发电厂热力设备大修化学检查.ppt

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发电厂热力设备大修化学检查导则,化学检查的目的化学检查的目的是掌握设备的腐蚀或结垢、结盐等状况，对发生腐蚀或结垢、结盐等故障的设备进行原因分析，建立有关设备的状态档案。

一旦设备出现问题，可以从设备的状态档案中找出有关信息，为设备的管理者提供设备的材料、型号和发生故障的原因及应采取的措施。

化学检查的意义,化学检查是对机组在运行期间水、汽、油等质量控制与监督以及停用期间防腐效果的综合检验。

通过检查，可以评价机组运行所采用的给水、炉水处理方法是否合理，取样是否有代表性，水、蒸汽质量控制和油质控制是否有效，是对前一运行周期所有化学监督的整体检验；通过检查能更加具体地确定设备隐患的性质、范围和程度，以便采取相应的措施，消除隐患或防止其扩大，避免重大设备事故的发生。

因此，通过化学检查可防止热力设备在基建、启动、运行和停、备用期间由于水、汽、油等品质不良或采用的保护方法不当而引起的故障，对保证机组安全可靠运行，延长设备的使用寿命，有着重要的意义。

化学检查的有关规定,热力设备在大修时，生产管理部门和机、炉、电专业的有关人员应配合化学人员，对热力设备进行腐蚀、结垢、积盐、沉积物状况的检查。

机、炉专业应按化学检查的具体要求进行割管检查。

汽包、汽轮机等重要设备打开后应首先做化学检查，然后再进行检修。

检修完毕，必须及时通知化学专业有关人员进行验收。

为搞好大修检查及评价，应收集设备的有关技术资料，配备必要的检测仪器和工作器具，准备大修检查用的记录、报表、台帐和设备结构图等。

建立设备大修化学检查的技术档案和保存主要的垢样和管样。

在机组大修结束后，一个月内提出大修化学检查报告，其重要内容见附录1。

检查准备提出检查计划,在检修开始前要列出化学检查项目，并提出具体要求，如锅炉受热面割管和凝汽器抽管等。

除正常的检查项目外，化学专业还应根据日常出现的或可能在下一运行周期出现腐蚀问题的设备，向厂部提出化学专业需要检查的项目，列入大修计划中去。

在机组大修期间，检修公司以及外协单位应在打开这些重要设备前，通知化学有关人员到场，以便取得未被破坏的原始资料和数据。

发现重大问题，应在局域网上公布。

熟悉检修设备,化学检查人员在进行检查前，首先应参照有关设计图纸，熟悉被检设备的原理、作用和容易出现的腐蚀、结垢问题，然后再进入现场检查。

在检查过程中详细地做好检查记录。

目视检查均应拍摄现场照片。

对于现场设备腐蚀产物或结垢、积盐取样分析的项目，应准备好取样器和盛样设备，储存时保持垢样干燥。

各沉积物分析按火力发电厂垢和腐蚀产物分析方法执行，或采用X射线衍射法及原子能谱仪的方法对垢样进行分析。

做好有关指标的统计,机组停运后，化学专业应做好两次大修期间的化学监督运行分析统计工作，主要内容有：

主要水汽质量合格率和出现异常的各项指标；凝汽器及其它热交换器管的泄漏情况；水汽损失率及排污率；汽轮机油质、油箱放水量、补油量；变压器油的气相成分、微量水分、电气绝缘强度等指标的异常情况；与水、汽、油质有关的设备运行参数，如直流锅炉总阻力P，汽机监视段压力、凝汽器端差、水冷系统阻力或流量等的变化。

要将目前的工况与原始数据进行比较、分析，指出存在的主要问题及重点检查的部位。

锅炉设备检查锅炉检查,汽包锅炉的检查在锅炉汽包人孔打开后，应通知化学专业人员与其它相关部门的人员共同检查后方可进行清理和检修工作。

检修工作结束、关人孔门之前，也应通知化学专业人员检查验收。

汽包内检查的内容有：

设备底部有无积水，如有水，应记明其长宽高度以及水色是否浑浊。

汽包底部有无沉淀物堆积，记录其部位、状态、面积、高度和颜色，必要时取样烘干称重，做化学分析。

检查汽包内壁、汽侧有无锈蚀和白色盐垢，如有则记录其分布、密度，记述腐蚀点状态和尺寸（面积、深度）。

对白色盐垢，如果附着量很小，可用pH试纸定性测量。

如果附着量较大，应取样分析。

检查水侧有无沉积物和锈蚀，沉积物要刮取一定面积称其重量，并做化学成分分析。

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，注意检查该处的汽水分离装置有无缺陷以及查看该回路的热负荷和水循环状况。

对腐蚀和结盐严重的部位应拍照，对有腐蚀坑的部位应通知金属专业进行探伤。

检查汽水分离装置是否完整，有无旋风筒倾斜、脱落或焊接不严密的地方，其表面有无沉淀物、结垢或腐蚀。

检查加药、排污、给水分配槽、给水洗汽等装置有无结垢、污堵、腐蚀、泄漏等缺陷。

检查汽包各连接管内的情况，汽侧管内有无结盐和腐蚀、水侧的降水管管壁有无沉淀物，记录其厚度、颜色、层次、软硬程度等情况，检查水冷壁上升管、水连接管内有无沉淀物堆积，记录其部位、色泽厚度等情况。

以上检查要沿汽包长度选取几个点来比较其有无差别，并刮取代表性垢样进行化学成分分析。

若汽包内安装有腐蚀指示片，应检查其沉积物和腐蚀情况，对腐蚀指示片的表面状态进行描述、拍照，并计算其沉积速率和腐蚀速率。

汽包内验收的合格标准是：

内部四壁、内部装置及连接管内清洁，锅内装置安装正确、牢固、齐全、结缝严密，无杂物遗留。

锅炉联箱手孔封头割开后，锅炉检修专业应通知化学专业进行检查，查看联箱内有无沉积物、焊渣、熔瘤等杂物，然后方可清理。

检修完毕后清扫干净，化学人员验收合格后封口。

直流锅炉的检查,直流锅炉的启动分离器类似中压炉汽包，可参照检查。

水冷壁检查,水冷壁割管检查根数、位置及长度要求正常状态下，大修时水冷壁至少割管两根（其中一根为监视管），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。

非正常状态下，如发生爆管，要在爆破口附近（包括爆破口）割取并在其邻近再割取一根管检查。

如果发现炉管外观变色、胀粗、鼓包或测量管壁有明显减薄、有局部火焰冲刷减薄等情况时，要增加对异常管段的割管及检查。

割管的长度：

锯割时至少0.5米，火焰切割时至少1米。

水冷壁割管的标识、加工及垢样制取,对割取的管段应做好标记、贴好标签，准确标明该管段的名称、位置和标高，并做好水流方向和向火侧的方位（双面水冷壁管向火侧注明左右方向标志）。

割下的原始管段，如为焊割者，要先去除两端的热影响区，然后进行外观描述和测量记录，包括内外壁结垢、氧化腐蚀和内外径测量，如有爆破口、鼓包等情况要测量爆破口长度、宽度、爆口壁厚等，对异常的管段的外形应拍照存档，然后分别截取管样，需要做金相检查的管段由金属监督部门先行选取，再割取要测量垢量的管段。

测量垢量的管段要将外壁车光至壁厚为2mm3mm，再依据管径大小截割成为约40mm50mm的管段（适于分析天平称量）。

车床加工时不能加冷却液，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、向火侧锯成两半，进行垢量测量，测量方法见附录2。

如发现除垢后壁面有腐蚀坑，还要进行腐蚀坑面积、深度的测量，要保留特殊的管样并进行照相存档。

腐蚀坑面积、深度的测量方法见附录3。

将水冷壁管按向火侧和背火侧对半剖开，刮取垢样进行化学成分分析。

过热器检查,过热器内部检查的重点是立式弯头处有无积水、腐蚀，管内有无结盐或盐痕。

如有，对于微量积盐用pH试纸测pH值。

积盐较多时应进行成分分析。

割管检查高温段过热器、烟流温度最高处氧化皮的生成状况，记录氧化皮的厚度及氧化皮脱落情况。

若氧化皮情况严重，应查明原因，找出相应对策，并尽可能清除干净（如割管、吹扫或清洗）。

过热器进行化学清洗后或检修后，要检查下弯头有无腐蚀产物堆积或堵塞。

如果单纯为检查干法停炉保护效果，检查立式过热器下弯头是否有水，可用钻孔法或在下弯头上锯开。

如无水，有条件时测定管内湿度；有积水时，必要时抽取积水做化学成分分析（主要分析有害阴离子）。

对过热器管垢量进行测量时，管样的标识及加工方法与水冷壁管一致，过热器管应分向烟侧和背烟侧，测量方法见附录2。

再热器检查,再热器内部检查的重点是立式弯头处有无积水、腐蚀，管内有无结盐或盐痕。

如有，对于微量积盐用pH试纸测pH值。

积盐较多时应进行成分分析。

割管检查高温段过热器、烟流温度最高处氧化皮的生成状况，记录氧化皮的厚度及氧化皮脱落情况。

若氧化皮情况严重，应查明原因，找出相应对策，并尽可能清除干净（如割管或吹扫）。

再热器检修后，要检查下弯头有无腐蚀产物堆积或堵塞。

如果单纯为检查干法停炉保护效果，检查立式再热器下弯头是否有水，可用钻孔法或在下弯头上锯开。

如无水，有条件时测定管内湿度；有积水时，必要时抽取积水做化学成分分析（主要分析有害阴离子）。

对再热器管垢量进行测量时，管样的标识及加工方法与水冷壁管一致，再热器管应分向烟侧和背烟侧，测量方法见附录2。

省煤器检查,省煤器割管检查的重点是检查管内结垢、腐蚀情况及有无油污痕迹，包括入口部位氧腐蚀和水平管段下部（或立式的下弯头）有无停炉腐蚀。

观察省煤器管内的色泽，检查化学清洗后有无明显腐蚀坑、蚀坑深度及单位面积蚀坑数量等，并拍照存档。

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，应选取易造成腐蚀部位割管，其割管要求和水冷壁相同。

省煤器管管样的标识及加工方法与水冷壁管一致，垢量的测量应分水平位置的上、下侧，测量方法见附录2。

必要时可刮取省煤器管内垢样进行化学分析。

锅炉其它辅助设备检查,锅炉的炉膛水平烟道、烟井及烟风系统、制粉系统、燃油系统、除尘系统的设备，一般不进行化学检查，如有关部门认为有特殊需要，大修过程中发现的异常情况涉及水、汽、油质或能影响到内部结垢、腐蚀情况时，可要求化学专业进行检查和取样分析。

汽轮机检查,汽机揭缸后，汽机专业应通知化学专业人员及时进行检查，未检查前不得进行清除附着物工作。

高压部分检查,目视各级叶片结盐情况，对沉积量较大的叶片，用不锈钢铲或其它硬质工具刮取结垢量最大部位的沉积物，计算其单位面积结盐量。

在进行刮取垢样时，既要刮净又不要使叶片金属受损伤。

沉积物的沉积量在2级以上应做成分分析。

检查调速级以及以后几级叶片有无机械损伤或麻点。

对于机械损伤严重或麻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，预测出发展趋势。

在造成破坏性损坏以前应进行处理或更换。

用除盐水润湿广泛pH试纸，粘贴在各级叶片结垢较多的部位，测量出pH值。

当pH11时，应重点检查凝汽器的泄漏、凝结水精处理、给水水质和汽包锅炉的汽水分离等情况，以便采取相应的措施。

对于有铜机组，定性检测各级叶片有无铜垢。

检测方法见附录4。

如果定性检测有铜，并且沉积物成分分析铜含量较高（20%以上），应重点检查给水处理是否采用AVT（R），凝结水、给水的含氧量是否过高，水、汽的pH值是否过高或过低。

中压部分检查,目视检查和结垢量的测量方法同上。

沉积物的沉积量在2级以上应做成分分析。

检查中压缸的前几级叶片有无机械损伤或麻点。

对于机械损伤严重或麻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，预测出发展趋势。

在造成破坏性损坏以前应进行处理或更换。

坑点深度、单位面积的坑点数量的检查方法见附录3。

测量出各级叶片垢的pH值。

对于有铜机组，定性检测各级叶片有无铜垢。

低压部分检查,目视检查和结垢量的测量方法同上。

沉积物的沉积量在2级以上应做成分分析。

测量出各级叶片垢的pH值。

检查最后几级叶片是否发生酸性盐类腐蚀现象。

对于有铜机组，定性检测各级叶片有无铜垢。

检查末级叶片的水蚀情况。

如果水蚀严重应对叶片边缘嵌镶司太利合金，对已经嵌镶司太利合金但仍有水蚀时应及时修补或更换。

凝汽器检查水侧检查,检查水室淤泥和杂物的沉积和凝汽器管入口的污堵情况。

如果严重，说明冷却水滤网有问题，应与汽机专业沟通解决。

对于海水冷却系统,应检查海生物生长、附着情况。

检查凝汽器铜管管口冲刷情况。

如果管口冲刷减薄严重，应对管口进行防腐处理。

检查管板防腐层是否完整。

如果有缺陷应及时修补或重做防腐处理。

检查水室内壁、内部支撑构件的腐蚀情况。

如果有缺陷应及时修补或重做防腐处理。

检查凝汽器水室及其管道的阴极（牺牲阳极）保护情况。

对起不到保护作用的阳极块或脱落的阳极块应予以更换。

汽侧检查,检查顶部最外层凝汽器管有无落物砸伤。

检查最外层管有无蒸汽、疏水吹扫减薄现象。

特别注意受汽轮机启动旁路排汽、高压疏水等影响的凝汽器管。

检查最外层管隔板处的磨损情况。

检查最外层管隔板间因振动引起的裂纹情况。

对于隔板间距大于1.2m，或最外层管不是加厚管，或汽轮机排汽不均，局部有冲击现象，应特别引起注意。

检查凝汽器内壁锈蚀情况。

检查凝汽器底部沉积物的堆积及锈蚀情况。

检修完毕后清扫干净，化学人员验收合格后封口。

抽管检查,对于凝汽器铜管，如果没有发生泄漏或结垢情况，可不进行抽管。

否则视情况，在泄漏严重或结垢部位抽12根管。

对于凝汽器钛管、不锈钢管，一般不进行抽管。

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。

烘干后测量单位面积的结垢量。

通常采用化学方法测量。

对于易冲洗、易用橡皮擦洗干净的管，也可用物理方法。

检查金属表面的腐蚀情况。

若换热管腐蚀减薄严重或存在严重泄漏情况，则应进行全面涡流检测探伤查漏。

沉积物的沉积量在2级以上应做成分分析。

其它设备检查除氧器检查,除氧头：

检查底部有无积水、沉积物堆积情况；检查内壁色泽及腐蚀损坏情况；检查内部多孔板装置是否完好，喷头有无脱落；检查补给水管道有无渗水、短路。

除氧水箱：

检查内壁锈蚀情况；检查汽水分界线是否明显，底部有无积水、沉积物堆积情况；检查内壁色泽及腐蚀损坏情况。

检修完毕后清扫干净，化学人员验收合格后封口。

高、低加热器的检查,检查进汽管弯头部位腐蚀和防冲击挡板损坏情况；检查管口的腐蚀冲刷、泄漏堵管及水室的情况，若换热管腐蚀严重或存在泄漏情况，则应进行涡流检测探伤或打水压方法查漏。

给水泵检查检查叶轮的磨蚀、气蚀以及氧化铁的附着情况。

阀门类检查锅炉给水调节阀解体后，应通知化学专业进行检查，测量阀芯、套筒、节流板处有无结垢及垢的厚度等。

重点检查主汽门、高压、中压调节汽门氧化皮的厚度及脱落情况。

油系统检查对抗燃油箱和汽轮机润滑油箱等进行腐蚀检查和底部油泥沉积情况检查。

8.6发电机冷却水系统检查检查发电机内冷却水系统的水箱和冷却器的腐蚀和微生物的附着生长情况。

对进行内冷水加药处理的机组，重点检查药剂是否有不溶解现象和造成局部堵塞现象。

检查发电机外冷却水系统的冷却器的腐蚀和微生物的附着生长情况。

每个大修周期应对热交换管进行涡流探伤检查。

冷却系统检查,检查塔内填料沉积物附着情况、支撑柱上藻类附着情况；检查水塔内水泥构件腐蚀情况；塔内池底沉积物及杂质情况。

检查冷却水管道的腐蚀情况，生物附着情况、粘泥附着情况和防腐措施（外加电流保护、牺牲阳极保护或防腐涂层保护）的实施效果。

检查评价标准,腐蚀评价标准腐蚀评价标准用腐蚀速率或总腐蚀深度表示，其评价标准见表1。

表1热力设备化学检查腐蚀评价标准,结垢、结盐评价标准,结垢、结盐评价标准用沉积速率或总沉积量或垢层厚度表示，其评价标准见表2。

（另附）,总结,火力发电厂技术监督是保证设备正常、安全、经济运行的手段之一，它包含了：

电气（监控系统）监督、热工（仪表及控制）监督、金属监督和化学监督。

化学监督除日常的水汽分析监督和水质调节处理外，还应及时做好设备的停用保护（保养）和设备检修的化学检查工作，以便发现设备潜在的隐患，及时采取科学的防护（改进处理方法和缩短检测时间等）、补救（酸洗等）措施。

作为一个正规、合格的电厂化学监督部门或专业的水处理公司，在所管辖的水处理设备在检修前，应及时根据检修特点（大修还是小修）编写“设备检修化学检查监督项目”和具体检查方法，对设备进行检查，并根据检查结果对设备状况如实写出报告、对前期的化学监督处理质量进行评估、提出处理建议和改进措施。