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核电站蒸汽再热系统进汽调节阀异常的分析

中广核核电运营有限公司/仪表计算机部 518124

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摘要：核电站蒸汽再热系统进汽调节阀为GSS001/002VV。设计上使用该两个阀门对核电站蒸汽再热系统进汽压力进行调节，阀门调节异常可能导致核电站蒸汽再热系统运行异常，影响核电站的整体运行热效率。本技术报告主要介绍了GSS001/002VV使用的设备工作原理、逻辑控制及某次大修出现的停机调节异常问题及原因分析。

关键词：核电站；蒸汽再热系统；延伸运行；进汽调节阀

0 引言

核电站蒸汽再热系统进汽调节阀为GSS001/002VV。设计上使用该两个阀门对核电站蒸汽再热系统进汽压力进行调节，阀门调节异常可能导致核电站蒸汽再热系统运行异常，影响核电站的整体运行热效率。核电站可能会出现不能按期进行换料大修，需要延伸运行，延伸运行时核岛内蒸汽参数等会出现不同于正常运行时情况，其他系统的响应也可能出现不同情况。

1 GSS系统简介

压水堆核电站蒸汽发生器产生饱和蒸汽，饱和蒸汽进入汽轮发电机高压缸通过膨胀做功，其湿度逐渐增大，如果直接进入中压缸进行做功，将对汽轮发电机的叶片造成严重损害，同时也增加了湿汽的热能损失，故在高压缸和中压缸之间设置汽水分离再热器系统（GSS），除去高压缸出汽中的湿汽，并加热高压缸出汽，提高进入中压缸的蒸汽品质，提高机组的热效率。

图1为核电站GSS系统蒸汽流程图，以B列为例。

核电站GSS系统有两个MSR（Moisture Separator and Reheater汽水分离再热器），每个MSR可以分为一个分离器，两个再热器。分离器实现汽水分离，一级再热器抽取高压缸蒸汽进行加热，二级再热器抽取VVP主蒸汽进行加热。此外GSS系统还有六个疏水箱，每列三个，每列包括一个一级冷凝疏水箱，一个二级冷凝疏水箱和一个壳侧疏水箱。壳侧疏水箱接收MSR的疏水，通过排放阀送往ABP系统（低压给水加热器系统）；两个冷凝疏水箱分别接收各个加热器的疏水，经过排放阀送往AHP（高压给水加热器系统）。

二级再热器进汽流量由GSS001/002VV控制，其中GSS001VV为主蒸汽压力控制阀，负责主调解新蒸汽再热级的进汽量大小。GSS002VV为主蒸汽压力控制备用阀，低功率时控制新蒸汽再热级的进汽量大小，高功率时阀门全开，汽轮机启动前对GSS两个再热级进行暖管，确保再热级管板温度满足汽轮机冲转的设计要求。

2 GSS001/002VV阀门仪控设备控制原理

1）定位器控制原理

核电站GSS001/002VV阀门使用Masoneilan生产的SVI系列定位器及配套的磁极感应元件。磁极感应元件连接阀门反馈杆装置，当阀门动作时阀门反馈杆带动磁极感应元件转动，定位器接收到不同感应电压，进而计算出当前阀门位置。如下图2所示。

定位器与磁极感应元件通过反馈杆组件连接安装在阀门轭架上。定位器原理如下图2所示。定位器接收来自DCS的4-20mA电流控制信号（输入信号），通过定位器内部集成板件运算及一体式EP输出，使定位器输出与控制信号相应的气压送至阀门膜头内，阀门动作带动阀门反馈杆动作，与反馈杆相连的磁极感应元件亦随阀门动作而作圆周运动，当磁极感应元件所产生的磁通感应的电压达到与控制信号相应的阀位电压时（阀门死区设置为2%），阀门稳定在此开度。在SVI定位器接受到DCS来的控制指令后，SVI定位器输出气压发生相应的变化，使阀门向预期的位置动作，此时反馈杆带着磁极感应元件转动，定位器感受到的磁通发生变化，SVI定位器会识别不同磁通情况下的阀位情况，根据指令与反馈信号的偏差进行PID调节，最终使阀门达到期望的位置并保持。

2）GSS001/002VV控制逻辑

GSS蒸汽再热系统除了MSR的2级再热器的进汽（主蒸汽）压力控制阀GSS001/002VV的控制在TGC中实现，其余控制都在DCS中实现。

GSS001/002VV用于控制GSS再热器新蒸汽进汽压力。在机组功率运行期间，由汽机负荷GRE012MY对应的压力值作为新蒸汽进汽压力设定值（下图中红色线）与新蒸汽实际进汽压力GSS001/002/003MP（下图中绿色线）进行PID偏差运算，控制GSS001/002VV开度。

其中GSS103KMT信号为大选模块后切换模块输出值，GSS101KMT信号为新蒸汽进汽压力设定值。GSS101KMT经过FI限速模块处理后送PID模块，PID模块运算后信号也经过一个FI限速模块处理后生成GSS001/002VV控制信号。

3GSS001VV调节异常

某机组大修下行停机过程中，汽机功率673MW左右，GSS001VV调节GSS二级再热器进汽压力，进汽压力设定值GSS101KMT与GSS二级再热器进汽压力GSS001MPT（GSS001/002/003MPT一致，此处选取GSS001MPT作为比较值，下同）偏差逐步扩大，GSS001VV开度突然增大，随后GSS二级再热器进汽压力GSS001MPT快速升高至进汽压力设定值GSS101KMT并保持一致。

历史情况调查：

调查两台机组近几轮大修停机GSS001VV动作情况，均未出现本次大修停机GSS001VV异常开大的情况。近期大修停机趋势图如下：

4 原因分析

根据GSS001/002VV控制逻辑，随着汽机功率的降低，二级进汽压力设定值逐步下降，当设定值GSS101KMT小于二级进汽压力GSS001MPT时，GSS001VV在PID模块作用下逐步关闭，此时二级进汽压力GSS001MPT应缓慢下降并逐步与设定值GSS101KMT接近并最终保持一致。

此次异常分析来看，阀门本体仪控部件的响应没有异常，阀门指令信号和反馈信号完全跟随一致，故排除GSS001VV阀门本体仪控部件异常的可能。

阀门扰动的原因为指令信号导致。进一步分析指令信号的来源，发现在设定值GSS101KMT下降与二级进汽压力GSS001MPT基本一致时，GSS001VV关闭未使下游实测压力下降，同时设定值压力GSS101KMT随功率下降快速降低，随后阀门响应调节需求，突然下关到11%左右（压力偏差最大1MPa），GSS001MPT测量压力随后快速回升至与设定值一致；

对比其他几次停机曲线来看，GSS001MPT在阀门关闭过程中与设定值GSS101KMT跟随性非常好，阀门响应调节也比较正常，未出现关闭过车突然开启的情况；

根据前述，分析可能原因如下：

（1）GSS001VV阀门仪控回路调节异常：整个降功率期间，GSS001VV的指令信号与阀位反馈信号完全跟随，一致性良好，故排除GSS001VV阀门本体仪控部件异常的可能；

（2）压力测量仪表GSS001-003MP异常：整个降功率期间，GSS001-003MP测量值一致，同时三个MP未使用公共取样管线，基本排除实测压力异常的可能；

（3）GSS001VV阀门本体节流作用异常：调查历史趋势，发现GSS001VV在高于50%时节流作用均不明显。阀门本体为笼式调节阀，其CV曲线还在等机械提供。且前次大修中机械没有更换阀门部件操作，仅有操作性检查工作。故可能性较低。

（4）指令PID参数不符合阀门特性：确认阀门PID参数与上一循环及图纸一致，且上一循环停机过程中未出现异常。故排除该种可能。

（5）延伸运行导致蒸汽压力瞬态：调查本次大修停机过程与历史大修停机的不同点，本次为机组延伸运行。延伸运行时主蒸汽压力较正常运行时要低，对比前次大修停机趋势和本次大修停机趋势，发现本次大修停机过程中压力设定值GSS101KMT下降与二级进汽压力GSS001MPT交汇点处汽机功率较前次大修要低（本次：723MW；前次：789MW），如下两图，前次大修GSS101KMT设定值切换点在GSS001VV开始关闭后，本次大修GSS101KMT设定值切换点在GSS001VV开始关闭前。

进一步检查发现压力设定值GSS101KMT生成函数F_2（x）为分段函数，不同汽机功率区间对应的压力设定值变化率不同，在满功率降至969.5MW时设定值不变，在969.5MW降至734.5MW时的设定值下降斜率明显小于734.5MW降至278.9MW时的设定值下降斜率（如下右图所示），即在汽机功率以相同速率下降时，此次大修停机过程中压力设定值GSS101KMT与二级进汽压力GSS001MPT交汇时GSS101KMT的下降速率要比前次大修停机的快，同时由于在50%以上开度GSS001VV节流效果不明显（阀门本体结构特性），导致二级进汽压力GSS001MPT未随阀门开度降低而降低，设定值GSS101KMT与二级进汽压力GSS001MPT偏差逐步变大，最终因阀门积分效应产生关阀调节过程。可能性高。

对比两次大修阀门阀位与电功率等的对应关系，如下两图所示。此次停机过程中阀门开始关闭对应的电功率等参数要较前次大修停机的要低。

根据上述分析，GSS001VV调节异常的可能原因如下表所示：

说明：

延伸运行：延伸运行主要目的是为了合理地安排大修：

（1）通过长短周期交替及寿期末延伸运行等方法避开十八个月换料后在电网用电高峰期间停机大修；

（2）更为合理的安排机组大修时间；

（3）延伸运行可加深燃料燃耗，降低发电成本。

延伸运行时，机组的主要参数均会出现不同程度的降低，蒸汽压力/温度等。

5 结论

根据前述原因分析和历史趋势分析，本次大修停机过程中GSS001VV突然开启问题根本原因为机组延伸运行工况导致的阀门正常调节，非设备异常。

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