《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》印发

9 化学专业

9.1 总体情况

从2016年江苏发电企业迎峰度冬技术监督集中检查情况看，我省并网电厂化学监督工作总体情况良好，水汽品质监督、燃煤采制化、油务监督、化学仪表监督等各个方面都取得了比较好的成绩，化学监督工作正常开展，化学监督人员相关工作认真负责，以往技术监督检查中发现的问题基本得到整改。没有发生因化学监督不力所造成的非停事故。在肯定成绩的同时，我们也应该看到迎峰度夏技术监督检查中所暴露出的问题，发扬成绩，克服缺点，争取明年化学监督工作再上新的台阶。

9.2 工作亮点

国华太仓电厂在2016年C修中对8号机组精处理树脂进行了针对铁污染和有机物污染的复苏，改善了再生效果，保证了出水质量;加氧装置进行了优化，基本上实现了自动控制，不需要人为干预，节省了人工， 保证了加氧参数的稳定;针对定冷水自动控制装置不太好用，对7号机组定冷水自动控制装置加装气动门和节流孔板，实现了盘上就可以自动调节定冷水品质。

此次迎峰度冬技术监督检查，国华徐州电厂正值2号机组大修，割取了省煤器、水冷壁、过热器、再热器等管样。检查表明，给水加氧以来，省煤器及水冷壁管内壁垢的沉积速率很低，过热器、再热器管内壁氧化皮完整致密，没有发现剥落痕迹;此外，该厂加装了汽轮机油再生吸附处理装置。通过处理，顺利解决了两台机组三台小机汽轮机油破乳化度超标问题。

华电句容电厂根据GB/T12145-2016及时对水汽质量日常控制指标和化学监督指标进行修改。

华能金陵燃机电厂化学制水系统产水量大，运行稳定，现场无跑冒滴漏情况。反渗透保安过滤器使用周期可以达到一季度更换一次，证明前置设备有关指标控制很好。全膜系统有关设备定期进行更换、清洗，化学监督管理到位。

华能南通电厂加强了对化学专业辅工(共8人)的技术培训，保证辅工能胜任相关岗位的工作。

华能太仓电厂一期PLC控制系统进行了改造;对氨罐首次进行全面检查; 3号机组从上月中旬开始实施给水加氧处理。

利港电厂摸索反渗透加药调整，降低药剂消耗，且延长了保安过滤器和反渗透运行周期。

南京化工园热电厂针对水处理离子交换器反洗进水压力较大，容易发生中排变形导致漏树脂的问题，采取了离子交换器反洗进水阀改造为电动慢开阀的措施。解决了水处理程序控制中反洗进水气动阀瞬间打开，压力较大，顶坏中排的设计缺陷。

戚墅堰电厂全膜处理运行控制较好，系统已运行5年，设备、出水水质依然较好，这与平时管理到位是密不可分的。

国信射阳港电厂针对6号机组定冷水铜含量超标的现象，加强分析，最终确认定冷水过滤器滤元故障，后及时予以更换处理，避免了一起有可能堵塞而引起的不安全事件;对5号机组EH酸值增加的现象，协同相关专业认真组织分析，发现由于停机后存在EH油温超标现象，后进行运方调整后，得以解决，使得EH油质恢复正常;全过程化学监督管理工作较为到位，对生产中的问题，能通过化学监督告警单、任务单以及考核单的形式下发整改和考核，并及时进行闭环;通过技术改进，实现废水系统的优质回收方案，有效提高了废水复用率。

苏通电厂今年9月份完成10名化学运行辅助人员取证上岗工作;加强对精处理运行周期的控制，今年5月份开始逐步增加精处理运行周期，同时略降低系统pH值，目前混床运行周期35万吨(原要求25万吨)，系统给水电导率由3.5μS/cm降至2.5μS/cm，运行情况良好;对两台机组EH油、主辅机润滑油均严格监督检查，保证重要设备油品合格率达到100%。

徐州华鑫电厂给水停止加联氨后，水汽品质指标明显改善，取得了预期的效果。

盐城电厂今年8月份发现氨稀释罐有结垢现象，溢流管堵塞，及时进行了化学分析，初步认定为碳酸钙垢，同时与方天公司专家取得联系，并与专家取得一致意见，然后对溢流管进行了酸洗，消除了该缺陷，并在化学技术监督会进行了原因分析，制定了长期预防和解决方案;针对11号炉汽包加药管有时堵塞的现象，召开专业会加强分析，并请教方天专家，最终确定是磷酸盐溶药浓度偏高，后修订标准，调整了溶药的浓度，从2015年12月份至目前已10个月没有发生汽包加药管堵塞的现象;针对11号机EH油酸值超标的现象，协同汽机专业认真组织分析，并与生产厂家取得联系，共同进行取样分析，认定为EH油由于运行时间过长，油质老化，购买新油，并制定了换油方案，在小修中进行更换后，使得EH油质恢复正常。

扬州电厂针对6号、7号机EH油酸值长期超标的问题，协同汽机分部认真组织调研，利用机组大修机会对6号、7号机组EH油在线再生装置进行改造，目前EH油各项指标恢复正常。

江苏宜兴协联热电厂化学监督工作人员认真负责，及时更新化学监督相关标准，加强了水汽取样系统化学仪表的维护校验工作，能够较好地反应水汽系统中化学监督指标的异常变化。

南京华润热电厂化水系统设备运行良好，反渗透前设计了余氯和ORP表(169mV)，运行指标控制良好;精处理系统运行良好，目前两台机组水汽质量优良，蒸汽氢电导率控制在较低水平。

大唐苏州热电公司锅炉给水及低压汽包的PH值控制较好，给水PH值控制在9.2-9.6，低压汽包PH值在9.5-10.0之间，较好地抑制了系统FAC腐蚀。循环水的杀菌剂控制良好，未发现藻类滋生情况，循环水的浓缩倍率控制在3.5以下。

蓝天燃机电厂化学监督台账规范齐全，水汽品质控制良好，设备检修维护台账记录齐全，设备整体健康水平良好，现场环境整洁，文明生产管理到位。

江苏吴江热电有限公司化学监督各项工作有序开展，炉内水汽系统电导率控制在较低水平，化水反渗透系统前ORP指标控制在合格范围以内。

华能苏州热电有限责任公司循环水电解阻垢防腐装置投运后，取代了阻垢剂及杀菌剂的加入，取得了较好的效果，循环水浊度、硬度降低，起到了较好的防垢作用。

9.3 存在的问题与建议

9.3.1 基础管理方面

检查发现，我省并网电厂在化学技术监督的几处管理方面仍然存在这样或者那样的问题，例如：有个别电厂“运行中汽轮机油油质分析报告”签字不规范，有的“分析”栏有签名，但“校对”、“审核”栏没有签名;有的“分析”、“审核”栏有签名，但“校对”栏没有签名;有的“校对”、“审核”栏有签名，但“分析”栏没有签名。希望进一步规范化验分析报告的签名程序。

此外，在化学监督相关标准的管理和使用上也存在更新不及时等问题。某化学试验班案头摆放的《火力发电厂水汽试验方法标准汇编》(2006年12月中国电力出版社第一版)中很多标准目前已经失效。建议对工作中涉及的标准进行全面的梳理，剔除作废标准，确保所用标准为最新有效版本。

9.3.2 在线化学仪表方面

在线化学仪表是化学监督的主要手段。不少电厂在线化学仪表均为进口仪表，要求较高。维护化学仪表维护力量不足，希望加强化学仪表维护力量。

某电厂水汽集中采样间有几块实验室分析仪表，所贴计量检定标签均已过期(校准日期2014-11-11，有效期：2015-11-10)。建议及时检定仪器仪表，并张贴有效标签。

某电厂2号350MW超临界机组主蒸汽在线pH表严重偏低(显示值仅为8.2左右，大约偏低0.6pH单位)，希望加强在线化学仪表的维护和校验工作，提高在线仪表的准确率。

某电厂化水集控室终端画面上显示的机组水汽品质实时数据与水汽集中采样架在线化学仪表上显示的数据偏差较大。建议采取有效措施，解决数据传输中带来的偏差较大问题。

某电厂化水操作员站计算机画面上一期两台300MW机组省煤器入口给水及蒸汽氢电导率(K+H)均标识为电导率(DD)，建议改正。

某电厂8号300MW亚临界机组水汽集中采样架上在线化学仪表几乎处于瘫痪状态。9、10号机组水汽采样架上的在线pH仪表普遍存在显著的偏高现象(一般偏高0.2pH单位)。建议今后加强在线化学仪表的维护和校验工作，提高在线化学仪表的投入率和准确率。

某电厂水汽集中采样架上的恒温装置恒温效果不太理想，水样温度一般在30~35℃之间，这会影响在线仪表的准确性。希望采取措施提高恒温装置的效果，尽量将水样温度恒定在25℃左右。

某电厂水汽集中采样架上个别在线仪表误差较大，数据之间的关系不符合逻辑。比如，省煤器入口给水pH值为9.56，但相应的电导率却高达15μS/cm。建议加强在线化学仪表的维护和校验工作，提高在线仪表的准确率。

某电厂化学水处理控制台液晶显示器上4号9F燃机高压、过热、饱和蒸汽pH等数据显示为0 ，但实际上现场的在线化学仪表上这些数据是正常的，建议将测量信号接入控制台，便于运行人员及时掌握汽水品质情况。

某电厂化学运行控制室监控屏幕上的实时数据显示值均为红色，太刺眼，容易引起运行人员观察视觉疲劳。建议将其改为绿色，并将超标数据显示为醒目的红色，以引起运行人员关注。此外，目前无法形成历史数据趋势曲线，建议对程序进行改进。

某电厂1号1000MW超超临界机组机除氧器入口pH值为8.6左右，相应的比电导在线测定仪显示值为2.5μS/cm左右。从两者的对应关系看，pH值偏低0.3左右，即水中氢离子活度的测量误差高达100%。希望加强在线化学仪表的维护校验工作，努力提高在线化学仪表的准确率。

某电厂10号300MW亚临界机组低温架有凝结水导电度表等几只化学在线仪表数值不够准确，希望化学仪表检修人员加强维护和校验工作，确保在线化学仪表的准确率。

某热电厂水汽集中取样架系统取样温度较高，取样架化学仪表所检测的数据与真实值偏离，建议对闭冷水系统冷却效果进行调研改造，及时投运取样架恒温系统。

9.3.3 实验室分析检测方面

实验室分析检测也是化学监督的手段。目前仍然存在水汽品质查定试验检测精度不能满足机组要求、大宗药品验收缺项等问题。此外，在台账管理上也存在一些问题。

某电厂化验室台账包装较以前有进步。但文件盒里面的内容比较陈旧和混乱，很多都是5年之前的台账，且较新的台账也存在不规范的问题，比如任意涂改、没有签名等。建议对所有台账进行梳理，将陈旧的(比如5年以上的)台账放置在库房里，只保留较新的台账，并对台账内容分门别类，增加台账目录，方便检索和查阅。(二级)

某电厂化验室的试剂溶液瓶上的标签只注明了药液的名称和浓度，没有标明配制日期和使用有效期。建议今后在试剂溶液瓶上标明配制日期和使用有效期。(二级)

某电厂1000MW超超临界机组水汽铜铁查定试验采用Hach分光光度计进行测定，不能满足超超临界机组水汽中微量铜、铁离子含量的精度要求，建议尽快调试好，石墨炉原子吸收仪，按照行业标准使用该仪器进行水汽铜、铁离子含量查定试验。

某热电厂仍然使用分光光度计检测水汽样品中微量铜、铁离子含量。这种检测方法的最低检测限实际上不能满足水汽品质监控标准的要求。建议购置石墨炉原子吸收仪。

某电厂300MW亚临界机组启动期间水汽品质铜、铁查定试验无法正常进行。主要原因是紫外分光光度计仪器已经老化，年久失修。建议更换新的仪器。

某电厂600MW超临界机组铁离子查定一直未严格按照行业标准的要求进行消解(没有对水样进行加热浓缩)。建议今后严格执行DL/T 955-2005《火力发电厂水、汽试验方法 铜、铁的测定 石墨炉原子吸收法》中关于水样消解的规定。

个别电厂高纯氢氧化钠质量验收目前只做氢氧化钠浓度、氯化钠含量检测，没有包含氯酸钠项目。建议严格执行GB/T 11199-2006《高纯氢氧化钠》，增加氯酸钠含量检测。

某电厂实验室所用试剂水为普通除盐水，不符合要求。建议按照国家标准的要求使用专用纯水仪生产的超纯水作为试剂水。

9.3.4 给水处理工况方面

某电厂2号600MW机组省煤器入口与除氧器出口溶解氧含量之间存在较显著的倒置(检查时前者与后者分别为11.02和4.37μg/L),希望设法查明原因，尽快解决倒置问题。否则很难精确控制好给水加氧量;从2号机组给水溶解氧含量看，给水pH值偏低(pH值约为8.9)，建议适当提高pH值。

某电厂化学运行根据有关专家意见，对1000MW超超临界机组给水加氧控制指标进行的调整，以便符合加氧导则要求。但从实际情况看，这样调整后，将带来蒸汽通道某些部位氧化皮剥落问题。实践是检验真理的唯一标准，希望今后不唯上，不唯书，只为实，实事求是地将给水加氧有关指标严格控制在合理区间内。

某电厂3号600MW超临界机组已经开始实施给水加氧处理，但过热蒸汽取样点没有安装在线溶氧表，因此无法监控蒸汽溶解氧含量。建议增设在线氧表。

某电厂1号600MW超临界机组给水pH值控制偏高(9.1~9.2)。按照目前给水氧含量，给水pH值可以适当降低，这样有利于增加凝结水精处理混床周期制水量。建议将省煤器入口给水pH目标值设置在9.0左右。

某电厂机组加氨箱现场氨味弥漫(正在配置氨液)。究其原因，是因为充氨速度过快且没有开启搅拌器。建议今后在配制氨液的过程中，控制适当的充氨速度，并且搅拌器。

某电厂9、10号300MW亚临界机组给水pH值运行控制指标(9.0~9.5)不符合国标的要求。据了解，目前已在着手修改。建议尽快完成修改，发布实施。

少数电厂给水加氨仍然采用加入氨水的方法，不但运行成本较高，而且配药人员工作量较大、接触化学品的危害较大。省内有不少电厂已经改为从脱硝喷氨管道引一路至化学炉内加药间，并且实现了自动配药。建议学习兄弟电厂的先进经验，对给水加氨方式进行必要的改进。

某电厂6号600MW超超临界机组省煤器入口与除氧器出口溶解氧含量之间存在较显著的倒置(检查时前者与后者分别为5和1μg/L),希望设法查明原因，尽快解决倒置问题。否则很难精确控制好给水加氧量;从目前6号机组给水溶解氧含量看，给水溶解氧含量偏低，建议适当提高给水溶解氧含量。