1、附件5：中国大唐集团公司化学技术监督制度第一章 总 则第一条 化学技术监督是保证电力设备长期稳定运行和提高设备健康水平的重要环节，必须依据科学标准，利用先进的测试与管理手段，对保证设备健康水平与安全、经济、稳定运行有重要作用的参数与指标进行监督、检查、调整，以确保发供电设备在良好状态或允许范围内运行。为加强中国大唐集团公司（下称集团公司）化学技术监督工作，根据国家、行业有关标准和中国大唐集团公司技术监控管理办法，制定本制度。第二条 本制度适用于集团公司及其各分支机构、子公司、各基层发电企业和技术监控管理服务单位。第三条 化学技术监督贯穿于电力生产、建设的全过程，涉及面广、技术性强，集团公司及其2、各分支机构、子公司、各基层发电企业、各技术监控服务单位要在设计审查、设备选型、监造与验收、安装、调试、运行、检修、停用等各阶段加强领导和监督，严把质量关，及时发现和消除与化学技术监督有关的隐患，防止事故发生。第四条 化学技术监督必须坚持“安全第一、预防为主”的方针，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、氢气等的质量监督，防止和减缓热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物及油质劣化，及时发现变压器等充油电气设备潜伏性故障，防止发电机内氢气纯度和湿度超标，提高设备的安全经济性，延长其使用寿命。第五条 化学技术监督应实行分级管理、逐级负责制。各发电企业应在生技部门或设备管理部门设3、立化学技术监督专责工程师，建立健全监督网，在生产副厂长或总工程师领导下统筹安排，协调好汽机、锅炉、电气、化学、燃料、热工等部门的责任分工，共同做好化学技术监督工作。第六条 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。第二章 监督机构与职责第七条 集团公司技术监督工作实行四级管理，第一级为集团公司，第二级为各分支机构、子公司；第三级为各技术监控管理服务单位，第四级为发电企业。第八条 集团公司成立以副总经理为首的技术监控领导小组，下设技术监控办公室，归口管理集团公司的技术监督工作。第九条 集团公司技术监控领导小组及技术监控办公室的主要职责：（一）组织贯彻国4、家有关化学技术监督的政策、法规、标准、制度、技术措施等，行使监督的领导职能；（二）组织起草集团公司有关化学技术监督的规程、标准、制度、技术措施，并报集团公司批准执行；（三）对各技术监控管理服务单位和发电企业化学技术监督工作进行检查和监督；（四）组织并参加在建和投产电厂因化学技术监督不力而发生的重大事故的分析调查工作，制定反事故措施，对化学技术监督重大问题做出决策；（五）按照集团公司关于化学技术监督的统一部署，根据各发电企业实际情况，有计划地采用和推广成熟、可靠、实用、有效的化学技术监督和故障诊断技术；（六）负责制定集团公司化学技术监督工作规划和年度计划，建立集团公司化学技术监督网络，组织召开集5、团公司化学技术监督工作会议，布置全年化学技术监督工作；（七）组织在建工程的设计审查、设备选型工作。第十条 各分支机构、子公司成立以副总经理或总工程师为组长的技术监控管理领导小组，下设技术监控管理办公室。技术监控管理办公室设在分支机构、子公司安全生产部。职责为：（一）组织贯彻国家有关化学技术监督的政策、法规、标准、制度、技术措施等；（二）对各技术监控管理服务单位和发电企业化学技术监督工作进行检查和监督；（三）组织并参加在建和投产电厂因化学技术监督不力而发生的重大事故的分析调查工作，制定反事故措施，对化学技术监督重大问题做出决策；（四）按照集团公司关于化学技术监督的统一部署，根据各发电企业实际情况6、，有计划地采用和推广成熟、可靠、实用、有效的化学技术监督和故障诊断技术；（五）负责制定分支机构、子公司化学技术监督工作规划和年度计划，建立分支机构、子公司化学技术监督网络，组织召开分支机构、子公司化学技术监督工作会议，布置全年化学技术监督工作；（六）组织在建工程的设计审查、设备选型工作。第十一条 技术监控管理服务单位，在总工程师领导下开展化学技术监督工作。其主要职责如下:（一）贯彻执行国家、行业有关化学技术监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度等；（二）掌握本地区集团公司所属发电企业主要发电设备有关化学技术监督的技术状况，建立健全主要设备的化学技术监督档案，发现问题及时提出建议和措施；（三）7、参加本地区集团公司所属发电企业重大设备事故的调查，对有关化学技术监督的技术问题提出反事故措施及处理意见；（四）对本地区集团公司所属发电企业认真严肃行使监督职权；对质量不合格的产品、设备、材料进入发电厂有否决权；对制止违章操作及超标运行有建议权；（五）经常检查、了解和指导各发电企业的化学技术监督工作情况，抽查各单位上报的报表、报告、总结中数据的真实性，发现数据不实或有异常不报者，及时通报；（六）审核本地区集团公司所属发电企业化学技术监督主要测试设备和计量标准的配置与选型方案，参与各发电企业同化学技术监督有关的主要设备的设计审查、设备选型、出厂验收、重大改进、试验鉴定等工作；参加有关化学技术监督的8、重大技术措施与技术改造方案的审查，研究解决有关化学技术监督的关键技术问题；（七）对本地区集团公司所属发电企业技术监督人员进行培训和考核；（八）组织召开本地区集团公司所属发电企业化学技术监督工作会议,提出年度化学技术监督工作总结和下年度工作计划与要求,定期向集团公司报送化学技术监督月报、季报、年度总结报告、专题分析资料等。第十二条 各发电企业必须建立健全生产副厂长或总工程师领导下的化学技术监督网，并在生技部门或其他设备管理部门设立化学技术监督专责工程师，负责开展本企业的化学技术监督工作。（一）各发电企业生产副厂长或总工程师的职责：1贯彻执行国家、行业、集团公司有关化学技术监督的方针、政策、法规、9、标准、规程、制度等,组织制定本企业有关化学技术监督的管理制度、实施细则和技术措施等；2组织对所管辖的运行设备进行化学技术监督,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,重大问题及时如实上报,并按要求报送各种化学技术监督报表及计划总结等；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；4建立严格的化学技术监督工作检查考核制度,并与部门及个人的经济利益挂钩；5组织建立健全化学技术监督检测手段和试验室，达到规定的技术要求；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；7组织本10、企业新建、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。（二）化学技术监督专责工程师的职责是协助总工程师做好本条（一）所列各项工作，并向总工程师负责；（三）当班值长负责和组织本值在运行中的化学技术监督工作；（四）火电厂化学车间或相关部门的职责：1认真贯彻执行上级有关化学技术监督的各项规章、制度、标准与要求，实施化学技术监督及拟定有关的技术措施；2正确及时监督补给水、凝结水、给水、炉水、循环水、内冷水等的质量；及时反映设备、系统中水、汽、气、燃料等质量状况；制氢站的值班人员或进入制氢站电解室的其他人员必须穿戴防静电服装、鞋帽，制氢站内的开关、照明及仪表等，均应是防爆11、型的，对违章和超标等情况，及时与值长及有关部门联系，妥善处理，必要时向化学技术监督专责工程师、总工程师汇报；3按现行国标、行标的要求，定期做好汽轮机油、抗燃油、变压器油及燃料的监督检测，掌握油品及燃料质量状况，发现异常及时处理并上报；4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、参数及化学技术监督指标；做好化学清洗及停、备用设备防腐保护中的化学技术监督工作；5参加主要被监设备大小修中的化学技术监督检查工作及修后的质量验收工作，针对存在的问题提出建议，上报总工程师及生产职能部门，并加以督促落实；6设立化学仪表班，负责化学仪表及微机诊断工作，提高在线化学仪表的配备率、投入率和准确率；7依12、靠科技进步，采用先进技术，改进生产工艺，降低材料及能源消耗，严把质量关，防止不符合要求及劣质产品进入发电企业；8参与新建、扩建和改建工程中与化学技术监督有关的设计审查及设备选型工作。尽早介入施工安装、调试阶段的化学技术监督工作，以便了解和掌握水汽系统及各类设备的构造、工艺和材质，加药、排污装置的型式，水汽取样器、在线化学仪表的安装地点，设备系统的防腐措施以及水处理材料的储存等情况，并参加验收工作。对影响水汽质量的设备缺陷和问题，要求有关单位及时处理。（五）火电厂锅炉专业的职责：1配合化学车间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，并纳入锅炉有关规程中；发现与化学技术监督有关的异13、常情况，及时通知化学技术监督人员，共同研究处理；2设备检修前，应征求生技部门或设备管理部门化学技术监督专责工程师及化学车间的意见，特别是对割管的要求，应纳入检修计划，保证设备检修质量；3会同化学车间拟定锅炉化学清洗方案与措施，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；4根据防腐工作的要求，做好设备停、备用阶段的保护工作；5负责做好所管辖的与化学技术监督有关的设备及取样器、取样冷却器的维护工作及协助灰的取样工作。（六）火电厂汽机专业的职责：1与化学车间共同进行除氧器调整试验、蒸发器的热力化学试验，确定运行工况、参数，并订入汽机规程；2所管辖设备检修前，征求生技部门14、或设备管理部门化学技术监督专责工程师及化学车间的意见，纳入检修计划，确保检修质量。并做好运行、维护以及查漏、堵漏工作,使除氧器、凝汽器及真空系统、凝结泵等在良好状态下运行，降低汽水损失及油耗；3凝汽器需要更换铜管时，要根据DL7122000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；4做好循环冷却水的补水和排污以及胶球清洗及铜管成膜设备的运行、维护与检修工作；5所管辖的主要设备停、备用时，做好防腐保护工作；6做好运行中汽轮机油、抗燃油的管理、净化和防劣工作，油系统补油、换油时，必须征求化学技术监督人员的意见。（七）火电15、厂热工车间的职责：1确保与化学技术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，并做好定期校验及维护工作；2搞好与化学技术监督有关设备的程控及自动调节装置的维护工作。（八）火电厂燃料车间的职责：1按照要求采集煤样、燃油样，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，并应接受生技部门或设备管理部门化学技术监督专责工程师及化学车间的技术指导；2及时将全厂使用的燃料品种情况通知生技部门或设备管理部门化学技术监督专责工程师(或化学车间)，按规定担负的采、制、化工作，必须保证质量。（九）安装和调试单位的职责：1按照规定的要求，做好未安装及投产前16、的设备防腐保护工作，保证设备、管道防腐层的完整，发现问题及时补救；2按照电力部电建1996159号文颁发的火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版），认真做好质量验收、调试、试运等各项工作；3锅炉需要用水前，水处理设备、流量表、压力表、水位表等必须安装和试运完毕；做好设备及系统的清洗工作；机组启动时，除氧器、各种加药设备、冷却水处理设备、水处理程控装置等，必须投入正常运行；在线化学仪表应具备投入条件；并应进行凝汽器铜管胶球清洗及成膜工作；4按照SDJJSO388电力建设热力设备化学技术监督导则的规定,搞好安装、调试和启动阶段的化学技术监督工作。（十）火电厂电气专业的职责：1负责(17、或配合)做好运行变压器油的管理、净化、防劣及发电机冷却水的维护等工作;2按照GB/T759787电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法的要求，进行油样的采集;3油质及色谱分析结果出现异常时，及时查明原因，采取措施，消除隐患。主要充油电气设备大修及吊芯（罩）检查或补油、换油时，应通知化学技术监督人员参与，并征求其意见；运行设备补油或换油时,应通知化学技术监督人员备案。第三章 监督范围与内容第十三条 发电设备在安装、调试、运行、检修及停备用阶段的水、汽、油、燃料、氢气等的质量和设备防腐监督、测试方法等，必须按照国家与行业的现行标准及规定严格执行。所有排放的废液应符合国家和地方的环保要求。第十四条 18、火电厂水汽监督的主要任务是减缓和防止热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物，提高设备运行的安全经济性，延长使用寿命。（一）各企业可根据机组型式、参数、水处理方式、补给水率及化学仪表等具体情况，按照GB121451999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准和DL/T56195火力发电厂水汽化学技术监督导则,确定监督项目与分析测定次数（引进机组可按照制造厂的规定执行）。运行中的测定项目,应24小时测定1次，有连续监测仪表的，每2小时抄表1次。其中给水铜、铁的测定每周不少于1次，水质全分析每年不少于2次。运行中发现异常或机组启动时,要依照具体情况及规定，增加测定项目和次数；（二）备用或检修后的机组投入运行19、时，必须及时投入除氧器，并使溶氧合格。新除氧器投产后，应进行调整试验，以确定最佳运行方式，保证除氧效果。给水溶氧长期不合格，应考虑对除氧器结构及运行方式进行改进；（三）新投入运行的锅炉或蒸发器（蒸汽发生器）应进行调整试验，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调整试验:1改变锅内装置或改变锅炉循环系统后；2给水质量有较大改变或改变锅内处理方式后；3发现过热器或汽轮机有盐垢时；（四）水处理设备投产后或设备改进、原水水质有较大改变时，均应进行调整试验；（五）机组启动时，必须冲洗取样器。按规定调节流量，保持人工取样时样品流量在50070OmLmin及温度在3020、以下；（六）运行中应定期冲洗取样器，当进行铜、铁查定时，按规定冲洗取样器及取样；（七）锅炉启动后，发现炉水浑浊时，应加强锅内处理及排污，必要时采取限负荷、降压、整炉换水等措施，直至炉水澄清；（八）因凝汽器泄漏引起凝结水或给水质量超过标准时，及时查漏堵漏，同时加强锅内处理与排污，并监视炉水pH值的变化。若继续泄漏，水质急剧恶化时，必须采取降压、限负荷乃至紧急停炉措施，以保护设备，防止事故发生；（九）机组正常运行时，各种水处理药剂必须按要求均匀地加入系统，不得采用瞬间(间断)大剂量的方式加入。应加快实现加药自动化。根据炉水、冷却水水质情况决定排污方式，并严格执行；（十）对疏水、生产返回水的质量要加21、强监督，不合格时，不经处理不得直接进入系统。要严格控制厂内汽水损失，机组汽水损失应符合下列要求: 200MW及以上机组 不大于额定蒸发量的1.5 100200MW机组 不大于额定蒸发量的2.0 100MW以下机组 不大于额定蒸发量的3.0在综合考虑节能监督和化学技术监督各项指标的条件下，科学地采取有效措施提高炉水水质，降低锅炉排污率，但不得低于0.3%；（十一）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，当凝结水的质量达到要求时，停止冲洗，恢复正常运行；（十二）当汽水质量恶化时，应及时向领导报告，并查明原因，进行处理，使其恢复正常。若不能恢复，继续恶化，按下列“三级22、处理”原则处理。即:从水汽质量恶化超标开始，属一级处理的，要求异常情况在72小时内恢复正常，属二级处理的，要求在24小时内恢复正常；属三级处理的，要求在4小时内恢复正常。如不能按时恢复正常，则应立即停炉处理。“三级处理”时的水质异常值范围:一级处理:凝结水电导率(氢导25)有精处理的0.2S/cm，无精处理的0.3S/cm；硬度2mol/L。全铁系统，给水pH(25)9.5或9.0，电导率0.3S/cm（氢导25），铁铜系统，给水pH值9.3或8.8，电导率同上。炉水pH值，磷酸盐处理和挥发性处理均9.0。二级处理:凝结水电导率0.4S/cm(氢导25)，硬度5mol/L；给水电导率0.4S/23、cm(氢导25)；炉水pH8.5(磷酸盐处理)，8.0(挥发性处理)。三级处理:凝结水电导率0.65S/cm(氢导25)；硬度20mol/L；给水电导率0.65S/cm(氢导25)；炉水pH8.0(磷酸盐处理)，7.5(挥发性处理)。当炉水pH7.0或海水冷却的电厂，凝结水含钠量大于400g/L时，应紧急停炉。超临界直流炉，按上述凝结水、给水一、二级水质标准进行三级处理。中性处理时的电导率超过正常值5和10时,pH超过正常值5和10时进行二、三级处理。（十三）若水源水质突然变浑，应及时采取加强凝聚、澄清等处理措施，以保证进入后处理设备的水质。如果处理无效，水质得不到保证时，立即请示领导，采取紧24、急措施，以保护设备,防止损坏；（十四）做好水的预处理及循环水处理，根据不同情况及处理方式，控制好循环水的各项指标(包括浓缩倍率和唑类含量),循环水流速应1.0m/s；各种排水水质要符合环保要求；（十五）热力设备检修前，化学技术监督专责人应提出与水汽质量有关的检查项目和要求，并会同有关人员在设备检修解体后，对热力设备内部进行详细检查、记录、采样和分析，作出综合判断，针对存在问题，提出改进意见。在化学技术监督检查前，不得清除设备内部沉积物，也不得在这些部位进行检修工作；（十六）热力设备检修时，应检查除氧器、省煤器、水冷壁、过热器、汽轮机叶片、隔板及凝汽器铜管的结垢、腐蚀情况，并进行垢量测定；（十七25、）锅炉化学清洗方案与措施，可参照DL/T 7942001火力发电厂锅炉化学清洗导则中规定的原则拟定。凡200MW及以上机组的清洗方案与措施要呈报集团公司安全生产部和提供监督服务的技术监控管理服务单位审批。进行清洗时做好监督，洗后做好清洗质量评价和总结工作。清洗废液的排放要符合环保的有关标准。锅炉化学清洗应根据垢量或运行年限确定。当水冷壁垢量达到下列数值(向火侧180。，洗垢法测定)时，应安排化学清洗；对结垢、腐蚀严重的锅炉应立即安排化学清洗。锅炉化学清洗参照标准参 数 垢量(g/m2) 时间(年)5.8MPa及以下汽包炉 600900 一般12155.912.6MPa汽包炉 400600 1026、1212.7MPa及以上汽包炉 300400 510直流炉 200300 510对于直流锅炉，锅炉压力损失4.4MPa时，应安排化学清洗，压力损失5.1MPa时，应立即进行化学清洗。液态排渣、燃油炉应按高一级参数的标准，进口机组参照制造厂规定的标准进行清洗。当锅炉运行已达上述年限而垢量较低，估计到下次大修时不会超过规定垢量的上限，且无明显腐蚀现象，拟延长清洗间隔时，需向集团公司或分支机构、子公司和技术监控管理服务单位报批；（十八）对化学水处理设备、各种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。水箱污脏时应进行清扫，若水箱、排水沟、中和池等的防腐层脱落，应采取补救措施；（十九）当凝27、汽器更换铜管时，应根据部颁DL7212000火力发电厂凝汽器管选材导则合理选材，安装前应检查管材质量，并在订货合同中明确规定氨熏试验(检验内应力)按24小时进行；（二十）对有积盐的过热器应进行反冲洗，冲洗时要监督出水的电导率；（二十一）热力设备在停、备用期间，必须进行防腐保护；保护期间，定期监督； 凡属冷备用、大小修、封存的锅炉应采用干法保护；停备用时间不超过一个月的采用氨水法保护；不超过一个季度的可采用氨一联氨法保护；不超过一周的，可采用蒸汽压力法或给水压力法保护。十八烷胺保护法可用于较长时间（如一个非供暖期）的保护。热备用的超临界机组退出备用时，要换水冲洗至水质合格。热备用时间超过三天，退28、出备用时，必须进行换水冲洗。热备用的超高压、亚临界参数的锅炉可参照此规定执行，视取样化验水质而定。停备用的热力设备一定要采取保护措施，确保保护效果。停用时间超过三个月的机组退出保护时，应检查保护效果并写出小结。（二十二）加强凝汽器铜管防腐防垢防漏工作，做好胶球系统投运并达到要求的收球率；要通过科学试验选择既能防腐(特别是点蚀)又能防垢的缓蚀阻垢剂和工况处理工作；根据具体情况，做好凝汽器水侧的停备用保护，确保管材不发生停用腐蚀；（二十三）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，以减少结垢性物质进入锅炉及在锅内沉积；（二十四）锅炉检修后水压试验时，要用加有缓蚀药29、剂的化学处理水进行，不得使用生水；（二十五）为提高水汽质量监督的可靠性、及时性和连续性，火电厂必须配备必要的在线化学仪表。9.8MPa或50MW及以上机组的给水、炉水应配备pH表、电导率表、磷酸根表；给水(除氧器出水)、凝结水配备溶氧表；补给水、凝结水配备电导率表(氢导)，海水冷却的可配备钠表；12.7MPa及以上机组的主蒸汽应增加硅表和钠表；9.8MPa或50MW及以上机组的给水应配备电导率表(氢导)；其他仪表可视具体情况相继配备。凝结水精处理混床出口应配备 pH表及电导率表。9.8MPa以下机组，视情况配备必要的在线化学仪表。试验室用的仪器、仪表应满足火力发电厂水汽试验方法标准规程汇编中的30、要求，并定期进行检定，在有效期内使用。凝结水、给水及炉水、蒸汽应有微机诊断与监测；（二十六）按照DL/T6771999火力发电厂在线工业化学仪表检验规程的要求，加强在线工业化学仪表检验、校对及失效更换等工作；（二十七）加强对氢站、发电机内氢气纯度和湿度的监督，使各项技术指标保持在合格范围内，确保设备安全。发电机充氢和退氢必须通过中间介质置换。第十五条 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中国标准出版社出版的电力用燃料标准汇编有关标准执行；入厂煤和入炉煤试验室的设施、设备及原始记录等有关规定按火力发电厂入厂煤采制化工作达标考评细则及煤质管理手31、册执行。（一）对入厂煤应车车采样、批批化验各煤种的全水分、工业分析、发热量、全硫值；对新进煤源应进行全水份、工业分析、元素分析、发热量、全硫值、煤灰熔融性、可磨性系数、煤的磨损指数、煤灰成份等分析，以确认该煤源是否可用于本厂锅炉的燃烧，方可进煤；每季应进行一次元素分析，确定各矿的氧值以计算低位发热量。每半年要按煤源对入厂煤源的混合样进行一次煤、灰全分析，以充分掌握各矿的煤质特性及其变化趋势，为今后选择煤源提供依据；（二）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，达到对入炉煤质量监督的目的。入炉煤质量监督以每班（值）的上煤量为一个采样单元32、，全水分测定以每班（值）的上煤量为一个分析检验单元，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；如果没有配煤，入炉煤质量变化大时，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；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，以积累入炉煤质资料。入厂煤、入炉煤均不允许用经验公式计算发热量；（三）采样后的处理对机械化采样，每班(值)定时取回样品，按GB4741996煤样制备方法进行制样(包括制出全水分样品)，并立即进行全水分检验，待每班(值)的样品收齐后33、，按等比例混合成为当日样品。若煤质变化频繁时，每班(值)的样品收后应立即测定全水分、工业分析、发热量、全硫值，按加权平均值计算当日煤质；（四）每班(值)对煤粉细度、飞灰可燃物进行测定；（五）入炉煤采制样应使用机械化采制样设备。对大中型电厂应积极创造条件，使入厂煤实现机械化采制样；（六）做好入厂燃油油种的鉴别和质量验收，若不符合要求，禁止入库。常用油种每年至少进行元素分析二次，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、热值测定及元素分析；（七）测定各种燃油不同温度时的粘度，绘制粘温特性曲线，以满足燃油加热及雾化的要求；每批、每罐测定燃油热值，对燃用含硫量较高的渣油、重油34、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；（八）对燃气轮机燃油每年至少应进行一次钒、铅、钾、钠、钙、镁的测定；（九）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；（十）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。第十六条 油务监督的主要任务是准确、及时地对新油、运行中油进行质量检验，为用油部门提供依据，协助有关部门采取措施，防止油质劣化，保证发供电设备安全运行。（一）新变压器油和汽轮机油按现行的GB253690变压器油SH004091超高压变压器油和GB1112089L-35、TSA汽轮机油进行质量验收；（二）新充油电气设备投入前所充变压器油及运行中变压器油、汽轮机油的质量标准，按现行的GB75952000运行中变压器油质量标准和GB75962000电厂用运行中汽轮机油质量标准进行质量检验与监督；（三）电力用油的取样和检验按现行的GB759787电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法和电力用油质量及试验方法标准汇编执行；（四）加强电力用油在运行中的维护与管理，确保油质在良好状况下运行，其方法按照GBT1454193电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则和GBT1454293运行中变压器油维护管理导则执行；（五）国产抗燃油的验收、运行监督及维护管理应按照行标 DLT5736、195电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则执行；为确保调速系统不卡涩，要求油中颗粒度执行NAS标准，并且应6级。若不合格，应立即连续滤油，确保油质合格；（六）汽轮机油的颗粒度要求不大于NAS9级标准。机组运行中，若汽轮机油颗粒度不合格，应立即连续滤油，确保油质合格；（七）运行中汽轮机油和抗燃油应定期取样送检颗粒度。抗燃油每月一次。200MW及以上机组汽轮机油每季一次，200MW以下机组汽轮机油每半年一次；（八）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；（九）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DL/T7222000变压37、器油中溶解气体和判断导则和GB/T176231998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法执行。投运前及大修后应做色谱分析，作为基础数据，220kV及以上的所有变压器、容量120MVA及以上的发电厂主变和330kV及以上的电抗器在投运后第4天、第10天、第30天再各做一次检测(500kV设备还应在投运后第1天增加1次)，无异常时，可转入定期检测(见附表3)；（十）运行中油的防劣措施和混油或补油按照GB/T75952000和GB/T75962000中的有关规定执行。油品的检验项目和周期按附表中的规定进行。第四章 技术管理第十七条 建立化学技术监督设备及系统在基建与生产各阶段的水、汽、油、燃料、38、氢气等的质量监督和设备防腐的签字验收制度，对质量不符合规定的，各级化学技术监督部门或人员有权拒绝签字，并可越级上报。第十八条 建立化学技术监督工作的考核奖励与责任处理制度，做到各部门分工明确、职责分明，严格考核、合理奖惩。凡由于违反规程、自行降低指标标准、技术监督失职而造成严重后果的，要追究有关领导与当事者的责任。第十九条 全面完成集团公司每年下达的化学技术监督考核指标。化学技术监督考核指标分为监控指标、监测指标和统计指标三类，各部门要分工负责，归口管理。考核指标的责任划分为:监控指标由化学专业负责，监测指标由设备所在部门负责，统计指标由使用或损耗部门负责。主要考核指标为:（一）单机单项及全厂39、水汽质量平均合格率均应不低于96%，并应逐年有所提高；（二）9.8MPa或50MW及以上机组在线化学仪表（指pH、电导率、溶氧等关口表）的配备应100，投入率80，准确率90，在此基础上投入率与准确率应逐年有所提高；（三）全厂汽轮机油和抗燃油合格率按各单机合格率计算平均值，应达98；（四）全厂变压器油质合格率按各单台合格率计算平均值，应达98%；（五）运行中汽轮机油和变压器油的油耗应分别不大于10和1，油耗的计算以运行中补油为统计依据；（六）入厂燃料质检率100；入炉煤机械化采样装置配备率100，投入率90%；（七）凡应送检的仪器仪表送检率100。第二十条 各发电企业应备有并严格贯彻执行国家、40、行业、集团公司有关化学技术监督的规程、制度、标准等，并应结合本单位实际制定一系列规程、制度与细则。（一）化学技术监督制度及实施细则；（二）化学水处理运转规程、检修工艺规程、在线化学仪表校验规程；（三）停备用热力设备防锈蚀保护制度；（四）岗位责任制度，监督报告，签收和责任处理制度；（五）安全工作规程及障碍细则；（六）热力设备检修检查制度；（七）化学药品管理及水处理药剂检验制度；（八）化学技术监督工作考核奖励制度；（九）化学仪器仪表管理制度；（十）专业技术培训制度；（十一）油务管理、防劣及再生制度与规程；（十二）水、油、燃料、垢、气体的取样及检验规程与方法；（十三）水、油、燃料等的国标与行标。第二41、十一条 建立健全电力生产与建设全过程化学技术监督档案，做到完整、连续、与实际相符，并实现微机化管理。（一）各发电企业应根据设备系统的实际情况，备有与化学技术监督有关的下列图表:1全厂水汽系统图（含取样点、测点、加药点、排污点）；2化学水处理系统图及电源系统图；3汽轮机油系统图；4变压器和主要开关的安装地点、容量、电压、油量、油种等图表；5燃料及灰的取样点布置图。（二）各发电企业应建立健全下列技术资料：1各种运行记录；2水、汽、油、燃料、灰、垢、化学药剂、氢气等的分析记录，水汽系统查定记录及有关试验报告；3热力设备的停、备用保护及检修检查记录与总结报告；4热力设备和水处理设备调整试验及化学清洗方42、案与总结；5水处理设备与用油设备的台帐、备用清册及检修检查记录；6化学仪器仪表的台帐及检验记录；7专业技术培训记录。第二十二条 严格执行技术监督工作报告制度，定期如实向上级单位及技术监控管理服务单位报送下列内容的报表（详见附表516）和总结，重大问题及时报告。（一）化学技术监督异常报表（影响主设备安全的）；（二）水汽质量合格率、在线化学仪表“三率”及燃料分析月报表；（三）油质合格率及油耗报表；（四）化学清洗、停用保护的方案报告（至少提前一个月报批）及事后的总结（一个月内上报）。集团公司技术监控实行月、季报告制度，报送要求按中国大唐集团公司技术监控管理办法；（五）年度化学技术监督工作总结内容包括43、各种质量指标、消耗指标、水汽平衡、安全、技改、科技、检修检查、化学清洗、专业技术培训以及存在的问题、原因分析、防止对策等内容。第二十三条 按照集团公司的有关规定，建立健全化学技术监督检测手段和试验室，配备具有相应条件和一定数量的人员从事化学技术监督工作，并保持技术监督队伍的相对稳定。各单位均应制定技术监督人员的培训和考核计划，按规定做到持证上岗。第二十四条 各发电企业化学技术监督工作需用的仪器设备、水处理材料、药品、油品、燃料等的质量要严格把关，选型、购置前应送技术监控管理服务单位质检及征询意见，防止不合格或不符合要求的产品进入发电企业。第五章 附 则第二十五条 集团公司分支机构、子公司，基层44、发电企业应根据本制度，制定具体的实施细则。第二十六条 本制度由集团公司安全生产部负责解释。第二十七条 本制度自发布之日起执行。附表1： 变压器油检测项目和周期设备名称设备规范检测周期检测项目变压器、电抗器、所、厂用变压器330500kV设备投运前或大修后外状、水溶性酸、酸值、闪点、水分、 含气量每半年至少一次酸值、水分每年至少一次水溶性酸、含气量66220kV8MVA及以上设备投运前或大修后外状、水溶性酸、酸值、闪点、水分每半年至少一次外状、酸值、水分每年至少一次水溶性酸35kV设备投运前或大修后自行规定互感器、套管设备投运前或大修后13年自行规定断路器110kV设备投运前或大修后每年至少一次45、外状、水溶性酸、酸值、闪点、水分游离酸外状、水溶性酸、酸值、水分、游离酸110kV三年至少一次酸值、水分说明有关绝缘油的击穿电压、介损应按照绝缘监督的有关规定进行附表2： 抗燃油检测项目和周期检测周期检测项目每周一次每月一次每季一次每半年一次外状水分、颗粒度、酸值运动粘度、闪点、体积电阻率密度、凝点、泡沫特性备 注机组检修后启动之前应做上述分析附表3： 汽轮机油检测项目和周期设备名称设备规范检测周期检测项目汽轮机200MW及以上每周一次每月一次每季一次每半年一次外状、水分、机械杂质水分运动粘度、闪点、酸值、破乳化度、颗粒度液相锈蚀200MW以下每周一次每月一次每季一次每半年一次外状、水分、机械46、杂质水分运动粘度、闪点、酸值、破乳化度液相锈蚀、颗粒度水轮机200MW及以上每月一次每季一次外状、水分、机械杂质水分、运动粘度、闪点、酸值、颗粒度水溶性酸200MW以下每月一次每季一次每半年一次外状、水分、机械杂质水分、运动粘度、闪点、酸值、水溶性酸颗粒度调相机每周一次每年一次外状、机械杂质运动粘度、闪点、酸值、水分附表4： 气相色谱分析检测周期规定设备名称周 期要 求说 明变压器、电抗器1） 220kV及以上所有变压器、容量120MVA及以上的以电厂主变压器和330kV及以上的电抗器在投运后的4、10、30天（500kV设备还应在投运后1天增加一次）2）运行中a) 330kV及以上变压器和电47、抗器为3个月；b）220kV变压器为3个月；c）120MVA及以上发电厂主变压器为6个月；d）其余8MVA及以上的变压器为1年；e）8MVA以下的油浸式变压器自行规定3）大修后4）必要时1）运行设备的油中H2与烃类气体含量超过下列任何一值时应引起注意总烃含量大于150LLH2含量大于 150LLC2H2含量大于 5LL（500kV变压器为1LL）2）烃类气体总和的产气速率大于0.25mL/h（开放式）和0.5mL/h（密封式），或相对产气速率大于10月则认为设备有异常3）对330kV及以上的电抗器，当出现痕量（小于5LL）乙炔时应引起注意1）总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气48、体2）溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析3）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4）新投运的变压器应有投运前的测试数据，不应含有C2H25）测试周期中1）项的规定适用于大修后的变压器电流互感器1）投运前2）66kV及以上13年3）大修后4）必要时油中溶解气体组分含量超过下列任一值时应引起注意：总烃100LL；H2 150LL；C2H2 2LL（110kV及以下）、1LL（220500kV）1）新投运互感器或套管的油中不应含有C2H22）全密封互感器按制造厂要求（如果有）进行电压互感器1）投运前2）66kV及以上13年3）大修后4）必要时油中溶解49、气体组分含量超过下列任一值时应引起注意：总烃100LL；H2 150LL；C2H2 2L套管1）投运前2）110kV及以上13年3）大修后4）必要时油中溶解气体组分含量超过下列任一值时应引起注意： H2 500LL；CH4 100LL；C2H2 2LL（110kV及以下）、1LL（220500kV）附表5： 汽水品质月报表机组号项目新时期合格率给水氢导电率最大值最小值合格率pH值最大值最小值合格率氧最大值最小值合格率铁最大值最小值合格率铜最大值最小值合格率凝结水氢导电率最大值最小值合格率氧最大值最小值合格率硬度最大值最小值合格率炉水电导率最大值最小值合格率pH值最大值最小值合格率磷酸根最大值最50、小值合格率氯根最大值最小值合格率蒸汽二氧化硅最大值最小值合格率钠最大值最小值合格率除盐水二氧化硅最大值最小值合格率电导率最大值最小值合格率循环水总磷最大值最小值合格率浓缩倍率最大值最小值合格率总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：附表6：药品消耗月报表品名炉外炉内循环水酸碱盐凝聚剂氨联胺磷酸三钠氢氧化钠其他水稳剂杀菌剂酸凝聚剂纯度%用量t总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：附表7：汽水损失月报表月供水量 t月供汽量 t补充水率 %汽水损失率 %排污率 %总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：附表8：水冷壁结垢情况月报表炉号水冷壁垢量向火侧（g/m2）水冷壁垢量背火侧（g/m2）沉积率（51、g/m2a）备注#1炉#2炉#3炉总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：附表9：凝汽器铜管泄漏情况月报表泄漏次数泄漏时间堵管根数泄漏原因及处理办法#1机组#2机组#3机组#4机组总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：附表10：在线化学仪表状况月报表应配台数实配台数配备率(%)投运台数投入率(%)准确率(%)备注pH表溶解氧表电导率仪钠表硅表磷表总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：附表11：氢气品质月报表氢气纯度氢气湿度平均补氢量最高值最低值合格率最高值最低值合格率母管1母管2母管3母管4#1机组#2机组#3机组#4机组总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：附表12：汽轮机油质监督月报52、表机组日期外状粘度40（mm/s2）闪点（）酸值（mgKOH/g）液相锈蚀破乳化度水分（%）颗粒度（NAS）油质合格率（%）总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：附表13：抗燃油油质监督月报表机组日期外观运动粘度40（mm2/s）闪点（）酸值（mgKOH/g）密度20mm2/s电阻率20CM水分（%）颗粒度（NAS）油牌号机组油量总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：附表14：汽轮机油耗报表机组时间油量（t）补油量（t）油耗（%）备注总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：附表15：燃料检测月报数值本月入厂煤（油）量（吨）本月实烧燃煤（油）量（吨）本月检质数量（吨）本月检质率（%）本月检出53、质价不符数量（吨）本月检出质价不符比率（%）本月亏吨(吨)本月找回索赔金额（元）本月入厂煤和入炉煤热值差（MJ/kg）本月发电煤耗（g/kW.h）本月供电煤耗（g/kW.h）总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：附表16：入厂煤（油）质量月报燃煤（油）燃油分析情况燃煤分析情况入厂煤（油）情况产地数量（t ）Qb,ad(MJ/kg)Qnet,ar(MJ/kg)比重g/ml粘度mm2/s闪点()水分(%)Qb,ad(MJ/kg)Qnet,ar(MJ/kg)Mt(%)Mad(%)Aad(%)Vad(%)FCad(%)St,ad(%)入厂煤（油）加权平均值总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：附表17：入炉煤（油）加权平均值月报表燃油分析情况燃煤分析情况Qb,ad(MJ/kg)Qnet,ar(MJ/kg)比重g/mL粘度mm2/s闪点()水分(%)Qb,ad(MJ/kg)Qnet,ar(MJ/kg)Mt(%)Mad(%)Aad(%)Vad(%)FCad(%)St,ad(%)加权平均值总工程师： 生技部门： 车间： 填表人：