某电厂二回路主给水系统缺陷导致SG液位高高停堆事件分析

[摘 要]蒸汽发生器（SG）水位控制一直是M310堆型各控制系统中较为难以掌控的，国内同类电厂有很多与SG水位相关的经验反馈。对各种情况下由于SG水位造成的停堆事件分析，有助于电厂设计人员不断改进控制系统，更有助于反应堆操纵人员更好的了解各种情况下SG水位控制存在的潜在风险。某电厂由于主给水系统缺陷导致SG水位高高与P7（核功率大于10%FP）导致紧急停堆，事后运行和仪控人员对促成此次停堆的原因进行了深入的分析。结合当时的现象和事件发生的时间序列，将此次紧急停堆事件的经过再次呈现，并将造成停堆的原因进行深入的剖析，最终分析出根本原因，并给出解决建议。

[关键词]SG水位控制 水位高高 紧急停堆 停堆原因

中图分类号：F111.5 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）25-0314-02

[Abstract]Level control of SG always be difficult to master among the control systems of this kind of reator， There are lots of experience reports related with SG level control among domestic similar power plants. To analysis the reactor trip events which caused by SG level control under kinds of situations contributes the designer of power plant to improve the control system， and further more， contributes the reator operator to know the potential risk of SG level. 2015/3/15，the reator of Fuqing nuclear power plant triped because of SG level HH plus the P7 sigal which caused by the leak of main water feed pump， after that， technicists of the operation and instrument department proceed the analysis of the causes deeply. Combined with phenomenon at that time and the time order， present the process of the event， finally reach a root cause， and propose the solvent.

[Key words]SG Level control； Level HH； Reactor trip； Reasons of the reactor trip.

1 事件描述

2015年1月5日15：55，1号机组汽轮发电机组并网升功率，此时主给水泵1号和3号泵运行，2号泵备用。升功率过程中操纵员发现1号主给水泵过滤器1APA102FI压差高，需切换主给水泵进行过滤器清洗。启动2号主给水泵后，发现泵区域有蒸汽大量冒出，随即停运隔离。随后发现3号主给水泵也有蒸汽冒出并逐渐增大。随即快速降核功率至36.5%Pn（电功率349MWe），停运3号主给水泵。

此后，操纵员发现用于主给水泵转速调节的水汽母管压差呈发散性波动，蒸汽发生器液位也发生波动，操纵员把主给水泵转速控制置手动调节，蒸汽发生器液位稳定约14min，随后水汽母管压差、蒸汽发生器液位再次震荡，操纵员将蒸汽发生器给水调节阀置手动干预无效，导致3号蒸汽发生器液位高高P7停堆。

2 事件序列

事件经过见图1 15：55，1号机组汽轮发电机组并网并开始升功率。

（1）发现1号主给水泵过滤器1APA102FI压差104MPD达到0.25MPa（需停泵进行过滤器清洗）；

（2）停止升功率，此时核功率为97.56%Pn（电功率1040MWe）；

（3）启动2号主给水泵，发现2号主给水泵区域有蒸汽大量冒出；

（4）停运2号主给水泵并对其进行隔离；

（5）2号主给水泵泄漏减小后，现场检查发现3号主给水泵处也有大量蒸汽冒出，开始快速降功率；

（6）核功率降至36.5%Pn（电功率349MWe），停运3号主给水泵，此时仅有1号主给水泵运行；

（7）发现水汽母管压差呈发散性波动，蒸汽发生器液位也发生波动，将1号主给水泵转速控制切至手动，蒸汽发生器液位趋于稳定；

（8）核功率降至31%Pn（电功率300MWe），暂停降功率；

（9）水汽母管压差和蒸汽发生器液位再次出现震荡发散；

（10）3台蒸汽发生器的液位调节阀切至手动控制；20：51，3号蒸汽发生器液位高高P7导致停堆

3 原因分析

通过上述事件序列可见看出，此次蒸汽发生器水位高高停堆的主要原因为水汽母管压差震荡发散，从而导致蒸汽发生器液位震荡，最终达到高高水位。

水汽母管压差震荡的原因为在停运3号主给水泵后，降功率过程中1号主给水泵流量由2800t/h降为2230t/h，这一过程导致1号主给水泵小流量调节阀1APA115VL迅速开启，见图2红色标记所示，导致1号主给水泵再循环流量增大，主给水泵总流量增大但进入蒸汽发生器的给水流量降低，进而导致水汽压差降低，水汽压差降低导致1号主给水泵转速随之上升，转速上升后蒸汽发生器给水流量上升，当给水流量上升后1APA115VL开度又随之迅速减小，进入蒸汽发生器的给水流量增大，从而导致水汽压差升高，给水泵转速降低，给水流量再次开始降低，最终造成水汽压差、小流量循环调节阀开度、主给水泵转速震荡，如图3所示。

4 APA泵小流量阀震荡原因分析

4.1 小流量调节阀的功能及特性参数

APA泵单台泵设计额定流量为3620.4m3/h，最大流量为3707.2m3/h。为确保泵在任何时候流量大于额定流量的40%（即1448m3/h），以保护泵的运行安全，设置了小流量阀。流程如图4所示。

4.2 APA泵小流量调节阀的控制原理

小流量阀的控制目标为APA泵的总流量，流量测量来自前置泵及压力级泵跨接管线上的流量计APA101MD（0-3620.4m3/h）、102MD（0-3620.4m3/h ），其调节原理见图5（其中3620.4m3/h为100%额定流量）。

以115VL阀门为例，机组上行状态改变造成1号主给水泵流量增加时，当流量到达74%，115VL开始关闭，增加到79%流量时，阀门全关。当机组下行或者两台泵运行，其他泵出力增加等原因，造成主给水泵流量减小时，流量达到65%时，115VL开始开启，继续减少到60%流量时，阀门全开，以保护泵。同时低于60%流量时，调节阀通过电磁阀得电超驰开启。两个小流量调节阀的开关死区均为14%额定流量，即506m3/h。120VL的调节区间为54%―68%，调节原理同115VL。同时，阀开启时间为38-42S，关闭时间为8-12S。

4.3 参考电厂APA小流量阀设计

参考电站岭澳二期电站APA泵每个小流量阀均为开关型阀门，不具备调节功能，115VL在流量低于1388m3/h全开，高于2446m3/全关。120VL在流量低于1190m3/h全开，在流量高于2247m3/h时全关，其开关回环为1058m3/h。

宁德核电APA泵每个小流量阀均为开关型阀门，不具备调节功能，115VL在流量低于2100m3/h全开，高于3200m3/全关。120VL在流量低于2000m3/h全开，在流量高于3100m3/h时全关，其开关回环为1100m3/h。

4.4 促成原因分析

汽水压差及1号泵流量等参数震荡幅度偏大，同时功率仍在降低，造成流量瞬间到达2263m3/h，115VL控制开启到61%开度，使A泵流量增加了594m3/h，超过了115VL的开关死区506m3/h，使阀门得到全关控制信号，又使A泵流量降低了760m3/h，又超过了115VL的开关死区506m3/h，使阀门得到了开启100%的控制信号。因此，最终造成了115VL开度、1号泵流量、汽水压差的循环震荡，最终造成蒸汽发生器水位震荡到高高水位。

4.5 建议改进办法

由于震荡的主要原因为阀门的控制开关死区506m3/h远远小于单阀的流通能力。因此，经仪控分析建议：在保留原设计的F（X）增加稳定性（图6）的同时，参考相关电站，将开关死区调整为大于或者等于阀门流通能力。

经过分析，该改进不仅能保证APA泵得到保护，而且保持了原有的F（X）线性设计，且避免了循环震荡。

5 结论

本次蒸汽发生器水位高高停堆的主要原因为降功率过程中，1号主给水泵的流量接近其小流量调节阀的调节区间，由于阀门本身的调节性能造成阀门震荡开关，从而造成给水流量、主给水泵转速震荡发散，最终导致蒸汽发生器水位发散至高高。福清核电APA泵小流量调节阀流通能力过大，造成了系统震荡时，APA小流量阀加入控制，加剧了系统震荡。因此建议通过将阀门换型为流通能力更低的阀门或在管线上增加孔板或者调整开关死区均可以避免此问题。

参考文献

[1] 陈伟，杨东升等，《APA泵小流量阀震荡分析》（R），福建福清核电有限公司，2015.

[2] 胡文平，朱忠亭等，《电动主给水泵系统设计手册》，华东电力设计院吧，2010（G）.

作者简介

朱立新（1982），男，福建省福清市，工程师/本科，热能与动力/核电厂运行.