辅助给水系统汽动泵二级叶轮开裂原因分析与处理

辅助给水系统汽动泵二级叶轮开裂原因分析与处理

王勇曹红梅

1.中核武汉核电运行技术股份有限公司；2.中国核电工程有限公司河北分公司

摘要：辅助给水系统（以下简称“ASG”）是核电厂重要的专设安全系统，在反应堆冷却剂丧失、主蒸汽管线或主给水管线破裂、蒸汽发生器正常给水系统完全失效、全厂断电等事故工况下，向蒸汽发生器提供给水，导出堆芯余热的安全重要功能。本文对ASG汽动泵在定期试验过程中出现二级叶轮开裂的问题，进行了原因分析，总结了处理措施，为后续电厂的维修和设计提供参考。

关键词：核电厂；开裂；原因分析；处理措施

1.ASG系统概述

1.1功能

辅助给水系统（ASG）作为失去主给水供应时向蒸汽发生器二回路侧供应给水的后备系统，并在机组启动和一回路温度上升阶段给水加热器不能使用时、在热停堆阶段不允许使用主给水系统时、向冷停堆过渡而达到余热排出系统投入条件时、应急给水电动泵被用于执行蒸汽发生器的注满等情况下它可代替主给水系统想蒸汽发生器二次侧提供给水，排出堆芯余热。

1.2安全功能

辅助给水系统是核电厂重要的专设安全系统，当任一正常给水系统中失效时，ASG投入运行以排出芯余热，直至达到余热排出系统投入运行的状态为止。从一回路冷却剂系统排出的热量通过由辅助给水系统供水的蒸汽发生器传给二回路系统，二回路系统本身则由向冷凝器或向大气蒸汽排放系统进行冷却。

1.3系统组成

辅助给水系统由一个水箱、一套除氧装置（一台除氧器、两台除氧给水泵、一台再生热交换器）、两台电动辅助给水泵、两台汽动辅助给水泵、以及相应的管道、阀门和仪表组成。二台电动辅助给水泵由应急柴油发电机组供电，两台汽动辅助给水泵由主蒸汽管道提供蒸汽推动。

2.辅助给水汽动泵故障对核电厂安全的影响分析

二代加改进型核电厂安全分析报告中，ASG系统作为一个专设安全系统，在反应堆冷却剂丧失、主蒸汽管线或主给水管线破裂、蒸汽发生器正常给水系统完全失效、全厂断电等事故工况下，向蒸汽发生器提供给水，导出堆芯余热。ASG系统每个机组设置了两台电动泵和两台汽动泵互为备用，但在全厂断电事故工况下，汽动泵作为最终的排出堆芯余热措施，而其他事故工况下电动泵优先投运。在正常运行期间，ASG系统四台给水泵处于备用状态，每个月进行一次定期试验，每次运转约1个小时。

鉴于ASG系统承担的安全重要功能，二代加改进型核电厂技术规格书要求，在反应堆功率运行模式和蒸发器冷却停堆模式下，任何一台ASG系统给水泵不可用，均要求在3天内机组后撤；两台汽动泵不可用，要求24小时内后撤，并在3天内完成维修，否则机组后撤至冷停堆状态。二代加改进型核电厂概率分析认为，在全厂断电事故下任何一台汽动泵成功向蒸汽发生器供水都可带出衰变热的需求，且随着ASG汽动泵运行时间增加，若ASG汽动泵能可靠运行4小时及以上时，可以允许机组持续运行140天以上。因此只有在全厂断电叠加汽动泵不可用事故工况下，才会使事故进一步恶化概率增加。

3事件经过及处理

2017年2月18日，某核电厂3号机组处于完全卸料模式，维修人员在执行ASG系统汽动泵解体检查时，发现其中一台汽动泵二级叶轮入口叶片根部存在1处开裂现象，液体渗透检验显示裂纹大小约为0.45mm（宽）×50mm（长）。随后，核电厂营运单位扩展检查发现另外一台汽动泵二级叶轮入口叶片根部也存在5处开裂现象，PT显示裂纹最长约40mm，最短约26mm。鉴于ASG系统的安全重要性，核电厂营运单位对其二级叶轮更换，并开展了初步原因分析。根据经验反馈，国内其他核电厂对该厂家生产的同类型汽动泵进行了解体检查，发现该厂家生产的汽动泵二级叶轮均存在开裂问题。经调研，国外电厂也发现二级叶轮叶片存在裂纹，核电厂营运单位对二级叶轮进行了更换。

4.原因分析

金属学分析：通过对存在缺陷的二级叶轮化学成分进行取样，结果表明其各取样位置的微量元素均满足ASTM标准要求；室温拉伸性能、0℃冲击性能均满足标准ASTMA487/A487M-2014对CA6NM（A）的要求；各取样位置的显微硬度分布均匀，满足ASTMA743标准中小于300的要求；金相组织为回火板条马氏体，晶粒度3-4级，金相组织未见明显异常；力学强度、冲击功、化学成分、硬度均无异常；开裂与腐蚀无关，裂纹区域未发现原始制造缺陷；裂纹起源于叶片迎水面靠近前缘位置（与前盖板连接处），裂纹呈高周疲劳特征；LPE检查表明无超标的表面缺陷显示，裂纹具有疲劳形貌（沙滩纹）。由于二级叶轮裂纹起源于叶片迎水面靠近前缘位置（与前盖板连接处），裂纹呈高周疲劳特征，因此初步确认叶轮开裂的直接原因为疲劳开裂。

有限元模拟分析：分别对汽动泵在小流量、全流量和超速三种工况下的应力进行了分析，结果表明由离心力带来的应力远小于水力负荷带来的应力，因此超速试验对裂纹产生和发展的影响很小，裂纹起裂位置的局部拉应力显著高于周边区域，且在开裂位置处，所受的最大拉应力低于材料的真实抗拉强度，在实际工作过程中并不会导致叶轮过载开裂，但是由于已经接近材料的抗拉强度，安全裕量很小。再洗确认叶轮开裂的原因为疲劳开裂。

耐久试验：结果表明在泵组运行过程中（包括25次启停操作），裂纹缓慢扩展，扩展速率在0.128mm/h至0.323mm/h之间，平均为0.19mm/h。泵组累计运行320小时，叶轮依然保持完整性，泵组各项运行参数稳定，运行平稳，泵组可实现其设计功能。

综上所述，二级叶轮开裂原因在于二级叶轮起裂位置叶片厚度和角度设计裕度不足，泵在运行过程中，叶片入口圆角处受到离心力载荷、轴向液压推力载荷、不稳定流动的振荡液压载荷、叶片尖端间隙通过一定频率的脉动液压载荷综合作用，导致此处产生疲劳开裂，随着裂纹的发展，裂纹尖端应力发生变化，承受的载荷减小，载荷对裂纹区域的影响逐步减弱，裂纹发展速度趋势变缓，发展速度随着裂纹长度增长而迅速减慢并趋于稳定。

5.措施

由于正常运行期间，ASG系统给水泵处于备用状态，每个月进行一次定期试验，每次运转约1个小时，因此ASG汽动泵二级叶轮在一个换料周期内运转时间为12-18小时之间，同时试验证明ASG汽动泵二级叶轮在320小时内仍能保证保持完整性，泵组各项运行参数稳定，运行平稳，泵组可实现其设计功能。同时，考虑到极端事故工况下对泵组运行需求及一定的安全裕度考虑，保守给出预留120小时的事故运行时间，泵组运行≤200小时内的叶轮裂纹缺陷对设备安全功能实现不构成影响。

由于叶轮问题属设计强度不足，是设计缺陷，试验结果也表明汽动泵二级叶轮在连续运行15-22小时将会产生裂纹，因此采用原型号叶轮仍有风险，因此，最终处理方式应该结合实际工况对叶轮设计进行加强改进。但是加强后的叶轮厂家需开展相应的型式试验，并对试验结果进行评价以确定其满足运行要求，需要较长时间，故核电厂营运单位在临近换料周期内只能使用有缺陷的二级叶轮可以保证ASG系统的功能。在更换新型叶轮之前，核电厂营运单位开展了ASG汽动泵和电动泵状态、定期试验中设备各项参数（振动、出口压力、运行时间）监测；定期梳理ASG汽动泵和电动泵、内外部电源缺陷，开展系统状态进行评估，严格控制电源隔离时间，及时发现影响设备功能的异常并干预，避免同时失去内外部电源事故的发生，并对开展主变压器和辅助变压器、柴油机增加月度缺陷梳理和健康状态评估，确保电源可靠性等。同时，制定事故应急预案，梳理应急柴油机和二次侧补水等福岛改正项措施，完善投入程序，以预防和缓解事故后果。

6.结论

汽动泵二级叶轮开裂的主要原因是二级叶轮起裂位置叶片厚度和角度设计裕度不足，导致泵在运行过程中，叶片入口圆角处受到离心力载荷、轴向液压推力载荷、不稳定流动的振荡液压载荷、叶片尖端间隙通过一定频率的脉动液压载荷综合作用产生疲劳开裂。