刘 闯

（广西防城港核电有限公司，广西 防城港 538000）

某核电厂自工程调试阶段以来，1号机组多次在汽轮发电机组停机解列关闭低压抽汽逆止阀后，ABP系统加热器疏水液位发生波动，出现高三液位，触发保护动作，最终导致低压给水加热器异常隔离现象。虽然该现象发生在停机解列期间，对机组无实质性影响，但在机组重新启机后，需要操纵员投入时间和精力重新投低压给水加热器以增加给水温度。因此，需要对低压给水加热器异常隔离事件进行深入分析，找出根本原因并制定有效的改进措施，降低低压给水加热器隔离事件的发生概率。

低压给水加热器系统（ABP）的功能是利用汽轮机抽汽加热凝结水，提高机组热力循环效率，有助于机组安全运行。ABP系统主要由四级低压加热器、疏水加热器ABP001RE、第3、4级疏水加热器的疏水系统以及连接管道和阀门组成。第1、2级加热器是两台组合在同一壳体内的复合式加热器，分别布置在两台冷凝器的喉部。第3、4级加热器分成并联两列，每一列由一个3级加热器和一个4级加热器串联组成。ABP302RE/402RE是低压给水加热器系统的B列3、4级加热器。ABP302RE为一段式加热器，疏水直接流入疏水箱；
ABP402RE为两段式加热器，各段有不同的热交换模式。

3、4级低压给水加热器设有专门疏水回收系统（ACO）。正常情况下，第4级低压给水加热器的疏水通过疏水控制阀将疏水排至疏水接收器；
紧急情况下，通过疏水控制阀将疏水排至凝汽器。第3级低压给水加热器不设水位控制阀，直接通向疏水接收器。疏水接收器内的疏水再由疏水泵送至3、4级之间凝结水管线，每个加热器设置磁翻板液位计、导波雷达液位变送器和液位开关。

某核电厂1号机组停机解列过程中，机组功率降至50MW时ABP抽汽逆止 阀 关闭，ABP系统B列3、4级加热器内疏水液位开始波动上升，加热器高一、高二、高三液位开关相继报警。1ABP402RE的高三液位开关1ABP046SN动作，水侧凝结水上下游阀门1ABP501/503VL关闭，旁路阀门1ABP011VL开启，凝结水从旁路流走，最终导致ABP系统B列3、4级加热器隔离。

针对该厂1号机组ABP系统3、4级加热器隔离问题，根据ABP高三液位开关动作触发的因素，罗列出所有可能存在的故障模式，并从SN开关故障机理，加热器真实液位变化，加热器内部工况变化，系统及设备结构等方面逐一进行分析。

3.1 SN开关误动作故障分析

ABP系统第4级加热器的高三液位开关是由Mobrey厂家生产的浮子式液位开关，型号S428DA/F84+309C/8/00。浮子开关由浮子和开关座两部分组成，两部分内部均有一个永磁体，两个永磁体相邻部分磁性相同。当浮子随联通管内液位变化上下移动时，由于同极排斥，开关座内的永磁体也随着向相反方向移动，带动微动开关，发出开关信号。

经查询3#、4#低加水位开关带负荷定期试验记录，试验结果均满意，液位计（MN）、液位开关（SN）均无故障或异常现象。查询1ABP402RE加热器液位开关检修工单，1ABP043SN/026SN/046SN曾出现过不能正常触发现象，但故障现象一般为浮球卡涩，与本次现象不符。现场检查液位开关通道，未见异常。因此，液位开关接线错误或故障导致系统隔离的可能性低。

3.2 加热器真实液位高故障分析

1）加热器内漏分析

1ABP401RE/402RE加热器外部检查周期为3M，内部检查周期为1C。通过查询检修记录，机组运行以来加热器内外部检查未见异常。

2）隔离前异常工况分析

查询停机期间3#、4#低加A/B列凝结水流量、低加抽汽压力、抽汽温度、低加给水入口温度、4#低加疏水流量、ACO泵出口流量等参数，ABP隔离之前各系统参数未见异常。由此说明低加液位调节系统正常，隔离前系统也无异常。因此，异常工况导致加热器隔离的可能性低。

3）疏水阀门和抽汽逆止门故障分析

若加热器内液位上涨是由疏水阀门故障造成的，加热器内水位应该是一直上涨或保持在某一位置。而高三液位开关报警导致加热器隔离事件只在停机过程中发生，机组正常运行工况时加热器疏水液位无上涨现象，且停机后加热器内液位能稳定在较低液位。因此，阀门故障导致疏水不畅可能性低。

查询抽汽隔离阀带负荷定期试验记录，3#低加抽汽隔离阀带负荷试验正常，无阀门故障等异常现象。4#低加在2016年11月3日T1ABP006定期试验中，存在1ABP404VV信号传输到主控的开限位开关故障。101大修期间已对1ABP404VV开限位修复，前后定期试验均合格。ABP 3、4级加热器停机隔离事件，从2016年2月至2017年5月发生多次，故限位开关故障造成3、4级加热器隔离的可能性低。

综上可知，加热器内漏、隔离前异常工况，以及疏水阀门故障导致加热器内液位高的可能性低。通过KNS查询停机过程中1ABP004MN液位变化以及现场记录停机过程中1ABP019LN/020LN信号变化可知，加热器内真实液位高触发高三液位开关动作导致加热器隔离的可能性低。

3.3 加热器内部运行工况分析

3.3.1 1ABP402RE液位变化时序分析

1号机组停机过程中1ABP401RE/402RE加热器内部疏水液位发生变化。在汽机功率降至50MW后，汽轮机低压缸至1ABP402RE抽汽管线的抽汽逆止门关闭，1ACO004MN测量到的加热器内液位开始波动。加热器内液位变化时序如下：液位先下降至-24mm，然后在波动中上升至最大值61mm，继续波动下降至-60mm后加热器液位稳定，整个过程约18min。

经查询KNS曲线图，加热器液位为9mm时，低一液位开关1ABP044SN报警。加热器液位降至-20mm时，低一液位开关1ABP042SN报警。加热器内液位降至-24mm后，开始波动中上升。液位上升至61mm时，高一液位开关1ABP041SN报警，此后液位开始下降，降至60mm时，高二液位开关1ABP025SN报警，加热器紧急疏水阀1ABP210VL开启。加热器内液位继续下降至48mm，紧急疏水阀关闭。加热器液位开关从32mm降至26mm过程中，高一液位开关1ABP041/043SN，高二液位开关1ABP025/026SN相继报警，1ABP210VL紧急疏水阀开启。加热器液位降至14mm，高三液位开关1ABP046SN报警，1ABP402RE/302RE加热器隔离。加热器液位继续下降，降至-60mm，高一、高二液位开关相继触发报警，低一液位开关1ABP042/044SN出现多次报警。此后，加热器液位趋于稳定。通过时序分析发现：

1）1ABP402RE内疏水液位在来自低压缸的抽汽逆止门关闭后，1ACO004MN测量的疏水液位开始上下波动，总体趋势是先下降后上升。

2）加热器正常疏水阀门1ACO209VL能够跟随1ACO004MN数值的变化而变化。

3）高二液位开关1ABP025/026SN触发报警时，液位计测量到的加热器疏水液位未到对应报警设定值，且应急疏水阀可以正常打开。

4）1ACO004MN测量的疏水液位最大值为65mm。

5）高三液位开关1ABP046SN报警时，液位计测量的疏水液位为14mm，未到对应报警设定值，且不在疏水液位最大值点。

通过以上分析可知：停机过程中，液位开关测量筒内的实际液位与1ABP004MN液位计测量到的疏水液位存在不一致现象。

3.3.2 加热器停机工况分析

1）加热器内部闪蒸分析

根据时序分析发现，加热器内疏水液位在机组功率降至50MW时开始波动。此时，1ABP402RE加热器内部工况变化是：汽轮机低压缸到四级加热器的抽汽逆止门关闭，1ABP402RE加热器再无蒸汽进入；
加热器内凝结水继续流过U型管，使加热器内部温度和压力降低；
加热器运行排气量连接到CEX，CEX不断抽走加热器内部蒸汽。以上变化导致加热器内疏水冷却段上部蒸汽减少，压力降低，加热器内疏水液面可能出现闪蒸。闪蒸导致疏水液面波动，造成SN开关测量筒内液位波动。另外，若运行排气量异常，也可能加剧加热器内部闪蒸。

2）加热器仿真分析

根据1号机组功率50MW时热平衡图，ABP系统一列3、4级加热器在机组功率50MW时的热平衡，利用UNISIM仿真软件对1ABP402RE加热器建立仿真模型。

将热平衡状态作为初始条件，利用仿真模型对1ABP02RE加热器内压力和疏水温度进行仿真，仿真结果如图1。根据仿真曲线，当加热器内压力降至0.34bar时，加热器内疏水温度为74℃（0.34bar对应饱和温度72℃）大于饱和温度，加热器内出现闪蒸现象。

3）SN测量筒闪蒸分析

1ABP402RE加热器SN液位开关和加热器疏水冷却段以联通管的形式连接。在机组功率降至50MW后，液位开关测量筒内的变化如下：SN液位开关测量筒和测量管线内水温随加热器疏水冷却段水温降低，且滞后于加热器内疏水温度变化；
测量筒和测量管线上部与加热器上部相联通，所以液面压力相同。由前面仿真分析结果可知，机组功率在50MW后，抽汽逆止门关闭，加热器内部疏水出现闪蒸情况。因测量筒和测量管线温度滞后于加热器内温度变化，测量筒内也会出现闪蒸。加热器、测量筒和测量管线三者的闪蒸叠加造成SN测量管线内液位剧烈波动，触发高三液位开关报警。

图1 1ABP402RE加热器内压力温度变化曲线Fig.1 Variation curve of pressure and temperature in 1ABP402RE heater

图2 1ABP402RE加热器液位开关布置示意图Fig.2 Schematic diagram of 1ABP402RE heater liquid level switch layout

通过时序图分析和仿真验证可知，加热器内部和SN测量筒内闪蒸造成1ABP046SN动作的可能性高。

3.4 1ABP046SN报警频率分析

统计1ABP401RE/402RE停机期间隔离情况发现：1ABP401RE/402RE两列4个高三液位开关均触发过隔离信号，但1ABP046SN报警次数最多。已发生的ABP系统停机隔离事件中，1ABP046SN动作了8次，1ABP045SN动作2次，1ABP047SN/048SN各动作1次。

1）1ABP046SN与1ABP045SN差异分析

通过现场调查发现，1ABP046SN对应液位测量筒管线靠近紧急疏水管线。每次1ABP402RE隔离前应急疏水阀门1ABP210VL均存在短暂开启。1ABP210VL的短暂开关会造成加剧加热器内部水位波动，1ABP046SN对应测量筒管线比1ABP045SN更靠近紧急疏水口，因此紧急疏水阀门开关对1ABP046SN测量筒内液位波动影响更大。

2）1ABP401RE与1ABP402RE差异分析

正常疏水管线布置对比：查看1ABP401RE/402RE正常疏水管线等轴图发现，1ABP401RE正常疏水管线的长度为11.027m，1ABP/402RE正常疏水管线的长度为11.769m，两者相差0.7m左右。两条疏水管线弯角、高度布置基本相同。

应急疏水管线布置对比：查看1ABP401RE/402RE应急疏水管线等轴图发现，1ABP401RE应急疏水管线长度为57.057m，1ABP/402RE应急疏水管线长度为37.878m；
1ABP401RE应急疏水管线有12个弯头，1ABP402RE应急疏水管线有9个弯头，且1ABP402RE应急疏水管线弯头弯度较为平缓；
1ABP401RE应急疏水管线末端向上958mm疏水到CEX，1ABP402RE应急疏水管线末端平缓疏水到CEX，不存在有高度差。

通过以上分析可知：在相同压力和疏水管径下，1ABP401RE/402RE两个加热器正常疏水流量相差不大，但1ABP402RE相比1ABP401RE应急疏水管道短，弯度平缓，疏水高度差大，疏水流速更快。停机过程中，1ABP402RE中加热器内液位波动更大，更容易触发高三液位开关而发生低加隔离事件。1ABP046SN对应测量筒管线比1ABP045SN更靠近紧急疏水口。停机过程中，1ABP046SN测量管线内液位波动更大，更容易被触发。

3.5 1、2号机组差异分析

1）SN保温差异分析

通 过 现 场 查 看，1号 机 组1ABP401RE/402RE的4组液位开关测量筒外部均有两层保温层，2号机组2ABP4021RE/402RE的4组液位开关测量筒外部只有一层保温层。两层保温层相比一层保温层保温效果好，热量不容易损失。但停机过程中，两层保温层内的管线温度降低相对更慢，闪蒸更加剧烈。

2）疏水与凝结水流量、温度分析

1、2号机组在停机过程中，核实抽汽逆止门关闭时ABP系统的凝结水、温度以及第四级加热器的疏水流量均无明显差异。

3.6 ABP加热器设备结构分析

调研国内多家核电厂的ABP系统设备结构发现，ABP加热器主要区别是抽汽来源和疏水方式。ABP疏水方式一般分为全淹没式疏水与虹吸式疏水，结构如图3。1ABP402RE加热器抽汽来自低压缸，疏水方式均为全淹没式疏水。全淹没式疏水的疏水口在加热器底部，通过重力和压力将凝结水排到疏水箱。虹吸式疏水的疏水口在加热器中部，通过加热器内蒸汽压力将凝结水从加热器底部压到加热器中部疏水口疏水。

图3 全淹没式与虹吸式疏水结构图Fig.3 Total submerged and siphon hydrophobic structure diagram

图4 虹吸式疏水1ABP402RE加热器内压力温度变化曲线Fig.4 Variation curve of pressure and temperature in siphon type hydrophobic 1ABP402RE heater

利用仿真软件将1ABP402RE加热器的仿真模型由全淹没式疏水修改为虹吸式疏水。疏水方式修改后，抽汽逆止门关闭前加热器平衡状态下的压力和温度发生变化，即仿真初始平衡状态变化。通过仿真确定初始平衡状态后，重新对1ABP02RE加热器内压力和疏水温度进行仿真，仿真结果如图4。

对比全淹没式和虹吸式疏水1ABP402RE加热器内部压力温度变化，如图5。虹吸式疏水条件下，机组停机过程中1ABP402RE在抽汽逆止门关闭前的平衡状态压力和温度高。通过汽化线判断，虹吸式疏水条件下，1ABP402RE加热器内部未发生闪蒸现象。仿真结果说明在相同条件下，全淹没式疏水比虹吸式疏水更容易发生闪蒸现象。

图5 两种疏水方式1ABP402RE加热器内部压力温度变化对比Fig.5 Comparison of internal pressure and temperature changes of 1ABP402RE heater with two hydrophobic methods

综合以上分析过程，该核电厂1号机组由于ABP设备的结构布置及机组瞬态工况工艺参数变化，在停机过程中，当ABP 4级加热器的抽汽逆止门关闭后，此后加热器内无蒸汽进入，同时加热器U型管内凝结水不断冷凝蒸汽，运行排气管线不断抽走加热器内蒸汽。加热器内蒸汽减少，导致加热器压力下降过快，疏水冷却段液面及SN测量筒内部出现闪蒸，产生虚假液位（通过仿真也验证，采用全淹没式疏水比虹吸式疏水在停机过程中加热器更容易发生闪蒸，SN保温设置同样容易发生闪蒸），进而触发了SN高三液位开关动作，导致低压给水加热器隔离。

针对该核电厂停机解列后低压给水加热器隔离问题，考虑到设备结构布置调整的可行性较小且闪蒸是机组瞬态工况必然存在的现象，同时低压给水加热器隔离发生在停机解列后，对机组无实质性影响。因此，改进措施建议是：在不改变设备结构的前提下，通过优化SN保温结构，局部弱化闪蒸现象，进而降低低压给水加热器隔离的概率。

本文利用设备根本原因分析方法（一个系统化的问题处理过程方法，逐步分析并找出问题发生的根本原因，并制定问题的预防改进措施），结合建模分析技术对问题进行了深入分析。通过调查与证据分析找出了设备最可能的故障模式，最终确定了低压加热器隔离的原因并制定了改进措施。改进措施实施完成并经过一个大修周期验证，现场问题得到了有效解决。

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