区域	含氢量	≤1%		氢氢测量报警仪

5.1.2.2       停、备用机组启动时的化学技术监督

停用时间		保护方法与控制标准	备   注
锅 炉 保 护	一 周 以 内	（1）给水压力法：维持压力0.5～1MPa，中压炉给水溶解氧＜15μg/l,高压及以上锅炉＜7μg/l,每班监测一次。
		（2）常压余热烘干法：空气湿度＜70%或等于环境湿度 （3）负压余热烘干法：空气湿度＜70%或等于环境湿度 （4）邻炉热风烘干法：空气湿度＜70%或等于环境湿度	在三个月以内,也可用此法
	一 周 以 上	(1)氨-联氨法:联氨200mg/l,pH10～10.5,每天监测一次 (2)气相缓蚀剂法:碳酸环已胺量＞30mg/l,pH＞9,每周监测1次 (3)充氮法:氮气压力＞0.05MPa氮气纯度≥98.0%,每班记录二次 (4)成膜胺法：炉水pH值9.5左右，成膜胺20～200mg/l
汽轮机 保护		(1)热风干燥法:进风湿度保持15～20%,或等于环境湿度,汽缸入口风湿度＜80℃，出口风湿高于室温3～5℃，每班监测二次。
		(2)干燥剂吸湿法：空气湿度＞35%,每周测湿度二次。 (3)成膜胺法：炉水pH值9.5左右，成膜胺20～200mg/l
高压加热器保护		(1)汽侧充氮法:维持氮压力＞0.05MPa,氮气纯度≥98%每班监测二次。

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变压器和电抗器的微水检测周期为：

               220kV及以上设备                   每半年一次

               110kV设备                               每年一次

（8）对于确认有产气故障的变压器或电抗器，应视其具体情况，作出立即停电或进行跟踪分析的具体处理措施。

（9）油中溶解气体的分析方法按GB/T 17623-1998方法执行。

（10）充油电气设备的故障判断，按照部颁DL/T 722-2000中确定的原则和方法执行。

（11）对于互感器、套管等少油设备，其油中不应含乙炔，其他组份也应很低，若有乙炔，应查明原因，并采取适当的措施。

5.1.1 汽轮机油的监督

5.1.1.1       汽轮机油的新油验收：汽轮机油的新油验收应执行GB/T 11120-1989。

5.1.1.2       运行汽轮机油的监督

运行中汽轮机油的质量标准按GB/T7596—2000执行。

运行汽轮机油的维护管理原则上按照GB/T 14541—1993执行。

5.1.1.3       汽轮机油的颗粒度要求不大于NAS1638的9级。机组运行中，若汽轮机油颗粒度不合格，应立即连续滤油，直到合格为止。

5.1.1.4       机组大、小修时，要合理安排工期，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。

5.1.1.5       向运行汽轮机油中补加(添加)添加剂的规定

（1）“T501”抗氧化剂的补加：向不含抗氧化剂的新油中添加“T501”抗氧化剂时，实验室必须做感受性试验，且其添加剂含量应控制在0.3～0.5%之间。向运行油中补加“T501”时，必须把其运行油的酸值、pH值等指标处理至接近新油的标准后进行。

（2）“T746”防锈剂的补加：在向普通新汽轮机油中添加“T746”时，其汽轮机油系统必须经过彻底冲洗，然后可按其总量的0.02～0.03%的比例添加。向运行汽轮机油中补加（或添加）“T746”，必须在汽轮机的大小修停机状态下，对汽轮机油系统进行彻底的冲洗和清理后进行。

（3）破乳化剂的添加：新汽轮机油中不应含有破乳化剂，新油的破乳化度必须合格，不能靠添加破乳化剂来改善其破乳化指标。运行中汽轮机油破乳化度超标，破乳化剂的添加量为10mg/kg左右。

（4）消泡剂的添加：机组在运行中因油质的老化劣化，添加的甲基硅油消泡剂时，应防止添加过量（不大于10mg/kg）。

（5）对于新型添加剂，不得擅自添加。

5.1.2 抗燃油的监督

5.1.2.1       抗燃油的新标准：国产抗燃油其主要技术指标见DL/T 571-1995《电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则》附录A。

5.1.2.2       运行抗燃油监督维护

（1）运行抗燃油的质量标准见DL/T 571-1995附录B

（2）运行抗燃油的监督维护原则上按照DL/T 571-1995执行。

5.1.2.3       抗燃油检测项目与周期

（1）运行抗燃油的常规检测项目

运行人员现场检测项目：外观、颜色、油温、油位。记录旁路再生装置精密过滤器的压差变化。

实验室检测项目：酸值、含氯量、电阻率、水份、颗粒度、运动粘度、密度。

（2）运行抗燃油的检测周期

机组正常运行下，试验室的试验项目及检测周期应按照DL/T571-1995执行。

5.1.2.4       抗燃油的颗粒度要求不大于NAS1638的6级。机组运行中，若抗燃油颗粒度不合格，应立即连续滤油，直到合格为止。

5.1.2.5       抗燃油使用过程中的注意事项

（1）合成抗燃油与矿物汽轮机油有着本质上的区别，严禁混合使用。

（2）抗燃油具有很强的溶剂性特性，因而在检修及使用维护时，应注意其所用材料的相容性，以防止油品的污染。

（3）运行中的抗燃油，在一定的温度和水份存在的条件下会发生水解反应，导致其酸值增长较快，因此应提高安装及检修质量以防止油系统的进水，从根本上解决油质的水解问题。

（4）运行抗燃油因油质的氧化使其酸值增加是不可避免的，因此自机组投运起，就应不间断地投入旁路再生系统，并通过定期测试其出入口的酸值变化情况，及时更换吸附剂，以确保酸值合格。

（5）对于正常运行的设备，要注意检查系统中精密过滤器的压差，以便及时更换和冲洗精密过滤器，防止油路的堵塞及确保抗燃油清洁度合格。

5.1.3   六氟化硫（SF6）气体监督

5.1.3.1       六氟化硫是气体绝缘设备（SF6断路器、GIS、SF6气体绝缘变压器、SF6气体绝缘互感器）的主要绝缘介质和灭弧介质，六氟化硫气体绝缘设备的绝缘性能和灭弧性能与六氟化硫气体的质量有很大关系。六氟化硫气体在生产制造和设备运行中，会产生多种有毒的具有腐蚀性的气体和固体分解物，不仅影响到电气设备的性能，而且危及设备运行检修人员的安全。六氟化硫（SF6）气体监督对六氟化硫（SF6）气体绝缘设备的安全运行十分重要。

5.1.3.2       六氟化硫（SF6）气体监督的范围包括新气、运行气及设备检修中的气体监督，六氟化硫（SF6）气体监督应结合国家电网公司《高压开关设备技术监督工作规定》等有关设备技术监督工作规定进行。

5.1.3.3       从事六氟化硫（SF6）气体监督检测人员必须持有行业颁发的相应岗位的资格证书。

5.1.3.4       六氟化硫（SF6）新气监督

（1）在六氟化硫新气到货后应检查气瓶的漆色字样，安全附件，分析报告和无毒合格证。在新气到货的一个月内，应按照《六氟化硫气瓶及气体使用安全技术管理规则》和GB 8905《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》中的有关规定，送有关检测机构进行抽样检验。

（2）验收合格后，应将气瓶转移到阴凉干燥的专门场所，直立存放。未经检验的新气不能同检验合格的气体存放一室，以免混淆。

（3）对国外进口的新气，亦应按新气质量标准验收。

（4）六氟化硫气体在储气瓶内存放半年以上时，充气于六氟化硫气室前，应复检其中的湿度和空气含量，指标应符合新气标准。

5.1.3.5       六氟化硫运行气体的质量监督

（1）使用中的六氟化硫气体，应按照DL/T 596《电力设备预防性试验规程》中的有关规定进行检验。有六氟化硫设备的单位应配备六氟化硫检漏仪和微水测试仪，并定期校验合格。

（2）SF6气体绝缘电力设备交接、大修时，应进行设备中SF6气体湿度测量试验和检漏试验，并校验SF6密度继电器和压力表 。

（3）运行中SF6气体绝缘电力设备，根据DL/T 596《电力设备预防性试验规程》进行设备中SF6气体湿度测量试验、检漏试验以及密度继电器和压力表校验试验， 每月至少应记录一次SF6气体绝缘电力设备的密度继电器指示范围和压力表的读数。

（4）六氟化硫水分的控制数值是环境温度为20℃的测定值。严禁在零度以下的环境温度条件下测试，在其它测试温度下测得的数值，应按适当的方法进行校正。

5.1.3.6       设备解体时的六氟化硫气体监督：

（1）设备解体大修前，应按IEC480《电气设备中六氟化硫气体检测导则》和DL/T596《电气设备预防性试验规程》的要求进行气体检验，设备内的气体不得直接向大气排放。

（2）使用过的六氟化硫气体要通过气体回收装置全部回收，回收的气体应装入有明显标记的容器内准备处理。

（3）设备解体大修前的气体检验，必要时可有关检测单位复核检测并与基层单位共同商定检测的特殊项目及要求。

（4）六氟化硫电气设备补气时，如遇不同产地、不同生产厂家的六氟化硫气体需混用时，应参照DL/T 596《电力设备预防性试验规程》中有关混合气的规定执行。

5.2       燃料监督

5.2.1 火电厂燃料监督是配合锅炉安全经济燃烧、核实煤价、计算煤耗的一项重要工作。各项试验要严格按照有关标准执行。

5.3.1.1燃料质量检验人员，包括采制样及分析人员应持有资质的机构颁发的岗位合格证上岗。未获岗位合格证者,所出试验报告无效。

5.3.1.2 燃料监督使用的热量计、天平、温度计、热电偶、氧弹(使用2年)等仪器应按规定进行定期校验．

5.3.1.3 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．热量计每季标定一次热容量．

5.3.2入厂煤分析内容及周期

5.3.2.1对每日每批来煤进行全水分、工业分析(包括水分、灰分、挥发分及固定碳)、全硫含量及发热量测定。

5.3.2.2对入厂煤每月至少进行一次按各矿别累积混合样的工业分析、发热量及全硫含量测定。

5.3.2.3对入厂新煤源应进行工业分析、发热量、全硫含量、元素分析、灰熔融性、哈氏可磨性、煤灰成分。

5.3.2.4入厂煤应按矿别每半年对累积混合样进行全分析一次,即包括工业分析、元素分析、发热量、全硫含量、灰熔融性、煤灰成分。

5.3.2.5入厂煤应按矿别每季对累积混合样进行氢值测定。

5.3.3 入炉煤分析内容与周期

5.3.3.1 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。

5.3.3.2 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。

5.3.3.3 如果没有配煤，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。

5.3.3.4 每半年及年终要对入炉煤按月的混合样进行煤、灰全分析．各厂还应对按日的月混样进行工业分析、发热量等常规项目的检测，以积累入炉媒质资料。每日测定入炉煤综合样的全水分、工业分析、全硫含量及高、低位发热量。

5.3.3.5 每值至少进行一次飞灰可燃物及煤粉细度的测定。

5.3.3.6 为计算煤耗和掌握燃料特性，各电厂应根据本厂的实际情况投上入炉煤机械化采样装置，以实现正平衡计算煤耗，达到对入炉炉质量监督的目的。

5.3.3.7 入厂煤、入炉煤均不允许用经验公式计算发热量。

5.3.4 燃油分析内容与周期

5.3.4.1 主要油种每批进行水分、密度、发热量的测定,每月加测含硫量。

5.3.4.2 对新油种应进行水分、粘度、密度、闪点、含硫量、灰分、凝固点、机械杂质、发热量的测定,并进行元素分析。

5.3.4.3 对主要油种的累积混合样至少半年进行一次水分、含硫量、发热量、粘度、密度、元素分析的测定。

5.3.5 入厂燃料、入炉燃料的采制样

5.3.5.1入厂燃料、入炉燃料的采制样应按GB/T18666-2002、GB474-1996、GB475-1996、GB/T19494-2002、DL/T567-95标准执行。

5.3.5.2 机械化采样装置性能试验按DL/T747-2001、GB474-1996、GB475-1996、GB/T19494-2002标准执行。

4                   技术管理

6.1             火电厂应具备如下规程制度

6.1.1             根据部颁化学监督制度,结合本厂实际,编制化学技术监督制度实施细则。

6.1.2             岗位责任制。

6.1.3             运行设备巡回检查制度。

6.1.4             生产异常管理制度。

6.1.5             生产人员培训制度。

6.1.6             热力设备检修化学检查制度。

6.1.7             化学仪器仪表管理校验制度。

6.1.8             停(备)用热力设备防锈蚀保护制度。

6.1.9             化学药品、水处理材料验收及保管制度。

6.10             运行规程(包括补给水、给水、炉水、凝结水、循环水、发电机内冷水和疏水等)。

6.1.10     化学检修规程(含化学仪表)。

6.1.11     安全工作规程。

6.1.12     水、汽、垢及腐蚀产物、水处理药品取样及分析化验规程。

6.2             绘制与现场设备系统一致的下列图表

6.2.1             全厂水汽系统图(包括取样点、测点、加药点等)。

6.2.2             锅炉补给水处理系统图。

6.2.3             凝结水处理系统图。

6.2.4             废水处理系统图。

6.2.5             发电机内冷水系统图。

6.2.6             锅炉定期排污和连续排污系统图。

6.2.7             给水及炉水加药系统图。

6.2.8             循环冷却水处理系统图。

6.3             建立健全下述技术资料

6.3.1             各种运行记录。

6.3.2             热力系统水汽品质查定记录及有关试验报告；水处理药品及材料进厂化验报告。

6.3.3             热力设备和水处理设备检修、检查、调整试验报告及化学清洗方案与总结。

6.3.4             热力设备停备用防锈蚀保护记录。

6.3.5             化学仪器及在线仪表检修、校验记录。

6.3.6             月报及年度化学技术监督报表与总结。

6.3.7             生产人员培训记录。

6.3.8             凝汽器铜管泄漏记录。

6.4             各单位应定期向长源公司、试研院报送下列报表及总结。

6.4.1             水汽质量合格率统计表；热力设备检修检查报告；水汽平衡、设备可用率及药品消耗统计表；油质合格率及油耗统计表；异常充油电气设备油质检验情况；六氟化硫气体监督情况；化学仪表投入率和准确率统计表；入炉煤分析统计表；(为方便计算机统计,全省各单位均采用统一格式,见附表1～9，用A4纸打印)。

6.4.2             与化学技术监督有关的事故分析及防止措施；化学清洗总结。

6.4.3             各单位月报表于次月10日前，年度化学监督工作总结于次年1月底前报送长源公司、试研院。

6.5       试研院将本年度化学监督工作总结于次年2月底前报送长源公司,抄报行业主管部门,同时发送各发电单位。

5                   化学技术监督考核

7.1化学技术监督主要指标

7.1.1       水汽品质总平均合格率 ≥97％

7.1.2       绝缘油、汽轮机油平均合格率   ≥95％

7.1.3       燃煤热值（1）量热仪校验率和合格率   100％

           （2）燃料热值测试率       100％

7.1.4       发电机氢气纯度合格率 ≥96％

7.2             考核项目

根据各厂实际情况，选择45个项目作为考核项目，具体内容见表22。化学在线监测仪表不论划归化学专业管理还是热控专业管理，都纳入化学技术监督考核范围。

7.3             考核办法

7.3.1             因化学技术监督不力或由于化学水质处理不当引起重大设备或人身事故（考核事故）时，应视为考核不合格单位。主要监督指标未完成为考核不合格单位。

7.3.2             每一考核单项满分为10分，全部项目满分为450分。各单位得分超过400分为考核合格单位。

7.3.3             具体评分办法见表22。 表22 化学技术监督考核标准项目及评分办法

序号

项目

达标值

满分

评分办法

备注

1

除盐水二氧化硅合格率

≥98％

10

每增/减1％，加/扣1分

以下除特别注明外，均指全年平均值

2

除盐水电导率合格率

≥98％

10

每增/减1％，加/扣1分

3

给水pH值合格率

≥95％

10

每增/减1％，加/扣1分

4

给水溶解氧合格率

≥96％

10

每增/减1％，加/扣1分

　

5

给水铁合格率

≥80％

10

每增/减1％，加/扣1分

每周至少测试1次

6

给水铜合格率

≥85％

10

每增/减1％，加/扣1分

每周至少测试1次

7

凝结水溶解氧合格率

≥92％

10

每增/减1％，加/扣1分

　

8

凝结水硬度合格率

≥95％

10

每增/减1％，加/扣1分

　

9

炉水pH值合格率

≥95％

10

每增/减1％，加/扣1分

　

10

炉水磷酸根合格率

≥98％

10

每增/减1％，加/扣1分

　

11

蒸气二氧化硅合格率

≥95％

10

每增/减1％，加/扣1分

　

12

蒸气钠合格率

≥95％

10

每增/减1％，加/扣1分

　

13

中和池排放水pH值合格率

100%

10

每增/减1％，加/扣1分

以排放次数计

14

全厂水汽质量总合格率

97%

10

每增/减1％，加/扣1分

　

15

水处理设备可用率

≥95％

10

每增/减1％，加/扣1分

　

16

绝缘油合格率

≥95％

10

每增/减1％，加/扣1分

　

17

汽轮机油合格率

≥95％

10

每增/减1％，加/扣1分

　

18

汽轮机抗燃油合格率

≥90％

10

每增/减1％，加/扣1分

酸值、水份、闪点、颗粒度

19

循环水pH值合格率

≥90％

10

每增/减1％，加/扣1分

　

20

制氢站氢气纯度合格率

≥98％

10

每增/减1％，加/扣1分

　

21

发电机氢气纯度合格率

≥96％

10

每增/减1％，加/扣1分

　

22

发电机内冷水合格率

≥98％

10

每增/减1％，加/扣1分

　

＞12.7Mpa

＜40

40～80

＞80