#3機調(diào)試期間鍋爐運行異常情況總結(jié)

#3機調(diào)試期間鍋爐運行異常情況總結(jié)

1、水冷壁超溫

（a）事件經(jīng)過：

201*年5月25日，#3爐沖管。11:10鍋爐點火，15:00啟爐水循環(huán)泵，17:15開始啟動B、A一次風機；17:20同時對F磨及B磨進行暖磨。17:38啟動F磨，采用大幅開啟旁路風與容量風，保持大給煤量的方式進行料位建立，18:00采取同樣方式啟B磨，18:14~18:37主汽壓力從2MPa上升至5.8MPa，再熱汽溫大幅上升，開啟對空排汽，18:37開始穩(wěn)壓沖管。19:08關(guān)臨沖門，爐水循環(huán)泵因貯水箱水位低跳閘，鍋爐實際給水流量由900t/h降至320t/h左右，短時間（約10s）發(fā)現(xiàn)后，立即用電泵增加給水，電泵短時出現(xiàn)過流現(xiàn)象。但中間點過熱度已由0突升至110℃，水冷壁出現(xiàn)多處測點溫度超過675℃。在電廠運行人員提醒下，采取了降熱負荷，停磨措施。水冷壁溫逐漸受控。

（b）危害：

（1）經(jīng)推算當日18:14~18:37水冷壁出口介質(zhì)溫升達2.6℃/min，根據(jù)規(guī)程“整個升溫升壓過程控制單個水冷壁出口介質(zhì)溫度及貯水箱壁金屬溫度變化率＜1.85℃/min”；直流鍋爐雖無汽包，但仍有貯水箱、分離器、聯(lián)箱等厚壁承壓件，如貯水箱壁厚達96.5mm，如溫升過快影響，造成過大的溫差應力，影響承壓部件安全和使用壽命。

（2）下爐膛水冷壁材質(zhì)12Cr1MOV，上爐膛水冷壁材質(zhì)15CrMO。15CrMo最高使用溫度為550℃，12Cr1MoV工作溫度不超過570～585℃，對于低合金珠光體鋼，如果超過設(shè)計使用溫度運行，其組織穩(wěn)定性和高溫強度將明顯降低，即使是超過5～10℃，均將使材料的使用壽命大大縮短。經(jīng)過外推計算，12Cr1MoV鋼設(shè)計使用溫度是580℃下運行10萬小時，當超溫至600℃運行，運行時間將縮短至2萬小時。就是說，溫度超過20℃，使用的時間將縮短為五分之一。

（3）水冷壁管溫差估計已超過200℃。根據(jù)規(guī)程“控制爐膛水冷壁任意相鄰兩根管子之間的溫差不超過89℃，任意不相鄰兩根管子之間的溫差不超過111℃”。

（c）原因分析：

制粉系統(tǒng)出力增加過快，造成熱負荷快速上升，引起升壓升溫速度失控。

爐水循環(huán)泵跳閘后，實際進入水冷壁的給水流量迅速下降，低于廠家設(shè)計最小流量值541.5t/h。而此前主給水流量低保護（460t/h延時20s，379t/h延時2s）處于退出狀態(tài)，造成水冷壁大范圍大幅度超溫和水冷壁管壁溫差超限。爐膛內(nèi)熱負荷過高加劇超溫的幅度和速度。

（d）經(jīng)驗教訓

（1）嚴格控制暖磨和磨煤機出力增加速度，以防止升壓速度失控。（2）嚴禁擅自退出機組主保護。給水流量低保護即為機組主保護。（3）運行人員應對給水最低流量及最低給水流量保護跳閘值熟知并保持足夠的敏銳度。（4）電負荷或熱負荷突變時，應加強對貯水箱水位的監(jiān)控，判斷貯水箱水位低無法控制，爐水循環(huán)泵即將跳閘時，應提前將給水泵出力提高至保護值（460t/h）附近。爐水循環(huán)泵跳閘后，應將給水流量迅速提高至最小流量值541.5t/h以上，接近原爐膛給水流量值。

2、低溫（一級）過熱器超溫

（a）事件經(jīng)過：

201*年5月26日，#3爐沖管。07:34點火，中班繼續(xù)升壓，09:08啟動A、B一次風機及一臺密封風機。09:15油槍總數(shù)9只，啟動F磨運行，容量風門快速增加至30%以上并建立料位，火焰電視狀況較差。09:25以相同方式啟動B磨，09:30鍋爐壓力至4.8MPa，開始穩(wěn)壓沖管。此時火焰電視出現(xiàn)黑屏，低過出現(xiàn)明顯超溫現(xiàn)象（580℃），10:20B磨因一側(cè)給煤機被雜物卡住，被迫單側(cè)運行，中試人員要求將未斷煤側(cè)給煤機出力提高至40~50t/h，該側(cè)容量風開度至50%，另一斷煤側(cè)容量風關(guān)閉至在10%以下，低過超溫愈趨嚴重，多處測點超過600℃。增投油槍至16只左右，在降低F、B磨容量風開度，火焰電視監(jiān)控狀況有所好轉(zhuǎn)，低過壁溫逐漸降低，超溫時間持續(xù)超過1小時。

（b）危害：

一級過熱器位于尾部豎井后部，由水平的進口管組和懸垂的出口管組組成，水平管組12Cr1MoVG鋼管和15CrMoG的鋼管。出口管組由12Cr1MoVG鋼管組成，15CrMo最高使用溫度為550℃，12Cr1MoV工作溫度不超過570～585℃。

降低受熱面力學性能，縮短其壽命，。（c）原因分析：

（1）爐膛溫度過低，煤粉著火條件差。（2）制粉系統(tǒng)建料位采取大給煤量、大容量風門開度方式，降低煤粉濃度和溫度，風速過高均劣化了煤粉的著火條件。（3）風量過小，油槍著火差，降低了其實際助燃能力。（4）低負荷，采取單側(cè)雙出方式（接近于單側(cè)單出），出力過大，兩側(cè)風速和濃度均會偏離正常。對著火不利。

（d）經(jīng)驗教訓

（1）鍋爐啟動初期磨煤機的啟動應有別于正常運行條件下啟磨操作。兩種工況條件下爐膛溫度水平和管壁溫度條件迥異，決定了前者必須大幅降低其操作幅度。磨煤機啟動后如欲快速建料位，必須將容量風門短時增加，其出口溫度和煤粉濃度均得不到保證，磨煤機出力增長的不穩(wěn)定對著火同樣也是不利的。應當認識到低負荷磨煤機啟動操作其“容量風壓增加，料位的建立”不僅是啟磨操作的一部分，同樣也是鍋爐熱負荷控制的一部分，必須同時兼顧，同時兼顧唯一正確途徑就是嚴格控制容量風操作幅度和建料位的過程。

（2）目前實際入爐煤著火點應在650℃~800℃。無煙煤難著火難盡的特點，要求不僅在煤粉著火初期獲得油槍強有力的助燃，同時在燃燒、燃盡階段爐膛具有足夠的高的溫度和良好的均勻性。由于W火焰鍋爐不存在如同四角切圓爐類似的火焰中心，啟動初期相鄰火嘴間火焰支持大大弱于正常運行條件，煤粉在此條件下穩(wěn)定著火，快速燃盡需要具備兩個條件：一是其對應油槍著火正常；二是整個爐膛具有足夠高的溫度。根據(jù)一期啟動初期爐膛測溫數(shù)據(jù)，入爐燃油流量應在20t/h左右，即不少于18只油槍。#3爐單只燃燒器功率更大，其啟磨投粉條件應不低于此水平。

（3）火焰電視能在宏觀上對爐內(nèi)燃燒過程的進行判斷，如出現(xiàn)亮度下降甚至黑屏，必須暫停升溫升壓，解決好燃燒問題。不顧燃燒狀況，增投煤粉，易引起汽溫失控和煙道再燃燒的發(fā)生。

3、主給水流量低保護動作MFT

（a）事件經(jīng)過：

201*年6月23日早班#3機負荷500MW，07:58高壓旁路電動門法蘭沖破，被迫降負荷處理，降負荷至300MW左右，在欲提高貯水箱水位準備啟動爐水循環(huán)泵過程中，給水流量控制不穩(wěn)定，造成貯水箱水位上升至16000mm，鍋爐壓力高于17MPa閉鎖341閥開，運行人員擔心發(fā)生滿水，立即拍停B汽泵，因B汽泵出力較大，此時另外一臺汽泵出力很低，電泵雖啟，尚無出力，造成鍋爐給水流量低保護動作鍋爐MFT。

（b）危害：

增加MFT次數(shù)，鍋爐使用壽命折損。（c）原因分析：

（1）異常處理過程中操作急迫，造成水位控制不當在先，選擇拍停汽泵過程中差錯在后。（2）在341閥閉鎖解除前，即開始進行爐水循環(huán)泵的啟動準備，貯水箱水位高不能連鎖開啟341閥。（3）以汽包爐滿水故障處理方法慣性思維貯水箱水位高問題，未擺對處理問題的主次與先后。（4）鍋爐最低流量保護的概念尚未牢固形成，未意識到拍停汽泵可能引起的給水流量突降的可能后果。

（d）經(jīng)驗教訓

（1）進行爐水循環(huán)泵啟動前準備時，檢查鍋爐壓力應已降至17MPa以下。

（2）牢固樹立鍋爐最低流量保護意識。任何情況下，只要鍋爐未發(fā)生MFT，均應嚴格控制給水量的下降幅度，避免可能引起給水流量急劇下降的高風險操作，

4、吹灰過程燃燒惡化MFT

（a）事件經(jīng)過：

201*年6月24日早班#3機負荷450MW，鍋爐吹灰系統(tǒng)正在調(diào)試中，吹灰已進行至右側(cè)爐膛上部長吹RL02。01:05爐膛壓力出現(xiàn)－100Pa擺動，并很快發(fā)展至－200Pa，投油助燃，此時爐膛壓力呈現(xiàn)迅速下降趨勢，MFT保護動作。

（b）危害：

增加MFT次數(shù)，鍋爐使用壽命折損。（c）原因分析：

（1）當日采取上位機操作，調(diào)試人員對吹灰具體位置與時間掌握不及時，未采取預防性措施。（2）吹灰系統(tǒng)調(diào)試疏水不足。存在大量積灰于系統(tǒng)底部RL02吹灰槍位置可能性（3）吹灰槍閥后壓力整定可能過高。（4）首次吹灰積灰較多。（5）鍋爐在此負荷段抗干擾能力仍較差。

（d）經(jīng)驗教訓

（1）增加疏水次數(shù)。（2）沒有把握的間隔時間較長的吹灰應提前投油。（3）嚴格執(zhí)行吹灰壓力控制要求，盡量取低限控制。

5、煤水比失調(diào)主汽溫急劇下降，低汽溫保護機組跳閘

（a）事件經(jīng)過：

201*年6月26日中班#3機組負荷600MW，6臺制粉系統(tǒng)運行，協(xié)調(diào)控制投入。10:57C磨煤機因C2長時間斷煤出口溫度高（175℃）跳閘。此時主汽溫度550℃，中間點過熱度24℃（目標值19℃）。11:05監(jiān)盤人員投6~7只油槍并將機組負荷以協(xié)調(diào)方式減至560MW,此時中間點溫度短時升至27℃，主汽溫度563℃，主汽溫度未發(fā)生明顯變化，減溫水逐漸關(guān)閉，減溫器后溫度下降不明顯。11:11啟動C磨，機組負荷以協(xié)調(diào)控制方式逐漸往600MW帶，11:27機組負荷595MW，主汽溫度已下跌至549℃左右，并仍存下降趨勢，速度約10~20℃/min中間點溫度降至15℃時，機長令主值提高中間點溫度設(shè)定值被調(diào)試人員制止，機長建議適當降負荷，也未被調(diào)試人員接受。11:30主汽溫度已降至498℃，之后主汽溫度開始加速下降，速度30~40℃/min。11:32低汽溫（過熱度）保護動作，鍋爐MFT，汽機跳閘。此時中間點過熱度10℃，主汽溫度接近430℃。

（b）原因分析：

（1）機組負荷降至550MW，重新啟C磨恢復負荷過程，煤水比失調(diào)。以經(jīng)驗判斷，正常給水量=（機組有功×3）－（50～100），當時啟動C磨后，給水自動調(diào)節(jié)開始偏離正常，給水量高出正常需求100~200t，一直持續(xù)跳機前。

（2）啟動C磨煤機后容量風量信號短時快速增加，并不能與輸入鍋爐的熱量對應，存在虛假熱量部分，而中間點溫度未進行有效反饋，是造成給水量超過正常需求100~200t，導致煤水比失調(diào)。

（3）調(diào)試人員既未對中間點溫度的變化總趨勢做出判斷，也未因給水量、水冷壁出口溫度變化引起警覺。造成給水量偏大持續(xù)時間長達15~20min

（c）經(jīng)驗教訓

（1）任何自動都存在適應工況范圍，在測量設(shè)備異�；蚬�況突變時，自動可能出現(xiàn)錯誤調(diào)整動作，故必須對主要自動相關(guān)參數(shù)點聯(lián)系起來判斷，對于直流爐給水自動判斷，既要觀察中間點溫度變化，也要分析水冷壁出口溫度及給水量與機組有功有匹配。（2）中間點過熱度對煤水比變化反映存在一定滯后，運行情況表明并不在所有工況下均存在中間點溫度與主汽溫度的變化的對應關(guān)系。但總趨勢仍然是正常的。（2）減溫器后溫度對燃燒和中間點過熱度突變工況響應存在一定滯后性。汽溫調(diào)節(jié)對于汽包爐應結(jié)合熱負荷電負荷匹配及管壁溫度變化。對于直流爐應結(jié)合給水量與電功率匹配及水冷壁溫度變化。

6、其它異常（1）停爐后空預器電流升高。

調(diào)試期間，#3爐空預器在停爐后，多次出現(xiàn)電流上升、大幅擺動，動靜碰磨現(xiàn)象。只能通過開擋板、啟送、引風機控制。原因正在查找。停爐立即啟風機對鍋爐進行強冷是嚴重影響鍋爐安全壽命的操作，對控制超臨界鍋爐氧化皮也是十分不利。（2）燃燒抗擾動能力弱。

201*年6月26日早班機組負荷600MW，6臺磨運行，協(xié)調(diào)控制投入，4:20鍋爐突然燃燒不穩(wěn)，爐膛壓力＋50～－280Pa間波動，火檢未見異常。投油穩(wěn)燃，切除引風機自動，手動調(diào)整爐膛壓力。會同火安、中試全面查找原因，除煤質(zhì)稍有變化外，其余未見異常。持續(xù)時間近40分鐘后自動消失。分析可能單臺磨混入難燃煤種，影響其對應少數(shù)燃燒器的著火穩(wěn)定性。168期間入爐煤質(zhì)實際發(fā)熱量水平18500～2201*kj/kg，主要以北方煤為主，鍋爐對煤質(zhì)變化表現(xiàn)出的特性未得到充分暴露。從此次數(shù)燃燒不穩(wěn)爐膛壓力波動幅度和火檢不對應情況看，單臺燃燒器著火對爐膛壓力影響較大。國內(nèi)已投入的巴威600MW機組均表現(xiàn)出對偏離設(shè)計范圍煤種適應性差。盡管我廠#3鍋爐做了較多的優(yōu)化設(shè)計，其燃燒穩(wěn)定性問題仍是較大未知量。（3）結(jié)焦

#3爐啟動制粉系統(tǒng)進入整套啟動第三天即出現(xiàn)明顯結(jié)焦，結(jié)焦的主要部位在兩側(cè)墻分級風噴口高度至拱部燃燒器高度，結(jié)焦厚度最大約0.5m，在負荷變化過程中有輕微的垮焦現(xiàn)象翼墻看火孔堵死，停爐后有大量硬質(zhì)焦渣掉入撈渣機。旋流燃燒器對結(jié)焦的影響和調(diào)整特點需不斷摸索。分析結(jié)焦的原因：鍋爐設(shè)計衛(wèi)燃帶面積偏多，試運期間煤質(zhì)比設(shè)計煤質(zhì)好（揮發(fā)份較高），導致下爐膛溫度較高。試運過程中通過輻射高溫儀測得看火孔處爐膛溫度最高達1600℃左右，較B&W公司其它W型鍋爐高200℃以上。針對結(jié)焦問題調(diào)試人員采用加大送風量（氧量）、增大分級風開度的方法，降低下爐膛溫度。（4）火焰下沖

鍋爐帶負荷試運初期出現(xiàn)了分級風管和冷灰斗護板燒紅的問題，其主要原因是拱上燃燒器一次風和二次風剛性較強、下沖行程較長，導致分級風以下區(qū)域爐膛溫度過高。通過加大分級風擋板開度，降低拱上燃燒器風速的方法問題得到解決。建議在不同負荷下分級風擋板采取不同的開度，即負荷從300MW至600MW相應的分級風擋板開度從30%增大至60%。#3機168結(jié)束后，停機前，煤質(zhì)變差（單磨平均出力尚未超過50t/h），#3爐#3冷灰斗上部護板有燒紅現(xiàn)象，進行局部配風調(diào)整效果不明顯，下次開機內(nèi)外二次風、調(diào)風盤、上下拱風量分配需要根據(jù)實際入爐煤質(zhì)調(diào)整。

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項目一次風溫二次風溫磨煤機入口風溫一次風速（噴口）二次風速（內(nèi)環(huán)）二次風速（外環(huán)）乏氣風速分級風速一次風率（噴口處）二次風率乏氣風率分級風率煤粉細度R90單位℃℃℃m/sm/sm/sm/sm/s%%%%%數(shù)值13036933419.6118.3435.3324.4244.7811.1155.7811.11224內(nèi)二次風軸向葉片的最大開度為60°，最小開度為20°。外調(diào)風葉片的最大開度為80°，最小開度為40°。

調(diào)試前燃燒器調(diào)風機構(gòu)的位置如下：調(diào)風套筒開度約80%；調(diào)風盤開度50%；內(nèi)二次風軸向葉片開度45°；外二次風軸向葉片開度60°。

（5）左右側(cè)蒸汽溫度偏差較大

在整套啟動期間，鍋爐左右側(cè)溫度偏差較大的問題，其中水冷壁出口溫度偏差為5~12℃、低溫過熱器出口汽溫偏差10~40℃，一般情況下均為左側(cè)高，為保證屏過和高溫過熱器出口溫度均勻，采取關(guān)小爐左過熱煙氣擋板的方法進行調(diào)節(jié)。W型鍋爐左右側(cè)煙氣和蒸汽溫度偏差是較普遍存在的問題，產(chǎn)生偏差的主要原因是W型鍋爐爐膛較寬、沿爐膛寬度方向熱負荷及燃燒方面存在偏差。亞臨界鍋爐這種偏差對屏過和高過出口蒸汽溫度影響相對小一些，因其汽包已經(jīng)均衡了一部分偏差；而超臨界直流鍋爐因其結(jié)構(gòu)特點，水冷壁對熱偏差的敏感性增強，同時在后面的各級受熱面造成更大的偏差，3號鍋爐在屏過出口有一級交叉，高過受熱偏差影響相對較小，因此熱偏差問題集中反映在屏過進出口溫度上。解決蒸汽溫度偏差的根本途徑是消除爐膛熱負荷偏差。鍋爐啟動調(diào)試初期由于C2乏氣風未打開、B制粉系統(tǒng)運行不太正常，導致爐右燃燒工況較差，從而引起左右側(cè)熱偏差較大，C2乏氣風打開并對制粉系統(tǒng)運行工況進行調(diào)整后偏差大的問題明顯改善。

（6）爐膛負壓測點堵灰問題

7月1日試運過程中發(fā)現(xiàn)爐膛負壓顯示成一條直線，基本沒有波動現(xiàn)象，退出引風自動后加大和降低爐膛壓力，從DCS監(jiān)視所有爐膛負壓測點發(fā)現(xiàn)共6個測點中有三個沒有變化。分析為這三個爐膛負壓測點存在堵灰問題，不能正確反映實際的爐膛負壓。7月2日，熱工專業(yè)人員退出爐膛負壓自動和保護后對負壓測點進行了吹掃，負壓測點顯示正確；但在7月3日又發(fā)生同樣的問題。對爐膛負壓測點安裝位置和取樣管結(jié)構(gòu)進行分析認為：造成負壓測點頻繁堵灰的主要原因是測點取樣口管徑太小，容易積灰且積灰不易自行脫落，該問題已聯(lián)系鍋爐廠提供解決措施。

（7）正常運行中一級減溫水全開

機組達到穩(wěn)定負荷后，多次出現(xiàn)一級減溫水全開運行情況，減溫水沒有裕度。無論是在亞臨界鍋爐還是超臨界鍋爐，減溫水調(diào)節(jié)汽溫都有快速響應的特點，但與亞臨界鍋爐不同的是減溫水只是作為超臨界鍋爐的微調(diào)。當減溫水量增大，超臨界鍋爐減溫水噴水點前的受熱面，特別是水冷壁中工質(zhì)流量必然減少，使水冷壁中工質(zhì)溫度升高，其結(jié)果不僅加大了汽溫調(diào)節(jié)幅度，而且有可能導致水冷壁或屏過超溫。通過中間點溫度設(shè)置是調(diào)節(jié)進入水冷壁給水量和減溫水量的比例。在給水總量不變化情況下，當減溫水逐漸增加時，進入水冷壁中的水量減少。

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河曲電廠#1機調(diào)試總結(jié)

一、前言

魯能河曲發(fā)電有限責任公司一期建設(shè)工程為兩臺600MW亞臨界參數(shù)燃煤發(fā)電機組，鍋爐由哈鍋有限公司供貨，汽輪機由東方汽輪機廠供貨，發(fā)電機由東方電機股份有限公司供貨，機組熱工控制設(shè)備采用西門子TXP分散控制系統(tǒng)，工程設(shè)計單位為山西電力設(shè)計院，工程主體施工單位為山東電力建設(shè)三公司、天津電力建設(shè)公司承建#1機組冷卻塔，工程監(jiān)理單位為山東城信監(jiān)理公司，主體調(diào)試單位為山東電科院

為了保證機組投產(chǎn)后具有高可用率、高效率，要求設(shè)計、安裝、調(diào)試各單位在工作中樹立精品工程意識，嚴把工程質(zhì)量關(guān)。機組整套啟動調(diào)試工作是工程建設(shè)過程中的最后一道工序。沒有設(shè)備、設(shè)計和安裝的高質(zhì)量就沒有調(diào)試的高質(zhì)量，沒有調(diào)試的高質(zhì)量也就不能保證機組投產(chǎn)時的高水平，所以調(diào)試工作的指導思想就是保證工程的整體質(zhì)量。機組啟動調(diào)試工作是火電建設(shè)工程的一個關(guān)鍵工序，其基本任務是通過調(diào)試檢驗設(shè)備及系統(tǒng)的設(shè)計、選型、制造、安裝、運行是否滿足安全、合理、完整、經(jīng)濟的要求，使新安裝機組安全、順利地完成整套聯(lián)合啟動并移交生產(chǎn)。機組投產(chǎn)后能安全穩(wěn)定運行，形成生產(chǎn)能力，發(fā)揮投資效益。

為了確保機組在168試運后，我們能夠接過一個全方位都達到優(yōu)良的機組，在機組調(diào)試過程中我們運行人員對調(diào)試質(zhì)量進行了全面的跟蹤，對調(diào)試中出現(xiàn)的設(shè)備缺陷及時的通知了調(diào)試單位和建設(shè)單位。

經(jīng)過各參建單位的共同努力，魯能河曲發(fā)電公司#1機于201*年10月20日進入總啟動，至11月12日6:40開始168小時連續(xù)滿負荷試運，于201*年11月19日6:40正式移交生產(chǎn)。

從#1機分步試運至168小時連續(xù)滿負荷試運結(jié)束，總用水量為478210t/h，用氫氣量為1482立方米，用二氧化碳280立方米。二、汽輪機設(shè)備概況及特點

汽輪機為東方汽輪機廠設(shè)計制造的N600-16.7/538/538-1型亞臨界、一次中間再熱、沖動式、單軸、三缸四排汽、雙背壓凝汽式汽輪機。主要技術(shù)參數(shù)如下：

項目單位額定工況機組出力主蒸汽壓力再熱蒸汽壓力高壓缸排汽壓力主蒸汽溫度再熱蒸汽溫度主蒸汽流量再熱蒸汽流量背壓低壓缸排汽流量補給水率循環(huán)水溫度最終給水溫度MWMPa(a)MPa(a)MPa(a)℃℃kg/hkg/hkPakg/h%℃℃60016.673.2833.648538538176024015044024.91077746021273每臺機組設(shè)有兩臺50%容量的汽動給水泵和一臺30%容量的電動給水泵（機組啟動時由電動給水泵向鍋爐供水，正常運行時由兩臺汽動給水泵向鍋爐供水）。汽機給水回熱系統(tǒng)由三級高壓加熱器、一級除氧器、四級低壓加熱器組成，加熱器疏水采取逐級回流，除氧器采用滑壓運行。高壓加熱器給水采用大旁路系統(tǒng)，低壓加熱器采用小旁路系統(tǒng)，每臺低壓加熱器可以單獨解列。凝結(jié)水系統(tǒng)設(shè)兩臺凝結(jié)水泵，單臺容量為機組最大凝結(jié)水量的100%，設(shè)有凝結(jié)水精處理裝置，并帶旁路。兩臺循環(huán)水泵（正常工況運行兩臺，冬季可運行一臺），三臺水環(huán)式機械真空泵，機組設(shè)有容量為30%BMCRR啟動旁路系統(tǒng)。三、總啟動過程

按照#1機組啟委會的要求，#1機組從10月20日進入啟動階段，我們運行人員于10月18日全面介入#1機組的啟動操作�？紤]到機組投產(chǎn)后的正常穩(wěn)定運行，考慮到我們運行人員操作方便，監(jiān)視方便，提出了若干份熱工定值、保護邏輯修改單，對設(shè)備及系統(tǒng)進行改進和改造，為整套起動的安全和穩(wěn)定發(fā)揮了重要作用，也為將來機組的長周期運行提供的有力的保障。在機組進入總啟動前，制定了詳細的工作計劃，也做了充分的準備，對汽機專業(yè)所轄每個設(shè)備和系統(tǒng)進行了啟動前的聯(lián)鎖保護試驗，特別是涉及到機組跳閘和油系統(tǒng)聯(lián)鎖保護試驗，進行了信號模擬試驗和設(shè)備聯(lián)動試驗確保每一個保護動作的正確性和可靠性。在對每一個系統(tǒng)的恢復和設(shè)備的啟停時，要求操作人員嚴格按照系統(tǒng)檢查卡和操作票進行，確保每投入一個系統(tǒng)合格一個系統(tǒng)。采取多種措施，克服困難，在保證人身和設(shè)備安全的前提下，確保調(diào)試質(zhì)量，做到按正式系統(tǒng)從DCS操作員站上進行操作，盡量減少臨時措施。協(xié)助建設(shè)單位使＃1機組調(diào)試進度按大綱要求準時進行調(diào)試。汽機側(cè)完成了循環(huán)水泵試運和系統(tǒng)的投入、電動給水泵組的試運、汽動給水泵組的試運、汽機潤滑油系統(tǒng)試運、汽機投盤車、機組熱力系統(tǒng)蒸汽沖管、發(fā)電機風壓試驗、汽輪機軸封及真空系統(tǒng)試運、汽機旁路系統(tǒng)的試運、EH油系統(tǒng)試運、發(fā)電機油水氫系統(tǒng)投入等工作。

從201*年10月17日我們運行人員上崗開始對整機啟動進入了分系統(tǒng)的投入工作：

10月17日10:20啟動發(fā)電機定子冷卻水B泵，投入定子冷卻水系統(tǒng)運行，做定子冷卻水系統(tǒng)聯(lián)鎖試驗。運行B泵調(diào)整壓力調(diào)整閥至26%，流量到92t/h，入口壓力0.3MPa，泵就地出口壓力0.86MPa，水位高限。

10月18日11：45開啟壓縮空氣至發(fā)電機氣體置換閥，發(fā)電機充風壓，入口空氣壓力表指示0.3MPa，充風壓至0.05MPa用時約2.5小時，啟動發(fā)電機密封油A主油泵，用密封油三路油源門供發(fā)電機密封油壓力0.34MPa，調(diào)整差壓0.054MPa。

10月18日12：30啟動A凝結(jié)水泵運行，并投入凝結(jié)水系統(tǒng)運行。10月18日20：35#1涼水塔補水，10月19日6：00#1涼水塔補水結(jié)束。10月19日11：50B小機暖管結(jié)束，B小機第一次掛閘，掛閘成功后就地打閘正常。11：57B小機第二次掛閘，升速至500r/min進行摩檢，在集控室內(nèi)打閘正常。12：241B小機第三次掛閘升速至201*r/min時。振動突升X#1：125UM/#2：103UM；Y#1：105UM/#2：98UM，振動大跳閘。13：261B小機升速1000r/min，暖機。13：401B小機升速201*r/min，暖機。14：101B小機升速2900r/min，振動最大#1軸承38UM。15：351B小機轉(zhuǎn)速至5170r/min，各參數(shù)如下：1B小機#1軸承：79℃、#2軸承83℃、振動最大36UM、油溫41℃。10月19日16：02廠用電失去，六大風機、三臺爐水泵、密封風機B、凝泵B、循環(huán)水泵A、B、EH油泵A、密封油泵A、大機TOP、MSP、暖風器疏水泵A、輔機冷卻水泵、空壓機冷卻水泵等交流設(shè)備均停止，小機直流油泵、大機直流油泵自啟、1B小汽機跳閘、(小機EOP出口壓力0.38MPa而潤滑油壓無指示)、停大機軸封、開大機真空破壞閥大機破壞真空、停大機軸封、關(guān)輔汽供小機供汽門、停三臺爐水泵注水。17：05保安段恢復、啟大機TOP、MSP、頂軸油泵A、系統(tǒng)運行正常后啟大機盤車運行正常(大機盤車電流15.8A)，啟動爐側(cè)六大風機油站。

10月20日開始進行發(fā)電機氣體置換，用二氧化碳排機內(nèi)空氣。10月20日14：49投軸封暖管，啟軸加風機A。10月21日2：46發(fā)電機內(nèi)二氧化碳含量87％。10月21日7：10發(fā)電機開始充氫。發(fā)電機氣體置換用二氧化碳54瓶，用氫氣300立方米。

10月21日7：18鍋爐點火進入總啟動

10月21日13：30開啟投入旁路，因低壓旁路后疏水管道增加節(jié)流孔管道振動大無法投入，后將節(jié)流孔取，旁路可以正常投入。

10月21日14：52高壓缸開始倒暖，倒暖前參數(shù)：高中壓缸膨脹左/右：4.3/3.8mm；高壓缸第一級上壁溫度：５６℃；高壓缸第一級下壁溫度：５４℃；中壓缸內(nèi)壁溫度：５６℃；中壓缸外壁溫度：５５℃；高中壓缸差脹：２.１mm；低壓缸差脹：３.８mm；轉(zhuǎn)子偏心：２１.１mm；高壓缸排汽口上半壁溫度：９１℃；高壓缸排汽口下半壁溫度：１１０℃；主汽溫度：２４６℃主汽壓力：２.３２MPa。

10月23日0：10A小機掛閘，就地手動TRIP正常。A小機第一次掛閘。0：24A小機掛閘升速率100rpm/min，至200rpm暖機5分鐘，MEH手動TRIP正常。4：20A小機掛閘，升速率300rpm/min，TSI超速試驗，4：27TSI超速動作：就地6325rpm，DCS6325rpm。4：52A小機掛閘，升速率300rpm/min，MEH超速試驗正常，就地6329rpm，DCS6325rpm。

10月23日3：15大機掛閘成功，投閥預暖。主機第一次掛閘

10月23日3：57大機掛閘。03:58大機沖轉(zhuǎn),主汽壓:4.4MPa,主汽溫:360℃，再熱壓力1.0MPA，再熱溫度350℃。04：05轉(zhuǎn)速到200r/min，進行摩擦檢查。04：15摩擦檢查結(jié)束，升速至500r/min保持20分鐘，全面檢查。05:24轉(zhuǎn)速到1500r/min，進行中速暖機。06：46電泵入口壓力低跳閘，水位低MFT動作，三臺爐水泵跳閘。汽機跳閘。7：58大機轉(zhuǎn)速升到1500轉(zhuǎn)／分，進行暖機。

10月23日10：20大機升速至3000轉(zhuǎn)/分，主機第一次定速。#7瓦振動最大6.1絲。定速后參數(shù)P1=6.48/6.5MPa,T1=498℃，P2=1.1MPa,T2=480℃，真空87.1/87.6KPa。高中脹差3.6mm,低壓脹差5.0mm，串軸-0.4/-0.4mm，偏心0um，膨脹19.3/18.5，CV1-4=7.4/6.5/8.6/8.3%，ICV1-2=16.4/16.9%，GOCSET=4.37%，CCS=4.31%，高壓主汽閥463/436℃，高調(diào)閥373/338℃，高排325/330℃，調(diào)節(jié)級308/309/303，高壓內(nèi)缸323/324/316/316℃，中調(diào)347/376℃，中排255/255℃，中壓內(nèi)缸362/377℃，一抽277℃，三抽276/237℃，就地絕對膨脹15mm，主油泵入口0.2MPa，主油泵出口1.5MPa，潤滑油壓力0.2MPa，軸承回油溫度42℃，頂軸油壓力4.7/4.0/3.5/2.8/2.8/3.9MPa，入口壓力0.36MPa，出口壓力4.5MPa。推力軸承溫度：正向64/62/61/63/66/71/66/64/62/63℃；負向63/61/64/64/70/71/67/64/65/63

℃；軸瓦溫度：

77-79/71-67/83/78/78/85/69/72℃；軸承回油溫度：47/49/61-60/55/55℃；瓦振：2.1/4.9/10.2/10.5/24.3/26.5/17.4/5.6；軸振：32/28/26/18/37/19/61/37；高旁流量：110t/h,開度65%，高旁后壓力0.34MPa，低旁70%/56%，低旁后壓力0.10/0.05MPa。

10月23日11：23做大機注油試驗。二次試驗動作正常。

10月23日13：18電泵入口壓力低，電泵跳閘，，汽機打閘，爐MFT，關(guān)閉旁路，檢查大機油系統(tǒng)運行正常，14：18大機轉(zhuǎn)速到零投大機盤車，惰走64分鐘。

10月23日22：05啟動A汽泵前置泵，A小機掛閘。22：09小機500rpm，22：14小機1050rpm，軸振動X方向42/26/12/18um，Y方向42/28/15/26um。A小機第一次帶負荷

10月24日11：40汽機嚴密性試驗開始。主汽門嚴密性試驗前：P1=9.23MPa,T1=509℃，P2=1.1MPa,T1=486℃，真空82.6KPa。264秒下降至1820rpm，536秒下降至1000rpm，863秒下降至648rpm，試驗后P1=10.74/10.72MPa,T1=518℃，P2=1.3MPa,T1=501℃。調(diào)門嚴密性試驗前：P1=10.53MPa,T1=509℃，P2=1.1MPa,T1=502℃，真空83.7/82.8KPa。731秒下降至685rpm，試驗后P1=11.34MPa,T1=518℃，P2=1.3MPa,T1=501℃，真空83.1/82.2KPa。

10月25日3：00B小機沖轉(zhuǎn)。7：25B小機做超速試驗6327rpm6427rpm動作正常。10月25日23：09大機掛閘沖轉(zhuǎn)。23：40#1機組3000rpm定速。

10月26日0：22#1發(fā)電機就地啟勵正常，#1發(fā)電機與系統(tǒng)并網(wǎng)，帶初負荷30MW。發(fā)電機第一次并網(wǎng)。發(fā)電機并網(wǎng)后機組參數(shù)為：

高中壓脹差1.6mm，低壓脹差12.2mm，串軸=-0.3/-0.3mm。偏心=0mm,膨脹29.3/28.1mm；瓦溫度：80-82/76-71/82/78/79/85/70/71；回油溫：48/49/58/58/56/57/57/57/54/47瓦振動：4.4/8.0/47.1/39.5/65.5/62.6/18.3/7.8軸振動：27.4/42.6/45/49.5/45.1/36/56.6/32.9

推力軸承溫度：負向64/62/61/63/66/71/64/63/62/64℃，正向64/62/66/64/72/72/70/67/66/65℃。

10月26日9：27＃1發(fā)變組與系統(tǒng)解列，汽機做超速試驗。09：37電超速動作，轉(zhuǎn)速動作值3301RPM。就地3301RPM。09：55機械超速動作，轉(zhuǎn)速值3306RPM。就地3302RPM。10：04機械超速動作，轉(zhuǎn)速值3302RPM。就地3302RPM。

10月26日10：58機組試驗結(jié)束＃1發(fā)變組與系統(tǒng)并列。發(fā)電機第二次并網(wǎng)11：06B小機轉(zhuǎn)速無法控制，汽包水位高高，手動MFT。

10月26日17：50機組負荷達300MW，機組負荷第一次達50%。22：42因為凝汽器真空低，#1汽機跳閘，#1發(fā)變組與系統(tǒng)解列、鍋爐MFT。

10月29日9：51大機掛閘。9：51大機掛閘。10：55＃1發(fā)變組與系統(tǒng)并列。

10月31日12：12機組帶至600MW，機組第一次滿負荷運行。機組參數(shù)為：瓦振：11.2、11.3、47.6、44.6、47.7、53.7、22、9.7um軸振：33.3、34.5、36.9、48.5、51.3、31.8、77.9、36.6um真空：H：84.6KPa、L：84.9KPa、偏心：0.1、缸脹：L:32.3、R:30.6

位移：0.3mm10月31日21：40機組減負荷至480MW，準備做真空嚴密性試驗。A/B側(cè)凝汽器真空下降速度：1.24/1.44KPa/min，真空嚴密性試驗不合格。

11月4日9：40真空嚴密性試驗：高壓側(cè)0.4KPa/min，低壓側(cè)0.38KPa/min。11月5日0：02#1機組負荷300MW,合上甩負荷開關(guān)，發(fā)電機出口5021開關(guān)分閘。機組轉(zhuǎn)速就地最高3097r/min，DCS上3096r/min。02：30機組負荷600MW，合上甩負荷開關(guān)，發(fā)電機出口5021開關(guān)、勵磁開關(guān)分閘正常，一次風機聯(lián)跳磨煤機正常。轉(zhuǎn)速3207rpm，手動打閘汽機，轉(zhuǎn)速下降。爐膛壓力-3400Pa，爐MFT，吸送風機跳閘。就地轉(zhuǎn)速最高3206r/min，DCS上3206r/min。02：31機組打閘停止消缺。

11月7日20：30升負荷至600MW。值長通知機組進入168小時試運階段。11月10日3：33發(fā)電機勵磁系統(tǒng)故障，發(fā)電機解列，汽機跳閘，主汽門關(guān)閉，鍋爐負壓保護動作MFT，風機全停。5021、5022分閘，廠用電切換成功，TOP、MSP聯(lián)啟正常。

11月12日6：00升負荷至600MW，進入168試運行。四、調(diào)試期間發(fā)現(xiàn)機組存在的問題及解決處理情況1、低壓旁路管道振動大無法投入

十月二十二日，鍋爐點火后準備投入旁路系統(tǒng)運行提高蒸汽參數(shù)，按照旁路系統(tǒng)的投入邏輯，低壓旁路壓力調(diào)整閥投入前，先開啟低旁減溫水調(diào)節(jié)閥(閥位大于4%)，低旁減溫水調(diào)整閥不在關(guān)位則聯(lián)鎖開啟低旁減溫水電動門。按程序試投入旁路時，發(fā)低壓旁路振動大，當?shù)团蚤_度大于10%時，振動就明顯增大，后停止旁路系統(tǒng)，凝汽器降真空對低壓旁路系統(tǒng)的疏水進行改造后，振動減小。低壓旁路振動大的主要原因是旁路系統(tǒng)的疏水設(shè)計不合理，低旁后疏水經(jīng)過￠10的節(jié)流孔板排入高壓側(cè)疏水擴容器，因低旁本身管道直徑大，投入前疏水多，疏水管不暢，管道內(nèi)積水多，引起振動。另外旁路系統(tǒng)的邏輯設(shè)計不符合實際要求，在低旁沒有投入前，先開減溫水，減溫水閥不嚴，大量的減溫水進入低旁壓力閥后管道，無法及時疏出，造成低旁管道不能很好的預暖。旁路系統(tǒng)投入時，一定要先進行充分的暖管，檢查疏水暢通。投入旁路時高低旁壓力調(diào)節(jié)閥的開啟速度要緩慢，防止引起熱沖擊。低壓旁路系統(tǒng)投入時，緩慢開啟壓力調(diào)節(jié)閥，再開啟減溫水調(diào)節(jié)閥。2、發(fā)電機密封油真空箱浮子閥損壞

十月二十一日晚21：30因A密封油泵振動大沒有投備用，發(fā)電機密封油管道振動引起密封油壓力波動聯(lián)起直流事故密封油泵，派人就地檢查，調(diào)整密封油壓力正常準備停止一臺密封油泵運行，發(fā)現(xiàn)密封油真空油箱油位高聯(lián)停密封油真空泵運行，手動關(guān)閉真空油箱吸油門、潤滑油供密封油門無效油位仍然上升，檢查發(fā)現(xiàn)主密封油泵入口管有返油現(xiàn)象，停止主密封油泵并關(guān)閉主密封油泵入口門，關(guān)閉發(fā)電機密封油壓力開關(guān)試驗用排油門。聯(lián)系三公司對密封油真空油箱放油，后檢查發(fā)現(xiàn)真空油箱浮子閥損壞嚴重。

發(fā)電機主密封油泵出口溢油閥不能正常動作，引起密封油壓力經(jīng)常出現(xiàn)大幅變化造成備用油泵或直流事故密封油泵經(jīng)常聯(lián)動，

發(fā)電機密封油壓力開關(guān)試驗用排油門誤開是造成密封油箱滿油的直接原因，在發(fā)電機事故油泵運行時，發(fā)電機密封油經(jīng)壓力開關(guān)試驗用排油門直接返回至真空油箱，雖然真空油箱浮子閥已關(guān)閉，但這一部分回油是經(jīng)過再循環(huán)管直接回至油箱，造成油箱油位一直上升。

發(fā)電機主密封油泵出口溢油閥不能正常動作，引起密封油壓力經(jīng)常出現(xiàn)大幅變化造成備用油泵或直流事故密封油泵經(jīng)常聯(lián)動，密封油系統(tǒng)運行不穩(wěn)是造成這次事故的間接原因。密封油溢油閥不能正常調(diào)節(jié)油壓，引起系統(tǒng)壓力波動，備用油泵、直流事故油泵經(jīng)常聯(lián)動，給運行人員調(diào)整帶來困難。

運行人員對密封油系統(tǒng)沒有完全熟悉，對事故的分析、判斷、處理不當也時這次事故的一個原因。只注重檢查密封油系統(tǒng)管道的閥門，沒有檢查儀表用閥門，造成事故處理不及時。

發(fā)電機密封油真空油箱浮子閥本身質(zhì)量存在問題。發(fā)電機密封油浮子是一空心鋼球中間經(jīng)一穿心杠桿連接，在連接部位可能不嚴浮子內(nèi)進油，失去調(diào)節(jié)作用。

發(fā)電機密封油壓力開關(guān)試驗用排油門掛“禁止操作”牌，在發(fā)電機密封油系統(tǒng)投入運行時，檢查這個閥門在關(guān)閉位置。密封油系統(tǒng)投入運行時，檢查系統(tǒng)閥門開關(guān)位置正確。3、軸封安全閥返水

十月二十二日10：25，#1機軸封安全閥突然冒出大量水。#1機組疏放水系統(tǒng)管道設(shè)計不合理，是造成這次事故的主要原因。整個疏放水系統(tǒng)從13.7米到6.9米再到0米經(jīng)一串聯(lián)的管道將所有的有壓放水和無壓放水全部接到一起，在有壓系統(tǒng)放水時，壓力水返回至無壓放水管道。對整個疏放水系統(tǒng)進行改造，將有壓放水和無壓放水分別排放。對無壓放水管道如安全閥冷凝放水加裝閥門，運行中定期開啟放水，防止壓力管放水返回無壓管道。4、主機真空低

十月二十三日，23：15汽輪機3000r/min空載穩(wěn)定運行，A給水泵汽輪機進行帶負荷試驗，試驗轉(zhuǎn)速1750r/min升速過程中。凝汽器真空突然下降，從82.4KPa下降至66.78KPa，高低壓旁路保護動作，高低旁路快關(guān)，＃1至＃4高壓調(diào)節(jié)汽門全開，中調(diào)門開啟，VV閥關(guān)閉。主機無法維持運行，打閘停機，23：36A給水泵汽輪機停止運行

就地檢查左右側(cè)高排逆止門沒有完全開啟，只有一小部分。就地檢查三臺真空泵運行正常，凝汽器水位變化幅度大DCS指示1350～1800mm，凝汽器放水至就地水位計1500mm發(fā)現(xiàn)水位仍然變化幅度大，水位計有漏真空點。主機軸封壓力28KPa，輔助蒸汽壓力0.35Ma，檢查主機軸封系統(tǒng)運行正常，A給水泵汽輪軸封運行正常，A凝結(jié)水泵入口濾網(wǎng)進行清理工作。凝結(jié)泵密封水門關(guān)閉、凝結(jié)泵吸入罐空氣門沒有關(guān)閉，造成凝汽器真空下降。

今后凝結(jié)水泵有檢修工作，特別是與真空系統(tǒng)運行的關(guān)系的系統(tǒng)或閥門進行檢修工作時，一定要按規(guī)定執(zhí)行有關(guān)的操作票、工作票防止誤操作。5、凝結(jié)水至除氧器管道振動

十月二十日23：42#1汽輪發(fā)電機組因低真空跳閘，發(fā)電機解列，鍋爐MFT。23：10鍋爐點火準備恢復機組運行，23：17發(fā)現(xiàn)除氧器部位有劇烈的振動響聲，后確認振動部位是主凝結(jié)水至除氧器逆止門后管道發(fā)生劇烈的連續(xù)間隔的振動，23：23停止電動給水泵、汽動給水泵、凝結(jié)水泵，管道振動間隔時間變長，振動逐漸消失，后檢查發(fā)現(xiàn)主凝結(jié)水至除氧器本體法蘭結(jié)合面因振動泄漏。2：30和4：40啟動除氧器上水泵準備對除氧器和振動部位的管道進行冷卻發(fā)現(xiàn)振動仍然很劇烈，停止冷卻。

振動發(fā)生在凝結(jié)水停止向除氧器上水、機組停止運行40分鐘后。當時機組停止后，由于除氧器水位調(diào)節(jié)閥投入自動，所以調(diào)節(jié)閥自動關(guān)閉，只有小部分漏量進入除氧器。機組停止后四臺低加同時隨機停止運行，凝結(jié)水溫度也同時下降由原來運行時的137℃下降至35℃，對凝結(jié)水管道進行了冷卻。當時振動發(fā)生在主凝結(jié)水至除氧器逆止門后部分管道，除氧器本體振動很小、主凝結(jié)水至除氧器逆止門前管道振動也很小，振動時并沒有出現(xiàn)管道的劇烈晃動或除氧器本體的連動振動，只時表現(xiàn)為劇烈的、清脆的如放炮似響聲。由于停機后高壓輔助蒸汽至除氧器加熱門沒有關(guān)閉，除氧器內(nèi)部的壓力、溫度逐漸上升，除氧器內(nèi)部壓力后上升至0.51MPa。這樣除氧器內(nèi)部的蒸汽漏入這一部分倒立的F型管道中，蒸汽在管道內(nèi)急劇凝結(jié)，在管道內(nèi)形成局部真空，真空越高，從除氧器內(nèi)漏入的蒸汽越多，振動越據(jù)烈(當時的實際情況也時這樣)。

機組停止運行后，立即檢查關(guān)閉進入除氧器的所有加熱門，防止大量的蒸汽進入除氧器內(nèi)部。

將高壓輔助蒸汽至除氧器加熱電動門的邏輯修改為：除氧器壓力＞0.15MPa或機組負荷＞10%強制關(guān)閉輔助蒸汽至除氧器加熱電動門。

機組停止后，投入汽動給水泵的前置泵運行，并開啟汽動給水泵前置泵再循環(huán)管，保證主凝結(jié)水到除氧器逆止門后管道一直有壓力，除氧器內(nèi)的蒸汽也反不回這一部分的管道，阻止形成汽水交匯凝結(jié)的空間。另外也是對除氧器進行有效的、均勻的循環(huán)冷卻。

將主凝結(jié)水至除氧器的逆止門往后移動至凝結(jié)水進入除氧器的垂直管段上，有效的減小可能形成汽水交匯凝結(jié)的空間。

機組停止運行后，解除除氧器水位調(diào)節(jié)門自動，手動緩慢的調(diào)整除氧器水位調(diào)節(jié)門的開度，保證管道內(nèi)有水流動，對管道進行緩慢的冷卻。并根據(jù)除氧器水位調(diào)節(jié)除氧器放水門的開度。

機組正常運行時，關(guān)閉除氧器上水泵至除氧器上水門，防止除氧器誤上冷水。除氧器停止后，關(guān)閉#3高加正常疏水門、關(guān)閉連排至除氧器門、開啟除氧器排空門，有效的降低除氧器內(nèi)部的壓力。6、#6軸承、#7軸振動大

#1機組10月23日11：05第一次沖轉(zhuǎn)3000r/min定速后#6瓦振0.026mm，#7軸振0.061mm，10月23日17：10第二次沖轉(zhuǎn)3000r/min定速后#6瓦振0.0439(MAX0.0792)mm，#7軸振0.0515mm，10月25日23：40第五次沖轉(zhuǎn)3000r/min定速后#6瓦振0.044mm，#7軸振0.056mm，10月26日00：22機組第一次并網(wǎng)后#6瓦振0.0626mm，#7軸振0.0566mm，10月26日9：00機組超速試驗前#6瓦振0.0652mm，#7軸振0.0545mm，10月29日機組3000r/min定速后#6瓦振0.061mm，#7軸振0.054mm，并網(wǎng)后230MW負荷#6瓦振0.0747mm，#7軸振0.0638mm，10月30日310MW負荷#6瓦振0.075mm，#7軸振0.0643mm。上述記錄表明機組從第一次沖轉(zhuǎn)到現(xiàn)在#6瓦振、#7軸振，分別增大0.01～0.02mm。

機組從第一次沖轉(zhuǎn)冷態(tài)到現(xiàn)在的帶負荷50%，整個汽缸溫度水平已提高很多，汽缸膨脹由冷態(tài)的4.1mmm/3.8mm到現(xiàn)在的32mm/30.2mm。造成振動大的原因可能有：#6瓦及低壓轉(zhuǎn)子與發(fā)電機對輪聯(lián)軸器冷卻效果差，鼓風摩擦損失大局部溫度高，膨脹受阻或軸承座膨脹中心抬高引起軸承振動大。就地實測#6瓦及低壓轉(zhuǎn)子與發(fā)電機對輪聯(lián)軸器外部溫度最高部位81℃，平均部位在64℃左右，遠遠大于其它軸承的溫度。低壓軸封供汽溫度不穩(wěn)�，F(xiàn)低壓軸封供汽減溫水不能投自動，減溫水壓力高，減溫水調(diào)整門內(nèi)漏量大，溫度控制相對困難，溫度變化大從100～290℃。軸封供汽溫度高、引起低壓缸軸承座膨脹大中心抬高或引起軸承座與轉(zhuǎn)子中心不一致造成振動大。低壓缸膨脹受阻或膨脹不均勻引起振動大。機組帶負荷發(fā)電機轉(zhuǎn)子力矩增大引起振動大。

利用機組停止消缺時，檢查聯(lián)軸器冷卻油噴咀的冷卻油流量是否達至要求，或增加冷卻油量，降低軸承溫度。

調(diào)整低壓軸封供汽溫度穩(wěn)定在180～200℃，防止低壓軸封溫度變化大引起軸承認中心變化造成振動大。

檢查低壓缸是否有膨脹不均勻或受阻現(xiàn)象。五、現(xiàn)存在的主要問題

1、發(fā)電機密封油真空油箱油位和真空低。

發(fā)電機密封油真空系統(tǒng)漏真空，真空油箱真空低達不到設(shè)計要求，并且現(xiàn)在油箱浮子閥調(diào)節(jié)油位低，油箱內(nèi)油漠太多不利于發(fā)電機密封油系統(tǒng)的正常運行。另處發(fā)電機密封油泵出口溢油閥不能正常動作，引起密封油系統(tǒng)管道的大幅振動。

2、#1冷卻水塔存在問題

冷卻水塔虹吸罩已壞，兩臺循環(huán)水泵運行時，冷卻塔內(nèi)區(qū)有1/2的地方不配水，對今后機組夏季運行存在很大的影響。并且冷卻塔填料有很多已壞，冷卻效果不好。

3、發(fā)電機補氫時間長并且不能達到設(shè)計的自動補氫

從制氫站氫罐出口的管道太細，氫母管到#1發(fā)電機補氫控制盤前的最在壓力在1.0MPa，每次補氫都需幾小時才能升起壓力。且氫氣控制盤安全閥壓力定值高不能自動補氫。

4、冷卻塔及廠區(qū)蓄水池補水難并且不能實現(xiàn)自動補水

現(xiàn)運行方式，一條供水管線向廠區(qū)補水時，因為供水壓力低兩個冷卻塔不能同時補水。并且向蓄水池補水門開啟時，也不能向任一個冷卻塔補水，冷卻塔補水不能實現(xiàn)設(shè)計的自動補水功能，需定期進行人工補水。

廠區(qū)蓄水池水位無法實現(xiàn)自動控制，且補水流量不能監(jiān)視，當補水系統(tǒng)運行時，需要有人就地進行水位監(jiān)視。5、發(fā)電機定子冷卻水箱內(nèi)氫氣純度大

發(fā)電機在線漏氫檢查儀顯示，發(fā)電機定子冷卻水箱內(nèi)氫氣純度為0.21%，就地指示為0.1%，對發(fā)電機安全運行存在重大設(shè)備隱患。6、發(fā)電機定子冷卻水箱需定期人工補水

發(fā)電機定子冷卻水箱現(xiàn)在水位每四小時下降約70mm，需人員進行定期補水，并且對發(fā)電機安全運行有重大隱患。7、全廠采暖通風系統(tǒng)(HVAC)不能實現(xiàn)自動化

現(xiàn)在熱網(wǎng)系統(tǒng)正常的疏水量與選用的疏水泵不能匹配，疏水泵只能定期運行，并且沒有水位自動控制系統(tǒng)，需人工進行手動啟停。整個熱網(wǎng)系統(tǒng)的補水也不能投入自動，要增加大部分人員進行操作，沒有達到設(shè)計的要求。8、機組振動大

現(xiàn)在機組在#6軸承振動在0.060mm，#7軸振動在0.090mm，并且原因不清，對機組的安全運行存在巨大的威協(xié)。9、機組調(diào)速系統(tǒng)控制油局部溫度高

機組調(diào)速系統(tǒng)控制用抗燃油因距離#1高壓導汽管太近，局部溫度高達80℃，如長期運行，則可能造成控制油管道腐蝕、油質(zhì)下降、油管道破裂，造成機組停止或火災事故。

10、循環(huán)水泵出口控制蝶閥關(guān)閉時間沒有達到設(shè)計要求循環(huán)水泵出口控制蝶閥的開關(guān)時間太快，在機組出現(xiàn)故障二臺循環(huán)水泵同時停止運行時，可能對循環(huán)水系統(tǒng)設(shè)備造成重大損壞。

11、高壓主汽門、中壓聯(lián)合汽門、主遮斷電磁閥沒有進行在線試驗

高壓主汽門、中壓聯(lián)合汽門、主遮斷電磁閥沒有進行在線試驗，其試驗邏輯不清，在試驗中可能出現(xiàn)閥門開不啟或關(guān)不到位、或機組跳閘的重大設(shè)備隱患。12、循環(huán)水二次濾網(wǎng)反沖洗不能投入

凝汽器循環(huán)水B側(cè)二次反沖洗濾網(wǎng)卡死，不能動作，長期運行可能引起濾網(wǎng)差壓大或凝汽器循環(huán)水單側(cè)進水。13、二臺小機的高壓主汽閥、調(diào)節(jié)閥不嚴

A、B給水泵汽輪機的高壓主汽閥、調(diào)節(jié)閥不嚴，在小機進行沖轉(zhuǎn)時，如開啟小機的高壓電動主汽閥則小機掛閘后，轉(zhuǎn)速就升到1000r/min左右，對小機的安全穩(wěn)定運行存在巨大的隱患，可能造成小機超速。14、發(fā)電機二氧化碳置換困難

發(fā)電機進行二氧化碳置換時使用氣瓶，因氣瓶結(jié)霜嚴重，發(fā)電機進行一次二氧化碳置換用時在20～24小時，應采用集中二氧化碳蓄氣罐并加熱進行置換。15、除鹽冷卻水系統(tǒng)

三臺除鹽冷卻水泵的出力達不到機組運行的要求，母管壓力低，機側(cè)除鹽冷卻水壓力低。特別是在機組啟動時，凝汽器補水門開啟時，除鹽冷卻水壓力下降至0.1MPa，不能滿足機組設(shè)備的冷卻水壓力，對鍋爐爐水循環(huán)泵的影響更是明顯。正常運行時，如將凝汽器補水倒至凝結(jié)水補充水箱采用真空補水方法時，當凝結(jié)水補充水箱水位調(diào)整門開啟時，除鹽冷卻水壓力下降大。16、機組補水量大

機組設(shè)計中循環(huán)水供空壓機冷卻水泵及除灰系統(tǒng)用水排至污水處理，另外鍋爐六大風機冷卻用輔機冷卻水也排至污水處理，現(xiàn)在運行發(fā)現(xiàn)這部分用水量特別大是造成補水量大的主要原因，應重新設(shè)計回收利用。17、啟動冷卻水泵軸承用冷卻水

現(xiàn)設(shè)計啟動冷卻水泵軸承用冷卻水采用水活水，這樣當生活水泵停止運行而啟動冷卻水泵要投入時就無冷卻水。因啟動冷卻水泵軸承冷卻水在泵啟動初期可以短時間無水。建議將啟動冷卻水泵用軸承冷卻水改至泵出口逆止門后用自身供給，當泵啟動給循環(huán)水系統(tǒng)注水時，泵啟動成功后就可實現(xiàn)自帶，機組正常運行時通過出口循環(huán)水供給做備用，這樣可增加泵的運行靈活性。18、主油器沒有注油門和排空門

二臺主冷油器在運行中切換時，備用冷油器沒有注油門和排空門，可能造成潤滑油壓力的大幅波動或軸封潤滑油中帶空氣，特別是在頂軸油泵運行時，如空氣進入頂軸油泵可能引起泵振動大或軸承摩損。19、主凝結(jié)水管道晃動

主凝結(jié)水管道在從軸加出口至#7、8低加之間的管道和#5低加出口至除氧器之間的管道出現(xiàn)大幅的晃動，對機組安全運行有很大的威協(xié)。凝結(jié)水在經(jīng)過除氧器水位調(diào)節(jié)閥后，由其閥前壓力3.6MPa降至1.4MPa，出現(xiàn)能量的大幅損失必然引起管道晃動，另外機組正常運行時，#5低加出口凝結(jié)水壓力在1.1MPa左右，而這時機組滿負荷運行時除氧器的壓力是0.9MPa，凝結(jié)水從#5低加出口至除氧器經(jīng)過沿程阻力損失和克服高位差則進行除氧器是則幾乎沒有多少壓頭，造成#5低加出口凝結(jié)水蹩壓引起管道晃動。20、B列墻疏放水系統(tǒng)管道設(shè)計

機房內(nèi)B列墻疏放水系統(tǒng)所有的有壓疏放水和無壓疏放水全部接在一個管道內(nèi)，特別是#3高加入口水側(cè)安全閥放水壓力達27.6MPa也接在這個系統(tǒng)，一但高加水側(cè)安全閥動作，則可能對整個疏放水系統(tǒng)管道產(chǎn)生巨大的破壞。21、凝結(jié)水再循環(huán)管道振動大

凝結(jié)水再循環(huán)管道在機組啟動投入運行時在新安裝的節(jié)流孔后管道振動特別嚴重。

22、二臺小機冷油器油側(cè)沒有注油門和排空門

二臺小機四臺冷油器沒有安裝注油門和排空門，在運行中如要進行冷油器切換可能引起油壓的波動。23、A、B小機油檔漏油

現(xiàn)在A、B小機油檔漏油在運行中無法處理，漏油部位距離高溫高壓熱源近可能引起火災。

24、A、B汽泵前置泵電動線圈溫度高

現(xiàn)運行中A汽泵前置泵電動線圈溫度最高達104℃，B汽泵前置泵電動線圈溫度最高達99℃，在環(huán)境溫度高時可能影響機組的正常運行。25、抗燃油再循環(huán)泵一臺故障

抗燃油再循環(huán)泵電機壞無備件不能投入。26、凝汽器膠球清洗裝置收球率低

凝汽器膠球清洗裝置收球率低，不能正常投入運行。新機組剛投入運行，如對凝汽器冷卻管不能在初期保護好，對今后機組冷卻效果好環(huán)有很大有影響。27、主凝結(jié)水管道應增加一個逆止門

前期由于主凝結(jié)水至除氧器管道振動將原凝結(jié)水至除氧器逆止門移位，對整個凝結(jié)水系統(tǒng)的運行方式進行了改變，原汽泵前置泵再循環(huán)管和除氧器上水泵上水管在逆止門后，再變成逆止門前，這樣在機組啟動除氧器上水時，可投入汽泵前置泵時，水從凝結(jié)水管道返回至整個低加水側(cè)系統(tǒng)，因此在除氧器上水時或投入汽泵再循環(huán)時，必須關(guān)閉#5低加出口閥和旁路閥。對整個凝結(jié)水系統(tǒng)的運行不利。

28、右側(cè)中壓調(diào)節(jié)閥LVDT連桿脫落

現(xiàn)右側(cè)中壓調(diào)節(jié)閥LVDT連桿脫落在機組運行中無法處理。29、A小機軸向位移大

現(xiàn)機組運行中A小機軸向位移0.18mm，已達高一值報警。

運行處汽機201*-11-15

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