某MW汽轮机机组调试系统评估

XX电厂6号机组调试汽机侧系统评估XX6号机组于于9月21日顺利通过168小时试运行行，投入商业业运营。在公公司安排部署署下，发电生生产部集控运运行人员在XX跟踪学习了了国华电力首首台百万机组组试运行的相相关调试工作作，现将6号机组调试试汽机侧系统统调试情况小小结如下：一、10000MW超超临界汽汽轮机本体上汽1000MMW汽轮机高高、中压缸采采用分缸布置置，高压缸为为单流型，中中压缸和低压压缸均为双流流型。由一个个单流筒型高高压缸、一个个双流型中压压缸和两个双双流型低压缸缸组成。＃11轴承采用双双油契轴承，＃＃2轴承采用推推力轴颈组合合设计，也为为双油契轴承承，＃3、4、5轴承采用改改进的椭圆形形轴颈轴承，单单向供油。轴轴承结构与原原600MW机组正常略略有改进，比比压增大，设设计温度为105℃，润滑油温温为50℃，从XX机组运行情情况看，轴承承温度、振动动均符合要求求。1000MW汽汽轮机盘车装装置主要由液液力调速马达达、超速离合合器、中间轴轴和必要的轴轴承及紧固件件组成。液压压马达直接由由顶轴油驱动动，即当顶轴轴系统投入运运行时，盘车车即投入。在在液力马达的的给油管上装装有可调节流流阀，用以改改变速度。分析：1、汽轮机低油油压保护原设设计信号取自自8.6米润滑油进进油母管，现现XX改为取自17米6、7号轴承进油油管处，可以以直观反映进进入轴承的润润滑油压力，建建议我厂也采采取这种办法法。2、汽轮机紧急急供油是西门门子汽机的一一个特点。在油位过过低的情况下下，热工保护护停运交流润润滑油泵和顶顶轴油泵，只只保留直流润润滑油泵供油油运行。该功功能的设计与与目前国内现现行的技术方方案存在较大大差异，但有有其合理性，可可有效延长因因滤网和冷油油器等容易出出现泄漏的部部件泄漏时润润滑油供应时时间。应要求求热工专业确确保油位信号号的正确性和和可靠性，并并在主油箱紧紧急供油后能能根据需要及及时恢复顶轴轴油泵运行。3、后缸喷水问问题：在XX5号机电气试试验期间，因因汽轮机的进进汽量过小，导导致低压缸尾尾部鼓风摩擦擦的热量无法法及时带走，排排汽温度逐渐渐上升，但后后缸喷水却被被逻辑闭锁无无法开启。出出现该问题主主要是逻辑设设置的理念问问题：西门子子公司认为，出出现汽轮机排排汽温度升高高的主要原因因是凝汽器真真空低，因此此在真空正常常期间闭锁后后缸喷水，以以免因为喷水水减温掩盖了了真空不足引引起的排汽温温度升高的真真实原因。所所以目前逻辑辑设定在凝汽汽器真空－87～－93Kpa之间，不允允许开后缸喷喷水。低压缸缸喷水在低压压缸排汽温度度高全开喷水水时使得低压压缸瞬间受冷冷却收缩，会会导致机组振振动突增，建建议改成调节节门，不要全全开全关。由由于本机组间间隙较小，应应避免长时间间投用低压缸缸减温水，注注意不得突然然大量喷入见见温水，防止止机组出现动动静摩擦，使使机组振动增增大。另外出出现低压缸排排汽温度高主主要是在机组组空负荷时间间长比如做电电气试验的时时候，建议在在机组进行电电气试验时可可以考虑适当当降低主再热热蒸汽压力，相相对增大汽缸缸进汽量，防防止排汽温度度升高。4、汽轮机快冷冷系统的功能能是实现停机机后使汽轮机机的快速冷却却，以便停用用盘车及其它它辅助系统，从从而满足缩短短检修工期的的要求。其方方法是：利用用凝汽器真空空，通过汽机机轴封间隙和和位于高、中中压主汽门及及调门之间的的向空阀门及及滤网将大气气吸入汽缸来来实现对汽机机的快速冷却却。步骤：机机组滑参数至至主、再热蒸蒸汽温度约4400℃停机；保持持轴封汽、真真空系统及盘盘车运行；自自然冷却，直直到高压外缸缸金属温度下下降至3500℃以下；投用用快冷：停用用轴封汽、真真空泵，打开开位于高、中中压主汽门与与高、中压调调门之间的向向空堵头，打打开高排通风风阀，启动真真空泵；通过过调节高、中中压调门的开开度来控制高高中压缸的温温降率；控制制高压缸温降降率为<7度/小时，中压压缸温降率为为<10度/小时；当高高中压转子中中心温度小于于100度，停停用真空泵及及汽轮机盘车车。XX5号机停机消消缺需要曾投投运快冷装置置，投运快冷冷多次发生盘盘车转速下降降，判断为汽汽轮机动静部部分发生摩擦擦导致，停止止快冷后盘车车转速逐渐恢恢复正常。如如因工作需要要必须投入快快冷降低缸温温时要求严格格控制缸温下下降速率，防防止对设备安安全造成威胁胁。二、主再热蒸蒸汽系统主蒸汽管道上设设有畅通的疏疏水系统。疏疏水管的管径径应作合适选选择，以满足足设计的机组组启动时间要要求。管径如如果太小，会会减慢主蒸汽汽管道的加热热速度，延长长启动时间；；而如果太大大，则有可能能超过汽轮机机的大气式疏疏水扩容器的的承受能力在汽轮机主汽门门前的主蒸汽汽管道上安装装有四个疏水水门，根据防防进水要求，目目前这四个门门的逻辑是汽汽机跳闸后开开启，但由于于管径过粗，开开启后很容易易造成启动期期间真空无法法建立和MFT后锅炉无法法保压。而且且随着锅炉压压力升高，对对扩容器的冲冲击也较大。在停机不停炉时主汽门前疏水门开启会导致锅炉降压太快，需要及时关闭主汽门前管道疏水门。三、轴封、辅汽汽系统轴封系统控制原原理介绍：轴封压力控控制器同时控控制轴封供汽汽门和轴封溢溢流门，其输输出指令为－－105～105％，其中0～105％输出时供供汽门开，0～－105％时溢流门门开，两者之之间有一重叠叠度。正常运运行时压力控控制器投自动动运行方式。在在机组启动或或低负荷时，压压力控制器输输出在0～105％之间，使使轴封供汽门门开启供汽。随随着机组负荷荷的增加，所所需外部轴封封供汽量减小小，直至汽机机达到自密封封状态，汽机机轴封供汽关关闭。负荷继继续上升，高高中压缸轴封封漏气导致轴轴封母管压力力大于3.5Kppa，轴压力控控制器的输出出由正变负，溢溢流门逐渐开开启并维持轴轴封汽母管压压力3.5kppa。机组正常常运行时，轴轴封系统的蒸蒸汽由系统内内自行平衡，压压力控制器、温温度控制器进进行跟踪监视视和调节，压压力控制器输输出为0～－105％，溢流门门开启维持母母管压力稳定定。当出现汽汽机跳闸、甩甩负荷（发电电机跳）或压压力控制器的的输出偏差过过大时，压力力控制器输出出指令强制为为23％，使轴封封供汽门快开开，防止轴封封汽母管压力力下降，5s后恢复自动动控制。调试过程中遇到到的问题及处处理情况：1、锅炉冲管期期间轴封系统统初投时无法法正常建立轴轴封压力，经经检查后发现现主机高压釭釭轴封因冲管管期间临时将将进回汽临时时短接而短接接后高压釭轴轴封回汽阀全全开，导致轴轴封压力无法法正常建立，后后将高压釭轴轴封回汽阀关关小后，轴封封压力能正常常建立；2、轴加初投UU型管注水时时发现轴加底底部U型管处堵头头未堵，无法法注水，后加加堵后，能正正常注水；3、辅汽联箱至至轴封母管手手动门阀杆处处向外冒汽，紧紧固后恢复正正常；4、辅汽至除氧氧器管道冲洗洗时，发现辅辅汽至小机调调试用气供气气母管电动蝶蝶阀有内漏现现象，后经厂厂家调整后，恢恢复正常；分析：目前的轴封控制制系统对保证证机组安全运运行，防止因因轴封供汽异异常引起大机机转子抱死方方面的考虑不不很充分。当当由于制造厂厂和设计单位位在技术引起起时，并未全全盘考虑一些些细节，导致致目前在实际际使用中出现现了以下不足。1）为避免冷空空气进入热的的转子，引起起转子变形，所所有的汽机运运行规程都严严格规定必须须先投轴封后后拉真空。但但目前的轴封封供汽因凝汽汽器背压高的的条件存在（该该条件的思路路是失去真空空后，可停运运轴封汽），导导致轴封压力力压力控制器器的输出指令令限制在10％。而原设设计的轴封投投运是有一个个程控逻辑的的。它可以屏屏蔽一些背压压高的条件，一一边投轴封一一边拉真空。但但目前由于真真空系统布置置在DCS侧，而轴封封供汽在DEH，因此该程程控无法使用用。所以在轴轴封投运初期期，需要运行行人员去就地地手动开轴封封供汽旁路门门对轴封母管管暖管，暖管管疏水结束后后用旁路门维维持轴封母管管压力3.5kpa，再启动真真空泵抽凝汽汽器真空至＜＜80kpa后，轴封供供汽门才允许许开启。如此此一来，使得得在轴封投运运尤其是热态态、极热态工工况下的轴封封投运失去了了温度的联锁锁保护，存在在很大的操作作风险。2）汽机跳闸或或发电机甩负负荷，将压力力控制器的指指令输出强制制为23％，其目的的是机组在正正常运行期间间，若因跳闸闸，轴封自供供汽中断后，辅辅汽供汽能尽尽快开启，从从而避免轴封封供汽中断。但但在机组启动动和低负荷阶阶段，此时轴轴封供汽门的的往往大于23％，导致供供汽门瞬间关关小，轴封压压力下降，引引起跌真空。3）辅汽供汽为为一期来汽时时，由于各种种原因，辅汽汽的温度一般般在220～260℃之间，再想想增加温度比比较困难。因因此在这种情情况下，在轴轴封汽投运初初期，轴封汽汽的过热度满满足比较困难难，必须拉一一段时间后，过过热度才能满满足控制器的的要求。另外外，在汽机冲冲转后，随着着蒸汽进入，转转子温度逐渐渐上升，因而而轴封限制温温度也随转子子温度的上升升而增加，导导致冲转过程程中，出现轴轴封温度低闭闭锁供汽门。4）汽轮机跳闸闸后如果辅汽汽汽源是由一一期所供，需需要人为手动动投入轴封蒸蒸汽电加热，存存在忘记投入入导致大轴抱抱死的风险。5）轴封压力在在变工况时波波动较大，建建议优化压力力调节自动6）小机轴封回回汽管道布置置成U型，底部是是靠自动疏水水器疏水，容容易导致疏水水不畅造成回回汽不畅使小小机油中进水水。7）XX为解决决辅汽供轴封封汽源温度较较低的问题，在在辅汽供轴封封管道上设置置了三组电加加热，我厂6号机启动初初期、机组故故障跳机后辅辅汽均由一期期供汽，蒸汽汽参数低于设设计值，建议议我厂也采用电加加热提高轴封封汽源温度。8）机组高负荷荷形成自密封封后，辅汽供供轴封调整门门关闭，长时时间会使辅汽汽到轴封管路路形成死汽温温度下降生产产疏水，建议把轴封供供汽调门在轴轴封供汽门无无保护关的情情况下开度限制最低低阀位为100%，使其在任何何工况下均不不会全关，始始终有汽流通通，有助于提提高轴封供汽汽温度。四给水系统系统概述：主给水系统的主主要流程为：：除氧器→前置泵→流量测量装装置→给水泵→双列#3高压加热热器→双列#2高压加热热器→双列#1高压加热热器→给水操作台→省煤器进口口集箱给水泵是Sullzer技术生产的的水平、多级级、筒式壳体体、并具有整整抽式芯包设设计的离心泵泵。给水泵轴轴端采用迷宫宫密封结构，密密封水回水水水箱区别于一一期的3级U型水封，主主要有：投资资省，占地面面积小，有利利于现场安装装，切换操作作简单，避免免油中进水等等优点。但其其原理都是基基于“托里拆利试试验”，0.1Mppa可支持10米水柱，为为此，只要保保证回水水封封高度在10米以上，即即可保证机组组正常运行情情况下的真空空要求。分析：1）小机密封水水回水箱在回回水温度达到到65度时就汽化化导致水封破破坏，导致凝凝汽器真空下下降，建议将将密封水进回回水温差自动动调节的设定定值由30度降低(XX是通过加了-15度的偏置降降低设定值的的)，增加回水水温度限制，当当温度达到55度时，自动动开大调门，限限制温度。2）小机运行中中厂家不推荐荐使用高压汽汽源，小机低低压汽源失去去后，高压汽汽源调节很难难实现。XX机组调试未未安排进行小小机汽源切换换实验。建议议在机组正常常运行中将一一台给水泵汽汽轮机汽源由由辅汽供给，可可以保证机组组故障跳闸时时有一台小机机能正常工作作，使高旁不不会失去减温温水。同时可可以增大在机机组正常运行行中的辅汽用用汽量，便于于提高辅汽温温度。但需要要进行试验确确定这种运行行方式会否大大幅度影响机机组运行经济济性。3）对于辅汽到到小机的汽源源，XX系统布置是是：辅汽先经经过一个电动动门，分成两两路分别经过过气动截止门门进入小汽轮轮机。进行小小机汽源切换换，应严格控控制辅汽汽源源与四抽汽源源压力接近时时再进行操作作，且小机转转速调节处于于自动。4）给水主路与与旁路切换时时应注意：旁旁路调门前后后压差不大于于0.3MPPa时，可将旁旁路调门全开开，然后打开开主路电动门门，旁路调门门自动关闭，给给水泵转速自自动调节，切切换过程对给给水流量的扰扰动较小。五、高低加及除除氧器系统高加采用双列布布置，机组满满负荷工况给给水温度291℃，XX电厂做机组满满负荷高加切切除试验结果果：单列高加加切除后给水水温度243℃，下降约50℃；双列高加加切除后给水水温度190℃，下降约100℃。高加采用用双列布置，如如在机组运行行中某一台高高加故障只切切除单列高加加，对给水温温度变化幅度度相对较小，对对机组运行工工况的扰动相相对减小。高高加调试期间间，其疏水系统阀门频繁繁发生泄漏，我厂在设备安装期间应关注此类问题。高加水位调试参照疏水端差进行零水位校正，方法为：调整疏水门使加热器疏水端差为8℃，水位稳定后在该水位基础上水80mm定为零水位，以零水位为基准分别标记：低水位-80mm，高1水位+80mm，高2水位+180mm，高3水位+280mm。正常运行中保持高加水位+40～-40之间较为合适。注意在正常运行中，维持加热器疏水端差不大于6℃，如果加热器疏水端差大于7℃，说明加热器处于低水位运行，汽液两相流会加剧对疏水管道的冲蚀。机组配置4台低低压加热器、1台轴封冷却器和1台疏水冷却器。XX6号机低加系统调试工作不彻底，5、6号低加在高负荷期间抽汽电动门不能全开，开度过大时低加水位升高较快，6号低加疏水泵调试工作未完成，运行中其再循环门开度较大。7、8号低加端差较大，且8号低加凝结水温升较低（5℃左右），具体原因仍未查明。建议我厂机组调试时注意此类问题，防止调试项目遗留。6号机10000MW负荷低加运运行数据：加热器入口水温（℃）出口水温（℃）抽汽温度/压力力疏水温度（℃）#8DJ465167℃63#7DJ518186℃80#6DJ8110960KPa108#5DJ109141315KPa115机组采用新型的的单体式除氧氧器（也称无无头除氧器），这这种除氧器把把全部除氧部件设设置在贮水箱箱内，取消了了常规除氧器器中的除氧头头，将除氧器器和水箱合二二为一,简化了系统统，节省投资资，负荷适应应性好，可靠靠性高，排汽汽损失低。机机组启动初期期除氧器投加加热时应注意意充分暖管，注注意控制进汽汽量不得大幅幅增加，防止止除氧器产生生震动，影响响设备安全。六、凝结水系统统主凝结水系统指指由凝汽器至至除氧器之间间与主凝结水水相关的管路路与设备。超超超临界机组组对锅炉给水水的品质要求求很高，主凝凝结水系统设设置了前置过过滤器、精处处理装置。调试过程中遇到到的问题及处处理情况：1、凝结水系统统水压试验时时，精处理处处漏点较多，处处理后正常；；2、冲管期间轴轴封系统初投投时无法正常常建立轴封压压力，经检查查后发现主机机高压釭轴封封因冲管期间间临时将进回回汽短接而短短接后高压釭釭轴封回汽阀阀全开，导致致轴封压力无无法正常建立立，后将高压压釭轴封回汽汽阀关小后，轴轴封压力能正正常建立；3、轴加初投UU型管注水时时发现轴加底底部U型管处堵头头未堵，无法法注水，后加加堵后，恢复复正常；4、调试过程中中凝泵C出口逆止门门不严，导致致凝泵C倒转，后拆拆开处理后恢恢复正常；5、凝泵再循环环调节阀在酸酸洗、冲管过过程中，由于于就地振动较较大，再循环环处发生多次次卡瑟现象，经经过调整后，恢恢复正常；6、凝泵A、BB、C入口阀均内内漏，更换后后处理完成；；七、发电机密密封油、氢气气系统1、密封油系统统本机组密封装置置是单密封环环密封，密封封油从径向进进入密封环内内，形成环状状油浴封环，阻阻断空气和氢氢气接触。密密封环是浮动动环，因为空空、氢侧存在在压差，所以以密封环受到到氢侧向空侧侧推力。为了了平衡这个力力，密封油设设有浮动油，也也叫平衡油。氢氢侧回油设消消泡箱，用于于缓冲氢侧回回油的变化。系统基本流程为为：主机润滑油系统统（油源）→真空油箱→主密封油泵→冷油器→滤油器→油氢差压调调节阀→密封瓦→调试中遇到的问问题及处理：：1、首次充气时时发现密封油油氢侧回油箱箱处有渗漏，放放气处理后不不再漏；2、真空油箱真真空泵多次出出现无出力现现象，后发现现由于真空油油箱真空泵入入口滤网堵塞塞所致，清理理滤网后恢复复正常；3、在调试过程程中发电机密密封油真空油油箱浮球阀动动作不可靠，导导致真空油箱箱满油，后经经处理后恢复复正常；4、发电机密封封油真空泵在在试运时由于于设计开关容容量小，启动动时经常跳闸闸，更换开关关后，恢复正正常；5、在密封油系系统运行过程程中屡次出现现发电机消泡泡箱液位高报报的问题，经经检测消泡箱箱液位高报开开关动作正常常，后检查是是由于氢侧油油箱液位浮球球阀动作开度度较小，将浮浮球阀动作开开度校大后，密密封油氢侧回回油正常密封油运行注意意事项：1)启动密封油油时，先启动动密封油真空空泵。建立真真空油箱负压压。2)氢侧油箱油油位的低报警警，能够反映映氢侧油箱输输出大于回收收。尤其加强强关注。3)消泡箱油位位高报警，不不出口任何保保护。应当立立即进行调节节，避免发电电机进油。4)发电机卸压压时，必须低低于一定速率率，不得出现现压力突降，造造成油氢差压压阀调节失常常。5)密封油未启启动时，启动动主机润滑油油前必须关闭闭密封油贮油油箱出口的手手动门。6)发电机充氢氢后，出现消消泡箱高报警警，不得立即即停运油泵运运行，应当调调节油压或氢氢压或回油来来消除消泡箱箱高报警。不不得破坏密封封，让氢气从从密封环处泄泄露，避免产产生爆炸，将将事故扩大。7)出现密封油油箱油位高时时，打开密封封油泵出口至至主机润滑油油回油管道手手动门，将多多余的密封油油打回主油箱箱。8）发电机检漏漏计液位高保保护动作会使使汽轮机ETS动作，所以以在运行中要要注意监视检检漏计液位，发发现异常应及及时查找原因因并消除。2、氢气系统：：氢气系统统主要由氢气气汇流排、二二氧化碳汇流流排、二氧化化碳蒸发器、氢氢气控制装置置、氢气干燥燥器、发电机机绝缘过热监监测装置、发发电机漏液检检测装置和发发电机漏氢检检测装置等组组成。系统基本流程为为：制氢站→氢气减压阀→过滤器→氢气流量仪→发电机内部→露点仪→氢气冷却器→氢气干燥器→露点仪→发电机内部部。与一期系统构不不同之处在于于发电机额定定氢压为0.5MPPa，且漏液检检测装置液位位高、发电机机氢气温度＞＞53℃会触发汽轮轮机ETS保护动作。在在运行中需加加强对检漏计计液位的监视视，如有异常常应及时查找找原因并消除除。发电机气密试验验：计算漏空空气量为ΔVA＝0.74m3/daay，折算成氢氢气泄漏量为为ΔVH＝3.8×ΔVA＝2.8122m3/dday＜10m3//day，达到优良良标准。八、发电机定子子冷却水系统统定子冷却水系统统的基本流程程：1、主回路：定定子冷却水泵泵→水过滤器→反冲洗阀组→过滤器→进水汇流管→定子绝缘引引水管→定子1绕组不锈钢钢导水管→定子绝缘引引水管→出水汇流管→气水分离管→定子冷却水水冷却器→定子冷却水水泵2、补水管路：：凝结水→水过滤器→离子交换器→定子冷却水水泵3、定冷器小旁旁路：从发电电机定子绕组组出来的冷却却水中带有渗渗入的氢气，少少量的冷却水水（0.2m3/h左右）与氢氢气经气水分分离管后进入入水箱，氢气气聚集在水箱箱内使箱内超超压，将U型管的水柱柱向下压至低低于排气口的的位置，此后后氢气连续排排至大气，箱箱内压力趋于于稳定，U型管中的水水可由水箱重重新注水。水水箱还可以向向主回路注水水，不经过定定冷器，直接接流入定冷泵泵入口。系统设计为连续续小流量补水水，以弥补系系统中可能存存在的水渗漏漏损失，并可可提高冷却水水的水质。补补充水系统中中设置了一离离子交换器，当当补水的电导导率达不到所所规定的要求求时，可打开开离子交换器器隔离阀门，使使补充水的电电导率降到要要求的水平。调试中遇到的问问题及处理：：1、在调试期间间定冷水发电电机进口压力力偏高625kppa,设计值为450kppa后查找原因因为变送器安安装位置为0m层，而实际际变送器静态态水位差未修修正过，经修修正后显示正正常；2、发电机定子子下层线棒出出水温度第22点元件损坏坏，更换元件件后正常；注意事项：1．发电机充氢氢前，定冷水水箱内维持一一个压力略高高于大气压的的氮气环境，约约15kPaa。2．正常运行中中，定冷水箱箱上部的氮气气，会逐渐被被通过发电机机定冷水TEEFLON管管扩散到定冷冷水中的氢气气所取代，并并通过一个“U”型管排出，保保持不大于220kPa的的压力。3．XX5号机机定冷水滤网网差压高，切切换至刚换滤滤芯的滤网，定定冷水导电度度波动增大，最最高达2.4uss/cm，后切换至至原滤网，增增大补排水量量后导电度逐逐渐下降。注注意定冷水滤滤网更换前，要要对新滤芯冲冲洗干净，防防止新滤芯对对水质造成影影响。九、真空系统凝汽器汽侧抽真真空系统设置置3台50%容量的水环环式真空泵，真真空泵与低压压凝汽器壳体体连接，在凝凝汽器内部高高压抽真空系系统连接到低低压抽真空系系统。正常运运行时，两台台真空泵运行行，一台真空空泵作为备用用。机组启动动时，所有真真空泵可一起起投入运行，这这样可以更快快地建立起所所需要的真空空度，从而缩缩短机组启动动时间。调试中遇到的问问题及处理1、真空泵A、B、C在启动过程程中均出现过过，电器启动动超时保护现现象，后经检检查由于真空空泵汽水分离离器液位太高高，导致真空空泵内液位过过高，导致启启动是力矩过过大出现启动动超时保护，后后经过汽水分分离器放低液液位后重新启启动均能正常常启动；2、真空泵汽水水分离器液位位高开关，在在汽水分离器器溢流位之上上，重新联系系设计院后将将液位高开关关整定至溢流流位之下；3、真空泵入口口气动阀前后后差压开关信信号，正压侧侧与负压侧接接反，整改后后显示正常；；4、真空严密性性试验不合格格：平均下降降速率为0.86KKPa/miin。现在XX6号机在高负负荷真空低时时，采取增开开一台真空泵泵提高凝汽器器真空。调试试建议将小机机真空提高至至60KPa，但效果不不明显，机组组168后不具备做做真空严密性性试验的条件件，还未再次次进行此项实实验，计划停停机消缺时全全面检查真空空系统。十、循环水系统统XX二期循环水水系统基本流流程为：冷却却塔→循泵房前池→网篦式清污污机→循泵→液动蝶阀→供水管路→低压凝汽器→高压凝汽器→回水管路→冷却塔。调试过程中遇到到的问题及处处理1、循泵A/BB出口蝶阀开开反馈、90%反馈,模拟量反馈馈收不到，就就地检查限位位开关移位，模模拟量反馈损损坏,重新调整更更换后正常,出口蝶阀阀阀位模拟量开开度信号不准准，就地重新新调整位置变变送器零位后后正常；2、循泵试运过过程中,凝汽器循环环水水室膨胀胀节处多处渗渗漏,更换膨胀节节后无渗漏现现象;3、循泵A进口口清污机出现现断断续续卡卡瑟现象,经厂家处理理后无卡瑟现现象;4、循泵跳闸保保护逻辑中有有一条"循泵运行60S后出口阀模模拟量开度小小于50%且模拟量阀阀位不在90%位,开关量20%位触发,且循泵不在在程控中"改为"循环水泵运运行60秒后出口阀阀开度小于90%55S后，蝶阀开开度模拟量信信号小于30%，且#6A循泵不在顺顺控中"这样考虑是是因为考虑到到20%开关量在实实际运行中其其触电并不一一定是在20%位,所以取消;5、循泵冷却水水压力调整过过程中发现循循泵冷却水#1减压阀前后后压力表坏，更更换后恢复正正常；6、调试过程中中循泵A、B就地振动信信号就地有显显示，远方无无显示，原因因为就地振动动装置未输出出远方信号，经经厂家处理后后，恢复正常常；7、凝汽器循环环水出水压力力变送器A与B相反，处理理后恢复正常常；XX6机组10000MW工况汽机主主要运行参数数项目单位数值项目单位数值主蒸汽压力MPa26.9一段抽汽压力MPa7.5主蒸汽温度℃591.2/5591.1二段抽汽压力MPa5.8凝汽器真空kPa-91.8/--91.5三段抽汽压力MPa2.2凝结水温度℃46.5四段抽汽压力MPa0.95循环水入口温度度℃29.8/299.7五段抽汽压力MPa0.5运行给水泵台2六段抽汽压力MPa0.137/00.136给水压力MPa30.60七段抽汽压力kPa-47.9抗燃油压力MPa16.25八段抽汽压力kPa-72.8润滑油压力MPa0.293发电机氢气压力力MPa0.490润滑油温度℃50.6发电机氢气纯度度﹪99.5调节级后压力MPa25.75冷氢温度℃39.8凝结水流量t/h2175油/氢差压kPa127.3闭冷水温度℃30.9定子冷却水入口口温度℃44.9/455.3/455定子冷却水出口口温度℃61.40定子冷却水导电电度μs/cm0.24XX6号锅炉调调试期间问题题一、6号炉分疏疏箱1号液动截止止阀阀杆泄露露1、事件记录（BFS＋＋）：01：50调调试令负荷加加到870MW。02：05调调试要求进行行变负荷调整整试验，负荷荷由870MW开始下降。02：10负负荷800MW稳定，炉侧侧突然有漏汽汽声，令值班班员、电建现现场检查。02：18经经现场检查确确认分疏箱1号液动截止止阀门杆漏汽汽大，通知调调试徐小琼，锅锅炉准备降压压力，观察泄泄露情况。02：23开开始降负荷停停炉，汇报各各级领导。2、原因：上图为该阀密封封结构示意图图，上下各一一层纤维镍丝丝垫、中间六六～八层石墨墨垫，由盘根根压紧。纤维维镍丝垫起防防水左右，上上层垫防止外外界雨水进入入石墨垫组、下下层垫防止工工质进入石墨墨垫组，因为为石墨垫遇水水浸泡就会软软化而加速磨磨损，最终导导致密封不良良而造成阀杆杆漏气。本次次故障停炉后后解体阀门发发现两层纤维维镍丝垫没有有装，导致工工质进入石墨墨密封垫组。此此阀门为原装装进口阀门，到到厂后未经解解体即整体安安装入启动系系统，而且此此阀门解体必必须由厂家操操作，电建人人员不能自行行解体该阀门门，造成该设设备缺陷未暴暴露出来。3、建议：由于于该阀门在锅锅炉起停期间间频繁开关动动作，如密封封机构存在缺缺陷则很容易易导致阀杆漏漏汽。如我厂厂采购了此类类原装进口阀阀门，到货验验收时最好要要求厂家当场场检验阀门密密封组件是否否符合要求，以以免阀门存在在缺陷在锅炉炉启动承压后后再暴露出来来而造成不良良后果。二、6号机整组组启动初期3台凝泵进口口滤网连续发发生堵塞造成成凝结水中断断而被迫停炉炉：1、事件原始记记录（BFS+++)(1)07月226日：11:136C凝泵差压滤滤网高，切换换至6B凝泵，停运6C，电建处理理。12:056B交流密封油油切至6A运行。B侧中压主汽汽门前压力变变动器未装，漏漏汽。12:426B凝泵入口差差压高，切至至6A凝泵运行。13:506A凝泵入口滤滤网差压高报报警，出口压压力下降，电电流下降至88A。立即手动MFT，手动拍停6A、6B汽动给水泵泵，停运6A凝泵，破坏坏主机真空，停停运小机轴封封。关闭主再再热汽管道和和小机汽源管管道疏水至凝凝汽器疏水气气动门。主机机真空到零，停停运轴封，关关闭轴封供汽汽调节门前手手动门，将辅辅汽供轴封管管道疏水切至至旁路运行。关关闭辅汽至轴轴封供汽手动动总门。(2)07月227~28日：20:56启动6C凝泵，停运6B凝泵，电建建清理6B凝泵进口滤滤网。00:306C凝泵入口滤滤网差压高，切切至6