技术领域
[0001] 本
发明涉及核能发电领域，尤其涉及一种核电压水堆机组出力能力故障分析方法。
背景技术
[0002] 通常，核电厂在机组出力
跟踪过程中，当发现修正电功率跟考核试验值(或参考值)的偏差超过2MW及以上时，认为机组出力能力异常，随后启动原因查找。查找时，一般按如图1所示的故障树进行逐项排除。这种查找方式，对影响机组出力能力的故障进行平行归类，层次性不够强，应用起来较为耗时费力，也不能直观地发挥机组出力统计数据的作用。
发明内容
[0003] 鉴于以上内容，有必要提供一种核电压水堆机组出力能力故障分析方法，充分发挥日常机组出力统计数据的作用和提高机组出力能力故障分析工作的效率，技术方案如下：
[0004] 本发明提供了一种核电压水堆机组出力能力故障分析方法，包括：将核电压水堆机组
热力循环分解为热端、冷端和中间三个部分，采用参数关联分析法，先对热端进行故障分析判断，后对冷端进行故障分析判断，再对中间部分进行故障分析判断，其中，所述对中间部分进行故障分析判断包括先对中间部分的整体进行分析，后对中间部分的分体进行分析；
[0005] 其中，所述热端包括流过新
蒸汽的系统及设备，所述流过新蒸汽的系统及设备包括
蒸汽发生器及其热功率测量、汽动辅助给水
泵抽汽管线、主蒸汽管道及疏水、主蒸汽旁路排放系统、汽水分离再热系统的新蒸汽抽汽管线、
汽轮机高压进汽
阀及导汽管中的一种或多种；
[0006] 所述冷端包括凝汽器、
循环水系统、抽
真空系统及真空边界；
[0007] 所述中间部分包括汽轮机本体、汽水分离再热系统、回热加热系统。
[0008] 进一步地，所述对热端进行故障分析判断的步骤包括：
[0009] S11、根据日常出力跟踪表，监测出力偏差值，若偏差值大于2MW，则执行S12；
[0010] S12、取一定时间内的出力累计值，与发
电机电度表比对，以确认电功率计示值是否准确，若准确，则执行S13，否则对所述电功率计进行校准后执行S13；
[0011] S13、
整理预设的近期时间段内的出力跟踪数据，以进行以下关系曲线的更新；
[0012] S14、更新反应堆热功率与高压缸级前压力、一段抽汽压力、主给水
温度、汽机当量流量的关系曲线；
[0013] S15、更新主给水温度与一段抽汽压力的关系曲线；
[0014] S16、根据以上更新的关系曲线，判断所述近期时间段内标识点
位置是否异常，若异常，则判定为热端故障，否则执行S17；
[0015] S17、更新
凝结水温度与
海水温度的关系曲线；
[0016] S18、判断所述近期时间段内标识点位置是否异常，若异常，则对所述冷端进行故障分析判断，否则对所述中间部分进行故障分析判断。
[0017] 进一步地，步骤S16中所述判定为热端故障之后，进一步采取以下措施：
[0018] S19、更新反应堆热功率与主蒸汽流量、主给水流量、给水泵流量的关系曲线，以便对反应堆热功率测量系统的
稳定性进行判断；
[0019] S110、对与主蒸汽相关的系统阀
门进行普查，和/或对
蒸发器排污流量仪表进行可靠性分析，和/或对反应堆热功率测量系统进行检查。
[0020] 进一步地，步骤S18中对所述冷端进行故障分析判断进一步包括：
[0021] S21、查阅历次凝汽器效率试验数据；
[0022] S22、更新凝结水温度、凝结水溶
氧、海水温度、循环水温升、海水潮位随时间的变化趋势，并对其进行分析。
[0023] 进一步地，若步骤S22中分析得到的结果为所述变化趋势出现异常，则执行以下措施：
[0024] 检测真空边界是否漏气增大，和/或检测
真空泵是否汽蚀，和/或检测
钛管清洁度是否降低，和/或检测循环水流量是否降低，和/或检测凝汽器面积是否减少。
[0025] 进一步地，步骤S18中对所述中间部分进行故障分析判断进一步包括：对汽轮机及再热/回热系统进行分析。
[0026] 进一步地，所述对汽轮机及再热/回热系统进行分析，包括：
[0027] S31、计算修正至额定主蒸汽流量和额定背压两个条件下的电功率，并与参考值进行比较，以确定中间部分的性能是否变化；
[0028] S32、查阅运行日志和报警记录，判断重要阀门是否异常；
[0029] S33、对汽轮机本体的高压缸、低压缸各级段压比进行
异常检测；
[0030] S34、对再热系统的加热蒸汽流量、循环蒸汽温升、扫汽流量、疏水流量、再
热压降进行异常检测；
[0031] S35、对回热系统的给水温升、疏水调阀开度、疏水流量、上/下端差、抽汽压损进行异常检测；
[0032] S36、对
轴封系统的调阀开度、轴封加热器的水侧温升进行异常检测；
[0033] S37、对热力系统的阀门进行普查。
[0034] 进一步地，步骤S16和S18中，若更新的关系曲线偏离经验基准曲线的偏离值超过预设
阈值，则判定所述近期时间段内标识点位置异常。
[0035] 本发明具有下列优点：依据日常机组出力跟踪数据，运用汽轮机原理相关理论，进行关键参数关联分析，按照三段式划分，实现热力故障范围界定，再辅以热力设备性能分析的常规方法，达到出力能力损失的快速
定位。这种方法，避免了大量的重复性计算，相比以往方法更加快捷、直观，分析效率更高。
附图说明
[0036] 为了更清楚地说明本发明
实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0037] 图1是
现有技术中电厂出力能力分析故障树示意图；
[0038] 图2是本发明实施例提供的核电压水堆机组出力能力故障分析方法
流程图；
[0039] 图3是本发明实施例提供的核电压水堆机组在热端的故障分析方法流程图；
[0040] 图4是本发明实施例提供的核电压水堆机组在冷端的故障分析方法流程图；
[0041] 图5是本发明实施例提供的核电压水堆机组在中间部分的故障分析方法流程图；
[0042] 图6是本发明实施例提供的应
用例中高压缸级前压力与反应堆热功率的关系图；
[0043] 图7是本发明实施例提供的应用例中一段抽汽压力与反应堆热功率的关系图；
[0044] 图8是本发明实施例提供的应用例中主给水温度与反应堆热功率的关系图；
[0045] 图9是本发明实施例提供的应用例中主给水温度与一段抽汽压力的关系图；
[0046] 图10是本发明实施例提供的应用例中凝结水温度(热井出口)与海水温度的关系图。
具体实施方式
[0047] 为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。
[0048] 需要说明的是，本发明的
说明书和
权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何
变形，意图在于
覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、装置、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其他步骤或单元。
[0049] 本发明的技术关键点在于：熟练掌握压水堆核电机组热力系统及设备、系统及设备的性能特征及常见故障、设备之间耦合关系及对整体性能的影响程度等知识，将整个热力系统分解成三段——热端、中间、冷端，即压水堆核电机组热力循环三段论，依据日常机组出力跟踪统计数据，对关键参数进行关联分析，给出热力故障初步判断，再结合运行日志、维修情况、参数趋势、现场普查等信息，确定出力能力损失的根本原因，为后续运行调整和维修治理指明方向。
[0050] 本发明的主体思路为：将核电压水堆机组热力循环分解为热端、中间、冷端三段。结合目前国
内核电机组常见的热力故障来看，以热端和冷端居多，而中间部分相对较少。为此，我们基于日常机组出力跟踪数据，采用参数关联分析方法，先对热端进行判断，再对冷端进行确认，最后，对中间部分展开“先整体、后分体”的剖析，整个分析流程如图2所示。
[0051] 在本发明的一个实施例中，提供了一种核电压水堆机组出力能力故障分析方法，参见图2，所述核电压水堆机组出力能力故障分析方法包括：将核电压水堆机组热力循环分解为热端、冷端和中间三个部分，采用参数关联分析法，先对热端进行故障分析判断，后对冷端进行故障分析判断，再对中间部分进行故障分析判断，其中，所述对中间部分进行故障分析判断包括先对中间部分的整体进行分析，后对中间部分的分体进行分析；
[0052] 其中，所述热端包括流过新蒸汽的系统及设备，所述流过新蒸汽的系统及设备包括蒸汽发生器及其热功率测量、汽动辅助给水泵抽汽管线、主蒸汽管道及疏水、主蒸汽旁路排放系统、汽水分离再热系统的新蒸汽抽汽管线、汽轮机高压进汽阀及导汽管中的一种或多种；
[0053] 所述冷端包括凝汽器、循环水系统、抽真空系统及真空边界；
[0054] 所述中间部分包括汽轮机本体、汽水分离再热系统、回热加热系统。
[0055] 对于热端部分：通过反应堆热功率与高压缸级前压力、主给水温度、一段抽汽压力的关系趋势，再加主给水温度与一段抽汽压力的关系曲线，基本可以判断热端是否发生故障。再通过反应堆热功率跟主蒸汽流量、主给水流量、给水泵流量的关系曲线，结合近期大修期间反应堆热功率测量系统相关元件及仪表的检查与维修状况，可以分辨出热功率测量系统是否发生漂移。稳妥起见，无论热功率测量系统有否异常，均需对主蒸汽相关的系统阀门进行普查，确认是否发生主蒸汽内漏，或内漏程度是否恶化。参见图3，所述对热端进行故障分析判断的步骤包括：
[0056] S11、根据日常出力跟踪表，监测出力偏差值，若偏差值大于2MW，则执行S12；
[0057] S12、取一定时间(比如24小时)内的出力累计值，与发电机电度表比对，以确认电功率计示值是否准确，若准确，则执行S13，否则对所述电功率计进行校准后执行S13；
[0058] S13、整理预设的近期时间段(比如3-5天)内的出力跟踪数据，以进行以下关系曲线的更新；
[0059] S14、更新反应堆热功率与高压缸级前压力、一段抽汽压力、主给水温度、汽机当量流量的关系曲线；
[0060] S15、更新主给水温度与一段抽汽压力的关系曲线；
[0061] S16、根据以上更新的关系曲线，判断所述近期时间段内标识点位置是否异常，若异常，则判定为热端故障，否则执行S17。
[0062] 这样判定是因为：热端常见的热力故障主要有两种：1.热功率测量发生偏差；2.主蒸汽
泄漏，新蒸汽漏往疏水扩容器(或曰闪蒸箱)。本发明不排除存在其他热端故障类型。
[0063] S17、更新凝结水温度与海水温度的关系曲线；
[0064] S18、判断所述近期时间段内标识点位置是否异常，若异常，则对所述冷端进行故障分析判断，否则对所述中间部分进行故障分析判断。
[0065] 进一步地，步骤S16中所述判定为热端故障之后，进一步采取以下措施：
[0066] S19、更新反应堆热功率与主蒸汽流量、主给水流量、给水泵流量的关系曲线，以便对反应堆热功率测量系统的稳定性进行判断；
[0067] S110、对与主蒸汽相关的系统阀门进行普查，和/或对
蒸发器排污流量仪表进行可靠性分析，和/或对反应堆热功率测量系统进行检查。
[0068] 对于冷端部分：凝汽器真空测量受引压管线内冷凝水粘附、淤积影响而不够准确，低压缸排汽温度又没有代表性，但是，通过“海水温度-凝结水温度”的关系曲线，再辅以凝结水溶氧趋势曲线，即可给出冷端整体性能正常与否的判断。若冷端不正常，再对影响凝汽器真空的主要因素，按先易后难的顺序逐个排查，因此步骤S18中对所述冷端进行故障分析判断如图4所示，进一步包括：
[0069] S21、查阅历次凝汽器效率试验数据，即查阅历年以来一次或多次凝汽器效率试验数据；
[0070] S22、更新凝结水温度、凝结水溶氧、海水温度、循环水温升、海水潮位随时间的变化趋势，并对其进行分析。
[0071] 凝汽器压力由海水温度、循环水温升和凝汽器端差三个参数共同决定，凝汽器端差跟循环水温升、循环水流量、凝汽器面积、总体
传热系数四个参数相关。冷端故障，需从影响循环水流量、循环水温升、凝汽器面积和总体传热系数四个参数的因素展开分析。
[0072] 进一步地，若步骤S22中分析得到的结果为所述变化趋势出现异常，则执行以下措施：
[0073] 检测真空边界漏气是否增大，和/或检测真空泵是否汽蚀，和/或检测钛管清洁度是否降低，和/或检测循环水流量是否降低，和/或检测凝汽器面积是否减少。
[0074] 对于中间部分：相比同等容量的火电汽轮机而言，核电汽轮机及热力系统具有初参数低、流量大、湿蒸汽通流、系统疏水点多等特点。一般情况下，汽轮机通流、回热加热器、汽水分离再热器、除氧器等设备的性能较为稳定，故障常发生在：热力系统阀门状态改变(如：危急疏水、启动排汽、事故排放等)，疏水阀门频繁动作引起的密封不严，启动过程中阀门密封面吹蚀等。对于上述故障，首先，借助修正至额定主蒸汽流量和额定背压两个条件下的电功率这个指标，来衡量中间部分的性能有否明显变化；其次，查阅运行日志和报警记录，检查热力系统内的重要阀门状态有否异常，对汽轮机本体、再热设备、回热设备的关键参数进行趋势分析，以确认其性能稳定性；最后，对热力系统内影响机组出力的阀门展开全面性普查，目的是确定泄漏点。因此，步骤S18中对所述中间部分进行故障分析判断如图5所示，进一步包括：对汽轮机及再热/回热系统进行分析。
[0075] 中间部分的常见热力故障有：1.蒸汽管线疏水内漏；2.危急疏水、启动排汽、事故排放等阀门内漏；3.加热器故障；4.汽水分离再热器故障；5.汽轮机通流故障。
[0076] 进一步地，所述对汽轮机及再热/回热系统进行分析的方法参见图5，包括：
[0077] S31、计算修正至额定主蒸汽流量和额定背压两个条件下的电功率，与参考值进行比较，以确定中间部分的性能是否变化；
[0078] S32、查阅运行日志和报警记录，判断重要阀门是否异常；
[0079] S33、对汽轮机本体的高压缸、低压缸各级段压比进行异常检测；
[0080] S34、对再热系统的加热蒸汽流量、循环蒸汽温升、扫汽流量、疏水流量、再热压降进行异常检测；
[0081] S35、对回热系统的给水温升、疏水调阀开度、疏水流量、上/下端差、抽汽压损进行异常检测；
[0082] S36、对轴封系统的调阀开度、轴封加热器的水侧温升进行异常检测；
[0083] S37、对热力系统的阀门进行普查。
[0084] 上述步骤S31体现对中间部分进行“先整体”异常判断，上述步骤S32-S37体现对中间部分进行“后分体”异常判断。
[0085] 进一步地，步骤S16和S18中，若更新的关系曲线偏离经验基准曲线的偏离值超过预设阈值，则判定所述近期时间段内标识点位置异常。
[0086] 以H2机组为例，对上述方法进行应用说明。日常机组出力跟踪发现，H2机组当前出力能力相比第一个
燃料循环(编号为H2C01)下降约4MW。为此，启动原因分析及故障排查。首先，对出力跟踪所采用的电功率计跟发电机电度表进行比对，确认电功率计运行正常、且偏差在允许范围以内。其次，从5个燃料循环的运行数据中筛选出反应堆满功率且厂用蒸汽转换系统停运的数据，做出如下参数之间的关联趋势：
[0087] 反应堆热功率分别与高压缸级前压力、一段抽汽压力、主给水温度的关联趋势，如图6、图7、图8所示，图中，H2C01_F指H2机组第1个燃料循环初期，H2C01_R指H2机组第1个燃料循环后期，H2C02指第2个燃料循环期，H2C03指第3个燃料循环期，H2C04指第4个燃料循环期，H2C05指第5个燃料循环期。一段抽汽压力跟主给水温度的关联趋势，如图9所示，基本呈线性关系。
[0088] 综合分析上述关联趋势图，给出如下判定：
[0089] 同等反应堆热功率条件下，就高压缸级前压力而言，H204大修后(即：H2C05)仍较投产初期偏低0.4％～0.5％。在汽轮机通流面积恒定的前提下，高压缸级前压力偏低0.4％～0.5％，对应电功率下降量4～5MW。
[0090] 同等反应堆热功率条件下，汽轮机进汽流量偏低，要么是主蒸汽泄漏所致，要么是热功率测量值虚高引起的错觉。
[0091] 随后，对热端包含的相关阀门进行了普查，未发现明显的阀门内漏。于是，关注点放在热功率测量上。热功率测量值偏离真值，往往由给水流量测量子系统引起。为此，将热功率测量系统的给水流量测量值跟主蒸汽流量测量值、文丘里测量给水流量值、主给水泵流量值进行了趋势对比，但是，主蒸汽流量和文丘里管流量的仪表自机组商运以来做过调整，故流量趋势的相对变化不足以证明给水流量测量的稳定性。热功率测量系统的一致性有待进一步研究。
[0092] 完成热端分析后，开始冷端分析。将凝汽器热井出口的凝结水温度跟海水温度的关联趋势作图，见图10所示，图中，H299小修前指H2机组首个燃料循环内商运后至小修前的时间
片段，H299小修后指首个燃料循环内小修后至停堆换料之间的时间片段。可见，H2机组商运以来，凝结水温度与海水温度的对应关系基本一致，冷端无明显异常。
[0093] 最后，对汽轮机及回热/再热系统(即：中间部分)的设备性能指标及关键参数进行了趋势分析，未见明显的异常。
[0094] 遵照图2所示的出力能力故障分析流程，对H2机组进行了出力能力下降的原因分析，结论是H2机组当前出力能力相比投产初期有所下降这一现象，最可能的原因是热功率测量系统虚高所致。
[0095] 本发明涉及一种核电压水堆机组出力能力故障分析方法，依据日常机组出力跟踪数据，运用汽轮机原理相关理论，进行关键参数关联分析，按照三段式划分，实现热力故障范围界定，再辅以热力设备性能分析的常规方法，达到出力能力损失的快速定位。这种方法，避免了大量的重复性计算，相比以往方法更加快捷、直观，分析效率更高。
[0096] 以上所述仅为本发明的优选实施例，并非因此限制其
专利范围，凡是利用本发明说明书及附图内容所作的等效结构或等效流程变换，直接或间接运用在其他相关的技术领域，均同理包括在本发明的专利保护范围内。
