核电厂凝结水泵机械密封失效分析

核电厂凝结水泵机械密封失效分析

李林中

海南核电有限公司 , 海南 572733

摘要：某核电站3号机组306大修以来，3号主控机组间歇性出现轴封冷却器高液位报警，频率为每小时5 ~ 6次。若轴封冷却器液位失控，凝结水进入轴封冷却器排风机，导致汽轮机轴封系统故障，汽轮机漏汽，机组将被迫停机处理。以凝结水泵第二机械密封水压达不到以往运行经验值的现象为突破口，结合轴封冷却器疏水原理和凝结水泵机械密封工作原理，通过一系列现场分析和试验，最终确定轴封冷却器高液位报警的根本原因是3号凝结水泵机械密封内漏。通过检修更换3号凝结水泵机械密封，解决了轴封冷却器高液位报警故障，保证了核电机组的安全稳定运行。

关键词:凝结水泵；轴封冷却器；机械密封；流动；液位

1故障描述

该核电站3号机组306大修后(2017年6月)，3号主控机组间歇性出现轴封冷却器(3cet004aa)高液位报警，报警设定值为100mm，频率为每小时5 ~ 6次。观察就地液位计，发现轴封冷却器(3CET001Cs)的液位缓慢上升到一个高值(180 mm)，然后迅速下降。同时，轴封蒸汽冷却器的压力(3CET008 MP)和液位(3CET001LN)的波动范围大于4号机组。根据以往运行经验，当本地凝结水泵第二机械密封水入口压力达到0.5 MPa时，轴封冷却器高液位报警消失。现场调整凝结水泵二次机械密封水入口压力时，发现压力达不到0.5 MPa，与以往运行经验不符。如果轴封冷却器液位失控，凝结水进入轴封冷却器的排风机，导致汽轮机轴封系统故障，汽轮机漏汽，机组将被迫停机处理。由于缺陷的严重性，该缺陷被列入核电厂十大技术缺陷管理。

2故障原因分析和确认

2.1故障原因分析

根据以往运行经验，当现场凝结水泵二次机械密封水入口压力达到0.5 MPa时，轴封冷却器液位高报警消失。306大修后现场调整凝结水泵二次机械密封水入口压力时，发现压力达不到0.5 MPa，与以往运行经验不符。同时，结合轴封冷却器的排水和排气管系统工艺，分解了轴封冷却器高液位报警的初始原因。

通过对故障点的整理，可以得出轴封冷却器高液位报警的可能原因是给水管道泄漏、给水管道节流、凝结水泵二次机械密封回水管道泄漏、凝结水泵机械密封泄漏、U型水封套体泄漏、U型水封套至凝汽器管道泄漏、U型水封套至凝汽器管道部分堵塞、3cet001sn故障。根据这些原因，制定了故障因素，明确了检查方法和标准。

现场检查轴封冷却器及其附属管道、凝结水泵机械密封及其附属管道，凝结水泵机械密封及其供回水管道无泄漏。检查3cet001sn是否合格，将本地3cet001ln走势与3cet001sn进行对比，确认3cet001sn合格。U型水封套管本体及其管道进行氦泄漏检查，未发现泄漏。检查RT凝结水泵第二个机械密封给水管道阀门和到凝汽器管道的U型水封套管，确保没有堵塞。通过排除可能的故障原因，轴封冷却器高液位报警的主要原因锁定在凝结水泵机械密封的内部泄漏。

2.2故障原因确认

2.2.1历史数据的访问

根据技术改造资料，3/4号机组凝结水泵第二机械密封冷却水在302/402大修(ENG 2012-101)中进行了技术改造。根据原设计，凝结水通过3cex400vl(技改时此阀已取消)引至轴封冷却器疏水管道，然后进入U型水封筒。咨询部门了解到，在调试期间，这个阀门保持一定的开度，向U型水封筒不断注水，最后到凝汽器。技改后，引入的凝结水经过三台凝结水泵的第二级机械密封，与轴封冷却器的疏水管道汇合后进入U型水封筒。

查阅Kit的存档历史数据，确认cet004aa报警出现在301/302/303/402大修启动阶段。根据运行部存档的操作票，轴封冷却器高液位报警在301大修启动后(技改前)通过增加3台CEX 400VL消除，轴封冷却器高液位报警在302/303/402大修启动后(技改后)消除。

2.2.2凝结水泵第二机械密封水流量测量

根据轴封冷却器技术改造和历史报警情况，结合轴封冷却器高液位报警故障因素分析，轴封冷却器高液位报警故障原因均锁定在凝结水泵机械密封内漏。因此，通过超声波流量计测量了3/4号机组凝结水泵的第二机械密封水的实际流量。1)2017年7月28日，3/4号机组凝结水泵二次机械密封供回水流量测量显示，3号机组二次机械密封供回水流量损失约6m3/h，而4号机组二次机械密封供回水流量相等(约5m3/h)。

2. 2017年8月2日分别测量3/4号机组各凝结水泵第二机械密封进出口管流量。发现3CEX003PO第二机械密封回水被反吸，3CEX003PO第二机械密封进出口水流入机械密封，两者之和约为5m3/h，与2017年7月28日总流量测量结果相对应。

3x003po机械密封内漏验证试验结论:关闭3ce029vd、3ce030vd后，3cex611lp快速上升(一度超过8 bar)，最终需要关小凝结水泵二次密封注入水调节阀，稳定凝结水泵二次机械密封供水压力。说明凝结水泵第二机械密封供水侧水压及凝结水泵第二密封注水管道相关阀门均满足要求，3ceX611LP压力无法调节，3cet004aa报警的根本原因是3ce003po机械密封水内漏抢水。

3故障处理

3.13 cex 003 po机械密封的更换

通过资料查找和试验分析，最终确认轴封冷却器高液位报警的根本原因是3ce003po机械密封内漏和抢水。

2017年11月4日，在3号机组的控制试验窗口更换3 CEX 003 PO的机械密封。更换气密性试验合格的新机械密封后，启动3cex003po，泵的所有运行参数正常。超声波流量计测量机械密封的冷却水流量，确认入口流量和出口流量基本相等。机械密封注入水泄漏缺陷消除，3cet004aa报警消失。彻底解决轴封冷却器液位高报警故障。

3.23 cex 003 po机械密封解体

凝结水泵的机械密封是进口厂家生产的双面机械密封，由两个密封串联而成。第一个机械密封的密封水由凝结水系统的出口管道连接，并返回泵室。第二个机械密封的密封水来自常规岛软化水分配系统或冷凝水系统，注入U形水封筒，然后排入冷凝器。

2017年11月4日，在拆除旧机械密封的过程中，发现第一个机械密封的O型圈卡簧已经脱落。第一个机械密封静环O形环断裂。

2017年11月6日，对更换的机械密封进行拆卸检查，发现第一个机械密封动环座弹簧部分断裂。

Cex003po机械密封第一个密封静环的O形圈卡簧脱落，O形圈不会被压缩，起不到密封作用，第二个密封水会进入第一个密封区。如果Cex003po机械密封第一个密封的动环座弹簧部分断裂脱落，说明第一个密封没有正常压缩，机械密封面已经打开，第二个密封水进入第一个密封区。

3.33ce003po机械密封缺陷分析

3.3.1机械密封O形圈失效分析

第一个机械密封静环的O形圈断裂是卡簧脱落后，O形圈在水流冲击下与机械密封的金属结构发生碰撞和摩擦造成的，这是后来发生的。

3.3.2机械密封卡簧脱落及弹簧断裂原因分析

2015年11月至2017年11月，3台CEX 003 PO切换8次，期间未更换机械密封。同时凝结水泵运行时振动、轴承温度、流量等参数正常。1)在拆卸机械密封的过程中，将卡簧重新安装到卡簧槽中，并检查尺寸。发现卡簧尺寸满足要求，能起到维护作用。结合泵运行参数分析，认为卡簧脱落的根本原因是初始卡簧没有完全安装到位，切换时振动大造成的。2)第一个机械密封动环座弹簧断裂的主要原因是振动引起弹簧过度压缩或松弛，导致弹簧疲劳断裂。结合泵运行参数分析，认为弹簧断裂、脱落的根本原因是初始弹簧没有完全安装到位，切换时振动大造成的。

综上所述，该核电站3/4号机组的6台凝结水泵全部采用进口厂家生产的双面机械密封，运行6年来从未出现过卡簧脱落、弹簧断裂的缺陷。同时现场凝结水泵定期切换，切换时振动情况基本一致。因此，3ce003po机械密封的缺陷极有可能是由机械密封本身装配质量不良造成的。

3.4机械密封的维护、提升和改进

根据机械密封的结构形式，设计由工装和机械密封组成的密封室进行密封试验。在维修规程中规定，在安装每一个新的机械密封之前，应按照API 682标准进行气压密封试验或按照GB/T3509标准进行水压密封试验。只有在密封试验合格后，才能将机械密封安装在设备上，以保证安装在设备上的新机械密封的可靠性。

4结论

2017年6月至2017年11月，通过近半年的分析查找，最终发现轴封冷却器高液位报警的根本原因是3Cex003po机械密封内泄漏和抢水，解决了核电厂十大技术缺陷(轴封冷却器高液位报警)，保证了机组的安全稳定运行。通过对该故障的分析和处理，实践了超声波流量计在小管道上测量流量作为系统故障辅助分析的应用，说明超声波流量计在小管道上测量有一定偏差，但对问题的定性分析有很大的积极意义。同时分析此次故障处理的根本原因，明确在安装新的机械密封前，使用专用的试验夹具按照API 682标准或GB/T 33509标准进行密封试验，以保证安装在设备上的新的机械密封的可靠性。

参考文献：

［１］黄鹄．该核电厂中级运行培训教材［Ｒ］．海盐：核电秦山联营有限公司，２０１０．

［２］孙国忠．凝结水泵第二道密封水改造方案［Ｒ］．海盐：中核核电运行管理有限公司，２０１２．

［３］樊鹏飞．虹吸原理在该核电厂的应用分析［Ｒ］．海盐：中核核电运行管理有限公司，２０１５．

［４］王艳蕊．３＃、４＃机组冷凝水泵设备安装调试卷［Ｒ］．沈阳：沈阳透平机械股份有限公司，２００８．

［5］机械密封通用规范：ＧＢ／Ｔ３３５０９—２０１７［Ｓ］．