火电厂腐蚀控制工程全生命周期 要求 征求意见稿

GB/T37539—20XX火电厂腐蚀控制工程全生命周期通用要求本文件规定了火电厂腐蚀控制工程全生命周期中各因素的通用要求。本文件适用于各类型火电厂的腐蚀控制工程。2规范性引用文件本文件不采用规范性引用文件。3术语和定义ISO8044、ISO23123、ISO23222以及如下的术语和定义适用于本文件。火电厂腐蚀控制工程corrosioncontrolengineeringoffossilfuelpowerplants应用各种腐蚀控制技术，如优化设计、优化环境、水汽品质调节、防护涂层、选材、阴极保护等，将火电厂各设备、设施和系统金属的腐蚀速率控制在要求范围内的过程。3.2水汽品质调节和控制waterandsteamqualityregulationandcontrol通过向水汽系统中添加适量化学药剂，调节水质净化装置运行方式和参数，控制水汽品质，减缓金属腐蚀的过程。3.3燃烧调整combustionadjustment通过对锅炉燃料参数的调整，以及对其控制方式的改变等，以避免热交换管的腐蚀。3.4流动加速腐蚀flowacceleratedcorrosion在特定运行条件下发生的因介质流动变化导致金属管道内壁氧化膜加速溶解，导致管道壁厚不断减薄的一种腐蚀形式。3.5高温蒸汽氧化high-temperaturesteamoxidation金属部件表面在高温蒸汽条件下发生的腐蚀。3.6高温烟气腐蚀hightemperaturecorrosion发生在锅炉受热面烟气侧水冷壁、过热器和再热器等金属管外壁的高温腐蚀。3.7低温烟气腐蚀lowtemperaturecorrosion温度低于酸露点时烟气中的硫酸气体在金属表面凝结发生的腐蚀。3.8停用腐蚀lay-upcorrosion火电厂设备停用过程中发生的各类腐蚀。4总则4.1本文件对火电厂腐蚀控制工程全生命周期相关的各因素做出了规定，包括：目标、腐蚀源、材料、技术、设计、研发、制造、贮存和运输、施工与安装、调试、验收、运行、维护保养、检修、报废和处置、文件和记录、资源管理、综合评定等。按照整体、系统、协调、优化的原则确定各要素的要求。2GB/T37539—20XX4.2火电厂腐蚀控制工程的主要系统包括锅炉及其辅助系统、汽轮机及其辅助系统、电气设备、水和废水处理系统以及土建设施等。以燃煤火电厂为例，在附录A中给出了火电厂的腐蚀控制要点，包括但不限于：—锅炉及其辅助系统的高温烟气腐蚀、应力腐蚀、流动加速腐蚀、高温蒸汽氧化等；—汽轮机及其辅助系统的高温蒸汽氧化和流动加速腐蚀等；—发电机空心导线腐蚀，水处理和废水处理系统酸碱腐蚀；—大气腐蚀及土建设施的土壤腐蚀。4.3应建立腐蚀控制管理体系，对火电厂各系统腐蚀的各个方面进行全面控制和持续改进。火电厂腐蚀控制工程全生命周期标准体系示意图见附录B。4.4应建立腐蚀控制管理组织机构，包括业主、技术管理团队、运行团队、维护团队，并应明确人员的职责和权限。5.1本文件的总体目标是有效控制火电厂各设备和系统的腐蚀，消除或减缓腐蚀危害，实现火电厂安全、经济、长周期运行和绿色环保的最佳效益5.2火电厂腐蚀控制的总体目标应分解落实到火电厂的各设备和系统全生命周期内各因素中，在全生命周期的各个环节中得以沟通、实施和保持，并对其持续适宜性进行评审和改进。6腐蚀源6.1技术管理团队应建立识别火电厂全生命周期内每个系统腐蚀源的程序，运行团队及维护团队应执行腐蚀源的调查和分析，并按照程序，全面、准确、具体地确定相应的腐蚀源。6.2火电厂各系统的内部腐蚀源如下：a）锅炉及其辅助系统的腐蚀源包括但不限于大气、烟气、水、汽、熔盐、酸、灰渣等。b）汽轮机及其辅助系统的腐蚀源包括但不限于大气、水、汽、油中杂质等。c）电气设备的腐蚀源包括但不限于大气、土壤、水、氢气、油中杂质、绝缘气体中杂质、电流等。d）水及废水处理系统的腐蚀源包括但不限于大气、土壤、水、酸、碱、氧化剂等。e）土建设施的腐蚀源包括但不限于大气、土壤、水等。6.3应考虑各系统外部环境对腐蚀的影响，包括但不限于温度、压力、流速、应力状态等外部环境。6.4应对各系统腐蚀源制定合理有效的火电厂腐蚀控制工程管理要求和技术措施。7材料7.1应对火电厂各设备和系统所使用材料应用的环境进行调查研究，依据相应标准，优选抗腐蚀源的最佳材料。7.2火电厂各设备和系统选用材料时，在保证使用年限的基础上，应综合考虑材料的耐腐蚀性能、机械加工及焊接性能、经济性和绿色环保的要求。7.3材料选择应遵循以下步骤：a）确定各系统所用材料的腐蚀源及腐蚀等级。b）查阅相关标准和手册，选用满足耐腐蚀的要求的材料。c）评估材料的耐蚀性。7.4材料选择应有相应的业绩和支持性案例作为选择参考；没有相同业绩或相似应用时，应通过实验室模拟试验或现场试验筛选。7.5选用材料时要经过一定程序的审核和评定。7.6锅炉及其辅助系统应选择耐烟气、高温高压蒸汽、应力等腐蚀源的最佳材料，包括但不限于：a）高温蒸汽管道、高温联箱及高温管件，应具有抗氧化性能和抗高温腐蚀性能。可参考ASTMA335有关资料选材。b）锅炉受热面管，应具有良好的抗烟气及煤灰腐蚀、抗汽水腐蚀和抗应力腐蚀的性能。c）锅炉锅筒和汽水分离器，应具有良好的抗汽水腐蚀能力。GB/T37539—20XXd）锅炉受热面固定件，应具有良好的抗氧化性，并具有合适的热强性和良好的耐蚀性。e）吹灰器应具有优异的抗氧化性能、良好的抗腐蚀性能。f）脱硝装置应选择耐液氨、氨水或尿素等脱硝还原剂腐蚀的材料。g）脱硫装置应选择耐脱硫浆液腐蚀或耐烟气腐蚀的材料；与脱硫湿烟气直接接触的防腐材料应具有耐酸、防渗、抗老化和黏结牢固的性能；设有脱硫烟气旁路时，防腐材料还应能承受高、低烟温冷热急变和干、湿环境急促交变的状况。7.7汽轮机及其辅助系统应选择耐高温高压蒸汽、振动及应力等腐蚀源的最佳材料，包括但不限于：a）高中压转子应具有良好的抗高温蒸汽氧化、抗腐蚀能力。材料的选择应参考ASTMA470。b）汽轮机叶片应具有良好的抗腐蚀性；优异的抗疲劳性能，特别是抗腐蚀疲劳性能；处于湿蒸汽区服役的低压叶片宜选用耐蚀性好的材料，低压末级动叶片可参考ASTMA564、ASTMA473选材。c）紧固件应具有良好的抗氧化性能。d）湿冷凝汽器用管材应优先选择钛材或不锈钢；间接空冷系统和空气换热的换热器管宜采用非铝材质，直接空冷系统的换热管应选用有较高抗流动加速腐蚀能力的材料。e）高压加热器换热管应选择抗流动加速腐蚀能力的材料，低压加热器换热管可采用不锈钢管，应避免使用对氨腐蚀敏感的合金。7.8电气设备材料选择时，应考虑电流、氢气中水分、SF6及油中杂质、土壤和水等腐蚀源的影响。7.9水和废水处理系统应选择耐酸碱、高盐水等腐蚀源的最佳材料，凡接触腐蚀性介质或对出水质量有影响的设备、管道、阀门及排水沟等内表面，以及受腐蚀环境影响的设备、管道和阀门的外表面，均应衬涂合适的防腐涂料或采用耐腐蚀材料。7.10土建设施应选择耐大气、水、土壤等腐蚀源的最佳材料，包括但不限于：a）埋地管道宜采取隔离防腐措施，可选用衬胶防止管道内壁腐蚀，或采用聚氨酯等防腐材质包覆防止管道外壁腐蚀。b）埋地构件应设计腐蚀控制保护层，宜选用耐腐蚀钢筋。c）烟囱应选用耐湿烟气腐蚀的材料。d）钢结构选材时应考虑大气腐蚀的影响。8技术8.1火电厂各系统腐蚀控制技术的选择应根据相应的技术标准或规范进行综合评估。一般原则如下：a）评估腐蚀控制技术的安全性，包括对设备、系统、人员、环境等的安全。b）评估腐蚀控制技术的先进性和经济性。c）所选的腐蚀控制技术应满足设备、系统不同工况的运行要求，并具有足够的使用寿命而且绿色环保。d）应选用与火电厂各系统对应的腐蚀源相适用的一种或多种技术实施腐蚀控制。8.2火电厂各系统腐蚀控制技术包括但不限于：a）水汽品质调节和控制：采用该技术时，应充分了解火电厂水汽循环系统各种材料特性、腐蚀介质与工况条件等，选择恰当的水汽品质调节药剂及其控制策略，减缓系统各种材料的腐蚀，并对成本进行评估。该技术常用于锅炉及其辅助系统、汽轮机及其辅助系统、水和废水处理系统的腐蚀控制。可供选择的处理技术有：—锅炉给水还原性全挥发处理；—给水氧化性全挥发处理；—给水加氧处理；—炉水磷酸盐处理；—炉水氢氧化钠处理；—炉水全挥发处理；—循环水缓蚀阻垢处理；—循环水加酸处理；—循环水旁流弱酸处理；—循环水电化学处理等；—凝结水精处理；4GB/T37539—20XX—防止停用腐蚀可采用干燥、充氮、调整pH值、充缓蚀剂等工艺进行；—发电机冷却水采用在线水质净化和水质调节技术，如采用充氮、调整微碱性控制铜腐蚀等水质调节技术等。b）涂层保护：该技术是在被保护的金属表面覆盖耐腐蚀材料以隔绝金属与腐蚀介质相接触，从而达到减缓腐蚀的目的。采用该技术时，应选择与工况条件相适应的涂层及可行的施工工艺，并采用环保性和技术经济性最佳的涂层保护方案。该技术普遍应用于火电厂各系统的腐蚀控制中，包括锅炉及其辅助系统、汽轮机及其辅助系统、电气设备、水和废水处理系统以及土建设施，可参考ISO2063-1执行。可供选择的处理技术有：—锅炉水冷壁外表面喷涂金属、合金、陶瓷等耐磨、耐蚀、耐高温的材料；—钢结构喷涂锌或其他防腐蚀涂层；—地埋管道包覆有机材料；—各系统设备表面涂刷防腐漆等。c）燃烧调整：该技术以燃料特性为基础，通过改变某些可调参数及控制方式，对锅炉燃烧工况进行调整、优化，确定制粉系统和燃烧系统的最佳运行方式，实现燃料在炉膛内充分燃烧、均匀放热，并达到控制各部件温度在合理范围、防止受热面结渣、改善水冷壁壁面区域还原性气氛等目的。该技术主要应用于锅炉烟气侧的腐蚀防护。这些技术包括但不限于：—调整水煤比；—调整空气分配参数；—调整喷水量；d）清洗：采用化学清洗剂或机械的方式清除物体表面污垢的方法，包括化学清洗和物理清洗。其中化学清洗是借助清洗剂对表面污染物或腐蚀产物进行化学转化、溶解、剥离以达到脱脂、除锈、除垢和去污的效果。采用化学清洗时，应对沉积物的成分、数量进行分析，选择最优的清洗工艺和时间，以控制沉积物下腐蚀等。该技术普遍应用于火电厂各系统的腐蚀控制中，包括锅炉及其辅助系统、汽轮机及其辅助系统、电气设备、水和废水处理系统以及土建设施。这些技术包括但不限于：—酸洗；—高压水冲洗。e）阴极保护：是电化学保护技术的一种，其原理是向被腐蚀金属表面施加外加电流或增加牺牲阳极，被保护金属成为阴极，从而使得被保护金属腐蚀发生的电子迁移过程得到抑制，减缓腐蚀的发生。通常分为外加电流法、牺牲阳极法或两种方法结合的方式。该技术可应用于汽轮机辅助系统、电气设备、水和废水处理系统以及土建设施等的腐蚀防护。地下管网、接地网采用外加电流法或牺牲阳极法保护。当采用阴极保护时，可参考ISO12473、ISO12696、ISO13174等标准执行。这些技术包括但不限于:—两者的结合。f）复合技术：采用多种防腐蚀技术的联合应用，达到最优的腐蚀控制效果。该技术普遍应用于火电厂各系统的腐蚀控制中，包括锅炉及其辅助系统、汽轮机及其辅助系统、电气设备、水和废水处理系统以及土建设施。可供选择的复合技术包括但不限于：—锅炉过热器、再热器管选择耐高温材料，通过燃烧调整技术控制蒸汽温度在合理范围内，并同时采用水汽品质调节技术，控制烟气侧腐蚀和水汽侧高温蒸汽氧化；—锅炉水冷壁采用耐高温材料，并采用燃烧调整、水汽品质调节和控制技术，控制内壁腐蚀；—脱硫塔采用钢内衬玻璃鳞片，并控制脱硫浆液的氯离子浓度等技术，防止塔壁腐蚀；—接地网材料采用表面镀锌的同时，采用外加电流法或牺牲阳极法进行阴极保护等。8.3技术选择要有具体的业绩和支持性案例等作为参考，否则，必须通过试验验证才能选用。8.4所采取的腐蚀控制技术应经过一定程序的审核和评定。8.5火力发电厂各系统典型腐蚀、控制技术及关键指标见附件C。5GB/T37539—20XX9设计9.1新建火电厂各系统设计时，应充分考虑与全生命周期各系统腐蚀控制工程相关的因素和相应风险，依据标准ISO23222，进行系统的腐蚀控制设计，包括但不限于腐蚀源识别、材料选择、腐蚀检测和腐蚀控制技术设计优化，提出制造、贮藏、运输、安装、调试、运行、维护、报废等后续阶段的腐蚀控制要求。9.2火电厂各系统腐蚀控制设计时，应根据本文件7.6合理选材、依据本文件8.2选择恰当的防腐蚀技术，并且考虑各系统及设备具体的腐蚀源特征，设计针对性的防腐蚀措施。9.3锅炉及其辅助系统防腐蚀设计时，其措施应包括但不仅限于：a）设计防止水冷壁高温烟气腐蚀的措施，包括但不限于：—选用合适的燃料或采用混煤技术，控制入炉煤硫分；—合理选择锅炉燃烧方式和燃烧器布置方式；—合理选取炉膛特征和炉膛结构参数，控制炉膛出口温度；—优化燃烧器的设计，防止火焰刷墙；—可设计贴壁风系统；—受热面管喷涂耐磨防腐涂层；—优化设计炉膛出口和锅炉尾部脱硝后处理装置出口的氮氧化物排放指标，避免深度低氮燃烧引起高温腐蚀等。b）设计防止对流受热面高温腐蚀的措施，包括但不限于：—选用合适的燃料或采用混煤技术，控制入炉煤硫分；—合理布置受热面位置，使工质温度高的受热面处于烟温相对较低的区域；—减少管间温度偏差，控制受热面壁温水平；—对π形布置的切圆燃烧锅炉，应采取措施减轻上部炉膛烟气的残余旋转强度，降低炉膛出口烟流能量分布的不均匀性，避免引起过热器及再热器局部超温问题；—设计足够的锅炉受热面壁温监测装置；设计完备的吹灰器，防止对流受热面沾污或结焦时发生管壁腐蚀。c）设计防止空气预热器、低温省煤器等低温受热面低温烟气腐蚀的措施，包括但不限于：—空气预热器冷端受热面设计采用镀搪瓷元件，低温省煤器选取耐腐蚀材料；—空气预热器设计较高的综合温度，保证足够的安全裕度；—采取热风再循环、暖风器或其他提高低温省煤器入口水温的方法，尽量保证其运行温度在安全温度以上；—设计有效的清洗和吹灰装置，防止空气预热器、低温省煤器堵灰现象等。d）设计防止水汽系统腐蚀的措施，包括但不限于：—超（超）临界锅炉对流受热面应设计选用抗高温蒸汽氧化性能良好的铁铬镍高温合金材料；—给水管道和联络管等选用耐流动加速腐蚀的低铬钢等材料；—设计锅炉给水加药加氧装置、炉水加药装置、停用保护缓蚀剂加药装置、充氮保护装置或干风干燥装置；—设置水汽循环系统水汽取样和水汽品质监测装置等。e）设计防止脱硫装置腐蚀的措施，包括但不限于：—塔体结构设计采用碳钢基体内衬玻璃鳞片、衬胶等耐腐蚀材料；—湿烟气接触烟道部位设计采用碳钢基体内衬玻璃鳞片、衬胶、衬钛或其他衬耐蚀合金等耐腐蚀材料；—除雾器等部件设计采用陶瓷、不锈钢、工程塑料等耐腐蚀材料；设计合理的脱硫浆液氯离子控制指标等。f）设计防止脱硝装置腐蚀的措施，包括但不限于：接触尿素溶液的部位采用不锈钢或者不锈钢内衬防腐材料等。9.4汽轮机及其辅助系统防腐蚀设计时，其措施应包括但不仅限于：a）设计防止汽轮机固体颗粒侵蚀、水蚀的措施，包括但不限于：—优化叶片叶形设计；—设计选用司太立合金、耐磨金属陶瓷等耐磨耐腐蚀涂层。6GB/T37539—20XXb）设计防止水汽腐蚀的措施，包括但不限于：—设计凝结水精处理装置；设计凝汽器检漏装置；设计闭冷水加药装置；—设计加热器停用保养的充氮装置等。c）设计防止循环水泵腐蚀的措施，包括但不限于：设计耐腐蚀的循环水泵通流部件。d）设计防止凝汽器腐蚀的措施，包括但不限于：—湿冷凝汽器管优先选择不锈钢管或钛管；—滨海电厂或季节性海水倒灌的电厂凝汽器和辅机冷却器换热管的选材应考虑水质最差的工况；—凝汽器水室壳体选用碳钢板时，应设计衬胶保护层、防腐蚀涂层和电化学保护；—海水条件下选用钛管板、复合钛管板、不锈钢管板；—设计胶球清洗装置；—空冷凝汽器换热管设计时应考虑有防流动加速腐蚀功能；—间接空冷和直接空冷凝汽器换热管宜采用非铝材质。e）设计防止循环冷却水系统腐蚀的措施，包括但不限于：—选择碳钢内衬有机防腐涂层或不锈钢管道；—设计循环水加酸装置、循环水加阻垢缓蚀剂装置；—设计循环水水质监测装置；设计阴极保护装置等。f）设计防止热网加热器系统腐蚀的措施，包括但不限于：—设计热网循环水加药及监测装置；—热网加热器管管材宜选用不锈钢管；—热网膨胀节选用不锈钢管材质；—热网循环水管道选用碳钢包覆防腐保温层材料。9.5电气设备防腐蚀设计时，其措施应包括但不仅限于：a）设计防止发电机冷却介质腐蚀的措施，包括但不限于：—发电机空芯导线可选用不锈钢材质；—发电机内冷却水采用碱性离子交换装置、加碱等方式调节水质；—设计内冷水水质监测仪表；—设计氢气干燥器及氢气纯度、湿度监测仪表。b）设计防止轴电流腐蚀的措施，包括但不限于：—设计轴电压、轴电流监测装置；—设计良好的转轴接地装置。c）设计防止输电杆塔及导线腐蚀的措施，包括但不限于：—采用耐大气腐蚀的镀锌钢；钢芯铝合金绞线、铜等材料。d）设计防止接地装置腐蚀的措施，包括但不限于：—选择镀锌钢、铜材、柔性石墨、不锈钢复合材料等；—设计时应避免异种金属连接或在连接部位涂覆防腐蚀涂层，防止电偶腐蚀；—宜设计阴极保护装置。9.6水和废水处理系统防腐蚀设计时，其措施应包括但不仅限于：a）选择碳钢内衬有机防腐涂层或不锈钢材质的管道或容器；沟道或池体衬贴玻璃钢等有机防腐涂层；设计监测水质腐蚀性相关仪表等。b）酸贮存及计量间的地面、墙裙、墙顶棚、沟道、通风设施、钢平台扶梯、设备和管道外表面，均应采取防腐措施。c）碱贮存及计量间的地面、墙裙及沟道应防腐。9.7土建设施防腐蚀设计时，应主要针对建构筑物、钢结构、地下设施等，采取防止烟气、大气和土壤等腐蚀源作用下产生腐蚀的措施。a）设计防止烟囱腐蚀的措施，包括但不限于：—烟囱筒体设计采用钛钢复合板、玻璃钢等耐酸性烟气腐蚀的材料；—设计在烟囱内表面衬贴玻璃鳞片、衬玻璃砖、衬钛或衬复合有机涂层等耐腐蚀涂层。b）设计防止钢结构腐蚀的措施，包括但不限于：GB/T37539—20XX—设计采用耐大气腐蚀的镀锌钢等材料；—设计表面喷涂锌或涂刷有机涂料耐腐蚀涂层。c）设计防止地下设施腐蚀的措施，包括但不限于：—设计采用镀锌钢等耐土壤腐蚀的材料，或碳钢表面喷涂锌、涂刷有机涂料、包覆有机隔离层等耐腐蚀涂层；—设计阴极保护装置等。9.8在役火电厂腐蚀控制工程改造设计时，应根据运行过程中存在的腐蚀隐患，参照9.2，进行有针对性腐蚀控制完善和改造设计。9.9应提出火电厂防腐蚀工程报废和处置的环境规划。9.10应在符合安全、经济、长周期运行和绿色环保的最佳效益的目标下，评价设计体系的适用性，并进行不断改进和完善。9.11设计文件及设计变更应经过一定程序的审核和评定。10研发10.1在整个生命周期的实施过程中应对影响火电厂腐蚀控制工程所有因素不断研究，改进和发展，以实现最佳的安全性、成本效益、长周期运行和环境保护。10.2研发包括但不限于：a）研发减缓腐蚀源腐蚀性的技术。研究控制受热面壁温的燃烧器及燃烧调整技术；研究降低燃料腐蚀性的配煤掺烧技术；研究向水汽中添加药剂降低腐蚀性的水质调整优化技术等。b）研制提高材料耐腐蚀性的技术。研究新型耐蚀材料开发；研究高温合金晶粒细化技术；研究表面喷砂/喷丸技术；研究表面耐蚀涂层技术等。c）研发腐蚀过程的抑制技术。研制耐高温耐磨金属陶瓷防护涂层；研究滨海电厂地埋管道阴极保护技术；研究水冷壁贴壁风改善壁面气氛的控制技术等。10.3整个腐蚀控制研发过程要按照一定的程序进行，保持科学性、技术性、经济性的原则。11制造11.1应优选火电厂腐蚀控制工程的最佳制造过程，实现安全、经济、长生命周期运行和绿色环保的目标。11.2最佳制造过程应以相应的标准为依据。11.3制造单位要有具体同类火电厂的腐蚀相关业绩和支持性案例等作为选择参考。11.4制造单位应制定相应的质量、安全、环保管理保证体系，并有效实施。11.5应控制与产品制造过程相关的、影响防腐性能的因素：包括人员、机械、材料、工艺和环境等。12贮存和运输12.1应根据相应的标准和规范，制定火电厂腐蚀控制工程相关设备或材料的贮存和运输措施，避免产生腐蚀破坏，尤其在海运时，重点防止不锈钢、铜合金设备及管道等与海水接触。12.2对易腐蚀的设备或材料，贮存和运输过程应做好防腐蚀措施。12.3应对火电厂腐蚀控制工程相关设备或材料贮存和运输程序进行认定。13施工与安装13.1火电厂腐蚀控制工程的施工与安装应制定安全措施，保证人身、设备以及环境的安全。13.2火电厂腐蚀控制工程的施工与安装应遵循基于设计文件和相应标准的安装程序。13.3对设有防腐层的设备及管件，应考虑防腐施工的安全与方便，并应注意在防腐前完成所有焊接工作。13.4对有特殊需要的火电厂腐蚀控制工程材料、设备及零部件，应规定专用的安装设备及特定的保护设施。13.5施工安装单位的选择要有相应的业绩和支持性案例作为选择参考。13.6施工与安装现场应有监理监督。8GB/T37539—20XX14调试14.1需要进行调试的火电厂腐蚀控制相关工程和装置，如：—锅炉水压试验；—化学清洗工程；—蒸汽吹扫工程；—阴极保护工程；—凝结水精处理装置；—汽水品质监测装置；—化学加药装置；—凝汽器检漏装置。应以相应的标准、设计文件或操作规范作为依据实施调试。14.2调试单位的选择应有相应的业绩和支持性案例作为参考。14.3调试前准备应包括：a）制定调试方案或措施等文件。b）培训调试人员。c）检查必备的调试工具和仪器仪表，且应在合格校验期内。d）评估可能存在的风险，并制定相应的控制和应急措施。14.4调试过程控制要求：a）调试过程应严格按照调试措施、相关的标准规范和设计文件、设备说明书等执行。b）调试措施应包括质量、职业健康安全和环境管理内容，并在调试过程中严格执行。c）调试应避免触电、机械伤害等安全风险。d）调试过程应对试运过程的参数记录并留存。e）调试结果形成的验收文件。14.5调试步骤：a）调试前，应对腐蚀控制工程或装置进行详细检查，并做记录。b）调试时，应按设计或标准规范的要求逐步调整设备运行参数。c）调试结束，应在设备运行稳定后按验收条件进行参数测量或数据记录，并应按照设计或标准规范的要求完成验收文件。14.6调试结果不满足设计要求的，应对工程进行改造，重新进行调试，使其符合设计要求。14.7调试过程应形成调试措施、调试记录、验收以及调试报告等文件。15验收15.1火电厂腐蚀控制工程在运行之前，应当按照有关标准、设计文件要求，实施验收；验收未通过的工程不得交付使用。15.2火电厂腐蚀控制工程完工验收应提交以下资料：a）腐蚀源及材料选择的文件。b）腐蚀控制技术、设计文件及其变更、相关研发项目的文件。c）制造过程腐蚀控制文件。d）贮存和运输过程中腐蚀控制文件。e）施工与安装过程腐蚀控制文件。f）腐蚀控制施工监理控制文件。g）腐蚀控制工程系统调试过程控制文件。h）腐蚀控制不符合项处理记录。i）腐蚀控制工程完工验收文件等。16运行16.1火电厂运行时，应实施系统化的腐蚀控制，确保安全、经济、绿色环保和长周期运行。9GB/T37539—20XX16.2火电厂运行时腐蚀控制应考虑下述因素：a）根据各系统腐蚀源状况实施针对性的腐蚀控制。b）火电厂运行团队、维护团队应了解各系统腐蚀控制的基本知识，并参与定期培训和考核。c）编制火电厂设备运行腐蚀控制管理手册。d）建立火电厂设备运行腐蚀控制工程系统管理数据库。16.3锅炉及其辅助系统腐蚀控制a）应监测高硫煤烟气侧腐蚀性介质的浓度，进行配煤掺烧，降低燃料中含硫量，并配合燃烧调整，避免形成贴壁还原性气氛。b）应监测受热面管壁温度，进行燃烧调整，防止受热面超温加剧高温腐蚀和高温氧化。c）应调节锅炉炉膛水冷壁和高温对流受热面吹灰，避免形成结渣发生熔盐腐蚀，必要时掺烧高熔点、低碱金属煤，减轻受热面积污和结渣。d）应进行脱硝喷氨优化调节，减少氨逃逸，并对空预器及时进行吹灰和清洗，避免空预器低温端发生硫酸氢铵粘灰形成低温烟气腐蚀。e）应检测锅炉给水、炉水及蒸汽品质，调整加药，优化凝结水精处理运行方式，控制水汽指标在标准要求的范围内，包括pH值、电导率、氢电导率、溶解氧等；当水质质量劣化时，应执行三级处理措施。f）应合理调节并控制脱硫系统浆液及脱硫废水等指标，并控制在标准要求的范围内，包括pH值，氯离子浓度等。16.4汽轮机及其辅助系统的腐蚀控制a）应监测凝汽器出水、精处理出水、除氧器进水及高压加热器疏水等水质指标，并优化精处理运行方式，减少水中杂质离子对水汽系统的腐蚀。b)应监测凝汽器、热网泄漏导致的水质品质劣化，凝结水水质异常时，应执行三级处理措施。c)应监测循环水浓缩倍率、氯离子浓度、pH值等指标，调节加酸量、杀菌剂或阻垢缓蚀剂浓度，减缓循环水系统腐蚀。d）应监测热网水的电导率和pH值，调节缓蚀剂加药量，减缓热网系统腐蚀。e）应监测并控制蒸汽温度、压力在规程要求的合理范围内，防止蒸汽带水对低压缸末级叶片的水蚀。f）机组启停机阶段，通过旁路蒸汽吹扫等方式，减少热力系统中氧化皮颗粒对叶片的固体颗粒侵蚀。16.5电气设备的腐蚀控制a）应监测并控制发电机氢气纯度、湿度等。b）应监测并控制发电机冷却水的电导率、pH值及铜离子浓度等指标。d）对设计有外加电流阴极保护的接地装置，应监测并调整保护电位和电流。e）宜监测发电机轴电压和轴电流，超过报警值时，应及时查明原因并消除。16.6水和废水处理系统运行过程中，应监测和控制酸或碱的浓度、酸碱废水及脱硫废水的pH值等。16.7土建设施运行过程中，设计有阴极保护的地埋管道或容器等设施，应在线或定期监测和控制阴极保护电位、电流等指标。17维护保养17.1根据火电厂各系统和腐蚀源状况，制定日常、定期、全面维护保养周期及计划，并参考设备厂家保养手册，编制相应维护保养程序，同时应关注以下内容：a）日常维护保养包括巡视、检查和清洁等。b）定期维护保养，包括火电厂腐蚀控制工程的性能状态检查和计划性修理等。c）维护保养程序文件应与材料或设备维护手册、技术规范书等要求一致。d）维护团队的人员应具备腐蚀控制相应的技能和经验。e）维护保养前应充分评估可能存在的风险，并制定相应的应急措施，做好相关检查及维护记录。17.2技术团队应制订火电厂热力设备停用保养程序，维护团队应按照程序要求，实施维护保养。a)机组热力设备防锈蚀保护的实施，应依据机组的参数和类型，给水、炉水处理方式，停用时间的长短和性质，现场条件、可操作性和经济性。GB/T37539—20XXb)采用的防锈蚀保护方法不应影响机组启动、正常运行时汽水品质和机组正常运行热力系统所形成的保护膜。c)火电厂维护保养方法应与火电厂运行所采用的给水处理工艺兼容，且不应影响凝结水精处理设备的正常投运。d)所采用的维护保护方法不影响热力设备的检修工作和运行维护人员的安全。17.3根据检查结果，制定具体的维护保养方案，且不应对主体工程造成新的腐蚀或损坏风险。17.4对保养维护过程中发现的腐蚀问题应及时跟踪处理，确保火电厂腐蚀控制工程的有效性。18检修18.1火电厂检修前，技术管理团队应对火电厂各系统的腐蚀进行调查和评估，对调查评估结果为不可接受的腐蚀缺陷，评估其风险，应依据有关标准，优选具备管控风险的最佳的检修计划和检修方案，提出有关的检修项目和要求；维护团队按照检修计划和方案进行检修。18.2对锅炉、汽轮机、发电机、变压器等重要设备产生影响的腐蚀控制工程检修，应由具有相应资质的单位承担。18.3火电厂检修时，根据检修工作需要，对省煤器、水冷壁、过热器和再热器等锅炉受热面进行割管检查；如发现结垢量或氧化层厚度达到标准规定的限值时进行化学清洗发现过热器和再热器氧化皮脱落时割管清理；对汽包、汽轮机、凝汽器、除氧器、高低压加热器和埋地管网等重要设备进行检查，掌握设备腐蚀损伤程度，并修复；对重要设备开展腐蚀控制相关的检修工作，包括但不限于：锅炉受热面喷涂及检修、汽轮机叶片的检修、管道流动加速腐蚀减薄更换、脱硫脱硝设备的防腐修复、钢结构防腐层的检修、阴极保护牺牲阳极的更换、地下管网防腐层的检修等。18.4对火电厂腐蚀控制工程的检修应不影响火电厂各系统设备整体安全功能，并符合相关规范、标准及设计规定。18.5火电厂腐蚀控制工程检修质量应不低于原建造时的要求，且应与其他因素相互协调优化，并且符合安全、经济、长生命周期运行和绿色环保的最佳效益的目标。18.6火电厂腐蚀控制工程检修时应做好应急支持，按照有关标准规定编制火电厂检修应急预案，形成文件，制定应急措施、准备应急资源等。18.7火电厂检修后，对热力设备腐蚀、结垢和积盐情况进行全面分析，针对存在问题提出整改措施和改进意见。19报废和处置19.1应按照设计阶段制定的绿色预案进行报废处理，制定详细的报废处置计划并实施。19.2对于报废的可循环再利用的设备，优选相应的单位进行循环处理。19.3业主应对需要报废和处理的设备承担社会责任，防止报废处理的设备污染环境。20文件和记录20.1对火电厂腐蚀控制工程全生命周期所涉及的各因素、各设备和系统等都应形成支持性文件和具有可追溯性的记录。文件和记录管理要求可参考ISO9001。20.2火电厂腐蚀制工程文件和记录应进行定期评审，以获得最新腐蚀控制信息。21资源管理21.1制定火电厂腐蚀控制工程所需的人力、设备、材料与技术、方法、环境、沟通和变更等资源管理计划，使其与腐蚀控制工程生命周期内的每个因素条件相适应。21.2火电厂腐蚀控制工程各因素、环节、节点等应具有相适应的人员、工艺工装、检测设备和作业场所以及监理等的有关要求。腐蚀监测环节应配置所必须的仪器，如离子色谱、ICP等。21.3应明确腐蚀控制相关人员职责和权限，并在火电厂内传达，以提高对腐蚀控制管理的认识和确保工作分配的有效性，并确定所有角色的最低培训和能力要求及资质，如火电厂燃料、水汽品质和腐蚀产物分析人员、腐蚀控制工程师、化学清洗工程师等，应经过专业的培训、考试并取得相应的资质。GB/T37539—20XX22综合评定22.1应定期依据相关标准，对火电厂腐蚀控制工程全生命周期各因素进行综合性评定。22.2综合评定结果应作为火电厂腐蚀控制工程管理、维护或报废的依据。GB/T37539—20XX附录A（资料性）燃煤火电厂示意图燃煤火电厂示意图如图A.1所示。图A.1燃煤火电厂示意图GB/T37539—20XX（资料性）火电厂腐蚀控制工程全生命周期体系火电厂腐蚀控制工程全生命周期体系如图B.1所示。图B.1火电厂腐蚀控制工程全生命周期体系GB/T37539—20XX火力发电厂典型腐蚀控制技术火力发电厂典型腐蚀控制技术如表C.1所示。表C.1火力发电厂典型腐蚀控制技术系统部件腐蚀形式典型腐蚀控制技术和关键指标锅炉及其辅助系统水冷壁向火侧高温腐蚀1.可以通过混合不同的煤来控制入炉煤的硫含量，总硫含量在干基上应≤1.5%。2.锅炉燃烧器设计和布置时宜考虑防止水冷壁结焦和腐蚀，切圆锅炉采用小切圆直径和部分二次偏置风，对冲锅炉采用贴壁风。3.宜进行燃烧优化调整，控制靠近受热面烟气中的H2S含量小于200ppm，减少附着在水冷壁上的烟气腐蚀。4.在施工和安装过程中宜采用耐腐蚀的热喷涂层，如电弧喷涂45CT，控制涂层厚度250μm至350μm，孔隙率小于3%，涂层结合强度不小于40MPa。喷涂后，使用高温封孔剂封闭涂层中的孔隙。5.检修期间全面监测管道和涂层厚度。水汽侧氧腐蚀和沉积物下腐蚀1.严格控制炉水水质，控制指标包括pH值、溶解氧、氯离子含量、电导率和氢电导率等，根据锅炉类型和压力选择炉水固体碱剂处理或全挥发处理。2.机组运行期间应避免炉管超温。3.当直流锅炉水冷壁垢量超过200g/m2或汽包锅炉水冷壁垢量超过250g/m2时，可采用化学清洗。根据水冷壁垢的成分确定清洗剂，当锅炉水冷壁垢主要成分为Fe3O4和Fe2O3时，可采用选择有机酸，如甲酸-乙酸、柠檬酸和乙二胺四乙酸（EDTA）清洗；当水冷壁垢成分复杂且无氢损伤的汽包锅炉，首选盐酸清洗。化学清洗过程中，为控制管道腐蚀，应添加适量的缓蚀剂（缓蚀剂的浓度根据试验确定）和还原剂（控制Fe3+在300mg/L以下）。清洗结束后，应测量监视管中的腐蚀指示片（由与管道相同的材料制成），总腐蚀量宜低于80g/m2，腐蚀速率宜低于2g/（m2·h）。高温对流受热面高温烟气腐蚀1.宜选用较低的炉膛出口烟温，并通过设计和运行调整实现均匀的热负荷，将炉膛出口烟温偏差控制在50℃以内；2.适当降低火焰中心，或掺烧高灰熔点煤，GB/T37539—20XX系统部件腐蚀形式典型腐蚀控制技术和关键指标避免高温对流受热面结渣、腐蚀。3.在高温对流受热面区域布置吹灰器及时吹4.防止高温烟气腐蚀可在安装和施工过程中进行喷涂合金涂层，如电弧喷涂45CT，涂层厚度为250μm至350μm，孔隙率＜3%，涂层结合强度≥40MPa。另一种措施是在腐蚀严重的零件上用超音速喷涂铬镍碳化铬合金，涂层厚度为250μm至350μm，孔隙率＜于2%，涂层结合强度≥60MPa。喷涂后，使用高温密封剂密封涂层中的孔隙。5.易超温管道可采用低导热的陶瓷涂层来降低管道的超温，涂层厚度为250μm至350μm。6.必要时宜设置贴砖防护。高温蒸汽氧化1.超临界机组选用抗氧化性能好的材料，避免使用TP347H。通过内壁喷丸、提高管材Cr含量、提高奥氏体不锈钢晶粒度等手段提高高温受热面管抗蒸汽氧化能力。2.锅炉设计过程中对受热面管壁温度校核计算，确保最大管壁温度有足够的安全裕量。3.设计足够的高温受热面壁温测点，满足运行监视需要；4.正常运行中调整锅炉汽温和壁温不超温。一般锅炉运行时，过热器出口左右侧蒸汽温度偏差不超过5℃,再热器出口左右侧蒸汽温度偏差不超过10℃。5.锅炉运行期间宜监督水汽质量，严格控制凝结水、给水和蒸汽质量在合格范围。6.应做到“逢停必检”，对于无损检测（如射线拍片法、磁性检测法等无损检测）发现的氧化皮堆积较多或氧化皮较厚的管段应进行割管清理。7.过热器和再热器内壁的氧化皮宜通过化学清洗去除。空预器低温段低温烟气腐蚀1.带脱硝装置的回转式空气预热器，低温段采用耐腐蚀的碳钢或镀搪瓷外衬。2.采用暖风器、热风再循环加热进口冷风，控制冷端金属温度不低于排烟温度和进风温度均值的1/2。3.根据空预器烟气阻力及时吹灰，吹灰器进汽阀后的蒸汽过热度应不低于110℃。4.进行脱硝喷氨流场优化，宜控制脱硝氨逃逸<2.28mg/m3。减轻空预器堵灰和硫酸氢铵腐蚀。省煤器烟气侧低温腐蚀1.当低温省煤器的工作温度低于烟气的酸露点时，换热管和翅片应采用耐腐蚀等级不低于09CrCuSb的材料。GB/T37539—20XX系统部件腐蚀形式典型腐蚀控制技术和关键指标2.钢制低温省煤器，进水温度不应低于烟气露点20°C以上，且烟气出口温度不应低于90°C。3.低温省煤器宜设计有效的吹灰器并及时吹水汽侧氧腐蚀1.应严格控制给水水质，控制指标包括pH值、溶解氧、氯离子、电导率和氢电导率。2.省煤器管应与水冷壁管一起进行清洗。根据水壁管垢成分确定清洗介质。石灰石-石膏湿法装置化学腐蚀电化学腐蚀冲刷磨损1.净烟道采用防腐涂层（如玻璃鳞片衬里，厚度2mm~4mm）；吸收塔入口烟道采用耐腐蚀合金衬里（如C276）或耐高温防腐2.吸收塔及内构件采用防腐涂层（如玻璃鳞片衬里，厚度2mm~4mm）或橡胶衬里。3.喷淋层本体采用FRP（纤维强化塑料）、耐腐蚀合金或碳钢+防腐涂层。4.除雾器本体采用聚丙烯或耐腐蚀合金。5.浆液循环泵、搅拌器和氧化风管采用合金材质如：双向不锈钢、超级奥氏体不锈钢和镍基合金等。6.与石膏浆液接触的浆液箱、罐、管道使用橡胶衬里（厚度4mm~6mm），或采用高分子材料（如玻璃钢）。7.浆液喷嘴（如：吸收塔喷淋层喷嘴、石灰石旋流器喷嘴、石膏旋流器喷嘴）采用碳化硅或其他耐磨陶瓷材质。8.石灰石浆液接触的管道和设备（如：浆液箱、湿式球磨机等）内壁采用橡胶衬里（厚度4mm~6mm）。SCR/SNCR脱硝装置应力腐蚀化学腐蚀1.液氨储罐宜采用强度较低的钢材，并采用合理的施工和焊接工艺，减少应力集中，并经热处理消除残余应力；对投运前的新储罐，需彻底清除其中的空气。2.接触氨气及氨-空气混合气体的设备、管道、管件、阀门、仪表等部件应采用碳钢或不锈钢，严禁使用铜材。3.接触尿素溶液的水解器及内构件、管道、管件、阀门、仪表、泵的内部件，氨/空混合器前的产品气管道选择耐腐蚀合金。4.产品气管道配置伴热系统，确保产品气温度不低于140℃,防止逆反应发生。除尘器化学腐蚀1.干式静电除尘器：极线采用不锈钢，灰斗壁贴不锈钢内衬及伴热。2.湿式静电除尘器：立式，极板采用不锈钢或导电玻璃钢，极线采用不锈钢；卧式，GB/T37539—20XX系统部件腐蚀形式典型腐蚀控制技术和关键指标极板和极线均采用不锈钢。汽轮机及其辅助系统汽轮机本体固体颗粒侵蚀、应力腐蚀或腐蚀疲劳1.控制蒸汽质量，监测蒸汽pH、氢电导率、二氧化硅、铁、铜、钠等指标，降低蒸汽氯、硫酸根离子含量等侵蚀性阴离子含量。2.提高初凝区水滴pH。3.提高汽轮机设备严密性。4.汽轮机末级叶片可以采用超音速喷涂铬镍合金、钴铬合金和其他工艺防止水侵蚀。通常，涂层厚度为100μm至250μm，孔隙率＜2%，结合强度≥60Mpa。钴铬合金镶嵌也可以通过焊接或钎焊、激光涂敷、激光淬火等方法来实现。5.汽轮机主轴采用激光熔覆的方法涂覆铁基粉末材料修复划痕或电腐蚀损坏。凝汽器换热管点蚀、氨腐蚀或循环水管氧腐蚀1.循环水进行阻垢、缓蚀、杀菌处理。2.胶球清洗。3.选用钛管。4.管道平台防腐。5.采用电化学阴极保护，控制保护电位范围应达到−0.85V至-1.20V（相对于铜/硫酸铜参比电极）。加热器加热器管点蚀或氧腐蚀1.水质监测与控制。2.选择耐腐蚀的材料。3.提高换热管束厚度保留必要腐蚀裕量。给水管道流动加速腐蚀1.监测与控制给水水质，并选择合适的给水处理方式。2.设置凝结水精处理装置。电气设备发电机空芯导线均匀腐蚀1.发电机空芯导线