杭州华电下沙热电厂10机组首次A级检修化学检查报告(初稿)

1、 密级：技术秘密项目编号：报告编号：杭州华电下沙热电有限公司#10机组首次A级检修化学检查报告华电电力科学研究院二一六年四月 注意事项1. 本技术报告的著作权属于华电电力科学研究院，未经我中心书面许可，任何单位与人员不得复制或擅自公开发表； 2. 凡注明了密级的技术报告，任何部门与人员均不得私自对外提供，不得复制； 3. 无华电电力科学研究院技术报告专用章的技术报告，不属我院的正式技术报告； 4. 对本技术报告有异议者，请与华电电力科学研究院策划管理处联系（电话； 5. 华电电力科学研究院投诉电话（传真）项目负责单位：华电电力科学研究

2、院 项目承担部门：环保化学技术部项目合作单位：无 项目负责人：衡世权 主要工作人员：华电电力科学研究院：衡世权、易正淼 杭州华电下沙热电有限公司：吴龙剑、徐震等化验室人员报告编写人： 校 核： 审 核： 批 准：目 录1 机组简介11.1 余热锅炉设备概况11.2 蒸汽轮机设备概况21.3 电气系统设备概况42 检查依据标准43 大修期间化学检查用的工具54 运行情况54.1 机组运行情况55 锅炉系统检查65.1 高压汽包检查情况65.2 低压汽包检查86 汽轮机系统检查情况96.1 汽轮机本体检查96.2 凝汽器177 分析及建议198评价与结论20附录1 垢样测试数据23附录2 机组停用

3、保护记录表24附录3 油质化验单25 杭州华电下沙热电有限公司#10机组首次A级检修化学检查报告1 机组简介杭州华电下沙热电有限公司（简称“下沙热电”）#10、#11机组于2014年1月正式投入商业运行，#10机组余热锅炉型号为：NG-MS6111FA-R，由杭州锅炉有限公司生产；#10机组汽轮机型号：LCZ75-7.1/1.27/0.59，由南京汽轮电机（集团）有限责任公司生产。燃烧器组成的燃烧系统、一台3级透平和有关辅助系统组成。燃气轮机额定转速5235 r/min，通过减速齿轮箱将转速降至3000r/min，带动发电机运行。燃气轮机装置设置一个推力轴承，以保持转子的相对轴向位置。#1轴承

4、箱和推力轴承布置在压气机进气缸处，#2轴承箱布置在燃气轮机排气框架处。燃机运行时，经过滤的空气进入集流室后，在18级轴流压气机中被压缩。压缩空气进入布置着6个燃烧腔室的环形空间，再流入位于燃烧室外壳和燃烧室衬里之间的通道，然后通过衬里上的调节孔进入燃烧区域。燃料通过燃料喷嘴进入燃烧室。燃料和空气在燃烧室燃烧。从燃烧室出来的热气膨胀后进入6个单独的过渡段，然后进入3级燃机。燃机的每一级有喷嘴和动叶。在每一级喷嘴里，伴随着压力降低，喷气的动能增加，转子吸收喷气的部分动能转化成有用功，在通过第3级动叶后，热气被送往排气缸、扩散管，最后通过排气集气室进入余热锅炉。1.1 余热锅炉设备概况余热锅炉型号为

5、：NG-MS6111FA-R，由杭州锅炉有限公司生产。燃气轮机出口不设置旁通烟道，余热炉进口烟道膨胀节直接与燃气轮机扩散段法兰相连。余热锅炉主要的结构特点如下：锅炉系统分高、低两个压力等级，无再热、无补燃、自身除氧、自然循环，换热室采用卧式布置，过热汽温采用一级喷水调节。余热锅炉本体由进口烟道膨胀节、过渡段（燃气轮机排气过渡段）、进口烟道、换热室及出口烟道、烟囱组成。所有受热面均为螺旋齿型翅片管，垂直布置于换热室内，受热面管上、下两端分别设有上集箱与下集箱，每个上集箱有两个吊点将该管束的荷载传递到炉顶钢架上，受热面可以自由向下膨胀。在余热锅炉前后方向布置5个模块(其中有1个模块为备用模块）。在

6、各模块之间都留有合理的检修空间，并设有检修门孔。高、低压两个锅筒布置于炉顶钢架上，采用支撑方式，整台锅炉为全钢构架，自支承型钢结构。锅炉为正压运行，凡穿过炉壳的管道都采用良好的密封与膨胀结构。水汽流程: 低压系统：从低压省煤器出来的给水经过除氧器后引入低压汽包。在低压锅筒内炉水经集中下降管、分配管进入低压蒸发器，水通过受热的蒸发器受热面受热后产生蒸汽并向上流动。汽水混合物在蒸发器上集箱汇集后，经引出管引入低压锅筒，并在低压锅筒内进行汽水分离，从低压锅筒中分离出来的饱和蒸汽流经低压过热器，经低压系统主蒸汽管道进入汽机低压缸。高压系统：由低压汽包来的给水进入高压给水泵，给水泵出来的水流经高压省煤器

7、受热面吸收一部分热后由一根大连接管引入高压锅筒。高压锅水经集中下降管、分配管进入高压蒸发器，水通过蒸发器受热面向上流动并且产生蒸汽，汽水混合物在蒸发器上集箱汇集后，经引出管引入高压锅筒，并在高压锅筒内进行汽水分离，从高压锅筒中分离出来的饱和蒸汽流经高压一级、二级过热器后，经主蒸汽管道进入汽机高压缸。烟气流程：燃气轮机烟气通过排气过渡段出口进入余热锅炉进口烟道，然后流经进口烟道、高压二级过热器、高压一级过热器、高压蒸发器、高压二级省煤器、低压过热器、高压一级省煤器、低压蒸发器、低压省煤器、出口烟道、进入烟囱通过烟气挡板及消音器，最后从烟囱排入大气。1.2 蒸汽轮机设备概况汽轮机型号为LCZ75-

8、7.1/1.27/0.59型汽轮机为南京汽轮机厂生产的双压、冲动、单排汽、单轴、可调整抽汽凝汽式汽轮机，汽缸前部（第1至第6级）为双层结构，之后为单层结构。汽缸内装有高压内缸、四级隔板套、18级隔板、前轴封和后轴封等部套，通流部分由18级压力级组成。汽轮机转子为二支点支承，分别为#1推力支持联合轴承和#2支持轴承，#1轴承为三层带瓦衬椭圆轴承，#2轴承为二层带瓦衬椭圆轴承。支持部分尺寸：#1为300240；#2为325260。#1推力部分为可倾瓦推力轴承，推力瓦块为十块，内、外径分别为296、545mm，定位瓦块为十块，内、外径分别为300、545mm。汽轮机转子通过一副半挠性波型联轴器与发电

9、机转子相连。汽轮机转子为整锻加4级套装叶轮结构，装有18级叶片。本汽轮机高压进汽采用一个高压主汽调节联合阀控制，布置在汽轮机头部，轴中心线上，为卧式结构。从锅炉来的新蒸汽进入主汽阀，再进入高压调节阀，从高压调节阀出口经主蒸汽管进入汽缸内的高压内缸内。阀门与构架连接成为一体，构架与基础固定在一起。一个主汽阀对应一个调节阀，调节阀有两个出口。低压主汽阀和调节阀（补汽阀组）采用进口三偏心液动碟阀，布置在运转层下方。通过一根37710低压导汽管与汽缸前部下半11级后的补汽口相连。补汽阀组有一摆动支架，允许补汽阀组在水平方向自由膨胀。本汽轮机有两个轴承座，前轴承座内除装有推力支持联合轴承外还装有主油泵、

10、危急遮断油门、危急遮断油门复位装置、轴向位移发送器等有关部套。后轴承座内装有后轴承。各轴承均配置有高压顶轴油，在机组盘车及汽轮机启动时高压顶轴油投入，把转子顶起。前轴承座是落地结构，后轴承座组焊在排汽缸上。汽轮机盘车装置装于后轴承座的上盖上，为减速机、齿轮复合减速、切向啮合的低速盘车装置。机组在停机时盘车装置可以低速盘动转子，避免转子热弯曲。当机组冲转转速高于盘车转速时能自动脱开。且既能手动盘车又可自动盘车。排汽缸内装有低负荷喷水装置，以保证机组正常运行，当机组启动后转速达600r/min或排汽温度超过80时，喷水装置自动打开，当机组带负荷15%且排汽温度小于65时，喷水装置自动停止。汽机本体

11、的支托定位方式和滑销系统：本机组有前座架和后座架。所有座架均借助地脚螺栓及二次灌浆固定于汽轮机的基础上。前轴承座座落在前座架上，前轴承座与前座架之间沿中心轴线布置，设有有纵向键，前轴承座可在其座架上沿轴线前后移动，前轴承座与前汽缸之间有定中心梁,具有确定汽缸中心，引导汽缸垂直方向膨胀，以及传递汽缸因热膨胀而对前轴承的推（拉）力的作用。高压进汽缸前面下半有两猫爪支承在前轴承座上，排汽缸两侧支承在排汽缸座架上，其外侧处有水平横键连接，在排汽缸的后轴承座下部装有后汽缸导板。横键与汽机中心线之交点是整个汽缸的膨胀死点。机组在启动或加负荷过程中其热膨胀情况如下：排汽缸横键和机组中心平面交点作为汽缸的死点

12、向两侧及前面膨胀，汽缸通过前端的定中心梁，推动前轴承座沿着前座架上的纵向键向前移动，机组如在减负荷或停机时就拉前轴承向后移动。后汽缸导板引导排汽缸上的后轴承座轴向膨胀，这样则保证了汽缸在启动、加负荷、减负荷以及停机过程中与前、后轴承座很好的热对中，又能保持自由膨胀，保证高压缸在运转过程中不跑偏。推力轴承在前轴承座内，此处也是转子与静子之间的相对死点。在排汽缸的后轴承座内联轴器处是转子与静子之间相对膨胀最大的地方，此处装有转子与静子相对膨胀指示器。1.3 电气系统设备概况1.3.1 下沙热电有2100MW级多轴燃气蒸汽联合循环机组，采用“2+2+1”方式，即由2台燃气轮发电机组、2台余热锅炉、1

13、台抽凝式汽轮发电机组成。#11、12燃机发电机组分别由1台燃气轮机与1台发电机单轴串联运行， 2台燃气轮机排气经2台余热锅炉后再带动一台#10汽轮发电机组。2台燃机发电机出口电压为11.5kV，各经一台额定容量为90MVA主变升压至220kV；1台汽机发电机出口电压为10.5kV，经一台额定容量为100MVA主变升压至220kV。 燃机发电机型号是PG6111FA， GE公司生产的闭式空冷、双极、交流发电机组，采用无刷励磁方式。ISO状态下额定参数为：三相、50HZ、11.5KV，3000rpm，输出功率73.1MW，功率因数为0.85。发电机的定、转子冷却是靠空气自然冷却。汽轮发电机型号是Q

14、F-50-2采用三相两极交流静态自并励同步汽轮发电机，铁芯、线圈和其它部分采用密闭式空气、转子上装有离心式风扇，定子为星型连接，中性点经高阻接地。2 检查依据标准DL/T 956-2005 火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则DL/T 1115-2009 火力发电厂机组大修化学检查导则DL/T 246-2006 化学监督导则GB/T 12145-2008 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量中国华电集团公司火力发电厂化学技术监督实施细则（2011版）杭州华电下沙热电厂集控运行规程杭州华电下沙热电厂#10、#11机组A级检修管理手册杭州华电下沙热电厂#10余热锅炉设计说明书3 大修期间化学检查用

15、的工具强光手电、数码照相机、游标卡尺、千分尺、沉积物取样器及盛样设备一套、笔、记录本、连体工装等。4 运行情况4.1 机组运行情况表4-1 #10机组运行情况本次大修起始日期2016.310本次大修结束日期上次大修结束日期首次大修运行小时数上次大修以来机组投运以来自上次大修以来停备用小时数启停次数锅炉停备用保护方法保护率%合格率%上次大修以来其它检修情况与化学监督有关的异常或障碍4.2 投产后水汽质量情况投产后的水汽质量情况见表4-2。表4-2 #10机组投产后水汽质量统计项 目单位或方式最 大 值最 小 值合格率%补给水SiO2g/L41100电导率S/cm0.070.06100凝结水溶解氧

16、g/L2861769氢电导率S/cm0.60.0988Nag/L32398硬度mol/ L10100给水处理方式AVT(NH3H2O)溶解氧g/L00100pH8.959.4895N2H4g/L00100Cug/L1.9090Feg/L21.2290炉水pH9.899.2100处理方式低磷酸盐处理（PO43-+ NaOH）mg/L1.460100电导率或氢电导率S/cm359100主蒸汽SiO2g/kg7.50100Nag/kg4.80.11100氢电导率S/cm0.530.1390发电机内冷却水电导率S/cm风冷机组无内冷却水Cug/LpH5 锅炉系统检查5.1 高压汽包检查情况高压汽包内较

17、干净，呈红色。内部沉积物量较少，汽包内底部有少量积水，水汽分界明显；顶部有点状锈蚀，内壁上有水流状的红色腐蚀产物。排污管、加药管均无无堵塞，各进出水管口，未发现冲刷腐蚀现象，见图5-1、5-2、5-3、5-4、5-5所示。高压汽包内部刮取垢样，分析成分和计算单位面积沉积速率，见表5-1。表5-1 垢成分分析结果名称高压汽包壁低压汽包底部沉积物质量百分比,%标准误差质量百分比,%标准误差Fe2O396.650.0988.460.16Al2O30.5160.0266.070.12SiO20.3880.0192.890.08Mn2O30.8870.0440.9060.045TiO20.05100.0

18、0250.4750.024Cr2O30.1130.0060.3450.017MgO0.3060.0200.2850.017P2O50.5590.0280.1640.008ZrO20.01040.00100.07390.0037ZnO0.1980.0100.06470.0032NiO0.04900.00300.05350.0027CaO0.1530.0080.04530.0023CuO0.02360.00220.03490.0018MoO30.01300.00170.03480.0017SO30.03730.00190.02910.0015BaO0.02270.00700.02220.0045V

19、2O50.00540.00100.01790.0011K2O0.00680.00050.01350.0007PbO20.00790.00210.00710.0011Nb2O5-0.00180.0007 图5-1 高压汽包顶部 图5-2 高压汽包内壁 图5-3 高压汽包底部 图5-4 高压汽包蒸汽口图5-5 高压汽包内部5.2 低压汽包检查 低压汽包内较干净，水侧呈红色，汽侧呈刚灰色。内部沉积物量较少，水汽分界明显。各进出水管口，未发现冲刷腐蚀现象，见图5-6、5-7所示。低压汽包内部刮取垢样，分析成分和计算单位面积沉积速率。 图5-6低压汽包内部 图5-7 低压汽包汽水分界线6 汽轮机系统检查

20、情况6.1 汽轮机本体检查图6-1 汽轮机结构简图表6-1 汽轮机叶片pH值、铜检查表高压缸中压缸低压缸级数定性分析级数定性分析级数定性分析pH（正/反）CupH（正/反）CupH（正/反）Cu第1级6/6无第9级7/6无第14级7/7无第2级6/6无第10级7/6无第15级6/7无第3级6/6有第11级7/7无第16级7/7无第4级6/6无第12级6/7无第17级6/6有第5级6/6无第13级7/7无第18级6/6有第6级7/6无第7级7/7无第8级6/6无表6-2 叶片表面现象描述序号名称检查情况描述备注1高压缸第1级叶片表面机械损伤点明显，表面粗糙；第2级叶片表面机械损伤点较明显，表面较

21、粗糙；第3级叶片表面机械损伤点较细，表面轻微粗糙；第4级叶片表面机械损伤点较细，表面轻微粗糙；第5级叶片表面机械损伤点较细，表面轻微粗糙；第6级叶片表面机械损伤点细微，表面轻微粗糙；第7级叶片表面机械损伤点细微，表面轻微粗糙；第8级叶片表面基本无损伤，表面较光滑；第1到8级叶片呈钢灰色。图6-22中压缸第9级叶片表面基本无损伤，表面较光滑；第10级叶片表面机械损伤点细微，表面轻微粗糙，蚀坑0.02mm；第11级叶片表面机械损伤点细微，表面轻微粗糙；第12级叶片表面机械损伤点细微，表面轻微粗糙；第13级叶片表面基本无损伤，表面较光滑。第9到13级叶片呈钢灰色，逐渐向黄褐色过渡。图6-33低压缸第

22、14级叶片表面基本无损伤，表面较光滑；第15级叶片表面基本无损伤，表面较光滑；第16级叶片表面机械损伤点较细，表面较粗糙；第17级叶片表面基本无损伤，表面较光滑；第18级叶片表面基本无损伤，表面较光滑；第14到16级叶片呈偏暗的黄褐色，第17级叶片呈黄色，第18级叶片呈现金属光泽的亮黄色。图6-44隔板#2隔板有类似电焊瘤的一样的附着物图6-5图6-2 高压缸图片第1级叶片表面机械损伤点明显第1级叶片背面第2级叶片正面第2级叶片背面第3级叶片正面第3级叶片背面第4级叶片正面第4级叶片背面第5级叶片正面第5级叶片背面第6级叶片正面第6级叶片背面第7级叶片正面第7级叶片背面第8级叶片正面第8级叶片

23、背面图6-3 中压缸图片第9级叶片正面第9级叶片背面第10级叶片正面第10级叶片背面第11级叶片正面第11级叶片背面第12级叶片正面第12级叶片背面第13级叶片正面第13级叶片背面图6-4 低压缸图片第14级叶片正面第14级叶片背面第15级叶片正面第15级叶片背面第16级叶片正面第16级叶片背面第17级叶片正面第17级叶片背面第18级叶片正面第18级叶片背面 图6-5 #2隔板上附着物6.2 凝汽器及其他机侧设备检查序号设备名称检查情况备注1凝汽器水侧靠南侧凝汽器水侧底部有大约8-10cm积水，有塑料杂物2-3片。端板干净，无腐蚀产物，水室壁有少量黄色腐蚀物，阳极保护圆盘完整，表面有少量腐蚀（

24、1片），凝汽器不锈钢钢管内有沉积物，无堵塞，无结垢。北侧底部有积水8-10cm，端板干净无腐蚀，水室壁有少量黄色腐蚀，阳极保护圆盘完好，表面有少量腐蚀（1片），不锈钢钢管内有沉积物，无堵塞，无结垢。进水侧南侧，端板光滑无腐蚀，无沉淀物。凝汽管（不锈钢）无结垢无腐蚀，底排个别管道内有粗糙现象，个别管内有胶球塑料杂物堵塞，水室壁有瘤状腐蚀，阳极保护圆盘完好，表面有腐蚀产物。北侧端板干净光滑无腐蚀产物，无沉淀物，凝汽管（不锈钢）管内光滑无结垢无腐蚀，四周外围管道内有粗糙现象，个别管口有有塑料杂物，水室壁（碳钢）有瘤状腐蚀，阳极保护圆盘完好，表面有腐蚀产物。回水侧北侧，底排凝汽管管道内有粗糙现象，底部

25、有10-12cm积水，水室壁有腐蚀现象，阳极保护圆盘完好，表面有腐蚀产物。南侧底排凝汽管管道内有粗糙现象，底部有10-12cm积水，水室壁有腐蚀现象，阳极保护圆盘完好，表面有腐蚀产物。图6-52热井底部、四壁呈点状黄色，底部较干净，磁铁框架完好，磁棒上覆盖着一层灰色物质。图6-6图6-5 凝汽器水侧图片靠南侧底部有8-10cm积水和塑料杂物碳钢水室壁有少量黄色瘤状腐蚀端板干净无腐蚀产物阳极保护圆盘完好进水侧南侧阳极保护圆盘完好极个别管道口有胶球杂物极个别管道口有塑料杂物不锈钢管无结垢无腐蚀图13 凝汽器汽侧检查图片 图6-6 热井7 分析及建议7.1 从高压汽包、低压汽包整体呈红色，高压汽包内

26、壁有水流状的红色条状物质、顶部有点状红色物质，建议根据DL/T 956-2005火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则中的相关规定进一步加强余热锅炉的停炉保护措施。7.2 高低压汽包各进水管口，目前还未出现减薄或被冲刷的现象，由于大部分燃气机组的余热锅炉在高低压汽包进水管口不同程度的出现了冲刷腐蚀现象，建议下沙热电厂注重水质中铁离子含量和设备运行方式等方面加强监督和管理。7.3 从沉积物的成分来看，主要是铁的氧化物，低压汽包还有点铝、硅的氧化物。结合现场检查情况，建议进一步加强余热锅炉停炉后氧腐蚀的防治措施。7.4 高压缸第3级叶片、低压缸第17、18级叶片有铜，建议加强运行过程铜的监督和对给

27、水系统氨水用量的控制。7.5 高压缸的叶片第2-5级、中压缸的叶片第10-12级、低压缸的叶片第16级均有不同程度的机械损伤，坑点最深0.02mm。建议进一步加强检修过程中，蒸汽系统中的管道的净洁度，较少物理损伤。7.6 #2隔板上有类似焊瘤一样的物质，建议在安装、检修过程中注意保护其他成品设备被污染的风险。7.7 凝汽器水侧较干净，热井内别也较干净，但是黄色锈蚀物质较多，建议加强凝汽器停机后的保护，避免氧腐蚀严重。8 评价与结论8.1 评价8.1.1 腐蚀、结垢评价的参考标准本次大修化学检查主要依据DL/T 1115-2009火力发电厂机组大修化学检查导则的相关标准（见表8-1、表8-2）对主要热力设备的结垢、腐蚀进行评价。腐蚀评价标准用腐蚀速率或腐蚀深度表示，具体评价标准见表8-1。表8-1热力设备腐蚀评价标准部 位类 别一 类二 类三 类汽轮机转子叶片、隔板基本没腐蚀或点蚀深度0.2mm或已有部分管子穿孔。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，一般不进行抽管检查。c 凝汽器管为钛管时，一般不进行抽管检查。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8-2。表8-2热力设备结垢、积盐评价标准a部位类别一类二类三类汽轮机转子叶片、隔板c结垢、积盐速率d1