苏制200MW锅炉高过及部分主汽管爆裂原因分析及改造

运用美国 CAESAR- 管道应力分析软件 ,结合原设计资料、历年运行情况、故障情况、现场测绘等资料 ,对苏制 2 0 0 MW锅炉高过及部分主蒸汽管道在改造前后的冷、热态应力及热位移进行了分析计算 ,提出了改进措施并予以部分实施。     

200 MW锅炉过热器改造方案的计算研究

陡河发电厂200MW锅炉高温过热器经常发生超温爆管。这次更换高温过热器时想把其方向调换一下,为此针对改造前后高温过热器金属壁面温度和预期寿命进行了计算,证实了调换高温过热器方向的必要性。     

锅炉主汽温度偏低的原因及改造

由于锅炉排烟温度高，引风机出力不足。制粉系统球磨机选型偏小和燃用贫煤等多种原因，造成锅炉生蒸汽温度偏低．提出增加低温过热器面积，提高传热温压和传热系数，增加空气预热器换热面积，降低排烟温度，改造制粉系统，采用声波清洁吹灰等措施．通过技术改造，在燃烧工况正常的前提下，汽温达到正常，标煤耗可降8g／kW·h，锅炉效率可提高2％，降低煤耗7g／kW·h，每年每台炉可节约标煤4125t，合人民币80余万元，两台炉每年创收160万元．     

锅炉改造失败原因分析

依据克石化热电厂1号炉首次技术改造试验结果及资料．分析改造失败的原因，为第二次改造指明了方向。     

锅炉主蒸汽掉汽温问题的探讨及解决

华蓥山发电厂2号锅炉(DG300/100-Ⅰ型)为东方锅炉厂生产的高温高压自然循环锅炉,额定压力9.8 MPa,额定蒸发量为220t/h,经过改造后实际最大蒸发量应能达到250 t/h,主蒸汽温度540℃,一级喷水减温,且过热蒸汽在屏式过热器和一级过热器之间形成一次交叉。该锅炉自1978年投运以来,一直存在着主蒸汽掉汽温的现象,锅炉最大蒸发量只能达到210 t/h,再增加负荷或负荷的波动,乙侧混合联箱汽温就会降低,进而主蒸汽温度急剧下降,致使无法稳定带负荷,严重影响了机组的安全经济运行。     

佳木斯第二发电厂HG-220／100-I型锅炉主蒸汽管道缺陷原因分析与改造

对佳木斯第二发电厂HG-220／100-I型锅炉主蒸汽管道支吊架存在的问题进行了分析，修改了原设计图纸，对主蒸汽管道支吊架进行了改造，使主蒸汽管道和支吊架布置更加合理，支吊架更加牢固，满足了锅炉运行要求。     

苏制200MW机组励磁调节器改造

苏制主励磁机的发电原理与国内传统的主励磁机存在很大区别，为使国内励磁调节器满足苏制200MW机组的需要，在国内原励磁调节器的基础上，需进行重大改进。文章叙述了苏制200MW发电机励磁调节器的国产化改造、研制，为同类型机组励磁调节器的更换提供了经验。     

苏制200 MW锅炉启停过程汽温调整方法探讨

1　马头发电总厂苏制锅炉概况马头发电总厂有 2台苏制的 2 0 0ＭＷ锅炉 ,分别于 1978年和 1979年投产 ,型号为ГЛЕ— 2 11/ｃ系列ел670 / 140型。该炉是按贫煤设计的单汽包自然循环固态排渣煤粉炉 ,整体呈Ｔ型布置 ,燃烧室的两侧布置 2个下行竖井烟道 ,燃烧室沿全高度由双面水冷壁分成 2个并列运行的半炉膛。燃烧室与左右 2个下行竖井烟道用水平烟道相连 ,在水平烟道内布置有过热蒸汽和再热蒸汽的对流受热面 ,燃烧室出口布置 2排屏式过热器 ,2个竖井烟道依次布置有再热蒸汽调节受热面 (用于调节再热汽温 )、2级省煤器和 2级空气预热器 ,…     

200MW机组锅炉过热器爆管的试验分析

邢台发电厂200MW机组的~#4、~#5、~#6、~#7炉是哈尔滨锅炉厂制造的HG—670/140—9型煤粉炉.这类炉子的过热器管在运行较短的时间里,就多次发生过热器爆管,造成多次停炉.在此仅以过热严重的~#5炉为例,进行试验分析.~#5炉自1986 10～1987 08投产运行,仅运行约5000小时,在这段时间的最后一个月里,过热器管发生了三次爆管,爆口的部位都在过热器的高温段下部弯管背弧附近.     

某600 MW超临界锅炉高温过热器管爆管原因分析

某600 MW超临界锅炉高温过热器管在运行过程中发生爆管,通过化学分析、金相分析、硬度检验、扫描及能谱分析等,结果表明:爆管的主要原因是该管段超温运行,加之管段内壁在制造过程中产生的尖锐凹痕,以及管段基体组织中存在较多且颗粒尺寸较大的富铌相,促进了裂纹的萌生与扩展。并提出了运行检修建议。     

锅炉汽温偏低和燃烧不稳定原因分析及改造

通过测试、计算、分析、找出了田东电厂３、４号炉过热蒸汽温度偏低燃烧不稳定的原因，提出了改造方案。     

锅炉过热器管结垢原因分析及处理

通过近10年对广州发电厂锅炉过热器结垢量高的跟踪分析，找出过热器管结垢量高的原因，总结了解决问题的办法。     

包头第一热电厂6号炉主汽温度偏低的原因分析及改造效果

包头一电厂６号炉自１９８０年投产以来主蒸汽温度始终未达到５４０℃的设计要求,巨大是在８５ＭＷ以下负荷时欠温问题更加突出。目前一厂又承担网内调峰任务,所以这一问题制约着机组安全经济运行。６号炉大修期间在高温过热器冷段增加了３７１平米的受热面,经热态１００ＭＷ至７０ＭＷ负葆试验证明了改造工作很成功,达到了设计要求,使６号废 参数夺红线运行得已保证,并取得了一定的经济效益。     

过热汽温特性试验分析及控制系统改造方案

通过过热汽温扰动试验，分析了襄樊发电厂2号机组过热器出口汽温偏差大的原因，提出了过热汽温控制系统的改造方案，仿真研究和现场运行表明，该系统具有良好的控制效果。     

200 MW机组DCS改造及对锅炉运行的影响

通过机组DCS改造前后，锅炉运行状况的分析比较，总结DCS改造的优点和存在的问题，并找出解决问题的方法和途径，使今后机组DCS改造更加改善。     

某台200 MW机组主汽阀入口管道接口错位分析与处理

针对某电厂200 MW供热机组主蒸汽管道与主汽阀发生的接口错位问题,分析了其产生的原因及其对主汽阀端口推力的影响,提出了通过支吊架载荷重新配置来减小主蒸汽管道对主汽阀垂直方向推力的处理措施,并对措施的安全性进行了评价.处理措施实施后,管道系统对主汽阀的端口推力达到了设计要求.     

300 MW机组高压导汽管开裂分析及处理

某300 MW火电机组高压导汽管多条焊缝存在十余条纵向、横向裂纹,开裂严重。为查清失效原因,对焊缝进行宏观检查、理化分析并结合技术改造、检修运行等情况,分析认为:管道技术改造设计不合理、材质及尺寸变化频繁、组对焊接等安装不规范造成结构及焊接应力叠加,是焊缝开裂失效的主要原因。结合部件特点,制定专项技术方案进行消缺补焊等处理。根据失效及结构现状,提出了对管道进行设计分析再论证、完善技术改造相关资料、跟踪监督检测、建立专项监督台账等建议措施,供发电企业及相关从业人员借鉴参考。