某核电厂主蒸汽安全阀技术改进及对运行影响

朱钢梁+杨宇+常婷

【摘 要】本文结合参考电厂主蒸汽安全阀运行经验反馈，分析阐述了我厂主蒸汽安全阀改进原因及改进内容，通过描述技术改进后对运行的影响，为某核电厂机组在主蒸汽安全阀技术改造后能安全稳定运行提供了借鉴。

【关键词】主蒸汽安全阀；运行反馈；故障分析；运行影响

0 概述

作为核电厂核安全二级设备，主蒸汽安全阀除了为蒸汽发生器和主蒸汽管线提供超压保护，还承担在Ⅲ类工况或Ⅳ类工况或Ⅱ类工况（如紧急停堆），在汽机旁路排放不能利用时，通过排除反应堆冷却剂系统产生的能量来防止一回路侧超压和过热，以及通过限制蒸汽释放的数量和速率来防止堆芯过冷的功能。

1 参考电站主蒸汽安全阀运行反馈及故障分析

参考电站主蒸汽安全阀采购的是法国的弹簧式安全阀，共计28台，采用3+4的形式，即每条管线布置3台助动弹簧安全阀和4台机械弹簧安全阀。根据调试和运行维修的经验反馈，这些安全阀在运行过程中出现过一些问题和故障，这些运行故障在法国核电站的初期运行中也同样出现过。下面就对这些问题进行汇总和分析：

1）法国同类核电站的主蒸汽安全阀在运行初期，多次出现过阀门误开启从而引起反应堆停堆的事故，经分析主要原因是由于助动式安全阀控制箱的电气元器件故障导致控制回路失效或误动作而引起的。根据这一外部经验反馈，为保证机组的稳定运行，参考电厂主蒸汽安全阀的助动装置一直未投入使用（未与控制箱连接）。同时，为了提高阀门开启前的泄漏压力，保证阀门在热停堆工况下的密封性，运行部门在规程上将助动式主蒸汽安全阀的整定压力设置为上限，即（8.3+0.1）MPa.a。

2）在参考电站调试期间以及2002年6月，主蒸汽安全阀1VVP104VV两次在7.67 MPa.a压力下起跳，但事后维修检测发现，阀门的整定值并无异常；分析认为，主要原因是该阀门的助动装置未投用，其整定值接近热停堆工况下的蒸汽发生器二次侧设计压力，不满足10%的冗余度要求。在热停堆工况下，系统压力峰值瞬间超过阀门整定值，导致安全阀意外开启。

3）参考电站101大修热停堆工况下一台主蒸汽安全阀回座异常造成大量泄漏， 被迫冷停堆处理， 解体后发现阀芯密封线偏离正常位置5mm。经分析，主要原因是阀门起跳后，大量蒸汽排放形成的振动使阀芯偏离中心线，造成弹簧的密封力不能平均分布在密封面上，导致密封不严而泄漏。

4）参考电站102大修热停堆工况下两台主蒸汽安全阀出现轻微泄漏， 经现场振动处理后泄漏消除。经分析，原因有三点：一是，整定压力为8.3MPa.a的安全阀开启前密封压力只有整定压力的92%，由于未投用助动装置，仅靠弹簧提供的密封压力偏低，容易泄漏；二是，同一管线下游不远的主蒸汽隔离阀长期振动超标，也容易造成安全阀阀座密封面不能很好的接触，导致泄漏；三是，热停堆工况下主蒸汽系统压力波动较大，超过安全阀的最低密封压力，导致泄漏。

5）参考电站102大修中发现4台主蒸汽安全阀阀内件由于振动发生损伤， 其中2台损伤严重。出现这种情况，主要原因不外以下两点：一是，主蒸汽隔离阀长期振动超标，导致安全阀的密封面振动而损伤；二是，安全阀长期轻微泄漏导致密封面损坏。

6）阀门是否开启没有信号显示，操纵员无法判定阀门所处的状态[1]。

2 某核电厂主蒸汽安全阀的技术改进

参考电站主蒸汽安全阀在调试和运行维修中出现的各种问题，提供了大量的反馈经验。从收集到的故障情况分析，主要故障集中在整定压力为8.3MPa.a的助动式安全阀上。因此，为避免出现参考电站主蒸汽安全阀同样的问题，在设计过程中实施改进。

2.1 采用弹簧式加载式安全阀

从法国核电站得到的运行经验反馈，助动装置和配套控制柜的结构复杂，可靠性较差，其由个别元器件故障引起的这套装置的意外动作会导致安全阀误开启，这是工艺性的，可能会导致蒸汽发生器失控排放，从而引起反应堆停堆和过冷。因此取消了助动装置和配套控制柜，改为采用弹簧加载式安全阀，从而避免了电气元器件故障引起安全阀误开启从而导致反应堆停堆和过冷的事故发生。

2.2 主蒸汽安全阀的整定值和数量重新分布

由于参考电站助动安全阀的整定压力只有8.3MPa，而且助动装置未投入使用，与热停堆压力之间的差距过小，不满足10%冗余的设计规范，容易引起阀门正常运行时的漏气现象；从而增加正常运行总的维修量，影响机组稳定运行，降低机组的可利用率。因此，某核电厂将每条蒸汽管线上的7台主蒸汽安全阀的整定值和数量重新分布，仍按照整定值分为两组，第一组安全阀起跳整定值由原来的8.3MPa提高到8.5MPa，数量由3台减少为2台，第二组安全阀起跳整定值不变，仍是8.7MPa，数量则由4台增加为5台；在这一改进中，由于第一组安全阀不参与Ⅱ类事故下蒸汽发生器的超压保护功能，同时其整定值远离热停堆压力（冗余度达到12%），使得这组安全阀的动作次数大大降低，减少了阀门频繁起跳和泄漏引起的密封面损伤[2]。

2.3 改进安全阀阀芯组件的结构设计

相对于参考电站的设计，此次某核电厂设计使用的阀芯组件有较大改进，主要包括两个方面：一是，阀杆与阀芯的联结以及作用点的变化。参考电站设计中阀杆端部带有螺纹与阀芯上部组件联结，阀杆与阀芯不直接联结，阀芯由销固定在反冲盘上，阀杆端部的作用点位置处在喷嘴密封面以上。某核电厂的主蒸汽安全阀阀芯和阀杆的联结为“卡套”式联结，在装配状态下，阀芯可以水平自由转动并允许有一定的倾斜；阀杆端部为半球状，阀芯内腔与阀杆接触面为内球面，其触点低于喷嘴密封面。这种设计有利于阀芯自动找正，可以保证阀杆的轴线与喷嘴环的中心线重合，确保密封面各方向的密封力均衡，有效降低蒸汽管道振动对安全阀的损伤。二是，阀芯机构和密封形式的变化。参考电站安全阀阀芯与喷嘴环的密封是“平面密封”，在阀门频繁动作和管道振动较大时，密封面容易损伤导致泄漏。某核电厂的主蒸汽安全阀阀芯与喷嘴接触部分为金属弹性密封面，金属弹性密封面随着管道压力和温度的变化而变化，在达到阀门开启前最大密封压力前密封面始终保持“线密封”的形式，密封性能更好。应用这种新结构后，阀门开启前的密封压力可以达到整定值的96%，大大降低由于系统压力波动引起的阀门泄漏。在系统压力远低于整定压力的96%时，阀芯与喷嘴为线密封，密封线在阀芯的外沿；当系统压力极其接近或等于整定压力的96%时，阀芯在压力的作用下膨胀，此时与喷嘴为面接触；当系统压力超过整定压力的96%直到阀门开启阶段，阀芯在压力的作用下继续膨胀，此时与喷嘴的接触又变成线密封，但密封线改成阀芯的内沿了；当阀门开启后，由于压力泄放，阀芯又恢复正常状态[2]。

2.4 主蒸汽安全阀开启探测装置

参考电站设计考虑安全阀的开启是瞬间动作，动作完成后系统压力会有较大波动，主控通过监测即可确定系统超压保护是否有效，而没有考虑每组安全阀的整定值设置比较接近，阀门开启时无法确定是哪一台阀门动作，从而无法确定哪台阀门需要检修，增加了运行与检修人员的判断时间和检修工作量。因此，某核电厂的主蒸汽安全阀对此加以改进，增加阀门开启探测装置。当安全阀的起跳高度达到1-2mm，该动作即可被探测到，但该信号仅能保持0.3秒的时间，需要高精度的信号接收设备来记录。

2.5 某核电厂的主蒸汽安全阀采用改进的阀芯组件设计

使得阀门的开启和回座时间更短（达到80ms和250ms），开启前的密封压力更高（达到整定压力的96%而不泄漏）。

3 某核电厂主蒸汽安全阀技术改进对运行的影响

3.1 增加阀门探测开启装置的影响

当一条主蒸汽管道上的任一个阀门处于非全关状态时就会在主控室报警，便于主控室操纵员监测任何一个阀门状态及开启次数。

3.2 对汽机旁路系统GCT的影响

由于在Ⅱ类瞬态工况下，保护蒸汽发生器压力不超过设计压力改为由GCT-C和GCT-A来保证，因此对GCT的逻辑改造及可靠性的提高进行了较大的改动。

3.2.1 GCT-A的改进对运行的影响

对于GCT-A采取的措施为提高系统仪控部分的鉴定等级为K3。对运行来说，影响不大。

3.2.2 GCT-C的改进对运行的影响

1）提升甩负荷时GCT-C解锁信号的可靠性，也就是说，GCT-c从非核级系统更改为核级系统。

2）更改GCT-c的控制逻辑：在汽机跳闸后即产生C7A信号，允许第1、2组阀的开启；在核功率大于P16时，汽机跳闸即产生C7B信号，允许第三组的开启。这样可以改进停机不停堆工况下GCT-c回路的响应速度，防止VVP安全阀的开启。

3）C9非信号的修改

在参考电厂的设计中，在下列任何一个信号触发后将发出凝汽器不可用信号：

A.凝汽器压力大于47KPa.a（2/3逻辑）；

B.在GCT125或127VL接受到开启指令20s后，GCT125与127VL下游喷淋水压力均低于0.68MPa。

在某核电厂将其修正为在下列任何一个信号触发后将发出凝汽器不可用信号：

A.凝汽器压力大于47KPa.a（2/3逻辑）；

B.在GCT125VL或GCT127VL接受到开启指令15s后，下游喷淋水压力低于0.68MPa（2/3逻辑）延时10S，二者相与后再延时12s产生。

4）增加了凝汽器故障信号

在以下信号之一发出时，将触发冷凝器故障信号

A.凝汽器压力大于32KPa.a（2/3）；

B.在GCT125VL或GCT127VL接受到开启指令15s后，下游喷淋水压力低于0.68MPa（2/3逻辑）延时10S两者相与后产生。

5）GCT-C排凝汽器不可用信号的修改

在参考电站的设计中，GCT-c排凝汽器不可用信号由以下三部分组成（或门）：

A.一回路平均温度与平均温度整定值偏差小于1.75℃；

B.GCT-c的相应系列至少一个手动隔离阀没有全开；

C.存在第1、2组GCT-c调节阀的闭锁信号或甩负荷大于50%时第3组阀存在闭锁信号。

在某核电厂将其修改为：

A.一回路平均温度与平均温度整定值偏差小于1.75℃；

B.GCT-c的相应系列至少一个手动隔离阀没有全开C.P模式下，一、二回路温差大于6℃。

3.2.3 RPR逻辑的修改对运行的影响

在参考电厂的RPR逻辑中，汽机跳闸引起的自动停堆逻辑为：

1）当功率P<30%Pn（P16）时，汽机跳闸不引起自动停堆。

2）若P>30%Pn（P16）时，汽机跳闸后按照以下方式触发自动停堆：

A.如果存在冷凝器不可用信号，则自动停堆；

B.否则在延时1秒后如果存在GCT不可用信号的话，也引发自动停堆。

3）其他情况下，汽机跳闸均不引起自动停堆。

在某核电厂机组汽机跳闸引起的自动停堆信号为：

（1）当功率P

（2）当P>P10时，出现下述条件之一时，汽机跳闸立即引起自动停堆：Tavg低-低信号（P12）、GCT排放阀手动闭锁、冷凝器不可用（C9非信号）或冷凝器故障信号。

（3）若P>30%Pn时，出现GCT凝汽器不可用时，汽机跳闸延时1秒立即引起自动停堆。此次逻辑修改，降低了汽机跳机导致停堆的门槛。

4 结论

某核电厂主蒸汽安全阀取消助动装置，采用两组不同整定压力的弹簧加载式安全阀，这样的改进避免了助动装置故障导致安全阀误开启事故的发生，大大降低由误开启引起的反应堆停堆的风险。改进措施的应用，减少了热停堆工况安全阀泄漏的几率，从而减少了由于泄漏引起的检修工作量，提高了机组的稳定性和可利用率。

【参考文献】

[1]更换主蒸汽系统加能助动式安全阀工程实施报告[R].中国核电工程有限公司.

[2]唐越强.秦山第二核电厂主蒸汽安全阀设计与技术改进[J].

[责任编辑：田吉捷]