浅谈1000MW超超临界火电机组中低压旁路阀内漏问题的优化改造

汽轮机旁路系统是与汽轮机并联的蒸汽减温减压系统,主要由旁路蒸汽管道、阀门、控制系统及执行机构组成,其作用是将锅炉产生的蒸汽不经过汽轮机而引到下一级压力和温度的蒸汽管道或直接引入凝汽器。文章介绍了1000MW超超临界火电机组中低压旁路阀内漏问题的优化改造情况和使用效果。     

330MW供热电厂汽包炉水位测量及改进措施

维持汽包内的正常水位是保证锅炉和汽轮机安全运行最重要的条件之一。当汽包水位过高时，蒸汽空间缩小，蒸汽会大量带水，蒸汽品质恶化，甚至会引起管道和汽轮机内产生严重水冲击，造成设备损坏；水位太低又可能会造成下降管进汽，以致破坏水循环，水冷壁超温，甚至造成严重的设备损坏事故。因此加强对水位的监视和调整有着至关重要的意义。     

中压锅炉汽包水位计的误差分析

锅炉汽包水位是锅炉安全运行的极为重要的参数，锅炉运行中汽包水位过低将给锅炉和汽轮机的安全运行带来严重的威胁，汽包水位过高会引起蒸汽品质恶化，容易造成过热器管内积盐垢，使过热器管子损坏，严重时会引起蒸汽管道和汽轮机产生水冲击，汽包水位过低将可能引起水循环破坏，使水冷壁管超温过热还可能造成更严重的设备损坏事故，所以锅炉运行时汽包水位的测量的准确性与可靠性极为重要，目前对汽包水位的实际水位测量尚无很好的方法，原因是锅炉在运行中汽包水位存在大量气泡，这时汽包中的水实际上是汽水混合物，其重度很难测定，汽水界面十分不清晰，我国锅炉汽包水位测量大多采用联通式水位计（玻璃管和电接点）和差压式的水位计及电容式水位计这些方法显示的不等于汽包内的真实水位，而是重量水位。所谓重量水位，就是假想汽包中汽水完全分离。水位是下部饱和水与上部饱和蒸汽时的汽水界面位置。运行时玻璃管水位计和地位水位计有明显的误差。     

1000MW机组塔式锅炉再热蒸汽汽温偏差的原因分析和调节方法

分析1000MW机组塔式锅炉再热蒸汽温度偏差产生的原因,提出了改善此类现象的思路,并通过实际案例介绍,为解决其他同类型塔式锅炉的汽温偏差问题提供参考。     

10CrMo910钢再热蒸汽管道剩余寿命评估在国产200MW机组中的应用

某电厂1号机组再热蒸汽管道在运行15万小时进行定期检验时发现弯管鼓包,且组织有劣化现象。为了确保管道安全运行,对鼓包管进行原因分析及预防措施的研究,同时对管系进行材质老化程度鉴定,以确定管材性能及剩余寿命。     

电站锅炉炉膛出口烟温偏差的原因及防治措施

锅炉在运行中常出现炉膛出口烟温偏差较大的现象,不仅导致其后部的过热器汽温出现热偏差,还导致部分管壁出现超温的现象。本文根据实际的趋势以及理论的计算,分析出温度偏差的原因并提出改进的措施。     

锅炉水击事故危害与预防

水击是由于水突产生的冲击力，使锅筒或管道发生振动而产生音响的一种现象。水击产生的机理主要有以下几种：一是水的惯性与具有可压缩性的气体（空气或蒸汽）作用，发生振荡，产生巨大的冲击力；另一种是蒸汽遇到水或低温管道，部分热量被迅速吸收凝结成水，体积突然缩小，赞成局部真空，引起周围介质高速冲击；再有一种是流动的水突然遇到障碍被截断（如循环泵突然停止），由于水的惯性对障碍物和管道产生巨大的冲击。水击事故多发生在锅锅筒、省煤器和汽水管道内。如不及时处理，会损坏设备影响锅炉正常安全运行，严重的甚至可能造成人身伤害事故。     

关于石油天然气管道安全管理存在问题及应对策略

石油天然气管道的运行时间通常时间越长,发生老化腐蚀化的现象也会越多,而且违章建筑的占压现象越来越严重,现象形成的原因较为复杂,给石油天然气管道的正常、安全运行带来很大影响。要促使石油天然气管道的有效生产运行,必须要对现阶段石油天然气管道生产运行过程中存在的相关问题有全面了解,且能够结合实际,制定出相关的措施,以确保石油天然气管道的顺利运行。     

#6机组低负荷锅炉壁温超温原因及处理方法研究

河北西柏坡发电有限责任公司三期2×600MW超临界机组系北京巴布科克·威尔科克斯有限公司按美国BW公司SWUP系列锅炉技术标准生产,#6炉低负荷(30~350MW负荷)运行过程中后水冷壁引出管(壁温5、6)、中间混合集箱靠右后位置处超温,机组负荷升高则超温现象消失。文章对#6机组低负荷锅炉壁温超温原因及处理方法进行了研究。     

超超临界锅炉水冷壁壁温异常的原因分析

针对垂直管屏超超临界锅炉的结构特点,结合首台超超临界锅炉的调试,运行经验,分析了超超临界锅炉水冷壁壁温异常的原因,阐述了一些对于水冷壁壁温的影响因素.     

锅炉减温器裂纹原因分析

为了保证发电锅炉机组的安全运行,维持稳定的蒸汽温度非常重要,因为蒸汽温度过高会使金属的许用应力下降,危及发电锅炉机组安全运行。过热蒸汽、再热蒸汽温度在锅炉运行中受许多因素的影响,其温度波动是不可避免的。为保证机组的安全、经济运行,必须装设可     

田集发电厂1号炉末级过热器连续爆管问题分析及应对措施

田集发电厂1号锅炉在水冷壁泄漏停炉抢修后的启动过程中末级过热器发生连续爆管。通过对爆管的管样进行检查、试验及分析研究，判断其爆管原因是由于管内氧化皮剥落造成末级过热器管堵塞而引起的超温爆管。在采取相应的运行调整措施后，避免了连续爆管现象的发生，确保了机组的安全经济稳定运行。     

600MW超临界锅炉启动过程中主汽温偏高问题分析及对策

文章主要针对600 MWDG1900/25.4-Ⅱ2Ⅱ型锅炉的超临界锅炉启动过程中主汽温偏高问题进行有效的阐述,分析其原因和应对解决措施。针对本厂使用的国产600 MW机组直流锅炉启动时蒸汽温度偏高的问题分析,认为主要原因在水冷壁产生的蒸汽量太小,最后提出控制总风量、启动给水流量、加强燃料控制、提高给水温度和提高一二次风风温、制定完善的配煤计划等措施。     

做好检修，保障锅炉安全运行

锅炉在运行中会产生受热面的结垢、腐蚀、变形、超温、磨损、裂纹和疲劳等缺陷。以及堵灰、结焦现象的出现，使锅炉的出力和效率下降，严密程度的降低和材料使用期限的缩短，这不仅会影响锅炉运行的安全经济性和正常供汽，降低设备的使用寿命，而且是锅炉设备事故的祸端。通过及时的检查和检修，就能及早地发现锅炉在使用过程中产生的新缺陷，也可以查证锅炉原有缺陷经一段时间使用后有无进一步的扩展和变化。找出其扩展和变化的规律和原因，采取相应的处理措施，从而诊断锅炉继续使用的安全可靠性，使设备的技术性能得到正常发挥，确保锅炉运行的安全性和经济性。     

炉顶罩壳穿墙管超温、露烟分析与研究

保温是锅炉设备中的重要部件,合理的保温结构和良好的施工是保证锅炉机组正常运行的必要条件,保温的基本作用在于对锅炉本体、管道和烟风道等进行绝热保温、减少散热损失,在处理保温结构、选取保温材料以及进行保温施工时,应充分注意到绝热、膨胀、密封和外表保护等一系列基本条件。本文主要针对锅炉炉顶罩壳漏灰、穿墙管处超温、漏烟现象进行分析和研究,并总结出一种杜绝以上问题再次出现的行之有效的技术方法,大大提高了机组工作效率,保证机组正常运行。     

油田注汽锅炉炉管过热研究

油田注汽锅炉在实际运行中,往往会因为供给锅炉的燃油（气）突然压力升高等因素;导致火量过大而造成蒸汽温度过高,锅炉炉管过热。锅炉火量绝对过大长时间持续后,最终会形成二类传热恶化,直接导致炉管过热而爆管。在注汽井出现串层等突发状况时,注汽压力突然下降,导致炉管内产生过热蒸汽,锅炉给水中所含的杂质析出并粘附在炉管内壁上,最终形成炉管结垢。通过对炉管过热现象的研究,采取相应的措施减少炉管过热现象的发生频率,可有效地避免注汽锅炉爆管事故的发生。     

金湾发电公司#3、#4号炉炉管技术改造总结

金湾发电有限公司#3、#4号炉为1913t/h超临界一次中间再热直流循环锅炉,是上海锅炉厂有限公司生产的第一批的600MW超临界直流锅炉。原设计计算对管材抗蒸汽氧化温度校核无标准可循,又无使用经验积累,导致部分受热面选材偏低,长期处于超温运行状态。文章对金湾发电公司#3、#4号炉炉管技术改造进行了总结。     

高效超超临界机组再热热段温度选型

本文主要研究高效超超临界机组再热热段温度选择,通过对相关管道材质SA335-P92的研究,以及对超超临界机组锅炉再热器出口运行温度控制的分析,认为提高再热蒸汽温度到620℃(汽机入口)是可行的,提供温度后所带来的风险可以合理规避。     

浅论汽轮机水冲击事故

一、汽轮机水冲击的概念 汽轮机水冲击。即水或冷蒸汽（低温饱和蒸汽）进入汽轮机而引起的事故，是汽轮机运行中最危险的事故之一。此类事故在国内外时有发生。会造成严重后果．因而要求锅炉和汽机运行人员予以高度重视。一旦发生此类事散，必须正确、迅速、果断地处理，以免造成汽轮机设备的严重损坏。 首先是关于汽轮机发生水冲击的现象有： 1．主再热汽温10分钟内下降50℃或50℃以上：     

关于锅炉过热蒸汽温度控制系统研究

自从我国实施改革开放政策以来,社会整体经济得到发展,发电企业技术上有着显著提高。目前我国部分发电厂均采用流化床锅炉对材料进行加热发电。但是由于锅炉在正常运行时,受到蒸汽流量、燃烧工况、进入过热器蒸汽的热焙、流经过热器的烟气温度和流速等因素影响,造成蒸汽温度过热扰动,严重影响锅炉使用过程中的温度变化。现通过从锅炉设备介绍、蒸汽过热系统结构概述方面来对锅炉过热蒸汽温度控制系统进行的分析和设计。控制系统采用串级控制来控制减温器喷水量以提高系统的控制性能。喷水减温作为调节汽温的手段,根据汽温偏差来改变喷水量。通过改善来对锅炉温度进行有效控制,保障锅炉不会因温度变化造成整体工程的延误。