1、发电公司化学监督、热力设备大修检查管理制度编 制： 审 核： 批 准： 版 本 号: ESZAQDGF001 编 制： 审 核： 批 准： 版 本 号: 1 总则1.1 化学监督是保证发供电设备安全、经济、稳定运行的重要环节之一。为进一步推进我厂化学监督工作的规范化、制度化和标准化，根据国家、行业和中国大唐集团公司颁发的有关规定和制度，结合我厂设备状况和管理模式，特制订本厂化学监督管理制度。1.2 化学监督工作应坚持“安全第一，预防为主”的方针，坚持“实事求是”的科学态度，采用先进的检测技术和科学管理方法，建立质量、标准、计量三位一体的技术监督体系，加强对水、汽、油、燃料、化工原料等的质量监督2、，防止和减缓热力设备腐蚀、结垢、积盐以及油质劣化，及时发现和消除与化学监督有关的设备隐患，不断提高水汽品质，提高油质防劣技术，及时发现充油电气设备的潜伏性故障，提高设备效率，延长使用寿命，防止事故发生。1.3 化学监督涉及化学、锅炉、汽机、电气、热工、燃料等部门，贯穿于电力生产、建设的全过程，专业面广，技术性强，应在总工程师领导下，成立化学监督网，定期召开工作会，统筹安排，协调有关部门的分工，共同做好工作。1.4 化学监督应从技术改造、设计审查、设备选型、监造与验收、安装、调试、运行、检修、停用等各阶段进行全过程技术监督管理，严把质量关，及时发现和消除与化学监督有关的隐患，防止事故发生。1.53、 依靠科技进步，采用和推广成熟、行之有效的新技术、新方法，不断提高化学技术监督专业水平。1.6 本制度适用于发电厂化学监督管理工作，解释权归口设备工程部。2 化学监督的职责及分工2.1 总工程师职责2.1.1领导全厂化学监督工作，贯彻执行国家、行业、集团公司有关化学监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等,组织制定本单位有关化学监督的规章制度、实施细则和技术措施等。建立化学监督网，审批有关实施细则和措施；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。2.1.2 组织对所管辖的运行设备进行化学监督,对设备的维护检修进行质量监督,并建立健全设备技术档案,发现问题及时分析处理,重大问题4、及时如实上报,并按要求报送各种化学监督报表及计划总结等。2.1.3 将化学技术监督工作及具体任务指标落实到有关部门和岗位,并做好协调工作。2.1.4 建立严格的化学监督工作检查考核制度,并与部门及个人的经济利益挂钩。2.1.5 组织建立健全化学监督检测手段和试验室，达到规定的技术要求。2.1.6 组织对化学技术监督人员的培训，按分级管理原则，要求持证上岗，不断提高化学技术监督专业水平，并使监督队伍相对稳定。2.1.7 组织本单位新建、扩建、改建工程中与化学技术监督有关部分的设计审查、施工质量的检查及验收工作。组织有关部门认真作好主要设备在运行及停、备用中的化学监督工作，督促作好化学请洗、设备防5、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、部门努力提高全厂水、汽、油、燃料和灰等的质量和各项技术指标。2.1.8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。2.1.9 组织调查研究与化学工作有关的重大设备事故和缺陷，查明原因、采取措施，并上报集团公司和电力试验研究所。2.2 设备工程部职责在生产厂长和总工程师领导下，负责全厂化学专业的生产技术和设备管理工作。化学监督专工职责：协助总工程师作好2.1中所列的各项工作。并向总工程师负责。2.2.1.1贯彻执行上级有关化学监督技术指示和规定。2.2.1.2负责组织制定或定期修订本专业6、的各种规程、制度、系统图，并督促实施；参与制定和修订本专业的检修工艺质量标准、大小修整体验收标准；参与制定和修订本专业为提高设备健康、技术、管理水平的发展规划；负责本专业设备的名称及编号；专业项目的审定。2.2.1.3审查化学监督总结和报表，及时向主管领导汇报。2.2.1.4负责对本专业主、辅设备大小修计划、维修计划和零购计划及事故备品储备定额的专业审查；参与本专业更改工程、设备大小修的重点项目及重大非标准项目的质量验收工作，做出验收考核意见，审定本专业主设备大小修报告等；参加本专业有关事故的技术性调查及审定相应的对策措施。2.2.1.5从技术上审查设备异动计划、运行反事故措施、试验方案、运行7、方式及合理化建议。负责本专业技术、安全、组织措施的审核及监督执行。2.2.1.6负责本专业外委加工配件的审核。2.2.1.7协助、指导专业检修和运行工作；经常深入现场，及时发现问题，掌握设备健康状态及重大缺陷，督促协助及时消除设备隐患。协助发电部和检修公司做好日常的运行和设备检修工作；与相关部门共同研究有关设备改进、生产调整、新型设备鉴定及化学清洗工作；参与现场面貌的整修规划。2.2.1.8专业工作的监督检查与考核；负责相关班组技术台帐及资料的检查和考核；监督检查运行生产秩序、岗位纪律、文明生产并对其考核；负责本专业运行操作票合格率的检查和考核；负责燃料检质、检斤工作的监督和考核；负责铁路运输8、合同及其执行、管理、监督和考核。2.2.1.9负责本专业对外技术联系、协调和接待工作；负责本专业有关的上报材料，做到及时、正确、实事求是。定期向集团公司安全生产部、电力试验研究所报送化学监督总结和报表，汇报化学监督执行情况和存在的问题。2.2.1.10负责专业新技术的推广，收集和研究推广专业网内外的先进经验和新技术；负责组织召开本专业的技术研究讨论会 ，协助攻克技术关键。2.2.1.11建立健全本专业的基础工作资料，负责和督促本专业有关图纸和资料及时归档。2.2.2 化学试验班职责：在设备工程部部长的领导和指导下，协助化学监督专工做好化学监督工作。2.2.2.1 负责监督水、汽品质，指导取样化9、验、保证试验质量，指导炉内、外水处理，负责机组启、停期间水汽质量的监督以及内冷水的处理。2.2.2.2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，指导或开展油的防劣和再生工作；2.2.2.3 负责燃料的质量检验与监督工作。2.2.2.4 负责停备用设备防腐保护的监督。2.2.2.5 负责水处理原料的检验与监督工作。2.2.2.6 参与设备大、小修检查，热力设备调整试验；参与设备改造、调试工作和改进生产技术，参与设备酸洗、镀膜及配合化学运行、检修仪表班、燃料公司完成本专业的临时性技术工作。2.2.2.7 建立凝结器管、锅炉受热面、汽轮机通流部分、除氧器等热力设备的腐蚀、结垢、积盐等检10、查记录；建立变压器大修、汽轮机油系统检修检查记录。编制热力设备检修的化学检查评价报告。编制小型设备清洗的方案、三措和总结。2.2.2.8 对违章和超标等情况要及时向主管领导汇报。2.2.2.9 负责化学水、煤、油试验人员岗位培训、组织上岗资质考试及技术等级鉴定工作。2.2.2.10 负责试验室仪表的使用和日常维护。2.4.2.10工作的原始记录和试验报告。 热工专业专工及相关班组职责：2.2.3.1负责设备工程部仪表班、自动班、热控班相关化学工作的技术管理和监督。2.2.3.2认真贯彻执行上级有关化学监督的各项规章制度和要求，修订化学仪表检修规程，并认真执行。2.2.3.3 负责监督建立化学设11、备检修档案台帐。2.2.3.4监督建立化学在线仪表及试验室化学仪表的维护和检修档案和台帐；2.2.3.5 监督试验设备计量检定、校验档案；负责计量单位的使用。2.2.3.6加强化学仪表管理，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，提高水处理系统的自动化水平。作好维护及定期校验工作。2.2.3.7 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。2.2.3.8 搞好与化学监督有关设备的自动调节装置的安装调试和检修。 电气专业专工及相关班组职责：2.2.4.1负责电气试验班相关化学工作的技术管理和监督。2.2.412、.2认真贯彻执行上级有关化学监督的各项规章制度和要求，修订与化学相关检修规程，并认真执行。2.2.4.3 负责监督建立化学相关设备检修和试验档案台帐。充油电气设备电气试验异常时及时联系化学进行油质分析。2.3 发电部职责在生产厂长和总工程师领导及设备工程部部长的指导下，负责全厂化学运行技术和管理工作。运行值长职责：领导和组织本值在运行、停用、启动时的化学监督工作。2.3.1.1机组启、停和改变工况时及时通知化学专业进行有关化学分析测定等工作。2.3.1.2 运行时水、汽品质出现异常情况，应执行有关规定及时处理。2.3.1.3 组织锅炉、汽机、化学等专业切实作好设备停用保护技术措施。2.3.2 13、化学运行专工职责：2.3.2.1 认真贯彻执行上级有关化学监督的各项规章制度和要求，修订运行规程，拟定有关运行的实施细则和措施，并认真执行。2.3.2.2 负责和指导化学运行工作，严格监督水、汽质量，正确处理工业水、生活水、补给水、给水、炉水、凝结水、循环冷却水、疏水和采暖水等。2.3.2.3 做好水质异常情况的分析、汇报并制定对策实施。2.3.2.4 参与热力设备调整试验，确定合理的运行工况、参数及监督指标；2.3.2.5. 改进生产技术，降低材料消耗，协助搞好化学监督技术管理工作。2.3.2.6 加强废酸、碱的处理和化学及工业废水处理监督工作，使排放水质符合国家排放标准。2.3.2.7 参14、加相关主要设备的大修检查及验收工作，做好检查后的详细记录，针对存在问题，提出或采取相应措施。2.3.2.8 负责化学运行人员岗位培训、组织上岗资质考试及技术等级鉴定和化学运行班组培训检查考核工作。2.3.3 化学运行班职责：在主管领导和化学运行专工的领导和指导下，严格执行有关规定和规程，做好2.3.2.2-2.3.2.6中的工作。做好化学运行记录和值班记录。2.3.4 热机专业专工及相关班组职责：2.3.4.1 负责发电部热机运行班相关化学工作的技术管理和监督。2.3.4.2 认真贯彻执行上级有关化学监督的各项规章制度和要求，并认真执行。2.3.4.3 负责监督建立与化学专业相关的运行记录和日15、志。2.3.4.4 配合化学做好机炉热力化学试验和其它有关试验，确定运行工况、参数，指导运行工作，并认真执行。2.3.4.5负责做好所辖与化学监督有关设备取样器（包括汽轮机、给水泵、磨煤机等设备用油）、取样冷却器的维护及排污、灰渣、水汽、油取样的配合工作。2.3.4.6设备停备用及启、停过程中，应根据化学监督的要求进行热力设备防腐保护和水(汽)冲洗工作，严格执行停用保护和水汽品质合格方能点火、冲转、凝结水回收、升负荷的规定。设备启动时通知化学人员对疏水进行监督，水质合格后方能进入系统。发现异常时，及时通知化学监督人员，共同研究处理。2.3.4.7 热力设备化学清洗时，会同设备工程部、检修公司拟16、定清洗方案和清洗设备及系统的设计、操作，做好清洗设备和系统的维护。2.3.4.8 负责做好运行中内冷水和油品的管理和运行，努力降低油耗和排放水量，系统需补、换水、油时，应征求化学监督人员的意见。2.3.5 电气专业专工及相关班组职责：2.3.5.1 负责发电部电气运行班相关化学工作的技术管理和监督。2.3.5.2 认真贯彻执行上级有关化学监督的各项规章制度和要求，并认真执行。2.3.5.3 负责监督建立与化学专业相关的运行记录和日志。2.3.5.4 充油（气）电气设备发现异常时，及时通知化学监督人员取样化验，共同研究处理。2.3.6 燃运专业职责：2.3.6.1 负责发电部燃运运行班相关化学工17、作的技术管理和监督。2.3.6.2 认真贯彻执行上级有关化学监督的各项规章制度和要求，并认真执行。2.3.6.3 负责入炉煤、入厂煤采样、制样工作的直接管理和监督工作。2.3.6.4 维护入炉煤、入厂煤机械采样装置。2.3.6.5 发现煤质异常情况及时报告。 2.4 检修公司职责在生产厂长和总工程师领导及设备工程部的指导下，负责全厂化学检修及相关技术和管理工作。 化学、热机专业专工及相关班组职责：2.4.1.1负责检修公司管阀班、附属班、锅炉本体班、汽机本体班相关化学工作的技术管理和监督。2.4.1.2认真贯彻执行上级有关化学监督的各项规章制度和要求，修订化学检修规程，并认真执行。2.4.1.18、3 负责监督建立化学设备检修档案台帐。2.4.1.4负责全厂化学设备的检修和改造及配合调试工作。2.4.1.5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，会同化学人员切实搞好锅炉排污系统检修，努力降低汽水损失。2.4.1.6 设备检修前，应征求化学监督专则对检修的意见，特别是对割管的要求，纳入检修计划；根据化学监督要求，对设备进行检查。通知设备工程部和化学专业共同检查设备腐蚀、结垢、积盐等情况。2.4.1.7 配合化学做好机炉热力化学试验和其它有关试验。2.4.1.8负责做好所辖与化学监督有关设备取样器（包括汽轮机、给水泵、磨煤机等设备用油）、取样冷却器的检修工作。2.4.1.9 19、发现异常时，及时通知化学监督人员，共同研究处理。2.4.1.10 热力设备化学清洗时，会同设备工程部、发电部拟定清洗方案和清洗设备及系统的设计、安装，做好清洗设备和系统的检修。2.4.1.11 负责做好运行中汽轮机油和抗燃油的管理、净化和防劣等工作；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。降低油耗，油系统补、换油时，应征求化学监督人员的意见。2.4.1.12负责发电机冷却水和氢气系统的检修工作。 2.4.1.13保证凝汽器铜（不锈钢）管及真空系统、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；更换凝汽器铜（不锈钢）管时，要根据火力20、发电厂凝汽器选材导则正确选材。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，保证安装质量，并将换管情况通知化学监督专责。做好铜管堵漏、成膜等检修工作。2.4.2 电气专业专工及相关班组职责：2.4.2.1负责检修公司变电班、动力班相关化学工作的技术管理和监督。2.4.2.2认真贯彻执行上级有关化学监督的各项规章制度和要求，修订与化学相关检修规程，并认真执行。2.4.2.3 负责监督建立化学相关设备检修档案台帐。负责做好运行中变压器油的管理、净化和防劣等项工作。2.4.2.3按化学监督的要求，进行油样的采集。 2.4.2.5 如油质及气相色谱分析等项结果异常时，及时查明原21、因，积极采取措施，消除隐患。主要充油电气设备发现异常、大修以及变压器吊芯(罩)检查或补换油时，要通知化学监督人员。2.4.2.6 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。2.4.3 燃运专业专工及相关班组职责：2.4.3.1负责检修公司燃运一班、燃运二班燃运专业相关化学工作的技术管理和监督。2.4.3.2认真贯彻执行上级燃运专业有关化学监督的各项规章制度和要求，修订化学相关设备检修规程，并认真执行。2.4.5.3 负责监督建立化学相关设备检修档案台帐。2.4.5.4 负责检修公司燃运专业相关化学工作的技术管理和监督。做好机械化采样装置的调试和检修工作。2.5 燃料公司职责2.522、.1 按厂部规定组织品质质量合格的燃煤和燃油。2.5.2 及时将进厂的燃料品种、时间等情况通知化学监督人员，按规定要求配合化学检质工作。3 技术监督制度3.1 水汽监督制度3.1.1 启动及运行制度3.1.1.1 机组启动和运行必须严格遵循化学运行规程的规定。设备工程部、发电部应及时通知化学试验班及化学监督人员。3.1.1.2 机组启动期间加强水汽质量监督，缩短相关项目的化验周期，常规项目至少一小时一次,增加凝结水、给水铜铁测定,至少三小时一次，化学试验班参与启动试验。3.1.1.3 机组启动时，必须冲洗取样器(运行中定期进行冲洗)，按规定调节样品流量，保持样品温度在30以下 。3.1.1.423、 锅炉启动后，发现炉水浑浊时，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。严格遵守水汽品质合格才能冲转、凝结水回收的规定。3.1.1.5 机组启动时的运行水质要统计合格率和变化幅度，启动时间从机组上水到并网八小时计算，八小时以外记入运行数据。3.1.1.5 水汽质量标准（详见发电厂水汽质量标准）3.1.1.6 化学试验班应加强定期和不定期监督工作；包括内冷水监测、各项水质全分析、查定及对运行试验的校核。3.1.2 水汽质量异常时的处理制度 当水汽质量劣化时，化学运行人员应迅速检查取样是否有代表性；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，应立即向值长、24、化学运行专工及主管领导汇报情况，提出建议。有关领导应责成有关部门采取措施，使水、汽质量在允许的时间内恢复到正常值。下列三级处理值的含义为：一级处理值有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h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24h内恢复至标准值。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4h内停炉。在异常值处理的每一级中，如果在规定的时间尚不能恢复正常，则应采取更高一级的处理方法，恢复标准值的办法之一是降压运行。水汽质量劣化时的处理指标如下表： 表1 （300MW机组适用）水样项目单位标准值处理值一级二级三级凝结水氢电导率（25）S/25、 cm0.300.300.400.65硬度mol/ L02.0钠g/L1010给水pH（25）9.29.60.150.20.30溶解氧g/L7720炉水pH（25）9.09.79.08.58.58.08.0当出现水质异常情况时，还应测定炉水中的含氯量、含钠量、电导率和碱度。炉水pH（25）低于7.0，应立即停炉。3.1.3 停备用防腐保护制度3.1.3.1热力设备在停、备用期间，必须进行防腐保护，严格杜绝无防腐措施的自然状态存在。3.1.3.2发电部应在热力设备停运前应提前6小时向化学监督人员通报停运原因、时间，并结合本制度选择最佳的防腐方法，防腐方法的选择应根据停运设备的具体情况确定。如停备26、用状态；时间；防腐材料的供应及质量；设备系统严密性等因素考虑。3.1.3.3 防腐工作应在值长和设备工程部的统一领导下，按规定严格执行。3.1.3.4 防腐药剂必须经过检验分析确认无误方可使用。3.1.3.5 设备检修时所需的防腐时间应纳入检修进度，不允许任意挤占防腐处理时间。3.1.3.6 锅炉检修后，进行水压试验时，必须用加有缓蚀药剂的化学处理水，解除防腐保养时，应检查和记录防腐效果，总结提高防腐技术水平。健全防腐技术档案。3.1.3.7 在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无色透明，以降低结垢性物质在锅内的沉积。3.1.3.8 停备用设备防腐方法选择表表1停27、（备）用热力设备的防锈蚀方法防锈蚀方法适用状态适用设备防锈蚀方法的工艺要求停用时间备注3天1周1月1季度1季度干法防锈蚀保护热炉放水余热烘干法临时检修、小修锅炉炉膛有足够余热，系统严密，放水门、空气门无缺陷应无积水负压余热烘干法大、小修锅炉炉膛有足够余热，配备有抽气系统，系统严密应无积水邻炉热风烘干法冷备用大、小修锅炉邻炉有富余热风，有热风连通道，热风应能连续供给应无积水干风干燥法冷备用大、小修锅炉、汽轮机备有干风系统和设备，干风应能连续供给应无积水热风吹干法冷备用大、小修锅炉、汽轮机备有热风系统和设备，热风应能连续供给应无积水干燥剂去湿法冷备用、封存小容量、低参数锅炉、汽轮机设备严密，内部空28、气相对湿度应不高于60应无积水气相缓蚀剂法冷备用、封存锅炉和高、低压加热器要配置热风气化系统，系统应严密，锅炉，高、低压加热器应基本干燥应无积水表1（续）防锈蚀方法适用状态适用设备防锈蚀方法的工艺要求停用时间备注3天1周1月1季度1季度干法防锈蚀保护氨、联氨钝化烘干法冷备用大、小修锅炉、给水系统停炉前2h，无铜系统加氨提高给水pH值至9.410.0，有铜系统给水pH值至9.09.2，联氨浓度加大到0.5mg/L500mg/L，热炉放水，余热烘干应无积水氨水碱化烘干法冷备用大、小修锅炉、无铜给水系统停炉前4h，加氨提高给水pH值至9.410.0，热炉放水，余热烘干应无积水吹灰排烟通干风法冷备用、29、封存锅炉烟气侧配备吹灰、排烟气设备和干风设备应无积水通风干燥法冷备用大、小修凝汽器水侧备有通风设备应无积水湿法防锈保护蒸汽压力法热备用锅炉锅炉保持一定的压力给水压力法热备用锅炉及给水系统锅炉保持一定的压力，给水水质保持运行水质维持密封、真空法热备用汽轮机、再热器、凝汽器汽侧维持凝汽器真空，汽轮机轴封蒸汽保持使汽轮机处于密封状态氨水法冷备用、封存锅炉和高、低压给水系统有配药、加药系统氨联氨法冷备用、封存锅炉和高、低压给水系统有配药、加药系统和废液处理系统充氮法冷备用、封存锅炉和高、低压给水系统配置充氮系统，氮气纯度应符合附录A要求，系统有一定严密性成膜胺法冷备用大、小修锅炉、汽轮机和高压给水系统30、配有加药系统，停机过程中实施通蒸汽加热循环法热备用除氧器维持水温高于105循环水运行法备用凝汽器水侧维持水侧一台循环水泵运行3.1.3.9 对化学水处理设备、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。水箱污脏时应及时清扫，若酸罐、水箱、排水沟等防腐层脱落，应采取措施。3.1.4 大修检查制度热力设备大修的化学检查是考核化学监督实际效果最直观的手段，是化学监督工作的一个重要部分，通过大修过程中化学检查发现的问题时，应查清隐患的性质、范围和程度，以便采取相应措施，避免发生事故。3.1.4.1 大修前的准备工作如下：收集有关技术资料，准备检测仪器、工具、记录报表和设备示意图；列出本次大31、修与化学有关的项目，包括停用设备防锈蚀、化学清洗、锅炉受热面割管、凝汽器抽管、修改取样点位置等。对大修期间需更换的炉管，应事先进行化学清洗。3.1.4.2 做好两次大修期间机组运行的分析。主要内容包括：汽轮机监视段压力，凝汽器端差及真空；发电机水内冷系统阻力、流量的变化；机炉设备启停次数、设备停用防锈蚀率和防锈蚀合格率；主要水汽质量合格率；水汽损失率及锅炉排污率等。3.1.4.3 热力设备各部位的重点检查内容。 锅炉设备检查.1锅炉检查 .1.1 汽包锅炉的检查在锅炉汽包人孔打开后，应通知化学专业人员与其它相关部门的人员共同检查后方可进行清理和检修工作。检修工作结束、关人孔门之前，也应通知化学32、专业人员检查验收。汽包内检查的内容有：a) 设备底部有无积水，如有水，应记明其长宽高度以及水色是否浑浊。b) 汽包底部有无沉淀物堆积，记录其部位、状态、面积、高度和颜色，必要时取样烘干称重，做化学分析。c) 检查汽包内壁、汽侧有无锈蚀和白色盐垢，如有则记录其分布、密度，记述腐蚀点状态和尺寸（面积、深度）。对白色盐垢，如果附着量很小，可用pH试纸定性测量。如果附着量较大，应取样分析。检查水侧有无沉积物和锈蚀，沉积物要刮取一定面积称其重量，并做化学成分分析。检查水汽分界线是否明显、平整。如果发现有局部“高峰”，应描绘其部位，注意检查该处的汽水分离装置有无缺陷以及查看该回路的热负荷和水循环状况。对腐33、蚀和结盐严重的部位应拍照，对有腐蚀坑的部位应通知金属专业进行探伤。d) 检查汽水分离装置是否完整，有无旋风筒倾斜、脱落或焊接不严密的地方，其表面有无沉淀物、结垢或腐蚀。e) 检查加药、排污、给水分配槽、给水洗汽等装置有无结垢、污堵、腐蚀、泄漏等缺陷。f) 检查汽包各连接管内的情况，汽侧管内有无结盐和腐蚀、水侧的降水管管壁有无沉淀物，记录其厚度、颜色、层次、软硬程度等情况，检查水冷壁上升管、水连接管内有无沉淀物堆积，记录其部位、色泽厚度等情况。以上检查要沿汽包长度选取几个点来比较其有无差别，并刮取代表性垢样进行化学成分分析。g) 若汽包内安装有腐蚀指示片，应检查其沉积物和腐蚀情况，对腐蚀指示片的34、表面状态进行描述、拍照，并计算其沉积速率和腐蚀速率。h) 汽包内验收的合格标准是：内部四壁、内部装置及连接管内清洁，锅内装置安装正确、牢固、齐全、结缝严密，无杂物遗留。i) 锅炉联箱手孔封头割开后，锅炉检修专业应通知化学专业进行检查，查看联箱内有无沉积物、焊渣、熔瘤等杂物，然后方可清理。检修完毕后清扫干净，化学人员验收合格后封口。.1.2直流锅炉的检查直流锅炉的启动分离器类似中压炉汽包，可参照检查。.2水冷壁检查.2.1水冷壁割管检查根数、位置及长度要求a) 正常状态下，大修时水冷壁至少割管两根（其中一根为监视管），有双面水冷壁的锅炉，还应增加割管两根。一般在热负荷最高的部位或认为水循环不良处35、割取。b) 非正常状态下，如发生爆管，要在爆破口附近（包括爆破口）割取并在其邻近再割取一根管检查。如果发现炉管外观变色、胀粗、鼓包或测量管壁有明显减薄、有局部火焰冲刷减薄等情况时，要增加对异常管段的割管及检查。c) 割管的长度：锯割时至少0.5米，火焰切割时至少1米。.2.2水冷壁割管的标识、加工及垢样制取a) 对割取的管段应做好标记、贴好标签，准确标明该管段的名称、位置和标高，并做好水流方向和向火侧的方位（双面水冷壁管向火侧注明左右方向标志）。b) 割下的原始管段，如为焊割者，要先去除两端的热影响区，然后进行外观描述和测量记录，包括内外壁结垢、氧化腐蚀和内外径测量，如有爆破口、鼓包等情况要测36、量爆破口长度、宽度、爆口壁厚等，对异常的管段的外形应拍照存档，然后分别截取管样，需要做金相检查的管段由金属监督部门先行选取，再割取要测量垢量的管段。c) 测量垢量的管段要将外壁车光至壁厚为2 mm3mm，再依据管径大小截割成为约40mm50mm的管段（适于分析天平称量）。车床加工时不能加冷却液，车速不应过快，进刀量要小，并要做好方位、流向标志（外壁车光后，按夹管一端的标志在车光的外壁补做并画出分段切割线）。截取后的管段要修去毛刺（注意不要使管内垢层损坏），按背火侧、向火侧锯成两半，进行垢量测量，测量方法见附录2。如发现除垢后壁面有腐蚀坑，还要进行腐蚀坑面积、深度的测量，要保留特殊的管样并进行照37、相存档。腐蚀坑面积、深度的测量方法见附录3。d) 将水冷壁管按向火侧和背火侧对半剖开，刮取垢样进行化学成分分析。.3过热器检查a) 过热器内部检查的重点是立式弯头处有无积水、腐蚀，管内有无结盐或盐痕。如有，对于微量积盐用pH试纸测pH值。积盐较多时应进行成分分析。b) 割管检查高温段过热器、烟流温度最高处氧化皮的生成状况，记录氧化皮的厚度及氧化皮脱落情况。若氧化皮情况严重，应查明原因，找出相应对策，并尽可能清除干净（如割管、吹扫或清洗）。过热器进行化学清洗后或检修后，要检查下弯头有无腐蚀产物堆积或堵塞。c) 如果单纯为检查干法停炉保护效果，检查立式过热器下弯头是否有水，可用钻孔法或在下弯头上锯38、开。如无水，有条件时测定管内湿度；有积水时，必要时抽取积水做化学成分分析（主要分析有害阴离子）。d) 对过热器管垢量进行测量时，管样的标识及加工方法与水冷壁管一致，过热器管应分向烟侧和背烟侧，测量方法见附录2。.4再热器检查a) 再热器内部检查的重点是立式弯头处有无积水、腐蚀，管内有无结盐或盐痕。如有，对于微量积盐用pH试纸测pH值。积盐较多时应进行成分分析。b) 割管检查高温段过热器、烟流温度最高处氧化皮的生成状况，记录氧化皮的厚度及氧化皮脱落情况。若氧化皮情况严重，应查明原因，找出相应对策，并尽可能清除干净（如割管或吹扫）。再热器检修后，要检查下弯头有无腐蚀产物堆积或堵塞。c) 如果单纯为39、检查干法停炉保护效果，检查立式再热器下弯头是否有水，可用钻孔法或在下弯头上锯开。如无水，有条件时测定管内湿度；有积水时，必要时抽取积水做化学成分分析（主要分析有害阴离子）。d) 对再热器管垢量进行测量时，管样的标识及加工方法与水冷壁管一致，再热器管应分向烟侧和背烟侧，测量方法见附录2。.5省煤器检查a) 省煤器割管检查的重点是检查管内结垢、腐蚀情况及有无油污痕迹，包括入口部位氧腐蚀和水平管段下部（或立式的下弯头）有无停炉腐蚀。观察省煤器管内的色泽，检查化学清洗后有无明显腐蚀坑、蚀坑深度及单位面积蚀坑数量等，并拍照存档。b) 机组大修时省煤器管至少割管两根，其中一根应是监视管段，应选取易造成腐蚀40、部位割管，其割管要求和水冷壁相同。c) 省煤器管管样的标识及加工方法与水冷壁管一致，垢量的测量应分水平位置的上、下侧，测量方法见附录2。d) 必要时可刮取省煤器管内垢样进行化学分析。.6锅炉其它辅助设备检查锅炉的炉膛水平烟道、烟井及烟风系统、制粉系统、燃油系统、除尘系统的设备，一般不进行化学检查，如有关部门认为有特殊需要，大修过程中发现的异常情况涉及水、汽、油质或能影响到内部结垢、腐蚀情况时，可要求化学专业进行检查和取样分析。 汽轮机检查汽机揭缸后，汽机专业应通知化学专业人员及时进行检查，未检查前不得进行清除附着物工作。.1 高压部分检查a) 目视各级叶片结盐情况，对沉积量较大的叶片，用不锈钢41、铲或其它硬质工具刮取结垢量最大部位的沉积物，计算其单位面积结盐量。在进行刮取垢样时，既要刮净又不要使叶片金属受损伤。沉积物的沉积量在2级以上应做成分分析。b) 检查调速级以及以后几级叶片有无机械损伤或麻点。对于机械损伤严重或麻点较深的叶片应进行详细记录，包括损伤部位、坑点深度、单位面积的坑点数量（个/cm2）等，并与历次检查情况进行对比，预测出发展趋势。在造成破坏性损坏以前应进行处理或更换。c) 用除盐水润湿广泛pH试纸，粘贴在各级叶片结垢较多的部位，测量出pH值。当pH11时，应重点检查凝汽器的泄漏、凝结水精处理、给水水质和汽包锅炉的汽水分离等情况，以便采取相应的措施。d) 对于有铜机组，定42、性检测各级叶片有无铜垢。检测方法见附录4。如果定性检测有铜，并且沉积物成分分析铜含量较高（20%以上），应重点检查给水处理是否采用AVT（R），凝结水、给水的含氧量是否过高，水、汽的pH值是否过高或过低。.2中压部分检查a) 目视检查和结垢量的测量方法同上。沉积物的沉积量在2级以上应做成分分析。b) 检查中压缸的前几级叶片有无机械损伤或麻点。对于机械损伤严重或麻点较深的叶片应进行详细记录，包括损伤部位、坑点深度、单位面积的坑点数量（个/cm2）等,并与历次检查情况进行对比，预测出发展趋势。在造成破坏性损坏以前应进行处理或更换。坑点深度、单位面积的坑点数量的检查方法见附录3。c) 测量出各级叶片43、垢的pH值。对于有铜机组，定性检测各级叶片有无铜垢。.3低压部分检查a) 目视检查和结垢量的测量方法同上。沉积物的沉积量在2级以上应做成分分析。b) 测量出各级叶片垢的pH值。检查最后几级叶片是否发生酸性盐类腐蚀现象。c) 对于有铜机组，定性检测各级叶片有无铜垢。d) 检查末级叶片的水蚀情况。如果水蚀严重应对叶片边缘嵌镶司太利合金，对已经嵌镶司太利合金但仍有水蚀时应及时修补或更换。 凝汽器检查.1 水侧检查a) 检查水室淤泥和杂物的沉积和凝汽器管入口的污堵情况。如果严重，说明冷却水滤网有问题，应与汽机专业沟通解决。对于海水冷却系统,应检查海生物生长、附着情况。b) 检查凝汽器铜管管口冲刷情况。44、如果管口冲刷减薄严重，应对管口进行防腐处理。c) 检查管板防腐层是否完整。如果有缺陷应及时修补或重做防腐处理。d) 检查水室内壁、内部支撑构件的腐蚀情况。如果有缺陷应及时修补或重做防腐处理。e) 检查凝汽器水室及其管道的阴极（牺牲阳极）保护情况。对起不到保护作用的阳极块或脱落的阳极块应予以更换。.2汽侧检查a) 检查顶部最外层凝汽器管有无落物砸伤。b) 检查最外层管有无蒸汽、疏水吹扫减薄现象。特别注意受汽轮机启动旁路排汽、高压疏水等影响的凝汽器管。c) 检查最外层管隔板处的磨损情况。d) 检查最外层管隔板间因振动引起的裂纹情况。对于隔板间距大于1.2m，或最外层管不是加厚管，或汽轮机排汽不均，45、局部有冲击现象，应特别引起注意。e) 检查凝汽器内壁锈蚀情况。f) 检查凝汽器底部沉积物的堆积及锈蚀情况。检修完毕后清扫干净，化学人员验收合格后封口。.3 抽管检查a) 对于凝汽器铜管，如果没有发生泄漏或结垢情况，可不进行抽管。否则视情况，在泄漏严重或结垢部位抽12根管。对于凝汽器钛管、不锈钢管，一般不进行抽管。b) 对于抽出的管按一定的长度（通常100mm）上、下半侧剖开。如果管中有浮泥，应用水冲洗干净。烘干后测量单位面积的结垢量。通常采用化学方法测量。对于易冲洗、易用橡皮擦洗干净的管，也可用物理方法。c) 检查金属表面的腐蚀情况。若换热管腐蚀减薄严重或存在严重泄漏情况，则应进行全面涡流检测46、探伤查漏。d) 沉积物的沉积量在2级以上应做成分分析。 其它设备检查.1 除氧器检查a) 除氧头：检查底部有无积水、沉积物堆积情况；检查内壁色泽及腐蚀损坏情况；检查内部多孔板装置是否完好，喷头有无脱落；检查补给水管道有无渗水、短路。b) 除氧水箱：检查内壁锈蚀情况；检查汽水分界线是否明显，底部有无积水、沉积物堆积情况；检查内壁色泽及腐蚀损坏情况。检修完毕后清扫干净，化学人员验收合格后封口。.2高、低加热器的检查检查进汽管弯头部位腐蚀和防冲击挡板损坏情况；检查管口的腐蚀冲刷、泄漏堵管及水室的情况，若换热管腐蚀严重或存在泄漏情况，则应进行涡流检测探伤或打水压方法查漏。.3给水泵检查检查叶轮的磨蚀、47、气蚀以及氧化铁的附着情况。.4阀门类检查a) 锅炉给水调节阀解体后，应通知化学专业进行检查，测量阀芯、套筒、节流板处有无结垢及垢的厚度等。b) 重点检查主汽门、高压、中压调节汽门氧化皮的厚度及脱落情况。.5油系统检查对抗燃油箱和汽轮机润滑油箱等进行腐蚀检查和底部油泥沉积情况检查。8.6发电机冷却水系统检查a) 检查发电机内冷却水系统的水箱和冷却器的腐蚀和微生物的附着生长情况。对进行内冷水加药处理的机组，重点检查药剂是否有不溶解现象和造成局部堵塞现象。b) 检查发电机外冷却水系统的冷却器的腐蚀和微生物的附着生长情况。每个大修周期应对热交换管进行涡流探伤检查。.7冷却系统检查a) 检查塔内填料沉积48、物附着情况、支撑柱上藻类附着情况；检查水塔内水泥构件腐蚀情况；塔内池底沉积物及杂质情况。b) 检查冷却水管道的腐蚀情况，生物附着情况、粘泥附着情况和防腐措施（外加电流保护、牺牲阳极保护或防腐涂层保护）的实施效果。.4. 检查评价标准.4.1腐蚀评价标准腐蚀评价标准用腐蚀速率或总腐蚀深度表示，其评价标准见表1。表1 热力设备化学检查腐蚀评价标准类别部位一级二级三级省煤器基本没腐蚀轻微均匀腐蚀或点蚀深度1mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度1mm水冷壁基本没腐蚀轻微均匀腐蚀或点蚀深度1mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度1mm。过热器再热器基本没腐蚀轻微均匀腐蚀或点蚀深度1mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度1mm49、。汽轮机转子叶片、隔板基本没腐蚀轻微均匀腐蚀或点蚀深度1mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度1mm。凝汽器铜管无局部腐蚀，均匀腐蚀0.005mm/a均匀腐蚀0.0050.02mm/a或点蚀深度0.3mm均匀腐蚀0.02mm/a或点蚀深度0.3mm.4.2结垢、结盐评价标准结垢、结盐评价标准用沉积速率或总沉积量或垢层厚度表示，其评价标准见表2。表2 热力设备化学检查结垢评价标准 类别部位一级二级三级省煤器化学清洗后第1年内结垢速率40 g/（m2a）结垢速4080 g/（m2a）结垢速率80 g/（m2a）化学清洗1年后结垢速率30 g/（m2a）结垢速率3060 g/（m2a）结垢速率60 g/（m50、2a）水冷壁化学清洗后第1年内结垢速率80 g/（m2a）结垢速80120 g/（m2a）结垢速率120 g/（m2a）化学清洗1年后结垢速率40 g/（m2a）结垢速4080g/（m2a）结垢速率80 g/（m2a）过热器、再热器结垢速率50 g/（m2a）结垢速率50100 g/（m2a）结垢速率80 g/（m2a）汽轮机转子叶片、隔板结垢、结盐速率1mg/（2a）沉积物总量4mg/2结垢、结盐速率15 mg/（2a）沉积物总量410mg/2结垢、结盐速率5 mg/（2a）沉积物总量10mg/2凝汽器管结垢速率10 g/（m2a）垢层厚度20 g/（m2a）垢层厚度0.5mm3.1.4.551、 大修报告：大修期间化学检查报告，经主管领导审核后，上报集团公司、电力试验研究所。报告内容应包括：两次大修期间机组运行的有关情况；曾发生的水汽异常情况；热力设备检查结果(包括各部位结垢速率、垢样成分分析等)以及综合评价、存在的主要问题、改进措施和建议。报告除文字说明外，应附有典型照片、曲线及图表等。 3.1.5 热力设备清洗、镀膜管理制度3.1.5.1 化学清洗及镀膜工作由设备工程部牵头，检修公司、发电部配合，严格执行三项措施。3.1.5.2主要热力设备化学清洗和镀膜方案和措施，要报集团公司审批。清洗、镀膜单位必须持有相应等级的“电力系统动力设备化学清洗许可证”，清洗时作好监督、总结和效果评价52、，废液排放应符合环保要求。3.1.5.2 锅炉清洗应根据火力发电厂锅炉化学清洗导则规定，其它设备清洗应根据实际对运行的影响情况确定。3.1.5.3 编制化学清洗工作总结报告。化学仪表管理制度3.1.6.1 设备工程部仪表班、热控班负责化学仪表的检修与维护，建立缺陷管理制度，及时处理缺陷，避免对运行工作造成影响。3.1.6.2 对尚未投入使用或存在原因缺陷而无法消除或长期停用的仪表，应组织改进和修理。3.1.6.3 对仪表和控制装置应根据化学仪表定期校验规定进行校验，标准仪器定期安排送检，此项工作应由专人负责。3.1.6.4 所有仪表、仪器资料（检定报告、合格证、说明书、技术资料等）必须齐全，由53、专人保管，并在档案室存档。3.1.3.5 其它按检修公司有关规定执行。3.2 燃料监督制度3.2.1 发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，各项试验按国标和部标执行，详见电力用燃料标准汇编。燃料检质人员必须持有网局级岗位合格证方能上岗。3.3.2 对入厂煤，按煤种车车采样，批批化验，煤的工业分析及发热量。每月进行月综合样的工业分析、发热量，每季度进行季度综合样工业分析、发热量、全硫、氢值测定；每年进行一次煤质全分析（可外送化验），对入厂新煤种除进行工业分析及热值测定外，增测灰熔点、可磨性指数及含硫量。地方小窑煤除批批化验外，还要深入矿点及时了解煤源情况。3.354、.3 为计算煤耗和掌握燃料特性，每日测定入炉煤的灰分、水分、挥发分、热值。每月进行综合样的工业分析、发热量，每季度进行季度综合样工业分析、发热量、全硫、氢值测定；每年进行一次煤质全分析（可外送化验）；并根据锅炉需要，进行燃煤灰熔点或可磨性指数、含硫量的测定。3.3.4 每值做煤粉细度、飞灰，每周做好炉渣可燃物化验，入炉煤粉样视具体情况测定。3.3.5 作好入厂燃油油种的鉴别和质量验收，车车采样，批批化验。若不符合要求，禁止入库。常用油种每年至少进行元素分析一次；新油种应进行粘度、闪点、密度、含硫量、水分、机械杂质、灰分、凝固点、热值及元素分析。3.3.6 测定各种燃油不同温度的粘度，绘制粘度一55、温度关系曲线，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；对燃用含硫量较高的渣油、重油或发现锅炉受热面腐蚀、积垢较多时，应进行必要的测试或油种鉴别，以便采取对策。3.3.7 对燃料监督使用的仪器、天平、热电偶、氧弹等应根据规定定期校验。3.3.8 对入厂、入炉煤机械采样装置，应加强维护，每年做一次性能试验，保证投入率和试样准确性。3.3.9 入炉煤、入厂煤制样必须按国标配备相应的设备和制样室。3.3.10 应经常用“标准煤样”校核化验结果。每季度对试验室设备进行一次校核试验。热量仪三个月标定一次。3.3 油务监督制度 3.3.1 油务监督主要任务是准确、及时地对新油、运行中油、库存56、油进行质量检验，为用油部门提供依据，与有关部门采取措施，防止油质劣化；防止油系统管道、油箱腐蚀。及时发现充油电器设备的潜伏性故障，保证发电设备安全运行。3.3.2 严格遵守用油防火安全制度。3.3.3化学试验班加强对汽轮机油（含EH油）、变压器油、开关油、球磨机用油、给水泵油等要进行质量监督，进行入库、储存、发放、使用全过程管理；设备、油质异常时应加大监督力度，发现有漏汽、漏水或其他促使油质加速劣化倾向因素和变压器油溶解气体含量异常时，应及时汇报主管领导并会同有关部门采取措施。3.3.4在用油设备上采样时，应由设备所辖部门人员操作，化学人员监护，采样必须按照国标规定进行。3.3.5 对新绝缘油57、汽轮机油、EH油，按现行国家和行业标准GB253690变压器油质量标准、GB111201989L-TSA汽轮机油进行质量检验和验收；对防锈汽轮机油，按现行国家标准防锈汽轮机油标准进行质量检验和验收。DL/T571-2007电厂用磷酸脂抗燃油运行与维护导则。对无检测条件的油品应送上级监督部门进行检测。投运前和运行中的绝缘油、汽轮机油，按现行国家标准GB75952008运行中变压器油质量、GB75962008电厂运行中汽轮机油质量、DL/T571-2007电厂用磷酸脂抗燃油运行与维护导则。运行中汽轮机油防劣措施、系统和设备补油或混油按现行国家标准GB/T145422005运行中变压器油维护管理导58、则和GB/T145412005电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则执行。分析变压器油中的溶解气体、判断充油电气设备内部故障，按现行标准DL/T 722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则执行。3.3.8 汽轮机、变压器、冷油器、油箱、油管路大修时，检修公司必须通知化学监督人员进行用油设备和部件的检查，是否有油泥、沉积物、锈蚀等情况，检查记录应详细，必要时提出改进措施。3.3.8 大量换油应由有关部门提出申请，设备工程部会同批准；购置新油之前，应首先索取石油公司对该油品的检验报告，同时取样进行主要指标的复核检验，合格后方可购买。不允许未经复核检验的油品进入我厂。3.3.9 油品的质量检验周59、期和检验项目按大唐集团公司化学技术监督条例规定进行。分为运行中检测、新设备检测、设备检修后检测、有设备故障时的检测和复测。3.3.10 油质化验人员必须经培训合格后取得岗位合格证方能上岗，否则不具备填发试验报告资格。4 相关制度和标准条目汇总4.1 应具备并贯彻执行下列有关制度。4.1.1 化学监督制度及实施细则；4.1.2 岗位责任制；4.1.3. 化学运行规程：4.1.4 化学检修规程(含仪表检修规程)；4.1.5 安全工作规程；4.1.6 停、备用热力设备防锈蚀保护制度；4.1.7 热力设备检修检查制度；4.1.8 化学药品管理制度；4.1.9 化学仪器仪表管理制度；4.1.10 油务管60、理制度；4.1.11 防止油劣化和油再生规程；4.1.12 燃料监督制度；4.1.13 垢、水、汽、油、燃料、气体、化学药品的取样与化验规程(方法)；4.1.14 培训制度； 4.2 应备有与化学监督有关的下列图表。4.2.1全厂水汽系统图(包括取样点、测点、加药点、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 变压器和主要开关的地点、容量、电压、油量、油种等图表；4.2.5 燃料及灰渣取样点布置图。4.3 应建立和健全下列技术资料。4.3.1 各种运行记录；4.3.2 水、汽、油、燃料、灰、垢、化学药品和气体的分析记录，水汽系统定期查定61、记录及有关试验报告；4.3.3 热力设备和水处理设备的调整试验及化学清洗方案、三措与总结；4.3.4 热力设备的停、备用及检修检查记录与总结报告；4.3.5 水处理设备与用油设备的台帐、备品清册及检修检查记录；4.3.6 化学仪器仪表的台帐及检验记录；4.3.7 凝结器管材质、泄露及更换记录；4.3.8培训记录。4.4应定期向集团公司、电力试验研究所报送下列报表及总结。4.4.1 水汽质量合格率、药品消耗及在线化学仪表状况月统计表4.4.2 燃料质量月报4.4.3 汽轮机油务监督报表4.4.4变压器油合格率及油耗统计表4.4.5异常充油电气设备油质检验报表4.4.6汽轮机油水分月报表4.4.762、大修化学监督检查报告4.4.12年度化学监督总结5 具体监督职责的划分和考核细则5.1 组织办法：5.1.1考核在总工程师和设备工程部长的领导下，由设备工程部组织，发电部和检修公司配合，化学监督网人员参加考核，日常监督由化学专责负责。5.1.2 考核原则，属于监督管理责任的，相关专工为主要责任人，部门领导和班组长为次要责任人；属于实际操作责任的，工作负责人为主要责任人，管理人员为次要责任人；属于设备原因的，根据实际情况，酌情考核；凡属于认为故意违章的，加倍考核当事人。5.1.2考核内容包括：各项技术监督指标、热力设备防腐及其大修化学评价标准、监督制度的制定执行和人员培训等。5.1.3考核为月考63、核，每月3日前化学监督专责将考核内容汇总，报设备工程部长审批执行。5.1.4本考核细则解释权归口设备工程部。本细则仅对考核项目发生运行值和检修班组，对考核有质疑，可向设备工程部反映。5.2 责任制考核内容：5.2.1 制度不健全，上级化学技术监控法规、标准、文件贯彻落实不够，一次考核100200元；5.2.2 管理监督不到位，化学技术监控工作存在漏洞，一次考核100元；5.2.3 异常情况不汇报或汇报不及时，一次责任人考核50200元；5.2.4 报表报送不及时或数据有误，一次考核责任人50100元；5.2.5 各种标准、技术资料未按标准配备和管理，一次考核50100元；5.2.6水汽品质单项64、合格率每比标准降低1%，考核相关检修班组或运行值100元。5.2.7 水汽品质总合格率每比标准降低1%，考核检修公司或发电部200元。5.2.8 酸碱耗每比标准增加1g/mol，考核相关检修班组或运行值100元。5.2.9 水处理设备可用率每比标准降低1%，考核相关检修班组100元。5.2.10 水处理设备一类率每比标准降低1%，考核相关检修班组50元。5.2.11 补水率每比标准增加0.5%，考核相关检修班组或运行值100元。5.2.12 机组启动水质监督化验每漏一项，考核相关班组或运行值50元。5.2.13 未按规定提前冲转、回收凝结水、升压视情况考核，考核相关运行值50-200元。5.265、.14 化学监督异常情况未及时汇报者，考核相关运行值100-200元。5.2.15 水质化验定期工作每漏一项，考核相关班组或运行值50元。5.2.16异常情况处理不当，未造成严重后果者；考核相关运行值50-100元。异常情况处理不当，造成严重后果者，考核相关运行值100-200元。5.2.17 热力设备停用保养合格率每降低5%，考核相关检修班组或运行值100元。5.2.18 未进行热力设备停用保养，考核相关检修班组或运行值100-200元。5.2.19 停运未通知化学监督人员，考核相关运行值100元。；热力设备停用保养监督不力，考核相关责任人100元。5.2.20 主、辅设备大小修化学监督项目66、漏检一项，考核检修班组或责任人100元。5.2.21 大修化学检查评价未达一类，考核检修公司、发电部、化学监督专责200元。5.2.22 化学清洗工作配合不力，考核相关检修班组或运行值100元。5.2.23 辅助设备化学清洗未按规定进行小型试验，考核相关班组100元。清洗效果达不到要求，考核相关班组100元。5.2.24 化学清洗由于操作不当造成后果者，考核相关班组100-300元5.2.25 凝结器堵漏不及时，考核相关检修班组或运行值100-200元。5.2.26 凝结器更换铜管未按规定进行者，考核相关检修班组100-200元。5.2.27 酸洗、镀膜没有三项措施；没有认真执行，考核相关班组67、100元。5.2.28 在线化学仪表投入率，每比标准降低1%，考核相关检修班组或运行值100元。5.2.29 在线化学仪表准确率，每比标准降低1%，考核相关检修班组或运行值50元。5.2.30 化学仪表定期校验工作每漏检一项，考核相关检修班组或运行值100元。5.2.31 燃料检质率每降低1%，考核相关班组100元。5.2.32 燃煤校核试验每漏一项，考核相关班组100元。，5.2.33 热值差每超出标准0.5%，考核相关班组100元。5.2.34 充油电气主设备油质合格率，汽轮机油质合格率每降低1%，考核相关检修班组100元。5.2.35 其它用油设备油质合格率每降低1%。考核相关检修班组或68、运行值50元。5.2.36 绝缘油耗率每增加0.2%，考核相关检修班组或运行值100元。5.2.37 汽轮机油耗每增加1%，考核相关检修班组或运行值100元。5.2.38 油质防劣措施有效率每降低1%，考核相关检修班组或运行值100元。5.2.39 油质检质率每降低1%，考核相关班组100元。5.2.40 涂改报表或出假报表，考核责任人及班组50元。5.2.41 出具错误试验报告，考核责任人或班组100元。5.2.42 未及时报送报表情况，考核相关班组或责任人50元。5.2.43 培训工作未完成；技术资料不齐全，考核相关检修班组或运行值50元。5.2.44 由于化学原因造成事故、障碍的，按发电69、厂事故、障碍、异常考核条例执行。 未列入本细则的考核项目视具体情况，酌情处理。（附表十一）化学技术监督考核标准考核项目考核标准机、炉大修化学评价1、 按规定项目检查，记录完整2、 汽包、承压受热面、凝汽器、除氧器检查达二级3、 报告及时、完整（修后两周内）报表与总结报表、总结及时技术档案档案、台帐、记录齐全、规范监督网与培训监督网健全、搞好技术培训水汽监督水汽总合格率（%）96%给水溶氧合格率（%）98%蒸汽合格率（%）100%凝结水合格率（%）96%化学补充水合格率（%）100%补充水率（%）2%酸耗 g/mol55 碱耗 g/mol60停、备用保养保养率100，合格率80%水处理设备状况170、 可用率95% 2、一类设备90%充油设备指标检验率（含色谱分析）100%油质合格率98%绝缘油耗1%透平油耗10%防劣措施35kV及以上主变采取防劣措施（98%），并有效燃煤和化学仪表燃煤检验率（%）100%煤校核试验一季度一次工业分析和发热量校核化学仪表配备率（%）化学仪表投入率（%）95%化学仪表准确率（%）95%发电厂化学监督网公司技术监控领导小组总负责人：陈旭涛设备部热控班牟福祥设备部化学试验班何刚物资部王硕德燃料部王小海设备部汽机专业闫鹏一值成维斌刘建荣二值尹宝平任永海三值范祥成姚生平四值曹海利达海花五值魏万选刘书科发电部张承德梁 超张彦峰李三勇设备部锅炉专业慕喜典设备部电气专业71、蒲玉清主管部门负责人：张福祥化学监督主管：李三勇化 学 监 督 上 报 报 表 材 料 一 览 表序号报表名称报表原始资料来源报表成型负责人报送设备工程部时间报送整理存档负责上报单位/部门/负责人上报时间1水汽质量合格率月统计表运行日报统计+水质查定报表+蒸汽报表统计化学运行专工每月3日前（书面及电子文档各一份）化学监督专责集团公司安全生产部孙维本（sunweibenchina-) （电子文档） 电力试验研究所化环室 王欣（）（电子文档）每月5日前2药品消耗月统计表运行日报统计+药品消耗记录统计化学运行专工3在线化学仪表状况月统计表仪表校验/检修/停运记录统计仪表班技术员4燃料质量月报煤质日报统计化学试验班技术员5汽轮机油务监督及油耗报表汽轮机油试验报告统计化学试验班技术员6变压器油合格率及油耗统计表绝缘油油试验报告统计化学试验班技术员7异常充油电气设备油质检验报表绝缘油油试验报告统计化学试验班技术员8汽轮机油水分月报表汽轮机油试验报告统计化学试验班技术员9热力设备停用保护情况表停运保护记录统计化学试验班技术员每次机组启动后第3天10机组启动期间水、汽质量合格率统计表机组启动报表统计化学试验班技术员11大修化学监督检查报告大修化学监督检查及试验记录化学试验班技术员大修后15天大修后20天12年度及半年化学监督总结化学监督专责1月、7月5日前