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      降低核電廠壓縮空氣生產(chǎn)系統(tǒng)故障率的研究

      2021-07-29 07:07:26舒曉明
      設(shè)備管理與維修 2021年9期
      關(guān)鍵詞:母管冷凝水壓縮空氣

      舒曉明

      (海南核電有限公司,海南昌江 572733)

      0 引言

      核電廠壓縮空氣生產(chǎn)系統(tǒng)(以下簡稱“0SAP”)大部分地采用無油螺桿壓縮機(jī),具有供氣可靠、技術(shù)成熟、空氣潔凈度高等優(yōu)點(diǎn)。但由于海南天氣炎熱、空氣濕度大、管道材料選擇、電源設(shè)計(jì)等原因,0SAP 在運(yùn)行過程中遇到了許多新問題,本文研究對于其他運(yùn)用壓縮空氣生產(chǎn)設(shè)備的場合具有借鑒和指導(dǎo)作用。

      1 現(xiàn)狀調(diào)查

      在2013 年9 月至2014 年8 月一年的時間內(nèi),0SAP 故障次數(shù)多達(dá)53 次(表1)。其中,空壓機(jī)故障占到0SAP 系統(tǒng)故障總數(shù)的81.13%,所以空壓機(jī)故障是0SAP 故障率高的主要癥結(jié)。

      表1 壓縮空氣生產(chǎn)系統(tǒng)故障統(tǒng)計(jì)

      2 要因確認(rèn)

      為找到0SAP 故障率高的主要影響因素,采用頭腦風(fēng)暴法對可能的原因進(jìn)行了列舉并分析:①環(huán)境溫度高;②環(huán)境濕度大;③空壓機(jī)出口管道與母管的連接形式錯誤;④二級轉(zhuǎn)子排氣溫;⑤壓力參數(shù)設(shè)定錯誤;⑥失去控制電;⑦上位機(jī)系統(tǒng)失電;⑧冷卻水水質(zhì)差。

      針對以上8 個因素,分別對其一一確認(rèn)和排除,排除過程如下:

      (1)針對環(huán)境溫度高的確認(rèn)。環(huán)境溫度高確認(rèn)依據(jù)為查閱廠家說明書《空壓機(jī)說明書》第九章195 頁:技術(shù)數(shù)據(jù)第9.5 節(jié)溫度限制要求為低于40 ℃。對昌江地區(qū)2013 年9 月—2014年8 月的環(huán)境溫度進(jìn)行統(tǒng)計(jì),最高環(huán)境溫度和平均溫度均低于40 ℃,因此排除環(huán)境溫度高的因素。

      (2)針對環(huán)境濕度大因素的確認(rèn)。根據(jù)核電廠1 號、2 號機(jī)組系統(tǒng)手冊第2~第5 章(B 版)說明,要求壓空廠房內(nèi)的相對濕度小于79%。收集2013 年9 月—2014 年8 月期間壓空廠房內(nèi)空氣相對濕度數(shù)據(jù),最高70%滿足要求,所以排除環(huán)境濕度大這個因素。

      (3)針對空壓機(jī)出口管與母管的連接形式錯誤因素的確認(rèn)。根據(jù)廠家提供的《空壓機(jī)安裝說明》,空壓機(jī)壓縮空氣出口管與母管的連接形式為倒U 形,目的是防止由于壓縮空氣溫度高且濕度大在母管中容易冷凝后形成凝結(jié)水經(jīng)過此管道倒流回空壓機(jī)內(nèi)部,導(dǎo)致轉(zhuǎn)子生銹、損壞等情況。然而廠房安裝連接型式為T 形連接。經(jīng)統(tǒng)計(jì),在43 次空壓機(jī)故障中有8 次是由于冷凝水回流造成的,因此確認(rèn)其為主要因素。

      (4)對二級轉(zhuǎn)子排氣溫度超標(biāo)的確認(rèn)。根據(jù)廠家提供的說明書可知,在使用過程中,二級排氣溫度應(yīng)控制在140~175 ℃,過高容易導(dǎo)致設(shè)備損壞。根據(jù)2013 年9 月—2014 年8 月的現(xiàn)場巡檢記錄,二級排熱溫度最高179 ℃(一般在170 ℃左右),在一年時間內(nèi)空壓機(jī)的二級排氣溫度在說明書規(guī)定的范圍內(nèi),所以可以排除該影響因素。

      (5)針對參數(shù)設(shè)定錯誤的確認(rèn)。根據(jù)《空壓機(jī)使用說明》第9.7 節(jié)要求,壓空出口壓力在4~10.5 bar(0.40~1.05 MPa)。經(jīng)過現(xiàn)場查看空壓機(jī)的設(shè)定參數(shù)為6.0~7.8 Bar(0.60~0.78 MPa)。因此空壓機(jī)加載和卸載的壓力在正常的運(yùn)行范圍內(nèi),空壓機(jī)運(yùn)行正常,故可以排除空壓機(jī)參數(shù)錯誤的因素。

      (6)針對失去控制電的因素確認(rèn)。目前控制電源分別來自A列380 V 應(yīng)急母線1、A 列380 V 應(yīng)急母線2,而這兩個母線的上游電源都是來自6 kV 公共電源,這樣不能達(dá)到防止共模故障的目的。且在統(tǒng)計(jì)周期的12 個月內(nèi),由于失去6 kV 公共電源而停運(yùn)空壓機(jī)的次數(shù)大于兩次,因此控制電的接線方式是導(dǎo)致空壓機(jī)停運(yùn)的主要因素。

      (7)針對上位機(jī)系統(tǒng)失電因素的確認(rèn)。為驗(yàn)證失去上位機(jī)后不影響空壓機(jī)工作且母管壓力滿足系統(tǒng)工藝要求(0.68~1.00 MPa(g.)),做了3 次試驗(yàn)(間隔時間為3 d)。在壓空系統(tǒng)遠(yuǎn)程自動運(yùn)行時,手動斷開上位機(jī)供電電源(包括不間斷電源UPS),觀察現(xiàn)象和記錄壓空母管的出口壓力。試驗(yàn)顯示,上位機(jī)雖然失去對空壓機(jī)等輔助設(shè)備的參數(shù)監(jiān)控,但不影響空壓機(jī)及輔助設(shè)備的正常運(yùn)行,依然可以保證用戶的正常用氣且參數(shù)滿足要求。

      (8)針對冷卻水水質(zhì)差的影響因素的確認(rèn)。《ZR110-275 型空氣壓縮機(jī)使用說明書》中規(guī)定,冷卻水補(bǔ)水的萊氏指數(shù)RSI 應(yīng)在5.6~7.5、pH 在6.8~8.5。萊氏指數(shù)是一個用來預(yù)測水會使其中的碳酸鈣溶解還是沉淀的參數(shù),RSI=2×pHs-pH,pHs=(9.3+A+B)-(C+D)。其中,A、B、C 和D 可以根據(jù)濁度、溫度、鈣硬度、堿度等參數(shù)在說明書中得出。根據(jù)冷卻水化驗(yàn)結(jié)果,萊氏指數(shù)RSI=4.5、不滿足要求,因此確認(rèn)冷卻水質(zhì)差為主要因素。

      由以上分析得出,3 個要因分別為:①空壓機(jī)出口管道與母管的連接形式錯誤;②冷卻水水質(zhì)差;③失去控制電。

      3 對策制定

      (1)空壓機(jī)出口管道與母管連接形式錯誤的整改。修改管道的連接形式,由T 形連接改為倒U 形,增大母管的傾斜角度:優(yōu)點(diǎn)是有效避免了壓空由于濕度大造成的冷凝水回流到空壓機(jī)中的情況;缺點(diǎn)是管道需要重新焊接,施工費(fèi)時。

      (2)冷卻水水質(zhì)差的整改。保證冷卻塔內(nèi)水長期溢流,保證水質(zhì),其優(yōu)點(diǎn)是成本小,可以實(shí)現(xiàn)在線換水,對核電運(yùn)行影響??;缺點(diǎn)是浪費(fèi)水資源。

      (3)失去控制電的整改。修改控制電電源為兩路獨(dú)立電源,優(yōu)點(diǎn)是可以防止共模故障,一個電源失去后,還能保證一半的空壓機(jī)運(yùn)行;缺點(diǎn)是需要重新接線。

      4 對策實(shí)施

      (1)空壓機(jī)出口管道與母管連接形式錯誤的對策實(shí)施。完成變更設(shè)計(jì)單,修改管道連接方式(圖1)。修改后,空壓機(jī)的疏水量明顯減少,母管的緩沖罐疏水量增大,說明母管中的冷凝水全部去緩沖罐。這樣可以明顯減少冷凝水回流到空壓機(jī)、減少空壓機(jī)故障次數(shù)。經(jīng)統(tǒng)計(jì),空壓機(jī)每4 h 排出的冷凝水總量由技改前的1200 mL 減為小為當(dāng)前的100 mL。

      圖1 管道連接形式

      (2)冷卻水質(zhì)差的對策實(shí)施。調(diào)節(jié)冷卻水系統(tǒng)自動補(bǔ)水重錘閥開度,使冷卻水塔長期保持滿水溢流狀態(tài),保證冷卻水塔連續(xù)以小流量換水,冷卻水水質(zhì)合格,根據(jù)萊氏指數(shù)的公式,pHs 為7.35。滿足廠家要求的RSI 在5.6~7.5、pH 在6.8~8.5,所以改進(jìn)后,冷卻水質(zhì)滿足要求。

      (3)失去控制電的對策實(shí)施。在B 列6 kV 下游380 V 負(fù)荷母線上選擇一個合適的開關(guān)柜給第二路空壓機(jī)供控制電。對策實(shí)施后,對供電可靠性進(jìn)行試驗(yàn)。試驗(yàn)方案為兩列空壓機(jī)正常運(yùn)行一段時間后人為斷掉一路電源,在一列停運(yùn)后另一列仍繼續(xù)正常運(yùn)行。

      5 結(jié)果與結(jié)論

      2015 年1—6 月期間,對0SAP 的運(yùn)行情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)、分析得出0SAP 系統(tǒng)故障率從開始啟用的4.42 次/月降低到0.666次/月,故障率大幅下降了84.9%,大大減小了核電站操縱人員的工作強(qiáng)度,提高核電站的安全性。經(jīng)過計(jì)算,僅一年時間就可以為核電站節(jié)約檢修費(fèi)用約75.5 萬元。采用的PDCA(Plan-Do-Check-Act,計(jì)劃、執(zhí)行、檢查和處理)方法能夠有效找出問題原因,并能夠有針對性地采取措施,且對每步措施都制定嚴(yán)格的驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn),很好地解決了問題。

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