某核电电动主给水泵再循环调节阀控制函数的优化

某核电电动主给水泵再循环调节阀控制函数的优化

钱冬亮 1 万翔 2

1.中国核电工程有限公司 , 浙江 嘉兴 314000

2.万纳神核控股集团有限公司, 浙江 嘉兴 314000

摘要：常规岛主给水泵系统是核电厂的重要系统，对电厂安全、经济运行起着非常重要的作用。根据某核电发生的两次停堆事件，分析停堆事件原因，针对停堆原因中发现的主给水泵再循环调节阀控制函数存在的问题，介绍对再循环调节阀控制函数的优化，希望对后续机组以及其他电站起到一定的借鉴作用。

关键字：主给水泵系统；再循环调节阀；控制函数；优化

1 APA再循环调节阀功能

APA泵单台泵设计额定流量为3620.4m3/h，最大流量为3707.2m3/h。为确保泵在任何时候流量大于额定流量的40%（即1448m3/h），在APA压力级泵出口逆止阀与电动隔离阀之间，设置了两根并联的给水再循环管道，每根再循环管道上有再循环流量调节阀，在再循环流量调节阀的上游设置了电动隔离阀，在再循环流量调节阀的下游设置了手动隔离阀。每根再循环管道的最大流量为20%单台给水泵设计流量。

2 1号机组APA再循环调节阀振荡导致停堆事件

2.1 事件描述

某核电1号机组执行机组升功率操作， 电动主给水泵A泵、C泵运行，机组功率1030MW，B泵备用。发现A泵滤网差压高，拟停运A泵，切至 B泵。启动B泵后，现场发现B泵滤网处大量泄漏，立即停运B泵，检查发现C泵滤网同样出现较大泄漏，此时A泵再循环调阀均处于全关状态，进行降功率操作。

降功率过程中，汽水压差出现震荡，主给水泵再循环调阀动作频繁，汽水压差波动加大，操作员认为汽水压差震荡过大，将A泵控制切换至手动，并开始手动调节转速。汽水压差震荡，最终导致主给水系统失控，出现蒸汽发生器（SG）液位高高触发停堆。

2.2 原因分析

经查阅1号机组资料，泵再循环流量约1900 m3/h。与设计的再循环流量值1448m3/h偏差较大。

根据1号机组各个阶段的运行情况分析如下：

1、降功率引入汽水压差设定值变化，汽水压差调节系统调节造成波动；

2、给水流量降低造成再循环阀开启，开启后汽水压差瞬时降低，造成波动；

3、降功率速率的增加造成波动加大；

4、手动控制C泵出力，引入了新的扰动，C泵出力的降低造成A泵流量增大，小流量阀门关闭造成汽水压差的再次波动；

5、C泵停运后，控制系统未稳定后再次快速降功率，给水流量波动，小流量阀门开始循环震荡，阀门动作幅度造成的流量波动超过阀门控制函数死区。

根据以上分析，根本原因如下：

主给水泵的小流量循环阀调节函数参数设置不合理，主给水泵再循环调节阀控制回环流量设置小于通流能力，造成了系统振荡时主给水泵小流量阀加入控制，加剧了系统振荡；小流量阀流通能力大，与设计函数不能完全拟合，造成系统本身震荡时，阀门在开关死区中来回动作。

2.3 再循环调节阀优化改进措施

根据前文分析，对阀门的控制函数改进主要考虑如下：

1、阀门动作幅度越小系统越稳定，所以考虑将函数斜率减小，原设计中阀门全开关行程对应5%的流量变化，而控制阀门开度的流量计正常情况下的波动范围都在2%左右。

2、阀门的回滞区间越大系统越稳定（死区尽可能大），原设计中回滞区间为14%（对应流量为506m3/h）。

3、保证主给水泵的最小流量大于额定流量的40%（1448m3/h）。

4、机组满功率运行时，主给水泵的两个再循环阀应全关。

修改后的阀门控制函数：阀门开关死区由14%（对应流量为506m3/h）增加到25%（对应流量为905 m3/h）。阀门控制范围由54%-79%增大至40%-85%，在保证阀门40%的最小流量情况下降低了阀门曲线的斜率，使阀门调节幅度减小，保证系统调节性能的稳定。

3 2号机组发电机励磁系统导致的停堆事件

3.1 事件描述

2号机组处于RP模式时，因发电机转子接地保护继电器接地二段保护动作，励磁系统故障保护动作，发电机跳机。

汽机跳闸后，APA转速下降至最低值3966rpm，再循环调节阀根据1号机组改进后维持在一定开度，随后汽水压差开始增大，蒸汽发生器水位持续上涨，为降低汽水压差，避免3台SG水位上涨过快，操纵员停运电动主给水泵A泵，1号SG水位仍存在上涨趋势，操纵员手动关小主给水调节阀，1号SG水位达到0.9m，SG水位高高信号触发反应堆停堆。

3.2 停堆原因分析

发电机停机后，水汽压差波动并逐渐降低，后开始快速增大，运行的电动主给水A泵和C泵转速降低到3966rpm（低限值）后无法继续下降，主给水压力基本无变化，主蒸汽压力降低造成汽水压差升高，压差实际值始终高于整定值。

2号机组APA再循环阀开启曲线根据1号机组经验反馈进行了调整，2APA再循阀关闭、开启回差增大。汽机跳闸后，主给水流量降低，再循环阀没有全开，泵总流量降低，出口压力增加，加剧了汽水压差的恶化。

机组处于低功率水平，主给水调节阀开度很小，随着蒸汽发生器水位升高，主给水调节阀逐渐关闭，蒸汽发生器水位通过旁路给水调节阀来控制。而旁路给水调节阀的开度由二回路总蒸汽流量来预先整定，蒸汽发生器水位偏差信号作为辅助调节来实现水位闭环控制。因二回路总蒸汽流量高于旁路给水调节阀全开对应的整定值，旁路给水调节阀保持全开，直到蒸汽发生器水位偏差信号达到+0.5m左右时，旁路给水调节阀才开始关小。水位持续升高最终达到停堆值。

3.3 再循环调节阀优化改进措施

2号机组在修改再循环阀的控制函数后，发现了如下现象：低负荷时，APA双泵运行，主控经常出现“水/汽压差大于程序整定值+5%”报警，原因是核功率较低时，SG给水需求较小，两台APA 泵运行导致给水母管压力较高，而APA 泵转速已经达到自动控制最低值3966rpm，失去转速调节能力，从而使水汽压差实测值超过整定值，触发报警。

分析主要原因是APA泵转速控制区间的下限值（3966rpm）过高。另一方面再循环阀函数的变更也恶化了上述现象。按照原函数，流量低至1955 m3/h时再循环阀全开，而按照新函数，流量低至1448 m3/h时阀门方能全开。主给水泵转速相同（最低转速3966rpm），因为再循环阀未全开，APA泵总流量相对低，压头相对高，汽水压差相对更高。

针对此问题，主给水泵转速区间最终由3966-4855rpm改为3600-4980rpm。修改后经验证：低负荷时，两台 APA 泵运行，主控经常出现“水/汽压差大于程序整定值+5%”报警的问题得到解决。

同时对比3、4号机组情况，3、4号机组再循环阀的流通能力较小，出现振荡的可能性较小，阀门开关过程产生的瞬态也较小：原函数中，两台再循环阀的控制函数斜度一致，开关行程对应额定流量的5%（181m3/h）；并且阀门的开关死区仅为额定流量的14%(506m3/h)。而根据实际测量，在1、2号机组中，主给水泵额定转速时，单台再循环阀的流通能力约在900m3/h左右；而3、4号机组，额定转速时，单台再循环阀的流通能力约在600m3/h左右。故1、2号机组更容易出现如下现象：机组快速降至某个功率平台后，再循环阀全开，全开后流量增大到达再循环阀全关的定值，而再循环阀全关后又因为流量减小到达全开的定值，从而出现振荡现象。因为3、4号机组再循环阀的通流能力偏小，所以上述问题可能仍将存在。因此需要将阀门的开关死区调整到大于600m3/h。

在修改2号机组再循环阀的控制函数时，考虑对于特定的流量变化，阀门动作幅度越小系统越稳定，所以应考虑尽可能的将4个函数斜率减小，原设计中阀门全开关行程对应5%的流量变化，我们将其增大到了10%。

4 结论

APA系统是关系整个核电厂经济、安全运行的重要系统，再循环调节阀的控制性能直接关系到蒸汽发生器的水位调节，根据某核电1/2号机组发生的两次停堆事件，结合实际情况，对再循环调节阀的控制函数进行了有效优化，从而避免了阀门震荡，减少了汽水压差波动，保证了蒸汽发生器水位的稳定，有利于核电厂安全稳定运行。

参考文献:

（1）Clyde Union Limited，INSTRUMENT SCHEDULE for MAIN FEEDWATER PUMP