_1机组调试中出现的问题

1、#1机组调试中出现的问题汇总除氧器振动分析一、 吹管期间除氧器的运行工况十月二日21：40除氧器上水至2200mm,投入除氧器加热，辅助蒸汽压力0.35MPa，温度212。在整个吹管期间除氧器水位、温度变化幅度大，运行工况不稳定，在除氧器投入运行期间记录了除氧器温度、压力、和加热门的开度，辅助蒸汽的参数，因辅汽至除氧器加热没有流量表计无法统计。时间辅汽压力MPa辅汽温度加热门开度%除氧器温度除氧器水位mm除氧器压力MPa振动最大值mm南侧上下北侧上下三日16:100.4121887762260-0.010.480.7917:240.6322462572300-0.010.541.2318:35

2、0.723055642110-0.010.531.119:220.7322615561650-0.010.500.7221:550.6922442621940-0.010.680.9722:250.6222835612110-0.010.71.2六日10:110.92332702210-0.010.020.0810:270.92335682160-0.010.090.2112:071.12205652350-0.010.10.2812:531.12145642340-0.010.140.3七日16:250.622383682100-0.010.761.1817:000.727050822080

3、-0.010.681.0418:360.727040771920-0.010.81.13七日8:000.624155542050-0.010.661.058:450.7424871842110-0.010.811.0918:400.824823922170-0.010.750.9620:100.9126460892030-0.010.891.1八日9:500.8827055772210-0.010.91.1710:300.927142741940-0.010.791.011:400.8227056682000-0.010.841.114:000.8527330822100-0.010.91.2

4、114:450.8427172632060-0.010.811.06二、 除氧器振动原因分析1、 除氧器本身的特性我厂采用的是东方锅炉厂生产的第一台无头式除氧器，除氧采用加热沸腾式，加热蒸汽直接进入除氧器下部的水中。加热蒸汽在水中由汽态凝结成液态，由于积极的骤然减少，对除氧器内部的水形成巨大扰动，水位的大幅变化。这样在对除氧器内部的水进行加热时，会形成除氧器内部水的巨列翻腾引起除氧器振动。2、 除氧器的设计有关1) 我厂除氧器的除氧方法启动时采用高压辅助蒸汽加热除氧，正常运行负荷达120MW时由辅助蒸汽切换为本机四段抽汽。高压辅助蒸汽经325管道进入除氧器内部再通过16根603的加热管进入除氧

5、器下部，每一个加热管道的头部都带有喷嘴。这样可能存在喷嘴的总通流能力与主管道的通流量不匹配引起除氧器振动。(四段抽汽是通过423管道进入除氧器内部再通过48根894.5的加热管进入除氧器下部)(没有喷嘴的资料)2) 给水泵最小流量管道也是经喷嘴进入除氧器内部，也可能存在通流量不匹配。3）这次除氧器投入运行期间，辅助蒸汽加热管道、电动给水泵最小流量管道的振动不大，振动的主要部位在除氧器本体。3、 除氧器的运行工况1) 温度变化大引起。吹管期间除氧器水位变化大，在升温升压时，除氧器维持高水位20002200mm，吹管时除氧器水位下降快大量的冷水进入除氧器内部，除氧器温度变化快。在吹管前后除氧器北侧

6、人孔门温度记录变化最大10。2) 除氧器加热不均匀单侧受冷引起。因吹管期间只有电动给水泵长期运行，电动给水泵的吸入口在除氧器的北侧，而电动给水泵的最小流量接口和汽动给水泵的最小流量接口全部在除氧器的北侧。这样会引起除氧器南北两头的温度不均匀，在吹管运行期间记录的除氧器南北两侧温度差最大有11。南侧温度明显高于北侧温度，而振动也是北侧的振动大于南侧的振动。3) 除氧器水位高引起。在吹管期间因用水量大除氧器水位高2200mm，这样除氧器上部的空间减少，加热蒸汽从水箱下部溢出的阻力大，引起除氧器振动。吹管期间记录在水位1800mm以下的振动小于高水位的振动。4) 加热蒸汽与水温差大。在吹管期间，进入

7、除氧器的补充水温度在12左右，而加热用的辅助蒸汽温度在230左右。5) 加热器管道喷嘴堵。因高压辅助蒸汽进入除氧器内部的加热喷嘴很小，而这一部分的管道没有清洗过，可能存在喷嘴堵，加热蒸汽受阻引起振动。4、除氧器安装问题。在对除氧器进行安装中，没有按照厂家设计要求，对除氧器内部的管道没有焊接牢固，运行中造成管道的碰撞和振动。B小机轴瓦损坏一、事故经过十月十九日，16：02B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

8、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。二、事故分析B小机进行冲转试验前，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轴承回油是否正常是这次事故的主要原因。直流事故油泵出口可调式逆止阀装反，直流油泵虽然启动但不打油造成润滑油中断轴瓦烧坏是这次事故的直接原因。三、防止措施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

9、滑油压力是否正常，也要对照就地与DCS上指示是否对应 。低压旁路管道振动大无法投入一、事故经过十月二十二日，锅炉点火后准备投入旁路系统运行提高蒸汽参数，按照旁路系统的投入逻辑，低压旁路压力调整阀投入前，先开启低旁减温水调节阀(阀位大于4%)，低旁减温水调整阀不在关位则联锁开启低旁减温水电动门。按程序试投入旁路时，发低压旁路振动大，当低旁开度大于10%时，振动就明显增大，后停止旁路系统，凝汽器降真空对低压旁路系统的疏水进行改造后，振动减小。二、事故原因分析低压旁路振动大的主要原因是旁路系统的疏水设计不合理，低旁后疏水经过10的节流孔板排入高压侧疏水扩容器，因低旁本身管道直径大，投入前疏水多，疏水

10、管不畅，管道内积水多，引起振动。另外旁路系统的逻辑设计不符合实际要求，在低旁没有投入前，先开减温水，减温水阀不严，大量的减温水进入低旁压力阀后管道，无法及时疏出，造成低旁管道不能很好的预暖。三、防止措施旁路系统投入时，一定要先进行充分的暖管，检查疏水畅通。投入旁路时高低旁压力调节阀的开启速度要缓慢，防止引起热冲击。低压旁路系统投入时，缓慢开启压力调节阀，再开启减温水调节阀。发电机密封油真空箱浮子阀损坏一、事故经过 十月二十一日晚21：30因A密封油泵振动大没有投备用，发电机密封油管道振动引起密封油压力波动联起直流事故密封油泵，派人就地检查，调整密封油压力正常准备停止一台密封油泵运行，发现密封油

11、真空油箱油位高联停密封油真空泵运行，手动关闭真空油箱吸油门、润滑油供密封油门无效油位仍然上升，检查发现主密封油泵入口管有返油现象，停止主密封油泵并关闭主密封油泵入口门，关闭发电机密封油压力开关试验用排油门。联系三公司对密封油真空油箱放油，后检查发现真空油箱浮子阀损坏严重。二、事故分析发电机主密封油泵出口溢油阀不能正常动作，引起密封油压力经常出现大幅变化造成备用油泵或直流事故密封油泵经常联动，发电机密封油压力开关试验用排油门误开是造成密封油箱满油的直接原因，在发电机事故油泵运行时，发电机密封油经压力开关试验用排油门直接返回至真空油箱，虽然真空油箱浮子阀已关闭，但这一部分回油是经过再循环管直接回至

12、油箱，造成油箱油位一直上升。发电机主密封油泵出口溢油阀不能正常动作，引起密封油压力经常出现大幅变化造成备用油泵或直流事故密封油泵经常联动，密封油系统运行不稳是造成这次事故的间接原因。密封油溢油阀不能正常调节油压，引起系统压力波动，备用油泵、直流事故油泵经常联动，给运行人员调整带来困难。运行人员对密封油系统没有完全熟悉，对事故的分析、判断、处理不当也时这次事故的一个原因。只注重检查密封油系统管道的阀门，没有检查仪表用阀门，造成事故处理不及时。发电机密封油真空油箱浮子阀本身质量存在问题。发电机密封油浮子是一空心钢球中间经一穿心杠杆连接，在连接部位可能不严浮子内进油，失去调节作用。三、防止措施发电机

13、密封油压力开关试验用排油门挂“禁止操作”牌，在发电机密封油系统投入运行时，检查这个阀门在关闭位置。密封油系统投入运行时，检查系统阀门开关位置正确。轴封安全阀返水一、事故经过十月二十二日10：25，#1机轴封安全阀突然冒出大量水，二、事故分析#1机组疏放水系统管道设计不合理，是造成这次事故的主要原因。整个疏放水系统从13.7米到6.9米再到0米经一串联的管道将所有的有压放水和无压放水全部接到一起，在有压系统放水时，压力水返回至无压放水管道。三、防止措施对整个疏放水系统进行改造，将有压放水和无压放水分别排放。对无压放水管道如安全阀冷凝放水加装阀门，运行中定期开启放水，防止压力管放水返回无压管道。二

14、十三日主机真空低原因分析一、事故经过十月二十三日，23：15汽轮机3000r/min空载稳定运行，A给水泵汽轮机进行带负荷试验，试验转速1750r/min升速过程中。凝汽器真空突然下降，从82.4 KPa下降至66.78KPa，高低压旁路保护动作，高低旁路快关，1至4高压调节汽门全开，中调门开启，VV阀关闭。主机无法维持运行，打闸停机，23：36A给水泵汽轮机停止运行二、原因分析就地检查左右侧高排逆止门没有完全开启，只有一小部分。 就地检查三台真空泵运行正常，凝汽器水位变化幅度大DCS指示13501800mm，凝汽器放水至就地水位计1500mm发现水位仍然变化幅度大，水位计有漏真空点。主机轴封

15、压力28KPa，辅助蒸汽压力0.35Ma，检查主机轴封系统运行正常，A给水泵汽轮轴封运行正常，A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。三、防止措施今后凝结水泵有检修工作，特别是与真空系统运行的关系的系统或阀门进行检修工作时，一定要按规定执行有关的操作票、工作票防止误操作。凝结水至除氧器管道振动原因分析一、 事情经过十月二十日23：42#1汽轮发电机组因低真空跳闸，发电机解列，锅炉 MFT。23：10锅炉点火准备恢复机组运行，23：17发现除氧器部位有剧烈的振动响声，后确认振动部位是主凝结水至除氧器逆止门后管道发生剧烈的连续间隔的振动

16、，23：23停止电动给水泵、汽动给水泵、凝结水泵，管道振动间隔时间变长，振动逐渐消失，后检查发现主凝结水至除氧器本体法兰结合面因振动泄漏。2：30和4：40启动除氧器上水泵准备对除氧器和振动部位的管道进行冷却发现振动仍然很剧烈，停止冷却。二、 原因分析振动发生在凝结水停止向除氧器上水、机组停止运行40分钟后。当时机组停止后，由于除氧器水位调节阀投入自动，所以调节阀自动关闭，只有小部分漏量进入除氧器。机组停止后四台低加同时随机停止运行，凝结水温度也同时下降由原来运行时的137下降至35，对凝结水管道进行了冷却。当时振动发生在主凝结水至除氧器逆止门后部分管道，除氧器本体振动很小、主凝结水至除氧器逆

17、止门前管道振动也很小，振动时并没有出现管道的剧烈晃动或除氧器本体的连动振动，只时表现为剧烈的、清脆的如放炮似响声。由于停机后高压辅助蒸汽至除氧器加热门没有关闭，除氧器内部的压力、温度逐渐上升，除氧器内部压力后上升至0.51MPa。这样除氧器内部的蒸汽漏入这一部分倒立的F型管道中，蒸汽在管道内急剧凝结，在管道内形成局部真空，真空越高，从除氧器内漏入的蒸汽越多，振动越据烈(当时的实际情况也时这样)。三、 防止措施机组停止运行后，立即检查关闭进入除氧器的所有加热门，防止大量的蒸汽进入除氧器内部。将高压辅助蒸汽至除氧器加热电动门的逻辑修改为：除氧器压力0.15MPa或机组负荷10%强制关闭辅助蒸汽至除

18、氧器加热电动门。机组停止后，投入汽动给水泵的前置泵运行，并开启汽动给水泵前置泵再循环管，保证主凝结水到除氧器逆止门后管道一直有压力，除氧器内的蒸汽也反不回这一部分的管道，阻止形成汽水交汇凝结的空间。另外也是对除氧器进行有效的、均匀的循环冷却。将主凝结水至除氧器的逆止门往后移动至凝结水进入除氧器的垂直管段上，有效的减小可能形成汽水交汇凝结的空间。机组停止运行后，解除除氧器水位调节门自动，手动缓慢的调整除氧器水位调节门的开度，保证管道内有水流动，对管道进行缓慢的冷却。并根据除氧器水位调节除氧器放水门的开度。机组正常运行时，关闭除氧器上水泵至除氧器上水门，防止除氧器误上冷水。 除氧器停止后，关闭#3

19、高加正常疏水门、关闭连排至除氧器门、开启除氧器排空门，有效的降低除氧器内部的压力。1026机组真空低跳闸原因分析及防范措施一、故障经过10.26日，1机组负荷带至300MM，进行洗硅及准备试投电除尘等调试工作，22：39分因真空低机组跳闸，检查确认真空低原因为A真空泵分离水箱水位低。二、原因分析1、真空低的原因真空泵分离水箱设计为自动补水，补水电磁阀接受水位信号，水位低自动打开，水位合适后自动关闭。当时A真空泵自动补水补不上，运行人员手动打开补水电磁阀旁路门补水，未控制好补水量，造成水位过高，打开水箱放水门调节，因经验不足，造成水箱水位过低，A泵不出力，且与大气连接，造成真空降低。10.27日

20、白天三公司对A真空泵补水电磁阀滤网解体检查发现滤网堵塞较为严重，这是当时A真空泵自动补水不正常的原因。2、机组真空低跳闸的原因（1）机侧监盘人员未及时发现真空降低，是造成机组跳闸的主要原因。从真空开始下降至机组跳闸时间为9分钟，如果监盘人员能及时发现，应该可以避免真空低至跳闸值。但因当时操作及调整频繁，且未将报警画面调出，所以未能及时发现真空下降。（2）运行带班人员组织不得力，未安排专人负责翻看监视主要参数，值班员分工界面不清楚，责任不到位，是造成机组真空低跳闸的另一主要原因。（3）就地调整真空泵水位的人员为03年学员，经验不足，造成水位过低，是真空低跳机的起因。三、防范措施1、将左侧大屏幕作

21、为显示ASD报警画面专用，并安排专人负责监视，就地一名副值班员随时进行巡检，两人随时保持联系，有报警信息出现，立即进行就地确认和处理。2、目前供运行人员操作的操作员站有四台，调试期间对四台操作员站的使用暂时规定如下：1站供锅炉系统操作及监视使用；3站供汽机系统操作及监视用；2站机动；#4站供电气操作及监视用。以上仅为原则性规定，紧急时可根据需要随时调整。3、机组启动及运行中，应明确一名机组长作为盘前总协调，协调机、炉、电之间的操作和事故处理。遇有点火、冲转、并网等重要操作，值长应靠在盘前协调、监护。4、运行处各专工制定培训措施和计划，加大学员培训力度，尽快使学员掌握各项操作技能。5、各值长负责

22、本措施的传达与落实，运行处对落实情况进行检查、考核、纠正。 #6轴承振动大原因分析一、事故经过#1机组10月23日11：05第一次冲转3000r/min定速后#6瓦振0.026mm，#7轴振0.061mm，10月23日17：10第二次冲转3000r/min定速后#6瓦振0.0439(MAX0.0792)mm，#7轴振0.0515mm，10月25日23：40第五次冲转3000r/min定速后#6瓦振0.044mm，#7轴振0.056mm，10月26日00：22机组第一次并网后#6瓦振0.0626mm，#7轴振0.0566mm，10月26日9：00机组超速试验前#6瓦振0.0652mm，#7轴振0

23、.0545mm，10月29日机组3000r/min定速后#6瓦振0.061mm，#7轴振0.054mm，并网后230MW负荷#6瓦振0.0747mm，#7轴振0.0638mm，10月30日310MW负荷#6瓦振0.075mm，#7轴振0.0643mm。上述记录表明机组从第一次冲转到现在#6瓦振、#7轴振，分别增大0.010.02mm。二、原因分析机组从第一次冲转冷态到现在的带负荷50%，整个汽缸温度水平已提高很多，汽缸膨胀由冷态的4.1mmm/3.8mm到现在的32mm/30.2mm。造成振动大的原因可能有1、 #6瓦及低压转子与发电机对轮联轴器冷却效果差，鼓风摩擦损失大局部温度高，膨胀受阻或

24、轴承座膨胀中心抬高引起轴承振动大。就地实测#6瓦及低压转子与发电机对轮联轴器外部温度最高部位81，平均部位在64左右，远远大于其它轴承的温度。2、 低压轴封供汽温度不稳。现低压轴封供汽减温水不能投自动，减温水压力高，减温水调整门内漏量大，温度控制相对困难，温度变化大从100290。轴封供汽温度高、 引起低压缸轴承座膨胀大中心抬高或引起轴承座与转子中心不一致造成振动大。3、 低压缸膨胀受阻或膨胀不均匀引起振动大。机组带负荷发电机转子力矩增大引起振动大。三、防止措施1、 利用机组停止消缺时，检查联轴器冷却油喷咀的冷却油流量是否达至要求，或增加冷却油量，降低轴承温度。2、 调整低压轴封供汽温度稳定在

25、180200，防止低压轴封温度变化大引起轴承认中心变化造成振动大。3、 检查低压缸是否有膨胀不均匀或受阻现象。A给水泵汽轮机转速摆动大原因一、事故经过十月三十日开启A给水泵汽轮机高压主汽电动门准备进行高压汽源管道暖管，主汽电动门稍开后，发现A小机低压进汽压力由0.76MPa上升至1.48MPa。立即关闭主汽电动门停止投入。十月三十一日03：50 A小机挂闸冲转。复位后，高压主汽门就地晃动大，转速迅速上升至1200rpm，手动打闸。关闭A小机高压电动门，高压主汽门前消压后，A小机复位，转速为零；跳闸A小机，开启高压电动门，A小机转速突升至257rpm，立即关闭高压汽源电动门，小机转速降至零。03

26、：58 A小机挂闸冲转，一开高压汽门，转速升至1100rpm，立即打闸。手动摇紧A小机高压汽门。二、事故分析给水泵汽轮机高压、低压进汽采用新汽内切换方式，高压调节阀和低压调节阀公用一个油动机。 MEH设计上时当给水泵汽轮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。经东汽厂技术人员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A给水泵汽轮机转速摆动大。三、采取的措施按照厂家要求将A给水泵汽轮机

27、的高压进汽调节阀增加预紧力。今后机组投入时要注意检查，照比较其它的设备。密封油真空油箱油位低一、事故经过十月三十日，发电机密封油真空油箱油位低报警，联启直流事故油泵，停止真空泵后油位上升。二、原因分析发电机密封油真空油箱更换浮子阀后油位一直低，原因为更换的新浮子与原浮子不一样，新浮子的结构调节油位低。从原理上分析真空油箱内真空越高越有利于油进入真空箱内油位上升，但是现在时真空高油位下降。引起这种情况的原因可能为浮子太轻或浮子太大，浮子在油箱内的浮力大，油箱内有真空时，将浮子首先浮起来关闭油箱进油门，造成油箱油位下降。三、采取的措施在保证密封油箱油位不下降时，将真空油箱内的真空调整至最高6065

28、KPa，以保证真空油箱内部分真空，防止发电机氢气纯度的下降太大。循环水泵轴承盘根甩水一、造成循环水泵盘根损坏的原因11.10循环水泵轴承盘根填料损坏甩水的原因是机组停止运行后,循环水出口温度低将冷却塔入口旁路电动门打开，循环水压力低，造成运行中的循环水泵冷却水压力太低只有0.06MPa盘根摩损引起。二、防止措施：单台循环水泵运行时，应投入启动冷却水泵运行，其一可防止运行中的循环水泵冷却水量低，电机绕组温度高或轴承温度高。其二，如在冬季因循环水温度低开启冷却塔旁路门，这样循环一台循环水泵运行时，凝汽器循环水进水压力0.06MPa，出口压力0.02循环水泵出口压力0.06 MPa，如启动冷却水泵不

29、运行，则循环水泵电机及轴承冷却水压力太低，可能造成循环水泵轴承填料盘根损坏或温度高。为防止循环水泵轴承填料盘根损坏，则启动冷却水泵投入运行，并将启动冷却水泵至循环水系统注水门关至1/2，保证循环水泵轴承及电机冷却水压力在0.20.3 MPa。热工电源失去一、经过及原因分析11.7日16：07运行中的#1机突然发现机侧真空系统、油系统部分DCS上测点、泵、风机、电动门、气动门、等指示变红，并且无法操作。原因为三公司人员在汽机电子间工作，误将汽机#12柜开关电源碰掉，造成汽机侧在#12柜上的设备失电。二、防止措施运行人员必须明白汽机侧电子间每个柜上所带设备并且要明白，气动阀电磁阀在失电失气时的状态

30、，在热工电源失去时，应立即检查本柜内设备的状态是否正确。失去电源的气动门关闭或打开，必须就地确认阀门的状态。在机组热工部分电源失去时，监盘人员要尽可能的稳定负荷和稳定燃烧维持事故前的方式，减少参数的变化。凝结水管道振动原因一、经过及原因分析 主凝结水管道在从轴加出口至#7、8低加之间的管道和#5低加出口至除氧器之间的管道出现大幅的晃动，对机组安全运行有很大的威协。凝结水在经过除氧器水位调节阀后，由其阀前压力3.6MPa降至1.4MPa，出现能量的大幅损失必然引起管道晃动，另外机组正常运行时，#5低加出口凝结水压力在1.1 MPa左右，而这时机组满负荷运行时除氧器的压力是0.9 MPa，凝结水从

31、#5低加出口至除氧器经过沿程阻力损失和克服高位差则进入除氧器时就几乎没有多少压头，造成#5低加出口凝结水蹩压，凝结水不能顺畅的进入除氧器，引起管道晃动。二、防止措施 在机组启动时，因为凝结水大部分是经再循环进入凝汽器，除氧器水位调节门在关闭状态，而在正常运行时，除氧器是滑压运行，随着机组负荷的增加除氧器的压力也增加，凝结水与除氧器内压力差也越小。因此在运行时，注意检查低加出入口门在全开位置没有节流现象，检查凝结水再循环门是否全关，除氧器水位副调节阀全开，用主调节阀调整凝结水流量，不要将主副调节阀全在节流位置，尽可能提高凝结水进入除氧器的压力。因为主凝结水管道的直径是426而除氧器水位调节阀的口

32、径为217，这样凝结水在经过除氧器水位调节阀时因为节流而大部分能量就要消耗，引起管道的晃动，因此建议更换阀门将其口径变大。也可以采用增加固定支持的方法进行处理。给水溶解氧不合格一、原因及分析 造成给水溶解氧大的主要原因是除氧器除氧效果不好、除氧器排氧门开度小分解出来的氧不能及时排出、除氧器负荷大除氧器内的水没有加热至对应压力的饱和温度、进入除氧器的凝结水含氧量大、机组运行中补水方式不合理补水进入除氧器除氧器。二、调整措施 经过一段时间对除氧器启动排汽和运行排汽的调整，在保证机组运行时给水溶解氧和凝结水溶解氧合格的前提下，尽量减小排氧门的排汽损失。将除氧器的启动排汽每个门开至小于1/4圈，并要保

33、证排汽不带水，在凝结水溶解氧合格时将除氧器运行排汽回收至凝汽器，并调整其阀门开度在3/41圈之间。以达到给水和凝结水的溶解氧都合格。发电机定子冷却水箱内氢浓度大一、原因及分析 发电机10月25日进行氢气置换后，发电机在线漏氢检查仪检查发电机定子冷却水箱内氢气浓度为零，后检查发现定子冷却水箱内氢气浓度在逐渐增大，从11月7 日的0.14%增长到0.24%，就地实测其内氢气浓度也在增加。引起发电机定子冷却水中含氢的主要原因是发电机内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。二、防止措施1、运行中监盘人员注意加强对发电机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、运

34、行中将漏氢检查仪放空截止阀稍开或每四12小时定期开启排放一次。3、机组运行或停止时都要保证发电机定子冷却水入口温度在4045，冷却水的导电度0.51.5us/cm，冷却水的PH78。4、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。5、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。6、机组运行或停止发电机氢气冷却器投入时应全开氢气冷却器进水阀，仅用出口阀调整氢气温度，保证氢气冷却器

35、内充满水，防止超压，并保证每个冷却器的冷却水量均衡且不能太大。7、运行中每四小时定期就地测量一次定子冷却水箱内含氢量。8、当定子冷却水箱内氢气含量出现突然增大时，应立即就地测量水箱内部含氢量，并检查发电机内氢气压力大于冷却水压力。当确认发电机定子线圈确实已泄漏严重时，应降低机组出力并汇报公司领导决定停机处理。9、当确认发电机定子线圈漏氢需停机处理时，要先停止定子冷却水系统后降氢压处理，防止水压大于氢压冷却水进入发电机内。汽轮机解列原因分析一、事故经过。11月11日20点15分#1机采用中压缸启动方式进行冲转，20点34分发电机并网，20点50分进行切缸。在切缸前主汽压力8.87MPa，高旁流量317t/h，高旁阀开度100%并投自动，低旁开度83.8%和80.1%再热汽压力1.1 MPa，机组负荷