11/11一、工程情況介紹

?1

概述

?廣東大唐潮州發電廠工程為兩臺60０MＷ超臨界參數燃煤凝汽式發電機組。該工程主體建設單位為廣東大唐國際潮州發電有限責任公司;設計單位為廣東省電力設計研究院、廣東省交通規劃勘測設計研究院;主體施工單位為廣東省火電安裝公司和東北電力建設公司；工程監理單位為河南立新電力監理公司;１號機組的單體調試工作由廣東省火電安裝公司調試所負責完成；分系統和整套啟動調試由華北電力科學研究院有限責任公司和廣東省電力試驗研究所負責完成。

2

機組設備簡介

?鍋爐為哈爾濱鍋爐廠有限責任公司制造的超臨界參數、變壓運行直流鍋爐,鍋爐型號為HG－1950/25。40—YM4型，帶啟動循環泵、單爐膛、一次再熱、平衡通風、對沖燃燒、露天布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構Π型布置.

設計燃用神華集團神府東勝煤，并以大同塔山煤作為校核煤種。燃煤經鐵路至黃驊港轉海運至電廠卸煤碼頭.

?采用灰渣分除系統,鍋爐除渣采用刮板撈渣機機械除渣裝置,鍋爐除灰系統采用氣力除灰，每兩臺鍋爐設兩粗一細三座干灰庫.

鍋爐輔機情況:

爐水再循環泵型號LＵVAk250—30０/1,德國KＳB制造.

刮板式撈渣機型號GBＬ20D×5３,青島四洲設計制造；刮板鏈條液壓自動張緊,液壓馬達驅動；依靠提升段實現爐渣脫水，脫水爐渣直接落入配套渣倉,裝車外運。

鍋爐三大風機：送風機型號AＮN-26６0／1400N，豪頓華工程有限公司制造;軸流動葉調節.一次風機型號ＰAF1８-12．５—2，上海鼓風機廠有限公司制造；軸流雙級動葉調節。引風機型號AＮ35ｅ6（V１9+４°）,成都電力機械廠制造;軸流靜葉調節。

?

磨煤機型號ＨＰ10０3，上海重型機器廠制造,中速碗式磨，５個出粉口，石子煤人工干排。給煤機型號GM－BSC2１-2４，沈陽華電制造，皮帶稱重式。

?

空氣預熱器型號31ＶNT1７５0型，豪頓華工程有限公司制造（威海);三分倉轉子回轉式,雙密封片,密封板固定，中心驅動，推力和導向軸承無油站設計。

電除塵型號2BE41８／2－５，福建龍凈環保制造；兩臺雙室五電場，頂部振打,除塵效率99.86％；每個電場8個灰斗，灰斗設電加熱,無氣化風。配套氣力干除灰系統,北京克萊德貝爾格曼華通物料輸送有限公司制造，每個灰斗配一臺倉式輸送泵;７個鍋爐省煤器灰斗另設7臺倉泵。

?汽輪機為哈爾濱汽輪機廠有限責任公司制造的超臨界、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽、雙背壓、凝汽式汽輪機，型號為ＣＬN６00－24.2/5６6/566型。汽輪機具有八級非調整回熱抽汽，給水泵汽輪機排汽進入主機凝汽器.

系統采用高、低壓兩級串聯旁路系統，旁路容量按只滿足機組啟動功能設計，汽輪機采用高、中壓缸聯合啟動。旁路容量為額定參數4０%BMCＲ蒸汽量，低旁容量為高旁容量加減溫水量。

?汽機一、二、三級抽汽分別向三臺高壓加熱器供汽，四級抽汽除供除氧器外,還向兩臺給水泵汽輪機、輔助蒸汽系統供汽.五、六、七、八級抽汽供汽至四臺低壓加熱器。

?給水系統采用單元制,每臺機組配置二臺5０%B—MCR容量的汽動給水泵，汽動給水泵型號ＣＨTD６/６，前置泵型號SＱ３00-6７０；給水泵汽輪機由哈汽制造，型號NGＺ9０/83。5/95，型式單缸、單流、單軸、

沖動式、純凝汽、新汽內切換、下排汽。一臺30％B-MＣＲ容量的電動調速給水泵作為啟動和備用泵,電動給水泵型號ＣHTD5/７，前置泵型號ＳQ２50—560;液力偶合器R1７Ｋ450M型,奧地利／VOITＨ制造。所有水泵由上海凱士比泵有限公司制造。

凝結水系統設兩臺10０％容量立式定速凝結水泵，型號ＮLT500—570X4S，由上海凱士比泵有限公司制造;系統設有精處理裝置對凝結水進行100％的處理.

發電機為哈爾濱電機廠有限責任公司制造,型號為QFＳN－600－２ＹHG型。

?采用ＧE(通用電氣公司）自并激靜止可控硅整流勵磁系統。

送出采用22０kＶ四回線，電氣主接線采用發電機－變壓器組單元制接線形式。

?主變壓器為常州東芝變壓器有限責任公司生產的SFP-７2０MVA/220kV型變壓器一臺.

高壓廠用變壓器分別為特變電工新疆變壓器廠生產的SＦ10—315００/20型油浸風冷三相無載調壓變壓器和常州變壓器廠生產的ＳＦF9—5000０/20型分裂式高壓廠用變壓器,每機組配各一臺。

啟動/備用變壓器為中山ＡＢB變壓器有限公司生產的SFＦＺ1０－50000／220型分裂式繞組有載調壓變壓器，一期工程2臺機組共配２臺,并行向機組供電。

?機組熱工控制設備為日立公司的HＩACS-５0０0M系統和部分可編程控制器。每臺機組DＣS控制共有六臺操作員站、兩臺工程師站和46個機柜（不包含公用系統機柜).另外,廠內如輸煤車間，除灰車間等采樣監視信息采樣到輔控網，輔控網通過ＥOS（輔控網操作員站)與ＤＣS主網相連，并通過大屏顯示。通過EＯS與DCＳ主網相連的還有火焰及廠內重要位置的監視電視。機組熱工控制為單元制，采用爐、機、電集中控制方式。

二、機組試運情況

1

機組分系統試運

?由于2２0ｋV線路建設滯后于潮電受電計劃工期，根據實際情況一號機組的廠用電受電過程分為二步：

20０5年1１月18日一號機組廠用工作段6kV系統臨時受電完成.20０6年２月1５日GIS220kV站及啟動備用變壓器帶電正式開始分部試運。

?０6年2月28日完成爐前堿洗工作。

06年3月３日完成鍋爐化學清洗工作,清洗效果檢查鑒定評價為“優良”。

０６年3月1４日上水開始冷態沖洗，3月16日用等離子冷態直接點火方式投入制粉系統進行熱態沖洗，3月1８日開始試吹管，3月21日主汽及再熱汽系統打靶合格.

3月28日一號主變通過2２0ｋV

I母線反送電，先后完成6kＶ低電壓保護傳動試驗，模擬直流接地試驗，10ｋV保安電源傳動試驗，保安電源切換試驗，

發電機保護試驗，勵磁系統靜態試驗.４月3日完成了發電機交流耐壓試驗,發電機風壓試驗，旁路系統調試,ETS傳動。4月5日完成整套啟動前調試技術交底及機爐電大聯鎖保護傳動.至機組整套起動前大機抗燃油油質NAS5級，潤滑油及A、Ｂ小機潤滑油質ＮAS7級。

?2

機組整套啟動試運

2.1

空負荷調試

?4月９日—4月13日一號機組開始首次整套啟動調試程序。4月9日9:２０汽機首次冷態起動定速3000ｒpm,各軸瓦溫度及軸振正常，在此期間先后完成了汽機潤滑油壓調整,打閘、注油試驗，主跳閘電磁閥動作在線試驗,試投旁路試驗，并完成了發電機短路試驗、空載試驗，發變組短路、空載試驗,勵磁系統閉環試驗，假同期試驗。完成A小機升速和兩次機械超速和一次電超速試驗。4月13日１3：１3

一號機組首次并網成功。在完成帶負荷１1４MW暖機后,解列發電機后完成調門嚴密性試驗，主汽門嚴密性試驗,汽機電超速試驗及兩次機械超速試驗，飛錘動作值分別為3２76rpm、３２７７rpm.期間還完成了鍋爐再熱器安全門整定試驗,A汽泵投運，高加試運,試投了電除塵。完成了空負荷階段的相關調試工作。

在空負荷調試期間,一號機組共起動5次.

(1）

機組第一次（冷態)啟動:4月９日0:38沖轉，3：２9停機。因B凝結水泵入口濾網堵，不打水，汽機200０rpm時手動停機。

(2)

機組第二次(溫態)啟動：4月9日8:3８沖轉，9：20汽機３000ｒpm定速，完成主控就地打閘試驗，充油試驗，油泵切換試驗，

1１:15因隔膜閥漏油（法蘭隔膜墊吱)，安全油壓低掉機。

(3)

機組第三次（溫態）啟動：4月10日

15:54沖轉,16：５2定速,電氣空載試驗4月11日

１1:33,主汽溫度突降，由４1５度，下降至296度，主汽壓７。９2MPA,汽機打閘.

?（４）

機組第四次(熱態）啟動：4月12日

8：３6沖轉,10：５2定速，交電氣試驗.4月13日１3:１3首次并網成功，18：2５負荷1１4MW,４月13日２２：20解列，完成汽機主汽門嚴密性試驗、超速試驗。4月14日

3:00汽機打閘停機，鍋爐定再熱器安全門。

（５）

機組第五次（熱態）啟動：4月14

日9:２３

沖轉,9：45定速,11：46第二次并網，

13：0９

因主汽溫度下降較快,(從510℃下降到430℃），汽機打閘停機。試運指揮部決定機組停機消缺。機組開始滑停.

?2．2帶負荷調試

4月15日—5月14日機組開始帶負荷試運,一號機組4月25日首次升負荷至60０MW,瞬間最高負荷603ＭW。在此期間完成了A、B小機升速、超速試驗，投入電除塵全部電場,以及精處理裝置。還完成了勵磁調節器各種限制試驗、整流柜均流試驗以及轉子一點接地保護整定試驗。相繼試投吹灰器，四管泄漏監測儀。完成單側引風機、送風機、一次風機帶50％負荷試驗，鍋爐斷油低負荷穩燃試驗,汽門活動試驗，大機真空變動試驗，完成了５0％、100％甩負荷試驗，最高飛升轉速30８５rpm、3178rpm。期間進行了一次調頻和AGＣ試驗,并配合220kV潮饒線線路測試等工作。

?在帶負荷試運的30天里，我們完成了《啟規》和《調試工作規定》中規定的試驗項目,并網安全性評價要求的試驗項目以及部分性能試驗項目。在此期間，機組共起動8次。

（1）

機組第六次(冷態）啟動:

４月15日

０1：41沖轉，2:10定速,3：50并網（第三次)7:48

B小機沖轉，完成

B小機超速試驗;1６：08啟動A小機,完成

B小機超速試驗。4月16日7：19發電機故障,發電機聯跳汽機，為發電機一點接地保護動作，期間最大負荷1６0MW。

（2）

機組第七次(熱態）啟動：

４月1６日

0：３2

沖轉,1：００定速，１：31并網(第四次），帶負荷至150MW,４月18日8：０2因鍋爐省煤器入口流量低,汽機跳閘。

?（3）

機組第八次（熱態）啟動：4月19

日５：16沖轉，5：４5定速，6：25并網（第五次)，期間最大負荷36０ＭW，試驗B汽泵，機前壓力自動，投高加,鍋爐切直流；４月20日６：30鍋爐側A空預器電流由１２Ａ迅速上升,7:00電流上升至最大量程,空預器停轉，鍋爐緊急降負荷,由3６0MW降低到280ＭＷ，停A側送、引、一次風機,采用單側運行對Ａ空預器進行處理。4月2０日16:44由于B小機安全油泄去,引起給水流量下降，鍋爐側省煤器入口流量低于４86ｔ/h保護動作，鍋爐MＦT,汽機聯跳發電機。

?（4)

機組第九次（溫態）啟動:

4月21日

7：１8

沖轉,７：４０

定速，7：50

并網（第六次）。10：45機組帶159MW負荷。４月22日

04：０8全部主蒸汽安全門校驗完畢，校驗安全門時主汽壓力維持21ＭＰa，機組負荷4２0ＭW。在降負荷到３00ＭＷ之前,凝汽器有泄漏，凝結水Na+超標，隔離外圈循環水,進行處理,機組降負荷到3０0ＭW。在此期間進行了由順閥切單閥;并汽泵試驗。16：01

Ｂ小汽機由于汽泵振動探頭松動，誤發信號致B小汽機跳閘,由于A小汽機油閥存在卡澀問題，所以油閥動作緩慢，沒有及時給鍋爐上水,導致省煤器入口流量低保護動作，機組3００MＷ停機。

(5)

機組第十次(冷態)啟動：4月24

日20:５6

沖轉，21：18

定速,21：3１

并網(第七次）,４月２5日８：2５機組首次帶負荷6０0MW.４月２5日20:12甩300MW試驗，max3082rｐｍ。4月26日3：３９因高加出口門桿卡蘭吱、嚴重漏水,爐側減溫水調節閥壞，機組停機臨修。

(6）

機組第十一次(熱態）啟動:4月２6日

2２:3８

沖轉23:４0

定速,

23：4７

并網（第八次）做LＭＣC與DEH中一次調頻試驗，負荷變動試驗500MＷ。4月28日因潮饒線路粘連，為配合潮饒線檢修，機組18:52開始滑參數停機，320MW時速度級溫度475℃,到23:38第一級金屬溫度２84℃，負荷30MＷ，打閘停機。

?4月28日～5月8日因潮饒線檢修，停機10天進行消缺。

?（7）

機組第十二次（冷態）啟動：5月8

日１６：2５

沖轉

18:１4

定速

１9：27

并網（第九次）。進行500ＭＷ下的潮饒輸電線路測試，線路仍發現100ｍ粘連,期間最高負荷510MW,5月9日15：00發現鍋爐屏過管泄漏,2１:28大機滑至６８MW打閘停運,鍋爐搶修。

?（8)

機組第十三次(溫態）啟動：5月13

日19：39

沖轉，

１９：5９

定速，

20：0９

并網（第十次).５月1４日14:24帶負荷至５８6。5MＷ,１7：31進行100%甩負荷試驗，汽機最高轉速3１78ｒpｍ

.

??２。３滿負荷試運

5月14日機組第十四次

（熱態）啟動。于5月1４日17：３０機組再次達到滿負荷運行,鍋爐斷油投粉，投入電除塵，高加投入，

吹灰系統投入,廠用電切換裝置正常投入,

機組協調投入(BF+MＷ)，汽水品質合格。但由于潮饒線原因,造成一號機組不能連續滿負荷運行,試運指揮部報請試運總指揮，在得到啟委會同意下,向省電網調度中心提出申請進行１68小時連續試運行,并請調度中心根據電網線路情況安排一號機168小時試運期間的機組負荷，得到調度中心的批準和答復,一號機組于5月1５日16:20進入１6８小時試運。

?進入1６8時的機組狀態：

?(1)

發電機負荷能達到銘牌額定功率值，16８試運期間負荷由中調根據線路情況進行安排

?（2）

鍋爐斷油燃燒

（３）

全部高低加投入運行

?(4）

電除塵器投入運行

(5）

凝汽器精處理裝置投入,汽水品質合格

（６）

機組保護投入率達到1０0％

(7）

主要儀表投入率達到1０0%

（８）

機組熱工自動投入率

>90%

到5月22日16:20一次完成168小時連續試運。

1６8小時連續試運期間，主要運行指標情況：(按中調調度曲線運行）

機組連續運行168小時；

連續帶負荷運行1６8小時；

機組平均負荷率73.７％;

熱工、電氣自動投入率1００％；

熱工、電氣保護投入率98。2%；

熱工、電氣儀表投入率10０％;

?廠用電率4.５9％;

?機組補水率1.16７％;

真空嚴密性

0．２9６

ｋＰa/ｍｉn；

發電機漏氫量１8

Nm3/d；

汽輪發電機組軸振最大值＃5瓦70μm；

?從鍋爐點火吹管至16８小時連續滿負荷試運結束，歷時69天；

從汽機首次沖車至168小時連續滿負荷試運結束，歷時４4天；

?完成１68小時試運的啟動次數為1次.

一號機組168小時滿負荷試運期間，發電量7４２9萬千瓦時，燃煤量301７4噸，燃油量46噸(臺風襲擊期間用油)，機組補水率:1．167%，除鹽水消耗量2653噸，供電煤耗334．38６g/kwh。

?一號機組經過整套啟動調試和連續１68小時試運考核證明，設備、系統運行穩定，機組能夠達到滿負荷生產運行條件。

2。4整套試運指標

?一號機組整套試運期間，累計發電１5824萬千瓦時,燃煤量84710噸,除鹽水消耗量５791６

噸,燃油量18２8。8

噸.

??三、機組ＲB、甩負荷、燃燒調整試驗情況

?一）

甩負荷試驗

?1。

甩5０％額定負荷

?4月25日20:13進行甩50％額定負荷試驗。試驗前：負荷３０0MW,三臺磨運行,投入6支油槍，主汽壓力１2。５ＭPa。試驗總指揮按5—4-3－2—１—甩負荷倒計時下令,３停止一臺磨煤機,2停止下層E磨煤機,保留Ａ磨煤機（帶有等離子)及6支油槍運行，機組甩負荷后因省煤器入口流量低鍋爐滅火，汽機甩負荷試驗成功，在甩負荷試驗過程中停磨煤機時因一次風壓變化幅度較大，造成A一次風機失速。

?2。

甩10０%額定負荷

?5月1４日17:３４進行甩１00％額定負荷試驗。試驗前機組負荷升至600MW,Ａ、B、Ｃ、D、E磨煤機運行,總燃煤量233t/ｈ，投入8只油槍運行.１7:3４甩負荷試驗開始進行，陸續手動停止Ｄ、B、C、Ｅ制粉系統,爐膛壓力低（-1953Ｐa)MFT動作。汽機甩負荷試驗成功.

二）

RＢ情況：機組試運期間未進行RB試驗。

機組投產后5月2４日1１：43負荷５00MW,Ａ小機跳閘，電泵聯啟,RB動作跳F制粉系統，降負荷至400MW。調試人員記錄RＢ動作曲線。

機組投產后6月16日15：１6負荷360MW,A引風機跳閘，聯跳A送風機,RＢ動作跳F制粉系統,降負荷至３00MW。調試人員記錄ＲB動作曲線。

三）

燃燒調整情況：

?根據神華煤的結焦特性及烏沙山電廠調試經驗，試運初期煤倉上煤按神華煤/晉北煙煤７/3的比例配煤，將內、外二次風的旋流強度均調至最小，試運初期由于負荷偏低未發現鍋爐大面積結焦，只是在燃燒器噴口處發現結焦,鍋爐燃燒情況良好。168小時試運中期配煤方式發生變化(下雨，為保證上干煤），全部上神華煤,5月17日發現爐膛兩側負壓偏差逐漸加大（兩側負壓偏差最高達2０0Ｐa)，１8日凌晨因臺風降負荷，鍋爐大量掉焦，后爐膛兩側負壓正常,判斷為屏過部位結焦。后鍋爐運行期間加強吹灰，分倉進行配煤（A、Ｃ、Ｅ神華煤，B、D、F晉北煤），結焦情況減輕。

試運期間兩側氧量偏差較大，B側氧量值為A側氧量值的2倍，調整無效，后檢查為B側氧量測點處漏風,后處理正常。試運初期送風量測量裝置不準（風量測量偏小近一倍），后調整測量裝置位置后正常.

?試運期間發現油槍著火不穩定，主要原因為油槍頭部穩燃罩較小.二次風對于油槍著火作用較小,油槍著火主要用風為中心風，點火初期中心風過大容易吹滅油槍,尤其同層煤粉燃燒器（一次風）通風后極易吹熄火焰.后解決的辦法為一次風通風前關閉相應油槍中心風,此時能夠保證燃油著火較為穩定，投粉燃燒穩定后再開啟中心風.

四、各典型工況主要運行參數

?序號

數

據

單位

5。１5日１6:2０－２4：00

５.１6

5。17

5．18

?１

電負荷

MW

５40／41２

541/470

512/449

421／407

2

主蒸汽流量

t/h

1554/1１８6

1545/1369

1471／1319

１2０3/1171

3

燃煤量

t／h

214／1６0

208/18９

1９7/182

1７5/178．9

4

主蒸汽壓力

MPａ

２2。15/18．36

２４.５5/20。16

２4.6３/23.0３

2０.5/19。８2

5

主蒸汽溫度

℃

５64/55３

567/563

５59／560

５５9／560

６

再熱蒸汽壓力

MＰa

3.5７/2。64

3.56/３.0

3。３5/2．８5

2.76/2。7

?７

再熱蒸汽溫度

℃

５63/560

5６5/561

556/558

554/567

?８

真空

kPa

-95.3／—95．3

—95.1／-95．４

—94.8/-9４．2

—94。1/—9４。7

?9

排煙溫度

℃

1２9.3/120

１３６/１28

1３4／124

13０.６/133.７

1０

日燃煤量

t/d

1６３4

4904

3９７7

32９７

1１

日燃油量

t/d

０

0

0

4６

１2

日除鹽水耗量

t／d

200

324

400

21４

?13

補水率

％

5．56

0。８7

1.238

0。982

?１4

日發電量

kWｈ

38４

123９

10７8

７27

?１5

日廠用電量

kWh

15。28

5０．48

52．32

40。９６

１６

日廠用電率

％

３。979

4。074

４。85３

5.6３4

１7

給水硅含量

μｇ/l

１3．4

６.5

6．2

3．7

?1８

蒸汽硅含量

μg/l

13.8

8。6

５。8

3。7

19

給水溫度

℃

273/259。3

２75.2/265．1

27２。3/263

261/259

２0

輔機運行

-

六大風機、二臺汽泵運行、電泵備用

六大風機、二臺汽泵運行、電泵備用

六大風機、二臺汽泵運行、電泵備用

六大風機、二臺汽泵運行、電泵備用

?２1

磨煤機運行

—

5臺磨

5臺磨

５臺磨

5臺磨

??序號

數

據

單位

5．19

5．２0

５.21

5．22日

?0:00~１6:20

1

電負荷

ＭW

487/4０3

5２4/43５

514/421

４34

?2

主蒸汽流量

t/h

1４45/1１１２

1511/1234

14８１／1195.１

12６6

?3

燃煤量

t/h

2０1／１７３

２１2。8／1８4。2

211.4／17４。６

17２。８

4

主蒸汽壓力

ＭPa

23．23/19。4５

2１。0３／20．78

２2。69/17。９4

２０.97

?５

主蒸汽溫度

℃

55５/54８

５56/558

56０／５6６

5５０

?6

再熱蒸汽壓力

MPａ

3.１8／２.77

３.43/2。85

３．32/2。7８

2.80

?7

再熱蒸汽溫度

℃

530/550

553/５5４

５58/56０

550

８

真空

kPa

-95.1/-95.6

-95。7/－9５。7

－95。7/－9５.7

-9５．5

9

排煙溫度

℃

133/12３.3

1３1．3/124

1２6．7／124．3

１2１．1

?10

日燃煤量

t/d

３952

４６90

4833

1１17

?11

日燃油量

t/ｄ

0

0

０

0

12

日除鹽水耗量

t/ｄ

300

4５0

510

255

13

補水率

%

１.07

1．33

１.44５

1。49

14

日發電量

kWh

935

1129

1１７８

335

?15

日廠用電量

kWh

47．6

50.7

49．04

１5.04

?16

日廠用電率

%

５．０91

４。4９０

4．163

4。４9

17

給水硅含量

μg/l

6.３

5。1

2.7

4．２

18

蒸汽硅含量

μg／ｌ

4。8

6．8

3．7

４．1

19

給水溫度

℃

２６9.7／２61.4

273．9/２６4。６

26８。2／261.９

26２.8

２0

輔機運行

－

六大風機\二臺汽泵運行\電泵備用

六大風機\二臺汽泵運行\電泵備用

六大風機\二臺汽泵運行＼電泵備用

六大風機\二臺汽泵運行＼電泵備用

?21

磨煤機運行

-

5臺磨運行

5臺磨運行

5臺磨運行

5臺磨運行

??五、機組試運中存在的問題與處理

１

凝汽器鈦管泄漏

在機組帶負荷試運期間,發生過四次集中在循環水外管圈疏水擴容器排汽口側的凝汽器鈦管泄漏,均在機組運行情況下進行系統隔離后進行了堵管處理。對頻繁發生的鈦管泄漏,經分析確認為：處于疏水擴容器排汽區域的鈦管，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而發生損壞，因此決定在擴容器排汽口外增加防沖擊檔板，實施后凝汽器鈦管泄漏問題得到了解決，直至機組投產后未再發生鈦管泄漏。

?2

屏式過熱器爆管

5月９日15:0０發現鍋爐屏過管泄漏,首先鍋爐四管泄漏監測儀發出報警，經初步分析和到就地檢查，判斷爐膛上部發生爆管,停爐后檢查,首爆管為屏式過熱器爐右數第三屏前側外數第26根管入口管段異種鋼焊口上邊緣處爆破（標高約45米)，爆口呈大喇叭形，爆口邊緣粗糙,軸向寬約80mm，周向寬約125mm,首爆管將周圍的屏過管吹薄，共更換了10根管。對首爆管整圈管進行蠕脹情況測量，整圈蠕脹超標，爆口兩側管子已脹粗至?4０.5－

４0．7mm（設計?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

。爆口管材質為T9１，規格為Φ３8×5.6。核對哈鍋設計圖紙，首爆管屏過入口小集箱內縮孔直徑為Φ12mm,而管子內徑為Φ２6．8mm；檢查爆口旁焊口內壁光滑、無突出焊瘤，運行中應在小集箱內縮孔處有異物堵塞，造成整圈管超溫蠕脹爆破。因此，本次爆管確定為運行中異物堵塞管口流道，造成短時超溫爆管。

?３

空預器轉子卡死停運

?試運期間,長負荷過程中曾連續兩次發生空預器轉子卡死停轉的事故，進入預熱器檢查為上部徑向密封片和一次風倉扇形板卡死。停轉后,檢查減速機和轉子連接鎖緊套打滑,手動盤車無效，經通風降溫、轉子溫度降低到120℃以下后才能啟動減速機。認真分析并核對設計圖紙，發現空預器上大梁上部未按設計要求保溫,立即按設計進行了上大梁保溫,保溫后空預器電流恢復正常，再未發生轉子卡死事故。

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

4

省煤器入口流量低引起MFT

?在試運期間，曾多次發生多次省煤器入口流量低保護動作引起ＭFT，主要原因有兩種情況，一是由于設計儲水箱水容積非常小，抗擾動能力差，再加上調試初期運行人員經驗不足，對儲水箱水位控制缺乏經驗,造成儲水箱水位低引起爐水循環泵跳閘,進而使得省煤器入口流量低保護動；二是在兩臺汽泵運行的情況下,一臺小機突然跳閘（由于小機軸振探頭接口的松動引起小機跳閘），另一臺小機給水指令加大時，小機的實際轉速提升過慢,不能滿足實際給水要求，后來對給水方式采取了改進措施，在自動方式下,兩臺汽泵運行，電泵在備用方式，其勺管自動跟蹤汽泵的指令，當汽泵突然跳閘時,電泵自動聯起，這樣能最大限度的保證給水的穩定。

?5

A凝結泵振動大

?試運中Ａ凝結泵電機(湘潭產)上軸承徑向振幅周期性超標達0。1—0.2mm，最終振壞電機上導軸承(國產),遂將電機軸承全部更換為ＳＫＦ軸承。經多次檢查處理，直到機組完成168試運，電機振動大一直未得到解決。機組投產后,利用停機檢修時機，吊出該泵進行了徹底檢查，發現引起振動大的主要原因是泵體水平度嚴重超標，設計水平度為0.0４mm/ｍ，實際安裝水平度達0.75mm/m，泵體振動還造成了凝泵最下端軸套松動；經調整泵體水平、緊固軸套后，該泵電機頂部水平振幅降低為0.02－0.0４ｍm.

?6

４瓦調整墊塊破裂

20０6年5月６日，機組停機檢修期間，在處理大機4瓦漏油翻瓦后，發現一塊下瓦調整墊塊有多道貫通性裂紋，進行了更換;墊塊材料為軸承鋼，由哈汽外購,和哈汽共同確認墊塊破裂原因為熱處理不當。有機會應對所有軸瓦調整墊塊進行檢查。

７

爐水循環泵密封墊泄漏

機組１６8小時試運至第三天，爐水循環泵泵殼和泵芯間密封墊片（金屬纏繞墊）部位局部發生泄漏,觀察一天后在機組長負荷時泄漏加劇，經聯系KSB專家，采取了支設鼓風機向泄漏部位吹風降溫，同時取掉泵殼保溫，隨后泄漏減輕，直至機組投產后泄漏一直穩定未擴展.在停機后對泵芯和泵殼連接螺栓全部旋緊兩方(30o）,旋緊量0。17mｍ,開機后泄漏消除。

?泄漏主因是螺栓緊力不夠，泵芯安裝由ＫＳB專家指導嚴格按國外要求執行,屬泵廠設計緊力不夠。泵組出廠時泵殼和泵芯分開供貨，泵芯法蘭螺栓孔周圍有防腐漆,安裝時若不除盡栓孔周圍和螺帽結合部位的油漆，熱態油漆融化將引起緊力微量減小是次要原因。

?8

處理機組真空低

機組開始運行時，真空明顯偏低。為保證軸封不漏空氣,提高軸封供汽壓力，在主機低壓軸封排汽及小機排汽管道上加裝手動門,主機低壓疏水增加一道手動門，以便于運行調整.對查出的真空系統漏點及時進行處理，使機組真空基本正常。

?９

凝結水熔氧超標

?機組整套試運期間，凝結水溶氧嚴重超標。為此，多次查找原因,更換熱井放水門(內漏)，增加一道門,放水管改水面上.真空系統查漏，處理漏點。補充水箱加裝濾網及浮球,防止大氣漏入.雖經多次處理,目前凝結水溶氧有所降低但仍然超標，有待進一步分析、解決。

?１0

二號高壓調節閥ＯPC三通根部開裂

機組168H期間,＃2高壓調節閥ＯPC三通突然大量吱油，嚴重威脅機組安全運行。為保證１68H的順利通過，緊急設置外部油箱連續補油,保證EH油泵正常運行.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。機組投產后停機時更換了三通，其它三通全部著色檢查,徹底消除隱患.三通根部機加工未留倒角，造成應力集中，機組運行中油管高頻振動而開裂,三通設計制造結構不合理是事故主因。為緩解油管振動，在三通部位加裝了管夾.

?11

水－水交換器泄漏

水－水交換器未設計排空氣門,試運初期投運水—水交換器時，由于安裝單位調試措施不當,造成兩臺水-水交換器未排盡空氣而發生水擊，鈦管大量泄漏。經多次堵管處理,且改變運行方式后,目前情況良好。

?12

高加出口電動閘閥門桿填料損壞

?機組運行中，1號高加出口電動閘閥兩次出現門桿嚴重吱水,導致機組停運。該閥為進口產品,經檢查發現，密封填料內有生產廠家遺留雜物,且對全開行程時留有余量（閥門設計要求全開行程封閉填料室），經更換填料并校對行程后恢復正常.

１３

電動給水泵出口電動閘閥門桿填料損壞

電動給水泵出口電動閘閥在第一次運行全開時門桿嚴重吱水,門桿有拉傷痕跡.該閥為進口產品，經現場解體，發現閥桿填料內有生產廠家遺留雜物，造成門桿及壓蓋損壞。重新訂購門桿及密封填料,更換后運行正常.

?1４

汽泵出口門門桿嚴重吱水

機組運行中，A、B汽泵出口門相繼出現門桿嚴重吱水。該閥為進口產品,經現場檢查未發現有雜物，分析原因為全開行程留有余量（閥門設計要求全開行程封閉填料室),造成運行中填料受力，經更換填料并校對行程后恢復正常。

?１5

凝泵入口濾網頻繁堵塞

?試運初期，由于系統臟,凝結水泵入口濾網頻繁堵塞,在清理過程中曾發生另一臺也堵塞而造成停機.經重新標定泵入口碟閥位置,改變清理方式，排空管增加一道門等多項措施后，清理濾網時間逐漸縮短、周期逐漸延長.施工單位曾要求取消細濾網，我專業人員堅決反對而未取消。因凝結水臟,造成高壓軸封減溫水噴嘴堵塞,經與設計院共同協商，確定在凝結水泵供減溫水母管上加裝濾網,目前濾網已加裝,有望改善?，F在看，保留精濾網有利于濾除系統中的大量施工雜質，精濾網應一直保留，遇停機應安排清理凝汽器熱井.

建議新機安裝中，注意汽水管路系統清潔檢查;重視系統沖洗程序，為安穩試運創造條件。

16

循環泵電機過熱

?試運初期，由于系統大量用水，除鹽水母管壓力較低，造成循環水泵冷卻水高位水箱補水中斷，水箱水位降低,造成運行中的2號循環水泵電機冷卻水量減少,循環水泵電機超溫。經設計變更后，改高位水箱補水由1、２號機閉冷水系統供水,循環水泵卡蘭預潤水改為自供.

?17

ＡST薄膜閥泄漏

?168試運前，主機油系統薄膜閥運行中嚴重吱油（潤滑油），更換薄膜閥后運行正常。屬進口隔膜閥制造裝配質量差。

１8

繼電保護主要問題

４月12日1６:０0,發變組在做短路試驗時發現部分差動保護電流互感器接線極性錯誤。原因為設計院沒有考慮到差動保護極性問題。

?4月1６日7:1９,勵磁系統轉子一點接地保護動作，機組跳閘。停機后檢查轉子絕緣大于１００兆歐（取下發電機炭刷后)，隨后檢查了勵磁系統的轉子接地保護卡件、回路、邏輯、保護定值,均未發現異常。機組啟動后轉子接地未再動作。初步分析原因為轉子繞組存在“胡須”或炭刷磨損積粉造成了接地。轉子接地跳閘停機后,發現設計院設計的轉子接地到發變組保護的回路與勵磁廠家圖紙不對應，由設計院出變更，已執行。

?19

220kVGIS柘饒甲線C相SF6氣體泄漏

?2006年５月1０日14點10分ＮＣS發出“柘饒甲線SＦ６