660MW机组调试出现的问题Word格式.docx
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化水分场
启动前
6.
凝结水泵出口门电动门开启力矩过大，开启困难。
造成换过电动头后带压开关正常。
凝结水泵P-Q曲线陡，电动门的电动头选型及配置容量较小（我公司A凝泵已投运不会存在此问题）
加强对所有电动门单体调试的质量监督，单体调试认真检查电动门开启情况，发现问题尽早处理
7.
当过热器出口升至额定压力时，电泵转速升至5076r/min，电泵自由端轴承振动增大至87um，已超出了电泵振动的最大允许范围。
电泵转速在大于5200rpm后，非驱动端振动高于80um，联系厂家检查确认。
设备质量及安装质量问题
1、在转动设备安装过程中搞好中心找正及设备基础安装的各项指标
2、在转动设备单体调试过程中，要加强对设备振动的监视
电气队
启动时
8.
EH油质滤油时间太长，油质一直不合格。
EH油的滤油工作已进行了近三个月，从进入EH油系统滤油也近50天，而油质一直不合格，严重影响了机组的启动。
a、系统安装质量差，系统内部杂质太多。
b、滤油流量不够，不能满足要求。
长时间采用单泵单滤油机运行，系统中油流速降低，携带杂质能力差，滤油效果不明显。
1、加强现场油系统施工的质量监督抓好管道及设备安装质量，主要控制好管道清洁度，具体管道在使用前用蒸汽吹扫，在安装过程中及时封口且用氩弧焊
2、对油动机安装前提前用滤油机冲洗；
3、准备了大流量高效滤油；
9.
汽机润滑油交、直流油泵联锁试验，在交流油泵跳闸，直流油泵联启后，电流只有40A（正常运行为240A），50S后，电流和压力才能升至正常值。
期间润滑油断油，盘车跳闸。
电机相序接反；
控制回路和保护连锁回路设计存在漏洞；
润滑油系统设计存在问题，油压建立缓慢
1、电机试转转向正确
2、控制和保护回路、保护定值准确
3、油系统无渗漏，系统无不合理分流，设计合理
4、按照反措要求查找系统设计上的问题，确保故障情况下润滑油系统压力正常
交、直流润滑油泵切换试验油压低问题
设计问题
11.
在进行DEH调试时，发现空气引导阀压缩空气管路未接。
因为空气引导阀在薄膜阀的后面，位置比较隐蔽，而且设计院没有给出压缩空气的布置图，厂家图纸也没有画出压缩空气管道。
暴露出工程协调及安装监督不到位
1、检查个各气动执行机构和气动门本体过滤减压阀、放大器、定位器。
2、对气动执行机构和气动门的气源管路进行全面检查试验，确保供气到位，了解阀门位置。
12.
主汽门及中联门关闭试验时间略超标。
主汽门及中联门关闭试验时间分别为390毫秒和516毫秒，大于规程规定的300毫秒。
汽轮机代表经与厂内确认，认为该试验值可以满足要求，并于30日传真确认。
设备生产质量问题
加强设备监造，控制设备生产质量
13.
除氧器上水调节门及管道振动太大，造成密封圈破坏，调门损坏。
从#2机拆过来更换，调整支吊架后振动减小。
但过了一段时间后，振动问题重新出现，造成该调门压缩空气管道多次振脱落，调门突关，阀门再次损坏，后将该调门压缩空气管路拆除，改为就地手动调节，用除氧器溢放水配合调整除氧器水位。
凝结水系统中的再循环调节门处也存在振动过大，发生振断取样管现象。
此问题为典型的设计问题，管道设计过长、弯道过多、支撑设计不当以及固定紧固不合格、共振等均可能导致管系振动
1、汽机队尽早在除氧器上水调试时发现问题，有类似振动的管道及时联系设计院解决
2、运行分场做好事故预想，如果出现类似问题，如何完成系统上水，保证在缺陷消除前机组能够安全运行。
14.
氢气泄露，氢纯度降低较快。
发电机气体置换合格后，将氢压有继续下降趋势。
由于零星消缺项目正在进行，电、火焊不断，造成了潜在的危险。
这个问题一直没有得到解决。
施工质量问题，在气密性试验过程中把关不严。
严格施工质量，气密性试验过程中严格把关，认真检查漏点及时处理。
质检过程中注意安装工艺质量，监督好气密试验，防止漏氢。
15.
凝汽器真空低。
汽机冲转前，凝汽器真空低（三台泵运行，最高抽至61kPa），影响了机组的启动。
后检查真空系统，发现真空低压力测量管道及低旁后处，多个未安装真空表的二次门未关。
后因消缺，停真空系统，发现A侧热井放水门内漏严重，将该门加堵板，再次启动抽真空，真空基本正常。
突出反映出系统检查不仔细，阀门泄漏严重，凝汽器注水检漏不彻底
在凝汽器注水检漏过程中认真检查系统，检查所有真空系统表计及二次门，确保状态正确。
对热井放水门要着重检查，防止内漏
凝汽器注水检漏时
16.
高排通风阀压缩空气管路未接。
在进行高排通风阀试验时，不能开关。
该阀压缩空气未接，后接入临时压缩空气管道，进行手动开关合格（后来高排通风阀的控制系统设备安装完毕，但考虑到临时气源切换为正式气源时，阀门调试时将造成跳机，安排在停机时进行切换）。
未设计仪用气管路，工程协调及安装监督不到位，在单体调试和分系统调试时，把关不严，到使用时，才发现问题，影响了机组的启动。
1、在单体调试中严格把关，发现问题及时汇报并监督整改，工程完工后质量验收后才能进入调试阶段。
2、在整个调试过程中，针对电动门、气动门未接线、接错线、气源未接、气源接口错等事件要专门督察，在单体调试和分系统调试时，严格监督，落实到人。
3、加强单体调试跟踪监督，确保单体调试正确无误。
17.
并网前发现调速级压力P1和高排出口压力P2之比小于1.7，说明高压缸进汽量不足，一旦并网，机组逻辑将直接发出汽轮机跳闸指令。
经检查怀疑高排逆止门不严，联系厂家确认处理。
高排逆止门不严，设备质量问题
高排逆止门严密性是保证机组跳闸后不发生工质倒流、汽轮机超速的重要反措手段。
必须抓好设备监造，要求施工单位对安装阀门严格作水压试验
18.
汽机挂闸后，中压主汽门无法开启，经处理后打开。
后来＃1机挂闸时又发生＃1机左侧中压主汽门开不到位缺陷。
初步分析为电磁阀卡涩或热工信号问题
安装过程抓好EH油系统清洁度，油循环时抓好油质监督，单体调试中注意控制信号的输入及反馈
19.
低压缸A侧排汽温达155℃，打闸停机，经三次冲转均发现该排汽温度均上升快，且采取多种措施均没有效果，经中试、厂家、安装单位及工程部分析为A侧低压缸喷水喷头堵塞，决定停机检查处理。
停机后开启＃1机低压缸A外缸人孔门时发现右侧喷水喷头堵塞。
16：
09处理好。
数天后，低压缸1B所有喷水孔无水，重新进行检查后，查出低压缸1B温度调节阀手动旁路阀堵，取出几块焊渣。
施工质量问题
在管道焊接过程中严把质量关，设备投运前对管道进行冲洗，不留死角，关键部位重点检查
20.
＃1机电泵密封水进行回收，回收时发现法兰处漏水大，停止回收，续排地沟，经处理后电泵密封水回收回凝汽器。
法兰泄漏，施工质量问题
施工中抓好安装质量，系统上水时及时全面的查漏并监督处理
系统上水时
21.
＃1B小汽机冲转，按规定800RPM暖机30分钟，继续1B小汽机升速至3200转／分，切至遥控模式，发现1B给水泵中间抽头泄漏，降＃1B小汽机转速至800RPM消缺，消缺结束后因＃1B汽泵前置泵前轴承温度升至87℃，离跳闸值90℃较近，放弃启动1B汽泵。
设备安装质量问题导致1B给水泵中间抽头泄露，1B汽泵前置泵轴温高的原因为冷却系统堵塞
在管道焊接过程中严把质量关，做好焊接质量监督验收工作。
设备投运前对管道进行冲洗，不留死角
22.
＃1机组跳闸
原因为1A小汽机真空不严密。
在进行1A小汽机抽真空时造成＃1机真空急降跳机。
在凝汽器注水检漏过程中认真检查系统有无泄漏，在作真空严密性试验时严把质量关，发现问题及时查找漏点
23.
#1汽机冲转至2850rpm，但高排温度高达428℃汽机跳闸。
1、抓好设备监造
2、要求施工单位对安装阀门严格作水压试验
汽机冲转2400rpm时，高排温度400℃，将高排逆止门释放后自动开启，高排温度逐渐恢复正常。
25.
#1机组负荷283MW，#1机组跳闸，查为小机1A后轴承振动2由36UM窜至96UM而跳闸导致锅炉负荷大于40%无汽泵运行而跳闸。
1、小机安装质量问题导致轴承振动超标
2、小机轴承振动探头异常
加强设备安装质量
探头安装规范，测量准确稳定
26.
由于控制给水流量的调门开太大、启动分离器排放门未及时开启，且汽水分离器水位计未监视到位，调整不及时造成汽水分离器满水导致#1炉过热器进水；
汽水分离器疏水、给水自动未投。
1、三只调节阀（V-149/NWL、V-154HWL-1、V-157HWL-2）必须动作灵敏、准确、可靠
2、热控测点准确，调试期间汽水分离器水位控制自动（给水自动）作为关键调试项目，点火时自动必须投入
3、运行人员要加强对汽水分离器水位控制的学习
运行分场
27.
#1炉点火相继投入三只油枪后，就地油枪油压低于0.7MPa，即关闭回油快关阀后，炉前调阀后油压由0.9MPa升至1.6MPa，炉膛压力保护动作MFT。
关闭回油快关阀后，锅炉进油量骤增，锅炉冒正压，送风机在手动状态，引风机投自动导叶开大，自动控制超限退出，在炉膛燃烧骤变时炉膛负压调整不及时，致使MFT动作。
1、提高手操控制油压水平，在投入第三只油枪后，应缓慢关闭回油截止阀与调节阀同时控制进油压力，最后关闭回油快关阀。
2、燃油调节阀控制自动、送风自动和引风自动作为调试的重点系统，点火时必须投入自动。
3、点火前完成火检调试，确保可靠、灵敏，逻辑正确
点火启动，点第三支油枪时炉前油枪母管油压从1.02MPa降至0.8MPa，火检无火MFT。
油压控制不当，燃烧不稳，火检调整不当
29.
吹管运行中给水流量失灵显示2678t/h，当汽压达5.5MPa开启临冲门吹管，给水流量突然从2678变为280t/h，MFT动作，后来给水流量计处理好，升压过程中开大给水调节阀时给水流量暂时上升，但很快又下降，经分析为给水调节阀阀芯脱落，#1炉停炉。
给水流量低MFT原因经事后查证给水调节阀正常，系给水流量变送器故障所致。
1、运行人员加强监视，发现给水流量异常，立即联系切换第二组流量变送信号。
2、对重要的变送器进行校验报告检查，确保校验合格。
定期对机组测点进行全面对比检查，发现异常及时处理
3、严格安装工艺，确保接线准确、牢固
30.
锅炉MFT动作，首出为给水流量低低。
原因是瞬间开启主汽减温水电动门造成给水流量波动引起（主汽温已达386度）。
遂将给水流量增至650t/h。
瞬间开启主汽减温水电动门造成给水流量波动
给水流量低保护是为了维持锅炉的最低质量流速而设计，应加强和上锅厂和设计院的沟通，在吹管及启动过程中如何避免低流量保护动作作为一个课题，进行专题研究。
将给水流量保护定值设定准确。
31.
＃1机组带221MW负荷跳闸。
首出原因为给水流量低，引起给水流量低的原因为1B汽泵跳闸
经中试检查汽泵流量算法有问题，很早就已经发出流量低信号，当再循环调整门关到0位后即发出跳泵的信号，汽泵跳闸后立即增加电泵出力无效，中试查给水流量低仅延时2秒MFT
1、审查完善低流量保护逻辑，完善汽泵跳闸逻辑，讨论确定给水流量低延时时间。
2、加强流量测量元件安装质量和变送器校验质量监督。
机组负荷238MW，小机1A的四抽电动门自动关闭，转速快速下降，给水流量最低降至550T/H，提高电泵转速后给水流量恢复正常。
查逻辑中有汽机负荷小于40%则自关小机四抽电动门的逻辑。
逻辑组态存在问题。
1、检查组态逻辑，防止出现汽机负荷小于40%则自关小机四抽电动门现象。
2、会同调试单位对所有的重要逻辑进行审查。
负荷167MW，应热工人员要求将电动给水泵投入自动调节，但转速指令自动降至0%，立即手动输入50%指令，给水流量上升，但炉仍MFT。
检查组态存在问题，没有对手动指令进行跟踪。
加强组态审查和调试，保证各设置参数正确。
34.
吹管期间炉膛右侧出口烟温曾升至534℃，开启SOFAI至50%后5分钟内降至515℃。
吹管期间炉膛烟温不充许超过536℃以防止再热器干烧损坏，事实证明开启上层二次风SOFA能有效降低炉膛出口温度。
联系电科院及调试所，完善“锅炉首次点火”及“锅炉燃烧与制粉系统”调试措施。
摸清各风门燃烧调整规律。
调度部
35.
吸、送风机启动后，1A1、1B引风机电机轴承两端漏油，且B侧引、送风机轴承温度显示均比A侧高20℃。
安装质量差
测量回路存在问题
安装过程中加强质量监督，油管路清洁，油站滤油合格，单体试运仔细检查，发现问题及时处理。
风机试转时
检查测量回路、温度补偿等，确保测量准确
37.
#1机组整组启动后存在着冲转前的蒸汽品质不合格的问题。
蒸汽硅含量为876ug/L，与冲转前的蒸汽品质要求相差太大。
后一直采取凝结水精处理及汽水分离器疏水排至大气扩容器的方式，至汽机冲转前，炉水蒸汽硅含量为301ug/L（超临界机组冲转时要求蒸汽硅含量小于40ug/L）。
蒸汽系统杂质多，蒸汽品质差
1、加强监督，防止安装过程中尘土及泥沙进入系统内；
2、完成机组清洗后对系统死角进行彻底清理，甚至可以用面团粘去小的颗粒，直至无肉眼看得见的固形颗粒；
3、精处理尽早投运，冲转前即投入凝结水精处理设备，并对凝结水进行100%处理；
在洗硅运行时尽量将炉水pH值调高，但不宜超过10．0，减少蒸汽带硅量；
在洗硅运行时，尽量将汽机的调门开度关小，提高汽包压力。
38.
机组冲转前，汽水分离器水位突升至13.5米，MFT动作，跳电动给水泵，12：
50重新恢复。
后该厂将汽水分离器水位高MFT保护解除，在冲转前重新投入。
由于测量、组态及执行器等各种原因，汽水分离器水位无法投自动，手动调整不及时，导致汽水分离器水位控制难度大，多次停炉。
加强对汽水分离器水位的监视，深入学习超临界给水系统，掌握给水系统特性，开展事故预想
机组冲转后，大机初次升至600r/min后进行摩擦检查正常，5分钟后就地打闸后再挂闸，中压调门自动开启，转速由540升至1042rpm，运行人员将汽机打闸，开启旁路泄压时，由于汽水分离器水位调节在手动位，汽水分离器水位调整不及时造成水位高，MFT动作。
后该厂将汽水分离器水位高MFT保护延时60s动作。
1.严格监督给水系统所有调节阀的单体调试，保证动作灵活。
2.启动汽水分离器疏水阀控制站的油质要达到合格才能运转，吸取该厂的HWL阀动不正常的教训
主汽压力18.6MPa，HWL1阀突然自关，分离器水位达13.1M。
手动开大NWL阀降低水位。
中试热工查无开条件闭锁，2分钟后HWL1可以开启，主汽压降至13.2MPa时HWL2阀可以开启，汇报调试沈总，与广火检查。
疑为油管路有问题。
6：
40主汽压22.3MPa时，HWL1/HWL2阀又无法开启。
汇报调总。
1.完善汽水分离器水位控制组态，调节阀控制必须投自动。
2.相关的测量报警应完善，保证水位测量的精确性。
3.完善水位保护，根据实际情况加适当延时。
4.了解兄弟电厂给水系统控制保护逻辑，吸取教训
＃1炉MFT，5012、5013开关跳闸，＃1发电机灭磁，＃1汽机跳闸，首出原因为汽水分离器水位高高（汽水分离器水位自动经常切至手动），汇报省调叶蕾，即进吹扫，因＃1炉给水旁路调节门不稳定，给水流量波动大，又一次MFT，重新进行吹扫后点火成功
42.
上锅厂生产的超临界锅炉未设计煤粉喷燃器的看火孔，而我厂设计燃用贫煤，锅炉的稳燃是一个主要问题，运行时无法直接的观察喷燃器的着火距离、燃烧状况，燃烧判断、调整缺乏直接的参考依据。
再者我厂近期燃用煤种较为复杂，挥发份变化较大，容易造成锅炉灭火、喷燃器烧损事故。
/
已经分别在AR、BR、CR、DR、ER、FR各层喷燃器喷口处加装了壁温测点。
已
完
成
43.
一次风机1B跳闸，就地打闸（入口冒烟）。
轴承润滑不良、冷却不够或轴承异常
该风机出现喘振现象，风机出现周期性的出风与倒流。
安装过程中加强质量监督，油管路清洁，油站滤油合格，按照说明书要求设定值，单体试运仔细检查，发现问题及时处理。
44.
一次风机1A跳闸，系润滑油压低引起。
使磨煤机1B跳闸。
润滑油管路泄漏或油泵出力低、系统压力调整定值低。
45.
#1炉MFT，首出为总风量≤25%，检查A侧二次风量突然掉至0，数秒后又恢复，当时无操作，现场无检修人员。
中试指挥要求将A侧二次风量强制后检查测点，但检查人员错将B侧风量测点当A侧处理，炉再次风量低MFT。
1、并联运行轴流风机发生喘振原因是通风系统阻力增加及两台风机工况不匹配造成。
如：
回转式空预器堵灰，烟风道挡板开度不足等。
针对并联运行轴流风机易发生喘振这种现象采取一定的措施：
提高风道系统档板的可靠性、加强空预器吹灰。
1、运行人员未严格执行“两票三执”，检修人员对系统和设备不熟全面掌握，
运行人员应加强对运行参数的监视和分析，对烟风系统的参数做到心中有数，对不同的负荷下，风机的电流，动叶的开度，烟气侧的流量，风机入口的压力，空预器烟气侧的差压进行分析，发现问题，及时正确处理。
试运期间消缺工作严格执行《华电潍坊发电有限公司2×
670MW机组设备调试试运期间工作票管理规定》。
关键设备或系统操作、检修时，严禁运行和检修单人操作，必须有人监护，防止误操作
各检修
车间
1、变送器接线松动或故障。
检查各变送器接线正确牢固。
完善辅机电流偏差大报警，便于运行人员及时发现异常工况。
1、风量曲线预算法存在问题。
要求风量测量厂家提供相关的风量测量曲线和计算公式。
49.
锅炉A、B两侧排烟温度高达160℃，空预器入口烟温度高达500℃，查炉底水封正常，对锅炉尾部烟道检查无异常，空预器吹灰正常，疑为锅炉频繁启停受热面未进行吹灰积灰引起，计划在炉达80%负荷时进行锅炉全面吹灰
空预器发生二次燃烧
燃料燃烧不完全，未燃烧或未燃尽的可燃物在空预器蓄热元件内沉积，造成二次燃烧。
燃烧调整不当，风量不足或配风不合理，煤粉过粗造成燃烧不完全；
低负荷运行时间过长，燃烧不稳定，烟速偏低，未燃尽可燃物在波纹板上沉积；
锅炉启动时，油枪出力过大，机械或蒸汽雾化不良，造成残油粘附到波纹板上；
油煤混燃时，煤粉燃烧不完全，残油粘附未燃尽煤粉沉积在波纹板上。
锅炉在纯燃油工况下运行，在投入油枪时，应随时观察油枪雾化情况，根据汽压、油压、出力大小将燃油调整到最佳雾化状态；
应合理把握投粉时机，不可过早投粉；
加强蒸汽吹灰是预防二次燃烧最有效的方法。
50.
1B磨跳闸，首出出口温度高，就地查给煤机落煤管处堵煤。
启动1A磨，就地查煤很湿。
陆续启动1C、1D磨，将1A磨停运。
1D磨跳闸，首出一次风量低（给煤机断煤后风量自动减小太快）
1C磨跳闸，首出密封风压力低。
（分析密封风系统存在问题：
开启4台磨密封风通道时，密封风机进出口无压差。
）1C、1D磨跳闸后，负荷由230MW降至43MW。
落煤管处堵煤
制粉系统故障较多，运行、检修对系统不够熟悉
落实专人到青岛、莱城等学习磨煤机制粉。
学习双进双出磨煤机系统的运行和维护经验，及早掌握其特性。
制粉系统调试前
加强煤场存煤管理，阴雨天气加盖棚布；
燃料分场
我厂落煤管处已安装了疏松装置，专题讨论安装振打器的方案。
53.
＃1炉AB层＃2、3、4角油枪运行中全部跳闸
查系该层油枪热工接线有误，已解决所有油枪层类似问题。
严格检查接线，防止误接、误碰。
盘柜门锁好
全面检查控制系统接线，加强查线工作，保证接线正确率达到100％
54.
锅炉粉管道万向膨胀节膨胀裕量不够
设计原因
管道安装时检查管道膨胀裕量，及时纠正
粉管安装时
55.
#1励磁室鼓风机不转，联系送电后运行正常.
该小空开投退方向装反，向下的为电源送上。
质检过程中注意安装工艺质量。
加强对系统的掌握
56.
#1机实现首次并网，#1机负荷升至96MW时，机组突然跳闸，首出信号为主变差动及发变组差动速断保护动作。
经现场检查，主变本体无喷油，瓦斯继电器未动作。
经录波打印分析，主变高压侧A相一次故障电流为6900A，电压大幅跌落，B、C相电压正常。
原因为500kV出线50122刀闸A相因质量问题发生单相绝缘击穿，属接地故障。
该厂的500kV升压站为3/2接线、GIS全封闭式。
加强高压电气设备检查、试验。
加强设备验收、调试和质检
57.
对汽机、锅炉、公用PC及其MCC恢复送电操作，确认保安MCCA、MCCB由汽机、锅炉PC供电正常后停运柴油发电机。
但切换过程仍造成锅炉辅机油泵、火检风机、汽机交流油泵、顶轴油泵、盘车跳闸，重新送上以上各重要负荷。
电源切换措施存在漏洞，考虑不周
1、完善电源切换措施，必要时先将切换母线上的动力切至另一母线运行。
2、要考虑事故情况下电源切换的应急措施，保证主重要设备不发生设备
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