锅炉结构及工作原理[共78页]

锅炉结构及工作原理锅炉结构及工作原理锅：是指锅炉的水汽系统，由汽包、下降管、联箱、水冷壁、过热器和省煤器等设备组成。（1）锅的任务是使水吸热，最后变化成一定参数的过热蒸汽。其过程是：给水由给水泵打入省煤器以后逐渐吸热，温度升高到汽包工作压力的沸点，成为饱和水；饱和水在蒸发设备（炉）中继续吸热，在温度不变的情况下蒸发成饱和蒸汽；饱和蒸汽从汽包引入过热器以后逐渐过热到规定温度，成为合格的过热蒸汽，然后到汽轮机做功。汽包：汽包俗称锅筒。蒸汽锅炉的汽包内装的是热水和蒸汽。汽包具有一定的水容积，与下降管 ，水冷壁相连接，组成自然水循环系统，同时，汽包又接受省煤器的给水，向过热器输送饱和蒸汽；汽包是加热，蒸发、过热三个过程的分解点。下降管：作用是把汽包中的水连续不断地送入下联箱，供给水冷壁，使受热面有足够的循环水量，以保证可靠的运行。为了保证水循环的可靠性，下降管自汽包引出后都布置在炉外。联箱：又称集箱。一般是直径较大，两端封闭的圆管，用来连接管子。起汇集、混合和分配汽水保证各受热面可靠地供水或汇集各受热面的水或汽水混合物的作用。（位于炉排两侧的下联箱，又称防焦联箱）水冷壁下联箱通常都装有定期排污装置。水冷壁：水冷壁布置在燃烧室内四周或部分布置在燃烧室中间。它由许多上升管组成，以接受辐射传热为主受热面。作用：依靠炉膛的高温火焰和烟气对水冷壁的辐射传热，使水（未饱和水或饱和水）加热蒸发成饱和蒸汽，由于炉墙内表面被水冷壁管遮盖，所以炉墙温度大为降低，使炉墙不致被烧坏。而且又能防止结渣和熔渣对炉墙的侵蚀；筒化了炉墙的结构，减轻炉墙重量。水冷壁的形式：1.光管式2.膜式过热器：是蒸汽锅炉的辅助受热面，它的作用是在压力不变的情况下，从汽包中引出饱和蒸汽，再经过加热，使饱和蒸汽成为一定温度的过热蒸汽。省煤器：布置在锅炉尾部烟道内，利用烟气的余热加热锅炉给水的设备，其作用就是提高给水温度，降低排烟温度，减少排烟热损失，提高锅炉的热效率。减温装置：保证汽温在规定的范围内。汽温调节：1、蒸汽侧调节（采用减温器） 2、烟气侧调节（采用摆动式喷燃器）炉炉就是锅炉的燃烧系统，由炉膛、烟道、喷燃器及空气预热器等组成。工作原理：送风机将空气送入空气预热器中吸收烟气的热量并送进热风道，然后分成两股：一股送给制粉系统作为一次风携带煤粉送入喷煤器，另一股作为二次风直接送往喷煤器。煤粉与一、二次风经喷燃器喷入炉膛集箱燃烧放热，并将热量以辐射方式传给炉膛四周的水冷壁等辐射受热面，燃烧产生的高温烟气则沿烟道流经过热器，省煤器和空气预热器等设备，将热量主要以对流方式传给它们，在传热过程中，烟气温度不断降低，最后由吸风机送入烟囱排入大气。炉膛：炉膛是由一个炉墙包围起来的，供燃料燃烧好传热的主体空间，其四周布满水冷壁。炉膛底部是排灰渣口，固态排渣炉的炉底是由前后水冷壁管弯曲而形成的倾斜的冷灰斗，液态排渣炉的炉底是水平的熔渣池。炉膛上部是悬挂有屏式过热器，炉膛后上方烟气流出炉膛的通道叫炉膛出口。空气预热器：是利用锅炉排烟的热量来加热空气的热交换设备。它是装在锅炉尾部的垂直烟道中。煤粉在炉膛燃烧产生的热量，先通过辐射传热被水冷壁吸收，水冷壁的水沸腾汽化，产生大量蒸汽进入汽包进行汽水分离（直流炉除外），分离出的饱和蒸汽进入过热器，通过辐射、对流方式继续吸收炉膛顶部和水平烟道、尾部烟道的烟气热量，并使过热蒸汽达到所要求的工作温度。发电用锅炉通常还设置有再热器，是用来加热经过高压缸做功后的蒸汽的，再热器出来的再热蒸汽再去中、低压缸继续做功发电。锅炉的工作原理基本相同。 锅炉的作用是将燃料的化学能转变为热能，并利用热能加热锅内的水使之成为具有足够数量和一定质量（汽温、汽压）的过热蒸汽，供汽轮机使用。现在火力发电厂的锅炉容量大、参数高、技术复杂、机械化和自动化水平高，所以燃料主要是煤，并且煤在燃烧之前先制成煤粉，然后送入锅炉在炉膛中燃烧放热。概括地说，锅炉是主要工作过程就燃料的燃烧、热量的传递、水的加热与汽化和蒸汽的过热等。整个锅炉由锅炉本体和辅助设备两部分组成。锅炉本体：锅炉本体是锅炉设备的主要部分，是由“锅”和“炉”两部分组成的。“锅”是汽水系统，它主要任务是吸引收燃料放出的热量，使水加热、蒸发并最后变成具有一定参数的过热蒸汽。它由省煤器、汽包、下降管、联箱、水冷壁、过热器和再热器等设备及其连接管道和阀门组成。(1) 省煤器。位于锅炉尾部垂直烟道，利用烟气余热加热锅炉给水，降低排烟温度，提高锅炉效率，节约燃料。(2) 汽包。位于锅炉顶部，是一个圆筒形的承压容器，其下是水，上部是汽，它接受省煤器的来水，同时又与下降管、联箱、水冷壁共同组成水循环回路。水在水冷壁中吸热而生成的汽水混合物汇集于汽包，经汽水分离后向过热器输送饱和蒸汽。(3) 下降管。是水冷壁的供水管道，其作用是把汽包中的水引入下联箱再分配到各个水冷壁管中。分小直径分散下降管和大直径集中下降管两种。小直径下降管管径小，对水循环不利。(4) 水冷壁下联箱。联箱主要作用是将质汇集起来，或将工质通过联箱通过联箱重新分配到其它管道中。水冷壁下联箱是一根较粗两端封闭的管子，其作用是把下降管与水冷壁连接在一起，以便起到汇集、混合、再分配工质的作用。(5) 水冷壁。位于炉膛四周，其主要任务是吸收炉内的辐射热，使水蒸发，它是现代锅炉的主要受热面，同时还可以保护炉墙。(6) 过热器。其作用是将汽包来的饱和蒸汽加热上成具有一定温度的过热蒸汽。(7) 再热器。其作用是将汽轮机中做过部分功的蒸汽再次进行加热升温，然后再送到汽轮机中继续做功。“炉”是燃烧系统，它的任务是使燃料在炉内良好的燃烧，放出热量。它由炉膛、燃烧器、点火装置、空气预热器、烟风道及炉墙、构架等组成。（1） 炉膛。是由炉墙和水冷壁转成的供燃料燃烧的，燃料在该空间内呈悬浮状燃烧，释放出大量的热量。（2）燃烧器。位于炉膛四角或墙壁上，其作用是把燃料和空气以一定速度喷入炉内，使其在炉内能进行良好的混合以保证燃料及时着火和迅速完全地燃烧。分直流燃烧器和旋流燃烧器两种基本类型。（3）空气预热器。位于锅炉尾部烟道，其作用是利用烟气余热加热燃料燃烧所需要的空气，不仅可以进一步降低排烟温度，而且对于强化炉内燃烧、提高燃烧的经济性、干燥和输送煤粉都是有利的。锅炉效率可提高2%左右。分管式和回转式两种。（4）烟风道。是由炉墙、部分受热面管道及包墙管等组成的管道，用以引导烟气的流动，并经各个受热面进行热量交换，分为水平烟道和尾部烟道。辅助设备辅助设备包括通风设备（送、引风机）、燃料运输设备、制粉系统、除灰渣及除尘设备、脱硫设备等。三、燃煤锅炉的工作过程由原煤仓落下的原煤经给煤机送入磨煤机磨制成煤粉。在原煤磨制过程中，需要热空气对煤进行加热和干燥，因此外界冷空气通过送风机送入锅炉尾部烟道的空气预热器中，被烟气加热成为热空气进入热风管道。其中一部分热空气经排粉机送入磨煤机中，对煤进行加热和干燥，同时这部分空气也是输送煤粉的介质；另一部分热空气直接经燃烧器进入炉膛参与煤粉的燃烧。从磨煤机排出的煤粉和空气的混合物经燃烧器进入炉膛内燃烧。煤粉在炉膛内迅速燃烧后放出大量的热量，使炉膛火焰中心的温度具有1500度或更高的温度。炉膛四周内壁布置有许多的水冷壁管，炉膛顶部布置着顶棚过热器及炉膛上方布置着屏式过热器等受热面。水冷壁和顶棚过热器等是炉膛的辐射受热面，其内部的工质在吸引炉膛的辐射热的同时，使火焰温度降低，保护炉墙不致被烧坏。为了防止熔化的灰渣黏结在烟道内的受热面上，烟气向上流动到达炉膛上部出口处时，其温度要低于煤灰的熔点。高温烟气经炉膛上部出口离开炉膛进入水平烟道，与布置在水平烟道的过热器进行热量交换，然后进入尾部烟道，并与再热器、省煤器、和空气预热器等受热面进行热量交换，使烟气不断放出热量而逐渐冷却下来，使得离开空气预热器的烟气温度通常在110-160度之间。低温烟气再经过除尘器除去大量的飞灰，最后只有少量的细微灰粒随烟气由引风机送入烟囱排入大气。煤粉在炉膛中燃烧后所生成的较大灰粒沉降到炉膛底部的冷灰斗中，被冷却凝固落入排渣装置中，形成固定排渣。由给水泵送向锅炉的给水，经过高压加热器加热后进入省煤器，吸收锅炉尾部烟气的热量后进入汽包，并通过下降管引入水冷壁下联箱再分配给各个水冷壁管。水在水冷壁中吸收炉膛高温火焰和烟气的辐射热，使部分水蒸发变成饱和蒸汽，从而在水冷壁内形成了汽水混合物。汽水混合物向上流动并进入汽包，通过汽包中的汽水分离装置进行汽水分离，分离出来的水继续循环。旋风分离器由简体、引入管、项帽、溢流环、简底导叶和底板等部件组成。 旋风分离器是一种分离效果很好的汽水分离设备。其工作原理及工作过程是：较高流速的汽水混合物，经引入管切向进入简体而产生旋转运动，在离心力的作用下，将水滴抛向筒壁，使汽水初步分离。分离出来的水通过筒底四周导叶，流人汽包水容积中。饱和蒸汽在筒体内向上流动，进入顶帽的波形板间隙中曲折流动，在离心力和惯性力的作用下，小水滴被抛到波形板上，在附着力作用下形成水膜下流，经简壁流入汽包水容积，使汽水进步分离，而饱和蒸汽从顶帽上方或四周引入汽包蒸汽空间。 电站锅炉随参数容量的不同，其汽包内部装置也不完全样，现以高压和超高压锅炉的汽包为例，介绍其内部装置、它们的布置及主要作用。 沿汽包长度在两侧装设若干旋风分离器，每个旋风分离器筒体顶部配置有百页窗(波形板)分离器，它们的主要作用是将由上升管引入的汽水混合物进行汽和水的初步分离。在汽包内的中上部，水平装没蒸汽清洗孔板，其上有清洁给水层，当蒸汽穿过水层时，便将溶于蒸汽或携带的部分盐分转溶于水中，以降低蒸汽的含盐。靠近汽包的顶部设有多孔板，均匀汽包内上升蒸汽流，并将蒸汽中的水分进一步分离出来。汽包中心线以下150mm左右设有事故放水管口；正常水位线下约200mm处设有连续排污管口，再下面布置加药管。下降管入口处还装设了十字挡板以防止下降管口产生漩涡斗造成下降管带汽。汽包内有哪些汽水分离装置？其工作原理如何？答：汽包内比较常用的汽水分离装置是旋风分离器、波形板分离器（百叶窗）和多孔板。 从水冷壁、对流管束或沸腾式省煤器来的汽水混合物进入汽包内的汇流箱，然后从切向进入旋风分离器。高速旋转产生的离心力，使汽水混合物中的水滴甩至筒壁，形成水膜，在重力作用下流入汽包水容积。从旋风分离器顶部波形板分离器出来的蒸汽经汽包蒸汽空间的重力分离后，再次经汽包顶部的波形板分离器分离。 为了防止蒸汽局部流速过高，将波形板分离器的水膜撕破而带水，影响汽水分离效果，在波形板分离器的上部装有多孔板。利用多孔板产生的阻力，使蒸汽沿汽包长度均匀的进入过热器。多孔板上的孔径约为10mm，蒸汽流经多孔板的速度，中压锅炉未810m/s，高压炉为68m/s，超高压炉为46m/s。除氧器的工作原理：除氧器是作为驱除锅炉给水中所含的溶解氧的设备，以保护锅炉避免氧腐蚀。工作原理给水的除氧是电站锅炉或工业锅炉防止腐蚀的主要方法。在容器中，溶解于水中的气体量是与水面上气体的分压成正比。采用热力除氧的主法，即用蒸汽来加热给水，提高水的温度，使水面上蒸汽的分压力逐步增加，而溶解气体的分压力则渐渐降低，溶解于水中的气体就不断逸出，当水被加热至相应压力下的沸腾温度时，水面上全都是水蒸汽，溶解气体的分压力为零，水不再具有溶解气体的能力，亦即溶解于水中的气体，包括氧气均可被除去。除氧的效果一方面决定于是否把给水加至相应压力下的沸腾温度，另一方面决定于溶解气体的排除速度，这个速度与水和蒸汽的接触表面积的大小有很大的关系。除氧器的主要作用是除去锅炉给水中的氧气和其它不凝结气体，以保证给水的品质。若水中溶解氧气，就会使与水接触的金属被腐蚀，同时在热交换器中若有气体聚积，将使传热的热阻增加，降低设备的传热效果。因此水中溶解有任何气体都是不利的，尤其是氧气，它将直接威胁设备的安全运行。在火电厂采用热力除氧，除氧器本身又是给水回热系统中的一个混合式加热器，同时高压加热器的疏水、化学补水及全厂各处水质合格的高压疏水、排汽等均可汇入除氧器加以利用，减少发电厂的汽水损失。 一、无头除氧器工作原理 来自低压加热器的主凝结水（含补充水）经进水调节阀调节后，进入除氧器，与其他各路疏水在除氧器内混合，经喷头或多孔管喷出，形成伞状水膜，与由下而上的加热蒸汽进行混合式传热和传质，给水迅速达到工作压力下的饱和温度。此时，水中的大部份溶氧及其他气体基本上被解析出来，达到除氧的目的。从水中析出的溶氧及其他气体则不断地从除氧器顶部的排汽管随余汽排出器外。进入除氧器的高加疏水也将有一部分水闪蒸汽化作为加热汽源，所有的加热蒸汽在放出热量后被冷凝为凝结水，与除氧水混合后一起向下经出水口流出。为了使除氧器内的水温保持在工作压力下的饱和温度，可通过再沸管引入加热蒸汽至除氧器内。除氧水则由出水管经给水泵升压后进入高压加热器。 二、除氧设备技术参数 本公司除氧器设备为东方锅炉厂有限责任公司制造，除氧器的型式为：无头卧式，型号为：YC2010。主要技术参数如下：设计出力2010t/h、最大出力2110t/h，设计压力为1.33MPa 、设计温度为：376滑压运行范围0.151.012MPa。 三、 除氧设备的结构 1、除氧器结构 本除氧器为卧式双封头、喷头、再热沸腾管结构。外直径为3850mm，总长约31800mm，总高5660mm。外壳封头壁厚为28mm，筒身壁厚为25mm，材质均为16MnR。左、右封头上装设有DN600的人孔，供检修除氧器内件用。筒身顶上设有DN250的安全阀二只及其它接口。内件主要由混合水室，喷头，再热沸腾管，及下水管等组成。除氧器设三个支座，两端滚动，中间限位。相邻两支座间距为10000mm，筒体下方装设了防涡流装置的出水口三个及放水口等，筒身上还装设有单室平衡容器，就地磁翻板水位计，就地温度计，压力表等配套附件。在除氧系统上还装配有进水调节阀，进汽调节阀，溢流电动调节阀等。除氧器共布置有两只进口喷头（流量为1200t/h，由荷兰STORK公司进口），由于喷头弧形圆盘的调节作用，当机组负荷大时，喷头内外压差增大，弧形圆盘开度亦增大，流量随之增大。当机组负荷小时，喷头压差降低，弧形圆盘开度亦减少，流量随之减少。使喷出的水膜始终保持稳定的形态，以适应机组滑压运行。 四、除氧设备的启动 1、启动前的检查 （1）确认真空泵启动许可条件均满足，汽轮机轴封汽已投运，轴封压力正常。 （2）从DCS画面上启动真空泵运行，检查真空泵进口负压应逐渐增大，入口气动阀自动打开。 （3）检查真空泵电动机启动电流和返回时间正常、轴承振动、气水分离器水位和排气正常。 （4）检查板式热交换器工作正常，真空泵入口密封水温度正常。 （5）按同样步骤，依次启动另外两台真空泵。 （6）当机组真空正常后，根据情况停用一台真空泵作备用。 （7）启动真空系统可以用真空泵启动功能组投入。 2、除氧器的投入步骤 （1）确认除氧器启动排气电动门、连续排气旁路门在开启位置。 （2）当凝结水系统冲洗合格后，开启除氧器冲洗放水门，除氧器上水冲洗。 （3）除氧器水质合格后，将水位降至-900mm，关闭除氧器冲洗放水门。 （4）投除氧器辅汽加热，开启辅汽至除氧器调门前后隔离门，缓慢开启辅汽至除氧器压力调节阀，控制除氧器给水温升率不大于4.26/min，加热过程中注意除氧器振动情况，如振动大时，应减缓加热速度。 （5）除氧器投加热过程中，继续用凝结水泵将除氧器上水至正常水位。 （6）当除氧器水温达到100以后，关闭启动排气电动门，将辅汽至除氧器压力调节阀投入自动，检查除氧器温升率不大于4.26/min，除氧器压力逐渐上升到0.147MPa。 （7）辅汽加热过程中，应控制除氧器水位，如凝汽器未建立真空，禁止开启溢流、放水至凝汽器电动阀。 （8）凝结水系统启动后，根据需要，除氧器水位调节投自动。 （9）当四抽压力达到0.147MPa，检查除氧器压力、水位正常，开启四段抽汽至除氧器电动阀，除氧器由辅汽切至四抽供汽，辅汽至除氧器压力调节阀关闭，除氧器由定压运行变为滑压运行。 （10）当四段抽汽电动阀后逆止阀已开后，应检查四段抽汽至除氧器电动阀前气动疏水阀关闭。 （11）根据给水含氧量调节除氧器的连续排气电动门。 3、除氧器的停运 （1）当负荷小于20额定负荷时，除氧器由四抽切换为辅汽加热，维持0.147MPa定压运行。 （2）当机组停止运行后，根据具体情况决定是否停止除氧器上水。 （3）除氧器若停运两个月以上，应采用充氮保护，切断一切汽源、水源，放尽水箱余水，关闭放水阀，全面隔离后开启充氮总门和隔离门，对除氧器充氮并维持一定压力。 五、除氧设备的正常运行 (1) 当机组正常运行后，关闭除氧器顶部排汽管路上的二只电动截止阀，排汽经节流孔板排出。 (2) 汽轮机甩负荷时，当机组进入除氧设备的抽汽压力小于0.15MPa 时应自动关闭抽汽门，紧急打开备用汽源并投自动压力调节使除氧设备维持在0.15MPa 压力下定压运行。当给水泵停运时关闭备用汽源，关闭进、出水阀门，除氧设备进入停运状态。 (3) 除氧设备在正常运行情况下如发现出水含氧量不合格时，可适当开大排气阀开度。 (4) 运行中应经常监督水位，使之应保持在正常水位值，当水位过高或过低时自动水位调节器应该动作，如发生故障应及时处理。 (5) 正常运行时，各种阀门、水位表、压力表、温度计等应该齐全，灵敏和可靠，并应经常检查。(6) 按运行规程要求定时检测并记录除氧设备运行压力、温度、水位、出水含氧量和出力等参数。size=+0 六、除氧器联锁保护 （1）当除氧器水位升高到高值时，报警。 （2）当除氧器水位升高到高值时，联锁开启除氧器溢放水至凝汽器电动门。 （3）当除氧器水位升高到高值时，联开#3高加危急疏水调节门、联关四段抽汽至除氧器电动门和四抽逆止门1、2及4抽电动总门。 七、加热汽源的调节 当机组采用滑压运行时，作加热汽源的汽机四段抽汽至除氧器管道上不装设调节阀，除氧器内工作压力随四段抽汽压变化而相应变化。此时，调节阀装设在备用汽源至除氧器的管道上。若四段抽汽压力降至0.147MPa时，除氧器汽源应自动切换至辅助汽源，此时，除氧器作定压运行。压力信号由装在除氧器上信号管发出，再通过电子仪表控制进汽调节阀，当机组负荷上升，四段抽汽压力回升到0.147Mpa时，辅助汽源亦应自动切换至四段抽汽。当机组作定压运行时，调节阀装设在加热蒸汽汽源前，压力信号由除氧器发出，再通过电子仪表控制进汽调节阀。压力信号亦引至集控室压力表，供运行人员监视用。size=+0 八、除氧设备的停运保护 除氧设备若停运在一周以内者，可以稍开备用汽源并关闭其它各种汽、水进出阀，进行热态保护，内部压力可维持在0.02MPa 。当设备较长时间停运（一周以上）时，应放净内部积水进行充氮保护，维护充氮压力0.02MPa ，或采用其它保护措施（如放防防腐剂等），以防除氧器内壁受氧气或其它有害气体的侵蚀。 除氧器(作用) 用它来除去锅炉给水中的氧气及其它气体,保证给水的品质,同时除氧器本身又是给水回热系统中的一个混合式加热器,起了加热给水、提高给水温度作用。 2、除氧器工作原理：（膜式除氧器） 膜式除氧器应用了射流和旋转技术，并采用了比表面积很大的填料液汽网盒。 除氧器总体设计成两级除氧结构。 第一级：除氧装置由起膜装置和淋水箅子所组成。 汽轮机的凝结水和化学补充水以及其它低于饱和温度下的各种疏水都进入起膜装置的水室中混合，混合后的水经过固定在上、下管板上的起膜喷管的喷孔以射流方式在起膜喷管的内壁上形成高速向下旋转的水膜。向下流动的水膜与上升的加热蒸汽接触后产生强烈的热交换过程，当旋转的水膜流出起膜管时，水温基本上接近了饱和温度，水中的溶解氧将被除掉90%95%。 水膜流出起膜管后形成椎形裙体，并在重力和蒸汽流的作用下被冲破而形成水滴，降落在淋水箅子上。 淋水箅子由五层3030等边角钢构成，除氧水经过各层箅子同蒸汽进一步的进行热交换，同时也为除氧水进入液体网填料盒进行均匀分配。 液汽网填料盒是除氧器第二级除氧装置。 液汽网填料盒根据实际情况设计成单层或双层。液汽网是一种新型高效填料，它是由不锈钢扁丝（0.10.4）以形编织成的网套，把液体网按其自然状态盘成圆盘，圆盘直径相当于液汽网盒框体的内径，在圆盘的上下用扁钢和14钢筋将其固装在液汽网的框体内， 除氧水经过液汽网盒使汽水更加充分接触，可将水中溶解最大限度地高析出来，这一除氧过程保证了除氧器在变工况运行时的适应性能和稳定性能机组大修总结1、概述2机组于2004年9月6日开始大修，至2004年11月28日结束。本次大修化学分厂标准项目18项，非标项目1项。化学分厂#2机组大修重点工作是大修解体技术监督检查、锅炉的酸洗工作。在本次大修中分厂加强了大修过程管理和物资材料消耗管理工作，确保了大修安全、优质、低耗的奋斗目标，取得了比较好的效果。从大修技术监督检查总体方面来看，2机组热力设备未发现明显结垢、腐蚀、积盐现象，设备健康状况良好。2、2机组大修管理工作为做好#2机组大修工作，分厂根据公司要求编制了#2机组大修前设备诊断，并制定了“化学分厂2机组大修管理办法”。本办法从大修前准备、大修标准项目、非标项目、大修过程监督、大修质量验收、大修安全措施和大修考核细则等几个方面，都提出了具体的规定和要求，并在大修中严格考核执行。2.1 大修前完成了#2机组大修安全、技术考试。对重点项目编写安全、技术措施。2.2 完成了大修作业技术交底工作。2.3完成了#2机组大修技术监督程序卡。2.4 完成了锅炉酸洗非标项目的各项准备工作及酸洗小型模拟试验工作，并对漂洗一步工艺进行了改进，使整个酸洗工作得以顺利进行。2.5 针对大修解体监督检查发现的问题，及时提交了#2机组大修解体检查报告。2.6 在技术监督工作方面，除完成大修解体监督检查外，还对热力系统、油系统设备大修后回装状态进行了检查并作了详细的记录。2.7 为确保检查质量，做到修必修好，分厂加强了对检修工艺标准等制度措施执行情况的检查，检修项目修后履行验收制度，班组不得自行减少应修项目。2.8 大修中分厂加强了对物资、材料使用的管理。为有效的控制材料费用消耗，分厂设立了大修材料消耗统计及班组作业工时、材料消耗登记卡片，并加强检查，使每一项材料消耗都落实到每一具体设备上，从而避免了大修材料费用超支和浪费现象。2.9 为保持大修文明生产，每天作业完工后坚持清扫整理作业现场，每个作业项目完工后将余料清净。3、大修技术监督a、2机组概况:机组型号：N200130/535/535型主要参数：额定功率：200000千瓦；新蒸汽压力：130绝对大气压；冷却水温度：200；给水温度：240；转速：3000转/分。锅炉型号：HG670/1409主要参数：锅炉额定蒸发量：670吨/小时；饱和蒸汽温度：286；过热蒸汽温度：540。b、两次大修期间机组运行的有关情况、锅炉设备启停情况#2机组上一次锅炉酸洗是1995年，上一次大修是1999年9月。在两次机组大修期间机组共进行了两次小修及两次中修；共启停50次其中非计划停机17次运行小时数为41790小时.、机炉设备防腐蚀情况机炉的防腐蚀方法为带压放水余热烘干法，此种防腐的有效期为7天，不适合#2机组大修期间的防腐，因此在大修期内，热力设备的金属表面遭到氧腐蚀，尤其是汽轮机的隔板和叶片上更明显。、汽器漏泄情况2机组复水器自2000年至2004年11月共微漏194次，运行找漏堵漏4次。3.1 锅炉部分：3.1.1汽包汽包解体检查汽包内壁、清洗孔板及旋风分离器上附着少量红褐色铁锈，汽包底部有少量黑褐色沉渣；旋风分离器倾倒4个，并且乙侧倾倒较多；中间位置清洗孔板脱落两个;加药管上有黑褐色附着物；排污管外壁上比较清洁，排污管孔有少量堵塞。汽包甲侧有水位线位置略有偏高，乙侧未见水位线；并且在清洗孔板上50mm处汽包内壁水平位置有一圈砖红色附着物。在此次大修中，加药管、乙侧排污管进行了彻底清理。锅炉酸洗后检查，汽包内清洁，金属内壁为银灰色，无附着物。3.1.2水冷壁本次大修共割取水冷壁管2根甲侧、乙侧各一根，位置是甲侧由前向后数第80根，标高26米乙侧由前向后数第81根，标高26米，检查管外壁完好，管内壁平滑呈红褐色，附着物均匀分布。酸洗垢量：甲侧水冷壁：向火侧为373.5g/m2含铜量为1.82g/m2；背火侧为200.32g/m2，含铜量为0.56g/m2。酸洗后管内壁平滑。乙侧水冷壁：向火侧为410.8g/m2，含铜量为0.67g/m2；背火侧为383.7g/m2，含铜量为1.76g/m2。酸洗后管内壁平滑。3.1.3 后屏过热器：割管位置：甲数第11排外9。检查情况：内壁平滑呈钢灰色，有少量褐色附着物下弯头处有积水。此次大修中后屏过热器管中间10排热段外8圈更换.3.1.4 前屏过热器：割管位置：甲数第7排外7。检查情况：内壁有钢灰色氧化层有少量腐蚀包，下弯头处有褐色腐蚀包，外壁无过热现象。3.1.5 对流过热器：割管位置：乙数第一排外迎火面。检查情况：内壁有一层厚的钢灰色氧化层.在此次大修中对流过热器管全部更换. 3.1.6冷段再热器：入口割管位置：由前向后数12排下1。检查情况：内壁呈棕褐色，有明显的腐蚀包酸洗后管内壁有浅的片状腐蚀坑。出口割管位置：由前向后数13排外1。检查情况：内壁呈红褐色，有突起状腐蚀产物，其下有点状小坑。3.1.7热段再热器：入口割管位置：乙数第16排外2。检查情况：管内壁有棕褐色氧化膜，层状，表面凸凹不平;酸洗后管内壁有大量较深的腐蚀坑。出口割管位置：由甲乙37排。检查情况：管内壁有一层钢灰色氧化层酸洗后管内壁光滑。3.1.8低温省煤器：割管位置：甲后管箱前数第10排，上数第二根。检查情况：管内壁呈红褐色，内壁有小的氧蚀包。酸洗垢量：139.4 g/m2酸洗后管壁内表面局部有氧腐蚀小坑。3.1.9高温省煤器：割管位置：由前向后数104排上数第二根。检查情况：管内壁有棕红色附着物。酸洗垢量：151.7g/m2酸洗后管内表面有腐蚀小坑。3.2 汽轮机及其辅机3.2.1汽轮机本体汽轮机部分隔板和少量转子叶片上有锈蚀现象具体情况如下:转子:低压缸转子无明显的红棕色附着物，第28、29、30、31级转子叶片背汽侧锈蚀严重，其中31级转子叶片最严重，33、34、35级叶片背汽侧有明显的锈蚀；中压缸转子大轴弯曲，更换新的，检查发现少量叶片背汽侧有轻微的锈蚀，有少量红棕色附着物；高压缸转子叶片上附着少量红褐色物质;中压缸一、二级围带无氧化铁积集.隔板:低压缸隔板：第28、29、31、32、35、37级下隔板和36级上下隔板锈蚀最严重表面粗糙，呈褐色；30、34级下隔板较好，有少量锈蚀包；27级上隔板背汽侧锈蚀严重，表面粗糙。总体来看，低压缸隔板背汽侧都有锈蚀现象。中压缸隔板：21、22级隔板较好；20、23、24级上下隔板背汽侧有少量红棕色附着物；锈蚀最严重的是25级上下隔板和26级下隔板，整个隔板都严重锈蚀，表面粗造。高压缸隔板附有少量红褐色物质。隔板的这种锈蚀与机组停备用期间系统不严密有关。3.2.2凝汽器：凝汽器的检查凝汽器宏观检查，1、2复水器内的空冷区铜管较好；3复水器空冷区内的堵管较多，并且由于滤网漏泄，石子较多。总的来看，铜管内有积水，水平两侧有蓝绿色铜锈，无新垢生成。在此次大修中凝汽器更换了部分铜管，具体情况如下：#1复水器:上水室:新换铜管792根加堵铜管198根；下水室:空冷区铜管全部更换下水室共换新铜管1441根堵管59根。#2复水器:上水室:新换铜管1013根加堵铜管151根；下水室:空冷区铜管全部更换下水室共换新铜管1762根堵管29根。#3复水器:上水室:新换铜管502根堵管106根；下水室:空冷区铜管全部更换下水室共换新铜管1684根堵管40根。3.2.3 热水井：热水井内较好，#1凝汽器内角铁脱落1根，2热水井内角铁脱落1根，3热水井由于凝汽器换铜管而将角铁全部拆下，在大修结束时回装好。3.2.4连排扩容器：连排扩容器内壁有一层黑褐色粘泥状附着物。3.2.5脱氧器：水箱内壁有少量凸起的锈蚀产物，水箱底部有少量积渣，除氧头内装置完好。3.2.6主汽门、调速汽门及蒸汽滤网：主汽门、调速汽门和蒸汽滤网上无积盐，有少量土褐色和砖红色附着物。3.2.7 循环水泵：循环水泵有轻微腐蚀，无结钙垢现象，在泵室有泥与铁锈的混合物，表面粗糙。3.2.8 给水泵、凝结水泵：无腐蚀和积盐现象；给水泵转子上有一层厚的红褐色附着物。 3.2.9 低压加热器：2、3低压加热器管外壁有红棕色附着物，隔板处有磨损现象；1、2、3低压加热器管内壁有大量的红棕色附着物，4低压加热器管内较干净。3.2.10 热力设备检查后综合评价3.2.11 汽轮机转子、隔板和叶片的结盐、腐蚀评价汽轮机转子、隔板和叶片基本不结盐设备腐蚀、结盐程度属于一类；低压缸和初凝区隔板基本无氧腐蚀.3.2.12 凝汽器铜管腐蚀、结垢评价凝汽器铜管基本无结垢，均匀腐蚀0.005mm/a.，设备腐蚀、结垢程度属于一类。3.2.13 水冷壁向火侧结垢速率的评价水冷壁管向火侧的结垢速率是43.5g/(m2 a)在标准4080 g/(m2 a)的范围内因此水冷壁管向火侧结垢速率属于二类.3.2.14 省煤器管内腐蚀的评价省煤器管内壁有轻微的氧腐蚀，点蚀深度1mm， 管内壁腐蚀属于二类。产生氧腐蚀的原因是给水中含微量溶解氧凝汽器漏泄时溶解含量氧增加.3.2.15 水冷壁管内壁腐蚀的评价水冷壁管内壁基本没有腐蚀，腐蚀程度属于一类。3.2.16 过热器、再热器管内腐蚀的评价过热器管内基本无腐蚀，腐蚀程度属于一类。再热器管内有轻微氧腐蚀，点蚀深度1mm，属于二类腐蚀。3.2.17 本次大修发现热力设备存在的主要问题本次大修热力设备存在的主要问题是在停备和大修期间金属设备内表面遭到氧腐蚀，尤其是汽轮机隔板更为明显。原因是机组停炉时没有采取有效的防腐措施，带压放水、余热烘干法不适合大修这种长时间停运机组。3.2.18 改进措施及建议机组的金属设备在大修期间产生的氧腐蚀，比运行时产生的氧腐蚀更严重，腐蚀产物也将严重影响启动水质，并有可能在水流缓慢处析出，形成水垢。因此机组在大修期间应采取有效的防腐措施，防止设备的氧腐蚀。通过实验室小型实验和#5机组停炉时的实际加入，证明使用SW-ODM防腐剂是有效的停炉防腐方法。此方法能保证金属在大修停备用期间免遭或减少氧腐蚀，既保护了金属设备，又使启动水质得到改善，3.2.19 锅炉设备的酸洗#2炉在本次大修期间进行了酸洗。采用盐酸酸洗，酸洗液的浓度是5%，采用JL110固体缓蚀剂浓度是0.5%，采用柠檬酸漂洗，亚硝酸钠钝化。酸洗结束后对解体设备进行了检查，汽包、水冷壁、下联箱、监视管内的铁锈已清洗干净，汽包内金属表面有银灰色钝化膜。监视管内所放的试片的腐蚀速度为：汽包钢是1.80g/m2h，20钢是1.90g/m2h符合部颁标准腐蚀速度小于10 g/m2h的要求，并且钝化膜用硫酸铜检验时间在1230秒之间，达到了部颁优良的标准，因此这次锅炉酸洗是成功的。本次酸洗共洗下沉积物3099Kg。3.2.20 机组启动跟踪试验2机组大修后启动水质较好，凝结水、给水在启动初期都有一段短暂的浑浊时间，很快水质变澄清，水质的各项指标在机组并网后15个小时基本合格，从机组并网到水质合格所用的时间比以前短，这与锅炉酸洗时用亚硝酸钠钝化镀膜有关，说明酸洗时用亚硝酸钠镀膜能起到一定的防腐蚀作用。3.3 油、氢监督部分3.3.1油系统检查3.3.1.1前箱内部各滑阀均解体返班检查，前箱打开时检查主油泵、各滑阀外侧及前箱内比均无明显的腐蚀现象。前箱底部无明显油泥。3.3.1.2主油箱主油箱上盖打开后清扫过程中看主油箱底部杂质较少，油泥也较少、油浸部分无锈蚀。主油箱的滤网、磁力架抽出，滤网有一处一寸长裂口网上杂质很少，磁力架上有带状的黑色杂质很多。取样回班分析，其成分主要是金属颗粒及其氧化物、纤维等物质。3.3.1.3反冲洗检查滤芯和滤网小杂质较多，有少量油泥及氧化物、线头等物。内壁、管路均无锈蚀现象。3.3.1.4冷油器解体后发现#1-#3冷油器隔板上均有片状锈蚀。三台冷油器外壳的出口管附近均有锈蚀点，检查冷油器内有部分铜管锈死堵管现象，并更换了29根铜管。密封油系统的冷油器铜管上杂质较多，但无锈蚀现象。3.3.1.5因在机组大修前其油质颗粒度就长期不合格其杂质多为金属物引起相关单位的高度重视在大修期间就这个问题也进行了原因查找与分析.经检查发现高压油泵上一片叶轮掉了一块其材料为铸铁.研磨后带入油系统中造成油质颗粒度不合格在机组中造成隐患这次将原因查找到后对这叶轮进行了更换。消除了隐患。3.3.2 机组回油及处理本次大修系统共回油23.4吨。9月15日开始对回油进行倒罐过滤处理，每过滤一遍清扫油罐一次，并用面粘至无杂质。至9月22日倒罐过滤3遍，分析油颗粒度4级，存于#6罐备用10月25日在机组上油前又将机组用油从#6罐过滤了一次放在#7罐中油质化验合格。26日上午9时机组上油启动#2泵于13:35分上油结束共上油19吨。在油循环过程中#2机又从#1高位油箱补过二次新油至使#2机原用油没有全部回到#2机主油箱中。后又因油质颗粒度不合格经厂领导同意将机组中的部分油反回油班上新油。3.3.3油循环油质跟踪分析从11月3日开始，对已回主油箱的油质进行净态油质分析颗粒度4级通知分厂及汽机检修班组。11月21日密封油系统开始进行油循环。到12月1 日机组启机共循环11天每天按分厂及生产部的安排，配合现场各系统大流量冲洗分别从密封油系统、润滑系统、调速系统的多点进行取样分析，24小时不间断跟踪试验。确保汽机大修后各项试验的完成。至12月1日启机前为止共进行颗粒度分析83次。本次大修油循环时颗粒度一直较差，合格时较少。杂质多为氧化产物、橡胶及砂粒。11月30日生产部决定将系统中一部分油反回油班并将新油进行补充。共反回机组油2吨，同时又向系统中补充原#2机备用油和新油共3.31吨。到启机时油质颗粒度也油没达到合格标准。到12月10日为止油系统还在循环滤油，油质颗粒度已达到4级。同时油班又对返回的2吨#2机油进行了过滤处理。经3次过滤后颗粒度已达4级。3.3.4 电气设备大修本次大修电气方面主要是5122开关大修、#2主变、#2高工变检查。#2低工变因PH值不合格进行了换油处理。电气设备大修回装后，按要求对5122开关、#2主变、#2高工变油进行简化分析（包括微水分析），并按要求对#2主变进行色谱分析，试验结果正常。小车开关也进行了换油。3.3.5 启机前的辅机油质分析工作机组启机前，对油班所监督的辅机油质情况也进行全面的分析和检查。本次大修2机3台给水泵换油后油质不是很好，11月14日发现#1泵油质浑浊，有水分，颗粒度6级。通知汽机滤油处理，15日分析油质合格。其它台泵油的颗粒度均合格备用。9月锅炉制粉班发现#1磨煤机油质不好要求我班进行油质化验发现油质乳化严重，通知锅炉后换油处理，合格。#2机旋转滤网的油也进行了更换换油后油质合格.3.3.6 充、排氢本次大修充、排氢工作顺利完成。2004年8月31日20时开始进行排氢，9月1日0：20分化验含氧0.5%；氮纯度97.6%合格。3时充空气合格。共用氮气瓶40瓶.11月29日前夜开始充氢，17:15开始化验至22:50充氮合格共用氮59瓶。11月30日0时50分化验机内氢气质量充氢合格并通知值班员。11月30日上午做机组启机前试验时化验氢纯度不合格，氢纯度仅为90.4%.并及时通知有关领导和电气值班员.电气运行及时排污补氢后化验氢纯度98.8%合格。3.3.7大修期间耗油情况#32油：#2主、辅机油用油共8.285吨。其中主机用油5.315吨。#25油:2570kg 。#45油:1500kg 。4、化学检修设备4.1 完成除氧剂加药泵及其系统的检查主要包括：计量泵、转子流量计及其加药管路的检查。4.2完成机组取样冷却水系统的大修主要包括：两台冷却水泵的大修，生水来、回水总门的更换工作，板式冷却器的检查，过滤器的解体清扫，阀门检查等。并重新进行了水箱、管路、阀门的防腐刷油。4.3完成高压加药泵的解体检查，及液压传动油的更换工作。4.4完成循环水加酸系统的大修工作。主要包括：加酸喷射器的检修更换，加酸衬里管路的漏泄检查及部分管件的更换。4.5完成酸洗加酸泵的解体检修及锅炉酸洗工作。4.6完成期加药间储药罐、阀门及管路的拆除、整理及防腐刷油工作。4.7化学所属设备存在主要问题4.7.1取样冷却水泵在解体后发现轴承上润滑脂局部劣化，轴承运行超过周期，内部游隙0.20mm。机械密封磨损严重，联轴器弹性块橡胶断裂。4.7.2除氧剂加药泵的解体检修，发现变速箱油质劣化，漏油较为严重。4.7.3循环水加酸喷射器的喷嘴的变形严重，专用螺栓腐蚀不能再用，个别管件、弯头腐蚀漏泄。5、化学仪表设备5.1对凝结水、发电机内冷水、炉水、给水电导度表进行了检修校验，并填好效验记录。5.2对各导电度表的发送器电极进行清洁处理。5.3凝结水导电度表更换新的变色树脂。5.4对给水、炉水表进行了检修校验，并填好效验记录。5.5对甲、乙侧连排电动执行器的电缆进行了绝缘测试。5.6更换甲、乙侧连排电动执行器。5.7更换2取样架28高压阀门。5.8 更换了2块冷却水泵出口压力表进行。6、#2机组现存问题6.1 机组启动阶段水、汽质量较差，应加强锅炉停、备用保护工作。6.2 #2机组在线化学仪表配装率低。6.3 一期三台机组集中取样器共用一套冷却水系统，在夏季三台机组同时运行时，不能保证取样温度在合格范围内。加强电厂化学监督确保机组安全放松化学监督，厂无宁日。看到这句话，大家一定会记起当年震惊全国的天津大港电厂的氢脆爆管事故。这个事实告诉我们，电厂化学是火电厂生产过程不可缺少的技术专业之一，而化学技术监督则是火电厂安全生产的重要保证之一，它和其他技术监督一起为火电厂的安全经济运行保驾护航。化学技术监督的任务是保证电力设备长期稳定运行和提高设备健康水平；化学技术监督工作的方针是安全第一，预防为主；化学技术监督的目的是及时发现问题，消除隐患，防止电力设备在基建、启动、运行和停、备用期间，由于水、气、汽、油、燃料品质不良而引起的事故，延长设备的使用寿命，保证机组安全、可靠运行；化学技术监督工作的依据就是国家、行业以及网省公司制订的各种标准、导则、规程、规范、准则、条例、管理办法等。化学技术监督具有涉及面广、技术性强等特点。化学技术监督的主要对象是火力发电厂的工质，是靠调整、控制各种类型工质的监督指标在导则或标准规定的范围内，来控制或延缓锅炉、汽机等热力设备的结垢、积盐和腐蚀等，以防止其发生损坏事故。我们知道：火电机组一旦安装就位并投入运行，锅炉、汽轮机、发电机、凝汽器等大型设备均已成定局，想随意更换几乎不可能，但供给机炉的水、汽、煤等的质量则可以通过化学工作人员的努力进一步提高。化学在电厂是一个小专业，但它是一个十分有活力的、活泼的小专业，而不是不重要的专业。机组建成后要吃东西一一水、煤，这些东西必须清洁卫生，而且还要合胃口，只有这样，才能为机组的安全、经济运行提供化学方面的保证，不然机组也会象人一样生病一一结垢、积盐、腐蚀等。假如我们将热力系统中流动的水、汽看作是人体中流动的血液，那么血液中如果有癌细胞，它流到哪，就烂到哪，机组也一样，水汽质量不好，受害的只能是热力设备本身。1影响热力设备安全的重要化学因素长期以来，大家都认为化学问题是慢性病，不会直接威胁机组的安全，特别是当许多问题一起出现时，化学问题往往被主设备出现的问题所掩盖，而得不到关心和重视，其实随着机组容量的增大和参数的提高，化学显得越来越重要，由化学原因引起的设备事故也逐渐体现出突发性、快速性等特点，而且只要是化学原因引起的腐蚀破坏往往遍布于整个设备，而决不可能只在与之接触的设备的局部发生：另外化学有时候象温柔的杀手，就象癌前期，当积聚到某一水平时会突然爆发，而这时往往面积大，程度深，已经无法挽回。所以重视化学监督指标的微量变化，加强化学监督管理，是防止热力设备发生突发性损坏事故的有力保证。11炉水低PH值由炉水低PH值引起锅炉设备大面积腐蚀损坏的事故触目惊心。在众多的监督指标中，给水、炉水的PH值是关键控制指标之一。炉水PH值异常，特别是低PH值时，会导致热力设备大面积损坏，严重影响火电厂的安全生产，产生低PH值的情况有以下几种：1)补给水呈酸性。由于炉外水处理操作不当或误操作，会使再生用酸直接进入除盐水，或阴床深度失效，除盐系统直接出酸性水，都会造成除盐水PH值偏低，从而使供给锅炉的水PB值偏低，在高温高压或垢下浓缩的情况下引起锅炉腐蚀爆管。这种情况在电力系统已有发生。2)酸洗残液引起炉水或局部炉水PH值极低：酸洗后酸洗液没有彻底冲洗干净，特别是系统死角处的残留，在锅炉再启动后，会引起炉水PH值大幅度下降，随着温度和压力的升高，锅炉设备在低PH值条件下发生快速、剧烈的反应，从而引起氢脆爆管。已有两台锅炉酸洗后曾经发生过类似现象；另外，酸洗过程中，如果水位控制不当，酸洗液漫人到过热器，机组再启动时则会引发过热器的大面积爆管事故，严重威胁机组安全经济运行。这种情况在大、小机组中都有发生的先例。3)凝汽器突然大量泄漏或长期微漏，由此带入炉水的CL-在水冷壁管垢下发生水解也会引起垢下PH值下降。有资料报道，这种情况下炉水PH值局部会下降至2以下。如果此时化学监督不到位，不能及时发现隐患，或处理时机延误，同样会导致锅炉大面积爆管。这种情况已在不少于两个电厂发生过。4)向炉内添加酸式磷酸盐或磷酸盐暂时消失现象恢复时使炉水出现低PH值，八十年代国内外先后推广应用协调磷酸盐水工况，为了控制R值在要求的范围内，需要向炉水加入一定量的酸式磷酸盐(磷酸二氢钠或磷酸氢二钠)。由于盐类消失现象的存在，酸式磷酸盐会在炉管壁发生沉积和溶解过程，引起炉水PH值下降，有资料报道，发生这种情况时炉水PU值可降至5以下，从而引起炉管发生大面积的酸式磷酸盐腐蚀。12蒸汽质量差汽轮机的通流截面是按要求设计的，当叶片严重积盐时，将减少蒸汽的通流截面引起蒸汽通流量减少，从而导致汽轮机带负荷能力下降，直至达不到额定出力而停机，严重影响机组的经济性。蒸汽中的二氧化硅、钠、铁等含量控制不当，就会引起汽轮机通流部分严重积盐。从而导致机组带负荷能力下降。这种情况在超高压、和亚临界机组中均发生过。另外盐份在汽轮机叶片上沉积，还会引发腐蚀，腐蚀点将成为应力集中源，在转子的高速旋转下，会发生叶片断裂，断叶片会连续破坏相邻叶片，引起汽轮机振动，严重时会造成飞车事故。这种情况在我国过去曾发生过。13发电机内冷水水质不良发电机内冷水水质不良会导致发电机烧毁事故，华能岳阳电厂一号机组发电机定子绝缘损坏重大事故已经给我们敲响了警钟。发电机内冷水是一个独立的水循环系统，而且发电机线圈的通流面积又很狭小，如果内冷水水质不良或者引起线圈内结垢，或者引起线圈腐蚀，最终均造成线圈堵塞，影响线圈换热，严重时导致线圈发热，以至于烧毁绝缘装置，绝缘击穿的后果将不堪设想。2严格执行监督制度防止突发性事故发生化学监督导则(DLT561-1995)、火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量(GBT12145-1999)以及华东化学技术监督条例均给出了水汽质量劣化时的处理原则，它是防止热力设备发生突发性事故的法宝，当水汽质量劣化时，一定不能轻视，必须严格执行三级处理制度，否则，就会立即给我们点颜色看了。3加强化学监督确保机组安全做好化学监督工作，是保证火力发电机组安全、经济、稳定运行的基础，为此，应注意加强以下各方面工作。31正确理解水汽质量标准，努力提高水汽品质如何提高水汽品质，如何理解水汽质量标准呢?我们说标准中的规定值是指机组可保持长期可靠运行的控制极限值，也就是指杂质的最高允许含量。机组正常运行时的控制值不应只满足这个值，而应尽量控制在水汽质量的期望值范围内。认识到了这一点我们就应该把主要精力放在水汽品质的控制上，围绕水汽品质这个中心，不遗余力地净化热力系统，提高水汽质量。这需要实事求是地制订水汽质量期望值并认真落实，严格执行。我们追求高的水汽品质合格率，但不仅仅以此来判断化学监督工作的好坏。只有真实可靠的水汽品质数据才能及时暴露机组存在的问题，为我们准确及时地调整运行工况提供可靠的依据。化学监督工作的好坏，应以热力设备检修时的实际结果作为依据并以此改进工作。近年来，我省各厂热力设备结垢积盐现象均有好转，但与外省相比仍有较大差距，与国外机组相比，差距更大，比如，从我省统计的数据来看，水冷壁管结垢率最小的为194gm2y，但江苏某电厂投产以来，其热力设备的结垢率一直维持在10gm2y左右，在国外就更小，其汽包炉可以10年以上不清洗，直流炉可以终生不清洗。国内，热力设备的清洗一般以结垢量或运行时间为依据，而国外已发展到用压力损失作为依据。32加大加深化学监督的全过程管理造成热力设备通流部位积盐、结垢、腐蚀，影响机组安全经济运行的途径是多方面的，它存在于我们电力生产的整个过程中，以往我们对热力设备的化学技术监督只注重于运行时的水汽品质合格率，以水汽质量合格率的高低来衡量我们监督工作的好坏，而忽略了对运行以外环节的监督。其实，不管哪一个环节监督不到位，都会给设备带来威胁，化学上看似很小的工作，对机组的安全影响却非同一般，比如取样头，其安装位置不对或方式不对，取出的样就不具有代表性，实际上就等于失去了监督，同时也就失去了控制。所以，化学技术监督应贯穿电力生产建设的全过程。经过多年努力，大家已经对生产过程中的化学监督有了比较深刻的认识，但基建项目的化学监督仍未能引起足够的重视，如不少基建单位没有化学监督专责人，或有的基建项目无化学监督负责人等；有的机组在基建过程中完全失去了化学监督，或对化学监督存在的问题熟视无睹，造成设备还未投运，甚至还未安装就发生了严重的腐蚀，给国家造成重大经济损失。另外，机组停用时，由于空气中的氧、二氧化碳和湿份的影响，设备表面不可避免地会发生腐蚀，一方面，这些腐蚀产物成为再启动时水汽品质的主要污染源，另一方面，停用时因腐蚀使金属表面粗糙，这种粗糙的表面又会促进运行中腐蚀的进行。由此可见，必须重视停用保护和冷态启动工作。应该注意到，无论何时，放松对监督指标的控制或出于某种需要临时降低要求，其后果不象误操作那样立即反映出来，往往有个潜伏期，但是一旦问题积累，情况恶化，就难以挽回，且造成的后果非常严重，损失巨大。我们在这方面的教训非常深刻，必须认真吸取，真正把技术监督作为企业的一种自觉行为。从思想和行动上加以高度重视。33加强凝汽器管理，防止凝汽器泄漏凝汽器泄漏是整个热力系统最大的污染源，我们称它为万恶之源。为了管好凝汽器，应继续贯彻执行安徽省火电厂凝汽器铜管管理条例和华东电网火电厂凝汽器管材管理办法