火电机组汽机调试中存在问题及分析处理

1、火电机组调试中存在的问题及分析处理一、 前言为借鉴国内同类型机组设计、安装、调试、运行的经验教训，有针对性地采取预防措施，提高集团公司火电机组的调试质量和移交水平，充分发挥投资效益。2006年10月、11月集团公司组织江苏省电力试验研究院有限公司、浙江省电力试验研究院、河北省电力研究院、华北电力科学研究院有限责任公司、福建中试所电力调整试验有限公司、山东电力研究院以及集团公司部分发电公司等单位，对近年投产的大容量、高参数机组调试中存在的问题及分析处理情况进行了收集。机组类型包括300MW、600MW亚临界机组、600MW超临界机组、1000MW超超临界机组。主设备及辅助设备基本覆盖国内各大厂家

2、。二、 存在问题及处理1、 汽机专业现象描述原因分析处理情况一调节、保安系统1中压主汽门关闭时间不合格。某厂600MW亚临界#5机组（上汽厂）在DEH调试期间发现#1、#2中压主汽门的关闭时间过长，1中压主汽门的关闭时间为626.7ms，2为730.8ms。调整油动机阀芯与其铜套(打磨)的同心度，给油动机弹簧室加注润滑油，重新测定#1、#2中压主汽门的关闭时间为491ms、450ms。2中压主汽门阀蝶脱落。某厂5、6机组为哈汽生产的超临界机组汽轮机。油动机驱动悬臂板式阀碟，悬臂与板式阀碟由销子连接。在5机进行阀门严密性试验过程中，转速降至1000rpm即不再下降。阀门泄漏严重。通过分别关闭各测

3、试阀门显示1中主门发生严重泄漏。解体检查发现，悬臂与阀碟连接销子断裂。通过现场焊接解决了这一问题。但在6机组试运过程中同样发生同样问题。主要原因为：1.阀门关闭时冲击力较大，同类型300MW机组中主门结构与之相似，但在关闭止口设计有限位可减少关闭冲击力；2.通过哈汽厂应力计算，转接销处应力集中。而频繁发生断裂问题表明该部位应用材质强度不够。修复后在试运过程中未发生同类问题，但在长期运行过程中，需加强监测，以避免该类问题再次发生。3高备油泵无法建立正常油压。高备泵启动后出口压力不足或不起压。原因一：由于高备油泵长时间备用，泵入口段和泵体内积聚空气或油烟所致。原因二：高备油泵出口溢流阀易于卡涩。多

4、个电厂发生，增加注油放气点后正常。清理出口溢流阀后就能正常工作4EH油压力偏低。原因一：油动机节流孔未装，导致EH油大量通过AST或OPC泄压，强制挂闸后油压正常；原因二：MOOG有开指令，导致EH油直接进入回油，强制挂闸后油压无法建立。5EH油质差引起调节系统部套工作不正常。某厂600MW机组DEH仿真后#1TV无法开启；MOOG阀卡涩导致EH油压偏低，阀门无法开启；汽机挂闸后主汽门开启。因EH油循环不充分，油质较差时就开展调试工作,严重时容易造成节流孔堵塞。继续油循环，油质合格工作正常。6汽机EH油遮断块节流孔问题。汽机无法挂闸或挂闸后ASP油压不正常。EH油遮断块节流孔未装或尺寸不符合要

5、求，引起卸油量过大或过小，导致AST或ASP油压不正常。更换节流孔后正常7试验电磁阀或MOOG装反。此问题在多台600MW机组上出现，导致油动机无法开启。试验电磁阀装反时，导致对应油动机的AST或OPC油压无法建立；MOOG装反时，EH压力油无法进入油动机。改装后正常8中调下窜。主机负荷带至150MW左右，中调出现明显的向下颤动，同时引起EH油压力、流量、管道、蒸汽管道等间隙性抖动。检查EH油压力、流量均在正常值附近，并伴随中调向下颤动式波动，具有一定的周期性（6次/min左右）和重复性。DEH控制程序时序设计有问题。调整时序后正常9再热主汽门无法开启机组挂闸后发现再热主汽门未开，就地确认未开

6、，检查控制油压正常，再热汽压为0.7MPa，分析原因为中压主汽门提升力不足。将再热汽压降至0.5MPa后再热主汽门开启。10主机挂闸机构挂钩挂不住。挂闸机构弹簧紧力偏大。改弹簧后正常11EH油油动机节流孔冲脱导致油动机动作异常。EH油压力很高，系统内节流孔受油流冲击很大，由于汽门的EH油节流孔没有考虑防松动设计，调门及主汽门节流孔易冲脱，导致汽门的开关不正常。12EH油压波动。机组在300MW至600MW升降期间时，EH油压从14.05MPa至13.05MPa来回波动，满负荷时，EH在12.8MPa13.1MPa频繁波动，OPC油压仅为8.3 MPa，两台EH油压运行后EH油压升至14.05M

7、Pa。机组挂闸后OPC油压8.3MPa，数值偏低，EH油进入OPC的回路不正常，导致调门油动机快速卸载阀工作不稳定，引起EH油压波动。13东汽DEH调门严密性试验逻辑问题。某厂进行调门严密性试验结束时，按试验结束键，导致所有汽门全开，转速飞升，汽机打闸。调门严密性试验功能由调门快关电磁阀带电关闭来实现，DEH在调门严密性试验时并没有将DEH转速目标值改变成跟随实际值，所以当调门严密性试验结束时快关电磁阀失电，DEH转速控制块的目标转速与实际转速偏差较大，导致调门快速开启，危急机组安全。制造厂修改调门严密性程序。14汽机远方打闸，AST电磁阀不动作。手动打闸停机后，冷态AST电磁阀相关试验一切正

8、常。怀疑原因：机组AST电磁阀采用交流220V电源，正常运行时电磁阀长期带电、发热，引起AST电磁阀阀杆胀死。建议更换电源。15中压主汽门杆漏汽，严重时引起门卡涩中压主汽门采用自密封型式，密封面定位偏差较大时引起漏汽。由于汽门门杆与其套筒采用不同材料，漏汽受热后两材料的膨胀差值超过设计要求，造成卡涩。使用专用工具将阀杆外移发现上汽厂左侧主汽门一半压环的两颗止动螺钉脱落，另一半压环的两颗止动螺钉已松动，右侧主汽门两半压环的四颗止动螺钉也出现松动现象。分析止动螺钉脱落原因为该主汽门的装配质量存在严重问题，高压主汽门阀芯上两半压环上的4颗止动螺钉均未点焊，机组长期运行后高压蒸汽长时间冲击导致止动螺钉

9、脱落。事后两侧高压主汽门紧急返厂整修，装复止动螺钉并在紧固后按工艺焊死。左侧高压主汽门已脱落的两颗止动螺钉在主汽门和高调门腔室内均未找到，建议在合适时间里对机组进行开缸检查，并对其它机组主汽门做相应检查。二润滑油及顶轴油系统16顶轴油压力波动大。某厂600MW机组配备三台50容量柱塞式顶轴油泵。经过几天的系统投运，系统油压频繁发生较大波动，油压最低降至13.5MPa，电流相应发生34A的波动。部分轴瓦顶起高度降至2丝，无法满足投运要求。通过调整系统再循环，泵体变量调节阀及轴瓦顶轴油调整分门等手段，均未得到理想效果。压力波动仍然较大。通过全面综合分析泵组相关运行参数，发现油温度对顶轴油母管压力影

10、响很大。润滑油温度降低2，顶轴油母管压力下降超过0.5MPa，而在顶轴油系统试运过程中，润滑油温度波动范围为4033，从而造成顶轴油压力大幅度波动。由于该机组顶轴油系统容积较小，而压力较高，油温升高后，油粘度、密度同步下降，压缩比提高，而顶轴油泵的变量调整主要调整供油量，在相同油量下油压同比下降。通过加强润滑油温的稳定性，消除了顶轴油压的波动。17烧瓦。 某厂600MW亚临界#6机组，在汽轮机进行第二次冲转，第二次冲转后主机打闸进行摩擦检查，400r/min时7瓦第一点金属温度上升至105，38r/min时6瓦第二点金属温度上升至139。停机开瓦检查发现6、7下瓦面已烧熔，轴径有多条划痕，8瓦

11、处瓦面和转子划痕均较严重，各瓦均有滤网的细钢丝，发现回油滤网破碎达1/5，加固回油滤网冲刷面、电镀修复轴颈，处理下瓦后停机再次发生7下瓦面烧熔。原因：其一，6、7、8瓦的自位能力存在一定的缺陷，在启停机过程中，下瓦左右两点的温度都存在一定的偏差，最大可达到18，可判定瓦面和轴颈面存在倾斜角，容易导致单点接触；其二，顶轴油系统存在一定的缺陷，各瓦的顶轴油压调整好后，会自行变化，而系统无法维持自身的压力，再者，因在各瓦顶轴油压力调整时，为了控制顶起高度，各支路调阀开度都很小，在泄油量增大的情况下就造成了顶轴油压力降低，而使轴瓦和轴颈的磨损失去了一道保护。研磨瓦的外球面和洼窝，改善瓦的自位能力；调高

12、了顶轴油压力18润滑油ETS远方通道试验，润滑油跳闸开关不动作就地手动放油试验阀时润滑油跳闸开关动作正常；将电磁阀及阀芯装至EH油跳闸试验块后EH油远方通道试验正常；怀疑阀芯动作量行程不足，因润滑油压力低，通流量小，无法将油压泄至开关动作值。多个电厂存在此问题，需要制造厂进一步试验研究。19润滑油系统工作不正常由于制造厂提供的进油节流孔为外置型，易漏装，导致润滑油系统工作不正常，当油温升高40以上后瓦#1、#2振动快速增大。装进油节流孔后正常20大机油箱电加热干烧。由于电加热从大机油箱顶部插入，长度不够，部分暴露在油面以上，形成干烧。改型后正常。21油质差1、油循环时间不够；2、油循环工艺控制

13、不严（未经过温变或进行系统敲击）；3、油滤网本体或冷油器较脏；4、系统有死角（如部分油泵未参与油循环、密封油未进入循环系统、系统清理不彻底）。22大机轴瓦（包括密封瓦）、轴颈磨损油质差、冷油器出口滤网破裂23BOP振动大大机润滑油泵叶轮有夹渣气孔。三轴封、真空系统24轴封系统安装错误引起水击。某厂600MW#2机轴封系统投运后发现，5、7瓦（1、2低压缸前瓦）汽封管道有异音。根据现象判断为水击故障。提高汽封压力无效，后降汽封压力至极低，系统有疏水流出，异音消失。停机后检查，发现因图纸不全，误将低缸汽封供汽与泄汽的对称布置方式，安装为顺列布置方式，而汽封供汽管道应设有保温护管，因前瓦供汽管道保温

14、护管缺失，引起供汽凝结产生水击。将管道交换，水击消失，系统运行正常。25真空低。某厂600MW亚临界#5机组410MW A侧凝汽器真空从-94.5kPa开始下降，至-88kPa凝泵A出力突降(电流109A、出口压力1.56MPa)，此时B侧真空-95kPa；凝泵B，启动后凝泵A/B电流为132/157A，出口压力3.55MPa。主机减负荷，启动A侧凝汽器备用真空泵；A侧凝汽器真空持续下跌，最后稳定在-86kPa左右（小范围内反复波动）。检查与凝泵相关的系统、主机凝汽器真空破坏阀密封管路、轴加密封管路与小机相关系统、主机真空泵，均未见异常 ，检查A侧凝汽器疏水扩容器至热井疏水母管底部放水管发现接

15、口断裂。断口处理后凝汽器A侧真空恢复94.6kPa26真空严密性不合格。 某厂600MW亚临界#5机组带机组500MW时，进行主机真空严密性试验，试验时发现主机真空下降速度过快，约1kPa/min。现场检漏发现两台小机排汽端轴封处均有空气漏入现象，两台给水泵汽轮机轴封汽源与主机低压缸轴封汽源相同，检查小机轴封供汽管路上孔板的设计孔径66mm，而实际仅为12mm，严重偏离设计值。换孔板后真空严密性在0.10kPa/min以下27干拉真空，凝汽器真空无法建立。原因一：入口管道杂物较多，引起临时滤网堵塞；原因二：冬季环境温度低，临时滤网处有水易结冰，造成堵塞；原因三：电机容量选型太小，真空泵启动初期

16、，需用入口门进行节流。28低压轴封温度调节困难。低压轴封喷水减温控制困难，低压轴封温度无法控制，或高或低。可能是由于减温水喷嘴偏大，导致减温水量无法匹配低压轴封减温需求量。通过手动隔离门控制。建议更改喷嘴或加装节流孔。29低压轴封疏水不合理、易积水。影响机组真空和产生管道水击，重者导致小机进汽侧轴封进水轴封进汽母管高于各道轴封进汽管，形成U型支管，容易积水。增加自动疏水器四抽汽回热系统306低加危急疏水管水击。某厂600MW亚临界机组（东汽厂）试运过程中发现，#6低加危急疏水管路在危急疏水阀打开时会产生很大的水击，并多次引起管路大幅振动及焊口拉裂#6低加危急疏水管在低加上的开口位置不合理，靠上

17、级疏水过近，在危急疏水阀打开时极易产生汽水混合物，导致危急疏水管路振动冲击。将危急疏水的引出口改至正常疏水管处31回热系统疏水不畅。原因：1、管道阻力设计偏大，2、管道布置不合理，3、系统杂物引起疏水调门被部分通流堵塞。32除氧器排汽噪声大。排汽管道未装节流孔。增设除氧器排汽消音器或排汽管道加装节流孔五主机33推力瓦温度高。某厂600MW机组（上汽厂）首次冲转至3000r/min时，发现推力瓦温度异常。检查确认推力瓦套装反，造成推力轴承进出油接口反，导致推力瓦套腔体内热油停留时间延长，推力轴承温度比正常运行温度偏高。将原回油两只调节螺栓孔改造成辅助进油孔，并将原进油管接头内径适当增大后正常。3

18、4推力瓦工作面和定位面温度测点信号失去。某厂600MW亚临界机组（东汽厂）整套启动期间发生推力瓦工作面和定位面各有几个温度测点信号失去，检查发现热电偶信号线被磨断，内部导线安装位置不合理，转角处带尖角，运行中热电偶导线受油流冲击有振动，时间一长在尖角弯头处被切断。重新优化固定35高压缸上下温差大。某厂600MW亚临界#5机组（上汽厂）在汽轮机首次冲转过程中，首次冲转中高压外缸中部上下温差达55.6（207151），上缸高于下缸，存在积水的可能，手动打闸停机。检查高压外缸中部检水温度测点、抽汽管路，没有发现异常。检查高压静叶持环，发现其平衡孔活塞有松动现象，导致了部分新蒸汽漏入高压外缸上缸，使上

19、缸得到加热，紧固后冲转发现，下缸温度比上缸大55左右，与其它同型式的机组基本一致。制造厂确认上下缸温差在70内可以运行36油质恶化。某厂600MW亚临界#5机组在机组168小时满负荷试运前，主机润滑油油质化验结果表明该油质明显恶化，大于NAS12级，超出汽轮机允许启动的要求。由于高压缸进行过开缸检查，期间润滑油微负压运行，运行层存在大量保温飞扬物弥，飞扬物被吸入，造成油质恶化更换新油37振动大。某厂600MW亚临界#5机组在低负荷状态下如凝汽器两侧真空偏差大或真空高于-92kPa时，低压缸轴振几次由正常值增加到150m以上，调整真空后恢复正常。由于低压缸为焊接式，体积庞大，低负荷时机组从冷态至

20、热态（或热态至冷态）的缸体膨胀（或收缩）、汽封间隙配合等处于变化中，在以上高真空情况下，缸体有下沉现象，引起轴系中心变化，影响低压缸各轴承的振动。调整真空38机组中压缸上下缸温差大。某厂5机组为国产600MW机组。在整套试运期间，当机组负荷超过400MW后，中压缸上下缸温差迅速扩大。主要表现为下缸温度增加缓慢。当负荷升至500MW以上后，中压上下缸温差可高达4050(不同的升负荷过程造成温差有所区别)，该机组设计中压上下缸保护定值为54。该问题严重影响了机组带负荷能力及安全运行。检查了机组相关测点、进汽参数及机组的疏放水系统，排除了汽缸进水的可能性。该类型机组中压缸内外缸自高排引入夹层冷却蒸汽

21、，并通过16只均匀分布的节流孔进入内外缸夹层。针对以上结构特点，若节流孔发生堵塞或加工尺寸存在误差，上下缸夹层冷却蒸汽导入不均匀，均可造成在负荷增加时，因高排压力增加造成中压上下缸温差增加。通过试运过程中多次升降负荷及参数变化，中压上下缸温差在相同条件下得到明显改善，在满负荷工况下最高温差为34，在安全运行要求范围内。这表明造成该机组上下缸温差大的主要原因为部分夹层冷却蒸汽节流孔发生堵塞造成。通过变化参数对节流孔进行冲刷，改善了这一情况 。39停机后高压排汽缸温差大。机组停运、真空破坏后闷缸后高压排汽上下缸温差达65。高排通风阀因逻辑闭锁无法关闭，在扩容器喷水鼓风作用下，造成高压排汽缸上下温差

22、逐步扩大。强制关闭通风阀上缸温度下跌、而下缸温度开始回升，温差减小。40东汽高压缸暖缸时温升率难控制。高导疏水阀、暖缸阀是高压缸预暖时温升的控制阀，原设计为调整门，但制造厂实际提高的阀均无调节功能，调节特性不好。41高压缸调节级处上下缸温差。锅炉点火后，开启机侧疏水后发现#1机高压缸调节级上下缸温差大。检查缸体、导汽管、# 1抽门前疏水与主汽疏水共用一疏水母管，引起主汽疏水开启后向高压缸返汽。疏水设计不合理。将通炉疏水与本体疏水分开后正常。42机组满负荷时，多次出现调门大幅开启但负荷不涨。调门开度从35.9%升至64，缸内监视点压力都有所上升，但大机负荷未涨。制造厂认为正常，没有给出解释。43

23、上汽600MW#6抽超温。满负荷运行时，6抽汽温度超温75.6。目前上海600MW超临界机组满负荷时多级抽汽均存在超温现象，可能原因为与抽汽口的密封结构不便于安装，同时，无法排除热力设计问题。以后开缸才能确认44机侧主、再热蒸汽管道疏水没有手动隔离阀担心手动隔离门外漏，被取消，但违反汽机防进水规范。建议加装手动隔离阀45振动信号不稳定，造成误动跳机。由于主机振动保护信号采用复合振动，该信号易受到干扰、值不稳定，造成机组误跳闸。改成相对振动跳机后正常。46东汽汽机倒缸时对主汽压力影响大。某厂进行倒缸时，主汽压力8.80 MPa降至6.58MPa，变化太快，出现虚假水位，锅炉上水35调阀自动关小，

24、贮水箱水位开始鄹降，炉水泵出口流量下降，省煤器入口流量低MFT、跳机跳电。CV开启较快，而高旁自动调节缓慢，导致主汽压力快速下降，锅炉分离器水位无法控制，机组跳闸。倒缸时手动关闭高旁，维持主汽压后未发生类似事件。47东汽汽机1温度高。润滑油油温38，主机定速，#1瓦温91，负荷600MW时温度达107.3。由于日立高调采用复合式进汽调节方式，调门在20%的指令后CV开度逐步拉开差距，#1、2CV开度较大，且在同一侧，对转子有侧推力，导致油膜变薄，冷却油量变小，瓦温升高。#1、4调门指令对换，基本保证对称进汽方式、减少汽流对转子侧推力后瓦温降至8448高排温度高跳机。机组并网带60MW暖机后解列

25、准备做超速试验，多次高排温度高跳机。由于汽机采用高中压缸联合启动，高压缸进汽量较小，产生鼓风效应。调整缸间汽流分配比例，增大高压缸进汽量后正常49东汽首级中压叶轮冷却蒸汽系统实际运行中不需投用由于再热蒸汽566，首级中压叶轮金属可能超温，所以日立公司设计从高压缸第3级处引出一路蒸汽来冷却首级中压叶轮，但是实际运行中监测点温度从不超过需要投用的温度。是否存在监测点位置有误的可能性？为什么设置冷却汽，需要制造厂进一步消化。50东汽未配大气引导阀EH油中大气引导阀为主机防进水保护的措施之一，用于快速切断抽汽逆止门的气源，因该阀经常故障而被厂家取消。建议恢复原设计，保留空气引导阀。51盘车跳闸。主机润

26、滑油系统进瓦临时滤网取出后，再次投盘车，不久跳闸。喷油压力仅有0.02MPa，低于盘车低油压跳闸值。类似现象多个电厂发生，调低压力开关动作值，保证盘车能投用，同时加装机械表监视52上汽600MW超临界汽机定速时转速控速不稳。易受主汽压、再热汽压、真空变化、旁路开度等参数影响。转速变化30r/min以上。1、高调门控速能力差，2800r/min以后由高调门控速。2、2800r/min以上中调门开环补偿。高旁置手动，减少引起相关参数变化的操作。彻底的解决需要制造厂调整控制策略53汽门不严密。锅炉安全门校验时，再热压力升至3.19MPa后大机盘车脱扣，转速上升，在4.28MPa时，转速升至492r/

27、min，且中压主汽门门杆漏汽严重。1、汽门调整紧力不够，2、汽门结合不平整。54低发轴承振动异常1、转子质量不平衡；2、安装工艺控制不到位，3、运行参数控制不合理。559振动超标。某厂600MW9X/Y轴振分别高达155m和123m ，而首次定速时9X/9Y轴振为94m和61m，此后定速时9X/9Y轴振均有所升高。通过频谱分析，9X存在较大的2倍频分量，此外该瓦振动在2850r/min存在峰值。由于励磁机为三支撑结构，9号瓦振动灵敏度较高，易受外界的扰动，因此与励磁加载引发的热不平衡和转子中心在受热后跑偏有关。动平衡后轴振数值正常。561瓦振动传感器环境温度高，易绝对振动测量不准。由于#1瓦振

28、测量传感器测量位置靠近轴封，周围环境温度高达150，超温工作，可能导致绝对轴振的不稳定。尽量采取隔温措施。57轴瓦顶轴油油压偏低揭瓦检查发现厂家油管路根部有裂纹补焊后正常。六循环水、开式水系统582台循泵跳闸。某厂600MW机组曾发生因2台循泵均跳闸造成机组跳闸的事故。设计上将2台循泵出口蝶阀阀位反馈在同一远程I/O卡件，而当卡件不明原因松动后，反馈信号消失并变为零值，引起循泵保护动作，循泵跳闸。分卡设置。59循泵电机线圈温度高。某厂600MW超临界#1机组循泵A、B带负荷运转，在冷却水流量已经达到设计值及当前水温的情况下，线圈温度偏高（最高达到120以上）。冷却效果差。在循泵电机的冷却器风路

29、上加装了导流板，加装导流板后线圈温度普遍下降20以上，能满足夏季工况的运行。60开式泵A出口逆止阀板脱落。材质差更换逆止阀后恢复正常，在氢冷管道内找到被冲出的阀板。61循泵推力瓦温高。某厂#2机2台循泵因推力瓦温度高跳泵油冷却器泄漏，导致冷却效果变差，推力瓦温升高。消缺后正常七给水系统62汽泵轴瓦损坏。 某厂600MW超临界#1机组在运行中汽泵A前轴承温度突然上串，从73上升至92，汽泵A跳闸，跳闸后重新冲转汽泵A。再次从59.3上升至96，汽泵A再次跳闸。随后对汽泵A进行解体检查，解体后发现汽泵A驱动端轴瓦有明显滑痕，表面损坏严重，泵轴颈也有明显滑痕，分析认为有脏物进入油系统，导致轴瓦、轴颈

30、损坏，脏物来源于厂家自带的非氩弧焊打底的油管道。63电泵前置泵轴承温度高。某厂600MW机组的电泵（上海电力修造总厂制造，采用威尔泵技术）首次带负荷试转，前置泵轴承温度高跳闸，检修发现前置泵驱动端轴瓦磨损，更换标准新瓦后重新启动电泵，发现仍然上升很快，手动停泵，检修发现前置泵驱动端轴瓦再次磨损。彻底检查发现轴承座上下两半错位、轴瓦内径偏小等综合原因造成轴与轴瓦间隙过小，无法形成油膜，使得前置泵驱动端轴与轴瓦发生干摩擦。研刮及重新调整轴与轴瓦间隙，再次试运电泵后正常。64机组拉真空时小机排汽管道外部加强筋严重变形。膨胀节处加强筋强度不够。更换后正常65东汽小机调门油动机打闸后门杆易弯由于低调门油

31、动机杠杆与调门连杆之间的连接无法吸收侧向位移，需要连杆在一个中分面上，但调整很困难，加上材质差，油动机过关10mm量偏大，很容易造成油动机杠杆弯。调整油动机底座，尽可能使得连杆在一个中分面内，减小油动机过关量，5mm以下后正常66给泵密封水水封问题。回收密封水时机组真空下降。根据水封设计，初步判断地埋管深度不够、或管道焊焊接脱落，停机后试验发现36kPa后水封就漏，割管检查，发现水封管道只有一节，少接另一根6m管。加接后正常。67汽泵轴瓦温度高。随着转速升高，瓦温与快速升高，说明油膜厚度不足，或油量偏小或间隙太小。调整可调孔，无明显好转，开瓦发现轴瓦间隙偏小、仅7丝，调整间隙后正常。68电泵、

32、汽泵B抱死抱死原因：1、主泵入口未清洗段有杂物，汽泵盘车状态前置泵运行时间过长；2、没有充分暖泵；3、泵进口滤网破损。69汽泵小流量跳闸。给水流量手动控制时，出现一台泵闷泵现象。调整给水流量时，过度关注运行泵的转速、没有注意泵间流量匹配，引起泵出口压力偏差较大，造成压力低的泵出口逆止门关闭，流量急剧下降而跳泵。按流量泵间流量匹配调整，避免闷泵现象。70两台小机油中进水。原因一：密封水卸荷水接在进口门后，汽泵隔离时，易造成密封水窜入油系统。原因二：汽泵密封水调节阀选型不合理，差压无法自动调节，旁路运行下、负荷变动时汽泵泄荷水窜至小机轴承。原因三：密封设计有缺陷，停机后油流形成的真空能将密封水吸入

33、油系统。71小机进水。汽泵1A跳闸后提升汽泵1B转速，小机1B在高调快速开启过程中出现轴位移突增、振动突增现象。小机高压汽源疏水不合理，无法热备用。在开高调门后，小机进水。增设高、低压汽源间的连通管，保证小机高压汽源管道处于热备用。汽泵试运时小机和泵的轴承振动都较大，且经常因小机轴承振动高而跳闸小机翻瓦检查发现小机驱动端轴承下瓦靠小机侧有因受力不均而被磨现象，对汽泵也进行了翻瓦检查，发现轴瓦侧隙偏小。重新调整各道轴瓦间隙和标高，对小机和汽泵的轴系进了冷态找正，以及对给水管路支吊架重新调整后，重新冲转了汽泵，小机和泵的轴承振动都得到明显改善。前置泵因温差大抱死。某厂1000MW超超临界#1机组在

34、整套启动期间带负荷至750MW时因给水流量低锅炉MFT，二台汽动给水泵跳闸（EBARA的汽泵，三菱的小汽机）一台电动给水泵跳闸，汽泵盘车自动投运，在跳机后一小时多点，两台汽泵盘车间隔10多分钟相继跳盘车检查前置泵外端上下温差大。对前置泵打开检查，在检查期间对前置泵入口滤网也进行了检查，发现两个滤网都已撕破，滤网内尚有氧化皮、铁锈等杂物，认为前置泵卡住系因杂质进入低速盘动的前置泵引起，对另外一台前置泵也决定打开处理。分析前置泵入口滤网系因机组跳闸时前置泵入口水流反涌时将滤网撕破。对正对出口处的滤网层进行了加固处理八凝结水系统72凝泵及电机剧烈摇摆，严重超电流。某厂600MW机组（3机组）凝泵（A

35、BB公司的电机，苏尔寿公司的泵）首次试运时，启动3A后凝泵及电机剧烈摇摆，严重超流，出口无流体节流声且凝泵出口无压力，立即停泵检查进口滤网无堵塞，手动能盘动凝泵。解体凝泵3A后发现第三压力级处泵壳断裂，吸入级泵壳严重破损，判断试运时凝泵3A第三压力级蜗壳变截面处蜗壳整圈断裂为事故第一触发点，由此造成第三级以下蜗壳无上部连接蜗壳的固定支撑而随泵轮同时转动，与凝泵筒体内壁剧烈碰撞、摩擦而造成吸入级蜗壳严重破坏，初步判断凝泵3A第三压力级蜗壳变截面处存在裂纹或铸造工艺有缺陷等不确定因数。换泵73凝结水溶氧偏大。某厂600MW亚临界机组在整套启动期间，发现凝结水溶氧偏大判断溶氧大的原因可能与凝输泵至热井的补水管安装位置较低，溶氧较高的凝补水直接混入凝结水有关停机消缺时改接至6.4m层以上，凝结水溶氧正常。74凝汽器钛管泄漏。某厂600MW亚临界机组（东汽厂）在机组整套试运过程中机组运行中发现汽水品质持续恶化，发生凝汽器钛管泄漏。停机后检查凝汽器#3A内侧发现有2根钛管漏，是凝结水再循环回水管堵板脱落砸下所致，该堵板焊接方式为单面角缝焊，强度不足，长时间受到冲击后疲劳断裂。加固凝结水再循环回水管。75凝结水泵无法正常启动。某电厂600MW亚临界1汽轮机在凝结水系统的调试过程中发现，凝结水泵启动后马上低流量保护动作，导致凝泵跳闸。通过对凝泵保护逻辑的研究发现，原设计为在再循环