湿绕组电机主泵故障模式及运行可靠性分析

国核示范电站有限责任公司 王炳舜 田源 李永康

本文基于CAP1400湿绕组电机主泵的结构特点以及国内外火电厂广泛使用的炉水循环泵的运行故障案例，对CAP1400湿绕组电机主泵故障类型进行了分析。并从设备制造工艺、系统设计、维修方案等方面提出了提高湿绕组主泵运行可靠性的措施。

湿绕组电机主泵；故障；可靠性

1 引言

反应堆冷却剂泵（以下简称主泵）是压水堆核电机组一回路系统重要的核一级设备，也是核电机组的“心脏”设备。实现主泵等第三代核电核心设备的自主化制造，从整体上提升我国核电装备制造能力和技术水平，是实现第三代核电自主化和批量化发展的关键。目前第三代非能动核电机组主泵有屏蔽主泵和湿绕组电机主泵两种型式。首台湿绕组电机泵自20世纪40年投入运行，经过不断的研究和设计改进，目前世界上已经有不少公司具备设计制造湿绕组电机泵的能力，其中德国的KSB公司（Klein Schanzline& Becker）是最具代表性的厂家之一。由德国KSB公司和上海电气合资成立的上海电气凯士比核电泵阀有限公司(以下简称:SEC-KSB)承担CAP1400示范项目湿绕组电机主泵的自主化设计研发任务。

由于主泵是第三代非能动核电机组唯一的核1级泵，对核电厂而言，其作用非常重要。而其工作条件又非常苛刻，因此湿绕组主泵的运行可靠性对电厂核安全以及安全稳定运行有着非常重要的意义。本文基于CAP1400湿绕组电机主泵的结构特点以及国内外火电厂广泛使用的炉水循环泵的故障案例，对CAP1400湿绕组电机主泵故障类型进行分析，并对提高其运行可靠性提出优化措施。

2 湿绕组主泵结构特点

CAP1400堆型采用的是SECKSB研发的RUV870-650型泵组。这是一款全密封、无轴封、结构紧凑的立式高惯量混流泵。CAP1400机组由两个环路构成，每个环路上设置有2台主泵，泵壳的吸入管嘴直接焊接在蒸汽发生器底部下封头上，泵体布置在上，电机在下，泵体和电机作为一个整体倒挂在蒸汽发生器底部。这种布置，可与蒸汽发生器共用一套支撑系统，同时省去了自蒸汽发生器到泵的过渡段，减小了环路压降。湿绕组电机主泵各零部件结构如图1所示。

图1 湿绕组主泵零部件结构图

湿绕组电机主泵与传统的轴封式主泵、屏蔽电机主泵相比具有以下结构特点：

（1）湿绕组电机主泵泵壳、电机壳采用整体锻造而成，可以避免焊接及在役检查。整体锻件结构均匀，无缺陷风险，加工时间进度可控；

（2）湿绕组电机主泵压力边界零部件（除泵壳、主螺栓和主螺母外）由马氏体不锈钢制成，与奥氏体不锈钢相比在韧性、可延展性等方面具有明显优势；

（3）泵的叶轮和电机转子作为一个整体，置于相互连通的密封压力腔体内，泵与电机结合成一个整体，电机在下泵在上，避免在电机内部聚集气体，减小气体对绕组和水润滑轴承的危害；

（4）泵和电机之间采用无轴封结构。淘汰了轴封结构，也就避免了由于轴封失效所引发的一回路破口事故；

图2 湿绕组电机泵故障类型概率图

（5）泵体和电机虽被分割成两个腔室，但两个腔室中间没有密封装置，是等压的。泵体内的一回路高温冷却剂（284.3℃）与电机腔室的高压冷却水（65℃以下）在正常运行工况下只有热量的传递，没有物质的交换；

（6）电机运行时，电机推力盘上的辅助叶轮产生内循环动力，使电机腔室内高压冷却水通过外置热交换器进行热交换，保证电机冷却水保持在65℃以下，当电机停运后，通过外置热交换器的结构布置使高压冷却水发生自然循环，继续同外置热交换器二次侧发生热交换，从而保证电机腔室的持续冷却；

（7）湿绕组主泵转子由三个径向轴承和一个双向推力轴承支撑，轴承均为水润滑轴承并由电机内部冷却回路进行润滑及冷却。所有大质量部件（电机转子、飞轮）两端均由两个径向轴承支撑，从而保证良好的转子动力学性能和较低的振动值；

（8）湿绕组电机主泵飞轮是一个不锈钢整体式锻造圆柱体，内嵌 2 圈共计48根高密度的钨钢棒，以提高飞轮的整体质量。飞轮通过端面赫氏齿与泵轴和电机轴进行连接。因此可以避免飞轮因开中心孔而使强度下降，避免因为键传递扭矩所产生的应力集中；

（9）主泵热屏组件由泵侧热屏套和电机侧热屏板组成。通过泵侧热屏套独特的结构设计，将一回路高温介质引入飞轮腔室，将飞轮腔室的介质温度维持在220 ℃左右，从而减小了飞轮在介质中的高速旋转所产生的摩擦损耗；

（10）定子绕组采用特制的辐照交联聚乙烯（绝缘等级为Y级，耐热温度90℃）绝缘保护包壳进行封装。绕组包壳采用多层设计，内层为LXPE绝缘包壳层，外层为PA保护包壳层，外层包壳材料充分考虑了在运行温度、压力条件下的耐压、耐高温、耐冲涮、耐化学腐蚀等性能。

3 湿绕组主泵运行故障及分析

湿绕组电机主泵被应用于压水堆核电主泵尚属首次，并无实际运行先例。而与之结构相似的炉水循环泵则被广泛应用于30～120万千瓦大型火力发电机组锅炉中，具有非常丰富的运行故障案例。国内某电机检修公司在维修了300多台炉水循环泵后，通过统计分析得出湿绕组电机泵的故障发生概率[1]如下图2所示。由图2统计数据显示，湿绕组电机泵发生电机绝缘故障的概率为65%，导轴承故障为46%，推力轴承故障为32%，转子故障为8%，电机内流道堵塞故障为4%，安装操作不当所造成的故障为4%，断面密封泄漏故障为3%，电缆贯穿件密封泄漏故障为2%，叶轮和导叶故障为2%。其中电气故障是所有故障现象的主要表现形态，造成电机绝缘故障的的因素统计如下图3所示，其中端部绕组击穿发生概率为48%，槽内绕组击穿发生概率为21%，接头密封失效发生概率为15%，导电头密封失效发生概率为7%，机械原因造成绕组损伤发生概率为4%，绕组高温水烫伤发生概率为3%，电缆破损发生概率为2%。

从以上统计数据可以看出，与湿绕组电机主泵结构类似的炉水循环泵的故障大体可分为电气故障和机械故障两大类。而其中电机绝缘故障和推力轴承故障是影响炉水循环泵安全稳定运行的主要的故障形式。由于湿绕组电机主泵和炉水循环泵设备结构极为相似，工作原理相同，因此，笔者认为，其运行薄弱环节和故障模式具有极大的参考意义和价值。以下就对CAP1400湿绕组电机主泵故障模式进行分析。

3.1 电气故障

电气故障是所有故障现象的主要形态，结合电气故障的现象和主要产生原因统计分析如表1所示。

3.2 机械故障

图3 湿绕组电机泵电气故障类型发生概率图

（1）推力轴承故障

与其他类型主泵不同，湿绕组电机主泵采用水润滑推力轴承，水作为其润滑介质，其粘度仅为常规油润滑介质的1/20～1/40，在相同载荷和结构参数条件下，其承载水膜厚度仅为油膜厚度的1/3～1/5，这就要求湿绕组电机主泵推力轴承本身必须具备更高的承载能力和耐磨损性能。除此之外，还有一些原因会导致其非正常损坏，主要包括：①高压冷却水水质差，电机腔内有金属颗粒或杂质破坏了水膜的完整性，从而引起轴承磨损；②电机内循环水不畅，缺水运行等。

表1 湿绕组电机电气故障现象及原因

（2）导轴承故障

湿绕组电机主泵导轴承为水润滑轴承，轴承衬套为高硬度铬钢合金，轴承套材料为碳纤维增强碳，不使用有机和塑料镶嵌处理，具有良好的强度和耐高温性能。但长时间运行会发生转子部件质量缺失，或异物杂质附着在转子表面造成转子动平衡不良，从而引起主泵振动增加，将会加剧对导轴承的磨损甚至损坏，严重时可能发生电机定转子扫膛问题。另外，轴承润滑冷却水的质量也将直接影响到导轴承的可靠运行，如果轴承润滑冷却水中含有硬质颗粒杂质，一旦进入轴承润滑表面将破坏轴承润滑水膜，划伤轴承表面从而损坏轴承。因此，在主泵正常运行时必须加强对高压冷却水质、温度，以及转子振动等参数的监测。

（3）转子故障

湿绕组主泵转子采用分段结构设计，通过Hitrh齿进行连接，要实现同整体式转子同样的刚度，必须在主泵装配过程中严格按照Hirth齿联轴器紧固超级螺栓力矩要求对Hirth齿联轴器进行紧固，防止转子刚度下降。另外，由于电机腔室高压冷却水温度大约为45℃，飞轮腔室介质温度为240℃左右，电机侧Hirth齿连接环不但要传递转子扭矩，还因为有温度梯度而存在热应力，长期运行将会产生热裂纹。因此，在湿绕组电机主泵预防性检修过程中，必须将电机侧Hitrh齿连接环部件作为无损检测的重要内容，防止热裂纹不断扩大造成转子强度下降。

（4）端面密封渗漏

湿绕组主泵主法兰采用两道金属石墨缠绕垫进行密封，其他端面静密封以及电气贯穿件均采用两道三元乙丙橡胶“O”型圈进行密封。如果端面密封紧固失效，或者密封件长期使用发生老化及压缩塑性变形，都会导致端面密封失效而泄漏。由于主泵电机腔室也与一回路相通，电机腔室作为一回路压力边界的一部分，如果发生端面密封泄漏，不但会发生一回路破口事故，还会由于泄漏而失压，一回路高温介质将会进入电机腔室，进一步造成电机绕组高温烫伤而损坏电机。

因此，在进行预防性检修时，必须加强对电机密封端面的检查。根据经验，端面上有月牙形水锈斑痕，应可判定为有微渗漏现象发生。一旦打开端面密封，必须更换端面密封件，避免重复使用。

（5）叶轮及扩散器故障

表2 湿绕组电机冷却水水质要求标准

由于CAP1400主泵叶轮和吸入适配器（叶轮入口口环）之间的间隙只能通过控制泵壳与主泵可拆卸部件之间的相对位置进行调整。因此在主泵安装过程中，必须按照相关尺寸要求严格控制主泵可拆卸部件安装到泵壳上的相对位置，防止发生叶轮与口环发生偏磨，甚至是卡涩故障。

4 提高湿绕组主泵可靠性的措施

综合以上对CAP1400湿绕组电机主泵故障模式的分析，结合国内外火电厂广泛采用的提高炉水循环泵可靠性的措施、CAP1400堆型的特殊要求以及设备供应商设计、制造工艺水平，特从以下几方面提出提高湿绕组主泵运行可靠性的措施。

4.1 优化绕组绝缘工艺，提高绕组绝缘可靠性和使用寿命析

从湿绕组电机定子绕组绝缘结构设计可见，定子绕组的匝间绝缘、相间绝缘和对地绝缘均由湿绕组线本身的绝缘层承担。电机的可靠性和使用寿命主要取决于绝缘技术。湿绕组电机绝缘技术的关键是：湿绕组线的选择和性能、电气贯穿件的密封绝缘结构、中性点接头密封绝缘结构、绕组端部固定方式以及绝缘层制造工艺。从图2分析可以发现，造成湿绕组电机电气绝缘故障的主要因素可以分为内因和外因两方面。

内因主要是指绕组本身的绝缘性能。可以通过优化绕组加工工艺来提高绕组绝缘材料本身的质量。由于湿绕组电机绕组采用辐照交联聚乙烯绝缘层+尼龙护套组成。聚乙烯经辐照后其分子结构从直线链状变成三维网状结构，从而大大提高了聚乙烯的耐热性和机械性能，具有良好的耐磨性和耐环境应力开裂性。交联聚乙烯材料的可靠性和使用寿命主要取决于原材料、交联度、交联均匀性及挤塑工艺，因此，在绝缘材料的加工制造过程中，需严格控制加工工艺，提高交联聚乙烯材料的偏心度、纯净度及绝缘层内的微小杂质和微气孔等缺陷率。

从外因上看，由于电机绕组的制造安装工序绝大部分都需要手工操作，因此人员操作工艺水平和质量控制手段将与绕组整体绝缘性能的可靠性和耐久性产生直接的影响。因此，提高绕组绝缘可靠性和使用寿命，需要从以下几个方面入手：

（1）由于绕组为非整体结构件，其中中性点接头、Y并接头绝缘主要依靠工人手工焊接和绝缘绑扎，因此，必须规范定子绕组接头的绝缘缠绕工艺，加强绕组接头的绝缘缠绕质量控制，适当增加绝缘材料的缠绕层数和绝缘介质的厚度。提高接头的密封性能，保证在介质高压冲刷下绝缘电阻不下降；

（2）改进线圈的固定绑扎方式，提高绕组端部的结构强度，防止在正常运行时由于电动力和水流冲击的作用引起绕组振动磨损，从而影响电机绝缘寿命；

（3）改进电机穿线方法，避免绕组线在穿制的过程中受损；

（4）控制安装、检修质量，规范运行程序，防止一回路高温介质进入电机腔室而造成绕组绝缘层烫伤。

4.2 优化设计轴承冷却水净化系统

CAP1400主泵高压冷却回路是一个独立的闭式循环系统，设备长期运行过程中不可避免会产生结构件冲刷腐蚀以及零部件的磨损。又因为电机定子铁芯长期浸泡在高压冷却水介质中，不可避免会产生锈蚀。另外，从一回路设备设置来看，主泵倒挂在蒸汽发生器的底部，主泵电机腔室标高较一回路管路要低，且电机腔室介质并不参与一回路介质循环，在系统停运情况下，存在一回路冷却剂杂质的“沉积效应”。一回路中的杂质将会通过蒸汽发生器底部、主泵入口，顺着飞轮与热屏套之间的间隙不断汇集到电机腔室底部。而电机高压冷却回路本身没有过滤装置，长此以往，高压冷却回路中的杂质将会加剧轴承的磨损，堵塞高压冷却水流道，造成流阻增大，从而影响电机和轴承的冷却效果。因此，电机高压冷却水水质是影响湿绕组电机主泵安全稳定运行的重要影响因素，因此有必要采取以下措施：

在高压冷却回路上设计并安装过滤装置，同时合理设计过滤器过流面积和过滤精度，确保不会出现因过滤器过流面积过小或过滤精度太高而引起的循环水路的堵塞或系统阻力增加。

为防止杂质在电机腔室的长期聚集，导致电机冷却水水质持续恶化，有必要定期对主泵电机腔室进行冲洗净化，通过主泵底部的充水管线和电机顶部的疏水排气管线建立电机腔室循环冲洗回路对电机腔室进行反复冲洗，同时制定电机冷却水水质标准，并将水质化验是否合格作为能否启泵的前提条件，只有确认其水质达到标准要求，才能启动主泵。

由于湿绕组主泵电机铁芯是由硅钢片叠装而成，硅钢片中Fe含量高。由于湿绕组电机铁芯长期浸泡在水中，生锈是不可避免的。为防止电机铁芯生锈，在机组停运期间需向电机冷却水中添加LiOH（pH=9.5～10.5）作为腐蚀抑制剂对湿绕组电机进行湿保养，防止Fe析氢腐蚀的发生。在机组运行期间，通过控制电机冷却水中氧含量的浓度（〈100ppb），尽可能低的减少Fe吸氧腐蚀的发生。表2为湿绕组电机冷却水水质要求标准。

4.3 通过设备运行监测开展预测性维修

KSB公司曾对1000多台炉水泵实际运行情况进行追踪调查，调查结果表明：如运行上无误操作，则10年后电机绕组完好率达96%，20年后仍有76%的完好率[5]。由于CAP1400湿绕组电机主泵无论是电机功率，还是设备整体尺寸都属世界首例，没有任何运行业绩可供参考，为保证运行可靠性，根据目前国际、国内湿绕组电机泵电机绕组的使用寿命大概为7～10年[2]。从保守决策的角度出发，需在生产准备阶段开展CAP1400湿绕组主泵的维修准备工作，从维修工作的可实施性、维修技能的培训、维修场地的规划设计、维修备品备件和专用工器具的梳理等方面，针对设备在正常运行期间可能出现的故障模式，准备相应的检修方案。同时，在设备运行期间，开展以设备可靠性为中心的设备健康管理，通过监测设备运行参数建立设备运行档案，并定期开展设备健康评估和趋势分析，根据分析结果制定维修方案，从而提高湿绕组电机主泵运行可靠性，并减低维修成本。

4.4 其他措施

每次主泵停运再启动前必须测量湿绕组电机定子绕组绝缘参数，当发现电机定子绕组绝缘〈200MΩ时，应采取有效措施进行处理，防止电机启动时损坏绕组。在向电机腔室充水时，必须由电机下部向电机腔室缓慢充水，充水流量控制在1.607～1.118 m3/h，防止充水速率过快，导致腔室排气不畅。

5 结语

CAP1400湿绕组电机主泵无论是电机功率，还是设备整体尺寸都属世界首例，没有任何运行业绩可供参考。通过对CAP1400湿绕组电机主泵的结构特点的阐述，以及国内外火电厂广泛使用的炉水循环泵故障模式的类比，对CAP1400湿绕组电机主泵故障进行分析。分析认为：CAP1400湿绕组电机主泵的故障模式大体可分为电气故障和机械故障两大类，而其中电机绝缘故障和推力轴承故障是影响湿绕组泵安全稳定运行的主要因素。基于此，从设备制造工艺、系统设计、设备运行状态监测和维修等方面提出了提高CAP1400湿绕组主泵运行可靠性的措施。以期在CAP1400湿绕组电机主泵在设计研发、调试试验、生产运行过程中采取有效措施，保证设备投运以后的安全稳定运行。

[1] 张嘉,邓玉荣.炉水泵的故障分析及日常运行维护[J].能源与节能,2011,71（8）

[2] 刘洋等.提高炉水循环泵湿绕组电动机的绝缘可靠性[J].上海大中型电机,2007,No.2

[3] 李天斌等.三代核电CAP1400/AP1000湿绕组型反应堆冷却剂泵的技术特点[J].GM电力通用机械,2014,No.4（72）

[4] 郑毅，周佺. 电厂炉水泵电机的维护[J].科技与向导,2012,No.29（367）

[5] 张东林等. 炉水循环泵电动机绝缘[C].第九届全国绝缘材料与绝缘技术学术交流会论文集,2015.11