DL/T 1115-2009
基本信息
标准号： DL/T 1115-2009
中文名称：火力发电厂机组大修化学检查导则
标准类别：电力行业标准(DL)
标准状态：现行
出版语种：简体中文
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标准分类号
关联标准
出版信息
相关单位信息
标准简介
DL/T 1115-2009.Guide for chemistry check-up of unit maintenance in fossil fuel power plant.
1.范围
DL/T 1115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。
DL/T 1115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。其他级别的检修，可参照执行。
2总则
2.1化学检查的目的是掌握发电设备的腐蚀、结垢或积盐等状况，建立有关档案: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)用期间所采取的各种保护方法是否合适}对检查发现的问题或预计可能要出现的向题进行分析提出改进方案和建议。
2.2机组在大修时， 生产管理部门和机、炉、电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。
2.3机、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先做化学检查烈然后再进行检修划检修完毕后及时通知化学专业有关人员参与检查验收。
2.4机组大修结束后三个月内应提出化学检查报告:其主要内容参见附录A
2.5主要设备的垢样或管样应干燥保存，时间不少于一个大修周期。机组大修化学检查技术档案应长期保存。
3. 检查准备工作
3.1制定检查计划
化学专业依据本标准的规定，结合机组运行状况制定化学检查计划，并列入机组检修计划。
3.2.检查准备
机组检修前应做好有关设备的取样、现场照相和检查记录表等的准备工作。检查记录表参见附录B
3.3统计有关指标
机组停运后，应做好两次大修期间的分析统计工作，主要内容有:
a)2 水汽品质合格率和出现异常的各项指标;出现三级处理值的异常情况记录;超标幅度和持续时间。
1.范围
DL/T 1115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。
DL/T 1115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。其他级别的检修，可参照执行。
2总则
2.1化学检查的目的是掌握发电设备的腐蚀、结垢或积盐等状况，建立有关档案: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)用期间所采取的各种保护方法是否合适}对检查发现的问题或预计可能要出现的向题进行分析提出改进方案和建议。
2.2机组在大修时， 生产管理部门和机、炉、电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。
2.3机、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先做化学检查烈然后再进行检修划检修完毕后及时通知化学专业有关人员参与检查验收。
2.4机组大修结束后三个月内应提出化学检查报告:其主要内容参见附录A
2.5主要设备的垢样或管样应干燥保存，时间不少于一个大修周期。机组大修化学检查技术档案应长期保存。
3. 检查准备工作
3.1制定检查计划
化学专业依据本标准的规定，结合机组运行状况制定化学检查计划，并列入机组检修计划。
3.2.检查准备
机组检修前应做好有关设备的取样、现场照相和检查记录表等的准备工作。检查记录表参见附录B
3.3统计有关指标
机组停运后，应做好两次大修期间的分析统计工作，主要内容有:
a)2 水汽品质合格率和出现异常的各项指标;出现三级处理值的异常情况记录;超标幅度和持续时间。
标准图片预览
标准内容
ICS 27.100
备案号：26358-2009
中华人民共和国电力行业标准
DL/T1115-2009
火力发电厂机组大修化学检查导则Guide for chemistry check-up of unit maintenance in fossil fuel power plant2009-07-22发布
中华人民共和国国家能源局
2009-12-01实施
DL / T 1115 —2009
1本标准是根据《国家发展改革委办公厅关于印发2005年行业标准项目计划的通知》（发改办工业［2005］739号文】的要求编写的。本标准是我国首次制定的火力发电厂机组大修化学检查专项导则。制定过程中参照DL/T561一1995《火力发电厂水汽化学监督导则》有关内容和国外最新的有关标准，并总结国内多家电厂多年实际大修检查的经验而制订。本标准的主要内容有：火力发电厂机组大修化学检查内容、检查方法和评价标准。、·本标准的附录A、附录B是资料性附录，附录C～附录G是规范性附录。本标准由中国电力企业联合会提出。··本标准由电力行业电厂化学标准化技术委员会归口并解释。·本标准主要负责起草单位：西安热工研究院有限公司、陕西电力科学研究院。！，·本标准主要起草人：孙本达、黄万启、徐秋芳。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京市宣武区白广路二条—号，100761)。
1范围
22总则·
3元.检查准备工作
4.锅炉设备检查
5“汽轮机检查·
6凝汽器检查
7：其他设备检查·
8检查评价标准
附录A（资料性附录）
附录B（资料性附录）
附录C（规范性附录）
附录D（规范性附录）
附录E（规范性附录）
机组大修化学检查报告的基本内容机组大修化学检查记录表
垢量测量方法…
腐蚀坑面积、深度和单位面积腐蚀点的测量方法.刮取垢样及化学成分分析方法·附录F（规范性附录）
汽轮机垢量的测量方法，
附录G（规范性附录）
快速定性检测铜的方法
DL / T 1115 - 2009
火力发电广机组大修化学检查导则DL / T 1115 .--- 2009
本标准规定了火力发电厂机组大修化学检弯的内容、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。其他级别的检修，可参照执行。
2”总则
2.1化学检查的目的是掌握发电设备的腐蚀、结垢或积盐等状况，建立有关档案；评价机组在运行期丢是否合理，监控是否有效；评价机组在基建和停备）用期间所采取的间所采用的给水、炉水处理访
各种保护方法是否合适／对检查发现的问题或预计可能要出现韵尚题进行分梳提出改进方案和建议。安管理部门和机、炉、电专业的有关人员应根据化学检查项目，配合化学专业2.2机组在大修时，
进行检查。
2.3机、炉专业应接
化学人员进行相关检查和分析。汽包、汽检查的具体要求进行割管或拙管；客打开后先做化学检查群然后算进行检修检修完华后及时通知化学专业有关人轮机、凝汽器等重要设
员参与检查验收。
果康进年语
个月内应提出化学检查报告，其主要内容参见附录A。2.4机组大修结束
管样应干燥保存，时简不逐手外大修周期。机组大修化学检查技术档案应长2.5！主要设备的垢样战
期保存。
3，检查准备工作
位的城
3.1制定检查计划
化学专业依据本标准的规定，结合机组运行状况制定花学检查计划，并列人机组检修计划。3.2.检查准备
舜蒸机组检修前应做好有美设备的取样、现场照相和检查记录表等的准备工作。检查记录表参见附录B。3.3统计有关指标
机组停运后，应做好两次大修期间的分析统计工作，主要内容有3：·a）水汽品质合格率和出现异常的各项指标；出现三级处理值的异常情况记录；超标幅度和持续时间。
凝汽器及其他热交换器管的泄漏情况：水汽损失率及排污率。
反映热力设备结垢有关的运行参数，如直流钢炉总阻力Ap、凝汽器端差和煤耗等指标。机组在两次大修期问运行时间、停（备）用时间、启停次数、保养方式及效果。汽轮机油质分析和补油量等指标。4锅炉设备检查
4.1汽包
4.1.1汽包底部。检查积水情况，包括积水量、颜色和透明度：检查沉积物情况，包括沉积部位、状态、颜色和沉积量。沉积量多时，应取出沉积物晾干、称重。必要时进行化学成分分析。1
DLIT1.115—2009
4.1.2汽包内壁。检查汽侧有无锈蚀和盐垢，记录其分布、密度、腐蚀状态和尺寸（面积、深度）。如果有很少量盐垢，可用pH试纸测量pH值。如果附着量较大，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，于燥后称其质量，计算单位面积的沉积率。检查水汽分界线是否明显、平整。如果发现有局部“高峰”，应描绘其部位。
4.1.3．捡查汽水分离装置是否完好、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，应检查汽包内衬的焊接完整性。
4:1.4检查加药管短路现象。检查排污管、给水分配槽、给水洗汽等装置有无结垢、污堵和腐蚀等缺陷。4.1.5检查汽侧管口有无积盐和腐蚀，炉水下降管、上升管管口有无沉积物，记录其状态。4.1.6若汽包内安装有腐蚀指示片，应检查有无沉积物的附着和腐蚀情况，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。4.1.7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。4.1.8汽包验收标准。内部表面和内部装置及连接管清洁，无杂物遗留。4,1.9：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。4.2″水冷璧
4.2.1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，还应增加割管两根。一般在热负荷最人高的部位或认为水循环不良处割取，如特殊部位的弯管、冷灰斗处的弯（斜）管。b）如发生爆管，应对爆管及邻近管逃行割管检查。如果发现炉管外观变色、胀粗、鼓包或有局部火焰冲刷减薄等情况时，要增加对异常管段的割管检查。：c）：管样割取长度，锯割时至少0.5m，火焰切割时至少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。4.2.2水冷壁割管的标识、加工及管样制取与分析a）割取的管样应避免强烈振动和碰撞，割下的管样不可溅上水，要及时标明管样的详细位置和割管时间。
b），火焰切割的管段，要先去除热影响区，然后进行外观描述和测量记录，包括内外壁结垢、腐蚀状况和内外径测量。如有爆破口、鼓包等情况要测量其长度、宽度、爆口或鼓包处的壁厚。对，异常管段的外形应照相后再截取管样，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千燥器保存。c）测量垢量的管段要先去除热影响区，然后将外壁车薄至2mm3mm，再依据管径大小截割长约40mm50mm的管段（适于分析天平称量）。车床加工时不能用冷却液，车速不应过快，进：
刀量要小，并要做好方位、流向标志（外壁车光后，按夹管一端的标志在车光的外壁补做标志并画出分段切割线）。截取后的管段要修去毛刺（注意不要使管内垢层损坏），按背火侧、向火侧部成两半，进行垢量测量，测量方法见附录C。如发现清洗后内表面有明显的腐蚀坑，还需进行腐蚀坑面积、深度的测量，测量方法见附录D。d）取水冷壁管垢样，进行化学成分分析，分析方法见附录E。更换监视管时，应选择内表而无锈蚀的管材，并测量其垢量。垢量超过30g/m2时要进行处理。e
4.3省煤器
4.3.1割管要求
机组大修时省煤器管至少割管两根，其中一根应是监视管段，应割取易发生腐蚀的部位管段，a）
如入口段的水平管或易被飞灰磨蚀的管。管样割取长度，锯割时至少0.5m，火焰切剿时至少1m。b)
4.3.2省煤器割管的标识、加工及管样的制取与分析按4.2.2进行。4.4过热器
DL/T1115—2009
4.4.1割管要求
根据需要割取1根～2根过热器管，并按以下顺序选择割管部位：首先选择曾经发尘爆管及其a2
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。管样割取长度，锯割时至少0.5m，火焰切割时至少1m。b)
4.4.2检查过热器管内有无积盐，立式弯头处有无积水、腐蚀。对微量积盐用pH试纸测pH值。积盐较多时应进行化学成分分析。
4.4.3：检查高温段过热器、烟流温度最高处氧化皮的生成状况，测量氧化皮厚度，记录脱落情况。4.4.4按4.2.2对过热器管管样进行加工，并进行表面的状态描述。垢量测量方法见附录C。根据需要分析化学成分，分析方法见附录E。4.5再热器
;4.5.1割管要求
根据需要割取1根～2根再热器管，并按以下顺序选择割管部位：首先选择曾经发生爆管及附a)
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。b）管样割取长度，锯割时至少0.5m，火焰切割时至少1m。4.5.2检查再热器管内有无积盐，立式弯头处有无积水、腐蚀。对微量积盐用pH试纸测pH值。积盐较多时应进行成分分析。
4.5.3，检查高温段再热器、烟流温度最高处氧化皮的生成状况，测量氧化皮厚度，记录脱落情况。4.5.4按4.2.2对再热器管管样进行加工，并进行表而的状态描述。垢量测量方法见附录C。根据需要分析化学成分，分析方法见附录E。5汽轮机检查
5.1高压缸
：5.1.1检查调速级以及随后数级叶片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，包括损伤部位、坑点深度、单位面积的坑点数量（个/cm2）等，并与历次检查情况进行对比，检查方法见附录D。
5.1.2检查记录各级叶片及隔板的积盐情况，对沉积量较大的叶片，用硬质工具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。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录F。5.1.3用除盐水润湿pH试纸，粘贴在各级叶片结垢较多的部位，测量pH值。5:1.4定性检测各级叶片有无铜垢。检测方法见附录G。5.2中压缸
5.2.1检查前数级叶片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，包括损伤部位、坑点深度、单位面积的坑点数量（个/cm2）等，并与历次检查情况进行对比，检查方法见附录D。5.2.2检查记录各级叶片及隔板积盐情况，对沉积量较大的叶片，用硬质工具刮取结垢量最大部位的沉积物，进行沉积物化学成分分析，分析方法见附录E。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录F。5.2.3用除盐水润湿pH试纸，粘贴在各级叶片结垢较多的部位，测量pH值。5.2.4定性检测各级叶片有无铜垢。检测方法见附录G。5.3低压缸
5.3.1检查记录各级叶片及隔板的积盐情况，对沉积量较大的叶片，用硬质工具刮取结垢量最大部位的沉积物，进行沉积物化学成分分析，分析方法见附录E。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录F。5.3.2用除盐水润湿pH试纸，粘贴在各级叶片结垢较多的部位，测量pH值。5.3.3.；检查并记录末级叶片的水蚀情况。3
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6凝汽器检查
6.1水侧
6.1.1.检查水室淤泥、杂物的沉积及微生物生长、附着情况。6.1.2.检查凝汽器管管口冲刷、污堵、结垢和腐蚀情况。检查管板防腐层是否完整。6.1.3检查水室内壁、内部支撑构件的腐蚀情况。6.1:4检查凝汽器水室及其管道的阴极（牺性阳极）保护情况。6.1.5．记录凝汽器灌水查漏情况。6.2，汽侧...
6.2.1检查顶部最外层凝汽器管有无砸伤、吹损情况，重点检查受汽轮机启动旁路排汽、高压疏水等影响的凝汽器管。
6.2.2检查最外层管隔板处的磨损或隔板间因振动引起的裂纹情况。6.2.3检查凝汽器管外壁腐蚀产物的沉积情况。6.2.4检查凝汽器壳体内壁锈蚀情况。6.2.5：检查凝汽器底部沉积物的堆积情况。6.3抽管
6.3.1，机组大修时凝汽器铜管应抽管检查。凝汽器钛管和不锈钢管，一般不抽管。6.3.2根据需要抽1根～2根管，并按以下顺序选择捆管部位：首先，选择曾经发生泄漏附近部位：其次，选择靠近空抽区部位或迎汽侧的部位；最后，选择一般部位。6.3.3：对于抽出的管按一定长度（通常100mm）上、下半侧剖开。如果管中有浮泥，应用水冲洗干净。烘干后通常采用化学方法测量单位面积的结垢量，测量方法见附录D。6.3.4.检查管内外表面的腐蚀情况。若凝汽器管腐蚀减游严重或存在严重泄漏情况，则应进行全面涡流探伤检查。
6.3.5管内沉积物的沉积量在评价标准二类及以下时，应进行化学成分分析。其他设备检查
7.1除氧器
7.1.1检查除氧头内壁颜色及腐蚀情况，内部多孔板装置是否完好，喷头有无脱落。7.1.2检查除氧水箱内壁颜色及腐蚀情况、水位线是否明显、底部沉积物的堆积情况。7.2高、低压加热器
检查水室换热管端的冲吊腐蚀和管口腐蚀产物的附着情况，水室底部沉积物的堆积情况；若换热管腐蚀严重或存在泄漏情况，应进行汽侧上水查漏，必要时进行涡流探伤检查。7.3＇油系统..
7.3.1汽轮机油系统
.a）检查汽轮机主油箱、密封油箱内壁的腐蚀和底部油泥沉积情况。b)：检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。c）检查冷油器油侧和油管道油泥附着情况。7.3.2抗燃油系统
a）检查抗燃油主油箱、高压旁路、低压旁路抗燃油箱内壁的腐蚀和底部油泥沉积情况。翼b）。检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。：！c）检查冷油器油侧和油管道油泥附着情况。7.4发电机冷却水系统
7.4.1检查发电机内冷却水水箱和冷却器的腐蚀情况。内冷却水加药处理的机组，重点检查药剂是否有4
不溶解现象以及微生物附着生长情况。7.4.2检查内冷却水系统有无异物。7.4.3检查冷都水管有无氧化铜沉积。7.4.4..检查外冷却水系统冷却器的腐蚀和微生物的附着生长情况。7.5循环水冷却系统
DL / T 1115 2009
7.5.1检查塔内填料沉积物附着、支撑柱上藻类附着、水泥构件腐蚀、池底沉积物及杂物情况。7.5.2：检查冷却水管道的腐蚀、生物附着、黏泥附着等情况。7.5.3：检查冷却系统防腐（外加电流保护牺牲阳极保护或防腐涂层保护）情况。7.6凝结水精处理系统
7.6.1：检查过滤器进出水装置和内部防腐层的完整性。7.6.2检查精处理混床进出水装置和内部防腐层的完整性。7.6.3检查树脂捕捉器缝隙的均匀性和变化情况，采用附加标尺数码照片进行分析。7.6.4“检查体外再生设备内部装置及防腐层的完整性。7.7．·炉内加药、取样系统Q
溶器有无污堵物、腐蚀、泄漏等缺陷。7.7.1检查加药设备
7.7.2，检查水汽取样装置
7.8送水箱
（过滤器、阀门等）是否污堵。SF.3
吉永补水箱防腐层及顶部密封装置的完整性，检查除盐水箱和凝纟
检查评价标准
腐蚀评价标准
腐蚀评价标准用腐蚀速率或腐蚀深度表示有无杂物。
具体评价标准见表1
表1热力设备腐蚀评价标准
省煤器
水冷壁
过热器、再热器
汽轮机转子
叶片、隔板
不锈钢管6
严类别
基本没有腐蚀或点蚀深轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.3mm~1mm
度小于0.3mm
基本没有腐蚀或点蚀深
度小于0.3mm
基本没有腐蚀或点蚀深
度小于0.3mm
基本没有腐蚀或点蚀深
度小于0.1mm
无局部腐蚀，均勾腐蚀速
率*小于0.005mm/a
无局部腐蚀，均勾腐蚀速
率小于0.005mm/a
无局部腐蚀，无均匀腐蚀
轻微均匀腐蚀或点蚀深度
0.3mm~lmm
轻微均勾腐蚀或点蚀深度
0.3mm~1mm
轻微均勾腐蚀或点蚀深度
0.1mm~0.5mm
均匀腐蚀速率0.005mm/a~
0.02mm/a或点蚀深度不大于
均勾腐蚀速率：0.005mm/a～
0.02mm/a或点蚀深度不大于
均匀蚀速率0.0005mm/a~
0.002mm/a或点深度不大于
均勾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。a
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。凝汽器管为钛管时，一般不进行抽管检查有局部溃疡性腐蚀或点蚀深
度买于Imm
有局部溃疡性腐蚀或点蚀深
度大于1mm
有局部溃疡性腐蚀或点蚀深
度大于1mm
有局部溃疡性腐蚀或点蚀深
度大于0.5mm2
均匀腐蚀速率大于0.02mm/a
或点蚀、沟槽深度大于0.3mm
或已有部分管子穿孔
均匀腐蚀速率大于0.02mm/a
或点蚀、沟槽深度大于0.2mm
或已有部分管子穿孔
均匀腐蚀速率大于0.002mm/a
或点蚀深度大于0.1mm
DL/T 1115 -— 2009
8.2结垢、积盐评价标准
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2。表2热力设备结垢、积盐评价标准部位
省煤器b
水冷壁a.b
汽轮机转子
叶片、隔板°
凝汽器管‘
结垢速率°小于40gl（㎡2·a）结垢速率小于40g/（m2·a）
结垢、积盐速率d小于Img/
（cm2·a）或沉积物总量小于
5mg/cm2
垢层厚度小于0.1mm或沉积量
小于8mg/cm
结垢速率40g/（m2·a）80g/
结垢速率40g/（m2.a）～80g/
结垢、积盐速率1mg/（cm2·a）～10mg/（cm2，a）或沉积物总量
5mg/cm2-~25mg/cm2
垢层厚度0.1mm~0.5mm或沉积
量8mg/cm2~40mg/cm2
结垢速率大于80g/（m2·a）
结垢速率大于80g/（m2·a）
结垢、积盐速率大于10mg/
（cm2·a）或沉积物总量大于
25mg/cm2
垢层厚度大于0.5mm或沉
积量大于40mg/cm2
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，结垢速率小于80g/（m2·a）；二类，结垢速率a
80g/（m2·a）120g/（m2·a）；三类，结垢速率大于120g/（m2·a)。‘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：对于汽轮机的垢盘指某级叶片局部最大的结垢量，测量方法见附录F。
取结垢、积盐速率或沉积物总量高者进行评价。计算结垢、积盐速率所用的时间为运行时间与停用时间之和报告的基本内容
附录A
（资料性附录）
机组大修化学检查报告的基本内容DL/T1115.—2009
机组大修化学检查报告应写明报告名称，检查起止日期、报告编写人，审阅人、批推人以及报告编写日期：检查记录表和典型照片作为检查报告的附件。A.2运行情况
机组运行情况见表A.1。
表A.1××机组运行情况
本次大修起始日期
·本次大修结束日期
上次大修结束日期
运行小时数
上次大修以来
机组投运以来
锅炉蒸发量
机组负荷
锅炉补水率
锅炉排污率
停备用小时数
启停次数
锅炉停备用保护
保护率
合格率
上次大修以来其他检修情况下载标准就来标准下载网
与化学监督有关的异常或障碍
A.3上次大修以来的水汽质量情况机组上次大修以来的水汽质量情况见表A,2。DL/T1115—2009
补给水
凝结水
主蒸汽
发电机
内冷却水
表A.2××机组上次大修以来的水汽质量统计单位或方式
电导率
溶解氧
氢电导率
处理方式
处理方式
电导率
或氢电导率
氢电导率
电导率
μS/cm
umol/L
μs/cm
μg/kg
μg/kg
μs/cm
最大值
最小值
合格率
A.4设备检查及验收
A.4.1简明扼要叙述检查计划的执行情况及各设备的检查情况，对异常情况应详细叙述并附照片。机组大修的垢样应进行化学成分分析。A.4.2锅炉
A.4.2.1·汽包
底部：积水情况，沉积物情况，金属表面颜色。内壁汽侧金属表面颜色、锈蚀和盐垢。水侧金属表面颜色、锈蚀和盐垢。水汽分界线是否明显、平整。
汽水分离装置：旋风筒倾斜、脱落情况，百叶窗波纹板是否有脱落和积盐。管路：加药管是否有短路现象，排污管、给水分配槽、给水洗汽等装置有无结垢、污堵等缺陷。汽包内衬：是否有砂眼、裂纹。腐蚀指示片：表面状态、沉积速率和腐蚀速率。锅炉上、下联箱：沉积物和焊渣等杂物情况。8
汽包和联箱验收标准：内部表面和内部装置及连接管清洁，无杂物遗留。A.4.2.2水冷壁
割管位置：叙述水冷壁墙名称、水乎位置、标高。表面状态：割取管样内壁颜色和腐蚀、结垢情况。垢量：割取管样向火侧和背火侧的结垢量。化学成分：按附录E的方法进行。监视管：更换监视管的原始垢量和表而状态。A.4.2.3省煤器
割管位置：叙述管排、水平位置和标高。表面状态：割取管样内壁颜色和腐蚀、结垢情况、垢量：割取管样的结垢量。
化学成分：按附录E的方法进行。监视管：更换监视管的原始垢量和表面状态。A.4.2.4过热器
割管位置：叙述管排、“永乎位置和标高。表面状态：代表性管样内壁颜色和腐蚀、结垢情况以及氧化皮生成情况。垢量及氧化皮量：溶性垢量及氧化皮量。化学成分：按附录E的方法进行。A.4.2.5再热器
割管位置：叙述管排、水平位暨和标高表面状态：代表性管样内壁颜色和腐蚀、，结垢情况以及氧化皮生成情况。垢量及氧化皮量荷溶性垢量及氧化皮量化学成分：按附录巨的方法进行。A.4.3汽轮机
高压缸
调速级以及随后数级叶片有无机械损伤或坑点情况各级叶片及隔板积盐情况。沉积量较大叶片的沉积量沉积量最大部位沉积物的化学成分。各级叶片垢的pH值。
各级叶片有无铜垢附着
验收情况。
中压缸
前数级叶片有无机械损伤或坑点情况。各级叶片及隔板积盐情况。沉积量较大叶片的沉积量沉积量最大部位沉积物的化学成分。各级叶片垢的pH值。
各级叶片有无铜垢附着。
验收情况。
低压缸
各级叶片及隔板积盐情况。沉积量较大叶片的沉积量。末级叶片的水蚀情况。
结垢量最大部位沉积物的化学成分。各级叶片垢的pH值。
DL / T 1115 --- 2009
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备案号：26358-2009
中华人民共和国电力行业标准
DL/T1115-2009
火力发电厂机组大修化学检查导则Guide for chemistry check-up of unit maintenance in fossil fuel power plant2009-07-22发布
中华人民共和国国家能源局
2009-12-01实施
DL / T 1115 —2009
1本标准是根据《国家发展改革委办公厅关于印发2005年行业标准项目计划的通知》（发改办工业［2005］739号文】的要求编写的。本标准是我国首次制定的火力发电厂机组大修化学检查专项导则。制定过程中参照DL/T561一1995《火力发电厂水汽化学监督导则》有关内容和国外最新的有关标准，并总结国内多家电厂多年实际大修检查的经验而制订。本标准的主要内容有：火力发电厂机组大修化学检查内容、检查方法和评价标准。、·本标准的附录A、附录B是资料性附录，附录C～附录G是规范性附录。本标准由中国电力企业联合会提出。··本标准由电力行业电厂化学标准化技术委员会归口并解释。·本标准主要负责起草单位：西安热工研究院有限公司、陕西电力科学研究院。！，·本标准主要起草人：孙本达、黄万启、徐秋芳。本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心（北京市宣武区白广路二条—号，100761)。
1范围
22总则·
3元.检查准备工作
4.锅炉设备检查
5“汽轮机检查·
6凝汽器检查
7：其他设备检查·
8检查评价标准
附录A（资料性附录）
附录B（资料性附录）
附录C（规范性附录）
附录D（规范性附录）
附录E（规范性附录）
机组大修化学检查报告的基本内容机组大修化学检查记录表
垢量测量方法…
腐蚀坑面积、深度和单位面积腐蚀点的测量方法.刮取垢样及化学成分分析方法·附录F（规范性附录）
汽轮机垢量的测量方法，
附录G（规范性附录）
快速定性检测铜的方法
DL / T 1115 - 2009
火力发电广机组大修化学检查导则DL / T 1115 .--- 2009
本标准规定了火力发电厂机组大修化学检弯的内容、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。其他级别的检修，可参照执行。
2”总则
2.1化学检查的目的是掌握发电设备的腐蚀、结垢或积盐等状况，建立有关档案；评价机组在运行期丢是否合理，监控是否有效；评价机组在基建和停备）用期间所采取的间所采用的给水、炉水处理访
各种保护方法是否合适／对检查发现的问题或预计可能要出现韵尚题进行分梳提出改进方案和建议。安管理部门和机、炉、电专业的有关人员应根据化学检查项目，配合化学专业2.2机组在大修时，
进行检查。
2.3机、炉专业应接
化学人员进行相关检查和分析。汽包、汽检查的具体要求进行割管或拙管；客打开后先做化学检查群然后算进行检修检修完华后及时通知化学专业有关人轮机、凝汽器等重要设
员参与检查验收。
果康进年语
个月内应提出化学检查报告，其主要内容参见附录A。2.4机组大修结束
管样应干燥保存，时简不逐手外大修周期。机组大修化学检查技术档案应长2.5！主要设备的垢样战
期保存。
3，检查准备工作
位的城
3.1制定检查计划
化学专业依据本标准的规定，结合机组运行状况制定花学检查计划，并列人机组检修计划。3.2.检查准备
舜蒸机组检修前应做好有美设备的取样、现场照相和检查记录表等的准备工作。检查记录表参见附录B。3.3统计有关指标
机组停运后，应做好两次大修期间的分析统计工作，主要内容有3：·a）水汽品质合格率和出现异常的各项指标；出现三级处理值的异常情况记录；超标幅度和持续时间。
凝汽器及其他热交换器管的泄漏情况：水汽损失率及排污率。
反映热力设备结垢有关的运行参数，如直流钢炉总阻力Ap、凝汽器端差和煤耗等指标。机组在两次大修期问运行时间、停（备）用时间、启停次数、保养方式及效果。汽轮机油质分析和补油量等指标。4锅炉设备检查
4.1汽包
4.1.1汽包底部。检查积水情况，包括积水量、颜色和透明度：检查沉积物情况，包括沉积部位、状态、颜色和沉积量。沉积量多时，应取出沉积物晾干、称重。必要时进行化学成分分析。1
DLIT1.115—2009
4.1.2汽包内壁。检查汽侧有无锈蚀和盐垢，记录其分布、密度、腐蚀状态和尺寸（面积、深度）。如果有很少量盐垢，可用pH试纸测量pH值。如果附着量较大，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，于燥后称其质量，计算单位面积的沉积率。检查水汽分界线是否明显、平整。如果发现有局部“高峰”，应描绘其部位。
4.1.3．捡查汽水分离装置是否完好、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，应检查汽包内衬的焊接完整性。
4:1.4检查加药管短路现象。检查排污管、给水分配槽、给水洗汽等装置有无结垢、污堵和腐蚀等缺陷。4.1.5检查汽侧管口有无积盐和腐蚀，炉水下降管、上升管管口有无沉积物，记录其状态。4.1.6若汽包内安装有腐蚀指示片，应检查有无沉积物的附着和腐蚀情况，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。4.1.7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。4.1.8汽包验收标准。内部表面和内部装置及连接管清洁，无杂物遗留。4,1.9：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。4.2″水冷璧
4.2.1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，还应增加割管两根。一般在热负荷最人高的部位或认为水循环不良处割取，如特殊部位的弯管、冷灰斗处的弯（斜）管。b）如发生爆管，应对爆管及邻近管逃行割管检查。如果发现炉管外观变色、胀粗、鼓包或有局部火焰冲刷减薄等情况时，要增加对异常管段的割管检查。：c）：管样割取长度，锯割时至少0.5m，火焰切割时至少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。4.2.2水冷壁割管的标识、加工及管样制取与分析a）割取的管样应避免强烈振动和碰撞，割下的管样不可溅上水，要及时标明管样的详细位置和割管时间。
b），火焰切割的管段，要先去除热影响区，然后进行外观描述和测量记录，包括内外壁结垢、腐蚀状况和内外径测量。如有爆破口、鼓包等情况要测量其长度、宽度、爆口或鼓包处的壁厚。对，异常管段的外形应照相后再截取管样，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千燥器保存。c）测量垢量的管段要先去除热影响区，然后将外壁车薄至2mm3mm，再依据管径大小截割长约40mm50mm的管段（适于分析天平称量）。车床加工时不能用冷却液，车速不应过快，进：
刀量要小，并要做好方位、流向标志（外壁车光后，按夹管一端的标志在车光的外壁补做标志并画出分段切割线）。截取后的管段要修去毛刺（注意不要使管内垢层损坏），按背火侧、向火侧部成两半，进行垢量测量，测量方法见附录C。如发现清洗后内表面有明显的腐蚀坑，还需进行腐蚀坑面积、深度的测量，测量方法见附录D。d）取水冷壁管垢样，进行化学成分分析，分析方法见附录E。更换监视管时，应选择内表而无锈蚀的管材，并测量其垢量。垢量超过30g/m2时要进行处理。e
4.3省煤器
4.3.1割管要求
机组大修时省煤器管至少割管两根，其中一根应是监视管段，应割取易发生腐蚀的部位管段，a）
如入口段的水平管或易被飞灰磨蚀的管。管样割取长度，锯割时至少0.5m，火焰切剿时至少1m。b)
4.3.2省煤器割管的标识、加工及管样的制取与分析按4.2.2进行。4.4过热器
DL/T1115—2009
4.4.1割管要求
根据需要割取1根～2根过热器管，并按以下顺序选择割管部位：首先选择曾经发尘爆管及其a2
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。管样割取长度，锯割时至少0.5m，火焰切割时至少1m。b)
4.4.2检查过热器管内有无积盐，立式弯头处有无积水、腐蚀。对微量积盐用pH试纸测pH值。积盐较多时应进行化学成分分析。
4.4.3：检查高温段过热器、烟流温度最高处氧化皮的生成状况，测量氧化皮厚度，记录脱落情况。4.4.4按4.2.2对过热器管管样进行加工，并进行表面的状态描述。垢量测量方法见附录C。根据需要分析化学成分，分析方法见附录E。4.5再热器
;4.5.1割管要求
根据需要割取1根～2根再热器管，并按以下顺序选择割管部位：首先选择曾经发生爆管及附a)
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。b）管样割取长度，锯割时至少0.5m，火焰切割时至少1m。4.5.2检查再热器管内有无积盐，立式弯头处有无积水、腐蚀。对微量积盐用pH试纸测pH值。积盐较多时应进行成分分析。
4.5.3，检查高温段再热器、烟流温度最高处氧化皮的生成状况，测量氧化皮厚度，记录脱落情况。4.5.4按4.2.2对再热器管管样进行加工，并进行表而的状态描述。垢量测量方法见附录C。根据需要分析化学成分，分析方法见附录E。5汽轮机检查
5.1高压缸
：5.1.1检查调速级以及随后数级叶片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，包括损伤部位、坑点深度、单位面积的坑点数量（个/cm2）等，并与历次检查情况进行对比，检查方法见附录D。
5.1.2检查记录各级叶片及隔板的积盐情况，对沉积量较大的叶片，用硬质工具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。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录F。5.1.3用除盐水润湿pH试纸，粘贴在各级叶片结垢较多的部位，测量pH值。5:1.4定性检测各级叶片有无铜垢。检测方法见附录G。5.2中压缸
5.2.1检查前数级叶片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，包括损伤部位、坑点深度、单位面积的坑点数量（个/cm2）等，并与历次检查情况进行对比，检查方法见附录D。5.2.2检查记录各级叶片及隔板积盐情况，对沉积量较大的叶片，用硬质工具刮取结垢量最大部位的沉积物，进行沉积物化学成分分析，分析方法见附录E。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录F。5.2.3用除盐水润湿pH试纸，粘贴在各级叶片结垢较多的部位，测量pH值。5.2.4定性检测各级叶片有无铜垢。检测方法见附录G。5.3低压缸
5.3.1检查记录各级叶片及隔板的积盐情况，对沉积量较大的叶片，用硬质工具刮取结垢量最大部位的沉积物，进行沉积物化学成分分析，分析方法见附录E。计算单位面积的沉积量，测量方法见附录F。5.3.2用除盐水润湿pH试纸，粘贴在各级叶片结垢较多的部位，测量pH值。5.3.3.；检查并记录末级叶片的水蚀情况。3
DL:/T1115-2009
6凝汽器检查
6.1水侧
6.1.1.检查水室淤泥、杂物的沉积及微生物生长、附着情况。6.1.2.检查凝汽器管管口冲刷、污堵、结垢和腐蚀情况。检查管板防腐层是否完整。6.1.3检查水室内壁、内部支撑构件的腐蚀情况。6.1:4检查凝汽器水室及其管道的阴极（牺性阳极）保护情况。6.1.5．记录凝汽器灌水查漏情况。6.2，汽侧...
6.2.1检查顶部最外层凝汽器管有无砸伤、吹损情况，重点检查受汽轮机启动旁路排汽、高压疏水等影响的凝汽器管。
6.2.2检查最外层管隔板处的磨损或隔板间因振动引起的裂纹情况。6.2.3检查凝汽器管外壁腐蚀产物的沉积情况。6.2.4检查凝汽器壳体内壁锈蚀情况。6.2.5：检查凝汽器底部沉积物的堆积情况。6.3抽管
6.3.1，机组大修时凝汽器铜管应抽管检查。凝汽器钛管和不锈钢管，一般不抽管。6.3.2根据需要抽1根～2根管，并按以下顺序选择捆管部位：首先，选择曾经发生泄漏附近部位：其次，选择靠近空抽区部位或迎汽侧的部位；最后，选择一般部位。6.3.3：对于抽出的管按一定长度（通常100mm）上、下半侧剖开。如果管中有浮泥，应用水冲洗干净。烘干后通常采用化学方法测量单位面积的结垢量，测量方法见附录D。6.3.4.检查管内外表面的腐蚀情况。若凝汽器管腐蚀减游严重或存在严重泄漏情况，则应进行全面涡流探伤检查。
6.3.5管内沉积物的沉积量在评价标准二类及以下时，应进行化学成分分析。其他设备检查
7.1除氧器
7.1.1检查除氧头内壁颜色及腐蚀情况，内部多孔板装置是否完好，喷头有无脱落。7.1.2检查除氧水箱内壁颜色及腐蚀情况、水位线是否明显、底部沉积物的堆积情况。7.2高、低压加热器
检查水室换热管端的冲吊腐蚀和管口腐蚀产物的附着情况，水室底部沉积物的堆积情况；若换热管腐蚀严重或存在泄漏情况，应进行汽侧上水查漏，必要时进行涡流探伤检查。7.3＇油系统..
7.3.1汽轮机油系统
.a）检查汽轮机主油箱、密封油箱内壁的腐蚀和底部油泥沉积情况。b)：检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。c）检查冷油器油侧和油管道油泥附着情况。7.3.2抗燃油系统
a）检查抗燃油主油箱、高压旁路、低压旁路抗燃油箱内壁的腐蚀和底部油泥沉积情况。翼b）。检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。：！c）检查冷油器油侧和油管道油泥附着情况。7.4发电机冷却水系统
7.4.1检查发电机内冷却水水箱和冷却器的腐蚀情况。内冷却水加药处理的机组，重点检查药剂是否有4
不溶解现象以及微生物附着生长情况。7.4.2检查内冷却水系统有无异物。7.4.3检查冷都水管有无氧化铜沉积。7.4.4..检查外冷却水系统冷却器的腐蚀和微生物的附着生长情况。7.5循环水冷却系统
DL / T 1115 2009
7.5.1检查塔内填料沉积物附着、支撑柱上藻类附着、水泥构件腐蚀、池底沉积物及杂物情况。7.5.2：检查冷却水管道的腐蚀、生物附着、黏泥附着等情况。7.5.3：检查冷却系统防腐（外加电流保护牺牲阳极保护或防腐涂层保护）情况。7.6凝结水精处理系统
7.6.1：检查过滤器进出水装置和内部防腐层的完整性。7.6.2检查精处理混床进出水装置和内部防腐层的完整性。7.6.3检查树脂捕捉器缝隙的均匀性和变化情况，采用附加标尺数码照片进行分析。7.6.4“检查体外再生设备内部装置及防腐层的完整性。7.7．·炉内加药、取样系统Q
溶器有无污堵物、腐蚀、泄漏等缺陷。7.7.1检查加药设备
7.7.2，检查水汽取样装置
7.8送水箱
（过滤器、阀门等）是否污堵。SF.3
吉永补水箱防腐层及顶部密封装置的完整性，检查除盐水箱和凝纟
检查评价标准
腐蚀评价标准
腐蚀评价标准用腐蚀速率或腐蚀深度表示有无杂物。
具体评价标准见表1
表1热力设备腐蚀评价标准
省煤器
水冷壁
过热器、再热器
汽轮机转子
叶片、隔板
不锈钢管6
严类别
基本没有腐蚀或点蚀深轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.3mm~1mm
度小于0.3mm
基本没有腐蚀或点蚀深
度小于0.3mm
基本没有腐蚀或点蚀深
度小于0.3mm
基本没有腐蚀或点蚀深
度小于0.1mm
无局部腐蚀，均勾腐蚀速
率*小于0.005mm/a
无局部腐蚀，均勾腐蚀速
率小于0.005mm/a
无局部腐蚀，无均匀腐蚀
轻微均匀腐蚀或点蚀深度
0.3mm~lmm
轻微均勾腐蚀或点蚀深度
0.3mm~1mm
轻微均勾腐蚀或点蚀深度
0.1mm~0.5mm
均匀腐蚀速率0.005mm/a~
0.02mm/a或点蚀深度不大于
均勾腐蚀速率：0.005mm/a～
0.02mm/a或点蚀深度不大于
均匀蚀速率0.0005mm/a~
0.002mm/a或点深度不大于
均勾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。a
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。凝汽器管为钛管时，一般不进行抽管检查有局部溃疡性腐蚀或点蚀深
度买于Imm
有局部溃疡性腐蚀或点蚀深
度大于1mm
有局部溃疡性腐蚀或点蚀深
度大于1mm
有局部溃疡性腐蚀或点蚀深
度大于0.5mm2
均匀腐蚀速率大于0.02mm/a
或点蚀、沟槽深度大于0.3mm
或已有部分管子穿孔
均匀腐蚀速率大于0.02mm/a
或点蚀、沟槽深度大于0.2mm
或已有部分管子穿孔
均匀腐蚀速率大于0.002mm/a
或点蚀深度大于0.1mm
DL/T 1115 -— 2009
8.2结垢、积盐评价标准
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2。表2热力设备结垢、积盐评价标准部位
省煤器b
水冷壁a.b
汽轮机转子
叶片、隔板°
凝汽器管‘
结垢速率°小于40gl（㎡2·a）结垢速率小于40g/（m2·a）
结垢、积盐速率d小于Img/
（cm2·a）或沉积物总量小于
5mg/cm2
垢层厚度小于0.1mm或沉积量
小于8mg/cm
结垢速率40g/（m2·a）80g/
结垢速率40g/（m2.a）～80g/
结垢、积盐速率1mg/（cm2·a）～10mg/（cm2，a）或沉积物总量
5mg/cm2-~25mg/cm2
垢层厚度0.1mm~0.5mm或沉积
量8mg/cm2~40mg/cm2
结垢速率大于80g/（m2·a）
结垢速率大于80g/（m2·a）
结垢、积盐速率大于10mg/
（cm2·a）或沉积物总量大于
25mg/cm2
垢层厚度大于0.5mm或沉
积量大于40mg/cm2
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，结垢速率小于80g/（m2·a）；二类，结垢速率a
80g/（m2·a）120g/（m2·a）；三类，结垢速率大于120g/（m2·a)。‘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：对于汽轮机的垢盘指某级叶片局部最大的结垢量，测量方法见附录F。
取结垢、积盐速率或沉积物总量高者进行评价。计算结垢、积盐速率所用的时间为运行时间与停用时间之和报告的基本内容
附录A
（资料性附录）
机组大修化学检查报告的基本内容DL/T1115.—2009
机组大修化学检查报告应写明报告名称，检查起止日期、报告编写人，审阅人、批推人以及报告编写日期：检查记录表和典型照片作为检查报告的附件。A.2运行情况
机组运行情况见表A.1。
表A.1××机组运行情况
本次大修起始日期
·本次大修结束日期
上次大修结束日期
运行小时数
上次大修以来
机组投运以来
锅炉蒸发量
机组负荷
锅炉补水率
锅炉排污率
停备用小时数
启停次数
锅炉停备用保护
保护率
合格率
上次大修以来其他检修情况下载标准就来标准下载网
与化学监督有关的异常或障碍
A.3上次大修以来的水汽质量情况机组上次大修以来的水汽质量情况见表A,2。DL/T1115—2009
补给水
凝结水
主蒸汽
发电机
内冷却水
表A.2××机组上次大修以来的水汽质量统计单位或方式
电导率
溶解氧
氢电导率
处理方式
处理方式
电导率
或氢电导率
氢电导率
电导率
μS/cm
umol/L
μs/cm
μg/kg
μg/kg
μs/cm
最大值
最小值
合格率
A.4设备检查及验收
A.4.1简明扼要叙述检查计划的执行情况及各设备的检查情况，对异常情况应详细叙述并附照片。机组大修的垢样应进行化学成分分析。A.4.2锅炉
A.4.2.1·汽包
底部：积水情况，沉积物情况，金属表面颜色。内壁汽侧金属表面颜色、锈蚀和盐垢。水侧金属表面颜色、锈蚀和盐垢。水汽分界线是否明显、平整。
汽水分离装置：旋风筒倾斜、脱落情况，百叶窗波纹板是否有脱落和积盐。管路：加药管是否有短路现象，排污管、给水分配槽、给水洗汽等装置有无结垢、污堵等缺陷。汽包内衬：是否有砂眼、裂纹。腐蚀指示片：表面状态、沉积速率和腐蚀速率。锅炉上、下联箱：沉积物和焊渣等杂物情况。8
汽包和联箱验收标准：内部表面和内部装置及连接管清洁，无杂物遗留。A.4.2.2水冷壁
割管位置：叙述水冷壁墙名称、水乎位置、标高。表面状态：割取管样内壁颜色和腐蚀、结垢情况。垢量：割取管样向火侧和背火侧的结垢量。化学成分：按附录E的方法进行。监视管：更换监视管的原始垢量和表而状态。A.4.2.3省煤器
割管位置：叙述管排、水平位置和标高。表面状态：割取管样内壁颜色和腐蚀、结垢情况、垢量：割取管样的结垢量。
化学成分：按附录E的方法进行。监视管：更换监视管的原始垢量和表面状态。A.4.2.4过热器
割管位置：叙述管排、“永乎位置和标高。表面状态：代表性管样内壁颜色和腐蚀、结垢情况以及氧化皮生成情况。垢量及氧化皮量：溶性垢量及氧化皮量。化学成分：按附录E的方法进行。A.4.2.5再热器
割管位置：叙述管排、水平位暨和标高表面状态：代表性管样内壁颜色和腐蚀、，结垢情况以及氧化皮生成情况。垢量及氧化皮量荷溶性垢量及氧化皮量化学成分：按附录巨的方法进行。A.4.3汽轮机
高压缸
调速级以及随后数级叶片有无机械损伤或坑点情况各级叶片及隔板积盐情况。沉积量较大叶片的沉积量沉积量最大部位沉积物的化学成分。各级叶片垢的pH值。
各级叶片有无铜垢附着
验收情况。
中压缸
前数级叶片有无机械损伤或坑点情况。各级叶片及隔板积盐情况。沉积量较大叶片的沉积量沉积量最大部位沉积物的化学成分。各级叶片垢的pH值。
各级叶片有无铜垢附着。
验收情况。
低压缸
各级叶片及隔板积盐情况。沉积量较大叶片的沉积量。末级叶片的水蚀情况。
结垢量最大部位沉积物的化学成分。各级叶片垢的pH值。
DL / T 1115 --- 2009
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