介紹運行機組主給水調節閥更換后的調試試驗項目，分析了調試試驗風險并提出了應對措施。著重介紹主給水調節閥調試過程中出現的問題及處理方法。

　　蒸汽發生器是核電廠關鍵設備之一。蒸汽發生器水位控制系統通過控制給水調節閥的開度，調節給水與蒸汽流量匹配，維持蒸汽發生器水位趨于程序液位，使蒸汽發生器產生足夠的、品質合格的蒸汽至汽輪機做功。主給水調節閥是實現蒸汽發生器水位控制的關鍵部件。

　　某核電廠因原主給水調節閥運行過程中出現正常流量時閥門開度過大、蒸汽發生器水位控制不穩定現象，需進行改造，更換主給水調節閥。在主給水調節閥投運前，需在不同運行工況下進行相關試驗，以驗證新更換的主給水調節閥滿足設計要求。本文在確定主給水調節閥更換后調試試驗項目的基礎上，分析了調試試驗風險并提出了應對措施，著重介紹調試過程中出現的問題及處理方法。

1、控制原理與閥門特性

　　1.1、蒸汽發生器水位控制原理

　　低負荷工況下，蒸汽發生器水位采用單沖量控制，由旁路調節閥調節給水流量，主給水調節閥關閉。在高負荷工況下，采用三沖量控制，主給水調節閥接受主給水流量、主蒸汽流量以及蒸汽發生器水位三沖量控制信號，調節給水流量，旁路調節閥關閉。三沖量調節由水位調節以及流量調節2個調節單元(串級)組成。設計允許機組功率在15%FP~20%FP(FP為滿功率)時，可以進行主、旁閥切換。

　　1.2、主給水調節閥性能參數

　　主給水調節閥為氣動套筒調節閥，采用多彈簧式氣動薄膜執行機構和標準套筒閥芯。套筒壁流通窗口為碗狀窗口。即單座閥體內設套筒，閥芯以套筒為導向上下運動，實現流量調節。主要性能指標如下：設計壓力：10MPa；設計溫度：250℃；控制信號：4~20mA(DC)；信號氣源：0.08~0.2MPa；氣源壓力：0.3MPa。

　　1.3、主給水調節閥執行機構動作原理

　　主給水調節閥執行機構為多彈簧式氣動薄膜執行機構，主要部件為薄膜氣腔和安裝在氣腔上部的彈簧。來自控制器的4~20mA控制信號通過定位器控制氣動放大器進氣量；進氣經過氣動放大器后進入氣腔；氣腔壓力增加，在膜片上產生推力，使執行機構推桿向上運動，進而帶動閥芯動作。當推力與彈簧反作用力平衡時，閥芯穩定在某個位置上�？刂茐毫�為0.08~0.2MPa，對應閥門開度0~100%。在緊急情況下，電磁閥S1或S2接受來自專設系統的主給水隔離信號，失電后排出氣腔壓力，在彈簧作用下將閥門在5s內關閉。動作原理見圖1。

圖1 主給水調節閥控制原理示意圖

1—主給水調節閥；2—電-氣閥門定位器；3—氣動放大器；4—氣腔；5—氣控閥；6—電磁閥S1；7—電磁閥S2

2、調試項目、風險與對策

　　2.1、調試試驗項目

　　(1)快關試驗：檢查主給水調節閥收到專設安全設施系統發出的主給水隔離信號后，能否在5s內快速關閉。保證事故工況下主給水能夠迅速隔離，防止反應堆冷卻劑系統過冷。

　　(2)冷態自動切換試驗：在冷停堆狀態下，通過外加主給水流量等信號驗證主給水調節閥與旁路調節閥相互自動切換邏輯正常，并且切換過程中給水調節閥無卡澀或突跳現象。

　　(3)熱態自動切換試驗：驗證功率運行時，主給水調節閥與旁路調節閥相互自動切換正常，并且切換過程中蒸汽發生器水位變化保持在技術規格書規定的允許范圍內。

　　(4)蒸汽發生器水位控制試驗(三沖量調節)：驗證穩定功率運行時，外加程序水位±5%階躍變化、蒸汽流量±5%階躍變化、蒸汽發生器水位控制系統的動態響應能否滿足設計要求。

　　2.2、調試風險

　　(1)因更換主給水調節閥是在機組大修期間實施，試驗進行時，其他維修或運行活動對試驗項目的影響，導致試驗不成功或設備損壞風險。

　　(2)需外加信號的試驗項目存在信號接入端子錯誤、信號輸入錯誤、拆接端子排時誤動周邊設備，導致試驗不成功或設備損壞以及停機停堆風險。

　　(3)蒸汽發生器水位控制系統三沖量調節控制器參數整定過程中，蒸汽發生器水位控制偏差導致停機停堆風險。

　　2.3、風險對策

　　(1)針對第一類風險，一是從編制試驗項目計劃著手，在大修計劃中明確試驗時間窗口，要求試驗進行期間不得進行可能影響試驗的其他活動，如涉及儀表電源、儀用壓縮空氣系統等的維修或者檢查工作。二是充分了解與掌握主給水調節閥安裝階段單體試驗情況。三是在現場進行試驗時嚴格按照工作管理程序進行：申請試驗工單，依據大修計劃時間窗口進行工作；試驗實施前，確認試驗許可證得到批準后，辦理試驗許可證開工；開工后，應召開工前會，通報試驗風險，注意事項等內容，并和當班值長商定試驗實施的具體步驟。

　　(2)針對第二類風險，一是編寫試驗規程時，涉及到信號接入的，規程中必須明確到端子排號，并依據現場實際情況，對試驗規程進行審查，必要時升版。二是強調使用防人因失誤工具：試驗前進行工前會，明確試驗項目、試驗要點以及應急預案等；在試驗過程中無論是試驗人員進行拆接端子排以及加入模擬信號還是運行人員配合操作都要依據規程；試驗負責人負責監護試驗員進行拆接端子排等工作；高級操縱員監護操縱員進行運行操作；試驗員以及操縱員操作時充分自檢；試驗人員與運行人員相互之間使用三向交流方法下達以及接受指令、反饋操作信息。

　　(3)針對第三類風險，一是明確指定操縱員、2名高級操縱員專職配合試驗過程中的運行操作。針對蒸汽發生器水位的手動干預，試驗前在模擬機上進行專項培訓：包括程序水位階躍變化、蒸汽流量階躍變化等試驗項目。二是明確需要手動干預水位調節的水位定值以及流量變化定值。水位階躍、流量階躍變化絕對值采用逐次逼近方式：首先引入小幅值階躍信號，初步調整控制器比例、積分參數，然后依據試驗規程引入階躍變化信號進行試驗。三是試驗開始前在電廠計算機內建立變量組，過程中密切關注各相關變量變化趨勢，及時采取響應措施。

3、調試過程

　　調試分為冷態調試以及熱態調試2個階段。

　　3.1、冷態調試

　　冷態調試在冷停堆狀態下實施，包括快關試驗和冷態切換試驗�？礻P試驗通過在模擬反應堆平均溫度低引起主給水調節閥關閉，試驗結果滿足設計要求。冷態切換試驗需在機柜內加入模擬核功率等信號，接線由試驗員嚴格按照圖紙進行，另一名試驗員獨立確認，冷態切換試驗順利完成。

　　3.2、熱態調試

　　熱態調試過程依據安裝使用的定位器的不同分為3個階段。

　　3.2.1、第一階段：A型定位器 A型定位器為壓電型智能定位器。

　　自動切換試驗發現：

　　(1)主給水調節閥開、關閥瞬間有超調現象，導致主給水流量瞬間上沖，幅度約60t/h。

　　(2)無開閥指令時，出現由于定位器補氣導致主給水調節閥開閥引起主給水流量尖峰的情況。

　　(3)閥門投入自動控制時，主給水流量存在波動，幅度約25t/h。

　　經多次調整控制器參數，仍無法消除波動現象。對壓空管道、接頭進行緊固后，再次進行試驗，波動現象有所改善，但開閥過程中流量依然有超調現象。切換試驗過程中除超調導致流量上沖外其他均滿足要求。升功率至30%FP后，出現振蕩現象，主給水調節閥開度由3%至37%，給水流量由110t/h至605t/h大幅振蕩。

　　經過分析，判斷導致閥門大幅振蕩的原因是該型號定位器對于氣體泄漏反應極為敏感以及壓空管線不可避免的輕微泄漏。記錄曲線表明：因管線泄漏使氣腔壓力下降進而導致閥門開度下降1%時，定位器啟動補氣，此時閥門出現振蕩。具體序列框圖見圖2。

圖2 調節閥振蕩序列

　　由圖2可以看出，調節閥開度減小，使得給水流量降低，蒸汽發生器水位下降，流量調節器以及水位調節器進行比較后均給出適宜的開閥指令，進而流量、水位恢復；而圖2中陰影部分定位器定時補氣導致閥門開度增大，則是在蒸汽發生器水位閉環控制系統以外引入的開閥動作，是導致超調進而振蕩的根本原因。對定位器死區設定值、氣動放大器進行調整也未能改變振蕩現象。

　　3.2.2、第二階段：B型定位器為消除振蕩現象，更換B型模擬型定位器，此定位器可以通過噴嘴擋板連續補氣，故對氣體泄漏不敏感。切換試驗時發現以下問題：

　　(1)手動操作給出閥門動作指令后流量響應存在30~40s的延時現象。

　　(2)自動控制時給出閥門動作指令后，閥門不會立即動作，需積累一段時間后給水流量才會有一個突變，約20t/h。

　　經調整氣動放大器后閥門響應有所改善，自動情況下水位曲線為鋸齒波，周期變長，頻率降低，但無法收斂。水位控制試驗時，在對階躍變化的響應調節過程中，水位曲線基本無鋸齒波，但投入自動情況下水位曲線仍為鋸齒波；隨后機組升功率至50%FP，在手動調節維持水位時，調節閥動作滯后現象明顯，其中關閥滯后約20s，開閥滯后約35s。

　　上述試驗表明：更換為模擬型定位器后消除了超調以及振蕩問題，但存在閥門動作響應延時現象，手動操作時尤為嚴重。

　　3.2.3、第三階段：C型定位器 機組運行時需手動操作干預蒸汽發生器水位，若采用B型定位器，因閥門動作響應延遲，出現水位不可控升高或降低，進而導致停機停堆的風險較高。因此，更換C型帶噴嘴擋板的智能定位器進行試驗。

　　首先對閥門進行靜態測試，通過調整放大器以及定位器自整定，消除定位器氣源輸出不穩定等問題，靜態測試合格。

　　后續試驗過程中無響應延時現象，也無定位器定時補氣現象，問題為：

　　(1)手動操作時下波動較大，閥門開度無法穩定，主給水流量波動約30t/h左右。

　　(2)20%FP平臺試驗完成，主給水調節閥投自動控制后主給水流量存在約15t/h流量波動。

　　(3)隨著機組功率升高，流量波動幅度也逐漸升高，30%FP時流量波動上升到25t/h；35%FP時流量波動上升到約35t/h；

　　經多次反復調整氣動放大器、控制器比例、積分參數、濾波時間常數等，流量波動現象未能改善。

　　調節閥波動不僅會導致蒸汽發生器液位波動，存在停機停堆風險，還會導致閥桿磨損、填料泄漏等問題。調節閥閉環控制回路任一環節出現波動，都會導致調節閥波動，可能的原因包括：測量信號擾動，控制器組件故障，控制器輸出不穩定，信號傳輸環節連接松動、接觸不良；定位器、氣動放大器故障、氣路阻塞；執行機構氣室密封不良，閥芯松動，閥桿摩擦力過大等。

　　通過對試驗過程進行分析，排除變送器、輸入卡以及信號傳輸環節問題，波動原因初步定位于閥門本體和就地控制系統元件。主要有閥門氣路密閉性差、反饋桿松動、定位器性能不匹配、閥桿摩擦力過大、放大器參數不匹配等。

　　進一步檢查發現固定在閥桿上的閥位指示夾塊與閥門支架本體存在摩擦現象，增大了閥桿摩擦力，導致閥桿卡滯，產生波動。具體過程為：輸入信號變化時(即階躍信號)，由于摩擦力較大，使負偏差過大，定位器積分作用使輸出不斷增大；當增大到足夠克服靜摩擦力時閥門動作，由于靜摩擦力大于動摩擦力，閥門超調，負偏差變為正偏差，反復超調，導致波動。

　　為減小摩擦，對閥門支架進行了打磨；同時，在閥門靜態狀態下，對定位器參數進行自整定，根據自整定最優參數調整定位器比例、積分參數。

　　再次試驗，調節閥波動現象得到改善，手動狀態20%FP平臺無波動現象；35%FP和55%FP平臺小幅波動，波動流量約15t/h。自動控制狀態下能夠維持蒸汽發生器水位穩定，存在約20t/h的間斷流量波動。就地檢查閥門，發現閥位指示夾塊與閥門支架本體依然存在摩擦。

4、結論

　　已運行機組更換主給水調節閥是重大技術改造，在機組大修有限的時間內要完成原閥門拆除、新閥門安裝、調試等工作，存在較大風險。真空技術網（http://smsksx.com/）認為首次投入應用的新閥門的調試過程也存在較大風險。

　　應針對具體試驗項目，分析存在風險，并采取相應對策。因前期不具備試驗條件，定位器選型存在不足，通過現場調試，確定了定位器型號，通過控制器與定位器配合，使新調節閥在不同功率平臺下，閥門動作、響應基本滿足設計準則和系統運行需求，達到了改造的目的。

　　閥位指示夾塊與閥門支架本體摩擦，增大了閥桿摩擦力，閥桿摩擦力過大，使得A、B型定位器和控制器比例、積分參數不能滿足實際需求導致閥門振蕩以及響應延時。C型定位器可以克服振蕩以及響應延時，但不能消除由于閥桿摩擦力過大導致的閥門波動。只有從閥門本體入手，通過閥門診斷或解體檢查等手段進一步分析閥位指示夾塊與閥門支架本體摩擦的原因，消除摩擦，才能從根本上解決閥門波動問題。