化学监督管理标准
前言
本着预防为主的方针,在电力行业标准SD246-88《化学监督制度》基础上,结合我厂机组服役时间长,机组类型多的实际情况,为加强我厂的化学监督工作,提高设备的安全经济性,特制定本标准:
本标准的附件是标准的附录
本标准的起草单位:阜新发电厂化学分厂
本标准的起草人:
本标准委托阜新发电厂化学分厂负责解释
阜新发电厂企业标准/化学监督
- 总则
- 为确保我厂化学监督范围内的各种设备安全、经济、稳定运行和人身安全,加强监督工作,特制定本标准。
- 本标准的制定是依据《化学监督制度》等标准和有关规定。
- 本标准规定化学监督的机构和职责、任务、范围、技术管理等工作的一般原则要求。
- 本标准适用于阜新发电厂化学监督工作。
- 引用标准
下列标准包括的条文、通过在本标准的引用而构成本标准的条文,在标准出版时,所示版本均为有效
SD246-88 化学监督制度
SD135-86 火力发电厂水汽质量标准
GB483-81 煤质试验方法一般规定
GB7595-87 运行中变压器油质量标准
GB7596-87 电厂运行中汽轮机用油的质量标准
SD135-86 火力发电厂锅炉化学清洗导则
SD223-87 火力发电厂停备用热力设备防锈蚀导则
- 管理的内容与要求
- 化学监督的机构及职责。
3、1、1、建立以总工程师领导下的厂化学监督网,在分厂设立兼职化学监督专则工程师,在班组设立化学监督员,实行三级管理。
3、1、2、总工程师的职责
- 领导本厂化学监督工作,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。
- 审批本厂的实施细则和措施。
- 定期召开化学监督网会议、检查、协调、落实本厂化学监督工作。
3、1、3、分厂兼职化学监督工程师的职责。
- 协调总工程师做好本厂化学监督工作。
- 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。
- 推广新技术,加强专业培训,提高化学专业人员的素质。
3、1、4、化学分厂的职责。
- 负责或指导取样或化验,保证试验质量;正确处理补给水、凝结水、炉水、循环水、内冷水等;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轮机油及变压器油等的质量检验与监督;指导和开展油的防劣化和再生工作;及时反映设备中水、汽、油及燃料等的质量状况。
- 会同有关部门,通过热力设备调整试验确立合理的运行工况、参数及监督指标;做好化学清洗及停、备用设备的防腐的工作。
- 参加主要设备的大修检查及验收工作,针对存在问题,提出或采取相应措施。
- 提高化学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。
3、1、5、锅炉分厂的责则
- 配合化学分厂做好锅炉热力设备化学实验和其它有关的化学实验确立运行工况、参数,并订入锅炉规程。
- 根据化学监督要求,搞好锅炉的排污,努力降低汽水损失。
- 设备检修前,应征求化学分厂对检修的意见,特别是对于割管的要求,纳入检修计划;搞好锅炉检修及停备用期间的防腐工作。锅炉化学清洗时,会同化学分厂拟定清洗方案。
3、1、6、汽机分厂职责
- 与化学分厂共同进行脱氧器的调整试验,做好脱氧器的运行、维护、检修工作、保证出水溶解氧合格。
- 保证凝器管及真空系统、凝结水泵轴封严密不漏,使凝结水溶解氧和硬度符合标准。
- 做好循环水的补水和排污;以及胶球的清洗设备及铜管成膜设备的维护检修工作。
- 设备检修前,征求化学分厂的意见并纳入检修计划。做好停备用设备的防腐保护工作。
- 当汽轮机油汽水或冷油器漏油时,应及时查明原因,消除缺陷。油系统补换油时,应征求化学分厂的意见。
- 负责做好汽轮机油的管理工作,配合做好发电机冷却系统及水质维护工作。
3、1、7、电气分厂职责
- 负责做好变压器油的管理工作
- 如油质、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。主要的电气充油设备发现异常,大修及变压器吊芯检查或补换油时应及时通知化学分厂。
3、1、8、热工分厂的职责
- 确保与化学监督工作各种表计配备齐全,准确可靠,做好维护及定期检验工作。
- 搞好与化学监督有关设备的程控及自动化调节装置。
- 化学监督任务
进行水、汽、煤、油等的质量监督,使其保持良好的品质,防止热力设备腐蚀、结垢、积盐和油质劣化,进行燃料和飞灰的监督,以便调整锅炉燃烧,提高机组效率;及时发现和消除由于化学方面的问题引起的隐患,防止事故的发生。
- 化学技术监督
3、1、1、热力设备运行中的监督
- 根据机组型式、参数的不同、确立监督项目与分析测定次数,运持中监督项目每班测定不少于二次,给水铜 、铁的测定每月不少于四次。运行中发现异常或机组启动时, 根据具体情况,增加测定的次数和项目。
- 备用或检修后的机组投入运行时,必须及时投入除氧器,并使溶解氧合格,给水溶解氧长期不合格,应考虑对除氧器的结构和运行方式进行改进。
- 机组启动时必须冲取样器,按规定调节水样的流量,保持水样温在30℃以下。
- 锅炉启动后,发现炉水浑浊时,加强加药和排污工作或采取限负荷、降压等措施,直到炉水澄清。
- 水处理药品应按要求均匀加入系统,逐步实施加药自动化。
- 锅炉排污率不小于0.3%。
- 对于各类疏水的质量要严格加强监督,不合格,不经处理不得直接加入系统,严格控制汽水损失。
200MW机组 不大于额定蒸发量1%
100MW机组 不大于额定蒸发量1.5%
25MW~50MW机组 不大于额定蒸发量2%
- 在带负荷冲洗汽轮机叶片时,要监督凝结水的质量,排去比给水质量差的凝结水,当凝结水质量达到要求时,停止冲洗,恢复正常运行。
- 当给水质量劣化时,及时向领导报告并查明原因,进行处理使之恢复正常,若不能恢复正常,继续恶化威胁设备安全经济运行时应采取紧急措施。
- 做好循环水处理工作,控制好循环水的各项指标(包括浓缩倍率)
3、3、2、热力设备检修的监督
- 在热力设备检修前,化学分厂应提出与汽、水质量有关的项目和要求,并会同有关人员在设备检修解体时,对热力设备内部进行详细检查、记录、采样和分折,做出综合判断,针对存在的问题,提出改进意见,在化学分厂人员检查前不得清除设备内部的沉积物,也不得在这些设备内部进行检修工作,
- 热力设备检修时,应检查省煤器、水冷壁、过热器、汽轮机叶片、隔板及铜管的结垢、腐蚀情况;对水冷壁割管进行腐蚀情况检查及垢量测定。
- 锅炉的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。清洗方案报厂主管领导审批。清洗时做好监督,洗后做好总结,清洗的废液的排放应符合环境保护的有关标准,锅炉的清洗应根据垢量和运行年限确定,当锅炉水冷壁垢量达到下列数值时(洗垢法向火侧180℃)应安排化学清洗;对结垢腐蚀严重的锅炉应立即按排化学清洗,锅炉运行时间达到下列年限时,也应进行化学清洗:
锅炉化学清洗标准
参数 垢量(g/m2) 时间(年)
3.1~3.4Mpa 600~900 12~15
10Mpa 400~600 10
15.4Mpa 300~400 6
- 化学水处理设备,各种水箱低温管道的腐蚀情况进行定期检查,发现问题,及时处理,
水箱污脏时应进行清扫,若水箱、排水沟、中合池等防腐层脱落应采取措施。
- 当凝汽器更换铜管时,应根据部颁《火力发电厂凝汽器铜管选材导则》合理选材。安装前应检查铜管质量。
- 大修结束应对过热器进行反冲洗,清洗时应监督出水二氧化硅。
- 热力设备在停备用期间,必须进行防腐保护。具体做法按厂《化学运行规程》执行。
- 本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透明,以降低锅内物质的沉积。
- 锅炉检修后,进行水压试验时应用化学除盐水,不得使用生水。
- 为提高水汽系统监督的可靠性和连续性,火电厂应采取在线化学仪表监督水汽质量。
3、3、3、燃料监督
- 为计算煤耗和掌握燃料特性,每日综合测定入炉煤的灰分、水分、挥发份、热值、每日进行混样综合分析至少一次;每年抽取一次月综合入炉煤样进行元素分折,根据锅炉需要,进行燃料灰熔点或可磨性指数,含硫量的测定。
- 每日做煤粉细度,飞灰可燃性,入炉原煤全水份至少一次。
- 做好入厂燃油油种的鉴别和质量验收,若不符合要求,禁止入厂。
- 测定各种燃油不同温度下的粘度,绘制粘度��温度曲线,以满足燃油加热及雾化的要求。每月至少测定燃油热值23次。
- 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。
- 入炉煤试样应使用自动化机械取样设备制备。
3、4、油务监督
- 变压器油和汽轮机油按现行国家标准《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。
- 运行中变压器和汽轮机油的质量标准按现行《运行中变压器油质量标准》和《汽轮机油质量标准》进行质量检验。
- 运行油的防劣措施按现行国家标准《关于运行油防劣措施的规定》执行。系统和设备补油或混合油按国家标准《关于补充油和混油的规定》。
- 分析变压油中的溶解氧气体,判断充油电气设备内部故障,按现行部颁标准执行。
3、5化学监督的技术管理
3、5、1、化学分厂应具备并贯彻执行下列有关制度
- 化学制度及实施细则
- 岗位责任制
- 化学水处理运行规程、检修工艺规程
- 停备用热力设备防锈蚀保护制度
- 安全工作规程
- 化学药品管理制度
- 化学仪器仪表管理制度
- 油务管理制度
- 垢、水、汽、油、燃料气体,化学药品的取样与化验规程
- 培训制度
3、5、2、应根据设备系统的实际情况应备有下列图表
- 全厂水汽系统图
- 化学水处理设备系统图和电源系统图
- 汽轮机油系统图
- 变压器开关、容量、电压、油量、油种等图表燃料及飞灰取样点布置图
3、5、3、应建立健全下列技术资料
- 各种运行记录
- 水、汽、油、燃料、灰、垢、化学药品和气体的分折记录水汽系统定期查定记录及有关的试验报告
- 水处理设备的调整试验及化学清洗方案与总结
- 热力设备的停备用及检修检查记录与总结报告
- 水处理设备与用油设备的台帐、备品清册及检修检查记录
- 化学仪器、仪表的台帐及校验记录
- 培训记录
3、5、4、应定期向电科院报送下列报表及总结
- 水汽平衡及水汽质量平均合格率,化学仪表投入率及准确率汇总表
- 热力设备检修检查报告
- 水处理设备可用率,停备用热力设备的防腐保护及水处理药品材料消耗情况
- 油质合格率及消耗情况
- 化学清洗总结
- 年度化学监督工作总结
4、检查与考核
本标准所列各项规定可依据有关单位和个人工作标准检查与考核。
热力设备化学检修项目
序号 |
检修
设备 |
检查项 目 |
质量标准 |
检查周期 |
完成单位 |
备
注 |
|
锅
炉
设
备 |
汽包 |
锅内装置完好,表面清洁,无腐蚀沉积物量<45g/m2 |
大 修 |
化验班 |
|
水冷壁 |
基本无腐蚀垢点,
沉积率<60g/m2a |
大修或必要时 |
化验班 |
|
过热器及再热器热段 |
坑蚀<0.2m/m腐蚀坑深<0.2m/m积盐厚度<0.1m/m |
大修或必要时 |
化验班 |
|
冷段再热器 |
腐蚀坑深<0.2m/m |
大修 |
化验班 |
|
省煤器 |
基本无腐蚀坑点,沉积率<60g/ m2a |
大修 |
化验班 |
|
联箱 |
清洁 |
大修 |
化验班 |
|
|
给水减温器门 |
|
大修 |
化验班 |
|
汽
轮
机
设
备 |
本体 |
叶体结盐<10mg/cm.2.a |
大修 |
化验班 |
|
主汽门 |
|
大修 |
化验班 |
|
除氧器及水箱 |
除氧塔内装置完好,箱内防腐层基本完整,无积渣 |
大修 |
化验班 |
|
凝汽器 |
汽侧基本无氨蚀现象
水侧附着物<0.3m/m
腐蚀坑深<0.3m/m |
大修 |
化验班 |
|
泵类 |
|
大修 |
化验班 |
|
高低加热器 |
|
大修 |
化验班 |
|
机组正常运行阶段的水汽质量
1蒸汽质量
炉号 |
Na+ ug/l |
SiO2 ug/l |
2-7 |
≤15 |
≤20 | |
|
2、给水质量
<DIV align=right>
炉号 |
PH |
溶解氧ug/l |
Cu ug/l |
Fe ug/l |
SiO2 ug/l |
联氨mg/L |
2-7 |
8.5-9.2 |
≤15 |
≤10 |
≤50 |
≤20 |
|
9-16 |
8.8-9.3 |
≤7 |
≤5 |
≤30 |
≤20 |
|
01 |
8.8-9.3 |
≤7 |
≤5 |
≤20 |
≤20 |
10--50 | </DIV>
3、凝结水质量
机号 |
YD umol/l (1/2Ca2+、1/2Mg2+) |
溶解氧 ug/l |
氨 mg/l |
1-2 |
≤3 |
≤50 |
0.3�0.5 |
5-9 |
≤2 |
≤50 |
0.4�0.6 |
01 |
≤2 |
≤40 |
0.4�0.6 | |
- 炉水质量
<DIV align=right>
炉号 |
PH |
磷酸根 mg/l |
SiO2 mg/l |
总含盐量mg/l |
2-7 |
≥9 |
4�12 |
≤8 |
100 |
13-15 |
9�10 |
2�10 |
≤1.6 |
100 |
9、10、11、12、16 |
≤0.8 |
01 |
9�10 |
2�8 |
≤1.5 |
50 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
</DIV>
- 锅炉给水质量
水处理系统 |
SiO2 ug/l |
DD us/cm |
一级除盐加混床 |
≤20 |
≤0.2 |
6、疏水质量标准
疏水 |
YD ug/l ((1/2Ca2+、Mg2+) |
Fe ug/l |
|
≤5 |
≤50 |
- 水内冷发电机质量标准
处理方式 |
DD us/cm |
Cu ug/l |
PH(25℃) |
不加缓蚀剂 |
≤5 |
≤200 |
>7.0 |
8、循环水质量标准
<DIV align=right>
|
PH |
备注 |
1�9机 |
7.4�8.1 |
|
01机阻垢剂处理 |
8.2---8.5 |
浓缩倍率小于4大于3时,加酸。PH控制8.2---8.5 |
</DIV>
机组启动时的水汽质量
机组启动前,在用加有氨和联氨的除盐水冲洗高低压给水管和锅炉本体,待全铁的含量合格后再点火。
机组启动时,凝结水、疏水质量不合格不准回收。蒸汽质量不合格不准并汽。
- 蒸汽质量
炉号 |
SiO2 ug/l |
Na+ ug/l |
备注 |
2�7 |
≤80 |
≤50 |
8h达到正常运行时的标准 |
9�16 |
≤60 |
≤20 |
01 |
≤60 |
|
|
- 给水质量
炉号 |
|
|
溶解氧ug/l |
SiO2 ug/l |
2---7 |
≤10 |
≤150 |
≤50 |
≤40 |
9---16 |
≤5 |
≤100 |
≤40 |
≤40 |
01 |
≤5 |
≤75 |
≤30 |
|
- 凝结水启动回收质量
外状 |
YD umol/l |
Fe ug/l |
Cu ug/l |
无色透明 |
≤10 |
≤100 |
≤30 |
机组大修检查情况
检查部位 |
检查内容 |
检查周期 |
检查机构 |
主油箱 |
油箱四壁、底部、油箱内管路及油管子、油中杂质的种类及厚度的分布情况 |
大修前做 |
煤油班 |
小油箱 |
油箱四壁、底部、油泥、杂质情况及厚度分布 |
净油装置 |
两侧油泥杂质情况及厚度分布 |
油管路 |
管壁、油泥、油中杂质情况 |
调速系统及轴瓦 |
油泥、油中杂质情况 |
指示片 |
检查指示片锈蚀情况,加装新的指示片 |
变压器大修检查内容
检查部件 |
检查内容 |
检查周期 |
检查机构 |
线圈 |
油泥污染情况 |
大修 |
煤油班 |
上盖 |
油泥污染情况 |
下盖 |
油泥污染情况 |
绝缘材料 |
老化情况 |
变压器周围、吊芯时吊车房 |
在气湿度小于70% |
#32汽轮机油新油标准
检查项目 |
质量标准 |
外观 |
透明 |
水份 |
无 |
颗粒度 级 |
≤4 |
破乳化度 min |
≤15 |
运动粘度(40℃)mm2/s |
28.8----35.2 |
酸值 mgKOH/g |
未加防腐剂≤0.03 加防腐剂≤0.3 |
闪点(开口)℃ |
≥180 |
倾点 ℃ |
≤-7 |
液相锈蚀 |
无 |
起泡性试验 ml/ml |
优级品 一级品 合格品 |
24℃
93℃
后24℃ |
45% 45% 60%
10% 10% 10%
45% 45% 60% |
空气释放值(50℃)min |
≤5 ≤5 |
|
1总氧化产物 % |
报告 |
沉淀物% |
报告 |
2氧化后酸值达2.0mgKOH/g
时的时间 |
3000 2000 1500 |
#32汽轮机油运行质量标准
设备名称 |
取样地点 |
检测项目 |
质量标准 |
检测周期 |
备注 |
汽
轮
机 |
油箱底部 |
外观 |
透明 |
每周一次 |
目视 |
冷
油
器 |
水份 |
无 |
每周一次 |
目视 |
颗粒度 级 |
≤MOOG4 |
每周一次 |
颗粒度测定仪分析 |
水份 PPm |
≤100 |
|
库仑法分析 |
破乳化度min |
≤60 |
每月一次 |
GB7605-87 |
运动粘度40度mm2/S |
≤1.2*新油标准值 |
每季度一次 |
按GB265进行分析 |
酸值mgKOH/g |
1加防腐剂≤0.3 2、未加防腐剂≤0.2 |
每季度一次 |
按GB240-77或GB7599进行分析 |
闪点(开口)度 |
1不比前次测定值低8度2 不比新油标准值低8度 |
每季度一次 |
按GB-267-77进行分析 |
液相锈蚀 |
无锈 |
每半年一次 |
按YS-21-84进行分析 |
泡沫特性 |
|
每年一次 |
按GB/T12579-90 |
|
|
水溶性酸碱 |
|
每季度一次 |
按GB7598-87 |
变压器油质量标准及检测项目
检测项目 |
新变压器油 |
投入运行前油 |
运行中油 |
注: |
#25 |
#45 |
外观 |
透明、无悬浮物和机械杂质 |
目测 |
密度 ≤kg/m3不大于 |
895 |
|
|
GB/T1884或GB/T1885 |
运动粘度mm2/s(40℃) |
≤11 |
≤13 |
|
|
GB/T265 |
倾点 |
不高于-22 |
报告 |
|
|
GB/T3535 |
凝点 |
|
不高于-45 |
|
|
GB/T51023 |
闪点℃ 不低于 |
140 |
135 |
>140(#25油) |
- 不比新油标准低5度
- 不比前次测定值低5度
|
GB/T261 |
|
酸值 mgKoH/g不大于 |
0.03 |
0.03 |
0.1 |
GB/T7599GB/T264 |
腐蚀性硫 |
非腐蚀性 |
|
|
SH/T0304 |
氧化安定性
氧化后酸值mgKOH/g
氧化后沉淀物% |
≤0.2
≤0.05 |
|
|
SG/T0206 |
水溶性酸碱 |
无 |
无 |
无 |
GB/T7598 |
界面张力mN/m |
≤40 |
≤38 |
|
|
GB/T6541 |
游离碳 |
无 |
无 |
无 |
外观目测 |
水
分 |
变压器
ppm220-330
66-110 |
报告 |
≤15
≤20 |
≤30
≤35 |
GB7600或7601 |
互感器套管ppm220-330
66-110 |
|
≤15
≤20 |
≤25
≤35 |
|
|
|
|
|
|
|
运行中变压器油检测周期和检测项目
设备名称检测项目 |
|
|
|
电力变压器 |
220-500 KV |
每年至少两次 |
水溶性酸、酸值、闪点、机械杂质、游离碳、水分、界面张力 |
110KV 及以下 |
每年至少1次 |
所、厂用变压器 |
35KV及以上或 |
每年至少1次 |
水溶性酸、酸值、闪点、机械杂质、游离碳、水分 |
1000KVA及以上 |
三年至少1次 |
配电变压器 |
560KVA及以上 |
每年至少1次 |
水溶性酸、酸值、闪点、游离碳、 |
220KV及以上 |
三年至少1次 |
互感器 |
35�110KV |
每年至少1次 |
水溶性酸、游离碳、水分 |
110KV及以上 |
三年至少1次 |
油开关 |
110KV以下 |
每年至少1次 |
水溶性酸、机械杂质 |
少油开关 |
三年至少1次换油 |
套管 |
110KV 及以上 |
三年至少1次 |
水溶性酸、游离碳、水分 | |
, >
水溶性酸、酸值、闪点、机械杂质、游离碳、水分 |
1000KVA及以上 |
三年至少1次 |
配电变压器 |
560KVA及以上 |
每年至少1次 |
水溶性酸、酸值、闪点、游离碳、 |
220KV及以上 |
三年至少1次 |
互感器 |
35�110KV |
每年至少1次 |
水溶性酸、游离碳、水分 |
110KV及以上 |
三年至少1次 |
油开关 |
110KV以下 |
每年至少1次 |
水溶性酸、机械杂质 |
少油开关 |
三年至少1次换油 |
套管 |
110KV 及以上 |
三年至少1次 |
水溶性酸、游离碳、水分 |