火电厂化学监督存在的问题与思考
摘要：本文结合电力生产实际提出了火电厂化学监督管理和化学技术方面存在的问题及由此暴露出的安全生产隐患，并针对这些问题进行了思考，提出了一些想法和建议。
关键词：火电厂；化学监督；问题；对策
近几年，随着火力发电厂相继开展达标、创一流、安全性评价等一系列活动，随着大容量、高参数机组逐渐承担起主力发电任务，各级领导和专业技术人员提高了对化学监督工作的认识，从思想上和行动上更加重视化学监督工作，才使得化学监督管理工作和化学技术水平得到了改善和进一步提高，保证了机组安全发电和迎峰度夏工作的顺利进行。但是化学监督过程中仍然暴露出一些问题，安全生产隐患仍然存在，不得不引起大家的高度重视。
1 监督管理方面
1.1 新厂新体制
进入90年代以后，特别是引进机组和管理模式以后，许多新建电厂的化学管理打破了原来维持几十年的分场制，变集中管理为分散管理，化学专业人员按工作性质分散到了不同的职能部门。但不管体制如何变化，根据电力技术监督的特点，为保证监督的有效性必须具备完整的标准体系、组织体系和管理体系等，必须实现监督管理的闭环运作，才能保证其在电力生产过程中不出现漏监、误监和失控现象，才能为电力安全生产保驾护航。
1.2 厂网分开
2002年年底电力体制改革进入到实质性阶段，真正实行了厂网分开，各火力发电厂分别划归了不同的发电公司，技术监督的管理体制和模式有可能发生大的变化，但技术监督职能不能削弱，应注重区域化技术监督的管理和监督人员的素质培养，提高各发电企业化学技术人员的业务水平和操作技能。 2 化学技术方面
2.1 化学除盐系统
一方面由于设计余量大和机组负荷低等原因，使得许多电厂的化学除盐系统利用率降低，大部分电厂的离子交换设备都是间断运行，不仅酸碱耗高，而且浪费大量水资源。另一方面部分电厂对除盐系统重视不够，认为只要能制出合格的除盐水就行了，根本不去考虑技术进步和运行成本，致使酸碱用量大增，个别设备酸碱耗甚至达到90g/mol。除此之外，大量的废酸废碱外排，也造成严重的环境污染。
另外，由于除盐水制备和锅炉用水之间存在时间差，除盐水在除盐水箱内与空气长期接触，吸入大量二氧化碳，致使除盐水在水箱内的污染加剧，根据现场运行调研，混床出水电导率均小于0.2μs ／cm （国标），一般维持在0.07-0.08μs ／cm 的水平，但除盐水泵出水的电导率却多在0.5-0.6μs ／cm ，甚至更大，
这就是说我们供给锅炉的水并不是我们制出的质量非常好的水。
第三，由于水体污染和再生用药品中的杂质含量和种类难以控制，导致树脂污染的情况不能忽视，特别是某些情况下，由于生产厂家或运输单位不了解电力生产过程和要求，运送再生用酸碱时采用同一容器，致使酸碱药品在源头就发生了交叉污染。另外按照国标验收，酸碱中的微量杂质无法确定，在主要指标都合格的情况下，仍然影响制水质量。我省曾出现按国标验收新购置的盐酸和氢氧化钠，所有指标都合格，但就是阳床出水钠不合格或阴床出水铜含量偏高，从而导致整个热力系统铜偏大。结果经分析发现一例为氢氧化钠中铜含量明显偏高。如表1。
之后电厂经过更换铜含量较小的药品，除盐
水及水汽系统的铜含量很快就降了下来。另一例则是用装碱的罐车直接装酸，结果造成阳床出水钠含量偏大。由此可见，虽然国家标准没有规定树脂再生液及二级除盐水的铜含量指标，但含铜或其它杂质较高的再生液足以污染除盐水，以致于污染整个水汽系统。
第四, 炉水调整用药有时变成了污染源。随着火力发电机组向高参数、大容量发展，对水汽品质的要求越来越高，特别是对微量阴离子的要求越来越高。前面我们在除盐系统花许多精力才制出了几乎接近纯水的除盐水，可是到了炉水我们又为了防腐添加各种药剂，如果使用的药品质量不好，其带入炉水的杂质离子量，会远远超过水中残留的量。即使采用分析纯药品，若质量不好，其中的微量
离子含量也足以使整个水汽系统的氯离子超标。表2一组数据足以说明这个问题。
采用表中的分析纯磷酸三钠进行炉水调整，则炉水氯离子含量达到10mg/L 以上，远远超过国家标准。
2.2水汽品质合格率与热力设备积盐结垢
图1 水汽品质总合格率表3 几台机组水冷壁和汽轮机结垢积盐情况
从图1中可以看出除2000年C 厂#3机组（基建后试运行）外各机组水汽品质总合格率相差不大。但表3表示的各机组间水冷壁结垢和汽轮机积盐速率却存在明显差别。图2-4表示的典型的汽轮机叶片检查情况也足以说明它们的差别。图2为C#3机叶片，图3为A#1机叶片，图4为B#2机叶片。从图中可以看出：图1和图3的叶片均有明显的积盐结垢现象，而图2的叶片却非常干净。
由此可见，单单用水汽品质合格率来评价热力设备积盐结垢情况很不全面，日常监督中应将按国标统计的水汽品质合格率与监督指标的检测值联合起来分析，才能有效反映真实的水汽质量。因此必须提高对水汽监督指标和其质量标准的认识，确实做好水汽品质期望值控制工作，才有可能进一步降低热力设备的积盐结垢速率。
2.3热力设备腐蚀问题突出
近几年，通过热力设备检查，先后发现了汽轮机叶片积盐、汽轮机叶片定性检验PH 偏低、水冷壁管点蚀、凝汽器铜管水侧点蚀、汽侧磨蚀或明显腐蚀、汽包内旋风分离器表面有蚀坑或出现条状腐蚀以及汽包封头内表面出现凹坑等腐蚀或异常现象。但对各机组的常规检测和监督项目进行分析，又没有发现明显的异常现象。
与此同时，还发现水冷壁管结垢量普遍不高，即使是汽轮机叶片积盐较明显的机组，水冷壁结垢量也不高，往往是酸洗年限已到，而垢量还差的很远，有时还达不到《化学清洗导则》规定的一半。
2.4汽包水位控制问题难以解决
近几年的检修检查，均发现汽包水位普遍偏高，特别是亚临界参数的机组。汽包水位过高，会使蒸汽带水量增大。对于一同台锅炉来说，汽包直径大小是固定的，若水位上升，汽包上面的汽空间高度就必然减小，这就会缩短水滴飞溅到蒸汽引出管口的距离，不利于水汽自然分离，从而使蒸汽湿分增大；另外，当锅炉负荷、压力等参数变化时，也引起水位波动，特别当锅炉压力骤然下降时，由于水的沸点下降，炉水会发生急剧的沸腾，产生大量蒸汽泡，不仅由汽泡破裂而产生的小水滴增多，而且水位膨胀现象也大大加剧，更加减小汽泡上部的汽空间，造成汽水分离效果差，蒸汽湿分增大，严重时出现蒸汽带水现象，这样浓缩于汽包炉水中的杂质将随蒸汽带入后续热力设备中，引起过热器、再热器、汽轮机等的积盐腐蚀，从而导致过热器、再热器超温爆管、汽轮机因积盐而带不满负荷等恶性事故发生。
通过与相关专业探讨，发现制造厂提供的汽包水位校验装置很少有单位真正使用，热工校验汽包水位仅限于就地水位计、双色水位计、差压变送器之间的互相印证，而没有和汽包内实际运行水位进行过比较。
2.5凝结水精处理系统
相比之下，凝结水精处理系统的问题更多，主要表现在：1）对凝结水精处理认识不足，许多单位认为只要水汽品质合格，就可以不投凝混床，或者仅在凝汽器泄漏和机组启动初期投用。2）设计和设备缺陷多。有的机组由于系统设计
问题造成凝结水处理水量仅达到总凝结水量的20-30%，显然不能满足亚临界机组对水汽品质的要求。有的机组则是凝混床间或凝混床内流量分配严重不均，导致凝混床偏流，影响出水水质，缩短运行周期。有的机组没有设计备用凝混床，即使化学人员再努力，凝结水总不能全程全量处理。3）凝混床树脂污染问题时有发生，有来自热力系统本身的，也有来自再生用化学药品的。4）氢型运行凝混床出水电导率按国标要求需要用氢导来监测，而当凝混床出水氢导>0.1μs/cm 时，炉水氯离子含量已经明显增大了。
2.6发电机内冷水水质调整
图5、图6表示了发电机内冷水PH 和Cu2002年平均合格率分布情况。从图中可以看出发电机内冷水水质问题最多，近年来虽然有许多机构研制开发内冷水调整方法或处理工艺，但对解决双水内冷机组存在的问题还显得十分不足。
图5 发电机内冷水PH 合格率分布情况311718100%90-100%80-90%70-80%70%以下 图6 发电机内冷水铜合格率分布情况253614100%90-100%80-90%70-80%70%以下
2.7凝汽器泄漏与维护
自《安徽省火电厂凝汽器铜管管理条例》和《华东电网火电厂凝汽器管材管理办法》实施以来，各级领导和专业技术人员对凝汽器的认识进一步加强了，对新铜管质量把关和检修时进行涡流探伤方面的工作给予了充分的重视，但凝汽器运行维护和停备用保护方面的工作时有欠缺。采用牺牲阳极保护的机组有的阳极块本身呈疏饼状，或片状脱落，或粉状脱落，有的卡在铜管管口，有的吸附在管板上，粉末状的则沉积在铜管内部，反而产生了负面影响。
另外，对近年来凝结水检测指标进行分析，发现凝水硬度的分析结果与凝汽器泄漏不符，而凝水氢导和钠的变化趋势则与凝汽器泄漏基本一致。随着检测技术的发展和检测仪器的更新换代，选择凝水氢导或钠进行检测，更能及时准确的发现凝汽器泄漏，特别是微漏。
2.8化学仪表准确度问题
化学仪表的准确度一直是大家最关心的问题，也受到了各级领导和专业人员的重视。当前样水温度和流量仍然是制约在线化学仪表测量准确性的重要因素。以往大家普遍重视超温现象，大部分电厂通过集中取样架改造已消除了样水超温的问题。但冬季样水温度偏低造成在线化学仪表测量误差增大又成了主要问题。根据近两年我所检验的仪表情况来看，新购仪表有近30%不合格，而现场普遍使用的电导率表和PH 表的比对校验合格率也只有79.3%和77.6%。在不合格仪表中温补系统不合格的又占不合格表计的80%。由此可见，建立一套完整的电厂化学仪表验收、校验和标准传递体系多么必要。
2.9停用保护问题
目前，我省大部分机组采用十八胺和热炉放水的方法进行停备用保护，由于机组停备用时间有时难以掌握，致使出现连续向炉内投加十八胺的现象，有时为了取得明显的憎水性效果，也出现大剂量投加十八胺的现象。十八胺保护技术目前还不是十分成熟，特别是带有凝结水精处理设备的电厂采用时更应小心谨慎。由于其造成凝混床树脂污染，所以有些电厂在启动初期为保护凝混床树脂不受污染往往解列凝混床，而这正好与设计凝混床的初衷之一相违背。
2.10两个特例
我省有两台亚临界机组出现特别现象，其中一台300MW 机组自投运以来，近三年的时间，一直存在低负荷时蒸汽钠偏大甚至超标现象，几乎每天维持2-3个小时。经过多方努力，仍然找不到原因，这种现象至今还存在。另一台600MW 机
组则存在炉水水质“过好”的现象，有时其炉水电导率甚至比除氧器出水电导率还低。炉水二氧化硅一般也维持在较低的水平，有时比同类机组的蒸汽品质还要好，但其水冷壁结垢率和汽轮机积盐率且远比其它机组要高。
3 对几个问题的思考
由于上述问题的存在，促使我们有针对性的进行了思考，提出了以下一些想法或建议，希望完善和健全适应目前形势的化学监督体系，更好地为电力生产的安全高效服务。
（1）应建立完善可靠的监督体系。技术监督是保证电力生产安全与否的基础，无论体制如何变化，为保证监督的有效性都必须具备完善可靠的标准体系、组织体系和管理体系等，从而奠定电力生产安全的基础。
（2）完善电厂化学药品检验制度，补充建立药品验收标准，特别是关于微量杂质的标准。
（3）按国标统计的水汽品质合格率需要与监督指标的检测值联合起来分析，才能有效反映真实的水汽质量。因此必须提高对水汽监督指标和其质量标准的认识，确实做好水汽品质期望值控制工作，才有可能进一步降低热力设备的积盐结垢速率。
（4）应组织相关专业联合公关，确定准确测量汽包水位的标准和准确判断汽包水位的方法。
246 中国科协 2004 年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会 2004 年学术年会论文集 中国• 海南
（5）GB 12145-1999中凝混床出水电导率的标准应区分氢型运行和氨型运行，氢型运行的凝混床采用直接电导率更合适。
（6）建立一套完整的电厂化学仪表验收、校验和标准传递体系。
（7）尽快制订凝汽器使用维护导则。
火电厂化学监督存在的问题与思考
摘要：本文结合电力生产实际提出了火电厂化学监督管理和化学技术方面存在的问题及由此暴露出的安全生产隐患，并针对这些问题进行了思考，提出了一些想法和建议。
关键词：火电厂；化学监督；问题；对策
近几年，随着火力发电厂相继开展达标、创一流、安全性评价等一系列活动，随着大容量、高参数机组逐渐承担起主力发电任务，各级领导和专业技术人员提高了对化学监督工作的认识，从思想上和行动上更加重视化学监督工作，才使得化学监督管理工作和化学技术水平得到了改善和进一步提高，保证了机组安全发电和迎峰度夏工作的顺利进行。但是化学监督过程中仍然暴露出一些问题，安全生产隐患仍然存在，不得不引起大家的高度重视。
1 监督管理方面
1.1 新厂新体制
进入90年代以后，特别是引进机组和管理模式以后，许多新建电厂的化学管理打破了原来维持几十年的分场制，变集中管理为分散管理，化学专业人员按工作性质分散到了不同的职能部门。但不管体制如何变化，根据电力技术监督的特点，为保证监督的有效性必须具备完整的标准体系、组织体系和管理体系等，必须实现监督管理的闭环运作，才能保证其在电力生产过程中不出现漏监、误监和失控现象，才能为电力安全生产保驾护航。
1.2 厂网分开
2002年年底电力体制改革进入到实质性阶段，真正实行了厂网分开，各火力发电厂分别划归了不同的发电公司，技术监督的管理体制和模式有可能发生大的变化，但技术监督职能不能削弱，应注重区域化技术监督的管理和监督人员的素质培养，提高各发电企业化学技术人员的业务水平和操作技能。 2 化学技术方面
2.1 化学除盐系统
一方面由于设计余量大和机组负荷低等原因，使得许多电厂的化学除盐系统利用率降低，大部分电厂的离子交换设备都是间断运行，不仅酸碱耗高，而且浪费大量水资源。另一方面部分电厂对除盐系统重视不够，认为只要能制出合格的除盐水就行了，根本不去考虑技术进步和运行成本，致使酸碱用量大增，个别设备酸碱耗甚至达到90g/mol。除此之外，大量的废酸废碱外排，也造成严重的环境污染。
另外，由于除盐水制备和锅炉用水之间存在时间差，除盐水在除盐水箱内与空气长期接触，吸入大量二氧化碳，致使除盐水在水箱内的污染加剧，根据现场运行调研，混床出水电导率均小于0.2μs ／cm （国标），一般维持在0.07-0.08μs ／cm 的水平，但除盐水泵出水的电导率却多在0.5-0.6μs ／cm ，甚至更大，
这就是说我们供给锅炉的水并不是我们制出的质量非常好的水。
第三，由于水体污染和再生用药品中的杂质含量和种类难以控制，导致树脂污染的情况不能忽视，特别是某些情况下，由于生产厂家或运输单位不了解电力生产过程和要求，运送再生用酸碱时采用同一容器，致使酸碱药品在源头就发生了交叉污染。另外按照国标验收，酸碱中的微量杂质无法确定，在主要指标都合格的情况下，仍然影响制水质量。我省曾出现按国标验收新购置的盐酸和氢氧化钠，所有指标都合格，但就是阳床出水钠不合格或阴床出水铜含量偏高，从而导致整个热力系统铜偏大。结果经分析发现一例为氢氧化钠中铜含量明显偏高。如表1。
之后电厂经过更换铜含量较小的药品，除盐
水及水汽系统的铜含量很快就降了下来。另一例则是用装碱的罐车直接装酸，结果造成阳床出水钠含量偏大。由此可见，虽然国家标准没有规定树脂再生液及二级除盐水的铜含量指标，但含铜或其它杂质较高的再生液足以污染除盐水，以致于污染整个水汽系统。
第四, 炉水调整用药有时变成了污染源。随着火力发电机组向高参数、大容量发展，对水汽品质的要求越来越高，特别是对微量阴离子的要求越来越高。前面我们在除盐系统花许多精力才制出了几乎接近纯水的除盐水，可是到了炉水我们又为了防腐添加各种药剂，如果使用的药品质量不好，其带入炉水的杂质离子量，会远远超过水中残留的量。即使采用分析纯药品，若质量不好，其中的微量
离子含量也足以使整个水汽系统的氯离子超标。表2一组数据足以说明这个问题。
采用表中的分析纯磷酸三钠进行炉水调整，则炉水氯离子含量达到10mg/L 以上，远远超过国家标准。
2.2水汽品质合格率与热力设备积盐结垢
图1 水汽品质总合格率表3 几台机组水冷壁和汽轮机结垢积盐情况
从图1中可以看出除2000年C 厂#3机组（基建后试运行）外各机组水汽品质总合格率相差不大。但表3表示的各机组间水冷壁结垢和汽轮机积盐速率却存在明显差别。图2-4表示的典型的汽轮机叶片检查情况也足以说明它们的差别。图2为C#3机叶片，图3为A#1机叶片，图4为B#2机叶片。从图中可以看出：图1和图3的叶片均有明显的积盐结垢现象，而图2的叶片却非常干净。
由此可见，单单用水汽品质合格率来评价热力设备积盐结垢情况很不全面，日常监督中应将按国标统计的水汽品质合格率与监督指标的检测值联合起来分析，才能有效反映真实的水汽质量。因此必须提高对水汽监督指标和其质量标准的认识，确实做好水汽品质期望值控制工作，才有可能进一步降低热力设备的积盐结垢速率。
2.3热力设备腐蚀问题突出
近几年，通过热力设备检查，先后发现了汽轮机叶片积盐、汽轮机叶片定性检验PH 偏低、水冷壁管点蚀、凝汽器铜管水侧点蚀、汽侧磨蚀或明显腐蚀、汽包内旋风分离器表面有蚀坑或出现条状腐蚀以及汽包封头内表面出现凹坑等腐蚀或异常现象。但对各机组的常规检测和监督项目进行分析，又没有发现明显的异常现象。
与此同时，还发现水冷壁管结垢量普遍不高，即使是汽轮机叶片积盐较明显的机组，水冷壁结垢量也不高，往往是酸洗年限已到，而垢量还差的很远，有时还达不到《化学清洗导则》规定的一半。
2.4汽包水位控制问题难以解决
近几年的检修检查，均发现汽包水位普遍偏高，特别是亚临界参数的机组。汽包水位过高，会使蒸汽带水量增大。对于一同台锅炉来说，汽包直径大小是固定的，若水位上升，汽包上面的汽空间高度就必然减小，这就会缩短水滴飞溅到蒸汽引出管口的距离，不利于水汽自然分离，从而使蒸汽湿分增大；另外，当锅炉负荷、压力等参数变化时，也引起水位波动，特别当锅炉压力骤然下降时，由于水的沸点下降，炉水会发生急剧的沸腾，产生大量蒸汽泡，不仅由汽泡破裂而产生的小水滴增多，而且水位膨胀现象也大大加剧，更加减小汽泡上部的汽空间，造成汽水分离效果差，蒸汽湿分增大，严重时出现蒸汽带水现象，这样浓缩于汽包炉水中的杂质将随蒸汽带入后续热力设备中，引起过热器、再热器、汽轮机等的积盐腐蚀，从而导致过热器、再热器超温爆管、汽轮机因积盐而带不满负荷等恶性事故发生。
通过与相关专业探讨，发现制造厂提供的汽包水位校验装置很少有单位真正使用，热工校验汽包水位仅限于就地水位计、双色水位计、差压变送器之间的互相印证，而没有和汽包内实际运行水位进行过比较。
2.5凝结水精处理系统
相比之下，凝结水精处理系统的问题更多，主要表现在：1）对凝结水精处理认识不足，许多单位认为只要水汽品质合格，就可以不投凝混床，或者仅在凝汽器泄漏和机组启动初期投用。2）设计和设备缺陷多。有的机组由于系统设计
问题造成凝结水处理水量仅达到总凝结水量的20-30%，显然不能满足亚临界机组对水汽品质的要求。有的机组则是凝混床间或凝混床内流量分配严重不均，导致凝混床偏流，影响出水水质，缩短运行周期。有的机组没有设计备用凝混床，即使化学人员再努力，凝结水总不能全程全量处理。3）凝混床树脂污染问题时有发生，有来自热力系统本身的，也有来自再生用化学药品的。4）氢型运行凝混床出水电导率按国标要求需要用氢导来监测，而当凝混床出水氢导>0.1μs/cm 时，炉水氯离子含量已经明显增大了。
2.6发电机内冷水水质调整
图5、图6表示了发电机内冷水PH 和Cu2002年平均合格率分布情况。从图中可以看出发电机内冷水水质问题最多，近年来虽然有许多机构研制开发内冷水调整方法或处理工艺，但对解决双水内冷机组存在的问题还显得十分不足。
图5 发电机内冷水PH 合格率分布情况311718100%90-100%80-90%70-80%70%以下 图6 发电机内冷水铜合格率分布情况253614100%90-100%80-90%70-80%70%以下
2.7凝汽器泄漏与维护
自《安徽省火电厂凝汽器铜管管理条例》和《华东电网火电厂凝汽器管材管理办法》实施以来，各级领导和专业技术人员对凝汽器的认识进一步加强了，对新铜管质量把关和检修时进行涡流探伤方面的工作给予了充分的重视，但凝汽器运行维护和停备用保护方面的工作时有欠缺。采用牺牲阳极保护的机组有的阳极块本身呈疏饼状，或片状脱落，或粉状脱落，有的卡在铜管管口，有的吸附在管板上，粉末状的则沉积在铜管内部，反而产生了负面影响。
另外，对近年来凝结水检测指标进行分析，发现凝水硬度的分析结果与凝汽器泄漏不符，而凝水氢导和钠的变化趋势则与凝汽器泄漏基本一致。随着检测技术的发展和检测仪器的更新换代，选择凝水氢导或钠进行检测，更能及时准确的发现凝汽器泄漏，特别是微漏。
2.8化学仪表准确度问题
化学仪表的准确度一直是大家最关心的问题，也受到了各级领导和专业人员的重视。当前样水温度和流量仍然是制约在线化学仪表测量准确性的重要因素。以往大家普遍重视超温现象，大部分电厂通过集中取样架改造已消除了样水超温的问题。但冬季样水温度偏低造成在线化学仪表测量误差增大又成了主要问题。根据近两年我所检验的仪表情况来看，新购仪表有近30%不合格，而现场普遍使用的电导率表和PH 表的比对校验合格率也只有79.3%和77.6%。在不合格仪表中温补系统不合格的又占不合格表计的80%。由此可见，建立一套完整的电厂化学仪表验收、校验和标准传递体系多么必要。
2.9停用保护问题
目前，我省大部分机组采用十八胺和热炉放水的方法进行停备用保护，由于机组停备用时间有时难以掌握，致使出现连续向炉内投加十八胺的现象，有时为了取得明显的憎水性效果，也出现大剂量投加十八胺的现象。十八胺保护技术目前还不是十分成熟，特别是带有凝结水精处理设备的电厂采用时更应小心谨慎。由于其造成凝混床树脂污染，所以有些电厂在启动初期为保护凝混床树脂不受污染往往解列凝混床，而这正好与设计凝混床的初衷之一相违背。
2.10两个特例
我省有两台亚临界机组出现特别现象，其中一台300MW 机组自投运以来，近三年的时间，一直存在低负荷时蒸汽钠偏大甚至超标现象，几乎每天维持2-3个小时。经过多方努力，仍然找不到原因，这种现象至今还存在。另一台600MW 机
组则存在炉水水质“过好”的现象，有时其炉水电导率甚至比除氧器出水电导率还低。炉水二氧化硅一般也维持在较低的水平，有时比同类机组的蒸汽品质还要好，但其水冷壁结垢率和汽轮机积盐率且远比其它机组要高。
3 对几个问题的思考
由于上述问题的存在，促使我们有针对性的进行了思考，提出了以下一些想法或建议，希望完善和健全适应目前形势的化学监督体系，更好地为电力生产的安全高效服务。
（1）应建立完善可靠的监督体系。技术监督是保证电力生产安全与否的基础，无论体制如何变化，为保证监督的有效性都必须具备完善可靠的标准体系、组织体系和管理体系等，从而奠定电力生产安全的基础。
（2）完善电厂化学药品检验制度，补充建立药品验收标准，特别是关于微量杂质的标准。
（3）按国标统计的水汽品质合格率需要与监督指标的检测值联合起来分析，才能有效反映真实的水汽质量。因此必须提高对水汽监督指标和其质量标准的认识，确实做好水汽品质期望值控制工作，才有可能进一步降低热力设备的积盐结垢速率。
（4）应组织相关专业联合公关，确定准确测量汽包水位的标准和准确判断汽包水位的方法。
246 中国科协 2004 年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会 2004 年学术年会论文集 中国• 海南
（5）GB 12145-1999中凝混床出水电导率的标准应区分氢型运行和氨型运行，氢型运行的凝混床采用直接电导率更合适。
（6）建立一套完整的电厂化学仪表验收、校验和标准传递体系。
（7）尽快制订凝汽器使用维护导则。