1. 主蒸汽隔离阀的设计作用及动作原理
1.1主蒸汽隔离阀的设计作用
主蒸汽隔离阀（以下简称MSIV）是核岛的蒸汽发生器和常规岛的汽轮发电机组之间实现隔离的关键设备，正常运行工况下起到允许和阻断蒸汽进入二回路的作用。
由于核电厂冷却剂具有负的慢化剂温度系数，慢化剂温度降低将引入正反应性，所以发生主蒸汽管道破裂（MSLB）事故后的最大危险在于蒸汽的大量失控排放，造成一回路冷却剂的过度冷却，引入过多的正反应性，有可能使反应堆失控。因此，发生MSLB事故时，需要通过主蒸汽隔离阀的关闭来消除或减少蒸汽的泄漏。分下面两种情形：
（1）若MSLB破口发生在主蒸汽隔离阀（MSIV）下游，则MSIV的关闭便隔离了破口，消除了蒸汽泄漏；
（2）若MSLB破口发生在MSIV上游，则隔离阀的关闭便避免了另外两台蒸汽管道完好的蒸汽发生器的泄漏和排空。
因此，事故工况下主蒸汽隔离阀的作用为：1、隔离蒸汽泄漏，避免反应堆冷却剂的快速、失控冷却；2、避免两台蒸汽管道完好的蒸汽发生器的排空；3、如破口发生在反应堆安全壳内，主蒸汽隔离阀还可避免安全壳压力持续升高超过其设计压力。
在核电厂运行过程中，主蒸汽隔离阀的关闭除了手动外，还可以由以下主蒸汽管道破口时的特定征兆产生的保护信号来实现：
1、两台蒸汽发生器蒸汽流量高且蒸汽管道蒸汽压力低；2、两台蒸汽发生器流量高且一回路平均温度低低；3、两台蒸汽发生器蒸汽管道压力低低；4、安全壳压力大于0.19MPa.a（特指破口位于安全壳内部的情形）。
1.2主蒸汽隔离阀的动作原理
核电厂主蒸汽隔离阀一般为双闸板楔形闸阀，执行机构由一个氮气储罐和一个液压缸组成。储罐中的氮气用作关阀，作用类似于普通阀门里的关闭弹簧。而要开启阀门则需要一个气动泵把液体打入液压缸内，克服氮气压力和阀杆自重及摩擦力来打开阀门，此气动泵的动力一般为核电机组的仪用压缩空气系统。
如下为主蒸汽隔离阀控制回路示意图（以M310机组为例）。
通过示意图可以看出，主蒸汽隔离阀的开启通过一个控制回路来实现，完整的控制回路分为三个部分：1、泵回路；2、两个类似的液压回路，一个位于近泵侧，另一个位于远泵侧，两个液压回路互为冗余，分别由A、B列电源供电。每个液压回路包括一个快关电磁阀和一个快关错油阀（液压分配阀）、一个试验电磁阀和一个试验错油阀（试验用分配器），其中试验错油阀分为快关导通和试验导通两个状态。
需要注意的是，华龙一号核电机组稍有差别，其试验控制回路和快关控制回路是相互独立的。
阀门关闭的时候，通过控制回路把液压流体排回油箱，控制回路可以调节液压流体的排放速度从而调节关阀速度，以便实现阀门的开启、关闭、快速关闭、慢速关闭等。
正常运行工况下，液压回路手动隔离阀323/333VH保持全开状态。
2. 主蒸汽隔离阀相关试验动作及目的
众所周知，当发生主蒸汽管线破裂（MSLB）事故时，其带来的风险可能涉及到核电厂三道安全屏障的完整性：
(1) 核燃料元件包壳——堆芯功率由于一回路被失控冷却而不可控地增加，导致烧毁现象的产生，从而导致元件包壳的损坏；
(2) 一回路压力边界——一回路构件的突然冷却造成冷冲击，从而导致热应力的产生；蒸汽发生器的突然卸压造成U型管束产生强烈振动，从而产生机械应力，可能导致SGTR（蒸汽发生器传热管破裂）事件的发生，破坏一回路边界的完整性；
(3) 安全壳——破口发生在安全壳外，则旁路了第三道屏障；破口发生在安全壳内，则会造成安全壳内的温度压力上升。
由此可以看出，主蒸汽隔离阀动作的可靠性对于核安全有着极其重大的意义！所以在核电机组日常的生产运营活动中，通过以下试验规程的执行，来验证主蒸汽隔离阀性能的可靠性。
2.1主蒸汽隔离阀部分关闭试验
该试验在M310核电机组中每月进行一次，用于检验快关电磁阀/错油阀、试验电磁阀/错油阀及进气电磁阀的动作情况，同时还检验主蒸汽隔离阀及其旁路阀的灵活性，属于《核安全相关系统和设备定期试验监督大纲》要求的监督项目。
主蒸汽隔离阀初始为开启状态，气动油泵供气电磁阀213EL带电开启，快关电磁阀253/273EL失电、快关错油阀253/273DR关闭，试验电磁阀263/283EL失电、试验错油阀263/283DR处于快关导通位置。
局部关闭试验时，操纵人员首先通过试验模块使气动油泵供气电磁阀213EL失电关闭，试验电磁阀263/283EL带电、试验错油阀263/283DR处于试验导通位置。确认状态无误后，再次点击试验模块，快关电磁阀253/273EL带电、快关错油阀253DR开启，此时液压油缸内的油流出的速度被试验错油阀限制，只能缓慢流出，以此来达到慢速关闭主蒸汽隔离阀的目的。
当限位开关SM7（中间位置）被触发时，局关试验信号被复位，然后:电磁阀253/273EL失电，使阀门253/273DR关闭，阀门液压缸的油停止泄出，阀门停止关闭，211EL带电，阀门液压缸开始加压，阀门重新开启。电磁阀263/283EL失电，使263/283DR处于开位。
对于华龙一号核电机组而言，其局部关闭试验期间，MSIV阀门排油通过独立的试验回路进行，而快关回路各电磁阀、油动阀的检查，则是通过每月一次的“主蒸汽隔离阀带载试验”来检查和验证，其大致原理与M310核电机组基本一致，此处不再赘述。
2.2主蒸汽隔离阀快速关闭试验
此类试验是为了校核主蒸汽隔离阀及其旁路阀的快速关闭时间，同时也适用于A/B列的手动快速关闭控制系统的逻辑校验。每个换料周期试验一列:奇数次大修执行A列，偶数次大修执行B列。
试验通过在ECP硬接线盘台上，手动按下001TO或002TO实现主蒸汽管线隔离，以此来验证主蒸汽隔离阀快速关闭时间是否符合设计要求。
主蒸汽隔离阀处于快速关闭状态时，气动油泵供气电磁阀213EL失电关闭，快关电磁阀253/273EL带电、快关错油阀253DR开启，试验电磁阀263/283EL失电、试验错油阀263/283DR处于快关导通位置。此时液压油缸内的油流出的速度不受试验错油阀的限制，可以迅速排油，以此来达到快速关闭主蒸汽隔离阀的目的。
3. 局部关闭试验常见故障及分析
由试验周期即可看出，在日常生产运营活动中，主蒸汽隔离阀的局部关闭是执行次数最频繁的试验，此试验也可最大限度的验证主蒸汽隔离阀的可靠性。在执行此试验过程中，各核电机组均出现过不同种类的故障，在此选取其中具有代表性的故障进行分析。
3.1气动泵启动后油压过低导致阀门无法全开
此类故障属于局部关闭试验时最常见的故障之一。
如2017年5月8日某核电机组执行局部关闭试验过程中，再开启时发现阀门开启缓慢，开启到95%开度后阀门不再动作且气动泵也停止运行。现场人员检查发现控制回路油压较低，气动泵气源减压阀后压力42Psi左右。最终经专业人员检查、判断故障原因为减压阀定值漂移，导致气动泵出力较小，主蒸汽隔离阀控制回路油压提升缓慢导致阀门开启较慢，开启到95%开度后气动泵已无法再继续提升油压，最终导致主蒸汽隔离阀停止开启。
此类型故障，在试验前需严格落实供气压力检查步骤，发现压力不足时及时由专业人员调整，并且在调整过程中严格执行防人因失误工具，以免调整过量导致油压过大、供油回路安全阀动作，可能带来主蒸汽隔离阀误关闭的恶劣后果。同时运行现场人员准备好油回路手动隔离阀门解锁钥匙，一旦出现安全阀开启的情况，立即解锁并手动关闭油回路手动隔离阀门，终止主蒸汽隔离阀的油压下降。
3.2快关错油阀卡涩导致主蒸汽隔离阀失去一列快关功能
2017年7月3日，某核电机组当班值执行局部关闭试验时，发现快关错油阀1273DR未按照预期开启，现场主蒸汽隔离阀油压未降低，主蒸汽隔离阀真实未动作。经过组织分析、验证，怀疑1273DR推杆卡涩或者其内部杂质堵塞导致油路不通，主蒸汽隔离阀的一列快关功能不可用。机组产生随机I01（2），要求7天向RRA运行条件的NS/SG模式后撤。后经专业人员编写检修方案，将卸油回路隔离后完成对快关错油阀的处理。
此类故障较少碰到，一旦遇到，机组立即产生一组IO1/LCO事件。如叠加其他的IO1/LCO事件，极可能导致运行机组无法短时间内消除缺陷而被迫降功率后撤。故此在执行局部关闭试验时，应尽可能避开其他可能产生IO1/LCO事件的时间窗口。另外在此类故障处理过程中要做好详细的分析和准备，如为了避免误动导致主蒸汽隔离阀关闭，处理时将主蒸汽隔离阀A/B列卸油回路均隔离；缺陷处理前先通过强制1273EL得电动作，就地观察油回路压力1328LP来验证B列隔离阀1333VH的严密性；解除隔离时优先解除无故障的A列油回路，以将24h的第一组I01/LCO延长为7天等等。
事后经维修专业人员检查确认，原因为电磁阀内部存在油泥等杂质，堵塞、阻碍了电磁阀的动作。
3.3试验错油阀未正常动作
2000年时，某核电机组运行人员执行局部关闭试验时，在试验选择按钮2001CC打到002VV时，发现试验错油阀未按照预期转向试验状态。运行人员马上将2001CC重新恢复至“N”位置并通知仪表人员处理。最终检查发现2001CC下游触点故障，导致试验电磁阀2262EL未能励磁、试验错油阀2262DR未动作。
此类故障提醒我们，试验时每一步均需要严格核对，发现异常立即终止试验。否则在出现如上所述故障而又未被及时发现时，当人员使用选择按钮进行下一步试验时，快关电磁阀动作，直接导致主蒸汽隔离阀快速关闭并由此引发反应堆停堆。
3.4中间限位开关SM7未正常触发或20s延时复位信号未正常触发
1997年至2000年期间，大亚湾核电厂及岭澳核电厂分别出现过SM7限位开关故障导致中间限位（局部关闭限位）开关SM7未能正常触发的缺陷。后主蒸汽隔离阀在20s延时复位继电器的作用下重新恢复打开。
对于此类缺陷，在试验前应由专业人员对SM7限位开关进行仔细检查，如有异常需先行处理完成。另外20s延时复位继电器的故障原因主要来自设备老化，而且该继电器功能在试验中几乎没有验证过，其可用性不得而知。因此试验中出现正在试验的阀门完全关闭的风险是完全存在的，即SM7限位开关故障且20s延时复位继电器也故障，将直接导致主蒸汽隔离阀缓慢全关。故此时运行现场人员的干预就显得极为重要，即通过现场关闭油回路手动隔离阀来终止油回路的泄压。
4. 设计优化建议方向
主蒸汽隔离阀作为核电厂内直接关系核安全的敏感设备，其可靠性应得到足够的重视，但是在内外部运行经验来看，其可靠性能受到了一定的挑战。
对此，经过对相关运行经验研究及总结，提出如下部分建议，以期能够改善和提高主蒸汽隔离阀的性能。
(1) 加快气动油泵供气减压阀技改换型进度
气动泵气源减压阀一般为活塞式结构，定值漂移问题在多个电厂都出现过，定值低漂相对来说风险较低，造成的后果仅仅是主蒸汽隔离阀开启缓慢或者无法全开。如果定值高漂，则主蒸汽隔离阀动作过程中控制回路油压可能过高造成油回路安全阀开启，进而导致油压快速下降，主蒸汽隔离阀关闭。目前已有部分核电机组对此类减压阀门换型为隔膜式减压阀，并取得了良好的运行效果。
(2) 改善主蒸汽隔离阀区域运行环境
主蒸汽隔离阀区域温度较高，不利于各类元器件、继电器等精密设备的良好运行、工作。目前虽然部分核电机组已完成增加风机的技改，但同样面临部分问题，如风机仅能通过人员手动启停且通风上无冷却盘管等。这样将导致风机无法自动启停来控制此区域温度，全靠人员巡检发现又会产生时间上的较大滞后问题，不利于房间的及时降温。
故此建议在此区域增加若干温度探头，如多个探头温度高相符，则将报警送往主控室，提醒人员需要进行风机的启动降温；同时还可由此温度探头来连锁风机的启停控制，真正实现设备的智能控制；另外还可以通过为主蒸汽隔离阀区域通风机增加冷却盘管等，降低其出风温度，更有利于优化主蒸汽隔离阀区域的设备工作环境、提高其运行的可靠性。
(3) 更换主蒸汽隔离阀的设备保温层
通过对比，保温装置优良的核电机组，其主蒸汽隔离阀区域的温度均普遍较低，MSIV设备保温甚至可以直接用手触摸。而部分核电机组的MSIV设备保温层，其温度甚至达到了上百摄氏度，为主蒸汽隔离阀区域的一大热源。如此高的温度将直接导致主蒸汽隔离阀相关附属设备工作环境恶化、设备老化速度加快等，极大的影响了主蒸汽隔离阀的可靠性能。
故此，各核电机组可依托自身实际，针对性开展调研，尽早更换相关效果较差的保温层，进一步改善主蒸汽隔离阀及其附属设备的工作环境、提高其设备可靠性能。
参考文献
[1]赵斌，王翠云 主蒸汽系统手册，中国核电工程有限公司, 2009.
Zhao Bin, Wang Cuiyun.Main Steam System[M].China Nuclear power Engineering CO.,LTD, 2009.