国电常州发电有限公司(常州电厂)一期为2台超临界600MW燃煤机组，1号机组于2006年4月18日整组起动，5月23日顺利通过168h试运。从基建调试到正常运行生产近半年期间，1号机组水汽品质稳定。超临界机组因其自身特点对化学监督工作提出了很高的要求，本文就超临界600MW机组基建调试中化学监督需要注意的问题进行讨论。
　　
　　1 制定化学监督标准
　　
　　根据工艺流程，超临界600MW机组的化学监督不仅需要考虑生产过程发生的水、气、汽、油、煤的化验和分析，同时，还要提前考虑灰渣、脱硫以及全厂排放废水等环境监测工作，为此，需制订完备的化学监督标准，且所制定的标准必须跟踪化学监督最新技术标准要求。《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量GB/T12145-1999已取代GB12145-89，其中增加了超临界机组有关水汽质量控制标准，但是该标准对具体控制项目的监督周期要求不明确。另外，电厂燃煤成本占发电成本的70以上，煤耗直接关系到全公司的经济效益，煤质化验对于电厂以及煤炭供应单位均极为关键。为避免人为因素的影响，保证实验室化验结果的准确性，应明确燃煤取样、制样和化验分析等各环节的标准，并尽可能使用自动采样装置。
　　
　　2 调试过程的化学监督与管理
　　
　　2.1 设计阶段
　　
　　超临界机组水汽加药系统设计有给水加药和凝结水加药两个加药点，以确保机组在起动和正常运行不同工况下的凝结水管道、给水管道、锅炉和汽轮机所有汽水管道都能得到加药保护。由于超临界600MW机组的凝结水系统都按中压系统设计，正常运行中，该系统压力在3.5MPa左右，除氧器压力在1.0MPa左右，所以在给系统加药时，为避免出现通过给水加药系统短路而使凝结水管道加不进药的问题，以及减少在不同运行工况时的切换操作，最好将这2个加药系统分开设计，以维持给水系统和凝结水系统汽水品质均在合格范围内。
　　
　　600MW机组发电机定子冷却水(定冷水)补水系统是否需设计凝结水补水这一分支，值得讨论。凝结水电导率正常在(4～5)μs/cm左右，对应的pH值在8.8～9.5，而封闭循环系统定冷水的电导率要求在1.5μs/cm以下。所以，一般情况下，这一分支的补水无法使用，尤其在调试阶段对定冷水系统冲洗时更要引起注意，这往往也是定冷水的水质改变较慢而又容易被忽视的一个原因。通常规定，只有在紧急情况下，例如除盐水无法补水或补水来不及时，短时、少量用这一路凝结水作定冷水补水，但是这种做法存在很大风险，运行操作不便控制，稍有不当容易引起水质恶化。
　　
　　2.2 安装阶段
　　
　　超临界机组安装过程中要特别关注锅炉受热面内部的清洁度。笔者的做法是：安装时对锅炉受热面管排及集箱逐一严格进行通球、清扫，对所有集箱全部采用内窥镜进行检查，清除异物；冲管后，对受热面所有的屏式过热器(屏过)集箱及部分高温过热器(高过)集箱进行了割口，采用内窥镜检查，确认没有任何异物。其次，要关注油系统的清洁度，在抗燃油管道安装前先用蒸汽将管道冲洗干净，在安装时再用无水酒精清洗干净；汽轮机润滑油系统安装后使用仪用压缩空气吹扫，这对改善管道清洁度很有效；在随后的油循环冲洗过程中，先将600t/h的大流量滤油机串入系统进行冲洗，在系统恢复后，继续用大流量滤油机对油箱进行滤油；增加对主油箱翻油清理的措施，并在油返回主油箱时用孔径为0.07mm(200目)的尼龙网袋对油进行过滤等，大大提高了油循环冲洗的效率。

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