国产600MW机常见事故分析

1、 国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施 国华公司发电营运部2002年12月目 录第一部分 汽 机1、 主机、小机EH系统油管路布置不合理2、 主机轴瓦振动超标3、主机高调门漏油4、前置泵轴承室油档漏油5、小机油箱排烟机轴封漏油6、小机低压调门油动机漏油7、高排逆止门无法拆开8、高压主汽门关闭时间过长9、小机轴承座油杯开裂造成漏油10、主机高压调门法兰漏气11、低加疏水不畅12、高加疏水调门自动关闭13、主机轴瓦温度高停机处理14、主汽门阀杆活动试验时功率波动15、主机、小机EH系统油管路布置不合理16、主机调汽阀运行中涡流金属声17、

2、主机EH系统油泵振动大、温度高18、高排逆止门连杆断裂19、主机润滑油中水分含量超标20、主机上下缸温差大造成机组降负荷21、主机轴瓦振动测量误差造成机组跳闸22、汽泵前置泵冷却水泄漏23、主机润滑油滤网损坏造成轴瓦温度升高24、电泵前置泵滤网堵塞造成电泵跳闸25、电泵工作油冷油器出口温度高26、电泵入口压力低跳闸27、高压缸夹层设计不合理造成上下缸温差大28、冲转时冷再管道振动29、主机顶轴油管泄漏30、小机主汽门误关32、小机跳闸后密封水进入润滑油中33、机组高负荷时汽泵跳闸34、高压内缸底部定位销脱落35、主汽门做活动试验时打不开36、小机油箱中含水较多37、主汽阀关不到位38、高加事故

3、疏水门法兰垫漏39、汽泵机械密封水温度高41、综合给水泵房的水泵打不出水42、机本体安装过程中发现的制造缺陷43、机组高负荷时高压轴封漏汽严重44、循环泵出口碟阀操作油站改建45、主汽压力变送器泄漏吹坏压力测点第二部分 电 气1、 发电机差动保护动作，机组跳闸2、 发电机线棒出水温度高3、 发电机安装期间发现问题第三部分 锅 炉1、 启动炉水冷壁过热泄露 2、 吴泾电厂过热汽安全门漏汽3、磨煤机旁路风挡板自开4、从机组总启动开始到168结束六台磨煤机跳闸共28次5、密封风机承力侧轴承轴向振动超标6、启停磨煤机对燃烧、水位、负荷冲击较大7、磨煤机精碳密封环处漏风大8、磨煤机启停过程中易发生震动9

4、、磨煤机出口风压、进出口压差、一次风量等仪表管长期运行后易堵塞10、空预器冷端空气侧旁路密封片严重损坏11、一次风机推力、支撑轴承振动大12、密封风机电机润滑油变质13、炉短吹灰器B9、B19、B20长时吹灰不停14、预热器吹灰器无法正常运行15、末级再热器管排前后凹凸不齐16、盘电过热器出口安全门内漏17、密封风机前后轴承运行时声音异常18、一次风机推力、承力轴承振动偶尔超标，风机基础振动较大19、磨煤机出口门问题20、在168试运初期各磨煤机石子煤箱不同程度的出现了堵煤问题21、磨煤机出口节流元件脱落22、点火能量问题23、汽温超温及偏差24、磨煤机石子煤处理系统喷射器不能将石子煤斗中的水

5、抽出25、石子煤箱堵死，无法清理26、防冻问题27、连排安全门经常起座28、密封风机飞车事故29、北仑港电厂KPAV100磨煤机减速机齿轮损坏30、轴流风机叶片损坏31、空压机主机头温度高32、启动锅炉一级空预器着火33、煤粉管道温度高达28034、送风机入口动叶断裂35、A/C/D/E磨煤机拉杆关节球轴承脱出36、火检探头问题37、火检冷却风机出口风压低38、炉水循环泵壳与吸入集箱温差大39、炉水循环泵体会发生剧烈振动40、炉水循环泵电机未设计电加热器41、炉水循环泵冷态运行时电机超额定电流42、启动炉容量小问题43、炉前来油调节门、二减左调门及油区再循环基地调节阀经常操作不动44、氧量表盘

6、指示始终偏高45、关于空预器跳闸后的处理46、暖风器投运时存在撞管问题47、对于两侧暖风器出口风温不同问题48、空预器入口烟温、出口风温低问题49、送风机动叶指令相同时，电流及风机出力相差较大50、送风机润滑油站加热器控制回路测温元件无效51、炉水循环泵电机注水压力低无法满足连续注水需要52、吹灰器汽源电动截止门在带压工况下无法正常打开53、系统正常的运行时吹灰系统无法检修54、磨煤机石子煤排渣门反馈开关可靠性差55、锅炉引风机跳闸导致锅炉灭火56、锅炉吹灰器烧损57、锅炉一次风机抢风跳闸58、主汽压力波动59、磨煤机切换导致汽包水位高灭火停机60、邯峰电厂锅炉掉焦导致炉膛负压保护动作61、邯

7、峰电厂锅炉降负荷造成炉MFT动作62、台山#1机主机国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年7月5日事故现象：1#汽机主油箱内注油器出口弯头裂开，长度约500mm左右，注油器与出口弯头焊接处整圈裂开，造成停机抢修，经补焊后装复。原因分析： 分析注油器出口弯头损坏的主要原因是该注油器设计标准是采用30万机组设计标准，在60万机组不适用该类产品。另外注油箱内管道振动、焊接施工质量也是一个主要原因。处理过程： 停机抢修，经补焊后装复，小修时对主油箱管道进行加固，释放应力，消除振动对注油器的影响。让上汽厂重新制作出口弯头，并采用热压弯头。防范措施：

8、设备安装前，确认注油器出口弯头选材合适。设备安装时考虑注油器出口管道在运行中受力，对管道进行加固。同时对注油器出口焊口进行探伤。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年8月15日事故现象：#6、#7瓦振动呈周期性波动，范围在0.0420.061mm之间，且顶轴油压在1Mpa4Mpa之间晃动，故小修中对6#瓦进行揭盖检查，发现轴径表面拉毛严重，下瓦乌金融化。原因分析： #6 、#7瓦振动呈周期性波动，范围在0.0420.061mm之间，且顶轴油压在1Mpa4Mpa之间摆动，原因可能是油管路中有杂质、金属异物进入，造成轴瓦磨损。安装时可能

9、有异物赶进入，轴系负荷分配不全理等造成轴瓦摩损。油膜不稳也是其中的一个原因。处理过程： 对#6、#7号瓦轴径磨损处进行处理，#6轴瓦送上汽厂进行乌金挖补、修复工作。防范措施：机组安装后要对油系统进行大流量冲洗。机组安装后，在投盘车之前，确保油循环质量，保证油质合格。要保证轴瓦的安装质量和设计的中心预留量，顶轴油囔合格，轴管畅通。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年9月事故现象：主机高调门GV1、GV4油动机漏油。处理过程： 9月4日在巡回检查过程中，发现GV1油动机漏油，9月5日油动机渗油量增加，漏入保温后引起冒烟。9月10日因机

10、组#2瓦振动大引起保护停机，解体GV1油动机处理渗油。9月21日，在做汽机性能试验时，因低真空保护动作造成停机，在机组再次启动时，发现GV1油动机漏油严重，经解体发现Y型密封圈已经磨损，密封件座与门杠也已部分磨损。10月1日节日检修时，解体GV4油动机，发现防尘圈磨损严重，Y型圈磨损上可，油动机活塞杆表面拉痕严重，活塞缸也有拉毛现象，且发现活塞杆有弯曲现象，弯曲直达0.30mm。装复时发现油动机弹簧座平面与调门法兰面存在不平行度，最多偏差达0.90mm经商量决定修正GV1GV4油动机弹簧座平面，以解决中心偏差。油动机在装复时更换GV1、GV2活塞干，油缸拉毛处用油石油光，更换GV1、GV2油动

11、机活塞环、密封圈座及密封圈，找正GV1GV2油动机活塞杆与调门门杆中心，并加装锥销定位。原因分析： 油动机制造存在缺陷，胶圈紧力不合适，安装时油动机弹簧座与调门中心不正，造成油动机活塞卡涩，造成活塞杆弯曲，引起活塞杆处防尘圈磨损严重、Y型圈磨损漏油。防范措施： 在油动机制造和安装过程中，要严把质量关，派专人监造。确保各项指标合格。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年月11日事故现象：前置泵A、B轴承室漏油。前置泵A、B自投云以来，存在两端轴承室油档漏油，造成油室油位下降，检修人员须在短时间内补充润滑油，才能保证前置泵正常运行。原因

12、分析： 分析漏油的主要原因是：（1）档油圈结构不合理。（2）机械密封档水盘在旋转时有鼓风、抽吸作用，造成泄漏。（3）油室油位偏高造成泄漏（油位调整过一次，效果不理想）。处理过程： 停机时安以下方案进行改进：改变轴承室结构，去消档水盘，加装最新型的磁性密封档油圈。（艾志机械技术有限公司生产的磁性档油圈在线速度、适用油质、温度、使用寿命等综合因素考虑，能满足前置泵的使用要求）防范措施： 安以上方案实施。 在运行中加强对磁性密封档油圈进行监视，并做好记录，同时与其他类型的油封进行比较，如果此项技术可靠，则在其他设备上推广。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电

13、厂1#机时间2000年月11日事故现象：小机A、B油箱排烟机漏油。小机A、B油箱排烟机采用卧式风机，自投运以来存在排烟风机轴封漏油。原因分析： 油箱中含烟量较大，排烟风机轴封难以密封。 处理过程：1 在排烟封机轴封处加装骨架油封，并在油封外档加接疏油管。2 在排烟封机底部加接疏油管。 改造后效果并不理想，还是漏油。 大修时将排烟风机改造为立式，消除了漏油。防范措施： 在进行排烟封机设计、选型安装时，应直接选用安装立式排烟风机。避免重复投资的资金浪费。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年月11日事故现象： 小机A、B低压调门油动机漏

14、油。 自#1机组投运以来，小机A、B低压调门油动机密封圈经常损坏漏油。原因分析：1 小机油动机活塞杆晃动频繁，造成密封圈损坏。2 密封圈与活塞杆的配合紧力太大（0.90mm），造成密封圈损坏。处理过程：1 热工方面改进小机A、B调节逻辑，减少小机油动机活塞杆晃动频繁，从而减少密封圈的磨损。2 密封圈与活塞杆的配合紧力放宽至0.100.15mm,以减少密封圈的磨损，延长密封圈的使用寿命。3 重新加工活塞杆导向套,采用磷青铜材料，增加长度，已增加活塞杆中心定位作用，从而减少密封圈的磨损。另外加接导向套疏油管,将泄露油直接疏至废油桶防范措施：1 加强设备监造，确保设备制造质量。2 加强设备到货验收，

15、发现问题及时处理，杜绝类似故障的重复发生。3 加强维护，保证油封处无杂物。4 检修中加强检修质量。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年月12日事故现象： 高排逆止门门盖无法打开原因分析： 由于设计失误，高压缸排汽逆止门门盖上部有电缆桥架，无法打开门盖，如遇到高排逆止门门芯脱落，或其他需要打开门盖解体检修工作时，就无法进行。处理过程： 在大修时将电缆桥架移位。防范措施： 在设备安装时，确保高排逆止门门盖上部无其它东西影响门盖拆卸。 加强设备安装过程中管理，防止类似人为失误造成的缺陷发生。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析

16、及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年月11日事故现象： 高压主汽门关闭时间过长。原因分析： 1、油动机控制块可能有问题。2、主汽门或操纵机构卡。3、DP阀卡或回油不畅。处理过程： STC对主汽门油动机控制块进行改进，关闭速度油较大变化。为0.3S。防范措施： 做好设备监造，出厂前做好试验，确保质量。加强维护，按要求做主汽门活动试验。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年月11日事故现象： 小机前轴承座油杯（材质为有机玻璃）裂开大量漏油。原因分析： 有机玻璃强度不够，造成漏油。处理过程： 该油杯改为不锈钢。防范措施：

17、 安装时直接装不锈钢油杯，以免造成浪费。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年月11日事故现象： 主机高压调门法兰漏气。原因分析：1. 螺栓紧力不够。2. 法兰紧偏。3. 法兰结合面变形、冲刷、划痕。4. 法兰垫放的不正和厚度不对。处理过程： 均匀紧正法兰，螺栓紧力加大（3400牛吨/米） 修复主机高压调门法兰结合面防范措施： 确保安装质量，螺栓紧力要合适、均匀。 检查主机高压调门法兰结合面是否符合，要求严把检修质量。对垫要认真进行检查、厚度、不平度、有无损伤等。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴

18、径第二电厂1#机时间2000年月11日事故现象： #8号低加疏水不畅。原因分析： #8号低加疏水管有廷伸向上弯，与设计不相符，造成加热器疏水不畅。处理过程： 降低疏水管标高。防范措施： 设备安装严格按照设计要求，不可随意改变，减少弯头数量。弯头采用自制直角弯头。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年月11日事故现象： #3高加疏水调整门在540MW以上时，会自动关闭。原因分析： 检查发现执行机构压缩空气系统缺少汽缸。处理过程： 外商将漏供的两只气缸从日本发往上海，并安装。问题解决，防范措施： 设备安装后要进行严格验收，防止以上事情发

19、生。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年月11日事故现象：在首次冲至3000r/min时，#2瓦温达110（规定112跳机），停机处理。 原因分析： 轴瓦进油节流孔径偏小，造成润滑油量小，进油槽太浅，轴瓦间隙太小，使轴瓦温度偏高。处理过程： STC修改图纸，节流孔从13mm放大到15mm,标高不变。油隙取上公差，由STC测量。三块瓦枕各车磨去T10.02mm、T200.07mm、T30.04mm；T1进油槽由0.08mm加深至0.12mm；T2进油槽由0.05mm加深至0.15mm。防范措施： 在设备安装之前，应确认润滑油节流孔设

20、计合理。设备运行时严格监视轴瓦温度，观察润滑油量的变化，轴瓦温度如果升高过快，应及时处理。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年月11日事故现象： #8号轴承外壳（盘车齿轮处）温度偏高。原因分析：1 润滑油量不足。2 润滑油孔不合适。处理过程：1 增加冷却管喷油孔。2 轴承座法兰面油孔外圈铣槽，加O型圈。3 上下盖油孔错位，加工贯通。4 盘车齿轮罩壳封堵。改进后温度由106降至95防范措施： 安装时加装冷却管喷油管，检查上下盖油孔是否对正，如果错位，应及时处理。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂

21、1#机时间2000年月11日事故现象： 主汽门阀杆活动试验时，功率有波动。原因分析：阀门特性不好或调节系统有问题。 处理过程： STC根据阀门特性曲线重新校核计算，运行中投入功率回路，由自控中心负责处理。防范措施： 按以上措施进行防范，根据我厂阀门特性曲线进行计算。 返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年月11日事故现象： 大机、小机EH系统油管路布置问题。原因分析： 安装时未考虑油管走向，造成油管走向不合理。处理过程： 成立双方专门小组（设计所、自控、筹建处），到现场调查#1机组安装情况，根据具体情况来考虑管路布置，并落实到图纸。

22、防范措施： 油管安装时应让厂家、设计院、电建三方共同考虑油管的布置和走向，确保EH系统油管路布置合理，以免造成人力和物力的浪费。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年月11日事故现象： 大机#3、#4调节汽门涡流金属声。原因分析： 调节汽阀设计有问题。处理过程： 西屋公司已对图纸做了修改，取消了整流罩，因此由STC设研所修改图纸，对#1、#2机组的#3、#4调节气阀由STC负责车去整流罩。 停机时已有制造厂处理，投运后仍有异声，但有好转。防范措施： 由厂家进行优化设计，确保调节汽阀运行稳定可靠。 返回目录国产600MW机组运行中常见

23、问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年月11日事故现象： EH油泵振动大，温度偏高。原因分析： 油泵基础不牢，造成振动。 中心不正。动静磨擦。处理过程： EH油泵增加底部支撑，并重新灌浆。 处理后缺陷消除。防范措施： 安装时进行现场监督，确保安装质量，保证油泵基础牢固。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年月5日事故现象： 高排逆止门重锤连杆断裂脱落停机。原因分析： 高排逆止门因重锤的来回冲击造成重锤连杆断裂。处理过程：拆卸旧连杆时发现逆止门重锤装反。更换合格的高排逆止门重锤连杆，并对重锤的安装位置作了纠正

24、防范措施： 高排逆止门安装时确保质量，要进行逐级验收。 监造人员仔细阅读设备安装说明书，确保设备正确安装返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2000年月8日事故现象： 主机润滑油中水分含量高（油中含水量108mg/l）原因分析： 其主要原因是当时为了提高凝汽器真空，将主机轴封压力提高，使轴封漏汽进入轴瓦中，使得润滑油中水分增多。处理过程： 在机组运行中，应调节主机轴封压力，使轴封及不向外冒汽，也不向内漏气。防范措施： 运行中严格监视轴封压力，使蒸汽不向润滑油中漏。 确保轴封安装符合设计要求。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预

25、防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2002年月8日事故现象： 上下缸温差大造成开疏水影响负荷。2002年8月25日21：26分，机组负荷由600MW降至520MW，凝汽器真空由91.4降至89.53Kpa，检查下列疏水开启：主蒸汽低点疏水和预暖疏水、高旁电动门前疏水、高排逆止门前后及冷段管道疏水、热再管道疏水、中压自动主汽门前疏水、低旁前后疏水开启，造成真空下降，负荷降低。原因分析： 其主要原因是公司人员处理中压缸上下缸温差大缺陷造成。处理过程： 运行中发现中压缸中间端疏水温度上部242，下部温度438，怀疑上缸温度点坏。工作人员在处理时却处理了下部测温元件，造成下部测温元件无输出上部温

26、度减去下部温度值超过55，即触发疏水开逻辑。后更换上部温度测点。防范措施： 检修人员在工作时一定要认真负责，对工作精益求精，确认工作地点无误后方可开始工作。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）吴径第二电厂1#机时间2002年月3日事故现象： #2瓦振动大跳机。原因分析： 是由于#2瓦X向项对测量不准引起。汽主要原因，是由于大机#2瓦X向相对振动探头处环境温度较高，由于探头长期在高温环境下工作，使涡流式探头的特性变化引起测量异常，测量振动致突变，引起机组跳闸。目前#2瓦X向相对探头已损坏。处理过程： 更换#2瓦X向相对探头。防范措施：1 适当增加#2瓦周边保温厚度

27、，以改善探头工作环境。2 向生产厂家询问，是否由比目前使用的振动探头适应更高环境温度的振动探头可替换。3 对轴封系统进行了改造，增加了一路回汽管。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）山东聊城时间2002年10月13日事故现象：B汽泵前置泵冷却水进水门阀杆脱落，大量漏水原因分析： 属产品质量问题处理过程： 缺陷处现时正值汽机冲转前的锅炉点火状态，电泵运行，汽机在跳闸状态。为了不使整个机组停运，保证闭式水停运的设备安全，采取以下措施进行了处理：1. 撤油枪，保持6支运行（采取措施前为16支运行）。2. 将火焰监视镜头从炉膛内撤出3. 停除氧器再循环泵4. 重点监视风

28、机轴承温度5. 停止电动给水泵运行6. 停止闭式水泵，关闭其出水门7. 检修更换B汽泵前置泵冷却密封水进水门，10分钟换好。风机轴承温度上升2度。防范措施： 加强产品质量的监督力度，尽量避免劣质产品进入主设备系统。阀门要采取防掉门柄措施。加强维护，每次启动前对主要阀门进行检查。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）山东聊城时间2002年9月事故现象： 主机轴承温度高，同时主机润滑油压下降，润滑油滤网压差大于标准值；切换滤网后压差有所降低。检查结果及原因分析： 油中杂质较多并且进入瓦中，使瓦与杂质直接摩擦造成温度升高。9月17 日停机后，揭瓦检查。发现7#、11#瓦

29、轴颈有轻度划痕，6#瓦及轴颈有严重的划痕。检查润滑油滤网，发现滤网存在孔洞，分析为滤网破损后杂质进入油内，使油质恶化，从而磨损轴瓦使得轴瓦的温度升高。滤网破损原因有：滤网本身的质量问题以及运行方面（长期使滤网运行）导致滤网承受油压过大而破损。处理过程： 停及后翻出下瓦，清理瓦中的杂质，更换润滑油滤网。防范措施：1. 加强滤网的承受压力的能力，如加强滤网的材质、在滤网上加装约40%的不锈钢皮。2. 加强运行方方面的操作3. 增设润滑油滤网压差报警信号。4. 启动前油质不合格不能冲转，安装后对油系统要进行大流量冲洗或酸洗。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）山东聊城

30、时间2000年6月事故现象：电泵前置泵入口滤网堵塞。原因分析：除氧器水质较脏堵塞滤网检修杂物未清理堵塞滤网热工信号误发处理过程： 2000年6月21日12点21分，电泵前置泵滤网堵塞，停电泵清理滤网，锅炉打闸，2000年6月22日1点38分，又因电泵前置泵入口滤网堵塞电泵跳闸一次，8月2日7：10电泵跳闸，冲投后7：14再次跳闸，汽包水位低，炉MFT，汽机跳闸，发电机解列。电泵压力低开关也误动多次。现将电泵入口压力低跳闸逻辑改为：入口压力低至0.8Mpa(开关量)与模拟量同时满足跳闸电泵。防范措施： 让热工人员确定电泵入口压力低跳闸逻辑。 由热工专业加装电泵入口压力低报警值返回目录国产600M

31、W机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）山东聊城时间2000年6月27日事故现象：电泵工作油冷油器出口温度高。原因分析： 2000年6月27日9：05，电泵工作油冷油器出口温度最高至89，大家一致认为，冷油器工作面积不够（36m2）。处理过程： 经过改造，更换了一组大的冷油器，效果较好。防范措施： 在安装冷油器时，一定要专业人员（设计院），计算好冷油器的冷却面积。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）山东聊城时间2000年7月4日事故现象：电泵入口压力低跳闸。2000年7月4日16：52，电泵入口压力低跳闸，20：45又跳闸一次。原因分析： 在除氧器没有压

32、力的情况下，电泵突然大量上水容易造成入口压力低的情况发生。处理过程： 现将电泵入口压力低跳闸逻辑改为：入口压力低至0.8Mpa(开关量)与模拟量同时满足跳闸电泵。防范措施： 让热工人员确定电泵入口压力低跳闸逻辑。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）山东聊城时间2000年8月2日事故现象：汽轮机高压缸上下缸温差大。原因分析： 厂家解释：由于高压缸夹层内气流分配不均，造成高压缸上下缸温差大，并且下缸温度高与上缸。处理过程： 我厂汽轮机出厂前，上汽厂在吴径汽轮机的基础上对夹层通流部分作了一些改进，以解决上述问题。从理论上讲，低负荷时由于气流偏小，所作的改进起不到相应的

33、作用，在高加投入，负荷提高后上下缸的温差应得到改善。运行指挥部决定：63以下可正常运行，超过63汇报指挥部，采取措施。现在正常运行中，高压缸上下缸温差在50左右。防范措施： 联系上汽厂对高压缸进行改造。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）山东聊城时间2000年7月29日事故现象：冲转时高排逆止门不能全开使冷再管道剧烈振动。7月29日，机组冲转至2900r/min，阀切换后，冷再管道振动剧烈，经查由高排逆止门忽开忽关引起，手动打闸；8月1日，机组冲转后又发生同样现象，手动脱扣汽机。原因分析： 汽机一旦挂闸，OPC母管建立油压，压缩空气便送至高排逆止门气缸，使其处于

34、自由状态，汽机冲转后由蒸汽将其顶开，如果此时汽量不足，此门便不能全开，致使冷再管道剧烈振动。处理过程： 现在机组冲转时手动将高排通风阀打开，高排逆止门关闭，等到3000r/min后再开高排逆止门，关闭高排通风阀，解决了冷再管道振动的问题。防范措施：组织运行和检修人员学习600WM机组知识，熟悉有关设备系统。将这一操作措施编入运行规程。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）山东聊城时间2002年8月事故现象：主机#7轴承顶轴油压低。主机开始启动，投盘车运行时#7轴承顶轴油压9Mpa，但启动后油压呈下降趋势，虽开四台顶轴油泵（原先运行三台）,收效甚微，油压最低降到4.

35、4Mpa。 原因分析：#7轴承顶轴油管温度明显高于其它轴承，推测#7轴承顶轴油流量大，可能有漏油的地方，导致压力低温度高。处理过程： 8月18日，停止盘车，顶轴油，润滑油系统的运行，二公司揭开轴承盖进行详细检查，发现顶轴油管至轴瓦油孔弯头出油管开裂，导致顶轴油从此喷出从而泄油，建立不起足够的压力。将断裂处焊牢后该问题得到解决，#7轴承顶轴油压升至8.5Mpa（三台顶轴油泵运行）。防范措施： 油管安装后要进行认真检查。 油管路的安装严格按照设计要求进行。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）山东聊城时间2002年10月事故现象：做A小机低压主汽门活动试验时，主汽门误

36、关。2002年10月22日15：00，机组负荷600MW，做A小机低压主汽门活动试验时，低压主汽门不动作，做B小机低压主气门活动试验时，低压主汽门全关，转速急剧下降，立即手启电泵，手跳A、F磨，投A3、C1、B4油枪，负荷最低将至380MW,汽包水位最低降至303mm，B小机手动打闸，低压调门不关。原因分析： 经热工人员进行检查，B小机低压主汽门活动试验行程开关位置不合适（偏外），导致主汽门关至75%位置时接触不上，75%试验行程开关未发信号至DEH，造成低压主汽门全关。处理过程： 热工人员利用停机机会，对小机主汽门、调门行程开关重新定位，并经过试验正常后，写出检修结果，提供给运行部门。防范措

37、施： 热工人员对小机主汽门、调门行程开关认真检查。 避免高负荷时进行主汽门活动试验。 进行此项定期工作前做好事故预想，防止降负荷和事故的扩大。 建议电动给水泵投联动，全程负荷跟踪，避免大幅度降负荷返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）山东聊城时间2002年10月事故现象： 小机跳闸后油中进水。 10月30日由于“火检风压低”导致锅炉MFT，小机跳闸，小机润滑油水分严重超标：A小机油中含水量为1340mg/l；B小机油中含水量为2750mg/l，大大超过了100 mg/l的标准。在机组168时运期间，也曾发生过这种情况。原因分析：气泵的迷宫式密封装置采用螺旋型，密封

38、水采用凝结水泵出口母关来水，其回水分为两路：一路经过密封水回水母管至地沟或凝汽器，另一路为至汽泵前置泵入口门前的卸荷水。由于密封结构的原因，当汽泵运转时，水会沿着螺旋槽向汽泵内部流动。当汽泵停运以后，汽泵内的水及密封水失去此动力，因此会全部向外部流出，此时只依靠U型水封回凝汽器已不能满足排水需要，从而导致水进入小机润滑油。处理过程： 重新整定密封水自动调整门的自调性能，满足汽动给水泵轴封在任一工况下，密封水不得大量外泄。防范措施： 1.小机正常运行时采用以下措施防止小机油中进水：（1） 密封水调阀投入“自动”，调节正常水位，保持压差在80100Kpa范围内，密封水回水温度在5070左右（与凝结

39、水温度一致说明密封水压力偏大；接近卸荷水温度说明密封水压力偏小），否则联系热工处理调门。（2） 投运密封水时严格按操作票执行，投运密封水时应首先开启密封水回水至地沟门。（3） 发现汽泵密封水漏水，应立即结合回水温度与漏水情况调节密封水差压；调整后如仍漏水严重应部分开启密封水回水至地沟门。（4） 汽泵密封水回水至凝汽器水封正常后水封放气门应开启，以便回水畅通，注意放气门开启后应不影响真空（5） 调节小机轴封压力适当，不向外冒汽。（6） 正常运行后凝泵出口压力应保持稳定，防止大幅波动使密封水压不稳。2. 当小机跳闸后，应立即进行以下操作，防止小机油中进水。（1） 迅速派人到就地将气泵密封水由凝汽器

40、切至地沟。（2） DCS画面检查气泵密封水调节门动作正常，压差正常，否则切至手动并调整密封水压力正常。（3） 运行中汽泵正常停运时，应提前开启密封水回水门至地沟门。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）山东聊城时间2002年8月事故现象：机组高负荷时汽泵跳闸。8月21日9：50机组负荷609MW，A、B汽泵并列运行，A、B、C、D、F五台磨煤机运行，电泵3000r/min运行热备用，（非正常方式），B泵因振动大保护误动跳闸。手动跳掉A、F磨，负荷降至369MW。8月22日汽泵厂家来函说明汽泵泵体振动大可以不投跳闸保护，因此将汽泵振动跳闸保护解除。8月23日10：0

41、0又是B汽泵突然跳闸，手动跳掉A、F磨煤机，负荷由600MW降至440MW。原因分析： 跳闸原因不明。处理过程：保护解除。 防范措施： 机组高负荷运行状态下，汽泵跳闸严重影响了机组的安全运行，而且跳闸原因不明给生产带来了隐患，制定以下措施：1. 汽泵跳闸后电泵应联动开启，否则应迅速手动开启，维持汽包水位。2. 正常运行时，两台汽泵运行，电泵做备用，应将电泵勺管位置放至50%位置，当汽泵跳闸，电泵联动快速给汽包上水。3. 如满负荷一台汽泵跳闸后，应立即解除另一台汽泵转速自动，防止其瞬间超速导致跳机。5. 巡检人员应安时检查设备，保证巡检质量，及时发现设备异常。返回目录国产600MW机组运行中常见

42、问题的分析及预防措施地点（电厂）天津大唐盘电时间2002年12月10-13日事故现象：4#机高压内缸底部定位立销脱落。原因分析： 属安装部门焊接质量问题处理过程： 停机后重新焊接高压内缸底部定位立销防范措施： 加强金属监督尤其是焊口的监督力度，避免主设备主管道的严重缺陷的存在发生。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）天津大唐盘电时间2002年10月事故现象：中压主汽门做活动试验时打不开。原因分析： 平衡管上截止阀没有完全打开及节流孔过小造成阀门前后压差过大（约240吨力），而油动机开启力只有11吨；另外，左、右阀门打开的负荷不同，左侧为70MW，再热压力为0.2

43、4Mpa，右侧为240MW，再热压力为1.37Mpa，说明左侧主汽阀还有门轴卡涩现象。处理过程： 哈汽厂建议暂不做中压主汽阀的活动试验。防范措施： 联系设备厂家，检查是否存在上述缺陷，如有请厂家给予解决返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）大唐天津盘电时间2002年1月事故现象：小机油箱油中含水较多。原因分析：1 轴封送汽、抽汽压力调节不当，轴封送汽压力表精度低； 2 轴封送汽温度过高，最高时达到300，对转子的寿命影响很大，且蒸汽很容易进入轴承箱内；3 滤油机取油口过高，距油箱最低点约150mm，滤水效果不好；4 油箱排烟风机出力大，轴承箱和油箱内负压太大，由于

44、挡油环存在间隙，很容易将蒸汽和灰尘抽进轴承箱内。5 滤油机回油口在取油口同一侧的上部，滤油形成死循环；6 离心滤油机效果不理想；7 滤油时间短，对滤油工作不够重视。处理过程： 采取滤油管改造，调整轴封压力的方法，油中含水问题已明显改善，在适当的时机将滤油机回油口改造后会起到更好的效果。但最重要的还是要增加滤油时间，调整好轴封送、抽汽参数。防范措施：1 将滤油机取油口改到油箱最底部，即将事故放油口之一改为滤油机取油口，原滤油机取油口改为事故放油口；2 在两台小机油箱间滤油机取、排油口连通管上各增加截止门一件，以实现两台小机同时滤油；3 在两台小机油箱间滤油机取、排油口连通管上增加B小机侧滤油机的

45、取、排油口，并各安装截止门一件，以备安装一台滤水效果好的滤油机；4 轴封风机出口管加80节流孔板；5 更换轴封送汽管压力表，调整小机轴封送、抽汽量及送汽温度至最佳；6 在机组停运时排净油箱中的油，将滤油机排油口改到油箱的另一侧。7 轴封送汽管加基地调节门，实现轴封送汽自动调节；8 加一台滤油机，保证每台小机有一台滤油机长期滤油；9 将轴承箱挡油环改为密封环。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）大唐天津盘电时间2002年月2日事故现象：右侧主汽阀差50mm关不到位。2002年2月18日机组按计划停机，当负荷降至200MW时打闸停机，右侧主汽阀差50mm关不到位，再

46、次升至3000rpm打闸，还是关不到位。后将右侧高调门打开，主汽阀才得以关闭。 原因分析： 阀杆与套筒间隙偏小；阀杆可能弯曲；操纵座壳体与弹簧有相互摩擦痕迹；操纵座各铰链销子间隙可能偏小。处理过程： 为保证机组的安全稳定运行，根据右侧主汽门的现象，对左、右侧两件主汽门进行解体检查工作。解体检查发现，阀碟衬套内孔在两端和中间部位有严重拉毛现象，测量尺寸，内孔已变形，最小处只有203.10mm(要求203.20-203.25), 经陡电项目部、哈汽厂及电厂有关人员的努力下，对衬套变形处进行了修刮处理，处理后阀碟与衬套间隙约0.40mm（要求0.280.38mm）。经机组启动后打闸，可以保证主汽门正

47、常关闭。防范措施： 设备安装时应严格测量主汽门及调节汽门阀杆与阀杆套的间隙，保证在合格范围内。 返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）大唐天津盘电时间2002年月3日事故现象：#1高加事故疏水调节门前手动门垫片共发生了三次漏汽现象。原因分析： 认为管道存在应力，由于该管所处的位置较狭窄，施工较难，增加了维护量，3号高加正常疏水至除氧器调节门前手动门阀门体有漏点。处理过程： 经讨论及请示，决定将高加疏水系统建议由法兰联接改为焊接。防范措施： 我厂情况如和上述情况相近，也应将高加疏水系统由法兰联接改为焊接。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（

48、电厂）大唐天津盘电时间2002年月3日事故现象：本月，#2汽泵机械密封连续两次出现水温高，最高一次达89。原因分析： 工业水的水质太差，造成管路淤积。处理过程： 经检查清扫，降至36。防范措施： 建议加快循环水处理的建设进度，防止水库的水直接进入水塔。为作好平安过夏，应加大地下抽水量，并增加几台深井泵。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）大唐天津盘电时间2002年月7日事故现象：综合给水泵房#1、#2生活水泵，#2、#3生产水泵经常发生不打水现象。原因分析： 经现场检查及核对图纸后发现：该设计中上述四台水泵的入口在一条母管上，且没有设置放气门。由于上述原因，导致

49、在入口水箱空罐后再重新注水时在管路的端部的气体放不出去，泵处于气蚀状态，入口供水不足，且出口设有一高位水箱，如果泵出口压力不足，则出口逆止门打不开，泵处于空转状态，随泵空转时间加长，泵内水温度升高，入口汽化现象加重，泵出口压力再次下降。处理过程： 针对上述现象，经核对图纸后，将入口母管的两端部加装放气阀门。再次启动后，缺陷消除。防范措施： 我厂综合给水泵房系统如果和大唐盘山综合给水泵房系统一样，应在施工时将入口母管的两个端部加装放气阀门，确保设备以后运行稳定。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）大唐天津盘电时间2002年月7日事故现象：#4机本体安装主要缺陷：1

50、. 大部分垫铁出厂前没有经过刮研。2. 有9组垫铁的调整螺杆存在严重缺陷，必须进行机加工。3. 各组垫铁厚度偏差太大：67.874,而垫铁调整范围仅3。原因分析： 设备制造问题。处理过程： 再安装和检修时进行处理。防范措施： 设备交货前加强监造，严格检验，确保质量。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）大唐天津盘电时间2001年月12日事故现象： #3汽轮发电机组试运期间出现大负荷下高压轴封处漏汽严重。原因分析： 经分析，为高压轴封母管节流孔偏小。处理过程： 将轴封母管节流孔板内径由113扩至125。防范措施： 检查我厂高压轴封母管节流孔板内径是否合适。返回目录国

51、产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）大唐天津盘电时间2002年月10日事故现象： #4机循环泵出口蝶阀操作油站改建。原因分析： #4机循环泵出口蝶阀操作油站布置太紧凑，没有检修空间和通道。处理过程： 今后有条件停机时将油站放到比较合适的位置。防范措施： 我厂循环泵出口蝶阀操作油站布置时应考虑以后的检修空间和通道。避免安装后再改造。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）邯峰电厂时间2001年1月6日事故现象：#2主汽压力变送器锁母漏汽，吹坏#1主汽管压力测点原因分析：主汽压力测点坏的原因为#2主汽压力变送器锁母漏汽，吹坏#1主汽管压力测点（炉侧）处理过程：1月13日13：01#1机负荷500MW，主汽压力测点10LBA10CP103、10LBA20CP103突然同时失去指示，1A、1