技术监督实施细则

技术监督管理实施细则二〇一三年五月目录临涣中利发电有限公司技术监督管理实施细则2化学技术监督实施细则8金属技术监督制度实施细则22电气绝缘技术监督实施细则35电测技术监督管理实施细则43电能质量技术监督管理实施细则52继电保护及安全自动装置技术监督实施细则58励磁技术管理制度实施细则67自动化监督制度实施细则75通信技术监督制度实施细则80热控技术监督实施细则84科技信息管理实施细则95环境保护技术监督实施细则96节能技术监督实施细则104汽轮机技术监测管理实施细则113锅炉及压力容器安全监督管理工作实施细则122起重机械（具）使用与安全管理实施细则125电梯的使用与安全管理实施细则129发电机设备管理实施细则132计量工作管理办法1371附件1：临涣中利发电有限公司技术监督管理实施细则1、范围本标准规定了临涣中利发电有限公司技术监督管理的基本原则及实施细则。本标准适用于临涣中利发电有限公司技术监督工作的开展。2、性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。安徽省电力行业技术监督工作管理办法。3、总则3.1为了更好地贯彻执行国家及电力行业有关技术法规，规范和加强我公司技术监督管理工作，建立、健全技术监督体系，根据安徽省电力行业技术监督工作管理办法的要求，制定本实施细则。3.2技术监督管理的目的是：建立高效、通畅、快速反应的技术监督管理网络，确保国家及行业有关技术法规的贯彻实施，确保公司有关技术监督管理指令畅通无阻，通过有效的手段，及时发现问，采取相应措施尽快解决问题，提高发电设备安全可靠性，最终保证安全、可靠、经济、环保运行。3.3技术监督管理工作贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，按照“关口前移、闭环控制”的原则，实行技术管理责任制，按照依法监督、分级管理、闭环控制、专业归口的原则，实施对电力工程初步审查、设备选型与监造、安装、调试、试生产到运行、检修、停备用、技术改造中的技术性能检测和设备退役鉴定的全过程、全方位技术监督管理。3.4技术监督管理工作以质量为中心，依据有关的方针政策、法律法规、标准、规程、制度，利用计量、检验、试验等手段，建立全方位的技术监督管理体系。3.5技术监督管理理念要不断创新，以适应技术监督管理的需要。技术监督管理工作要依靠技术进步，采用和推广成熟的、行之有效的新技术、新方法，不断提高技术监督管理的专业水平。4、技术监督管理机构与职责分工4.1我公司的技术监督管理网自上而下分为三级，组织机构图如下。2副总经理公司技术监督领导小组（一级）安监部技术部策划部发电部各专业技术监督管理组（二级）相关部室外委单位扩建部门各技术监督工作组（三级）运行、维护部门领导专业工程师（点检员）相关班组4.2公司成立技术监督管理领导小组，由分管生产的副总经理任组长，具体、全面领导技术监督管理工作。其成员包括技术支持部、发电部、安监部的负责人。公司技术监督领导小组主要职责为：4.2.1在安徽省电力科学研究院的指导下，按照技术监督管理的要求，积极做好各项技术监督管理工作；4.2.2按国家、行业、有关技术监督管理政策、规程、标准、制度、技术措施等制定本公司的技术监督管理实施细则，定期对全厂的技术监督体系、工作效果进行评价，提出持续改进措施；4.2.3审查、批准各专业技术监督管理组的工作报告，发现重大设备问题及时报告集团公司和安徽省电力科学研究院；4.2.4负责组织本单位重大设备事故的调查、分析、处理工作，协调、监督反事故措施的落实情况；4.2.5组织有关部门参加新建、技改工程的设计审查、设备选型、监造、安装、调试、试生产阶段的技术监督管理和质量验收工作；4.2.6组织人员参加集团公司和电科院组织的技术培训，提高技术监督管理水平；制定全公司的技术培训计划，提高技术人员的专业水平；4.2.7结合年度计划检修和技术改造工程制定技术监督管理工作计划，协调各有关单位按计划完成技术监督工作，按时报送技术监督工作报表，检查、考核技术监督计划的执行情况；4.2.8定期召开技术监督领导小组工作会议，落实技术监督管理的工作计划，协调、解决工作中存在的问题，督促、检查技术监督管理各项工作的落实情况；4.2.9按与安徽省电力科学研究院签定的技术服务合同，对其提供的技术服务进行监督评价；4.2.10检查各专业技术监督管理组开展情况，与公司现行经济责任制挂钩考核与奖惩。4.3各专业技术监督管理组具体负责技术监督的管理工作，其成员包括技术支持部、发电部、安监部、策划部的负责人和绝缘、金属、化学、环保、热控、继电保护、电测、节能、电压质量、通信、自动化、锅炉压力容器、汽轮机、发电机、特种设备、科技信息等专业的技术监督专职工程师以及相关单位的技术人员或管理人员组成。专业技术监督管理组主要职责有：34.3.1在公司技术监督管理领导小组的领导下开展工作，建立健全专业设备技术档案，指导运行和维护班组开展技术监督的日常工作；4.3.2组织贯彻执行国家、行业、集团公司有关技术监督管理政策、规程、标准、制度、技术措施等，制定本专业的技术监督管理实施细则；4.3.3发现重大设备问题及时报告公司技术监督管理领导小组；4.3.4参加本专业重大设备事故的调查、分析、处理工作，审核、修订反事故措施并督促落实；4.3.5参加本专业新建、技改工程的设计审查、设备选型、监造、安装、调试、试生产阶段的技术监督管理和质量验收工作；4.3.6组织、参加集团公司和电科院组织的技术培训，提高技术监督管理水平；4.3.7结合年度计划检修和技术改造工程，制定本专业的技术监督管理工作计划，组织、协调有关单位开展技术监督工作，定期检查计划的执行情况，按时完成技术监督报表和技术监督管理#工作总结#；4.3.8定期召开本专业的技术监督管理工作会议，落实技术监督管理的工作计划，协调、解决工作中存在的问题，督促、检查各项工作的落实情况；4.3.9建立健全计量标准，做好量值传递，保证计量量值的统一、准确、可靠。4.4各运行和维护部门、班组在技术监督管理组的指导下开展技术监督日常工作，主要职责有：4.4.1具体贯彻执行国家、行业、集团公司有关技术监督管理政策、规程、标准、制度、技术措施等；4.4.2对所管辖的设备按规定进行监测，及时掌握本单位设备的运行情况、存在的缺陷和发生事故的情况；对于发现的设备缺陷要及时消除；达不到监督指标的，要提出具体改进措施；对设备的维护和检修进行质量监督，建立健全设备技术档案；做好有关技术监督试验、分析和定期检测工作；编写试验方法，编写本单位的技术监督工作报告；重大设备问题及时报告上级领导和公司技术监督管理组；4.4.3参加本单位事故的调查分析工作，制定、上报反事故措施并积极落实；4.4.4参加本单位新建、技改工程的设计审查、设备选型、监造、安装、调试、试生产阶段的技术监督管理和质量验收工作；4.4.5参加上级组织的技术培训，提高技术监督管理水平；积极开展本单位内部的技术培训，提高技术人员和工作人员的专业水平；4.4.6结合年度计划检修和技术改造工程，制定本单位的技术监督管理工作计划并组织落实，按时完成技术监督报表和技术监督管理工作总结；4.4.7建立健全本单位设备技术台帐等监督管理档案。5、技术监督范围和内容5.1公司技术监督包含九项技术监督和八项技术管理。技术监督工作既要进行监督又要对过程进行控制；既要发现问题又要解决问题，形成全过程闭环管理。九项技术监督指绝缘、化学、金属、电测、热控、环保、继电保护及安全自动装置、节能、电压质量。八项技术管理指励磁、自动化、通信、锅炉压力容器、发电机、汽轮机、特种设备及科技信息技术管理。5.2九项技术监督的范围：技术监督是生产技术管理中一项全方位、全过程的技术管理工作，覆盖设计审查、设备选型、监造、安装、调试、生产运行、检修全过程，技术监督的内容包括绝缘、化学、金属、电测、热控、环保、节能、电能质量、继电保护及安全自动装置等。45.3技术监督的内容（不仅限于以下内容）：5.3.1绝缘监督：电气设备的绝缘强度，过电压保护及接地系统。发电机、变压器、电抗器、开关（包括GIS）、电流互感器、电压互感器、耦合电容器、避雷器、电缆、母线、绝缘子等设备的绝缘强度，过电压保护及接地系统等。5.3.2化学监督：水、汽、电力用油（气）、燃料品质；热力设备的腐蚀、结垢、积盐；热力设备停备用保护；在线化学仪表等。5.3.3金属监督：金属监督范围内的锅炉、压力容器、高温或承压管道及部件、高速旋转部件（汽轮机大轴、叶轮、叶片、发电机大轴、护环）、金属材料的组织、性能变化、寿命评估，缺陷分析，焊接材料和工艺等。5.3.4电测监督：电工测量仪表、电能表、互感器、电量变送器、测量系统二次回路、电测计量装置等的准确率。5.3.5热控监督：压力、温度、流量、重量、转速、振动检测装置的检验率、调前合格率，计量标准装置的准确率，自动调节、控制、显示、保护、连锁设备和系统的投入率、动作正确率。5.3.6环保监督：污染物（废水、烟尘、二氧化硫）排放和噪声监测及超标治理；环保设施效率测定、鉴定；电厂的环境现状评价及新、扩、改建电厂的环境影响评价。5.3.7节能监督：发电设备的效率、能耗（燃料、水）、变电设备损耗以及提高效率、降低损耗的措施。5.3.8电能质量监督：电能质量包括幅值质量（电压偏差、波动和闪变、三相不平衡度）和波形质量（正弦波形畸变率）。电能质量监督由当地调度部门统一管理，我公司应按调度要求做好发电机进相运行、机炉协调等工作。5.3.9继电保护及安全自动装置监督：按规定安装继电保护装置和安全自动装置，保证其投入率、正确动作率，并对动作进行评价分析。5.4八项技术管理的范围八项技术管理是技术监督管理体系的有机组成部分，技术管理的内容包括励磁、自动化、通信、压力容器、汽轮机、发电机、特种设备、科技信息管理。5.5八项技术管理的内容（不仅限于以下内容）：5.5.1锅炉压力容器电力生产用锅炉压力容器、压力管道安全监督管理工作，防止发生爆破事故，保障设备及人身安全，确保安全发供电。5.5.2发电机设备管理发电机主辅设备的技术管理工作。5.5.3励磁管理发电机的励磁系统以及所属的二次回路的管理工作。5.5.4自动化管理发电厂一次调频、AGC、AVC、远动装置的监督管理工作。55.5.5汽轮机监测发电厂汽轮机振动、叶片、油品的监测管理工作。5.5.6特种设备管理发电厂内的电梯、起重机械、空压机、特殊消防设备等特种设备的安全管理。5.5.7通信管理发电厂生产与行政通信管理，与省调通中心的通信及数据网的管理工作。5.5.8科技信息管理对当前电力行业的动态、标准、规定、最新科技等信息的管理工作。6、技术监督管理与考核6.1各级技术监督人员要自觉提高对技术监督管理工作重要性的认识，自觉贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，按照“关口前移、闭环控制”的原则，运用技术监督管理这一有效手段，降低生产过程中的潜在危险。要贯彻“安全第一、预防为主、综合治理、关口前移、闭环管理”的方针，通过技术监督管理工作的细化，掌握机组运行的特性和规律，提高安全生产水平。6.2技术监督管理工作要健全组织机构，落实责任，各专业技术监督网络要制定本专业工作责任制和实施细则，积极、全面地将安全性评价和《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的内容融入技术监督工作中。建立内部技术监督管理体系的自查制度。技术监督管理工作要实行闭环管理，既要发现问题，又要解决问题。按责任制要求，工作到位，责任到人。技术监督管理人员应由具有较高的专业技术水平和现场实际经验的技术人员担任，应保证人员的相对稳定。当技术监督网络的成员发生岗位变动时，应及时调整成员名单，以保证组织机构的完整和监督工作的连续开展。6.3各技术监督网络必须对各种监测、检验、试验数据进行历史的、综合的比较、分析，充分利用计算机资源以提高工作效率和效果，要通过加强技术监督的过程管理，在事故发生前发现和解决事故隐患。6.4各技术监督网络要严格按规程、标准、反事故措施开展技术监督工作。由于设备具体情况而不能执行规程、标准、反事故措施时，应进行认真分析、讨论，由副总经理批准并征得安徽省电力科学研究院的同意，重大问题要报集团公司技术监督管理办公室。6.5各技术监督网络应建立、健全各种技术监督设备台帐和工作档案、规程、标准，由设备主管单位负责保管，并保证其完整性、连续性、有效性、准确性。应按有关技术监督管理工作的要求，建立相应的试验室和计量标准室，配备必要的技术监督、检验和计量设备、仪表，技术监督测试和计量标准器具、仪表必须按规定进行校验和量值传递。基建工程移交生产时，工程建设单位应及时移交工程建设中的设备制造、设计、安装、调试过程的全部档案和资料。6.6健全技术监督管理检查制度，保证技术监督管理工作正常开展。积极配合安徽省电力科学研究院对各专业的技术监督管理情况的定期检查。各技术监督网络在接到检查报告后15天内完成整改或提出整改限期整改；一个月内把整改计划报技术监督管理领导小组和安徽省电力科学研究院。对提出的问题不进行整改的单位，视情节轻重，给予相应的警告，扣除绩效奖200～500元并在当月的经济责任制考核中兑现。凡由于技术监督管理不当或自行减少技术监督管理项目、降低技术监督管理标准而造成严重后果的，公司要追究有关当事者的责任。6.7公司设立技术监督管理专项奖励基金，技术监督领导小组每年组织不少于两次的对各监督网络工作的检查、评价，并出具检查报告。评定年度技术监督管理工作先进网络和先进个人并予以一定的奖励，对技术监督工作落后的专业应令其整改。6.8各技术监督网络应按各专业规定格式、规定日期将技术监督项目及指标完成情况上报安徽省6电力科学研究院。6.9我公司实行技术监督预警制度。各技术监督网络在接到安徽省电力科学研究院“技术监督预警通知单”后，必须立即提出措施进行整改，并规定时间予以回执。重要设备出现重大异常或事故，应及时向集团公司、安徽省电力科学研究院报告，重要问题还应进行专题报告。6.10积极配合集团公司技术监督管理办公室对我公司各专业技术监督管理工作的质量进行检查考核。6.11各技术监督网络至少每半年编写本专业的工作总结，报分管副总经理批准，并于每年的1月15日前和7月15日前召开半年度技术监督工作会议，对于不按期召开技术监督会议的，每次扣责任人100元。该会议应分析、评价本专业技术监督工作的开展情况及存在的问题，研究制定改进措施和解决对策，总结经验教训，总结和协调本专业技术监督管理工作，讨论和部署下一阶段的工作任务和要求。及时召开本专业专题会议，研究、讨论生产中出现的技术难题。6.12公司部技术监督管理领导小组每年至少召开两次技术监督管理工作会议，总结和协调我公司的技术监督管理工作，分析技术监督管理工作存在的问题，讨论和部署年度技术监督管理工作任务和要求，评价全厂的技术监督管理工作体系，提出持续改进的措施。6.13各技术监督网的技术经济指标考核按《临涣中利发电有限公司经济责任制考核办法》执行。7、附则7.1本办法由临涣中利发电有限公司技术监督领导小组负责解释。7.2本办法自颁布实施之日起执行。7附件2：化学技术监督实施细则1、范围1.1本标准规定了临涣中利发电有限公司化学监督的任务、化学监督机构及职责分工、化学监督工作内容及化学监督考核等事项。1.2本标准适用于临涣中利发电有限公司化学监督管理工作。2、规范性引用文件下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。《化学技术监督条例》（华东电生[1994]566号）。《安徽省火电厂冷态启动化学监督管理办法》。《安徽省火电厂凝汽器铜管管理条例》。《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》（SD223-2005）。《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（SD135-2001）。《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T12145-2006）。3、术语和定义4、化学监督的主要任务4.1按照技术监督部门要求，做好各类报表、台帐的建立、统计、分析、填报工作；做好与化学监督有关的各项管理制度的制定、修订、落实工作；做好与化学监督有关的检查、评比、总结工作。4.2对机组的补充介质及机组运行中介质进行质量监督，指导优化介质品质，以减缓发电设备的腐蚀、结垢、积聚沉积物及油质劣化程度，防止因介质品质不良造成发电设备异常或损坏。4.3对燃料和灰渣进行质量监督，为锅炉调整燃烧工况提供可靠依据。4.4指导化学仪表的合理配置与准确投入，提高水、汽在线监测水平和水、汽品质自动调整水平。4.5检查、监督停（备）用设备的防锈蚀保护工作，减缓设备停（备）用期间的锈蚀程度。4.6指导有关部门进行与化学监督有关的各项调整试验。4.7配合有关部门降低燃料消耗、油耗、汽水损失率，降低水处理成本。4.8配合有关部门做好发电设备的检查、检修、验收、评价、定级工作。4.9指导技术管理和技术监督工作。85.2.2.35、化学监督机构及职责分工5.1化学监督机构5.1.1公司建立化学监督网，设化学监督专职1名，网员若干名。网员由机、电、炉、热、燃、化等专业人员组成。5.1.2化学监督网在生产副总领导下开展化学监督工作。5.2职责分工5.2.1生产副总职责5.2.1.1领导本公司化学监督工作，建立化学监督网，贯彻电力行业有关化学监督的各项规章制度和要求，审批本公司有关化学监督制度和措施。5.2.1.2组织调查研究与化学监督有关的重大设备事故和缺陷，并决定所采取的技术处理措施。5.2.2化学监督专职职责5.2.2.1在生产副总领导下，负责安排、落实、协调、检查本公司化学监督的具体工作。5.2.2.2在生产副总领导下，做好发电设备在设计、选型、制造、安装、调试、运行、停（备）用、检修、技改期间的化学监督工作；督促做好化学清洗、设备防腐防垢、防止油质劣化、降低汽水损失率及油耗等项工作；协调各专业、各部门努力提高全厂水、汽、油、气、燃料、灰渣的质量及其它各项技术指标。定期主持化学监督网会议，组织网员对本公司化学监督工作进行检查、交流、总结，并提出下一阶段的工作安排，报请副总经理批准。5.2.2.4制定、审查本公司化学监督制度和与化学监督有关的各类规程。5.2.2.5指导化学专业各班组做好技术管理、技术监督基础工作。5.2.3网员职责5.2.3.1积极引导本专业、本部门认真贯彻执行与化学监督有关的各项管理制度和技术措施。5.2.3.2积极支持和落实本专业、本部门的各项化学监督具体工作。5.2.3.3积极协助化学监督专职做好与化学监督有关的其它工作。6、基建期间的化学监督6.1新建或扩建机组，应向设计单位提供必要的基础资料，并参加有关设计审核工作。6.2设备到货及安装期间，应对设备状况进行检查、监督，发现问题及时向工程建设部门提出并督促处理。检查、监督内容主要包括：）热力设备的腐蚀程度及防腐措施。）热力设备的材质性能及质量。）锅炉（汽水分离、加药、排污装置等）、除氧器、凝汽器内部装置的构造及质量。）凝汽器不锈钢管及其它设备管束的材质性能及质量。e）水、汽、油、气、煤、灰取样点及取样装置的正确性。）化学仪表配置情况。）水处理设备的材质、防腐层、内部装置、填料的性能及质量。6.3水处理设备必须在锅炉水压试验以前完成安装及试运工作，以满足工程进展需要。6.4锅炉水压试验时，水质应满足如下要求：）氯离子含量小于0.2mg/L。）联氨含量200～300mg/L。）pH值（25℃）10～10.5（氨调整）。6.5锅炉及其它热力系统化学清洗时，应严格执行《火力发电厂锅炉化学清洗导则》和已审定9的化学清洗方案。化学清洗结束至锅炉点火前的停放时间不应超过20天，以减少设备清洗后的锈蚀程度。化学清洗质量应达到如下要求：）被清洗的金属表面应清洁，无残留氧化物和焊渣，保护膜完整，不出现二次锈，无点蚀，无明显金属粗晶析出，无镀铜现象。）平均腐蚀速率≤8g/m22h，腐蚀总量≤80g/m2。）固定设备上的阀门、仪表不应受到损伤。6.6机组分部试运及整套启动期间，化学人员应根据已审定的调试方案，对水、汽、油、气、燃料、灰渣等介质进行质量监督。试运机构应支持化学监督工作。7、机组运行阶段的化学监督7.1新建机组在完成分部试运后即应按照运行阶段有关规定进行化学监督。7.2新投入运行的锅炉必须进行热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化学试验和调整试验：）改变锅内装置或锅炉循环系统。）给水质量有较大改变或改变炉内水处理方式。）发现过热器或汽轮机有积盐。7.3新投运的凝汽器、除氧器，应进行调整试验，以确定最佳的除氧方式，保证除氧效果。如凝结水、除氧水溶氧长期不合格，应考虑对其结构、系统进行改进。7.4水处理设备投产后，或设备改进、原水水质有较大变化时，应对再生工艺、运行工艺及树脂配比等项目进行调整试验。7.5下列在线化学仪表必须配备，表计级别应达到相应要求，已配备的化学仪表或装置应保证投入。a）混床出水、除盐水、炉水电导率表，1.0级。）凝结水、给水电导率表（氢交换），1.0级。）凝结水、给水溶氧表，3.0级。）给水、炉水pH表，0.05级。e）凝结水、蒸汽钠表，0.01级。f）发电机氢气纯度、湿度在线分析仪，1.0级。7.6应加强化学仪表校准/检验实验室的管理，切实做好化学仪表的量值传递与溯源工作。7.7下列已配备的自动加药装置及各类程控，应能保证投入运行：）凝结水自动加氨装置。）给水自动加氨、自动加联氨装置。）炉水自动加磷酸盐装置。）锅炉连排测控装置。）锅炉补给水处理系统程控。）凝结水精处理系统程控。g）制氢系统程控。7.8凝结水精处理系统应保证连续投入运行，凝结水处理量应达到100%。7.9在线油质净化装置、内冷水密封系统应能保证正常投入；氢气干燥装置应保证随时可投。7.10各类离子交换柱、氢气干燥装置、变压器吸附器内的填料应及时进行再生或更换。7.11胶球清洗装置应能正常投入。7.12严禁使用技术指标、规格不符合要求的工业药品、分析药品及水处理填料，应加强对来料的检验、试验工作。107.13向机组补充的各类介质应保证合格，严禁将不合格介质补入系统。7.14机组运行期间，各类介质应按如下要求监督：7.14.1水、汽质量控制标准以机组冷态启动并网后8小时作为分界点，之前执行启动标准，之后执行正常标准，具体控制指标详见《临涣中利发电有限公司23300MW机组水汽质量标准》（附录A）。7.14.2氢气质量控制标准按《氢气质量标准》（附录B）执行。7.14.3汽轮机油、抗燃油、变压器油、SF6气体质量控制标准按《机组运行中油类质量标准》（附录C）及《机组运行中SF气体质量标准》（附录D）执行；机械油按设备使用书要求6进行油质监督。7.14.4煤、灰质量监督按《煤、灰质量监督值》（附表E）执行。7.14.5各类介质的监督项目与化验周期按表1执行。遇有下列情况之一者，相应监督项目应缩短人工化验周期：）机组启动期间。）在线分析仪表未投入运行，或与人工化验结果的相对误差超过规定。）工况调整或指标异常。）水处理设备临近失效。1各类介质的监督项目与化验周期序号名称循环水入炉煤入炉煤泥入炉煤、煤泥飞灰炉渣原水炉水监督项目控制标准单位pH值7.5～9.0总碱度≤10mmol/L酚酞碱度≤1.0mmol/L总硬度mmol/LCa2+30-200mg/LCl-mg/L浊度≤20NTU浓缩倍率3.0-3.5全水分%分析水分%灰分%挥发份%低位发热量MJ/kg筛分试验全硫%全水分%分析水分%灰分%挥发份%低位发热量MJ/kg全硫%元素分析含碳量%含碳量%全分析PH9.0-9.7PO43-≤1mg/L电导率≤20μs/cmSiO2≤200μg/L间隔时间化验员中班、大夜班发电部每四小时一次中班、小夜班发电部每天一次每天两次每周二中班发电部半年一次安监部每周四中班发电部每周四中班发电部每季一次安监部每班一次每日白班发电部11序号名称监督项目控制标准单位精处理出口PH精处理出口SiO2≤15μg/L09凝结水硬度≈0μmol/L溶氧≤30μg/LNa+≤5μg/kgPH9.2-9.6溶氧≤7μg/L10给水联胺≤30μg/L二氧化硅≤20μg/L硬度≈0μmol/L11过热蒸汽Na+≤5μg/kg二氧化硅≤20μg/L12饱和蒸汽Na+≤5μg/kg二氧化硅≤20μg/LPH7.0-9.013内冷水电导率≤5μs/cm硬度≤2μmol/L14机组启动《运规》规定水汽监督监督项目依照相关15机组停运措施规定保护监督小小修并网后816机组启动小时、24小时水汽监督水汽质量查定热力系统17水汽质量检全分析查间隔时间化验员每日白班发电部每班一次每日白班发电部每日白班发电部每日白班发电部每日白班发电部锅炉点火至机组发电部并网8小时机组停运发电部安监部每月1次安监部水汽铜铁硅18钠查定水汽系统痕19量离子检测生活水饮用20水工业废水、含煤废水、含油21废水、复用水、生水、雨水、22循环水汽轮机油、密封油、电泵用23油凝结水、精处理出水、给水、炉水、蒸汽、内冷水全分析氟化物PH、悬浮物、COD、油、氟化物、砷、硫化物、挥发酚、重金属简化分析外观、颜色、水分、机械杂质每周1次安监部每季度一次安监部每季度一次安监部每周1次每月2次安监部每周1次安监部每周1次安监部12序号名称监督项目控制标准单位间隔时间化验员闪点、酸值、运动黏度、破每月1次乳化度、锈蚀试验六、十二月各1次起泡沫试验、每年或必要时空气释放值颗粒度每年4次，补油或检修后安监部启机增测颗粒度。全分析每年2次，大修后投运前安监部增测。外观、颜色、机械杂质、运动黏度、酸每月1次值、水份、电阻率、闪点倾点、密度、安监部24抗燃油氯含量、泡沫特性、空气释六个月1次放值、矿物油含量、自然点颗粒度每年4次，补油或检修后安监部启机增测颗粒度。送、引风机及外观、水分、机械杂质、开25锅炉辅机用每季1次安监部口闪点、运动油黏度除盐水、精处26理再生盐酸铁每月一次安监部罐中盐酸盘滤进水、超锅补水系统滤进水、一反27进水、二反进每月一次安监部铁离子查定水、混床进水、出水湿度、纯度、286分解产物、严每年1次或必要时安监部SF密性29发电机内氢纯度＞96%%每周二、五安监部气介质损耗系主变、启备数、击穿电30变。高厂变、压、体积电阻每年一次安监部率、油泥和沉淀物13序号名称监督项目控制标准单位间隔时间化验员外状、水溶性酸值（PH）、酸值、闪点、每季1次或必要时水分、界面张力、色谱分析全水分、分析水分、灰分、挥发分、固定每批一次碳、全硫、低位发热量31入厂煤（煤标煤化验安监部泥）（检验煤分每月1次析仪器）量热仪换水、热容量标定每季1次或必要时①化验数据应记录在专用报表上；②化学运行每两小时抄录水汽在线仪表数据一次，发现水质超标时，应首先化验分析后再采取措施；③当化验数据与在线仪表数据偏差较大时，及时联系校表。备④氢气化验数据应与集控抄表数据对照，发现数据偏差较大时，及时联系校氢气在线纯度表。注⑤水、汽、气、油等质量不符合要求或在线仪表故障时，应加强化学监督，增加取样化验次数。7.15机组冷态启动期间应按下列要求进行化学监督：7.15.1机组启动前应首先对汽轮机油、抗燃油、内冷水、机内氢等介质进行取样化验。在介质品质不合格的情况下，严禁机组启动。7.15.2热力系统上水后，应按要求进行冷态冲洗和热态冲洗。冲洗水源必须是加有氨和联氨的除盐水，冲洗水pH值控制在8.8～9.3范围内。7.15.3冷态冲洗：首先进行凝汽器至除氧器段的冲洗，冲洗至除氧器排水Fe≤75μg/l时，延续至锅炉段；冲洗至炉水Fe≤200μg/l时，冷态冲洗结束。冷态冲洗合格后，方允许锅炉点火或加温。7.15.4热态冲洗：冲洗至炉水Fe≤200μg/l时，热态冲洗结束。热态冲洗合格后，方允许锅炉升压。7.15.5机组启动期间，应及早、及时、准确地对水汽品质进行质量监督，并适时进行水质校正处理，严防锅炉在炉水低pH值状况下运行。7.15.6应坚持“给水品质不合格不向锅炉上水，炉水品质不合格不点火、升压，蒸汽品质不合格不冲转，凝结水、疏水不合格不（全部）回收”的原则，切实做好机组启动期间的水汽监督工作。7.15.7机组并网后，应争取凝结水精处理系统的早期投运，以期尽快改善给水品质。高混投运时的凝结水水质条件：Fe≤1000μg/l。7.15.8机组冷态启动期间，化学人员应执行并填写《机组冷态启动化学监督操作卡》（见附录F）。147.15.9机组并网后8小时起，应投入水汽在线分析仪表、自动加药装置及锅炉排污测控装置，水汽品质纳入合格率统计范围。7.15.10机组带80%负荷或并网24h后，化学试验班人员应全面取样化验水汽品质。7.16对凝结水、给水、炉水、循环水等介质进行加药处理时，应本着及时性、均匀性、少量性的原则将药液加入，一般不得采用瞬间的、大剂量的加药方式。7.17机组运行期间，要随时掌握各类介质品质及其相关运行指标的变化趋势，应能实现下列各项技术经济指标：a）水汽合格率≥98%，并努力实现期望值（水汽质量期望值控制指标见表2）。b）油（气）合格率≥99%。名称凝结水精处理出水给水炉水表2水汽质量期望值控制指标项目单位标准期望值备注电导率μs/cm≤0.3（25℃,CC）≤0.15（25℃,CC）钠μɡ/L≤5硬度μmol/L≈0≈0溶氧μɡ/L≤30≤30电导率μs/cm≤0.15（25℃,CC）≤0.1（25℃,CC）钠μɡ/L≤5≤2硬度μmol/L≈0≈0二氧化硅μɡ/L≤15≤10铜μɡ/L≤3≤1铁μɡ/L≤5≤3电导率μs/cm≤0.15(25℃,CC)≤0.10(25℃,CC)硬度μmol/L≈0≈0溶氧μɡ/L≤7PH值9.2～9.6无铜给水系统二氧化硅μɡ/L≤20≤10联胺μɡ/L≤30铜μɡ/L≤3≤2铁μɡ/L≤15≤10TOCμɡ/L≤200电导率μs/cm＜20PH(25℃)9.0～9.79.3～9.6二氧化硅μɡ/L≤2003－mg/L≤1PO415名称项目单位标准期望值备注氯离子mg/L≤0.5蒸汽电导率μs/cm≤0.15(25℃,CC)≤0.10(25℃,CC)钠μɡ/L≤5≤2二氧化硅μɡ/L≤20≤10铜μɡ/L≤3≤2铁μɡ/L≤10≤5内冷水PH值7.0～9.0电导率μs/cm≤2.0硬度μmol/L≤2铜μɡ/L≤20）汽水损失率≤1.5%。）锅炉排污率0.3～1.0%。e）循环水浓缩倍率4～4.5。）飞灰可燃物≤3.85%。）绝缘油、SF6消耗率（年）≤1%。h）汽轮机油油耗率（年）≤10%。i）树脂破损率（年）≤10%。j24+）弱酸阳床酸耗（HSO）≤55g/mol（阳离子基本单元以H计）。当确认水汽质量异常时，应按表3即“三级处理原则”，采取措施进行处理，使介质尽快恢复正常。表3水汽质量劣化时的三级处理值项目标准值处理值一级二级三级凝钠（μg/l）≤10＞10——结电导率（μs/cm）≤0.20.20～0.350.35～0.60＞0.60水硬度（μmol/l）≈0＞2.0——pH值8.8-9.3＜8.8或＞——给9.3水电导率（μs/cm）≤0.300.30～0.400.40～0.65＞0.65溶氧（μg/l）≤7＞7＞20—炉水pH值9-109.0～8.58.5～8.0＜8.0三级处理值的涵义：一级处理值——有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72小时内恢复至标准值。二级处理值——肯定有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在24小时内恢复至正常值。三级处理值——正在进行快速结垢、积盐、腐蚀，如水质不好转，应在4小时内停炉（机）。在异常处理的每一级中，如果在规定时间内水汽指标尚不能恢复正常，则应采用更高一级的16处理方法。7.18煤、油化验人员应持证上岗，并应参加电力行业举办的相应岗位的培训、交流活动。7.19每月应送1次入炉煤样、每季应送1次入厂煤综合样至技术监督部门，接受其检验、监督。7.20更换后的新煤种，应送样至技术监督部门进行元素分析及其它特性分析；同一煤种，每年应抽取1次月度入炉煤综合样进行元素分析。7.21入炉煤试样应采用自动化采、制样设备，并应积极创造条件，实现入厂煤采、制样自动化。7.22入厂燃油每年应至少进行元素分析1次，新油种应进行闪点、密度、含硫量、凝固点、热值及元素分析的测定。7.23汽轮机油、抗燃油、变压器油等新油、SF6新气入库前应按下列标准验收合格，严禁不合格油、气入库。）汽轮机油执行《L—TSA汽轮机油（GB11120—89）》。b）抗燃油执行《电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则（DL/T571—2005）》。c）变压器油执行《变压器油（GB2536—90）》。d）SF6新气执行GB/T8905-2005中的《六氟化硫质量标准（新气）》。7.24用油设备进行注油、补油、换油及投运前，应有油质化验报告及混油试验报告，并合格。7.25变压器油在验收合格后、注入用油设备前，必须进行真空脱气处理，以除去油中的水份、气体和其它杂质。油质合格后方能注入系统。7.26脱气后的新变压器油注入设备时应进行热油循环和二级真空脱气处理，热油循环后应对油质进行检验并合格。7.27当运行中油质、SF6气体质量、油品色谱分析等项结果异常时，应及时查明原因，并采取诸如排污、过滤、脱水、脱气、加入添加剂等项措施，使介质尽快合格。8、机组停运阶段的化学监督8.1机组停运阶段应把防止设备的停运腐蚀作为监督工作的重点，应积极采取各种措施使设备腐蚀降到最低限度。8.2机组停运7天以内，锅炉采用常态保护或带压放水方式保护，放水压力0.8MPa；汽轮机、高低加、除氧器、凝汽器等设备及其管道应放净余汽存水。8.3机组长期停运（如机组计划检修），应采用氨、联胺钝化烘干法保护。保护控制标准为：PH值9.4-10.0，联胺浓度200-400mg/l。9、机组检修阶段的化学监督9.1化学专业应根据机组检修前的运行状况及暴露出的问题，列出化学检查项目及设备（系统）异动项目。9.2机组大修期间，应对热力设备进行系统的化学检查，并对热力设备的腐蚀、结垢、积聚沉积物等情况做出评价，分析原因，提出改进意见。9.3热力设备化学检查的重点内容9.3.1汽包：应检查记录汽包壁及内部装置腐蚀、结垢、积盐的程度、色泽、厚度及主要特征，汽水分离装置的完整情况，排污管、加药管是否污堵，并采样进行化验分析。9.3.2水冷壁：锅炉大修时，应对水冷壁进行割管检查，根数不少于2根（其中1根17为监视管）。大修结束后，应重新安装新的监视管。割取的管样，应检查记录其腐蚀、结垢特征，并测定垢量、计算腐蚀速率、进行金相分析。9.3.3下联箱：应检查记录联箱内及管口处的颜色、结垢与结渣厚度、堆积水渣的数量，并采样进行分析化验。9.3.4省煤器：锅炉大修时，应割取省煤器入口管段，检查记录其氧腐蚀程度、结垢量、有无油污迹象，并采样进行分析化验。9.3.5过热器、再热器：锅炉大修时，应割取过热器、再热器下弯头管段进行检查分析，主要包括：下弯头有无积水，腐蚀程度如何，积盐情况，有无腐蚀产物沉积、堵塞现象。9.3.6汽轮机：应检查记录主汽门、调速汽门、各级叶片、围带、缸壁的腐蚀、积盐情况及其它特征。定性检测有无铜。测试各通汽部位表面的pH值。取样分析化验各主要部位积盐的成分；对积盐严重的部位，应刮垢并计算积盐量。9.3.7高、低压加热器：应检查记录管内外的腐蚀、结垢等情况。必要时，应进行割管检查，取样分析化验。9.3.8除氧器：应检查记录除氧器内部有无腐蚀损坏，喷头有无脱落，给水箱底部有无沉积物，箱内有无腐蚀，水位线是否清晰，防腐层是否完好等情况。9.3.9凝汽器：汽侧应检查记录不锈钢管外表色泽，不锈钢管与隔板处有无附着物，不锈钢管有无油污、氧化铁、氨蚀、腐蚀、冲蚀、污染、堵塞，管板处有无腐蚀等情况。必要时，应进行抽管检查，取样分析化验。9.4热力设备化学检查评价标准见表4、5。表4热力设备腐蚀评价标准部位类别一类二类三类省煤器基本没腐蚀或点蚀轻微均匀腐蚀a或有局部溃疡性腐蚀深度<0.3mm点蚀深度0.3或点蚀深度＞1mmmm～1mm水冷壁基本没腐蚀或点蚀轻微均匀腐蚀a或有局部溃疡性腐蚀深度<0.3mm点蚀深度0.3或点蚀深度＞1mmmm～1mm过热器、再热器基本没腐蚀或点蚀轻微均匀腐蚀a或有局部溃疡性腐蚀深度<0.3mm点蚀深度0.3或点蚀深度＞1mmmm～1mm汽轮机转子叶片、隔板基本没腐蚀或点蚀轻微均匀腐蚀a或有局部溃疡性腐蚀深度<0.1mm点蚀深度0.1mm～或点蚀深度＞5mm0.5mm凝汽器无局部腐蚀，均匀均匀腐蚀速率均匀腐蚀速率＞铜管腐蚀速率a＜0.005mm/a～0.02mm/a或0.005mm/a0.02mm/a或点蚀点蚀、沟槽深18深度≤0.3mm度>0.3mm或已有部分管子穿孔。不锈钢管b无局部腐蚀，均匀均匀腐蚀速率均匀腐蚀速率＞腐蚀速率a＜0.005mm/a～0.02mm/a或0.005mm/a0.02mm/a或点蚀点蚀、沟槽深深度≤0.2mm度>0.2mm或已有部分管子穿孔。钛管c无局部腐蚀，无均均匀腐蚀速率均匀腐蚀速率＞匀腐蚀0.005mm/a～0.02mm/a或0.02mm/a或点蚀点蚀深深度≤0.01mm度>0.1mm。均匀腐蚀速率可用游标卡尺测量管壁厚度的减少量除以时间得出。凝汽器管为不锈钢时，如果凝汽器未发生泄漏，一般不进行抽管检查。凝汽器管为钛管时，一般不进行抽管检查。表5热力设备结垢、积盐评价标准部位类别一类二类三类省煤器ab结垢速率c＜40g/结垢速率40g（/结垢速率＞80g/（m2·a）m2·a）～80g（/m2·a）（m2·a）水冷壁ab结垢速率c＜40g/结垢速率40g（/结垢速率＞80g/（m2·a）m2·a）～80g（/m2·a）（m2·a）汽轮机转子、叶片、隔板结垢、积盐速率d＜1mg/结垢、积盐速率1mg/结垢、积盐速率＞10c（㎝2·a）（㎝2·a）～mg/（㎝或沉积物总量＜10mg/（㎝2·a）2·a）5mg/cm2或沉积物总量5mg/㎝沉积物总量＞25mg/㎝2～25mg/㎝22凝汽器管c或垢层厚度<0.1mm或垢层厚度0.1mm～或垢层厚度>0.5mm沉积量：<8mg/cm20.5mm沉积量：＞40mg/cm2沉积量：8mg/㎝2～40mg/cm2a锅炉化学清洗后一年内省煤器和水冷壁割管检查评价标准：一类：结垢速率<80g/（m2·a）,二类：结垢速率80～120g/（m2·a），三类：结垢速率>120g/（m2·a）。对于省煤器、水冷壁和凝汽器的垢量均指多根样管中垢量最大的一侧（通常为向火侧、向烟侧、汽轮机背汽侧、凝汽器管迎汽侧），一般用化学清洗法测量计算取结垢、积盐速率或沉积物总量高者进行评价。计算结垢、积盐速率所用的时间为运行时间与停用时间之和。9.5热力设备化学检查工作未结束，不得进行检修工作，更不能擅自清除设备内部沉积物。199.6水处理设备及管道已脱落的防腐层，应及时予以修复。9.7锅炉的化学清洗应根据垢量或年限确定。当水冷壁管（向火侧，1800）垢量达到300～400g/m2，或锅炉运行达6年以上，应进行化学清洗，清洗后的质量标准参照6.5项执行。清洗单位必须具有相应等级的清洗资格。9.8机组检修结束后，应进行化学验收。机组大修结束后1个月内，应提出完整的大修化学检查报告。10、化学监督的技术管理10.1公司应具备并贯彻执行下列有关制度：a）化学技术监督管理标准。b）化学仪表校准/检验实验室管理标准。c）化学运行规程。d）运行管理制度。e）停（备）用热力设备防锈蚀保护制度。f）岗位责任制。g）安全工作规程。h）培训制度。10.2公司应具备与化学监督有关的下列图表：a）全厂水、汽系统图。b）化学专业所有系统图。c）发电机内冷水和氢冷系统图。d）汽轮机油系统图。e）变压器和主要开关的地点、容量、电压等级、油（气）量、油（气）种类等图表。f）水、汽、油、气、燃料及灰的取样点布置图。10.3公司应建立、健全下列技术资料：a）各种运行记录。b）运行分析与总结。c）水、汽、油、气、燃料、灰、垢、化学药品的分析记录，水汽系统查定记录及有关试验报告。d）水汽监督台帐。e）燃料监督台帐。f）油务监督台帐。g）化学设备台帐。h）热力系统和化学专业各系统的调整试验记录，化学清洗方案与总结。i）热力设备的停（备）用防锈蚀保护记录，检修检查记录，检修总结报告。j）化学仪表校准/检验实验室台帐，标准仪表检定记录，量值传递与溯源记录，仪表检定报告。k）化学仪器仪表台帐，检查、校验记录。l）凝汽器管的材质、泄漏情况及更换记录。m）安全及培训记录。10.4公司应及时向行业技术监督部门填报下列报表及资料：a）水汽监督月报（格式见附表G）。b）在线化学仪表统计报表（月报）（格式见附表H）。c）机组冷态启动水汽监督报表（格式见附表I）。d）汽轮机油水份月报表（格式见附表J）。20e）抗燃油油质监督月报表（格式见附表K）。f）汽轮机油务监督季报表（格式见附表L）。g）油气监督年度评价报表（格式见附表M）。h）化学监督年度工作总结。i）化学监督会议纪要。10.5化学监督网每年至少活动2次，活动内容主要包括：）宣讲电力行业与化学监督有关的文件、规定、制度。）对上一次活动以来的化学监督工作进行检查总结。）讨论与化学监督工作有关的建议、方案、措施。d）提出下一步化学监督工作重点。e）提出下一步班组技术管理存在问题及改进方法。11、化学监督的考核11.1公司根据本标准的执行情况，实行奖惩。11.2因化学监督工作不到位，造成事故者，应按公司相关规定追究当事者责任。11.3对化学监督工作做出突出贡献者，应按公司相关规定予以奖励。12、附则12.1本标准如有与电力行业规定相抵触者，以电力行业规定为准。21附件3：金属技术监督制度实施细则1、范围本标准规定了临涣中利发电公司金属技术监督的组织机构、职责、管理内容与办法。本标准适用于临涣中利发电公司各部室的金属技