| 标准编号 | DL/T 1115-2019 (DL/T1115-2019) | | 中文名称 | 火力发电厂机组大修化学检查导则 | | 英文名称 | Directive of chemistry check-up for unit maintenance in fossil plant | | 行业 | 电力行业标准 (推荐) | | 中标分类 | F23 | | 国际标准分类 | 27.100 | | 字数估计 | 28,222 | | 发布日期 | 2019 | | 实施日期 | 2019-10-01 | | 发布机构 | 国家能源局 | DL/T 1115-2019: 火力发电厂机组大修化学检查导则
DL/T 1115-2019 英文名称: Directive of chemistry check-up for unit maintenance in fossil plant
中华人民共和国电力行业标准
代替 DL/T 1115 -2009
火力发电厂机组大修化学检查导则
火力发电厂锅炉耐火材料
国家能源局 发 布
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/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，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。
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 100mm×100mm）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。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。
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 1mm～2mm，再依据管径大小
截割长约 30mm～50mm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，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/m2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。
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
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。
7.1.3 抽管检查应遵循以下原则：
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......
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