机组大修化学监督调查报告

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汇报编码： HH -BG042

大唐信阳华豫发电有限责任企业#2机组大修化学检验汇报

大唐信阳华豫发电有限责任企业#2机组大修化学检验汇报

河南恩湃高科集团

河南恩湃高科集团

二О一四年五月

申明：

1 无授权签字人同意签字无效。

2 未经同意不得部分复制。

3 仅对样品负责。

4 不盖章无效。

河南恩湃高科集团

地址：中国 河南 郑州市嵩山南路85号

电话：（0371微波：

传真：（0371

邮编：450052

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同意：

审核：

编写：

（章）

项目名称：大唐信阳华豫发电有限责任企业

#2机组大修化学检验

工作时间： 4月16日～ 4月28日

项目负责：李海荣

河南恩湃高科集团：乔利敏 巩小杰 等

大唐信阳华豫发电有限责任企业：朱庆胜 冯春 等

摘 要

4月16日至 4月28日，我方对大唐信阳华豫发电有限责任企业#2机组锅炉、汽轮机等热力系统设备进行了大修期间化学检验。在检验期间，得到了朱庆胜、冯春等专工主动配合，在此表示感谢！

依据DL/T 1115- 《火力发电厂机组大修化学检验导则》中相关热力设备腐蚀和结垢、积盐评价标准，此次#2机组大修化学检验结论以下：

（1）水冷壁、省煤器结垢评价为一类；腐蚀评价为二类；

（2）高压缸、中压缸和低压缸叶片积盐评价为一类；

（3）高压缸、中压缸、低压缸叶片腐蚀评价为一类；

（4）凝汽器不锈钢管结垢、腐蚀评价为一类。

依据此次检验结果，提出以下提议：

（1）继续加强化学在线仪表校准工作，以确保其正确性、可靠性。并继续加强运行时水汽监督、控制，提升水汽品质，避免或降低积盐和腐蚀现象发生。

（2）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，提升凝汽器换热效率。

目 录

TOC \o "1-1" \h \z \u

1 概述 4

2 检验实施依据 4

3 设备概况 4

4 热力设备检修检验统计 6

5 热力设备评价 14

6 问题分析和讨论 16

7 结论和提议 16

8 附录 17

1 概述

机组大修化学检验能够掌握发电厂热力设备腐蚀、结垢或沉积物等情况，评价机组运行期间所采取给水处理方法是否合理，监控是否有效；评价机组在基建和停、备用期间所采取多种保护方法是否适宜。并依据存在问题分析原因，提出改善方法，建立相关档案。

受大唐信阳华豫发电有限责任企业（以下简称“信阳华豫企业”）委托，河南恩湃高科集团工作人员于 4月，对信阳华豫企业#2机组锅炉、汽机等热力设备进行了大修期间化学检验。

2 检验实施依据

DL/T1115- 《火力发电厂机组大修化学检验导则》

HH -FA042《大唐信阳华豫发电有限责任企业#2机组大修化学检验方案》

3 设备概况

3.1 设备概况

3.1.1

型号：N300-16.7/537/537-6型

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：16.7 MPa

主蒸汽温度：53

3.1.2

型号：SG1025/17.4-M847

型式：亚临界中间一次再热燃煤单炉膛自然循环汽包炉

厂家：上海锅炉厂

额定蒸发量： 1025 t/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：27

3.1.3

型号：QFSN-300-2-20型

厂家：东方电机股份

额定有功功率：300MW

额定频率：50Hz

冷却方法：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

此次大修起始日期

3月26日

此次大修结束日期

4月20日

运行小时数

上次大修以来

此次为第三次大修

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

最大

额定300

平均

锅炉补水率

%

最大

1.5

平均

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

和化学监督相关异常或障碍

无

表3-2 投运以来水汽质量情况

项 目

单位或方法

最 大 值

最 小 值

合格率%

补给水

SiO2

μg/L

4.0

1.0

100

电导率

μS/cm

0.40

0.16

100

凝结水

溶解氧

μg/L

20.0

8.0

100

氢电导率

μS/cm

0.15

0.07

100

Fe

μg/L

5.0

3.0

100

硬度

μmol/ L

0

0

100

给水

处理方法

4月份大修前采取AVT（R）， 4月份大修后采取AVT（O）方法。

溶解氧

μg/L

7.0

1.0

100

pH

/

9.6

9.2

100

Fe

μg/L

3.0

1.0

100

Cu

μg/L

0

0

100

SiO2

μg/L

3.0

1.0

100

主蒸汽

SiO2

μg/kg

3.0

1.0

100

Na

μg/kg

3.0

0.5

100

Fe

μg/kg

3.0

1.0

100

Cu

μg/kg

0

0

100

循环水

pH

/

8.7

8.0

100

浓缩倍率

/

5.0

4.0

100

有机磷

mg/L

3.0

2.0

100

4 热力设备检修检验统计

4月，对信阳华豫企业#2机组锅炉、汽机部分进行了检验、拍照，并对热力设备内沉积物进行取样分析，以下为此次大修化学检验具体统计。

4.1 锅炉部分检验

4.1.1水冷壁

水冷壁具体割管位置：右墙，以前数第112根，标高28m。

水冷壁管样内部检验：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

（g/（m2·a））

水冷壁

160

21.1

144

18.9

注：#2机组于 9月进行过化学清洗，至此次大修 4月，约7年7个月，约7.6年。

对水冷壁垢成份进行分析，其关键成份为：Fe（以Fe2O3计）含量占84.90℅，Al（以Al2O3计）占4.31％，Si（以Si2O计）占4.18％，详见附录检测汇报。

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。

省煤器管内部检验：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

割管部位

向烟侧垢量

（g/m2）

向烟侧结垢速率

（g/（m2·a））

背烟侧垢量（g/m2）

背烟侧结垢速率

（g/（m2·a））

省煤器

154

20.3

110

14.5

对省煤器垢成份进行分析，其关键成份为：Fe（以Fe2O3计）含量占97.10℅，详见附录检测汇报。

4.1.3 汽包

汽包内部整体呈钢灰色；汽水分界线显著；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份进行分析，其关键成份为：Fe（以Fe2O3计）含量占98.00℅，详见附录检测汇报。

4.2 汽机部分检验

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、后面钢灰色，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，后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，后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 调整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11 3-6级叶片正面 照片12 7-9级叶片正面 照片13 9级叶片正面靠近转子处沉积物

照片14 调整级、第2级叶片后面 照片15第3-5级叶片后面 照片16 第6-9级叶片后面

对高压转子第9级叶片后面沉积物取样分析，其关键成份见表4-3，详见附录检测汇报。

表4-3 高压转子叶片沉积物关键成份

取样位置

Fe2O3 ％

CuO

P2O5 ％

Na2O％

SiO2 ％

Al2O3 ％

高压转子9级叶片后面

31.85

20.70

21.05

11.55

5.63

5.63

中压转子共6级叶片。第1-3级叶片正面、后面呈钢灰色，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，后面呈钢灰色，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、后面整体呈钢灰色，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级叶片后面

照片22第4-6级叶片后面 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级叶片后面有极薄层沉积物；第6级叶片正面、后面呈黄棕色，无沉积物，叶片后面边缘有轻微水蚀，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级叶片后面 照片28 第3、4级叶片后面 照片29 第5级叶片后面

照片30 第6级叶片后面 照片31 第6级叶片后面边缘轻微水蚀

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、后面钢灰色，无沉积物；第5-9级叶片正面整体呈红棕色，后面有红棕色薄层沉积物。叶片无锈蚀。见照片32-36。

照片32 第2级叶片后面 照片33 第4级叶片后面 照片34 第5级叶片后面

照片35第7级叶片后面 照片36 第9级叶片后面

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

注：#2机组于 3月-5月进行大修，至此次大修（ 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级静叶片后面沉积物取样分析，其关键成份见表4-4。详见附录检测汇报。

表4-4 高压隔板静叶片沉积物关键成份

取样位置

Fe2O3 ％

CuO

P2O5 ％

Na2O％

Al2O3 ％

高压隔板5级静叶片后面

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、后面呈钢灰色，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，后面呈红棕色，无沉积物；第6级叶片正面、后面局部呈红棕色，无沉积物。叶片无锈蚀。见照片37-40。

照片37 第1级叶片变形 照片38 第4级叶片后面

照片39 第5级叶片后面 照片40 第6级叶片后面

4.2.2 高压加热器检验

#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。管口处有显著黑色、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，其关键成份为：Fe（以Fe2O3计）含量占98.65℅，，详见附录检测汇报。

#3高加进水侧整体呈砖红色；出水侧管口呈暗红色。管口处未见显著沉积物，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 低压加热器检验

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

照片45 #5低加 照片46 #6低加

4.2.4 除氧器检验

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，有少许砖红色沉积物；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 凉水塔检验

凉水塔底部局部污泥较厚；水泥柱基础无藻类附着；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

此次大修化学检验依据DL/T1115- 《火力发电厂机组大修化学检验导则》中相关热力设备腐蚀和结垢、沉积物评价标准，对以上具体检验结果作出以下评价。

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

省煤器

基础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

水冷壁

基础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

基础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或已经有部分管子穿孔

说明：

1、均匀腐蚀速率可用游标卡尺测量管壁厚度降低许除以时间得出。

2、凝汽器管为不锈钢时，假如凝汽器未发生泄露，通常不进行抽管检验。

此次信阳华豫企业#2机组热力设备大修化学检验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

类别

腐蚀情况

水冷壁

二类

表面普遍有腐蚀点，局部密集

省煤器

二类

轻微均匀腐蚀，局部有点蚀

高压缸叶片

一类

无腐蚀

中压缸叶片

一类

无腐蚀

低压缸叶片

一类

无腐蚀

凝汽器不锈钢管

一类

无腐蚀

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

部位

类别

一类

二类

三类

省煤器2）

结垢速率＜40g/(m2·a)

结垢速率40~80g/(m2·a)

结垢速率＞80g/(m2·a)

水冷壁2）

结垢速率＜40g/(m2·a)

结垢速率40~80g/(m2·a)

结垢速率＞80g/(m2·a)

汽轮机

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1~10 mg/(cm2·a)或沉积物总量5~25 mg/cm2

结垢、沉积物速率＞10 mg/(cm2·a)或沉积物总量＞25 mg/cm2

凝汽器管

垢层厚度＜0.1mm或沉积量＜8 mg/cm2

垢层厚度0.1~0.5mm或沉积量8~40 mg/cm2

垢层厚度＞0.5mm或沉积量

＞40 mg/cm2

评价说明：

锅炉化学清洗后一年内省煤器和水冷壁割管检验评价标准：一类：结垢速率＜80g/(m2·a)，二类：结垢速率80~120 g/(m2·a)，三类：结垢速率＞120g/(m2·a)。

对于省煤器、水冷壁和凝汽器垢量均指多根样管中垢量最大一侧（通常为向火侧、向烟侧、汽轮机背汽侧、凝汽器管迎汽侧），通常见化学清洗法测量计算；对于汽轮机垢量是指某级叶片局部最大结垢量。

取结垢、沉积物速率或沉积物总量高者进行评价。计算结垢、沉积物速率所用时间为运行时间和停用时间之和。

此次信阳华豫企业#2机组热力设备大修化学检验结垢、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

设备名称、部位

类别

垢量或沉积物量

结垢速率或沉积物速率

水冷壁

一类

160g/m2

21.1g/(m2·a)

省煤器

一类

154g/m2

20.3g/(m2·a)

高压缸5级静叶片后面

一类

2.29 mg/cm2

0.46 mg/(cm2·a)

凝汽器

一类

无垢

无垢

评价说明：

#2机组于 9月进行过化学清洗，至此次大修 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 3月-5月进行过大修至 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。

省煤器、水冷壁结垢速率依据多根样管中垢量最大一侧评价；

汽轮机叶片积盐依据某级叶片积盐量和积盐速率最大评价。

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关键成份以铁、铜、磷、硅、铝、钠等成份分布于汽轮机叶片不一样部位。分析其汽轮机叶片上积盐原因，以下：

叶片上沉积铁氧化物关键是给水管道、蒸汽管道材质中铁剥离脱落进入水汽系统，经过蒸汽携带进入汽轮机，当汽轮机做功，蒸汽参数有改变、气流有扰动时，从蒸汽中析出沉积在叶片上；叶片上沉积磷氧化物可能和机组碱洗结束后，热力系统没有冲洗根本相关；叶片上沉积铜氧化物可能是从热力设备含铜材质合金中析出，由蒸汽携带沉积在叶片上；硅和铝氧化物是尘土特征成份；钠氧化物由蒸汽溶解携带离子进入汽轮机做功后，蒸汽温度、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、离子在不一样压力下汽，水分配系数、蒸汽压力分布等影响，汽轮机各级叶片沉积物关键成份和百分比各不相同。

6.2 凝汽器管内粘泥附着

此次检验发觉部分凝汽器管内有粘泥附着，附着粘泥会降低凝汽器换热效率。

7 结论和提议

7.1结论

（1）水冷壁、省煤器结垢评价为一类；腐蚀评价为二类；

（2）高压缸、中压缸和低压缸叶片积盐评价为一类；

（3）高压缸、中压缸、低压缸叶片腐蚀评价为一类；

（4）凝汽器不锈钢管结垢、腐蚀评价为一类。

7.2提议

7.2.1 继续加强化学在线化学仪表校准工作，加强水汽监督，避免或降低积盐和腐蚀

水汽品质正确监测是确保机组安全、经济运行必需手段，机组水汽品质监督关键依靠在线化学仪表。提议继续加强在线仪表进行校验，以确保其正确性、可靠性。并加强运行时水汽监督、控制，提升水汽品质，避免或降低积盐和腐蚀现象发生。

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，提升凝汽器换热效率。

8 附录

垢量、垢成份分析汇报。