寧夏神華國華發(fā)電廠實習生自我小結(jié)

神華國華寧東發(fā)電廠實習工資總結(jié)

通過在寧夏神華國華寧東發(fā)電廠廠的近三個月實習，我了解了神華國華寧東發(fā)電廠的總體規(guī)劃以及神華國華寧東發(fā)電廠所處地位和作用，同時從大概到具體的了解并掌握了神華國華寧東發(fā)電廠廠的基本構(gòu)成和運作流程，了解汽輪機、發(fā)電機等各主要設(shè)備的運行參數(shù)、基本結(jié)構(gòu)和工作原理以及各部分在發(fā)電過程中的作用。同時從運行部的學習中、工作中掌握、收獲了很多的東西，無論是具體的業(yè)務(wù)，還是各類組織活動，以及為人處事的好多道理，這些都將成為我人生中的一筆寶貴的財富。

從進運行部開始，我便開始學習電廠的三大系統(tǒng)圖，但是畢竟是學有所長，更何況自己對熱電廠是從零開始的，更加促使我要刻苦學習，對于圖紙和工廠都需要得到師傅們的提點。

師傅們詳細的為我解答圖紙的時候，我不僅仔細的聽師傅們所講解的內(nèi)容，而且我還注意到了老師傅們完全是脫離系統(tǒng)圖紙給我認真講解，對電廠的部件，裝置都如數(shù)家珍，可以準確的說出涉及到的每個參數(shù)，甚至根本不用思索就可以報出有些管道內(nèi)的壓力值，對每個環(huán)節(jié)可以流暢的依次詳細的說明，這點令我很是佩服，這體現(xiàn)出那些老師傅們在平時做過很多的功課，是非常認真負責的在對待自己的工作，平時不斷地練習，記憶，因而即便已經(jīng)年過不惑，但是對份內(nèi)的工作依然可以做到如此令人敬佩之地，這是我缺少的也正是要學習的地方，我們當代的大學生大多生于80后，缺乏的就是一種對工作，生活負責的精神，往往得過且過，沒有持之以恒的毅力，對很多事情不夠認真，在這里我學習到了這種精神，我會把它貫徹到自己的精神統(tǒng)治力中，使它成為自己今后做事情，對待生活的基本態(tài)度。

去神華國華寧東發(fā)電廠廠運行部實習和其他部門不同，需要高度注意廠區(qū)的紀律，規(guī)則，佩戴安全裝備，使我感到一種很正式的氛圍，這給平時散漫的我們上了很好的一課，增強了我的紀律意識，提高了今后工作中的危險意識，因為電廠中的每個環(huán)節(jié)都是高危的作業(yè)環(huán)境，稍有不慎就會對自己對企業(yè)，以致對國家造成巨大損失，所以我在學習完系統(tǒng)圖，跟隨老師傅們?nèi)ハ鹿�廠近距離了解設(shè)備的時候，最大可能的保證安全。

此外，這次了解的很多神華國華寧東發(fā)電廠廠的核心知識為我今后有機會進入電廠工作奠定了基礎(chǔ)，有了一個心理上的準備，不僅僅是知識層面的，還有很多其實感受后的領(lǐng)悟。例如我們一提到電廠就感覺福利待遇都很好，而且電力系統(tǒng)是一個高盈利的行業(yè)，其實我們聽老師傅介紹說，中國大多的電力集團實際上處于虧損的狀態(tài)，只是國家為保證電力這一支柱產(chǎn)業(yè)的穩(wěn)定，每年補貼很多錢，而電廠的職工其實也不都是高待遇的，也要看地區(qū)看職務(wù)等具體情況，這番話一改我們往日對電力系統(tǒng)的觀念，使我們不久的將來就業(yè)時可以冷靜的思考，從而選擇出適合自己的職業(yè)，不對電廠等電力系統(tǒng)的職位過份的追求，從這一方面也可以優(yōu)化資源配置，為國家的各行各業(yè)招聘適合的人才起到積極影響。

這次的神華國華寧東發(fā)電廠實習雖然給我的動手機會不多，但是仍比整日坐在教室內(nèi)紙上談兵要強許多，尤其是對有些男生有很好的影響，比如我就對

機械裝置感興趣，動手能力比較強，當我看到真實的汽輪機，發(fā)電機，閥門，壓力表等實物時，我對這些裝置的參數(shù)，性能，運行原理等的實際問題的興趣極大的提高，不時地向老師傅提問，我覺得在這種環(huán)境下學習對我來說效果是最棒的，同時印象也是最深的，可以說我?guī)缀醪挥檬潞笤購土暎�都可以當場記住主要�?nèi)容，而且會保持多年，如果我畢業(yè)后進入電力系統(tǒng)的話，這會為我今后的工作奠定一定基礎(chǔ)的。

以上就是我通過這次熱電廠實習，參觀動模實驗室，觀看視頻三部分組成的認知實踐活動得到的一些心得體會，獲益良多，我在此衷心感謝給我這次實踐機會的所有領(lǐng)導和老師。

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浙江省發(fā)電廠201*年化學監(jiān)督會議資料之一浙江省發(fā)電廠201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)匯編

浙江省電力試驗研究院

201*年3月浙江紹興

1浙江省發(fā)電廠201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)…………………………………………12北侖發(fā)電廠201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)……………………………………………373浙能嘉興發(fā)電有限責任公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)…………………………434浙能蘭溪發(fā)電有限責任公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)…………………………515浙能樂清發(fā)電有限責任公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)…………………………546臺州發(fā)電廠201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)……………………………………………577浙能鎮(zhèn)海發(fā)電有限責任公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)…………………………638浙能溫州發(fā)電有限責任公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)…………………………689浙能長興發(fā)電有限責任公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)…………………………7310蕭山發(fā)電廠201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)……………………………………………7811浙能錢清發(fā)電有限責任公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)…………………………8412國華浙能發(fā)電公司A廠201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)………………………………9013國華浙能發(fā)電公司B廠201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)……………………………9414大唐烏沙山發(fā)電公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)………………………………9715華電半山發(fā)電有限責任公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)………………………10816神華國華舟山發(fā)電有限責任公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)…………………1201*溫州燃機發(fā)電有限責任公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)………………………12718鎮(zhèn)海聯(lián)合發(fā)電有限責任公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)………………………13019金華燃機發(fā)電有限責任公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)………………………13220華電烏溪江水力發(fā)電廠201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)……………………………13621浙能華光潭水力發(fā)電公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)…………………………14022浙能北海水力發(fā)電公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)…………………………142

目錄

浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

浙江省發(fā)電廠201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)

摘要本文總結(jié)了201*年浙江省各發(fā)電廠化學專業(yè)在水汽質(zhì)量控制、化學儀表、

油務(wù)、燃煤監(jiān)督、試驗室管理等方面所做的工作，各廠加強技術(shù)管理，根據(jù)各自特點，做好設(shè)備改造和消缺工作，進行超超臨界機組給水加氧處理工藝實施后的總結(jié)和調(diào)整處理工作，保證了發(fā)電機組安全運行；同時也指出了部分發(fā)電廠在線化學儀表維護不力、抗燃油氯含量和體積電阻氯超標、工業(yè)水系統(tǒng)存在腐蝕風險等問題，并提出了201*年工作重點。

關(guān)鍵詞化學監(jiān)督總結(jié)201*年

1概述

201*年度我省各有關(guān)發(fā)電公司（廠）根據(jù)年初下達的重點工作和各項監(jiān)督指標，結(jié)合本企業(yè)設(shè)備的運行特點，及時調(diào)整內(nèi)部技術(shù)管理機制，修訂和完善各項技術(shù)管理制度，制訂具體落實措施，在各單位相關(guān)領(lǐng)導及技術(shù)管理人員的共同努力下，在日常的水、汽運行監(jiān)督，在線化學儀表和油務(wù)、燃煤監(jiān)督、試驗試劑管理規(guī)范化等方面做了大量細致的工作，同時繼續(xù)做好凝汽器的查漏堵漏和爐內(nèi)加藥調(diào)整工作，做好化學設(shè)備的技術(shù)改造和消缺工作，及時處理化學監(jiān)督指標超標，在超超臨界機組的加氧處理及后續(xù)調(diào)整評價方面也做了大量工作，在相關(guān)專業(yè)密切配合下，保證了發(fā)電設(shè)備的安全、經(jīng)濟運行。

2201*年化學監(jiān)督指標完成情況及分析

201*年全省發(fā)電廠化學監(jiān)督指標完成情況

指標名稱水汽品質(zhì)合格率（%）水汽品質(zhì)期望值合格率（%）色譜測試完成率（%）SF6微水測試完成率（%）在線化學儀表投運率（%）絕緣油油質(zhì)合格率（%）指標要求99951001009599201*年99.1596.2510010099.92100201*年99.3097.36100100100100第1頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

汽輪機油油質(zhì)合格率（%）抗燃油油質(zhì)合格率（%）999599.0299.2495.36201*年浙能集團發(fā)電廠化學監(jiān)督指標完成情況

指標名稱水汽品質(zhì)合格率（%）水汽品質(zhì)期望值合格率（%）色譜測試完成率（%）SF6微水測試完成率（%）在線化學儀表投運率（%）絕緣油油質(zhì)合格率（%）汽輪機油油質(zhì)合格率（%）抗燃油油質(zhì)合格率（%）

指標要求999510010095999995201*年99.0295.5910010099.9210099.02201*年99.1697.4210010010010099.0293.91從指標完成情況來看，全省和浙江能源集團發(fā)電廠水汽品質(zhì)總合格率比去年均有一定幅度的提高，主要原因為今年（下文中今年均指201*年）各廠通過查漏堵漏處理，凝汽器泄漏和凝汽器溶氧超標現(xiàn)象得到好轉(zhuǎn)。從各火電廠的具體情況來看，合格率較高的為北侖第一、浙能北侖、國華寧海A廠、國華寧海B廠、臺州發(fā)電、浙能鎮(zhèn)海、華電半山（煤機）等發(fā)電公司（廠）。對全省水汽品質(zhì)合格率造成較大影響的因素為浙能樂清的凝汽器泄漏、華能玉環(huán)凝結(jié)水溶氧時有超標，另外，金華燃機的凝結(jié)水、除氧水溶氧和給水合格率偏低，蕭山天然氣發(fā)電機組給水和蒸汽氫導合格率低。

從期望值控制指標完成情況看，也比去年有了一定的提高。期望值合格率較高的電廠也為為北侖第一、浙能北侖、國華寧海A廠、國華寧海B廠、臺州發(fā)電等發(fā)電公司（廠）。對期望值造成較大影響的為主要原因為蕭山發(fā)電廠天然氣機組給水蒸汽氫導合格率低，另外部分電廠凝汽器溶氧超標和爐水pH期望值合格率低，如浙能嘉華新投產(chǎn)的#7、#8機組溶氧超標，浙能溫州、溫州特魯萊、溫州燃機等爐水pH值期望值合格率低，舟山朗熹除氧水和蒸汽合格率低。這些電廠應針對各自的問題，查找原因，做好加藥調(diào)整，進行凝泵前泄漏點的查找處理工作，提高水汽品質(zhì)的期望值合格率，使機組更加健康經(jīng)濟地運行。

各火電廠4季度和年度水、汽品質(zhì)合格率具體數(shù)值見表1～4。

201*年化學在線儀表的總體投入情況較好，除部分燃機發(fā)電公司外，各發(fā)電公司配置情況良好，在線化學儀表均投入運行，但在線化學儀表的準確情況各單位差異

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較大，部分電廠由于化學儀表維護力量不足方面的原因或pH表電極老化未及時更換等因素準確率偏低，化學儀表的維護工作尚需進一步加強，在線化學儀表的投入率與抽查準確率情況見表5。

各發(fā)電公司（廠）制定預試計劃，按周期要求開展電氣設(shè)備的色譜、六氟化硫測試工作，做好組分含量異常的充油電氣設(shè)備的色譜、微水分析跟蹤工作，認真開展汽輪機油和抗燃油的油質(zhì)維護工作，全面完成充油（氣）電氣設(shè)備的化學試驗工作。從今年開始，單獨統(tǒng)計抗燃油合格率，由于不少發(fā)電廠存在抗燃油體積電阻率和氯含量超標問題，抗燃油合格率相對較低。201*年絕緣油色譜、SF6微水測試完成情率，絕緣油、汽輪機油、抗燃油油質(zhì)合格率情況見表6、7。

3設(shè)備事故、故障、缺陷、異常情況及處理跟蹤情況

3.1國電北侖第三2月14日#6機組化學清洗后的啟動，在#6號機組臨時系統(tǒng)恢復后，水沖洗未及時將汽動給水泵至給水母管的管路沖洗，汽泵并入運行后，汽泵至給水母管的酸洗殘留液影響給水品質(zhì)，導致省煤器進水pH值下降，發(fā)現(xiàn)后緊急停止機組啟動操作，對熱力系統(tǒng)重新沖洗后機組再啟動，于2月16日21:22機組并網(wǎng)。因為給水系統(tǒng)酸洗后的水沖洗溫度偏低，水沖洗不夠充分，在機組啟動后，隨著壓力溫度的升高，有較長一段時間的酸洗液雜質(zhì)釋放，省煤器進水氫電導率于2月17日17:00后才小于0.15μS/cm。

3.2浙能嘉興1月份#2主機油鐵譜檢測發(fā)現(xiàn)，#2機主機軸承處取樣發(fā)現(xiàn)有油泥存在，同時有較多鐵顆粒存在，顆粒度檢測達到NAS10級。1月18日停機前取樣油泥析出試驗合格。同時取樣送華東中試所做氧化安定性及老化試驗，指標都合格，說明油本身沒有問題，利用#2機停機C修中進行了油箱底部清理，發(fā)現(xiàn)底部有少量油泥存在，磁棒上吸附有較多顆粒雜質(zhì)。經(jīng)過反復濾油后顆粒度已經(jīng)合格（測定NAS8級）。3.3華電杭州半山發(fā)電公司化補水水源采用上牽埠水經(jīng)超濾反滲透處理后進入離子交換除鹽系統(tǒng)，1月份發(fā)現(xiàn)超濾壓差上升快，多次進行化學清洗（酸洗和堿洗交替進行），清洗完后運行壓差往往兩三天內(nèi)即上升到規(guī)定值。開端蓋檢查，膜孔有白色物堵塞部分膜孔，而且堿洗效果明顯比酸洗好，初步判斷為有機物和膠體污染，懷疑為水源問題。1月25日清洗完后即改用自來水試驗，3天壓差基本維持在30kPa，1月28日改用十二里洋水源，至今壓差變化不大，說明引起超濾壓差上升快為上牽埠水源枯水期富營養(yǎng)化所致。

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3.4國華寧海B廠2月12日6#機組調(diào)停后啟機，凝汽器上水過程中發(fā)現(xiàn)鈉離子和電導異常，經(jīng)檢查確認發(fā)現(xiàn)鈦管泄漏。凝汽器停止上水，查找發(fā)現(xiàn)一根鈦管有破損，對已破損鈦管進行封堵，對凝汽器進行沖洗換水至水質(zhì)合格。

3.5舟山朗熹201*年2月發(fā)現(xiàn)反滲透設(shè)備進出口壓差增大，設(shè)備流量下降。對保安過濾器濾芯更換時發(fā)現(xiàn)內(nèi)部有較多有機物，打開反滲透膜端發(fā)現(xiàn)內(nèi)部也有有機物存在。主要原因為舟山進入枯水期，原水水質(zhì)變化引起。針對此現(xiàn)象，加強原水的檢測，調(diào)整化學清洗的方案，安排進行超濾、反滲透化學清洗。

3.6國電北侖第三6月17日1:50發(fā)現(xiàn)反滲透出水pH值下降至4.2，電導率上升至80uS/cm，停止反滲透和除鹽系統(tǒng)運行，經(jīng)查系超濾酸洗液從反洗水泵倒漏至超濾水箱進入反滲透系，停超濾清洗，2:45反滲透系統(tǒng)出水正常，未對除鹽水制水質(zhì)量形成明顯影響，在6月20日召開了專題分析會，制定了5條相關(guān)反措。

3.7臺州發(fā)電廠在#9機小修檢查中發(fā)現(xiàn)凝汽器水室襯膠有大面積脫膠及鼓泡現(xiàn)象，#1側(cè)水室（出水側(cè)）鈦管有2根管子與管板脫開，管板管口與管子端部距離各有13、17mm，管板內(nèi)側(cè)碳鋼板部分裸露在外，已造成嚴重腐蝕。安排采用高分子材料（添加陶瓷等耐磨材料）對襯膠進行修復，并采取鈦板封堵措施，共封堵9根。3.8華電半山4月27日發(fā)現(xiàn)#5加堿泵不能投入運行，無法加堿，內(nèi)冷水pH降低。經(jīng)過幾天的反復檢查，懷疑可能是泵體的電磁鐵燒壞。由于這臺加堿泵在去年7月份曾經(jīng)發(fā)生同樣的情況，后經(jīng)修復重新運行，同時進行了電流過載保護等措施；但今年仍然發(fā)生同樣的問題，懷疑泵本身存在一定的缺陷。在對加堿泵進行返回供應商進行修復的同時，購買了一臺新的加堿泵，已更換。

3.9臺州發(fā)電廠檢測中發(fā)現(xiàn)#7低旁控制油體積電阻率0.54×1010.cm，#8控制油體積電阻率0.26×1010.cm，#8低旁控制油體積電阻率0.18×1010.cm，氯離子107mg/kg。#8機組控制油運行年數(shù)已久，存在老化現(xiàn)象，該廠加強濾油，在10月份#8機組大修時更換#8機控制油。

3.10華電半山9月份#1機中壓過熱蒸汽冷卻筒接頭漏，無法正常工作。多次對接頭進行拆開檢修，仍無法修復。由于此路樣水取樣一次閥關(guān)不嚴，而且機組長時間連續(xù)運行，停運時間短，無法消除此缺陷，后安排再10月份#1機組大修時處理。3.11舟山朗熹7月16日陽床再生時進酸經(jīng)過幾分鐘運行后，發(fā)現(xiàn)酸濃度下降至零。經(jīng)檢查噴射器，酸計量箱至噴射器進口酸管路，再生泵均完好，而且隨著運行時間增

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長，陽床中排出水量也開始下降。故判斷為進陽床的酸管路不通。拆開流量計后的進酸管路，發(fā)現(xiàn)部分管道內(nèi)的襯塑出現(xiàn)大面積的鼓包。為不影響正常的再生工作接臨時酸管路至陽床，拆下原有酸管路重新襯塑處理。

3.12浙能嘉華#3～#6機組凝結(jié)水精處理混床由于設(shè)計時選用的進水流量小于實際運行流量，在設(shè)備滿負荷運行時床體壓差大，樹脂存在明顯破碎現(xiàn)象，不得不采用三臺設(shè)備同時運行無備用的方式，不能保證凝結(jié)水100%處理，影響運行的安全性，在去年經(jīng)過攻關(guān)對#3、#4樹脂捕捉器和水帽增加通流面積減少壓差取得預期目的的前提下，今年10月完成#5、#6機組精處理混床樹脂捕捉器改造工作，投入正常使用，解決了長期以來差壓大床體無備用的問題。

3.13華電半山11月16日~11月18日，超濾前自清洗過濾器差壓逐步上升，反洗流量下降。11月18日，打開自清洗過濾器端蓋檢查發(fā)現(xiàn)，濾元呈深褐色，初步確定為鐵污染。將濾元外的膜片取出，用5%鹽酸+1%的抗壞血酸進行浸泡后，然后用水沖洗干凈后重新裝復，且差壓從清洗前的71kPa下降至40kPa。

3.1412月25日，浙能樂清#4機小機油漏入給泵密封水，密封水回收至凝結(jié)水系統(tǒng)造成精處理前置過濾器和混床樹脂受油污染，出水水質(zhì)惡化，不得不撤出床體，其后通過調(diào)研，安排進行前置過濾器和混床樹脂進行熱堿除油處理，其后恢復正常運行，出水水質(zhì)符合要求。

4201*年監(jiān)督管理工作開展情況

4.1日常監(jiān)督與服務(wù)工作

4.1.1召開201*年發(fā)電廠化學技術(shù)監(jiān)督工作會議，總結(jié)發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作，表彰先進，討論浙江省發(fā)電廠化學技術(shù)監(jiān)督實施細則、浙江省發(fā)電廠化學技術(shù)監(jiān)督考評細則，進行技術(shù)交流，確定發(fā)電廠重點工作，并進行發(fā)電機內(nèi)冷水化學清洗及堿化處理、停爐保護技術(shù)等專題交流介紹。

4.1.2為確保燃煤采制樣裝置的正常運行，及時發(fā)現(xiàn)該設(shè)備在運行、維護管理方面存在的問題，針對存在的問題找到解決方法，8月中下旬及12月下旬，我院環(huán)化所專業(yè)人員對我省各火力發(fā)電廠的入廠煤機械采制樣裝置的使用和維護情況進行了現(xiàn)場評估。從評估的結(jié)果來看，我省火力發(fā)電廠機采裝置的使用情況總體運行差強人意，系統(tǒng)投運率統(tǒng)計上看是比較高，但實際在使用中存在問題不少；碰到設(shè)備異常時雖能及時處理，但處理基本采用頭痛醫(yī)頭腳痛醫(yī)腳的方式，對于一些設(shè)計上的缺陷未引起足夠重視，

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導致機采裝置的可靠性總體不高，各廠雖然都有機采裝置的維護和保養(yǎng)規(guī)定，但實際的維護和保養(yǎng)效果依然不佳，設(shè)備的密封性差，煤樣泄漏嚴重情況，水分損失率偏高，機采系統(tǒng)留樣量忽大忽小毫無規(guī)律等等問題依然突出。

4.1.3繼續(xù)做好發(fā)電廠定期監(jiān)督評估工作，掌握設(shè)備運行的健康狀況，及時發(fā)現(xiàn)發(fā)電廠在生產(chǎn)和技術(shù)管理等方面存在的問題并提出針對的意見和建議。

4.1.4繼續(xù)進行發(fā)電廠信息反饋編制工作，對各發(fā)電廠發(fā)生的化學監(jiān)督相關(guān)問題進行分析并提出處理意見，為各發(fā)電廠異常服務(wù)。

4.1.5進行發(fā)電廠化學水分析現(xiàn)場操作檢查工作，發(fā)現(xiàn)電廠化學分析人員在操作過程中存在的習慣性違規(guī)現(xiàn)場，確保電廠水質(zhì)分析數(shù)據(jù)的準確性。

4.1.6進行國華寧海A廠反滲透裝置進水氧化還原電位異常的分析及處理，確保膜運行的安全性。

4.1.7進行浙能溫州發(fā)電公司#5機組發(fā)電機內(nèi)冷水系統(tǒng)化學清洗工作。該公司#5機組發(fā)電機在小修期間檢查發(fā)現(xiàn)定子線圈空芯導線內(nèi)壁積垢嚴重，電試院環(huán)化所根據(jù)#5機組一直存在的線圈超溫現(xiàn)象和此次檢查情況建議在小修期間進行化學清洗，為不影響發(fā)電機服役時間，電廠對檢修計劃進行調(diào)整后希望清洗工作能夠盡早開展，且留給清洗工期只有24小時，發(fā)電機內(nèi)冷水系統(tǒng)清洗對清洗安全性要求也非常高，為此電試院環(huán)化所技術(shù)人員克服困難，采用我院開發(fā)的專用清洗劑DH-96，并配合相關(guān)清洗工藝進行清洗，#5機組清洗后使用內(nèi)窺鏡對清洗效果檢查，線圈空芯導線內(nèi)壁除垢徹底，通流能力基本恢復到新機組水平。

4.1.8進行大唐烏沙山發(fā)電公司參加大唐系統(tǒng)化學水質(zhì)、油質(zhì)分析人員技術(shù)比武的考前指導提高工作，使其取得良好成績，在大唐系統(tǒng)電廠中取得第一和第二名的優(yōu)異成績。

4.1.9進行國電北侖和浙能北侖等發(fā)電公司的入爐機械自動采樣裝置性能測試，為電廠煤耗計算服務(wù)。

4.1.10在9月初，根據(jù)化學監(jiān)督會議初步討論情況，再次組織進行浙江省發(fā)電廠化學監(jiān)督實施細則和考核細則的討論，適應近年來新的電力形勢和新的標準規(guī)程的要求。

4.1.11進行臺州發(fā)電廠等發(fā)電公司（廠）的夏季水平衡試驗工作，指出電廠用水方面存在的問題，為電廠節(jié)約水資源和節(jié)能減排服務(wù)。

4.1.12進行國華寧海A廠含煤廢水水質(zhì)異常的分析處理。通過對現(xiàn)場運行方式的調(diào)

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查，進行小型試驗及現(xiàn)場試驗，指出污水調(diào)節(jié)池的pH值不穩(wěn)定是導致含煤廢水處理系統(tǒng)出水濁度經(jīng)常超標的主要原因，提出渣水回用于其他系統(tǒng)，不要排放至含煤廢水處理系統(tǒng)；在污水調(diào)節(jié)池裝設(shè)一個在線pH計等建議。

4.1.13進行國華寧海A廠原水預處理系統(tǒng)冬季混凝試驗，比較不同加藥量對原水的混凝效果，優(yōu)化原水的加藥工藝參數(shù)，達到提高混凝效率，減少混凝成本和提高混凝出水水質(zhì)的目的，為預處理系統(tǒng)的安全和正常運行提供必要的參考。

4.1.14由于絕緣油的微水和色譜分析對取樣的要求較高：取樣的注射器要求干燥、嚴密，取樣時要求全密封等，為了減少取樣環(huán)節(jié)帶來的影響，本次校對采取單樣校對的方法。具體做法是由省電試院技術(shù)人員于同一日統(tǒng)一采取一批油樣發(fā)放到各單位進行分析，各單位于第二日至省電試院取樣，于第三日同時進行測試，最終由省電試院進行匯總分析。從匯總結(jié)果看，各發(fā)電公司（廠）發(fā)樣的色譜分析的再現(xiàn)性良好，大部分單位在絕緣油的取樣、儀器的維護、操作等方面的工作都做得較好。但從校對數(shù)據(jù)中可也以看出單位之間的測試能力存在差別，有些單位的測試數(shù)據(jù)全部為滿意數(shù)據(jù)，部分單位的離群數(shù)據(jù)或可疑數(shù)據(jù)較多，希從取樣操作、儀器維護、試驗條件、人員等方面查找原因，然后再取樣與省電試院進行個別校對并查明原因。

4.1.15繼續(xù)進行發(fā)電廠銅、鐵、二氧化硅水樣品校對工作，鑒于往年僅發(fā)放校對樣品而未對其操作過程進行檢查，難以判斷為儀器還是人員操作的因素引起數(shù)據(jù)的偏差，今年檢測校核工作，以現(xiàn)場核查以及實驗室自我檢測兩種方式相結(jié)合，結(jié)合電廠迎峰過夏活動，由電試院技術(shù)人員直接攜帶校對水樣去各個電廠實驗室進行現(xiàn)場檢測，最終分析結(jié)果上報省電試院進行匯總分析。201*年水樣校對試驗與201*年一樣，采用了相對統(tǒng)一的檢測方法和檢測儀器，使銅、鐵、硅的統(tǒng)計結(jié)果更具比較意義。從現(xiàn)場核查情況看，發(fā)現(xiàn)了一些直接或間接導致分析結(jié)果不準確的問題，具體為：

1）計量檢定。部分玻璃計量量具沒有進行計量檢定；

2）藥品及標準物質(zhì)的有效期問題。部分實驗室還在使用已過期的標準物質(zhì)；部分實驗室則在配置藥品時未注明有效使用日期，易導致過期誤用；

3）基本操作不夠規(guī)范。如配置硅標準工作溶液時直接用量筒加水，定容、稀釋、移液等未按規(guī)范進行，部分分析人員操作不夠熟練；

4）部分儀器使用環(huán)境不佳。如用于銅、鐵分析的石墨爐原子吸收光譜儀與電廠常規(guī)水樣分析、脫硫項目分析等放在一起，直接影響了儀器的清潔度，很容易使試樣受污染；

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5）計算問題。如部分電廠在整理硅標準曲線時計算錯誤，使測試值偏小一倍。通過這種方式，幫助電廠更好地發(fā)現(xiàn)日常分析測試中存在的問題并進行針對性改進，提高分析數(shù)據(jù)的準確性。

4.1.16繼續(xù)進行發(fā)電廠燃煤校核試驗工作，為了客觀地評價我省各電廠及檢測中心在燃料管理和分析檢測方面的技術(shù)水平和管理水平，全省校對煤樣由電試院統(tǒng)一制備，每個參加校對試驗的試驗室分發(fā)煤樣4只。為確保各單位試樣煤質(zhì)的一致性，對兩只統(tǒng)檢煤樣（試樣A、試樣B）做了均勻性試驗；統(tǒng)檢煤樣C為隨機選用的不同標煤，驗證各廠分析檢測的準確性。剩余一只試樣為隨機樣。試驗結(jié)果顯示統(tǒng)檢煤樣A、B各項數(shù)據(jù)測定結(jié)果精密度均很高，均在再現(xiàn)性范圍內(nèi)，儀器化驗項目全硫及發(fā)熱量各廠化驗值之間的差值均較小，沒有明顯偏差。統(tǒng)檢煤樣C的分析數(shù)據(jù)與標準值的差值，與標樣標準值進行比對，發(fā)現(xiàn)部分廠的分析數(shù)據(jù)不在標值的不確定度范圍內(nèi)，分析原因此次所用標煤的灰分及硫的含量范圍比較大，部分廠采用儀器自動分析，所用儀器標定的測定范圍比較窄，因此測定值誤差較大。其次，人工操作項目灰分、揮發(fā)份等操作步驟在國標上均有詳細嚴格要求，各化驗單位應定期校核儀器，保證儀器準確性的基礎(chǔ)上嚴格按照國家標準要求操作，以減少分析誤差。

4.1.17針對存在的發(fā)電機定子線棒溫差大，影響設(shè)備安全運行的情況，進行浙能樂清、浙能嘉華等發(fā)電公司發(fā)電機內(nèi)冷水系統(tǒng)的化學清洗服務(wù)。

4.1.18進行國華浙能發(fā)電有限公司化學制水系統(tǒng)設(shè)置的反滲透系統(tǒng)運行狀態(tài)進行評估，根據(jù)評估結(jié)果對電廠反滲透系統(tǒng)的運行提出建議。

4.1.19進行浙能嘉華三期、浙能紹興濱海熱電等新投產(chǎn)機組的現(xiàn)場化學監(jiān)督服務(wù)，通過現(xiàn)場檢查，數(shù)據(jù)抽測，查閱運行數(shù)據(jù)等，發(fā)現(xiàn)基建遺留問題，與電廠人員共同商討處理方案，確保機組進入商業(yè)運行的安全經(jīng)濟性。

4.1.20根據(jù)發(fā)電廠要求，完成水、煤、油（氣）試驗分析工作和有關(guān)的大宗藥品驗收試驗，提供相應試驗報告，為電廠生產(chǎn)運行服務(wù)。4.2年度重點工作開展情況

根據(jù)年初化學監(jiān)督會議確定的重點工作，各廠均落實到今年的生產(chǎn)中，相關(guān)電廠進一步完善化學試驗室管理，做好在線化學儀表的管理，做好抗燃油油質(zhì)異常處理，做好超超臨界機組的加氧處理后續(xù)工作，開展化學運行、試驗人員的操作培訓工作，較好地完成今年的重點工作。

國電北侖三根據(jù)三期預脫鹽系統(tǒng)的系統(tǒng)設(shè)計容量，在不需要增加泵出力的情況

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下，對原A、B、C反滲透系列各增加了二支膜，裝置運行壓差下降，出力能力提高，總體出水情況正常，滿足了對外供熱后除鹽水用水大幅增加需求。該公司今年還實施了#6機組鍋爐給水加氧處理方式運行，該公司制定方案，于3月3日14:40開始，由汽泵進口的加入氧氣，開始從AVT（O）向OT處理方式轉(zhuǎn)換，3月5日基本完成給水和鍋爐系統(tǒng)的轉(zhuǎn)換，省煤器進水、主蒸汽和再熱蒸汽中鐵含量小于3μg/kg。

浙能北侖發(fā)電有限公司針對抗燃油中氯含量超標問題，在#4機組中修期間，在#4機EHC油系統(tǒng)安裝了一套PALL的多功能在線處理裝置。

浙能嘉興發(fā)電有限責任公司做好凝結(jié)水精處理再生裝置改造。201*年9月#1機組檢修時開始改造，至11月初，分離塔已經(jīng)就位，管道連接完成，11月底進行了調(diào)試，12月初完成投入使用，分離塔的投入使用，大大增加了陰陽樹脂的分離能力，同時對樹脂量進行了調(diào)整，補足了部分樹脂，至12月底，混床的周期制水量從6萬噸增加到了10萬噸。

浙江嘉華發(fā)電公司做好新建的#7、#8超超臨界1000MW機組基建監(jiān)督工作，6月23日#7機組168試運行結(jié)束，10月18日168試運行結(jié)束。機組投產(chǎn)后，該公司根據(jù)提前制定的加氧方案，在9月20日#7機組給水水汽品質(zhì)趨于穩(wěn)定正常后，開始加氧處理，初期加氧量小于100μg/L，至10月25日左右，給水管道和省煤器基本轉(zhuǎn)化完畢，進入穩(wěn)定加氧階段，給水鐵含量從原來的4-5μg/L下降到1μg/L以下。鍋爐壓差從最高的2.1MPa下降到1.7MPa，降低幅度為15%。該公司反滲透裝置已運行8年，出力、脫鹽率均下降，最高出水導電率100S/cm左右，在201*年8～9月，進行了活性碳過濾器出水裝置改造完成，消除了活性碳泄漏的缺陷，10月進行了#2列反滲透膜更換，目前投運后出力和脫鹽率均在正常水平，大大減少后續(xù)系統(tǒng)壓力。

浙能蘭溪發(fā)電公司對#1、#4機加氧處理工藝進行優(yōu)化調(diào)整，針對#4機加氧后過熱器、再熱器氧化皮脫落嚴重情況，#4機給水加氧量由30～150g/L下調(diào)至30～50g/L，同時為監(jiān)測過熱器及水冷壁中氧量消耗情況，在#1、#4機組B側(cè)包墻下降管標高65m處增加啟動分離器出口氧量取樣點，增設(shè)在線氧表。針對三套超濾裝置的壓差均上升至上限，經(jīng)化學清洗無法恢復性能，并且超濾膜已至運行年限，今年對三套超濾膜進行了更換。由于原超濾系統(tǒng)中無離線化學清洗管線，難以在運行中清洗予以清除的污染物且在線清洗耗水量大、耗時長、效果差，為此，加裝了離線清洗管路，并在超濾系統(tǒng)加裝了排氣閥，使系統(tǒng)更為完善，今年11月份進行了一次離線清洗工作，清洗后起超濾壓差可以下降10kPa左右。

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浙能樂清發(fā)電公司針對給水pH值控制波動較大和pH值偏低情況，對給水加氨系統(tǒng)進行了改進，實現(xiàn)了自動加氨，并對AVT（O）工況下的給水加氨量進行了優(yōu)化，提高pH值控制范圍至9.4~9.6。經(jīng)優(yōu)化后的給水鐵含量下降明顯，水汽鐵含量合格率達到100%。針對發(fā)電機內(nèi)冷水pH值經(jīng)常低于7.0的情況，采取了使用堿化樹脂對內(nèi)冷水進行堿化處理的措施；針對#2發(fā)電機線棒超溫和溫差大的問題進行內(nèi)冷水系統(tǒng)化學清洗，清洗后進行堿化處理。內(nèi)冷水采取堿化處理后，各機組內(nèi)冷水pH值合格率達到100%，銅離子含量基本下降到10g/L以下。

臺州發(fā)電廠完成了四期爐內(nèi)加藥PLC控制改造，實現(xiàn)自動加藥。該廠還進行循環(huán)水加藥系統(tǒng)的改造，確保加藥處理工作能正常開展。

浙能鎮(zhèn)海發(fā)電公司根據(jù)公司400t/h的供熱改造工作需要，新增第五套化學水處理設(shè)備，主要是再新增一套床體設(shè)備和2臺除鹽水泵的擴容工作（流量增大，舊泵換新泵），該項目于1月初開工，6月份完成改造工作后投運。同時，新增3000t除鹽水箱改造工作目前基本完成，已進水，大大提高了設(shè)備的供水能力。針對爐內(nèi)磷表準確度差的問題，今年安排更換了爐內(nèi)在線磷表。

浙能溫州發(fā)電公司結(jié)合公司四期“上大壓小”工程2×660MW燃煤發(fā)電機組，做好水處理系統(tǒng)異地改造重建設(shè)計等工作準備，計劃設(shè)置2組110t/h超濾反滲透預脫鹽系統(tǒng)和2組230t/h離子交換除鹽系統(tǒng)，并預留部分場地供以后供熱擴容，系統(tǒng)出水品質(zhì)滿足超超臨界機組補水要求，整個工程目前已完成總承包商招標。針對二期、三期精處理混床出水監(jiān)測儀表測量不準確的情況，一方面對不合格的儀表進行更換，另一方面更加強對運行中儀表的維護，及時更換樹脂，保證水樣通暢，確保監(jiān)測數(shù)據(jù)的準確。同時，該公司還采取措施提高精處理樹脂的再生質(zhì)量，每次再生用酸、堿浸泡樹脂后，多次用壓縮空氣擦洗，去除樹脂表面附著物及夾雜在樹脂間的顆粒狀氧化物，為提高陽、陰樹脂的分離程度，還對陽樹脂進行二次分離。今年，該公司還開展發(fā)電機內(nèi)冷水水質(zhì)運行控制調(diào)整試驗，通過對小混床內(nèi)的樹脂配比和種類進行了調(diào)整，提高內(nèi)冷水pH值，降低系統(tǒng)腐蝕速率。

浙能長興發(fā)電公司由于超濾膜元件超壽命運行，且部分膜絲有斷裂情況，對濁度的去除能力有所下降，影響反滲透進水水質(zhì)。反滲透膜元件同樣超壽命運行，脫鹽率、產(chǎn)水量均出現(xiàn)不同程度的下降，其中脫鹽率已降至93%以下，后續(xù)離子交換設(shè)備運行及樹脂再生壓力加大。針對以上情況，201*年安排對兩套超濾膜元件和其中一套反滲透膜元件（另外一套已于201*年11月16日安排更換）進行更換，具體為將原

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有大連歐科SPES－55內(nèi)壓式中空纖維超濾膜更換為加拿大SAVEYOR內(nèi)壓式超濾膜組件，材質(zhì)為MPS；將原有陶氏BW30－400反滲透膜元件更換為抗污染型BW30－400FR。膜元件更換后，制水系統(tǒng)瓶頸得以消除，超濾與反滲透系統(tǒng)運行效果得到顯著提升，脫鹽率目前穩(wěn)定在97%以上。該公司今年還進行循環(huán)水系統(tǒng)銅管結(jié)垢腐蝕的評定工作，在#1機組大修過程中對凝汽器銅管進行抽管檢查，并送管樣1份至電試院進行垢量測定與腐蝕評價。

蕭山發(fā)電廠完成供熱改造中凈化站及超濾、反滲透裝置的設(shè)備安裝及調(diào)試工作，11月，經(jīng)過近一年的基本建設(shè)、設(shè)備安裝和調(diào)試，供熱改造工程新增超濾、反滲透及預處理系統(tǒng)已正式試運，12月正式移交生產(chǎn)。該廠還研究提高#3、#4機組的汽水品質(zhì)，尤其是主蒸汽的氫導指標，縮短余熱鍋爐的啟動時間，該項目已作為201*年和201*年度的科技術(shù)項目，目前化學專業(yè)已基本完成進行相關(guān)的收資工作，并正在編寫氫導高的原因分析的專題報告。

浙能錢清發(fā)電公司循環(huán)冷卻水排污環(huán)保壓力大，循環(huán)水系統(tǒng)一直黏泥污堵嚴重，為解決黏泥污堵問題，電廠幾個專業(yè)協(xié)同研究后提出了循環(huán)冷卻水旁濾處理的解決方案，循環(huán)水旁路過濾器去年安裝調(diào)試投入使用后，經(jīng)過今年近一年時間的運行，效果非常明顯，極大改善了循環(huán)水系統(tǒng)黏泥污堵嚴重現(xiàn)象。針對#2爐存在磷酸鹽隱藏現(xiàn)象，導致爐水pH值下降的問題，對爐內(nèi)加藥種類配比進行調(diào)整，由原先采用純磷酸三鈉改為按3500g磷酸三鈉和200g氫氧化鈉配比進行配藥的方式，適當降低爐水磷酸鹽含量，使用后爐水磷酸鹽隱蔽現(xiàn)象發(fā)生好轉(zhuǎn)，爐水合格率尤其期望值合格率大幅度提高。

華能玉環(huán)電廠做好機組加氧處理后的運行調(diào)整工作，在機組檢修期間，安排對水冷壁節(jié)流孔等部位進行檢查，評價加氧效果。

國華浙能發(fā)電公司A廠針對不同季節(jié)不同的原水pH值，運行通過凈水站加酸、堿系統(tǒng)調(diào)節(jié)原水pH，使原水澄清效果最好，并針對春季藻類暴發(fā)情況，加大二氧化氯加入量，并保證后級反滲透進水ORP指標合格。該公司在檢修中進行了#3、#2機定冷水微堿化系統(tǒng)改造，pH控制在8.0～8.5之間，電導小于1μS/cm，銅含量小于10μg/L，遠小于改造前數(shù)據(jù)(10μg/L左右)，水質(zhì)標準完全滿足《GB-T-7064-201*透平型同步電機技術(shù)》標準。

國華浙能發(fā)電公司B廠針對的春秋季水質(zhì)變化和微生物生長情況做詳細記錄，對海水凈水站藻類情況進行了密切關(guān)注，發(fā)現(xiàn)季節(jié)性差異很大，陽光照射對海水凈水站出水藻類生長情況影響很大，因此要求設(shè)計院對海水凈水站出水區(qū)域做遮陽處理。

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針對3月份水塔塔盤里出現(xiàn)的藻類生長情況，專業(yè)做了密切關(guān)注和分析，并要求天津海淡所拿出詳細有針對性的除藻方案，經(jīng)過專業(yè)對加藥方案調(diào)整治理，成功控制了冷卻塔因海水海藻爆發(fā)而長藻的情況，及時消除了對機組的威脅。

大唐烏沙山發(fā)電公司為解決鍋爐垢沉積速率高的問題，201*年對化學清洗后的#3機組實施了給水加氧處理，在7月7日～8月3日完成#3機組化學清洗后給水加氧轉(zhuǎn)化工作，轉(zhuǎn)化期間控制給水氧含量的最高值為188.8μg/L，轉(zhuǎn)化試驗影響給水氫電導率最高值為0.21μS/cm，給水鐵最高值為6.5μg/L，主蒸汽鐵最高值為5.3μg/L，至8月3日15:00主蒸汽出氧。

華電杭州半山發(fā)電公司2臺135MW燃煤機組由于循環(huán)冷卻水源發(fā)生了變化：由原來的上牽埠來水（未以澄清處理過）變?yōu)楝F(xiàn)在的上牽埠來水、燃機循環(huán)冷卻水補充水（十二里洋經(jīng)澄清處理過）、全廠工業(yè)廢水系統(tǒng)處理后的水，但藥劑未作改變。經(jīng)過多年的運行，#4、#5凝汽器銅管在大修檢查時結(jié)垢并不太嚴重，但生物粘泥附著嚴重，有明顯的微生物滋生，管板及循環(huán)水管道腐蝕較嚴重。在1月份對幾家生產(chǎn)廠家的技術(shù)方案進行分析比較，并通過專題討論，普遍認為現(xiàn)有的處理方式對循環(huán)冷卻水系統(tǒng)不利，并根據(jù)目前水源復雜的情況進行了相應調(diào)整，采用具有低磷、高效的阻垢緩蝕性能、與常用水處理劑有較好的配伍性、安全無毒的SM-D-05L高效阻垢緩蝕劑，經(jīng)過實驗，適用于中、高硬度堿度水系統(tǒng)，在高濃縮倍率的條件下運行，節(jié)水效果明顯。考慮凝汽器的換熱管為銅管，定期添加SM-990殺菌滅藻劑，此為固體活性溴，在低劑量下有較高的殺菌活性，比氯有更強的殺菌效率；同時SM-993A非氧化性殺菌滅藻剝離劑交替使用，有效控制循環(huán)水中的細菌和藻類。

舟山朗熹發(fā)電公司反滲透B套保安過濾器存在內(nèi)部濾芯不匹配問題，過濾效果沒A套好。考慮到反滲透化學清洗的保安過濾器在日常工作中使用頻率不高，將反滲透化學清洗的保安過濾器與之交換，并重新布置了管路新走向，這樣既節(jié)約了資金，又有效的提高了設(shè)備的使用率。

溫州燃機發(fā)電公司今年進一步做好化學試驗室準備改造，目前已經(jīng)完成詳細的改造方案并對改造項目進行了招投標，確定了中標單位，試驗室改造后木匠大大改善化學試驗環(huán)境，提高分析結(jié)果的準確性。

鎮(zhèn)海聯(lián)合發(fā)電公司針對化學配藥和加藥操作由集控運行人員進行的現(xiàn)狀，對集控運行人員進行化學操作培訓，制定藥液配制和加藥操作方法。

金華燃機發(fā)電公司今年在#6鍋爐聯(lián)胺溶液箱加裝液位計，恢復了聯(lián)胺系統(tǒng)，購買了聯(lián)胺抽液泵，使#6鍋爐加聯(lián)胺工作正常開展。該公司還落實在線化學儀表的外

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包維護單位，參加省電試院組織的在線儀表培訓，使運行人員對化學在線儀表的維護有了充分的認識，更好地配合外維廠家做好化學儀表的運行維護工作，確保在線儀表的投用率和準確率。

國華余姚燃氣發(fā)電公司進一步完善了化學試驗室的管理工作，規(guī)范了分析操作規(guī)程，保證了分析數(shù)據(jù)的準確性和可靠性。

華電烏溪江水力發(fā)電廠聯(lián)系計量機構(gòu)，做好化學分析儀器的檢定工作，確保儀器處于良好工況，保證分析結(jié)果的準確性。

浙能北海水電公司細化化學監(jiān)督日常管理工作，根據(jù)細則規(guī)定開展化學監(jiān)督工作，及時了解充油設(shè)備的健康情況，對指標異常的對泄洪洞啟閉機與溢洪道啟閉機液壓油進行過濾處理，提高油質(zhì)，保證設(shè)備的安全。

華光潭水力發(fā)電公司針對二級電站主閥L-HM46抗磨液壓油由于量少造成指標檢測和維護的困難，聯(lián)系廠家后對#4機主閥液壓油安排更換成N32汽輪機油，計劃在明年檢修中將#3機主閥液壓油也更換成N32汽輪機油。

溫州珊溪水電廠絕緣油色譜分析儀使用年限較長，儀器老化，去年年底油色譜校對試驗部分組分測試結(jié)果偏差大，出現(xiàn)離群值和可疑值，影響充油電氣設(shè)備故障分析判斷運行不穩(wěn)定。針對這一情況，電廠在調(diào)研的基礎(chǔ)上，購置新的色譜分析儀，確保試驗結(jié)果的準確性。

4.3迎峰過夏檢查（評估）情況

為掌握發(fā)電廠設(shè)備運行狀況，幫助技術(shù)監(jiān)督服務(wù)委托單位發(fā)現(xiàn)和解決生產(chǎn)上的問題，確保迎峰度夏期間發(fā)電設(shè)備的安全經(jīng)濟運行，省電力試驗研究院于201*年5月至7月，組織對有關(guān)發(fā)電企業(yè)進行技術(shù)監(jiān)督檢查評估。

迎峰度夏化學監(jiān)督評估工作主要對對發(fā)電企業(yè)的化學技術(shù)管理，化學預處理、除鹽系統(tǒng)，凝結(jié)水精處理系統(tǒng)，熱力設(shè)備水汽取樣及加藥系統(tǒng)，在線化學儀表，制氫系統(tǒng)，循環(huán)水處理系統(tǒng)的設(shè)備及運行工況，試驗室管理，重點工作落實情況等方面進行檢查評估。同時，對201*年底和201*年1季度化學監(jiān)督提出或發(fā)現(xiàn)的問題的整改情況進行了解，對部分發(fā)電企業(yè)化學試驗室分析操作過程進行現(xiàn)場檢查。

各發(fā)電公司（廠）化學預處理設(shè)備、超濾、反滲透和化學離子交換除鹽系統(tǒng)大多能正常運行，出力和出水指標能滿足要求。各廠凝結(jié)水精處理床體運行控制和出水水質(zhì)情況看，大多發(fā)電廠均按期望值要求嚴格控制精處理混床的出水，出水氫導均控制

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在≤0.10S/cm（標準為≤0.15S/cm）。

各發(fā)電公司（廠）水汽取樣裝置和高溫架和爐內(nèi)加藥裝置維護、運行狀況良好，全省發(fā)電廠總體水汽品質(zhì)良好，達到燃煤機組99%以上合格率的要求。

各燃煤電廠化學在線儀表投運情況總體較好，但各廠化學儀表的維護工作也不平衡，部分電廠維護記錄不完整，有的單位在校表時電導表的電極常數(shù)設(shè)置未調(diào)整，部分電廠抽查時pH表合格率低。

燃機發(fā)電公司由于基本上處于停用保養(yǎng)過程，機組啟動時間少。

循環(huán)水處理方面，采用添加水質(zhì)穩(wěn)定劑或殺菌劑等處理方法，監(jiān)測工作基本正常開展。

從各廠汽輪機油、抗燃油油質(zhì)情況分析，汽輪機油和抗燃油酸值、顆粒度等指標不時有超標出現(xiàn)，但通過及時的濾油出力，指標往往在短時間內(nèi)恢復正常。但仍有不少發(fā)電公司（廠）存在抗燃油顆粒度、體積電阻率和氯含量超標。

技術(shù)管理方面，針對去年年終及一季度監(jiān)督評估提出的問題，大多問題得以及時進行整改，或有整改方案待實施。根據(jù)年初監(jiān)督會議確定的化學監(jiān)督重點工作，各單位均落實到實際生產(chǎn)中。4.4年終檢查（評估）情況

為了解各發(fā)電廠一年來化學技術(shù)監(jiān)督工作的開展和年初確定的重點工作完成情況，掌握各發(fā)電廠化學系統(tǒng)、設(shè)備和熱力系統(tǒng)化學運行工況，發(fā)現(xiàn)各單位尚存在的影響生產(chǎn)的設(shè)備和技術(shù)問題，初步確定201*年的工作重點，201*年11月至12月底，對浙江省各發(fā)電廠的化學監(jiān)督檢查評估。

本次年終檢查（評估）對各單位技術(shù)管理狀況進行檢查，對原水預處理、反滲透、化補水除鹽系統(tǒng)、凝結(jié)水精處理系統(tǒng)、爐內(nèi)化學水汽運行工況、制氫系統(tǒng)、循環(huán)水加藥處理裝置等進行評估，還對各單位試驗室儀器設(shè)備和測試數(shù)據(jù)臺帳等進行檢查，對化學在線儀表運行準確情況抽測。

從檢查（評估）情況看，各發(fā)電廠化學監(jiān)督工作正常開展，部分電廠根據(jù)人員變化及時調(diào)整化學監(jiān)督網(wǎng)絡(luò)，定期開展監(jiān)督網(wǎng)絡(luò)的活動，分析討論生產(chǎn)中出現(xiàn)的問題，落實整改方案，各單位相關(guān)管理制度標準較齊全。對年初確定的重點工作，各發(fā)電廠均落實到具體的生產(chǎn)中，到年底各單位的重點工作絕大部分已完成或已有計劃在明年檢修中進行，但仍有一些單位在線儀表維護和試驗室藥劑管理欠佳。

各單位化學設(shè)備運行情況總體良好，熱力系統(tǒng)水汽品質(zhì)較好，但凝汽器泄漏和投

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產(chǎn)時間較短的機組凝汽器溶氧超標現(xiàn)象仍然存在，超（超）臨界機組結(jié)垢速率高問題仍有一定范圍存在，水質(zhì)控制需進一步調(diào)整。大多燃機電廠余熱鍋爐蒸汽、給水氫導難以有效監(jiān)測。

各發(fā)電公司（廠）按周期開展絕緣油、六氟化硫氣體和汽輪機油、抗燃油的油質(zhì)分析工作，根據(jù)電氣專業(yè)的要求做好色譜組分超注意值的設(shè)備的色譜分析跟蹤工作，通過及時的濾油處理，年終各發(fā)電公司（廠）汽輪機油總體油質(zhì)良好，抗燃油盡管仍有氯含量和體積電阻率超標的設(shè)備存在，但超標設(shè)備已有所減少。

在線化學儀表抽差合格情況較迎峰過夏期間也有明顯好轉(zhuǎn)，除燃機電廠外，各廠化學儀表均正常投入使用，確保水汽品質(zhì)監(jiān)測的及時性。

年終化學監(jiān)督檢查（評估）意見匯總見表8。

5技術(shù)交流和培訓工作情況

5.1201*年3季度，舉辦一期計50人的發(fā)電廠水質(zhì)分析培訓班，一期計80人的燃煤分析考證換證培訓班，一期計28人的絕緣油色譜微水、六氟化硫氣體微水測試培訓班和一期共計60多人的在線化學儀表維護培訓，聘請有關(guān)專家進行講課，并安排進行取證考試，確保浙江省發(fā)電廠各類化學分析人員和化學儀表維護人員持證上崗。5.2收集相關(guān)加氧處理實施過程中的資料，組織高參數(shù)機組加氧處理工藝實施和發(fā)電機內(nèi)冷水處理的研討會。

5.3收集化學專業(yè)的技術(shù)論文，編制論文集，組織的環(huán)化專委會年會，加強與省同行的技術(shù)交流。

6取得的突出成績和亮點工作

6.1做好超（超）臨界機組的給水加氧處理及運行調(diào)整，降低給水系統(tǒng)腐蝕和鍋爐結(jié)垢速率。

北侖公司針對高加疏水調(diào)節(jié)閥時常堵塞鍋爐結(jié)垢速率高的問題，#6機組鍋爐給水加氧處理方式運行，該公司制定方案，于3月3日14:40開始，由汽泵進口的加入氧氣，開始從AVT（O）向OT處理方式轉(zhuǎn)換，3月5日基本完成給水和鍋爐系統(tǒng)的轉(zhuǎn)換，省煤器進水、主蒸汽和再熱蒸汽中鐵含量小于3μg/kg，加氧處理后，疏水調(diào)節(jié)閥時常堵塞得以根本好轉(zhuǎn)。

浙能蘭溪發(fā)電公司對#1、#4機加氧處理工藝進行優(yōu)化調(diào)整，針對#4機加氧后過

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熱器、再熱器氧化皮脫落嚴重情況，#4機給水加氧量由30～150g/L下調(diào)至30～50g/L，同時為監(jiān)測過熱器及水冷壁中氧量消耗情況，在#1、#4機組B側(cè)包墻下降管標高65m處增加啟動分離器出口氧量取樣點，增設(shè)在線氧表。

大唐烏沙山今年對化學清洗后的#3機組實施了給水加氧處理，在7月7日～8月3日完成#3機組化學清洗后給水加氧轉(zhuǎn)化工作。

6.2進行百萬機組蒸汽側(cè)高溫氧化、蒸汽氫含量試驗分析評價，指導運行參數(shù)調(diào)整

國電北侖第三發(fā)電公司借百萬機組高溫氧化皮研究科技項目，與金屬監(jiān)督合作在#6機組安裝了三臺蒸汽中氫含量檢測儀器，連續(xù)跟蹤檢測，通過對給水加氧處理運行前后檢測數(shù)據(jù)，結(jié)合機組運行參數(shù)進行了比較分析，為鍋爐運行燃燒控制提出分析意見和建議。

國華寧海B廠積極介入#5機組過熱器、再熱器的氧化皮監(jiān)測工作，掌握爐管氧化皮情況，及時進行給水處理工藝控制的調(diào)整。

6.3進行技術(shù)交流和培訓工作，提高電廠處理運行異常的能力，提高分析人員素質(zhì)。

在今年迎峰度夏期間，電試院化學專業(yè)人員就二氧化氯殺菌劑的使用及監(jiān)測等情況于相關(guān)電廠有關(guān)人員進行交流，使電廠技術(shù)人員了解該藥劑在使用和監(jiān)測中的要點和控制方法，避免對后續(xù)系統(tǒng)造成氧化性損害。

在今年8月，還組織進行超臨界機組加氧處理工藝實施過程中的問題和經(jīng)驗的交流，進行發(fā)電機內(nèi)冷水系統(tǒng)堿化處理和清洗工藝的交流。

9月份，針對電廠化學分析和儀表校驗人員證書到期較多的情況，組織進行化學水質(zhì)分析、燃煤采制化、絕緣油和六氟化硫氣體監(jiān)測、在線化學儀表維護等培訓并考證，確保電廠相關(guān)人員持證上崗。

在今年的電力學會化環(huán)專委會中，還組織論文的征集和交流，加強與全省同行的技術(shù)交流。

6.4繼續(xù)做好化學監(jiān)督定期評估和設(shè)備評估，及時發(fā)現(xiàn)電廠生產(chǎn)中存在的技術(shù)問題，確保熱力設(shè)備的安全運行。

制定化學監(jiān)督評估大綱，繼續(xù)開展化學監(jiān)督評估工作，在化學監(jiān)督定期評估中，發(fā)現(xiàn)發(fā)電廠存在的在線pH表準確性低、個別單位絕緣油色譜分析數(shù)據(jù)異常等問題，敦促或協(xié)助電廠進行相應處理

今年繼續(xù)開展發(fā)電廠設(shè)備評估服務(wù)，根據(jù)電廠實際問題，今年重點做好入廠煤機械采樣裝置使用情況的評估和發(fā)電廠反滲透設(shè)備運行狀況的評估，提出了針對性的處理意見和建議。

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6.5做好設(shè)備改造，提高化學處理能力

浙能嘉興發(fā)電公司進行一期精處理再生分離塔的改造工作，由原來的中抽分離改為高塔分離，提高樹脂分離效果，提高床體出水水質(zhì)和周期制水量。

浙能嘉華完成#5、#6凝結(jié)水精處理床體樹脂捕捉器改造工作，消除由于床體壓差大而導致無法實現(xiàn)二用一備的運行方式，確保運行的安全性。

華能玉環(huán)電廠針對有機助凝劑難以溶解均勻，影響海水混凝處理效果的問題，購置助凝劑配置設(shè)備，有效解決這一問題。

6.6繼續(xù)做好抗燃油氯含量、體積電阻率超標的處理，提高汽機設(shè)備運行安全性。

北侖發(fā)電廠針對抗燃油氯含量、體積電阻率超標問題，安排進行跟蹤測定，并在#2機11月小修期間小機抗燃油進行了更換處理。在#7機檢修中也更換部分抗燃油。

臺州發(fā)電廠針對#10機組抗燃油氯含量超標的異常，在春季前機組小修中安排進行換油處理，確保系統(tǒng)的安全運行。針對#8機組抗燃油氯離子及體積電阻率等超標問題，于10月利用機組大修機會進行了更換。確保系統(tǒng)運行安全性。

華能玉環(huán)等電廠通過加強濾油處理，消除抗燃油體積電阻氯超標問題。6.7做好運行時間長脫鹽率下降的反滲透膜更換工作，確保出水水質(zhì)。

華能玉環(huán)電廠一級反滲透一列、三列、六列膜由于運行時間長和供應廠商問題，出水導電率接近1000S/cm，影響二級反滲透運行，為此，電廠落實資金，將該三組膜更換為新的DOW膜，大大提高出水水質(zhì)。

浙能嘉華公司反滲透裝置已運行8年，出力、脫鹽率均下降，最高出水導電率100S/cm左右，在201*年8～9月，進行了活性碳過濾器出水裝置改造完成，消除了漏碳的缺陷，10月進行了#2列反滲透膜更換，目前投運后出力和脫鹽率均在正常水平，大大減少后續(xù)系統(tǒng)壓力。

浙能長興反滲透膜元件同樣超壽命運行，脫鹽率、產(chǎn)水量均出現(xiàn)不同程度的下降，其中脫鹽率已降至93%以下，后續(xù)離子交換設(shè)備運行及樹脂再生壓力加大。針對以上情況，201*年安排對其中一套反滲透膜元件（另外一套已于201*年11月16日安排更換）進行更換，膜元件更換后，制水系統(tǒng)瓶頸得以消除，超濾與反滲透系統(tǒng)運行效果得到顯著提升，脫鹽率目前穩(wěn)定在97%以上。

6.8做好發(fā)電機內(nèi)冷水堿化處理工作，有效降低了內(nèi)冷水的銅離子含量，確保發(fā)電機安全穩(wěn)定運行

國華寧海A廠在#1機組加堿處理的基礎(chǔ)上，在檢修中進行了#3、#2機定冷水微

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堿化系統(tǒng)改造，pH控制在8.0～8.5之間，電導小于1μS/cm，銅含量小于10μg/L，遠小于改造前數(shù)據(jù)(10μg/L左右)，水質(zhì)標準完全滿足《GB-T-7064-201*透平型同步電機技術(shù)》標準。

浙能蘭溪在201*年#2機發(fā)電機定冷水進行加堿改造并成功投運的基礎(chǔ)上，根據(jù)多方調(diào)研，針對#1、#3、#4機發(fā)電機定冷水pH值不符合要求（小于7），#3機發(fā)電機定冷水流量減小，線棒超溫的現(xiàn)狀，先在#1機開展定冷水堿性樹脂處理，進行兩種調(diào)節(jié)方式效果的對比跟蹤試驗，然后對#3、#4機發(fā)電機定冷水進行了堿化處理，目前四臺機組內(nèi)冷水pH均已達到7.5以上，銅離子均在3g/L以下。6.9進行超（超）停備用熱力設(shè)備的保養(yǎng)研究，防止熱力設(shè)備停用期間的腐蝕

國華寧海B廠制訂并細化超超臨界機組停用保養(yǎng)操作措施，內(nèi)容包含汽機、鍋爐、化學專業(yè)各項操作程序，確保機組停爐保養(yǎng)工作的有序開展。

大唐烏沙山發(fā)電公司年初由于輸煤碼頭事故，燃煤供應不上，3月份大部分機組處于停用狀態(tài)，針對同時備用停運的#1、#2機組，該公司制定詳細的保養(yǎng)方案，討論確定對#1、#2機組分別采用“氨水堿化烘干法+負壓抽真空”、氨水堿化烘干法的保養(yǎng)方法，做好機組的停用保養(yǎng)工作，為檢查停用保護效果，對停運的#1、#2機組過熱器、再熱器及汽輪機轉(zhuǎn)子、高低壓加熱器等進行檢查，對啟動用水量進行對比。從檢查情況看出，采用“氨水堿化烘干法+負壓抽真空”保養(yǎng)方法效果明顯好于單純采用氨水堿化烘干法。在其后#3機組A級大修，也討論確定#3機組停運保護采用“氨水堿化烘干法+負壓抽真空”保護方案，有效地防止了設(shè)備的腐蝕。

7存在的主要問題及建議

7.1凝汽器泄漏情況頻繁發(fā)生

今年以來凝汽器泄漏現(xiàn)象仍然發(fā)生頻繁，尤其浙能樂清的#2、#4機凝汽器，對熱力設(shè)備的安全運行造成較大影響。應密切監(jiān)測運行中的水質(zhì)變化情況，發(fā)現(xiàn)泄漏發(fā)生及時采取堵漏處理，在停機檢修期間安排壓水查漏，對頻繁發(fā)生泄漏的凝汽器，建議在機組檢修機會安排渦流探傷處理。

7.2抗燃油氯離子含量、體積電阻率超標問題依然存在

部分電廠部分機組針對抗燃油氯離子含量、體積電阻率超標問題，利用機組檢修機會進行換油或濾油處理降低抗燃油體積電阻率，但仍有不少機組存在抗燃油氯離子含量、體積電阻率超標現(xiàn)象，對汽機調(diào)速系統(tǒng)的運行造成一定影響，除查找指標異常

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的原因，減少外部漏入等措施外，需及時進行濾油處理工作，對油質(zhì)變化進行必要的跟蹤測定，若指標不能下降到合格范圍應做好換油準備，在換油過程中應做好系統(tǒng)的清洗工作，盡可能不采用除新油外的其它清洗介質(zhì)和清洗油。

另外，建議從抗燃油的品牌產(chǎn)地等方面查找原因，采用品質(zhì)優(yōu)良的抗燃油，具有良好的防止污染和抗氧化能力，確保運行后的油質(zhì)。7.3超濾、反滲透系統(tǒng)運行壓力大

采用江河水作用化補水水源的電廠，由于水體污染等因素水質(zhì)有機物含量高，同時，不少電廠由于供熱要求用水量增加明顯，給超濾、反滲透運行造成較大壓力，應研究合適的膜清洗方式和殺菌處理方式，防止超濾膜壓差過快上升并防止反滲透膜氧化導致出水水質(zhì)下降。7.4工業(yè)水系統(tǒng)存在腐蝕風險

發(fā)電廠工業(yè)水系統(tǒng)的管道一般均為普通碳鋼管，且未進行有效防腐處理，而工業(yè)水補水大多為地表水，今年來，由于環(huán)保治理與社會經(jīng)濟發(fā)展不平衡造成地表水污染嚴重，對金屬的腐蝕性增強，各電廠均存在腐蝕風險。對于采用海水淡化一級反滲透出水作為工業(yè)水補水的電廠，由于水中的高含鹽量，腐蝕的風險尤甚。各廠應重視工業(yè)水的處理，對水質(zhì)進行必要的調(diào)整研究，防止工業(yè)水系統(tǒng)的腐蝕發(fā)生。7.5在線化學儀表維護工作開展不平衡

今年燃煤電廠在線化學儀表維護和投運準確情況比去年有了很大程度的提高，但仍有部分電廠難以保證在線化學儀表維護力量，表計不能按規(guī)程要求周期開展定期校驗工作，僅以儀表缺陷處理為主，導致在線化學儀表的投用準確性下降，應明確職責，確保儀表的維護力量，嚴格按規(guī)程要求開展定期維護工作。

另外，由于機組啟停頻繁和人員配置等因素，大部分燃機電廠在線化學儀表難以正常投運，浙江省內(nèi)主要3家燃油聯(lián)合循環(huán)機組的在線化學儀表均未正常投運；天然氣發(fā)電機組除華電半山外，在線儀表投運均不太正常。各廠一方面需落實在線儀表維護力量，另一方面也需研究適合本單位的儀表維護保養(yǎng)和投運措施。7.6化學分析中藥劑和玻璃器皿使用和操作不規(guī)范

在化學分析測量過程中，許多發(fā)電公司（廠）化學試驗室不僅大量使用了精度不符合試驗要求的玻璃量具，而且基本操作不規(guī)范，導致分析結(jié)果的可靠性與準確度下降。建議排查所用的檢測方法，更換為符合試驗要求的移液管、滴定管等的量具，并加強操作培訓。

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不少電廠中使用的化學試劑尤其是低濃度標準樣和有機試劑普遍存在有效期設(shè)置過長的問題，可能由于藥劑變質(zhì)或濃度變化引起試驗結(jié)果的偏差，應對照有關(guān)標準，確定符合規(guī)范的試劑和標準樣品的有效期。

8201*年工作重點和計劃

8.1做好發(fā)電廠化學監(jiān)督人員的培訓，進一步規(guī)范浙江省發(fā)電廠的化學監(jiān)督工作

近年來，不少超（超）臨界直流爐發(fā)電機組相繼投產(chǎn)，對化學水質(zhì)控制提出更高的要求，電廠的化學監(jiān)督工作必須適應高參數(shù)機組更加嚴格的需求，同時化學監(jiān)督人員也發(fā)生較多變動，為進一步規(guī)范浙江省發(fā)電廠的化學技術(shù)監(jiān)督工作，計劃在201*年舉辦發(fā)電廠化學監(jiān)督專責的培訓。

8.2繼續(xù)做好超（超）臨界機組水汽品質(zhì)調(diào)整優(yōu)化工作，提高機組運行的安全性和經(jīng)濟性

盡管浙江省發(fā)電廠大多超（超）臨界機組相繼實施給水加氧處理工藝，但在實施過程中仍存在各種經(jīng)驗不足問題，應繼續(xù)總結(jié)加氧處理后的水汽品質(zhì)調(diào)整和控制工作，通過對系統(tǒng)鐵含量、關(guān)鍵監(jiān)測點情況和機組檢修檢查情況的分析，對加氧量進行必要調(diào)整，針對不同機爐型式樣不同機鍋爐結(jié)構(gòu)采取不同的控制方式，進一步減少給水系統(tǒng)的流動加速腐蝕，降低爐管的結(jié)垢速率。

同時化學專業(yè)人員應積極加入鍋爐、金屬專業(yè)相應工作，關(guān)注爐管氧化皮的生成與脫落情況，對加氧方式進行必要調(diào)整。

8.3做好抗燃油氯含量、體積電阻率超標的整治工作

由于不少發(fā)電廠機組仍存在抗燃油氯含量、體積電阻率指標超標或有上升趨勢，對于這些機組，除加強油質(zhì)指標的跟蹤檢測工作，并及時進行相應的濾油和換油處理外，繼續(xù)從油品來源、運行方式等方面研究抗燃油氯含量、體積電阻率超標的根本原因，進行徹底整治。

8.4做好化學分析、操作人員的培訓工作，確�；瘜W分析、檢測數(shù)據(jù)準確性

201*年，電試院將繼續(xù)分批組織或受委托舉辦化學水分析、絕緣油色譜、微水監(jiān)測等理論培訓并考核發(fā)證，確保化學分析人員持證上崗，從人員上提高分析數(shù)據(jù)的準確性，使得發(fā)電廠化學分析檢測工作的有序開展，為電廠安全生產(chǎn)服務(wù)。8.5做好工業(yè)水系統(tǒng)的防腐工作。

目前各發(fā)電廠工業(yè)水系統(tǒng)普遍未進行有效的防腐處理，存在腐蝕泄漏的風險，201*年計劃開展工業(yè)水系統(tǒng)的防腐前期工作，為電廠工業(yè)水系統(tǒng)的安全經(jīng)濟運行服務(wù)。

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8.6進行超濾反滲透系統(tǒng)出水水質(zhì)分析，做好運行優(yōu)化工作

由于水源水質(zhì)的劣化和發(fā)電廠高參數(shù)機組對水質(zhì)要求的不斷提高，各廠相繼安裝了超濾反滲透裝置，投運后大多電廠出水TOC等監(jiān)控未有效進行，部分電廠水汽系統(tǒng)氫導合格率仍不理想，201*年計劃進行反滲透系統(tǒng)去除有機物的效果評價，根據(jù)分析結(jié)果提出優(yōu)化運行或設(shè)備整治意見。

8.7開展500KV主變絕緣油油質(zhì)普查工作，確保設(shè)備的安全運行

結(jié)合電網(wǎng)公司對500KV主變絕緣油油質(zhì)進行糠醛、結(jié)構(gòu)族、顆粒度測定的經(jīng)驗，對發(fā)電廠500KV主變絕緣油也進行該項普測工作，積累設(shè)備的第一手資料，為電氣設(shè)備設(shè)備的健康穩(wěn)定運行服務(wù)。

8.8繼續(xù)進行發(fā)電廠水、煤、油試驗校核工作

通過對校核數(shù)據(jù)的分析，及時發(fā)現(xiàn)分析人員、儀器、試劑藥品、試驗室環(huán)境、試驗方法上存在的問題，為發(fā)電機組安全經(jīng)濟運行提供準確數(shù)據(jù)。

9附表

第21頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

表1：

浙江省火電廠水、汽品質(zhì)合格率匯總表（201*年四季度）

單位名稱國電北侖第一發(fā)電公司浙能北侖發(fā)電有限公司國電北侖第三發(fā)電公司浙能嘉興發(fā)電有限公司浙能嘉華發(fā)電有限公司浙能蘭溪發(fā)電有限公司浙能樂清發(fā)電有限公司臺州發(fā)電廠浙能鎮(zhèn)海發(fā)電有限公司浙能鎮(zhèn)海天然氣浙能溫州發(fā)電有限公司溫州特魯萊發(fā)電公司浙能長興發(fā)電有限公司蕭山發(fā)電廠煤機蕭山發(fā)電廠燃機浙能錢清發(fā)電有限公司半山發(fā)電公司煤機半山發(fā)電公司燃機華能玉環(huán)電廠國華浙能發(fā)電公司A廠國華浙能發(fā)電公司B廠大唐烏沙山發(fā)電公司舟山朗熹發(fā)電公司溫州燃機發(fā)電有限公司鎮(zhèn)海燃機發(fā)電有限公司金華燃機發(fā)電有限公司全省平均合格率能源集團合格率水、汽品質(zhì)平均合格率%補給水凝結(jié)水除氧水給水爐水蒸汽全廠總合格率100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.0099.2198.6799.0298.69100.0099.9599.9098.0198.9499.98100.00100.0099.9399.60100.00100.0099.6699.3799.8099.7499.9199.79100.00100.00100.00100.0099.44100.00100.00100.00100.0099.04100.00100.00100.0099.68100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.0099.7499.4897.0898.26100.00100.0099.59100.0094.23100.0099.8799.9997.0499.6890.1799.78100.00100.0099.9298.50100.0099.7799.8099.60100.0099.5095.6296.2999.9099.8598.9499.3296.6799.2999.7899.9599.05100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.0099.8998.6799.8795.8999.9899.0099.6799.9299.2399.0097.42100.00100.00100.00100.00100.0099.9699.94100.0099.9399.40100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.0096.6799.9898.2297.2098.00100.0097.1099.00100.0099.9899.98100.0099.5098.8899.8099.9399.6998.9299.2598.83100.00100.0099.5299.37第22頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

表2：

浙江省火電廠水、汽品質(zhì)期望值合格率匯總表（201*年四季度）

單位名稱國電北侖第一發(fā)電公司浙能北侖發(fā)電有限公司國電北侖第三發(fā)電公司浙能嘉興發(fā)電有限公司浙能嘉華發(fā)電有限公司浙能蘭溪發(fā)電有限公司浙能樂清發(fā)電有限公司臺州發(fā)電廠浙能鎮(zhèn)海發(fā)電有限公司浙能鎮(zhèn)海天然氣浙能溫州發(fā)電有限公司溫州特魯萊發(fā)電公司浙能長興發(fā)電有限公司蕭山發(fā)電廠煤機蕭山發(fā)電廠燃機浙能錢清發(fā)電有限公司半山發(fā)電公司煤機半山發(fā)電公司燃機國華浙能發(fā)電公司A廠國華浙能發(fā)電公司B廠大唐烏沙山發(fā)電公司舟山朗熹發(fā)電公司溫州燃機發(fā)電有限公司鎮(zhèn)海燃機發(fā)電有限公司金華燃機發(fā)電有限公司全省平均合格率能源集團合格率水、汽品質(zhì)平均合格率%補給水凝結(jié)水除氧水100.00100.0099.9799.19給水爐水蒸汽99.97全廠總合格率99.9999.8799.7899.2795.7199.1299.6899.5798.0499.9195.9797.7096.3698.1487.5898.6798.1097.12100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.0099.3699.8293.0297.9897.0599.9099.2599.5699.7398.70100.0099.9999.6197.4099.9398.1599.1498.1995.6562.4596.3594.2895.62100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.0098.0985.4795.6298.4099.6794.8099.5092.1898.2393.3795.16100.00100.00100.00100.00100.0099.05100.0099.9999.2196.80100.00100.00100.0099.98100.0099.59100.0094.23100.00100.0097.9799.9790.6399.1968.8097.3599.8499.8187.5188.8696.3898.81100.0099.5899.78100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.0098.7494.7290.1799.9897.9499.6089.6397.4796.0097.42100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.0090.4498.7598.0096.6796.5796.1592.6595.00100.0097.7897.3699.9491.95100.0096.70100.0099.8398.3791.4796.0088.7599.5999.2095.7695.3897.5096.59

第23頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

表3：

浙江省火電廠水、汽品質(zhì)合格率匯總表（201*年度）

單位名稱國電北侖第一發(fā)電公司浙能北侖發(fā)電有限公司國電北侖第三發(fā)電公司浙能嘉興發(fā)電有限公司浙能嘉華發(fā)電有限公司浙能蘭溪發(fā)電有限公司浙能樂清發(fā)電有限公司臺州發(fā)電廠浙能鎮(zhèn)海發(fā)電有限公司浙能鎮(zhèn)海天然氣浙能溫州發(fā)電有限公司溫州特魯萊發(fā)電公司浙能長興發(fā)電有限公司蕭山發(fā)電廠煤機蕭山發(fā)電廠燃機浙能錢清發(fā)電有限公司半山發(fā)電公司煤機半山發(fā)電公司燃機華能玉環(huán)電廠國華浙能發(fā)電公司A廠國華浙能發(fā)電公司B廠大唐烏沙山發(fā)電公司舟山朗熹發(fā)電公司溫州燃機發(fā)電有限公司鎮(zhèn)海燃機發(fā)電有限公司金華燃機發(fā)電有限公司全省平均合格率能源集團合格率水、汽品質(zhì)平均合格率%補給水凝結(jié)水除氧水給水爐水蒸汽全廠總合格率100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.0099.7899.4498.3099.4497.0299.7799.60100.0099.3199.8198.2099.9797.7998.78100.0099.9499.9599.58100.0099.9399.5899.5899.2599.8999.3999.9499.92100.00100.00100.00100.0099.85100.00100.00100.00100.0099.89100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.0099.7799.7798.9198.75100.0099.9199.86100.0098.09100.00100.00100.0099.7899.7998.4599.5284.9799.7499.9899.9199.8599.9899.9299.8499.72100.0099.9499.9899.9899.6199.88100.0099.3479.5799.07100.0099.7998.1699.8699.8899.5199.5693.7799.7999.9799.6797.5499.9499.9999.8699.6898.8699.0997.35100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.0099.9799.8598.6789.6799.6499.9799.5099.5999.1398.6596.04100.00100.00100.00100.00100.00100.0099.8099.86100.00100.0095.11100.0098.7096.7898.6595.3099.3099.1699.9497.2799.5099.19100.0099.9999.99100.0097.7598.45第24頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

表4：

浙江省火電廠水、汽品質(zhì)期望值合格率匯總表（201*年度）

單位名稱國電北侖第一發(fā)電公司浙能北侖發(fā)電有限公司國電北侖第三發(fā)電公司浙能嘉興發(fā)電有限公司浙能嘉華發(fā)電有限公司浙能蘭溪發(fā)電有限公司浙能樂清發(fā)電有限公司臺州發(fā)電廠浙能鎮(zhèn)海發(fā)電有限公司浙能鎮(zhèn)海天然氣浙能溫州發(fā)電有限公司溫州特魯萊發(fā)電公司浙能長興發(fā)電有限公司蕭山發(fā)電廠煤機蕭山發(fā)電廠燃機浙能錢清發(fā)電有限公司半山發(fā)電公司煤機半山發(fā)電公司燃機國華浙能發(fā)電公司A廠國華浙能發(fā)電公司B廠大唐烏沙山發(fā)電公司舟山朗熹發(fā)電公司溫州燃機發(fā)電有限公司鎮(zhèn)海燃機發(fā)電有限公司金華燃機發(fā)電有限公司全省平均合格率能源集團合格率水、汽品質(zhì)平均合格率%補給水凝結(jié)水除氧水100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.0099.9098.9899.5197.4785.2695.5295.5198.3395.8099.7693.4797.9396.4395.62100.0099.77100.0094.7399.81100.0099.5198.5597.8098.8699.9999.8999.86100.0098.09100.0099.95給水99.9399.9595.2799.8993.8298.0097.2899.1696.9099.4597.8899.4193.5095.4468.8699.1499.8499.63爐水100.00100.0098.9198.5399.8098.7099.5085.7088.7798.1799.70100.0099.5399.8799.93蒸汽99.7599.9898.7099.3298.48100.0098.8299.0297.7099.4997.2299.5097.2485.6660.6698.9996.0895.88全廠總合格率99.9399.7898.7098.3995.9898.7098.2299.1497.8299.5195.7197.5897.5396.0787.9499.5499.0097.7999.9499.9997.8292.3394.9196.1395.57100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.00100.0099.6098.2493.4999.6499.9799.3092.4096.9195.5096.92100.00100.00100.00100.00100.00100.0099.8084.7798.2098.5092.1295.8095.3493.3693.2595.5197.3697.4297.0889.9598.3095.37100.0094.2084.3891.0591.2593.48

第25頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

表5：

201*年火電廠在線化學儀表投入率和準確率

單位名稱儀表名稱pH表鈉表北侖第一/浙能北侖電導率表溶氧表磷表硅表pH表鈉表北侖第三電導率表溶氧表磷表硅表pH表鈉表浙能嘉興/浙能嘉華電導率表溶氧表磷表硅表pH表鈉表浙能蘭溪電導率表溶氧表磷表硅表pH表鈉表浙能樂清電導率表溶氧表磷表硅表pH表鈉表臺州發(fā)電電導率表溶氧表磷表硅表23371497167712238－337216884122623817424262381742423371497167712238－33721688412100100100100100100100100100100－10010010010010010010010010010051914528配備臺數(shù)542611514投運臺數(shù)542611514揮發(fā)性處理51914528100100100100100100100100100100100100投入率%100100100100100抽查準確率%

第26頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

續(xù)表5：

201*年火電廠在線化學儀表投入率和準確率

單位名稱儀表名稱pH表鈉表浙能鎮(zhèn)海電導率表溶氧表磷表硅表pH表鈉表浙能溫州/特魯萊電導率表溶氧表磷表硅表pH表鈉表浙能長興電導率表溶氧表磷表硅表pH表鈉表蕭山發(fā)電電導率表溶氧表磷表硅表pH表鈉表浙能錢清電導率表溶氧表磷表硅表pH表鈉表華能玉環(huán)電廠電導率表溶氧表磷表硅表配備臺數(shù)211443124512829824162244841013421423116194242381001609投運臺數(shù)211443124512829824162244841013421423116194242381001609投入率%10010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010092.3162.587.50抽查準確率%第27頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

續(xù)表5：

201*年火電廠在線化學儀表投入率和準確率

單位名稱儀表名稱pH表鈉表國華寧海A廠電導率表溶氧表磷表硅表pH表鈉表國華寧海B廠電導率表溶氧表磷表硅表pH表鈉表大唐烏沙山電導率表溶氧表磷表硅表pH表鈉表華電半山電導率表溶氧表磷表硅表pH表鈉表舟山朗熹電導率表溶氧表磷表硅表配備臺數(shù)3228648011121035804161224164321753125817926633投運臺數(shù)3228648011121035804161224164321753125817926633投入率%100100100100－100100100100100－10010010010010010010010010010010010010010010010010010091.6787.50100100100抽查準確率%注：抽查表計為pH表和導電率表。

第28頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

表6：

201*年絕緣油色譜、SF6微水測試完成率匯總表

色譜完成率%單位名稱國電北侖第一發(fā)電公司浙能北侖發(fā)電有限公司國電北侖第三發(fā)電公司浙能嘉興發(fā)電有限公司浙能嘉華發(fā)電有限公司浙能蘭溪發(fā)電有限公司浙能樂清發(fā)電有限公司臺州發(fā)電廠浙能鎮(zhèn)海發(fā)電有限公司浙能溫州發(fā)電有限公司溫州特魯萊發(fā)電公司浙能長興發(fā)電有限公司蕭山發(fā)電廠浙能錢清發(fā)電有限公司華電半山發(fā)電有限公司華能玉環(huán)電廠國華浙能發(fā)電公司A廠國華浙能發(fā)電公司B廠大唐烏沙山發(fā)電公司舟山朗熹溫州燃機發(fā)電有限公司鎮(zhèn)海燃機發(fā)電有限公司金華燃機發(fā)電有限公司華電烏溪江水電廠華光潭水電浙能北海全省匯總能源集團匯總變壓器100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100互感器100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100套管100100100100100100100100100100100100100100100100100100100SF6微水完成率%100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100

第29頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

表7：

201*年絕緣油、汽輪機油、抗燃油油質(zhì)合格率匯總表

單位名稱國電北侖第一發(fā)電公司浙能北侖發(fā)電有限公司國電北侖第三發(fā)電公司浙能嘉興發(fā)電有限公司浙能嘉華發(fā)電有限公司浙能蘭溪發(fā)電有限公司浙能樂清發(fā)電有限公司臺州發(fā)電廠浙能鎮(zhèn)海發(fā)電有限公司浙能溫州發(fā)電有限公司溫州特魯萊發(fā)電公司浙能長興發(fā)電有限公司蕭山發(fā)電廠浙能錢清發(fā)電有限公司華電半山發(fā)電有限公司華能玉環(huán)電廠國華浙能發(fā)電公司A廠國華浙能發(fā)電公司B廠大唐烏沙山發(fā)電公司舟山朗熹溫州燃機發(fā)電有限公司鎮(zhèn)海燃機發(fā)電有限公司金華燃機發(fā)電有限公司華光潭水電浙能北海華電烏溪江水電廠全省匯總能源集團匯總絕緣油100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100汽輪機油10010010094.6099.5510099.2210010010010096.1810010097.710010010010099.2398.0310095.810010010099.2499.08抗燃油10089.6710094.8098.4796.8898.084.210087.593.7592.8610010092.093.7510010099.799.1697.587.587.595.3693.91

第30頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

表8：

201*年發(fā)電廠化學監(jiān)督年終檢查（評估）意見匯總

單位存在問題#2主機、#3主機、#3小機A、#3小機B抗燃油最近分析氯含量分別為102、133、130、202mg/kg，超過100mg/kg的標準值；#2主機、#4小機A、#5小機A、#7主機抗燃油體積電阻率最近分析數(shù)據(jù)分別為4.1×109、5.4×109、4.5、5.4×109Ωcm，低于6.0×109Ωcm的標準值，可能造成抗燃油系統(tǒng)伺服閥腐蝕的事件，影響設(shè)備的安全運行。三期制氯系統(tǒng)B列電極板已斷裂，無法進行海水電解氯處理。#4爐內(nèi)硅表標準液顏色異常導致硅表數(shù)據(jù)異常。#6機電泵主油箱油破乳化度超標，#6B小機潤滑油顆粒度超標，#6主機EHC油顆粒度超標。#4爐內(nèi)精處理出口鈉表主板壞，鈉表無法正常工作。在線pH表儀表除爐內(nèi)主要儀表外，均未按一月一次的周期進行校驗�；瘜W實驗室部分試劑無配置日期，僅有有效期，且有效期設(shè)置時間過長�，F(xiàn)場發(fā)現(xiàn)二期反滲透膜由于出水管接口漏，導致進水管固定夾腐蝕嚴重，影響設(shè)備的安全運行。化學實驗室部分化學試劑、指示劑有效期設(shè)置時間過長，可能造成分析結(jié)果的偏差。凝結(jié)水精處理系統(tǒng)由于采用氨化運行，周期制水量達50萬噸左右，對超臨界機組后續(xù)水質(zhì)尤其是#1、#4加氧機組防止腐蝕不利。#2、#4機組的凝汽器均有不同程度的泄漏，影響水汽品質(zhì)和設(shè)備的安全運行。#4機組小機潤滑油漏入凝結(jié)水導致精處理樹脂和水汽受污染。浙能樂清海水淡化系統(tǒng)一級反滲透膜運行壓差上升較快，化學清洗周期縮短。原子吸收法分析水汽鐵含量時繪制標準工作曲線選擇的校正標準工作溶液鐵濃度相對偏大，影響測量準確性。檢查意見和建議繼續(xù)跟蹤分析并采用必要的濾油措施，如選擇有離子交換樹脂的濾油機進行濾油處理，對指標接近超標的可采用加新油稀釋處理，若指標不能恢復到正常水平，應進行換油處理。北侖第一、第三/浙能北侖盡快安排更換電極板，確保海水電解氯裝置正常運行。加強硅表標準液的配置，確保硅表正常運行。加強油質(zhì)監(jiān)測，同時加強濾油工作。盡快聯(lián)系表計廠家更換鈉表主板，或更換鈉表表計。應嚴格按周期要求開展儀表的定期校驗維護工作。建議對照標準確定合適的試劑有效期，標注完整的標簽信息。建議做好消除漏點處理工作。對照標準確定合適的試劑有效期，保證分析數(shù)據(jù)的準確性。做好精處理床體出水水質(zhì)特別的強酸陰離子的監(jiān)控，盡可能采用氫型運行方式。建議發(fā)生泄漏時及時查漏堵漏，利用停機機會渦流探傷在系統(tǒng)水汽油含量或TOT含量未合格之前#4機組應避免高負荷運行并盡可能降低蒸汽溫度；盡快對受污染樹脂和熱力系統(tǒng)進行除油處理，恢復機組水汽品質(zhì)。從反滲透進水阻垢劑投加、阻垢劑品質(zhì)、原水殺菌滅藻處理等方面分析反滲透膜污堵原因，及時調(diào)整反滲透進水水質(zhì)，緩解反滲透膜污堵情況。根據(jù)機組水汽鐵含量的普遍范圍，將校正標準工作溶液濃度設(shè)在5μg/L以下。浙能嘉興/嘉華發(fā)電浙能蘭溪第31頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

單位存在問題#7機高、低旁抗燃油泡沫特性超標，#7低旁抗燃油體積電阻率超標，影響汽機設(shè)備的安全運行。#8機組在10月份大修檢查中發(fā)現(xiàn)凝汽器水室由一定的貝類和藻類生長，對運行的安全和鈦管冷卻效果有不利影響。#3、#4機組汽輪機油存在破乳化度超標的情況。自#3～#6機組供熱以后，隨著供熱量的增大，給水及蒸汽的氫導電率都相應增大接近0.3uS/cm的超標值，偶有超標現(xiàn)象。制氫站的純度儀、露點儀顯示不準，制氫站運行出力表顯示不準，顯示1.5Nm3/h實際有5Nm3/h。檢查意見和建議進行合適的濾油處理，確保油質(zhì)合格。對殺菌劑加入量進行加大調(diào)整，確保殺菌滅藻的效果。加強#3、#4機組汽輪機油的油質(zhì)監(jiān)測，同時加強濾油建議電廠做汽水樣陰離子含量及總TOC含量，以便查明導致氫電導率增大的主要原因。加強在線化學儀表的維護和標定工作。盡早完成循環(huán)水水質(zhì)系統(tǒng)銅管結(jié)垢和腐蝕的評定工作，針對城市中水水質(zhì)，選用合適的藥劑及加藥量確保銅管不發(fā)生腐蝕和結(jié)垢，并采取積極措施，做好凝汽器的查漏堵漏工作，將凝汽器泄漏對機組的影響降到最低。加強#4機組凝結(jié)水的人工檢測及數(shù)據(jù)比對工作，同時盡早創(chuàng)造條件解決冷卻水內(nèi)漏問題。加強在線化學表計的維護和缺陷處理工作，發(fā)現(xiàn)重要表計數(shù)值顯示異常時及時處理。按期望值的要求控制將爐水pH值控制在9.3～9.6之間。查找超標原因并采取措施防范，繼續(xù)濾油處理。在磷酸鹽溶液箱中加入一定比例的氫氧化鈉，確保爐水pH值的期望值合格率。盡早消除該漏點，保證精處理床體出水指標的監(jiān)測。對電導表二次表設(shè)定的電極常數(shù)與電極實際電極常數(shù)進行整理，確保兩者一致，保證監(jiān)測數(shù)據(jù)的準確性。應嚴格按規(guī)范要求管理化學試劑的有效期，確保分析數(shù)據(jù)的準確性。更換部分使用時間長，響應速度慢的pH電極，同時，加強pH表的校驗工作，確保在線監(jiān)測數(shù)據(jù)的準確性。第32頁共143頁

臺州發(fā)電浙能鎮(zhèn)海#2、#4機組凝汽器存在泄漏現(xiàn)象，對機組的安全穩(wěn)定運行造成一定影響。浙能長興#4機組的凝結(jié)水取樣系統(tǒng)出現(xiàn)冷卻水內(nèi)漏現(xiàn)象。部分在線化學儀表準確率偏低。檢查期間部分機組爐水pH值控制偏低，不利于爐管的防腐工作。#2、#3EH油酸值分別為0.193mgKOH/g和0.197mgKOH/g，超標；#3小機A水分達194.6mg/L，超標。爐水采用純磷酸三鈉低磷處理方式，爐水pH值時常低于9.3的期望值下限，導致爐水期望值合格率偏低。#6機凝結(jié)水精處理系統(tǒng)A床出水氫導陽交換柱下部漏水，導致樣水不能進入電導電極，因而無法進行A床出水氫電導的監(jiān)測�，F(xiàn)場發(fā)現(xiàn)部分在線化學儀表中電導率表二次表所設(shè)定的電極常數(shù)與電極實際標注的電極常數(shù)不符，影響電導示值的準確性。爐內(nèi)部分有機化學試劑標注有效期過長，不符合規(guī)范的要求。現(xiàn)場抽測表計合格率，其中三期四塊pH表測抽測均不合格，同時抽檢中也發(fā)現(xiàn)pH電極由于使用時間長一直未更換，導致響應時間過長。浙能溫州/溫州特魯萊浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

單位存在問題#3、#4燃機發(fā)電機組余熱鍋爐爐內(nèi)電導率表為模塊式，目前未進行正常維護。標準電阻箱損壞未及時購買。部分表計的準確度不佳，檢查期間發(fā)現(xiàn)爐外水處理有幾塊流量計顯示值之間有矛盾，#3混床出口pH值讀數(shù)明顯不對，表計顯示值為10.47。檢查意見和建議對該類電導率表進行維護校驗，以確保儀表監(jiān)測的準確性。建議盡快購買標準電阻箱，并積極送檢合格后投入使用。建議加強在線表計的校驗和維護工作，發(fā)現(xiàn)有異常讀數(shù)的表計及時處理。蕭山發(fā)電入爐煤制樣間未配備煤樣粉碎機，飛灰建議按照DL/T567.4《入爐煤入爐煤粉及爐渣0.2mm樣品采用手工研磨方式飛灰胡爐渣樣品的制備》要求配備粉碎進行。機。#3燃機高壓過熱蒸汽的氫導值依然偏高。建議繼續(xù)采取措施，優(yōu)化運行方式，進一步提高過熱蒸汽的氫導值的期望值合格率。建議做好循環(huán)水加藥處理監(jiān)測和評估工作，及時調(diào)整加藥量，防止凝汽器銅管的結(jié)垢腐蝕，并采取積極措施，做好凝汽器的查漏堵漏工作，將凝汽器泄漏對機組的影響降到最低。建議按要求對藥劑進行標識，完善必要的信息，防止由于藥劑過期及變質(zhì)造成分析結(jié)果的偏差。建議采取措施，進一步提高內(nèi)冷水的pH值，將pH值控制在8.0～9.0之間，有效的抑制銅導線的腐蝕。#2機組凝汽器存在泄漏現(xiàn)象，對機組的安全穩(wěn)定運行造成一定影響化學試驗室試劑存在部分藥劑標簽上為注明使用有效期限現(xiàn)象。浙能錢清兩臺機組發(fā)電機內(nèi)冷水的銅離子含量仍有超標現(xiàn)象，銅離子含量基本在40μg/L～80μg/L。#2、#4機抗燃油體積電阻率分別為0.41×1010Ωcm和0.50×1010Ωcm，低于0.60×1010Ωcm的標準，可能造成抗燃油系統(tǒng)伺服閥腐蝕，影響設(shè)備的安全運行。油分析用氣相色譜儀使用不穩(wěn)定，時常跳造成程序錯亂，影響分析數(shù)據(jù)的準確性。華能玉環(huán)繼續(xù)跟蹤分析并采用必要的濾油措施，確保指標盡早恢復正常。應聯(lián)系廠家處理，確定是否設(shè)備老化問題，如為設(shè)備老化問題，建議購置新的色譜儀。落實費用，購置離子色譜儀（目前浙江超超臨界參數(shù)機組對給水氯含量要求省內(nèi)其它600MW及以上機組均已配高并有不定期監(jiān)測的要求，目前由于凝置），開展精處理出水和給水系統(tǒng)陰離結(jié)水精處理系統(tǒng)配置的因素，數(shù)次外送子監(jiān)測工作，掌握精處理設(shè)備運行各階檢驗出水氯含量較高，不利系統(tǒng)的防腐段的詳細水質(zhì)情況，避免氯離子含量超工作。標進入熱力系統(tǒng)對后續(xù)設(shè)備的腐蝕�；瘜W試驗室玻璃儀器、煤分析工業(yè)分析聯(lián)系計量部門安排校驗。儀、硫份儀等未校驗。由于煤粉取樣裝置設(shè)計問題，無法取到完成對取樣裝置進行改造。煤粉樣，仍未進行煤粉細度的檢測。第33頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

單位存在問題反滲透裝置脫鹽率較低，應嚴格監(jiān)控進水OPR（氧化還原電位），保證反滲透膜的運行工況；同時，反滲透膜運行兩年多，尚未安排膜的清洗工作。檢查意見和建議聯(lián)系有關(guān)單位實施清洗工作。國華寧海A廠在線化學儀表維護制度電廠未建立�；瘜W測試用部分低濃度試劑有效期標注過長，影響分析數(shù)據(jù)準確性。#5、#6機組凝汽器溶氧分別為26.37g/L、24.71g/L，超過20g/L的標準值。希參照電力行業(yè)標準制訂本廠的在線儀表維護制度。建議對照標準確定合適的試劑有效期，標注完整的標簽信息。建議就凝汽器過冷度、系統(tǒng)嚴密性等進行查找處理，確保溶氧合格。發(fā)現(xiàn)凝國華寧海B廠近期水汽系統(tǒng)陰離子分析情況，結(jié)水、精處理混床出水、省煤器進口水建議將水樣外送比對測試，對儀器進行陰離子（包括氟離子、氯離子、硫酸根、必要的調(diào)整。硝酸根等）含量總是為0，不能準確反映系統(tǒng)實際情況。#2機組主蒸汽取樣系統(tǒng)存在漏點，對主汽溶氧監(jiān)測造成干擾�；瘜W預處理澄清池由于原水泵在化控室電腦上啟動，而混凝劑加藥泵需在就地啟動，化學運行人員往往啟動原水泵后再步行至混凝劑加藥間啟動加藥泵，導致澄清池投運初期出水渾濁，對后續(xù)離子交換除鹽系統(tǒng)造成一定不利影響。大唐烏沙山#3、#4爐內(nèi)分析間多數(shù)分析藥品已過期。應查找取樣系統(tǒng)的不嚴密點并消除。建議化學運行人員調(diào)整目前的啟動順序，澄清池投運時先啟動混凝劑加藥泵，然后啟動原水泵，在運行初期適當加大混凝劑的加藥量，確保出水水質(zhì)。同時建議與儀控部門合作，將混凝劑加藥泵操作由就地啟動改造為化控室啟動。盡快更換過期藥品，同時加強對分析藥品的監(jiān)督工作，確保分析數(shù)據(jù)的準確性。盡快消除凝結(jié)水補水水樣斷流現(xiàn)象，盡快投運凝結(jié)水補水導電率表，確保電廠化學儀表的投運率。由于凝結(jié)水補水水樣經(jīng)常斷流，#1～#4凝結(jié)水補水導電率表現(xiàn)均未投運。由于制氫設(shè)備運行時間較長，已有六年盡量聯(lián)系廠家大修，確保設(shè)備安全運左右，常存在槽溫高、堿液分離器溫度行。高等現(xiàn)象，不利于安全運行。#5機汽輪機油破乳化時間有一定的波動，仍時有超標現(xiàn)象。華電半山目前采用循環(huán)水澄清池作化補水和工業(yè)用水補充水處理裝置，但循環(huán)水鐵離子含量波動較大，從10月8日1.8mg/L逐漸增加至11月1日11.2mg/L，目前基本上維持在10mg/L左右。繼續(xù)跟蹤監(jiān)測，做好濾油處理工作，確保油質(zhì)合格。加強水源水質(zhì)監(jiān)測工作，增加原水水質(zhì)全分析的工作頻率，根據(jù)監(jiān)測結(jié)果盡快找到鐵離子含量波動較大的原因，以確保后續(xù)水處理設(shè)備的正常運行。第34頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

單位存在問題試驗室油、煤分析儀器和玻璃儀器未進行檢定。#1、#2機組發(fā)電機內(nèi)冷水銅含量略有超標；#3機組轉(zhuǎn)子冷卻水銅含量嚴重超標，最高值達150ug/L。檢查意見和建議聯(lián)系有資質(zhì)的計量機構(gòu)進行檢定。盡快調(diào)整目前發(fā)電機內(nèi)冷水加三乙醇胺和BTA的處理工藝為加堿處理工藝。加強#2～#4給水泵油的油質(zhì)監(jiān)測，同時加強濾油工作。舟山朗熹#2～#4給水泵油破乳化度超標。鎮(zhèn)海聯(lián)合溫州燃機國華余姚金華燃機#2機組今年檢修時割管檢查鍋爐14m層#40水冷壁管結(jié)垢量為488.10g/m2，選擇合適的化學清洗工藝，及時安排#212m層#38水冷壁管結(jié)垢量為鍋爐化學清洗。326.58g/m2，已達到火力發(fā)電廠鍋爐化學清洗導則規(guī)定的標準。停爐保護時采用采用余熱鍋爐停爐后保持爐水待壓力下降后充氮保護的方采用十八胺保護，提高保護效果法（氮氣覆蓋法）不符合規(guī)程要求。繼續(xù)做好#9機組抗燃油的酸值分析監(jiān)#9機抗燃油酸值超標。測，加強濾油工作，并查找抗燃油系統(tǒng)中是否存在過熱點。建議電廠化學運行人員嚴格按水汽品#7和#8燃機在啟動后水汽品質(zhì)時有不質(zhì)監(jiān)督規(guī)程要求的標準及時調(diào)整加藥合格的情況存在。量確保水汽品質(zhì)的高合格率。安排化學儀表維護人員，若機組能較長在線化學儀表無人維護，表計無法正常時間運行，可采用外包維護方式，確保投入使用。表計的正常使用。余熱鍋爐水汽品質(zhì)監(jiān)督在線表計配備參照DL/T5068-201*《火力發(fā)電廠化相對不足，給水pH表和導電率表未配學設(shè)計技術(shù)規(guī)程》要求進行配備，確保備。水汽品質(zhì)的及時監(jiān)督補給水系統(tǒng)采用手工分析的混床出水建議采用混床出水在線電導率的數(shù)據(jù)的電導率來控制混床的運行終點，無法來控制混床的運行，輔以手工SiO2測起到判斷混床樹脂運行失效的作用。定值來判斷混床樹脂是否失效。#3燃機液壓油水分達1592mg/L，超過應加強濾油處理，確保油質(zhì)合格。標準值。建議利用停機機會安排對就地取樣閥#1過熱蒸汽取樣系統(tǒng)存在堵塞，時常門、管道進行檢修疏通，確保樣水的順無水樣，造成該監(jiān)測點數(shù)據(jù)的缺失。利流通。處理澄清池排出污泥的離心脫水機出若電廠無法擴容增建備用污泥沉淀池，力低，脫泥效果差，無法滿足澄清池高建議電廠盡快落實污泥沉淀池的技術(shù)負荷運行時排出污泥的及時處理。改造工作。建議在電廠人員及儀器配置不足的情化學水質(zhì)全分析工作未開展.況下，按季度定期外送試驗。循環(huán)水水質(zhì)未監(jiān)測，不利用循環(huán)水系統(tǒng)開展循環(huán)水的檢測試驗，根據(jù)試驗結(jié)果的加藥處理調(diào)整和系統(tǒng)的防垢防腐工及時調(diào)整加藥量，控制合適的濃縮倍作。率。水質(zhì)穩(wěn)定劑、殺菌劑等藥劑未驗收，可對每批藥劑都做好到廠驗收工作。能造成不符合要求的藥劑進入電廠。反滲透進水ORP表電極失效，導致進及時采購ORP表電極并更換，保證進水水質(zhì)未有效監(jiān)控，可能造成反滲透膜入反滲透系統(tǒng)的水質(zhì)處于有效監(jiān)控狀的氧化。態(tài)。第35頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

單位存在問題#3機透平油破乳化時間大于30分鐘，超過標準值。#1、#4燃機潤滑油顆粒度分別為NAS13和NAS12級，遠超過標準的小于NAS8級。湖站#1~#4機組集油槽潤滑油破乳化時間均大于30分鐘，超標，主閥油槽水分較多。水輪機潤滑油按規(guī)程要求應每周檢查一次外觀、機械雜質(zhì)檢查，該項工作電廠目前未開展。#6溢洪道液壓油破乳化時間大于30分鐘。檢查意見和建議加強濾油處理工作，確保油質(zhì)合格。采用合適的濾芯，做好濾油處理工作，確保油質(zhì)合格。繼續(xù)進行濾油處理，確保油質(zhì)合格。華電烏溪江安排力量開展。繼續(xù)進行濾油處理，確保油質(zhì)合格。北海水電嚴格按規(guī)程要求開展入口油品的驗收入庫油的驗收工作尚不符合要求，如無工作，確保進入設(shè)備的油質(zhì)合格，保證符合規(guī)程要求的取樣設(shè)備。設(shè)備的安全運行。水輪機潤滑油按規(guī)程要求應每周檢查一次外觀、機械雜質(zhì)和定性水分檢查，華光潭水電該項工作電廠目前未開展。今年下半年汽輪機油、絕緣油常規(guī)試驗均未安排。今年上半年汽輪機油試驗報告外包單位沒有及時提供，數(shù)據(jù)無法登錄。#2蝶閥油槽、#3機調(diào)速器油槽、#4機下導及水導油槽潤滑油破乳化時間均大于30分鐘。今年新購置色譜分析儀器并配置試驗室，但色譜分析用氫氣存放不符合安全規(guī)定。潤滑油按GB/T14541-201*《電廠用運行中礦物汽輪機油維護管理導則》要求應每周目視檢查一次外觀（包括機械雜質(zhì)）、顏色，觀察油質(zhì)是否有異常變化，但目前該工作尚未開展。建議配置必要的取樣檢查玻璃瓶，按規(guī)程要求定期進行油質(zhì)檢查。應外送進行試驗。應聯(lián)系試驗單位提供試驗報告，登錄到電廠的試驗臺帳。希跟蹤測定，利用檢修機會安排進行濾油處理。建議氫氣鋼瓶單獨存放，并設(shè)置防爆開關(guān)、燈具，做好儲存間的通風。珊溪水電希按規(guī)程要求進行檢查。第36頁共143頁浙江省發(fā)電廠201*年化學技術(shù)監(jiān)督工作總結(jié)匯編

北侖發(fā)電廠201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)

201*年北侖發(fā)電廠化學監(jiān)督工作認真貫徹了浙江省電網(wǎng)化學監(jiān)督工作會議的精神，在公司各級領(lǐng)導的關(guān)心和支持下，通過化學監(jiān)督網(wǎng)全體成員的共同努力和各有關(guān)部門人員的密切配合，順利完成了年度化學監(jiān)督工作，化學水處理設(shè)備狀況良好，為機組發(fā)電和對外供熱制備高質(zhì)量除鹽水290萬噸，完成機組大、小修期間的化學監(jiān)督、停運保護、檢查和分析評價工作，對化學監(jiān)督有關(guān)的缺陷、問題進行了消缺、分析試驗和技術(shù)改進等工作，并完成了大量的基礎(chǔ)管理工作。201*年全廠化學監(jiān)督各項指標良好，全年來未發(fā)生因化學監(jiān)督不力而造成的設(shè)備和人身傷亡事件。現(xiàn)將一年來的化學監(jiān)督工作情況總結(jié)如下：

1、指標完成情況

1.1

全廠水汽合格率（年均）

全廠水汽合格率（標準值統(tǒng)計）：99.91％其中，一期：100%，二期100%，三期99.74%全廠水汽合格率（期望值統(tǒng)計）：99.55％，

其中，一期：99.68%，二期：99.83%，三期：99.15%1.2

油質(zhì)合格率（年均）

汽輪機潤滑油合格率：100％

汽輪機抗燃油合格率：96.56%（其中，一期和三期機組合格率100%，二期89.67%）變壓器絕緣油合格率：100％1.3

指標分析評價

一號機組全年平均水汽品質(zhì)合格率100%/99.98%，未發(fā)生凝汽器泄漏事件，凝結(jié)水精除鹽在機組啟動時100%處理，正常運行時將旁路打開，約有30%通過精除鹽。給水單氨弱氧化性處理方式運行。二號機組全年平均水汽品質(zhì)合格率100%/99.94%，影響水汽品質(zhì)合格率是主要凝結(jié)水水質(zhì)指標，在9、10月份凝汽器發(fā)生幾次泄漏，因泄漏量小，運行中查漏未找到漏點，在11月份停機中找出泄漏鈦管焊堵后，凝結(jié)水水質(zhì)正常。

二期機組三臺機組全年平均水汽品質(zhì)合格率分別為：100%/99.73%、100%/99.84%、100%/99.93%，凝結(jié)水精除鹽系統(tǒng)設(shè)備可靠性良好，以及極高的離

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子交換樹脂再生度，是熱力系統(tǒng)水汽品質(zhì)的重要保障。三、五號機組分別發(fā)生過凝汽器泄漏事件，但凝結(jié)水精除鹽系統(tǒng)很好地截留雜質(zhì)，保證了給水水質(zhì)指標在期望值控制范圍運行。

三期機組全年平均水汽品質(zhì)合格率分別為：99.24%/98.14%、99.94%/99.02%，六號機組在2月份機組調(diào)停中通過化學清洗后，在3月初實施給水加氧處理方式運行，水汽中鐵含量明顯下降。七號機組繼續(xù)保持給水加氧處理方式運行。兩臺機組加氧處理方式運行后，省煤器、主蒸汽氫電導率雖然比加氧初期有明顯下降但仍然偏高，是影響機組的水汽合格率。在8月份以后，對給水、主汽的氫電導率合格率統(tǒng)計標準做了適當調(diào)整。

變壓器絕緣油和汽輪機潤滑油油質(zhì)均合格率；主機和汽泵小機的抗燃油中氯含量和體積電阻率是影響合格率指標，二號機組在11月份機組檢修中對小機抗燃油進行了更換處理。二期機組抗燃油因為使用年份較長，老化現(xiàn)象較明顯，目前，三號主機、五號主機、小機3A/3B、5A的抗燃油中氯含量超標現(xiàn)象，五號主機抗燃油的泡沫特性超標。

2、安全情況

未發(fā)生因化學監(jiān)督不力造成設(shè)備和人身傷亡事故。

3、化學監(jiān)督主要監(jiān)督和管理工作

3.1、完成了四號機組中修、七號機組大修期間熱力設(shè)備的化學監(jiān)督檢查評價工作，按照《火力發(fā)電廠機組大修化學檢查導則》要求，全面、規(guī)范地檢查了汽輪機本體、鍋爐汽包及下聯(lián)箱、除氧器、高低加熱器的腐蝕結(jié)垢情況，凝汽器汽側(cè)和鈦管、水室結(jié)垢、腐蝕情況。

四號機組在1月22日至3月5日計劃中修，鍋爐水冷壁采樣測定結(jié)垢量，向火側(cè)153.7g/m2，按上次酸洗（201*年6月）以來已經(jīng)累計運行3.58年，積垢速率為43g/m2.y，可以評為二類設(shè)備。在凝汽器壓水試驗中，查到低壓A側(cè)凝汽器一根鈦管泄漏，做焊堵處理。

七號機組本次大修為機組投產(chǎn)以來首次大修，重點對百萬超超臨界機組給水加氧處理以后熱力設(shè)備進行了全面的化學檢查評價。汽輪機高壓缸、中壓缸內(nèi)窺鏡檢查部位清潔，低壓缸開缸檢查，無化學腐蝕，轉(zhuǎn)子整體上比6號機（大修、未加氧處理）

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潔凈，部分葉片圍帶上有疏松的黑色氧化鐵沉積物；凝汽器汽側(cè)呈富氧的黃色，熱井底部基本無氧化皮堆積。給水泵出口隔離閥的閥芯密封面無腐蝕現(xiàn)象，閥體通流面無明顯水流加速腐蝕和氧腐蝕現(xiàn)象。給水系統(tǒng)金屬表面已形成紅色氧化鐵膜；省煤器進出口管內(nèi)結(jié)垢量比加氧前略下降，鍋爐螺旋水冷壁管內(nèi)結(jié)垢量：向火側(cè)結(jié)垢量97.5g/m2，背火側(cè)結(jié)垢量89.2g/m2；過熱器和再熱器采樣管內(nèi)有微小的氧化皮剝落現(xiàn)象�？傮w評價，基本符合常規(guī)直流鍋爐加氧后，鍋爐水側(cè)結(jié)垢速率下降，過/再熱器管內(nèi)有氧化皮等現(xiàn)象，過/再熱器管內(nèi)的氧化皮量主要取決于爐內(nèi)溫度和材料性能。3.2、完成了一機組小修、六號機組調(diào)停中的化學清洗，在1月26日六號機組春節(jié)調(diào)停，完成化學清洗工作，本次清洗范圍包括高加水側(cè)、省煤器和水冷壁，采用復合檸檬酸酸洗和漂洗，雙氧水鈍化。機組啟動后，給水系統(tǒng)和鍋爐省煤器、水冷壁壓降下降明顯，為3月初實施給水加氧處理做好準備。一號機組于11月12日計劃停機檢修，11月下旬完成鍋爐水系統(tǒng)化學清洗，采用甲酸羥基乙酸酸洗、檬酸酸漂洗、雙氧水鈍化，是我廠首次在600MW汽包鍋爐上實施甲酸羥基乙酸酸洗。清洗后，鍋爐運行壓降下降，爐水泵運行功耗下降大于10%。

3.3、對百萬機組蒸汽側(cè)高溫氧化，蒸汽氫含量進行了試驗分析評價，借百萬機組高溫氧化皮研究科技項目，與金屬監(jiān)督合作在六號機組安裝了三臺蒸汽中氫含量檢測儀器，連續(xù)跟蹤檢測，通過對給水加氧處理運行前后檢測數(shù)據(jù)，結(jié)合機組運行參數(shù)進行了比較分析，為鍋爐運行燃燒控制提出分析意見和建議。

3.4、做好機組調(diào)停、檢修中的停用保護和機組冷態(tài)啟動化學監(jiān)督，加強化學專業(yè)與集控運行的聯(lián)系，嚴格控制機組冷態(tài)啟動的水汽質(zhì)量，嚴格控制啟動每個階段的水汽中鐵離子含量，將機組冷態(tài)啟動水汽質(zhì)量控制點在集控運行的機組啟動操作票進一步得到完善，汽輪機沖轉(zhuǎn)前先進行過熱器和再熱器的旁路沖管，監(jiān)測凝結(jié)水中鐵含量符合要求后，將凝結(jié)水精除鹽投入運行，使機組并網(wǎng)后的水汽質(zhì)量很快進入正常運行要求范圍。

3.5、優(yōu)化水處理設(shè)備、系統(tǒng)，提高水處理系統(tǒng)的制水能力，

百萬機組凝結(jié)水精處理裝置的優(yōu)化改進：一是，對精處理的前置過濾器進行反洗能力的優(yōu)化改進，提高反洗效果；二是，通過反復試驗，優(yōu)化調(diào)整前置過濾器程序，提高反洗效果；三是，將更換下來的濾膜進行體外清洗后再利用，節(jié)約成本。四是，在精除鹽混床出口安裝比電導表，監(jiān)測混床運行失效。

三期預脫鹽系統(tǒng)再擴容，一是，在不增加系統(tǒng)設(shè)備的情況下，增裝反滲透膜，提

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高反滲透制水能力，在9、10月份對三列反滲透各增裝二支新膜，投運后運行淡水流量提高10%，差壓下降，出水電導率維持不變，擴容效果明顯。二是，定期對三期超濾的氣密性試驗，及時發(fā)現(xiàn)泄漏和斷絲現(xiàn)象，安排膜絲修補和維修，保證出水質(zhì)量和安全運行。三是，根據(jù)反滲透運行壓差，對反滲透膜進行酸洗，保證出水能力；四是，利用余熱對三期原水進行加熱，提高預脫鹽進水溫度約7℃，保證冬季制水出力。3.6、加強對抗燃油油質(zhì)的監(jiān)督，七臺機組抗燃油的檢測結(jié)果，大多數(shù)的油質(zhì)中氯含量和體積電阻率有超標，且常出現(xiàn)水分超標現(xiàn)象，除了加強外接在線濾油處理外，廠里經(jīng)過專題分析會決定加強對抗燃油的監(jiān)督，檢測周期改為每月一次，從中摸索變化規(guī)律，經(jīng)過近兩年的檢測，發(fā)現(xiàn)一些規(guī)律將待進一步分析研究。另外，在四號主機抗燃油系統(tǒng)安裝了PALL的多功能在線處理裝置，該裝置對除水份、去顆粒有較好的效果，其他功能還有待進一步摸索。

3.7、加強對變壓油油質(zhì)的監(jiān)督，加強了對總烴含量偏高的一號主變和三號機組勵磁變壓器絕緣油的色譜監(jiān)測，縮短跟蹤檢測周期。在11月份一號主變從500KV改為220KV改造中，更換了新變壓器，新變壓器投運后油質(zhì)正常。四、五號機組勵磁變油質(zhì)在機組檢修中已經(jīng)過濾油處理合格。

4、異常及處理情況

4.1、201*年七臺機組的凝汽器泄漏事件及處理

1）在3月12日20:40，六號機組凝泵出水氫電導率在5分鐘內(nèi)大于1.0μS/cm，21:40凝泵出水氫電導率上升至5.5μS/cm，判斷是凝汽器出現(xiàn)泄漏，立即停止給水加氧，循環(huán)水加木屑，機組減負荷，凝汽器單側(cè)隔離查漏。在3月13日白班，找到一根鈦管，焊堵處理，恢復安措，水質(zhì)正常，機組加負荷。19:50,繼續(xù)投運給水加氧處理。這次凝汽器泄漏發(fā)現(xiàn)及時，單側(cè)隔離水質(zhì)變化明顯，查漏速度快，凝結(jié)水精處理運行狀態(tài)良好，是一起較成功的凝汽器運行中查堵漏事件，保證了機組安全運行。

2）在4月23日11:00,五號機組凝結(jié)水氫電導率出現(xiàn)波動后逐漸上升，在循環(huán)水泵進口倒木屑，凝結(jié)水水質(zhì)恢復正常，判斷為凝汽器微量泄漏。在7月21日下旬和10月下旬，五號機組凝結(jié)水氫電導率又出現(xiàn)波動，或自行回落、或循環(huán)水泵進口加木屑，水質(zhì)趨正常。因凝汽器泄漏量太小且機組保持運行，待機組檢修時壓水查漏。

3）在5月7日22:00，三號機組凝汽器出現(xiàn)凝結(jié)水氫電導率上下波動，循環(huán)水

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泵進口加木屑，水質(zhì)恢復正常。判斷為凝汽器微量泄漏，繼續(xù)跟蹤。4.2、超濾出水pH值異常及處理

在6月15日出現(xiàn)超濾03D加酸反洗酸漏至反滲透系統(tǒng)后，在7月14日超濾03D加酸反洗時，反滲透進口pH6.64.5，反滲透03A/B/C/D出水電導快速上升至15μS/cm左右，酸溶液進入反滲透系統(tǒng)，當時處理了反洗水泵出口逆止閥；9月5日又在超濾03D加強酸洗后，發(fā)現(xiàn)反滲透進口母管pH下降，進水導電度由9上升，最終找到原因：系新增03D反洗程序有缺陷，修改程序后，運行正常。

5、重點工作完成情況

5.1、根據(jù)三期預脫鹽系統(tǒng)的系統(tǒng)設(shè)計容量，在不需要增加泵出力的情況下，對原A、B、C反滲透膜各增加了二支膜，裝置運行壓差下降，出力能力提高，總體出水情況正常。

5.2、實施了六號機組鍋爐給水加氧處理方式運行，六號機組于3月2日省煤器進水氫電導率小于0.07μS/cm，主蒸汽和再熱蒸汽的氫電導率小于0.08μS/cm，符合加氧水質(zhì)條件。于3月3日14:40，汽泵進口的加入氧氣，開始從AVT(O)向OT處理方式轉(zhuǎn)換，3月5日基本完成給水和鍋爐系統(tǒng)的轉(zhuǎn)換，省煤器進水、主蒸汽和再熱蒸汽中鐵含量小于3μS/L,目前,進行氧化膜固化穩(wěn)定期。

5.3、三期除鹽水箱的密封未實施，在七號機組大修中已完成對凝結(jié)水水箱加小球的準備，6號機組待有檢修機會實施該措施。

5.4、關(guān)于“氯含量超標的抗燃油處理”，四號機組中修期間，在四號機EHC油系統(tǒng)安裝了一套PALL的多功能在線處理裝置。

6、存在問題和計劃

6.1一期補給水處理系統(tǒng)混床再生效果差，需要進一步分析原因，徹底處理缺陷。6.2目前一、二期機組有部分抗燃油中氯離子含量超標，或體積電阻率超標，將繼續(xù)加強檢測跟蹤。另外，計劃在三號機組中修中安排對EHC系統(tǒng)上安裝在線油處理裝置，部分小機抗燃油待有機會進行適量更換新油。

6.2三期兩臺機組在實施給水給水加氧處理后，給水氫電導率仍然偏高，且下降速度較慢，需要加強監(jiān)督和進一步優(yōu)化運行。

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浙能嘉興發(fā)電有限責任公司201*年化學監(jiān)督工作總結(jié)

一、化學監(jiān)督目標和指標完成情況

序號1化學監(jiān)督一期目標指標機組水汽總合格率達99.3%；完成情況99.69%在線化學儀表投運率大于97%、準確率大投運率100%，準于95%；凝結(jié)水溶解氧合格率大于90%除氧器溶解氧合格率大于98%；油質(zhì)合格率大于99%；2二、三期機組水汽總合格率達99.3%；在線化學儀表準確率大于90％凝結(jié)水溶解氧合格率大于90%除氧器溶解氧合格率大于90%油質(zhì)合格率大于99%；確率99.02％99.42%99.31%98%99.65%99.31%97.24%99.94%99.7%二、技術(shù)管理工作

1.201*年5月5日召開化學技術(shù)監(jiān)督網(wǎng)絡(luò)活動，主要內(nèi)容是舉辦機組給水加氧處理知識講座。公司化學監(jiān)督網(wǎng)絡(luò)成員及部分鍋爐、汽機、化學、金屬和熱工專業(yè)工程技術(shù)人員參加。

2.201*年月6月25日，召開化學技術(shù)監(jiān)督網(wǎng)絡(luò)活動，主要內(nèi)容是學習宣貫新的技術(shù)監(jiān)督細則、總結(jié)上半年化學技術(shù)監(jiān)督工作、討論如何做好7號機組移交后的化學監(jiān)督工作等。

3.《化學技術(shù)監(jiān)督實施細則》201*年4月11日修訂完畢，重新發(fā)布。

4.由于三期#7、8機組的投產(chǎn)，對水、汽、油、煤的監(jiān)督工作項目及時進行修訂。對化學儀表定期校驗項目實行補充。

三、主要工作情況及異常處理

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1.檢查并消除#5機組凝結(jié)水溶氧超標問題。1月上旬，5號機凝結(jié)水溶氧持續(xù)超標，經(jīng)過反復檢查，經(jīng)調(diào)整凝泵B密封水切至輸送泵供，回水正常，凝結(jié)水溶氧合格。13日經(jīng)調(diào)整凝泵回水，重新切回凝泵水密封，凝結(jié)水溶氧合格。

2.油系統(tǒng)油質(zhì)調(diào)整處理：1月份分析發(fā)現(xiàn)2號機主機油顆粒度超標，有水分，軸承處取樣有油泥且有較大顆粒。1月16日停機C修，1月18日油泥析出試驗合格（停機前取樣，本廠自己做），沒有油泥。送華東中試所做抗氧化安定性及老化試驗，26日結(jié)果出來，指標都合格。C修中進行了油箱底部清理，發(fā)現(xiàn)底部有少量油泥存在，磁棒上吸附有較多顆粒雜質(zhì)。春節(jié)后啟動顆粒度合格。1A小機油中進水比較多（1100mg/L），同時顆粒度超標12級，聯(lián)系汽機調(diào)整軸封壓力，24日水分減少到380mg/L，但仍超標。1月31日，水分合格，但顆粒度仍舊超標。2月份，水分有反復。1月份開始，＃5機EH油酸值快速上升，從12月的0.15mgKOH/g上升到0.20mgKOH/g上，經(jīng)反復濾油，1月18日合格。

3.＃1機組發(fā)電機定冷水開始實行堿化運行：201*年12月28日，#1機組定冷水開始堿化運行，加堿后，pH有比較大的上升，平均值從6.8上升到8.0，同時系統(tǒng)銅離子有比較明顯地下降，從19.7μg/l下降到4.7μg/l，最大值只有7.4μg/l，主機參數(shù)加堿后也非常穩(wěn)定，在此之前1號發(fā)電機由于溫差大需要經(jīng)常通過定冷水的擾動（一至二周一次）來降低溫差，加堿前的12月21日，1號發(fā)電機安排了一次定冷水擾動，擾動前負荷292MW，無功120Mvar，發(fā)電機線圈平均溫差12.4K，線圈溫度最高第14點70.2℃，第5點69.1℃，第23點67.6℃，加堿后溫度趨于穩(wěn)定；據(jù)1號發(fā)電機定冷水加堿運行后半年以來的跟蹤情況看，發(fā)電機定子線圈溫差從12K下降到2-3K，未再出現(xiàn)個別線圈溫度和出水溫度不斷上升而超出標準值的情況。系統(tǒng)藥量也能保持穩(wěn)定，一般約半個月補加或重新加藥一次。

4.#2、5、6發(fā)電機定冷水樹脂改用堿性樹脂。根據(jù)其它幾臺機組定冷水堿化運行的有效成功，對其余幾臺機組的定冷水均實行堿化運行，經(jīng)過討論，對#2、5、6三臺機組實行堿性樹脂運行的方式，分別在201*年10月、5月、4月實行，目前其出水pH一般在7.4-8.0之間波動，其中#5機組最穩(wěn)定，銅離子穩(wěn)定在5μg/l以下。5.＃3機組發(fā)電機定冷水堿化運行調(diào)整：3號機組自201*年11月11日開始定冷水加堿運行，加堿運行一段時間后定冷水流量有所上升，壓力0.38MPa時流量達92t/h左右，加堿運行前，#20、21、22、23、24線棒溫度在68℃以上，加堿運行至今除#21線棒溫度維持在70℃左右，其余線棒溫度均明顯下降。定冷水指標在春節(jié)調(diào)

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停和五一調(diào)停后均出現(xiàn)了pH值下降和Cu+上升的情況（最高達38μg/l左右），5月份機組啟動后發(fā)電機定子線圈溫差偏大，滿負荷工況下第21點線棒最高溫度達74℃，經(jīng)調(diào)整發(fā)電機氫溫和定冷水溫度，滿負荷時#21線棒溫度在70℃左右，線圈溫差12℃左右。根據(jù)3號發(fā)電機的現(xiàn)狀多次進行分析和討論，考慮開機后定冷水銅離子含量最高達38μg/l左右，決定適當調(diào)高定冷水pH值，控制DD在1.3-1.4μS/cm左右,pH值8.0以上，經(jīng)過一段時間的調(diào)整，銅離子含量明顯下降，目前控制在小于5μg/l以下。11月28日至29日，3號發(fā)電機定冷水系統(tǒng)進行了酸洗。氨基磺酸（DH-96）濃度最高到4.99%，酸洗時間3小時，銅離子最高到521mg/L，pH最低到0.85，總腐蝕速率0.62g/m2.h，符合小于1.0g/m2.h的要求；總腐蝕量1.86g/m2，符合小于5.0g/m2的要求，清洗后檢查：濾網(wǎng)底部清理出約40g黑色（間雜有黃色銅皮）沉積物，濾芯底部截留有幾片面積約2-3mm2的黃色銅皮。清洗后運行參數(shù)：

清洗前11月5日清洗后12月7日0.30定冷水運行壓力0.38（MPa）定冷水運行流量（t/h）93100定冷水系統(tǒng)流通情況明顯改善，在額定壓力下，超過其額定流量（0.32MPa，94t/h）。第21點溫度沒有下降，在450MW負荷時，其溫度達到72度，溫差18K。仍超標，具體原因電氣仍在分析。

6.三期＃7、8機組整套啟動：201*年1月13日，#7機組鍋爐水壓試驗結(jié)束，之后進行了濕態(tài)保養(yǎng)；201*年2月25日至3月7日爐前及鍋爐本體進行了化學清洗；4月26日11：25首次點火,開始沖管，5月2日沖管結(jié)束。5月19日，凝結(jié)水系統(tǒng)進水，整套啟動開始，5月23日，精處理系統(tǒng)投運，5月26日，機組首次并網(wǎng)。沖管及整套啟動期間嚴格安裝冷態(tài)熱態(tài)沖洗標準執(zhí)行，連續(xù)測定鐵離子，至沖管末期，凝結(jié)水給水鐵都已經(jīng)降低到10μg/l左右。6月23日#7機組168試運行結(jié)束。#8機組8月18日開始沖管，10月18日168試運行結(jié)束。

7.#7機組給水開始加氧運行。201*年9月20日，#7機組給水水汽品質(zhì)趨于穩(wěn)定正常，開始加氧處理。初期加氧量小于100μg/l，至10月25日左右，給水管道和省煤器基本轉(zhuǎn)化完畢，進入穩(wěn)定加氧階段。給水鐵含量從原來的4-5μg/l下降到1μg/l以下。鍋爐壓差從最高的2.1MPa下降到1.7MPa，降低幅度為15%。

8.一期精處理再生裝置改造。201*年9月#1機組檢修時開始改造，至11月初，分

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離塔已經(jīng)就位，管道連接完成，11月底進行了調(diào)試，12月初完成投入使用，分離塔的投入使用，大大增加了陰陽樹脂的分離能力，同時對樹脂量進行了調(diào)整，補足了部分樹脂，至12月底，混床的周期制水量從6萬噸增加到了10萬噸。

9.二期化控反滲透膜更換。二期反滲透裝置已運行8年，出力、脫鹽率均下降，最高出水導電率100S/cm左右。201*年8-9月，活性碳過濾器出水裝置改造完成，消除了漏碳的缺陷，10月進行了#2列反滲透膜更換，目前投運后出力正常，大大減少后續(xù)系統(tǒng)壓力。

10.機組檢修化學監(jiān)督檢查情況：

201*年全年有5臺機組進行了計劃檢修，其中2臺B修，3臺C修，主要檢查情況如下：機組檢修性質(zhì)水冷壁管結(jié)結(jié)垢速率葉片積鹽速率檢查評價垢量g/m2#1機組B修#2機組C修#3機組C修9969.6g/m2a37.137.9mg/cm2a0.121類1類數(shù)據(jù)尚在分析中#4機組C修#5機組B修20512216.720.51類1類從以上數(shù)據(jù)可看出，近幾年由于給水處理實行不加聯(lián)氨的AVT(O)工況，給水鐵含量普遍下降較多，爐水實行氫氧化鈉處理后，#1、2爐的的水冷壁管內(nèi)部情況較好，同時葉片積鹽量也大幅度下降，鍋爐汽輪機均為1類設(shè)備。

11.幾臺機組的凝汽器泄漏次數(shù)較多，總共發(fā)生明顯的泄漏7次，單側(cè)隔離查漏7次；其中新投產(chǎn)的#7機組在8-10月份接連發(fā)生泄漏，嚴重威脅到機組安全運行，幾次凝汽器泄漏情況分別如下：

8月5日至7日，9月16日，10月14日，7號機組發(fā)生了三次明顯的凝汽器泄漏。

1)8月5日1：20，#7機凝結(jié)水超標氫導0.30μS/cm，鈉離子5.9μg/l，判斷凝汽器微漏，5：30集控采取倒木屑處理，但水質(zhì)未好轉(zhuǎn)，且泄漏逐步增大；11：40凝汽器外環(huán)隔離，但水質(zhì)未見好轉(zhuǎn)；6日3：00，凝結(jié)水氫導：1.59μS/cmNa+：55μg/L；6日14：40，凝汽器內(nèi)環(huán)隔離，14：50，水質(zhì)開始好轉(zhuǎn)。放水后查漏，發(fā)現(xiàn)凝汽器

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A內(nèi)環(huán)有一根鈦管泄漏，進行了封堵。7日0：10，凝汽器循環(huán)水內(nèi)環(huán)側(cè)恢復運行，水質(zhì)正常。本次泄漏凝結(jié)水氫導最大2.86μS/cm，鈉離子102μg/l，泄漏期間精處理混床運行正常，給水水質(zhì)運行正常。

2)9月16日1：16，7號機凝結(jié)水水質(zhì)超標：氫導：0.21μS/cm、Na+：5.9μg/L，檢修在7號機循泵入口加木屑40袋。2：12,7號機凝結(jié)水水質(zhì)合格。12：15，7號機凝結(jié)水水質(zhì)又上升：DD:0.20μS/cm，Na+:5.0μg/l，15：30，凝結(jié)水水質(zhì)：DD:0.21μS/cmNa+:5.9μg/l，檢修在循泵入口加木屑。17：20，合格。20：06，7號機凝結(jié)水水質(zhì)又超標：DD:0.29μS/cmNa+:8.8μg/L，檢修在循泵入口加木屑42袋。23:15凝結(jié)水水質(zhì)合格。17日夜班，凝結(jié)水又變差，而且速度快，2：35，凝結(jié)水水質(zhì)：DD:0.6μS/cmNa+:16μg/L。4：10，7號機凝汽器循環(huán)水側(cè)內(nèi)環(huán)半邊隔離，開始放水，之后凝結(jié)水水質(zhì)變好，5：30，7號機凝結(jié)水水質(zhì)：DD0.16μS/cmNa+0.9μg/L，水質(zhì)合格。17：12，7號機凝汽器循環(huán)水內(nèi)環(huán)隔離查漏工作結(jié)束，內(nèi)環(huán)B側(cè)有一鈦管漏，已處理好。19：10，7號機凝汽器循環(huán)水內(nèi)環(huán)恢復運行，凝結(jié)水水質(zhì)正常。泄漏期間7號機精處理混床運行正常，給水水質(zhì)運行正常。

3)10月14日下午12：41，7號機凝結(jié)水氫導超過標準：0.22μS/cm，通知檢修。7號機循泵入口加木屑20袋。但是無效果，16：00，7號機凝結(jié)水氫導0.30μS/cm,Na+6.5μg/L。此后一直在0.2-0.3μS/cm之間波動。15日上午，檢修在7號機循泵入口加木屑20袋，由于負荷從600MW上升到900MW，15：00凝結(jié)水質(zhì)合格氫導0.15μS/cm，17：00，負荷下降到600MW，凝結(jié)水水質(zhì)又超標（氫導：0.26μS/cm，Na+：11μg/L），此后水質(zhì)一直在0.4上下波動，17日2：40，7號機凝汽器循環(huán)水側(cè)內(nèi)環(huán)隔離，但7號機凝結(jié)水水質(zhì)不合格，9：50，凝汽器內(nèi)環(huán)隔離恢復。10：58，循環(huán)水外環(huán)隔離后，凝結(jié)水水質(zhì)合格，氫導：0.12μS/cm，Na+：0.6μg/L。外環(huán)查漏工作結(jié)束后，檢修檢查發(fā)現(xiàn)7號機凝汽器A側(cè)外環(huán)有一鈦管泄漏，已封堵處理。22：00，23：007號機凝汽器外環(huán)隔離恢復；7號機凝結(jié)水氫導合格。

4)＃1機組凝汽器泄漏：3月28日和6月14日，＃1機組分別發(fā)生凝汽器泄漏，期間凝結(jié)水最大指標是4.3μS/cm，并且還影響到了給水水質(zhì)，隨后都采取了半邊隔離查漏，檢查發(fā)現(xiàn)是凝汽器B側(cè)有鈦管泄漏，進行了封堵處理。

5)8月29日至9月2日3號機組凝汽器泄漏。29日12：30，發(fā)現(xiàn)#3機組凝結(jié)水氫導高，達到0.43μS/cm，手測鈉離子13μg/L，顯示凝汽器有泄漏，檢漏裝置B內(nèi)外顯示都正常，A外顯示氫導高，但A外是混合水樣。檢修在循泵入口加木屑，30

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日下午水質(zhì)合格。但之后又開始上升。9月1日17：30，3號機凝結(jié)水氫導：0.82μS/cm，Na+：20μg/L，YD：0μmol/l，凝汽器檢漏裝置A內(nèi)就地表計顯示氫導：3.4μS/cm，Na+：150μg/l。22：20，3號機凝汽器循環(huán)水內(nèi)環(huán)半邊隔離。水質(zhì)好轉(zhuǎn)，2日1：47，3號機凝結(jié)水水質(zhì)合格，氫導:0.12μS/cmNa+：3.0μg/LYD:0μmol/l。3號機凝汽器查漏結(jié)束，檢修人員交底：發(fā)現(xiàn)一處漏點，3號機凝汽器A內(nèi)側(cè)由下往上53排、由東往西第3根鈦管。9月2日19：27，3號機凝汽器內(nèi)環(huán)恢復正常運行方式，凝結(jié)水水質(zhì)正常。泄漏期間凝結(jié)水氫導最大0.82μS/cm，Na+：20μg/L；混床運行正常，給水水質(zhì)未受影響。

6)9月12日至18日6號機凝汽器泄漏。12日23:00，6號機凝結(jié)水水質(zhì)超標：氫導0.50μS/cm，Na+:12μg/l，并有上升趨勢，檢修在循泵進口加木屑后水質(zhì)好轉(zhuǎn)，13日1：05，氫導0.20μS/cm,Na+:1.8μg/l，YD:0μmol/l；就地檢漏裝置顯示(B內(nèi))Na+:28μg/l，0.31uS/cm，22：20氫導又上升到0.33μS/cm，Na+：12μg/L，檢漏裝置切換至B外，（B外）氫導：7.1μS/cm，Na+：1200μg/L，判斷凝汽器B外環(huán)漏。聯(lián)系檢修在6號機循泵入口加木屑40包，效果不明顯。14日凝結(jié)水氫導一直在0.40μS/cm上下波動。15日0：30，潮位升高后檢查6號機凝結(jié)水氫導：0.51μS/cm有所上升，16日，凝結(jié)水氫導一直在0.5-0.6μS/cm。18日5：17，6號機循泵B停運。6號機凝汽器循環(huán)水水側(cè)外環(huán)開始進行半面隔離。6：59，：#6機組凝結(jié)水水質(zhì)，氫導0.44μS/cm，并繼續(xù)下降。7：20，合格。檢修檢查發(fā)現(xiàn)凝汽器B側(cè)外環(huán)有一根鈦管漏，已封堵。泄漏期間，凝結(jié)水氫導最大0.8μS/cm，Na+：25μg/L；混床運行正常，給水水質(zhì)未受影響。

7)10月3-4日，#2機組凝汽器泄漏。3日21：30，凝結(jié)水氫導開始上升，22：15，#2機凝結(jié)水氫導穩(wěn)定在0.50μS/cm，鈉離子8μg/l，#2機檢漏裝置A側(cè)導電度0.2μS/cm,投運#2機檢漏裝置B側(cè)，導電度5μS/cm，鈉離子110μg/l判斷B側(cè)泄漏。4日夜班檢修人員在2號機3號、4號循泵入口倒木屑二次，共45包，凝結(jié)水水質(zhì)沒有明顯好轉(zhuǎn)。9：45，2號機凝汽器B側(cè)隔離。10:452號機凝結(jié)水水質(zhì)合格。13：00，2號機凝汽器B側(cè)查漏工作結(jié)束，檢修交底：凝汽器B側(cè)中分面上面第三排中間靠機尾側(cè)第8根管子泄漏，現(xiàn)已封堵。13：55，2號機凝汽器B側(cè)恢復運行，凝結(jié)水水質(zhì)正常。本次泄漏，凝結(jié)水氫導最大0.80μS/cm，鈉離子25.2μg/L。給水水質(zhì)由于精處理混床運行正常，沒有受到影響。

12.10月19日#5機組水汽品質(zhì)異常。2：20，爐內(nèi)值班員發(fā)現(xiàn)5號機組水汽品質(zhì)異

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