浅析某核电厂汽轮机进水的原因及应对措施

房 雷

（中核核电运行管理有限公司，浙江 嘉兴 314300）

某核电厂2 台HN642-6.41 型汽轮机， 是哈尔滨汽轮机厂与美国西屋公司联合设计制造的。 汽轮机是靠高温高压的蒸汽推动做功的，如果高温的汽轮机进入冷汽冷水，将导致巨大的热应力，造成严重后果。 特别是我厂属压水堆，二回路蒸汽品质较低，极易发生汽轮机水冲击。

当前由于风电/光伏发电装机量上涨以及电网改革等原因，电网频繁要求核电厂进行启停调峰，给一回路、三废系统带来负担的同时，汽轮机组运行状态的频繁改变， 造成汽轮机进水事故的概率大大增加，再加上我厂汽轮机叶片存在某些共模缺陷，耐水蚀性差，易断裂。 这就要求我们电厂运行人员加强参数监测，防止发生汽轮机进冷汽冷水，如果确认汽轮机进水后，必须迅速采取应急措施，将事故后果控制在可控状态。

1 汽轮机进冷汽、冷水事故的危害

汽轮机进水后的危害主要有以下几点：

（1）动静部分摩擦；

（2）叶片的损伤及断裂；

（3）推力瓦烧毁；

（4）阀门或汽缸接合面漏气；

（5）金属裂纹。

2 汽机进水的原因分析

对于汽轮机任何与汽缸的接口都有可能造成汽轮机进水，从而引发重要设备损坏。 结合本厂的情况，汽机进冷汽冷水的来源主要有下面几个方面：

（1）来自蒸汽发生器和主蒸汽VVP 系统：如果因为设备故障或误操作， 导致蒸汽发生器水位过高，水顺着主蒸汽管道进入汽轮机。 主蒸汽母管疏水不畅，或者蒸汽发生器内汽水分离部分工作不正常，导致水（或湿蒸汽）进入汽机。

（2）来自二回路抽汽再热系统：如果再热加热器U 形管泄露或疏水系统故障，导致加热器满水，水就可能从抽汽管道倒流至汽轮机。 包括低加ABP 系统，高加AHP 系统，汽水分离中间再热GSS 系统。

（3）来自轴封CET 系统：投运汽轮机轴封操作时，如果暖管疏水不充分，冷水就有可能被带到汽机轴封内。轴封两路汽源中VVP 和SVA 的蒸汽参数有差距，主汽故障失去自动切到辅汽时有可能会导致热应力过大。

（4）来自CEX 凝汽器：凝汽器满水，倒灌入汽轮机。

（5）来自ADG 除氧器，除氧器水位控制失灵，满水导致汽机进水。

（6）来自汽轮机本身：汽轮机本身会产生大量冷凝水，如果疏水不畅，可能会向汽缸返水。 一个联箱内不同压力的疏水管道有可能导致串水。

（7）由于甩负荷或汽轮机跳闸时抽气逆止阀漏气或者失灵引起给水加热器水和蒸汽的闪蒸。 由于闪蒸产生的蒸汽温度比气机金属温度要低，这些低温的蒸汽通过工作不正常的抽气逆止阀进入汽机，使汽轮机上下缸温差增加[1]。

（8）减温水和喷淋水倒灌入汽轮机。

3 预防汽机进水事故的设计和预防措施

（1）合适的循环倍率设计。 如果实际循环倍率超过制造厂的设计值，水含量超过汽水分离器分离能力时，过量水滴随蒸汽进入汽轮机，危害汽轮机叶片的安全。

（2）蒸汽发生器水位控制，水位过高导致蒸汽含水量超标， 加重叶片的冲蚀， 在机组负荷在20%～100%时，将蒸汽发生器水位控制在51.6%恒定。 蒸汽发生器到达高高水位定值（75%）&P7 跳堆保护，避免汽轮机进水。

图1 某核电厂蒸汽发生器水位整定值函数

（3）完善主蒸汽管道疏水，主蒸汽管道呈下坡状进入汽轮机厂房。 主蒸汽母管设在常规岛最低处（-7.2 m），并配有5 个疏水袋。

（4）ABP，AHP 壳侧疏水管线设计有正常疏水阀和紧急疏水阀两组阀门控制疏水段液位。 疏水液位高2 延时3 秒开启紧急疏水阀， 疏水液位高3 隔离加热器， 水侧走旁路。 ADG 液位高2 和高3 自动隔离APG，STR 来水和高加正常疏水，开启排水管线，关闭抽汽管线等。 这些自动动作措施防止由于疏水故障或者加热器传热管破裂而导致汽轮机进水。

（5）在加热器抽汽管线设计上，每条抽汽管线安装有抽汽逆止阀和电动隔离阀。 隔离阀安装在靠近加热器侧，壳侧水位三高时隔离关闭，防止疏水倒流入汽缸。 并且在各抽汽管道低点设置有疏水袋，疏水袋一般都配有气动控制阀和旁路电动阀，分别由不同的SN 控制，在疏水量较大的地方还有疏水器连续疏水。

（6）二回路设计有GPV 系统，疏水系统包括：（a）自动（低于20%负荷开启）或手动控制疏水，为保证安全，气动疏水阀为失气开型；（b）节流孔连续疏水。这些疏水系统保证了汽轮机内部减少水的聚集，防止因此导致的热力冲击。

（8）轴封系统，当有必要切换到汽源时，必须严格按照规程操作，暖管疏水操作要彻底，轴封压力调节阀上游的管道不得有积水。

（9）另外汽轮机上下缸体设有温度探头，用于发现上下缸温度的不正常变化， 如果汽轮机缸体进水则下缸温度会快速下降从而导致上下缸温差超限。 当温差达到42℃即认为汽轮机汽缸进水，GPV 疏水阀自动开启，防止事故恶化。 达到56℃必须立即手动打闸。

4 汽轮机进水的监测手段

二期的汽机进水检测热电偶安装在汽缸上。 在主控GME 基本参数中，GME001/002KT 分别显示的是HP 外缸上、 下进汽口金属温度，GME003/4KT 分别显示的是汽缸上/下半一端金属温度，GME005/6KT 分别显示汽缸上/下半二端金属温度。

这6 个温度探头用以监测汽轮机汽缸的上、下部温差。 允许最大温差为56℃。 当温差达到42℃时（且下缸温度低于上缸）报警，超过56℃时应立即停机，主控分别GME010IA/011IA 指示上、下缸温差高和高高的报警。

图2 某核电厂汽轮机水击监视画面

如果监测到温差突然增大， 说明汽缸底部积水。要迅速打开所有相关疏水阀，并尽快检查上述可能的冷水来源，如蒸汽发生器系统以及主蒸汽管道及抽汽管道上的疏水管道等。 同时密切监视汽机各仪表读数，特别是汽缸金属温度、偏心度、振动和差胀等参数要能满足机组运行的要求[2]。

除了检测汽缸本体的3 对热电偶作为判断汽缸是否进水的直接依据外，主控操纵员还应该对可能进水的其他系统和信号进行关注。 比如，在轴封蒸汽管线上均装有热电偶， 在其他如抽汽管线、GSS 再热管线等有可能对汽缸进水的地方，相应管线的温度检测要关注，如果KIT 指示的温度比正常温度过低或突然下降，则说明有这些管线上可能有积水；还有，汽机正常运行期间，高、低加热器的疏水工作不正常或水位异常，考虑到加热器进水是造成汽缸进水的最主要的原因，所以操纵员应对此有高度重视，及时处理或者切除该加热器并适当减少负荷。

5 汽轮机进水的现象和处理

我厂汽轮机启动运行说明书上明确指出，汽缸热电偶温度指示对于主要在湿蒸汽区工作的核电汽轮机的进水事故来说价值是有限的。 即使有热电偶温差信号， 也不能明确地提出像火电机组一样的进水指示，如果有以前不存在的振动或管道摇摆且没有可以接受的原因，则也被认为是一次进水事故过程。

5.1 汽轮机进水的现象

大体来说，汽机进冷汽、冷水有以下现象[3]：

综上所述，糖尿病并发肺结核诊断实行CT检查的效果显著，能充分发挥CT检查多样性的作用，大大提高干酪样病变及空洞形成的诊断检出率，值得在临床领域中使用及推广。

（1）DEH 中指示汽缸上下温差过大；

（2）有蒸汽从汽机入口阀、汽缸接合面等处冒出；

（3）管道内存在较大的水锤声；

（4）加热器疏水箱满水；

（5）轴向位移增大、轴承温度增加；

（6）汽机轴振、瓦振指示迅速上升。

5.2 汽轮机进水后的处理措施

根据我厂常规岛事故处理大纲，汽机进水时应迅速采取以下措施：

（1）隔离冷汽、冷水源，全开有关疏水阀，紧急疏水，严密监视汽轮机相关运行参数，如胀差，轴位移，轴承振动，轴瓦振动，径向轴承及推力轴承温度的变化[4]。

（2）发现有白色蒸汽从管道、汽缸接合面、阀门、法兰等处大量冒出时，果断打闸停机，并执行I6 规程停机和破坏真空操作。

（3） 如果再热器疏水箱满水导致抽汽管道进水，应立即执行报警卡，确认抽汽电动隔离阀关闭，紧急疏水阀全开，加热器水侧旁路阀开启。 ADG 除氧器水位自动控制失效应立即将控制RC 切手动调节， 必要时现场手动调节。

（4）汽缸上下温差达42℃时可以维持机组功率不变，但需手动开启汽缸本体疏水阀，并立即查找来源。

（5）汽缸上下温差达56℃时，果断打闸停机，并执行I6 规程停机和破坏真空操作。

（6）汽机进水打闸停机后，必须持续跟踪汽机转速变化，观察汽机内部有无异常声响，严密监视汽轮机相关运行参数，如胀差，轴位移，轴承振动，轴瓦振动，径向轴承及推力轴承温度的变化。 如果发现惰转时间很短， 或在惰转中听到汽缸内部有异常摩擦声或停机前后振动明显异常增大， 则停机后必须开缸进行内部检查，确认没有叶片断裂等缺陷，否则禁止再启动[5]。

（7）转子转速到零后，投运盘车时，需对比盘车电流是否异常增大，盘车不动时，严禁强行盘车。

（8）汽机进水打闸停机后，盘车至少持续运行24小时，汽机再启动时，必须确认无异常第一故障报警，各相关参数正常， 特别是汽缸上下温差必须小于42℃，转子偏心度<0.076 mm[6]。

6 结语

综上所述，汽轮机进水事故后果严重，但我厂汽轮机进水事故仅通过汽缸上下金属温度差来监测诊断，论据较单一。 还有利用温差测量来监测汽轮机进水事故，还存在些问题：从汽缸进水到金属温度变化有一定的时间延迟，热电偶探测器本身也需一定的响应时间，汽轮机进水事故无法得到及时反应，中间环节较多，可靠性较差。 现在一些大型汽轮机一般都配有更为先进的防进水保护监测诊断系统，可以有效诊断出汽机进水事故的发生。 相关处室可以调研学习国内外先进汽轮机进水保护设计， 结合本厂实际情况，提出更为可靠的汽轮机进水保护方案。