ICS 27 100F23备案号： 26358 —2009 口 L,tl华人 民 共禾 Ⅱ 国电力行业标准DL ／ T 1 1 15—2009火力发电厂机组大修化学检查导则Guide for chemistry check-up of unit maintenance in fossil fuel power plant2009 —07—22发布 2009 —1 2—01实施中华人民共和国国家能源局 发布DL， T1115 —2009目 次前言 · · “II1 范围 - 12总Ⅲ0 ” ·一 13检查准备工作 - l4锅炉设备检查 - 一 15汽轮机检查 - - 一 - -·36凝汽器检查 · - - - -d7其他设备检查 - · ”d8检查评价标准 - - “5 附录 A(资料性附录 )机组大修化学检查报告的基本内容 一 - · · - 一 1 附录 B(资料性附录 )机组大修化学检查记录表 一 - -一 13 附录 C(规范性附录 )垢量测量方法 -· “23 附录 D(规范性附录 )腐蚀坑面积、深度和单位面积腐蚀点的测量方法 - 24 附录 E(规范性附录 )刮取垢样及化学成分分析方法 - 一 25 附录 F(规范性附录 )汽轮机垢量的测量方法 - - - - ·26 附录 G(规范性附录 )快速定性检测铜的方法 · ··27DL， T1115 —2009刖 吾本标准是根据 《 国家发展改革委办公厅关于印发 2005 年行业标准项目计划的通知 》( 发改办工业 [2005]739 号文 )的要求编写的。
本标准是我国首次制定的火力发电厂机组大修化学检查专项导则制定过程中参照 DL／ T 56l一1995《 火力发电厂水汽化学监督导则 》 有关内容和国外最新的有关标准，并总结国内多家电厂多年实际大修 检查的经验而制订本标准的主要内容有：火力发电厂机组大修化学检查内容、检查方法和评价标准本标准的附录 A、附录 B是资料性附录，附录 c～附录 G是规范性附录 本标准由中国电力企业联合会提出 本标准由电力行业电厂化学标准化技术委员会归口并解释 本标准主要负责起草单位：西安热工研究院有限公司、陕西电力科学研究院 本标准主要起草人：孙本达、黄万启、徐秋芳本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心 (北京市宣武区白广路二条一号， 100761)ⅡDL／ T1115 —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他级别的检修，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 A2 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31 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 B3 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)凝汽器及其他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、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DL， T1115 —20094 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 )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 O． 5mm ，应刮取一定面积 (不小于 lOOmm×lOOmm) 的垢量，干燥后 称其质量，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 1： 3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 o． 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 Dd)取水冷壁管垢样，进行化学成分分析，分析方法见附录 Ee) 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 309／ m2时要进行处理4． 3省煤器4． 31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。
b) 管样割取长度，锯割时至少 o 5m，火焰切割时至少 lm2DL， T1115 —20094 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根～ 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其 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 O． 5m，火焰切割时至少 lm4． 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 E4． 5再热器4． 5． 1割管要求a) 根据需要割取 1根～ 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 lm4． 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 N_E，并进行表面的状态描。