最新DLT-1115-2009火力发电厂机组大修化学检查导则(word版-可编辑).doc

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1、Four short words sum up what has lifted most successful individuals above the crowd: a little bit more.-author-dateDLT-1115-2009火力发电厂机组大修化学检查导则(word版-可编辑)ICS 27.100F 23备案号：26358-2009DL中华人民共和国国家国家能源局 发布 2009-12-01实施2009-07-22发布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

2、fuel power plant DL/T 11152009 中华人民共和国电力行业标准-目 次前 言II1 范围12 总则13 检查准备工作14 锅炉设备检查15 汽轮机检查36 凝汽器检查47 其它设备检查48 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7附录B （资料性附录）机组大修化学检查记录表12附录C （规范性附录）垢量测量方法24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25附录E（规范性附录）刮取垢样及化学成分分析方法26附录F （规范性附录）汽轮机垢量的测量方法27附录G （规范性附录）快速定性检测铜的方法28前 言本标准是根据国家

3、发展和改革委员会办公厅文件(发改办工业2005739号) “2005年行业标准项目计划”中第67项的安排进行的。本标准对原计划名称火力发电厂热力设备大修化学检查导则改为火力发电厂机组大修化学检查导则，使适用范围更加广泛。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。制定过程中参照火力发电厂水汽化学监督导则DL/T561-95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

4、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。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 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

5、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A。2.5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3.1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。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

6、等的准备工作。检查记录表参见附录B。3.3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) 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、启停次数和保养方式及效果；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。

7、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。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。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

8、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、上升管管口有无沉积物，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

9、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0.5m，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

10、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

11、，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D。d) 取水冷壁管垢样，进行化学成分分析，分析方法见附录E。e) 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0.5m，火焰切割时至少1m。4.3.2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

12、取12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0.5m，火焰切割时至少1m。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，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E。 4.5再热器4.5.1割管要求a) 根据需要割取12

13、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1m。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，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E。5 汽轮机检查5.1高压缸5.1.1检查调速级以及随后数级叶片有

14、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D。5.1.2检查记录各级叶片及隔板的积盐情况，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E。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录F。5.1.3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。5.1.4定性检测各级叶片有无铜垢。检测方法见附录G。5.2中压缸5.2.1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

15、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D。5.2.2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E。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录F。5.2.3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。5.2.4定性检测各级叶片有无铜垢。检测方法见附录G。5.3低压缸5.3.1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E。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录F。5.3.2用

16、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。5.3.3检查并记录末级叶片的水蚀情况。6 凝汽器检查6.1水侧6.1.1检查水室淤泥、杂物的沉积及微生物生长、附着情况。6.1.2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。6.1.3检查水室内壁、内部支撑构件的腐蚀情况。6.1.4检查凝汽器水室及其管道的阴极（牺牲阳极）保护情况。6.1.5记录凝汽器灌水查漏情况。6.2汽侧6.2.1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。6.2.2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。6.2.3检查

17、凝汽器管外壁腐蚀产物的沉积情况。6.2.4检查凝汽器壳体内壁锈蚀情况。6.2.5检查凝汽器底部沉积物的堆积情况。6.3 抽管6.3.1机组大修时凝汽器铜管应抽管检查。凝汽器钛管和不锈钢管，一般不抽管。6.3.2根据需要抽12根管，并按以下顺序选择抽管部位：首先选择曾经发生泄漏附近部位，其次选择靠近空抽区部位或迎汽侧的部位，最后选择一般部位。6.3.3对于抽出的管按一定长度（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D。6.3.4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

18、检查。6.3.5管内沉积物的沉积量在评价标准二类及以上时，应进行化学成分分析。7 其它设备检查7.1除氧器7.1.1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。7.1.2检查除氧水箱内壁颜色及腐蚀情况、水位线是否明显、底部沉积物的堆积情况。7.2高、低压加热器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，水室底部沉积物的堆积情况；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。7.3油系统7.3.1 汽轮机油系统a) 检查汽轮机主油箱、密封油箱内壁的腐蚀和底部油泥沉积情况。b) 检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。c) 检查冷油器油侧和油管

19、道油泥附着情况。7.3.2 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的腐蚀和底部油泥沉积情况。b) 检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。c) 检查冷油器油侧和油管道油泥附着情况。7.4发电机冷却水系统7.4.1检查发电机内冷却水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。7.4.2检查内冷却水系统有无异物。7.4.3检查冷却水管有无氧化铜沉积。7.4.4检查外冷却水系统冷却器的腐蚀和微生物的附着生长情况。7.5循环水冷却系统7.5.1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况。7.5.2检查冷

20、却水管道的腐蚀、生物附着、粘泥附着等情况。7.5.3检查冷却系统防腐（外加电流保护、牺牲阳极保护或防腐涂层保护）情况。7.6凝结水精处理系统7.6.1检查过滤器进出水装置和内部防腐层的完整性。7.6.2检查精处理混床进出水装置和内部防腐层的完整性。7.6.3检查树脂捕捉器缝隙的均匀性和变化情况，采用附加标尺数码照片进行分析。7.6.4检查体外再生设备内部装置及防腐层的完整性。7.7炉内加药、取样系统7.7.1检查加药设备、容器有无污堵物、腐蚀、泄漏等缺陷；7.7.2检查水汽取样装置（过滤器、阀门等）是否污堵。7.8水箱检查除盐水箱和凝结水补水箱防腐层及顶部密封装置的完整性，有无杂物。8 检查评

21、价标准8.1腐蚀评价标准腐蚀评价标准用腐蚀速率或腐蚀深度表示，具体评价标准见表1。表1 热力设备腐蚀评价标准部 位类 别一 类二 类三 类省煤器基本没腐蚀或点蚀深度0.3mm轻微均匀腐蚀a或点蚀深度0.3 mm1mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度1mm水冷壁基本没腐蚀或点蚀深度0.3mm轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.3 mm1mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度1mm过热器、再热器基本没腐蚀或点蚀深度0.3mm轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.3 mm1mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度1mm汽轮机转子叶片、隔板基本没腐蚀或点蚀深度0.3mm或已有部分管子穿孔。不锈钢管b无局部腐蚀，均匀腐蚀速率0.005mm/a均匀腐

22、蚀速率0.005mm/a0.02mm/a或点蚀深度0.2mm均匀腐蚀速率0.02mm/a或点蚀、沟槽深度0.2mm或已有部分管子穿孔。钛管c无局部腐蚀，无均匀腐蚀均匀腐蚀速率0.0005mm0.002mm/a或点蚀深度0.01mm均匀腐蚀速率0.002mm/a或点蚀深度0.1mma 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。b 凝汽器管为不锈钢时，如果凝汽器未发生泄漏，一般不进行抽管检查。c 凝汽器管为钛管时，一般不进行抽管检查。8.2结垢、积盐评价标准结垢、积盐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2。表2 热力设备结垢、积盐评价标准a部位类别一类二类三

23、类省煤器a b结垢速率c40 g/（m2a）结垢速率40 g/（m2a）80 g/（m2a）结垢速率80 g/（m2a）水冷壁a b结垢速率40 g/（m2a）结垢速率40 g/（m2a）80 g/（m2a）结垢速率80 g/（m2a）汽轮机转子叶片、隔板c结垢、积盐速率d1mg/（2a）或沉积物总量5mg/2结垢、积盐速率1 mg/（2a）10 mg/（2a）或沉积物总量5 mg/225mg/2结垢、积盐速率10 mg/（2a）沉积物总量25mg/2凝汽器管c或垢层厚度0.1mm沉积量：0.5mm沉积量：40mg/cm2a 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1

24、20 g/（m2a）。b 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，测量方法见附录F 。c 取结垢、积盐速率或沉积物总量高者进行评价。d 计算结垢、积盐速率所用的时间为运行时间与停用时间之和。附录A（资料性附录）机组大修化学检查报告的基本内容机组大修化学检查报告应写明报告名称、检查起止日期、报告编写人、审阅人、批准人以及报告编写日期；检查记录表和典型照片作为检查报告的附件。报告的主要技术内容如下。A.1 运行情况机组运行情况见表A1。表A1 机组运行

25、情况本次大修起始日期本次大修结束日期上次大修结束日期运行小时数上次大修以来机组投运以来自上次大修以来锅炉蒸发量t/h最大平均机组负荷MW最大平均锅炉补水率%最大平均锅炉排污率%最大平均停备用小时数启停次数锅炉停备用保护方法保护率%合格率%上次大修以来其它检修情况与化学监督有关的异常或障碍A.2 上次大修以来的水汽质量情况机组上次大修以来的水汽质量情况见表A2。表A2 机组上次大修以来的水汽质量统计项 目单位或方式最 大 值最 小 值合格率%补给水SiO2g/L电导率S/cm凝结水溶解氧g/L氢电导率S/cmNag/L硬度mol/ L给水处理方式/溶解氧g/LpHN2H4g/LCug/LFeg/

26、L炉水pH处理方式/mg/L电导率或氢电导率S/cm主蒸汽SiO2g/kgNag/kg氢电导率S/cm发电机内冷却水电导率S/cmCug/LpHA.3 设备检查及验收简明扼要叙述检查计划的执行情况，各设备的检查情况。对异常情况应详细叙述并附照片。机组大修的垢样应进行化学成分分析。A.3.1锅炉A.3.1.1 汽包底部：积水情况，沉积物情况，金属表面颜色内壁：汽侧金属表面颜色、锈蚀和盐垢。水侧金属表面颜色、锈蚀和盐垢。水汽分界线是否明显、平整。汽水分离装置：旋风筒倾斜、脱落情况，百叶窗波纹板是否有脱落和积盐。管路：加药管是否有短路现象，排污管、排污管、给水分配槽、给水洗汽等装置有无结垢、污堵等缺

27、陷。汽包内衬：是否有沙眼、裂纹。腐蚀指示片：表面状态、沉积速率和腐蚀速率。锅炉上、下联箱：沉积物和焊渣等杂物情况。汽包和联箱验收标准：内部表面和内部装置及连接管清洁，无杂物遗留。A.3.1.2水冷壁割管位置：叙述水冷壁墙名称、水平位置、标高。表面状态：割取管样内壁颜色和腐蚀、结垢情况。垢量：割取管样向火侧和背火侧的结垢量。化学成分：按附录E的方法进行。监视管：更换监视管的原始垢量和表面状态。A.3.1.3 省煤器割管位置：叙述管排、水平位置和标高。表面状态：割取管样内壁颜色和腐蚀、结垢情况。垢量：割取管样的结垢量。化学成分：按附录E的方法进行。监视管：更换监视管的原始垢量和表面状态。A.3.1

28、.4过热器割管位置：叙述管排、水平位置和标高。表面状态：代表性管样内壁颜色和腐蚀、结垢情况和氧化皮生成情况。垢量及氧化皮量：可溶性垢量及氧化皮量。化学成分：按附录E的方法进行。A.3.1.5再热器割管位置：叙述管排、水平位置和标高。 表面状态：代表性管样内壁颜色和腐蚀、结垢情况和氧化皮生成情况。垢量及氧化皮量：可溶性垢量及氧化皮量。化学成分：按附录E的方法进行。A.3.2汽轮机A.3.2.1高压缸a) 调速级以及随后数级叶片有无机械损伤或坑点情况。b) 各级叶片及隔板积盐情况。沉积量较大的叶片的沉积量。c) 沉积量最大部位的沉积物的化学成分。d) 各级叶片垢的pH值。e) 各级叶片有无铜垢附着

29、。f) 验收情况。A.3.2.2中压缸a) 前数级叶片有无机械损伤或坑点情况。b) 各级叶片及隔板积盐情况。沉积量较大的叶片的沉积量。c) 沉积量最大部位的沉积物的化学成分。d) 各级叶片垢的pH值。e) 各级叶片有无铜垢附着。f) 验收情况。A.3.2.3低压缸a) 各级叶片及隔板积盐情况。沉积量较大的叶片的沉积量。b) 末级叶片的水蚀情况。c) 结垢量最大部位的沉积物的化学成分。d) 各级叶片垢的pH值。e) 验收情况。A.3.3凝汽器A.3.3.1水侧a) 水室淤泥、杂物的沉积及微生物生长、附着情况。b) 管口冲刷、污堵、结垢和腐蚀情况。管板防腐层情况。c) 水室内壁、内部支撑构件的腐蚀

30、情况。d) 阴极（牺牲阳极）保护情况。e) 灌水查漏情况。f) 验收情况。A.3.3.2汽侧a) 最外层凝汽器管受损情况。b) 最外层管隔板处的磨损或隔板间因振动引起的裂纹情况。c) 凝汽器管外壁腐蚀产物的沉积情况。d) 凝汽器壳体内壁锈蚀情况。e) 凝汽器底部沉积物的堆积情况。f) 验收情况。A.3.3.3 抽管a) 抽管位置。b) 管样内外表面的腐蚀情况。c) 单位面积的结垢量。d) 垢样化学成分分析（沉积量在二类及以上）。A.3.4其它设备A.3.4.1除氧器a) 除氧头内壁颜色及腐蚀情况，各部件牢固情况。b) 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。c) 验收情

31、况。A.3.4.2高、低压加热器a) 水室换热管端的冲刷腐蚀和管口腐蚀产物的附着情况。b) 水室的沉积物堆积情况。c) 汽侧上水查漏情况。d) 验收情况。A.3.4.3油系统A.3.4.3.1 汽轮机油系统a) 汽轮机主油箱、密封油箱内壁腐蚀和底部油泥情况。b) 冷油器铜管水侧的腐蚀泄漏情况。c) 冷油器油侧油泥附着和油管道油泥附着情况。A.3.4.3.2 抗燃油系统a) 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) 冷油器铜管水侧的腐蚀泄漏情况。C) 冷油器油侧和油管道油泥附着情况。A.3.4.4发电机冷却水系统a) 内冷却水水箱和冷却器的腐蚀、污堵情况。b) 内冷却水系统

32、异物情况。c) 冷却水管氧化铜沉积情况。d) 外冷却水系统冷却器的腐蚀和微生物的附着生长情况。e) 验收情况。A.3.4.5循环水冷却系统a) 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况。b) 冷却水管道生物附着、粘泥附着等情况。c) 冷却系统的腐蚀与防腐情况。A.3.4.6凝结水精处理系统a) 过滤器出水装置和内部防腐层情况。b) 精处理混床进出水装置和内部防腐层情况。c) 树脂捕捉器的缝隙均匀性和变化情况。d) 体外再生设备内部装置及防腐层情况。A.3.4.7炉内加药、取样系统a) 加药设备、容器有无污堵物、腐蚀、泄漏等缺陷；b) 水汽取样装置及取样管道的污堵

33、情况。A.3.4.8水箱除盐水箱和凝结水补水箱防腐层顶部密封装置和底部杂物情况A.3.4.9其它A.4 评价A.4.1 热力设备腐蚀评价部位本次大修上次大修评价省煤器腐蚀形态，蚀坑深度,mm腐蚀形态，蚀坑深度,mm水冷壁腐蚀形态，蚀坑深度,mm腐蚀形态，蚀坑深度,mm过热器腐蚀形态，蚀坑深度,mm腐蚀形态，蚀坑深度,mm再热器腐蚀形态，蚀坑深度,mm腐蚀形态，蚀坑深度,mm汽轮机叶片、隔板腐蚀形态，蚀坑深度,mm腐蚀形态，蚀坑深度,mm凝汽器管堵管率，蚀坑深度,mm堵管率，蚀坑深度,mm注：取所有状态中最严重者进行评价。A.4.2 热力设备结垢、积盐评价部位本次大修上次大修评价结垢速率 g/（

34、m2a）或沉积量g/m2省煤器水冷壁过热器再热器汽轮机叶片、隔板凝汽器管注：取所有状态中最严重者进行评价。A.5 存在的问题与建议根据对各设备的检查评价情况，对本次大修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。附录B （资料性附录）机组大修化学检查记录表机组大修时各设备化学检查记录表见表B1表B13。表B1锅炉汽包检查记录表锅炉 检查时间： 年 月 日检查部位检查项目检查内容及方法检查情况大修验收情况1汽包内壁：颜色目视检查并照相封门前进行清扫 ，经检查合格后封门2汽水分界线：是否明显正常水位线应在汽包中心线以下150mm250mm，汽水分界线是否明显、平整等，有无局部“高

35、峰”并记录和描绘其部位3底部：有无积水如有记录其长、宽、高度以及水色等4底部：有无沉积物如有记录其部位、状态、面积、高度和颜色5水侧：有无腐蚀、结垢刮取一定面积的沉积物称重6汽侧：有无腐蚀、结垢、积盐如有记录其分布、密度，记录腐蚀点状态和尺寸，积盐处定性测pH值7旋风筒及波形板：有无脱落、错位记录脱落、错位的位置及数目8多孔板：有无脱落记录脱落位置及数目9加药管：有无污堵、断裂、泄漏等记录污堵、断裂、泄漏的位置或数目10排污管：有无污堵、断裂、泄漏等记录污堵、断裂、泄漏的位置或数目11给水管道：有无断裂等如有记录其部位12给水洗汽装置：有无腐蚀、结垢、积盐、污堵，有无松脱情况如有积盐，定性测p

36、H值，记录其部位、状态、面积、高度和颜色等13封门前检查内部装置是否完整以及底部清洁情况14腐蚀产物或垢样分析按附录E进行分析检查人： 表B2锅炉水冷壁管化学检查记录表锅炉 割管部位： 检查时间： 年 月 日检查部位检查项目检查内容及方法检查情况大修验收情况割管选择顺序：1.爆管附近的管。2.胀粗或变色附近的管。3.热负荷最高部位的管。管样长度：是否符合要求气割大于1m锯割大于0.5 m管样加工：是否符合要求车床加工不能加冷却剂，车速不应过快，进刀量要小，应做好方位流向标志。外壁车薄至2mm3mm厚，再锯割成40mm50mm长，按向、背火侧剖开，修去毛刺管样内径尺寸游标卡尺测量 内径 mm管样

37、外壁：有无破口、鼓包，有无明显减薄取到管样后立即外观检查 剖管检查向火侧：垢色、腐蚀特征，如有无溃疡性腐蚀、氢脆、垢下腐蚀等目视检查并照相、刮取垢样、测定点蚀坑的深度等 剖管检查背火侧：垢色、腐蚀特征，如有无溃疡性、氢脆、垢下腐蚀等同上垢量及结垢速率加工管段酸洗分析：背火侧：垢重： g管段面积： m2 向火侧：垢重： g管段面积： m2背火侧结垢量： g/m2 结垢速率： g/（m2.a）向火侧结垢量： g/m2 结垢速率： g/（m2.a）评价为 ： 类腐蚀产物或垢样分析按附录E进行分析。 检查人： 表B3过热器管化学检查记录表锅炉 割管部位： 检查时间： 年 月 日检查部位检查项目检查内容

38、及方法检查情况大修验收情况割管选择顺序：1.爆管附近的管。2.胀粗或变色附近的管。3.热负荷最高部位的管。管样长度：是否符合要求气割大于1 m锯割大于0.5 m 管样加工：是否符合要求车床加工不能加冷却剂车速不应过快，进刀量要小，应作好流向标志。外壁车光至2mm3mm厚，再锯割成40mm50mm长，修去毛刺。管样内径尺寸游标卡尺测量内径 mm管样外壁：有无破口、鼓包，有无明显减薄等拿到管样后立即外观检查管样内壁：有无积水、油迹拿到管样后立即内部检查管样内壁：有无结垢、积盐，弯头有无腐蚀产物沉积或堵塞拿到管样后先内部检查，待管样处理后再仔细检查，积盐处定性测其pH值垢样：颜色、腐蚀特征如有无氧化

39、铁皮等数码相机照相挤压或刮取的方法检查垢样 化学清洗后有无明显腐蚀坑测定点蚀坑的面积、深度等垢量及结垢速率加工管段按附录C进行分析：氧化皮重： g管段面积： m2 氧化皮量： g/m2 结垢速率： g/（m2.a） 腐蚀产物或垢样分析按附录E进行分析。 检查人： 表B4再热器管化学检查记录表锅炉 割管部位： 检查时间： 年 月 日检查部位检查项目检查内容及方法检查情况大修验收情况割管选择顺序：1.爆管附近的管。2.胀粗或变色附近的管。3.热负荷最高部位的管。管样长度：是否符合要求气割大于1 m锯割大于0.5 m 管样加工：是否符合要求车床加工不能加冷却剂。车速不应过快，进刀量要小，应作好流向标

40、志。外壁车光至2mm3mm厚，再锯割成40mm50mm长，修去毛刺。管样内径尺寸游标卡尺测量内径 mm管样外壁：有无破口、鼓包，有无明显减薄等拿到管样后立即外观检查管样内壁；有无积水、油迹拿到管样后立即内部检查管样内壁：有无结垢、积盐，弯头有无腐蚀产物沉积或堵塞拿到管样后先内部检查，待管样处理后再仔细检查，积盐处定性测其pH值垢样：颜色、腐蚀特征如有无氧化铁皮等数码相机照相管样刮取垢样及检查 化学清洗后有无明显腐蚀坑测定点蚀坑的面积、深度等垢量及结垢速率加工管段按附录C进行分析：氧化皮重： g管段面积： m2 氧化皮量： g/m2 结垢速率： g/（m2.a） 腐蚀产物或垢样分析按附录E进行分析。 检查人： 表B5高（低）温省煤器管化学检查记录表锅炉 割管部位： 检查时间： 年 月 日检查部位检查项目检查内容及方法检查情况大修验收情况割管选择顺序：1.爆管附近的管。2.胀粗或变色附近的管。3.热负荷最高部位的管。管样长度；是否符合要求气割大于1 m锯割大于0.5 m 管样加工；是否符合要求车床加工不能加冷却剂车速不应过快，进刀量要小，应作好流向标志。外壁车光至2mm3mm厚，再锯割成40mm50mm长，修去毛刺。管样内径尺寸游标卡尺测量内径 mm管样外壁：有无破口、鼓包，有无明显减薄等拿到管样后立即外观检查