1化学监视现状及存在的问题
1.1指标完成情况
1.1.1补给水
近年来，省公司对一些水含盐较高的老供热电厂进行了水处置改造，改变了原来的水处置方式，增加了反渗透装配，使离子交换树脂负荷减轻90％以上，不仅勤俭了近90％的酸碱，削减了情况污染，而且年夜年夜提高了补给水。例如，北票发电厂水处置采用反渗透加一级除盐后，使补给水电导率低降至0.2μs/cm。今年安装完工的阜新发电厂、年夜连发电总厂的水处置装备都在一级除盐装备前增加了反渗透装配，出水电导率都在0.2μs/cm左右，是以完全解决了冬季供热补水年夜，原水处置装备知足不了供及格除盐水的现象，保证了平安生产。
1.1.2给水
严酷控制给水是避免热力装备的侵蚀、结垢、积盐的需要措施，出格是控制给水pH，避免受热面侵蚀，由于侵蚀不仅缩短装备的使用寿命，而且侵蚀产物会转进水中，加速受热面结垢，造成侵蚀和结垢的恶性轮回。
加氨自动装配的投进，在保证炉水pH起到了重要作用。它削减了人工操作的滞后现象，这一点已获得各厂的重视，抚顺电厂、沈阳热电厂、阜新电厂、年夜连总厂、辽宁电厂都前后安装了此装备，使给水pH及格率有了很年夜的提高。但加氨自动投进后存在的年夜问题是：
（1）装备的维护和校正不实时，使泵不能接连运行，甚至改自动为手动。
（2）自动装配传感器环节的pH表，存在电极老化，校正不实时，表自己性能差等问题，影响控制效果。
（3）控制柜某个环节欠好，与计泵（变频）不匹配，或计泵自己的机械问题，都影响泵的正常运行。所以要区分看待，划分解决，增强维护，让现有的加氨自动装配阐扬出应有的作用。
1.1.3炉水
炉水采用磷酸盐处置，是为了避免碱性侵蚀，消除漏进汽锅内的硬度。省公司直属电厂除年夜连总厂今年新上一台加磷自动装配外，其它电厂仍为手工控制，这项工作今朝差距很年夜，为保证秀的蒸汽品，应提高加药方式的自动化水平。
建议：年夜连总厂、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。同时也要求各厂严酷控制炉水磷酸根浓度，将磷酸根浓度（以PO4－3暗示）控制在低限3mg/l范围内，避免发生盐类暂时消失的异常现象和碱性磷酸盐侵蚀，提高蒸汽，削减汽锅沉积速度。
1.1.4凝结水
影响凝结水及格率的主要缘由是，凝结水消融氧不及格和凝汽器存在微漏现象，这一点已引发各厂向导层的重视，现许多厂负责生产的向导都亲自抓这项工作，并严酷执行"水汽异常通知单"制度，所以今年凝结水的及格率有所提高。
（1）建议：存在微漏的电厂能查清缘由，视具体情况而定，能够进行凝汽器管板涂胶的电厂应在年夜修时代进行管板、管头涂胶工作，从基本上杜尽凝汽器漏泄和侵蚀。
（2）存在的问题是：老机组凝汽器漏泄严重
辽宁电厂老机组装备陈旧，正处于逐年退役阶段，但凝汽器漏泄酿成的风险却相当严重，以＃4机组为例：＃4机于2000年7月进行化学清洗，2001年3月19日年夜修，共运行8个月零19天，年夜修检查水冷壁向火侧结垢为475.58/m2，圆环结垢为368.98g/m2，水冷壁圆环结垢速度为483.38g/m2·a(2000年7月--2001年3月)，虽然形成的缘由很多，但主要的缘由是凝汽器频仍漏泄，从2000年8月－－2001年3月漏泄时间长达872小时，漏进生水339.9吨，硬度及格率为69.5％，给水O2及格率20.5％，凝结水O2及格率为4.8％。
1.1.5轮回水
为避免凝汽器结垢、侵蚀和微漏，并能充实哄骗水资本，提高轮回水浓缩倍率，各厂都做了年夜的工作，虽然轮回水监测没有一个统一的尺度，但各厂能依据水、处置方式、浓缩倍率等制定合理的轮回水控制指标，并严酷进行监测，保证了轮回水的平安，稳定运行。
例如：阜新电厂9＃机年夜修检查凝汽器铜管庇护膜无缺，无侵蚀、结垢现象。年夜连总厂轮回水冬季供热加DDF-2阻垢剂,夏日加硫酸控制得很好，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）有侵蚀现象，明年5月份年夜修时，应查清缘由。
1.2发机电冷却水水情况
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
依照GB／T12145－1999尺度，发机电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，年夜换水维持。
（在《避免电力生产重年夜事故的二十五项重点要》中，以明确划定对存在铜管侵蚀致使发冷水铜离子超标问题的机组要严酷控制发冷水pH值，电科院已将该项指标作为监视考核项目）
对这项工作，电科院已立了攻关课题，进行调研和实验，并取得一定效果。各厂也都积极连系本厂现实，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，用实验室测pH值的复合电极测高纯水，电极响应缓慢，不能准确的暗示pH值（测值偏高）。所以有的厂pH值及格，铜含却严重超标。
1.3年夜修检查情况：
2001年省公司所属火电厂，只有沈阳热电厂、阜新电厂、辽宁电厂有年夜修工作。这三个电厂都能依照条例要求，对机炉进行化学监视检查，能够比力真实、具体的描写各受检热力装备的现状，并能在年夜修时代对水冷壁、省煤器、过热器进行割管检查，进行垢成份分析（有条件的单元还用数码相机，将年夜修时检查项目现状存进微机内）。
例如辽宁发电厂，在机组年夜修检查陈述中，能够比力周全、实事求是的分析了水冷壁管结垢年夜、侵蚀严重的缘由，反映了化学技术人员素有了一个很年夜的提高，但年夜大都电厂，年夜修检查陈述只是一个流水帐，基至没有检查成效，没有综合评价，更没有分析存在的主要问题，改良措施和建议等等。
化学监视的主要使命是不仅要保证供给高的除盐水，还要避免热力装备的侵蚀、结垢和积盐，保证机组平安运行。
年夜修时检查热力装备是否侵蚀、结垢、积盐，是评价化学监视工作的一个标尺，而年夜修检查陈述却是化学监视工作成就的总结。所以规范年夜修检查陈述，提高化学检查人员的素，是一个迫在眉睫的工作。
年夜修检查情况一览表
电厂名称机组号启／停次数现实运行小时水冷壁省煤器垢g/m2结垢速度g/m2·α评价垢g/m2结垢速度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
年夜修检查存在的问题：结垢速度年夜
从化学监视报表看，各厂补给水、蒸汽的及格率都到达100，为什么结垢速度年夜，其缘由有：
1）机组停备用时间长，没有很好进行停炉庇护。
2）机组启停频仍，没有按尺度进行启动阶段的水监测。
3）凝汽器微漏，硬度经常超标，凝结水消融氧持久不及格。
4）给水加氨、炉水加PO4－3控制欠好，或高或低造成侵蚀。
1.4停备用机组防腐问题
由于今朝电网负荷仍是供年夜于求，是以有近1／3机组在停备状态中，传统的停炉庇护方式，由于条件所限，停备用时间较长，启、停无计划性，所以顺应不了当前的需要，造成了机组停备用时代的侵蚀，给平安生产带来极年夜的风险。现在有许多电厂进行了停炉防腐新技术的实验性运用，取得秀的效果。抚顺电厂、阜新电厂、年夜连总厂都能在年夜、小修时代展开"十八胺防腐庇护工作"并能认真的进行总结，经验慢慢成熟，电科院也就今朝电厂普通存在的热力防腐问题，展开科研工作。
1.5机组启动阶段水汽监视问题
依照《火力发电厂水汽化学监视导则》划定，机组启动前，要用有加氨和联氨的除盐水冲洗凹凸压给水母管和汽锅本体，待全体及格后焚烧。机组启动时，凝结水、疏水水不及格不准收受接管，蒸汽不及格不准并汽。并在GB／T12145－1999新尺度中，明确划定了汽锅启动时给水尺度，机组启动时，凝结水、疏水收受接管尺度，汽锅启动后，汽机冲转前的蒸汽尺度。但这些尺度并没有完全被各厂向导重视，而是随机组情况而定，这是一个普遍存在的问题，主要浮现为：
（1）现年夜大都电厂基本做到了水冲洗及格后焚烧，凝结水及格后收受接管，至于并汽时，升压时蒸汽是否及格，能按尺度执行的几近没有。
（2）机组启动时，不能提早通知化学分厂，所以汽锅上水时不能实时加氨和联氨。例如，北票电厂，化学是个班组，不加入生产会议，有时汽锅焚烧了，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，所以启动时监测项目不全。有的电厂启动时水班能进行周全监测，但也只是个记实，无能力监视运行。
现年夜修检查时发现，热力装备侵蚀、结垢，汽轮机畅通流畅部份积盐，年夜多是因它而至。所以希看各级向导能够真正理解和掌控这一问题，不能仅图一时效益而轻忽装备健康。
1.6在线化学仪表的设置装备摆设和投进情况
凭据"导则"划定：对超高压及以上参数的机组，要接连测试水汽，设置装备摆设在线电导表、pH表、消融氧表、Na表、SiO2表，省公司直属厂年夜多是老厂，高压以下的机组较多，化学在线仪表的配装率和投进率都很低，虽然如斯，省公司仍是投进资金进行老厂改造，例如年夜连总厂，在水处置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发机电组，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，看在线仪表投进情况。（此数据为化学监视检查时当天仪表状态，不代表全年）
电厂名称电导表pH表消融氧表配装投进准确率配装投进准确率配装台数投进台数准确率
阜新＃0162100％2250％210
抚顺＃144100％32100％22100％
阜新电厂＃01机在线化学仪表投进率和准确率低的主要缘由是：
（1）01＃机汽水化验站情况温渡过高，不仅在线仪表不准确，化学分析仪表也经常因药品失效而没法测试。
（2）在线仪表日常维护差，缺少需要的仪表校验制度。
省公司其它电厂化学监视在线分析仪表"三率"较低的缘由是：
（3）曩昔对小容机组化学在线仪表的资金投进欠帐多造成先天不足。
（4）有些厂向导对化学在线仪表的重视水平不够，在化学监视落实仪表化、自动化上抓的力度不够，也没有给予响应的重视。
（5）汽水取样器不能知足在线仪表的需要，与正常分析争水，也是致使化学在线仪表不能正常投进或不敢按装的缘由。例如：沈阳热电厂。

2对存在问题的具体处置法子
我们此次化学监视检查，感受很深，各厂因体系体例改造使组织结构、人员结构都发生一定变化，新人多、年轻、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、工素都很高，责任心也很是强，工作到位，使各厂的化学监视工作都取得一定成就，获得厂部认可。
为了给各厂提供更的技术监视和技术服务，我们对此次检查存在问题，提出以下解决法子：
（1）统一《水、汽及格率统计报表》花式，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）修改化学监视考核评选细则。
（3）规范年夜修检查陈述的花式及内容。
（4）提出下一年化学监视工作要点。
（5）继续与有关电厂合作攻关，重点解决发冷水问题，轮回水浓缩倍率问题。

32002年化学监视的工作重点及要求
3.1各项监视指标：
（1）水汽及格率，全厂平均及单项均要求到达98。
（2）化学在线仪表的配装率、投进率、准确率划分到达100、80、90。
（3）汽轮机油及格率达98、油耗不年夜于10，100MW及以上机组汽轮机油和抗燃油颗粒度及格率为100，机组年夜修后的抗燃油要求送检电科院做油全分析。
变压器油及格率100、油耗不年夜于1.0。
（4）制氢站向系统内补氢，氢气湿度及格率达100。
3.2重视机组启动阶段的水、汽监视，要有门、具体的记实，尤其要增强启动阶段的炉水pH和PO4－3的监测，蒸汽Cu、Fe的监测。
机组年夜修后启动阶段水，要求水化验班跟踪监测，直至水、汽完全及格。
3.3要求采用磷酸盐工况的机组，严酷控制磷酸盐浓度浓度，采用低磷酸盐处置，以避免发生盐类暂时消失现象和碱性磷酸盐侵蚀，削减汽锅沉积速度。
3.4切实提高在线化学仪表的投进率和准确率，建立需要的仪表校验制度，真正阐扬化学仪表的作用。
3.5深进展开停炉庇护新工艺研究和实验（如十八胺防腐工艺）狠抓热力装备、停、备用庇护，削减侵蚀，下降结垢率。
3.6抓好凝汽器铜管防垢、防腐、防漏工作，增强轮回水处置监视，抓好胶球系统正常投进，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稳定处置工艺，延长铜管使用受命。
3.7强化全进程、位监视经管，严酷执行汽锅和凝汽器化学清洗资历证制度，电科院应对200MW及以上机组的汽锅和凝汽器的化学清洗进行监视。
3.8各厂重年夜化学技术改造项目及水处置方式的改变，电科院应介入方案的审查和论证。