铁法煤业(集团)有限责任公司热电厂化学专业技术监督服务(二次公告)
(招标编号:RDC2023-GKZB-013)
项目所在地区:辽宁省,铁岭市,调兵山市
一、招标条件
本热电厂化学专业技术监督服务已由项目审批/核准/备案机关批准,项目资金
来源为其他资金自筹,招标人为铁法煤业(集团)有限责任公司热电厂。本项
目已具备招标条件,现招标方式为公开招标。
二、项目概况和招标范围
规模:1.对热电厂化学专业开展技术监督指导工作。2.对热电厂3#锅炉、1
#汽轮机大修进行热力设备结垢腐蚀评价及化学监督检查的专项技术服务,提供
检查评价技术报告。负责对大修后机组12个月内运行期间出现的异常情况进行
分析并提供解决方案。3.对热电厂送检的新汽轮机油、运行油油质全分析;循
环水、补充水和生水水质硫酸盐检测;循环水、补充水、生水和机械过滤器水
质有机物吸附率的检测;给水TOCi的试验检测;高压锅炉管样及汽轮机叶片垢
质全分析;锅炉管样垢量检测;树脂验收、报废检测等项目。4.对热电厂机组
在线化学仪表进行整机检验。
范围:本招标项目划分为1个标段,本次招标为其中的:
(001)热电厂化学专业技术监督服务;
三、投标人资格要求
(001热电厂化学专业技术监督服务)的投标人资格能力要求:1.投标人须为中华
人民共和国境内的企业法人,并具有独立签订合同的能力。
2.投标人须具有电力工程咨询、电力设备检定、电力工程设备调整试验、锅炉
检验、压力容器检验资质。3.具有电力行业相关检测验证能力,并能开展全部
相关检测项目。提供检验检测机构资质认定证书及检测能力表。4.投标人须具
有完善的质量保证体系,通过有效的质量体系认证和职业安全健康环境管理体
系认证;具有CMA,CANS检测资质;有良好的商业信誉,没有处于被责令停业、
cs
财产被接管、冻结、破产状态。5.由于我厂水、油、大宗材料及大修机组垢样
分析等定期监督检验项目,主要针对火电机组检测样品且具有涵盖样品范围较
广、监测分析项目宽泛的特点,因此检测单位需具有电力行业相关检测验证能
力,并能开展全部相关检测项目。提供检验检测机构资质认定证书及检测能力
表。6.由于我厂检测样品中,涉及水样TOCi、COD及树脂等样品,此类样品需要
取样后短时间内检测,防止样品受空气影响测定指标,因此需要检测单位所处
区域离我厂距离为水样送检当日可以抵达。;
本项目不允许联合体投标。
四、招标文件的获取
获取时间:从2023年06月13日08时00分到2023年06月19日16时00分
获取方式:报名登记表加盖公章后,将扫描件发送至tmrdczb@126.com进行
五、投标文件的递交
递交截止时间:2023年06月29日00时00分
递交方式:辽宁省铁岭市调兵山市铁法煤业(集团)有限责任公司热电厂
邮寄方式递交
六、开标时间及地点
开标时间:2023年06月29日10时00分
开标地点:铁法煤业(集团)有限责任公司热电厂办公楼三楼会议室
七、其他
附件1~4包含具体技术监督服务内容及检测项目、频次。采购费用包含检测相关
费用、技术报告、邮递费等相关费用。因监测计划随生产实际情况有变动,所
以检测费用以实际发生项目数量进行结算。未发生项目不予支付费用。
依据国家及电力行业标准:GB11120-2011、GB/T14541-2017、DL/T502-
2006、DL/T1151-2012、DL/T1115-2019、DL/T1358-2014、DL/T519-2014、DL/T
677-2018开展相关试验检测工作。
八、监督部门
本招标项目的监督部门为铁法煤业(集团)有限责任公司热电厂纪委。
九、联系方式
招标人:铁法煤业(集团)有限责任公司热电厂
cs
地 址:辽宁省调兵山市工人大街6号
联系人:李倩倩
电 话:76848276
电子邮件:tmrdczb@126.com
招标代理机构:
地 址:
联系人:
电 话:
电子邮件:
招标人或其招标代理机构主要负责人(项目负责人): (签名)
招标人或其招标代理机构:
(盖章)
cs
附件1:
铁法煤业(集团)有限责任公司热电厂化学专业技术监督服务
1 项目情况
1.1
甲方委托乙方对化学专业开展技术监督工作,进行全方位的、全过程的、闭环的技术监控管
理。
1.2
乙方对于甲方的技术监督和管理工作,通过检查、试验、培训等手段,对甲方化学技术监控
中存在的问题进行全过程闭环控制,及时发现存在的问题,并协助甲方分析和提供解决问题
的技术、管理方案,保证甲方发电设备安全、稳定、经济、环保运行。
2 项目内容
化学技术监督工作主要包括化学监督管理和化学专业技术工作,其中包括:

序 号	项目及内容	完成标准	周期
1	对化学技术监控管理有关 方针、政策、法律、法规、 标准、规程、制度等收集、 整理、目录编制和下发。	及时发布更新目录，并下 发到甲方执行。	每年一次
2	定期检查执行相关化学标 准制度情况。	甲方的化学技术监控有 关标准制度应齐全、有效 。每次检查后出具评价报 告。	每年两次 (上下半年各一次 )
3	修订甲方化学技术监控管 理网络：协助甲方修订化 学技术监控管理网络；对 技术监控网络岗位职责、 工作程序、工作标准进行 修订。	甲、乙双方化学技术监控 管理网络健全：化学技术 监控网络责任范围、岗位 职责和工作程序明确。	每年一次
4	对甲方化学技术监控网络 中各级专责人的业务能力 进行培训，对任职资格进 行考试，对工作质量进行 考核。	甲、乙双方化学技术监控 网络各级专责人按照本 岗位职责，高质量的开展 工作，自身业务能力达到 岗位需求。	每年二次 （上下半年各一次 )

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序 号	项目及内容	完成标准	周期
5	审查甲方月度、年中和年 度技术监控总结和报表； 编制乙方月、年中和年度 技术监控工作计划和总结 0	按标准上报技术监控计 划、总结报告。	1.每月8日前上报 月计划和总结； 2.每年12月底上 报年度计划 3. 第二年1月25日前 上报年度总结。
6	组织召开技术监督管理专 业会议，并对专责人进行 相关标准、制度的培训与 测试。	对技术监控管理各专业 工作进行全面分析，总结 、交流和推广工作经验与 先进技术。各专责人熟练 掌握本专业的相关标准 和制度。 按照《化学监督导则》对	每年一次
7	定期开展甲方技术监控管 理动态检查工作。	甲方技术监控工作进行 全面检查，每次动态检查 参照《技术监控动态检查 评分表》逐条进行，并用 具体数据说明扣分原因。 检查范围应覆盖全厂各 台机组，对问题的描述要 准确和完整，措施具体、	每年两次(上下半 年各一次)，每次 检查不少于3天。
8	不定期到现场抽查、指导 甲方的技术监控工作	可操作。 及时提出设备出现的异 常、隐患和技术监控指标 出现的偏差，并提出对策 ，形成检查报告。	按要求
9	审核甲方机组大修化学技 术监控工作计划和总结	及时提出甲方机组大修 化学技术监控工作计划 的全面性、可操作性和正 确性。	计划在大修前30 天上报。
10	培训化学试验人员，并提 供相关试验标准及方案。	进行甲方化学试验人员 常规试验培训：提供试验 标准目录，指导开展相关 试验。	每年至少两次

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序 号	项目及内容	完成标准 按照化学技术监控及二	周期
11	对达到预警条件的问题， 及时发出预警通知，并跟 踪整改情况。	十五项反措严重问题等 级，及时提出预警通知单 ，督促并协助甲方完成预 警工作闭环。	按要求

附件2:
铁法煤业(集团)有限责任公司热电厂机组大修热力设备结垢腐蚀评
价及化学监督检查技术要求
一。 适用范围
适用于铁法煤业(集团)有限责任公司热电厂3号锅炉、1#汽轮机大修化学监
督专业锅炉、汽机等部分的检查检验等工作外委的技术要求。
二。引用标准
1.DLT 561-2013《火力发电厂水汽化学监督导则》
2.GB12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》
3.《铁煤集团热电厂化学水汽质量监督标准》
三,工程内容与技术要求
本次大修化学监督检验所涉及的所有拆保温及搭架子、割管工作均由大修
单位负责。如需进行化学成分分析的项目,另行收费。
1汽包
cs
1.1汽包底部:检查积水情况,包括积水量、颜色和透明度;检查沉积物情况,包括
沉积部位、状态、颜色和沉积量。沉积量多时应取出沉积物晾干、称重。必要时进
行化学成分分析。
1.2汽包内壁:检查汽侧有无锈蚀和盐垢,记录其分布、密度、腐蚀状态和尺寸(面
积、深度)。如果有很少量盐垢,可用pH试纸测量pH值。如果附着量较大,应进行
化学成分分析。检查水侧有无沉积物和锈蚀,沉积物厚度若超过0.5mm,应刮取一
定面积(不小于100mm×100mm)的垢量,干燥后称其重量,计算单位面积的沉积率。
检查水汽分界线是否明显、平整。如果发现有局部“高峰”,应描绘其部位。
1.3检查汽水分离装置是否完好、旋风筒是否倾斜或脱落,其表面有无腐蚀或沉
积物。如果运行中发现过热器明显超温或汽轮机汽耗明显增加,或大修过程中发
现过热器、汽轮机有明显积盐,应检查汽包内衬的焊接完整性。
1.4检查加药管短路现象。检查排污管、给水分配槽、给水洗汽等装置有无结垢、
污堵和腐蚀等缺陷。
1.5检查汽侧管口有无积盐和腐蚀,炉水下降管、上升管管口有无沉积物,记录其
状态。
1.6锅炉联箱手孔封头割开后检查联箱内有无沉积物和焊渣等杂物。
2水冷壁
2.1割管要求
a)机组大修时水冷壁至少割管两根。一般在热负荷最高的部位或认为水循
环不良处割取,如特殊部位的弯管、冷灰斗处的弯(斜)管,结合金属监督
割管部分一起考虑。
b)如发生爆管,应对爆管及邻近管进行割管检查。如果发现炉管外观变色、
胀粗、鼓包或有局部火焰冲刷减薄等情况时,要增加对异常管段的割管
检查。
c)管样割取长度,锯割时至少0.5m,火焰切割时至少1m。火焰切割带鳍片的
水冷壁时,为了防止切割热量影响管内壁垢的组分,鳍片的长度应保留3
mm以上。
2.2水冷壁割管的标识、加工及管样制取与分析
cs
a)割取的管样应避免强烈振动和碰撞,割下的管样不可溅上水,要及时标明
管样的详细位置和割管时间。
b)火焰切割的管段,要先去除热影响区,然后进行外观描述和测量记录,包
括内外壁结垢、腐蚀状况和内外径测量。如有爆破口、鼓包等情况要测量
其长度、宽度、爆口或鼓包处的壁厚。对异常管段的外形应照相后再截取
管样,需要做金相检查的管段由金属专业先行选取。另行截取一段原始
管样放入干燥器保存。
c)测量垢量的管段要先去除热影响区,然后将外壁车薄至2mm~3mm,再依据
管径大小截割长约40mm~50mm的管段(适干分析天平称量)。车床加工时
不能用冷却液,车速不应过快,进刀量要小,并要做好方位、流向标志(
外壁车光后,按夹管一端的标志在车光的外壁补做标志并画出分段切割
线)。截取后的管段要修去毛刺(注意不要使管内垢层损坏),按背火侧、
向火侧剖成两半,进行垢量测量。如发现清洗后内表面有明显的腐蚀坑,
还需进行腐蚀坑面积、深度的测量。
d)取水冷壁管垢样,进行化学成分分析。
e)更换监视管时,应选择内表面无锈蚀的管材,并测量其垢量。垢量超过30g
/m²时要进行处理。
3省煤器
3.1割管要求
a)
机组大修时省煤器管至少割管两根,其中一根应是监视管段,应割取易
发生腐蚀的部位管段,如入口段的水平管或易被飞灰磨蚀的管。
b)管样割取长度,锯割时至少0.5m,火焰切割时至少1m。
3.2省煤器割管的标识、加工及管样的制取与分析按2.2进行。
4过热器
4.1割管要求
a)
根据需要割取1~2根过热器管,并按以下顺序选择割管部位:首先选择曾经发生
cs
爆管及附近部位,其次选择管径发生胀粗或管壁颜色有明显变化的部位,最后选
择烟温高的部位。
b)管样割取长度,锯割时至少0.5m,火焰切割时至少1m。
4.2检查过热器管内有无积盐,立式弯头处有无积水、腐蚀。对微量积盐用pH试纸
测pH值。积盐较多时应进行化学成分分析。
4.3检查高温段过热器、烟流温度最高处氧化皮的生成状况,测量氧化皮厚度,记
录脱落情况。
4.4按2.2对过热器管管样进行加工,并进行表面的状态描述。根据需要分析化学
成分。
5汽轮机
5.1高压缸
5.1.1检查调速级以及随后数级叶片有无机械损伤或坑点。对于机械损伤严重或
坑点较深的叶片应进行详细记录,包括损伤部位、坑点深度、单位面积的坑点数
量(个/cm2)等,并与历次检查情况进行对比。
5.1.2检查记录各级叶片及隔板的积盐情况,对沉积量较大的叶片,用硬质工具
刮取结垢量最大部位的沉积物,进行化学成分分析。
5.1.3用除盐水润湿pH试纸,粘贴在各级叶片结垢较多的部位,测量pH值。
5.1.4定性检测各级叶片有无铜垢。
5.2中压缸
5.2.1检查前数级叶片有无机械损伤或坑点。对于机械损伤严重或坑点较深的叶
片应进行详细记录,包括损伤部位、坑点深度、单位面积的坑点数量(个/cm2)等,
并与历次检查情况进行对比。
5.2.2检查记录各级叶片及隔板积盐情况,对沉积量较大的叶片,用硬质工具刮
取结垢量最大部位的沉积物,进行沉积物化学成分分析。
5.2.3用除盐水润湿pH试纸,粘贴在各级叶片结垢较多的部位,测量pH值。
5.2.4定性检测各级叶片有无铜垢。
5.3低压缸
cs
5.3.1检查记录各级叶片及隔板积盐情况,对沉积量较大的叶片,用硬质工具刮
取结垢量最大部位的沉积物,进行沉积物化学成分分析。
5.3.2用除盐水润湿pH试纸,粘贴在各级叶片结垢较多的部位,测量pH值。
5.3.3检查并记录末级叶片的水蚀情况。
6凝汽器检查
6.1水侧
6.1.1检查水室淤泥、杂物的沉积及微生物生长、附着情况。
6.1.2检查凝汽器管管口冲刷、污堵、结垢和腐蚀情况。检查管板防腐层是否完整
Q
6.1.3检查水室内壁、内部支撑构件的腐蚀情况。
6.1.4记录凝汽器灌水查漏情况。
6.2汽侧
6.2.1检查顶部最外层凝汽器管有无砸伤、吹损情况,重点检查受汽轮机启动旁
路排汽、高压疏水等影响的凝汽器管。
6.2.2检查最外层管隔板处的磨损或隔板间因振动引起的裂纹情况。
6.2.3检查凝汽器管外壁腐蚀产物的沉积情况。
6.2.4检查凝汽器壳体内壁锈蚀情况。
6.2.5检查凝汽器底部沉积物的堆积情况。
7 其它设备检查
7.1除氧器
7.1.1检查除氧器内壁颜色及腐蚀情况,内部装置是否完好,喷头有无脱落。
7.1.2检查除氧水箱内壁颜色及腐蚀情况、水位线是否明显、底部沉积物的堆积
情况。
7.2高、低压加热器
检查水室换热管端的冲刷腐蚀和管口腐蚀产物的附着情况,水室底部沉积物的
堆积情况;若换热管腐蚀严重或存在泄漏情况,应进行汽侧上水查漏,必要时进
行涡流探伤检查。
7.3油系统
cs
7.3.1 汽轮机油系统
a)检查汽轮机主油箱、小机油箱内壁的腐蚀和底部油泥沉积情况。
b)检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。
c)检查冷油器油侧和油管道油泥附着情况。
7.4循环水冷却系统
7.4.1检查塔内填料沉积物附着、支撑柱上藻类附着、水泥构件腐蚀、池底沉积物
及杂物情况。
7.4.2检查冷却水管道的腐蚀、生物附着、粘泥附着等情况。
7.4.3检查冷却系统防腐情况。
四、工艺与技术要求
1. 检验单位根据本技术要求编制检验方案供电厂人员审核。
2. 当天检验的部件需出具初步的报告和记录,向电厂专业人员汇报,以便配合
下步工作和及时处理缺陷。
3. 检验方法不得随意改变和代替,如有需要和电厂专业人员进行协商。
4. 检验正式报告在完成检验工作后一个月内交电厂资料室存档,一式五份,其
中原件至少2份(底片除外)。
五,工期要求
机组大修检验工期限制在大修开工后的第30天结束,大修检查结束后20天内
出具热力设备结垢腐蚀评价及化学监督检查技术报告。
六.注意事项
1.高空作业人员应挂安全带。
2.密闭空间作业需有专人监护。
3.需遵守电厂的安全管理规定,服从管理。
4.与行车交叉作业时应有专人监护。
表1:机组大修化学监督检查项目表

国	项目		具体要求	备注
0	锅 汽 1	汽包底部	? ）汽包底部有无积水，如有水，应记明其长、宽、高度	汽包

cs

炉 设 备 检 查	包	计算积水量以及水色，是否浑浊： ②汽包底部有无沉积物堆积，记录其部位、状态、面积 、高度和颜色，取出烘干称重，进行化学分析； ③特殊部位拍照。	内部 表面 和内 部装 置及
	汽包内壁	①检查汽侧有无锈蚀和盐垢，记录其分布、密度、腐蚀 状态和尺寸（面积、深度）。如果有很少量盐垢，可用pH试 纸测量pH值。如果附着量较大，应进行化学成分分析。 ②检查水侧有无沉积物和锈蚀，沉积物厚度若超过0.5 童mm，应刮取一定面积（不小于100mm×100mm）的垢量，干燥 后称其质量，计算单位面积的沉积率。 ③检查水汽分界线是否明显、平整。如果发现有局部“ 高峰”，应描绘其部位。 ④特殊部位拍照 ①检查汽水分离装置是否完好、旋风筒是否倾斜或脱	连接 管已 清洁， 无杂 物残 留。
	汽水分离装间 置 加药管、排	落，其表面有无腐蚀或沉积物。如果运行中发现过热器 明显超温或汽轮机汽耗明显增加，或大修过程中发现过 热器、汽轮机有明显积盐，应检查汽包内衬的焊接完整 性。 ②特殊部位拍照
	污管、给水 分配、给水 洗汽装置 汽侧管口、	①检查加药管短路现象。检查排污管、给水分配槽、给 水洗汽等装置有无结垢、污堵和腐蚀等缺陷。 ② ?特殊部位拍照 ①检查汽侧管口有无积盐和腐蚀，炉水下降管、上升管
	、上升管	炉水下降管管口有无沉积物，记录其状态。 ②特殊部位拍照 ①锅炉联箱手孔封头割开后检查联箱内有无沉积物和
锅炉联箱	焊渣等杂物。 ②查联箱内及管口处的颜色、结垢与结渣厚度，堆积水 渣数量对联箱水渣、结垢等情况进行检查、采样及化学 分析 ③特殊部位拍照 ① 割管要求 测垢
水 水冷壁割管 冷 壁	a)机组大修时水冷壁至少割管两根，有双面水冷壁 的锅炉，还应增加割管两根。一般在热负荷最人入 高的部位或认为水循环不良处割取，如特殊部位的弯管 、冷厌斗处的弯(斜)管。 b)如发生爆管，应对爆管及邻近管进行割管检查。如 果发现炉管外观变色、胀粗、鼓包或有局部火焰冲刷减 薄等情况时，要增加对异常管段的割管检查。 检查 c)管样割取长度，锯割时至少0.5m，火焰切割时至少 1m。火焰切割带鳍片的水冷壁时，为了防止切割热量影 响管内壁垢的组分，鳍片的长度应保留3mm以上。 ②水冷壁割管的标识、加工及管样制取与分析 a)割取的管样应避免强烈振动和碰撞，割下的管样 不可溅上水，要及时标明管样的详细位置和割管时间。	量的 管段 要外 壁车 光至 壁厚 为2- 3mm, 再依 据管 径大 小为 b)火焰切割的管段，要先去除热影响区，然后进行外 0-50

cs

			观描述和测量记录，包括内外壁结垢、腐蚀状况和内外 径测量。如有爆破口、鼓包等情况要测量其长度、宽度、 爆口或鼓包处的壁厚。对异常管段的外形应照相后再截 取管样，需要做金相检查的管段由金属专业先行选取， 另行截取一段原始管样放入干燥器保存。 c)测量垢量的管段要先去除热影响区，然后将外壁 车薄至2mm~3mm，再依据管径大小截割长约40mm~50mm的 管段（适于分析天平称量）。车床加工时不能用冷却液， 车速不应过快，进刀量要小，并要做好方位、流向标志（ 外壁车光后，按夹管一端的标志在车光的外壁补做标志 并画出分段切割线)。截取后的管段要修去毛刺(注意不 要使管内垢层损坏)，按背火侧、向火侧剖成两半，进行 垢量测量。如发现清洗后内表面有明显的腐蚀坑，还需 进行腐蚀坑面积、深度的测量。	mm的 管段。 车床 加工 时不 能加 冷冻 液，车 速不 应过 快，进 刀量 要小， 并要 做好 方位, 流向 标志。
8	省 煤 器	省煤器割管 检查	d)取水冷壁管垢样，进行化学成分分析。 ① 割管要求 a)省煤器入口管必须割管(包含监视管)，检查进口 和水平段下部的氧腐蚀程度、结垢量； b) 省煤器须割管两根其中一根应是监视管，应割取易发生 腐蚀的部位管段，如入口的水平段或飞厌磨蚀的管，检查 氧腐蚀程度、结垢量。 c)管样割取长度，锯割时至少0.5m，火焰切割时至 少1m。 d)查省煤器联箱内的颜色，有无黄点及分布位路和 面积联箱内若有铁渣堆积，清理并称重； e)后续测定垢量、腐蚀坑数量、深度，并计算腐蚀速 度有无腐蚀，积水情况； 按水冷壁管的标识、加工及管样制取与分析要求对 省煤器割管的标识、加工及管样制取，对垢量测量并分	取回 的管 段修 去毛 刺，按 背、向 火侧 锯为 两半, 进行 垢量
9	过 热 器	1m。 过热器割管 无积 检查	析化学成分。 ① 割管要求 a)根据需要割取1根~2根过热器管，并按以下顺序选 择割管部位：首先选择會经发生爆管及其附近部位，其次 选择管径发生胀粗或管壁颜色有明显变化的部位，最后 选择烟温高的部位。 b)管样割取长度，锯割时至少0.5m，火焰切割时至少 ②检查过热器管的颜色内，有无积盐，立式弯头处有 水、腐蚀。对微量积盐用pH试纸测pH值。积盐较多时应 进行化学成分分析。 ③根据平时汽水品质及汽包检查情况决，管内外观 和积盐结垢情况现场确定割管位路作进一步的检查。 检查高温段过热器、烟流温度最高处氧化皮的生成 状况，测量氧化皮厚度，记录脱落情况。 ③按水冷壁管的标识、加工及管样制取与分析要求对 过热器管管样进行加工，并进行表面的状态描述。对垢	的测 量和 腐蚀 坑的 检查。 另并 保留 一段 管样 至下 次A 修

cs

			量测量并分析化学成分。
1 0		高压缸	①检查调速级以及随后数级叶片有无机械损伤或坑点 。对干机械损伤严重或坑点较深的叶片应进行详细记录 包括损伤部位、坑点深度、单位面积的坑点数量（个/cm 2)等，并与历次检查情况进行对比。 ②检查记录各级叶片及隔板的积盐情况，对沉积量较 大的叶片，用硬质工具刮取结垢量最大部位的沉积物， 进行化学成分分析。计算单位面积的沉积量，测量方法 见附录F。 ③用除盐水润湿pH试纸，粘贴在各级叶片结垢较多的 部位，测量pH值。 ④定性检测各级叶片有无铜垢。 ①检查前数级叶片有无机械损伤或坑点。对干机械损	汽轮 机验 收标 准① 中低 压缸 的腐 蚀及 磨损 痕迹
1 1 汽 机 设	汽 机 本 体 系 统( 合	中压缸 部位，测量pH值。	伤严重或坑点较深的叶片应进行详细记录，包括损伤部 位、坑点深度、单位面积的坑点数量（个/cm2等，并与历 次检查情况进行对比。 ②检查记录各级叶片及隔板积盐情况，对沉积量较大 的叶片，用硬质工具刮取结垢量最大部位的沉积物，进 行沉积物化学成分分析。计算单位面积的沉积量。 ③用除盐水润湿pH试纸，粘贴在各级叶片结垢较多的	酌情 处理 完毕 ; ②转 子、 隔板 锈蚀 垢物 彻底 清理
备 检 查 1 2	给 水 泵 汽 轮 机)	低压缸	④定性检测各级叶片有无铜垢。 ①检查记录各级叶片及隔板的积盐情况，对沉积量较 大的叶片，用硬质工具刮取结垢量最大部位的沉积物， 进行沉积物化学成分分析。计算单位面积的沉积量。 ②用除盐水润湿pH试纸，粘贴在各级叶片结垢较多的 部位，测量pH值。 ③检查并记录末级叶片的水蚀情况。	干净 ; ③主 汽门 、调 速汽 门的 门芯 、门
1 3		其它	①对主汽门、调速汽门的门芯、门杆、阀座和滤网等处 要检查有无积盐和高温氧化铁皮存在，记录其部位和大 致厚度； ②主汽门，调速汽门，高中压转子及各级隔板、隔板静 叶片和喷嘴的积盐和腐蚀情况进行检查和采取垢样，后 续计算积盐量和进行盐 垢的化学成分分析	杆、 阀座 的氧 化铁 皮清 理干 净， 滤网 已清 理。
凝 1 汽 4 器	凝 汽 器、 空 冷	凝汽器及空生 查	①检查凝汽器、空冷器水室淤泥、杂物的沉积及微生物」凝汽 生长、附着情况。 冷器水侧检②检查凝汽器管、空冷器管口冲刷、污堵、结垢和腐蚀 情况。检查管板防腐层是否完整。 ③检查凝汽器水室内壁、内部支撑构件的腐蚀情况。	器、空 冷器 验收 标准

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1 5		器 检 查		①检查凝汽器、空冷器水室及其管道的阴极（牺牲阳极 )保护情况。 ③记录凝汽器灌水查漏情况。 ③检查凝汽器、空冷器如有结垢，要测其厚度、色泽、 分布状态并做成分分析；去垢后，垢下有无脱锌腐蚀，如 为点腐蚀，记录点、深度和密度（个/cm2	：沉 积物 、杂 物已 清理 干净 ，积 垢已	清除 。
				)；如为层状脱锌，要测量脱锌厚度。 检查入口端管口有无冲蚀现象：内部隔板处有无磨 损或腐蚀；堵管情况，记录堵管根数，在断面上标明位路 以便两次大修对比，了解泄漏的发展趋势； ①检查顶部最外层凝汽器管有无砸伤、吹损情况，重点
				管。 凝汽器汽侧裂纹情况。 检查			检查受汽轮机启动旁路排汽、高压疏水等影响的凝汽器 ②检查最外层管隔板处的磨损或隔板间因振动引起的 ③检查凝汽器管外壁腐蚀产物的沉积情况。
							④检查凝汽器壳体内壁锈蚀情况。 ③检查凝汽器底部沉积物的堆积情况。 ③检查空抽区部位封闭板是否严密、有氨蚀的管子分 布范围，热井是否干净 ①测量单位面积的结垢量。
1 6		凝汽器、空 冷器管内表 面检查	进行化学成分分析。 ①检查除氧器内壁有无腐蚀损坏，内部多孔板装置是	②检查管内外表面的腐蚀情况。若凝汽器管腐蚀减薄 严重或存在严重泄漏情况，则应进行全面涡流探伤检查 ③管内沉积物的沉积量在评价标准二类及以下时，应 验收
1	其	除 氧 除氧器检查 器 低压加热器	③检查除氧头内壁颜色及腐蚀情况 显、底部沉积物的堆积情况。	否完好，喷头有无脱落。 ②给水箱底部有无沉积物、有无腐蚀； ④检查除氧水箱内壁颜色及腐蚀情况、水位线是否明 ①检查水室换热管端的冲刷腐蚀和管口腐蚀产物的附	标准 :沉 积物 、杂 物己 清理 干净 ，积
1 8	它 设 备 检 查	、高压加热 器检查	泥沉积情况。	着情况，水室底部沉积物的堆积情况； ②若换热管腐蚀严重或存在泄漏情况，应进行汽侧上 水查漏，必要时进行涡流探伤检查。 ①检查汽轮机主油箱、密封油箱内壁的腐蚀和底部油	垢己 清除 。 验收 标准 :沉 积物
1 9	油 系 统	汽轮机油系 统（包含汽 泵)		②检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况，有无积垢、污堵 若有结垢取样进行化学成分分析。 ③检查冷油器油侧和油管道油泥附着情况， 若存在油泥应对油泥取样进行化学分析。	、杂 物己 清理 干净 ·

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循 环 水 系 统	循环水冷却 系统 o	①检查结垢和污泥沉积情况，根据具体情况分析取样 分析沉积物的化学成分 ②检查塔内填料沉积物附着、支撑柱上藻类附着、水泥 沉积 构件腐蚀、池底沉积物及杂物情况。 物杂 ③检查冷却水管道的腐蚀、生物附着、黏泥附着等情况 ①检查冷却系统防腐（外加电流保护牺牲阳极保护或 防腐涂层保护)情况。冷却塔淋水填料层、分配槽和水塔 底部检查清理。
泵 类	循环水泵， 给水泵，凝 泵叶轮 真正空泵冷	物清 理干 净 已彻 检查腐蚀结垢情况，有无沉积物，若存结垢、沉积物取样 底防 进行化学分析。 腐除 垢
其 它 换 热 器	取样冷却器分分析。 查、离子交各种树脂性能使用情况，判断是否需要更换。 换器	①真正空泵冷却器、化学取样冷却器冷却水侧检查腐 沉积 却器、化学蚀泄漏情况，有无积垢、污堵，若有结垢取样进行化学成 物杂 物清 冷却水侧检②分析阳离交换器、阴离子交换器、混合离子交换器内 理干 净

负责对大修后机组12个月内运行期间出现的异常情况进行分析并提供解决方案。
附件3:
热电厂水、油、垢样及树脂委托检测技术要求
一、委托检测内容
1)新油、运行油油质全分析;
2)循环水、补充水和生水中硫酸盐检测;
3)循环水、补充水、生水和三台过滤器有机物吸附率的检测;
4)给水T0Ci的试验检测;
5)锅炉管样及汽轮机叶片垢质全分析;
6)锅炉管样垢量检测;
7)树脂验收、报废检测。
二、技术标准
依据国家及电力行业标准:GB11120-2011、GB/T14541-2017、DL/T502-2006、
DL/T1151-2012、DL/T1115-2019、DL/T1358-2014、DL/T519-2014开展相关试验检测工作。
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三、资质要求
1、由于我厂水、油、大宗材料及大修垢样分析等定期监督检验项目,主要针对火电机
组检测样品、且具有涵盖样品范围较广、监测分析项目宽泛的特点,因此检测单位需具有
电力行业相关检测验证能力,并能开展全部相关检测项目。提供检验检测机构资质认定证
书及检测能力表。
2、为保证样品分析的公正性及准确性,避免样品检测项目出现检测误差、漏检、造假
等问题。需满足如下要求:
1)检验检测单位报告盖章应与检验检测单位证照一致;
2)检测单位需具备实验室相关认证,包括CMA、CNAS实验室认证;
3)具有三年及以上相关业绩;
4)检测人员具有相关人员能力认证。
3、由于我厂检测样品中,涉及水样TOCi、COD及树脂等样品,此类样品需要取样后短
时间内检测,防止样品受空气影响测定指标,因此需要检测单位所处区域离我厂距离为水
样送检当日可以抵达48小时内可开展相关检测。
后附需监测项目及数量统计表,投标单位需满足全部项目检测能力。因监测计划随生
产实际情况有变动,所以检测费用以实际发生项目数量进行结算。未发生项目不予支付检
测费。
表1:检测项目

序号	项目名 称	监督内容	检测项目	年监测数量	备注
1	水分析	循环水、补 充水分析	硫酸盐	24	样品监测 数量以实 际送检情 况为准, 以实际发 生的检测 项目支付 检测合同 费用。
			COD
		生水分析	硫酸盐	4
			COD 三台过滤器
		有机物吸附 率	COD	24
			给水	TOCi		8
垢分析	水冷壁管		垢质全分析	2
			垢量	4
2	省煤器管	垢质全分析	1
		垢量		2
	过热器	垢质全分析	1
		垢量	6

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		锅炉汽包	垢质全分析
		汽轮机叶片	垢质全分析	1 1
3 4		001*7	含水率
			体积交换容量			每项4个
		含铁量 圆球率
		报废树 脂				每项4个
			强型基团容量 下降率
			含水率
			圆球率 201*7
			含铁量
			工作交换容积 下降率
			有机物含量
			运动粘度
			闪点
			液相锈蚀
油分析	新汽轮机油 全分析	破乳化度	每项1个 样品监测 数量以实 际送检情
		水分
		空气释放值
		泡沫特性
		粘度指数
		清洁度
		酸值 倾点
		密度
新汽轮机油 单项 运行汽轮机 油全分析		旋转氧弹	况为准， 以实际发 生的检测 每项1个 项目支付 检测合同 费用 每项1个
		抗氧化剂含量
		运动粘度
		闪点
		液相锈蚀
		破乳化度
		水分 空气释放值
		泡沫特性
	酸值

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			倾点
			运行汽轮机 油单项	旋转氧弹 1
验收新 5 树脂	001*7 201*7	全交换容量
		体积交换容量
		含水率
		湿视密度
		湿真密度
		每项1个 有效粒径
		均一系数
		范围粒度
		下限粒度 渗磨圆球率
		强型基团容量
	体积交换容量 含水率
	湿视密度
	湿真密度
	每项1个 有效粒径
均一系数
	范围粒度 下限粒度
	渗磨圆球率

附件4:
热电厂机组在线化学仪表整机检验技术要求
一、委托检测内容
热电厂1号、2号汽轮机,1号~4号锅炉在线化学仪表的整机检验
二、技术标准
DL/T677-2018发电厂在线化学仪表检验规程
三、具体工作内容
表1 待测在线化学仪表统计表

仪表类型	采样点部位	仪表生产厂家
电导率表17台 （13台为氢电导率表，4 台为电导率表)	1号2号给水CC	成都新三可仪器有限公 司
	1号2号3号4号炉饱和蒸汽CC

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	1号2号3号4号炉过热蒸汽CC
	1号2号机凝结水CC
	1号2号3号4号炉水SC
	热网返回水CC
	pH表6台	1号2号给水	成都新三可仪器有限公 司
1号2号3号4号炉水
溶解氧表4台	1号2号给水
	2号机凝结水
	1号机凝结水
备注：CC为氢电导率测量，SC为电导率测量

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