化学技术监督 一、化学技术监督概述
化学技术监督的目的是及时发现问题，消除隐患，防止电力设备在基建、启动、运行和停、备用期间，由于水、汽、气、燃料品质不良而引起的事故，处长设备的使用寿命，保证机组安全可靠运行。因此，化学技术监督工作是保证电力设备安全、经济、稳定发、供电的一项重要措施。设计、基建、安装、调试及各发电、供电单位应密切配合切实做好这项工作。
化学技术监督的任务是必须在设计、选型、制造、安装、调试、试生产到运行、停用、检修及技术履行各阶段，进行全过程技术监督管理工作。要及时研究、督促，采取各种有效措施，加强对水、汽、油（汽轮机油、变压器油、抗燃油）、气（H2、SF6）、燃料和灰等的质量监督。协助有关专业降低燃料消耗，提高机组效率。保证供应质量合格、数量足够的化学补充水。
为什么说化学技术监督工作是保证电力设备安全、经济、稳定发、供
电的一项重要措施，又为什么要进行全过程监督管理工作，这在生产实践中是有深刻教训的。如某电厂从意大利引进的3号机组（锅炉最大出力1100t/h），由于在基建、试运等阶段化学监督不力，正式投运仅四个多月就发生了锅炉水冷壁大面积腐蚀爆管的重大事故，使得占水冷壁管总数60.5％的管子报废，既威胁了安全生产又给国家造成了重大经济损失。在油务监督中由于混油不当而导致停机事故也时有发生；如某电厂的16号机（125MW），某厂的300MW机组都曾因混油不当而使油中产生大量白色沉淀物，最终导致停机事故。在燃料监督中，由于取样无代表性、分析误差及分析的及时性差等而造成错误地指导燃烧、燃料利用系数降低、影响发电成本核算的事例比比皆是。
上述由于化学监督不力而造成的事故、事例在各省均有发生，只是程度不同而已，我们应及时总结自己和吸取他人的经验教训，时刻做好化学监督工作，采取有力措施，杜绝或减少事故的发生。
二、组织机构及职责分工
从省局到各基层有关单位的组织机构与职责在本章第一节中已有详述，这里仅就化学监督的具体职责分工简要介绍如下：
（一）省电力试验研究所的职责
省电力试验研究所是省局技术监督的主要职能部门，设有化学监督专职（责）工程师，在所总工程师领导下，由化学专业室主任组织开展具体工作，其主要职责是：
（1）贯彻上级有关化学监督的规章制度和要求，检查并推动本局系统的化学监督工作。
（2）定期深入基层调查研究，及时掌握本系统主要设备的技术状况和管理水平，进行系统分析研究，对各单位上报
的各种报表及总结进行综合分析。及时向主管局提供处理意见，并协助解决。
（3）对化学监督相关设备从工程设计审查、安装、调试到运行、维护进行全过程的技术监督管理。协助主管局组织和检查全过程化学监督管理工作，解决有关技术问题。
（4）参加与化学监督有关的事故分析，查明原因，制定反事故的措施，研究本系统化学监督工作的重大问题，提出针对性攻关课题。
（5）组织技术情报交流，研究、推广新技术，加强技术培训和进行业务指导。提高监督水平。指导重要测试仪器的选型。
（6）对主管范围内的化学监督工作进行检查与现场抽查。定期提出化学监督总结和下一阶段的工作安排，协助主管局召开化学监督工作会议，进行技术交流及协调攻关课题。
（二）发电厂、供电局的职责
各发电厂、供电局等单位要建立化学监督网，在总工程师领导下进行电力生产和建设的化学监督工作，并责成化学监督专职（责）人落实各项具体工作。
1．总工程师职责
领导化学监督工作，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；审批本单位有关实施细则和措施；定期主持化学监督网会议；检查、协调、落实本厂（局）化学监督工作。
组织有关部门认真做好主要设备在基建、安装、调试、运行及停、备用中的化学监督工作，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、油耗及燃料的质量监督等工作。并协调各专业
各部门努力提高全厂水、汽、油（汽轮机油、变压器油、抗燃油）、气（H2、SF6）、燃料和灰等的质量和各项技术措施。
主设备大修时，组织好化学检查，针对存在问题采取相应对策，并在检修后组织验收。
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研究所。
2．化学监督专职（责）工程师职责
制订、审查本单位化学监督制度和各类规程，协助总工程师做好总工职责所列各项工作；负责归口本部门化学技术监督的管理，结合本单位实际，制订化学技术监督实施细则或补充规定报总工审批，按分级管理职责督促检查监督网实施。将化学监督指标和化学监督工作的具体任务落实到有关部门和岗位，并做好检查督促和协调工作。按时完成化学技术监督工作的季、年度报表和年度工作总结，提出下年度化学监督重点工作意见；按《电网技术监督考核实施细则》中的有关规定，如实考核本单位的化学监督工作，报总工程师审批等。
3．值长职责
领导和组织监督本值在运行、停用、启动时的化学监督工
作。
机组启、停时及时通知化学专业进行有关分析测定工作。
执行冷态启动操作卡。
运行时水、汽品质出现异常情况时，应执行有关规定及时处理。
组织锅炉、汽机、化学等专业切实做好设备停用保护技术措施。
4．发电厂化学专业、供电局油务专业的职责
认真贯彻执行上级有关化学监督的各项规程、制度和规定，制定本单位实施细则，并督促执行。
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、疏水和内冷水等；严格监督凝汽器、除氧器、锅炉的汽、水、燃料、氢气的质量；负责新油和运行中的汽轮机（水轮
机）油及绝缘油、SF6等的质量检验与监督，指导或开展油的防劣再生工作；及时反映设备系统中水、汽、油、气以及燃料等的质量状况；对违章和超标等情况要及时与值长和有关部门联系，妥善处理，必要时向专职（责）人、总工程师以至上级单位汇报。
会同有关部门，通过热力设备调整试验确定合理的运行工况、参数及监督指标，做好化学清洗及停、备用设备防腐保护中的监督工作。
参加主要设备的大修检查和验收工作，做好检查后的详细记录和取样化验，参加机、炉、电主要设备的考核和定级工作。
加强化学仪表的管理，提高化学仪表的投入率和准确率，实现水、汽等质量的仪表连续监督，提高水处理系统自动化水平。
新建或扩建机组时，参与设计审核工作，并应在热力设备安装期间，了解有关水、汽系统、设备的构造和材质，加药、排污装置的型式，水汽取样器、化学仪表的安装地点，水处理设备、管道的防腐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。
做好化学监督技术管理工作，逐步采用现代化管理方法，提高化学监督水平。加强废酸、碱 的处理和化学废水的处理及监督工作，使排
放水的水质符合国家排放标准。
5．发电厂锅炉专业的职责
配合化学专业做好锅炉热力化学试验和其他有关试验，确定运行工况、参数，并订入锅炉有关规程，发现与化学监督有关的异常情况时应及时通知化学人员，共同研究处理。
保证汽水分离器、蒸汽减温器和启动帝路系统的检修质量；会同化学人员切实执行锅炉排污，努力降低汽水损失。
负责做好与化学监督有关设备的维护工作及灰、渣的取样工作。
根据化学监督的要求，对设备进行检查。通知生技和化学专业共同检查设备腐蚀、结垢、积盐情况，按要求割管取样品，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
的防腐工作及其设备系统的安装、操作，负责停用保护，并列入锅炉有关规程。
锅炉化学清洗时，会同化学专业拟定清洗方案，并负责清洗设备及系统的设计、安装和操作，做好清洗设备和系统的日常维护工作。
设备在检修后、投运前，应根据化学监督的要求，进行热力设备水（汽）冲洗，水（汽）质量应达到有关标准，严格执行给水品质合格方能点火的规定。
设备启动时通知化学人员对疏水进行监督，水擀合格后方能并入系统。
6．发电厂汽机专业的职责
与化学专业共同进行除氧器调整试验和蒸发器的热化学试验，确定运行工况、参数，并订入汽机规程；做到连续均匀补水，当出现异常情况时，应会同化学人员，查找原因，采取措施。做好除氧器的定期维修工作，保证出水溶氧合格。
保证凝汽器管、真空系统、凝结水泵轴封严密不漏，使凝结水溶氧和硬度（或含盐量）符合标准。根据化学监督要求，进行抽管检查。更换凝汽器管时，要根据《火力发电厂凝汽器管选材导则》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。
做好循环冷却水的补水和排污，以及胶球清洗设备与铜管成膜设备的维护检修工作。
发现与化学监督有关的各种仪表有异常或运行方式有变化，可能影响水、汽质量时，必须及时通知化学专业，共同确定，采取对策。
根据化学监督要求会同生技科和化学专业共同对设备进行内部检查、采取样品、分析问题、研究对策、做好停、备用设备的保护工作。
设备启动时通知化学人员对疏水进行监督，水质合格后方能并入系统。
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。并各级采取措施，努力降低油耗和放水量。油系统补、换油时，必须征求化学监督人员的意见。
负责（或配合）做好运行中汽轮机油和抗燃油的管理、净化和防劣等工作。做好发电机冷却系统的维护和冷却水质管理工作。有氢冷设备的电厂应防止氢冷系统泄漏。
7．发电厂电气专业、供电局电气有关部门的职责
负责（或配合）做好运行变压器油六氟化硫的管理、净化和防劣等项
工作。
按化学监督的要求，进行油样的采集。
如油质六氟化硫及气相色谱分析等项结构异常时，及时查明原因，各级采取措施，消除隐患。主要充油电气设备发现异常、大修及变压器吊芯（罩）检查或补、换油时，要通知化学专业。
大修时，应会同化学专业检查发电机转子水冷系统空芯导线。
8．发电厂热工专业的职责
确保与化学监督有关的各种流量表、压
力表、水位表、真空表、温度表等配备齐全，准确可靠，作好维护及定期校验工作。负责或配合搞好化学仪表定期检验和维护，重点保证化学在线仪表的投入率和准确率。
水处理设备的程控装置应进行调试和投入运行；搞好与化学监督有关设备的自动调节装置。
9．发电厂燃料专业的职责
按照要求，采集煤样、油样，并注明品种、数量、时间、地点等。做好机械化采、制样装置的运行、检修、维护工作。
及时将全厂使用的燃料品种情况通知化学专业，按要求和规定及时采样，由化学专业进行质量检验。
（三）电力建设单位的职责
（1）总工程师负责组织有关人员按照部颁《电力基本建设火电设备维护保管规程》的要求，做好未安装及投产前设备的防腐保护工作，保证设备、管道防腐层的质量，发现问题及时补救。
（2）严格按照部颁《电力建设施工及验收技术规范》（火力发电厂化学篇）进行设备验收工作。
（3）锅炉需要用水前，水处理系统中设备、流量表、压力表、水位表等必须安装和试运完毕；水质合格后，方能向锅炉进水。做好系统以及设备的化学清洗工作；机组启动时，除氧器、给水加药设备、循环水处理设备、在线化学仪表及水处理程控等，都要同时投入正常运
行，并进行凝汽铜管成膜工作。水内冷发电机冷却水系统在报运前应做好清洗工作。
（4）严格按照部颁《火力发电厂热力设备基建阶段化学监督导则》的规定，搞好安装、调试和启动阶段的化学监督。
三、技术监督
多年来的实践经验证明：发、供电设备的化学监督必须实行全过程管理，在设计选型、制造、安装调试、试生产、运行、停、备用、检修和技术改造各阶段都要严格执行有关化学监督工作的各项规章制度，做好各个阶段的化学监督工作是机组按时、顺利投产和安全、经济、稳定发、供电的重要保证。现将化学监督全管理中几个主要阶段的监督工作讲述如下。
（一）设计阶段的监督
工程设计质量是保证发、供电设备安全、经济稳定运行的基础。设计阶段监督工作主要内容是：审查设计依据是否充分、设备选型是否合理、三废处理设施是否恰当、应配置的设备、仪器仪表是否齐全等。对超高压及以上参数机组，应实现连续监测水、汽质量的主要控制指标。因此就要求配置pH、钠、电导率、溶解氧、二氧化硅和磷酸根
等在线监测仪表，火电厂化学试验室应配置精度等级高于在线仪表的试验室仪表，以便定期校验化学在线仪表准确度。化学专业应配置计算机，以做好数据处理，贮存各种文件资料及技术报告等技术管理工作。
电厂、供电局应参与新建或扩建项目的设计审查及与化学有关的设备选型工作。
（二）基建阶段的监督
1．基建阶段主要监督内容及监督要求
（1）基建阶段的化学监督工作主要内容是：监督现场存放设备及零部件的防腐蚀情况、水处理设备安装、调试、试运、锅炉水压试验、化学清洗及机组试运行阶段的水、汽质量等工作。把好从基建到试生产运行中个环节的质量关，不留隐患，为设备投产后的正常运行打下良好基础。
（2）基建阶段主要监督要求为：各种水处理设备及系统未投运或运行不正常，机组不准启动。启动过程中要严格按部颁要求控制水汽质量，发现异常应及时处理，任何情况下都不准向锅内送原水。要求新建工程的锅炉补给水处理设备及系统的安装调试工作，应在锅炉第一次水压试验之前完成，确保水压试验用水质量。
要求尽量缩短锅炉水压试验至化学清洗的间隔时间。锅炉化学清洗完毕至锅炉点火，一不得超过20天，超过20天的应采取防腐蚀保护措施。
要求机组启动前，给水、锅水、凝结水、水内冷发电机冷却水的加药和处理设备均能投入运行，综合取样架、在线仪表及程控装置应具备投运条件。
整体试转时应达到下列要求：除氧器能有效除氧并能达到要求。循环水加药系统及胶球冲洗装置应能投入运行。有凝水处理设备的机组，该设备必须投入运行。
2．基建阶段相关的水、汽质量标准
（1）水压试验的水质应满足下列要求：
除盐水（试验用水）的氯离子＜0.3mg/L；联氨含量200～300mg/L，pH值10～10.5（用液氨调整）。
机组启动点火前的冷、热态冲洗水质要求：pH值为9.0～9.5；联氨剩量为50～100mg/L。
蒸汽冲洗阶段对给水及锅水（汽包炉）的水质要求：给水pH值（25℃）应控制在8.8～9.3，锅水磷酸根应控制在2～10mg/L。
（2）新建机组试运行时的水、汽质量标准；
容量在50MW及以上的汽轮机冲转时，过热蒸汽的SiO2应＜100μg/kg，含钠量＜50μg/kg。
汽轮机凝结水回收标准如表7-1所示。
表7-1 汽轮机凝结水回收标准 项 目
蒸 汽 压 力 (MPa) 硬 度
（μmol/L） 二氧化硅
（μg/L） 铁
（μg/L） 汽 包 炉 5.9～13.7 ＜30 － － ＞13.7 ＜10 ＜80 ＜80
有凝结水处理 －
－ ＜1000 直流炉
整体启动负荷中－1／2及以上时，给水质量标准如表
表7-2
蒸汽压力（MPa） 项 目 汽 包 炉 直 流 炉
5.9～13.7 13.7 13.7
7-2所示。 给水质量标准 溶解氧(μg/L) 30 ＜30 ＜20
＜100 ＜80 ＜50
硬度(μmol/L) ＜2 0 0 PH 8.5～9.2 8.5～9.2
铁(μg/L) 8.5～9.2
联氨（μg/L） 10～50 10～50 10～50
二氧化硅（μg/L） － ＜80 ＜50
机组试运行期间，锅水及蒸汽质量可参照国家标准GB－12145中的有关规定执行。
（三）运行阶段的监督
运行阶段批机组计划性大修后的冷态启动至下次计划性大修停炉、停机止。新建机组完成试运行后即按照运行阶段有关规定进行监督。这个阶段的化学监督，必须按电力部、网局及省局的有关标准、规程、规定、条例、要求，对水、汽、气、油、燃料等质量进行严格而认真
地监督，及时发现问题，及时调整和处理，消除隐患，防止因化学监督不力而引起的设备事故，影响发、供电。
1．水、汽质量监督
水、质量监督的目的具体而言就是防止在热力设备内结垢、积盐和腐蚀，从而避免事故发生，保证机组安全运行。
当锅水中易于沉积的杂质达到一定浓度时，则会在锅炉运行过程中发生结垢现象。水垢的导热系数与钢材相比，要相差几十到几百倍，即结有1mm的水垢时，其传热效能相当于钢管管壁加厚了几十到几百毫米。水垢极易在热负荷很高的部位生成，它可使锅炉水冷壁管的管壁超温，引起金属强度下降，发生局部变形、鼓包，甚至爆管。会降低锅炉的热效率，从而影响发电的经济性，如有材料报道：当锅炉省煤器内结有1mm厚的水垢时，其燃料耗用量要增加10％左右，由此可见结垢对电厂的安全、经济影响该有多大。
热力设备的金属经常与水接触，当水中含中酸性物质，特别当溶氧超标时便会引起金属腐蚀，腐蚀不仅会缩短设备的使用寿命，而且腐蚀产物会转入水中，使水中杂质增多。这些杂质会促进炉管的结垢过程，生成的垢又可加剧炉管的腐蚀（垢下腐蚀），形成恶性循环，对热力
设备的健康构成极大危害。
饱和蒸汽携带（分机械携带和溶解携带）杂质的量，与锅炉压力、结构型式（主要是汽包内部装置的型式）、运行工况以及锅炉炉水水质等因素有关。饱和蒸汽所含有（携带）的盐类物质，有的沉积在过热器内，有的则被带入、并沉积在汽轮机中。对于中、低压锅炉来说，沉积在过热内的盐类居多，带入汽轮机的较少。对于高压、超高压及以上锅炉，一般说来，则相反，只有少量盐类物质沉积在过热器中，绝大部分将被带入、并沉积在汽轮机内，会严重地影响汽轮机的安全、经济运行。
运行阶段的水、汽质量监督，主要应抓好以下几个环节，即机组正常运行中的监督，热力设备停、备用期间的防腐保护，停备用机组冷态启动过程中的水
、汽质量监督及水、汽品质异常时的三级处理。
（1）机组正常运行中的监督。可根据机组型式、参数、水处理方式、补给水率及化学仪表配置等情况，按部颁的《火力发电厂水、汽质量
标准》确定监督项目与分析测定次数。但运行中的监控项目，每班测定不于2次；有连续监督仪表的每班抄表不少于4次；其中给水铜、铁的测定每月不少于8次，水质全分析每年不少于4次。引进机组可按制造厂的规定执行，但必须满足上述规定。运行中发现异常或机组启动时，要依照具体情况，增加测定次数和项目。
部颁水、汽质量标准是指机组可保持长期可靠运行的控制极限值，即正常值，各厂可根据具体情况，提出“本厂的期望值”作为实际运行的控制值，一般取极限值的50％～70％。
机组正常运行时的水、汽质量标准应符合部颁《火力发电厂水汽质量标准》和电力工业部《火力发电厂水汽化学导则》规定的要求，超临界机组的水、汽质量标准暂参照亚临界直流炉有关标准，电厂可酌情自订企业标准。
正常运行中蒸汽、锅水、给水、凝水、疏水等具体的监督项目与控制标准按上述部颁标准及有关规定执行，这里就不一一列出。
运行中的化学监督与监测一定要及时、准确、严格。发现问题及时调整和处理，目标就是使机组直处在良好、稳定状态下动转。
（2）停、备用机组记启动时水、汽质量监督。机组启动前，要用加
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。
机组并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量，可参照表7-3控制，并在8h内达到正常运行时的标准。
表7-3 炉 型 锅炉压力 （MPa） 二氧化硅
（μg/kg） 铜
（μg/kg） 铁
（μg/kg）
蒸汽质量表 钠
（μg/kg） 电导率(μs/cm)
（经氢交换25℃） 汽包炉 12.7～18.3 ＜60 ＜15 ＜50 ＜20 ＜1
给水质量：锅炉启动时，给水质量应符合表到正常运行时的标准。
表7-4 炉 型
7-4要求，并在8h内达 给水质量表 锅炉压力 （MPa） 硬 度
（μmol/L） 铁
（μg/L） 溶氧
（μg/L） 二氧化硅 (μg/L) 汽包炉 12.7～18.3 ＜5 ＜75 ＜30 ＜80
凝结水质量：当机组启动时可按表
表7-5 外 型 硬 度
（μmol/L）铁
（μg/L） 溶氧
（μg/L） 二氧化硅
7-5规定开始回收凝结水。 凝结水质量表 (μg/L) 无色透明 ＜10 ＜80 ＜30 ＜80
有凝结水处理时，
含铁量不大于1000μg/L。对于海滨电厂，还应控制含钠量不大于80μg/L。
疏水质量：机组启动时，应严格监督疏水质量，当高、低压加热器的疏水含铁量不大于400μg/L时，才可回收。
冷态启动时监督项目的测定时间（有条件的最好是连续测定）一般应为半小时或1小时一次。具体要求要按电网超高压及以上机组冷态启动化学监督管理表中的规定项目去做。
冷态启动时化学监督非常重要，在启动过程中，水、汽中的杂质含量要超过正常运行时几十倍甚至上百倍，如果处理不好，而留在系统内会造成严重后果。要把此过程中的水、汽质量处理好，使机组顺利而快捷地达到正常运行时的水汽质量标准，没有机、炉专业的密切配合与协作是绝对做不到的。
（3）热力设备停、备用时的化学监督。为防止热力设备在停（备）用时发生锈蚀，在其停（备）用期间必须采取有效的防锈蚀措施，否则将给设备的安全经济运行带来隐患。
防锈蚀方法的选择，要根据停用设备所处的状态，停用时间的长短、停用的目的等因素进行综合考虑。根据选择的方法确定监督项目及侧定时间。
热力设备停（备）用期间的保护工作，是一项周密细致、牵涉面广的技术工作，各专业人员应在统一领导下密切配合，才能把这项工作做好。
热力设备停（备）用期间的防锈蚀工作，应列入运行规程。设备检修时，防锈蚀处理所需时间应纳入检修进度。
热力设备停（备）用时防锈蚀工作，要有原始记录和完整的技术档案。
（4）水汽质量劣化时的三级处理。当水、汽质量劣化时，化学人员应检查取样是否有代表怀，化验结果是否正确，并综合分析系统中水、汽质量的变化，确认判断无误后，应立即向有关领导（一般是先向值长）汇报，采取相应措施，在允许的时间内，恢复到正常值，某网局1994年颁发的“化学技术监督条例”中首先对锅炉给水、炉水、汽机凝结水的关键化学指标制订了以下三级处理值，其涵义如下：
一级处理值——为2倍正常值，此时有杂质累积及引起腐蚀的可能性，应在72h内恢复到正常值。
二级处理值——为2倍一级处理值，此时杂质累积及腐蚀肯定会发生，在24h内应恢复到正常值。
三级处理值——为大于二级处理值，经验证明此时腐蚀将快速进行，在4h内应停炉。在非正常处理法的每一级中，如果在规定的时间内尚不能恢复正常，则应采用更高一级处理方法。
关键指标是：凝结水泵出口水中的钠、电导率和硬度（当用海水作冷却水时，凝结水中含钠量大于400μg/L时，应紧急停炉），锅炉给水中有pH值、电导率和溶氧，锅水中有pH值
。
某省局要求，根据上述的三级处理原则，结合各厂的实际情况，制订出本厂的实施细则，把这一重要处理措施真正落实到生产中去，以免造成重大设备事故。这一处理措施，是总结了我国多年来的运行经验，特别是某电厂的事故教训，并吸取了国外经验而制订的。一但发现水质异常，并确认判断无误时，就要采取果断措施，该停就停，不能因小失大，造成不应有的损失。
凝结水泵出口水质异常时的处理按表7-6规定执行。
表7-6 凝结水泵出口异常处理表
项 目 正常值 处 理 值 一级 二级
三级 钠
（μg/L） 有混床 ＜10 ＞10 － － 无混床 ＜10 10～20 ＞20～40 － 电导率
(μs/cm)(25℃)
经氢离子交换
有混床 ＜ ＞0.3 － － 无混床 ＜ 0.3～0.4 ＞0.4～0.65 ＞0.65 硬度
（μg/L） 有混床 0～2 ＞2 － － 无混床
0～2 ＞2～5 ＞5～20 ＞20
锅炉给水水质异常时的处理按表7-7规定执行。
表7-7 锅炉给水水质异常处理表
项 目 正常值 处 理 值 一级 二级 三级
pH （25℃） 全铁系统 9.0 9.4 ＜9.0或＞9.4 － － 铁铜系统 8.8 9.3 ＜8.8或＞9.3 － － 电导率
硬度(μs/cm) ＜0.3 0.3～0.4 0.4～0.65 ＞0.65
＜7 7～20 ＞20 －
锅炉水水质异常时的处理按表7-8规定执行。
表7-7 锅炉给水水质异常处理表
项 目 正常值 处 理 值 一级 二级 三级 pH 磷酸盐处理 9～10
＞10.0～10.5 8.5～9.0 ＞10.5～11.0 8.0～8.5 ＜8.0
挥发性处理 9～9.5 ＞9.5～10.5 8.0～9.0 ＞10.5～11.0 7.5～8.0 ＜7.5
（5）运行阶段主要监督项目的含义及控制目的。
蒸汽中的含钠量：蒸汽中的盐类主要是钠盐，故蒸汽含钠量就可以表征蒸汽的含盐量多少，所以也就把含钠量作为蒸汽品质日常监督的重要指标之一。一般高压以上机组蒸汽含钠量都控制在10μg/L以下（极限值），超标会引起蒸汽流通部位及汽机叶片积盐，积盐到一定程度，就会引起过热器管超温爆管，汽机负荷带不上去等事故。当然机组的参数越高，容量越大，允许超标的时间就越短。
蒸汽中的含二氧化硅量：蒸汽中的硅酸同样会沉积在蒸汽流通部位，特别是汽机叶片上，形成难溶于水的二氧硅附着物，非常坚硬，用一般方法很难除掉，严重时会给汽机的安全经济运行造成危害。
一般来讲，机组参数越高对蒸汽品质要求也越高。这主要是因为随着参数的升高，盐类的携带系数随之增加之故，如饱
和蒸汽压力为10.78MPa时KSiO2为1％，压力为17.64MPa，KSiO2就达到了8％。
给水中的容氧与含铁量：监督给水中氧含量是检查除氧效果的手段，控制溶氧含量的目的是防止给水系统及省煤器等部位发生氧的腐蚀，并把腐蚀产物带入炉内，形成铁垢给锅炉安全运行带来危害。
监督与控制给水中铁含量的目的也是检查 前系统有否腐蚀及腐蚀程度，防止在炉内形成铁垢，威胁机组安全运行。
凝水中的溶氧与电导率：凝汽器和凝结水泵的不严密处漏处空气，是凝水中含有溶氧的主要原因，凝水含氧超标，会引起凝水系统的腐蚀，同时也会给给水水质带来不良影响。
测定凝水的电导率，是间接地检测凝水中盐类含量，当发现电导率升高时，还应及时测定含钠量及硬度；钠量快速增加或有硬度出现时，一般来讲，是凝汽器铜管泄漏之故，应立即采取捉漏、堵漏措施，以免造成水汽品质全面恶化，威胁机组安全运行。
锅水中的pH值：锅水的pH值高低，反映锅水的酸性或碱性程度，控制的目的是防止锅水冷壁管发生酸性或碱性腐蚀（对于用磷酸盐处理的锅水还有另外作用），一般pH值为10～12腐蚀速度最小，＜8易发生酸性腐蚀，＞13易发生碱性腐蚀，一般控制在9～11为宜。
锅水中控制二氧化硅的目的是防止蒸汽携带和在炉内形成硅酸盐垢。其最大允许含量与锅炉参数、汽包内部装置的结构及锅炉运行工况有关，最佳控制值应通过锅炉的热化学试验取得，部颁标准中要求超高压以上炉子控制值为≤0.2mg/L。
2．燃料监督
（1）燃料监督的重要性。发电厂燃料质量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。燃料质量监督，绝不是仅仅化验几个数据的问题，分析化验是手段，目的是配合、指导燃烧，防止严重结焦等事故的发生、降低发电成本。
掌握燃料的质量和特性进行科学地合理燃料，才能最大可能地利用能量，提高能量利用系数（80年代我国的能量利用系数大约只有26％左右），降低煤耗，提高电厂的经济效益。另外加强对入厂煤的质量监督也是非常重要的。如1991年内由于全国电厂煤质化验人员测出煤的发热量和灰分与合同不符的煤价损失达4.47亿元，经过交涉，向煤矿索赔了1.27亿元。由此也可看出煤质监督对降低发电成本的重要意义。
（2）燃煤监督的主要内容。
1）入厂煤的质量监督。对各种煤的累计混样，要进行每月至少一次的工业分析及热值测定；对入厂的新煤种除进行工业分析与热值测定外，还要测定熔点、可磨性指数及含硫量。
2）入厂燃油的监督。做好入厂燃油油种的鉴别和质量验收，不符
合要求的，禁止入库。测定各各燃油不同温度下的粘度，绘制粘度——温度关系曲线，以满足燃油加热有雾化的要求。
3）入炉煤质的监督。为计算煤耗和掌握燃料特性，每日要综合分析入炉煤的工业分析和热值；根据锅炉需要，进行燃煤灰熔点及可磨性指数、含硫量等的测定；根据需要，还要进行煤的元素分析。
（3）燃煤的采、制、化工作要标准化、规范化。所谓燃煤的采、制、化，即为燃煤的采样、制样和化验工作，这三步工作是燃煤监督的基础工作，每一步都要求按部颁有关规程进行，否则我们测出的数据就即无代表性又无准确性可言，更谈不上指导燃烧，向煤矿索赔等。
1）采样的基本要求。①要有足够的子样数目，且这些子样数目要依据待采燃煤特点，合理地分布在整批的燃煤中。②采样工具或采样器要根据燃煤粒度大小选择，且经确认无系统偏差。③子样的最小质量，对煤流采样应不小于5kg，对其他采样则要符合粒度与子样最小质量的规定。
2）制基本要求。制样是把采集到的具有代表性的煤样，按规定方法通过破碎和缩分以减小粒度和减少数量的过程。基本要求是制备出的煤样不但符合试验要求，而且还要保持原煤样的代表性。具体要求这里就不详述。
（4）煤质化验。
1）工业分析。煤的工业分析也叫技术分析和实用分析，通常包括水分、灰分、挥发分和固定碳四项。近年来，随着动力用煤按发热量计价和环保的需要，把发热量及硫分两项也列入工业分析中，并称为广义的工业分析。工业分析是开发工业用煤的基础资料。对发电用煤，为了使煤粉易于燃烧，保持炉膛热强度，提高锅炉热效率，要求燃煤挥发分不低于10％，灰分不大于35％。
2）元素分析。煤的元素包括碳、氢、氮、硫、氧五种元素。任何固体和液体燃料都含有这些元素。燃料中的碳和氢，是产生热量的主要来源。它们含量的多少决定了发热量的高低，因而对燃烧来说，碳、氢含量的测定很重要。若煤中氧含量增高，则碳氢含量相对减少，导致发热量降低，不利于燃烧。氮是煤中的无用成分，硫是煤中极其有害的一种元素，氮与硫的含量越少越好，它们的存在还对环境产生污染。
此外，元素组成还为燃烧理论空气量、过剩空气系数、热平衡计算等提供煤质基本资料。因此，元素分析数据在锅炉的设计和运行上都有十分重要意义。
3）发热量的测定。燃料发热量的测定对电力生产亦很重要，其理由为：设计锅炉时，发热量用来计算膛的热负荷和选择磨煤机的容量。锅炉运行时，发热量用来计算发供电煤耗。煤耗是火电厂考核的重要经
济指标。在煤质供需上，发热量作为动力用煤计价的主要依据。
综上所述可以看出燃煤采、制、化工作的重要，可以讲它是煤质监督工作的核心，因此它的每一卡，必须严格按照部颁有关规程进行工作。煤质检验人员必须持有部级岗位考核合格证方能上岗。
3．油务监督
（1）油务监督的主要任务是准确、及时地对新油、运行中油（包括
气体）进行质量检验，为用油部门提供依据，与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。
（2）对新变压器油和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》进行质量验收。
（3）对新充油电气设备投入前新充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。
（4）运行油的防劣措施按现行国标《关于运行油防劣措施的规定》执行。系统和设备补油或混油按国标《关于补充油及混油的规定》执行。
（5）分析变压器油中的溶解气体、判断充油电气设备内部故障按现部标执行。
（6）SF6高压电器和气体介质变电站中新SF6气体质量按国标规定进行检验，运行中SF6的气体质量按部标中的有关规定。
（7）引进国外的变压器、汽轮机油（含抗燃油）、SF6气体的质量，可按合同或厂家说明等有关规定进行验收。
（8）油务管理。发、供电单位应具备并贯彻执行下列有关制度：
1）油务监督制度及实施细则；
2）岗位责任制；
3）安全工作规程；
4）化学药品管理制度；
5）防油劣化和再生规程；
6）油、气体的取样与化验规程（方法）；
7）培训制度。
（9）发、供电单位应根据设备系统的实际情况，备有与油务监督有关的下列图表：
1）汽轮机油系统图（包括取样点）；
2）变压器和主要开关的地点、容量、电压、油量、油种等图表（包括取样点）。
（10）发、供电单位应建立和处理下列技术资料；
1）应建立和健全油和气体的分析记录及有关试验报告；
2）应建立用油设备的台帐、设备清册及检修检查记录；
3）培训记录。
（11）当发现危及设备安全的问题，经报告得不到及时处理时，应越级报告。
（12）发、供电单位应向主管局、电力试验研究所报送下列报表（单机容量200MW及以上机组应同时报送网所，并抄报网局）：
1）充油电气设备油色谱分析异常情况（季报）；
2）变压器油、汽轮机油的油质合格率及油耗情况（年报）；
3）SF6气体质量情况（年报）；
4）与油务监督有关的事故分析及防止措施； 5）
年度油务监督工作总结。
（13）本专业安全状况及评价。由于高参数、大容量机组的不断投运，网架结构日趋合理、完善。为保证电网更好的稳定运行，对油务监督管理工作提出更高的要求，无论从专业队伍人员素质，监督手段，分析处理问题能力，监督水平及基建调试、检修、维护、运行等方面均与要求存在一定差距的情况较普遍。从电力行业发展的形势来看，情况是严峻的，如果设备安装维护管理工作不做好超前准备，势必由潜在的危机发展到严重威胁安全、稳定发、供电运行的地步。从油务方面暴露问题：
1）用油设备缺陷多，不能及时处理，恶性循环时有发生，例某电厂4号机，由于油的循环倍率偏小，而设计的油箱亦偏小，有时油产生大量泡沫，影响机组的安全安全运行。又如某些电力局的一些新投运的互感器，生产厂运来后检测油中溶解气体含量，发现氢气高（一般
均超过运行指标），有的为赶工程进度未经处理就投运，有的虽经处理，但投运后氢气含量很快上升并超标。这一类问题始终未能得到较好的解决。
2）由于市场经济被曲解误用，进油渠道混乱，油质得不到保障，致使杂牌油或被污染的不合格油进入电力系统，严重影响了设备运行的安全和经济指标。
3）相关部门无强有力的维护和净化油品质的能力。由于电网备用容量仍不足，往往没有条件按需将设备停下来，处理净化油品及相关缺陷，因此需要采取有力的净化油系统和不停运净化手段，但目前一般还做不到。客观上无力扭转油耗高的局面。
（14）用油设备的运行维护。
（15）汽轮机组与油有关方面。
1）设备工作时及时调整汽封，减少油中进汽、进水。
2）汽轮机油系统应有在线和离线净化设备。
在油质未受严重污染的运行工况下即应投入油净化器，使油保持洁净
状态；当油较严重污染又无前置净化装置手段时，油净化器应退出运行，以保护净化器。同时用有效方法对油净化。大机组除单机配备离心机、滤油机外，油系统应能在运行中净化油质，安装旁路油净化回路，提高净油灵活性。
3）防止和及时消除油中进汽、进水，以减少瓦座绝缘受潮，而当电机转子绝缘有问题时易诱发烧损事故。
4）保证冷油器严密性及热交换效率，防止油污染，减缓油劣化程度。
（16）变压器油。
1）要采用防劣化技术并维持有效。
2）变压器故障处理后应及时脱气，降低油中溶解气体含量的本底数，保证油色谱监督的可靠性。
3）变压器有无故障的判断。按照部颁《导则》，对充油电气设备检测周期的规定，定期对设备进行检测。在充分掌握设
备油中气体多次准确的色谱分析数据的基础上，根据故障判断的步骤，首先是判明有无故障，常用的方法是“三查法”，即“一查”特征气体含量分析数据是否超过“注意值”，“二查”特征气体的产气速率，“三查”设备的有关情况。对设备有关情况的了解，应在电气、检修人员共同配合下进行。根据共同调查情况结合谱分析数据进行综合分析以判定故障的有无。
4）变压器等充油电气设备的故障类型及其判断。变压器等设备及产气的内部故障一般可分为两类：即过热和放电。过热按温度高低，可分为低温过热、中温过热与高温过热三种情况；放电又可区分局部放电、火花放电和高能量放电三种类型。另外，设备内部进水受潮也是一种内部潜伏性故障。
部颁《导则》采用国际电工委员会（IEC）提出的特征气体比值的三比值比作为判断变压器等充油电气设备故障类型的主要方法（三比值法的编码规则和判断方法表略）。
在应用三比值法中应注意下列几方面：①只有根据各组分含量注意值或产生速率注意值判断可能存在故障时才能进一步用三比值都是典型的，对于气体含量正常的设备，比值没有意义。②每一种故障对应的一组比值都是典型的，对多种故障的联合作用，可能找不到相应比值组合，此时应对这种不典型比值组合具体分析，从中可以得到故障
复杂性和多重性的启示。③应注意设备的结构与运行情况。例如对自呼吸的开放式变压器，由于一些气体组分从油箱的油面上逸散，特别是氢气与甲烷。因此在计算CH4／H2比值应作适当修正。④特征气体的比值，应在故障下不断产生进程中进行监视才有意义，如果故障产气过程停止或设备已停运多时，将会使组分比值发生某些变化而带来判断误差。
（17）抗燃油的应用与监督。
随着火力发电单机容量的增大，汽轮机的主汽门、调节汽门及其执行机构的尺寸也相应增大。为了减不液压部套的尺寸，必须提高系统的压力；同时为了改善汽轮机调节系统的动态特性，降低甩负荷时的飞升转速，必须减少油动机的时间常数。因而，调节系统工作介质的额定压力也随之升高，从安全防止的角度出发，调节系统的控制液采用了高压抗燃油，简称抗燃油。
目前我国大机组的电液调节系统（EHC）均以抗燃油作为工作介质。
对运行中的抗燃油，除定期进行全面检测外，平时应注意有关项目的监督检测，以便随时掌握调节系统抗燃油的运行情况，如发现问题，迅速采取有效处理措施，保证机组安全运行。
1）运行人员监督项目。
①监测抗燃油的外观和颜色变化。
②记录油温、油箱的
油位高度及补油量。
③记录旁路再生装置压差变化，及时更换吸附剂、滤芯。
2）试验室监督项目及周期。
①机组正常运行情况下试验室分析项目及周期，见《电力用油质量标准》。要求每年至少有一次送到经过认可的试验室进行油擀全分析。
②如果油质有异常情况，如：酸值迅速升值，油的颜色加深，水分含量增大，粘度变化增大等情况，应缩短试验周期，取样进行单机分析。
3）抗燃油的维护、技术管理与安全措施。
4）抗燃油的维护。
①为了延长抗燃油的寿命，防止油的劣化，保证设备的安全经济运行，对运行中抗燃油必须采用防劣措施。
a．防止抗燃油的污染。油箱和油管路全部用不锈钢，油箱应为全封闭式，通过空气滤清器与大气相通。
油系统采用精密过滤器，它的截污能力取决于过滤的器材质及其滤芯的孔径，非金属元素只能一次性使用。而金属材料过滤元件使用堵塞时，仍可清洗再用。在使用过程中，应定期检查和维护，及时发现系统出现的问题。如果发现过滤元件堵塞、锈蚀、破损或压差过大，应查明原因进行清洗可更换，严格控制颗粒污染物不能超标。
b．使用旁路再生过滤装置。该装置可以降低酸值，提高电阻率，减少沉淀物和颗粒污染，吸收水分，延缓抗燃油的老化速度。同时在使用过程中发现压差超过一定值或进出口酸值相近庆更换吸附剂，一般3～6个月更换一次。该装置应该在启动运行的同时使用，不允许中间关闭停用。
c．添加剂的应用。抗燃油加入抗氧剂、抗腐蚀剂和消泡剂等复合剂，可以改善抗燃油的理化性能。运行中的油需补加添加剂时，应按规定
与抗燃油生产厂协商，做相应的试验，以保证添加效果，添加剂不合适会影响油品的理化性能，甚至造成抗燃油劣化。
d．抗燃油中水分和空气的防止。在注油过程中，潮气可从泵的入口进入，密封不严，冷油器漏水也可能使水分进入液压系统，如发现空气湿度较大，应注意检查抗燃油中水分含量并采取如下措施：
检查空气滤清器中的干燥剂是否泄漏或失效，如失效应及时更换；
检查冷油器是否渗漏；
旁路再生装置更换吸附剂或再生芯；
当抗燃油被水严重污染，真空脱水装置是快速的最好办法，但是如果进入大量水，应更换油或用虹吸方法将油箱上面的水吸出。
严格控制氯含量。
防止矿物油混入。
密切注意颗粒污染物。对于抗燃油，特别是运行油这是一项极为重要的物理指标。它是指磷酸酯抗燃油中所含固体颗粒污染的浓度。
系统中抗燃油污染物的来源主要有三个方面：
其一，系统内原来残留污染
物：系统及元件加工、装配、储存和运输等过程中存留下的，如金属切屑、焊渣、型砂、尘埃有清洗剂等。
其二，系统运行中产生的污染物：如元件磨损产生的磨屑、管道内锈蚀物及油氧化、分解产生的沉淀物和胶状物质。
其三，系统运行中从外界进入的污染物：通过液压活塞杆密封处和油箱空气滤清器进入，以及注油与维修过程中带入的污染物。
固体颗料理液压和润滑系统中最普遍、危害作用最大的污染物。据资料统计，由于固体污染引起液压系统故障占总污染故障的60％～70％，它不仅加速液压元件的磨损，而且堵塞元件的间隙和孔口，使控制元件失灵从而引起系统故障、被迫停机。
②抗燃油的补加和混油。
a．运行中抗燃油系统需补油时，应补加相同牌号经化验合格的油。如果抗燃油老化比较严重，补油前应按照有关方法进行混油老化试验，无油泥析出，才能补给。因为新油和老化油地油泥的溶解度不同，可能会使油泥在抗燃油中析出，导致调节系统卡涩。
b．抗燃油混合使用时，混前其质量必须分别化验合格。不同牌号的抗燃油原则上不宜混合使用。因牌号不同，粘度范围也不同，质量标准也不同。在特殊情况下需要混用时，可以将高质量的抗燃油混入低质量的抗燃油中使用。同时，还必须先进行混油试验，当无油泥析出，并且混合后油质量高于混合前低质量的抗燃油时，才能混合使用。
c．进口抗燃油与国产抗燃油混合时，应分别进行油质分析，分析数据均在合格范围之内时，再进行混油试验。试验后混油的质量不低于混合前两种油中较差的一种，才能混合使用。
d．磷酸指标抗燃油严禁与矿物汽轮油混合使用。
③抗燃油的技术管理与安全措施。
a．库存抗燃油的管理。
应认真做好油吕入库、储存、发放工作，防止油的错用、混用及油质变化；
新购抗燃油须经验收合格方可入库；
库存油应分类、分牌号存放，油桶标记必须清楚；
库房应清洁、阴凉干燥，通风良好。
b．建立健全技术管理档案。
设备卡；包括机组编号、容量、调节系统装置、油压、油量、设备投运日期等。
设备检修台帐：包括油箱、冷油器、高中压调节阀和主汽门油动机、自动关闭器、油管路等部件的检查结果、处理措施、检修日期、补加油量以及累计运行小时数。
抗燃油质量台帐：包括新油、补充油、运行油、再生油的检验报告及退出油的处理措施、结果等。
（18）六氟化硫（SF6）气体。
SF6气体是一种高耐电和良好的热稳定性的绝缘介质，目前已广泛应用断路器和全封闭组合电器。
1）SF6断路器和全
封闭组合电器的优点。
①由于SF6气体良好的绝缘性能，使绝缘距离大为缩小，使六氟化硫电器设备的占地面积与空间体积大大缩小。一般六氟化硫电器设备的的占地面积大约与绝缘距离缩小的倍数成平方关系缩减，空间体积则成立方比例缩减，且随电压等级的提高，缩小的倍数越来越大。这是城网变电站迅速应用它的主要原因之一。
②六氟化硫全封闭组合电器运行安全可靠，维修方便。因其全部电器设备封闭于接地外壳内，减少了自然环境对设备的影响，对运行人员的人身安全也有保障。
③六氟化硫断路器的开断性能好，触头烧伤轻微，加上SF6气体绝缘性能稳定，又无氧化问题，因此，使检修周期大大延长。一般六氟化
硫全封闭组合电器的检修周期在5～8年，长者可达20～25年。
④安装方便。六氟化硫全封闭电器一般是以整体形式或者分成若干部分运往现场，可缩减现场安装工作量和建设工期。又因其外壳是接地的，可以直接安装在地面上，节约基建投资。除此以外，还有六氟化硫变压器、六氟化硫绝缘电力电缆（GIC）及其他六氟化硫电器设备。
2）SF6的监督管理和使用中的安全问题。
①新气的管理。
a．六氟化硫电气设备制造部门和使用单位，在SF6新气到货的一个月内，应按《SF6气瓶及气体使用安全技术管理规则》和《SF6电气设备中气体管理和检测导则》中有关规定进行复核，抽样检验。验收合格者，应将气瓶转移到阴凉干燥的专门场，直立存放。未经检验的新气不能同检验合格的气体存放一处，以免混淆。
b．供、需双方对SF6气体质量发生争议时，可提请“SF6监督监测中心”判定。
c．对国外进口的新气，也应进行复检验收，可按IEC376的新气质量标准和抽检率进行。
d．SF6气体在储气瓶内存放半年以上时，使用单位充入SF6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。
②使用中SF6气体监督和管理。
a．凡充于电气设备中的SF6气体，均属于使用中的SF6气体，应按照《电力设备预防性试验规程》中的有关规定，进行检验。
b．SF6电气设备制造厂在设备出厂前应检验设备气室内气体的湿度和空气含量，并将检验报告提供给使用单位。
c．六氟化硫电气设备安装完毕，在投运前（充气24h以后）应复检SF6气室内的湿度和空气含量以及设备的检漏。
d．设备能电后，一般每三个月，亦可一年内复校一次SF6气室内的湿度和检漏。稳定后，每1～3年检测湿度和检漏一次。发现气体质量指标明显变化时，应报请“SF6检测监督中心”复核，证明无误后，应制定具体处理措施并上报“SF6监督监测中心”，取
得一致意见后，由基层单位进行处理
e．对充气压力低于0.35MPa，且用气量少的六氟化硫电气设备（如35kV以下的断路器），只要检漏后证明不漏气，交接气体湿度合格，运行中可不检测气体湿度，但异常时要检测气体湿度。
③SF6气体的监督。
a．设备解放前，应按IEC480号出版物和《电力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。
b．设备解体前的气体检验，必要时可由上一级气体监督机构复核检测并与使用单位共同协商检测的特殊项目和要求。
c．设备中的固体粉末产物及其他残留物需妥善处理。
运行中设备发生严重泄漏或设备爆炸而导致SF6气体大量外溢时，现场工作人员必须按SF6电气设备运行及试验检修人员安全防护的有关规定佩戴个体防护用品，进行现场采样和检验。
SF6电气设备完成出厂试验后，需减压装箱或解体装箱时，应参照上述a．的要求进行气体检验后，方可进行装箱或降压工序。
SF6电气设备补气时,如遇不同产地，不同生产厂家的SF6气体需混用时，应参照《电力设备预防性试验规程》中有关混气的规定执行。
④SF6气体检测仪器和管理。
a．SF6气体检测使用的仪表和仪器设备，应建立详细的使用、保管和定期检验制度，并应建立设备使用档案。
b．有关测试仪器、仪表应建立监督与标定传递制度，并建立校验档案。
c．各类仪器的校验周期，按国家检定规程要求执行，暂无规定的原则上每年一次。
⑤SF6的毒性和使用中的安全问题。
a．纯净的SF6气体是无毒的，但也有人认为它在国际有毒物质的分类中属低毒物。一些国家规定工作场的空气中SF6的极限含量为1000μL／L，目前国际上对纯SF6本身是低毒或无毒还有不同的看法，便使用中控制空气中的极限含量是比较可靠的。
b．纯度不够的SF6及其放电后的分解物属有毒物，人体吸入后，会造成肺脏的损伤。充SF6的电气设备中应放置吸附剂，在制造、试验、检修和运行中，工作人员应特别注意因缺氧造成的窒息危险，接触有毒气体时应戴防护面具和防护手套，工作地点应强力通风。
c．新的SF6是无毒、无色、无味的。然而，虽然它是无毒的，却不能维持生命，在装有SF6设备的地方，没有适当的通风不得进入。这些地方应该使用氧量仪测定氧气含量，空气中氧含量应大于18％。
d．当SF6用于电气设备内时，无论是在故障情况下或是在正常的电弧遮断情况下，它都能被分解而产生硫一氟气体和金属氟化物的粉末，工作人员暴露在即使是非常小量的分解产生的气体中都会造成剌鼻的或讨厌的气味，对鼻、口、眼等的
刺激有明显的征兆，操作人员应立即跑到新鲜空气中，对设备内部检查时，工作必须采取防护措施，用防毒面具、防尘眼镜、橡皮手套等，以免接触气体分解产物。
总之油务工作的好坏、油（气）质量合格与否，直接关系到电力系统用油设备使用寿命，电力生产的安全运行和经济效益，特别是近年来
高电压、大容量输变电线路的建成，大容量、高参数机组的投运，给电力系统的油务工作提出了更高的要求。
4．化学监督中的仪表化工作
近年来，随着机组单机容量的不断增大，热力设备参数的进一步提高和环境水质的污染日趋严重，对水汽品质、燃料品质及油质监测的迅速性和准确性都提出了更高的要求。大容量高参数机组中水汽品质的劣化可在短时间造成结垢爆管，如凝汽器的泄漏，海水冷却的机组常常会使凝结水含盐量达100ppm以上，这样一台125MW机组半小时进入热力系统的盐分应达20kg ，这些盐分在热负荷区结成的盐垢可导致炉管超温以至爆管。根据目前电网情况，许多125MW机组将担任调峰任务。机组在调峰中，水汽品质的变化很快，对水汽品质监测的速度要求也更高。同样，电力设备中的油质劣化，也可能在短时期内造成设备的严重损坏。
在以往传统的化学人工分析时，人员的劳动强度大，分析项目水样繁多操作复杂，以蒸汽硅为例：一般每台炉五个水样，如六台炉则有三十个水样加上五个标准共用三十五支比色管，每支管分别依次准确加入五种试剂，其间还需多次静置5min、摇匀、剧烈摇动等约十个操作步骤，一个分析项目仅室内操作就需近四百个步骤，一着不慎引入
误差，要保证分析准确确有难度。同时由于操作复杂，测试间隔也拉长，4h或8h测一次，往往满足不了机组对水汽品质及时监测的要求。油质和燃料品质的分析大体也是类似的情况。
在线化学仪表不但分析更加迅速准确，而且具有设定报警、自动记录和远距离传送等多种功能，分析工作已可不设人员值班。因此在大型发电厂中，大规模地应用在线化学仪表对热力系统水汽品质进行连续监测已成为一种十分有效的监督手段和安全保障措施。而油质和燃料品质的在线分析则是目前国内外同行们正在开发的重要课题。
当然，化学监督的仪表工作是需要投入相当的人力和物力的，仪表的准确可靠运行要有严格的维护和管理来保证，这里仪表工作人员的素质是主要方面。目前，有的电厂化学仪表工作搞得较好，有的较差，分析起来，主要还是人员的问题。因此电厂各级领导要充分重视化学仪表工作，保证化学仪表工作人员的素质和数量，加强化学仪表的管理
，使化学监督适应新形势的要求。
（四）检修阶段的监督
检修阶段的化学监督工作，主要是参与热力设备各部位结垢、积盐和腐蚀情况的检查，并根据化学检查结果，对热力设备作出评价。热力设备大修的化学检查，是考核化学技术监督实际效果最直观的手段，是全过程化学监督工作的一个重要组成部分，要求机、炉、化、电气各专业密切配合，认真作好这项工作。
大修时对化学专业的要求：首先要提出大修期间设备的防腐蚀保护措施（目前常用而效果较好的是液体十八胺＋热炉放水保护法）、列出化学检查项目。检修中要认真检查作好记录，并采集样品化验分析，同时参加各部位检修后的验收工作。大修结束后的一个月内要交出大修化学检查报告。
大修时对机、炉、电专业的要求：在热力发电设备解体时，要及时通知化学专业检查内部情况，按化学要求进行割管，并做好设备停用保护工作。
大修时热力设备各部门重点检查内容如表7-9所示。
表7-9 热力设备各部位重点检查内容
部 位 内 容 锅炉设备 汽 包
汽包壁及内部装置腐蚀、结垢、积盐程度、色泽、厚度主要特证，汽水分离装置完整情况，排污管、加药管是否污堵
水 冷 壁
监视管段（不得小于0.5m）内壁结垢、腐蚀特征，向、背火侧垢量及计算结垢速率，垢样作成分分析
爆口段（连同焊口）内壁及爆管的腐蚀、结垢外观特征，爆管照相留档，并进行金相分析
省 煤 器
进口 水平段下部氧腐蚀程度，结垢量，有否油污迹象
过 热 器
再 热 器
立式弯头处有无积水、腐蚀程度，积盐情况（测pH值）下弯头有无腐蚀产物沉积、堵塞 汽机系统 汽机主体
外观检查各级叶片积盐，定性检测有无铜
高压缸调整级、中压缸第一级叶片有无机械损伤、麻点，高压缸调速级、中压缸一、二级围带氧化铁集积程度；低压缸及最后二级叶片及隔板检查表面pH值（有无酸性腐蚀迹象，计算单位面积结垢时，垢
样作成分析
凝 汽 器
凝汽器管外壁有否氧蚀、腐蚀或磨损减薄
凝汽器管内壁有无结垢、冲蚀及有机物污染
除 氧 器
内部有否腐蚀损坏，喷头有无脱落，填料有无冲击等
给水箱底部有否沉积物
箱体有无体育馆，防腐层是否完好，做好记录
高、低压加热器
吊芯检查有否腐蚀、泄漏，必要时抽管采样测样
大修结束后，根据化学检查、测量结果对热力设备作出评价，并提出改进措施。其评价标准如表7-10、7-11和7-12所示。
表7-10 蒸汽
器铜管腐蚀结垢评价 类 别 项 目 一类 二类 三类 均匀腐蚀 (mm2/a) ＜0.005 ＜0.02 ＜0.02 局部腐蚀 无
管壁点蚀、构槽深度
＜0.3mm
点蚀、沟槽、裂纹深度＞0.3mm以上已有部分管子穿孔
结垢（mm） 基本无垢 ＜0.5 ＞0.5
注 a按两次检修间自然年计。
表7-11 锅炉水冷壁向火侧结垢量和结垢速率的评价 项目
类别 一类 二类 三类 结垢量
（g/m2）
12.7MPa及以上汽包炉 ＜150 150～400 ＞400 直流炉 ＜120 120～300 ＞300 结炉速率
[g/(m2·a)]
12.7MPa及以上汽包炉
＜25 25～70 ＞70 直流炉 ＜25 25～70 ＞70
注 a按两次检修间自然年计。
表7-12 的评价 类 别 项 目 一类 二类 三类
汽轮机转子、隔板叶片积盐、腐蚀 积盐
[mg/(cm2·a)]
基本积盐，最大部位积盐量＜1 有少量积盐，最大部位积盐量1～10 积盐较多，最大部位积盐量＞10 腐蚀 没有腐蚀
低压缸有轻微水锈，初凝区隔板有轻微酸性腐蚀
下隔板有较重的腐蚀，不锈钢出现针孔，初凝段隔板有严重酸性腐蚀
注 a按两次检修间自然年计。
省煤器、水冷壁、过热器管内腐蚀的评价：
没有腐蚀为一类；
有轻微腐蚀（蚀点＜1mm壁厚）为二类；
发现局部有溃疡腐蚀，可能威胁安全生产或蚀点较深（省煤器蚀点＞
1／4壁厚、水冷壁蚀点＞1／6壁厚、过热器蚀点＞1／5壁厚）者为三类。
四、技术管理
发、供电单位，特别是发电厂，它是一个技术复杂，设备紧密相联的整体，个别的差错很容易会影响到整体。而差错的主要来源是人，因此，要求一切生产活动都要做到有章可循，以避免人为差错。故各发、供电单位都应根据有关标准、条例、规定和本单位的实际情况制订出一套完整的规章制度，并付诸实施。这里必须强度指出，规章制度绝不是什么烦琐哲学、是可有可无、可多可少的事，而是生产需要、监督工作的具体化，我们要通过规章制度的实施而落实化学监督工作，“规章制度”经执行、修改、批准正式实施后，应成为我们处理日常监督工作的“法”。不管是谁都应该严格而认真地按“法”办事。应逐步减少直至杜绝无章可循、随意拍板的行为。
技术管理工作，除制度各种规章制度（发、供电单位具体应制订哪些规章制度，在电网《化学技术监督条例》中已作要求，这里就不一一列出）外，还有各种分析数据的统计、整理、分析、处理，质保体系的建立和设备缺陷管理等。
技术管理还包括生产运行中、设备大修时的管理。如
：机组启动时的运行管理，主要是水、汽质量控制、凝水与疏水的回收、并汽时蒸汽质量控制等。
机组正常运行时的水、汽管理，主要是要求值班人员，要随时掌握运行指标的变化趋势，应达到水、汽品质100％合格，并努力达到期望值等。
水、汽质量异常时的管理，它的主要内容是水、汽质量异常时三级处理的处理程序。各单位应在《化学技术监督条例》实施细则中作出具体规定。
机组停、备用阶段的水、汽管理，包括机组大、小修、临修或备用期间应采取的防腐措施，建立机组停、备用防锈蚀记录等。
检修管理，主要是编制设备检修计划和更改工程计划，以及设备检修后的质量验收等。
此外，还有水汽平衡及水汽质量报表、化学仪表投入率及准确率的汇总、热力设备检修检查报告、水处理设备健康状况的评价、水处理药
品材料消耗情况、油质合格率及油耗情况、充油（气）电气设备异常情况、SF6气体质量情况、煤质情况等的统计分析。
五、现状与新形势下监督工作的重点
（一）现状
近年来，随着电力工业的快速发展，机组容量由50MW、125MW、200MW、300MW到600MW，参数由高压、超高压到亚临界，电网容量也不断扩大。因此，对化学监督的要求也愈来愈高，特别是对水、汽品质的要求更加严格，监测手段要求连续、及时、快速、准确、技术管理要规范化、标准化、计算机化。
为了跟上电力发展步伐，适应新形势的要求，过去几年，不管是电厂还是供电局的化学专业都经过努力，做了不少工作，各单位在这方面的资金投入也逐年增加。如改进和增加补水预处理装置，提高凝水处理系统和除盐程控装置投入率。加装综合取样装置和计算机监测系统不断提高了在线仪表的投入率和准确率；有些电厂已基本上以仪器、仪表分析替代了人工分析。在加强技术管理方面，各厂、局根据网局、省局的要求，也都修改、健全、建立了一套较为完整的规章制度等等。这些措施和管理工作，都对电网的稳定运行起到了重要作用。但是，距大容量、高参数、大电网电力发展形势的要求还有距离，化学方面
威胁热力设备安全运转的因素依然存在。
凝汽器铜管泄漏问题尚未彻底解决。某省在1995年内高压以上机组60％左右的凝汽器铜管发生了不同程度的泄漏；某电厂1993年初1号炉发生了水冷壁管由于“氢脆”而导致的大面积爆泄事故，虽然原因是多方面的，但不能否认，凝汽器铜管泄漏是其重要原因之一。某电厂4号机凝汽器铜管的大面积泄漏，迫使频繁停机查漏、堵漏，也给机组的 、经济性造成了严重影响，直至铜管全部更换，问题才
得以解决。铜管泄漏问题，虽然也作了很多努力，但目前尚未根本解决。
结垢速率偏高。锅炉水冷壁管结垢严重时会造成受热面局部过热而引起爆管，同时结垢也是水冷壁管产生酸笥腐蚀（氢脆）或碱性腐蚀的先决条件，结垢速率的高低，也是衡量化学监督工作差与好的重要标志之一。某省125MW以上机组大修化学检查结果，根据结垢速率结锅炉作出的评价，大部分为2、3类，1类尚属少数。
监测手段急待提高。高参数、大机组的出现，使原认为出现问题是“慢性病”的认识，已成为过去。如600MW机组，锅炉的额定蒸发量为
2000t/h，这样大的蒸发量，蒸汽中的杂质稍有超标，在很短的时间内就会在过热器乃至汽机叶片上沉积，严重时半会对机组的安全运行构成威胁。这就要求监测手段要跟上，最好是连续监测，以便能及时发现问题、及时调整和处理，靠人工分析是办不到的，只有靠在线仪表监测才能实现。但200MW及以下机组的大部分监测项目仍靠每班两次的人工分析，已有的仪表，特别是硅表、氧表、磷表问题较我，主要是国产的质量差（稳定性、准确度差），进口表价格高。还有计分表人员少、素质低，因而管理和维护工作跟不上，造成表虽装了，但不能正常投入运行。
（二）当前的工作重点
大机组、高参数、大电网、高电压，这已是电网的特点和发展趋势。为了跟上电网的发展针对化学方面存在的问题，当前化学监督工作的重点应该是：
尽快改进和提高监测手段，以保证分析数据的准确性、及时性。加快水、汽品质监测仪表、自动化的进程，逐步以仪器仪表分析替代人工分析。燃煤的机械采、制样，快速在线分析也要跟上。
凝汽器铜管泄漏问题，要集中力量组织攻关，即要从技术上找原因、订措施，又要抓好铜管的全过程管理工作。
从认真作好停、备用设备防腐保护及严格监督机组启动阶段水汽质量入手，努力降低锅炉结垢速率。
重视和加强培训工作，组织各种类型学习班，使各个层次的专业与管理人员，不断更新知识，不断提高操作水平和分析、处理问题的能力，不断加深监督意识。
因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容