上海电气集团600MW投产机组存在的问题汇总.docx
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上海电气集团600MW投产机组存在的问题汇总
上海电气集团600MW投产机组存在的问题汇总
上海电气集团投产的600MW机组,运行安全、稳定,可靠性高,经济性好。
机组整体运行从机组调试到稳定生产也存在许多问题,现汇总如下:
一、总体情况
(一)#1机组整体启动至移交生产前启、停记录(168小时之前)
序号
启动时间
停机时间
原因
1
2000年4月30日20:
05锅炉点火(投AB层油枪)。
2000年7月18日20:
30AB层油枪停,锅炉MFT动作。
2
2000年5月2日7:
45锅炉点火。
2000年5月2日10:
50锅炉MFT动作。
BYPASS未打开。
3
2000年5月2日11:
20锅炉点火,20:
30汽机冲转。
2000年5月2日22:
48汽机停机,锅炉维持运行。
高缸排汽逆止门故障。
4
2000年5月3日02:
14汽机冲转。
2000年5月3日5:
22汽机停机,锅炉维持运校安全门。
#2轴承温度高大110℃。
5
2000年5月4日9:
00锅炉MFT动作。
运行人员操作幅度太大,造成燃油压力波动,燃油压力低造成MFT动作。
6
2000年5月4日9:
45锅炉点火,继续校安全门。
2000年5月4日锅炉校安全门完毕,停炉。
7
2000年5月6日12:
40锅炉点火,16:
56汽机冲转。
2000年5月6日20:
15汽机停机,锅炉维持运行。
发电机转子接地。
8
2000年5月7日5:
00停炉。
发电机与励磁机联结处有声音。
确认发电机与励磁机靠背轮保险销松动而产生的异音。
9
2000年5月7日5:
35锅炉点火。
6:
38汽机冲转。
保持3000r/min电气做试验;23:
02发电机并网。
2000年5月08日3:
17发电机解列,汽机解列做超速试验。
9:
52停炉。
10
2000年5月22日12:
20锅炉点火。
16:
53汽机冲转。
2000年5月22日21:
50汽机解列。
#2轴瓦温度高(97℃)。
11
2000年5月26日9:
40锅炉点火,17:
25汽机冲转,21:
00发电机并网。
2000年5月27日00:
38汽机解列,逆功率Ⅱ动作,发电机跳闸。
除氧器溢流阀误开造成汽机低真空保护动作。
12
2000年5月27日05:
27锅炉点火,7:
15汽机冲转,8:
00发电机并网。
2000年5月28日7:
10汽机解列,拉开41MK,发电机解列,停炉。
220KV变电站4140对侧C相开关故障。
13
2000年5月28日13:
25锅炉点火,16:
48汽机冲转,17:
07发电机并网。
2000年5月28日17:
30发电机跳闸,汽机解列,锅炉维持运行。
发电机接地保护动作。
14
2000年5月29日01:
15汽机冲转,01:
30发电机并网。
2000年5月30日6:
22汽机解列,拉开41MK联跳发电机,锅炉MFT。
机头处EH油管接头漏油,停机消缺。
15
2000年05月30日06:
30锅炉点火,8:
50汽机冲转,9:
08发电机并网。
2000年5月30日22:
30锅炉MFT,汽机解列,发电机解列。
给水泵B密封水回水温度高,给水泵B跳闸,锅炉汽包水位低,锅炉MFT。
16
2000年05月31日00:
15锅炉点火,01:
32汽机冲转,01:
50发电机并网。
2000年6月2日13:
12锅炉MFT,汽机解列,发电机解列。
给水泵B高压调门晃动,引起超速保护动作,给水泵B跳闸,锅炉汽包水位低,锅炉MFT。
17
2000年06月02日13:
30锅炉点火。
2000年6月2日14:
20锅炉MFT。
运行人员操作调整不当,造成锅炉汽包水位低,锅炉MFT。
18
2000年06月2日14:
30锅炉点火,15:
32汽机冲转,15:
52发电机并网。
2000年6月5日21:
13锅炉MFT,汽机跳闸,发电机解列。
汽机Ⅳ1EH油管漏油,再减负荷过程中,因调整不当,造成锅炉汽包水位低,锅炉MFT。
19
2000年6月5日21:
55锅炉点火,23:
33汽机冲转,23:
45发电机并网。
2000年6月6日00:
00锅炉MFT,汽机跳闸,发电机解列。
因水位调整不当,瞬间增大给水流量,造成给水泵C因入口压力低跳闸,锅炉汽包水位低,锅炉MFT。
20
2000年06月6日14:
45锅炉点火,16:
50汽机冲转,17:
08发电机并网。
2000年6月7日00:
04锅炉MFT,汽机跳闸,发电机解列。
给水泵C跳闸,锅炉汽包水位低,锅炉MFT。
21
2000年06月9日15:
04锅炉点火,20:
10汽机冲转,20:
32发电机并网。
2000年6月10日05:
50锅炉MFT,汽机跳闸,发电机解列。
给水泵A再循环突然关闭,给水流量突升,运行人员处理迟缓,导致锅炉汽包水位高,锅炉MFT动作。
22
2000年6月10日06:
00锅炉点火,06:
43汽机冲转,7:
00发电机并网。
2000年6月10日7:
10锅炉MFT,汽机跳闸,发电机解列。
运行人员操作调整不当,瞬间增大给水流量,造成给水泵C因入口压力低跳闸,锅炉汽包水位低,锅炉MFT。
23
2000年06月10日8:
00锅炉点火,8:
20汽机冲转,8:
55发电机并网。
2000年6月10日11:
27锅炉MFT,汽机跳闸,发电机解列。
给水泵A再循环突然关闭,给水流量突升,运行人员处理迟缓,导致锅炉汽包水位高,锅炉MFT动作。
24
2000年06月10日8:
00锅炉点火,17:
25汽机冲转,17:
45发电机并网。
2000年6月11日23:
40锅炉MFT,汽机跳闸,发电机解列。
厂用电快切试验切换失败,造成6KV1A2段母线失电,使锅炉A侧风机因失电跳闸,从而导致锅炉风量低锅炉MFT动作。
25
2000年6月12日2:
20锅炉点火,04:
08汽机冲转,6:
29发电机并网。
2000年6月12日16:
09锅炉MFT,汽机跳闸,发电机解列。
机组在300MW时做甩负荷试验,锅炉由于汽包水位高而放水,但不恰当地开启水包前放水门,由于水冲击造成放水管与定排扩容器的连接法兰拉开。
。
26
2000年6月12日23:
37锅炉点火,13日01:
21汽机冲转,1:
35发电机并网。
2000年6月13日14:
09机组做100%甩负荷试验。
2000年06月15日03:
37停机停炉。
停机消缺。
27
2000年06月19日06:
35锅炉点火。
2000年6月19日07:
00锅炉灭火。
投AB层油枪时,CD层油枪自动投上,运行人员误认为FSSS逻辑有问题,其实是运行人员没有弄清FSSS逻辑。
28
2000年06月19日10:
00锅炉点火,12:
50汽机冲转,15:
19发电机并网。
2000年6月20日15:
45发电机跳闸,联跳汽机,锅炉MFT动作。
厂用电由备用电源切至工作电源,当时发电机有功470MW,在切换过程中,由于备用电源6KV侧与厂总变6KV侧电压差较大(电压差500V),三相电流不平衡,造成厂总变1A保护动作,发电机跳闸。
29
2000年06月20日17:
15锅炉点火,19:
00汽机冲转,19:
12发电机并网。
2000年6月22日17:
14锅炉MFT,汽机跳闸,发电机解列。
因锅炉受热面漏准备停炉,在减负荷过程中。
调试所调试人员要求给泵A升速至5200r/min查机头漏汽,因控制不住,造成汽包水位高MFT动作。
(再热器包覆管A侧集箱前第二根管子焊缝漏,吹损二根管子。
)
30
2000年06月25日10:
35锅炉点火,13:
30汽机冲转,14:
57发电机并网。
2000年6月28日15:
30汽机跳闸,锅炉MFT,15:
32发电机手动解列(因自动主汽门动作不灵活,汽机跳闸后自动主汽门还有10%的开度,但负荷已至零,经紧急停用EH油泵后,自动主汽门关闭,手动解列发电机)。
做#1机组性能试验的中试所人员擅自操作,误开有低真空保护的表管排大气门(该低真空保护表安装也有问题)造成低真空保护动作停机。
31
2000年06月28日16:
05锅炉点火,16:
10汽机冲转,16:
20发电机并网。
2000年7月2日8:
46锅炉MFT,汽机跳闸,发电机解列。
由于电接点水位计和CCS水位计变送器接在同一汽包因出管上,电接点水位计修复后使用时,造成水位计变送器产生虚假水位信号,锅炉因汽包水位低MFT动作。
32
2000年07月2日15:
30锅炉点火,16:
35汽机冲转,16:
43发电机并网。
2000年7月2日17:
55锅炉MFT,汽机跳闸,发电机解列。
给水泵B并泵时再循环自动关闭,运行人员调整不及时,导致锅炉汽包水位高,锅炉MFT动作。
33
2000年07月2日18:
10锅炉点火,18:
40汽机冲转,18:
57发电机并网。
2000年7月15日05:
03汽机脱扣,发电机解列,锅炉MFT。
汽机注油器喷嘴有裂缝,漏油及168后停机消缺。
(二)生产期间#1机组起停记录
序号
停机时间
并网时间
解列或降出力原因
性质
本次启动检修时间
1
2000年7月15日05:
03
2000年7月18日06:
25
168满负荷试运行后消缺维修
计划检修
2
2000年7月24日23:
30汽机紧停,联发电机、锅炉(汽机跳闸后旁路未打开)。
2000年7月25日14:
55
汽机直流油泵出口法兰漏油严重,油压下降,无法维持正常运行,只能停机消缺,在滑停过程中油压不能维持,被迫紧停。
第二类非计划停运
3
2000年7月29日20:
38锅炉MFT动作。
2000年7月30日01:
45
热工MFP模块坏。
(MFT首出“汽包水位高”、“汽包水位低”同时出现,而CRT无水位显示,经检查为MFP切至组态方式引起,由热工调换卡件)。
第一类非计划停运
4
2000年8月1日02:
56汽机跳闸,发电机解列,锅炉MFT动作。
2000年8月3日22:
54
高压调门漏汽,热工二次线烧坏。
汽机三阀(7月31日20:
20GV2因线圈短路无法工作,由热工人员将热工信号强制,GV2关闭),机组运行时GV4晃动,2:
56GV4晃动加剧进而关闭。
在GV2、GV4关闭的情况下,造成汽机单侧进汽,造成机组产生振动。
#1瓦振动大,(最大330微米)ETS保护动作,汽机跳闸。
第一类非计划停运
5
2000年8月18日21:
34停机停炉。
2000年8月19日08:
49
GV3高压调门门杆漏汽疏汽管有裂缝(断裂)漏汽。
低谷调停消缺
6
2000年8月21日22:
55发电机解列,汽机脱扣,锅炉MFT动作(旁路打开后又自动关闭)。
2000年8月22日6:
00锅炉点火,8:
30汽机冲转,09:
24并网。
GV3高压调门门杆漏汽疏汽管与阀体结合处有裂缝(焊缝)漏汽。
低谷调停消缺
7
2000年9月10日03:
40汽机跳闸,发电机解列。
3:
59锅炉MFT动作(旁路在10-100%)晃动,引起汽包水位剧烈波动,水位高MFT动作)。
2000年9月10日15:
40锅炉点火,19:
05汽机冲转,19:
50并网。
汽机#2瓦振动超标(第一原因显示“VBTRIP”,DEH画面显示#2瓦振动500微米,出坏值:
电子表计显示#2瓦X方向460微米,Y方向360微米;就地检查无异常。
经热工检查,系测振仪有问题)。
低谷调停消缺
8
2000年9月12日20:
35汽机跳闸,发电机解列,20:
39停炉。
2000年9月13日4:
20锅炉点火,7:
01汽机冲转,07:
15并网。
GV2高压导汽管疏水管断裂
低谷调停消缺
9
2000年9月21日10:
08汽机跳闸,锅炉MFT动作。
2000年9月22日00:
48发电机并网
中试所人员擅自在真空压力保护表管上工作,造成低真空保护动作(汽机跳闸后,自动主汽门未完全关闭约有10%的开度,造成发电机逆功率Ⅱ未动作(发电机逆功率Ⅰ已动作),但调速汽门动作正常,机组负荷已至-12MW,经紧急停用EH油泵后,自动主汽门关闭,手动拉开41MK开关解列发电机)。
第一类非计划停运
2000年9月21日10:
32锅炉点火,11:
33汽机冲转,11:
36#1瓦振动大,跳闸。
2000年9月21日14:
03汽机冲转。
14:
53发电机并网
2000年9月21日14:
56锅炉MFT动作,汽机、发电机跳闸。
运行人员调整不当,造成汽包水位高,MFT动作。
2000年9月21日15:
10锅炉点火,15:
30汽机冲转,15:
35停炉停机。
2000年9月21日22:
50锅炉点火,22日00:
30汽机冲转,00:
48发电机并网。
GV1油动机上部大量漏油,停机消缺。
10
2000年9月29日23:
00开始滑停,9月30日03:
06汽机脱扣,发电机解列;03:
28停炉。
2000年10月7日2:
36锅炉点火,6:
25汽机冲转,09:
44发电机并网。
配合4140线路检修。
节日检修
11
2000年10月11日14:
29锅炉MFT动作,汽机发、电机跳闸。
2000年10月11日14:
55锅炉点火,17:
35汽机冲转,17:
52发电机并网。
机组逻辑错误,MFT(电试所做锅炉性能试验中的锅炉水循环试验,要求停运给水泵C,14:
29停运给水泵C,14:
29锅炉MFT动作)。
经检查,系BAILEY公司有关“锅炉水循环失常”MFT的逻辑不合理,炉给水泵C停运时,瞬间造成炉给水泵A、B进/出口压差<140KPA,而此值按上炉厂的要求只作报警值,不作为MFT动作条件,运行人员对有关保护逻辑不甚了解。
备用停运
12
2000年11月25日02:
17锅炉MFT动作,汽机、发电机跳闸。
2000年12月12日6:
50锅炉点火,13:
12汽机冲转,17:
02发电机并网。
11/24因小修需要,机组于22:
00开始滑停。
当滑停至负荷114MW,主汽压力3.74Mpa,主汽温度338℃时,进行厂用电快切试验。
拉开6KV1A2母线开关后,但6KV1A2备用电源开关不动作,造成6KV1A2母线失电,厂用电快切试验失败。
由于6KV1A2母线失电,导致锅炉A组风机失电跳闸,锅炉因风量低发生MFT。
小修停运
13
2000年12月14日10:
39汽机跳闸锅炉MFT,发电机手动解列。
2000年12月14日11:
00锅炉点火11:
52汽机冲转12:
14发电机并网
高压缸排汽温度热工模块坏(10时39分,发现机组负荷至0,锅炉MFT报警,运行人员按规程对跳闸机组进行事故处理。
处理完毕,经检查,MFT第一原因显示为汽机跳闸,ETS中主机REMOTE保护“高压缸排汽温度高跳闸”报警。
因此,确认汽机跳闸是“高压缸排汽温度高”保护动作引起。
经热工人员进一步检查,“高压缸排汽温度高”保护误动作,使该模块坏。
)
第一类非计划停运
14
2000年12月19日20:
11汽机脱扣,发电机解列,锅炉MFT(汽机脱扣后旁路未打开)
2000年12月20日05:
00锅炉点火07:
05汽机冲转07:
18发电机并网
GV4晃动并严重漏油
低谷调停消缺
15
2001年01月07日06:
34汽机脱扣停机,发电机解列,锅炉停炉。
2001年1月7日14:
28锅炉点火18:
55汽机冲转19:
10发电机并网
#2中压调门油动机漏油(05:
05检查发现#2中联门处有明火,并有大量漏油,用灭火器将火扑灭。
检查EH油箱,油位稍有下降。
联系检修消缺,检修检查后认为#2中联门油动机漏油严重,运行中无法处现,要停机解决。
经向市调申请,于06:
34停机。
)
低谷调停消缺
(三)#1机组正式生产至今起停及降出力情况
序号
停机时间
并网时间
解列或降出力原因
性质
本次检修
时间
1
2001年1月10日01:
47:
30汽机跳闸01:
48发电机跳闸
2001年1月10日06:
50汽机冲转07:
18发电机并网
纵向保护动作,因我厂只有一路出线,机组解列(01:
30市调发令:
将变电站4140微机保护定值由1区改为2区。
值长接令后布置值班员执行操作。
由于值长和值班员都错误地将“变电站4140微机保护”理解为主保护“纵差1”,因此,值班员将主保护“纵差1”由1区切至2区,造成变电站4140对侧开关跳闸。
进而导致汽机、发电机跳闸。
)
第一类非计划停运
12.6小时
2
2001年1月10日21:
20
2001年1月10日22:
20
一次风机轴承弹夹机械磨损,换油
第四类非计划降出力:
降300MW
1小时
3
2001年1月20日01:
22
2001年1月10日02:
58
一次风机轴承弹夹机械磨损,换轴承
第四类非计划降出力:
降300MW
1.6小时
4
2001年2月09日13:
40
2001年2月11日01:
10
一次风机润滑油箱手控检修
第四类非计划降出力:
降300MW
35.5小时
5
2001年2月16日22:
54
2001年2月17日03:
30
给水泵前置泵机械磨损
第四类非计划降出力:
降100MW
4.6小时
6
2001年2月23日09:
48锅炉MFT,汽机跳闸、发电机解列。
2001年2月23日10:
20锅炉点火12:
48汽机冲转13:
21发电机并网
由于逻辑错误,停送风机A时,送风机B一起停(送风机A轴承有问题,准备停用检查轴承。
经市调同意,送风机A动叶关闭后于09:
47停。
由于顺控逻辑有问题,运行的送风机B动叶自动关至0,造成锅炉风量低MFT动作。
)
第一类非计划停运
3.55小时
7
2001年2月23日13:
21
2001年2月24日23:
07
送风机轴承弹夹机械磨损
第四类非计划降出力:
降300MW
33.7小时
8
2001年3月10日00:
50汽机脱扣、发电机解列、锅炉停炉。
2001年3月12日02:
28汽机冲转02:
43发电机并网
锅炉水冷壁管子开裂(水封槽密封板处漏)
第40类非计划停运
49.9小时
9
2001年3月12日06:
25
2001年3月12日21:
40
一次风机轴承振动
第1类非计划降出力:
降出力300MW
15.25小时
10
2001年4月10日02:
37发电机跳闸,汽机跳闸,锅炉MFT。
2001年4月10日03:
15锅炉点火04:
35汽机冲转,因RSV1开不出,汽机脱扣,由检修处理RSV1缺陷,更换RSV1滤芯06:
18汽机冲转06:
42发电机并网
在切换线路中因联跳主变1保护压板未取下造成跳机(变电站4140由运行改热备用,在拉开变电站4140开关前,没有停用变电站4140联跳主变1保护,造成拉开变电站4140开关后,机1跳闸)。
第1类非计划停运
4.03小时
11
2001年4月30日15:
20汽机跳闸、锅炉MFT。
2001年5月08日01:
44汽机冲转04:
55汽机脱扣05:
00汽机冲转05:
17发电机并网
节日检修(机组滑停结束,在解列前做自动主汽门关闭时间录波,造成自动主汽门关闭,汽机跳闸。
)
节日检修
181.95小时
12
2001年5月16日22:
00发电机解列、汽机脱扣。
22:
05停炉
2001年5月17日03:
30锅炉点火06:
20汽机冲转06:
35升速至3000r/min汽机脱扣,做自动主汽门关闭录波。
自动主汽门关闭时间为436ms。
06:
40汽机冲转06:
48发电机并网
主汽门松动试验停机(利用低度谷时间消缺)
“0”备用
8.667小时
13
2001年5月18日22:
27汽机脱扣解列22:
30锅炉停炉
2001年5月19日10:
40
锅炉汽包水位计密封填料泄露(锅炉A侧就地水位计汽侧一次门格兰配根吹脱,运行中无法解决,停炉处理。
)
第40类非计划停运
12.2小时
14
2001年5月19日10:
40
2001年5月20日06:
36
因调度原因,备用
全出力备用
19.9小时
15
2001年10月15日3:
36汽机脱扣,发电机解列
2001年12月18日24:
00
计划大修
计划大修
1556.4小时
16
2001年12月18日24:
00
2001年12月23日07:
30
计划大修延期
第五类非计划停运
103.5小时
(四)#2机组整体启动至移交生产前启、停记录(168小时之前)
序号
启动时间
停机时间
原因
1
2001年2月26日05:
00锅炉点火14:
35汽机冲转。
2001年2月26日14:
50汽机手动停机。
处理励磁机挡风板碰。
2
2001年2月26日16:
39汽机冲转。
2001年2月26日17:
30汽机手动停机
处理高排逆止门晃动撞击。
3
2001年2月26日18:
30汽机手动停机,因旁路未打开。
锅炉MFT动作。
处理轴承温度高(#3瓦89℃,#8瓦84℃并有上升趋势)。
4
2001年2月27日20:
00锅炉点火。
28日0:
48汽机冲转。
28日1:
09汽机手动停机。
处理高排逆止门晃动撞击。
5
2月28日1:
28汽机冲转,4:
06定速。
28日4:
30OPC静态、动态试验合格。
做OPC注油试验时汽机跳闸。
遮断手柄复置过快。
6
2月28日4:
32汽机冲转定速,3000r/min做OPC注油试验,情况良好。
4:
45开始做电气试验。
22:
04发电机并网。
22:
06汽机跳闸,发电机解列,锅炉MFT动作。
低压旁路自动打开(调节级压力小于高排压力,压比保护动作)。
7
2月28日22:
15锅炉点火。
22:
45汽机冲转,23:
03发电机并网。
2001年3月1日4:
00暖机结束,4:
08汽机手动停机(汽机准备做超速试验),锅炉MFT动作。
汽机脱扣后,旁路开的慢。
8
2001年3月1日04:
18锅炉点火04:
26汽机冲转。
04:
45汽机手动停机。
处理高排逆止门晃动、撞击。
9
05:
08汽机冲转05:
11定速
05:
56汽机做电超速试验,3300r/min动作。
06:
15汽机第一次做机械化超速试验,3260r/min动作。
06:
35汽机第二次做机械化超速试验,3257r/min动作。
06:
50汽机恢复3300r/min,做调门严密性试验。
07:
01关调门,主汽压力9.1Mpa。
07:
21转速<1000r/min。
07:
40汽机手动停机。
处理高排逆止门晃动、撞击。
10
09:
24汽机冲转09:
37定速,做主汽门严密性试验。
22:
25停炉。
主汽门严密性试验、调汽门严密性试验、小机A/BETS保护试验、锅炉19只安全门校验、锅炉汽密性试验结束。
11
2001年3月22日13:
25锅炉点火18:
27汽机冲转。
18:
35汽机转速至600r/min脱扣。
给泵C跳闸。
12
19:
08汽机冲转19:
31转速至2420r/min暖机。
20:
08汽机跳闸,旁路打开。
电气做试验,SR489动作。
13
20:
15汽机冲转,至2420r/min暖机。
23日01:
30发电机并网,负荷40MW。
09:
35汽机跳闸,发电机解列。
EH模块O形密封圈吹损,大量漏油。
关闭EH模块进油门,EH油压低压力开关动作。
14
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