内蒙古京隆发电有限责任公司（以下简称京隆公司）2×600MW汽轮机为亚临界、单轴、一次中间再热、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台机组均并入华北电网，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＞400MW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≤400MW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(Table 1)

表 1 2号机组正常时给水泵电流

表 1 2号机组正常时给水泵电流

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）。

表 2(Table 2)

表 2 2号机组异常时给水泵电流

表 2 2号机组异常时给水泵电流

就地对给水泵各轴承油温、油压、声音和振动进行测量，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（≤400MW）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^[1]。3.2 系统故障 3.2.1 厂用10kV系统母线电压低

京隆公司励磁系统自动电压调节装置（AVR）及自动电压控制系统（AVC）正常运行时均投自动。AVR自动调节发电机出口电压，使电压值维持在19～21kV；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20.8kV或低于19.2kV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10kV母线电压为10.2～10.6kV，属于正常电压值，因此排除因厂用10kV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-4m排污泵或炉侧定期排污扩容器，而机侧-4m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℃，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，高旁减温水并没有大量喷入高排蒸汽。根据上述检查结果，排除因给水系统阀门不严导致的给水内漏或外漏^[2]。 3.2.3 炉管泄漏

2号机组给水泵电流增大后，主蒸汽流量及给水流量与机组正常运行时相同，且“四管”泄漏装置未报警，炉膛负压未发生不正常波动，引风机电流正常，两侧排烟温度未发生偏差，炉侧无泄漏声，因此排除因炉管泄漏而导致的给水泵电流增大。3.2.4 加热器泄漏

给水系统正常时，2号机组负荷、给水泵入口流量、给水流量及主蒸汽流量曲线如图 1所示。从图 1可以看出，A、B给水泵入口流量和与主蒸汽流量接近，且给水流量与主蒸汽流量差值恒定，运行给水泵入口流量和为给水流量、主再热减温水流量、高旁减温水流量之和。

图 1(Figure 1)

图 1 给水系统正常时2号机组负荷及各流量曲线

给水系统异常时，2号机组负荷、给水泵入口流量、给水流量及主蒸汽流量曲线如图 2所示。从图 2可以看出，当给水泵电流异常增大时，2号机组给水流量与主蒸汽流量差值与给水泵电流正常时的差值接近，说明主再热减温水流量与正常情况相同，高旁减温水流量大已排除，但是A、B给水泵入口流量和明显大于主蒸汽流量，因此判断机侧加热器泄漏。

图 2(Figure 2)

图 2 给水系统异常时2号机组负荷及各流量曲线

因3台加热器中3号高加抽汽温度与入口给水温度差值最大，热应力也最大，因此3号高加泄漏的可能性最大。对3号高加泄漏前、后的运行参数（分别见表 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0MPa、0MPa、0.5MPa，因此判断3号高加水侧泄漏。

表 3(Table 3)

表 3 2号机组3号高加泄漏前运行参数

表 3 2号机组3号高加泄漏前运行参数

表 4(Table 4)

表 4 2号机组3号高加泄漏后运行参数

表 4 2号机组3号高加泄漏后运行参数

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500MW时将高加汽侧进行解列，1号、2号高加汽侧压力均为0MPa，3号高加汽侧压力为1MPa，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1MPa上升至1.1MPa。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0MPa，最终确定给水泵电流增大为3号高加水侧泄漏导致^[3,4]。4 处理措施及建议

给水泵是发电厂的重要辅机^[5]。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，后投入汽侧（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^[6,7,8]。