技术
1化学监督现状及存在的问题
1.1指标完成情况
1.1.1补给水
近年来，省公司对一些水质含盐量较高的老供热电厂进行了水处理改造，改变了原来的水处理方式，增加了反渗透装置，使离子交换树脂负荷减轻90％以上，不仅节约了近90％的酸碱，减少了环境污染，而且大大提高了补给水质量。例如，北票发电厂水处理采用反渗透加一级除盐后，使补给水电导率最低降至0.2μs/cm。今年安装完工的阜新发电厂、大连发电总厂的水处理设备都在一级除盐设备前增加了反渗透装置，出水电导率都在0.2μs/cm左右，因此彻底解决了冬季供暖补水量大，原水处理设备满足不了供合格除盐水的现象，保证了安全生产。
1.1.2给水
严格控制给水质量是防止热力设备的腐蚀、结垢、积盐的必要措施，特别是控制给水pH，防止受热面腐蚀，由于腐蚀不仅缩短设备的使用寿命，而且腐蚀产物会转入水中，加速受热面结垢，造成腐蚀和结垢的恶性循环。
加氨自动装置的投入，在保证炉水pH起到了重要作用。它减少了人工操作的滞后现象，这一点已得到各厂的重视，抚顺电厂、沈阳热电厂、阜新电厂、大连总厂、辽宁电厂都先后安装了此设备，使给水pH合格率有了很大的提高。但加氨自动投入后存在的最大问题是：
（1）设备的维护和校正不及时，使泵不能连续运行，甚至改自动为手动。
（2）自动装置传感器环节的pH表，存在电极老化，校正不及时，表本身性能差等问题，影响控制效果。
（3）控制柜某个环节质量不好，与计量泵（变频）不匹配，或者计量泵本身的机械问题，都影响泵的正常运行。所以要区别对待，分别解决，加强维护，让现有的加氨自动装置发挥出应有的作用。
1.1.3炉水
炉水采用磷酸盐处理，是为了防止碱性腐蚀，消除漏进锅炉内的硬度。省公司直属电厂除大连总厂今年新上一台加磷自动装置外，其它电厂仍为手工控制，这项工作目前差距很大，为保证良好的蒸汽品质，应提高加药方式的自动化水平。
建议：大连总厂、辽宁电厂采用低磷酸盐控制，将炉水PO4－3控制在1－5mg/l之间。同时也要求各厂严格控制炉水磷酸根浓度，将磷酸根浓度（以PO4－3表示）控制在低限3mg/l范围内，防止发生盐类暂时消失的异常现象和碱性磷酸盐腐蚀，提高蒸汽质量，减少锅炉沉积速度。
1.1.4凝结水
影响凝结水合格率的主要原因是，凝结水溶解氧不合格和凝汽器存在微漏现象，这一点已经引起各厂领导层的重视，现许多厂负责生产的领导都亲自抓这项工作，并严格执行"水汽异常通知单"制度，所以今年凝结水的合格率有所提高。
（1）建议：存在微漏的电厂能查清原因，视具体情况而定，能够进行凝汽器管板涂胶的电厂应在大修期间进行管板、管头涂胶工作，从根本上杜绝凝汽器漏泄和腐蚀。
（2）存在的问题是：老机组凝汽器漏泄严重
辽宁电厂老机组设备陈旧，正处于逐年退役阶段，但凝汽器漏泄造成的危害却相当严重，以＃4机组为例：＃4机于2000年7月进行化学清洗，2001年3月19日大修，共运行8个月零19天，大修检查水冷壁向火侧结垢量为475.58/m2，圆环结垢量为368.98g/m2，水冷壁圆环结垢速率为483.38g/m2·a(2000年7月--2001年3月)，虽然形成的原因很多，但最主要的原因是凝汽器频繁漏泄，从2000年8月－－2001年3月漏泄时间长达872小时，漏入生水339.9吨，硬度合格率为69.5％，给水O2合格率20.5％，凝结水O2合格率为4.8％。
1.1.5循环水
为防止凝汽器结垢、腐蚀和微漏，并能充分利用水资源，提高循环水浓缩倍率，各厂都做了大量的工作，虽然循环水监测没有一个统一的标准，但各厂能依据水质、处理方式、浓缩倍率等制定合理的循环水控制指标，并严格进行监测，保证了循环水的安全，稳定运行。
例如：阜新电厂9＃机大修检查凝汽器铜管保护膜完好，无腐蚀、结垢现象。大连总厂循环水冬季供暖加DDF-2阻垢剂,夏季加硫酸控制得很好，1986年凝汽器换铜管后，一直没有发生漏泄现象。另外，抚顺电厂、北票电厂今年凝汽器铜管也没有发生漏泄现象。
存在问题是：抚顺发电厂1号机凝汽器铜管（B30管）有腐蚀现象，明年5月份大修时，应查清原因。
1.2发电机冷却水水质情况
电导率pHCu
μs/cmμg/l
阜新发电厂＃11.55—2.07.0-9．36不监测
抚顺发电厂＃11．8-2.06．57.4200—1000
按照GB／T12145－1999标准，发电机定子冷却水电导率应小于2.0μs/cm，pH（250c）>6.8，Cu≤40μg/l，但各厂均达不到要求，一般电厂仍以控制电导率小于2.0μs/cm为控制指标，大量换水维持。
（在《防止电力生产重大事故的二十五项重点要》中，以明确规定对存在铜管腐蚀导致发冷水铜离子超标问题的机组要严格控制发冷水pH值，电科院已将该项指标作为监督考核项目）
对这项工作，电科院已立了攻关课题，进行调研和试验，并取得一定效果。各厂也都积极结合本厂实际，做一些工作。
存在的问题是：
各厂发冷水没有安装pH在线监测仪表，用试验室测pH值的复合电极测高纯水，电极响应迟缓，不能准确的表示pH值（测值偏高）。所以有的厂pH值合格，铜含量却严重超标。
1.3大修检查情况：
2001年省公司所属火电厂，只有沈阳热电厂、阜新电厂、辽宁电厂有大修工作。这三个电厂都能按照条例要求，对机炉进行化学监督检查，能够比较真实、详细的描述各受检热力设备的现状，并能在大修期间对水冷壁、省煤器、过热器进行割管检查，进行垢成份分析（有条件的单位还用数码相机，将大修时检查项目现状存入微机内）。
例如辽宁发电厂，在机组大修检查报告中，能够比较全面、实事求是的分析了水冷壁管结垢量大、腐蚀严重的原因，反映了化学技术人员专业素质有了一个很大的提高，但大多数电厂，大修检查报告只是一个流水帐，基至没有检查结果，没有综合评价，更没有分析存在的主要问题，改进措施和建议等等。
化学监督的主要任务是不仅要保证供给高质量的除盐水，还要防止热力设备的腐蚀、结垢和积盐，保证机组安全运行。
大修时检查热力设备是否腐蚀、结垢、积盐，是评价化学监督工作的一个标尺，而大修检查报告却是化学监督工作成绩的总结。所以规范大修检查报告，提高化学检查人员的专业素质，是一个迫在眉睫的工作。
大修检查情况一览表
电厂名称机组号启／停次数实际运行小时水冷壁省煤器垢量g/m2结垢速率g/m2·α评价垢量g/m2结垢速率g/m2·α评价
阜新电厂＃14191／192263.6787.89三类
＃978／79
辽宁电厂＃46216368.9483.3三类34.1三类
＃19384257.15191.8三类28.6三类
沈阳热电厂＃4132.2822.0598.515.79
＃216.525.6
大修检查存在的问题：结垢速率大
从化学监督报表看，各厂补给水、蒸汽的合格率都达到100，为什么结垢速率大，其原因有：
1）机组停备用时间长，没有很好进行停炉保护。
2）机组启停频繁，没有按标准进行启动阶段的水质监测。
3）凝汽器微漏，硬度经常超标，凝结水溶解氧长期不合格。
4）给水加氨、炉水加PO4－3控制不好，或高或低造成腐蚀。
1.4停备用机组防腐问题
由于目前电网负荷仍是供大于求，因此有近1／3机组在停备状态中，传统的停炉保护方法，由于条件所限，停备用时间较长，启、停无计划性，所以适应不了当前的需要，造成了机组停备用期间的腐蚀，给安全生产带来极大的危害。现在有许多电厂进行了停炉防腐新技术的试验性应用，取得良好的效果。抚顺电厂、阜新电厂、大连总厂都能在大、小修期间开展"十八胺防腐保护工作"并能认真的进行总结，经验逐步成熟，电科院也就目前电厂普通存在的热力防腐问题，开展科研工作。
1.5机组启动阶段水汽质量监督问题
按照《火力发电厂水汽化学监督导则》规定，机组启动前，要用有加氨和联氨的除盐水冲洗高低压给水母管和锅炉本体，待全体合格后点火。机组启动时，凝结水、疏水水质不合格不准回收，蒸汽质量不合格不准并汽。并在GB／T12145－1999新标准中，明确规定了锅炉启动时给水质量标准，机组启动时，凝结水、疏水回收标准，锅炉启动后，汽机冲转前的蒸汽质量标准。但这些标准并没有完全被各厂领导重视，而是随机组情况而定，这是一个普遍存在的问题，主要表现为：
（1）现大多数电厂基本做到了水冲洗合格后点火，凝结水合格后回收，至于并汽时，升压时蒸汽质量是否合格，能按标准执行的几乎没有。
（2）机组启动时，不能提前通知化学分厂，所以锅炉上水时不能及时加氨和联氨。例如，北票电厂，化学是个班组，不参加生产会议，有时锅炉点火了，化学还不知道，更不能进行监测。
（3）机组启动时，化学汽水运行，只进行常规项目监测，测不了铁、铜含量，所以启动时监测项目不全。有的电厂启动时水班能进行全面监测，但也只是个记录，无能力监督运行。
现大修检查时发现，热力设备腐蚀、结垢，汽轮机流通部份积盐，大多是因它所致。所以希望各级领导能够真正理解和把握这一问题，不能仅图一时效益而忽视设备健康。
1.6在线化学仪表的配置和投入情况
根据"导则"规定：对超高压及以上参数的机组，要连续测试水汽质量，配置在线电导表、pH表、溶解氧表、Na表、SiO2表，省公司直属厂大多是老厂，高压以下的机组较多，化学在线仪表的配装率和投入率都很低，尽管如此，省公司还是投入资金进行老厂改造，例如大连总厂，在水处理室取消了二次仪表盘，用控制系统的上微机CRT实时显示在线仪表监测值，现正在调试中。
阜新电厂＃01机和抚顺＃1机均为1996年投产的200MW发电机组，汽水化验站在线仪表的配装率为100，以这二台机汽水化验站为例，看在线仪表投入情况。（此数据为化学监督检查时当天仪表状况，不代表全年）
电厂名称电导表pH表溶解氧表配装投入准确率配装投入准确率配装台数投入台数准确率
阜新＃0162100％2250％210
抚顺＃144100％32100％22100％
阜新电厂＃01机在线化学仪表投入率和准确率低的主要原因是：
（1）01＃机汽水化验站环境温度过高，不仅在线仪表不准确，化学分析仪表也经常因药品失效而无法测试。
（2）在线仪表日常维护差，缺少必要的仪表校验制度。
省公司其它电厂化学监督在线分析仪表"三率"较低的原因是：
（3）过去对小容量机组化学在线仪表的资金投入欠帐多造成先天不足。
（4）有些厂领导对化学在线仪表的重视程度不够，在化学监督落实仪表化、自动化上抓的力度不够，也没有给予相应的重视。
（5）汽水取样器不能满足在线仪表的需要，与正常分析争水，也是导致化学在线仪表不能正常投入或不敢按装的原因。例如：沈阳热电厂。
2对存在问题的具体处理办法
我们这次化学监督检查，感受很深，各厂因体制改革使组织结构、人员结构都发生一定变化，新人多、年青、学历高、工作经验少，下一步急需做好岗位培训工作。但突出的一点是化学负责人、专工素质都很高，责任心也非常强，工作到位，使各厂的化学监督工作都取得一定成绩，得到厂部认可。
为了给各厂提供更优质的技术监督和技术服务，我们对这次检查存在问题，提出如下解决办法：
（1）统一《水、汽质量合格率统计报表》格式，将发冷水、DD、pH、Cu，蒸汽Fe、Cu监测项目填上，提高报表数据的准确性和真实性。
（2）修改化学监督考核评比细则。
（3）规范大修检查报告的格式及内容。
（4）提出下一年化学监督工作要点。
（5）继续与有关电厂合作攻关，重点解决发冷水问题，循环水浓缩倍率问题。
3年化学监督的工作重点及要求
3.1各项监督指标：
（1）水汽质量合格率，全厂平均及单项均要求达到98。
（2）化学在线仪表的配装率、投入率、准确率分别达到100、80、90。
（3）汽轮机油质合格率达98、油耗不大于10，100MW及以上机组汽轮机油和抗燃油颗粒度合格率为100，机组大修后的抗燃油要求送检电科院做油质全分析。
变压器油质合格率100、油耗不大于1.0。
（4）制氢站向系统内补氢，氢气湿度合格率达100。
3.2重视机组启动阶段的水、汽质量监督，要有专门、详细的记录，尤其要加强启动阶段的炉水pH和PO4－3的监测，蒸汽Cu、Fe的监测。
机组大修后启动阶段水质，要求水化验班跟踪监测，直至水、汽质量完全合格。
3.3要求采用磷酸盐工况的机组，严格控制磷酸盐浓度浓度，采用低磷酸盐处理，以防止发生盐类暂时消失现象和碱性磷酸盐腐蚀，减少锅炉沉积速率。
3.4切实提高在线化学仪表的投入率和准确率，建立必要的仪表校验制度，真正发挥化学仪表的作用。
3.5深入开展停炉保护新工艺研究和试验（如十八胺防腐工艺）狠抓热力设备、停、备用保护，减少腐蚀，降低结垢率。
3.6抓好凝汽器铜管防垢、防腐、防漏工作，加强循环水处理监督，抓好胶球系统正常投入，有条件的厂可进行凝汽器管板、管头的涂胶工作，选择既能阻垢又能防腐的水质稳定处理工艺，延长铜管使用奉命。
3.7强化全过程、全方位监督管理，严格执行锅炉和凝汽器化学清洗资格证制度，电科院应对200MW及以上机组的锅炉和凝汽器的化学清洗进行质量监督。
3.8各厂重大化学技术改造项目及水处理方式的改变，电科院应参与方案的审查和论证。
