汽轮机低压缸铸铁部件的腐蚀原因分析及防范措施

1概述 我厂4号机组为哈尔滨制造生产的100MW发电机组，锅炉额定蒸发量410t／h，汽包工作压力11．6MPa，锅炉型号：HG-410／100—9型，汽轮机型号：N100--90／535。水处理方式是一级除盐加混床，炉内采用PH-协调磷酸盐处理，给水加乙醛肟除氧，给水采用加氯处理。     

河津电厂1号机组凝汽器铜管腐蚀原因分析

河津电厂1号机组为日本三菱重工生产的350MW汽轮发电机组，汽轮机型号为TCRF-35．4。凝汽器空抽区为B30白铜管，其余为HSn70-1A黄铜管。     

京西电厂1号机凝汽器铜管泄漏问题

京西电厂1号机组为20万千瓦超高压凝汽式汽轮发电机组,装有三台凝汽器,每台凝汽器装有长度为8.47米的铜管5700根,铜管牌号为HAl77-2+As即77—2铝黄铜管。~*2、~*3凝汽器全部为日本进口77-2+As铝黄铜管,~*1凝汽器的铜管除日本管外还有国内生产的相同牌号的铜管。     

达电330MW机组凝汽器铜管的选材及防腐

达电1号机组循环水浓缩倍率为3.41,溶解固形物为2000mg/l,凝汽器铜管安装管材为HSn70-1A,因铜管表面有碳膜,运行中的腐蚀问题不可避免。采用H2SO4 PAAS DDF-2A稳定剂处理可达到较好的阻垢、防腐的目的,建议凝汽器铜管选择HSn70-1B管材。     

山西省霍县电厂凝汽式机组快关试验

山西省电力试验研究所和霍县电厂为解决山西电网动稳定问题,在霍县电厂10万千瓦凝汽式汽轮发电机组上进行了持续快夫试验研究工作。霍县电厂装机四十万千瓦,为4台单元制机组,除2号机外均为国产机炉设备。目前已投运3台机组,锅炉型号HG-410/100-Ⅰ,额定蒸发量410T/H,汽包压力110公斤/厘米~2,过热蒸汽压力110公斤/厘米~2,过热蒸汽温度540℃。汽机型号N100-90/535,额定功率10万     

黄岛电厂技改工程取得长足的进展

<正> 黄岛电厂近年来深化企业管理,加大技改力度,在机组的大、小修中采用新产品、新技术、新工艺,做了大量的技术改造工作。 1、2号机凝汽器更换钛管 1、2号机凝汽器系上海锅炉厂生产的N—7000—1型对分双流程表面式凝汽器,采用上海铜管厂制造的B_(10)铜管。随着运行时间的增长,由于海水腐蚀引起的铜管泄漏越来越严重,凝结水经常100％除盐,被迫停机堵漏的事故多次发生。更换了日本新日铁株式会社生产的强度高、耐腐蚀的钛管后,凝汽     

基建机组热力系统清洁处理和防腐蚀新工艺

在《火力发电厂锅炉化学清洗导则》规定的范围之外．对基建机组设计了新的清洗系统。采用了新的清洗药剂：推行了高、低压加热器疏水系统和凝汽器汽侧系统的化学清洗新工艺。该工艺的实施，节约了大量燃油、燃煤和除盐水．加快了基建机组的试运进程。通过实施铜管表面清洁处理和防腐蚀新工艺，彻底清除了与循环水系统相连的所有换热器的“早期腐蚀”隐患，其经济、社会效益十分显著。     

给粉机转速摆动引起主汽压力波动的处理方法

某电厂6号机组装机容量为100MW,单元制运行,锅炉型号是WGZ410—9．8—11,额定蒸发量为410t／h,额定压力为9．8MPa,额定温度为545℃。制粉系统为中间仓储式,给粉机有16台,分4层布置。给粉转速控制原理如图1所示。     

汽轮机凝汽器铜管检漏仪的研制

汽轮机凝汽器工作的好坏,直接影响机组的安全经济运行,而作为冷却介质的循环水大都没有经过处理,水质很差,常常造成凝汽器铜管的腐蚀,运行一段时间后导致铜管漏泄。当凝汽器的铜管有漏泄时,会产生下列不良的后果： 直接影响到汽轮机低压缸的真空,使其真空度下降,冷源损失增大; ｂ．循环水进入锅炉给水中,使给水水质硬度增大,造成锅炉水冷壁管内结垢,降低了水冷壁管的传热能力,甚至导致锅炉爆管等事故。这不但不安全,同时也浪费大量的燃料及水处理费用。１问题的提出 目前,我国绝大部分火力发电厂对汽轮机凝汽器铜管检漏都是…     

100 MW机组凝汽器酸洗造膜

采用盐酸酸洗及复合铜缓蚀剂造膜工艺对100MW机组凝汽器铜管进行了酸洗造膜,铜管内结垢及腐蚀产物全部洗掉,铜管成膜完整致密。机组运行后,凝汽器没有发生腐蚀泄漏,经运行1年后检查,铜管保护膜仍完好。     

更换大机组凝汽器铜管的简便方法

大机组凝汽器的结构特点是热交换面积大,所用铜管根数多、长度大;其中间管板数量较多。例如:配20万千瓦机组的200-кнс-1型凝汽器采用长度为7890毫米的铜管6532根。配30万千瓦机组的K-15240-2型凝汽器采用长度为8850毫米铜管19592根。为了防止铜管因长度过大而振动,     

1号机组高加疏水及给水调整门堵塞原因分析

国华北京热电厂1号机组的2台锅炉为哈尔滨锅炉厂制造,型号HG-410／9．8ym15,配ABB公司制造的DKEH～IND31汽轮机和wx23Z～109LL发电机。该机组1号锅炉于1998年8月26日进行锅炉整体水压试验,1998年12月2日锅炉酸洗结束,1998年12月25日吹管结束(共     

珲春发电厂凝汽器端差大的分析与处理

珲春发电厂两台100MW汽轮机组,配套N—6815—2型凝汽器,冷却面积6815m~2。额定负荷时凝汽量257t/h,循环倍率60,铜管材料为HSn70—1A(含锡黄铜管)。由于受凝汽器铜管结垢、冷却水质差等因素的影响,凝汽器端差大,经常在12℃左右,1号机凝汽器端差曾高达24℃,影响了凝汽器真空和机组经济运行。1996年初,     

凝汽器黄铜管泄漏原因分析及防腐措施

针对某电厂2号机组凝汽器黄铜管(HSn70-1B)泄漏问题,从铜管的材质、内壁膜特性和垢层及运行工况等方面进行了分析。结果表明,凝汽器铜管泄漏是由于铜管内壁没有形成连续的与基体紧密结合的氧化亚铜(Cu2O)保护膜,凝汽器管内冷却水的流速过低,导致管内壁存在大量沉积物产生点腐蚀而引起。对此,建议采用凝汽器循环泵,提高凝汽器管内的冷却水流速,防止泥沙沉积。同时,保证铜管表面质量,不使用内壁曾经污染和腐蚀或存在碳膜的铜管。     

凝汽器铜管硫酸亚铁低温镀膜再认识

凝汽器的腐蚀泄漏严重影响机组的水汽品质,威胁机组的安全经济运行。凝汽器铜管的防护是火力发电厂的重点和难点,而硫酸亚铁镀膜作为目前国内防止凝汽器铜管腐蚀的常用有效手段一般被广泛采用．实际生产中因为很多条件的限制,硫酸亚铁一次性镀膜并不能真正达到理论上所要求的条件。本文对凝汽器铜管机组启动前的低温镀膜取得的良好效果进行了分析,并浅谈一点自己的认识。     

凝汽器真空低原因分析及处理

凝汽器真空低原因分析及处理淮北发电厂王运民．我厂３号机、是上海汽轮机厂生产的Ｎ１２５一工３５／５５（｝／５５型机组，多年来凝汽器真空低一直限制着该机组的出力，特别是炎热的夏季，机组最多只能带１００ＭＷ负荷运行。为了提高凝汽器真空，过去虽然也采取了不少...     

350 MW机组凝汽器的酸洗造膜

三河发电有限责任公司1号机凝汽器铜管结垢严重，导致机组效率下降，煤耗上升。采用氨基磺酸清洗工艺及复合铜缓蚀剂造膜工艺对该凝汽器进行酸洗造膜后，铜管结垢被完全清除，成膜良好。机组启动后，凝汽器端差降低明显，真空度上升。经核算，经济效益显著。     

电、水、热三联产机组水处理系统优化

以电、水、热联产联供的600 MW某机组为例,介绍锅炉补给水、凝结水和锅炉给水等水处理系统的工艺特点。针对一级除盐再生周期过长、凝结水溶解氧含量高和水汽系统含有联胺等问题,进行了相关技术改造：水处理系统原水采用海水淡化系统所生成的冷凝水,其水质相当于一级除盐出水,实现旁路一级除盐;改变机组补水方式,将补水以及水泵密封水回水位置由原来的凝汽器热井改至凝汽器喉部,并在凝汽器喉部加装雾化喷嘴;转换给水处理工况,将亚临界锅炉给水处理方式由还原性全挥发处理转换为氧化性全挥发处理,将超临界机组锅炉给水处理方式由还原性全挥发处理转换为加氧处理,停止了联胺在电、水、热三联产机组中的应用。经过优化,原系统存在的问题得以解决。     

凝汽器铜管氨基磺酸酸洗与过硫酸钾氧化成膜的工业实践

大同第二发电厂１号机组凝汽器铜管运行中存在着端差大、真空低的老大难问题。通过小型试验,确定了对凝汽器铜管进行氨基磺磺酸酸洗、过硫酸钾氧化成膜的技术方案。凝汽器铜管成膜后,经Ｘ光电子能谱仪对膜质检测,证明已形成了性能良好的保护膜。机组运行后,凝汽器端差由１３０℃降至４．７７℃,达到了华北电力集团公司考核规定的优秀等级（５℃）,煤耗可降低１４８１ｇ／（ｋＷ·ｈ）,机组的安全性和经济性大为提高。     

汕头电厂炉外管道爆漏原因分析

华能汕头电厂2&#215;300MW机组1、2号锅炉由东方锅炉厂制造，型号为DG1000／17．6-Ⅱ型，汽轮机由列宁格勒金属厂制造，型号为K-300-170型，2台机组于1996年底投产并投入商业运行。