Analysis of the Causes of High Liquid Level Alarm in the Steam Trap of the Main Steam Pipeline in Nuclear Power Plant
After the 9th major overhaul of Unit 4 in a nuclear power plant, the main steam system (VVP) pipeline drain frequently triggered a high liquid level alarm. After investigation and handling, considering that the fault mode is relatively typical, this article summarizes the fault analysis and handling process, clarifies the cause of the fault and the correlation between the fault and the unit power, and formulates subsequent improvement measures. Given the frequent occurrence of high liquid level alarms in the VVP pipeline steam trap of the group factory, the analysis results of this problem have certain reference significance for subsequent handling of similar problems.
Steam Trap
压水堆核电站二回路系统为饱和蒸汽，在停机、启动、正常运行条件下运行时，管道内蒸汽会因主蒸汽管道散热而在靠近管道边缘处温度下降，当其温度低于与蒸汽压力相对应的饱和温度时蒸汽凝结，若凝结的水未被及时排出，凝结水便会存积在某些管路中，这些存积的水由于在运行时与蒸汽的密度、流速均不同，管道阻力也不同，这些积水容易对管道产生冲击，造成严重的后果，因此在压水堆核电站二回路系统中布置了大量疏水器。疏水器的作用是将蒸汽输送管道中产生的凝结水排放到管道外，以保证蒸汽品质，避免造成水锤事件。若疏水器出现疏水不畅的现象，须尽快进行处理，以保证机组正常稳定运行
针对疏水器液位的高报警机理，目前国内已有大量研究资料，但大多集中在疏水器的设计疏水能力不足、杂质堵塞、内部结构异常等方面，本文除了分析此类故障模式外，还从其他方面进行调查，并发现了其他重要的相关因素。
国内某核电厂4号机组第9次大修后，主蒸汽系统(VVP)管道疏水器VVP103PU多次触发液位高报警信号(VVP702KA)的现象，查询该核电基地多个机组的历史运行情况，发现VVP103PU液位高报警现象并不少见，具有一定的普遍性。
VVP103PU采用NP100型双金属疏水器，利用蒸汽和凝结水之间的温差引起双金属片的变形或膨胀带动阀芯开启或关闭阀门，从而达到阻气排水的目的。其工作原理是：当管道中产生较多凝结水时，温度下降促使双金属片形变回缩，带动阀瓣离开密封面，凝结水排出；当凝结水排净后，蒸汽到达疏水器，高温使双金属片膨胀带动阀芯压紧密封面，疏水停止。
经分析，导致VVP103PU频繁出现液位高报警的可能原因主要有：① 设计疏水不足；② 杂质堵塞；③ 安装不当；④ 双金属片过度形变；⑤ 关阀调节过量；⑥ 系统疏水量增加；⑦ 液位开关定值漂移。
经调查发现，该机组同类疏水器VVP101/102PU均未出现过液位高报警现象，VVP103PU在大修前近一年半未出现过液位高报警。因此，可排除疏水能力不足的设计原因及安装方式错误的可能原因。
对VVP103PU进行解体检查，未发现疏水器的双金属片变形、杂质堵塞等异常现象，此外，经检查，液位开关也未发现异常，因此，可排除上述可能原因。
通过对设备维修历史的调查，发现该大修曾对VVP103PU执行过预防性解体检查，并对其各部件进行清洗，更换了密封面组件。由于VVP103PU调整杆的设定值在解体过程中会发生变化，初步怀疑疏水器回装时调整杆未按原开度值进行设置，导致疏水器的疏水能力较解体前发生变化。
调查期间发现，机组电功率从940 MWe降至833 MWe，半天内再次出现13次液位高报警。在此之前也出现过同样的现象，当机组电功率从1091 MWe降至940 MWe时，疏水器出现液位高报警的频率明显增加。针对这一情况，对液位高报警与机组功率之间的变化趋势进行了调查研究，发现两者之间存在很强的关联性。在机组2022年1月12日、2022年1月26日2次降功率操作下，疏水器液位高报警频率均大幅增加。
针对该现象，分析蒸汽管道疏水的两个机理：一方面，管道保温层外壁与环境大气之间的换热导致管道内蒸汽凝结；另一方面，核电机组蒸汽为饱和态的湿蒸汽，具有一定的湿度，在流动过程中，以雾状形式混合在湿蒸汽中的饱和水在流经弯头、三通及阀门等管件时，部分将以凝结水的形式从湿蒸汽中析出。
参考相关文献，发现疏水量与蒸汽压力、蒸汽流量、蒸汽温度、环境温度均有关
疏水器排水量GN按数值方程式计算，GN单位为Kg/h：
其中d为疏水器排水直径，mm；p1、p2分别为疏水器前后压力，kPa；A为排水系数。从该公式可以得出如下
| 参数 | 描述 | 与疏水量的关系 | 敏感度 |
| 蒸汽压力与疏水背压 | 当管网供汽流量较小时，管网后半段的蒸汽处于饱和状态，供汽压力增大会导致蒸汽的饱和温度升高，大量蒸汽从邻近饱和状态变为饱和状态，管网凝结水量增加。根据文献研究
|
正相关 | 高 |
| 蒸汽流量 | 流量升高后，管网内蒸汽流速加快，蒸汽与外界的换热时间减少，疏水量减少。 | 负相关 | 高 |
| 蒸汽温度 | 蒸汽温度升高，可避免蒸汽凝结成水，因此疏水量减少，但经计算和验证，影响较小。 | 负相关 | 低 |
| 环境温度 | 环境温度升高会减小管内蒸汽与外界的换热温差，从而减少散热损失，减少凝结水的产生。 | 负相关 | 低 |
调取某一时间段内机组升降功率后VVP主蒸汽压力、温度、流量的变化趋势，由于环境温度与功率升降无关，此处不考虑。可见降功率后，主蒸汽压力升高、流量降低、温度升高，由于压力和流量对疏水量的影响大于温度的影响，因此降功率后疏水量增加。
根据上述分析，对导致VVP103PU液位高报警频繁触发的可能原因进行总结，如
| 可能原因 | 支持依据 | 反对依据 | 可能性 |
| 设计疏水不足 | 无 | 同机组同类型疏水器未出现该问题 | 低 |
| 杂质堵塞 | 无 | 解体未发现杂质堵塞 | 低 |
| 安装错误 | 无 | 疏水器未包裹保温，安装方向无异常 | 低 |
| 双金属片过度形变 | 无 | 解体未发现异常 | 低 |
| 关阀调节过量 | 1) 大修有过解体工作2) 大修前未出现频繁报警问题 | 无 | 高 |
| 系统疏水量增加 | 大修后机组多次升降功率，且多处于低功率平台 | 无 | 高 |
| 液位开关定值漂移 | 无 | 大修前未出现频繁报警问题 | 低 |
从
明确原因后，电厂选择在低功率平台疏水量较大的情况下，对疏水器疏水能力进行调整，使疏水量既能满足管线疏水要求，又能避免因疏水能力过大而导致蒸汽流失。
此外，为避免疏水器全检后再次出现疏水能力设定出现偏差，电厂对检修程序进行了升版，提醒回装时应将调整杆设定回原开度值，并增加工作负责人签字环节，以加强对关键点的管控。
该核电基地乃至群厂历史上，曾多次出现VVP101/102/103PU疏水不畅导致频繁触发液位高报警，问题调查的方向往往是核查疏水器疏水能力设计是否满足，或是否存在杂质堵塞、双金属过度形变、液位开关发生漂移等情况，对机组的功率变化可能导致蒸汽管线疏水量增多的机理并未引起关注，导致问题处理的关键点被遗漏。
本文重点分析并强调了机组功率变化对疏水量的影响，以提醒在后续处理类似问题时，应首先关注机组是否已进行降功率操作或处于低功率平台，并进行相应的调整，使疏水能力匹配机组疏水量，保证蒸汽品质，从而保护重大设备。