DL T 1115-2019 火力发电厂机组大修化学检查导则.pdf

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1、DL / T 1115 2019 I ICS 27.101 F 23 备案号：- 20 中华人民共和国电力行业标准 DL / T 1115 2019 代替DL / T 1115 2009 火力发电厂机组大修化学检查导则 Directive of chemistry check-up for unit maintenance in fossil plant Boiler refractory material for thermal power plant 火力发电厂锅炉耐火材料 火力发电厂锅炉耐火材料 2019-06-04发布 2019-10-01实施 国家能源局 发 布 DL / T 111

2、5 2019 I 目 次 前言. II 1 范围. 1 2 规范性引用文件 . 1 3 总则. 1 4 检查准备工作 . 1 5 锅炉设备检查 . 2 6 汽轮机检查 . 4 7 凝汽器检查 . 4 8 其它设备检查 . 5 9 检查评价标准 . 7 附录A（资料性附录） 机组大修化学检查报告的基本内容 . 9 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） 垢量及氧化皮厚度测量方法 . 23 附录D（规范性附录） 腐蚀坑面积、深度和单位面积腐蚀点数测量方法 . 24 附录E（规范性附录） 刮取垢样及化学成分分析方法 . 26 附录F（规范性附录） 汽轮机积盐量、

3、结垢量的测量方法 . 27 附录G（规范性附录） 快速定性检测铜的方法 . 28 DL / T 1115 2019 II 前 言 本标准按照GB/T 1.1-2009标准化工作导则 第一部分 标准的结构和编写给出的规则制 定。 本标准是对DL/T 1115-2009火力发电厂机组大修化学检查导则的修订，与DL/T 1115-2009 相比，在技术内容上的主要差异为： 增加了规范性引用文件。 修改了总则。 修改了锅炉设备的检查内容与方法。 增加了联合循环机组余热锅炉的检查内容与方法。 修改了汽轮机的检查内容与方法。 增加了直接空冷凝汽器的检查内容与方法。 增加了间接空冷循环水系统的检查内容与方法

4、。 补充了其它设备的检查内容及方法。 修改了附录A、附录B、附录C、附录E及附录F的部分内容。 本标准的附录A、附录B是资料性附录，附录C、附录D、附录E、附录F、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。 本标准起草单位：西安热工研究院有限公司、中电华创电力技术研究有限公司、华电电力科 学研究院有限公司、宁夏电力能源科技有限公司、北京能源集团有限责任公司。 本标准主要起草人：黄万启 龙国军 周 臣 邓宇强 张洪博 吴 扬 管辉尧 汤自强 胡振华 衡 世权 陈建伟。 本标准首次发布日期为2009年，本次为第一次修订。 本标准在

5、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1号，100761）。 DL / T 1115 2019 1 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 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适 用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB 26164.1 电业安全工作规程 第1部分：热力和机械 DL/

6、T 794 火力发电厂锅炉化学清洗导则 DL/T 1151 火力发电厂垢和腐蚀产物分析方法 3 总则 3.1 化学检查的目的是掌握发电设备腐蚀、结垢或积盐等状况，建立设备状态档案；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） 用期间所采取的防锈蚀方法是否合适；对检查发现的问题或预计可能要出现的问题进行分析， 提出改进措施和建议。 3.2 机组在检修前，化学专业应制订详细的检查方案，提出与化学有关的检查项目和要求。机 组在检修时，生产管理部门和汽机、锅炉、电气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。 3.3 机组A 、B级检修时

7、，应对省煤器、水冷壁、过热器及再热器等锅炉受热面进行割管检查； 在A级检修前的最后一次C级检修时，宜对锅炉受热面进行割管检查。其他级别的检修，可根 据实际情况确定是否要割管检查。 3.4 汽机、锅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，应首先做化学检查，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。 3.5 化学检查人员应熟知并执行GB 26164.1的安全规定。 3.6 检修结束后，化学专业应对热力设备的腐蚀、结垢或积盐情况进行全面分析，针对存在的 问题提出整改措施与改进意见，并组织编写机组检修化学检

8、查报告。其主要内容参见附录A。 3.7 主要设备的垢样或管样应干燥保存，垢样保存时间不少于一个大修周期，锅炉管样保存时 间不少于两次化学清洗的间隔。机组大修化学检查技术档案应长期保存。 4 检查准备工作 4.1 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、历次大修检查情况制定本次化学检查计 划，并列入机组检修计划。 4.2 检查准备 机组检修前应做好有关设备的取样、现场拍照和检查记录表等准备工作。检查记录表参见 附录B。 4.3 统计有关指标 DL / T 1115 2019 2 机组停运后，应做好两次大修期间相关信息的分析统计工作，主要内容有： a) 水汽品质合格率、出现异常的

9、各项指标及其超标幅度和持续时间；出现三级处理值的 情况等。 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) 反映热力设备结垢的有关运行参数，如锅炉压差、凝汽器端差和煤耗等指标。 e) 机组在两次大修期间的运行时间、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。 g) 氢气纯度和补氢量。 5 锅炉设备检查 5.1 汽包 5.1.1 汽包底部。检查积水情况，包括积水部位、积水面积及深度；检查沉积物情况，包括沉 积部位、沉积物形态、颜色和沉积量。沉积量多时应取出沉积物烘干、称重。必要时进行化学 成分分析。 5.1.2 汽包内壁。检查汽侧有

10、无锈蚀和盐垢，记录其分布状态、形貌和尺寸（面积、深度）。 如果盐垢量较少，可用pH试纸测量pH值；如果盐垢量较大，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，干燥后称重，计算单位面积沉积率。检查水汽分界线是否明显、平整，如果发现有局部“高 峰”，应描述其部位。 5.1.3 检查汽水分离装置的完整性，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，应重点检查汽包内衬板焊缝的完整性。 5.1.4 检查炉水加药管、排污管安

11、装是否正确，是否有损坏、污堵等现象。检查给水分配管、 给水洗汽装置等有无结垢、污堵和腐蚀等问题。 5.1.5 检查蒸汽引出管端口有无积盐和腐蚀，炉水下降管、上升管的管口有无沉积物。 5.1.6 若汽包内安装有腐蚀指示片，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。 5.1.7 汽包验收标准。内部装置及连接管完整，内部清洁，无杂物遗留。 5.1.8 联合循环余热锅炉的汽包除参照上述内容进行相关检查之外，还应检查中、低压汽包汽 侧的流动加速腐蚀情况，可采用内窥镜检查汽包内蒸汽引出管道的端口和第一个弯头处的流动 加速腐蚀状况。 5.1.9 直流锅炉的启动分离器，可参照汽包检查内容进行

12、相关检查。 5.2 水冷壁 5.2.1 水冷壁的割管要求： a) 机组大修时水冷壁至少割管两根，有双面水冷壁的锅炉应增加割管两根。 b) 割管宜选择在顶层燃烧器上部等热负荷最高的部位；或特殊弯管、冷灰斗处弯（斜） 管等水汽循环不良部位；或中间联箱引出管进入炉膛等可能存在水汽相变、流体扰动 的部位。 c) 每次割管检查，应至少有一处割管与上次割管部位标高相同，且位置相近或相邻。 d) 若发生爆管，应对爆管及邻近管进行割管检查。如果发现炉管外观有变色、胀粗、鼓 包、裂纹或有局部火焰冲刷减薄等情况时，也应增加对异常管段的割管检查。 e) 管样割取的长度，砂轮切割时不小于0.5m，火焰切割时不小于1m

13、。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。 5.2.2 割管的标识、加工及管样制取与分析： a) 割取的管样应标明割管的详细位置和割管时间，使用软毛刷清理管段内表面地切割残 留金属粉末，并将管样两端的管口封堵；搬运或加工过程中应避免强烈振动和碰撞。 DL / T 1115 2019 3 b) 火焰切割的管段，要先去除热影响区，然后进行外观描述，包括外壁结垢、腐蚀状况； 并测量炉管内外径。如有爆破口、鼓包等情况要描述爆口或鼓包形状，测量其长度、 宽度以及爆口或鼓包处的壁厚。对异常管段的外形应拍照后再截取管样。需要做金相 检查的管段由金属专业先行

14、选取，另行截取一段原始管样放入干燥器保存。 c) 需要测量垢量的管段，应先用车床将外壁至管壁厚度为1mm2mm，再依据管径大小 截割长约30mm50mm的管段。车床加工时不能用冷却液，车速不应过快，进刀量要 小，并在车光的外壁重新做好方位、流向标志。截取后的管段要修去毛刺（注意不要 破坏管内垢层），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。 管样清洗前，应对其内表面原始状态拍照记录腐蚀、结垢情况，酸洗后再次拍照记录 管样内表面状态。如发现清洗后内表面有明显腐蚀坑，还应测量腐蚀坑大小、深度及 单位面积腐蚀坑点数量，测量方法见附录D。 d) 刮取水冷壁管内壁的垢样，进行化学成分分析

15、，取样及分析方法见附录E。 e) 安装监视管前，应采用长柄毛刷清扫或压缩空气吹扫等方式清理监视管段内表面的浮 锈、灰尘，并测量其垢量，垢量超过30g/m 2 时应进行酸洗处理。已发生严重腐蚀或有 局部腐蚀坑的管子不应作为监视管使用。 5.2.3 水冷壁有节流孔圈时，应采用无损检测或割管检查节流孔的沉积、堵塞情况。 5.2.4 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。 5.3 省煤器 5.3.1 省煤器割管要求： a) 机组大修时，应在省煤器入口联箱的出口部位和出口联箱的入口部位分别割管，割管 位置应尽可能靠近联箱；至少有一根与上次检修割管位置相邻或相近。监视管段及其 他易发生腐

16、蚀的部位管段（如入口段的水平管或易被飞灰磨蚀的管），可酌情割管分 析。 b) 管样割取长度，砂轮切割时不小于0.5m，火焰切割时不小于1m。 5.3.2 省煤器割管的标识、加工及管样制取与分析按5.2.2的要求进行。 5.4 过热器 5.4.1 过热器割管要求： a) 末级过热器应按受热面材质分别进行割管，每种材质炉管至少割取一根，其他过热器 根据需要割取。 b) 割管时应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。 c) 管样宜采用砂轮机切割，长度不少于0.5m。 5.4.2 检查管内壁有无积盐，立式弯头处有无积水、腐蚀。对微量积

17、盐用pH试纸测pH值， 积盐较多时应取样进行化学成分分析。 5.4.3 检查管内壁氧化皮的生成状况、脱落情况，并描述表面状态。 5.4.4 按5.2.2的要求对管样进行加工，然后测量氧化皮厚度或垢量，测量方法见附录C。根 据需要检测氧化皮或垢样的化学成分，检测方法见附录E。 5.5 再热器 5.5.1 再热器割管要求 a) 末级再热器应按受热面材质分别进行割管，每种材质炉管至少割取一根，其它再热器 根据需要割取。 b) 割管时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。 c) 管样宜采用砂轮机切割，长度不小于0.5m。 5.5.2 检

18、查管内壁有无积盐，立式弯头处有无积水、腐蚀。对微量积盐用pH试纸测pH值。 积盐较多时应取样进行成分分析。 5.5.3 检查管内壁氧化皮的生成状况、脱落情况，并描述其表面状态。 5.5.4 按5.2.2的要求对再热器管管样进行加工，然后测量氧化皮厚度或垢量，测量方法见附 录C。根据需要检测氧化皮或垢样的化学成分，检测方法见附录E。 DL / T 1115 2019 4 5.6 余热锅炉受热面及联箱 5.6.1 余热锅炉大修时，宜对蒸发器、省煤器等受热面进行割管检查。割管位置应靠近上、下 联箱，或余热锅炉的进烟、排烟部位。管样的标识、加工及管样的制取与分析按5.2.2进行。 5.6.2 受热面无

19、法割管时，可割开有代表性上、下联箱手孔，用内窥镜抽查炉管内部腐蚀、沉 积状况。 5.6.3 低压省煤器出口、中压省煤器入口以及低压蒸发器进入上联箱（或低压汽包）的最后一 个弯头等容易发生流动加速腐蚀的部位，可采用壁厚测量、内窥镜等手段检查内部腐蚀情况。 发现管壁减薄时，应扩大检测范围并割取有代表性的管样。 5.6.4 余热锅炉的过热器应割开有代表性上、下联箱，用内窥镜抽查炉管内壁的腐蚀、沉积状 况。 5.6.5 检查余热锅炉烟气侧金属高温腐蚀、低温腐蚀和停用腐蚀情况。 5.6.6 检查余热锅炉上、下联箱内部积水、沉积物的堆积情况，必要时取样进行化学成分分析。 6 汽轮机检查 6.1 检查汽轮机

20、各级叶片及隔板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 进行详细记录和拍照，包括损伤部位、坑点深度、单位面积的坑点数量等,并与历次检查情况进 行对比，检查方法见附录D。 6.2 检查并记录各级叶片及隔板的积盐、沉积情况。对沉积量较大的叶片，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；并测量单位面积的沉积量，测量方法见附 录F。汽轮机每一级叶片的沉积物应单独收集后进行成分分析；如叶片积盐量过少，无法满足检 测要求时，同级叶片与隔板的沉积物可混合后分析；仍无法满足要求时，允许将相邻两级或多 级叶片沉积物混合后进行成分分析。 6.3 用除盐水润湿pH试纸，粘贴在各

21、级叶片结垢量较大的部位，测量并记录pH值。 6.4 定性检测各级叶片有无铜垢，检测方法见附录G。 6.5 检查各级叶片围带是否有缺陷或损伤，围带内侧是否有沉积物，若有应取样进行化学成分 分析。 6.6 检查各级叶片、围带及转轴的点腐蚀和锈蚀情况；检查低压缸末级叶片冲刷腐蚀情况。 6.7 汽动给水泵的小汽轮机按6.1-6.6给出的要求进行检查。 7 凝汽器检查 7.1 湿冷凝汽器 7.1.1 湿冷凝汽器水侧的应检查下列内容： a) 检查水室淤泥、杂物的沉积及黏泥附着情况。海水直流冷却系统应检查海生物的滋生 情况。 b) 检查凝汽器管管口的冲刷、污堵、结垢和腐蚀情况，堵管的堵头是否存在松动或脱落

22、现象。 c) 检查水室内壁、内部支撑构件的腐蚀情况。 d) 检查凝汽器水室及其管道防腐（牺牲阳极保护或防腐涂层）的完整性。 e) 记录凝汽器灌水查漏情况。 7.1.2 湿冷凝汽器汽侧的应检查下列内容： a) 检查顶部最外层凝汽器管有无被异物砸伤或蒸汽吹损情况。 b) 检查受汽轮机启动旁路排汽、高压疏水等直接影响的凝汽器管有无吹损或冲刷腐蚀情 况。 c) 检查最外层凝汽器管隔板部位的磨损或隔板间因振动引起的凝汽器管损伤、裂纹等情 况。 d) 检查凝汽器管外壁腐蚀产物的沉积情况。 e) 检查凝汽器壳体内壁和内部支撑构件的锈蚀及冲刷腐蚀情况。 f) 检查凝汽器热井底部积水、锈蚀以及沉积物堆积的情况。

23、 7.1.3 抽管检查应遵循以下原则： DL / T 1115 2019 5 a) 机组大修时，凝汽器铜管应抽管检查。根据需要抽管1根2根；按以下顺序选择抽管 部位：曾经发生泄漏的部位，靠近空抽区部位或迎汽侧的部位，出水水室侧顶部易结 垢部位。将抽出的管按一定长度（通常100mm）上、下侧对半剖开，用水冲洗干净， 记录冲洗前后内部状况。按附录D测量单位面积的结垢量。发现铜管腐蚀或泄漏时， 宜进行全面涡流探伤检查。 b) 凝汽器钛管和不锈钢管可不抽管；不锈钢管存在严重结垢或出现腐蚀泄漏情况时，可 抽管检查。 c) 管内沉积物的沉积量在评价标准二类及以下时，应进行化学成分分析。 7.2 直接空冷凝

24、汽器 7.2.1 检查空冷凝汽器排汽母管、蒸汽分配管及疏水管等内壁锈蚀、冲刷腐蚀以及沉积状况。 7.2.2 检查换热管端口腐蚀情况，可用内窥镜检查换热管内部腐蚀、沉积情况。 7.2.3 检查排汽装置内蒸汽导流板、内部支撑构件的腐蚀情况及完整性。 7.2.4 检查排汽装置、凝结水集箱等设备底部积水、氧化铁沉积状况。 8 其它设备检查 8.1 除氧器 8.1.1 检查除氧头内壁颜色及腐蚀情况，检查内部多孔板装置的完整性，喷头有无脱落。 8.1.2 检查除氧水箱内壁颜色及腐蚀情况；检查水箱底部沉积物堆积情况，水位线是否清晰。 8.1.3 检查除氧水箱内蒸汽加热管、高加疏水管、给水再循环管和内部支撑构

25、件的腐蚀情况。 8.2 高、低压加热器 检查加热器水室内壁腐蚀及水室底部沉积物堆积情况；检查换热管端口冲刷腐蚀和管内壁 氧化铁沉积情况；若换热管存在明显腐蚀或泄漏情况，应进行查漏，必要时进行涡流探伤检查。 8.3 油系统 8.3.1 汽轮机油系统检查内容应包括： a) 检查汽轮机主油箱、小机油箱及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道油泥附着情况。 8.3.2 抗燃油系统的检查内容应包括： a) 检查抗燃油主油箱及高、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

26、和油管道油泥附着情况。 8.4 发电机 冷却水系统 8.4.1 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滋生情况。 8.4.2 检查离子交换器出口滤网的完整性。 8.4.3 检查内冷却水水箱和冷却器出口过滤器的沉积物状况。 8.4.4 检查外冷却水系统冷却器的腐蚀及黏泥附着情况。 8.5 工业冷却水系统 8.5.1 开式循环水冷却系统检查内容应包括： a) 检查塔内填料沉积物、积盐情况；支撑柱上藻类附着情况；水泥构件腐蚀、池底沉积 物情况。 b) 检查冷却水管道的腐蚀、微生物附着及粘泥附着等情况。 c) 检查冷却系统防腐（外加电流

27、保护、牺牲阳极保护或防腐涂层保护）的完整性。 8.5.2 直流冷却水系统检查内容应包括： a) 检查冷却水管道、阀门的腐蚀情况，水生物滋生情况及粘泥附着情况 b) 检查外加电流保护、牺牲阳极保护设施和防腐涂层完整性。 DL / T 1115 2019 6 c) 检查冷却水滤网的水生物滋生、杂物污堵情况。 8.5.3 间接空冷循环水系统检查内容应包括： a) 检查循环水热水管道、冷水管道的内壁腐蚀情况。 b) 检查储水箱、膨胀水箱内壁防腐层的完整性及内部腐蚀、沉积情况。 c) 检查散热器进出水联箱内换热管端口腐蚀、沉积状况；可割管检查换热管内壁腐蚀、 沉积状况。 8.6 凝结水精处理系统 8.6

28、.1 检查前置过滤器进出水装置和内部防腐层的完整性；检查滤芯污堵、松动或脱落情况。 8.6.2 检查精处理混床进出水装置和内部防腐层的完整性；检查混床内底部树脂残留情况。 8.6.3 检查混床布水装置的水帽是否存在松动、损坏、脱落或树脂堵塞等情况。 8.6.4 检查树脂捕捉器缝隙的均匀性和变化情况，可采用附加标尺数码照片进行分析。 8.6.5 检查体外再生设备内部装置及防腐层的完整性。 8.7 炉内加药、取样系统 8.7.1 检查炉内加药设备、管路有无污堵及腐蚀泄漏等缺陷。 8.7.2 检查汽水取样装置（过滤器、阀门等）是否存在污堵、泄漏等缺陷。 8.8 水箱 检查除盐水箱和凝结水补水箱防腐层

29、及顶部密封装置的完整性，水箱底部有无杂物等。 9 检查 评价标准 9.1 腐蚀评价标准 热力设备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 设 备 评 价 类 别 一 类 二 类 三 类 省煤器 基本没腐蚀或点蚀深度小于 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 大于1mm 水冷壁 基本没腐蚀或点蚀深度小于 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 大于1mm 过热器、再热器 基本没腐蚀或点蚀深度小于 0.3mm 轻微均匀腐蚀或点蚀深度 0.3 mm1mm 有局

30、部溃疡性腐蚀或点蚀深度 大于1mm 汽轮机转子、 叶片、隔板 基本没腐蚀或点蚀深度小于 0.1mm 轻微均匀腐蚀或点蚀深度 0.1 mm0.5mm 有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度 大于0.5mm 凝 汽 器 管 铜管 无局部腐蚀，均匀腐蚀速率 a 小于0.005mm/a 均匀腐蚀速率0.005mm/a 0.02mm/a或点蚀深度不大于 0.3mm 均匀腐蚀速率大于0.02mm/a 或点蚀、沟槽深度大于0.3mm或 已有部分管子穿孔 不锈钢管 b 无局部腐蚀，均匀腐蚀速率小 于0.005mm/a 均匀腐蚀速率0.005mm/a 0.02mm/a或点蚀深度不大于 0.2mm 均匀腐蚀速率大于0.02m

31、m/a 或点蚀、沟槽深度大于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0.0005mm 0.002mm/a或点蚀深度不大于 0.01mm 均匀腐蚀速率大于0.002mm/a 或点蚀深度大于0.1mm a 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或未出现严重结垢，不必进行抽管检查。 c 凝汽器管为钛管时，不必进行抽管检查。 9.2 结垢、积盐评价标准 热力设备结垢、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。 DL / T 1115 2019 7 表2 热力设备结垢、积盐评

32、价标准 设备名称 评 价 类 别 一类 二类 三类 省煤器 a 、 b 结垢速率 c 小于40 g/（m 2 a） 结垢速率40 g/（m 2 a）80 g/（m 2 a） 结垢速率大于80 g/（m 2 a） 水冷壁 a 、 b 结垢速率小于40 g/（m 2 a） 结垢速率40 g/（m 2 a）80 g/（m 2 a） 结垢速率大于80 g/（m 2 a） 汽轮机转子 叶片、隔板 b 沉积速率 c 小于1mg/（cm 2 a） 或沉积量小于5mg/ cm 2 沉积速率1 mg/（cm 2 a） 10 mg/（cm 2 a）或沉积量5 mg/ cm 2 25mg/ cm 2 沉积速率大于1

33、0 mg/（cm 2 a）或 沉积量大于25mg/ cm 2 凝汽器管 b 沉积量 c 小于8mg/cm 2 或垢厚 度小于0.1mm 沉积量8 mg/ cm 2 40mg/cm 2 或垢厚度0.1 mm 0.5mm 沉积量大于40mg/cm 2 或垢厚度 大于0.5mm 表 2（续） a 锅炉化学清洗后一年内省煤器和水冷壁割管检查的评价标准：一类，结垢速率小于80g/（m 2 a）；二类，结垢速率 80 g/（m 2 a）120 g/（m 2 a）；三类，结垢速率大于120 g/（m 2 a）。 b 省煤器、水冷壁和凝汽器的垢量均指多根管中垢量最大的一侧（通常为水冷壁向火侧、省煤器向烟侧、凝

34、汽器管 迎汽侧），测量方法见附录C； 汽轮机沉积量是指某级叶片局部最大的结垢、积盐量，测量方法见附录F。 c 取结垢速率、沉积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。 DL / T 1115 2019 8 A A 附 录 A （资料性附录） 机组大修化学检查报告的基本内容 A.1 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。 A.2 机组运行情况 机组运行情况见表A.1。 表A.1 机组运行情况 本次大修起始日期 本次大修结束日期 上次大

35、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及效果检查 反映热力设备结垢的运行参数，如锅 炉压差、凝汽器端差等指标。 与化学监督有关的异常或障碍（包括 凝汽器泄漏及锅炉爆管次数、爆管部 位、爆管原因等内容） 上次大修以来其它检修情况 A.3 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统计情况见表A.2。 表A.2 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

36、 最 小 值 合格率，% 补给水 SiO 2 g/L 电导率 S/cm 凝结水 溶解氧 g/L 氢电导率 S/cm Na g/L 硬度 mol/ L 凝结水精处理 出口 氢电导率 S/cm Na g/L SiO 2 g/L DL / T 1115 2019 9 给水 处理方式 pH 氢电导率 S/cm 电导率 S/cm 溶解氧 g/L 氯离子 g/L TOCi g/L Cu g/L Fe g/L N 2 H 4 g/L 炉水 处理方式 pH PO 4 3- mg/L 电导率或氢电导率 S/cm 主蒸汽 SiO 2 g/kg Na g/kg 氢电导率 S/cm Cu g/L Fe g/L 发电机

37、 内冷却水 电导率 S/cm Cu g/L pH A.4 设备检查及验收 简明扼要叙述检查计划的执行情况，按第5章第8章给出的要求逐项叙述、总结各设备 的检查情况。对异常情况应详细叙述并附照片。 A.5 评价 A.5.1 热力设备腐蚀评价（见表A.3) 表A.3 热力设备腐蚀评价 设备名称 检查结果 a 腐蚀评价 b 本次大修 上次大修 省煤器 水冷壁 过热器 再热器 汽轮机叶片、隔板 凝汽器 注：取所有状态中的最严重者进行评价。 a 设备腐蚀检查结果应包括腐蚀形态、腐蚀坑深度(mm)等，凝汽器还应统计堵管率(%)。 b 腐蚀评价标准参见表1。 A.5.2 热力设备积盐、结垢评价（见表A.4）

38、 表A.4 热力设备积盐、结垢评价 设备名称 结垢速率或沉积量 g/（m 2 a）或g/ m 2 结垢或沉积评价 a 本次大修 上次大修 省煤器 水冷壁 DL / T 1115 2019 10 过热器 再热器 汽轮机叶片、隔板 凝汽器 注：取所有状态中最严重者进行评价。 a 设备结垢或沉积评价标准参见表2。 A.6 存在的问题与建议 根据各设备的检查结果及评价情况，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。 DL / T 1115 2019 11 B B 附 录 B （资料性附录） 机组大修化学检查记录表 机组大修时各设备的化学检查记录表见表B.1表B.15。

39、表B.1 锅炉汽包检查记录表 锅炉 检查时间： 年 月 日 序号 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 目视检查并拍照 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， 有无局部“高峰” 正常水位线应在汽包中心线以下150mm 250mm， 目视检查并拍照，如有异常应记录 和描绘其部位 3 底部有无积水 目视检查并拍照，如有异常应记录其长、宽、 深度以及积水部位、水色等 4 底部有无沉积物 目视检查并拍照，如有异常应记录其部位、 状态、面积、堆积高度和颜色 5 水侧有无腐蚀、结垢 目视检查并拍照，如有异常应刮取一定面积 的沉积物称重 6 汽侧有无腐

40、蚀、结垢、 积盐 目视检查并拍照，如有异常应记录其分布、 密度，记录腐蚀点状态和尺寸，积盐处定性测 pH值 余热锅炉中、低压汽包汽侧，用内窥镜检查 蒸汽引出管道的端口和第一个弯头处的流动 加速腐蚀 7 旋风筒及波形板有无 脱落、错位 目视检查并拍照，如有异常应记录脱落、错 位的位置及数目 8 多孔板有无脱落 目视检查并拍照，如有异常应记录脱落位置 及数目 9 加药管有无污堵、断 裂、腐蚀泄漏等 目视检查并拍照，如有记录污堵、断裂、泄 漏的位置或数目 10 排污管有无污堵、断 裂、泄漏等 目视检查并拍照，如有异常应记录污堵、断 裂、泄漏的位置或数目 11 给水管道有无腐蚀、断 裂等 目视检查并拍

41、照，如有异常应记录其部位 12 给水洗汽装置有无腐 蚀、结垢、积盐、污堵等， 有无松脱情况 目视检查并拍照，如有积盐，定性测pH值， 记录其部位、状态、面积、高度和颜色等 13 汽包封门前检查 内部装置是否完整以及内部清洁情况 14 腐蚀产物或垢样分析 垢样分析方法参见附录E 检查人： 表B.2 水冷壁管化学检查记录表 锅炉 检查时间： 年 月 DL / T 1115 2019 12 日 割管 部位 a 检查项目 检查内容及方法 检查情况 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。

42、外壁车薄至1mm 2mm厚，再锯割成30mm50mm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 管样外壁：有无破口、 鼓包，有无明显减薄，有 无结焦等 取到管样后立即外观检查并拍照，游标卡尺测量 壁厚 壁厚 mm 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 目视检查并拍照，测量点蚀坑深度等 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 垢量及结垢速率 管样垢量分析方法参见附录C 背火侧： 垢重 g 管段面积 m 2 向火侧： 垢重 g 管段面积 m 2 背火侧: 结垢量 g/m 2 结垢速率 g/ （m 2 a） 向火侧: 结垢量 g/m 2 结垢速率 g/ （m 2 a） 评价为 类 腐蚀产物或垢样分析