第一篇：東汽300MW機組高壓調節閥

全國火電大機組（300MW級）競賽第37屆年會論文集

汽機本體及輔機

東汽300MW機組高壓調節閥

連接方式技術改造

張永斌 王東黎

(大唐國際張家口發電廠 河北 張家口 075133)

摘要：高壓調節閥是汽輪機調速系統執行機構的主要元件，調節閥工作正常與否直接影響機組的安全穩定運行，這就要求調節閥具有較高的可靠性與穩定性，本文針對張電二期機組高壓調節閥連接方式設計存在問題結合大修，提出符合我廠機組高壓調節閥連接方式的優化改造方案，應用于生產，對機組安全運行，節約檢修周期與費用具有十分重要的意義。

關鍵詞：高壓調節閥；連接方式；改造；探討 概述

大唐張家口發電廠（以下簡稱張電），張電5號機是東方汽輪機廠生產的300MW機組，機組型式：亞臨界中間再熱、三缸兩排汽凝汽式汽輪機，型號N300—16.7（16.7）/537/537（合缸型），于1998年12月正式投入運行。

5號機組各有左右2個高壓主汽調節閥，布置在汽機前方運行層下面。每個高壓主汽調節閥由公共一個殼體的1個主汽閥和2個調節閥組成，調節閥和主汽閥在公共閥殼內呈三角形排置，結構簡單，布置緊湊。機組右側為1號、4號調節閥，左側為2號、3號調節閥，1號～3號調節閥配合直徑φ170mm，4號調節閥配合直徑φ150mm。為了減少閥門提升力，調節閥都設有預啟閥。4個調節閥分別控制高壓缸內相對應的4個噴嘴組，調節閥分別由各自獨立油動機控制，實現機組的配汽要求。存在問題分析

我廠二期5號機組，調速系統均為電調系統，其高調門與油動機之間是通過十字頭傳動連接，具體連接方式是：高調門門桿通過螺紋懸入十字頭，十字頭通過鉸孔、銷柱連接油動機。這種連接方式可以有效減輕高調門因蒸汽流動而引起的振動，具有一定優點。但是，通過我廠5號機的大修，發現了這種連接方式的缺點，就是無法解體檢修，高調門與十字頭之間的連接螺紋咬死，無法松開。2002年5號機大修中，高調門與十字頭之間就沒有拆開，因無備件沒有對高調門進行檢修；2003年初6號機大修，我們提前訂購了門桿和十字頭備件，檢修中高調門與十字頭之間仍然無法拆開，通過破壞性拆卸發現高調門門桿螺紋全部偏斜，致使螺紋咬死。

386 全國火電大機組（300MW級）競賽第37屆年會論文集

汽機本體及輔機 原因分析

3.1 高調門門桿螺紋是56×3的普通螺紋，閥門的開關都通過螺紋傳動，在機組打閘等快速關閉調門時，門桿螺紋要承受很大的沖擊力，致使螺紋損壞。

3.2 2008年3月，我廠5號機計劃安排進行第二次大修，根據上次大修調門無法解體的實際情況判定，本次大修該機高調門十字頭仍然有可能無法拆卸，因此，建議對高調門的連接方式從結構上進行改造。高壓調節門連接方式改造前后對比

4.1 改造前結構如圖一所示

圖一（改造前結構）

這種結構由于閥門關閉瞬間強大的反作用力作用到螺紋結合面上，使螺紋發生嚴重變形，造成大修時高壓調節閥無法解體。

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汽機本體及輔機

4.2 改造后結構如圖二所示

十字頭裝配時必須保證此間隙墊環園柱銷提升螺母螺塞此處必須滿焊牢靠，建議采用氬弧焊止動板緊定螺釘75-85，圖二：十字頭改造裝配關系圖

改造后結構設計為：十字頭按補充加工圖加后，依次裝入墊環、提升螺母（與十字頭的配合為動配合）、園柱銷、螺塞（旋入到位，以旋不動為準）后，此時提升螺母上端（左端）與十字頭內孔上端設計有3mm間隙（即提升螺母上端始終不會與十字頭接觸，見圖示）然后旋入閥桿，閥桿上端與墊環頂死，同時提升螺母下端與螺塞上端面頂死，此時提升螺母上端與十字頭間隙仍為3mm。閥門開啟時提螺母帶動閥桿往上移動，閥門被開啟；當閥門關閉時產生的瞬間反作用力經閥桿作用到墊環上，提升螺母基本上不受沖擊力，兩者螺紋結合部位不可能損壞，從根本上徹底解除了原設計無法拆卸的弊端，徹底排除了用戶的后顧之憂。計劃實施方案選取及所需費用預測

5.1 方案一：

十字頭改造后，依次裝入墊環、提升螺母（與十字頭的配合為動配合）、園柱銷、螺塞（旋入到位，以旋不動為準）后，此時提升螺母上端（左端）與十字頭內孔上端設計有3mm間隙（即提升螺母上端始終不會與十字頭接觸，見圖示）然后旋入閥桿，閥桿上端與墊環頂死，同時提升螺母下端與螺塞上端面頂死，此時提升螺母上端與十字頭間隙仍為3mm。閥門開啟時提螺母帶動閥桿往上移動，閥門被開啟；當閥門關閉時產生的瞬間反作用力經閥桿作用到墊環上，提升螺母基本上不受沖擊力，兩者螺紋結合部位不可能損壞，從根本上徹底解除了原設計無法拆卸的弊端。

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5.2 方案一所需費用：

施行此方案需要訂購十字頭四個，門桿四根，柱銷及鉸孔襯墊四套，調整墊及鎖緊裝置四套，需花費資金60萬元。5.3 方案二：

不進行改進，檢修時破壞十字頭，修理門桿螺紋。在以后的運行中還會出現由于閥門關閉瞬間強大的反作用力作用到螺紋結合面上，使螺紋發生嚴重變形，造成大修時高壓調節閥無法解體。5.4 方案二所需費用：

施行此方案需要訂購十字頭四個，柱銷及鉸孔襯墊四套，需花費資金24萬元。5.5 確定改造方案

兩方案進行比較，方案一可以徹底解決高調門連接問題；方案二只是暫時解決高調門無法大修檢查的問題，治標不治本。因此我們推薦采用方案一，徹底解決連接問題。高壓調節門連接方式改造效果

6.1 對高調門連接方式進行改進，內裝提升螺母，并在門桿螺紋頂部配準墊片，使高調門快速關閉時沖擊力作用在墊片上，減少螺紋受力；另外須更換門桿，新門桿上部加工出四方，以便于下次拆卸時固定使用，并安裝鎖緊裝置，防止門桿旋轉。

6.2 保證高壓調節門行程，優化閥門曲線，減少節流損失

300MW機組在高負荷時，一般采用順閥控制。即隨負荷增加順次的開啟1號、2號、3號、4號高調門，并且閥與閥之間有一個10％左右的重疊度（前一個調節閥尚未全開時，后一個調節閥就提前開啟，其提前開啟量稱重疊度）使其負荷閥位曲線疊加成一近似直線。如果沒有重疊度，調節閥行程閥位曲線如圖中虛線所示，為一階梯狀曲線，調節閥在開啟過程中在曲線階梯段就會發生升程增加，流量卻增加很少，這就要求加大油動機行程，從而使調節系統轉速變動大，甩負荷時動態升速增高，調節系統可靠性降低；如果重疊度太大，極限狀態為節流調節（重疊度為100％），調門節流損失太大，機組運行不經濟。10％左右重疊度比較合適。如下圖：

流量有重疊度預啟閥行程無重疊度行程

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6.3 運行中可消除高壓調節閥異常振動

當機組在負荷200MW－300WM之間運行時，主要通過調節蒸汽流量滿足負荷要求，因此1號－3號高調門工作條件最惡劣，調節最頻繁，也最容易發生故障。正常情況下，即使在機組帶300MW負荷時，4號高調門也不參與調節，開度為0，只有在負荷增加太快或汽輪機以節流調節方式運行時，4號高調門才會有一定開度。也就是說，1號－3號高調門是主力調節閥，4號高調門的閥碟始終壓在閥座上。由此我們可以采取措施修改高調門調節的開啟順序為1號、2號、4號、3號，把號4高調門作為主力調節閥，3號高調門最后開啟，令其閥碟壓住閥座，即可消除由于3號高調門閥座松動而帶來的調節系統擺動和機組負荷波動。這對于純電調機組是非常容易實現的。結論

高壓調速汽門連接方式改進后，可以對高調門進行正常性大修，發現高調門存在的問題，消除事故隱患保證高壓調節門行程，優化閥門曲線，減少節流損失，提高機組熱效率，降低機組發電煤耗；還可以在非大修時對高調門進行解體消除缺陷，保證機組安全運行。

參考文獻：

[1 ] 《電站汽輪機數字式電液控制系統－DEH>> 上海新華控制技術有限公司 編著

中國電力出版社 [2 ] 《火電廠汽輪機控制系統改造》 貴州電力試驗研究院

文賢馗

主編 中國電力出版社 [3 ] 《張家口發電廠5號機組汽機專業調試報告》華北電力科學研究院有限責任公司 [4 ] 《東方汽輪機廠高壓調節閥圖紙》

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第二篇：300MW機組基建工程典型質量問題

300MW機組基建工程典型質量 問題匯編

華電山西朔熱公司編

2010年9月

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序 言

為確保華電山西朔熱公司2*330MW項目的建設質量、順利進行、創優質工程，進一步加強對基建工程的管理與監督，特主要摘錄了300MW級機組發生一些基建質量問題、障礙事例，供大家參考學習。方便大家從中總結經驗、深刻吸取事故教訓，提高認識，增強安全工作的責任感、緊迫感和壓力感。在工作中舉一反三，摸清事故規律，制定防范措施，防患于未然。為安全、平穩地搞好工程的建設、試運和投產工作做出貢獻。

綜觀國內電力基建質量問題，從發生的事故原因來看，有相當多的事故原因是由于人員責任心不強、不能很好地執行規章制度造成的。因此抓好質量管理程序，提高工作人員的素質，搞好崗前培訓，增強工作人員的責任心和事故處理能力，致關重要。希望大家克服麻痹和松懈思想，認真執行質量驗收程序及“兩票三制”，抓好各項安全質量措施的落實，努力實現“安全為天、環保為先、效益為本、質量為基”的建設理念。其主要責任單位包括項目公司、監理公司、承包單位、設計院、調試所、供貨商。主要責任人是項目公司建設部質檢人員、監理工程師、承包單位質檢人員設計人員、調試人員、各工代等

由于時間倉促，書中粗疏之處在所難免，恭請各位讀者給以批評指正。

目 錄

第一節 土建專業質量問題匯總及防范措施....................4

一、沉降觀測點設置及施測不規范.......................4

二、部分混凝土地面、抹灰墻面有裂紋...................5

三、室外鋼結構油漆脫落、銹蝕.........................6

四、鋼筋混凝土構件鋼筋保護層厚度不滿足規范要求.......6

五、回填土質量控制不好，出現不均勻沉陷。.............7

六、現場對已完工的成品、半成品保護不好...............8

七、建筑工程施工完成后對現場遺留物清理不徹底.........8

八、同一工程多個施工單位的驗評表、記錄表等表格格式不統一...................................................9

九、外圍及輔助、附屬工程的質量不高..................10 第二節 汽輪機及附屬設備.................................11

一、系統管道設計類質量問題匯總及防范................11

二、閥門制造類質量問題匯總及防范....................12

三、水泵設備制造類質量問題匯總及防范................15

四、汽、水、油系統安裝類質量問題及防范..............16

五、焊接類質量問題匯總及防范........................20

六、汽輪機本體類安裝質量問題及防范..................22

七、主要輔機問題及防范..............................26 第三節 鍋爐專業質量問題匯總及防范措施..............27

一、鍋爐“四管”發生的質量問題匯總及防范............27

二、設計問題造成原煤倉堵煤匯總及防范................30

三、鍋爐輔機設備設計選型不當引起質量問題匯總及防范..32

四、新建機組發生的閥門制造質量問題匯總及防范........33

五、制粉系統發生的故障匯總及防范....................35

六、除塵、除灰系統發生的質量問題匯總................36

七、輸煤系統發生的質量問題匯總及防范................37 第四節 電氣專業質量問題匯總及防范措施....................38

一、發電機本體類質量問題及防范......................38

二、大型變壓器類質量問題及防范......................40

三、繼電保護類質量問題及防范........................42

四、設備制造安裝類質量問題及防范....................44

五、設備調試質量問題及防范..........................45

六、重要輔機電動機質量問題及防范....................46 第五節 熱控專業質量問題匯總及防范措施...................48

一、項目設計引起的質量問題匯總及防范措施............48

二、施工質量管理的質量問題匯總及防范................50

三、接線質量導致的質量問題匯總及防范................51

四、提資資料不全引起的質量問題匯總及防范............53

五、調試質量問題匯總及防范..........................54

六、設備選型質量引起的質量問題匯總及防范............56 第六節 脫硫專業質量問題匯總及防范措施....................57

一、脫硫入口設計參數問題匯總及防范..................57

二、脫硫設計質量問題匯總及防范......................58

三、脫硫設備質量問題匯總及防范......................59

四、脫硫施工質量問題匯總及防范......................60 第七節 火災事故.........................................63

一、托克托施工保溫火災事故..........................63

二、制粉系統爆破 引燃電纜停爐.......................63

三、違章作業 燃油噴出 引燃電纜 機組停運.............64

四、升壓站220kVⅠⅡ母線PT先后爆炸起火,導致全廠停電事故..................................................65 300MW機組基建工程質量問題匯編

第一節 土建專業質量問題匯總及防范措施

一、沉降觀測點設置及施測不規范

沉降觀測點的設置對于判定建（構）筑物及重要設備基礎的健康水平極其重要，測得的具體數據和趨勢分析是判定其沉降情況的重要依據，沉降觀測工作應引起各參建單位高度重視，以確保新建工程的穩定、健康。從已完工的工程情況看，在沉降觀測點的設置和變形觀測的具體操作方面暴露出的問題較多：個別工程在工程設計階段就沒有按照相關規范進行沉降觀測點的設置；有的工程在施工階段沒有按照規范要求進行施測；有的工程在半年試生產期間沒有進行沉降觀測；有的沉降觀測點被遮擋、掩埋或破壞，無法進行沉降觀測；有的沒有對現有沉降點進行有效保護；有的沒有設置明顯的統一標識；有的工程在測量工作結束后沒有進行測量工作的總結及對工程的沉降情況進行評價，沒有真正達到沉降觀測的目的。

原因分析：建設單位及參建單位沒有充分認識到設置沉降觀測點及施工測量對工程的重要作用；相關單位對于有關規范、標準了解不全面、理解不深刻；監理單位和建設單位在測量工作方面的監督管理不細、力度不夠、工作不實。

本項目負責人：秦志芳 專責人： 防范措施：

在施工圖會審階段應將沉降觀測點的設置列為審查的重點內容之一；建立并完善相關的規章制度，規范沉降觀測點的工作秩序和程序，且認真貫徹執行；監理單位必須配置足夠的、持有效資質證件的專業技術人員進行施工期間的全過程監督和管理；建設單位應不定期進行檢查和抽查，以便及時掌握建（構）筑物及重要設備基礎的沉降變化情況。

二、部分混凝土地面、抹灰墻面有裂紋

新（擴）建工程的部分混凝土地面、內外墻面抹灰層，經過半年左右時間的使用后發現不規則裂紋較多，且這一現象較為普遍，大部分工程都有類似問題。時間稍長后，由于裂紋縫隙積聚細煤粉、灰塵等，裂紋就更加明顯，影響了土建工程的整體觀感質量，個別工程影響了達標投產驗收及優質工程的評比。個別工程墻體的裂縫危及到了墻體的結構安全，影響到使用功能的正常發揮。

原因分析：混凝土地面不是隨打隨抹，而是由于搶進度、圖方便將混凝土澆注后，在其上面抹一層水泥砂漿，且砂漿的水灰比控制不好；簡化中間的施工程序，基底的清理不徹底、濕潤不完全；混凝土壓抹成品后，沒有及時進行養護或養護時間不夠，造成混凝土表面失水過早而形成干裂；有的屬于地面伸縮縫設置部位不正確或在層厚方向不貫通或縱橫方向不到邊。墻面抹灰層的干裂則是沒有按照相關規范在墻體抹灰前對基層進行浮灰的清掃并噴水充分濕潤，造成抹灰層失水過早；一次抹灰太厚或兩次抹灰間隔時間太短，收縮不勻或表面撒干水泥粉;夏季施工砂漿失水過快；冬季施工時砂漿層受凍；抹灰層形成后沒有進行養護或養護不及時或養護時間不夠，造成表面裂縫較多。

本項目負責人：秦志芳 專責人： 防范措施：

制定專項質量問題的防范措施，經監理單位簽字批準后方可實施；制定檢查、驗收制度；嚴格按照相關規范的規定進行每道工序的檢查驗收，不減少或簡化施工的中間環節；加強成品成型后的養護管理；在工程合同簽訂階段就應明確,將半年生產期后出現的類似問題作為考核參建單位的依據。

三、室外鋼結構油漆脫落、銹蝕

已完工程的室外鋼爬梯、樓梯、支架、桁架等鋼結構部件經過不長時間的使用后，發現返銹、腐蝕和油漆脫落較嚴重，個別已經銹蝕到主要承重構件，不僅影響到鋼構件的整體觀感質量，還影響到構件的正常使用壽命，不得不在機組投運不長的時間就進行重新防腐處理。

原因分析：由于建設工程工期較緊，施工單位為了趕進度、搶時間，簡化或省去了中間施工工序（如除銹、打磨等），使完成后的防腐油漆不能與基層很好的粘結，時間稍長就會脫落；使用的油漆質量不過關，影響最終的防腐效果，出現了返銹現象；施工單位涂刷的防銹漆或面漆沒有達到設計規定的遍數及涂層厚度，導致油漆防腐能力降低，影響了鋼構件的防腐功能。

本項目負責人：秦志芳 專責人： 防范措施：

鋼構件在打磨、除銹后必須進行嚴格、認真的過程驗收，并做好現場驗收記錄，上道工序未按照規定進行檢查驗收或檢查驗收不合格，不得進行下道工序的施工；檢查油漆產品合格證、質量證明等，必要時可進行抽樣檢測；對涂刷成品后的油漆涂層厚度按照相關規范進行測定、驗收，對于不符合規范規定的指標要返工處理。

四、鋼筋混凝土構件鋼筋保護層厚度不滿足規范要求

鋼筋混凝土構件中鋼筋保護層厚度，應按照構件的不同部位依照相關規范留置，而有的工程個別部位的鋼筋保護層不足，造成混凝土構件的箍筋銹蝕，甚至外露，嚴重的已影響到了受力鋼筋。特別是冷卻塔人字柱、淋水構件等經常受水沖洗部位，經過幾個冬季的凍溶循環后，會使混凝土保護層脫落，威脅到混凝土構件的結構安全，不得不耗費大量人力、物力、財力進行加固處理。

原因分析：沒有按照土建工程驗評標準的規定要求設置保護層墊塊，墊塊數量不足或固定不牢，混凝土澆注后鋼筋籠變形，使鋼筋向一側靠近，造成保護層厚度減小；鋼筋工程的各級檢查驗收流于形式，沒有認真把關，對于不符合規定、數量不全的墊塊沒有及時發現并糾正。

本項目負責人：秦志芳 專責人： 防范措施：

嚴格按照鋼筋工程的驗收程序進行檢查驗收，做到驗收不流于形式、不走過場；實行責任到人、壓力到位的驗收管理模式：誰簽字誰負責，誰驗收誰跟蹤管理。要制定出現類似問題的考核辦法，發現問題后要追究施工單位技術人員及工程監管部門人員的責任。

五、回填土質量控制不好，出現不均勻沉陷。

回填土的質量控制不好，短時間內出現不均勻沉陷是最近新建機組的普遍問題，現場回填土的質量缺陷主要表現為：回填土上的混凝土地面經過一段時間的考驗后，出現了局部的不均勻沉降；回填土層上的小型輔機基礎出現傾斜、沉降；回填土層上的溝道發生斷裂；建（構）筑物室外散水出現局部沉陷、斷裂等。

原因分析：回填土的施工過程控制不嚴格，不按照相關規范的鋪土厚度進行鋪土，鋪土厚度遠大于規定要求；打夯機的夯實遍數不足、兩夯之間的重疊寬度不夠，最終的回填土沒有達到規范規定的壓實系數；回填土料不符合設計要求，粒徑過大、含水率過高、出現凍土塊等；監理單位沒有充分發揮監督管理職能，監督不到位、管理力度不大。

本項目負責人：秦志芳 專責人： 防范措施：

施工單位制定專題的回填土施工技術措施，報監理單位審查批準，并監督執行；嚴格按照相關規范控制分層厚度、含水量、壓實系數、土料粒徑等參數；按照規定認真做好回填土的見證取樣及試驗工作，加強對土料、含水量、施工操作和回填土干密度的現場檢驗。

六、現場對已完工的成品、半成品保護不好

在工程建設過程的檢查時發現，現場對已經完工的成品、半成品保護不到位是普遍存在的問題，主要表現在：墻體及混凝土構件的邊角遭受碰撞、施工完成的墻面地面等被污染、保溫層被踩踏、沉降觀測點被掩埋或破壞、屋面防水層被破壞等等。

原因分析：施工單位對成品保護工作的宣傳不夠，一線施工人員的成品保護意識不強；成品保護制度不健全，設施不完善；施工過程中，各專業交叉施工的管理不規范、組織不合理、協調不統一、措施不到位。

本項目負責人：秦志芳 專責人： 防范措施：

結合工程實際情況，制定切實可行的成品、半成品保護制度；施工單位應加強同一專業不同工序或不同專業之間交叉作業的統一管理、組織與協調；做好成品保護的措施；加強成品保護的宣傳，增強工人的成品保護意識；加大對破壞成品行為的懲罰力度。

七、建筑工程施工完成后對現場遺留物清理不徹底

在機組投產后的達標投產檢查中發現，現場施工遺留物較多，有腳手架鋼管、架板、細鐵絲、未割除的鋼筋、鋼管等，在一定程度上影響了全廠的安全文明生產及達標檢查驗收。

原因分析：施工單位沒有嚴格對照驗收標準進行各級檢查驗收；監理單位沒有認真的組織單位工程竣工驗收，即使驗收，工作也沒有做到嚴、細、實，只是流于形式。

本項目負責人：秦志芳 專責人： 防范措施：

監理單位必須認真組織細致的單位工程竣工驗收工作，制定單位工程竣工驗收制度，嚴格竣工驗收程序，明確竣工驗收任務，落實竣工驗收責任。

八、同一工程多個施工單位的驗評表、記錄表等表格格式不統一 目前電力工程建設的每個項目的施工單位都是有多家組成和參與的，個別項目在資料統一管理方面做的不夠到位，甚至有些混亂：各施工單位土建專業的質量驗收評定表、沉降觀測記錄表、各種記錄表等表格的格式不統一，千差萬別、良莠不齊。特別是地方建筑公司或其他行業的施工單位資料的歸檔和整理比電力建設公司做的要差。

原因分析：地方施工單位或外系統行業的施工單位不清楚電力行業土建工程各種施工記錄表格的格式，仍按照他們既有的表格和模式進行填寫；建設單位或監理單位在工程管理過程中也沒有對其進行統一的要求、協調和管理，使形成的最終竣工資料不符合檔案管理的統一要求，不得不花較多時間進行整改。

本項目負責人：秦志芳 專責人： 防范措施：

由監理單位牽頭對工程資料的填寫、歸檔、整理等進行統一的要求、協調和管理，在工程起始階段就對各施工單位以工作聯系單的形式下發明確的要求和管理標準，在工程建設期間專門對技術資料進行不定期監督檢查，并將發現的問題及時反饋給相關單位，以便及時糾正和整改。

九、外圍及輔助、附屬工程的質量不高

建設完成的所有火電項目都不同程度的存在著主體工程質量好于外圍及輔助、附屬工程，即使同一個施工單位來完成這兩部分，也存在這一問題。無論是從工程的結構部分還是到裝飾裝修的細部，外圍及附屬、輔助工程的總體質量都大大遜色于主體部分。

原因分析：無論是建設單位還是工程各參建單位，都存在重視主體工、，輕視外圍及附屬、輔助工程的心態和觀念。在外圍及附屬、輔助工程的招標階段，建設單位就對施工單位的資質等方面放松了要求、降低了標準。施工單位在工程建設階段無論是從技術力量的配備、施工機械的配置及工程管理的力度方面也都能體現出輕視外圍及附屬、輔助工程的一面來。監理單位也沒有配備專職的專業人員進行管理，只是由管理主體工程的人員來分管這部分工作。不重視外圍及附屬、輔助工程各方面因素的綜合與聚集，就形成了最終的、大家都能看到的結果。

本項目負責人：秦志芳 專責人： 防范措施：

首先建設單位在外圍及附屬、輔助工程的招標階段就對施工單位的資質等提出與主體工程同等的要求來，對監理單位在這方面提出具體的工作要求。監理單位必須配備相應的專職技術人員進行管理和監督。施工單位也要加強技術力量的配置，質量管理的標準和力度要提高到與主體工程的質量同一標準上來。通過各方的共同努力，來促進和提高外圍及附屬、輔助工程質量的提高。

第二節 汽輪機及附屬設備

一、系統管道設計類質量問題匯總及防范

1、由于系統管道設計不合理造成的問題匯總如下：

1.1萊城二期（2×300MW）#4機組四大管道系統的疏水系統由于疏水閥門設計等級低，內漏現象多；由于系統的支架、彈簧的選擇、分布設計時存在問題，支架、彈簧的緩沖能力弱（疏水調閥開、關速度過快造成）；同時疏水系統設計膨脹不暢，有受阻變形現象，致使部分疏水管路變形，產生振動。

1.2廣安二期（2×300MW）#3機組由于高旁疏水布置不合理引起管系劇烈振動。#3機組當時負荷300MW，主汽壓力設定值為16.6MPa，機組處于爐跟機方式運行。機組運行過程中，當煤質忽然變好時，主汽壓力上升，當主汽壓力達17.6MPa時，高旁減壓閥快開，高旁減溫水開啟，大量的高溫、高壓蒸汽瞬間進入高旁引，高旁管路發生劇烈振動，部分支吊架變形。

1.3中寧（2×300MW）#1機組軸封溢流管設計位置不當導致凝汽器發生泄漏。由于軸封溢流管進入凝汽器后蒸汽出口位置設計不合理，致使蒸汽直接吹到銅管表面，造成凝汽器B側有三根銅管泄漏。將發生泄漏的銅管進行了封堵。并在機組檢修中將軸封溢流管進入凝汽器后蒸汽出口位置進行了下移。

2、原因分析

以上問題的發生主要是由于設計不合理原因造成的，即有設計院經驗不足的原因，也有施工圖紙會審把關不嚴、審查不細等原因。系統管道設計不合理，不僅造成管路系統穩定性差，還會產生諸如管系振動、管道變形、支吊架損壞等故障，甚至影響設備的安全運行，產生損壞設備等嚴重后果。本項目負責人：陶寶國 專責人：王晉鋒

3、防范措施：

3.1加強施工圖紙的會審工作，對主要系統的管道走向、支吊架的布置方式、支座的選取、管道冷拉值的驗算等應充分討論，充分發揮監理人員的作用、生產準備人員應提前參與會審。

3.2在管道設計中選用滿足設計參數要求的進口疏水閥，同時疏水系統在設計、安裝階段充分考慮膨脹、冷緊等問題。

3.3在對系統的支架、彈簧的選擇、分布時，應充分考慮事故工況下的系統的最大沖擊力和應力的釋放，同時選擇開、關相對較緩調閥。

3.4加強管道冷緊值的核算工作。管道冷緊值設計和安裝過程中的控制，是管道設計安裝過程中的又一重要環節。安裝前，應要求設計院及設備廠家對設計的管道冷緊值進行核算，確認冷緊值是否符合管道材質及管道使用溫度的要求，安裝時對冷緊值的選取要正確。

3.5加強管道焊口的冷緊檢查。管道的冷緊焊口一般選在便于施工和管道彎矩較小處，冷緊前要檢查管道所有焊口、支吊架、管道附件等安裝結束，防止系統阻礙造成冷緊值錯誤。冷緊時要檢查拉緊工具和管道的拉伸狀況，避免硬拉；焊口應調整好，焊接時冷拉工具牢固無松動，焊接結束、熱處理完成后方可拆除拉具。

二、閥門制造類質量問題匯總及防范

1、問題匯總

近幾年來，由于閥門選型不合適、閥門制造質量差等原因帶來的質量問題非常多，匯總如下：

1.1吹管階段臨沖門選型不當引發的問題：

廣安三期（2×600MW）#5機組在吹管過程中，臨沖門關閉不嚴，漏量較大，造成吹管蒸汽壓力升壓時間過長，升壓緩慢，造成吹管一次的時間過長。另外臨沖門電動頭的傳動絲套在吹管過程中損壞，無法正常開關，被迫停止吹管對鍋爐泄壓，進行解體檢查。影響吹管時間3天左右。經檢查分析，發現閥門的選型存在問題，臨沖門的壓力等級選的偏低。

1.2試運階段因閥門質量差引發的問題：

濰坊二期（2×670MW）#3機組B汽泵出口逆止門不嚴，經解體檢查發現閥門內部有雜質，造成閥門密封面配合不嚴；閥芯動作過程中有輕微卡澀。#4機組168小時試運期間，主蒸汽疏水手動門閥體泄漏，造成高溫高壓蒸汽外泄，影響機組安全穩定運行。該閥門為美國進口VTI手動疏水球閥（型號為BA91-BW-STD-2），經過對閥體泄漏部位進行檢查分析，認為該閥門存在質量問題，閥體法蘭密封墊片損壞是造成主蒸汽泄漏主要原因，而且閥門還存在嚴重的內漏缺陷。

1.3機組運行階段暴露出的閥門質量問題：

章丘二期（2×300MW）#

3、4 機組高加危機疏水閥門部分閥門不嚴，影響機組熱效率，泄漏原因為設備選型不合適，制造加工質量差。

1.4汽輪機主汽門、調門制造質量差引發的問題：

①石門二期（2×300MW）＃3機在首次沖轉過程中，右側（#2）主汽閥預啟閥碟脫落。經檢查發現，制造廠在進行閥門裝配時，該主汽閥預啟閥碟與限位閥套未點焊死造成，旋緊絲扣完全松脫。該問題的發生，直接導致汽輪機沖轉時間推遲15小時，停機后處理該故障耗時5天。

②章丘二期（2×300MW）機組#3機組作50%甩負荷試驗過程后，B側主汽門閥桿斷裂，操作失靈，停機處理。經檢查發現閥桿含鉻量低，導致閥桿脆性大，受應力斷裂，對閥門進行返廠處理。

2、原因分析

閥門缺陷的產生原因有設計選型、制造加工、安裝質量、運行操作等各方面，從以上問題情況看，有閥門選型不當的原因，但主要還是閥門制造質量差的原因。

本項目負責人：陶寶國 專責人：王晉鋒

3、防范措施

3.1首先應把好閥門的選型關。應根據系統的運行特點選擇合適形式的閥門，設計參數應符合實際運行工況。閥門的前后壓力、最大流量、介質溫度等運行參數要提供準確，確保設計人員在閥門設計時進行正確的選型、選材，確保閥門的壓力等級、適用介質、使用溫度、流量等參數合格；電動閥門的電動頭應滿足閥門運行過程中前后壓差最大時的開啟力矩，并留有一定的設計余量。鍋爐吹管階段，臨吹門閥門的選取一般由施工單位選取，業主應嚴格把關，對臨吹門的壓力等級、性能參數是否滿足鍋爐吹管期間蒸汽的最高壓力和最高溫度要求進行審核，必要時請設計院進行復核。

3.2把好閥門的采購關。在選用閥門時，應選用供貨業績多、使用質量可靠、售后服務好的品牌。對于重要系統如給水系統、抽汽系統、凝結水系統、循環水系統的閥門，要加強監造質量監督，確保質量。閥門到貨后，要詳細檢查閥門的水壓試驗、嚴密性試驗報告及合格證等相關資料。

3.3把好閥門的安裝質量關。閥門在安裝以前，要全部進行現場的嚴密性試驗，確保閥門無外漏、內漏缺陷，并根據閥門的牌號和出廠說明書檢查它們是否符合系統使用要求。逆止閥要重點檢查閥芯動作是否靈活可靠。關斷用閥門應檢查有無卡澀問題。閥門在安裝焊接時，應在微開狀態，膨脹受阻造成彎曲變形并損傷密封面。管道、閥門內應保持清潔，防止異物落入閥芯和閥座之間，碰傷結合面，造成閥門內漏。閥門安裝結束后，對運行溫度高于50攝氏度的閥門進行保溫。調節閥在安裝前，應征求制造廠家意見，對閥門進行解體檢查，檢查氣動執行機構各部件有無缺陷，氣囊是否漏氣，閥體、閥套、閥桿、閥芯、閥座等有無制造缺陷。在安裝調試進口調節閥時，應仔細查閱說明書等資料，并聯系技術人員進行現場指導；調節閥安裝結束，在系統投入運行前進行調試，檢查調節閥的調節能力是否穩定可靠，有無卡澀跳動，行程控制和開度指示應準確。

三、水泵設備制造類質量問題匯總及防范

1、問題匯總

集團公司最近幾年來，新投產機組因凝結水泵、循環水泵等輔機設備存在質量問題影響機組正常運行的事件時有發生，匯總如下：

章丘二期（2×300MW）機組#3機組B真空泵運行中轉子跳閘，盤車不動。經解體檢查，發現葉輪斷裂，掉下的葉片卡死在葉輪與殼體之間。經檢查確認，真空泵葉輪存在制造缺陷。

2、原因分析

以上問題主要是水泵制造質量存在隱患造成的，如選材不當，泵性能曲線不合理、泵體剛性不足等。

本項目負責人：陶寶國 專責人：王晉鋒

3、防范措施：

3.1把好設備的招標采購關。首先在設備招標階段，要嚴格把好資質審查關，要應選擇用供貨業績多、使用質量可靠、售后服務好的水泵供貨商。技術評標階段，應重點對水泵的流量與揚程的特性曲線、泵的關閉點揚程曲線等進行比選，選擇符合技術規范的水泵。

3.2加強現場質量見證工作。在與水泵廠簽訂技術協議時，對制造過程中的監造點細化明確，對重要工序要現場進行檢驗復查，加強每一道工序的監督與見證，水泵在進行性能試驗時，要嚴格檢查流量揚程曲線是否平緩，是否符合系統設計要求，如發現問題，要求制造廠及時整改。

3.3對制造廠外購設備應要求制造廠進行必要的質量檢測，杜絕不合格產品進廠，能夠解體的設備一定要解體檢查，及時發現外購設備及部件存在的質量隱患并進行處理。

3.4設備到達現場后，施工、監理、電廠的技術人員應按規范，對于需要進行解體檢查的設備及部件，必須要進行徹底檢查，對承壓部件的密封件進行全部更換，確保設備無泄漏。對于檢查中存在質量問題的設備嚴禁轉入下一道安裝工序，確保安裝質量。

四、汽、水、油系統安裝類質量問題及防范

1、問題匯總

1.1因汽、水系統不清潔引發的問題：

①青島二期（2×300MW）工程#3機組2005年試運過程中，因給水系統管道內雜質較多，運行操作不當，導致給水泵在停運過程中芯包抱死。后對給水泵芯包進行返廠檢修。

②石門二期（2×300MW）#3機組在試運過程中，因給水泵再循環管道內焊渣較多，造成最小流量卡澀，導致給水泵組無法運行，影響機組帶負荷。

1.2汽輪機油系統設備安裝質量問題：

①揚州（2×330MW）# 7機保安油管與前軸承箱排氣管裝反，造成高壓密封備用油泵出口壓力小，保安油無壓力，影響機組1天啟動時間。

②中寧一期（2×330MW）2005年#1機組高壓密封備用油泵主動輪鎖緊螺母松動，造成油泵不上油，出口油壓低，不能正常工作，影響了機組調試。

2、原因分析

汽、水系統堵塞的原因較明確，多為安裝過程中對安裝質量把關不嚴，系統內部清潔度不符合要求，存在焊渣、棉紗、保溫巖棉纖維、石棉纖維等雜質。系統投運后，雜質堵塞濾網或其他設備，導致系統無法正常運行。

油系統設備發生的問題既有制造質量問題，如：汽輪機配套供應的主油箱內部交流油泵出口法蘭泄漏，但更多的是安裝質量控制不嚴造成的。如：部分安裝單位未對主油箱進行嚴密性試驗，安裝工藝控制不嚴，致使油管道存有雜質，且未進行軸承通油后的翻瓦清理，造成軸瓦和軸頸磨損；沒有對現場油系統的設備及閥門進行必要的解體檢查檢查、施工過程中沒有認真查看圖紙，導致管道安裝錯誤；系統檢查不仔細，漏裝設備或安裝錯誤不能及時發現；管道焊接過程中，管口封堵不及時或未采用氬弧焊打底，管道內進入雜物導致濾油時間過長，油質差等。

本項目負責人：陶寶國 專責人：王晉鋒

3、防范措施：

3.1汽水系統管道安裝要嚴格按照作業指導書的要求，內部進行噴沙清理，保證內部清潔，噴沙后對管口進行封堵，防止異物、灰塵進入；系統施工過程中，所有管道開口必須進行有效封堵；汽水系統所有焊口根據管徑不同均采用氬弧焊打底或全氬焊接，管道坡口清理干凈，防止焊渣進入系統，焊接前要對管道內部進行檢查，取出封堵物，確認無雜質；設備、閥門安裝時，要對內部進行檢查，防止設備運輸時的防護、封堵物遺留在設備內部，并清理內部的灰塵、雜物，確保清潔。

3.2密閉容器在進行封閉前，對內部進行徹底清理檢查，防止焊渣、隔熱石棉布等施工遺留物進入管束部位，對容器內部及管束進行水沖洗，徹底清理內部雜質、灰塵等，檢查所有與容器相聯接的汽水管道，確保干凈無雜物。上述清理工作根據驗收措施由監理組織并驗收合格。

3.3系統的化學清洗要全面，要做好系統除鹽水沖洗的質量監督，保證各汽水管道沖洗干凈，水質清潔，無機械雜質。化學清洗及酸洗結束后，系統除銹徹底，內部無雜物、油脂。

3.4汽機側凝結水系統、給水系統具備調試條件后，要提前進行系統運行調試，使汽機側水系統、真空系統、蒸汽系統、疏水系統等投入運行，管道內部雜質經過汽水沖刷后及時清理凝結水、給水系統濾網，并對凝汽器汽側進行清理檢查，確保系統清潔度在鍋爐炊管前符合要求。

3.5機組吹管期間，制定凝結水濾網定期清理、給水泵濾網輪換清理制度。系統開始投入運行時，凝結水濾網每1-2小時切換清理1次，系統運行穩定后，根據每次凝結水濾網的清潔程度適當將切換清理時間延長至3-4小時，運行過程中嚴格監視濾網前后壓差變化；給水泵濾網同樣采取輪換清理的方式，泵組始終保持1臺汽動給水泵處于低轉速備用狀態（該措施適用于采用兩臺50%容量汽動給水泵、一臺調速電泵的機組），運行中如發現另一臺汽泵或電泵濾網壓差接近報警值，立即對泵組進行切換，對壓差高的濾網進行清理，結束后將該泵迅速投入低速備用，以確保系統安全可靠運行。3.6給水泵出入口、中間抽頭未接管道前，要進行封堵；出入口及再循環管道在安裝前，要對管道內部進行噴沙處理；焊接時，管道內部清理干凈，采用氬弧焊打底的焊接方式；管道的開口要及時封堵。

3.7對給水泵的放水放氣及密封冷卻水管道與閥門的連接方式進行檢查，對發現的卡套式絲牙連接形式應全面更換，禁止使用。

3.8爐前系統進行化學清洗時，將給水泵出入口管道短接，對中壓給水管道進行除鹽水沖洗，清除內部雜質。

3.9給水泵啟動調試過程中，運行人員要嚴格執行運行操作規程及給水泵運行說明書的要求，嚴格控制給水泵筒體上下溫差，盤車轉速嚴禁低于給水泵允許最低盤車轉速。

3.10給水泵調試過程中，要定期清理前置泵及主泵的入口濾網，防止濾網堵塞，影響給水泵安全。

3.11對油泵、冷油器、重要的閥門都要現場解體檢查。首先保證設備的清潔度，制造廠家供貨的油管路應全部經酸洗、鈍化、封口后運至現場。對于在現場配制的油管道，非套裝大口徑油管路應進行噴砂處理，清理干凈并采取防腐措施；小口徑油管路應進行酸洗、鈍化處理；對于不銹鋼材質的套裝油管安裝前宜進行蒸汽吹掃，將其內部徹底吹掃干凈。然后檢查有無質量缺陷，比如油泵能否正常運行、出力是否達到要求，逆止閥動作是否靈活可靠，有無卡澀現象。

3.12制定嚴格的油管道施工工藝。安裝前所有油管道要嚴格檢查其內部清潔度，對廠家提供的預制好的成品管全部拆堵檢查清理，用蘸有稀料的白布拉拭干凈后封口，所有油管路安裝時才能打開封口，嚴格做到拆一段油管封口，馬上安裝。所有油管道必須采用氬弧焊打底、電焊蓋面工藝，DN50及以下管道采用全氬焊接；油管道連接過程中，每一道口焊接或法蘭連接前必須經過質檢員或監理人員檢查簽證后方可施工。

3.13安裝人員在油管道的連接過程中，要認真核對圖紙要求，避免管道安裝錯誤，閥門安裝一定要符合系統介質流向的要求；安裝結束后，要由技術人員對系統進行詳細核查，確保系統連接正確；系統的布置及閥門使用安裝要符合電力生產二十五項重點反措的要求。

3.14對整體到貨的整裝式油站、集成式部件，要核對圖紙進行仔細檢查清理，確認系統連接正確，設計完善無缺陷，無漏裝設備及部件，如閥門、節流孔板等。

3.15油系統沖洗結束、油質合格后，及時進行系統的調試，如油壓整定、油泵的聯鎖保護、冷油器切換、油壓低保護以及其他項目的調試等，對系統進行運行檢驗，及時發現系統設計及安裝存在的缺陷，對發現的問題認真組織分析，查明原因進行處理整改，不留隱患。

3.16安裝與主機匹配的聚結分離式良好的濾油機，機組啟動前進行大流量充分油沖洗，盡量在機組啟動前暴露問題。

3.17軸承通油后應進行翻瓦檢查清理。

五、焊接類質量問題匯總及防范

1、問題匯總

1.1中寧一期（2×330MW）#1機組在2005年試運、試生產期間，分別因#2高調導汽管疏水管焊口、#4高調導汽管疏水管焊口、6.5m高壓缸下部高導疏水管焊口發生泄漏，導致機組3次停機，處理缺陷焊口，嚴重影響了機組的安全穩定運行。

1.2池州一期（2×300MW）＃2機組整套啟動過程中，汽輪機油箱內逆止閥法蘭焊口斷裂漏油，汽輪機安全油壓低，危急遮斷裝置無法投入。后通過檢測共發現6個法蘭焊口有缺陷，原因為制造單位對主油箱內部管道強行對口焊接，管道存在較大應力，油泵運行后因為振動造成管道焊口開裂，后停盤車對主油箱放油，對存在缺陷的焊口進行了補焊處理，影響整套試運時間11天。

1.3章丘二期（2×300MW）#3機高壓缸導汽管取樣量儀表閥門與管路直接采用插入式焊接，不符合焊接規范要求，導致機組運行過程中泄漏。處理措施：將閥門全部更換并采用全熔透式焊接結構。

2、原因分析：

發生以上問題的原因體現在三個方面：一是部分廠家供應的成套設備管道焊接質量不合格，如汽輪機油箱內逆止閥法蘭焊口質量、安油管套裝油管路焊接質量造成的斷裂、漏油問題。二是對成套設備的入廠檢驗檢查不到位；三是安裝焊接質量控制和檢驗沒有嚴格執行工藝標準和規范，質量管理制度執行不嚴。

本項目負責人：陶寶國 專責人：趙衛東

3、防范措施：

3.1對于設備制造廠家提供的焊接部件，特別是成套設備的套裝油管道等，重點加強設備監造質量，要求制造廠加強焊接質量監督和焊口檢測；設備到現場后還要根據設備歸屬系統的不同對焊口進行不同比例的抽檢，高溫、高壓的焊口要擴大抽檢比例，當發現焊接存在質量問題時，應對所有焊縫進行100%檢測。

3.2建立健全焊接質量檢驗收網絡，抓好焊接前、焊接過程中和焊接結束后三個階段的質量檢查。

3.3焊接前，要對所要焊接的管道材質進行確認，合金鋼管進行光譜分析，選擇合適的焊材，并根據管徑、材質確定焊接方法及相應的熱處理措施，制定詳細的焊接作業指導書。3.4汽輪機各汽、水、油系統的管道焊接，應根據各系統壓力等級、管道材質的要求，必須由具備相關資質的專業焊工進行焊接。

3.5管道的坡口加工應符合圖紙設計要求，焊件的清理、打磨及管道對口符合焊接技術要求，禁止強力對口。

3.6小徑管焊口必須當天完成，焊縫的焊接厚度符合標準，焊接強度要達到要求。

3.7不同材質、管徑、壁厚的管道應執行不同的熱處理工藝，嚴格控制熱處理溫度及時間。

3.8焊接完成后，要加強焊縫的探傷檢測。按照焊口所在系統壓力、溫度的不同按要求進行焊后探傷檢驗，高溫、高壓汽水管道焊口要做100%的無損探傷，合金鋼焊縫作100%光譜復檢，對熱處理后的主汽、熱段作100%硬度檢驗；對熱處理后的碳素鋼焊縫及小徑管焊縫作不小于5%的硬度檢驗。

3.9無損檢測過程中，對于一次探傷合格率低于96%的焊工，應停止其在該項目的施工，并對其焊接的所有焊口進行全面復檢。

3.10對大小口徑焊口檢驗過的焊口，應做好相關標記，避免漏檢。

六、汽輪機本體類安裝質量問題及防范 本項目負責人：陶寶國 專責人：王晉鋒

1、軸承安裝質量問題及防范 1.1問題匯總

①石門二期（2×300MW）#3機組安裝過程中#3軸瓦裝配不合標準，瓦頂間隙過大，軸瓦負荷分配不合理，標高過低，導致機組試運振動大造成停機。停機后，將#3軸承降低標高0.15mm，軸瓦頂間隙減少0.20mm，消缺時間為11天。②池州一期（2×300MW）＃2機組汽輪機#

3、#4軸瓦安裝時，說明書與圖紙對間隙的要求不一致，按照說明書進行了安裝，結果運行中造成振動大問題。最終經汽輪機廠確認應按設備圖紙施工。經過調整后#

3、#4瓦軸振動分別下降到0.05mm和0.06mm。

1.2原因分析：

從上述單位發生的問題可以看出，軸承安裝質量對汽機的安全穩定運行影響較大，往往會造成機組停機，而且缺陷處理時間比較長，對機組試運影響較大，目前，各大汽輪機廠所采用軸承的技術比較成熟，軸承的加工精度有了顯著提高軸承安裝要求精益求精，任何疏漏都有可能產生諸如汽輪機振動、轉子軸徑磨損等重大問題，墊鐵的研磨、各數據的測量調整、軸系中心調整時軸承標高的控制等都要嚴格執行技術要求，執行規范不嚴格或達不到技術要求都會造成隱患，影響汽輪機的安全穩定運行。

3、防范措施：要避免上述問題，工作中應抓好以下方面的工作。

3.1軸承安裝要嚴格遵守《電力建設施工及驗收技術規范》汽輪機篇軸承安裝的技術要求，并嚴格執行汽輪機廠的安裝說明書及圖紙中有關軸承安裝的具體技術細節，對軸承的間隙、過盈等數據的測量調整要嚴格按照技術要求進行，對超出技術標準的有關數據要認真分析原因，并聯系汽輪機廠技術人員制定措施進行處理。

3.2當安裝說明書、技術規范、設備圖紙中的技術要求有關軸承安裝數據不統一，出現矛盾時，要及時同汽輪機廠的技術人員進行溝通，確定方案，避免盲目施工產生問題。

3.3安裝前對軸承座及內部油管、接口等進行解體、清理、檢查，確認無異物后用醫用膠布對油口、管口進行封堵。3.4現場施工單位要對汽輪機廠供貨的軸承進行解體檢查、清理，除檢查軸承墊鐵、瓦塊、鎢金等各部件是否存在質量缺陷外，還要對軸承機械加工遺留的鐵屑、毛刺等進行徹底清理打磨，各油孔、螺栓孔等孔洞內要用清洗劑進行清洗并用壓縮空氣吹干，軸承油孔在施工過程中要進行封堵，防止異物進入。

3.5汽輪機軸系找中心過程中，各軸承的標高要按照汽輪機廠技術要求進行調整，調整后要進行軸承墊鐵的研磨，保證接觸面積達到75%以上，確保軸承的穩定。

3.6汽輪機扣缸前，要對各軸承進行徹底清洗、檢查，清除內部雜質，并清除各油口的封堵物，防止進回油管路堵塞。

3.7汽輪機潤滑油系統進行大流量沖洗過程中，各軸承進油口要與軸承座油口錯開，防止不合格潤滑油進入軸瓦。

2、汽輪機汽缸法蘭接合面漏汽問題及防范 2.1問題匯總

昆明公司（2×300MW）在機組時運過程中，汽輪機中壓缸至低壓缸導汽管接合面漏氣導汽管接合面有輕微變形，經分析認為可能是設備安裝時螺栓緊力不均勻造成的。

2.2問題分析及防范

汽輪機汽缸及導汽管法蘭結合面泄漏，對于新安裝機組來說，由于沒有運行過程中的溫差變化，法蘭基本無變形缺陷，因此主要原因是法蘭螺栓緊力不足造成。螺栓緊力不足，主要有兩方面原因造成：一是設計問題，設計時法蘭、螺栓膨脹系數等數值取值不合適，計算出的螺栓冷緊或熱緊值偏低，導致機組運行后法蘭螺栓緊力不足產生泄漏；二是安裝問題，安裝過程中，汽缸法蘭螺栓進行緊固時，沒有嚴格按照設計冷緊力矩或熱緊角度進行安裝，造成機組熱態時螺栓緊力不足法蘭泄漏。為避免類似問題重復發生，要有針對性地采取如下措施：

①對汽輪機廠圖紙中汽缸法蘭螺栓冷緊力矩及熱緊值進行核算，防止設計數值偏小，造成法蘭泄漏。

②法蘭螺栓冷緊力矩及熱緊值校核正確后，安裝過程中要嚴格按照設計值進行螺栓冷緊、熱緊。冷緊時要使用力矩扳手，確保冷緊力矩達到要求；熱緊采用螺栓加熱器對螺栓進行加熱，待螺栓伸長后，按照熱緊值進行準確熱緊。熱緊過程中，嚴禁使用氣焊烘烤形式對螺栓、螺帽進行加熱。

③法蘭螺栓冷緊、熱緊時，應嚴格按照汽輪機廠提供的螺栓緊固順序進行，防止法蘭緊偏或法蘭各部位受力不均勻，造成泄漏。

④無需熱緊的法蘭螺栓在緊固過程中，禁止對螺栓或螺帽進行加熱，防止螺栓損壞。

3、汽輪機保溫施工質量問題及防范 3.1問題匯總

貴港一期（2×600MW）#2汽輪機第一次沖轉過程中，在進行并網前試驗過程中發現高中壓缸上下缸溫存在約40℃的溫差，經長時間暖機無法消除。經分析及現場檢查確認，發現施工單位在下汽缸保溫施工中，內二層汽缸保溫未按設計要求施工。為消除溫差，歷經十天時間對汽輪機高中壓缸進行重新保溫。

3.2問題分析及防范

以上問題的發生主要原因是施工單位未按照工藝標準進行保溫施工，其次，質量監督和驗收不到位，沒有嚴格按照工藝標準要求進行驗收。為避免在施工過程中出現因保溫安裝質量差而影響機組運行的問題，在安裝階段要采取以下必要措施來保證設備保溫的安裝質量： ①對設備圖紙所要求保溫材料的型號、保溫厚度等技術要求進行核算，確認設計無誤。

②嚴把保溫材料的質量關，杜絕使用不合格或質量低劣的保溫材料。

③保溫材料的選型要符合設備制造廠及設計單位的設計要求。④在對設備進行保溫時，要堅強質量監督，確保保溫材料使用正確、保溫層厚度符合標準要求；保溫材料的施工要做到前后搭接、上下錯層，確保施工工藝符合要求。

七、主要輔機問題及防范

本項目負責人：陶寶國 專責人：王晉鋒

1、逆止閥制造質量差造成汽動給水泵組倒轉超速損壞報廢 事故概況

濰坊發電廠2號機組系亞臨界300MW機組，配100％容量的汽動給水泵。給水泵的出口逆止門是湖北高中壓閥門廠生產的RCV250—1198／360型。1996年1月28日7：59分，2號機組因鍋爐MFT，機組解列，聯動汽動給水泵組跳閘，但由于給水泵出口逆止閥卡澀，高壓給水回流，而鍋爐省煤器前又沒裝逆止閥，使汽動泵組倒轉，產生強裂振動，導致給水泵出口電動門在關閉過程中(約1／3位置時)將電動頭震落，并將各種表管震斷，引燃大火，給水泵給水入口管也被震斷。汽動給水泵組倒轉轉速進一步飛升至8748r／min，而噴出的大量水、汽自行將大火撲滅。

2事故原因分析

①湖北高中壓閥門廠生產的逆止閥，制造質量差、卡澀，是引起泵組倒轉的直接起因；

②給水泵出口電動門的電動頭材料強度差在泵組倒轉引起的劇烈震動中，被震落使電動門無法關到底，這就使水泵倒轉速進一步飛升；

③鍋爐省煤器入口未裝逆止閥，使鍋爐內壓力水得以返流，使水泵倒轉有了充足的“動力”；

④給水泵入口管被震斷，使得返水排大氣，客觀上加大了壓頭動力，終使水泵倒轉到8748r／min的難以置信的高速，使汽動給水泵組損壞報廢；

⑤在運行監視上，由于運行人員未能正確地判斷出汽動給水泵組在“倒轉”，使倒轉時間延長。

3防止對策

①在鍋爐省煤器入口加裝一道逆止閥；

②制定出詳細的汽動給水泵、電動給水泵倒轉的運行反措，并補充到運行規程中執行；

③對廠內其余的汽動給水泵、電動給水泵的出口逆止閥進行檢查更換；

④加裝電科院科技發展中心研制的防倒轉轉速報警裝置。

第三節 鍋爐專業質量問題匯總及防范措施

一、鍋爐“四管”發生的質量問題匯總及防范

1、問題匯總

1.1西塞山一期（2×300MW）#

1、#2爐過熱器出口聯箱管排和聯箱焊口泄漏。原因是鍋爐制造廠在設計中過熱器出口聯箱管排膨脹量不夠，鍋爐廠少設計一個膨脹彎，導致焊口承擔熱應力過大出現裂紋。通過增加一個膨脹彎加以解決。

1.2中寧一期（2×330MW）#1爐水冷壁制造焊口質量差，水冷壁發生泄漏，對高溫過熱器造成沖刷，導致高溫過熱器爆管。

1.3池州一期(2×300MW）在試運中鍋爐墻式再熱器管在運行中發生爆管。爆管原因是在運行時管材超溫,再熱器母材存在內傷所致。

2、問題分析及防范措施

本項目負責人：秦志芳 專責人：

影響鍋爐“四管”泄漏的因素較多，“四管”一旦泄漏，處理時間最短也要3天，嚴重制約著試運時間，影響著機組的經濟性和安全性。“四管”膨脹設計不當容易引起應力超標；“四管”支吊設計、安裝不當引起應力過大；錯用原材料材質；焊接質量不良；安裝時吊裝不當造成管材受傷；安裝時管道落入異物；安裝時強力對口；調試時超溫過熱；以上這些原因都易引起“四管”泄漏。

為避免類似問題在今后試運和投產機組上重復出現，防止“四管”泄漏的發生，應重點做好以下幾點：

2.1在工程設計階段，要組織開展鍋爐設計評審工作。為加強對鍋爐設計的監督，要組織對鍋爐廠的設計進行評審，評審可由項目法人單位組織，參加人員由設計院、監理公司、安裝單位及外聘專家等經驗豐富的人員組成，對評審發現的問題要及時聯系鍋爐廠進行處理。評審的重點內容：根據鍋爐結構特點，審查影響鍋爐膨脹的有關部件；根據鍋爐聯箱的結構特點，審查設置聯箱檢查手孔情況；根據鍋爐吹灰器布置特點，審查受熱面防磨裝置設置情況；根據鍋爐爐內受熱面布置特點，審查受熱面材料選取情況；結合國內同類型新投產鍋爐運行中出現的其他情況進行評審；鍋爐設計評審宜在第二次設計聯絡會完成。

2.2在鍋爐制造階段，應重點做好如下工作：鍋爐制造過程中要由項目法人單位委托有資質的單位對鍋爐進行監造。監造單位應定期向項目法人單位以書面材料形式匯報鍋爐監造情況。鍋爐監造內容以鍋爐協議中“設備監造”部分規定的質量監督點內容為準。為保證鍋爐監造效果，各項目法人單位在與監造單位簽訂的監造協議中應明確制定相關考核條款，使監造工作真正落到實處。鍋爐設備出廠必須有監造人員的檢查放行記錄，放行記錄應隨發貨清單一起提交。各項目法人單位應不定期派員到鍋爐廠檢查監造情況、抽檢設備制造質量。監檢單位應按照監檢合同規定內容及時到鍋爐制造廠進行水壓試驗見證、文件見證和制造質量抽檢，其中汽包、聯箱等部件應列為監檢工作的重要內容。項目法人單位應向鍋爐制造單位了解鍋爐設備部件分包情況，并將分包情況及時通知監造單位和監檢單位，監造單位和監檢單位應相應調整監造（監檢）內容、計劃。

2.3在鍋爐安裝階段，應重點做好如下工作： 有條件的項目法人單位應盡早配置性能可靠的相關檢查設備，并根據鍋爐設備進場情況及時組織有效的現場檢查（如對設備制造運輸過程中造成的缺陷，特別是裂紋、麻點、砂眼、撞傷及廠家焊口的咬邊等現象，要進行仔細的檢查，發現超標的要及時進行處理）。監理單位應在監理實施細則中明確將防止鍋爐“四管”泄漏工作作為監理工作的一項重點內容，制定切實可行的防止鍋爐“四管”泄漏的實施細則并報項目法人單位審批，實施細則要明確防止鍋爐“四管”泄漏工作的專責人。其中旁站內容中應至少包含所有受熱面管子通球旁站；所有聯箱、大口徑管道內部清理檢查旁站等內容。安裝單位應明確將鍋爐“四管”無泄漏作為安裝的主要目標，制定切實可行的防止鍋爐“四管”泄漏工作的實施細則并報監理單位審批，實施細則要明確防止鍋爐“四管”泄漏工作的專責人。其中：1）安裝單位應配置足夠數量的性能可靠的內窺鏡設備,鍋爐聯箱及聯絡管應全部采取內窺鏡檢查。2)超（超）臨界鍋爐在100%焊口無損檢驗的基礎上，地面組合及現場安裝的RT比例均不低于50%,水冷壁焊口應100%進行RT檢查。

從施工工藝和工序上集思廣益，確保安裝質量。各受熱面管排和集箱的過渡散管如進行組合，一定要和集箱進行組合，這樣散管彎曲角度好控制，管口不齊（散管長度偏差）也可以提前進行修正，還避免了強力對口。在安裝中一定要求水冷壁密封焊接、剛性梁和受熱面的焊接、爐頂密封件和受熱面的焊接要有高壓焊工操作，保證焊接質量。要加強監督，確保受熱面管口在施工過程中的及時封堵，要求施工單位在管排通球、打磨坡口后封堵并貼封條，防止異物落入，項目法人單位和監理公司要加大對管口封堵的監督和考核力度。在受熱面對口過程中，要防止強力對口和折口。

2.4、在調試階段，應重點做好如下工作：鍋爐酸洗臨時管道應采用氬弧焊打底焊接，嚴控臨時管道異物污染受熱面管道；酸洗后水冷壁入口聯箱應進行割管檢查，清理內部雜物。為保證吹管效果，吹管方案應參照鍋爐制造單位的推薦意見制定；吹管后應據不同鍋爐特點進行必要的割管或拍片檢查，主要檢查部位如下：帶有節流孔圈的水冷壁入口聯箱及管段、帶有節流孔圈的屏式過熱器入口聯箱及管段、帶有節流孔圈的高溫過熱器入口聯箱及管段、帶有節流孔圈的高溫再熱器入口聯箱及管段等。

2.5、要重視鍋爐吹灰器的安裝和調試質量，防止吹灰器內漏和退不回來損壞鍋爐受熱面。

二、設計問題造成原煤倉堵煤匯總及防范

1、問題匯總

1.1章丘二期（2×300MW）#3機組試運期間，#3 爐 3臺原煤斗下部經常棚煤；煤斗四壁粘煤，煤斗容積縮小，上煤頻繁，以致燃煤供應不上，造成機組投油助燃降負荷運行。原因為原煤斗非圓錐面收縮角度過大。

1.2大通一期（2×300MW）#1機組原煤斗易堵煤。原因為原煤倉和水平面夾角過小，造成煤流動不暢。

2、問題分析及防范措施

本項目負責人：秦志芳 專責人：

近年來，大中型火力發電機組制粉系統大多采用直吹式系統。當直吹式系統發生斷煤事故時，會造成鍋爐出力下降，汽壓降低，影響機組的負荷率。集團公司系統內部分電廠在試運和試生產中，多次發生制粉系統斷煤現象，主要原因為原煤斗設計不合理，煤流動不暢；原煤水分過大或煤中有異物造成堵塞。

要杜絕原煤倉堵煤事故，保證機組投運后的安全穩定運行，關鍵要從加大原煤斗圖紙審查力度，多方面消除影響原煤倉安全運行的因素，做到事前控制。

2.1原煤斗設計時各個弧面或平面和水平夾角要盡量大，各個弧面或平面和水平夾角不小于72度，組成原煤斗的各個面交線和水平夾角不小于55度。原煤斗內部各個部分之間的過度要圓滑，防止阻礙煤的流動，造成堋煤。

2.2加強原煤管理，去除煤中雜物，使進入原煤斗的煤符合有關規定。

2.3原煤斗入口增加煤篦子，燃料分場人員定期清理，防止雜物進入煤倉。

2.4在寒冷地區，原煤斗應考慮增加保溫或加熱裝置，防止煤中水分大時發生堵煤。

三、鍋爐輔機設備設計選型不當引起質量問題匯總及防范

1、問題匯總

1.1池州一期（2×300MW）#

1、2機組引風機單耗大，經常發生搶風現象，設備性能差。原因是設備選型不合理，運行穩定性差。

1.2青島二期（2×300MW）#3機組空氣預熱器漏風率設計值為在機組投運時不大于6%，投運一年后，一個大修期內不大于8%。而實際空氣預熱器漏風率偏大，在11%～12%范圍之內。

1.3大龍一期（2×300MW）#1機組一次風機選型過小，造成一次風壓偏低。

2、問題分析及防范措施

本項目負責人：秦志芳 專責人：

鍋爐的輔助轉動設備較多，在試運中，鍋爐轉動設備的主要故障有出力不足或出力過大、效率低、機械部分卡澀、機械振動、軸承溫度高等。這些故障原因復雜，涉及設計、制造、安裝、調試各個環節，影響因素多，且在試運和試生產期間不易消除，嚴重影響機組的安全性和經濟性，應引起足夠重視。風機、空預器等轉動設備出現故障的原因較復雜，牽扯設備選型、設備制造、安裝等方面，下面簡要分析一下發生故障的原因和應采取的措施。

2.1設備選型：目前設計院在風機等設備選型過程中，一般三大風機壓力裕量、風量裕量參照大火規選定。但有些工程由于選型裕量偏大，造成搶風。建議新建工程在三大風機選型時，要做好設備調研工作，了解同類機組風機性能試驗情況，并與鍋爐廠、磨煤機廠進一步配合后確定各風機風量裕量、風壓裕量，同時三大風機設備的選型還考慮空預器的漏風率。建議在風機設備選型中，一次風漏風率可選擇低些，一次風、二次風、煙氣的裕量在規程允許的范圍內盡量取下

限，這樣風機最佳工況和實際運行工況比較吻合。空預器選型中，應要求鍋爐廠將密封裝置做成雙密封結構，密封調節裝置要成熟可靠，業績要多，為減少一、二次風間的攜帶漏風，空預器的旋轉方向要先二次風，再一次風，以降低一次風漏風率。

2.2在鍋爐輔機安裝中，重點對空預器中心筒垂直度調整、推力軸承、導向軸承水平度調整、空預器密封間隙調整、風機聯軸器找正等影響試運安全性和經濟性的關鍵工序進行監督，確保達到設備說明書的技術要求。在安裝階段，還要重視對風機軸承的檢查，確保各部間隙達到設計值。

2.3對于鍋爐專業來講，調試階段主要是考驗鍋爐三大風機和制粉系統等轉動設備。在分步調試階段，主要原則是具備調試條件的設備早試轉，早發現問題，早處理。試轉時間應不低于8小時。并且在試轉時將電機電流盡量達到設備熱態時的數值，使設備盡量具備熱態時的工況接受考驗，確保了試運階段轉動設備的可控在控。

四、新建機組發生的閥門制造質量問題匯總及防范

1、問題匯總

1.1池州二期（2×300MW）#2機組在帶負荷切換主給水管路時主給水電動門打不開。停機解體檢查電動門桿彎曲，閥芯內套螺紋滑絲。

1.2青島二期（2×300MW）#3機組鍋爐給水大旁路調節閥前截門由于設備制造質量工藝不良泄漏，停機更換處理，造成機組非停。

1.3青島二期（2×300MW）#3機組鍋爐事故放水一次門由于設備制造質量工藝不良泄漏，停機更換處理，造成機組非停。

1.4池州一期（2×300MW）#

1、2機組鍋爐高壓疏、放水閥門嚴密性差，熱損失大。原因管道存有顆粒，操作后就難以完全嚴密，造

成熱水、蒸汽泄漏，每次經過研磨維修后，1～2月后便又出現內漏，穩定運行時間短。

2、問題分析及防范措施

本項目負責人：秦志芳 專責人：

在發電廠熱力系統管路中，閥門是必不可少的部件。一個發電廠要使用上千只各種各樣的閥門，這些閥門不僅控制著機組的熱力過程，而且關系著機組的經濟運行和安全。對電站閥門的要求是性能好、強度高、操作方便、維修簡單等。在公司系統內多次發生由于閥門故障造成整個系統或整個機組停運或影響經濟性的事件，為吸取教訓，在基建過程中，應采取的措施：

2.1在設計和招標階段，要對閥門的選型進行調研，要杜絕選用發生過質量事故的品牌閥門。

2.2要重視對進口閥門的到貨驗收，防止供貨商以次充好，以國產替代進口。

2.3閥門在安裝以前，應根據閥門的牌號和出廠說明書檢查它們是否符合設計要求，能否在所要求的條件下使用，特別對于調節閥，重點關注其調節特性和密封等級。當檢查確認其符合規范和運行條件后，再細致地檢查閥門的外觀，并消除存在的缺陷，清除閥門及其零件上的污垢和銹層，檢查閥桿能否靈活轉動，有無卡澀及歪斜現象。閥門在安裝時，應在微開狀態，防止和管道焊接時閥桿膨脹受阻造成彎曲變形。

2.4在試運和試生產期間，必須按照運行規程和閥門制造廠家的規定來操作。在每次開啟閥門之前，必須按升溫的要求預熱閥門，升溫速度不要過快，避免熱沖擊。打開管道疏水門，把凝結水排出。如果閥門有旁路門，應預先開啟旁路門，在每次開啟閥門時，要防止水

沖擊的現象發生。對于高溫高壓閥門，要經常檢查其保溫應完好無缺。如果閥門本體保溫脫落，要及時處理好。

五、制粉系統發生的故障匯總及防范

1、問題匯總

1.1揚州公司（2×330MW）#6鍋爐磨煤機熱風隔絕門內漏，原因是石墨填料損壞、鎖緊裝置鎖不死造成漏風，將石墨填料更換成耐高溫帶金屬絲石墨填料后解決。

1.2青島二期（2×300MW）#3機組磨煤機高壓油泵系徑向柱塞泵，油封頻繁泄漏失壓。原因骨架油封設計強度不夠，不能滿足運行的要求。制造廠阿托斯重新進行了設計，增加了強度才消除缺陷。磨煤機低壓油泵系螺桿泵，試運期間頻繁跳閘。現場檢查熱偶繼電器動作，分析為過濾器過濾精度高，短期內堵塞，致低壓供油系統壓降增大，低壓泵揚程由此升高，低壓泵電機過流，致過載保護動作。

1.3章丘二期2×300MW）#3機組3B磨煤機小牙輪串軸，檢查發現推力側軸承鎖緊裝置松動，軸套位移。

2、問題分析及防范措施

本項目負責人：秦志芳 專責人：

要避免制粉系統在試運及投產后發生故障，應在以下幾個方面多做工作：

2.1要重視制粉系統設備選型工作，特別是制粉系統中磨煤機分離器、熱風隔絕門、非金屬膨脹節的選型。對于磨煤機分離器，在選型時應要求廠家提供在磨煤機不同的出力工況下，擋板開度范圍、擋板開度和煤粉細度的對應關系，還應在合同或技術協議中要求如在實際運行時達不到供貨廠家的保證值，應由設備廠家無償采用措施達到設計值。另外還應要求供貨廠家提供分離器回粉管管徑選擇的依據。

對于熱風隔絕門，為避免在實際運行時受熱發生變形卡澀，要采取帶鎖緊氣缸的熱風隔絕門，其盤根要采用耐高溫帶金屬絲石墨填料。由于非金屬膨脹節安裝、維護及更換都較金屬膨脹節方便，應盡量采用。

2.2磨煤機在安裝時要特別注意軸承的各部間隙要滿足說明書的要求，滑動軸承刮研質量要滿足要求，接觸點要均勻。

2.3試運和投產后要加強燃煤管理，使燃煤盡量接近設計煤種。

六、除塵、除灰系統發生的質量問題匯總

1、問題匯總

1.12005年1月1日，蒲圻一期（2×300MW）＃1機組運行中，#1電除塵器發生整體坍塌事故。

1.2章丘二期（2×300MW）#3機組干灰系統因設備選型和設備問題造成氣力輸灰系統輸灰不暢，經常堵管，灰斗積灰過多，造成電除塵電場投不上，灰斗變形，拉筋開焊，灰斗外部步道變形，電除塵極板變形，陰極框架變形，極板限位板下沉等設備問題。

2、問題分析及防范措施

本項目負責人：秦志芳 專責人：

近幾年，國內因除塵器設計、制造、安裝缺陷，以及氣力除灰不暢，運行管理不到位等綜合原因造成多起電除塵器整體坍塌、倒塌和損壞設備的重大安全事故，教訓十分深刻。

造成電除塵事故或異常的主要原因分析如下：

2.1設計方面：一是電除塵器結構設計存在問題；二是除灰系統設計出力不能滿足電廠燃煤煤種變化的要求。

2.2施工安裝方面：一是未嚴格執行安裝工藝標準，特別是焊接存在漏焊、假焊等不符合焊接工藝標準的問題；二是極間距調整未達

到技術標準要求；三是質量監督未檢查到位，對安裝過程中出現的質量問題未能及時發現和整改。

七、輸煤系統發生的質量問題匯總及防范

1、問題匯總

章丘二期（2×300MW）斗輪機安裝存在竄繩、低位取煤振動大、斗輪機啃軌等設備缺陷；#3輸煤皮帶地基下陷嚴重，造成#3皮帶跑偏嚴重；#3輸煤皮帶中心線與斗輪機堆料中心線不重合，導致斗輪機無法堆煤，主要原因是安裝未達到要求造成的。

2、問題分析及防范措施

本項目負責人：秦志芳 專責人：

輸煤系統是電廠的一個重要輔助系統，其主要功能是滿足廠外來煤的卸煤及機組運行的上煤要求。若輸煤系統出現故障，則直接威脅機組的安全運行。由于輸煤系統受鍋爐等主機設備安裝場地的影響，土建交付安裝滯后，致使安裝工期緊。為搶工期，部分安裝人員執行安裝工藝標準和要求不嚴，設備安裝未嚴格按圖紙設計進行安裝；倘若各級質監人員質量監督、驗收不到位，不能及時發現問題進行整改，將造成輸煤系統設備缺陷過多，影響機組試運期間的正常卸煤和上煤。

為防止輸煤系統設備發生問題，輸煤系統設計、設備選型及安裝時應重點關注以下幾個方面：

2.1及時與設計單位進行溝通，結合燃煤煤種和燃煤量，充分考慮煤質變化情況，優化輸煤系統的設計和設備選型，提高輸煤系統的安全性和可靠性。加強設備招標管理，選用成熟可靠技術的設備，關鍵設備選用進口產品。對于輸煤系統的大型設備如翻車機、斗輪機、卸船車、皮帶機等，初步設計完成后，應組織進行設計審查。

2.2提前考慮，超前計劃，確保輸煤系統的土建工程滿足設備安裝工期要求，防止因土建工程延誤，造成設備安裝工期緊張。加強輸煤系統土建工程質量的監督驗收，滿足設備安裝要求。

2.3加強輸煤設備安裝的全過程質量監督、驗收管理，嚴格執行安裝工藝要求。為防止皮帶跑偏，應嚴格控制輸送帶頭架、尾架、中間架之間中心線與對角線的誤差，其誤差應符合廠家技術要求。配重安裝應嚴格按照制造廠家的安裝使用說明書進行。

第四節 電氣專業質量問題匯總及防范措施

一、發電機本體類質量問題及防范 本項目負責人：魏心武 專責人：

1、發電機定子水接頭過熱流膠，被迫停運 1.1事故概況

鄒縣電廠1號發電機系上海電機廠生產的QFS一300—2型30萬千瓦雙水內冷發電機。1990年7月2日22時15分，電氣值班人員檢查發現該機有一定子線棒接頭處冒煙并有焦糊味。

1.2故障檢查及原因

停機后解體檢查，發現定子32號槽上層線棒與53號槽下層線棒的水電接頭流膠。將接頭焊開，未發現異物堵塞。通水試驗發現，32號槽上層線棒6根空心銅線有堵塞現象。又將勵側32號槽上層線棒與53號槽下層線棒水電接頭焊開，未發現異物堵塞。分別通水試驗，則無堵塞現象。說明浮動堵塞物在進水匯水管內。將接頭焊接恢復。并進行反沖洗4小時，結果在濾網放水處，取出4塊大小不一的膠墊，分別為26×12、22×11、6×llmm，厚度為3mm左右。還有紅小豆般大小的膠球碎粒，一片5×5mm的不銹鋼濾網。

根據上述情況分析認為，這次故障原因是靜子線圈進水匯水母管內存有碎膠墊等雜物，個別堵在32號槽上層線棒與53號槽下層線棒進水管的入口處，斷水引起水電接頭發熱流膠。分析膠墊的來源認為，可能安裝時膠墊裝配不合適，通水面積減小，在長期通水沖刷下破碎進入進水匯水管。此外，在1989年7月，該機小修時，曾發現靜子北側濾網破損約60mm一塊，也可能由此被沖進匯水管內引起局部堵塞。

1.3、防范措施

①機組大，小修時，對發電機水冷系統進行徹底的檢查清理和沖洗。

②對發電機水冷系統全部法蘭膠墊進行更新，并做到墊子大小規矩。

③增加反沖洗濾網。

④對水冷系統進行研究改造，加裝反沖洗裝置，并做到在低負荷時能進行反沖洗。

2、制造廠提供的電刷質量不好引起的事故 2.1事故概況

黃臺電廠7號發電機為東方電機廠生產的30萬千瓦機，投產后常發現發電機集電環有冒火現象，經查發電機集電環原電刷(系制造廠隨機帶來)有部分刷角破碎，有的刷辮接觸不良，導電率低，更換DSl72電刷26只。

2.2事故原因

發電機集電環原電刷冒火的原因一是制造廠提供的電刷質量不好。其二是安裝施工單位在安裝時電刷壓力調整不勻也是一個原因。

2.3防范措施

①提高電刷制造質量，購置電刷要選擇優質牌號，要嚴格質量驗收。

②加強集電環炭刷的運行維護，對新人員要進行電刷維護的技術培訓。

③提高電力建設安裝施工質量，同時要嚴格按部頒電力建設施工標準要求進行質量驗收。

二、大型變壓器類質量問題及防范 本項目負責人：魏心武 專責人：

1、問題匯總

例1：蒲城二期（2×300MW）#4機在11月19日主變試運時高壓C相線圈匝間短路擊穿，從解體情況和事故點位置看，屬于設備絕緣問題導致的突發事故。

例2：石門二期（2×300MW）#3機組主變自2005年9月至2006年3月運行半年后，取絕緣油作色譜分析時發現總烴含量增長過快，含量達143.5μL/L，接近注意值150μL/L，經#3主變生產廠家保定變壓器廠現場確認：產氣原因是變壓器內部存在局部過熱點，且過熱點不在繞組內部。

2、問題分析及防范措施

2.1在電力系統中變壓器線圈匝間短路是最常見故障之一，變壓器的匝間短路，一般是由于繞組制造過程中存在缺陷、安裝過程中注油不當、以及在運行中繞組絕緣損壞而發生的。

變壓器絕緣降低、線圈匝間短路等故障的原因較多，分析主要有如下原因：

①繞組絕緣受潮，主要原因是絕緣油質不佳或油面降低。

②大型變壓器在運輸過程中，到達安裝現場時，一般采用充氮或充油運輸，充油的變壓器如果在儲存、運輸過程中維護不當，水分、雜質或其他油污混入油中，使絕緣強度大幅降低，充氮的變壓器如果氮壓不正常，則說明氮氣泄漏，潮氣會侵入變壓器內部使絕緣受潮；另外，變壓器處于潮濕場所、多雨地區，濕度過高，會使變壓器受潮。

③變壓器安裝過程中，如果注油時油面過低，絕緣油與空氣接觸面積增大，加速空氣中水分進入油面，減低絕緣強度。當絕緣降低到一定值時，則會發生線圈短路事故。因此，變壓器注油時應注意控制好油位。

④鐵芯硅鋼片之間涂有絕緣漆，但其絕緣電阻小，只能隔斷渦流而不能阻止高壓感應電流。如果硅鋼片在制造過程中表面上的絕緣漆膜不勻或受損，將產生很大的渦流損耗，增加鐵芯局部發熱，使高、低壓繞組溫升加劇，造成變壓器繞組絕緣擊穿短路而燒毀。

2.2要防止變壓器出現故障，應作好以下措施

①設備招標中應要求設備廠家有良好的同類型機組運行業績，且該廠產品不能發生過因設備質量問題而引起的重大設備事故。必須強調制造廠在出廠試驗中所有試驗項目和標準的完整性，特別是對變壓器絕緣水平的考核試驗。

②加強變壓器生產、安裝的全過程管理，特別要加強變壓器的監造工作，從源頭上控制好變壓器設備質量。

③變壓器安裝前應按規定進行吊罩檢查，如發現墊塊松動、壓緊力不夠、鐵芯松散、油中含有雜質等情況，應及時聯系設備廠家派人處理。

④變壓器安裝時，如果現場條件具備，并征得生產廠家的同意后，應按規定對變壓器進行吊罩檢查，并按規程要求進行各項試驗，發現絕緣超標時，及時處理。

⑤在安裝過程中，變壓器吊罩時，應嚴格按作業指導書要求進行，必須穿專用的工作服，帶入的工具要進行登記，進入內部后，不得碰傷內部的部件，如果不慎將線圈、引線、分接開關等處的絕緣破壞或工具遺留在變壓器內，或不慎跌落物件、工具砸壞套管，輕則發生閃絡，重則短路接地。

⑥變壓器安裝完畢后，投運前要檢查油位計是否完好，油位是否清晰且在與環境相符的油位線上。如果油位過高，在變壓器投入運行帶負荷后，油溫上升，油膨脹很可能使油從油枕頂部的呼吸器連接管處溢出；如果油位過低，則在冬季輕負荷或短時間內停運時，可能使油位下降至油位計看不到的位置。

⑦外罩、套管、排油閥等處是否密封良好，有無滲油現象。否則當變壓器帶負荷后，在熱態時，會發生更嚴重的滲漏現象。

三、繼電保護類質量問題及防范 本項目負責人：魏心武 專責人：

（一）加強保護設備選型及檢查，防止廠用電保護故障

1、問題匯總

例1：六安一期（2×135MW）機組在運行過程中，高壓開關柜中的電動機綜合保護器出現屏幕無顯示故障，且保護誤動。原因為在設計階段，高壓開關柜內的綜合保護測控裝置選型低檔，重新購買保護裝置更換。

例2：巡檢司公司（2×300MW）在機組試運期間引風機、循環水泵、二級碎煤機等多次出現“負序保護”誤動跳閘。原因為綜合保護測控裝置有缺陷，抗干擾能力差。

2、問題分析及防范

高壓開關柜中的各開關通過綜合保護測控裝置實現開關的分、合閘和過流、接地等各種保護功能。綜合保護測控裝置出現故障，將導致開關誤跳、誤合、電氣參數顯示錯誤等故障。如果風機等重要輔機設備開關綜合保護測控裝置出現故障，可能會造成機組降出力甚至停機。

機組設計階段，要綜合考慮設備投資與設備質量、性能之間的關系，不能因為降低投資而隨意降低設備質量、性能方面的要求。

設備選型要優先選擇成熟的，有同類型機組運行業績的生產廠家。設備招標時，如果投標單位的報價明顯低于生產成本，應不采用最低價中標。

設備安裝后，盡快使設備達到送電條件，并進行試驗。如果暫時不具備送電條件，也可引接臨時電源，通電試驗，及早發現設備問題，如果能早發現問題，就可能在機組投運前全部處理完畢，不會對機組的投運造成工期方面的影響。

（二）加強電氣接線的監督檢查，防止接線壓接不良問題

1、問題匯總

例1：滕州二期（2×315MW）#3機在定期切換火檢風機時，A火檢風機一次回路端子排因過熱導致電機缺相跳閘，造成機組MFT動作。

例2：六安一期（2×135MW）#2機在05年試運過程中發電機CT二次接線開路，造成發變組保護動作，機組跳閘。

2、問題分析及匯總

開關柜出線端子與電纜壓接不緊，容易造成電纜接頭處發熱，引起電纜對地或相間短路，開關跳閘，電纜所接電氣設備停運。另外，電纜短路易造成同段母線的電壓波動，如果此段母線接有抗干擾能力較差的變頻器等負荷，還有可能造成此段所接的變頻器跳閘。另外，發電機出線CT二次接線端子壓接問題應引起足夠的重視，尤其是在發電機短路試驗時要做好檢查，必要時應在短路試驗后對端子的壓接重新檢查緊固，避免造成事故擴大。

在電纜接線過程中，要壓接牢固，施工人員應提高工作責任心，確保接線接頭壓牢。待設備送電后，要及時采用紅外線測溫儀進行巡檢測量，發現溫度高的接頭，立即切換到備用設備進行處理，如果不能切換，則必須加強監視，以便做進一步處理，防止事故擴大。

機組試運后由于振動也可能會造成壓接螺栓松動，因此要重點關注處在機組振動大的部位，定期檢查有關電氣設備的導線壓接問題，有的單位機組正常運行多年后，發生因機組振動大導致發電機CT二次接線端子壓接螺栓松動并逐漸放電至二次開路引起機組跳閘的事件。

四、設備制造安裝類質量問題及防范 本項目負責人：魏心武 專責人：

1、設備制造質量問題 1.1、問題匯總

大通一期（2×300MW）#2機組發變組出口A相電流互感器（LVQB-330W2六氟化硫型互感器）防暴膜動作漏氣，造成絕緣損壞，差動保護動作，屬設備質量問題。

1.2、問題分析及防范

高壓開關是發電廠重要的電氣設備，因運行電壓較高，并且多為室外設備，受天氣等因素影響較大，是較為容易出現事故的一類電氣設備。尤其是設備本身存在質量問題或運行操作不當時，更容易出現事故。

高壓開關在運行期間，要做好設備巡檢工作，按要求記錄斷路器開斷故障記錄、斷路器機構的油（氣）泵的總運轉時間、SF6壓力等。利用設備巡檢的機會，對SF6壓力等進行檢查記錄，發現壓力異常，及早發現，及早處理，避免發生大的事故。現場檢查外絕緣瓷套表面，如發現有嚴重積污，運行中出現放電現象或瓷套、法蘭出現裂紋、破損或放電燒傷痕跡，應立即分析原因，對設備進行重點監護，必要時停線路處理。定期涂敷RTV涂料，保持瓷外套憎水性良好，涂層不應有缺損、起皮、龜裂。應定期對導電回路測溫并做好記錄，發現有過熱情況，應立即分析原因并盡快處理。按規定做好高壓開關設備的各項預試項目，確保預試不超期，試驗結果應符合規程要求。

五、設備調試質量問題及防范 本項目負責人：魏心武 專責人：

1、典型事例

巡檢司公司（2×300MW）#7機C柜失靈保護動作，聯跳#6發電機，出口開關的一對電纜已接入5506開關保護柜，該電纜的另一端頭在#7機保護C柜裸露，未接入，電建工作人員誤碰引起5506開關跳閘。

2、問題分析及防范

新建機組試運時一定要做好運行機組與建設機組的隔離工作。否則易發生誤操作或誤碰，造成機組停運。

有的單位室外送、引風機等事故按鈕未掛標牌，施工人員誤以為是照明安鈕，引起風機跳閘，個別單位也發生過因事故按鈕進水造成機組停運的事故，甚至發生在機組已進入168滿負荷試運階段，教訓非常慘痛。

首臺機組試運過程中，試運現場應與施工區域徹底隔離，現場保衛人員應嚴格按規定檢查進入現場的人員，禁止無證人員進入試運現場，佩戴不符合進入該區域要求證件的，禁止進入該區域，且施工單位人員進入運行設備區域工作，實行工作票雙負責人監護制，即工作票負責人由施工單位和電廠各一名具有該資質的人員擔任，且工作期間兩名工作負責人不得離開工作現場，避免造成人員誤碰運行設備造成事故，另外帶電區域、帶電設備與非帶電區域、非帶電設備必須嚴格隔離，并作好值班保衛工作，機組在進入整套啟動期間要提前作好設備掛牌工作，特別是事故按鈕的標牌要醒目清晰，并作好防雨措施。

六、重要輔機電動機質量問題及防范 本項目負責人：魏心武 專責人：

1、問題匯總

例1：攀枝花公司（2×150MW）循環流化床機組的給水泵電機存在重大缺陷，電機型號：YKS710-2W；額定電壓：6kV；額定功率：3800kW；額定電流：427A，其中有一臺電機在2006年6月3日燒毀，后解體檢查發現電機鐵芯壓塊松動，將轉子劃傷（8mm×28mm的溝），線圈損壞兩根，屬制造質量問題。

例2：揚州公司（2×330MW）機組送、引風機、一次風機、凝泵等6kV輔機電機運行中軸承溫度突然升高，頻繁損壞。原因為制造

廠選配的軸承質量較差，部分軸承無生產單位。分批次檢查所有電機軸承，對質量差的軸承予以更換。

2、問題分析及防范

重要輔機的電動機對于機組的安全穩定運行至關重要，一般重要輔機的電動機大多為高壓電機，一旦這些重要的輔機電動機發生故障，將直接造成機組降出力或者停機事故。因此，確保重要輔機電動機的安全運行具有十分重要的意義。

①在設計單位編寫招標規范書或設備招標時，要對電動機與泵、風機等機務設備的功率配合進行確認，防止出現大馬拉小車或小馬拉大車的情況。另外，要考慮到設備投運后的運行環境，根據運行環境與設備的運行要求，確定電機的防護等級、定額及額定電流、額定電壓、額定功率、額定功率因數等各項參數是否符合規范書和現場運行的要求。電機到貨后，安裝前應按規定進行各項電氣試驗，試驗合格后，解體檢查，應對電機的定子繞組、轉子籠條（繞組）、軸承等進行重點檢查。如發現存在質量問題，應立即聯系設備廠家退貨或換貨。電機送電試運行前，要檢查各電纜接頭是否壓接牢固，防止電纜接頭處接觸電阻大，造成電機的電源電壓低或三相不平衡，嚴重時，可能導致電纜接頭燒壞，影響電動機甚至整臺機組的安全運行。

②重要輔機電機的軸承溫度、振動等可配備在線監測裝置，一旦軸承發生過熱、振動加大等異常情況，及時采取措施，切換到備用設備運行或及時停機，避免事故擴大。軸承在運行過程中，如果發現缺油時，應及時補充潤滑脂，現在多數電機采用#3鋰基脂（二硫化鉬），但也有部分電機在出廠時采用其它的潤滑脂，加油時注意補充的潤滑脂與原潤滑脂型號要相同，避免不同的潤滑脂混合使用，造成軸承在運行中發熱嚴重。電機加油時，不可加的太多，否則，不但不

會使軸承溫度下降，反而會使軸承發熱更加嚴重。另外，即使補充的潤滑脂不過量，短時內軸承的溫度依然會上升，待穩定后會逐步下降。

③重要輔機的電機安裝前要解體檢查，發現軸承質量問題或三無產品等，要及時聯系生產廠家更換處理。避免機組投運后因輔機設備軸承出現問題，影響整臺機組的安全穩定運行。

第五節 熱控專業質量問題匯總及防范措施

一、項目設計引起的質量問題匯總及防范措施 本項目負責人：魏心武 專責人：徐雨紅

1、問題匯總

1.1、章丘二期(2×300MW)#3機組鍋爐PCV閥門額定壓力下無法打開。后分析為PCV閥門電動執行機構力矩過小，無法克服閥門本身摩擦力。這是一起廠家設計失誤，在設計院設計過程中，也出現過類似問題。

1.2、池州一期(2×300MW)＃2機組A汽泵停運過程中跳閘。經分析：汽泵再循環門電動執行機構反映慢，不適合系統運行要求，需更換適合的電動執行器。

2、防范措施

2.1、在系統設計階段，應對油泵的聯鎖作具體的設計說明。但從最近工程設計圖紙看，部分設計院對系統中聯鎖、保護、自動的設計說明非常簡單，個別工程基本簡化沒了。DCS控制邏輯基本成了DCS廠家設計，容易造成漏項。在系統設計階段，設計單位應針對測點的設置和系統特點提供詳細的設計說明。同時通過加大DCS邏輯審查力度，彌補設計漏洞。

2.2、汽輪機潤滑油泵啟停應設計單獨的油壓試驗裝置，在正常運行過程中就應能實現油壓聯鎖試驗。在與主機廠的合同中應做出具體的要求。其它如真空低試驗、EH油壓低試驗、停機電磁閥試驗、軸向位移試驗等，都需要在主機設計階段同步設計。

2.3、執行機構的選型趨勢一般選用一體化執行機構，現場安裝、調試簡單，維護方便。但有的環境不適合使用一體化執行機構，如安裝位置振動大、高溫、高空等，選用分體式執行機構更安全。

閥門執行機構的選型出現問題較多，從以上例子看，主要是設計單位機務專業（或閥門廠家）提供的閥門參數錯誤或參數不全造成的設備無法滿足運行要求。在設計階段，設計參數的校核是發現以上問題的主要辦法。同時根據設計經驗和建設單位的運行經驗，也可以發現一些問題。在閥門參數提資時，至少提供以下參數：

流經閥門的介質及壓力、溫度。控制閥門所需的力矩。閥門尺寸（圓門或方門）。閥門行程。

閥門行程需要的時間。

閥門的控制方式（氣動或電動）電動閥門的螺距。

氣動閥門的氣缸直徑及所需（或提供）氣源壓力。執行機構的電源等級。

以上參數有的需要設備廠家提供，有的需要設計單位提供。2.4、建設單位要在設計招標時，加強對設計單位設計概算的把關，對個別系統設計概算明顯不足的，及時提出并要求修改。設計概算一旦確定，設備招標出現費用偏差大，將給設備的定標引出很多不

第三篇：引進型300MW機組高壓加熱器零水位調整與改良

引進型300MW機組高壓加熱器

零水位調整與改良

大壩發電廠〔青銅峽

751607〕陳祥

沈建龍

摘要

本文對影響機組高壓加熱器疏水端差的因素及減小措施進行分析，結合運行實際，從理論上對加熱器解列及低水位運行的平安性和經濟性進行分析討論，并進一步對高壓加熱器零水位進行了試驗調整和改良，并重新標定，使回熱系統及設備整體性能和工作條件得到明顯改善，使疏水端差到達了設計值，到達了節能降耗的目地。

關鍵詞

引進型

加熱器

節能降耗

技術改良

零水位

1、前言

寧夏大壩發電廠二期工程2×300MW機組為上海汽輪機廠引進美國西屋公司技術生產的汽輪機組，自一九九七年投產以來，由于高壓加熱器零水位標定不合理，一至存在高加疏水不暢、加熱器疏水端差大、疏水溫度較高使疏水汽化，使加熱器疏水管道振動以及銅管發生泄漏，嚴重時高壓加熱器被迫解列停運，這些不僅影響機組運行的經濟性，而且影響機組運行的平安性。針對上述現象，經過分析計算，認為由于加熱器零水位不合理，使熱工保護、自動調節等電接點水位計的零水位基準調整不當，造成加熱器疏水不暢、疏水端差大、疏水汽化、疏水調節門通流能力降低。

因些，大壩發電廠于2000年5月以來先后對#3、#4機組高壓加熱器的零水位通過試驗，進行重新標定，運行效果說明，高壓加熱器疏水端差根本到達設計值，可控制在5--8℃，使加熱器實現了平安經濟運行。

2、設備及系統簡介

大壩發電廠二期兩臺300MW機組配套的高壓加熱器系上海電站輔機廠生產的全容量、單列、臥式、管板-U型式，其給水系統為小旁路，即每個加熱器都有旁路。三臺加熱器內均設置有過熱蒸汽冷卻段、蒸汽凝結段和疏水冷卻段。每臺加熱器由水室、管系和外殼組成，管系中的管板與水室、殼體焊制而成。

#1、#2、#3高壓加熱器的汽源分別抽自汽輪機高壓缸第八級后、高壓缸排汽和中壓缸第五級后，疏水系統采用逐級自流方式至除氧器，三臺高壓加熱器均設有危急疏水管道。

3、高壓加熱器解列的危害

由熱力試驗計算知，大壩電廠二期機組給水溫度每下降1℃，標準煤耗增加0.112g/KW.h，如果三臺高壓加熱器全部解列使標準煤耗增加11.704g/KW.h。如#1高加解列使標準煤耗增加2.810g/KW.h；如#2高加解列使標準煤耗增加4.274g/KW.h；如#3高加解列使標準煤耗增加4.610g/KW.h。由于燃料量的增加，鍋爐排煙量也增加，鍋爐排煙損失增大，造成鍋爐效率下降；另一方面，當高加解列后，高加的回熱抽汽減少，增加了汽機排汽冷凝損失，使汽輪機熱效率下降。由此可見，高壓加熱器解列對機組經濟性影響很大。從平安角度看，高加如解列，給水溫度下降，造成鍋爐水冷壁超溫、過溫器超溫，必將影響機組出力，假設要維持出力不變，那么汽輪機監視段壓力升高，解列的高加抽汽口以后的各級葉片、隔板及軸向推力可能過負荷。為了保證機組平安，必須降低機組出力。

4、加熱器水位低對平安經濟性的影響

由于二期兩臺機組的高壓加熱器都不同程度地存在著低水位或無水位運行。當高壓加熱器運行水位低，疏水中帶有蒸汽，使疏水溫度增高，造成疏水端差增大、疏水汽化，疏水逐級自流排擠下一級加熱器的低壓抽汽，產生不可逆損失，降低回熱循環效果，從而影響機組的熱經濟性。由文獻〔3〕知，加熱器疏水端差每下降1℃，標準煤耗降低0.068g/KW.h。況且，疏水溫度的升高，還將影響下一級加熱器蒸汽冷卻段的換熱，使下一級加熱器的性能降低。

加熱器無水位運行，使得疏水管中產生汽液兩相流，疏水容積流量增加，流速加快，造成疏水管道振動。由于流速增加，流體將對管道產生很大得沖刷力，嚴重的會使疏水管道彎頭吹損、破裂、危及加熱器及回熱系統的平安。

5、影響加熱器疏水端差的因素

5．1加熱器端差增加的原因：

5．1．1運行方面原因分析：

5．1．1．1由于汽輪機所帶負荷的變化，引起加熱蒸汽壓力及流量的不穩定。

5．1．1．2由于汽輪機抽汽管道上的逆止門卡澀，引起蒸汽節流，造成抽汽量利用率降低。

5．1．1．3加熱器中聚集了空氣，汽側空氣排除不暢，使傳熱系數K減小。

5．1．1．4加熱器受熱面結垢，增大了傳熱熱阻，使管內外溫差增大傳熱惡化。

5．1．1．5加熱器疏水裝置工作不正常，造成加熱器蒸汽凝結水位過高，淹沒受熱面管子，使實際換熱面積A減小。

5．1．1．6加熱器旁路門不嚴密或未關嚴，使傳熱端差增大。

5．1．2設計方面原因分析：

設計時上端差的減小，是以增大換熱面積和投資為代價的，加熱器上端差θ與金屬換熱面積A的關系為：θ

=〔Δt〕/[KA/〔eGCp〕—1]

OC

A

——

金屬換熱面積

m2

K

——

傳熱系數

KJ/〔m2·h·OC〕

Δt——水在加熱器中的溫升

OC

G

——

被加熱水的流量

Kg/h

Cp——

水的定壓比熱

KJ/〔Kg·OC

〕

當被加熱水的流量、水的定壓比熱一定時，端差θ與Δt、K、A的關系：

〔1〕金屬換熱面積A增大，端差減小；

〔2〕傳熱系數K增大，端差減小；

〔3〕水在加熱器中的溫升增大，端差減小。

5．2減小加熱器端差的措施：

5．2．1及時清理加熱器內銅管外表污垢，減小傳熱熱阻。

5．2．2運行中加熱器抽空氣管道上的閥門開度與節流孔應調整合理,閥門開度小,空氣的抽出量受到限制,閥門開度大,高一級加熱器內的蒸汽被抽吸到低一級加熱器中并排擠一局部低壓抽汽產生加熱器排汽帶汽的現象。

5．2．3運行中檢查加熱器出口水溫與相鄰高一級加熱器進口水溫是否相同,假設相鄰高一級加熱器進口水溫低,那么說明旁路漏水。

5．2．4定期檢查疏水裝置,使之正常工作。

5．2．5控制加熱器疏水水位,保證加熱器水位正常。

5．3影響加熱器疏水的因素

影響加熱器疏水的幾個主要因素是：加熱器內漏、管道管徑選擇不合理、管道阻力大、調節閥通流能力缺乏等。加熱器疏水系統的設計一般是依據美國依伯斯公司設計準那么進行，按照此準那么，對上述四個因素分別進行分析，由屢次小修對加熱器檢查結果看，前兩個因素不是主要影響原因，并根據調節閥進口側流速控制在1.22—2.13m/s，出口側流速控制在20.32—101.6m/s的要求，對疏水閥前后疏水管中的流速進行了粗略計算，發現調節閥前管道流速滿足要求，而調節閥后管道流速有些已超過要求。疏水管內流速的加大，不但加劇了管道吹損，而且使管道阻力加大。造成上述結果的原因是疏水調節閥后疏水溫度太高，產生汽液兩相流，疏水比容增大所致。

疏水閥通流能力可用以下公式計算：

CmεAD√2△P/ρ1

(1)

Q=

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

√1-m2

C——流出系數

ε—流束膨脹系數

m——調節閥調節面積與管道截面積之比

AD———管道截面積〔m2〕

△

P—調節閥前后壓差（Pa）

ρ1——流體密度〔Kg/m3〕

從上式可以看出，對一個已定的調節閥，影響調節閥通流能力的主要因素是調節閥前后壓差，對加熱器來說，只要機組工況一定，閥前壓力即為一個定值，只有閥后壓力隨加熱器疏水溫度的變化而變化，而加熱器疏水溫度的大小直接決定著加熱器疏水端差的大小。也就是說，加熱器疏水溫度越低即疏水端差越小，壓差△P就越大，而調節閥通流能力就越大。

6、高壓加熱器零水位的調整與改造

在具有疏水冷卻段的高壓加熱器中，利用疏水液位在凝結段和疏水冷卻段進口或加熱器的疏水接管之間形成水封，當液位偏低使水封喪失，這就會造成蒸汽直接流入疏水管路或疏水冷卻段，使過冷卻的有效性降低，同時易引起管道腐蝕與振動。水封的喪失其實質是取消了疏水冷卻段在加熱器中的作用。由于加熱器水位計上下連通管的流動速度不一樣，在無沖擊和摩擦損失下，因伯努利和動量轉換效應關系〔速度較低的蒸汽流有較高的壓力〕，使測得的水位比加熱器中實際的水位要高。因此，為了使高加平安可靠經濟運行，通過試驗找出合理的零〔運行〕水位是必要的。

因此，大壩發電廠組織有關人員對#3、#4機組高壓加熱器零水位進行了重新標定試驗。

試驗前，首先重新校對各加熱器疏水和進水溫度測點，然后由熱工人員開票解除加熱器水位高保護。在試驗過程中，通過人為調整疏水調節閥，緩慢地使加熱器水位升高，隨時觀察加熱器疏水溫度和疏水端差的變化，并密切注意就地水位計的水位和調節閥的流通能力及調節品質的穩定性，使疏水端差到達設計值后，在就地進行零水位標定，熱工的保護、調節等測量筒的零水位也進行相應調整標定。現以#3機組為例，試驗分240MW和300MW兩個工況，根據試驗結果確定出最正確運行零水位，#1、#2、#3高加零水位標高比改前分別提高0mm、0mm、170mm，見表1。

表1：重新標定前、后的壓高加熱器水位計零水位標高

工程

單位

#1高加

#2高加

#3高加

改前零水位標高

mm

910

935

850

改后零水位標高

mm

910

935

1020

標高提高值

mm

0

0

+1707、經濟性及平安性分析

7．1試驗結果

對#3機組高壓加熱器零水位重新標定后的實際運行效果進行了試驗，試驗仍按240MW和300二個工況進行，試驗時#3機組高、低壓加熱器正常投入運行設備系統未做任何調整與隔離，試驗數據匯總見表2。

表2：調整改造前、后試驗數據匯總見表

項

目

單

位

240MW

300MW

改造后

與設計差

改造前

改造后

變化量

設計值

改造前

改造后

變化量

#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

給水溫度

℃

265.156

267.677

2.521

278.8

278.993

281.772

2.779

2.972

#1

高加

進汽壓力

MPa

4.808

4.821

0.013

6.16

6.007

6.144

0.137

-0.016

進汽溫度

℃

387.896

388.207

0.311

388

399.409

402.051

2.642

14.051

給水溫升

℃

30.987

31.165

0.178

32.7

32.888

33.364

0.476

0.644

#2

高加

進汽壓力

MPa

2.830

2.890

0.070

3.73

3.594

3.614

0.02

-0.116

進汽溫度

℃

320.786

321.914

1.128

318

330.757

332.349

1.592

14.349

給水溫升

℃

37.018

35.966

-1.052

41.9

40.56

39.21

-1.350

-2.69

#3

高加

進汽壓力

MPa

1.362

1.341

-0.021

1.7

1.735

1.692

-0.043

-0.008

進汽溫度

℃

435.873

435.272

-0.601

437

445.741

444.798

-0.943

7.798

給水溫升

℃

30.875

33.266

2.391

29.9

30.187

35.661

5.474

5.761

7．2經濟性及平安性分析

加熱器疏水冷卻段可以使疏水在進入下一級加熱器前先被適當冷卻，使其溫度降低，減小疏水回流的不可逆損失，提高機組的經濟性。加熱器疏水端差的大小反映了疏水的冷卻程度，對熱經濟性影響較大。

沒有疏水冷卻段時，疏水回流是從抽汽壓力下的飽和狀態流至較低壓力的下一級加熱器中，從熱力學講，它是一個節流過程，其結果使熵增加，產生作功能力損失。因此，疏水回流的不可逆損失，其實質是疏水回流產生的節流損失。疏水冷卻是將抽汽壓力下的飽和水沿等壓線繼續冷卻為過冷水，然后才回流到較低壓力的加熱器中，這時疏水節流過程的熵增要小于飽和水節流所產生的熵增，這是水蒸汽性質所決定的，并在焓—熵圖上可以明顯看出，就是說，疏水端差的降低將降低疏水回流的節流損失，降低不可逆損失，因而經濟性得到提高。對300MW試驗數據進行計算，其結果見表3。

表3：#3機組高加試驗后降低標準煤耗匯總表

加熱器

工程

#1加熱器

#2加熱器

#3加熱器

疏水端差下降值〔℃〕

0.135

0.331

14.216

標準煤耗下降值〔g/KW.h〕

0.0092

0.0225

0.9667

給水溫度上升值〔℃〕

2.779

標準煤耗下降值〔g/KW.h〕

0.3112

合計標準煤耗下降值〔g/KW.h〕

1.3096

年節約標準煤〔T〕

1964.4

注：#3機組年運行小時按6000小時，平均負荷250MW〔年發電量按15億度〕計算。

從表2、表3中可看出，對#3機組高壓加熱器水位進行調整改造后,使各加熱器疏水端差降低到5--8℃，#3機組年發電量按15億度計算時，年節約標準煤1964.4噸，假設每噸標準煤按170元計，每年可節約資金33.3948萬元人民幣。

8、結論

8．1實施高壓加熱器零水位重新標定改造后，300MW工況時，#1、#2、#3高壓加熱器疏水端差〔下端差〕比改造前分別下降0.135℃、0.331℃、14.216℃，到達了設計值。給水溫度提高了2.779℃。

8．2改造后，#1、#2、#3高壓加熱器運行平穩，疏水調節閥調節穩定，消除了疏水管道振動。不會再因機組負荷波動，迫使高壓加熱器解列的現象發生，改造至今沒有發生高壓加熱器銅管泄漏，使加熱器的平安可靠性得到了保障。

8．3從改造后的試驗結果看，高壓加熱器上、下疏水端差均根本到達設計值，各加熱器給水溫升分布合理，減少了抽汽對下一級的排擠損失，提高了機組的熱經濟性。

參考文獻：

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高壓加熱器說明書

上海電站輔機廠

1984年2月

2．大功率汽輪機組輔機學術年會論文集

中國電機工程學會火電分會汽輪機專委會

云南省電機工程學會

1999年9月

3．陳玉基

火電廠節能工程師培訓教材〔上冊〕

能源部節能司1992年2月

陳祥

寧夏大壩發電廠生技科〔系統

：986354286〕

沈建龍

寧夏大壩發電廠運行分場〔系統

：986354395〕

第四篇：300MW機組單元長專業技術工作總結

專業技術工作總結

姓名： 張

浩

單位：渭河發電有限公司

專業技術工作總結

我1989年7月畢業于陜西工學院，所學專業為電氣技術，同月在渭河發電廠參加工作。在14年的工作學習之中，從一般值班員到300MW機組單元長，努力學習發電廠試運和生產中的各種技術，將所學理論和生產實際相結合，不但有豐富的實踐經驗，而且用豐富經驗完善了所學專業理論和發電廠相關理論，用理論解決了發電廠生產中的許多技術問題，多次受到上級表彰。現從以下幾個方面進行總結。

一． 技術理論方面

參加工作以后，熟練掌握了300MW汽輪發電機的結構功能和運行技術，發電機保護原理和運行及事故處理技術，發電機SWTA自動勵磁裝置原理技術，發電機GEC微機自動勵磁裝置原理及運行技術，UPS不停電電源的原理和運行技術，220V直流系統的原理和運行技術，柴油機保安電源的原理和運行技術，6KV及400V廠用系統的運行技術，330KVSF6斷路器結構原理，330KV輸電線路微機保護原理和運行技術，330KV系統的運行技術，比較熟練掌 握了本廠300MW汽輪機的結構原理及運行和事故處理技術，汽輪機保護裝置的原理和運行技術，汽輪機DEH自動控制裝置的原理和運行技術，小汽輪機的MEH技術，300MW機組汽包鍋爐的結構原理和運行及事故處理技術，鍋爐FSSS保護技術，較詳細了解了發電廠水處理及除灰除渣和燃料運輸的原理系統，熟練掌握汽機鍋爐發電機的系統，機組從啟動到停機檢修的所有運行技術，機爐電協調控制技術及綜合連鎖保護技術，發電廠節電節煤節油技術，熟悉發電廠CTM 集散控制系統原理及使用，發電廠各種自動控制裝置的原理和調節，熟悉發電廠試運技術，熟練掌握和運用發電廠有關的現行技術法規、技術標準和技術規范；熟悉國家有關電力的法律、法規和技術政策，熟悉電氣專業的國內外技術水平、市場信息和發展趨勢。

二． 技術實踐方面

工作中遇到的各種技術困難有些是書本上沒有的，本人能利用所學的知識和經驗解決生產中本專業的大部分問題。1990年我廠#3機組開始試生產，本人參加部分電氣專業的規程和標準操作票的編寫和審定工作，配合檢修 進行發電機的各種試驗工作，對#3機組的勵磁系統的整流室散熱不良提出了改進意見被廠里采納，對6KV配電室電動機和變壓器的測絕緣工作提出改進書面意見（由于各種原因未實施，但上級技術部門認定正確安全），對廠用電的節約進行了積極的探索，對#6機組發電機氫氣純度長時間不合格提出了改進意見，在工作中多次利用專業知識及時正確地處理了各種威脅機組安全運行的事故和障礙及異常。例如，1993年7月某日，化學制水系統故障，當時系統負荷緊張，機組用水面臨斷水而停機，當時我是司盤，接收命令后立即趕到化學，經查屬于淡水泵控制回路故障，但電機及其主回路完好，詳細處理控制回路已經來不及，我果斷用一木棍將接觸器強制閉合，并用手一直頂者，使淡水泵正常供水，保證了機組不斷水而連續運行，直到有關人員來到。有如1994年8月某日，#3機組運行，天氣悶熱，發電機整流器的冷卻風扇電機控制回路接觸器 由于溫度高而跳閘，導致整流器輪番跳閘，當時我任電氣司盤，發現后立即減少發電機無功，和其他值班員一起立即到整流室判斷原因為天氣熱，用工具強行保證冷卻風扇電機運行，投入跳閘的 整流器并打開整流器柜門散熱，（整流器共有四臺，最少必須保證兩臺運行），然而由于一臺整流器跳閘后運行的整流器由于電流增加而不時跳閘，我和其他值班員一起全力工作，始終保持兩臺整流器運行，由于采取散熱措施終于避免了機組的停機事故，受到上級的嘉獎。在如，1999年7月某日，#5機組負荷300MW運行，突然機組的主蒸汽流量增加了10%左右，我立即下令檢查設備并分析原因，值班員檢查未發現異常，于是立即下令機組按正常蒸汽流量減負荷，并切除DEH功率自動回路，并正確判斷為功率信號回路有故障，后令電氣值班員檢查發現由于發電機出口電壓互感器一次保險接觸不良，處理后正常，避免了機組過負荷而可能引起的設備損壞。2002年#6機組大修后發電機氫氣純度一直不合格，我經過多次仔細檢查，發現排氫風機工作不正常，發電機密封油箱油位不正常，經過分析判斷為密封瓦油擋竄油，2003年六月#6機組檢修中將密封瓦處理后，發電機氫氣純度合格。消除了發電機這一隱患。

我1996年以后主要從事300MW機組的運行管理工作，對機組的事故處理技術熟練，對機爐電的設備系統 熟練，對機組的運行管理經驗豐富，整體技術全面，能熟練指揮300MW機組的啟停運行和機組的經濟運行。2003年6月26日星期四

第五篇：電廠300MW機組啟動操作步驟

機組啟動操作步驟

1.鍋爐點火升壓后，主汽壓力0.5MPa時開啟高、低旁，并控制高、低旁開度調整主、再熱汽壓力、溫度，控制好主汽門前溫度、中主門前溫度。

2.鍋爐燒參數階段，控制給水流量700t/h左右，給煤量30～40t/h，控制主汽壓力2.5～4MPa，再熱汽壓力0.5～1.2MPa。3.按大機啟動程控進行檢查：

1)檢查機側相關疏水門是否全部開啟且開到位信號正常； 2)檢查機側各抽汽電動門、逆止門均關閉且關到位信號正常；

3)檢查主機潤滑油系統運行正常，排煙風機、油泵聯鎖投入正常； 4)檢查DEH上各閥限均設置正常，調門（105%）、補汽閥（20%）；

5)檢查投入#

1、#2主汽門閥門組，#

1、#2中主門閥門組，補汽閥ATT模塊； 4.鍋爐點火2小時左右，聯系熱控將大機啟動程控第12步：#

1、#2主汽門前溫度＞360℃條件強制，當大機DEH上Z3（主蒸汽過熱度—主汽門前蒸汽溫度與對應壓力下的飽和溫度之差＞10℃）、Z4（再熱蒸汽過熱度—中主汽門前蒸汽溫度與對應壓力下的飽和溫度之差＞10℃）、X2（主汽壓力下的飽和溫度-高調閥溫度，即主蒸汽過熱度滿足條件防止產生凝結換熱）滿足條件后，大機開始進行暖閥。5.暖閥期間注意監視大機轉速，步序第15步時，檢查TAB指令升至42.5%，主汽門開啟，如大機轉速升高至300rpm時應立即打閘。6.暖閥期間壓力控制3～4MPa，暖閥時間控制：

1)主汽壓力＞2MPa且高調門50%處溫度小于210℃暖閥30分鐘； 2)主汽壓力＞3MPa且高調門50%處溫度小于210℃暖閥15分鐘； 3)主汽壓力＞4MPa時SGC直接走步不進行暖閥；

7.暖閥時間到，步序至第20步，聯系熱控繼續進行暖閥操作，暖閥結束條件為高調門50%處溫度達到210℃。

8.暖閥結束后，鍋爐繼續升壓至沖轉參數：主汽/再熱汽壓力：8.5/1.2MPa，主汽/再熱汽溫度：390/390℃（盡量按DEH熱力監控畫面上推薦溫度）。9.大機沖轉前檢查，X2、X4、X5、X6準則均已滿足。

10.大機開始沖轉做超速通道試驗，聯系熱控將通道1由3300rpm改為300rpm，大機啟動程控SGC走步至第11步或第20步手動釋放蒸汽品質，大機轉速升至300rpm時大機跳閘，檢查汽機跳閘首出正常。

11.汽機復位后繼續做超速通道試驗，通道2由3300rpm改為360rpm，大機啟動程控SGC走步至第11步或第20步手動釋放蒸汽品質，大機轉速升至360rpm時大機跳閘，檢查汽機跳閘首出正常。12.檢查大機超速通道試驗完畢，大機沖轉至360rpm進行暖機，暖機期間注意主汽溫度控制，主汽控制400℃左右，為快速滿足X7A、X7B準則在后期可適當降低主汽溫度，當X7A、X7B且高壓缸裕度＞30K繼續升速至3000rpm。

13.大機升速至3000rpm過程中注意監視各軸瓦振動、回油溫度、軸承金屬溫度等相關參數，并注意監視主機潤滑油壓力變化，如潤滑油壓力低潤滑油泵聯啟，保持兩臺交流潤滑油泵運行，將直流油泵停運備用，待油溫穩定后再試停一臺潤滑油泵，如仍無法停運時，則采用關閉出口手動門方法進行試停。14.大機升速至3000rpm后主要控制X8及高壓轉子、中壓轉子裕度，暖機過程適當將主再熱汽溫升至430℃左右，當X8＜0℃且高壓轉子、中壓轉子裕度＞30K后則進行并網操作。X準則在汽機啟動的以下過程中起作用：

打開主蒸汽管道上的主汽門并對閥體預熱，順控第13步（X2）打開汽輪機調門，汽機沖轉。順控第20步（X4、X5、X6）汽輪機升速到額定轉速，順控第23步（X7A、X7B）發電機并網帶負荷，順控第29步（X8）X溫度準則的意義：

X1準則：防止高壓缸進汽閥冷卻：主蒸汽溫度＞TmCV＋X1、高旁前主蒸汽和再熱蒸汽過熱度＞30℃ 或高壓主汽門殼體溫度（50%）＜150℃

X2準則：避免高壓控制閥有過大的溫度變化：主蒸汽飽和溫度＜TmCV＋X2或 汽機全部主汽門開啟

X4準則：防止濕蒸汽進入汽機：HP ESV前汽溫＞主汽壓對應飽和溫度+X4 X5準則：防止高缸冷卻：HP ESV前汽溫＞高壓軸平均溫度HPSTm+X5 X6準則：防止中缸冷卻：汽機側熱再母管溫度＞中壓軸平均溫度IPSTm+X6 X7A準則：暖高壓轉子：汽機側主汽溫度＜THPS Tm+X7A X7B準則：暖高壓缸：汽機側主汽溫度＜THPC Tm+X7B X7A、X7B 準則: 確保在啟動到額定轉速之前和并網帶負荷, 保證高壓缸充分暖機

X8 準則:確保在啟動到額定轉速之前和并網帶負荷, 保證中壓軸充分暖機。中旁前主蒸汽溫度與中壓主汽門前主蒸汽溫度的較大值小于經過修正的中壓轉子平均轉軸溫

控制參數調整：X2、X7A、X7B、X8均為負值

X2要求高調閥50%處溫度不能過低，調整時可通過降低壓力方法 X4、X5要求主汽溫度不能過低 X6要求再熱汽溫度不能過低 X7A要求高壓轉子溫度不能過低 X7B要求高壓缸溫度不能過低 X8要求中壓轉子溫度不能過低 根據功能劃分：

Z3、Z4、X2準則：開主汽門前用到，即暖閥前要滿足

X4、X5、X6準則：汽機沖轉前用到，即升速至360rpm前需滿足 X7A、X7B準則：汽機360rpm暖機結束后釋放正常轉速時用到 X8準則：機組并網前需滿足 機組啟動時間安排：

鍋爐點火至暖閥：2.5小時；暖閥1個小時；沖轉至360rpm暖機90分鐘；沖轉至3000rpm暖機至并網60分鐘；