同类型电厂试运过程中出现的问题及经验总结Word文件下载.docx

同类型电厂试运过程中出现的问题及经验总结Word文件下载.docx

《同类型电厂试运过程中出现的问题及经验总结Word文件下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《同类型电厂试运过程中出现的问题及经验总结Word文件下载.docx（53页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

4、启动扩容器排气口排气位置

启动扩容器排气口排气位置不对，某厂#1炉扩容器排气口正对两台机组磨煤机区域，启动时排汽量大且带水多，造成磨煤机区域多处设备遭淋。

将扩容器排气管路改造。

5、受热面壁温超温及屏过定位管两次爆管

#1炉调试过程中发生受热面壁温超温及屏过定位管两次爆管

定位管出口联箱处未开孔导致蒸汽不流通所致

将这两根定位管割除，同时对其他管道进行了内窥镜检查，清除了部分管内杂物，168期间再未发生爆管现象，168过后，定位管进行了重新开口安装，且规定运行中应严格控制各受热面管壁温度不超温。

如超温应降低燃烧强度，或在保证质量流速基础上减小给水量，增加蒸汽产气量。

6、负荷320MW时，金属壁温超温

#1机组第一次带负荷320MW时，发现金属壁温超温：

屏过21号屏22号管，最高温度到640℃；

屏过21号屏20号管，最高温度到579℃；

高再17号屏2号管，最高温度到614℃。

首先开大燃烬风门的开度，适当减低一次风速，减少总的送风量；

同时，增加A、E磨煤机的给煤量，减少B、D、C三台磨煤机的给煤量。

7、磨煤机热风自动无法投入

磨煤机一次风量均不准，热风自动无法投入，运行人员只能参考磨煤机入口风压、出口风压风速、进出口差压等参数，给运行操作安全及经济运行带来很大隐患。

侧煤仓布置使一次风混合进风管段缩短，造成在这一管段布置的磨煤机风量指示不准。

尽可能加长这一管段，或采用能在短直管段上精确测量的测风量装置，以使磨煤机一次风量指示准确。

8、磨煤机各一次风粉管浓度不均

侧煤仓布置使磨煤机各一次风粉管浓度不均，同一台磨各粉管之间煤粉浓度最大0.88，最小0.19。

离磨煤机越近的煤粉浓度越低，风速越高的煤粉浓度越低。

磨煤机出口缩孔只能调平一次风速，对煤粉浓度的调平作用不大。

煤粉浓度不均造成了水冷壁两侧壁温的偏差较大，特别是垂直管段右墙（靠前墙约70多根水冷壁管）较左墙高40~50度，并超温报警。

9、磨煤机液压油系统故障

磨煤机液压油系统油管路漏油情况较多。

属安装质量。

磨煤机液压油站突然压力降至零，原因:

先天性设计把磨煤机液压油站设在磨本体附近,导致液压油站处于弹性基础上,使得电机与油泵靠背轮在运行期间联轴器处于弹性状态,导致运行期间容易磨损联轴器（电机侧的靠背轮齿轮存在磨损情况），油泵与电机脱离。

10、密封风风压低，磨煤机漏粉严重

磨煤机密封风至磨盘处风压不够。

只有8～9kpa,与一次风压相当（设计应大于一次风压2kpa），这也是造成磨盘处漏粉的重要原因。

磨煤机密封风有四路，分别至分离器油池、磨辊、液压加载拉杆、底座密封（炭精密封环），其中分离器油池密封对密封风机来风分压最大，直接造成炭精密封环处密封风不够，而漏粉到油中。

将分离器密封风进行了改造，分离器密封风改冷一次风供应，密封风机其他用户不变，解决了这一问题。

11、MPS磨煤机启动振动

MPS磨煤机的特点是启动前磨煤机磨辊与磨盘之间无间隙，但可以升磨辊，正常运行备用时，磨煤机磨辊一般不升起，因此在启磨前，首先启动给煤机进行1-2分钟的布煤，然后进行启磨操作。

若不布煤，磨辊与磨盘之间为金属摩擦，将引起磨煤机剧烈振动，造成磨煤机严重伤害。

断煤时若时间较长，也会出现磨煤机剧烈振动的情况。

断煤时不抬磨辊只将比例溢流阀调到最小，使油压降到2MPA左右，若油压不降，则停止液压油泵，这样磨辊只靠自身重力压在磨盘上，减小振动。

12、燃烧器火嘴根部结焦

停炉后，观察炉内结焦状况，四面水冷壁结焦较轻，所有燃烧器火嘴根部结焦严重，甚至堵塞一部分燃烧器喷口。

上煤方式下层磨上印尼煤，上层磨上较差煤种，不同煤种分仓混烧有效地减少了水冷壁结焦，但哈锅锅炉设计煤种为贫煤（挥发份16%~18%），全年大多数时间烧挥发份在30%~50%的煤种，再加上燃烧配风不合适，就造成了火嘴结焦、烧火嘴现象。

13、磨煤机磨辊磨损

停炉后观察磨煤机磨损情况，B磨西南磨辊磨损严重，有数个约直径4cm深1cm的坑，分离器上无杂物，西北磨辊可见处光滑无损，东南磨辊不可见。

询问该厂运行人员得知，B磨断煤最频繁（B原煤仓使用空气炮最多），经常发生振动。

煤质较硬造成磨辊磨损严重

14、中心风道烧穿

停炉后检修发现B层B1与B2中间的中心风道烧穿，燃烧器B2中心孔及油枪套管烧坏。

燃烧器为旋流方式，煤粉投入时，由于中心区为负压，可能有部分煤粉透过油枪稳燃罩处进入中心孔。

中心风由二次风供应，风箱相对二次风箱细的多，可能存在大量二次风分流至二次风箱，对中心风风箱来说有虹吸作用，造成中心风风量极少，且中心孔出口为导流叶片型式，又增加了风量吹出的阻力。

中心孔内煤粉不易被吹出，且挥发份较高，造成自燃烧坏中心筒。

在小修机会对中心风箱加导流器。

15、给水流量低造成锅炉MFT

1号机组曾于2009年12月30日和2010年1月5日先后发生三次跳闸事故，12月30日因“给水流量低”造成锅炉MFT动作停炉。

运行人员判断失误，操作幅度过大导致。

1月5日第一次锅炉MFT动作因机侧“EH油压低保护动作跳机”跳闸，主要原因是备用EH油泵不起动。

第二次因“给水流量低”保护停炉，主要原因是运行人员操作失误（将电泵勺管当作再循环使用）。

16、干式排渣系统出现的问题

1）钢带机过载跳闸：

钢带机斜坡段在渣量多时易出现灰渣在钢带上面下滑堆积，造成斜坡段渣量堆积，严重时钢带机过载跳闸。

在钢带机上每隔一段距离（50～100cm）增加一块由钢带板折90度角形成的刮板，防止灰渣下滑影响出力。

2）清扫链过载跳闸：

清扫链在斜坡段大量积灰渣，严重影响清扫链正常运行。

钢带机灰渣中的灰粒从缝隙中落入清扫链上，在钢带机出渣口处小块灰渣在负压作用下落入清扫链回程链上刮回（锅炉炉膛负压已控制最低了，但是排渣机处负压为锅炉炉膛负压最大点，无法再继续减小）。

在出渣口处设计一挡板，使钢带机上的落渣在下落过程避开清扫链出口处。

3）碎渣机出力不足：

碎渣机处易堵渣，渣块大时会在碎渣机上部棚住。

完善堵渣报警，改进落渣口初通流面积。

4）、斗式提升机故障（我厂初设中无此设备）

现象：

斗式提升机运行中出现断链及频率加不上去，频率维护人员设定最低值为35HZ，而在一次异常中只能加至20HZ。

17、热网换热器泄露

2010年1月10日供热投入后，运行不足两个月，其＃1机的供热首站B热网换热器泄露（德国进口、板式换热器）

其闭式循环水泵选型太大，出口压力高，达到或超出一些板式换热器的规定运行压力

调整循环泵出口压力至换热器规定允许压力，在小修或调停时更换循环泵。

18、机组机炉电大联锁试验时造成启备变失电

经过：

在进行机组机炉电大联锁试验时，当进行到拉开发电机出口开关，联跳汽轮机、锅炉这一步时。

运行人员误将211开关（应为209开关）拉开，造成启备变失电，机组失电。

后经操作员行为记录查找，发现真正原因。

（1）在进行重大试验项目时，没有实行双人操作监护制度。

（2）运行人员在进行试验时前没有认真核对设备。

（3）发电机出口开关没有使用双重编号。

防范措施:

1）、将DCS操作员站中，公用系统的操作只局限在一台机电气操作员站。

防止其他人员误操作设备。

2）、进行电气重大操作或重大试验项目时，要施行一人操作、一人监护制度。

3）、编写试验措施时，对设备要有明确地定义。

运行人员进行操做前要认真核对。

19、低旁保护动作，锅炉MFT

锅炉点火后，当时投入10只油枪，计算燃料量18吨，锅炉压力1.65MPa，稍开高旁6％左右，高旁减温水未投；

稍开低旁8％左右，低旁减温水调门开启进行调整，当低旁减温水开度由12％向回关至5％时，低旁保护动作，锅炉MFT。

1）再热器保护中，高低旁的部分逻辑设置不合理（高旁低旁减温水调门开度、减温水压力等）。

2）运行人员对连锁保护条件不够熟悉。

防范措施：

（1）对所有保护联锁逻辑进行梳理，将不合适的逻辑条件进行修改。

（2）运行人员要加强对保护连锁条件的学习。

将联锁保护试验卡中的逻辑条件、定值要熟记于心。

20、贮水箱水位达到9400mm，发高高报警，锅炉MFT.

锅炉启动，投入8只油枪，361A、B阀投入自动，贮水箱水位设定4500mm，7：

16，361B阀自动跳为手动，贮水箱水位缓慢升高，运行人员当时进行投油枪操作没有及时发现，7：

19，贮水箱水位达到9400mm，发高高报警，锅炉MFT。

（1）贮水箱水位自动偏差设定偏小（100mm），运行中容易自动跳为手动，现改为500mm。

（2）水位升高过程中，水位高报警一直未发，直至水位高高，跳闸后才有报警，事后查明水位高报警值没有设置，且自动跳手动后也没有报警信息。

（3）运行人员对重要参数监视不够，自动跳手动4分钟没有发现，最终造成水位高保护动作。

（1）对所有报警光字牌进行梳理，尤其是对报警定值进行重新核对。

（2）运行人员在操作过程中对重要的参数要进行时时监控，将重要参数要做成曲线编组。

出现异常时要及时发现。

21、吹管过程炉膛右侧烟温最高达542℃而烟温控针未自动退出（定值应为538℃）。

原因分析：

温度连锁定值不正确、行程开关不动作或机械卡涩。

预防措施：

1）确保定值设定正确。

2）检查炉膛探针控制连锁回路，做好单体调试。

22、吹管四次后因中联门处临时管漏汽严重，停炉处理。

临时管焊缝焊接质量不好且未棎伤。

加强临时管焊缝焊接质量监督，焊缝100%探伤。

23、由于对除氧器就地水位监视不到位且调试措施危险点分析不全导致#1机除氧器满水超压事件。

水位远控监视没有投入，现场就地水位监视人员不到位

确保除氧器水位能够投入远控监视必要时现场派人监视水位，做好与集控室操作人的密切联系

24、凝结水补水泵叶轮偏大，造成启动后电流大，后将泵更换后正常。

设计制造及设备选型不匹配

加强对所有水泵单体调试的质量监督，发现问题尽早处理

25、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

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

26、电泵轴承振动大

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

27、EH油油质不合格

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；

28、汽机直流油泵不起油压

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。

交、直流润滑油泵切换试验油压低问题

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

29、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

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。

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。

30、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

31、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）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）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。

32、氢气泄露，氢纯度降低较快。

发电机气体置换合格后，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。

33、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

34、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。

35、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

36、汽机挂闸后，中压主汽门无法开启，经处理后打开。

＃1机挂闸时发生＃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.

37、低压缸排气温度高

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

38、气动给水泵中间抽头泄漏

＃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

1）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。

2）设备投运前对管道进行冲洗，不留死角

39、＃1机真空低跳机组跳闸

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，在做真空严密性试验时严把质量关，发现问题及时查找漏点，要求施工单位对安装阀门严格作水压试验。

40、汽机冲转高排温度高,汽机跳闸

#1汽机冲转至2850rpm，但高排温度高达428℃汽机跳闸。

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。

高排逆止门不严，设备质量问题。

抓好设备监造。

41、小机轴承振动大

#1机组负荷283MW，#1机组跳闸，查为小机1A后轴承振动2由36μm突升至96μm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

42、启动分离器水位控制困难

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。

43、燃油压力低，锅炉MFT

#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。

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。

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。

油压控制不当，燃烧不稳，火检调整不当。

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

44、给水流量失灵，锅炉MFT

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

45、开启主汽减温水，引起给水流量波动，锅炉MFT

锅炉MFT动作，