摘要：电厂高压系统调节阀阀瓣密封面处发生冲蚀，分析成因，给出处理措施。

关键词：高压；调节阀；冲蚀；阻塞流

0 引言
电厂大修中发现某高压系统调节阀在全关时下游仍有流量，解体后发现阀芯表面存在严重冲蚀现象。更换新的阀芯及阀座，阀门回装后鉴定合格，在线验证无异常，阀门内漏消除。该阀门是由EMERSON（艾默生）生产的DBQ-NS 型气动调节阀，内部组件采用阀笼结构，阀笼四周分布4 个出流孔。改变阀笼出流孔的开度来调整介质流量。

1 原因分析

1.1 阀门冲蚀形貌分析

从实物分析，阀芯组件表面粗糙，存在一些不平坦的小平面，平面内存在较多的、大小不一的坑或空洞，表面留下类似沙滩状的痕迹。这一形貌特征符合冲蚀故障模式。形成冲蚀的主要原因是调节阀部分开启，以维持系统要求的上充流量。在此情况下，阀芯在流道中长期正面经受上游出口约18 MPa 高压流体冲击，由于阀门开度较小，流体经过阀门时形成类似于雾化的高速小液滴，对阀芯密封面形成冲击侵蚀。

1.2 阀门运行工况分析（表1）

（1）相比工况3，工况1 模式下调节阀承受压差更大，阀门开度更小（流通面积更小），流量更高。说明阀门上下游压差约15 MPa 时介质流速更高，对阀芯组件冲蚀效果更明显。

（2）工况2 和工况3 对比，调节阀阀门开度相同时（流通面积相同），工况2 的流量约为工况3 的2 倍。同样说明阀门上下游压差约15 MPa 时介质流速更高，对阀芯组件冲蚀效果更明显。

（3）工况2 和工况4 对比，流量相同时，工况2 的调节阀开度更小（流通面积更小）。也说明阀门上下游压差约15 MPa 时介质流速更高，对阀芯组件冲蚀效果更明显。

（4）工况5 和工况8、工况6 和工况8、工况7 和工况9 对比，结论同上述（3）。

（5）工况7 和工况8 对比，同（2）。首轮循环在阀门上下游压差约15 MPa 下运行时间达36 d，第二循环在阀门上下游压差约15 MPa 下运行时间达46 d。阀门上下游压差长时间达到约15 MPa 加剧了阀芯组件冲蚀程度。

综上，调节阀两侧承受约15 MPa 压差时，介质流速更高，对阀芯冲蚀效果更明显。机组长时间在该工况下运行加剧了阀芯组件冲蚀程度。

表1 调节阀热试工况下相关参数统计

这是问题的直接原因。

1.3 建模计算

通过建模（图1）CFD（Computational Fluid Dynamics，计算流体动力学）计算，可以得到流体介质在阀瓣、阀笼间隙最小处流速工况1 为199.9 m/s，工况7 为222.1 m/s，工况8 为85.9 m/s 。工况7 阀门上下游压差约15 MPa 时，流经阀芯组件的流速最高，冲蚀最明显（表2）。

通过建模计算数据证明，调节阀两侧承受约15 MPa 压差时（工况7），介质流速更高，对阀芯冲蚀效果更明显。进一步说明机组长时间在该工况下运行加剧了阀芯组件冲蚀程度。

图1 调节阀CFD 模型

表2 调节阀各工况下的CFD 计算开度

1.4 汽蚀计算

按阻塞流进行汽蚀计算，参照图2。

即P1-P2≥ΔPcr，P2≤P1-ΔPcr，P2≤4.644 MPa。在阀门上游压力18 MPa 前提下，当阀门下游压力＜4.6 MPa时，调节阀阀芯处会发生阻塞流现象。在阀芯附近流体压力低于饱和蒸汽压，导致闪蒸。随后压力恢复至高于饱和蒸汽压产生空化。闪蒸和空化即汽蚀现象。这是阀门冲蚀的根本原因。

2 处理措施

根据调节阀冲蚀根本原因，制定了几项改进，目前正在逐项落实。缩短调节阀解体维修周期，在冲蚀故障模式造成破坏性影响前，完成阀芯组件更换；日常运行期间对调节阀上游下压差运行时间进行趋势监测，暂时按照不超过46d 进行跟踪预警，后续根据多机组的该调节阀解体数据来确定预警标准；增加调节阀阀芯组件备件储备。

3 总结

通过对阀门冲蚀形貌、运行工况、理论建模、汽蚀计算等方面进行分析后，锁定冲蚀根本原因为调节阀阀芯处发生阻塞流现象，阀芯附近流体压力低于饱和蒸汽压，导致闪蒸。随后压力恢复至高于饱和蒸汽压产生空化，气泡破裂对阀芯组件表面造成剧烈冲击，最终导致冲蚀。针对该原因，电厂采取了一系列措施来管理冲蚀故障问题。