火力发电厂水汽质量标准
火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准GB12145-1999
中华人民共和国国家标准GB 12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准Quality criterion of water and steam for steam power equipment发布1999-03-23 实施1999-10-01国家技术监督局发布前言本标准于1989年12月首次制定颁发，制定至今已有八年之久。
近年来，大容量、亚临界、超临界机组和直流炉以及新型水处理设备相继投入运行。
以300 MW 机组为主力机组的迅速发展，使水处理及热力设备防腐防垢技术和水汽品质监控技术水平都有了较大的提高。
提出了新的科研成果和总结了新的经验，给修订该标准提供了重要的技术依据。
依据国标GB/T1.1-1993《标准化工作导则第1单元：标准的起草与表述规则第1部分：标准编写的基本规定》对GB 12145-1989 的体例等内容进行了修订。
本版本主要修订如下内容：──增加了前言。
──为了与国际标准ISO编写法接轨，将第一章主题内容与适用范围改为范围。
──增加了超临界机组（直流炉）有关控制的指标。
──增加了直流炉给水的中性处理和联合水处理有关控制的指标。
──把水内冷发电机的冷却水质量标准与发电机运行规程、透平型同步电机的技术要求（GB/T7064-1996）统一，以便现场运行控制。
──增加了水汽质量劣化时的处理内容。
与电力部制定的DL/T561-95“火力发电厂水汽化学监督导则”的有关内容统一，强调化学监督的全过程管理，贯彻化学监督“预防为主”的方针，防患于未然。
──为保证炉水水质，炉水控制增加了电导率的参考控制标准。
──为保证除盐水质量，增加了澄清池出水浊度的水质标准。
──参考了几个主要工业国家的水汽质量标准或导则，日本JIS8223：1989《自然循环式锅炉给水和炉水水质，直流锅炉给水水质标准》，德国大电厂技术协会VGB-R450L：198 8《68 bar 以上锅炉的给水、炉水及蒸汽质量标准》，前苏联火电厂直流炉的给水规范，美国电力研究所EPRI-CS-4629：1986《火力发电厂化学运行管理导则》，以及国内几个引进机组和超临界机组的水汽质量标准。
火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量 精品
火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量1、范围2、规范性引用文件3、定义及缩略语4、蒸汽质量标准汽包炉的饱和蒸汽和过热蒸汽质量及直流炉的主蒸汽质量应符合表1的规定表1蒸汽质量5、锅炉给水质量标准5.1给水的硬度、溶解氧、铁、铜、钠、二氧化硅的含量和氢电导率，应符合表2的规定5.2全挥发处理给水的pH值、联氨和总有机碳（TOC）应符合表3的规定5.3直流炉加氧处理给水的pH值、氢电导率、溶解氧含量和TOC应符合表4的规定表4加氧处理给水的pH值、氢电导率、溶解氧含量和TOC标准a6、凝结水质量标准6.1凝结水的硬度、钠和溶解氧的含量和氢电导率应符合表5的规定。
表5凝结水泵出口水质6.2凝结水经精处理除盐后水中二氧化硅、钠、铁、铜、的含量和氢电导率应符合表6的规定表6凝结水除盐后的水质7、锅炉炉水质量标准汽包炉炉水的电导率、氢电导率、二氧化硅和氯离子含量，根据制造厂的规范并通过水汽品质专门试验确定，可参照表7的规定控制，炉水磷酸根含量与pH指标可参照表8的规定控制。
a表8汽包炉炉水磷酸根含量和pH标准锅炉补给水的质量，以不影响给水质量为标准，可参照表9的规定控制。
9、减温水质量标准锅炉蒸汽采用混合减温时，其减温水质量，应保证减温后蒸汽中的纳、二氧化硅和金属氧化物的含量符合蒸汽质量标准表1的规定。
10、疏水和生产回水质量标准疏水和生产回水质量以不影响给水质量为前提，按表10控制。
生产回水还应根据回水的性质，增加必要的化验项目。
11、闭式循环冷却水质量标准闭式循环冷却水的质量可参照表11控制。
12、热网补充水质量标准热网补充水质量按表12控制。
表12热网补充水质量13、水内冷发电机的冷却水质量标准参照GB/T 7064，水内冷发电机的冷却水质量按表13控制。
14、停（备）用机组启动时的水、汽质量标准14.1 锅炉启动后，并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量，可参照表14的规定控制，并在机组并网后8h内应达到表1的标准值14.2锅炉启动时，给水质量应符合表15的规定，在热启动时2h内、冷启动时8h内应达到表2的标准值。
DLT 561-95 火力发电厂水汽化学监督导则
DLT 561-95 火力发电厂水汽化学监督导则火力发电厂水汽化学监督导则DL/T 561-95Guide for Chemical Supervision of Water and Steam inThermal Power Plants中华人民共和国电力工业部1995-03-06批准1995-08-01实施1 总则1.1 火力发电厂的水汽化学监督是保证发电设备安全、经济、稳定运行的重要环节之一。
为适应高参数、大容量火电机组迅速发展的需要，特制订本导则。
1.2 为了防止水汽质量劣化引起设备发生事故，必须贯彻“预防为主、质量第一”的方针，认真做好水汽化学监督全过程的质量管理。
新建火电厂从水源选择，水处理系统设计，设备和材料的选型，安装和调试，直至设备运行、检修和停用的各个阶段都应坚持质量标准，以保证各项水汽质量100%符合本导则规定的标准值，保证热力设备不因腐蚀、结垢、积盐而发生事故。
1.3 各电管(电力)局总工程师领导本局化学监督全过程的质量管理工作。
局总工程师和化学专业工程师应经常了解和掌握全局化学监督情况，协调和落实与化学监督有关的各项工作，总结经验，不断提高化学监督水平。
1.4 火力发电厂基建阶段的化学监督工作应由电力建设公司(局)负责组织及实施。
各项监督工作必须纳入工程进度，其执行情况应作为考核工程质量的依据之一。
1.5 火力发电厂总工程师应组织和领导汽轮机、锅炉、电气、热控、化学专业人员和运行值长共同研究热力设备的腐蚀、结垢等问题，分析原因、明确分工、落实措施，不断提高设备健康水平，防止发生事故。
1.6 要做好火力发电厂水汽化学监督工作，就必须充分发挥化学专责人员的监督职能。
化学专责人员应及时、准确地检测全厂水汽质量和热力设备的腐蚀、结垢、积盐程度。
发现异常时，应向电厂领导书面报告情况、分析原因和提出建议，以防患于未然。
化学专责人员应在总工程师的领导下，督促、检查有关部门按期实现防腐、防垢措施，使水汽质量恢复正常。
火力发电厂水汽化学监督导则
火力发电厂水汽化学监督导则
DL/T 561-95
4.2 停、备用机组启动时的水汽质量
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，待全铁的含量合格后再点火。
机组启动时，要坚持给水不合格不进炉，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的原则。
4.2.1 蒸汽质量
机组并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量，一般可参照表15规定控制，并在8h 内达到正常运行时的标准。
4.2.2 给水质量
锅炉启动时，给水质量应符合表16规定，并在8h内达到正常运行时的标准。
4.2.3 凝结水质量
机组启动时，可按表17规定的标准开始回收凝结水。
4.2.4 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，可回收。
GB12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准(doc 12页)
GB12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准(doc 12页)部门： xxx时间： xxx整理范文，仅供参考，可下载自行编辑中华人民共和国国家标准 GB 12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准Quality criterion of water and steam for steam power equipment发布 1999-03-23 实施 1999-10-01国家技术监督局发布前言本标准于1989年12月首次制定颁发，制定至今已有八年之久。
近年来，大容量、亚临界、超临界机组和直流炉以及新型水处理设备相继投入运行。
以 300 MW 机组为主力机组的迅速发展，使水处理及热力设备防腐防垢技术和水汽品质监控技术水平都有了较大的提高。
提出了新的科研成果和总结了新的经验，给修订该标准提供了重要的技术依据。
依据国标GB/T1.1-1993《标准化工作导则第1单元：标准的起草与表述规则第1部分：标准编写的基本规定》对GB 12145-1989 的体例等内容进行了修订。
本版本主要修订如下内容：──增加了前言。
──为了与国际标准 ISO编写法接轨，将第一章主题内容与适用范围改为范围。
──增加了超临界机组（直流炉）有关控制的指标。
──增加了直流炉给水的中性处理和联合水处理有关控制的指标。
──把水内冷发电机的冷却水质量标准与发电机运行规程、透平型同步电机的技术要求（GB/T7064-1996）统一，以便现场运行控制。
──增加了水汽质量劣化时的处理内容。
与电力部制定的DL/T561-95“火力发电厂水汽化学监督导则”的有关内容统一，强调化学监督的全过程管理，贯彻化学监督“预防为主”的方针，防患于未然。
──为保证炉水水质，炉水控制增加了电导率的参考控制标准。
──为保证除盐水质量，增加了澄清池出水浊度的水质标准。
──参考了几个主要工业国家的水汽质量标准或导则，日本JIS8223：1989《自然循环式锅炉给水和炉水水质，直流锅炉给水水质标准》，德国大电厂技术协会 VGB-R450L：1 988《68 bar 以上锅炉的给水、炉水及蒸汽质量标准》，前苏联火电厂直流炉的给水规范，美国电力研究所 EPRI-CS-4629：1986《火力发电厂化学运行管理导则》，以及国内几个引进机组和超临界机组的水汽质量标准。
火力发电机组及蒸汽动力设备的水汽质量详解
2蒸汽质量标准的制订
标准名称 标准值和期望值
四 、 GB/T12145 － 2008 （ 1999 ） 增加和修改的内容
国外标准规定的蒸汽质量指标
VGB标准 标准值 期望值
钠,g/kg
氢电导率,S/cm 二氧化硅, g/kg Cu，g/kg Fe，g/kg
10
0.2 20 3 20
1)蒸汽钠含量指标的修改
GB/T12145-1999 标准值 ≤15 ≤10 ≤10 <5 ≤5 ≤5 <3 期望值 —
蒸汽的钠离子代表了能引起过热器和汽轮机积盐的盐类的水平，对汽轮机积盐影响很大， 必须严加控制。实际运行中，蒸汽中的钠超过5g/kg，汽轮机会发生明显的积盐。在汽包炉 水汽分离装置正常和汽包水位控制正常情况下，蒸汽中的钠远小于5g/kg。
参考最新国外标准： 欧洲标准prEN
12952-12 1998 《给水和炉水质量标准》； 英国标准BS 2486-1997 《蒸汽锅炉和水加热器的水处理标准》； 日本标准 JIS B 8223-1999 《锅炉给水和炉水的质量标准》；1989 德国VGB-R 450-1995《68bar以上蒸汽动力设备给水、炉水、蒸汽 导则》。1988
5)蒸汽铜含量指标的修改
直流炉 15.7~18.3
标准 值 期望 值
5.9~15.6
标准 值 期望 值
15.7~18.3
标准 期望 值 值
18.4~25
标准 值 期望 值
铜，g/kg
GB/T121451999
≤5
≤3 ≤2
≤5
≤3
≤5
≤2 ≤3 ≤2 ≤2 ≤1
≤3 ≤5 ≤3 ≤5 ≤2
蒸汽中铜浓度对汽轮机的氧 化物沉积和高压缸的效率有 重要影响，必须严格控制。
GB12145-1999[1]电力锅炉水质标准
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中华人民共和国国家标准 GB 12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准Quality criterion of water and steam for steam power equipment发布 1999-03-23 实施 1999-10-01国家技术监督局发布前言本标准于1989年12月首次制定颁发，制定至今已有八年之久。
近年来，大容量、亚临界、超临界机组和直流炉以及新型水处理设备相继投入运行。
以 300 MW 机组为主力机组的迅速发展，使水处理及热力设备防腐防垢技术和水汽品质监控技术水平都有了较大的提高。
提出了新的科研成果和总结了新的经验，给修订该标准提供了重要的技术依据。
依据国标GB/T1.1-1993《标准化工作导则第1单元：标准的起草与表述规则第1部分：标准编写的基本规定》对GB 12145-1989 的体例等内容进行了修订。
本版本主要修订如下内容：──增加了前言。
──为了与国际标准 ISO编写法接轨，将第一章主题内容与适用范围改为范围。
──增加了超临界机组（直流炉）有关控制的指标。
──增加了直流炉给水的中性处理和联合水处理有关控制的指标。
──把水内冷发电机的冷却水质量标准与发电机运行规程、透平型同步电机的技术要求（GB/T7064-1996）统一，以便现场运行控制。
──增加了水汽质量劣化时的处理内容。
与电力部制定的DL/T561-95“火力发电厂水汽化学监督导则”的有关内容统一，强调化学监督的全过程管理，贯彻化学监督“预防为主”的方针，防患于未然。
──为保证炉水水质，炉水控制增加了电导率的参考控制标准。
──为保证除盐水质量，增加了澄清池出水浊度的水质标准。
──参考了几个主要工业国家的水汽质量标准或导则，日本JIS8223：1989《自然循环式锅炉给水和炉水水质，直流锅炉给水水质标准》，德国大电厂技术协会 VGB-R450L：1988《68 bar 以上锅炉的给水、炉水及蒸汽质量标准》，前苏联火电厂直流炉的给水规范，美国电力研究所 EPRI-CS-4629：1986《火力发电厂化学运行管理导则》，以及国内几个引进机组和超临界机组的水汽质量标准。
火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量
火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量(GB/T12145-1999代替GB/T12145-1989）1 范围本标准规定了火力发电机组和蒸汽动力设备在正常运行和停、备用机组启动时的水汽质量标准。
本标准适用于锅炉出口压力为3.8MPa～25.0MPa(表大气压）的火力发电机组及蒸汽动力设备2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB／T 7064—1996 透平型同步电机的技术要求GBJl3—1986 室外给水设计规范DL 434一1991 电厂化学水专业实施法定计量单位的有关规定DL／T 56l—1995 火力发电厂水汽化学监督导则注：测试方法按国标进行。
3 蒸汽质量标准自然循环、强制循环汽包炉或直流炉的饱和蒸汽和过热蒸汽质量应符合表l的规定4锅炉给水质量标 4.1 给水的硬度、溶解氧、铁、铜、钠、二氧化硅的含量和电导率（氢离子交换后），5应符合表3的规定。
表3 锅炉给水质量标准定.4。
2给水的联氨、油的含量和pH值应符合表4的规定.5 汽轮机凝结水质量标准5.1 凝结水的硬度、钠和溶解氧的含量和电导率应符合表6的规定。
1）7的规定。
6 锅炉水质标准6。
1 汽包炉炉水的含盐量、氯离子和二氧化硅含量，根据制造厂的规范并通过水汽品质专门试验确定，可参考表8的规定控制42.3～2.8。
若炉水的Na+与PO43—的摩尔比低于2。
3或高于2.8时，可加中和剂进行调节。
7 补给水质量标准补给水的质量，以不影响给水质量为标准。
7。
1 澄清器出水质量标准澄清器(池）出水水质应满足下一级处理对水质的要求；澄清器(池）出水浊度正常情况下小于5FTU,短时间小于10FTU.7.2 进入离子交换器的水，应注意水中浊度、有机物和残余氯的含量.按下列数值控制: 浊度＜5FTU（固定床顺流再生）；浊度＜2FTU（固定床对流再生）;残余氯＜0.1mg/L;30min水浴煮沸法）。
火力发电厂水汽质量标准
火力发电厂水汽质量标准中华人民共和国水利电力部火力发电厂水汽质量标准SD163-85主编部门：水利电力部西安热工研究所批准部门：中华人民共和国水利电力部实行日期：一九八五年十一月中华人民共和国水利电力部关于颁发《火力发电厂水汽质量标准》的通知(85)水电技字第74号随着火力发电厂高参数、大容量机组和新型水处理设备的不断投入运行，《电力工业技术管理法规》(一九八○年版)第三篇第十章中的化学水处理和化学监督中有关水汽质量标准部分(简称“原标准)已不能完全满足要求，国家标准局于一九八三年以049号文要求我部制订火力发电厂水汽质量国家标准。
为此，我部于一九八三年责成水利电力部西安热工研究所为技术归口单位，先组织修订成火力电厂水汽质量的部颁标准，通过进一步生产实践后，再提出国家标准的报批稿。
水利电力部西安热工研究所在各单位的协作、配合下，经过近两年的广泛调查、总结经验以及组织讨论和审定，提出了修订后的《火力发电厂水汽质量标准SD163--85》，现颁发执行。
“原标准”同时作废。
火力发电厂水汽质量标准是化学监督的重要依据，也是保证发电设备安全、经济运行的重要手段。
希各单位在贯彻执行中进一步积累经验，使之不断完善和提高，并及时将修改意见函告我部科技司和西安热工研究所。
一九八五年十一月本标准适用于3.82MPa(39表大气压)以上的火力发电机组。
1 蒸汽质量标准自然循环、强迫循环汽包炉或直流炉的饱和蒸汽和过热蒸汽质量应符合表1的规定。
表1*争取标准为≤5μg/kg。
对于压力≥5.88MPa(60表大气压)的锅炉，当用除盐水补给，并用电导率连续监督运行中的蒸汽质量时，其电导率(氢离子交换后)一般应≤0.3μS/cm(25℃)。
为了防止汽轮机积结金属氧化物，还应检查蒸汽中铜和铁的含量，一般应符合表2的规定。
表2*争取标准为≤3μg/kg。
注对于压力≤15.68MPa(≤159表大气压)的锅炉，表2内规定的指标可作为参考。
超临界火力发电机组水汽质量标准(DL-T912-2005)
超临界火力发电机组水汽质量标准(DL-T912-2005) —ICSF备案号DL 中华人民共和国电力行业标准DL/T 912—2005超临界火力发电机组水汽质量标准Quality criterion of water and steamfor supercritical pressure units in fossil-fired power plant(报批稿)(本稿完成日期:2004年9月)200×-××-××发布200×-××-××实施发布中华人民共和国发展和改革委员会DL/T ××××—××××目次前言 ..................................................................... ............. I 1范围 ..................................................................... ............ 1 2术语及定义 ..................................................................... ...... 1 3给水质量标准 ......................................................................... 1 4凝结水质量标准 ..................................................................... .. 2 5蒸汽质量标准 ..................................................................... .... 2 6补给水质量标准 ..................................................................... .. 3 7减温水质量标准 ..................................................................... .. 3 8停(备)用机组启动时的水汽质量标准 ................................................... 3 8.1锅炉启动时的给水质量标准 ........................................................... 3 8.2汽轮机冲转前的蒸汽质量标准 ......................................................... 3 9水汽质量劣化时的应急处理 ............................................................. 3 9.1水汽质量劣化时的处理原则 ........................................................... 3 9.2 锅炉给水水质异常时的处理 ........................................................... 4 9.3凝结水处理装置前水质异常时的处理 (4)IIDL/T ××××—××××前言本标准是根据国家经济贸易委员会“关于下达2000年度电力行业标准制、修订计划项目的通知” (电力[2000]70号) 文件的要求制定的。
火力发电厂水汽品质监督
水、汽控制指标及意义
1. 蒸汽 （1）为了防止蒸汽通流部分，特别是汽轮机内积盐，必须对锅炉蒸汽汽质进行监督。饱和 蒸汽和过热蒸汽应同时监督的原因是： ① 便于检查蒸汽汽质劣化的原因。例如，饱和蒸汽汽质较好，而过热蒸汽汽质不良，表明 蒸汽在减温器内被污染。 ② 可以判断饱和蒸汽中的盐类在过热器内的沉积量。 （2）由于钠盐和硅酸往往是蒸汽携带的主要杂质，所以对钠和硅含量的监测是监督蒸汽品 质的主要指标。 （3）电导率的测定，操作简便、灵敏度高，因此高压以上的锅炉为了及时掌握蒸汽中的含 盐量，常将蒸汽经冷凝后通过氢离子交换柱，连续测定其电导率的大小，从而反映出蒸汽含 盐量的状况。采用氢离子交换后的电导率而不采用总电导率，是为了避免蒸汽中氨的干扰 （对凝结水电导率测定也是如此）。 2．给水 为了防止锅炉及给水系统的腐蚀、结垢，并且在锅炉正常排污的情况下，能保证 锅水水质量合格，必须对给水水质进行监督。标准中各项指标的监测意义如下：
注：加氨后的pH值，在GB/T12145-2008中并没有给出， 9.0-9.5是根据临热公司加药协议得出，在张热的调试过程中， 控制范围为9.0-10.0。这个范围的选择和凝汽器及低加系统的选 材有很关系，有铜系统和无铜系统的范围是不一样的。 精处理后的水，经过加氨进行碱化处理后，送入除氧器。 使加氨后pH调节到9.0-9.5之间。以减少由于pH低引起的凝结水 系统的腐蚀。加药点设在凝结水精处理后出水母管上。
（1）硬度。为防止锅炉及给水系统的结垢，避免锅水中产生过多的水渣，须严格控制给水硬 度。 （2）油。由于给水中若含有油质，将有可能造成炉管内和过热器内生成导热系数极少的附着 物，危及锅炉安全运行；同时油质还易使锅水形成泡沫，劣化蒸汽品质，因此，须对给水中油 质进行监督 （3）溶解氧。为了防止系统发生氧腐蚀，监督除氧器的除氧效果而进行监测。 （4）联氨。给水中加联氨时，应监督给水中的过剩的联氨，以确保除去残余的溶解氧，并消 除因给水泵不严密等异常情况时偶然漏入的氧量。 （5）pH值。为了防止给水系统腐蚀，给水pH值应控制在规定范围内。若给水pH值在9.2以上， 虽对防止钢材的腐蚀有利，但因为提高给水pH值通常是用加氨的方法，所以有时给水pH值过 高意味着水汽系统中氨含量较高，有可能会引起铜部件的氨蚀。所以给水最佳pH值应以保证热 力系统铁、铜腐蚀产物最少为原则。 （6）铁和铜。为了防止炉中产生铁垢和铜垢，必严格监督给水中的铁和铜含量。另外，给水 中铁和铜含量，还可作为评价热力系统金属腐蚀情况的依据之一。 （7）钠、硅、电导率。为了在锅炉排污率不超过规定值的情况下，保证锅水中的钠、硅 、电 导率不超过允许值，应监督和控制给水中的钠、硅 、电导率。
超临界火力发电机组水汽质量标准(DL-T912-2005)
0.20~0.30
0.30~0.40
0.40
溶解氧
g/L
挥发处理
≤7
7
20
—
pH(25ºC)
挥发处理
有铜系统
8.8~9.3
8.8或9.3
8.0
—
无铜系统
9.0~9.6
9.0或9.6
8.0
—
加氧处理
8.0~9.0
8.0
—
.3
凝结水处理装置前水质异常时的处理按表9的标准进行。
表3经过凝结水处理装置后水的质量标准
项目
氢电导率（25ºC）
S/cm
二氧化硅g/L
铁
g/L
铜
g/L
钠
g/L
氯离子注１
g/L
挥发处理
加氧处理
标准值
0.15
0.12
≤10
≤5
≤2
≤3
≤3
期望值
0.10
0.10
≤5
≤3
≤1
≤1
≤1
注1： 根据实际运行情况不定期抽查
5
为了防止汽轮机内部积盐，蒸汽质量应符合表4的规定。
≤0.20
≤20
期望值
≤0.15
≤10
7
锅炉蒸汽减温水的质量，以保证蒸汽质量合格为标准。减温水的质量应符合本标准表2的规定。
8
8.1
锅炉启动时，给水质量应符合表6的规定，在热启动时2h内、冷启动时8h内达到表2的标准值。
表6锅炉启动时给水质量标准
项目
氢电导率（25ºC）
S/cm
二氧化硅
g/L
铁
g/L
S/cm
二氧化硅g/L
GB12145_1999火力发电机组与蒸汽动力设备水汽质量标准
中华人民共和国国家标准 GB 12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准Quality criterion of water and steam for steam power equipment发布 1999-03-23 实施 1 999-10-01国家技术监督局发布前言本标准于1989年12月首次制定颁发，制定至今已有八年之久。
近年来，大容量、亚临界、超临界机组和直流炉以及新型水处理设备相继投入运行。
以 300 MW 机组为主力机组的迅速发展，使水处理及热力设备防腐防垢技术和水汽品质监控技术水平都有了较大的提高。
提出了新的科研成果和总结了新的经验，给修订该标准提供了重要的技术依据。
依据国标GB/T1.1-1993《标准化工作导则第1单元：标准的起草与表述规则第1部分：标准编写的基本规定》对GB 12145-1989 的体例等内容进行了修订。
本版本主要修订如下内容：──增加了前言。
──为了与国际标准 ISO编写法接轨，将第一章主题内容与适用范围改为范围。
──增加了超临界机组（直流炉）有关控制的指标。
──增加了直流炉给水的中性处理和联合水处理有关控制的指标。
──把水内冷发电机的冷却水质量标准与发电机运行规程、透平型同步电机的技术要求（GB/T7064-1996）统一，以便现场运行控制。
──增加了水汽质量劣化时的处理内容。
与电力部制定的DL/T561-95“火力发电厂水汽化学监督导则”的有关内容统一，强调化学监督的全过程管理，贯彻化学监督“预防为主”的方针，防患于未然。
──为保证炉水水质，炉水控制增加了电导率的参考控制标准。
──为保证除盐水质量，增加了澄清池出水浊度的水质标准。
──参考了几个主要工业国家的水汽质量标准或导则，日本JIS8223：1989《自然循环式锅炉给水和炉水水质，直流锅炉给水水质标准》，德国大电厂技术协会 VGB-R450L：1988《68 bar 以上锅炉的给水、炉水及蒸汽质量标准》，前苏联火电厂直流炉的给水规范，美国电力研究所 EPRI-CS-4629：1986《火力发电厂化学运行管理导则》，以及国内几个引进机组和超临界机组的水汽质量标准。
GB12145-1999[1]电力锅炉水质标准
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中华人民共和国国家标准 GB 12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准Quality criterion of water and steam for steam power equipment发布 1999-03-23 实施 1999-10-01国家技术监督局发布前言本标准于1989年12月首次制定颁发，制定至今已有八年之久。
近年来，大容量、亚临界、超临界机组和直流炉以及新型水处理设备相继投入运行。
以 300 MW 机组为主力机组的迅速发展，使水处理及热力设备防腐防垢技术和水汽品质监控技术水平都有了较大的提高。
提出了新的科研成果和总结了新的经验，给修订该标准提供了重要的技术依据。
依据国标GB/T1.1-1993《标准化工作导则第1单元：标准的起草与表述规则第1部分：标准编写的基本规定》对GB 12145-1989 的体例等内容进行了修订。
本版本主要修订如下内容：──增加了前言。
──为了与国际标准 ISO编写法接轨，将第一章主题内容与适用范围改为范围。
──增加了超临界机组（直流炉）有关控制的指标。
──增加了直流炉给水的中性处理和联合水处理有关控制的指标。
──把水内冷发电机的冷却水质量标准与发电机运行规程、透平型同步电机的技术要求（GB/T7064-1996）统一，以便现场运行控制。
──增加了水汽质量劣化时的处理内容。
与电力部制定的DL/T561-95“火力发电厂水汽化学监督导则”的有关内容统一，强调化学监督的全过程管理，贯彻化学监督“预防为主”的方针，防患于未然。
──为保证炉水水质，炉水控制增加了电导率的参考控制标准。
──为保证除盐水质量，增加了澄清池出水浊度的水质标准。
──参考了几个主要工业国家的水汽质量标准或导则，日本JIS8223：1989《自然循环式锅炉给水和炉水水质，直流锅炉给水水质标准》，德国大电厂技术协会 VGB-R450L：1988《68 bar 以上锅炉的给水、炉水及蒸汽质量标准》，前苏联火电厂直流炉的给水规范，美国电力研究所 EPRI-CS-4629：1986《火力发电厂化学运行管理导则》，以及国内几个引进机组和超临界机组的水汽质量标准。
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火力发电厂水汽质量标准
SD 163-85
中华人民共和国水利电力部
关于颁发《火力发电厂水汽质量标准》的通知
(85)水电技字第74号
随着火力发电厂高参数、大容量机组和新型水处理设备的不断投入运行，《电力工业技术管理法规》(一九八○年版)第三篇第十章中的化学水处理和化学监督中有关水汽质量标准部分(简称“原标准”)已不能完全满足要求，国家标准局于一九八三年以049号文要求我部制订火力发电厂水汽质量国家标准。
为此，我部于一九八三年责成水利电力部西安热工研究所为技术归口单位，先组织修订成火力发电厂水汽质量的部颁标准，通过进一步生产实践后，再提出国家标准的报批稿。
水利电力部西安热工研究所在各单位的协作、配合下，经过近两年的广泛调查研、总结经验以及组织讨论和审定，提出了修订后的SD 163—85《火力发电厂水汽质量标准》，现颁发执行。
“原标准”同时作废。
火力发电厂水汽质量标准是化学监督的重要依据，也是保证发电设备安全、经济运行的重要手段。
希各单位在贯彻执行中进一步积累经验，使之不断完善和提高，并及时将修改意见函告我部科技司和西安热工研究所。
一九八五年十一月
本标准适用于3.82MPa以上的火力发电组。
1 蒸汽标准
自然循环、强迫循环汽包炉或直流炉的饱和蒸汽和过热蒸汽应符合表1的规定。
表1
注：1)争取标准为≤5μg/kg。
对于压力≥5.88MPa的锅炉，当用除盐水补给，并用电导率连续监督运行中的蒸汽质量时，其电导率(氢离子交换后)一般应≤0.3μS/cm(25℃)。
为了防止汽轮机积结金属氧化物，还应检查蒸汽中铜和铁的含量，一般应符合表2的规定。
表2
注：1)争取标准为≤3 μg/kg。
①对于压力≤15.68 MPa的锅炉，表2内规定的指标可作为参考。
2 锅炉给水质量标准
2.1 给水中的硬度、溶氧、铁、铜、钠和二氧化硅的含量，应符合表3的规定。
液态排渣炉和原设计为燃油的锅炉，其给水的硬度和铁、铜的含量，应符合高一级锅炉的规定。
表3
注：1)有凝结水处理电厂的给水硬度应为0μmol/L。
2)争取≤3μg/L。
3)争取≤5μg/L。
2.2 给水中的pH、联氨和油的含量，一般应符合表4的规定。
表4
注：①用石灰一钠离子交换水为补给水的电厂，应改为控制凝结水的pH 值，最大不超9.0。
②对大于12.74MPa(大于130表大气压)的锅炉，其给水中的总碳酸盐(以二氧化碳mg/L计算)一般应≤1。
3 汽轮机凝结水质量标准
3.1 凝结水中的硬度、电导率和溶氧的含量应符合表5的规定。
表5
凝结水中二氧化硅的含量，应保证炉水中二氧化硅的含量符合标准。
对于海水、淡海水、苦咸水及含盐量大，硬度小的冷却水，还应监督凝结水的电导率或钠含量等。
3.2 凝结水经氢型混床处理后的硬度、电导率、二氧化硅、钠、铁和铜的含量应符合表6的规定。
表6
4 锅炉炉水质量标准
4.1 亚临界汽包炉用挥发性处理时，其炉水应按表7规定的标准控制。
4.2 汽包炉用磷酸盐处理，其炉水应按表8规定的标准控制。
表7
表8
当炉水pH值低于标准时，应查明原因，采取措施。
若添加中和剂，炉水pH 值不得超过正常运行控制标准的上限。
4.2.1 用除盐水作为补给水的锅炉，其炉水中氯离子的含量一般可参考表9规定的指标控制。
4.2.2 炉水的含盐量和二氧化硅含量，一般可参考表10规定的指标控制，必要时应通过水汽品质试验确定。
表9
表10
4.3 当锅炉进行协调磷酸盐处理时，其炉水的Na+与PO3-4的摩尔比值，一般应维持在2.5～2.8。
若炉水的Na+与PO3-4的摩尔比值低于2.5时，可暂用添加中和剂或提高炉水磷酸根含量调节。
5 补给水质量标准
补给水的质量，以不影响给水质量为标准，一般按表11的规定控制。
表11
5.1 进入离子交换器的水，应注意水中悬浮物、有机物和残余氯的含量，一般按下列标准控制：
悬浮物＜5 mg/L(固定床顺流再生)；
悬浮物＜2 mg/L(固定床对流再生)；
残余氯＜0.1 mg/L；
耗氧量＜2 mg/L(暂定高锰酸钾法)。
5.2 蒸发器和蒸汽发生器中的水、汽质量，一般应符合下列标准：
5.2.1 二次蒸汽
钠含量≤500 μg/L；
二氧化硅含量≤100 μg/L；
游离二氧化碳含量：以不影响给水质量为标准。
5.2.2 蒸发器和蒸汽发生器的给水
硬度≤10 μmol/L；
溶氧(经除氧后)≤50 μg/L。
5.2.3 蒸发器内的水
蒸发器和蒸汽发生器内水的质量，应根据水汽品质试验确定。
磷酸根含量一般为5～20mg/L。
对于采用锅炉排污水作补充水的蒸发器，磷酸根含量不受此限制。
6 减温水质量标准
锅炉蒸汽采用混合减温时，其减温水质量，应保证减温后蒸汽中的钠、二氧化硅和金属氧化物的含量符合蒸汽质量标准。
7 疏水和生产回水质量标准
疏水和生产回水质量以不影响给水质量为前提，一般按表12的规定控制。
表12
8热网补充水标准
热网补充水标准一般按表13的规定控制。
表13
9 水内冷发电机的冷却水质量标准
9.1 不添加缓蚀剂时，冷却水质量应符合表14的规定。
9.2 添加缓蚀剂时，冷却水质量应符合表15的规定。
表14
表15
10 停、备用机组启动时的水、汽质量标准
10.1 锅炉启动后，并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量，一般可参照表16的规定控制，且在数小时内应达到正常标准。
表16
10.2 锅炉启动时，给水质量一般应符合表17的规定，并在数小时内达到正常标准。
表17
10.3 机组启动时，凝结水质量可按表18规定的指标开始回收。
表18
注：①有凝结水处理时，铁≤1000 μg/L。
_______________
本标准主要起草人：水利电力部西安热工研究所何辉纯、李贵成、陈洁。