同类型电厂试运过程中出现的问题及经验总结

同类型电厂机组试运、启动过程中出现的问题汇总 20xx年生产准备办组织集控、检修人员到同类型机组电厂学习、搜资,全面系统学习了超临界机组运行、事故处理、检修维护等方面的知识,同时对各同类型电厂在吹管、调试和启动过程中因设备安装质量、逻辑保护、两票三制等方面出现的案例及运行经验进行汇总成册,供各有关人员学习、借鉴,有针对性的对我公司超临界机组设备安装、系统优化等方面,全员介入展开全方位质检活动,重点做好保温、金属焊接、二次及热工接线、逻辑、保护定值等方面的监督工作,制定相应的预控措施,加强系统学习,确保同类型电厂发生的问题不在我公司机组安装、试运、启动过程中发生,保证新机移交即稳定生产。

一、同类型机组试运过程出现的问题

1、燃烧器壁温超温

某厂为等离子点火,第一次点火时出现燃烧器壁温超温的现象(高达1000多度) 原因:为因燃用高挥发份的印尼煤,在风粉混合后温度60℃左右时,煤粉被高温等离子体迅速引燃,并在等离子中心筒附近迅速燃尽,等离子中心筒温度水平较高,造成等离子壁温无法控制。 措施:采取降低煤粉细度、提高一次风量和一次风速、降低给煤量、减小等离子功率、关小其他燃烧器的二次风等方法,控制住了等离子壁温。但其燃烧效果稍差。我厂与此类似,问题为燃烧器壁温控制问题及燃烧效果,对于这种两级式燃烧来说,燃烧器壁温很难控制,必须严格控制中心风压(一次风)的大小,既要保证燃烧效果好,又要防止壁温超高。

2 、等离子断弧发生MFT

某厂为等离子点火,等离子试拉弧,#3角拉弧正常,但启动成功信号未来,造成DCS无法停止,就地关闭载体风门后停止,其余角试拉弧正常,在运行过程中因#1、#2角等离子断弧,A磨煤机跳闸导致锅炉MFT保护动作。

原因: 等离子断弧发生MFT,工业水回水关小,导致空压机温度高跳闸,使等离子失去载体风,#2机启动电泵调试,导致母线电压降低,使等离子断弧。

措施: 我厂与此类似,在等离子投运前,要对等离子闭式冷却水、载体风用的仪用压缩空气系统,全面检查,发现问题及时解决,等离子电源要可靠稳定。

2、扩容器疏水箱溢流

机组启动中锅炉疏水扩容器疏水箱溢流及放水排入机组排水槽。

原因:机组排水槽设计偏小,加上施工尾期排水槽内杂物未清理干净,使排水泵入口滤网屡次堵塞,发生机组排水槽满水现象。

措施:排水槽更改设计,及时清理排水泵入口滤网

3、空压机冷却水压力低跳闸导致机组MFT

机组运行中多次出现了空压机冷却水压力低失水,空压机跳闸,并导致机组启动过程中等离子

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跳闸MFT。

原因:空压机冷却水因设计问题(水源为工业水),投运其他设备冷却水时,造成空压机冷却水压力低失水

措施:对空压机冷却水系统进行了改造,增加了一路备用水源做为空压机的备用冷却水,并保证回水畅通。针对空压机区域在电除尘之间,粉尘较大的问题,定期对空压机油冷却器滤网进行清理,保证空压机房内干净清洁。

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。

措施: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

原因:定位管出口联箱处未开孔导致蒸汽不流通所致

措施: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℃。

措施: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。

原因: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。 措施: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

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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2 kpa),这也是造成磨盘处漏粉的重要原因。

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。

措施: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。

措施: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。

原因: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。

原因: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。 原因: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。

措施:在小修机会对中心风箱加导流器。

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15、给水流量低造成锅炉MFT

1号机组曾于20xx年12月30日和20xx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。

原因: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。措施: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。原因: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)。

措施: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。措施: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

20xx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)

原因: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 措施: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。

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。

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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

经过: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。

原因:

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9400 mm,发高高报警,锅炉MFT.

经过:

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9400 mm,发高高报警,锅炉MFT。

原因:

(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。 防范措施:

(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。

原因分析:临时管焊缝焊接质量不好且未棎伤。

预防措施: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。

原因分析:水位远控监视没有投入,现场就地水位监视人员不到位

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预防措施: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。

原因分析:设计制造及设备选型不匹配

预防措施: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。

原因分析: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

预防措施: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80 um,联系厂家检查确认。

原因分析:设备质量及安装质量问题

预防措施: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

原因分析: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。

预防措施: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

原因分析: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

预防措施: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

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29、在进行DEH调试时,发现空气引导阀压缩空气管路未接。

原因分析: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

预防措施: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。

原因分析:设备生产质量问题

预防措施: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。

原因分析: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

预防措施: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。

原因分析:施工质量问题,在气密性试验过程中把关不严。

预防措施: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。

原因分析: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

预防措施: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

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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)。

原因分析: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。

预防措施: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。 原因分析:高排逆止门不严,设备质量问题

预防措施: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。

原因分析:初步分析为电磁阀卡涩或热工信号问题

预防措施: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。

原因分析:施工质量问题

预防措施: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。

原因分析: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

预防措施: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。

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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

原因分析: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。 预防措施: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。

原因分析:高排逆止门不严,设备质量问题。

预防措施: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。

原因分析: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

预防措施: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;

原因分析:汽水分离器疏水、给水自动未投。

预防措施: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。

原因分析: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。

预防措施: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

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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。

原因分析: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。 预防措施: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,首出为给水流量低低。原因是瞬间开启主汽减温水电动门造成给水流量波动引起(主汽温已达386度)。遂将给水流量增至650t/h。

原因分析:瞬间开启主汽减温水电动门造成给水流量波动

预防措施:1)、给水流量低保护是为了维持锅炉的最低质量流速而设计,应加强和上锅厂和设计院的沟通,在吹管及启动过程中如何避免低流量保护动作作为一个课题,进行专题研究。

2)、将给水流量保护定值设定准确。

46、吹管过程中烟温超过536℃

吹管期间炉膛右侧出口烟温曾升至534℃,开启SOFAI至50%后5分钟内降至515℃

原因分析:吹管期间炉膛烟温不充许超过536℃以防止再热器干烧损坏,事实证明开启上层二次风SOFA能有效降低炉膛出口温度。

预防措施:1)、完善 “锅炉首次点火”及“锅炉燃烧与制粉系统”调试措施。

2)、摸清各风门燃烧调整规律。

47、引风机轴承漏油

吸、送风机启动后,1A1、1B引风机电机轴承两端漏油,且B侧引、送风机轴承温度显示均比A侧高20℃。

原因分析:1)、安装质量差。2)、测量回路存在问题

预防措施: 1)、安装过程中加强质量监督,油管路清洁,油站滤油合格,单体试运仔细检查,发现问题及时处理。 2)、检查测量回路、温度补偿等,确保测量准确

48、汽机冲转前,蒸汽品质差

#1机组整组启动后存在着冲转前的蒸汽品质不合格的问题。蒸汽硅含量为876ug/L,与冲转前的蒸汽品质要求相差太大。后一直采取凝结水精处理及汽水分离器疏水排至大气扩容器的方式,至汽机冲转前,炉水蒸汽硅含量为301ug/L(超临界机组冲转时要求蒸汽硅含量小于40ug/L)。

原因分析:蒸汽系统杂质多,蒸汽品质差

预防措施:1)、加强监督,防止安装过程中尘土及泥沙进入系统内;

2)、完成机组清洗后对系统死角进行彻底清理,甚至可以用面团粘去小的颗粒,直至无肉眼看

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得见的固形颗粒;

3)、精处理尽早投运,冲转前即投入凝结水精处理设备,并对凝结水进行100%处理;在洗硅运行时尽量将炉水pH值调高,但不宜超过10.0,减少蒸汽带硅量;在洗硅运行时,尽量将汽机的调门开度关小,提高汽包压力。

49、汽水分离器水位高,锅炉MFT

机组冲转后,大机初次升至600 r/min后进行摩擦检查正常,5分钟后就地打闸后再挂闸,中压调门自动开启,转速由540升至1042rpm,运行人员将汽机打闸,开启旁路泄压时,由于汽水分离器水位调节在手动位,汽水分离器水位调整不及时造成水位高,MFT动作。后该厂将汽水分离器水位高MFT保护延时60s动作。

原因分析:由于测量、组态及执行器等各种原因,汽水分离器水位无法投自动,手动调整不及时,导致汽水分离器水位控制难度大,多次停炉。

预防措施:1)、严格监督给水系统所有调节阀的单体调试,保证动作灵活。

2)、启动汽水分离器疏水阀控制站的油质要达到合格才能运转,吸取该厂的HWL阀动不正常的教训

50、机汽水分离器水位突然升高,锅炉MFT

组冲转前,汽水分离器水位突升至13.5米,MFT动作,跳电动给水泵, 12:50重新恢复。后将汽水分离器水位高MFT保护解除,在冲转前重新投入。

原因分析:由于测量、组态及执行器等各种原因,汽水分离器水位无法投自动,手动调整不及时,导致汽水分离器水位控制难度大,多次停炉。

预防措施:加强对汽水分离器水位的监视,深入学习超临界给水系统,掌握给水系统特性,开展事故预想

51、启动分离器水位无法投自动

主汽压力18.6MPa,HWL1阀突然自关,分离器水位达13.1M。手动开大NWL阀降低水位。中试热工查无开条件闭锁,2分钟后HWL1可以开启,主汽压降至13.2MPa时HWL2阀可以开启,汇报调试沈总,与广火检查。疑为油管路有问题。

6:40主汽压22.3MPa时,HWL1/HWL2阀又无法开启。汇报调总。

原因分析:由于测量、组态及执行器等各种原因,汽水分离器水位无法投自动,手动调整不及时,导致汽水分离器水位控制难度大,多次停炉。

预防措施:1)、完善汽水分离器水位控制组态,调节阀控制必须投自动。

2)、相关的测量报警应完善,保证水位测量的精确性。

3)、完善水位保护,根据实际情况加适当延时。

4)、了解兄弟电厂给水系统控制保护逻辑,吸取教训

52、汽水分离器水位测量装置不准确,锅炉MFT

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#1炉MFT,5012、5013开关跳闸,#1发电机灭磁,#1汽机跳闸,首出原因为汽水分离器水位高高(汽水分离器水位自动经常切至手动),汇报省调叶蕾,即进吹扫,因#1炉给水旁路调节门不稳定,给水流量波动大,又一次MFT,重新进行吹扫后点火成功

原因分析:由于测量、组态及执行器等各种原因,汽水分离器水位无法投自动,手动调整不及时,导致汽水分离器水位控制难度大,多次停炉。

预防措施:1)、完善汽水分离器水位控制组态,调节阀控制必须投自动。

2)、相关的测量报警应完善,保证水位测量的精确性。

3)、完善水位保护,根据实际情况加适当延时。

53、一次风机1B跳闸,就地打闸(入口冒烟 )。

原因分析:1)、轴承润滑不良、冷却不够或轴承异常

2)、该风机出现喘振现象,风机出现周期性的出风与倒流。

预防措施:安装过程中加强质量监督,油管路清洁,油站滤油合格,按照说明书要求设定值,单体试运仔细检查,发现问题及时处理。

54、总风量≤25%,锅炉MFT

#1炉MFT,首出为总风量≤25%,检查A侧二次风量突然掉至0,数秒后又恢复,当时无操作,现场无检修人员。中试指挥要求将A侧二次风量强制后检查测点,但检查人员错将B侧风量测点当A侧处理,炉再次风量低MFT。

原因分析:1)、并联运行轴流风机发生喘振原因是通风系统阻力增加及两台风机工况不匹配造成。如:回转式空预器堵灰,烟风道挡板开度不足等。

2)、运行人员未严格执行“两票三制”,检修人员对系统和设备不熟全面掌握。

3)、变送器接线松动或故障。

4)、风量曲线预算法存在问题。

预防措施:针对并联运行轴流风机易发生喘振这种现象采取一定的措施:提高风道系统档板的可靠性、加强空预器吹灰。运行人员应加强对运行参数的监视和分析,对烟风系统的参数做到心中有数,对不同的负荷下,风机的电流,动叶的开度,烟气侧的流量,风机入口的压力,空预器烟

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气侧的差压进行分析,发现问题,及时正确处理。

2)、试运期间消缺工作严格执行设备调试试运期间工作票管理规定。

3)、关键设备或系统操作、检修时,严禁运行和检修单人操作,必须有人监护,防止误操作。

4)、 检查各变送器接线正确牢固。

5)、 完善辅机电流偏差大报警,便于运行人员及时发现异常工况。

6)、 要求风量测量厂家提供相关的风量测量曲线和计算公式。

55、A、B空预器排烟温度高

锅炉A、B两侧排烟温度高达160℃,空预器入口烟温度高达500℃,查炉底水封正常,对锅炉尾部烟道检查无异常,空预器吹灰正常,疑为锅炉频繁启停受热面未进行吹灰积灰引起,计划在炉达80%负荷时进行锅炉全面吹灰

原因分析:1、空预器发生二次燃烧。

2、燃料燃烧不完全,未燃烧或未燃尽的可燃物在空预器蓄热元件内沉积,造成二次燃烧。

3、燃烧调整不当,风量不足或配风不合理,煤粉过粗造成燃烧不完全;低负荷运行时间过长,燃烧不稳定,烟速偏低,未燃尽可燃物在波纹板上沉积;

4、锅炉启动时,油枪出力过大,机械或蒸汽雾化不良,造成残油粘附到波纹板上;油煤混燃时,煤粉燃烧不完全,残油粘附未燃尽煤粉沉积在波纹板上。

预防措施:1、锅炉在纯燃油工况下运行,在投入油枪时,应随时观察油枪雾化情况,根据汽压、油压、出力大小将燃油调整到最佳雾化状态;

2、应合理把握投粉时机,不可过早投粉;

3、加强蒸汽吹灰是预防二次燃烧最有效的方法。

56、给煤机落煤管堵煤,B磨跳闸

B磨跳闸,首出出口温度高,就地查给煤机落煤管处堵煤。启动1A磨,就地查煤很湿。陆续启动1C、1D磨,将1A磨停运。1D磨跳闸,首出一次风量低(给煤机断煤后风量自动减小太快)1C磨跳闸,首出密封风压力低。(分析密封风系统存在问题:开启4台磨密封风通道时,密封风机进出口无压差。)1C、1D磨跳闸后,负荷由230MW降至43MW。

原因分析:落煤管处堵煤。制粉系统故障较多,运行、检修对系统不够熟悉

预防措施:学习中速磨煤机系统的运行和维护经验,及早掌握其特性。加强煤场存煤管理,阴雨天气加盖棚布;

57、锅炉粉管道万向膨胀节膨胀裕量不够

原因分析:设计原因

预防措施:管道安装时检查管道膨胀裕量,及时纠正

58、#1励磁室鼓风机不转,联系送电后运行正常

原因分析:该小空开投退方向装反,向下的为电源送上。

预防措施:质检过程中注意安装工艺质量。加强对系统的掌握

59、500kV出线刀闸A相因质量问题发生单相绝缘击穿

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#1机实现首次并网,#1机负荷升至96MW时,机组突然跳闸,首出信号为主变差动及发变组差动速断保护动作。经现场检查,主变本体无喷油,瓦斯继电器未动作。经录波打印分析,主变高压侧A相一次故障电流为6900A,电压大幅跌落,B、C相电压正常。

原因分析:原因为500kV出线50122刀闸A相因质量问题发生单相绝缘击穿,属接地故障。该厂的500kV升压站为3/2接线、GIS全封闭式。

预防措施:加强高压电气设备检查、试验。加强设备验收、调试和质检

60、水压试验,高压管道压力变送器二次门爆漏

在水压试验升压过程中,高压管道的压力变送器二次门多处发生爆漏,影响了水压试验的进行,延长了试验时间。

原因分析:压力变送器二次门采用的是进口PARKER门,与取样管连接采用的是套装方式,安装质量存在问题;阀门密封形式不合适。

预防措施:要求公司严格按照厂家提供的安装要求施工。对重要的二次门采取焊接方式,保证焊接质量,避免同样情况出现,影响机组启动。

61、偏心测点不准确。

原因分析:因汽轮机无大轴弯曲测量点,要求偏心测点应确保正确,但该电厂的安装质量存在问题。

预防措施:加强TSI探头元件的安装质量监督,确保测点准确。

62、引风机轴温高跳闸,MFT动作

#3机组负荷182MW,送风、引风、一次风均投自动控制。3B引风机电流波动,电流从120A波动至129A,就地检查3B引风机静叶处有异音,轴温及轴承振动无异常。在倒引风机负荷过程中,3B引风机因轴温高突然跳闸(轴温(3UTE1626B)突升超过85℃),电流最高至313A,3B送风机联跳。后3A引风机轴温高跳闸(轴温85℃),#3炉MFT动作。3B引风机风轮叶片严重变形,其中有一片叶片断掉,设备附件不同程度损坏

原因分析:设备质量原因导致运行中叶片断裂

预防措施:加强设备监造、验收对辅机、水泵的叶片进行严格的金属探伤。加强设备的单体调试。积极摸索轴流式风机、双进双出磨煤机等新设备运行经验吸取兄弟电厂经验,进行必要的改进和调整。

63、发电机运行出风温度高,带满负荷后风温超标,绕组温度过高。

原因分析:厂家来货时风扇标示错误,发电机励端和汽端风扇装反

预防措施:启动前检查风扇转向,测试风向正常

64、发电机倒厂用电后6KV电压偏低,所以调压方法全部用上后仍不达标,停机后调整高厂变分接头时发现高厂变分接头调整错误,应该在Ⅲ档实际调至四档,调至Ⅲ档电压正常

原因分析:高厂变分接头调整错误,应该在III档实际调至四档

预防措施:启动前检查高厂变分接头位置正确

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二、同类型机组试运经验总结

1. 稳压吹管和降压吹管优、缺点,机组采用哪一种方式,取决于机组条件,如燃烧量、给水量、锅炉蓄热能量、机组补水量、靶板检验等影响因素。

稳压吹管每次吹管持续时间长,吹管次数少,工期短;锅炉热负荷高,需要投粉助燃,节省燃油;对锅炉启动系统的水位控制比较容易;热应力小,对厚壁受压部件带来的热应力较小。缺点是锅炉蒸发量大,要求制粉系统的投入,用水量大,且每次吹管的持续时间受除盐水的储备量的限制,同时也需要制粉系统、除灰系统、除渣系统等配合。

降压吹管不受制粉系统的限制,可以在制粉系统不投运的情况下,实现锅炉吹管。锅炉的补给水量小。锅炉吹管间断进行,每次吹扫得持续时间短,因此锅炉补水也是间断进行,补水量相对较小。每次吹管时压力急剧变化产生的动力冲击有利于吹扫效果,温度的变化有利于管内壁的氧化皮剥落。燃油的消耗量大,每次吹得时间短,吹扫的总次数多,工期较长。

降压吹管是一种非常恶劣的运行工况,每次吹扫的过程中,压力和温度变化率和变化幅度大给锅炉的受热面带来较大的热应力和交变压力,尤其是对壁厚的管道、集箱等疲劳寿命的损害更为突出。

2. 锅炉启动疏水扩容器设计为卧式,且设计容量偏小,设计压力为1.4MPa,工作压力0.7MPa,设计温度为400℃,工作温度为350℃,有效容积60 m3。分离效果不好,有部分水被扩容出的蒸汽带走排入大气中,造成工质损失。卧式扩容器不可取,扩容能力差,且排汽带水严重。

3. 开式水和闭式水水源及用户均在汽机侧,锅炉侧冷却用户用工业水冷却。工业水有专用的公用工业水池,三台工业水泵(出力为350立方米/小时),两台机运行时两泵运行,供机炉房杂用水、空压机和炉房设备冷却用水。使用过程中出现用户抢水现象,分析用水量超出泵出力,已进行系统改造。与我厂系统虽有所不同,此点也需注意。

4. 机组转入干态运行以后,暖管管路投用后分离器水位无法控制,该管路可能设计偏大,采取各种办法均无效,因此暖管管路一直未投用(暖管管路仅有一个电动门)。至今锅炉正常运行中仍未投用。我厂应注意此点,分离器溢流暖管管路必须要投。

5. #1号机组满负荷时,1A、1B 引风机静叶开度维持在54%、46%左右,电机电流维持在147 A、167A 左右;1A、1B 送风机动叶开度维持在24%、16%左右,电机电流维持在39 A、41 A 左右;1A、1B 一次风机入口调节挡板开度维持在63%、68%左右,电机电流维持在93 A、96 A 左右;从参数上看,送风机动叶开度很小,电流也很小,似乎偏离设计值很多。送风机为成都电力机械厂生产,型号为AP1-19/11,从技术数据来看,送风机轴功率1003KW,送风机TB(test block 最大出力)点体积流量155.365 m3/s,送风机选型大,我公司应注意该问题。

6. #1机组第一次转干态负荷:105MW,第一次全投煤运行负荷:200MW,后经调整,在170MW即可停等离子。由于锅炉烧挥发份很高的印尼煤,运行中最低稳燃负荷可达150MW,与我厂煤质相比,我厂最低稳燃负荷无可比性。

7. 我厂原煤仓采用两台炉之间侧煤仓布置方式,从兄弟厂运行经验来看,侧煤仓布置带来一些安

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全上的隐患:

侧煤仓布置对断煤有直接影响。出现的最频繁、最常见的异常就是磨煤机断煤。从设备布置上观察,由于原煤仓下口要找给煤机进煤口,故下煤坡度较大,且原煤仓天方地圆上下中心不一致,即使煤种水分不大,也容易造成蓬煤断煤。如图所示

因此我厂在原煤仓布置上应采取防止断煤的措施,建议原煤仓采用正中心、双曲线下煤口下煤,下煤口处用不锈钢材料制造,从设备上减少断煤发生。

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。目前某厂所有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。我厂应吸取此教训,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。

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。希望能在磨煤机上做一些工作,改善煤粉浓度不均的状况。

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。

8、磨煤机正常维持在最大经济出力40t/h运行,由于燃用煤种的不同,磨煤机出口风速及出口温度控制不同,一般情况下,上印尼煤的磨煤机出口风速控在26m/s以上(有时30m/s以上),出口温度控在70度以下,分离器转速控在28~35HZ,一次风压随负荷增加而控在8~10KPA。上挥发份较低煤种的磨煤机出口温度控在85~90度。

9、二次风挡板投自动控制时,跟踪对应磨煤机的给煤量,随着磨煤机给煤量的增加,二次风挡板自动开大。一般磨煤机运行时,煤量在0—40t/h范围内,对应二次风挡板开度控制在20—80%,呈线性关系(D层二次风由于布置时静压头最低,一般在燃烧印尼煤时,为避免燃烧器喷口结焦,应人为加20%左右的正偏置,即控制在40—100%)。停运磨煤机对应的二次风挡板开度控制在20%左右。由于全年大量燃用印尼煤,将两台机组的内二次风的三角形进风口沿周向扩大一倍,增大二次风可调量,同时将燃烧器喷口外扩口倾斜角度由45度调为30度,以减小外二次风旋流强度,减轻喷燃器周围挂焦状况。

10、燃尽风挡板投自动时,自动跟踪机组负荷,可人为设定偏置来改变燃尽风挡板开度。机组负荷在160MW—350MW之间,燃尽风挡板开度控制在0—70%,呈线性关系。如果飞灰含碳量偏高,可在负荷大于330MW时,人为增加偏置,将燃尽风挡板开度控制在100%。

11、中心风门为全开全关型,某厂将中心风门全关位置进行了限位,限位在50%开度,因此,对于中心风门的控制,原则上根据煤种的不同进行不同控制,一般对于燃烧印尼煤的磨煤机对应层的中心风门处于开启位置;对于燃烧贫煤的磨煤机,一般负荷大于280MW时,对应的中心风门处于开启位置,负荷小于280MW时,对应的中心风门处于关闭位置。

12、给水加氧的运行方式各厂均未采用。

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13、运行中高加解列:做高加解列试验,试验前后负荷330MW升至352MW,主汽压力20.2MPA上升至24.1MPA,给水温度280度↘185度,总燃料量154吨↗167吨,给水流量由1000 t/h降至902 t/h,主蒸汽流量1066t/h降至975 t/h,过热减温水流量15 t/h升至42t/h,再热减温水流量3 t/h升至22t/h。从以上数据看,高加解列后,由于给水温度下降较多,中间点温度也要相应下降,为维持中间点温度不变,则要相应的减小水煤比(或说增加煤水比,即增加燃料量或减小给水量),本次试验水煤比由6.82降至5.58,燃料量的增加使得烟气热量增加,而在给水量不变的情况下,产生的蒸汽量又要多吸收烟气热量,故减温水量大大增加。因此负荷满高加解列时的操作一定要注意控制水煤比,给水量的减小幅度要大于燃料量的减小幅度,若负荷低时高加切除则只需调节一个量即只增加燃料量或只减少给水量,主要原则是控制中间点温度不变。

14、停炉后,锅炉不再上水。锅炉如无快速冷却要求,直流锅炉无需再上水。

15、锅炉点火至冲转前,锅炉控制参数非常稳定,速率控制非常适当,烟温、汽温按规定稳步上升。冲转前炉膛出口烟温未超过580度。这点非常重要,点火初期应严格控制升压速度,以控制升温速度(压力低时,饱和温度变化很剧烈)。

控制金属壁温方面,由于控制得当,并列前,各处金属壁温并未超值。带负荷后,壁温出现过报警。(原因是加燃料过快)。

控制汽温方面:从点火至带负荷30MW,过热及再热减温水均未投,冲转时汽温380度左右,但冲转后汽温逐渐上升480度,并列后已到510度。对于冷态启动来说,汽温控制偏高。应适当控制汽温(可以适当投用减温水,但要注意减温器后蒸汽过热度)

由于启动前安排上印尼煤,燃料挥发份很高(40以上),本次点火用等离子,实现了无油点火。仅在点火初期及启第二台磨时,短时投油过渡。

机组启动期间,除氧器未投加热。点火前,给水温度仅16度。原因是除氧器投加热时振动太大。从我公司看,给水温度对金属壁温影响较大,因此无论在安全还是经济角度,启动前除氧器加热一定要投入,水温越高越好。可以投入底部加热。

16、热控自动方面

1)、机组启动过程中:给水启调阀自动、储水箱溢流阀水位自动不需要人为干预。值得肯定。但整个启动过程中,炉侧吸风自动投入变频器自动,调整稳定性不好,负压波动较大。送风自动、磨煤机冷热风自动、二次风挡板自动、减温水自动等均未投入,机侧加热器水位自动均未投,多数自动在负荷160MW以后投入。总体看来,该厂自动投入情况不好,在我厂调试中应注意此点,启动过程中自动必须过关。

2)、因磨煤机风量指示不准,磨煤机热风自动无法投入。

3)、正常运行中,带高负荷时,五台磨全部投自动,接近最低稳燃负荷时,将下层AE磨煤量多带点,上层少带,解列下层自动。

4)、关于协调投入及运行情况,#2机组协调好于#1机组,目前运行中加负荷幅度一般超过4-5MW(运行部规定不超过5MW),主要原因是变负荷率大时,给水及风量自动难以跟上,扰动非常大,中间点温度及汽温变化剧烈。

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5)、热控策略中无BTU燃料量校正信号(无煤质校正系数),DCS中无操作画面及参数,但SAMA图中有,煤水比只能靠中间点温度调节给水量来校正。原因是该厂热工认为投入煤质校正模块会引起协调的调节品质的下降,故取消。从其他厂的运行经验来看,煤质校正系数对运行调节帮助很大,特别是煤质偏差大时,校正中间点温度有调节煤量和调节水量两种手段,我厂应注意必须有此模块,才能使自动或手动调节更加稳定。

6)、RB处理策略:

送引风RB发生时,在磨煤机运行台数≥4前提下,按C-D间隔3秒顺序跳闸,保留3台磨运行。RB发生时,按E或D顺序启动运行磨煤机对应的油层燃烧器,逐一油枪投入,仅投一层。

一次风机RB发生时,在磨煤机运行台数≥3前提下,按C-D.B间隔3秒顺序跳闸,D和B同时跳闸(B磨跳闸的前提是A磨煤机运行)。D磨煤机跳闸时要判断E磨煤机在运行位时才执行,前后墙各保留一台磨煤机运行,共两台。RB发生时,按E磨煤机运行时投入E层油枪,在跳闸B磨煤机瞬间同时启动B层油枪。

空预器RB发生时,联锁关闭进出口烟气挡板,如果送风联络挡板关闭,则联跳同侧的送引风机,其RB工况等同送引风RB工况。如果送风联络挡板全开,则保持两侧风机运行,仅跳闸多于3台运行的磨煤机,逻辑同送引风机RB。RB发生时,按E或D顺序启动运行磨煤机对应的油层燃烧器,逐一油枪投入,仅投一层。

在A磨运行时,自动启动磨煤机A层等离子;

RB动作后的给煤量设定:50%RB动作后给煤机目标值的设定为单台对应煤量21.33t/h,三台共70.0t/h,投4支油枪约合9.6t/h煤,加起来约79.6t/h,(约200MW)。

一次风机RB动作后,保留两台磨煤机运行,A或B(如果A磨未运行的话)和E或D(如果E磨煤机未运行的话),正常运行时A、E磨煤机的给煤量应大于30吨,以保证较大燃烧强度。

RB目标值为175MW,不管机组在任何方式下,只要运行人员投入RB联锁,机组负荷大于175MW且发生空预器、引风机、送风机、一次风机、汽泵跳闸均发RB。

RB发生时自动将汽机主控切为自动,调节主汽压力,自动改为滑压方式。

20xx年3月11日17:38,#2机组发生B一次风机跳闸事件(变频器故障),锅炉RB动作正常,动作过程中电泵联启(给水流量低联启)。

7)、关于烟气挡板的调节,烟气挡板操作只能手动操作,无自动操作画面,只在减温水上投自动。正常运行中,再热减温水很少投入,一般用烟气挡板控制再热汽温,紧急情况下采用减温水调节。

17、 某厂两台机组调试期间均实现无油点火,主要归功于煤种挥发份很高。即使冷态启动也可以用等离子直接点煤粉,第二台磨启动时也可以不投油启动。该厂20xx年全年燃油105.681吨。

18、 20xx年某厂全年发电量为33.82亿KWH,#1机组供电煤耗324.15g/kwh,厂用电率5.279%,飞灰含碳量2.65%,排烟温度140.048度,主汽压16.97MPA,主汽温度566.79度,真空93.3KPA,高加投入率100%,补给水率0.82%;#2机组供电煤耗324.5g/kwh,厂用电率5.11%,飞灰可燃物

1.755%,排烟温度138.35度,主汽压17.03MPA,主汽温度566.715度,真空93.31KPA,高加投入

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率100%,补给水率0.89%。

从指标上看,排烟温度超出设计值较多,该厂于20xx年3月份进行了燃烧调整试验,效果仍不好,主要原因是设计问题,偏离设计值太多。飞灰含碳量较低,除与煤质有关外,与其飞灰在线测量装置布置在空预器出口有关。

19、某厂一次风机为离心式,电机转速可变频调节,正常时变频器投自动调节一次风压。吸风机为静叶可调轴流风机,电机转速可变频调节,正常时变频器投自动调节炉膛负压。但变频器运行很不稳定,故障频繁,多次发生因变频器故障导致一次风机出力至零并跳闸的异常。吸风机为静叶可调轴流式,采用了电机变频调节转速,对我厂动叶可调轴流吸风机来说,变频调速意义不大。我厂仅一次风机是变频调节,建议选用质量较好的变频器厂家。

20、某厂为单台汽动给水泵和单台电动给水泵,该厂本次停机采用汽泵停机,节省厂用电。我厂为一台汽泵,只能采用汽泵启停机。

21、某厂集控运行共11人,两台机组设一值长、两正值、4-5个副值、3-4个巡检员,共11人,人员比较精简,只负责机炉电集控运行操作。发生断煤时,由该厂专设的砸煤队进行砸煤,日常石子煤排放也有砸煤人员负责,砸煤人员同运行人员一样进行三班倒,每班3个人。其他电厂也同样设置砸煤人员,以处理频繁断煤。我厂新机组人员同样精简的很少,无多余力量再去砸煤,建议设专用砸煤人员。

22、 某厂锅炉人行爬梯扶梯设置不合理,例如14米处看火孔无水平平台,有的看火孔甚至没有平台,对运行人员巡检带来非常不便。有些平台如烟温探针平台甚至未固定好,人走上去摇晃不稳,存在很大安全隐患。希望我厂在锅炉安装时不会出现这类状况。

23、 各电厂均在集控室内悬挂“机组启动曲线”“350MW超临界机组耗差”“机组启动框图”“集控巡检路线”“全场地下管网”等大幅标识牌,非常醒目,也能及时提醒运行人员。建议我厂也这样做。

三、同类型电厂机组试运、启动过程中出现的问题案例

(一)华能某厂350MW机组

1、某厂正常运行时,在煤质不很差的情况下AGC方式可正常投入,但负荷变化率只能选取3MW/Min,过快则容易跟踪不上造成过调。DCS与我厂新机相同采用的是北京和利时产品,在自动调节性方面有一致性,但我厂煤质为低挥发分的贫煤,相对于褐煤来讲,虽发热量高,但在燃料量改变后响应时间长,不一定能满足4MW/Min的负荷变化率。应在调试期做好AGC试验,保持良好的调节品质,保证在燃用煤质较差的情况下能满足要求的负荷变化率。

2、某厂MFT条件中给水流量低低(小于25%B-MCR,即275t/h)(3取2),延时15SMFT动作,另一家电厂为低于225t/h延时2S,低于260t/h延时20SMFT动作,做的最小流量实验可能还要低。鉴于我厂并无电泵,如给水系统出现问题,汽泵响应时间明显要低于电泵,在调试时与厂家做好沟通,确定一个最合适的最小流量及延时时间,在保证受热面安全的情况下尽可能的减少因给水流量跳机次数,对我们以后在事故处理及操作上有很大的帮助。

3、某厂磨煤机为HP863型中速磨煤机,与我厂磨煤机型式不同,但同为中速磨煤机,一些出现的问

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题可以引以为鉴:

1)、排石子煤为敞开式,造成排石子煤时扬尘很大。

2)、磨煤机粉管漏粉后地面积粉得不到清理,由于到处都有积粉,不利漏粉的发现及查找漏点,且煤挥发分较高,在热源附近积粉容易自燃。

3)、磨煤机消防蒸汽电动门不严漏汽,运行过程中会导致蒸汽进入磨煤机,使磨煤机内水分增大,影响制粉系统干燥出力。

4、某厂原煤斗属于瘦长型,在离给煤机约3M处原煤斗直径就与给煤机入口处直径相同,且不设空气炮,仅设疏通机,采用此种布置在煤较湿的情况下容易断煤,且不易敲打疏通。与运行人员交流疏通机效果并不大。且多次出现断煤情况,主要靠人工敲打敲煤。运行中曾出现过四台磨同时断煤现象,因敲煤人手不足导致运行人员投入油枪稳燃,消耗燃油。我公司应增设空气炮,保证煤下料正常。

5、运行参数方面:

1)、正常运行中主、再热汽温较稳定,中间点过热度控制在25℃-30℃之间,过、再热减温水投自动。

2)、烟气挡板一般开度较小,再热器事故减温水投自动,正常运行时有10多吨减温水,造成煤耗增加,机组效率下降,我厂应尽量减少减温水的使用。

3)、运行中氧量控制较高,最高时有7.5%,造成总风量偏高,250MW时总风量就与某厂350MW风量相当,大约在1100t/h。

4)、排烟温度一般在150-160℃范围内,对煤耗影响较大。(原因主要有:设计排烟温度高,修正后350MW为147℃;燃用煤种偏离设计煤种,实际燃料量远远高于设计燃料量;预热器漏风量大;受热面及预热器处积灰;捞渣机及除渣门处漏风量大使火焰中心提高;氧量控制偏大,一、二次风量偏高;

5)、因煤发热量低,带负荷所需要的煤量高,负荷较高时一般磨煤机运行台数在6台,且一次风压控制较高,一次风机出口一次风压12.5KPA左右,磨煤机入口一次风压10KPA左右,一次风机入口挡板开度在70%以上,电流经常在在190A左右,接近额定电流,因此投变频时节能效果不明显,现#1机组一次风机变频在退出状态。

6)、某厂锅炉为封闭结构,运行中炉膛负压控制偏正,长期在正压下运行,炉膛冒灰严重,各楼梯平台、栏杆等处积灰尘,且磨煤机漏粉至地面,无人打扫,整体环境较差。

6、脱销方面:设备已安装完成,但未投入运行。

7、四管泄漏方面:正常螺旋水冷壁壁温在360℃以下,垂直水冷壁壁温在420℃以下,末过末再壁温在580℃以下,屏过壁温在565℃以下,均在报警值以下。试运至今运行2个月未发生四管泄漏现象。水冷壁、屏过在各工况下未发生超温现象。

8、某厂排渣方式与我厂相同,均为干式排渣。但在碎渣机与渣仓间有斗提机,我厂无此设备,因使用褐煤,煤中灰分含量过高,灰渣量大,设备长期在高负荷下运行,造成斗提机经常发生故障,导致只能将灰渣排向地面。挤压头在运行中依次进行开关来进行大渣破碎,挤压头液压系统至今未出

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现问题。控制室内每台机各有两个摄像头来监视排渣机工作情况。运行中除斗提机经常发生故障外,渣仓、液压关断门、钢带机、碎渣机运行至今可靠性较高,运行时对锅炉燃烧的影响并不明显(其原因也与燃用煤种有关)。但是钢带机的密封是个比较麻烦的问题,该厂钢带机头部的吸风调节门从调试至今从来没有开启过,钢带机密封壳体的漏风已经将灰渣冷却至60度以下了,因此冷却风量的多少没有相应的参考。钢带机托辊运行中存在很多不转的现象,原因不外乎托辊漏油缺少润滑剂和灰渣进入转动部分致使卡住,我厂应采取一定的措施来避免此类问题,以免造成电机过负荷。我厂燃用煤质与该厂没有可比性,煤质变差时灰渣量很可能造成除渣系统的出力不能满足要求。

9、干式排渣系统运行出现的问题及提出的整改建议:

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。建议: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。原因: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)。建议: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。建议: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。

10、因煤质偏离设计煤种较大,故在协调画面中有煤质校正系数,最低校正系数为0.7,(手动自动问题?)实际燃料量与煤质校正系数相乘后为经过热值校正后的燃料量。水煤比一般在5-7之间,因煤质不同数值较之前几厂较低。

11、热控自动方面,某厂#1机组运行中各自动调整效果较差,由于工期较紧在试运期间就没有调试好,我厂在试运期间应严格把关,以保证良好的调节品质。

12、风机自调试至今未发生喘振现象,只发生一次送风机抢风,风机振动,喘振保护解除。

13、投除氧器加热时要注意以下问题:

1)、投加热时,除氧器水位要保持在较低水位;

2)、主要使用再沸腾来进行加热,这样做的好处是再沸腾管在除氧水箱的最底部,加热效果好。

3)、辅助蒸汽至除氧器汽源管道充分疏水。

14、供热站的自动控制策略:在供热首站的自动控制上,现在比较成熟的控制策略应该是:供热调阀控制供热母管压力;换热站进汽调阀控制热网循环水出水温度;热网循环泵投热网循环水出水压力自动;热网补水泵投热网回水压力自动;热网除氧器投压力自动和补水阀水位自动。

15、供热疏水回水方式。某厂供热站疏水设计温度90℃,回水应回至除氧器,但现在疏水温度仅有60℃,故其回水至凝汽器。但这样一来就加大了冷源损失,另一方面也增加了凝结水泵功耗。按设

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计,在供热期,应该运行3台50%容量的凝结水泵中的一台即可满足机组需要,现在却要运行2台才可以维持热井水位。

16、真空系统。某厂现在真空系统存在较大的问题:一个是真空严密性试验不合格;另一个是轴封减温水无法投入。这两个问题均是由于赶工期而引起的:灌水试验不彻底、轴封系统未调试。

17、投产消缺。某厂在#1机组投运时还存在几百条的缺陷未处理,有些甚至是必须停机处理的,但由于调试完成就必须投供热而未进行168试运后的停机消缺,而这些缺陷也导致了其投运后不足3个月非计停3次,我厂应吸取其教训。

18、350MW机组板式换热器周围地面做好防水阻水设施,以防止出现泄漏影响其他设备安全的事件发生。

(二)华电某厂600MW机组

1、煤质差电除尘料位高报警干灰管经常磨穿

煤质较差、机组负荷较高时,一电场四个灰斗灰位长期高料位报警发出,二、三、四电场灰斗时常出现高料位报警。干输灰管弯头经常磨穿,常停运相应电场的输灰进行补漏。一、二电场下灰不均匀,时常出现输灰管堵,需停运输灰进行吹堵,输灰管弯头设计时没考虑其防磨性能。

采取的措施:煤质变化大,实际燃用煤种中灰分含量超设计煤种较多。干输灰系统的设计裕量满足不了实际煤质的变化。在一电场处增设了水力除灰,干除灰和水力除灰可同时运行。干输灰管弯头全部更换为防磨弯管,在一、二电场增设了流化气。

2、主汽压力自动位时,高旁减压阀经常开启,造成再热冷段管道吊架受损。

机组负荷300MW,主汽压力设定值为16.6MPa,机组处于炉跟机方式运行。机组运行过程中,当煤质忽然变好时,主汽压力上升,当主汽压力达17.6MPa时,造成高旁前压力高,高旁保护动作,高旁减压阀快开,高旁减温水开启,大量蒸汽进入再热冷段管道,低再联箱入口安全门动作,再热冷段管道剧烈振动,造成再热冷段管道吊架及其相关管道吊架受损。由于高旁疏水布置不合理,当高旁快开时,大量的高温高压蒸汽瞬间进入高旁引起管道振动。

措施:取消高旁阀前压力高快开保护功能,运行人员根据主汽压力手动调节高旁开度,维持锅炉压力;保持高旁阀进出口管道暖管手动门在常开位置;检查并恢复受损的再热冷段管道及其相关管道支吊架;高旁阀在正常运行中投入自动( ?)。

3、机组运行中给水流量大于蒸汽流量

机组运行过程中,给水流量大于蒸汽流量,低过区域有异音。检查该区域有一吹灰器L14没退出。该吹灰器进、退不正常,吹灰后没正常退出。

采取的措施:检查所有吹灰器的进、退是否正常,加强吹灰过程中吹灰器的检查。

4、励磁A、B通道故障发生,机组解列

机组正常运行过程中,励磁A、B通道故障信号发生,同步变在运行过程中由于设备质量原因

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发热烧坏,而引起机组励磁双通道故障,机组跳闸。

采取的措施:将最初设计的一个二次侧为双绕组的同步变压器更改为两个相互独立的二次侧为单绕组的同步变压器。

5、机组励磁系统故障,励磁变反时限过流保护动作

同步变压器线圈耐压水平不够,发生非金属性短路,导致整流柜可控硅触发脉冲丢失;继而使三个整流柜流过的电流不均衡,先后出现可控硅快速熔断器熔断,转子产生高压使该快熔断器炸裂并拉弧,弧光在柜内引发其它设备及电缆燃烧进而造成可控硅散热片内侧发生三相短路,同时励磁变过流保护动作,机组跳闸。

采取的措施:更换励磁系统控制柜(包括灭磁柜、调节柜、整流柜),同时还更换了同步变压器的生产厂家,并要求新投运同步变压器的对地及匝间绝缘耐压水平在4500V以上,保证励磁系统安全稳定运行。

6、汽轮机低压转子在厂内进行超速动平衡试验时,轴承巴氏合金熔化

汽轮机低压转子在厂内进行超速动平衡试验时,试验装置的万向节发生断裂,导致轴承油管路法兰断开,转子惰走,轴承巴氏合金熔化,轴颈处温度升高,轴颈拉毛。

措施:更换合格的叶片;对轴颈进行修整处理,前后轴颈尺寸应保证一致,所有轴承内径尺寸应保证与之相匹配(包括备件轴承);联轴器端面损伤部位进行钳工人工修磨处理;对汽封挡端面损伤部位进行车削处理;低压转子全部修复完毕后,重新进行高速动平衡试验及超速试验现场见证。

8、左侧中压主汽阀大量渗油

机组按曲线正常启动冲转至1000rpm,DEH系统左侧中压主汽阀油动机处向外大量渗油,机组打闸停机。

措施: 伺服阀进油孔与油动机出油孔孔径不匹配,工艺孔位置错位,同心度不够,造成伺服阀配套“O”型密封圈没有完全被压住,密封圈长期过压,最后导致被冲出并断裂,EH油大量渗出。更换与油动机出油孔和伺服阀进油孔相匹配的过渡板,并配齐相应“O”型密封圈和长螺栓。在油动机出油孔处镶嵌与伺服阀进油孔孔径相匹配的圆环,钳工配平,保证密封圈完全被压住。

9、锅炉在300MW满负荷工况运行,炉膛负压摆动越限,MFT动作锅炉灭火。

措施:确保锅炉燃用煤质符合设计要求;保持煤粉细度在标准范围内,防止过粗;控制一次风速不宜过大;保持炉膛热负荷均匀,避免局部结焦;加强燃烧调整和炉膛吹灰。

10、炉立式排渣泵出力不能满足机组负荷需要,不能及时把渣排走,且吸入口易堵。

排渣系统设计不合理,未考虑到市场煤质的变化。由于煤质偏差较大(灰份偏高),灰量和渣量增加较多,使得灰斗下灰不畅;立式排渣泵运行效果不好;除灰水池没有设计搅拌机。

措施:在除灰水池加装一台搅拌机,解决了排渣泵入口易堵的问题,同时也改善了排渣泵运行不稳定的现状; 另外,在34#机组安装时取消了立式排渣泵,直接将灰渣冲入灰浆泵房。

16、机组#3整流柜脉冲变压器故障损坏,同时烧损整流柜灭磁柜的输入模块。

措施:整流柜脉冲隔离变绝缘水平不够,致使原边绝缘击穿,强电通过脉冲隔离变副边串入弱电回

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路将整流柜及灭磁柜的输入模块烧损。更换脉冲隔离变,并提高其绝缘耐压水平;东电厂采取措施防止交流电源对励磁系统直流电源系统产生干扰。

17、机组5x方向轴振突变,>254um,5y方向轴振正常,汽轮机跳闸。

措施:外界信号干扰,导致轴振信号误发。修改轴振保护逻辑,将TSI内部输出信号延时由3S改至6S,完善接线,紧固所有接线端子。

18、炉渣斗捞渣机刮板、链条及驱动齿轮断裂,失去炉底排渣水封,汽温上升,减负荷处理

措施:捞渣机刮板销子经常与底板摩擦将开口销磨坏,圆柱销脱落,单侧刮板与环链脱开,受力不均,造成链条跑偏,在6米灰斗处往下翻转时将挂板挂住,造成刮板断裂、驱动齿轮与轮毂部分断裂、链条的接口环断裂。对断裂的刮板、链条以及驱动齿轮进行了处理

19、工业水压力低,空压机跳闸,紧急手动MFT

工业水压力低,空压机跳闸,给水量下降,锅炉水位下降至-302,紧急手动MFT,汽轮机、发电机跳闸。

措施:运行人员对系统了解不清,操作错误,导致工业水中断,引起空压机跳闸。加强对运行人员的教育,并制定了工业水系统倒换技术措施。

20、因电泵暖泵门刺汽严重,逐渐减负荷停机

措施:阀门质量差,而且暖泵系统存在设计上的不合理,对阀门进行检修,重新加盘根,检修中对暖泵系统进行了改造

21、汽包水位-300,锅炉MFT动作

机组启动后带满负荷,电泵跳闸,汽包水位-300,锅炉MFT动作,汽机跳闸,发电机解列。

措施:电泵过流保护整定值偏低。重新核定并修改电泵过流保护定值。

22、#2高调导气管疏水管焊口刺汽,减负荷过程中锅炉MFT

因#2高调导气管疏水管焊口刺汽,减负荷过程中锅炉MFT,汽轮机跳闸,发电机解列。随后开机并网后,#4高调导气管疏水管刺汽,再次解列。

措施:高调门导汽管疏水焊口质量差,对疏水焊口进行了补焊。

23、#1机A主汽门突然关闭,负荷最低减至164MW,处理正常负荷加至330MW。

措施:DEH实际配线与图纸不符,且有两根线短接,造成手动至自动切换接点释放不开。主汽门伺服阀指令线的接线端子上并接了3根指令线,且接线松动,使伺服阀指令失去,导致#1机组#1主汽门关闭。检查热工接线后,对松动的接线进行了处理,加指令主汽门由于前后压差大不能开启,后关闭调节汽门,降低主汽门前后压差,主汽门开启。

24 切换制粉时,汽包水位无法控制,锅炉MFT

启D磨停E磨过程中,E磨跳闸,一分钟后C磨由于密封风与一次风差压低跳闸,减负荷最低至170MW,汽包水位无法控制,锅炉MFT

措施:E磨给煤机入口被一件工作服堵塞,导致给煤机因皮带无煤跳闸,以及运行人员调整不当。检查E磨组,清理堵塞物,重新启动机组。

25、#凝汽器泄漏,申请停机。

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#1机组凝汽器发生泄漏,由于循环水进出口门不严,系统无法切断,申请停机消缺。

措施:轴封溢流管进入凝汽器后蒸汽出口位置设计不合理,致使蒸汽直接吹到铜管表面,造成凝汽器B侧有三根铜管泄漏。将发生泄漏的铜管进行了封堵。并在机组检修中将轴封溢流管进入凝汽器后蒸汽出口位置进行了下移。

26、高导疏水管刺汽,停机处理。

#1机6.5m高压缸下部有刺汽,减负荷后检查发现高导疏水管发生泄漏。停机处理。

措施:高导疏水管焊接质量差,对疏水焊口进行了补焊。

27、#1炉MFT动作,首出“炉膛火焰丧失跳闸”,#1机组跳闸。

措施:煤质差,燃烧不稳定,运行人员采取措施不及时,未及时投油助燃。机组重新启动。

28、#1炉刮板捞渣机故障,向中调申请减负荷至240MW检修。

措施:链条质量存在一定的质量问题,捞渣机控制、保护系统存在设计不合理之处。对刮板捞渣机断裂链条进行了处理。

29、#炉管泄漏,申请停机。

#1机凝汽器补水量大,#1炉给水流量增大20t/h,吸风机电流增大(5A),检查锅炉炉膛固定端上层燃烧器处有刺汽声音,现场检查确认为炉管泄漏,申请168小时消缺。

措施:锅炉厂家水冷壁焊口质量差,水冷壁发生泄漏,对高温过热器造成冲刷,导致高温过热器爆管。对水冷壁以及高温过热器泄漏管段进行了更换。

30、#2炉在吹管点火初期发现B侧空预器冒烟着火,立即停止锅炉运行。

措施:(1)在冷态点火初期燃油着火不良,未燃烧掉的油物粘附在传热片上,长时间加热造成自燃;

(2)空预器吹灰器工作不正常。关闭烟气进口挡板及热风出口挡板;

(3)投入蒸汽灭火;

(4)更换烧损传热元件。

31、发电机转子交流阻抗在1800—3000转/分时检测不到。

措施:发电机转子母排与励磁机母排连接螺栓过长,母排接触不良,造成励磁回路开路。对发电机转子母排与历次继母排连接螺栓重新加工尺寸,连接牢固。

32、汽轮机转速在3000-3030rpm波动,OPC电磁阀频繁动作。

措施:阀限设置不合理,调整OPC电磁阀阀限;修改阀门线性参数。

33、高压密封备用油泵出口油压低,不能正常工作。

措施:油泵解体后将锁紧螺母改用反丝连接拧紧,高压密封备用油泵主动轮锁紧螺母松动,造成与从动轮松开,油泵不上油。

34、机组负荷330万,A汽泵检修,B汽泵推力轴承温度高跳泵,在降负荷过程中火检信号丧失,MFT动作停机。

措施:汽泵轴承温度高保护只投报警不投跳闸,检查火检信号丧失原因,调整火检探头灵敏度,加强运行培训,提高处理异常能力。经检查系B汽泵推力轴承温度高信号误报,造成汽泵跳闸。

35、池州#2机在开机挂闸时隔膜阀上部油压低,无法建立安全油压,ETS装置不能正常投入。

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措施:制造工艺不良,焊接质量差,在安装时没有进行全面检查,造成油管道承压后焊口开焊断裂、泄露,安全油压低。、停机后主油箱放油检查发现高压密封备用油泵出口逆止阀法兰焊口多处断裂,重新对法兰焊口进行焊接。

36、汽轮机#3、4轴振大,最大15丝,超过合格值。

措施:轴承安装间隙原安装说明书有误,在安装时是按照厂家说明书要求进行安装的,间隙保留过大;2、#3、4轴瓦轴颈磨损较严重,轴承过桥工艺孔中铁銷杂物未清理干净所致。调整轴承间隙,转子加平衡块进行动平衡处理。

37、汽轮机直流油泵电机超电流,出口油压低。

措施:原配套电机质量差,更换该油泵电机。

38、在带负荷切换主给水管路时主给水电动门打不开。

措施:电动门杆弯曲,阀芯内套螺纹滑丝所致,解体检查,更换阀芯。

39、发电机内冷水管渗漏。

措施:管道焊接质量差,厂家处理,消除漏点。

40、机组启动前测量发电机绝缘不合格。

措施:经化验积水为风冷水,经反复检查积水来自漏氢检测装置,原因为漏氢检测装置巡检电磁阀内漏,将内冷水水箱测点管内的水漏入发电机出线盒。清除发电机出线盒内积水;将漏氢检测取样管隔离。

41、汽轮机润滑油主油泵在运行中出口油压低,停机检查处理。

措施:#2注油器出口可调逆止阀芯卡涩。该油系统设计有两只注油器,#1注油器供主油泵入口用油,#2注油器供各轴承润滑、危急遮断装置以及密封油系统备用油。由于#2注油器可调逆止阀安装位置原因,拆装困难;在拆卸过程中,需进行撬、锤击等工作,造成逆止阀芯卡涩。

42、锅炉墙式再热汽管在运行中发生爆管,造成停机处理。

措施:为保护墙式再热器机组起动期间,应控制炉膛出口烟气温度<540℃,在运行中,应注意燃烧器喷嘴倾角的变化,防止因火焰中心上移导致墙再和其它屏式受热面因热负荷过高而超温,由于爆管处位于前墙中部,应关注满负荷时燃烧切圆是否偏大,再热器母材存在内伤,在运行时管材超温、使该处有效剩余壁厚不足以支撑内部介质工作压力的情况下,引起爆破。

43、某厂#4机在带负荷过程中四号轴振逐步增大至跳机值,保护动作跳机

措施:造成轴振增大的原因是在机组在负荷过程中由于连通管冷拉值不足造成汽缸膨胀受阻,高压缸台板抬起,引起轴振增大。停机后对#4瓦解瓦检查,瓦面、间隙进行必要的调整,调整中低压连通管冷拉值长度,取上限值,调整低压缸后轴封间隙。

44、小机测速装置缺陷,小机做机械超速试验时小机跳闸

青岛#3机组20xx年11月6日19:30,#3机组A小机做机械超速试验,当转速升至3312rpm时,小机跳闸,经对引起小机跳闸的所有参数检查分析后,均未发现异常现象,现场检查发现,小机复位手柄动作,经询问现场监视人员,没有人员动复位手柄,为验证误动的可能性,小机第二次从0转速升速,至3312rpm时,小机再次跳闸,排除了人为误动的可能性。

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措施:现场揭小机前端盖检查发现小机的测速齿盘齿数实际为30齿,也就是说新华公司DCS上显示的3312rpm跳闸转速值实际上是6624rpm。

小机测速齿盘在小机本体上,由杭汽厂单独向电厂供货,DCS转速计算控制板由新华公司单独向电厂供货。新华公司与杭汽厂在小机的转速计算控制沟通上出现了严重失误,DCS上转速计算值比实际值小一倍。由新华公司按照小机测速齿盘齿数为30齿进行重新制作转速计算控制板,重新供货对原#3机组给水泵汽轮机转速计算控制板进行更换,现已更换完毕。因小机测速齿盘和DCS转速计算控制板分别由杭汽厂、新华公司单独向电厂供货,二者在小机转速的计算上要加强沟通,杜绝类似事件的发生。对公司内部所有订购杭汽厂小汽轮机的工程建设单位发函以引起注意;同时向新华公司、杭汽厂发函以引起关注。

45、电泵杂质堵塞滤网,电泵跳闸,机组停运。

措施:水质差造成电泵入口滤网堵塞。改善水质,清理滤网。

46、磨煤机高压油泵系径向柱塞泵,油封频繁泄漏失压。

措施:骨架油封设计强度不够,不能满足运行的要求。制造厂阿托斯重新进行了设计,增加了强度。高压油泵油封采用耐油橡胶骨架油封。阿托斯在高压油泵轴封外侧加装加固格兰,以提高轴封耐压强度。

试运期间为不耽误工期,青岛发电公司已先对高压油泵油封进行加固,先运行,带厂家新型油封设计加工完后再更换。

47、磨煤机低压油泵系螺杆泵,试运期间频繁跳闸。

措施:现场检查热偶继电器动作,分析认为过滤器过滤精度高,短期内堵塞,致低压供油系统压降增大,低压泵扬程由此升高,低压泵电机过流,致过载保护动作煤机油站过滤器过滤精度降低,由目前的25μm(500目),降低至74μm(200目),油站过滤器滤网由阿托斯进行更换。

48、电泵前置泵入口滤网差压高造成汽包水位低,手动MFT停炉。

措施:水质差造成电泵入口滤网堵塞。改善水质,清理滤网。

49、发电机氢气系统漏氢量大(24小时泄漏166立方),停机处理。

措施:1、氢气系统漏氢量大,发电机励端东侧氢冷器垫片裂缝消除;

2、发电机密封瓦间隙过大调整。

50、锅炉给水大旁路调节阀前截门泄漏,停机处理

措施:设备制造质量工艺不良。更换给水旁路调节阀前截门。

51、锅炉事故放水一次门泄漏,停机处理。

措施:阀门质量、工艺不良,更换锅炉事故放水一次门。

52、汽泵在停运过程中抱死,无法启动。

措施:1、给水品质较差,易造成转子卡涩。

2、汽泵停止后投盘车。汽泵启动前,前置泵运行时间短,造成上下筒体温差较大。汽泵停止后,不能投盘车。启动汽泵之前,前置泵连续运行须不少于2小时,上下筒体温差不大于15℃。

3、给水泵密封水差压维在120—160KPa范围内。汽泵挂闸后快速开调门至30—40%,使汽泵

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快速启动,升速至1000RPM暖机。拆故障芯包返厂解体检修,发电公司派人跟踪检修过程,进一步分析、确定异常原因,更换汽泵芯包。

53、#3机组燃油泵油循环过程中机械密封处漏油,电机电流偏大

措施:出力偏大和出厂前泵体内遗留加工杂质较多,返厂处理清除泵壳铸造遗留杂物,拆除两级叶轮后工作正常,更换机械密封。

54、地下卸煤斗螺旋给煤机电机烧坏

措施:电机保护定值参数错误,更换同类型电机,重新设保护定值参数

55、#3机高压缸导汽管压力取样一次门前焊口泄漏一次

措施: 高温高压取样量仪表阀门与管路直接采用插入式焊接,不符合焊接规范要求,将阀门全部更换并采用全熔透式焊接结构.

56、磨煤机小牙轮串轴,检查发现推力侧轴承锁紧装置松动,轴套位移

措施:制造厂家质量问题,更换#4机小牙轮,厂家再补供。

57、#3冷却水塔一直无法建立虹吸

措施:虹吸帽设计偏高、外圈配水喷淋量大、循环水泵出力偏低,中央竖井虹吸罩内定标高由13.55m下降至13.05m。更换新型XPH改进型喷嘴。循环水泵更换大叶轮。

58、#3机组作50%甩负荷试验过程中,发现B侧主汽门操作失灵

措施:阀杆含铬量低,导致阀杆脆,受应力过大而断裂;属设备缺陷解体检查主汽门阀杆断裂,联系厂家确认,返回制造厂进行更换。

(四)华电某厂600MW机组

1、汽轮机冲转,机组振动超过保护值

9月28日13时30左右,潍坊#3机组汽轮机开始冲转,14时49分,在升速至2857转时,机组振动瞬间突增至400μm,超过保护定值,机组跳闸。16时第二次进行冲转,机组在2100转速下由于振动攀升较快,人工打闸。

措施:#5轴承处中间联轴器螺栓档板脱落,联轴器档板要求平整。

联轴器档板应紧靠转子靠背轮处子口,档板轴向应凹进至少0.5mm,径向与子口间隙为0-0.3 mm,更换新垫片,档板中分面间隙0-0.25mm。

安装时注意档板上通孔应与联轴器螺栓螺钉孔同心,以避免安装时螺钉受力,如存在偏心则需要修整。联轴器档板按以上要求复装后,档板中分面进行焊接,将两块档板焊接成一体。同时检查其余联轴器档板要符合以上要求。

2、 炉顶包墙内部泄漏

10月11日,检查发现炉顶大包内有泄漏异常声音,12日18:26,#3炉停1日通风冷却后检查发现,高温再热器左数第30排第一圈出口端集箱下第一个焊口(前数20根)泄漏,材质SA-213T91,规格φ76.2×4.5 ;左数第23排第五圈出口端集箱下第一个焊口(前数16根)泄漏,材质SA-213T91,规格φ50.8×4。

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措施:强力对口导致焊口应力集中,在后续的热处理和试运期间,应力未得到很好的消除,更换开焊管段。

3、制粉系统故障频繁,不能稳定运行

10月17日机组启动后制粉系统故障频繁,不能稳定运行,主要缺陷:(1)一次风关断门开关失灵和漏风严重、控制电缆受热损坏(2)煤仓频繁堵煤、分离器堵塞严重。

措施:一次风关断门选型不当,漏风严重,导致制粉系统电缆损坏严重,执行机构等失灵或误动。煤仓设计存在不足。燃煤中杂物过多,致使磨分离器堵塞严重。 全部检查更换损坏的电缆,重新调整执行器,将热管附近的电缆桥架改变走向。利用停炉机会,更换一次风关断门。下煤口增加煤篦子,燃料分场人员定期清理,防止杂物进入煤仓,堵塞分离器;在给煤机上部增加振打器,加快堵煤处理;利用合适时间,对煤仓进行改造,取消直通下煤管,减少下煤阻力。加强运行巡检,发现异常及时通知检修处理。

4、10月18日发现#3低再位置声音异常,168后检修发现低再部分管道开裂。

措施:原因为厂家低再管道存在设计缺陷。影响工程质量,导致168后检修时间延长5天,将#4炉低再管割下,进行管排更换(4组8排),同时对低再管排连接块进行了部分割除。

5、凝结水泵入口滤网频繁堵塞

措施:凝汽器汽侧比较脏,施工单位对凝汽器汽侧清理不彻底,存在高温毯、保温等杂物,造成凝结水泵滤网频繁堵塞,对#3机凝汽器汽侧、除氧水箱及中压给水系统的滤网进行全面彻底清扫。对凝结水泵入口滤网,运行中进行轮换清扫。

6、某厂600MW机组捞渣机的渣沟、省煤器的箱式冲灰器堵渣、堵灰

措施:喷嘴设计流量过小,将捞渣机头部的喷嘴由Φ10改为Φ16,省煤器的箱式冲灰器的喷嘴由Φ6改为Φ12

7、3000r/min时,主油泵出口润滑油压偏低

整套试运期间:#5机组汽轮机在初次启动达到3000r/min时,主油泵出口润滑油压偏低未达到设计要求。

措施:经过检查发现主油泵出口止回阀方向装反,该止回阀为厂家出厂装复好的,施工单位在安装过程中未进行检查确认造成。停机后在不停润滑油泵和盘车情况下,对该止回阀进行调向恢复。

8、整套试运期间:#5机组汽轮机在转速达到2800r/min停运交流润滑油泵后,润滑油压力偏低,故不能停运交流润滑油泵。

措施:该交流润滑油泵的出口止回阀存在卡涩现象不能正常关闭。为防止交流润滑油泵的出口止回阀无法正常关闭,造成润滑油压力过低,在停止交流油泵之前先启动直流油泵,然后再停止交流油泵,有时需要停止、启动2~3次才能将该止回阀正常关闭。准备在机组停运时对该止回阀进行解体检修。

9、凝汽器水位偏低,使凝结水泵声音异常泵出口管道发生晃动,热工表管拉断泄漏

整套试运期间:#5机组在试运时除氧器主、付调节阀无法正常工作,除氧器水位靠电动旁路阀调节,当机组凝结水流量大幅度变化时不能及时调节,凝汽器水位偏低,使凝结水泵声音异常,泵

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出口管道发生晃动,造成管道上的热工表管拉断泄漏,机组被迫停机处理。

措施:除氧器主、付调节阀的质量和设计存在问题,不能满足运行工况的需要,重新更换另外一种品牌的调节阀,目前运行正常。

10、整套试运期间:#5机组发电机前后轴承振动偏大。

措施:初步分析为发电机转子本身存在不平衡以及运行过程中发电机的热不平衡量,由东汽和东电配合解决,准备在适当机会通过高速动平衡解决处理。

11、整套试运期间:#5机组B汽泵顶部排空阀接头处漏水严重。

措施:该接头结构不合理,为卡套式丝牙连接。带压堵漏临时处理,同时对类似的接头焊死或更换成焊接的阀门。

12、整套试运期间:#5机组#1~#3高加正常、事故疏水调节阀,在运行中不能正常工作。存在气动头串气、阀杆旋转、卡涩、调节性能差等缺陷

措施:调节阀的质量和设计存在问题,不能满足运行工况的需要,对高加正常、事故疏水调节阀,全部重新更换另外一种品牌的调节阀。

13、临冲门吹管时关闭不严漏量较大,吹管蒸汽压力升压缓慢

吹管期间:临冲门在吹管时关闭不严漏量较大,使吹管蒸汽压力升压缓慢,造成吹管一次的时间过长。另外临冲门电动头的传动丝套在吹管过程中损坏,无法正常开关,被迫停止吹管对锅炉泄压,进行解体检查。

措施:阀门的选型存在问题,临冲门的压力等级选的偏低。由于阀门关不严漏量太大,只能在吹管时将蒸汽压力升压时间,由15分钟延长1个小时左右才能达到吹管要求。由于阀门丝套损坏,被迫停止吹管对锅炉泄压后,将阀门解体重新加工丝套更换。

(五)某厂1000MW机组吹管调试

1、吹管一阶段,临冲门垫子哧开,停炉

吹管期间:在吹管一阶段,北侧临冲门垫子哧开,停炉处理。北临冲门卡,造成两阀开启速度不一致,降低吹管系数。关闭不严漏量较大,使吹管蒸汽压力升压缓慢,造成吹管一次的时间过长。另外临冲门电动头的传动丝套在吹管过程中损坏,无法正常开关,被迫停止吹管对锅炉泄压,进行解体检查。

措施:阀门的选型存在问题,临冲门的压力等级选的偏低。由于阀门关不严漏量太大,只能在吹管时将蒸汽压力升压时间,由15分钟延长半小时左右才能达到吹管要求。由于阀门垫子哧开、丝套损坏,进行更换。二阶段适当降低吹管压力。

2、吹管期间:吹管第一阶段结束D4喷燃器下部水冷壁漏。

措施:此处水冷壁因鳍片热应力作用而拉开一小孔,更换小段管子。

3、吹管期间:吹管第一阶段结束时,发现B引风机振动大

措施:制造厂家质量问题,螺栓强度不够,利用停运机会检查更换转子联接螺栓。

4、分部调试期间:A小工业水泵电机轴承温度高,冒烟停运。

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措施:佳木斯电机质量太差,更换新电机。

5、整套试运期间:捞渣机二级刮板提升机堵塞跳闸。

措施:二级刮板提升机速度与捞渣机不匹配,重新调整,疏通调整。

6、整套试运期间:汽轮机高压缸外缸结合面漏汽。

措施:厂家对螺栓紧力计算偏小,停机消缺时对螺栓紧固后正常。

7、168期间:屏过出口联箱上升管漏。

措施:制造或焊接时集箱内遗留有焊渣堵塞管口,168结束后更换该段管子。

某厂一期300MW工程试运调试

1、现场安装人员误关旁路烟气挡板门控制用压缩空气储气罐出口阀门并放空,手动MFT。

#2炉手动MFT:炉膛负压始终指示为+1000pa,#2炉本体多处冒烟冒火,并发出一声巨响,值长果断命令手动MFT。

措施:施工单位现场安装作业人员擅自将#2旁路烟气挡板门控制用压缩空气储气罐出口阀门关闭并放空,造成该旁路挡板门因无气失去制动作用,致使挡板门在烟气紊流扰动下自行关闭;管理不到位是本起事件发生的间接原因。现场各项管理制度不完善,作业未严格执行工作票管理制度,各项安全措施都很不到位。加强各项安全措施、制度的宣传与实施,加强安全教育,吸取教训;严格执行工作票管理制度,坚决杜绝违章操作、违规施工等现象;现场增加各主要设备及阀门警示牌;系统调试必须进行详细的安全技术交底并做好相互见的沟通和配合;1#系统的安装工作与2#系统的调试工作必须进行隔离,以免相互影响。

2、#2电除尘A组坍塌,#1、#2机组相继跳闸。

措施:设计制造、施工安装、工程监理、工程管理方面,存在工作不到位、不闭环. 外委的运行维护单位,在安全生产管理方面,存在工作不到位、不闭环、脱节、失控,开展一次针对电除尘器运行安全的专项检查;对每台电除尘器的结构强度、运行工况、现存缺陷、设备管理等方面进行全面、认真的检查梳理、整改;制定安全技术措施加以控制;对出灰系统出力设计裕度不足、系统配置不合理的问题,从工程技术上进行根本解决。

3、#1炉MFT

措施:#1炉多台给粉机同时不下粉,导致燃烧恶化;运行人员警惕性不高采取的防范措施不够。加强对设备缺陷的跟踪;摆正安全与经济的关系,把安全生产放在首位;提出针对可能的危险点做好事故预想;严格执行设备缺陷消除制度。

4、#1机B汽泵跳闸

措施:B汽泵油膜振荡导致振动保护动作跳闸;由于联锁逻辑不完善C电动给水泵未及时联启。加强对B汽泵的振动监视,做好跳闸事故预想;完善C电泵联锁逻辑保证联锁。

5、#1机组A小机跳闸

措施:A小机低压调门关闭,A小机转速急剧下降,从而使A泵给水流量减小并且触发“A泵给水流量小延时20秒跳A汽泵”,但就在这20秒期间内A汽泵实际转速也从4038rpm下降至低于

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3000rpm。A汽泵画面由红变黄,运行人员手动启电动水泵,随后6秒A汽泵才跳闸。对就地压力开关和端子板接线进行检查紧固;对其它三台小机进行检查,防止同样时间重复发生;像类似PS2516A直接进入SDP、VCC卡的点不论什么情况下均要求停机后方可工作。

6、#2机组MFT

措施; #2机A侧高压导汽管疏水罐破裂,高温高压蒸汽喷出,将转子振动热控电缆烫坏,导致发出汽机振动大信号使机组跳闸。严把设备质量关;更换#2机A、B侧主汽导管疏水块,对类似压力容器、疏水管道进行分批检查,鉴定其相关参数、成分,确定其使用安全性,并对不合格项进行消缺处理。

7、#1、#2机组MFT

措施:#1发电机组跳闸,MFT首出原因为燃煤挥发分偏低“炉膛火焰丧失”; #2机组脱硫烟气挡板动作,造成了炉膛负压大幅波动,炉膛燃烧失稳灭火;有关运行人员经验不足,业务水平不够处理突发事件能力差。加强燃料管理和合理掺烧;制定《保证锅炉低负荷时段供煤措施》、《单机运行安全保障措施》;提高运行人员的应变能力和安全反事故能力。

8、#2FGD增压风机跳闸事件

措施:烟气入口烟温低,远行人员发现不及时造成低温延迟调闸;运行防范措施不到位提高运行人员异常问题处理能力和监控质量;增加运行监控手段提高运行人员异常问题处理能力和监控质量;增加运行监控手段。

9、#1GGH变频器柜控制电源跳闸事件

措施:变频柜外部环境差、灰尘大;变频柜顶部有散热风扇和散热空,自身防潮湿防灰尘功能差,顶部防雨棚过小;24VDC稳压电源受到影响,造成220VAC控制电源空气开关跳闸;进而导致GGH主变频器停运和备用变频器不自投。清理柜内灰尘;运行人员加强监视;加强每周的维护、点检;控制箱加装防雨防尘设施。清理柜内灰尘;运行人员加强监视;加强每周的维护、点检;控制箱加装防雨防尘设施。

10、2FGD氧化风机乙开关回路110V直流接地

措施:接地闸刀电磁锁回路引线在开关手车室内局部布置不合理,造成手车开关由试验位置向运行位置操作时,开关前端部与接地闸刀电磁锁引线相碰,多次操作造成引线绝缘层破损,与开关断部接触后,造成直流接地。更换适合的电动执行器。技术改造要有充分的依据。制定防止汽泵跳闸的临时措施。

11、在停机的过程中汽轮机跳闸后未联跳发电机

措施:经过检查发现#2机2号高压主汽门行程开关中一副送至扩展继电器的接点,接触不好。将该主汽门关闭的行程开关全部更换为质量可靠的进口行程开关;建议将两台机主汽门的行程开关全部更换掉;举一反三对相关重要接线进行检查,做好检查记录。

(六)华电某厂300MW#4机组

1、#3机B真空泵运行中转子跳闸,盘车不动。

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经解体检查,发现叶轮断裂,掉下的叶片卡死在叶轮与壳体之间

措施:真空泵叶轮有制造缺陷,更换新真空泵;因#3机A真空泵与B泵是一批产品,故将A真空泵也更换新泵。

2、原煤斗下部棚煤

2006 年 8月 #3 炉 3台原煤斗下部棚煤;煤斗四壁粘煤,煤斗容积缩小,上煤频繁,以致燃煤供应不上影响机组负荷。造成机组投油助燃降负荷运行,造成大量燃油。

措施:设计原因,原煤斗非圆锥面收缩角度过大。#3、#4炉原煤斗增加疏通装置,减轻了棚煤问题。但无法消除容积缩小问题,需要进行煤斗改造,根据莱城、潍坊电厂改造后看,效果明显。

3、#3锅炉PCV阀门额定压力下无法打开

措施:PCV阀门电动执行机构力矩过小,无法克服阀门本身摩擦力,多次联系厂家,厂家不予处理,现正在选型,准备购买。

4、高加危机疏水阀等部分阀门不严,影响机组热效率

措施:设备选型制造原因,更换阀门。

5、发变机组出口开关油路逆止阀关闭不严导致泄压

2006 年 10 月 25 日 13 : 30 分, #3 发变机组出口开关 203 蓄能压力表指示到 0 。经过生产部专工和检修人员处理后,于 14 : 10 分蓄能恢复正常。

措施:油路逆止阀关闭不严导致泄压。更换逆止阀,现已正常。

6、过热器侧包覆上联箱泄漏

2006 年 11 月 25 日 13; 20 分, #4 炉过热器侧包覆上联箱泄漏,经过抢修后于 11 月 26 日 7 :45 分机组并列

措施:制造原因已修复。

7、2燃烧器上部水冷壁泄漏

2006 年 12 月 26 日, #4 炉水冷壁#1角燃烧器上部泄漏,经过抢修后于 12 月 28 日恢复备用。

措施:安装咬边缺陷造成泄漏,已修复

8、#4机系统有压放水系统不畅,无法顺利回收到循环水母管

措施:设计原因,机组拉真空造成倒流,目前改到雨水泵房排掉,需要进一步改造回收此部分水。

9、干灰系统经常发生堵管、磨损、耗气量大

干灰系统由于选型和厂家设备问题,经常发生堵管、磨损、耗气量大,影响机组安全运行和厂用电。厂家几次改造效果不明显。同时造成电除尘灰斗积灰,电除尘电场投不上,电除尘灰斗变形,拉筋开焊,灰斗外部步道变形。电除尘极板变形,阴极框架变形。极板限位板下沉。电除尘一电场灰斗紧急排灰。

措施:设计、制造、安装、调试等存在问题,干灰系统排不出灰,造成灰斗积灰,致使电除尘电场投不上,如此恶性循环,使灰斗内积灰越来越多,积灰到达极板时,将极板盖住,极板膨胀受到限制,使极板变形。灰斗外壁承受不住积灰重量时,慢慢发生变形。对干灰系统进行改造,对

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潍坊电厂进行考察,干灰系统运行良好。潍坊电厂采用双套管除灰系统。

10、小机后轴承振动大(大于80um)跳机

滕州新源二期工程#4机组20xx年12月21日6:00,#4机组负荷218MW,机组运行正常,#4机组A小机因后轴承振动大(大于80um)跳机,电动给水泵联启,电泵出口门在CRT上状态显示全开,运行人员就地检查实际未开。6:13 ,B汽动给水泵因入口压力低跳闸,6:15汽包水位低,锅炉MFT,#4机组跳闸。

措施; 维护人员将电动给水泵出口门电动头解体后,在下部调试检查无异常。 汽机维护人员发现变速箱与阀门连接处门杆丝母有铜屑,丝母有损坏情况。采用电动头开启阀门时,阀门门杆由于丝母与门杆接触不好,导致阀门门杆不动作。将阀门门杆丝母重新加工,并安装到位,热工专业和汽机专业调试完毕,试验正常.

(七)、华电潍坊公司二期扩建#3机组670MW机组

1、空预器间隙调整装置扇形板卡,造成空预器过流跳闸。

措施:扇形板下落,没有提升。增加空预器过流保护,重新调试,操作控制箱移至调整装置附近。

2、#3B小机一次安全油遮断电磁阀线圈损坏。

措施:制造原因。更换为得电动作电磁阀。

3、炉膛出口烟温低,再热器温度达不到设计值。

措施:因锅炉设计了浓淡分离器,使炉膛高度增加了6米,淡侧燃烧器和SOFA燃烧器热负荷低,造成炉膛出口及其下游的烟气温度远低于设计值。研究减少炉膛吸热量、敷设水冷壁卫燃带的措施,提高炉膛出口烟温水平,提高再热汽温。

4、原煤仓频繁堵煤影响制粉系统出力。

措施:原煤斗设计与给煤机之间有3米的连通直管,致使原煤斗锥度太小,原煤斗改造,去掉3米的连通直管,原煤斗直接与给煤机连接,增加锥度。

5、磨煤机热风关断门卡涩不能正常开启或关闭。

措施:门板与划道及阀体热膨胀时卡涩,两部分间隙不能满足要求。属设备选型制造问题。热风关断门换型改造。

6、煤粉分离器回粉管频繁堵塞。

措施:回粉管道直径较小及锁气器内部构造不合理。改造回粉管道,增加回粉管直径,锁气器改造。

7、凝结水泵再循环门需长时间开启,且管道振动较大。

措施:泵的性能曲线太陡,低负荷下扬程偏高。将凝结水泵进行变频改造

8、B汽泵出口逆止门不严

措施:阀门内部有杂质,使阀门密封面配合不严,阀门存在质量问题。检修或更换阀门。

9、四大管道存在质量问题

措施:供货商欺诈,以国产管道代替进口管,定期监督检测。

10、励磁变外壳发热

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措施: 变压器为三个单相离相变压器,低压侧出线为离箱,三相不平衡,产生涡流厂家正在落

11、某电厂660MW超临界锅炉高负荷灭火

原因:宝山电厂、鹤壁电厂均660MW超临界锅炉,燃烧器为墙式对冲2x3层,每层4支燃烧器。20xx年附近均发生过高负荷灭火事故(550MW),原因是一层磨煤机断煤(给煤机销子断)时,给煤信号仍显示有煤,未及时切断相应一、二次风,造成高负荷灭火。

措施:我厂也是燃烧器墙式对冲2x3布置,对每台制粉系统加强监视,注意磨出口温度的的变化,同时对炉膛氧量、气压、温度加强监视,正确判断及分析,防止同类事故发生。

(八)、某电厂600MW锅炉灭火原因与分析

1、设备简介

大唐金竹山电厂2×600 MW 机组锅炉是东锅制造DG2030/17.6—Ⅱ3型亚临界参数自然循环 “w” 型火焰炉。锅炉共配有6台上海重型机械厂生产的BBD4366双进双出磨煤机,36个双旋风煤粉燃烧器,错列布置在下炉膛的前后墙炉拱上。设计燃用湖南省娄底地区无烟煤。

2、灭火情况

20xx年11月17日11:41,1号锅炉在机组负荷378 MW时发生MFT,DCS显示灭火首出原因是炉膛压力高2值。锅炉灭火前、后相关参数见图1-1。在l1:00之前,A,B,E,F共4套制粉系统运行,磨煤机筒体料位平均在200Pa左右,在1l:02,11:18,11:39,总计37min内先后进行了投D磨、退F磨、投C磨的操作,在启动C磨2min后的11:41发生锅炉灭火。此时D磨的料位还没有完全建立,而且在没有启动C磨时的11:35之后炉膛负压出现了±200 Pa的波动。对照炉膛压力曲线,发现炉膛压力在短时快速下降后又急速上升,是炉膛压力高2值引起MFT。这说明在锅炉即将灭火时,运行人员采取了投油助燃抢救措施,但由于油角阀开启前有油枪蒸汽吹扫程序,正好在已经发生灭火时油枪才

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图1-1 1号锅炉灭火前、后相关运行参数变化趋势图

点燃,引起炉膛爆燃。

3、原因分析

(1)、磨煤机筒体料位低、制粉系统启停操作频繁是锅炉灭火的直接原因

长期以来,6台磨煤机筒体料位都存在不准现象,运行人员担心给煤过多堵塞磨煤机而维持筒体低料位运行,导致筒体内存煤量很少,经受不住给煤机断煤、负荷波动和其它制粉系统启、停时出现的扰动。特别是当需要快速增加机组负荷时,升负荷响应速度差。筒体低料位运行,也造成一次风煤粉浓度低,对煤粉气流的着火与稳燃也很不利。当出现主蒸汽压力、温度下降时,运行人员常常忽视低料位现象,片面采取增加一次风压,并不断开大容量风门开度等措施,使磨煤机进口风压和一次风速快速提高,燃烧稳定性恶化。1号锅炉在灭火前磨煤机进口风压都在9 kPa以上,一次风速在25 m/s以上,从负压变化曲线可知,此时炉膛负压波动大,锅炉燃烧处于亚稳定状态。从上述灭火现象分析,锅炉灭火时A,B,E,F共4套制粉系统料位均很低(200pa),且正投运的D磨料位未及建立,正是在制粉系统料位低、锅炉燃烧不稳定的情况下进行制粉系统的频繁倒换操作,导致运行工况的急剧变化而发生的。

(2)、炉膛温度水平低,煤质下降,燃烧稳定性差,抗干扰能力弱,是锅炉灭火的另一个原因 锅炉在灭火前,机组在370~380 MW 负荷下运行,炉膛整体温度水平不高。锅炉最低稳燃负荷试验表明,在锅炉燃用现煤质下,最低不投油稳燃负荷为300 MW,虽然机组负荷高于最低不投油稳燃负荷,但炉膛刚完成吹灰工作,炉膛内卫燃带上的积灰、浮焦被吹走,炉膛整体温度水平进一步下降,燃烧稳定性变差,抗干扰能力弱。

此外,l1月中旬以后的煤质发热量明显降低,而且通过运行过程中的火检强度和炉膛负压值可以明显体现出来。由于煤质发热量下降,在相同负荷下需要的煤量多,容量风增加、一次风速提高,煤粉增粗,煤粉气流着火稳定性相应变差。

4、采取措施

(1)、制粉系统的操作控制与维护

长期运行经验表明,BBD4366双进双出磨煤机料位宜维持400~600 Pa。磨煤机进口风量也是指导制粉系统运行的重要表计,当磨煤机料位不准确而风量正确时,运行人员可以凭经验根据磨煤机进口风量和磨煤机出口温度来判断料位、进行制粉系统的操作控制。

与此同时,在大、小修中对磨煤机料位系统进行重点检查,如发现取样管堵塞应吹通,运行中加强维护。

(2)、严格控制制粉系统的启停时间间隔

必须严格控制制粉系统的启停间隙,只有当一套制粉系统启动或停止完成,而且正常运行、料位建立、燃烧稳定后,才能启动或停止另一套制粉系统。除非特殊情况,一般禁止进行几台制粉系统的同时启停。

(3)、严格控制一次风压和合理容量风门开度

对于目前金竹山电厂600 MW机组锅炉的入炉煤质(低位热值~17 500 kJ/kg,空干基挥发分~8%)磨煤机进口合理的一次风压应小于8.5 kPa,大于9 kPa时,对锅炉稳定燃烧很不利。在这种情

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况下进行制粉系统的操作要十分小心。只有当磨煤机内存煤料位合适时,增加容量风挡板开度才能使锅炉负荷增加,当磨煤机料位低存煤量少时,禁止一味开大容量风挡板开度。

(4)、炉膛吹灰时机控制

在350 MW 负荷以下不进行炉膛和折焰角处的吹灰; 在350~390 MW负荷下,在进行炉膛和水平烟道前部吹灰时,如果燃烧稳定性差,可以带油吹灰,投2~3支油枪。但进行水平烟道后部和尾部吹灰时应退出油枪;在390~450 MW 负荷下进行锅炉吹灰时,应先了解煤质情况,严密监视火检强度和炉膛负压的波动,作好投油准备; 在吹灰过程中可以适当降低氧量、减少炉膛负压,以减轻吹灰对锅炉燃烧扰动的影响。

(5)、修改油枪投运的程序

原有的投运油枪的逻辑为先蒸汽吹扫后再投油, 在运行过程中出现燃烧不稳时,吹扫往往会耽误最佳抢救时间。因此,建议当油枪和点火枪进到位后,就直接开燃油电磁阀投油助燃,当油枪退出后再进行蒸汽吹扫。

(九)、 1175T锅炉制粉系统爆炸

国内外现状

据美国电力科学研究院(EPR I) 的统计, 在美国361 座火电厂中, 平均每台机组每年着火1.26次, 每年爆炸0.31 次, 其中有直吹式制粉系统的机组236 台, 平均每台机组每年着火1.3 次, 使用中速磨煤机的机组220 台, 其中使用烟煤175 台,每台机组平均每年着火0.9 次, 使用次烟煤39台, 每台机组平均每年着火2.6 次, 着火与爆炸的基本比例是3∶1。统计表明, 美国有差不多22%的燃煤机组存在着严重的着火或爆炸问题, 其中约有18% 的燃煤机组存在着严重的爆炸问题。根据美国电力科学研究院科断, 实际的着火问题还可能比统计的问题更严重, 因为在美国大约有85% 的燃煤机组缺乏完善的着火探测手段。

国内制粉系统也存在着火和爆炸问题。据国内150 台锅炉的统计, 42% 的锅炉制粉系统发生过爆炸, 直吹式系统的爆炸率为31.1%。华北地区装有300MW 以上机组的火电厂都曾经发生过着火和爆炸。

某电厂1175t/h锅炉制粉系统爆炸

一、制粉系统概述

SANHE发电厂锅炉由日本三菱公司制造,为1175t/h强制循环燃煤锅炉。锅炉配有4台双进双出钢球磨煤机正压直吹式制粉系统,设计煤种为晋北煤。

二、爆燃过程及分析

1、第一次爆燃(启磨)

20xx年5月3日 4:44,1号机组负荷为180MW,2、3号磨煤机正在运行。根据调度曲线,准备5:00加负荷,为此进行4号磨煤机暖磨。由于调度不同意加负荷,故没有启动磨煤机,但是暖磨一直没停止。7:16 调度同意机组加负荷到260MW;7:21启动4号磨煤机。启动后,听到一声爆

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炸,锅炉炉膛变暗、波动几次后又正常,但炉膛压力升高,达到了255Pa。故障后查记忆曲线,磨煤机出口温度由66℃升高到90℃,磨煤机压力由0.7KPa升高到3KPa,一次风量到零持续3s后回升。经过分析主要原因是磨煤机停止前,磨煤机内煤粉未吹净 ,在磨煤机启动暖磨过程中,时间长达2.5h,且暖磨温度高达89℃,使磨煤机内存粉自燃(极可能在局部、气流死区),当磨煤机启动后,钢球下部的存粉翻转上来,在磨内形成风粉混合物、点燃后造成爆燃。

2、第二次爆燃(启磨)

20xx年5月26日,1号机组负荷为240MW,2、3号磨煤机正在运行,准备启动1号磨加负荷。8:05 开始逐渐打开1号磨煤机4个出口档板,8:21开一次风调节档板。此时磨煤机出口温度(分离器出口)为58℃。以14t/h的一次风量对磨煤机进行通风暖磨,8:26磨煤机出口温度为79/62℃。启动1号磨煤机后,发生爆燃,磨煤机出口温度急剧升高;8:28驱动端温度达到了110℃,非驱动端达到了80℃。紧急停止磨煤机运行,磨煤机出口温度由253/159℃降低到100/70℃。分析主要原因为上次停磨时粉未吹干净,磨煤机煤位到零后,以20t/h一次风量吹扫3min,以15t/h一次风量吹扫4min,以13t/h一次风量吹扫10min,以10t/h一次风量吹扫3min,只注意了吹扫时间,因一次风量偏小,使吹扫一次风量不够,相对在磨煤机内留有较多的煤粉,加上暖磨时温度过高,启动磨煤机时磨煤机钢球内煤粉翻转,因而引起爆燃。

3、第三次爆燃(启磨)

20xx年12月19日,1号机组负荷250MW,2、3号磨煤机运行,准备启动4号磨煤机加负荷。16:14,4号磨煤机进行惰化。16:22,启动4号磨煤机后,磨煤机内发出响声,炉膛正压到 347KPa,一次风管开裂。主要原因是在之前的停磨过程中操作有误,具体过程如下。12月19日11:58(距离本次启动4小时),4号磨煤机煤位到零,此时一次风量为20t/h,热风档板开度91%。磨煤机入口风温290℃,磨煤机出口温度为67/71℃。12:04关闭热风档板,此时磨煤机入口风温度288℃,一次风量15t/h,磨煤机出口温度为72/80℃。12:14停止磨煤机。此时磨煤机入口风温166℃,磨煤机出口温度分别为 77/88℃。操作有误1:给煤机停止前未关闭热风档板;操作有误。2:煤位到零后,一次风吹扫时间和风量均不够造成磨内积粉。二者结合引起启动磨煤机时发生爆燃。

12月21日号磨煤机再次启动后,发现随着一次风门调节档板开大一次风量不变。机组小修检查发现一次风管开裂。

4、第四次爆燃(停磨)

20xx年3月5日,1号机组负荷270MW,1、2、3号磨煤机运行。22:04机组开始减负荷,22:15停止两台给煤机,停前热风门开度66%,冷风档板开度33%,磨煤机出口温度61℃,磨煤机入口温度142℃。停给煤机后磨煤机入口一次风温最高升到208℃。以20t/h一次风量吹扫。22:28 磨煤机热风档板开度24%,冷风档板开度75%,磨煤机入口温度190℃,磨煤机出口温度70/71℃,热风档板和冷风档板自动解除。手动关闭热风档板,全开冷风档板。22:38听到一声巨响,监视器中火焰变黑,磨煤机因火焰丧失相继跳闸,锅炉MFT保护动作,1号磨煤机爆燃造成锅炉炉膛压力294KPa,1号磨煤机一次风量瞬间到零。此次爆燃造成1号磨煤机一次风道裂开,1号磨煤机出口粉管脱落,对应燃烧器 2、3号角燃烧器喷口损坏 。

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5、第五次爆燃(停磨)

20xx年3月28日21:28,2号机组负荷指令AGC由300MW降至200MW,1、2、3号磨煤机运行,机跟炉方式开始降负荷。21:35负荷为270MW,准备停止1号磨煤机,逐渐全开冷风档板,全关热风档板,由一次风调节档板手动控制磨煤机出力,此时磨煤机出口温度为70℃,一次风量35t/h。21:42磨煤机出口温度降至60℃,停止2台给煤机运行,21:46磨煤机内粉位到零,继续以32t/h稳定的一次风量对磨煤机进行彻底吹扫。22:00,1号磨煤机发生爆炸,锅炉全火焰丧失,MFT保护动作,机组解列。爆炸前机组负荷220MW,磨煤机出口温度61℃。

三、爆燃原因分析

锅炉制粉系统爆燃5次都是在磨煤机启动或停止的过程发生的,3次在启动时,2次在停止时,正常运行未出现故障,因此对磨煤机启动和停止应高度重视,这是制粉系统防爆的重点。

1、前三次爆燃分析

磨煤机前3次爆燃都是在启动磨煤机时,因停止磨煤机时粉未吹空积粉自燃并且启动磨煤机时暖磨或磨内温度过高,启动时扰动积粉自燃,但是磨煤机内煤粉量有限,爆燃能量不是很大,未造成锅炉停运。

2、第4、5次爆燃分析

煤粉爆炸有3个必要条件 :氧浓度、煤粉浓度和着火源。在停止1号磨煤机的过程中,热风和冷风档板自动未解除,磨煤机入口温度过高,提供了着火热源(磨煤机运行中由于煤位过高或原煤同钢球一起进入弯头处堆积,经过热风吹拂,运行中存在煤粉自燃),给煤机停止后,没有惰化,磨煤机内氧量高,达到了爆炸浓度,停止磨煤机时煤粉浓度由浓变淡,在磨煤机停止吹扫33min过程,煤机内煤粉浓度由高到低肯定越过爆燃极限(0.32-4kg/kg),在3个条件同时具备情况下发生爆燃。

四、防止爆燃的措施

1、加装防爆门

按照原设计煤种,制粉系统不需防爆门,现由于煤质更换,应加装防爆门。做法是将原来的检查口改为防爆门,尺寸为400mm×300mm,采用 0.7mm厚钢板,安装在两端分离器处,在制粉系统爆燃时,可释放压力,避免锅炉停运。

2、加装放灰口

根据邹县和莱城发电厂经验,在一次风粉进分离器入口弯头处加装放灰口每周放灰一次,排除积存的小钢球或煤块。

3、停磨主要措施

为防止磨煤机停止时发生爆炸,(1)控制磨煤机出、入口温度;(2)在停止给煤机后立即隋化(降低氧浓度)。

操作:a)给煤机停止——煤位到零阶段。将冷热风门自动解除,全关热风档板,全开冷风档板,立即投入磨煤机隋化蒸汽;b)粉位到零——磨煤机停止阶段。投入消防水、提高煤粉湿度消灭着火点(持续5min),保持较大风量30t/h吹扫5min,c)停止磨煤机。以较快速度全关闭一次风档板,停止磨煤机。磨煤机停止后,全开辅助风档板对煤粉管道吹扫5min。停止磨煤机后控制出口温度不

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超过40℃进行隋化和投入消防水,控制自燃,便于下次启动。

4、磨煤机启动主要措施

a)磨煤机启动前不暖磨(短时可以,但长时间停磨后必须暖磨),防止停磨时存粉情况下造成积粉自燃。b)磨煤机启动前投入辅助风自动,将粉管内的积粉吹净,防止自燃。c)启动磨煤机前,查看磨煤机进出口温度,d)启动时必须进行惰化处理,磨煤机出口温度设定65℃-70℃,冷热风门投自动,给煤机启动之前控制磨煤机不超过120℃。

5、煤质变化的应对

针对神华煤挥发分高、发热量高、灰分少,而准葛尔煤挥发份高、、热量高、灰分大的特点,目前长期连续运行的2、3号磨煤机上煤比例(神华煤:准葛尔煤为7:3,经常启停的1,4号磨煤机上煤全为准葛尔煤。通过试验确定合理的分离器档板位置,并且固定好,防止乱动,确保不堵球和积粉。

附录:关于积粉自然——制粉系统爆燃的根本原因

煤粉爆炸的前期往往是自燃, 一定浓度的风粉气流吹向自燃点时, 会引起自燃处燃烧加剧, 而接触到火的风粉气流则会产生爆炸。

邹县1-4号炉(300MW,钢球磨乏气送粉),统计5年制粉系统爆燃59次,绝大部分积粉自然引起。根据多次爆炸后现场情况, 爆炸位置主要在磨煤机、粗粉分离器、细粉分离器入口和排粉机四个地方。有时爆炸后在磨煤机入口, 粗粉分离器帽形挡板和内锥体百叶窗外以及细粉分离器入口发现有自燃点或明火。再循环风门与点火器一次风门处均发现存有燃烧过的痕迹。看来容易长期积煤或积粉的位置是潜在的引爆点, 磨煤机与排粉机处热风门不严又促使积粉温度升高。图示例2个。

绥中发电有限责任公司(800MW,中速磨正压直吹),现燃用神华混煤混配后挥发分Vdaf为36.5%, 属易燃易爆煤种。20xx年7月28日, 15号磨煤机运行中发生爆燃, 造成入口一次风管膨胀节处开裂。经分析为煤粉在一次风风道沉积引起。措施:a)制粉系统在启动前、停止后进行大风量吹扫, 防止管道积粉。b)磨煤机一次风入口加装6支消防蒸汽吹扫喷嘴, 消除死区, 防止积粉。

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同类型电厂试运过程中出现的问题及经验总结

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同类型电厂试运过程中出现的问题及经验总结

(十)、某电厂500MW锅炉灭火分析

一、设备简介

大唐ST二电厂500MW锅炉采用斯洛伐克吐其玛齐锅炉厂生产,其最大连续蒸发量为1650t/h,

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制粉系统为正压直吹式,配6台中速磨煤机,5台运行,1台备用,每台磨煤机带4个喷燃器,共24个喷燃器在锅炉前后墙分3层布置,前墙由低到高为1、2、3号磨煤机喷燃器,后墙由低到高为5,4,6号磨煤机喷燃器,喷燃器错列对冲布置,为双调风旋流式喷燃器。

二、灭火情况

4号发电机组从2006-10-14晚,5号磨煤机大修停运后,锅炉运行期间发生数次炉膛负压大幅波动现象(先正压,后负压),10月18日炉膛负压波动最高大1895Pa,导致负压保护动作锅炉灭火(锅炉负压保护定值为1500pa,延时1s)。

2006-10-17 T23:00,4号机组负荷300MW,5号磨煤机需检修停运,1,2,4,6号磨煤机运行(1台下排磨,2台中推磨,3台上排磨),给煤量为210t/h,高加未投运,16min后,负荷降至270MW时,炉膛负压突然大幅波动(+1333Pa,-292Pa),先正压后负压,10月18日中午,除5号磨煤机停运外,其它磨均运行,给煤量为250t/h,当时负荷降至330MW时,炉膛负压波动,正压最高达1895Pa(图1-2),锅炉负压保护灭火停机。机组随后启动正常运行后,10月20日,炉膛负压频繁大幅摆动数次。如图1-3所示。

三、原因分析

一种分析认为是由于燃用劣质煤,锅炉上部对流受热面积灰严重,导致塌灰引起,但经过仔细分这种可能性不大,理由如下:

(1)锅炉当天燃用煤质较差,灰分含量较高,但锅炉燃用劣质煤已有数月,而且当天燃煤并非是最差煤质,在过去运行中却未发生锅炉正压保护灭火情况。

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(2)根据吹灰压力历史曲线分析,当天蒸汽吹灰情况良好。随后几天,运行人员就地跟踪吹灰过程,强化吹灰效果后,却在20日又连续发生数次大幅波动现象,如图所示,说明负压大幅波动并非由炉塌灰引起。

(3)受热面塌灰多数情况可在集控火焰监视器上看到明显的落灰现象,而在数次负压大幅波动却未在火焰监视器上观察到塌灰现象。

(4)锅炉大量塌灰后,由于锅炉火焰中心的移动及对流受热面吸热的变化,通常会使过热汽温及再热汽温升高,而这次负压波动,过热汽温及再热汽温没有明显的变化。

对于这次锅炉负压保护灭火的原因,根据当时锅炉运行的实际状况分析,更有可能是由于炉膛局部煤粉爆燃引起。这次炉膛负压大幅度波动是在锅炉停运1台下排磨煤机(5号磨),燃用煤质相对较差、高加未投的情况下发生的。由于高加未投,使进入炉膛的二次风温比正常值低30℃,在低负荷时,对喷燃器着火很不利。5号磨煤机停运后,炉膛下部燃烧空间容积热负荷减少一半。同时,

图1-2 锅炉保护时负压曲线

图1-3 10月20日炉膛负压波动曲线

同类型电厂试运过程中出现的问题及经验总结

1号磨煤机的4个喷燃器长期着火不好,特别是11号喷燃器,就地观察喷燃器出口着火黑暗,温度不到400℃,离近炉膛中心的第二个着火孔观察,炉内发暗,偶有火焰翻滚,火焰有星点(星点说明炉温过低或煤粉太粗),温度500℃(煤粉着火温度应在600℃左右)。这些现象说明1

同类型电厂试运过程中出现的问题及经验总结

号磨煤喷燃

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器煤粉进入炉膛后不能正常立即着火燃烧,在向上气流的作用下,煤粉在炉膛中排磨高温区域迅速着火,发生爆燃。

另外从10月18日锅炉灭火的负压曲线分析,当时炉膛内正常燃烧时,负压曲线特性波动范围小(约+30~-60pa),曲线平缓,从11:37开始,炉膛负压开始持续在较大范围波动(+200~-200pa),负压曲线分界非常明显,这是发生炉膛局部煤粉爆燃的先兆,10月17日负压大幅波动曲线也具有这一特点。

在正常运行中,集控运行人员经常观察到喷燃器燃烧情况,发现着火不良,采取投油点燃等措施。但是在机组负荷变化时,1号磨煤喷煤燃烧器燃烧工况会随负荷变化而发生变化,就可能造成1号磨煤喷燃器燃烧恶化(特别是降负荷工况),导致局部煤粉爆燃,这就是数次负压大幅波动都在降负荷时发生的主要原因。

基于上述分析,这次炉膛负压保护灭火原因是1号磨煤喷燃器着火不良、炉膛燃烧不好、发生局部爆燃而引起。

四、采取措施

根据磨煤机特殊运行组合方式(5号磨煤机停运)及燃煤质量差这一现状,为了避免类似事故发生,应作以下几点工作:

(1)1号磨煤喷燃器着火不好由来已久,为了机组运行的稳定性和经济性,应该在停机后对这四个喷燃器重新调校,彻底解决着火不良问题;

(2)针对机组燃用煤质变化较大的情况,应该每天把煤样化验结果通知集控运行主值班员,运行人员对燃烧调整就会更有目的性、针对性,管理和运行操作应精细化、集约化;

(3)根据机组实际运行状况,在机组低负荷及燃用劣质煤时,运行人员应有针对性地采取调节喷燃器内外二次风、炉膛负压、运行磨煤机出力等手段,确保锅炉低负荷燃用劣质煤时的稳定运行。 (十一)、邹县发电厂5号炉燃烧器烧坏原因分析

现象

邹县三期5号炉为600MW亚临界锅炉、配Fostwheeler公司的旋流燃烧器(下图),于19xx年1月17日通过168,1月29日发生D1燃烧器烧毁事故,内、外套管、一次风头部、油枪、高能点火器等全部烧毁。直接经济损失达5000美元以上。

原因

1) 一次风速太低

实际上,1月26日开始,制粉系统的燃烧器关断挡板就多次出现事故,造成D磨一次风量下跌,一次风压正常应为2500pa,但D1的一次风压只有540 pa。

2) 二次风套筒挡板控制程序紊乱,致使出口二风速低、造成出口处积粉和回火。二次风套筒挡板共有三个阀位:关闭(开度0%)、点火(开度20-30%)和开启(开度~80%),在D层燃烧器运行中,只有D2、D3的套筒处于开启位置,而D1、D4的套筒则处于点火位置。停炉检查发现这两个燃烧器的外套筒内存有很多积粉。

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3) 燃烧器温度高报警未投入;

4) 煤的挥发分高、煤粉偏细。

(十二)、其他问题分析

1、磨煤机运行中应避免的不正确操作

(1) 给煤量过大使煤的溢出量过多——这是一种危险的情况。因为煤会堵塞石子煤排出,在侧机体内堆积起来造成磨煤机着火的很大隐患。希望通过过量的给煤提高磨煤出力弊多益少,有时不仅降低磨煤机的经济性、甚至可能导致磨煤机堵塞,石子煤排放量增多等异常现象发生。

(2) 磨煤机在出口温度低于规定值下持续运行——这是一种危险的工况,因为煤不能获得充分的干燥以致吸附在磨煤机内部和煤粉管中,使煤粉管堵塞以及导致磨煤机/煤粉管着火。

(3) 磨煤机在出口温度高于规定值的工况下运行——这是一种危险的工况,因为高出口温度驱使挥发份从煤中逸出,从而增加了燃料着火的潜在可能性。如果磨煤机出口温度升高到大于规定值11℃控制系统应自动关闭热风截止门。磨煤机出口温度规定值是根据各个不同煤种而定。

(4) 磨煤机在通风量低于规定值的工况下运行——这是一种危险的工况。因为煤粉管里的输送速度过低会使煤粉沉积,这种情况导致煤粉管道堵塞着火。

(5) 磨煤机在通风量高于规定值的工况下运行——这是一种较差的工况。因为通风量较高使得煤粉管道和磨煤机内部磨损加速,同时可能降低煤粉细度。

(6) 磨煤机在石子煤排出口闸门关闭的情况下运行——这是一种危险的工况。因为这样会阻止杂物的排出。在闸板关闭一段时间之后,正常排出的杂物会积存在侧机体里。刮板装置会产生严重的损坏。

(7) 磨煤机在给煤之前暖磨不确当——这是一种危险的情况。因为煤可能吸附在磨煤机内部和煤粉管道里从而增加制粉系统出现着火的潜在危险。

(8) 磨煤机在停机之前冷却不当——这是一种危险的情况。因为煤的温度可能超过安全极限,增加磨煤机或煤管着火的可能性。

(9) 磨煤机的输出煤粉细度太细——这是一种欠佳的运行工况。因为增加煤粉细度会使磨煤机出力降低,磨煤机电动机电耗增大。

(10) 磨煤机的输出煤粉细度太粗——这是一种欠佳的运行工况。因为煤粉细度太粗会影响炉膛的工作。

2、二次风短路

黄岛电厂(苏制机组)运行调试中发现,当上排某一燃烧器停粉不停风时(负荷不变、总粉量不变),氧量表指示会明显偏高。这一事实说明,在其余那些不停风、富燃料的燃烧器中,当煤粉气流离开燃烧器主燃烧区后,其燃烧速度即大减,这是因为温度较低,且湍流扩散均已较弱所致。所以炉膛配风不仅要求总的风量较jia,而且不允许二次风“短路”(电厂运行工语),否则会错过燃烧最旺盛的时机而影响燃尽。

在锅炉低负荷运行时,某一燃烧器要停粉即应同时停风,否则会降低燃烧效率,甚至灭火(鹤壁、

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宝山,高负荷灭火)。

3、一次风不均对燃烧安全的影响

例莱城电厂运行中发现燃烧器A1-3,B2-2,B2-3的煤粉管压力,逐渐升高了1--2kPa,经判断,燃烧器出现了结焦现象。

初步分析认为:喷燃器结焦主要是因为机组在低负荷运行时,一次风速偏低造成燃烧器局部积粉,又因煤粉细度偏细,使进入炉膛的煤粉着火点里喷口过近。为进一步查明原因,对A、B磨煤机出粉管进行了一次风速测量。

测量结果表明,确实存在A1-3,B2-2,B2-3粉管风速偏低的问题。

4、中速磨的风煤比

经济性:制粉系统运行中,在生产一定数量和质量(煤粉细度、干度)煤粉的同时,应尽力降低磨煤电耗和通风电耗等,以提高锅炉机组与制粉系统的综合经济性。要完成上述任务,必须进行合理调整,使磨煤出力、干燥出力,通风出力配合一致,磨煤单位电耗要小。

中速磨煤机提高磨煤出力可以降低制粉单位电耗。随着磨煤出力BM的增加,磨煤功率和通风功率都是上升的,煤粉细度也随之变粗,而制粉单位电耗是随BM的增加而有所降低。中速磨煤机的磨煤出力不但与煤种、转速有关,而且与通风量、碾磨装置紧力、磨碗上的煤层厚度及煤的颗粒度等因素有关。

通风量

通风量的大小对中速磨的磨煤出力和煤粉细度有影响。风量增加,煤粉变粗,磨煤出力提高。有时风量过大时,即使用分离器调整,也往往不能保证煤粉细度。风量过低,不但出力低,而且较粗煤粉无法被风吹走,而掉入石子煤箱内,严重时会堵塞磨煤机。因而对于中速磨煤机,必须保持一定的风环风速。实践证明,当通风量与煤量的比例( 风煤比)不变时,磨煤机工作稳定,磨煤出力与干燥出力保持平衡,合适的通风量为每公斤煤需要1.8~2.2kg的空气。煤粉细度调整,应该用分离器的折向门挡板,而不应用改变通风量的方法来调整。

运行方式

由试验结果得出,中速磨煤机当磨煤出力降低到额定值的70%时,磨煤电耗变化不大,而一次风机电耗却相对升高50%,由于一次风机电耗占制粉总电耗约60%左右,这样使制粉电耗增加30%左右。为了使制粉系统能处于较经济状态下运行以及保持炉膛着火的稳定性,希望各台磨煤机的出力均能保持在了50%额定负荷以上。另外 ,中速磨煤机的稳定运行,其关键问题是在磨碗的风环上部空间处于悬浮状态的煤粉,能否保持平衡状态。即由风环喷嘴喷出的高速气流将自磨碗中溢出的煤粉及时地带入磨腔空间进行离心分离和重力分离,而后再带入分离器内进行离心分离,这一流动过程将消耗整个磨煤机阻力的80%左右。如果流动过程遭到破坏(如风量太小),将会使回粉量增加,磨碗内煤层加厚,磨煤机磨碗内溢出煤量增多,风环阻力增大,导致风量进一步减小,引起磨煤机电流晃动幅度增加,如此恶性循环结果,使石子煤量剧增,导致磨煤机堵塞。因此,在加减给煤量的同时,必须相应调节一次风量,保持一定的风煤比例,这对中速磨煤机经济安全运行是极为

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重要的。

5、高加切除操作要领简述

1)、高加切除后,要严密监视给水、省煤器出口、中间点等的温度变化,一旦中间点温度开始下降,手动调节煤水比;

2)、维持燃料量不变,调节给水量(减小它);

3)、同时注意调节一、二次减温水量维持汽温(一般应是多投一些);

4)、当中间点、主汽温稳定后,在煤水比不变情况下适当增煤增水,以保持电负荷不变。

6、加载-负荷快速响应曲线

该图描述了MPS磨煤机在所有可变因素 (给煤量,一次热风,煤粉细度等)恒定的条件下,磨煤机负荷和碾磨压力变化的理想曲线。

出粉量相对于完全恒定条件有一个快速变化过程,这个变化是通过碾磨力使其迅速变化而获得的。由于出粉量这一变化不是由给煤量的改变所产生的,所以不需要一段延迟时间。 持续的出力增加就需要增大给煤量了。

7、煤粉细度过粗引起锅炉灭火

某电厂300Mw机组,直吹式系统,几次高负荷灭火(240MW左右)均在C、D、B层投运时发生,不知何故。后发现是B层燃烧器(磨煤机)煤粉过粗、产生灭火引起。正常控制R90不大于25%(挥发分较高),实测超过40%以上。后改D、B、A层运行,且改进了B磨结构,防止了类似事故。

8、莱城电厂密封风差压的修改情况

磨煤机密封风与一次风差压低跳磨保护,原定值为4kpa,运行中出现磨煤机出力调节过快时,此值短暂小于4kpa而引起跳磨情况。经试验,此值2kpa完全能满足磨煤机的密封需要,为减少磨煤机误跳,改为2kpa报警,不跳磨。

9、 磨煤机出口温度的监控

磨煤机出口温度是指磨煤机出口风粉混合物的温度。它是一个反映磨煤机干燥出力(煤粉水分)、防止煤粉自燃或爆炸的重要参数。若磨煤机出口温度低,则煤粉水分大,影响煤粉的着火和煤粉的输运。磨煤机出口温度与煤粉水分的对应见图8-45。从磨煤出力和燃烧看,希望磨煤机出口温度尽可能高些;但磨煤机出口温度过高会使煤粉中的挥发分逸出,增加煤粉着火的危险性。尤其对高挥发

分煤,更应控制。磨煤机出口温度的低限值取决于出口气体的水露

点,应比露点高出10℃以上,以避免煤粉结块,这个温度差不多

在65℃左右;高限由煤的爆燃条件确定。煤的挥发分越高,最大

允许的磨煤机出口温度也就越低。根据国家有关标准(DL435)规

定,对于烟煤,最高允许出口温度为70℃,贫煤为130℃。

根据制造厂家的推荐,华德三期磨煤机出口温度的低限不应低

图8-45 煤粉终水分与磨煤

机出口温度的关系 于90℃,目的是保证煤的充分烘干和煤粉出流性能良好,以及不

使磨煤机的效率下降。高限则定为140℃(磨煤机出口)和170

同类型电厂试运过程中出现的问题及经验总结

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(分离器出口),以防止磨煤机和煤粉管道爆燃。运行中应尽可能保持出口温度贴近上限,这样可以

提高磨制能力和稳定锅炉燃烧(风粉混合物温度170℃时,入炉煤粉的水分不足1%)。

磨煤机出口温度的突然增加,可能意味着磨煤机内有火势。控制系统在磨煤机出口温度高于

170℃或分离器出口温度高于200℃时,自动关闭磨煤机送风门,紧急停止相应磨煤机的运行。

对制粉与燃烧的影响

(1) 煤粉干燥、利于着火

(2) 制粉出力增加

(3) 煤粉细度改善

(4) 排烟温度降低

(5) 制粉系统爆炸

10、磨煤机电流(功率)

监视磨煤机电流或功率也是中速磨与钢球磨的区别之一。对于钢球磨,由于基本保持满出力运

行,故上述二个参数的值在正常情况下变动很小,只是产生异常情况才显著变化,因此它们的变动

是异常情况出现的信号。

在直吹式系统中,给煤量增加将使煤层和碾磨压力增加,磨煤机电流随之增加。反之,则磨煤

机电流降低。当磨煤机电流增大时说明制粉出力增加。若磨煤机电流超过额定值,说明给煤量过多

或满煤。满煤时煤粉变粗,一次风量很小、风煤比很低。严重时会发展为堵磨。此时应立即减少该

磨的给煤量,相应增加其它各磨的负荷,直至电流值稳定为止。

在相同的给煤量下,一次风量过低也有可能导致磨煤机电流增加,这是一次风的携带能力限制

磨煤机的最大出力。

若给煤量显示正常,而磨煤机电流相对偏低,则说明磨煤机内存煤少或者断煤。此时给煤机转

速可能较高而实际进煤不多,但一次风量则接受给煤机转速信号而增大。这时磨煤机的运行十分不

经济,风煤比大,且锅炉燃烧不稳或者脱火。应增大给煤量或者检查断煤原因。

用给煤机的转速值作为给煤量的信号,如果实际煤量与给煤机转速值不符,或者转速信号不变而实

际煤量有波动,这就会激起整个制粉系统工况的波动,从而会对锅炉燃烧工况造成不利的后果。

11、投停层数对燃烧影响

新密电厂大渣中含碳量高,经多种手段调试不行,后河南电科院秦棋讲,解决了。方法是停

掉最下一层一次风粉(相应二次风也停掉)。

另外,600MW的漩流某燃烧器(二侧各三层),6磨关掉一磨(下层),则大渣含碳量减少,关

掉二磨(下层),则大渣含碳量进一步减少,原因不详。

12、一次风母管压力优化调整

一次风母管运行的压力设定值最好也通过调整试验予以确定。若母管压力过高,会使管道阻

力及一次风机电流增加,空气预热器漏风增大,排烟损失增加,并且磨启停时对炉膛负压的影响较

大;母管压力过低,则热、冷风调节挡板的调节特性恶化,不利于控制进口一次风温。

13、北仑电厂直吹式制粉系统煤粉管风粉不均引起的着火事故

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磨煤机的另一个问题是煤粉分配和流速的均匀性。如果不注意这个问题,就可能出现煤粉管道的堵塞、着火,甚至发生更严重的事故。19xx年3月1号锅炉D磨煤机出口煤粉管道接连几次发生着火事故,最终在检修时才发现4根煤粉管道中的三根节流圈磨损严重,而另一根几乎没有磨损,因此造成磨煤机出口煤粉管道流速分配不均,有高有低,当流速低于15.2m/s时,煤粉就沉积下来,正恰好那几天煤种的挥发分较高。

19xx年12月,2号锅炉D磨煤机发生出口煤粉管道(D6)堵塞,后经测试6根煤粉管道的均匀性偏差高达15%(D1与D6),D6流速最低,因此造成煤粉沉积而堵塞。

——摘自华东电力集团编《600MW火电机组运行技术丛书锅炉分册》p237

煤粉过粗或分配不均常是锅炉运行中飞灰可燃物及含碳热损失大幅度波动或长期居高不下的主要原因。一次风分配无日常监督仪表,直吹式制粉系统煤粉取样也尚无标准化的常规设施。这些监测工作如需实施都需劳师动众使用专门仪器设备。现今电厂技术管理多流于粗放,尤其是一次风粉分配,难得有哪些厂偶尔做一次。石洞口二厂HP943磨(4条一次风粉引出管),风量分配偏差在5%以内,粉量偏差多在10%~20%范围内,个别最大达28%,这种情况已算是较好的了。

——摘自华东电力集团编《600MW火电机组运行技术丛书锅炉分册》p208

生产准备办公室

二〇一二年三月十七日

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