内蒙古电力技术 ２０１５年第３３卷第２期 ＩＮＮＥＲ ＭＯＮＧＯＬＩＡ ＥＬＥＣＴＲＩＣ ＰＯＷＥＲ ３５ ｄｏｉ：１０．３９６９￣．ｉｓｓｎ．１００８—６２１８．２０１５．０２．０１６ ６００ ＭＷ机组电动给水泵电流增大原因分析及处理 吴旋，赵志宏，付喜亮，刘吉，崔春悦 ０１２１００） （内蒙古京隆发电有限责任公司，内蒙古 乌兰察布Ｃｕｒｒｅｎｔ Ｉｎｃｒｅａｓｅ Ｃａｕｓｅ Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ Ｆｅｅｄ Ｗａｔｅｒ Ｐｕｍｐ ｉｎ ６００ ＭＷ Ｕｎｉｔ ａｎｄ Ｉｔｓ Ｔｒｅａｔｍｅｎｔ ＷＵ Ｘｕａｎ，ＺＨＡＯ Ｚｈｉｈｏｎｇ，ＦＵ Ｘｉｌｉａｎｇ，ＬＩＵ Ｊｉ，ＣＵＩ Ｃｈｕｎｙｕｅ （Ｉｎｎｅｒ Ｍｏｎｇｏｌｉａ Ｊｉｎｇｌｏｎｇ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ Ｃｏ．，Ｌｔｄ．，Ｕｌａｎｃｈａｂ ０１２１００，Ｃｈｉｎａ） １机组概况 内蒙古京隆发电有限责任公司（以下简称京隆 公司）２ｘ６００ ＭＷ汽轮机为亚临界、单轴、一次中间 【收稿日期］２０１４—１２—０ｌ 再热、三缸四排汽、空冷凝汽式汽轮机。２台机组回 热系统采用了３台高压加热器（以下简称高加）、３台 低压加热器（以下简称低加）和１台除氧器，１号、２ 号高加由高压缸抽汽供汽，３号高加和除氧器由中 【作者简介Ｊ吴旋（１９８３），男，内蒙古人，学士，工程师，从事火电厂集控运行工作。 ３６ 内蒙古电力技术 ２０Ｉ５年第３３卷 ２ 压缸抽汽供汽，５号、６号、７号低加由低压缸抽汽供 汽。给水系统采用了３台５０％额定容量的电动给水 泵，额定负荷时给水泵２台运行，１台备用。在给水 系统中，除氧器的水由给水泵升压后依次经过３号、 ２号、１号高加加热后，经锅炉给水平台进入锅炉省 煤器；另外向过热器、再热器、高压旁路供给减温 水。高加疏水正常采用逐级自流，最后进入除氧 器。 京隆公司２台机组均并人华北电网，负荷曲线 严格跟踪华北电网ＡＧＣ指令。正常运行时由于２台 机组接受相同的指令，且炉型及负荷相同，运行参 数基本接近（见表１）。从表１可以看出，当１号、２号 机组的负荷、主汽压力、减温水流量、背压接近时， 给水泵电流基本接近。当负荷＞４００ ＭＷ时，每台 机组分别双泵运行（如给水泵无缺陷，Ａ、Ｂ给水泵运 行，ｃ给水泵备用）；当负荷￣＜４００ ＭＷ时，机组单泵 运行（１号机组运行Ａ给水泵，２号机组运行Ｂ给水 泵）。当机组双泵运行时，为了使２台给水泵出力平 衡，通过调节勺管使每台机组２台给水泵电流相等， 因此，不管机组单泵还是双泵运行时，均可对２台机 组的１Ａ给水泵和２Ｂ给水泵电流进行对比分析。 表１ ２号机组正常时给水泵电流 ２故障现象 ２０１４年１０月，京隆公司２号机组给水泵电流比 正常运行时偏大。对２台机组给水泵进行对比分 析，当２台机组负荷、主汽压力、背压、减温水量等参 数均相同时，无论是单泵运行还是双泵运行期间，２ 号机组给水泵电流均比１号机组给水泵电流偏大 ５０—１００Ａ（见表２）。 ３给水泵电流增大原因分析 ３．１给水泵故障 就地对给水泵各轴承油温、油压、声音和振动 表２ ２号机组异常时给水泵电流 进行测量，各参数均在正常范围内；对机封漏水情 况进行检查，机封无漏水现象；对给水泵画面参数 进行分析，各参数均正常。在低负荷（＜￣４００ Ｍｗ）时 段，２号机组分别进行了单台Ａ给水泵和单台Ｂ给水 泵接带负荷，Ａ给水泵和Ｂ给水泵单独运行时的电 流均较正常值大。而２台给水泵同时发生导致电流 增大的同类故障可能性不大，因此暂时排除因给水 泵自身故障导致的给水泵电流增大Ｉ 。 ３．２系统故障 ３．２．１厂用１０ ｋＶ系统母线电压低 京隆公司励磁系统自动电压调节装置（ＡＶＲ） ＡＶＲ自动调节发电机出口电压，使电压值维持在 ｌ９～２ｌ ｋＶ；ＡＶＣ根据电网电压来调整发电机无功 值，当发电机定子电压高于２０．８ ｋＶ或低于１９．２ ｋＶ 时，ＡＶＣ自动闭锁。２号机组给水泵（单泵或双泵） 运行期间，对应的厂用１０ ｋＶ母线电压为１０．２～ １０．６ ｋＶ，属于正常电压值，因此排除因厂用１０ ｋＶ系 统母线电压低而导致的给水泵电流增大。 ３．２．２系统阀门不严导致给水内漏或外漏 当２号机组Ａ、Ｂ给水泵同时运行时，对２号机 组给水系统放水门进行了测温，因在之前的机组大 修中对给水系统的阀门进行了研磨检修及更换，放 水门较严密，阀门体温度均为室温，且放出的水均 排至机侧一４ ｍ排污泵或炉侧定期排污扩容器，而机 侧一４ ｍ排污泵及炉侧定排水泵启停正常，未出现启 动次数增多现象；对Ａ、Ｂ给水泵再循环阀门体进行 了测温，温度分别为８０ 、７８℃，而除氧器温度为 １８５ ｃ【＝，且再循环系统没有明显的过流声；Ａ、Ｂ给水 泵运行时，Ｃ给水泵不倒转，Ｃ给水泵再循环阀门体 温度为５６℃，判断Ｃ给水泵出口逆止门严密；对高 旁减温水系统进行了检查，并对高排温度与再热器 入口温度进行了对比，温差正常，高旁减温水并没 及自动电压控制系统（ＡＶＣ）正常运行时均投自动。３８ 内蒙古电力技术 ２０１５年第３３卷第２期 别见表３和表４）进行对比分析，可以看出３号高加 泄漏后各负荷段对应的疏水调门开度均明显增大， 下端差也明显增大。对比３台高加水侧入口压力表 数值，１号、２号、３号高加水侧的压降分别为０ ＭＰａ、 ０ ＭＰａ、０．５ ＭＰａ，因此判断３号高加水侧泄漏。 表３ ２号机组３号高加泄漏前运行参数 表４ ２号机组３号高加泄漏后运行参数 ３－３给水泵电流增大原因确定 京隆公司３台高加采用表面式加热器，换热管 采用水阻较小的“ｕ”形管，为了简化给水系统，高压 加热器采用单列大旁路系统。判断３号高加水侧泄 漏后，当负荷５００ ＭＷ时将高加汽侧进行解列，１号、 ２号高加汽侧压力均为０ ＭＰａ，３号高加汽侧压力为 １ ＭＰａ，且３号高加水位较高。将３号高加事故疏水 门维持全开，控制３号高加水位至正常值，并将２号 高加至３号高加正常疏水调门及手动门关闭，将３ 号高加至除氧器疏水调门及手动门关闭，同时将３ 号高加连续排汽至除氧器手动门关闭（３号高加汽 侧除事故疏水外其他门均隔离），将３号高加事故疏 水调门调小至２５％，３号高加水位快速上升，汽侧压 力由ｌ ＭＰａ上升至１．１ ＭＰａ。将高加水侧切至旁路 运行，高加注水门关闭，３号高加汽侧压力降至０ ＭＰａ，最终确定给水泵电流增大为３号高加水侧泄 漏导致 叫。 ４处理措施及建议 给水泵是发电厂的重要辅机 －。在给水泵电流 异常增大时，京隆公司对２号机组给水泵电流增大 原因进行逐项查找与排除，最终确定３号高加水侧 有４根“ｕ”形管泄漏。为了防止泄漏管周围的换热 管再次发生泄漏，共堵封１１根“ｕ”形管。２号机组３ 号高加检修结束后进行了打压查漏，打压结果合 格，高加正常投入运行，给水泵电流恢复正常，其他 各参数均在正常范围内。 高加是火力发电厂锅炉给水循环系统中的重 要辅助设备，对提高火电厂热经济效益起着非常重 要的作用，一旦高加出现故障，会严重影响电厂的 安全、经济运行。因此建议在机组运行期间加强对 各运行参数的监视，一旦运行参数出现异常需及时 查明故障，消除隐患；高加投退操作时，必须按照规 程先投入水侧，后投人汽侧（退出时顺序相反），控 制升（降）温率不超过规程规定值；启停给水泵时应 缓慢操作，防止给水流量大幅波动造成给水压力波 动，影响加热器运行；当加热器检修结束后应按照 规程规定进行打压查漏，确保加热器完好方可投入 使用 ］。 参考文献： 【１］龚和根，何小耐．给水泵耗电率异常偏高原因分析 江西 电力，２０１１，３５（４）：４７—４８． ［２】闵承勇．汽动给水泵前置泵电流偏大的原［太Ｊ分析及处理 ＩＪＪ．华电技术，２０１２，３４（６）：６０—６２． ［３】栾义，张野虎，邱云峰．１０００ ＭＷ机组高压加热器配置方 案浅析ｌＪ１．科技信息，２ＯＬＯ（３５）：２１３，２４８． １４】段继鹏．火电厂高压加热器频繁泄漏原因分析【＝Ｊ】．设备管 理与维修，２０１１（１１）：２８—２９． ［５］李京茂，吴胜利，王臻，等．电厂给水泵不同驱动方式的经 济性研究［Ｊ１．陕西电力，２０１０，３８（７）：７２—７４． ［６】内蒙古京隆发电有限责任公司．辅机运行规程［Ｒ】．乌兰察 布：内蒙古京隆发电有限责任公司，２０１０：２８—３１． ［７】于兴亮，白成春．２００ ＭＷ机组电动变速泵调速特性改造 陕西电力，２００５，３３（５）：２４—２６． ［８】．３００ Ｍｗ机组电动给水泵密封水系统的改造与效 果分析【ＪＪ．陕西电力，２００２，３０（５）：５１—５３． 编辑：王秀清
