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DL/TXXXX-200X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规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。DL/T561火力发电厂水汽化学监督导则SD202-86火力发电厂垢和腐蚀产物分析方法GB50050工业循环冷却水处理设计规范3总则3.1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，分析其原因，建立有关档案。评价机组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；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。根据存在问题提出改进措施。3.2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。3.3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。3.4机组大修结束后一个月内应提出化学检查报告，其主要内容见附录1。3.5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。4检查准备工作4.1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。4.2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卡等准备工作。检查记录卡见附录2。4.3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)汽轮机油质分析和补油量等指标；DL/TXXXX-200Xe)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。f)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。5锅炉设备检查5.1汽包5.1.1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。沉积物量多时应取出晾干、称重。必要时进行化学成分分析。5.1.2汽包内壁：检查汽侧有无锈蚀和盐垢，记录其分布、密度，腐蚀点状态和尺寸（面积、深度）。如果盐垢附着量很少，可用pH试纸测量pH值。如果附着量较多，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，对有腐蚀坑的部位可按附录3的方法进行检查。5.1.3检查汽水分离装置是否完好，旋风筒是否有倾斜、脱落现象，其表面有无腐蚀或沉积物。如果运行中发现过热器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，应提出对汽包内衬的焊接完整性进行检查。5.1.4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。5.1.5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，记录其厚度、颜色。5.1.6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。5.1.7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。5.1.8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。5.1.9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。5.2水冷壁5.2.1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0.5米，火焰切割时至少1米。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。5.2.2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监督专业先行选取。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3。如发现除垢后内表面有DL/TXXXX-200X明显的腐蚀坑，还需进行腐蚀坑面积、深度的测量，具体测量方法见附录4。要保留特殊的管样并进行照相存档。d)取水冷壁管垢样，进行化学成分分析，分析方法见附录5。e)更换监视管时，应选择内表面无锈蚀的管材，并进行垢量测量。垢量超过30g/m2时要进行处理。5.3省煤器5.3.1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，应选取易发生腐蚀部位割管，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0.5米，火焰切割时至少1米。5.3.2检查入口部位氧腐蚀和水平管段下半侧或立式下弯头有无停用腐蚀，记录内壁颜色。检查化学清洗后的管样有无明显腐蚀坑、蚀坑深度及单位面积蚀坑数量等，并照相存档。5.3.3省煤器割管的标识、加工及管样的制取与分析按5.2.2进行。5.4过热器5.4.1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0.5米，火焰切割时至少1米。5.4.2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。5.4.3检查高温段过热器、烟流温度最高处氧化皮的生成状况，记录氧化皮厚度及脱落情况。5.4.4对过热器管垢量进行测量时，管样的标识及加工方法按5.2.2进行。应描述其内表面的状态，并根据需要测量沉积量及成分，测量方法见附录3。5.5再热器5.5.1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0.5米，火焰切割时至少1米。5.5.2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。5.5.3检查高温段再热器、烟流温度最高处氧化皮的生成状况，记录氧化皮厚度及脱落情况。5.5.4对再热器管垢量进行测量时，管样的标识及加工方法按5.2.2进行。应描述其内表面的状态，并根据需要测量沉积量及成分，测量方法见附录3。6汽轮机检查6.1高压缸6.1.1检查调速级以及随后数级叶片有无机械损伤或坑点，并记录损伤部位、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4。6.1.2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，进行化学成分分析，分析方法见附录5。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录6。6.1.3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。6.1.4定性检测各级叶片有无铜垢。检测方法见附录7。DL/TXXXX-200X6.2中压缸6.2.1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4。6.2.2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5。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录6。6.2.3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。6.2.4定性检测各级叶片有无铜垢。检测方法见附录7。6.3低压缸6.3.1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5。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录6。6.3.2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。6.3.3检查末级叶片的水蚀情况并记录。7凝汽器检查7.1水侧7.1.1检查水室淤泥、杂物的沉积及微生物生长、附着情况。7.1.2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。7.1.3检查水室内壁、内部支撑构件的腐蚀情况。7.1.4检查凝汽器水室及其管道的阴极（牺牲阳极）保护情况。7.1.5记录凝汽器灌水查漏情况。7.2汽侧7.2.1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。7.2.2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。7.2.3检查凝汽器管外壁沉积物的情况。7.2.4检查凝汽器壳体内壁锈蚀情况。7.2.5检查凝汽器底部沉积物的堆积情况。7.3抽管7.3.1机组大修时凝汽器铜管应进行抽管检查。凝汽器钛管和不锈钢管，一般不进行抽管。7.3.2对于抽出的管按一定的长度（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3。7.3.3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。7.3.4管内沉积物的沉积量在评价标准二类及以上应做化学成分分析。8其它设备检查8.1除氧器8.1.1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。8.1.2检查除氧水箱内壁颜色及腐蚀情况、水位线是否明显、底部沉积物堆积情况。8.2高、低压加热器DL/TXXXX-200X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和水室的沉积物堆积情况；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。8.3油系统8.3.1汽轮机油系统a)检查汽轮机主油箱、密封油箱进行内壁腐蚀和底部油泥情况。b)检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。c)检查冷油器油侧油泥附着和油管道油泥附着情况。8.3.2抗燃油系统a)检查抗燃油主油箱、高、低压旁路抗燃油箱内壁腐蚀和底部油泥情况。b)检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。c)检查冷油器油侧油泥附着和油管道油泥附着情况。8.4发电机冷却水系统8.4.1检查内冷却水系统冷的水箱和冷却器的腐蚀情况。内冷水加药处理的机组，重点检查药剂是否有不溶解现象以及微生物附着生长情况。8.4.2检查内冷却水系统有无异物。8.4.3检查冷却水管有无氧化铜沉积。8.4.4检查外冷却水系统的冷却器的腐蚀和微生物的附着生长情况。8.5循环水冷却系统8.5.1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