国电山东聊城发电厂一期2×600MW机组汽动给水泵密封水系统由于设计存在问题，在机组停运过程中尤其是机组紧急停机或汽泵停运过程中，由于密封水回水不畅，导致回水进入小机油系统中，不但造成凝结水的大量损失，而且影响到了机组的安全稳定运行，本文深入分析了设备深层次的原因并给出了设备改造的具体解决方案和改造后的运行效果。
关键词：FK4E39型汽泵 密封水 改造
1 国电山东聊城发电厂一期2×600MW机组汽泵密封水系统简介
国电山东聊城发电厂一期工程安装两台2×600MW机组，汽轮机由上海汽轮机有限公司引进美国西屋公司技术制造的600MW亚临界、中间再热式、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，该机组所用的汽动给水泵组为上海电力修造总厂引进英国韦尔公司技术生产的FK4E39型汽动泵、FA1D67型前置泵，技术规范分别为：
给水泵规范：型号：FK4E39
型式：多级、卧式、双壳体、筒形、全抽芯、离心式水泵
转速：5570r/min轴功率：8132.4kW
流量：1183.2m3/h扬程：2331.7m
效率：85制造厂家：上海电力修造总厂
前置泵规范：型号：FA1D67转速：1480r/min
轴功率：485.7kW流量：942.7m3/h
扬程：150m效率：79.5
必需汽蚀余量：4.1m制造厂家：上海电力修造总厂
该型号汽动给水泵的密封系统为迷宫密封，主要原理是通过间隙控制泄漏的方式进行汽动给水泵的密封工作。汽泵密封水采用凝结水泵出口母管来水，在靠近泵组部位的注水管路中设置精细的滤网进行过滤来保证密封水的纯度；其回水分为两路：一路经过密封水回水母管去地沟或凝汽器；另一路回到汽泵前置泵进口电动门前的前置泵进口管道（见附图一）。密封水的泄漏温度是采用对轴套中部注入密封水的方式来控制的，故对于注入用密封水的质量应维持有高洁净度是基本要求。给水泵正常运行期间，给水从泵进口和泵的平衡腔室沿迷宫密封分别泄出；汽动给水泵作为备用泵时，给水仍从迷宫密封向外泄漏，流出泵的给水由来自正常运行的暖泵水所取代。
所有运行条件下，压力控制阀调节到迷宫密封压力至如下数值：密封水压力=泄荷水压力 0.1Mpa，凝结水以高于泄荷水0.1Mpa的控制压力注入，压力控制阀保持密封水与泄荷水之间的压差在0.1Mpa，压力阀必须安装一个差压控制执行器，自动执行器信号取自于密封水和泄荷水上的接头。每台泵传动端和自由端两只迷宫，只须一只压力控制阀控制。为减少控制阀和迷宫密封之间的管道损失，控制阀应尽可能的安装在靠近给水泵处。聊城发电厂汽泵密封水调节阀位置安装在汽机房6.9米层，汽动给水泵安装在13.7米层。
图一
2 聊城发电厂汽泵密封水系统运行过程中存在的主要问题
聊城发电厂2×600MW机组在调试、试运期间，我们通过跟踪发现汽动给水泵密封水系统在紧急停机情况下，多次出现密封水回水不畅现象，造成小机油箱中进水，严重影响到汽动给水泵、液力偶合器和小机的正常安全运行。根据汽泵密封水的结构设计，在紧急停机时需要在较短的时间内打开密封水排地沟截门，否则将导致大量密封水无法正常排泄，造成密封水进入轴承室，使润滑油中大量带水，破坏了润滑油的油质，影响到汽泵的再次启动和轴承、油动机等重要零部件的安全运行。
2002年12月9日23：17，当#1机组负荷为423MW、主汽压力15.9MPa、汽温537/528度时，#1机组"REMOTE4TRIP（高压缸排汽压力高）"报警，引起汽机跳闸，发电机、锅炉联跳，电网频率降至49.75Hz，厂用电自切成功。汽泵A、B跳闸。在运行人员到达汽机房零米打开密封水回水截门时，小机油箱中已经有相当数量的密封水进入。此外还造成密封水从汽泵呼吸器中大量涌出，造成汽泵周围接水平台满水，并且溢至6.9米、0米地面，曾经由此引起电泵连续跳泵（密封水漏至0米时，正好滴在电泵温度测点仪表盘上，造成线路短路报警跳泵），影响机组正常开机。在此后的油质化验中显示：小机润滑油水分严重超标，不得不对小机润滑油进行滤油工作，严重影响到机组的重新启动和并网、发电，使我厂的经济效益和社会反响都不同程度的受到了影响。
3 汽泵密封水回水不畅问题分析
根据汽泵密封水系统在运行过程中出现的各种问题，并结合汽泵密封水的构造和功能，我们从以下几个方面对该问题产生的原因和影响展开了认真的分析：
3.1 运行操作方面的原因
在#1机组调试、试运期间，经过对汽泵密封水系统的原理和功能进行仔细的研究分析后，我们认为该迷宫式密封系统在汽泵正常运行时，密封水回水通过回水母管、U型水封回收到凝汽器。同时汽泵的迷宫式密封装置采用螺旋型构造，当汽泵运转时，水会沿着螺旋槽向汽泵内部流动。而当汽泵停运以后，汽泵内的锅炉给水及密封水失去此动力，因此全部向外部流出，此时只依靠U型水封回凝汽器已不能满足排水需要。因此，必须及时打开密封水至地沟的排放门进行紧急排泄，如至地沟门不能及时打开，就会造成大量的水沿轴向串至轴承中，导致小机润滑油系统中进水。
从现场实际的设计情况来看，汽泵给水泵的密封水至地沟截门位置距离集控室太远（集控室位置在汽机房13.7米，而截门在汽机房零米位置），一旦出现汽泵紧急停运情况，运行人员缺少足够的时间来打开密封水排地沟截门（从集控室到排水阀门大约需要3~4分钟），因此不能保证密封水在紧急情况下的正常排泄，分析认为该因素是导致密封水回水不畅的主要客观因素之一。
3.2 多级水封的安装、制造
从工作原理上来看，汽泵密封水多级水封的制造、安装质量问题对密封水系统的正常运行也有直接关系。分析看来，我们认为主要有以下几个方面的因素：
（1）轴封的回水管、泄荷管、多级U形水封槽尺寸：按照上海电力修造总厂的图纸要求，回水总管与旁路排地沟的管径均为φ89mm，泄荷管管径为φ57mm。U形水封槽底部应安装在凝汽器坑内（一般都大于-3米）。如果采用三级水封槽，引出管至凝汽器汽侧接口距U形水封槽的底部要控制在6~7米之间；
（2）密封水压力调整：汽泵密封水进水通过调节阀进行调节，阀后压力不宜过高，比汽泵前置泵的进口压力大0.05Mpa~0.1Mpa即可。在回水母管上安装的温度表显示温度不能高于90℃（该温度与密封水差压＜0.015Mpa同时产生时跳泵；
（3）密封轴套与衬套间隙：安装图纸要求是0.40~0.48mm（一般取小值）；如果间隙过大，就会造成密封水作用失效，无法保证密封效果；而间隙过小，又会造成动静部分的摩擦，导致泵芯损坏。
（4）泄荷水管道的隔离门误关或阀芯脱落，都会造成泄荷水无法正常回到前置泵进口。从（图一）我们可以看出，如果泄荷水不能正常回到汽前泵入口，那么汽泵密封水的泄荷水不可避免会增加到回U形水封的水量中去，造成密封水回水量大，导致回水不畅。
通过分析以上几方面的因素，我们重点对导致密封水回水不畅的原因进行了分析如下：
（1）从调试跟踪情况和机组运行经验来看，汽泵密封水调节阀、泄荷水阀都处于正常运行状态，操作过程得当，因此对密封水产生的影响非常小；密封水回水温度一般在60℃左右，当密封水压差Δp=0时，密封水回水温度才为57.5℃，由此可以看出，阀门运行状况及密封水温度的影响可以排除；
（2）在汽泵实际运行过程中，通过对密封水压力的监视发现，密封水压差在0.85~0.95Mpa之间，符合0.05~0.1Mpa的设计要求，对密封水温度的影响也可以忽略不计；
（3）从上汽厂汽泵的出厂记录上来看，汽泵密封轴套与衬套的间隙为0.42mm，也在要求范围之内，结合实际运行情况，由间隙产生的影响也可以排除；
（4）通过对现场设备的安装跟踪调查，多级水封的安装制造均按照设计要求进行，管道尺寸符合规定要求，从三级水封的计算书（计算过程略）可以看出，当凝汽器绝对压力为0.003Mpa（全真空）时，U形管回凝汽器出水高度为6米，h3=0.46米（h3为水封内水面与水槽底部相对高度），若出水高度再小下去，则U形水封就可能遭到破坏，凝汽器真空将下降。当凝汽器绝对压力为0.016Mpa时，U形管回凝汽器回水高度为7米，h3=2.06米，若U型管底部布置得不够低，例如在0米，电泵也在0米，那么泵轴处将满水，使大量水进入轴承中。在实际安装过程中，经过实地测量发现：密封水回水至凝汽器管道高度与设计值有一定的偏差，实际高度比设计值约高出0.5米，因为设计值对密封水能否正常回收起到致关重要的作用，对于由此产生的影响我们认为是问题产生的主要因素，通过与厂家技术人员的协商和讨论，双方取得了一致的意见。
4 聊城发电厂600MW机组汽泵密封水系统改造
4.1 经济效益分析
汽泵密封水系统回水不畅问题产生了一系列不良的后果：不仅大量凝结水白白流失；更重要的是小机润滑油油质得不到保证；现场文明生产和设备安全运行系数都受到很大的影响。我们在选择该项研究课题时，更多的是由于此类问题对新筹建的聊城发电厂带来的经济效益和社会效益的负面影响。如果能够顺利解决此项问题，不仅能够很好的避免由于密封水回水不畅导致的小机润滑油油质恶化、机组安全系数、健康水平降低的实际问题，为电厂节省可观的费用支出，还能够更好的保证600MW机组的安全稳定运行，为接管好、运营好600MW机组奠定良好的基础。
4.2 制定改造方案
在进行技术改造论证的同时，我们对同类型设备的使用效果也进行了大量的调查研究，针对汽动给水泵密封水控制原理？汽泵在停泵、启动泵前轴封密封水是否外漏等问题与兄弟单位、设备厂家进行交流，提出两种改造方案：
方案一：将汽动给水泵密封水回水至地沟手动阀门改为电动（气动）控制阀门，开关信号来自DCS系统，汽泵转速降低时，轴封密封水切换至地沟且把密封水回收（收水箱上海电力修造总厂提供）。
方案二：安装专门的密封水箱。密封水箱工作原理主要是采用浮球阀门式低位水箱，由于浮球阀门的关闭及凝汽器真空的作用，将低位水箱的水吸入凝汽器中，利用浮球阀门的打开与关闭来保证凝汽器的真空不被破坏，水箱的工作原理就是利用大气压与凝汽器内压力的压差来进行工作的。首先把低位水箱安放在凝汽器坑内靠近凝汽器附近即可，把低位水箱的出水口管子（φ57mm）接到高出凝汽器最高水位1米左右的位置，利用凝汽器的真空，可以将水泵的重力回水吸入凝汽器中。
经过我们的仔细研究、讨论，决定利用#1机检查性大修的机会采用方案二对汽泵密封水进行改造，增加密封水回收水箱。
4.3 具体改造过程
（1）安装密封水箱
2003年4月18日，密封水回收水箱到货，我们经过研究确定了水箱和进水管、回水管的具体位置，将水箱位置定在凝汽器坑西侧地面（见图二）。
（虚线框内为新增加部分）
图二
（2）管道、阀门连接
密封水箱入口管连接到原密封水水封入口管道（零米位置），水箱出口管连接到原密封水水封至凝汽器管道（零米位置）上。水箱入口前增加一截止阀（型号：J41H-25DN100），位置在零米密封水回水管处。汽泵密封水回水至水封压力应为微正压，我们在汽泵密封水回水封前管道上安装了负压表，调节水封注水门来消除汽泵轴封系统漏真空。将原U形水封后真空门关闭，作为紧急情况的备用保留。
5 600MW机组汽泵密封水改造后运行效果
2003年4月22日，密封水系统改造工作结束，经过三级验收和质量监督验收一次合格。在#1机组大修结束后开机前后过程中，我们加强了对密封水改造效果的跟踪，5月15日，#1机组开始启动，在A、B小机冲转以及#1机组带负荷过程中，我们对汽泵密封水系统进行了全面的检查，发现改造后密封水在机组正常运行过程中能够保持良好的运行工况，密封水完全能够起到密封作用，回水可正常回到凝汽器和汽前泵入口。此外，2003年7月5日18：36，#1机组发电机跳闸，汽轮机、锅炉联跳，我们随即对紧急情况下汽泵密封水的回水情况进行了检查，结果发现密封水回水畅通无阻，没有出现密封水因为回水不畅而造成小机润滑油进水的现象。
鉴于#1机组汽泵密封水改造的经验，我们又将#2机组的两台汽泵的密封水系统进行了改造。
来源：中国电站集控运行网
