珙县电厂600MW机组#1机组试运中出现的主要问题及处理措施

珙县电厂600MW机组#1机组试运中出现的主要问题及处理措施（共3篇）

珙县电厂600MW机组#1机组试运中出现的主要问题及处理措施 篇1

珙县电厂一期2×600MW工程

#1机组试运中出现的主要问题

及处理措施

四川华电珙县发电有限公司

二〇一〇年三月

一、设备类：

1、凝结水泵泵体动静磨擦损坏，原因是厂家套筒联轴器故障造成转子下落，#2机试运中加强对电流监视发现异常及时处理；

2、汽机V V阀卡涩，原因为顶部导向定位间隙不合理，#2机应进行检查；

3、小机轴承温度高，原因进油孔径设计不合理，A泵前置泵机封密封环及挡油环松脱，#2机应进行检查确认；

4、风机油站油温高，原因泵出口焊接缺陷漏油，#2机应进行检查确认；

5、热工减温水变送器泄漏，原因是量程不满足要求，#2机应全面核查；热工卡件电磁阀损坏多，#2机应在调试中早发现，多准备易损件备品；引风机动叶执行器打滑，原因为力矩配合不合理，#2机应核查；

6、循泵冷却水观察窗炸裂，制造质量问题，#2机应取消；

7、发电机定子测温系统抗干扰能力差，#2机应更换；

8、东汽厂伺服阀漏发货，发错型号影响机组启动，运行中多个伺服阀损坏，#2机及早清理，EH系统早调试，多准备伺服阀、电磁阀及滤网备品；

二、安装类：

1、供水、工业水、消防水等系统焊缝泄漏，#2机必须按规定试压；

2、磨煤机烧瓦，原因为安装和刮瓦存在问题，系统清洁度不够，#2机应专题讨论安装方案并过程签证验收，尽早带负荷试运；

3、磨煤机给煤机及附属设备线接反了，#2机应尽早核查并调试验证；

4、DEH接线错误跳机2次，#2机应全面核查接线并尽早调试；

5、油、水、汽、气各系统存在跑冒滴漏现象，#2机应该严格试压，早运早试早处理；

6、洁净化施工差，水冷壁堵塞爆管、降负荷清扫滤网多次，诱发给水泵烧轴瓦和空预器卡涩，#2机应加强洁净化施工的监督验收，严格系统冲管、冲洗验收；严格割管检查、扩大碱洗范围至炉前系统；

7、再热冷段疏水接错，系统清洁度差造成疏水不畅，冷段振动造成大部分支吊架损坏；四抽疏水堵塞造成机组转速异常上升，#2机应该全面核查疏水系统正确性和系统清洁程度，加强蒸汽吹扫；

8、小机闭冷水管道进回水接反造成机械密封温度高停机，应认真清理系统，避免此类错误发生。

三、调试运行类：

1、单体调试完成确认不到位，分系统调试完成签证不到位，如磨煤机接线反未及时发现、工业水泵联琐试验未完成，工业水泵故障未联动备用泵造成机组停运；

2、系统检查不到位和异常发现不及时，如凝结水泵参数异常变化未及时发现，循泵启动条件检査不到位造成凝结器泄漏，空预器故障停运未及时发现冷热风门关闭不正常，多次给水流量低造成炉MFT；

3、供油泵空泵运行造成泵损坏；

4、调整过程中风机喘振使得炉MFT；主汽参数波动大炉管壁超温、汽机水击振动大、磨煤机建不起料位，#2机组应避免此类问题再次发生。

四、设计类：

1、凝结器真空偏差大、原因为设计计算节流孔径不合适，#2机应改节流 孔为隔离阀；

2、电动给水泵油泵电源取点和联琐保护设计不合理是给水泵烧瓦的间接原因，#2机应核核查改造；

3、6kV备用段因保护设置不合理和空预器油泵联琐保护设计不合理是空预器卡涩间接原因，#2机应进行全面核查改造；

4、主再热蒸汽疏水未设计节流孔、轴封供汽阀门设计在凝结器内、#2机应加装节流孔板、阀门应改至凝结器外。

五、管理类：

1、试运过程中四方签证不到位，单体完成，分系统试运条件、完成确认，整套前条件确认不到位；

2、机组出现异常分析总结不到位不及时。

六、试运亮点：

1、试运过程中人身、设备安全；

2、调试项目严格依据验标、启动验收规定、调试规定执行，项目齐全，全部合格；

3、作为国内首台投运超临界W炉，机组带负荷能力达到甚至超过设计值，燃烧稳定性好，煤质适应性强；

4、机组试运指标良好，大部分指标优于设计值，部分指标达国内先进值，实现七个一次成功，调试工期及耗油达国内同类机组先进水平；

5、贯彻集团防氧化皮措施、增加壁温测点、强化洁净化施工管理，吹管后严格按制造厂规定割管检查，整套启动期未发生爆管事故；

6、机组燃烧优化、节油点火、动态分离器、空预器密封、防磨喷涂、烟 囱内衬等设计优化项目初见成效；

7、脱硫实现三同时且设计工况能达标排放；

8、解决了首次应用于600MW机组的DCS系统安装和调试中出现的问题，目前基本能满足机组运行要求。

电气专业

1、保安段的电源切换试验时发现很多问题，如连锁不成功、自启动不成功等，应尽量早安排，相应的MCC、柴油机系统的安装调试工作应尽早完成，留够处理问题的时间。

2、循环水泵由于电流回路开路，电机跳闸一次，主要是电流回路端子施工不紧造成。电流电压端子牌，特别的电流试验端子，在整套启动前一定要再次紧一遍，负荷较高以后对该部分回路进行一次测温，防止电流回路开路。

3、电动给水泵油泵电源设计为单电源，应提前改造为双电源供电，并加切换装置，防止油站断油造成给泵损坏。

4、工作电源开关低压闭锁过流保护的定值应由75V改为60V，低电压闭锁过流定值要做调整（具体见业主下发的补充通知），才能可靠的闭锁如循环水泵等大负荷启动时低压过流保护误跳的工作电源开关，造成机组甩负荷或停机事故。

5、重视发电机定子线圈测温元件接线板及中间端子箱接线的紧固和测温元件的检验工作，避免在运行时出现温度坏点。

6、电气启动试验方案是否做一定改变，有的电流极性、电压核相等工作能否在静态时就做完，以缩短启动时间。

7、各分系统的各种保护和连锁试验一定要完整，各种电源接线要完工，切换试验要正常，防止事故情况下该动的保护不动作。如#1机汽泵TSI只接了保安电源，没有将设计上有的不停电电源接上去，造成小机不能跳闸。

8、磨煤机系统的电气安装设计图纸和机务、热控不对应，甲侧和乙侧 的设计反了。在施工中二公司一定要将机务和电热的设备一一对应，防止控制的对象不对，造成大面积返工。

汽机专业

1、A凝结水泵转子掉落，原因为厂家制造质量差，且变频50%运行时振动偏大。

2、电动给水泵轴瓦烧损原因为三公司在6.9米清洗汽泵滤网时，余水流到没有遮挡的MCC盘柜上，造成该盘柜接地失电，以致2台油泵停运，且低油压跳泵保护未投，从而造成轴瓦烧损严重。

3、发电机励侧密封瓦过度环环氧树脂板，厂家制造时未粘贴密实，存在较多的空隙，严重影响风压试验。

4、主汽门前临吹疏水管道不通，三公司割除检查时，造成大量余汽泻出，以致0米抗燃油油箱、顶轴油泵等被冲刷，同时损坏压力变送器一件。

5、临吹管系统集粒器处疏水管道太小，造成疏水不畅和堵塞，吹管时冷段管系振动大。

6、临吹管疏水管大部分汇集于一根较小的母管上，造成疏水不畅，影响吹管。

7、电动给水泵前置泵轴承室为翻砂件，内部锈蚀严重，造成轴窜偏大，以致前置泵振动偏大，试运期间换油10次左右才正常。

8、前置泵机封顶紧环螺钉未顶紧，造成机封退出漏水。

9、前置泵轴承室挡尘盘螺钉未顶紧，造成挡尘盘脱落损坏。B汽泵的机封冷却水进出接反，被迫停机处理。#1机小机缺陷不断，持续近一周时间，严重影响168的进程，#2机组二公司对小机的设备螺栓该紧固要紧固，该检查要检查，不能紧紧停留在将设备连上。

10、电泵最小流量阀因为管道内有金属缠绕垫等杂物，造成卡涩。

11、汽水管道内部较脏，造成汽水品质长期不合格，且电泵、凝泵、汽泵、汽泵前置泵等滤网频繁清洗。主要的原因一是文明施工差，对部分管道安装之前的清洁不到位；二是碱洗的范围需要扩大如高低加汽侧和部分疏水管道在2机组要增加碱洗范围；三是对辅汽管道吹扫时必须严格质量。

12、B低压缸发电机侧真空表管靠近缸处接头漏，影响真空严密性。

13、A汽泵闭式冷却水管进出口管道接反，造成汽泵机封等冷却效果差，以致停机纠正处理。

14、B小机轴封供、排汽管道接反，造成该小机轴封不正常。

15、四抽管道疏水管道堵塞，造成逆止阀等振动大。

16、启动中汽侧进汽后在未开调门的情况下，汽机转速达到100转。主要的原因是中联门关不严和四段抽气管道堵塞造成，将中联门的预紧力弹簧调整10mm左右，对四段抽气管道堵塞清理后，消除了该现象。

17、#1机氢系统漏氢严重，主要的问题是发电机端罩和管道阀门泄漏，给整套启动带来很大风险。

18、A前置泵进口法兰螺栓未紧固且隔板也未取出，试运前也未认真检查系统，造成通水时，介质大量泄漏。#2机组分部试运前必须对系统认真梳理，避免低级错误的发生；

锅炉专业

1、加强检修过程的洁净化施工。超临界锅炉受热面管内径很小，特别是水冷壁中间集箱下面的管道都是内螺纹管，若受热面管内存在异物，哪怕是尺寸很小的异物，也会造成管子堵塞或管内流通面积减少，并最终必然导致超温爆管，要求坡口的制备、管道的割除等采用机械方式，不宜用火焊割除修磨，并做好管口的封闭工作。

2、提高对超临界直流炉受热面超温问题严重性的认识，在启动磨煤机及燃烧调整时要防止水冷壁超温，防止汽温大幅度波动，防止氧化皮产生、剥落、堵塞受热面。超温会加快氧化皮的产生，汽温大幅波动会促使氧化皮的剥离。

3、应加强水冷壁等受热面的密封及预埋件等部位的检查，防止受热面密封及预埋件施工过程中损坏受热面，引起锅炉在运行中受热面爆管。

4、锅炉上水水质必须合格，要严格执行受热面的酸洗、冲洗、吹管及吹管后的割管检查等工作，防止受热面结垢，防止施工遗留物堵塞受热面，造成超温、爆管。

5、做好燃烧调整，及时完成锅炉断油试验，尽早具备电除尘器投运条件。及时投运电除尘器，尽可能缩短高负荷不能投运电除尘器的时间，做好防止引风机动叶磨损的措施。

6、只有当风机油站运行时才能操作执行器，且执行器全行程时间必须大于40秒，防止设备损坏，防止动叶开度与执行器、DCS出现不一致的情况发生。

7、引风机、送风机油站控制油压、润滑油量及油箱回油温度的控制比较困难，做好系统分析，加强设备检查，做好防止油温高的临时处理措施。油泵振动大时及时安排检查，避免油泵出口焊接部位及接头等部位松脱，出现油压低造成引风机跳闸，引起机组减负荷。

8、注意控制好一次风机出口母管风压在7-7.5KPa左右，防止发生一次风机运行中失速、跳闸，防止一台风机运行时另一台风机并列不成功的情况发生。

9、注意大瓦刮瓦工艺，保证合理间隙尺寸，防止磨煤机大瓦损伤。发现瓦温偏高时，可以启动顶轴油泵运行，适当降低磨煤机出力等。

10、保证空预器一次风、二次风及烟气系统阀门开度正确，在锅炉运行中或停运后烟气温度高时，避免出现烟气挡板开启时，一次风挡板、二次风挡板关闭的情况发生，这样将造成空预器过度加热膨胀，最终出现空预器卡，甚至损坏设备。

11、提前准备煤粉取样的条件，包括压缩空气管道安装、阀门及橡胶管安装，取样装置接管安装方向朝向平台便于运行人员取样，增加运行、检修平台等。

12、如果燃烧器漏粉，处理条件差、时间长，安装前要彻底检查，处理好燃烧器焊接等缺陷。

13、炉水再循环泵隔热装置进出口冷却水管道由原设计的刚性管道连接改为金属软管连接，避免热胀冷缩中冷却水管道拉裂。

14、燃油蒸汽吹扫系统增加疏水门，便于启动过程中彻底疏水，防止管道振动。

15、部分平台楼梯优化，如火检冷却风机（4台）安装运行、检修平台，燃烧器平台增加楼梯、通道等。

16、增加水压机系统接口。原因是由于珙县电厂汽机电动给水泵设计压力13Mpa，如果#

1、2锅炉一次汽水系统进行了切割等检修及大修工作后，在两台机组停运时，目前设计的设备和系统将无法实现汽水一次系统的工作压力水压试验和超压水压试验。

17、避免磨煤机电动葫芦的吊装空间与吊挂装置、管道等干涉，保证磨煤机起重设备的吊装条件。

18、正确安装磨煤机容量风门等挡板的位置，保证风量测量等装置直管段的长度符合测量装置的要求，确保测量装置的准确性。

19、做好挡板的调节特性整定和风量标定工作，做好一次风系统风量、粉量调平工作，尽可能为运行人员进行燃烧调整提供依据和条件。20、磨煤机系统的调试工作量大，涉及的设备及系统较多，调试时间较长，应尽早进行磨煤机系统的调试工作。

21、做好调试操作前技术交底和培训工作，合理安排机组启停及运行方式，减少调试燃油消耗量，减少人员操作失误引起的启停机组次数，如给水流量低引起MFT动作，汽温超温和汽温突降引起汽轮机打闸，一次风机失速跳闸等。

锅炉专业除灰、除渣系统

1、静电除尘器斗内部杂物必须清理干净，防止杂物落入输灰管路中造成输灰管路堵塞。

2、除灰系统在正式投运前必须进行长时间的空吹，在空吹中发现问题及时处理。

3、电除尘器在投运前灰斗加热装置应尽早投入运行以提高灰斗内壁温度，保证灰斗内下灰时不会产生板结。

4、灰库气化风机、加热器尽可能提早运行对原灰库、粗灰库、细灰库进行长时间的烘干，确保灰库不会发生堵灰情况。汽车散装机和双轴搅拌机经长时间试运消除设备异常。

5、捞渣机及系统在运行前必须保证有足够时间进行空转，在运行期间应保证24小时有人值守在捞渣机处，防止有大的焦块落入捞渣机造成卡死或下渣堵塞。

6、渣仓振动给料机下渣口安装时应避开渣仓的支撑梁，振动给料机进料口处应加大进料尺寸，并制做人孔门以便在堵渣时进行处理。

7、除渣水系统应提前进入循环对系统内的水泵及阀门进行全面检查，如有内漏等问题尽早发现和处理。

8、仪用、杂用、螺杆空压机及干燥机在运行前做好必要的试转，冷却水压力必须保证在规定范围内防止由于冷却水压力地低跳机。

珙县电厂600MW机组#1机组试运中出现的主要问题及处理措施 篇2

某电厂一期 (2×600MW) 工程为超临界600MW机组，一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机，型号为N600-24.2/538/566，机组主轴分为4段，均为整锻实心转子，分别为：高中压转子、低压转子A、低压转子B和发电机转子。盘车采用低速盘车，转速为1.5 r/min，位置在B低压排汽缸与发电机之间。汽轮机进汽采用喷嘴调节，共有4组高压缸进汽嘴，分归4个调速汽门控制。新蒸汽首先通过2个高压主汽门，然后流入调门。这些蒸汽分别通过4根导管连接汽缸上半部和下半部的进汽套管与喷嘴室连接。汽轮机共有热力级21级 (结构级为42级) 。高压缸调节级叶片采用单列冲动式，高、中、低压缸叶片全部采用反动式，其中高压缸为8级 (包括调节级) 、中压缸为6级、低压缸为2×2×7级;末级叶片长度为1016mm。

汽轮机控制系统采用Industrial IT Symphony系统 (简称Symphony系统) ，由汽轮机数字电液调节系统 (DEH) 、汽轮机危急遮断系统 (ETS) 、给水泵汽轮机控制系统 (MEH、METS) 组成。该系统采用数字计算机作为控制器，电液转换机构、高压抗燃油系统和油动机作为执行器，负责汽轮机的挂闸;自动判断热状态;选择启动方式;升速;3000r/min定速;发电机假同期试验;并网带负荷;升负荷;阀切换;单阀/顺序阀切换;调节级压力反馈;负荷反馈;一次调频;CCS控制;热应力控制;高负荷限制;低负荷限制;阀位限制;主蒸汽压力限制;快卸负荷;超速限制OPC;负荷不平衡;超速保护OSP;喷油试验;超速试验;阀门活动试验;阀门在线整定;电磁阀试验;控制方式切换。该系统满足可扩展性，高可靠性，有冗余的汽轮机转速/负荷控制器的需要。汽轮机启动方式既能按中压缸启动方式，也能按高中压缸联合启动方式启动机组，配置有两级串联40%B-MCR容量、气动的高、低压旁路系统，可实现低负荷下的停机不停炉。

二、调试中存在的问题及分析处理

（一）主机瓦振、轴振的分析及处理

1#汽轮机首次冲转时，在提高转速、做超速试验过程中，汽轮机5#、6#瓦振、轴振存在不稳定及超标等问题，瓦振最高达到64.6μm，轴振在做最后一次超速时达到240.3μm。(跳机值为250μm)。停机对5#、6#轴承进行翻瓦检查, 发现轴瓦及轴颈存在不同情度的磨损现象，但核查安装各项参数并没异常。但在翻开#6轴承箱检查发现，轴承箱内存在大量铜屑，特别靠近盘车的地方铜屑越多。同时检查发现汽机润滑油系统及发电机密封系统设备同样存在大量铜粉，整个油系统已严重污染。经研究决定对主油泵、启动油泵、辅助油泵、事故油泵、油涡轮、推力轴承、盘车等带铜设备进行解体检查。经过设备的解体最终确认发现盘车装置的铜套的材质存在问题使铜套磨损造成大量铜屑脱落进入汽机润滑油系统，从而污染整个润滑油系统。经业主、监理、厂家研究决定重新更换盘车铜套，对损伤严重的轴瓦进行返厂，油系统重新油循环合格。经过一系统处理之后，开机直到带满负荷后，主机瓦振、轴振各项指标都在正常范围内。

（二）小机速关阀在油泵切换时自动关闭现象

每台机组配两台50%容量的汽泵，小汽轮机由杭汽制造。小机供油装置采用集中供油方式，供小汽轮机润滑油、调节油、盘车油及给水泵润滑油。在调试过程中，都曾发生在小机挂闸状态下切换主油泵时发生速关阀自动关闭，小机跳闸。经过查询历史记录，由于在切换主油泵时，调节油与润滑油油压均有不同程度的下降，但在速关阀关闭之前调节油压力低信号开关并未动作，因此排除逻辑跳闸的原因，从而断定速关阀是在本身调节油压低的情况下依靠弹簧力动作关闭。通过检查调节油蓄能器、速关阀弹簧预紧力、危急遮断阀进油节流孔均符合厂家要求。排除以上情况，判断有可能是由于调节油油量不足，于是在保证小机与泵的轴承安全情况下，适当下调润滑油的进油量，增加调节油进油量。小机重新挂闸切换主油泵试验，小机速关阀一切正常，再没发生误动关闭现象。

（三）发电机进油的分析与处理

发电机密封油系统采用单流环密封形式，两台主油泵，一台工作，另一台备用。它们均由交流电动机带动。一台事故油泵，由直流电动机带动。#1机组发电机密封油系统在调试过程中，发现发电机油水排污管有渗油现象，立即停止油泵采取排油措施。事后分析原因：由于密封油箱的浮子阀在调试过程中卡涩，造成油箱的自动补排油功能丧失，密封油溢过密封瓦挡油环，从而进入发电机。为了防止此问题再次发生，决定在以后安装过程中，仔细检查浮球阀的可靠性及加强密封油系统油质的清洁度。经过处理后，在以后的运行调试中，均再未出现发电机进油事故。

（四）小机前置泵电机烧损的分析与处理

#1机组1B前置泵电机在运行时, 前置泵电机泵端有规律发出异常声音，电机泵端轴承温度偏高，检修完毕后重新启动后，前置泵仍烧损直至B小机跳闸。对1B前置泵电机解体检查发现电机轴承严重烧毁，电机转子铁芯与定子铁芯出现不同程度的烧损。

根据1B前置泵电机轴承温度曲线数据，及事故后电机解体情况分析，在短短的4分钟内，前置泵电机轴承温度从70℃上升到176℃后温度测点烧损，主要原因是由于该轴承超过5个月没有加油脂保养，轴承因长期少油高速运转，导致轴承内部轴承护套和滚柱磨损加快，滚柱间隙增大，响声随之增大，轴承护套和滚柱慢慢开始疲劳脆化;轴承在连续高速运转中，当达到轴承护套材料无法承受高速运转的机械力作用下，轴承护套断裂散架，轴承内滚柱排列错位(或爆裂卡涩)，轴承在严重卡涩的情况下继续高速运转，此时轴承温度骤然升高。电机轴承在滚柱错位严重卡涩的情况下继续运行31分钟，恶性循环导致电机转子扫膛，电机定子温度超过130℃后电机温度高保护动作跳闸，此时电机已经严重扫膛，电机转子严重烧损。1B前置泵电机轴承高温烧毁，是造成电机烧损的直接原因。为防止同类事故发生，应加强对设备运行情况检查力度，设备轴承润滑油应按厂家说明要求定时检查及增加;加完油脂后，异响声音还是存在时，应进一步检查及监视电机运转情况。前置泵轴承温度高和线圈温度高报警直至保护动作跳闸，均没有声音报警，暴露出#1、#2机组声光报警系统不够完善，应完善#1、#2机组给水前置泵等重要辅机的声光报警系统。

（五）主油泵进出口压力低的分析与处理

#2机组在检修结束后，汽轮机转速升至3000转/分，主油泵进出口压力低于设计值，停止交流润滑油泵和直流润滑油泵后机组主油泵供油系统不能正常工作导致停机。但检查启动润滑油泵、交流辅助油泵、直流油泵并没异常。于是判断分析是主油泵不能正常供油使主油箱实际油位低于主油泵回路油涡轮吸油口所致。经查实，主油箱油位显示与主油箱实际油位存在偏差(偏差约265mm)，开机时油位显示在1100～1150mm范围内波动，而实际油位在835～885mm左右，油涡轮正常工作的上吸入口稳定入油的最低极限油位在900mm左右，因此，这时候油涡轮不能正常工作。这是诱发主油泵不能正常供油的直接原因。事后通过对主油箱重新充油处理及增加主油箱就地油位计，保证主油箱油位真实性有进一步辅助判据。处理结束重新开机后，主油泵油压恢复正常。

（六）机组调试中参数及条件的调整

1.#1机电泵在锅炉冲管过程中，发生过在大流量冲洗过程中由于电泵入口压力低而跳泵，分析原因为：原入口压力低定值0.9MPa是在除氧器带压工况下给出的定值，而在锅炉冲管时除氧器并未带压。为防止该情况的再次发生，建议在冲管期间将原电泵跳闸条件中入口压力小于0.9MPa在冲管期间改为0.8MPa，锅炉冲管结束后再恢复原定值。

2.#1机凝结水至低旁减温水用户管道在调试期间曾发生由于凝结水泵启动时出现水击而折断。经分析是由于凝结水压上升过快，凝结水用户管路由于注水管太小导致注水排气不够充分，引起水击过大，从而造成管道振动过大吊架脱落而折断。为了消除这种现象，增强了管道吊架的拉力强度，并且增大注水管径，把注水点由凝泵出口改在除氧器上水调门前的凝结水母管上。并且在正常启泵时稍开除氧器上水调门，以便把少量的空气赶走。改进后经过长时间的运行再无此现象发生。

3.1#机组在试生产过程中曾发生由于高加解列而导致高加进口三通阀在开启中卡涩导致给水流量低，锅炉MFT，汽机跳闸。分析事故原因是由于在高加解列逻辑中，只要发生高加解列指令同时发给高加进口三通阀开启，#1高加出口电动门关闭，主给水走旁路。由于高加进口三通阀在切换过程中开到15%左右而发生卡涩无法再开启，而同时#1高加出口电动门根据逻辑指令已全关到位导致给水切换高加旁路不成功，给水流量低导致MFT动作。经过修改将原逻辑发生高加解列时，先全开三通阀，直到收到全开反馈信号之后再关闭#1高加出口电动门，此问题现象得以消除。

（七）其他问题的处理

1.#1机在首次冲转达到3000r/min后，开始在空负荷下做并网前的电气试验，在此期间#1瓦轴振突然快速增大，立即打闸。经分析是由于电气试验时间拖得太长，空负荷时高压缸进汽量很少且不均匀，可能造成转子发生轻度热弯曲从而造成碰磨导致振动突然增大，打闸后经过连续盘车4h直轴后再重新冲转至3000r/min，振动现象消失。

2.#1、#2机凝泵在168试运时，由于很多疏水管道都是第一次投运，因此将很多杂质带入凝汽器，从而使凝泵入口滤网发生堵塞，造成凝泵汽蚀失压。在凝泵隔离与恢复的过程中多次出现误操作，造成运行泵发生汽蚀失压。由于两台凝泵入口都处于负压区，两台泵的泵体排空经过各自的隔离门后串在一起接入凝汽器。因此在操作时一定要特别注意，在隔离泵是一定要首先将运行泵排空门关闭，而在恢复备用泵时一定要先将检修泵排空打开抽尽空气时再开启入口电动门和运行泵的排空门。

3. 机组在负荷变动较快的情况下多次出现由于#3高加水位高而发生高加解列。经过分析发现由于在快速升降负荷的情况下，各段抽汽压力变化很快，特别是#3高加与除氧器的压差变化较慢，直接导致#3高加的疏水水位快速上涨，而正常疏水调阀与危急疏水调阀在投入自动的情况下对水位快速变动下的响应速度非常慢，而在高一值出现报警到高三值出现高加解列的时间短。对于该问题的解决方法是要求监盘人员在负荷变动较快的情况下，密切关注#3高加的水位变化趋势，并立即切除#3高加正常疏水调阀与危急疏水调阀的自动，手动快速调整两阀门的开度大小，保证#3高加水位正常。

三、结语

由于安装和调试的工期十分紧张，致使很多问题在整套启动后才完全暴露，给缺陷的及时处理带来了很大困难。通过现场各参建单位的共同努力，问题基本上都已得到较为彻底的解决，为机组今后的安全、稳定运行奠定了基础并具有以下重要意义：

第一，汽轮机组调试是火电厂基建调试的一个重要组成部分，是确保机组正式投产后安全、稳定运行的重要手段。

第二，大型汽轮机组设备存在的问题和解决的方法具有共性。因此，加强与其他同型式汽轮机用户的联系，有助于快速解决问题。

第三，#1、#2汽轮机组调试中出现的问题与处理方法对其他同型汽轮机用户有一定的借鉴意义。

参考文献

珙县电厂600MW机组#1机组试运中出现的主要问题及处理措施 篇3

华润电力蒲圻电厂二期工程2×1 000 MW机组配备了上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、凝汽式汽轮机,型号N1000-26.25/600/600(TC4F);上海锅炉厂有限责任公司设计、制造的双切圆燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊结构∏型超超临界压力直流锅炉,型号SG-3103/27.46-M536;上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的THDF125/67型三相同步汽轮发电机。

华润电力蒲圻电厂二期工程4号机组单体调试自2013年4月17日开始凝汽器灌水查漏到2013年7月15日锅炉点火、汽机冲转止,前后3个月;整套启动自2013年7月15日锅炉点火、汽机冲转到2013年8月13日“168 h试运行”通过,共计30日。现对机组试运期间发生的问题及其处理进行回顾和总结。

2 试运期间问题的分析及处理

2.1 主蒸汽和再热蒸汽疏水管不畅

2.1.1 事件简介

在锅炉点火冲管过程中,多次发现主蒸汽、再热蒸汽管道疏水门前后温差大,判断为疏水管道堵塞,部分阀门和管道经敲打后得以疏通,但还有部分一直堵塞,被迫停炉处理。打开堵塞的疏水阀阀盖、割开堵塞的管道后,发现管道内有大量纸浆等异物,将异物清理完毕后有大量积水喷出。

2.1.2 原因分析

主蒸汽、再热蒸汽管道均为P92材质,该种材质的管道焊接时需充氩气保护,为此在管道对口焊接前,需用硬纸板做氩气室,由于气室较大,在焊口热处理时未能全部熔烬,特别是垂直焊口,硬纸板一旦受热就会全部落到垂直管道内,不具备熔烬条件,未熔烬的纸板遇水变成纸浆,带入主蒸汽、再热蒸汽管道疏水管内,极易造成管道和阀门堵塞。

管道内的积水一方面为系统调试期间产生的管道疏水,另一方面为锅炉酸洗过程中留存在过热器、再热器蛇形管排内的保护液,在锅炉升温、升压后,从锅炉侧进入汽机侧。

2.1.3 处理和防范措施

将主蒸汽和再热蒸汽疏水管道从堵塞处切割开,将杂物清理干净,重新安装临时疏水管道;将主蒸汽、再热蒸汽系统堵塞的疏水阀阀盖打开并疏通。在机组启动中确保主蒸汽、再热蒸汽及冷段疏水阀门处于全开状态,严密监视疏水阀前后管道、管道弯头部位前后温差是否正常,必要时安排人员敲打疏水阀和管道弯头等易堵塞位置,保证疏水系统运行正常。机组停机后,对凝汽器、凝结水泵进口滤网、汽动给水泵进口滤网、前置泵进口滤网、除氧器进行彻底清理,以保证系统的清洁度。

对于易堵塞的疏水管道可以考虑先暂时直接外排,待系统冲洗干净后再接到正式管道上,尽量减少相关系统滤网的堵塞和清理工作量。取样、加药管道设计管径较小,由于调试期间母管内清洁度不够,很容易堵塞,可以考虑取样、加药一次门后的管道暂不接通,待系统冲洗干净后再对接,以减少取样、加药管道堵塞部位查找和疏通的难度。

为了消除制作氩气室的硬纸板在调试过程中对系统造成的污染,可用易溶纸来代替硬纸板制作氩气室,或采用免充氩焊接保护剂来保证焊接质量,其效果很好,但以上方案成本较高,暂时还难以得到广泛应用。

2.2 系统泄漏点较多

2.2.1 事件简介

机组试运期间各系统多次发生过程度不同的泄漏事件,虽然没有造成严重后果,但对现场的文明生产带来了负面影响,同时也延长了系统的调试时间。

2.2.2 原因分析

系统泄漏原因主要有以下几类:

(1)安装质量不合格。凝汽器水室端盖法兰,开式水/闭式水/凝结水系统、辅助蒸汽系统等多处法兰面出现程度不一的泄漏。泄漏原因主要表现在以下几个方面:法兰螺栓紧固不到位,有的甚至根本没有紧固;部分法兰在管道焊接完后形成张口,后期无法通过紧固螺栓来彻底消除泄漏点,只能割除法兰重新焊接;采用的橡皮垫片在法兰焊接时损坏。

(2)协调沟通不到位。过程中发现多处热工仪表管未安装完毕,且仅差点焊或阀门,主要原因为系统调试期间机务和电控之间沟通不到位,导致机务部分系统已经具备调试条件,但电控部分系统尚不完全具备调试条件即开始进行调试。三段抽汽厂供管道上预留一个备用接口未进行封堵,机组冲转后发现该处泄漏严重,由于系统无法隔离,被迫停机处理。该厂供备用接口为取样孔,机务人员将主管道安装完毕后,即认为本专业已经完工,且未通知热工人员;热控专业因图纸上无此设计接口,未发现该段管道上尚预留有备用接口;保温人员在进行管道保温时,虽发现该备用接口未封堵,但并未汇报相关人员,而是依旧进行保温工作。机组调试期间,调试人员投运凝结水系统变频凝结水泵,检查系统正常无泄漏,但在凝结水泵变频器频率达到40Hz时,巡检人员发现汽机房0 m地面漫水。检查发现为化学专业有关人员在未联系调试、运行人员的情况下将精处理前置过滤器的安全阀拆除检修,同时精处理前置过滤器的进出口阀门未关严。在凝结水系统投运初期,由于压力较低,进入精处理前置过滤器的凝结水量比较小,及时从精处理前置过滤器的溢流管泄漏到此处的排水沟中,巡检人员未能发现。待凝结水泵变频器频率达到40Hz时,凝结水泵出口压力达到2 MPa,大量的凝结水进入精处理前置过滤器,从精处理前置过滤器的安全阀处泄漏到地面,造成汽机房0 m地面漫水。

(3)操作不当。在开式水系统调试期间,调试人员全面检查开式水系统未发现泄漏点,因系统压力稳定,调试人员即在现场监视开式水泵的振动、温度、声音等设备参数,未定期检查其管路系统,开式水泵试运行2 h后,发现汽机房0 m地面出现大量水流,检查发现轴封加热器上部8.9 m平台部位有大量水喷下来,分析确认为5号低加水侧出口到循环水管回水母管事故放水手动门被酸洗队伍拆除后,未用堵板封堵。在开式水系统试运行初期,循环水管回水母管水位较低,未出现泄漏点,随着开式水系统试运行时间的增长,大量开式水回水进入循环水管回水母管,使循环水管回水母管水位逐渐上升,最后从5号低加水侧出口到循环水管回水母管事故放水手动门部位溢出。

(4)设备缺陷。4号机组停工约1年时间,在机组停工前到达现场的设备部分已经就位,部分因现场保管场所不够理想,导致很多法兰、螺栓锈蚀失效。如辅汽联箱厂家自带法兰面在辅汽联箱冷态启动时屡次发生泄漏;8号低加人孔门密封面泄漏严重,紧固无效,解体检查发现法兰结合面锈蚀严重。

2.2.3 处理和防范措施

对安装原因造成的泄漏要加强安装过程中的质量监督。对螺栓紧固不到位造成的泄漏要紧固螺栓,消除大部分漏点;对锈蚀严重的螺栓要及时更换;紧固螺栓不能消除的漏点,拆开法兰检查垫片及法兰连接张口,垫片问题则更换垫片,张口问题须将管道割开重新进行更换垫片、紧固法兰和法兰焊接工作;对焊缝渗漏则要重新打磨补焊。

对协调沟通不到位造成的泄漏,要加强调试期间机务和电控等相关专业之间的协调和沟通。成立专项系统和设备调试小组,可能涉及的相关专业都要派人参加,并确认相关系统均具备调试条件后,才能开展调试;管道和设备的保温工作一定要相关专业联合验收签证合格后才能进行;加强现场员工的思想教育工作,发现异常情况应及时向上级汇报,不能对非本专业的明显错误熟视无睹,造成无谓的人力、物力浪费。

对操作原因造成的泄漏,调试人员不但要熟悉系统,还要熟悉现场可能产生的其他任何变动。在正式调试系统前对系统的任何一个可能造成泄漏的死角都要检查到,调试过程中也要定期巡视相关系统,及时发现系统试运行过程中出现的问题,及时处理;系统一旦进入正式调试阶段,任何人员未经许可不得擅自在系统上从事安装或检修工作,开展相关工作前,应取得调试负责人的同意,并办理相关手续,由调试人员来指导进行相关的系统隔离等操作工作。

对设备厂家原因造成的泄漏,应尽量提前试运相关系统,早发现问题,早处理。必要时对厂家设备应进行解体检查,对厂家的原有锁紧螺母在试运行前都要详细地检查和紧固一遍,试运行中还要进行必要的热紧工作,提高调试效率。

2.3 7号轴瓦拉伤

2.3.1 事件简介

机组第一次启动盘车运行正常,在盘车停运后再次启动,发现盘车启动不了,手动盘车也盘不动。检查低压内缸,未发现异常,翻瓦检查8号轴瓦,未见异常,翻瓦检查7号轴瓦,发现7号轴瓦上、下乌金面均被拉伤,拉伤面沿轴瓦圆周呈条状分布,最大宽度约15 mm,最大深度约3 mm,所幸大轴未发现损伤。

2.3.2 原因分析

由于各轴承座进油管道上均安装有临时滤网,所以重点怀疑区域为7号轴承座进油临时滤网到7号轴承座的这段进油管道,分析认为发电机7号轴瓦外部油循环的接口离轴承座部位约2 000 mm,距离较长,在外部油循环的过程中,热工人员在该管道上开孔接压力表,虽然采用了氩弧焊融洞的处理工艺,但在施工过程中依旧有部分渣滓进入系统,在拆除外部油循环、短接进行油系统内部油循环时,该部位在7号轴承座进油临时滤网后的管道上,导致临时滤网失去了拦截作用,且参与内部油循环时间过短,造成渣滓进入7号轴承座,拉伤7号轴瓦。

2.3.3 处理和防范措施

由于7号轴瓦备品购买周期较长,且拉伤区域较小,同时机组在冲管过程中仅需保持在盘车状态,转速为42 r/min,轴瓦承受的负荷不高,为了确保工期,决定对7号轴瓦暂作临时修刮,待机组冲管结束后再更换新轴瓦。

机组启动前,润滑油已经取样外送化验并合格,故可确认7号轴瓦拉伤的原因为个别部位的杂质在油循环过程中未彻底清除干净;主油箱进口、润滑油泵进口、各轴承座进口均配有滤网,某一轴承座进油管道上的渣滓进入其他各轴承座的概率不高;1、2、3、4号轴瓦参与内部油循环时间超过2个月,5号轴瓦参与内部油循环时间超过1个月,6、7、8号轴瓦参与内部油循环时间仅1周。综合以上因素,同时兼顾质量和进度,决定对5、6、7、8号轴瓦进行翻瓦检查和彻底清理,并清理主油箱进口滤网、润滑油泵进口滤网、各轴承座进口滤网。冲管结束后翻瓦检查所有轴瓦,清理干净异物,并清理油系统相关滤网。

油系统应尽可能扩大外部油循环区域,内部油循环也要尽快开始。在油循环前应及时联系热工人员,将压力、温度、流量等相关热工测点安装完毕后再进行油循环工作,一旦进入油循环,原则上不允许在油系统上进行开孔工作,若因特殊原因必须在油循环过程中进行开孔工作,在安装过程中一定要采取相关措施,并验收合格,确保油系统的清洁度。

2.4 系统误操作

2.4.1 事件简介

在机组“168 h试运行”期间,发现一个炉膛负压测点压力大幅下降,幸亏该测点为“4取3”逻辑,且其他3个炉膛负压测点压力正常,才未造成锅炉MFT、机组“168 h试运行”中断的严重后果。

2.4.2 原因分析

经过现场调查,分析为锅炉的分离器取样管道泄漏,安装人员开工作票处理该取样管道,由于该分离器取样管道和炉膛负压测点管道安装位置较近,且设备未挂牌,运行和调试人员也不在现场,该安装人员对系统不够熟悉,擅自误关该炉膛负压测点手动门,造成炉膛负压大幅下降。

2.4.3 处理和防范措施

系统调试前要详细检查现场设备和系统,设备标牌应齐全而准确。调试过程中的任何工作均应办理工作票或联系单,同时由熟悉系统的运行人员、调试人员和安装人员共同到现场,三方确认无误后才能进行相关设备和系统的隔离工作。

2.5 受热面爆管

2.5.1 事件简介

机组调试期间出现数起受热面爆管事件,爆管部位分别为72 m炉右延伸侧墙、省煤器下集箱出口管道及42 m水冷壁中间集箱下部3、6角。被迫停炉进行处理,对机组的经济运行造成了一定的负面影响。

2.5.2 原因分析

72 m炉右延伸侧墙爆管2根管道,其中1根管道有1个针眼大小的孔,孔附近无爆裂现象,吹损的管道表面光滑,局部有减薄现象,另外1根管道损伤面光滑,分析为管道母材存在沙眼缺陷,在锅炉水压试验期间由于泄漏量很小,未被发现,调试期间,该缺陷扩大,形成贯穿性沙眼,高温、高压的蒸汽从该沙眼中喷出,吹损临近的1根管道,使该相邻管的管壁变薄裂开。

省煤器下集箱出口管道损坏6根,其中2根爆开,根据相关人员的共同回忆,其中1根管道在安装过程中出现损伤,安装人员未向有关人员汇报,即擅自进行了修补处理,由于修补工艺不到位,降低了此处管材的强度,造成了该根管道在运行中爆管,该管道爆管后,机组又坚持运行了约2天时间,造成了相邻管道的吹损和泄漏。

42 m水冷壁中间集箱下部3、6角部位损坏管道2根,损伤部位为管道与密封鳍片连接处,判断为焊接水冷壁密封鳍片的时候,焊工施工工艺差,误将此处的水冷壁母管管材损伤。

2.5.3 处理和防范措施

安装人员在安装过程中应对设备和材料的质量进行详细检查,发现缺陷及时向有关技术人员汇报,制定好详实可行的方案后,按照批准的方案处理,不得擅自处理;安装过程中要加强成品保护意识,避免对临近设备造成无谓的伤害,水冷壁的密封鳍片焊接工艺应等同于水冷壁管道施工,由合格的高压焊工进行操作,不能为抢进度而擅自降低该项工作的工序要求,改由低压焊工或其他技能不足的焊工进行焊接;机组调试期间要定期检查系统和设备,发现异常要认真分析原因,并及时处理,避免事态扩大。

3 结语