（大亚湾核电运营管理有限责任公司 广东深圳 518124）
摘要：本文在研究历次大修停机解列的报告的基础上，结合D215大修的停机解列过程，分析了在整个停机解列过程中联合疏水箱内的物理变化，得出了联合疏水箱液位内闪蒸不可避免的结论，提出了有效避免停机的机组操作方法，并且在大亚湾核电站后续的大修得到有效的应用，并推广到岭澳一期两台机组，取得良好的应用效果。
关键词：联合疏水箱；闪蒸；液位
0前言
在有记录的大亚湾和岭澳核电站停机解列过程中出现多次因为GSS联合疏水箱液位高高跳机的情况，仪控维修、设备管理和运行领域的许多人对此开展了研究和分析。本文在研究历次大修停机解列报告的基础上，结合D215大修的停机解列过程，分析了在整个停机解列过程中联合疏水箱内的物理变化，得出了联合疏水箱液位内闪蒸不可避免的结论，提出了有效避免停机的机组操作方法，并且在后续的大修得到有效的应用，为核电百万千瓦机组类似的问题分析提供了有效的参考方法。
1 GSS系统及其联合疏水箱简介
压水堆核电厂产生的是饱和蒸汽，通过汽轮机膨胀做功，如果不采取措施，在低压缸末级的排汽湿度将达到24％左右，大大超过12－15％的允许值，因此，在压水堆核电厂，汽轮机高、低压缸之间都设有汽水分离再热器系统，简称GSS系统。GSS系统的目的就是为了降低低压缸内的湿度，改善汽轮机的工作条件；提高进入低压缸蒸汽的温度，有一定的过热度，提高汽轮机的相对内效率；防止和减少湿蒸汽对汽轮机 零部件的腐蚀和侵蚀作用，所以可见汽水分离再热器对整个机组的可靠性和稳定性有着重要的作用。
一台百万千瓦级的核电机组汽轮机配有A/B列两台汽水分离再热器，每台汽水分离再热器由三部分组成：汽水分离再热器，第一级再热器和第二级再热器。第一级再热器由汽轮机抽汽加热，第二级再热器由新蒸汽加热。在进行汽水分离和再热过程中要产生大量的水，通过汽水分离再热器的疏水系统来实现疏水的。
每台汽水分离再热器的疏水包含三个独立的疏水系统：汽水分离再热器疏水系统、抽汽再热器疏水系统和新蒸汽再热器疏水系统，有四个疏水接收箱，以A（B）列为例，它们分别为分离器疏水接收箱140（240）BA、抽汽疏水接收箱120（220）BA、新蒸汽疏水接收箱110（210）BA以及冷再热蒸汽和分离器联合疏水接收箱130（230）BA。值得注意的是，GSS130/230BA的疏水来源略有区别，GSS130BA还单独接受GSS 115VV新蒸汽后备系统的疏水，GSS230BA不接收后备新蒸汽系统的疏水。
由分离器分离出来的水汇集在汽水分离再热器的壳体底部，利用重力自流到分离器疏水箱，然后再流入联合疏水箱，联合疏水箱同时还接收高压缸排汽作为冷再热蒸汽进入汽水分离再热器加热前管道中的冷凝疏水，联合疏水箱的疏水通过疏水泵送到除氧器。当疏水泵或者正常疏水系统不能工作时，在疏水箱高水位变送器的控制下，通过一级应急疏水阀自动排到冷凝器，如果一级疏水阀不能动作使得疏水箱中水位继续上升，则二级高水位变送器控制第二个应急疏水阀开启自动排到冷凝器，从而防止水流入冷再热器管道。在联合疏水箱上设置了高高液位水位开关，当疏水系统出现故障时导致联合疏水箱液位持续上升超过高高水位定值，高高水位开关动作，使得汽轮机跳闸，防止疏水箱液位过高导致进入低压缸的热再热蒸汽湿度增大而损坏汽轮机叶片；根据厂家设计，高高液位开关二取二组合逻辑才跳机。
详细的单列汽水分离再热器见图一。
图一 A列 汽水分离再热器系统流程图
2 GSS联合疏水箱在停机解列期间的液位控制异常现象
随着大亚湾核电基地运行堆年的增加，多次发现在机组停机解列期间出现汽水分离再热器联合疏水箱水位高高信号闪发的情况，有时甚至导致停机信号出现使得汽轮机跳闸。
根据大亚湾核电运营公司内部运行报告（L-IOER-20030003），2003年1月27日23：00，岭澳核电站二号机组按照计划降功率停机，28日1：25分，当汽机功率降到50MW时，GSS230BA联合疏水箱水位高高跳机使得机组提前解列。当时IOER报告分析的系统原因是GSS230BA在低水位运行，触发低低液位信号，然后使得疏水泵GSS210PO跳闸，在水位回升恢复后，GSS210PO自动启动，导致GSS230BA内压力波动产生了闪蒸现象，触发了GSS230BA的高高水位的虚假信号，导致汽轮机跳闸停机。
根据大亚湾核电运营公司内部运行报告（L-IOER-20090017），2009年12月13日，岭澳一期二号机汽轮机解列后空载时，L2GSS230BA的高高水位开关误发水位高高信号导致汽轮机跳闸。2009年12月13日3：25分34秒，岭澳二号机与电网解列，解列后17秒汽轮机跳闸，跳闸原因为GSS230BA高高液位开关GSS044/046SN发出水位高高信号。同时，汽轮机跳闸后GSS230BA的B列液位异常信号仍不断闪发，但是GSS230BA的A列水位指示正常而稳定，B列水位翻牌指示偏低0.4米，但是会突然翻牌到水位指示计的顶部。通过仪表和机械人员的检查，发现GSS242/426VL阀门出现内漏加剧导致了GSS230BA的闪蒸现象。
根据近10年以来的大修停机解列的历史记录，大亚湾两台机也出现过类似的GSS系统联合疏水箱液位高高信号现象，例如在D113/D114大修和D215大修机组停机解列期间也出现了GSS230BA的单个高高液位开关的信号闪发，由于高高液位开关二取二组合逻辑才跳机，所以机组仅出现单个高高液位信号闪发，并没有出现高高水位跳机的情况。
以GSS230BA上的液位探测系统为例，图二是GSS230BA联合疏水箱的疏水控制简易流程图，图三是GSS230BA的高高水位开关跳机组合简易逻辑图，A列GSS130BA对应的设备基本一致。
根据历次高高液位信号闪发的现象分析，GSS联合疏水箱的水位高高信号闪发信号和系统内高温水的闪蒸现象有关。
3 GSS联合疏水箱在停机解列期间的液位控制异常的机理
为了克服和有效避免GSS230BA联合疏水箱在机组停机解列期间对于汽轮机保护信号的不确定性，仪表控制人员深入分析出现高高液位出现的机理，分别得出两个原因：一是闪蒸现象，它是出现水位高高信号的主动因素；二是水位开关的安装位置，它是水位高高信号的诱发因素。
首先谈一下水位开关的情况。高高水位开关是英国MOBREY生产的法兰安装型水位开关，浮子和液体介质直接接触，浮子端部的磁极和水位开关信号触发部分的磁芯开关靠磁力感应，法兰加密封垫隔离高温介质和电气信号部分。正常运行期间，取样管道内的液体介质上升到浮子处，浮子受力带动端部的磁极移动，靠磁力使得磁芯的微动开关动作发出高高水位信号。在机组解列期间，出现闪蒸现象，距离实际液位还有一段距离的浮子收到持续的闪蒸现象产生的蒸汽冲击和蒸汽上升影响，高高水位开关浮子受力发出高高液位信号。曾经，仪表人员和改造人员讨论很久，准备换型此类型开关或者更改开关的安装方式（位置），但是受现场设备管道位置和设备可靠性的影响，现场安装的水位开关还是最好的选择，所以一直没有进行水位开关的改型和改造。
图四 水位开关动作简图
重新再回到闪蒸现象产生的原因，分析闪蒸现象如何产生，是否可以规避闪蒸现象，成为仪表人员唯一的选择。在D114大修和D215大修持续出现两次机组出现GSS230BA闪发高高液位信号的异常现象后，仪表人员以D215大修停机解列期间的高高水位闪发现象为对象进行了彻底的分析。
首先分析D215大修期间GSS230BA的水位控制和变化情况，由于篇幅限制，这里不详细介绍分析的细节，主要从现象和过程介绍情况。大亚湾核电站二号机组解列前，GSS230BA液位控制稳定，证明GSS203/215VL和对应的疏水控制系统工作正常；在机组解列后，从就地浮子探测水位的水位计上看出GSS230BA的水位出现了剧烈小幅度波动的情况，但是从另外一种压力测量水位的水位计读出GSS230BA的水位没有变化；在解列后的不到1分钟时间内出现了GSS230BA水位高高信号，在不到2分钟时间内出现了水位高信号，因为高高水位和高水位开关的测量原理不一致，前后的时间差是正常现象，现场仪表监视负责人看到GSS011/012LN前后分别出现大幅度波动的情形，一次1.5米、一次1.4米，确认此现象是闪蒸。从闪蒸对物理相关参数的影响看，疏水泵出口温度 GSS017MT的温度急剧下降，这是因为GSS230BA中疏水的热量被闪蒸的水大量吸收，造成疏水的温度下降，这间接证明了闪蒸的发生。从通过压力感应测量水位的变送器GSS016MN的液位测量来看，GSS230BA的整体液位下降，间接证明了GSS230BA中发生了全面的闪蒸。
当环境压力突然降低到液体初始温度对应的饱和压力以下时，液体由最初的平衡状态变成过热状态，由于压力下降速度过快，液体已经不能以显热的方式来包含能量，而是转化为蒸发潜热，在此过程中可以观察到剧烈的相变现象，并由于突然蒸发，液体温度也快速下降，这种物理现象叫闪蒸。根据热力学的研究，在一个水罐中的闪蒸现象有如下的特点：
在一个水罐中，初始水温一定，过热度越大，水温变化越快，闪蒸现象越剧烈。
在一个水罐中，水位高度增加，液体温度下降速度减缓，闪蒸结束后液体温度越高。
在一个水罐中，过热度一定，初始水温变化对水温随时间的变化影响不大。
在一个水罐中，初始水温一定，压力下降越快，水温变化越快，闪蒸现象越剧烈。
在GSS130/230BA中发生的物理现象是：初始水温缓步下降，但是压力急剧下降，过热度急剧增加，发生闪蒸现象，水温下降幅度增大，压力缓步回升或下降缓慢，然后达到平衡状态。
闪蒸的物理现象形成的原因：当水在大气压力下被加热时，100℃是该压力下液体水所能允许的最高温度，再加热也不能提高水的温度，而只能将水转化成蒸汽。水在升温至沸点前的过程中吸收的热叫“显热”，或者叫饱和水显热。在同样大气压力下将饱和水转化成蒸汽所需要的热叫“潜热”。然而，如果在一定压力下加热水，那么水的沸点就要比100℃高，所以就要求有更多的显热。压力越高，水的沸点就高，热含量亦越高。压力降低，部分显热释放出来，这部分超量热就会以潜热的形式被吸收，引起部分水被“闪蒸”成蒸汽。举例来说，根据热力学水的饱和曲线来看，100度水饱和压力为1.013巴；95度水饱和压力为0.845巴；90度水饱和压力为0.7巴；85度水饱和压力为0.578巴；80度水饱和压力为0.474巴；76度水饱和压力为0.402巴；70度水饱和压力为0.312巴，我们可以看出水温下降不多的情况下对应的饱和压力下降很大（这里的压力指的是绝对压力）。另外，闪蒸是一种客观的物理现象，只要出现相关的温度、压力和过热度的物理变化，闪蒸现象就不可避免。
综合大亚湾和岭澳一期历次停机解列的情况，分析整个联合疏水箱中的物理变化过程。
正常功率运行期间：GSS130/230BA接受冷再热蒸汽和汽水分离器疏水，设计压力11巴，设计温度285度，疏水泵出口165度，高压缸排汽压力GPV007/ 010MP压力6.5巴。
35%PN以下低功率期间：GSS130/230BA接受冷再热蒸汽和汽水分离器疏水，但是130BA还接受GSS115VV新蒸汽后备系统的疏水，温度和压力下降，温度和压力无具体指示，A/B列疏水泵出口介质温度为133度，高压缸排汽压力GPV007/ 010MP压力2.2巴。
在高压缸排汽压力GPV007/010MP指示到0的低功率期间：功率为50MW，GSS130/ 230BA接受冷再热蒸汽和汽水分离器疏水，但是130BA还接受GSS 115VV新蒸汽后备系统的疏水，温度和压力下降，温度和压力无具体指示，110PO疏水泵出口介质温度101度左右，210PO疏水泵出口介质温度98度左右，A/B列的参数略有区别（从350MW下降到50MW的过程中区别扩大）。
解列前（20MW左右）：GSS130/230BA接受冷再热蒸汽和汽水分离器疏水，但是130BA还接受GSS115VV新蒸汽后备系统的疏水，高压缸排汽压力GPV007/ 010MP指示到0，温度和压力下降，温度和压力无具体指示，110PO疏水泵出口介质温度93度左右，210PO疏水泵出口介质温度91度左右。
解列后还未出现闪蒸的时期（解列后1分钟内）：冷再热蒸汽的疏水已经接近0，GSS130/230BA主要接受汽水分离器后期疏水，但是130BA还接受GSS 115VV新蒸汽后备系统的疏水，温度下降幅度小，压力下降幅度根据接受蒸汽量的不同而不同，但是定性的分析130BA压力下降幅度应小于230BA压力下降幅度，温度和压力无具体指示，110PO/ 210PO疏水泵出口温度差别减小，逐步下降89度左右。
闪蒸时期（闪蒸开始的两分钟以内）：GSS130/230BA主要接受汽水分离器后期残余疏水，但是130BA还接受GSS 115VV新蒸汽后备系统的疏水，根据现场的现象和管线流程分析，130BA内的压力下降小，230BA的压力下降大；在水温基本一致的前提下，在130BA内发生小幅闪蒸，但是在230BA内发生较大幅度的闪蒸，在GSS230BA整个闪蒸结束后GSS017MT的温度为76.4度。
闪蒸结束后期：GSS130/230BA的水温和压力进入稳态，比较稳定。
从整个D215大修停机的过程来分析，GSS130/230BA的压力和温度不受控制，只要疏水箱中压力发生急剧变化（机组解列时，高压缸调门开度急剧减小甚至到0，高压缸进汽和排汽的压力急剧下降，疏水大幅减少，疏水箱上方直通管道的蒸汽因为温度下降快速冷凝导致真空度大幅增加），在疏水箱水体温度基本恒定的情况下，闪蒸现象不可避免，闪蒸的剧烈幅度也不受控制。
由于GSS130/230BA的疏水来源有区别，GSS130BA单独接受GSS 115VV新蒸汽后备系统的疏水，所以GSS230BA的压力下降幅度大于GSS130BA的压力下降幅度，所以230BA的闪蒸现象比130BA的闪蒸现象剧烈，这也是高高液位信号都是发生在230BA的水位开关上的根本原因。
GSS130/230BA的疏水上部的汽腔空间从解列初期的压力急剧下降到闪蒸发生后的压力下降减缓（甚至压力再轻微回升），接着水汽两相的压力达到一个平衡的状态，水相液体在当前压力的过热度基本为0（甚至欠热），至此，整个水箱内的热工水力状态达到一个稳态。
对于GSS230BA的B列测量立管046SN动作次数远大于044SN动作次数，主要是因为046SN安装于直立管上，044SN安装于旁通立管上，所以046SN受闪蒸产生的蒸汽影响大，046SN更容易被蒸汽冲动。
对于230BA的高高液位报警发生在B列而不是A列，应该与现场管道布置有关，相对而言，B列立管更靠近230BA，联通管线短（缓冲空间相对小），所以受闪蒸影响大。
历史上数据表明，当有闪蒸引发GSS230BA高高水位报警时，则通常只出现046SN报警，偶然也会出现045SN/046SN报警同时出现的情况，比较少出现GSS044/046SN同时动作导致跳机的情况。
综合以上分析，我们无法控制汽水分离再热器联合疏水箱GSS130/230BA的疏水压力、温度，疏水水箱及其各个管道内的闪蒸现象也就无法人为控制，而且随着不同机组的热工状态不同或者管道保温等机组设备缺陷的不同，随着高压缸调节阀特性的不同导致停机解列期间的高压缸排汽压力响应特性不同，无法采取统一的干预和控制措施。
4 GSS联合疏水箱在停机解列期间新液位保护方式及其分析
根据联合疏水箱的水位测量和控制原理，每台联合疏水箱配备三台导播雷达液位变送器用于水位控制，两个连通管式取样筒通过磁性浮子感应翻牌测液位用于水位直接监视（浮子型水位计），同时每个翻牌液位计上有三个磁感应式水位开关，每个疏水箱还有四个如上文介绍的高高水位开关。正常的水位变送器通过水位控制回路控制疏水阀开度将水位控制在0.68米，高水位变送器可以通过水位控制回路控制一级应急疏水阀开度将水位控制在0.98米，二级高水位变送器可以通过水位控制回路控制二级应急疏水阀开度将水位控制在1.28米，当水位上升到1.59米高高液位时，高高水位信号通过水位开关发出跳汽轮机；另外疏水箱还设计有压力感应式液位计GSS015/016MN对应GSS130/230BA。容易受闪蒸影响的水位测量计是浮子型翻牌水位计LN和所有的水位开关（包括高高水位开关）。
尽管机组设计有复杂的水位控制系统，但是通过上面的机理分析，在机组解列期间的联合疏水箱的闪蒸现象还是无法避免，那么我们需要考虑采用其它防护的方法如何避免机组出现疏水箱水位高高信号避免汽轮机跳闸的异常产生，减少对机组的冲击。
仪表控制人员和运行人员经过深入的探讨和分析，我们只能将信号屏蔽，才能防止GSS230 BA水箱高高液位跳机信号导致汽机跳闸。我们制订的TOI（临时运行指令）如下：
保持GSS130/230BA的水位正常控制。
在GSS230BA处建立与主控室的电话联系。
请操纵员确认准备即将进行停机解列操作，发出广播通知后再电话通知GSS230BA处现场操纵员。
OPO现场操作人员根据解列指令在就地试验箱GSS006BM处将试验开关GSS 006CC置于TEST B位置（对应试验位置）。
等待OPO操纵员完成解列操作后，运行人员连续检查GSS011/012LN（浮子型液位计）的波动情况并记录：同时观察二级高水位变送器D2GSS014MN（导播雷达变送器）的水位指示：
如果现场操作员在现场看到GSS011/012LN同时超过1.2米，同时观察GSS014MN水位指示超过1.2米，请立即将GSS006CC恢复到正常位置。
解列操作完成后，MIC保驾人员在KIT中确认GSS230BA热工状态基本稳定：检查GSS017MT水温低于80度；或者在GSS016MN水位稳定5分钟以后，请现场操纵员将GSS006CC恢复到正常位置。
停机解列后续阶段，仪表人员将分析GSS230BA的运行工况，确认是否发生闪蒸瞬态，以便确认设备运行状态是否正常。
前文已经提到，GSS130/230BA的水位高高保护主要是保证汽水分离的效果，防止不饱和蒸汽进入低压缸内损坏汽轮机；机组解列后，汽机处于空载状态，但是汽轮机处于3000RPM，高高水位保护还是需要。所以将试验开关GSS006CC置于TEST B位置期间可能有因为GSS012LN液位高高而汽机无法跳闸导致汽轮机损坏的风险。对此我们进行了详细的分析：
分析1：概率低－－在汽机解列后，机组的疏水来源只有汽水分离再热器的疏水，根据疏水阀的开关信号和疏水流量的监视，确认疏水量非常小，水位指示正常或者水位控制在正常水位以下的情况下出现GSS230BA液位高高的概率非常低；
分析2：响应快－－现场操纵员在现场连续监视浮子型液位计GSS 011/012LN的液位，同时观察导播雷达水位变送器GSS014MN的水位，如果确认水位真实连续向上变化，现场运行人员可以有足够的时间在水位上升到跳机值以前进行干预，恢复B列跳机保护。
分析3：纵深防御－－TOI中设定的水位响应值为1.2米，距离跳机值1.59米有足够的保护裕度。
分析4：监视的多样性－－由于测量原理的不同，浮子型液位计LN容易受闪蒸影响，而MN为导播雷达测量不受闪蒸现象影响，确保监视的可靠性。
大亚湾核电站两台机组自从2012年以后在机组停机解列期间实施了上述的临时运行指令，再也没有出现过高高水位跳机的现象，高高水位信号单独闪发的情况也非常少，联合疏水箱GSS130/230BA的水位异常信号的现象得以有效控制。
5 结束语
由于现场试用的原因，这套机组停机解列期间联合疏水箱液位保护临时控制方法没有及时推广到岭澳一期两台机，所以2016年前岭澳核电机组在停机解列期间还出现联合疏水箱高高水位信号闪发的现象。但是幸运的是，岭澳核电站已经采取了这套联合疏水箱高高水位临时运行指令在机组解列期间控制水位信号，后续的几次大修机组停机解列中没有再出现联合疏水箱高高水位信号异常的现象。
参考文献：
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［4］岭澳核电站.内部经验反馈报告L-IOER-20030003.深圳.2003
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论文作者:杨铁成,杜延军,王晓峰
论文发表刊物:《电力设备》2018年第5期
论文发表时间:2018/6/13
标签：疏水论文; 水位论文; 闪蒸论文; 压力论文; 蒸汽论文; 液位论文; 机组论文; 《电力设备》2018年第5期论文;