1 前言
秦山核电二期1、2号机组汽机调节油系统是由美国西屋公司设计, 对系统中重要组成设备, 如EH供油装置、高压主汽阀执行机构等进行供货, 并由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司进行成套和现场调试服务, 最终达到满足机组整体运行要求。而秦山核电二期扩建工程3、4号机组汽机调节油系统是由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司在消化吸收秦山核电二期1、2号机组汽机调节油系统的基础上, 参考常规火电机组, 进行了国产化设计、制造和供货。由于3、4号机组EH供油装置、高压主汽阀执行机构、高压调节阀执行机构是由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司自主设计供货并负责。这些改变, 导致扩建工程汽机调节油系统与1、2号机组存在较大的差异, 造成了扩建工程汽机调节油系统在调试过程中遇到了一些新的问题, 同时也加大了调试困难程度。通过一系列的整改措施的实施, 3号机组汽机调节油系统已基本满足汽轮发电机组运行要求。
2 调试中发现的问题
2.1 挂闸后再热阀门开启动作延迟过长
启动挂闸, 由于再热阀门执行机构进油管路和AST/OPC管路相隔离, 必须通过AST/OPC电磁阀组、高压主汽阀执行机构和高压调节阀执行机构节流孔的系统补油才能建立再热阀门执行机构AST/OPC管路压力, 并驱动再热阀门执行机构内部油控阀作用, 从而开启再热阀门。由于再热阀门执行机构AST/OPC管路很长, 只通过补油建压, 所占用时间较长, 因此再热阀门开启动作也就延迟很长时间。特别是在OPC动作后复位, 由于AST/OPC管路建压缓慢, 再热截止阀不能快速开启, 从而导致汽轮机转速下降太快, 甚至降至大轴临界转速区域, 造成汽轮发电机组运行不稳定。
2.2 打闸后再热阀门快关动作时间不达标
根据调试规程《汽轮机重要阀门动作时间测定试验》 (编号TP3GSE50) , 进行高压主汽阀、再热主汽阀和再热截止阀的快关动作时间测定, 在首次阀门打闸中, 仅从阀门关闭声音就能判断出, 14个阀门关闭动作不是同时进行的, 成阶段性关闭。通过录波仪测量部分阀门关闭时间T值, 几乎都远远超出了汽轮机技术协议规范 (规范要求T2为150ms~200ms, T=T1+T2要求小于500ms) 。此试验数据是以汽机调节油系统油压低跳机, AST电磁阀失电动作, 卸掉再热截止阀执行机构AST油来实现阀门快关而得到的。由于再热阀门出厂验收是用执行机构内的快关电磁阀动作而实现阀门快关功能, 因此现场通过对DEH系统逻辑修改, 可以看出, 无论是再热阀门执行机构的油控动作还是电控动作, 再热阀门快关动作时间都不达标, 不能满足机组安全运行要求。
2.3 测量阀门快关动作时间的方法不可靠
根据调试规程要求, 测量阀门的快关动作时间需要使用位移传感器, 然后通过录波仪进行记录。因再热阀门执行机构上没有装配位移传感器, 只能通过阀门上的限位开关进行开关位的信号反馈进行记录。在测量过程中发现, 采取这种方法, 误差较大, 多次测量同一只阀门, 其测得的T值都不一样, 浮动范围广, 可信度差。
2.4 再热阀门执行机构回油不畅
4月13日3号机组汽轮机首次非核蒸汽冲转试验, 由于2号轴承轴瓦温度持续不正常上升, 立即打闸, 切断蒸汽进入汽轮机内。在此过程中, 发生了处于B列MSR壳体上中间位置的再热主汽阀RSV2执行机构的回油缓冲罐被压爆, 罐盖击飞, 大量的压力油从缓冲罐中喷出, 导致EH油箱油位大幅度下降, 临近低油位报警油位。现场查看, 发现回油缓冲罐平面端盖已被击打成球形封头状, 断面齐整无撕裂痕迹, 同时汽轮机右侧 (从汽机调端看) 的3只再热主汽阀和3只再热截止阀执行机构回油缓冲罐端盖都有鼓起变形, 存在安全隐患。
3 问题分析和处理
3.1 再热阀门执行机构的改造
3.1.1 问题分析:
根据ADAMS再热阀门执行机构原理图, 压力油通过进油管路、节流孔φ4以及油控逆止阀进入执行机构油缸建立油压14MPa, 推动弹簧室弹簧打开阀门, 同时卸荷阀关闭。而阀门关闭则是AST/OPC油压14MPa迅速下降至0.9 MPa, 打开油控阀, 则卸荷阀快速泄压打开, 油缸压力油通过无压回油管道 (DN20) 回到EH油箱, 在弹簧力的作用下, 阀门关闭。可以看出, 阀门关闭, 需要两个基本步骤:
第1步骤, AST/OPC油压14MPa降至0.9 MPa, 打开油控阀;
第2步骤, 卸荷阀打开, 油缸压力油快速流向无压回油管道。
3.1.2 改造措施:
(1) 为了保证油缸压力油泄至无压回油管路更畅通, 取消再热阀门执行机构的回油缓冲罐, 将原执行机构的32L高压蓄能器改为回油管路低压蓄能器之用, 并将油缸回油管路、蓄能器、无压回油管路通过三通连接。原执行机构控制块上的接头用螺塞堵死。
(2) 由于再热主汽阀不需要快开功能, 因此将再热主汽阀执行机构进油节流孔由φ4改为φ1.5, 以保证阀门开启的时候不会对系统母管油压带来较大的波动。
(3) 取消再热阀门执行机构的油控阀, 更换成通路块加DN10单向阀一体的替代块, 并保证外形接口尺寸与原油控阀一致, 与该替代块相通的管路由原来DN6改为DN10, 并与AST/OPC管道用三通连接, 原油路块上的DN6接头用螺塞堵死。此修改保证再热阀门执行机构卸荷阀的油路与AST/OPC油路相连接, 与1、2号机组再热阀门执行机构原理相一致。
3.2 增加角位移传感器
此次再热阀门快关动作时间测量是通过阀门的限位开关确定阀门动作起始位置, 然后通过电磁阀反馈信号给录波仪记录。在人工校验限位开关时, 已经发现每一个限位开关的信号反馈敏感程度差异很大, 所以通过限位开关来测量阀门动作时间是存在较大的误差。
3.3 增加系统无压回油管路
针对汽轮机右侧 (从汽机调端看) 再热主汽阀和再热截止阀执行机构回油缓冲罐端盖都有鼓起现象甚至压爆, 在现场仔细检查了汽轮机左侧的再热主汽阀和再热截止阀执行机构回油缓冲罐, 并无此问题。经过仔细核查汽轮机左右两侧的EH油管路布置, 发现右侧再热主汽阀/截止阀回油管路与AST/OPC电磁阀组的回油管路最终是汇合为同一条回油管路, 再去向EH油箱, 且AST/OPC电磁阀组的回油管路是在再热主汽阀/截止阀回油管路的下游汇集, 而左侧则是再热主汽阀/截止阀回油管路单独直接去向EH油箱。所以可以看出, 阀门打闸时, 执行机构油缸压力油和AST/OPC电磁阀组的压力油同时回油, 因为AST/OPC电磁阀组的回油在下游, 阻碍了再热主汽阀/截止阀回油, 导致右侧整体压力油回油不畅, 从而造成执行机构回油缓冲罐端盖鼓起甚至压爆问题的发生。
3.4 增加手动隔离阀
目前整个汽机调节油系统管路的布置 (包括执行机构内部管路) 成网状, 从再热阀门RSV2执行机构回油缓冲灌压爆导致整个汽机调节油系统进油母管压力降低以及EH油箱油位降低, 可以发现汽机调节油系统的管路连接是不能满足在线检修要求, 只要有轻微的泄漏或者故障, 势必导致整个系统瘫痪。而执行机构动作频繁, 检修几率比较高, 更需要有效的隔离措施。
4 结束语
秦山核电二期扩建工程3、4号机组是1、2号机组的翻版加改进, 按照习惯性思维, 在1、2号机组成功采购、安装、调试和运行的基础上, 扩建工程3、4号机组汽机调节油系统在采购上、技术上、和功能实现上是不应该存在这些问题的。但是这些问题偏偏又发生了, 显然我们在汽机调节油系统国产化道路上还任重道远, 同时也提醒着我们在学习和消化新的技术时, 需要不断的思考和实践, 需要真正的吃透和转化, 才能尽量避免更多问题的发生。当然, 我们也相信, 经过3号机组调试问题的处理和整改, 一定会将汽机调节油系统的国产化程度提高一个新的台阶, 也为今后的采购和调试工作积累了更多宝贵的经验。
摘要：本文分析总结了秦山核电二期扩建工程3号机组汽机调节油系统在调试过程中遇到的一些问题, 并针对这些问题进行的一系列整改措施, 最终满足机组运行要求, 为今后核电厂汽机调节油系统调试积累了宝贵的经验, 以及通过调试问题的分析与处理对设备采购工作所带来的反思。
关键词：汽机调节油系统,执行机构,改造
参考文献
[1] 秦山核电二期扩建工程汽轮机技术协议书[Z].2005.
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