三門核電站汽輪機防進水控制措施應用

摘要：三門核電站常規(guī)島根據(jù)ANSI/ASME TDP-2-1985《防止水對發(fā)電用汽輪機損壞的推薦措施》，結合三菱和國內電力設計院的設計制造經(jīng)驗，設置了完善的防汽輪機進水措施。本文根據(jù)汽輪機可能的進水來源，對采取的汽輪機防進水控制保護措施分別進行了分析總結，并對運行中要進一步關注的問題提出了參考建議。

關鍵詞：三門核電汽輪機；防進水；設計特點；運行控制

1.引言

三門核電站二回路主蒸汽系統(tǒng)蒸汽為有一定濕度的飽和蒸汽，蒸汽參數(shù)不僅遠遠低于常規(guī)火電站的超臨界參數(shù)，這樣汽輪機做功的過程中，蒸汽濕度會不斷增加，此外二回路蒸汽流量大，蒸汽管道長且體積龐大，蒸汽凝結部位比較多，凝結水量相對也比較大，所以我廠與其他壓水堆核電機組一樣面臨潛在的汽輪機進水風險。

2.汽輪機主要的潛在進水來源

壓水堆核電廠常規(guī)島引起汽輪機進水的來源，可以概括為以下幾個方面：

（1）蒸汽發(fā)生器、主蒸汽及蒸汽旁路系統(tǒng)管道：蒸汽發(fā)生器水位自動控制系統(tǒng)控制異常，使蒸汽發(fā)生器水位過高，或其汽水分離裝置不能正常工作，管道內疏水不充分，水分就會直接進入汽輪機。

（2）汽水分離再熱器系統(tǒng)：汽水分離器及再熱器不能達到其性能要求，使其出口蒸汽干度不能滿足要求。汽水分離器蒸汽疏水系統(tǒng)設計不合理，也可能使積水進入汽輪機。

（3）汽輪機抽汽及給水加熱系統(tǒng)：當加熱器運行故障、管側泄漏、水位調節(jié)不當、疏水系統(tǒng)阻塞、抽汽逆止閥及隔離閥關閉不嚴，均可能使加熱器中積水進入汽輪機。在汽輪機進水事故中，以高壓加熱器管束泄漏、抽汽系統(tǒng)故障造成事故的比例比較高。

（4）汽輪機軸封系統(tǒng)：如果在啟動時，汽輪機軸封系統(tǒng)暖管或疏水不充分，在給軸封供汽時，將會把水帶入汽封。

（5）汽輪機疏水系統(tǒng)：疏水系統(tǒng)設計是預防汽輪機進水的重要手段。汽輪機疏水系統(tǒng)在機組啟停及正常運行工況下都要保證對各個相關系統(tǒng)進行完善的疏水。

3.汽輪機進水的預防及保護措施

三門核電站常規(guī)島根據(jù)ANSI/ASME TDP-2-1985《防止進水對發(fā)電用汽輪機損壞的推薦措施》，結合三菱和國內電力設計院的設計制造經(jīng)驗，設置了完善的防汽輪機進水措施，并且所有防止汽輪機進水的設計滿足單一故障準則，即發(fā)生單個設備故障時不會導致汽輪機進水。

3.1蒸汽發(fā)生器、主蒸汽及蒸汽旁路系統(tǒng)管道

核蒸汽供應系統(tǒng)上設置了多種的控制手段和疏水措施，以保證從最初供汽源上減少水分的積聚，保障汽輪機進汽品質。

3.1.1主蒸汽濕度控制

壓水堆核電站的核蒸汽供應系統(tǒng)產(chǎn)生的蒸汽參數(shù)比較低，蒸汽發(fā)生器出口的蒸汽都有一定濕度，蒸汽發(fā)生器出口蒸汽濕度要求低于0.25%，為保證這個濕度要求，降低汽輪機進水的風險，在蒸汽發(fā)生器內部裝設有兩級汽水分離器和蒸汽發(fā)生器內水位控制保護。當蒸汽發(fā)生器液位達到高3報警定值時，觸發(fā)汽輪機停機和主給水隔離。

3.1.2蒸汽管道疏水措施

主蒸汽管道布置沿汽流方向保持一定的坡度，最小0.01，使蒸汽中的凝結水能順暢的匯集疏出，并在主蒸汽母管的低點設置疏水。在主蒸汽的MSV入口管道也設有疏水管線，這些疏水管線管徑較粗，以保證在機組啟動和停運工況下能有足夠的能力及時排出主蒸汽管道中產(chǎn)生的積水。主蒸汽母管及4個MSV入口管道的疏水均為疏水罐+自動疏水器方式，當有以下信號時，自動疏水器的電動旁路閥打開，從而快速排出積水：a.主蒸汽母管疏水罐水位高且疏水器旁路閥處于自動；b.主蒸汽母管疏水罐水位HH（疏水器旁路閥處于LOCK或手動模式均不受影響）。

在高壓缸入口管線，出口去MSR管道及高壓缸殼體的活塞操作疏水閥，在汽輪機負荷≤20%，或者解列，或者汽輪機跳閘時自動快速打開，排出主管道內的凝結水，避免管道內發(fā)生水錘和水流入汽輪機中。

由于主蒸汽管道及MSV入口管道處的疏水壓力等級相同，將其連接到一條疏水母管進入凝汽器，并且母管上裝有逆止閥，以防止與不同壓力等級的疏水母管間串水。

3.1.3汽水分離再熱器系統(tǒng)

三門核電站二回路主蒸汽在主汽閥前濕度達到0.5%，在高壓缸做功后蒸汽濕度比較大，在高壓缸排汽后設置管殼式汽水分離再熱器（MSR）以去除排汽中的水分，并提高進入低壓缸的蒸汽參數(shù)。三門核電站常規(guī)島有兩臺臥式MSR，布置在汽輪機兩側。每臺MSR由殼體、汽水分離器、兩個一級再熱管束和兩個二級再熱管束組成，為第三代“特大容器”型汽水分離再熱器。再熱管束采用傳統(tǒng)的雙流程方形布置，汽水分離采用V形波紋板，除濕效率達到98%，使再熱后的出口蒸汽成為過熱蒸汽。

MSR管側疏水箱設有正常和緊急疏水管線，在啟停過程中或正常疏水系統(tǒng)故障的情況下，緊急疏水閥開啟向凝汽器排放，以防止疏水從抽汽管線倒流入汽輪機。MS本體疏水箱也同樣采用正常和緊急疏水管線，MS本體正常疏水由疏水泵輸送至除氧器，緊急疏水閥設計為故障打開，以可靠控制疏水箱液位。

對于MSR一級再熱器的疏水箱出現(xiàn)液位高高時，三門核電站MSR沒有設置保護聯(lián)鎖關閉抽汽截止閥功能，在MSR抽汽逆止閥下游只設置有一個手動截止閥，用于在運行期間投退隔離一級再熱器用。如圖1所示：

根據(jù)熱平衡圖，MSR在正常滿負荷運行過程中，每個一級再熱器疏水箱經(jīng)過的疏水流量為162t/h，而正常運行期間一級疏水箱的自由容積約為2.57m3。因此一旦疏水不暢，水箱滿溢的速度將非常快。然而，極限狀況下，當疏水箱滿溢后如果疏水進入MSR管束，隨著管束的淹沒，蒸汽大量冷凝也會減少，疏水繼續(xù)滿溢進入汽輪機的可能性極低。這一點與高低壓加熱器水位高高聯(lián)鎖關閉抽汽截止閥有所區(qū)別，因為高低壓加熱器水位高高有可能是疏水不暢造成的，也有可能是加熱器傳熱管束破裂造成的。而MSR是一種汽汽加熱器，管內蒸汽壓力比MSR殼側壓力大，且沒有額外的水源可以進入管束。

3.2汽輪機抽汽及給水加熱系統(tǒng)

據(jù)統(tǒng)計以往發(fā)生的汽輪機進水事故，最主要的原因之一就是抽汽和給水加熱器等管線疏水倒流入汽輪機引起的。三門核電站汽輪機抽汽及給水加熱系統(tǒng)采用以下措施來防止汽輪機從抽汽管道進水：

（1）給水加熱器殼側設置自動疏水系統(tǒng)，采用疏水逐級自流方式，排出加熱器殼側積水。

（2）給水加熱器在殼側液位H2報警時自動觸發(fā)隔離，退出加熱器運行，以隔離傳熱管破裂造成的泄漏。

（3）給水加熱器的抽汽管道設置氣動逆止閥和電動隔離閥，逐級疏水自流管線上設置氣動控制的正常疏水閥和緊急疏水閥，并在氣動逆止閥前后分別設有疏水管線。

（4）1#，2#低加布置在凝汽器頸部內，對應的抽汽管道比較短，因而汽輪機與1#，2#低加的抽汽管線之間不設抽汽逆止閥和電動隔離閥。

（5）在主控室設置給水加熱器液位H和H2報警，以提醒操縱員注意監(jiān)視系統(tǒng)的自動控制運行情況。

3.2.1給水加熱器的抽汽及疏水控制

抽汽疏水管線和自動疏水器布置位于抽汽管線的低點，這些疏水器的旁路閥會接到相關控制信號時自動打開進行疏水，以防止汽水通過抽汽管道進入汽輪機。在電廠啟動時這些疏水閥必須保持打開，而且在抽汽逆止閥和截止閥關閉后，從汽輪機進入抽汽管線的水汽通過這些疏水閥連續(xù)排出。

3.2.2抽汽截止閥關閉及加熱器管側隔離

為了盡量降低汽輪機高壓缸和低壓缸進水的可能性，所有抽汽管道在疏水或蒸汽凝結水積聚的低點及低位都設置了自動疏水系統(tǒng)。疏水通過管道流入凝汽器。抽汽管道上（1#、2#低加除外）都設置了抽汽逆止閥和電動截止閥。抽汽逆止閥盡量靠近汽輪機本體，主要作用是在負荷突降時防止逆止閥下游抽汽管道內的蒸汽倒流引起汽輪機超速。電動截止閥盡量靠近給水加熱器，主要作用是在給水加熱器水位過度上升時關閉，防止汽輪機進水。

此外，除氧器也可能造成汽機進水風險。除氧器水箱內設置三個用于液位控制的水位計，用于提供L、H、H2水位信號。當達到相應的高水位時將報警并自動觸發(fā)相應的隔離動作。除氧器，作為混合式加熱器，正常運行時不需要疏水，但是作為操縱員，要對除氧器液位有足夠重視，在某些特殊工況下，如除氧器液位控制閥保護解除時，容易出現(xiàn)疏忽導致除氧器過充產(chǎn)生液位高，這也有很大汽輪機進水風險。需要定期檢查除氧器水位調節(jié)裝置，杜絕發(fā)生滿水事故。

3.3汽輪機軸封系統(tǒng)

當軸封或轉子金屬溫度高于進入密封腔的濕蒸汽溫度時，將會通過軸封系統(tǒng)產(chǎn)生冷凝水，軸封長期帶水運行會導致轉子的凹槽和表面破裂。為防止對汽輪機轉子造成損壞，必須對冷凝的蒸汽進行徹底疏水。

軸封蒸汽管線的布置高于汽源管線，在高低壓缸軸封蒸汽管線上采用自動疏水器而進行連續(xù)疏水。從軸封母管至汽輪機之間的管線上保持向上傾斜角度，從而使疏水自動流回到軸封母管內，通過低點的疏水管線輸送至凝汽器。

從汽輪機至軸封冷凝器之間的管道則保持向下坡度，以使疏水自動流至軸封冷凝器。在軸封冷凝器上設置兩個排風機，以排出冷凝器中的不凝氣體，在軸封冷凝器保持一定的負壓，通過一個水封將軸封疏水順暢排向凝結水回收箱（CRT）。軸封冷卻器的液位高，不但會使軸封冷凝器的效率降低，也會有汽輪機進水風險，也要對其液位保持應有關注。

3.4汽輪機疏水及相關系統(tǒng)

在機組啟動和停運期間，汽輪機疏水系統(tǒng)快速高效地移除蒸汽管道里面產(chǎn)生的疏水是極為重要的。管道里的疏水可以引起水錘、水沖擊導致的腐蝕甚至水倒流入汽輪機而引起的汽輪機進水事故，因此要有良好的疏水系統(tǒng)，將疏水及時排出。疏水系統(tǒng)主要收集以下各處的疏水：汽輪機入口蒸汽管道，抽汽管道，汽輪機旁排管道，MSR一級和二級疏水箱，汽水分離器疏水箱，低加疏水箱，高壓加熱器和低壓加熱器，還有高低壓缸軸封蒸汽管道等。

3.4.1汽輪機疏水系統(tǒng)構成及控制

汽輪機疏水采用自動疏水系統(tǒng)，使疏水通過管道流入凝汽器，所有疏水接口設置在管道的最低點，且疏水管道和閥門內徑不小于25mm，以滿足在任何運行條件下的最大疏水量要求，并減少被異物堵塞的風險。

自動疏水系統(tǒng)的結構形式為：疏水罐+疏水器+動力操作旁路閥疏水裝置，如圖2所示。疏水器的旁路管線上設有疏水器旁路閥。正常運行期間產(chǎn)生的疏水可以通過自動疏水器間歇地排向凝汽器，疏水器旁路閥保持關閉。疏水罐設置兩個開關式液位計，用來控制疏水旁路閥的開啟。由于開關式液位計沒有斷線報警功能，故設置兩個（分別提供H和H2液位報警），來滿足單一故障準則，保障連鎖功能，確保機組可靠疏水。

疏水旁路閥打開的控制信號通常有：

（1）手動模式下，主控室OPEN信號

（2）自動模式下，疏水器液位 H

（3）自動或手動模式下，疏水器液位H2

（4）自動模式下，汽輪機負荷≤20%、發(fā)電機解列或者汽輪機跳閘。

3.4.2疏水器使用

采用疏水器可以提高蒸汽系統(tǒng)的熱效率，避免了手動疏水閥排放蒸汽的問題，且能通過節(jié)能效益很快收回疏水器的投資。三門核電采用了杠桿浮球式、雙金屬式和自由浮球式三種疏水器，能夠隨時排出蒸汽系統(tǒng)中產(chǎn)生的凝結水，保證系統(tǒng)的安全和高效率。

在疏水器的應用上有個需要注意的問題。疏水器是一種徹底的“自主式”閥門，識別蒸汽和凝結水以及不凝氣體并自動實現(xiàn)“阻汽、排水、排氣”的功能，完全是在疏水器內部自動進行的，沒有任何“人機接口”可供操作，無需任何外部動力如電源、氣源、人力。如果疏水器出現(xiàn)故障（如泄漏或堵塞）是無法通過外部及時干預排除故障的，只能專門人員進行隔離維修。

3.5凝汽器

絕大多數(shù)情況下，凝汽器不會造成汽輪機進水，但在機組停機后，操縱人員若忽視對凝汽器水位的監(jiān)視，凝汽器投入手動補水時，造成凝汽器滿水現(xiàn)象。

3.5.1運行監(jiān)控及處置

眾多運行經(jīng)驗表明，對于汽輪機進水事故，運行人員所采取的措施，是否處理及時得當，對電站運行狀況和造成設備損壞程度有很大的不同。

正常運行時，運行人員要注意監(jiān)視儀表，特別是金屬溫度、振動、脹差及各相關液位報警。當報警器發(fā)出聲響時，不要只依賴應急閥門的自動動作，要遠控操縱并觀察這些閥門，確認其正確執(zhí)行自動動作。要對防進水保護儀表閥門，要進行定期試驗檢查。針對眾多疏水器要根據(jù)其類型制定好巡檢計劃，保證自動疏水器時刻保持正常工作。

3.5.2后續(xù)需關注的問題及建議

綜上對于三門核電汽輪機防進水措施的分析總結，有以下幾個問題需采取進一步關注，以有效的預防汽輪機進水事故，保證設計措施的有效性和可靠性。

（1）注意疏水管線及疏水器的保溫防凍保護。由于采用的自動疏水器，運行時，疏水器內部會有積水，在遇到寒冷天氣出現(xiàn)結冰，容易導致疏水堵塞。對于裸露的疏水管線，運行時需注意檢查是否做好了完善的保溫措施。

（2）ASME規(guī)范中要求對疏水管道上裝設溫度探測器，以判斷疏水管道是否有堵塞，而三菱建議采用現(xiàn)場定期巡檢的方式檢查疏水管道是否有堵塞。目前使用情況，疏水器運行情況較好。現(xiàn)場使用溫槍即可方便判斷疏水器是否存在堵塞。

（3）對汽輪機進水事故，制定有針對性的事故處理大綱，根據(jù)以往電廠出現(xiàn)的進水事故，對操縱員進行相關的模擬培訓，要求熟悉各種進水事故的現(xiàn)象和處理思路，提高對進水事故的響應速度和處置正確性。

4.結論

三門核電站二回路系統(tǒng)根據(jù)ASME規(guī)范設計了完善的防汽輪機進水措施，對各個可能的進水源采取了相應的監(jiān)測控制和保護，保障機組的安全可靠運行。運行人員的處置措施對機組狀態(tài)及設備的影響很大，因此在電站的運行中，要加強操縱員培訓時此類事故的學習，清楚汽輪機防進水的各項措施，以便正確的采取行動。

參考文獻：

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作者簡介：劉新國 生于1982年1月，男，山東濰坊人，本科，工程師，核電站運行操縱員，核電站運行，13456633571