高温金属非破坏性的碳化物分析法

根据发电厂金属监督规程的规定,对运行期间超过10万小时的主蒸汽管道需要进行试验鉴定,以掌握合金元素在固溶体和碳化物之间的变化规律,判断钢管的使用寿命。通常这种试验都是割取金属试样,在实验室内进行分析的。为了不割取金属试样,能直接在主蒸汽管上进行非破坏性碳化物分析,陕西电管局中心     

10CrV主汽管焊口裂纹分析及补焊工艺研究

邯郸热电厂10CrV主汽管运行已近20万小时,在质量普查中发现大量焊口裂纹,补焊后往往又重新开裂.本文介绍了对该焊口裂纹原因分析和补焊工艺方案的试验研究,从而对该厂主汽管继续安全使用提供了较可靠的数据,对国内同钢种主汽管的焊口质量监督也有一定参考价值.     

10CrMo910钢主蒸汽管碳化物相成分在运行中的变化

珠光体耐热钢在高温高压及复杂应力作用下，长时间运行后，热强性能下降，碳化物相的成分、大小、形态、分布发生变化。碳化物相的成分变化是指合金元素由固溶体向碳化物相的转移。本文仅就10CrMo910钢主蒸汽管碳化物相成份随运行时间的变化做一论述。曾有资料介绍：对于珠光体耐热钢运行至10万h后，碳化物相中的钥变化趋于平稳，而对10万h前的变化未加详细论述。我们认为，在13000h前它的变化是急骤的，随后减慢。1试验方法①碳化物取样现场采用非破坏碳化物取样法；实验室采用破坏性碳化物取样法，电解液采用7．5％氯化钾十0．5％柠檬酸…     

主蒸汽管非破坏性取样合金元素的分析方法

介绍了主蒸汽管非破坏性取样方法－碳化物的电解离析机理，阐述了用硫氰酸楷色法和二苯胺基尿比色法分别测定合金元素－钼和铬的具体步骤，探讨了非破坏性取样的优点及其应用效果。     

主汽管道及导汽管使用寿命的研究

文中针对主蒸汽管道及导汽管老龄化问题，在大量试验，计算的基础上，重点研究，分析管道金属微观组织形态变化而引起的金属宏观性能的一系列变化，从而出老龄化蒸汽管道的理论使用寿命，认为１、２号机组主汽弯管，导汽管使用寿命在２４万ｈ左右，主汽直管段可运行到２８万ｈ。     

某工程4号机主汽变径管断裂事故分析

某工程４号机组主汽变径管，经过正常工艺的焊接和热处理后，发生严重断裂事故。试验表明，主汽变径管断裂是管材在热加工时严重过烧而造成的。     

锅炉高温过热器管的寿命评估

通过无损评价和破坏性试验两个方面对山东某一火电厂的过热管进行试验 ,建立了锅炉过热器管的寿命评估方法 ,以便有效地指导现场检修     

基于主元分析与现场数据的过热汽温动态建模研究

为克服试验建模与机理建模方法的不足，对利用现场数据建立过热汽温的动态模型进行了研究。通过对影响过热汽温的12个主要过程变量的运行数据进行主元分析，得到了2-3个主元，计算了各主元的贡献率、T^2统计量以及在T^2统计量较大时12个过程变量对第1主元的贡献，确定出过热器喷水流量是引起过热汽温变化的主导因素。基于现场数据，证明了过热汽温控制系统满足闭环可辨识性条件；并且建立了过热器喷水流量扰动下过热汽温的动态数学模型。对所建立的模型进行了仿真验证，模型反映了过热汽温的实际运行状况。     

亚临界600MW机组高压主汽门阀座裂纹的分析及处理

通过对广东国华粤电台山发电有限公司亚临界600MW5号机组1号高压主汽门阀座裂纹产生原因进行分析,认为是其焊接后热处理工艺不良导致缺陷形成.针对这个问题,提出现场更换高压主汽门阀座的处理措施,并从方案选择、风险评估、工期影响、处理技巧及工艺步骤等方面进行探讨.成功更换并试验合格证实了现场处理高温高压运行部件的可行性.     

10CrMo910主汽管运行14万小时后的性能研究

研究了谏壁发电厂5号机组10CrMo910钢主蒸汽管服役141 476小时后钢管的使用性能。实验结果表明,钢管长期服役后,金属微观结构状态和宏观力学性能均发生不同程度的变化,使用性能指标下降,出现蠕变损伤特征,钢管处于寿命过程中的中后期阶段。根据钢管的各类性能指标和钢管强度计算结果,以及电厂主汽管蠕变现场实测数据等综合分析,得出了主蒸汽管的剩余寿命为6～8万小时。这对同类型的10CrMo910主汽管的金属监督和寿命预测具有参考价值。     

新型国产1 050 MW超超临界机组高压主汽阀卡涩原因分析及改进

某新型国产1 050 MW汽轮发电机组在168 h满负荷试运结束,投入运行后高压主汽阀逐渐出现卡涩现象,活动性及全行程试验时不动作或动作不到位。通过解体分析发现高压主汽阀套筒密封环损坏变形,阀杆与套筒、主汽阀碟间隙偏小两个因素导致主汽阀卡涩。通过调整油动机工作油压力及阀门运行、试验开关时间来减少主汽阀杆对套筒密封环的冲击,并对阀杆进行重新加工,增加阀杆与套筒及主汽阀碟的间隙,彻底解决了主汽阀卡涩现象,主汽阀回装后在日常试验及开关过程中正常到位。     

模糊PID控制在主汽温控制系统中的应用

分析了锅炉主汽温度控制系统的特点,提出采用模糊PID控制策略改善锅炉主汽温度的调节品质,并进行了论证。在此基础上设计了锅炉主汽温度模糊PID控制系统,在200 MW机组DCS改造中进行了现场调试,并与单纯PID控制方式进行了比较。     

主汽温控制现状及其新方法应用研究

分析了火电厂主蒸汽温度控制现状,通过对过热汽温的主要影响因素的分析,针对单元机组主汽温控制中的滞后特性,提出了将炉膛辐射能信号引入到主汽温控制回路的设想。引入炉膛辐射能信号参与的主汽温控制控制策略,改变了主汽温在惰性区内的延迟,使主汽温的控制品质提高。通过在一台300MW燃煤机组上的试验,获得了较好的效果。     

汽轮机中压主汽阀门无法开启的原因分析及处理

针对内蒙古京隆发电有限责任公司1号机组右中压主汽阀门不能正常开启的问题,对可能造成其无法正常打开的原因,包括中压主汽阀门热态机械犯卡、平衡管节流孔阻塞及影响中压主汽阀门油动机提升力的因素等,进行分析和排查,最后确定为右中压调阀严重不严所致,并采取增设平衡管旁路及调整销钉位置等措施加以解决,彻底解决了右侧中压主气阀门无法正常开启的问题。     

取消大型锅炉过热器出口疏水管的经验

我处在1972—1981年期间共安装了四个电厂的11台大型锅炉,容量从400到670吨/时。这种高温高压大型锅炉同我们1971年以前安装的锅炉的差别之一,就是高温过热器集箱出口少了一个阀门。以往习惯上把这个阀门叫做锅炉主汽阀,而在这个主汽阀前过热器集箱的下壁安装有疏水管。对于装有主汽阀的锅炉,在锅炉点火到供汽之前,由于主汽阀尚未开启,需要使用该疏水管进行疏水;对于没有主汽阀的锅炉,点火后产生的蒸汽就直接达到主蒸汽管末端与汽机之间的隔离阀处,蒸汽沿管道凝结成的水,也同时到达那里,由设在隔离阀前的疏水管流出。而过热器出口集箱内积存的少量凝结水,随着     

N300—16.7／538／538型汽轮机高压主汽阀壳内壁开裂原因分析

为了分析某电厂N300-16.7/535/538型汽轮机高压主汽阀内壁开裂原因,对主汽阀内壁进行了现场检验和应力强度分析.结果表明,主汽阀材料的硬度符合规定,材料性能无明显劣化,开裂是因为在机组起停和负荷波动等变化过程中主汽阀因内外壁金属温差产生了热应力,阀壳在交变应力的作用下发生热疲劳开裂并扩展.对此,建议在机组起停过程中,控制主汽阀温升率不大于2.5℃/min.     

汽水分离装置模拟试验——(探讨ПК-10-2型及ТП-230-2型锅炉蒸汽品质对水位敏感的改进方案)

前言HK-10-2和TH-230-2型高压自然循环锅炉,是带有分离鼓的双汽鼓分离系统。主汽鼓内径φ1300毫米、分离鼓内径φ900毫米,长度皆为11400毫米,采用锅内二段蒸发系统。盐段出力占锅炉总出力的13.1%。设备规范见表1。由水冷壁来的汽水混合物,先进入分离鼓进行粗分离,并消失动能,然后蒸汽(带有一定量的水分)通过汽联通管进入主汽鼓的汽室;水(带有一定量的蒸汽)通过水联通管进入主汽鼓的水室。原设计予计汽联通管的带水率及水联通管的带汽率约为10～15%。分     

循环流化床锅炉主汽温度低的原因分析及处理

对海拉尔热电厂240 t/h循环流化床锅炉主汽温度低的问题进行了排查,从设备比较、燃烧调整、运行分析等方面分析确定问题出自汽包,停炉检查发现了厂家的制造缺陷,即汽包内给水分配管上开有多个小孔,导致蒸汽带水,通过更换给水分配管处理后,主汽温度达到设计要求。     

某600MW机组主汽阀组压损大的原因分析

针对某电厂600MW机组存在的运行热耗偏高的问题,进行了阀门流量特性试验。试验结果表明：机组主汽阀组前后压损偏大。分析试验结果判断出机组调节阀阀座松动,阀碟和阀座之间通流面积偏小,主汽阀组气动特性不佳,从而造成主汽阀组压损大。最后提出了相应的解决措施和改造方案。     

主油泵安装工艺对汽轮机安全性的影响

主油泵中心预留高度及推力瓦间隙调整是主油泵安装工艺中重要的数据,不加区别地将这些数据应用在现场将对机组造成巨大的安全隐患。针对现有文献对主油泵中心预留高度和推力瓦推力间隙的应用范围介绍不明确的情况,从主油泵找中心的原理着手,分析了主蒸汽进汽位置、1号瓦处保温情况及轴封漏汽等因素,确定了主油泵中心标准;从机组运行安全性出发,根据机组型式确定了主油泵推力瓦推力间隙的范围。实践证明,该方法能够提高机组运行的安全性,并降低检修维护成本。