2011年新机试运典型问题汇编.doc

关于印发2011年新机试运典型问题汇编的通知公司有关电厂： 在鸳鸯湖电厂、河曲电厂、鄂温克电厂、大南湖电厂的大力配合下，电源管理部组织编写了2011年新机试运典型问题汇编（以下简称汇编）。汇编中共对新机试运中发生的64个典型问题进行了简要分析，其中汽机专业18个问题，锅炉专业24个问题，电气专业11个问题，热控专业11个问题。现将汇编印发给你们，要求你们结合本厂机组实际情况，认真组织学习，吸取经验教训，举一反三，采取有力措施，防止同类重问题重复发生。各厂尤其是试运单位要将汇编的学习作为培训主要内容之一，通过对汇编的学习领会，进一步提高机组管理水平，提高生产人员整体素质水平，确保机组试运安全。附件：2011年新机试运典型问题汇编2011年新机试运典型问题汇编一、汽机专业1、鸳鸯湖#1机组试运运行人员缺乏经验，汽轮机轴振大跳闸：12月15日向网调申请解列发电机，汽轮机准备做超速试验。6:29负荷降至18MW，发电机解列，高调门中调门关小，为防锅炉不憋压监盘人员手动开旁路，汽轮机反切缸，汽轮机因轴振大跳闸。原因分析：发电机解列脱网后为做超速试验汽轮机未打闸，汽轮机进入转速回路控制模式，因阀控指令下降，高调门相应关小阀位反馈小于8%时VV阀打开，运行人员手动开高低旁，汽轮机反切缸，导致轴系稳定性失调，2Y轴振达250汽轮机保护跳闸（1Y轴振也达到188）。防范措施：类似试验时，汽轮机要先打闸重新冲转。严禁进行反切缸操作。2、鸳鸯湖#1机组辅机冷却水中断导致A电泵耦合器易熔塞熔化：12月7日2:26监盘人员发现A电泵工作油温进油温度高报警信号（110报警），发现油温在报温度高报警后急剧上升，同时润滑油进回油温度也在上升,上升至85/45(进油/回油)，立即手动停止A电泵，炉MFT。后检查发现电泵耦合器三个易熔塞均熔化。原因分析：12月6日检查发现锅炉启动疏水至A排汽装置调门前手动门盖法兰呲汽，值班人员将锅炉启动疏水切至排水槽掺凉池，为降低机组掺凉池内温度，23:35开辅机冷却水回水至掺凉池供水门，打开约20度。23:50值班人员发现掺凉池向外大量返水。由于水已经进入阀门井，无法关闭阀门。12月7日0:35派人就地检查辅机循环水泵水池水位，加强水位监视。就地检查鸭子荡水库来水压力0.19 Mpa。 0:50辅机循环水池就地补水手动门开关不动，加派巡检协助操作。辅机循环水水池水位仍然继续下降。1:20将辅机回水至掺凉池供水门阀门井水位排完，将辅机回水至掺凉池供水门关闭。但就地检查发现辅机循环水水池仍然下降，原因辅机循环水池自动补水阀动作不正常打不开，因水池水位过低导致辅机循环水泵不出力，机组辅机冷却水中断，而使电泵工作油温迅速升高。防范措施（1）加强生产人员技能培训，熟悉设备性能，确保所有的操作，在操作前应进行风险点分析，风险分析应全面、系统，处理问题要果断，不能片面只考虑一个设备或系统。（2）做好辅机冷却水补水浮球阀引水管的防冻措施，增加电伴热与保温，保证辅机冷却水随时可补水。3、鸳鸯湖#1机组清理B凝泵入口滤网时导致A泵不出力：12月6日21时许，空冷岛热态冲洗过程中，清理B凝泵入口滤网时A泵出口压力下降，变频器电流下降，除氧器无法上水。原因分析：B凝泵清理入口滤网时安全隔离措施未做完备，B凝泵入口抽空气门未关，而两凝泵入口抽空气管路相连在一起， B凝泵入口滤网打开后，空气从B凝泵入口抽至A凝泵入口，导致A泵不出力。防范措施：主要辅机破坏备用时做好各种事预想故及应急措施；对检修设备做安全隔离措施时要考虑周全，不能有遗漏。4、哈密#1机组B凝结水泵入口滤网脏污停运清理，入口电动门不严，造成A凝结泵运行中入口进空气，出口压力、流量迅速降低，除氧器水位无法维持，热井水位迅速上升，汽轮机低真空保护动作跳闸：9月12日负荷280MW，B凝结水泵运行，A凝泵备用。10:32 B凝泵入口滤网差压大报警，B凝结水泵停运隔离，办理工作票清理滤网。12:19 A凝泵出口压力急剧下降，除氧器水位下降，热井水位迅速上升，快速减负荷至67MW，汽轮机排汽压力升至66kPa，机组真空低保护动作，检查润滑油泵、顶轴油泵联启正常，锅炉MFT。原因分析:B凝泵入口电动门不严，造成在负压环境下的A凝结泵入口长时间地积聚空气以致于气塞，造成A凝结泵出口压力、流量迅速降低，除氧器水位难以维持，热井水位快速上升至满量程，排汽装置机组低真空保护动作。5、哈密#1机B给水泵勺管卡涩：给水泵液力耦合器 型号: YOT46-550，生产厂家为上海电力修造总厂有限公司。9月9日21:36负荷140MW,炉水硅含量超标，锅炉加强排污。监盘人员发现#1机B给水泵液力耦合器勺管位置卡在57.66%，改变勺管输出指令，反馈值、流量、压力无变化。此时给水流量从501t/h降到378t/h，汽包水位也由-30mm降到-140mm，立即停止锅炉排污，启动1A给水泵，水位恢复正常。就地检查确认B给水泵液耦勺管卡涩，手动活动液耦勺管执行机构后小范围内开关正常， 22：07停止B给水泵运行，办理工作票检查。23:30发现A给水泵运行中勺管反馈有跳变现象，准备倒至C给水泵运行，C给水泵勺管行程活动试验卡涩。01：35消除B给水泵勺管卡涩缺陷，做勺管全行程试验良好，投入B给水泵运行，A泵停运消缺。原因分析:（1）A给水泵勺管输出、反馈电缆接头松动。（2）给水泵采用迷宫密封，密封水回水至低压缸排汽装置回水不畅，造成润滑油中不同程度地带水，致使耦合器勺管卡涩。（3）上海电修厂YOT46-550型耦合器质量不过关，A、B、C三台给水泵均不同程度地发生耦合器执行器故障、勺管卡涩、勺管调节中给水泵转速飞升、主润滑油泵不上油、耦合器外壳与轴承结合面处大量漏油等现象，三台给水泵耦合器均经过了返厂检修处理。6、鸳鸯湖#1机组安装调试不当，大机盘车频繁脱扣：12月68日先后发现汽轮机4次盘车跳闸。原因分析：（1）EH油系统在系统冲洗过程中，安装单位人员同时活动了高压主汽门与高压调节汽门压力油冲洗阀，导致了高压主汽门开启时，高压调节门也开启；或是高压主汽门开启后随之高压调节门也开启，有蒸汽进入汽轮机导致冲转。（2）调试单位在做调速系统试验时，曾模拟了汽轮机转速信号达到3000rpm，符合逻辑中汽轮机转速大于2500rpm顶轴泵自停，顶轴泵自停则顶轴油低盘车保护跳闸的条件。7、河曲#3机组首次冲转因轴封温度低导致#4、#5轴承振动偏大：2011年6月2日16:48 #3汽轮机开始冲转，16:56 转速42R/M，#4轴承Y方向振动快速上涨到128um，立刻打闸停机。机组破坏真空后检查低压缸内部，发现低压缸轴封供汽管道设计布置存在问题。低压缸喷水喷头正对着低压缸轴封供汽管道，低压缸喷水开大后造成轴封供汽温度下降。轴封供汽带水，汽轮机轴承振动上升。防范措施：对低压缸内部的轴封供汽管道加装套管，减小轴封温度受低压缸喷水的影响；汽轮机轴封系统投入初期对轴封供汽管道进行彻底疏水，保证轴封供汽温度160；开启低压缸喷水调阀时，应加强对低压缸轴封供汽温度的监视，发现低压缸轴封供汽温度降低时及时采取关小减温水、开启管道疏水、提高汽源温度等措施，保证轴封供汽温度。8、河曲#3机组循泵出口液控蝶阀关闭速度过快，管道上没有设计呼吸阀，#3机循环水系统停运过程中发生水锤：在#2循环水泵出口液控蝶阀关闭后，#2循泵联锁跳闸。#3机系统发生水锤现象，母管最高压力0.485MPa，压力经十一次反复波动后，稳定在0.027MPa恢复正常。水锤导致#3机循环水供辅机冷却水滤水器中分面法兰垫子呲裂。9、鸳鸯湖#1机组厂家装配质量差，运行人员发现和处理不及时，B给水泵驱动端轴承化瓦：11月11日16:35 值班人员配合中实易通公司、山东电建一公司调试B电泵。启动B电泵运行，启动电流1000A（DCS满量程），正常后降至136A，10KVB段母线电压由10.25KV降至9.09KV后恢复正常，B给水泵驱动端轴振动偏高X:105um，Y：107um。16:40 B电泵驱动端轴承温度迅速上升因温度高而跳闸（90跳闸），最高至106。揭瓦检查发现下轴承化瓦，分析主要原因为该轴承泵侧油档安装不合格，厂家装配轴承时在此油档与轴接触圆周上部分加装了胶垫（为防沿轴漏油），使得轴面与瓦面不平行，导致泵运行时轴与瓦有磨擦。另外设备启动时，运行人员未能及时发现轴瓦温度不正常，未能及时手动停运。10、河曲#4机组进回油节流孔装反，#4汽轮机#5轴承温度高：#4汽轮机首次定速1500R/M后#5轴承金属温度逐渐上升至89.1，回油温度上升至67，且仍然有上升趋势，汽轮机手动打闸。检查#4机#5轴瓦，发现进回油节流孔装反，冲转过程中#5轴瓦进油量严重不足，进而引起瓦温爬升。11、哈密#1机组耦合器执行器凸轮与内部调整机构配合不当，#1机组B给水泵勺管28%时转速飞升：B给水泵液力耦合器型号YOT46-550，启动B给水泵后进行带负荷试转，勺管缓慢加至28%时，转速由1900rpm突然升至5700rpm，紧急停运，给水泵出口压力最高达到35MPa。液耦返厂处理后正常。12、哈密#1机组管道设计不合理，#1机组C给水泵试运振动大：C给水泵试转，勺管加至30%时，前置泵至给水泵入口管道振动大，给水泵自由端X向振动至400um，紧急停运。主要原因是前置泵至给水泵入口管道设计不合理，弯头太多管道阻力大，前置泵至给水泵入口管道支吊架设计存在缺陷等。13、哈密#1机组堵板未拆除致使#1轴封投运后，#1汽轮机高、中、低压缸轴封处冒汽：#1汽轮机冲转时发现高、中、低压轴封处有轻微冒汽现象，全开轴封母管疏水，现象消失，汽轮机3000rpm定速，机组做试验。04:30发现机组真空有下降趋势，提高轴封母管压力，机组真空恢复正常，就地检查发现低压缸轴端冒汽严重，轴封加热器入口汽侧管道温度较低，轴加风机工作正常，怀疑轴封回汽不畅，05:10汽轮机打闸停机。停机检查轴封系统，发现轴加系统打水压试验时在轴封回汽母管加装的一堵板未拆除。14、河曲#4机组排污门未关造成凝坑水位异常升高：巡检人员发现#4机凝坑水位高，进一步检查发现#4机循环水至大机冷油器滤水器、#4机循环水至闭式水冷却器滤水器排污门未关，立即手动关闭，并联系安装单位加强凝坑排水。主要原因是调试后未确认各滤水器排污门状态，因4机循环水至大机冷油器滤水器、#4机循环水至闭式水冷却器滤水器排污门未关，凝坑排污泵未投入水位自动控制，巡检不到位未及时采取措施，造成凝坑水位高。15、河曲#3机组B凝泵入口滤网堵塞引起低旁跳闸最终导致锅炉疏水扩容器至电机侧排汽装置电动门呲裂：#3汽轮机盘车状态，高低旁系统正常运行中，B凝泵入口滤网堵塞后， A凝结水泵启动后进一步降低了B凝泵入口压力。导致凝水压力降低，低旁因减温水压力低跳闸。检查发现凝结水泵入口滤网差压高报警定值不合理，不能对发生的堵塞情况提前进行提醒。另外运行人员经验不足，操作前对可能出现的问题分析不够。启动备用凝泵前没有适当提高运行泵的出力。16、鸳鸯湖#2机组法兰加工错误，左侧中压进汽导管法兰呲汽：03:02 #2机组并网，03:17发现中压进汽导管处有棉絮飞出，进一步确认为左侧中压进汽导管法兰处呲汽，立即申请调度同意后手动打闸停机。原因为东汽厂家未及时提供图纸，造成施工单位在两法兰之间的过渡板两侧端面未加工凹槽。 17、鸳鸯湖#2机组氢冷器施工质量差下法兰漏氢：5月25日发现发电机内氢压下降较快，现场发现3氢冷器(励端东侧)下法兰漏氢较严重。经检查漏氢原因系安装时各螺栓紧固紧力不均匀所致。18、哈密#1机组因间隙不合格造成给水泵液力耦合器主润滑油泵不起压：#1机组B给水泵液力耦合器型号为YOT46-550，液耦返厂处理后发现主泵轮供油箱出口与主泵轮入口轴向间隙偏大，造成工作油供油泄漏，供油不足。工作油泵泵壳内凸起接触流线与叶片间隙较小，造成进油不畅。二、锅炉专业1、河曲#3机组一次风机失速引起#3炉MFT：#3发电机有功527MW、CCS方式运行，13:48:40 #3炉B磨煤机A低压润滑油泵跳闸，B备用泵在联锁方式下未联启，13:48:46 B磨煤机润滑油压低低（0.05MPa）延时5秒跳闸，13:49:00 #3炉B一次风机失速、母管压力由11.4KPa降至5.43Kpa。A一次风机动叶由80%开至100%，电流由114A至141A（额定153A），风机出口压力由11.72KPa至9.7KPa；B一次风机动叶由86%开至100%，电流由123A至96A，风机出口压力由11.53KPa至6.89KPa；B一次风机出口风压最低4.8Kpa。B一次风机X向振动由1.97mm/s至1.72mm/s；Y向振动由2.40mm/s至2.33mm/s。手动降低B一次风机出力。13:49:21因#3炉热一次风母管压力（5.43KPa）与炉膛压力（+684pa）差小于5Kpa造成C、D、E、F磨煤机相继跳闸（A、B磨煤机取消热一次风与炉膛差压低于5KPa跳磨保护），机组控制方式由“CCS方式”切至“机跟随方式”，A引风机动叶由50%，电流231A减小至32%，136A；B引风机动叶由56%，电流228A减小至36%，138A；在自动调整过程中炉膛负压最低至-1942Pa（跳闸值为-2500Pa），最高+898Pa后降至-1268Pa，且自动无法及时维持炉膛负压。解除引风机自动，手动调整炉膛负压。13:49:48 A层等离子手动拉弧正常，手动关小B一次风机动叶。手动将辅汽联箱至小机汽源调门打开，维持小机汽源供汽。手动关闭凝水主电动门，打开凝水辅调阀调整除氧器水位。手动关闭锅炉主给水电动门，开启锅炉给水调阀，维持省煤器入口流量。退出B汽泵运行，手动调整A汽泵转速。对跳闸磨煤机进行充惰。13:51:29机组负荷最低甩至89MW。因锅炉压力高（19.68MPa）。贮水箱水位低炉水循环泵不允许启动造成启动给水流量低于400t/h锅炉MFT。汽轮机联跳正常。发电机灭磁开关、5042、5043开关跳闸正常。机组跳闸后检查机组各项联锁保护动作正常。汽轮机TOP、MSP联启正常，汽轮机各调门、主汽门关闭正常。立即对各系统进行恢复。原因分析：（1）B磨煤机A润滑油泵跳闸，为此次异常的首要原因。后来对B磨煤机进行检查发现控制柜内K4继电器线圈烧坏，造成B磨煤机润滑油站A油泵跳闸，且B油泵控制回路不通，不能远方启动，将K4继电器更换完毕，对B磨煤机油站进行运行泵跳闸备用泵联启试验正常;（2）B磨煤机B润滑油泵未联启，造成B磨润滑油压低低跳闸为此次异常的间接原因;（3）B一次风机失速为此次异常的主要原因;（4）A、B一次风机增加再循环管路改造完后虽然有明显改善，可以提高一次出口压力由10kpa到11kpa不失速。但是一次风机在失速区域的边缘，当某一台磨煤机跳闸后，一次风量突降，造成B一次风机失速。一次风母管压力大幅降低，导致磨煤机同时跳闸。防范措施：（1）加强磨煤机及其它主要辅机设备油站的维护，虽然小设备仍然不能不重视，保证设备可靠运行;（2）对一次风机进行彻底改造，防止一次风机运行中失速，在未处理彻底前适当降低一次风母管压力及尽量增加磨煤机的通风量，防止一次风机运行中失速;（3）对热一次风与炉膛差压低于5KPa跳磨保护进行讨论，考虑是否其它磨煤机取消该保护;（4）对此次异常进行充分分析，并组织学习总结，为以后事故处理提供经验;(5)在一次风机未彻底改造前，当磨煤机运行中跳闸，应在第一时间对一次风机动叶进行手动调整，关小动叶开度，降低风机出口风压，保证一次风机不失速。2、河曲#3机组B磨运行时料位监视不到位，其它磨调整不及时，#3炉（直流炉）贮水箱水位波动异常:12：00主汽压力5Mpa,B磨煤机容量风开度38%，总燃料量42T，料位500Pa并有下降趋势，于12：08主汽压力开始下滑，当时B磨煤机电流到68A，且B3火检模拟量信号开始变弱误认为磨煤机满磨，将给煤量快速减至21T/H，12:12主汽压力下滑至4.4Mpa时汇报机组长，启动A磨煤机运行，A磨煤机容量风开度4%，B磨煤机保持原来出力38%，12:22主汽压力快速回升至6.7Mpa，贮水箱水位快速下降，手动快关溢流阀至0%，快开给水调阀开度56%，加大给水流量，启动给水量683T/H，贮水箱水位下降至1.9米时，主给水流量645T/H，循环泵出口调阀37.8%保持不动，减少B磨煤机出力量风开度关至13%，12:27主汽压力开始下降至6.2MPa，逐步增加A磨煤机出力至25%助燃，同时关小B磨煤机出力至最低，贮水箱水位上升至11.8米，同时关小给水启调阀开度37%，开启溢流阀开度至15%，启动给水流量761T/H，主给水流量81T/H。贮水箱水位趋于稳定。原因分析：(1)在B磨煤机运行时料位监视不到位，出现料位误判断，以为磨煤机满磨，实际为磨煤机已吹空，促使锅炉燃料量少主汽压力下降;（2）启动A磨后两磨煤机出力调整不及时，使主汽压力上升过快，贮水箱水位下降过快，水位波动大。防范措施：(1)在启动磨煤机时注意主汽压力变化情况，磨煤机容量风缓慢操作，及时减少原运行磨煤机的出力，防止主汽压力上升过快对锅炉贮水箱水位影响过大，贮水箱水位低炉水循环泵跳闸;(2)在启动备用磨煤机时因出力不大，会造成等离子壁温上升快甚至超温，此时可将磨煤机等离子方式切至正常模式，在邻层磨煤机助燃的情况下，将等离子壁温温度最高的角断弧，保护等离子燃烧器，同时开大周界风对其冷却;(3)主汽压力过快增长，注意贮水箱水位波动，能及时的关闭溢流阀，贮水箱水位降到2米前快开启给水调阀上水，保证总给水量大于400T/H，防止因贮水箱水位低跳炉水循环泵而启动给水量不足导致锅炉MFT。同时得注意除氧器水位，给水泵出口压力，防止因给水泵压头不够上不去水。必要时增加给水泵转速提高给水压力;(4)当贮水箱水位趋于稳定时得关小给水调阀，防止锅炉满水，但必须保证锅炉给水量充足，维持贮水箱高水位，并适当保持溢流阀开度，防止贮水箱水位再次发生突降;(5)当主汽压下降过快时及时适当关小旁路开度，减缓主汽压波动大对贮水箱水位的影响;(6)当机组条件具备时，应保持两台磨煤机在运行，防止单一磨煤机运行时出现异常锅炉灭火。3、鸳鸯湖#1机组给水流量调整不当，给水流量低导致炉MFT： 22:05 A磨出口A1粉管出口闸板关闭，降低 A磨出力，A磨煤机突然振动，提、降磨辊两次，振动无减弱。将煤量转移到B、C、D磨 ，总煤量由200吨减至184吨，22:09 A磨出口温度高跳，水煤比失调，主蒸汽过热度下降至0，运行人员急剧调节给水流量。22:13 机组跳闸，首出“给水流量低”锅炉MFT，炉膛负压低低，引送风机跳闸。原因分析：A磨煤机跳闸后，给煤量瞬间降低，水煤比失调，运行人员重点关注磨煤机跳闸，而忽略对给水流量的及时调整，导致前期调节减水不够，在主蒸汽过热度下降为0时，又急剧减水导致减水过度，导致给水流量低，锅炉MFT。防范措施：运行人员不能随意解除自动。一旦解除自动在手动调节过程中，要同时兼顾水煤比与汽温的变化。在减给水的过程给水流量开始下降时要意识到危险性，特别是B给水泵再循环开启后，应先及时稳住给水流量，而不是继续下调两台给水泵流量，直至锅炉给水流量低保护动作。4、鄂温克#1机组运行人员调整不当，#1炉水冷壁温度高MFT：18：511机组负荷366MW，B、C、D、E四台磨煤机运行，总煤量229t/h，其中E磨煤机给煤量56t/h，给水流量1149t/h，主汽压为15.9MPa。18：52过热度25，垂直水冷壁金属温度高至450，运行人员手动降低E磨煤机给煤量(总煤量由229t/h降低至200t/h)，手动增加给水流量(由1149t/h增加至1337t/h)。此时E磨煤机有轻微堵塞现象，运行人员手动减煤、增加一次风量的过程中，E磨煤机突然吹通瞬间带粉使锅炉燃烧率增强，致使分离器过热度由25升高至74，造成垂直水冷壁金属温度473，锅炉MFT。原因分析：运行人员在升负荷加煤时，没有及时增加给水流量，造成垂直水冷壁金属温度高至450；运行人员经验不足，在处理E磨煤机堵塞的过程中，手动增加一次风量幅度过大。5、哈密#1炉A磨煤机断煤，三台磨运行B磨跳闸造成#1机组168试运中断：9月19日13:30机组负荷302MW，主汽压17.44MPa，主汽温533，再热汽温530，协调控制投入，A、B、D、E磨运行，C磨入口防爆门误动、检修退备。13:39 A给煤机跳闸，就地检查发现有异物卡住给煤机皮带，立即投入B层等离子运行，停止A磨煤机运行，降负荷至200MW，维持B、D、E磨运行。停A磨过程中发现其入口热风速断挡板门无法关闭，联系处理。14:10过热器一级、二级减温水调门全开，燃烧器摆角下摆，减少E磨煤机给煤量、降低E磨出力，汽温仍无法控制，主汽温最高仍上升至550。此时B磨煤机因B层24火检无火跳闸，造致使锅炉燃烧工况更加恶化。14:11 C层四角火检强度均不同程度地降低，调总令手动MFT，汽机跳闸、发变组解列，168试运被迫中断。14:05从A给煤机入口落煤管处清理出木棍一根。15:30A层等离子拉弧，启动A磨点火成功。19:32汽机定速3000r/min，19:42发电机并网成功。原因分析：（1）输煤系统中的除铁器、原煤仓篦子等设备设计、安装不完善。(2)燃料管理不到位，致使原煤仓进入异物，A给煤机入口落煤管被异物卡住，给煤机跳闸，A磨煤机被迫停运。(3)主再热蒸汽温度高，燃烧器摆角下摆，对B层火检检测造成干扰。(4)A、C磨停运，B、D、E磨煤机运行，B、D燃烧器之间间距大，致使燃烧工况不稳；D、E磨煤机运行，造成主再热汽温升高。(5)烟煤存量不足，A原煤仓上烟煤，B、C、D、E原煤仓内为褐煤。现有等离子功率小，不适合褐煤的助燃，造成B层燃烧不良，火检丧失磨煤机跳闸。6、鸳鸯湖#2机组焊接质量差2号炉后屏过爆管泄漏：第7片管屏第2根管子和第9片管屏第10根管子直管段在活动连接件下部产生穿透横向裂纹，系制造厂在该部件进行活动连接件焊接时，在收弧时控制不当造成管子母材产生横向裂纹，在运行过程中，裂纹逐渐发展，造成管子断裂。同时造成第8、9、10屏过热器爆管泄漏。防范措施：（1）将后屏过热器泄漏及受损伤的管道全部更换；发现泄漏装置显示不正常应联系检查处理；（2）锅炉吹灰时，发现吹灰器卡涩现象，应及时将吹灰器手动摇出，避免长时间冲刷受热面，使锅炉受热面损伤。锅炉吹灰结束后，停止吹灰蒸汽汽源，应检查所有吹灰器退出炉外，无内漏现象，防止蒸汽长时间冲刷受热面，造成锅炉受热面损伤和爆管等异常。（3）锅炉运行期间控制好主再热汽温控制，控制在正常范围内，防止超过规定值。加强各受热面壁温的监视，发现有超温现象，应及时进行燃烧调整和采取调整减温水量，控制在正常范围内。7、鸳鸯湖#2机组焊接质量差2号炉PCV阀压力取样管与管座焊口开裂：早9点左右，巡视人员检查设备时发现炉顶方向有漏汽较大，检查发现2号炉左侧PCV阀压力取样管管座接头上方漏汽严重，判断为压力取样管发生泄漏。经堵漏公司现场确认无法进行带压堵漏后，申请停机处理此缺陷。检查发现：管道材质与设计材质不相符；管道焊接对口时错口量严重超标，导致打底焊时一侧的管子根部仅薄薄的熔合了一层，加上错口产生的应力集中、运行中管道的振动，此处接头过早的出现了失效的情况。 采取措施：对安装炉外管的检测报告进行检查，掌握缺陷情况；结合机组计划性检修和临修对炉外管进行全面检查，排除隐患。8、鄂温克1炉主、再热蒸汽温度达不到设计值：在机组负荷大于300MW的各种工况下，#1炉主、再热蒸汽温度均不能达到设计值（主汽温度571、再热汽温度569），无法带满负荷。原因分析：低温过热器面受热面积减少。哈尔滨锅炉厂设计人员为提高空气预热器热一次风温度，在受热面设计上进行了改进，增加了预热器的换热面面积，减少了低温过热器的受热面积，导致主、再热蒸汽温度偏低。9、鸳鸯湖#1机组低负荷并给水泵运行时#1炉给水流量低MFT：1机组负荷380MW，A、B、C、D、E五台磨煤机运行，A、B电动给水泵并入运行，A电泵勺管开度53%、B电泵勺管开度53%，A、B电泵再循环阀自动，机组给水主控自动控制方式，总煤量207t/h，给水流量1149t/h。04:15机组准备进行并泵操作，当时C电动给水泵勺管开度27%，开启C电泵出口电动门，A电动给水泵勺管开度由53%减至44%，B电动给水泵勺管开度由53%减至44%，给水流量由1149 t/h 减至666 t/h ，A、B电泵再循环阀开启，给水流量由666 t/h减至490 t/h，马上解除给水主控自动，手动增加A、B电泵勺管开度，04:16给水流量低MFT。处理措施：（1）将给水主控逻辑由电泵出口门开启判断电泵已并入运行，更改为电泵勺管投入自动后给水主控才能调节。（2）制定并泵操作措施已下发，认真组织学习执行。10、鄂温克#1机组贮水箱虚假水位引起#1炉给水流量低低锅炉MFT：7月23日14:17#1炉升温升压，主汽压力6.59MPa，主汽温度390，启动1B磨煤机，贮水箱虚假水位水位达6.5m，炉水循环泵跳闸，给水流量下降至460T/h，锅炉MFT。主要措施：热态启磨时严密监视贮水箱水位，不得将贮水箱水位控制过低，保证在5m左右，将贮水箱水位高保护逻辑改为延时30S.11、哈密#1机组C磨入口防爆门误动，机组负荷、压力大幅度波动：磨煤机防爆门型号GT-AVID-1000，制造厂家为长春宇宸电力技术有限公司。9月19日10:13机组负荷302MW，协调控制投入。此时C磨防爆门误动作（设定动作风压22Kpa,动作时实际风压5.5KPa），主汽压力先由17.2MPa降至15.88MPa，给煤量最大给定192th。随后压力急剧上升，协调控制退出，机组阀位控制。手动设定给煤量140th。10:15锅炉主汽压力升至18.4MPa，负荷升至330MW,手动打开PCV阀泄压。10:17主汽压力17MPa，负荷降至280MW，维持稳定运行。原因分析：（1）C磨防爆门动作值22KPa，当时C磨入口风压最大为5.5KPa，防爆门动作不正常。（2）C磨煤机入口防爆门误动，携粉风量不足，造成C磨煤机堵煤，当手动降低给C磨煤机给煤量后，C磨煤机吹通，炉膛突然大量进粉，导致主汽压力骤升。（3）协调控制退出后，机组阀位控制，负荷随主汽压力不断上升至330MW。(4)旁路系统逻辑设置不合理，没有及时动作调节主汽压力。(5)运行人员经验不足，未能及时判断事故原因并采取有效措施。12、河曲二期一次风机并列时发生喘振：二期600MW机组一次风机为动叶可调轴流式风机。该种风机由于风道狭窄通流面积小，而且运行时要求的风压较高，风机的工作点很容易落在不稳定区，导致并列操作时风机发生失速，进一步发生喘振。防范措施：防止一次风机失速，必须将一次风机的工作点移至驼峰曲线的右侧。一般通过以下两个途径来实现：关小待并风机的动叶开度，使性能曲线左移；将待并风机的管道性能曲线下移，也就是降低待并风机的风机的出口风压阻力。而降低风机出口的风道阻力可通过减小运行风机的出力和导通备用磨煤机的通道泄压。13、鸳鸯湖#2机组B一次风机喘振：17:20 负荷210MW转干态运行。17:20启动D磨加负荷到300MW。17:45 B一次风报喘振报警，一次风压由9.5Kpa下降到6Kpa。手动停D磨，负荷降至220MW。就地检查B一次风机入口一次扩压管密封胶垫此开，19:14停一次风机。经过一次风机内部检查发现第一级动叶角度存在漂移现象，经风机厂家同意进行动叶点焊固定处理。采取措施：两台一次风机并列运行，保持两台一次风机负荷一致；操作一次风机动叶时，两台一次不应偏差过大，造成一次风机出现喘振现象；磨煤机运行台数少，一次风机负荷小，可开启上层备用磨煤机冷风门，增加一次风机负荷，防止一次风机出现喘振现象；如一次风机喘振短时无法消除，应退出喘振一次风机运行，重新进行一次风机并列。14、鸳鸯湖#1机组暖风器停运不及时造成冻结： #1炉点火启动后，环境温度-11.3，一、二次风暖风器出口风温由34左右逐渐降低，截止到白班一、二次风暖风器出口风温降低到1.24/-6.5/-7.93/-7.05。2010年12月24日7：30因#2机组辅汽联箱电动门漏汽，停止#1机组辅汽联箱汽源，停止辅汽联箱全部用户，由于暖风器汽源断汽加剧冻结。原因分析：一、二次风暖风器疏水温度全部显示坏点无法监视；辅汽压力降低或停止供汽时，未及时停止暖风器，且未及时将暖风器内水排出和疏水管道水放净；一、二次风暖风器运行期间，环境温度降低后，未及时发现暖风器出口风温降低。15、哈密#1机组锅炉尾部烟道积粉造成A空预器着火：300MW机组运行中A侧空预器电流异常波动（25A），有火灾报警信号发出，A侧空预器出口热一次风温度也异常上升，关闭A空预器进口烟气挡板及出口一二次风挡板，隔离A侧空预器运行。8:13锅炉手动MFT，空预器连续吹灰，停止各风机运行，并将锅炉密封。就地检查发现A空预器下部有烟气，投入A空预器工业水冲洗系统。打开空预器人孔门检查，发现空预器换热元件烧坏及变形的热端9块、冷端5块，热端变形较为严重没有烧穿，冷端成漏斗状。主要原因如下：等离子厂家烟煤传统配置功率的等离子点火器，等离子发生器功率低，没有达到技术协议要求，低功率的等离子点火器点燃褐煤困难，造成点火过程中未燃烬，煤粉大量沉积；燃用煤种水分略高于与设计煤种，造成磨煤机出口温度低，点火困难；辅助设备频繁故障，造成锅炉在点火阶段运行时间长，尾部烟道煤粉沉积严重；锅炉或磨煤机故障停运后，虽然采用了大风量吹扫，但持续时间不足够长；点火期间，锅炉总风量有时偏低，致使可燃物沉积；磨煤机入口热风门执行机构安装在热风道上部，环境温度高，执行机构电缆、模块故障率高。16、河曲#3机组水冷壁管超温过热，#3炉泄漏停机：8月10日机组负荷330MW，巡检发现#3炉前墙50米处有异音，给水流量与主蒸汽流量偏差在60吨左右，立即汇报调总，经山东中实易通调试人员、山西电建四公司工作人员、哈锅厂家人员共同确认锅炉水冷壁泄露，停炉检查发现锅炉共有两处漏点，其中前墙从右往左数第85根51米处有一爆口，左侧三根有不同程度的吹损减薄，右侧两根有胀粗现象，对这六根进行更换（其中爆管的更换5米，左侧磨损减薄的三根更换约1米，右侧胀粗的更换0.4米）；在后墙由右往左数第127根48米处共有三个爆口，左侧两根及右侧三根由不同程度的吹损减薄现象，对这六根进行更换（其中爆管的更换2米，左侧磨损减薄的两根更换约1米，右侧减薄的三根更换0.4米）。水冷壁泄露后，组织召开了#1锅炉水冷壁爆管原因专题分析，认为管子超温过热是爆管的主要原因，同时爆管试样送往山西电科院进行金相和成分分析，进一步查明爆管原因。17、鄂温克#1机组水冷壁超温材质恶化，先后发生七次泄漏：#1炉自试运以来，因水冷壁多次、大面积超温运行，致使材质严重恶化，先后发生七次泄漏，被迫停机更换水冷壁管。18、鸳鸯湖#2机组吹灰器内漏发现不及时，造成2号炉包墙过爆管及省煤器管泄漏：（1）由于省煤器处HL8半长吹灰器弹簧门不严造成内漏，加之半长吹灰器外侧喷嘴内壁沾有一小焊渣。造成吹灰器内漏蒸汽通过喷嘴后汽流偏向，直接冲刷到上方省煤器管排第一排第一根和第二排第一根，一部分蒸汽遇到省煤器管后改变方向又冲刷到包墙管，导致省煤器管排第一排第一根、第二排第一根吹损减薄泄漏和包墙管冲刷减薄。（2）省煤器管排第一排第一根管道被吹灰器呲漏，泄漏水蒸汽吹到省煤器管排第二排第一根管，造成省煤器管排第二排第一根管泄漏。（3）省煤器管排第二排第一根管道泄漏水蒸汽直接冲刷到包墙管，造成包墙管爆破。由于包墙管爆破蒸汽冲刷到省煤器管排第一排第三根管，使省煤器管排第一排第三根管泄漏。（4）HL8半长吹灰器内侧喷嘴，将上部省煤器管第二间隔右数第八排第1、2、3吹损减薄。19、鸳鸯湖#1机组燃煤灰分高，除灰设备存在问题，造成除灰系统严重堵灰被迫停炉放灰：#1机组试运期间，存在煤质灰分高，干灰品质变化，电除尘器二次电压低并伴有闪络跳闸，煤粉燃烧不完全导致煤粉在灰斗内结焦，压缩空气系统压力流量不足，热工表计异常，输灰管道设计不合理等问题，造成除灰系统严重堵塞，被迫停炉放灰。20、河曲#3机组燃烧调整不当，径向密封调整间隙过小，空气预热器电流波动： 17:50发现#3炉B空预器电机电流摆动12.6-14.1A，就地检查空预器有摩擦声，联系四公司。18:08发现A一次风机电流摆动77-85A，立即降低A一次风机电流趋稳，18:23B空预器停转信号发出，主电机跳闸，（最大电流23.7A）辅电机联启，电流22.6A，空预器就地不转，停运辅电机，汇报调总，停运B侧送、引风机。对空预器进行手动盘车。主要原因是：锅炉吹管过程中燃烧调整过快，烟温升高较快;空预器预热器径向密封调整间隙过小。21、鄂温克#1机组供油管堵塞，#1炉1B磨煤机输入轴承损坏： 05:37，启1B磨点火准备吹管，06:15，1B磨输入轴承温度上升快，输入轴承温度就地测量100，调试令紧急停磨，经检查，1B磨输入轴承损坏。检查发现1B磨输入轴承供油管堵塞，造成输入轴承供油不足，防范措施是将输入轴承供油管加一压力表，便于观察其供油压力。 22、鄂温克#1炉空气预热器两次卡死：7月17日11:45，1炉停运后，#1炉B空预器电流波动并超过额定电流，派人就地检查，11:49主电机跳闸，辅电机联启后跳闸，引风机联跳，就地发现A空预器电机运行，但空预器转子不转，将电机紧急停运，将A,B侧风烟通道挡板关闭，闷炉冷却。08月14日 18:55，做机组甩100%负荷试验，锅炉MFT，A、B空预器跳闸，A空预器重启成功，B空预器重启不成功，就地盘不动抱死，将A,B侧风烟通道挡板关闭，闷炉冷却1B空预器。空预器间隙偏小，负荷高时刮磨现象明显，停炉后虽保持运行，但因烟温高，出现卡死现象。将间隙调整后，关闭烟风挡板冷却至120盘车正常后启动。23、鄂温克#1机组送风机动叶材质差，#1炉1A送风机动叶损坏：17:45，#1机组做一次调频试验，1A送风机水平方向振动大报警达10mm/s，进行动叶调整无效；20:40，停A送风机，处理A送风机振动大，检查确认为A送风机动叶全部损坏，2011-07-27 17:34，1A送风机处理完毕，启动正常。检查已断裂动叶叶片上有气泡，占动叶面积的70%，1A送风机动叶材质问题是造成此次事故的主要原因。24、鄂温克#1机组制造质量差，#1炉1B一次风机动叶损坏：19时59分15秒，#1机组负荷570MW，六台制粉系统运行，两台引风机、两台送风机、两台一次风机运行，机组运行正常。19时59分19秒，锅炉炉膛负压保护动作，锅炉MFT，动作结果正常。二公司人员打开B一次风机检查孔，发现B一次风机动叶已严重损坏脱落。三、电气专业1、哈密#1机组施工人员违章起吊致使#1主变差动保护动作：施工单位未经允许违规吊装#1机组空冷岛下部建筑垃圾，吊车钢缆与#1主变高压侧A相出线安全距离不够，造成单相接地，“差动保护”动作跳机，发电机解列，汽轮机跳闸，高、低旁动作，锅炉MFT 未动作，立即手动MFT ,检查汽轮机转速下降，主机交流润滑油泵、顶轴油泵没有联启，手动启动交流润滑油泵、顶轴油泵，检查润滑油压正常。投入主蒸汽至轴封供汽，#3、5、6、7运行空压机跳闸，远方无法启动，派人就地复位后就地启动，机组安全停机。锅炉没有MFT及交流润滑油泵未能联启的原因是：由于汽轮机跳闸信号取自于两个中压主汽门全关，其中一个中压主汽门关闭开关的支架松动，造成主汽门关闭信号没有发出，汽轮机跳闸信号无法送至锅炉及交流润滑油泵。经审批通过的汽轮机转速2900r/min联启交流润滑油泵逻辑未做，造成交流润滑油未联启。空压机全停的原因：经检查空压机虽然本身具有自启动功能，1.5S内电源恢复将会重启，但现场试验此功能失败。2、河曲二期机组下雨时500kv高压套管污闪造成#02启备变运行中跳闸： 02#启备变跳闸后，检查发现02#启备变保护A柜、B柜启备变短引线差动保护动作，#02启备变A相高压套管与升高座连接处以及底部伞裙有放电灼伤，判定A相接地跳闸，造成短引线差动保护动作，02#启备变跳闸。在机组试运结束后更换了#02启备变A相高压套管，并同时对3#、4#主变高压套管、主变和启备变高压侧避雷器，空冷下方500kV架构悬垂绝缘子全部喷涂RTV防污闪涂料，提高了空冷下方高压套管和绝缘子的防污闪能力。3、哈密#1机组两路UPS电源接入同一段保安母线，施工人员误操作致使机组DCS失电： #1机UPS交流输入两路电源均取自#1机保安段，保安段未分段布置，施工人员#1机保安段侧接线时，不小心将开入量短接，造成保安段跳闸，UPS切直流输入模式，切换过程中造成#1机DCS系统失电。4、哈密#1机组接地刀闸的位置安装错误：电厂运行人员在排查系统时，发现220kV母联开关22501D接地刀闸装设位置错误，施工人员将22501D接地刀闸装设在22501刀闸外220KV一母线侧，与母线直接相连，当母联开关2250停电需做安全措施时，合上22501D刀闸将造成220KV一母线接地的恶性事故5、哈密#1机组二次回路漏接线致使A一次风机差动保护跳闸： #1炉试转A一次风机电机，启动时“差动保护动作”跳闸，检查后系施工单位未按照图纸施工，电流互感器二次回路漏接线。6、河曲#3机组CT极性接反，设备启动时保护误动，#3机10kV脱硫电源二开关跳闸：#3机组10kV脱硫电源二开关因比率差动保护动作造成开关跳闸。检查发现系#3机组10kV脱硫电源二开关CT极性接反，启动设备时电流大造成保护误动。7、哈密#1机组空预器控制电源设计不合理，施工人员误动运行设备导致#1机保安段失电，#1炉空预器跳闸：进行#1炉空气动力场试验时，A、B空预器控制电源失电导致A、B空预器跳闸，锅炉MFT动作，一次风机跳闸，导致试验中断。事后将A、B空预器控制电源改为#1炉UPS电源，#1机保安段取消原DCS模拟量采样，改为开关量，减少干扰，缩短切换时间。8、河曲二期ST522保护装置程序设置问题造成设备跳闸后需复位才能重新启动：保安段工作电源失电造成设备跳闸，保安段备用电源恢复后装有ST522保护装置的设备必须就地复位后才能启动。发现问题后，及时联系厂家将ST522保护装置程序进行升级，问题得到解决。9、河曲#3机组保护装置采样板故障造成#3机组C空冷变保护装置采集不到变压器高压开关合闸信号：#3机组C空冷变保护装置WDZ-440XE采集不到变压器高压开关合闸信号，造成开关不能进行分闸，只能就地机械分闸。更换#3机组C空冷变保护装置后恢复正常。10、河曲二期凝结水泵电机产品质量问题造成凝结水泵电机轴承振动大：凝结水泵 型号：C720-4；生产厂家：长沙水泵有限公司。凝泵电机 型号：YLBKS630-4；生产厂家：长海电机厂。凝泵电机带负荷变频试运开始，二期四台凝泵在频率35 HZ和42 HZ运行时，电机上轴承振动均超过0.1mm。经厂家、调试单位、安装单位多次处理，但电机上轴承振动仍然严重超标。11、河曲#3机组呼吸器呼吸不畅，#3主变B相压力释放装置漏油：#3机主变B相呼吸器呼吸不畅，造成变压器内压力升高，使压力释放装置漏油。原因是#3机主变B相油枕内胶囊充气不足，堵塞油枕呼吸器。四、热控专业1、鄂温克#1机组高备润滑油泵在大机转速高转速下联启，轴承过热烧毁：12:40，当时机组负荷0MW，主汽压力5.1 MPa 主汽温度431 再热器压力0.65 MPa 再热器温度432.7 高旁阀开度36.4% ，低旁阀开度15% 汽机转速3000rpm，炉水泵运行，C磨煤机运行。12:41，监盘发现C磨煤机等离子#4角断弧，C4出粉管隔离挡板未联关，手动关闭C4出粉管隔离挡板，锅炉MFT，首出“储水箱水位高高”。储水箱水位高触发MFT，汽轮机跳闸高备泵联启，电流18.65A，并有下降趋势（之前正常运行电流为30A）。13:24，泵体温度急剧上升至130，并有冒烟迹象，就地人员迅速打闸，泵停止后检查发现泵体已经烧毁。原因分析：高备泵在大机转速高转速下联启，由于主油泵出口油压较高，所以高备泵逆止门并未打开，导致高备泵未出力，始终处于空转状态，汽轮机转速下降后，虽然主油泵出口油压下降，但高备泵轴承已经损坏。处理方案：现高备泵逻辑由原先大机跳闸后转速小于2850转联启，改为大机跳闸后转速小于1100转或大机跳闸后高备泵压力低或密封油油氢压差小于56KPa联启。大机冲转转速高于2000转或在2000转中速暖机时，及时停止高备泵运行，停泵之前注意检查主油泵出口压力及隔膜阀油压，高备泵停止运行以后就地再次确认隔膜阀油压，防止隔膜阀压力过低机组跳闸。2、河曲#4机组B汽泵组联锁逻辑不完善，#4机给水泵全停导致MFT动作：#4机吹管过程中，主汽压力2.5MPa，#4锅炉开临吹门，开启启调阀，给水流量由463T增加至693T，手动关闭B汽泵组再循环调阀。11:42关闭临冲门时，贮水箱水位升至17.6m，给水启调阀由35%关至25%，给水流量由681T降至541T，此时B汽泵再循环未自动开启，导致B汽泵组最小流量发出联跳B汽泵组，造成给水泵全停引发MFT。原因分析：（1） B汽泵组联锁逻辑不完善，汽泵入口流量小于270T/H时汽泵再循环调门未联锁开启。（2） 临吹门开启时调整贮水箱水位波动大，调节幅度偏大。(3) #4炉省煤器入口给水流量不准，调节贮水箱水位时无参考依据。3、鄂温克#1机组一次调频逻辑错误， #1炉水冷壁温度高MFT： 13:26调试人员开始做一次调频试验。由于一次调频逻辑设计错误，一次调频指令同时发给汽机主控、锅炉主控，跳闸A、D磨煤机，造成水煤比的严重失调，运行调整跟不上，致使分离器过热度过高，13:32垂直水冷壁壁温高470，锅炉MFT。 防范措施（1）