调试试验某厂试运总结

1、发电运行部#1 机组 168H 试运前总结从 10 月 19 日 4：40 锅炉点火，10 月 19 日 20：40 主汽参数达到，机组首次冲转，20 日 3：50 首次达到转速 3000rpm，10 月 21 日 14：391 发电机首次并网成功。11 月 11 日 11：45 机组滑停开始，23：28 机组解列，23：28 手动 MFT，机组滑参数停机结束。期间经参战各方共同努力，克服重重，将机组逐步调整过渡到了比较完善的阶段，为 168H 试运创造了良好的条件。在此次启动中积累了大量原始数据，了各方面，为保证以后机组的安全稳定运行，特将本次试运的总结汇总如下。机组生产指标：在本次启动期间

2、，#1 机组累计发电量 162710MWH，上网电量 151884.48 MWH，总燃煤 65731T、总燃油 2561T；耗除盐水 50000 T 左右，机组调试期间用油 3218T（包括启动锅炉调试及酸洗用油 40T）用煤 65759T。在机组停运前化学检验表单机组启停情况：汽机启停：次数时间操作过程原因采取措施110 月19 日20：40 汽机挂闸，冲转。21：50分转速 2080rpm 时，发现高压备用密封油泵冒烟，汽机紧急打闸高压备用密封油泵溢流阀故障，导致主油泵开始工作后高压备用密封油泵打不出油，重新整定溢流阀后启动210 月20 日00：04 汽机挂闸，冲转。 3：50转速 30

3、00rpm，7、8 动增大，8 瓦最大 21.4 丝，低压缸轴封有摩擦，打闸停机。振动 分析原因是#7瓦转动中上浮较大达 50丝，导致间隙小，一经扰动，可能导致振动增大。监视振动到 18 丝即打闸停机，盘车到偏心至原始值，再冲转，在运行中磨合3：56 重新挂闸，冲转。6：26 定速 3000rpm。 11：10 在做励磁试验过程中，汽机7、8动增大，手动打闸， 12：10 汽机转速到零。做汽机及电气试验，原因同上同上310 月20 日17：30 汽机挂闸，冲转，18：02定速 3000rpm。10 月 21 日 14：391 发电机第一次并网成功。20：40 发电机过激磁保护动作，解列灭磁，再

4、次挂闸，21：35 在起励后，7、8 动增大， 7 瓦 18 丝，远方手动打闸，进行电超速试验、超速试验、主汽门和调门严密性试验。过激磁保护动作原因保护设定偏小，而做励磁试验时保护动作。7、8动原因同上。同上10 月22 日00：00 汽机升速，1：20 汽机超速试验后，重新挂闸定速，1：21发电机并网， 2：37 汽机打闸。发电机解列电气做甩无功试验正常，做汽机阀门严密性试验 安全门校验正常操作410 月23 日17：25 汽机挂闸，冲转，17：45定速 3000rpm，17：48 并网， 2： 10 真空低保护动作跳机。正常疏水电动门、调节门内漏，手动门未关，除氧器压力低，引起真空下降。保

5、持除氧器正压运行510 月24 日2 ： 40 重新挂闸，转速升至1084rpm 时，就地检查发现8瓦轴承油挡处冒火花，手动打闸，8 瓦轴承油挡处冒火花原因同振动大原因措施同上610 月24 日4：35 汽机挂闸， 5：05 定速，5：15 发电机并网，启动并网带负荷洗硅正常操作710 月24 日19：47 炉 1E 磨煤机跳闸，锅炉水位高 MFT，汽机跳闸， 20：15 汽机挂闸， 20 ： 28定速3000rpm；20：39 并网,初始负荷 31.6WM，21：06 电泵跳闸，1 炉 MFT，首出汽包水位低，汽机、发电机跳闸，原因为 1E 磨煤机火检消失导致磨煤机跳闸，水位控制失调，水位高

6、 MFT动作。电泵滤网堵塞，大差压动作跳泵，导致水位低 MFT动作。修正逻辑，调试水位控制修改逻辑，增加延时。810 月24 日21：50汽机挂闸冲转， 22：08并网。10 月 25 日 1：50 汽包水位高，1 炉 MFT，汽机、发电机跳闸。首次并泵后水位自动控制不好，水位高 MFT 动作。调试水位控制910 月25 日2：49汽机挂闸、冲转，3：061 机组并网。21：32机组 243MW 负荷，机组跳闸，SOEMFT 首出汽机联跳、汽机首出为锅炉联跳，0：40 检查跳闸原因为 MFT 回路接线处有毛刺引起短路所致。对端子及接线全面清扫。重要回路认真检查接线1010 月26 日3：39

7、汽机冲转， 3：51 定速，3：55 并网，15：37 全部给水泵停止 MFT，机组掉闸，16：37 汽机转速至零投盘车。1B 汽泵跳闸是由于振动测点松动导致振动高保护动作，1A 汽泵是由于指令与偏差大于 1000rpm 后锅炉自动切除导致逻 辑认为 1A 汽泵没有运行，当时电泵刚停运滤网，导致全部给水泵停止MFT，紧固接线端子，修改逻辑1110 月26 日19：00 汽机冲转， 19：15 汽机定速 3000rpm，19：251 机组并网成功。11 月 6 日 10：39 凝汽器真空快速下降，判断循环水已断水，手泵房变柜门开关误动，导致循环水泵出口蝶阀电源失去而关闭。解除干式变柜门开关，上锁

8、管理。更改蝶阀逻辑，加装 UPS 电源锅炉 MFT 统计：次数时间MFT 首出操作过程采取措施110 月 19日5：25总风量低模块故障，造成锅炉总风量低于25，锅炉 MFT 动作。检查模块故障原因210 月 22日10：50全火焰丧失1 号燃油泵运行中冷却风扇振动大，在启动 2 号燃油泵、停止 1 号燃油泵过程中，3 号燃油泵联动，造成燃油压力升至3.3MPa，全部油枪灭火，锅炉 MFT 动作。修改油泵并泵逻辑，解除油泵压力自动控制310 月 22日20：15全火焰丧失2 号燃油泵运行中投自动时，油压由 2.37 MPa 突升至 3.5MPa,油枪全部灭火。同上410 月 22日23：48炉

9、水泵全停23：48 校验过热器安全门过程中，过热器右侧#1 安全门启座后准备开启高压旁路泄压，但 DEH 不允许开启，开启 PCV 阀，停止 3 只油枪；23：53 高压旁路开启，汽包水位低，增加给水；23：54 电泵跳闸，原因为差压大，检查后启动；23：54电泵再次跳闸，原因仍为差压大，停止所有油枪，停止炉水泵。控制电泵勺管上限，修改大差压定值510 月 24日2：40汽机跳闸，旁路未开汽机#8 轴承冒火化，手动打闸后高压旁路未开启，锅炉保护动作。修改旁路逻辑动停机。1211 月7日2：25 汽机冲转，2：501 机并网，11 月 11 日 23：28汽机手动打闸机组停运带负荷调试，滑参数停

10、机正常停机试运中缺陷：试运中存在问题：内容时间事件经过及现象原因采取措施2003-10-1613:461B 循泵跳闸就地检查出口门关闭，油泵一直运行，但不起压。油质不好换油2003-10-1921：40高压备用密封油泵冒烟在 2080RPM 时，检查高压备用密封油泵冒烟，汽机打闸在 2080RPM 时，主油泵工作压力高于高压备用密封油泵出口油压，此时高压备用密检修该阀610 月 24日19：47汽包水位高1E 磨煤机火检丧动，磨煤机保护跳闸，汽包流量控制不当，汽包水位高保护动作；修改火检逻辑，厂家调整火检710 月 24日21：06汽包水位低电泵操作不当，差压保护动作跳闸，导致汽包水位低保护动

11、作。修改大差压定值及增加延时810 月 25日1：50汽包水位高汽泵与电泵并列过程中，给水流量控制不当，汽包水位高保护动作。调试好水位保护910 月 25日21：32汽机跳闸机组负荷 243MW，突然跳闸，锅炉首出汽机跳闸，汽机首出锅炉 MFT 动作；热控查找原因为卡件接线毛刺引起。对端子及接线全面清扫。重要回路认真检查接线1010 月 26日15：37三台给水泵全停15：28 1B 汽泵振动测点松动跳闸，15：37 1A 汽泵实际转速与指令偏差大，导致锅炉自动切除（改为由 MEH 控制），判断为跳闸，引起锅炉“三台给水泵全停”保护动作。（当时电泵有滤网工作）紧固接线端子，修改逻辑1111 月

12、 6 日10:39汽机跳闸循环水泵房变跳闸，凝汽器断水，汽机手动打闸，负荷30，锅炉保护动作。解除干式变柜门开关，上锁管理。更改蝶阀逻辑，加装 UPS 电源1211 月 11日23：28手动 MFT机组正常停炉机组正常停炉封油泵溢流阀卡，不能形成循环回路，致使油温升高冒烟。2003-10-2105:00 1 发电机励侧外壳温度比较汽侧的15，检查发现1 发电机励侧外壳温度比较汽侧的15，确认励侧氢冷器一组冷却水不通（手动门开度正常），立即通知广火处理。7：10广火解法兰排空气，初步认为其手动门可能部分脱落。手动门可能部分脱落检修处理2003-10-2203:161A 轴加风机跳闸汽机维持 30

13、00RPM 准备作阀门严密性试验，1A 轴加风机跳闸， 1B 联动正常，就地检查 1A 轴加风机热偶动作，重新启动运行正常就地检查 1A 轴加风机热偶动作加强轴加风机排水，保证轴加疏水正常，调大热偶2003-10-2210:00小机 B 轴封汽停用，但真空下不来小机 B 轴封汽停用，但真空下不来，就地紧小机 B 排汽蝶阀，无效小机 B 排汽蝶阀漏停机处理2003-10-2218:001A 轴加风机跳闸1A 轴加风机跳闸，查为热偶保护动作，18:20 恢复正常热偶保护动作加强轴加风机排水，保证轴加疏水正常，调大热偶2003-10-2222:39DEH 画面测点指示全部1 机组DEH 画面测点指示

14、全部，通知调试 23：17处理好。原因为通讯中断作机反措2003-10-2223:48电泵跳闸锅炉主汽安全门校验过热器右侧1 安全门启座，准备开启高旁泄压，但是 DEH 不允许投入，立即开启 PCV 阀泄压，同时减油枪；23：53开启，关闭 PCV 阀；23：54 电泵跳闸，就地检查并启动。23：59 电泵再次跳闸，紧急停炉，关闭所有油动门。24：00 停止三台炉水泵运行。电泵两次跳闸原因均为差压低 0：30 停止送引风机。电泵两次跳闸原因均为大差压动作DEH 不允许投入原因不详修改逻辑，调整定值，加延时2003-10-2307:20汽机转速逐渐升高，盘车退出锅炉升温升压准备进行安全门实效，当

15、汽包压力达到 16.6MPa时，发现汽机转速逐渐升高，盘车退出。初步认为 、高调门可能不严。停止 EH 油系统运行； 7 ： 33 当汽包压力达到 17.5MPa 时， 快开。通知调、高调门可能没再次手动打 闸，适当调整真空，控制转速。停机后检查 EH 油回油系统。试 8：00 尝试关闭高中压缸本体疏水，发现汽机转速逐渐下降，具体原因待查。2003-10-2420:57电泵跳闸负荷 120MW；21：06 电泵跳闸，1 炉 MFT，首出汽包水位低，汽机、发电机跳闸。电泵跳闸原因均为大差压动作修改逻辑，调整定值，加延时2003-10-2601:521B 凝结水备用泵联起调试要求投入除氧器上水自动

16、，后 CRT 上指示 2963mm，检查除氧器就地水位高， 调整好水位后，2：16 调试再次投入除氧器上水自动，70上水阀门快开，凝结水压力下降，1B 凝结水备用泵联起，水位从 2350mm 上升至 2800mm，凝结水流量高达 2037，手动停运 1B 凝结水泵，维持水位 2600mm 运行。除氧器上水阀波动，导致凝结水流量突增，凝泵出口压力降低控制除氧器上水阀开度。2003-10-2615:281B 汽泵跳闸1A 汽泵跳闸15:28 机组负荷 335MW,1B 汽泵跳闸，手停 C 磨，汽包水位稳定， 15：37 1A 汽泵跳闸，锅炉 MFT，汽机跳闸， 1B 炉水泵跳闸，汽机旁路未打开，手

17、动启动 BOP、 SOP，顶轴油泵，将轴封、除氧器加热切至辅汽，手动开启高排通风阀，16：37 汽机转速至零投盘车。(电泵停电准备滤网)1B 汽泵跳闸是由于振动测点松动导致振动高保护动作，1A 汽泵是由于指令与偏差大于 1000rpm 后锅炉自动切除导致 逻辑认为 1A 汽泵没有运行，现怀疑 1A 汽泵高压调门空行程过大修改逻辑，调整定值，加延时2003-10-2706:00真空下降停 1B 真空泵时， 气动门未，真空下降，立即启动 1B真空泵（背压由 7.56KPa 升至 9.5KPa）三台真空泵停泵后联锁关闭 门已经解除，以后停真空泵时要先关闭 门，然后再停泵。厂家处理，停机后修改逻 辑。

18、2003-10-2711:30汽机与电气画面故障汽机与电气画面出现所有 A 报警，通知西门子、热控检查，汇报有关 ，并按 OT 死机预案做好检查与分工；5 分钟后汽机与电气画面全部失去监视，通知设备部加派人手进行现场巡查； 12：00 汽机与电气画面恢复正常。主 AP3 工作失常，但从 AP 未能投入，启动从AP 正常。作好死机反措，组织分析，德国处理。2003-10-2713:35OT3 死机OT3 死机，告调试，通知西门子处理；西门子重启后正常。不详2003-10-2922:00PU3A和OT4 故障故障现象为汽机与电气画面变红，而后所有 OT 不能监视和操作，立即按预案派 就地进行监视，

19、维持机组工况稳定运行，可能是通讯问题作好死机反措，组织分析，德国处做好紧停准备，热控 根据上次 经 验 立 即 重 新 启 动 PU3A(PU3A 当时为主 PU) 和OT4 后，系统恢复正常，OT 黑屏长达 7 分钟。理2003-11-0316:301A 小机运行中跳闸1A 小机运行中跳闸，跳闸前负荷 580MW，手停 1A/1C 磨煤机，降低机前设定压力，1B 小机给水自动方式解为手动方式，迅速增加转速，同时迅速增加电泵转速，停止吹灰，调整汽包水位至正常， 将汽机机前压力降至 14MPa，负荷减至 300MW。1A 小机排汽压力模拟量发生突变导致小机排汽压力高保护动作跳闸。1A 小机排汽压

20、力高保护取排汽压力模拟量延时 3S 动作2003-11-0610:35循环水泵出口门失电负荷 410MW，发现主机背压升至 8.2KPa，且快速上升，快减负荷，紧停 1C 磨煤机，同时发现 1A/1B 循环水泵电流异常升高至315A，出口压力升至 0.25MPa，出口 碟阀油压低 、开度 90位置 ，检查凝汽器循环水进出水门开度正常，检查发现泵房变跳闸。10：39 凝汽器背压至 16.1KPa 且循环水已断水，启交流润滑油泵启不动，启动直流润滑油泵，手动停机。汽机打闸后 联开，无法关闭，低旁闭锁，再热器安全门动作，即到电子间关闭 ；切断各进入凝汽器疏水；同时加大凝汽器补排水循环变柜门开关误 动

21、。导致蝶阀电源失去而关闭。解除干式变柜门开关，上锁管理。更改蝶阀逻辑，加装 UPS 电源手动停机过程中所：主机交流润滑油泵无法启动。泵房变跳闸后在 ASD 窗内无 信号，且 6kv 开关保护无保护动作显示循环水泵出口阀掉电，关闭后 crt 显示红色，导致循泵未跳打闷泵三通阀没有正常切换，高加出口门关闭，锅炉无法进水。开启后要复置，登录才能关，耽搁时间。启动循泵 1B 时，出口阀不能联开。循泵 1A 停运后，再次启动必1、 主机交流润滑油泵为热偶故障2、 无原因为通讯故障3、 出口阀失电后，开信号为常闭接点4、水位保护逻辑修改5、 旁路需复位，逻辑才连锁6、 循泵 1B 时，出口阀不能联开。7、

22、 开关接点1、 更换主机交流润滑油泵热偶2、 通讯调试3、 修改逻辑4、 水位保护逻辑修改5、 改在复位6、 修改逻辑1. 磨煤机石子煤溢流水漏风：1A-1F 磨煤机石子煤溢流密封板高度不够，从溢流管至密封板最下端只有 500mm，正常运行时磨煤机风压在 3.0-5.8KPa，磨煤机运行中石子煤溢流水管大量漏风，易引起石子煤自燃。解决方案：已发联系单至工程部联系厂家解决。2. 1C 磨煤机石子煤量较大：10 月 31 日以前，原煤仓上煤为第二船来煤，煤内石块较多，各运行磨煤机石子煤量普遍偏大，至 10 月 31 日锅炉燃用第一船来煤后除 1C 磨煤机石子煤量仍然偏大外，其他磨煤机石子煤量已恢复

23、至正常水平。解决方案：已与设备部联系，在锅炉停运后对 1A-1F 磨煤机进行全面检查，将 1C 磨煤机磨辊间隙、加载弹簧压力等与其他磨煤机比较，找出原因。3. 炉前燃油#1、#2 回油门内漏严重，燃油泄漏不能成功：须将 6KV 开关重新送电。8. 直流润滑油泵电流指示17A，不对。7、 请厂家处理2003-11-0702:00交流润滑油泵多次跳闸机组启动前，主机交流润滑油泵开关多次跳闸，最后查为开关热偶问题，更换后正常。开关热偶问题，更换后正常。2003-11-0722:30氢、水、油工况柜（就地） 盘故障检查发现发电机氢、水、油工况柜（就地） 盘失电，无法正常 。保险烧坏，更换后仍有故障。厂

24、家处理2003-11-0812:411A 小机在手动状态时会自动升速， 且无法暂停RB 逻辑问题修改逻辑2003-11-0821:05CCS 异常负荷 580MW，CCS 方式运行，应调试要求试投 EF2 油枪（观察 EF 层辅助风挡板自动情况），机组发生异常：锅炉指令跳变至 38、汽压设定值跳变至 1MPa，锅炉主控、汽机主控、主控跳至手动、各给煤机转速降至 40跳至手动，迅速增加各层煤量，逐步恢复负荷至 580MW（负荷最低至 430MW）。为压力设定值回路逻辑设置存在问题（当任一油阀开时，压力设定值切至最小设定值），现已暂时将此条件封闭。修改逻辑10 月 19 日锅炉点火前，由于炉前燃油

25、#1、#2 回油门内漏，燃油泄漏不能成功，现在已将燃油泄漏试验旁路，内漏原因为广火将#1、#2 回油门金属垫丢失，阀门关闭后不严。解决方案：工程部已联系厂家发回油门金属垫，在锅炉停运后进行加装。4. 炉前燃油调节门卡涩：10 月 17 日炉前燃油调节门静态试验正常，10 月 19日燃油系统充油后调节门经常卡涩，后将调节门旁路，改由燃油泵调节炉前油压。解决方案：燃油系统停运后，广火对调节门进行检查、调整。5. 油泵房燃油再循环调节门缺电路板：自燃油系统试运以来，油泵房燃油再循环调节门一直不能正常投入使用，调节门控制电路板没有反馈，此事已提出多时，一直没有解决，导致再循环调节门不能投入自动运行，给

26、油系统安全运行带来隐患。6. 密封风机出口折向门漏风严重，备用密封风机倒转：10 月 19 日试运 1A 密封风机时，出口折向门不严 1B 密封风机倒转，联系广火处理后 1B 密封风机倒转停止;7. 火检风机出口折向门漏风严重，备用火检风机倒转：10 月 27 日检查发现 1B火检风机运行时，1A 火检风机倒转，强制制动后启动 1A 火检风机，停止 1B 火检风机运行；11 月 3 日发现 1B 火检风机倒转，制动后启动 1B 火检风机，停止1A 火检风机运行，火检冷却压力低，立即启动 1A 火检风机，保持两台风机并列运行。解决方案：锅炉停运后广火对火检风机出口折向门进行检查。8. B 预热器

27、在调试期间多次发生电流摆动：10 月 28 日 22：30，1B 预热器电流由 37A 升至 63A，就地检查没有发现摩擦，23：00 降至 47A；10 月 29 日 1：06突升至 73A，1：35 降至正常（34A）。在锅炉吹管期间也发生过 1B 预热器电流大（9 月 26 日 23：301B 预热器主马达电流逐渐上升，23：56 达到 80A）。解决方案：运行中加强空预器吹灰，监视空预器差压。在预热器停运后，对预热器密封间隙、机、大小尺圈、推力轴承进行全面检查。9. 磨煤机出口门限位开关反馈不好：10 月 26 日 20：45 准备启动 1F 磨煤机，出口门就地开，反馈不好，广火处理后

28、启动；10 月 26 日 22：20 准备启动 1D 磨煤机，出口门反馈不好。10. 磨煤机启动条件需要优化：原设计磨煤机启动条件有“磨煤机压力3.5Kpa,允许启磨”，而实际情况是：磨煤机电机启动后才可以打开热风门暖磨，在热风门没开前，磨煤机压力不可能大于 3.5 Kpa，属于逻辑错误，现暂时将 3.5Kpa 定值改为-0.15Kpa。解决方案：“将磨煤机压力3.5Kpa,允许启磨”条件去掉。11. 磨煤机 3V4 无火保护误动：10 月 24 日 19：471E 磨煤机跳闸，原因为磨煤机火检没有调试好，3V4 火检无火保护动作磨煤机跳闸；为防止类似事情再次发生，热控已对火检回路进行了修改，待停炉后对磨煤机保护进行优化。解决方案：将“磨煤机 3V4 火检无火”保护更改为：“磨煤机 3V4 火检无火”和“磨煤机点火能量不满足”相与，已保障磨煤粉确实不着火时磨煤机跳闸又可防止火检磨煤机保护误动。12. 正常停炉退油抢，不发 MFT：由于全火焰丧失有闭锁，全丧失有火焰闭锁，导致正常停炉退油抢，不