主给水调节阀更换调试

　　介绍运行机组主给水调节阀更换后的调试试验项目，分析了调试试验风险并提出了应对措施。着重介绍主给水调节阀调试过程中出现的问题及处理方法。

　　蒸汽发生器是核电厂关键设备之一。蒸汽发生器水位控制系统通过控制给水调节阀的开度，调节给水与蒸汽流量匹配，维持蒸汽发生器水位趋于程序液位，使蒸汽发生器产生足够的、品质合格的蒸汽至汽轮机做功。主给水调节阀是实现蒸汽发生器水位控制的关键部件。

　　某核电厂因原主给水调节阀运行过程中出现正常流量时阀门开度过大、蒸汽发生器水位控制不稳定现象，需进行改造，更换主给水调节阀。在主给水调节阀投运前，需在不同运行工况下进行相关试验，以验证新更换的主给水调节阀满足设计要求。本文在确定主给水调节阀更换后调试试验项目的基础上，分析了调试试验风险并提出了应对措施，着重介绍调试过程中出现的问题及处理方法。

1、控制原理与阀门特性

　　1.1、蒸汽发生器水位控制原理

　　低负荷工况下，蒸汽发生器水位采用单冲量控制，由旁路调节阀调节给水流量，主给水调节阀关闭。在高负荷工况下，采用三冲量控制，主给水调节阀接受主给水流量、主蒸汽流量以及蒸汽发生器水位三冲量控制信号，调节给水流量，旁路调节阀关闭。三冲量调节由水位调节以及流量调节2个调节单元(串级)组成。设计允许机组功率在15%FP~20%FP(FP为满功率)时，可以进行主、旁阀切换。

　　1.2、主给水调节阀性能参数

　　主给水调节阀为气动套筒调节阀，采用多弹簧式气动薄膜执行机构和标准套筒阀芯。套筒壁流通窗口为碗状窗口。即单座阀体内设套筒，阀芯以套筒为导向上下运动，实现流量调节。主要性能指标如下：设计压力：10MPa；设计温度：250℃；控制信号：4~20mA(DC)；信号气源：0.08~0.2MPa；气源压力：0.3MPa。

　　1.3、主给水调节阀执行机构动作原理

　　主给水调节阀执行机构为多弹簧式气动薄膜执行机构，主要部件为薄膜气腔和安装在气腔上部的弹簧。来自控制器的4~20mA控制信号通过定位器控制气动放大器进气量；进气经过气动放大器后进入气腔；气腔压力增加，在膜片上产生推力，使执行机构推杆向上运动，进而带动阀芯动作。当推力与弹簧反作用力平衡时，阀芯稳定在某个位置上。控制压力为0.08~0.2MPa，对应阀门开度0~100%。在紧急情况下，电磁阀S1或S2接受来自专设系统的主给水隔离信号，失电后排出气腔压力，在弹簧作用下将阀门在5s内关闭。动作原理见图1。

图1 主给水调节阀控制原理示意图

1—主给水调节阀；2—电-气阀门定位器；3—气动放大器；4—气腔；5—气控阀；6—电磁阀S1；7—电磁阀S2

2、调试项目、风险与对策

　　2.1、调试试验项目

　　(1)快关试验：检查主给水调节阀收到专设安全设施系统发出的主给水隔离信号后，能否在5s内快速关闭。保证事故工况下主给水能够迅速隔离，防止反应堆冷却剂系统过冷。

　　(2)冷态自动切换试验：在冷停堆状态下，通过外加主给水流量等信号验证主给水调节阀与旁路调节阀相互自动切换逻辑正常，并且切换过程中给水调节阀无卡涩或突跳现象。

　　(3)热态自动切换试验：验证功率运行时，主给水调节阀与旁路调节阀相互自动切换正常，并且切换过程中蒸汽发生器水位变化保持在技术规格书规定的允许范围内。

　　(4)蒸汽发生器水位控制试验(三冲量调节)：验证稳定功率运行时，外加程序水位±5%阶跃变化、蒸汽流量±5%阶跃变化、蒸汽发生器水位控制系统的动态响应能否满足设计要求。

　　2.2、调试风险

　　(1)因更换主给水调节阀是在机组大修期间实施，试验进行时，其他维修或运行活动对试验项目的影响，导致试验不成功或设备损坏风险。

　　(2)需外加信号的试验项目存在信号接入端子错误、信号输入错误、拆接端子排时误动周边设备，导致试验不成功或设备损坏以及停机停堆风险。

　　(3)蒸汽发生器水位控制系统三冲量调节控制器参数整定过程中，蒸汽发生器水位控制偏差导致停机停堆风险。

　　2.3、风险对策

　　(1)针对第一类风险，一是从编制试验项目计划着手，在大修计划中明确试验时间窗口，要求试验进行期间不得进行可能影响试验的其他活动，如涉及仪表电源、仪用压缩空气系统等的维修或者检查工作。二是充分了解与掌握主给水调节阀安装阶段单体试验情况。三是在现场进行试验时严格按照工作管理程序进行：申请试验工单，依据大修计划时间窗口进行工作；试验实施前，确认试验许可证得到批准后，办理试验许可证开工；开工后，应召开工前会，通报试验风险，注意事项等内容，并和当班值长商定试验实施的具体步骤。

　　(2)针对第二类风险，一是编写试验规程时，涉及到信号接入的，规程中必须明确到端子排号，并依据现场实际情况，对试验规程进行审查，必要时升版。二是强调使用防人因失误工具：试验前进行工前会，明确试验项目、试验要点以及应急预案等；在试验过程中无论是试验人员进行拆接端子排以及加入模拟信号还是运行人员配合操作都要依据规程；试验负责人负责监护试验员进行拆接端子排等工作；高级操纵员监护操纵员进行运行操作；试验员以及操纵员操作时充分自检；试验人员与运行人员相互之间使用三向交流方法下达以及接受指令、反馈操作信息。

　　(3)针对第三类风险，一是明确指定操纵员、2名高级操纵员专职配合试验过程中的运行操作。针对蒸汽发生器水位的手动干预，试验前在模拟机上进行专项培训：包括程序水位阶跃变化、蒸汽流量阶跃变化等试验项目。二是明确需要手动干预水位调节的水位定值以及流量变化定值。水位阶跃、流量阶跃变化绝对值采用逐次逼近方式：首先引入小幅值阶跃信号，初步调整控制器比例、积分参数，然后依据试验规程引入阶跃变化信号进行试验。三是试验开始前在电厂计算机内建立变量组，过程中密切关注各相关变量变化趋势，及时采取响应措施。

3、调试过程

　　调试分为冷态调试以及热态调试2个阶段。

　　3.1、冷态调试

　　冷态调试在冷停堆状态下实施，包括快关试验和冷态切换试验。快关试验通过在模拟反应堆平均温度低引起主给水调节阀关闭，试验结果满足设计要求。冷态切换试验需在机柜内加入模拟核功率等信号，接线由试验员严格按照图纸进行，另一名试验员独立确认，冷态切换试验顺利完成。

　　3.2、热态调试

　　热态调试过程依据安装使用的定位器的不同分为3个阶段。

　　3.2.1、第一阶段：A型定位器 A型定位器为压电型智能定位器。

　　自动切换试验发现：

　　(1)主给水调节阀开、关阀瞬间有超调现象，导致主给水流量瞬间上冲，幅度约60t/h。

　　(2)无开阀指令时，出现由于定位器补气导致主给水调节阀开阀引起主给水流量尖峰的情况。

　　(3)阀门投入自动控制时，主给水流量存在波动，幅度约25t/h。

　　经多次调整控制器参数，仍无法消除波动现象。对压空管道、接头进行紧固后，再次进行试验，波动现象有所改善，但开阀过程中流量依然有超调现象。切换试验过程中除超调导致流量上冲外其他均满足要求。升功率至30%FP后，出现振荡现象，主给水调节阀开度由3%至37%，给水流量由110t/h至605t/h大幅振荡。

　　经过分析，判断导致阀门大幅振荡的原因是该型号定位器对于气体泄漏反应极为敏感以及压空管线不可避免的轻微泄漏。记录曲线表明：因管线泄漏使气腔压力下降进而导致阀门开度下降1%时，定位器启动补气，此时阀门出现振荡。具体序列框图见图2。

图2 调节阀振荡序列

　　由图2可以看出，调节阀开度减小，使得给水流量降低，蒸汽发生器水位下降，流量调节器以及水位调节器进行比较后均给出适宜的开阀指令，进而流量、水位恢复；而图2中阴影部分定位器定时补气导致阀门开度增大，则是在蒸汽发生器水位闭环控制系统以外引入的开阀动作，是导致超调进而振荡的根本原因。对定位器死区设定值、气动放大器进行调整也未能改变振荡现象。

　　3.2.2、第二阶段：B型定位器为消除振荡现象，更换B型模拟型定位器，此定位器可以通过喷嘴挡板连续补气，故对气体泄漏不敏感。切换试验时发现以下问题：

　　(1)手动操作给出阀门动作指令后流量响应存在30~40s的延时现象。

　　(2)自动控制时给出阀门动作指令后，阀门不会立即动作，需积累一段时间后给水流量才会有一个突变，约20t/h。

　　经调整气动放大器后阀门响应有所改善，自动情况下水位曲线为锯齿波，周期变长，频率降低，但无法收敛。水位控制试验时，在对阶跃变化的响应调节过程中，水位曲线基本无锯齿波，但投入自动情况下水位曲线仍为锯齿波；随后机组升功率至50%FP，在手动调节维持水位时，调节阀动作滞后现象明显，其中关阀滞后约20s，开阀滞后约35s。

　　上述试验表明：更换为模拟型定位器后消除了超调以及振荡问题，但存在阀门动作响应延时现象，手动操作时尤为严重。

　　3.2.3、第三阶段：C型定位器 机组运行时需手动操作干预蒸汽发生器水位，若采用B型定位器，因阀门动作响应延迟，出现水位不可控升高或降低，进而导致停机停堆的风险较高。因此，更换C型带喷嘴挡板的智能定位器进行试验。

　　首先对阀门进行静态测试，通过调整放大器以及定位器自整定，消除定位器气源输出不稳定等问题，静态测试合格。

　　后续试验过程中无响应延时现象，也无定位器定时补气现象，问题为：

　　(1)手动操作时下波动较大，阀门开度无法稳定，主给水流量波动约30t/h左右。

　　(2)20%FP平台试验完成，主给水调节阀投自动控制后主给水流量存在约15t/h流量波动。

　　(3)随着机组功率升高，流量波动幅度也逐渐升高，30%FP时流量波动上升到25t/h；35%FP时流量波动上升到约35t/h；

　　经多次反复调整气动放大器、控制器比例、积分参数、滤波时间常数等，流量波动现象未能改善。

　　调节阀波动不仅会导致蒸汽发生器液位波动，存在停机停堆风险，还会导致阀杆磨损、填料泄漏等问题。调节阀闭环控制回路任一环节出现波动，都会导致调节阀波动，可能的原因包括：测量信号扰动，控制器组件故障，控制器输出不稳定，信号传输环节连接松动、接触不良；定位器、气动放大器故障、气路阻塞；执行机构气室密封不良，阀芯松动，阀杆摩擦力过大等。

　　通过对试验过程进行分析，排除变送器、输入卡以及信号传输环节问题，波动原因初步定位于阀门本体和就地控制系统元件。主要有阀门气路密闭性差、反馈杆松动、定位器性能不匹配、阀杆摩擦力过大、放大器参数不匹配等。

　　进一步检查发现固定在阀杆上的阀位指示夹块与阀门支架本体存在摩擦现象，增大了阀杆摩擦力，导致阀杆卡滞，产生波动。具体过程为：输入信号变化时(即阶跃信号)，由于摩擦力较大，使负偏差过大，定位器积分作用使输出不断增大；当增大到足够克服静摩擦力时阀门动作，由于静摩擦力大于动摩擦力，阀门超调，负偏差变为正偏差，反复超调，导致波动。

　　为减小摩擦，对阀门支架进行了打磨；同时，在阀门静态状态下，对定位器参数进行自整定，根据自整定最优参数调整定位器比例、积分参数。

　　再次试验，调节阀波动现象得到改善，手动状态20%FP平台无波动现象；35%FP和55%FP平台小幅波动，波动流量约15t/h。自动控制状态下能够维持蒸汽发生器水位稳定，存在约20t/h的间断流量波动。就地检查阀门，发现阀位指示夹块与阀门支架本体依然存在摩擦。

4、结论

　　已运行机组更换主给水调节阀是重大技术改造，在机组大修有限的时间内要完成原阀门拆除、新阀门安装、调试等工作，存在较大风险。真空技术网（http://www.chvacuum.com/）认为首次投入应用的新阀门的调试过程也存在较大风险。

　　应针对具体试验项目，分析存在风险，并采取相应对策。因前期不具备试验条件，定位器选型存在不足，通过现场调试，确定了定位器型号，通过控制器与定位器配合，使新调节阀在不同功率平台下，阀门动作、响应基本满足设计准则和系统运行需求，达到了改造的目的。

　　阀位指示夹块与阀门支架本体摩擦，增大了阀杆摩擦力，阀杆摩擦力过大，使得A、B型定位器和控制器比例、积分参数不能满足实际需求导致阀门振荡以及响应延时。C型定位器可以克服振荡以及响应延时，但不能消除由于阀杆摩擦力过大导致的阀门波动。只有从阀门本体入手，通过阀门诊断或解体检查等手段进一步分析阀位指示夹块与阀门支架本体摩擦的原因，消除摩擦，才能从根本上解决阀门波动问题。