某电厂脱硫浆液循环泵轴承损坏原因分析及处理

吴严英 王帆

摘要：针对火电厂浆液循环机封漏浆，电机驱动端轴承损坏情况多方面查找原因，分析可能存在的問题，并研究处理对策。关键词：浆液循环泵;机械密封;轴承保持架

一、机组概况

某电厂2X660MW超临界火电机组，脱硫系统是引进美国Babcock&Wilcox公司技术，采用由武汉凯迪电力环保有限公司设计制造的石灰石-石膏就地强制氧化脱硫工艺系统。为满足环保要求2018年进行1号机组超低排放改造，脱硫系统优化改造内容主要是吸收塔增容，增加一台浆液循环泵为4台浆液循环泵。脱硫浆液循环泵是脱硫系统的重要组成部分，对锅炉尾气排放起着至关重要的作用，浆液循环泵的作用是将吸收塔浆液池中的浆液经喷嘴循环，并为产生颗粒细小、反应活性高的浆液雾滴提供能量。每层喷淋层配置1台浆液循环泵，使浆液通过喷嘴后尽可能的雾化与逆向的烟气发生化学反应吸收烟气中的SO2，也使进入吸收塔内部的烟气温度降低，以保护吸收塔内部的防腐材料不被高温烟气损坏。

1号机组FGD配置4台型号LC700/898II循环浆液泵，流量7891m3/h，扬程分别为29.1mH20，26.9mH20，24.7mH20，22.5mH20，室内布置。我厂脱硫循环浆液泵的主要组成部件包括轴承箱、配有型号LC280N减速机及YKK5004-4电机，减速机可以将额定转速1485r/min降至541r/min，泵体机械密封处配有机封水，减速机用冷却水来降温，泵吸入口配备聚丙稀树脂滤网，泵体进出口管道均有防止振动传递的膨胀节。管道配有入口电动闸阀和出口管道的冲洗水电动门等配件。

二、液循环泵轴承损坏经过及原因分析

2.1液循环泵轴承损坏事件经过。

2021年8月25日19：182号机负荷445MW，脱硫系统入口SO2浓度1084.52mg/Nm3，出口SO2浓度29.72mg/Nm3，PH5.97，供浆量12.36m3/h，2C、2D浆液循环泵运行，因机组升负荷为控制净烟气出口二氧化硫浓度满足超低排放要求，启动2A浆液循环泵。19：21启2A浆液循环泵，运行电流43.34A，出口压力0.27Pa，轴承箱温度26.89℃，驱动端轴承（靠泵侧）温度26.25℃，非驱动轴承温度（靠电机侧）26.06℃。20：25DCS发声光报警：“2A浆液循环泵跳闸”跳闸首出为“浆液循环泵2A轴承箱温度>90℃”。调阅历史趋势2A浆液循环泵电流由44.4A突升至65.3A，后又下降

至50A，轴承箱温度由45℃在20：52上升至最高164℃后缓慢下降，浆液循环泵非驱动轴承温度最高升至91.27℃。现场检查，机封四氟乙烯垫变形，机封漏浆严重。

2.2液循环泵轴承损坏原因分析。

2.2.1机械密封水量不够、压力不足，机械密封环磨损。通过现场检查发现2A浆液循环泵机封冷却水开度过小仅开了3圈，全开为8圈，机封密封水的压力不足。可能存在密封水压力低于泵内压力，浆液倒流堵塞机封水管，无法对机封进行可靠冷却和密封，导致机封磨损，从而将浆液渗漏至轴承箱，造成轴承箱轴承油膜破坏，轴承位移，动静摩擦温度急剧上升。但是后续现场解体检查发现驱动端轴承烧损严重，保持架散架，但机封正常。

2.2.2机封密封水四氟乙烯垫材料老化。可能存在浆液循环泵机机封密封水四氟乙烯垫片材质的老化变形损坏压紧力不足而丧失原来的弹性造成密封水外漏，渗漏至轴承箱，造成轴承箱轴承油膜破坏，轴承位移，机封动静间隙增大漏浆严重，浆液渗流至轴承箱加急轴承动静摩擦温度急剧上升而引发保护动作。但是后续现场解体检查发现驱动端轴承烧损严重，保持架散架，但机封正常。

2.2.3浆液循环泵入口滤网、进出口管道结垢管道振动严重。滤网的主要作用是为了防止塔内运行形成的积垢和其他异物经过循环泵进入喷淋层，引起喷淋层浆液喷嘴严重堵塞。但长时间停运浆液循环泵时，未能将管道内的浆液冲洗干净，在滤网、管壁结垢，当再次启泵时，由于浆液流量不畅造成管道振动严重。但通过调取运行操作历史记录运行人员严格执行2A浆液循环泵冲洗规定未出现未冲洗情况。

2.2.4油系统故障，2A浆液循轴承箱缺油干烧。通过调查发现2A浆液循环泵临修时检修人员检修时将轴承箱内润滑油放空后忘记加油，导致2A浆液循环泵启动后轴承缺油干磨，长达1小时之久，推力轴承、电机侧轴承保持架损坏，轴承温度快速上升，轴承箱温度高保护动作，轴套与轴抱死浆液循环泵跳闸。

三、浆液循环泵故障应对措施

加强浆液循环泵可靠性管理，从运行监视调整、检修维护管理及后期设备改造等方面提高设备可靠性运行，满足环保超低排放需要。

3.1检修维护管理

3.1.1机封冷却水不使用工业废水回用水源，采用开式循环即回水管敞开，防止机封冷却水产生杂质;在机封水进水管路上加装供水压力表，防止机封水断流。

3.1.2严格按照工作票管理制度，检修工作票终结时，检修工作票负责人必须对现场检修设备进行检查，将重要检修内容对相关人员进行交代。

3.1.3加强设备检修全过程管控，尤其加强设备的重要检修节点与信息管控，及时完善设备检修台账。

3.1.4将机封水水源与泵冲洗水水源分开，防止泵在冲洗水时机封水压力低堵塞机封水管。大小修期间对工艺水管路进行检查，清理工艺水管路内积存污泥等异物。

3.1.5停机检修期间，应排空吸收塔浆液，彻底清理吸收塔内杂物;检查塔壁防腐层完好，防止防腐层脱落堵塞入口滤网。

3.2运行监视调整

3.2.1严格执行公司“两票”管理制度，落实操作票填写（生成）、审核、批准流程，操作逐项逐一执行无误后确认打勾，严防漏项或执行不到位的情况发生。

3.2.2在脱硫DCS画面增加参数异常变化、报警等监视手段，重要参数设置报警值，加强监盘质量，发现参数异常，及时采取有效措施进行处置，严防事件扩大造成设备损坏或事故。

3.2.3加强浆液循环泵停运后管道冲洗全面彻底，保证浆液泵在停运后入口滤网、管道没有浆液沉积。

3.2.4运行人员应加强设备设施巡回检查质量。对油位、油质、冷却水回水流量重点检查，加强电机、泵体、轴承箱的测温、测振，发现异常，应果断采取措施，立即切换至备用泵运行。

四、取得成果

随着国家双碳目标制定并实施，针对火电机组超低排放要求将更加严格，脱硫环保设备设施安全稳定运行与主机系统设备设施同等重要。因此，针对脱硫浆液循环泵故障原因分析及处理措施，有效保障了浆液循环泵保持良好稳定运行状态。

参考文献：

[1]陈莲芳，徐夕仁，马春元.石灰和石灰石湿法脱硫系统运行控制指标探讨[J].环境污染与防治，2005。

[2]孙相宇，宝志坚，周钦.FGD脱硫装置浆液循环泵失效机理及防护措施[J].电力科学与工程，2009。

[3]金新荣.湿法烟气脱硫装置运行中存在问题及解决措施[J].电力设备，2006。

作者简介：吴严英;职称等级：高级工程师;从事专业：火电厂安全生产;

甘肃省平凉市崇信县崇信发电有限公司;中电建甘肃能源崇信发电有限责任公司;

王帆;职称等级：工程师;从事专业：火电厂集控运行。