核电站循环水胶球泵管道振动原因分析与解决措施

     核电站循环水胶球泵管道振动原因分析与解决措施，核电站1号机组常规岛调试过程中，主给循环水胶球泵再循环和大循环管道都出现振动高情况，根据《DL/T1103-2009核电站管道振动测试与评估》标准进行计算评估，通过对管道振动根本原因分析并采取针对性措施，显著改善了管道振动情况、使振动降低到合理水平，确保了系统和设备安全运行。
     核电1号机组是全球台采用AP1000三代核电技术的机组，主给水系统调试期间，主给水泵再循环和大循环管道振动测量结果未达到DL/T1103-2009合格标准。为解决该问题，进行了振动根本原因分析并采取针对性的降振措施，终治理效果达到预期。
1系统设计和管道振动评价标准
     主给水系统设计参见图1所示，主给循环水胶球泵组为3×33.3%配置。主给循环水胶球泵小流量运行时，再循环流量1100m3/h、再循环阀上游与节流孔板下游压差约9MPa；大循环管道在机组启动前二回路水质调整时投运，主给循环水胶球泵为大循环提供压头，大循环目标流量1700t/h，此时大循环阀前后压差约8.3～8.8MPa。
     一期调试期间，基于DL/T1103-2009标准评价管道振动水平，参见表1；测量振幅作为分析的辅助参数。实际执行时，通常在大峰值振速测量值大于1倍大峰值振速允许表1管道振动评价标准值(而不是标准推荐的2)时，出于保守考虑即采取降振措施。
     大峰值振速测量值值(而不是标准推荐的2)时，出于保守考虑即采取降振措施。引起管道振动的因素很多，常见的有转动设备作用在管道上的激振力、流体脉动产生的激振力、水锤、汽蚀、管道刚度不足等。调试阶段发现管道振动问题时，应综合考虑工程进度、费用、有效性等因素，避免盲目的对管道布置、或主要设备做大的改动，而是针对现象和数据进行根本原因分析，借鉴成功经验，采取针对性强、工程量小的治理措施。
(mm/s) 振动品质 评定要求
0≤ 优秀 无
12.4< 合格 跟踪
>  应评估 进行应力评价
> 不可接受 建议处理
2管道振动概况、分析与治理
2.1主给循环水胶球泵再循环管道
2.1.1振动概况
     3台主给循环水胶球泵再循环管道振动现象类似，以C泵再循环管道为例，测点1所在管段晃动幅度大、频率低，测点3、4所在管段振幅较小、但振动频率高，测点2处振动介于两段水平管之间。从改造前振速测量结果来看，3、4点振速接近、甚至超过1倍限值。管道布置参见图2、振动数值参见表2。
2.1.2根本原因分析
     先，对管道支吊架安装情况进行仔细检查，发现并处理了部分吊架吊杆弯曲未受力、限位支架的限位间隙偏大等问题。这类问题对管道振动有一定的负面影响，但从振动状态看并非主要因素。
     二步，结合运行现象分析引起管道振动的主要成因。现场观察发现，再循环调节阀前后管段振动为剧烈，离调节阀较远的管段振动趋缓；真空除氧器内部为常压时，调节阀区域能听到间歇性噼噼啪啪的噪音，而随着给水温度升高、真空除氧器内部压力升高后，噼噼啪啪的噪音减弱甚至消失。分析认为，在给水温度和真空除氧器压力较低时，流体经过阀门时的激振力、以及部分流体汽蚀引起管道振动；而阀门背压升高后，主要为激振力引起管道振动。阀门处激振力传递给上游管段，而测点1处水平管段仅有吊架设计、柔性大，且设计有流量孔板、也存在一定的节流效果，共同作用下该段管道呈现晃动幅度大、频率低的振动特点。
     三步，分析系统设计和设备选型是否合理。系统设计已考虑调节阀上下游压差大、容易汽蚀这一情况，因此在阀门下游设计节流孔板，将阀门出口压力提升了约0.83MPa；同时调节阀选型时，选用了梅索尼兰VRT多级扛汽蚀阀笼、且计算确认正常使用工况下不发生汽蚀。故系统设计和阀门选型合理，不作进一步的优化。
     四步，分析管道支撑改进的必要性，并采取合理措施。国内核电厂常规岛工艺管道设计时为了尽可能不限制管道正常运行时的热膨胀，管道支撑多选用弹簧或刚性吊架，管道柔性大，主给水再循环和大循环管道也都呈现这样的特点。在激振力较大时，柔性管道出现了明显的振动问题，有必要采取措施改进管道支撑设计。
2.1.3改进措施
     再循环管道实施了两次管道支撑的改造，参见图2，改造效果参见表2。
     一次改造：在小流量阀前增加了Y向液压阻尼器，不增加管道应力、不限制管道热膨胀，且能耗散掉掉部分振动能量。从测振结果来看，靠近阀门的测点Y向振速下降31%～42%、但X或Z向振速升高；测点1振动改善效果不明显。
     二次改造：考虑继续引入阻尼、消除X/Z向振动能量，鉴于现场空间有限，决定增加一台RRD300粘滞式阻尼器，可以在所有自由度上起到阻尼减振作用。同时采取措施增大管道刚度：测点1所在水平管段柔性偏高，增加双径向限位支座；修改小流量阀后普通限位支架，改为双径向限位支座，限位能力加强。从测振结果来看，管道各测点的振幅和振速进一步降低，满足振速验收标准。
2.2主给循环水胶球泵大循环管道
2.2.1振动概况
     二回路水质调整时采取多次间歇式大流量冲洗方式，目标流量1700t/h。次投运大循环时，流量800t/h时管道振动开始加剧且继续升高趋势明显、完成1个点的振动测量；流量勉强提升到1300t/h时管道振动非常剧烈、以至于无法保持流量完成振动测量。大循环管道布置参见图3，800t/h工况下振动测量值参见表3。
2.2.2根本原因分析
     一步，检查并处理了吊架吊杆弯曲未受力、限位支架的限位间隙偏大等问题。
     二步，结合运行现象分析引起管道振动的主要成因。大循环调节阀前后管段振动大、且噪音明显；随着流量的升高，管道振动更趋剧烈，初步怀疑阀门处发生汽蚀。经核实，大循环调节阀选用了普通阀笼，对试验工况下进行计算、确认发生汽蚀。流体经过阀门的激振力、以及阀门处发生汽蚀，是引起管道剧烈振动的主要因素。
     三步，分析系统设计和设备选型是否合理。汽蚀是管道振动的重要成因，如选用CAV-III扛汽蚀阀笼能降低或消除汽蚀，但选型设计、制造和运输保守周期需要一年时间，该方案不可行。在维持当前阀门选型的前提下,考虑在阀门下游增加节流孔板、提高阀后压力，从而减少汽蚀的影响。
     四步，分析管道支撑改进的必要性和可行性。与再循环管道分析与处理思路一致，应增强管道刚度，同时引入阻尼器在所有自由度上起到阻尼减振作用。
2.2.3改进措施
     大循环管道实施了两次改造，参见图3，改造效果参见表3。
     一次改造：
     (1)在调节阀下游增加了4级节流孔板、靠近凝汽器处增加了单级节流孔板，在目标流量下将阀后压力提高到3MPa。经核算，1400t/h以上流量阀门不发生汽蚀或闪蒸。
     (2)为增加管道刚度：
     ①调节阀前弯头处增加支撑;
     ②将阀前普通导向支架修改为管部双径向限位支座，限位能力加强;
     ③调节阀后弯头下方竖直管刚性支架处增加双径向限位支座。
     此轮改造后，大循环流量能提升到1300t/h，振动目视较改造前有改善、并且完成了振动测量工作；但继续提升流量存在较大风险，新增节流孔板处振动较改造前增大。
     二次改造：参考再循环管道改造经验，在大循环管道振动剧烈位置安装了4个RRD粘滞式阻尼器（图示为部分管段），在所有自由度上起到阻尼减振作用。
     两轮改造完成后大循环流量顺利提升到1700t/h，振动目视较之前平稳；从测振数据看，振幅均优秀，测点1、3振速合格，测点2振速超标。测点2振速超标，分析认为与采用普通阀笼相关；考虑到大循环仅在调试和机组启动前水质调整时投运，使用频率低，故调试阶段不作进一步优化。
3结语
     主给循环水胶球泵再循环和大循环调节阀前后压差大、通过流量高，运行工况恶劣，同时管道柔性较大，这些因素共同促成主给循环水胶球泵再循环和大循环管道振动大问题。
在处理主给循环水胶球泵再循环和大循环管道振动问题过程中，采取了合理的分析方法，即：
     (1)先检查并处理不满足设计要求的支吊架安装问题，确保现场安装满足设计要求。
     (2)结合运行现象分析引起管道振动的主要成因。
     (3)分析系统设计和设备选型是否合理。
     (4)分析管道支撑改进的必要性。基于这种基本的分析思路，采取有针对性的治理措施，成功地将管道振动降低到合理水平。
     对于还在设计阶段的核电项目，可以从所述案例中吸取经验，在系统和管道布置设计、阀门选型早期即采取措施避免管道振动。对于已在调试或运行的核电项目，也可借鉴所述分析和治理方法处理管道振动问题。