2011-3化学技术监督实施细则(共33页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上新疆电力行业化学技术监督实施细则新疆维吾尔自治区经济和信息化委员会二 一 一 年 一 月1 总则1.1 技术监督是保证电网和电力设备长期稳定运行和提高设备健康水平的重要环节，必须依靠标准，利用先进的测试与管理手段，对保证设备健康水平与安全、经济、稳定运行有重要作用的参数与指标进行监督、检查、调整，以确保发供电设备在良好状态或允许范围内运行。为贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，进一步加强技术监督工作，依据西北电网有限公司技术监督条例并结合新疆实际特制定本细则。1.2 技术监督按照依法监督、分级管理、行业归口的原则，从设计审查、设备选型、设备监造、安装、调试、运

2、行、检修、停用及技术改造的电力生产、建设全过程进行技术监督，及时发现和消除各种隐患，防止事故的发生。1.3 技术监督以质量为中心，以标准为依据，以计量为手段建立质量、标准、计量三位一体的技术监督体系。1.4本细则适用于电网经营企业和接入电网的发电企业、电力建设单位、送变电工程公司、电力设计院、重要电力用户。2 监督范围发供电设备在安装、调试、运行、检修及停备用阶段的水、汽、油、燃料、六氟化硫、氢气等的质量和设备防腐监督；测试方法、化验人员、监督专责资质等。3 监督内容3.1 安装、调试阶段的化学监督3.1.1 新建或扩建机组时，供电、发电企业参加从设备监造、检验、验收直至安装、调试和试运行的全

3、过程化学技术监督工作，做好记录。当发现缺陷和问题时，应及时向有关部门汇报并督促处理。3.1.2 按照规定要求，做好未安装及投产前的设备防腐保护工作，保证设备、管道防腐层的完整，发现问题及时补救。3.1.3 凝汽器管安装前应按照行业标准进行涡流探伤、内应力检验。3.1.4 凝汽器水室和冷却水管道应按要求采取相应得防腐措施。3.1.5 凝汽器铜管投运前应按DL/T957-2005火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则要求进行清洗成膜。3.1.6 各种水处理材料、药品到货时应进行检验，离子交换树脂的验收必须严格执行DL519-2004标准。3.1.7 绝缘油、透平油及抗燃油入厂前必须按规程标准抽检，合格

4、后才能入厂。3.1.8 新建锅炉水压试验必须采用除盐水，用水质量应满足要求。3.1.9 对蒸汽压力在9.8MPa以上的汽包炉必须进行启动前的化学清洗，清洗质量符合标准要求。3.1.10 锅炉化学清洗之后距点火时间超出20天，必须采取停炉保护措施，保护方法参照 火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则DL/T9562005中的有关条款进行。3.1.11 机组调试、启动阶段水汽质量监督机组启动前的冷态和热态冲洗，冲洗至炉水含铁量小于200g/L。3.1.12 蒸汽吹管、机组整套试运行水汽质量应符合电力建设施工及验收技术规范第4部分电厂化学（DL/T5190.4-2004）。3.2 水汽监督火电厂水汽

5、监督的主要任务是减缓和防止热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物，提高设备运行的安全经济性，延长使用寿命。3.2.1 运行阶段各单位可根据机组型式、参数、水处理方式、补给水率及化学仪表等具体情况，按照火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准GB12145-2008和火力发电厂水汽监督导则DL/T561-1995，确定监督、监控项目。对运行机组的蒸汽、给水、凝结水、炉水、补给水、减温水、内冷水、疏水、生产回水和循环水进行质量监督。其中除盐水二氧化硅、电导率，给水pH值、溶氧、氨，凝结水硬度，蒸汽钠或硅，炉水磷酸根、pH或（R）值，循环水浓缩倍率或阻垢剂的含量等运行监控、监督项目每班测定次数不少于二次（或3

6、h一次）。100MW及以上机组蒸汽钠或二氧化硅未装连续监测仪表每2h分析化验一次。给水铜、铁的测定每月不少于4次，汽包压力在12.7MPa及以上汽包炉炉水氯离子检测每月不少于1次，异常时增加检测次数，水质全分析每年不少于4次（井水不少于2次）。水汽质量指标在GB12145-2008中所列标准值均为极限值，各单位根据具体情况，确定本单位的“期望值”，一般取50-70%极限值作为“期望值”，做过热化学试验的机组，可根据试验的结果确定机组的期望值。3.2.2 备用或检修后的机组投入运行时，必须及时投入除氧器，并使溶氧合格。新除氧器投产后，应进行调整试验，以确定最佳方式，保证除氧效果。给水溶氧长期不合

7、格，应考虑对除氧器结构及运行方式进行改进。3.2.3 新投入运行的锅炉应进行热化学试验和调整试验，以确定合理的运行方式和水质监控指标。当发生下列情况之一时，应重新进行全面或部分调整试验。3.2.3.1 改变锅内装置或改变锅炉循环系统后。3.2.3.2 给水质量有较大改变或改变锅内处理、方式后。3.2.3.3 发现过热器或汽轮机有盐垢时。3.2.3.4 水处理设备投产后或设备改进，原水水质有较大改变时，均应进行调整试验。3.2.4 机组启动时，必须冲洗取样器。按规定调节流量，保持人工取样时样品流量在500-700ml/min及温度在30以下。3.2.5 运行中应定期冲洗取样器，当进行铜、铁查定时

8、，按规定冲洗取样器后再取样。3.2.6 锅炉启动后，发现炉水浑浊时，应加强锅内处理及排污，必要时采取限负荷、降压、整炉换水等措施，直至炉水澄清。3.2.7 因凝汽器泄漏引起凝结水或给水质量超过标准时，及时查漏堵漏，同时加强锅内处理与排污，并监视炉水pH值的变化。若继续泄漏，水质急剧恶化时，必须采取降压，限负荷直至紧急停炉措施，以保护设备，防止事故发生。 3.2.8 机组正常运行时，各种水处理药剂必须按要求均匀地加入系统，不得采用瞬间（间断）大剂量的方式加入，应加快实现加药自动化，根据炉水、冷却水水质情况决定排污方式，并严格执行。3.2.9 对疏水、生产返回水的质量要加强监督，不合格时，不经处理

9、不得直接进入系统，要严格控制厂内汽水损失，机组汽水损失应符合下列要求： 200MW及以上机组 不大于额定蒸发量的1.5% 100-200MW机组 不大于额定蒸发量的2.0% 100MW以下机组 不大于额定蒸发量的3.0% 在综合考虑节能监督和化学监督各项指标的条件下，科学地采取有效措施提高炉水水质，降低锅炉排污率，但不得低于0.3%。3.2.10 在带负荷冲洗汽轮机叶片时，要监督凝结水的质量，排去比给水质量差的凝结水，当凝结水的质量达到要求时，停止冲洗，恢复正常运行。3.2.11 水汽质量劣化时的处理 当水汽质量劣化时，应迅速检查取样是否有代表性，化验结果是否正确，并综合分析系统中水、汽质量的

10、变化，确认判断无误后，应立即向本厂领导汇报情况并提出建议。领导应责成有关部门采取措施，使水、汽质量在允许的时间内恢复到标准值。下列三级处理值的涵义为： 一级处理值-有因杂质造成腐蚀的可能性，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的可能性，应在24h内恢复至标准值。三级处理值-正在进行快速腐蚀，如水质不好转，应在4小时内停炉。 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，对于汽包锅炉，恢复标准值的办法之一是降压运行。“三级处理”时的水质异常值范围见表1、2、3：表1 凝结水水质异常时的处理项目标准值处理等级一级二级三级氢电导率(25)/

11、(S/cm)有精处理除盐0.30a0.30a-无精处理除盐0.300.300.400.65钠/(g/L)有精处理除盐1010-无精处理除盐551020a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。表2 锅炉给水水质异常时的处理项目标准值处理等级一级二级三级pHa(25)无铜给水系统b9.2-9.69.2-有铜给水系统8.8-9.39.3-氢电导率(25)/(S/cm)有精处理除盐0.150.150.200.30无精处理除盐0.300.300.400.65溶解氧/(g/L)还原性全挥发处理7720-a直流炉给水pH值低于7.

12、0，按三级处理等级处理。b对于凝汽器管为铜管、其他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。表3 锅炉炉水水质异常时的处理锅炉汽包压力/MPa处理方式pH(25)标准值处理等级a一级二级三级3.8-5.8炉水固体碱化剂处理9.0-11.011.0-5.9-10.09.0-10.510.5-10.1-12.69.0-10.010.010.3-12.6炉水固体碱化剂处理9.0-9.79.710.010.3炉水全挥发处理9.0-9.79.0-8.58.5-8.08.0a炉水pH值低于7.0，应立即停炉。当出现水质异常情况时，还应测定炉水的含氯量、含钠

13、量、电导率和碱度，以便查明原因，采取对策。3.2.12做好水的预处理及循环水处理，根据不同情况及处理方式，控制好循环水的各项指标，循环水流速应1.0m/s，各种排水水质应符合环保要求。3.2.13 检修和停备用阶段3.2.13.1 热力设备大修(即A级检修)的化学检查是考核化学监督实际效果最直观的手段，是化学监督工作的一个重要部分。通过热力设备大修过程中的化学检查发现问题时，应查清隐患的性质、范围和程度，以便采取相应措施，避免发生事故。3.2.13.2 热力设备检修前化学监督专责人应编写与水、汽质量有关的检查项目和要求(机组大修化学检查记录表编写参照火力发电厂机组大修化学检查导则DL/T111

14、5-2009附录B)，对锅炉受热面割管，凝汽器抽管。并会同有关人员在设备检修解体后，对热力设备内部进行详细检查、记录、采样和分析，做出综合判断，针对存在问题提出改进意见。在化学监督检查前，不得清除设备内沉积物，也不得在这些部位进行检修工作。3.2.13.3 热力设备检修时，应检查除氧器、省煤器、水冷壁、过热器、汽轮机叶片、隔板及凝汽器管的结垢，腐蚀情况，并进行垢量测定。3.2.13.4 大修结束后，提出大修化学检查报告(报告格式及基本内容参照火力发电厂机组大修化学检查导则DL/T1115-2009附录A),大修结束后一个月内，上报电力技术监督中心。建立化学检查的技术档案，并保存管样。 3.2.

15、13.5 热力设备各部位的重点检查内容见表4。热力设备评价标准见表5、表6。表4 热力设备各部位的重点检查内容部 位内 容锅炉设备汽 包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；排污管、加药管是否污堵水冷壁监视管段（不得少于0.5m）内壁积垢、腐蚀情况；向、背火侧垢量及计算结垢速率，对垢样做成分分析；水冷壁进口下联箱内壁腐蚀及结垢情况。省煤器进口段及水平管下部氧腐蚀程度、结垢量、有无油污过热器及再热器立式弯头处有无积水；腐蚀结盐程度；腐蚀产物沉积情况，测其pH值汽轮机及其辅机汽轮机本体目视各级叶片结盐情况，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

16、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），计算单位面积结盐量，对垢样做成分分析。凝汽器管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。除氧器内部有无腐蚀损坏，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，防腐层是否完好高、低压加热器吊芯有无腐蚀、泄漏，必要时抽管采垢样分析油系统有无锈蚀和油泥，箱底是否有杂物。表5 热力设备腐蚀评价标准部位类别一类二类三类省煤器基本没有腐蚀或点蚀深度小于0.3mm有轻微均匀腐蚀a或点蚀深度0.3-1mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度大于1mm水冷壁基本没有腐蚀或点蚀深度小于

17、0.3mm有轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.3-1mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度大于1mm过热器、再热器基本没有腐蚀或点蚀深度小于0.3mm有轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.3-1mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度大于1mm汽轮机转子叶片、隔板基本没有腐蚀或点蚀深度小于0.1mm有轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.1-0.5mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度大于0.5mm凝汽器管铜管无局部腐蚀，均匀腐蚀速率a小于0.005mm/a均匀腐蚀速率0.005-0.02mm/a或点蚀深度不大于0.3mm均匀腐蚀速率大于0.02mm/a或点蚀、沟槽深度大于0.3mm或已有部分管子穿孔不锈钢管b无局部腐蚀，均匀腐蚀速率a小于0.00

18、5mm/a均匀腐蚀速率0.005-0.02mm/a或点蚀深度不大于0.2mm均匀腐蚀速率大于0.02mm/a或点蚀、沟槽深度大于0.2mm或已有部分管子穿孔钛管c无局部腐蚀，无均匀腐蚀均匀腐蚀速率0.0005-0.002mm/a或点蚀深度不大于0.01mm均匀腐蚀速率大于0.002mm/a或点蚀深度大于0.1mma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。表6 热力设备结垢、积盐评价标准部位类别一类二类三类省煤器a、b结垢速率c小于40g/(m2a)结垢速率40-80g/(m

19、2a)结垢速率大于80g/(m2a)水冷壁a、b结垢速率小于40g/(m2a)结垢速率40-80g/(m2a)结垢速率大于80g/(m2a)汽轮机转子叶片、隔板c结垢、积盐速率d小于1mg/(cm2a)或沉积物总量小于5mg/cm2结垢、积盐速率1-10mg/(cm2a)或沉积物总量5-25mg/cm2结垢、积盐速率大于10mg/(cm2a)或沉积物总量大于25mg/cm2凝汽器管c垢层厚度小于0.1mm或沉积量小于8mg/cm2垢层厚度0.1-0.5mm或沉积量8-40mg/cm2垢层厚度大于0.5mm或沉积量大于40mg/cm2a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

20、垢速率小于80g/(m2a)；二类，结垢速率80-120g/(m2a)；三类，结垢速率大于120g/(m2a)。b对于省煤器、水冷壁和凝汽器的垢量均指多根样管垢量最大的一侧（通常为向火侧、向烟侧、汽轮机背汽侧、凝汽器管迎汽侧），一般用化学清洗法计算；对于汽轮机的垢量指某级叶片局部最大的结垢量，测量方法见DL/T1115-2009附录F。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。3.2.13.6 清洗单位必须持有电力行业或地方技术监督部门颁发的相应等级的“电力系统动力设备化学清洗许可证” 。清洗时做好监督，清洗后做好总结。清洗废液排放应符

21、合环境保护的有关标准。3.2.13.7 对化学水处理设备、各种水箱及低温管道的腐蚀情况进行定期检查，发现问题及时处理。水箱污脏时应进行清扫，若水箱、排水沟、中和池等的防腐层脱落，应采取补救措施。锅炉化学清洗应根据垢量或运行年限确定，当水冷壁垢量达到表6数值时，应安排化学清洗，对结垢、腐蚀严重的锅炉应立即安排化学清洗。液态排渣炉、燃油炉应按高一级参数的标准，进口机组参照制造厂规定的标准进行清洗。表7 锅炉化学清洗参照标准参 数垢量（g/m2）时间（年）5.88MPa及以下汽包炉600900一般12155.8812.64MPa汽包炉400600101212.74MPa及以上汽包炉300400510

22、直流炉2003005103.2.13.8 当更换凝汽器管时，应根据部颁火力发电厂凝汽器管选材导则DL7212000合理选材，安装前应检查管材质量。在订货合同中明确规定氨熏试验（检查内应力）按24小时进行。3.2.13.9 对新购的每一批大宗循环水药剂应抽样进行药品成份分析。3.2.13.10 对新建机组、生产机组在药剂或循环水发生改变时，阻垢缓蚀剂使用前应进行药品成份分析、药剂评价及药剂性能（动态模拟和腐蚀评价）试验。3.2.13.11 对生产机组每年应进行2次药剂性能试验，做到全面掌握各厂循环水运行状况，保证设备的安全运行。3.2.13.12 对有积盐的过热器应进行反冲洗，冲洗时要监督出水的

23、电导率。3.2.13.13 热力设备在停、备用期间，必须进行防腐保护；保护期间，定期监督。对于大修和停备用时间超过一个月的锅炉应采用新型保护剂进行保护。3.2.13.14 加强凝汽器管防腐、防垢、防漏工作，做好胶球系统投运并达到要求的收球率。使用水处理药品要选择既能防腐（特别是点蚀）又能防垢效果好的水质稳定剂。根据具体情况，做好凝汽器水侧的停备用保护，确保管材不发生停用腐蚀。3.2.13.15 检修或停用的热力设备启动前，应将设备、系统内的管道和水箱冲洗至出水无色透明，以减少结垢性物质进入锅炉及锅内沉积。3.2.13.16 锅炉检修后水压试验时，要用加有缓蚀剂的除盐水进行，不得使用生水。3.2

24、.13.17为提高水汽质量监督的可靠性、及时性和连续性，火电厂必须配备必要的在线化学仪表。9.8MPa或50MW及以上的机组给水、炉水应配备pH表、电导率表；给水（除氧器出水）凝结水配备溶氧表；补给水、凝结水配备电导率表；12.7MPa及以上机组的主蒸汽应增加硅表、钠表和磷表；其它仪表可视具体情况相继配备。9.8MPa以下机组，视情况配备必要的在线化学仪表；试验室用的仪器、仪表应满足火力发电厂水汽试验方法标准规程汇编中的要求，并定期进行检定，在有效期内使用。3.2.13.18 按照火电厂在线化学仪表检验规程DL/T677-2009的要求，加强化学在线仪表检验、校对及失效更换工作。3.2.13.

25、19 加强对氢站、发电机内氢气纯度和湿度的监督，使各项技术监督指标保持在合格范围内，确保设备安全，发电机充氢和退氢必须通过中间介质置换。3.3 油务监督3.3.1 油务监督主要任务是准确、及时对新油、运行中油（气）库存油进行质量检验，为用油部门提供依据，与有关部门采取措施，防止油质劣化，防止油系统管道、油箱腐蚀。及时发现充油电气设备中的潜伏性故障，保证发供电设备安全运行。3.3.1.1 采用先进、可靠的检测技术和科学的管理方法，加强对汽轮机油、抗燃油、变压器油、开关油、电容器油及六氟化硫气体的质量监督；对磨煤机用油、水轮机用油、给水泵油等其它发供电用转动设备用油也要进行质量监督。3.3.1.2

26、 对由于各种原因废弃的油或质量标准不符合要求的油，要用适当的方法进行再生处理，恢复其性能，节约用油，降低发供电成本。3.3.2 新变压器油验收按现行的变压器油GB2536-90进行，且增加色谱分析项目，其检测结果符合总烃20L/L， H210L/L，C2H2=0的要求；新透平油按LTSA汽轮机油GB11120-89进行质量验收。3.3.3 新油注入充油电气设备前后控制项目及标准应按现行的运行变压器油维护管理导则GB/T14542-2005标准执行，见表8、9。表8 新油净化后的控制项目及标准项目设备电压等级（kV）500及以上330-220110击穿电压605545水分，mg/kg101520

27、介质损耗因数（90）0.0020.0050.005表9 热油循环后的控制项目及标准项目设备电压等级（kV）330及以上220110-66击穿电压605040水分，mg/L101520介质损耗因数（90）0.0050.0050.005含气量，%（体积分数）1-注：对于500kV及以上设备油洁净度指标暂定为：报告（或按制造厂规定执行）3.3.4 新充油电气设备投入前所充变压器油及运行中变压器油、汽轮机油的质量标准，按现行的运行中变压器油质量标准GB75952008和电厂用运行中汽轮机油质量标准GB75962008进行质量检验与监督。3.3.5 电力用油（气）的取样按电力用油（变压器油、汽轮机油）取

28、样方法GB/T75972007和电气设备用六氟化硫气体取样方法DL/T1032-2006执行。3.3.6 加强电力用油在运行中的维护与管理，确保油质在良好状况下运行，其方法按照电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则GB/T145412005和运行中变压器油维护管理导则GB/T145422005执行。3.3.7 国产抗燃油的验收、运行监督及维护管理应按照行标电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则DL/T5712007执行。为确保调速系统不卡涩要求油中颗粒度执行NAS标准，并且6级，若不合格，应立即连续滤油，确保油质合格。3.3.8 汽轮机油的颗粒度要求250MW以下机组NAS分级标准不大于9级，250M

29、W及以上机组NAS分级标准不大于8级，机组运行中若汽轮机油颗粒度不合格，应立即连续滤油，确保油质合格。3.3.9 运行中汽轮机油和抗燃油应定期送检颗粒度：抗燃油每3个月一次；汽轮机油250 MW及以上机组每3个月一次，200 MW机组每6个月一次，200MW以下机组每年一次。3.3.10 机组A、B级检修时，要合理安排工期，确保油系统的检修质量及冲洗、滤油时间，若颗粒度不合格，不准启机。3.3.11 分析变压器油中的溶解气体、判断充油电气设备内部故障，按变压器油中溶解气体和判断导则DL/T722-2000和绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法GB/T176231998执行。投运前及A级检修

30、后应作色谱分析，作为基础数据。3.3.12 运行中油的防劣措施和混油或补油按照GB/T7595-2008和GB/T7596-2008中的有关规定执行。3.3.13 变压器、断路器油检测项目及周期见表10、11。表10 充油电气设备气相色谱分析检测周期设备名称设备电压等级和容量检测周期变压器和电抗器750kV交接试验：注油前，注油后24小时，交流耐压和局部放电试验后、冲击合闸后、投运后1、3、5、10、20、30天各一次。大修：投运前及投运后1、3、5、10、20、30天各一次。35-220kV投运前1次，投运后4天、10天、30天各一次750kV1个月1次220kV3个月1次110kV6个月1

31、次35kV1年1次35kV容量在8MVA以下3年1次互感器35-220kV投运前1次110-220kV2年1次35kV3年1次套管110-220kV投运前1次、3年1次注：1)电容式电压互感器的中间变压器可不做分析，必要时可进行分析。2)设备出现异常现象，可增加分析次数。3)新投运的变压器应与投运前的测试数值比较。4)油中气体含量有增长时，应对产气速率进行判断，必要时应缩短周期追踪分析。5)总烃含量低时，不宜采用相对产气速率进行判断。6)高压套管应密封取样。表11 变压器、断路器油常规检测周期和检验项目设备名称设备电压等级和容量检验周期检验项目变压器、电抗器1750kV设备投运前或A级检修后每

32、年2次每年1次1-111-910、11、1215MVA及以上4每年1次1235-220kV设备投运前、A级检修后、每年1次1935kV及8MVA以下设备投运前、A级检修后、3年1次19互感器设备投运前、A级检修后、2年1次1、3、5、8套管设备投运前、A级检修后、2年1次1、3、5、8油断路器2设备投运前、A级检修后、1年1次1、2、3、4注：1、变压器油检测项目：1.外状、2.pH值、3.酸值、4.闪点、5.水份、 6.界面张力、7.介损、8.耐压、9.体积电阻率、10.含气量、11.油中颗粒度、12糠醛含量。2、断路器油检测项目：1.外状、2.酸值、3.耐压。3、电容式电压互感器的中间变压

33、器可不做分析，必要时可进行分析。4、设备在油中气体总烃超标或CO、CO2过高或需要了解绝缘老化情况时，应做糠醛含量检测。3.3.14实行输变电设备状态检修的单位运行中变压器、断路器油例行检测见表12；当设备出现异常或例行试验后怀疑油质有问题时，应进行诊断性试验，试验结果应符合有关标准要求，诊断性试验见表13。表12 运行中充油设备油例行检测项目和周期设备名称设备规范检验周期检验项目变压器、电抗器220kV每年1次1-5110kV2年1次1-535kV3年1次1-5有载调压开关3年1次1油断路器110-220kV1年1次1-335kV3年1次1-3注：1、变压器检测项目：1.外状、2.酸值、3.

34、水份、4.介损、5.耐压。2、断路器检测项目：1.外状、2.酸值、3.耐压。3、有载调压开关：1.耐压。表13 运行中充油设备油诊断性检测项目和说明设备名称试验项目说明条款变压器、电抗器界面张力/体积电阻率/糠醛含量a) 油中气体总烃超标或CO、CO2过高；b) 需了解绝缘老化情况；c) 换油前后；聚合度检测需了解绝缘老化程度时油泥与沉淀物界面张力小于25mN/m时抗氧化剂含量油变色或酸值偏高互感器外状、酸值、水分、介损、耐压油中溶解气体分析异常时3.3.15运行中汽轮机油检测项目及周期见表14。表14 汽轮机油常规检测周期和项目设备名称设备规范检验周期检验项目汽轮机250MW及以上新设备投运

35、前或A级检修后1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11每周1次1、2每3个月1次1、2、5、6、9、每6个月1次1、2、3、5、6、7、8、9每年1次1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11200MW新设备投运前或A级检修后1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11每周1次1、 2每3个月1次1、2、6、9、每6个月1次1、2、3、5、6、7、8、9每年1次1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11200MW以下新设备投运前或A级检修后1、2、3、4、5、6、7、8、9每周1次1、2每3个月1次1、2、6、9、每6个月1次1、2、3、6、7、8、9每年1次1、2、3、4、5

36、、6、7、8、9水轮机新设备投运前或A级检修后1、2、3、6、9每年1次1、2、3、6、9调相机新设备投运前或A级检修后1、2、3、4、6、9每周1次1、2每年1次1、2、3、4、6、9注：检测项目：1.外状、2.颜色、3.运动粘度、4.闪点、5.颗粒度、 6.酸值、7.液相锈蚀、8.破乳化度、9.水份、10、起泡沫试验、11、空气释放值3.3.16 运行中燃气轮机油检测项目及周期见表15。表15 燃气轮机油正常运行期间质量指标及检验周期项目质量指标检验周期外观清洁透明每周一次颜色无异常变化每周一次粘度（40），mm2/s不超出新油10%半年一次酸值,mgKOH/g0.4半年一次洁净度NAS

37、8级半年一次3.3.17 运行中抗燃油检测项目及周期见表16。表16 运行中抗燃油常规检测项目和周期检测周期检测项目每月1次1、2、9、10、13每季1次1、2、8、9、10、13半年1次1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15注：每次检修后，启动前应做全分析，启动24小时测颗粒度，补油后应测颗粒度。检测项目：1.外观、2.颜色、3.密度、4.运动粘度、5. 凝点、6.闪点、7.自燃点、8.颗粒度、9.水份、10.酸值、11.氯含量、12.泡沫特性、13.电阻率、14.矿物油含量、15. 空气释放值3.3.18运行中氢冷发电机用密封油检测项目及周期见表17。表17

38、 运行中氢冷发电机用密封油检测项目及周期检验项目检测周期水分、机械杂质半月一次运动黏度、酸值半年一次空气释放值、泡沫特性、闪点每年一次注：机组运行异常或氢气湿度超标时，应增加油中水分检测次数。3.3.19运行中发电机用油检测项目及周期见表18。表18 运行中发电机用油常规检测周期和检测项目检验周期检验项目新设备投运前1-14投运后15天内每5天一次1、7、9、12投运后3个月内每月一次1、7、9、12投运3个月后每3个月一次1、4、7、9、10、12注：1）检验项目：1.外状、2.运动黏度、3.闪点、4.酸值、5.凝点、6.灰分、7.水分、8.腐蚀性硫、9.耐压、10.介损、11.氧化安定性、

39、12.含气量、13.色谱分析、14.油泥与沉淀物。2）油中溶解气体组分含量色谱分析检验周期参照DL/596-1996中变压器的要求进行。3.3.20水泵及风机用运行油的质量指标及检验周期见表19、20。（参考执行）表19 水泵及风机用运行油的质量指标序项目质量指标检验方法汽轮机油液压油液力传动油1外状透明，无机械杂质目测2颜色无异常变化DL/T429.23运动粘度（40），mm2/s与新油原始值相差10%GB/T2654闪点（开口杯），与新油原始值比不低于15GB/T35365洁净度（NAS1638）,级8DL/T4326酸值，mgKOH/g未加防锈剂0.20.3报告GB/T264加防锈剂0.

40、37起泡沫试验，ml/ml24500/10报告报告GB/T1257993.550/10后24500/108破乳化度（54），min30-GB/T76059水分，mg/L100300GB/T760010机械杂质，%0.1GB/T51111液相锈蚀（蒸馏水）无锈GB/T1114312旋转氧弹（150），min报告SH/T0193表20 水泵及风机用运行油检验周期检验周期检验项目机组投运1年内每月一次1、2每3个月一次1、2、9每6个月一次1、2、3、4、5、6、8、9、10每年一次1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12机组投运1年后每3个月一次1、2每6个月一次1、2、5、6、8、9

41、每年一次1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12注：检验项目序号1、2为表18中序号内容。3.3.21磨煤机、湿磨机及空气预热器用运行油的质量指标及检验周期见表21、22。（参考执行）表21 磨煤机、湿磨机及空气预热器用运行油的质量指标序项目质量指标检验方法齿轮油液压油1外状透明，无机械杂质目测2颜色无异常变化DL/T429.23运动粘度（40），mm2/s与新油原始值相差10%GB/T2654闪点（开口杯），与新油原始值比不低于15GB/T35365洁净度（NAS1638）,级-8DL/T4326酸值，mgKOH/g报告0.3GB/T2647起泡沫试验，ml/ml24200/10

42、报告GB/T1257993.5200/10后24200/108破乳化度（54），min-30GB/T76059水分，mg/L200100GB/T760010机械杂质，%0.20.1GB/T51111液相锈蚀（蒸馏水）无锈GB/T1114312旋转氧弹（150），min报告SH/T0193表22 磨煤机、湿磨机及空气预热器用运行油检验周期检验周期检验项目机组投运1年内每月一次1、2每3个月一次1、2、9每6个月一次1、2、3、4、5、6、8、9、10每年一次1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12机组投运1年后每3个月一次1、2每6个月一次1、2、5、6、8、9每年一次1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12注：检验项目序号1、2为表20中序号内容。3.3.22空气压缩机用运行油的质量指标及检验周期见表23、24。（参考执行）表23 空气压缩机用运行油的质量指标序项目质量指标检验方法1外状透明，无机械杂质目测