核电厂汽水分离再热器二级再热压力控制阀异常的控制及干预策略研究

核电厂汽水分离再热器二级再热压力控制阀异常的控制及干预策略研究

张晓峰 卢光

福建福清核电有限公司

摘要：压水堆核电机组一般都设计有汽水分离再热器，它通过二级再热压力控制阀将新蒸汽引入以及直接将高压缸抽汽引入对汽轮机高压缸的乏汽进行再热，提高进入中低压缸的蒸汽品质，从而达到提高汽轮机效率的作用。而汽水分离再热器二级再热控制阀在核电机组多年的运行过程中，出现了各种异常情况。本文针对该阀门出现频繁的故障进行分析，制定控制和干预措施，为其他同类核电机组提供参考！

关键词：汽水分离再热器、压力控制、核电机组

一、引言

压水堆核电机组蒸汽发生器生产的蒸汽为饱和蒸汽，在经过汽轮机高压缸做功后，蒸汽变为非饱和蒸汽，蒸汽湿度加大，为保证进入中低压缸蒸汽参数品质，提高蒸汽做功效率，同时降低湿蒸汽对汽机叶片的冲刷损坏，一般核电机组均设计有汽水分离再热器系统。汽水分离再热器系统在额定功率运行期间比较稳定，但是在机组启动和升降功率期间偶尔会出现异常，而这往往与汽水分离再热器的大小蒸汽调节阀密切相关，究其根源就是阀门在稳定工况动作较少，一旦出现瞬态工况，可能出现卡涩等问题。本文结合某核电M310机组曾经出现的问题，制定相应干预和控制措施，供同类型机组参考。

二、汽水分离再热器的原理

汽水分离再热器系统能除去高压缸排汽中约98%的水分，改善中、低压缸的工作条件，防止水分对汽轮机中、低压缸叶片的侵蚀；将蒸汽在进入中压缸前加热为过热蒸汽，从而提高热力循环效率，同时对汽水分离和再热过程中产生的疏水进行回收利用，可极大提高机组的效率。

某核电M310机组汽水分离再热系统由2台汽水分离再热器，2个壳体疏水箱，4个再热凝结水箱，相应的蒸汽管道、疏水管道、排气管道和阀门、仪表等组成。总体上分为汽水分离再热、疏水收集回流、排气部分和超压保护四部分。汽水分离再热系统分为一级再热和二级再热，一级再热直接抽取高压缸4级排汽，无压力控制，二级再热在机组控制中起着至关重要的作用。本文主要研究的是汽水分离二级再热供汽压力控制阀（GSS001VV）和备用二级再热供汽压力控制阀（GSS002VV）。当下游负荷低时，只由GSS002VV进行控制；下游负荷高时，主要由GSS001VV进行控制，GSS002VV处于固定开度。

机组启动，汽水分离再热器按照二级再热管板温度的不同分为冷启动和热启动。当二级再热管板温度高于140℃时，为热态启动；若温度低于120℃，为冷态启动。冷态启动前需要进行暖管。暖管时GSS001VV和GSS002VV就会引入新蒸汽对管板进行加热。机组功率运行时，GSS001VV和GSS002VV会根据压力或温度设定的一个计算值进行自动控制，保证进入中压缸的蒸汽参数满足要求，从而实现机组安全运行。

三、汽水分离再热器压力调节阀异常后干预策略

机组处于稳定运行工况时，GSS001VV和GSS002VV处于相对固定的开度，能够维持在稳定运行工况，但是面临长期不动作的阀门，一旦状态变化，极有可能出现拒动问题。下面针对集中典型的异常进行分析和制定改进措施：

（一）汽机冲转过程中，GSS002VV无法开启

在机组冲转时，需要对汽水分离再热器二级管板进行预热，而预热需要使用备用二级再热供汽压力控制阀GSS002VV。某核电曾出现该类工况，导致机组冲转并网延迟。事后经调查发现，原因为：GSS002VV存在阀杆蒸汽泄漏缺陷，在机组调停期间维修专业对阀门填料进行过紧固，填料过力矩导致阀门无法开启，最终通过松填料方式完成处理后恢复正常。针对该类问题，如果力矩适中，可采取增大气动阀门供气压力、手动破坏中性点操作或者对阀杆润滑，尝试克服最大力矩使阀门可动作；若力矩过大，则必须通过松填料方式。对于亟需并网的机组，可采取使用GSS001VV小开度暖管的方式，在汽机并网后继续采取措施恢复GSS002VV可用性；对于非紧急并网机组，建议保持冲转前工况，待缺陷消除后继续进行冲转操作。

（二）汽机升功率过程中，GSS001VV或GSS002VV出现异常波动

汽机升功率过程中，GSS001VV或GSS002VV出现异常波动是一种非常紧急的工况，相对而言GSS002VV阀门较小，由其引起的压力波动较小，可以通过GSS001VV调节进行补偿，但GSS001VV一旦出现波动，则是非常恶劣的工况。首先，由于再热蒸汽供给可能不足，导致经过汽水分离再热器的蒸汽参数品质不达标，使得汽机振动变大，叶片冲蚀损坏严重。其次，由于再热蒸汽取自于主蒸汽，主蒸汽流量的波动会加剧，从而导致蒸汽发生器水位的波动，尤其在低负荷时尤为严重，如不及时干预，反应堆将面临停机停堆的风险。针对该类异常工况，主控人员必须紧盯蒸汽发生器水位，及时干预避免停堆；同时暂停所有工作，将二级再热器控制至于手动，在手动无效后，及时安排现场人员对阀门破坏中性点并根据当前供汽压力进行手动调节；在缺陷处理完成前保持机组状态不变。某核电曾出现该类缺陷，经过检查发现为

GSS001VV阀位反馈磁条脱落导致阀门定位失效。

（三）汽机降功率过程中，GSS001VV拒动

汽机降功率过程中，出现GSS001VV拒动，将导致二级再热器压力控制始终处于较高状态，不符合机组热力循环计算的设计工况，长期运行可能导致设备损坏。当出现该类缺陷时，需立即组织现场人员对阀门破坏中性点进行干预，并根据功率所对应的设计压力进行调整。某核电曾出现类似缺陷，究其原因为阀门长时间处于全开状态，导致在关闭初期阀门卡涩，无法动作，其后通过破坏中性点方式完成机组降功率。这里需要注意的是，阀门位置较高，降功率前需要提前安排搭设脚手架，某核电在该事件后，现场增加了工作平台，出现类似事件，可迅速进行干预；此外，对于不同功率平台的压力值，也需要提前准备，最好以故障干预规程的形式，随时处于备用状态。

四、结论

核电机组长期处于基本负荷运行状态，许多设备状态保持同一状态一个循环周期，这也导致存在部分设备和阀门存在拒动的可能性，尤其是常规岛设备。所以针对常规岛设备一方面要控制预防性维修质量，另一方面做好事故预想，制定好应急预案，未雨绸缪。

五、参考文献

［01］龚贵，辉龚帅，黄盼.某核电机组汽轮机汽水分离再热器系统运行优化实践［J］.电工技术，2022 (07)：161-163.

［02］郝庆福,尤志敏.汽水分离再热器(MSR)控制系统分析［J］.仪器仪表用户.2018 ,25 (04)：93-95.

作者简介：

张晓峰，福建福清核电有限公司，高级工程师，长期从事核电厂运行工作；

卢光，福建福清核电有限公司，工程师，长期从事核电厂运行工作。