机组大修化学监督检查报告.docx
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机组大修化学监督检查报告
集团文件版本号:
(M928-T898-M248-WU2669-I2896-DQ586-M1988)
机组大修化学监督检查报告
声明:
1无授权签字人批准签字无效。
2未经同意不得部分复制。
3仅对样品负责。
4不盖章无效。
河南恩湃高科集团有限公司
地址:
中国河南郑州市嵩山南路85号
传真:
(0371)67905982、932125982
邮编:
450052
Email:
hnepri6000@
批准:
审核:
编写:
(章)
项目名称:
大唐信阳华豫发电有限责任公司
#2机组大修化学检查
工作时间:
2014年4月16日~2014年4月28日
项目负责:
李海荣
河南恩湃高科集团有限公司:
乔利敏巩小杰等
大唐信阳华豫发电有限责任公司:
朱庆胜冯春等
摘要
2014年4月16日至2014年4月28日,我方对大唐信阳华豫发电有限责任公司#2机组锅炉、汽轮机等热力系统设备进行了大修期间的化学检查。
在检查期间,得到了朱庆胜、冯春等专工的积极配合,在此表示感谢!
依据DL/T1115-2009《火力发电厂机组大修化学检查导则》中有关热力设备腐蚀和结垢、积盐的评价标准,本次#2机组大修化学检查结论如下:
(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。
根据本次检查结果,提出以下建议:
(1)继续加强化学在线仪表的校准工作,以保证其准确性、可靠性。
并继续加强运行时水汽的监督、控制,提高水汽品质,避免或减少积盐和腐蚀现象的发生。
(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,提高凝汽器换热效率。
1概述
机组大修化学检查可以掌握发电厂热力设备的腐蚀、结垢或沉积物等情况,评价机组运行期间所采用的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、备用期间所采取的各种保护方法是否合适。
并根据存在问题分析原因,提出改进措施,建立有关档案。
受大唐信阳华豫发电有限责任公司(以下简称“信阳华豫公司”)委托,河南恩湃高科集团有限公司工作人员于2014年4月,对信阳华豫公司#2机组锅炉、汽机等热力设备进行了大修期间的化学检查。
2检查执行依据
DL/T1115-2009《火力发电厂机组大修化学检查导则》
HH2014-FA042《大唐信阳华豫发电有限责任公司#2机组大修化学检查方案》
3设备概况
3.1设备概况
3.1.1汽轮机主要参数
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:
16.7MPa
主蒸汽温度:
537℃
3.1.2锅炉主要参数
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:
1025t/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:
277℃
3.1.3发电机主要参数
型号:
QFSN-300-2-20型
厂家:
东方电机股份有限公司
额定有功功率:
300MW
额定频率:
50Hz
冷却方式:
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
本次大修起始日期
2014年3月26日
本次大修结束日期
2014年4月20日
运行小时数
上次大修以来
本次为第三次大修
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
与化学监督有关的异常或障碍
无
表3-2投运以来的水汽质量情况
项目
单位或方式
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
处理方式
2009年4月份大修前采用AVT(R),2009年4月份大修后采用AVT(O)方式。
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热力设备检修检查记录
2014年4月,对信阳华豫公司#2机组锅炉、汽机部分进行了检查、拍照,并对热力设备内的沉积物进行取样分析,以下为本次大修化学检查的详细记录。
4.1锅炉部分检查
水冷壁具体割管位置:
右墙,从前数第112根,标高28m。
水冷壁管样内部检查:
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2006年9月进行过化学清洗,至本次大修2014年4月,约7年7个月,约7.6年。
对水冷壁垢成分进行分析,其主要成分为:
Fe(以Fe2O3计)含量占84.90℅,Al(以Al2O3计)占4.31%,Si(以Si2O计)占4.18%,详见附录检测报告。
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。
省煤器管内部检查:
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
对省煤器垢成分进行分析,其主要成分为:
Fe(以Fe2O3计)含量占97.10℅,详见附录检测报告。
4.1.3汽包
汽包内部整体呈钢灰色;汽水分界线明显;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分进行分析,其主要成分为:
Fe(以Fe2O3计)含量占98.00℅,详见附录检测报告。
4.2汽机部分检查
4.2.1汽轮机
高压转子共9级叶片。
调速级和第2、3级叶片正面、背面钢灰色,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,背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,背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调节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113-6级叶片正面照片127-9级叶片正面照片139级叶片正面靠近转子处沉积物
照片14调节级、第2级叶片背面照片15第3-5级叶片背面照片16第6-9级叶片背面
对高压转子第9级叶片背面沉积物取样分析,其主要成分见表4-3,详见附录检测报告。
表4-3高压转子叶片沉积物主要成分
取样位置
Fe2O3%
CuO
P2O5%
Na2O%
SiO2%
Al2O3%
高压转子9级叶片背面
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、背面呈钢灰色,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,背面呈钢灰色,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、背面整体呈钢灰色,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级叶片背面
照片22第4-6级叶片背面照片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级叶片背面有极薄层沉积物;第6级叶片正面、背面呈黄棕色,无沉积物,叶片背面边缘有轻微水蚀,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级叶片背面照片28第3、4级叶片背面照片29第5级叶片背面
照片30第6级叶片背面照片31第6级叶片背面边缘轻微水蚀
高压隔板静叶片调速级和第2-4级叶片正面、背面钢灰色,无沉积物;第5-9级叶片正面整体呈红棕色,背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级叶片背面照片33第4级叶片背面照片34第5级叶片背面
照片35第7级叶片背面照片36第9级叶片背面
对高压隔板5级静叶片背面沉积物取样称重,沉积物量为2.29mg/cm2,沉积速率为0.46mg/(cm2·a)。
注:
#2机组于2009年3月-5月进行大修,至本次大修(2014年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级静叶片背面沉积物取样分析,其主要成分见表4-4。
详见附录检测报告。
表4-4高压隔板静叶片沉积物主要成分
取样位置
Fe2O3%
CuO
P2O5%
Na2O%
Al2O3%
高压隔板5级静叶片背面
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、背面呈钢灰色,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,背面呈红棕色,无沉积物;第6级叶片正面、背面局部呈红棕色,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级叶片背面
照片39第5级叶片背面照片40第6级叶片背面
4.2.2高压加热器检查
#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。
管口处有明显黑色、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,其主要成分为:
Fe(以Fe2O3计)含量占98.65℅,,详见附录检测报告。
#3高加进水侧整体呈砖红色;出水侧管口呈暗红色。
管口处未见明显沉积物,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低压加热器检查
#5低加呈棕红色,#6低加整体呈砖红色,管口处未见明显沉积物,见照片45、46。
照片45#5低加照片46#6低加
4.2.4除氧器检查
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,有少量砖红色沉积物;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凝汽器检查
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凉水塔检查
凉水塔底部局部污泥较厚;水泥柱基本无藻类附着;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
本次大修化学检查依据DL/T1115-2009《火力发电厂机组大修化学检查导则》中的有关热力设备腐蚀和结垢、沉积物的评价标准,对以上具体检查的结果作出如下评价。
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
基本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
基本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
基本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的减少量除以时间得出。
2、凝汽器管为不锈钢时,如果凝汽器未发生泄露,一般不进行抽管检查。
本次信阳华豫公司#2机组热力设备大修化学检查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1~10mg/(cm2·a)或沉积物总量5~25mg/cm2
结垢、沉积物速率>10mg/(cm2·a)或沉积物总量>25mg/cm2
凝汽器管
垢层厚度<0.1mm或沉积量<8mg/cm2
垢层厚度0.1~0.5mm或沉积量8~40mg/cm2
垢层厚度>0.5mm或沉积量
>40mg/cm2
评价说明:
1、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<80g/(m2·a),二类:
结垢速率80~120g/(m2·a),三类:
结垢速率>120g/(m2·a)。
2、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。
3、取结垢、沉积物速率或沉积物总量高者进行评价。
计算结垢、沉积物速率所用的时间为运行时间和停用时间之和。
本次信阳华豫公司#2机组热力设备大修化学检查结垢、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级静叶片背面
一类
2.29mg/cm2
0.46mg/(cm2·a)
凝汽器
一类
无垢
无垢
评价说明:
1、#2机组于2006年9月进行过化学清洗,至本次大修2014年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2009年3月-5月进行过大修至2014年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。
2、省煤器、水冷壁的结垢速率依据多根样管中垢量最大的一侧评价;
3、汽轮机叶片积盐依据某级叶片积盐量和积盐速率最大的评价。
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主要成分以铁、铜、磷、硅、铝、钠等成分分布于汽轮机叶片不同部位。
分析其汽轮机叶片上积盐的原因,如下:
叶片上沉积的铁氧化物主要是给水管道、蒸汽管道材质中铁剥离脱落进入水汽系统,通过蒸汽携带进入汽轮机,当汽轮机做功,蒸汽参数有变化、气流有扰动时,从蒸汽中析出沉积在叶片上;叶片上沉积的磷氧化物可能和机组碱洗结束后,热力系统没有冲洗彻底有关;叶片上沉积的铜的氧化物可能是从热力设备的含铜材质合金中析出,由蒸汽携带沉积在叶片上;硅和铝的氧化物是尘土的特征成分;钠氧化物由蒸汽溶解携带离子进入汽轮机做功后,蒸汽的温度、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、离子在不同压力下汽,水分配系数、蒸汽压力分布等影响,汽轮机各级叶片沉积物的主要成分和百分比各不相同。
6.2凝汽器管内粘泥附着
本次检查发现部分凝汽器管内有粘泥附着,附着的粘泥会降低凝汽器的换热效率。
7结论和建议
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建议
7.2.1继续加强化学在线化学仪表的校准工作,加强水汽监督,避免或减少积盐和腐蚀
水汽品质的准确监测是保证机组安全、经济运行的必要手段,机组水汽品质的监督主要依靠在线化学仪表。
建议继续加强在线仪表进行校验,以保证其准确性、可靠性。
并加强运行时水汽的监督、控制,提高水汽品质,避免或减少积盐和腐蚀现象的发生。
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,提高凝汽器换热效率。
8附录
垢量、垢成分分析报告。
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