超臨界和超超臨界機(jī)組問題

PAGEPAGE3附件：超超臨界和超臨界機(jī)組發(fā)現(xiàn)的問題第一部分：超超臨界1華能玉環(huán)電廠1-4號(hào)機(jī)組1.1電廠及機(jī)組簡介鍋爐系哈爾濱鍋爐廠有限責(zé)任公司引進(jìn)日本三菱重工業(yè)株式會(huì)社（MHI）技術(shù)設(shè)計(jì)制造的HG-2953/27.46-YM1型1000MW超超臨界變壓運(yùn)行直流鍋爐，采用П型布置、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、單爐膛、低NOX型PM主燃燒器和MACT型低NOx分級(jí)送風(fēng)燃燒系統(tǒng)、反向雙切園燃燒方式、擺動(dòng)式燃燒器，燃用神府東勝煤、晉北煤。該鍋爐采用內(nèi)螺紋管垂直上升膜式水冷壁，其汽水流程以內(nèi)置式汽水分離器為分界點(diǎn)，從水冷壁入口集箱到汽水分離器為水冷壁系統(tǒng)，從分離器出口到過熱器出口集箱為過熱器系統(tǒng)，另有省煤器系統(tǒng)、再熱器系統(tǒng)和啟動(dòng)系統(tǒng)。鍋爐尾部煙道設(shè)有兩根旁路管，此管道連接頂棚出口集箱和汽水分離器進(jìn)口，通過旁路，部分蒸汽旁路尾部煙道包墻管，其目的是為了減少高負(fù)荷時(shí)主蒸汽壓力的損失，管內(nèi)流量由2個(gè)閥門進(jìn)行控制。過熱器采用四級(jí)布置，即低溫過熱器（一級(jí)）→分隔屏過熱器（二級(jí)）→屏式過熱器（三級(jí)）→末級(jí)過熱器（四級(jí)）；再熱器為二級(jí)，即低溫再熱器（一級(jí)）→末級(jí)再熱器（二級(jí)）。其中低溫再熱器和低溫過熱器分別布置于尾部煙道的前、后豎井中，均為逆流布置。在上爐膛、折焰角和水平煙道內(nèi)分別布置了分隔屏過熱器、屏式過熱器、末級(jí)過熱器和末級(jí)再熱器，由于煙溫較高均采用順流布置，所有過熱器、再熱器和省煤器部件均采用順列布置，以防止結(jié)渣和積灰。過熱器采用煤/水比作為主要汽溫調(diào)節(jié)手段，并配合三級(jí)噴水減溫作為主汽溫度的細(xì)調(diào)節(jié)，噴水減溫每級(jí)左、右二點(diǎn)布置以消除各級(jí)過熱器的左右吸熱和汽溫偏差。再熱器調(diào)溫以煙氣擋板調(diào)溫為主，燃燒器擺動(dòng)調(diào)溫為輔，同時(shí)在再熱器入口管道上布置有事故噴水裝置。鍋爐啟動(dòng)系統(tǒng)為帶再循環(huán)泵系統(tǒng)，二只立式內(nèi)置式汽水分離器布置于鍋爐的后部上方，由后豎井后包墻管上集箱引出的鍋爐頂棚包墻系統(tǒng)的全部工質(zhì)均通過四根連接管送入二只汽水分離器。在啟動(dòng)階段，分離出的水通過水連通管與一只立式分離器貯水箱相連，而分離出來的蒸汽則送往水平低溫過熱器的下集箱。分離器貯水箱中的水經(jīng)疏水管排入再循環(huán)泵的入口管道，作為再循環(huán)工質(zhì)與給水混合后流經(jīng)省煤器—水冷壁系統(tǒng)，進(jìn)行工質(zhì)回收。除啟動(dòng)前的水沖洗階段水質(zhì)不合格時(shí)排往擴(kuò)容器系統(tǒng)外，在鍋爐啟動(dòng)期間的汽水膨脹階段、在渡過汽水膨脹階段的最低壓力運(yùn)行時(shí)期以及鍋爐在最低直流負(fù)荷運(yùn)行期間由貯水箱底部引出的疏水均通過三只貯水箱水位調(diào)節(jié)閥送入冷凝器回收或通過爐水循環(huán)泵送入給水管道進(jìn)入水冷壁進(jìn)行再循環(huán)。鍋爐采用正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配有六臺(tái)上海重型機(jī)器廠生產(chǎn)的HP1163型中速磨煤機(jī)，每臺(tái)磨煤機(jī)配有一臺(tái)沈陽施道克電力設(shè)備有限公司生產(chǎn)的EG3690型給煤機(jī)。鍋爐在BMCR工況下運(yùn)行時(shí)，五臺(tái)磨煤機(jī)投運(yùn)，一臺(tái)磨煤機(jī)備用。磨煤機(jī)出口的煤粉細(xì)度通過改變其頂部旋轉(zhuǎn)分離器的轉(zhuǎn)速來調(diào)節(jié)，燃用設(shè)計(jì)、校核煤種時(shí)，煤粉細(xì)度R90設(shè)計(jì)值為15.3%。鍋爐配有成都電力機(jī)械廠生產(chǎn)的兩臺(tái)AN42e6（V19+4°）型靜葉可調(diào)軸流式引風(fēng)機(jī),上海鼓風(fēng)機(jī)廠有限公司生產(chǎn)的兩臺(tái)FAF30-14-1型動(dòng)葉可調(diào)軸流送風(fēng)機(jī)和兩臺(tái)PAF-19-12.5-2型單吸軸流式一次風(fēng)機(jī)。1.2發(fā)生問題及解決辦法水冷壁壁溫偏差問題是哈鍋1000MW等級(jí)鍋爐面臨的重要問題，集中反映了引進(jìn)技術(shù)與國內(nèi)自主技術(shù)的矛盾性。造成這種水冷壁壁溫偏差問題的原因有以下2點(diǎn)：1)水冷壁入口節(jié)流縮孔的堵塞問題由于哈鍋1000MW機(jī)組水冷壁下部選用的是垂直螺旋管，且本生流量為25%BMCR，為了保證水動(dòng)力的安全性，水冷壁入口裝設(shè)有節(jié)流縮孔以避免水動(dòng)力多值性問題出現(xiàn)，但由此帶來的問題是對(duì)于給水品質(zhì)和系統(tǒng)的清潔度要求非常高。系統(tǒng)內(nèi)的任何雜質(zhì)都可能堵塞節(jié)流縮孔，進(jìn)而致使對(duì)應(yīng)的管束流量大幅下降，管束金屬得到的冷卻能力大幅度也同步下降，水冷壁壁溫測點(diǎn)示值大幅上升。2)燃燒系統(tǒng)的投運(yùn)順序哈鍋1000MW超超臨界鍋爐引進(jìn)的是三菱技術(shù)，而三菱原有的運(yùn)行說明要求燃燒器的投入順序是自上而下的。如果首先投入最下層燃燒器，根據(jù)輻射換熱特性，下部水冷壁吸熱量太大，工質(zhì)焓增太大。由于汽液兩相流動(dòng)的阻力特性，必然加大了不同管束流動(dòng)偏差，流動(dòng)偏差和受熱偏差重疊，直接結(jié)果是受熱強(qiáng)的管子內(nèi)工質(zhì)流量更小，必然導(dǎo)致金屬壁溫偏差更大。首先投入上層燃燒器，是為了使整個(gè)爐膛的輻射熱負(fù)荷均勻，下部水冷壁和上部水冷壁都占有一定比例的吸熱量，這樣下部水冷壁的受熱偏差和流動(dòng)偏差都較小，并且通過混合聯(lián)箱的混合，對(duì)上部水冷壁壁溫偏差影響也很小。解決辦法首先要通過規(guī)范水質(zhì)，防止外部異物進(jìn)入水冷壁入口聯(lián)箱；而當(dāng)停爐時(shí)間較長后，重新啟動(dòng)前，必須安排鍋爐冷態(tài)沖洗和鍋爐的熱態(tài)沖洗，特別是鍋爐起壓后的全爐防水對(duì)反沖節(jié)流縮孔很有效果。另外，在新建機(jī)組調(diào)試過程中要防止不同受熱面節(jié)流縮孔混用、安裝不符合規(guī)范，重視酸洗過程中的摸管和吹管后的拍片檢查工作。在玉環(huán)電廠2號(hào)爐試運(yùn)過程中就發(fā)現(xiàn)了因縮孔孔徑不符合設(shè)計(jì)值而發(fā)生的水冷壁超溫問題。鍋爐啟動(dòng)可以以等離子形式投入最下層燃燒器，但投第二層及以后的燃燒器時(shí)應(yīng)滿足自上而下的要求，且鍋爐帶上中負(fù)荷后，應(yīng)盡可能推出最下層燃燒器運(yùn)行。在鍋爐濕態(tài)運(yùn)行過程中，水冷壁壁溫偏差大時(shí)，可以增大爐水循環(huán)泵出力，增大水冷壁入口流量，這有利于緩解水冷壁流動(dòng)不均勻性，進(jìn)而減小水冷壁壁溫偏差。甚至，可以進(jìn)一步探索變水冷壁入口流量的控制思路。

2華電鄒縣電廠7、8號(hào)機(jī)組2.1電廠及機(jī)組介紹鄒縣電廠四期工程2×1000MW超超臨界機(jī)組#7鍋爐是東方鍋爐(集團(tuán))股份有限公司(DBC)/東方日立鍋爐有限公司(BHDB)與日本巴布科克-日立公司(BHK)聯(lián)合設(shè)計(jì)、制造的DG3000/26.15-Ⅱ1型高效超超臨界本生直流鍋爐，為單爐膛，倒U型布置、平衡通風(fēng)、一次中間再熱、前后墻對(duì)沖燃燒、尾部雙煙道，復(fù)合變壓運(yùn)行鍋爐。爐膛寬33973.4mm，深15558.4mm，高度69700mm。爐膛四周為全焊式膜式水冷壁，由下部螺旋盤繞上升水冷壁和上部垂直上升水冷壁組成。沿?zé)煔饬鞒桃来尾贾闷潦竭^熱器、高溫過熱器、高溫再熱器。豎井為雙煙道結(jié)構(gòu)，前/后煙道深分別為5486.4/9144mm，前煙道布置低溫再熱器、后煙道布置低溫過熱器和省煤器，其后布置三分倉回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器。每臺(tái)鍋爐配置2臺(tái)成都電力機(jī)械廠生產(chǎn)的軸流式引風(fēng)機(jī)，上海鼓風(fēng)機(jī)廠有限公司生產(chǎn)的2臺(tái)軸流式送風(fēng)機(jī)和2臺(tái)一次風(fēng)機(jī)。配置2臺(tái)東方鍋爐（集團(tuán)）股份有限公司生產(chǎn)的回轉(zhuǎn)式三分倉空氣預(yù)熱器。由刮板撈渣機(jī)將爐渣先輸送至渣倉，然后由汽車運(yùn)輸?shù)姆绞匠?。設(shè)置兩臺(tái)三室四電場干式靜電除塵器，采用密相正壓氣力輸送方式除灰。2.2發(fā)生問題及解決辦法在鄒縣電廠7號(hào)爐試運(yùn)過程中，多次發(fā)生一次風(fēng)管煤粉沉積現(xiàn)象，特別是后墻燃燒器積粉更為嚴(yán)重。經(jīng)分析與以下因素有關(guān)：1)煤粉顆粒偏粗鄒縣電廠7、8號(hào)爐選用的是雙進(jìn)雙出鋼球磨煤機(jī)，分離器分離能力受到二次攜帶的影響，分離效率低下，大量煤粉粗顆粒被攜帶出來，容易在水平一次風(fēng)管發(fā)生沉積。2)一次風(fēng)量小由于上述的磨煤機(jī)分離器分離效率低下，維持磨煤機(jī)額定出力的一次風(fēng)量大大減少，否則磨煤機(jī)料位無法保持。一次風(fēng)速的減小，使得一次風(fēng)管內(nèi)的流速低于積粉流速，甚至由湍流轉(zhuǎn)為層流，層流的輸送能力遠(yuǎn)小于湍流。實(shí)測一次風(fēng)管溫度，發(fā)現(xiàn)溫度上下偏差大，證實(shí)了管內(nèi)分層流動(dòng)的現(xiàn)象。3)一次風(fēng)管散熱嚴(yán)重由于1000MW鍋爐尺寸大，一次風(fēng)管較長且未保溫，散熱損失很大。經(jīng)測量，至燃燒器入口，溫度下降達(dá)15~25℃解決辦法：改造磨煤機(jī)分離器，提高分離器分離效率，最終改善了煤粉細(xì)度，提高一次風(fēng)量外還通過煤粉管道保溫，減少散熱。3上海外高橋電廠二期工程3.1電廠及機(jī)組介紹上海外高橋發(fā)電廠二期工程（2×900MW）機(jī)組為我國首次采用進(jìn)口設(shè)備和技術(shù)的最大容量超臨界機(jī)組。鍋爐島為德國ALSTOM能源公司設(shè)計(jì)制造的塔式、超臨界壓力、一次中間再熱、擴(kuò)容式啟動(dòng)系統(tǒng)、平衡通風(fēng)、單爐膛、四角切向燃燒、露天布置、固態(tài)排渣煤粉爐。汽機(jī)島為德國SIEMENS公司設(shè)計(jì)制造的超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、七級(jí)抽汽回?zé)崮狡啓C(jī)。發(fā)電機(jī)為德國SIEMENS公司設(shè)計(jì)制造，型號(hào)為THDF125/67，采用水-氫-氫冷卻方式，旋轉(zhuǎn)整流器、無刷勵(lì)磁系統(tǒng)、數(shù)字式電壓調(diào)整器。儀控島采用日立HIACS-5000M分散系統(tǒng)，包括MCS、SCS、FSS、DAS等控制功能。汽機(jī)本體的DEH、MEH、ETS的控制采用德國西門子TELEPERM-XP分散控制系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)其功能，其中DEH還涉及密封油、真空、防進(jìn)水、氫油水輔助系統(tǒng)等控制。化水系統(tǒng)由業(yè)主委托國內(nèi)設(shè)計(jì)、采購，二臺(tái)機(jī)組公用。主要系統(tǒng)包括：凈水系統(tǒng)、補(bǔ)水系統(tǒng)、廢水系統(tǒng)、反滲透、循環(huán)水加藥系統(tǒng)。每臺(tái)機(jī)組各配置一套凝結(jié)水精除鹽系統(tǒng)、取樣系統(tǒng)和加藥系統(tǒng)，采用進(jìn)口設(shè)備，由西門子配套。3.2發(fā)生問題及解決辦法3.2.1吹管臨時(shí)系統(tǒng)故障臨時(shí)管道的管徑和壁厚偏小，三通叉角度不合理，使得吹管過程中，臨時(shí)管道內(nèi)流速太大（最大處蒸汽流速達(dá)到音速），且叉管流量分配不均，導(dǎo)致管道局部產(chǎn)生共振爆管；臨時(shí)管道的支撐設(shè)計(jì)上，支撐點(diǎn)設(shè)計(jì)不合理，不利于管道的自由膨脹，部分臨時(shí)管道相互支撐、懸吊，使管間的振動(dòng)加劇，引起支撐點(diǎn)的變形損壞。解決辦法：增大臨時(shí)系統(tǒng)通徑；加強(qiáng)臨時(shí)系統(tǒng)管道的支撐3.2.2空氣預(yù)熱器在調(diào)試過程中多次發(fā)生故障，曾一度制約機(jī)組帶負(fù)荷運(yùn)行，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷增加，排煙溫度增加到一定值時(shí)，空氣預(yù)熱器電流增加，嚴(yán)重時(shí)空氣預(yù)熱器過電流跳閘。內(nèi)部檢查發(fā)現(xiàn)傳熱部件外殼焊縫開裂，傳動(dòng)帶局部變形。鍋爐采用直徑較大的回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器，且煙道結(jié)構(gòu)造成煙速分布狀態(tài)較差，空氣預(yù)熱器內(nèi)部受熱不均，致使運(yùn)行過程中，存在著較大的內(nèi)外溫差，從而產(chǎn)生了內(nèi)外組件之間的脹差，引起預(yù)熱器內(nèi)部罩殼發(fā)生脹裂和傳動(dòng)帶損壞。因此，設(shè)計(jì)上考慮不足是預(yù)熱器故障的最根本原因。解決辦法：在預(yù)熱器進(jìn)口煙道加裝導(dǎo)流板；改變傳動(dòng)帶與空氣預(yù)熱器傳熱部件的連接方式，由原來的徑向支撐改為懸吊支撐，避免了傳動(dòng)帶因內(nèi)部傳熱部件徑向膨脹而引起的損壞；對(duì)開裂部分焊縫進(jìn)行加固和修復(fù)。在設(shè)備改造過程中，從設(shè)計(jì)上著手，改變內(nèi)部結(jié)構(gòu)，解決或消除脹差，才能從根本上解決問題。4大唐國際寧德電廠二期工程4.1電廠及機(jī)組介紹福建大唐國際寧德發(fā)電有限責(zé)任公司二期工程設(shè)計(jì)2×660MW超超臨界燃煤汽輪發(fā)電機(jī)組。鍋爐為東方鍋爐（集團(tuán)）股份有限公司生產(chǎn)的超超臨界參數(shù)變壓直流爐，采用一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)Π型鍋爐，型號(hào)為DG2060/26.15-II1。鍋爐配有14只全啟式彈簧安全閥，其中屏式過熱器進(jìn)口4只，末級(jí)過熱器出口2只，再熱器進(jìn)口6只，再熱器出口2只，過熱器出口還裝有2只電磁釋放閥。鍋爐設(shè)計(jì)采用前后墻對(duì)沖燃燒方式，每臺(tái)鍋爐裝設(shè)旋流式HT-NR3型燃燒器。前、后墻各布置18只，分、上、中下三層，每層布置6只，共36只。鍋爐采用低NOx煤粉燃燒器及分級(jí)配風(fēng)方式，在BMCR工況下，爐膛出口NOx含量不大于300mg/Nm3。制粉系統(tǒng)采用冷一次風(fēng)正壓直吹式制粉系統(tǒng)。每臺(tái)鍋爐設(shè)有6臺(tái)上海重型機(jī)器廠生產(chǎn)的HP1003型彈簧變加載中速磨，5臺(tái)運(yùn)行，1臺(tái)備用，每臺(tái)磨煤機(jī)引出的6根煤粉管道連接到鍋爐前墻或后墻同一層燃燒器。鍋爐爐膛風(fēng)煙系統(tǒng)為平衡通風(fēng)方式。選用兩臺(tái)成都電力機(jī)械廠生產(chǎn)型號(hào)為AN33e6入口靜葉可調(diào)軸流式引風(fēng)機(jī)；兩臺(tái)上海鼓風(fēng)機(jī)廠有限公司生產(chǎn)型號(hào)為FAF25-14-1的動(dòng)葉可調(diào)軸流式送風(fēng)機(jī)，兩臺(tái)上海鼓風(fēng)機(jī)廠有限公司生產(chǎn)型號(hào)為PAF17.5-12.5-2的雙動(dòng)葉可調(diào)軸流式一次風(fēng)機(jī)。鍋爐還配有爐膛火焰電視攝像裝置、爐膛出口煙溫探針、爐管泄漏檢測裝置等安全保護(hù)裝置。每臺(tái)鍋爐設(shè)置二臺(tái)福建龍凈環(huán)保股份有限公司生產(chǎn)的雙室五電場靜電除塵器（保證效率99.8%），采用正壓氣力除灰系統(tǒng)，除渣系統(tǒng)采用干式除渣方式。4.2發(fā)生問題及解決辦法4.2.1無爐水泵啟動(dòng)本鍋爐設(shè)計(jì)有一套帶爐水循環(huán)泵的啟動(dòng)系統(tǒng)，爐水循環(huán)泵置于儲(chǔ)水箱與省煤器入口之間，使得機(jī)組在啟動(dòng)初期的濕態(tài)下運(yùn)行條件下，汽水分離器的疏水通過爐水循環(huán)泵，能夠再次進(jìn)入省煤器的鍋爐給水管道，從而在省煤器→下降管→水冷壁→汽水分離器→儲(chǔ)水罐→爐水循環(huán)泵→省煤器入口間，形成類似汽包爐的控制循環(huán)；此運(yùn)行方式能夠保證啟動(dòng)初期鍋爐水動(dòng)力安全，有效減少給水外排，減少熱量損失，縮短機(jī)組啟動(dòng)時(shí)間。受爐水循環(huán)泵供貨進(jìn)度的影響，鍋爐點(diǎn)火吹管及整套啟動(dòng)期間，爐水循環(huán)泵無法到貨。考慮工期進(jìn)度要求，我們準(zhǔn)備采用無爐水泵啟動(dòng)方式。通過查閱鍋爐廠有關(guān)設(shè)計(jì)資料，前往廣東粵電靖海發(fā)電廠、浙江玉環(huán)電廠進(jìn)行調(diào)研，并且經(jīng)過相關(guān)理論計(jì)算，我們認(rèn)為本鍋爐無爐水泵啟動(dòng)可行，其關(guān)鍵點(diǎn)即是如何保證鍋爐水冷壁系統(tǒng)的水動(dòng)力安全。在實(shí)際的鍋爐點(diǎn)火吹管和機(jī)組啟動(dòng)初期，我們將水煤比控制在合理范圍內(nèi)，約在13左右，保證給水系統(tǒng)最低流量始終在水冷壁水動(dòng)力安全值之上。通過對(duì)水冷壁系統(tǒng)各個(gè)壁溫測點(diǎn)的檢測，沒有發(fā)現(xiàn)水冷壁受熱面超溫現(xiàn)象，且各個(gè)水冷壁受熱面壁溫均勻，無明顯過高或過低壁溫值，這充分說明鍋爐水冷壁系統(tǒng)各個(gè)水冷壁管流量分配較均勻。點(diǎn)火初期采用等離子方式啟動(dòng)前墻B制粉系統(tǒng)，汽溫?zé)o明顯偏差，說明帶內(nèi)螺紋的螺旋水冷壁+垂直水冷壁系統(tǒng)設(shè)計(jì)結(jié)構(gòu)，能明顯減小水冷壁出口汽溫偏差，也是有利于無爐水泵啟動(dòng)的。點(diǎn)火啟動(dòng)初期過程中無法轉(zhuǎn)化為蒸汽的大量疏水外排，進(jìn)入開式循環(huán)水系統(tǒng)或者在水質(zhì)合格的情況下進(jìn)入凝汽器回收。雖然啟動(dòng)初期給水大量外排，使得鍋爐點(diǎn)火至汽機(jī)沖車時(shí)間加長，機(jī)組啟動(dòng)初期的經(jīng)濟(jì)性有所下降，但是對(duì)于新建機(jī)組盡快改善爐水品質(zhì)，保證機(jī)組按時(shí)投產(chǎn)發(fā)電，提早轉(zhuǎn)入商業(yè)運(yùn)行，還是有很大的實(shí)際意義。4.2.2省煤器泄漏事故機(jī)組啟動(dòng)后帶滿負(fù)荷試運(yùn)期間，發(fā)生一次省煤器系統(tǒng)爆管泄露。事故發(fā)生后，我們及時(shí)停爐處理缺陷，經(jīng)過仔細(xì)排查，泄漏是由廠家焊口漏焊，造成高壓給水外泄并吹損相鄰管道，經(jīng)過更換受損破裂管道，問題已解決。4.2.3制粉系統(tǒng)問題4.2.3.1磨煤機(jī)運(yùn)行中要注意及時(shí)排放石子煤，同時(shí)要控制合適的一次風(fēng)量，維持磨煤機(jī)入口和出口一定的風(fēng)壓；4.2.3.2磨煤機(jī)試運(yùn)中磨煤機(jī)入口氣動(dòng)快關(guān)風(fēng)門及出口門經(jīng)常發(fā)生反饋故障現(xiàn)象，除個(gè)別門是由于安裝角度不合適，系統(tǒng)帶粉后造成門板卡澀開關(guān)不到位，多數(shù)是開關(guān)反饋的限位開關(guān)位置不合適，通過重新調(diào)整限位開關(guān)位置，并在出入口門通入密封風(fēng)，減少粉塵進(jìn)入插板門，問題基本解決；4.2.3.3個(gè)別制粉系統(tǒng)在啟動(dòng)初期，出現(xiàn)原煤斗膨煤堵煤現(xiàn)象，對(duì)機(jī)組運(yùn)行造成一定擾動(dòng)，通過在給煤機(jī)出入口落煤管加裝振打裝置，堵煤現(xiàn)象大大減少。4.2.4有關(guān)風(fēng)機(jī)的問題4.2.4.1一次風(fēng)機(jī)喘振問題二期工程在設(shè)計(jì)初期，取消了設(shè)置在一次風(fēng)機(jī)出口的聯(lián)絡(luò)風(fēng)道，在風(fēng)機(jī)啟動(dòng)和運(yùn)行期間，只發(fā)生過一次喘振失速現(xiàn)象，較一期工程已經(jīng)大大減少。分析發(fā)生喘振原因，系點(diǎn)火初期一次風(fēng)壓自動(dòng)設(shè)定母管壓力定值偏高，而制粉系統(tǒng)運(yùn)行和通風(fēng)的磨煤機(jī)較少，一次風(fēng)壓自動(dòng)抗擾性差造成。通過優(yōu)化一次風(fēng)壓自動(dòng)參數(shù)設(shè)置，并盡量增加點(diǎn)火初期的通風(fēng)量，問題解決。4.2.4.2一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉執(zhí)行器死區(qū)偏大問題A、B兩臺(tái)一次風(fēng)機(jī)在并列運(yùn)行時(shí)，在兩側(cè)動(dòng)葉開度一致情況下，風(fēng)機(jī)出力不同，且在小開度下，動(dòng)葉死區(qū)大，影響自動(dòng)投入效果。經(jīng)過多次試驗(yàn)檢查，確認(rèn)一次風(fēng)機(jī)液壓缸存在制造問題，引起液壓油流量不一致，造成一次風(fēng)機(jī)出力不同。通過廠家返廠更換液壓缸后，問題解決。4.2.4.3B引風(fēng)機(jī)軸承溫度偏大問題試運(yùn)期間發(fā)現(xiàn)，在相同風(fēng)機(jī)出力下，B引風(fēng)機(jī)所有軸承溫度比A引風(fēng)機(jī)對(duì)應(yīng)點(diǎn)偏高8~10℃。當(dāng)環(huán)境溫度接近在25℃時(shí)，個(gè)別軸承溫度達(dá)到70℃4.2.5凝汽器內(nèi)部濾網(wǎng)堵塞問題在機(jī)組整套啟動(dòng)調(diào)試期間，發(fā)生過兩次凝汽器內(nèi)部濾網(wǎng)堵塞問題。第一次發(fā)生在2008年12月22日，堵塞的濾網(wǎng)為凝泵入口管道凝汽器熱井側(cè)吸入口處濾網(wǎng)。表現(xiàn)現(xiàn)象為凝結(jié)水泵出力異常。機(jī)組停機(jī)后檢查該濾網(wǎng)處堵塞物為保溫棉。該處濾網(wǎng)設(shè)計(jì)偏細(xì)，大概為25mm2第二次濾網(wǎng)堵塞發(fā)生在2008年12月23日，堵塞的濾網(wǎng)為凝汽器A側(cè)至B側(cè)凝結(jié)水聯(lián)通管濾網(wǎng)（廠家圖紙未表明該處設(shè)有濾網(wǎng)）?，F(xiàn)象為凝汽器A側(cè)真空值（-83.3KPa）與B側(cè)相差較大（-92KPa），現(xiàn)場通過點(diǎn)溫槍測量，發(fā)現(xiàn)凝汽器A側(cè)水位過高（該側(cè)未設(shè)計(jì)有水位磁翻板，變送器也只設(shè)計(jì)有1個(gè)且當(dāng)時(shí)處于故障狀態(tài)）。停機(jī)后檢查該處濾網(wǎng)結(jié)構(gòu)和堵塞情況基本同于第一次熱井吸入口處濾網(wǎng)狀況。處理方案為取消該處濾網(wǎng)。綜合分析兩次濾網(wǎng)堵塞原因?yàn)楝F(xiàn)場工期緊張，部分管道保溫工作與整套啟動(dòng)試運(yùn)同步進(jìn)行。機(jī)組設(shè)計(jì)的真空破壞閥位于6m處對(duì)空，且未設(shè)有濾網(wǎng)。在機(jī)組的幾次真空破壞過程中，從真空破壞閥處吸入大量的保溫棉絮是造成濾網(wǎng)堵塞的直接原因。4.2.6凝結(jié)水泵出口壓力偏高問題 在凝結(jié)水泵試運(yùn)過程中發(fā)現(xiàn)凝結(jié)水泵出口壓力高于廠家給定的設(shè)計(jì)值。設(shè)計(jì)的凝泵關(guān)斷壓力為4.2MPa，但實(shí)際運(yùn)行中在系統(tǒng)只走再循環(huán)調(diào)閥管線時(shí)流量為580t/h，凝泵出口壓力為4.6MPa遠(yuǎn)高于此值。為此特意通過超聲破流量計(jì)現(xiàn)場重新測量凝泵出力曲線。測量方法為控制凝泵再循環(huán)調(diào)門和調(diào)門旁路手動(dòng)門開度。數(shù)據(jù)如下:凝泵出口壓力（MPa）測得凝泵流量（t/h）凝泵電流（A）4.19972184.29472144.38612114.47672054.65701995.0129.4184這種情況造成凝泵出力與精處理承壓等級(jí)有一定沖突。精處理設(shè)計(jì)的正常運(yùn)行壓力為4.2MPa，壓力高保護(hù)定值為4.5MPa。目前在啟機(jī)過程中，通過開啟再循環(huán)調(diào)門旁路手動(dòng)門緩解這一矛盾。業(yè)主應(yīng)考慮對(duì)此系統(tǒng)進(jìn)行改造。4.2.7高加正常疏水手動(dòng)門盤根泄露問題在整套試運(yùn)過程中，#1高加正常疏水調(diào)門前手動(dòng)門盤根出現(xiàn)過幾次泄漏情況。在第一次泄漏發(fā)生后，現(xiàn)場利用停機(jī)消缺機(jī)會(huì)更換過同型號(hào)的盤根，但在后續(xù)的大負(fù)荷運(yùn)行中又發(fā)生同樣的泄漏問題，綜合分析懷疑此批量盤根不能滿足#1高加正常運(yùn)行需要。應(yīng)用其它型號(hào)質(zhì)量可靠的盤根替換。4.2.8汽輪機(jī)#1、#2軸瓦磨損問題在2009年2月1日機(jī)組第二次冷態(tài)啟動(dòng)過程中，發(fā)生了#1瓦磨瓦事故。對(duì)比第一次冷態(tài)啟動(dòng)，進(jìn)行簡要對(duì)比說明。第一次冷態(tài)啟動(dòng)過程中各項(xiàng)參數(shù)均正常。啟動(dòng)步驟根據(jù)制造廠說明書要求，啟動(dòng)前暖缸至160℃、暖閥至220第二次啟動(dòng)操作完全同第一次。啟動(dòng)前盤車電流14A，暖缸至171℃，暖閥至180℃。于2009年2月1日22:20掛閘升速，目標(biāo)值200rpm，升速率100rpm/min。在升速過程中發(fā)現(xiàn)#1瓦溫度明顯高于首次啟動(dòng)同轉(zhuǎn)速狀態(tài)。定速200rpm后#1瓦溫度持續(xù)上升，到80℃后下令遠(yuǎn)方打閘，打閘后#1瓦溫度最高至145在出現(xiàn)磨瓦情況后，匯同業(yè)主、監(jiān)理、安裝、制造廠各方對(duì)事故進(jìn)行分析。結(jié)合2008年11月~2009年1月在某電廠發(fā)生的兩臺(tái)同型號(hào)機(jī)組先后出現(xiàn)的#1瓦多次磨損事故，制造廠認(rèn)為事故原因?yàn)?1瓦、#2瓦的可傾瓦瓦塊曲率半徑設(shè)計(jì)偏小，高壓缸預(yù)暖后機(jī)組在低轉(zhuǎn)速下軸頸與下可傾瓦塊完全貼死，造成進(jìn)油困難軸瓦磨損。制造廠的處理方案為#1瓦、#2瓦更換新瓦，新瓦的曲率半徑比原瓦加大3mm。在更換新瓦后機(jī)組與2009年2月10日重新啟動(dòng)定速，啟動(dòng)過程中各項(xiàng)參數(shù)正常。但是，在軸瓦改造后機(jī)組目前只經(jīng)歷過一次啟動(dòng)，這次改造是否徹底解決了磨瓦問題還有待檢驗(yàn)。#2機(jī)組在今后的啟停過程中，尤其是在低轉(zhuǎn)速下要重點(diǎn)監(jiān)視#1、#2瓦瓦溫變化趨勢。4.2.9高壓旁路減壓閥問題高壓旁路減壓閥在整套試運(yùn)過程中表現(xiàn)的極不穩(wěn)定，多次出現(xiàn)閥門擺動(dòng)無法控制情況。直接造成反饋連桿斷裂，汽缸損壞等多起事故。在CCI廠家指導(dǎo)下對(duì)高旁減壓閥進(jìn)行了改造，改造方案包括定位器加固，更換強(qiáng)度更高執(zhí)行器連桿，在高旁減壓閥芯增開導(dǎo)氣孔和導(dǎo)流錐等，均未解決實(shí)際問題。從2008年12月21日高旁第一次出現(xiàn)故障時(shí)的主汽壓力14MPa，到改造完成后的2009年2月11日主汽壓力3.79MPa時(shí)高旁閥即不可控。高旁閥工作能力越來越惡化。業(yè)主應(yīng)聯(lián)系廠家徹底解決高旁閥問題，建議考慮更換其他結(jié)構(gòu)形式的閥組。4.2.10機(jī)組運(yùn)行過程中#1、#2瓦瓦溫偏高問題在機(jī)組的正常運(yùn)行中，#1瓦、#2瓦溫度一直偏高。但是我們發(fā)現(xiàn)在高負(fù)荷下，#1、#2瓦溫度對(duì)高調(diào)門開度變化非常敏感。維持負(fù)荷不變的工況下，改變主蒸汽壓力，調(diào)門開度隨之改變，#1、#2瓦溫度也隨之變化。尤其是在進(jìn)行機(jī)組最大出力試驗(yàn)時(shí)，伴隨著綜合閥位的增加，負(fù)荷增長的同時(shí)#1、#2瓦瓦溫出現(xiàn)明顯下降。具體參見下圖4.2.11高廠變故障問題機(jī)組12月21日首次并網(wǎng)后，12月22日完成廠用電切換后，取主變、高廠變油樣化驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)高廠變C2H2含量超標(biāo)，12月23日通過再次取樣化驗(yàn)C2H2含量仍超標(biāo)（7.52μL/L），確定高廠變內(nèi)部有放電現(xiàn)象，退出運(yùn)行，改啟備變帶2#機(jī)廠用電。最終倒出高廠變油、濾油，12月31日機(jī)組停運(yùn)后，進(jìn)高廠變內(nèi)部檢查，確定因分接頭結(jié)合不到位導(dǎo)致內(nèi)部放電，處理完畢后，1月6日再次機(jī)組啟動(dòng)，取油樣化驗(yàn)正常。第二部分：超臨界機(jī)組1大唐國際烏沙山電廠1.1電廠及機(jī)組簡介浙江大唐烏沙山發(fā)電廠1～4號(hào)鍋爐為哈爾濱鍋爐廠有限公司引進(jìn)三井巴布科克能源公司（MitsuiBabcock）技術(shù)生產(chǎn)的HG-1890/25.4-YM4型超臨界參數(shù)變壓運(yùn)行、直流、單爐膛、一次中間再熱、前后墻對(duì)沖旋流燃燒方式、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼懸吊結(jié)構(gòu)、Π型露天布置燃煤鍋爐。鍋爐設(shè)計(jì)煤種為神府東勝煤，校核煤種山西大同塔山煤。鍋爐主要技術(shù)數(shù)據(jù)見下表。編號(hào)項(xiàng)目單位設(shè)計(jì)煤種BMCR工況TRL工況1.過熱蒸汽流量t/h189017992.過熱蒸汽壓力MPa(g)25.425.283.過熱蒸汽溫度℃5715714.再熱蒸汽流量t/h160615255.再熱蒸汽進(jìn)口壓力MPa(g)4.644.396.再熱蒸汽出口壓力MPa(g)4.454.217.再熱蒸汽進(jìn)口溫度℃319.7313.88.再熱蒸汽出口溫度℃5695699.給水溫度℃283.7280.110.空預(yù)器進(jìn)口一/二次風(fēng)溫℃20/2020/2011.空預(yù)器出口一/二次風(fēng)溫℃294.7/318.8290.8/313.712.鍋爐排煙溫度（修正后）℃12011713.鍋爐保證效率（LHV）%93.8494.0814.空預(yù)器漏風(fēng)率（1年后）%≤8≤815NOX（折算到6%含氧量）mg/Nm3≤400≤400鍋爐啟動(dòng)系統(tǒng)為帶循環(huán)泵的啟動(dòng)系統(tǒng)，汽水分離器為內(nèi)置式。爐膛水冷壁采用焊接膜式壁，斷面尺寸為22187mm×15632mm（寬×深）。下部水冷壁及灰斗采用螺旋管圈，上部水冷壁為垂直管屏。省煤器為單級(jí)非沸騰式，分前后兩部分布置于尾部煙道的下部。過熱器由頂棚過熱器、包墻過熱器、一級(jí)過熱器、屏式過熱器和末級(jí)過熱器組成。頂棚過熱器布置于爐頂，包墻過熱器布置于尾部煙道頂部、尾部煙道前后墻、兩側(cè)墻及中間隔墻，一級(jí)過熱器布置于尾部雙煙道的后部煙道中，屏式過熱器布置于爐膛上部，末級(jí)過熱器布置于折焰角上方的水平煙道中。屏式過熱器前后各布置一級(jí)噴水減溫器，每級(jí)均為2只。再熱器由低溫再熱器和高溫再熱器兩部分組成。低溫再熱器布置于尾部雙煙道的前部煙道中，高溫再熱器布置于水平煙道中。低溫再熱器入口配2只事故噴水減溫器。主蒸汽溫度由噴水減溫器調(diào)節(jié)。再熱蒸汽溫度正常由尾部煙氣擋板調(diào)節(jié)，緊急情況由噴水減溫器調(diào)節(jié)。鍋爐采用前后墻對(duì)沖旋流燃燒技術(shù)，前后墻上各布置3層低NOX軸向旋流燃燒器（LNASB），每層在前、后墻各布置5只，共30只燃燒器，前墻第一層燃燒器設(shè)置了等離子點(diǎn)火裝置。在最上層煤粉燃燒器上方，前后墻各布置1層燃燼風(fēng)口，每層布置5只，共10只燃燼風(fēng)口。鍋爐采用正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配有六臺(tái)上海重型機(jī)器廠生產(chǎn)的HP1003磨煤機(jī)(五臺(tái)運(yùn)行，一臺(tái)備用)；每臺(tái)鍋爐配備兩臺(tái)成都電力機(jī)械廠生產(chǎn)的靜葉可調(diào)軸流式引風(fēng)機(jī)（型號(hào)為：AN35e6(19+4)V）；兩臺(tái)上海鼓風(fēng)機(jī)廠生產(chǎn)的雙級(jí)動(dòng)葉可調(diào)軸流式一次風(fēng)機(jī)（型號(hào)為：PAF18-11.8-2）；兩臺(tái)上海鼓風(fēng)機(jī)廠生產(chǎn)的單級(jí)動(dòng)葉可調(diào)軸流式送風(fēng)機(jī)（型號(hào)為：FAF26.6-14-1）；兩臺(tái)豪頓華生產(chǎn)的空氣預(yù)熱器；兩臺(tái)浙江菲達(dá)環(huán)保環(huán)?？萍脊煞萦邢薰旧a(chǎn)的雙室五電場電除塵器。1.2發(fā)生的問題及解決辦法1.2.1鍋爐爆管超臨界鍋爐由于壓力、溫度高，爆管問題也就成為威脅機(jī)組安全穩(wěn)定運(yùn)行的首要問題。其中屏式過熱器爆管是最主要，原因是屏過入口小聯(lián)箱布置有調(diào)節(jié)流量的節(jié)流縮孔，該處容易堵異物而縮小通流面積，導(dǎo)致蒸汽流量減小，管子冷卻不夠而超溫爆管。2006年試運(yùn)的12臺(tái)機(jī)組在調(diào)試階段發(fā)生鍋爐爆管的共有8臺(tái)，其中烏沙山#1爐、潮州#2爐試運(yùn)期間爆管多達(dá)4次；除各別情況外，爆管均集中在過熱器部位，且均為異物堵塞造成的受熱面超溫爆管；此外還有承壓焊口泄漏的問題——施工焊口質(zhì)量。烏沙山#1爐水冷壁吊掛管爆口潮州#2爐屏過爆口受熱面爆管的分析集中在屏過附近，絕大多數(shù)是爐內(nèi)存在雜物導(dǎo)致蒸汽流動(dòng)受阻造成的超溫爆管。由于結(jié)構(gòu)的原因，雜物容易富集在屏式過熱器靠邊的幾屏、末級(jí)過熱器靠中間的幾屏，爆管也集中在這些部位。一旦發(fā)現(xiàn)鍋爐爆管要立即停機(jī)，鍋爐盡快消壓，以防爆破部位呲傷鄰近罐子，擴(kuò)大爆管范圍。屏過入口匯集集箱清理出的雜物屏過入口小集箱內(nèi)遺留的鐵塊杜絕鍋爐爆管的措施制造、安裝階段必須保證鍋爐受熱面的內(nèi)部清潔。調(diào)試階段要采取各種措施，對(duì)過熱系統(tǒng)進(jìn)行沖洗，鍋爐吹管要嚴(yán)格按照規(guī)程執(zhí)行，吹管動(dòng)量必須大于1，靶板鑒定必須按標(biāo)準(zhǔn)不得含糊。鍋爐吹管完成后（超臨界機(jī)組）要割開屏過和末過入口小聯(lián)箱，檢查內(nèi)部及節(jié)流孔周邊是否有雜物并清理干凈，有條件的要割開匯集集箱雜物富集區(qū)附近的手孔，進(jìn)行清理檢查。1.2.2點(diǎn)火初期油槍冒黑煙問題的處理鍋爐點(diǎn)火初期，發(fā)現(xiàn)油槍燃燒經(jīng)常冒黑煙，分析原因，一方面是由于該型號(hào)油槍沒有穩(wěn)燃罩，另外可能是油搶根部配風(fēng)不足，通過適當(dāng)提高二次風(fēng)壓后，油槍冒黑煙問題明顯好轉(zhuǎn)，同時(shí)希望在檢修中增加穩(wěn)燃罩，進(jìn)一步改善油槍的配風(fēng)特性和回流區(qū)。1.2.3尾部煙道積灰的問題由于，2號(hào)鍋爐取消了省煤器放灰系統(tǒng)，而且燃用煤種灰分的沾污性較強(qiáng)，鍋爐煙溫調(diào)節(jié)擋板處積灰比較嚴(yán)重，長期運(yùn)行還有可能造成空預(yù)器積灰甚至堵塞現(xiàn)象。1.2.4密封風(fēng)機(jī)出口折向擋板安裝問題一般密封風(fēng)機(jī)出口折向擋板垂直安裝，由于現(xiàn)場位置空間條件限制，2號(hào)鍋爐密封風(fēng)機(jī)出口折向擋板安裝在水平位置，這種安裝方式存在一定安全隱患。1.2.5引風(fēng)機(jī)出力不足的問題對(duì)比1號(hào)鍋爐，2號(hào)鍋爐引風(fēng)機(jī)電流略高，引風(fēng)機(jī)靜葉開度偏大，最大開度時(shí)兩臺(tái)引風(fēng)機(jī)靜葉均大于90%。測量發(fā)現(xiàn)空預(yù)器漏風(fēng)率、電除塵漏風(fēng)率均在合理范圍內(nèi)，引風(fēng)機(jī)入口氧量值在合理范圍內(nèi)，而且2號(hào)鍋爐引風(fēng)機(jī)出入口壓力與1號(hào)鍋爐相當(dāng)，沒有明顯增大。從引風(fēng)機(jī)電流觀察，引風(fēng)機(jī)靜葉開度在60%～90%范圍內(nèi)變化時(shí)，風(fēng)機(jī)出力變化不大，建議停爐后對(duì)引風(fēng)機(jī)內(nèi)部和靜葉進(jìn)行檢查。1.2.6排煙溫度高的問題2號(hào)鍋爐滿負(fù)荷運(yùn)行平均排煙溫度約140℃，高于設(shè)計(jì)值，機(jī)組投產(chǎn)后通過增加空預(yù)器熱端預(yù)留受熱面解決了上述問題1.2.7氧化皮問題#1、2鍋爐相繼于2008年初春節(jié)停機(jī)后啟動(dòng)過程中發(fā)生爆管，部位均在末級(jí)過熱器，經(jīng)分析為氧化皮在停機(jī)過程中集中脫落堵塞或部分堵塞受熱面管造成短期超溫爆管。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，國內(nèi)目前已有二十多家電廠相繼據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，國內(nèi)目前已有二十多家電廠相繼出現(xiàn)了氧化皮剝落所導(dǎo)致的爆管、汽室部件嚴(yán)重磨損出現(xiàn)了氧化皮剝落所導(dǎo)致的爆管、汽室部件嚴(yán)重磨損等事故，出現(xiàn)問題的管子既有奧氏體不銹鋼管，也有鐵素體類低合金鋼管，但1818--88系列粗晶奧氏體不銹鋼管最為突出。超臨界機(jī)組氧化皮問題，是具體管材在高溫、特別是超溫情況下，由水蒸氣氧化生成氧化層，在達(dá)到一定厚度形成氧化皮后，主要由于快冷等原因造成大面積集中脫落，大量堆積使管內(nèi)蒸汽流量減少或者中斷，管內(nèi)蒸汽冷卻效果變差，導(dǎo)致再超溫和短期過熱爆管。超溫和快冷，不精確控制和不規(guī)范操作，是伴隨氧化皮問題而存在的三包胎兄弟。在機(jī)組停運(yùn)時(shí)，尤其高負(fù)荷非停后，特別發(fā)生過超溫后非停，客觀又由于風(fēng)機(jī)等原因造成鍋爐快冷，則管內(nèi)氧化皮會(huì)大面積集中脫落，就會(huì)發(fā)生局部堵管和再次啟動(dòng)發(fā)生短期超溫爆管事故。1.2.8電除塵灰斗堵灰、著火鍋爐吹管后期發(fā)現(xiàn)電除塵灰斗堵灰，放灰處理過程中造成了較嚴(yán)重的環(huán)境污染且灰斗溫度高有明火。原因：除灰加熱、氣化系統(tǒng)投入不正常，檢查不到位，完全靠等離子點(diǎn)火裝置煤粉燃燒后灰份含炭量高。使用等離子裝置在低負(fù)荷狀態(tài)要特別加強(qiáng)灰斗等處的檢查。

2大唐國際寧德電廠一期工程2.1電廠及機(jī)組簡介福建大唐國際寧德發(fā)電有限責(zé)任公司一期工程3、4號(hào)機(jī)組為2×600MW超臨界參數(shù)燃煤發(fā)電國產(chǎn)機(jī)組，鍋爐島為哈爾濱鍋爐廠有限公司引進(jìn)三井巴布科克能源公司技術(shù)生產(chǎn)的HG-1900/25.4-YM4型超臨界參數(shù)變壓運(yùn)行螺旋管圈直流、單爐膛、一次中間再熱、前后墻對(duì)沖旋流燃燒方式、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼懸吊結(jié)構(gòu)、Π型露天布置燃煤鍋爐。鍋爐設(shè)計(jì)煤種為山西大同塔山礦洗精煤，校核煤種為神府納林廟煤。鍋爐采用前后墻對(duì)沖旋流燃燒技術(shù)，前后墻上各布置3層低NOX軸向旋流燃燒器（LNASB），每層在前、后墻各布置5只，共30只燃燒器，前墻第一層燃燒器設(shè)置了等離子點(diǎn)火裝置。在最上層煤粉燃燒器上方，前后墻各布置1層燃燼風(fēng)口，每層布置5只，共10只燃燼風(fēng)口。鍋爐采用正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配有六臺(tái)上海重型機(jī)械廠制造的HP1003中速磨煤機(jī)，額定工況下五臺(tái)運(yùn)行，一臺(tái)備用，每臺(tái)磨煤機(jī)配有一臺(tái)皮帶式電子稱重給煤機(jī)；鍋爐配有兩臺(tái)上海鼓風(fēng)機(jī)廠生產(chǎn)的動(dòng)葉可調(diào)軸流式一次風(fēng)機(jī)（PAF18-11.8-2）、兩臺(tái)上海鼓風(fēng)機(jī)廠生產(chǎn)的動(dòng)葉可調(diào)軸流式送風(fēng)機(jī)（FAF25-14-1）、兩臺(tái)成都電力機(jī)械廠生產(chǎn)的靜葉可調(diào)軸流式吸風(fēng)機(jī)（AN35e6(V19+4°)）、兩臺(tái)豪頓華生產(chǎn)的容克式三分倉回轉(zhuǎn)空預(yù)器（31VNT1720）；每臺(tái)鍋爐設(shè)置二臺(tái)福建龍凈環(huán)保股份有限公司生產(chǎn)的雙室五電場靜電除塵器（保證效率99.8%），采用正壓氣力除灰系統(tǒng)，除渣系統(tǒng)采用刮板撈渣機(jī)除渣方式。2.2發(fā)生問題及解決辦法2.2.13號(hào)爐A一次風(fēng)機(jī)在以下兩種情況容易出現(xiàn)失速問題：1)一次風(fēng)母管風(fēng)壓高于8.5kPa時(shí),磨煤機(jī)通風(fēng)面積突然減小,特別是快關(guān)門關(guān)閉；2)一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉開度位于57%-64%解決辦法：迅速關(guān)閉兩臺(tái)風(fēng)機(jī)的動(dòng)葉至失速的風(fēng)機(jī)電流增大為此；增大通風(fēng)面積以降低一次風(fēng)機(jī)母管風(fēng)壓；A一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉不要在57%-64%長時(shí)間停留；如若確有必要減少磨煤機(jī)通風(fēng)面積,應(yīng)盡量緩慢操作磨煤機(jī)冷熱風(fēng)調(diào)整門,避免一次風(fēng)母管風(fēng)壓劇烈變化。2.2.2鍋爐濕態(tài)運(yùn)行工況下，多次發(fā)生因儲(chǔ)水箱水位低跳閘爐水循環(huán)泵進(jìn)而導(dǎo)致省煤器入口流量低跳閘鍋爐，究其原因主要是設(shè)計(jì)不合理：儲(chǔ)水箱容積小，溢流閥容量過大，小溢流閥自動(dòng)調(diào)節(jié)參數(shù)優(yōu)化給水量與燃燒負(fù)荷匹配，防止儲(chǔ)水箱水位大幅波動(dòng)2.2.33、4號(hào)機(jī)組投產(chǎn)后，由于燃燒高硫煤，相繼發(fā)生鍋爐水冷壁燃燒器標(biāo)高兩側(cè)墻高溫腐蝕，解決辦法：進(jìn)行鍋爐燃燒調(diào)整，經(jīng)過測試確認(rèn)兩側(cè)墻處還原性氣體濃度很高對(duì)燃燒器的二次風(fēng)擋板進(jìn)行調(diào)整，增大兩側(cè)燃燒器二次風(fēng)的進(jìn)風(fēng)量2.2.43、4號(hào)爐因燃燒高硫煤，空氣濕度太大，空預(yù)器低溫腐蝕嚴(yán)重，導(dǎo)致空預(yù)器堵灰，解決辦法：加強(qiáng)空預(yù)器吹灰投入熱風(fēng)再循環(huán)，提高空預(yù)器冷端溫度2.2.試運(yùn)期間汽機(jī)進(jìn)行注油試驗(yàn)，但飛錘不不擊出。經(jīng)過幾次停機(jī)處理，調(diào)整飛錘固定彈簧后飛錘動(dòng)作正常，經(jīng)過機(jī)械超速試驗(yàn)確認(rèn)飛錘動(dòng)作定值正確。2.2.試運(yùn)期間1號(hào)高加安全門在壓力5.5MPa時(shí)動(dòng)作，經(jīng)停機(jī)檢查發(fā)現(xiàn)1、2號(hào)高加安全門裝反，將兩個(gè)安全門更換后正常。2.2.2.2.8發(fā)電機(jī)鐵心溫度高問題試運(yùn)時(shí)發(fā)現(xiàn)發(fā)電機(jī)鐵心溫度高，有8個(gè)溫度超過100度，在168試運(yùn)期間通過降氫溫和提高氫壓的方式控制鐵心溫度，168試運(yùn)后抽轉(zhuǎn)子檢查發(fā)現(xiàn)有幾個(gè)風(fēng)區(qū)漏裝了擋風(fēng)板，造成氣流短路所致。2.2.9汽機(jī)注油試驗(yàn)不合格問題在機(jī)械超速試驗(yàn)合格后進(jìn)行注油試驗(yàn)，試驗(yàn)不合格，168試運(yùn)后檢查油管路。2.2.10一次風(fēng)機(jī)喘振問題在試運(yùn)期間出現(xiàn)多次3A一次風(fēng)機(jī)電流擺動(dòng)現(xiàn)象，尤其是在風(fēng)壓高時(shí)，控制不當(dāng)易造成風(fēng)機(jī)喘振。通過加強(qiáng)監(jiān)視，適當(dāng)控制和降低一次風(fēng)壓后能維持正常運(yùn)行。處理方案：在168后機(jī)組檢修期間檢查A一次風(fēng)機(jī)動(dòng)調(diào)頭、動(dòng)葉角度和出入口風(fēng)道、擋板。主要原因：系統(tǒng)沿程阻力偏大（#3鍋爐磨煤機(jī)一次風(fēng)調(diào)平時(shí)，阻力元件開度較小，系統(tǒng)阻力較大，#4號(hào)鍋爐情況要好一些。）；一次風(fēng)機(jī)選型裕量偏小。尤其當(dāng)南方雨季來臨，入爐煤全水分大，需求的干燥出力增加，即一次風(fēng)量，矛盾更加突出。2.2.11門丘里差壓式流量計(jì)風(fēng)量測量裝置問題磨煤機(jī)的入口風(fēng)量原設(shè)計(jì)中為門丘里差壓式流量計(jì)，后來在通風(fēng)時(shí)發(fā)現(xiàn)測量值隨著調(diào)整門開度的增加不成線性增加，經(jīng)過現(xiàn)場勘察和分析，懷疑是由于測量裝置前直管段太短或者門丘里管沒有裝入管道的阻流區(qū)。后經(jīng)打開管道檢查發(fā)現(xiàn)已安裝在阻留區(qū)，所以只在測量裝置前安裝導(dǎo)流板使氣流充分紊流。啟風(fēng)機(jī)檢查，發(fā)現(xiàn)風(fēng)量測量的線性還是不好。經(jīng)過與廠家的現(xiàn)場工程師溝通，把所有磨風(fēng)量的測量裝置改為笛型管，現(xiàn)在使用正常。4號(hào)機(jī)組改用機(jī)翼測量裝置。2.2.12保安電源系統(tǒng)切換問題在保安電源切換的調(diào)試過程中，工作進(jìn)線開關(guān)和備用進(jìn)線開關(guān)切換時(shí)間間隔過長，致使保安電源所帶設(shè)備跳閘，為了解決這個(gè)問題，采取了以下措施：首先，在DCS組態(tài)中，把保安工作、備用進(jìn)線電源開關(guān)的相關(guān)測點(diǎn)，由原來的1s掃描周期分區(qū)挪至200ms掃描周期分區(qū)；其次，保安段電源所帶的重要設(shè)備，如磨煤機(jī)潤滑油泵，取保安段母線電壓低和油泵已合閘信號(hào)，聯(lián)啟油泵，通過以上措施，達(dá)到了保安電源的正常、安全切換，消除了一切換就跳設(shè)備跳閘的問題。2.2.13電泵逆止門不嚴(yán)5月5日，機(jī)組負(fù)荷140MW運(yùn)行工況穩(wěn)定，為進(jìn)一步提升負(fù)荷作準(zhǔn)備，運(yùn)行人員操作將A汽動(dòng)給水泵并入給水運(yùn)行，電泵逐漸退出備用過程中電泵入口流量突然降至約117t/h，而后再次突降至0t/h，此后由于水位保護(hù)動(dòng)作爐水循環(huán)泵跳閘，鍋爐保護(hù)動(dòng)作。鍋爐MFT保護(hù)動(dòng)作后，汽泵連鎖跳閘，此時(shí)電泵入口流量瞬間由50t/h飛升至819t/h，由于此時(shí)電泵轉(zhuǎn)速大幅波動(dòng)，電泵打閘。電泵停運(yùn)后在出口電動(dòng)門全關(guān)之前，就地檢查發(fā)現(xiàn)電泵主泵（液力偶合器輸出端）出現(xiàn)高速倒轉(zhuǎn)。事后查明，事故系由電泵退出運(yùn)行過程中，由于電泵出口逆止門門芯卡澀，導(dǎo)致汽泵給水倒灌短路，最終導(dǎo)致鍋爐斷水保護(hù)引起。停泵后檢查發(fā)現(xiàn)電泵出口逆止門閥芯（滑閥式）有多處明顯劃痕。處理方法，在退泵過程中，加強(qiáng)監(jiān)視，如果判斷出現(xiàn)此情況盡快將出口門全關(guān)。2.2.14磨煤機(jī)出口門關(guān)閉時(shí)間長問題本工程磨煤機(jī)的五根粉管各配有一個(gè)氣動(dòng)插板出口門，根據(jù)原設(shè)計(jì)五個(gè)插板門的控制氣源由裝在一路管路上的電磁閥控制，分五路送去個(gè)各個(gè)插板門。由于儀用氣源壓力大致只有6-7bar，供給五個(gè)門同時(shí)動(dòng)作比較吃力，關(guān)門時(shí)大概需要15-25秒，不符合有關(guān)規(guī)定。經(jīng)過各方討論，決定效仿E磨煤機(jī)給等離子用的氣動(dòng)插板門，每個(gè)門的氣源獨(dú)立從儀用氣源上取出，用一個(gè)電磁閥控制，提高氣動(dòng)插板門的開關(guān)速度，但是由于工作量比較大，而工程進(jìn)度比較緊，此工作在168后作為尾工處理。2.2.15風(fēng)機(jī)油站改造問題本工程原始設(shè)計(jì)中六大風(fēng)機(jī)油站均配有油站就地控制柜，由于就地測點(diǎn)元件只有一套，就地控制柜進(jìn)入的控制和狀態(tài)信號(hào)與其進(jìn)入DCS的信號(hào)發(fā)生了沖突。而且油站的兩個(gè)油泵共用一路電源，若此電源失電，必導(dǎo)致油站停止。經(jīng)現(xiàn)場相關(guān)各方討論研究，最終決定取消油站的就地控制柜，油站兩臺(tái)油泵的動(dòng)力電源分別從鍋爐保安A段和鍋爐保安B段取得，而控制電源則從UPS獲得?，F(xiàn)此方案已經(jīng)實(shí)現(xiàn)，并且運(yùn)行正常。2.2.16發(fā)電機(jī)受潮問題由于福建氣候濕潤，空氣中濕度大，若處理不當(dāng)容易造成發(fā)電機(jī)線圈受潮，在#3機(jī)組試運(yùn)過程中出現(xiàn)了該問題，處理方法采取將定冷水加熱循環(huán)及通熱風(fēng)去濕方案，還采取了發(fā)電機(jī)不充氫沖車加熱干燥方案，經(jīng)過上述處理后后發(fā)電機(jī)絕緣正常。2.2.17中壓主汽門門柄脫落問題機(jī)組進(jìn)行主汽門嚴(yán)密性試驗(yàn)時(shí)發(fā)現(xiàn)不合格，解體中壓主汽門后發(fā)現(xiàn)門柄已斷裂并脫落，初步分析后認(rèn)為該事故屬于材質(zhì)問題，經(jīng)更換后正常。2.2.18低壓軸封溫度高問題機(jī)組首次并網(wǎng)帶負(fù)荷試運(yùn)期間，隨著機(jī)組負(fù)荷的升高汽機(jī)軸封逐漸轉(zhuǎn)入自密封方式，低壓軸封蒸汽溫度逐漸升高，減溫水調(diào)整門及其旁路門已全開仍無法控制低壓軸封蒸汽溫度，在對(duì)低壓軸封減溫器噴頭及減溫水濾網(wǎng)進(jìn)行清理后情況仍無好轉(zhuǎn)。后經(jīng)我方分析減溫效果差應(yīng)與噴頭設(shè)計(jì)流量有關(guān)，在與供貨商聯(lián)系獲得設(shè)備設(shè)計(jì)資料后，確認(rèn)安裝單位將高壓軸封減溫器與低壓軸封減溫器噴頭裝反（兩種型號(hào)噴頭設(shè)計(jì)流量相差10倍）。將減溫器噴頭更換后，低壓軸封蒸汽溫度可以控制在允許范圍內(nèi)。2.2.1950%甩負(fù)荷試驗(yàn)不合格問題2006年4月29日23：28，在50％甩負(fù)荷試驗(yàn)中，汽機(jī)轉(zhuǎn)速飛升至3253RPM。經(jīng)檢查原因?yàn)榘l(fā)電機(jī)解列約1200ms后，OPC電磁閥才開始動(dòng)作，而高調(diào)門關(guān)閉時(shí)間為1.022秒，所以導(dǎo)致轉(zhuǎn)速飛升過高。針對(duì)上述情況我們將DEH邏輯中點(diǎn)的掃描周期從1000ms更改為50ms，同時(shí)將DEH邏輯中TASK3的存儲(chǔ)空間增加至950000，TASK5的存儲(chǔ)空間增加至550000。修改完后將DEH的DPU進(jìn)行clear（清除存儲(chǔ)區(qū)邏輯）后重新下裝。經(jīng)過處理后LDA時(shí)OPC動(dòng)作時(shí)間為2.2.20凝汽器熱井入口直徑偏小機(jī)組首次升負(fù)荷至300MW穩(wěn)定運(yùn)行期間，凝汽器水位正常，凝泵出口壓力多次出現(xiàn)下滑，備用泵聯(lián)啟后仍無法維持出口母管壓力，且凝泵運(yùn)行電流相應(yīng)大幅下降。就地檢查凝汽器水位與DCS顯示一致均處于設(shè)計(jì)運(yùn)行水位，檢查凝泵入口濾網(wǎng)無堵塞，懷疑凝汽器底部至熱井下水口有異物堵塞或通流面積過小，凝汽器暫時(shí)保持高水位運(yùn)行。停機(jī)消缺期間，進(jìn)入凝汽器檢查發(fā)現(xiàn)凝汽器底部至熱井下水口箅子附近有一實(shí)心法蘭墊片，考慮到熱井下水管道直徑800mm，而熱井進(jìn)水口直徑僅500mm，當(dāng)凝汽器內(nèi)水位偏低時(shí)，在機(jī)組高負(fù)荷運(yùn)行工況下存在產(chǎn)生渦流和泵發(fā)生汽蝕的可能性，經(jīng)與制造廠聯(lián)系后，將熱井進(jìn)水口直徑由500mm擴(kuò)展為1000mm。在之后的機(jī)組大負(fù)荷試運(yùn)期間凝泵未發(fā)生上述問題。2.2.21低壓脹差大問題現(xiàn)機(jī)組低壓脹差偏大，在滿負(fù)荷時(shí)為22mm左右，運(yùn)行時(shí)應(yīng)注意控制低壓脹差在23.5mm內(nèi)，經(jīng)專題會(huì)分析確認(rèn)處理方案為：168后停機(jī)期間檢查9瓦油擋與軸的安裝距離；另外，等冷態(tài)后重新對(duì)低脹探頭定位。2.2.22地基沉降問題由于地基下沉引起超濾及油泵房管道及設(shè)備變形，經(jīng)處理后正常。但基礎(chǔ)仍在繼續(xù)下沉，應(yīng)加強(qiáng)監(jiān)視并隨變形進(jìn)行處理。2.2.23機(jī)組振動(dòng)大問題現(xiàn)汽輪機(jī)組振動(dòng)偏大5瓦軸振到了11絲，5、6瓦瓦振達(dá)6絲，擬在168試運(yùn)后進(jìn)行動(dòng)平衡試驗(yàn)。2.2.24機(jī)組6瓦油擋漏油問題機(jī)組6瓦油擋漏油，油撞擊6Y軸振探頭，造成6Y振動(dòng)跳變。處理：暫時(shí)將6Y探頭解開，運(yùn)行時(shí)根據(jù)其他探頭振動(dòng)信號(hào)及瓦溫油溫判斷機(jī)組振動(dòng)情況，在168試運(yùn)后處理油擋漏油問題。2.2.25高旁閥門擺動(dòng)問題該旁路為CCI產(chǎn)品，在試運(yùn)期間多次出現(xiàn)高旁指令未動(dòng)閥門擺動(dòng)現(xiàn)象，廠家分析認(rèn)為由于管道振動(dòng)引起定位器振動(dòng)造成，168后更換了智能定位器解決了該問題。

3大唐國際潮州電廠一期工程3.1電廠及機(jī)組簡介廣東大唐國際潮州發(fā)電廠第一期工程為2×600MW國產(chǎn)超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組，鍋爐型號(hào)為HG-1900/25.4-YM4，超臨界參數(shù)變壓運(yùn)行直流爐，鍋爐為單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)Π型布置。鍋爐以東勝納林廟煙煤作為設(shè)計(jì)煤，以山西塔山煤礦煙煤作為校核煤。鍋爐的汽水流程以內(nèi)置式汽水分離器為界設(shè)計(jì)成雙流程，從冷灰斗進(jìn)口一直到標(biāo)高約43.966制粉系統(tǒng)采用中速磨直吹系統(tǒng)，每爐配6臺(tái)磨煤機(jī)，B-MCR工況下5臺(tái)運(yùn)行，一臺(tái)備用。每臺(tái)磨煤機(jī)供布置于前(或后墻)一層的LNASB燃燒器，燃燒器噴口數(shù)量與磨煤機(jī)數(shù)量相匹配，前后墻各3層(共6層LNASB型燃燒器)，每層布置5只。在煤粉燃燒器的上方前后墻各布置1層燃盡風(fēng)，每層有5只風(fēng)口。3.2發(fā)生問題及解決辦法3.2.1一號(hào)1.1凝汽器鈦管泄漏在機(jī)組帶負(fù)荷試運(yùn)期間，發(fā)生過四次集中在循環(huán)水外管圈疏水?dāng)U容器排汽口側(cè)的凝汽器鈦管泄漏，均在機(jī)組運(yùn)行情況下進(jìn)行系統(tǒng)隔離后進(jìn)行了堵管處理。對(duì)頻繁發(fā)生的鈦管泄漏，經(jīng)分析確認(rèn)為：處于疏水?dāng)U容器排汽區(qū)域的鈦管，由于鈦管與管板有間隙，排汽直接沖擊造成鈦管的高頻振動(dòng)而發(fā)生損壞，因此決定在擴(kuò)容器排汽口外增加防沖擊檔板，實(shí)施后凝汽器鈦管泄漏問題得到了解決，直至機(jī)組投產(chǎn)后未再發(fā)生鈦管泄漏。

1.2屏式過熱器爆管

5月9日15:00發(fā)現(xiàn)鍋爐屏過管泄漏，首先鍋爐四管泄漏監(jiān)測儀發(fā)出報(bào)警，經(jīng)初步分析和到就地檢查，判斷爐膛上部發(fā)生爆管，停爐后檢查，首爆管為屏式過熱器爐右數(shù)第三屏前側(cè)外數(shù)第26根管入口管段異種鋼焊口上邊緣處爆破（標(biāo)高約45米），爆口呈大喇叭形，爆口邊緣粗糙，軸向?qū)捈s80mm，周向?qū)捈s125mm，首爆管將周圍的屏過管吹薄，共更換了10根管。對(duì)首爆管整圈管進(jìn)行蠕脹情況測量，整圈蠕脹超標(biāo)，爆口兩側(cè)管子已脹粗至?40.5-40.7mm（設(shè)計(jì)?38mm），已將首爆管更換至頂棚下1米的位置，該部位管徑已小于?38.5mm。爆口管材質(zhì)為T91，規(guī)格為Φ38×5.6。核對(duì)哈鍋設(shè)計(jì)圖紙，首爆管屏過入口小集箱內(nèi)縮孔直徑為Φ12mm，而管子內(nèi)徑為Φ26.8mm；檢查爆口旁焊口內(nèi)壁光滑、無突出焊瘤，運(yùn)行中應(yīng)在小集箱內(nèi)縮孔處有異物堵塞，造成整圈管超溫蠕脹爆破。因此，本次爆管確定為運(yùn)行中異物堵塞管口流道，造成短時(shí)超溫爆管。

1.3空預(yù)器轉(zhuǎn)子卡死停運(yùn)

試運(yùn)期間，長負(fù)荷過程中曾連續(xù)兩次發(fā)生空預(yù)器轉(zhuǎn)子卡死停轉(zhuǎn)的事故，進(jìn)入預(yù)熱器檢查為上部徑向密封片和一次風(fēng)倉扇形板卡死。停轉(zhuǎn)后，檢查減速機(jī)和轉(zhuǎn)子連接鎖緊套打滑，手動(dòng)盤車無效，經(jīng)通風(fēng)降溫、轉(zhuǎn)子溫度降低到120℃以下后才能啟動(dòng)減速機(jī)。認(rèn)真分析并核對(duì)設(shè)計(jì)圖紙，發(fā)現(xiàn)空預(yù)器上大梁上部未按設(shè)計(jì)要求保溫，立即按設(shè)計(jì)進(jìn)行了上大梁保溫，保溫后空預(yù)器電流恢復(fù)正常，再未發(fā)生轉(zhuǎn)子卡死事故。

事故原因：空預(yù)器上大梁高度大，梁外部未保溫造成梁上下溫差大、熱彎曲超標(biāo)；大梁下部剛性安裝有扇形板，按豪頓華設(shè)計(jì)，轉(zhuǎn)子徑向密封和扇形板間隙很小，跨度達(dá)15米的大梁熱彎曲超標(biāo)直接造成扇形板和轉(zhuǎn)子徑向密封卡死。

1.4省煤器入口流量低引起MFT

在試運(yùn)期間，曾多次發(fā)生多次省煤器入口流量低保護(hù)動(dòng)作引起MFT，主要原因有兩種情況，一是由于設(shè)計(jì)儲(chǔ)水箱水容積非常小，抗擾動(dòng)能力差，再加上調(diào)試初期運(yùn)行人員經(jīng)驗(yàn)不足，對(duì)儲(chǔ)水箱水位控制缺乏經(jīng)驗(yàn)，造成儲(chǔ)水箱水位低引起爐水循環(huán)泵跳閘，進(jìn)而使得省煤器入口流量低保護(hù)動(dòng)；二是在兩臺(tái)汽泵運(yùn)行的情況下，一臺(tái)小機(jī)突然跳閘（由于小機(jī)軸振探頭接口的松動(dòng)引起小機(jī)跳閘），另一臺(tái)小機(jī)給水指令加大時(shí)，小機(jī)的實(shí)際轉(zhuǎn)速提升過慢，不能滿足實(shí)際給水要求，后來對(duì)給水方式采取了改進(jìn)措施，在自動(dòng)方式下，兩臺(tái)汽泵運(yùn)行，電泵在備用方式，其勺管自動(dòng)跟蹤汽泵的指令，當(dāng)汽泵突然跳閘時(shí)，電泵自動(dòng)聯(lián)起，這樣能最大限度的保證給水的穩(wěn)定。

1.5A凝結(jié)泵振動(dòng)大

試運(yùn)中A凝結(jié)泵電機(jī)（湘潭產(chǎn)）上軸承徑向振幅周期性超標(biāo)達(dá)0.1-0.2mm，最終振壞電機(jī)上導(dǎo)軸承（國產(chǎn)），遂將電機(jī)軸承全部更換為SKF軸承。經(jīng)多次檢查處理，直到機(jī)組完成168試運(yùn)，電機(jī)振動(dòng)大一直未得到解決。機(jī)組投產(chǎn)后，利用停機(jī)檢修時(shí)機(jī)，吊出該泵進(jìn)行了徹底檢查，發(fā)現(xiàn)引起振動(dòng)大的主要原因是泵體水平度嚴(yán)重超標(biāo)，設(shè)計(jì)水平度為0.04mm/m，實(shí)際安裝水平度達(dá)0.75mm/m，泵體振動(dòng)還造成了凝泵最下端軸套松動(dòng)；經(jīng)調(diào)整泵體水平、緊固軸套后，該泵電機(jī)頂部水平振幅降低為0.02-0.04mm。

1.6#4瓦調(diào)整墊塊破裂

2006年5月6日，機(jī)組停機(jī)檢修期間，在處理大機(jī)4瓦漏油翻瓦后，發(fā)現(xiàn)一塊下瓦調(diào)整墊塊有多道貫通性裂紋，進(jìn)行了更換；墊塊材料為軸承鋼，由哈汽外購，和哈汽共同確認(rèn)墊塊破裂原因?yàn)闊崽幚聿划?dāng)。有機(jī)會(huì)應(yīng)對(duì)所有軸瓦調(diào)整墊塊進(jìn)行檢查。

1.7爐水循環(huán)泵密封墊泄漏

機(jī)組168小時(shí)試運(yùn)至第三天，爐水循環(huán)泵泵殼和泵芯間密封墊片（金屬纏繞墊）部位局部發(fā)生泄漏，觀察一天后在機(jī)組長負(fù)荷時(shí)泄漏加劇，經(jīng)聯(lián)系KSB專家，采取了支設(shè)鼓風(fēng)機(jī)向泄漏部位吹風(fēng)降溫，同時(shí)取掉泵殼保溫，隨后泄漏減輕，直至機(jī)組投產(chǎn)后泄漏一直穩(wěn)定未擴(kuò)展。在停機(jī)后對(duì)泵芯和泵殼連接螺栓全部旋緊兩方（30o），旋緊量0.17mm，開機(jī)后泄漏消除。

泄漏主因是螺栓緊力不夠，泵芯安裝由KSB專家指導(dǎo)嚴(yán)格按國外要求執(zhí)行，屬泵廠設(shè)計(jì)緊力不夠。泵組出廠時(shí)泵殼和泵芯分開供貨，泵芯法蘭螺栓孔周圍有防腐漆，安裝時(shí)若不除盡栓孔周圍和螺帽結(jié)合部位的油漆，熱態(tài)油漆融化將引起緊力微量減小是次要原因。

1.8處理機(jī)組真空低

機(jī)組開始運(yùn)行時(shí)，真空明顯偏低。為保證軸封不漏空氣，提高軸封供汽壓力，在主機(jī)低壓軸封排汽及小機(jī)排汽管道上加裝手動(dòng)門，主機(jī)低壓疏水增加一道手動(dòng)門，以便于運(yùn)行調(diào)整。對(duì)查出的真空系統(tǒng)漏點(diǎn)及時(shí)進(jìn)行處理，使機(jī)組真空基本正常。

1.9凝結(jié)水熔氧超標(biāo)

機(jī)組整套試運(yùn)期間，凝結(jié)水溶氧嚴(yán)重超標(biāo)。為此，多次查找原因，更換熱井放水門（內(nèi)漏），增加一道門，放水管改水面上。真空系統(tǒng)查漏，處理漏點(diǎn)。補(bǔ)充水箱加裝濾網(wǎng)及浮球，防止大氣漏入。雖經(jīng)多次處理，目前凝結(jié)水溶氧有所降低但仍然超標(biāo)，有待進(jìn)一步分析、解決。

1.10二號(hào)高壓調(diào)節(jié)閥OPC三通根部開裂

機(jī)組168H期間，#2高壓調(diào)節(jié)閥OPC三通突然大量吱油，嚴(yán)重威脅機(jī)組安全運(yùn)行。為保證168H的順利通過，緊急設(shè)置外部油箱連續(xù)補(bǔ)油，保證EH油泵正常運(yùn)行。制作管架加固，減少了外漏油量。隨后請堵漏公司帶壓堵漏后消除了泄漏。機(jī)組投產(chǎn)后停機(jī)時(shí)更換了三通，其它三通全部著色檢查，徹底消除隱患。三通根部機(jī)加工未留倒角，造成應(yīng)力集中，機(jī)組運(yùn)行中油管高頻振動(dòng)而開裂，三通設(shè)計(jì)制造結(jié)構(gòu)不合理是事故主因。為緩解油管振動(dòng)，在三通部位加裝了管夾。

1.11水-水交換器泄漏

水-水交換器未設(shè)計(jì)排空氣門，試運(yùn)初期投運(yùn)水-水交換器時(shí)，由于安裝單位調(diào)試措施不當(dāng)，造成兩臺(tái)水-水交換器未排盡空氣而發(fā)生水擊，鈦管大量泄漏。經(jīng)多次堵管處理，且改變運(yùn)行方式后，目前情況良好。

1.12高加出口電動(dòng)閘閥門桿填料損壞

機(jī)組運(yùn)行中，1號(hào)高加出口電動(dòng)閘閥兩次出現(xiàn)門桿嚴(yán)重吱水，導(dǎo)致機(jī)組停運(yùn)。該閥為進(jìn)口產(chǎn)品，經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)，密封填料內(nèi)有生產(chǎn)廠家遺留雜物，且對(duì)全開行程時(shí)留有余量（閥門設(shè)計(jì)要求全開行程封閉填料室），經(jīng)更換填料并校對(duì)行程后恢復(fù)正常。

1.13電動(dòng)給水泵出口電動(dòng)閘閥門桿填料損壞

電動(dòng)給水泵出口電動(dòng)閘閥在第一次運(yùn)行全開時(shí)門桿嚴(yán)重吱水，門桿有拉傷痕跡。該閥為進(jìn)口產(chǎn)品，經(jīng)現(xiàn)場解體，發(fā)現(xiàn)閥桿填料內(nèi)有生產(chǎn)廠家遺留雜物，造成門桿及壓蓋損壞。重新訂購門桿及密封填料，更換后運(yùn)行正常。

1.14汽泵出口門門桿嚴(yán)重吱水

機(jī)組運(yùn)行中，A、B汽泵出口門相繼出現(xiàn)門桿嚴(yán)重吱水。該閥為進(jìn)口產(chǎn)品，經(jīng)現(xiàn)場檢查未發(fā)現(xiàn)有雜物，分析原因?yàn)槿_行程留有余量（閥門設(shè)計(jì)要求全開行程封閉填料室），造成運(yùn)行中填料受力，經(jīng)更換填料并校對(duì)行程后恢復(fù)正常。

1.15凝泵入口濾網(wǎng)頻繁堵塞

試運(yùn)初期，由于系統(tǒng)臟，凝結(jié)水泵入口濾網(wǎng)頻繁堵塞，在清理過程中曾發(fā)生另一臺(tái)也堵塞而造成停機(jī)。經(jīng)重新標(biāo)定泵入口碟閥位置，改變清理方式，排空管增加一道門等多項(xiàng)措施后，清理濾網(wǎng)時(shí)間逐漸縮短、周期逐漸延長。施工單位曾要求取消細(xì)濾網(wǎng)，我專業(yè)人員堅(jiān)決反對(duì)而未取消。因凝結(jié)水臟，造成高壓軸封減溫水噴嘴堵塞，經(jīng)與設(shè)計(jì)院共同協(xié)商，確定在凝結(jié)水泵供減溫水母管上加裝濾網(wǎng)，目前濾網(wǎng)已加裝，有望改善。現(xiàn)在看，保留精濾網(wǎng)有利于濾除系統(tǒng)中的大量施工雜質(zhì)，精濾網(wǎng)應(yīng)一直保留，遇停機(jī)應(yīng)安排清理凝汽器熱井。

建議新機(jī)安裝中，注意汽水管路系統(tǒng)清潔檢查；重視系統(tǒng)沖洗程序，為安穩(wěn)試運(yùn)創(chuàng)造條件。

1.16循環(huán)泵電機(jī)過熱

試運(yùn)初期，由于系統(tǒng)大量用水，除鹽水母管壓力較低，造成循環(huán)水泵冷卻水高位水箱補(bǔ)水中斷，水箱水位降低，造成運(yùn)行中的2號(hào)循環(huán)水泵電機(jī)冷卻水量減少，循環(huán)水泵電機(jī)超溫。經(jīng)設(shè)計(jì)變更后，改高位水箱補(bǔ)水由1、2號(hào)機(jī)閉冷水系統(tǒng)供水，循環(huán)水泵卡蘭預(yù)潤水改為自供。

1.17AST薄膜閥泄漏

168試運(yùn)前，主機(jī)油系統(tǒng)薄膜閥運(yùn)行中嚴(yán)重吱油（潤滑油），更換薄膜閥后運(yùn)行正常。屬進(jìn)口隔膜閥制造裝配質(zhì)量差。

1.18繼電保護(hù)主要問題

4月12日16：00，發(fā)變組在做短路試驗(yàn)時(shí)發(fā)現(xiàn)部分差動(dòng)保護(hù)電流互感器接線極性錯(cuò)誤。原因?yàn)樵O(shè)計(jì)院沒有考慮到差動(dòng)保護(hù)極性問題。

4月16日7：19，勵(lì)磁系統(tǒng)轉(zhuǎn)子一點(diǎn)接地保護(hù)動(dòng)作，機(jī)組跳閘。停機(jī)后檢查轉(zhuǎn)子絕緣大于100兆歐（取下發(fā)電機(jī)炭刷后），隨后檢查了勵(lì)磁系統(tǒng)的轉(zhuǎn)子接地保護(hù)卡件、回路、邏輯、保護(hù)定值，均未發(fā)現(xiàn)異常。機(jī)組啟動(dòng)后轉(zhuǎn)子接地未再動(dòng)作。初步分析原因?yàn)檗D(zhuǎn)子繞組存在“胡須”或炭刷磨損積粉造成了接地。轉(zhuǎn)子接地跳閘停機(jī)后，發(fā)現(xiàn)設(shè)計(jì)院設(shè)計(jì)的轉(zhuǎn)子接地到發(fā)變組保護(hù)的回路與勵(lì)磁廠家圖紙不對(duì)應(yīng)，由設(shè)計(jì)院出變更，已執(zhí)行。

1.19220kVGIS柘饒甲線C相SF6氣體泄漏

2006年5月10日14點(diǎn)10分NCS發(fā)出“柘饒甲線SF6氣體低報(bào)警”，16點(diǎn)40分相關(guān)人員發(fā)現(xiàn)此報(bào)警。17點(diǎn)左右我方接到點(diǎn)檢通知后，立即趕赴現(xiàn)場與設(shè)備部電氣專業(yè)及廣火相關(guān)人員到現(xiàn)場查看，經(jīng)現(xiàn)場檢查后確認(rèn)220kVGIS柘饒甲線C相相關(guān)接地刀氣室與柘饒甲線出線氣室中間的盆式絕緣子處發(fā)生SF6氣體泄漏，當(dāng)時(shí)氣室氣體壓力為0。44MPa（正常情況下壓力應(yīng)為0。54MPa）。第二天與廠家售后服務(wù)人員到現(xiàn)場勘查后初步判斷為盆式絕緣子安裝時(shí)應(yīng)力不均導(dǎo)致運(yùn)行后產(chǎn)生裂紋。設(shè)備部電氣專業(yè)遂組織廠家與相關(guān)人員制定搶修方案并實(shí)施搶修，在拆下盆式絕緣子后發(fā)現(xiàn)盆式絕緣子左側(cè)180度有裂紋且裂紋延續(xù)過密封膠圈。更換盆式絕緣子及密封膠圈后，經(jīng)抽真空、查漏、充氣、查漏、測直阻、微水試驗(yàn)、工頻耐壓試驗(yàn)后顯示設(shè)備正常并可以投入使用。

1.20電機(jī)絕緣降低問題

3.2.2二號(hào)機(jī)組試運(yùn)中存在的問題與處理

2.6月13日11：15機(jī)組首次沖轉(zhuǎn)到400r/min時(shí)，因#2瓦振動(dòng)測點(diǎn)松動(dòng)誤發(fā)跳閘信號(hào)而跳機(jī)，事后及時(shí)對(duì)振動(dòng)測點(diǎn)進(jìn)行了認(rèn)真處理，機(jī)組在以后的試運(yùn)中未在出現(xiàn)此故障。2.2主汽門卡澀6月13日11：15機(jī)組跳機(jī)時(shí)，發(fā)現(xiàn)中壓主汽門卡澀，經(jīng)處理運(yùn)行正常。2.3受熱面爆管6月22日～7月10日，#2爐共發(fā)生爆管四次，對(duì)每次爆管均進(jìn)行了認(rèn)真檢查和聯(lián)箱雜物清理。第四次爆管后，試運(yùn)指揮部組織有關(guān)專家對(duì)四次爆管原因進(jìn)行了調(diào)研和分析，爆管原因主要為制造廠在生產(chǎn)制作過程中監(jiān)督不到位，管子中存有遺留物而在安裝過程中又沒有得到仔細(xì)清理造成，為此公司制定出防止再次爆管的檢查及處理方案，施工人員在專家們的指導(dǎo)下，對(duì)#2爐做了徹底檢查、處理和改進(jìn)，保證了#2機(jī)組順利地完成168小時(shí)試運(yùn)行。2.4水位保護(hù)6月28日22：52機(jī)組因凝汽器水位低保護(hù)動(dòng)作造成運(yùn)行中凝泵跳閘，備用泵不能自啟，后引起給水泵全停而停機(jī)。2.5凝結(jié)水泵法蘭連接螺栓被剪斷6月29日11：34，A凝結(jié)水泵突然由159A，升至290A左右，流量從317t/h降至271t/h，出口壓力由3.5MPa降至2.53MPa，凝泵推力瓦溫度從59.8℃升至76.4℃，推力瓦塊溫度從49.8℃升至55.92.6低壓缸脹差問題7月2日，機(jī)組第三次停機(jī)后，汽輪機(jī)低壓缸脹差逐漸由8mm下降至-5.0mm，超出打閘值，因?yàn)樵谄麢C(jī)第一次沖轉(zhuǎn)過程中，在2000rpm時(shí)，脹差才由0.25mm突然跳變至6.3mm，而一號(hào)機(jī)組在冷態(tài)送軸封后已經(jīng)達(dá)到6mm的低壓缸脹差，所以我們分析為測量系統(tǒng)存在問題，經(jīng)開蓋檢查后發(fā)現(xiàn)脹差測量尺與LVDT測量桿之間的連片存在明顯的形變和位移，松開連片固定螺栓后LVDT的外筒可以隨意移動(dòng)，所以脹差測量裝置在首次啟動(dòng)時(shí)，LVDT測量桿與外筒已經(jīng)出現(xiàn)摩擦變形，在機(jī)組2000rpm時(shí)，脹差變化克服摩擦力，脹差出現(xiàn)了6.3mm的突變，此時(shí)測量桿已經(jīng)變形，在隨后出現(xiàn)的過大的負(fù)脹差全是不準(zhǔn)確的。因?yàn)?、2#機(jī)組的汽機(jī)型號(hào)完全一樣，我們按照兩者缸溫相近的情況，以1#機(jī)為基準(zhǔn)，在熱態(tài)重新標(biāo)定了2#機(jī)脹差。在隨后的運(yùn)行中，機(jī)組低壓缸脹差最大16.7mm，與設(shè)計(jì)值相符。2.7因堵煤導(dǎo)致跳磨的問題在南方的雨季，常因煤太濕導(dǎo)致給煤機(jī)的落煤管堵煤，從而跳磨。烏沙山四臺(tái)機(jī)組都不同程度出現(xiàn)過給煤機(jī)落煤管（磨煤機(jī)前）堵煤情況。1號(hào)機(jī)組最嚴(yán)重曾經(jīng)因?yàn)槎旅禾幚砹艘惶於啵饕蚴悄戏蕉嘤?，煤廠沒有防雨設(shè)施且配煤方式簡單、機(jī)組啟、停比較頻繁；后來增加了震打裝置發(fā)現(xiàn)堵煤跡象及時(shí)震打效果明顯。潮電二臺(tái)機(jī)組在調(diào)試期間，給煤機(jī)多次堵煤，還有一次因兩臺(tái)磨煤機(jī)同時(shí)堵煤跳閘導(dǎo)致鍋爐負(fù)荷擾動(dòng)過大，發(fā)生MFT。由于機(jī)組在設(shè)計(jì)中沒有考慮到此類問題，因此煤從煤場過來沒有經(jīng)過任何處理，就直接進(jìn)入原煤倉。而在雨季時(shí)，煤通常是非常濕的，既影響了給煤量的稱重，也影響了機(jī)組的安全穩(wěn)定運(yùn)行。我們只能在現(xiàn)有的條件下采取措施，預(yù)防此類問題的發(fā)生。1）、要求輸煤系統(tǒng)上煤時(shí)，盡量把底部的干煤送上，將表面的濕煤撥開。2）、空氣炮投入，并經(jīng)常進(jìn)行疏松。3）、在落煤管處有專人值班，必要時(shí)用重錘敲打，防止堵煤。當(dāng)然這些措施并不能完全解決堵煤的問題，最好的辦法還是爭取在煤進(jìn)入原煤倉前采取一定的措施，讓其已經(jīng)經(jīng)過干燥，這個(gè)問題建議電廠在今后的改造中完善。

4新力集團(tuán)江陰利港發(fā)電股份有限公司4.1電廠及機(jī)組簡介江陰利港發(fā)電股份有限公司600MW超臨界機(jī)組安裝四臺(tái)600MW超臨界發(fā)電機(jī)組，鍋爐為上海鍋爐廠有限公司制造的SG-1953/25.4-952型超臨界參數(shù)變壓運(yùn)行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、四角切圓燃燒方式、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)∏型。鍋爐設(shè)計(jì)煤種為神華混煤，校核煤種為淮南煤。采用中速磨冷一次風(fēng)機(jī)正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配有6臺(tái)HP1003中速碗式磨煤機(jī)，燃燒方式采用從美國ALSTOM能源公司引進(jìn)的擺動(dòng)式四角切圓燃燒技術(shù)—低NOx同軸燃燒系統(tǒng)（LNCFS）。整個(gè)爐膛由上部垂直段管屏和下部螺旋段管屏的膜式水冷壁組成，從標(biāo)高8300mm冷灰斗處到50705.6mm處為326根螺旋管圈及其過渡段，在此上方為1304根約23m高的垂直管圈，螺旋管與垂直管的過渡采用中間混合聯(lián)箱。爐膛上部及水平煙道從前至后分別布置有分隔屏過熱器、后屏過熱器、高溫再熱器、高溫過熱器，后煙道豎井從上至下依次布置有低溫再熱器和省煤器，過熱蒸汽汽溫除受燃燒器噴嘴擺動(dòng)影響外，在直流工況以前采用一、二級(jí)噴水減溫器調(diào)節(jié)，直流工況以后主要靠煤水比調(diào)節(jié)。再熱蒸汽汽溫主要依靠擺動(dòng)燃燒器噴嘴角度調(diào)節(jié)，另外，再熱汽