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DB37 T1809.6-2011 资源综合利用火力发电厂安全生产规范 第6部分：化学水处理及化学监督.pdf6.9.1取样装置和取样点应保证取出的水汽样品具有代表性。 6.9.2水汽取样系统应有可靠、连续、稳定的冷却水源，宜采用除盐水或凝结水，并采用独立的冷却 装置或利用辅机闭式除盐水冷却系统冷却样水。冷却水源的流量、温度、压力应满足要求。 6.9.3水汽集中取样分析装置的高温高压部分的高温盘架与低温低压部分的低温仪表盘架，宜分开布 置，但距离应尽量短。 6.9.4布置低温仪表盘架的房间内应设置空调，装设高温盘架的房间或位置应考虑通风、排水及散热 条件。 6.9.5 5采样点的位置应符合设计要求。低压给水在加药前的采样点如果设计无规定，可选在低于除氧 器下水口约1m为宜。加药的入口管应低于该采样点0.5m
6.10.1氢气使用应符合GB4962的规定要求。 6.10.2制氢站应单独布置，并应远离散发出火花的地点。 6.10.3全 氢气使用区域应通风良好，保证空气中氢气最高含量不得超过1%（体积比）。建筑物顶部或 外墙的上部设置气窗或排气孔，排气孔应朝向安全地带。 6.10.4 有爆炸危险房间内，应设氢气检漏报警装置，并应与相应的事故排风机联锁。 6.10.5 易燃、易爆场所通风用的通风机和电动机应为防爆式，并应直接连接。 6.10.6 制氢站宜采用自然通风，制氢站的电解间及储气间应设置事故排风装置。 6.10.7 氢气在管道中的流速，应符合现行GB50177的规定。 6.10.8 氢气管道可采用架空、直埋及明沟敷设，当采用明沟敷设时，氢气管道不应与其他管道共沟敷设。 L610.9至主厂房的氢气管道应设置切断阀、放空阀及取样阀。
DB41T 1601-2018 民政救灾物资储备管理规范DB37/T1809.62011
6.10.10 氢气系统的阀门宜采用气体球阀、截止阀。当氢气管道工作压力大于0.1MPa时，严禁采用闸阀 6.10.11 贮氢罐的最高点应设放空管，最低点应设排污管。 6.10.12 立式贮氢罐之间净距不应小于相邻较大罐的直径。 6.10.13 立式贮氢罐与贮氧罐、压缩空气贮罐之间净距不宜小于相邻较大罐的直径。 6.10.14 卧式贮氢罐之间的净距，不应小于相邻较大罐直径的2/3。 6.10.15 氢罐应按DL647《电站锅炉压力容器检验规程》的规定要求进行定期检验。 6.10.16 有爆炸危险环境的电气设施及仪器、仪表选型，应符合GB50058有关规定。 6.10.17 消防设施配置应符合GB50229有关规定
7.1.1 当设有原水加热器时，应装设温度自动调节装置和澄清器（池）的温差监测仪。 7.1.2 每台澄清器（池）应单独设置进水流量表。 7.1.3 澄清器（池）应设取样装置。 7.1.4 澄清池和滤池的进水分配箱的相邻堰口高度，偏差不超过土5mm。 7.1.5凡采用水帽的过滤器（池），安装前应进行水帽的完整性及缝隙检查，安装时紧满扣，并作喷水 试验，检查水帽有无脱落或损坏。 7.1.6相邻澄清器（池）的顶部应有连接通道及防护栏杆
7.2.1过滤器（池）的反洗次数，可根据进出口水质、滤料的截污能力等因素考虑。每昼夜反洗次数 不宜超过2次。 7.2.2过滤器（池）应设置反洗水泵、反洗水箱或连接可供反洗的水源。反洗方式应根据滤池型式决 定，并根据需要选用空气擦洗。 7.2.3过滤器应安装垂直，外壳垂直误差不应超过其高度的0.25%。 7.2.4过滤器的配水系统、排水系统及空气分配系统的支管与母管中心线应相互垂直，支管的水平偏 差，应不超过土2mm。 7.2.5各类过滤器（池）宜设检修爬梯及顶部防护栏杆
7.3.1离子交换膜在裁制前应用运行的原水浸泡48h以上。 7.3.2组装过程应随时检查是否正确无误，膜片、隔板要装平直，进出水孔要对准。 7.3.3紧固螺帽时，先测量膜堆四角底板到顶板的距离，使测量值相等，然后按长边的中间螺栓向两 侧均匀平稳用力，要确保每个螺帽同步拧紧。 7.3.4离子交换膜禁止与油类、有机溶剂（液）、硼酸、漂白粉以及其他氧化性物质接触。 7.3.5电渗析装置在未通水的情况下，禁止加直流电压。 7.3.6在保管、组装和停用期间，应定期通水，保持离子交换膜湿润，防止脱水、发需
常出力的130%～150%设计选型。 反渗透装置应设置不合格进水、不合格产水排放措施
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7.4.3反渗透的高压泵出口应装设电动慢开阀门。 7.4.4反渗透的高压泵应设置进水低压保护和出水高压保护开关，装置淡水侧宜设置爆破膜。 7.4.5膜组件在装配前先检查淡水管、膜片、挡板、盐水密封环等零件的完好程度，确认完好无损 盐水密封环的安装方向正确后，按照制造厂规定的顺序装入压力容器外壳。 7.4.6高压泵至膜组件间的法兰应使用聚四氟乙烯材质的垫片。 7.4.7供水系统温度、压力保护装置，应灵敏可靠。 7.4.8反渗透水处理装置验收参照DL/T951执行。
7.7汽轮机组的凝结水精处理设备
7.7.1凝结水精处理系统应设100%容量的旁路装置，旁路阀门应为有调节功能的自动阀门，同时还 应设置旁路阀门的运行检修阀门。 7.7.2凝结水精处理装置进水母管上应设置排气放水阀门，过滤器或交换器停运泄压管道上应有节流 减压措施。 7.7.3离子交换器出水管道上应安装树脂捕捉器。树脂捕捉器应有冲洗措施，并易于检修，
7. 8. 1一般规定
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的最大量确定。 7.8.3.2次氯酸钠贮槽内所积聚的氢气，应采用防爆型风机及时抽出，使氢气浓度低于0.4%（体积比）。 7.8.3.3次氯酸钠电解装置应绝缘，连接管道应防腐，系统应严密，管道安装时不应起伏不平，防止 气体积聚。 7.8.3.4加氯系统所有的阀门、法兰、锁母的垫片，应选用聚四氟塑料、紫铜或铅质垫片，禁止使用 橡胶垫片。 78.3.5氯瓶应放置在阴凉通风处，上部应设置淋水管，其水温不应超过40℃。
的最大量确定。 7.8.3.2次氯酸钠贮槽内所积聚的氢气，应采用防爆型风机及时抽出，使氢气浓度低于0.4%（体积比） 7.8.3.3次氯酸钠电解装置应绝缘，连接管道应防腐，系统应严密，管道安装时不应起伏不平，防止 气体积聚。 7.8.3.4加氯系统所有的阀门、法兰、锁母的垫片，应选用聚四氟塑料、紫铜或铅质垫片，禁止使用 橡胶垫片。 7.8.3.5氯瓶应放置在阴凉通风处，上部应设置淋水管，其水温不应超过40℃。
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7.8.3.7自动加二氧化氯装置应设有断流保护，可自动停止运行，并报警。 7.8.3.8氯瓶间、加氯室、二氧化氯间应有通风装置和自动报警检漏装置。
7.9.1汽水取样装置宜设有温度控制开关，以便在样品温度过高时能自动切断样品水用来保护仪表。 7.9.2恒温装置冷却后样水温度宜为25℃±1℃。 7.9.3水汽集中取样分析装置与水汽化验站的布置应统筹考虑，布置在远离振动、环境清洁和操作方 便的场所，并有排水设施。 7.9.4所有取样管材、冷却水管道及冷却器等部件宜采用不锈钢材质，且管材及壁厚应与水汽样品参 数相适应。 7.9.5布管时避开有剧烈震动、潮湿和有腐蚀性介质的地方。 7.9.6敷设管缆时应选取合理的最近距离，做到横平竖直。加工管件时避免机械损伤。一次门前应有 固定支架。成排敷设管缆的弧度应一致，管子弯曲后其外表面应保证无裂纹、无凹坑、无过烧现象。 7.9.7水汽集中取样分析装置验收执行DL/T665规定。
7.10化学仪表与控制
7.10.1水处理系统仪表的控制水平和控制方式，应根据发电厂容量、机组自动化水平、水处理系统出 力和方式等因素，经技术经济比较确定。 7.10.2水处理系统化学监督所用仪表应根据机组参数、水处理系统特点、介质特性、运行监督方式及 自动控制程度等因素确定。 7.10.3在线化学仪表新购置时的验收检验和运行期间的测量检验执行DL/T677规定。 7.10.4水处理控制系统按照DB37/T1809.7相关规定执行。
处理系统配电装置按照DB37/T1809.5相关规定
8危险有害因素辨识及其控制
B.1电厂水处理及化学监督常见的危险因素，按GB6441主要有：灼烫、中毒和室息、机械伤害、触 电等。其来源、危害程度及控制措施见表2。
表2化学水处理及化学监督常见危险因素来源、危害程度和主要的预控措施
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电厂水处理及化学监督常见的有害因素有：噪声、有害气体、电磁辐射等。其来源、危害程 要的预防措施见表3。
化学监督常见有害因素来源、危害程度和主要自
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方法，及时发现和消除与化学监督有关的发供电设备隐患，防止事故发生。 9.1.2化学监督工作实行监督报告、签字验收和责任处理制度。 9.1.3由于技术监督不当或自行减少监督项目、降低监督指标标准而造成严重后果的，应追究相应责任。 9.1.4化学监督主要包括水、汽、油（气）、燃料质量；热力设备腐蚀、结垢及积盐状况：热力设备 停（备）用期间防腐蚀保护；水处理材料质量；热力设备化学清洗质量；化学仪器仪表。 9.1.5其他要求执行DL/T246的相关规定
9.2.1一般规定 9.2.1.1对于人工分析项目应明确分析测定间隔时间。通常情况下，机组运行过程的人工监控项目应 每班测定1~2次。 9.2.1.2水汽系统铜、铁的测定每月不少于4次，水质全分析每年不少于4次。运行中发现异常或水 源水质变化时，应增加化验次数 9.2.1.3运行中发现异常、机组启动或原水水质变化时，应根据具体情况，增加测定次数和项目。 9.2.1.4新投入运行的锅炉宜进行热力化学试验或调整试验，以确定合理的运行方式和水质监控指标。 9.2.1.5运行锅炉改变锅内水处理工艺之前，或对原锅内水处理工艺进行某些控制指标修改时，应通 过严格的热力化学试验确认， 并有明确的工艺监控指标。 9.2.1.6对疏水、生产返回水的质量要加强监督，不合格时，不得直接进入热力系统。 9.2.1.7 给水的加药处理宜采用自动化控制，连续均匀地加入系统内。 9.2.1.8汽包炉应根据炉水水质确定排污方式及排污量，并应按水质变化进行调整。 9.2.1.9新建或扩建的水处理设备投产后，或运行的水处理设备进行工艺改造后，应对水处理设备进 行调整试验。 9.2.1.10应加强循环水处理系统与药剂的监督管理。根据凝汽器管材、水源水质和环保要求，通过科 学试验选择兼顾防腐、防垢的缓蚀阻垢剂和循环水处理运行工况，并严格执行；对水处理药剂要逐批进 行质量验收；严格控制循环水的各项监控指标（包括浓缩倍率）；制定凝汽器胶球系统投运的有关规定。 9.2.2水汽异常处理 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， 综合分析系统中水、汽质量的 变化，确认判断无误后，按下列三级原则处理： a）一级处理：有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h内恢复至相应标准值。 b) 二级处理：肯定有杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在24h内恢复至相应标准值。 c） 三级处理：正在发生快速腐蚀、结垢、积盐，如果水质不好转， 应4h内停炉。 9.2.3机组启动、停（备）用及检修阶段的化学监督
9.2.3.1机组启动时应冲洗取样器。冲洗后应按规定调节样品流量，保持样品温度在30℃以下。 9.2.3.2锅炉启动后，发现炉水浑浊时，应加强锅内处理及排污，或采取限负荷、降压运行等措施， 直至澄清；炉水PH值偏低时，应加入NaOH处理。 9.2.3.3检修或停用的机组启动前，凝结水、给水系统应冲洗至水质合格。 9.2.3.4热力设备在停（备）用期间，应按DL/T956的规定进行防腐保护。当采用新工艺时，应经试 验确定控制的药品浓度和实施参数，防止由于药品过量或分解造成热力设备的腐蚀。 9.2.3.5在热力设备检修前，化学监督专责工程师应提出与水汽质量有关的检修项目和要求。机组A 级检修时，应对水冷壁、省煤器、过热器、再热器进行割管检查，以测定垢量及检查腐蚀情况，凝汽器
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DB37/T1809.6—2011c)凝结水质量标准见表6。表6凝结水质量过热蒸汽压力硬度钠溶解氧"氢电导率（25℃），us/cmMPaummo1/Lug/Lug/L标准值期望值3.8~5.8≤2.0≤505.9~12.6≤1. 0≤50≤0.3012.7~15.6≤1. 0≤40≤0.30≤0.2015.7~18.3~0≤52≤30≤0.30≤0. 15>18.3~0≤5≤20≤0.20≤0.15直接空冷机组凝结水溶解氧浓度标准值应小于100ug/L，其期望值小于30ug/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200ug/L：2）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10ug/L。锅炉炉水质量标准见表7、8。表7汽包炉水电导率、氢电导率、氯离子和二氧化硅含量标准1）锅炉汽包压力二氧化硅氯离子电导率氢电导率处理方式MPamg/L(25℃）us/cm（25℃）us/cm5.9~10.0≤2.002<150炉水固体碱化剂10.1~12.6≤2.002<60处理12.7~15.8≤0. 452≤1.5<35炉水固体碱化剂≤0.20≤0.5<20<1. 5">15.8处理炉水全挥发处理≤0. 15≤0. 3<1. 0均指单段蒸发锅炉；汽包内有清洗装置时，其控制指标可适当放宽。炉水二氧化硅浓度应保证蒸汽二氧化硅浓度符合标准：炉水氢氧化钠处理。表8汽包炉炉水磷酸根含量和PH值标准磷酸根PH"锅炉汽包压力处理方式单段蒸发分段蒸发(25℃)MPa标准值净段盐段标准值期望值3.8~5.85~155~12≤759.0~11.05.9~10.02~102~10≤409.0~10.59.5~10.0炉水固体碱化剂处理10.1~12.62~62~6≤309.0~10.09.5~9.712.7~15.8≤32)≤3≤159.0~9.79.3~9.7炉水固体碱化剂处理≤1"9.0~9.79.3~9.6>15.8炉水全挥发处理9.0~9.7指单段蒸发锅炉：控制炉水无硬度。16
e）锅炉补给水质量标准见表9
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9.2.4.2工业循环冷却水质量标准
间冷开式循环冷却水系统的水质指标应根据补充水水质及换热设备的结构形式、材质、工况条件、 污垢热阻值、腐蚀速率并结合水处理药剂配方等因素综合确定，并宜符合表10的规定。
表10间冷开式系统循环冷却水水质指标
9.3.1燃料监督是配合锅炉安全经济燃烧、核实煤价、计算煤耗、核算污染物排放量及其综 一项重要工作。
燃科监是配 重要工作。 入厂煤研石、煤粉、灰渣等，都应按各试验方法中有关规定采样和缩制。除另有说明外，它
9.3.2入厂煤研石、煤粉、灰渣等，都应按各试验方法中有关规定采样和缩制。除另有说明
终都应制备成粒度小于0.2mm的分析样，并执行DL/T567的相关规定。 3.3煤分析试样应存放在带磨口塞的广口瓶或其他能防锈蚀的密封容器中。 3.4初次使用的瓷埚或灰血，都应予以编号并灼烧至质量恒定。 3.5燃料监督使用的热量计、天平、温度计、温控器、热电偶、氧弹等仪器应按规定定期进行计量 3.6马弗炉、烘箱、热量计、测硫仪定期用动力煤标样进行一次精度和准确度的试验，热量计 /T213的规定标定热容量。
9.4.2汽轮机油质量标准（见表11
9.4.3变压器油质量标准及检验周期（见表12、表13和表14）
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运行中变压器油质量标
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表14运行中变压器油、断路器油检验周期和检验项目
9.5.1应加强对氢站、发电机内氢气纯度和湿度的监督，使各项技术指标保持在合格范围内，确保设 备安全运行。 9.5.2发电机充氢和退氢应通过中间介质置换并保证品质合格。 9.5.3充SF电气设备中气体质量的检验应按照GB/T8905、DL/T595、DL/T941等执行。 9.5.4加强SF。气体质量监督，应做好新气管理、运行设备的气体监测和异常情况分析。SFs开关设备 应按有关规定进行微水含量和泄漏的检测。 9.5.5气体质量标准：
a）制氢站、发电机氢气及气体置换用惰性气体的质量标准见表15。
制氢站、发电机氢气及气体置换用情性气体的
一稳定运行中的发电机：以冷氢温度和内冷水入口水温中的较低者，作为发电机内的最低温度。 停运和开、停机过程中的发电机：以冷氢温度、内冷水入口水温、定子线棒温度和定子铁芯温度中 作为发电机内的最低温度值。 注2：制氢站产品或发电机充氢、补氢用氢气湿度为常压下的测定值：发电机内氢气湿度为发电机运行 测定值。
b）其他气体按照有关标准进行监督
9.6化学监督结果评价
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.6.1结合热力设备大修，对锅炉省煤器、水冷壁、过（再）热器和汽轮机及凝汽器管的腐蚀、结垢 及积盐情况进行严格的检查与必要的化验分析。 9.6.2热力设备评价标准执行DL/T561的相关规定
10.1防正设备大面积腐蚀
10.1.1严格执行GB/T12145、DL/T561以及其他有关规定，加强化学监督工作。 10.1.2凝结水精处理设备严禁退出运行。在凝汽器铜管发生泄漏凝结水品质超标时，应及时查找、堵漏。 10.1.3品质不合格的给水严禁进入锅炉，蒸汽品质不合格严禁并汽。水冷壁结垢超标时，要及时进行 酸洗，防止垢下腐蚀及氢脆。 10.1.4安装或更新凝汽器铜管前，要对铜管全面进行探伤检查。 10.1.5火力发电厂停（备）用机组的保护、保养按照DL/T956执行。 10.1.6火力发电厂锅炉化学清洗按照DL/T794执行。 10.1.7火力发电厂凝汽器的化学清洗及成膜处理按照DL/T957执行
10.2防止化学设备腐蚀事故
10.2.1酸、碱系统所在区域的设备要定期涂刷防腐漆，要有通风和酸雾吸收装置，并能正常运行。 10.2.2要定期检查酸、碱储罐的防腐层是否完好，发现缺陷要及时处理，防止酸、碱外泄对周边设施 造成腐蚀。 10.2.3腐蚀性介质流经的容器、罐体、池体、沟道、泵、管道和阀门等要选用具有防腐性能的材料制 作或另做适宜的防腐处理。 10.2.4腐蚀性介质管道应明管布置，以便能及时发现泄漏缺陷，并便于及时消除缺陷。要定期检查其 系统是否有渗漏NB/T 20133.2-2012 压水堆核电厂设施设备防护涂层规范 第2部分涂层系统在模拟设计基准事故条件下的评价试验方法，发现问题要及时处理，防止腐蚀性介质外泄对周边设施造成腐蚀。 10.2.5化学水处理再生废液要进行中和排放，避免腐蚀性废液外排造成其他系统设备的腐蚀。 10.2.6定期检查各容器、罐体、池体、沟道防腐状况，对有破损、脱落、起包的要及时修补外理
10.3.1制氢站应采用性能可靠的压力调整装置，并加装液位差越限联锁保护装置和氢侧氢气纯度表 在线氢中含氧量监测仪表，防止制氢设备系统爆炸。 10.3.2对制氢系统及氢罐的检修要进行可靠的隔离。 10.3.3大修后气密试验不合格的氢冷发电机严禁投入运行。 10.3.4为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置 并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。 10.3.5应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1%时，应 停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3%时报警，在120h内缺陷未能消除或含氢量升至20%时， 应停机处理。 10.3.6密封油系统平衡阀、压差阀应保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙应调整合格。若发现发电机大 轴密封瓦处轴颈有磨损的沟槽，应及时处理。
10.4防止危化品泄漏事故
JR/T 0025.16-2018 中国金融集成电路（IC）卡规范 第16部分：IC卡互联网终端规范DB37/T1809.62011
栓所在的位置及其操作方法
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