秦山第三核電廠潤滑油系統的故障分析和改進

李勁松

（中核核電運行管理有限公司，浙江 海鹽 314300）

1 概述

秦山第三核電廠潤滑油系統主要由主油泵、交流電動吸油泵、油渦輪驅動升壓泵、交流盤車油泵、直流應急油泵、主油箱（帶電加熱器）、油冷卻器、電動排煙風機、頂軸油泵、油凈化裝置以及潤滑油貯存系統組成。

在正常情況下，汽輪發電機組潤滑油由主油泵供給。在啟動、停運工況下，由盤車油泵供油。若主油泵和電動吸油泵、盤車油泵都發生故障，自動啟動直流應急油泵，作為最終的備用泵，該泵不能用作汽輪發電機組長期運行，只能保證其安全停機。該系統的布置為，主油箱位置最高，油凈化箱和儲存箱在同一層面，主油箱中的油就可以在重力的作用下，自動溢流進入油凈化箱，這樣主油箱和油凈化箱就構成一個循環回路，可以連續工作。在一天內，潤滑油凈化器可以將汽輪發電機潤滑油系統中的潤滑油進行3個循環的凈化。在汽輪機運行期間，主要采用油凈化箱和主油箱構成循環的這種方式運行。潤滑油貯存系統為潤滑油系統提供干凈油和臟油的貯存和傳輸。

從調試到現在的正常運行，兩臺機組的潤滑油系統總體運行良好。其中也出現過一些故障，如兩次潤滑油系統進水事故，以及多達11次的再熱汽門和再熱調門全行程試驗期間汽機潤滑油溫度下降，這些故障有的是設備因素所導致，也有因為運行經驗不足所導致。本文就潤滑油系統曾經出現的一些故障，有針對性的進行分析，并提出了優化措施。確保潤滑油系統安全穩定地運行。

2 故障分析和改進

2.11 號機組停機后汽輪機潤滑油內發現大量水分

2004年 8月 13日 18：40汽機手動 TRIP；14日 1：45破壞真空；1：54停運軸封系統，8：30停運盤車、盤車油泵、頂軸油泵、應急油泵、電動吸油泵，10：00停運主油箱吸油煙風機；8月14日上午，打開2號汽輪機軸承箱時，發現軸承室內有明顯積水，懷疑潤滑油中水分可能增加，將該信息反饋給化學，化學人員在8月14下午對油凈化入口提取油樣，發現油中含水量突然升高到約6900ppm（13日停機前化學人員例行取樣分析油中含水量為 42ppm，指標要求小于 1000ppm）,而且油的外觀明顯有"混濁"。

（1）水源查找

潤滑油系統進水從系統方面考慮有三個因素：

a）通過軸封系統，如果軸封系統有蒸汽壓力，一旦油系統停運將導致蒸汽凝結成水而進入油系統，特別是主油箱的排油煙風機一直運行將形成一定的差壓水汽通過軸封系統進入潤滑油系統，該水應為凝結水；

b）冷油器泄漏進水，該水應為RCW的水含有Li+；（可以通過取樣以及檢漏進行判斷）

c）通過排油煙管道進入主油箱和油凈化箱，該水應為雨水。（可以通過取樣進行判斷）

對潤滑油油箱排煙機及油凈化油箱排煙機管道殘留油中的水份含量為1000ppm，遠低于潤滑油進水初期油中的含水量（6900ppm）。可以排除雨水等其他可能的來源；

對潤滑油凈化單元油水分離器底部積水和濾油機排出的水份多次取樣結果顯示，這些水中所含的Li濃度約為0.15ppm，為RCW系統中Li濃度1.5ppm的10%;用RCW水與不含水的油（2號機組的潤滑油）混勻后再將油水分離，所得的Li濃度為1.6ppm，與RCW中的一致。對冷油器進行檢漏，用靜態充氣壓、水壓等方式都沒有發現冷油器有明顯泄漏。因此基本可以排除冷油器泄漏進水的可能。

對于1號機組汽輪機潤滑油系統所進的水，經過取樣、分析，可以得出下列結論水份來源于軸封蒸氣。

（2)詳細原因分析

機組在 2004年8月14日1：54停止向軸封母管送輔助蒸汽，幾乎同時停止軸抽風機運行，使得軸封母管內氣體未能被充分釋放，加之可能除氧器加熱蒸汽管線上殘存汽體可能通過軸封電動隔離閥漏流到軸封母管上引起，軸封母管一直存有一定壓力 （2.0～1.6kpa）蒸汽存在，以往在2號機組6月26日停運期間也出現過同等情況，但不同的是，8月14日8：36分，運行人員停運TOP運行后，未能在很短時間內停運抽油煙風機而是在10：10才停止其運行，時間間隔有1小時34分，各段軸承室在正常通以潤滑油情況下，排油煙風機作用，使其內略顯負壓 （但不會很高0.05～0.098kpa），而當停止向各軸承供油，卻保持排油煙風機運轉，其內負壓應有很大程度提高，接近油箱內負壓（-0.20kpa），這時軸封母管內尚有一定壓力和溫度的蒸汽（1.6kpa左右，溫度在124度左右）存在軸封端部漏汽可能，且從查看歷史數據看低壓缸的排汽溫度在這個時間段內也從正常的32度上升到77度，開缸時蒸汽外冒現象也較為明顯，歷史數據中各軸承回油溫度出現明顯上升來看，應該有熱汽體涌入各軸承室并沿著各回油管流動，使得各回油管線溫度探頭感受到的溫度有所升高 （此時已不存在回油，雖各段軸承尚存一定溫度，有將回抽氣體加溫趨勢，但不致如此明顯）。根據上述現象可以判斷軸封端部會有一定程度漏汽通過軸承室進入潤滑油系統，使得油中含水量增加。影響汽輪機沖轉啟動，拖延了小修進度，有可能使對潤滑油品質惡化。

（3)改 進 措 施

1）為了隨時檢測機組汽輪機潤滑油的水分含量，在機組的潤滑油凈化系統的傳輸泵出口管道上安裝一臺油中水份分析儀"（該儀器采用聚酯薄膜電容傳感器，所以不會對油質產生任何負面影響），可以快速指示（響應時間＜10min）汽機潤滑油主系統的水分含量。

2）鑒于汽輪機潤滑油系統曾經出現過兩次進水的情況，現系統配置的凈化裝置和大流量沖洗裝置都沒有脫水功能。為了增加脫水功能，增加了移動式濾油機替代大流量沖洗裝置，并在主油箱上增加濾油接入和回油管線。

3）為了方便檢漏，增加檢漏閥門。當出現冷卻器傳熱管泄漏時，最方便的查漏方法是從殼側加壓空或抽真空，在管板上用檢漏液檢查或貼膜檢查。目前的設計中潤滑油冷卻器入口油管隔離閥與潤滑油冷卻器本體間沒有接入裝置，無法實現加壓空或抽真空的目的。在冷油器檢修排油閥上游各加裝一根支管，并裝兩只截止閥進行隔離，端部再裝上堵頭。這樣在需要加壓力或抽真空時便于接入，而正常運行期間又保證密封。

4）優化運行規程 ，為了防止軸封蒸汽漏入潤滑油系統，在運行中需注意以下三點：

I.機組停運過程中，若發現軸封母管尚存余汽（有壓力指示）的話，在停運軸封供汽后，5分鐘后再停運軸抽風機運行，并將母管前疏水導地漏排放閥開啟，排水降壓。

II.機組停運過程中，監視和控制油箱內負壓變化，不能過高，盤車油泵停運后，不宜較長時間保持排油煙風機運行。

III.在啟動軸封蒸汽系統時，應先停運潤滑油抽油煙風機，以免軸封蒸汽漏入潤滑油系統，在軸封系統啟動后再重新啟動潤滑油抽油煙風機。

2.2 再熱汽門和再熱調門全行程試驗期間汽機潤滑油溫度下降

2005年6月21日，主控室操縱員根據定期試驗計劃進行再熱汽門和再熱調門全行程試驗，當執行完A組和B組再熱汽門和再熱調門試驗后發現汽機潤滑油溫度由正常運行值45度持續下降到40度，立即中止當前試驗，同時派現場操作員檢查潤滑油溫控閥狀態。就地檢查發現溫控閥開度由正常運行的約20%開度增大到45%開度，經維修人員檢查溫控閥的控制器設定值由45度降到32度。維修人員復位閥門控制器的控制邏輯，重新將定值調回46度后，潤滑油油溫逐漸回升并最終穩定在45度。此故障在兩臺機組共出現多達11次。

（1）原因分析

再熱主汽門的關位置開關出現瞬時斷開，觸發了汽機潤滑油控制器內部設定點下降邏輯。汽機潤滑油控制器的設定點由46℃下降到32℃的正常邏輯為RSV A和RSV B同時全關（即關位置開關斷開）或者RSV C和RSV D同時全關。正常運行時由于RSV A/B/C/D都在打開狀態，即使振動大也很難出現RSV A和RSV B或RSV C和RSV D的關位置開關同時瞬時斷開的情況。即使出現幾個位置開關同時斷開的現象，由于時間極短，也很難被控制器采樣到。而在再熱主汽門試驗時，RSV A/B/C/D中有一個被全關，如果同時因振動大，出現另一側的閥門位置開關瞬時斷開，就很容易觸發控制器內部設定點下降邏輯，出現潤滑油溫從46℃下降到32℃的現象。

汽機潤滑油控制器內部設定點下降邏輯

另外，在202大修中，儀控人員通過敲擊RSV的關位置開關，模擬其在現場處于高振動下的情況。通過記錄儀也記錄到了瞬時的RSV位置開關斷開現象。由于再熱主汽門附近振動大，導致再熱主汽門的位置開關出現瞬時斷開，給汽機潤滑油控制器輸送了虛假閥位信號。

（2）改進措施

為RSV位置開關信號增加延時功能，這樣就可以避免由于高振動而引起的虛假信號。自進行改進后，進行再熱汽門和再熱調門全行程試驗時沒有再出現潤滑油溫度下降的事件。

3 總結

上述事例為秦山第三核電廠潤滑油系統自調試以來所出現的事例，從這些事件中，我們得到了一些寶貴的運行經驗。根據這些經驗，逐步對我們使用的運行規程和系統工藝流程以及設備進行完善，使潤滑油系統的運行更趨于穩定。

［1］秦山第三核電廠潤滑油系統運行操作規程（98-41350-OM-001）.

［2］秦山第三核電廠潤滑油系統初級崗位培訓教材.

［3］秦山第三核電廠潤滑油系統設計手冊.