2机组大修化学监督检查报告Word格式文档下载.docx

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型式：

亚临界、一次中间再热、双缸（高中合缸）双排汽凝汽式

厂家：

东方汽轮机厂

额定功率：

300MW

主蒸汽压力：

16.7MPa

主蒸汽温度：

537℃

3.1.2锅炉主要参数

SG1025/17.4-M847

亚临界中间一次再热燃煤单炉膛自然循环汽包炉

上海锅炉厂

额定蒸发量：

1025t/h

过热蒸汽压力：

17.5Mpa

过热蒸汽温度：

540℃

再热蒸汽进/出口压力：

3.72/3.90MPa

再热蒸汽进/出口温度：

540/327℃

给水温度：

277℃

3.1.3发电机主要参数

QFSN-300-2-20型

东方电机股份有限公司

额定有功功率：

额定频率：

50Hz

冷却方式：

水氢氢

3.2机组运行情况

#2机组运行情况和水汽质量情况见下表3-1、3-2。

机组名称

大唐信阳华豫#2机组

本次大修起始日期

2014年3月26日

本次大修结束日期

2014年4月20日

运行小时数

上次大修以来

本次为第三次大修

机组投运以来

89336.11h

自

上

次

大

修

以

来

锅炉蒸发量

吨/月

最大

1025

平均

机组负荷

MW

额定300

锅炉补水率

%

1.5

1.0

停备用小时数

7249.15h

启停次数

15次

锅炉停备保护

方法

此次为成膜保护、热炉放水、余热烘干

临修小修情况

与化学监督有关的异常或障碍

无

表3-2投运以来的水汽质量情况

项目

单位或方式

最大值

最小值

合格率%

补给水

SiO2

μg/L

4.0

100

电导率

μS/cm

0.40

0.16

凝结水

溶解氧

20.0

8.0

氢电导率

0.15

0.07

Fe

5.0

3.0

硬度

μmol/L

给水

处理方式

2009年4月份大修前采用AVT（R），2009年4月份大修后采用AVT（O）方式。

7.0

pH

/

9.6

9.2

Cu

主蒸汽

μg/kg

Na

0.5

循环水

8.7

浓缩倍率

有机磷

mg/L

2.0

4热力设备检修检查记录

2014年4月，对信阳华豫公司#2机组锅炉、汽机部分进行了检查、拍照，并对热力设备内的沉积物进行取样分析，以下为本次大修化学检查的详细记录。

4.1锅炉部分检查

4.1.1水冷壁

水冷壁具体割管位置：

右墙，从前数第112根，标高28m。

水冷壁管样内部检查：

管样内壁表面有薄层黑灰色均匀致密沉积物，向火侧管样局部附着棕黄色沉积物；

清洗后，管样呈钢灰色，表面普遍有腐蚀点，局部密集。

见照片1、2。

照片1水冷壁管清洗前照片2水冷壁管清洗后

水冷壁垢量见表4-1。

表4-1水冷壁管样垢量

割管部位

向火侧垢量

（g/m2）

向火侧结垢速率

（g/（m2·

a））

背火侧垢量（g/m2）

背火侧结垢速率

水冷壁

160

21.1

144

18.9

注：

#2机组于2006年9月进行过化学清洗，至本次大修2014年4月，约7年7个月，约7.6年。

对水冷壁垢成分进行分析，其主要成分为：

Fe（以Fe2O3计）含量占84.90℅，Al（以Al2O3计）占4.31％，Si（以Si2O计）占4.18％，详见附录检测报告。

4.1.2省煤器

省煤器割管位置：

低温侧，从左数第52根，标高38.6m。

省煤器管内部检查：

管样内壁表面有薄层黑灰色均匀致密沉积物；

清洗后，管样呈钢灰色，表面有腐蚀点。

见照片9、10。

照片3省煤器管清洗前照片4省煤器管清洗后

省煤器垢量见表4-2。

表4-2省煤器管样垢量

向烟侧垢量

向烟侧结垢速率

背烟侧垢量（g/m2）

背烟侧结垢速率

省煤器

154

20.3

110

14.5

对省煤器垢成分进行分析，其主要成分为：

Fe（以Fe2O3计）含量占97.10℅，详见附录检测报告。

4.1.3汽包

汽包内部整体呈钢灰色；

汽水分界线明显；

旋风分离器、加药管完好，加药管无堵塞，表面有极薄层黑色粉末状沉积物。

见照片5-7。

照片5汽包内部整体照片6汽水分界线照片7加药管

对汽包内沉积物进行垢成分进行分析，其主要成分为：

Fe（以Fe2O3计）含量占98.00℅，详见附录检测报告。

4.2汽机部分检查

4.2.1汽轮机

4.2.1.1汽轮机转子

高压转子共9级叶片。

调速级和第2、3级叶片正面、背面钢灰色，无沉积物，叶片正面有冲击麻点，数量＜10个/叶片，直径＜1mm；

第4级叶片正面钢灰色，无沉积物，背面有红棕色极薄层沉积物；

第5-9级叶片正面整体呈红棕色，靠近转子处有薄层沉积物，背面有红棕色薄层沉积物。

围带光滑，无沉积物，高压转子各级叶片、围带无锈蚀。

见照片8-16。

照片8、9调节级叶片正面冲击麻点照片10第2级叶片正面冲击麻点

照片113-6级叶片正面照片127-9级叶片正面照片139级叶片正面靠近转子处沉积物

照片14调节级、第2级叶片背面照片15第3-5级叶片背面照片16第6-9级叶片背面

对高压转子第9级叶片背面沉积物取样分析，其主要成分见表4-3，详见附录检测报告。

表4-3高压转子叶片沉积物主要成分

取样位置

Fe2O3％

CuO

P2O5％

Na2O％

SiO2％

Al2O3％

高压转子9级叶片背面

31.85

20.70

21.05

11.55

5.63

中压转子共6级叶片。

第1-3级叶片正面、背面呈钢灰色，无沉积物，正面叶片有冲击麻点，直径＜2mm；

第4-5级叶片正面整体呈红棕色，无沉积物，背面呈钢灰色，无沉积物；

第5级叶片有4个叶片轻微变形；

第6级叶片正面、背面整体呈钢灰色，无沉积物。

叶片无锈蚀。

第1-3级围带内侧有颗粒状黑色沉积物。

见照片17-23。

照片17第1级叶片正面冲击麻点照片18第2级叶片正面照片19第3级叶片正面

照片20第4-6级叶片正面照片21第1-3级叶片背面

照片22第4-6级叶片背面照片23第5级叶片轻微变形

低压缸共2×

6级叶片。

第1-5级叶片正面呈钢灰色，无沉积物，第1、2级叶片正面有锈点；

第3-4级叶片背面有极薄层沉积物；

第6级叶片正面、背面呈黄棕色，无沉积物，叶片背面边缘有轻微水蚀，长度约38.5cm。

围带光滑，无沉积物。

见照片24-31。

照片24第1-3级叶片正面照片25第4、5级叶片正面照片26第6级叶片正面

照片27第1、2级叶片背面照片28第3、4级叶片背面照片29第5级叶片背面

照片30第6级叶片背面照片31第6级叶片背面边缘轻微水蚀

4.2.1.2汽轮机隔板

高压隔板静叶片调速级和第2-4级叶片正面、背面钢灰色，无沉积物；

第5-9级叶片正面整体呈红棕色，背面有红棕色薄层沉积物。

见照片32-36。

照片32第2级叶片背面照片33第4级叶片背面照片34第5级叶片背面

照片35第7级叶片背面照片36第9级叶片背面

对高压隔板5级静叶片背面沉积物取样称重，沉积物量为2.29mg/cm2，沉积速率为0.46mg/（cm2·

a）。

#2机组于2009年3月-5月进行大修，至本次大修（2014年4月）约4年11个月，约4.9年，汽轮机叶片积盐速率以4.9年计算。

对高压隔板5级静叶片背面沉积物取样分析，其主要成分见表4-4。

详见附录检测报告。

表4-4高压隔板静叶片沉积物主要成分

高压隔板5级静叶片背面

42.70

14.30

24.30

13.50

2.90

中压隔板静叶片第1-4级叶片正面、背面呈钢灰色，无沉积物，第1级叶片局部变形；

第5级叶片正面局部呈红棕色，背面呈红棕色，无沉积物；

第6级叶片正面、背面局部呈红棕色，无沉积物。

见照片37-40。

照片37第1级叶片变形照片38第4级叶片背面

照片39第5级叶片背面照片40第6级叶片背面

4.2.2高压加热器检查

#2高加进水侧呈暗红色；

出水侧管口呈暗红色，管板呈钢灰色。

管口处有明显黑色、疏松沉积物。

见照片41、42。

照片41#2高加进水侧照片42#2高加出水侧

对#2高加管口沉积物取样分析，其主要成分为：

Fe（以Fe2O3计）含量占98.65℅，，详见附录检测报告。

#3高加进水侧整体呈砖红色；

出水侧管口呈暗红色。

管口处未见明显沉积物，有堵管。

见照片43、44。

照片43#3高加进水侧照片44#3高加出水侧

4.2.3低压加热器检查

#5低加呈棕红色，#6低加整体呈砖红色，管口处未见明显沉积物，见照片45、46。

照片45#5低加照片46#6低加

4.2.4除氧器检查

除氧器内部整体呈砖红色，汽水分界线可见；

下降管滤网无堵塞，有少量砖红色沉积物；

内部清洁，无杂物。

见照片47-49。

照片47除氧器内部照片48汽水分界线照片49下降管滤网

4.2.5凝汽器检查

凝汽器A侧进水侧凝汽器管内无垢，无腐蚀，附着薄层粘泥；

管板、拉筋、水室壁面附着薄层粘泥。

见照片50、51。

照片50进水侧凝汽器照片51进水侧凝汽器管

凝汽器A侧出水侧凝汽器管中无垢，无腐蚀，部分管中附着薄层粘泥；

管板、拉筋、水室内壁处有粘泥附着，擦拭管板后，露出光亮不锈钢本体颜色；

拉筋、水室内壁有腐蚀鼓包；

水室内部有铁腐蚀产物、贝壳、小石子等杂物。

见照片52-55。

照片52部分凝汽器管中薄层粘泥照片53管板上粘泥

照片54拉筋粘泥和腐蚀鼓包照片55水室内部铁腐蚀产物、贝壳、小石子等

凝汽器B侧出水侧大部分凝汽器管内清洁，不锈钢本体颜色，部分凝汽器管中薄层粘泥附着；

凝汽器管无垢，无腐蚀。

见照片56-58。

照片56不锈钢管清洁照片57、58部分不锈钢管中粘泥附着

4.2.5.3凉水塔检查

凉水塔底部局部污泥较厚；

水泥柱基本无藻类附着；

波形板、填料有粘泥附着。

见照片59-61。

照片59凉水塔水泥柱照片60凉水塔底部粘泥照片61波形板薄层粘泥

5热力设备评价

本次大修化学检查依据DL/T1115-2009《火力发电厂机组大修化学检查导则》中的有关热力设备腐蚀和结垢、沉积物的评价标准，对以上具体检查的结果作出如下评价。

5.1热力设备腐蚀评价

腐蚀评价标准用腐蚀速率或腐蚀深度表示，具体评价标准见下表5-1。

表5-1热力设备腐蚀评价标准

部位

类别

一类

二类

三类

基本没有腐蚀或点蚀深度＜0.3mm

轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.3mm~1mm

有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度＞1mm

汽轮机

转子叶片、隔板

基本没有腐蚀或点蚀深度＜0.1mm

轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.1mm~0.5mm

有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度＞0.5mm

凝汽器不锈钢管2）

无局部腐蚀，均匀腐蚀

＜0.005mm/a

均匀腐蚀0.005～0.02mm/a或点蚀深度≤0.2mm

均匀腐蚀＞0.02mm/a或点蚀、沟槽深度＞0.2mm或已有部分管子穿孔

说明：

1、均匀腐蚀速率可用游标卡尺测量管壁厚度的减少量除以时间得出。

2、凝汽器管为不锈钢时，如果凝汽器未发生泄露，一般不进行抽管检查。

本次信阳华豫公司#2机组热力设备大修化学检查腐蚀评价结果见下表5-2。

表5-2#2机组热力设备腐蚀评价结果

设备名称、部位

腐蚀情况

表面普遍有腐蚀点，局部密集

轻微均匀腐蚀，局部有点蚀

高压缸叶片

无腐蚀

中压缸叶片

低压缸叶片

凝汽器不锈钢管

5.2热力设备结垢、沉积物评价

结垢、沉积物评价标准用沉积速率或总沉积量或垢层厚度表示，具体评价标准见表5-3。

表5-3热力设备结垢、沉积物评价标准

省煤器2）

结垢速率＜40g/（m2·

a）

结垢速率40~80g/（m2·

结垢速率＞80g/（m2·

水冷壁2）

转子叶片、隔板3）

结垢、沉积物速率＜1mg/（cm2·

a）或沉积物总量＜5mg/cm2

结垢、沉积物速率1~10mg/（cm2·

a）或沉积物总量5~25mg/cm2

结垢、沉积物速率＞10mg/（cm2·

a）或沉积物总量＞25mg/cm2

凝汽器管

垢层厚度＜0.1mm或沉积量＜8mg/cm2

垢层厚度0.1~0.5mm或沉积量8~40mg/cm2

垢层厚度＞0.5mm或沉积量

＞40mg/cm2

评价说明：

1、锅炉化学清洗后一年内省煤器和水冷壁割管检查评价标准：

一类：

结垢速率＜80g/（m2·

a），二类：

结垢速率80~120g/（m2·

a），三类：

结垢速率＞120g/（m2·

2、对于省煤器、水冷壁和凝汽器的垢量均指多根样管中垢量最大的一侧（通常为向火侧、向烟侧、汽轮机背汽侧、凝汽器管迎汽侧），一般用化学清洗法测量计算；

对于汽轮机的垢量是指某级叶片局部最大的结垢量。

3、取结垢、沉积物速率或沉积物总量高者进行评价。

计算结垢、沉积物速率所用的时间为运行时间和停用时间之和。

本次信阳华豫公司#2机组热力设备大修化学检查结垢、沉积物评价结果见下表5-4。

表5-4#2机组大修热力设备结垢、沉积物评价结果

垢量或沉积物量

结垢速率或沉积物速率

160g/m2

21.1g/（m2·

154g/m2

20.3g/（m2·

高压缸5级静叶片背面

2.29mg/cm2

0.46mg/（cm2·

凝汽器

无垢

1、#2机组于2006年9月进行过化学清洗，至本次大修2014年4月，约7年7个月，约7.6年，水冷壁、省煤器结垢速率以7.6年计算；

#2机组于2009年3月-5月进行过大修至2014年4月约4年11个月，约4.9年，汽轮机叶片积盐速率以4.9年计算。

2、省煤器、水冷壁的结垢速率依据多根样管中垢量最大的一侧评价；

3、汽轮机叶片积盐依据某级叶片积盐量和积盐速率最大的评价。

6问题分析和讨论

6.1汽轮机叶片积盐

高压缸叶片上沉积物主要成分以铁、铜、磷、硅、铝、钠等成分分布于汽轮机叶片不同部位。

分析其汽轮机叶片上积盐的原因，如下：

叶片上沉积的铁氧化物主要是给水管道、蒸汽管道材质中铁剥离脱落进入水汽系统，通过蒸汽携带进入汽轮机，当汽轮机做功，蒸汽参数有变化、气流有扰动时，从蒸汽中析出沉积在叶片上；

叶片上沉积的磷氧化物可能和机组碱洗结束后，热力系统没有冲洗彻底有关；

叶片上沉积的铜的氧化物可能是从热力设备的含铜材质合金中析出，由蒸汽携带沉积在叶片上；

硅和铝的氧化物是尘土的特征成分；

钠氧化物由蒸汽溶解携带离子进入汽轮机做功后，蒸汽的温度、压力下降，蒸汽携带离子能力降低，析出沉积在汽轮机叶片上。

受热力系统汽水品质、离子在不同压力下汽，水分配系数、蒸汽压力分布等影响，汽轮机各级叶片沉积物的主要成分和百分比各不相同。

6.2凝汽器管内粘泥附着

本次检查发现部分凝汽器管内有粘泥附着，附着的粘泥会降低凝汽器的换热效率。

7结论和建议

7.1结论

7.2建议

7.2.1继续加强化学在线化学仪表的校准工作，加强水汽监督，避免或减少积盐和腐蚀

水汽品质的准确监测是保证机组安全、经济运行的必要手段，机组水汽品质的监督主要依靠在线化学仪表。

建议继续加强在线仪表进行校验，以保证其准确性、可靠性。

并加强运行时水汽的监督、控制，提高水汽品质，避免或减少积盐和腐蚀现象的发生。

7.2.2继续加强凝汽器胶球清洗工作

继续加强运行中胶球清洗工作，以有效去除凝汽器管内壁粘泥附着物，提高凝汽器换热效率。

8附录

垢量、垢成分分析报告。