宁夏神华国华发电厂实习生自我小结
神华国华宁东发电厂实习工资总结
通过在宁夏神华国华宁东发电厂厂的近三个月实习，我了解了神华国华宁东发电厂的总体规划以及神华国华宁东发电厂所处地位和作用，同时从大概到具体的了解并掌握了神华国华宁东发电厂厂的基本构成和运作流程，了解汽轮机、发电机等各主要设备的运行参数、基本结构和工作原理以及各部分在发电过程中的作用。同时从运行部的学习中、工作中掌握、收获了很多的东西，无论是具体的业务，还是各类组织活动，以及为人处事的好多道理，这些都将成为我人生中的一笔宝贵的财富。
从进运行部开始，我便开始学习电厂的三大系统图，但是毕竟是学有所长，更何况自己对热电厂是从零开始的，更加促使我要刻苦学习，对于图纸和工厂都需要得到师傅们的提点。
师傅们详细的为我解答图纸的时候，我不仅仔细的听师傅们所讲解的内容，而且我还注意到了老师傅们完全是脱离系统图纸给我认真讲解，对电厂的部件，装置都如数家珍，可以准确的说出涉及到的每个参数，甚至根本不用思索就可以报出有些管道内的压力值，对每个环节可以流畅的依次详细的说明，这点令我很是佩服，这体现出那些老师傅们在平时做过很多的功课，是非常认真负责的在对待自己的工作，平时不断地练习，记忆，因而即便已经年过不惑，但是对份内的工作依然可以做到如此令人敬佩之地，这是我缺少的也正是要学习的地方，我们当代的大学生大多生于80后，缺乏的就是一种对工作，生活负责的精神，往往得过且过，没有持之以恒的毅力，对很多事情不够认真，在这里我学习到了这种精神，我会把它贯彻到自己的精神统治力中，使它成为自己今后做事情，对待生活的基本态度。
去神华国华宁东发电厂厂运行部实习和其他部门不同，需要高度注意厂区的纪律，规则，佩戴安全装备，使我感到一种很正式的氛围，这给平时散漫的我们上了很好的一课，增强了我的纪律意识，提高了今后工作中的危险意识，因为电厂中的每个环节都是高危的作业环境，稍有不慎就会对自己对企业，以致对国家造成巨大损失，所以我在学习完系统图，跟随老师傅们去下工厂近距离了解设备的时候，最大可能的保证安全。
此外，这次了解的很多神华国华宁东发电厂厂的核心知识为我今后有机会进入电厂工作奠定了基础，有了一个心理上的准备，不仅仅是知识层面的，还有很多其实感受后的领悟。例如我们一提到电厂就感觉福利待遇都很好，而且电力系统是一个高盈利的行业，其实我们听老师傅介绍说，中国大多的电力集团实际上处于亏损的状态，只是国家为保证电力这一支柱产业的稳定，每年补贴很多钱，而电厂的职工其实也不都是高待遇的，也要看地区看职务等具体情况，这番话一改我们往日对电力系统的观念，使我们不久的将来就业时可以冷静的思考，从而选择出适合自己的职业，不对电厂等电力系统的职位过份的追求，从这一方面也可以优化资源配置，为国家的各行各业招聘适合的人才起到积极影响。
这次的神华国华宁东发电厂实习虽然给我的动手机会不多，但是仍比整日坐在教室内纸上谈兵要强许多，尤其是对有些男生有很好的影响，比如我就对
机械装置感兴趣，动手能力比较强，当我看到真实的汽轮机，发电机，阀门，压力表等实物时，我对这些装置的参数，性能，运行原理等的实际问题的兴趣极大的提高，不时地向老师傅提问，我觉得在这种环境下学习对我来说效果是最棒的，同时印象也是最深的，可以说我几乎不用事后再复习，都可以当场记住主要内容，而且会保持多年，如果我毕业后进入电力系统的话，这会为我今后的工作奠定一定基础的。
以上就是我通过这次热电厂实习，参观动模实验室，观看视频三部分组成的认知实践活动得到的一些心得体会，获益良多，我在此衷心感谢给我这次实践机会的所有领导和老师。
扩展阅读：浙江201*年发电厂化学监督工作总结汇编
浙江省发电厂201*年化学监督会议资料之一浙江省发电厂201*年化学监督工作总结汇编
浙江省电力试验研究院
201*年3月浙江绍兴
1浙江省发电厂201*年化学监督工作总结…………………………………………12北仑发电厂201*年化学监督工作总结……………………………………………373浙能嘉兴发电有限责任公司201*年化学监督工作总结…………………………434浙能兰溪发电有限责任公司201*年化学监督工作总结…………………………515浙能乐清发电有限责任公司201*年化学监督工作总结…………………………546台州发电厂201*年化学监督工作总结……………………………………………577浙能镇海发电有限责任公司201*年化学监督工作总结…………………………638浙能温州发电有限责任公司201*年化学监督工作总结…………………………689浙能长兴发电有限责任公司201*年化学监督工作总结…………………………7310萧山发电厂201*年化学监督工作总结……………………………………………7811浙能钱清发电有限责任公司201*年化学监督工作总结…………………………8412国华浙能发电公司A厂201*年化学监督工作总结………………………………9013国华浙能发电公司B厂201*年化学监督工作总结……………………………9414大唐乌沙山发电公司201*年化学监督工作总结………………………………9715华电半山发电有限责任公司201*年化学监督工作总结………………………10816神华国华舟山发电有限责任公司201*年化学监督工作总结…………………1201*温州燃机发电有限责任公司201*年化学监督工作总结………………………12718镇海联合发电有限责任公司201*年化学监督工作总结………………………13019金华燃机发电有限责任公司201*年化学监督工作总结………………………13220华电乌溪江水力发电厂201*年化学监督工作总结……………………………13621浙能华光潭水力发电公司201*年化学监督工作总结…………………………14022浙能北海水力发电公司201*年化学监督工作总结…………………………142
目录
浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
浙江省发电厂201*年化学监督工作总结
摘要本文总结了201*年浙江省各发电厂化学专业在水汽质量控制、化学仪表、
油务、燃煤监督、试验室管理等方面所做的工作，各厂加强技术管理，根据各自特点，做好设备改造和消缺工作，进行超超临界机组给水加氧处理工艺实施后的总结和调整处理工作，保证了发电机组安全运行；同时也指出了部分发电厂在线化学仪表维护不力、抗燃油氯含量和体积电阻氯超标、工业水系统存在腐蚀风险等问题，并提出了201*年工作重点。
关键词化学监督总结201*年
1概述
201*年度我省各有关发电公司（厂）根据年初下达的重点工作和各项监督指标，结合本企业设备的运行特点，及时调整内部技术管理机制，修订和完善各项技术管理制度，制订具体落实措施，在各单位相关领导及技术管理人员的共同努力下，在日常的水、汽运行监督，在线化学仪表和油务、燃煤监督、试验试剂管理规范化等方面做了大量细致的工作，同时继续做好凝汽器的查漏堵漏和炉内加药调整工作，做好化学设备的技术改造和消缺工作，及时处理化学监督指标超标，在超超临界机组的加氧处理及后续调整评价方面也做了大量工作，在相关专业密切配合下，保证了发电设备的安全、经济运行。
2201*年化学监督指标完成情况及分析
201*年全省发电厂化学监督指标完成情况
指标名称水汽品质合格率（%）水汽品质期望值合格率（%）色谱测试完成率（%）SF6微水测试完成率（%）在线化学仪表投运率（%）绝缘油油质合格率（%）指标要求99951001009599201*年99.1596.2510010099.92100201*年99.3097.36100100100100第1页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
汽轮机油油质合格率（%）抗燃油油质合格率（%）999599.0299.2495.36201*年浙能集团发电厂化学监督指标完成情况
指标名称水汽品质合格率（%）水汽品质期望值合格率（%）色谱测试完成率（%）SF6微水测试完成率（%）在线化学仪表投运率（%）绝缘油油质合格率（%）汽轮机油油质合格率（%）抗燃油油质合格率（%）
指标要求999510010095999995201*年99.0295.5910010099.9210099.02201*年99.1697.4210010010010099.0293.91从指标完成情况来看，全省和浙江能源集团发电厂水汽品质总合格率比去年均有一定幅度的提高，主要原因为今年（下文中今年均指201*年）各厂通过查漏堵漏处理，凝汽器泄漏和凝汽器溶氧超标现象得到好转。从各火电厂的具体情况来看，合格率较高的为北仑第一、浙能北仑、国华宁海A厂、国华宁海B厂、台州发电、浙能镇海、华电半山（煤机）等发电公司（厂）。对全省水汽品质合格率造成较大影响的因素为浙能乐清的凝汽器泄漏、华能玉环凝结水溶氧时有超标，另外，金华燃机的凝结水、除氧水溶氧和给水合格率偏低，萧山天然气发电机组给水和蒸汽氢导合格率低。
从期望值控制指标完成情况看，也比去年有了一定的提高。期望值合格率较高的电厂也为为北仑第一、浙能北仑、国华宁海A厂、国华宁海B厂、台州发电等发电公司（厂）。对期望值造成较大影响的为主要原因为萧山发电厂天然气机组给水蒸汽氢导合格率低，另外部分电厂凝汽器溶氧超标和炉水pH期望值合格率低，如浙能嘉华新投产的#7、#8机组溶氧超标，浙能温州、温州特鲁莱、温州燃机等炉水pH值期望值合格率低，舟山朗熹除氧水和蒸汽合格率低。这些电厂应针对各自的问题，查找原因，做好加药调整，进行凝泵前泄漏点的查找处理工作，提高水汽品质的期望值合格率，使机组更加健康经济地运行。
各火电厂4季度和年度水、汽品质合格率具体数值见表1～4。
201*年化学在线仪表的总体投入情况较好，除部分燃机发电公司外，各发电公司配置情况良好，在线化学仪表均投入运行，但在线化学仪表的准确情况各单位差异
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较大，部分电厂由于化学仪表维护力量不足方面的原因或pH表电极老化未及时更换等因素准确率偏低，化学仪表的维护工作尚需进一步加强，在线化学仪表的投入率与抽查准确率情况见表5。
各发电公司（厂）制定预试计划，按周期要求开展电气设备的色谱、六氟化硫测试工作，做好组分含量异常的充油电气设备的色谱、微水分析跟踪工作，认真开展汽轮机油和抗燃油的油质维护工作，全面完成充油（气）电气设备的化学试验工作。从今年开始，单独统计抗燃油合格率，由于不少发电厂存在抗燃油体积电阻率和氯含量超标问题，抗燃油合格率相对较低。201*年绝缘油色谱、SF6微水测试完成情率，绝缘油、汽轮机油、抗燃油油质合格率情况见表6、7。
3设备事故、故障、缺陷、异常情况及处理跟踪情况
3.1国电北仑第三2月14日#6机组化学清洗后的启动，在#6号机组临时系统恢复后，水冲洗未及时将汽动给水泵至给水母管的管路冲洗，汽泵并入运行后，汽泵至给水母管的酸洗残留液影响给水品质，导致省煤器进水pH值下降，发现后紧急停止机组启动操作，对热力系统重新冲洗后机组再启动，于2月16日21:22机组并网。因为给水系统酸洗后的水冲洗温度偏低，水冲洗不够充分，在机组启动后，随着压力温度的升高，有较长一段时间的酸洗液杂质释放，省煤器进水氢电导率于2月17日17:00后才小于0.15μS/cm。
3.2浙能嘉兴1月份#2主机油铁谱检测发现，#2机主机轴承处取样发现有油泥存在，同时有较多铁颗粒存在，颗粒度检测达到NAS10级。1月18日停机前取样油泥析出试验合格。同时取样送华东中试所做氧化安定性及老化试验，指标都合格，说明油本身没有问题，利用#2机停机C修中进行了油箱底部清理，发现底部有少量油泥存在，磁棒上吸附有较多颗粒杂质。经过反复滤油后颗粒度已经合格（测定NAS8级）。3.3华电杭州半山发电公司化补水水源采用上牵埠水经超滤反渗透处理后进入离子交换除盐系统，1月份发现超滤压差上升快，多次进行化学清洗（酸洗和碱洗交替进行），清洗完后运行压差往往两三天内即上升到规定值。开端盖检查，膜孔有白色物堵塞部分膜孔，而且碱洗效果明显比酸洗好，初步判断为有机物和胶体污染，怀疑为水源问题。1月25日清洗完后即改用自来水试验，3天压差基本维持在30kPa，1月28日改用十二里洋水源，至今压差变化不大，说明引起超滤压差上升快为上牵埠水源枯水期富营养化所致。
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3.4国华宁海B厂2月12日6#机组调停后启机，凝汽器上水过程中发现钠离子和电导异常，经检查确认发现钛管泄漏。凝汽器停止上水，查找发现一根钛管有破损，对已破损钛管进行封堵，对凝汽器进行冲洗换水至水质合格。
3.5舟山朗熹201*年2月发现反渗透设备进出口压差增大，设备流量下降。对保安过滤器滤芯更换时发现内部有较多有机物，打开反渗透膜端发现内部也有有机物存在。主要原因为舟山进入枯水期，原水水质变化引起。针对此现象，加强原水的检测，调整化学清洗的方案，安排进行超滤、反渗透化学清洗。
3.6国电北仑第三6月17日1:50发现反渗透出水pH值下降至4.2，电导率上升至80uS/cm，停止反渗透和除盐系统运行，经查系超滤酸洗液从反洗水泵倒漏至超滤水箱进入反渗透系，停超滤清洗，2:45反渗透系统出水正常，未对除盐水制水质量形成明显影响，在6月20日召开了专题分析会，制定了5条相关反措。
3.7台州发电厂在#9机小修检查中发现凝汽器水室衬胶有大面积脱胶及鼓泡现象，#1侧水室（出水侧）钛管有2根管子与管板脱开，管板管口与管子端部距离各有13、17mm，管板内侧碳钢板部分裸露在外，已造成严重腐蚀。安排采用高分子材料（添加陶瓷等耐磨材料）对衬胶进行修复，并采取钛板封堵措施，共封堵9根。3.8华电半山4月27日发现#5加碱泵不能投入运行，无法加碱，内冷水pH降低。经过几天的反复检查，怀疑可能是泵体的电磁铁烧坏。由于这台加碱泵在去年7月份曾经发生同样的情况，后经修复重新运行，同时进行了电流过载保护等措施；但今年仍然发生同样的问题，怀疑泵本身存在一定的缺陷。在对加碱泵进行返回供应商进行修复的同时，购买了一台新的加碱泵，已更换。
3.9台州发电厂检测中发现#7低旁控制油体积电阻率0.54×1010.cm，#8控制油体积电阻率0.26×1010.cm，#8低旁控制油体积电阻率0.18×1010.cm，氯离子107mg/kg。#8机组控制油运行年数已久，存在老化现象，该厂加强滤油，在10月份#8机组大修时更换#8机控制油。
3.10华电半山9月份#1机中压过热蒸汽冷却筒接头漏，无法正常工作。多次对接头进行拆开检修，仍无法修复。由于此路样水取样一次阀关不严，而且机组长时间连续运行，停运时间短，无法消除此缺陷，后安排再10月份#1机组大修时处理。3.11舟山朗熹7月16日阳床再生时进酸经过几分钟运行后，发现酸浓度下降至零。经检查喷射器，酸计量箱至喷射器进口酸管路，再生泵均完好，而且随着运行时间增
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长，阳床中排出水量也开始下降。故判断为进阳床的酸管路不通。拆开流量计后的进酸管路，发现部分管道内的衬塑出现大面积的鼓包。为不影响正常的再生工作接临时酸管路至阳床，拆下原有酸管路重新衬塑处理。
3.12浙能嘉华#3～#6机组凝结水精处理混床由于设计时选用的进水流量小于实际运行流量，在设备满负荷运行时床体压差大，树脂存在明显破碎现象，不得不采用三台设备同时运行无备用的方式，不能保证凝结水100%处理，影响运行的安全性，在去年经过攻关对#3、#4树脂捕捉器和水帽增加通流面积减少压差取得预期目的的前提下，今年10月完成#5、#6机组精处理混床树脂捕捉器改造工作，投入正常使用，解决了长期以来差压大床体无备用的问题。
3.13华电半山11月16日~11月18日，超滤前自清洗过滤器差压逐步上升，反洗流量下降。11月18日，打开自清洗过滤器端盖检查发现，滤元呈深褐色，初步确定为铁污染。将滤元外的膜片取出，用5%盐酸+1%的抗坏血酸进行浸泡后，然后用水冲洗干净后重新装复，且差压从清洗前的71kPa下降至40kPa。
3.1412月25日，浙能乐清#4机小机油漏入给泵密封水，密封水回收至凝结水系统造成精处理前置过滤器和混床树脂受油污染，出水水质恶化，不得不撤出床体，其后通过调研，安排进行前置过滤器和混床树脂进行热碱除油处理，其后恢复正常运行，出水水质符合要求。
4201*年监督管理工作开展情况
4.1日常监督与服务工作
4.1.1召开201*年发电厂化学技术监督工作会议，总结发电厂201*年化学技术监督工作，表彰先进，讨论浙江省发电厂化学技术监督实施细则、浙江省发电厂化学技术监督考评细则，进行技术交流，确定发电厂重点工作，并进行发电机内冷水化学清洗及碱化处理、停炉保护技术等专题交流介绍。
4.1.2为确保燃煤采制样装置的正常运行，及时发现该设备在运行、维护管理方面存在的问题，针对存在的问题找到解决方法，8月中下旬及12月下旬，我院环化所专业人员对我省各火力发电厂的入厂煤机械采制样装置的使用和维护情况进行了现场评估。从评估的结果来看，我省火力发电厂机采装置的使用情况总体运行差强人意，系统投运率统计上看是比较高，但实际在使用中存在问题不少；碰到设备异常时虽能及时处理，但处理基本采用头痛医头脚痛医脚的方式，对于一些设计上的缺陷未引起足够重视，
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导致机采装置的可靠性总体不高，各厂虽然都有机采装置的维护和保养规定，但实际的维护和保养效果依然不佳，设备的密封性差，煤样泄漏严重情况，水分损失率偏高，机采系统留样量忽大忽小毫无规律等等问题依然突出。
4.1.3继续做好发电厂定期监督评估工作，掌握设备运行的健康状况，及时发现发电厂在生产和技术管理等方面存在的问题并提出针对的意见和建议。
4.1.4继续进行发电厂信息反馈编制工作，对各发电厂发生的化学监督相关问题进行分析并提出处理意见，为各发电厂异常服务。
4.1.5进行发电厂化学水分析现场操作检查工作，发现电厂化学分析人员在操作过程中存在的习惯性违规现场，确保电厂水质分析数据的准确性。
4.1.6进行国华宁海A厂反渗透装置进水氧化还原电位异常的分析及处理，确保膜运行的安全性。
4.1.7进行浙能温州发电公司#5机组发电机内冷水系统化学清洗工作。该公司#5机组发电机在小修期间检查发现定子线圈空芯导线内壁积垢严重，电试院环化所根据#5机组一直存在的线圈超温现象和此次检查情况建议在小修期间进行化学清洗，为不影响发电机服役时间，电厂对检修计划进行调整后希望清洗工作能够尽早开展，且留给清洗工期只有24小时，发电机内冷水系统清洗对清洗安全性要求也非常高，为此电试院环化所技术人员克服困难，采用我院开发的专用清洗剂DH-96，并配合相关清洗工艺进行清洗，#5机组清洗后使用内窥镜对清洗效果检查，线圈空芯导线内壁除垢彻底，通流能力基本恢复到新机组水平。
4.1.8进行大唐乌沙山发电公司参加大唐系统化学水质、油质分析人员技术比武的考前指导提高工作，使其取得良好成绩，在大唐系统电厂中取得第一和第二名的优异成绩。
4.1.9进行国电北仑和浙能北仑等发电公司的入炉机械自动采样装置性能测试，为电厂煤耗计算服务。
4.1.10在9月初，根据化学监督会议初步讨论情况，再次组织进行浙江省发电厂化学监督实施细则和考核细则的讨论，适应近年来新的电力形势和新的标准规程的要求。
4.1.11进行台州发电厂等发电公司（厂）的夏季水平衡试验工作，指出电厂用水方面存在的问题，为电厂节约水资源和节能减排服务。
4.1.12进行国华宁海A厂含煤废水水质异常的分析处理。通过对现场运行方式的调
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查，进行小型试验及现场试验，指出污水调节池的pH值不稳定是导致含煤废水处理系统出水浊度经常超标的主要原因，提出渣水回用于其他系统，不要排放至含煤废水处理系统；在污水调节池装设一个在线pH计等建议。
4.1.13进行国华宁海A厂原水预处理系统冬季混凝试验，比较不同加药量对原水的混凝效果，优化原水的加药工艺参数，达到提高混凝效率，减少混凝成本和提高混凝出水水质的目的，为预处理系统的安全和正常运行提供必要的参考。
4.1.14由于绝缘油的微水和色谱分析对取样的要求较高：取样的注射器要求干燥、严密，取样时要求全密封等，为了减少取样环节带来的影响，本次校对采取单样校对的方法。具体做法是由省电试院技术人员于同一日统一采取一批油样发放到各单位进行分析，各单位于第二日至省电试院取样，于第三日同时进行测试，最终由省电试院进行汇总分析。从汇总结果看，各发电公司（厂）发样的色谱分析的再现性良好，大部分单位在绝缘油的取样、仪器的维护、操作等方面的工作都做得较好。但从校对数据中可也以看出单位之间的测试能力存在差别，有些单位的测试数据全部为满意数据，部分单位的离群数据或可疑数据较多，希从取样操作、仪器维护、试验条件、人员等方面查找原因，然后再取样与省电试院进行个别校对并查明原因。
4.1.15继续进行发电厂铜、铁、二氧化硅水样品校对工作，鉴于往年仅发放校对样品而未对其操作过程进行检查，难以判断为仪器还是人员操作的因素引起数据的偏差，今年检测校核工作，以现场核查以及实验室自我检测两种方式相结合，结合电厂迎峰过夏活动，由电试院技术人员直接携带校对水样去各个电厂实验室进行现场检测，最终分析结果上报省电试院进行汇总分析。201*年水样校对试验与201*年一样，采用了相对统一的检测方法和检测仪器，使铜、铁、硅的统计结果更具比较意义。从现场核查情况看，发现了一些直接或间接导致分析结果不准确的问题，具体为：
1）计量检定。部分玻璃计量量具没有进行计量检定；
2）药品及标准物质的有效期问题。部分实验室还在使用已过期的标准物质；部分实验室则在配置药品时未注明有效使用日期，易导致过期误用；
3）基本操作不够规范。如配置硅标准工作溶液时直接用量筒加水，定容、稀释、移液等未按规范进行，部分分析人员操作不够熟练；
4）部分仪器使用环境不佳。如用于铜、铁分析的石墨炉原子吸收光谱仪与电厂常规水样分析、脱硫项目分析等放在一起，直接影响了仪器的清洁度，很容易使试样受污染；
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5）计算问题。如部分电厂在整理硅标准曲线时计算错误，使测试值偏小一倍。通过这种方式，帮助电厂更好地发现日常分析测试中存在的问题并进行针对性改进，提高分析数据的准确性。
4.1.16继续进行发电厂燃煤校核试验工作，为了客观地评价我省各电厂及检测中心在燃料管理和分析检测方面的技术水平和管理水平，全省校对煤样由电试院统一制备，每个参加校对试验的试验室分发煤样4只。为确保各单位试样煤质的一致性，对两只统检煤样（试样A、试样B）做了均匀性试验；统检煤样C为随机选用的不同标煤，验证各厂分析检测的准确性。剩余一只试样为随机样。试验结果显示统检煤样A、B各项数据测定结果精密度均很高，均在再现性范围内，仪器化验项目全硫及发热量各厂化验值之间的差值均较小，没有明显偏差。统检煤样C的分析数据与标准值的差值，与标样标准值进行比对，发现部分厂的分析数据不在标值的不确定度范围内，分析原因此次所用标煤的灰分及硫的含量范围比较大，部分厂采用仪器自动分析，所用仪器标定的测定范围比较窄，因此测定值误差较大。其次，人工操作项目灰分、挥发份等操作步骤在国标上均有详细严格要求，各化验单位应定期校核仪器，保证仪器准确性的基础上严格按照国家标准要求操作，以减少分析误差。
4.1.17针对存在的发电机定子线棒温差大，影响设备安全运行的情况，进行浙能乐清、浙能嘉华等发电公司发电机内冷水系统的化学清洗服务。
4.1.18进行国华浙能发电有限公司化学制水系统设置的反渗透系统运行状态进行评估，根据评估结果对电厂反渗透系统的运行提出建议。
4.1.19进行浙能嘉华三期、浙能绍兴滨海热电等新投产机组的现场化学监督服务，通过现场检查，数据抽测，查阅运行数据等，发现基建遗留问题，与电厂人员共同商讨处理方案，确保机组进入商业运行的安全经济性。
4.1.20根据发电厂要求，完成水、煤、油（气）试验分析工作和有关的大宗药品验收试验，提供相应试验报告，为电厂生产运行服务。4.2年度重点工作开展情况
根据年初化学监督会议确定的重点工作，各厂均落实到今年的生产中，相关电厂进一步完善化学试验室管理，做好在线化学仪表的管理，做好抗燃油油质异常处理，做好超超临界机组的加氧处理后续工作，开展化学运行、试验人员的操作培训工作，较好地完成今年的重点工作。
国电北仑三根据三期预脱盐系统的系统设计容量，在不需要增加泵出力的情况
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下，对原A、B、C反渗透系列各增加了二支膜，装置运行压差下降，出力能力提高，总体出水情况正常，满足了对外供热后除盐水用水大幅增加需求。该公司今年还实施了#6机组锅炉给水加氧处理方式运行，该公司制定方案，于3月3日14:40开始，由汽泵进口的加入氧气，开始从AVT（O）向OT处理方式转换，3月5日基本完成给水和锅炉系统的转换，省煤器进水、主蒸汽和再热蒸汽中铁含量小于3μg/kg。
浙能北仑发电有限公司针对抗燃油中氯含量超标问题，在#4机组中修期间，在#4机EHC油系统安装了一套PALL的多功能在线处理装置。
浙能嘉兴发电有限责任公司做好凝结水精处理再生装置改造。201*年9月#1机组检修时开始改造，至11月初，分离塔已经就位，管道连接完成，11月底进行了调试，12月初完成投入使用，分离塔的投入使用，大大增加了阴阳树脂的分离能力，同时对树脂量进行了调整，补足了部分树脂，至12月底，混床的周期制水量从6万吨增加到了10万吨。
浙江嘉华发电公司做好新建的#7、#8超超临界1000MW机组基建监督工作，6月23日#7机组168试运行结束，10月18日168试运行结束。机组投产后，该公司根据提前制定的加氧方案，在9月20日#7机组给水水汽品质趋于稳定正常后，开始加氧处理，初期加氧量小于100μg/L，至10月25日左右，给水管道和省煤器基本转化完毕，进入稳定加氧阶段，给水铁含量从原来的4-5μg/L下降到1μg/L以下。锅炉压差从最高的2.1MPa下降到1.7MPa，降低幅度为15%。该公司反渗透装置已运行8年，出力、脱盐率均下降，最高出水导电率100S/cm左右，在201*年8～9月，进行了活性碳过滤器出水装置改造完成，消除了活性碳泄漏的缺陷，10月进行了#2列反渗透膜更换，目前投运后出力和脱盐率均在正常水平，大大减少后续系统压力。
浙能兰溪发电公司对#1、#4机加氧处理工艺进行优化调整，针对#4机加氧后过热器、再热器氧化皮脱落严重情况，#4机给水加氧量由30～150g/L下调至30～50g/L，同时为监测过热器及水冷壁中氧量消耗情况，在#1、#4机组B侧包墙下降管标高65m处增加启动分离器出口氧量取样点，增设在线氧表。针对三套超滤装置的压差均上升至上限，经化学清洗无法恢复性能，并且超滤膜已至运行年限，今年对三套超滤膜进行了更换。由于原超滤系统中无离线化学清洗管线，难以在运行中清洗予以清除的污染物且在线清洗耗水量大、耗时长、效果差，为此，加装了离线清洗管路，并在超滤系统加装了排气阀，使系统更为完善，今年11月份进行了一次离线清洗工作，清洗后起超滤压差可以下降10kPa左右。
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浙能乐清发电公司针对给水pH值控制波动较大和pH值偏低情况，对给水加氨系统进行了改进，实现了自动加氨，并对AVT（O）工况下的给水加氨量进行了优化，提高pH值控制范围至9.4~9.6。经优化后的给水铁含量下降明显，水汽铁含量合格率达到100%。针对发电机内冷水pH值经常低于7.0的情况，采取了使用碱化树脂对内冷水进行碱化处理的措施；针对#2发电机线棒超温和温差大的问题进行内冷水系统化学清洗，清洗后进行碱化处理。内冷水采取碱化处理后，各机组内冷水pH值合格率达到100%，铜离子含量基本下降到10g/L以下。
台州发电厂完成了四期炉内加药PLC控制改造，实现自动加药。该厂还进行循环水加药系统的改造，确保加药处理工作能正常开展。
浙能镇海发电公司根据公司400t/h的供热改造工作需要，新增第五套化学水处理设备，主要是再新增一套床体设备和2台除盐水泵的扩容工作（流量增大，旧泵换新泵），该项目于1月初开工，6月份完成改造工作后投运。同时，新增3000t除盐水箱改造工作目前基本完成，已进水，大大提高了设备的供水能力。针对炉内磷表准确度差的问题，今年安排更换了炉内在线磷表。
浙能温州发电公司结合公司四期“上大压小”工程2×660MW燃煤发电机组，做好水处理系统异地改造重建设计等工作准备，计划设置2组110t/h超滤反渗透预脱盐系统和2组230t/h离子交换除盐系统，并预留部分场地供以后供热扩容，系统出水品质满足超超临界机组补水要求，整个工程目前已完成总承包商招标。针对二期、三期精处理混床出水监测仪表测量不准确的情况，一方面对不合格的仪表进行更换，另一方面更加强对运行中仪表的维护，及时更换树脂，保证水样通畅，确保监测数据的准确。同时，该公司还采取措施提高精处理树脂的再生质量，每次再生用酸、碱浸泡树脂后，多次用压缩空气擦洗，去除树脂表面附着物及夹杂在树脂间的颗粒状氧化物，为提高阳、阴树脂的分离程度，还对阳树脂进行二次分离。今年，该公司还开展发电机内冷水水质运行控制调整试验，通过对小混床内的树脂配比和种类进行了调整，提高内冷水pH值，降低系统腐蚀速率。
浙能长兴发电公司由于超滤膜元件超寿命运行，且部分膜丝有断裂情况，对浊度的去除能力有所下降，影响反渗透进水水质。反渗透膜元件同样超寿命运行，脱盐率、产水量均出现不同程度的下降，其中脱盐率已降至93%以下，后续离子交换设备运行及树脂再生压力加大。针对以上情况，201*年安排对两套超滤膜元件和其中一套反渗透膜元件（另外一套已于201*年11月16日安排更换）进行更换，具体为将原
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有大连欧科SPES－55内压式中空纤维超滤膜更换为加拿大SAVEYOR内压式超滤膜组件，材质为MPS；将原有陶氏BW30－400反渗透膜元件更换为抗污染型BW30－400FR。膜元件更换后，制水系统瓶颈得以消除，超滤与反渗透系统运行效果得到显著提升，脱盐率目前稳定在97%以上。该公司今年还进行循环水系统铜管结垢腐蚀的评定工作，在#1机组大修过程中对凝汽器铜管进行抽管检查，并送管样1份至电试院进行垢量测定与腐蚀评价。
萧山发电厂完成供热改造中净化站及超滤、反渗透装置的设备安装及调试工作，11月，经过近一年的基本建设、设备安装和调试，供热改造工程新增超滤、反渗透及预处理系统已正式试运，12月正式移交生产。该厂还研究提高#3、#4机组的汽水品质，尤其是主蒸汽的氢导指标，缩短余热锅炉的启动时间，该项目已作为201*年和201*年度的科技术项目，目前化学专业已基本完成进行相关的收资工作，并正在编写氢导高的原因分析的专题报告。
浙能钱清发电公司循环冷却水排污环保压力大，循环水系统一直黏泥污堵严重，为解决黏泥污堵问题，电厂几个专业协同研究后提出了循环冷却水旁滤处理的解决方案，循环水旁路过滤器去年安装调试投入使用后，经过今年近一年时间的运行，效果非常明显，极大改善了循环水系统黏泥污堵严重现象。针对#2炉存在磷酸盐隐藏现象，导致炉水pH值下降的问题，对炉内加药种类配比进行调整，由原先采用纯磷酸三钠改为按3500g磷酸三钠和200g氢氧化钠配比进行配药的方式，适当降低炉水磷酸盐含量，使用后炉水磷酸盐隐蔽现象发生好转，炉水合格率尤其期望值合格率大幅度提高。
华能玉环电厂做好机组加氧处理后的运行调整工作，在机组检修期间，安排对水冷壁节流孔等部位进行检查，评价加氧效果。
国华浙能发电公司A厂针对不同季节不同的原水pH值，运行通过净水站加酸、碱系统调节原水pH，使原水澄清效果最好，并针对春季藻类暴发情况，加大二氧化氯加入量，并保证后级反渗透进水ORP指标合格。该公司在检修中进行了#3、#2机定冷水微碱化系统改造，pH控制在8.0～8.5之间，电导小于1μS/cm，铜含量小于10μg/L，远小于改造前数据(10μg/L左右)，水质标准完全满足《GB-T-7064-201*透平型同步电机技术》标准。
国华浙能发电公司B厂针对的春秋季水质变化和微生物生长情况做详细记录，对海水净水站藻类情况进行了密切关注，发现季节性差异很大，阳光照射对海水净水站出水藻类生长情况影响很大，因此要求设计院对海水净水站出水区域做遮阳处理。
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针对3月份水塔塔盘里出现的藻类生长情况，专业做了密切关注和分析，并要求天津海淡所拿出详细有针对性的除藻方案，经过专业对加药方案调整治理，成功控制了冷却塔因海水海藻爆发而长藻的情况，及时消除了对机组的威胁。
大唐乌沙山发电公司为解决锅炉垢沉积速率高的问题，201*年对化学清洗后的#3机组实施了给水加氧处理，在7月7日～8月3日完成#3机组化学清洗后给水加氧转化工作，转化期间控制给水氧含量的最高值为188.8μg/L，转化试验影响给水氢电导率最高值为0.21μS/cm，给水铁最高值为6.5μg/L，主蒸汽铁最高值为5.3μg/L，至8月3日15:00主蒸汽出氧。
华电杭州半山发电公司2台135MW燃煤机组由于循环冷却水源发生了变化：由原来的上牵埠来水（未以澄清处理过）变为现在的上牵埠来水、燃机循环冷却水补充水（十二里洋经澄清处理过）、全厂工业废水系统处理后的水，但药剂未作改变。经过多年的运行，#4、#5凝汽器铜管在大修检查时结垢并不太严重，但生物粘泥附着严重，有明显的微生物滋生，管板及循环水管道腐蚀较严重。在1月份对几家生产厂家的技术方案进行分析比较，并通过专题讨论，普遍认为现有的处理方式对循环冷却水系统不利，并根据目前水源复杂的情况进行了相应调整，采用具有低磷、高效的阻垢缓蚀性能、与常用水处理剂有较好的配伍性、安全无毒的SM-D-05L高效阻垢缓蚀剂，经过实验，适用于中、高硬度碱度水系统，在高浓缩倍率的条件下运行，节水效果明显。考虑凝汽器的换热管为铜管，定期添加SM-990杀菌灭藻剂，此为固体活性溴，在低剂量下有较高的杀菌活性，比氯有更强的杀菌效率；同时SM-993A非氧化性杀菌灭藻剥离剂交替使用，有效控制循环水中的细菌和藻类。
舟山朗熹发电公司反渗透B套保安过滤器存在内部滤芯不匹配问题，过滤效果没A套好。考虑到反渗透化学清洗的保安过滤器在日常工作中使用频率不高，将反渗透化学清洗的保安过滤器与之交换，并重新布置了管路新走向，这样既节约了资金，又有效的提高了设备的使用率。
温州燃机发电公司今年进一步做好化学试验室准备改造，目前已经完成详细的改造方案并对改造项目进行了招投标，确定了中标单位，试验室改造后木匠大大改善化学试验环境，提高分析结果的准确性。
镇海联合发电公司针对化学配药和加药操作由集控运行人员进行的现状，对集控运行人员进行化学操作培训，制定药液配制和加药操作方法。
金华燃机发电公司今年在#6锅炉联胺溶液箱加装液位计，恢复了联胺系统，购买了联胺抽液泵，使#6锅炉加联胺工作正常开展。该公司还落实在线化学仪表的外
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包维护单位，参加省电试院组织的在线仪表培训，使运行人员对化学在线仪表的维护有了充分的认识，更好地配合外维厂家做好化学仪表的运行维护工作，确保在线仪表的投用率和准确率。
国华余姚燃气发电公司进一步完善了化学试验室的管理工作，规范了分析操作规程，保证了分析数据的准确性和可靠性。
华电乌溪江水力发电厂联系计量机构，做好化学分析仪器的检定工作，确保仪器处于良好工况，保证分析结果的准确性。
浙能北海水电公司细化化学监督日常管理工作，根据细则规定开展化学监督工作，及时了解充油设备的健康情况，对指标异常的对泄洪洞启闭机与溢洪道启闭机液压油进行过滤处理，提高油质，保证设备的安全。
华光潭水力发电公司针对二级电站主阀L-HM46抗磨液压油由于量少造成指标检测和维护的困难，联系厂家后对#4机主阀液压油安排更换成N32汽轮机油，计划在明年检修中将#3机主阀液压油也更换成N32汽轮机油。
温州珊溪水电厂绝缘油色谱分析仪使用年限较长，仪器老化，去年年底油色谱校对试验部分组分测试结果偏差大，出现离群值和可疑值，影响充油电气设备故障分析判断运行不稳定。针对这一情况，电厂在调研的基础上，购置新的色谱分析仪，确保试验结果的准确性。
4.3迎峰过夏检查（评估）情况
为掌握发电厂设备运行状况，帮助技术监督服务委托单位发现和解决生产上的问题，确保迎峰度夏期间发电设备的安全经济运行，省电力试验研究院于201*年5月至7月，组织对有关发电企业进行技术监督检查评估。
迎峰度夏化学监督评估工作主要对对发电企业的化学技术管理，化学预处理、除盐系统，凝结水精处理系统，热力设备水汽取样及加药系统，在线化学仪表，制氢系统，循环水处理系统的设备及运行工况，试验室管理，重点工作落实情况等方面进行检查评估。同时，对201*年底和201*年1季度化学监督提出或发现的问题的整改情况进行了解，对部分发电企业化学试验室分析操作过程进行现场检查。
各发电公司（厂）化学预处理设备、超滤、反渗透和化学离子交换除盐系统大多能正常运行，出力和出水指标能满足要求。各厂凝结水精处理床体运行控制和出水水质情况看，大多发电厂均按期望值要求严格控制精处理混床的出水，出水氢导均控制
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在≤0.10S/cm（标准为≤0.15S/cm）。
各发电公司（厂）水汽取样装置和高温架和炉内加药装置维护、运行状况良好，全省发电厂总体水汽品质良好，达到燃煤机组99%以上合格率的要求。
各燃煤电厂化学在线仪表投运情况总体较好，但各厂化学仪表的维护工作也不平衡，部分电厂维护记录不完整，有的单位在校表时电导表的电极常数设置未调整，部分电厂抽查时pH表合格率低。
燃机发电公司由于基本上处于停用保养过程，机组启动时间少。
循环水处理方面，采用添加水质稳定剂或杀菌剂等处理方法，监测工作基本正常开展。
从各厂汽轮机油、抗燃油油质情况分析，汽轮机油和抗燃油酸值、颗粒度等指标不时有超标出现，但通过及时的滤油出力，指标往往在短时间内恢复正常。但仍有不少发电公司（厂）存在抗燃油颗粒度、体积电阻率和氯含量超标。
技术管理方面，针对去年年终及一季度监督评估提出的问题，大多问题得以及时进行整改，或有整改方案待实施。根据年初监督会议确定的化学监督重点工作，各单位均落实到实际生产中。4.4年终检查（评估）情况
为了解各发电厂一年来化学技术监督工作的开展和年初确定的重点工作完成情况，掌握各发电厂化学系统、设备和热力系统化学运行工况，发现各单位尚存在的影响生产的设备和技术问题，初步确定201*年的工作重点，201*年11月至12月底，对浙江省各发电厂的化学监督检查评估。
本次年终检查（评估）对各单位技术管理状况进行检查，对原水预处理、反渗透、化补水除盐系统、凝结水精处理系统、炉内化学水汽运行工况、制氢系统、循环水加药处理装置等进行评估，还对各单位试验室仪器设备和测试数据台帐等进行检查，对化学在线仪表运行准确情况抽测。
从检查（评估）情况看，各发电厂化学监督工作正常开展，部分电厂根据人员变化及时调整化学监督网络，定期开展监督网络的活动，分析讨论生产中出现的问题，落实整改方案，各单位相关管理制度标准较齐全。对年初确定的重点工作，各发电厂均落实到具体的生产中，到年底各单位的重点工作绝大部分已完成或已有计划在明年检修中进行，但仍有一些单位在线仪表维护和试验室药剂管理欠佳。
各单位化学设备运行情况总体良好，热力系统水汽品质较好，但凝汽器泄漏和投
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产时间较短的机组凝汽器溶氧超标现象仍然存在，超（超）临界机组结垢速率高问题仍有一定范围存在，水质控制需进一步调整。大多燃机电厂余热锅炉蒸汽、给水氢导难以有效监测。
各发电公司（厂）按周期开展绝缘油、六氟化硫气体和汽轮机油、抗燃油的油质分析工作，根据电气专业的要求做好色谱组分超注意值的设备的色谱分析跟踪工作，通过及时的滤油处理，年终各发电公司（厂）汽轮机油总体油质良好，抗燃油尽管仍有氯含量和体积电阻率超标的设备存在，但超标设备已有所减少。
在线化学仪表抽差合格情况较迎峰过夏期间也有明显好转，除燃机电厂外，各厂化学仪表均正常投入使用，确保水汽品质监测的及时性。
年终化学监督检查（评估）意见汇总见表8。
5技术交流和培训工作情况
5.1201*年3季度，举办一期计50人的发电厂水质分析培训班，一期计80人的燃煤分析考证换证培训班，一期计28人的绝缘油色谱微水、六氟化硫气体微水测试培训班和一期共计60多人的在线化学仪表维护培训，聘请有关专家进行讲课，并安排进行取证考试，确保浙江省发电厂各类化学分析人员和化学仪表维护人员持证上岗。5.2收集相关加氧处理实施过程中的资料，组织高参数机组加氧处理工艺实施和发电机内冷水处理的研讨会。
5.3收集化学专业的技术论文，编制论文集，组织的环化专委会年会，加强与省同行的技术交流。
6取得的突出成绩和亮点工作
6.1做好超（超）临界机组的给水加氧处理及运行调整，降低给水系统腐蚀和锅炉结垢速率。
北仑公司针对高加疏水调节阀时常堵塞锅炉结垢速率高的问题，#6机组锅炉给水加氧处理方式运行，该公司制定方案，于3月3日14:40开始，由汽泵进口的加入氧气，开始从AVT（O）向OT处理方式转换，3月5日基本完成给水和锅炉系统的转换，省煤器进水、主蒸汽和再热蒸汽中铁含量小于3μg/kg，加氧处理后，疏水调节阀时常堵塞得以根本好转。
浙能兰溪发电公司对#1、#4机加氧处理工艺进行优化调整，针对#4机加氧后过
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热器、再热器氧化皮脱落严重情况，#4机给水加氧量由30～150g/L下调至30～50g/L，同时为监测过热器及水冷壁中氧量消耗情况，在#1、#4机组B侧包墙下降管标高65m处增加启动分离器出口氧量取样点，增设在线氧表。
大唐乌沙山今年对化学清洗后的#3机组实施了给水加氧处理，在7月7日～8月3日完成#3机组化学清洗后给水加氧转化工作。
6.2进行百万机组蒸汽侧高温氧化、蒸汽氢含量试验分析评价，指导运行参数调整
国电北仑第三发电公司借百万机组高温氧化皮研究科技项目，与金属监督合作在#6机组安装了三台蒸汽中氢含量检测仪器，连续跟踪检测，通过对给水加氧处理运行前后检测数据，结合机组运行参数进行了比较分析，为锅炉运行燃烧控制提出分析意见和建议。
国华宁海B厂积极介入#5机组过热器、再热器的氧化皮监测工作，掌握炉管氧化皮情况，及时进行给水处理工艺控制的调整。
6.3进行技术交流和培训工作，提高电厂处理运行异常的能力，提高分析人员素质。
在今年迎峰度夏期间，电试院化学专业人员就二氧化氯杀菌剂的使用及监测等情况于相关电厂有关人员进行交流，使电厂技术人员了解该药剂在使用和监测中的要点和控制方法，避免对后续系统造成氧化性损害。
在今年8月，还组织进行超临界机组加氧处理工艺实施过程中的问题和经验的交流，进行发电机内冷水系统碱化处理和清洗工艺的交流。
9月份，针对电厂化学分析和仪表校验人员证书到期较多的情况，组织进行化学水质分析、燃煤采制化、绝缘油和六氟化硫气体监测、在线化学仪表维护等培训并考证，确保电厂相关人员持证上岗。
在今年的电力学会化环专委会中，还组织论文的征集和交流，加强与全省同行的技术交流。
6.4继续做好化学监督定期评估和设备评估，及时发现电厂生产中存在的技术问题，确保热力设备的安全运行。
制定化学监督评估大纲，继续开展化学监督评估工作，在化学监督定期评估中，发现发电厂存在的在线pH表准确性低、个别单位绝缘油色谱分析数据异常等问题，敦促或协助电厂进行相应处理
今年继续开展发电厂设备评估服务，根据电厂实际问题，今年重点做好入厂煤机械采样装置使用情况的评估和发电厂反渗透设备运行状况的评估，提出了针对性的处理意见和建议。
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6.5做好设备改造，提高化学处理能力
浙能嘉兴发电公司进行一期精处理再生分离塔的改造工作，由原来的中抽分离改为高塔分离，提高树脂分离效果，提高床体出水水质和周期制水量。
浙能嘉华完成#5、#6凝结水精处理床体树脂捕捉器改造工作，消除由于床体压差大而导致无法实现二用一备的运行方式，确保运行的安全性。
华能玉环电厂针对有机助凝剂难以溶解均匀，影响海水混凝处理效果的问题，购置助凝剂配置设备，有效解决这一问题。
6.6继续做好抗燃油氯含量、体积电阻率超标的处理，提高汽机设备运行安全性。
北仑发电厂针对抗燃油氯含量、体积电阻率超标问题，安排进行跟踪测定，并在#2机11月小修期间小机抗燃油进行了更换处理。在#7机检修中也更换部分抗燃油。
台州发电厂针对#10机组抗燃油氯含量超标的异常，在春季前机组小修中安排进行换油处理，确保系统的安全运行。针对#8机组抗燃油氯离子及体积电阻率等超标问题，于10月利用机组大修机会进行了更换。确保系统运行安全性。
华能玉环等电厂通过加强滤油处理，消除抗燃油体积电阻氯超标问题。6.7做好运行时间长脱盐率下降的反渗透膜更换工作，确保出水水质。
华能玉环电厂一级反渗透一列、三列、六列膜由于运行时间长和供应厂商问题，出水导电率接近1000S/cm，影响二级反渗透运行，为此，电厂落实资金，将该三组膜更换为新的DOW膜，大大提高出水水质。
浙能嘉华公司反渗透装置已运行8年，出力、脱盐率均下降，最高出水导电率100S/cm左右，在201*年8～9月，进行了活性碳过滤器出水装置改造完成，消除了漏碳的缺陷，10月进行了#2列反渗透膜更换，目前投运后出力和脱盐率均在正常水平，大大减少后续系统压力。
浙能长兴反渗透膜元件同样超寿命运行，脱盐率、产水量均出现不同程度的下降，其中脱盐率已降至93%以下，后续离子交换设备运行及树脂再生压力加大。针对以上情况，201*年安排对其中一套反渗透膜元件（另外一套已于201*年11月16日安排更换）进行更换，膜元件更换后，制水系统瓶颈得以消除，超滤与反渗透系统运行效果得到显著提升，脱盐率目前稳定在97%以上。
6.8做好发电机内冷水碱化处理工作，有效降低了内冷水的铜离子含量，确保发电机安全稳定运行
国华宁海A厂在#1机组加碱处理的基础上，在检修中进行了#3、#2机定冷水微
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碱化系统改造，pH控制在8.0～8.5之间，电导小于1μS/cm，铜含量小于10μg/L，远小于改造前数据(10μg/L左右)，水质标准完全满足《GB-T-7064-201*透平型同步电机技术》标准。
浙能兰溪在201*年#2机发电机定冷水进行加碱改造并成功投运的基础上，根据多方调研，针对#1、#3、#4机发电机定冷水pH值不符合要求（小于7），#3机发电机定冷水流量减小，线棒超温的现状，先在#1机开展定冷水碱性树脂处理，进行两种调节方式效果的对比跟踪试验，然后对#3、#4机发电机定冷水进行了碱化处理，目前四台机组内冷水pH均已达到7.5以上，铜离子均在3g/L以下。6.9进行超（超）停备用热力设备的保养研究，防止热力设备停用期间的腐蚀
国华宁海B厂制订并细化超超临界机组停用保养操作措施，内容包含汽机、锅炉、化学专业各项操作程序，确保机组停炉保养工作的有序开展。
大唐乌沙山发电公司年初由于输煤码头事故，燃煤供应不上，3月份大部分机组处于停用状态，针对同时备用停运的#1、#2机组，该公司制定详细的保养方案，讨论确定对#1、#2机组分别采用“氨水碱化烘干法+负压抽真空”、氨水碱化烘干法的保养方法，做好机组的停用保养工作，为检查停用保护效果，对停运的#1、#2机组过热器、再热器及汽轮机转子、高低压加热器等进行检查，对启动用水量进行对比。从检查情况看出，采用“氨水碱化烘干法+负压抽真空”保养方法效果明显好于单纯采用氨水碱化烘干法。在其后#3机组A级大修，也讨论确定#3机组停运保护采用“氨水碱化烘干法+负压抽真空”保护方案，有效地防止了设备的腐蚀。
7存在的主要问题及建议
7.1凝汽器泄漏情况频繁发生
今年以来凝汽器泄漏现象仍然发生频繁，尤其浙能乐清的#2、#4机凝汽器，对热力设备的安全运行造成较大影响。应密切监测运行中的水质变化情况，发现泄漏发生及时采取堵漏处理，在停机检修期间安排压水查漏，对频繁发生泄漏的凝汽器，建议在机组检修机会安排涡流探伤处理。
7.2抗燃油氯离子含量、体积电阻率超标问题依然存在
部分电厂部分机组针对抗燃油氯离子含量、体积电阻率超标问题，利用机组检修机会进行换油或滤油处理降低抗燃油体积电阻率，但仍有不少机组存在抗燃油氯离子含量、体积电阻率超标现象，对汽机调速系统的运行造成一定影响，除查找指标异常
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的原因，减少外部漏入等措施外，需及时进行滤油处理工作，对油质变化进行必要的跟踪测定，若指标不能下降到合格范围应做好换油准备，在换油过程中应做好系统的清洗工作，尽可能不采用除新油外的其它清洗介质和清洗油。
另外，建议从抗燃油的品牌产地等方面查找原因，采用品质优良的抗燃油，具有良好的防止污染和抗氧化能力，确保运行后的油质。7.3超滤、反渗透系统运行压力大
采用江河水作用化补水水源的电厂，由于水体污染等因素水质有机物含量高，同时，不少电厂由于供热要求用水量增加明显，给超滤、反渗透运行造成较大压力，应研究合适的膜清洗方式和杀菌处理方式，防止超滤膜压差过快上升并防止反渗透膜氧化导致出水水质下降。7.4工业水系统存在腐蚀风险
发电厂工业水系统的管道一般均为普通碳钢管，且未进行有效防腐处理，而工业水补水大多为地表水，今年来，由于环保治理与社会经济发展不平衡造成地表水污染严重，对金属的腐蚀性增强，各电厂均存在腐蚀风险。对于采用海水淡化一级反渗透出水作为工业水补水的电厂，由于水中的高含盐量，腐蚀的风险尤甚。各厂应重视工业水的处理，对水质进行必要的调整研究，防止工业水系统的腐蚀发生。7.5在线化学仪表维护工作开展不平衡
今年燃煤电厂在线化学仪表维护和投运准确情况比去年有了很大程度的提高，但仍有部分电厂难以保证在线化学仪表维护力量，表计不能按规程要求周期开展定期校验工作，仅以仪表缺陷处理为主，导致在线化学仪表的投用准确性下降，应明确职责，确保仪表的维护力量，严格按规程要求开展定期维护工作。
另外，由于机组启停频繁和人员配置等因素，大部分燃机电厂在线化学仪表难以正常投运，浙江省内主要3家燃油联合循环机组的在线化学仪表均未正常投运；天然气发电机组除华电半山外，在线仪表投运均不太正常。各厂一方面需落实在线仪表维护力量，另一方面也需研究适合本单位的仪表维护保养和投运措施。7.6化学分析中药剂和玻璃器皿使用和操作不规范
在化学分析测量过程中，许多发电公司（厂）化学试验室不仅大量使用了精度不符合试验要求的玻璃量具，而且基本操作不规范，导致分析结果的可靠性与准确度下降。建议排查所用的检测方法，更换为符合试验要求的移液管、滴定管等的量具，并加强操作培训。
第19页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
不少电厂中使用的化学试剂尤其是低浓度标准样和有机试剂普遍存在有效期设置过长的问题，可能由于药剂变质或浓度变化引起试验结果的偏差，应对照有关标准，确定符合规范的试剂和标准样品的有效期。
8201*年工作重点和计划
8.1做好发电厂化学监督人员的培训，进一步规范浙江省发电厂的化学监督工作
近年来，不少超（超）临界直流炉发电机组相继投产，对化学水质控制提出更高的要求，电厂的化学监督工作必须适应高参数机组更加严格的需求，同时化学监督人员也发生较多变动，为进一步规范浙江省发电厂的化学技术监督工作，计划在201*年举办发电厂化学监督专责的培训。
8.2继续做好超（超）临界机组水汽品质调整优化工作，提高机组运行的安全性和经济性
尽管浙江省发电厂大多超（超）临界机组相继实施给水加氧处理工艺，但在实施过程中仍存在各种经验不足问题，应继续总结加氧处理后的水汽品质调整和控制工作，通过对系统铁含量、关键监测点情况和机组检修检查情况的分析，对加氧量进行必要调整，针对不同机炉型式样不同机锅炉结构采取不同的控制方式，进一步减少给水系统的流动加速腐蚀，降低炉管的结垢速率。
同时化学专业人员应积极加入锅炉、金属专业相应工作，关注炉管氧化皮的生成与脱落情况，对加氧方式进行必要调整。
8.3做好抗燃油氯含量、体积电阻率超标的整治工作
由于不少发电厂机组仍存在抗燃油氯含量、体积电阻率指标超标或有上升趋势，对于这些机组，除加强油质指标的跟踪检测工作，并及时进行相应的滤油和换油处理外，继续从油品来源、运行方式等方面研究抗燃油氯含量、体积电阻率超标的根本原因，进行彻底整治。
8.4做好化学分析、操作人员的培训工作，确保化学分析、检测数据准确性
201*年，电试院将继续分批组织或受委托举办化学水分析、绝缘油色谱、微水监测等理论培训并考核发证，确保化学分析人员持证上岗，从人员上提高分析数据的准确性，使得发电厂化学分析检测工作的有序开展，为电厂安全生产服务。8.5做好工业水系统的防腐工作。
目前各发电厂工业水系统普遍未进行有效的防腐处理，存在腐蚀泄漏的风险，201*年计划开展工业水系统的防腐前期工作，为电厂工业水系统的安全经济运行服务。
第20页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
8.6进行超滤反渗透系统出水水质分析，做好运行优化工作
由于水源水质的劣化和发电厂高参数机组对水质要求的不断提高，各厂相继安装了超滤反渗透装置，投运后大多电厂出水TOC等监控未有效进行，部分电厂水汽系统氢导合格率仍不理想，201*年计划进行反渗透系统去除有机物的效果评价，根据分析结果提出优化运行或设备整治意见。
8.7开展500KV主变绝缘油油质普查工作，确保设备的安全运行
结合电网公司对500KV主变绝缘油油质进行糠醛、结构族、颗粒度测定的经验，对发电厂500KV主变绝缘油也进行该项普测工作，积累设备的第一手资料，为电气设备设备的健康稳定运行服务。
8.8继续进行发电厂水、煤、油试验校核工作
通过对校核数据的分析，及时发现分析人员、仪器、试剂药品、试验室环境、试验方法上存在的问题，为发电机组安全经济运行提供准确数据。
9附表
第21页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
表1：
浙江省火电厂水、汽品质合格率汇总表（201*年四季度）
单位名称国电北仑第一发电公司浙能北仑发电有限公司国电北仑第三发电公司浙能嘉兴发电有限公司浙能嘉华发电有限公司浙能兰溪发电有限公司浙能乐清发电有限公司台州发电厂浙能镇海发电有限公司浙能镇海天然气浙能温州发电有限公司温州特鲁莱发电公司浙能长兴发电有限公司萧山发电厂煤机萧山发电厂燃机浙能钱清发电有限公司半山发电公司煤机半山发电公司燃机华能玉环电厂国华浙能发电公司A厂国华浙能发电公司B厂大唐乌沙山发电公司舟山朗熹发电公司温州燃机发电有限公司镇海燃机发电有限公司金华燃机发电有限公司全省平均合格率能源集团合格率水、汽品质平均合格率%补给水凝结水除氧水给水炉水蒸汽全厂总合格率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页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
表2：
浙江省火电厂水、汽品质期望值合格率汇总表（201*年四季度）
单位名称国电北仑第一发电公司浙能北仑发电有限公司国电北仑第三发电公司浙能嘉兴发电有限公司浙能嘉华发电有限公司浙能兰溪发电有限公司浙能乐清发电有限公司台州发电厂浙能镇海发电有限公司浙能镇海天然气浙能温州发电有限公司温州特鲁莱发电公司浙能长兴发电有限公司萧山发电厂煤机萧山发电厂燃机浙能钱清发电有限公司半山发电公司煤机半山发电公司燃机国华浙能发电公司A厂国华浙能发电公司B厂大唐乌沙山发电公司舟山朗熹发电公司温州燃机发电有限公司镇海燃机发电有限公司金华燃机发电有限公司全省平均合格率能源集团合格率水、汽品质平均合格率%补给水凝结水除氧水100.00100.0099.9799.19给水炉水蒸汽99.97全厂总合格率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页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
表3：
浙江省火电厂水、汽品质合格率汇总表（201*年度）
单位名称国电北仑第一发电公司浙能北仑发电有限公司国电北仑第三发电公司浙能嘉兴发电有限公司浙能嘉华发电有限公司浙能兰溪发电有限公司浙能乐清发电有限公司台州发电厂浙能镇海发电有限公司浙能镇海天然气浙能温州发电有限公司温州特鲁莱发电公司浙能长兴发电有限公司萧山发电厂煤机萧山发电厂燃机浙能钱清发电有限公司半山发电公司煤机半山发电公司燃机华能玉环电厂国华浙能发电公司A厂国华浙能发电公司B厂大唐乌沙山发电公司舟山朗熹发电公司温州燃机发电有限公司镇海燃机发电有限公司金华燃机发电有限公司全省平均合格率能源集团合格率水、汽品质平均合格率%补给水凝结水除氧水给水炉水蒸汽全厂总合格率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页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
表4：
浙江省火电厂水、汽品质期望值合格率汇总表（201*年度）
单位名称国电北仑第一发电公司浙能北仑发电有限公司国电北仑第三发电公司浙能嘉兴发电有限公司浙能嘉华发电有限公司浙能兰溪发电有限公司浙能乐清发电有限公司台州发电厂浙能镇海发电有限公司浙能镇海天然气浙能温州发电有限公司温州特鲁莱发电公司浙能长兴发电有限公司萧山发电厂煤机萧山发电厂燃机浙能钱清发电有限公司半山发电公司煤机半山发电公司燃机国华浙能发电公司A厂国华浙能发电公司B厂大唐乌沙山发电公司舟山朗熹发电公司温州燃机发电有限公司镇海燃机发电有限公司金华燃机发电有限公司全省平均合格率能源集团合格率水、汽品质平均合格率%补给水凝结水除氧水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给水99.9399.9595.2799.8993.8298.0097.2899.1696.9099.4597.8899.4193.5095.4468.8699.1499.8499.63炉水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全厂总合格率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页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
表5：
201*年火电厂在线化学仪表投入率和准确率
单位名称仪表名称pH表钠表北仑第一/浙能北仑电导率表溶氧表磷表硅表pH表钠表北仑第三电导率表溶氧表磷表硅表pH表钠表浙能嘉兴/浙能嘉华电导率表溶氧表磷表硅表pH表钠表浙能兰溪电导率表溶氧表磷表硅表pH表钠表浙能乐清电导率表溶氧表磷表硅表pH表钠表台州发电电导率表溶氧表磷表硅表23371497167712238－337216884122623817424262381742423371497167712238－33721688412100100100100100100100100100100－10010010010010010010010010010051914528配备台数542611514投运台数542611514挥发性处理51914528100100100100100100100100100100100100投入率%100100100100100抽查准确率%
第26页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
续表5：
201*年火电厂在线化学仪表投入率和准确率
单位名称仪表名称pH表钠表浙能镇海电导率表溶氧表磷表硅表pH表钠表浙能温州/特鲁莱电导率表溶氧表磷表硅表pH表钠表浙能长兴电导率表溶氧表磷表硅表pH表钠表萧山发电电导率表溶氧表磷表硅表pH表钠表浙能钱清电导率表溶氧表磷表硅表pH表钠表华能玉环电厂电导率表溶氧表磷表硅表配备台数211443124512829824162244841013421423116194242381001609投运台数211443124512829824162244841013421423116194242381001609投入率%10010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010010092.3162.587.50抽查准确率%第27页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
续表5：
201*年火电厂在线化学仪表投入率和准确率
单位名称仪表名称pH表钠表国华宁海A厂电导率表溶氧表磷表硅表pH表钠表国华宁海B厂电导率表溶氧表磷表硅表pH表钠表大唐乌沙山电导率表溶氧表磷表硅表pH表钠表华电半山电导率表溶氧表磷表硅表pH表钠表舟山朗熹电导率表溶氧表磷表硅表配备台数3228648011121035804161224164321753125817926633投运台数3228648011121035804161224164321753125817926633投入率%100100100100－100100100100100－10010010010010010010010010010010010010010010010010010091.6787.50100100100抽查准确率%注：抽查表计为pH表和导电率表。
第28页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
表6：
201*年绝缘油色谱、SF6微水测试完成率汇总表
色谱完成率%单位名称国电北仑第一发电公司浙能北仑发电有限公司国电北仑第三发电公司浙能嘉兴发电有限公司浙能嘉华发电有限公司浙能兰溪发电有限公司浙能乐清发电有限公司台州发电厂浙能镇海发电有限公司浙能温州发电有限公司温州特鲁莱发电公司浙能长兴发电有限公司萧山发电厂浙能钱清发电有限公司华电半山发电有限公司华能玉环电厂国华浙能发电公司A厂国华浙能发电公司B厂大唐乌沙山发电公司舟山朗熹温州燃机发电有限公司镇海燃机发电有限公司金华燃机发电有限公司华电乌溪江水电厂华光潭水电浙能北海全省汇总能源集团汇总变压器100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100互感器100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100套管100100100100100100100100100100100100100100100100100100100SF6微水完成率%100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100
第29页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
表7：
201*年绝缘油、汽轮机油、抗燃油油质合格率汇总表
单位名称国电北仑第一发电公司浙能北仑发电有限公司国电北仑第三发电公司浙能嘉兴发电有限公司浙能嘉华发电有限公司浙能兰溪发电有限公司浙能乐清发电有限公司台州发电厂浙能镇海发电有限公司浙能温州发电有限公司温州特鲁莱发电公司浙能长兴发电有限公司萧山发电厂浙能钱清发电有限公司华电半山发电有限公司华能玉环电厂国华浙能发电公司A厂国华浙能发电公司B厂大唐乌沙山发电公司舟山朗熹温州燃机发电有限公司镇海燃机发电有限公司金华燃机发电有限公司华光潭水电浙能北海华电乌溪江水电厂全省汇总能源集团汇总绝缘油100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100100汽轮机油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
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表8：
201*年发电厂化学监督年终检查（评估）意见汇总
单位存在问题#2主机、#3主机、#3小机A、#3小机B抗燃油最近分析氯含量分别为102、133、130、202mg/kg，超过100mg/kg的标准值；#2主机、#4小机A、#5小机A、#7主机抗燃油体积电阻率最近分析数据分别为4.1×109、5.4×109、4.5、5.4×109Ωcm，低于6.0×109Ωcm的标准值，可能造成抗燃油系统伺服阀腐蚀的事件，影响设备的安全运行。三期制氯系统B列电极板已断裂，无法进行海水电解氯处理。#4炉内硅表标准液颜色异常导致硅表数据异常。#6机电泵主油箱油破乳化度超标，#6B小机润滑油颗粒度超标，#6主机EHC油颗粒度超标。#4炉内精处理出口钠表主板坏，钠表无法正常工作。在线pH表仪表除炉内主要仪表外，均未按一月一次的周期进行校验。化学实验室部分试剂无配置日期，仅有有效期，且有效期设置时间过长。现场发现二期反渗透膜由于出水管接口漏，导致进水管固定夹腐蚀严重，影响设备的安全运行。化学实验室部分化学试剂、指示剂有效期设置时间过长，可能造成分析结果的偏差。凝结水精处理系统由于采用氨化运行，周期制水量达50万吨左右，对超临界机组后续水质尤其是#1、#4加氧机组防止腐蚀不利。#2、#4机组的凝汽器均有不同程度的泄漏，影响水汽品质和设备的安全运行。#4机组小机润滑油漏入凝结水导致精处理树脂和水汽受污染。浙能乐清海水淡化系统一级反渗透膜运行压差上升较快，化学清洗周期缩短。原子吸收法分析水汽铁含量时绘制标准工作曲线选择的校正标准工作溶液铁浓度相对偏大，影响测量准确性。检查意见和建议继续跟踪分析并采用必要的滤油措施，如选择有离子交换树脂的滤油机进行滤油处理，对指标接近超标的可采用加新油稀释处理，若指标不能恢复到正常水平，应进行换油处理。北仑第一、第三/浙能北仑尽快安排更换电极板，确保海水电解氯装置正常运行。加强硅表标准液的配置，确保硅表正常运行。加强油质监测，同时加强滤油工作。尽快联系表计厂家更换钠表主板，或更换钠表表计。应严格按周期要求开展仪表的定期校验维护工作。建议对照标准确定合适的试剂有效期，标注完整的标签信息。建议做好消除漏点处理工作。对照标准确定合适的试剂有效期，保证分析数据的准确性。做好精处理床体出水水质特别的强酸阴离子的监控，尽可能采用氢型运行方式。建议发生泄漏时及时查漏堵漏，利用停机机会涡流探伤在系统水汽油含量或TOT含量未合格之前#4机组应避免高负荷运行并尽可能降低蒸汽温度；尽快对受污染树脂和热力系统进行除油处理，恢复机组水汽品质。从反渗透进水阻垢剂投加、阻垢剂品质、原水杀菌灭藻处理等方面分析反渗透膜污堵原因，及时调整反渗透进水水质，缓解反渗透膜污堵情况。根据机组水汽铁含量的普遍范围，将校正标准工作溶液浓度设在5μg/L以下。浙能嘉兴/嘉华发电浙能兰溪第31页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
单位存在问题#7机高、低旁抗燃油泡沫特性超标，#7低旁抗燃油体积电阻率超标，影响汽机设备的安全运行。#8机组在10月份大修检查中发现凝汽器水室由一定的贝类和藻类生长，对运行的安全和钛管冷却效果有不利影响。#3、#4机组汽轮机油存在破乳化度超标的情况。自#3～#6机组供热以后，随着供热量的增大，给水及蒸汽的氢导电率都相应增大接近0.3uS/cm的超标值，偶有超标现象。制氢站的纯度仪、露点仪显示不准，制氢站运行出力表显示不准，显示1.5Nm3/h实际有5Nm3/h。检查意见和建议进行合适的滤油处理，确保油质合格。对杀菌剂加入量进行加大调整，确保杀菌灭藻的效果。加强#3、#4机组汽轮机油的油质监测，同时加强滤油建议电厂做汽水样阴离子含量及总TOC含量，以便查明导致氢电导率增大的主要原因。加强在线化学仪表的维护和标定工作。尽早完成循环水水质系统铜管结垢和腐蚀的评定工作，针对城市中水水质，选用合适的药剂及加药量确保铜管不发生腐蚀和结垢，并采取积极措施，做好凝汽器的查漏堵漏工作，将凝汽器泄漏对机组的影响降到最低。加强#4机组凝结水的人工检测及数据比对工作，同时尽早创造条件解决冷却水内漏问题。加强在线化学表计的维护和缺陷处理工作，发现重要表计数值显示异常时及时处理。按期望值的要求控制将炉水pH值控制在9.3～9.6之间。查找超标原因并采取措施防范，继续滤油处理。在磷酸盐溶液箱中加入一定比例的氢氧化钠，确保炉水pH值的期望值合格率。尽早消除该漏点，保证精处理床体出水指标的监测。对电导表二次表设定的电极常数与电极实际电极常数进行整理，确保两者一致，保证监测数据的准确性。应严格按规范要求管理化学试剂的有效期，确保分析数据的准确性。更换部分使用时间长，响应速度慢的pH电极，同时，加强pH表的校验工作，确保在线监测数据的准确性。第32页共143页
台州发电浙能镇海#2、#4机组凝汽器存在泄漏现象，对机组的安全稳定运行造成一定影响。浙能长兴#4机组的凝结水取样系统出现冷却水内漏现象。部分在线化学仪表准确率偏低。检查期间部分机组炉水pH值控制偏低，不利于炉管的防腐工作。#2、#3EH油酸值分别为0.193mgKOH/g和0.197mgKOH/g，超标；#3小机A水分达194.6mg/L，超标。炉水采用纯磷酸三钠低磷处理方式，炉水pH值时常低于9.3的期望值下限，导致炉水期望值合格率偏低。#6机凝结水精处理系统A床出水氢导阳交换柱下部漏水，导致样水不能进入电导电极，因而无法进行A床出水氢电导的监测。现场发现部分在线化学仪表中电导率表二次表所设定的电极常数与电极实际标注的电极常数不符，影响电导示值的准确性。炉内部分有机化学试剂标注有效期过长，不符合规范的要求。现场抽测表计合格率，其中三期四块pH表测抽测均不合格，同时抽检中也发现pH电极由于使用时间长一直未更换，导致响应时间过长。浙能温州/温州特鲁莱浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
单位存在问题#3、#4燃机发电机组余热锅炉炉内电导率表为模块式，目前未进行正常维护。标准电阻箱损坏未及时购买。部分表计的准确度不佳，检查期间发现炉外水处理有几块流量计显示值之间有矛盾，#3混床出口pH值读数明显不对，表计显示值为10.47。检查意见和建议对该类电导率表进行维护校验，以确保仪表监测的准确性。建议尽快购买标准电阻箱，并积极送检合格后投入使用。建议加强在线表计的校验和维护工作，发现有异常读数的表计及时处理。萧山发电入炉煤制样间未配备煤样粉碎机，飞灰建议按照DL/T567.4《入炉煤入炉煤粉及炉渣0.2mm样品采用手工研磨方式飞灰胡炉渣样品的制备》要求配备粉碎进行。机。#3燃机高压过热蒸汽的氢导值依然偏高。建议继续采取措施，优化运行方式，进一步提高过热蒸汽的氢导值的期望值合格率。建议做好循环水加药处理监测和评估工作，及时调整加药量，防止凝汽器铜管的结垢腐蚀，并采取积极措施，做好凝汽器的查漏堵漏工作，将凝汽器泄漏对机组的影响降到最低。建议按要求对药剂进行标识，完善必要的信息，防止由于药剂过期及变质造成分析结果的偏差。建议采取措施，进一步提高内冷水的pH值，将pH值控制在8.0～9.0之间，有效的抑制铜导线的腐蚀。#2机组凝汽器存在泄漏现象，对机组的安全稳定运行造成一定影响化学试验室试剂存在部分药剂标签上为注明使用有效期限现象。浙能钱清两台机组发电机内冷水的铜离子含量仍有超标现象，铜离子含量基本在40μg/L～80μg/L。#2、#4机抗燃油体积电阻率分别为0.41×1010Ωcm和0.50×1010Ωcm，低于0.60×1010Ωcm的标准，可能造成抗燃油系统伺服阀腐蚀，影响设备的安全运行。油分析用气相色谱仪使用不稳定，时常跳造成程序错乱，影响分析数据的准确性。华能玉环继续跟踪分析并采用必要的滤油措施，确保指标尽早恢复正常。应联系厂家处理，确定是否设备老化问题，如为设备老化问题，建议购置新的色谱仪。落实费用，购置离子色谱仪（目前浙江超超临界参数机组对给水氯含量要求省内其它600MW及以上机组均已配高并有不定期监测的要求，目前由于凝置），开展精处理出水和给水系统阴离结水精处理系统配置的因素，数次外送子监测工作，掌握精处理设备运行各阶检验出水氯含量较高，不利系统的防腐段的详细水质情况，避免氯离子含量超工作。标进入热力系统对后续设备的腐蚀。化学试验室玻璃仪器、煤分析工业分析联系计量部门安排校验。仪、硫份仪等未校验。由于煤粉取样装置设计问题，无法取到完成对取样装置进行改造。煤粉样，仍未进行煤粉细度的检测。第33页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
单位存在问题反渗透装置脱盐率较低，应严格监控进水OPR（氧化还原电位），保证反渗透膜的运行工况；同时，反渗透膜运行两年多，尚未安排膜的清洗工作。检查意见和建议联系有关单位实施清洗工作。国华宁海A厂在线化学仪表维护制度电厂未建立。化学测试用部分低浓度试剂有效期标注过长，影响分析数据准确性。#5、#6机组凝汽器溶氧分别为26.37g/L、24.71g/L，超过20g/L的标准值。希参照电力行业标准制订本厂的在线仪表维护制度。建议对照标准确定合适的试剂有效期，标注完整的标签信息。建议就凝汽器过冷度、系统严密性等进行查找处理，确保溶氧合格。发现凝国华宁海B厂近期水汽系统阴离子分析情况，结水、精处理混床出水、省煤器进口水建议将水样外送比对测试，对仪器进行阴离子（包括氟离子、氯离子、硫酸根、必要的调整。硝酸根等）含量总是为0，不能准确反映系统实际情况。#2机组主蒸汽取样系统存在漏点，对主汽溶氧监测造成干扰。化学预处理澄清池由于原水泵在化控室电脑上启动，而混凝剂加药泵需在就地启动，化学运行人员往往启动原水泵后再步行至混凝剂加药间启动加药泵，导致澄清池投运初期出水浑浊，对后续离子交换除盐系统造成一定不利影响。大唐乌沙山#3、#4炉内分析间多数分析药品已过期。应查找取样系统的不严密点并消除。建议化学运行人员调整目前的启动顺序，澄清池投运时先启动混凝剂加药泵，然后启动原水泵，在运行初期适当加大混凝剂的加药量，确保出水水质。同时建议与仪控部门合作，将混凝剂加药泵操作由就地启动改造为化控室启动。尽快更换过期药品，同时加强对分析药品的监督工作，确保分析数据的准确性。尽快消除凝结水补水水样断流现象，尽快投运凝结水补水导电率表，确保电厂化学仪表的投运率。由于凝结水补水水样经常断流，#1～#4凝结水补水导电率表现均未投运。由于制氢设备运行时间较长，已有六年尽量联系厂家大修，确保设备安全运左右，常存在槽温高、碱液分离器温度行。高等现象，不利于安全运行。#5机汽轮机油破乳化时间有一定的波动，仍时有超标现象。华电半山目前采用循环水澄清池作化补水和工业用水补充水处理装置，但循环水铁离子含量波动较大，从10月8日1.8mg/L逐渐增加至11月1日11.2mg/L，目前基本上维持在10mg/L左右。继续跟踪监测，做好滤油处理工作，确保油质合格。加强水源水质监测工作，增加原水水质全分析的工作频率，根据监测结果尽快找到铁离子含量波动较大的原因，以确保后续水处理设备的正常运行。第34页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
单位存在问题试验室油、煤分析仪器和玻璃仪器未进行检定。#1、#2机组发电机内冷水铜含量略有超标；#3机组转子冷却水铜含量严重超标，最高值达150ug/L。检查意见和建议联系有资质的计量机构进行检定。尽快调整目前发电机内冷水加三乙醇胺和BTA的处理工艺为加碱处理工艺。加强#2～#4给水泵油的油质监测，同时加强滤油工作。舟山朗熹#2～#4给水泵油破乳化度超标。镇海联合温州燃机国华余姚金华燃机#2机组今年检修时割管检查锅炉14m层#40水冷壁管结垢量为488.10g/m2，选择合适的化学清洗工艺，及时安排#212m层#38水冷壁管结垢量为锅炉化学清洗。326.58g/m2，已达到火力发电厂锅炉化学清洗导则规定的标准。停炉保护时采用采用余热锅炉停炉后保持炉水待压力下降后充氮保护的方采用十八胺保护，提高保护效果法（氮气覆盖法）不符合规程要求。继续做好#9机组抗燃油的酸值分析监#9机抗燃油酸值超标。测，加强滤油工作，并查找抗燃油系统中是否存在过热点。建议电厂化学运行人员严格按水汽品#7和#8燃机在启动后水汽品质时有不质监督规程要求的标准及时调整加药合格的情况存在。量确保水汽品质的高合格率。安排化学仪表维护人员，若机组能较长在线化学仪表无人维护，表计无法正常时间运行，可采用外包维护方式，确保投入使用。表计的正常使用。余热锅炉水汽品质监督在线表计配备参照DL/T5068-201*《火力发电厂化相对不足，给水pH表和导电率表未配学设计技术规程》要求进行配备，确保备。水汽品质的及时监督补给水系统采用手工分析的混床出水建议采用混床出水在线电导率的数据的电导率来控制混床的运行终点，无法来控制混床的运行，辅以手工SiO2测起到判断混床树脂运行失效的作用。定值来判断混床树脂是否失效。#3燃机液压油水分达1592mg/L，超过应加强滤油处理，确保油质合格。标准值。建议利用停机机会安排对就地取样阀#1过热蒸汽取样系统存在堵塞，时常门、管道进行检修疏通，确保样水的顺无水样，造成该监测点数据的缺失。利流通。处理澄清池排出污泥的离心脱水机出若电厂无法扩容增建备用污泥沉淀池，力低，脱泥效果差，无法满足澄清池高建议电厂尽快落实污泥沉淀池的技术负荷运行时排出污泥的及时处理。改造工作。建议在电厂人员及仪器配置不足的情化学水质全分析工作未开展.况下，按季度定期外送试验。循环水水质未监测，不利用循环水系统开展循环水的检测试验，根据试验结果的加药处理调整和系统的防垢防腐工及时调整加药量，控制合适的浓缩倍作。率。水质稳定剂、杀菌剂等药剂未验收，可对每批药剂都做好到厂验收工作。能造成不符合要求的药剂进入电厂。反渗透进水ORP表电极失效，导致进及时采购ORP表电极并更换，保证进水水质未有效监控，可能造成反渗透膜入反渗透系统的水质处于有效监控状的氧化。态。第35页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
单位存在问题#3机透平油破乳化时间大于30分钟，超过标准值。#1、#4燃机润滑油颗粒度分别为NAS13和NAS12级，远超过标准的小于NAS8级。湖站#1~#4机组集油槽润滑油破乳化时间均大于30分钟，超标，主阀油槽水分较多。水轮机润滑油按规程要求应每周检查一次外观、机械杂质检查，该项工作电厂目前未开展。#6溢洪道液压油破乳化时间大于30分钟。检查意见和建议加强滤油处理工作，确保油质合格。采用合适的滤芯，做好滤油处理工作，确保油质合格。继续进行滤油处理，确保油质合格。华电乌溪江安排力量开展。继续进行滤油处理，确保油质合格。北海水电严格按规程要求开展入口油品的验收入库油的验收工作尚不符合要求，如无工作，确保进入设备的油质合格，保证符合规程要求的取样设备。设备的安全运行。水轮机润滑油按规程要求应每周检查一次外观、机械杂质和定性水分检查，华光潭水电该项工作电厂目前未开展。今年下半年汽轮机油、绝缘油常规试验均未安排。今年上半年汽轮机油试验报告外包单位没有及时提供，数据无法登录。#2蝶阀油槽、#3机调速器油槽、#4机下导及水导油槽润滑油破乳化时间均大于30分钟。今年新购置色谱分析仪器并配置试验室，但色谱分析用氢气存放不符合安全规定。润滑油按GB/T14541-201*《电厂用运行中矿物汽轮机油维护管理导则》要求应每周目视检查一次外观（包括机械杂质）、颜色，观察油质是否有异常变化，但目前该工作尚未开展。建议配置必要的取样检查玻璃瓶，按规程要求定期进行油质检查。应外送进行试验。应联系试验单位提供试验报告，登录到电厂的试验台帐。希跟踪测定，利用检修机会安排进行滤油处理。建议氢气钢瓶单独存放，并设置防爆开关、灯具，做好储存间的通风。珊溪水电希按规程要求进行检查。第36页共143页浙江省发电厂201*年化学技术监督工作总结汇编
北仑发电厂201*年化学监督工作总结
201*年北仑发电厂化学监督工作认真贯彻了浙江省电网化学监督工作会议的精神，在公司各级领导的关心和支持下，通过化学监督网全体成员的共同努力和各有关部门人员的密切配合，顺利完成了年度化学监督工作，化学水处理设备状况良好，为机组发电和对外供热制备高质量除盐水290万吨，完成机组大、小修期间的化学监督、停运保护、检查和分析评价工作，对化学监督有关的缺陷、问题进行了消缺、分析试验和技术改进等工作，并完成了大量的基础管理工作。201*年全厂化学监督各项指标良好，全年来未发生因化学监督不力而造成的设备和人身伤亡事件。现将一年来的化学监督工作情况总结如下：
1、指标完成情况
1.1
全厂水汽合格率（年均）
全厂水汽合格率（标准值统计）：99.91％其中，一期：100%，二期100%，三期99.74%全厂水汽合格率（期望值统计）：99.55％，
其中，一期：99.68%，二期：99.83%，三期：99.15%1.2
油质合格率（年均）
汽轮机润滑油合格率：100％
汽轮机抗燃油合格率：96.56%（其中，一期和三期机组合格率100%，二期89.67%）变压器绝缘油合格率：100％1.3
指标分析评价
一号机组全年平均水汽品质合格率100%/99.98%，未发生凝汽器泄漏事件，凝结水精除盐在机组启动时100%处理，正常运行时将旁路打开，约有30%通过精除盐。给水单氨弱氧化性处理方式运行。二号机组全年平均水汽品质合格率100%/99.94%，影响水汽品质合格率是主要凝结水水质指标，在9、10月份凝汽器发生几次泄漏，因泄漏量小，运行中查漏未找到漏点，在11月份停机中找出泄漏钛管焊堵后，凝结水水质正常。
二期机组三台机组全年平均水汽品质合格率分别为：100%/99.73%、100%/99.84%、100%/99.93%，凝结水精除盐系统设备可靠性良好，以及极高的离
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子交换树脂再生度，是热力系统水汽品质的重要保障。三、五号机组分别发生过凝汽器泄漏事件，但凝结水精除盐系统很好地截留杂质，保证了给水水质指标在期望值控制范围运行。
三期机组全年平均水汽品质合格率分别为：99.24%/98.14%、99.94%/99.02%，六号机组在2月份机组调停中通过化学清洗后，在3月初实施给水加氧处理方式运行，水汽中铁含量明显下降。七号机组继续保持给水加氧处理方式运行。两台机组加氧处理方式运行后，省煤器、主蒸汽氢电导率虽然比加氧初期有明显下降但仍然偏高，是影响机组的水汽合格率。在8月份以后，对给水、主汽的氢电导率合格率统计标准做了适当调整。
变压器绝缘油和汽轮机润滑油油质均合格率；主机和汽泵小机的抗燃油中氯含量和体积电阻率是影响合格率指标，二号机组在11月份机组检修中对小机抗燃油进行了更换处理。二期机组抗燃油因为使用年份较长，老化现象较明显，目前，三号主机、五号主机、小机3A/3B、5A的抗燃油中氯含量超标现象，五号主机抗燃油的泡沫特性超标。
2、安全情况
未发生因化学监督不力造成设备和人身伤亡事故。
3、化学监督主要监督和管理工作
3.1、完成了四号机组中修、七号机组大修期间热力设备的化学监督检查评价工作，按照《火力发电厂机组大修化学检查导则》要求，全面、规范地检查了汽轮机本体、锅炉汽包及下联箱、除氧器、高低加热器的腐蚀结垢情况，凝汽器汽侧和钛管、水室结垢、腐蚀情况。
四号机组在1月22日至3月5日计划中修，锅炉水冷壁采样测定结垢量，向火侧153.7g/m2，按上次酸洗（201*年6月）以来已经累计运行3.58年，积垢速率为43g/m2.y，可以评为二类设备。在凝汽器压水试验中，查到低压A侧凝汽器一根钛管泄漏，做焊堵处理。
七号机组本次大修为机组投产以来首次大修，重点对百万超超临界机组给水加氧处理以后热力设备进行了全面的化学检查评价。汽轮机高压缸、中压缸内窥镜检查部位清洁，低压缸开缸检查，无化学腐蚀，转子整体上比6号机（大修、未加氧处理）
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洁净，部分叶片围带上有疏松的黑色氧化铁沉积物；凝汽器汽侧呈富氧的黄色，热井底部基本无氧化皮堆积。给水泵出口隔离阀的阀芯密封面无腐蚀现象，阀体通流面无明显水流加速腐蚀和氧腐蚀现象。给水系统金属表面已形成红色氧化铁膜；省煤器进出口管内结垢量比加氧前略下降，锅炉螺旋水冷壁管内结垢量：向火侧结垢量97.5g/m2，背火侧结垢量89.2g/m2；过热器和再热器采样管内有微小的氧化皮剥落现象。总体评价，基本符合常规直流锅炉加氧后，锅炉水侧结垢速率下降，过/再热器管内有氧化皮等现象，过/再热器管内的氧化皮量主要取决于炉内温度和材料性能。3.2、完成了一机组小修、六号机组调停中的化学清洗，在1月26日六号机组春节调停，完成化学清洗工作，本次清洗范围包括高加水侧、省煤器和水冷壁，采用复合柠檬酸酸洗和漂洗，双氧水钝化。机组启动后，给水系统和锅炉省煤器、水冷壁压降下降明显，为3月初实施给水加氧处理做好准备。一号机组于11月12日计划停机检修，11月下旬完成锅炉水系统化学清洗，采用甲酸羟基乙酸酸洗、檬酸酸漂洗、双氧水钝化，是我厂首次在600MW汽包锅炉上实施甲酸羟基乙酸酸洗。清洗后，锅炉运行压降下降，炉水泵运行功耗下降大于10%。
3.3、对百万机组蒸汽侧高温氧化，蒸汽氢含量进行了试验分析评价，借百万机组高温氧化皮研究科技项目，与金属监督合作在六号机组安装了三台蒸汽中氢含量检测仪器，连续跟踪检测，通过对给水加氧处理运行前后检测数据，结合机组运行参数进行了比较分析，为锅炉运行燃烧控制提出分析意见和建议。
3.4、做好机组调停、检修中的停用保护和机组冷态启动化学监督，加强化学专业与集控运行的联系，严格控制机组冷态启动的水汽质量，严格控制启动每个阶段的水汽中铁离子含量，将机组冷态启动水汽质量控制点在集控运行的机组启动操作票进一步得到完善，汽轮机冲转前先进行过热器和再热器的旁路冲管，监测凝结水中铁含量符合要求后，将凝结水精除盐投入运行，使机组并网后的水汽质量很快进入正常运行要求范围。
3.5、优化水处理设备、系统，提高水处理系统的制水能力，
百万机组凝结水精处理装置的优化改进：一是，对精处理的前置过滤器进行反洗能力的优化改进，提高反洗效果；二是，通过反复试验，优化调整前置过滤器程序，提高反洗效果；三是，将更换下来的滤膜进行体外清洗后再利用，节约成本。四是，在精除盐混床出口安装比电导表，监测混床运行失效。
三期预脱盐系统再扩容，一是，在不增加系统设备的情况下，增装反渗透膜，提
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高反渗透制水能力，在9、10月份对三列反渗透各增装二支新膜，投运后运行淡水流量提高10%，差压下降，出水电导率维持不变，扩容效果明显。二是，定期对三期超滤的气密性试验，及时发现泄漏和断丝现象，安排膜丝修补和维修，保证出水质量和安全运行。三是，根据反渗透运行压差，对反渗透膜进行酸洗，保证出水能力；四是，利用余热对三期原水进行加热，提高预脱盐进水温度约7℃，保证冬季制水出力。3.6、加强对抗燃油油质的监督，七台机组抗燃油的检测结果，大多数的油质中氯含量和体积电阻率有超标，且常出现水分超标现象，除了加强外接在线滤油处理外，厂里经过专题分析会决定加强对抗燃油的监督，检测周期改为每月一次，从中摸索变化规律，经过近两年的检测，发现一些规律将待进一步分析研究。另外，在四号主机抗燃油系统安装了PALL的多功能在线处理装置，该装置对除水份、去颗粒有较好的效果，其他功能还有待进一步摸索。
3.7、加强对变压油油质的监督，加强了对总烃含量偏高的一号主变和三号机组励磁变压器绝缘油的色谱监测，缩短跟踪检测周期。在11月份一号主变从500KV改为220KV改造中，更换了新变压器，新变压器投运后油质正常。四、五号机组励磁变油质在机组检修中已经过滤油处理合格。
4、异常及处理情况
4.1、201*年七台机组的凝汽器泄漏事件及处理
1）在3月12日20:40，六号机组凝泵出水氢电导率在5分钟内大于1.0μS/cm，21:40凝泵出水氢电导率上升至5.5μS/cm，判断是凝汽器出现泄漏，立即停止给水加氧，循环水加木屑，机组减负荷，凝汽器单侧隔离查漏。在3月13日白班，找到一根钛管，焊堵处理，恢复安措，水质正常，机组加负荷。19:50,继续投运给水加氧处理。这次凝汽器泄漏发现及时，单侧隔离水质变化明显，查漏速度快，凝结水精处理运行状态良好，是一起较成功的凝汽器运行中查堵漏事件，保证了机组安全运行。
2）在4月23日11:00,五号机组凝结水氢电导率出现波动后逐渐上升，在循环水泵进口倒木屑，凝结水水质恢复正常，判断为凝汽器微量泄漏。在7月21日下旬和10月下旬，五号机组凝结水氢电导率又出现波动，或自行回落、或循环水泵进口加木屑，水质趋正常。因凝汽器泄漏量太小且机组保持运行，待机组检修时压水查漏。
3）在5月7日22:00，三号机组凝汽器出现凝结水氢电导率上下波动，循环水
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泵进口加木屑，水质恢复正常。判断为凝汽器微量泄漏，继续跟踪。4.2、超滤出水pH值异常及处理
在6月15日出现超滤03D加酸反洗酸漏至反渗透系统后，在7月14日超滤03D加酸反洗时，反渗透进口pH6.64.5，反渗透03A/B/C/D出水电导快速上升至15μS/cm左右，酸溶液进入反渗透系统，当时处理了反洗水泵出口逆止阀；9月5日又在超滤03D加强酸洗后，发现反渗透进口母管pH下降，进水导电度由9上升，最终找到原因：系新增03D反洗程序有缺陷，修改程序后，运行正常。
5、重点工作完成情况
5.1、根据三期预脱盐系统的系统设计容量，在不需要增加泵出力的情况下，对原A、B、C反渗透膜各增加了二支膜，装置运行压差下降，出力能力提高，总体出水情况正常。
5.2、实施了六号机组锅炉给水加氧处理方式运行，六号机组于3月2日省煤器进水氢电导率小于0.07μS/cm，主蒸汽和再热蒸汽的氢电导率小于0.08μS/cm，符合加氧水质条件。于3月3日14:40，汽泵进口的加入氧气，开始从AVT(O)向OT处理方式转换，3月5日基本完成给水和锅炉系统的转换，省煤器进水、主蒸汽和再热蒸汽中铁含量小于3μS/L,目前,进行氧化膜固化稳定期。
5.3、三期除盐水箱的密封未实施，在七号机组大修中已完成对凝结水水箱加小球的准备，6号机组待有检修机会实施该措施。
5.4、关于“氯含量超标的抗燃油处理”，四号机组中修期间，在四号机EHC油系统安装了一套PALL的多功能在线处理装置。
6、存在问题和计划
6.1一期补给水处理系统混床再生效果差，需要进一步分析原因，彻底处理缺陷。6.2目前一、二期机组有部分抗燃油中氯离子含量超标，或体积电阻率超标，将继续加强检测跟踪。另外，计划在三号机组中修中安排对EHC系统上安装在线油处理装置，部分小机抗燃油待有机会进行适量更换新油。
6.2三期两台机组在实施给水给水加氧处理后，给水氢电导率仍然偏高，且下降速度较慢，需要加强监督和进一步优化运行。
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浙能嘉兴发电有限责任公司201*年化学监督工作总结
一、化学监督目标和指标完成情况
序号1化学监督一期目标指标机组水汽总合格率达99.3%；完成情况99.69%在线化学仪表投运率大于97%、准确率大投运率100%，准于95%；凝结水溶解氧合格率大于90%除氧器溶解氧合格率大于98%；油质合格率大于99%；2二、三期机组水汽总合格率达99.3%；在线化学仪表准确率大于90％凝结水溶解氧合格率大于90%除氧器溶解氧合格率大于90%油质合格率大于99%；确率99.02％99.42%99.31%98%99.65%99.31%97.24%99.94%99.7%二、技术管理工作
1.201*年5月5日召开化学技术监督网络活动，主要内容是举办机组给水加氧处理知识讲座。公司化学监督网络成员及部分锅炉、汽机、化学、金属和热工专业工程技术人员参加。
2.201*年月6月25日，召开化学技术监督网络活动，主要内容是学习宣贯新的技术监督细则、总结上半年化学技术监督工作、讨论如何做好7号机组移交后的化学监督工作等。
3.《化学技术监督实施细则》201*年4月11日修订完毕，重新发布。
4.由于三期#7、8机组的投产，对水、汽、油、煤的监督工作项目及时进行修订。对化学仪表定期校验项目实行补充。
三、主要工作情况及异常处理
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1.检查并消除#5机组凝结水溶氧超标问题。1月上旬，5号机凝结水溶氧持续超标，经过反复检查，经调整凝泵B密封水切至输送泵供，回水正常，凝结水溶氧合格。13日经调整凝泵回水，重新切回凝泵水密封，凝结水溶氧合格。
2.油系统油质调整处理：1月份分析发现2号机主机油颗粒度超标，有水分，轴承处取样有油泥且有较大颗粒。1月16日停机C修，1月18日油泥析出试验合格（停机前取样，本厂自己做），没有油泥。送华东中试所做抗氧化安定性及老化试验，26日结果出来，指标都合格。C修中进行了油箱底部清理，发现底部有少量油泥存在，磁棒上吸附有较多颗粒杂质。春节后启动颗粒度合格。1A小机油中进水比较多（1100mg/L），同时颗粒度超标12级，联系汽机调整轴封压力，24日水分减少到380mg/L，但仍超标。1月31日，水分合格，但颗粒度仍旧超标。2月份，水分有反复。1月份开始，＃5机EH油酸值快速上升，从12月的0.15mgKOH/g上升到0.20mgKOH/g上，经反复滤油，1月18日合格。
3.＃1机组发电机定冷水开始实行碱化运行：201*年12月28日，#1机组定冷水开始碱化运行，加碱后，pH有比较大的上升，平均值从6.8上升到8.0，同时系统铜离子有比较明显地下降，从19.7μg/l下降到4.7μg/l，最大值只有7.4μg/l，主机参数加碱后也非常稳定，在此之前1号发电机由于温差大需要经常通过定冷水的扰动（一至二周一次）来降低温差，加碱前的12月21日，1号发电机安排了一次定冷水扰动，扰动前负荷292MW，无功120Mvar，发电机线圈平均温差12.4K，线圈温度最高第14点70.2℃，第5点69.1℃，第23点67.6℃，加碱后温度趋于稳定；据1号发电机定冷水加碱运行后半年以来的跟踪情况看，发电机定子线圈温差从12K下降到2-3K，未再出现个别线圈温度和出水温度不断上升而超出标准值的情况。系统药量也能保持稳定，一般约半个月补加或重新加药一次。
4.#2、5、6发电机定冷水树脂改用碱性树脂。根据其它几台机组定冷水碱化运行的有效成功，对其余几台机组的定冷水均实行碱化运行，经过讨论，对#2、5、6三台机组实行碱性树脂运行的方式，分别在201*年10月、5月、4月实行，目前其出水pH一般在7.4-8.0之间波动，其中#5机组最稳定，铜离子稳定在5μg/l以下。5.＃3机组发电机定冷水碱化运行调整：3号机组自201*年11月11日开始定冷水加碱运行，加碱运行一段时间后定冷水流量有所上升，压力0.38MPa时流量达92t/h左右，加碱运行前，#20、21、22、23、24线棒温度在68℃以上，加碱运行至今除#21线棒温度维持在70℃左右，其余线棒温度均明显下降。定冷水指标在春节调
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停和五一调停后均出现了pH值下降和Cu+上升的情况（最高达38μg/l左右），5月份机组启动后发电机定子线圈温差偏大，满负荷工况下第21点线棒最高温度达74℃，经调整发电机氢温和定冷水温度，满负荷时#21线棒温度在70℃左右，线圈温差12℃左右。根据3号发电机的现状多次进行分析和讨论，考虑开机后定冷水铜离子含量最高达38μg/l左右，决定适当调高定冷水pH值，控制DD在1.3-1.4μS/cm左右,pH值8.0以上，经过一段时间的调整，铜离子含量明显下降，目前控制在小于5μg/l以下。11月28日至29日，3号发电机定冷水系统进行了酸洗。氨基磺酸（DH-96）浓度最高到4.99%，酸洗时间3小时，铜离子最高到521mg/L，pH最低到0.85，总腐蚀速率0.62g/m2.h，符合小于1.0g/m2.h的要求；总腐蚀量1.86g/m2，符合小于5.0g/m2的要求，清洗后检查：滤网底部清理出约40g黑色（间杂有黄色铜皮）沉积物，滤芯底部截留有几片面积约2-3mm2的黄色铜皮。清洗后运行参数：
清洗前11月5日清洗后12月7日0.30定冷水运行压力0.38（MPa）定冷水运行流量（t/h）93100定冷水系统流通情况明显改善，在额定压力下，超过其额定流量（0.32MPa，94t/h）。第21点温度没有下降，在450MW负荷时，其温度达到72度，温差18K。仍超标，具体原因电气仍在分析。
6.三期＃7、8机组整套启动：201*年1月13日，#7机组锅炉水压试验结束，之后进行了湿态保养；201*年2月25日至3月7日炉前及锅炉本体进行了化学清洗；4月26日11：25首次点火,开始冲管，5月2日冲管结束。5月19日，凝结水系统进水，整套启动开始，5月23日，精处理系统投运，5月26日，机组首次并网。冲管及整套启动期间严格安装冷态热态冲洗标准执行，连续测定铁离子，至冲管末期，凝结水给水铁都已经降低到10μg/l左右。6月23日#7机组168试运行结束。#8机组8月18日开始冲管，10月18日168试运行结束。
7.#7机组给水开始加氧运行。201*年9月20日，#7机组给水水汽品质趋于稳定正常，开始加氧处理。初期加氧量小于100μg/l，至10月25日左右，给水管道和省煤器基本转化完毕，进入稳定加氧阶段。给水铁含量从原来的4-5μg/l下降到1μg/l以下。锅炉压差从最高的2.1MPa下降到1.7MPa，降低幅度为15%。
8.一期精处理再生装置改造。201*年9月#1机组检修时开始改造，至11月初，分
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离塔已经就位，管道连接完成，11月底进行了调试，12月初完成投入使用，分离塔的投入使用，大大增加了阴阳树脂的分离能力，同时对树脂量进行了调整，补足了部分树脂，至12月底，混床的周期制水量从6万吨增加到了10万吨。
9.二期化控反渗透膜更换。二期反渗透装置已运行8年，出力、脱盐率均下降，最高出水导电率100S/cm左右。201*年8-9月，活性碳过滤器出水装置改造完成，消除了漏碳的缺陷，10月进行了#2列反渗透膜更换，目前投运后出力正常，大大减少后续系统压力。
10.机组检修化学监督检查情况：
201*年全年有5台机组进行了计划检修，其中2台B修，3台C修，主要检查情况如下：机组检修性质水冷壁管结结垢速率叶片积盐速率检查评价垢量g/m2#1机组B修#2机组C修#3机组C修9969.6g/m2a37.137.9mg/cm2a0.121类1类数据尚在分析中#4机组C修#5机组B修20512216.720.51类1类从以上数据可看出，近几年由于给水处理实行不加联氨的AVT(O)工况，给水铁含量普遍下降较多，炉水实行氢氧化钠处理后，#1、2炉的的水冷壁管内部情况较好，同时叶片积盐量也大幅度下降，锅炉汽轮机均为1类设备。
11.几台机组的凝汽器泄漏次数较多，总共发生明显的泄漏7次，单侧隔离查漏7次；其中新投产的#7机组在8-10月份接连发生泄漏，严重威胁到机组安全运行，几次凝汽器泄漏情况分别如下：
8月5日至7日，9月16日，10月14日，7号机组发生了三次明显的凝汽器泄漏。
1)8月5日1：20，#7机凝结水超标氢导0.30μS/cm，钠离子5.9μg/l，判断凝汽器微漏，5：30集控采取倒木屑处理，但水质未好转，且泄漏逐步增大；11：40凝汽器外环隔离，但水质未见好转；6日3：00，凝结水氢导：1.59μS/cmNa+：55μg/L；6日14：40，凝汽器内环隔离，14：50，水质开始好转。放水后查漏，发现凝汽器
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A内环有一根钛管泄漏，进行了封堵。7日0：10，凝汽器循环水内环侧恢复运行，水质正常。本次泄漏凝结水氢导最大2.86μS/cm，钠离子102μg/l，泄漏期间精处理混床运行正常，给水水质运行正常。
2)9月16日1：16，7号机凝结水水质超标：氢导：0.21μS/cm、Na+：5.9μg/L，检修在7号机循泵入口加木屑40袋。2：12,7号机凝结水水质合格。12：15，7号机凝结水水质又上升：DD:0.20μS/cm，Na+:5.0μg/l，15：30，凝结水水质：DD:0.21μS/cmNa+:5.9μg/l，检修在循泵入口加木屑。17：20，合格。20：06，7号机凝结水水质又超标：DD:0.29μS/cmNa+:8.8μg/L，检修在循泵入口加木屑42袋。23:15凝结水水质合格。17日夜班，凝结水又变差，而且速度快，2：35，凝结水水质：DD:0.6μS/cmNa+:16μg/L。4：10，7号机凝汽器循环水侧内环半边隔离，开始放水，之后凝结水水质变好，5：30，7号机凝结水水质：DD0.16μS/cmNa+0.9μg/L，水质合格。17：12，7号机凝汽器循环水内环隔离查漏工作结束，内环B侧有一钛管漏，已处理好。19：10，7号机凝汽器循环水内环恢复运行，凝结水水质正常。泄漏期间7号机精处理混床运行正常，给水水质运行正常。
3)10月14日下午12：41，7号机凝结水氢导超过标准：0.22μS/cm，通知检修。7号机循泵入口加木屑20袋。但是无效果，16：00，7号机凝结水氢导0.30μS/cm,Na+6.5μg/L。此后一直在0.2-0.3μS/cm之间波动。15日上午，检修在7号机循泵入口加木屑20袋，由于负荷从600MW上升到900MW，15：00凝结水质合格氢导0.15μS/cm，17：00，负荷下降到600MW，凝结水水质又超标（氢导：0.26μS/cm，Na+：11μg/L），此后水质一直在0.4上下波动，17日2：40，7号机凝汽器循环水侧内环隔离，但7号机凝结水水质不合格，9：50，凝汽器内环隔离恢复。10：58，循环水外环隔离后，凝结水水质合格，氢导：0.12μS/cm，Na+：0.6μg/L。外环查漏工作结束后，检修检查发现7号机凝汽器A侧外环有一钛管泄漏，已封堵处理。22：00，23：007号机凝汽器外环隔离恢复；7号机凝结水氢导合格。
4)＃1机组凝汽器泄漏：3月28日和6月14日，＃1机组分别发生凝汽器泄漏，期间凝结水最大指标是4.3μS/cm，并且还影响到了给水水质，随后都采取了半边隔离查漏，检查发现是凝汽器B侧有钛管泄漏，进行了封堵处理。
5)8月29日至9月2日3号机组凝汽器泄漏。29日12：30，发现#3机组凝结水氢导高，达到0.43μS/cm，手测钠离子13μg/L，显示凝汽器有泄漏，检漏装置B内外显示都正常，A外显示氢导高，但A外是混合水样。检修在循泵入口加木屑，30
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日下午水质合格。但之后又开始上升。9月1日17：30，3号机凝结水氢导：0.82μS/cm，Na+：20μg/L，YD：0μmol/l，凝汽器检漏装置A内就地表计显示氢导：3.4μS/cm，Na+：150μg/l。22：20，3号机凝汽器循环水内环半边隔离。水质好转，2日1：47，3号机凝结水水质合格，氢导:0.12μS/cmNa+：3.0μg/LYD:0μmol/l。3号机凝汽器查漏结束，检修人员交底：发现一处漏点，3号机凝汽器A内侧由下往上53排、由东往西第3根钛管。9月2日19：27，3号机凝汽器内环恢复正常运行方式，凝结水水质正常。泄漏期间凝结水氢导最大0.82μS/cm，Na+：20μg/L；混床运行正常，给水水质未受影响。
6)9月12日至18日6号机凝汽器泄漏。12日23:00，6号机凝结水水质超标：氢导0.50μS/cm，Na+:12μg/l，并有上升趋势，检修在循泵进口加木屑后水质好转，13日1：05，氢导0.20μS/cm,Na+:1.8μg/l，YD:0μmol/l；就地检漏装置显示(B内)Na+:28μg/l，0.31uS/cm，22：20氢导又上升到0.33μS/cm，Na+：12μg/L，检漏装置切换至B外，（B外）氢导：7.1μS/cm，Na+：1200μg/L，判断凝汽器B外环漏。联系检修在6号机循泵入口加木屑40包，效果不明显。14日凝结水氢导一直在0.40μS/cm上下波动。15日0：30，潮位升高后检查6号机凝结水氢导：0.51μS/cm有所上升，16日，凝结水氢导一直在0.5-0.6μS/cm。18日5：17，6号机循泵B停运。6号机凝汽器循环水水侧外环开始进行半面隔离。6：59，：#6机组凝结水水质，氢导0.44μS/cm，并继续下降。7：20，合格。检修检查发现凝汽器B侧外环有一根钛管漏，已封堵。泄漏期间，凝结水氢导最大0.8μS/cm，Na+：25μg/L；混床运行正常，给水水质未受影响。
7)10月3-4日，#2机组凝汽器泄漏。3日21：30，凝结水氢导开始上升，22：15，#2机凝结水氢导稳定在0.50μS/cm，钠离子8μg/l，#2机检漏装置A侧导电度0.2μS/cm,投运#2机检漏装置B侧，导电度5μS/cm，钠离子110μg/l判断B侧泄漏。4日夜班检修人员在2号机3号、4号循泵入口倒木屑二次，共45包，凝结水水质没有明显好转。9：45，2号机凝汽器B侧隔离。10:452号机凝结水水质合格。13：00，2号机凝汽器B侧查漏工作结束，检修交底：凝汽器B侧中分面上面第三排中间靠机尾侧第8根管子泄漏，现已封堵。13：55，2号机凝汽器B侧恢复运行，凝结水水质正常。本次泄漏，凝结水氢导最大0.80μS/cm，钠离子25.2μg/L。给水水质由于精处理混床运行正常，没有受到影响。
12.10月19日#5机组水汽品质异常。2：20，炉内值班员发现5号机组水汽品质异
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