核电厂凝结水主调节阀故障原因分析

(中核核电运行管理有限公司，浙江 嘉兴 314300)

凝结水系统在核电厂中是非常重要的一个系统，它接收汽轮机低压汽缸和给水泵汽轮机的排汽，并将其冷凝成水，之后将凝结水输送到低压加热器系统，为相关系统提供所需的冷却水。最重要的是，在汽轮机甩负荷和机组紧急跳闸时，接收旁路系统排放的大部分蒸汽，使SG仍能带出反应堆堆热量，保证反应堆的安全[1]，其系统流程图如图1所示。

在机组启动或者低负荷运行阶段，凝结水流量小于额定值，凝结水主调节阀自动调节水流量，保证始终大于允许最小流量值的凝结水量通过凝结水泵和轴封加热器，以带走凝结水泵运转产生的热量，避免凝结水泵发生汽蚀，并保证汽轮机轴封漏气在轴封加热器内正常凝结[2]。机组正常运行期间，凝结水系统通过凝结水主调节阀与旁路调节阀控制凝结水流量不低于最小流量。机组正常运行时，尤其是再满功率运行时，若因某些原因导致凝结水主调节阀故障关小，必然会造成凝结水流量减少、除氧器水位下降、功率波动等异常情况，威胁机组安全稳定运行[3]。

1 事件概述

2017年7月29日23：15方家山核电站1号主控巡盘发现凝结水流量降低，凝结水主调节阀(1CEX025VL)故障关小，当班操作员通过KIC无法手动调整阀门开度，判断凝结水主调节阀控制失效，遂立即降功率至700 MW，同时手动开启凝结水副调节阀(1CEX026VL)，维持除氧器液位。现场破坏凝结水主调节阀中性点，维持凝结水主调节阀在24%开度，通过凝结水主调节阀维持除氧器液位。7月30日夜班，经过维修仪控检查确认，凝结水主调节阀故障的原因为阀门保位器卡件故障，通过TCA 旁通该卡件，目前凝结水主调节阀无阀门保位功能，凝结水主调节阀故障处理完毕，与电网沟通后，以3 MW/分的速率重新提升汽机功率至1030 MW。7月30日早班，监盘发现凝结水主调节阀阀门持续关小(实际开度最低到36%，阀门需求开度100%)，除氧器液位下降，紧急以5%速率降负荷至990 MW。在此期间，凝结水主调节阀阀门开度在36%～63%范围内大幅波动，主控将阀门投“手动”状态，但是无法控制阀门。令现场将阀门破坏中性点，将阀门锁死在49%开度，通过凝结水副调节阀控制除氧器液位。状态稳定后，升功率至1030 MW匹配凝结水流量[4]。凝结水主调节阀阀位趋势图如图2所示。

图1 凝结水系统流程图Fig.1 Condensed water system flow chart

图2 凝结水主调节阀阀位趋势图Fig.2 Condensate main regulating valve position trend chart

2 凝结水主调节阀故障关小原因分析

2.1 直接原因

方家山核电站1号机组的凝结水主调节阀为失气和失信号保位设计，来自DCS的控制信号首先送到信号比较器，通过信号比较器之后再送到定位器。信号比较器将控制信号与设定值比较，如果低于设定值则切断电磁阀的供电。电磁阀安装在保位阀的上游，如果电磁阀失电则保位阀失去气源，保位动作。凝结水主调节阀控制回路如图3所示。

图3 凝结水主调节阀控制回路Fig.3 Condensate main regulating valve control loop

检查第一次降功率事件过程的曲线，可以看到23：03左右，主调节阀控制指令已经发出，但是主调节阀的实际阀位保持不变，此时应该已经触发保位阀动作。由于气缸存在微小外漏，阀门逐渐关小导致除氧器水位下降。后续事件过程中也可以看到阀位有时上升有时下降，应该是保位阀时而动作，时而恢复。维修仪控检查时发现信号比较器电路板接线插件松动，该接线即为向电磁阀供电的端子，拔动端子时电磁阀时而得电，时而失电，与故障现象吻合。在经过处理之后，测试阀门动作正常，运行开始恢复功率操作。信号比较器接线插件焊点脱焊如图4所示。

图4 信号比较器接线焊点脱焊Fig.4 Welding point desoldering of signal comparator

第二次降功率事件时，过程和阀位波动幅度都明显小于第一次。使用ValveLink软件在线诊断测试，诊断曲线显示阀门50%开度位置有异常，定位器输出气压不平衡，除了下气缸微小漏气，怀疑还存在上下气缸内漏现象，上、下缸之间漏气引起阀门振动从而导致阀位控制失效。

2.2 根本原因

方家山核电站1号机组凝结水系统的工艺管道振动过大，导致机组运行后阀门定位器多次发生接线端子松脱、气源管松脱及阀门定位器反馈损坏等现象。信号比较器已经在阀门上运行很长时间，造成了焊脚松动。同时，由于阀门阀杆一直频繁上下窜动，气缸的活塞O形密封圈及下气缸密封圈磨损较快，比预期寿命缩短很多，由此造成阀门气缸易损件寿命减少，而机械专业对阀门本体易损件的定期更换项目是在阀门解体检修时同时进行，频度不够。仪控专业也缺少对处于长期通电状态下电磁阀等附件的定期更换项目[5]。

3 处理措施

3.1 更换阀门定位器

阀门定位器作为调节阀的一个主要附件，它是通过人为设定控制信号和阀位反馈信号形成的闭环负反馈控制系统，主要用于控制调节阀的阀位。在一些恶劣现场工况环境中，如过高、过低的环境温度，阀门或管道存在强烈的震动，阀门定位器安装在阀门上会失准，调节精度与寿命也会大大降低。方家山核电站1号机组凝结水系统中的阀门定位器多次发生接线端子松脱、气源管松脱及阀门定位器反馈损坏等现象。因此，在换料大修期间，通过变更将一体式定位器更换为分体式定位器，将阀位传感器安装在阀门上，智能定位器本身单独安装在距阀门一定距离的，工况环境较好、振动较小的位置。

3.2 更换汽缸活塞和下气缸密封O形密封圈

密封圈在凝结水系统主调节阀中主要作为气缸的密封元件，防止气体泄漏和损失。在方家山核电站1号机组中，凝结水系统主调节阀由于阀门阀杆一直频繁上下窜动，气缸的活塞O形密封圈及下气缸密封圈磨损较快，造成气缸漏气。现场通过更换气缸活塞和下气缸密封O形密封圈，消除了阀门气缸漏气缺陷。

3.3 修改控制方法

凝结水流量通过主凝结水调节阀与副凝结水调节阀进行控制。当汽轮机负荷低于20%额定功率时，除氧器水位由副凝结水主调节阀控制，当汽轮机负荷大于等于20%额定功率时，除氧器水位由主凝结水主调节阀控制,如图5所示。

图5 主旁阀切换控制Fig.5 Main side valve switching control

机组采用原控制方法时，在满功率运行期间凝结水主调节阀在60%开度时振动较大，同时副凝结水调节阀开度超过40%时振动较大，在40%开度范围内振动较小。在进行修改后，副凝结水调节阀在阀门开度40%时进行限幅，采用主凝结水调节阀进行调节。采用修改后的控制方法，在满功率运行期间可以分担通过主凝结水调节阀的水流量，减小振动。此外，一旦发生主凝结水主调节阀故障关小的工况，副凝结水主调节阀仍有40%开度，可以留给运行人员反应时间。最后，采用此控制方法后阀门振动幅度降为原来的20%。具体控制方法如图6所示。

图6 修改后主旁阀切换控制Fig.6 Modified main-side valve switching control

3.4 修改逻辑定值

方家山核电站两台百万千瓦机组凝结水主调节阀与副调节阀的切换逻辑为，当给水流量大于2300 t/h时，在一分钟内旁阀向主阀切换，当给水流量小于2000 t/h时，在一分钟内完成主阀向旁阀的切换。在机组满功率运行状态下，当系统流量较大时，副凝结水调节阀(1CEX026VL)阀门及其管道振动较大，为降低阀门及管道振动，保留之前的控制方式和切换逻辑，切换点分别由原来的2300 t/h、2000 t/h整体减小到1500 t/h、1200 t/h。即给水流量大于1500 t/h时，关闭副凝结水调节阀(1CEX026VL);给水流量小于1200 t/h时，关闭主凝结水调节阀(1CEX025VL)，通过降低旁阀的流量达到降低振动的目的。

3.5 布置减振点

在机组运行期间，除氧器水位调节阀出现阀位振动情况，引起凝结水流量及压力变化，对凝结水管道冲击较大，管道受力变化较大，凝结水管道发生振动。经过现场观察与分析，凝结水管道振动的振动源主要来自于凝结水调节阀的节流组件上，若振动源不消除，工质对凝结水管道的冲击将持续存在，长此以往将加剧凝结水管道的振动，形成较大的安全隐患。对于调节阀治理措施上文已经阐述，针对管道振动通过布置减振点，即通过安装支架来进行处理。在主阀对应管道上游安装导向支架，下游安装滑动支架。在旁阀对应管道上游安装导向支架，阀体位置安装阻尼器，下游安装滑动支架。凝结水调节阀减振点布置如图7所示。

4 结论及建议

通过对方家山百万千瓦机组凝结水系统主调节阀(1CEX025)故障关小原因进行分析，对凝结水主调节阀与副调节阀进行了改造和完善，并对管道进行了减振处理，很大程度上减轻了阀门振动幅度，后续可考虑增加阀芯刚度更进一步减小阀门振幅。以上改进措施的实施，确保调节阀稳定运行。此经验可为同类型机组类似缺陷的处理提供很好的参考和借鉴。

图7 凝结水调节阀减振点布置示意图Fig.7 Schematic diagram of damping point of condensate regulating valve