1号机组

1号机组（精选12篇）

1号机组 篇1

0 引言

福清核电1号机组RCP系统测温旁路共计15台核一级手动截止阀, 其阀体和阀盖采用螺纹连接, 阀体和阀盖间的密封通过金属垫片保证, 同时施以唇边焊防止介质泄漏 (阀门图纸见图1) 。该类型阀门在1号机组热试一阶段共有11台发生唇边焊泄漏;经阀门供货厂家处理后, 在热试二阶段, 仍有1台发生唇边焊泄漏;缺陷处理后, 在装料后的热停堆平台, 再次发生1台阀门唇边焊泄漏。

RCP系统测温旁路的核一级手动截止阀作为一回路承压边界, 若在机组运行期间发生大规模唇边焊泄漏, 可能带来一回路不可识别泄漏率超标及测温旁路不可用导致的核安全风险。

为避免该类阀门运行期间唇边焊泄漏, 提高机组的可靠性和安全稳定性, 需对此类型核一级手动截止阀进行物项替代。

1 阀门更换方案

1.1 阀门结构

福清1号机组核一级手动截止阀设备RIN码为SJXSSA0050-X----, 拟采用法国VELAN生产的RAMA手动截止阀替代, 该类型阀门在秦山II期和大亚湾核电厂均具有良好的运行反馈。两种阀门的结构如图1和图2所示。

VELAN生产的RAMA手动截止阀相比在役手动截止阀具有如下优点:

1) 阀体阀盖采用一体化锻造, 不需要唇焊;

2) 只有填料一个漏点, 外漏风险较小, 维修方便;

3) 内漏可以直接更换阀座, 较为方便;

4) 阀杆螺母设计有轴承, 操作较为简单。

1.2 更换方案

用法国VELAN生产的RAMA手动截止阀代替在役的手动截止阀需对相应的阀门、管道及支架进行修改。具体方案如下:

1) 将福清1号机组RCP系统测温旁路目前使用的19台核一级手动截止阀进行切割拆除, 根据拟更换的RAMA手动截止阀尺寸对管道进行调整, 并焊接新阀门。新阀门更换后测温旁路管线的总体布置与原设计一致。

2) 焊接热影响区作为焊接接头性能薄弱环节, 重复经受焊接热循环后其性能将进一步恶化。因此, 考虑到原阀门的长度与替换阀门的长度一致, 在原阀门切除过程需一并切除相连管道侧的焊接热影响区。同时为了减少更换阀门的施工时间, 以及在阀门改造时避免增加焊缝, 切割阀门时同时去除焊缝两侧熔合线邻近母材的热影响区。

2 分析评价

RCP系统测温旁路的核一级手动截止阀更换后需要考虑新替换阀门阻力对反应堆冷却剂在测温旁路管线中流量和反应堆冷却剂传送时间的影响, 阀门替换后管道和支承的力学分析以及系统水压试验等方面的内容。

1) 根据调试文件《反应堆冷却剂温度测量回路的流量试验》中的要求, 反应堆冷却剂在测温旁路管线中的传送时间需小于等于1s, 但根据调试文件《反应堆保护系统通道响应时间》的附加说明, 只要超温和超功率反应堆紧急停堆通道响应时间TRT符合6s的安全准则, 反应堆冷却剂在测温旁路管线中的传送时间超过1s仍是可接受的。反应堆紧急停堆通道响应时间TRT由T1、T2、T3组成, 对于停堆命令还包括T4。

TRT:紧急停堆通道响应时间

TRT=T1+T2+T3+T4+T9各部分的意义如下:

T1:探测器的响应时间;

T2:保护通道响应时间, 即从传感器的输出端到停堆断路器的输入端 (失压线圈失电) ;

T3:停堆断路器的打开时间;

T4:钩爪释放的最大时间;

T9:事故分析中考虑的安全裕量。

根据福清1号机组反应堆冷却剂温度测量回路的流量试验报告《反应堆冷却剂温度测量回路的流量试验》和反应堆保护系统通道响应时间测量《反应堆保护系统通道响应时间》中的结果, 使用原类型核一级手动截止阀的测温旁路除三环路冷段外, 均满足流体传送时间不超过1s的要求。虽然三环路冷段的测温旁路流体传送时间不满足1s的要求, 但最终超温和超功率反应堆紧急停堆通道响应时间TRT满足不大于6s的要求。更换的新阀门的阻力系数要求值与原阀门一致, 且测温旁路管线的布置与原设计基本一致, 理论上阀门更换后测温旁路管线上的流量和反应堆冷却剂介质的传送时间可满足设计要求。本文第4章通过模拟仿真的方法对更换新阀门后RCP系统测温旁路中反应堆冷却剂介质的传送时间进行了进一步分析。

2) 根据新的阀门参数 (原阀30.8kg, 重心高120mm;新阀33kg, 重心高110mm) 对相关管道在承受自重、热膨胀、地震、内压等载荷作用下进行了力学分析, 阀门参数变化对应力分析结果影响很小, 各工况下的应力满足RCC-M规范的相关要求。

3) 用于替换的阀门和管道已按照RCC-M要求完成单件的出厂水压试验。新阀门和管道现场焊接后相应焊缝随系统按照RSE-M的要求, 执行在役水压试验以验证其承压性能与密封性能。

3 模拟仿真

3.1 测温旁路最小流量的计算

对每一环路, 测量出AD、BD、CD、DE、FG和GH的长度 (见图3) , 并计算出主管道热段测温旁路管线容积Vh和主管道冷段测温旁路管线的容积Vc, 考虑阀门和安装等因素, 容积取3%的裕量并记录 (Vh*和Vc*) 。

主管道热段测温旁路管线的容积:

其中:d1———AD、BD和CD段内径 (mm) ;

d2———DE段内径 (mm) 。

主管道冷段测温旁路管线的容积:

其中:d3———FG段内径 (mm) ;

d4———GH段内径 (mm)

考虑到传送时间不能超过1s的要求, 计算需要的最小流量:

—在主管道冷段测温旁路上, 所需的最小流量Fcr为:

—在主管道热段测温旁路上, 所需的最小流量Fhr为:

在试验过程中分别关闭热段和冷段测温旁路隔离阀进行冷段测温旁路和热段测温旁路流量测量 (Fcm和Fhm) , 由于热段和冷段测温旁路管线上的流量是分别测量的, Fcm+Fhm之和必然稍大于正常旁路流量的测量值D, 因此, 流量Fcm和Fhm必须进行修正:

Fcc和Fhc必须分别大于Fcr和Fhr, 这样就可以满足每个换料的测温旁路管线中的反应堆冷却剂传送时间小于1s, 以保证温度测量的有效性。

3.2 测温旁路模拟仿真分析

本文通过FLOWMASTER软件分别对福清1号机组阀门更换后三个环路的测温旁路反应堆冷却剂传送时间进行仿真分析, 一环路的模型见图4 (三个环路一致) 。

压力边界分别为主管道热段、冷段和过渡段正常运行时的压力, 阀门RCP100/101/104/105/106VP、RCP200/201/204/205/206VP和RCP300/301/304/305/306VP的阻力系数按照RAMA阀门设计图纸中的L/D (282) 计算, 孔板016DI、018DI和020DI、404KD、405KD和406KD按照设计图纸中的尺寸作为设计输入条件。按照调试报告《反应堆冷却剂温度测量回路的流量试验》中的试验要求, 模拟计算流过流量孔板404KD、405KD和406KD的流量。模拟仿真结果与原试验结果对比见表1。

计算结果显示, 阀门更换后, 一环路和二环路冷段测温旁路管线的流量分别大于验收准则换算出需要的最小流量 (14.877m3/h和15.116m3/h) , 反应堆冷却剂传送时间可满足不超过1s的要求;三环路冷段测温旁路管线的流量小于验收准则换算出的最小流量 (26.674m3/h) , 传送时间不能满足小于1s的要求, 但模拟传送时间较原试验结果小, 最终超温和超功率反应堆紧急停堆通道响应时间TRT应可满足不大于6s的要求。一环路、二环路和三环路热段测温旁路管线的流量均大于验收准则换算出的最小流量, 略小于原现场测量流量, 但满足验收准则传送时间不超过1s要求。综上所述, 经过模拟仿真分析, RCP系统测温旁路更换RAMA手动截止阀后, 反应堆冷却剂的传送时间能够满足设计要求。

3.3 误差分析

对于RCP系统测温旁路中核一级手动截止阀换型后的反应堆冷却剂传送时间, FLOWMASTER软件模拟分析与后期实际试验结果存在一定的误差, 具体如下:

1) 实际试验时在热停堆工况下进行, 试验时各主管道的压力可能与正常运行时主管道各管段中的压力存在偏差;

2) 测温旁路管线上的阀门实际的阻力系数与理论计算结果可能会存在偏差;

3) 模型与实际环路之间的偏差以及仿真软件本身的误差性。

基于上述原因, 虽然测温旁路中反应堆冷却剂传送时间的模拟仿真分析结果满足设计要求, 但在阀门更换后仍需进行相关试验, 以确保实际结果满足设计要求。

4 结论

本文提出了测温旁路隔离阀更换方案, 并对阀门更换后对测温旁路的响应时间的影响进行了分析, 结果显示拟更换的阀门对原设计的影响是可以接受的, 并且为电厂阀门实际更换提供了有力的依据。

参考文献

[1]900MW压水堆核电站系统与设备[Z].

[2]RCC-M-2000版+2002补遗.压水堆核岛机械设备设计和建造规则[S].

1号机组 篇2

****电厂1号机组A级检修进度控制网络图月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日月 日 电气二次开 工006kV21厂用段电源进线,母线PT,进线PT,综合保护装置、控制、测量装置及回路检修、事故按钮检查.直流系统检修.计量系统检修2号发变组保护改造、装置试验及主变、高厂变、高公变瓦斯效验，保护传动。5011、5012断路器保护检修16 17166kV厂用22及公用02段电源进线,母线PT,进线PT,综合保护装置、控制、测量装置及回路检修、事故按钮检查UPS系统装置检修，装置模块检查。2号发变组保护改造、装置试验及主变、高厂变、高公变瓦斯校验，保护传动。5011、5012断路器保护检修31 3215励磁系统接线检查，端子紧固，跨接器、非线性电阻检查，开关量信号核对试验，调节器设置参数检查柴油发电机控制模块，PLC柜外观检查，接线回路检查；变送器效验；CT、PT回路接线检查；46 4715发变组保护相关实验(含发电机短路实验）励磁系统相关实验49 5003161702脱硝改造设备电缆敷设喷燃器改造设备电缆敷设202106242508就地设备安装电缆校线、接线锅炉风烟系统检修323311343510设备传动试运锅炉氧量、风量测量系统检修配合机务拆除现场设备热控0停机101110汽水系统排污门更换高加液位计改造141504锅炉汽水系统检修凝结水系统检修真空系统检修171807石子煤斗料位计更换锅炉制粉系统检修212211点火程控系统、火检系统检修303110配合机务拆除现场设备配合机务拆除现场设备DCS系统修前备份脱硫DCS系统修前备份101110101110给水系统检修循环水系统检修循泵液压蝶阀电源改造252608循泵液压蝶阀取消PLC凝汽器检漏改造吸收塔浆液密度计改造锅炉辅机保护连锁传动MFT传动DEH系统检修ETS系统检修MEH系统检修CV阀控制回路改造4041定子水加碱装置改造4344汽机辅机保护连锁传动0803ETS传动404110锅炉工业电视检修火检冷却风改造4344034748大连锁传动 49500204原、净烟气浊度分析仪更换浆液PH计探头更换氧化风机电机温度接线盒改造精处理钠表改造工业电视视频电缆更换333408除灰控制系统检修除渣控制系统检修电除尘控制系统检修精处理控制系统检修辅控网检修434410精处理保护连锁传动脱硫辅机保护连锁传动阀门传动44 4526汽水系统阀门解体17 1817汽水系统阀门检修吹灰汽源管道改造，疏水改造、炉外管道支吊架调整21－26磨煤机、给煤机及密封风机检修14 1526 2714炉侧疏水改造、汽水管道支吊架调22、24、26磨煤机大修、给煤机及密封风机解体完送粉管道磨损治理送、引风机解体检修；整热风道风门检修17 1817磨煤机油站试磨煤机可调缩孔更换运，热风门传动。42 4316RB试验增压风机热态试验14磨煤机多出口装置更换送、一次风机及引风机回装32 3315烟、风道检修，水平烟道漏点处理低温过热器加防磨罩结束，受热面防磨防爆换管结束，焊口检验合格；受热面管子鳍片9送、一次风机和41 42送、一次风机和引风机检修；引风机静叶装置改造；烟道膨胀节更换引风机油站试运，挡板传动。水压试验43 4412锅炉炉内平台搭设、验收开 工0004 05尾部受热面防磨防爆检查割除燃烧器吊装通道钢结构。03 040304升降平台组装验收完成；省煤器割管取样。水冷壁防磨防爆检查07 080310 1103拆炉内脚手架封人孔门、具备点火条件49 500201炉内防磨防爆检查，割管取样后屏再热器外6圈拆除16 1706受热面割管取样换管焊接、防磨防爆检查缺陷处理；低温过热器加防磨罩未级受热氧化皮检查、减温器喷嘴检查，后屏再热器外6圈拆除风喷3、1号角燃烧器拆除吊装到位。21 2204水冷壁鳍片漏风处理25 260831 32管卡恢复，密封焊接。后屏再热器外6圈安装，取样管恢复；清理炉膛。辅机试运冷风动力场试验锅炉点火50 510146 470347 48RB试验脱硝系统调试58 08水平烟道架子搭设完后屏过热器定位管检修，后屏再热器外6圈安装06割除需拆除的刚性梁；燃烧器吊装装置及滑道完善；燃烧器改造标高定位，割除水冷壁鳍片。2号角燃烧器拆除吊装完成燃烧器外部保温拆除、油枪、等离子部件、一次风弯头、插板门、热控仪表及燃烧器附件拆除。空预器入口烟道拆除、锅炉出口烟道拆除装设临时单轨吊，径向密封片拆除、蓄热元件拆除、隔仓底部格栅拆除，隔条焊接11 12082号角4号角燃烧器吊装拆除完；2号角燃烧器焊接完成。15 1604口吊装，焊接。17 18023、1号角燃烧器焊口焊接；4、3、1号角1-4号角水冷壁鳍片焊接，刚性梁移位安装风吊装焊接32 3311锅炉水冷壁缺陷处理35 363锅炉受热面喷涂42 437动力场架子搭设吹灰器调试40 4116SCR进出口烟道安装，空气预热器出入口膨胀节更换14 151224 25回装蓄热元件，回装密封隔条，回装密封片，重新调整密封，空预器更换永磁耦合器空预器改造收尾工作。预热器间隙调整，空预器吹灰器安装。1002 03空气预热器开孔，装设临时单轨吊02空预器上下轴承检修；空预器润滑油站漏点治理；扇形板提升杆密封治理；减速机检修；转子垂直度检查调整。空预器油站试转小机油动机拆除返厂检修（往返运输）小汽机油动机拆除02 030203 0401轮机汽05 0602修前数据测量部套清理21、22小机通流检查，轴承检修、小机解体缺陷消除21、22小机通流调整小机油系统检修、冷油器解体检修20 211521、22小机扣缸23 2403扣21、22小机前轴承箱26 2703扣21、22小机后轴承箱29 300321、22小机油动机安装21、22小机滤油及油循环36 370721、22小机调门静态试验39 4003小机保温及化妆板恢复46 4707小机试运超速试验小汽机保温拆除19 2013油系统清扫、各部件回装EH油系统检修主调门油动机拆除06 0706主汽门及调速汽门全部解体内部清理打磨配合金属监督检测，阀芯与阀座密封线检查16 1710EH油箱清扫EH油泵、供油系统及管路改造变更24 2508主汽门回装27 2803调速汽门回装34 3507油动机及操纵座复装EH油系统冲洗41 420745 4604油动机活动试验EH油系统油动机及全部返厂部件修复（含往返运输）汽机开 工00拆除化妆板02 0302 联通管移位、轴承箱揭箱、导汽管法兰解体、修前全实缸中心各轴瓦解体、联轴器解体05 0605低、中汽缸揭缸06 070411 12修前数据测量各支持轴瓦解体07 0810 110405低压缸半实缸数据测量高/中压缸修前数据测量高中压下缸回装，半实缸找中14 1516 17心0203高压缸揭缸低压缸动静部套清理、汽缸严密性检查各支持轴瓦及推力瓦检修主机润滑油系统及设备检修洼涡中心调整半实缸初找中心20 210423 2403高/中、低压缸汽封、轴封、通流间隙调整27 28低压缸各部件回装扣缸30 3104高/中压缸回装扣缸33 3403 联通管导汽管回装35 3602 全实缸中心复测低发对轮初找中心低发、发励对轮中心调整发电机密封瓦回装04励磁小轴找正，摆动检查42 430345 46主机盘车49 5039 40隔板中心调整轴瓦垫块研磨集电环#11瓦解体配合发电机抽转子06 0701内部套各部件打磨清理低压缸具备扣缸条件高/中压缸清缸发电机穿转子03发电机端盖封闭#11瓦回装轴承箱封闭03保温及化妆板恢复0425 2619密封油系统及设备检修35 3612主油箱清理、验收、封闭主机冷油器清扫39 4004071～9瓦轴承箱上盖回装主机油循环（油箱）42 4303主机油循环(进瓦)45 4603发电机风压47 480207 08凝汽器等换热器冲洗07凝结水系统阀门检修凝结水系统滤网清理11 121119 2012凝汽器热井清理、闭冷水冷却器内部清理、检修29 3010凝汽器及凝结水系统管道阀门检修43 4414真空系统灌水查漏45 4602向锅炉上水配合水压试验真空系统、闭冷水、凝结水系统水泵解体21、22循环水液控蝶阀油缸解体返厂3台前置泵解体、电泵电机轴瓦检查03 0403真空泵及各冷水泵测量检查清理前置泵清理测量、21、22汽泵轴瓦、推力瓦检查14 151429 3019真空泵和各冷却水泵测量、检查、回装及试运转前置泵回装、电泵中心调整、高加及除氧器清理检查32 331843 4414汽水系统管道阀门检修21、22循环水泵电机拆除，旋转滤网设备检修kVGIS设备、主变、高厂变、高公变检修；炉侧PC、MCC¶Î及就地控制箱检修；炉侧高、低压电动机检修汽水系统管道阀门检修21、22循环水泵和液控蝶阀油站检修、二次滤网设备检修汽水系统阀门回装传动循环水系统通水检查43 4411循环水系统及设备恢复kV21、22厂用段开关、02公用段开关及段检修；6kV封闭母线检修；机侧高、低压电动机检修12 131226 2714kV干式变压器检修、开关传动试验；机侧PC段、MCC段检修39 4013设备见本色；设备传动试验电气一次开 工00热水流试验排氢发电机断引氢冷器检修02 0302拆刷架、集电环 发电机端盖05 060306 0701定子槽楔紧力检查铁芯紧力检查13 1407定子端部绕组及固定件检查；定子端部电气试验；测温元件检查；氢冷器检修后回装21 2208定子绕组及膛内检查清理；定子出线套管检查及出线罩内固定件检查并清理28 2907转子检查清理，转子通风试验 气密试验32 330433 3401回装发电机端盖及人孔门发电机集电环、励磁刷架及刷握检修发电机风压试验45 461247 480249 5002抽转子穿转子启机前氢气置换02 0302除雾器检查、清理增压风机大修14 1512氧化风机检查、换油，增压风机内部及油站检修26 2712各部回装35 3609增压风机校对动叶开度增压风机油站试转，处理缺陷系列石灰石制备系统试运设备卫生清理给料机、皮带机解体球磨机内部及轴瓦检查05 0605球磨机、给料机、皮带机检修石灰石旋流器的清理更换11 1204设备回装、加油、刷漆球磨机油站试运15 1604系列石灰石制备系统试运20 2105给料机、皮带机解体球磨机内部及轴瓦检查25 2605球磨机、给料机、皮带机检修石灰石旋流器的清理更换32 3307设备回装、加油、刷漆球磨机油站检修、试运拆除脚手架封闭底层人孔38 390643 4411脱硫开 工0002 0302吸收塔排浆、清理底部石膏、出入口烟道石膏清理、烟道防腐层检查、修补12 1310搭设脚手架、清理石膏结晶体防腐层检查、吸收塔喷嘴检查石膏脱水设备试运18 1906更换喷嘴、玻璃管道检查、修理，防腐层修复、养护31 321335 3604吸收塔注水、循环冲洗喷嘴喷淋试验39 4004吸收塔放水及二次清理消除渗漏点、封闭人孔石膏脱水设备试运42 4303吸收塔二次注水44 4502增压风机试运辅机试运46 470248 4902冷风动力场试验真空泵、真空皮带机解体05 0605真空泵、石膏旋流器检修三台循环泵、两台扰动泵解体吸收塔事故减温水系统安装14 150920 2106真空泵、真空皮带机解体26 2706真空泵、真空皮带机系统检修循环泵、扰动泵对轮中心找正37 381143 4406设备卫生清扫、刷漆泵体检修、叶轮及口封环修补03 040318 1915吸收塔事故减温水系统试运23 2405捞渣机本体检修02 030222 23捞渣机附属设备检修29 3020各地坑清理43 4414设备卫生清理链条及刮板更换、更换铸石板水封槽检修更换损坏变形的水封槽冷灰斗检查捞渣机渣水循环系统设备拆除07汽轮小机揭缸机定速并网试验图例设备卫生清理02 030210 110820 2110密封装置安装43 4423除灰开 工0003 0403捞渣机液压马达减速机改造增加一套电机减速机埋刮板机检修更换刮板、托轮，修复耐磨板设备试运15 161217 1802紧前工序完成时间设备卫生清理除渣系统试运46 470349 5003紧后工序开始时间设备刷漆、养护43 4426紧前工序1617紧后工序03紧前工序工期埋刮板机试运15 161217 180203 0403设备刷漆、养护43 4426设备卫生清理输灰系统检修04 0508 090415 160722 230743 44设备卫生清理电除尘器各灰斗输灰03阴阳极振打系统检查更换芒刺线更换螺旋线检查更换电除尘振打系统检修21

1号机组 篇3

【关键词】水轮发电机组振动；推力头与镜板；绝缘垫腐蚀

1.电站的概况及主要相关参数

2.故障现象

水轮发电机组振动的振源比较复杂，有水力-机械-电气等因素。因设计与制造，安装，检修及运行等原因，水轮发电机组在运转中的振动是一种普遍现象，不可能完全避免和消除，机组的一般振动不会造成危害，但振动严重超过了允许值，尤其是长期的周期振动及发生共振，会对机组的使用寿命及电站的安全经济运行带来严重的危害。

从以上数据的对比，不能发现，机组在出现振动异常后的1个多月时间内，发电机上导轴承的振幅明显增大，尤其是上导轴承的轴向振幅变化，水导轴承的振幅变化小；而且，机组的振动幅值在不同工况下比较相近，因此，可以初步判断，引起机组振动的原因是机械方面的因素，故障的可能位置在发电机部分，是部件，联接件或支撑的松动引起的。

目前，越南的电力架构主要还是以水电为主，但受季节影响，电力供应在旱季短缺较严重。当前，正值越南旱季，因此，发电站须尽可能确保电力供应，这就要求发电设备完好，即使检修，也要尽量缩短工期。

3.应急处理

从停机后的检查项目结果，并一道分析振动测量的数据，轴向的振动幅值增大很明显，那么推力轴承将是检查的重点。

进一步检查发电机推力轴承，发现推力头与镜板的联接螺栓松动，联接螺栓垫圈下的绝缘垫和绝缘套筒损坏并掉到油槽里。因停机时间的限制，要求尽快修复并投入运行，检修人员重新更换了联接螺栓垫圈下的绝缘垫和绝缘套筒后，恢复上导轴承，并开机试运行后，检测的机组振动参数如下：

不难看出，机组的振动幅值并没有降下来，因此，简单的认为推力头与镜板的联接螺栓松动是机组长期运行或安装时没拧紧造成的，这样的想法是错误的，而真正的原因并没找到。因机组须完成发电量，只好先投入发电运行。但接下来，机组振动又趋增大，在2012年5月3日，检修人员检查了推力头与镜板的联接螺栓，发现螺栓又松动，上紧螺栓后，恢复设备，投入运行。并做跟踪监测，以下是机组运行过程中的振动检测值：

处理了推力头与镜板的联接螺栓后，机组振动有所下降，但振幅还是较大，随着运行时间的延长，机组振动幅值又增大，而且增大趋势很快，估计联接螺栓已经松动。此时，越南南方已进入雨季，设备具备停机检修的条件，因此，必须对推力轴承做扩大性检查。

4.扩大性检查及处理

2012年7月，停机检查了推力轴承，瓦块和瓦面良好，瓦块托盘没有裂纹和变形，承重螺栓没有变形，锁母没有松动。推力头与镜板联接螺栓有松动，推力头与镜板之间的绝缘垫严重腐蚀，如图1所示。

经过一年半的运行，绝缘垫被严重腐蚀，因而机组轴线改变，造成机组振动。随着运行时间的推移，机组的振动将使推力头和镜板的联接螺栓松动，引起机组更剧烈的振动。这才是机组振动的根本原因。

在推力头和镜板之间的绝缘垫是2mm厚的环氧玻璃布层压板，目前，国内普遍采用磨削绝缘垫的办法来调整机组轴线。绝缘垫表面磨削不平整，推力头或镜板之间绝缘垫的接触面不密实，特别是存在局部凹凸区，机组在运转过程中，镜板、推力头极其联接螺栓都会存在弹性变形，因在推力头和镜板及绝缘垫之间存在缝隙或空腔，那么，在弹性变形的作用下，润滑油在缝隙和空腔处产生流动，对绝缘垫产生汽蚀腐蚀，其机理与水介质的汽蚀机理是一样的，而且，油中空气的溶解度比水还要大，对汽蚀的破坏不容小觑。随着运行时间的延长，绝缘垫腐蚀量的增大，造成联接螺栓的松动，使得推力头与镜板之间产生微小相对位移，也会使他们之间的油液不断被挤压或吸吮，加剧了绝缘垫的汽蚀。磨削绝缘垫的平面度越差，局部凹凸区越多，造成推力头或镜板与绝缘垫接触面越小，在绝缘垫被腐蚀后，这种松动现象愈发严重。机组运行的油温增高，也会加剧局部空腔区域的油液的挤压和吸吮。而绝缘垫本身是层叠压结构，在轴线调整时，磨掉了表面组织细密层，也是容易造成汽蚀破坏的因素之一。

因受检修时间的限制，提出以下处理方案，以作应急处理：根据安装的原纪录，绝缘垫机组轴线调整时，在一个方向上，两端的厚度差为0.02mm。更换了新的绝缘垫，用市面上购买到的日本产成品合金钢箔，厚度分别为0.01mm，0.02mm，0.03mm，0.04mm及0.05mm，宽度为100mm，根据需要，选择合理的厚度的金属箔，先将绝缘垫四周垫平，使得推力头与镜板之间的间隙一致，然后，将其中一边垫厚0.02mm即可。

经过以上工艺的处理，恢复设备，机组经盘车后，满足《水轮发电机组安装技术规范》的要求。充水试机，机组启动运行，机组振动指标正常。具体参数如下：

从2012年7月检修处理后投入运行，到2013年8月，机组运行都一直平稳。在2013年9月，运行人员发现机组振动幅值有所增加，而且增加的趋势较大。检修人员于2013年10月1日拆开上导轴承，发现推力头与镜板的联接螺栓有几颗松动，有一颗断裂，分析是2012年7月检修时螺栓扭矩过大或疲劳导致。绝缘垫及金属箔的照片如图2所示。

从照片中可看出，推力头与镜板之间的绝缘垫及金属箔相对完好，这也说明，绝缘垫磨损的主要原因是绝缘垫表面存在凹凸区，推力头和镜板之间的松动或联接螺栓的弹性变形，使得润滑油在绝缘板面上的压力脉动，造成汽蚀腐蚀，同时，绝缘垫的原密实质地的表面，对延缓腐蚀也起到一定的阻碍和延缓作用。

将原绝缘垫装回，根据原始记录更换新的金属箔，回装恢复推力及上导轴承。开机试运行，所测得机组振动值恢复正常。整个检修时间持续16个小时，大大缩短了检修工期。

5.结束语

海门1号机组励磁系统的投运试验 篇4

励磁系统是发电厂最重要的电气调节设备,负责在各种工况下维持发电机电压的恒定。为了检验励磁系统的各项功能是否满足机组正常运行的要求、各项指标是否符合有关标准的规定,以保证该系统安全可靠地投运,在机组投运前就需要进行励磁的投运试验。

以华能海门电厂1号机组(1036MW)为例,介绍大型火力发电机组微机励磁调节器投运试验的主要过程。

1 励磁系统

华能海门电厂4×1036MW工程1号汽轮发电机组为QFSN-1000-2-27型水氢氢内冷却式同步发电机,采用具有高起始响应的自并励励磁方式。励磁系统由励磁变和ABB公司UNITROL5000型数字励磁调节系统组成。

该套励磁系统为双自动通道加2个独立的手动通道,具有4个可控硅桥,每臂1只可控硅,3相6脉冲,以N-1的方式冗余配置,单断口直流开关,额定励磁电压501V,强励顶值电压1002V,额定励磁电流5272A。调节器本身具有低励限制和保护、过励磁限制和保护、瞬时励磁电流保护、TV断线保护、V/Hz限制及保护、电力系统稳定器(PSS)等功能[1]。

2 试验程序

励磁调节器投运试验属于重要的电气试验,需要由专业调试人员编制调试技术方案[2,3,4],以指导和规范试验进行。整个试验必须严格按照试验方案拟定的程序进行,见图1。

由于励磁系统投运试验是大型试验,涉及到运行、安装、调试、厂家、监理和建设等各个部门,因此主体调试单位应将调试方案向所有参试人员进行技术交底,要求所有人员了解试验程序,明确各自分工和职责,安全注意事项。

3 静态试验

在励磁系统静态试验前,要完成二次回路的调试,主要内容是检查整个励磁系统的二次接线及DCS系统的逻辑,保证励磁系统的控制、测量、信号工作正常。

当励磁系统安装完成,具备交流、直流上电条件后,即可进行静态试验。

3.1 系统上电

励磁系统安装完成、绝缘合格后,为励磁调节器上电。检查调节器面板及各个柜子的信号显示正确,检查装置的出厂设定,根据定值单进行有关参数的设定,对需要现场试验的参数进行预整定,并确认A、B套整定一致。进行风机试转并确认转向正确,就地进行灭磁开关的分合及有关操作。

3.2 通道校验

利用继电保护测试仪向励磁调节器注入电压、电流,进行模拟量通道校准,检查各电气量的量程设置。除了电压、电流通道校准,还要检查复合电气量的检查,如有功功率、无功功率、功率因数等的大小、方向。

3.3 调节器给定试验

检查空载、负载方式下发电机电压、励磁电流的给定范围,应该符合规程要求。

3.4 调节器静态限制器试验

UNITROL5000型调节器提供了过励限制(包括过励侧定子电流限制和最大励磁电流限制)、欠励限制(包括欠励侧定子电流限制和PQ限制,其中最小励磁电流限制适用于凸极发电机)、强励反时限保护、V/Hz限制等功能,发电机运行限制区域见图2。

按照定值单(见表1)整定限制器定值,然后利用微机继电保护测试仪模拟发电机过励、欠励工况,使得调节器在各限制边界准确可靠动作,动作误差符合要求,动作信号正确。

3.5 励磁小电流试验

小电流试验的电源可以采用三相380V交流电,也可以采用接引于6kV或10kV高压厂用电的励磁变作为电源,其接线图见图3。模拟负载采用50~100Ω的电阻丝,或者功率2kW,阻值100Ω的滑线变阻器。

试验时用示波器观察不同角度下励磁电压波形,检查各个可控硅可靠触发,六个波头完整一致,见图4。

记录下各个整流柜导通角度从最小变化到最大过程中的转子电压,绘制出特性曲线,见图5。各个整流柜的特性曲线应基本一致。

4 动态试验

发电机定速3000r/min后,即可开始励磁系统的动态试验。动态试验包括空载试验、负载试验及特殊性试验。动态试验主要是通过现场测量、调整有关参数,使得励磁调节器的调节性能达到有关标准的要求,满足机组的安全运行。

4.1 空载试验

4.1.1 定角度试验

在定角度方式下,就地手动开机,通过就地增磁慢慢升高发电机电压到额定值,然后校验发电机电压、电流、励磁电压、电流。

4.1.2 阶跃试验

进行发电机空载时的“电压闭环”和“电流闭环”阶跃响应,阶跃量为发电机额定电压的5%或10%。根据阶跃响应,确定PID调节参数K=500,TB1=18.2s,TC1=1.82s,要求阶跃响应超调量不大于阶跃量的30%,振荡次数不大于3次,上升时间不大于0.6s,调节时间不大于5s。

4.1.3 切换试验

分别进行“电压闭环”与“电流闭环”方式互切试验、A套与B套调节器互切试验,切换过程发电机电压应平稳无波动。

4.1.4 TV断线试验

发电机空载额定电压下,A套TV断线后,调节器自动切换到B套运行;B套再断线,切换到备用通道运行,切换过程不会误强励。

4.1.5 零起升压

发电机零起升压时,发电机电压最大值不大于额定值的110%,振荡次数1次,调节时间不大于15s。

4.1.6 灭磁时间常数测试

灭磁时间常数定义为发电机电压从额定下降到36.8%的时间。空载时,发电机电压保持在额定,在DCS发出跳开灭磁开关指令,测得灭磁时间为2.68s;额定电压下,在DCS发出停机指令,测得逆变灭磁时间为2.41s。可见逆变灭磁时间小于开关灭磁时间,逆变灭磁电压曲线见图6。

4.2 负载试验

4.2.1 校验功率

发电机初次并网带负荷后,进行调节器有功功率、无功功率的校验。

4.2.2 带负荷阶跃试验

发电机带负载时的“电压闭环”和“电流闭环”阶跃响应,阶跃量为发电机额定电压的2%~4%,有功功率波动次数不大于5次,阻尼比大于0.1,调节时间不大于10s。试验波形见图7、图8。

4.2.3 带负荷限制器试验

带负荷工况下,由于不允许进行大范围的有功、无功变化,因此,通过修改限制器的参数使得限制器动作,检验限制器的动作情况。试验结束后将参数改回原值。

4.2.4 甩负荷试验

励磁控制系统应保证在发电机甩额定无功功率时发电机电压最大值不大于额定值的115%。

4.2.5 均流系数

在满负荷工况下(P=1007.9MW,Q=135.0Mvar),检查各个整流柜输出电流,计算均流系数(见表2),要求不小于0.85。均流系数为并联运行各支路电流的平均值与最大支路电流值之比。由于该调节器采用了智能均流技术,可以看出均流效果很好。

4.3 特殊性试验[5]

特殊性试验一般不包含在整套启动调试中,由业主另外委托具电网认可有资质的试验单位进行。

4.3.1 励磁系统建模

目前,新的稳定导则要求稳定计算中发电机采用精确模型,励磁系统采用实测的模型及参数。因此,新建机组投运前均需开展励磁系统建模试验。

试验采用频谱分析仪分析励磁系统的频域特性。UNITROL5000型数字励磁调节器有备用的A/D和D/A接口,可将频谱分析仪输出的白噪声信号连接到调节器的A/D接口,再通过软件设置关联到PID或PSS控制回路的输入口;白噪声经过调节器计算后输出到D/A接口,再输出到频谱分析仪。频谱分析仪通过对输入输出信号的比较即可分析出调节器的频域特性。

除此以外,还要进行发电机阶跃试验的一系列试验。然后再对相关数据进行计算,得出稳定计算用励磁系统模型及参数,并对此模型及参数进行仿真,将仿真结果与实际试验结果比对,验证模型的准确性。

1号机组实测励磁系统模型如图9所示,参数见表3、表4。

4.3.2 电力系统稳定器试验

1号机组励磁采用自并励励磁方式,存在相关的弱阻尼振荡模式,因此,在该机组上投入经过合适整定的PSS,对于抑制相关的机电振荡模式、减小有关线路的功率振荡幅值、提高机组的抗扰动能力、改善电网的动态稳定性,具有显著的效果。

PSS试验在励磁系统建模测试出PSS-2A模型和参数的基础上进行,在1000MW负荷下实测励磁系统无补偿特性,据此对PSS参数进行了优化,使PSS输出的力矩向量对应Δω轴在超前10°和滞后45°之间,并使本机振荡频率力矩对应Δω轴在0°和滞后30°之间,即满足DL/T 650-1998的要求。

然后,通过一系列抗扰动试验,如动态阶跃、PSS临界增益、反调试验等,验证PSS的实际效果。

4.3.3 进相试验

进相试验也是电网要求必须完成的试验项目。试验根据电网调度安排,在电网无功储备较多的夜晚进行。试验前退出失磁保护压板,确定试验的限制条件,如厂用母线电压、发电机端部温度、静稳极限等的极限范围。进相过程严密监视机组参数,做好事故预想。

1号机组进相试验结果(见表5)说明,在90°功角以下,发电机本体温升、发电机电流、厂用电压等不会成为限制机组进相运行深度的条件,且调压效果明显。

5 结语

华能海门电厂1号机组的励磁系统经过静态调试、动态空载调试、负载调试以及特殊性试验,结果符合有关标准的要求,调节器性能能够满足发电机各种工况下运行的励磁要求。

摘要：根据海门1号机组的工程建设的实际情况,介绍大型机组励磁调节器的投运试验过程,重点介绍了静态限制器试验、小电流试验,以及动态空载试验和负载试验内容,并对试验的结果进行分析和探讨。

关键词：自并励,励磁,调节器,投运试验

参考文献

[1]ABB瑞士有限公司.UN5000用户手册

[2]张文斌,兀鹏越.华能海门电厂1号机组整套启动调试报告[R].西安:西安热工研究院有限公司,2009(5)

[3]中华人民共和国建设部.GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准[S].北京:中国电力出版社,2006

[4]中华人民共和国电力工业部.DL/T650—1998大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件[S].北京:中国电力出版社,1998

1号机组 篇5

5月23日下午，望亭发电厂14号机组总结表彰大会在厂影剧院隆重召开，厂长陈海斌、党委书记钱洪根、副厂长齐崇勇、朱卫风、纪委书记、工会主席王振出席了会议。全厂各部门、部室的干部、职工代表三百余人参加了会议。会议由钱洪根主持。

会上，副厂长朱卫风对14号机组大修工作进行了总结，对接下来11号机组小修的质量、安全、进度三大目标提出了要求。副厂长齐崇勇宣读了表彰决定。会议举行了14号机组大修先进标兵、先进集体、先进班组（部室）、先进个人颁奖仪式。

厂长陈海斌在会上作了讲话。他指出：此次14号机组改造性大修比原计划工期提前16天完成任务，机组实现了安全、优质的预期目标并一次启动成功，成绩的取得，凝聚着每一位职工的心血，是广大干部职工上下一心、团结协作、不畏艰难、勇往直前，共同努力的结果。这次大修工作取得胜利，有四条经验值得总结和发扬：精心准备，广泛动员，是大修工作迅速铺开的前提；周密安排，统筹协调，是大修工作有序推进的基础；加强管理，全程对标，是大修工作安全优质的保证；无私奉献、众志成城，是大修工作攻坚克难的源泉。同时，陈海斌指出了大修工作中在安全生产和文明生产方面暴露出的一些薄弱环节。针对本月底的11号机组小修工作，陈海斌提出了四点要求：一是要继续保持并发扬14号机组改造性大修中展现的优良作风，全心全力修好11号机组；二是各部门、专业要高度重视本次小修工作，精心准备，将本次小修看成是提高机组安全性和经济性的重要工作来抓；三是全厂各部门要互相协作，共同做好工作；四是要以本次小修为契机，继续做好对标管理工作。

党委书记钱洪根作了总结讲话。他要求与会的职工代表要向取得先进的集体、个人学习，认真履行经济、政治、社会三大责任；传达学习贯彻好厂长陈海斌的讲话精神。钱洪根强调，11号机组的小修工作是我厂在继14号机组改造性大修工作后的又一场硬仗，小修质量完成的好坏直接影响到机组能否在迎峰度夏时稳发满发，对我厂全年的经济指标有很大的影响，为此，党委厂部号召全厂党员干部职工要以积极的姿态、满腔的热情，上下一心、团结一致，全力投入到

11号机组小修工作中去，安全、优质、高效地完成任务，为完成集团公司、江苏分公司下达的年度各项工作任务做出贡献。

“萤火1”号，奔赴火星 篇6

谁是“萤火1”号号？

“萤火1”号是我国首颗火星探测器。它的名字来源于我国古代对火星的称谓——“荧惑”。因为在夜空中，火红的火星“荧荧如火”。它有时候往东走，有时候往西走，令古人疑惑不解。所以他们称火星为“荧惑”。

“萤火1”号小资料

体重：115千克#大小：长75厘米，宽75厘米（太阳帆板展开将达到7米），高60厘米#轨道：近火星点800千米，远火星点80000千米，大椭圆轨道#设备：2台光学成像仪、1台掩星接收机，2台磁强计探头、1台电子和2台离子分析仪。#任务：探测火星地形、火星磁场、地貌和沙尘暴，并给火星照相、探测火星的空间环境、研究火星表面水的消失机制、揭示类地行星空间环境演化特征。#寿命：2年（在轨1年）。

如上图所示，“萤火1”号装备有：

磁强计：2只磁探头，测量火星磁场。

离子分析仪：2台，测量火星空间离子成分。

星敏感器：2台，用于精确测量，以确定卫星的姿态。

掩星天线：与“福布斯”互传数据。

光学成像仪：2台相机，拍摄火星及其卫星等的图像。

低增益天线、高增益天线：接收地面发出的指令，并向地面传回数据。

太阳敏感器：14块太阳片，用于捕获太阳光，以确定卫星的姿态。

太阳帆板：6块太阳电池板，与锂离子蓄电池联合供电。

“萤火1”号号如何发射？

“萤火1”号将搭载俄罗斯运载火箭飞向火星。它将环绕火星飞行，探测火星的空间环境。与它一同发射的还有俄罗斯的火星采样返回探测器——“福布斯－土壤”探测器。“福布斯”将在火星的卫星“火卫－”上着陆，采集土壤样品后返回地球。

“萤火1”号关键数字录

3.56亿千米

这是“萤火1”号抵达火星后与地球的距离。隔着这么远，地球上的设备要时刻精确地追踪并控制着它，还要进行数据传输，其难度可想而知。要知道，一个信号从地球到“萤火1”号再返回需要40多分钟，而因为传输过程中的衰减，从火星返回的信号强度只是地球上空众多的人造卫星返回信号的千分之一。

－200℃

这是火星轨道的温度，而在长火影（长期的火星阴影）中温度更会低于－200℃。看来，“萤火1”号的抗低温能力绝对是超强的。在这种温度下，探测器的推进剂都会冻结。那怎么办呢7放心吧，科学家已经想出解冻方法了。

8.8小时

当“萤火1”号环绕火星飞行70天后，它将进入没有太阳光的黑暗世界——长火影。在整个探测过程中，它一共要经历7次长火影，最长的一次要8.8个小时。这期间，太阳帆板自然无法工作啦。而“萤火1”号的蓄电池容量又较小①，因此，为了保存能量，只能关闭一些不太重要的设备，进入休眠状态。待长火影过去后，再开启这些设备。对了，“日凌”对“萤火1”号也是一大考验②。届时，火星、太阳和地球处于同一条线上，“萤火1”号和地面的通信将受到严重的影响。

①因为搭载火箭的重量限制，“萤火1”号的蓄电池容量比较小。

②春分和秋分前后，太阳运行到地球赤道上空，距离地球最近。它发出的电磁波对地球的辐射最为强烈，这就是“日凌”。此时，大量太阳辐射的杂波会造成卫星信号传输质量下降甚至中断。

“萤火1”号秘枝特展

休眠与唤醒

“萤火1”号经过11个月的奔波抵达火星后，收拢的太阳帆板要展开，各种电子设备要被唤醒，并开始正常工作。长火影时，一些设备要休眠，随后要再启动……因此，对它来说，休眠与唤醒显得非常关键。

“无磁”上阵

“萤火1”号的一项重要任务是探测火星空间磁场。所以，为了避免受到干扰，它将“无磁”上阵——所有的材料都是无磁的。而对一些工作中会产生磁场的设备也进行了相应的设计，使它们产生的磁场能相互抵消。

“一心四用”

“萤火1”号开始工作后，要“一心四用”呢！太阳帆板要始终对准太阳，以保证太阳能电池最大限度地获得阳光，产生足够的电。天线必须对准地球，以便发送和接收各种信息。各种探测仪器要对准火星，对其拍照和完成各种探测任务。它还要与“福布斯”保持联络，对火星电离层进行“掩星”探测。

潘家口水电厂1号机组推力瓦改造 篇7

潘家口水电厂1号机组是东方电机厂1979年的产品, 于1981年投产发电。原推力轴承使用巴氏合金扇形瓦, 由于巴氏合金瓦存在着承载能力低, 合金熔点低等缺点, 因此容易发生瓦温过高, 甚至事故停机, 直至烧瓦的事故。而在我厂, 推力瓦设计的单位承载能力为4.31MPa, 但实际上在额定水头下推力瓦的单位最大负荷达到4.56MPa, 已超过设计的单位承载能力的5.8%。因此机组在近几年运行中, 一直存在着瓦温偏高的现象:春季瓦温一般稳定在60℃以上, 夏季一般在62℃以上, 经常在报警温度65℃以上运行, 最高达到69.2℃, 并且有逐年上升的趋势 (见表1) 。而巴氏合金瓦设置的停机温度为70℃, 已经非常接近。所以1号机组不得不限负荷地运行, 不仅严重危及机组正常、安全运行, 而且影响经济效益的正常发挥。

2弹性金属塑料瓦的结构和性能

2.1弹性金属塑料瓦的简介:弹性金属塑料瓦又名弹性金属氟塑料瓦 (简称EMP) , 是我国近年研制成功的 (也有俄罗斯制造的) , 设计合理、结构新颖的新一代产品, 具有自动较正与补偿推力瓦型面的作用, 在温度场和压力场作用下, 始终维持楔形油膜的存在, 确保轴承始终在流体动压润滑状态下正常工作, 同时能防止聚四氟乙烯在空冷压条件下的冷流, 提高轴承能力, 经国内多家电站大型机组的数年连续运行证实, 各项性能指标均优于传统的巴氏合金瓦, 达到国际先进水平, 是取代巴氏合金推力瓦的理想产品。

2.2弹性金属塑料瓦的结构:塑料瓦是由摩擦系数很小、抗磨特性很高的聚四氟乙烯板为表面层, 抗振性强、运行中可以波动的青铜丝网和氟塑料构造的弹性层为中间层, 钢质瓦基为底层所组成的新颖推力瓦材料。

2.3弹性金属塑料瓦的性能: (1) 自润滑性能好, 摩擦系数0.04～0.08。 (2) 不需高压油顶起, 可随时冷热启动, 开机灵活方便。 (3) 停机时制动转速可下降到额定转速10～15%, 减少风闸磨损, 解决了电机制动环磨损开裂和石棉粉污染活塞的情况。 (4) 承载能力强, 平均工作比压为6.5～7.0MPa。比巴氏合金瓦提高了60%～70%。 (5) 综合性能优异, 能应付各种特殊的工况如飞逸时, 低速滑行时、甩各种负荷时, 超额115%运转时、以及短时间漏水或断水时, 其瓦温仍正常, 运转可靠性好。 (6) 检修无须刮瓦, 安装调试方便。 (7) 使用寿命大于20年。

2.4弹性金属塑料瓦的技术要求: (1) 产品完全符合J B/T10180—2000《水轮发电机推力轴承弹性金属塑料瓦技术条件》。 (2) 安装时不用改变现有安装尺寸。 (3) 在四块瓦的出油边附近沿径向加工3个同心环, 环槽深度分别为0.05、0.10、0.20mm。 (4) 原有的电阻型测温孔的数量不变, 同时增加瓦面测温点一个, 增加测油膜厚度点一个, 相应在计算机上增加测量点。 (5) 5000小时瓦面磨损量不超过0.05mm。

3更换的必要性

鉴于弹性金属塑料瓦的以上特性, 将我厂推力轴承的巴氏合金瓦更换为弹性金属塑料瓦是十分必要的, 它可以降低机组的推力瓦温, 使机组不再限负荷使用, 在保证安全的的情况下充分发挥出1号机组的最大效能, 创造最大的经济效益。

4更换的可行性

国内不少水电厂早在1991年就完成了将推力轴承的巴氏合金瓦更换为弹性金属塑料瓦的工作, 并取得了很好的效果, 瓦温普遍下降了10℃左右。比如:龙羊峡水电厂、安康水电厂、万安水电厂以及丹江口水电厂, 这些厂家在91年至94年间, 都先后更换了推力瓦, 瓦温普遍下降, 且至今仍然无任何异常。通过以上厂家的实际使用证明:推力瓦使用弹性金属塑料瓦在我国无论是研制开发还是生产都已经是一项十分成熟的、先进的技术。它的优越性很适用于水电厂的各种大型机组的运行。施工中不用更改推力轴承的其它构造, 只需将12块巴氏合金瓦更换即可, 更换工作相对容易些。因此将我厂的1号机组推力瓦更换为弹性金属塑料瓦是可行的。

5更换后的试验工作

5.1空载运行2小时, 至瓦温稳定, 测量各部摆度、振动及瓦温、油温。

5.2在25%, 50%, 75%, 100%的额定出力下测量瓦温、摆度、振动。

5.3正常停机 (30%ne时制动) 。

5.4热启动机组 (停机5分钟后启动) 。

5.5惰性停机 (不加闸停机) 。

5.6关闭推力轴承冷却水运行, 记录机组运行时间, 瓦温、油温上升情况。

5.7在25%, 50%, 75%, 100%的额定出力下甩负荷, 记录各部摆度、振动。

5.8带负荷运行72小时。

5.9长时间停机直接起动试验:停机30天, 在不顶转子情况下机组直接起动升至额定负荷或不超过额定负荷的最大负荷。

6试验后的检查

各种试验完成后, 应抽出推力瓦进行认真、细致地检查, 主要测量每块瓦的瓦面磨损情况, 并做好记录。

7结束语

潘家口水电厂1号机推力瓦于2004年12月更换为弹性金属塑料瓦后, 当时带93MW最大负荷72小时试运行, 推力瓦最高瓦温仅为31.8℃, 较改造前的巴氏合金瓦69.2℃降低了37.4℃, 降低了54.05%, 彻底解决了1号机由于推力瓦温高, 被迫限负荷运行的难题, 提高了机组运行的安全可靠性, 使机组能够发挥最大经济效益。并且减少了运行时的繁琐操作, 减轻了大修时的检修工作量。时至今天, 弹性金属塑料瓦更换已经三年了, 最高瓦温依然稳定在, 因此可以说1号机的推力瓦更换工作取得圆满成功。

参考文献

[1]王建忠, 卢进玉.葛洲坝电厂水轮发电机组技术改造简述[J].水力发电.2002 (6) .

1号机组 篇8

1 基地仪控制与DCS系统PID调节控制方式之间的比较

我厂高低加液位一直采用气动基地式调节仪表,将变送、放大、指示调节、反馈操作定值集中于一个箱体上,可就地直接控制气动薄膜,不占控制盘位置,其工作气源为压力0.14-0.2MPa,干燥、除油、除尘的压缩空气,否则影响基地仪工作效果。实际工作中对于气开式气动调节阀,进行手自无扰切换时必须保证输出压力一致。当输出压力很低或无输出压力时,气动门不能正常工作,此时漏气或堵塞,可能的原因是恒节流孔阻塞、过滤减压阀脏污,喷嘴漏气,手自A/M切换时漏气或堵塞、放大器膜片漏气;当输出压力过高时,引起的原因是喷嘴阻塞、放大器阀座沾污;当输入指示值偏大时,则由于比例平衡不适当需要调整偏位或者指针错位。可见基地仪控制虽然把测量和调节合二为一,减少了盘柜、电缆,却由于各部件的故障率时常导致正常疏水阀的自动调节效果。

改造后取消基地仪,改为DCS控制方式,正常疏水阀全部更换为ABB智能型定位器,具备开关量及模拟量反馈显示功能。危急疏水阀为两位式,具有快开快关功能。以#3高加正常水位控制为例,DCS组态逻辑采用加强型PID调节,两台液位变送器取平均,通过自身PID调节实现水位自动调节,输出4-20MA信号,经电气转换器转为气压信号,控制气动门开关。PID调节原理简单、使用方便、安全可靠。

2 高低加水位测量回路改进后的优点

改造前#1机组高低加均采用液位开关进行水位测量,无液位变送器。浮球液位控制器的工作原理是磁铁固定于一个带支点的轴承开关机构上,当浮球随液位升高时,磁性轴套同时随之升高至磁性所产生的磁场中,磁铁快速吸附在磁性绝缘套外侧,使开关机构动作,当液位下降时弹簧拉回磁铁,开关复位。实际运行中若水位波动大,特别是机组启动过程中投高加时,水位波动大而导致液位开关频繁动作,造成高加解列,也曾出现液位开关结点动作不正常,开关接头处漏水等故障,仅仅依靠液位开关实现水位控制并不安全可靠。

改造后每台高加增加两台EJA智能型差压变送器,低加增加一台差压变送器,变送器汽侧及水侧取样位置保持原基地仪取样位置,以零水位作为基准水位,在DCS内部进行迁移。比如#1高加水位DCS量程设置为-150-15 80mmH2O,就地量程设置为0-1730mmH2O,表示在-150 mmH2O时变送器输出为4mA是最低水位,而在1580mmH2O输出20mA是最高水位。由于高低加变送器的取样位置均设置在高加下部,为了消除附加误差,需要进行负迁移,可以在DCS内部完成,也可以在实际安装位置对变送器拉迁移,实时反映水位真实变化。

此前运行人员只能通过开关状态来判断水位高低,不能监测到水位实时变化趋势,当水位≥88mm高二值报出,开危急疏水阀,当水位≥138mm高三值与上高二或高一的任意开关后发出,高加解列。改造后用液位变送器与液位开关共同实现联锁控制。当高加液位变送器测量值取坎值达到大二值时,或者就地高二值液位开关报警,发出快开危急疏水门信号;当就地高三值液位开关动作与上高加液位变送器测量值取坎值的大一值发出解列信号,保护动作正确率大幅提高。

3 改造后的故障分析及处理

3.1 定位器反馈连杆超出范围,DCS画面无法显示开关量反馈

定位器24V指令电源则由FUM280卡件提供。首先需确定电源正常。对ABB定位器进行自动调整,对于气开式气动门采用正作用方式。调整过滤减压阀使气源输出压力在0.3MPa左右,并适当调整定位器反馈连杆的位置,使开关量、模拟量反馈正常。

3.2 开机过程中未投高加前,#2高加水位突增

此时水位应恒定,怀疑负压侧进气,因H0=H-ΔP/(p'-p")g,差压减少,H0增大,指示值突增。缓慢拧开负压侧排污门,见有水放出则立即拧紧,水位恢复正常。

3.3 开机后#8低加水位指示偏高

缓慢打开变送器正压测排污门,有水少量流出,负压侧无水,可能由于凝汽器抽真空导致负压侧管道水被抽走,此时不能打开平衡门,否则正压侧凝结筒中的水串进负压侧而很难再凝结。借停机机会对凝结筒重新注水,指示正常。

4 结论

1号机组 篇9

关键词：蒸汽发生器排污水阳电导率,蒸汽发生器排污水阴离子,补水

1现象描述

1号机组蒸汽发生器排污水阳电导率自2016年2月1日以来由0.1μS/cm逐渐下降至0.075μS/cm左右, 排污水阴离子 (氟离子, 氯离子, 硫酸根离子和硝酸根离子) 皆小于仪器检测下限。 以2号蒸汽发生器 (1JEA20) 排污水为例, 共经历了2个平台的下降 (见图1) , 分别是2016年2月1日和2月3日。

2原因分析

2.1二回路补给水水质变好

为了查找1号机组蒸汽发生器排污水阳电导率下降的原因, 首先对作为二回路补给水主要来源的1LCU02/03BB001水箱的水质进行了分析。 分析结果表明, 两个补水水箱2月份的氯离子浓度较之前有明显下降, 其它指标变化不大, 说明二回路补水水质变好。 表1为2015年11月至2016年2月的1LCU02/03BB001分析数据:

电站化学科通过离子色谱分析蒸汽发生器排污水阴离子, 2016年2月1日前后, 四台蒸汽发生器排污水阴离子皆小于仪器检测下限。 但是通过查看峰型, 1JEA20排污水的氟离子、硝酸根和硫酸根离子均为0μg/L (未出峰) , 氯离子则在2016年2月1日达到最大后呈降低趋势 (见图2) , 与1JEA20排污水阳电导率2月1日第一次降低相吻合, 即2月1日排污水阳电导率第一次降低是由排污水氯离子降低所致。

1LCU02/03BB001每月分析一次, 根据表1数据, 1LCU02/03BB001氯离子的降低时间为2016年1月13日到2月15日之间, 无法确定具体时间, 但是由于2月1日当天二回路并无其它相关操作, 所以怀疑2月1日蒸汽发生器排污水氯离子的降低与1LCU02/03BB001的氯离子降低有关, 即2月1日排污水阳电导率第一次降低是二回路补水水质变好所致。

2.2厂用蒸汽供应由1号机切换至2号机

2016年2月3日11:00 1LBG80AA101由开信号转为关信号, 厂用蒸汽由1号机切换至2号机供应。 1号机蒸汽损耗减少, 相应的1LCU02/03BB001向1号机组凝汽器的补给水量降低, 从而减少了进入二回路的二氧化碳等杂质总量。 进入系统的杂质量减少, 使得2月3日蒸汽发生器排污水的阳电导率第二次降低。

3总结及建议

综上所述, 2016年2月1日和2月3日1号机蒸汽发生器排污水阳电导率两次下降的原因为:

1) 1号机二回路补给水1LCU02/03BB001水质变好;

2) 厂用蒸汽供应由1号机转为2号机, 导致1号机补水量降低, 使二氧化碳等二回路杂质引入量降低。

同时建议:

1) 加强补水水箱 (LCU水箱) 的水质监测, 当阴离子及TOC升高时, 积极与水厂联系, 要求加强源水处理;

2) 尽快完成LCU水箱隔绝空气技改措施, 以期降低本底二氧化碳;

1号机组 篇10

安全厂用水系统(以下简称SEC系统)是用来将设备冷却水系统(以下简称RRI系统)收集的热负荷输送到最终热阱—海水,同时作为冷却系统的一部分,它又具有安全功能,在正常运行和事故工况下能把从安全有关构筑物、系统和部件来的热量输送到最终热阱。由于和海水直接接触,SEC系统运行环境恶劣,设备负担重,故障率较高,且存在海洋生物入侵的风险,对整个系统的稳定运行带来了挑战。

1 系统运行

1.1 系统流程

每个机组的安全厂用水系统由两个独立且实体隔离的回路构成A、B系列,每个系列有两台并联的100%容量的SEC泵。

在整个SEC系统(两个机组)的起点,由两条DN 1200的钢筋砼内衬玻璃钢管的隧道从杭州湾取水,取水口位于低低海水水位(-5.82m YSD)以下,为CRF和SEC系统共用。

经过近300m的输水隧道后,在进泵房前,两条DN 1200的管道分成了四条DN 750的隧道进入安全厂用水泵房(PX泵房)。海水在PX泵房通过拦污栅及格栅除污机、鼓形滤网等设备去除海水中的杂物。泵房内设有八台拦污栅和格栅除污机,四台SEC鼓形滤网,对应每台鼓形滤网的上游分别配备有一个检修闸门。

鼓形滤网的出口进入SEC泵的吸水暗渠。吸水暗渠分为两格,每两台鼓形滤网的出口与一格暗渠相连,两格暗渠中间以双隔离阀隔开,平时关闭。在暗渠中设有搅冲管冲沙以防止泥沙沉积。每格暗渠与两个机组的各一个系列相连。

SEC泵出水管沿GA沟进核辅助厂房的NE/F区之后,为了防止贝类、水母等有机物的滋生,海水先经过贝类捕集器再进入RRI/SEC板式热交换器。

每条回路的SEC管先排入溢流井,然后排入钢筋砼管道(GS),最后汇入CRF系统的排水井(CC)排至最终热阱———海水。一个机组的一条钢筋砼排水管(GS)能排出两个机组的排水量。对每台机组,每个系列的溢流井之间设有连通孔以保持未运行的SEC系列处于充水状态。

为防止水生物的侵入,在取水头部或泵房的拦污栅前投加Na Cl O溶液,抑制和杀死海水中的有机物,并在RRI/SEC板式热交换器之前加设贝类捕集器,防止贝类、水母等有机物的滋生对板式热交换器的危害。

在系统所有的管路上,考虑水的流速大于自清流速(0.5m/s),使泥沙在整个系统中不沉积,最终排入大海。

1.2 系统重要性分析

安全厂用水系统的重要性及在该类事件中可能造成的后果本系统为RRI系统进行冷却,RRI的重要的用户有主泵、上冲下泄、PTR乏池冷却、DEG、RRM、RRA系统等。一旦发生SEC完全丧失,RRI系统受到较大影响,其后果非常严重,需要立即向退防状态后撤。

安全厂用水系统全部丧失所造成的后果与机组初始状态有关。一般说来,需要分析两种工况。当机组处于功率运行热停堆或者中间停堆时,余热排出系统没有与一回路相接通,反应堆的衰变热应由二回路旁通排放系统导出。另外,当核电厂处于中间停堆、冷停堆、换料或者维修时,余热排出系统与一回路相接通,反应堆的衰变热由余热排出系统导出。本文将不对上述两种初始状态时,SEC系统全部丧失所引起的瞬态过程和与之有关的H1规程进行分析。

2 海洋生物入侵导致故障的案例介绍和分析

2.1 大量水母涌入导致红沿河H12号机停堆事件分析

2.1.1 事件介绍2014年7月21日,红沿河二号机组在满功率运行,由于大量水母涌入H1/2CFI取水口,03:32主控发现H2CFI031/032TF压差异常上涨,00:37跳泵,导致汽轮机跳机,冷凝器真空恶化,反应堆自动停堆(C8+P10+冷凝器不可用)。4:02,H1号机因同样原因跳堆。后经专业人员打捞,海面水母数量呈减少趋势。

上述事件中提到的CFI系统为海水粗过滤系统,该系统的运行情况直接影响下游CRF等系统的可用性。辽宁红沿河核电厂地处渤海辽东湾东海岸地处厂址近岸海域为三类海域功能区,执行三类海水水质标准。在对海水水质的监测中,发现因受到沿岸生活污水、农业污水和养殖污水排放的影响,海水中的活性磷酸盐和无机氮的部份监测值均高于三类海水水质标准的相关要求,海水存在富营养化的趋向。

2.1.2 结合秦二厂1、2号机组情况分析与上述海域不同,秦二厂所处的杭州湾海域潮流急,潮差大,悬沙含量高,大部分海水水质指标远超三类。

取水口附近海域底层有机质含量极低,海水透明度小,真光层薄,盐度低,营养盐含量高,溶解氧充分,使得浮游植物种类虽多,总量不多,且个体偏小。因极不稳定的底质环境使绝大部分底内、底上和附着生物无法栖息、居留,浮游动物存量一般。以致取水口附近资源贫瘠,种类组成简单。

秦二厂相关系统受到海洋动、植物无征兆大量涌入的可能性不高。秦二厂海域濒临钱塘江口,为河海混合的水域环境,半咸水、淡水和少数的外海广布种以及随潮流泛起的底栖性单细胞藻类构成浮游植物种群结构的多样性,其中微小型以及个体偏小的浮游植物占很大比重,从而更能适应取水口附近海域潮流剧烈运动的物理特性。随着近年来沿岸工业和生活污水的大量排放,秦二厂附近海域富营养化程度的不断提高,取水口附近可能会因赤潮生物的繁殖积聚而形成一定规模的“水华”。所以在特定季节,运行应密切关注主控相关报警,加强对PX泵房设备的巡检。建议有关处室定期加强海洋环境水质的监测。

2.2 大量水草涌入导致秦二厂3号机降功率事件分析

2.2.1 事件概述2011年6月20日因钱塘江上游水库放水导致大量杂物垃圾堆积并进入取水口,同时由于3号机组CRF格栅除污机运行效果不佳,3CRF循环水鼓网附着大量水草杂物,鼓网内外水位差过大,以及疲劳损伤的累积,导致鼓网销子断裂停止转动,海水流量下降;

因常规岛生水系统3SEN进气(由3CRF泵出口取水),常规岛闭式循环冷却水3SRI温度快速上涨,3号机组被迫从660MWe降功率到350MWe,停运循环水B泵进行检修处理。到6月24日海水杂物影响已经较小,3号机组逐渐恢复满功率运行。

秦二厂取水口相距并不远,3号机组发生该事件时,1、2号机组取水口附近海面上也漂浮了大量水草、垃圾。由于大量杂物的涌入,SEC和CRF系统的格栅除污机、鼓网相继出现高水位差报警,格栅除污机能持续钯出较多垃圾。主控派现操在PX泵房值守,保证报警对应列的格栅除污机及时手动运行。同时密切关注格栅除污机、鼓网、反冲洗泵等泵房各设备的运行情况,发现故障及时通知维修进行处理。

2.2.2 3、4号机取水口介绍及与1、2号机取水口差异3、4号机组的取水口头部正好处于一个海水回流区,见图1,暗渠伸入海水的距离为30m,离岸边较近,容易导致漂浮物的汇集。

1、2号机组伸入海水的距离为80m,由于3、4号机组的取水口设计原因,易形成漩涡而导致漂浮物被吸入格栅。

2011年7月5日,测绘船绘制了海底尤其是取水头部的地势结构和堵塞情况,见图2、图3。取水头部堵塞严重,1、2号机组取水口聚集了零星的水草、树枝及垃圾等漂浮物,3、4号机组取水口聚集了大量的水草、树枝及垃圾等漂浮物。

2.2.3 结合秦二厂1、2号机组情况分析虽然取水口布置和海面涡流等原因,1、2号机组取水附近外来生物比3、4号机少,除污压力小,在此次3号机降功率事件中未发生类似的情况。

但并不意味着无相关风险,以1、2号机SEC系统为例,仅在2003年,就发生6起鼓网销子断裂故障。2003年后维修对1、2号机SEC系统各鼓网靠背轮上的两根销子,陆续进行了加粗更换,对固定鼓网地脚螺栓的钢片增大了面积和厚度,增加了钢片上地脚螺栓的数量,但是鼓网或格栅除污机相关故障偶有发生。

SEC系统相关设备因腐蚀或疲劳故障,均在秦二厂运行、维修的可控范围内。但如遇到大量海洋生物的入侵,将使故障处理十分被动。如1、2号机取水口附近海面生物过多,长时间逗留,来不及清理等,将有可能持续损害运行设备,延长对故障的处理时间,损害经济效益。

3 降低海洋生物入侵风险的措施

1)建立防止海洋生物入侵的应急响应预案;

2)雨量充沛的季节加强监视,及时发现异常和设备缺陷。如有必要请专人在现场待命;

3)及时检修或改造有隐患的设备、零部件等;

4)定期对附近海域进行水质监测,分析监测结果;

5)与在附近海域进行泄洪的河道管理部门建立联系,要求其在泄洪前根据河道动、植、杂物情况,酌情向秦山核电基地汇报;

6)如发现取水口附近海面上动、植、杂物较多,有可能影响机组安全稳定运行时,及早对海面漂浮的水藻、杂物等进行收集、处理。

4 小结

SEC系统为核安全相关系统,本系统的长期正常稳定运行,对于整个机组的安全性,经济性有着重要的意义。系统内设备工作环境恶劣,故障率高,存在海洋生物入侵的风险,可能会影响机组的可用性。对该系统应加强关注,对于已经存在和可能发生的故障,应从内因及外因等方面进行分析,防患于未然。

参考文献

[1]安全厂用水系统手册[S].中核运行二厂,2005,5.

[2]陈红卫,等.格栅除污机缺陷原因分析及应对措施[J].设备管理与维修,2010(3):51-53.

[3]苗学良,等.某核电厂鼓型旋转滤网斜拉筋断裂原因[J].腐蚀与防护,2013,11,34(11):1041-1043.

水果黄瓜——昌研1号 篇11

昌研1号是南昌市菜科所育成的全雌性系水果黄瓜,属无限生长类型,植株生长势强,根系发达,茎秆粗壮,分枝性中等,节间短。较耐低温、弱光。早熟,第一雌花节位3～4节,单性结实性强,以主蔓结果为主,每节坐果1～2个,果期较集中,侧蔓结果性也较强。果实无瓜把,圆筒形,果长约15厘米、横径2.6厘米,果实顺直,畸形瓜少。果皮深绿色,光滑无刺,肉厚、心腔小,口感脆嫩甘甜。果实维生素C含量21.0毫克/100克,可溶性糖1.86%。田间表现抗白粉病、霜霉病。商品果整齐度好,单果重80～90克,种子千粒重32克。亩产量5000千克左右。适于在江西、湖北、安徽、江苏、上海、福建等地进行大棚春季或秋季栽培。

2. 栽培技术要点

①栽培季节。昌研1号黄瓜以保护地栽培为主,在江西春季大棚栽培,2月中下旬采用营养钵育苗,3月中下旬定植,4月中旬开始采收;秋季栽培,8月上中旬播种,8月底至9月上旬定植,9月底开始收获。

②培育壮苗。春季宜催芽播种,待芽长0.5厘米时即可播入营养钵,盖好小棚保温。出苗后晴天加强通风降温,夜晚注意保温。秋季利用遮阳网育苗,防止形成高脚苗。注意病虫害防治,如有病虫为害,应及时用药。

③施肥整地。大棚以修建在地势高、排水好,土层深厚、肥沃的地块为宜。每亩施充分腐熟有机肥3000千克、三元复合肥30千克、磷肥25千克。采用深沟高畦方式栽培,畦宽(连沟)1.3～1.5米,畦沟深20～30厘米,春季栽培畦面最好覆盖地膜,并采用滴灌方式栽培。

④定植。春季苗龄30天左右,秋季苗龄25天左右,应及时定植,春季选晴天定植,秋季选阴天或晴天傍晚定植。每亩定植2000～2400株,株距35厘米。栽后浇定根水,秋季栽培的应连续浇2～3次水,促进幼苗成活。

⑤田间管理。缓苗后蹲苗5～7天,促进根系生长,以后小水勤浇,保持土壤湿润。幼苗生长前期,可用稀薄粪水肥追施1次,促苗生长;拉蔓期可亩施10～15千克三元复合肥;采收期每隔15天左右施1次肥水,促进果实生长,同时可叶面喷施氨基酸微肥3～4次。植株拉蔓后及时搭架绑蔓,将下部侧蔓全部剪除,第六节以上开始留瓜,中部每节可留1～2个瓜,侧枝可留1个瓜后打顶。当植株生长到大棚上部时应及时摘心,促使回头瓜生长。加强大棚通风换气,使棚内温度白天保持25～30℃,夜晚15～18℃。

⑥病虫害防治。黄瓜霜霉病应及时摘除病叶,并用霜霉威、克露或霜脲锰锌、瑞毒霉锰锌等防治。细菌性叶斑病可用琥胶肥酸铜、络氨铜、可杀得、农用链霉素、新植霉素防治。灰霉病可用速克灵、多菌灵、甲霉灵等防治。蚜虫、温室白粉虱利用黄板诱杀,并选用吡虫啉、啶虫脒、菜喜等防治。美洲斑潜蝇可用阿维菌素、乐斯本防治。

⑦及时采收。当果实长14～15厘米、粗2.5厘米,花已开始凋谢时即可采收,用剪刀或小刀割断瓜柄,采后轻拿轻放。

小云峰水电站3号机组蜗壳焊接 篇12

蜗壳的焊接包括蜗壳各节纵缝、环缝、蜗壳与座环之间角焊缝焊接。无论是组合纵缝, 还是安装环缝焊接其要求如下。

1.1 所有焊缝在焊接前均要进行100～120℃的预热, 整个焊接过程中被焊焊道均不低于预热温度。

1.2 焊缝点焊用的焊条、定位焊缝的预热等要求与正式焊接相同, 当定位焊缝开裂时, 应将开裂处彻底清除研磨后重新再进行点固焊。

1.3 所有焊缝原则上均采用分段退步焊接 (但在盖面层时因焊缝收缩量小, 可以采用不分段的直通焊接) , 分段长度一般为200～400 mm。

1.4 所有焊缝的装配间隙为2～4 mm, 当局部 (或整条) 装配间隙大于4 mm时, 应先在坡口一侧补焊, 补焊完后才允许整条焊缝进行封底焊接。

1.5 全部焊缝均采用多层多道焊接。在多层多道焊接中, 单焊道的宽度不大于15 mm, 焊层厚度不大于4 mm。分段焊接时, 各层、各道的接头应相互错开30～50 mm。1.6所有焊接原则上均在正面焊缝焊接完成后再用电弧气刨对背面焊道进行彻底清根、研磨干净, 并经MT检验合格后, 方能进行背面焊缝的焊接。焊接完成后按要求进行后热。

2 凑合节纵缝焊接

当凑合节瓦片在蜗壳现场安装组对后, 首先焊接凑合节的组合纵缝。焊接前应将纵缝按每段200～400 mm的长度平均分成几等分, 从第一层开始直到盖面层的找平层为止, 均进行如图1所示的分段跳焊。

凑合节组合纵缝焊接完成后进行后热, 后热工艺为:从100～120℃, 再升温至200～220℃, 然后经过1 h保温 (200～220℃) , 最后进行降温。当温度降至室温并经过24 h后才能进行无损探伤, 无损探伤合格后再进行凑合节第一条环缝的焊接。

3 凑合节环缝焊接

凑合节第一条环缝采用对称分段退步焊, 第二条环缝属于封闭焊接, 焊接应力很大, 需采取特殊的焊接工艺措施并严格遵守焊接工艺规程。焊接工艺措施如下:

从第一层焊道开始焊接直至焊接全部完成, 每条焊缝均由4名焊工完成, 4名焊工按X轴和Y轴界线分成焊接区段, 同时再把各区段分成同等长度的若干对称退步焊段, 为避免在焊接第一层焊道时产生裂纹, 故在封底焊时宜采用叠焊方法, 并且第一层焊缝应连续完成。从第二层焊道开始直至盖面层焊道之前, 均采用多层、多道、对称、分段、退步焊接。

在每层第一条焊道的焊接中, 4名焊工尽量以同样的焊接工艺参数进行对称焊接, 力求在同一时间内完成同一层焊道的焊接;每条环缝焊接过程最好连续进行, 中断焊接前最小焊接厚度不得小于蜗壳板厚的2/3。

从第二层焊道开始到盖面层焊道之前, 在每层焊道焊接完成后, 立即采用风动工具对焊缝进行锤击 (锤头应呈半圆形, 其半径不小于5mm) , 锤击方向应沿着焊接方向成矩形运动, 通过锤击使熔敷金属得到延伸, 释放应力, 从而有效地减小或消除应力, 避免出现裂纹。焊缝完成后, 按工艺要求进行后热, 后热工艺同纵缝焊接。

Ⅰ～Ⅳ表示前进方向, 1～4表示焊接方向

凑合节第二条环缝的无损探伤应在焊缝焊完并后热冷却24 h后进行, 对怀疑有延迟裂纹的部位应在72 h后再进行复探。

4 蜗壳与座环之间角焊缝焊接

焊接时先焊接下部环向焊缝, 后焊接上部环向焊缝。上下环向焊缝均先焊外侧 (即非过流面) , 然后在内侧彻底清根、研磨, 并经MT检验合格后再焊接内侧焊缝。上下环向焊缝焊前先在焊缝边沿画上分段线, 并标明焊接方向, 由4～6名焊工同时进行分段退步焊接, 外侧的焊缝应连续焊完, 不可中间停顿, 参与上下环向焊缝的所有焊工应做到在同一时间内进行同一层的同一焊道的焊接。因此焊工应以尽量相同的焊接工艺参数 (焊条直径、焊接电流和焊接速度) 进行焊接, 以保证在同一时间内完成每条焊道的焊接。上下环向焊缝焊接完成后, 进行后热, 后热处理工艺与座环组合缝后热处理工艺相同。

上下环向环缝的无损探伤应在焊缝焊完并后热冷却24 h后进行, 对怀疑有延迟裂纹的部位应在72 h后再进行复探。

2号机蜗壳焊缝无损检测结果如下:

所有焊缝在背面清根、打磨后按要求均进行了磁粉探伤, 全部满足要求。

所有焊缝均进行了100%UT检查。其中纵缝一次合格率99.6%, 环缝一次合格率97.8%, 质量属于优良。

总结

良好的焊接工艺是质量保证的前提, 小云峰水电站3号机蜗壳焊接时做到事前组织参建各方对厂家所提出的焊接工艺进行详细讨论, 集各方所长, 形成切实可行的焊接方案, 并经厂家认可, 在施工中严格执行。

摘要：小云峰水电站安装4台单机容量为2.5MW的混流式水轮发电机组。蜗壳为Q345D钢制, 钢钣厚为16～36mm, 共29节, 总重23.5t。蜗壳的焊接均预热, 预热温度为100～120℃, 焊接采用分段、退步、对称焊, 焊后进行后热处理, 后热温度为200～220℃。通过实践认为:良好的焊接工艺是质量保证的前提。

关键词：蜗壳,焊接,后热,无损检测,水电站

参考文献

[1]水轮发电机组安装技术规范GB/T8564-3000