高井电厂水源污染及汽轮机低压缸腐蚀与防腐措施

本文介绍了高井电厂水源的水质情况,分析了有机物在水处理系统中的变化和残留有机物,无机浸蚀性离子数量的多少及形成原因。对于汽轮机导气管,低压缸的腐蚀情况、大修检查等做了一系列的分析和介绍。总结了低压缸腐蚀原因,描述了低压缸防腐措施试验及其试验效果,根据对催化联胺试验的效果分析、指出效果是明显的、但还存有一定的问题。对于从事电厂化学研究的同志来说有一定的参考价值。     

富拉尔基二电厂1~#机高压缸安装中的技术改进

富拉尔基第二发电厂1~#机是我们安装的第二台20万千瓦机组。但就高压缸来说,由于新华5~#机两次弯轴,我们经历了第一台机组安装,第一次弯轴大修,第二次弯轴大修和富拉尔基二电厂1~#机安装的全过程,可以说已经施工四次了。在1~#机试运结束正式投产后的今天,将高压缸安装中的经验教训,运行中出现的问题以及针对这些问题所采取的改进措施作一总结,对于今后国产20万千瓦机组高压缸的安装,无疑是有益的。     

凝汽器铜管腐蚀原因的分析

凝汽器铜管的腐蚀与泄漏是影响火力发电厂安全与经济运行的重要问题之一,本文结合河北省马头电厂5~#机和微水电厂4~#机大修检查发现的问题,对铜管的腐蚀原因进行了分析,并相应地提出了解决问题的措施和建议.     

高井电厂2号机催化联氨加药试验及其防腐效果

本文是介绍高井电厂2机采用催化联氨处理方式以解决该机的低压缸腐蚀问题。在对导汽管分别进行加联氨和催化联氨试验之前,事先做摸底试验。二者结果加以比较,发现两种联氨都有防腐作用,而加催化联氨时,试验效果尤佳。同时还发现防腐效果与加入联氨的地点有关。当给水中加氨处理时,在导汽管加催化联氨比炉前给水加入的效果明显地好,能有效地防止或减缓低压缸腐蚀。若保证导汽管所加催化联氨剂量,复水中又有足够的残余量时,还能防止复水系统、给水系统的腐蚀。故此种处理方式,不仅有技术意义,也有一定的经济意义。     

汽轮机动静部件磨损原因分析和防治措施

1 丹河电厂100MW汽轮机磨损特点丹河电厂2号机为原苏联进口的K-100-90-7型汽轮机,该机由高压缸和低压缸组成,高压缸内有1个调节级和19个压力级,低压缸由2×5级对称布置.1号轴承为推力支持联合轴承.该机于1975年投产,至1991年8年,历经7次大修.每次大修检查都发现高压缸通流部分轴向磨损,磨损约0.5～1.0mm.磨     

丹河电厂2号机低压缸腐蚀原因分析研究

丹河电厂2号机系苏制K100-90/535-7型汽轮机,1975年投运。1984年大修时发现汽轮机有酸性腐蚀特征,已引起注意;1989年大修检查发现汽轮机的腐蚀问题依然存在,低压缸第1～4级隔板内外环分别有2～3mm的腐蚀坑,隔板导叶根部有较深蚀坑,发展下去,必然影响导叶与根部的结合。因此,研究2号机腐蚀原因,找到解决问题的措施,对电厂安全、经济运行有重要意义。1汽轮机酸腐蚀概述汽轮机的酸腐蚀主要发生在蒸汽干—湿转换区的铸铁、铸钢件上。腐蚀金属表面保护膜被均匀破坏,晶粒完整裸露,表面无堆积腐蚀产物,呈现金属光泽,类似钢铁被酸浸洗后表面状况。     

乌拉山发电厂凝汽器铜管汽侧腐蚀原因分析

概述乌拉山电厂2台5万千瓦机组分别于1975年7月和12月建成投产,至1977年底~#2机复水硬度明显增高,经灌水找漏发现空抽区铜管泄漏,故将泄漏铜管两端加了死堵,次年9月~#2机组大修抽管检查,发现空抽区汽侧腐蚀严重,共抽管300多根大部分都有腐蚀,其中甲侧90根,乙侧96根已经穿孔或接近穿孔,原1毫米厚的管壁已薄至0.2～0.3毫米,腐蚀部位表面     

中宁电厂1号机叶片断裂原因分析及预防

中宁发电厂~#1机在大修时,揭缸后发现大量的叶片断裂、裂纹、变形及击伤,经观察统计和试验分析,事故是由于叶片过负荷,低加疏水进入汽缸造成叶片疲劳损伤及应力腐蚀所致。限制机组超负荷运行,严格监视低加水位以及低加疏水泵的运行情况,可以避免这类叶片断裂事故。     

关于2号机低压内缸挡汽板改造的建议

某公司2×600MW超临界机组（以下简称1号机、2号机）,分别于2007年9月、11月正式投产。汽轮发电机组由上海汽轮机厂生产。1号机组于2008年10～12月大修,2号机组于2009年3～5月大修。大修检查发现1号、2号机A、B低压缸上部挡汽板（也有资料称导流板）均有脱落、     

田家庵发电厂1号机低压第4级叶片拉筋大面积银焊脱落，脱焊、拉筋开裂原因分析及处理

田家庵发电厂1号机系波兰采考普公司制造的TK-120型三缸、轴流、冲动、中间再热凝汽式汽轮机，1972年1月投产。2005年3月大修，我院对该机通流部分进行宏观检查，发现低压缸两侧第4级叶片拉筋大面积银焊脱落，脱焊。     

125MW汽轮机组低压胀差异常原因分析及处理

连州发电厂1号机组2001年大修后汽轮机低压胀差变化很大.通过对运行工况的分析,发现低压胀差变化与负荷、凝汽器真空、轴封压力存在比较明显的关系:低压胀差随凝汽器真空升高而增大,随真空的降低而减少;低压胀差随负荷升高而减少,随负荷的降低而增大.对胀差测量回路的检查和1号机组大修检查发现低压缸轴封处中分面吹损严重,分析认定低压缸轴封处中分面向低压转子末级漏汽,加热低压转子是造成1号机组正常运行中胀差异常的主要原因.对此,采取了确保低压缸水平结合面严密不漏汽等措施,使胀差达到正常值.     

350MW机组高压缸腐蚀原因分析

根据大修期间对高压缸腐蚀特征和盐垢的分析,查阅大量的文献和资料,说明了腐蚀发生在高压缸而不是低压缸,且具有不同的形状,与机组的运行工况、水质及高压缸材质有关。提出了避免亚临界机组高压缸孔蚀的具体措施。     

200MW汽轮机高压转子失效的分析

徐州电厂~#6机系东方汽轮机厂制造的第18台200MW汽轮机。1985年12月20日投产运行3076.8小时后,在1986年6月22日发生重大事故。高压缸进水、推力瓦严重烧毁,导致高压转子叶轮与隔板相摩擦,造成严重损伤,经大修后于1986年10月重新投入运行,经过10627小时的运行后又因油膜振荡而被迫于1988年7月29日停机大修。解体后发现该机高压转子的第三级叶轮的出汽侧产生40条裂纹,分布在5只平衡孔附近和2只销钉孔上,始裂于轮缘而向轮心发展,裂纹最长的为66mm,最深的为5.5mm。经鉴     

600MW机组低压内缸挡汽板的改造

某公司2×600MW超临界机组（以下简称1,2号机）,分别于2007年9月、11月正式投产。其汽轮发电机组由上海汽轮机厂生产。1号机组于2008年10～12月期间大修,2号机组于2009年3～5月期间大修。大修检查发现,1,2号机组的A,B低压缸上部挡汽板均有脱落、焊口开裂现象。     

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。     

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.     

电厂转动辅助设备预知检修的必要性及设想

宝钢电厂自日本引进的两台35万千瓦发电机组从1982年和1983年分别投运以来,随着设备运转时间的增长,各部件的磨损、疲劳、腐蚀和老化等现象相继出现。在主机和主炉方面,我们通过定期预防性计划检修,发现了不少设计、制造、安装和使用材质中存在的问题和隐患,及时避免了事故的产生和扩大。例如:一号汽轮机大修中,检查发现低压内缸隔热     

焦作电厂~#4机中压缸启动改造情况简介

焦作电厂~#4机为东方200MW三缸三排汽中间再热式超高压机组,配有容量为30％的西德西门子公司旁路装置,原启动采用高、中压缸联合启动方式,1988年大修后改为中压缸启动。目前国外大机组愈来愈多地采用中压缸启动方式,以增加机组启动的可靠性、安全性。合理缩短启动时间,增加了经济性。     

350MW机组低压加热器铜管氨腐蚀减薄泄漏的原因及防止对策

宝钢自备电厂成套引进的两台日本三菱350MW机组,自82年4月及83年3月分别投运以来,相继于85年4月发生了2号机组~#3低压加热器有1根铜管泄漏,85年7月又发生1号机组~#1低压加热器有4根铜管泄漏,严重威胁着机组的安全经济运行。为了分析这些铜管泄漏的原因,在85年11月的2号机组和86年2月的1号机组小修期间,由中日双方共同对各低压加热器作了涡流探伤等检查,基本掌握了加热器铜管泄漏的原因,并采取了相应的措施。该机组具有八级回热抽汽,汽轮机低压缸有四级抽汽,第1～4级抽汽分别引至1～4号低压加热器,中压缸排汽接第5级抽汽引至除氧器,高中压缸中有三级抽汽,即第6～8级抽汽分别引至6～8号高压加热器(见图1)。     

用 J-817增韧树脂胶解决凝汽器铜管冲击腐蚀问题

京西电厂1号汽轮机凝汽器铜管(HA177+AS),在运行6年后,由于铜管进水端部遭到严重的冲击腐蚀,60～70%的铜管内壁在距管口20～50毫米范围内已减薄到0.2～0.3毫米,并出现了大面积穿孔渗漏。针对上述情况,京西电厂化学车间与华北电力试验研究所化学室,共同研制了J-817增韧树脂胶。并于1981年10月机组大修时,将其涂刷在1号机两台凝汽器(1~#和2~#)的入口管端上。经过1年的运行考验证