新疆电力行业
化学技术监督实施细则
新疆维吾尔自治区经济和信息化委员会二○一一年三月
1 总则
1.1 技术监督是保证电网和电力设备长期稳定运行和提高设备健康水平的重要环节，必须依靠标准，利用先进的测试与管理手段，对保证设备健康水平与安全、经济、稳定运行有重要作用的参数与指标进行监督、检查、调整，以确保发供电设备在良好状态或允许范围内运行。为贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，进一步加强技术监督工作，依据《西北电网有限公司技术监督条例》并结合新疆实际特制定本细则。
1.2 技术监督按照依法监督、分级管理、行业归口的原则，从设计审查、设备选型、设备监造、安装、调试、运行、检修、停用及技术改造的电力生产、建设全过程进行技术监督，及时发现和消除各种隐患，防止事故的发生。
1.3 技术监督以质量为中心，以标准为依据，以计量为手段建立质量、标准、计量三位一体的技术监督体系。
1.4本细则适用于电网经营企业和接入电网的发电企业、电力建设单位、送变电工程公司、电力设计院、重要电力用户。
2 监督范围
发供电设备在安装、调试、运行、检修及停备用阶段的水、汽、油、燃料、六氟化硫、氢气等的质量和设备防腐监督；测试方法、化验人员、监督专责资质等。
3 监督内容
3.1 安装、调试阶段的化学监督
3.1.1 新建或扩建机组时，供电、发电企业参加从设备监造、检验、验收直至安装、调试和试运行的全过程化学技术监督工作，做好记录。当发现缺陷和问题时，应及时向有关部门汇报并督促处理。
3.1.2 按照规定要求，做好未安装及投产前的设备防腐保护工作，保证设备、管道防腐层的完整，发现问题及时补救。
3.1.3 凝汽器管安装前应按照行业标准进行涡流探伤、内应力检验。
3.1.4 凝汽器水室和冷却水管道应按要求采取相应得防腐措施。
3.1.5 凝汽器铜管投运前应按DL/T957-2005《火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则》要求进行清洗成膜。
3.1.6 各种水处理材料、药品到货时应进行检验，离子交换树脂的验收必须严格执行
3.1.7 绝缘油、透平油及抗燃油入厂前必须按规程标准抽检，合格后才能入厂。
3.1.8 新建锅炉水压试验必须采用除盐水，用水质量应满足要求。
3.1.9 对蒸汽压力在9.8MPa以上的汽包炉必须进行启动前的化学清洗，清洗质量符合标准要求。
3.1.10 锅炉化学清洗之后距点火时间超出20天，必须采取停炉保护措施，保护方法参照《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》DL/T956－2005中的有关条款进行。
3.1.11 机组调试、启动阶段水汽质量监督
机组启动前的冷态和热态冲洗，冲洗至炉水含铁量小于200μg/L。
3.1.12 蒸汽吹管、机组整套试运行水汽质量应符合《电力建设施工及验收技术规范》》第4部分电厂化学（DL/T5190.4-2004）。
3.2 水汽监督
火电厂水汽监督的主要任务是减缓和防止热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物，提高设备运行的安全经济性，延长使用寿命。
3.2.1 运行阶段各单位可根据机组型式、参数、水处理方式、补给水率及化学仪表等具体情况，按照《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》GB12145-2008和《火力发电厂水汽监督导则》DL/T561-1995，确定监督、监控项目。对运行机组的蒸汽、给水、凝结水、炉水、补给水、减温水、内冷水、疏水、生产回水和循环水进行质量监督。其中除盐水二氧化硅、电导率，给水pH值、溶氧、氨，凝结水硬度，蒸汽钠或硅，炉水磷酸根、pH或（R）值，循环水浓缩倍率或阻垢剂的含量等运行监控、监督项目每班测定次数不少于二次（或3h一次）。100MW及以上机组蒸汽钠或二氧化硅未装连续监测仪表每2h分析化验一次。给水铜、铁的测定每月不少于4次，汽包压力在12.7MPa及以上汽包炉炉水氯离子检测每月不少于1次，异常时增加检测次数，水质全分析每年不少于4次（井水不少于2次）。
水汽质量指标在GB12145-2008中所列标准值均为极限值，各单位根据具体情况，确定本单位的“期望值”，一般取50-70%极限值作为“期望值”，做过热化学试验的机组，可根据试验的结果确定机组的期望值。
3.2.2 备用或检修后的机组投入运行时，必须及时投入除氧器，并使溶氧合格。新除氧器投产后，应进行调整试验，以确定最佳方式，保证除氧效果。给水溶氧长期不合格，应考虑对除氧器结构及运行方式进行改进。
3.2.3 新投入运行的锅炉应进行热化学试验和调整试验，以确定合理的运行方式和水质监控指标。当发生下列情况之一时，应重新进行全面或部分调整试验。
3.2.3.1 改变锅内装置或改变锅炉循环系统后。
3.2.3.2 给水质量有较大改变或改变锅内处理、方式后。
3.2.3.3 发现过热器或汽轮机有盐垢时。
3.2.3.4 水处理设备投产后或设备改进，原水水质有较大改变时，均应进行调整试验。
3.2.4 机组启动时，必须冲洗取样器。按规定调节流量，保持人工取样时样品流量在500-700ml/min及温度在30℃以下。
3.2.5 运行中应定期冲洗取样器，当进行铜、铁查定时，按规定冲洗取样器后再取样。
3.2.6 锅炉启动后，发现炉水浑浊时，应加强锅内处理及排污，必要时采取限负荷、降压、整炉换水等措施，直至炉水澄清。
3.2.7 因凝汽器泄漏引起凝结水或给水质量超过标准时，及时查漏堵漏，同时加强锅内处理与排污，并监视炉水pH值的变化。若继续泄漏，水质急剧恶化时，必须采取降压，限负荷直至紧急停炉措施，以保护设备，防止事故发生。
3.2.8 机组正常运行时，各种水处理药剂必须按要求均匀地加入系统，不得采用瞬间（间断）大剂量的方式加入，应加快实现加药自动化，根据炉水、冷却水水质情况决定排污方式，并严格执行。
3.2.9 对疏水、生产返回水的质量要加强监督，不合格时，不经处理不得直接进入系统，要严格控制厂内汽水损失，机组汽水损失应符合下列要求：
200MW及以上机组不大于额定蒸发量的1.5%
100-200MW机组不大于额定蒸发量的2.0%
100MW以下机组不大于额定蒸发量的3.0%
在综合考虑节能监督和化学监督各项指标的条件下，科学地采取有效措施提高炉水水质，降低锅炉排污率，但不得低于0.3%。
3.2.10 在带负荷冲洗汽轮机叶片时，要监督凝结水的质量，排去比给水质量差的凝结水，当凝结水的质量达到要求时，停止冲洗，恢复正常运行。
3.2.11 水汽质量劣化时的处理
当水汽质量劣化时，应迅速检查取样是否有代表性，化验结果是否正确，并综合分析系统中水、汽质量的变化，确认判断无误后，应立即向本厂领导汇报情况并提出建议。
领导应责成有关部门采取措施，使水、汽质量在允许的时间内恢复到标准值。下列三级处理值的涵义为：
一级处理值----有因杂质造成腐蚀的可能性，应在72h内恢复至标准值。
二级处理值----肯定有因杂质造成腐蚀的可能性，应在24h内恢复至标准值。
三级处理值----正在进行快速腐蚀，如水质不好转，应在4小时内停炉。
在异常处理的每一级中，如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，对于汽包锅炉，恢复标准值的办法之一是降压运行。
“三级处理”时的水质异常值范围见表1、2、3：
表1 凝结水水质异常时的处理
表2 锅炉给水水质异常时的处理
表3 锅炉炉水水质异常时的处理
当出现水质异常情况时，还应测定炉水的含氯量、含钠量、电导率和碱度，以便查明原因，采取对策。
3.2.12做好水的预处理及循环水处理，根据不同情况及处理方式，控制好循环水的各项指标，循环水流速应＞1.0m/s，各种排水水质应符合环保要求。
3.2.13 检修和停备用阶段
3.2.13.1 热力设备大修(即A级检修)的化学检查是考核化学监督实际效果最直观的手段，是化学监督工作的一个重要部分。通过热力设备大修过程中的化学检查发现问题时，应查清隐患的性质、范围和程度，以便采取相应措施，避免发生事故。
3.2.13.2 热力设备检修前化学监督专责人应编写与水、汽质量有关的检查项目和要求(机组大修化学检查记录表编写参照《火力发电厂机组大修化学检查导则》DL/T1115-2009附录B)，对锅炉受热面割管，凝汽器抽管。并会同有关人员在设备检修解体后，对热力设备内部进行详细检查、记录、采样和分析，做出综合判断，针对存在问题提出改进意见。在化学监督检查前，不得清除设备内沉积物，也不得在这些部位进行检修工作。
3.2.13.3 热力设备检修时，应检查除氧器、省煤器、水冷壁、过热器、汽轮机叶片、隔板及凝汽器管的结垢，腐蚀情况，并进行垢量测定。
3.2.13.4 大修结束后，提出大修化学检查报告(报告格式及基本内容参照《火力发电厂机组大修化学检查导则》DL/T1115-2009附录A),大修结束后一个月内，上报电力技术监督中心。建立化学检查的技术档案，并保存管样。
3.2.13.5 热力设备各部位的重点检查内容见表4。热力设备评价标准见表5、表6。
表4 热力设备各部位的重点检查内容
表5 热力设备腐蚀评价标准
表6 热力设备结垢、积盐评价标准
3.2.13.6 清洗单位必须持有电力行业或地方技术监督部门颁发的相应等级的“电力系统动力设备化学清洗许可证”。清洗时做好监督，清洗后做好总结。清洗废液排放应符合环境保护的有关标准。
3.2.13.7 对化学水处理设备、各种水箱及低温管道的腐蚀情况进行定期检查，发现问题及时处理。水箱污脏时应进行清扫，若水箱、排水沟、中和池等的防腐层脱落，应采取补救措施。锅炉化学清洗应根据垢量或运行年限确定，当水冷壁垢量达到表6数值时，应安排化学清洗，对结垢、腐蚀严重的锅炉应立即安排化学清洗。
液态排渣炉、燃油炉应按高一级参数的标准，进口机组参照制造厂规定的标准进行清洗。
表7 锅炉化学清洗参照标准
3.2.13.8 当更换凝汽器管时，应根据部颁《火力发电厂凝汽器管选材导则》DL721－2000合理选材，安装前应检查管材质量。在订货合同中明确规定氨熏试验（检查内应力）按
24小时进行。
3.2.13.9 对新购的每一批大宗循环水药剂应抽样进行药品成份分析。
3.2.13.10 对新建机组、生产机组在药剂或循环水发生改变时，阻垢缓蚀剂使用前应进行药品成份分析、药剂评价及药剂性能（动态模拟和腐蚀评价）试验。
3.2.13.11 对生产机组每年应进行2次药剂性能试验，做到全面掌握各厂循环水运行状况，保证设备的安全运行。
3.2.13.12 对有积盐的过热器应进行反冲洗，冲洗时要监督出水的电导率。
3.2.13.13 热力设备在停、备用期间，必须进行防腐保护；保护期间，定期监督。对于大修和停备用时间超过一个月的锅炉应采用新型保护剂进行保护。
3.2.13.14 加强凝汽器管防腐、防垢、防漏工作，做好胶球系统投运并达到要求的收球率。使用水处理药品要选择既能防腐（特别是点蚀）又能防垢效果好的水质稳定剂。根据具体情况，做好凝汽器水侧的停备用保护，确保管材不发生停用腐蚀。
3.2.13.15 检修或停用的热力设备启动前，应将设备、系统内的管道和水箱冲洗至出水无色透明，以减少结垢性物质进入锅炉及锅内沉积。
3.2.13.16 锅炉检修后水压试验时，要用加有缓蚀剂的除盐水进行，不得使用生水。3.2.13.17为提高水汽质量监督的可靠性、及时性和连续性，火电厂必须配备必要的在线化学仪表。9.8MPa或50MW及以上的机组给水、炉水应配备pH表、电导率表；给水（除氧器出水）凝结水配备溶氧表；补给水、凝结水配备电导率表；12.7MPa及以上机组的主蒸汽应增加硅表、钠表和磷表；其它仪表可视具体情况相继配备。9.8MPa以下机组，视情况配备必要的在线化学仪表；试验室用的仪器、仪表应满足《火力发电厂水汽试验方法标准规程汇编》中的要求，并定期进行检定，在有效期内使用。
3.2.13.18 按照《火电厂在线化学仪表检验规程》DL/T677-2009的要求，加强化学在线仪表检验、校对及失效更换工作。
3.2.13.19 加强对氢站、发电机内氢气纯度和湿度的监督，使各项技术监督指标保持在合格范围内，确保设备安全，发电机充氢和退氢必须通过中间介质置换。
3.3 油务监督
3.3.1 油务监督主要任务是准确、及时对新油、运行中油（气）库存油进行质量检验，为用油部门提供依据，与有关部门采取措施，防止油质劣化，防止油系统管道、油箱腐蚀。及时发现充油电气设备中的潜伏性故障，保证发供电设备安全运行。
3.3.1.1 采用先进、可靠的检测技术和科学的管理方法，加强对汽轮机油、抗燃油、变压器油、开关油、电容器油及六氟化硫气体的质量监督；对磨煤机用油、水轮机用油、给水泵油等其它发供电用转动设备用油也要进行质量监督。
3.3.1.2 对由于各种原因废弃的油或质量标准不符合要求的油，要用适当的方法进行再生处理，恢复其性能，节约用油，降低发供电成本。
3.3.2 新变压器油验收按现行的《变压器油》GB2536-90进行，且增加色谱分析项目，其检测结果符合总烃<20μL/L， H2<10μL/L，C2H2=0的要求；新透平油按《L－TSA汽轮机油》GB11120-89进行质量验收。
3.3.3 新油注入充油电气设备前后控制项目及标准应按现行的《运行变压器油维护管理导则》GB/T14542-2005标准执行，见表8、9。
表8 新油净化后的控制项目及标准
表9 热油循环后的控制项目及标准
3.3.4 新充油电气设备投入前所充变压器油及运行中变压器油、汽轮机油的质量标准，按现行的《运行中变压器油质量标准》GB7595－2008和《电厂用运行中汽轮机油质量标准》GB7596－2008进行质量检验与监督。
3.3.5 电力用油（气）的取样按《电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法》GB/T7597－2007和《电气设备用六氟化硫气体取样方法》DL/T1032-2006执行。
3.3.6 加强电力用油在运行中的维护与管理，确保油质在良好状况下运行，其方法按照《电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则》GB/T14541－2005和《运行中变压器油维护管理导则》GB/T14542－2005执行。
3.3.7 国产抗燃油的验收、运行监督及维护管理应按照行标《电厂用磷酸酯抗燃油运行
与维护导则》DL/T571－2007执行。为确保调速系统不卡涩要求油中颗粒度执行NAS标准，并且≤6级，若不合格，应立即连续滤油，确保油质合格。
3.3.8 汽轮机油的颗粒度要求250MW以下机组NAS分级标准不大于9级，250MW及以上机组NAS分级标准不大于8级，机组运行中若汽轮机油颗粒度不合格，应立即连续滤油，确保油质合格。
3.3.9 运行中汽轮机油和抗燃油应定期送检颗粒度：抗燃油每3个月一次；汽轮机油250 MW及以上机组每3个月一次，200 MW机组每6个月一次，200MW以下机组每年一次。3.3.10 机组A、B级检修时，要合理安排工期，确保油系统的检修质量及冲洗、滤油时间，若颗粒度不合格，不准启机。
3.3.11 分析变压器油中的溶解气体、判断充油电气设备内部故障，按《变压器油中溶解气体和判断导则》DL/T722-2000和《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》GB/T17623－1998执行。投运前及A级检修后应作色谱分析，作为基础数据。
3.3.12 运行中油的防劣措施和混油或补油按照GB/T7595-2008和GB/T7596-2008中的有关规定执行。
3.3.13 变压器、断路器油检测项目及周期见表10、11。
表10 充油电气设备气相色谱分析检测周期
表11 变压器、断路器油常规检测周期和检验项目
3.3.14实行输变电设备状态检修的单位运行中变压器、断路器油例行检测见表12；当设备出现异常或例行试验后怀疑油质有问题时，应进行诊断性试验，试验结果应符合有关标准要求，诊断性试验见表13。
表12 运行中充油设备油例行检测项目和周期
表13 运行中充油设备油诊断性检测项目和说明
3.3.15运行中汽轮机油检测项目及周期见表14。
3.3.16 运行中燃气轮机油检测项目及周期见表15。
3.3.17 运行中抗燃油检测项目及周期见表16。
3.3.18运行中氢冷发电机用密封油检测项目及周期见表17。
表17 运行中氢冷发电机用密封油检测项目及周期
3.3.19运行中发电机用油检测项目及周期见表18。
表18 运行中发电机用油常规检测周期和检测项目
3.3.20水泵及风机用运行油的质量指标及检验周期见表19、20。（参考执行）表19 水泵及风机用运行油的质量指标
表20 水泵及风机用运行油检验周期
3.3.21磨煤机、湿磨机及空气预热器用运行油的质量指标及检验周期见表21、22。（参考执行）
表21 磨煤机、湿磨机及空气预热器用运行油的质量指标
表22 磨煤机、湿磨机及空气预热器用运行油检验周期
3.3.22空气压缩机用运行油的质量指标及检验周期见表23、24。（参考执行）
表23 空气压缩机用运行油的质量指标
表24 空气压缩机用运行油检验周期
3.3.23 在检测过程中发现油质不合格，运行六氟化硫气体微水超标，气相色谱分析发现充油电气设备内部存在潜伏性故障，应在3天内送样到电力技术监督中心复测。
3.4 六氟化硫气体监督
3.4.1 六氟化硫新气监督
3.4.1.1 六氟化硫新气验收应按GB8905-1996、GB12022-2006中的有关规定送有证检测机构进行抽样检验，合格后方可使用。
3.4.1.2 六氟化硫新气在储气瓶内存放半年以上，在充入设备前应复测湿度。
3.4.2 六氟化硫运行气体的质量监督
3.4.2.1 运行中的六氟化硫气体，应按《电力设备预防性试验规程》DL/T596-1996中的有关规定进行检验。以及密度继电器和压力表校验试验，每月至少应记录一次六氟化硫
3.4.2.2 六氟化硫气体的充装
3.4.2.2.1设备充入六氟化硫新气前，应对设备中的残留气体进行湿度检测，当确认合格后，方可缓慢的充入。
3.4.2.2.2充装完毕后，对设备密封处，焊缝以及管路接头进行全面检漏，确认无泄漏则可认为充装完毕。
3.4.2.2.3充装完毕24h后，对设备中气体进行湿度测量，若超过标准，必须进行处理，直到合格。
3.4.2.3 六氟化硫气体设备交接、大修时，应进行设备中六氟化硫气体检测和检漏试验，并检验六氟化硫密度继电器和压力表。
3.4.2.4 六氟化硫气体的控制指标是环境温度为20℃的测定值。严禁在0℃以下的环境温度条件下测试，在其他温度下测得的数值应进行校正。
3.4.3 设备解体时六氟化硫气体监督
3.4.3.1 设备解体大修前，应按《电气设备中六氟化硫气体检验导则》IEC480和DL/T596-1996的要求进行气体检验，设备内的气体不得直接向大气排放。
3.4.3.2 使用过的六氟化硫气体要通过回收装置全部回收，回收的气体应装入有明显标记的容器内以备处理，处理合格后重新使用。
3.4.3.3 六氟化硫电气设备补气时，如不同产地、不同生产厂家的六氟化硫气体需混用时，应参照DL/T596-1996中有关混合气的规定执行。
3.4.4 六氟化硫气体监督与管理按《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》GB/T8905-1996执行，其检测周期见表24。
表24 运行六氟化硫气体检测周期
3.5 化学仪表监督
3.5.1 机组投入运行正常后，即投入化学监督仪表，化学仪表在运行中应处于完好状态，准确、清洁、不漏，仪表的测量范围应符合水汽监督规范。
3.5.2 凡新安装或经过检修的化学仪表在投入使用以前，均应进行校验、调试。
3.5.3 正常运行中的化学仪表应进行定期维护校正。仪表的定期维护时间一般为三个月，仪表定期校验期一般为一年。
3.5.4 化学仪表班校验用的计量器具，应按上级规定的检验周期及时送检。
3.5.5 化学仪表工作人员应熟悉管辖范围内各种化学仪表的结构和性能特点，掌握仪表的基本原理,应能对仪表进行维修、校验，消除各种缺陷,保证仪表正常运行。
3.5.6 化学仪表班应具备用以校验、维修化学仪表的标准仪器、仪表，一般测试工具、试验工作台及必要的工具。
3.5.7 对在线化学仪表定期按规程进行校验，并统计在线化学仪表的配备率、准确率及
投入率，各单机组的配备率及每种仪表投入率、准确率按下式计算：
已配备的在线化学仪表
配备率＝---------------------------×100％
按规定应配备的化学仪表
已配备的仪表投入时数
投入率＝---------------------------×100％
机组运行时数
仪表整机的基本误差
准确率＝---------------------------×100％
该仪表规定的误差
上述投入率、准确率是按各单种仪表统计的，单个机组的投入率、准确率是这台机组各种仪表的平均值，全厂的三率是各单机“三率”的平均值。
3.5.8实验室仪器仪表完好率应达到100%，试验药品及标气应在有效期内使用，气相色谱仪应定期更换色谱柱（建议2年更换一次或峰无法分离、重复性不符合标准要求时更换）。
3.6 燃煤的监督
3.6.1 入厂煤的监督
3.6.1.1 入厂煤监督是为了了解控制入厂煤质量，核实煤价。入厂煤要分矿点、分批采制化监督。各项试验必须按国家标准和行业标准执行。
3.6.1.2 采样：对于实行厂矿共同采制样的矿点,入厂煤可采取抽查的方式按批进行采
新煤种前，须到矿上采样。各电厂订购各矿点煤，每年到矿上采样至少—次。
3.6.1.3 制样：制样设备要齐全，环境要符合标准要求。按批计价的矿点按批为制样单位；其它计价方式按1000t或500t为一个制样单位，或以当天的实际到煤量作为一个制样单位制样。当天运量超过1000t的，可按实际运量作为一个制样单位。
3.6.1.4 留样：
综合样的留存：月综合样每天分矿留样，每10吨煤留样1g,要求所留综合样为“空气干燥煤样”。“年综合样”为年内“月综合样”充分混合后的煤样。
存查煤样的留存：存查煤样为缩制到粒度为3mm的煤样，其留样时间为2个月。
3.6.1.5 化验：
入厂煤检测项目:全水分、工业分析、发热量、全硫。
每个月的月综合样由新疆电力技术监督中心进行检测，检测项目：工业分析、发热量、全硫、元素。各发电公司入厂煤化验室检测工业分析、发热量、全硫。并与新疆电力技术监督中心的测试结果进行比对。
入厂煤年综合样由新疆电力技术监督中心每年进行全分析一次。检测项目为工业分析、发热量、元素、全硫、灰成分、灰熔融性。
煤场存煤每半年取样化验一次，并送新疆电力技术监督中心进行检测。发电公司检测项目为：全水、工业分析、发热量、全硫。新疆电力技术监督中心检测项目为：全水、工业分析、发热量、元素、全硫、灰成份、灰熔融性。
新煤种、新矿点的分析，由新疆电力技术监督中心检验，除进行工业分析、热值测定外，需增测元素、全硫、灰熔融性、灰成分及可磨指数。此数据作为确定新矿点的依据。
各发电公司订购的各矿点煤每半年由新疆电力技术监督中心检验进行一次全分析。检测项目有全水、工业分析、发热量、元素、全硫、灰成份、灰熔融性。此数据可作为来年订煤合同的依据。
入厂煤质检率达到100％。汽车、火车自动采制样装置投入率90％以上。
3.6.2 入炉煤的监督
入炉煤监督是电厂计算煤耗、核算污染物排放量、掌握燃料特性。为锅炉及时调整燃烧提供数据。各项试验必须按国标和行业标准执行。
3.6.2.1 采制样：入炉煤采制样要使用机械自动取样装置取样。没有自动取样器的单位要安排人工取样。制样设备要齐全，环境要符合标准要求。
3.6.2.2 留样
气干燥煤样”。“年综合样”为年内“月综合样”充分混合后的煤样。
存查煤样的留存：存查煤样原则上留3mm的煤样，对于取样装置样品量少者，可留空气干燥煤样，留样时间至少7天。
3.6.2.3 化验
每值进行一次全水分测定。
每24小时进行一次工业分析、发热量测定。若煤质变化频繁时，每班（值）的样品应立即测定全水分、工业分析、发热量、全硫。
各发电公司可根据自身煤质情况，制定全硫测试周期，每月至少进行一次全硫测定。
每月入炉煤综合样要由新疆电力技术监督中心检测，检测项目：工业分析、发热量、全硫、元素。各发电公司入炉煤化验室检测工业分析、发热量、全硫。并与新疆电力技术监督中心的测试结果进行比对。
入炉煤年综合样，由新疆电力技术监督中心每年进行一次全分析。检验项目全水、工业分析、热值、元素、全硫、灰熔融性、灰成分。
根据需要每周测定煤粉细度l-2次,每台炉每值测定飞灰可燃物一次；炉渣可燃物每月抽查1-2次。
入炉煤质检率95％以上。入炉煤皮带自动采制样装置投入率90％以上。
火电厂助燃油应每批次进行热量、全硫、闪点、水分等项目的测定。
3.6.3 实验室环境条件
3.6.3.1制样室
3.6.3.1.1应装有排风扇或其他通风除尘设备。
3.6.3.1.2应为水泥地面，并需在地面上铺以面积至少为有10m2、厚度为6mm以上的钢板。
3.6.3.1.3室内严禁明火，不应有热源及强光照射。不受风雨及外界尘土的影响。
3.6.3.1.4大功率设备（如破碎机）的电源应单独布线。
3.6.3.1.5应配备消防器材。
3.6.3.2 天平室
3.6.3.2.1 应远离振动源，摆放天平的台面坚固平稳，确保称量时不受微小振动的影响。
3.6.3.2.2 室内天平应避免阳光直接照射，室内温度应尽可能保持稳定（以室温在15-30℃范围内、湿度为85%以下为宜）。
3.6.3.2.3 室内避免强烈空气对流，以减少对称量结果的影响。
3.6.3.3 工业分析室