某电厂机组168整套试运过程中问题小结
某电厂一期工程建设4台660MW超临界机组，锅炉为上海电气集团有限公司生产的超临界变压直流炉，一次再热、四角切圆燃烧、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式炉，锅炉最大连续蒸发量2236t/h；
汽轮机为东方汽轮机厂有限责任公司生产的NZK660-24.2/566/566型超临界、三缸四排汽、一次中间再热直接空冷凝汽式机组；
发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN-660-2-22B自并励水氢氢冷却机组。四台机组于2013年3月开始开工建设，2014年12月第一台机组投产发电。
机组在参建各方的共同努力下，分部试运和整套启动期间各项技术指标优良，工程质量和施工工艺水平较高：
1、#2机组实现了七个一次成功：即厂用电受电、锅炉水压、汽机扣盖、锅炉点火、汽机冲转、并网发电和168h试运，七个一次成功；
2、主要试运技术指标优良：汽机真空14KPa，机组真空严密性试验值＜42.5Pa/min（远超优良标准），热控自动投入率100％（设计117套，投入117套）；热控主保护投入率100％（设计42套，投入42套），电气主保护投入率100％（设计71套，投入71套）；脱硫效率大于96％，净烟气SO2含量小于30mg/Nm3，脱硝效率大于80％，净烟气NOx含量小于80mg/Nm3，符合新的《火电厂大气污染物排放标准》；主要仪表投入率100％；DCS测点投入率99.9％；机组轴系振动值除7号瓦轴振为75um外，其它瓦均在50um以下，达到优良标准。
3、机组实现了脱硫脱硝等环保设施的“三同时”，主要环保设施和主体工程做到了同步投运，且指标良好。
4、锅炉在分部试运和整套启动期间，锅炉受热面及承压部件焊口无一个出现泄漏，整体安装和焊接质量优良。一次也未出现因锅炉及锅炉辅机方面造成停机而耽搁试运的情况。目前存在主汽温度与再热汽温不匹配的问题，经多方调试，主汽温度低于设计值25℃左右，再热汽温有超温趋势，需进一步分析解决。
5、电气专业主要设备及辅助系统安装和调试质量优良：整套启动期间未出现因电气设备系统和保护问题，造成停机而耽搁试运进展的事件。
6、热工专业主要设备及辅助系统安装和调试质量优良：整套启动期间未出现因热控设备系统和逻辑问题，造成跳机而耽搁试运进展的事件。
7、机组在冬季严寒天气进行整套启动，由于采取的各项防冻措施扎实有效，试运期间未出现大的设备受冻损坏事件。
机组整套试运过程中也出现一些问题，需要认真分析汲取教训，现将试运过程中的主要问题小结如下：
一、2号机组振动大跳闸
（一）事件经过
11月19日2时20分，2号发电机组完成并网后的合环试验，机组负荷49MW，主汽压力9.5MPa，主汽温度493℃，再热压力0.96MPa，再热汽温505℃。2时40分，在汽轮机从中压缸进汽切换到高压缸进汽过程中，2号机组轴承振动大保护动作跳闸（2号轴承振动258μm与4号轴承振动125μm）。
（二）原因分析
汽轮发电机组为安装后第一次启动，从冷态过渡到热态，汽封间隙安装时采取下限值，局部受热不均，出现动静摩擦，致使振动上升达到跳闸值跳闸。
（三）暴露问题
1、机组进行切缸前，低负荷暖机时间不足；
2、切缸时蒸汽参数选择不太匹配且切换过程较快。
（四）防范措施
1、机组进行切缸前，增加暖机时间，使汽轮机各部分受热均匀后再进行切缸操作；
2、汽轮机切缸时应选择合理的主、再热蒸汽参数并保持稳定。汽轮机切缸过程应缓慢进行。
二、2号机组低汽温打闸停机
（一）事件经过
2014年11月20日4时50分，2号机负荷67MW，电动给水泵运行，2A、2B磨煤机运行，机组运行参数正常，接调总令2号机组升负荷，6时43分，负荷升至140MW，煤量57t/h增加到134t/h，主汽压力上升至13.2MPa，主汽温度505℃,过热器二级减温水A侧调节阀开度由7.72%增加到14%，B侧开度由3.22%增加到8.7%，贮水箱水位3080mm，调总要求贮水箱水位维持5000mm—7000mm。
6时48分，2号机组负荷升至147MW，锅炉启动循环泵低水位保护（负荷大于145MW且贮水箱水位低于6300mm）动作自停。启动循环泵自动停止后省煤器入口给水流量由1110t/h降至400t/h，调总令开大给水旁路调节阀增加给水流量以维持贮水箱水位。由于启动循环泵停止，省煤器入口给水温度由227℃下降到115℃，给水压力升至13.7MPa，贮水箱水位缓慢上升，同时锅炉快速减煤，煤量由134t/h减到56 t/h，7时20分锅炉过热器出口主汽温度由500℃开始快速下降，迅速关闭过热器二级减温水，7时29分锅炉主汽温度降至351℃，值长令汽机打闸。
（二）原因分析
1、启动循环泵自停后锅炉给水温度由227℃下降到115℃，给水温度的大幅度下降，热水段和蒸发段延长，过热段减少，造成主汽温度降低；
2、锅炉给煤量由134t/h减到56t/h，锅炉热负荷大幅度下降，也造成锅炉主汽温度迅速下降；
3、在机组大幅度减煤降负荷过程中，没有及时关闭减温水调门，也是造成汽温迅速下降的原因；
4、调试人员误以为启动循环泵逻辑保护已退出，锅炉贮水箱水位维持在5000mm—7000mm，在机组负荷大于145MW，汽泵未投入运行情况下，贮水箱水位难以维持在6300mm跳闸值以上，此时贮水箱水位波动至6300mm以下时，启动循环泵逻辑保护动作自停。
（三）暴露问题
1、在处理启动循环泵自停时考虑不全面，只是为了维持给水流量防止水冷壁管壁超温，没有考虑到给水温度的大幅度下降和大幅度减煤会引起锅炉主汽温度大幅度降低；
2、运行人员与调试人员对启动循环泵在负荷大于145MW且贮水箱水位低于6300mm自停的保护投退情况掌握不清楚；
3、运行人员对于直流炉燃烧特性，负荷、汽压、水位、汽温调节控制有待提高，运行监盘人员经验不足；
4、在机组快速减负荷和锅炉大幅度降低热负荷时，在自动未投入情况下，运行处理异常事件的能力有待提高。
（四）防范措施和技术措施
1、调试人员在事故处理时，应全面协调考虑周全；
2、启动循环泵在负荷大于145MW且贮水箱水位低于6300mm自停的保护重新进行优化；
3、运行人员应总结同类机组发生的异常事件，总结经验教训，不断提高机组发生异常情况下的处置能力；
4、试运机组应尽快提高保护和自动的投入率。
三、2号机组汽轮机油涡轮入口法兰泄漏停机
（一）事件经过
11月20日18时30分，2号机组负荷132MW，运行人员监盘发现机组润滑油压力突然由0.19MPa降至0.17MPa，联启启动油泵，就地检查机头压力表，发现主油泵入口压力0.075MPa（低于东汽厂家要求的0.098MPa—0.147MPa），主油泵出口油压力1.2MPa，润滑油母管压力0.175MPa。就地调整油涡轮后，润滑油压力达到0.18MPa，23时20分检查发现主油箱内油涡轮入口法兰垫片漏油，向国调汇报申请停机，21日0时20分，2号机组解列停机。
（二）原因分析
汽轮机主油泵油涡轮入口法兰垫片使用的为聚四氟乙烯垫片没有安装好，更换为紫铜垫片。
（三）暴露问题
汽轮机主油泵油涡轮入口法兰垫片现场安装工艺不良。
（四）防范措施
更换为强度较高的紫铜垫片。
附：现场图片
初次调整后机头压力指示：
四、2号机组凝结水泵入口滤网堵塞造成机组跳闸
（一）事件经过
2014年11月27日12时35分，2号机组负荷460MW，2A凝结水泵变频方式运行，2B凝结水泵备用，机组各系统运行参数平稳。12时36分，2A凝结水泵入口滤网压差大报警，凝结水流量大幅下降，造成除氧器水位下降，立即工频启动2B凝结水泵（两台凝结水泵共用一个变频器），两泵并列运行以后，凝结水流量恢复正常。分析判断2A凝结水泵入口滤网堵塞，12时38分，停2A凝结水泵，准备进行凝结水泵入口滤网清理，此时2B凝结水泵入口滤网压差大报警，凝结水流量大幅降低。立即紧急启2A凝结水泵，因变频器故障报警失败，就地复位变频器故障报警后，再次启动2A凝结水泵正常，此时除氧器水位却快速下降，运行人员紧急手动打磨快速降负荷。12时41分，终因2号除氧器水位低联锁2A、2B两台汽动给水泵跳闸，锅炉给水流量低造成锅炉MFT动作机组停机。
在对2A、2B凝结水泵入口滤网清理时，清理出大量木屑、塑料等杂物。
（二）原因分析
1、空冷岛、热力系统冷态及热态冲洗不彻底，存在盲区，个别死角处不易冲洗干净，在机组低负荷、低流量冲洗时不显现，随着机组负荷不断升高，蒸汽流量、疏水量不断加大，致使系统中淤积的杂物汇集至排汽装置及凝结水泵入口处，造成凝结泵入口滤网堵塞；
2、高压加热器系统投入时间较短（不足20小时），高加疏水系统内存留的杂物随着机组带高负荷冲入排汽装置，进而致使凝结水泵入口滤网堵塞；
3、2A凝结水泵变频器正常停运后，再次启动失败，致使除氧器水位无法维持，是造成本次事件的间接原因。
（三）暴露问题
1、机组试运阶段，排汽装置及热力系统冷热态冲洗时间短，杂物冲洗不干净；
2、热力系统清理工作不彻底，验收把关不严，对拆除脚手架及跳板的过程中可能遗留的杂物重视不够；
3、调试人员对凝结泵入口滤网清理工作存在的风险估计不足，运行人员对调试指挥产生依赖心理，对调试人员下达的操作指令也没有提出异议，未能采取有效的应对措施。
（四）防范措施
1、加强机组带满负荷之前凝结水系统参数的监视和分析，发现参数变化异常时及时采取应对措施进行处理；
2、针对此次事件，制定凝结泵入口滤网堵塞及清扫工作的技术措施和应急处置预案，并组织相关人员培训，防止再次发生类似事件；
3、针对3号、1号、4号机组即将开展的热力系统冲洗工作，敦促基建和监理单位加强冲洗工作的组织、验收，在拆除系统内搭设的脚手架跳板时不遗留杂物；
4、2号机A、B凝结水泵全部选择工频方式运行，防止因变频器故障导致凝结水泵启动失败。
附：现场图片
五、2号机组排汽装置滤网堵塞造成机组跳闸
（一）事件经过
2014年11月29日5时20分，2号机组负荷406MW，机组运行参数正常，主汽温度542℃，主汽压力16.9MP，再热温度548℃，再热压力2.7MP，A、B、C、D、E磨煤机运行。5时29分发现2B凝结泵入口滤网差压大，出口压力降低，调试人员要求进行B泵滤网清扫工作。5时30分启动2A凝结泵发生合闸故障，6时24分就地拉合开关后工频启动启动正常，6时40分发现2A凝结泵轴承冒烟就地按事故按钮停泵，2A凝结泵停运后，2B凝结泵出口压力继续降低。
6时41分，2B凝泵出口压力从3.6Mpa降至1.7Mpa,同时流量从1430t/h降至720t/h，除氧器水位下降。6时42分，锅炉分2次减煤30t，机组负荷从426MW降至400MW；6时44分，停磨煤机E；6时45分，停磨煤机D，机组负荷降至296MW，主给水流量从1270t/h降至600t/h以下；6时47分，39秒机组减负荷，汽动给水泵给水流量低引起锅炉MFT，机组跳闸。
（二）原因分析
1、11月27日出现凝结泵入口滤网堵塞后，排汽装置内存在的杂物未引起足够重视，未进行彻底清理，致使系统中淤积的杂物汇集至排汽装置及凝结水泵入口处，是造成本次事件的直接原因；
2、投入备用的2A凝结水泵发生故障，未能正常启动（目前已返厂修理），是造成本次事件的间接原因。
（三）暴露问题
1、机组试运阶段，排汽装置及热力系统冷热态冲洗时间短，杂物冲洗不干净的情况；
2、对排气装置内存在的杂物估计不足，未安排进行彻底清理。
（四）预控措施
1、针对此次事件，制定凝结泵入口滤网堵塞及清扫工作的技术措施和应急处置预案，并组织相关人员培训，防止再次发生类似事件；
2、针对3号、1号、4号机组即将开展的热力系统冲洗工作，敦促基建和监理单位加强冲洗工作的组织、验收，在拆除系统内搭设的脚手架跳板时不遗留杂物。
附：现场图片（排汽装置内磁性过滤器）
六、2号机组汽轮机调节系统震荡减负荷跳闸
（一）事件经过
2014年12月5日21时50分，2号机组负荷500MW，机组各系统运行参数平稳，达到一次调频试验条件，投入DEH功率回路，试验人员开始进行试验。23时17分38秒，在未进行任何试验操作的情况下，DEH总阀位输出开始出现轻微震荡，并逐步发散，最高振幅在达23%。23时18分08秒DEH功率回路因给定功率与实际功率偏差大于30MW自动退出，总阀位为73.4%，此时负荷大幅下降至375MW，后经加大总阀位负荷逐步回升。23时19分30秒2B给水泵因四抽进汽不足导致B小机给定转速与实际转速偏差大于1000r/min跳闸。23时21分38秒2A给水泵汽轮机因相同原因跳闸，锅炉给水流量低MFT动作停机，厂用电自投切换正常。
（二）原因分析
经初步分析，此次事故的主要原因是机组在功率回路的方式下，由于调节参数的作用过强，加上调节阀的实际行程变化和汽机的进汽量的变化跟不上，产生了自发振荡，造成汽机调节阀和机组功率的波动很大，机组有失步的趋势，在自动切除功率回路时，阀位指令偏低，负荷快速减少，主汽压力升高，造成汽动给水泵跳闸，锅炉给水流量低MFT动作停机。
一次调频试验过程中，试验人员和运行人员对一次调频试验过程中的危险点的分析和预控不到位，是造成事故扩大的一个重要原因。
（三）暴露问题
1、由于DEH功率回路和协调的汽机主控回路是一个相为备用的机组功率控制方式，2号机组的DEH功率回路在机组低负荷期间投运过，在协调控制系统投入后，就没有投运过，因此该自动没有进行过全负荷阶段的试验，其参数在整定是不恰当；
2、在机组调试过程中，为确保机组一次调频功能的性能指标的合格以及负荷调节的快速性，DEH的功率回路和汽机调门的伺服阀的参数设置得比较强，切除自动的条件过宽。
（四）防范措施
针对DEH功率回路的情况，和汽机厂代表、新疆电科院的技术人员进行协商后，决定其功率信号增加一定的滤波，适当减少DEH功率回路比例作用，调整DEH功率回路切除自动的条件，使其在异常情况下尽快切换到阀控方式。
七、3号炉风机叶片损伤
（一）事件经过
2014年10月5日，在完成3号锅炉烟风系统单机试转和锅炉空气动力场试验工作后，检查送风机时，发现B送风机叶片有4片轻微损伤，随即对锅炉全部风机进行了检查，发现A、B一次风机和A引风机的部分叶片也有不同程度的损伤（一次风机25片，引风机1片）。
（二）原因分析
基建施工对风道内部，特别是难于进人的暖风器内部杂物清理不仔细、不彻底造成风道内部存有焊条头、小铁件等杂物打伤叶片，是风机叶片受损伤的直接原因。
（三）暴露问题
工程管理工作不到位，内部三级检查验收不认真、把关不严。
（四）防范措施
1.开展作业班组及作业人员规范作业、遵守设备试运期间作业规定的教育，确保安全文明施工。
2.认真落实安全生产责任制，加强试运系统的成品防护，认真落实系统内部清洁、人孔封闭等分部试运检查工作，确保加强对施工单位的监督管理，加强施工过程管控，严把各道验收关口，确保施工质量符合有关规范、标准要求。
八、2号启动锅炉炉排炉条脱落及轴承座涨紧装置拉耳损坏
（一）事件经过
2014年10月8日，2号启动锅炉供汽压力升至0.6MPa，温度320℃。5:30，值班员巡检发现#2启动锅炉炉排左侧第二节炉条脱落，立即汇报值长，停止启动锅炉运行联系检修人员处理。
（二）原因分析
1、炉排前挡煤板与侧（左右）挡煤板未按施工图纸要求安装，挡煤板与炉排形成干涉，无法依靠铰轴自由转动，炉排在受外力作用时造成损坏。
2、在2013年底至2014年3月份的运行及维护中，并未按照锅炉厂家要求对炉链进行调整拉紧，造成炉链的伸长或偏斜。
3、炉排减速机一级减速输出轴与二级减速输入轴之间设计安装传动力矩保安销失去作用，无法起到力矩保护作用。
（三）暴露问题
1、现场施工监理验收把关不严，挡煤板未按安装图纸施工，设备隐患未能及时发现，给事故发生埋下了严重隐患;
2、炉排力矩保护装置未起到保护作用，在炉排发生干涉时，保安销未及时剪断，导致炉排损坏进一步扩大。
（四）防范措施
1、维护单位加强启动锅炉的维护管理，严格按照设备技术规范做好日常检修维护工作；
2、维护单位组织专业技术人员对启动锅炉现状进行一次全面核查，对不符合设计及安装要求的部位进行全面梳理、排查，整改;
3、厂家应对力矩保护装置重新进行检查、校核，确保其保护作用;
4、在适当时期对1号启动锅炉进行彻底检查检修，防止类似事情再次发生。
九、2号机组汽动给水泵回油管路进水分析
机组汽动给水泵密封水无压回水通过U型水封结构排至排汽装置。在机组试运阶段出现了U型水封被拉穿现象，造成无压回水腔室形成负压造成给水泵油挡中的润滑油被抽至排汽装置。为了解决此问题，设计人员把U型水封排水至排汽装置接口位置提高了1.5m，在机组运行过程中又出现小机润滑油箱进水现象。分析原因：在机组紧急停机过程，排汽装置真空下降同时由于U型水封排水口标高提高，造成U型水封装置排水能力下降，汽动给水泵密封水的无压回水无处可排。同时给水泵停运后因轴不旋转，螺旋密封装置不起作用，无压回水流量过大，使无压回水腔室满水，最后水经过油挡进入回油管路中，同时小机轴封压力过高共同造成小机润滑油箱油中含水，最大达到3024mg/L。
改造建议：加装疏水箱，设立水位自动开关控制装置。保证给水泵无压回水畅通，同时由于水位开关的限制作用确保疏水箱始终保持一定水位，可以起到水封作用，确保真空严密。