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
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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,
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