■2机组大修化学监督检查报告2014■2机组大修化学监督检查报告2014
?2机组大修化学监督检查报告2014
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 电话:(0371)67906000
微波:932126000
传真:(0371)67905982、932125982 邮编:450052
Email:hnepri6000@hnepri.com
批准:
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编写:
(章)
大唐信阳华豫发电有限责任公司#...
■2机组大修化学监督检查报告2014
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大唐信阳华豫发电有限责任公司#2机组大修化学检查报告
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
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大唐信阳华豫发电有限责任公司#2机组大修化学检查报告
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/T 1115-2009《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。
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目 录
1 概
述 ................................................................................................................................... 4
2 检查执行依
据 ................................................................................................................... 4
3 设备概
况 ........................................................................................................................... 4
4 热力设备检修检查记
录 ................................................................................................... 6
5 热力设备评
价 ................................................................................................................. 14
6 问题分析和讨
论 ............................................................................................................. 16
7 结论和建
议 ..................................................................................................................... 16
8 附
录 ................................................................................................................................. 17
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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
》
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:16.7 MPa
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: 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 ?
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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。
表3-2 投运以来的水汽质量情况
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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
4.1.1水冷壁
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
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。
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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
23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
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、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。
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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
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。
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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 河 南 恩 湃 高 科 集 团 有 限 公 司
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4级叶片背面 照 照片27 第1、2级叶片背面 照片28 第3、
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
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、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。
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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
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。
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#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。
4.2.5 凝汽器检查 照片47 除氧器内部 照片48 汽水分界线 照片49 下降管滤网
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。
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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
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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
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
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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
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80~120 g/(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。
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。
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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
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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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