汽水分离效果差的汽包炉炉水处理工况探讨

]托电#1机严重积盐之后,在#2机组大修前的半年里将炉水的低磷酸盐处理工况改为AVT(O)工况,使得蒸汽携带至汽机的盐分大大减少,叶片上的积盐减少、剥离,所以#2机大修时的积盐量明显小于#1机;但#2机低压叶片和隔板的腐蚀比#1机严重,通过向炉水中加入适量氢氧化钠,提高蒸汽携带至汽机的盐分中碱性成分所占的比例,从而抑制了氯离子对汽机的腐蚀.     

200MW机组汽轮机积盐和腐蚀原因分析与处理

针对某200 MW机组首次A级检修时发现的汽轮机腐蚀与积盐情况,通过对高、中、低压缸进行垢成分定量化学分析、测试积盐的pH分析汽轮机腐蚀、积盐的原因,认为高、中压缸大量钠盐和硅酸盐沉积的主要原因是汽包内部装置不完整,引起蒸汽的汽水分离效率下降,导致蒸汽盐分大幅增加;汽轮机腐蚀的主要原因是机组停(备)用防腐措施不当,且汽轮机积盐较严重,导致腐蚀发生。采用喷砂、打磨等方法,有效清除汽轮机全部积盐和腐蚀产物,对损坏的汽轮机叶片及部件进行修复。提出机组基建和大修期间加强化学技术监督工作,确保机组热力设备安全运行。     

600MW汽轮机在首次大修中的积盐检查

对1号机汽轮机转子叶片进行检查,发现高压转子叶片和部分中压转子叶片上的积盐厚达0.7 mm,通过元素分析和物相分析表明,积盐主要成分是磷酸钠盐和硅酸钠盐。对汽包内汽水分离装置进行了全面检查和检修,提出了可能导致积盐的几个因素,结合热化学试验,对1号机组提出整改措施,大修启动后饱和蒸汽钠含量较大修前降幅约15.5%。     

珠江电厂300MW机组汽机积盐问题的分析

针对珠江电厂２号机在第一次大修中，发现汽机严重积盐的问题，分析了积盐的成分，积盐原因，提出了解决措施，其中最重要的措施是调整汽包的水位和降低炉水的含盐量。     

OT工况下超临界机组直流炉结垢和积盐特征分析

介绍了华润电力（常熟）有限公司采用给水加氧处理（OT）工况下,超临界直流机组运行1个大修周期后的锅炉结垢和汽轮机叶片积盐情况,分析了结垢和积盐特征及其成因,并与传统的给水全挥发性处理（AVT）工况进行了比较．给出了超临界机组给水OT工况运行注意事项。     

西德水管锅炉给水炉水及蒸汽的VGB导则

1972年以后,西德大电厂协会(VGB)只制订64大气压及以上的机炉水质标准,低于这一压力的由TUV(私人独立技术监察组织)制订。离子交换除盐,无盐给水运行是目前VGB导则的主要对象,软化或部份除盐的补给水是少数例外。给水导则的基础是保证蒸汽质量使汽机的大修延长至3—5年而没有故障,叶片上没有明显沉积物。表1是1980年VGB导则的蒸汽指导值。一般情况下,运行值(能保证电厂连     

机炉单元运行低参数带负荷冲洗叶片提高机效

近两年来,我们把保持蒸汽通流部分清洁作为提高汽机效率的有力措施,多次对新厂两台2.5万千瓦、两台1.2万千瓦汽轮机采取机炉单元运行,降低蒸汽参数,带负荷清洗汽机叶片,有效地清除通流部分结垢,降低了汽耗率,并摸索出一点经验和教训。 1978年3月~#6机大修后,发现~#6、7机(均为2.5万千瓦),初级压力逐月上升,九月份带2.5万千瓦运行时,两机初级压力由15.5～17.5表压左右,上升到19.6～19.7表压,     

青山电厂12号汽轮机叶片积盐的原因分析

结合青山热电厂12号机组大修时汽机各级叶片上积盐的化学成份，主要分析锅炉负荷、汽包水位及炉水品质三个因素的影响。结合汽包水位试验数据进行计算，最后得出结论。     

电站锅炉汽包内部装置设计方法 蒸汽质量标准

一、蒸汽品质的重要性合格的蒸汽品质是保证锅炉和汽机安全经济运行的重要条件。蒸汽品质不良,会造成过热器管和汽机通流部分结盐垢。过热器管中结盐则影响到传热而使管壁温度升高,甚至过热爆管。如蒸汽带水很多、使过热汽温降低而影响汽机的正常运行。汽机通流部分结盐则使通流截面减小,阻力增加,而且盐垢改变了叶片的线型,影响汽机的出力、经济性和可靠性。     

汽轮机叶片结垢的新工艺处理法

蒸汽品质对汽轮机的安全经济性影响较大，当蒸汽品质不良，蒸汽中含C1离子超标，以及Na、Ca、Mg等元素含量超标，会使处于过渡区工作的汽轮机叶片表面积盐，产生化学腐蚀，严重时会导致叶片损坏。     

600MW空冷机组水汽品质优化措施探讨

达拉特发电厂四期工程7号、8号2台600 MW直接空冷机组在大修中发现汽轮机叶片存在明显的积盐现象。为了找到汽轮机积盐的原因,确定最佳的运行工况,分别对7号、8号机组进行锅炉热化学试验和大修静态诊断,认为给水和炉水的处理方式不当、机组升负荷速率偏高、覆盖过滤器滤元铁污染等因素是造成汽水系统水质差的主要原因。通过改变给水处理方式、控制机组升负荷速率、对覆盖过滤器滤元进行在线化学清洗和凝结水系统加装除铁装置等优化措施,7号、8号机组水汽品质得到了明显改善,水汽品质分别由92.3%、90.2%上升至99.2%和98.6%。     

直流锅炉给水加氧处理技术的应用

介绍了江苏常熟发电有限公司1、2号机组直流锅炉给水加氧处理后热力系统水汽品质和锅炉水冷壁的保护膜和沉积速率测定结果。结果表明:水汽系统含铁量大幅度降低,精处理运行周期延长,锅炉水冷壁沉积速率明显降低,并形成以Fe2O3为主的致密保护膜。     

汽轮机停机方式选择

目前汽轮发电机组启停调峰、热备用的情况越来越多,选择经济的停机方式可以降低发电成本,增强竞争力,为此以高井热电厂1、5号机组为例,对滑参数停机过程中产生的能耗进行分析,讨论滑参数停机过程对机组检修的影响以及滑参数停机的经济效果。     

望亭电厂2号燃机振动原因分析及其处理

分析了望亭电厂2号燃机1瓦启动阶段振动大以及6瓦振动信号出现毛刺的现象,并诊断了可能的故障原因.介绍对该机组进行大修检查所发现的问题和采取的措施,以及检修后所取得的良好效果.振动原因分析方法和检修更改措施对同类型机组有参考意义.     

大修对300 MW汽轮机组性能改进的试验及分析

根据襄樊电厂2号汽轮机首次大修前后的试验情况，分析了大修前机组运行热耗偏高的原因，并提出了大修改进建议，对机组性能的改进进行了比较分析。     

国产引进型300 MW机组大修周期延长的要素分析及应对策略

根据对上海汽轮机厂生产的300MW引进型机组的调研情况,结合外高桥发电厂1号机组实际运行和检修情况,从安全性和经济性两方面分析了制约大修周期延长的基本因素。通过分析比较和有针对性地对检修级别和检修内容的调整,以及优化检修工作的逐步开展和机组性能优化管理系统(OPM)的充分应用,使1号机组的大修周期从4年延长到6年在安全性和经济性方面得到保证,并提出需进一步加强的工作。     

200MW机组热控电源完善方案探讨

对秦皇岛发电有限责任公司2号机组热控电源系统隐患进行了分析,提出了实用的解决方案.2号机组小修中,通过对热控电源系统的优化完善,热控设备在UPS电源失去时能够保证机组正常运行.     

回热系统中高加的切除方式对机组经济性的影响

针对加热器检修中切除方案选择不合理造成不必要经济损失的问题,阐述了加热器常见切除方式以及对机组经济性的影响情况,用等效焓降法定量分析了高压加热器的各种切除方式,并以机组煤耗为标准对高压加热器的各种切除方式进行对比,为电厂经济性运行和加热器检修方案选择提供了参考依据.     

某厂4号机(125MW)碰摩振动的分析处理

分析了某厂4号机大修后启动过程中5号瓦轴向和6号瓦垂直振动严重超标,且周期性变化的原因,处理后3000r/min定速及带负荷过程中各瓦振动均小于20μm,达到优秀水平。     

N300汽轮机出力不足的分析和处理

介绍了吴泾热电厂11号汽轮机在大修40d后出现带负荷能力下降的前后过程。通过各类试验,先后排除主汽门滤网堵塞、高压调节汽门门芯脱落等因素,根据试验数据分析,并运用排除法,最后确认为高压调节级通流面积减小,通流能力受阻,导致机组不能带到额定负荷,经停机检修,避免了事故扩大。