电厂调试运行过程中典型事故防范措施.doc

收集其它电厂调试运行、运营过程中典型问题及预防措施 鉴于新建同类型机组在调试运行、运营过程中各种问题和事故的发生，严重威胁了新建机组安全稳定运行，为充分吸取经验教训，举一反三，避免同类型事件的发生，确保公司2017年机组双投，并实现机组投产稳定，投产即达标的目标。为此，生产准备部根据生产实际需要，收集了大量当前超临界机组的生产调试和实际运营的相关资料，认真收集整理了新建或投产超临界机组在调试运营中出现的问题，总结了国内外同类型机组和设备在生产和调试运营过程中的经验教训，完成了火电机组事故汇编的编写工作，确定了我公司的预防措施， 为在理论上最大限度的避免同类型事故的发生奠定了基础，也为我公司两台660MW机组顺利接产投运打下了坚实的基础。现按专业将其它电厂调试运行、运营过程中典型问题及预防措施汇总如下： 汽机专业序号兄弟电厂典型事件及经验简介原因简析公司预防措施相关责任部门备注1.某厂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。1）水位远控监视没有投入，现场就地水位监视人员不到位；2）除氧器水位调节门和再循环门不能可靠调节；3）安装单位的调试方案可操作性不高，在控制、调整设备未完善的情况下进行设备试运，人身和设备事故的风险高。a.高度重视各设备试运工作，协助安装、调试单位做好试运风险评估，避免人身和设备异常事件。b.加强现场安全技术检查和风险评估及控制。c. 加强现场试运工作的协调和指导。d. 加强运行人员的监盘力度，提高监盘水平。e. 确保除氧器水位能够可靠投入远控监视，必要时现场派人监视水位，做好与集控室操作人员的密切联系 工程设备部、生产准备部吹管前2.凝结水补水泵叶轮偏大，造成启动后电流大，后将泵更换后正常。设计制造及设备选型不匹配 加强对所有水泵单体调试的质量监督和试运监视，发现问题尽早处理工程设备部、生产准备部启动前3.凝结水泵出口门电动门开启力矩过大，开启困难。造成换过电动头后带压开关正常。凝结水泵P-Q曲线陡，电动门的电动头选型及配置容量较小（我公司A凝泵已投运不会存在此问题）加强对所有电动门单体调试的质量监督， 认真检查电动门开启情况， 发现问题尽早处理工程设备部、生产准备部启动前4.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。设备质量及安装质量问题1、 在转动设备安装过程中抓好中心找正及设备基础安装的各项指标，加强对设备单体调试的质量监督2、 在转动设备单体调试过程中，要加强对设备振动、轴温等重点参数的监视 工程设备部、生产准备部启动时5.EH油质滤油时间太长，油质一直不合格。EH油的滤油工作已进行了近三个月，从进入EH油系统滤油也近50天，而油质一直不合格，严重影响了机组的启动。a、系统安装质量差，系统内部杂质太多。b、滤油流量不够，不能满足要求。长时间采用单泵单滤油机运行，系统中油流速降低，携带杂质能力差，滤油效果不明显。1、 和监理一起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，控制好管道清洁度， 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、 准备大流量高效滤油；工程设备部 启动前6.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。1） 电机相序接反；2） 控制回路和保护连锁回路设计存在漏洞；3） 润滑油系统设计存在问题，油压建立缓慢1、 电机试转转向正确；2、 控制和保护回路、保护定值准确；3、 油系统无渗漏，系统无不合理分流，设计合理；4、 按照反措要求查找系统设计上的问题，确保故障情况下润滑油系统压力正常；5、 加强运行监视，做好事故预想，防止断油事故。工程设备部、生产准备部启动前7.在进行DEH调试时，发现空气引导阀压缩空气管路未接。1） 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；2） 暴露出工程协调及安装监督不到位1、 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。2、 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。热控启动前8.主汽门及中联门关闭试验时间略超标。主汽门及中联门关闭试验时间分别为390毫秒和516毫秒，大于规程规定的300毫秒。汽轮机代表经与厂内确认，认为该试验值可以满足要求，并于30日传真确认。设备生产质量问题1） 加强设备监造和现场安装质量监督；2） 加强调试过程中的质量监督和验收工作，严格各项技术指标，并根据情况做好防止超速的事故预想。汽机、生产准备部启动前9.除氧器上水调节门及管道振动太大，造成密封圈破坏，调门损坏。从#2机拆过来更换，调整支吊架后振动减小。但过了一段时间后，振动问题重新出现，造成该调门压缩空气管道多次振脱落，调门突关，阀门再次损坏，后将该调门压缩空气管路拆除，改为就地手动调节，用除氧器溢放水配合调整除氧器水位。凝结水系统中的再循环调节门处也存在振动过大，发生振断取样管现象。此问题为典型的设计问题，管道设计过长、弯道过多、支撑设计不当以及固定紧固不合格、共振等均可能导致管系振动1、 工程设备部和生产准备部尽早在除氧器上水调试时发现问题，有类似管道振动的现象及时联系设计院和相关部门解决；2、 生产准备部做好事故预想，如果出现类似问题，如何能完成系统上水，并保证在缺陷消除前机组能够安全运行；3、 加强设备单体调试和系统试运时的质量监督和验收，严格把关。启动前10.氢气泄露，氢纯度降低较快。发电机气体置换合格后，将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。1） 施工质量问题；2） 在气密性试验过程中把关不严。1）严格施工质量监督，质检过程中注意安装工艺质量 ；2) 气密性试验过程中要严格把关，认真检查漏点及时处理，监督好气密试验各项指标 。3）发电机充氢后，加强监视，严格动火工作制度，做好危险点分析和事故预想。工程设备部、生产准备部 启动前11.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。1） 系统检查不仔细，阀门泄漏严重；2） 凝汽器注水检漏不彻底，查漏不细致。1)在凝汽器注水检漏过程中要认真检查系统，检查所有真空系统表计及二次门，确保状态正确。2）对热井放水门要着重检查，防止内漏生产准备部凝汽器注水检漏时12.高排通风阀压缩空气管路未接。在进行高排通风阀试验时，不能开关。该阀压缩空气未接，后接入临时压缩空气管道，进行手动开关合格（后来高排通风阀的控制系统设备安装完毕，但考虑到临时气源切换为正式气源时，阀门调试时将造成跳机，安排在停机时进行切换）。1） 未设计仪用气管路，工程协调及安装监督不到位；2） 在单体调试和分系统调试时，把关不严，到使用时，才发现问题，影响了机组的启动。1、 在单体调试中严格把关，发现问题及时汇报并监督整改，工程完工后质量验收后才能进入调试阶段。2、 在整个调试过程中，针对电动门、气动门未接线、接错线、气源未接、气源接口错等事件要专门督察，在单体调试和分系统调试时，严格跟踪监督把关，落实到人，确保单体调试正确 工程设备部启动前13.并网前发现调速级压力P1和高排出口压力P2之比小于1.7，说明高压缸进汽量不足，一旦并网，机组逻辑将直接发出汽轮机跳闸指令。经检查怀疑高排逆止门不严，联系厂家确认处理。高排逆止门不严，设备质量问题1）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2）加强运行参数的监视，及时发现问题，并做好防进水和超速的事故预想。生产准备部启动前14.汽机挂闸后，中压主汽门无法开启，经处理后打开。后来1机挂闸时又发生1机左侧中压主汽门开不到位缺陷。初步分析为电磁阀卡涩或热工信号问题1）安装过程抓好EH油系统清洁度，油循环时抓好油质监督、滤油效果和方式；2）单体调试中注意控制信号的输入及反馈；3）加强运行监视做好阀门卡涩和防超速的事故预想。工程设备部 启动前15.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，经停机检查发现右侧低压缸喷水喷头堵塞。 数天后，低压缸1B所有喷水孔无水，重新进行检查后，查出低压缸1B温度调节阀手动旁路阀堵，取出几块焊渣。施工质量问题1）在管道焊接过程中严把质量关；2）设备投运前对管道进行冲洗，不留死角，关键部位重点冲洗检查。3）投运前加强对低压缸喷水的调试检查。工程设备部、生产准备部启动前16.1B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。1）设备安装质量问题导致1B给水泵中间抽头泄露；2）1B汽泵前置泵轴温高的原因为冷却系统堵塞。1）在管道焊接过程中严把质量关，做好焊接质量监督验收工作；2）设备投运前对管道进行冲洗，不留死角；3）加强对运行参数监视和现场检查，做好事故预想。工程设备部、生产准备部启动前17.真空低造成1机组跳闸 原因为1A小汽机真空不严密。在进行1A小汽机抽真空时造成1机真空急降跳机。1）在凝汽器注水检漏过程中认真检查系统有无泄漏，在作真空严密性试验时严把质量关，发现问题及时查找漏点 ；2）小机抽真空时操作要缓慢，并加强对大机真空的监视。工程设备部、生产准备部凝汽器注水检漏时18.#1汽机冲转至2850rpm，但高排温度高达428汽机跳闸。高排逆止门不严，设备质量问题1、 抓好设备监造，要求施工单位对安装阀门严格作水压试验；2、 加强运行参数的监视。、生产准备部启动前19.#1机组负荷283MW，#1机组跳闸，查为小机1A后轴承振动2由36UM窜至96UM而跳闸导致锅炉负荷大于40%无汽泵运行而跳闸。1、 小机安装质量问题导致轴承振动超标2、 小机轴承振动探头异常1、加强设备安装质量2、探头安装规范，测量准确稳定工程设备部 启动前20.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；1、给水调节门自动未投；2、汽水分离器水位调节自动未投；3、汽水分离器水位计未监视到位；4、调整不及。1、 各调节阀必须动作灵敏、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、 我厂未设计给水调节门，运行人员要加强对汽水分离器水位的控制、调整和监视。工程设备部、生产准备部启动前21.机组负荷238MW，小机1A的四抽电动门自动关闭，转速快速下降，给水流量最低降至550T/H，提高电泵转速后给水流量恢复正常。查逻辑中有汽机负荷小于40%则自关小机四抽电动门的逻辑。设计逻辑问题检查确认各逻辑是否正确，符合现场要求工程设备部、生产准备部启动前22.机组在升速过程中，振动正常，升速至2857转时，机组振动瞬间突增至400m跳闸，而后多次冲转均振动攀升较快。#5轴承箱两低压缸之间中间联轴器螺栓档板脱落。（转子高速转动，档板受离心力作用，由于档板未完全配合在子口内，造成档板固定螺栓受较大剪切力，致使螺栓被剪切断，档板脱落。）1）加强设备安装监督质量，严把技术指标质量关；2）运行人员加强机组冲转过程中的缸温、差胀、膨胀、振动、轴温等重要参数的监视。工程设备部、生产准备部启动前23.调试所人员擅自在真空压力保护表管上工作，造成低真空保护动作（汽机跳闸后，自动主汽门未完全关闭约有10%的开度，造成发电机逆功率未动作（发电机逆功率已动作），但调速汽门动作正常，机组负荷已至-12MW，经紧急停用EH油泵后，自动主汽门关闭，手动拉开41MK开关解列发电机）。1）操作不当；2）主汽门关不严。1）各单位要协调好工作，严格执行好机组调试运行中的各项规定，严禁擅自操作；2）严格调试过程中的质量把关工作，如：汽门关闭严密性试验等。生产准备部启动前24.试运中闭式水泵跳闸经检查确认为外部指令导致停止指令发出。 外部指令包括：DCS停指令和事故按钮停指令。经 检查，DCS系统未发出停止闭式水泵指令。因此可以断定就地有人按了事故按钮。经了解，公司和电厂当时均未安排操作事故按钮，怀疑有人误碰了事故按钮。1、 检查完善就地事故按钮防护措施，防止误碰；2、 加强巡检和治安保卫工作，防止人为因素造成系统或设备运行异常。工程设备部、生产准备部启动前25.汽机跳闸后有三次发电机跳闸首出原因为“发电机逆功率保护”动作，在大连锁投入的情况下汽机跳闸应是发电机跳闸的首出原因。 检查发现两个主汽门关闭行程开关拐臂未紧住，导致主汽门关闭信号未有效发出，汽机跳闸信号未送出。 1、 公司严格安装工艺，确保关键部件紧固可靠。2、 热控加强监督，利用合适时间将保护系统端子和紧固部件全部紧一遍，防止松动。工程设备部启动前26.小机冲转，在升速至1800转左右，3B小机振动迅速升高导致小机跳闸。 从历史曲线看小机在升速前各振动值正处在下降状态，机组还未稳定，说明暖机还不充分。1）小机在启动过程中，需充分暖机，一般在1800转左右振动较大，在升速前需观察各轴承的振动，当各轴承振动趋势稳定后再升速。2）加强监视，严格执行好各项运行规定。生产准备部启动前27.机组正常开机停交流润滑油泵时，润滑油压力迅速下降，交流润滑油泵无法停运。主油泵的出口逆止阀的设备原因导致其开度不足，润滑油压建立不起来。1更换了主油泵的出口逆止阀；2更换了主油泵进口法兰垫片；3、加强运行监视做好事故预想。28.#6机在首次冲转过程中，当转速提升至600转/分钟做摩擦试验后，再次升速至300转/分钟左右时，#3瓦金属温度突然瞬间升至130，强行打闸停机，经揭瓦处理后再次冲转至2937转/分时，#4瓦金属温度升至118，打闸停机揭瓦检查并处理。1、安装时工艺较差，下轴瓦顶轴油孔和顶轴油管冲洗不干净,导致杂物进入瓦内；2、#3、4瓦轴系标高偏高。1、严格安装工艺，加强质量监督；2、加强机组启动过程中的运行监视，做好事故预想。工程设备部、生产准备部启动前29.小机5170r/min暖机准备进行超速试验，厂用电突然全部中断，B小机交流润滑油泵失电停止，直流事故油泵联动成功，就地立盘检查B小机直流事故油泵出口压力0.43MPa正常，但润滑油压力指示的零，检查各轴承回油中断，16：06B小机停止，从记录分析B小机#1、#2轴承温度最高达458。后揭瓦检查#1、#2轴瓦钨金完全熔化，轴承也有不同程度的损坏。1、直流油泵出口可调式逆止阀装反， 造成润滑油中断轴 。2、 进行了B 小机润滑油系统的联锁试验，也进行了B小机的ETS保护试验，但试验时，试验人员粗心大意，只检查油泵联启正常，没有检查发现事故油泵联动后润滑油压和轴承回油是否正常是这次事故的主要原因。1、在进行有关油系统的联锁保护试验时，一定要进行设备的实际联动试验，不能只进行信号接点的模拟试验，并且一定要就地检查设备各轴承回油是否正常，油泵出口压力和润滑油压力是否正常，也要对照就地与DCS上指示是否对应 。2、思想上高度重视调试中的各项工作，不得马虎大意；各项调试工作要检查、监督到位，不能只做在表面； 生产准备部启动前30.凝汽器真空突然下降，导致跳机凝结水泵入口滤网进行清理工作，凝结泵密封水门关闭、 凝结泵吸入罐空气门没有关闭，造成凝汽器真空下降。1、严格两票三制，特别是与真空系统运行相关的系统或阀门进行工作时，一定要按规定做好安全措施。2、做好危险点分析和事故预想。生产准备部启动前31.给水泵汽轮机汽源切换时转速摆动大（ 小机高 、低压进汽采用新汽内切换方式，高压调节阀和低压调节阀共用一个油动机。 MEH设计上当小机的调节阀开度大于75%时低压调节阀全开，再逐渐开启高压调节阀。低压汽源从汽缸的上半通过五个喷咀进入，高压汽源从汽缸的下半通过二个喷咀进入，高压进汽和低压进汽是相互独立的。这样开启高压汽源时不会引起低压进汽压力的变化。经检查为高压高汽调节阀的弹簧没有加预紧力，主汽门一开，高压汽就直接进入汽缸内造成给水泵汽轮机转速摆动大。1、加强我厂小机汽源切换时的检查和监视；2、加强对设备的学习和理解，做好事故预想。生产准备部启动前32.发电机进行氢气置换后，在线漏氢检查仪检查发电机定子冷却水箱内氢气浓度逐渐增大， 就地实测其内氢气浓度也在增加。定子线圈冷却管接头渗漏或氢气通过冷却水绝缘管渗透至冷却水中。1、运行中加强对定子冷却水箱内氢纯度的监视，观察其变化速度，并做好记录。2、机组运行或停止时调整发电机定子冷却水进水温度高于冷氢温度至少25，以避免在事故状态下机内氢气湿度严重超标时，水蒸汽在具有高电压的定子绕组及定子冷却水流过的部件上结露。 3、机组运行或停止时都要保证定子水压力，氢气冷却器冷却水压力都应低于氢气压力至少0.04MPa，防止发生泄漏时，发电机进水，绝缘受潮或事故的发生。生产准备部启动前33.某厂汽机转速升至3000r/min时，1轴振动大（250um），遥控打闸。高压汽封摩擦，间隙不合理。 1、盘车状态下加强对各动静部分摩擦检查，确保正常。2、冲转时，检查大轴偏心、轴向位移、差胀、上下缸温差正常，符合启动条件。3、冲转过程中，加强对各轴承振动的监视，发现不正常时，及时处理。生产准备部启动时34.机组启动过程中低压缸安全膜破。送汽封后轴加风机启动晚； 除氧器满水，大量热水放至凝汽器造成。1、汽轮机送汽封、抽真空前必须先启动轴加风机，保持一定的轴加负压。2、严密监视除氧器水位，防止高水位，溢流阀动作，大量热水排入凝汽器，引起安全膜鼓破。生产准备部启动时35.#1机初次带负荷，#7、8低加因水位高一直处于解列状态。投#7、8低加时，汽轮机真空由90.65 KPa下降至81 KPa，低真空保护动作汽机跳闸。投#7、#8低加时误开汽侧放水门。（对系统不熟悉，操作 时上下联系脱节，发生异常不能及时联系和消除。）1、加强现场培训， 做好危险点分析和预控；严格执行操作票制度，上下联系好，密切注意真空变化。2、操作真空系统的任何阀门时，要估计到对真空的影响，上下联系好，影响真空时应立即停止操作，恢复原运行方式，查找原因。生产准备部启动时36.#1机汽轮机高排压力高信号管路冻结，保护动作，机组跳闸 高排压力高信号管路未加保温， 气温低，信号管路冻结， 高排压力高信号管路及压力开关处水变成冰膨胀，压力升高， 汽机跳闸。1、对于信号管路、变送器等增加保温或伴热装置，切实做好冬季防冻措施，防止测量信号不准或开关误动作；2、做好机组冬季防冻的其他安全防护措施生产准备部37.误关#2机汽机润滑油压ETS试验块进油门，造成保护动作跳机。（现场对接有保护的重要阀门、压力开关、变送器、热工表计等，没有明显的标记；操作人员对系统不熟悉，工作时没有考虑后果，运行与维护在工作中联系脱节。）#2机就地因润滑油压ETS试验块压力表活节漏油，在处理过程中误将该试验块进油门关闭，造成“汽机润滑油压低”保护两个通道同时接通，ETS动作，汽机跳闸。1、现场对接有保护的重要阀门、压力开关、变送器、热工表计等，要有明显的标记。2、操作人员对系统要熟悉， 加强运行监视。工程设备部、生产准备部38. 某厂#1机组冲转至2900r/min，阀切换后，冷再管道振动剧烈，经查由高排逆止门忽开忽关引起，手动打闸 （措施：机组冲转时手动将高排通风阀打开，高排逆止门关闭，等到3000r/min后再开启高排逆止门，关闭高排通风阀，基本解决了冷再管道振动的问题。）汽机一旦挂闸，OPC母管建立油压，压缩空气便送至高排逆止门气缸，使其处于自由状态，汽机冲转后由蒸汽将其顶开，如果此时汽量不足，此门便不能全开，致使冷再管道剧烈振动。1、加强机组启动调试中的检查和监视，做好事故预想；2、机组启动过程中加强对高排逆止门的检查监视。39.某厂#1机组负荷由600MW降至520MW，凝汽器真空由91.4KPa降至89.53kPa。检查有部分疏水开启 ，造成负荷降低、真空下降。提高对系统疏水认识，在机组正常运行时，开关疏水或进行相关操作时做好事故预想和防范措施。40.工作票未终结即启系统，造成凝水系统跑水（1）运行人员对机组工作票审核不严，把关不严，对本机组检修工作了解不全面；（2）系统启动前检查不细致，对设备检修情况不了解。（1）值班人员应全面了解本机组的运行检修情况，严格执行运行规定，对系统操作要检查、监护到位，否则严禁启动。（2）加强对“两票”执行的全过程监督管理，把安全责任、技术要求落实到实际工作之中，做到各项工作均在“受控”状态，杜绝粗放式管理。41.公用系统隔离不完全，造成串水1、安全措施不完善；2、对公用、交叉系统不熟悉。1、加强对公用系统的查找和学习；2、机组调试期间关于工作票安全措施要更加细致严密，严格执行好各项安全规定；3、工作许可人要做好把关工作。42.滇东电厂凝结器投运后多次泄露，凝结水超标#1机组凝汽器钢管因为运输损伤和安装问题、焊接质量问题，出现了大量的泄漏现象，严重地影响了机组的运行。1）机组穿管前严格检查钢管质量；2）穿管时严格按操作规程进行；3）严格焊接等工艺质量监督。43.#1机盘车铜套损坏，严重影响机组安全：开始冲转时，盘车啮合电磁阀带电，盘车不能及时脱开，机组第二次冲转时，转速到1296rpm，盘车脱开信号才返回，有可能造成盘车损坏。1.首先应全面检查盘车控制箱接线和逻辑的正确性，包括自动投盘车的逻辑。2.将盘车电流信号送入DCS以便运行监视； 3.盘车现有信号必须校验正确，可靠送入DCS， 以便运行人员能有效监视。4.运行人员加强盘车系统的检查、监视，发现异常应及时停运、联系有关人员检查。44.在#1机组的试运过程中，发现B汽动给水泵、电动给水泵润滑油中含有大量水分1）停泵隔离过程中，系统阀门不严密， 长时间没及时投入密封水，致使蒸汽串进轴承，随润滑油进入油箱内。 2）运行过程中，密封水系统调整不当所致。1）加强对汽泵和电泵油质的监视，防止进水；2）设备停运和运行中要加强对泵体密封水的调整和监视符合规定； 45.某机组负荷300MW，主汽压超压，高旁减压阀快开，高旁减温水开启，高旁管路发生剧烈振动，部分支吊架变形，管道损坏。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的振动。1）明确我厂旁路开关相关逻辑；2）加强对旁路投停的监视和调整；3）如旁路在备用应暖管充分。46.工业水压力低，空压机跳闸，造成机组跳闸。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。1）加强对运行人员的培训，并制定了工业水系统倒换技术措施；2）加强对公用系统的学习，防止误操作。47.某机在首次冲转过程中， #3瓦金属温度突然瞬间升至130，强行打闸停机，经揭瓦处理后再次冲转至2937转/分时，#4瓦金属温度升至118，打闸停机揭瓦检查并处理。安装时工艺较差，下轴瓦顶轴油孔和顶轴油管冲洗不干净,导致杂物进入瓦内，#3、4瓦轴系标高偏高。1）加强机组安装工艺质量监督；2）加强机组启动时的运行监视，防止设备损坏。48.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。（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。）1、制造工艺不良，焊接质量差；2、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。1）加强安装、焊接工艺质量监督，必要的重要部位进行探伤；2）加强运行监视，做好事故预想。49.汽轮机#3、4轴振大，最大15丝，超过合格值。（1、调整轴承间隙；2、转子加平衡块进行动平衡处理。）1、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。工程技术人员和监理密切配合，加强对设备重点部位安装时的工艺质量监督；（如轴承、轴瓦等） 50.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（停机后对#4瓦解瓦检查，瓦面、间隙进行必要的调整；2、调整中低压连通管冷拉值长度，取上限值；3、调整低压缸后轴封间隙。）造成轴振增大的原因是在机组带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。设计安装问题，加强设备安装的质量监督。51.汽机停运后盘车投不上（盘车装置在自动位置自启动不成功，立即就地将其打为手动，按“盘车投入”按扭启动不成功，直接按“电机启动”按扭也不成功，盘车啮合到位后，按“点动”按扭，盘车电机，可以启动，但必须一直按着。） 电机正常启动回路有问题。1）、停机前必须试转交直流油泵、顶轴油泵、盘车电机运转正常， 确保停机后盘车装置能正常投入，并做好停机后盘车不能投入的事故预想。2）如果汽机停机后电动盘车不能投入，应尽快联系检修处理，并拆掉盘车电机固定端端盖，采用手动盘车， 防止转子冷却不均而弯曲。 3）、每次汽机冲转时做好盘车不能脱扣的事故预想，否则立即手打停机，手动脱开，防止设备损坏。52.主给水切换中导致锅炉MFT（锅炉主给水由旁路切为主路时，主给水电动门“黄闪”就地检查判断可能没有开启，后来盘上显示全开状态（红色），该门实际就地并没有开启，主给水旁路调门检测到主给水调门全开后即自动全关到零位，锅炉给水流量低低MFT。）主给水电动门状态不对，就地实际未开，检查不到位。我厂给水系统没有给水旁路调整门，不存在切换问题，但对设备有故障时的现场检查监视和确认问题应引起重视，确保现场检查到位，防止断水事故的发生53.汽机启动转速升至3000rpm时，在2900-3100rpm之间摆动，导致机组不能并网，耽误很长时间，后来处理后冲3000 rpm时，转速升至将近3100rpm。1）、DEH系统有问题，或有些系系数设置仍有问题；2）、汽机调门伺服阀有问题；3）、汽机调门线性传感器有问题；1）、机组启动冲转时注意监视转速，若超速应果断打闸停机；2）、甩负荷停机时特别注意汽机转速，出现超速果断处理，必要时紧急破坏真空。3）、热工修改逻辑应有一定程序。54.#1炉炉管爆破泄漏。 异物堵塞，造成管内介质（蒸汽）流动阻力增大，流速减小使管道超温爆破，1）、运行中加强炉受热面温度控制，发现超温，及时分析原因，采取措施，严禁炉受热面长期超温运行。2）、加强汽水品质监视和监督3）、停机时间较长时，安排对炉受热面易损部位进行探伤检查。55.#1炉启动时温度控制不住（ 冲转前主蒸汽温度太高与冲转压力不匹配）（1）燃烧方面；（2）给水流量太大；（3）给水温度低（4）高低旁开度太小；（5）减温水与主蒸汽压差太小；本厂过热器一二减温水取自省煤器出口， 从而使得主蒸汽温度难以控制。1、我厂炉型和该厂相近；2、我厂减温水设置与该厂相近，在试运中要加强对过热器减温水的监视和控制，提前做好预防措施。3、该厂由于高低旁的开度太小，再热蒸汽压力太高，限制了流过过热器的蒸汽流量，使得主蒸汽温度上升，我厂旁路设置与该厂相近，在试运中要加强对旁路的控制。适当提高给水温度。56.当时机组负荷300MW，锅炉给水由B汽动给水泵带，调试人员正在做汽机左侧中压主汽门和调门联合松动试验，试验过程中，机组的负荷下降速度较快， 造成省煤器入口给水流量低低MFT保护动作。做中压主汽门和调门联合松动试验时，由于中压调门关闭速度太快，引起四段抽汽压力与四抽至除氧器压力的差值降低， 从而使得四抽1&2逆止门关闭，小机低压汽源失去，而高压备用汽源切换不及时，致使小机B转速迅速下降，给水流量迅速降到240t/h以下（237.85t/h）,MFT保护动作。(1)注意中压主汽门和调门联合松动试验时阀门关闭的速度 。(2) 对小机的低压汽源和高压汽源的切换配合进行调试，确保切换正常。(3) 在高低压汽源切换配合调整好之前，将小机的工作汽源预先切至高压冷端再热汽源或辅汽。只有当松动试验做到中压主汽门、调门关闭，四抽1&2逆止门不关后，才能进行四抽带小机运行做阀门松动试验，以保证在做中压主汽门和调门的联合松动试验时小机的可靠工作。4）做好事故预想，加强对相关设备系统的监视。57.给水流量低低MFT。机组并网后进行暖机过程中，电动给水泵突然跳闸（无汽泵运行）电泵跳闸原因为勺管工作油温度高，而CRT显示并不高。 CRT显示的电泵工作油温度模拟量信号当时出现瞬间突然由29升到547，6秒后又回到29， 造成冷油器的冷却水调门先开启到78，然后突然关闭到零，最后卡在关闭位置。 1、热控人员加强信号的维护，保证信号的可靠性。2、运行人员加强运行监视，熟悉各种工况下的运行参数，发现异常，及时发现处理。58.负荷300MW，主汽压力15MPa，主汽温度500，再热器压力1.8MPa，再热器温度480，小汽机1B汽源导至辅汽供汽， 进行汽机左侧中压主汽门和调门活动试验，汽机调门关闭后，机组功率下降到89MW，汽机高压缸排汽压力升高，四抽和三抽压力到零， 锅炉再热器压力升高到5.2 MPa，热段安全门动作。1）机组负荷急剧下降；2）汽机中压调节门后监视段压力降到零，从现象分析是左侧中压主汽门和调门关闭后中压缸进汽量极小。1）做阀门松动试验时加强对负荷和各监视段压力的监视，发现问题和异常及时处理；2）一侧试验时要检查确认另一侧中压主汽门和调门是否正常；3）与厂家确认进行汽机阀门活动试验的负荷、方法，确认是阀门部分行程还是全行程试验，做好事故预想。59.机组负荷640MW，磨煤机1A、1B、1C、1D 及汽泵1A、1B 运行，电泵备用，机组运行正常。两台汽泵相继跳闸造成省煤器入口流量低，锅炉MFT。（汽机跳闸后转子惰走时间为80min，而设计惰走时间为58min，反映出汽轮机主汽阀及调节汽阀严密性不够，发电机逆功率未能及时动作；惰化蒸汽不能及时投入，分离器的CO 浓度上涨至500PPM；汽泵润滑油中进水。RB保护不能投靠手动切锅炉负荷）汽泵前置泵1A、1B 都因为电机线圈温度超过90跳闸，造成汽泵跳闸。最终导致锅炉MFT，机组停运。（汽泵1A跳后电泵联启正常， 但因再循环阀自动投不上关闭时间较长，电泵并没有接带负荷。）1、检查确认各测点保护定值正确无误，严格调试把关；2、严格调试质量把关，确保各项试验符合标准，保护试验动作正常； （如调门严密性、RB 、逆功率等）3、制粉系统惰化系统要高度重视，防止制粉系统事故发生；4、做好防汽泵油中进水措施。（汽泵密封水问题）60.2号机组低过进水严重，致使汽温低不得不手动打闸停机事故。（锅炉MFT后，磨机内大量存煤，在机组冲转前启动磨煤机，由于磨机的旁路风量增加较快，使大量煤粉瞬间进入炉膛，造成虚假水位。另外，水位控制未能充分认识起磨加风瞬间对水位的影响，造成低过进水严重，致使汽温低不得不手动打闸停机。）1、锅炉MFT后，磨机内大量存煤，启磨时未能充分认知到旁路风带粉的危害性；2、给水控制未能充分预见启磨瞬间的虚假水位，在水位高时，未能及时有效地控制水位。3、给水燃料控制协调不好。1、操作过程不可过快，应严格按照规程 执行。2、加强自身培训工作，努力提高相关知识，做好事故预想，切不可盲目操作。3、加强机组启动、停止等大型操作的统一协调工作，做好制粉系统和水位控制的调整。4、做好防止分离器满水，造成过热器进水的预防措施，防止设备损坏。61.偏心测点不准确。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。加强TSI探头元件的安装质量监督，确保测点准确。控仪队TSI系统安装时锅炉部分62.某厂在吹管过程中，因螺旋管壁温超温发MFT，锅炉灭火。容量风增加较快，给水流量没有及时供给，煤水比失调； 1）加强水煤比调整， 运行根据水煤比及时调整燃烧和给水；2）加强对螺旋水冷壁管壁温监测；63.吹管过程中多次发现锅炉熄火后炉内仍有火苗情况，公司和电厂对个别阀拆管后试验油阀无漏油。油角阀平台位于油枪上部，系统油管路均低于角阀平台且角阀至油枪管路较长，导致油抢停用后寸油流入炉内着火。 1）针对此问题加强对我厂油枪油管路的安装质量监督，杜绝此类问题发生，防止燃油漏入炉内；2）严格油系统泄漏试验标准，确保试验合格；3）要有防止燃油泄漏如炉膛的安全预防措施。64.3炉雾化蒸汽压力低多次导致OFT动作投入空预器吹灰导致辅助蒸汽压力迅速下降，运行来不及调整致使雾化蒸汽压力最低达0.36Mpa,OFT动作。1、修改空预器吹灰逻辑，将四只空预器吹灰器同时投入改为每侧只有一只吹灰器工作;（根据我厂情况可借鉴） 2当雾化蒸汽压力低于0.7 Mpa时， 闭锁投入空预器吹灰; 3、修改OFT保护逻辑，当雾化蒸汽压力低时延时1分钟，(可借鉴)4、运行人员加强监视和调整雾化蒸汽压力。65.9月23日早化学化验报告#3炉D、E磨煤机油质发生乳化。E磨油箱9月22日下午刚换新油，23中午化学化验油质D、E、F磨油质全部发生乳化。油中进水1）机组调试运行期间加强设备用油的化验和监督，防止造成设备损坏；2）加强运行检查和监视，及时发现问题并处理；3）做好各设备防止油中进水的预防措施，并做好事故预想。（如磨、风机、电泵、凝泵等）66.某机组试运时，3A、3B磨油站进水被淹。（油质乳化被迫换油，油站内所有电机、变送器、压力开关等设备被淹需更换或烘烤处理。）公司人员在更换冷却水阀门时未办工作票和通知运行人员，运行查系统后投入开式水，水从拆卸下的管口进入油站内，直接导致3A磨油站被水淹没。1）机组调试运行期间必须严格两票三制，坚决杜绝无票操作和工作；2）严格考核监督制度；3）机组调试运行期间，应加强设备、系统投入前的检查力度，要全面细致到位，严格系统检查卡。4）位置较低设备根据我厂情况增加排污设备和防进水设备。67.68.#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。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。1、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。69.吹管运行中给水流量失灵显示2678t/h， 当汽压达5.5MPa开启临冲门吹管，给水流量突然从2678变为280t/h，MFT动作，后来给水流量计处理好，升压过程中开大给水调节阀时给水流量暂时上升，但很快又下降，经分析为给水调节阀阀芯脱落， #1炉停炉。给水流量低MFT原因经事后查证给水调节阀正常，系给水流量变送器故障所致。1、 运行人员加强监视，发现给水流量异常，立即联系切换第二组流量变送信号。2、 对重要的变送器进行校验报告检查，确保校验合格。定期对机组测点进行全面对比检查，发现异常及时处理3、 严格安装工艺，确保接线准确、牢固生产准备部热控启动前70.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。瞬间开启主汽减温水电动门造成给水流量波动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。将给水流量保护定值设定准确。生产准备部启动前71.1机组带221MW负荷跳闸。首出原因为给水流量低，引起给水流量低的原因为1B汽泵跳闸经检查汽泵流量算法有问题，很早就已经发出流量低信号，当再循环调整门关到0位后即发出跳泵的信号，汽泵跳闸后立即增加电泵出力无效， 查给水流量低仅延时2秒MFT1、审查完善低流量保护逻辑，完善汽泵跳闸逻辑，讨论确定给水流量低延时时间。2、加强流量测量元件安装质量和变送器校验质量监督。72.机组负荷238MW，小机1A的四抽电动门自动关闭，转速快速下降，给水流量最低降至550T/H，提高电泵转速后给水流量恢复正常。查逻辑中有汽机负荷小于40%则自关小机四抽电动门的逻辑。逻辑组态存在问题。1、检查组态逻辑，防止我厂出现汽机负荷小于40%则自关小机四抽电动门现象。2、会同调试单位对所有的重要逻辑进行审查。73.负荷167MW，应热工人员要求将电动给水泵投入自动调节，但转速指令自动降至0%，立即手动输入50%指令，给水流量上升，但炉仍MFT。检查组态存在问题，没有对手动指令进行跟踪。加强组态审查和调试，保证各设置参数正确。74.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。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。联系电科院及调试所，完善 “锅炉首次点火”及“锅炉燃烧与制粉系统”调试措施。摸清各风门燃烧调整规律。生产准备部启动前75.#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）。蒸汽系统杂质多，蒸汽品质差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100，减少蒸汽带硅量 。工程设备部化水 启动前76.机组冲转前，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。后该厂将汽水分离器水位高MFT保护解除，在冲转前重新投入。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。1）加强对汽水分离器水位的监视调整，在设备单体调试时严格把关，确保水位自动投入正常；2）掌握超临界炉汽水系统特性，做好事故预想。生产准备部启动前77.1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1汽水分离器水位自动不正常；2）给水调节不稳定。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。了解兄弟电厂给水系统控制保护逻辑，吸取教训 启动前78.上锅厂生产的超临界锅炉未设计煤粉喷燃器的看火孔，而我厂设计燃用贫煤，锅炉的稳燃是一个主要问题，运行时无法直接的观察喷燃器的着火距离、燃烧状况，燃烧判断、调整缺乏直接的参考依据