火电厂水汽化学监督及重点问题分析2010

1、火电厂水汽化学监督及重点问题分析,华北电力科学研究院有限责任公司,主要内容,一、化学监督工作的内涵及意义 二、化学监督网相关人员的职责 三、化学监督的主要内容 四、水汽质量劣化的“三级处理”规定和要求 五、停（备）用机组启动时的水、汽质量要求及控制标准 六、循环冷却水处理 七、机组大修化学监督检查,一、化学监督工作的内涵及意义,化学监督是保证发、供电设备安全、经济、稳定、环保运行的重要基础工作之一。应采用适应电力生产发展的科学的管理方法、完善的管理制度和先进的检测手段，掌握机组参数和设备状态，及时发现和消除与化学监督有关的发、供电设备隐患，防止事故发生。 化学监督应坚持以“预防为主”的方针，实

2、行全方位、全过程的管理。通过对水、汽、气（氢气、六氟化硫等）、油及燃料等的质量监督，防止和减缓热力设备腐蚀、结垢、积集沉积物及油（气）质量劣化，及时发现变压器等充油（气）电气设备潜伏性故障，提高设备的安全性，延长使用寿命，提高机组运行的经济性。,二、化学监督网相关人员的职责 1、电厂化学监督人员的主要职责 （1）监督水处理、制氢、加药设备及化学仪表、自动监控系统是否正常运行。 （2）监督水、汽、油、气（氢气、SF6）及燃料等的品质，出现异常情况时，及时与化学监督专工、值长及有关部门联系、处理，必要时应向主管生产副总经理（总工程师）以至上级单位汇报。 （3）完成化学监督相关的各项技术管理工作，包

3、括日报、月报表的统计汇总；异常情况分析上报；化学仪器仪表计量检定；季度专业监督分析会等。 (4) 参加热力设备调整试验，参与确定合理的运行工况、参数及监督指标；做好化学清洗及停、备用设备防腐保护的监督工作。 (5) 参加主要设备检修的检查及验收工作，针对存在的问题提出相应措施，编写检修化学监督报告。 (6) 监督在线化学仪表是否正常投运，实现水、汽质量的连续在线检测与监督。,三、化学监督的主要内容 1、水汽质量监督 （1）必须做好机组从安装、调试、运行等各个环节的全过程监督工作，不留隐患。水处理设备及系统未投运或运行不正常时，不准启动机组。启动过程中，要严格控制水汽质量标准，发现异常及时处理，

4、任何情况下都不准往锅内送原水。 （2）根据机组型式、参数等级、控制型式、水处理系统及化学仪表配置等情况，按照GB/T 12145-2008火电机组及蒸汽动力设备水汽质量、DL/T912-2005超临界水汽标准及其他相关国标、行标的规定，确定机组的水汽监督项目与指标，必要时通过热化学试验和调整试验来确定。对关键的水汽监督指标应设定期望值。 （3）应依靠在线化学仪表监督水汽质量，按DL/T 677-2009的技术要求和检验条件，实施化学仪表实验室计量确认工作，确保在线化学仪表的配备率、投入率、准确率。 （4）运行中发现异常、机组启动或原水水质变化时，应根据具体情况，增加测定次数和项目。水汽系统铜、

5、铁的测定每月不少于4次，水质全分析每年不少于4次。,（5）新投入运行的锅炉应进行热力化学试验或调整试验，以确定合理的运行方式和水质监控指标。运行锅炉改变锅内水处理工艺之前，或对原锅内水处理工艺进行某些控制指标修改时，要通过严格的科学试验确认，并有明确的工艺监控指标。 （6）当水汽质量异常时，应按“水汽异常三级处理”的原则执行并应将异常情况及时报告主管领导及上级主管部门；尽快查明原因，进行消缺处理，恢复正常。若不能恢复，并威胁设备安全经济运行时，应采取紧急措施，直至停止机组运行。 （7）对疏水、生产返回水的质量要加强监督，不合格时，不得直接进入热力系统。 （8）给水的加药处理宜采用自动化控制，连

6、续均匀地加入系统内。 （9）汽包炉应根据炉水水质确定排污方式及排污量，并应按水质变化进行调整。,（10）新建或扩建的水处理设备投产后，或运行的水处理设备进行工艺改造后，应对水处理设备进行调整试验。应掌握水源水质的变化及其变化规律，发现水源水质突然变差，应及时采取处理措施，保证水处理设备正常制水。 （11）应加强循环水处理系统与药剂的监督管理。根据凝汽器管材、水源水质和环保要求，通过试验选择兼顾防腐、防垢的缓蚀阻垢剂和循环水处理运行工况，并严格执行；对水处理药剂要逐批进行质量验收；严格控制循环水的各项监控指标（包括浓缩倍率）；制定凝汽器胶球系统投运的有关规定。 （12）发电机内冷水的水质监督按D

7、L/T 801-2002的有关规定执行。,（13）机组启动、停（备）用阶段的化学监督 1）备用或检修后的机组投入运行时，应及时投入除氧器，并使溶氧合格。新的除氧器投产后，应进行调整试验，以确定最佳运行方式，保证除氧效果。如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。 2）机组启动时应冲洗取样器。冲洗后应按规定调节样品流量，保持样品温度在30以下。 3）锅炉启动后，发现炉水浑浊时，应加强锅内处理及排污，或采取限负荷、降压运行等措施，直至炉水澄清；炉水pH值偏低时，应加入NaOH处理。,5）对各种水箱及低温管道的腐蚀情况定期进行检查，对高压加热器、省煤器入口管段的流动加速腐蚀（FAC

8、）情况进行检查。 6）应根据DL/T 712-2000的规定，结合本厂循环水的水质情况合理选择凝汽器管材，并认真做好安装前的监造、探伤、氨熏等管材质量检验工作。 7）对有积盐的过热器，应进行过热器反冲洗，冲洗时要监督出水的钠、碱度和电导率。 8）检修或停用的机组启动前，凝结水、给水系统应水冲洗至水质合格。 9）各种加热器和凝汽器灌水找漏时应使用凝结水或除盐水。 10）各种水处理材料、药品到货时，应进行检验，合格后分类保管。,3、气体质量监督 制氢站、发电机氢气及气体置换用惰性气体的质量标准。,四、 水汽质量劣化的“三级处理” 规定和要求 当水汽质量劣化时： （1）应迅速检查取样是否有代表性，化

9、验结果是否正确； （2）综合分析系统中水、汽质量的变化，确认判断无误后，应首先进行必要的化学处理； （3）立即向有关负责人汇报，严重时应立即向本厂领导汇报情况，提出建议； （4）电厂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。 三级处理值的涵义为： 一级处理值有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h内恢复至相应的标准值。 二级处理值肯定有因杂质造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在24h内恢复至相应的标准值。 三级处理值正在进行快速结垢、积盐、腐蚀，如果4h内水质不好转，应停炉。 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

10、于汽包锅炉，恢复标准值的办法之一是降压运行。,1、凝结水(凝结水泵出口)水质异常时的处理,2、锅炉给水水质异常时的处理,3、炉水异常时的处理,五、停（备）用机组启动时的水、汽质量要求及控制标准 1、机组启动前，要用加有氨和联氨的除盐水冲洗高低压给水管和锅炉本体，机组启动时，凝结水、疏水质量不合格不准回收，蒸汽质量不合格不准并汽。 2、发现过热器有严重积盐的，在点火前应对过热器进行反冲洗。冲洗的除盐水应加氨调整pH值在10.010.5，冲洗至出水无色透明。 3、在冷态及热态水冲洗过程中，当凝汽器与除氧器间建立循环后，应投入凝结水泵出口加氨处理设备，控制冲洗水pH值在9.09.5，以形成钝化体系，

11、减少冲洗腐蚀。,4、锅炉启动时给水质量标准 锅炉启动时的给水质量应符合下列规定，在热启动时2h内、冷启动时8h内达到正常运行时的标准值。,6、疏水回收质量标准,5、凝结水回收质量标准,在机组启动阶段，为减少结垢物质、有害离子和金属腐蚀产物进入热力系统，减少热损失和纯水损失，应尽早投入凝结水处理装置运行。机组启动时，凝结水回收应以不影响给水质量为前提，回收的凝结水质量应符合规定。,在机组启动阶段，应严格监督疏水质量。当高、低压加热器的疏水含铁量不大于400g/L时，可回收。,7、汽轮机冲转前的蒸汽质量 锅炉启动后，机组并汽或汽轮机冲转前的蒸汽质量下表规定控制，并在机组并网后8h内达到正常运行时的

12、标准。,8、锅炉水压试验用水质量要求 （1）锅炉整体水压试验应采用除盐水。 （2）锅炉做整体水压试验时，除盐水中应加有一定剂量的联氨或丙酮肟，用液氨或氨水调节pH值，加药量应根据水压试验后锅炉的停放时间选择，锅炉整体水压试验加药量应符合下表的要求。 （3）对于有奥氏体钢的过热器、再热器，除盐水中的氯离子含量应小于0.2mg/L。,六、火力发电厂冷却水处理,1、循环冷却水处理的目的,在开式循环冷却系统中，经常容易发生的问题可分为结垢、腐蚀、粘泥沉积三类。因此，冷却水处理的目的就是防止冷却水系统中的重要换热设备（凝汽器、冷油器、氢冷器、空压机冷却器、冷却塔）中形成水垢、粘泥沉积以及发生腐蚀（包括冷

13、却水管道）。,2、处理不当的危害：当凝汽器等换热器管和冷却水系统内附着有水垢或粘泥后，会产生以下不良后果。 （1） 增加水流阻力，降低冷却水流量。 （2） 由于垢的热导率（导热系数）很低，因此会急剧降低换热器的换热系数。 （3） 冷却塔填料及喷嘴结垢，将会造成冷却水流短路，降低冷却塔的冷却效率，提高凝汽器进水温度。 （4） 结垢后会影响凝汽器的真空和端差，一般真空每降低1%，汽耗会增加1%1.5%，从而降低机组的处理。 （5） 凝汽器严重结垢后需停机进行化学清洗，既减少发电量，又会耗费大量人力、物力。经常酸洗还会造成换热管损伤，影响其使用寿命。 （6） 水垢和粘泥的沉积，会造成沉积物下局部腐蚀

14、。,3、循环冷却处理相关标准 （1） GB50050-2007 工业循环冷却水处理设计规范 （2） DL/T 246-2006 化学监督导则 （3） DL/T 561-1995 火力发电厂水汽化学监督 （4） DL/T 712-2000 火力发电厂凝汽器管选材导则 （5） DL/T 806-2002 火力发电厂循环冷却水用阻垢缓蚀剂 （6） HG/T 2024-1991 水处理药剂阻垢性能测定方法 鼓泡法 （7） GB/T 18157-2000 水处理剂 缓蚀性能的测定 旋转挂片法 （8） HG/T 2160-200 冷却水动态模拟试验方法 （9） DL/T 956-2005 火力发电厂停(备

15、)用热力设备防锈蚀导则 （10） DL/T 1115-2009 火力发电厂机组大修化学检查导则 （11） DL/T 889-2004 电力基本建设热力设备化学监督导则 （12） DL/T 957-200 火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则 （13） DL/T5190.4-2004 电力建设施工及验收技术规范 第4部分：电厂化学 （14） GB/T 8000-2001 热交换器用黄铜管残余应力检验方法氨熏试验法,4、冷却水系统的分类,5、 相关概念： （1）凝汽器的端差 汽轮机的排汽温度与凝汽器冷却水的出口温度之差，称为端差，用t表示。 正常运行一般为35。,（2）冷却系统的水容积 火电厂冷却系

16、统的水容积一般选择的比其他工业大，循环冷却系统的水容积（V）与每小时循环水量（q）的比大多在1/1. 51/1之间，该比值越小，系统浓缩越快，即达到某一浓缩倍率的时间越短。,（3） 水滞留时间 tR=V/（PF+PP） 其中： V系统水容积； PF吹散及泄漏损失； PP排污损失。 系统水容积越大，水的滞留时间越长；排污量越少，滞留时间越长。,（4）蒸发损失 是指因蒸发而损失的水量。蒸发损失量以每小时损失的水量表示（m3/h）。 蒸发损失率用蒸发损失量占循环水量的百分数表示。 蒸发损失率一般根据夏、冬、春秋等季节，分别按0.51.5%取值。,（5）吹散及泄漏损失 是指以水滴形式由冷却塔吹散出去和

17、系统泄漏而损失的水量。 吹散及泄漏损失率因冷却设备的不同而不同，一般带捕水器的自然通风冷却塔可取0.1%。,（6）排污损失： 是指为满足防腐、防垢要求，通过调控浓缩倍率而强制排出的水量。 （7）浓缩倍率 是指循环冷却水中某种不结垢离子浓度与其补水浓度的比值，一般以KCl表示。,6、水的冷却原理,在冷却塔中，循环水的冷却是通过水和空气接触，蒸发散热和接触散热起主要作用。 假如冷却塔进水温度为35，则蒸发1kg水大约要吸收24094J的热量，带走的这些热量大约可以使576kg的水降低1。 如600MW机组的锅炉额定蒸发量为2008t/h，凝结水量为1548t/h，循环水量为72000t/h，即冷却

18、1KG蒸汽用46.5KG冷却水。一般用5080KG水冷却1KG蒸汽是经济的。,7、开式循环冷却系统中水和盐的平衡,（1）水量平衡 PB = PZ+PF+PP （4-8）,（2）浓缩倍率,（3）排污量与浓缩倍率的关系,如果冷却水系统的运行条件一定，那么蒸发损失量和吹散损失量就是定值，通过调整排污量可以控制循环冷却系统的浓缩倍率。,8、循环水中主要水垢成分及形态 （1） 碳酸钙 由于重碳酸钙受热分解及CO2在冷却塔散失而生成。 Ca(HCO3)2 CaCO3+CO2+H2O （2） 硫酸钙 它的溶解度约为碳酸钙的40倍以上。这也就是凝汽器很少发生硫酸钙水垢的原因。 只有在高浓缩倍率下运行的换热设备

19、，才可能在水温高的部位析出硫酸钙。 （3）磷酸钙和磷酸锌 循环水系统中加入的聚磷酸盐和有机磷，会部分水解后成正磷酸盐，有可能生成非晶体的磷酸钙。为防腐而舔加锌盐后，可能生成磷酸锌。,（4）二氧化硅 当硅酸的含量超过其溶解度时，硅酸缩聚，以聚合体存在，随着聚合体分子量的增加，就会析出形成坚硬的硅垢。当循环水中二氧化硅含量小于150mg/L时，一般不会析出沉淀；当循环水pH大于8.5，二氧化硅含量达到200mg/L，也不会析出沉淀。 （5）硅酸镁 在冷却水系统中一般常见的是滑石，它的形成分为两步，镁硬先以氢氧化镁沉淀，然后氢氧化物与溶硅和胶硅反应生成硅酸镁。工业循环冷却水处理设计规范（GB 500

20、50-2007）规定：当pH 8.5时， Mg2+与SiO2的乘积（Mg2+以CaCO3计） 50000。,9、水质稳定性的判断,（1） 极限碳酸盐硬度 经验公式计算（阿贝尔金公式） HTJ=k(CO2)+b-0.1HF 电力行业经验公式 a= KCl-Kca2+0.2 b= KCl-KMA0.2 H= KCl-KYD0.2,饱和指数IB（Langelier 指数）：是根据碳酸钙的溶度积与各种碳酸化合物之间的平衡关系推导出的一种指数概念，用来判断某种水质在一定条件下是否有碳酸钙垢析出。 稳定指数IW（Ryznar 指数）：是在Langelier 研究基础上进行了一些实验室试验和现场校正试验后得

21、出的。,9、粘泥附着,粘泥：以微生物（细菌、霉菌、藻类等微生物群）和其粘在一起的粘质物（多糖类、蛋白质等）为主体，混有泥砂、无机物等，形成的软泥性污物。 分类：附着型和堆积型。附着型粘泥含有大量有机物，灼烧减量超过25%；堆积型粘泥微生物含量相对较低，灼烧减量低于25%，以泥砂等无机物质为主。,10、影响污垢沉积的因素,（1）水质（pH、PA、MA、Ca、SiO2、SS、TDS、COD、K值） （2）流速 （3）水温 （4）浊度 （5）细菌数（营养物质、杀菌灭藻） （6）换热温度 （7）管壁表面清洁状态,11、循环冷却水的防垢处理方法,排污法（降低浓缩倍率）,循环补充水处理法,循环水处理法,石

22、灰处理,离子交换,酸化法,加药法,炉烟法,12、各种循环水处理方法的适用条件及优缺点,13、火电厂常用的水质稳定剂,14、 水稳剂的阻垢机理,结晶过程去活化 ：水稳剂能优先覆盖住晶核的某些活化中心，从而阻止晶格生长； 晶格歪曲：碳酸钙垢是按一定方向，具有严格次序排列的硬垢，水稳剂在晶格生长过程中被吸附，使晶格的定向生长受到干扰，晶体的晶格被歪曲了，此时形成的晶体是疏松的、肿胀的，容易被分散成小晶体，使硬垢转变成软垢，不易粘附管壁； 分散作用,在少量HEDP存在下， 方解石晶体生长速度与时间的关系曲线,在加药和不加药时，CaCO3晶体的形状（放大450倍） （a）CaCO3；（b）加入有机膦酸盐

23、；（c）加入有机膦酸盐及聚合物,聚羧酸类,分散作用,磺化聚合物,协同效应,阻垢 分散 缓蚀 增效,（1） 静态阻垢性能烧杯试验法,60水浴保持24h,15、水稳剂阻垢缓蚀性能评定方法,（2）极限碳酸盐硬度法,1 ） 静态法,静态试验装置 1玻璃缸；2搅拌器；3电源；4控温仪； 5加热管；6热敏电阻；,动态模拟试验装置 1抽风装置；2冷却塔；3填料；4冷却塔水引水箱；5补水泵；6补水箱； 7循环水泵；8流量计；9腐蚀试片；10铂电阻温度计；11控温仪；12换热管； 13模拟换热器； 14热水循环泵；15电源；16加热器；17布水装置,2）动态阻垢模拟试验法,（3）污垢热阻法,总传热系数K的倒数称

24、之为总污垢热阻，表示某换热器的污垢程度，亦称污垢系数。,式中 污垢系数，（m2K）/W； KS运行一定时间后的总传热系数，（m2K）/W； K0运行初期的设计总传热系数，（m2K）/W。,（4）水质稳定剂缓蚀性能的测定,静态浸泡试验 旋转挂片法 动态挂片法 现场挂片法,16、循环冷却系统补充水处理及旁流处理,（1） 石灰处理法 降低碱度和部分硬度 （2） 弱酸氢离子交换法 降低碳硬和碱度，适合于负硬水,（3）旁流处理 1）旁流过滤 ：旁滤水量一般为循环水量的1%5%。 2）旁流软化： 常用的有石灰纯碱沉淀法、钠离子交换法、弱酸离子交换法、RO处理法；,1 7 、凝汽器铜管水侧的腐蚀形态,（1）

25、 均匀腐蚀 （2） 局部腐蚀 1）栓状脱锌腐蚀 2）坑点腐蚀 3）冲击腐蚀 4）晶间腐蚀 （3） 腐蚀破裂 1） 应力腐蚀破裂 2） 腐蚀疲劳,垢下腐蚀照片,小孔腐蚀照片（黄铜管）,小孔腐蚀照片（不锈钢）,选择性腐蚀照片（均匀脱锌）,选择性腐蚀照片（栓状脱锌）,铜管应力腐蚀破裂（热应力）,铜管腐蚀破裂照片（制造应力）,应力腐蚀疲劳照片（运行应力）,18、凝汽器管材的选用,DL/T 712-2000火力发电厂凝汽器管材选材导则。 修订了某些指标如： TDS、氯离子含量等。,国产不同材质凝汽器管所适应的水质及允许流速,不锈钢凝汽器管的选用参考标准,19、凝汽器铜管的管理和维护,基建阶段： 1）验收

26、时24h氨熏内应力试验； 2）搬运、存放、安装； 运行阶段： 1）注意初期的“婴儿期”腐蚀； 2）胶球清洗； 3）杀菌灭藻、防腐、防垢； 停用阶段： 1) 放水、通风干燥；,20、不锈钢凝汽器管： （1） 常用的有TP304、TP316、TP317等材质； （2） 主要防止氯离子点腐蚀。 21、钛管凝汽器： （1）主要防止生物污损； （2）防止因蒸汽冲刷、振动引起的断裂。,国标规定循环水系统碳钢腐蚀速率：小于0.075mm/a。,22、防止凝汽器铜管腐蚀的方法,做好循环水处理，保证水质合格。 添加铜缓蚀剂（BTA、MBT、TTA）。 预膜保护 阴极保护：外加电流、牺牲阳极； 防止铜管管口冲蚀

27、1）管口涂胶 2）加塑料套管,管板管口涂胶喷砂处理,涂胶,23、循环水冷却系统常见有害微生物的种类 （1） 藻类： 蓝藻类、绿藻类和硅藻类。 （2） 细菌 1）胶团状细菌：呈块状琼脂，细菌溶于其中； 2）丝状细菌：又称水棉，呈棉絮状集聚； 3）铁细菌：氧化水中的亚铁离子，使高铁化合物沉积在细胞周围； 4）硫细菌：一般体内含有硫磺颗粒，使水中的硫化氢等氧化； 5）硝化细菌：将氨氧化成亚硝酸盐的细菌和使亚硝酸盐氧化成硝酸盐的细菌； 6）硫酸盐还原菌：使硫酸盐还原成硫化氢。 （3） 真菌： 藻菌类（水霉菌）、不完全菌类（绿菌类）。,2 4 、微生物控制要求,开式循环冷却系统中微生物的控制通常采用以下

28、一些指标（主要来自工业循环冷却水处理设计规范 GB500502007 ）。 异养菌 1105个/ml 粘泥量 3ml/m3 真菌 10个/ml 硫酸盐还原菌 50个/ml 铁细菌 100个/ml,25、细菌微生物控制方法药剂处理,（1）杀菌、灭藻药剂 （2）抑制微生物增殖的药剂 （3）防止附着的药剂 （4）剥离药剂 （5）淤泥分散药剂,氧化性杀生剂,氧化性杀生剂一般都是较强的氧化剂，能使微生物体内一些和代谢有密切关系的酶发生氧化而杀灭微生物。 常用的氧化性杀生剂有氯气、氯碇、次氯酸钠、二氧化氯和臭氧。 在常规的剂量下，对B5以上等级的铜管没有显著的影响。对黄铜管稍有影响。,特点 使用剂量通常很

29、少。通常一次性加入50m/L左右。 药效相对短，通常为23天。此后细菌开始增多,非氧化性杀生剂,季铵盐 ：既能杀菌，又含有能降低溶液表面张力的阳离子表面活性剂，起粘泥剥离作用。通常一次性向循环水中加入100mg/L（商品浓度）以上。 异噻唑啉酮 ： 杀菌效果不如季铵盐，对抑制细菌的生长有效，通常一次性向循环水中加入100mg/L（商品浓度）以上。,特点 使用剂量通常较大。 药效持续时间较长，约为10-20天。,七、机组大修化学监督检查 1、目的：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

30、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。 2、要求： 1）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。在热力设备解体时，应通知化学专业人员检查内部情况，应按化学检查的具体要求进行割管或抽管、检查和修改取样点位置（炉水）等，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。对大修期间需更换的炉管，应事先进行化学清洗。检修完毕后及时通知化学专业有关人员参与检查验收。 2）参看机炉专业人员做的大修期间机组运行分析，主要内容包括：汽轮机监视段压力；凝汽器端差及真空；发电机水内冷系统阻力、流

31、量的变化。 3）机组大修结束后一个月内应提出化学检查报告。 4）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 （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。 （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。 （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；

32、d）汽轮机油质分析和补油量等指标； e）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等。,4、热力设备各部位的重点检查内容 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。沉积物量多时应取出晾干、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

33、和锈蚀，沉积物厚度若超过0.5mm，应刮取一定面积（不小于100mm100mm）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，检查有腐蚀坑的部位。 4.1.3 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。 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

34、沉积物，记录其厚度、颜色。 4.1.6 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，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

35、、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。,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

36、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2mm3mm，再依据管径大小截割长约40mm50mm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。如发现除垢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。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。 e）更换监视管时，应选择内表面无锈蚀的管材，并进行

37、垢量测量。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。 4.3.2 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。 4.3.3 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12根过热器管，并按以下顺序选择割管部

38、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。 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，记录氧化皮厚度及脱落情况。 4.4.4 对过热器管垢量进行测量时，管样的标识及加工方法按4.2.2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。,4.5 再热器 4.5.1 割管要求 a) 根据需要割取12根再热器管，并按以下顺序选择

39、割管部位：同过热器。 b) 管样割取长度，锯割时至少0.5米，火焰切割时至少1米。 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，记录氧化皮厚度及脱落情况。 4.5.4 对再热器管垢量进行测量时，管样的标识及加工方法按4.2.2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。,4.6 汽轮机检查 4.6.1 高压缸 4.6.1.1 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

40、况进行对比。 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。计算单位面积的沉积量。 4.6.1.3 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。 4.6.1.4 定性检测各级叶片有无铜垢。 4.6.2 中压缸 检查中压缸第一级叶片有无机械损伤或麻点；中压缸一、二级围带氧化铁积集程度；其余检查项目和方法同高压缸。 4.6.3 低压缸 检查末级叶片的水蚀情况并记录。其余检查项目和方法同高压缸。,4.7 凝汽器检查 4.7.1 水侧 1）检查水室淤泥、杂物的沉积及微生物生长、附着情况。 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。 3）检查水室内壁、内部支撑构件的腐蚀情况。 4）检查凝汽器水室及其管道的阴极（牺牲阳极）保护情况。 5）记录凝汽器灌水查漏情况。 4.7.2 汽侧 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