㈠ 电厂的抽汽管道属于压力管道吗，依据是什么
主蒸汽管道、主给水管道等压力管道是火力发电厂设备的最重要组成部分，其运行的安全性不但关系到电厂企业能否长周期正常安全生产，更关系到人民生命与财产。但由于种种原因过去电厂对压力管道安全管理的不够重视，导致压力管道事故时有发生，根据国家锅炉压力容器安全监察局对历年来200起各种压力管道事故原因的统计分析表明：管理问题占32.6％，管子与管件质量问题占27.3％，安装问题占18％（其中焊接问题占88.6％），设计问题占11％，腐蚀问题占10.6％。由统计数字可见，设计、制造、安装和使用等环节都有可能造成压力管道事故。为提高压力管道运行的安全性，加强压力管道安全管理与检察，国家技术监督局和国电公司相继颁发了有关压力管道安全管理与检察管理规定（国家技术监督局《压力管道安全管理与监察规定》和《在用工业管道检验规程》（征求意见稿）、国家电力行业标准《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL612－1996、《电力工业锅炉压力容器检验规程》DL647－1998、《火力发电厂金属技术监督规程》、浙江省电力公司《火力发电厂热力系统压力管道安全管理办法》），并准备2003年开始实施类似与压力容器的使用登记制度。但在具体的实施中尚存在以下主要问题：
1） 国内大部分电厂尚未建立图文并茂的压力管道安全管理台帐，原始技术资料遗失严重，压力管道安全管理的基础工作十分薄弱。
2） 压力管道技术信息多，依靠传统的手工方法管理技术信息，不仅技术管理人员的管理工作量很大，而且不便于修改、统计分析和制作报表。
3） 由于电厂热力系统压力管道的走向较复杂，现场空间距离大，而且附件多而分布散，因此，缺乏单线立体图形象化管理手段，管理起来很不方便。
4） 高温下运行材料的退化行为及原始施工缺陷（如：焊接缺陷等）是导致电厂压力管道失效的最主要的原因，目前对材料蠕变与腐蚀状况及其趋势预测分析不够，不能充分地为电厂生产安全运行服务。
5） 支吊架、阀门等压力管道安全附件的日常检查不够正常，技术信息记录缺乏。
6） 电力公司安全检察部门无法及时了解各电厂压力管道的安全管理、检测、检修及缺陷情况，制定和实施针对性措施，压力管道安全管理与检察力度有待加强。
针对上述问题电厂压力管道管理中存在的问题, 为了提高我国电厂压力管道安全管理水平，使压力管道安全管理系统化、形象化、科学化和定量化,为管道的检修与更换提供可靠而科学的技术依据, 同时也可使管道管理工程师从大量的手工劳动中解脱出来, 并为压力管道安全使用登记做好技术准备，研制了电厂压力管道安全管理系统软件。
电厂压力管道安全管理系统以国家技术监督局《压力管道安全管理与监察规定》为管理总体原则，以国家电力行业标准《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL612－1996、《电力工业锅炉压力容器检验规程》DL647－1998、《火力发电厂金属技术监督规程》（简称为《规程》），以及《火力发电厂热力系统压力管道安全管理办法》等有关压力管道安全监察与管理法规为压力管道安全管理指导原则，结合我国火力发电厂压力管道安全管理实践而研制开发成功，拥有电厂在役压力管道管理所需的全部功能，主要包括：管道基本技术信息管理、管道分类统计信息、管道检测计划制作、管道检测实施记录、管道超标缺陷返修、管道标准信息查询等功能模块组成，此外，还配有压力管道空视图绘制系统支持管道空视图的编辑、修改和显示。
本系统现已被国电宁波北仑电厂、长兴电厂和华电杭州半山电厂等企业成功应用。管理系统为多用户网络版应用软件,采用先进的多层应用程序结构，并采用B/S与C/S相结合的形式；管理系统以WINDOWS NT为网络操作系统，WINDOWS98或以上版本为客户端计算机操作系统，Oracle为后台数据库。系统图文并茂，采用纯中文菜单式界面，每一功能都有较好的提示，本文将详细介绍系统使用与维护方法。
1． 压力管道安全管理系统的管理模式与系统设计
1.1 压力管道管理安全管理模式确定
1.1.1 压力管道管理安全管理模式确定的原则
本压力管道安全图文管理系统安全管理模式确定的原则：其一符合国家有关压力管道安全管理与监察的法规与文件要求；其二符合公司压力管道安全管理工程实际；其三符合压力管道安全科学技术与安全生产管理的原理与方法。
因而，本系统安全管理模式首先以国家技术监督局《压力管道安全管理与监察规定》为管理总体原则，以国家电力行业标准《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL612－1996、《电力工业锅炉压力容器检验规程》DL647－1998、《火力发电厂金属技术监督规程》（简称为《规程》），以及浙江省电力公司《火力发电厂热力系统压力管道安全管理办法》等有关压力管道安全监察与管理法规为压力管道安全管理指导原则。按本系统进行压力管道安全管理将能体现上述法规的精神，同时结合北仑电厂压力管道安全管理实际特点。
1.1.2 压力管道管理内容定义
根据国家技术监督局《压力管道安全管理与监察规定》、国家电力行业标准《电力工业锅炉压力容器监察规程》（DL612－1996）、《电力工业锅炉压力容器检验规程》（DL647－1998）和《火力发电厂金属技术监督规程》等法规精神要求，以及发电厂压力管道安全管理实践，本管理系统的主要管理内容包括：
（1) 管子（直管）；
（2) 管件，包括：弯管、弯头、三通、异径管、法兰等；
（3) 管道附件：支吊架、垫片、密封件、紧固件等；
（4) 蠕变监督段和蠕胀测点；
（5) 安全附件及阀门。
涉及的压力管道指，火力发电厂热力系统在役的承压汽水管道，包括：⑴主蒸汽管道及相应母管；⑵再热蒸汽管道；⑶主给水管道及相应母管；⑷导汽管；⑸联络管；⑹下降水管；⑺抽汽管道；⑻旁路管道；⑼供热管道（至加热站）；⑽辅助蒸汽管道、吹灰蒸汽管道以及各种自用蒸汽管道；⑾上述管道上各种引出管，如：疏放水管、取样管、仪表管；⑿连续排污管道、定期排污管道、汽包事故放水管道、加药管道、减温水管道。
㈡ 为什么310S不锈钢管焊接时容易出现热裂纹现象
请看下面焊林院的钢材数据库的截图，从截图可知，它的Cr/Ni含量比较高，金属组织是奥氏体形态，在奥氏体相生成时，容易生产低熔点的化合物，这就是产生热裂纹的原因
㈢ 自动焊接设备有什么种类
管道自动焊接设备是管道安装不可或缺的，自动化技术可以完全取代人工操作。管道自动焊接设备目前广泛用于管道安装。以下为熊谷为您梳理的关于管道自动焊接设备的相关知识。
一、自动焊接设备分类
根据自动化程度，自动焊接设备可分为以下三类：
1、刚性自动焊接设备
刚性自动焊接设备也可称为主要自动焊接设备，其中大多数是根据开环控制原理设计的。虽然整个焊接过程由焊接设备自动完成，但焊接过程中焊接参数的反馈不能是闭环反馈系统，并且不可能随机校正可能的偏差。
管道自动焊接设备
3、智能自动焊接设备
它利用各种先进的传感元件，如视觉传感器，触觉传感器，听觉传感器和激光扫描仪，并配有计算机软件系统，数据库和专家系统，具有识别、判断的实时检测，运算、自动编程、焊接参数能够存储和自动生成焊接记录文件。
㈣ 高凝高黏原油输送技术
由于中国近海油田产出的原油多具有高凝固点、高黏度以及高含蜡特性，因此在渤海湾、北部湾和珠江口海域已开发的海上油田所铺设的海底输油管道，全部采用热油输送工艺和保温管道结构。
海底高凝、高黏原油管道输送技术，是我国从海底管道工程起步阶段就注意研究和引进的。从20世纪80年代初期渤海的埕北、渤中28-1、到渤中34-2/4油田和南海北部湾涠10-3油田开发配套的海底输油管道工程，都涉及如何解决好原油输送技术的问题。我们结合油田原油特性，与日本和法国石油工程界合作，研究采用了安全可靠的工程对策，学习引进了相关设计、施工和运行管理技术。随后在渤海湾和北部湾自营开发的诸多油田开发工程中，设计、铺设了众多海底输油管道，形成了我国一套完整的海底高凝、高黏原油管道输送技术。通过大量工程实践应用和检验，证明该技术是实用和可靠的。
一、输送工艺
针对高凝、高黏原油的管道输送，国内外在油田及外输管道工程上使用了各种减阻、降黏方法，诸如加化学药剂、乳化降黏、水悬浮输送以及黏弹性液膜等，进行过大量研究和试验，但由于技术上、经济上的种种原因，均未得到广泛应用。目前，最实用、最可靠的方法仍是采用加热降黏防止凝固的输送工艺。
对高凝原油，为防止原油在管道输送过程中凝固，依靠加热使管道中的原油温度始终维持在凝固点以上。
对高黏原油，采用加热降低黏度，满足管道压降需求和节约泵送能耗。当然，在采用热油输送工艺的同时，一般都相应采用保温管道结构。
（一）工艺模拟计算分析
海上油田开发工程涉及到的海底输油管道，其输送工艺模拟计算，一般要根据油田地质开发提供的逐年产量预测（并考虑一定设计系数），计算不同情况（管径、输量、入口温度等）下的压降、温降以及管道内液体滞留量和一些必要的工艺参数。依此选择最佳管径，确定出不同情况下的工艺参数（不同生产年的输送压力、温度等）。
近年来，原油管道输送工艺模拟计算分析普遍采用计算机模拟程序进行。中国海油从加拿大NEOTEC公司引进了PIPEFLOW软件，该软件与流行的PIPESIM、PIPEPHASE等商业软件类同，汇编了各种计算方法及一些修正系数、参考数据库，供设计分析者选用。
（二）保温材料的选择和厚度确定
对采用热油输送工艺的海底管道，热力计算是非常重要的环节，而其中管道传热系数K值又是管道热力条件的综合表现。K值除受管道结构影响外，埋地的地温条件、保温材导热系数和保温材厚度是三大影响因素。
从计算分析结果看，由于地温变化不大对K值影响不明显，只是在低输量时，要注意其对终温的影响。
保温材性质和保温层厚度是影响K值最关键的因素，也是影响管道终温的关键因素。目前国内选用的保温材料与国外最常用的一样，是采用聚氨酯泡沫塑料。这是一种有机聚合物泡沫，能形成开孔或闭孔蜂窝状结构，优点是导热系数小（≤0.03W/m2·h．℃）、密度低（40～100kg/m3）和吸水率小（≤3%），且化学稳定性好，同时工业生产成熟，价格相对便宜。从保温效果考虑，当然是保温层厚度越大越好，但是，当保温层厚度达到一定值时，保温效果的增加和厚度的增量不再呈线性增加的关系，而是增加十分平缓。特别是对海底管道，保温层厚度增加意味着外管直径增加，就长距离管道而言，外管增加一级管径，钢管用量和施工费增加都是十分可观的。因此，根据计算分析和优化设计，认为选用保温层厚度为50mm是合理的。
（三）停输和再启动计算分析
停输和再启动计算分析是高凝、高黏原油海底管道工艺设计的重要内容，将直接关系到管输作业的安全和可靠。
停输后的温降分析，视为最终确定管道安全时间。对于采用热油输送工艺的管道停输后，随着存油热量散失，原油将从管壁向管中心凝固，凝层的加厚及凝结时释放的潜热将延缓全断面凝固的过程。存油凝固时间取决于管道保温条件、油品热容、停输时的温度和断面直径。通常这些数值越大，全断面凝固时间就越长。一般凝油层厚度在管道轴向是一个变化值，通常以管道终断面凝油厚度作为安全停输时间的控制值。
对于加热输送的高凝、高黏原油管道发生停输，且预计在安全停输时间内时，不能恢复管道输油，为保证管道安全，最有效的措施是在管内存油开始凝固时，用水或低凝油将其置换。
停输后的再启动分析，是考虑管道发生停输后可能出现的最不利工况和环境条件，此时要恢复通油，需计算所需的再启动压力和提出实现再启动要采取的措施以及增设必要的设备和设施。
通常，再启动压力（P），用下式计算：
中国海洋石油高新技术与实践
式中：P为再启动压力（Pa）;P。为管道出口压力（Pa）;Di为管道内径（m）；τ为原油在停输环境温度下的屈服应力（Pa）;L为管道可能凝固的长度（m）。
（四）水化物和冲蚀的防止措施
海上油田开发工程涉及的输油管道，是一种与陆上原油长输管道和海上原油转输管道不同的管道，它是从井口平台产出的原油气水混输至中心处理平台或浮式生产贮油装置的油田内部集输管道。该类海底管道输送时伴有从井口采出的水和气，属于混输管道，对这类油管道，也是采用加热输送工艺和保温管道结构。
做这类混输油管道的工艺设计，除做净化原油输送管道通常要进行的模拟计算分析外，还要增加段塞流分析和防止水化物和冲蚀产生的分析。
段塞流现象是油气混输过程中的一个重要问题。正常输送过程中，如何判定是否出现严重的段塞流，以及如何确定段塞流长度，目前已经有了通用的分析计算判断方法。在清管作业过程中，由于管道内存在一定的滞留液量，因此在清管器前将形成液体段塞流。在下游分离设备设计中必须考虑清管作业引起的段塞流影响，一般是设计一定的缓冲容量，使容器操作始终维持在正常液位与高液位报警线之间，确保生产正常。
水化物是影响海底混输管道操作的一大隐患，特别是在以下三种工况下可能出现水化物，为此提出了防止形成水化物的措施：①低输量状况，为防止水化物生成，要求在输送过程中，管道内油气温度始终维持在水化物生成温度以上。但在低输量状况下，温降很快，根据水化物生成曲线判断，可能会生成水化物。此时应及时注入甲醇之类的防冻液（水化物抑制剂），以防止水化物生成；②停输过程，在长期停输状态下，由于管道内油气温度降到了环境温度，且管内压力仍保持较高压力状态，所以可能生成水化物。此时，应采取的措施，一是给管道卸压，二是往管道内注入水化物抑制剂；③重新启动，通常停输后再启动，需要高于正常操作压力的启动压力，而这时温度又往往很低，故很容易生成水化物。此时应采取连续注入水化物抑制剂的做法，直到管道内温度达到正常操作温度为止。
防止产生冲蚀是油气混输管道工艺设计不容忽视的问题。对多相混输管道，若流速超过一定值时，液体中含有的固体颗粒会对管道内壁形成一种强烈的冲刷腐蚀，特别是在急转弯处如海底管道立管及膨胀弯处。因此设计时要计算避免冲蚀的最大流速，其公式为：
图15-13PE外套保温管断面结构
表15-3给出所研制保温管道的技术参数。
表15-3保温管道技术参数表
当然，真正意义上的单管保温结构管道，应该是取消外护套系统，在输油钢管外面施加既能防水也具良好保温性能且有较强抗静水压力及抗机械破损能力的保温材，无疑这是该项技术发展的最终方向。目前，在我国南海东部惠州26-1北油田（水深约120m）一条直径为254mm、长约8.7km的海底保温输油管道，通过深入研究和招标推动，已经具备了工程实用基础，其技术可行性和价格被接受性都得出了较好的结论。
㈤ 中国石化炼化工程集团十建公司在烟台万华特种胺IPDI项目施工中推行什么方法创新施工管理
工艺管道按照传统的施工组织方法，不仅对人力、材料、机具等条件要求高，施工成本也大大增加。炼化工程集团十建公司在烟台万华特种胺IPDI项目施工中推行按试压包施工管道，解决了过去大批量安装工艺管道的许多弊端。
按试压包施工是将现场的工艺管线按照管线号、介质、试验压力等分成多个试压包，根据分好的试压包进行图纸会审、编制材料预算、建立管道焊接数据库、编制施工方案、组织现场施工等一系列施工程序。与传统的施工组织不同的是，根据每个试压包大小，组织相应的人力，有针对性的按包进行安装。
十建承建的烟台万华特种胺IPDI项目共有工艺管道12万米，计131000吋，共计226个试压包。工程量大，工期短，开工前工程技术人员根据43个作业组的分布，将材料按照试压包进行分割，每个试压包一份分割预算。分割预算中包含该试压包的所有材料（螺栓、垫片、阀门、支架、管材、管件等）。技术与供应人员落实每个试压
包材料到货情况，选择其中的86个试压包开始预制，预制50%左右，到货齐全的试压包进入现场安装。
根据施工经验和业主投产顺序，公用工程管道多数为碳钢管道且材料订货周期短，对此可优先施工。为保证一个试压包尽量由一个作业组完成，对大于1000寸径的试压包优先施工，对高压管道施工因周期较长的试压包应从项目一开工就开始施工。
按试压包施工如何进行过程控制？十建工程管理人员建立了试压包动态跟踪表，每天跟踪每个试压包进展情况，根据动态表重点协调已开始安装的试压包材料，并每天维护管道数据库。为保证焊接质量，要求管道检测要及时，定期统计试压包管线完成情况，以试压促扫尾。技术人员要及时排查尾项，每天召开材料对接会，对已安装和即将安装试压包材料建立到货跟踪表，落实到货时间，并对到期未到材料催促业主,对图纸中的特殊管件作为重点跟踪对象。
据十建现场负责人介绍，工艺管道按试压包施工，使现场管理有条不紊，忙而不乱，其一是材料更新及时，技术员的工作量能得到均衡分配，并且现场负责人可以及时有效的发现每个试压包的缺料情况，统筹安排扫尾，大大发挥了人员的组织能动性；其二是能够有效的控制材料进场、发放和有序摆放，兼顾了文明施工管理；其三是管道安装过半后，仪表可以配穿线管、放电缆、槽盒等安装，现场协调量明显减少，避免项目后期进行大面积仪表施工。
十建公司在烟台万华IPDA项目进行按试压包施工的尝试，不仅有效的发挥项目管理人员的能力，还大大降低了工程成本，提升了公司整体形象，它必将像设备、钢结构模块化施工一样，成为安装工艺管道科学有效的方法得到广泛利用。
㈥ 西安热工研究院有限公司的科研成果
◆循环流化床（CFB）锅炉关键技术的自主研发及应用
◆火电厂厂级运行性能在线诊断及优化控制系统
◆发电厂热力设备重要部件寿命管理技术研究
◆大型锅炉燃用煤特性及炉型耦合体系的研究
◆超超临界燃煤发电技术的研发和应用
◆中速磨煤机易磨损件国产化及耐磨性提高
◆大型电站风机及系统可靠性设计研究
◆抗燃油的研制及工业应用
◆低温低浊水除浊工艺的研究
◆DDZ-1型转子中心孔多功能自动检测装置研制
◆煤粉燃烧特性工程应用方法研究
◆微机数据采集和处理专用装置的研制
◆国产金属氧化物避雷器的研制及推广应用
◆合山电厂75MW汽轮机转子裂纹原因分析及处理
◆火电厂磨煤机合理选型设计研究
◆分宜电厂6号汽轮机严重损坏事故原因分析
◆十万千瓦汽轮机调峰研究
◆煤的着火、燃尽及灰的结渣粘污特性实验研究
◆电厂离心式风机改造及四种新型高效风机的应用和推广
◆宽极距辅助电极横向极槽型板电除尘器的应用研究
◆西藏羊八井地热发电技术研究
◆变压器油国家标准的研究和制订
◆冷却塔新型塑料淋水装置和除水器研究
◆新型电除尘器的研制与应用
◆新型断路器油的研究
◆汽机安全监控系统及装置
◆670T/H锅炉汽包给水直接注入下降管技术 2010
◆带有紧凑式分流回灰换热器的循环流化床锅炉开发研制及工程示范
◆现场总线技术首次在国内大型超（超）临界火电机组上全范围系统的应用研究
◆国产首台1000MW超超临界机组仿真培训系统技术开发《成果汇编》报送材料
◆奥氏体不锈钢管内壁氧化物检测仪的研发与应用
◆300MW_CFB锅炉配套流化床式冷渣器的开发与应用
◆汽轮机通流部件冲蚀损伤的修复与防护技术研究开发及应用
◆超（超）临界锅炉异种钢焊接接头早期蠕变损伤特征及安全评估技术研究
◆水系统铁磁性氧化物强磁净化装置的研制及应用
2009
◆燃煤电厂3000吨/年二氧化碳捕集装置自主研发及工程示范
◆中国动力用煤数据库的建立
◆超临界直接空冷机组凝结水精处理技术研究
◆DSB低NOx旋流煤粉燃烧器研制与工程应用
◆含缺陷大型承压铸件高温结构完整性评定技术研究
◆表面式凝汽器运行性能试验规程制定
◆超(超)临界机组复合有机酸清洗配方及工艺的研究与应用
2008
◆汽轮机冷端状态分析及运行优化技术开发
◆早期投运机组设备运行状态评估技术研究
◆高温燃料电池及发电系统研究
◆P91主蒸汽管道焊缝蠕变损伤、断裂特性研究及应用
◆大型CFB锅炉水冷壁主动防磨装置开发及应用
◆300MW机组锅炉承压部件爆漏问题分析与防治研究
◆火力发电厂水汽分析方法研究
◆低热值煤气联合循环燃气轮机机组仿真系统研制与应用
◆火电厂燃用神华煤技术研究及应用
2007
◆10MWth干煤粉气流床加压气化装置研制
◆现场总线控制系统(FCS)在火电厂应用的研究和实施
◆超(超)临界机组用国产P91钢管工艺性能研究与应用
◆YHJ—II型移动式在线化学仪表检验装置的开发与研制
◆超临界机组运行技术的研究
◆国产首台1000MW超超临界机组控制策略开发及应用
◆火电厂汽水系列导则的制订及推广应用
◆凝汽器和真空系统运行维护研究与导则制定
◆火力发电厂蒸汽管道寿命评估技术导则
2006
◆国产化超临界机组自动控制策略研究、系统设计及工程应用
◆超超临界机组新材料P92、P122钢主蒸汽管道焊接工艺研究及应用
◆集团火电运行监管系统研究与应用
◆火力发电厂水处理用离子交换树脂性能诊断研究
◆HW-01微量硬度指示剂研制及应用
◆运行中变压器用六氟化硫（SF6）质量标准及杂质含量测试方法行业标准（共九项）
◆《循环流化床锅炉性能试验规程》（DL/T964-2005）编制
2005
◆火电厂厂级运行性能在线诊断及优化控制系统
◆核级纯离子交换树脂的研制及应用
◆煤气高温净化技术研究开发
◆火电厂设备状态检修技术研究与应用
◆提高火电机组适应电网负荷变动性能的控制策略研究与实施
2004
◆自主知识产权的100MW CFB锅炉研制及示范
◆凝汽器管腐蚀在线监测装置的研制及其应用的研究
◆火电厂废水零排放技术试验研究及工程化
◆DL/T831-2002大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则
◆联合循环机组设计集成与性能模拟分析系统的研究
◆曝气生物滤池在火电厂废水回用处理中的研究和应用 2010
◆中国动力用煤数据库的建立
◆提高空冷机组凝结水精处理运行水平及关键材料国产化的研究
2009
◆超（超）临界机组氧化物粒子的形成机理与规律的研究
2008
◆600MW超临界机组仿真培训装置研制与应用
◆大型电袋复合除尘技术开发及工程应用
◆提高电厂化学监督与控制可靠性的研究与应用
◆大型循环流化床锅炉清洁发电技术的自主研发及产业化
2007
◆400MW 燃气蒸汽联合循环机组仿真机研制及应用
◆火力发电厂经济运行及在线生产管理系统研究与应用
◆超临界机组汽水品质有效控制技术及停炉保护技术的研究
◆锅炉受热面内壁氧化问题及相应对策研究
2006
◆两段式干煤粉加压气化技术研究开发
◆超超临界机组运行特性和运行技术研究
◆电站锅炉SCR脱硝催化剂的研制
◆凝结水精处理系统高效分离技术的研究与工程应用
2005
◆干煤粉加压气流床气化反应特性研究
◆火电机组运行远程技术服务网络系统的开发及应用
2004
◆国产首批超临界机组给水泵变速汽轮机末级叶片强度与振动特性研究
◆高温煤气脱硫剂研制及脱硫评价装置的研究开发
㈦ 氩弧焊供气管管安装技术要求
没有什么特殊要求。一般打底焊采用氩弧焊，尺寸2“和2”以下的管道采用全氩弧焊；大于2“的管道可以氩弧焊打底，焊条电弧焊填充和盖面。氩弧焊焊丝：H10MnSi,H08Mn2Si，ER50-6任选，直径2mm即可。焊条根据管道的要求级别，可以采用J422，J426，J507都可以。执行的现行标准GB/T20801-2006压力管道规范-工业管道和SH3501《石油化工有毒可燃介质管道工程施工及验收规范》。
氩弧焊的技术要求：
（一）非熔化极氩弧焊（TIG焊）
非熔化极氩弧焊时，电极只起发射电子、产生电弧的作用，电极本身不熔化，常采用熔点较高的钍钨棒或铈钨棒作为电极，所以又叫钨极氩弧焊。焊接过程可以用手工进行，也可以自动进行。
焊接时，在钨极与工件间产生电弧，填充金属从一侧送入，在电弧热的作用下，填充金属与工件熔融在一起形成焊缝。为了防止电极的熔化和烧损，焊接电流不能过大，因此，钨极氩弧焊通常适用于焊接4mm以下的薄板，如管子对接、管子与管板的连接。
（二）熔化极氩弧焊（MIG焊）
熔化极氩弧焊是利用金属焊丝作为电极，电弧产生在焊丝和工件之间，焊丝不断送进并熔化过渡到焊缝中去。因此熔化极氩弧焊所用焊接电流可大大提高，适用于中、厚板的焊接，如化工容器筒体的焊接。焊接过程可采用自动或半自动方式。
熔化极氩弧焊时的金属熔滴过渡，主要是喷射过渡的形式。喷射过渡的特点是在焊接电压较高、焊接电流超过某临界值时，熔滴呈雾状的细滴沿焊丝轴向高速射入溶池。喷射过渡时不发生短路现象，电弧燃烧非常稳定，飞溅现象消失，焊缝成形好，熔透深度增加，所以溶化极氩弧焊主要用于焊接厚度为3mm以上的金属。
由于氩气比较稀缺，使得氩弧焊的焊接成本较高。故目前主要用来焊接易氧化的有色金属（如铝、镁及其合金）、稀有金属（如钼、钛及其合金）、高强度合金钢及一些特殊用途的高合金钢（如不锈钢、耐热钢）。
㈧ SW材料BOM表怎么显示管道多长数量多少
如果管道比较多，可以考虑用solidworks自带的管路功能，完成后可以输出为管道bom。不过此功能第一次使用时可能会根据自己的需要创建管道数据库，比较繁琐。
如果是组装式管道，那就将每一根需要安装的感到创建单独的零件，在装配体中组装即可，BOM可以在装配体中生成。
如果是焊接式管道，可以考虑用solidworks零件中用焊件功能创建，完成后可以用焊件切割表的方式输出管道BOM。
㈨ 西安焊工培训学校最好的是哪几家
西安焊工培训学校还是推荐郑州技师北方学校。该学校的【电工焊工】专业学期短，学成率高。就业安置+创业帮扶.校企合作，技能人才订单式培养、免费体验营,满意才报名
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如果想了解更多关于焊工的问题，推荐咨询【郑州技师北方学校】。郑州技师北方学校与企业在合作中不仅能实现教学与生产同步、实习与就业联体，还会在人才培养过程中加入更多的素质养成教育，以提升学子的综合素养。学习中获得就业指导老师的专业指导，学校创就业指导中心还会定期组织各类就业活动，就业经验分享交流会，保证每位学子在学习中快速成长，顺利就业。
㈩ 电站锅炉爆管事故损失
1．概述
燃煤锅炉的高温部件如前后屏、对流过热器及高温再热器等是锅炉内部的主要结构件，长期在火焰、烟气、飞灰等十分恶劣的使用环境介质中运行，因而在运行过程中发生一系列材料组织与性能的变化，这些变化涉及蠕变、疲劳、腐蚀、冲蚀等复杂的老化与失效机理。这些高温部件材料的微观组织会随着运行时间的延长而劣化，产生蠕变损伤，如珠光体的分散，碳化物的球化、在晶界聚集和长大、蠕变孔洞、晶界裂纹的产生；伴随着微观组织的损伤而引起材料性能的劣化，如拉伸性能、持久、蠕变强度、冲击韧性的下降和脆性形貌转变温度的上升（典型的如主蒸汽管道、集汽联箱等）；同时伴随着机组的频繁起停，这些部件还会产生疲劳损伤；由于环境因素还会产生腐蚀、磨损等。有的部件还存在着制造过程中产生的超标缺陷，在机组运行过程会发生裂纹的扩展，从而导致部件的失效和损伤。
在现有的检修管理模式下，由于锅炉本体主要以计划检修为主，锅炉过热器管、再热器管及高温管道、联箱等或多或少地存在过修及欠修现象，给机组的安全运行带来极大的威胁。为了保障锅炉机组的安全运行，科学合理地规划检修计划，减少强迫停机率和检修费用，延长设备的使用寿命，充分利用现有的计算机集成制造系统（CIMS），就公司1#炉的实际情况，与西安热工院结合公司点检定修制，联合开发应用了锅炉寿命管理系统。
2．寿命管理系统的技术基础
锅炉寿命管理系统的核心是其基础技术的发展和应用。它的技术基础主要有：状态监测（包括在线监测和离线检测技术）、评估技术；寿命评估技术；计算机、软件技术。
2．1电站锅炉高温部件状态检测技术
电站锅炉的高温部件主要有三种：受热面管类，管道类和联箱类。三种高温部件的使用状况和失效特点各不相同，因此也相应地有不同的状态检测手段。
对受热面管，主要是指前后屏过热器和高温再热器，这类部件的主要失效形式是长期超温过热，损伤机理为蠕变和高温氧化腐蚀等，主要的检测手段有：
宏观检查，检查变形和表面腐蚀状况
测厚检查，采用超声测厚装置精确测量管壁有效金属厚度及内壁氧化层厚度
外径测量及胀粗情况检查
割管检测，主要检查化学成分；金相组织及损伤老化评定；常温、高温短时力学性能试验；碳化物相成分与相结构分析；异种钢焊接接头的试验（过热器T91钢的异种钢焊接接头）等
对高温管道如主蒸汽管道、再热蒸汽管道热段而言，其主要失效方式为蠕变、疲劳损伤及其交互作用等，它与运行时间有着极为重要的关系。焊缝、弯头、三通为重点检验部位，重点检查：
宏观检验表面缺陷、裂纹；
焊缝、弯头进行无损探伤
复型金相检验
厚度测量、硬度试验
蠕胀测量及历次测量数据的收集、整理、分析
对联箱类高温部件，主要指末级过热器出口联箱、集汽联箱和高温再热器出口联箱等，它们的主要失效机理为蠕变，疲劳及其交互作用。由于温度分布的不均匀性和局部应力集中使联箱接管座成为重点检查部位，主要检查：
宏观检验、检验支座接触状况和吊耳与联箱焊缝
焊缝的无损检验
复型金相分析
壁厚测量
硬度测试
应力分析计算
2．2电站锅炉的状态评估技术
电站锅炉的状态评估技术主要包括设备失效分析技术和设备状态评估技术。
状态评估技术包括失效分析技术、状态检验和监测技术、部件状态评估技术、应力测量、分析技术和寿命预测技术。
设备故障分析技术包括故障分析的基本理论、故障规律、故障状态描述、故障机理、故障模式、故障分析方法、故障监测与诊断等。
由于锅炉管失效类型繁多，失效机理复杂（普遍存在蠕变、疲劳、腐蚀、冲蚀等机理的交互作用现象），和事故损失大等特点，发展和完善电站锅炉的状态评估技术和故障分析技术显得尤为重要。
2．3设备寿命预测技术
部件寿命评估技术主要应用于无超标缺陷部件寿命评定和有超标缺陷部件安全性评估，主要部位有高温联箱、主蒸汽管道、锅炉汽包、锅炉管等。它经过收集有关数据，对材料性能的分析和对材料状态的评定，经综合分析给出运行、维修、检验或更换建议报告。
高温锅炉管温度及寿命监测技术的基本方法是：
利用超声测厚系统测量管壁的金属层厚度及内壁氧化层厚度
结合超温评估技术、根据管内壁氧化层测量计算管壁的实际运行温度场
根据金属层厚度的测量，计算出锅炉管的应力分布场
根据材料老化测量，计算材料老化因子
评估锅炉管剩余寿命
3．寿命管理系统的主要功能
所谓寿命管理是指以机组经济地实现其服役全寿命为目标，在对高温设备老化状态进行监测和评估的基础上优化设备运行与维修管理。
锅炉重要部件寿命管理系统由锅炉管寿命管理系统（BTLMS）和锅炉部件寿命管理系统（BCLMS）两部分组成。锅炉管寿命管理系统包括在线锅炉管（过热器、高温再热器）状态（温度、应力、残余寿命）评估，为电厂锅炉管的维修、检验及更换决策提供依据，同时，在运行期间，可监测锅炉管的老化状态，减少电厂非计划停机，延长设备的寿命。
3．1锅炉管寿命管理系统主要包括以下功能模块：
3．1．1设备信息管理模块
设备信息管理模块是针对寿命管理系统所涉及的部件信息进行管理的一个功能模块，包含锅炉管、锅炉部件（炉外管道、高温联箱等）的设计、制造、安装、运行、检验、维修、经济性等方面的信息。主要功能是为设备的状态评估和寿命评估提供统一的设备原始数据，并对设备的维修、更换等进行及时更新，使寿命管理贯穿整个部件的服役周期。
3．1．2在线监测模块
锅炉管在线监测模块是通过定时获取布置在管子上的壁温测点测量信息，在离线检测的基础上综合在线监测信息自动进行分析评估，给出以下结果：
锅炉管温度分布趋势
锅炉管壁温测点温度显示
锅炉管超温显示和报警
锅炉管应力分布
锅炉管残余寿命分布趋势
锅炉管寿命下限报警
3，1．3设备运行状态显示模块
设备运行状态显示模块是根据在线监测信息和在线评估结果，对设备的运行状态进行连续的监测和评估，实时显示锅炉管的状态信息，包括锅炉管运行温度分布趋势、锅炉管应力分布趋势、锅炉管残余寿命分布趋势以及锅炉管运行异常、故障报警和锅炉管维修、更换建议等。
3．2锅炉管检验/检修管理数据库
维修、检验及辅助决策模块是基于设备的状态和寿命评估所进行的，针对不同的部件和不同的评估结果，有相应的决策建议。电厂相关人员根据评估结果，可制定相应的维修、检验计划，减少过去大量存在的过修和欠修现象，提高电厂设备运行的安全性和经济性。
3．3报告模块
在每一评估模块中都包含相应的报告功能，对在线监测定期生成评估报告，也可生成各种检验报告等。
该系统还提供辅助功能模块，如锅炉失效分析模块，它具有专家系统的功能，电厂金属人员可进行一些必要的分析，在该模块的协助下可快速准确的完成失效分析，使电厂实际运行管理和检测人员能够及时判断、及时采取预防措施，正确进行失效分析，从而减少失效和防止重复出现同类型爆管。
4．锅炉管及锅炉高温部件寿命管理系统在670T/H锅炉上的应用
在2001年大修中，首先对公司1#炉进行了状态监测和寿命评估，并安装了锅炉管及锅炉部件寿命管理系统。根据1#锅炉高温部件的实际运行状况，在大修中，对1#炉的前屏过热器、后屏过热器、对流过热器及高温再热器等炉内管，对主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道、集汽联箱、对流过热器出口联箱及高温再热器出口联箱等部件进行了详细的状态检测和寿命检验。检验采用了现场检验和实验室检验相结合的综合评估方法，现场工作的主要内容有：
1．收集有关设计/运行/维修/检验/更换等需要的资料
2．宏观检验：对表面状态进行目视检查
3．测量
金属壁厚测量，评定应力分布
内壁氧化皮厚度测量，评定温度分布
管子直径测量，评定应力分布和胀粗程度
现场取样
实验室检验的主要内容有：
1．材料状态检测与评估：检查了材料化学成分、金相组织、尺寸、表面状态、金属氧化特征微观检验、蠕变损伤定量金相检验、碳化物相成分检验、硬度检验、室温拉伸性能试验和高温短时拉伸性能检验等项目。
2．金属温度场评估：综合采用氧化分析法，硬度分析法，碳化物相成分分析等多种方法对部件的温度场分布进行评估，这是锅炉管寿命评估的关键。
3．管壁应力场评估：采用实际测量的直径和金属壁厚等数据，建立部件的应力场分布。
4．残余寿命评估：采用综合考虑材料老化状态和性能劣化状态的强度分析方法（老化因子修正法）评估锅炉管寿命，建立部件的寿命分布状况。
检验及寿命评估的结果表明，1#炉对流过热器热段弯管局部材料老化和性能劣化特征十分明显，且对流过热器热段有明显的超温现象，当量金属温度为590℃左右，其个别过热器管的残余寿命仅为6000小时左右，与近期爆管特征十分吻合，也说明了公司2台炉对流过热器热段在2001年频繁爆管的原因。在此次大修中，根据检验的结果，对问题较为严重的对流过热器热段及时进行了更换。
在软件上，锅炉管寿命管理系统及锅炉部件寿命管理系统与公司CIMS系统高度集成，其数据采集充分利用了公司MIS网和数据库服务器。目前，该两套系统一直投入运行，进行实时监测和实时评估，给专业人员制定修理改造计划提供了科学的依据。
5．锅炉寿命管理系统的应用前景
锅炉寿命管理系统应用的关键在于检测技术的不断发展和评估技术的不断发展，而锅炉寿命管理系统在不断的实践中也迅速地积累了大量的经验和数据，随着时间的延长，该系统也必将越来越成熟。目前，在电力体制改革的背景下，降低检修成本，延长机组寿命，合理安排检修显得更为重要，开发应用锅炉寿命管理系统乃至电厂关键部件的寿命管理系统显得十分必要。