水汽化学监督导则
水汽质量监督规程
水汽质量监督规程第一章概述1．1汽水系统简介1．1．1水汽质量监督的意义水汽质量监督的目的：是对火力发电机组热力系统的蒸汽和水质进行化学分析、监督及控制，以确保水汽质量符合标准，防止热力设备的腐蚀、结垢、积盐等，因此，水汽质量监督对于锅炉、汽机的安全经济运行有着十分重要的意义。
1．1．2 机组的有关参数：1．1．2．1 锅炉型号：DG-1025/18.5-WM型式：亚临界压力一次中间自然循环燃煤汽包炉，采用平衡通风及四角切圆燃烧，燃料为无烟煤和贫煤的混煤，采用尾部烟气挡板调节再热气温。
1．1．2．2 汽机型式：00NC300/200-16.7/537/537型（合缸）亚临界一次中间再热单轴双缸双排汽单抽供汽式汽轮机。
汽轮机设备技术规范额定功率300MW 最大功率330MW转速3000r/min 主汽压力16.7±0.49MPa 主汽温度537±5℃再热汽压力 3.3 MPa再热汽温度537±5℃额定新汽流量935 t/h额定背压 5.39KPa 额定出力热耗率7992KJ/KW.h 1．1．2．3 汽水系统：火电厂汽水系统构成了一个闭封的热力循环，并对循环过程中损失掉的汽水进行补充。
在此系统中，给水泵将除氧气水箱中的水升压后送入三台高压加热器，再经锅炉的省煤器、汽包、下降管，然后进入水冷壁，并在水冷壁管中加热，产生处于饱和状态的汽水混合物。
汽水混合物进入汽包进行汽水分离。
分离出的饱和蒸汽进入过热器中被加热到所要求的温度后送入汽轮机中作功。
其中一部分作过功的蒸汽送至加热器回热加热以提高机组的热效率，还有一部分作过功的蒸汽（高压缸排汽）又送至锅炉再热器中加热至过热汽温度水平时再送入中低压缸中作功，作完功后的蒸汽在凝汽器中被循环水冷却而变成凝结水，最后又通过凝结水泵升压后进入精处理器，再经过轴封加热器和四台低压加热器，出水送入除氧器。
化学水处理来除盐水送至凝补水箱，需要时加到凝汽器里。
DLT805.3-2004火电厂汽水化学监督导则-第3部分汽包锅炉炉水氢氧化钠处理
A.1 方法概要 水样中的氯离子与硫氰酸汞反应，置换出硫氰酸根离子，硫氢酸根离子与铁反应生成红
色的络合物，此络合物的最大吸收波长为 460nm。 本方法的定量范围：Cl–，（25～500）µg/L。 精密度：变异系数 2％～10％。 溴离子、碘离子、氰化物离子、硫代硫酸根离子、硫化物离子以及亚硫酸离子会影响测
3.2 使用条件 3.2.1 锅炉热负荷分配均匀，水循环良好。 3.2.2 在采用加氢氧化钠处理方法前宜对锅炉进行化学清洗。如果水冷壁的结垢量小于 200g/m2，也可以直接转化为氢氧化钠处理；结垢量大于 200g/m2，需经化学清洗后方可转化 为氢氧化钠处理。
3.2.3 给水氢电导率（25℃）应小于 0.20µS/cm。 3.2.4 水冷壁有孔状腐蚀的锅炉应谨慎使用。 4 取样与加药 4.1 取样
定，要预先氧化。 试验过程中要防止手上的汗及实验室空气等的污染。 试验过程中使用了汞化合物，要特别注意废液的处理。 由于发色速度随温度变化，发色时的温度差尽量控制在±2℃之内。
A.2 试剂 A.2.1 无氯水：经阳离子交换柱、阴离子交换柱和阴阳离子混合交换柱的除盐水，再经二 次蒸馏制得。 A.2.2 硫氰酸汞乙醇溶液：称取硫氰酸汞 1.5g 溶于 500mL 无水乙醇中，盛于棕色试剂瓶中 保存。 A.2.3 硝酸（5mol/L）：量取优级纯硝酸 380mL 溶于 600mL 无氯水中，冷却至室温，用 无氯水稀释至 1L。 A. 2.4 硫酸铁铵溶液：称取 60g 硫酸铁铵［FeNH4(SO4)2·12H2O］溶于 1L 硝酸（5mol/L） 中。若溶液浑浊需先过滤。将溶液盛于棕色试剂瓶中保存。 A.2.5 氯离子标准液。 A.2.5.1 氯离子贮备溶液（1mL 含 1mgCl–）：称取 1.648g 基准氯化钠（预先在 600℃下灼 烧 1h，在干燥器中冷却至室温），加少量无氯水溶解后，移入 1000mL 容量瓶中，用无氯 水稀释至刻度。 A.2.5.2 氯离子标准溶液Ⅰ（1mL 含 10µgCl–）：吸取上述贮备液 10.00mL，注入 1000mL 容量瓶中，用无氯水稀释至刻度。 A.2.5.3 氯离子标准溶液Ⅱ（1mL 含 1µgCl–）：吸取上述标准溶液Ｉ10.00mL，注入 100mL 容量瓶中，用无氯水稀释至刻度。 A.3 仪器 A.3.1 分光光度计。 A.3.2 所用玻璃器皿、取样瓶等均应浸泡在 10％硝酸溶液中，使用前再用无氯水冲洗干净。 A.4 分析步骤 A.4.1 工作曲线的制作 A.4.1.1 分别吸取一组（0.00～25.00）mL 氯离子标准溶液Ⅱ（1mL 含 1µgCl–）注入 50mL 具塞锥形瓶中，各用无氯水稀释至 50mL，然后按 A.4.2.2～A.4.2.5 条步骤进行测量其吸光 度。 A.4.1.2 用一元线性回归法求得回归方程。 A.4.2 水样的测定 A.4.2.1 量取水样 50ml，注入 100ml 具塞锥形瓶中。若水样浑浊将水样用中速定性滤纸进 行过滤，弃去最初的滤液约 50mL，量取之后的滤液 50mL（含氯离子 50µg 以上时，适量减 少取样量，用无氯水稀释至 50mL），注入 100mL 具塞锥形瓶中。 A.4.2.2 加硫酸铁铵溶液 10mL 和硫氰酸汞乙醇溶液 5mL，盖上盖子，充分摇匀。 A.4.2.3 在室温下放置约 10min 发色。 A.4.2.4 同时取 50mL 无氯水做空白试验。 A.4.2.5 将 A.4.2.3 的溶液移入比色皿，以 A.4.2.4 的空白试验溶液为参比液，在 460nm 波 长下，用 100mm 比色皿测量其吸光度。 A.4.2.6 由回归方程计算水样中氯离子的浓度（µg/L）。
中国国电集团公司化学技术监督实施细则
中国国电集团公司化学技术监督实施细则第一章总则第一条为加强化学技术监督工作，提高设备运行的可靠性，根据国家、电力行业和中国国电集团公司（以下简称集团公司）的有关标准、规程、制度、规定，特制定本细则。
第二条化学技术监督是保证发电设备安全、经济、稳定运行的重要环节之一。
采用适应电力生产发展的科学的管理方法、完善的管理制度和先进的检测手段，准确地对机组运行状况和设备状态进行监督判断，发现和消除设备隐患，防止事故发生。
第三条化学技术监督工作应坚持实事求是的科学态度，不断依靠科技进步，采用和推广成熟、行之有效的新技术，不断提高化学技术监督专业水平。
通过对水、汽、气（氢气、六氟化硫）、油及燃料等的质量监督，防止和减缓设备腐蚀、结垢、积集沉积物及油质劣化，及时发现变压器等充油（气）电气设备潜伏性故障，提高设备的安全性，延长使用寿命，提高机组运行的经济性。
第四条建立健全化学技术监督体系，实行专业管理和行政管理相结合，建立明确的分级、分工负责制和岗位责任制。
各单位、各有关专业都必须协调工作、共同努力切实做好这项工作。
第五条本细则适用于集团公司所属发电企业。
第二章化学技术监督机构与职责第六条集团公司化学技术监督实行三级管理，第一级为中国国电集团公司（技术监督中心），第二级为集团公司所属分（子）公司，第三级为集团公司所属各发电企业。
第七条技术监督中心职责（一）贯彻执行国家及行业有关技术监督的方针政策、法规、标准、规程和集团公司管理制度，监督指导集团公司系统内各发电企业开展化学技术监督工作，保障安全生产、节能减排、技术进步各项工作有序开展。
（二）负责集团公司系统内各发电企业化学技术监督档案管理，收集分析化学技术监督月报表，掌握设备的技术状况，提出优化运行指导意见和整改措施，指导、协调各发电企业完成日常化学技术监督工作。
（三）协助审核化学专业设备技术改造方案、评估机组大修和技改项目实施绩效。
（四）负责开展化学专业技术交流和培训，推广先进管理经验和新技术、新设备、新材料、新工艺。
电厂化学(水处理及汽、水、油品质监督)
3·碱度和酸度 I)碱度： 水的碱度是指水中含有能接受氢离子的物质的量。天然水中碱度主要由重碳酸根所组成。 酚酞碱度：当用酚酞作指示剂时，终点pH为8·1~8·3，水中的氢氧根中和成水、碳酸根中和成重碳酸根。 甲基橙碱度：当用甲基橙作指示剂时，终点pH为4·3一4·5，水中氢氧根中和成水、碳酸根和重碳酸根中和成碳酸。 通过酚酞碱度和甲基橙碱度可算出水中氢氧根、碳酸根和重碳酸根的含量。 2)酸度： 水的酸度是指水中含有能接受氢氧根离子的物质的量。可能形成酸度的物质有强酸、强酸弱碱盐、酸式盐和弱酸。
炉内加药系统
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本公司采用的是自动加药成套装置，联氨、磷酸盐集中控制，控制盘在MCC间。
磷酸盐箱
联氨箱
*
影响蒸汽品质的因素及控制方法
蒸汽携带杂质有两种情况：
机械携带：饱和蒸汽带水造成； 选择性携带：饱和蒸汽能够溶解某些物质，而且有一定的选择性
影响机械携带的因素：
与锅炉结构有关，还与锅炉运行工况：压力、负荷、水位及炉水含盐量有直接关系，同一台机组，水位对蒸汽品质的影响最为明显。
1、酸碱性：
2、选择性：
四、离子交换树脂除盐的原理
*
阴床：
离子交换反应：阳床： 离子交换反应是一种可逆反应：
制水时反应方向从左到右，再生是，反应方向是从右向左
*
化学水处理流程
*
阳床
阳床
阳床
清水池
阳床
中间水箱
除盐水箱
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五、离子交换除盐的工艺流程
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*
六、逆流再生工艺过程中的离子排代过程
联氨除氧的基本条件：
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01
必需有足够的剩余量，即要达到一定的过剩浓度；
02
必需维持一定的PH值，9至11最佳；
发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则
前言本标准是根据《国家发展改革委办公厅关于下达2004年行业标准项目补充计划的通知》（发改办工业［2004］1951号）要求制定的。
汽轮机、水轮机(包括燃气轮机）技术监督是保证发电机组安全、经济、稳定运行的重要环节。
为适应高参数、大容量发电机组的迅速发展及厂网分开和区域电力市场格局的形成，本标准从全过程技术监督的角度制定了监督的任务、措施和技术管理内容。
本标准的附录D、附录E为规范性附录。
本标准的附录A、附录B、附录C、附录F、附录G为资料性附录。
本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由中国电力企业联合会电力试验研究分会归口并解释。
本标准起草单位：中国南方电网广东电网公司电力科学研究院。
本标准参加起草单位：华北电力科学研究院有限责任公司、东北电力科学研究院、华东电力试验研究院、西北电力试验研究院、浙江电力试验研究所、浙江电力调度通信中心和湖北电力试验研究院.本标准主要起草人：田丰、郭芸、黄青松、姚泽、林清如、阚伟民、马斌、何宏明。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京市白广路二条一号，100761)发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则1、范围本标准规定了火力发电厂(以下简称“火电厂"）汽轮机和水力发电厂（以下简称“水电厂"）水轮机技术监督的任务、措施和技术管理内容。
本标准适用于单机容量在15MW及以上各种类型水轮机和单机容量为125MW及以上汽轮机的技术监督。
本标准不适用于核电厂汽轮机、联合循环发电厂燃气轮机的技术监督。
2、规范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。
GB/T 5578 固定式发电用汽轮机技术条件GB 7520 汽轮机保温技术条件GB 8117 电站汽轮机热力性能验收试验规程GB 9782 汽轮机随机备品备件供应范围GB 11120 L—TSA汽轮机油GB/T 8174 设备及管道保温效果的测试与评价GB/T 8564 水轮发电机组安装技术规范GB/T 9652。
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。
火力发电厂热力设备大修化学检查导则(报批稿)2[][].8 1
![火力发电厂热力设备大修化学检查导则(报批稿)2[][].8 1](https://img.taocdn.com/s3/m/d543ac42561252d380eb6ed7.png)
火力发电厂机组大修化学检查导则1范围本标准规定了火力发电厂机组大修化学检查的内容、方法和评价标准。
本标准适用于火力发电厂机组在大修（即A级检修）期间对设备的化学检查。
其它级别的检修，可参照执行。
2规范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。
DL/T561 火力发电厂水汽化学监督导则SD202-86 火力发电厂垢和腐蚀产物分析方法GB50050 工业循环冷却水处理设计规范3总则3.1化学检查的目的是掌握发电设备的腐蚀、结垢或积盐等状况，分析其原因，建立有关档案。
评价机组运行期间所采用的给水、炉水处理方法是否合理，监控是否有效；机组在基建和停、备用期间所采取的各种保护方法是否合适。
根据存在问题提出改进措施。
3.2机组在大修时，生产管理部门和机、炉、电专业的有关人员应根据化学检查项目，配合化学专业进行检查。
3.3机、炉专业应按化学检查的具体要求进行割管或抽管，化学人员进行相关检查和分析。
汽包、汽轮机、凝汽器等重要设备打开后先做化学检查，然后再进行检修。
检修完毕后及时通知化学专业有关人员参与检查验收。
3.4机组大修结束后一个月内应提出化学检查报告，其主要内容见附录1。
3.5主要设备的垢样或管样应干燥保存，时间不少于一个大修周期。
机组大修化学检查技术档案应长期保存。
4检查准备工作4.1制定检查计划化学专业依据本标准的规定，结合机组运行状况制定化学检查计划，并列入机组检修计划。
4.2检查准备机组检修前应做好有关设备的取样、现场照相和检查记录卡等准备工作。
检查记录卡见附录2。
4.3统计有关指标机组停运后，应做好两次大修期间的分析统计工作，主要内容有：a)水汽品质合格率和出现异常的各项指标；出现三级处理值的异常情况记录；超标幅度和持续时间。
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。
发电机内冷却水处理
发电机内冷却水处理第一节有关内冷却水的标准1 有关发电机内冷却水水质标准有四个标准涉及到发电机内冷水的指标，它们是《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T 561-95、《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》标准GB/T 12145-1999、《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》DL/T 801-2002和《电力基本建设热力设备化学监督导则》DL/T 889-2004。
为了减轻发电机铜线棒的腐蚀，应尽量提高发电机内冷却水的pH值。
除了要严格控制补充水的质量外，有条件时还应对冷却水系统采取密封措施。
对于采用凝结水作为补充水时，应注意硬度指标，在凝汽器泄漏时不得用凝结水作为补充水。
在以上四个标准中，DL/T 801-2002规定的化学指标最为严格，但规定的铜指标偏高，如果偏上限运行，容易发生铜腐蚀产物的沉积，最好控制在20μg/L 以下。
1.1 DL/T 561-95中的规定DL/T 561-95中第4.1.9项规定见表10-1。
表10-1水内冷发电机的冷却水质量标准处理方式电导率(25℃) μS/cm 铜μg/LpH (25℃)添加缓蚀剂≤10≤40> 6.8 不加缓蚀剂≤10≤40> 7.01.2 GB/T 12145-1999中的规定在GB/T 12145-1999中第11项规定见表10-2。
表10-2 双水内冷和转子独立循环的冷却水质量标准电导率(25℃) μS/cm 铜μg/L pH (25℃)≤2.0≤40> 6.8 冷却水的硬度按发电机的功率规定为：200MW以下不大于10μmol/L；200MW以上不大于2μmol/L。
1.3 DL/T 801-2002中的规定在DL/T 801-2002中第3项“内冷却水质及内冷却水系统运行监督”中规定如下。
（1）水质要求发电机内冷却水应采用除盐水或凝结水。
当发现汽轮机凝汽器有循环水漏人时，内冷却水的补充水必须用除盐水。
水质要求见表10-3。
dl_561-2013火电厂水汽化学监督导则
dl_561-2013火电厂水汽化学监督导则摘要：一、导则背景与意义1.火电厂水汽化学监督的重要性2.我国火电厂水汽化学监督现状3.dl_561-2013火电厂水汽化学监督导则的制定背景二、导则主要内容1.适用范围2.规范性引用文件3.术语和定义4.水汽化学监督指标体系5.水汽化学监督方法与要求6.监督结果的处理与评价三、导则的实施与影响1.对火电厂的指导作用2.对环境保护的促进作用3.对行业技术进步的推动作用四、导则的完善与发展1.持续改进与更新的必要性2.与其他相关法规、标准的协同作用3.未来导则完善的方向正文：dl_561-2013火电厂水汽化学监督导则是我国火电厂水汽化学监督领域的重要指导文件。
该导则的制定旨在规范火电厂水汽化学监督工作，提高火电厂运行安全与环保水平，促进火电厂技术进步。
火电厂水汽化学监督对于保障火电厂的安全运行及环境保护具有重要意义。
我国火电厂水汽化学监督工作已取得一定成果，但仍存在一些问题，如监督指标体系不完善、监督方法不统一等。
为此，dl_561-2013火电厂水汽化学监督导则应运而生。
该导则主要包括以下内容：一是适用范围，明确了导则适用于火力发电厂水汽化学监督工作；二是规范性引用文件，列出了与本导则有关的国家标准、行业标准等；三是术语和定义，对水汽化学监督相关术语进行了解释；四是水汽化学监督指标体系，明确了各项监督指标的分类、分级及相应要求；五是水汽化学监督方法与要求，详细介绍了各类监督方法的操作步骤、技术要求等；六是监督结果的处理与评价，规定了监督结果的记录、分析、评价及报告等要求。
dl_561-2013火电厂水汽化学监督导则的实施对火电厂的运行安全与环保水平的提升具有重要作用。
该导则不仅为火电厂提供了科学、规范的监督依据，还促使火电厂更加重视水汽化学监督工作，提高环保设施运行水平。
同时，导则为行业技术进步创造了有利条件，有助于火电厂降低能耗、减少污染物排放，推动整个行业的绿色发展。
火电厂化学水汽监督
火电厂化学水汽监督【摘要】火力发电厂化学水汽监督工作是保证机组安全经济稳定运行的重要保证之一。
水汽监督主要是对凝结水、给水、炉水、蒸汽、疏水、返回水进行化验监督，以保证机组的水汽质量合格，防止和减缓设备的腐蚀、结垢、积盐，从而延长设备的使用寿命。
【关键词】水汽监督水汽质量加药处理人工化验1 总则及时、准确取样分析，保证水汽质量合格，防止水汽系统和设备的腐蚀、结垢和积盐，保证机组安全经济运行。
水汽监督应以预防为主，及时发现和消除隐患，防止事故的发生。
保证在线仪表的可靠性、准确性和人工化验分析的质量。
遇异常情况应及时取样化验，采取措施，使水汽品质始终在标准范围内。
做好热力设备停备用期间的保养和化学监督工作。
2 水汽监督的措施与细则2.1 水汽监督的措施100%投运机组凝结水精除盐设备，确保凝结水水质合格。
投运在线仪表，对各水汽指标进行实时监测。
采用相应炉内的化学加药处理：凝结水加氨、联胺，给水加氨、联胺、炉水低磷酸盐处理。
严格按照规定的分析项目、次数、时间对水汽进行人工取样分析。
2.2 水汽样品的采集水汽样品的采集、必须使用合适的取样器，选择有代表性的取样点，并严格遵守有关采样、运送和保管的规定，才能取得符合要求的样品。
取样管道应定期冲洗，冲洗后水样流量调至稳定后方可取样，以确保样品的代表性。
采集有取样冷却器的水样时，应调节取样阀门开度，使水样流量在300～500ml/ min，并保持稳定，同时调节冷却水量，保持水样温度在20～40℃。
蒸汽样品的采集应根据设计流量采样。
给水，炉水和蒸汽样品，原则上保持常流。
采集其它水样时，应先把管道中的积水放尽并冲洗后方能取样。
盛放水样的容器必须是硬质玻璃瓶或聚乙烯塑料制品（测定硅或测定微量成分的样品时必须使用聚乙烯塑料容器取样），采样前，应先将采样瓶彻底清洗干净，采样时再用样品冲洗3次后才能收集样品，采样后应盖好盖子，以免污染。
在生水管路上取样时，应在泵的出口处或生水流动的部位取样。
DLT561-95火力发电厂水汽化学监督导则(doc 17页)
DLT561-95火力发电厂水汽化学监督导则(doc 17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电力行业标准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。
dl_561-2013火电厂水汽化学监督导则
DL/T 561-2013 火电厂水汽化学监督导则1. 介绍DL/T 561-2013 火电厂水汽化学监督导则是由国家能源局制定的具有法律效力的标准规范，旨在指导火电厂对水汽化学过程进行监督和管理，保障火电厂生产安全和环境保护。
该导则的发布对于规范火电厂水汽化学管理、提升火电厂运行水平、保障生产安全具有重要意义。
2. 标准内容DL/T 561-2013 火电厂水汽化学监督导则内容包括：范围、术语和定义、原则、一般规定、水汽化学监督管理、水汽化学检测分析、水汽化学冷却水试验、水汽化学监督检查、水汽化学记录、附录等部分。
3. 主要特点该导则的主要特点包括：- 细化了水汽化学监督管理的内容和要求，明确了火电厂在水汽化学方面应该遵循的标准和规范。
- 强调了对水汽化学的监督检查和记录管理，确保了火电厂水汽化学过程的安全可控。
- 针对水汽化学检测分析、冷却水试验等方面提出了具体的操作要求，为火电厂的日常管理提供了指导。
4. 实施意义DL/T 561-2013 火电厂水汽化学监督导则的实施意义主要表现在以下几个方面：- 提升了火电厂水汽化学管理水平，有利于提高火电厂的生产效率和运行安全。
- 指导了火电厂对水汽化学过程进行全面监督，有助于减少事故的发生，保障生产安全。
- 规范了水汽化学监督检查和记录管理，为火电厂的日常运行提供了制度保障。
5. 合理建议在实施DL/T 561-2013 火电厂水汽化学监督导则的过程中，需要注意以下几点：- 加强对该导则的宣传和推广，提高火电厂相关人员对该导则的认识和理解。
- 制定详细的实施方案和操作规程，确保导则的有效实施和落实。
- 加强对火电厂水汽化学监督管理人员的培训和培养，提高他们的业务水平和管理能力。
DL/T 561-2013 火电厂水汽化学监督导则的发布和实施，对于规范火电厂水汽化学管理，提高生产安全和运行水平具有积极意义。
希望有关部门和火电厂能够认真遵循该导则的要求，不断完善和改进水汽化学监督管理工作，为我国火电行业的可持续发展做出贡献。
DLT889基建化学监督导则
电力基本建设热力设备化学监督导则1 范围本标准规定了电力基本建设热力设各化学监督的要求，内容包括:热力设备的出厂检查，热力设备进入安装现场的保管、安装、水压试验、化学清洗、机组启动前的吹管、整套启动试运行过程中的水汽质量标准、水汽品质调整控制、汽轮机油和抗燃油质量要求以及热力设备停(备)用防锈蚀。
本标准适用于火力发电厂热力设备额定压力为12.7MPa及以上的机组。
对于额定压力低于12.7MPa的机组，可参照执行。
2 规范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。
GB /T 7 5 96 电厂用运行中汽轮机油质量标准GB 8 9 78 污水综合排放标准GB /T 1 4 541 电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则DL /T 5 6 1-1995 火力发电厂水汽化学监督导则DL /T 5 7 1 电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则DL /T 7 1 2 火力发电厂凝汽器管选材导则DU T 7 9 4-2001 火力发电厂锅炉化学清洗导则DL JT 8 5 5 电力基本建设火电设备维护保管规程DU T 5 0 11 电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)SD 2 2 3 火力发电厂停(各)用热力设备防锈蚀导则SD 2 4 6 化学监督制度3、总则3.1 火力发电厂热力设备在基建阶段的化学监督工作，应符合SD 246对火力发电厂化学监督的总体要求。
3.2 火力发电厂热力设各在基建阶段的化学监督工作，应由业主或业主委托单位负责组织，业主、施工、监理、调试等单位共同参加。
业主单位应参加凝汽器管、锅炉水压试验、锅炉化学清洗、蒸汽吹管、机组168h整套试运行等重要项目的质量验收，各项监督工作应纳入工程进度计划，其执行情况应作为考核评价工程质量的依据之一。
化学水汽监督新标准
江苏阚山发电有限公司水汽质量监督标准（修订）批准：刘毅审核：余海燕初审：吴淮编制：王金宝顾明江苏阚山发电有限公司2009年6月11日修编说明因原规程《化水运行规程（B版）》依据的“GB/T12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量”标准已进行修订，为更好地保证本厂超超临界机组水汽质量、机组安全，特依据新颁发“GB/T12145-2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量”对原规程中水汽质量监督标准进行修编。
一、范围：1、机组启动水汽质量标准2、加氨工况AVT（O）水汽质量标准3、加氧工况CWT水汽质量标准4、水汽劣化处理标准值二、依据：1、GB/T12145-2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量2、DL/T912—2005超临界火力发电机组水汽质量标准3、同类型超超临界机组水汽质量标准三、实施与作废：本修编的水汽质量监督标准2009.08.01开始实施，原《化水运行规程（B版）》中水汽质量监督标准同时作废。
第一部分水汽质量标准1机组启动水质标准注：1、* 表示参考项目2、汽机冲转后8小时内蒸汽应达到正常运行水质标准。
3、热启动时2小时内、冷启动时8小时内给水应达到正常运行时水质标准2加氨工况[AVT(O)]水汽质量标准：（正常运行）3加氧工况(CWT)水汽质量标准（正常运行）第二部分水汽劣化处理1 处理原则1.1热力设备水汽质量劣化时，应加强分析，根据分析情况，会同有关专业共同分析，判断出劣化原因，决定处理方法，尽快使水汽品质恢复正常。
1.2发现水汽质量异常，化学人员应首先检查取样化验的准确性，药品的质量和取样的代表性，检查给水各组成部分的水质变化情况，确定判断无误后，立即向主值、值长汇报。
1.3若经多方处理，水汽质量仍不能改善并继续迅速劣化时应及时向有关领导汇报，若可能导致设备损坏，严重威胁安全运行时，应向有关领导申请降低出力或停止运行，并进行消缺，当有关领导做出决定后，主值应立即安排值班人员做好善后工作。
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中华人民共和国电力行业标准火力发电厂水汽化学监督导则DL/T561-95Guide 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。
必要时，化学专责人员的书面报告可同时抄报电管(电力)局。
1.7本导则引用标准如下：SD246-88化学监督制度GB12145-89火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准SD163-85火力发电厂水汽质量标准DL5000-94火力发电厂设计规程SDGJ2-85火力发电厂化学水处理设计技术规定SDJ68-84电力基本建设火电设备维护保管规程DLJ58-81电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂化学篇)SDJJS03-88电力基本建设热力设备化学监督导则SD116-84火力发电厂凝汽器管选材导则SD135-86火力发电厂锅炉化学清洗导则SD223-87火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则1.8本导则重申国家和行业标准在水汽化学监督方面的重点内容，并在总结国内外经验的基础上进行了若干补充和修改，是热力设备水汽化学监督全过程质量管理的指导性技术规定。
1.9本导则主要适用于超高压125～200MW机组及亚临界压力250～600MW机组的水汽化学监督工作。
对进口机组，应按制造厂的技术要求进行监督。
各电管(电力)局、火电厂应根据本单位实际情况，制订相应的技术规定，纳入有关专业的规程制度中，并严格执行。
2设计阶段2.1水处理工程设计应保证火力发电厂水汽质量符合标准，并满足生产过程中各种工况变化的要求。
2.2设计前应取得全部可利用的水源水质分析资料。
根据掌握的资料及调查结果，结合当地发展规划，估计出水源的今后变化趋势。
2.3水处理系统设计、设备选型、仪表配置及测点布置等方案，应征得主管局及电厂的同意。
应加强设计工作中设备选型的质量管理，设备、阀门、仪表、自动控制装置、材料和药品等的选择，由设计院提出推荐方案，经与电厂专业人员商量后，按统一意见办理订货手续。
当发生意见分歧时，由主管局协调。
2.4设计扩建工程时，应将原有系统、设备布置、设备和材料的选用以及运行经验等作为选择方案的主要依据之一。
2.5锅炉补给水的水源为地表水时，应选用既能保证出水质量，又能达到设计出力的混凝、澄清设备。
2.6对采用有机物含量比较高的地表水作为水源的电厂，其锅炉补给水宜选用地下水为专用水源。
2.7当预测原水中的有机物对离子交换树脂会造成污染及影响除盐水质量时，应对锅炉补给水采取相应的预处理工艺。
2.8设计锅炉补给水处理系统时，应根据实际需要，对常规的离子交换法与预脱盐-离子交换法进行技术经济比较，然后选用最佳处理方案。
2.9阳、阴离子交换器的再生周期，可按每台每昼夜1～2次考虑。
若预测水源水质有恶化倾向时，应留有增设设备的可能性。
2.10为了降低锅炉水冷壁管内的结垢速率，缩短机组的启动时间，对承担调峰负荷的超高压汽轮机组可设置凝结水除铁装置。
对单机容量为200MW及以上机组，必要时可在疏水系统中设置除铁过滤器。
2.11对单机容量为300MW及以上机组或单套设备出力为100t/h及以上的锅炉补给水和凝结水处理设备宜采用程序控制。
2.12对混床后的除盐水箱及主厂房内的补给水箱，均应采取与大气隔离的措施。
2.13当机组台数较多时，可在设计规定的基础上，适当增加除盐水泵的总容量及送往主厂房锅炉补给水管道的通流面积。
2.14对于单机容量为300MW及以上机组，水处理室至主厂房的锅炉补给水管道宜选用不锈钢管。
2.15循环冷却水处理，可选用石灰处理、弱酸离子交换或添加药剂等方法。
无论选用何种方案，都应达到防垢、防腐、防菌藻滋生的目的，并使排污水水质符合国家和地方排放标准。
2.16冷却水为海水的凝汽器宜采用钛管。
2.17火力发电厂热力系统中宜设置锅炉补给水补入除氧器内的管道。
2.18新建火力发电厂应根据需要设有储存水压试验用水或停、备用保护溶液的设施。
2.19对超高压及以上参数机组，应连续监测水汽质量。
根据需要配置测量电导率、溶解氧、pH、钠、二氧化硅或磷酸根等的在线仪表，并在机炉主控室内设置对主要水汽监督指标进行显示、报警或自动打印的装置。
2.20火力发电厂化学试验室应配置精确度等级高于在线化学分析仪表的仪器或仪表，以便定期校验在线仪表的精确度。
2.21化学试验室应配置微机，进行运行数据的处理和文件资料及试验技术报告的管理。
3安装和调试阶段3.1安装和调试阶段的水汽化学监督工作应由主管局归口管理，由质量监督中心站进行检查和监督。
质量监督中心站及工程质量监督站均应配备化学专业人员，具体负责水处理设备的安装、调试，锅炉水压试验，化学清洗及机组试运行阶段的水汽质量监督工作。
3.2必须做好机组从安装、调试到试运行各个环节的质量监督工作，不留隐患。
水处理设备及系统未投运或运行不正常时，不准启动机组。
启动过程中，要严格控制水汽质量标准，发现异常及时处理，任何情况下都不准往锅内送原水。
3.3电厂化学专责人员应参加从设备监造、检验、验收直至安装、调试和试运行全过程的各项化学监督工作；应了解和熟悉与化学专业有关的水汽系统及各类设备的构造、工艺和材质；应检查加药系统、水汽取样装置、化学分析仪表的安装情况和水处理设备、管道的防腐措施；应要求有关单位及时处理影响水汽质量的缺陷和问题，并监督实施，确保机组移交生产后能够安全经济运行。
3.4热力设备到达现场后，安装单位应设专职人员负责对设备和部件的防锈蚀涂层以及管端、孔口密封等状况进行验收。
如发现缺陷，应分析原因、查清责任并及时处理。
应做好设备保管期间的防锈蚀工作。
3.5新铜管进入现场后，必须全部开箱检查其外观及受潮情况，并妥善存放在通风良好、干燥的库房架上。
对新铜管，应按有关规定或订货合同的技术要求进行质量验收，凡不符合质量标准的，均不得使用。
3.6铜管安装前应进行涡流探伤和内应力检验(24h氨熏试验)，必要时进行退火处理。
铜管试胀合格后，方可正式胀管。
安装铜管时，不得使用临时人员或搞突击性穿管。
3.7各种水处理材料、药品到货时，应进行检验，合格后分类保管。
在使用前，化验人员应再次取样化验，确认无误后，方可使用。
3.8新建锅炉的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。
蒸汽压力为9.8MPa及以下锅炉的水压试验，采用除盐水或软化水；蒸汽压力为9.8MPa以上锅炉的水压试验，应采用除盐水。
整体水压试验用水质量应满足下列要求：3.8.1氯离子含量小于0.2mg/L。
3.8.2联氨或丙酮肟含量为200～300mg/L。
3.8.3pH值为10～10.5(用氨水调节)。
3.9锅炉化学清洗的范围如下：3.9.1对蒸汽压力在9.8MPa以下的汽包炉，一般只进行碱煮。
特殊情况经主管局审定，可进行化学清洗。
3.9.2对直流炉和蒸汽压力为9.8MPa及以上汽包炉的省煤器和水冷壁管，必须进行化学清洗。
3.9.3对蒸汽压力为12.7MPa及以上的锅炉，当过热器管内铁的氧化物大于100g/m2时，一般进行化学清洗或采用蒸汽加氧吹洗。
对过热器进行整体化学清洗时，必须有防止垂直蛇形管发生汽塞、氧化铁沉积和奥氏体钢腐蚀的措施。
3.9.4对再热器，除锈蚀严重外，不进行化学清洗，可采取蒸汽加氧吹洗。
3.9.5对容量在200MW及以上机组的凝结水及高、低压给水管道，应进行化学清洗。
3.10热力设备化学清洗的原则方案，应在初步设计阶段完成，并与初步设计同时送审。
3.11锅炉及其热力系统化学清洗后的质量应达到以下要求：3.11.1被清洗金属的表面清洁，基本上无残留氧化物和焊渣，无明显的金属粗晶析出，无二次浮锈，并形成保护膜。
3.11.2腐蚀指示片无点蚀，平均腐蚀速率应小于10g/(m2·h)，腐蚀总量应小于120g/m2。
3.11.3生产、基建、调试单位和工程主管局应共同检查清洗质量，并作出评价。
3.12锅炉化学清洗的废液排放应符合国家和地方排放标准。
3.13锅炉化学清洗完毕至锅炉点火一般不得超过20d。
如超过，应采取防锈蚀保护措施。
3.14机组启动前的冷态冲洗和热态冲洗方式按照SDJJS03-88《电力基本建设热力设备化学监督导则》进行。
3.14.1冲洗过程中，应投入加氨和联氨设备，调节冲洗水的pH值为9.0～9.3，联氨过剩量为50～100mg/L。
3.14.2汽包炉热态冲洗时，应加强排污(整炉换水)至炉水澄清。
应对大型容器底部进行清扫和冲洗。
3.14.3在冲洗过程中，主要监督给水、炉水、凝结水中的含铁量和pH值。
3.14.4新锅炉在第一次点火前，应进行过热器反冲洗。
冲洗水应为加氨的除盐水，其pH值维持在9～10，应冲洗至出水无色透明。
3.15蒸汽吹洗阶段应对给水、炉水及蒸汽质量进行监督，给水pH值(25℃)控制在8.8～9.3，炉水pH 值为9～10。
当炉水含铁量大于1000μg/L时，应加强排污，或在吹管间歇时，以整炉换水方式降低其含铁量。
采用磷酸盐处理时，还应控制磷酸根的含量为2～10mg/L。