ICS 27.100 F 23
备案号：26358-2009
DL 中华人民共和国电力行业标准
DL/T 561—2011
火力发电厂水汽化学监督导则
Guide for Chemical Supervision of Water and Steam in Thermal Power Plants
（征求意见稿）
201x-xx-xx发布 20xx-xx-xx实施
中华人民共和国国家能源局 发布
DL/T 561—2011
目 次
1 范围 ...................................................................................................................................... 1 2 规范性引用文件..................................................................................................................... 1 3 总则 ...................................................................................................................................... 1 4 设计阶段 ............................................................................................................................... 2 5 安装和调试阶段..................................................................................................................... 3 6运行阶段 ................................................................................................................................ 5 7 检修阶段 .............................................................................................................................. 11 8 停（备）用阶段....................................................................................................................13 9 技术管理 ..............................................................................................................................14
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前 言
本标准是根据国家能源局关于2010年第一批能源领域行业标准制（修）订计划的通知（国能科技〔2010〕320号，电力行业部分）第356项的计划安排进行的。
火力发电厂的水汽化学监督是保证发电设备安全、经济、稳定运行的重要环节之一。由于火电机组的参数不但提高，对水质的要求更加严格，以及技术的进步和发展，原导则已经不能适应时代发展的要求，因此修订本导则。本次编写主要对原导则进行了如下修订： 1. 增加了凝汽器采用不锈钢管的技术条款。 2. 增加了锅炉补给水补入凝汽器喉部的条款。 3. 更新了在线化学仪表检验的标准方法及设备。 4. 增加了管样、垢样、技术资料保存的条款。 5. 细化了整体水压试验用水质量条款。 6. 删除了蒸汽加氧吹洗条款。
7. 更新了锅炉给水、炉水及蒸汽质量标准。 8. 增加了 闭式循环冷却水的质量标准。 9. 修改了发电机内冷却水质量标准。
10. 更新了热力设备结垢、积盐和腐蚀评价标准。 本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由中国电力行业电厂化学标准化技术委员会归口并解释。
本标准起草单位：西安热工研究院有限公司、华东电力试验研究院、华北电力科学研究院有限公司、湖南省电力公司研究院。
本标准主要起草人：孙本达、曹杰玉、龚秋霖、王应高。 本标准1995年首次发布，本次为第一次修订。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京市白广路二条一号，100761）。
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火力发电厂水汽化学监督导则
1 范围
本导则规定了火力发电厂在机组设计、安装调试、运行、检修和停（备）用阶段与水汽系统有关的技术指标和注意事项。
本导则适用于锅炉主蒸汽压力不低于3.8MPa（表压）的火力发电机组。 2 规范性引用文件
下列文件对本导则是必不可少的，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本导则。 DL/T 246 化学监督导则
DL/T 677 发电厂在线化学仪表检验规程
DL/T 712 发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则 DL/T 794 火力发电厂锅炉化学清洗导则 DL/T 801 大型发电机内冷却水质及系统技术要求 DL/T 805.2锅炉炉水磷酸盐处理
DL/T 855 电力基本建设火电设备维护保管规程 DL/T 889 电力基本建设热力设备化学监督导则 DL/T 912 超临界火力发电机组水汽质量标准 DL/T 956 火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则 DL/T 1115 火力发电厂机组大修化学检查导则 DL/T 5068 火力发电厂化学设计技术规程
DL/T 5190.4 电力建设施工及验收技术规范 (电厂化学) GB/8978 污水综合排放标准
GB/T12145 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量 3 总则
3.1 火力发电厂的水汽化学监督是保证发电设备安全、经济运行的重要措施之一。由于火电机组的参数不但提高，对水质的要求更加严格，以及技术的进步和发展，原导则已经不能适应时代发展的要求，因此修订本导则。
3.2 为了防止水汽质量劣化引起设备发生事故，必须贯彻“安全第一、预防为主”的方针，认真做好水汽化学监督全过程的质量管理。新建火电厂从水源选择，水处理系统设计，设备和材料的选型，安装和调试，直至设备运行、检修和停用的各个阶段都应坚持质量标准，以保证各项水汽质量符合本导则的规定，防止热力设备不因腐蚀、结垢、积盐而发生事故。
3.3 各发电集团公司总工程师领导本集团化学监督全过程的质量管理工作。集团公司总工程师和化学专业工程师应掌握全集团的化学监督情况，协调和落实与化学监督有关的各项工作，总结经验，不断提高化学监督水平。
3.4 火力发电厂基建阶段的化学监督工作应由业主或业主委托单位负责，业主、施工、监理、调试等单位共同参加。各项监督工作必须纳入工程进度计划，其执行情况应作为考核工程质量的依据之一。
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3.5 火力发电厂总工程师应组织和领导汽轮机、锅炉、电气、热控、化学专业人员和运行值长共同研究如何控制热力设备的腐蚀、结垢等问题。明确分工、落实措施，不断提高设备健康水平，防止发生事故。
3.6 要做好火力发电厂水汽化学监督工作，就必须充分发挥化学专责人员的监督职能。化学专责人员应及时、准确地监督、评估全厂水汽质量和热力设备的腐蚀、结垢、积盐程度。发现异常时，应及时向电厂领导书面报告、分析原因和提出建议。化学专责人员应在总工程师的领导下，检查全厂的汽水化学指标，督促有关部门按期实施防腐、防垢措施。
3.7 本导则重申国家和行业标准在水汽化学监督方面的重点内容，并在总结国内外经验的基础上进行了若干补充和修改，是热力设备水汽化学监督全过程质量管理的指导性技术规定。 3.8 本导则适用于国产汽包锅炉和直流锅炉机组的水汽化学监督工作。对进口机组，可按制造厂的技术要求进行监督，但监督指标不得低于本导则的规定。各发电集团所属的火电厂应根据本单位实际情况，制订相应的技术规定，纳入有关专业的规程中。 4 设计阶段
4.1 水处理工程设计应保证火力发电厂正常运行后水汽质量符合标准，并满足生产过程中各种工况变化的要求。
4.2 设计前应取得全部可利用的水源水质分析资料。根据掌握的资料及调查结果，结合当地发展规划，估计出水源的变化趋势。原则上应按最可靠的水源、历年来最差的水质设计。
4.3 水处理系统设计、设备选型、仪表配置及测点布置等方案，应征得业主主管部门的同意。应加强设计工作中设备合理选型和质量管理。设备、阀门、仪表、自动控制装置、材料和药品等的选择，原则上由设计院提出推荐方案，由业主或业主委托的独立机构招标确定供货方或承包方。 4.4 设计扩建工程时，应将原有系统、设备布置、设备和材料的选用以及运行经验等作为选择方案的主要依据之一。
4.5 锅炉补给水的水源为地表水时，应选用既能保证出水质量，又能达到设计出力的混凝、澄清设备。
4.6 对采用有机物含量比较高的地表水作为水源的电厂，其锅炉补给水应考虑除去有机物的措施。必要时可选用地下水为专用水源。
4.7 当预测原水中的有机物对离子交换树脂会造成污染及影响除盐水质量时，应对锅炉补给水采取合适的预处理工艺，并考虑采用膜法预处理。
4.8设计锅炉补给水处理系统时，应根据水源水质，对各种除盐工艺进行技术经济比较后选用最佳处理方案。
4.9 应充分考虑采用反渗透除盐工艺，避免阳、阴离子交换器频繁再生。
4.10 为了降低锅炉水冷壁管内的结垢速率，缩短机组的启动时间，可设置凝结水除铁装置。必要时可在除氧器、供热回收水和疏水系统中设置除铁器。
4.11 对单机容量为300MW及以上机组或单套设备出力为100t/h以上的锅炉补给水和凝结水处理设备应采用程序控制。
4.12除盐水箱及主厂房内的补给水箱，均应采取与大气隔离的措施。
4.13 当机组台数较多时，可在设计规定的基础上，适当增加除盐水泵的总容量以及送往主厂房
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锅炉补给水管道的通流面积。
4.14 对于单机容量为300MW及以上机组，除盐水箱至主厂房的锅炉补给水管道宜选用不锈钢管。
4.15 循环冷却水处理，可选用添加药剂、石灰处理和弱酸离子交换等方法。无论选用何种方案，都应达到防垢、防腐、防菌藻滋生的目的，并使排污水水质符合GB/8978《污水综合排放标准》。 4.16 冷却水为海水，凝汽器宜选用钛管。冷却水为海水和河水的混合水，凝汽器可选用钛管或不锈钢管。冷却水为地下水或地表水时应优先考虑使用不锈钢管。
4.17锅炉补给水补入凝汽器时应补入在凝汽器喉部，并采取喷淋措施以利于不凝结气体逸出。 4.18 新建火力发电厂应根据需要设置储存水压试验用水或停（备）用保护溶液的设施。 4.19应连续监测机组水汽质量。电导率、氢电导率、溶解氧、pH、钠、二氧化硅或磷酸根等。主要水汽监督指标应在DCS中显示、报警。DCS应具备生成报表，查阅历史趋势的功能。各电厂应依据DL/T677《发电厂在线化学仪表检验规程》配置标准检验装置，定期对在线化学仪表进行整机测量准确性的动态在线检验。
4.20 火力发电厂化学实验室应配置的仪器、仪表的精度等级要高于现场手工分析的仪器、仪表的精度等级，以便对其定期校验。化学实验室配置的仪器、仪表每年应由有资质的部门进行审校验。
4.21 所有的管样、垢样都应干燥保存或密封保存。保存时间不少于1个大修周期。
4.22化学实验室测试的数据和文件资料及技术报告应以电子文档和纸质文档的形式长期保存。 5 安装和调试阶段
5.1 安装和调试阶段的水汽化学监督工作应由基建单位、调试单位和业主共同管理。机组移交生产时应附有安装和调试阶段的水汽化学监督记录，包括水处理设备的安装、调试，锅炉水压试验，化学清洗和机组试运行阶段的水汽质量监督记录。
5.2 必须做好机组从安装、调试和试运行各个环节的质量监督工作。水处理设备及系统不能正常投运时，不准启动机组。启动过程中，要严格控制水汽质量标准，发现异常及时处理。 5.3 电厂化学专责人员应参加从设备监造、检验、验收直至安装、调试和试运行全过程的各项化学监督工作；应了解和熟悉与化学专业有关的水汽系统及各类设备的构造、工艺和材质；应检查加药系统、水汽取样装置、在线化学仪表的安装情况和水处理设备、管道的防腐措施；应要求有关单位及时处理影响水汽质量的缺陷和问题，并监督实施，确保机组移交生产后能够安全经济运行。
5.4 热力设备运至现场后，应按DL/T 855《电力基本建设火电设备维护保管规程》的规定进行妥善保管。安装单位应设专职人员负责对设备和部件的防锈蚀涂层以及管端、孔口密封等状况进行验收，发现问题及时处理。
5.5 新铜管进入现场后，必须全部开箱检查其外观，并妥善存放在通风良好、防雨的地方。对新铜管，应按DL/T 712《发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则》有关规定进行质量验收。凡不符合质量标准的，均不得安装。黄铜管用24h氨熏试验法检验内应力，不合格时退火处理。铜管试胀合格后，方可正式胀管。
5.6 凝汽器管安装前应进行100%涡流探伤。
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5.7 各种水处理材料、药品到货时，应进行检验，合格后分类保管。在使用前，应确认无误后方可使用。对于保存期较长的药品，化验人员应再次取样化验，合格后方可使用。
5.8 新建锅炉的补给水处理设备及系统的安装、调试工作，应在锅炉第一次水压试验之前完成。锅炉整体水压试验，应采用除盐水。整体水压试验用水质量应满足下列要求：
5.8.1 锅炉整体满水后其过热器排气门的溢出水中的氯离子含量小于0.2mg/L，否则进行置换处理。
5.8.2 联氨200 mg/L～300mg/L，用氨水调节pH值至10～10.5；或用氨水调节pH值至10.5～10.8。
5.8.3 为了防止锅炉放水后大气腐蚀，如果暂时不能点火、启动锅炉，水压试验后可不放水。如果可能发生冻结，必须放净水。 5.9 锅炉化学清洗的范围
5.9.1 对蒸汽压力在9.8MPa以下的汽包炉，一般只进行碱煮。
5.9.2 对直流炉和蒸汽压力为9.8MPa及以上汽包炉的高压给水管道、省煤器和水冷壁管，必须进行化学清洗。
5.9.3 对蒸汽压力为12.7MPa及以上的锅炉，过热器管一般只进行蒸汽吹洗。当过热器管内铁的氧化物大于100g/m时，可以进行化学清洗。对过热器进行整体化学清洗时，必须有防止垂直蛇形管发生汽塞、氧化铁沉积和奥氏体钢腐蚀的措施。 5.9.4 对再热器，一般只进行蒸汽吹洗。
5.10 热力设备化学清洗的原则方案，应得到主管单位的审批。 5.11 锅炉及其他热力系统化学清洗后的质量应达到以下要求：
5.11.1 被清洗金属的表面清洁，无残留氧化物和焊渣，无明显的金属粗晶析出的过洗现象，无镀铜现象，无二次浮锈，并形成保护膜。
5.11.2 腐蚀指示片无点蚀，平均腐蚀速率应小于8g/(m2·h)，腐蚀总量应小于80g/m2。 5.11.3 生产、基建、调试单位和工程主管单位应共同检查清洗质量，并做出评价。 5.12 锅炉化学清洗的废液排放应符合国家和地方排放标准。
5.13 应尽量缩短锅炉化学清洗至锅炉点火的时间，一般不得超过20d。如超过，应采取防锈蚀保护措施。
5.14 机组启动前的冷态冲洗和热态冲洗方式按照DL/T 889《电力基本建设热力设备化学监督导则》进行， 并符合以下规定：
5.14.1对于有铜系统，应投入加氨和联氨设备，调节冲洗水的pH值为9.0～9.3，联氨过剩量为50 mg/L～100mg/L；对于无铜系统，可用氨水调节冲洗水的pH值为9.5～10.0。
5.14.2 汽包炉热态冲洗时，应加强排污，必要时整炉换水，直至炉水清澈。应对大型容器底部进行清扫或冲洗。
5.14.3 在冲洗过程中，主要监督给水、炉水、凝结水中的含铁量、二氧化硅和pH值。 5.14.4新锅炉在第一次点火前，应进行过热器反冲洗。冲洗水应为加氨的除盐水，其pH值维持在9.5～10.0，应冲洗至出水清澈。
5.15 蒸汽吹洗阶段应对给水、炉水及蒸汽质量进行监督。对于有铜系统，给水pH值(25℃)控制在9.0～9.3；对于无铜系统，给水pH值(25℃)控制在9.4～9.6。炉水pH值控制在9.0～9.7。当
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炉水含铁量大于1000μg/L时，应加强排污，或在吹管间歇时，以整炉换水方式降低其含铁量。采用磷酸盐处理时，还应控制磷酸根的含量符合DL/T 805.2的要求。
5.16 吹洗完毕，将凝汽器热水井和除氧器水箱的水排空后，清扫容器内铁锈和杂物。
5.17 新建机组启动前，给水、炉水、凝结水、水内冷发电机冷却水的处理设备应均能投入运行。水汽取样装置及主要在线化学仪表应具备投入条件。循环水加药系统及胶球清洗装置应能投入运行。
5.18 新建机组整体试运行时，应达到下列要求： 5.18.1 除氧器投入正常运行。
5.18.2 凝结水处理设备必须投入正常运行。 5.18.3 水处理系统程控装置投入运行。 5.19 新建机组试运行阶段水、汽质量标准如下：
5.19.1 容量在300MW及以上的机组，当汽轮机冲转时，过热蒸汽的二氧化硅不大于80μg/kg，含钠量不大于20μg/kg。
5.19.2 汽轮机凝结水的回收质量，一般应符合表1规定。
表1 凝结水回收质量标准a
外观 无色透明 硬度 µmol/L ≤5.0 铁b µg/L ≤80 二氧化硅 µg/L ≤80 铜 µg/L ≤30 注：a对于海滨电厂还应控制含钠量不大于80μg/L。 b 直接空冷机组，可放宽至不大于100μg/L
5.19.3 新建机组试运期间，锅炉给水质量应符合表2规定。
表2 机组整套启动试运行时的蒸汽质量标准
锅炉过热蒸炉型 汽压力 MPa 带负荷至1/2额定负荷前 汽包炉 12.7～18.3 1/2额定负荷至满负荷 带负荷至1/2额定负荷前 12.7～18.3 直流炉 >18.3 1/2额定负荷至满负荷 带负荷至1/2额定负荷前 1/2额定负荷至满负荷 ≤20 ≤10 ≤20 ≤10 ≤20 ≤5 ≤60 ≤20 ≤30 ≤20 ≤30 ≤15 － ≤20 － ≤20 ≤30 ≤10 － ≤5 － ≤5 ≤15 ≤5 阶段 钠 µ/kg 二氧化硅 µg/kg 铁 µg/kg 铜 µg/kg 氢电导率 （25℃） µS/cm ≤1.0 ≤0.3 ≤0.6 ≤0.3 ≤0.5 ≤0.3 5.19.4 对蒸汽压力高于15.6MPa的汽包炉必须进行洗硅，使蒸汽中的二氧化硅不大于60μg/kg。
5.20 基建阶段的锅炉水压试验、化学清洗、蒸汽吹洗及试运期间水、汽质量的监督工作均应技术监督负责人签字验收。
5.21 基建阶段的原始记录应准确、完整。在设备移交试运行的同时，工程主管单位应向生产单位移交化学监督技术档案及相关的全部资料。 6运行阶段
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6.1 机组正常运行阶段的水、汽质量 6.1.1 蒸汽质量
自然循环、强制循环汽包炉或直流炉的饱和蒸汽及过热蒸汽的质量应符合表3规定。
表3 蒸汽质量标准
过热蒸汽压力MPa 3.8～5.8 5.9～15.6 15.7～18.3 18.4～22.5 >22.5 钠 g/kg 标准值 ≤15 ≤5 ≤5 ≤3 ≤2 — ≤2 ≤2 ≤2 ≤1 氢电导率(25℃) S/cm ≤0.30 ≤0.15≤0.15a a 二氧化硅 g/kg ≤20 — ≤10 ≤10 ≤5 ≤5 铁 g/kg ≤20 ≤15 ≤10 ≤5 ≤5 — ≤10 ≤5 ≤3 ≤3 铜 g/kg 期望值 — ≤2 ≤2 ≤1 ≤1 ≤5 ≤3 ≤3 ≤2 ≤2 期望值 标准值 期望值 标准值 — ≤0.10≤0.10a a 期望值 标准值 期望值 标准值 ≤20 ≤20 ≤10 ≤10 ≤0.15 ≤0.10 ≤0.10 — a. 没有凝结水精处理除盐装置的机组，蒸汽的氢电导率标准值不大于0.30S/cm，期望值不大于0.15S/cm。
6.1.2 锅炉给水质量
（1）给水的硬度、溶解氧、铁、铜、钠、二氧化硅的含量和氢电导率，应符合表4的规定。
表4 锅炉给水质量
过热蒸汽 炉型 压力 MPa 汽 包 炉 3.8～5.8 氢电导率a 硬度 溶解氧b 铁 g/L 铜 g/L 钠 g/L 二氧化硅 g/L ≤2 氯离子c g/L ≤1 (25℃) S/cm mol/L g/L 标准值 期望值 标准值 标准值 标准值 期望值 标准值 期望值 标准值 期望值 标准值 期望值 标准值 期望值 — — — — ≤2.0 — — — — — — ≤15 ≤7 ≤7 ≤7 ≤7 ≤7 ≤7 ≤50 ≤30 ≤20 ≤15 ≤10 ≤5 ≤3 — — — ≤10 ≤5 ≤3 — ≤10 ≤5 ≤5 ≤3 ≤3 ≤2 ≤1 — — — ≤2 ≤2 ≤1 — — — — — ≤5 ≤3 ≤2 — — — — ≤2 ≤2 — 应保证蒸汽二氧化硅符合标准 ≤20 ≤10 5.9～12.6 ≤0.30 12.7～15.6 ≤0.30 >15.6 ≤0.15a ≤0.10 直 5.9～18.3 ≤0.15 ≤0.10 流 18.4～22.5 ≤0.15 ≤0.10 炉 >22.5 ≤0.10 — ≤15 ≤10 ≤10 ≤10 ≤5 ≤5 a. 没有凝结水精处理除盐装置的机组，给水氢电导率应不大于0.30S/cm。 b. 加氧处理时，溶解氧指标按表6控制。 c. 应在凝结水精处理混床退出前取样测试，每季度不少于1次。
（2）给水的pH值、联氨和总有机碳（TOC）应符合表5的规定。
表5 给水的pH值、联氨和TOC标准
炉型 锅炉过热蒸汽压力 MPa 3.8～5.8 汽包炉 5.9～15.6 >15.6 直流炉 >5.9 pH(25℃) 8.8～9.3 有铜给水系统：8.8～9.3 无铜给水系统：9.2～9.6 a联氨 g/L — ≤30 c TOC g/L — ≤500b ≤200b ≤200 a. 对于凝汽器管为铜管、其它换热器管均为钢管的机组，给水pH值控制范围为9.1～9.4。 b. 必要时监测。 c. 无铜机组可以不加联氨。
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（3）锅炉给水加氧处理时，pH值、氢电导率、溶解氧含量和TOC应符合表6的规定。
表6 加氧处理时给水pH值、氢电导率、溶解氧的含量和TOC标准
锅炉类型 pHa (25℃) 直流炉 汽包炉b 8.0～9.0 8.0～9.0 氢电导率(25℃) S/cm ≤0.15 ≤0.15 溶解氧 g/L 30～300 10～80 TOC g/L ≤200 — a. 采用中性加氧处理的机组，给水的pH控制在7.0～8.0（无铜给水系统），溶解氧50g/L～250g/L。 b. 汽包炉给水加氧处理时，汽包下降管炉水的氢电导率应小于1.5S/cm，溶解氧含量应小于10g/L。 6.1.3 凝结水质量
（1）凝结水的硬度、钠和溶解氧的含量和氢电导率应符合表7的规定。
表7 凝结水泵出口水质
锅炉过热蒸汽压力MPa 3.8～5.8 5.9～12.6 12.7～15.6 15.7～18.3 >18.3 硬度 mol/L ≤2.0 ≤1.0 ≤1.0 ≈0 ≈0 溶解氧g/L ≤50 ≤50 ≤40 ≤30 ≤20 a 钠 g/L — — — ≤5 ≤5 b氢电导率c (25℃) S/cm 标准值 — ≤0.30 ≤0.30 ≤0.20 ≤0.20 期望值 — — ≤0.20 ≤0.15 ≤0.15 a. 直接空冷机组凝结水溶解氧浓度标准值应小于100g/L，期望值小于30g/L。配有混合式凝汽器的间接空冷机组凝结水溶解氧浓度宜小于200g/L。 b. 凝结水有精处理除盐装置时，凝结水泵出口的钠浓度可放宽至10g/L。 c. 直接空冷机组，凝结水泵出口的氢电导率可放宽至0.3S/cm。
（2）凝结水经精处理除盐后水中二氧化硅、钠、铁、铜的含量和氢电导率应符合表8的规定。
表8 凝结水除盐后的水质
锅炉过热 蒸汽压力 MPa ≤18.3 18.3～22.5 >22.5 氢电导率 (25℃) S/cm ≤0.15 ≤0.15 ≤0.10 ≤0.10 ≤0.10 — ≤5 ≤3 ≤1 钠 g/L ≤2 ≤1 — ≤3 ≤2 ≤2 铜 g/L ≤1 ≤1 ≤1 铁 g/L ≤5 ≤5 ≤3 ≤3 ≤3 — 二氧化硅 g/L ≤15 ≤10 ≤10 ≤10 ≤5 ≤5 — ≤3 ≤2 氯离子 g/L — ≤1 ≤1 标准值 期望值 标准值 期望值 标准值 期望值 标准值 期望值 标准值 期望值 标准值 期望值
6.1.4 锅炉炉水质量
汽包炉炉水的处理方式和水质标准可参照表9控制。
表9 汽包炉炉水处理方式和水质标准
二氧化硅a 锅炉汽包压力 处理方式 MPa mg/L 5.9～10.0 磷酸盐 10.1～12.6 12.7～15.8 >15.8 ≤2.00 ≤2.00 ≤0.45 ≤0.20 氯离子 mg/L — — ≤1.5 ≤0.5 7
电导率 (25℃)S/cm 150 60 35 20 氢电导率 (25℃)S/cm — — — — 磷酸根 mg/L 2～10 2～6 ≤3b 0～3c 氢氧化钠 mg/L — — <1.0 <1.0 pH (25℃) 9.0～10.5 9.0～10.0 9.0～9.7 9.0～9.7 DL/T 561—2011
5.9～12.6 氢氧化钠 12.7～15.6 15.7～18.3 全挥发 >15.8 ≤2.00 ≤0.45 ≤0.20 ≤0.10 － ≤0.4 ≤0.2 ≤0.1 － <10 <10 — ≤5.0 ≤4.0 ≤2.0 1.0 — — — — ≤1.5 ≤1.5 ≤1.0c — 9.2～9.7 9.2～9.7 9.2～9.5 9.0～9.7 注：a. 炉水中二氧化硅的含量应由锅炉热化学试验确定，这里仅做参考。
6.1.5 锅炉补给水质量
锅炉补给水的质量，以不影响给水质量为标准，可参照表10控制。
表10 锅炉补给水质量 除盐水箱进水电导率（25℃) 锅炉过热蒸汽压力 MPa 5.9～12.6 12.7～18.3 >18.3 二氧化硅 g/L — ≤20 ≤10 S/cm 标准值 ≤0.20 ≤0.20 ≤0.15 期望值 — ≤0.10 ≤0.10 ≤0.40 除盐水箱出口电导率（25℃) S/cm TOC g/L — ≤400 ≤200 aa. 每年检测不少于一次。
6.1.6 减温水质量
锅炉蒸汽采用喷水混合减温时，其减温水质量，应保证减温后蒸汽中的钠、二氧化硅和铁、铜含量符合表3的规定。 6.1.7 疏水和生产回水质量
疏水和生产回水质量以不影响给水质量为前提，按表11控制。
表11 疏水和生产回水质量
名称 疏水 生产回水a >22.5MPa机组疏水 硬度，mol/L 标准值 ≤2.5 ≤5.0 0 期望值 0 ≤2.5 — 铁 g/L ≤50 ≤100 10 油 mg/L — ≤1(经处理后) 0 a. 生产回水还应根据回水的性质，增加必要的化验项目。
6.1.8 热网补充水质量
热网补充水质量按表12定控制。
表12 热网补充水质量标准
溶解氧 g/L ＜100 总硬度 μmo1/L ＜600 悬浮物 mg/L ＜5
6.1.9 闭式循环冷却水质量
闭式循环冷却水的质量可参照表13控制。
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表13 闭式循环冷却水质量
材质 全铁系统 含铜系统 电导率 （25℃) S/cm ≤30 ≤20 pH (25℃) ≥9.5 8.0～9.2
6.1.10水内冷发电机冷却水质量
水内冷发电机冷却水质量按表14规定控制。
表14 发电机铜线棒的冷却水质量
发电机冷却水流经的材料 水—氢—氢 （定子空心铜导线） 铜 双水内冷 （定子、转子空心铜导线） 水—氢—氢 不锈钢 （定子空心不锈钢导线） 7.0～9.0 发电机冷却形式 pH (25℃) 8.0～9.0 7.0～9.0 电导率 (25℃)μ S/cm 0.4～2.0 0.4～2.0 <5.0 含铜量 g/L ≤20 ≤20 ≤40 溶氧量 g/L — <30 — 6.5～7.5 <1.2 — —
6.2 停（备）用机组启动时的水汽质量
机组启动前，按5.14冲洗高低压给水管道和锅炉本体，待全铁含量合格后再点火。机组启动时，凝结水、疏水质量不合格不准回收，蒸汽质量不合格不准并汽。 6.2.1 蒸汽质量
机组并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量，可参照表15控制，并在机组并网后8h内达到表3的标准值。
表15 机组启动期间蒸汽质量标准
炉 型 汽包炉a 直流炉 锅炉过热蒸汽压力 MPa 12.7～18.3 氢电导率 （25℃）μ S/cm ≤1 — 二氧化硅 µg/kg ≤80 ≤30 铁 µg/kg ≤50 ≤50 铜 µg/kg ≤15 ≤15 钠 µg/kg ≤20 ≤20 a. 锅炉过热蒸汽压力小于12.7MPa的汽包炉，各项指标可适当的放宽，但最多不的超过1.5倍。 6.2.2 给水质量
锅炉启动时，给水质量应符合表16规定，并在8h内达到正常运行时的标准。
表16 机组启动时给水质量标准
炉 型 汽包炉a 直流炉 锅炉压力 MPa 12.7～18.3 硬度 µmo1/L ≤5 ≈0 铁 g/L ≤75 ≤50 溶解氧 g/L ≤30 ≤30 二氧化硅 g/L ≤80 ≤30 a. 锅炉过热蒸汽压力小于12.7MPa的汽包炉，各项指标可适当的放宽，但最多不的超过1.5倍。
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6.2.3 凝结水质量
机组启动时，按表17规定的标准开始回收凝结水。
表17 机组启动时凝结水回收质量标准
外 观 无色透明 硬度 µmo1/L ≤10 铁 g/L ≤80 铜 g/L ≤30 二氧化硅 g/L ≤80 6.2.4 疏水质量
机组启动时，应严格监督疏水质量。当高、低压加热器的疏水含铁量小于400μg/L时，可回收。
6.3 水汽质量劣化时的处理
当水汽质量劣化时，应迅速检查取样的代表性，化验结果的准确性，并综合分析系统中水、汽质量的变化，确认判断无误后，按三级处理原则执行。下列三级处理值的涵义为：
一级处理值——有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h内恢复至标准值。 二级处理值——肯定有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在24h内恢复至标准值。 三级处理值——正在发生快速腐蚀、结垢、积盐，如果4h内水质不好转，应停炉。 在异常处理的每一级中，如果在规定的时间内尚不能恢复正常，则应采用更高一级的处理方法。在采取措施期间，可采用降压运行的方式，使其监督指标处于标准值的范围内。 6.3.1 凝结水(凝结水泵出口)水质异常时的处理值见表18规定。
表18 凝结水水质异常时的处理
项目 氢电导率(25C)，S/cm 钠 µg/L b标准值 一级 有精处理除盐 无精处理除盐 有精处理除盐 无精处理除盐 ≤0.30 处理等级 二级 — >0.40 — >10 三级 — >0.65 — >20 >0.30 a ≤0.30 ≤10 ≤5 >0.30 >10 >5 a. 主蒸汽压力大于18.3MPa的直流炉，凝结水氢电导率标准值为不大于0.20S/cm，一级处理为大于0.20S/cm。 b. 用海水冷却的电厂，当凝结水中的含钠量大于400g/L时，应紧急停机。 6.3.2 锅炉给水水质异常时的处理值，见表19规定。
表19 锅炉给水水质异常时的处理
项目 前提条件 无铜给水系统 有铜给水系统 无精处理除盐 有精处理除盐 还原性全挥发处理 b标准值 一级 9.2～9.6 8.8～9.3 ≤0.30 ≤0.15 ≤7 9.2 8.8或>9.3 >0.30 >0.15 >7 处理等级 二级 — — >0.40 >0.20 >20 三级 — — >0.65 >0.30 — pH(25C) 氢电导率(25C)/ S/cm 溶解氧/g/L aa. 直流炉给水pH值低于7.0，按三级处理等级处理。 b. 对于凝汽器管为铜管、其它换热器管均为钢管的机组，给水pH标准值为9.1～9.4，则一级处理为小于9.1或大于9.4。 10
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6.3.3 锅炉炉水水质异常时的处理值，见表20规定。
表20 锅炉给水水质异常时的处理值
项 目 全铁系统 铁铜系统 标准值 9.0～9.6 8.8～9.3 ≤0.2 ≤0.3 ≤7 ≤10 处 理 值 一级 8.7～9.0 或9.6～9.8 8.5～8.8 或9.3～9.6 ＞0.2 ＞0.3 ＞7 ＞10 二级 — — ＞0.3 ＞0.4 ＞20 ＞20 三级 — — ＞0.85 ＞0.85 — — pHa (25℃) 氢电导率 (25℃)，µS/cm 溶解氧，µg/L 注：a.应通过加药或排污控制在一级处理的范围内。
当出现水质异常情况时，还应测定炉水中的含氯量、含钠量、电导率和碱度，以便查明原因，采取对策。 7 检修阶段
7.1 通过热力设备检修过程中的化学检查发现问题时，应查清设备隐患的性质、范围和程度，以便采取相应措施，避免发生事故。 7.2 热力设备大修时各专业的分工如下： 7.2.1 化学专业
a)提出大修期间的化学检查大纲。 b)编制化学清洗方案。
c)采集垢样，进行化验，将记录留档。
d)参加热力设备、化学水处理设备及各类加药设备等的大修检查和验收。
e)及时分析有关管样和垢样。 f)编写大修化学检查报告。 g)建立化学检查的技术档案。 7.2.2 机炉专业
在热力设备解体时，机炉专业人员应立即通知化学专业人员检查设备内部情况，并按化学专业要求，进行割管检查、化学清洗和停用防锈蚀工作等。 7.3 大修前的准备工作如下：
7.3.1 收集有关技术资料，准备检测仪器、工具、记录报表和设备图等。
7.3.2 列出本次大修与化学有关的项目，如停用设备防锈蚀、化学清洗、锅炉受热面割管、凝汽器抽管、修改取样点位置等。对大修期间需更换的炉管，应事先进行化学清洗或其他处理。 7.3.3 做好两次大修期间机组运行数据的分析，主要内容应包括：汽轮机监视段压力；凝汽器端差及真空；发电机水内冷系统阻力、流量的变化；机炉设备启停次数；设备停用防锈蚀率和防锈蚀合格率；主要水汽质量合格率；水汽损失率及锅炉排污率等。
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7.4 热力设备各部位的重点检查内容见表21。
表21 热力设备各部位的重点检查内容
部 位 锅 炉 设 备 省 煤 器 过热器及再热器 汽轮机本体 汽轮机及其辅助机 除氧器 高、低压加热器 凝汽器管 汽 包 水 冷 壁 排污管、加药管是否污堵 监视管段(不得少于0.5m)内壁积垢、腐蚀情况；测量向、背火侧垢量及计算结垢速率，对垢样做成份分析；水冷壁进口下联箱内壁腐蚀及结垢情况 进口段及水平管下部氧腐蚀程度、结垢量、有无油污 立式弯头处有无积水；腐蚀、积盐程度；腐蚀产物沉积情况，测其pH值 目视各级叶片积盐情况，定性检测有无铜；调速级、中压缸第一级叶片有无机械损伤或麻点；中压缸一、二级围带氧化铁积集程度；检查每级叶片及隔板表面pH值(有无酸性腐蚀)，计算单位面积盐量，对垢样做成份分析 凝汽器管外壁有无腐蚀或磨损减薄；内壁结垢、粘泥及腐蚀程度；有无泄漏点，胀口有无伤痕 内部有无腐蚀损坏，喷头有无脱落，填料有无布置不匀；给水箱底部有无沉积物，箱体有无腐蚀，防腐层是否完好 吊芯有无腐蚀、泄漏，必要时抽管采垢样分析 内 容 汽包内壁及内部装置腐蚀、结垢情况及主要特征；汽水分离装置完整情况；
7.5 热力设备腐蚀评价标准见表22，结垢积盐评价标准见表23。 表22 热力设备腐蚀评价标准
部 位 省煤器 一 类 基本没腐蚀或点蚀深度<0.3mm 基本没腐蚀或点蚀深度<0.3mm 基本没腐蚀或点蚀深度<0.3mm 基本没腐蚀或点蚀深度<0.1mm 无局部腐蚀，均匀腐铜管 凝汽器管 钛管c 不锈钢管b 蚀速率a类 别 二 类 轻微均匀腐蚀a或点蚀深度0.3 mm～1mm 轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.3 mm～1mm 轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.3 mm～1mm 轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.1 mm～0.5mm ＜均匀腐蚀速率0.005mm/a～0.02mm/a或点蚀深度≤0.3mm 度＞1mm 三 类 有局部溃疡性腐蚀或点蚀深水冷壁 有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度＞1mm 有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度＞1mm 有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度＞0.5mm 均匀腐蚀速率＞0.02mm/a或点蚀、沟槽深度>0.3mm或已有部分管子穿孔。 均匀腐蚀速率＞0.02mm/a或点蚀、沟槽深度>0.2mm或已有部分管子穿孔。 均匀腐蚀速率＞0.002mm/a或点蚀深度>0.1mm 过热器、再热器 汽轮机转子叶片、隔板 0.005mm/a 无局部腐蚀，均匀腐蚀速率＜0.005mm/a 无局部腐蚀，无均匀腐蚀 均匀腐蚀速率0.005mm/a～0.02mm/a或点蚀深度≤0.2mm 均匀腐蚀速率0.0005mm～0.002mm/a或点蚀深度≤0.01mm a 均匀腐蚀速率可用游标卡尺测量管壁厚度的减少量除以时间得出。 b 凝汽器管为不锈钢时，如果凝汽器未发生泄漏，一般不进行抽管检查。 c 凝汽器管为钛管时，一般不进行抽管检查。
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表23 热力设备结垢、积盐评价标准
部位 省煤器a b 水冷壁a b 汽轮机转子ca
类别 一类 结垢速率c＜40 g/（m2·a） 结垢速率＜40 g/（m2·a） 结垢、积盐速率d＜1mg/（㎝2·a） 2二类 三类 结垢速率40 g/（m2·a）～80 g/（m2·a） 结垢速率＞80 g/（m2·a） 结垢速率40 g/（m2·a）～80 g/（m2·a） 结垢速率＞80 g/（m2·a） 结垢、积盐速率1 mg/（㎝2·a）～10 mg/（㎝2·a）或沉积物总量5 mg/㎝2～25mg/㎝2 垢层厚度0.1 mm～0.5mm或 沉积量：8 mg/㎝2～40mg/cm2 结垢、积盐速率＞10 mg/（㎝2叶片、隔板 或沉积物总量＜5mg/㎝ 凝汽器管c 垢层厚度<0.1mm或 沉积量：<8mg/cm2 ·a）或沉积物总量＞25mg/㎝2 垢层厚度>0.5mm或 沉积量：＞40mg/cm2 a 锅炉化学清洗后一年内省煤器和水冷壁割管检查评价标准：一类：结垢速率<80 g/（m2·a）, 二类：结垢速率80～120 g/（m2·a），三类：结垢速率>120 g/（m2·a）。 b 对于省煤器、水冷壁和凝汽器的垢量均指多根样管中垢量最大的一侧（通常为向火侧、向烟侧、汽轮机背汽侧、凝汽器管迎汽侧），一般用化学清洗法测量计算；对于汽轮机的垢量是指某级叶片局部最大的结垢量。 c 取结垢、积盐速率或沉积物总量高者进行评价。 d 计算结垢、积盐速率所用的时间为运行时间与停用时间之和。
7.8 大修期间化学检查报告，应按规定报送电厂管理部门和各省电科院的主管监督部门。报告内容应包括：两次大修期间机组运行的有关情况；曾发生的水汽异常情况；热力设备检查结果(包括各部位结垢速率、垢样成分分析等)以及综合评价、存在的主要问题、改进措施和建议。 8 停（备）用阶段
8.1 热力设备在停（备）用期间，可根据机组的参数和类型，机组给水、炉水处理方式，停（备）用时间的长短和性质，现场条件、可操作性和经济性等因素，DL/T 956火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则采用相应的防锈蚀措施。
8.2 采用防锈蚀措施还应考虑以下技术因素：
a)停（备）用所采用的化学条件和运行期间的化学水工况之间的兼容性。 b)防锈蚀保护方法不会破坏运行中所形成的保护膜。
c)防锈蚀保护方法不应影响机组按电网要求随时启动运行。
d)有废液处理设施，废液排放应符合GB/8978 污水综合排放标准的规定。 e)冻结的可能性。
f)当地大气条件（例如海滨电厂的盐雾环境）。
g)所采用的保护方法不影响检修人员的安全和检修工作。
8.3 停（备）用设备的防锈蚀措施应由值长组织实施，并实行操作票制度。 8.4 防锈蚀工作的专业分工如下：
8.4.1 化学专责人员应提出方案和要求，进行化学监督和防锈蚀效果的检查、评定，提出技术总结，上报有关领导。
8.4.2 机炉专业人员应负责防锈蚀设备和系统的安装、操作和维护，参加防锈蚀效果评定，并建立台帐。
8.5 停（备）用设备启动前，应对设备和系统进行冲洗，直至出水无色透明。 8.6 锅炉检修后进行水压试验时，应按5.8的规定进行。
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9 技术管理
9.1 火电厂应建立下列规程制度
9.1.1 根据DL/T246《化学监督导则》和本导则，结合本厂实际，编制相应的规程或实施细则； 9.1.2 岗位责任制；
9.1.3 化学水处理设备运行规程，监督对象包括：补给水、给水、炉水、凝结水、循环水和水内冷发电机冷却水处理设备运行规程等； 9.1.4 运行设备巡回检查制度；
9.1.5 水、汽、垢、腐蚀产物、水处理药品取样及试验规程； 9.1.6 化学药品、水处理材料验收及保管制度； 9.1.7 化学仪器、仪表管理校验制度； 9.1.8 停（备）用热力设备防锈蚀制度； 9.1.9 化学设备检修规程(含化学仪表)； 9.1.10 热力设备检修中的化学检查制度； 9.1.11 安全工作规程； 9.1.12 生产人员培训制度； 9.1.13 生产异常管理制度。
9.2 绘制与现场设备、系统一致的下列图表
9.2.1 全厂水汽系统图，包括：取样点和加药点等； 9.2.2 锅炉补给水处理系统图； 9.2.3 凝结水处理系统图； 9.2.4 给水及炉水加药系统图；
9.2.5 锅炉定期排污和连续排污系统图； 9.2.6 水内冷发电机冷却水系统图； 9.2.7 循环冷却水处理系统图； 9.2.8 废水处理系统图。 9.3 建立和健全下列技术资料： 9.3.1 各种运行记录；
9.3.2 热力系统水汽质量查定记录及有关试验报告； 9.3.3 热力设备和水处理设备的调整试验及检修检查报告； 9.3.4 热力设备的化学清洗和停（备）用防锈蚀记录及总结； 9.3.5 水处理药品及材料的进厂化验报告； 9.3.6 化学仪器及在线仪表的检修、校验报告； 9.3.7 凝汽器管的泄漏记录和处理结果； 9.3.8 化学监督月报、年度报表及总结； 9.3.9 生产人员的培训记录和年度总结。 9.4 热力设备启动时的水汽质量管理工作有：
9.4.1 机组启动时的水汽质量标准应列入锅炉和汽轮机运行规程中；
9.4.2 应统计机组启动时水质的不合格率和变化幅度。以机组并网后8h内的水质作为启动水
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质，8h以后的水质作为运行水质。启动水质报表应连同运行水质报表一并上报。 9.5 热力设备正常运行后的水汽质量管理工作如下：
9.5.1 化学运行人员值班时，应随时掌握运行指标的变化趋势，保证水汽质量合格，并努力达到期望值；
9.5.2 每月统计水处理药品消耗量，每年统计离子交换树脂补充量，各种膜处理元件更换量，并进行技术经济分析；
9.5.3 对水汽质量和药品、树脂消耗量等的统计和分析，应实行计算机管理。 9.6 水质异常时的管理工作如下：
9.6.1 当确认水质达到一级处理值时，应立即报告值长，进行调整并通知设备所在部门进行处理。
9.6.2 当确认水质达到二级处理值时，应向有关部门发出水质异常通知单，写明发生的时间、超标幅度、原因分析和应采取的措施。通知单由化学分场主任或专工签发，并分送至值长、厂部化学监督专责人和分管化学监督的厂级领导。在存档的通知单上，由上述部门的负责人和领导签字。处理完毕，由签发人签字验收。
9.6.3 当发现水汽质量劣化，并危及设备安全时，应报告电厂和上级主管部门，采取紧急措施。 9.7 在热力设备停（备）用阶段，应记录防锈蚀的日期、方法及监督指标。事后应检查效果，统计防锈蚀率和防锈蚀合格率，并提出总结报告。 9.7.1 防锈蚀率的计算： 防锈蚀率=
防锈蚀时间（d)d)机组停、备用时间（×100%
9.7.2 防锈蚀合格率指主要监督指标，如给水溶解氧、pH值、除氧剂浓度以及相对湿度等的合格率。 9.8 检修管理
9.8.1 对化学水处理设备和在线化学仪表，应定期维修和校准，检修后应进行质量验收。 9.8.2 应配置一定数量和种类齐全的备品、备件。
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