摘要：国家能源聊城发电有限公司二期4台FA1D67型汽前泵已经运行十多年，现场存在窜轴量大，轴端易泄漏的缺陷。研究汽前泵的结构形式、工作原理，分析缺陷原因，总结现场检修工艺方法、检修注意事项，提出解决问题的方案，解决汽前泵存在的轴窜大，轴端泄漏的缺陷。
关键词：汽前泵；窜轴；轴端泄漏、冷却壳体
0引言
大型火力发电厂大多采用汽动给水泵给锅炉进行上水，为了防止给水泵汽蚀必须设置汽前泵，提高给水泵入口的压力。早期的600MW超临界机组多采用中开式形式的汽前泵，随着运行时间的增加，汽前泵窜轴量大，轴端泄漏的缺陷明显增加，运行中处理这些缺陷必须停运汽泵组，降负荷，严重影响机组安全经济运行。因此必须对存在的缺陷进行分析解决。针对汽前泵运行中存在的问题很多电厂进行了研究分析。华能铜川照金电厂SQ300-600型汽前泵存在中分面端盖泄漏，低流量时轴窜大、轴承损坏，提出了多想针对性解决方案和注意事项[1]。新疆天山电力股份有限公司分析FA1D53型前置泵运行中轴向窜动的可能原因，最后提出正确安全和调整双列圆锥滚子轴承轴向游隙的办法，获得了良好的效果[2]。
1汽前泵概述
国家能源聊城发电有限公司二期两台机组，每台机组共配置3套给水泵组，其中50%容量的汽动给水泵2套，启动电动给水泵组1套。每台汽动给水泵组配置一台汽前泵，均为单级双吸水中开式离心泵，型号为FA1D67，铭牌工况下流量1115.6t/h、扬程1.28Mpa、汽蚀余量4.8m、效率82%、轴功率537.5KW、转速1480r/min，厂家为上海电力修造总厂。该泵叶轮为不锈钢双吸叶轮，使用两个螺母定位并固定在轴上，运行中叶轮两侧压力大小基本相同，方向相反，平衡大部分轴向力，剩余的轴向力依靠自由端的两个背靠背安装的单列角接触球轴承（轴承型式7212）承受。泵壳为中开式，两端安装机封冷却壳体，该处形成水平与竖直面的交叉密封面，轴端安装两套机械密封进行密封。
2存在的问题
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2.1、窜轴量大：在机组带负荷正常运行时，该泵轴窜较小，运行平稳；在机组变负荷或者低负荷时，汽前泵流量较小，轴窜较大，尤其机组开机前使用汽前泵给锅炉上水时，上水时流量较小约100t/h，且流量不稳定波动较大；锅炉上水流量流量小波动大，导致叶轮两侧的压力变化较大，破坏了轴向力的平衡，引起轴窜严重，最大时窜量达10mm左右，经常导致推力轴承损坏、机封磨损泄漏等缺陷。
2.2、轴端泄漏量：汽前泵轴端泄漏主要有三个位置：①机封泄漏，②机封冷却壳体同泵壳水平与竖直交叉密封面泄漏，③机封套O型圈泄漏；经过长期运行发现，无论是机组停机后再次启动还是汽前泵解体大修后启动，机封冷却壳体水平与泵壳密封面为最容易出现泄漏点。一旦出现泄漏轻则影响设备文明卫生，重则需要停汽泵组再次解体检修；耗费大量人力、物力，还影响机组负荷。
3原因分析
3.1、该泵形式为单级双吸离心泵，叶轮固定在轴长，两侧有叶轮磨损环，磨损环固定在上下泵壳的定位槽内，底部安装止转销防止运行中随叶轮一起转动。运行中叶轮备母松动或者检修后叶轮位置偏移，偏离轴向中心位置较大，两侧承受压力不均衡；长时间运行或检修时只更换了一侧的叶轮磨损坏，两侧叶轮与磨损坏之间的间隙不同，也会使叶轮两侧承受压力不均衡，导致轴向窜动较大。
3.2、经过查阅图纸，查阅轴承相关技术标准，以及与其他电厂汽前泵进行比较，发现该公司汽前泵推力轴承选用的型号不匹配，轴承外圈与轴承座以及压盖接触面较小。
3.3、汽前泵自由端的承受轴向力的轴承内圈热套在轴径上，外圈内侧靠在轴承室上，依靠轴承压盖进行固定限位；汽前泵检修结束，推力轴承推力间隙调整的较大，或者运行中推力轴承压盖磨损导致推力间隙变大，随着运行时间的增加，磨损越来越厉害，间隙会越来越大，窜轴量就会明显增加。同时也会导致机封损坏泄漏缺陷的发生。
3.4、机封套与轴径之间依靠已到O型密封圈进行密封，改密封形式为静密封，该处出现泄漏原因有：①机封套处O型圈选型不合适，尺寸、材质不满足现场要求；②轴径与机封套配合位置的圆弧倒角出现毛刺，安装时O型圈损坏；③与机封套相配合的轴径位置磨损、损坏导致O型圈密封不严出现泄漏。
3.5、机封冷却壳体内侧位置是泵壳水平中分密封面与冷却壳体竖直密封面的交叉位置，最窄密封面只有3mm宽，设计不合理；由于泵长期运行导致冷却壳体、泵壳出现热变形，泵壳不是完整的密封面出现错口等原因，造成原密封垫片极易发生泄漏。
4解决方案
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4.1、确保轴向力平衡：查阅汽前泵检修说明，转子轴向窜动为11mm（不安装推力轴承时的总窜），单侧轴向窜动间隙为5.5mm，将叶轮定位在中间位置，确保轴向串动在要求的范围内，保证运行中叶轮两侧受力均衡；对容易松脱的叶轮备母进行四点点焊防松；检查测量两侧叶轮与磨损环之间的间隙，确保大小一致，并在标准范围内。
4.2、增加推力轴承接触宽度：汽前泵自由端原采用的7212（内径60mm外径110mm厚22mm）两个轴承背靠背安装，在轴承座未进行更换的前提下，仅仅将推力轴承更换为2312（内径60mm外径130mm厚46mm），推力轴承与轴承座结合面宽度增加了10mm（径向单侧）；由于新旧轴承总厚度不一致，对推力轴承压盖进行车削后复装。
4.3、适当缩小推力间隙：汽前泵推力轴承间隙设计值为0.30mm，间隙较大，也是导致轴窜较大的原因，检修时通过车削推力轴承压盖的方式将推力间隙减少至0.25mm。
4.4修复冷却壳体与泵壳密封面：利用机组检修时间，空扣上下泵壳，打入定位销，紧固1/4中分面螺栓，对机封冷却壳体与上下泵壳结合的立面进行校正，制作专用研磨工具手工对研；使用刀口尺进行检查，上下错口量在0.1mm以内；机封冷却壳体侧密封面由于多次泄漏出现冲刷痕迹，使用机床找正、车削；确保上述两侧密封面平整严密无变形。根据历次检修经验，将机封冷却壳体与泵壳之间1mm的膨体四氟板密封垫改为1.1mm密封垫。
4.5加强检修工艺质量控制：选择合适机封套O型圈；全面检查机封套位置轴径上的倒角、轴径磨损情况，及时修复处理。
5现场实施
5.1、2018年9月份#4机组小修中进行4A、4B汽前泵解体检修：
a、4A汽前泵叶轮定位两侧间隙偏差较大，差值达到2.5mm，拆卸叶轮备母后，对叶轮进行重新定位，使得两侧间隙均为5.5mm。
b、将4A、4B原有7212背靠背安装的两只推力轴承更换为一只2312推力轴承，推力轴承与轴承座结合面宽度增加了10mm（径向单侧）。
c、更换推力轴承后新推力轴承比原来厚2mm，现场进行测量后，通过车削加工推力轴承压盖的方式，将推力间隙调整至0.25mm。
d、泵转子组件解体后，对机封冷却壳体与泵壳结合立面进行研磨，确保立面平整无变形。
5.2、2018年11月份#3机组小修中进行3A、3B汽前泵解体检修；
a、3B汽前泵叶轮备母松动，备母锁紧片变形失去作用，导致叶轮自由端段串动量仅有0.85mm，远远偏离了原有的5.5mm的要求；重新进行调整至要求间隙，并更换洗的备母锁紧片。
b、将4A、4B原有7212背靠背安装的两只推力轴承更换为一只2312推力轴承，推力轴承与轴承座结合面宽度增加了10mm（径向单侧）。
c、更换推力轴承后。新推力轴承比原来厚2mm，现场进行测量后，通过车削加工推力轴承压盖的方式，将推力间隙调整至0.25mm。
d、泵转子组件解体后，发现3B汽前泵自由端机封壳体与上下泵壳结合立面位置上泵壳突出0.25mm，其余位置偏差在0.05mm内，对3B汽前泵上泵立面位置进行测量，现场进行手工研磨，确保修后立面平整。
5.3二期四台汽前泵全部按照新解决方案和要求进行检修处理，开机后均运行良好，一年多均未出现任何泄漏现象，窜轴现象也得到了完美的解决，确保的机组安全稳定运行。
6结论
本文探索提出600WM汽前泵轴窜及轴端泄漏治理的新工艺：重新对叶轮中心进行定位；更换推力轴承形式，增加推力轴承与轴承座接触面宽度；适当减小推力间隙；对机封冷却壳体与上下泵壳结合的立面进行对研校正，保证结合面平整无变形等，并在该公司进行了实施，效果良好，彻底解决了汽前泵窜轴两大、轴端易泄漏的缺陷。该新工艺的研究与实施为公司的安全稳定生产提供了有力保证，对同类型汽前泵的缺陷处理、故障检修具有很好的借鉴意义。
参考文献：
[1] 穆肖静.600MW机组汽泵前置泵故障原因及处理[J].华电技术，2016，38（1）.37-41
[2] 金盛.FA1D53型气泵前置泵轴向窜动的原因分析及处理[J].大陆桥视野，2012，（16）185-185
论文作者:孟庆军,付晋,杨进,蔺贻超
论文发表刊物:《电力设备》2019年第21期
论文发表时间:2020/3/16
标签：推力论文; 叶轮论文; 轴承论文; 壳体论文; 间隙论文; 机组论文; 压盖论文; 《电力设备》2019年第21期论文;