核电厂应急疏水阀卡涩故障分析及处理.pdf

核电厂应急疏水阀卡涩故障分析及处理曾咏奎，施少波，韩娟（中核武汉核电运行技术股份有限公司，湖北武汉430 2 2 3）摘要：针对某核电站在功率运行期间加热器疏水系统高加和底加疏水箱应急气动疏水阀多次出现卡涩故障，通过工况下的有限元分析，找到阀门发生卡涩故障的直接原因和根本原因，并针对阀门卡涩原因提出处理方案，解决该型阀门卡涩故障，提高阀门运行可靠性。关键词：阀门卡涩；摩擦因数；热粘连中图分类号：TM623.70引言压水堆核电厂常规岛高/低加热器正常运行时，应急疏水阀全关，系统自动控制正常疏水调节阀的开度，保持加热器的水位为正常运行水位。在加热器的正常疏水调节阀疏水能力不足时,加热器内的水位将升高。当加热器内水位大于或等于应急运行水位设定值时，应急疏水调节阀开始工作，系统自动控制应急疏水调节阀的开度，若此时应急疏水调节阀无法开启，将导致加热器水位异常，影响机组运行安全。某压水堆核电机组在启动和满功率运行期间，加热器疏水系统高加和低加疏水箱应急气动疏水阀多次出现无法打开的缺陷。检查气动阀控制和仪控附件工作正常，解体部分阀门没有发现明显缺陷，但阀门回装后依然出现不能打开的故障。经过分析认为原因是弹簧出力不足，更换弹性系数大的弹簧后效果明显，大部分阀门可以打开，但在后续长时间运行过程中，又发现有多台阀门再次出现卡关无法打开的现象，表明阀门卡关问题未能彻底解决。通过采用故障树分析法，列出疏水箱应急气动疏水阀发生卡关故障的原因主要有：执行机构出力不足、开启阻力大（填料摩擦力过大、阀门上下游压差过大）、阀体内部卡涩、阀门安装设置不当（阀门安装不对中、手轮中性点设置不当)等。对阀门卡关故障模式逐一进行分析，认为阀门出现热胀粘合导致了阀门卡关。阀门卡涩故障较为常见，通常采用更换阀门或活塞材料等方式处理，但不能从根本上解决卡涩问题。本文通过拆解疏水箱应急气动疏水阀进行三维扫描，获得阀门内件的详细三维模型，采用有限元法分析阀门动作并关闭后在运行工况下阀内件的相对热位移，分析时考虑了阀芯、阀座不同密封角及阀芯、阀座接触摩擦因数等的影响。对阀门多次开关后出现阀门卡在关位无法打开的根本原因进行分析，并提出解决措施。1结构模型该电厂没有阀门的详细结构尺寸图纸，在大修时对阀门进行拆解，并对阀门零部件进行三维扫描，获得阀门的详细三维模型。阀门包括阀芯、阀座、阀杆、阀笼等主要零部件，其中阀座与阀杆轴线的密封夹角为2 5、阀芯与阀杆轴线的密封夹角为19，阀芯、阀座密封面形式如图1所示。维护与修理文献标识码：BDOl:10.16621/ki.issn1001-0599.2023.10.35阀笼阀芯密封面阀座图1阀门结构2理论分析对阀座、阀芯接触面进行受力分析（图2）。阀门关闭时，阀芯受气动执行机构竖直向下的力，对阀芯进行挤压，阀芯阀座接触位置产生微小形变。当气动执行机构压力撤去后，在微形变弹力F的作用下，接触位置产生沿阀芯密封面向下的静摩擦力F,阻碍阀芯向上回弹。对阀芯施加竖直向上的弹簧弹力FL,可能无法克服此静摩擦力，此时将导致阀门发生卡关故障。对阀芯、阀座进行受力分析：Fi最大值=fXFNFi=FXcosFN=FxsinFi=Fi-FN由以上计算可知，阀门开启所需力F的大小与以下两个因素有关：(1)密封面角度阀芯密封面与竖直方向的角度越小，所需开启力F越大。（2)阀芯阀座接触位置静摩擦因数f：在正压力F一定时，静摩擦因数越大，则最大静摩擦力越大，阀门开启所需的F就越大。设备管理与维修2 0 2 3No10（上）阀芯阀座图2 受力分析1033有限元分析3.1分析模型根据模型及载荷的对称性，建立平面轴对称模型进行分析，以阀杆轴线为对称轴，在X一Y平面建立二维轴对称有限元模型（图3）。根据实际情况在阀芯阀座之间、阀芯阀笼之间、阀笼阀座之间建立接触对，进行载荷传递。阀芯、阀座之间接触对设置摩擦因数。阀座底部约束竖向自由度,设置材料属性。50.756367.224883.6932100.162116.63133.098149.567166.035182.504198.9722036.120252.240368.360584.4807100.601116.721132.841148.961165.082a)100s时刻图4不同时刻阀内件温度分布0.640.480.32X0.16图3有限元分析模型03.2载荷工况-0.080该应急疏水阀为失气开启型弹簧式调节阀，当阀门收到开指令时，定位器排出执行机构内气压，在弹簧力的作用下开启阀门；收到关阀指令时，执行机构内充入气压压缩弹簧，在气压的作用下关闭阀门。阀门关闭时，阀杆最大推力为2 36 7 7 N。阀门关闭后，阀门上游存水，下游排空（关闭时与阀芯下部端面接触的介质为下游），下游管道温度可在3min内逐渐降至室温。阀门关闭后，上游管道内温度降低速度较下游慢，阀门入口处介质温度由2 0 0 逐渐降为室温。3.3工况计算3.3.1仅受阀杆端部推力阀门实际结构中阀座密封角为2 5，阀芯密封角为19，不考虑温度影响，阀门关闭时仅在阀杆端部施加阀杆推力，阀芯、阀座之间设置摩擦因数为0.2。计算结果显示，阀芯端部的垂直位移为0.0 15 0 6 mm，表明阀门关闭时在端部阀杆推力作用下阀芯插人阀座0.0 15 0 6 mm。3.3.2考虑温度变化的工况考虑阀门关闭后考虑温度由2 0 0 降至常温的工况，在模型表面相应部位设置表面对流换热系数，阀门上下游施加相应随时间变化的温度载荷（图4）,计算阀芯端部竖向位移时间历程结果（图5）。有限元模型中沿阀门开启方向为Y轴正方向，图中的正位移是由于阀芯、阀座在高温下产生热膨胀导致的。随着阀内件不均匀冷却及阀杆端部压力载荷的作用，阀芯逐渐向下移动，在阀内件不均匀冷却过程中，阀芯逐渐插入到阀座，最终阀芯端部插入阀座的垂直位移为0.0 5 4mm。没有经历过升降温的工况，阀门阀芯垂直位移0.0 15 mm，阀内件经历升降温工况后，阀芯多插人阀座0.0 39 mm。104设备管理与维修2 0 2 3No10（上）b)2000 s时刻400800时间/s图5 阀芯端部垂直位移时间历程阀门开启后，阀芯、阀座分离，在流体介质作用下，阀门内件充分传热温度达到2 0 0，阀门关闭后阀门入口处介质温度逐渐降至常温，阀内件温度也逐渐降至常温，阀芯、阀座材料相同，热膨胀系数相同。在降温期间，由于阀座、阀芯的降温速率不一致，导致阀芯、阀座间存在温差，阀芯、阀座体积变化不一致，阀芯冷缩比阀座快，在阀杆端部推力作用下，阀芯逐渐插入阀座。当阀内件温度最终一致降到室温时，阀座收缩，当阀座对阀芯的回弹力不足以克服阀座、阀芯之间的静摩擦力时，将导致阀芯、阀座卡涩。3.3.3降温工况不同摩擦因数保持阀座密封角2 5 阀芯密封角19 不变，分别计算阀芯、阀座摩擦因数为0、0.15 0.2、0.3、0.34、0.4时，在3种工况条件下的阀芯端部位移：工况1：常温，阀杆受47 MPa压力。工况2：阀门关闭，阀内件温度由2 0 0 降至常温，阀杆端部受2 36 7 7 N推力。工况3：在工况2 达到稳定基础上去掉阀杆端部载荷。在不同摩擦因数下，3种工况阀芯端部垂向位移见表1。由表1可知，在工况1,随着摩擦因数增大，阀芯端部位移逐渐减小；在工况2，随着摩擦因数的增大，阀芯端部位移先增大后逐渐减小，摩擦因数为0.2 时，阀芯垂直位移达到最大；在工况3，当阀芯、阀座摩擦因数为0.34时，阀杆端部卸载后阀芯没有回弹，表面此时阀芯、阀座发生了卡涩。当摩擦因数小120016002000维护与修理表1不同摩擦因数及工况下阀芯端部垂向位移阀芯端部垂向位移摩擦因数工况100.027 770.10.020020.150.017290.20.015.060.30.011 660.340.010.580.40.009 17于0.34时，阀杆端部卸载后阀芯回到初始位移接近0 的状态，说明此时经工况2 后，虽阀芯插人阀座，阀芯受到的阀杆推力、阀座对阀芯的回弹力、阀芯阀座之间的摩擦力三者达到平衡，当去掉阀杆端部压力后，摩擦力不足以克服阀座对阀芯的回弹力，阀芯恢复到无载荷时的初始位置，此时阀芯、阀座之间没有发生卡涩。4改造方案4.1改变阀芯、阀座密封面结构形式该核电站使用的应急疏水阀阀芯、阀座密封面结构形式如图6 所示，阀门的阀芯、阀座为线密封，阀芯密封面角度比阀座密封面角度小6,类似于楔形闸阀，阀座密封接触部位在阀座密封面的最内侧，阀芯密封线在阀芯密封面的中间，阀门关闭时，阀座密封面最内侧作用在阀芯密封面中间部位，此结构易产生楔紧效应导致阀门开启困难。拟将阀门阀座密封面改为图7 结构，阀门阀芯、阀座同为线密封，阀芯密封面角度一般比阀座密封面角度大2 左右（通常阀芯的密封角度不小于30），阀座密封线在阀座密封面外侧边缘，阀芯密封线为阀芯密封面的最外侧，阀门关闭时，阀芯、阀座密封角更大、线接触周长更长，阀芯不容易嵌人阀座。将阀门的密封面改为图7的阀门密封面结构形式，计算3种工况下阀芯密封角为30，阀座密封角分为2 7 2 6 2 5 22时阀芯端部的垂直位移，结果见表2。由表2 可知，保持阀芯密封角为30 在相同摩擦因数下，改变阀座的密封角度，3种工况阀芯端部的位移随阀座密封角的增大而减小。当阀座密封角为2 8 时，工况3后阀芯基本会弹到初始状态，阀门不会发生卡涩。4.2改进接触面材料分析可知，保持原密封结构不变，随着阀芯、阀座之间摩维护与修理mm工况2工况30.027 760.000 010.041 760.000 080.054.330.000 130.054 340.000 200.047 200.000.470.044.460.041 230.040.970.039.36阀笼阀芯阀座图6 失效的阀门密封面阀笼阀芯阀座图7 改进的阀门密封面表2 不同阀座密封角及不同工况下阀芯端部垂向位移密封角度工况1220.005 58250.005 23260.00510270.00508280.004.90擦因数增大，阀门会逐渐发生卡涩。在阀芯、阀座接触面镀耐高温、耐磨性能好的材料，可以减少因阀门动作导致阀芯阀座之间摩擦因数增大。5总结本文通过有限元软件分析了阀内件在不同工况下的位移，分析了阀芯、阀座密封角及阀芯、阀座摩擦因数对阀芯、阀座卡涩的影响，得出以下结论：(1)阀门关闭时，阀内件不均匀降温会导致阀芯、阀座收缩不同步，阀芯冷缩比阀座快，在阀杆端部载荷作用下，阀芯逐渐插入到阀座。当阀内件温度最终降至室温时，阀座挤压插入阀座的阀芯，此时阀芯受到的阀杆推力、阀座对阀芯的回弹力、阀芯阀座之间的摩擦力三者达到平衡。当去掉阀杆端部压力后，若阀座对阀芯的回弹力小于摩擦力，阀芯无法恢复到初始位置。(2)阀门开关多次后发生卡涩，其原因为初始阀芯、阀座之间的摩擦因数较小，随着阀门动作次数增加，使得阀芯、阀座之间摩擦因数增大，进而导致摩擦力增大，阀内件经历升降温工况后，阀芯侵入阀座，开阀时当阀门开启弹簧力不足以克服阀座、阀芯之间的摩擦力时，阀芯、阀座发生卡涩。建议采取以下改进方案：(1)改变阀门密封面结构形式，阀芯密封角大于阀座密封角，阀芯密封角为30，阀座与阀芯保持2 的差距，阀座密封角为2 8(2)保持阀门密封面原始结构尺寸不变，在阀芯、阀座接触面镀耐高温、耐磨性能好的材料，减少因阀门动作导致阀芯阀座之间的摩擦因数增大。1李泽军.高压加热器疏水故障原因分析及对策 J.中国电力企业管理,2 0 18(2 4):8 8-8 9.2 】方成平，程晓文.秦一厂取样系统气动截止阀卡涩故障分析及处理 J.中国核电,2 0 2 1,14(4)：5 17-5 2 1.3侯国庆，贺小忠.某10 0 0 MW核电机组再热阀卡涩故障分析及处理 J.热力透平,2 0 2 0,49(1)：5 4-5 7,7 4.4 李冠君.某核电站设备冷却水系统气动阀卡涩原因分析 J.中国核电,2 0 2 0,13(3):30 2-30 6.5刘剑.7 2 8 MW汽轮机调门卡涩原因分析与处理措施 J.科技视界，2021,15(17):52-54.6徐东，鲍劲松，金烨.超临界汽轮机再热主汽阀门卡涩分析 J.机械工程报,2 0 10,46(8):12 1-12 7.7 黄坤.超超临界中压阀门卡涩案例分析 J.机电信息，2 0 2 2(4)：6 6-6 8.105mm阀芯端部垂向位移工况2工况30.013.870.000 610.013200.000 450.013 010.000 120.012.760.000.090.011 640.000.04参考文献【编辑张韵设备管理与维修2 0 2 3 No10（上）