百万机组调试问题总结.docx

1、百万机组 调试问题总结#3机组调试阶段生产准备工作总结（设备部）一、工程情况介绍 广东大唐国际潮州发电公司#3机组基建工程为1000MW超超临界参数燃煤凝汽式发电机组。该工程主体建设单位为广东大唐国际潮州发电有限责任公司；设计单位为广东省电力设计研究院；施工单位为广东火电安装公司；工程监理单位为广东创成电力监理公司；单体调试工作由广东省火电安装公司调试所负责完成；分系统和整套启动调试由华北电力科学研究院有限责任公司（热力系统）和广东省电力试验研究所（电气系统）负责完成。二、设备试运情况DCS受电2008年12月8日，#03、#04号启备变及#3机组的6KV A、B、C工作段反受电成功；启备变及

2、6KV厂用电系统正常，相序及电压测量正确。标志着#3机组分系统试运开始。12月9日，380V低压段的汽机、锅炉、保安段等逐一送电成功，系统运行正常，相序及电压测量正确。同日，闭式冷却水泵电机A、B及循环水泵电机A、B、C空载试运合格；随后，按照调试单位的工作计划安排，完成了磨煤机电机、送引风机电机、一次风机电机、凝结水泵变频器及电机、前置泵电机、炉水循环泵等的空载及带负荷试运工作；辅助系统如等离子拉弧试验、电除尘的带电升压试验、除灰PC段的带电试运及仪用除灰空压机投运和3号柴油发电机组及事故保安电源系统的切换工作。锅炉空气动力场锅炉酸洗锅炉吹管2009年6月22日，#3发电机交流耐压试验合格；

3、26日，#3发电机整体气密试验合格。2009年6月30日晚，#3发电机充氢，汽轮机冲转定速；机组正式进入整套试运阶段。整套试运中，完成的电气试验如下：#3发电机转子绕组的绝缘电阻和交直流阻抗、发电机空载、出口短路、主变高压侧短路、零起升压试验；励磁系统试验等。冲小机三、机组试运中存在的问题及处理情况（一）电气专业1、#3发电机C相出线封母端部进水，导致发变组绝缘低2009年7月29日时，#3发电机组准备整套起机做试验前，测量发电机、变压器、主封母绝缘电阻时，发现绝缘为零。发电机定冷水电导率已经满足运行要求（小于0.3S/cm）。广东火电电仪人员经仔细检查，发现发电机出线盒海侧的氢气冷却器底部渗

4、漏，并已经渗入#3发电机出线盒CT及封母出线罩，漏入C相主封母的盘式绝缘子内；广火人员及时堵漏，并将CT及绝缘子上的水紧急清理干净，并连夜加碘钨灯烘烤，于次日再测量发变组绝缘，达到启机并网要求。在完成机组整套电气试验后，工程部安排广火安装人员对#3发电机出线盒加装了防水棚。以避免类似事故再次发生。 2、封母短路试验过热着火；#3发电机做出口短路试验时，当发电机电流为12000A时，主封母C相外壳的一处支撑钢架的绝缘垫处温度高，发生着火现象；扑灭后，继续升短路电流至18000A,发电机出线盒下部的主封母短路板接地线连至钢架支撑处由于温度高着火，扑灭后，继续升电流至额定电流23950A，在A相封母

5、短路点附近的两处钢架绝缘垫处再次因为温度高，发生着火现象；总计有4处着火；在短路试验完，经设备部与厂家人员分析认为，由于主封母短路点处外壳未设置短路板，导致外壳感应电流无法形成一闭合环路，导致感应电流只能通过外壳支撑钢架的绝缘薄弱处；而流经上述四处的电流密度过大，导致了温度过高引起着火现象。原因在于广火施工单位在发电机出线盒至短路点的封母支撑钢架的绝缘垫安装质量差，未测量其绝缘电阻，埋下了事故隐患。整套试验结束后，广火安装人员对发电机出线盒至短路点的封母支撑钢架的绝缘垫进行了认真检查，测试其绝缘电阻合格（大于20兆欧），对不合格者予以了更换处理。待机组进入168满负荷试运时，将使用红外热成像仪

6、加强监测封母外壳及其附件的发热情况。3、凝结水泵电机3A振动大；经多次试运确定，凝结水泵电机3A带泵变频试运时在40HZ附近出现了机械谐振现象。沿管道方向振动曾高达0.99mm。经过广东火电及湘潭电机厂家对机座加固处理，在40HZ附近，沿管道方向振动降低到0.24mm;结果仍然超出国家标准（0.085mm）。在努力几番无效的情况下，厂家主动提议，要求返厂维修处理。然而在湘潭电机厂做转子动平衡试验时，振动值却极为优良；最大值仅为0.03mm；目前该电机已经返回公司，并已重新安装就位，于2009年8月15日下午试运，。在1200转附近，沿管道方向振动值仍然偏大，最大值达0.325mm;结果远超国家

7、标准；此问题尚未解决。4、凝结水泵变频器室温度高，变频器超温报警及功率单元烧毁；3、4号机组的6台凝结水泵变频器集中设置在集控楼的零米层；基于节能考虑，采用空水冷却方式换热；两个冷却塔及冷却水泵设置在集控楼顶层，如图所示，但是该冷却系统自投运后，冷却效果欠佳，入口水温无法满足设计要求（低于33度），尤其是变频器的通风冷却风道封闭运行时，多达3台变频器的单元柜同时出现超温报警现象，曾高达62度，远超变频器的运行温度上限（40度）；且移相变压器运行温度也高达120度。同时调试过程中，有多达3台变频器的功率单元在运行中突然故障，这也与变频器的运行环境恶劣有直接原因。目前已经与北京利德华福公司的设计人

8、员联系上，要求其根据现场情况，重新校核该套冷却系统，并设计一套备用冷却系统（大型空调）来改善变频器的运行条件；以保证凝结水泵变频器的安全可靠运行；该设计人员已承诺将尽快派人现场调查，并给出解决方案。5、#3事故保安电源系统30BMC00段的K1开关无法合闸；2009年6月26日，3号柴油发电机在自动位时，#3保安A段失压，柴油发电机启动后，保安C段的开关K1无法合闸并网；经设备部与广火调试人员通宵排查，确认柴油发电机本体及并网控制柜不存在故障，在控制柜PLC的合闸指令正常发送后，而K1开关仍然无法合闸。后通过与法国西电（汕头）公司的技术人员一道分析认为，K1无法合闸的原因在于K1框架断路器内的

9、一欠压脱口机构在合闸指令与控制回路得电延时较短时（设计延时为20mS）易发生卡死；经讨与厂家充分的技术讨论协商后，拆除了该欠压继电器；经过试运后正常。6、主变油位偏高；整套调试时，3号主变的A、C相变压器油位计显示偏高，油温为36度时，油位在70%以上，与主变铭牌上的油温油位曲线相差颇大，此温度时，油位应该在50%附近，经广火人员打开油枕手孔测量实际油位，比油位计显示值偏低，实际油位基本符合油温油位曲线，表明油位计显示不准确；已经通知了扩建工程并联系了保定变压器厂，并得到承诺将处理此问题。后经查，该变压器油位计为大连金州仪表厂仿制瑞典AKM公司的一款产品，技术可靠性不高。曾经在#3主变安装过程

10、中就出现过类似故障，在更换了产品不久后，却再次出现此类故障。此问题尚未解决。7、励磁变进水；2009年8月12日凌晨，由于连降暴雨，#3励磁变小间房顶的4根排水管堵塞，导致励磁变房顶水位高涨，漫过励磁变封母围堰后，顺封母外壳流入励磁变外壳顶部（防护等级为IP20），直接渗入励磁变内。运行人员巡检发现后，及时通知了广火安装人员堵漏，并将励磁变内的上的水紧急清理干净，并连夜加碘钨灯烘烤及风扇吹扫。在该事件发生后，工程部立即组织设计院、广火对主封母进入励磁变的防水进行了加强。计划增高了励磁变封母围堰，并将封母防雨罩由100MM宽变更为200MM宽，防止顶部渗水进入励磁变；并在侧面垒墙以防止减温水管故

11、障后发生励磁变进水事故，效果需进一步验证。8、#3脱硫区域的部分低压电机振动大#3脱硫区域的电气设备试运过程中，发现脱硫吸收塔排浆泵电机、地坑泵电机等的振动值都非常大，最大值达0.6mm，主要原因在于电机的基础不牢固，使用4根螺杆支撑。已经向常静公司交涉，要求其组织施工单位加固电机基础。（二）汽机专业汽轮机型号：CCLN1000-25/600/600(超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式)。2009年6月30日#3汽轮机冲车至3000转，定速后1小时20分8瓦Y方向轴振大停机，7月4日、20日两次对汽轮机转子进行配重后第三次冲车，定速后5瓦轴振大跳机，汽轮机惰走过程中，顶轴

12、油压力低造成8瓦、6瓦温度高，揭瓦检查后更换8瓦，6瓦进行处理后共进行8次冲车，振动问题还未解决。汽机生产准备对汽机启动过程中发现的问题进行分析，具体如下。1、#3汽轮机热膨胀问题（1）第一次冲车2009年6月30日，汽机冲转，主汽6.54MPa394，再热蒸汽1.0MPa356，真空-88.7kPa，润滑油压0.26MPa，油温32。图1 6月30日汽机热膨胀从图1可以看出，汽机热膨胀A和热膨胀B不同步，定速3000转时，热膨胀A为13.69mm,热膨胀B为14.25mm。从趋势图看，膨胀存在“蛙跳”的现象。由于怀疑SIS上的热膨胀A/B显示的数据不准，不敢断定汽机前箱膨胀是否受阻。因此通知

13、工程部在汽机前箱和#2轴承箱加润滑脂。（2）第四次冲车2009年8月1日00:43，3#机组第四次冲车；00:52，转速400r/min，进行摩检。01:09，机组800r/min暖机开始。01:45，800r/min暖机结束，开始升速。01:58，定速3000r/min。03:43，9瓦Y向振动最大升至170um，主控手动打闸。为监视机组的热膨胀，在前箱左右两侧各架一个百分表，监视前箱的轴向膨胀；在#2轴承箱左右两侧各架两个百分表，分别监视#2轴承箱的轴向膨胀和垂直膨胀。前箱两个百分表的原始读数为5.00mm。#2轴承箱监视轴向膨胀的两个百分表原始读数为1.00mm，#2轴承箱监视垂直膨胀的

14、原始数据为5.00mm。每隔15分钟或30分钟记录一次表读数。根据表1数据， 8月1日3:00前箱的膨胀偏差为8.88-8.540.34mm，8月1日3:30前箱的膨胀偏差为9.58-9.150.43mm，8月1日4:00前箱的膨胀偏差为9.99-9.150.84mm，8月1日4:30前箱的膨胀偏差为9.94-9.530.41mm，8月1日9:00前箱的膨胀偏差为10.79-10.710.08mm。根据上面的数据，冲车后前箱左右侧膨胀量的偏差越来越大，停机后4:00达到最大偏差为0.84，然后逐渐减少，9:00前箱的膨胀偏差0.08。而且左右侧的热膨胀不同步。（3）第五次冲车2009年8月1日

15、15:46，#3汽轮机开始第五次冲车，16:12定速3000转，8月1日18:16，9瓦振动达到175um,打闸停机。根据表1数据， 8月1日15:00前箱的膨胀偏差为11.89-11.770.12mm， 8月1日17:00前箱的膨胀偏差为14.25-13.930.32mm，8月1日18:00前箱的膨胀偏差为16.34-15.910.43mm，8月1日20:00前箱的膨胀偏差为17.10-16.900.20mm根据上面的数据，冲车后前箱左右侧膨胀量的偏差越来越大，16:00达到最大偏差为0.43，然后逐渐减少，20:00前箱的膨胀偏差0.20。而且左右侧的热膨胀不同步。（4）第六次冲车2009

16、年8月3日06:08，#3机组开始冲车，06:44定速3000转， 09:57，#7轴瓦振动大打闸停机。根据表1数据， 8月3日6:00前箱的膨胀偏差为18.9718.99-0.02mm， 8月3日8:00前箱的膨胀偏差为22.10-21.860.24mm，8月3日10:00前箱的膨胀偏差为23.95-23.650.30mm，8月1日11:00前箱的膨胀偏差为23.73-23.690.04mm。根据上面的数据，冲车后前箱左右侧膨胀量的偏差越来越大，10:00达到最大偏差为0.30，然后逐渐减少，11:00前箱的膨胀偏差0.04。而且左右侧的热膨胀不同步。6.热膨胀“蛙跳”现象分析查找图前轴承箱

17、CCH02.061Z-2,前轴承箱前后纵销的距离为2200mm。现场测量前轴承箱左右监测热膨胀的百分表的距离为 2350mm。查图CCH02.162Z-1，前箱纵销的间隙为0.02-0.06mm。查安装记录，该间隙为0.04mm。因此左右热膨胀偏差最大为2350*2200*2*0.040.09mm。也就是说，左右侧热膨胀偏差大于0.09mm前箱的纵销便卡涩，热膨胀偏差越大，卡涩越严重。当前箱的纵销卡涩时，高中压缸的膨胀力克服前箱卡涩的阻力时，前箱便突然滑动，也就是出现“蛙跳”的现象。然后前箱纵销再次卡涩。根据表1，第四、五、六次冲车，前箱均有卡涩现象，第四次左右侧热膨胀偏差最大0.84，卡涩最

18、严重。第五次左右侧热膨胀偏差最大0.32，第六次左右侧热膨胀偏差最大0.30。通过多次的启停，热膨胀偏差最大值越来越小，前箱的卡涩现象有所改善，但仍有卡涩现象。2、3号机主机振动分析机组参数：汽轮机型号：CCLN1000-25/600/600(超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式)；旋转方向：逆时针；键相位置：垂直；振动传感器位置：轴振X-45L,Y-45R;瓦振为垂直方向。振动测量系统：潮州3号主机自备申克VIBROCONTROL 4000机械振动监测系统(TSI)，在1至9瓦的X和Y方向设置了由涡流探头(DS-1051)测量轴颈处的相对轴振动，同时在各轴承垂直方向加装速

19、度探头(VS-069)测量瓦振.第一次启动振动分析2009年6月30日，汽机冲转，主汽6.54MPa394，再热蒸汽1.0MPa356，真空-88.7kPa，润滑油压0.26MPa，油温32。当转速达到2760r/min时，8Y轴振达到131m，8瓦瓦振达到104m，机组打闸。随后再次挂闸升速，在2500r/min时提高升速率为300r/min/min，在2829r/min，8Y轴振达到143m，8瓦瓦振达到143m。机组2937r/min时，8Y轴振111m，8瓦瓦振60.6m，但是8瓦10瓦振动出现缓慢爬升，振动的频率和相位见图1。 图1 2937转定速 图2 跳闸时机组的振动情况根据图1

20、、图2，7X、7Y、8X、8Y、9X、9Y振动的主要成分是工频，因此判断#2转子存在一定的不平衡量。7月3日进行第一次平衡，在2号低压转子末级叶片的轮毂上加平衡块，汽端40和电端220各加配重380克。 图3 第一次平衡第二次启动的振动情况2009年7月4日02：12，汽机挂闸，转速2719r/min时，8瓦轴振最大106m。3：03定速3000r/min。机组振动如表1（单位m）：12345678910X14.412.717.326.117.214.438.344.834.519.5Y21.116.127.557.342.342.559.786.164.741.3W5.03.34.24.21

21、72119.244.718.18.8根据表1的数据与图1的数据进行对比，7Y振动由原来的76um变为59.7um;7X的振动由原来的56um变为38.3um; 8Y振动由原来的106um变为86.1um;8X的振动由原来的59um变为44.8um; 9Y振动由原来的48um变为64.7um;9X的振动由原来的30um变为34.5um。通过数据对比，第一次平衡，7X、7Y、8X、8Y的振动得到一定的改善，平衡取得一定的效果。但9X、9Y的振动有少量的增大。5：10，510瓦振动出现明显爬升，5：46当9瓦Y方向振动已由定速初期的86.6m达到175m时，打闸停机，1000rpm时破坏真空，机组惰

22、走38min。第2次冲转后再次加平衡块，在2号低压转子汽端0和电端0各加配重680克。 图4 第二次平衡第三次启动振动分析2009年7月20日，潮州电厂3号机组汽机于21时开始冲车，22时32分升速至3000转，定速运行。22时39分，5瓦Y向振动突然上升超过17.5丝，保护动作跳闸。5.1 5瓦的振动分析1）从SIS图上取得3号主机升速过程中5瓦振动趋势变化如下图： 图5从图5可以看出，在0至3000转的升速过程中，5Y的最大振动值是45.07，对应的转速为2136转。5X的最大振动值19.69，对应的转速为2812转。在整个升速过程中，5瓦轴振优良，因此判断5瓦处固有的不平衡量很小。2）从

23、3号主机的振动监测系统获得主机5瓦2009年7月20日振动突升图形如下： 图6根据图5判断5瓦处固有的不平衡量很小，5瓦处的轴振突增，必然要受到很大的外力冲击。假设轴在5Y方向突然受到一个很大的力的冲击而产生振动，那么5X向和5瓦瓦振的波形和振幅必然有所改变。从图2看，5Y振动突变时，5X和5瓦振动的幅值和波形没有改变。因此可以判断5Y的振动突升信号不是由于轴的振动增大而产生，是假信号。2009年7月21日上午检查低压缸轴封系统，发现低压轴封减温器距离5瓦侧的轴封供汽管约两米，低压轴封的减温水未经充分混合便进5瓦侧的轴封供汽管道，容易造成5瓦侧的轴封供汽带水。同时 2号低压缸调端（5瓦侧）轴封

24、供汽管道疏水多。5瓦振动是否因为轴封带水冲击转子而造成呢？经查对低压缸轴封供汽管道的图纸，5瓦侧低压缸轴封供汽管在右下侧，轴封抽汽管在左下侧。振动传感器位置：轴振X向在左上侧45,Y向在右上侧45。假如5瓦侧低压缸轴封供汽带水冲击轴造成振动，那么5X向受到的影响最大，同时5Y向和5瓦振动幅值和波形会有所变化。实际是5Y振动突升，5X和5瓦瓦振的波形和幅值没变（见图2）。所以排除轴封供汽带水冲击轴造成5Y振动突升的可能。7月24日下午揭开5瓦轴承箱上盖，发现5Y轴振探头线接头明显松动，手动轻轻触碰即导致轴振信号超量程（400um）。经设备部检查确认是接头施工工艺没有按照要求来执行。7瓦、8瓦振动

25、分析从3号主机的振动监测系统获得主机3000转定速的振动图形如下： 图7根据图7的数据与表1的数据进行对比，7Y振动由原来的59.7um变为98um;7X的振动由原来的38.3um变为73um; 8Y振动由原来的86.1um变为103um;8X的振动由原来的44.8um变为53um; 9Y振动由原来的64.7um变为70um;9X的振动由原来的34.5um变为35um。7瓦、8瓦、9瓦的振动均比原来增大，振动主要成分仍是工频，第二次的平衡没有取得效果。 图8根据图8，8瓦处转子振幅对转速变化敏感，转速上升，振幅增大。 综合上述，8瓦处仍有一定的不平衡量，可以通过加平衡块减少8瓦处轴振的幅值。第

26、3次冲转后，华北电科院经过计算，决定将前两次配重的平衡块合并，加在#2低压转子的末级叶片的轮殼上，调整到同相160，配重1060克。 图9 第三次平衡第4次启动的振动分析 2009年8月1日00:43，3#机组开始冲车；00:52，转速400r/min，进行摩检。01:09，机组800r/min暖机开始。01:45，800r/min暖机结束，开始升速。01:58，定速3000r/min。定速后的振动情况见图10 图10 第四次启动定速3000转振动数据根据图10的数据与图7的数据进行对比，7Y振动由原来的98um变为127um;7X的振动由原来的73um变为82um; 8Y振动由原来的103u

27、m变为125um;8X的振动由原来的53um变为60um; 9Y振动由原来的70um变为86um;9X的振动由原来的35um变为42um。7瓦、8瓦、9瓦的振动均比原来增大，振动主要成分仍是工频，第三次的平衡加大了7瓦、8瓦、9瓦处的不平衡量。在定速初期02:00时，8瓦瓦振由58um开始爬升，03:23升至100um以上。03:07，7瓦、8瓦、9瓦的瓦振、轴振都开始爬升，就地检查时也可感到8瓦处有明显振动。B低压缸电端缸体轴向振动最大600um。03:43，9瓦Y向振动最大升至170um，主控手动打闸。打闸停机前振动数据：图11 第四次启机跳闸时振动情况经开会研究后，决定进行第四次平衡，将

28、原来加的配重块全部取下，在#2低压转子末级叶片轮殼上各加500克，调端的相位为0，电端的相位为180。第五次启机振动分析2009年8月1日15:46，#3汽轮机开始冲车，16:12定速3000转，机组振动情况如表2。表2 第五次启机3000转定速振动情况峰峰值1X幅值1X相位7X8887747Y1301283188X3226298Y76752659X39361079Y6764333根据表2的数据与图10的数据进行对比，7Y振动由原来的127um变为130um;7X的振动由原来的82um变为88um; 8Y振动由原来的125um变为76um;8X的振动由原来的60um变为32um; 9Y振动由原

29、来的86um变为67um;9X的振动由原来的42um变为39um。8瓦、9瓦的振动均有明显的改善，7瓦的振动仍然偏大，工频是振动的主要成分。因此作第五次平衡，在#2低压缸转子调端靠背轮上加配重800克，相位30。8月1日18:16，9瓦振动达到175um,打闸停机，打闸时的振动情况如表3。表3 第五次启机打闸时振动情况峰峰值1X幅值1X相位7X8988557Y1781743078X565338Y1121112799X3026739Y8482331第六至十一次启机振动情况2009年8月3日06:08，#3机组开始冲车，06:44定速3000转，随后7Y、8Y、9Y轴振缓慢下降，8瓦瓦振缓慢上升，

30、09:06 8瓦振动突升，7Y、8Y、9Y振动跟随上升，09:57，#7轴瓦振动大打闸停机。启机过程如图12。在8月3日至8月6日，机组共启动6次。机组的振动情况基本相似。 图12 第六次启机振动情况 图13 第九次启机的振动情况表4 第九次启机3000转定速振动情况峰峰值1X幅值1X相位7X6865857Y87863328X3735168Y82812669X31281049Y58553387瓦33313048瓦7875322根据表4与表2的数据进行对比，7Y振动由原来的130um变为87um;7X的振动由原来的88um变为68um; 8Y振动由原来的76um变为82um;8X的振动由原来的32um变为37um; 9Y振动由原来的67um变为58um;9X的振动由原来的39um变为31um。7瓦的振动均有明显的改善，工频是振动的主要成分。表5 第九次启机3000转定速振动情况峰峰值1X幅值1X相位7X109107737Y1801783278X6359288Y1181152929X44421179Y1071019是否因为低压缸内部的碰磨造成轴振大而跳机呢？从图12与图13可以看出，启机定速3000转后，7瓦、8瓦、9瓦轴振最大8-9丝，先是8瓦振动缓慢上升，7瓦、8瓦、9瓦振动缓慢下降，经过两个小时后，7瓦、8瓦、9瓦轴振最大6-7