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1同类型电厂机组试运、启动过程中出现的问题汇总2011年生产准备办组织集控、检修人员到同类型机组电厂学习、搜资，全面系统学习了超临界机组运行、事故处理、检修维护等方面的知识，同时对各同类型电厂在吹管、调试和启动过程中因设备安装质量、逻辑保护、两票三制等方面出现的案例及运行经验进行汇总成册，供各有关人员学习、借鉴，有针对性的对我公司超临界机组设备安装、系统优化等方面，全员介入展开全方位质检活动，重点做好保温、金属焊接、二次及热工接线、逻辑、保护定值等方面的监督工作，制定相应的预控措施，加强系统学习，确保同类型电厂发生的问题不在我公司机组安装、试运、启动过程中发生，保证新机移交即稳定生产。一、同类型机组试运过程出现的问题1、燃烧器壁温超温某厂为等离子点火，第一次点火时出现燃烧器壁温超温的现象（高达1000多度）原因：为因燃用高挥发份的印尼煤，在风粉混合后温度60℃左右时，煤粉被高温等离子体迅速引燃，并在等离子中心筒附近迅速燃尽，等离子中心筒温度水平较高，造成等离子壁温无法控制。措施：采取降低煤粉细度、提高一次风量和一次风速、降低给煤量、减小等离子功率、关小其他燃烧器的二次风等方法，控制住了等离子壁温。但其燃烧效果稍差。我厂与此类似，问题为燃烧器壁温控制问题及燃烧效果，对于这种两级式燃烧来说，燃烧器壁温很难控制，必须严格控制中心风压（一次风）的大小，既要保证燃烧效果好，又要防止壁温超高。2、等离子断弧发生MFT某厂为等离子点火，等离子试拉弧，#3角拉弧正常，但启动成功信号未来，造成DCS无法停止，就地关闭载体风门后停止，其余角试拉弧正常，在运行过程中因#1、#2角等离子断弧，A磨煤机跳闸导致锅炉MFT保护动作。原因：等离子断弧发生MFT，工业水回水关小，导致空压机温度高跳闸，使等离子失去载体风，#2机启动电泵调试，导致母线电压降低，使等离子断弧。措施：我厂与此类似，在等离子投运前，要对等离子闭式冷却水、载体风用的仪用压缩空气系统，全面检查，发现问题及时解决，等离子电源要可靠稳定。2、扩容器疏水箱溢流机组启动中锅炉疏水扩容器疏水箱溢流及放水排入机组排水槽。原因：机组排水槽设计偏小，加上施工尾期排水槽内杂物未清理干净，使排水泵入口滤网屡次堵塞，发生机组排水槽满水现象。措施：排水槽更改设计，及时清理排水泵入口滤网3、空压机冷却水压力低跳闸导致机组MFT机组运行中多次出现了空压机冷却水压力低失水，空压机跳闸，并导致机组启动过程中等离子2跳闸MFT。原因：空压机冷却水因设计问题（水源为工业水），投运其他设备冷却水时，造成空压机冷却水压力低失水措施：对空压机冷却水系统进行了改造，增加了一路备用水源做为空压机的备用冷却水，并保证回水畅通。针对空压机区域在电除尘之间，粉尘较大的问题，定期对空压机油冷却器滤网进行清理，保证空压机房内干净清洁。4、启动扩容器排气口排气位置启动扩容器排气口排气位置不对，某厂#1炉扩容器排气口正对两台机组磨煤机区域，启动时排汽量大且带水多，造成磨煤机区域多处设备遭淋。措施：将扩容器排气管路改造。5、受热面壁温超温及屏过定位管两次爆管#1炉调试过程中发生受热面壁温超温及屏过定位管两次爆管原因：定位管出口联箱处未开孔导致蒸汽不流通所致措施：将这两根定位管割除，同时对其他管道进行了内窥镜检查，清除了部分管内杂物，168期间再未发生爆管现象，168过后，定位管进行了重新开口安装，且规定运行中应严格控制各受热面管壁温度不超温。如超温应降低燃烧强度，或在保证质量流速基础上减小给水量，增加蒸汽产气量。6、负荷320MW时，金属壁温超温#1机组第一次带负荷320MW时，发现金属壁温超温：屏过21号屏22号管，最高温度到640℃；屏过21号屏20号管，最高温度到579℃；高再17号屏2号管，最高温度到614℃。措施：首先开大燃烬风门的开度，适当减低一次风速，减少总的送风量；同时，增加A、E磨煤机的给煤量，减少B、D、C三台磨煤机的给煤量。7、磨煤机热风自动无法投入磨煤机一次风量均不准，热风自动无法投入，运行人员只能参考磨煤机入口风压、出口风压风速、进出口差压等参数，给运行操作安全及经济运行带来很大隐患。原因：侧煤仓布置使一次风混合进风管段缩短，造成在这一管段布置的磨煤机风量指示不准。措施：尽可能加长这一管段，或采用能在短直管段上精确测量的测风量装置，以使磨煤机一次风量指示准确。8、磨煤机各一次风粉管浓度不均侧煤仓布置使磨煤机各一次风粉管浓度不均，同一台磨各粉管之间煤粉浓度最大0.88，最小0.19。离磨煤机越近的煤粉浓度越低，风速越高的煤粉浓度越低。磨煤机出口缩孔只能调平一次风速，对煤粉浓度的调平作用不大。煤粉浓度不均造成了水冷壁两侧壁温的偏差较大，特别是垂直管段右墙（靠前墙约70多根水冷壁管）较左墙高40~50度，并超温报警。9、磨煤机液压油系统故障磨煤机液压油系统油管路漏油情况较多。属安装质量。磨煤机液压油站突然压力降至零，原因:先天性设计把磨煤机液压油站设在磨本体附近,导致液3压油站处于弹性基础上,使得电机与油泵靠背轮在运行期间联轴器处于弹性状态,导致运行期间容易磨损联轴器(电机侧的靠背轮齿轮存在磨损情况)，油泵与电机脱离。10、密封风风压低，磨煤机漏粉严重磨煤机密封风至磨盘处风压不够。只有8～9kpa,与一次风压相当（设计应大于一次风压2kpa），这也是造成磨盘处漏粉的重要原因。原因：磨煤机密封风有四路，分别至分离器油池、磨辊、液压加载拉杆、底座密封（炭精密封环），其中分离器油池密封对密封风机来风分压最大，直接造成炭精密封环处密封风不够，而漏粉到油中。措施：将分离器密封风进行了改造，分离器密封风改冷一次风供应，密封风机其他用户不变，解决了这一问题。11、MPS磨煤机启动振动MPS磨煤机的特点是启动前磨煤机磨辊与磨盘之间无间隙，但可以升磨辊，正常运行备用时，磨煤机磨辊一般不升起，因此在启磨前，首先启动给煤机进行1-2分钟的布煤，然后进行启磨操作。若不布煤，磨辊与磨盘之间为金属摩擦，将引起磨煤机剧烈振动，造成磨煤机严重伤害。断煤时若时间较长，也会出现磨煤机剧烈振动的情况。措施：断煤时不抬磨辊只将比例溢流阀调到最小，使油压降到2MPA左右，若油压不降，则停止液压油泵，这样磨辊只靠自身重力压在磨盘上，减小振动。12、燃烧器火嘴根部结焦停炉后，观察炉内结焦状况，四面水冷壁结焦较轻，所有燃烧器火嘴根部结焦严重，甚至堵塞一部分燃烧器喷口。原因：上煤方式下层磨上印尼煤，上层磨上较差煤种，不同煤种分仓混烧有效地减少了水冷壁结焦，但哈锅锅炉设计煤种为贫煤（挥发份16%~18%），全年大多数时间烧挥发份在30%~50%的煤种，再加上燃烧配风不合适，就造成了火嘴结焦、烧火嘴现象。13、磨煤机磨辊磨损停炉后观察磨煤机磨损情况，B磨西南磨辊磨损严重，有数个约直径4cm深1cm的坑，分离器上无杂物，西北磨辊可见处光滑无损，东南磨辊不可见。询问该厂运行人员得知，B磨断煤最频繁（B原煤仓使用空气炮最多），经常发生振动。原因：煤质较硬造成磨辊磨损严重14、中心风道烧穿停炉后检修发现B层B1与B2中间的中心风道烧穿，燃烧器B2中心孔及油枪套管烧坏。原因：燃烧器为旋流方式，煤粉投入时，由于中心区为负压，可能有部分煤粉透过油枪稳燃罩处进入中心孔。中心风由二次风供应，风箱相对二次风箱细的多，可能存在大量二次风分流至二次风箱，对中心风风箱来说有虹吸作用，造成中心风风量极少，且中心孔出口为导流叶片型式，又增加了风量吹出的阻力。中心孔内煤粉不易被吹出，且挥发份较高，造成自燃烧坏中心筒。措施：在小修机会对中心风箱加导流器。415、给水流量低造成锅炉MFT1号机组曾于2009年12月30日和2010年1月5日先后发生三次跳闸事故，12月30日因“给水流量低”造成锅炉MFT动作停炉。原因：运行人员判断失误，操作幅度过大导致。1月5日第一次锅炉MFT动作因机侧“EH油压低保护动作跳机”跳闸，主要原因是备用EH油泵不起动。第二次因“给水流量低”保护停炉，主要原因是运行人员操作失误（将电泵勺管当作再循环使用）。16、干式排渣系统出现的问题1）钢带机过载跳闸：钢带机斜坡段在渣量多时易出现灰渣在钢带上面下滑堆积，造成斜坡段渣量堆积，严重时钢带机过载跳闸。措施：在钢带机上每隔一段距离（50～100cm）增加一块由钢带板折90度角形成的刮板，防止灰渣下滑影响出力。2）清扫链过载跳闸：清扫链在斜坡段大量积灰渣，严重影响清扫链正常运行。原因：钢带机灰渣中的灰粒从缝隙中落入清扫链上，在钢带机出渣口处小块灰渣在负压作用下落入清扫链回程链上刮回（锅炉炉膛负压已控制最低了，但是排渣机处负压为锅炉炉膛负压最大点，无法再继续减小）。措施：在出渣口处设计一挡板，使钢带机上的落渣在下落过程避开清扫链出口处。3）碎渣机出力不足：碎渣机处易堵渣，渣块大时会在碎渣机上部棚住。措施：完善堵渣报警，改进落渣口初通流面积。4）、斗式提升机故障（我厂初设中无此设备）现象：斗式提升机运行中出现断链及频率加不上去，频率维护人员设定最低值为35HZ，而在一次异常中只能加至20HZ。17、热网换热器泄露2010年1月10日供热投入后，运行不足两个月，其＃1机的供热首站B热网换热器泄露（德国进口、板式换热器）原因：其闭式循环水泵选型太大，出口压力高，达到或超出一些板式换热器的规定运行压力措施：调整循环泵出口压力至换热器规定允许压力，在小修或调停时更换循环泵。18、机组机炉电大联锁试验时造成启备变失电经过：在进行机组机炉电大联锁试验时，当进行到拉开发电机出口开关，联跳汽轮机、锅炉这一步时。运行人员误将211开关（应为209开关）拉开，造成启备变失电，机组失电。后经操作员行为记录查找，发现真正原因。原因：（1）在进行重大试验项目时，没有实行双人操作监护制度。（2）运行人员在进行试验时前没有认真核对设备。（3）发电机出口开关没有使用双重编号。防范措施:1）、将DCS操作员站中，公用系统的操作只局限在一台机电气操作员站。防止其他人员误操作设备。52）、进行电气重大操作或重大试验项目时，要施行一人操作、一人监护制度。3）、编写试验措施时，对设备要有明确地定义。运行人员进行操做前要认真核对。19、低旁保护动作，锅炉MFT经过：锅炉点火后，当时投入10只油枪，计算燃料量18吨，锅炉压力1.65MPa，稍开高旁6％左右，高旁减温水未投；稍开低旁8％左右，低旁减温水调门开启进行调整，当低旁减温水开度由12％向回关至5％时，低旁保护动作，锅炉MFT。原因：1）再热器保护中，高低旁的部分逻辑设置不合理（高旁低旁减温水调门开度、减温水压力等）。2）运行人员对连锁保护条件不够熟悉。防范措施：（1）对所有保护联锁逻辑进行梳理，将不合适的逻辑条件进行修改。（2）运行人员要加强对保护连锁条件的学习。将联锁保护试验卡中的逻辑条件、定值要熟记于心。20、贮水箱水位达到9400mm，发高高报警，锅炉MFT.经过：锅炉启动，投入8只油枪，361A、B阀投入自动，贮水箱水位设定4500mm，7：16，361B阀自动跳为手动，贮水箱水位缓慢升高，运行人员当时进行投油枪操作没有及时发现，7：19，贮水箱水位达到9400mm，发高高报警，锅炉MFT。原因：（1）贮水箱水位自动偏差设定偏小（100mm），运行中容易自动跳为手动，现改为500mm。（2）水位升高过程中，水位高报警一直未发，直至水位高高，跳闸后才有报警，事后查明水位高报警值没有设置，且自动跳手动后也没有报警信息。（3）运行人员对重要参数监视不够，自动跳手动4分钟没有发现，最终造成水位高保护动作。防范措施：（1）对所有报警光字牌进行梳理，尤其是对报警定值进行重新核对。（2）运行人员在操作过程中对重要的参数要进行时时监控，将重要参数要做成曲线编组。出现异常时要及时发现。21、吹管过程炉膛右侧烟温最高达542℃而烟温控针未自动退出（定值应为538℃）。原因分析：温度连锁定值不正确、行程开关不动作或机械卡涩。预防措施：1）确保定值设定正确。2）检查炉膛探针控制连锁回路，做好单体调试。22、吹管四次后因中联门处临时管漏汽严