电厂一号机168启动过程汽机专业总结.docx
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电厂一号机168启动过程汽机专业总结
一号机168启动过程汽机专业总结
一、启动全程概述
本次启动从6月19日2：
00进行凝汽器冷态冲洗开始,6月21日3:
50进行汽机冲转,10：
41机组一次并网成功，13：
00负荷220M开始投入小机运行。
16:
211号机因电气故障跳闸，锅炉MFT,厂用电失去，机组跳闸。
2009-6-2213:
30汽机重新冲转，16:
25机组与系统并列运行。
2009-6-230:
58因除氧器加热电动门逻辑连接错误导致锅炉MFT动作，汽机跳闸。
3:
10汽机重新冲转，3:
50:
00发电机重新并网。
23：
00开始机组168进程。
6月30日23：
00机组通过了168小时满负荷试运行。
从汽机冲转至机组开始168试运进程时间大约为68小时。
二、启动过程的专题分析
1、关于22日开机过程中三次振动大的分析
第一次6-2213:
31冲转过程中，冲转参数当转速达到1768RPM时，4瓦Y向突增至146um，打闸停机，当隋走至1000RPM时，7、8瓦Y向振动突增至139um，119um。
在定速工况后22—32分钟的时间内，振动持续增大。
打闸停机，隋走时间：
13：
32—14：
20，约48分钟。
第二次冲转，调整主汽压为9.74MPA，主汽/再热汽温为456/456，调节级温度399，高中低压胀差（-2.1/-1.07/9.9）,15：
22分再次冲转。
16：
25并网后，#4瓦Y向最高瓦振为107um。
经低负荷暖机后开始慢慢恢复到到正常值。
因锅炉MFT导致机组跳闸，6-234:
36并网后，汽机6瓦振动最大到128μm，经调整及低负荷暖机后振动慢慢回落到正常值。
今后冲转过程中，必须严格按照启机缸温匹配原则控制主、再热汽压汽温在合适范围内，控制升温升压率，特别是控制好轴封的压力及温度，冲转时轴封压力为30-60KPA，温度330-360，不建议用主蒸汽供给轴封用汽，即使缸温匹配原则符合，也不建议用升速率为300RPM/MIN进行冲转，高压旁路应投入自动方式，控制冲转压力9.7MPA，如热态启动，仍建议冲转过程中在1500RPM进行短时间暖机。
2、B小汽轴封回汽疏水管道堵塞
B小汽在运行过程中轴端冒汽，从而造成小机B润滑油进水，经检查确认为轴封回汽疏水U型管道堵塞造成小机轴封回汽的不畅，导致小机轴封回汽压力升高，B小机回汽不畅，排汽窜入润滑油系统中，造成小机润滑油进水。
处理过程：
在轴封回汽疏水U型管上打出二小孔，排出管中大量的积水，整个过程持续约十小时左右，积水排完后，轴端冒汽现象消失。
运行及整改措施：
（1）正常运行注意监视小机轴封汽及回汽压力，轴封汽压力保持为10KPA左右，回汽压力保持-2到-5KPA左右。
并经常检查轴封回汽管道U型管水封是否正常。
（2）当发现小机轴端冒汽时，应及时进行轴封压力的调整，并定期进行小机润滑油质的化验。
（3）清通B小机小汽轴封回汽疏水管道，A小机未发现此现象。
（4）建议在A、B小机轴封回汽“U”型管前再增加一道疏水手动门，正常运行时关闭，需要紧急疏水时打开。
3、辅汽疏水扩容箱满水位及顶部排汽口喷水的现象及处理
机组168过程中现场检查发现辅汽疏水扩容箱满水位，大量热水从扩容箱顶部排汽口冒出。
按有压疏水阀门确认卡检查发现产生这一现象有二个原因：
1、二段抽汽的抽汽逆止门前后疏水手动门至7.5米有压放水母管关闭不严。
2、7。
5米、0米各段有压放水门存在内漏现象：
如下表：
一抽逆止门后有压放水一次门
一抽逆止门后有压放水二次门
冷再至2A进汽管放水
四抽至除氧器进汽电动门后放水
6号低加汽室放水
1A高加汽室放水
3B高加水室放水
汽泵A前置泵泵体放水
汽泵B前置泵泵体放水
高加出口管后放水
辅汽至轴封、预暖系统供汽管疏水（2个）
辅汽至除氧器供汽调门后疏水
辅汽至A小机调试/启动供汽电动门前疏水
辅汽至B小机调试/启动供汽电动门前疏水
辅汽联箱疏水
B汽泵再循环门前放水一、二次门
主蒸汽供轴封手动门前疏水门
1号机A/B列高加出口管放水一次门（69℃）；
1号机B列#1高加疏水段放水一次门（117℃）；
1号机辅汽联箱至汽轮机轴封电动门前疏水器旁路门（166℃）；
1号机A列1号高加疏水段放水一（115℃）、二次门（73℃）；
1号机A列3号高加疏水段放水一次门（105℃）；
1号机B列3号高加疏水段放水一（100℃）、二次门（60℃）；
1号机辅汽至除氧器供汽调门后疏水门（105℃）；
1号机A汽泵再循环调门后放水总门（76℃）；
1号机电泵出口放水总门（76℃）；
1号机A列2号高加疏水段放水一（94℃）、二次门（70℃）；
1号机B列2号高加疏水段放水一（103℃）、二次门（82℃）；
1A高加疏水冷却段放水--69℃
3B高加疏水冷却段放水--54℃。
7.5米有压放水母管接收高压给水管道的放水、1、3号高加汽水侧的管道放水等高温高压的介质，目前7.5米层有压放水进入辅汽疏水扩容箱中，而辅汽疏水扩容箱回水管又与0米层有压放水母管接在一起后进入机组排水槽中，从而使二路疏水互相排挤，正常运行时因隔离门存在内漏的可能，致使疏水扩容箱压力持续增高，水位上涨，使高温疏水直接经辅汽疏水扩容箱的排汽管中喷出。
危害性：
因疏水扩容箱压力的增高到一定值时，而使辅汽系统的疏水变得困难，从而影响到辅汽系统和轴封系统的安全，进而将影响到机组的安全。
目前机组补水率大，与有压放水阀门的内漏也有很大的关系。
处理过程：
（1）开启辅汽疏水扩容器，控制扩容箱一定的疏水水位，防止满水的发生。
（2）全面检查有压放水各段疏水，并关紧泄漏的疏水门。
（3）关闭二段抽汽的抽汽逆止门前后疏水手动门。
（4）将泄漏的疏水门清单提交责任部门处理。
4、发电机漏氢率大的查找过程
海门电厂自整机启动以来，发电机氢气系统一直存在漏氢现象，期间多次查漏，均没有彻底解决问题，运行部经过多方努力，大大小小查过了很多漏点，比较明显的有：
（1）发电机下部（7.1米空中）密封油扩大槽上部第二个堵头严重泄漏
（2）发电机调端前侧（靠近盘车这一侧）密封瓦外圈严重泄漏
（3）发电机底部排污管路第三个接头焊接点严重泄漏
以上漏点都经过电建单位处理好，也取得比较明显的效果，漏氢率一度下降到15（M3/D）左右。
但最近一段时间以来，漏氢率又再一次上升到40（M3/D），全面检查原来的漏点已不再泄漏，说明氢气系统又有新的漏点出现。
6月26日运行部又一次组织由专工带领、检修运行人员共同参加的全面查漏工作，按运行部《发电机氢气全面查漏检查卡》严格执行，查出下列新漏氢点：
（1）密封油箱排油烟风机出气管13%
（2）主机润滑油排油烟机出口管25%
（3）氢气系统氢气排大气总管出口60%
（4）发电机密封油调端瓦盖上部小孔38%
（5）发电机密封油励端瓦盖上部小孔20%
下面就本次按漏氢检查卡中的一些重点查漏部位做一些说明：
1机壳结合面
机壳结合面主要包括：
端盖与机座的结合面、上下端盖的结合面、固定端盖的螺孔、出线套管法兰与套管台板的结合面及进出风温度计的结合面。
（1）端盖与机座的结合面及上下端盖的结合面结合面积大，密封难度大，是氢气泄漏的重点部位。
（2）固定端盖的螺孔，有的可能在制造加工过程中穿透，而后经过补焊处理。
这些补焊的金属有可能在运行中受振脱开，成为漏氢点。
（3）出线套管法兰与套管台板的结合面是防止漏氢的关键部位。
由于该处受定子端部漏磁影响，温度较高，因而该处的密封材料易老化变质失效。
本次查漏已多次在励端结合面、汽端结合面发现漏氢点，上次发现的漏点已处理，现在已发现不漏，但今天，运行人员在发电机密封油调端瓦盖上部小孔、发电机密封油励端瓦盖上部小孔又发现有新的漏点，后来经证实是检修人员为检测空侧回油腔室的氢气含量打开的螺孔漏出。
2密封油系统
（1）密封瓦座与端盖的垂直结合面是较易漏氢的部位之一。
（2）密封瓦与轴和瓦座的间隙、内油档及密封油挡板的径向间隙是否调整合格。
（3）油氢压差阀的调整，保证空侧油压高于机内氢压0.05MPa左右，并使氢侧油压能跟踪空侧油压变化，尽量保持两者差值不变。
在密封油空侧回油排油烟机排出口测出氢含量为13%，润滑油箱排油烟机出口氢含量为25%。
密封油空侧，润滑油侧含氢量增大，说明以下问题：
一是密封油油中溶氢量增加，目前油氢差压偏高（81KPa）,大于设计值的上限，油氢压差高会导致密封油氢侧回油量的增加，从而增加密封油的溶氢量。
二是密封油浮子油箱的油位太高，接近油箱油位的上限，油位太高使浮子油箱气侧空间减少，从而使浮子油箱进行油氢分离的作用大大减弱，没有经过充分油氢分离的密封油直接进入空侧回油箱，再而进入机组润滑油箱中。
使氢气泄漏量增大，这可以从密封油空侧回油箱排油烟机出口、润滑油箱排油烟机出口都测到氢气中得到证明。
三是密封瓦安装过程中径向间隙是否合格，油挡是否工作正常，氢气如通过工作不正常的密封瓦从氢侧窜入油侧腔室中，也会造成发电机氢压的下降。
26日，检修人员打开汽端空侧回油腔室螺孔进行检查，发现腔室中氢气含量很高，从这一方面也可以证明这一观点。
3转子部分
（1）氢气由转子外漏是经护环处的导电螺钉进入转子中心孔，再从滑环处的导电螺钉或中心孔两侧堵板处漏出。
（2）转子漏氢是动态的，也就是说，可能在试验时不漏，但由于导电螺钉的胶层受热变形或密封垫受热老化，弹性不足，在高速转动的运行中发生泄漏。
今天，会同电气专工一同到15米碳刷小室处测漏，未检查到漏点。
4氢气冷却器及定冷水系统
（1）氢气冷却器是氢气可漏点最多的设备，结合面的每一条螺丝及每根铜管都有漏氢的可能。
（2）冷风器铜管漏氢有2种检查方法。
当进水区的铜管漏氢时，可用测氢仪在冷风器排气孔处测量。
当出水管处漏氢时，可在冷却水的排水处测量。
今天，对氢冷器各排空管、闭冷水缓冲水箱、定子水箱顶部进行测漏，也未检查到漏点。
5氢气管道及阀门
a）重点检查发电机底部的氢管道法兰，法兰密封垫应使用耐油橡胶。
b）氢管道集中的部位，防止因管道之间相互磨擦，造成管壁局部变薄而泄漏。
c）氢气系统排大气管道。
在氢气系统氢气排大气总管出口测到60%的含氢量，说明氢气系统排大气阀门存在内漏的问题。
氢气系统氢气排大气总管总共有四路：
（1）供氢母管安全阀（S9）
（2）氢气正常排补置换阀（S78、S79阀）
（3）氢气系统置换阀（S45）
（4）氢气干燥器的置换排出阀（S42）
因供氢母管安全阀、氢气系统置换阀，氢气干燥器的置换排出阀等已至少有二道门以上的隔离，氢气正常排补置换阀（S78、S79阀）分别只有一道隔离，故内漏的可能性最大。
综上所述，本次氢气查漏的结论是：
a）氢气正常排补置换阀（S78、S79阀）内漏。
b）由于油氢差压偏高造成密封油氢侧回油量的增加，从而增加了密封油的溶氢量，使氢气泄漏量增大。
c）汽端密封瓦工作不正常造成密封效果不佳，从而加大漏氢量
d）密封油浮子油箱浮子阀设置不合适，造成浮子油箱油位偏高，减弱浮子油箱的油氢分离作用，使氢气泄漏量增大。
5、小机A润滑油母管压力下降的处理。
6月22日晚上19：
20机组负荷210MW，在电动给水泵切至汽泵A带负荷运行期间，小机润滑油压不断下降，最低下降到0.095MPA，即将达到跳闸值0。
059MPA,下令将电泵出力加大，打跳汽泵A，实现了给水的无扰切换，从而避免了一次润滑油压低低，导致跳泵，从而引发给水流量低低触发锅炉MFT的事故。
经全面检查，发现小机A润滑油冷却器A堵塞，从而造成此次事故，切换冷却器后，油压恢复正常。
预防措施：
（1）加强监视小机润滑油温、油压、油位的监控。
（2）滤网、冷油器运行中出现差压高，要及时切换处理。
6、凝泵A滤网运行中清洗
21日，16:
50，在启机过程中发现凝结水泵A进口滤网堵塞，决定执行隔离措施，进行清洗。
考虑到如果凝结水泵进出口存在不严现象，机组运行中清理凝结水泵进口滤网极易造成凝结水入口管道漏空，从而使运行中的凝结水泵不出力或泵体异常。
故执行如下安全措施：
1、凝泵停用后关闭进、出口门，就地检查确已关闭。
2、关闭凝泵出口放气门、泵体放气门。
3、保持凝泵机械密封水门常开，推力轴承冷却水常开。
4、稍开凝泵进口滤网底部放水门，检查是否正压，如果是正压，关闭此门，保持凝泵进口滤网充满水且稍微溢流，作为凝泵入口门水封。
5、若凝泵进口滤网放水门往里吸空气，说明里面为真空状态，则开启凝泵出口电动门5～10%，对凝泵进口滤网进行反向注水直至正压，保持凝泵进口滤网充满水，关闭凝泵进口滤网底部放水门，确保凝泵入口门有良好水封。
6、严禁擅自开启凝泵进口滤网底部放水门排水，若解体凝泵进口滤网上端盖时漏水较多，必须由运行人员调整，确保凝泵入口门有良好水封。
7、在解体凝泵进口滤网上端盖时，运行人员必须严密监视运行凝泵出口压力、电流，以及凝汽器真空在正常状态,否则应迅速恢复凝泵进口滤网为正常状态，然后查找分析原因。
交代运行人员在正常运行时,应严密监视凝结水泵进口滤网差压指示正常，（小于5kPa），发现超限应及时切换备用泵，联系检修清理。
7、6．21电气故障,汽机跳闸，厂用电失去的处理。
6月21日16：
21，发电机因故障保护动作，出口开关拒动，造成越级跳闸，厂用电失去，柴油机联动，保安段电源正常。
以下为运行人员整个处理过程：
1.主机EOP、小机直流油泵、直流密封油泵均已启动。
主机润滑油压、油氢差压正常。
2.手动开启凝汽器真空破坏门，确认所有至凝汽器疏水门已关严，应派人至就地检查关严。
3.关闭轴封减温喷水调节门和手动隔离门，防止轴封进水。
确认所有到凝汽器疏水已关严，破坏真空。
保安段电源工作正常后，进行下列工作：
（1）启动主机MSP、TOP油泵、顶轴油泵、交流密封油泵、小机交流油泵，检查运行正常，投入备用油泵，停运直流设备。
（2）投入各辅助设备润滑油系统，检查运行正常。
（3）关闭汽泵、电泵出口门，检查泵不倒转。
（4）确认高中压主调汽门、各抽汽逆止门已关闭，关闭有关电动门，检查VV阀关闭。
（5）密切关注主机转速，至零后，投入盘车运行。
（6）投入小机盘车。
（7）厂用电恢复后，在低压缸排汽温度大于50℃时，先启动凝泵，启动一台真空泵，保持凝汽器-20kPa的微真空，排汽温度小于50℃后，启动一台循环水泵运行，凝汽器通海水缓慢进行。
三、机组启动及168过程中的经济分析
海门电厂1号机6-25/10:
40负荷1008MW。
主要经济指标（TRL）
序号
名称
单位
设计值
实际值
1
汽机热耗率
kj/kwh
7467
2
凝汽器真空度
%
94.9
-92.8/-93.1
3
凝结水过冷度
℃
＜0.5
2．40
4
循环水温升
℃
8.63
13
5
凝汽器端差
℃
3.1
5．02
6
真空严密性
kpa/min
合格0.4良0.3优0.1
A侧0.23/B侧0.25
7
给水温度（机侧）
℃
300.6
295
8
高加投入率
%
100
100
9
加热器上端差
℃
2.8
见下表
10
加热器下端差
℃
5.6
见下表
11
循环水泵耗电率
%
0.419
12
凝结水泵耗电率
%
0.162
加热器端差
加热器
上端差（给水端差）
下端差（疏水端差）
设计值实际值
设计值实际值
1A高加
≤-1.7
-29.2
≤5.6
7.56
1B高加
≤-1.7
-29.19
≤5.6
7.30
2A高加
≤0
-29.08
≤5.6
9.78
2B高加
≤0
-27.26
≤5.6
11.21
3A高加
≤0
-22.72
≤5.6
8.01
3B高加
≤0
-23.08
≤5.6
8.44
5号低加
≤2.8
-20.73
5.6
1.3
6号低加
≤2.8
-20.20
5.6
2.49
7A低加
≤2.8
-22.43
5.6
7B低加
≤2.8
-20.36
5.6
8A低加
≤2.8
5.6
5.45
8B低加
≤2.8
5.6
4.53
凝汽器端差
设计值：
3.1度实际值：
4.0度
轴加端差
进水温度：
42.756，出水温度：
43.389
轴加疏水温40.1加热器端差3.289
1、海门电厂168期间经济运行参数分析：
（参考附录）
（1）主、再热汽温没有达到额定值，与额定汽温有15度的差值，影响机组的经济性。
（2）凝汽器压力为-92.8/-93.1，与设计值有一定差距，循环水温升为13度，设计值为8.63、比设计值高出5度左右，只二台循泵运行，循环倍率明显偏低，按设计应该三台运行，增启动一台循泵运行。
凝汽器端差为4，比设计值偏大，说明冷却效率仍不合格。
建议：
（1）一、二次滤网必须正常投入使用。
（2）化学加药应按规定严格进行加药。
（3）一次滤网冲洗水泵应尽快完成整改并投入使用。
（3）端差的说明，1-3号高加、5、6号低加呈负端差，说明高加的蒸汽过热段加热蒸汽量加热份量相对较大，应适当提高加热器的水位运行。
（4）各段抽汽压力和汽温与TRL工况尚有差距。
（5）主机热膨胀方面，高压缸左/右为54.62/53.07，中压缸为26.38/26.69，膨胀较为完全。
（6）主机润滑油压偏低与邹县电厂比较偏低，这应该与我厂润滑油路与顶轴油路的重新整改有关，供油量增大，油压下降。
（7）轴封母管压力为40KPa，邹电电厂在70-80KPA左右，比邹电同种工况下低约30Pa，刚开始小机A轴封汽压力为0，小机B轴封汽压力为20，怀疑A小机压力测点有问题，经热工调较后A、B小机轴封压力测点正常，目前轴封汽压调整为10KPA。
7月1日调整主机轴封压力60KPA，真空明显有改善，在600MW负荷下重做真空严密性试验，结果为A侧0.23KPa/min、B侧0.25KPa/min。
达到良。
（8）机组补水量60T/H，超过2%，通过全面进行疏水查漏。
并进行内漏点的隔离。
但仍在多个地方存在正常运行时的泄漏点：
1）汽泵A、B密封水回水现在没有进行回收。
2）电泵顺暖水现在没有进行回收，进到无压放水母管中。
3）高加给水管无压放水隔离门存在严重的内漏。
4）有压放水有部分手动门存在内漏现象，经紧过后效果仍不明显。
（9）油氢压差0.81MPA，比设计值上限（0.076偏高）。
目前已调至0.61MPA，一般情况下，油氢差压增大，可以增大密封瓦的密封作用，但同时发电机氢侧回油量将大为增加，氢侧回油量的增加导致油中溶氢量的增加，使补氢率增大。
2、真空严密性专题分析：
7月1日16：
20，168后第一次做真空严密性试验，当时负荷800MW，轴封母管压力为31KPA，低温轴封蒸汽温度140℃。
16：
20开始做真空严密性试验：
关闭前16:
21：
A凝汽器真空-92.628kPa，B凝汽器真空-92.720kPa；
16:
22A凝汽器真空-92.026kPa，B凝汽器真空-92.110kPa；
16:
23A凝汽器真空-91.423kPa，B凝汽器真空-91.507kPa；
16:
24A凝汽器真空-90.820kPa，B凝汽器真空-91.507kPa；
16:
25A凝汽器真空-90.810kPa，B凝汽器真空-90.904kPa；
16:
26A凝汽器真空-90.210kPa，B凝汽器真空-90.302kPa；
16:
27A凝汽器真空-90.200kPa，B凝汽器真空-89.699kPa；
16:
28A凝汽器真空-89.607kPa，B凝汽器真空-89.096kPa；
取结束前5分钟平均值为真空平均下降速度：
A凝汽器363kPa/min，B凝汽器482kPa/min
结论：
B侧真空严密性不合格。
7月2日，0：
24负荷600MW，提高轴封压力到60kPa。
并手紧如下阀门：
（1）#6低加至#7A、B低加疏水调节门后放水手动门及排空气门
（2）#6低加疏水取样手动门
（3）#8A、B低加至凝汽器正常、事故疏水调节门后放水手动门
（4）#7A、B低加至凝汽器事故疏水调节门后手动门
（5）#7A、B低加正常疏水手动门前放水门
（6）#5低加疏水至#6低加疏水手动门前、后放水手动门
（7）#5低加事故疏水至凝汽器调节门前、后手动门
重做真空严密性试验：
关闭前00:
33：
A凝汽器真空-94.414kPa，B凝汽器真空-94.788kPa；
00:
34A凝汽器真空-94.223kPa，B凝汽器真空-94.589kPa；
00:
35A凝汽器真空-94.009kPa，B凝汽器真空-94.353kPa；
00:
36A凝汽器真空-93.803kPa，B凝汽器真空-94.101kPa；
00:
37A凝汽器真空-93.620kPa，B凝汽器真空-93.849kPa；
00:
38A凝汽器真空-93.369kPa，B凝汽器真空-93.613kPa；
00:
39A凝汽器真空-93.132kPa，B凝汽器真空-93.376kPa；
00:
40A凝汽器真空-92.888kPa，B凝汽器真空-93.117kPa；
00:
41A凝汽器真空-92.651kPa，B凝汽器真空-92.872kPa；
取结束前5分钟平均值为真空平均下降速度：
A凝汽器230.4kPa/min，B凝汽器245.8kPa/min
结论：
A、B侧真空严密性为良。
附录
（1）:
海门电厂一号机组运行参数对照表
邹县7号机日期2007.1.4时间11:
50海门电厂1号机168时间：
2009-6-23/6-30
序号
参数
单位
邹县7号机
（T-MCR工况）
（1008MW）
6-25/10:
40
（1005MW）
6-29/10：
18
（1037MW）
6-30/23：
00
1.
机组负荷
MW
1067.6/1073
1009
1005
1037
2.
汽机侧主蒸汽压力
MPa
24.8/24.8
24．94/24.96
24.91/24.90
24.94/25.456
3.
锅炉主控器
MW
1086
1027
1036.9
1030.387
4.
汽机主控器
%
99.2
97.9
100
97.419
5.
#1CV开度
%
100
100.3
100.3
100.2
6.
#2CV开度
%
99
100.3
100.3
100.4
7.
#3CV开度
%
99
100.5
100.5
100.5
8.
#4CV开度
%
80
49.8
100.2
45.7
9.
汽机侧主蒸汽温度
℃
590/593
586/585
574/580
602/601
10.
汽机侧再热蒸汽压力
Mpa
4.59/4.57
4.399/4
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