基于专家知识故障树的给水泵再循环阀门内漏预警与优化

陈进伟

国电内蒙古东胜热电有限公司 内蒙古鄂尔多斯市 017000

摘 要：针对330 MW 亚临界燃煤火力发电机组，分析给水再循环阀门内漏的现象，基于参数分析、现场查漏点等多种排查方法，快速寻找并确定给水再循环阀门内漏的原因，提出优化防范措施，确保给水泵再循环阀门和高加系统保持安全稳定运行。结果表明，基于多种排查方法寻找引起给水泵带负荷能力下降的原因， 排查过程排除了疏水阀门和放空气门的泄漏、给水管道漏点、高加泄漏等因素，通过给水泵再循环调门严密性试验和就地听音、测温，最终确定为给水泵再循环调门内漏。给水再循环调门内漏的原因包括阀座与阀体接触面不到位、阀体内部的冲击和汽蚀、设计安装缺陷以及限位设定不准确等。防范电动给水泵再循环调门内漏的优化措施包括研磨再循环调门阀体阀座接触面，保证调门严密；投运电动给水泵前充分注水排空气， 缩短起、停电泵时间；减少再循环调门处于高压节流状态的时间，提高给水再循环连锁逻辑可靠性；减少因流量波动，导致再循环阀门反复动作或长期处于异常状态；提高检修工艺水平，严格落实验收制度，防止阀门检修不到位、限位设定不合理，或者检修后清理不到位，造成阀门卡涩。

关键词：燃煤火力发电；电动给水泵；阀门内漏；给水再循环调门；调门严密性试验；阀体气蚀

引言：

给水泵是燃煤火力发电站给水系统的主要设备，给水泵再循环阀门是保护给水泵安全运行的重要阀门[1-3]。给水泵在启、停时，泵内只有少量水或根本无水通过[2-5]。叶轮产生的摩擦热不能被给水带走，使泵内温度升高[3-7]。当泵内温度超过泵所处压力下的饱和温度时， 给水就会发生汽化，形成汽蚀，造成给水泵振动和断水事故[4-8]。

再循环管路可使一部分给水流量返回至除氧器，从而保证给水泵体内随时有足够的给水通过，把泵内摩擦产生的热量带走，使温度不致升高而使给水产生汽化[5-9]。如果再循环阀门内漏，可导致机组经济性下降，而且严重影响机组安全稳定运行[6-10]。因此，有必要研究给水泵再循环阀门内漏的现象和故障排查方法，提出优化防范措施，确保给水泵再循环阀门保持安全稳定运行。

本研究针对 330 MW 亚临界燃煤火力发电机组，分析给水再循环阀门内漏的现象，基于参数分析、现场查漏点等多种排查方法，快速寻找并确定给水再循环阀门内漏的原因，提出优化防范措施，确保给水泵再循环阀门和高加系统保持安全稳定运行。本文的分析有助于全面了解再循阀门内漏时的不同现象，提出运行优化和预防措施，提高高加系统的投运率，保障机组运行安全性和经济性。

一、泄漏的现象

以国电内蒙古东胜热电有限公司为例进行分析，发电机组为 2 台 330 MW 空冷、凝气、供热的燃煤机组，每台机组配三台 FK5F32M 电动给水泵，给水泵额定流量 671 吨，设计轴功率 4497 kW。

1 号机组运行期间，发现 C 给水泵带负荷能力较之前大大降低。表 1 示出负荷 195~225 MW 时，主汽压力基本相同的工况下，给水泵入口流量与给水流量和减温水流量之和的差值，由出力正常运行的 20~30 t/h 增大至 80 t/h 以上。说明给水在给水泵出口至省煤器入口前的管路， 出现了泄漏。

表 1 不同负荷下，C 电动给水泵在正常运行和异常运行时的参数对比

二、泄漏的原因排查

给水泵出口至省煤器入口前的管路，出现泄漏的原因排查过程包括：

1. 1. 检查除氧器至锅炉上水系统及减温水系统，各疏水阀门、放空气门的状态均正确，未发现有明显漏点。所以排除疏水阀门和放空气门的泄漏因素。

   2. 若给水管道或减温水系统有漏点，机组补水量会增加，但机组除氧器补水量未有明显上升。因此，排除给水管道漏点的原因。

   3. 从高加系统入手，查阅历史曲线，发现运行期间1号、2号和 3号高加的液位并未出现异常上升现象。对比机组出力异常前后的高加系统参数，发现各高加端差未有明显上升，且正常疏水的调门开度均在正常范围内。因此，排除高加存在泄漏的可能性。

   4. 在 B、C电泵并列运行时，就地听音，测温。发现C电泵再循环调门在全关后，存在明显过流声，且调门后温度为 117℃，B电泵再循环调门后的手动门温度为 98℃。因此，初步确定为 C 给水泵再循环调门泄漏。

   5. 进一步做C给水泵再循环调门严密性试验。解除AGC，调整参数稳定，关闭给水泵再循环调门的前后手动门，发现给水泵入口流量与机组给水流量和减温水流量之和的差值明显减小。C电泵电流由 628 A下降至 544 A，入口流量由727 t/h下降至 701 t/h，勺管开度由69%下降至 64%。勺管控制电泵液力耦合器工作油量，从而控制电泵的出力大小；勺管开度降低，说明给水泵出力降低。因此，最终确定为 C 电动给水泵再循环调门内漏。

三、给水再循环阀门内漏的原因分析

C 电动给水泵再循环调门内漏的原因包括：

1. 阀座与阀体接触面不到位。如图 1 所示的阀座和笼阀之间间隙不平，调门关闭时无法严密接触，长时间带压流体通过，造成调门内漏增大。

2. 阀体内部的冲击和汽蚀。由于再循环阀门的进口压力高、进出口压差高，使得阀门很容易发生汽蚀等现象，造成对阀门的阀芯、阀座的吹损和破坏。而且给水流速非常高，很容易造成阀门的振动和噪音。

3. 设计安装缺陷。

4. 限位设定不准确。再循环调门零限位设定值偏高，调门显示全关状态下，阀门实际并未全关，仍有高压给水流量通过，造成阀门内漏。

5. 给水系统投运不当。电动给水泵隔离后的恢复过程中，对给水泵注水排空气不彻底。

6. 启停电泵操作时间过长。电泵启动、停止时，泵入口的流量长时间处于再循环连锁范围内，调门长时间处于高压水流冲击的状态。

7. 再循环连锁条件、逻辑存在异常。因流量显示波动导致再循环反复动作，或泵体已退出运行时，因入口流量一直显示高于连锁开启值，再循环一直处于异常关闭状态。

8. 检修标准化落实不到位。阀门检修完毕，阀体内部清理不到位，造成调门卡涩。

图 1 给水再循环调门的典型结构示意图

六、给水再循环阀门内漏的防范和优化措施

防范电动给水泵再循环调门内漏的优化措施包括：

（1）检修期，做好再循环调门阀体阀座接触面研磨工作，保证接触面严密。

（2）电动给水泵隔离后的恢复过程中，严格执行操作票要求，对电泵进行注水排空气。

（3）尽量缩短起、停电泵时间，减少再循环调门处于高压节流状态的时间。

（4）提高给水再循环热工连锁可靠性，减少因流量波动导致再循环调门反复动作，或调 门在泵退出运行后仍长期处于异常关闭状态。

（5）提高检修工艺水平，严格落实验收制度，防止阀门检修不到位，或者检修后清理不到位，造成阀门卡涩。

（6）设备的检修更换，做好替换设备的合理论证和效果检查，避免存在设计安装缺陷。

结论：

针对 330 MW 亚临界燃煤火力发电机组，分析给水再循环阀门内漏的现象，基于参数分析、现场查漏点等多种排查方法，快速寻找并确定给水再循环阀门内漏的原因，提出优化防范措施，确保给水泵再循环阀门和高加系统保持安全稳定运行。结果表明：

（1）给水泵入口流量与给水流量和减温水流量之和的差值，由出力正常运行的 20~30 t/h

增大至 80 t/h 以上。说明给水在给水泵出口至省煤器入口前的管路，出现了泄漏。

（2）泄漏的原因排查过程排除了疏水阀门和放空气门的泄漏、给水管道漏点、高加泄漏等因素，通过给水泵再循环调门严密性试验和就地听音、测温，最终确定为给水泵再循环调门内漏。

（3）给水再循环调门内漏的原因包括阀座与阀体接触面不到位、阀体内部的冲击和汽蚀、设计安装缺陷、限位设定不准确、给水系统投运不当、启停电泵操作时间过长、再循环连锁条件和逻辑存在异常以及检修标准化落实不到位。

（4）防范电动给水泵再循环调门内漏的优化措施包括研磨再循环调门阀体阀座接触面， 保证调门严密；投运电动给水泵前充分注水排空气，缩短起、停电泵时间；减少再循环调门处于高压节流状态的时间，提高给水再循环连锁逻辑可靠性；减少因流量波动，导致再循环阀门反复动作或长期处于异常状态；提高检修工艺水平，严格落实验收制度，防止阀门检修不到位、限位设定不合理，或者检修后清理不到位，造成阀门卡涩。

参考文献：

1. 王维桂. 640 MW 超临界机组汽泵再循环调节阀内漏分析及处理[J].安徽电力科技信息, 2011, (2): 1-2.

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