电站锅炉无损检测技术（共10篇）
电站锅炉无损检测技术 篇1
当今时期, 针对发电站锅炉装置在遵照特种设备管理规定所实施的规范检测中, 最普遍应用的无损伤检测工艺方法有六种, 它们基本上都是依托对电磁波、声波或金属结构成分分析进行检验。一段时间以来, 声音传播技术和电磁技术研究得到了很大的提升, 它们在特种设备无损伤检测工艺中的运用和其相关仪器设备的成功制造都极大地推动了锅炉无损伤检测技术的实施和发展。依据这些年购入的数台新型无损伤检测设备都已经历了电厂锅炉检测试验并取得了理想效果, 下面谈一谈本人在实际检测工作中收获的体会和有关几种新应用工艺技术的强项和弱点。
1 超声相控阵测验工艺
相控阵测验属于超声波测验的一个类型, 其探头内包含有若干个晶片, 任何一个晶片的激活时间均可独立控制, 并且确定好声束轴线及焦点等数据。相控阵测验能够运用超声波束在任何一个对应部位测验较为复杂的立体图形, 还可用一只相控阵探头置换数个各种方位的常用探头。过去因为相控阵机构繁琐而且投入较大, 因而导致其在特种设备无损测验领域的使用很难普及。最近一个时期以来, 我国科学技术水平不断提高, 各种设备装置的制作成本持续下降, 这就极大促进了超声相控阵测验工艺在工业生产行业中的普及运用。比如, 在汽轮机叶片连接部位及涡轮圆盘区域进行检测、铁路列车轮轴检测, 还有核电站检测等项目。当今时期, 相控阵检测方法在针对锅炉的无损检测运用不是特别普及, 然而, 在针对某些关键部位检测的过程中具有相当程度的运用。比如, 针对锅炉换热部分的盘管和与箱体连接的孔桥区域检测。锅炉检测规程中已有明确要求:对于锅炉换热器、二次预热器出孔箱体连接管孔桥区域适合采用超声波检测从而判断其内表面有无裂缝出现。然而, 箱体连接管孔桥区域过热盘管, 二次预热器管排列紧密, 进行常规超声波检测时, 其测试探头没法实现来回移动测试, 因而达不到所要求的精细检测标准, 所以, 没法实现有效利用超声波进行检测的目标。而相控阵测试工艺能够依托软件不断更新换能器片排列方式, 使其发出的波束方位及焦距连续发生改变, 由此达到无需改变探头位置即可将所有焊口实施彻底检验。基于此, 必使电站锅炉箱体孔桥区域检测的精确度大幅度增加。经过实践检验, 此种检测过程是非常成功和有效的, 而且获取了理想的检测结果。另外, 相控阵工艺在电站锅炉厚壁焊口测验中运用也有广阔的市场。尽管如此, 因为相控阵测试设备和其所使用的探头成本还相当高, 现在在电站锅炉检测中还没有条件完全用相控阵测试仪器替换常规数字式超声测试装备。
2 低频电磁检测工艺
低频率电磁测验过程系运用一套装置来激活探头且在需测试的管壁上引进一束低频电磁信息进行检测的方式。在检查到存在问题的部位时, 引入探头的信息一定出现变化, 所以可以察觉异常情况的存在, 而且能参照引入信息的个性表现判断问题程度的大小。西方国家某企业曾经运用低频电磁探伤设备实施针对锅炉的测试已有数年历史。他们对外界发布的资料信息说, 截止到现在, 在整个国际行业内运用过低频检测工艺实施测试的危险性锅炉设备已达150多套。低频电磁检验系统系最近一时期从国外购入的, 我们特种设备检验所是第一个从外国生产企业购入该型低频电磁测试装置的职能部门。依托数次的试验探讨, 我们都有力的验证了低频电磁测试工艺在应用于电厂锅炉测验中具有较佳的性能表现。
3 超声导波检测工艺
电厂锅炉所安装的气液相管路纵横交错、纷繁复杂, 不容易做到在常规检测时达到百分之百的测试。特别是针对四类特型管道进厂原材料的测试过程, 现时阶段仅能够就焊缝具体情况实施抽样检查。另外, 由于具体安装部位的局限性, 使某些区域的管段在使用普通测试设备检测时, 由于探头本身构造的原因根本无法实现预定的检测目标, 比如进入炉墙内的管段。现实新应用的超声导波先进检测工艺能够圆满地处理好此类问题, 导波属于超声波的一个单独类型, 导波在板体结构中传送时, 其声波贯穿整体壁厚, 传送跨度大而且强度降低有限, 在实施测试时, 没有必要对整个板面结构展开透射。经过数次实践检验证实, 超声导波测试能够测验出一米多深度的介质结构内部异常情况, 而且测试结果与实际相符, 能够达到很高的精度。
4 超声衍射时差测试 (TOFD)
超声衍射时差测试工艺系最近一段时期才提倡并推行的一类先进工艺, 它所具备的特殊优越性是能够实施对厚度很大的管壁焊口的测验过程。并且能够精准地测验出异常部位的具体情况。还能够完成整个测量内容的详细记录, 不可能留下测量盲区, 问题检出比率很大, 测试结果相当理想。我们国家于2007年组织了该项测试工艺的行业学习培训活动, 且在后续的阶段陆续引进此种技术, 并且对其检测过程规定了相应的测试规范, 另外这些管理规范也处在持续完善和应用阶段之中。
结语
电厂锅炉装置属于工业生产的动力型装备, 它的安全稳定工作直接关系到整个发电厂的优质、高效生产过程。科学、快捷、精准的锅炉设备无损伤测试是保障锅炉安全生产的有效手段。它不但可以促使危险系数很大的锅炉运行装置实现长周期优质、稳定、高效、安全的经济运行, 还可以有效地减少和杜绝各类恶性安全生产事故的发生。在电厂锅炉无损伤测试实施过程中, 必须严格遵守相关的规范和基准, 恰当选用各种类型的无损伤测验方法。要针对现实众多重型超临界限电厂锅炉陆续使用的现状, 必须对无损探伤测试实施更高水平和更严格的操作, 以圆满达到测试的效果。
参考文献
[1]质技监局锅发 (1999) 202号, 锅炉定期检验规则[S].
[2]李衍.大厚度容器接管焊接接头的相控阵检测[J].无损检测, 2008, 30 (12) .
[3]李衍.钢焊缝相控阵超声波探伤新技术[J].无损探伤, 2002, 26 (03) .
浅谈锅炉水质检测技术发展现状 篇2
摘 要：文章阐述了锅炉水质检测的必要性，介绍了水质检测的常规方法与指标，常用检测方法包括了样品复验法、平行样分析法、比对验证与能力验证，主要指标包括了水硬度、水碱度以及pH值。接着分析了存在的问题和不足，锅炉水处理的忽略、水结垢处理的不到位、防腐问题重视不足、设备验收流于形式以及专业技术人才的缺乏，并有针对性地给出了提高锅炉水质检测质量的建议。
关键词：工业锅炉 水质检测 方法指标 检测质量
中图分类号：TG115.28 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2016）05（b）-0050-02
1 锅炉水质检测的必要性
在日常的工业生产和社会生活中，工业锅炉是一种必不可少的设备，为人们的生活带来了诸多便利。由于工业锅炉自身存在着一定的危险性，并且承受着高温高压等复杂苛刻的工作条件，一旦发生事故，将会给人民群众的生命财产安全造成不可估量的损失。锅炉检测是一项较为复杂的工作，不仅工作量大、情况多变，且对于检验的质量有着较高的要求[1]。
在工业锅炉的运行中，热量的输送与动力的提供，都离不开水的作用。未经处理的自然水中，往往含有较多的杂质，直接使用会给设备造成结垢、渗漏、腐蚀乃至爆炸等后果，严重时甚至会造成人员的伤亡。水质中所含的钙、镁等离子，会形成大量的水垢，锅炉传热效率因此大大降低。在实际检验中，必须严格执行相关的标准规范，从而达到对安全事故的有效预防和控制。
2 水质检测的常规方法与指标
2.1 检测方法
2.1.1 样品复验法
抽样检测待检的水质，做好副样的保存与登记编号。然后由复检人员对所保存的副样再次进行检测，并对比分析两次检测的结果。应保证良好的副样储存环境，操作过程小心仔细，复检工作应在规定的时间内完成。
2.1.2 平行样分析法
对于任何一批需要检测的水质样品，都要按照样品数量的10%～20%，进行平行样检验。当样品的数量过少时，应增加相应的检测比例。对于锅炉水质检测结果的分析，应当综合考虑水质情况、仪器的准确度与精度以及允许的标准偏差限值等因素。一般来说，样品的稳定性越好，偏差限值的控制也越为严格。
2.1.3 比对验证与能力验证
比对验证是较为常用的验证手段，包含了内比对与室间比对两种。其中，内比对既可以是同一个人采用不同的仪器或方法，也可以是不同的人之间进行比对，能够有效估计因检验人员与方法所产生的随机误差。室间比对是对于系统误差而言的，针对的是检验分析的过程。在条件允许的情况下，还应积极参与行业能力考核，评估实验室锅炉水质检测的技术水平[2]。
2.2 检测指标
锅炉水质检测的常用指标主要有3种，即水硬度、水碱度以及pH值。水硬度是一项极为重要的指标，在锅炉水中指的是所含该镁离子的总含量。一般来说，水硬度的数值越小，意味着结垢的可能性越低。水碱度指的是水中能接受氢离子的物质含量，过高的水碱度会造成碱性腐蚀，因而需要维持在一定的范围内。pH值指的是氢离子浓度的负对数，是衡量溶液酸碱性的重要指标。
3 存在的问题和不足
3.1 锅炉水处理的忽略
工业锅炉的水处理，有着不可替代的重要性，是锅炉水质合格的重要保障。由于锅炉使用情况的不同，加上操作管理人员缺乏相关的锅炉水处理经验，容易使锅炉产生结垢、腐蚀等情况。不仅会对锅炉的安全运行产生较为严重的影响，甚至会对人身安全造成伤害。在实际情况中，一些企业对于水处理的重要性认识不足，缺乏专业的设备与技术人员，导致水质不合格的现象比比皆是。
3.2 水结垢处理不到位
在工业锅炉的使用中，很多企业对于水处理和排污工作不够重视。加上工作人员对锅炉设备的特性缺乏了解，对于运行过程中的一些重要环节处理不到位，水硬度、水碱度等指标无法及时获取，对于锅炉水处理工作造成了严重的影响。从而导致了锅炉水垢的增加以及能耗的增大。
3.3 防腐问题重视不足
锅炉腐蚀产生的原因很多，对于锅炉的安全运行与使用寿命影响较大。选用腐蚀性的原材料，会损害锅炉的过滤设备。同时，氧腐蚀现象在工业锅炉中时常发生，对于容量小而又缺少除氧设备的锅炉来说，更容易发生腐蚀。此外，一些锅炉的使用具有季节性。当锅炉停用之后，如果不采取有效的保养措施或措施不到位，都会导致锅炉腐蚀的产生[3]。
3.4 设备验收流于形式
在进行锅炉检验时，检验人员往往把工作的重点放在了锅炉主体的验收，从而忽略了配套的水处理设备。一些责任心较差的检验人员，甚至完全不考虑最基本的水处理环节。工业锅炉的使用水，能否满足相关国家标准的要求，设备的运行是否正常，都无法做出准确的判断，更谈不上水质的合格率。
3.5 缺乏专业技术人才
就目前的情况来看，工业锅炉操作人员兼职从事水处理工作的现象较为普遍。由于缺乏了专业的理论知识，一方面未能全面掌握水质检验与水处理的原理，另一方面对于水处理设备的使用不熟悉。不仅降低了水处理应有的效果，更会对锅炉的正常运行产生不利影响。
4 提高锅炉水质检测质量的建议
首先，应提高对于水处理工作的重视程度，在锅炉用水之前，强制执行水处理的操作。其次，锅炉结垢会对其自身的传热性能产生很大的影响，不利于锅炉的正常运行。应当重视锅炉结垢的问题，加大检验工作的力度，狠抓水质检验与处理工作。再次，充分认识防腐工作的重要性，尽最大的努力消除腐蚀介质，并积极做好锅炉停用期间的防锈蚀工作。同时，加强对水处理设备的监督检验，通过对使用单位开展经常性检查，以保证设备的完好与使用效率的提高。此外，加强专业性技术人才的培养力度，努力提高其专业知识与技术水平。以确保检测结果的准确性，保证锅炉水质的质量达标。
参考文献
[1]曹发治.工业锅炉水质分析的质量控制[J].科技创新导报，2014（31）：77.
[2]陈守栋，乔杰.论水质检验与处理对工业锅炉重要性的分析[J].城市建筑，2012（5S）：111-112.
电站锅炉无损检测新技术研究 篇3
1 超声相控阵检测技术
是目前发展较早的一种无损检测技术, 其技术原理是, 通过多辐射单元阵列组成雷达电磁波相控阵, 控制聚焦方向, 获取聚焦区域内信息。超声相控阵检验技术在医疗领域应用较广泛, 但系统过于复杂、固体传导困难、费用较昂贵等原因, 在工业领域应用水平仍较低。近年来, 竖着电子与计算机技术飞速发展, 超声相控阵检测技术逐渐成熟, 已被应用于热疲劳裂纹等机器零部件物理变化检测之中, 在火电站锅炉关键部件故障检验中发挥一定的作用[1]。相较于普通超声波检测, 超声相控阵检测技术通过阵列, 可实现精准定位, 结合数字技术与DSP技术, 精确与延时性能大大提高, 大大提高的检测效用, 扩大了适用范围, 现已可满足锅炉多个部位焊接点检测, 评估焊接质量, 鉴别是否留有缝隙等;适用于管道、锅炉附件、设备折角处裂纹检测, 但其应用水平仍有待提高, 定位与精确性尚无法满足实际应用需要。如针对部分管线密集区域, 定位、精确性大打折扣。超声相控阵检测技术在电站锅炉规则零件检验之中, 已初步实现了全自动化[2]。
超声相控阵检测技术拥有广阔的发展前景, 但价格昂贵、技术尚不成熟, 大规模应用尚有待时日。
2 超声导波检测技术
超声导波是超声波的一种, 传输距离远、速度快, 适用于检测大型部件内表面、复合材料板壳检测, 导波其具体机理与特性尚不明晰, 限制了该技术的发展应用。
电站锅炉管道繁多、结构复杂, 部分管道采用常规检测方法效用低, 而超声导波半衰期小, 对于路径复杂管道有较高的适应性。超声导波检测技术目前主要应用于输油管道检测, 后者长度长、弯曲度小、管径较大, 非常适合应用超声导波技术检测。国内部分电站已开始装备超声导波检测系统, 主要应用于四大管道检测, 探伤符合率可达80%以上, 但尚不能应用于小型管道伤情探查[3]。超声导波检测技术逐渐向系统化、小型化发展, 但距离大规模应用尚需时日。
3 射线检测
射线检测是利用射线穿透性探伤技术, 据材料的理化特性, 需检测目标, 选择合适的透照方式, 可满足基本的探伤需要。射线检测技术, 据射线的性质与来源, 其适用性存在较大差异, X线探伤机能量约为50~450Kv, 可穿透<50mm钢板单面进行透照, <20mm钢管双面透照。γ射线是目前应用较广的射线检测射线源, 工作效率高, 适应范围广, 适合现场作业, 但γ射线对人体损伤较大, 底片质量低, 针对部分伤情需应用加速器。目前, 射线检测仍为电站锅炉一线无损检测技术, 目前研究较少, 存在被淘汰的风险。
4 漏磁通检测技术
该技术已基本成熟, 被广泛应用中于电站锅炉管道腐蚀缺血检测, 其基本原理是, 利用自带的特殊磁铁, 磁化被检部位, 若没有缺陷, 则产生一个均匀分布的封闭纵向磁通回路场, 若存在缺陷, 磁通路变窄, 磁力线发生变化, 磁阻增大, 部分磁力线传出覆盖表面, 出现漏磁场。仪器两端探头可通过检测漏磁场, 将信号转化为数字信号, 反馈检测点情况, 如伤情位置深度、宽度、大小等。目前, 该技术已初步实现自动化, 传感器技术相对成熟, 软件性能齐全, 性能稳定, 技术可靠, 误差低, 是一种理想的检测小部件缺陷的无损检测技术。
漏磁通检测技术也存在诸多缺陷:1) 对材料的磁化性质有一定要求;2) 并不能检验材料内部缺陷;3) 不能检测表面有涂料材料;4) 不适用于复杂元件;5) 不适合开裂元件。随着电站锅炉设备向大型化、集成化发展, 漏磁检测技术在电站锅炉检测中的适用范围越来越狭窄, 其技术优势并不突出。
5 涡流检测技术
涡流检测技术是一种针对锅炉系统的检测技术, 其系统主要构成包括涡流检测仪、检测线圈与其它辅助装置, 主要检测途径是:1) 远场涡流技术检测内外部腐蚀所致缺口、蚀坑与厚壁变化;2) 定期系统性全面检测。以加拿大开发的远场涡流管道腐蚀检测系统为例, 其具有较高的灵敏度与分辨率, 探头针对性强, 且可以互补, 并可对信号实现初步的降噪[4]。
6 金属磁记忆检测技术
金属磁记忆检测技术是一种针对磁性材料, 探查应力集中性疲劳损伤的技术, 其技术原理是利用磁性材料在受载中产生的磁状态不可逆特性, 应用磁记忆检测仪对焊缝进行快速检测, 巡查应力集中部位, 而后对此部位进行硬度测试、表面磁粉检测等无损检验分析, 排查裂纹、材料结构变化。金属磁记忆检测技术, 主要适用于锅炉中应力较高区域, 这些地方易因应力作用, 产生腐蚀开裂等疲劳伤, 也适用于高温分布区域检测, 以评估目标区域在高温作用下蠕动损伤程度。
7 小结
电站锅炉的质控是一个系统性工程, 在制造、安装、日常监测过程中, 均需要进行大量的无损检测, 据质控需要与质控条件, 应选择合适的无损检测方法, 如在元件制造与锅炉按照过程中目测、射线、超声非常必要;在锅炉日常无损检测中, 重点排查腐蚀、磨损、开裂、材料退化、热蠕变等损伤, 主要技术包括自动超声、红外线热成像、漏磁检测、硬度检测、光谱分析等技术;对于大型超临界、超超临界电站锅炉, 则需应用系统化复合无损检测技术。努力分析无损检测技术的技术原理, 开拓创新, 是每一个电站检修人员的责任和义务。
参考文献
[1]王永兵, 侯静, 李志国.超声相控阵检测技术研究进展[J].中国化工装备, 2012.
[2]李衍.标准超市相控阵检测技术[J].江苏锅炉, 2011.
[3]石小何, 井然, 严有琪.超声导波检测管道缺陷的实验研究[J].化工装备技术, 2014.
电站锅炉无损检测技术 篇4
关键词：电站锅炉管座角焊缝无损检测
0引言
电站高压锅炉中，熔化焊接管座角焊缝占有很大的比例，对这些角焊缝进行有效的检测是质量控制的重要环节，现行的技术规范、标准对接管座熔化焊角焊缝的无损检测都给出了要求。如《蒸汽锅炉安全技术监察规程》规定：对pw≥3.82MPa的锅炉，集中下降管角焊缝应做100％射线探伤或超声波探伤；每个锅筒和集箱上的其他管接头角焊缝及其打底焊缝，至少应做10％的无损检测。其中，就涉及到如何选择检测样本和选择何种无损检测方法以最合理地反映出受检总体的质量状况的问题。目前，在实际检测过程中，选择抽查样本及检测方法时还普遍存在较大的随意性。为了改善目前的这种状况，我们在这方面进行了积极有效的尝试。
1检验样本的选取
对管座角焊缝按要求进行一定比例的无损检测，选择抽查样本时通常做法是基于如下几方面因素的综合考虑，即：宏观检查的初步结果；机组运行期间的运行状况对部件安全的影响；等等。这种选取样本的方法存在最大的问题就是只有当部件中的缺陷发展到一定程度从而存在宏观表征的管座角焊缝才可能被选中以做进一步的检验，缺陷已初步形成而未有宏观表征的管座角焊缝很可能漏检。为了解决这一现实问题，我们将金属磁记忆检测(MMMT)的方法引入管座角焊缝的检验。
电站锅炉中大量使用的金属一般都为铁磁性材料。此类材料中存在缺陷或其他原因引起局部应力集中时，会产生很高的应力能。在应力能的作用下，其内部磁畴在地球磁场中产生畴壁的位移甚至不可逆的重新排列，产生磁弹性以抵消应力能的增加，从而在应力集中区形成微弱的“漏磁场”，表现为金属的磁记忆特性。经过对采集信号的放大、处理后，可显示出材料中的应力集中部位及强弱，从而方便地查找出可能存在缺陷的部位。这就是我们应用金属磁记忆检测选择管座角焊缝抽查样本的物理基础。
利用金属磁记忆仪对角焊缝进行检测时，只要参数选择得当，在没有应力集中的部位，屏幕上的磁记忆信号应该有周期性且均匀显示，当存在一定程度的应力集中时，仪器屏幕上会出现明显的有一定宽度的突变信号。根据现场检验实际经验，建议对管座抽查选择的样本应该包含所有存在明显磁记忆突变信号的角焊缝。
2管座角焊缝的表面质量无损检测
对管座角焊缝表面缺陷进行探测主要采用的方法有渗透和磁粉探伤两种，并且，应尽可能优先选择磁粉探伤。
磁粉探伤时，为排除伪缺陷的干扰，保证探伤仪与工件表面的良好接触，探测前应磨掉角焊缝及其边缘的氧化皮、油漆、锈蚀等直至出现金属光泽，并将咬边等表面宏观缺陷修磨干净。
电站高压锅炉熔化焊角焊缝所连接的材料很多时候为异种钢材，由于材料成分相差较大，特别是当Cr与Mo元素含量相差较大时，磁粉探伤过程中磁痕往往易偏向显示于某一侧的熔合线上。此时，可应用渗透探伤对熔合线上磁痕的真伪进行辨别。如渗透探伤没有显示，则可以排除缺陷的存在。如果渗透探伤仍有缺陷显示，则需进一步以超声波或射线探伤方法予以确认。
3管座角焊缝内部质量无损检测
电站高压锅炉存在大量规格φl33mm和φ108mm接管的安放式管座角焊缝，对于管径大于或等于这两种外径的接管座角焊缝可以采用射线探伤或超声波探伤方法检测。接管外径小于上述尺寸的管座角焊缝一直是无损检测的难点，一般用超声波探伤进行检测。
3.1接管外径大于或等于108mm的管座角焊缝内部质量无损检测对于接管外径大于或等于108mm的管座角焊缝进行射线探伤，主要目的是为了检测出角焊缝中是否存在坡口未熔合、根部未焊透等缺陷。
射线探伤时，由于焊缝长度、宽度范围内透照厚度变化较大，必须采取适当的方法进行补偿，通常采用的方法是异速双片法：为了保证坡口未熔合、根部未焊透等缺陷的最佳检出效果，在进行探伤前，应充分了解焊缝结构特点，并有针对性地选择透照方向；角焊缝透照周向位置一般采用“钟点”定位法定位，工件上12点位置应打上低应力钢印，以便分析缺陷位置、性质并做出适当的处理，同时，评定底片时要注意影像畸变、位移对缺陷显示的影响。
目前，有关管接头角焊缝射线透照方法与验收条件在我国还未有自己的标准，实际应用中一般可参考英国BS及德国DIN等标准的相关内容。
电站锅炉中接管外径大于或等于108mm的管座角焊缝进行超声波探伤通常可参考JB4—73 0—1994《压力容器无损检测》的有关规定，共有5种探测方式，可根据工件的实际状况选择其中一种或几种方式实施检测。但始终应坚持如下原则：以直探头检测为主，直探头检测不到的区域，采用斜探头检测；检测时必须充分考虑角焊缝中可能存在的各类缺陷，并使主声束尽可能垂直于焊缝中的危险缺陷，以保证危险缺陷能被检查出来。
3.2接管外径小于108mm的管座角焊缝内部质量无损检测由于下述三方面因素的存在，接管外径小于108mm的管座角焊缝的超声波探伤一直是检测的难点，这些因素包括：管径小，探伤面曲率大，容易造成声束扩散使得灵敏度降低；管壁薄，声程短，近场干扰较大；为保证尽可能大的扫查范围，探头折射角大，从而容易产生变形波。
经过实验室研究和现场验证，对于接管外径不大于108mm的管座角焊缝，超声波探伤时我们选择小晶片、小前沿探头(晶片尺寸6mm×6mm较为合适，探头前沿长度10≤5mm)，探头频率选择5MHz，此时最小可检出缺陷尺寸约为0.6mm。检测时必须使用至少两种不同折射角的探头：为检出角焊缝上部区域的缺陷，一般选用K=2.5～2.7；但检查根部缺陷时，考虑到端角反射问题，选用K=0.7～1.5，以提高根部缺陷检出能力。检测前为保证探头与工件的充分耦合，探头底面应修磨成圆弧面。
扫描速度调整、DAC曲线的制作所采用的试块选取DL/T820—2002标准的DL—1试块。
探测焊缝层间缺陷与根部缺陷的灵敏度选择依据不同的基准。探测焊缝层间缺陷时，以DL—1试块中由1mm×15mm的通孔为基准。对于接管壁厚为8mm的管座角焊缝，其探伤灵敏度一般选择为φ1mm×15mm，—12dB。探测根部缺陷以相同规格管内部1.5mm深沟槽作为启始灵敏度。
检测过程中，一次波标记点前出现的反射波均为缺陷波。如果二次波在内壁上的转折点在焊缝外侧，反射点位于焊缝中，该反射波可判为缺陷波；如果二次波在内壁上的转折点在焊缝里面，该反射波不能判为缺陷波。
4结束语
电站锅炉无损检测技术 篇5
1 锅炉承压管道相关概述
火电厂发展期间, 锅炉往往承受极大的压力, 是高能量输出机组, 同时受到自身重量的影响, 必须严格的按照使用标准规定进行使用。在锅炉运行期间, 由于锅炉承压管道的内径比较大, 这便很容易引发一系列问题的出现, 这会给整体压力管道的安全运行带来直接的影响。立足于管道内部的热能力标准, 锅炉承压管道自身的抗压性必须与其建设要求相符合[1]。对于其内部存在的热动力, 还徐璈进一步的将其确定下来, 并且依据发电设备的结构形式将运行标准确定下来, 最终保证在运行中有充足的热动力存在, 以此来维持设备的安全运行。为此我们可以认为, 锅炉的安全性, 能够将发电厂的安全运行能力直接的反应出来。
2 无损检验技术相关内容介绍
随着科技的不断发展, 锅炉的检验技术也得到了一定的更新与发展, 尤其锅炉承压管道无损检验技术的研发, 为使用设备的检验等创建了良好的条件。依据当前设备的应用理念, 其检测技术一旦存在着缺陷或者不全面的地方, 那么必将给设备维修与检验的质量带来负面的影响。通常较为常用的检验方式有几种, 即:超声检测、磁粉检测、射线检测以及液体渗透检测。在实际应用过程中, 需要根据不同层次的故障情况选择恰当的检测方法进行检测。而锅炉内部检验中, 无损检测存在着一定的特点, 如:非破坏性特点、检验全面性特点以及检测全程性特点。
其中非破坏性特点主要为了能够确保检修的层次性, 同时还能够确保检测物质在使用中不被损坏, 保持着原有的结构性质, 达到全面设施建设的目标[2]。
检测全面性特点主要在对故障进行全面检测的过程中, 确保能够做到真实有效的检测, 从而保证检测的整体效果。
检测的全程性特点主要为, 在锅炉承压管道无损检测的过程中, 对原材料实施全面的检测, 并且根据机械加工情况, 展开恰当的拉伸、弯曲以及压缩等方面的操作, 确保管道内部的原始结构能够达到规定的标准要求。与此同时, 锅炉压力管道在正常的运行中也能够与规定的标准要求相符合。该应用过程, 需要针对无损检测中的多个检测层次结果要求实施检测操作, 并且确保其自身结构具有完整性的特征。
3 锅炉承压管道无损检测技术的现状与发展分析
电站锅炉的承压部件主要包括:省煤器、集箱、锅筒以及过热器等压力容器, 同时也包括一些连接压力容器的管道。通常, 制造过程会给设备的部件质量带来直接的影响, 同时后期的运行状况也会受到直接的影响。为此, 应用无损检测技术, 对保障锅炉部件的制造质量方面有着积极的意义。除此之外, 在安装期间, 焊缝以及焊接接口的好坏也会给承压部件的运行带来极大的影响。
首先, 电站锅炉承压管道制造过程中所应用的无损检测技术地位较高。通常, 电站锅炉常用的管材为无缝管材, 例如过热器以及再热器的管程部分等。无缝管通常应用涡流以及超声波进行探伤等。一般情况下, 电站锅炉无缝钢管与锻件管的对接焊缝主要应用射线、超声波以及磁粉、渗透检验这四种检验方式, 除这几种检验方式还存在一些自动化的检测技术。这需要根据具体的情况选择相应的检测技术。
其次, 电站锅炉承压管道在安装过程中所使用的无损检测技术。众所周知, 电站锅炉装置较大, 只能在厂家制造一些大的部件, 同时很多工作都需要在制造现场完成[3]。为此, 要确保电站锅炉的质量, 便需要确保设计施工能够与我国相关的法律规定相符合。在电站锅炉承压管道安装期间, 其无损检测技术主要包括目视检测、表面检测以及射线检测等方面的技术, 这些技术在应用期间具有重要的意义。
4 结语
本文主要立足于三个重要方面, 第一方面对锅炉承压管道进行了相应的概述, 第二方面对无损检测技术相关内容进行了介绍, 第三方面对锅炉承压管道无损检测技术的现状与发展进行了分析。通过分析明确, 锅炉是火力发电厂所应用的重要设备, 受到使用环境等方面的影响, 锅炉设备常常出现一些故障, 为此, 采取有效的检验方式进行检验极为重要。
摘要：在科技日益发展的今天, 我国制造行业发展技术水平不断提升, 不仅技术得到了一定的更新, 同时集中化的处理方式使得设施的整体有效性得到了提升。尤其在火力发电厂设备检修方面, 通过无损检测技术的实施, 提升锅炉压力管道的质量, 这在确保其能够正常的运行, 为人民的生活提供有力的保障。本文主要针对锅炉承压管道无损检测技术现状及发展展开深入的剖析, 旨在减少对锅炉承压管道的损坏, 提升其整体的运行效率。
关键词：锅炉,无损检测技术,承压管道,现状,发展
参考文献
[1]闫宏伟, 梁利文.浅谈锅炉承压管道无损检测技术现状及发展[J].中国电力教育, 2013, (26) :235-236.
[2]范肖飞.浅谈锅炉承压管道无损检测技术现状及发展[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2015, (8) :3167-3167.
电站锅炉无损检测技术 篇6
火电厂锅炉“四管”(水冷壁、过热器、再热器和省煤器)的泄漏是火力发电厂的常见故障,约占整个机组事故的48%,平均每年1到2次[1],给火电厂带来了巨大的损失,严重影响了火电厂的经济效益和安全经济运行。
目前锅炉炉管泄漏检测技术根据检测原理大概分为:人工检测诊断技术、水质量平衡检测诊断技术、声学检测诊断技术等[2]。由于声学检测技术具有实时监测、可远程监控和灵敏度高等优点,该技术是目前检测锅炉管道早期泄漏最主要的方法[3],是管道泄漏检测技术的主要发展方向。
锅炉“四管”泄漏声学检测与定位系统为国内外各大电厂锅炉受热管道的检测与定位提供了有力、可靠的技术支撑。但目前基于声学技术的管道泄漏定位技术仅限于区域性定位[4]。
为了实现更准确的定位,本文采用信息融合技术将各种方法的计算结果融合起来,充分发挥各种方法的优势,提高定位的精度和准确度。
1 声学检测方法原理
声学检测技术基本原理是利用安装在炉内的多个声波传感器,实时采集炉内的声信号,利用信息处理系统诊断炉内管道是否发生泄漏以及定位泄漏的具体位置。泄漏噪声信号的频谱规律与正常运行过程中的背景噪声频谱规律有着显著的区别,可通过监听炉内的声信号来实时地诊断管道的泄漏状态[5]。声学诊断技术灵敏度高,方便实时监测,很容易实现远程监控。
1.1 声学定位原理
声学定位原理是将多个声波传感器采集到的声音信号转换成电信号然后进行特征分析,通过合适的计算方法定位出声源位置。声学定位主要包括主动定位和被动定位2种系统。目前,锅炉管道检漏的声学定位系统大都使用被动定位系统[5]。
基于2路信号到达节点的时间差而完成的测量方法叫做TDOA(Time Difference of Arrival)定位技术[6]。TDOA的声学定位算法实现起来容易,主要分为时延估计和声源定位2大步骤,而时延估计的精度直接决定了声源定位的精度,所以时延估计是该算法的核心部分。TDOA声学定位方法的步骤如图1所示。
1.2 定位算法
不同形式的阵列有各自相应的定位算法,目前一般采用四元阵列模型进行定位计算,如图2所示。
图2中,P为泄漏声源位置,Si(i=0,1,2,3)为传声器的位置,设最先接收到声信号的传声器S0的位置为坐标原点,其他传声器Si的坐标分别为(xi,yi,zi),其中i=1,2,3,P的坐标为(x,y,z),声源P到各传声器的距离公式化简为:
式中:ri为传声器Si到坐标原点的距离;τi为传声器Si与S0接收到泄漏声源信号的延迟时间;c为声速。
由式(1)可知,通过传声器的位置以及延迟时间τ可以很容易求出泄漏点的具体位置。时延估计值τ的精度直接决定了定位的精度。反过来,由已知的泄漏声源位置可以很容易求出泄漏声源信号到2个传声器的真实的时延时间,即泄漏声源的位置到2个传声器的距离之差与声速之比,本课题将此值作为后续信息融合的理想输出值。
1.3 时延估计方法
安装在炉内不同位置的传声器接收到泄漏声源信号需要不同的时间,通过时延估计方法,计算出不同传声器接收到泄漏声信号的延迟时间τ。
1.3.1 基本互相关时延估计法
对于离散系统,2个传声器接收到的信号模型表示为:
式中:v(n)为泄漏声源信号;n1(n)和n2(n)为传声器接收到的炉膛内的背景噪声,而泄漏声信号与背景噪声是互不相关的;α为衰减系数。信号g1(n)和g2(n)的互相关函数R12(τ)可表示为:
当管道中没有发生泄漏时,2个传声器接收到的声信号的互相关函数R12(τ)基本维持不变。当管道中发生泄漏时,互相关函数R12(τ)就会出现1个明显的峰值,该峰值对应的值就是时延时间τ。在实际应用中,由于有限样本估计以及噪声的影响,互相关估计可能没有一个明显的尖峰存在[6],为了锐化该峰值,引入广义互相关时延估计方法。
1.3.2 基于小波阈值降噪的广义互相关时延估计
广义互相关法通过求2路信号的互功率谱,并在频域内给予一定的加权,来对信号和噪声进行白化处理,增强信号中信噪比较高的频率成分,从而抑制噪声的影响[6],再反变换到时域,得到两路信号之间的广义互相关函数,转换公式为:
式中:G12(ω)为2路信号的互功率谱;j虚数单位;ψ12(ω)为互相关加权函数,根据信号和噪声的先验知识,针对不同的噪声和混响情况,选取不同的ψ12(ω),锐化R12(τ)的峰值。
基于小波阈值降噪的时延估计,其基本原理是2路信号g1(n)和g2(n)在计算互相关函数前先对两路声信号分别进行小波阈值降噪,这等同于在时频域的加权处理,然后再根据降噪输出后信号的互相关函数的峰值估计时延时间τ。
1.3.3 最小均方自适应时延估计
最小均方(Least Mean Sguare,LMS)自适应时延估计方法可以根据当前的输入信号,为使输出误差达到最小,自适应地调整滤波器的系数,而不需要输入信号的先验知识。将2个传声器接收到的信号g1(n)和g2(n)分别看作期望信号和输入信号,用g2(n)去逼近g1(n)。通过调整滤波器的系数让滤波器的输出与期望信号之间的均方误差E[e2(t)]取最小值,此时滤波器的系数会收敛到h(n)=R12(n)/R22(n),通过简单的峰值检测算法找出h(n)峰值对应的点即可求得信号g1 (n)和g2(n)之间的时延估计值τ。LMS自适应时延估计方法尤其适用于动态和时变的环境中。
2 采用信息融合技术提高定位精度
多源信息融合技术比单源信息处理技术在解决目标探测、跟踪和状态识别等问题上有许多的优势[7]。因为不同的诊断方法总会得出有偏差的计算结果。信息融合把多种处理方法的计算结果进行融合,目的是通过融合多种处理方法的计算结果,得到比单一方法更精确、更可靠的结论。
本文将现场采集来的声波信号分别用LMS自适应时延估计和基于小波阈值降噪的广义互相关时延估计方法对接收到的信号进行时延估计值τ的确定。2 种方法都有不足,为了使其优势互补,从而得到更准确的延迟时间,我们将这些方法的处理结果进行融合。
2.1 多种时延估计方法的线性加权融合
为了综合利用各种方法得到的时延估计结果,用它们的加权和作为信息融合后的新的估计值,用t表示,即:
式中:i为第i种时延估计方法;ki为加权系数;τi的第j次测量值为τij,对应的函数值为tj(j=1,2,……m),是函数估计值,则偏差平方和为:
由微分学求极值的方法可知,为使q取得最小值,k0,k1,…,kn应满足方程组。
本课题是将2种时延估计方法进行融合,因此式(6)中i=1,2。其中,τ1表示LMS时延估计方法所确定的时延估计值,τ2表示基于小波降噪的广义互相关时延估计方法确定的时延估计值。
2.2 采用最小二乘法确定最优权值
采用加权求和进行融合的关键是权值的确定,本课题采用最小二乘法确定最优加权系数。
最小二乘法基本原理是对已有的1组数据(τi,ti)(i=1,2……n),试找出1条最佳的拟合曲线,使得这条拟合曲线上各点的值与期望值的差的平方和在所有拟合曲线中最小[8,9],这种使误差平方和最小的拟合称为曲线拟合的最小二乘法。本课题中:
线性模型为:
目标函数为:
约束条件为:
用最小二乘法计算出约束条件下满足目标函数的最优加权系数。最小二乘法确定的权值具有无偏和方差最小等优良性质,是精度较高的估计值。
3 实例应用
某电厂1号锅炉为哈尔滨锅炉有限责任公司生产的HG-2045-/17.3-PM6型锅炉,本体呈“п”型布置。该炉9号和4号屏式再热器以及4号水冷壁相继发生泄漏。从该电厂DCS中调出3次泄漏多个测点的历史数据,该数据是已经泄漏的声音信号,与没有泄漏的声音信号相比具有明显的奇异特征,如图3所示,可见融合信号是真实的泄漏信号。
提取出3次泄漏位置周围距离较近的传声器测得的数据之后,采用2种时延估计方法,计算出不同传声器接收到声源信号的时延估计值τ,将根据已知的泄露位置倒推得到的时延值作为真实的时延值。对2次泄漏的声学数据分别采用2种时延估计方法,将得到时延估计值和真实的时延值,然后采用最小二乘法得出最优加权系数。
例如,k(12)是根据第1次和第2次泄漏数据,采用最小二乘法得出的最优加权系数,k(13)、k(23)与之同理k0是常数项,k1是LMS自适应时延估计方法的系数,k2是基于小波阈值降噪的广义互相关时延估计方法的系数。通过采用最小二乘法确定各种方法的加权系数如表1所示。
有了最优加权系数k(12)、k(13)、k(23)之后,将另1次泄漏作为检验样本,分别采用2种单一方法计算出另1次泄漏的时延估计值,根据得到的最优加权系数计算出信息融合后的时延估计值。最后求出融合前后的时延估计值与真实的延迟值之间的绝对误差(估计值与真实值差值的绝对值),对应的3种融合情况分别记为a、b、c,仿真结果如图4所示。
为了使图4所示的结果更一目了然,分别计算出3种融合情况融合前后的平均绝对误差(绝对误差的平均值),由于计算的是绝对误差,因此不会出现正负相抵消的情况,所以,平均绝对误差能更好地反映实际情况,计算结果如表2所示。
由表2可以看出,3种情况融合后的时延估计值与真实的延迟时间的平均绝对误差相对单一方法都有所降低,而时延估计的精度直接决定了泄漏定位的精度。因此,该方法可以有效地提高泄漏定位精度。
4 结论
(1)最小二乘法融合多种时延估计方法的实例应用结果表明,融合后的时延估计值比单一方法的估计值更准确,从而有效地提高了定位精度。
(2)由于该方法只需对电站的软件部分加以改进,而对电厂的硬件部分不需要做任何改动,所以该方法具有一定的实用性与经济性。
(3)本文在计算时认为声速是常数,而电厂环境复杂,影响声速的因素有很多,如何修正还需要深入研究。
(4)由于电厂环境复杂,对于如何更加有效地去除炉内的背景噪声还需做深入研究。
摘要：锅炉“四管”泄漏多采用声学检测定位,而声学定位的关键步骤是时延估计。为了得到更准确的时延估计值,先采用2种时延估计方法对2路信号的时延时间进行估计,然后采用最小二乘法确定2种时延估计方法的最优权值。通过Matlab对某电厂3次泄漏的相关数据进行处理分析,实例表明采用信息融合将2种时延估计方法的结果进行融合可以得到更准确的时延估计值,从而提高定位精度。
关键词：声学检测,声学定位,时延估计,信息融合,最小二乘法
参考文献
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水电站同期电压检测技术的探讨 篇7
我省水力资源丰富, 随着经济发展和能源开发力度的加大, 水电开发也在快速进行, 水电站的发电机并入电力网存在着系统同步问题, 而两系统的同步运行是借助同期装置来实现的。一般水电站内装有带非同期闭锁装置的手动和自动准同期装置。准同期时, 发电机在并列前已励磁, 就要求发电机电压与电网电压相序相同、有效值相同、频率相同、在合闸的瞬间, 两侧电压的相位一致。若上述条件不满足时进行并列, 会引起冲击电流造成设备损坏, 影响电网运行, 因此同期装置引入的同步点两侧的检测电压就尤其重要, 但它们往往又受系统中的电压互感器接线, 接地方式, 二次电压和同步点两侧电压网络的相序及相位等因素的影响。本文就以旺坑水电站为例, 着重对110k V水电站中同期检测电压的引入方式进行分析。
二、水电站同期检测电压的引入方式
旺坑水电站为线变组接线方式, 主变压器为Y/△-11接线, 主变高低压侧之间存在30°相位差, 为进行准同期, 两侧的同期检测电压必须进行相位差补偿。在早期的水电站中, 常常采取的是利用转角变压器ZB来实现的, 即在发电机电压母线电压互感器TV2侧加装一个绕组为△/Y-1, 变比为100/100/√3伏的ZB, 经转换后, 在ZB的二次侧即可得到与主变高压母线电压互感器TV1相位相同的电压, 其接线及电压矢量关系如图1所示。
站内选用的是DT-1型单相同期装置, 同期检测电压为100V, 故两侧电压均可取线电压Uac。为能进行准确比较, 两侧电压必须要有一个共地点, 由图1所知, 主变高压母线电压互感器TV1二次主绕组为中性点接地, 若同期检测电压Uac的C相直接接到共地点, 必将造成短路, 这时必须采用隔离变压器, 变比为100V/100V, 隔离变压器的初级线圈和次级线圈之间只有磁的联系, 无电的联系, 因此经隔离变后, C相可直接接地作为共地点进行检测。发电机电压母线电压互感器TV2二次主绕组虽为b相接地, 但电压经转角变压器转角, 此时的转角变压器还具备隔离的作用, 因此它的C相亦可直接接地作为共地点进行检测。二次接线如图2所示。
在旺坑水电站中, 两侧同期检测电压采取的是另一种引入方式, 即主变高压侧取母线电压互感器TV1二次辅助绕组开口三角形电压-Ub, 发电机侧取母线电
压互感器TV2二次主绕组的线电压Uab, 其接线及电压矢量关系如图3所示。由图所知, 主变高压母线电压互感器TV1二次辅助绕组开口三角形将绕组的b相接地, 发电机电压母线电压互感器TV2二次主绕组也为b相接地, 它们有共地点, 省去了隔离变, 而且两电压相位一致, 不需要进行转角, 大大简化了接线。若TV1二次辅助绕组开口三角形将绕组的C相接地, 取电压Uc, 则TV2可取二次主绕组的线电压Ucb, 现在新建水电站和变电站多采用此类接线。
三、旺坑水电站的同期问题及改进方法
旺坑水电站因适应市场需求要求并入电力网, 本期扩建佳洋间隔, 主接线如图4所示。依电站要求, 同期检测电压除主变高压侧与发电机侧电压外, 还需引入线路电压互感器TV3, TV4电压进行检测, 以适应不同运行方式的需求。
系统线路电压互感器通常有两个二次绕组, 其辅助二次绕组的相电压为100V, 据上面分析, 同期装置只需再并接引入线路B相电压互感器辅助二次绕组电压Ub即可满足要求, 但在实际安装过程中出现问题, 安装人员依系统要求, 将线路电压互感器TV3, TV4均安装在A相, 待发现问题时, 一次设备已安装就位, 又因引线较低无法跳线, 造成引入同期装置的检测电压只能是A相, 与前期的同期检测电压相位不一致, 有120°的相位差。为满足同期要求, 就需对同期电压的检测技术进行改进。我们利用站内现存的转角变压器, 对主变高压母线电压互感器TV1二次主绕组进行转角, 经转换后, 取电压Uac, (当△/Y-1型转角变压器其一次侧接入Y型, 则其接线亦为Y/△-11) , 它与发电机侧母线电压互感器TV2二次主绕组的线电压Uac, 系统线路电压互感器TV3, TV4的相电压Ua相位一致, 其电压矢量关系如图4所示。
因发电机电压母线电压互感器TV2二次主绕组为b相接地, 故增加一个隔离变压器, 以便C相直接接地作为共地点进行检测。二次接线如图5所示。
经过技术上的改进, 接入同期装置的各侧电压满足了相位一致的检测要求。经过同期检测, 发电机成功投运, 旺坑水电站顺利并入电力网, 至今运行正常。
四、结论
同期电压的检测是保证水电站顺利并网的重要条件, 有效利用隔离变压器与转角变压器能很好的解决同期电压检测过程中出现的相位不相同的问题, 接线简单, 可靠性高, 确保了系统的安全运行, 在实际工程运用中具有参考价值。
参考文献
[1]电力工程电气设计手册电气二次部分, 中国电力出版社, 2007年
电站锅炉无损检测技术 篇8
1 当前我国基于网络技术的锅炉检测及控制的状况
我国当前对锅炉运行状况的监控, 主要是通过一些变送器和仪表灯部件的安装, 对锅炉运行的具体参数进行了解, 但是这些部件的安装和运行, 需要穿越大量的管道或者是依靠电缆等, 这些管道或是电缆的安装, 需要耗费大量的人力和物力, 造成了严重的资源浪费。由于这种技术的落后性, 导致检测的数据不够精准, 对锅炉的炉膛燃烧率的控制不能达到最佳状态, 因此, 我们应该通过提升锅炉检测及控制的网络技术, 进行锅炉运行效率的改进。
2 仪器仪表的技术现状及发展方向
传统的用于检测锅炉运行状况的仪表只能对锅炉的基本工艺参数进行监控和显示, 却不能实现数据的远程传输, 导致锅炉的检测和控制受到了极大的限制。随着科学技术的不断提升, 这种用于检测锅炉运行的仪器和仪表能够支持以太网, 同时还能支持现场总线的适配器。同时仪器仪表还具有数据储存的功能, 将锅炉很长时间内的运行的数据进行长期的储存, 大大的便利了工作人员多锅炉运行的状况进行整体和全面的了解, 同时大量的存储的数据有利于工作人员进行数据分析, 为锅炉技术的改进提供信息。锅炉检测的仪器仪表的储存形式主要是依靠CF卡和优盘, 其中CF卡的储存空间的大小已经能够扩展到1024M, 优盘则是更加扩大了仪器仪表的储存容量。
随着科学技术的发展和人们对锅炉尖刺及控制的要求越来越高, 用于锅炉检测及控制的仪表仪器将朝更精确的数字化和智能化发展, 提升仪器仪表对更为复杂的数据的处理能力, 在出现误差的状况下, 能够进行自动校正, 大大节省人工投入的成本。迄今为止, 我国锅炉检测仪器和仪表在智能化和数据化上虽然取得一定的成就, 但是跟世界上先进的技术相比还存在一定的差距, 因此, 我们应该通过网路技术的创新和发展进一步提升仪器仪表的智能性和数字化。
3 互联网技术嵌入的仪表发展
实现自动化仪表与互联网连接的想法其实很早以前就有了, 主要的困难在于, 互联网上的各种通信协议对于训一算机存储器、运算速度等的要求比较高, 而仪器仪表大多使用的是8位和16位MCU, 支持TCP/IP等互联网协议将占用大量系统的资源, 或根本不可能。除了采用高性能的32位处理器及相应硬件平台外, 对于现存8位和16位仪器仪表, 嵌入式也提供了网络化的解决方案。其中比较有代表性的技术是嵌入式微型互联网技术EMIT。
EMIT采用桌而计算机或高性能的嵌入式处理器作为网关, 网络协议的实现主要放在该网关上。网关通过RS-232, RS-485, CAN、红外、射频等轻量级总线与多个嵌入式设备联系起来, 每个嵌入式设备将自身的工作参数反馈到网关中;同时网关可以发送命令, 修改设备中的变量, 或进行某种控制。
将互联网技术融入到仪表技术当中, 将会将仪表发展成为一个小型的计算机, 使得仪表可以通过获取远程的数据和远程控制等功能, 同时还能进行相关数据和文件的下载与上传, 会大大提升仪表的性能, 更加便于工作人员对锅炉数据的分析和检测, 提升锅炉工作的效率。
4 无线网技术下的锅炉检测及控制
无限局域网是相对于有线的局域网而言, 无限的局域网, 是通过无线多址信道信道的方式, 实现计算机之间的通信, 简单来说就是计算机的网络技术和无线通信技术结合的产物, 这将大大节约锅炉检测及控制的成本, 同时增加网络的灵活性和畅通性。无线网络不需要传统的电缆或者是光缆, 这些缆线的安装将会耗费大量的人力和物力, 会增加物质成本, 同时由于这种缆线的需要一些节点, 同时在空间上还受到控制, 非常的不方便。但是无线网络将会解决这些问题, 因此, 锅炉检测的网络技术应该超无线网络的技术发展, 这样既能够节约成本, 同时还能提升网络传输的速度和灵活性。
5 基于无线网络的锅炉检测及控制
我国当前的锅炉检测的仪表所依靠的变送器, 采用的是两线制, 这样就导致仪表和仪器很容易受到外界的干扰, 同时还不能实现从一次表到二次表的数据的传输和控制。只有将变送器转换为无源, 才能够使得仪器和仪表不受到外界的干扰, 提升自身的稳定性, 这种情况只能通过无线网络技术的应用才能够实现, 因此我们应高采用无线局域网的技术进行锅炉的检测和控制, 这样不仅能够实现从一次表到二次表的数据传输, 同时通过手机等方式随时进行各项数据的查询。并且, 无线网络技术的应用的成本要远远小于有线网络技术的应用, 因此, 无论是从对锅炉检测的精准性和远程的可控制性, 无线局域网络技术都要优于有线网络技术, 同时无线技术的成本和灵活性也要高于有线网络技术, 因此我们应该不断提升技术的创新和发展, 加强无线网络技术在锅炉检测和控制上的应用, 这样将会大大捷运能源, 同时还会减轻锅炉检测、数据分析以及远程控制工作强度, 提升工作效率。
6 结束语
随着科学技术的不断提升, 我们应该不断加强锅炉的检测和控制的技术性, 一方面有利于提高锅炉工作的效率, 以最少的能源支出得到最多的动力的供应;另一方面能够减少工作人员的工作强度, 降低锅炉检测和控制的成本。总之, 科学技术是第一生产力, 只有不断提升科学技术的手段, 才能提升人们工作和生活的质量。现代是一个网络化和信息化的时代, 我们在锅炉的检测和控制上, 也必须顺从时代发展的潮流, 采用最先进的网络技术才能进一步改善锅炉的运营情况。
参考文献
[1]朱春钟.热工自动化技术的现状与发展田[J].浙江电力, 2000. (1) :12-15
电站锅炉无损检测技术 篇9
【关键词】锅炉；运行；检测
1.锅炉运行故障的可预测性
锅炉是由汽水、燃烧及烟风等子系统组成的复杂多层次系统，而每个子系统又可以划分为若干次级子系统和部件，各层次子系统是相互关联的，只要某一个子系统出现异常或失效，就可能会使其它子系统产生功能异常或失效，甚至使整个机组处于故障状态，并且从原发性故障到系统级故障的发生、发展是一个量变到质变的过程。故锅炉运行故障具有层次性、相关性、延时性的特点。
锅炉运行故障一般具有一定的时延性，即从原发性故障到系统故障的发生、发展与形成，是一个渐变过程。以其高温过热器壁温为例，其某一时刻的壁温值，与其在过去时刻的壁温值有一定的关系，使其壁温序列间有一定的关联性（确定性），这种关联性是锅炉故障预测的基础。另外，由于影响高温过热器壁温的因素很多，如负荷、烟气温度、主蒸汽温度等，它们之间相互关联，且在锅炉运行中还受一些不确定因素的影响，使其运行故障预测具有一定的随机性，这种随机性使壁温序列间的关联性减弱，这就决定了高温过热器壁温值小能准确地预测，而只能从统计意义上做出最佳预测，使预测误差满足一定的精度要求。故障预测是故障诊断的一部分，故障诊断的最终目的就是为了指导运行和维修，因此，进行锅炉运行故障预测，对提高锅炉现代化运行水平和机组可用率具有重要意义。
2.锅炉运行故障预测相关知识
人工智能故障诊断与预测技术是随着现代化技术、经济高速发展而出现的一门新型技术，它能鉴别设备的状态是否正常，发现和确定故障的部位和性质并提出相应的对策，以提高设备运行的可靠性，延长其使用寿命，降低设备全寿命周期费用。且采用故障预测技术可以实现对故障的早期发现并预测其未来的发展趋势，便于对火电机组及时调整以避免恶性事故的发生，使机组能安全可靠的运行，同时提高机组的经济性。
根据预测期限长短的不同可将故障预测分为：长期预测，为了制定锅炉机组的长远维修计划和维修决策而进行的预测。时间一般为一个月以上。预测精度要求低；中期预测，对锅炉机组在未来比较长的时间内的状态进行预测，为机组的中期维修计划和维修决策服务。时间一般为一周左右。预测精度要求较低；短期预测，对锅炉机组的近期发展情况进行预测。时间为一大左右。对预测精度要求高。对于中、长期预测，由于精度要求不高，可考虑采取简单的预测模型，建立单变量时间序列模型进行预测。而对于短期预测，由于对精度要求较高，同时也由于各相关因素对当时的状态值影响较大，因此在进行短期预测时，除了要考虑时间序列本身外，还应适当将其他相关因素考虑进去，这就需要建立多变量时间序列模型进行预测，以满足短期预测对精度的要求。
3.常用的锅炉运行故障预测方法
近年来不少研究者采用线性回归分析法、时间序列分析法、灰色模型预测法、专家系统、人工神经网络等方法进行锅炉设备故障诊断研究，以探索快速有效的故障诊断与预测方法。常用的预测方法有：
3.1线性回归分析法
回归分析是寻找几个不完全确定的变量间的数学关系式之间进行统计推断的一种方法。在这种关系式中最简单的是线性回归分析。
3.2时间序列分析法
时间序列是指按时间顺序排列的一组数据：时间序列分析法是指采用参数模。型对所观测到的有序的随机数据进行分析与处理的一种数据处理方法。时间序列。分析法主要参数模型有以下四种：①曲线拟合②指数平滑③季节模型④线性随机模型。时间序列分析法主要适用于进行单因素预测，而对锅炉故障预测这种既有确定性趋势，又有一定的随机性的多因素预测时，需要进行确定性趋势的分离，计算比较复杂，同时还需对分离残差的零均值及平稳性进行假定，且其预测的精度不高。
3.3灰色模型预测法
灰色模型预测法是按灰色系统理论建立预测模型，它是根据系统的普遍发展。规律，建立一般性的灰色微分方程，然后通过对数据序列的拟合，求得微分方程的系数，从而获得灰色预测模型方程。
应用灰色系统理论作故障预测主要有两种方法，一是基于灰色系统动态方程GM（或DM）的灰色预测模型，二是基于残差信息数据列的残差辨识预测模型。其中，GM（1，1）预测模型即1阶1个变量的微分方程描述的灰色模型比较常用。灰色预测的解从数学的角度看，相当于幂级数的叠加，它包含了一般线性回归和幂级数回归的内容，故灰色预测模型优于一般的线性回归或指数曲线拟合，也好于确定性时间序列分析法。灰色预测模型不要很多的原始数据，短数据GM（1，1）模型有较高的预测精度，并具有计算简单速度快的优点。
3.4专家系统预测法
专家系统能成功地解决某些专门领域的问题，也有很多优点，但经过多年的实践表明，它离专家的水平总是相差一段距离，有时在某些问题上还不如一个初学者。分析其原因，主要有以下几方面： 知识获取的“瓶颈”问题；模拟专家思维过程的单一推理机制的局限性；系统缺乏自学习能力。
3.5人工神经网络预测法
神经网络的故障诊断存在很多问题，它不能很好的利用领域专家积累的经验知识，只利用一些明确的故障诊断实例，而且需要一定数量的样本学习，通过训练最后得到的是一些阑值矩阵和权值矩阵，而不是像专家经验知识那样的逻辑推理产生式，所以缺乏对诊断结果的解释能力。目前应用神经网络进行故障预测的网络训练收敛速度慢，因此无法应用于实时诊断，只能处理历史记录数据。
3.6专家系统和人工神经网络相结合
电站锅炉无损检测技术 篇10
1 锅炉温度检测中对红外线温度测量技术的应用现状
结合电厂运行特点与现状来看，在对锅炉炉膛出口区域温度进行测量的过程中，主要采取的是烟温探针的测量方式。烟温探针的应用能够对锅炉点火状态下的烟气温度取值进行动态监视，在预防再热器超温方面有重要意义。但随着运行经验的不断累积发现：常规的烟温探针在锅炉温度检测中存在结构上的缺陷与不足，即在受到高温因素的影响下，烟温探针容易发生变形问题，导致行走机构无法正常执行进/退动作，并致使烟温探针的应用流于形式，出口温度的监测质量无法得到保障，电厂锅炉的启动运行也因此受到了一定的威胁。
结合锅炉运行的规律与特点来看，由于锅炉炉膛在燃烧状态下所处环境条件比较特殊，任何需要直接与炉膛接触实现温度检测的热电偶装置均难以在高温以及粉尘的恶劣条件下工作，也就无法实现对炉膛出口位置烟气温度的全程监控，在运行实践中，常见炉膛出口位置结焦、管壁超温、以及水冷壁磨损等多种安全事故。
但对于本文所研究的红外线温度计而言，在利用该类型温度计对锅炉温度进行动态检测期间，可以在非直接接触的模式下进行测量，红外线温度计不需要直接与粉尘、以及高温等介质发生接触，且温度计自身结构简单，省去了传统的推进装置，对于温度检测全过程性的实现是非常有利的。结合已有经验来看，在电厂锅炉温度检测与红外线温度计相结合的背景下，锅炉运行所依赖的燃烧数据更加的全面，锅炉烟气超温等安全事故的发生率得到了明显的控制。
结合我国实际情况来看，锅炉烟气温度检测中对红外线温度计的应用始于20世纪80年代，随着其相关优势的凸显，红外线温度计已经逐步取代了传统的烟温探针，在电厂、热电厂等领域发挥了非常重要的作用。现阶段技术条件支持下，比较常用且性能先进的红外温度计有美国FCS公司所生产的Boiler-temp温度计以及美国JNT公司所提供的Infra-view温度计。其所配备的红外线炉膛温度计智能传感器相关参数可达到如下标准。测量精度：可达到±1.0%以内精度；测量范围：可支持对120.0～1650.0℃环境温度的测量；最大负载：可在700.0Ω负载条件下稳定运行；信号输出：可支持4.0～20.0m A标准信号的输出；反应时间：可在100.0 ms范围内做出响应；视场角：可达到30:1比例。
2 红外测温原理分析
在红外测温系统当中，光子探测器可以将来自被检测设备表面的热辐射能经过一定的技术处理，转化为电子式视频信号，经由信号处理后将视频信号输送至显示器终端进行重放，进而形成可视化图像。与此同时，录像机能够记录模拟信号并储存，在计算机终端完成数据处理。在红外测温装置的反应中，扫描器所接收到的辐射信号包括3个部分：大气辐射、反射辐射、目标辐射。实际工作中，辐射关系可以按照如下方式确定：
公式（1）中：将设备温度下被标定热值定义为“I0”，将测定设备热值水平定义为“I0”，将环境温度下被标定热值定义为“Iq”，将大气温度下被标定热值定义为“Iq”，将大气透射率取值定义为“τ”，将设备表面发射率定义为“ε”。
同时，在红外测温的过程中，为了弥补远距离传输下图像信号可能发生的衰减问题，在红外测温系统中可引入图像信号放大器，以达到提高信号远距离传输精度的目的。在红外测温系统的实际运行中，根据锅炉温度检测的实际需求，将多个红外热成像探测器置于锅炉的各炉孔处，分别对准炉内，由冷却和除尘系统对探测器进行保护。探测器以每秒25场的速度输出温度图像信号，经过一定距离的传输线，传输到监控室，并在监控室内实现对监测温度图像的集中处理。然后，经过选择出的一路信号送至放大器，其输出送到图像采集部件，将模拟信号变成数字图像信号输出到微型计算机。计算机对图像进行实时滤波、温度计算处理，然后将输入的信号吼温度分布图像的形式显示在监视器上。同时，汁算出本画面的最高、平均和最低温度。通过对实际温度与设定温度的对比，能够及时给出温度异常下的报警信号与相关处理。
3 锅炉温度检测中的红外测温系统结构设计
对于硬件部分而言，其主要功能是对锅炉运行现场所设置的每条测温路径进行精确测量，同时完成对实时温度数据的采集工作。本部分的主要构成模块包括：同轴电缆、PC主机、显示器、数据采集装置、以及红外测温装置这几个部分。
从锅炉运行环境的角度上来看，炉膛出口部位环境中粉尘含量大且温度较高，为了避免红外测温模块中，传感器镜头受到环境的不良影响，需要在本模块中增设冷却/吹灰装置，以实现对红外传感器的冷却吹扫，达到确保现场测量精度水平的目的。本系统中，气源压力按照0.3～0.7MPa标准控制。空气压缩器旁路在经过空气过滤器处理后，将冷却与吹灰装置的空气源送入冷却/吹灰装置中。与此同时，由于在锅炉温度检测中，需要同时实现对多条测温路径的温度扫描与检测工作。因此，需要在红外测温装置中体现其对多路径的扫描功能，增设由连杆、步进电机、钢支座、以及轴承所组成的扫描装置，为红外测温装置的多路径扫描提供动力支持，实现定角度的温度扫描。
对于软件部分而言，其主要功能是基于Lab VIEW技术以及Matlab技术进行混合编程，实现包括数据计算、扫描控制、以及温度场可视化在内的相关应用功能。为满足以上要求，整个软件系统中需要涉及到的操作模块包括参数设置模块、数据采集模块、控制面板模块。以及温度显示模块这几个部分。与之相对应的结构图如下图1所示。
4 结语
随着社会各行业领域对于电能需求量的不断提高，电厂机组规模也呈现出了集中的增长趋势。机组自动化控制水平的提高使得电厂检测在质量方面的要求不断增加。相较于传统的温度测量技术而言，基于红外测温原理的红外温度计凭借其在结构上的简单性，测量上的精确性，以及运行上的稳定性等优势，在实践工作中得到了规模化的应用。本文即从锅炉温度检测的角度入手，分析红外线温度测量技术的应用，望能够引起重视。
摘要：在以往的火电厂锅炉温度检测中,所使用的烟温探针仅能够在点火初期实现对炉膛温度的监测,但在锅炉持续燃烧,温度达到600℃以上时,烟温探针将被动退出,无法实现对炉膛温度的动态监测。而随着红外测温技术的进一步发展,近年来,所新建的电站中开始广泛使用红外线温度测量技术来进行炉膛温度的动态监测。本文结合这一实际情况,从锅炉温度检测的角度入手,对红外线温度测量技术的应用现状以及相关技术要点展开分析探讨,希望能够为锅炉温度的动态监测提供有利的技术支持与保障。
关键词：锅炉,温度,红外线温度测量
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