核電廠凝結水主調節閥故障原因分析

(中核核電運行管理有限公司，浙江 嘉興 314300)

凝結水系統在核電廠中是非常重要的一個系統，它接收汽輪機低壓汽缸和給水泵汽輪機的排汽，并將其冷凝成水，之后將凝結水輸送到低壓加熱器系統，為相關系統提供所需的冷卻水。最重要的是，在汽輪機甩負荷和機組緊急跳閘時，接收旁路系統排放的大部分蒸汽，使SG仍能帶出反應堆堆熱量，保證反應堆的安全[1]，其系統流程圖如圖1所示。

在機組啟動或者低負荷運行階段，凝結水流量小于額定值，凝結水主調節閥自動調節水流量，保證始終大于允許最小流量值的凝結水量通過凝結水泵和軸封加熱器，以帶走凝結水泵運轉產生的熱量，避免凝結水泵發生汽蝕，并保證汽輪機軸封漏氣在軸封加熱器內正常凝結[2]。機組正常運行期間，凝結水系統通過凝結水主調節閥與旁路調節閥控制凝結水流量不低于最小流量。機組正常運行時，尤其是再滿功率運行時，若因某些原因導致凝結水主調節閥故障關小，必然會造成凝結水流量減少、除氧器水位下降、功率波動等異常情況，威脅機組安全穩定運行[3]。

1 事件概述

2017年7月29日23：15方家山核電站1號主控巡盤發現凝結水流量降低，凝結水主調節閥(1CEX025VL)故障關小，當班操作員通過KIC無法手動調整閥門開度，判斷凝結水主調節閥控制失效，遂立即降功率至700 MW，同時手動開啟凝結水副調節閥(1CEX026VL)，維持除氧器液位。現場破壞凝結水主調節閥中性點，維持凝結水主調節閥在24%開度，通過凝結水主調節閥維持除氧器液位。7月30日夜班，經過維修儀控檢查確認，凝結水主調節閥故障的原因為閥門保位器卡件故障，通過TCA 旁通該卡件，目前凝結水主調節閥無閥門保位功能，凝結水主調節閥故障處理完畢，與電網溝通后，以3 MW/分的速率重新提升汽機功率至1030 MW。7月30日早班，監盤發現凝結水主調節閥閥門持續關小(實際開度最低到36%，閥門需求開度100%)，除氧器液位下降，緊急以5%速率降負荷至990 MW。在此期間，凝結水主調節閥閥門開度在36%～63%范圍內大幅波動，主控將閥門投“手動”狀態，但是無法控制閥門。令現場將閥門破壞中性點，將閥門鎖死在49%開度，通過凝結水副調節閥控制除氧器液位。狀態穩定后，升功率至1030 MW匹配凝結水流量[4]。凝結水主調節閥閥位趨勢圖如圖2所示。

圖1 凝結水系統流程圖Fig.1 Condensed water system flow chart

圖2 凝結水主調節閥閥位趨勢圖Fig.2 Condensate main regulating valve position trend chart

2 凝結水主調節閥故障關小原因分析

2.1 直接原因

方家山核電站1號機組的凝結水主調節閥為失氣和失信號保位設計，來自DCS的控制信號首先送到信號比較器，通過信號比較器之后再送到定位器。信號比較器將控制信號與設定值比較，如果低于設定值則切斷電磁閥的供電。電磁閥安裝在保位閥的上游，如果電磁閥失電則保位閥失去氣源，保位動作。凝結水主調節閥控制回路如圖3所示。

圖3 凝結水主調節閥控制回路Fig.3 Condensate main regulating valve control loop

檢查第一次降功率事件過程的曲線，可以看到23：03左右，主調節閥控制指令已經發出，但是主調節閥的實際閥位保持不變，此時應該已經觸發保位閥動作。由于氣缸存在微小外漏，閥門逐漸關小導致除氧器水位下降。后續事件過程中也可以看到閥位有時上升有時下降，應該是保位閥時而動作，時而恢復。維修儀控檢查時發現信號比較器電路板接線插件松動，該接線即為向電磁閥供電的端子，拔動端子時電磁閥時而得電，時而失電，與故障現象吻合。在經過處理之后，測試閥門動作正常，運行開始恢復功率操作。信號比較器接線插件焊點脫焊如圖4所示。

圖4 信號比較器接線焊點脫焊Fig.4 Welding point desoldering of signal comparator

第二次降功率事件時，過程和閥位波動幅度都明顯小于第一次。使用ValveLink軟件在線診斷測試，診斷曲線顯示閥門50%開度位置有異常，定位器輸出氣壓不平衡，除了下氣缸微小漏氣，懷疑還存在上下氣缸內漏現象，上、下缸之間漏氣引起閥門振動從而導致閥位控制失效。

2.2 根本原因

方家山核電站1號機組凝結水系統的工藝管道振動過大，導致機組運行后閥門定位器多次發生接線端子松脫、氣源管松脫及閥門定位器反饋損壞等現象。信號比較器已經在閥門上運行很長時間，造成了焊腳松動。同時，由于閥門閥桿一直頻繁上下竄動，氣缸的活塞O形密封圈及下氣缸密封圈磨損較快，比預期壽命縮短很多，由此造成閥門氣缸易損件壽命減少，而機械專業對閥門本體易損件的定期更換項目是在閥門解體檢修時同時進行，頻度不夠。儀控專業也缺少對處于長期通電狀態下電磁閥等附件的定期更換項目[5]。

3 處理措施

3.1 更換閥門定位器

閥門定位器作為調節閥的一個主要附件，它是通過人為設定控制信號和閥位反饋信號形成的閉環負反饋控制系統，主要用于控制調節閥的閥位。在一些惡劣現場工況環境中，如過高、過低的環境溫度，閥門或管道存在強烈的震動，閥門定位器安裝在閥門上會失準，調節精度與壽命也會大大降低。方家山核電站1號機組凝結水系統中的閥門定位器多次發生接線端子松脫、氣源管松脫及閥門定位器反饋損壞等現象。因此，在換料大修期間，通過變更將一體式定位器更換為分體式定位器，將閥位傳感器安裝在閥門上，智能定位器本身單獨安裝在距閥門一定距離的，工況環境較好、振動較小的位置。

3.2 更換汽缸活塞和下氣缸密封O形密封圈

密封圈在凝結水系統主調節閥中主要作為氣缸的密封元件，防止氣體泄漏和損失。在方家山核電站1號機組中，凝結水系統主調節閥由于閥門閥桿一直頻繁上下竄動，氣缸的活塞O形密封圈及下氣缸密封圈磨損較快，造成氣缸漏氣。現場通過更換氣缸活塞和下氣缸密封O形密封圈，消除了閥門氣缸漏氣缺陷。

3.3 修改控制方法

凝結水流量通過主凝結水調節閥與副凝結水調節閥進行控制。當汽輪機負荷低于20%額定功率時，除氧器水位由副凝結水主調節閥控制，當汽輪機負荷大于等于20%額定功率時，除氧器水位由主凝結水主調節閥控制,如圖5所示。

圖5 主旁閥切換控制Fig.5 Main side valve switching control

機組采用原控制方法時，在滿功率運行期間凝結水主調節閥在60%開度時振動較大，同時副凝結水調節閥開度超過40%時振動較大，在40%開度范圍內振動較小。在進行修改后，副凝結水調節閥在閥門開度40%時進行限幅，采用主凝結水調節閥進行調節。采用修改后的控制方法，在滿功率運行期間可以分擔通過主凝結水調節閥的水流量，減小振動。此外，一旦發生主凝結水主調節閥故障關小的工況，副凝結水主調節閥仍有40%開度，可以留給運行人員反應時間。最后，采用此控制方法后閥門振動幅度降為原來的20%。具體控制方法如圖6所示。

圖6 修改后主旁閥切換控制Fig.6 Modified main-side valve switching control

3.4 修改邏輯定值

方家山核電站兩臺百萬千瓦機組凝結水主調節閥與副調節閥的切換邏輯為，當給水流量大于2300 t/h時，在一分鐘內旁閥向主閥切換，當給水流量小于2000 t/h時，在一分鐘內完成主閥向旁閥的切換。在機組滿功率運行狀態下，當系統流量較大時，副凝結水調節閥(1CEX026VL)閥門及其管道振動較大，為降低閥門及管道振動，保留之前的控制方式和切換邏輯，切換點分別由原來的2300 t/h、2000 t/h整體減小到1500 t/h、1200 t/h。即給水流量大于1500 t/h時，關閉副凝結水調節閥(1CEX026VL);給水流量小于1200 t/h時，關閉主凝結水調節閥(1CEX025VL)，通過降低旁閥的流量達到降低振動的目的。

3.5 布置減振點

在機組運行期間，除氧器水位調節閥出現閥位振動情況，引起凝結水流量及壓力變化，對凝結水管道沖擊較大，管道受力變化較大，凝結水管道發生振動。經過現場觀察與分析，凝結水管道振動的振動源主要來自于凝結水調節閥的節流組件上，若振動源不消除，工質對凝結水管道的沖擊將持續存在，長此以往將加劇凝結水管道的振動，形成較大的安全隱患。對于調節閥治理措施上文已經闡述，針對管道振動通過布置減振點，即通過安裝支架來進行處理。在主閥對應管道上游安裝導向支架，下游安裝滑動支架。在旁閥對應管道上游安裝導向支架，閥體位置安裝阻尼器，下游安裝滑動支架。凝結水調節閥減振點布置如圖7所示。

4 結論及建議

通過對方家山百萬千瓦機組凝結水系統主調節閥(1CEX025)故障關小原因進行分析，對凝結水主調節閥與副調節閥進行了改造和完善，并對管道進行了減振處理，很大程度上減輕了閥門振動幅度，后續可考慮增加閥芯剛度更進一步減小閥門振幅。以上改進措施的實施，確保調節閥穩定運行。此經驗可為同類型機組類似缺陷的處理提供很好的參考和借鑒。

圖7 凝結水調節閥減振點布置示意圖Fig.7 Schematic diagram of damping point of condensate regulating valve