火电机组调试经验教训交流汇总表.doc

火力发电机组调试经验教训汇总表 序号 问题发生时的具体现象 最终采取何种方法或措施处理 对工程进度、质量、安全、造价造成的影响 最终原因分析 一、西塞山（2×330MW） 1 1 空预器的压差增大 2 甲乙两侧引风机电流差值增大 3 负荷加不上去 1 对空预器采用采用高压水冲洗，烟道清灰 2 在水平烟道增加扰动风 3 改变吹灰方式：由双边同时吹灰改为两边单独吹灰 4 同中调协商最低负荷高于230MW运行 计划检修3次，停运461.5小时，对机组的经济和安全造成了影响。 长时间燃用高硫煤引起空预器低温段腐蚀及烟气设计流速偏低造成的引风机抢风主要是由于系统阻力增大，空预器尾部烟道堵灰严重造成的。 2 除渣系统不能满足运行要求，已停运 对除渣系统进行改造采用常规除渣方案，即利用渣浆泵将灰渣送入脱水仓后再利用汽车将炉渣运出，灰水经处理后回收利用 除渣系统重新设计改造，施工改造费用估计1800万元（两台） 主要原因是链斗输送机及中转渣仓设计出力不够，导致炉渣不能正常排出 3 炉膛负压大造成炉膛灭火，MFT动作停机 1 召开专家分析会探讨灭火原因 2 对给粉机下粉不畅问题分阶段改进 3 加强对入厂煤的分类堆放，采取人工混煤掺烧 4 强化运行人员熟悉设备和事故处理的培训 先后灭火停机6次，严重影响机组的经济和安全 主要原因是入炉煤质差，煤的低位发热量很低，严重偏离设计煤种，入炉煤变化突然，给粉机下粉不畅，高转速时粉团存在滑动现象影响锅炉稳定燃烧 4 168期间，电除尘投运不正常，输灰设备能力不足，造成电除尘灰斗大量积灰，导致圈梁变形 1 在电除尘一、二电场增设了流化风 2 增加两条灰管道，输灰能力增大 3 增加一台空压机 除灰系统重新改造，增加了设备，电除尘重新加固，需增加费用估计150万元，对现场的文明生产造成较大影响 主要原因是输灰设备不能满足机组运行要求，除尘器初期投运不正常 5 锅炉卫燃带结焦 1 对炉膛卫燃带结焦现象进行了专题技术讨论 2 在燃煤中添加除焦剂 添加除焦剂，每台炉每天约需费用3000元左右，另对锅炉安全运行造成影响 主要原因是设备厂家单一从稳燃性能角度考虑太多，卫燃带的面积敷设不合理 6 整套启动中1＃发电机定子线圈温差偏大（10℃） 1 反复正反冲洗 2 清洗滤网 3 监视内冷水流量 由于定子线圈温差偏大，限制机组带负荷 内冷水系统小混床安装时，进出滤网装反，使树脂倒灌入发电机的定子线圈内 7 1＃机组正常开机停交流润滑油泵时，润滑油母管压力迅速下降，交流润滑油泵无法停运 1 更换了主油泵的出口逆止阀 2 更换了主油泵的进口法兰垫片 对机组的安全保障构成了威胁 主油泵的出口逆止阀的设备原因导致其开度不足，润滑油压建立不起来 二、新疆哈密（2×135MW） 1 MPS140A中速磨煤机:轴承温度高，烧瓦，瓦温测点大量失灵，主轴密封不严漏风严重 加装顶轴油泵，更换为塑料瓦，重新设计更换主轴密封装置 试运期间故障频繁，改装设备延误试运进度，瓦温监测失灵，安全隐患严重，密封不严，设备卫生差 厂家改型设计失误，配套设备选型失误 2 管式一、二次风空气预热器:一次风温偏低，无法满足高负荷时的制粉要求 调节挡风板全开仍不能解决问题，与厂家共同研究后，决定在一、二次风预热器前烟道中加装导流板 燃用稍差煤种时无法满负荷运行 空预器设计不合理，一、二次风吸热量分配不合理 3 空预器冬季冷态积灰:尾部受热面冬季积灰严重，多次因结焦、积灰被迫停炉 合理调整运行方式，增加室内风，增加一、二次风联络管 机组运行安全性、经济性受到严重影响，造成#5炉非计划停运，在#6炉上改正 对哈密地区气象资料分析不够，设计不合理，造成冷态积灰 4 除渣系统:渣沟堵塞现象频繁，渣浆池淤积严重，泵不能把渣抽走，系统不能正常投运 改为翻斗车除渣 造价较高，系统工作不正常，影响机组安全运行 设计失误，应选用高位渣斗，车载除渣 5 220KV母差:#6主变倒送电时220KV母差误动 南自厂更换母线保护装置CPU插件 造成倒送电时间推迟 厂家产品质量问题 6 #6机组调速系统故障:#6机组在运行中突然安全油压下降，主汽门关闭 停机后紧固锁母头 造成#6机组非计划停运一次 经查安全油锁母松动，安全油压下降，造成主汽门关闭 三、四川广安二期（2×300MW） 1 #33炉立式排渣泵出力不能满足机组负荷需要，不能及时把渣排走，且吸入口易堵 在除灰水池加装一台搅拌机，解决了排渣泵入口易堵的问题，同时也改善了排渣泵运行不稳定的现状； 另外，在34＃机组安装时取消了立式排渣泵，直接将灰渣冲入灰浆泵房 发生在整套启动试运期间，影响整套试运 排渣系统设计不合理，未考虑到市场煤质的变化。由于煤质偏差较大（灰份偏高），灰量和渣量增加较多，使得灰斗下灰不畅；