运行失效（精选五篇）
运行失效 篇1
关键词：继电保护,运行失效,处理措施
随着电力系统规模的成长, 交流输电系统因高增益快速励磁装置 (励磁系统时间常数较低) 的广泛使用、输电距离长及系统间的弱联结而产生负阻尼作用, 抵消了系统固有的正阻尼, 使系统的总阻尼变很小甚至为负值, 当电力系统受到扰动时, 即产生发电机转子之间的相对摇摆与输电线路上的功率振荡, 此即为低频振荡 (又称机电振荡) 现象, 此振荡频率介于0.2~2.5HZ之间, 当此时系统之阻尼不足, 此低频振荡将无法随时间增长而有效衰减, 若此振荡振幅随时间增长而不断递增, 则可能造成系统连锁分裂, 所以为确保互联电力系统之稳定运转, 须使每个低频振荡模式有足够大的阻尼来抑制低频振荡[1]。
1 继电保护的原理
将单机无穷大系统的Phillips-Heffron模型之电磁转矩分解为阻尼转矩 (与发电机转子速度同相位) 和同步转矩 (与发电机转子角同相位) , 对单机无穷大系统之低频振荡现象所产生原因做了理论分析, 并指出在重负荷的状况下, 快速响应、高增益的励磁系统会使系统产生负阻尼转矩抵消掉发电机原有的正阻尼转矩, 造成系统的阻尼转矩不足, 从而可能导致系统出现自发性振荡, 于是将古典控制理论中的相位补偿方法应用于励磁系统以解决此问题, 在励磁系统上附加阻尼信号以产生与发电机转子速度同相位的正阻尼转矩, 藉此抵消励磁系统所产生之负阻尼转矩, 以抑制低频振荡。电力系统中量测与控制讯号通讯延迟的方法。提出为适应延迟所引起的相位改变, 推荐适当的相量电力振荡阻尼控制器 (APPOD) 在旋转坐标上做相量选取的调整[2]。
2 继电保护失效的原因
当系统受到干扰时, 由于电力系统中各发电机间有庞杂的关联性, 而单机无穷大模型忽视了发电机组之间的相互影响以及各发电机组之PSS间的相互作用, 因此可能造成某机组PSS提供本身正阻尼的同时, 却对其他机组产生负阻尼现象, 因此根据单机无穷大模型设计的PSS无法为系统解决多个PSS间的参数协调问题, 易诱发各机组PSS间的相互作用而引发振荡, 因此在设计多机PSS参数时需做全局协调考量, 才能有效抑制互连系统所产生之低频震荡。近几十年来, 许多国内外学者对多机系统PSS间的参数全局协调最佳化问题做了许多研究, 利用各种最佳化演算法来达到各PSS参数间的协调最佳化, 在此引用粒子群最佳化演算法来做本机及广域PSS间之全局参数协调最佳化。
由于系统中各发电机转子间缺乏足够的阻尼转矩导致机组或机组群的功角之间发生增幅振荡 (功率振荡) 直到失步, 此种失步现象称为振荡失步。在大型互连电力系统中, 由于系统的某些振荡模态阻尼不足, 因而使系统在这些振荡模态上发生增幅振荡, 最终导致系统失步, 因此小信号特征根分析主要是分析系统固有振荡模态的阻尼[3]。
3 继电保护失效的处理措施
基于WAMS的低频振荡阻尼控制策略简述如下:由各发电厂及变电所的PMU同步收集广域电力网路的即时运转参数 (以状态相量表示) , 取得各电厂及变电所的状态相量资料后, 再经由高速通信网将所收集的信息集中送至调度中心, 依据PMU即时同步收集的发电机功角及连络线实功信息, 并进行系统动态分析, 可即时计算出系统。
在WAMS系统中, 通信时滞显著影响广域控制系统中控制器的有效性及可行性。广域控制器设计考虑时滞与不考虑时滞的控制效果相差很大, 在广域控制系统中即便是很小的时滞也可能使未考量时滞的优良控制器失效。通讯延迟过长不但会使控制器原本的性能丧失, 甚至降低了保护电驿装置的反应速度 (为维持电网稳定性和防止系统振荡所设的系统保护装置) , 使电网的稳定性受到扰动。因此依据WAMS所设计的控制器, 必须考量到远端信号的传输时滞问题。暂态稳定度所探讨的是当电力系统遭遇较大干扰时, 发电机经过第一个摆动周期后, 系统能否维持同步运转。一般而言, 系统中之发电机能否维持同步运转, 与发生干扰之位置及严重程度有关, 而与系统之稳态工作点较无关联[4]。
电力系统动态稳定度 (Power System Dynamic Stability) 为电力系统稳态稳定度的延伸, 考量系统在稳态运转条件下, 持续较长时间的小扰动对系统的影响, 一般响应时间约在数十个周期至几秒间, 其主要因素包括电网的强度以及发电机和所属控制设备的特性等。当系统受到些许干扰后, 发电机轴转矩出现不平衡时, 就会产生剩余转矩, 发电机的转速及其相对角度立即变动, 相同的发电机转矩也随之变化, 系统工作点也随之改变。
随着电力系统日渐的蓬勃发展, 快速励磁控制系统的广泛采用下, 使得励磁系统响应时间大为减短, 然而却降低了电力系统的阻尼。因此, 许多电力系统出现约略0.5至2 Hz间之自发性低频振荡现象。低频振荡可经由附加的励磁控制设备如:电力系统稳定器, 来提供所需阻尼加以抑制。在电力系统稳定器的装设经验上, 装设改善局部地区模式振荡阻尼之电力系统稳定器的发电机组在局部地区模式振荡的阻尼增加, 而在区域间模式振荡的阻尼反而下降。相反的情况也常发生, 特别是当电力系统稳定器调整阻尼的目标在消除区域间模式振荡, 但包括在区域间模式振荡的区域范围内, 装有增加局部地区模式振荡阻尼之电力系统稳定器的发电机组变的不稳定, 此种交互作用的现象已在许多研究报告中提出。
4 结论
总之, 了解继电保护故障的基本类型, 掌握继电保护事故处理的基本思路, 是提高继电保护事故处理水平的重要条件, 同时还必须掌握必要的理论知识, 运用正确的工作方法。继电保护事故处理要求工作人员条理清晰、心思缜密。
参考文献
[1]张孟宽.发电厂继电保护可靠性影响因素研究[J].科技创新与应用, 2014 (27) :153.
[2]王献林, 吕飞鹏.继电保护可靠性及其状态检修方法[J].电力系统及其自动化学报, 2014, 26 (9) :65-70.
[3]刘书伦, 赵冬玲.电力二次设备继电保护系统失效模型研究[J].渭南师范学院学报, 2014, 2 (11) :21-24.
金属失效分析 金属材料失效分析 篇2
一：金属失效分析概述（003）
在金属材料检测中，失效分析是一门新兴发展中的学科，在提高产品质量，金属材料检测技术开发、改进，产品修复及仲裁失效事故等方面具有很强的实际意义，失效分析主要含有金属材料、热处理、焊接、材料加工与成型、机械设计、材料力学、无损检测等不同的专业。科标无机检测中心提供金属失效分析方面的相关服务。
二：具体检测项目
金相检验是一种常规的实验分析方法．它在失效分析中能提供被检材料的大概种类和组织状况。从检验出的显散组织来推断或证实被检材料制造过程中经历的工艺过程，以及执行这些工艺是否属正常，同时还可提供失效件在发生事故时是否发生塑性变形等情况，以及失效件在使用过程中无意造成的热处理效果等。反映出失效件在工作条件下发生的腐蚀（大致可以定性和对腐蚀程度的半定量）、磨损、氧化和严重的表面加工硬化等，并可初步确定其程度。从失效件上存在的裂纹，通过光学金相，大致可看出裂纹的发生及延伸分布的特征以及裂纹两侧的显微组织，来判断裂纹的性质，从而可提供失效件裂纹的产生原因；夹杂物的类型、级别及分布；相的类型、大小及分布。
运行失效 篇3
一.干气密封的结构和原理简介
干气密封利用流体动压效应, 使旋转的两个密封端面之间不接触, 而被密封介质泄漏量很少, 从而实现了既可以密封气体又能进行干运转操作, 因此广泛使用于离心压缩机, 轴流式压缩机。干气密封动环端面开有气体槽, 密封端面的螺旋槽通常有两种型式:第一种为单螺旋槽, 第二种为双向T型槽。气体槽深度仅有几微米, 端面间必须有洁净的气体, 以保证在两个端面之间形成一个稳定的气膜使密封端面完全分离。气膜厚度一般为几微米, 这个稳定的气膜可以使密封端面间保持一定的密封间隙, 间隙太大, 密封效果差, 而间隙太小, 会使密封面发生接触, 产生的摩擦热能使密封面烧坏而失效。气体介质通过密封间隙时靠节流和阻塞的作用而被减压, 从而实现气体介质的密封。几微米的密封间隙会使气体的泄漏率保持最小, 动环密封面分为外区域和内区域, 气体进入密封间隙的外区域有空气动压槽, 这些槽压缩进来的气体, 密封间隙内的压力增加将形成一个不被破坏的稳定气膜, 稳定的气膜是由密封墙的节流效应和所开动压槽的泵效应得到的, 密封面的内区域是平面, 靠它的节流效应限制了泄漏量。
二.国内外相关标准对干气密封系统的相关技术规定
1.国外标准
美国石油协会标准API 614《石油、化工和气体工业用润滑、轴密封和控制油系统及辅助设备》中, 关于干气密封气质要求是:适量、干净、干燥。适量是保证气体压力总能够大于平衡管气体的压力, 使得机壳内气体不直接流向干气密封, 保护密封不受污染, 此条件通过调压阀来保证。干净是保证无杂质进入动静环间隙中, 防止杂质进入后损坏动静环。干燥是保证密封气体中无液态物质存在, 防止黏度大的液态物质存在于动静环之间, 在高转速下与动静环端面摩擦产生高温, 损坏动静环。
2.国内标准
CDP-S-GP-PR-005-2012《输气管道工程燃驱离心式压缩机组技术规格书》关于干气密封的技术描述为:
(1) 干气密封气处理系统装备聚结、加压设备及加热设备并装备就地仪表盘。当站内压缩机组均正常停机时, 干气密封气处理系统将从压缩机组出口汇管取气, 天然气经聚结、增压、加热后为压缩机提供密封气, 以尽量减少压缩机正常停机时的放空。
(2) 第二级密封应按全密封压力和温度设计。它仅在第一级密封失效正常停车时作为紧急备用。
(3) 每级干气密封应提供背压隔离空气, 确保润滑油不会进入干气密封系统。在外部密封和轴承腔之间可以用空气作为隔离气。对仪表风质量要求为:压力0.65~1.0MPag, 露点≤-20℃, 颗粒≤10μm, 绝对过滤精度≥99.9%。
(4) 应提供一个密封高压侧的密封干气通道。在正常运行条件下, 向该通道提供过滤后的天然气。
(5) 应提供第一级密封和第二级密封间空腔的放空通道, 并装备泄漏量监测。提供第二级密封和轴承隔离密封间的放空通道。
(6) 第一级密封放空管线应配有限流孔板, 通过压差变送器测量泄漏量, 当泄漏量超高时报警或停机。
三.干气密封系统失效分析
干气密封的旋转环与静环的密封面加工精度非常高, 从而能保证两个端面之间以非常小的间隙来相对旋转。但是, 如果密封面之间进入了固体杂质或液滴, 就会破坏密封面之间密封工艺气膜的稳定, 使正在相对旋转的密封面可能相互接触而造成密封面的损坏。因此, 从干气密封的结构及工作原理来看, 只有保持密封工艺气及密封腔的清洁及密封工艺气在压缩机壳体充压时处于流动状态下, 才能保证干气密封长期稳定运行。
综合分析, 导致霍尔果斯首站PCL803机组干气密封损坏的原因主要有:天然气粉尘杂志严重超标、重复使用干气密封滤芯、矿物润滑油污染、水烃露点超标。
1.粉尘超标
干气密封动环端面开有气体槽, 气体槽深度仅有几微米, 端面间必须有洁净的气体, 以保证在两个端面之间形成一个稳定的气膜使密封端面完全分离。干气密封气膜厚度设计值一般选定在3μm左右。
2011年7月, 西二线西段各站因粉尘超标导致过滤器发生严重堵塞, 先后清理出杂质近1000KG, 更换滤芯2000个。2012年8月初, 进行旋风分离器清理时, 杂质最少的旋风分离器清理出200KG粉尘, 杂质最多的旋风分离器清理出500KG粉尘, 表明上游管道来气中粉尘含量较高。大量粉尘再次进入西二线管道, 对未设置旋风分离器的乌鲁木齐以西站场压缩机组运行造成了严重影响。
以下是对霍尔果斯站及中亚计量末站2011年7月粉尘样本的分析结果: (图1所示)
对粉尘粒径的分析可看出, 通过中亚末站粉尘中位粒径为14.10um, 首站气液聚结器粉尘中位粒径为9.88um, 首站干气密封过滤器粉尘中位粒径为8.94um;而粉尘的成分大量的砂石 (斜长石、石英) 约占53%, 可溶于盐酸的金属氧化物 (包括铁、镁等的氧化物) 约占37%。
2.重复使用滤芯
干气密封制造厂家对密封气的质量都有相当严格的要求, 一般都要求密封气干燥, 并不含大于3 um (绝对值) 的颗粒。为了确保天然气气质符合相关规定, 在机组干气密封工艺气处理系统的调压阀前增加了一个双联的干气密封前置过滤器, 用其确保进入密封工艺气室的密封工艺气的洁净。
控制系统设置的滤芯差压高报警值为150KPA, 当滤芯差压出现高报警时, 需切换至备用滤芯, 同时对差压高报警的滤芯进行更换。
重复使用的滤芯表面已被粉尘杂志严重污染, 而粉尘粒径的大小均已大幅超过干气密封系统的允许值。这些颗粒杂质势必会随密封气进入密封面, 这对干气密封是致命的。
从现场对损坏的干气密封阶梯看出, 非驱动端与驱动端一级端面均有点状灰泥、浮动部位有污垢堆积。
3.轴承润滑油造成的污染
这种情况在隔离密封气中断时可能发生。轴承润滑油将沿压缩机轴流动, 并流入干气密封。在串联式干气密封中, 二级密封首先受到污染, 这在主密封没被污染时, 影响并不明显。但如果隔离密封得不到及时恢复, 紧接着主密封也将受到污染, 直至损坏。
正常情况下, 隔离气需要在主油泵开启之前提供, 如果未能及时投用隔离气, 或中途隔离气停供, 就可能出现油进入干气密封的情况。因此在现场操作中, 必须要严格按照该步骤进行。
4天然气的水露点及烃露点超标
西二线进气气质陆续出现不达标的情况, 尤其是2010年冬季, 水露点在环境温度为-20℃的情况下曾一度达到+10℃左右, 在一定的工况下, 压缩机内的天然气会析出液态的水及轻烃, 这部分水及轻烃会随着密封工艺气体的流动而进入干气密封, 对干气密封造成影响。在冬季气温较低的站场这种情况尤为突出, 此次霍尔果斯机组干气密封解体后发现一级密封气入口部位有水及轻烃。
现场解体发现, 非驱动端安装密封部位腔体很脏, 对应一级密封气入口部位有污垢沉积, 一级泄漏对应环槽有大量铁锈。
四.运行维护措施
1.设置干气密封前置过滤器GCU (Gas Condition Unit)
GCU主要为尽可能地避免管输天然气夹带的粉尘、湿气对压缩机干气密封的损害而设计。来自压缩机出口的密封气首先通过GCU上N1口进入到KO过滤器。KO过滤器去除工艺气中大部分粉尘、凝析液, 然后再进入加热器。加热器将密封气温度稳定在设定温度 (设定温度根据气质情况确定) , 经过加热高于工艺气露点温度的密封气再进入到双联过滤器。此时, 经过双联过滤器清洁后的密封气进入到机组的干气密封系统。经过一系列的除液、加热和过滤过程, 基本保证了密封气的干燥和清洁, 从而满足干气密封系统对密封气的质量要求。
2.保持隔离密封气持续供给
相关技术规格书中对仪表风质量要求为:压力0.65~1.0MPag, 露点≤-20℃, 颗粒≤10μm, 绝对过滤精度≥99.9%。而霍尔果斯站所使用的阿特拉斯ZT110+纽曼泰克干燥系统所供给的仪表风完全符合要求, 设置的压力一般维持在0.8Mpag, 露点保持在-40~-65℃空滤过滤效率为98%, 干燥机前后过滤器的过滤效率99.98% (0.3———0.6μm) 。
在日常工作中, 应加强空压机组的运行监控, 定时对空滤、前/后置过滤器进行检查, 确保仪表气清洁。除非机组需要拆卸检修, 一般隔离气投用后不需要切断。
3.定时排污
根据运行数据变化情况, 及时做好气液聚结器流程切换、干气密封过滤器切换、压缩机组切换等操作, 同时增加设备排污频次, 及时调整压缩机组壳体排污频次, 并定期通过排污口对干气密封一二级腔室进行排污, 防止凝液堆积。
4.加强气质监测
对水露点、烃露点、粉尘含量持续监测。上游清管作业期间, 加强沟通, 实时掌握上游的清管作业进展, 根据水露点高低和粉尘量的多少及时调整本站工艺流程。
5.改变压缩机组备用方式
目前备用机组均为保压停机, 可考虑对备用机组进行泄压。
摘要：干气密封是一种新型的非接触轴封, 具有泄漏量少, 摩擦磨损小, 寿命长, 被密封的流体不受油污染等特点。本文简要阐述了干气密封的结构原理、国内外相关标准对干气密封系统的技术要求, 并结合西气东输二线霍尔果斯首站配置的美国GE/NP PCL803压缩机组BURGMANN (布格曼) 干气密封系统分析了系统失效的主要原因, 同时提出了干气密封系统运行维护的具体措施。
关键词：干气密封,失效分析
参考文献
[1]API 614《石油、化工和气体工业用润滑、轴密封和控制油系统及辅助设备》.
[2]影响压缩机干气密封使用寿命的因素分析, 《油气储运》, 左汝宽;韩辉;2009-05-25.
运行失效 篇4
众所周知,核电厂产生的热量中只有一部分用于发电,大部分热量被各种冷却水带走,例如电厂正常功率运行期间乏汽的热量在凝气器中被海水带走,停堆冷却第二阶段一回路冷却剂的热量通过余热排出热交换器(简称RNS)被设备冷却水系统(简称CCS)带走。
1系统功能
三门核电厂CCS系统主要是带走电厂衰变热和各种负荷设备产生的热量,将热量传递给最终热阱———大海(三门核电正常运行和停堆的最终热阱为大海,事故期间最终热阱为大气)。按照设计,CCS系统可实现安全功能,纵深防御功能和非安全相关功能。
1.1安全功能
CCS系统三个安全壳电动隔离阀在收到安注信号(S信号)或主泵轴承水温度高2信号后会自动关闭,从而隔离CCS安全壳管线,防止安全壳内放射性物质释放到环境中。
1.2纵深防御功能
电站正常冷却期间向RNS供应冷却水,避免失去RNS余热排出能力而触发电站非能动热交换器(简称PRHR);换料时通过RNS排出乏燃料余热,避免触发自动降压系统第四级(简称ADS 4)和安全壳内置换料水箱(简称IRWST)低压注射;向化学和容积控制系统(简称CVS)补水泵小流量循环供应设冷水,以避免RCS泄漏时失去CVS补水从而导致非能动堆芯冷却系统动作;向乏燃料冷却器供应冷却水,从而防止失去乏池冷却功能。
1.3非安全相关功能
在正常运行期间,从电厂设备中排出热量(如主泵外置热交换器、CVS下泄热交换器);作为放射性流体释放的屏障;作为防止厂用水泄漏到安全壳和一回路中的屏障;在PRHR运行期间,通过RNS冷却IRWST;事故后RNS冷却一回路堆芯时提供冷却水。
2系统流程(图1)
从CCS系统简图可知,CCS是一个封闭系统,能够向安全壳、辅助厂房和汽机厂房的各种热负荷提供冷却水,并且CCS在电厂任何工况下都必须运行,例如功率运行期间从主泵外部热交换器导出主泵热量,停堆期间通过RNS热交换器导出堆芯衰变热,连续向乏燃料系统冷却器提供冷却水导出乏燃料衰变热。三门核电厂规定CCS系统每年不可用的时间在1.5小时以下,也就是说CCS在电厂设计的60年寿期内几乎要一直可运行,所以需要确保该系统长期稳定运行。
3 CCS失效现象及处理措施
3.1失效模式一:运行的CCS泵故障跳泵
现象:CCS运行模式根据电厂工况可分为一列或两列运行。在电厂正常运行工况时,由于一回路设备冷却热负荷没有停堆时大(计算得出正常运行时所需CCS设冷水流量为2435m3/h,停堆96小时后所需CCS流量为3738m3/h),所以一台泵运行,另外一台泵处于备用状态。若运行泵故障跳泵,去往CCS各个用户设冷水流量迅速下降,主泵外置热交换器、定子、CVS下泄流等温度由于失去了冷却将会迅速上升。
处理措施:设计上当CCS流量下降到1136m3/h,由流量低信号触发备用泵自启动,三门核电《运行人员行为规范》规定操纵员在收到运行泵跳泵信号后要迅速检查备用泵是否启动,若自动启动不成功要立即手动启动。此外,对于该失效模式,备用泵启动后是否能够恢复冷却水还基于泵出口桥管阀是否处于开启状态,该阀为手动阀,正常运行时应为运行隔离锁开状态,以确保备用泵启动后系统正确在线。操纵员在确认备用泵启动和流量正常后还需要进入异常运行规程AOP-317(丧失设备冷却水)进行检查。
3.2失效模式二:CCS用户热交换器内漏
从CCS系统各用户运行的压力分析(CCS系统运行压力为0.7MPa左右),发生内漏的设备只有:主泵外置热交换器/主泵定子冷却夹套(15.4MPa),RNS热交换(RNS刚投入时4MPa左右),CVS下泄热交换器(15.4MPa),SFS热交换器、CVS小流量循环热交换器等。这里只分析前面三个用户。
3.2.1主泵外置热交换器/主泵定子冷却夹套内漏
现象:发生内漏后,主控室最直接的现象是CCS波动箱液位升高、CCS系统放射性上升,出现放射性高报,发生内漏的被冷却用户温度升高。内漏使主泵轴承水温度上升,可能会超过停堆定值(85℃);主泵冷却水入口流量低报,出口流量高报,入口出口流量偏差大报警;一回路冷却剂系统稳压器液位下降,CVS自动补水可能启动。基于上述这些现象,操纵员基本可以确定主泵外置热交换器或主泵定子冷却夹套发生了泄漏。
处理措施:由于三门核电不允许偏环运行(正常运行期间四台主泵都是需要运行),所以需要操纵员紧急停堆,停四台主泵(若未及时手动停堆,主泵轴承水温度高2信号也会自动停堆,延时停主泵)。手动关闭主泵设冷水出口隔离阀,确认CCS系统安全壳隔离阀关闭,手动关闭CVS下泄隔离阀,防止安全壳内失去设冷水导致CVS树脂床进入高温的冷却剂损坏。此外,主控室操纵人员要提醒无关人员不要靠近CCS管路,此时管路中有放射性流体流动。
3.2.2 CVS下泄热交换器泄漏
现象:CVS下泄热交换器CVS侧的压力即为一回路冷却剂系统的压力。CVS下泄热交换器泄漏将造成CVS内的冷却剂泄漏到CCS系统中,CVS下泄热交换器出口温度升高,可能会触发高温报警。CCS系统冷却CVS下泄热交换器的支路由于下泄流的漏入,温度也会升高,此外,由于该支路冷却水隔离阀是CVS侧下泄流温度控制的,温度升高,该阀门开度越来越大。(如果CVS支路流量达到高报136m3/h系统会认为有泄漏,该阀会全关)。此泄漏也是一回路冷却剂系统泄漏,所以稳压器的液位也会下降。
处理措施:对于CVS下泄热交换器泄漏,只有采取隔离CVS净化流才能隔离泄漏。对于三门核电厂来说,由于主泵不需要轴封水,所以不需要连续的CVS上充下泄流,CVS净化流短时间内是允许隔离的,但CVS净化流隔离后,由于一回路冷却剂丧失了净化,水质逐渐会恶化,达到技术规格书规定的水质限值时电站将不能继续运行。所以失去CVS净化流后要增加对一回路冷却剂取样频率,防止RCS水质超过限值。
3.2.3 RNS热交换器泄漏
三门核电RNS系统与其它核电厂RNS系统相似,都是在电站一回路压力小于3.1MPa,温度小于177℃时投入的。在投入之前,CCS系统已向RNS热交换器供冷却水,此时两个系统的压差为3个MPa,所以一旦泄漏也会造成比较大的后果。
现象:RNS热交换器泄漏会造成CCS冷却支路温度上升,冷却支路流量上升,由于此时RNS连接一回路冷却剂系统,所以CCS系统中放射性也会上升。
处理措施:RNS热交换器泄漏时,如果此时RCS压力大于1.03MPa,由于CCS冷却RNS热交换器支路上设置了安全阀,所以一回路冷却剂会通过此安全阀向安全壳排放冷却剂。处理措施关键为进行RNS隔离,即停止两台RNS泵,关闭RNS泵入口阀及RNS安全壳隔离阀。根据电厂的模式执行AOP-343(丧失正常余热排出)或SDP-2(停堆时丧失RNS响应)。如果RNS压力小于1.03MPa,只需要停止泄漏列RNS泵,在线另一列RNS即可。上述两种情况下隔离RNS后都需要派遣现场值班员关闭CCS侧隔离阀。
3.3失效模式三:CCS系统外漏
现象:CCS产生外漏的系统范围较广,总体概括可分为两种:不可隔离外漏和可隔离外漏。CCS发生内漏时主要的现象有:波动箱液位下降,补水阀开启,除盐水系统(DWS)向波动箱补水;CCS水装量减少,冷却能力下降,母管温度会上升;被冷却负荷由于CCS冷却能力下降,温度会上升,主泵轴承水温度上升到85℃还会产生反应堆紧急停堆和停泵信号;泄漏严重时,波动箱液位低于5%后为了保护CCS泵会触发泵跳闸。
3.3.1不可隔离外漏的处理措施
根据三门核电CCS管线布置,CCS总回水母管及各厂房回水支管母管(CCS泵入口隔离阀之前)、总供水母管及各厂房供水支管母管(CCS热交换器出口隔离阀之前)发生泄漏是无法通过关闭阀门隔离,只能进行带压堵漏。如果带压堵漏不成功并且CCS补水也无法足够补偿泄漏,操纵员最终只能是停堆、停运所有主泵和CCS泵。虽然三门核电厂CCS不是安全相关系统,但丧失CCS的后果对电厂来说还是比较严重的:影响电厂纵深防御功能(如影响CVS、RNS正常运行);导致电厂失去仪用压空(仪用压空由CCS系统提供冷却水),电厂气动阀动作;导致乏池失去冷却,水温上升。所以必须尽快修复泄漏,重新启动CCS。
3.3.2可隔离外漏的处理措施
除了上述不可隔离泄漏范围外,其它CCS设备管线范围均为可隔离泄漏。对于可隔离泄漏,发现泄漏后可通过关闭相关阀门隔离泄漏。对于该泄漏,有三种特殊情况:如果泄漏是主泵外置热交换器、主泵定子冷却夹套或主泵变频器冷却水管线,为了保护主泵(泄漏后仍有一部分流量供向主泵),需要在反应堆停堆、主泵停运后再隔离泄漏点;如果是CVS泵、SFS热交换器、RNS热交换器等负荷的冷却水管线需要切换备用列运行(如CCS供冷却水从CVS A列切换到B列);如果泄漏点发生在CCS热交换器则需要切换CCS热交换器,同时重要厂用水(SWS)也要重新在线。
4小结
虽然三门核电采用第三代AP1000核电技术,事故工况不需要能动设备运行,但能动的纵深防御设备对于加快事故缓解和终止有重要意义,CCS提供冷却水是能动设备运行的前提。此外,电站正常运行期间必须有CCS运行才能正常发电,停堆换料期间CCS冷却RNS导出堆芯衰变热也是唯一能动手段。所以电站运行人员必须非常了解CCS各种失效模式及应对措施,才能在CCS发生异常情况下及时处理,解决问题。
摘要：三门核电是全球首座三代核电技术AP1000核电厂,与传统成熟的压水堆核电厂技术最大不同是安全系统使用了“非能动”技术。设备冷却水系统(CCS)虽然不是安全相关,但作为纵深防御系统能够在事故情况下协助“非能动系统”更快更好地缓解和终止事故。在正常运行和停堆换料期间,CCS运行也是保证电厂发电或余热导出的关键环节。所以核电厂操纵员必须熟练掌握CCS系统运行,包括失效现象及处理措施,保证电厂安全运行。
关键词：CCS,失效现象,处理措施
参考文献
[1]林诚格,郁祖盛,欧阳予.非能动安全先进压水堆核电技术[M].原子能出版社,2010.
运行失效 篇5
1 输电线路继电保护的失效概率模型
1.1 继电保护失效原因分析
继电保护自身的可靠性会对整个电网造成非常大的影响, 其影响方式与一般的电力设备不同。拒动和误动作为继电保护失效的主要表现形式, 继电概率可衡量继电保护的可靠性, 是最基本的衡量指标。一方面, 很多继电器都是电子仪器, 内部的软件和硬件失效保护拒动的发生率低, 因此, 需要长期积累样本数据, 从而有效计算拒动率、误动率。此外, 继电保护的设计原理、配置方案、整定方法对电力系统的影响较大, 因此, 要充分分析失效机理和考虑装置的工作环境。
电网继电保护的完整性较高, 且很多装置之间为相互配合的关系, 如果一台继电装置出现拒动或误动, 则会引起其他保护装置误动, 进而引发电网连锁故障。在设备运行中, 拒动是隐蔽性的故障, 通常不会造成较大的损失, 因此, 要综合考虑拒动隐患与设备短路概率的双重作用。可靠性评价指标包括拒动率、误动率、正确动作率、故障频率、可用度和平均失效时间等。如果未充分考虑继电保护装置的实际运行情况, 则无法反映系统可靠性变化带来的风险。
1.2 继电保护的失效概率
通常情况下, 继电保护系统和其他保护系统发生短路时, 继电保护装置内的二次系统可能会发生回路断线、硬件失效和方向错误等故障, 造成信号发送受阻, 进而出现故障跳闸。这种情况称为首次拒动, 其概率模型如下:
失效次数CJ1属于统计数据, 由于故障是隐性的, 变压继电包含了拒动次数C1J1, 还包含了检修、运行过程中发现故障的次数C2J1。此外, 还要综合考虑在线监测系统, 如果故障是在年度内最后一次检修后发生的, 则可能漏检C3J1, 因此, 概率模型可表示为:
2 继电保护的失效概率模型
2.1 比率差动保护的第二类失效模型
在大型变压器内, 故障保护中最重要的是差动保护。这种保护拒动会对变压器造成非常大的影响, 易引发非常大的故障, 进而造成巨大的经济损失。因此, 在运行中采用对比率差动保护的可靠性较高。如果区域内已发生故障, 则制动量会减少, 因此, 提高保护的灵敏度非常重要;如果故障发生在区域以外, 则会制动量会增大, 不会发生误动。鉴于不平衡的电流在运行过程中会一直存在, 因此, 故障原因和特性之间的差异性非常大, 无法精准计算, 且提高系统灵敏度与确保不发生误动两者矛盾。而通过量化分析能防止出现偏差误动, 这对电力系统的风险评估有重要意义。
2.2 第二类模型拒动和误动的概率
通常情况下, 无论是在区域内发生故障, 还是在区域外发生故障, 其差动量与制动量均是相互关联的, 但受到故障性质、位置、初始条件和电流相位等的影响, 两者之间无法长期维持固定关系, 在数值上形成了相互制约的关系。通过对这两种关系的分析可得出, 另一个区域属于区域内与区域外故障差动量、制动量的状态空间。无论在哪一个区域中, 故障特性都具有一定的随机性, 且在保护状态下空间中所有故障点出现的概率是相同的。按照启动概率分布状态空间的平均值, 可得出不确定因素对不同区域故障的影响。
2.3 差动速断保护的第二类失效模型
大型变压器中通常配置有差动速断保护, 其为辅助保护措施。如果故障电流较大, 差动速断保护可防止电流互感器出现饱和状态, 还能防止二次谐波闭锁比率差动保护动作延误。差动速断保护是独立存在的, 不受电流的影响, 这种动作由初始的励磁涌流或外部的短路不平衡电流决定。按照不同的变压器额定容量选取的值通常为变压器额定值的2~11倍, 比最大的比率差动保护动作电流高, 进而在继电保护启动后变压器的各个断路器跳闸。
3 结束语
输电系统运行的可靠性评估是电力系统运行规划和调度的重要工具。其中, 继电保护失效概率模型研究是输电系统可靠性研究的重点。随着电力行业的发展, 输电系统的可靠运行评估已成为促进社会经济发展的重要手段。
参考文献
[1]戴志辉, 王增平, 焦彦军.基于动态故障树与蒙特卡罗仿真的保护系统动态可靠性评估[J].中国电机工程学报, 2011, 31 (19) .