篇一：化学监督管理规范(含表格)
化学监督管理规范
（ISO45001-2017）
1 范围
本标准规定了电厂化学监督的组织与职责、管理内容、要求、评价与考核。 本标准适用于电厂化学监督的管理工作。
2 规范性引用文件
国家质量监督检验检疫总局 《煤样的制备方法》
国家质量监督检验检疫总局 《商品煤样的采样方法》
国家质量监督检验检疫总局 《电工流体 变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油》
国家质量监督检验检疫总局 《涡轮机油》
国家质量监督检验检疫总局 《煤的发热量测定方法》
国家质量监督检验检疫总局 《变压器中溶解气体分析和判断导则》
国家质量监督检验检疫总局 《运行中变压器油质量标准》
国家质量监督检验检疫总局 《电厂用运行中汽轮机油质量标准》
国家质量监督检验检疫总局 《电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法》 国家质量监督检验检疫总局 《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》
国家质量监督检验检疫总局 《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》 国家质量监督检验检疫总局 《水处理设备性能试验》
国家质量监督检验检疫总局 《电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则》 国家质量监督检验检疫总局 《运行中变压器油维护管理导则》
国家质量监督检验检疫总局 《工业设备化学清洗质量验收规范》
中华人民共和国国家发展和改革委员会 《化学监督导则》
国家能源局 《火电厂凝汽器管防腐防垢导则》
国家能源局 《火电厂凝结水精处理系统技术要求 第1部分：湿冷机组》 中华人民共和国国家发展和改革委员会 《火力发发电厂水汽试验方法》 中华人民共和国电力工业部 《火力发电厂水汽化学监督导则》
国家质量监督检验检疫总局 《电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则》 中华人民共和国电力工业部 《六氟化硫电气设备气体监督细则》
中华人民共和国电力工业部 《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》
国家能源局 《火力发电厂在线工业化学仪表检验规程》
国家能源局 《发电用煤机械采样装置性能验收导则》
中华人民共和国国家经济贸易委员会 《火电厂水处理用离子交换树脂选用导则》
国家能源局 《火力发电厂锅炉化学清洗导则》
国家能源局 《大型发电机内冷却水水质及系统技术要求》
中华人民共和国国家发展和改革委员会 《火电厂汽水化学导则 第2部分：锅炉炉水磷酸盐处理》
中华人民共和国国家发展和改革委员会 《火电厂汽水化学导则 第3部分：汽包锅炉炉水氢氧化钠处理》
中华人民共和国国家发展和改革委员会 《火电厂汽水化学导则 第4部分：锅炉给水处理》
中华人民共和国国家发展和改革委员会 《电力基本建设热力设备化学监督导则》
中华人民共和国国家发展和改革委员会 《运行中变压器用六氟化硫质量标准》 中华人民共和国国家发展和改革委员会 《火电厂反渗透水处理装置验收导则》 电力行业电厂化学标委会 《火力发电厂超滤水处理装置验收导则》
中华人民共和国国家发展和改革委员会 《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》
中华人民共和国国家发展和改革委员会 《火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则》
中华人民共和国国家发展和改革委员会 《火电厂水质分析仪器实验室质量管理导则》
国家质量监督检验检疫总局 《发电机内冷水处理导则》
国家质量监督检验检疫总局 《电力技术监督导则》
国家发展和改革委员会 《火力发电厂化学调试导则》
中华人民共和国国家发展和改革委员会 《电力变压器用绝缘油选用指南》 中华人民共和国国家发展和改革委员会 《变压器油中颗粒度限值》
国家能源局 《火力发电厂机组大修化学检查导则》
电力行业电力规划设计标准化技术委员会 《火力发电厂化学设计技术规程》 国家能源局 《电力建设施工技术规范 第6部分：水处理及制氢设备和系统 》 国家能源局 《火力发电厂垢和腐蚀产物分析方法》
中国石油化工总公司 《超高压变压器油》
《火力发电厂化学监督技术标准》
《电力技术监督管理办法》
《技术监督管理办法（试行）》
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准：
3.1 标准值
运行控制的最低要求值，超出标准值，机组有发生腐蚀、结垢和积盐等危害的
篇二：DLT889基建化学监督导则
电力基本建设热力设备化学监督导则
1 范围
本 标 准 规定了电力基本建设热力设各化学监督的要求，内容包括:热力设备的出厂检查，热力设备进入安装现场的保管、安装、水压试验、化学清洗、机组启动前的吹管、整套启动试运行过程中的水汽质量标准、水汽品质调整控制、汽轮机油和抗燃油质量要求以及热力设备停(备)用防锈蚀。
本 标 准 适用于火力发电厂热力设备额定压力为12.7MPa及以上的机组。对于额定压力低于12.7MPa的机组，可参照执行。
2 规范性引用文件
下 列 文 件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB /T 7 5 96 电厂用运行中汽轮机油质量标准
GB 8 9 78 污水综合排放标准
GB /T 1 4 541 电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则 DL /T 5 6 1-1995 火力发电厂水汽化学监督导则
DL /T 5 7 1 电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则 DL /T 7 1 2 火力发电厂凝汽器管选材导则
DU T 7 9 4-2001 火力发电厂锅炉化学清洗导则
DL JT 8 5 5 电力基本建设火电设备维护保管规程
DU T 5 0 11 电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇) SD 2 2 3 火力发电厂停(各)用热力设备防锈蚀导则
SD 2 4 6 化学监督制度
3、总则
3.1 火力发电厂热力设备在基建阶段的化学监督工作，应符合SD 246对火力发电厂化学监督的总体要求。
3.2 火力发电厂热力设各在基建阶段的化学监督工作，应由业主或业主委托单位负责组织，业主、施工、监理、调试等单位共同参加。业主单位应参加凝汽器管、锅炉水压试验、锅炉化学清洗、蒸汽吹管、机组168h整套试运行等重要项目的质量验收，各项监督工作应纳入工程进度计划，其执行情况应作为考核评价工程质量的依据之一。
3.3 热力设备基建阶段的化学技术监督报告、检验报告等，整理后作为机组的基础资料存档。
4 出厂前的检查和要求
4.， 热力设备和部件出厂要求
4.1.1 所有出厂的管束、管道和设备均应经过严格的吹扫。管道和管束内部不允许有积水、泥沙、污物和明显的腐蚀产物。对经过吹扫和清洗的省煤器、水冷壁、过热器、再热器管束及其联箱，管道以及可封闭的设备，其所有的开口处均应有可靠的密封措施，防止在运输过程中进入雨水、泥沙和灰尘。
DL/T889一2004
4.1.2 省煤器、水冷壁及蒸汽管道等部件的内表面，应无明显的氧化铁皮及腐蚀产物。
4.1.3 海上和陆地长途运输、存放时间较长的设备和采用奥氏体钢作为再热器或过热器的管束外表面，应涂刷防护漆，管端应密封。
4.1.4 除氧器、凝汽器等大型容器，出厂时应采取防锈蚀措施，设备资料上应有说明。
4.1.5 采用碳钢管材的高、低压加热器，在出厂时均应清洗干净后密封充入氮气，并保持氮气微正压0.03MPa-0.05MPa，或采用有机胺等气相保护法进行保护。采用的保护方法应在产品资料上说明。
4.1.6 汽包内部的汽水分离装臵出厂时应妥善包装，防止雨水、泥沙的污染或运输碰撞变形。当对汽包内壁和汽水分离装臵表面采用涂覆的方式进行防锈蚀时，不宜采用涂漆方式，应当考虑该涂覆材料在机组整套启动试运行前容易被去除干净。
4.1.7 汽轮机的油套管和油管、抗燃油管应采取除锈和防锈蚀措施，应有合格的防护包装。
4.1.8 用奥氏体钢制作的设备，水压试验用水应符合本标准6.4.3条的要求。
4.2 凝汽器管出厂要求
4.2.1 应符合DL/T 712的选材要求，应有合格的防护包装，包装箱应牢固，以保证在吊装和运输时不变形。
4.2.2 应按批量抽样，进行材质成分分析，并出具检验报告。
4.2.3 应逐根进行外观检查，表面应无裂纹、砂眼、凹陷、毛刺及夹
杂物等缺陷。管内应无油垢污物，管子不应弯曲。铜管内表面不应有残碳膜。
4.2.4 凝汽器管出厂时应有物理性能、热处理合格证以及以上检查的记录。
4.3 锅炉和汽轮机防锈蚀保护设备的配1
4.3.1 应提供锅炉主蒸汽管、高温过热器、再热器、顶棚集汽联箱及汽包顶部的充氮连接管座、阀门等配套装臵。
4.3.2 对汽轮机应提供热空气干燥系统，高压加热器、低压加热器、轴封加热器等热力设各和系统应配臵充氮保护接口和装臵。
4.3.3 回转空气预热器应配有防锈蚀冲洗设备。
5.1现场保管和监督
热 力设备现场保管要求
5.1.1 热力设备到达现场后，应按DUT 855的规定进行妥善保管，以保持设备良好的原始状况。设专人负责防锈蚀监督，做好检查记录，发现问题向有关部门提出要求，及时解决。
5.1.2 热力设备和部件防锈蚀涂层损伤脱落时应及时补涂。
5.1.3 过热器、再热器、水冷壁、高压加热器在组装前2h内方可打开密封罩，其他设备在施工当天方可打开密封罩。在搬运和存放过程中密封罩脱落应及时盖上或包覆。
5.1.4 汽轮机的油套管和油管、抗燃油管在组装前2h内方可打开密封罩。
5.2 凝汽器管检查监督
5.2.1 拆箱搬运凝汽器管时应轻拿轻放，安装时不得用力捶击，避免增加凝汽器管内应力。
5.2.2 凝汽器铜管应进行100%涡流探伤，或抽取铜管总数的5%进行水压试验，水压试验压力为0.3MPa-0.5MPa，并轻敲铜管外壁应无渗漏。对于凝汽器钦管或不锈钢管应抽取凝汽器管总数的5%进行涡流探伤，如发现不合格管子的数目达到抽样总数的1%时，则每根凝汽器管均应进行试验。凡经涡流探伤或水压试验不合格的管子不应使用。
5.2.3 抽查凝汽器铜管总数的0.1%，按DL/P 561-1995中3.6条要求对黄铜管进行24h氨熏试验，检验残余内应力。第一次抽查出现不合格时应进行2倍数量的第二次抽查，如果仍有不合格铜管时，该批号的铜管应全部做整根消除内应力的退火处理，退火蒸汽温度应为3000C ^ 3500C，退火时间一般为4h-6h 氨熏试验前，先检查铜管内表面，应光滑、无划痕，不应有残碳膜。有残碳膜的铜管视为
DL / T 889一2004
不合格铜管。
5.2.4 应抽取凝汽器管总数的。.05 % -0.1%进行胀管工艺性能试验(包括压扁试验、扩张试验)。当试验不合格时，可在管子的胀口部位进行400'C-550℃的退火处理后，重新做胀管工艺性能试验。
5.2.5 凝汽器管在正式胀接前，应进行试胀工作。胀口应无欠胀或过胀，胀口处管壁厚度减薄约为4%一6%;胀口处应平滑光洁、无裂纹和显著切痕;胀口胀接深度一般为管板厚度的75%-90%。试胀工作合格后方可正式进行胀管。
篇三：电力基本建设热力设备化学监督导则
电力基本建设热力设备
化学监督导则
SDJJS 03-88
(试行)
主编部门：华北电力试验研究所
批准部门：水利电力部基本建设司
试行日期：自发布之日起试行
水利电力部基本建设司
关于颁发《电力基本建设热力设备
化学监督导则(试行)》的通知
(88)基火字第98号
各网局，各省、市、自治区电力局：
为了便于电力建设、施工、调试和生产单位做好火电厂热力设备在建阶段的防 锈蚀和投产前的系统内部净化工作，我司组织有关单位制订了《电力基本建设热力 设备化学监督导则(试行)》，现颁发试行。
在试行过程中，各单位发现的问题及意见请函告部基建司。
1988年6月1日
1 总则
1.1 火力发电厂热力设备在基建阶段的化学监督工作，是保证新机组顺利投产和长 期安全经济运行的重要环节之一。为做好化学监督工作，特制定本导则。
本导则是对国家和部颁标准、技术规定在化学监督方面的补充，内容包括：热 力设备出厂的检查，热力设备进入安装现场的保管、安装、水压试验、化学清洗， 机组启动前的吹洗，启动过程中的水、汽质量标准和水汽系统的化学处理等各阶段 的工作要求。
1.2 本导则适用于参数为9.8MPa、容量为50MW及其以上的机组。对于容量低于 50MW的机组，本导则可供参考。
1.3 火力发电厂热力设备在基建阶段的化学监督工作应由工程主管部门负责组织 领导，各项监督工作必须切实地纳入工程进度计划，其执行情况应作为考核评价工 程质量的依据之一。
2 对热力设备制造厂出厂设备的检查和要求
2.1 热力设备和部件在出厂时必须保持洁净，并应达到如下要求：
2.1.1 所有出厂的管束、管材和设备均应经过严格的吹扫。管子和管束内部不允许 有积水、泥沙、污物和明显的腐蚀产物。
2.1.2 省煤器、水冷壁及蒸汽管道等部件的内表面，应无明显的氧化铁皮及腐蚀产 物。
2.1.3 对经过吹扫和清洗的管束、管材以及可封闭的设备，其所有的开口处均应用 牢固的罩子封严，防止在运输过程中进入雨水、泥沙和灰尘。
2.1.4 长途运输、存放时间较长的设备和采用奥氏体钢作为再热器或过热器的管束 外表面，必须涂刷防护漆。
2.1.5 除氧器、除氧器水箱、凝汽器等大型容器，出厂时必须采取防锈蚀措施。
2.1.6 采用碳钢为管材的高、低压加热器，在出厂时均应清洗干净后密封充氮(维持 氮压29～49kPa)，或采用有机胺等气相保护法进行保护。
2.1.7 汽包内部的汽水分离装置，在出厂时必须妥善包装，以防止雨水、泥沙的污 染或运输碰撞变形。
2.2 凝汽器铜管出厂时，必须按照水利电力部颁发的《电力建设施工及验收技术规 范(汽轮机组篇)》的有关规定，进行如下检验工作：
2.2.1 出厂的铜管应有合格的防潮包装，包装箱应牢固，以保证在吊装和运输时不 变形。
2.2.2 对铜管应按批量抽样，进行化学成分分析。
2.2.3 对铜管必须逐根进行外观检查，表面应无裂纹、砂眼、凹陷、毛刺等缺陷， 管内应无油垢污物，管子不应弯曲。
2.2.4 铜管出厂时应有物理性能及热处理的合格证。
2.3 制造厂应随主机配置相应的停用保护设备：
2.3.1 应提供锅炉主蒸汽管、高温过热器、顶棚集汽联箱及汽包顶部的充氮联接管 座、阀门等配套装置。
2.3.2 对汽轮机应提供热空气干燥系统，对高压加热器、低压加热器、轴封加热器 等热力设备和系统应配置充氮保护装置。
2.3.3 回转空气预热器应配有防锈蚀冲洗设备。
3 热力设备的现场保管和监督
3.1 设备到达现场后，应按照水利电力部基本建设司颁发的《电力基本建设火电设 备维护保管规程》的有关规定进行保管，以保持设备良好的原始状况；并设专人负 责防锈蚀监督，做好检查记录，发现问题应向有关部门提出要求，及时解决。
3.1.1 热力设备和部件防锈蚀涂层损伤脱落时要及时补涂。
3.1.2 过热器、再热器、水冷壁、高压加热器在组装前两小时内方可打开密封罩； 其它设备在施工前两天内方可打开密封罩。
3.2 凝汽器铜管必须根据水利电力部颁发的《火力发电厂凝汽器管选材导则》进行 选材。铜管到达现场后，应进行如下检查监督工作：
3.2.1 拆箱搬运铜管时应轻拿轻放，安装时不得用力锤击，避免增加铜管内应力。
3.2.2 铜管运至现场后，应对铜管总数的5%抽样，进行涡流探伤或水压试验。水压 试验时压力为0.29～0.49MPa，轻敲铜管外壁应无渗漏。如发现不合格管子的数 目达安装总数的1%时，则每根铜管均应进行试验。凡经涡流探伤和水压试验不合格 的铜管，应向厂家退货。
3.2.3 抽取铜管总数的1/1000，以氨熏法进行内应力试验，对不合格批号的铜管， 应全部作整根消除内应力的退火处理，退火蒸汽温度应为300～350℃，退火时间 一般为4～6h。
3.2.4 应抽取铜管总数的0.5‰～１‰进行胀管工艺性能试验(包括压扁试验、扩张 试验)。如试验不合格时，可在铜管的胀口部位进行400～550℃的退火处理。
3.2.5 铜管在正式胀接前，应进行试胀工作。胀口应无欠胀或过胀，胀口处铜管 壁
厚减薄约为4%～6%；胀口处应平滑光洁、无裂纹和显著切痕；胀口胀接深度 一般为管板厚度的75%～90%。以上试胀工作合格后方可正式进行胀管。
3.2.6 检查所有接至凝汽器的水汽管子，不应使水、汽直接冲击到铜管上。进水管 上的喷水孔应能使进水充分雾化。
3.2.7 在穿管前应检查并彻底清扫凝汽器壳体内部，除去壳体内壁的锈蚀物和油 脂。
3.2.8 组装完毕后，对凝汽器汽侧应进行灌水试验，灌水高度须要高出顶部铜管 100mm，维持24h应无渗漏。
4 安装时的清扫 、水压试验用水及机组的防锈蚀保护
4.1 设备及管系在组装前，应对其内部进行检查和清扫，使其内部无铁锈、泥沙、 尘土、焊渣、保温材料等污物。一般可用无油的压缩空气吹扫。为了提高清扫效果， 也可采用无油压缩空气，将相当于管径2.5倍的海绵球通过管内。
4.2 炉前系统的试运和水压试验，可与预冲洗的工序结合进行。对管道和设备进行 冲洗和水压试验时，一般可用澄清水。
预冲洗可按不同系统结合工程进度因地制宜地分组进行。预冲洗工作应注意以 下各点：
4.2.1 炉前系统的冲洗可用凝结水泵进行，最低流速不低于1m/s(也可采用变流速的 冲洗方法)。
4.2.2 在冲洗过程中和冲洗结束时，应注意采取措施消除系统中死角处聚积的污 物；对大型容器清洗后，应打开人孔清扫箱内淤积物。
对于有滤网的系统，应于冲洗后拆开滤网进行清理。
4.2.3 预冲洗的排水一般应达到如下标准：
进出口悬浮物含量的差值应小于10mg/L；
出口水的悬浮物含量应小于20mg/L；
出口水应无泥沙、锈渣等杂质颗粒。
4.3 锅炉在进行水压试验前，一般应具备以下条件：
4.3.1 制备除盐水的设备应争取在锅炉进行水压试验前投入运行，使之具备供水条 件。
4.3.2 给水系统、凝结水系统加药装置的安装试运，应争取在热力系统试运通水前 完工。
4.4 锅炉进行水压试验时，应符合以下规定：
4.4.1 锅炉、水冷壁和省煤器可以使用澄清水冲洗，并能分组单独进行水压试验。 对锅炉进行整体水压试验时，应采用加有一定剂量的氨和联氨的除盐水，氨和联氨的 加入量要根据水压试验后的停用时间，按表1的规定选择。
注：在基建阶段，凡进行水压试验、停用防锈蚀保护、化学清洗、水冲洗以及 试运行过程的水质处理，所需加入机组设备及系统中的化学药剂，均应经过严格检 验。
表 1
4.4.2 锅炉整体水压试验采用除盐水有困难时，可采用加有必要剂量的氨和联氨的 澄清水，氨和联氨的加入量要根据小型试验确定。
4.4.3 在对锅炉做整体水压试验时，对于有奥氏体钢材的过热器、再热器，应采用 氯离子含量小于1.0mg/L的除盐水。除盐水中氨和联氨的加入量也应符合表1的规 定。
4.5 经水压试验合格的露天锅炉和置于室外的设备，在冬季可能结冰时，应以充氮 方式保护，以氮气置换放水。氮气纯度力争大于99.5%，氮压维持29～49kPa。
4.6 在试运阶段对锅炉的停用防腐蚀工作，应按下述方法及要求，参照水利电力部 颁发的《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》中的有关条款进行。
4.6.1 不超过一个月的短时间停炉，采用“热炉放水常压余热烘干法”保护。放 水时应控制锅炉汽包上下壁温差不超过制造厂规定的允许值。在此条件下，充分 利用炉膛余热烘干受热面上的残留水分。放水后打开各部位的空气门和放水门， 通过自然通风带走锅内的湿蒸气。有可能时，应辅以负压抽干或鼓入邻炉热风 烘干。
4.6.2 锅炉停运时间不超过半年，应按第4.4条规定，在除盐水中加入300mg／L 联氨溶液，用氨水调整pH值至10～10.5进行保护。
采用药液保护时应保持系统的严密性。
联氨药液的排放，应根据中华人民共和国国家标准(GBJ4—73)《工业“三废” 排放试行标准》的有关规定进行。
5 锅炉和热力系统的化学清洗
5.1 为了较彻底除去热力设备和管道在制造、储运和安装过程中形成的氧化皮、腐 蚀产物、油脂、焊渣以及泥土等污物，应根据具体情况，对锅炉及炉前给水等热力 系统进行化学清洗。
5.2 化学清洗的范围一般是：
5.2.1 对于直流炉及其炉前系统(高压给水系统、凝结水系统等)，启动前均必须进行 化学清洗。
5.2.2 对300MW及以上机组的汽包锅炉本体(包括省煤器、汽包、水冷壁)，必须进 行启动前的化学清洗；对300MW机组的其它部位是否进行清洗，应视腐蚀情况确 定，一般腐蚀产物量低于50g/m2时，也可不进行化学清洗，只采用含有100～ 200mg/L联氨(以氨水调pH值至10)的除盐水冲洗，并严格进行过热器和再热器的 蒸汽吹洗。
5.2.3 对200MW及以上机组的汽包锅炉本体，必须进行启动前的化学清洗。对 200MW机组的其它部位是否进行清洗，应视其腐蚀情况确定；一般腐蚀产物量低 于100g/m２时可不进行化学清洗，只采用加有联氨的除盐水进行冲洗，并对过热器
和
再热器进行严格的蒸汽吹洗。
5.2.4 100MW及以下或9.8MPa及以下机组汽包锅炉本体腐蚀产物高于100g/m２ 时，应进行化学清洗；但腐蚀较轻时，应根据现场的具体情况，进行化学清洗或碱 煮。
5.2.5 再热器通流截面积较大，整体清洗有困难，一般不进行化学清洗。
5.3 锅炉及热力系统化学清洗的工期，应安排在发电机组整套启动前。清洗结束至 启动前的停放时间不应超过20d，以减少清洗后的再次锈蚀。
5.4 化学清洗前应周密制定清洗方案和清洗措施。化学清洗方案和措施应根据热力 系统、设备结构型式及锈蚀程度的具体情况制定。
6 机组启动前的冲洗
6.1 锅炉启动点火前，对热力系统一般要进行冷态冲洗和热态冲洗。
6.2 在进行冷态及热态冲洗时，应具备如下条件：除盐水设备应能正常供水；热态 冲洗时，除氧器能通汽除氧(至少在点火前6h投入)，应使除氧器水尽可能达到低参 数下运行的饱和温度。
6.3 冷态冲洗(点火前的冷冲洗)
6.3.1 直流炉、汽包炉的凝结水系统、低压给水系统的冷态冲洗当凝结水及除氧器 出口水含铁量大于1000μg/L时，应采取排放冲洗方式；当冲洗至凝结水及除氧 器出口水含铁量小于1000μg/L时，可采取循环冲洗方式，投入凝结水处理装置， 使水在凝汽器与除氧器间循环。当除氧器出口水含铁量降至100～200μg/L时，凝 结水系统、低压给水系统冲洗结束。无凝结水处理装置时，应采用换水方式， 冲洗至出水含铁量小于100μg/L。
6.3.2 直流炉的高压给水系统至启动分离器间的冷态冲洗。
当启动分离器出口水含铁量大于1000μg/L时，应将水排掉；小于1000μg/L 时，将水返回凝汽器循环冲洗，并借凝结水处理装置除去水中铁。当启动分离器出 口水含铁量降至小于200μg/L时，冷态冲洗结束。
6.3.3 汽包炉的冷态冲洗采取排放冲洗，由低压给水系统经高压给水系统至锅炉。 当锅炉水含铁量小于200μg/L时，冷态冲洗结束。
6.4 热态冲洗(点火后的热冲洗)
6.4.1 进行热态冲洗时，除氧器出口给水的含铁量低于100μg/L后，方可开始锅 炉点火。
6.4.2 在直流炉热态冲洗过程中，当启动分离器出口水含铁量大于1000μg/L时， 应由启动分离器将水排掉；当含铁量小于1000μg/L时，将水回收至凝气器，并 通过凝结水处理装置作净化处理，直至启动分离器出口水含铁量小于100μg/L时， 热态冲洗结束。
6.4.3 汽包炉热冲洗完全依靠锅炉排污换水，一般锅炉水含铁量小于200μg/L时， 热态冲洗结束。
6.5 在冷态及热态冲洗过程中，当凝汽器与除氧器之间建立循环后，应投入凝结水 泵出口加氨处理设备，控制冲洗水pH值至9.0～9.3，以形成钝化体系，减少冲 洗腐蚀。当凝汽器与启动分离器建立循环后，应投入给水泵入口加氨—联氨处理设 备。调节冲洗水的pH值至9.0～9.3、联氨至50～100μg/L范围内。
6.6 在冷态及热态冲洗的整个过程中，应监督锅炉水、除氧器出口给水和凝结水中 的铁、二氧化硅含量(二氧化硅含量作为参考)和pH值。
《化学监督导则》
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