超临界直流炉首次检修化学检查共性问题及对策

总结了河南省8 台采用给水还原性全挥发处理方式的600 MW超临界直流炉机组首次检修化学检查中发现的共性问题：水冷壁、省煤器的结垢速率较高;汽轮机叶片积盐速率较高,沉积物成分复杂;机组停运揭缸后低压缸叶片有锈蚀。针对以上问题,分析了其原因,并提出了解决问题的建议。     

600MW亚临界机组汽轮机积盐的防治

分析1台600MW亚临界机组汽轮机高压缸叶片积盐原因,通过锅炉热化学试验,优化水化学工况。实施后,机组蒸汽钠含量明显降低,据此提出亚临界机组预防和治理汽轮机积盐的一些对策。     

超(超)临界汽轮机通流部位腐蚀沉积特征及对策

超(超)临界机组汽轮机通流部分有3种典型的结垢、沉积和腐蚀类型:中、高压缸的铁垢沉积和钠盐沉积以及低压缸的氯离子沉积和腐蚀.通过对3种结垢、沉积和腐蚀类型的典型特征、原因机理、危害程度的深入分析,提出了循环化学控制的关键点、优化途径和预防措施.     

超（超）临界机组汽轮机叶片沉积物铜含量高的原因分析

针对600 MW直流炉机组汽轮机叶片沉积物铜含量高的共性问题,调研了7台机组热力系统沉积物中铜含量的检测结果.从热力系统主要材质、机组运行期间水汽中铜含量,以及铜元素的沉积特性三个方面,分析了汽轮机叶片沉积物中铜含量高的原因,提出从完善水汽品质监督、优化给水处理方式、妥善控制氧化皮脱落等方面,减少铜在汽轮机叶片沉积.     

新型RBF网络在汽轮机通流部分故障诊断中的应用

应用免疫遗传系统的调节原理及递推最小二乘法建立了一种新型RBF网络模型,通过计算特征参数信息熵,可快速、准确地确定故障诊断的知识库。将该模型与知识库应用于汽轮机通流部分的故障诊断表明,该模型收敛速度快、精度高并有较好的泛化能力。采用该方法对某电厂1台300MW机组进行了实际诊断,判定为高压缸结垢和高压缸调节阀通道结垢,其结果完全满足汽轮机通流部分故障诊断的需要。     

某超超临界机组高压缸切除事件分析与处理

汽轮机高压缸切除事故严重威胁机组的安全稳定运行,如果处理不当,严重时会导致转子叶片不可逆的损坏,给发电企业带来严重的损失。由于超超临界机组高压缸切除案例较少,可参考的处理方法不多,运行人员面对此类事件时可能无法及时做出正确判断。结合某发电厂1号机组整套启动期间发生的汽轮机此类事件,分析了上汽超超临界机组DEH系统高压缸切除保护的设置方法和动作原理,详细介绍了该事件的过程和原因,提出相应的防范和优化措施,为同类型机组提供技术参考,避免发生类似事故。     

超临界600MW汽轮机通流部分结垢分析与处理

针对N600-24.2/538/566型汽轮机高压缸及低压缸通流部分结垢、腐蚀较严重的情况,分析了结垢和腐蚀产生的原因及对汽轮机效率的影响,提出了有针对性的解决方法。     

600 MW机组调节级压力高问题分析及治理

某电厂超临界机组在投产后汽机调节级压力逐步升高。检修中发现汽机高压缸通流部分存在较严重的结垢,严重影响机组带额定负荷运行。通过对垢样的分析,确定了造成高压缸通流部分结垢的原因。针对这些原因,采取了高、中压缸通流部分喷丸除垢、锅炉酸洗和化学精处理系统消缺等一系列措施,使该机组检修后调节级压力和铭牌出力恢复正常,调节级压力高的问题得到了彻底解决。     

国产超临界600 MW汽轮机选用材料探讨

河南华能沁北电厂一期２×６００ＭＷ超临界机组作为国产超临界机组的依托项目,拟选用再热汽温５６６℃,主汽温度５３８℃或５６６℃两种方案。这种超临界汽轮机与亚临界汽轮机相比,主要有以下不同：１初压高,约１４５倍。耐压件汽阀、汽缸等壁厚增加约１２倍;高压缸隔板压差大,隔板厚。２高压级比容小,约０６５倍。高压缸高压段叶片短。３再热气温高,主汽温度也可能提高。中压缸第一级叶轮宜考虑冷却。由以上不同点可以看出,考虑到压力和蒸汽温度的提高,超临界汽轮机与亚临界汽轮机所用材料不能完全相同,特别是汽阀、高压缸和中…     

引进型320MW超临界汽轮机高压缸效率分析

通过Ｋ－３２０ －２３－５－ ４ 型超临界汽轮机高、中压缸效率的计算比较, 分析了该型汽轮机设计上高压缸效率低的原因, 其中主要是压力太高而机组容量偏小。     

330 MW亚临界汽轮机缸效率变化对机组热耗影响定量分析

以某亚临界330 MW机组为研究对象,采用线性化分析方法,分析计算汽轮机高压缸、中压缸及低压缸效率变化对机组热耗的影响,并得出其规律.结果表明:高压缸影响最小,低压缸影响最大;随着负荷的降低,高压缸效率变化对机组热耗的影响逐渐增加,中、低压缸效率变化对机组热耗影响变化较小;缸效率变化对机组热耗影响主要通过功率变化及系统...     

汽轮机启停过程中上下缸温差增大的控制

详细分析了阳城电厂600 MW汽轮机组在启停机过程中出现的高、中压缸上下缸温差异常增大的原因。得出上下缸温差增大的主要原因是:汽机排汽、疏水系统阀门关闭不严,冷的蒸汽通过汽机本体疏水门、高压缸排汽逆止门倒流进入汽缸内;忽视了在汽轮机启、停过程中机组真空值以及汽机本体疏水阀门的开关状态对上下缸温差的影响。着重介绍了如何通过调整机组的真空值以及疏水阀门的开关状态,对启停机过程中汽轮机上下缸温差进行控制,保证汽轮机组的安全启动和停运,为国产汽轮机组在启停过程中上下缸温差控制提供参考和借鉴。     

汽轮机高压缸上下缸温差大的原因分析及处理措施

针对神华河北国华沧东发电有限责任公司1号机组汽轮机高压缸温差大的现象,详细分析了造成此现象的原因,在机组首次A级检修时采取了有针对性的处理措施,高压缸上下缸温差控制在了标准范围内,保证了汽轮机的稳定运行.     

用湿蒸汽带负荷冲洗 K—200—130型汽轮机通流部分

К—200—130型汽轮机运行可靠,并且可能适当提高出力。其高压缸调节级很少因压力增高而限制功率,尤其是跟ТП—100汽包炉单元运行时,更不容易发生类似情况。所以,尽管汽轮机通流部分结盐可能是降低机组经济性的主要原因之一,但对动静叶片表面状态无需进行检测。     

158型汽轮机高压缸上下缸温差突变原因分析

9FA燃气-蒸汽联合循环机组在正常停机若干小时后,158型汽轮机高压缸上下缸温差急剧变化,导致机组在清吹阶段因轴振大而中止启动。通过对高压主汽管道各区域温度分布情况的分析和计算,找到造成高压缸缸温差异常的原因。     

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。     

300MW汽轮机高压缸排汽温度偏高原因分析及改进

某电厂一台３００ＭＷ汽轮机存在高压缸排汽温度偏高现象。在机组第二次大修期间,进行了全面地调查及测量工作,对机组通流部分热力特性进行了计算分析,找出了造成该机组高压缸排汽温度偏高的主要原因,提出并实施了现场可行的改进措施,收到良好效果。     

汽轮机缸效率目标值的确定

汽轮机缸效率目标值的确定是机组性能监测与诊断的基础.由于多种因素的影响,汽轮机各缸效率目标值的确定十分困难.通过对引起汽轮机高、中、低压缸效率变化的主要因素进行深入分析,提出了高压缸、中压缸、低压缸缸效率目标值的确定方法.     

汽轮机调节级温度计套管改造

汽轮机组外缸、内缸和持环上的测温孔会因制造工艺欠佳造成不同心,现场安装时如果没有完全消除缺陷,机组运行工程中可能会导致套管断裂。本文对某型式汽轮机调节级温度计套管断裂原因进行了分析,提出了在高压隔板套上增设热电偶保护套管的改造方案,实施后降低了调节级后汽流对外套管的影响,并可防止套管断裂对通流叶片造成损伤。     

630MW超临界机组给水系统FAC的控制与研究

超临界机组给水系统一般都存在较严重的流动加速腐蚀(FAC)现象,并伴随锅炉管道、汽轮机叶片及相关疏水阀门结垢问题。通过对2台630 MW超临界机组给水系统FAC机理及影响因素的分析与研究,并结合现场试验,优化了机组给水精处理、除氧器等系统的化学运行工况,使机组水汽系统铁含量明显降低,表明机组给水系统的FAC得到了较好控制,为超临界机组水汽系统化学腐蚀的控制提供了新思路、新方法。