东汽300MW机组高压调节阀

第一篇：东汽300MW机组高压调节阀

全国火电大机组（300MW级）竞赛第37届年会论文集

汽机本体及辅机

东汽300MW机组高压调节阀

连接方式技术改造

张永斌 王东黎

(大唐国际张家口发电厂 河北 张家口 075133)

摘要：高压调节阀是汽轮机调速系统执行机构的主要元件，调节阀工作正常与否直接影响机组的安全稳定运行，这就要求调节阀具有较高的可靠性与稳定性，本文针对张电二期机组高压调节阀连接方式设计存在问题结合大修，提出符合我厂机组高压调节阀连接方式的优化改造方案，应用于生产，对机组安全运行，节约检修周期与费用具有十分重要的意义。

关键词：高压调节阀；连接方式；改造；探讨 概述

大唐张家口发电厂（以下简称张电），张电5号机是东方汽轮机厂生产的300MW机组，机组型式：亚临界中间再热、三缸两排汽凝汽式汽轮机，型号N300—16.7（16.7）/537/537（合缸型），于1998年12月正式投入运行。

5号机组各有左右2个高压主汽调节阀，布置在汽机前方运行层下面。每个高压主汽调节阀由公共一个壳体的1个主汽阀和2个调节阀组成，调节阀和主汽阀在公共阀壳内呈三角形排置，结构简单，布置紧凑。机组右侧为1号、4号调节阀，左侧为2号、3号调节阀，1号～3号调节阀配合直径φ170mm，4号调节阀配合直径φ150mm。为了减少阀门提升力，调节阀都设有预启阀。4个调节阀分别控制高压缸内相对应的4个喷嘴组，调节阀分别由各自独立油动机控制，实现机组的配汽要求。存在问题分析

我厂二期5号机组，调速系统均为电调系统，其高调门与油动机之间是通过十字头传动连接，具体连接方式是：高调门门杆通过螺纹悬入十字头，十字头通过铰孔、销柱连接油动机。这种连接方式可以有效减轻高调门因蒸汽流动而引起的振动，具有一定优点。但是，通过我厂5号机的大修，发现了这种连接方式的缺点，就是无法解体检修，高调门与十字头之间的连接螺纹咬死，无法松开。2002年5号机大修中，高调门与十字头之间就没有拆开，因无备件没有对高调门进行检修；2003年初6号机大修，我们提前订购了门杆和十字头备件，检修中高调门与十字头之间仍然无法拆开，通过破坏性拆卸发现高调门门杆螺纹全部偏斜，致使螺纹咬死。

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汽机本体及辅机 原因分析

3.1 高调门门杆螺纹是56×3的普通螺纹，阀门的开关都通过螺纹传动，在机组打闸等快速关闭调门时，门杆螺纹要承受很大的冲击力，致使螺纹损坏。

3.2 2008年3月，我厂5号机计划安排进行第二次大修，根据上次大修调门无法解体的实际情况判定，本次大修该机高调门十字头仍然有可能无法拆卸，因此，建议对高调门的连接方式从结构上进行改造。高压调节门连接方式改造前后对比

4.1 改造前结构如图一所示

图一（改造前结构）

这种结构由于阀门关闭瞬间强大的反作用力作用到螺纹结合面上，使螺纹发生严重变形，造成大修时高压调节阀无法解体。

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汽机本体及辅机

4.2 改造后结构如图二所示

十字头装配时必须保证此间隙垫环园柱销提升螺母螺塞此处必须满焊牢靠，建议采用氩弧焊止动板紧定螺钉75-85，图二：十字头改造装配关系图

改造后结构设计为：十字头按补充加工图加后，依次装入垫环、提升螺母（与十字头的配合为动配合）、园柱销、螺塞（旋入到位，以旋不动为准）后，此时提升螺母上端（左端）与十字头内孔上端设计有3mm间隙（即提升螺母上端始终不会与十字头接触，见图示）然后旋入阀杆，阀杆上端与垫环顶死，同时提升螺母下端与螺塞上端面顶死，此时提升螺母上端与十字头间隙仍为3mm。阀门开启时提螺母带动阀杆往上移动，阀门被开启；当阀门关闭时产生的瞬间反作用力经阀杆作用到垫环上，提升螺母基本上不受冲击力，两者螺纹结合部位不可能损坏，从根本上彻底解除了原设计无法拆卸的弊端，彻底排除了用户的后顾之忧。计划实施方案选取及所需费用预测

5.1 方案一：

十字头改造后，依次装入垫环、提升螺母（与十字头的配合为动配合）、园柱销、螺塞（旋入到位，以旋不动为准）后，此时提升螺母上端（左端）与十字头内孔上端设计有3mm间隙（即提升螺母上端始终不会与十字头接触，见图示）然后旋入阀杆，阀杆上端与垫环顶死，同时提升螺母下端与螺塞上端面顶死，此时提升螺母上端与十字头间隙仍为3mm。阀门开启时提螺母带动阀杆往上移动，阀门被开启；当阀门关闭时产生的瞬间反作用力经阀杆作用到垫环上，提升螺母基本上不受冲击力，两者螺纹结合部位不可能损坏，从根本上彻底解除了原设计无法拆卸的弊端。

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5.2 方案一所需费用：

施行此方案需要订购十字头四个，门杆四根，柱销及铰孔衬垫四套，调整垫及锁紧装置四套，需花费资金60万元。5.3 方案二：

不进行改进，检修时破坏十字头，修理门杆螺纹。在以后的运行中还会出现由于阀门关闭瞬间强大的反作用力作用到螺纹结合面上，使螺纹发生严重变形，造成大修时高压调节阀无法解体。5.4 方案二所需费用：

施行此方案需要订购十字头四个，柱销及铰孔衬垫四套，需花费资金24万元。5.5 确定改造方案

两方案进行比较，方案一可以彻底解决高调门连接问题；方案二只是暂时解决高调门无法大修检查的问题，治标不治本。因此我们推荐采用方案一，彻底解决连接问题。高压调节门连接方式改造效果

6.1 对高调门连接方式进行改进，内装提升螺母，并在门杆螺纹顶部配准垫片，使高调门快速关闭时冲击力作用在垫片上，减少螺纹受力；另外须更换门杆，新门杆上部加工出四方，以便于下次拆卸时固定使用，并安装锁紧装置，防止门杆旋转。

6.2 保证高压调节门行程，优化阀门曲线，减少节流损失

300MW机组在高负荷时，一般采用顺阀控制。即随负荷增加顺次的开启1号、2号、3号、4号高调门，并且阀与阀之间有一个10％左右的重叠度（前一个调节阀尚未全开时，后一个调节阀就提前开启，其提前开启量称重叠度）使其负荷阀位曲线叠加成一近似直线。如果没有重叠度，调节阀行程阀位曲线如图中虚线所示，为一阶梯状曲线，调节阀在开启过程中在曲线阶梯段就会发生升程增加，流量却增加很少，这就要求加大油动机行程，从而使调节系统转速变动大，甩负荷时动态升速增高，调节系统可靠性降低；如果重叠度太大，极限状态为节流调节（重叠度为100％），调门节流损失太大，机组运行不经济。10％左右重叠度比较合适。如下图：

流量有重叠度预启阀行程无重叠度行程

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6.3 运行中可消除高压调节阀异常振动

当机组在负荷200MW－300WM之间运行时，主要通过调节蒸汽流量满足负荷要求，因此1号－3号高调门工作条件最恶劣，调节最频繁，也最容易发生故障。正常情况下，即使在机组带300MW负荷时，4号高调门也不参与调节，开度为0，只有在负荷增加太快或汽轮机以节流调节方式运行时，4号高调门才会有一定开度。也就是说，1号－3号高调门是主力调节阀，4号高调门的阀碟始终压在阀座上。由此我们可以采取措施修改高调门调节的开启顺序为1号、2号、4号、3号，把号4高调门作为主力调节阀，3号高调门最后开启，令其阀碟压住阀座，即可消除由于3号高调门阀座松动而带来的调节系统摆动和机组负荷波动。这对于纯电调机组是非常容易实现的。结论

高压调速汽门连接方式改进后，可以对高调门进行正常性大修，发现高调门存在的问题，消除事故隐患保证高压调节门行程，优化阀门曲线，减少节流损失，提高机组热效率，降低机组发电煤耗；还可以在非大修时对高调门进行解体消除缺陷，保证机组安全运行。

参考文献：

[1 ] 《电站汽轮机数字式电液控制系统－DEH>> 上海新华控制技术有限公司 编著

中国电力出版社 [2 ] 《火电厂汽轮机控制系统改造》 贵州电力试验研究院

文贤馗

主编 中国电力出版社 [3 ] 《张家口发电厂5号机组汽机专业调试报告》华北电力科学研究院有限责任公司 [4 ] 《东方汽轮机厂高压调节阀图纸》

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第二篇：300MW机组基建工程典型质量问题

300MW机组基建工程典型质量 问题汇编

华电山西朔热公司编

2010年9月

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序 言

为确保华电山西朔热公司2*330MW项目的建设质量、顺利进行、创优质工程，进一步加强对基建工程的管理与监督，特主要摘录了300MW级机组发生一些基建质量问题、障碍事例，供大家参考学习。方便大家从中总结经验、深刻吸取事故教训，提高认识，增强安全工作的责任感、紧迫感和压力感。在工作中举一反三，摸清事故规律，制定防范措施，防患于未然。为安全、平稳地搞好工程的建设、试运和投产工作做出贡献。

综观国内电力基建质量问题，从发生的事故原因来看，有相当多的事故原因是由于人员责任心不强、不能很好地执行规章制度造成的。因此抓好质量管理程序，提高工作人员的素质，搞好岗前培训，增强工作人员的责任心和事故处理能力，致关重要。希望大家克服麻痹和松懈思想，认真执行质量验收程序及“两票三制”，抓好各项安全质量措施的落实，努力实现“安全为天、环保为先、效益为本、质量为基”的建设理念。其主要责任单位包括项目公司、监理公司、承包单位、设计院、调试所、供货商。主要责任人是项目公司建设部质检人员、监理工程师、承包单位质检人员设计人员、调试人员、各工代等

由于时间仓促，书中粗疏之处在所难免，恭请各位读者给以批评指正。

目 录

第一节 土建专业质量问题汇总及防范措施....................4

一、沉降观测点设置及施测不规范.......................4

二、部分混凝土地面、抹灰墙面有裂纹...................5

三、室外钢结构油漆脱落、锈蚀.........................6

四、钢筋混凝土构件钢筋保护层厚度不满足规范要求.......6

五、回填土质量控制不好，出现不均匀沉陷。.............7

六、现场对已完工的成品、半成品保护不好...............8

七、建筑工程施工完成后对现场遗留物清理不彻底.........8

八、同一工程多个施工单位的验评表、记录表等表格格式不统一...................................................9

九、外围及辅助、附属工程的质量不高..................10 第二节 汽轮机及附属设备.................................11

一、系统管道设计类质量问题汇总及防范................11

二、阀门制造类质量问题汇总及防范....................12

三、水泵设备制造类质量问题汇总及防范................15

四、汽、水、油系统安装类质量问题及防范..............16

五、焊接类质量问题汇总及防范........................20

六、汽轮机本体类安装质量问题及防范..................22

七、主要辅机问题及防范..............................26 第三节 锅炉专业质量问题汇总及防范措施..............27

一、锅炉“四管”发生的质量问题汇总及防范............27

二、设计问题造成原煤仓堵煤汇总及防范................30

三、锅炉辅机设备设计选型不当引起质量问题汇总及防范..32

四、新建机组发生的阀门制造质量问题汇总及防范........33

五、制粉系统发生的故障汇总及防范....................35

六、除尘、除灰系统发生的质量问题汇总................36

七、输煤系统发生的质量问题汇总及防范................37 第四节 电气专业质量问题汇总及防范措施....................38

一、发电机本体类质量问题及防范......................38

二、大型变压器类质量问题及防范......................40

三、继电保护类质量问题及防范........................42

四、设备制造安装类质量问题及防范....................44

五、设备调试质量问题及防范..........................45

六、重要辅机电动机质量问题及防范....................46 第五节 热控专业质量问题汇总及防范措施...................48

一、项目设计引起的质量问题汇总及防范措施............48

二、施工质量管理的质量问题汇总及防范................50

三、接线质量导致的质量问题汇总及防范................51

四、提资资料不全引起的质量问题汇总及防范............53

五、调试质量问题汇总及防范..........................54

六、设备选型质量引起的质量问题汇总及防范............56 第六节 脱硫专业质量问题汇总及防范措施....................57

一、脱硫入口设计参数问题汇总及防范..................57

二、脱硫设计质量问题汇总及防范......................58

三、脱硫设备质量问题汇总及防范......................59

四、脱硫施工质量问题汇总及防范......................60 第七节 火灾事故.........................................63

一、托克托施工保温火灾事故..........................63

二、制粉系统爆破 引燃电缆停炉.......................63

三、违章作业 燃油喷出 引燃电缆 机组停运.............64

四、升压站220kVⅠⅡ母线PT先后爆炸起火,导致全厂停电事故..................................................65 300MW机组基建工程质量问题汇编

第一节 土建专业质量问题汇总及防范措施

一、沉降观测点设置及施测不规范

沉降观测点的设置对于判定建（构）筑物及重要设备基础的健康水平极其重要，测得的具体数据和趋势分析是判定其沉降情况的重要依据，沉降观测工作应引起各参建单位高度重视，以确保新建工程的稳定、健康。从已完工的工程情况看，在沉降观测点的设置和变形观测的具体操作方面暴露出的问题较多：个别工程在工程设计阶段就没有按照相关规范进行沉降观测点的设置；有的工程在施工阶段没有按照规范要求进行施测；有的工程在半年试生产期间没有进行沉降观测；有的沉降观测点被遮挡、掩埋或破坏，无法进行沉降观测；有的没有对现有沉降点进行有效保护；有的没有设置明显的统一标识；有的工程在测量工作结束后没有进行测量工作的总结及对工程的沉降情况进行评价，没有真正达到沉降观测的目的。

原因分析：建设单位及参建单位没有充分认识到设置沉降观测点及施工测量对工程的重要作用；相关单位对于有关规范、标准了解不全面、理解不深刻；监理单位和建设单位在测量工作方面的监督管理不细、力度不够、工作不实。

本项目负责人：秦志芳 专责人： 防范措施：

在施工图会审阶段应将沉降观测点的设置列为审查的重点内容之一；建立并完善相关的规章制度，规范沉降观测点的工作秩序和程序，且认真贯彻执行；监理单位必须配置足够的、持有效资质证件的专业技术人员进行施工期间的全过程监督和管理；建设单位应不定期进行检查和抽查，以便及时掌握建（构）筑物及重要设备基础的沉降变化情况。

二、部分混凝土地面、抹灰墙面有裂纹

新（扩）建工程的部分混凝土地面、内外墙面抹灰层，经过半年左右时间的使用后发现不规则裂纹较多，且这一现象较为普遍，大部分工程都有类似问题。时间稍长后，由于裂纹缝隙积聚细煤粉、灰尘等，裂纹就更加明显，影响了土建工程的整体观感质量，个别工程影响了达标投产验收及优质工程的评比。个别工程墙体的裂缝危及到了墙体的结构安全，影响到使用功能的正常发挥。

原因分析：混凝土地面不是随打随抹，而是由于抢进度、图方便将混凝土浇注后，在其上面抹一层水泥砂浆，且砂浆的水灰比控制不好；简化中间的施工程序，基底的清理不彻底、湿润不完全；混凝土压抹成品后，没有及时进行养护或养护时间不够，造成混凝土表面失水过早而形成干裂；有的属于地面伸缩缝设置部位不正确或在层厚方向不贯通或纵横方向不到边。墙面抹灰层的干裂则是没有按照相关规范在墙体抹灰前对基层进行浮灰的清扫并喷水充分湿润，造成抹灰层失水过早；一次抹灰太厚或两次抹灰间隔时间太短，收缩不匀或表面撒干水泥粉;夏季施工砂浆失水过快；冬季施工时砂浆层受冻；抹灰层形成后没有进行养护或养护不及时或养护时间不够，造成表面裂缝较多。

本项目负责人：秦志芳 专责人： 防范措施：

制定专项质量问题的防范措施，经监理单位签字批准后方可实施；制定检查、验收制度；严格按照相关规范的规定进行每道工序的检查验收，不减少或简化施工的中间环节；加强成品成型后的养护管理；在工程合同签订阶段就应明确,将半年生产期后出现的类似问题作为考核参建单位的依据。

三、室外钢结构油漆脱落、锈蚀

已完工程的室外钢爬梯、楼梯、支架、桁架等钢结构部件经过不长时间的使用后，发现返锈、腐蚀和油漆脱落较严重，个别已经锈蚀到主要承重构件，不仅影响到钢构件的整体观感质量，还影响到构件的正常使用寿命，不得不在机组投运不长的时间就进行重新防腐处理。

原因分析：由于建设工程工期较紧，施工单位为了赶进度、抢时间，简化或省去了中间施工工序（如除锈、打磨等），使完成后的防腐油漆不能与基层很好的粘结，时间稍长就会脱落；使用的油漆质量不过关，影响最终的防腐效果，出现了返锈现象；施工单位涂刷的防锈漆或面漆没有达到设计规定的遍数及涂层厚度，导致油漆防腐能力降低，影响了钢构件的防腐功能。

本项目负责人：秦志芳 专责人： 防范措施：

钢构件在打磨、除锈后必须进行严格、认真的过程验收，并做好现场验收记录，上道工序未按照规定进行检查验收或检查验收不合格，不得进行下道工序的施工；检查油漆产品合格证、质量证明等，必要时可进行抽样检测；对涂刷成品后的油漆涂层厚度按照相关规范进行测定、验收，对于不符合规范规定的指标要返工处理。

四、钢筋混凝土构件钢筋保护层厚度不满足规范要求

钢筋混凝土构件中钢筋保护层厚度，应按照构件的不同部位依照相关规范留置，而有的工程个别部位的钢筋保护层不足，造成混凝土构件的箍筋锈蚀，甚至外露，严重的已影响到了受力钢筋。特别是冷却塔人字柱、淋水构件等经常受水冲洗部位，经过几个冬季的冻溶循环后，会使混凝土保护层脱落，威胁到混凝土构件的结构安全，不得不耗费大量人力、物力、财力进行加固处理。

原因分析：没有按照土建工程验评标准的规定要求设置保护层垫块，垫块数量不足或固定不牢，混凝土浇注后钢筋笼变形，使钢筋向一侧靠近，造成保护层厚度减小；钢筋工程的各级检查验收流于形式，没有认真把关，对于不符合规定、数量不全的垫块没有及时发现并纠正。

本项目负责人：秦志芳 专责人： 防范措施：

严格按照钢筋工程的验收程序进行检查验收，做到验收不流于形式、不走过场；实行责任到人、压力到位的验收管理模式：谁签字谁负责，谁验收谁跟踪管理。要制定出现类似问题的考核办法，发现问题后要追究施工单位技术人员及工程监管部门人员的责任。

五、回填土质量控制不好，出现不均匀沉陷。

回填土的质量控制不好，短时间内出现不均匀沉陷是最近新建机组的普遍问题，现场回填土的质量缺陷主要表现为：回填土上的混凝土地面经过一段时间的考验后，出现了局部的不均匀沉降；回填土层上的小型辅机基础出现倾斜、沉降；回填土层上的沟道发生断裂；建（构）筑物室外散水出现局部沉陷、断裂等。

原因分析：回填土的施工过程控制不严格，不按照相关规范的铺土厚度进行铺土，铺土厚度远大于规定要求；打夯机的夯实遍数不足、两夯之间的重叠宽度不够，最终的回填土没有达到规范规定的压实系数；回填土料不符合设计要求，粒径过大、含水率过高、出现冻土块等；监理单位没有充分发挥监督管理职能，监督不到位、管理力度不大。

本项目负责人：秦志芳 专责人： 防范措施：

施工单位制定专题的回填土施工技术措施，报监理单位审查批准，并监督执行；严格按照相关规范控制分层厚度、含水量、压实系数、土料粒径等参数；按照规定认真做好回填土的见证取样及试验工作，加强对土料、含水量、施工操作和回填土干密度的现场检验。

六、现场对已完工的成品、半成品保护不好

在工程建设过程的检查时发现，现场对已经完工的成品、半成品保护不到位是普遍存在的问题，主要表现在：墙体及混凝土构件的边角遭受碰撞、施工完成的墙面地面等被污染、保温层被踩踏、沉降观测点被掩埋或破坏、屋面防水层被破坏等等。

原因分析：施工单位对成品保护工作的宣传不够，一线施工人员的成品保护意识不强；成品保护制度不健全，设施不完善；施工过程中，各专业交叉施工的管理不规范、组织不合理、协调不统一、措施不到位。

本项目负责人：秦志芳 专责人： 防范措施：

结合工程实际情况，制定切实可行的成品、半成品保护制度；施工单位应加强同一专业不同工序或不同专业之间交叉作业的统一管理、组织与协调；做好成品保护的措施；加强成品保护的宣传，增强工人的成品保护意识；加大对破坏成品行为的惩罚力度。

七、建筑工程施工完成后对现场遗留物清理不彻底

在机组投产后的达标投产检查中发现，现场施工遗留物较多，有脚手架钢管、架板、细铁丝、未割除的钢筋、钢管等，在一定程度上影响了全厂的安全文明生产及达标检查验收。

原因分析：施工单位没有严格对照验收标准进行各级检查验收；监理单位没有认真的组织单位工程竣工验收，即使验收，工作也没有做到严、细、实，只是流于形式。

本项目负责人：秦志芳 专责人： 防范措施：

监理单位必须认真组织细致的单位工程竣工验收工作，制定单位工程竣工验收制度，严格竣工验收程序，明确竣工验收任务，落实竣工验收责任。

八、同一工程多个施工单位的验评表、记录表等表格格式不统一 目前电力工程建设的每个项目的施工单位都是有多家组成和参与的，个别项目在资料统一管理方面做的不够到位，甚至有些混乱：各施工单位土建专业的质量验收评定表、沉降观测记录表、各种记录表等表格的格式不统一，千差万别、良莠不齐。特别是地方建筑公司或其他行业的施工单位资料的归档和整理比电力建设公司做的要差。

原因分析：地方施工单位或外系统行业的施工单位不清楚电力行业土建工程各种施工记录表格的格式，仍按照他们既有的表格和模式进行填写；建设单位或监理单位在工程管理过程中也没有对其进行统一的要求、协调和管理，使形成的最终竣工资料不符合档案管理的统一要求，不得不花较多时间进行整改。

本项目负责人：秦志芳 专责人： 防范措施：

由监理单位牵头对工程资料的填写、归档、整理等进行统一的要求、协调和管理，在工程起始阶段就对各施工单位以工作联系单的形式下发明确的要求和管理标准，在工程建设期间专门对技术资料进行不定期监督检查，并将发现的问题及时反馈给相关单位，以便及时纠正和整改。

九、外围及辅助、附属工程的质量不高

建设完成的所有火电项目都不同程度的存在着主体工程质量好于外围及辅助、附属工程，即使同一个施工单位来完成这两部分，也存在这一问题。无论是从工程的结构部分还是到装饰装修的细部，外围及附属、辅助工程的总体质量都大大逊色于主体部分。

原因分析：无论是建设单位还是工程各参建单位，都存在重视主体工、，轻视外围及附属、辅助工程的心态和观念。在外围及附属、辅助工程的招标阶段，建设单位就对施工单位的资质等方面放松了要求、降低了标准。施工单位在工程建设阶段无论是从技术力量的配备、施工机械的配置及工程管理的力度方面也都能体现出轻视外围及附属、辅助工程的一面来。监理单位也没有配备专职的专业人员进行管理，只是由管理主体工程的人员来分管这部分工作。不重视外围及附属、辅助工程各方面因素的综合与聚集，就形成了最终的、大家都能看到的结果。

本项目负责人：秦志芳 专责人： 防范措施：

首先建设单位在外围及附属、辅助工程的招标阶段就对施工单位的资质等提出与主体工程同等的要求来，对监理单位在这方面提出具体的工作要求。监理单位必须配备相应的专职技术人员进行管理和监督。施工单位也要加强技术力量的配置，质量管理的标准和力度要提高到与主体工程的质量同一标准上来。通过各方的共同努力，来促进和提高外围及附属、辅助工程质量的提高。

第二节 汽轮机及附属设备

一、系统管道设计类质量问题汇总及防范

1、由于系统管道设计不合理造成的问题汇总如下：

1.1莱城二期（2×300MW）#4机组四大管道系统的疏水系统由于疏水阀门设计等级低，内漏现象多；由于系统的支架、弹簧的选择、分布设计时存在问题，支架、弹簧的缓冲能力弱（疏水调阀开、关速度过快造成）；同时疏水系统设计膨胀不畅，有受阻变形现象，致使部分疏水管路变形，产生振动。

1.2广安二期（2×300MW）#3机组由于高旁疏水布置不合理引起管系剧烈振动。#3机组当时负荷300MW，主汽压力设定值为16.6MPa，机组处于炉跟机方式运行。机组运行过程中，当煤质忽然变好时，主汽压力上升，当主汽压力达17.6MPa时，高旁减压阀快开，高旁减温水开启，大量的高温、高压蒸汽瞬间进入高旁引，高旁管路发生剧烈振动，部分支吊架变形。

1.3中宁（2×300MW）#1机组轴封溢流管设计位置不当导致凝汽器发生泄漏。由于轴封溢流管进入凝汽器后蒸汽出口位置设计不合理，致使蒸汽直接吹到铜管表面，造成凝汽器B侧有三根铜管泄漏。将发生泄漏的铜管进行了封堵。并在机组检修中将轴封溢流管进入凝汽器后蒸汽出口位置进行了下移。

2、原因分析

以上问题的发生主要是由于设计不合理原因造成的，即有设计院经验不足的原因，也有施工图纸会审把关不严、审查不细等原因。系统管道设计不合理，不仅造成管路系统稳定性差，还会产生诸如管系振动、管道变形、支吊架损坏等故障，甚至影响设备的安全运行，产生损坏设备等严重后果。本项目负责人：陶宝国 专责人：王晋锋

3、防范措施：

3.1加强施工图纸的会审工作，对主要系统的管道走向、支吊架的布置方式、支座的选取、管道冷拉值的验算等应充分讨论，充分发挥监理人员的作用、生产准备人员应提前参与会审。

3.2在管道设计中选用满足设计参数要求的进口疏水阀，同时疏水系统在设计、安装阶段充分考虑膨胀、冷紧等问题。

3.3在对系统的支架、弹簧的选择、分布时，应充分考虑事故工况下的系统的最大冲击力和应力的释放，同时选择开、关相对较缓调阀。

3.4加强管道冷紧值的核算工作。管道冷紧值设计和安装过程中的控制，是管道设计安装过程中的又一重要环节。安装前，应要求设计院及设备厂家对设计的管道冷紧值进行核算，确认冷紧值是否符合管道材质及管道使用温度的要求，安装时对冷紧值的选取要正确。

3.5加强管道焊口的冷紧检查。管道的冷紧焊口一般选在便于施工和管道弯矩较小处，冷紧前要检查管道所有焊口、支吊架、管道附件等安装结束，防止系统阻碍造成冷紧值错误。冷紧时要检查拉紧工具和管道的拉伸状况，避免硬拉；焊口应调整好，焊接时冷拉工具牢固无松动，焊接结束、热处理完成后方可拆除拉具。

二、阀门制造类质量问题汇总及防范

1、问题汇总

近几年来，由于阀门选型不合适、阀门制造质量差等原因带来的质量问题非常多，汇总如下：

1.1吹管阶段临冲门选型不当引发的问题：

广安三期（2×600MW）#5机组在吹管过程中，临冲门关闭不严，漏量较大，造成吹管蒸汽压力升压时间过长，升压缓慢，造成吹管一次的时间过长。另外临冲门电动头的传动丝套在吹管过程中损坏，无法正常开关，被迫停止吹管对锅炉泄压，进行解体检查。影响吹管时间3天左右。经检查分析，发现阀门的选型存在问题，临冲门的压力等级选的偏低。

1.2试运阶段因阀门质量差引发的问题：

潍坊二期（2×670MW）#3机组B汽泵出口逆止门不严，经解体检查发现阀门内部有杂质，造成阀门密封面配合不严；阀芯动作过程中有轻微卡涩。#4机组168小时试运期间，主蒸汽疏水手动门阀体泄漏，造成高温高压蒸汽外泄，影响机组安全稳定运行。该阀门为美国进口VTI手动疏水球阀（型号为BA91-BW-STD-2），经过对阀体泄漏部位进行检查分析，认为该阀门存在质量问题，阀体法兰密封垫片损坏是造成主蒸汽泄漏主要原因，而且阀门还存在严重的内漏缺陷。

1.3机组运行阶段暴露出的阀门质量问题：

章丘二期（2×300MW）#

3、4 机组高加危机疏水阀门部分阀门不严，影响机组热效率，泄漏原因为设备选型不合适，制造加工质量差。

1.4汽轮机主汽门、调门制造质量差引发的问题：

①石门二期（2×300MW）＃3机在首次冲转过程中，右侧（#2）主汽阀预启阀碟脱落。经检查发现，制造厂在进行阀门装配时，该主汽阀预启阀碟与限位阀套未点焊死造成，旋紧丝扣完全松脱。该问题的发生，直接导致汽轮机冲转时间推迟15小时，停机后处理该故障耗时5天。

②章丘二期（2×300MW）机组#3机组作50%甩负荷试验过程后，B侧主汽门阀杆断裂，操作失灵，停机处理。经检查发现阀杆含铬量低，导致阀杆脆性大，受应力断裂，对阀门进行返厂处理。

2、原因分析

阀门缺陷的产生原因有设计选型、制造加工、安装质量、运行操作等各方面，从以上问题情况看，有阀门选型不当的原因，但主要还是阀门制造质量差的原因。

本项目负责人：陶宝国 专责人：王晋锋

3、防范措施

3.1首先应把好阀门的选型关。应根据系统的运行特点选择合适形式的阀门，设计参数应符合实际运行工况。阀门的前后压力、最大流量、介质温度等运行参数要提供准确，确保设计人员在阀门设计时进行正确的选型、选材，确保阀门的压力等级、适用介质、使用温度、流量等参数合格；电动阀门的电动头应满足阀门运行过程中前后压差最大时的开启力矩，并留有一定的设计余量。锅炉吹管阶段，临吹门阀门的选取一般由施工单位选取，业主应严格把关，对临吹门的压力等级、性能参数是否满足锅炉吹管期间蒸汽的最高压力和最高温度要求进行审核，必要时请设计院进行复核。

3.2把好阀门的采购关。在选用阀门时，应选用供货业绩多、使用质量可靠、售后服务好的品牌。对于重要系统如给水系统、抽汽系统、凝结水系统、循环水系统的阀门，要加强监造质量监督，确保质量。阀门到货后，要详细检查阀门的水压试验、严密性试验报告及合格证等相关资料。

3.3把好阀门的安装质量关。阀门在安装以前，要全部进行现场的严密性试验，确保阀门无外漏、内漏缺陷，并根据阀门的牌号和出厂说明书检查它们是否符合系统使用要求。逆止阀要重点检查阀芯动作是否灵活可靠。关断用阀门应检查有无卡涩问题。阀门在安装焊接时，应在微开状态，膨胀受阻造成弯曲变形并损伤密封面。管道、阀门内应保持清洁，防止异物落入阀芯和阀座之间，碰伤结合面，造成阀门内漏。阀门安装结束后，对运行温度高于50摄氏度的阀门进行保温。调节阀在安装前，应征求制造厂家意见，对阀门进行解体检查，检查气动执行机构各部件有无缺陷，气囊是否漏气，阀体、阀套、阀杆、阀芯、阀座等有无制造缺陷。在安装调试进口调节阀时，应仔细查阅说明书等资料，并联系技术人员进行现场指导；调节阀安装结束，在系统投入运行前进行调试，检查调节阀的调节能力是否稳定可靠，有无卡涩跳动，行程控制和开度指示应准确。

三、水泵设备制造类质量问题汇总及防范

1、问题汇总

集团公司最近几年来，新投产机组因凝结水泵、循环水泵等辅机设备存在质量问题影响机组正常运行的事件时有发生，汇总如下：

章丘二期（2×300MW）机组#3机组B真空泵运行中转子跳闸，盘车不动。经解体检查，发现叶轮断裂，掉下的叶片卡死在叶轮与壳体之间。经检查确认，真空泵叶轮存在制造缺陷。

2、原因分析

以上问题主要是水泵制造质量存在隐患造成的，如选材不当，泵性能曲线不合理、泵体刚性不足等。

本项目负责人：陶宝国 专责人：王晋锋

3、防范措施：

3.1把好设备的招标采购关。首先在设备招标阶段，要严格把好资质审查关，要应选择用供货业绩多、使用质量可靠、售后服务好的水泵供货商。技术评标阶段，应重点对水泵的流量与扬程的特性曲线、泵的关闭点扬程曲线等进行比选，选择符合技术规范的水泵。

3.2加强现场质量见证工作。在与水泵厂签订技术协议时，对制造过程中的监造点细化明确，对重要工序要现场进行检验复查，加强每一道工序的监督与见证，水泵在进行性能试验时，要严格检查流量扬程曲线是否平缓，是否符合系统设计要求，如发现问题，要求制造厂及时整改。

3.3对制造厂外购设备应要求制造厂进行必要的质量检测，杜绝不合格产品进厂，能够解体的设备一定要解体检查，及时发现外购设备及部件存在的质量隐患并进行处理。

3.4设备到达现场后，施工、监理、电厂的技术人员应按规范，对于需要进行解体检查的设备及部件，必须要进行彻底检查，对承压部件的密封件进行全部更换，确保设备无泄漏。对于检查中存在质量问题的设备严禁转入下一道安装工序，确保安装质量。

四、汽、水、油系统安装类质量问题及防范

1、问题汇总

1.1因汽、水系统不清洁引发的问题：

①青岛二期（2×300MW）工程#3机组2005年试运过程中，因给水系统管道内杂质较多，运行操作不当，导致给水泵在停运过程中芯包抱死。后对给水泵芯包进行返厂检修。

②石门二期（2×300MW）#3机组在试运过程中，因给水泵再循环管道内焊渣较多，造成最小流量卡涩，导致给水泵组无法运行，影响机组带负荷。

1.2汽轮机油系统设备安装质量问题：

①扬州（2×330MW）# 7机保安油管与前轴承箱排气管装反，造成高压密封备用油泵出口压力小，保安油无压力，影响机组1天启动时间。

②中宁一期（2×330MW）2005年#1机组高压密封备用油泵主动轮锁紧螺母松动，造成油泵不上油，出口油压低，不能正常工作，影响了机组调试。

2、原因分析

汽、水系统堵塞的原因较明确，多为安装过程中对安装质量把关不严，系统内部清洁度不符合要求，存在焊渣、棉纱、保温岩棉纤维、石棉纤维等杂质。系统投运后，杂质堵塞滤网或其他设备，导致系统无法正常运行。

油系统设备发生的问题既有制造质量问题，如：汽轮机配套供应的主油箱内部交流油泵出口法兰泄漏，但更多的是安装质量控制不严造成的。如：部分安装单位未对主油箱进行严密性试验，安装工艺控制不严，致使油管道存有杂质，且未进行轴承通油后的翻瓦清理，造成轴瓦和轴颈磨损；没有对现场油系统的设备及阀门进行必要的解体检查检查、施工过程中没有认真查看图纸，导致管道安装错误；系统检查不仔细，漏装设备或安装错误不能及时发现；管道焊接过程中，管口封堵不及时或未采用氩弧焊打底，管道内进入杂物导致滤油时间过长，油质差等。

本项目负责人：陶宝国 专责人：王晋锋

3、防范措施：

3.1汽水系统管道安装要严格按照作业指导书的要求，内部进行喷沙清理，保证内部清洁，喷沙后对管口进行封堵，防止异物、灰尘进入；系统施工过程中，所有管道开口必须进行有效封堵；汽水系统所有焊口根据管径不同均采用氩弧焊打底或全氩焊接，管道坡口清理干净，防止焊渣进入系统，焊接前要对管道内部进行检查，取出封堵物，确认无杂质；设备、阀门安装时，要对内部进行检查，防止设备运输时的防护、封堵物遗留在设备内部，并清理内部的灰尘、杂物，确保清洁。

3.2密闭容器在进行封闭前，对内部进行彻底清理检查，防止焊渣、隔热石棉布等施工遗留物进入管束部位，对容器内部及管束进行水冲洗，彻底清理内部杂质、灰尘等，检查所有与容器相联接的汽水管道，确保干净无杂物。上述清理工作根据验收措施由监理组织并验收合格。

3.3系统的化学清洗要全面，要做好系统除盐水冲洗的质量监督，保证各汽水管道冲洗干净，水质清洁，无机械杂质。化学清洗及酸洗结束后，系统除锈彻底，内部无杂物、油脂。

3.4汽机侧凝结水系统、给水系统具备调试条件后，要提前进行系统运行调试，使汽机侧水系统、真空系统、蒸汽系统、疏水系统等投入运行，管道内部杂质经过汽水冲刷后及时清理凝结水、给水系统滤网，并对凝汽器汽侧进行清理检查，确保系统清洁度在锅炉炊管前符合要求。

3.5机组吹管期间，制定凝结水滤网定期清理、给水泵滤网轮换清理制度。系统开始投入运行时，凝结水滤网每1-2小时切换清理1次，系统运行稳定后，根据每次凝结水滤网的清洁程度适当将切换清理时间延长至3-4小时，运行过程中严格监视滤网前后压差变化；给水泵滤网同样采取轮换清理的方式，泵组始终保持1台汽动给水泵处于低转速备用状态（该措施适用于采用两台50%容量汽动给水泵、一台调速电泵的机组），运行中如发现另一台汽泵或电泵滤网压差接近报警值，立即对泵组进行切换，对压差高的滤网进行清理，结束后将该泵迅速投入低速备用，以确保系统安全可靠运行。3.6给水泵出入口、中间抽头未接管道前，要进行封堵；出入口及再循环管道在安装前，要对管道内部进行喷沙处理；焊接时，管道内部清理干净，采用氩弧焊打底的焊接方式；管道的开口要及时封堵。

3.7对给水泵的放水放气及密封冷却水管道与阀门的连接方式进行检查，对发现的卡套式丝牙连接形式应全面更换，禁止使用。

3.8炉前系统进行化学清洗时，将给水泵出入口管道短接，对中压给水管道进行除盐水冲洗，清除内部杂质。

3.9给水泵启动调试过程中，运行人员要严格执行运行操作规程及给水泵运行说明书的要求，严格控制给水泵筒体上下温差，盘车转速严禁低于给水泵允许最低盘车转速。

3.10给水泵调试过程中，要定期清理前置泵及主泵的入口滤网，防止滤网堵塞，影响给水泵安全。

3.11对油泵、冷油器、重要的阀门都要现场解体检查。首先保证设备的清洁度，制造厂家供货的油管路应全部经酸洗、钝化、封口后运至现场。对于在现场配制的油管道，非套装大口径油管路应进行喷砂处理，清理干净并采取防腐措施；小口径油管路应进行酸洗、钝化处理；对于不锈钢材质的套装油管安装前宜进行蒸汽吹扫，将其内部彻底吹扫干净。然后检查有无质量缺陷，比如油泵能否正常运行、出力是否达到要求，逆止阀动作是否灵活可靠，有无卡涩现象。

3.12制定严格的油管道施工工艺。安装前所有油管道要严格检查其内部清洁度，对厂家提供的预制好的成品管全部拆堵检查清理，用蘸有稀料的白布拉拭干净后封口，所有油管路安装时才能打开封口，严格做到拆一段油管封口，马上安装。所有油管道必须采用氩弧焊打底、电焊盖面工艺，DN50及以下管道采用全氩焊接；油管道连接过程中，每一道口焊接或法兰连接前必须经过质检员或监理人员检查签证后方可施工。

3.13安装人员在油管道的连接过程中，要认真核对图纸要求，避免管道安装错误，阀门安装一定要符合系统介质流向的要求；安装结束后，要由技术人员对系统进行详细核查，确保系统连接正确；系统的布置及阀门使用安装要符合电力生产二十五项重点反措的要求。

3.14对整体到货的整装式油站、集成式部件，要核对图纸进行仔细检查清理，确认系统连接正确，设计完善无缺陷，无漏装设备及部件，如阀门、节流孔板等。

3.15油系统冲洗结束、油质合格后，及时进行系统的调试，如油压整定、油泵的联锁保护、冷油器切换、油压低保护以及其他项目的调试等，对系统进行运行检验，及时发现系统设计及安装存在的缺陷，对发现的问题认真组织分析，查明原因进行处理整改，不留隐患。

3.16安装与主机匹配的聚结分离式良好的滤油机，机组启动前进行大流量充分油冲洗，尽量在机组启动前暴露问题。

3.17轴承通油后应进行翻瓦检查清理。

五、焊接类质量问题汇总及防范

1、问题汇总

1.1中宁一期（2×330MW）#1机组在2005年试运、试生产期间，分别因#2高调导汽管疏水管焊口、#4高调导汽管疏水管焊口、6.5m高压缸下部高导疏水管焊口发生泄漏，导致机组3次停机，处理缺陷焊口，严重影响了机组的安全稳定运行。

1.2池州一期（2×300MW）＃2机组整套启动过程中，汽轮机油箱内逆止阀法兰焊口断裂漏油，汽轮机安全油压低，危急遮断装置无法投入。后通过检测共发现6个法兰焊口有缺陷，原因为制造单位对主油箱内部管道强行对口焊接，管道存在较大应力，油泵运行后因为振动造成管道焊口开裂，后停盘车对主油箱放油，对存在缺陷的焊口进行了补焊处理，影响整套试运时间11天。

1.3章丘二期（2×300MW）#3机高压缸导汽管取样量仪表阀门与管路直接采用插入式焊接，不符合焊接规范要求，导致机组运行过程中泄漏。处理措施：将阀门全部更换并采用全熔透式焊接结构。

2、原因分析：

发生以上问题的原因体现在三个方面：一是部分厂家供应的成套设备管道焊接质量不合格，如汽轮机油箱内逆止阀法兰焊口质量、安油管套装油管路焊接质量造成的断裂、漏油问题。二是对成套设备的入厂检验检查不到位；三是安装焊接质量控制和检验没有严格执行工艺标准和规范，质量管理制度执行不严。

本项目负责人：陶宝国 专责人：赵卫东

3、防范措施：

3.1对于设备制造厂家提供的焊接部件，特别是成套设备的套装油管道等，重点加强设备监造质量，要求制造厂加强焊接质量监督和焊口检测；设备到现场后还要根据设备归属系统的不同对焊口进行不同比例的抽检，高温、高压的焊口要扩大抽检比例，当发现焊接存在质量问题时，应对所有焊缝进行100%检测。

3.2建立健全焊接质量检验收网络，抓好焊接前、焊接过程中和焊接结束后三个阶段的质量检查。

3.3焊接前，要对所要焊接的管道材质进行确认，合金钢管进行光谱分析，选择合适的焊材，并根据管径、材质确定焊接方法及相应的热处理措施，制定详细的焊接作业指导书。3.4汽轮机各汽、水、油系统的管道焊接，应根据各系统压力等级、管道材质的要求，必须由具备相关资质的专业焊工进行焊接。

3.5管道的坡口加工应符合图纸设计要求，焊件的清理、打磨及管道对口符合焊接技术要求，禁止强力对口。

3.6小径管焊口必须当天完成，焊缝的焊接厚度符合标准，焊接强度要达到要求。

3.7不同材质、管径、壁厚的管道应执行不同的热处理工艺，严格控制热处理温度及时间。

3.8焊接完成后，要加强焊缝的探伤检测。按照焊口所在系统压力、温度的不同按要求进行焊后探伤检验，高温、高压汽水管道焊口要做100%的无损探伤，合金钢焊缝作100%光谱复检，对热处理后的主汽、热段作100%硬度检验；对热处理后的碳素钢焊缝及小径管焊缝作不小于5%的硬度检验。

3.9无损检测过程中，对于一次探伤合格率低于96%的焊工，应停止其在该项目的施工，并对其焊接的所有焊口进行全面复检。

3.10对大小口径焊口检验过的焊口，应做好相关标记，避免漏检。

六、汽轮机本体类安装质量问题及防范 本项目负责人：陶宝国 专责人：王晋锋

1、轴承安装质量问题及防范 1.1问题汇总

①石门二期（2×300MW）#3机组安装过程中#3轴瓦装配不合标准，瓦顶间隙过大，轴瓦负荷分配不合理，标高过低，导致机组试运振动大造成停机。停机后，将#3轴承降低标高0.15mm，轴瓦顶间隙减少0.20mm，消缺时间为11天。②池州一期（2×300MW）＃2机组汽轮机#

3、#4轴瓦安装时，说明书与图纸对间隙的要求不一致，按照说明书进行了安装，结果运行中造成振动大问题。最终经汽轮机厂确认应按设备图纸施工。经过调整后#

3、#4瓦轴振动分别下降到0.05mm和0.06mm。

1.2原因分析：

从上述单位发生的问题可以看出，轴承安装质量对汽机的安全稳定运行影响较大，往往会造成机组停机，而且缺陷处理时间比较长，对机组试运影响较大，目前，各大汽轮机厂所采用轴承的技术比较成熟，轴承的加工精度有了显著提高轴承安装要求精益求精，任何疏漏都有可能产生诸如汽轮机振动、转子轴径磨损等重大问题，垫铁的研磨、各数据的测量调整、轴系中心调整时轴承标高的控制等都要严格执行技术要求，执行规范不严格或达不到技术要求都会造成隐患，影响汽轮机的安全稳定运行。

3、防范措施：要避免上述问题，工作中应抓好以下方面的工作。

3.1轴承安装要严格遵守《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机篇轴承安装的技术要求，并严格执行汽轮机厂的安装说明书及图纸中有关轴承安装的具体技术细节，对轴承的间隙、过盈等数据的测量调整要严格按照技术要求进行，对超出技术标准的有关数据要认真分析原因，并联系汽轮机厂技术人员制定措施进行处理。

3.2当安装说明书、技术规范、设备图纸中的技术要求有关轴承安装数据不统一，出现矛盾时，要及时同汽轮机厂的技术人员进行沟通，确定方案，避免盲目施工产生问题。

3.3安装前对轴承座及内部油管、接口等进行解体、清理、检查，确认无异物后用医用胶布对油口、管口进行封堵。3.4现场施工单位要对汽轮机厂供货的轴承进行解体检查、清理，除检查轴承垫铁、瓦块、钨金等各部件是否存在质量缺陷外，还要对轴承机械加工遗留的铁屑、毛刺等进行彻底清理打磨，各油孔、螺栓孔等孔洞内要用清洗剂进行清洗并用压缩空气吹干，轴承油孔在施工过程中要进行封堵，防止异物进入。

3.5汽轮机轴系找中心过程中，各轴承的标高要按照汽轮机厂技术要求进行调整，调整后要进行轴承垫铁的研磨，保证接触面积达到75%以上，确保轴承的稳定。

3.6汽轮机扣缸前，要对各轴承进行彻底清洗、检查，清除内部杂质，并清除各油口的封堵物，防止进回油管路堵塞。

3.7汽轮机润滑油系统进行大流量冲洗过程中，各轴承进油口要与轴承座油口错开，防止不合格润滑油进入轴瓦。

2、汽轮机汽缸法兰接合面漏汽问题及防范 2.1问题汇总

昆明公司（2×300MW）在机组时运过程中，汽轮机中压缸至低压缸导汽管接合面漏气导汽管接合面有轻微变形，经分析认为可能是设备安装时螺栓紧力不均匀造成的。

2.2问题分析及防范

汽轮机汽缸及导汽管法兰结合面泄漏，对于新安装机组来说，由于没有运行过程中的温差变化，法兰基本无变形缺陷，因此主要原因是法兰螺栓紧力不足造成。螺栓紧力不足，主要有两方面原因造成：一是设计问题，设计时法兰、螺栓膨胀系数等数值取值不合适，计算出的螺栓冷紧或热紧值偏低，导致机组运行后法兰螺栓紧力不足产生泄漏；二是安装问题，安装过程中，汽缸法兰螺栓进行紧固时，没有严格按照设计冷紧力矩或热紧角度进行安装，造成机组热态时螺栓紧力不足法兰泄漏。为避免类似问题重复发生，要有针对性地采取如下措施：

①对汽轮机厂图纸中汽缸法兰螺栓冷紧力矩及热紧值进行核算，防止设计数值偏小，造成法兰泄漏。

②法兰螺栓冷紧力矩及热紧值校核正确后，安装过程中要严格按照设计值进行螺栓冷紧、热紧。冷紧时要使用力矩扳手，确保冷紧力矩达到要求；热紧采用螺栓加热器对螺栓进行加热，待螺栓伸长后，按照热紧值进行准确热紧。热紧过程中，严禁使用气焊烘烤形式对螺栓、螺帽进行加热。

③法兰螺栓冷紧、热紧时，应严格按照汽轮机厂提供的螺栓紧固顺序进行，防止法兰紧偏或法兰各部位受力不均匀，造成泄漏。

④无需热紧的法兰螺栓在紧固过程中，禁止对螺栓或螺帽进行加热，防止螺栓损坏。

3、汽轮机保温施工质量问题及防范 3.1问题汇总

贵港一期（2×600MW）#2汽轮机第一次冲转过程中，在进行并网前试验过程中发现高中压缸上下缸温存在约40℃的温差，经长时间暖机无法消除。经分析及现场检查确认，发现施工单位在下汽缸保温施工中，内二层汽缸保温未按设计要求施工。为消除温差，历经十天时间对汽轮机高中压缸进行重新保温。

3.2问题分析及防范

以上问题的发生主要原因是施工单位未按照工艺标准进行保温施工，其次，质量监督和验收不到位，没有严格按照工艺标准要求进行验收。为避免在施工过程中出现因保温安装质量差而影响机组运行的问题，在安装阶段要采取以下必要措施来保证设备保温的安装质量： ①对设备图纸所要求保温材料的型号、保温厚度等技术要求进行核算，确认设计无误。

②严把保温材料的质量关，杜绝使用不合格或质量低劣的保温材料。

③保温材料的选型要符合设备制造厂及设计单位的设计要求。④在对设备进行保温时，要坚强质量监督，确保保温材料使用正确、保温层厚度符合标准要求；保温材料的施工要做到前后搭接、上下错层，确保施工工艺符合要求。

七、主要辅机问题及防范

本项目负责人：陶宝国 专责人：王晋锋

1、逆止阀制造质量差造成汽动给水泵组倒转超速损坏报废 事故概况

潍坊发电厂2号机组系亚临界300MW机组，配100％容量的汽动给水泵。给水泵的出口逆止门是湖北高中压阀门厂生产的RCV250—1198／360型。1996年1月28日7：59分，2号机组因锅炉MFT，机组解列，联动汽动给水泵组跳闸，但由于给水泵出口逆止阀卡涩，高压给水回流，而锅炉省煤器前又没装逆止阀，使汽动泵组倒转，产生强裂振动，导致给水泵出口电动门在关闭过程中(约1／3位置时)将电动头震落，并将各种表管震断，引燃大火，给水泵给水入口管也被震断。汽动给水泵组倒转转速进一步飞升至8748r／min，而喷出的大量水、汽自行将大火扑灭。

2事故原因分析

①湖北高中压阀门厂生产的逆止阀，制造质量差、卡涩，是引起泵组倒转的直接起因；

②给水泵出口电动门的电动头材料强度差在泵组倒转引起的剧烈震动中，被震落使电动门无法关到底，这就使水泵倒转速进一步飞升；

③锅炉省煤器入口未装逆止阀，使锅炉内压力水得以返流，使水泵倒转有了充足的“动力”；

④给水泵入口管被震断，使得返水排大气，客观上加大了压头动力，终使水泵倒转到8748r／min的难以置信的高速，使汽动给水泵组损坏报废；

⑤在运行监视上，由于运行人员未能正确地判断出汽动给水泵组在“倒转”，使倒转时间延长。

3防止对策

①在锅炉省煤器入口加装一道逆止阀；

②制定出详细的汽动给水泵、电动给水泵倒转的运行反措，并补充到运行规程中执行；

③对厂内其余的汽动给水泵、电动给水泵的出口逆止阀进行检查更换；

④加装电科院科技发展中心研制的防倒转转速报警装置。

第三节 锅炉专业质量问题汇总及防范措施

一、锅炉“四管”发生的质量问题汇总及防范

1、问题汇总

1.1西塞山一期（2×300MW）#

1、#2炉过热器出口联箱管排和联箱焊口泄漏。原因是锅炉制造厂在设计中过热器出口联箱管排膨胀量不够，锅炉厂少设计一个膨胀弯，导致焊口承担热应力过大出现裂纹。通过增加一个膨胀弯加以解决。

1.2中宁一期（2×330MW）#1炉水冷壁制造焊口质量差，水冷壁发生泄漏，对高温过热器造成冲刷，导致高温过热器爆管。

1.3池州一期(2×300MW）在试运中锅炉墙式再热器管在运行中发生爆管。爆管原因是在运行时管材超温,再热器母材存在内伤所致。

2、问题分析及防范措施

本项目负责人：秦志芳 专责人：

影响锅炉“四管”泄漏的因素较多，“四管”一旦泄漏，处理时间最短也要3天，严重制约着试运时间，影响着机组的经济性和安全性。“四管”膨胀设计不当容易引起应力超标；“四管”支吊设计、安装不当引起应力过大；错用原材料材质；焊接质量不良；安装时吊装不当造成管材受伤；安装时管道落入异物；安装时强力对口；调试时超温过热；以上这些原因都易引起“四管”泄漏。

为避免类似问题在今后试运和投产机组上重复出现，防止“四管”泄漏的发生，应重点做好以下几点：

2.1在工程设计阶段，要组织开展锅炉设计评审工作。为加强对锅炉设计的监督，要组织对锅炉厂的设计进行评审，评审可由项目法人单位组织，参加人员由设计院、监理公司、安装单位及外聘专家等经验丰富的人员组成，对评审发现的问题要及时联系锅炉厂进行处理。评审的重点内容：根据锅炉结构特点，审查影响锅炉膨胀的有关部件；根据锅炉联箱的结构特点，审查设置联箱检查手孔情况；根据锅炉吹灰器布置特点，审查受热面防磨装置设置情况；根据锅炉炉内受热面布置特点，审查受热面材料选取情况；结合国内同类型新投产锅炉运行中出现的其他情况进行评审；锅炉设计评审宜在第二次设计联络会完成。

2.2在锅炉制造阶段，应重点做好如下工作：锅炉制造过程中要由项目法人单位委托有资质的单位对锅炉进行监造。监造单位应定期向项目法人单位以书面材料形式汇报锅炉监造情况。锅炉监造内容以锅炉协议中“设备监造”部分规定的质量监督点内容为准。为保证锅炉监造效果，各项目法人单位在与监造单位签订的监造协议中应明确制定相关考核条款，使监造工作真正落到实处。锅炉设备出厂必须有监造人员的检查放行记录，放行记录应随发货清单一起提交。各项目法人单位应不定期派员到锅炉厂检查监造情况、抽检设备制造质量。监检单位应按照监检合同规定内容及时到锅炉制造厂进行水压试验见证、文件见证和制造质量抽检，其中汽包、联箱等部件应列为监检工作的重要内容。项目法人单位应向锅炉制造单位了解锅炉设备部件分包情况，并将分包情况及时通知监造单位和监检单位，监造单位和监检单位应相应调整监造（监检）内容、计划。

2.3在锅炉安装阶段，应重点做好如下工作： 有条件的项目法人单位应尽早配置性能可靠的相关检查设备，并根据锅炉设备进场情况及时组织有效的现场检查（如对设备制造运输过程中造成的缺陷，特别是裂纹、麻点、砂眼、撞伤及厂家焊口的咬边等现象，要进行仔细的检查，发现超标的要及时进行处理）。监理单位应在监理实施细则中明确将防止锅炉“四管”泄漏工作作为监理工作的一项重点内容，制定切实可行的防止锅炉“四管”泄漏的实施细则并报项目法人单位审批，实施细则要明确防止锅炉“四管”泄漏工作的专责人。其中旁站内容中应至少包含所有受热面管子通球旁站；所有联箱、大口径管道内部清理检查旁站等内容。安装单位应明确将锅炉“四管”无泄漏作为安装的主要目标，制定切实可行的防止锅炉“四管”泄漏工作的实施细则并报监理单位审批，实施细则要明确防止锅炉“四管”泄漏工作的专责人。其中：1）安装单位应配置足够数量的性能可靠的内窥镜设备,锅炉联箱及联络管应全部采取内窥镜检查。2)超（超）临界锅炉在100%焊口无损检验的基础上，地面组合及现场安装的RT比例均不低于50%,水冷壁焊口应100%进行RT检查。

从施工工艺和工序上集思广益，确保安装质量。各受热面管排和集箱的过渡散管如进行组合，一定要和集箱进行组合，这样散管弯曲角度好控制，管口不齐（散管长度偏差）也可以提前进行修正，还避免了强力对口。在安装中一定要求水冷壁密封焊接、刚性梁和受热面的焊接、炉顶密封件和受热面的焊接要有高压焊工操作，保证焊接质量。要加强监督，确保受热面管口在施工过程中的及时封堵，要求施工单位在管排通球、打磨坡口后封堵并贴封条，防止异物落入，项目法人单位和监理公司要加大对管口封堵的监督和考核力度。在受热面对口过程中，要防止强力对口和折口。

2.4、在调试阶段，应重点做好如下工作：锅炉酸洗临时管道应采用氩弧焊打底焊接，严控临时管道异物污染受热面管道；酸洗后水冷壁入口联箱应进行割管检查，清理内部杂物。为保证吹管效果，吹管方案应参照锅炉制造单位的推荐意见制定；吹管后应据不同锅炉特点进行必要的割管或拍片检查，主要检查部位如下：带有节流孔圈的水冷壁入口联箱及管段、带有节流孔圈的屏式过热器入口联箱及管段、带有节流孔圈的高温过热器入口联箱及管段、带有节流孔圈的高温再热器入口联箱及管段等。

2.5、要重视锅炉吹灰器的安装和调试质量，防止吹灰器内漏和退不回来损坏锅炉受热面。

二、设计问题造成原煤仓堵煤汇总及防范

1、问题汇总

1.1章丘二期（2×300MW）#3机组试运期间，#3 炉 3台原煤斗下部经常棚煤；煤斗四壁粘煤，煤斗容积缩小，上煤频繁，以致燃煤供应不上，造成机组投油助燃降负荷运行。原因为原煤斗非圆锥面收缩角度过大。

1.2大通一期（2×300MW）#1机组原煤斗易堵煤。原因为原煤仓和水平面夹角过小，造成煤流动不畅。

2、问题分析及防范措施

本项目负责人：秦志芳 专责人：

近年来，大中型火力发电机组制粉系统大多采用直吹式系统。当直吹式系统发生断煤事故时，会造成锅炉出力下降，汽压降低，影响机组的负荷率。集团公司系统内部分电厂在试运和试生产中，多次发生制粉系统断煤现象，主要原因为原煤斗设计不合理，煤流动不畅；原煤水分过大或煤中有异物造成堵塞。

要杜绝原煤仓堵煤事故，保证机组投运后的安全稳定运行，关键要从加大原煤斗图纸审查力度，多方面消除影响原煤仓安全运行的因素，做到事前控制。

2.1原煤斗设计时各个弧面或平面和水平夹角要尽量大，各个弧面或平面和水平夹角不小于72度，组成原煤斗的各个面交线和水平夹角不小于55度。原煤斗内部各个部分之间的过度要圆滑，防止阻碍煤的流动，造成堋煤。

2.2加强原煤管理，去除煤中杂物，使进入原煤斗的煤符合有关规定。

2.3原煤斗入口增加煤篦子，燃料分场人员定期清理，防止杂物进入煤仓。

2.4在寒冷地区，原煤斗应考虑增加保温或加热装置，防止煤中水分大时发生堵煤。

三、锅炉辅机设备设计选型不当引起质量问题汇总及防范

1、问题汇总

1.1池州一期（2×300MW）#

1、2机组引风机单耗大，经常发生抢风现象，设备性能差。原因是设备选型不合理，运行稳定性差。

1.2青岛二期（2×300MW）#3机组空气预热器漏风率设计值为在机组投运时不大于6%，投运一年后，一个大修期内不大于8%。而实际空气预热器漏风率偏大，在11%～12%范围之内。

1.3大龙一期（2×300MW）#1机组一次风机选型过小，造成一次风压偏低。

2、问题分析及防范措施

本项目负责人：秦志芳 专责人：

锅炉的辅助转动设备较多，在试运中，锅炉转动设备的主要故障有出力不足或出力过大、效率低、机械部分卡涩、机械振动、轴承温度高等。这些故障原因复杂，涉及设计、制造、安装、调试各个环节，影响因素多，且在试运和试生产期间不易消除，严重影响机组的安全性和经济性，应引起足够重视。风机、空预器等转动设备出现故障的原因较复杂，牵扯设备选型、设备制造、安装等方面，下面简要分析一下发生故障的原因和应采取的措施。

2.1设备选型：目前设计院在风机等设备选型过程中，一般三大风机压力裕量、风量裕量参照大火规选定。但有些工程由于选型裕量偏大，造成抢风。建议新建工程在三大风机选型时，要做好设备调研工作，了解同类机组风机性能试验情况，并与锅炉厂、磨煤机厂进一步配合后确定各风机风量裕量、风压裕量，同时三大风机设备的选型还考虑空预器的漏风率。建议在风机设备选型中，一次风漏风率可选择低些，一次风、二次风、烟气的裕量在规程允许的范围内尽量取下

限，这样风机最佳工况和实际运行工况比较吻合。空预器选型中，应要求锅炉厂将密封装置做成双密封结构，密封调节装置要成熟可靠，业绩要多，为减少一、二次风间的携带漏风，空预器的旋转方向要先二次风，再一次风，以降低一次风漏风率。

2.2在锅炉辅机安装中，重点对空预器中心筒垂直度调整、推力轴承、导向轴承水平度调整、空预器密封间隙调整、风机联轴器找正等影响试运安全性和经济性的关键工序进行监督，确保达到设备说明书的技术要求。在安装阶段，还要重视对风机轴承的检查，确保各部间隙达到设计值。

2.3对于锅炉专业来讲，调试阶段主要是考验锅炉三大风机和制粉系统等转动设备。在分步调试阶段，主要原则是具备调试条件的设备早试转，早发现问题，早处理。试转时间应不低于8小时。并且在试转时将电机电流尽量达到设备热态时的数值，使设备尽量具备热态时的工况接受考验，确保了试运阶段转动设备的可控在控。

四、新建机组发生的阀门制造质量问题汇总及防范

1、问题汇总

1.1池州二期（2×300MW）#2机组在带负荷切换主给水管路时主给水电动门打不开。停机解体检查电动门杆弯曲，阀芯内套螺纹滑丝。

1.2青岛二期（2×300MW）#3机组锅炉给水大旁路调节阀前截门由于设备制造质量工艺不良泄漏，停机更换处理，造成机组非停。

1.3青岛二期（2×300MW）#3机组锅炉事故放水一次门由于设备制造质量工艺不良泄漏，停机更换处理，造成机组非停。

1.4池州一期（2×300MW）#

1、2机组锅炉高压疏、放水阀门严密性差，热损失大。原因管道存有颗粒，操作后就难以完全严密，造

成热水、蒸汽泄漏，每次经过研磨维修后，1～2月后便又出现内漏，稳定运行时间短。

2、问题分析及防范措施

本项目负责人：秦志芳 专责人：

在发电厂热力系统管路中，阀门是必不可少的部件。一个发电厂要使用上千只各种各样的阀门，这些阀门不仅控制着机组的热力过程，而且关系着机组的经济运行和安全。对电站阀门的要求是性能好、强度高、操作方便、维修简单等。在公司系统内多次发生由于阀门故障造成整个系统或整个机组停运或影响经济性的事件，为吸取教训，在基建过程中，应采取的措施：

2.1在设计和招标阶段，要对阀门的选型进行调研，要杜绝选用发生过质量事故的品牌阀门。

2.2要重视对进口阀门的到货验收，防止供货商以次充好，以国产替代进口。

2.3阀门在安装以前，应根据阀门的牌号和出厂说明书检查它们是否符合设计要求，能否在所要求的条件下使用，特别对于调节阀，重点关注其调节特性和密封等级。当检查确认其符合规范和运行条件后，再细致地检查阀门的外观，并消除存在的缺陷，清除阀门及其零件上的污垢和锈层，检查阀杆能否灵活转动，有无卡涩及歪斜现象。阀门在安装时，应在微开状态，防止和管道焊接时阀杆膨胀受阻造成弯曲变形。

2.4在试运和试生产期间，必须按照运行规程和阀门制造厂家的规定来操作。在每次开启阀门之前，必须按升温的要求预热阀门，升温速度不要过快，避免热冲击。打开管道疏水门，把凝结水排出。如果阀门有旁路门，应预先开启旁路门，在每次开启阀门时，要防止水

冲击的现象发生。对于高温高压阀门，要经常检查其保温应完好无缺。如果阀门本体保温脱落，要及时处理好。

五、制粉系统发生的故障汇总及防范

1、问题汇总

1.1扬州公司（2×330MW）#6锅炉磨煤机热风隔绝门内漏，原因是石墨填料损坏、锁紧装置锁不死造成漏风，将石墨填料更换成耐高温带金属丝石墨填料后解决。

1.2青岛二期（2×300MW）#3机组磨煤机高压油泵系径向柱塞泵，油封频繁泄漏失压。原因骨架油封设计强度不够，不能满足运行的要求。制造厂阿托斯重新进行了设计，增加了强度才消除缺陷。磨煤机低压油泵系螺杆泵，试运期间频繁跳闸。现场检查热偶继电器动作，分析为过滤器过滤精度高，短期内堵塞，致低压供油系统压降增大，低压泵扬程由此升高，低压泵电机过流，致过载保护动作。

1.3章丘二期2×300MW）#3机组3B磨煤机小牙轮串轴，检查发现推力侧轴承锁紧装置松动，轴套位移。

2、问题分析及防范措施

本项目负责人：秦志芳 专责人：

要避免制粉系统在试运及投产后发生故障，应在以下几个方面多做工作：

2.1要重视制粉系统设备选型工作，特别是制粉系统中磨煤机分离器、热风隔绝门、非金属膨胀节的选型。对于磨煤机分离器，在选型时应要求厂家提供在磨煤机不同的出力工况下，挡板开度范围、挡板开度和煤粉细度的对应关系，还应在合同或技术协议中要求如在实际运行时达不到供货厂家的保证值，应由设备厂家无偿采用措施达到设计值。另外还应要求供货厂家提供分离器回粉管管径选择的依据。

对于热风隔绝门，为避免在实际运行时受热发生变形卡涩，要采取带锁紧气缸的热风隔绝门，其盘根要采用耐高温带金属丝石墨填料。由于非金属膨胀节安装、维护及更换都较金属膨胀节方便，应尽量采用。

2.2磨煤机在安装时要特别注意轴承的各部间隙要满足说明书的要求，滑动轴承刮研质量要满足要求，接触点要均匀。

2.3试运和投产后要加强燃煤管理，使燃煤尽量接近设计煤种。

六、除尘、除灰系统发生的质量问题汇总

1、问题汇总

1.12005年1月1日，蒲圻一期（2×300MW）＃1机组运行中，#1电除尘器发生整体坍塌事故。

1.2章丘二期（2×300MW）#3机组干灰系统因设备选型和设备问题造成气力输灰系统输灰不畅，经常堵管，灰斗积灰过多，造成电除尘电场投不上，灰斗变形，拉筋开焊，灰斗外部步道变形，电除尘极板变形，阴极框架变形，极板限位板下沉等设备问题。

2、问题分析及防范措施

本项目负责人：秦志芳 专责人：

近几年，国内因除尘器设计、制造、安装缺陷，以及气力除灰不畅，运行管理不到位等综合原因造成多起电除尘器整体坍塌、倒塌和损坏设备的重大安全事故，教训十分深刻。

造成电除尘事故或异常的主要原因分析如下：

2.1设计方面：一是电除尘器结构设计存在问题；二是除灰系统设计出力不能满足电厂燃煤煤种变化的要求。

2.2施工安装方面：一是未严格执行安装工艺标准，特别是焊接存在漏焊、假焊等不符合焊接工艺标准的问题；二是极间距调整未达

到技术标准要求；三是质量监督未检查到位，对安装过程中出现的质量问题未能及时发现和整改。

七、输煤系统发生的质量问题汇总及防范

1、问题汇总

章丘二期（2×300MW）斗轮机安装存在窜绳、低位取煤振动大、斗轮机啃轨等设备缺陷；#3输煤皮带地基下陷严重，造成#3皮带跑偏严重；#3输煤皮带中心线与斗轮机堆料中心线不重合，导致斗轮机无法堆煤，主要原因是安装未达到要求造成的。

2、问题分析及防范措施

本项目负责人：秦志芳 专责人：

输煤系统是电厂的一个重要辅助系统，其主要功能是满足厂外来煤的卸煤及机组运行的上煤要求。若输煤系统出现故障，则直接威胁机组的安全运行。由于输煤系统受锅炉等主机设备安装场地的影响，土建交付安装滞后，致使安装工期紧。为抢工期，部分安装人员执行安装工艺标准和要求不严，设备安装未严格按图纸设计进行安装；倘若各级质监人员质量监督、验收不到位，不能及时发现问题进行整改，将造成输煤系统设备缺陷过多，影响机组试运期间的正常卸煤和上煤。

为防止输煤系统设备发生问题，输煤系统设计、设备选型及安装时应重点关注以下几个方面：

2.1及时与设计单位进行沟通，结合燃煤煤种和燃煤量，充分考虑煤质变化情况，优化输煤系统的设计和设备选型，提高输煤系统的安全性和可靠性。加强设备招标管理，选用成熟可靠技术的设备，关键设备选用进口产品。对于输煤系统的大型设备如翻车机、斗轮机、卸船车、皮带机等，初步设计完成后，应组织进行设计审查。

2.2提前考虑，超前计划，确保输煤系统的土建工程满足设备安装工期要求，防止因土建工程延误，造成设备安装工期紧张。加强输煤系统土建工程质量的监督验收，满足设备安装要求。

2.3加强输煤设备安装的全过程质量监督、验收管理，严格执行安装工艺要求。为防止皮带跑偏，应严格控制输送带头架、尾架、中间架之间中心线与对角线的误差，其误差应符合厂家技术要求。配重安装应严格按照制造厂家的安装使用说明书进行。

第四节 电气专业质量问题汇总及防范措施

一、发电机本体类质量问题及防范 本项目负责人：魏心武 专责人：

1、发电机定子水接头过热流胶，被迫停运 1.1事故概况

邹县电厂1号发电机系上海电机厂生产的QFS一300—2型30万千瓦双水内冷发电机。1990年7月2日22时15分，电气值班人员检查发现该机有一定子线棒接头处冒烟并有焦糊味。

1.2故障检查及原因

停机后解体检查，发现定子32号槽上层线棒与53号槽下层线棒的水电接头流胶。将接头焊开，未发现异物堵塞。通水试验发现，32号槽上层线棒6根空心铜线有堵塞现象。又将励侧32号槽上层线棒与53号槽下层线棒水电接头焊开，未发现异物堵塞。分别通水试验，则无堵塞现象。说明浮动堵塞物在进水汇水管内。将接头焊接恢复。并进行反冲洗4小时，结果在滤网放水处，取出4块大小不一的胶垫，分别为26×12、22×11、6×llmm，厚度为3mm左右。还有红小豆般大小的胶球碎粒，一片5×5mm的不锈钢滤网。

根据上述情况分析认为，这次故障原因是静子线圈进水汇水母管内存有碎胶垫等杂物，个别堵在32号槽上层线棒与53号槽下层线棒进水管的入口处，断水引起水电接头发热流胶。分析胶垫的来源认为，可能安装时胶垫装配不合适，通水面积减小，在长期通水冲刷下破碎进入进水汇水管。此外，在1989年7月，该机小修时，曾发现静子北侧滤网破损约60mm一块，也可能由此被冲进汇水管内引起局部堵塞。

1.3、防范措施

①机组大，小修时，对发电机水冷系统进行彻底的检查清理和冲洗。

②对发电机水冷系统全部法兰胶垫进行更新，并做到垫子大小规矩。

③增加反冲洗滤网。

④对水冷系统进行研究改造，加装反冲洗装置，并做到在低负荷时能进行反冲洗。

2、制造厂提供的电刷质量不好引起的事故 2.1事故概况

黄台电厂7号发电机为东方电机厂生产的30万千瓦机，投产后常发现发电机集电环有冒火现象，经查发电机集电环原电刷(系制造厂随机带来)有部分刷角破碎，有的刷辫接触不良，导电率低，更换DSl72电刷26只。

2.2事故原因

发电机集电环原电刷冒火的原因一是制造厂提供的电刷质量不好。其二是安装施工单位在安装时电刷压力调整不匀也是一个原因。

2.3防范措施

①提高电刷制造质量，购置电刷要选择优质牌号，要严格质量验收。

②加强集电环炭刷的运行维护，对新人员要进行电刷维护的技术培训。

③提高电力建设安装施工质量，同时要严格按部颁电力建设施工标准要求进行质量验收。

二、大型变压器类质量问题及防范 本项目负责人：魏心武 专责人：

1、问题汇总

例1：蒲城二期（2×300MW）#4机在11月19日主变试运时高压C相线圈匝间短路击穿，从解体情况和事故点位置看，属于设备绝缘问题导致的突发事故。

例2：石门二期（2×300MW）#3机组主变自2005年9月至2006年3月运行半年后，取绝缘油作色谱分析时发现总烃含量增长过快，含量达143.5μL/L，接近注意值150μL/L，经#3主变生产厂家保定变压器厂现场确认：产气原因是变压器内部存在局部过热点，且过热点不在绕组内部。

2、问题分析及防范措施

2.1在电力系统中变压器线圈匝间短路是最常见故障之一，变压器的匝间短路，一般是由于绕组制造过程中存在缺陷、安装过程中注油不当、以及在运行中绕组绝缘损坏而发生的。

变压器绝缘降低、线圈匝间短路等故障的原因较多，分析主要有如下原因：

①绕组绝缘受潮，主要原因是绝缘油质不佳或油面降低。

②大型变压器在运输过程中，到达安装现场时，一般采用充氮或充油运输，充油的变压器如果在储存、运输过程中维护不当，水分、杂质或其他油污混入油中，使绝缘强度大幅降低，充氮的变压器如果氮压不正常，则说明氮气泄漏，潮气会侵入变压器内部使绝缘受潮；另外，变压器处于潮湿场所、多雨地区，湿度过高，会使变压器受潮。

③变压器安装过程中，如果注油时油面过低，绝缘油与空气接触面积增大，加速空气中水分进入油面，减低绝缘强度。当绝缘降低到一定值时，则会发生线圈短路事故。因此，变压器注油时应注意控制好油位。

④铁芯硅钢片之间涂有绝缘漆，但其绝缘电阻小，只能隔断涡流而不能阻止高压感应电流。如果硅钢片在制造过程中表面上的绝缘漆膜不匀或受损，将产生很大的涡流损耗，增加铁芯局部发热，使高、低压绕组温升加剧，造成变压器绕组绝缘击穿短路而烧毁。

2.2要防止变压器出现故障，应作好以下措施

①设备招标中应要求设备厂家有良好的同类型机组运行业绩，且该厂产品不能发生过因设备质量问题而引起的重大设备事故。必须强调制造厂在出厂试验中所有试验项目和标准的完整性，特别是对变压器绝缘水平的考核试验。

②加强变压器生产、安装的全过程管理，特别要加强变压器的监造工作，从源头上控制好变压器设备质量。

③变压器安装前应按规定进行吊罩检查，如发现垫块松动、压紧力不够、铁芯松散、油中含有杂质等情况，应及时联系设备厂家派人处理。

④变压器安装时，如果现场条件具备，并征得生产厂家的同意后，应按规定对变压器进行吊罩检查，并按规程要求进行各项试验，发现绝缘超标时，及时处理。

⑤在安装过程中，变压器吊罩时，应严格按作业指导书要求进行，必须穿专用的工作服，带入的工具要进行登记，进入内部后，不得碰伤内部的部件，如果不慎将线圈、引线、分接开关等处的绝缘破坏或工具遗留在变压器内，或不慎跌落物件、工具砸坏套管，轻则发生闪络，重则短路接地。

⑥变压器安装完毕后，投运前要检查油位计是否完好，油位是否清晰且在与环境相符的油位线上。如果油位过高，在变压器投入运行带负荷后，油温上升，油膨胀很可能使油从油枕顶部的呼吸器连接管处溢出；如果油位过低，则在冬季轻负荷或短时间内停运时，可能使油位下降至油位计看不到的位置。

⑦外罩、套管、排油阀等处是否密封良好，有无渗油现象。否则当变压器带负荷后，在热态时，会发生更严重的渗漏现象。

三、继电保护类质量问题及防范 本项目负责人：魏心武 专责人：

（一）加强保护设备选型及检查，防止厂用电保护故障

1、问题汇总

例1：六安一期（2×135MW）机组在运行过程中，高压开关柜中的电动机综合保护器出现屏幕无显示故障，且保护误动。原因为在设计阶段，高压开关柜内的综合保护测控装置选型低档，重新购买保护装置更换。

例2：巡检司公司（2×300MW）在机组试运期间引风机、循环水泵、二级碎煤机等多次出现“负序保护”误动跳闸。原因为综合保护测控装置有缺陷，抗干扰能力差。

2、问题分析及防范

高压开关柜中的各开关通过综合保护测控装置实现开关的分、合闸和过流、接地等各种保护功能。综合保护测控装置出现故障，将导致开关误跳、误合、电气参数显示错误等故障。如果风机等重要辅机设备开关综合保护测控装置出现故障，可能会造成机组降出力甚至停机。

机组设计阶段，要综合考虑设备投资与设备质量、性能之间的关系，不能因为降低投资而随意降低设备质量、性能方面的要求。

设备选型要优先选择成熟的，有同类型机组运行业绩的生产厂家。设备招标时，如果投标单位的报价明显低于生产成本，应不采用最低价中标。

设备安装后，尽快使设备达到送电条件，并进行试验。如果暂时不具备送电条件，也可引接临时电源，通电试验，及早发现设备问题，如果能早发现问题，就可能在机组投运前全部处理完毕，不会对机组的投运造成工期方面的影响。

（二）加强电气接线的监督检查，防止接线压接不良问题

1、问题汇总

例1：滕州二期（2×315MW）#3机在定期切换火检风机时，A火检风机一次回路端子排因过热导致电机缺相跳闸，造成机组MFT动作。

例2：六安一期（2×135MW）#2机在05年试运过程中发电机CT二次接线开路，造成发变组保护动作，机组跳闸。

2、问题分析及汇总

开关柜出线端子与电缆压接不紧，容易造成电缆接头处发热，引起电缆对地或相间短路，开关跳闸，电缆所接电气设备停运。另外，电缆短路易造成同段母线的电压波动，如果此段母线接有抗干扰能力较差的变频器等负荷，还有可能造成此段所接的变频器跳闸。另外，发电机出线CT二次接线端子压接问题应引起足够的重视，尤其是在发电机短路试验时要做好检查，必要时应在短路试验后对端子的压接重新检查紧固，避免造成事故扩大。

在电缆接线过程中，要压接牢固，施工人员应提高工作责任心，确保接线接头压牢。待设备送电后，要及时采用红外线测温仪进行巡检测量，发现温度高的接头，立即切换到备用设备进行处理，如果不能切换，则必须加强监视，以便做进一步处理，防止事故扩大。

机组试运后由于振动也可能会造成压接螺栓松动，因此要重点关注处在机组振动大的部位，定期检查有关电气设备的导线压接问题，有的单位机组正常运行多年后，发生因机组振动大导致发电机CT二次接线端子压接螺栓松动并逐渐放电至二次开路引起机组跳闸的事件。

四、设备制造安装类质量问题及防范 本项目负责人：魏心武 专责人：

1、设备制造质量问题 1.1、问题汇总

大通一期（2×300MW）#2机组发变组出口A相电流互感器（LVQB-330W2六氟化硫型互感器）防暴膜动作漏气，造成绝缘损坏，差动保护动作，属设备质量问题。

1.2、问题分析及防范

高压开关是发电厂重要的电气设备，因运行电压较高，并且多为室外设备，受天气等因素影响较大，是较为容易出现事故的一类电气设备。尤其是设备本身存在质量问题或运行操作不当时，更容易出现事故。

高压开关在运行期间，要做好设备巡检工作，按要求记录断路器开断故障记录、断路器机构的油（气）泵的总运转时间、SF6压力等。利用设备巡检的机会，对SF6压力等进行检查记录，发现压力异常，及早发现，及早处理，避免发生大的事故。现场检查外绝缘瓷套表面，如发现有严重积污，运行中出现放电现象或瓷套、法兰出现裂纹、破损或放电烧伤痕迹，应立即分析原因，对设备进行重点监护，必要时停线路处理。定期涂敷RTV涂料，保持瓷外套憎水性良好，涂层不应有缺损、起皮、龟裂。应定期对导电回路测温并做好记录，发现有过热情况，应立即分析原因并尽快处理。按规定做好高压开关设备的各项预试项目，确保预试不超期，试验结果应符合规程要求。

五、设备调试质量问题及防范 本项目负责人：魏心武 专责人：

1、典型事例

巡检司公司（2×300MW）#7机C柜失灵保护动作，联跳#6发电机，出口开关的一对电缆已接入5506开关保护柜，该电缆的另一端头在#7机保护C柜裸露，未接入，电建工作人员误碰引起5506开关跳闸。

2、问题分析及防范

新建机组试运时一定要做好运行机组与建设机组的隔离工作。否则易发生误操作或误碰，造成机组停运。

有的单位室外送、引风机等事故按钮未挂标牌，施工人员误以为是照明安钮，引起风机跳闸，个别单位也发生过因事故按钮进水造成机组停运的事故，甚至发生在机组已进入168满负荷试运阶段，教训非常惨痛。

首台机组试运过程中，试运现场应与施工区域彻底隔离，现场保卫人员应严格按规定检查进入现场的人员，禁止无证人员进入试运现场，佩戴不符合进入该区域要求证件的，禁止进入该区域，且施工单位人员进入运行设备区域工作，实行工作票双负责人监护制，即工作票负责人由施工单位和电厂各一名具有该资质的人员担任，且工作期间两名工作负责人不得离开工作现场，避免造成人员误碰运行设备造成事故，另外带电区域、带电设备与非带电区域、非带电设备必须严格隔离，并作好值班保卫工作，机组在进入整套启动期间要提前作好设备挂牌工作，特别是事故按钮的标牌要醒目清晰，并作好防雨措施。

六、重要辅机电动机质量问题及防范 本项目负责人：魏心武 专责人：

1、问题汇总

例1：攀枝花公司（2×150MW）循环流化床机组的给水泵电机存在重大缺陷，电机型号：YKS710-2W；额定电压：6kV；额定功率：3800kW；额定电流：427A，其中有一台电机在2006年6月3日烧毁，后解体检查发现电机铁芯压块松动，将转子划伤（8mm×28mm的沟），线圈损坏两根，属制造质量问题。

例2：扬州公司（2×330MW）机组送、引风机、一次风机、凝泵等6kV辅机电机运行中轴承温度突然升高，频繁损坏。原因为制造

厂选配的轴承质量较差，部分轴承无生产单位。分批次检查所有电机轴承，对质量差的轴承予以更换。

2、问题分析及防范

重要辅机的电动机对于机组的安全稳定运行至关重要，一般重要辅机的电动机大多为高压电机，一旦这些重要的辅机电动机发生故障，将直接造成机组降出力或者停机事故。因此，确保重要辅机电动机的安全运行具有十分重要的意义。

①在设计单位编写招标规范书或设备招标时，要对电动机与泵、风机等机务设备的功率配合进行确认，防止出现大马拉小车或小马拉大车的情况。另外，要考虑到设备投运后的运行环境，根据运行环境与设备的运行要求，确定电机的防护等级、定额及额定电流、额定电压、额定功率、额定功率因数等各项参数是否符合规范书和现场运行的要求。电机到货后，安装前应按规定进行各项电气试验，试验合格后，解体检查，应对电机的定子绕组、转子笼条（绕组）、轴承等进行重点检查。如发现存在质量问题，应立即联系设备厂家退货或换货。电机送电试运行前，要检查各电缆接头是否压接牢固，防止电缆接头处接触电阻大，造成电机的电源电压低或三相不平衡，严重时，可能导致电缆接头烧坏，影响电动机甚至整台机组的安全运行。

②重要辅机电机的轴承温度、振动等可配备在线监测装置，一旦轴承发生过热、振动加大等异常情况，及时采取措施，切换到备用设备运行或及时停机，避免事故扩大。轴承在运行过程中，如果发现缺油时，应及时补充润滑脂，现在多数电机采用#3锂基脂（二硫化钼），但也有部分电机在出厂时采用其它的润滑脂，加油时注意补充的润滑脂与原润滑脂型号要相同，避免不同的润滑脂混合使用，造成轴承在运行中发热严重。电机加油时，不可加的太多，否则，不但不

会使轴承温度下降，反而会使轴承发热更加严重。另外，即使补充的润滑脂不过量，短时内轴承的温度依然会上升，待稳定后会逐步下降。

③重要辅机的电机安装前要解体检查，发现轴承质量问题或三无产品等，要及时联系生产厂家更换处理。避免机组投运后因辅机设备轴承出现问题，影响整台机组的安全稳定运行。

第五节 热控专业质量问题汇总及防范措施

一、项目设计引起的质量问题汇总及防范措施 本项目负责人：魏心武 专责人：徐雨红

1、问题汇总

1.1、章丘二期(2×300MW)#3机组锅炉PCV阀门额定压力下无法打开。后分析为PCV阀门电动执行机构力矩过小，无法克服阀门本身摩擦力。这是一起厂家设计失误，在设计院设计过程中，也出现过类似问题。

1.2、池州一期(2×300MW)＃2机组A汽泵停运过程中跳闸。经分析：汽泵再循环门电动执行机构反映慢，不适合系统运行要求，需更换适合的电动执行器。

2、防范措施

2.1、在系统设计阶段，应对油泵的联锁作具体的设计说明。但从最近工程设计图纸看，部分设计院对系统中联锁、保护、自动的设计说明非常简单，个别工程基本简化没了。DCS控制逻辑基本成了DCS厂家设计，容易造成漏项。在系统设计阶段，设计单位应针对测点的设置和系统特点提供详细的设计说明。同时通过加大DCS逻辑审查力度，弥补设计漏洞。

2.2、汽轮机润滑油泵启停应设计单独的油压试验装置，在正常运行过程中就应能实现油压联锁试验。在与主机厂的合同中应做出具体的要求。其它如真空低试验、EH油压低试验、停机电磁阀试验、轴向位移试验等，都需要在主机设计阶段同步设计。

2.3、执行机构的选型趋势一般选用一体化执行机构，现场安装、调试简单，维护方便。但有的环境不适合使用一体化执行机构，如安装位置振动大、高温、高空等，选用分体式执行机构更安全。

阀门执行机构的选型出现问题较多，从以上例子看，主要是设计单位机务专业（或阀门厂家）提供的阀门参数错误或参数不全造成的设备无法满足运行要求。在设计阶段，设计参数的校核是发现以上问题的主要办法。同时根据设计经验和建设单位的运行经验，也可以发现一些问题。在阀门参数提资时，至少提供以下参数：

流经阀门的介质及压力、温度。控制阀门所需的力矩。阀门尺寸（圆门或方门）。阀门行程。

阀门行程需要的时间。

阀门的控制方式（气动或电动）电动阀门的螺距。

气动阀门的气缸直径及所需（或提供）气源压力。执行机构的电源等级。

以上参数有的需要设备厂家提供，有的需要设计单位提供。2.4、建设单位要在设计招标时，加强对设计单位设计概算的把关，对个别系统设计概算明显不足的，及时提出并要求修改。设计概算一旦确定，设备招标出现费用偏差大，将给设备的定标引出很多不

第三篇：引进型300MW机组高压加热器零水位调整与改良

引进型300MW机组高压加热器

零水位调整与改良

大坝发电厂〔青铜峡

751607〕陈祥

沈建龙

摘要

本文对影响机组高压加热器疏水端差的因素及减小措施进行分析，结合运行实际，从理论上对加热器解列及低水位运行的平安性和经济性进行分析讨论，并进一步对高压加热器零水位进行了试验调整和改良，并重新标定，使回热系统及设备整体性能和工作条件得到明显改善，使疏水端差到达了设计值，到达了节能降耗的目地。

关键词

引进型

加热器

节能降耗

技术改良

零水位

1、前言

宁夏大坝发电厂二期工程2×300MW机组为上海汽轮机厂引进美国西屋公司技术生产的汽轮机组，自一九九七年投产以来，由于高压加热器零水位标定不合理，一至存在高加疏水不畅、加热器疏水端差大、疏水温度较高使疏水汽化，使加热器疏水管道振动以及铜管发生泄漏，严重时高压加热器被迫解列停运，这些不仅影响机组运行的经济性，而且影响机组运行的平安性。针对上述现象，经过分析计算，认为由于加热器零水位不合理，使热工保护、自动调节等电接点水位计的零水位基准调整不当，造成加热器疏水不畅、疏水端差大、疏水汽化、疏水调节门通流能力降低。

因些，大坝发电厂于2000年5月以来先后对#3、#4机组高压加热器的零水位通过试验，进行重新标定，运行效果说明，高压加热器疏水端差根本到达设计值，可控制在5--8℃，使加热器实现了平安经济运行。

2、设备及系统简介

大坝发电厂二期两台300MW机组配套的高压加热器系上海电站辅机厂生产的全容量、单列、卧式、管板-U型式，其给水系统为小旁路，即每个加热器都有旁路。三台加热器内均设置有过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结段和疏水冷却段。每台加热器由水室、管系和外壳组成，管系中的管板与水室、壳体焊制而成。

#1、#2、#3高压加热器的汽源分别抽自汽轮机高压缸第八级后、高压缸排汽和中压缸第五级后，疏水系统采用逐级自流方式至除氧器，三台高压加热器均设有危急疏水管道。

3、高压加热器解列的危害

由热力试验计算知，大坝电厂二期机组给水温度每下降1℃，标准煤耗增加0.112g/KW.h，如果三台高压加热器全部解列使标准煤耗增加11.704g/KW.h。如#1高加解列使标准煤耗增加2.810g/KW.h；如#2高加解列使标准煤耗增加4.274g/KW.h；如#3高加解列使标准煤耗增加4.610g/KW.h。由于燃料量的增加，锅炉排烟量也增加，锅炉排烟损失增大，造成锅炉效率下降；另一方面，当高加解列后，高加的回热抽汽减少，增加了汽机排汽冷凝损失，使汽轮机热效率下降。由此可见，高压加热器解列对机组经济性影响很大。从平安角度看，高加如解列，给水温度下降，造成锅炉水冷壁超温、过温器超温，必将影响机组出力，假设要维持出力不变，那么汽轮机监视段压力升高，解列的高加抽汽口以后的各级叶片、隔板及轴向推力可能过负荷。为了保证机组平安，必须降低机组出力。

4、加热器水位低对平安经济性的影响

由于二期两台机组的高压加热器都不同程度地存在着低水位或无水位运行。当高压加热器运行水位低，疏水中带有蒸汽，使疏水温度增高，造成疏水端差增大、疏水汽化，疏水逐级自流排挤下一级加热器的低压抽汽，产生不可逆损失，降低回热循环效果，从而影响机组的热经济性。由文献〔3〕知，加热器疏水端差每下降1℃，标准煤耗降低0.068g/KW.h。况且，疏水温度的升高，还将影响下一级加热器蒸汽冷却段的换热，使下一级加热器的性能降低。

加热器无水位运行，使得疏水管中产生汽液两相流，疏水容积流量增加，流速加快，造成疏水管道振动。由于流速增加，流体将对管道产生很大得冲刷力，严重的会使疏水管道弯头吹损、破裂、危及加热器及回热系统的平安。

5、影响加热器疏水端差的因素

5．1加热器端差增加的原因：

5．1．1运行方面原因分析：

5．1．1．1由于汽轮机所带负荷的变化，引起加热蒸汽压力及流量的不稳定。

5．1．1．2由于汽轮机抽汽管道上的逆止门卡涩，引起蒸汽节流，造成抽汽量利用率降低。

5．1．1．3加热器中聚集了空气，汽侧空气排除不畅，使传热系数K减小。

5．1．1．4加热器受热面结垢，增大了传热热阻，使管内外温差增大传热恶化。

5．1．1．5加热器疏水装置工作不正常，造成加热器蒸汽凝结水位过高，淹没受热面管子，使实际换热面积A减小。

5．1．1．6加热器旁路门不严密或未关严，使传热端差增大。

5．1．2设计方面原因分析：

设计时上端差的减小，是以增大换热面积和投资为代价的，加热器上端差θ与金属换热面积A的关系为：θ

=〔Δt〕/[KA/〔eGCp〕—1]

OC

A

——

金属换热面积

m2

K

——

传热系数

KJ/〔m2·h·OC〕

Δt——水在加热器中的温升

OC

G

——

被加热水的流量

Kg/h

Cp——

水的定压比热

KJ/〔Kg·OC

〕

当被加热水的流量、水的定压比热一定时，端差θ与Δt、K、A的关系：

〔1〕金属换热面积A增大，端差减小；

〔2〕传热系数K增大，端差减小；

〔3〕水在加热器中的温升增大，端差减小。

5．2减小加热器端差的措施：

5．2．1及时清理加热器内铜管外表污垢，减小传热热阻。

5．2．2运行中加热器抽空气管道上的阀门开度与节流孔应调整合理,阀门开度小,空气的抽出量受到限制,阀门开度大,高一级加热器内的蒸汽被抽吸到低一级加热器中并排挤一局部低压抽汽产生加热器排汽带汽的现象。

5．2．3运行中检查加热器出口水温与相邻高一级加热器进口水温是否相同,假设相邻高一级加热器进口水温低,那么说明旁路漏水。

5．2．4定期检查疏水装置,使之正常工作。

5．2．5控制加热器疏水水位,保证加热器水位正常。

5．3影响加热器疏水的因素

影响加热器疏水的几个主要因素是：加热器内漏、管道管径选择不合理、管道阻力大、调节阀通流能力缺乏等。加热器疏水系统的设计一般是依据美国依伯斯公司设计准那么进行，按照此准那么，对上述四个因素分别进行分析，由屡次小修对加热器检查结果看，前两个因素不是主要影响原因，并根据调节阀进口侧流速控制在1.22—2.13m/s，出口侧流速控制在20.32—101.6m/s的要求，对疏水阀前后疏水管中的流速进行了粗略计算，发现调节阀前管道流速满足要求，而调节阀后管道流速有些已超过要求。疏水管内流速的加大，不但加剧了管道吹损，而且使管道阻力加大。造成上述结果的原因是疏水调节阀后疏水温度太高，产生汽液两相流，疏水比容增大所致。

疏水阀通流能力可用以下公式计算：

CmεAD√2△P/ρ1

(1)

Q=

----------------

√1-m2

C——流出系数

ε—流束膨胀系数

m——调节阀调节面积与管道截面积之比

AD———管道截面积〔m2〕

△

P—调节阀前后压差（Pa）

ρ1——流体密度〔Kg/m3〕

从上式可以看出，对一个已定的调节阀，影响调节阀通流能力的主要因素是调节阀前后压差，对加热器来说，只要机组工况一定，阀前压力即为一个定值，只有阀后压力随加热器疏水温度的变化而变化，而加热器疏水温度的大小直接决定着加热器疏水端差的大小。也就是说，加热器疏水温度越低即疏水端差越小，压差△P就越大，而调节阀通流能力就越大。

6、高压加热器零水位的调整与改造

在具有疏水冷却段的高压加热器中，利用疏水液位在凝结段和疏水冷却段进口或加热器的疏水接管之间形成水封，当液位偏低使水封丧失，这就会造成蒸汽直接流入疏水管路或疏水冷却段，使过冷却的有效性降低，同时易引起管道腐蚀与振动。水封的丧失其实质是取消了疏水冷却段在加热器中的作用。由于加热器水位计上下连通管的流动速度不一样，在无冲击和摩擦损失下，因伯努利和动量转换效应关系〔速度较低的蒸汽流有较高的压力〕，使测得的水位比加热器中实际的水位要高。因此，为了使高加平安可靠经济运行，通过试验找出合理的零〔运行〕水位是必要的。

因此，大坝发电厂组织有关人员对#3、#4机组高压加热器零水位进行了重新标定试验。

试验前，首先重新校对各加热器疏水和进水温度测点，然后由热工人员开票解除加热器水位高保护。在试验过程中，通过人为调整疏水调节阀，缓慢地使加热器水位升高，随时观察加热器疏水温度和疏水端差的变化，并密切注意就地水位计的水位和调节阀的流通能力及调节品质的稳定性，使疏水端差到达设计值后，在就地进行零水位标定，热工的保护、调节等测量筒的零水位也进行相应调整标定。现以#3机组为例，试验分240MW和300MW两个工况，根据试验结果确定出最正确运行零水位，#1、#2、#3高加零水位标高比改前分别提高0mm、0mm、170mm，见表1。

表1：重新标定前、后的压高加热器水位计零水位标高

工程

单位

#1高加

#2高加

#3高加

改前零水位标高

mm

910

935

850

改后零水位标高

mm

910

935

1020

标高提高值

mm

0

0

+1707、经济性及平安性分析

7．1试验结果

对#3机组高压加热器零水位重新标定后的实际运行效果进行了试验，试验仍按240MW和300二个工况进行，试验时#3机组高、低压加热器正常投入运行设备系统未做任何调整与隔离，试验数据汇总见表2。

表2：调整改造前、后试验数据汇总见表

项

目

单

位

240MW

300MW

改造后

与设计差

改造前

改造后

变化量

设计值

改造前

改造后

变化量

#1

高加

上端差

℃

-3.365

-2.093

1.272

-1.5

-1.300

-1.700

-0.400

-0.200

下端差

℃

5.893

5.201

-0.692

5.6

6.992

6.857

-0.135

1.257

#2

高加

上端差

℃

-1.411

-1.105

0.306

0

0.654

0.494

-0.160

0.494

下端差

℃

5.917

5.741

-0.176

5.6

5.303

4.972

-0.331

-0.628

#3

高加

上端差

℃

-2.103

-1.445

0.658

0

0.602

0.558

-0.344

0.558

下端差

℃

18.926

8.111

-10.815

5.6

21.245

7.029

-14.216

1.429

给水温度

℃

265.156

267.677

2.521

278.8

278.993

281.772

2.779

2.972

#1

高加

进汽压力

MPa

4.808

4.821

0.013

6.16

6.007

6.144

0.137

-0.016

进汽温度

℃

387.896

388.207

0.311

388

399.409

402.051

2.642

14.051

给水温升

℃

30.987

31.165

0.178

32.7

32.888

33.364

0.476

0.644

#2

高加

进汽压力

MPa

2.830

2.890

0.070

3.73

3.594

3.614

0.02

-0.116

进汽温度

℃

320.786

321.914

1.128

318

330.757

332.349

1.592

14.349

给水温升

℃

37.018

35.966

-1.052

41.9

40.56

39.21

-1.350

-2.69

#3

高加

进汽压力

MPa

1.362

1.341

-0.021

1.7

1.735

1.692

-0.043

-0.008

进汽温度

℃

435.873

435.272

-0.601

437

445.741

444.798

-0.943

7.798

给水温升

℃

30.875

33.266

2.391

29.9

30.187

35.661

5.474

5.761

7．2经济性及平安性分析

加热器疏水冷却段可以使疏水在进入下一级加热器前先被适当冷却，使其温度降低，减小疏水回流的不可逆损失，提高机组的经济性。加热器疏水端差的大小反映了疏水的冷却程度，对热经济性影响较大。

没有疏水冷却段时，疏水回流是从抽汽压力下的饱和状态流至较低压力的下一级加热器中，从热力学讲，它是一个节流过程，其结果使熵增加，产生作功能力损失。因此，疏水回流的不可逆损失，其实质是疏水回流产生的节流损失。疏水冷却是将抽汽压力下的饱和水沿等压线继续冷却为过冷水，然后才回流到较低压力的加热器中，这时疏水节流过程的熵增要小于饱和水节流所产生的熵增，这是水蒸汽性质所决定的，并在焓—熵图上可以明显看出，就是说，疏水端差的降低将降低疏水回流的节流损失，降低不可逆损失，因而经济性得到提高。对300MW试验数据进行计算，其结果见表3。

表3：#3机组高加试验后降低标准煤耗汇总表

加热器

工程

#1加热器

#2加热器

#3加热器

疏水端差下降值〔℃〕

0.135

0.331

14.216

标准煤耗下降值〔g/KW.h〕

0.0092

0.0225

0.9667

给水温度上升值〔℃〕

2.779

标准煤耗下降值〔g/KW.h〕

0.3112

合计标准煤耗下降值〔g/KW.h〕

1.3096

年节约标准煤〔T〕

1964.4

注：#3机组年运行小时按6000小时，平均负荷250MW〔年发电量按15亿度〕计算。

从表2、表3中可看出，对#3机组高压加热器水位进行调整改造后,使各加热器疏水端差降低到5--8℃，#3机组年发电量按15亿度计算时，年节约标准煤1964.4吨，假设每吨标准煤按170元计，每年可节约资金33.3948万元人民币。

8、结论

8．1实施高压加热器零水位重新标定改造后，300MW工况时，#1、#2、#3高压加热器疏水端差〔下端差〕比改造前分别下降0.135℃、0.331℃、14.216℃，到达了设计值。给水温度提高了2.779℃。

8．2改造后，#1、#2、#3高压加热器运行平稳，疏水调节阀调节稳定，消除了疏水管道振动。不会再因机组负荷波动，迫使高压加热器解列的现象发生，改造至今没有发生高压加热器铜管泄漏，使加热器的平安可靠性得到了保障。

8．3从改造后的试验结果看，高压加热器上、下疏水端差均根本到达设计值，各加热器给水温升分布合理，减少了抽汽对下一级的排挤损失，提高了机组的热经济性。

参考文献：

1．卢亚娟

高压加热器说明书

上海电站辅机厂

1984年2月

2．大功率汽轮机组辅机学术年会论文集

中国电机工程学会火电分会汽轮机专委会

云南省电机工程学会

1999年9月

3．陈玉基

火电厂节能工程师培训教材〔上册〕

能源部节能司1992年2月

陈祥

宁夏大坝发电厂生技科〔系统

：986354286〕

沈建龙

宁夏大坝发电厂运行分场〔系统

：986354395〕

第四篇：300MW机组单元长专业技术工作总结

专业技术工作总结

姓名： 张

浩

单位：渭河发电有限公司

专业技术工作总结

我1989年7月毕业于陕西工学院，所学专业为电气技术，同月在渭河发电厂参加工作。在14年的工作学习之中，从一般值班员到300MW机组单元长，努力学习发电厂试运和生产中的各种技术，将所学理论和生产实际相结合，不但有丰富的实践经验，而且用丰富经验完善了所学专业理论和发电厂相关理论，用理论解决了发电厂生产中的许多技术问题，多次受到上级表彰。现从以下几个方面进行总结。

一． 技术理论方面

参加工作以后，熟练掌握了300MW汽轮发电机的结构功能和运行技术，发电机保护原理和运行及事故处理技术，发电机SWTA自动励磁装置原理技术，发电机GEC微机自动励磁装置原理及运行技术，UPS不停电电源的原理和运行技术，220V直流系统的原理和运行技术，柴油机保安电源的原理和运行技术，6KV及400V厂用系统的运行技术，330KVSF6断路器结构原理，330KV输电线路微机保护原理和运行技术，330KV系统的运行技术，比较熟练掌 握了本厂300MW汽轮机的结构原理及运行和事故处理技术，汽轮机保护装置的原理和运行技术，汽轮机DEH自动控制装置的原理和运行技术，小汽轮机的MEH技术，300MW机组汽包锅炉的结构原理和运行及事故处理技术，锅炉FSSS保护技术，较详细了解了发电厂水处理及除灰除渣和燃料运输的原理系统，熟练掌握汽机锅炉发电机的系统，机组从启动到停机检修的所有运行技术，机炉电协调控制技术及综合连锁保护技术，发电厂节电节煤节油技术，熟悉发电厂CTM 集散控制系统原理及使用，发电厂各种自动控制装置的原理和调节，熟悉发电厂试运技术，熟练掌握和运用发电厂有关的现行技术法规、技术标准和技术规范；熟悉国家有关电力的法律、法规和技术政策，熟悉电气专业的国内外技术水平、市场信息和发展趋势。

二． 技术实践方面

工作中遇到的各种技术困难有些是书本上没有的，本人能利用所学的知识和经验解决生产中本专业的大部分问题。1990年我厂#3机组开始试生产，本人参加部分电气专业的规程和标准操作票的编写和审定工作，配合检修 进行发电机的各种试验工作，对#3机组的励磁系统的整流室散热不良提出了改进意见被厂里采纳，对6KV配电室电动机和变压器的测绝缘工作提出改进书面意见（由于各种原因未实施，但上级技术部门认定正确安全），对厂用电的节约进行了积极的探索，对#6机组发电机氢气纯度长时间不合格提出了改进意见，在工作中多次利用专业知识及时正确地处理了各种威胁机组安全运行的事故和障碍及异常。例如，1993年7月某日，化学制水系统故障，当时系统负荷紧张，机组用水面临断水而停机，当时我是司盘，接收命令后立即赶到化学，经查属于淡水泵控制回路故障，但电机及其主回路完好，详细处理控制回路已经来不及，我果断用一木棍将接触器强制闭合，并用手一直顶者，使淡水泵正常供水，保证了机组不断水而连续运行，直到有关人员来到。有如1994年8月某日，#3机组运行，天气闷热，发电机整流器的冷却风扇电机控制回路接触器 由于温度高而跳闸，导致整流器轮番跳闸，当时我任电气司盘，发现后立即减少发电机无功，和其他值班员一起立即到整流室判断原因为天气热，用工具强行保证冷却风扇电机运行，投入跳闸的 整流器并打开整流器柜门散热，（整流器共有四台，最少必须保证两台运行），然而由于一台整流器跳闸后运行的整流器由于电流增加而不时跳闸，我和其他值班员一起全力工作，始终保持两台整流器运行，由于采取散热措施终于避免了机组的停机事故，受到上级的嘉奖。在如，1999年7月某日，#5机组负荷300MW运行，突然机组的主蒸汽流量增加了10%左右，我立即下令检查设备并分析原因，值班员检查未发现异常，于是立即下令机组按正常蒸汽流量减负荷，并切除DEH功率自动回路，并正确判断为功率信号回路有故障，后令电气值班员检查发现由于发电机出口电压互感器一次保险接触不良，处理后正常，避免了机组过负荷而可能引起的设备损坏。2002年#6机组大修后发电机氢气纯度一直不合格，我经过多次仔细检查，发现排氢风机工作不正常，发电机密封油箱油位不正常，经过分析判断为密封瓦油挡窜油，2003年六月#6机组检修中将密封瓦处理后，发电机氢气纯度合格。消除了发电机这一隐患。

我1996年以后主要从事300MW机组的运行管理工作，对机组的事故处理技术熟练，对机炉电的设备系统 熟练，对机组的运行管理经验丰富，整体技术全面，能熟练指挥300MW机组的启停运行和机组的经济运行。2003年6月26日星期四

第五篇：电厂300MW机组启动操作步骤

机组启动操作步骤

1.锅炉点火升压后，主汽压力0.5MPa时开启高、低旁，并控制高、低旁开度调整主、再热汽压力、温度，控制好主汽门前温度、中主门前温度。

2.锅炉烧参数阶段，控制给水流量700t/h左右，给煤量30～40t/h，控制主汽压力2.5～4MPa，再热汽压力0.5～1.2MPa。3.按大机启动程控进行检查：

1)检查机侧相关疏水门是否全部开启且开到位信号正常； 2)检查机侧各抽汽电动门、逆止门均关闭且关到位信号正常；

3)检查主机润滑油系统运行正常，排烟风机、油泵联锁投入正常； 4)检查DEH上各阀限均设置正常，调门（105%）、补汽阀（20%）；

5)检查投入#

1、#2主汽门阀门组，#

1、#2中主门阀门组，补汽阀ATT模块； 4.锅炉点火2小时左右，联系热控将大机启动程控第12步：#

1、#2主汽门前温度＞360℃条件强制，当大机DEH上Z3（主蒸汽过热度—主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、Z4（再热蒸汽过热度—中主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、X2（主汽压力下的饱和温度-高调阀温度，即主蒸汽过热度满足条件防止产生凝结换热）满足条件后，大机开始进行暖阀。5.暖阀期间注意监视大机转速，步序第15步时，检查TAB指令升至42.5%，主汽门开启，如大机转速升高至300rpm时应立即打闸。6.暖阀期间压力控制3～4MPa，暖阀时间控制：

1)主汽压力＞2MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀30分钟； 2)主汽压力＞3MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀15分钟； 3)主汽压力＞4MPa时SGC直接走步不进行暖阀；

7.暖阀时间到，步序至第20步，联系热控继续进行暖阀操作，暖阀结束条件为高调门50%处温度达到210℃。

8.暖阀结束后，锅炉继续升压至冲转参数：主汽/再热汽压力：8.5/1.2MPa，主汽/再热汽温度：390/390℃（尽量按DEH热力监控画面上推荐温度）。9.大机冲转前检查，X2、X4、X5、X6准则均已满足。

10.大机开始冲转做超速通道试验，联系热控将通道1由3300rpm改为300rpm，大机启动程控SGC走步至第11步或第20步手动释放蒸汽品质，大机转速升至300rpm时大机跳闸，检查汽机跳闸首出正常。

11.汽机复位后继续做超速通道试验，通道2由3300rpm改为360rpm，大机启动程控SGC走步至第11步或第20步手动释放蒸汽品质，大机转速升至360rpm时大机跳闸，检查汽机跳闸首出正常。12.检查大机超速通道试验完毕，大机冲转至360rpm进行暖机，暖机期间注意主汽温度控制，主汽控制400℃左右，为快速满足X7A、X7B准则在后期可适当降低主汽温度，当X7A、X7B且高压缸裕度＞30K继续升速至3000rpm。

13.大机升速至3000rpm过程中注意监视各轴瓦振动、回油温度、轴承金属温度等相关参数，并注意监视主机润滑油压力变化，如润滑油压力低润滑油泵联启，保持两台交流润滑油泵运行，将直流油泵停运备用，待油温稳定后再试停一台润滑油泵，如仍无法停运时，则采用关闭出口手动门方法进行试停。14.大机升速至3000rpm后主要控制X8及高压转子、中压转子裕度，暖机过程适当将主再热汽温升至430℃左右，当X8＜0℃且高压转子、中压转子裕度＞30K后则进行并网操作。X准则在汽机启动的以下过程中起作用：

打开主蒸汽管道上的主汽门并对阀体预热，顺控第13步（X2）打开汽轮机调门，汽机冲转。顺控第20步（X4、X5、X6）汽轮机升速到额定转速，顺控第23步（X7A、X7B）发电机并网带负荷，顺控第29步（X8）X温度准则的意义：

X1准则：防止高压缸进汽阀冷却：主蒸汽温度＞TmCV＋X1、高旁前主蒸汽和再热蒸汽过热度＞30℃ 或高压主汽门壳体温度（50%）＜150℃

X2准则：避免高压控制阀有过大的温度变化：主蒸汽饱和温度＜TmCV＋X2或 汽机全部主汽门开启

X4准则：防止湿蒸汽进入汽机：HP ESV前汽温＞主汽压对应饱和温度+X4 X5准则：防止高缸冷却：HP ESV前汽温＞高压轴平均温度HPSTm+X5 X6准则：防止中缸冷却：汽机侧热再母管温度＞中压轴平均温度IPSTm+X6 X7A准则：暖高压转子：汽机侧主汽温度＜THPS Tm+X7A X7B准则：暖高压缸：汽机侧主汽温度＜THPC Tm+X7B X7A、X7B 准则: 确保在启动到额定转速之前和并网带负荷, 保证高压缸充分暖机

X8 准则:确保在启动到额定转速之前和并网带负荷, 保证中压轴充分暖机。中旁前主蒸汽温度与中压主汽门前主蒸汽温度的较大值小于经过修正的中压转子平均转轴温

控制参数调整：X2、X7A、X7B、X8均为负值

X2要求高调阀50%处温度不能过低，调整时可通过降低压力方法 X4、X5要求主汽温度不能过低 X6要求再热汽温度不能过低 X7A要求高压转子温度不能过低 X7B要求高压缸温度不能过低 X8要求中压转子温度不能过低 根据功能划分：

Z3、Z4、X2准则：开主汽门前用到，即暖阀前要满足

X4、X5、X6准则：汽机冲转前用到，即升速至360rpm前需满足 X7A、X7B准则：汽机360rpm暖机结束后释放正常转速时用到 X8准则：机组并网前需满足 机组启动时间安排：

锅炉点火至暖阀：2.5小时；暖阀1个小时；冲转至360rpm暖机90分钟；冲转至3000rpm暖机至并网60分钟；