大唐信阳#3机组试运技术总结

大唐信阳华豫二期（2x660MW超超临界机组）工程#3机组试运中出现的问题汇总2009年3月23日11时50分，凝聚着无数人智慧和汗水的#3机组（660MW超超临界机组）满负荷一次顺利通过168小时试运行。但在#3机组试运过程中，锅炉、汽机、电气、热工、化学等专业也暴露出设计、安装、调试、设备制造、运行操作等方面的问题，为确保#4机组顺利通过168h试运，有利于下一步工作的改进和便于兄弟厂借鉴，防止类似问题的重复发生，工程部进行了总结归纳，共36项，其中汽机7项、锅炉12项、电气8项、热控5项燃料2项、化学2项。详细汇报如下：一、汽机专业（7项）1、 2008年12月5日，#3机循环水系统采用工业水泵注水造成循泵出口门法兰和凝汽器进水管伸缩节法兰垫嗤开。原因分析：经查系统水注满放空气门关闭后没有及时停工业水泵造成。属调试指挥错误。处理措施：全部换垫处理后系统正常。2、 2008年12月23日21：25，#3电动给水泵再循环门故障，不能关闭。原因分析：检查发现门芯处卡8个内六方螺栓断头和8个垫片，系电动给水泵（郑州电力修造厂）内部元件厂内组装原因造成脱落或损坏。处理措施：经返厂解体更换处理正常。3、 2009年1月8日，两台顶轴油泵试运时母管压力不稳定。原因分析：各瓦分配阀因振动有自关现象。处理措施：将阀门手轮固定处理后正常。4、 中压调速汽门三次出现热态卡涩第一次：2009年1月17日1时36分，#3汽轮机打闸停机，主汽压2.13Mpa，主汽温428°C，再热汽温430°C，检查发现#4中压调阀卡在100%位臵无法关闭；第二次：2009年1月23日12：00时，#3机组启动冲转，21时08分，3号机组首次顺利并网一次成功。22：00时#3机组解列停机检查#4中压调阀卡在100%无法关闭，#2中压调阀卡在60%无法关闭第三次：2月9日6：38，#3机组启动、冲转，6：50升速至600rpm，7：18升速至2300rpm暖机，10：08主汽压力7.0Mpa，汽温420度，升速至2900rpm,10：22汽轮机升速至3000rpm。2月9日16：56，锅炉灭火，汽轮机跳闸，检查#4中调门发现卡在100%位臵原因分析：安装单位、工程部积极配合厂家分析造成卡涩原因，现场拆卸进行检查4#调节阀密封环开口间隙，上环开口间隙只有2.0mm，下环开口没有间隙，其余三个调节阀的密封环开口间隙也都1〜2mm之间。属于哈汽厂制造时没有按照图纸预留间隙（设计为3.7mm）,是造成密封环与套筒胀死的主要原因。处理措施：逐个解体，对卡涩严重的#4中调门密封环更换，对其余三个将开口间隙扩大到5mm。并在处理过程中哈汽厂告知江苏阚山电厂（600MW超超临界）#1机组运行8各月后的发现中压调节阀的阀碟由于没有限位，存在旋转问题，对机组的安全性存在重大的隐患，要求更换加厚的锁紧螺母。在处理调节阀卡涩的同时，决定将阀碟的锁紧螺母加长36mm，让此螺母在调节阀全开时能顶在调节阀的上套筒上。这样既能够保证阀碟限位，同时能够减小阀杆与阀套间隙放大后造成的间隙漏汽。经过厂家、安装单位、工程部等共同努力终于使中压调节阀问题得到圆满解决。5、 2009年1月17日，00：55#3汽轮机冲转到3000r/min，01：35因F磨煤机（供前墙底层粉管）断煤手动MFT停炉。01:45汽机打闸，02：30汽机转子静止，因顶轴油压低盘车无法启动。顶轴油压经重新调整处理后，03：04投入盘车。此时，大轴挠度达20丝。原因分析：主要是当时顶轴油泵没有启动的原因，纯属调试责任。处理措施：首先采取闷缸措施，盘车投入后，经连续盘车确认轴系挠度恢复后正常。6、 2009年1月18日，为试#3炉大油枪启动给水泵上水后，发现#3机高中压缸上下温差上升至120C，汽轮机偷转56rpm0原因分析：抽汽管道疏水阀门不严，导致汽缸进水。最后确认真空降低造成。处理措施：全面确认疏水门关闭后,提高真空后正常。7、 2008年12月8日，#3混床、阴床、阳床进口、出口气动门开启时间长（长达2分钟），导致程序执行完了，门还没有开启。原因分析：大唐科技提供的工艺步序没有问题，处理措施：大唐科技提供正确的步序后，经北京程控配合后真诚。二、锅炉专业（12项）1、2008年12月4日，检查时发现#3A吸风机润滑油油质乳化，重新进行滤油处理后油质经化验合格。原因分析：设备到厂后，安装单位物资代管不善，油箱存放时从某油管进水，加油前没有对油箱内进行仔细检查，导致油质乳化。处理措施：连续滤油一个月，换油两次，合格。2.2008年12月26日，#3炉吹管时发现A侧过热器安全阀漏汽，停炉后经处理正常。原因分析：吹管时，调试单位利用PCV阀控制系统压力，多次开关PCV阀后，阀门轻微内漏。处理措施：停炉后对PCV阀进行检修后正常。3、 08年1月2日吹管时，#3炉A、B空预器内部有摩擦。原因分析：热端扇形板吊杆螺栓穿中心筒处预留间隙太小，只有10mm。处理措施：将热端扇形板吊杆螺栓穿中心筒处预留间隙扩大为30mm后正常。4、 2009年1月16日，6：17停炉检查发现A1一次风管被煤粉堵塞。经彻底清理后试运正常。原因分析：一次风压力低，投用气化小油枪时，在小油枪的喷口位臵对煤粉有一定的阻力，导致粉管堵粉。处理措施：停炉，清除粉管积粉，提高一次风速。5、电除尘灰斗多处漏灰。原因分析：气化板用螺栓固定在灰斗内部，多次热胀冷缩后，容易出现漏灰。处理措施：将螺栓连接改为焊接形式，解决了漏灰现象。6、361阀经过厂家现场指导并亲自检修后，阀门运行过程中没有外漏，但是当阀门全关后，阀门又出现轻微外漏汽、水现象。原因分析：阀门全关后，管道内水温下降，阀门内筒和阀体温降不一致，导致阀门密封面之间出现间隙，汽水从间隙处漏出。处理措施：停炉后更换阀杆填料。7、引风机叶片磨损严重。原因分析：引风机叶片为球磨铸铁，投粉时间早，电除尘投入时间太晚，锅炉在低负荷徘徊时间太长。电除尘投运指导意见内规定：“空预器出口排烟温度大于110°C或锅炉断油即可投入电除尘”在空预器出口排烟温度已大于110C，具备电除尘投用条件了，调试单位和运行人员仍犹豫不决。处理措施：电除尘只要具备投用条件，应该及时投入电除尘，以免加剧引风机叶片的磨损。8、2009年02月25日，#3机组整套启动带负荷试运，机组负荷250MW，运行正常。11：00,#3炉B空预器出口热一次风膨胀节破裂，威胁到B空预器导向轴承，采取临时措施进行隔离。原因分析：B空预器出口热一次风非金属膨胀节内部防磨板在热态时变形，内部硅酸铝材料缺损，导致外部硅橡胶直接受高温热风烘烤，最后破裂。处理措施：更换非金属膨胀节的非金属材料，更换内部防磨板，检查其它非金属膨胀节是否有同类缺陷，及时消除。安装单位提供非金属膨胀节的强度材料。9、2009年02月26日，#3机组整套启动带负荷试运，机组负荷398MW，运行正常。11：00：13,锅炉MFT，11:00:25炉膛压力低III值，11:00:26锅炉负压最低-4017Pa。电除尘出口三个非金属伸缩节（#1、#2、#3）拉断，电除尘器4个出气烟箱出现不同程度的塌陷变形原因分析：造成锅炉MFT的原因，是调试原因，炉膛负压没有控制在正确的范围内。除尘器出口烟箱损坏的原因，是出气烟箱内横撑管与竖管撑之间没有按图纸要求安装连接板，出气烟箱内支撑管没有形成一个整体稳固的框架系统；外壁面板与面板之间加强的两道环型I字钢在拐角处的连接板没有安装，加强的I字钢没有形成一个整体稳固的框架；厂供的内支撑管，有大部分焊缝没有焊透。处理措施：（1） 安装单位严格按照设备厂家兰州电力修造厂图纸进行修复。（2） 工程部组织电除尘厂驻厂工代、安装单位质检部门、监理工程师、工程部专工全程跟踪修复过程，严把质量关，电除尘厂驻厂工代指导修复。（3）对修复后的热工测点重新校核，以便于机组运行时提供准确测点数据。（4）对没焊透的支撑管进行割口，重新按规范焊接。（5）安装单位完善分段验收资料。（6）调试单位做好锅炉灭火后炉膛负压的调试工作。10、2009年3月5日，两台引风机电流偏差大。原因分析：风机油泵已停电，但动叶执行机构未停电，运行人员强行操作动叶执行机构，导致在没有液压油的情况下，动叶执行机构强行带动液压缸动作，最后导致液压缸的实际位臵与执行机构不对应。说明液压缸的过力矩保护未投，控制逻辑不完善。处理措施：重新对照两台引风机叶片的角度，通知热工专业及时投入液压缸过力矩保护，防止同类问题再次发生。11、“168”试运过程中，空预器出口热一次风热态时往炉后发生位移。原因分析：热一次风出口风道顶部和前部均为膨胀死点，热一次风的径向膨胀只能往炉后方向膨胀处理措施;设计院出具方案，在风道内部加装十字支撑，对风道的膨胀起到限位导向作用。12、“168”试运过程中，空预器排烟温度高。原因分析：主要原因是热端蓄热元件与边框间隙过大，造成延期段路。经东锅厂设计人员分析计算，认为：预热器出口一次风混合温度比设计值低，导致排烟温度比设计值高9〜10度；风烟量比降低2%,导致排烟温度比设计值高3〜4度；同时消除表记的测量误差则可以把空预器排烟温度下降至设计值。处理措施：按照东锅厂意见对热端蓄热元件与边框间隙过大情况进行加装扁钢处理。三、电气专业（8项）1、 2008年10月31日，3B汽泵前置泵电机试转时差动保护动作跳闸.原因分析：经查系接入开关柜处差动回路CT极性接反。处理措施：更改接线后正常。2、 2008年11月14日15:20,3B凝结水输送泵带泵试转2小时后，电机前轴承温度高达80度。原因分析：经检查为电机轴承安装有问题，由于发热电机为临时借用电机。处理措施：更换正式电机后试运正常。3、 2008年11月10日17：45，3A凝结水泵电机工频试转时，差动保护跳闸。原因分析：经查系是中性点CT二次接线错误。处理措施：更改后正常。4、 2008年11月10日01：46,3B凝结水泵在试运中，发现电机中性点电缆接线鼻烧损。原因分析：经查系厂家电机引线线鼻没有压好，接触不良引起发热造成。处理措施：浙火及时进行更换接线鼻，电机试运正常。5、2008年12月5日，在做#3发动机定冷水流量分配试验时，发现励端27槽水电接头处有渗水。原因分析：经厂家现场检查属制造过程中焊接质量问题引起。处理措施：由厂家在现场更换新线棒，于12月20日线棒更换完，经风压试验和水压试验，未再发现渗漏。6、2008年1月12日，直流系统窜入交流电源。原因分析：经查是输煤#11甲皮带程控箱厂家内部接线错误引起。处理措施：厂家将二次线改接后正常。7、2009年3月20日#3机168试运第四天，01：53分立盘光字牌出“励磁系统故障”亮，DCS画面中灭磁开关（FCB）变为黄色闪光。原因分析：检查发电机所有运行参数正常。就地励磁系统柜上有“Fieldbustimeout122”（现场总线超时）报警，未复归，后经手动复归该报警信号消失，但DCS盘上灭磁开关（FCB）黄闪状态未消除，理论上可以在DCS将此信号复位，但根据江苏方天调试人员及公司领导决定既然不影响运行为了防止出现其它差错暂不进行复位，运行人员加强监视，待168结束后再复位并进行逻辑修改。“现场总线超时报警”是本次故障的首发原因，该故障信号送至DCS后，在DCS逻辑中触发“励磁系统故障信号”，造成DCS及光字牌出“励磁系统故障”信号；同时DCS中“励磁系统故障”是触发“灭磁开关事故跳闸”的四个条件之一，即DCS发了一个跳灭磁开关的指令，但该跳闸指令在励磁系统中被闭锁，DCS在发出跳灭磁开关指令后，检测至灭开关仍在合闸状态，因此出现了在DCS画面中灭磁开关“黄闪”的现象。通过此异常说明在讨论DCS逻辑时把关不严，考虑问题不全面，认为条件越多越可靠，没有想到条件过多带来的副作用，当时在讨论逻辑时方天调试人员不同意将此信号做入顺控去跳灭磁开关，只报警即可，因为如果有故障发变组保护及励磁系统都有保护去跳灭此开关，此逻辑多余。厂家对现场总线超时报警出现原因解释为在规定时间内偶尔通讯繁忙原因没有收到对侧消息造成，AVR中现场总线通讯超时整定值为，参数918=75ms（超时延时）；参数917=Alam（超时故障级别为报警）。处理措施：厂家意见可将参数918改为最大值500ms，或将917改为Event（故障级别为事件，即通讯超时后不报警）。8、 氢气湿度超标。原因分析：经氢气干燥器厂家来厂检查发现进气阀门开度太大，导致加热温度一直只有80多度，不能使水份加热为水蒸汽，达不到除湿效果。处理措施：经厂家将进气阀门调整至合适位位后，加热温度上升至150度左右，干燥器排水阀有水流出，氢气湿度明显下降至正常值，达到除湿效果，同时氢气湿度仪显示正确，说明湿度仪不存在显示不准缺陷，此问题得以解决。四、热控专业（5项）1、2008年11月27日，精处理旁路门调试中电路板烧坏。原因分析：设备厂家提供图纸不及时，提供的资料与现场设备不符，致使调试人员将供电电压220V的执行器接成380V造成。采取措施：重新采购两台国产电动执行器进行更换后正常。2、 2009年1月15日，#3机AST电磁阀在调中烧坏4个。原因分析：施工人员接线时看图不认真，造成交流电源串入直流回路，致使AST电磁阀过电压烧毁。采取措施：交、直电源增加明显标示，重新接线。3、 A、B小汽机转速在3000转/分左右时跳闸原因分析：转速探头距测速盘间隙小，造成信号电压高，小汽机跳闸。采取措施：经厂家多次调整，将转速探头距测速盘间隙由1MM调整到1.5MM后正常。4、 2009年2月26日#3炉MFT，原因分析：原MFT跳闸逻辑在“MFT复位后1800秒，若没有油组运行”会触发“4次点火失败”MFT。此逻辑的本意是在MFT复位后半小时不点火发MFT进行再吹扫。但因逻辑考虑不周，在炉膛点火后1800秒油全退出时也会触发MFT。采取措施：修改错误逻辑，增加任意煤层运行时不触发“4