内漏分析

2024-07-26

内漏分析（精选八篇）

内漏分析篇1

河南许昌热电厂2号发电机组型号为QFSN-210-2,哈尔滨电机厂生产,2009年7月投产,2010年9月机组进行了首次大修。该发电机定子线圈及相连接线、主引线、中性点引出线瓷套均采用水内冷,转子绕组、定子铁心及其构件采用氢气冷却,即水-氢-氢冷却方式,定子机内氢气额定压力(表压)为0.3MPa,定子绕组额定进水压力为0.2MPa。定子绕组冷却水由汽轮机端(汽端)进,励磁机端(励端)出,其中在励端出线罩内还装有单独的出水小汇流管。冷却水由发电机汽端汇流管进入,经绝缘引水管流经定子线圈后,一路经绝缘引水管、励端汇流管汇集排出,一路经主引线、出线瓷套端子,励端定子出线罩内小汇流管汇集排出。

该机组配备了一台LH1500漏氢监测仪,对机组重要部位进行氢气浓度监测,该检测仪总共有8个测点,分别安装在定子冷却水箱上部、汽端和励端空侧回油管、封闭母线的A/B/C三相和中性点位置,以及1个备用测点。

2 内冷水漏氢事件过程及原因分析

2.1 内冷水漏氢故障概况

2011年3月4日2号机组运行中,发电机内冷水含氢量3.3%报警,运行人员用便携式测氢仪在内冷水箱顶部排气门处检测有氢气溢出,氢气的体积分数约为1 000×10-6。随后连续几天观察,水箱含氢量的体积分数基本维持在3.2%～3.9%,期间发电机内冷水导电率和铜离子质量分数均超标,导电率基本维持在2.81μS/cm左右(标准≤1.5μS/cm)、铜离子在185-205g/L之间(标准≤30 g/L),连续换水和更换树脂的效果并不明显,同时机组补氢量也明显增大,自3月7日起补氢量已增大到15 m3/d,远高于哈尔滨电机厂8.5 m3/d的出厂规定值。根据以上现象,得出发电机机内冷却水系统存在渗漏点,氢气由此渗入,导致内冷水导电率升高,补氢量增大。

2.2 漏氢原因分析

氢气内漏的原因一般是由于线圈绝缘磨损、水电接头密封失效、焊缝开焊、绝缘引水管损伤等原因造成。考虑在机组运行期间,定子线圈温度、出水温度变化不大,温差也均在合格范围内,说明渗入定冷水的氢气并没有在线圈内部空芯导线中形成气阻,漏点出现在定子线圈内部和汽侧进水段汇流管以及水电接头的可能性不大,因此初步怀疑内漏部位应该在内冷水回水侧,励端出水汇水管、出线罩内小汇流管以及励侧水电接头等部位内漏的可能较大。

3月10日机组停运内检,在气体置换结束,盘车停运后,该厂技术人员打开励端出线罩人孔门,并通风2小时后,进入出线罩内部进行内冷水系统动压查漏,在启动内冷水系统瞬间,即有明显水流呈线状流出,检查人员发现出线罩内上部发电机A相主引线引水管去高压瓷套方向与就近的一只U形绝缘引水管交叉接触,该A相主引线引水管接触部位外壁已磨薄,而U形引水管接触部位已磨透,水即由此处流出。两引水管交叉接触和管壁磨透情况见图1。

针对水-氢-氢冷却的发电机组,为防止定子线棒泄漏时内冷水漏入发电机引发事故,规定机组运行时机内氢气压力要始终高于定子绕组水压,通常由于氢气对发电机引水管有微透作用,内冷水箱顶部平时就会含有微量氢气,而当引水管交叉接触部位由于相对运动互相摩擦并磨透后,氢气从引水管磨透部位渗入定子绕组水回路,并最终汇集于内冷水箱顶部,当氢气的体积分数达到3%时,内冷水含氢量超高就会发出报警信号。

另外,机组运行时,在压力和温度升高的情况下,氢气溶于水的可能增加,会生成H+离子,使水呈酸性,同时溶解铜,使水中有大量的离子,致使内冷水电导率升高、pH值下降、铜离子升高、水质出现恶化,这是氢气内漏期间内冷水质超标的原因。

查阅QFSN-210-2发电机安装说明书,对绝缘引水管的施工工艺有着严格规定:为了防止发电机引水管漏水现象发生,绝缘引水管应尽量避免同其它部件相碰或交叉,若确实无法避开,必须用玻璃丝带绑扎固定,且中间须垫涤纶毡。

同样,国家电力公司2000年制定的《二十五项反措》第1 1.3.2条也明确规定为防止发电机漏水,重点应对绝缘引水管进行检查,引水管外表应无伤痕,严禁引水管交叉接触,引水管之间或引水管与端罩之间应保持足够的绝缘距离。

因此可以断定绝缘引水管施工过程中不严格执行安装规定,施工工艺差、安装存在严重缺陷是造成此次引水管漏氢事件的原因。

3 故障处理及防范措施

3.1 故障处理

3月15日破损的2只绝缘引水管由厂家技术人员更换处理、且交叉部位用玻璃丝带进行了绑扎固定,消除漏水缺陷后,进行了相关试验。水压试验0.5MPa静压24 h,新更换的2只绝缘引水管无鼓起变形和泄漏现象,水压表压力稳定、机内无渗漏或潮湿现象,水压试验合格;进行反冲洗,做定子流量测试,试验合格;对处理过的水电接头手包绝缘在绝缘烘干固化后,施加直流电压测量泄漏电流小于10μA,满足要求;发电机氢、水、油系统恢复后,进行机组整体气密试验并查漏,试验合格。3月21日2号发电机投运后,经测量机组漏氢量、冷水箱含氢量、内冷水导电率及铜离子质量分数均在允许范围内。

3.2 防范措施

漏氢是氢冷发电机运行中发生频率较高且又危害很大的不安全事件,漏氢量大不但降低发电机组运行的经济性,而且由于氢气泄漏会降低定子冷却水流量,严重时可产生气塞,导致定子线圈过热,损坏发电机定子线圈绝缘,对机组的安全运行构成严重威胁。国内由于机组内漏氢处理不力造成设备损害的事故时有发生,内冷水管路漏氢又具有隐蔽性高、处理困难的特点,一旦发生漏氢,及时判断并尽快发现渗漏点是防止水一氢一氢发电机因内冷水渗漏导致事故的关键。为了避免由于机组内漏氢事件而酿成事故,建议采取以下防范措施。

(1)统计国内近几年发生的定子接地事故中,因引水管安装缺陷引发的接地事故占有很大比例,因此在机组制造期间,电机生产厂家要把好质量关,同时业主方应加强对发电机的监造工作,以保证引水管本身质量和安装质量,从源头上杜绝内漏的发生[1]。

(2)在机组历次预防性试验和检修中,电厂方应重点检查绝缘引水管,加强定子冷却水系统的水压试验和直流泄漏测量[2]。

(3)在机组运行期间应加强对内冷水箱、封闭母线等部位的测氢检查,加强发电机定子线圈温度及出水温度的监视,温度异常升高时分析是否是由于氢气漏入线圈形成气阻的原因造成冷却效果降低,致使线圈温度升高[3]。

(4)定期检查油水检漏仪,如发现有积水现象,检查确认是氢冷器、发电机本体、出线罩、中性点处漏水后,尽快处理[4,5,6,7]。

(5)对发电机的内冷水质要密切监视,当出现指标异常时,应查明是否由于氢气内漏所致。

(6)要严格执行《二十五项反措》中关于当内冷水箱内的含氢量达到3%时报警,在120 h内缺陷未能消除或含气量升至20%时,应执行停机处理的规定。

4 结语

漏氢是氢冷机组运行中较为常见的一种异常情况,处理不当,将会造成设备损坏,该厂从内冷水含氢量超标这一异常现象进行分析,在较短的时间内找出故障点并进行处理,避免了设备的损坏,为同类型机组类似故障处理提供了参考借鉴。

参考文献

[1]孙志新,刘峥,王胜利,等.安装阶段控制发电机漏氢的措施[J].内蒙古电力技术,2009,27(1):40-42.

[2]陈剑秋,王军,孙国彬,等.浅析大型发电机的若干工程质量问题[J].电力建设,2007,28(12):70-74.

[3]王竟慧.一起300 MW电机定子线棒漏水故障的分析和处理[J].湖南电力,2004,24(4):54-55.

[4]安徽安庆皖江发电有限责任公司,安徽安庆008.300 MW氢冷汽轮发电机组漏氢处理[J].热力发电,2009,(08):104-106.

[5]赵勇.国产大型汽轮发电机漏氢及其预防措施[J].热力发电,2008,(02):64-65.

[6]杨建安,孙唐虎.发电机氢气纯度下降的原因分析及对策[J].陕西电力,2011,39(4):85-86.

固定式球阀密封及内漏原因介绍篇2

摘要：针对天然气长输管线应用最多的的管线球阀结构分析，以各接触面密封结构为例，对不同要求的密封场合球阀的密封结构设计，及密封过程中阀座、阀杆等处的受力情况的分析，提出阀门内漏的原因及解决方式。

主题词：球阀

密封原理

受力分析

内漏

一、固定式球阀的结构

1、基本结构：CHV（成高）FTB系列的管线球阀，阀体为锻钢材料，抛光球体，两个浮动阀座及固定阀座支撑（端盖），一个球体上支撑杆（阀杆）及阀腔底部的固定支撑轴。阀体与端盖连接有两种形式：螺栓连接和焊接连接。管线与阀门连接方式分为法兰连接和焊接连接。

2、先进的球体固定方式：球体固定是通过上下对称的两个轴承座固定在阀体上，由阀体承受球体的轴向载荷，阀杆不承受弯曲载荷，实现纯扭矩操作。

固定球阀结构图

二、管线球阀的密封原理及结构

1、可靠的密封：

阀座密封是由软密封材料与金属支撑圈的组件完成，FTB－DR型球阀的阀座密封是由橡胶软密封加金属的组合密封结构。阀座支撑圈是轴向浮动的，通过弹簧预压实现阀座的低压密封，并合理的设计阀座的活塞效应。同时设计防火密封环实现失火状态下的密封。

FTB系列的管线球阀阀座座圈是由两个环状零件组合在一起构成，这种结构，有利于密封圈损坏后的更换，其中主密封圈横截面非O型形状，而近似三角形，这种结构有利于固定密封圈。

2、双截断和泄放（DBB)：

当球体处于全开或全关位置时，阀体中腔介质可以通过排污和放空装置排放。

3、阀座活塞效应的原理：

球阀密封原理（非强制性密封）是依靠介质自身的压力实现的。多采用固定球支撑和弹簧加载的浮动密封圈座，利用活塞效应的原理。

活塞效应密封原理

1、活塞效应原理：

使管道内介质作用在不同面积的环面上，由于压力作用的面积不同，则在阀座前后端面产生一个压力差。压差将浮动阀座压紧在球体上，形成双向密封。当管道内压力高于腔体压力时，上、下游阀座受力：受力面积：A2－A1=X，压差X与预载弹簧弹力，将阀座压紧在球面上。

2、球阀上下游密封原理：

上下游均采用双活塞效应阀座。

球阀上下游同时密封的原理图

上、下游阀座：阀座为双活塞效应阀座。当阀腔内压力值小于管道内介质的压力时，阀座受力面积分析，上游阀座的反向受力面积A2，大于阀座的正向受力面积A1，即A2-A1=X1.下游阀座正向受力面积A3小于阀座反向受力面积A4，即A4-A3=X2压差X1作用力的方向与介质流动方向一致，X1与弹簧弹力将上游阀座压在球面，形成上游密封。压差X2作用力的方向与介质流动方向相反，X2与弹簧弹力将下游阀座压紧在球面上，形成下游密封。

3、阀腔积压向上游泄放及下游密封原理：

上游采用的单活塞效应的阀座，下游为双活塞效应阀座。

阀腔积压向上游泄放及下游密封的原理图

上游阀座：上游阀座为单活塞效应。当阀腔内的压力Pb值超过管道内介质压力P时，对上游阀座受力面积分析，阀座正向的受力面积A6大于阀座反向受力面积A5，即A6－A5=X3,压差作用力的方向与管道内介质流向相反，压差X3克服弹簧弹力将阀腔内的压力泄放到上游管道。当阀腔内压力与管道内压力相等时，阀座在弹簧的作用下回到密封状态。

下游阀座：下游阀座为双活塞效应。当阀腔内压力Pb值超过管道内介质压力P时，对下游阀座受力面积分析，阀座正向的受力面积A7小于阀座反向受力面积A8，即A8-A7=X4,压差作用力的方向仍与介质流向相反。压差X4与弹簧弹力合力将阀座压紧在球面上，实现下游密封。

说明：在阀腔内压力较高时，下游仍能进行密封，实现无介质向下游泄漏。

综上所述：阀座的密封结构有单活塞效应和双活塞效应之分，当上游阀座采用单活塞效应，下游阀座采用双活塞效应时，球阀是上游满足自卸压，下游可靠密封；此时，球阀的安装方向有最佳方向。当上下游阀座均为双活塞效应时，球阀为上下游阀座同时密封，密封的可靠性比单向密封要高。天然气管线球阀一般采用双活塞效应的阀座，阀体上需加装自动泄压阀。

3、辅助密封结构：阀杆/压盖部位和侧阀体阀座支撑部位都设计有注脂孔，安装有注脂阀，如果阀杆/压盖或阀座密封有所损伤而引起泄漏，可使用密封脂实现紧急密封密封。每个注脂阀内都装有一个内藏式止回阀，防止密封脂在介质的作用下外溢。

双重密封阀座结构图

三、球阀泄漏原因及处理措施

对于固定式球阀而言，不同生产商生产的球阀，密封的原理相同：均是利用活塞效应原理，利用介质自身压力实现密封。在材料的选择和机械加工的水平上差异是造成阀门出现内漏的原因之一。

阀门在使用过程中，存在不同程度，不同形式的内漏。造成阀门内漏的原因有以下几个方面：

1、阀门安装和施工质量

在搬运和安装的过程中，没有注意对密封面的及密封圈座的保护，密封面受到损伤，管道吹扫不彻底，使得阀门在操作过程中，有固体颗粒卡于球体与密封座圈之间，导致密封面损伤。出现这种情况，使用辅助密封结构对其进行注密封脂，可以缓解泄漏或实现紧急密封。根本解决方式是更换密封结构。

2、机械加工，密封圈材质和装配过程问题

在阀门加工过程中，密封面及各环面加工平整度，糙度不满足要求。环面面积加工不精确。软密封材料的选择不满足其工况。装配过程中，对各密封环面的表面检查、处理不到位，存在铁屑、焊渣，密封圈与圈座固定不牢，固定压片时损伤密封圈等均能造成阀门内漏隐患。

3、根据应用场合合理选择阀门

密封原理不同，球阀的使用位置得到限制。在对密封要求较高的地方，要采用双活塞效应的球阀，对于要求零泄漏的地方，可考虑使用轨道式球阀。

4、日常维护保养操作

在新建管道使用过程中，因管道内有杂质，所有阀门应尽量减少进行开启、关闭过程操作，减少杂质对阀门密封面的损伤。因润滑脂有粘附作用，注入阀门后润滑脂刚好附在密封面上，密封面容易粘附杂质，阀门在没有问题的情况下严禁注密封脂。由于球阀不同的结构特点，应制定不同的维护方案，并严格执行。在阀门每次操作后，或每6个月在阀杆和密封剂注射口少量加注一些润滑脂。

内漏分析篇3

山西大唐国际临汾热电有限责任公司为CZK300MW机组配套的PL300/40-DWY960Y- P554V型低压旁路蒸汽转换阀由上海电力机械厂制造。据上海电力机械厂的统计结果,已经有将近1000台这种类型的低压旁路蒸汽转换阀应用在三百多家火力发电企业中。

山西大唐国际临汾热电有限责任公司1号、2号机低压旁路蒸汽转换阀(简称“低旁阀”)自从2010年12月15日随着主机投入运行以来,低旁阀曾多次发生内漏情况,已经严重影响到机组运行的经济性。为此我们对2台低旁阀内漏的原因展开了专题分析,并提出了相应的对策及处理措施。

1低压旁路蒸汽转换阀内漏原因分析

山西大唐国际临汾热电有限责任公司低旁阀内漏原因都是由阀体阀座密封面的冲刷引起的,因此下面重点对低旁阀阀座蒸汽冲刷导致密封面内漏原因进行简要分析。

(1)由于低压旁路阀前后温差和压差大,阀门设计不合理,旁路阀在运行时温度梯度变化比较大同时也比较频繁,对阀门材料的金相组织及综合机械性能影响很大,尤其是改变了材料的蠕变性能。

(2)该阀门密封系统结构为上、下双密封,由于该阀门阀座几何形状比较大同时壁比较薄,经过长时间高温及温变运行,其几何形状发生了不规则的变化。

(3)低压旁路阀口径较大,阀门关闭后阀前、后温差较大,由于阀门各部件热膨胀不同,阀座形位公差发生变化,引起阀座变形。虽然在冷态状况下研磨阀芯、阀座,使其符合研磨的技术标准,但在运行状况下,由于阀座的变形,阀芯和阀座的密封面贴合不紧密,造成阀门泄漏。

(4)对蒸汽管道系统的检修导致系统中残存的金属杂质较多,机组启动后在提升参数的过程中,残存的较大杂质颗粒夹在了阀芯与阀座密封面的中间,造成密封面出现了凹坑、缺损等缺陷,从而造成了阀门泄漏。

(5)经过几次研磨,阀座、阀芯堆焊的密封面将严重减薄,密封面的密封线整体下移,阀芯和阀座的密封面贴合不紧密,造成阀门泄漏。

2低压旁路蒸汽转换阀改造方案

原阀体结构示意图如图1所示。其中的一个密封面是直接堆焊合金在阀体上,然后加工出密封面,而损坏的也是该处密封面。由于阀体口径很大,维修时需要的设备回转直径也很大,精度要求高,最好是大回转直径的卧式加工中心,但对密封面重新堆焊后在卧式加工中心上进行加工较难实现。

针对旁路阀的问题,拟采用先导式低噪声双导向型的结构对其进行改进,改造后的阀体结构如图2所示。该办法避免在阀体上做改动,只重新设计阀内件即可。主要进行了如下的改进:

(1)改进后的阀芯采用先导型结构,如图3所示, 目的是在不改变平衡结构的基础上,保证密封。当阀开启瞬间小阀芯打开,使阀芯上下立刻平衡,然后由小阀芯带动大阀芯进行运动;关闭时,大阀芯先关闭然后小阀芯关闭。该结构的优点是当阀门全关时,起密封作用的相当于两个单座阀,这样便于控制密封,一旦密封面损坏,返修时研磨密封面即可。

(2)原结构的活塞环密封只起导向作用,改进后的阀芯采用双导向结构,阀芯伸入阀体内流量调节部分与阀体导向,使得阀芯与套筒之间具有更高的同轴度,为两者之间的密封提供了保障,而且双导向还可进一步巩固内件的抗震性。

(3)改进后的阀采用模块化的结构,不需要任何工装便可拆卸,内件为直压式,上阀盖压套筒,因此在线维修极其方便。另外,采用两级打孔套筒及阀芯降压,很好地解决了冲刷、震动及噪声问题,彻底消除了潜在的隐患。

(4)由于要避免在阀体上采用金属加工,因此重新设计了套筒,其结构如图4所示。将套筒压在阀体上,两者之间采用缠绕垫密封。

改造后的结构优点就是非常容易维修,如果现场发现泄漏,很容易判断泄漏点,先导式的小阀芯基本不会泄漏,大阀芯与套筒之间的密封是关键密封点,套筒与阀体之间的密封(缠绕垫)也是关键密封点,如果返修只需要掌握这两点就行。

为保证阀芯、套筒安装时的同轴性(保证密封),要求装配时先连接好执行机构,产生较大的预紧力,最后再拧紧上阀盖的螺母。这种方法的优点是阀芯与套筒自找正后,由执行机构的预紧力保持同轴。

3低压旁路蒸汽变换阀改造后运行效果

低旁阀改造后投入运行,从阀后温度变化曲线图可以了解到,该阀改造后第一次机组启动后30日内阀后温度维持在69 ℃以下运行,然后缓慢增长到93 ℃ 左右(停机前);第二次机组启动后15日内阀后温度维持在60 ℃以下运行,随后温度快速上涨,15日内较短时间即涨至190℃,随后有所回落,最后维持在130℃ 以下运行。

针对该阀改造后的运行效果简要分析如下:

(1)从使用材料看,阀座密封面材料采用SUS420堆焊STL6,硬度到达HRC44;阀芯材料SUS420堆焊STL6,硬度HRC48,保证了阀芯和阀座的硬度差,也保证了阀门的抗冲刷和汽蚀性能。如果密封面一旦被冲刷或产生汽蚀则很快会在冲刷处产生泄漏,并且发展很快。从第二次启动情况看,密封面仍然完整,不存在冲刷和汽蚀的现象。

(2)从结构上看,该阀芯、阀笼采用双导向结构, 阀芯伸入阀体内流量调节部分与阀体导向,该结构保证了阀芯与套筒之间具有更高的同轴度。

(3)从辅助设备(包括电动执行结构)上看,该阀门执行机构采用电动执行机构配智能一体化进口产品(使用SIPOS品牌智能型分体控制的电动执行机构), 力矩和开关门时间均满足要求。

(4)从安装工艺和所使用密封垫情况看,如果阀芯和阀座不对中,密封面会不完全吻合,机组启动后很快就会产生大量泄漏,从阀后温度变化情况看,特别是从第二次机组启动情况看,15日内无明显泄漏,阀后温度维持在60℃以下运行,因此可以排除改造后由安装工艺带来的影响。

(5)新阀笼和原阀座之间安装了一个金属密封缠绕垫片,但由于该阀门工作环境比较恶劣,阀门在运行关闭状态下,阀前、阀后有较高的温差(达到400 ℃以上),因此增大了该密封垫片的厚度,实际运行表明该密封垫片密封严密,没有发生泄漏问题。

摘要：以山西大唐国际临汾热电有限责任公司1号、2号机低压旁路蒸汽变换阀为例,对低压旁路蒸汽变换阀内漏原因进行了简要分析;找出了较主要的影响因素,提出了针对性的检修处理措施,并收到了一定效果。特别是对低旁阀的改造原理进行了简要介绍。

内漏分析篇4

关键词：管道阀门,内漏原因,分析及建议,处理措施

1 涩宁兰管道上球阀的状况

目前在涩宁兰双线输气管道及站场上运行使用的球阀达上千台, 运行中通过日常的维护保养可以使绝大多数阀门处于安全可靠的状态。然而, 由于阀门所处的自然环境恶劣、运行时间长, 加之输送气质的不稳定、投产时的安装调试不到位以及日常维护保养的操作不当等因素, 造成个别阀门出现损伤或内漏, 不但给企业造成了巨大的经济损失, 同时也严重影响着管道场站的安全运行。

2 涩宁兰管道故障球阀处理过程

2.1 球阀内漏的判断方法

对于球阀是否有内漏现象, 最为常用并准确稳妥的判断方法是通过球阀的排污阀来判断, 查看能否完全泄放阀腔内的气体。理论上来讲, 大部分球阀都可以在全开或全关状态下, 打开排污阀泄放完全阀腔内的介质。如果不能完全泄放, 则说明该阀门存在内漏现象。在进行打开排污阀泄放介质的过程中, 应注意操作人员及其他人员必须处在排气孔的相反方向一侧, 以防止高压介质对人体造成伤害。

2.2 检查并调整阀门的关限位

对于部分阀门来说, 其内漏的原因可能是因为在安装调试的过程中没有对其进行充分可靠的调试, 我们需要对此类阀门重新进行关限位的调整设置。首先打开阀门执行器的指针盘, 查看联轴器上的定位销是否垂直于管线, 因为指针是有一定的误差, 不能作为基准, 如果还有角度, 则可以调节执行器的可调限位调节止棒。调节方法是首先松开调节止棒上的紧固螺栓, 其次将调节止棒逆时针方向转动, 每次只能调节两圈, 这时手动关闭阀门看阀门还有无内漏。如果该阀门配有电动执行机构, 注意一定要将调节后的限位进行保存, 便于以后电动操作。

2.3 对阀门进行注润滑密封脂

如果限位正确仍存在内漏, 则可初步判定该阀门的球体或密封面出现硬性划伤, 亦或是因为阀门球体表面存在已经硬化的酯类物质。针对于此, 我们首先注入适量的阀门专用润滑密封脂, 看能否堵漏。在此过程中, 需保持阀门全关, 且排污阀处于打开状态, 仍然是通过排污阀来检查确认阀门是否还有内漏。

2.4 对阀门进行注清洗剂

如果注入润滑密封脂后阀门仍存在内漏, 或该阀门存在一定程度的开关卡涩现象, 则进一步对其注入阀门专用清洗剂, 该清洗剂主要针对各种合成酯类的固化物, 注入后, 通过一定时间的接触, 软化溶解阀门内存在的酯类固化物。该过程中应注意注入量的控制, 一般来说阀门尺寸与注入量的对应关系为, 1英寸的阀门对应加入1盎司的清洗剂, 注入清洗剂后需要停留足够长的时间, 以使清洗剂发挥最大软化溶解作用, 一般来说最短时间为5小时, 可根据实际情况延长时间。在软化溶解过程中应每隔2小时左右适当开关活动阀门, 以使清洗剂与酯类固化物能够充分接触并产生反应。待软化溶解时间到以后, 通过排污阀进行排污。根据实际情况决定是否进行再次清洗。清洗完全结束后对阀门注入适量润滑脂。

2.5 对需要紧急堵漏的阀门注密封脂

通过以上步骤, 可以解决部分阀门内漏问题, 但是由于某些阀门内部硬性划伤比较严重, 通过以上方法处理仍不能完全解决。然而在某些特殊作业情况下, 如动火作业或收发球作业等, 要求阀门不能有内漏存在, 就必须对该阀门加注阀门专用密封脂进行堵漏。该过程需要阀门处在全关状态, 一边缓慢加注密封脂, 一边观察内漏情况, 一旦没有内漏, 即停止加注密封脂。

具体处理的阀门分类及处理措施见表1。

3 天然气管道球阀内漏的原因

通过对涩宁兰输气管道全线各场站内漏阀门的检查与整治, 导致球阀内漏的原因有多种, 主要有以下几点因素:

(1) 球阀投用时间长, 未进行过专业清洗, 内部可能存在变质的润滑脂结块, 在未知存在结块的情况下开关球阀, 可能会造成阀门内部的划伤, 引起内漏;

(2) 复线阀门投用时间较短, 仍然存在一些内漏球阀, 可能是由于当时安装调试不当所造成;

(3) 管线内的杂质也是造成球阀内漏的一个原因。在固体杂质存在的情况下开关阀门, 极有可能会造成阀门内部结构的划伤, 球体及密封面都有被损坏的可能;

4 通过我们这几次的现场维护实践作业,

综合基层站队在日常操作维护中存在的问题, 提出以下几点建议, 供大家探讨

(1) 对于进出站阀门、收发球筒阀门以及干线截断阀, 需定期排污, 若长时间不排污, 排污阀的旋塞承受的压力过大, 易造成泄漏;

(2) 对于新安装投用的阀门, 如无问题, 两年之内不要加注润滑脂或密封脂;

(3) 对于站内某些长期处于常开或常关状态的阀门, 每月最少开关活动阀门一次, 并检查阀门是否能够开到位和关到位;

(4) 在管道进行完清管作业后, 站内要加强排污, 防止管线内残留的粉尘或固体颗粒杂质对阀门本体造成冲刷划伤损坏;

(5) 不要轻易对阀门加注密封脂。密封脂作为一种临时性强制堵漏产品, 在某些特殊作业要求下, 可以加注到内漏阀门中进行堵漏。但是由于密封脂内含有大量微小颗粒, 运动粘度大, 注入后会增加开关阀门操作的难度, 且每次开关阀门后密封脂都不能保证再次堵漏密封的效果, 需反复加注。因此在日常的维护作业中, 我们不提倡使用密封脂。

内漏分析篇5

1 原因分析

1.1 油色谱试验分析

2013年11月29日对该主变压器进行跟踪油色谱试验时, 其中乙炔增量明显, 含量由原来的1.87μL/L突增到6.0μL/L, 超过《河北省电力公司状态检修试验规程》规定的注意值5μL/L。其它特征气体均有上升趋势, 但不明显。

检查重发现, 油中乙炔成分变化明显, 增长率最大为339%, 氢气、总烃、一氧化碳及二氧化碳等成分变化不明显, 按照DL/T722-2000《变压器油中溶解气体分析判断导则》推荐的三比值法, 计算三比值编码为“101”, 故障气体成分主要是乙炔, 初步判断变压器可能存在低能量放电故障, 需结合其他试验进行综合分析判断。

1.2 电气试验分析

1.2.1 高频局部放电试验。

2013年12月12日进行高频局部放电试验, 试验结果如下:同步方式 (本体/地线) , 本体接地;局放信号测试点, 铁芯接地引下线;同步频率及电压, 50.02Hz, 1.433V;同步相位偏移, 0;触发电压 (m V) , 31;最大幅值 (m V) , 40/-40 (分簇1) , 53/-59 (分簇2) ;平均幅值 (m V) , 35/-34 (分簇1) , 39/-40 (分簇2) ;正负放电比, 833:818 (分簇1) , 37:45 (分簇2) ;等效频率 (MHz) , 0.7~1.0 (分簇1) , 2.0~4.0 (分簇2) ;等效时长 (ns) , 2000~3200;等效频率 (MHz, ) PDcheck。

从高频局部放电测试结果分析, 放电相位图谱没有明显180度特征, 且放电幅值小于100m V;未发现异常情况, 未检测到异常局部放电。

1.2.2 停电局部放电试验。

主变及有载开关的绝缘等试验正常, 在下的长时试验期间局部放电量的连续水平为300p C (背景值300p C) , 试验结果正常。

我们认为主变压器本体内部出现放电等缺陷的可能性极小。原因如下:a.变压器油中出现乙炔变化的缺陷 (故障) 形式——“油中火花放电”、“油中电弧”“油中和纸中电弧”等形式中都会伴有相当程度的氢气成分, 有的还伴有一氧化碳及二氧化碳成分, 总烃也应随之变化, 而实际试验结果是单一乙炔成分变化异常。b.主变及有载开关的绝缘等试验正常, 在下的长时试验期间局部放电量的连续水平为300p C, 试验结果正常。

此外, 主变本体油中乙炔异常时期, 检修人员对有载开关进行补油后, 油位刻度由4变为3.5, 油位下降, 分析原因如下:祝庄3号主变储油柜为波纹式储油柜, 波纹储油柜的波纹管内腔是与大气相通的气囊, 其左端为自由伸缩的活动端, 右端通过焊接与端板固定并将油腔封闭。绝缘油在波纹管外部和外壳体之间, 通过下部连接口与变压器油箱相通。波纹管内部为空气, 通过右端呼吸口与外界大气相通, 当绝缘油随温度变化产生体积膨胀或收缩时, 促使波纹管伸缩, 从而改变内油腔大小, 实现在全密封条件下的体积补偿。由于变压器油受热胀冷缩的作用影响, 而当温度降低时, 变压器本体油位下降, 波纹式储油柜产生微负压, 此时如果有载开关油室出现内漏, 有载油室内的含有乙炔的油会流向变压器本体中, 导致本体油乙炔异常。

综合分析判断, 变压器本体油中乙炔来源于变压器本体油之外的可能性很大。变压器本体油中乙炔来源于变压器有载分接开关油室中乙炔, 亦即认为变压器有载分接开关油室与变压器本体相通。

2 故障处理过程

检查处理之前, 我们多次共同研究分析祝庄站3#变压器的乙炔异常问题。在科学认真分析、把握试验结果和设备运行情况的基础上, 本着分步谨慎、有效处理和尽量避免主变压器大修的原则下, 制定了严格科学的关于祝庄站3#主变的检查处理方案。利用主变本体油位与有载开关油位的油位差, 观测有载开关的油室油位变化。

检修人员将有载开关油室内油放净, 拆卸有载开关头盖, 吊出切换开关芯子, 发现变压器本体油从有载开关的下法兰与有载桶壁之间的U型密封圈进入有载开关油室, 呈连续油流, 范围基本覆盖的油室整个圆周。

检修人员拧下有载开关下法兰压板的12颗紧固螺丝, 发现螺丝的紧固不均匀, 有几颗螺丝的紧固程度不够, 造成U型胶垫的受力不均匀, 出现内漏。

检修人员立即将有载开关下法兰压板的12颗紧固螺丝拆除, U型胶垫平整放置在有载开关下法兰与压板的之间, 均匀紧固12颗内六方螺丝, 主变压器本体进入有载开关油室的油流减缓, 继续紧固后内漏消失。利用主变本体油位与有载开关油位的油位差, 静置12小时后, 再次检查漏点, 无渗漏迹象, 缺陷消除, 主变恢复正常投运。

3 故障原因分析及建议

厂家制作产品存在隐患, 一方面安装工艺不良, 有载开关的下法兰与有载桶壁之间压板紧固不均匀, 内六方螺钉松动, 造成接触面有缝隙, 出现渗漏的缺陷;另一方面, 厂家出厂把关不严格, 出厂时需要对有载开关油室进行加压试验, 没有及时发现松动的螺钉, 即进行出厂安装。建议生产厂家加强有载开关的出厂验收和主变油化试验, 使用单位对于停电吊检的有载开关认真检查, 做好设备检修维护。

摘要：针对某110k V变电站3号主变压器本体油色谱数据异常情况, 从油色谱试验、电气试验、油枕油位检查、有载开关吊检检查几方面进行分析, 认为有载开关油室内漏故障的主要原因为有载开关的下法兰与有载桶壁之间压板紧固不均匀导致内六方螺钉松动, 造成接触面有缝隙出现渗漏, 提出加强主变压器有载开关的下法兰与有载桶壁之间压板紧固、对有载开关油室进行加压试验等处理措施及建议。

关键词：变压器,有载开关,内漏

参考文献

[1]陈化刚.电力设备异常运行及事故处理[M].北京:中国水利水电出版社, 1998.

内漏分析篇6

本石脑油加氢装置以直馏石脑油、加氢石脑油和催化中汽油为原料,经加氢反应后生成精制石脑油经下游轻烃回收单元分离后作为连续重整的原料。装置投入运行近半年后发现精制重石脑油硫含量超标(指标要求≯0.5×10-6)。图1是重石脑油硫含量分析数据。此后数月,重石脑油硫含量一直超指标。

经过调整反应温度、原料注硫量、原料油比例等操作条件后,石脑油硫含量指标仍未好转。考虑到自开工以来,装置混合进料中本身的硫含量范围就在50×10-6～100×10-6之间,初步怀疑为混合原料/反应产物换热器内漏。在对E101A/G管程入口(即反应器出口)、冷高分离罐出口、石脑油分离塔底采样分析后,确定是混合原料/反应产物换热器E101A/G中的一台或多台内漏。因为壳程的混合原料压力高于管程的反应产物压力,内漏只可能由壳程往管程漏,而壳程的混合原料中硫含量较高,所以管程的反应产物串入了含硫量比较高的石脑油,最终导致下游轻烃回收装置的重石脑油含硫量超标。

E101共有7台,换热流程见图2。

该换热器为U型管换热器,折流板形式为双弓形,型号为BIU1500-5.4/6.6-905-6.65/19-2Ⅰ。该组换热器的材质及相关参数见表1、表2。

2 换热器鉴定情况

由于E101中7台换热器均没有副线,要检修换热器就必须停工,故装置于2011年12月份进行停工检修该组换热器。在拆开7台换热器管箱后发现,管板表面比较干净,管束没有堵塞结垢的现象。在对换热器壳程打压至55kg后发现,换热器管束有不同程度的泄漏。E101A有9根管束内漏,E101G有10根管束内漏,E101C有1根管束内漏。管头与管板的焊接处未发现腐蚀和裂纹。图3是E101A打压时管束泄漏情况。在抽出E101A的芯子后发现,少数管束出现了断裂的现象。图4是抽出后的E101A芯子。

图5是E101G打压后管束堵漏的情况,合计有10根管束内漏。抽出E101G的管束,没有发现管束断裂。

3 管束断裂原因分析

分析表2的换热器操作参数可以看出,来自进料泵的石脑油和氢气混合后以较低的温度,首先进入E101G壳程,在换热器内被加热。原料石脑油在换热终端E101A的壳程入口达到气化点,此时进入E101A壳程的介质全部为气相,压力约为5.5MPa,介质流速比较高。介质进入壳体后由于防冲挡板的作用改变了流向,使壳体入口管束周围成为高速流区,很容易激起附近管子的振动。

另外,通过观察抽出的换热器芯子发现,第1块折流板与管板之间的距离较大,实测值为1080mm。第2块折流板与管板之间的距离更是达到了1550mm。由于此换热器的折流板形式为双弓形,这就使得通过第1块折流板缺口部位的管子的跨距,明显地要比通过中央部位的管子的跨距来得大。这种大跨距的管子挠性比较大,管子的固有频率低,振动的倾向更大。以上2个因素解释了E101A管束断裂为什么会主要发生在靠近壳体进口区域的管子及通过第一块折流板缺口部位管子上。

进一步观察E101A管束断裂的位置,我们发现断裂主要发生在如下两个部位:(1)管束穿过折流板的管孔处(图6);(2)管束与管板的连接处(图7)。

换热器设置折流板的目的是使壳程流体横向流过管束来改善传热。在规定的压力降范围内,最大程度地增大壳程流速,不仅强化了传热,还可减少管子表面上的污垢。但是由于E101壳程流体流速较大,换热器尺寸(E101管束直径1.5m)也大,这就增加了换热管的挠性,换热管由于壳程流体(混合原料)的冲击而诱发了振动。

换热器振动机理:当流体在换热器管束上横向流动时,由于受流体力的作用,管子将激起振荡运动。管壳式换热器壳程中的流体流路十分复杂,有管束上的横向流、轴向流、旁通流和泄漏流等多股流路。管束两端的进出口处还存在一定的滞流区。各流路中流体流速的大小和方向在不断变化,呈不规则的非稳定流动状态,整个管束处于不均匀力场中,因而管束极易因流体流动的各种激发力而诱发振动。如果各种振动的周期及其相位耦合,相关波叠加的结果可能产生大振幅的振动,引起管子与折流板的冲击。管子与管子的碰撞和磨压,致使管子变形、疲劳、磨损乃至断裂。

换热器流体诱发的振动有5种破坏形式:

(1)碰撞损伤。如果传热管振动的振幅比较大,就会导致管子之间,外围的管子与壳壁之间不断碰撞,久而久之,管壁会变薄,最终破裂。这就是碰撞造成的破坏。

(2)折流板切割。为了便于换热管在组装时容易穿过所有折流板上的管孔,管孔一般比换热管的外径大0.4～0.7mm。由于存在间隙,管子在振动时不断撞击折流板管孔,犹如遭到折流板的切割。特别是在折流板很薄且其材料较管材更硬时,切割作用更为明显,因而导致管壁变薄或出现开口。

(3)冶金失效。振动使换热管产生交变应力,导致管子表层的氧化层脱落,管子表面留下坑点。在坑点处引起应力集中,导致管子失效,缩短了管子的寿命。

(4)管与管板连接处泄漏。用胀管法固定到管板上的管子,在振动时呈弯曲变形。与管板接合处的管子,受力是最大的。管子有可能从胀接处松开或从管孔中脱出造成泄漏甚至产生断裂。此外,尖锐的管孔边缘对管壁也有切割作用。类似的破坏形式也可能发生在管子与管板焊接的连接处。

(5)应力疲劳失效。如果管子材料本身存在缺陷,或者由于腐蚀和磨损产生了裂纹等缺陷,在振动引起的交变应力作用下,位于主应力方向上的裂纹就会迅速扩展,最终导致管子疲劳失效。

观察E101A的芯子,发现该换热器芯子管束破坏形式符合换热器流体诱发的振动中的2种破坏形式,即折流板切割和管与管板连接处泄漏。

4 旧换热器芯子修复

装置在停工之前按E101A/B标准,定做了2台304材质的换热器芯子。鉴于E101A芯子的断裂情况,装置决定先更换新的芯子。待开工后,再修复旧的芯子。经与设计院讨论,管束修复方案如下:在靠近管板侧的第1块折流板与管板之间截面上,增设2块弓形折流板。新增设的折流板与管板之间的距离为610mm,折流板间距仍为470mm。增设折流板的目的是加固壳体进口区域的管子,减小该区域管束的流体诱发振动。另外在E101A壳程进口处的换热器芯子上增设了导流筒。图8是导流筒的结构图。

设置导流筒不仅可以防止入口处流体对管子的冲击,而且可以使壳程流体分布均匀,并且使壳程进口段管束的传热面得到充分利用,减少传热死区,以及防止进口段可能会出现的流体振动。

5 结语

随着管壳式换热器趋于大型化,并且,由于换热器尺寸和管束支撑间距的增大,以及流体流速提高、运行工况不稳定等因素影响,经常引起换热器管束发生流体诱导振动,造成换热器局部失效。在生产实践中可以采取以下具体的抗振方法:

(1)制定合理的开停工程序,加强在线监测,严格控制运行条件,在流体入口前设置导流筒,既可以避免流体直接冲击管束,降低流速,又可以减小流体脉冲。

(2)降低壳程流体流速可以降低流体诱导振动的频率,是防止管束振动最直接的方法,但同时传热效率也会随之降低。

(3)适当减小折流板间距,增大管壁厚度和折流板厚度,折流板上的管孔与管子采用紧密配合,间隙不要过大,可以优化结构设计,增加管束固有频率,使流体诱导振动频率远离管子固有频率。

摘要：对石脑油加氢装置原料与反应产物换热器管束泄漏的发现经过和设备状况进行了描述。对管束泄漏的原因进行分析,认为主要是换热器壳程流体诱发的振动导致管束的破坏。对泄漏的管束提出了修复方案,并提出了生产实践中可以采取的防止换热器流体诱发振动的措施。

关键词：石脑油加氢,原料与反应产物换热器,管束泄漏,流体诱发振动

参考文献

[1]曹向云,潘恒.管壳式换热器的振动与防止[J].贵州化工,1995(3):46-50.

内漏分析篇7

岱海电厂一期2×600MW机组新建工程2号机组锅炉岛为北京巴布科克·威尔科克斯有限公司设计制造的B&WB2028/17.5-M型亚临界参数、自然循环、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭的∏型汽包炉。一号机组锅炉过热器二级减温水,使用美国FISHER阀门公司产品。

2 存在的主要问题及危害

锅炉二级减温水阀体出现严重冲刷,是因为机组正常运行此阀门频繁调节,根据机组负荷不同此阀门会在小开度下调节,正常运行时阀前最大压力21.84MPa,阀后压力12.655MPA最大阀门压差可以达到9MPA压差比较大,阀芯处流速较高,阀芯下游出现气蚀,阀座与阀体之间冲刷严重,因为阀门内件选用的最高配置,选用2500# 加强级属于减温水最高的配置,阀门内件完好 ( 见如下图片 )。原因是阀体采用WCB碳钢材质,因为考虑成本问题阀体选用较低配置,易发生阀体冲刷,导致阀体和阀座之间冲刷破坏阀体导致介质从阀体和阀座之间漏流,存在安全隐患,长时间会造成事故。此阀门运行中出现多次问题,在质保期间FISHER公司索赔过新的阀体但实际运行时间坚持不到一年就会冲刷坏,后期采用阀体堆焊碳钢,重新修复可以运行一段时间,因为经过几次补焊阀门本体破坏严重,原因补焊后加工精度较低导致阀门很短时间内漏,阀体冲刷破坏严需要更换新的阀体。

3 原因分析及应对措施

3.1根据现场阀体冲刷情况,提出应急修补方案。在国内有专门合作的公司为厂家修理阀门,进行对阀体补焊阀门内件回装,更换密封圈,对阀门做打压试验。

3.2工况分析 :液体介质在阀芯处节流时,流速急剧增加,静压能急剧转化为动能,压力急剧下降,当压力降低到液体的饱和蒸汽压以下而使液体发生汽化的现象称为空化,介质流过节流孔 ( 阀芯流通面积最小处 ) 后,流速下降压力恢复,当压力恢复到大于液体的饱和蒸气压时,原先空化的蒸气又恢复成液体状态,这时空化产生的汽泡破裂会释放巨大的能量会引起阀门噪音、震动及阀内件损坏,这一现象称为气蚀。从以上工况分析,在高压差环境下,此部位调节阀冲涮严重,主要是管道节流引起气蚀 -- 解决方案(阀门选择低恢复系数,多级压降、材料、泄漏等级)。

锅炉过热器二级减温水往往通过一个调节阀进行调节温度,动作比较频繁。虽然操作简单,但在锅炉起运行阶段,阀门必须承受21.84MPa的压力,压差9MPA,调节阀将产生气蚀工况,当压降达到锅炉工作正常情况下,阀门必须稳定的维持载荷与调节比。通常调节比至少为75 :1,长时间处于开度30%-60% 调节,虽满足调节阀的调节性能,应选用笼式降压阀,调节阀选型正确,但阀体材质为WCB,抗冲刷性能差,需提高阀体的材质。

3.3原阀体材质WCB说明 :WCB材质说明 :WCB是碳素铸钢,标准号ASTM A216,。W -可焊接,C -为铸造,B中等强度 ;此阀体在温度200°C压力21.84MPA的压力下,阀体抗冲刷能力降低,基本是临界值。说明 :

根据材料成分及其温度压力做出如下分析,这台阀的温度不高200C左右, WCC阀体材质可以承受此温度,但从压力及其材料抗冲刷的情况简单说明选型为临界状态 ;

抗冲刷能力这方面可以说一下,附件WCC和WC9的成分对比供参考 : WC9含碳量较WCC少、且WC9含合金钢铬和钼而WCC不含 ---- 硬度抗冲刷能力在21.84MPA,下基本是临界状态。材料分析对比:WCC碳钢:Composition(%);C: 0.25% max ;Mn:1.2% max ;P: 0.04% max ;S: 0.045% max ;Si: 0.6% max WC9铬钼合金钢 :Composition(%) ;C: 0.05% ~ 0.18% max ;Mn: 0.4% ~ 0.7% max ;P: 0.04% max;S: 0.045% max;Si: 0.6% max;Cr: 2.0% ~ 2.75% max ;Mo: 0.9% ~ 1.2% max

注 :C: 碳 ;Mn :锰 ;P: 磷 ;S: 硫 ;S :硅 ;Cr: 铬 ;Mo: 钼

在流体中没有公式推算出抗冲刷能力,只能根据温度压力确认材质是否可以。通过FISHER公司的软件可以推算出来阀体应该选用WC9,但是考虑到成本等因素当时选用了WCC阀体,导致现在阀体不抗冲刷导致漏流 ;WC9材质说明 :WC9是铬钼合金,WC9相当于ZG15Cr1Mo V ,W -可焊接,C -为铸造,9 -高等强度

WC9材料特点 :WC9含有更多的铬和钼,因此其在高温工况下的机械强度会更好一些,另外WC9抗冲刷的能力也会更好,和WCB对比抗冲刷能力高了很多倍。

3.4改造后阀门为 :阀体材质由原来的WCB碳钢改为WC9合金钢,其他阀门结构内件都不变可以与现场的8台阀门内件通用,就是阀体的抗冲刷能力远远增强,如果按照冲刷时间计算WC9是WCB的三倍,但是根据实际工况计算阀体使用WC9材质理论上是冲刷永远破坏不了阀体。

另外,只需要更换阀体,可以与现场的电动执行机构连接,厂家提供WC9过度WCB(20#)过度段,因为现场管道是WCB(20#) 到现场不会产生异种钢焊接。

4 二级减温水调节阀内漏解决方案

4.1二级减温水调节阀内漏目前需采取的措施 :机组在运行状态调节阀内漏严重,最后导致减温水阀门全关还会有很大的漏流,在机组不能停机的情况下,最后只能关断减温水前的电动闸阀,在调节中流量不能控制时,需要用调节阀前的电动截止阀关断节流,控制锅炉二级减温水所需要的流量,采取应急处理。

4.2 停机后处理方案 :

等机组停下来后,拆卸现场的阀体运输到大连厂家,对阀体进行补焊修复,更换原装备件,及其密封件,做水压试验。

4.3 停机后处理过程 :

4.3.1阀体冲刷严重,阀体材质是WCB使用506FE焊条在阀体底部冲刷处进行对焊处理。

4.3.2加工说明 :使用CW6110E车床进行车削处理,在补焊后的表面进行加工处理存在一定难度,在长行程内孔车削内螺纹存在很高的技术含量,对加工的技术水平和车削工具都有较高的要求。如果出现一点差错需要进行重新补焊处理。

4.3.3 对阀门内件进行研磨修复处理。

4.3.4 更换原装密封件,垫片组件、填料组件 ;回装阀门,进行水压测试 ;

4.3.5 针对阀门维修过程及其阀门水压测试出检修过程记录报告。

5 减温水阀门内漏量分析

5.1 4# 减温水阀门在工厂维修后内漏测试按照美标 ANSI B16.104 来进行测试 , 采用0.35Mpa压缩空气 , 测试漏量为130SCFH( 立方英尺 / 小时 ), 而该阀门标准的IV级密封为12.8SCFH, 因III级密封和IV级密封是十倍的关系 , 所以该阀的泄漏等级可以达到三级密封 . 按照实际工况计算 , 阀门全开时的最大流量为381t/h,IV级的漏量是阀门最大流量的0.01%即0.0381t/h,III级的漏量即为0.38t/h.( 按阀门设计的最大流量计算的泄漏量 )。

5.2 在实际运行下 III 级泄漏计算

5.2.1若用水做泄漏量测试 ,根据以上公式结合数据选型表计算额定容量为量为III级泄漏为额定容量的 0.1% ;则泄漏量为

5.2.2若用气做泄漏量测试,根据以上公式结合数据选型表计算额定容量为量为 :Qg=4.73x Kvx1.01(t=20)=4.73x65.3*1.01=158759m3/h≈159*106L/h ;III级泄漏为额定容量的0.1% ;则泄漏量为159x106x10-3L/h=159000L/h=2650L/min。

5.3 按调节阀出厂打压测试,在0.35Mpa 下,调节阀泄漏量

5.3.1若用水做泄漏量测试 ,根据以上公式结合数据选型表计算额定容量 Q=0.1*Kv*=0.1x65.3x1.01≈123m3/h=1.23x106L/h ;III级泄漏为额≈123m3/h=1.23x106L/h ;III级泄漏为额定容量的0.1% 则泄漏量为1.23x106x10-3L/h=123L/h=2.05L/min。

5.3.2 若用气做泄漏量测试,根据以上公式结合数据选型表计算额定容量

≈4.5*106L/h。III级泄漏为额定容量的0.1% ,则泄漏量为4.5x106x10-3L/h=4500L/h=75L/min。

摘要：本论文综述了岱海电厂600MW亚临界机组二级减温水调节阀内漏原因及处理过程分析:简述了该问题涉及的主要危害,原因分析及应对措施、解决方案及调节阀内漏量的简要计算过程,对同容量600MW亚临界机组如何预防过热器减温水调节阀内漏具有重要借鉴意义。