高压泄漏（共7篇）
高压泄漏 篇1
合成氨生产过程中, 因系统循环量突然增大, 长时间超温、超压, 操作不当等等原因会发生高压管道泄漏现象。气体中含有大量氢气, 极易造成管道出现脱碳现象, 一旦泄漏不及时处理, 将会导致大的事故发生。
公司化肥厂合成氨系统因透平机跳闸, 处理不及时, 1#、2#两套系统压力失衡, 造成1#系统压力迅速升高2 MPa, 恢复生产后, 发现1#系统氨冷器进口法兰、塔底排污阀法兰、塔后去提氢法兰出现不同程度泄漏, 因系统不能及时停车处理, 导致漏点部位逐渐扩大。最后停车处理, 停车后拆开塔后去提氢法兰, 发现一条深2 mm、宽3 mm的沟槽贯穿整个密封面, 如果更换M49×10高压丝头, 必须系统置换加盲板或拆掉氨分去氨冷器M219×35的高压弯头, 再上报申请, 得到批准后, 需有专业资质方才能处理。过程复杂, 工程量比较大, 存在不安全因素较多。最终决定用金属胶 (2211F) 弥补修复缺陷的方法, 比较成功。经了解, 这种方法处理高压密封面泄漏成功案例尚属首次。现将具体操作方法和要求记录如下, 以供借鉴。
第一步 准备沙布若干张, 会锦锉一套, 无水乙醇一瓶, 干净布一块, 毛刷一把, 2211F金属胶一套。
第二步 ① 用会锦锉把漏点毛刺、沟槽内油灰清理掉。
② 用沙布把整个密封面修理一遍。
③ 用布、毛刷清除沟槽内、密封面上的附着物。
④ 用无水乙醇清洗整个密封面, 达到金属原色最佳。
第三步 ① 在干净物体 (硬纸或有色金属板) 上把金属胶按比例调和。
② 用硬质棍或板把金属胶均匀涂于缺陷凹处。
③ 涂胶时要均匀, 不准有气孔、鼓泡现象, 涂胶要略高于法兰密封面。
第四步 ① 放好透镜垫连法兰, 视缺陷情况加或不加铝垫, 连好法兰。
② 用蒸汽对准管道、法兰夹角处加热。
③ 根据蒸汽压力大小、温度变化确定阀门开启度, 加热部分每提升11 ℃以上固化时间缩短一半, 加热时间不低于3 h。
火电厂高压加热器泄漏原因分析 篇2
台山电厂#2机组为上海汽轮机有限公司生产的亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机, 汽轮机的型号是N600-16.7/537/537, 机组共有8段非调整抽汽。回热系统包括3台高压加热器、1台除氧器、4台低压加热器, 高、低压加热器均为表面式, 各加热器为串联排列, 疏水采用逐级自流方式, 高加的型号为:JG-2063-1-3、JG-2231-1-2、JG-1745-1-1。机组通过数次检修, 发现高加管板焊接工艺较差, 自投产后高加出现过四次泄漏, 有的是钢管泄漏, 有的是管板焊口泄漏, 处理情况如表1所示。
2 高压加热器泄漏现象
(1) 高压加热器水位上升或疏水调整门开度变大, 问题较严重的两者同时出现, 加热器水位高 (高高) 报警, 高压加热器端差变大, 远高于正常运行的端差值。
(2) 高压加热器泄漏后, 因传热恶化, 锅炉给水温度下降。
(3) 高加泄漏严重时, 锅炉给水流量增加, 给水压力下降, 泄漏的高加内部压力升高。
3 高压加热器泄漏对汽轮机运行的影响
台山电厂#2汽轮机高加是利用高中压缸抽汽, 通过加热器传热管束即U型管, 让给水和抽汽进行热交换, 从而使给水加热, 提高锅炉给水温度, 以提高机组的效率。高压加热器水侧压力远高于汽侧压力, 如果传热管束即U型管有泄漏, 高压内给水会进入高加汽侧, 导致高加水位升高, 传热恶化。高压加热器泄漏对机组造成有如下影响。
(1) 高加出现泄漏, 泄漏管周围管束受高压给水冲击而导致泄漏管束增多, 泄漏就会更加严重, 如不能及时将高加解列, 那么损坏管子数量将大大增加。
(2) 当高压加热器水位急剧上升时, 如果水位高高保护未动作, 那么汽测水位将淹没抽汽管道进口, 高加内给水将通过抽汽管道进人汽缸, 造成汽轮机水冲击或上下缸温差大等事故。
(3) 高压加热器解列之后, 锅炉给水温度剧降, 汽轮机主蒸汽压力下降, 为了维持机组负荷, 要增加煤量, 同时也要增加锅炉风机出力, 致使炉膛过热, 主再热汽温升高, 这必然是机组煤耗增加, 热耗相应增加, 厂用电率也增加。
(4) 高压加热器停运后, 汽轮机相应抽汽关闭, 汽轮机末几级蒸汽流量就会增大, 导致末几级载荷增大, 加快老化破损。
(5) 高压加热器停运后, 汽轮机相应抽汽突然关闭, 汽轮机抽汽口后的各级叶片轴向推力将增大, 可能导致汽轮机轴向位移大而跳机, 即使未到跳机程度, 也要限制机组发电负荷, 保证机组安全, 那么就损失发电量。
(6) 高加泄漏解列, 直接影响高加投用率指标。
4 高压加热器泄漏原因分析
(1) 高压加热器U型传热管的材质质量差, 安装工艺不过关。
(2) 高压加热器传热管束受高温高压汽水的长期冲刷侵蚀, 管壁慢慢变薄, 钢管与管板间的胀口受腐蚀而松弛, 导致出现漏点。
(3) 高压加热器的每次启停都有严格的运行标准, 如果运行管理不力, 运行人员责任心不强, 启停操作时不严格执行运行规程, 未充分暖管, 升温率控制不当, 就会导致高温高压的蒸汽进人高加后, 厚管板与薄管束之间受热不均匀, 而产生巨大的热应力, 使管束热变形。
(4) 高压加热器正常运行时水位调整不力, 引起高加水位波动, 如果水位过高导致汽水返进入蒸汽通道, 水被蒸汽吹散成大直径的水滴冲刷管束;水位过低造成疏水冷却段汽、水两相流动冲刷管束, 这两种情况都有可能造成高压加热器泄漏。
(5) 检修质量不过关也是引起高加泄漏的主要原因之一, 检修工艺差引起重复泄漏, 增加高加解列次数, 影响高加寿命。
高加泄漏的出现是个长期过程, 出现泄漏的周期与设备运行和设备检修密切相关。台山电厂#2机组高加在正常运行中曾多次出现钢管泄漏或焊口泄露, 也时出现疏水管道振动、高负荷下疏水水位无法维持的现象, 查阅近年台帐, 可以发现高压加热器泄漏主要是钢管爆漏引起的居多, 而爆漏的钢管主要是在抽汽进汽口附近的部分。由此可见, 高压加热器泄露与正常运行中高加水位保持过低有非常密切的关系, 因高加水位低会使加热蒸汽通过疏水冷段进入疏水管道, 存在高加疏水汽水两相介质流动;再者, 台山电厂#2机组#3高加疏水至除氧器的管道架空较长, 该高加的疏水调门设计为角式, 长时间运行后出现阀内件磨损, 疏水调门的调节性能偏离设计值, 致使高负荷下3号高压加热器水位无法维持在正常范围内, 导致疏水管道内有汽水两相介质流动。高加疏水管道内部形成的汽水两种介质流动, 管内流动阻力剧烈增大, 出现水冲击现象, 引起疏水管道振动, 再加上疏水管道两相流动介质的流程较长, 导致振动越加剧。高加疏水管道的振动同时也引起高加内部管束的振动, 致使钢管与隔板长时间碰磨而极容易造成钢管爆漏。
5 高压加热器泄漏预防措施
(1) 高压加热器投、停时应严格按照运行规程执行, 且要特别注意。
(1) 机组启动时, 高加应随机启动投入, 以防止高加投入过程中产生的热冲击。 (2) 严格控制给水升温率不超过5℃/min。 (3) 高压加热器冷态单独投运应该充分暖管, 使高加各部件受热均匀。 (4) 高压加热器投入时, 要先投水侧, 后投汽侧, 高压加热器停运时, 要先停汽侧, 后停水侧。 (5) 高加水位保护装置及水位计无法投入的情况下, 严禁高加投入运行。
(2) 高压加热器的水位定值应按厂家指导水位执行, 正常运行时加强监视高加疏水水位, 如出现水位波动, 及时调整至正常, 避免水位超过正常值或低水位和无水位运行。
(3) 机组负荷变化率控制在3MW/min汽压变化率不大于0.05MPa/min, 主汽温变化率不大于1.5℃/min, 再热汽温变化率不大于2.5℃/min;以防止蒸汽温度、蒸汽压力以及锅炉蒸发量在剧烈变化, 使高加抽汽压力、温度在不断发生变化, 高压加热器内由于温度变化而产生膨胀或收缩变形导致产生热应力而损坏高加。
(4) 机组甩负荷或高加紧急停运时, 立即切断高加汽源水源, 查抽汽逆止阀、电动门已关严, 防止蒸汽继续进入高加壳体内加热不流动的给水, 引起板管热变形, 而切断给水后可避免抽汽消失后给水快速冷却管板, 引起管口焊缝产生热应力变形。
(5) 发现高压加热器泄漏时应立即解列故障高加, 以防泄露喷出的高压水柱冲刷坏周边的管子, 使泄漏管束数目增加。
(6) 高压加热器的安装、检修需要有良好的安装、检修工艺和水平, 做好质量监督。
导致高压加热器泄漏还有一些不可预见的因素, 防止高压加热器泄漏的措施也不局限一上述所列。在机组的起停和运行中只要我们能正确认识高加泄漏的危害, 并针对高加泄漏的原因及时进行调整, 采取有效的措施将之控制在正常范围内的, 如有缺陷, 应及时停运检修, 避免高加带病运行, 才能保证机组安全经济的长周期运行。
参考文献
[1]张兵.高加泄露的原因分析及预防措施[J].山西电力, 2008 (1) .
[2]吕林芝.火电厂高压加热器泄漏原因分析及对策[J].热力发电, 2007 (5) .
高压泄漏 篇3
1 高压测量仪后端接入试验接线方式
试验接线如图1所示。
其中:1—调压器;2—ZGF-200数显直流高压发生器;3—微安表;4—JGY-200高压测量仪;5—Y10W-100/260金属氧化物避雷器。
如图1所示, 把高压测量仪接在微安表的后面进行试验, 试验结果表明:避雷器型号为Y10W-100/260, 为两节组合式, 单节75%UDC1mA为8μA, 而两节组合时75%UDC1mA为60μA, 远远超过规程标准 (不大于50μA) 。单节的75%UDC1mA合格而组合后的泄漏电流为什么比单节的大得多?笔者分析认为很有可能是高压测量仪中的泄漏电流引起的。如图1所示, 流过微安表的电流为I=Ib+Ic (Ib为避雷器泄漏电流, Ic为高压测量仪电流) , 高压测量仪为阻容分压结构, 直流泄漏试验时有一定的泄漏电流, 并且随着试验电压的升高而增大, 应该把高压测量仪接在微安表的前面, 这样流过微安表的电流才是实际通过避雷器的泄漏电流。
2 高压测量仪前端接入试验接线方式
试验接线如图2所示。
其中:1—调压器;2—ZGF-200数显直流高压发生器;3—微安表;4—JGY-200高压测量仪;5—Y10W-100260金属氧化物避雷器。
如图2所示, 把高压测量仪接在微安表的前面, 重新做试验, 流过微安表的电流为I=Ib (Ib为避雷器泄漏电流) , 试验结果为:单节避雷器75%UDC1mA=3μA, 双节组合后为8μA, 试验结果正常。
3 高压测量仪直流泄漏试验接线
笔者还专门对高压测量仪进行了直流泄漏试验, 试验接线如图3所示。
其中:1—调压器;2—ZGF-200数显直流高压发生器;3—微安表;4—JGY-200高压测量仪。
测量10～120kV直流电压下的高压测量仪泄漏电流, 流过微安表的电流为I=Ic (Ic为高压测量仪泄漏电流) , 试验结果见表1。
高压泄漏 篇4
机组运行在额定工况下, #1、#2、#3高压加热器 (以下简称高加) 正常疏水调门开度较上一年同期大幅增加, #3高加至除氧器疏水量超过设计数据。遂将高加解列并隔绝, 经灌水查漏后发现有7根管束发生泄漏。
由于高加泄漏, 水侧大量漏入汽侧并通过疏水逐级自流进入除氧器。在相同负荷工况下, 给水泵转速增加、出口流量增大, 汽前泵出口给水流量与省煤器入口流量偏差增大。高加疏水调整门开度以及疏水流量明显增大, 如果泄漏量再增大, 可导致高加水位高信号报警, 事故疏水门频繁打开, 泄漏严重时保护动作, 高加退出运行。传热恶化, 给水温度下降, 疏水温度增加, 高加下端差增大。泄漏严重时, 就地有明显的泄漏声。
二、高压加热器泄漏原因分析
1. 腐蚀
影响高加及其管束腐蚀的主要因素有给水含氧量和p H值, 此外若高加运行过程中汽侧空气排放不完全使得高加管子的外壁受到腐蚀。
2. 水侧压力突变
引起高加水侧压力异常的因素有给水压力、流量突变, 引起高加内压力突变, 如汽机掉闸、锅炉安全门拒动、高加投运前未注水升压、给水泵掉闸、高加保护动作等情况, 高加管系承压突升或突降, 使设备损坏。
机组运行中高加停用时, 如果给水进出口阀门关闭严密, 而进汽阀有泄漏时, 被封闭在加热器管侧的给水受到漏入蒸汽的加热, 会使管束内的水压大幅度上升。若水侧未安装安全门或安全门拒动时, 过高的压力会使管子鼓胀而变粗开裂。
3. 冲刷侵蚀
当蒸汽的流动速度较高且汽流中含有大直径的水滴时, 高加换热管外壁受到汽、水两相流的冲刷, 管壁逐渐变薄从而发生穿孔或受到给水的压力而引起鼓破。当高加内某根管子发生损坏泄漏时, 高压给水从泄漏处以极大的速度冲出会相邻近的管子, 从而造成冲刷破坏。另外, 防冲板材料和固定方式不合理, 在运行中破碎或脱落, 失去防冲刷保护作用, 管壁受到蒸汽或疏水的直接冲击。
4. 振动
高加投运时因暖管不充分, 蒸汽带水发生水击现象或给水温度过低、机组超负荷等情况下通过加热器的蒸汽流量和流速超过设计值较多时, 具有一定弹性的管束在流体扰动力的作用下会产生振动。当激振力的频率与管束自然振动频率成倍数关系时, 将引起管束共振, 使振幅大大增加, 导致管子外壁与隔板管孔连接处受到反复作用力造成管束损坏, 在高压水的作用下管子会发生破裂。另外, 支吊架松动、管道布置不合理, 会造成管束与高加本体振动不同步引起断裂而泄漏。
5. 热应力
高加在启停过程操作不当、调峰时负荷变化率太快、主机或加热器因故障而骤然停运高加时, 都会使金属温升率、温降率超过规定值, 使高加的管子和管板受到较大的热应力, 管子和管板相联接的焊缝或胀接处发生损坏, 引起端口泄漏。又因厚实的管板与较薄的管束之间吸热速度不同步, 吸热不均匀, 常导致管子与管板的焊缝或胀接处损坏。此外, 在高加停运时, 高加内上部管束温降滞后, 上下部管束间产生较大温差, 产生热变形而造成损坏。
6. 材料与检修工艺不良
管子材料不良、管壁簿厚不均、组装前管子有缺陷、胀口处过胀、管子外侧有拉损伤痕等, 若遇到高压加热器工作状况异常, 就可能导致劣质管子发生泄漏。在检修时, 一般常用锥形塞焊接堵管, 捶击力量太大, 引起管孔变形。在焊接过程中, 如预热、焊缝位置及尺寸不合适, 都会造成邻近管子与管板连接处的损坏, 使之出现新的泄漏。若没有及时对泄漏管子周围进行保护性的堵管及补焊, 则会因残余应力过大而导致焊口泄漏。
三、高压加热器泄漏预防措施
1. 腐蚀预防措施
出厂时要有良好的防腐措施, 防止贮运过程中腐蚀, 对于碳钢管加热器, 通常对汽侧和水侧均采取充氮防腐的办法。在机组启动过程中, 高加水侧、汽侧应排净空气, 并加强水汽质量监督, 调整除氧器除氧效果、合理地使用加药系统和排污系统, 保证给水水质及蒸汽品质合格。加热器停用时, 通常根据停用时间长短, 分别采用充水、充汽或充氮措施。
2. 水侧压力突变的预防措施
水侧应装设安全阀并定期校验安全阀动作值。加强监视和调整, 保证机组、特别是给水系统正常运行, 减少机组运行中系统故障引起的高加压力突变。若高加解列, 应切断高加汽侧和水侧, 检查抽汽逆止阀、电动门是否已关严, 防止蒸汽继续进入壳体对不流动的给水进行加热从而引起管子变形。
3. 冲刷预防措施
限制壳侧蒸汽或疏水流速, 防止疏水冷却段内发生闪蒸。蒸汽冷却段出口蒸汽要有足够的剩余过热度。保持壳侧水位正常, 禁止低水位或无水位运行。若高加泄漏, 应尽快退出运行以防因泄漏喷出的高压水柱冲刷周围管壁。防冲板固定要牢固, 面积足够, 材料要好。
4. 振动预防措施
投退高加时, 应充分暖管, 缓慢开启抽汽电动门, 避免大量蒸汽直接进入。限制壳侧蒸汽或疏水流速。管子间距要足够大, 限制管束自由段长度。加强对系统支吊架的检查, 穿墙管道, 应与墙壁保持垂直, 保证其牢固稳定, 避免因外力作用引起高加管道振动。
5. 热应力预防措施
在机组启停过程中, 尽可能使高加随机滑启滑停, 此时给水温度和抽汽温度随负荷变化, 变化率相对平缓, 高加本体及其管道就能均匀地受热或冷却, 相应的应力就减少。在机组运行中投运高加时, 应先投水侧, 再由低到高投入汽侧, 充分暖管, 严格控制给水温升率, 应<56℃/h。机组运行中停运高加时, 应由高到低停运汽侧后再停运水侧。
6. 材料差与检修工艺不良引起管子泄漏的预防措施
高压泄漏 篇5
目前普遍采用的防污闪措施如:选用新型绝缘子，调爬增距，使用RTV涂料，定期清扫等均属于被动防污措施，在实施过程中，由于缺乏对于现场绝缘子表面积污及放电状态的准确了解，而普遍具有一定的盲目性，在特殊情况下，也不能完全杜绝污闪事故的发生[2,3,4]。如果能通过特征信号，来实现绝缘子绝缘强度的监测和闪络风险的科学评判，进而将评判结果和人工防污相结合，则可以弥补被动防污的盲目性，大大提升防污闪功效。关于污秽闪络在线监测和风险预警，国内外研究机构都投入了研究力量，并有相应科研成果公布[5,6,7]，但总体上，存在的问题是预测结果不精确，突出表现在虚警率较高[8]。
本文以人工污秽试验为基础，选取试验过程中泄漏电流信号作为分析处理对象，重点讨论了沿面放电至闪络击穿全过程中泄漏电流的变化特征，旨在找寻和电弧放电状态密切相关，可以用于绝缘强度评估和闪络预测，又能有效降低虚警风险的特征数据。为后继实现在线监测提供依据。
1 试验装置和方法
1.1 试验装置
采用固体层法预积污，恒压、清洁雾试验。雾室尺寸4 m×4 m×5 m;试验电源125 k VA/250 k V无游离变压器。额定容量125 kVA，额定电压0.4/250 kV，额定电流312.5/0.5 A。试品为XP-210型普通悬式瓷绝缘子。利用超声波加湿器产生冷雾，最大产雾量为500 m L/h。
信号采集部分由自行研制的泄漏电流传感器、信号调理电路、湿度传感器、数据采集卡和工控机构成。电流测量范围为0.1～500 m A，相对湿度范围为10%～99%。
1.2 试验安排
试品耐受试验结果表明，对于单片XP-210绝缘子而言，当试品盐密分别为0.07 mg/cm2、0.105 mg/cm2和0.14 mg/cm2，灰密为1.40 mg/cm2时，耐受电压分别为26 kV,23 kV，和21 kV。本文试验设计为:对不同盐密试品施加相应的耐受电压进行人工污秽试验，各试验均重复三组，挑选出最能凸显沿面放电到闪络击穿全过程的一次作为分析对象。同时以单通道1 000 Hz的速度连续采集电流和湿度数据。
文中试品ESDD为0.07 mg/cm2，试验电压为26 k V。
2 试验结果及分析
2.1 数据预处理
图1为试验过程中测量得到的泄漏电流波形图，由图1可知，随着试验的进行，绝缘子泄漏电流越来越大，电绝缘强度总体上呈下降的趋势。由于本文试验为交流试验，电弧在一个工频周波内可能存在熄弧现象，所以图1的电流其实包含了两种物理现象，一种为电弧和剩余污层导电的电流，忽略寄生电容的影响，则该电流等于电弧放电的电流，还有一种为无电弧存在时的电流，该电流为剩余污层电流，不反应电弧状态。而作为污闪风险的评判，主要需要电弧放电的信息。本文考虑的是泄漏电流的包络线，该包络线覆盖了电弧放电电流的信息，而剔除了数据中大量的过零熄弧点。
首先对泄漏电流数据进行数字滤波，滤波器设计为低通滤波器，通频为165 Hz，增益为0 dB，截至频率为180 Hz，增益为-200 dB，滤除高频干扰信号。选用的滤波器频响特征如图2所示。
选用Hilbert变换来处理滤波后电流数据，实现电流包络线的提取[9]。由于泄漏电流偏离了正弦波，所以Hilbert变换提取包络线将受相移影响，可以通过补偿的方法消除。图3为包络线提取过程的局部放大图。可见包络线的提取是正确的。图4为提取出的泄漏电流的包络线。
2.2 数据分析
研究结果表明，随着沿面电弧的发展和闪络的临近，泄漏电流呈不断增加的趋势，所以有理由认为泄漏电流均值中包含了电弧放电的状态信息，但是单纯利用泄漏电流，还不足以实现放电状态的判别，因为较大的持续放电(200 m A以上，连续50个周波或更长)才可能预示着闪络将至，短时大电流(200 m A以上，连续约10个周波)并不代表闪络的来临，所以单纯利用电流幅值监测污闪很容易造成不必要的虚警。
式(1)为电流均值的表示式，其中N为电流样本个数，Xi为电流数据序列，单位为A。
泄漏电流的方差可以用来衡量电流冲击起伏的程度，但单纯考虑方差同样不能实现闪络风险的评估，因为在试验之初，电流变化很小，方差也很小，但在临闪状态，电弧以很大的电流维持燃烧，方差同样比较小，而在具有较大冲击起伏的中间阶段，方差往往会表现出较大的值，因为此时，受外界加湿作用和电弧高温反作用的共同影响，干带处于消失和形成的过渡时期，沿面电弧强弱交替，导致电流冲击起伏较大[10,11]。
式(2)为电流标准方差的表示式，单位为A。
偏度和峰度是统计学里面两个常用的指标，主要用来评判数据样本的分布特征，偏度大于0，说明样本分布呈现右侧拖尾，反之，说明样本左侧拖尾。偏度主要用来刻画样本在分布上是左偏还是右偏。而峰度则主要用来刻画样本分布密度的陡缓程度，峰度越大，密度函数越陡峭，反之则密度函数波形平缓[12,13,14]。本文认为，随着放电强度的变化，大电流放电的强度和持续放电时间均发生了变化，从而导致了泄漏电流包络线样本峰度和偏度的改变。
式(3)和式(4)为偏度和峰度的定义式，无量纲。
选择泄漏电流的均值，标准方差，峰度，偏度的时变特征为分析对象[15]，具体为将包络线数据按照秒为单位分段，然后对其间的1 000个样本求取均值、标准方差、峰度和偏度。得到各指标随着时间的变化，图5～图8分别为包络线均值、标准差、偏度、峰度的时变曲线。
由图5～图8可知，电流均值、标准方差、偏度、峰度随着沿面放电的发展而变化，但是各指标在量值上相差非常大，峰度和均值、方差相差达4个数量级。本文本着综合利用各4项指标的思想，所以需要对各指标作预处理，否则，量级大的指标暗含着大的权值，这显然有悖于综合评判的思想。本文利用各指标数据除自身数据变化范围的方法使得各数值在量值上均处于(-1 1)范围内，从而具有量值的可比性。
利用式(5)和式(6)实现均值，方差，偏度，峰度中所涵盖放电信息的综合，得到两个综合指标Index1和Index2,Index1和Index2可以看作是被均值和方差乘积因子修正后的偏度和峰度值。如下式所示
图9、图10为Index1、Index2的波形，对比图9、图10和图1、图5～图8可知，对于幅值较大的放电，图9和图10均表现出了明显的冲击，而对于电流幅值比较小的放电，图9和图10则表现的不明显。即指标1、2综合了均值、方差、偏度、峰度的特征，一方面加强了强的放电信号，同时抑制了较弱的或者持续时间短的信号。因此，对于闪络风险的综合评判来讲，利用Index1、Index2，可以降低虚警误报的风险。图9结果表明，在临闪前，修正偏度出现了明显小于0的情况，这预示着，该阶段电流包络线样本出现右偏，即样本大部分以大值出现，这和电弧持续燃烧的物理现象是吻合的。也说明了，偏度一旦出现明显小于零，则意味着很大的污闪风险[16]。
比较图9、图10可知，较之图9和图10对长时大幅放电信号的加强作用和短时大幅放电信号的抑制作用更加明显，预示着对于实现污秽闪络风险评估而言，选择Index2将具有更低的虚警风险。但指标1闪前小于0的特点更有利于捕捉临闪状态。
3 结束语
高压泄漏 篇6
(一) #3高压加热器的结构特点
#1、2、3高压加热器都是由青岛青力锅炉辅机有限公司制造, 采用卧式、∪形管管板结构, 它的传热区段分为过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结段、疏水冷却段三段组成, 水室为半球形封头加自密封人孔结构, 管板采用高强度合金钢, 管板与管口采用氩弧焊爆胀管工艺, 该焊接工艺可靠性高, 管系由管板、∪形管、隔板、定距管、拉杆等组成, 传热管采用进口优质碳钢管材料。
过热段为钢结构包壳, 里面由数块隔板交错间隔布置, 组成蒸汽行程, 使传热更充分;疏冷段是一严密封闭的钢结构包壳, 里面也由数块隔板交错间隔布置, 使疏水的流动更有利于传热, 为使疏水更流畅, 疏冷段包壳的密封性要求高, 疏水由加热器壳体较低处的疏水进口通过虹吸的作用进入该段, 由于包壳密封该段的所有管子, 对疏水水位的波动要求较高, 一般采取适当增加虹吸口深度及运行中将疏水水位保持在正常水位线附近的措施, 减少虹吸口露出水面的机会, 否则, 疏水虹吸将被破坏, 凝结段的湿饱和蒸汽进入疏冷段, 引起对疏冷段管束的冲蚀;凝结段指过热段、疏冷段以外的传热区, 其刚性和稳定性由拉杆、隔板和定距管维持, 在蒸汽入口和上级疏水入口处均设置有不锈钢挡板, 以防冲刷传热管。
(二) 额定工况下高压加热器的运行参数的对比分析
从表1看出, #3高压加热器汽侧压力最低, 汽侧温度最高, 进汽量最少, 给水进水温度最低, 而各高压加热器水侧压力相同, 则可得出结论:#3高压加热器钢管内、外壁压差最大;#3高压加热器钢管内、外壁温差最大。因此, 从高压加热器运行参数看出, #3高压加热器的运行环境最为恶劣;故#1、2高压加热器运行至今一直未发生钢管泄漏现象, 而#3高压加热器已发生两次钢管泄漏事故。
(三) #3高压加热器汽侧运行正常控制疏水水位值过低
由于制造厂家说明书并没有给出高压加热器运行正常控制疏水水位数据, 也没有给出高、低水位报警值, 这些数据都是参考同类型机组兄弟厂的, #3高压加热器自投运以来, 运行正常疏水水位值一直维持在360～380mm之间。后来经过求证制造厂家, 高压加热器疏水冷却段的疏水虹吸口高度约为380mm, 可以看出运行正常控制疏水水位要略低于疏水虹吸口高度, 这就一直使得凝结段的湿饱和蒸汽进入疏冷段, 流速增大, 冲刷管束壁表面, 管壁受到长期冲刷变薄机械强度降低引起爆管事故。
(四) #1、2、3高压加热器汽侧不凝结气体连续排气管设计不合理
#1、2、3高压加热器汽侧不凝结气体连续排气都集中汇流在一条排气母管上, 然后经排气母管排入除氧器, 以回收一部分工质及热量, 达到提高机组的热经济性。但是#3高压加热器汽侧压力比#1、2高压加热器汽侧压力低得多, 这样, 就造成了#3高压加热器不凝结气体的排出无法实现, 导致不凝结气体在壳内大量积存, 对钢管外壁产生过氧化腐蚀, 长时间运行, 容易引起爆管事故。
(五) 高压加热器随机启动时, 机组加负荷过快
发电机并网后, 为了节省燃油, 锅炉相继投入磨煤机, 主蒸汽压力上升较快, 为了防止主蒸汽压力超压, 较快地将汽轮机高、中压调速汽门开大, 机组负荷相应增加较快, 从而, 随机启动的高压加热器抽汽量快速增加, 高压加热器加热过快 (高压加热器加热出口给水温升率达到5～6℃/min, 大大超出制造厂规定的3℃/min) , 对高压加热器各金属部件造成过大的热冲击、热应力, 产生热变形, 如管板、∪形管、定距管、拉杆的变形, 将引起管板上的管口焊口开裂, 但经解列检查没有发现焊口开裂。虽然管板上的管口焊口完好, 但隔板、定距管、拉杆的变形将使∪形管受到横向剪切应力的作用, 因为#3高压加热器钢管内、外壁压差最大、内、外壁温差最大, 所以产生的横向剪切应力最大, ∪形管极易局部疲劳受损, 超过其强度极限, 也会造成爆管事故。
(六) 制定对策
1. 对高压加热器测量及运行参数作如下修改, 高压加热器“零”疏水水位:以水位计下端连通管水平段的下内壁为“零”水位;正常运行疏水水位:450±20mm;报警疏水水位:≤420mm低报, ≥485mm高报, ≥585mm高高报并联开危急疏水电动门, ≥785mm高高高报并解列高加, 修改后比修改前的正常运行疏水水位要高90mm左右, 从而使正常控制疏水水位高于疏水虹吸口, 有效地防止凝结段的湿蒸汽进入疏冷段, 避免疏冷段管壁受到冲刷损坏。
2.#3高压加热器汽侧不凝结气体连续排气管改为独立排气管, 使其不再受相邻的、压力较高的#1、2高压加热器汽侧不凝结气体连续排气的影响, 使不凝结气体可靠地、顺畅地排至除氧器, 避免不凝结气体在汽侧大量积聚, 长期运行引起钢管外壁产生过氧化腐蚀而损坏。
3. 机组启动时, 发电机并网后, 机组负荷要缓慢、平稳地加起, 不能过快, 避免对高压加热器各金属部件造成过大的热冲击、热应力, 避免各金属部件产生过大的热变形、引起∪形管极易局部疲劳受损。
(七) 结语
通过以上对策的实施至今, #3高压加热器在运行中未出现过钢管泄漏现象, 彻底解决了茂名热电厂300MW汽轮机高压加热器钢管泄漏的异常问题, 保证了机组的安全运行, 提高了机组的热经济性, 延长了高压加热器的使用寿命。
参考文献
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[3]国电太原第一热电厂.汽轮机及辅助设备[M].北京:中国电力出版社, 2006.
高压泄漏 篇7
1 高压加热器泄漏现象及影响
华电国际莱城电厂4号机组由上海汽轮机厂与美国西屋公司合作, 并按照美国西屋公司技术制造的300 MW亚临界、中间再热式、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。高压加热器为上海汽轮机厂制造, 其参数如表1所示。
1.1 高压加热器泄漏现象
2011年11月4日, 发现3号高压加热器有6根钢管泄漏。2013年5月27日, 发现有5根钢管泄漏。在高压加热器泄漏之初可能不易发觉, 但泄漏严重会使高压加热器事故疏水阀频繁动作或全开。随着泄漏量的逐步增加, 给水侧的给水大量快速漏入汽侧, 然后通过疏水自流至除氧器。为了稳定汽包水位, 将给水泵转速迅速增加, 使给水流量快速增大, 引起汽包水位的大幅波动, 240 MW负荷下高压加热器解列前后参数对比如表2所示。
从表2可以看出, 在240 MW同样负荷相同压力下, 解列前比解列后给水泵转速高250 r/min, 2台给水泵的流量之和高于给水母管流量300 t/h, 即使扣除主、再热蒸汽使用的减温水量80 t/h, 泄漏量也达到了220 t/h。高压加热器下端差增大, 解列前大于解列后6.4℃。就地在给水人孔门处倾听, 声音明显较2号机组3号高压加热器大, 并有明显的水流声。满水严重时抽汽温度下降, 抽汽管道振动大, 法兰结合面处冒汽[2]。高压加热器泄漏后, 管道设备传热恶化, 引起给水温度缓慢降低。
1.2 高压加热器泄漏对机组的影响
1.2.1 事故扩大
高压加热器发生泄漏危险后, 应该立即解列。如果停止不及时, 高压的给水就会对泄漏点附近的管束产生热冲击, 导致管束泄漏部位增多, 使泄漏事故范围扩大。所以, 在发现高压加热器泄漏时, 必须紧急解列高压加热器, 进行消压堵漏。
1.2.2 机组参数异常
在高压加热器停运检修过程中, 大量的抽汽返回汽轮机做功, 锅炉给水的温度逐渐降低。部分国产机组高压加热器解列时机组热耗率增加值如表3所示。
给水温度在高压加热器投入时为268℃, 给水温度在高压加热器解列停止后仅为165℃。为保证机组负荷, 如果锅炉满足调度负荷, 保证额定的蒸汽参数, 锅炉需要增加燃烧率、增大燃煤量, 保证合适的氧量, 需要增加送引风机的出力。主再热汽温升高时, 为维持额定主、再热蒸汽温度, 在燃烧器摆角摆到最低时就会增加减温水量, 使机组经济性下降。从表2可以看出, 锅炉二次风温由283℃降到258℃, 锅炉送风温度下降, 影响稳定锅炉燃烧。从表3可以看出, 停用高压加热器时, 300 MW机组热耗能增加3.6%。
1.2.3 机组不稳定
高压加热器解列后, 使汽轮机末几级蒸汽流量增大, 加剧了叶片的腐蚀;如果机组负荷维持不变, 仍要满足调度负荷的需要, 那么汽轮机监视段压力就要升高, 使停用的1号、2号、3号高压加热器抽汽口附近的各级叶片轴向推力增大, 叶片隔板的前后的轴向推力较设计值明显增大, 为保证机组的安全性, 势必要限制机组的负荷。
1.2.4 高压加热器投入率低
高压加热器泄漏时, 每次常规处理需要40 h, 如果机组出现老化、系统阀门不严密、隔离不彻底等问题, 就会增加工作冷却时间, 直接影响了高压加热器的投入率, 影响机组整体热耗率[3]。
2 高压加热器泄漏原因分析
2.1 热疲劳破损
由于3号高压加热器运行环境比较恶劣, 对于同台机组的3台高压加热器而言, 3号高压加热器水侧压力最高, 而汽侧压力最低, 管束压差大;汽侧温度在430℃左右, 水侧温度在160℃左右。因此, 高压加热器投运或负荷变化时, 水、汽侧压差变化大、温差变化大, 使管口及管子经受热应力增大, 以致造成长期运行钢管热疲劳破损[4]。
2.2 冲刷浸蚀
当高压加热器内某根管子受到冲刷而泄漏时, 泄漏处的高压锅炉给水会以极快的速度、动力将附近的换热设备冲击损毁;防冲板的质量差、品质低, 在安装过程中固定焊接的方式不正确, 造成管子在长时间的运行中被冲刷振动, 最后导致管子发生脱落的严重后果。因此, 防护板在蒸汽或疏水的高温高压直接冲击时, 已经起不到防冲刷保护作用[5]。
2.3 高压加热器在投运或停运中操作不当
在高压加热器启动运行前, 没有提前暖管;在升负荷快速的投入时, 流经加热器的给水进出口温度的变化率很大, 此时的真空比较高, 高温高压的汽轮机抽汽迅速流入高压加热器过热疏水段后, 对较厚管子加热温升慢, 对较薄管束加热温升快, 于是在管束之间引起管束的吸热不平衡, 连接的设备上面分布了大小不一的热应力, 最终使U型管束变脆, 产生剧烈的热变形, 导致管束泄漏。同样原理, 在高压加热器解列过程中, 高压加热器内上部管束温降滞后, 钢管与胀口存在的温差很大, 连接部分极易产生热变形。
2.4 材质和检修工艺差
由于管子管壁簿厚不均匀及焊接水平不等原因, 在加热器工作环境发生恶劣变化时, 管子会发生较大的变形, 导致大量管子受损。因此, 每逢管子泄漏检修时, 应采用锥形塞进行焊接堵漏。在焊接过程中, 如果检修人员寻找焊缝的位置不准确, 选择焊塞的尺寸不合适, 预热部位和预热时间不合适, 均会引起相邻的管子或是相邻的管板等连接的部位产生新的破坏, 发生新的泄漏, 扩大事故后果。
3 高压加热器泄漏及处理措施
3.1 钢管泄漏
通过对高压加热器多次堵漏发现, 泄漏钢管的位置主要集中在过热蒸汽冷却段[6]、热抽汽口的近端口部位、过热蒸汽冷却段区域的隔板附近。其原因是高压加热器正常投入时, 从汽轮机来的大量高温高压抽汽, 先经过过热蒸汽冷却段进行初次加热, 蒸汽冷却后再进入蒸汽凝结段, 放热后凝结成疏水, 最后大量的疏水再经过疏水冷却段放出最后的热量, 逐级自流到下一级加热器。在整个加热过程中, 离抽汽口近的管束直接承受高温蒸汽冲刷, 管束发生最剧烈的加热振动, 随着时间的延续, 管壁磨损的也最严重, 最终造成管壁减薄发生泄漏。
对于高压加热器管束泄漏, 封堵管道是一种主要的修复手段。在堵管前, 要得到管束泄漏的形式、位置及数量, 一定要将高压加热器被堵管的端头部位处理好, 不存在毛刺等污点, 保证管空或管板空清洁、圆整无污物, 堵头与钢管有全面接触, 选择合适的堵管方式工艺, 保证堵管的质量。
3.2 高压加热器启停
由于机组都是滑参数启停, 高压加热器也随机组同时启停。在高压加热器启动过程中, 疏水会产生两项流体的流动, 流体流速加快, 高压加热器水位很难控制。因此, 要对高压加热器进行预热, 由于位置及压力差比较小, 正常疏水阀调整不稳定, 用事故疏水阀控制好水位, 避免无水位运行。当负荷大于60 MW时, 及时投运高压加热器就不会引起水位大幅波动。高压加热器启动时的温升率要求小于1.83℃/min, 使热应力不至于太大;停止时, 1号到3号高压加热器停止抽汽, 给水仍通过加热器。由于高压加热器管壁温度大于给水温度, 温度低的锅炉给水流过高温的高压加热器时, 管道就会受到冷却而收缩, 就会在管道和管板结合面上产生热应力, 造成破坏。有时停机后加热器泄漏就是温降率太大引起的。
3.3 启动空气管及连续排汽
高压加热器停运后, 如不采用充氮保护, 空气肯定就会进入高压加热器内部汽侧, 因此高压加热器启动时一定要开启启动放气门, 把漏入的不凝结空气排出来, 降低蒸汽在管壁凝结的放热强度。正常运行时, 高压加热器的连续排汽一定要全开, 防止不凝结的氧气造成管束腐蚀。高压加热器检漏时, 采用通入压缩空气加压的方法, 此时汽侧积聚了大量空气, 投运高压加热器时, 一定先开启启动排汽门, 放净空气、压力到零后再投运高压加热器。避免投运高压加热器时大量的空气进入凝汽器, 造成真空下降, 甚至跳机的危险。
4 结论
1) 当发现高压加热器水位异常升高、疏水阀调整幅度变大时, 应及时隔离处理, 避免管束二次损伤。
2) 改进高压加热器堵管工艺, 提高堵管质量, 减少频繁泄漏。
3) 在高压加热器启停、正常运行中, 严格按照规程操作, 保证合适的温升率、温降率, 防止高压加热器的快速加热和快速受冷, 保证高压加热器的高投入率, 提高机组的经济性。
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