2007年部分投产机组经验交流总结.ppt

1、,2007年部分投产火电机组经验交流及分析,主要内容,集团公司2007年投产火电机组简介 典型案例分析 600MW、1000MW超临界及超超临界机组调试控制要点,集团公司2007年投产机组简介,投产机组168期间主要经济技术指标 指标分析 其它集团投产机组168期间主要经济技术指标 指标对比 优势与存在的不足 相关建议,一、投产机组168期间主要经济技术指标,收集了2007年集团公司内13台机组连续满负荷试运期间主要经济技术指标，其中：200MW机组2台，300MW机组2台，350MW机组2台，600MW机组7台,见附表1。,二、指标分析,全部13台机组保护装置和主要仪表投入率均达到了100；

2、除平圩3机组、阜新3和4机组、白山1机组共4台机组外，其它9台机组热控自动投入率也均达到100，并全部投产机组热控自动投入率都达到了90以上，三项主要指标全部达到“验标”要求的优良标准。 “主机最大轴振”指标，13台机组均符合“120m”的合格标准，但阜新4机组、田集1机组、姚孟5机组、通化1机组及通化2机组的主机最大轴振均超过了“76m”的优良标准。 “发电机漏氢量”指标，13台机组均达到10Nm3/d”的优良标准。 “真空系统严密性”指标，除平圩4机组168结束前未做真空严密性试验，没有数据，以及姚孟6机组真空严密性指标超标外，其它11台机组指标都达到了0.4kPa/min”的优良标准。

3、“厂用电率”13台机组均达到设计优良标准。 “点火冲管到168结束总耗油量”指标，13台机组均达到了集团公司调试管理手册规定标准。其中，田集项目1、2机组实现了无油点火。,二、指标分析,“完成168小时满负荷试运的启动次数”指标，13台机组均达到3次”的优良标准。 “点火冲管至168结束天数”指标，平圩4机组、阜新3机组和田集1机组指标超标，其它机组指标均达到90天”的优良标准。其中，平圩4机组主要是因为锅炉厂供主蒸汽管道材质不合格，冲管后等待更换管道耗时约2个半月；阜新3机组主要是因为整套试运期间没有稳定充足的煤源供应；田集1机组主要是因为外送线路施工拖期，以及在整套启动试运中锅炉三次爆管对

4、试运进度的影响。另通化2机组因煤质灰份含量过高，需对出灰系统改造及外送线路拖期等因素影响，点火冲管至7224结束天数也达到了84天。 综合分析满负荷试运期间10项主要经济技术指标，“热控自动投入率、保护装置投入率、主要仪表投入率、发电机漏氢量、厂用电率、点火冲管至168结束总耗油量、完成168满负荷试运的启动次数”等7项指标均达到“验标”、集团公司“规范”或设计的优良标准；在统计的130个指标中，有120个指标优良，优良率为93。,三、其它集团部分投产机组168期间主要经济技术指标,收集了其它集团部分600MW机组主要经济技术指标，(华润、国华、浙能投、华能、华电、大唐、赣能、河南地方电厂等在

5、内的8家发电公司的22台机组)，其中，台山、嘉兴、兰溪、常熟项目为鲁班奖工程，大唐韩城、国华定州、宁海项目为国家优质工程奖工程，主要经济技术指标见附表2。,四、指标对比,通过与其它集团600MW机组168期间的十项主要经济技术指标平均值，除“主机最大轴振”、“真空系统严密性”指标外，中电投集团600MW机组168期间主要经济技术指标在全国同类型机组中处于先进水平。 注：“点火吹管至168结束总耗油量”指标优势较为明显, 但中电投600MW机组都配置有等离子无油点火装置，其它集团此方面情况不详。,五、优势和存在的不足,主要优势: 1）600MW投产机组168期间主要经济技术指标处于同类型机组先进

6、水平，整体质量优良。 2）投产机组基本实现“达标、达设计值投产”目标。168期间130个指标中，有120个指标优良，优良率为93。 存在的不足： “主机最大轴振”及“点火冲管至168结束天数”两项指标有待进一步提高。,六、相关的建议,影响168试运期间主要经济技术指标的原因是多方面的，为进一步提高工程建设管理水平，全面实现“达标”、“达创”的目标，要以下几点做到： 6.1 对出灰系统进行设计优化。 目前，煤质差、灰份高现象比较普遍，造成整套试运期间出灰系统不畅、频繁发生堵塞现象，对试运工作产生了一定影响。通化、合川等项目整套试运后对出灰系统进行了改造。今后一段时间内实际采购煤质与设计煤种之间仍

7、可能存在差异，建议今后在设计选型时适当放大出灰系统出力参数。 6.2 进一步加强设备管理。 2007年投产机组整套试运过程中暴露出了主机最大轴振偏大、主蒸汽管道材质不合格、因制造原因导致的锅炉爆管、噪音过大等问题。建议后续工程要从以下几方面加强设备管理：,六、相关的建议,1）严格按照有关规定加强主辅机监造。对“监造项目实施表”中所列见证项目，要严格按照有关规定进行监造。汽机总装、转子动平衡试验等关键工序必须有监造人员现场见证。 2）要加强对设备制造分包的跟踪、监督和协调，避免出现不符合合同规定的分包、超合同范围的分包等现象。 3）要做好设备的到货检验，要加强设备的现场开箱检验、解体检查、制造焊

8、口抽检。如发现集箱内残留“眼睛圈”、四大管道材质不符合、受热面制造焊口咬边、受热面管排尺寸超差、管排端部鳍片不齐、管排表面裂纹等缺陷，要高度重视，及时处理。 6.3 加强施工阶段质量控制。 真空系统严密性指标超标，主要原因在于真空系统静态严密检查措施不科学，工作不细致；试运时外壳温度测试指标超标，主要是保温施工质量不高，过程验收控制不严。需提高施工阶段质量： 1）发挥监理作用，加强过程控制。真空投用前要灌水查漏和充压缩空气找漏；保温要严格施工工艺，热态时要检查，不符合要求要坚决进行整改。 2）严格推行集团公司火电建设工艺示范手册、加强火电工程质量通病控制的措施，提高施工工艺，预防质量通病。,六

9、、相关的建议,6.4 进一步加强调试管理，优化调试指标。 部分机组整套试运期间个别指标可以进一步优化，如热控自动投入率等；机组性能试验中部分指标不合格，如锅炉热效率、大机轴承振动等。如果在调试阶段加强过程控制，积极优化调整，增强“达创”意识，会进一步提高机组投产水平。 1）提高分部试运质量。分部试运阶段调试工作应遵循程序正确、系统完善、时间充足、能远操的不手操、先分系统再大系统等原则，确保分部试运质量。如锅炉热效率，可以通过调整煤粉细度、风量氧量等燃烧优化调整过程进行提高；通过在整套试运前要求调试单位编制出本机组热控自动投入清单，试运指挥部根据清单积极督促、协调，在整套试运前解决影响热控自动投

10、入的各种问题，以提高整套试运期间热控自动投入率。 2）增强“达创”意识，优化调试指标。调试期间，要始终按“达标”、“达创”要求，优化调试指标，与先进水平对标。汽机冲转前，提前联系专业的振动分析人员，做好相关数据的监测和录入工作，如大机轴承振动偏大，安排在适当时间进行动平衡等工作，能在较大程度上优化大机轴振指标。 3）现场要建立信息反馈通道和经验总结机制。要充分总结、吸取前阶段调试工作或#1机组调试的经验和教训，举一反三，从管理上、技术上、制度上进行改进，指导后阶段调试或#2机组调试。,六、相关的建议,6.5 充分重视外送输电线路施工协调。 通辽、田集、通化、白山、霍林河、清河项目因为外送输电线

11、路不能按期完工原因，未能实现年内投产目标或严重的影响了工期。建议后续各工程要充分重视外送输电线路施工协调，确保与主工期同步。 6.6 加强与电网调度联系，确保整套试运期间负荷申请工作。,调试典型案例分析,概述。 案例点评： 案例一：阚山锅炉爆管。 案例二：平圩电厂3机组误动跳闸。 案例三：阜新#4 机组CT 短路事故。,一、概述,2007年投产的机组在调试过程中，遇到了很多影响试运安全、稳定、优质的问题，一些问题具有普遍性和现实意义，围绕预防锅炉爆管、做好试运隔离、严格执行试运管理制度等三个方面，共选取了三个案例，分别为： 一、阚山锅炉爆管； 二、平圩电厂3机组误动跳闸； 三、阜新#4 机组C

12、T 短路事故； 希望通过三个案例分析，能够对后续工程调试管理工作有所帮助。,一、阚山锅炉爆管,1、爆管基本情况： 阚山工程1、2号锅炉共发生了8次过热系统爆管，其中1号锅炉爆管4次，一次发生在168前，3次发生在168小时后；2号锅炉爆管4次，全发生在168小时前。8次爆管中分隔屏过热器1次、后屏过热器5次、末级过热器2次；所有Super304H均在弯头处或水平段靠近弯头处破坏，爆口均在水平面，爆管均具有超温迹象（氧化皮、胀粗等）。爆管统计见表1。,表1 过热系统爆管统计,2、爆管过程描述 2.1 2007年10月6日1号锅炉分隔屏爆管 10月6日， #1机组负荷376MW，A、B、C、D磨煤

13、机运行，A、B汽泵运行，主汽压力/温度16.87MPa/527、总燃料量164t/h、给水流量1219t/h、主蒸汽流量1106t/h，14：43炉膛负压从-175Pa突增至441Pa，引风机自动切至手动，3分钟后，DCS上锅炉四管泄漏报警来，PLC上显示5、6、7、8、9、10点报警，就地检查，60.8米炉左侧附近声音异常，19：30停炉检修。爆管部位：分隔屏从炉左侧开始数第四排管屏第十根管道（从炉后向炉前数）靠厂家焊口上61.4mm处爆裂。爆管照片见图1。 爆管前主要运行参数为：分隔屏 进口蒸汽温度392,分隔屏出口蒸汽 温度439.5，分隔屏壁温如下： No1：407、No2：406、

14、No3：409、No4：417、 No5：408、No6：409、 No7：410、No8：396； 分离器压力18.14MPa。,2.2 2007年11月21日1号锅炉后屏过热器爆管 11月21日，10：00，#1机组负荷541MW，A、B、C、D、E磨煤机运行，A、B汽泵运行，主汽压力/温度24.9MPa/581.6，再热器压力/温度3.6MPa/556，给水流量1642.7t/h、主蒸汽流量1483.8t/h，总燃料量221t/h，DCS上显示锅炉四管泄漏检测装置报警，PLC柜上确认：#5、6、7、8、10、11、12点同时来报警，就地检查发现；56.7至60.8米层分隔屏和屏过附近声音

15、异常，19：40停炉检修，爆管部位为：屏过从炉左向炉右数第十六排管屏第10根管（从炉后向炉前数）爆裂，相邻17根管道受到冲刷，全部更换。爆管照片见图2。 爆管前主要运行数据为： 屏过进口蒸汽温度479，屏过出 口蒸汽温度526.9，屏过金属壁 温No6 ：494、No23 ：500.1、 No41：495.1、No56：506.6、 No74：506、No91：503； 分离器出口压力26.3MPa。,2.3 2007年12月17日2号锅炉后屏过热器爆管 12月17日，#2机组负荷453MW，A、B、D、E、F磨煤机运行，A、B汽泵运行，主汽压力/温度23.3MPa/560，给水流量1408.

16、9t/h、主蒸汽流量1351.7t/h、总燃料量183.7t/h，炉膛负压由-154.9Pa突增至420Pa，20：59 DCS锅炉四管泄漏检测来报警，就地PLC柜检查发现5、6、8、9、13、17、19、20、23点报警，就地检查锅炉后屏附近声音异常，21：52 减负荷至200MW时，上水旁路调节门卡在100%处，过热汽温下降较快，汽机打闸，锅炉MFT。 爆管部位为：屏过从炉左向炉右数第十七排管屏第七根管（从炉后向炉前数）爆裂，第十六排管屏第九根管受损。通过爆口及所爆管道看，无明显过热现象，也无胀粗现象，但管壁厚度不均匀，爆管处最薄的管壁厚度只有5.4mm，其他最薄的管壁厚度只有6.9mm（

17、设计管壁厚度9.5）。爆管照片见图3。 爆管前主要运行参数为：爆 管前后屏进/出口蒸汽温度476.3 /522.3，爆管前后屏金属壁温 No6 479.5、No23 467.8、 No41 484.2、No56 491.2、 No74 498.7、No91 492.9； 分离器出口压力24.7MPa。,2.4 2007年12月21日2号锅炉后屏过热器爆管 12月21日，#2机组负荷486MW，A、B、D、E、F磨煤机运行，A、B汽泵运行，主汽压力/温度19.8MPa/580，给水流量1454.2t/h、主蒸汽流量1226.7t/h、总燃料量190.1t/h，炉膛负压正常，14：19 DCS锅炉

18、四管泄漏检测来报警，就地PLC柜检查发现520、24点报警，就地检查锅炉后屏附近声音异常，15：30 汽机打闸，锅炉MFT。 爆管部位为：屏过从炉左向炉右数第十六排管屏第十根管（从炉后向炉前数）爆裂，管子出列。通过爆口及所爆管道看，无明显过热现象，也无胀粗现象，管壁厚度均匀。爆管照片见图4。 爆管前主要运行参数为： 爆管前后屏进/出口蒸汽温度 464/544，爆管前后屏金属 壁温No6 514.2、 No23 518.7、No41 515、 No56 498.4、No74 508.7、 No91 494.3； 分离器出口压力21.6MPa。,2.5 2007年12月23日2号锅炉后屏过热器爆管

19、 12月23日，#2机组负荷486MW，A、B、C、D、E、F磨煤机运行，A、B汽泵运行，主汽压力/温度22.7MPa/561.5，给水流量1414.2t/h、主蒸汽流量1270.1t/h、总燃料量174.5t/h，炉膛负压正常，9：37 DCS锅炉四管泄漏检测来报警，就地PLC柜检查发现524点报警，就地检查锅炉后屏附近声音异常，10：45 汽机打闸，锅炉MFT。 爆管部位为：屏过从炉左向炉右数第十五排管屏第九根管（从炉后向炉前数）爆裂，管子没有出列。通过爆口及所爆管道看，有明显过热现象，爆口附近800mm处有胀粗现象，管壁厚度均匀。爆管照片见图5。 爆管前主要运行参数为：爆管 前后屏进、出

20、口蒸汽温度473.6/ 523.6，爆管前后屏金属壁温 No6 481.5、No23 487.3、 No41 484.1、No56 494.6、 No74 502.9、No91 496.6； 分离器出口压力23.9MPa。,2.6 2008年1月3日2号锅炉末级过热器爆管 1月3日，15：49，#2炉负荷550MW、给水流量1727.9t/h、主蒸汽流量1563.4t/h、燃料量239t/h，主蒸汽压力/温度24.49MPa/557.8，分离器出口压力26.4MPa，A、B、C、D、E、F磨煤机运行，A、B汽泵运行，炉膛负压由-235.5突增至108.2Pa，锅炉四管泄漏来报警，PLC上显示8

21、、10、12、14、16点报警，就地检查发现炉右侧后屏与末过附近有异音。17：35汽机打闸，锅炉MFT。爆管部位：末级过热器从炉左向炉右数第五排管屏第六根管（从炉后向炉前数）爆裂。通过爆口及所爆管道看，有明显过热现象，爆口有胀粗现象，管壁厚度均匀。 爆管前主要运行参数为： 爆管前末过进/出口蒸汽温度515/550.5， 爆管前后屏金属壁温523.2、525.4、526.6、526.9、 530.9、541.0、558.5、566.5、562.4、526.0； 分离器出口压力26.4MPa。,2.7 2008年2月29日1号锅炉后屏过热器爆管： 2月29日，#1机组负荷416MW，B、C、D、E

22、磨煤机运行，A、B汽泵运行，主汽压力/温度22.75MPa/571.5，给水流量1268.2t/h、主蒸汽流量1140.7t/h、总燃料量170.5t/h，炉膛负压正常，11：30 DCS锅炉四管泄漏检测来报警，就地PLC柜检查发现7、11、15、16、18点报警，就地检查锅炉后屏附近声音异常，13：50锅炉MFT。 爆管部位为：屏过从炉左向炉右数第十七排管屏第十根管（从炉后向炉前数）爆裂，管子出列。相邻9、11、12、13管冲刷严重。通过爆口及所爆管道看，有明显过热现象。 爆管前主要运行参数为： 爆管前后屏进/出口蒸汽温度：478.5/530.5， 爆管前后屏金属壁温：No6 492.1、N

23、o23 510.5、No41 508.6、No56 511.3、No74 510.7、No91 507.7； 分离器出口压力23.9MPa。,2.8 2008年3月29日1号锅炉末级过热器爆管 3月29日01：37，#1炉负荷432.5MW、给水流量1222.8t/h、主蒸汽流量1156.9t/h、燃料量152.5t/h，主蒸汽压力/温度23.3MPa/584.4，再热蒸汽压力/温度3.45MPa/584.5，分离器出口压力24.4MPa，A、B、C、D、E磨煤机运行，A、B汽泵运行，炉膛负压正常，锅炉四管泄漏来报警，DCS上显示8、16点报警，就地检查发现后屏与末过附近有异音。10：15汽机

24、打闸，锅炉MFT。爆管部位：末级过热器从炉左向炉右数第26排管屏第9根管（从炉后向炉前数）上有个小洞，该管有明显的过热现象。通过爆口及所爆管道看，有明显过热现象。 爆管前主要运行参数为： 爆管前末过进/出口蒸汽温度：488.5/544.5， 爆管前后屏金属壁温：561.3、568.9、566.3、557.4、584.8、557.4、555.5、567.3、580.7、592.9； 分离器出口压力26.4MPa。,3 过热系统爆管原因分析 造成受热面超温爆管主要可以从设计、受热面管材、烟气侧偏差和介质侧偏差等方面分析。 3.1 设计参数 阚山发电厂的1、2号锅炉与华能营口发电厂3、4号锅炉同为哈

25、尔滨锅炉厂有限公司生产的HG-1792/26.15-YM1型超超临界参数锅炉。通过比较发现，两厂设计煤质比较接近，烟气流程和介质流程完全相同，锅炉炉膛尺寸、容积、燃烧器标高、上层燃烧器到屏底距离、容积热负荷、截面热负荷、燃烧器区壁面热负荷、受热面各段烟温等设计参数都十分接近，蒸汽侧各段设计参数也基本相同。也就是说，无论是炉内还是锅内，两厂锅炉都是十分接近的。另外，过热器管径、管材和节流短管布置方式和尺寸也是完全相同的。 营口发电厂锅炉投产时间比阚山早一个月，运行至今2台锅炉过热系统只发生过一次爆管，调查发现是由于异物堵塞造成。 因此可以看出，阚山过热系统多次爆管不是同类型锅炉的普遍现象。,3.

26、2 受热面管材分析 后屏过热器爆管位置材料采用Super304H、规格为519.5mm，根据哈锅壁温计算结果，此处蒸汽温度为565，管壁温度为611，按照强度计算的允许最高壁温671。 末级过热器爆管位置材料采用Super304H、规格为518.5mm，根据哈锅壁温计算结果，此处蒸汽温度为602，管壁温度为620，按照强度计算的允许最高壁温660。 从爆管的分析报告看，管样存在长时或短时超温的特征，管子堵塞是造成爆管的主要原因可能性很大。 根据哈锅和江苏电科院的原始管的材质分析，结果都表明原始管符合标准和订货技术条件要求，但江苏电科院在对1号炉后屏过热器2007年11月21日的爆管管样进行的分

27、析表明管子表层存在粗大组织，内壁存在混晶，并有可能促进了炉管的爆裂。分析结果的差异是否由于管子来源不同（DMV、住友金属）或者管样运行、爆管过程中的组织变化有待进一步核实。 Super304H对应力腐蚀敏感性较高，如果C含量控制不当晶间腐蚀敏感性也较高，所有爆管均发生在管屏弯头处和水平段靠近弯头处，此位置经过弯管加工，哈锅的弯管工艺控制以及是否引起表面残余应力增加或者组织变化有待查明。,3.3 烟气侧偏差分析 对于采用切圆燃烧方式的锅炉来说，烟气流在炉膛内的强烈旋转使得煤粉在炉内与空气充分混合、煤种适应性强，且加强了其在炉内的停留时间，这是切园燃烧方式与其他燃烧方式相比的优势所在；但同时，也正

28、是由于烟气流在炉膛内的强烈旋转，其旋转特性在到达炉膛出口时不能完全消失，而是存在一定的残余旋转，这使得烟气在进入水平烟道后产生了流量及温度的偏差，即烟气能量的偏差，最终造成了水平烟道内各级对流受热面甲、乙两侧换热的偏差，换热强的一侧介质温度和烟气温度都高，管壁温度也就高于另一侧。对于采用逆时针切园燃烧方式的锅炉来说，水平烟道内烟温最高区域都是位于B侧下部（右侧），受热面工作条件最恶劣的也是位于B侧下部。 从锅炉运行参数上看，当前两台锅炉过热系统两侧偏差不大，而且爆管位置都是发生在烟道中间管屏的内圈管子上，与烟气温度最高区域不符。因此从烟气侧分析，过热系统频繁爆管并不是严重的烟气偏差造成的。,3

29、.4 介质侧偏差分析 从各次爆管的位置分析，发生过热爆管都位于联箱中心引出的管子上，且都是从联箱底部引出的，由于入口联箱均采用两侧进汽，因此联箱中部是流速最低的位置，也是最容易造成异物沉积的位置，而异物沉积后直接影响到底部引出管的蒸汽流量，从而导致超温爆管。 电厂每次爆管后停炉检查，均在联箱中和节流短管中发现了异物，即使进行了清除，下一次检查仍发现新的异物：眼镜片、铁屑等机械加工残留物（见图6和图7）。 节流短管的设计是为了调节各受热面管之间的流量分布，避免管壁发生超温，但由于节流短管的内径较细，吹管过程中很难吹净，运行中极易造成异物堵塞，因此增加了发生异物堵塞的可能性。根据其它电厂哈锅生产的

30、，采用节流短管的同类型锅炉运行情况看，也多次发生了异物堵塞造成的超温爆管事故。 通过以上分析可以看出，异物堵塞造成过热系统多次超温爆管的可能性最大。,第八次爆管节流短管中的异物,历次爆管联箱和节流短管中清理出的异物,4、关于防止过热器爆管的建议 目前对于上述问题，尚无根治手段，只能采用被动手段加以防止。因此建议： 4.1、利用每一次锅炉停炉，对过热系统和再热系统联箱进行切割检查，及时发现和清除异物。 4.2、条件允许的情况下对部分管屏的下弯头和水平段进行拍片检查，及时发现和清除异物。 4.3、再热系统也同样采用节流短管进行流量调节，由于再热器管径较粗，发生同样堵塞时对管内流量的影响幅度相对较小

31、，短期内不易暴露出问题，因此建议对再热系统也进行割管检查和拍片检查，确保受热面内部清洁。 4.4、追溯哈锅在过热器弯管过程中的工艺情况，确认是否是弯管工艺造成弯管附近管材应力和组织发生变化。 4.5、由于江苏院与哈锅对管材的分析结论有差异，因此建议在组织方面对Super304H原始管材和运行管样进行材质分析，了解爆口的二次裂纹形态、分布、走向，排除其它原因，并追溯哈锅提供管材中哪些是德国制造的，哪些是日本制造的。,4.6、定期进行氧化皮厚度检测和对比分析，跟踪氧化皮生成速率，防止今后发生由于氧化皮脱落造成的堵塞爆管。 4.7、通过水动力偏差计算和炉内数值模拟计算烟温分布场，计算偏差管在炉内沿管

32、长的壁温分布曲线、最高出口汽温和最高炉内壁温，并进行管子强度校核。 4.8、建议增加一定数量的过热器和再热器壁温测点，包括沿炉膛宽度方向和单片屏不同管圈的壁温测量，监控壁温水平和偏差情况，保证受热面的安全运行。 4.9、启动过程中严格控制升温升压曲线，防止受热面超温和氧化皮快速生成。 4.10、运行操作时，特别是大负荷下和变负荷过程中，密切监视各段汽温和壁温，严禁受热面超温，防止受热面超温爆管，并控制氧化皮生成速度。 4.11、由于当前造成过热系统爆管的主要原因是异物堵塞，当前系统内仍有可能存在异物，今后发生过热系统和再热系统超温爆管的可能性仍然存在，因此建议设立以生产领导为组长的防止受热面爆

33、管技术领导小组，全面加强运行管理，并组织爆管后的事故分析处理和协调工作。,导致锅炉爆管主要原因：,焊口质量差。 联箱加工未透，有眼镜片。 管道母材缺陷。 系统清洁度不够。 汽水品质长期较差。 调试及运行方式不当。,预防锅炉爆管相关措施：,加强管道外观检查和金属监督。 受热面组合和安装前分别进行通球检查。 加强安装焊口质量检查。 确保锅炉水压试验和酸洗质量。 锅炉冲管和整套启动试运过程中防超温。 冲管后对联箱、分离器割管检查，对部分管屏的下弯头和水平段进行拍片检查 。 提高汽水品质等。,平圩3机组误动跳闸,1、事故发生前基本情况： #3机组负荷405MW；磨煤机B、C、D、 E、F运行，A备用；

34、汽泵A、B运行，电泵备用；循环水泵A运行，B备用；空压机A运行，B备用，送风机A、B运行；引风机A、B运行；一次风机A、B运行。厂总变3A、3B运行，机组带厂用电6KV母线3A、3B、3C运行；起/备变22B运行，起/备变22A陪停检修（平电12A起/备变计划检修）。 #4机组按试运计划，在DCS厂家及调试单位口头答复#4机组控制逻辑组态调试完成后，现场按计划4月20日下午对#4机组循环水泵A、B电机进行单体试转。 2、事故发生过程： 4月20日下午14时15分，试运人员到达循环水泵房，非运行人员在DCS工程师站上调出#4机循环水泵操作画面，进行#4机循环水泵A、B电机单体试转。 14时19分

35、39秒在DCS操作画面点击#4机组“循环水泵A停”按纽，却使#3机组循环水泵A停运；14时19分40秒 循环水泵A跳闸，汽机真空由（94.77KPa，93.56 KPa）开始下降，14时21分06秒汽机因真空低跳闸，锅炉MFT跳闸，厂用电3BS自切成功，停机后运行人员启动#3机组循环水泵B不成功(因3A、3B段失电)，14时55分大机转速至零，14时59分大机盘车自动投入正常。,3、原因分析 事故发生后召开运行、施工、调试、工程管理单位各专业人员参加的事故分析会议。分析结论如下： 3.1 从事故发生的直接现象分析：跳闸的原因是DCS厂家现场调试人员和主体调试单位在完成#3机组DCS组态调试工作

36、后，为了节约#4机组DCS组态调试时间，按照惯例将#3机机组DCS逻辑组态拷贝过来，没有认真进行设备和系统编号的修改确认，没有在#3、4各自DCS和公用系统DCS之间设置安全隔离，错误将#3机组循环水泵A、B编号和#4机组循环水泵A、B编号汇为一起，导致操作#4机组循环水泵A误跳#3机组循环水泵A。 3.2 从调试试运管理方面上分析：跳闸的原因是施工单位、调试单位、监理单位、工程管理单位没有按照启动及竣工验收规程规定办理班组、工地、质检、监理四级验收签证；单体调试电机试运方案措施深度不够；施工单位办理新设备试运申请单没有各相关方签证确认；非运行人员违规操作。,3.3 传统调试试运分工已不适应目

37、前DCS的控制特点。九十年代中期分散控制系统DCS使用之前，各种控制连锁保护方式都以硬结线方式实现，采用DCS以后各种控制连锁保护方式都以计算机软件控制逻辑方式实现。目前现场调试分工施工单位一般承担单体调试，对于DCS控制方面如果不配备较高水平的调试人员参与，DCS控制就好像黑匣子。分系统调试和整组启动一般由主体调试单位电科院承担，DCS的逻辑组态调试一般由DCS厂家或委托主体调试电科院承担。如果施工单位（单体调试）、主体调试单位分系统调试和整组启动调试）、DCS厂家（逻辑组态调试）各自为政，还按照传统方式缺少配合，不可避免要出现同类事故，这在多个项目和多个同类事故经验中不断得到证明。 3.4

38、 运行机组管理方面的失误，一台机组运行一台机组调试方式下，DCS系统报警功能缺失、运行机组循环水泵连锁方式考虑不周全，造成#3机停机。机组正常运行时，无论是由什么原因引起的机组不可缺少的重要辅机停运，DCS理所当然应发出报警信号，提醒运行操作人员迅速做出事故反应处理，但#3机组DCS系统报警功能的丧失。导致当#3机组循环水泵A跳闸时，运行人员没有启动#3机组循环水泵B备用泵，最终#3机组真空持续下降停机不可避免。同时平圩老厂#1、2机组12A起/备变计划检修（平圩#3、4机组起/备变22A陪停检修）是厂用电6KV3B失电的原因，也是导致循环水泵A、B不能再次启动的原因。,4、事故教训及预防措施

39、 4.1 在机组单体调试、分系统试运、整组启动过程中，虽然分工不同，施工、调试、运行、监理和工程管理单位应该相互配合，针对上述出现的问题制定相应的现场调试管理制度和控制监督程序。 4.2 在机组单机调试试运工作之前，施工和调试单位配合完善DCS的控制、保护和连锁功能并经监理单位验收签证，保证单机试运设在备安全的同时，做好对正在试运系统和正在运行的机组的安全隔离措施。 4.3 在新设备试运前严格填写设备停送电申请点，并经施工单位、主体调试单位、运行单位、监理单位、工程管理单位等签证确认。在已经运行的机组和已经交付代保管的系统上工作，要编制详细的方案并经审批，开始工作前要办理工作票。 4.4 在分

40、部试运开始后到全部机组整体移交的过程中，由于长期处于调试阶段，报警信号比较多，调试单位一定要尽早完善DCS的信号报警功能和报警类别，尽早完善事故追忆功能，调试和运行人员要高度重视报警信号的处理和复归。 4.5 对于已经移交运行的机组及系统和没有移交运行的机组及系统，调试和运行人员对机组各种运行工况和各种运行方式、辅机连锁切换方式要定期检查确认，确保电源切换和各种连锁保护的正确动作。,试运隔离措施：,1 试运期间的隔离分为硬隔离和软隔离措施。 2 硬隔离包括： 设置物理隔离标识，如隔离栏杆，红白带，明显的安全、警告标识，防护设施等。 加强现场保卫，制作出入证。 3 软隔离是指在不同机组DCS系统

41、之间设置安全隔离。,阜新#4 机组CT 短路事故,1、基本情况介绍： 阜新电厂扩建的#3、4机组与#1、2机组和老厂的7、8、9机组一同经发变组升压至220KV电压分别接入220KV升压站，母线接线为双母线+母联接线方式。事故发生前#9机组停运检修，#3、#7机组工作在北母，#1、#2、#8机组工作在南母。#4机组正处于整组启动阶段。 2、事故经过： 2007年9月16日，#4机组按计划汽轮机定速后将进行发变组短路试验。试验前要在#4主变5538开关至CT间连接一组短路线，5538开关位于变电所偏东部位置，东西两侧相邻开关间隔均为带电运行设备。西侧间隔为#8机，#8主变5528开关及CT和#4

42、主变5538开关至CT间隔之间及和东侧间隔之间没有隔栏，运行中的开关间隔与处于调试的#4机组间隔没有明显的区分标识。 16日下午14时45分，某施工单位的李某、李某某在未办理工作票的情况下，擅自进入变电所，到位于5538开关西侧约30米处作为临时库房的一小铁房中，准备梯子（材质为铝合金）及短路线等物品。,随后将梯子向5538间隔运送，当时李某在前，李某某扛着梯子跟在其后，当走至5528间隔时，误认为已经到工作地点5538间隔，李某某将梯子立在地上并靠向运行中的5528间隔A相CT，当梯子上部靠近CT一次带电部位发生放电瞬间，李某某将手松开，梯子继续倒向CT，造成CT一次带电部位经梯子接地，造成

43、220KV南母母差保护动作，220KV南母线所带元件#1、2、#8机组、送出220KV线路、母联开关等全部跳闸。 3、事故后果： 造成正运行的#1、2机组（200MW）、#8机组（100MW）三台机组突然甩负荷停机，送出220KV线路、母联开关在220KV南母母差保护正确动作切除故障点，不然将引起北母#3、#7机组及送出220KV线路跳闸，造成全厂失电的严重后果。同时侥幸是作业人员松手梯子时间较早，不然将会造成人身伤亡事故。,3、原因分析 以上事故现象显而易见是严重违章作业，各参建单位在机组调试阶段，现场试运管理制度不能有效运行，安全管理存在严重问题。归纳为以下几个方面： 3.1 施工单位人员

44、进入变电所不办理工作票，进入带电现场不对作业区进行认真辩认而走错间隔，在变电所内设立存放物品的仓库等属于严重违章行为。工作前技术交底不清，没有进行危险点分析，没采取任何安全措施，作业前没有对临时工交待清楚作业内容和安全要求，安全生产管理严重不规范。 3.2 监理公司对施工单位安全管理不到位，对施工单位不办理工作票进入变电所的习惯性违章行为没有采取有效的管理措施。 3.3 阜新发电公司对变电所运行通道不按规定管理，按“阜新发电公司变电所安全生产管理规定”，出、入变电所都应随手将运行通道门锁好，而实际上从来没有做到出、入变电所后随手锁门，使得非运行人员可随意进出，变电所内运行开关与建设阶段已经代保

45、管的开关没有任何隔离措施，没有明显的标识。 3.4 安全生产管理不到位。在一次作业中，出现了多方面的不符合项，说明施工单位、监理等单位日常安全管理不严格、不规范，对违章作业查处不力，存在长期习惯性违章行为。,4、事故教训及预防措施 事故发生后引起上级单位高度重视，通报并责成有关单位认真吸取事故教训，制定严格有效的预防措施： 各项目部要对事故进行认真分析总结，找出安全管理方面存在的漏洞和问题，吸取教训，从以下几个方面加强整改。 4.1 在机组整套启动阶段施工单位要严格履行电厂的“两票三制”制度，不允许擅自进入变电所区域作业。 4.2 对施工单位的安全管理不到位问题应严肃整改，对施工单位的习惯性违

46、章行应采取有效的管理措施，对违章作业应严肃查处。 4.3 调试单位对施工单位、施工单位对作业人员的工作监护要到位。 4.4 严格审查施工作业人员资质，对没有完全掌握或理解电气高压区域的特殊施工作业要求的人员，不能参与作业。在带电区域作业前要进行必要的验电手续。,4.5 各项目部要制定有效的现场调试组织和协调程序，强化重大危险作业控制力度等。各项目部要按照有关合同和文件的规定，对相关责任单位和责任人进行必要的处理。同时按照“四不放过”原则，认真总结教训，采取有效措施，尽力消除各类安全隐患和漏洞。 4.6 各参战单位必须严格执行电力生产安全管理规定，确保公司调试管理程序和制度的实施和执行，在此重点

47、强调以下几点： 4.6.1 所编制的调试方案和作业指导书均应列出所涉及系统、设备有关的安全技术要求，以及系统隔离措施，不具备条件的不得进行调试。 4.6.2 在机组进入分部试运和整套启动阶段前，各项目部和监理单位必须组织对所有参与人员进行调试工作的安全技术总交底；重大调试项目开始前，调试单位应对相关的参与人员进行专项安全技术交底。 4.6.3 生产、施工区域之间，运行系统与安装调试系统之间必须设置可靠的隔离措施和明显的安全标识，悬挂警示标志；高压带电区域应有防护设施及警告标志。 4.6.4 在停电的设备或停电线路上作业前，必须使用合格的验电器，经检验确认无电压并装设接地线后，方可进行作业。,严

48、格执行试运管理制度：,在机组进入试运阶段前，工程建设管理单位应组织编制试运管理程序、规程、规定等，健全试运管理制度，并在试运指挥部首次会议上发布试运期间各项管理制度、明确试运组织机构和各参建单位职责、宣布试运组织纪律。 在现场组织试运管理程序宣贯。试运期间，要及时将规章制度、组织机构上墙。 管理人员加强现场巡视和重点区域定点监视。 严格执行“两票三制”，加强监护。 建立奖惩措施，及时兑现。,第三部分600MW、1000MW超临界及超超临界机组调试控制要点,汽水品质控制 汽水过渡膨胀时的分离器水位控制 水冷壁出口温度偏差的改善 到达临界参数时的煤水比控制 喷水减温 关于冷态启动状况,一、汽水品质

49、控制 超临界及超超临界机组的汽水品质要求相对于汽包炉严格。应采取措施如下： 1.1 从点火吹管开始重视系统冷态水冲洗，直到给水Fe+50g/L，SiO230 g/L，分离器出口Fe+200g/L后才能具备点火条件。为此凝结水精处理宜在水冲洗至分离器回水中Fe+1000g/L后就投用可减少些除盐水耗量。对于锅炉带启动循环泵的系统，此时可采取循环泵与主给水泵大流量冲洗后经分离器贮水箱、疏水阀到扩容器集水箱至凝汽器进精处理交替运行的方式来改善给水品质。首次冷态水冲洗可能需（35）d。 1.2 采用稳压吹管，一天吹扫（12）次，使每次吹管后冷却充分，对减少吹管次数，提高系统的清洁度十分有利。吹管结束宜

50、采取热态造膜、热炉放水余热烘干的简易可行办法进行受热面内保养，且控制在20d（最长不超过30d）整套启动，使系统内锈蚀量降低到最小的程度。 1.3 机组整套启动前锅炉仍需冷态水冲洗到上述指标后才能点火，在分离器进入干态运行之前湿态运行，蒸汽负荷约30%BMCR时采取走旁路方式运行进行热态清洗，去除受热面内壁剥落的氧化铁固体颗粒，以免对汽机通流部分的侵蚀，并使蒸汽品质合格即蒸汽中Fe+和SiO2均达到（3040）g/kg，才能具备冲转条件。热态清洗的时间少则（34）d，多到10多天，和系统内清洁状况，保养方法，甚至当地的气候条件等因素有关。,1.4 由于锅炉不能实现排污洗硅运行，所以在升温升压增负荷同时严格监视汽水品质，若蒸汽中SiO230g/kg时，需停止升压加负荷，甚至要退一挡负荷保持运行，靠精处理吸收直到合格。因此，首次整套启动升负荷也可能在（510）d后到达满负荷运行。但若热态清洗彻底时，升负荷中蒸汽品质应该是容易合格的。 二、汽水过渡膨胀时的分离器水位控制问题 在冷态启动过程中当分离器压力约为（0.50.7）MPa时，炉水达到饱和温度，出现“前浪推后浪”的炉水膨胀过程，容易引起分离器水位的大幅度波动，造成跳闸，为此要将分离器贮水箱疏水阀开度自动指令稍加大些，甚至降低些燃烧率，使膨胀过程能平稳过渡。 三、