DLT 1115-2009火力发电厂机组大修化学检查导则(word版,可编辑)

DL/T 1115—2009

火力发电厂机组大修化学检查导则

1 范围

本标准规定了火力发电厂机组大修化学检查的内容、方法和评价标准。

本标准适用于火力发电厂机组在大修（即A级检修）期间对设备的化学检查。其它级别的检修，可参照执行。 2 总则

2.1化学检查的目的是掌握发电设备的腐蚀、结垢或积盐等状况，建立有关档案；评价机组在运行期间所采用的给水、炉水处理方法是否合理，监控是否有效；评价机组在基建和停（备）用期间所采取的各种保护方法是否合适。对检查发现的问题或预计可能要出现的问题进行分析，提出改进方案和建议。

2.2机组在大修时，生产管理部门和机、炉、电专业的有关人员应根据化学检查项目，配合化学专业进行检查。 2.3机、炉专业应按化学检查的具体要求进行割管或抽管，化学人员进行相关检查和分析。汽包、汽轮机、凝汽器等重要设备打开后先做化学检查，然后再进行检修。检修完毕后及时通知化学专业有关人员参与检查验收。

2.4机组大修结束后一个月内应提出化学检查报告，其主要内容参见附录A。

2.5主要设备的垢样或管样应干燥保存，时间不少于一个大修周期。机组大修化学检查技术档案应长期保存。 3 检查准备工作

3.1制定检查计划

化学专业依据本标准的规定，结合机组运行状况制定化学检查计划，并列入机组检修计划。 3.2检查准备

机组检修前应做好有关设备的取样、现场照相和检查记录表等的准备工作。检查记录表参见附录B。

3.3统计有关指标

机组停运后，应做好两次大修期间的分析统计工作，主要内容有：

a) 水汽品质合格率和出现异常的各项指标；出现三级处理值的异常情况记录；超标幅度和持

续时间；

b) 凝汽器及其它热交换器管的泄漏情况； c) 水汽损失率及排污率；

d) 反映热力设备结垢有关的运行参数，如直流锅炉总阻力?P、凝汽器端差和煤耗等指标； e) 机组在两次大修期间运行时间，停（备）用时间、启停次数和保养方式及效果； f) 汽轮机油质分析和补油量等指标。 4 锅炉设备检查

4.1汽包

4.1.1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。 4.1.2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）。

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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。

4.1.3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。

4.1.4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。

4.1.5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。 4.1.6若汽包内安装有腐蚀指示片，应检查有无沉积物的附着和腐蚀情况，记录腐蚀指示片的表面状态，测量并计算其沉积速率和腐蚀速率。

4.1.7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。 4.1.8汽包验收标准：内部表面和内部装置及连接管清洁，无杂物遗留。 4.1.9直流锅炉的启动分离器，可参照汽包检查内容进行相关检查。 4.2水冷壁 4.2.1割管要求

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。 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3mm以上。 4.2.2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。

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，测量方法见附录C。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，测量方法见附录D。 d) 取水冷壁管垢样，进行化学成分分析，分析方法见附录E。

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。 4.3省煤器 4.3.1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。

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b) 管样割取长度，锯割时至少0.5m，火焰切割时至少1m。 4.3.2省煤器割管的标识、加工及管样的制取与分析按4.2.2进行。 4.4过热器 4.4.1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。

4.4.2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。 4.4.3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。 4.4.4按4.2.2对过热器管管样进行加工，并进行表面的状态描述。垢量测量方法见附录C。根据需要分析化学成分，分析方法见附录E。 4.5再热器 4.5.1割管要求

a) 根据需要割取1～2根再热器管，并按以下顺序选择割管部位：首先选择曾经发生爆管及附近部位，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。

4.5.2检查再热器管内有无积盐，立式弯头处有无积水、腐蚀。对微量积盐用pH试纸测pH值。积盐较多时应进行成分分析。 4.5.3检查高温段再热器、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。 4.5.4按4.2.2对再热器管管样进行加工，并进行表面的状态描述。垢量测量方法见附录C。根据需要分析化学成分，分析方法见附录E。 5 汽轮机检查

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，检查方法见附录D。

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，分析方法见附录E。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录F。

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。检测方法见附录G。 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，检查方法见附录D。

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，分析方法见附录E。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录F。

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。检测方法见附录G。 5.3低压缸

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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，分析方法见附录E。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录F。

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。 6.1.3检查水室内壁、内部支撑构件的腐蚀情况。

6.1.4检查凝汽器水室及其管道的阴极（牺牲阳极）保护情况。 6.1.5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。 6.3 抽管

6.3.1机组大修时凝汽器铜管应抽管检查。凝汽器钛管和不锈钢管，一般不抽管。

6.3.2根据需要抽1～2根管，并按以下顺序选择抽管部位：首先选择曾经发生泄漏附近部位，其次选择靠近空抽区部位或迎汽侧的部位，最后选择一般部位。

6.3.3对于抽出的管按一定长度（通常100mm）上、下半侧剖开。如果管中有浮泥，应用水冲洗干净。烘干后通常采用化学方法测量单位面积的结垢量，测量方法见附录D。

6.3.4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。

6.3.5管内沉积物的沉积量在评价标准二类及以上时，应进行化学成分分析。 7 其它设备检查

7.1除氧器

7.1.1检查除氧头内壁颜色及腐蚀情况，内部多孔板装置是否完好，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

7.3.1 汽轮机油系统

a) 检查汽轮机主油箱、密封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。 7.3.2 抗燃油系统

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