核电厂主给水泵油质恶化问题分析及处理

徐 强，杨全超，郑嘉榕

（福建福清核电维修一处，福建福州 350318）

0 引言

某核电厂1、2 号机组为M310 型百万千瓦核电机组，每台机组有3 列主给水泵组，每列泵组包含主给水前置泵、电机、液力耦合器、压力级泵及其附属设备，各设备共用一套油系统。2015 年5 月，电厂维修人员现场巡检发现1APA301PO（1 号机组C 列主给水前置泵）轴承室回油视窗有大量泡沫，取样结果为水分16210-6、颗粒度NAS12 级（标准为水分20010-6/颗粒度NAS 8 级），水分偏高，颗粒度超标。经在线滤油、更换润滑油处理后，油质合格，但在随后6 月和8 月，再次出现类似油质恶化情况（图1）。

该问题反复出现且长期未得到彻底处理，严重威胁设备和机组的安全稳定运行。本文通过对主给水泵油系统结构原理、油质恶化现象等过程进行对比，对油质频繁恶化原因进行排查分析，提出针对性解决方案。

1 主给水泵油系统简介

1.1 主给水泵油系统

电厂每列主给水泵组各设备共用一套油系统，包含润滑油和工作油两部分。其中润滑油经油泵加压、双列滤网过滤和管壳式换热器冷却后，由供油管线分别为前置泵、压力级泵、电机和液力耦合器的轴承进行润滑和冷却，之后经回油管线回流至耦合器油箱；工作油经工作油泵加压、管壳式换热器冷却后，进入泵轮涡轮，通过液力和油量来实现泵轮涡轮的扭矩传递和转速调节，最终和润滑油一起汇入耦合器油箱。

1.2 油系统设备结构

油系统与外部（空气和水）的连接边界主要有泵轴承室、电机轴承室、耦合器呼吸器和冷却器等4 类设备。

（1）泵轴承室。主要由轴承室、轴承、呼吸器、迷宫式油封、进排油管线组成，其中呼吸器、油封处与大气连通。

图1 主给水前置泵回油情况

（2）电机轴承室。主要由轴承室、轴承、呼吸器、迷宫式油封、毛毡密封、进排油管线组成，其中呼吸器、油封处与大气连通。

（3）耦合器呼吸器。主要由滤芯、护罩和连通管线组成，安装在耦合器箱体顶部。

（4）冷却器。每列泵组包括工作油和润滑油冷却器各1 台，冷却器为管壳式结构，管侧走水（正常运行压力约0.6 MPa），壳侧走油（正常运行压力约0.3 MPa），若换热器存在内漏，有可能导致冷却水进入油系统。

2 油质恶化现象

2015 年5 月，1APA301PO 出现润滑油回油异常情况后，电厂随即进行润滑油取样检测，发现水含量和颗粒度有明显上涨趋势，类似情况反复出现3 次。根据经验怀疑油系统有异常进水，遂排查泵轴承室、电机轴承室、耦合器呼吸器和冷却器等4类位置，均未发现油系统直接进水痕迹。为进一步排查水分来源，介绍历次异常现象和处理过程。

2.1 第一次油质恶化及处理

4 月17 日，现场巡检发现1APA301PO（泵运行）自由端轴承室回油视窗有大量泡沫，取样检测（取样位置为耦合器箱体底部排油阀，后同）发现润滑油颗粒度为12 级，水含量16210-6，后续处理过程如下。

（1）4 月20 日，开始在线滤油（泵继续运行），4 月27 日，取样检测发现水含量为21610-6，颗粒度12 级，滤油效果不佳，继续进行在线滤油。

（2）4 月29 日，观察到1APA302PO（同列压力级泵）回油视窗上部有水滴。

（4）5 月4 日，停泵后取样发现润滑油水含量已迅速上涨至274010-6，样品有大量游离水。

（5）5 月9 日，更换大型滤油机在线换油，之后取样检测水分降至87210-6，开始进行滤油。

（7）6 月8 日，启动1APA301PO 泵，之后连续3 次（6 月8、9、10 日）取样检测，结果分别为：68.910-6/6 级、53.310-6/6 级、60.210-6/5 级，初步判断润滑油水分和颗粒度已基本稳定，缺陷已消除。

2.2 第二次油质恶化及处理

6 月12 日，现场检查发现1APA31PO 自由端轴承室回油视窗再次出现大量白色泡沫，取样检测水分11910-6/颗粒度12 级，油质再次恶化，立即停泵并进行在线滤油，后续处理过程如下。

（1）6 月13 日，滤油10 h 后，测得润滑油水含量和颗粒度为51.910-6/3 级，油质合格，停止滤油。

（2）6 月16 日，对同列主给水前置泵、压力级泵、电机各轴承室呼吸器进行检查清洗，未发现明显异常。

（3）6 月19 日，对1APA301MO 电机轴承室进行取样，发现前置泵侧电轴承室底部排出约100 mL 的游离水，耦合器侧轴承室底部排出约35 mL 的游离水，检测结果确认积水并非来自SRI 系统。

（4）7 月8 日，启动1APA301PO 运行1.5 h 后发现泡沫，随即停泵并取样，确认油质为恶化，之后更换耦合器箱体呼吸器滤芯（以消除泡沫）。

（5）7 月15 日，启动1APA301PO 运行正常，其后连续两周取样，润滑油油质合格且保持稳定。

2.3 第三次油质恶化及处理

8 月3 日，现场检查发现1APA31PO 自由端轴承室回油视窗再次出现大量白色泡沫，取样检测发现油质为12010-6/10级，已有恶化趋势，立即停泵并进行连续在线滤油，后续处理进展如下。

（1）8 月11 日，检查各轴承室呼吸器、耦合器呼吸器、耦合器内壁和电机轴承室，未见异常，取样检测发现油质75.910-6/6级，已呈好转趋势。

（2）8 月12 日，为彻底消除泡沫，临时拆除耦合器箱体呼吸器滤芯。

（3）8 月25 日，启动1APA302PO，检测润滑油水分颗粒度为11710-6/10 级，油质恢复到停泵时水平并呈下降趋势，未滤油。

2.4 3 次油质恶化现象对比（表1）

表1 3 次油质恶化现象对比

3 油质恶化原因分析

对比发现，第二、三油质恶化情况基本类似，都是前期油质稳定情况下突然出现泡沫并检测到油质恶化，以下先从这两次油质恶化现象入手，然后根据结果对第一次油质恶化现象进行推理分析。

3.1 耦合器箱体憋压原因分析

从第二、三次油质恶化的异常现象可以看出，油质恶化时均伴随有回油视窗充满大量泡沫，而且泡沫中有明显的气流间歇性反涌现象。根据主给水泵油系统的管路布置，可以判断泡沫及反向气流产生的原因在于耦合器箱体憋压，导致箱体内的部分气体沿回油管路从泵轴承室呼吸器排出，此气流与回油反复搅浑从而形成泡沫。导致耦合器箱体憋压的原因可能有：

（1）油系统进水。进水使得润滑油水分和颗粒度恶化，并导致耦合器箱体内产生的空气量大幅增加，从箱体顶部呼吸器无法及时排出，进而造成箱体内憋压。

（2）耦合器呼吸器堵塞。堵塞造成耦合器箱体内正常产生的空气无法正常排出，进而累计造成箱体内憋压。

3.2 油系统直接进水可能性分析

根据主给水泵油系统的管线布置，其可能与外界接触并直接进水的位置有油冷却器、泵轴承室油封、电机轴承室油封、呼吸器等4 处。

（1）冷却器。若存在内漏，在泵停运状态下油质会继续恶化，但“异常现象4”显示停泵后反而有逐步好转趋势，同时经对工作油和润滑油冷却器进行打压检测合格，未发现漏点，故可排除油冷器内漏的可能。

（2）泵轴承室油封。若机封泄漏水飞溅至油封处，则可能造成水进入轴承室，经检查机封疏水管未堵塞，机封泄漏量极小且一直保持稳定，油质恶化期间未有突然变化，可排出机封漏水进入轴承室的可能。

（3）电机轴承室油封。电机空冷器内漏或有冷凝水从电机内部滴入轴承室附近，可能造成水分进入轴承室。经检查电机内部未有漏水痕迹，且电机绝缘检测合格，可排除电机轴承室进水的可能。

（4）耦合器呼吸器。现场检查呼吸器附近未有滴水痕迹，排除呼吸器直接进水的可能。

另外油质检测结果显示，第二、三次油质恶化具有突发性，而上述4 种常规漏水情况无法解释此种现象，故排除油系统有直接进水的可能。

3.3 耦合器呼吸器堵塞可能性分析

根据主给水泵油系统结构布置，进入泵轴承室的润滑油在重力作用下，通过倾斜的回油管线回流至耦合器油箱，回油管段的垂直高度约0.2 m，对应压力约1 kPa。经查耦合器呼吸器厂家运行维护手册，滤芯压差限制为5 kPa，滤芯为过滤精度3m 的滤纸型滤芯，吸入油气后极易发生堵塞。故呼吸器滤芯存在堵塞可能。

同时滤油期间拆除耦合器箱体侧面盲板和呼吸器滤芯，发现回油视窗泡沫立即消失，可确认耦合器呼吸器滤芯堵塞会造成油视窗泡沫。

综合上述分析，初步判断耦合器呼吸器堵塞可能造成油回路憋压，后续油回路堵塞，导致油质恶化的机理分析。

3.4 呼吸器堵塞导致油质恶化机理分析

耦合器呼吸器滤芯堵塞，会造成进入耦合器箱体内压力升高，进入箱体的空气无法正常排出，只能绕道回油管从泵或电机轴承室呼吸器排出，回油管中空气逆流会抑制润滑油的回流，当此空气量达到一定程度时会造成回油不畅，导致空气与回油充分搅浑而产生大量泡沫。泵回油管线回油示意见图2。

泡沫的产生极大增加了空气与润滑油的接触面积，使得空气中的水分和颗粒充分进入润滑油（相当于润滑油对空气中的水分和颗粒进行了持续过滤），如此不停累积，会造成油系统水分和颗粒度上升。

此推论前提是油系统有空气进入，主给水水泵油系统主要通过泵轴承室呼吸器与油封、耦合器呼吸器、电机轴承室呼吸器与油封等处与大气连通。

（1）正常运行时泵轴承室呈正压，轴承室呼吸器处能观察到有油烟冒出，可排除泵轴承室呼吸器与油封处进入空气的可能。

（2）正常运行时耦合器箱体呼吸器除有持续油烟冒出，耦合器箱体一般呈微正压，故可排除其进入空气的可能。

（3）正常运行时电机内部由于冷却风扇向内侧吸风，造成电机轴承室内的空气从油封环处被吸入电机内部，导致电机轴承室内部呈微负压状态，使得外部空气从呼吸器持续进入轴承室内部，此时部分空气随回油进入耦合器油箱，造成空气进入油系统。

图2 泵回油管线回油

3.5 停泵后润滑油含水量突增机理分析

从异常情况对比可以看出，第一次油质恶化处理期间，压力级泵回油视窗上壁发现水滴，且停泵后取样发现润滑油水含量急剧升高，分析其机理如下。

耦合器呼吸器堵塞，造成箱体上部的空气含水量增加，空气相对湿度达到100%，根据空气含水量经验公式（标准大气压）如下。

式中 Hs——空气含水量，kg/kg

Ps——某一温度下水的饱和压力，Pa

P——当地大气压，约101 kPa

耦合器箱体上部的空气容积V 约为2 m3，故停泵后耦合器箱体上部空气可析出的水量M=（Hs1-Hs2）V=0.58 kg。

同时在压力级泵回油视窗可以明显观察到，耦合器箱体内壁和回油管线上壁已有部分水汽凝结形成水滴。综合导致泵停运耦合器箱体温度降低后，空气中的水大量析出附着在箱体内壁，并逐步滴落至润滑油中，造成停泵后润滑油含水量急剧升高。同时部分水滴积聚在耦合器油箱底部，形成游离水，造成油系统大量进水的假象。

3.6 原因分析小结

通过上述分析，可确认耦合器呼吸器堵塞是造成主给水泵油质恶化的主要原因。正常情况下进入油系统的水分可通过呼吸器持续排出，呼吸器堵塞造成油箱压力持续升高。当油箱压力大到足以克服回油管段重力时，在回油管线形成大量泡沫，泡沫的形成急剧增加空气中的水和颗粒与油的接触面积，导致更多水分进入油系统且无法从呼吸器有效排出，并持续累积，最终导致油质恶化。具体形成机理梳理如图3 所示。

图3 形成机理

4 处理方案

电厂主给水泵液力耦合器呼吸器型号ISDF-230，折叠滤纸式结构，过滤精度为3m，滤芯压差限值为5 kPa，主要用于维持耦合器箱体内气压与大气压的平衡，确保运行过程中箱体空气及时排出，停泵时空气中大型颗粒杂质不被吸入。根据主给水泵油系统结构布置，进入泵轴承室的润滑油在重力作用下，通过倾斜的回油管线回流至耦合器油箱，回油管段的垂直高度约0.2 m，对应压力约2 kPa。耦合器滤芯吸入油气后极易发生堵塞，导致排气阻力过大，无法实现其正常空气流通功能。

为确保主给水泵正常运行，电厂临时拆除耦合器油箱呼吸器滤芯，之后长期观察油质恢复正常且保持稳定，初步验证上述推论的正确性。

为彻底解决主给水泵滤芯堵塞和油系统油质恶化问题，电厂提出技改，更换了呼吸器滤芯。将原过滤精度为3m折叠滤纸型滤芯，更换为过滤精度50m 滤布式滤芯（图4，安装结构尺寸不变），以增加防油烟堵塞能力。2016 年，电厂对液力耦合器呼吸器滤芯实施技改换型，至今未再出现回油视窗油质问题，且取样水分均保持合格且较低水平。

图4 呼吸器滤芯

5 结语

油质恶化是电厂转机设备油系统的常见问题之一，但是因油箱呼吸器滤芯堵塞导致的润滑油水含量升高的现象，在电厂设备中尚属罕见。该问题曾困扰了某电厂长达半年之久，即便已锁定呼吸器滤芯堵塞为主要原因后，仍未敢轻易下定结论。2016 年，电厂对呼吸器滤芯进行改进换型后，进行长达3年的观察验证，期间未再出现油质恶化问题，充分印证了分析推理的正确性。本文介绍某电厂主给水泵油系统油质恶化问题的异常现场、推理过程和处理方案，仅供相关行业类似问题分析处理参考借鉴。