DL/T 561-2013
基本信息
标准号： DL/T 561-2013
中文名称：火力发电厂水汽化学监督导则
标准类别：电力行业标准(DL)
标准状态：现行
出版语种：简体中文
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标准分类号
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出版信息
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标准简介
DL/T 561-2013 火力发电厂水汽化学监督导则
DL/T561-2013
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标准内容
ICS 27.100
备案号：42588-2014
中华人民共和国电力行业标准
DL/T561-—2013
代替DL/T561-1995
火力发电厂水汽化学监督导则
Guide for chemical supervision of water and steam in thermal power plant2013-11-28发布
国家能源局
2014-04-01实施
引言…
规范性引用文件
设计阶段
安装和调试阶段\
运行、停运和检修阶段
水汽质量劣化时的处理·
DL/T 561—2013
......
++d+d+-+
......H..PIAP+Id
DL/ T 561 —2013
本标准与DL/T 561—1995相比较主要有下列不同：-增加了锅炉补给水补入凝汽器喉部的条款。更新了在线化学仪表检验的标准方法。细化了整体水压试验用水质量条款。删除了蒸汽加氧吹洗条款。
删除了与管理有关的条款。
一增加了加入锅炉药品的纯度及配制要求。更新了锅炉给水，炉水及蒸汽质量标准。增加了闭式循环冷却水的质量标准。修改了发电机内冷却水质量标准及异常处理。更新了热力设备各部位检查内穿，检查方法和评价标准。本标雅由中国电力企业联合会提出。本标由中国电力行业电厂化学标准化技术委员会归口。本标雅起草单位：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，本标主要起草人：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。本标准自实施之日起代替DL/T561一1995《火力发电厂水汽化学监督导则》。
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管理中心（北京市白广路二条一号：100761。
DL/T5612013
本标准是根据国家能源周关于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。本标准引用国家和行业标准在火力发电厂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行了若干补充和修改，是热力设备水汽化学监督全过程质景管理的指导性技术规定。由于火力发电机组的参数不断提高，对水质的要求更加严格，但原标准所涉及的相关标催、管理体制和技术等方面都发生了重大变化，已经不能适应时代发展的要求，因此修订本导则。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。为了防止水汽质量劣化引起设备发生事故，应贯彻“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。新建火力发电厂应从水源选择、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坚持质量标准，以保证各项水汽质量符合本标准的规定，防止热力设备发生腐蚀、结垢、积盐等故障。
1范围
火力发电厂水汽化学监督导则
本标准规定了火力发电广水汽化学监督的基本技术要求。DL/T561—2013
本标准适用于锅炉工蒸汽压力不低于3.8MPa（表压）的火力发电机组的水汽化学监督。2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仪注出期的版本适用于本文件。凡是不注口期的引用文件，其展新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB8978污水综合排放标准
GB/T12145火力发电机组及热汽动力设备水汽质量DL/T246化学搭督导则
DL/T300火电厂凝汽器管防腐防垢导则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火力发电厂锅炉化学清洗导则
DL/T 794
DL/T 801
DL/T 805.1
大型发电机内冷却水质及系统技术要求火电厂汽水化学导则第1部分：锅炉给水加氧处理DIT 805.2
DL/T 805.3
火电厂汽水化学导则第2部分：锅炉炉水磷酸盐处理火电厂汽水化学导则第3部分：汽包锅炉炉水氢氧化钠处埋DI/T 805.4:
火电！汽水化学导则，第4部分：炉绪水处理，电力基本建设火电设备维护保管规程DL/T 855
DL/T 889
DL/T912
电力基本建设热力设备化学流督导则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
火力发电厂机组人修化学检查导则DL/T5068火力发电广化学设计技术规程DL/T5190.6电力建投施工技术规范第6部分：水处理及制氢设备和系统3设计阶段
3.1水处理T程设计应保证火力发电厂正常运行后水汽质量符合GB/T12145的规定，并满足生产过程中各种下况变化的要求。
3.2设计前应取得全部可利用的水源水质分析资料，其要求应符合DL/T5068的规定。应结合当地发展规划，估计出水源的变化趋势。3.3水处理系统设计、设备选型、仪表配置、测点布置及自动控制方式等方案，应符合DL/T5068的规定。
3.4对于扩建或改建工程，应结合原有系统组成、设备布置、设备和材料的选用以及运行经验等选择水处理和水汽监督方案。
3.5当预测原水中的有机物对离厂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除有1
DL / T 561 — 2013
机物的预处理工艺和其他除盐方式。3.6宜设置凝结水除铁装置，降低锅炉水冷壁管内的结垢速率、缩短机组的启动时间。必要时可在除氧器、供热回收水和疏水系统中设置除铁器。3.7除盐水箱及凝结水补水箱，应采取与大气隔离的措施。3.8除盐水箱至主厂房的锅炉补给水管道宜选用 TP304 及以,上等级的不锈钢管。3.9循环冷却水处理工艺应符合DL/T300的规定，排污水直接外排时其水质符合GB8978的要求。3.10凝汽器筐邀材应按DL门712的规定执行，3.11锅炉补给水补入凝汽器时应补至凝汽器喉部，并采取喷淋措施以利于不凝结气体逸出。3.12电导率、氯电导率、溶解氧、pH值、钠、二氧化硅等水汽指标应采用在线化学仪表监测。在线化学仪表的配备不应低于表1的要求。表1不同参数机组应配备的在线化学仪表机组参数
补给水
电导率表
电导率表
电导表
凝结水
电导率表
溶氧表
电导率
溶氧表
电导率表
蒋氧表
精处理山水
电导率表
电导率表
仪表配备
溶氧表
电导率表
溶氧表
电导率表
溶氧表
电导率表
pH 表
电导率表
主蒸汽
电导率表
电导率表
电导表
扯1：凝结水、精处理混床母管出水、给水、主蒸汽的电导率表应加氢型离子交换柱。注 2：凝结水精处理混床采用 H-0H型运行方式时，其每台混床出口应配备也导率表。注3：采用给水加氧处理时，除氧器入口、汽包炉的下降管和过热器应增加溶氧表。注4：如采用海水冷却时，凝绪水应装钠表。注5：炉水采用全挥发处理、氢氣化钠处理时，应增加氢电导率的测定。注6：来用低磷处理「艺的锅炉宜配务在线磷表。3.13应依据DL677的规定，定期对在线化学仪表进行整机在线校验。发电机内冷水
电导率表
3.14火力发电厂化学实验室配置的仪器、仪表精度等级应满足对现场分析仪器、仪表校验的要求，并由有资的部门定期校验。
4安装和调试阶段
4.1设备运至现场后，应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检查，发现问题及时处理，并按 DL/T 855 的规定要善保管。4.2凝汽器管进入现场后，应全部开箱检查其外观，并妥善存放在通风良好、防丽的地方，应按DLT712有关规定进行质量验收。凡不符合质量标准的，不得安装。4.3凝汽器管安装前应进行涡流探伤检查。凝汽器铜管应进行100%涡流探伤。不锈钢管和钛管至少抽查总数量的10%，如果其中有一根不合格，应进行100%涡流探伤。4.4水处理材料、药品应进行到货验收并分类保管。对于存放时间较长的药品、材料，使用前应再次检验，台格后方可使用。
4.5锅炉水压试验应按DLT889的规定进行。整体水压试验前，过热器排气门溢出水或炉水中的氯离子含量应小于0.2mg/L，否则进行置换处理，直至合格。2
4.6新建锅炉的化学清洗应按照DL/T794执行。4.7机红启动前的冷态冲洗和热态冲洗方式按照DL/T889进行，并符合以下规定：DL/T561—2013
a）对于有铜系统，用氨水调节冲洗水的pH值为9.0~9.3；对于无铜系统，用氨水调节冲洗水的pH 值为 9.0~-9,5。
b）低压给水系统冲洗应符合下列规定：1）当凝结水及除氧器出口水含铁最大于1000μg/L时，应采取排放冲洗方式：2）当冲洗至凝结水及除氧器出「1水含铁量小于1000ug/L，可采取循环冲洗方式，投入凝结水处理装置运行，使水在凝汽器与除氧器问循环；当除氧器出口水含铁量降至小于200ug/L时，凝结水系统、低压给水系统冲洗结束：3）
4）无凝结水处理装置时，应采川换水方式，冲洗至出水含铁量小于100/L。c）直流炉的高压给水系统至启动分离器间的冷态水冲洗应符合下列规定；1）当启动分离器出口水含铁量大于1000ug/L时，应来取排放冲洗；当启动分离器出口水含钦量小于1000ug/L时，将水返回凝汽器循环冲洗，投入凝结水处2
理装置运行，以除去水中铁：
3）当启动分离器出口水含铁量降至小于200ug/L时，冷态水冲洗结束。汽包炉的冷态水冲洗应采取排放冲洗，由低压给水系统经高压给水系统至锅炉。当炉水含铁量d
小丁200ug/L时，冷态水冲洗结束。汽包炉热态冲洗时，应加强排污，必要时整炉换水，直至炉水消藏。停炉放水后应对凝汽器、e)
除氧器等容器底部进行清扫或冲洗。在冲洗过程中，应监督给水、炉水、凝结水中的含铁量、二氧化硅和pH值。f
新锅炉在第一次点火前，应进行过热器反冲洗。冲洗水应为加氮的除盐水，其pH值维持在g）
9.5~10.0，应冲洗至出水清澈
3蒸汽吹洗阶段应对给水、炉水及蒸汽质量进行下列监督：4.8
a）对于有铜系统，给水pH值（25℃）应控制在9.0~9.3：对于无铜系统，给水pH值（25℃）应控制在9.4～9.6；b)
炉水pH值应控制在9.09.7：
当炉水含铁最大于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d)
采用磷酸盐处理时应符合DL/T&05.2的要求；e)
采用氢氧化钠处理时应符合DL/T805.3的要求。f)
4.9新建机组启动前，应达到下列要求：给水、炉水的加药设备和发电机内冷却水的处理设备应能投入运行；a）
b）水汽取样装置及主要在线化学仪表应具备投入条件：循坏水加药系统及胶球清洗装置应能投入运行。4.10新建机组整休试运行时，应达到下列要求：a）除氧器应投入正常送行。
b）相关水处理系统应投入运行。4.11机组调试阶段应按DL/T889的规定进行水汽化学监督。机组启动过程中，应严格控制水汽质量，发现异常应及时处理。水处埋设备及系统不能正常投运时，不应启动机组。4.12药品纯度及配制应符合下列要求：a）汽包压力不高于15.8MPa的锅炉，加入到热力系统的氮水或联氮中氯离子含量应小于70m/L，磷酸盐或氢氧化钠的纯度等级不低丁化学纯。b）汽包压力高于15.8MPa的锅炉，加入到热力系统的氨水或联氮中氯离子含最应小于40mg/L，3
DL/ T 561 2013
磷酸盐或氢氧化钠的纯度等级不低于分析纯。c）加入剑热力系统的所有药剂均应使用除盐水或凝结水配制。4.13机组整套启动及168h满负荷试运行阶段的水，汽质量标准如下：300MW以下的机组，当汽轮机冲转时，过热蒸汽的一氧化硅含量不人丁100ug/kg，含钠量a)
不大于50ug/kg
b）300MW及以上的机组，当汽轮机冲转时，过热蒸汽的二氧化碰含量不大于80μg/kg，含钠量不大于20μg/kg
c）有凝结水精除盐装置时，凝结水的回收质量应符合表2的规定。无凝结水精除盐装置时，应符合给水水质标准。
表2凝结水回收质量标准
无色透期
μmol/L
对于海滨电厂，还应控制含钠虽不大于80g/L。h对于直接空冷机组，可放宽至不大于J00ug/L，d
汽包炉
直流炉
机组试运期间，锅炉给水质量应符合表3的规定。二氧化硅
表3机组整套启动试运行时的蒸汽质量标准锅炉过热蒸流
12.7~18.3
带负荷至1/2
额定负荷前
1/2额定负荷
至满负荷
带负荷至1/2
额定负荷前
1/2额妮负荷
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
μg/kg
二斜化硅
μg/kg
μg/kg
Hig/kg
氢电导瓶
(25℃)
μs/cm
e）对蒸汽压力高于15.8MPa的汽包炉，应进行洗硅，使蒸汽中的二氧化硅不大于60ug/kg。4.14调试期间，应对在线化学仪表进行调试和检验。168h试运前和试运期问，应接照DL/T677的要求，对在线化学仪表进行整机在线检验，并使在线化学仪表准确性达到标准要求。4.15电厂化学设备在移交生产前，应按DL/T5190.6进行验收。5运行、停运和检修阶段
5.1正常运行水汽监督符合下列要求：a）水汽监督项H与指标应按照 GB/T 12145、DL/T 912 、DL/T805.1、DL/T 805.2、DL/T 805.3、4
DL/T805.4等标准中的最严格规定，确定机组的水监督项目与指标。DL/T 561 —2013
在线化学仪表应符合DLT677的技术要求，配备率应达到100%，投入率，合格率应不低于90%。b)
c）当发牛下列情况之一时，应进行热化学试验：新投入运行的汽包锅炉。
提高额定蒸发量。
改变锅炉内装置、改变锅炉热力循环系统或改变燃烧方式。发现锅炉受热面结垢或汽轮机道流部分积盐程度达到三类。d）不合格疏水、生产返回水不应直接进入热力系统。对于汽包炉，应根据炉水水质，决定排污方式及排污最，并按水质变化进行调整。总排污量不e
应小丁蒸发量的0.3%。
新建或扩建的水处埋设备投产后，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。
应掌握水源水质的变化及其变化规律，发现水源水质突然变差、变辉，应及时采取措施，保证g）
水处理设备正常制水。
应按照DL汀30加强循环水处理系统与药剂的监督管理。发电机内冷水的水质监督应按DL/T801的有关规定执行。闭式循环冷却水的质量应按GB/T12145的有关规定执行。5.2停（备）用机组启动时的水汽质量符合以下要求：机组启动前，励按4.7的规定冲洗离、低压给水管道和锅炉本体，待铁含量合格后书点火。机组启动时，凝结水、疏水质盘不合将时不应回收，燕汽质量不合格时不应并汽。水汽质量应符含GB/T12145的有关规定。5.3检修阶段热力设备各部位的检查内容、检查方法和评价标准应按DL/T1115执行。5.4热力设备在停（备）用期间，应符合DL/T956的有关规定。6水汽质量劣化时的处理
6.1当水汽质量劣化时，应迅速检查取样的代表性及化验结果的准确性，并综合分析系统中水、汽质量的变化，确认判断无误后，应按三级处理原则执行，下列三级处理值的涵义为：-一级处理值一有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h内恢复至标准值。二级处理借一一背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。三级处理值一一正在发牛快速腐蚀、结垢、积盐，如果4h内水质不好转，应停炉。在异常处现的每一级中，她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，可采用降床运行的方式，使其监督指标处于标准值的范国内。6.2凝结水（凝结水泵出口）水质异常时的处理值，见表4规定。表4凝结水水质异常时的处理值
氢电导率（25°℃）
μS/cm
有凝结水精除盐
充凝结水精除盐
有凝钻水精除盐
无凝结水精除盐
标准值
处理等级
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丁0.20μuS/cm，一级处理为大于0.20uS/cm。b用海水冷却的电厂，当凝结水中的含钠单大于400gL时，成紧急停机。5
DL/T561—2013
锅炉给水水质异常时的处理值，见表5规定。6.3
表5锅炉给水水质异常时的处理值项目
PH值（25°C）
氢电导率（25℃）
溶解氧
前提条件
无铜给水系统‘
有铜给水系统
有凝结水精除盐
无凝结水精除盐
逆原性全挥发处理
标准值
，加氧处理的机组水质出现异常时，按DL/T805.1执行。b 直流炉给水 pH值低于7.0，按三级处理等级处理。<9.2
<8.8或>9.3
处理等级
\对于凝汽器管为钢管、其他换热器管均为钢管的机组，给水pH标准值为 9.1~9.4，则级处理值为小于 9.1或人于 9.4。锅炉炉水水质异常时的处理值，见表6规定。6.4
表 6锅炉炉水水质异常时的处理值锻炉汽包压力
10.1-12.6
处理方式
炉水固体碱化剂处理
炉水固体碱化剂处理
炉水全挥发处理
护水pH值低丁7.0时，应立即停炉。pH (25\C)
标准值
≤9.0或>11.0
<9.0哦>10.5
<9.0或>10.0
<9.0或>9.7
≤9.0或≥9.7
处理等级：
≤8.5或?10.3
8.5或>10.3
≤8.5或>10.3
≤8.0或>10.5
≤8.0或>10.5
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。6.5发电机内冷却水水质异常时的处理值，见表7规定。表7发电机内冷却水水质异常时的处理值项目
(25℃）www.bzxz.net
电率（25℃）
μS/cm
含铜量
冷却方式
定子冷却水
双水内冷
定子冷却水
双水内冷
涟子冷却水
双水内冷
标准值
<8.0或>9.0
≤7.0或>9.0
<0.4或>2.0
当pH值控制在7.0～8.0时，应控制溶解氧小于30ug/L，否则按一-级处理、6
处理等级
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电力工程/火力发电
中华人民共和国國
电力行业标准
火力发电厂水汽化学监督导则
DL/ T 561 2013
代替 DL7T 561 —[995
中画电力出版社出版、发行
（北京市东城区北京站西街19号100005hlp：/cpp.sgce.comLcn
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2014 年 4 月第一版
2014年4月北京第一次印刷
880毫米×1230毫米16开本0.75印张16-千字印数0001—3000册
统书号1551231751定价9.00元
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本标准与DL/T 561—1995相比较主要有下列不同：-增加了锅炉补给水补入凝汽器喉部的条款。更新了在线化学仪表检验的标准方法。细化了整体水压试验用水质量条款。删除了蒸汽加氧吹洗条款。
删除了与管理有关的条款。
一增加了加入锅炉药品的纯度及配制要求。更新了锅炉给水，炉水及蒸汽质量标准。增加了闭式循环冷却水的质量标准。修改了发电机内冷却水质量标准及异常处理。更新了热力设备各部位检查内穿，检查方法和评价标准。本标雅由中国电力企业联合会提出。本标由中国电力行业电厂化学标准化技术委员会归口。本标雅起草单位：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，本标主要起草人：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。本标准自实施之日起代替DL/T561一1995《火力发电厂水汽化学监督导则》。
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1范围
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本标准规定了火力发电广水汽化学监督的基本技术要求。DL/T561—2013
本标准适用于锅炉工蒸汽压力不低于3.8MPa（表压）的火力发电机组的水汽化学监督。2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仪注出期的版本适用于本文件。凡是不注口期的引用文件，其展新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB8978污水综合排放标准
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DL/T 805.1
大型发电机内冷却水质及系统技术要求火电厂汽水化学导则第1部分：锅炉给水加氧处理DIT 805.2
DL/T 805.3
火电厂汽水化学导则第2部分：锅炉炉水磷酸盐处理火电厂汽水化学导则第3部分：汽包锅炉炉水氢氧化钠处埋DI/T 805.4:
火电！汽水化学导则，第4部分：炉绪水处理，电力基本建设火电设备维护保管规程DL/T 855
DL/T 889
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电力基本建设热力设备化学流督导则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
火力发电厂机组人修化学检查导则DL/T5068火力发电广化学设计技术规程DL/T5190.6电力建投施工技术规范第6部分：水处理及制氢设备和系统3设计阶段
3.1水处理T程设计应保证火力发电厂正常运行后水汽质量符合GB/T12145的规定，并满足生产过程中各种下况变化的要求。
3.2设计前应取得全部可利用的水源水质分析资料，其要求应符合DL/T5068的规定。应结合当地发展规划，估计出水源的变化趋势。3.3水处理系统设计、设备选型、仪表配置、测点布置及自动控制方式等方案，应符合DL/T5068的规定。
3.4对于扩建或改建工程，应结合原有系统组成、设备布置、设备和材料的选用以及运行经验等选择水处理和水汽监督方案。
3.5当预测原水中的有机物对离厂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除有1
DL / T 561 — 2013
机物的预处理工艺和其他除盐方式。3.6宜设置凝结水除铁装置，降低锅炉水冷壁管内的结垢速率、缩短机组的启动时间。必要时可在除氧器、供热回收水和疏水系统中设置除铁器。3.7除盐水箱及凝结水补水箱，应采取与大气隔离的措施。3.8除盐水箱至主厂房的锅炉补给水管道宜选用 TP304 及以,上等级的不锈钢管。3.9循环冷却水处理工艺应符合DL/T300的规定，排污水直接外排时其水质符合GB8978的要求。3.10凝汽器筐邀材应按DL门712的规定执行，3.11锅炉补给水补入凝汽器时应补至凝汽器喉部，并采取喷淋措施以利于不凝结气体逸出。3.12电导率、氯电导率、溶解氧、pH值、钠、二氧化硅等水汽指标应采用在线化学仪表监测。在线化学仪表的配备不应低于表1的要求。表1不同参数机组应配备的在线化学仪表机组参数
补给水
电导率表
电导率表
电导表
凝结水
电导率表
溶氧表
电导率
溶氧表
电导率表
蒋氧表
精处理山水
电导率表
电导率表
仪表配备
溶氧表
电导率表
溶氧表
电导率表
溶氧表
电导率表
pH 表
电导率表
主蒸汽
电导率表
电导率表
电导表
扯1：凝结水、精处理混床母管出水、给水、主蒸汽的电导率表应加氢型离子交换柱。注 2：凝结水精处理混床采用 H-0H型运行方式时，其每台混床出口应配备也导率表。注3：采用给水加氧处理时，除氧器入口、汽包炉的下降管和过热器应增加溶氧表。注4：如采用海水冷却时，凝绪水应装钠表。注5：炉水采用全挥发处理、氢氣化钠处理时，应增加氢电导率的测定。注6：来用低磷处理「艺的锅炉宜配务在线磷表。3.13应依据DL677的规定，定期对在线化学仪表进行整机在线校验。发电机内冷水
电导率表
3.14火力发电厂化学实验室配置的仪器、仪表精度等级应满足对现场分析仪器、仪表校验的要求，并由有资的部门定期校验。
4安装和调试阶段
4.1设备运至现场后，应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检查，发现问题及时处理，并按 DL/T 855 的规定要善保管。4.2凝汽器管进入现场后，应全部开箱检查其外观，并妥善存放在通风良好、防丽的地方，应按DLT712有关规定进行质量验收。凡不符合质量标准的，不得安装。4.3凝汽器管安装前应进行涡流探伤检查。凝汽器铜管应进行100%涡流探伤。不锈钢管和钛管至少抽查总数量的10%，如果其中有一根不合格，应进行100%涡流探伤。4.4水处理材料、药品应进行到货验收并分类保管。对于存放时间较长的药品、材料，使用前应再次检验，台格后方可使用。
4.5锅炉水压试验应按DLT889的规定进行。整体水压试验前，过热器排气门溢出水或炉水中的氯离子含量应小于0.2mg/L，否则进行置换处理，直至合格。2
4.6新建锅炉的化学清洗应按照DL/T794执行。4.7机红启动前的冷态冲洗和热态冲洗方式按照DL/T889进行，并符合以下规定：DL/T561—2013
a）对于有铜系统，用氨水调节冲洗水的pH值为9.0~9.3；对于无铜系统，用氨水调节冲洗水的pH 值为 9.0~-9,5。
b）低压给水系统冲洗应符合下列规定：1）当凝结水及除氧器出口水含铁最大于1000μg/L时，应采取排放冲洗方式：2）当冲洗至凝结水及除氧器出「1水含铁量小于1000ug/L，可采取循环冲洗方式，投入凝结水处理装置运行，使水在凝汽器与除氧器问循环；当除氧器出口水含铁量降至小于200ug/L时，凝结水系统、低压给水系统冲洗结束：3）
4）无凝结水处理装置时，应采川换水方式，冲洗至出水含铁量小于100/L。c）直流炉的高压给水系统至启动分离器间的冷态水冲洗应符合下列规定；1）当启动分离器出口水含铁量大于1000ug/L时，应来取排放冲洗；当启动分离器出口水含钦量小于1000ug/L时，将水返回凝汽器循环冲洗，投入凝结水处2
理装置运行，以除去水中铁：
3）当启动分离器出口水含铁量降至小于200ug/L时，冷态水冲洗结束。汽包炉的冷态水冲洗应采取排放冲洗，由低压给水系统经高压给水系统至锅炉。当炉水含铁量d
小丁200ug/L时，冷态水冲洗结束。汽包炉热态冲洗时，应加强排污，必要时整炉换水，直至炉水消藏。停炉放水后应对凝汽器、e)
除氧器等容器底部进行清扫或冲洗。在冲洗过程中，应监督给水、炉水、凝结水中的含铁量、二氧化硅和pH值。f
新锅炉在第一次点火前，应进行过热器反冲洗。冲洗水应为加氮的除盐水，其pH值维持在g）
9.5~10.0，应冲洗至出水清澈
3蒸汽吹洗阶段应对给水、炉水及蒸汽质量进行下列监督：4.8
a）对于有铜系统，给水pH值（25℃）应控制在9.0~9.3：对于无铜系统，给水pH值（25℃）应控制在9.4～9.6；b)
炉水pH值应控制在9.09.7：
当炉水含铁最大于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d)
采用磷酸盐处理时应符合DL/T&05.2的要求；e)
采用氢氧化钠处理时应符合DL/T805.3的要求。f)
4.9新建机组启动前，应达到下列要求：给水、炉水的加药设备和发电机内冷却水的处理设备应能投入运行；a）
b）水汽取样装置及主要在线化学仪表应具备投入条件：循坏水加药系统及胶球清洗装置应能投入运行。4.10新建机组整休试运行时，应达到下列要求：a）除氧器应投入正常送行。
b）相关水处理系统应投入运行。4.11机组调试阶段应按DL/T889的规定进行水汽化学监督。机组启动过程中，应严格控制水汽质量，发现异常应及时处理。水处埋设备及系统不能正常投运时，不应启动机组。4.12药品纯度及配制应符合下列要求：a）汽包压力不高于15.8MPa的锅炉，加入到热力系统的氮水或联氮中氯离子含量应小于70m/L，磷酸盐或氢氧化钠的纯度等级不低丁化学纯。b）汽包压力高于15.8MPa的锅炉，加入到热力系统的氨水或联氮中氯离子含最应小于40mg/L，3
DL/ T 561 2013
磷酸盐或氢氧化钠的纯度等级不低于分析纯。c）加入剑热力系统的所有药剂均应使用除盐水或凝结水配制。4.13机组整套启动及168h满负荷试运行阶段的水，汽质量标准如下：300MW以下的机组，当汽轮机冲转时，过热蒸汽的一氧化硅含量不人丁100ug/kg，含钠量a)
不大于50ug/kg
b）300MW及以上的机组，当汽轮机冲转时，过热蒸汽的二氧化碰含量不大于80μg/kg，含钠量不大于20μg/kg
c）有凝结水精除盐装置时，凝结水的回收质量应符合表2的规定。无凝结水精除盐装置时，应符合给水水质标准。
表2凝结水回收质量标准
无色透期
μmol/L
对于海滨电厂，还应控制含钠虽不大于80g/L。h对于直接空冷机组，可放宽至不大于J00ug/L，d
汽包炉
直流炉
机组试运期间，锅炉给水质量应符合表3的规定。二氧化硅
表3机组整套启动试运行时的蒸汽质量标准锅炉过热蒸流
12.7~18.3
带负荷至1/2
额定负荷前
1/2额定负荷
至满负荷
带负荷至1/2
额定负荷前
1/2额妮负荷
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
μg/kg
二斜化硅
μg/kg
μg/kg
Hig/kg
氢电导瓶
(25℃)
μs/cm
e）对蒸汽压力高于15.8MPa的汽包炉，应进行洗硅，使蒸汽中的二氧化硅不大于60ug/kg。4.14调试期间，应对在线化学仪表进行调试和检验。168h试运前和试运期问，应接照DL/T677的要求，对在线化学仪表进行整机在线检验，并使在线化学仪表准确性达到标准要求。4.15电厂化学设备在移交生产前，应按DL/T5190.6进行验收。5运行、停运和检修阶段
5.1正常运行水汽监督符合下列要求：a）水汽监督项H与指标应按照 GB/T 12145、DL/T 912 、DL/T805.1、DL/T 805.2、DL/T 805.3、4
DL/T805.4等标准中的最严格规定，确定机组的水监督项目与指标。DL/T 561 —2013
在线化学仪表应符合DLT677的技术要求，配备率应达到100%，投入率，合格率应不低于90%。b)
c）当发牛下列情况之一时，应进行热化学试验：新投入运行的汽包锅炉。
提高额定蒸发量。
改变锅炉内装置、改变锅炉热力循环系统或改变燃烧方式。发现锅炉受热面结垢或汽轮机道流部分积盐程度达到三类。d）不合格疏水、生产返回水不应直接进入热力系统。对于汽包炉，应根据炉水水质，决定排污方式及排污最，并按水质变化进行调整。总排污量不e
应小丁蒸发量的0.3%。
新建或扩建的水处埋设备投产后，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。
应掌握水源水质的变化及其变化规律，发现水源水质突然变差、变辉，应及时采取措施，保证g）
水处理设备正常制水。
应按照DL汀30加强循环水处理系统与药剂的监督管理。发电机内冷水的水质监督应按DL/T801的有关规定执行。闭式循环冷却水的质量应按GB/T12145的有关规定执行。5.2停（备）用机组启动时的水汽质量符合以下要求：机组启动前，励按4.7的规定冲洗离、低压给水管道和锅炉本体，待铁含量合格后书点火。机组启动时，凝结水、疏水质盘不合将时不应回收，燕汽质量不合格时不应并汽。水汽质量应符含GB/T12145的有关规定。5.3检修阶段热力设备各部位的检查内容、检查方法和评价标准应按DL/T1115执行。5.4热力设备在停（备）用期间，应符合DL/T956的有关规定。6水汽质量劣化时的处理
6.1当水汽质量劣化时，应迅速检查取样的代表性及化验结果的准确性，并综合分析系统中水、汽质量的变化，确认判断无误后，应按三级处理原则执行，下列三级处理值的涵义为：-一级处理值一有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h内恢复至标准值。二级处理借一一背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。三级处理值一一正在发牛快速腐蚀、结垢、积盐，如果4h内水质不好转，应停炉。在异常处现的每一级中，她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，可采用降床运行的方式，使其监督指标处于标准值的范国内。6.2凝结水（凝结水泵出口）水质异常时的处理值，见表4规定。表4凝结水水质异常时的处理值
氢电导率（25°℃）
μS/cm
有凝结水精除盐
充凝结水精除盐
有凝钻水精除盐
无凝结水精除盐
标准值
处理等级
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丁0.20μuS/cm，一级处理为大于0.20uS/cm。b用海水冷却的电厂，当凝结水中的含钠单大于400gL时，成紧急停机。5
DL/T561—2013
锅炉给水水质异常时的处理值，见表5规定。6.3
表5锅炉给水水质异常时的处理值项目
PH值（25°C）
氢电导率（25℃）
溶解氧
前提条件
无铜给水系统‘
有铜给水系统
有凝结水精除盐
无凝结水精除盐
逆原性全挥发处理
标准值
，加氧处理的机组水质出现异常时，按DL/T805.1执行。b 直流炉给水 pH值低于7.0，按三级处理等级处理。<9.2
<8.8或>9.3
处理等级
\对于凝汽器管为钢管、其他换热器管均为钢管的机组，给水pH标准值为 9.1~9.4，则级处理值为小于 9.1或人于 9.4。锅炉炉水水质异常时的处理值，见表6规定。6.4
表 6锅炉炉水水质异常时的处理值锻炉汽包压力
10.1-12.6
处理方式
炉水固体碱化剂处理
炉水固体碱化剂处理
炉水全挥发处理
护水pH值低丁7.0时，应立即停炉。pH (25\C)
标准值
≤9.0或>11.0
<9.0哦>10.5
<9.0或>10.0
<9.0或>9.7
≤9.0或≥9.7
处理等级：
≤8.5或?10.3
8.5或>10.3
≤8.5或>10.3
≤8.0或>10.5
≤8.0或>10.5
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。6.5发电机内冷却水水质异常时的处理值，见表7规定。表7发电机内冷却水水质异常时的处理值项目
(25℃）www.bzxz.net
电率（25℃）
μS/cm
含铜量
冷却方式
定子冷却水
双水内冷
定子冷却水
双水内冷
涟子冷却水
双水内冷
标准值
<8.0或>9.0
≤7.0或>9.0
<0.4或>2.0
当pH值控制在7.0～8.0时，应控制溶解氧小于30ug/L，否则按一-级处理、6
处理等级
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