核电厂长期不动作阀门卡涩原因分析及应对措施

2020-10-30 16:15  来源:核电技术论坛    核电  核电厂  核电技术

为避免M310机组非停事件重复发生,减少机组重大瞬态,提高机组的安全性和经济性,中国核电组织对M310机组近年来发生的停机停堆事件进行深入研究,以梳理出一些共性的管理和技术薄弱环节加以改善或优化。


核电厂长期不动作阀门卡涩原因分析及应对措施

作者 陈建新 刘广山(海南核电有限公司)

一、 引言

为避免M310机组非停事件重复发生,减少机组重大瞬态,提高机组的安全性和经济性,中国核电组织对M310机组近年来发生的停机停堆事件进行深入研究,以梳理出一些共性的管理和技术薄弱环节加以改善或优化。长期不动作阀门卡涩的研究即是 “M310 机组减非停措施专项研究”的内容之一。按照《设备分级操作技术导则》,核电厂长期不动作阀门是指阀门的动作频 度小于 2 次/周。若调节阀长期保持某一开度,也将其视为长期不动作。本项目所研究的卡涩不局限于阀门本体的机械卡阀,阀门驱动机构故障导致的阀门无法动作也包含在内。主要研究的对象为:一旦卡涩可能导致停机、停堆、降功率、功率大幅度波动、 产生第一组I0、或无法在线维修并影响机组长期稳定运行的阀门。所用实例主要来源于中国核电A/B 级状态报告、中核/中广核执照运行事件报告;对于部分经运行和维修人员妥善处理未造成停机停堆等严重后果的阀门故障案例,考虑到经验反馈的需要,仍对其进行分析。

二、 故障分析

2.1 阀门卡涩类型根据阀门驱动方式的不同,可将阀门卡涩分为电动阀卡涩和气动阀卡涩两大类。在核电厂稳态运行过程中,部分调节阀长期处于某一开度运行,其开度变化范围非常小,很多隐性失效无法发现。在电厂进行大的功率变化时,需要调节阀的开度大范围变化,这些隐性失效会显现出来,其中一部分表现为阀门卡涩。近年来,核电厂发生的重要阀门卡涩故障主要有: 2.1.1 电动阀卡涩

a.执行PT4RPA018过程中,4RIS051VP卡在半关位置(QS-CR201412839)

故障过程:2014年5月9日,主控人员在执行PT4RPA018过程中,关闭 4RIS051VP时,阀门卡在50%位置,不能继续操作。故障原因:阀门及传动装置装配过紧。阀门动作试验时,阀门阻力矩增大至超过电动头力矩开关设定值,导致力矩开关动作,阀门无法开关。

b. 2RIS051VP 不能通过主控TPL关闭(QS-CR201400487)

故障过程:2014年1月8日,运行人员在执行PT2RPA018 试验时,发现 2#机组A列低压安注泵安全壳地坑吸入隔离阀2RIS051VP 在90%左右开度时无法电动关闭。故障原因:阀门及传动装置装配过紧,阀门阻力矩增大至超过电动头力矩开关设定值,导致力矩开关动作,阀门无法开关。

c. 执行 PT3RPB015 时3RIS052VP 没有按预期全关(QS-CR201726250)

故障过程:2017年5月7日12:36,在PT3RPB015 试验期间,主控发现 3RIS052VP未全关,现场确认阀门卡在20%开度。主控TPL能操作全开阀门,但主控TPL和试验盒均不能使其关闭。故障原因:3RIS052VP 阀门远传卡涩导致阀门不动作。

d. 2RIS012VP电动头故障(LOER-GNPS-2-1997005)

故障过程:1996年9月21日,执行定期试验PT2RPA016时,2RIS012VP马达转动而阀们不动。故障原因:对失效电动头解体检查发现,电动头主轴与两个伞形齿轮轴间焊缝断裂,伞形齿轮脱落。

e.安全壳喷淋系统地坑入口阀无法开启或开启超时的问题(HN-CR201606737)

故障过程:2016年1月13日,某机组处于维修停堆模式。在执行定期试验(EIE-001)时,安全壳喷淋系统地坑入口阀(EAS013/014VB)接到开启信号后未开启。经分析原因为:电机侧与蜗杆连接的防反转装置(以下称电机侧离合器)多次试验后磨损严重,同时电机侧离合器部件本身制造缺陷,造成电机侧离合器自锁功能不可用,最终导致在阀门全关之后,电动执行机构的关力矩开关无法持续触发,在关阀的长信号指令下,电动执行机构的电机反复启动关阀,由于电机启动电流较大,一段时间的热效应积累使得热继电器保护动作,阀门无法正常开启。3月19日更换新电机侧离合器后,阀门能正常开启。

此外,另一机组在进行EAS013/014VB定期试验过程中,阀门无法正常开启和关力矩无法自保持,经更换新电机侧离合器后阀门功能正常。

f. 2RIS001VP 故障无法开启(HN-CR201804681)

故障过程:2018年5月19日,运行人员在执行定期试验 PT2RPA012(安全注入逻辑试验)时,发现 2RIS001VP(2号机1号中压安注箱出口隔离阀)无法正常开启。现场检查发现开关热继电器保护动作。维修人员手动盘松 2RIS001VP 后第一个开关循环正常,阀门能够正常开启和关闭,但再次需要打开时,热继电器保护动作。再次盘松以及手盘过程中尝试电动开阀均失败,热继电器保护动作,查看电机电流达到堵转电流值, 阀门没有动作,电机卡死,电机直阻绝缘正常。故障原因:自动离合器ISL过度磨损导致失效。

2.1.2 气动阀卡涩

a. L201 大 修 停 机 过 程 中 L2RRA013/024VP 阀 门 拒 动 (LOER-LNPS-2- 2003001)

故障过程:2003年11月29日,L2机组向RRA连接状态过渡过程中发现RRA回路温度一直无法升高,经LPO检查确认L2RRA013VP无法正常开启。现场检查确认阀门定位器无输出。RRA024VP存在同样故障。故障原因:微小异物颗粒进入定位器RELAY,导致其工作异常。

b. 机组降功率过程中4ARE032VL卡阀

故障过程:2016年1月1日1:01,机组降功率过程中,趋势显示2#蒸汽发生器水位开始上涨,1#蒸汽发生器的4ARE031VL已关闭,主控室尝试关闭4ARE032VL不成功。就地查看发现4ARE032VL有13%开度,机械维修人员反馈阀门卡阀;后续直到电功率降到88MW,4ARE243VL可以补偿,主控室快速关闭4ARE032VL下游电动阀,隔离了其向2#蒸汽发生器的供水。故障原因:主给水调节阀气动放大器漏气。

c.降功率过程中2ARE031VL卡阀

故障过程:2016年1月22日,机组准备年度大修。在降功率过程中,当2ARE032VL要求开度为全关时,主控室操纵员发现2ARE031VL卡阀;现场汇报2ARE031VL卡在10%开度。故障原因:主调阀定位器存在偏差。

d. 降功率过程中D1ARE032VL和D1ARE033VL卡涩(IOER-GNPS-1- 2007010)

故障过程:2007年10 月18日,机组大修停机降负荷,电功率降至257MW时MIC 人员发现D1ARE033VL在指令信号为零时现场阀门只能关闭到12%。之后又发现 D1ARE032VL存在同样问题,零信号下最小开度为8%。ARE 大阀不能全关将影响大小阀切换,并存在导致SG水位失控而跳堆的风险。经相关部门讨论风险,决定采用给1ARE033/032VL安装手轮,手动调节旁路阀D1ARE244/243VL的方案完成大小阀切换。故障原因:Booster(气动放大器)内部O型环硬化,失去密封作用。

e. L3GCT127VL开启缓慢导致自动停机停堆(KLOER-3-20100013)。

故障过程:2010年10月30日,机组启动并网升功率过程中,9时13分反应堆自动停堆。L3GCT127VL阀门开启缓慢,阀门接收到开启指令后,冷凝器B 列喷淋水压力未能在15秒内达到3bar,产生冷凝器故障信号,触发自动停机逻辑,反应堆由于P10+C8+冷凝器故障信号耦合自动停堆。故障原因:L3GCT127VL 在阀门再鉴定后气源管线流量调节阀调节旋钮位置被置于最小位置,导致阀门开启缓慢。

2.2 故障的主要原因

对 2.1 节各故障原因进行分析,列于表 1。

表 1 阀门卡涩的主要原因统计表

2.3 某研究电厂现有定期试验和PM项目的分析

针对2.1节各故障阀门的原因分析,将某研究电厂的定期试验项目和PM项目进行梳理,发现该电厂的定期试验和PM项目能够全面覆盖,且对同行电厂经验反馈的排查也很及时。例如,某电厂EAS013/014VB定期试验时无法开启或开启超时问题出现后,该研究电厂第一时间对 EAS013/014VB电机侧离合器进行排查,没有发现类似问题。但该研究电厂定期试验和PM项目仍存在以下不足:

a. HN-PT-MI-X-GCT-XXX-001试验中仅对GCT125/127VL能否开启和关闭进行检查,没有检查GCT125/127VL接收到开启指令后喷淋水压力是否能够在规定的时间内达到要求值,需要对试验规程进行修改。该试验时机组处于热停堆状态,需要一台CEX泵处于运行状态,以检查GCT125/127VL接收到开启指令后喷淋水压力是否能够在规定的时间内达到要求值。

b. 对比RIS051/052VP和EAS013/014VB的PM项目,RIS051/052VP缺少阀门润滑项目。这些阀门均为安全壳地坑入口阀,阀门位置和大小基本相同,建议 RIS051/052VP的PM项目中增加阀门润滑项目。

三、 制定预防措施

通过对同行电厂相关经验反馈和研究电厂定期试验和PM项目的分析,可以采取以下措施来防止研究电厂出现类似故障:

a. 在阀门检修中注意使用防人因失误工具。例如:GCT127VL 开启缓慢导致自动停机停堆,事件中气源调节阀旋钮被置于最小位置,若正确使用防人因工具是可以避免的。防人因工具目前在运行领域效果良好,相信在检修领域也可有效降低人因失误,减少故障发生。

b. 在定期试验中或以其它方式定期检查 GCT125/127VL接收到开启指令后,喷淋水压力是否能够在规定的时间内达到要求值。

c. 应定期对关键阀门的压空管线进行目视检查,及时发现供气小阀门被误操作或误碰导致的开度不正确;部分重要阀门供气阀可考虑采用运行隔离的方式锁在开位置。

d. 定期对RIS051/052VP等同行电厂发生卡涩较多的阀门进行润滑。

e. 大修期间对ARE031/032VL的定位器进行检查,若经济上允许可考虑定期更换。目前模拟机M2阶段有关于ARE031/032VL故障的练习,操纵员对于此类故障有较完善的处理思路,但没有相关的故障处理规程,需要增加该故障处理规程。

f. 大修前通知仪控人员对GCT-C的12个阀门进行检查,确认阀门的定位器、电磁阀等状态正常,阀门处于可用状态;防止停机过程中因电磁阀或定位器漏气缺陷导致GCT-C阀门在需要开启时拒动或开启缓慢。

g. 运行人员在操作ISL相关阀门时,注意两次操作间隔15秒以上,阀门动作过程中不要反向操作。在运行规程中添加相关注意事项。更换离合器类型以彻底解决此类问题。

免责声明:本网转载自合作媒体、机构或其他网站的信息,登载此文出于传递更多信息之目的,并不意味着赞同其观点或证实其内容的真实性。本网所有信息仅供参考,不做交易和服务的根据。本网内容如有侵权或其它问题请及时告之,本网将及时修改或删除。凡以任何方式登录本网站或直接、间接使用本网站资料者,视为自愿接受本网站声明的约束。

图为技术

深圳核博会

中国核电网


推荐阅读