福州可门火电厂调试异常汇总.doc

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1、一、 工程简介福建华电可门发电有限公司一期工程为2600MW超临界机组，该工程锅炉、汽轮机与发电机为上海电力设备成套产品，控制系统采用美国西屋公司的OVATION分散控制系统，给水泵为上海电力修造总厂有限公司产品，给水泵汽 轮机为杭州汽轮机股份有限公司产品。主变压器为特变电工沈阳变压器集团有限公司产品。同时该工程拥有5万吨泊位重件码头，输出线路56km，双回线路500kV接入福州北变电站，启动备用电源取自厂内500kVG.I.S开关站；拥有封闭式圆形煤场、烟气海水脱硫装置。该工程由福建省电力勘测设计院和西南电力设计院合作设计。一期工程1、2号机组主体工程分别由广东火电工程总公司和福建电力第一工

2、程公司承接，为加快1机组工程进度，对机组土建、1号机组外围设备的安装及单体调试进行了分包。福建中试所电力调整试验有限公司承担机组分系统和整套启动试运阶段的调试工作。部分系统由厂商和调试单位共同负责，由电厂负责组织和协调。二、 工程进度该工程于2003年12月28日奠基，1、2号机组土建工程于2004年7月26日开始，1号机组安装工程于2004年11月28日开始，2005年12月3日1号锅炉通过整体水压试验，2005年12月27日1号机组DCS装置复原，2006年2月17日厂用电受电一次成功，计划于2006年5月26日首次整套启动，2006年6月28日通过168小时满负荷试运后移交试生产。由于汽

3、机侧主设备的到货滞后以及安装问题，造成总启动时间推迟。目前，小机低压进汽管道尚未安装完毕，主机润滑油、EH油、小机润滑油油质不合格，正在进行滤油，盘车不能投入。机组调试及联锁试验也因此推迟，影响了整个启动进度。#1机组里程碑节点 实际进度:炉钢架吊装 04.11.28受热面吊装 05.05.05大板梁验收 05.04.29烟囱到顶 05.08.01主厂房封顶 05.07.08汽机台板就位 05.12.13锅炉水压试验完 05.12.03循环水通水 06.05.20DCS系统复原 05.12.27厂用电受电 06.02.17化学制出合格除盐水 06.03.30汽机扣盖完成 06.05.03闭式水

4、系统分部试运 06.05.06凝结水系统分部试运 06.05.11空压机系统分部试运 06.05.16锅炉化学清洗完成 06.05.17#1循环水泵分部试运 06.05.22开式水系统分部试运 06.05.23三、#1机组关键点完成时间1、#1机组于7月2日18：00首次并网。2、#1机组168从7月28日0：28开始。3、#1机组168从8月04日0：28结束。四、设备分步试转出现主要异常情况1、5月10日由于对除氧器就地水位监视不到位且调试措施危险点分析不全导致#1机除氧器满水超压事件。原因：除氧器水位监视手段只有临时水位计且指示不准。2、5月12日由于控制给水流量的调门开太大、启动分离器

5、排放门未及时开启，且汽水分离器水位计未监视到位，调整不及时造成汽水分离器满水导致#1炉过热器进水。原因：汽水分离器临时水位计设计存在问题，调试人员缺乏事故处理能力没有进行风险分析。3、5月15日由于运行人员操作不当及误操作造成#1启动炉上锅筒水位低MFT停炉。原因：调试人员对压力急剧变化时产生的虚假水位缺乏事故处理能力，MFT联锁设计存在问题。4、5月31日由于工业水池水位低造成1A循环水泵冷却水中断，设备停运。原因：循环水泵的冷却系统设计不合理。工业水、复用水任一水源中断将导致循环水泵跳闸。远方水位计均不准，无法监视各运行参数并及时调整化水系统运行方式。五、1炉吹管过程中出现的主要异常情况1

6、、5月31日吹管四次后因中联门处临时管漏汽严重，停炉处理。原因分析：临时管焊缝焊接质量不好且未探伤。2、6月2日#1炉点火相继投入三只油枪后，就地油枪油压低于0.7MPa，即关闭回油快关阀后，炉前调阀后油压由0.9MPa升至1.6MPa，炉膛压力保护动作MFT。原因分析：关闭回油快关阀后，锅炉进油量骤增，锅炉冒正压，送风机在手动状态，引风机投自动导叶开大，自动控制超限退出，在炉膛燃烧骤变时炉膛负压调整不及时，致使MFT动作。3、6月1日由于运行人员对设备检查不到位，设备异动交底不清，造成启动炉回油阀未全开，导致进油量过大，启动炉正压跳炉；6月10日由于燃油关断阀未及时关闭导致炉内进油造成1启动

7、锅炉背海侧外墙板着火。4、6月2日19：41点第三支油枪时炉前油枪母管油压从1.02MPa降至0.8MPa，火检无火MFT。21：25给水流量失灵显示2678t/h，21：29汽压达5.5MPa开启临冲门吹管，21：30给水流量突然从2678变为280t/h，MFT动作，22：40给水流量计处理好，升压过程中开大给水调节阀时给水流量暂时上升，但很快又下降，经分析为给水调节阀阀芯脱落，23：35#1炉停炉处理。原因分析：运行人员增投油枪未及时提高油压，造成MFT。给水流量低MFT原因经事后查证给水调节阀正常，系给水流量变送器故障所致。5、6月4日0：27-01：24期间炉膛右侧出口烟温曾升至53

8、4，开启SOFAI至50%后5分钟内降至515。原因分析：吹管期间炉膛烟温不允许超过536以防再热器干烧损坏，事实证明开启上层二次风SOFA能有效降低炉膛出口温度。6、1炉吹管时间较长，从开始吹管至结束约六天，燃油557吨。原因分析：因汽机本体未调试好，汽机盘车、轴封系统、主机油系统未调试好，凝汽器无法回收热水，故锅炉给水采用开式循环，流量约575t/h，而除盐水最大制水量290t/h，除盐水箱两个总储水容量为4000t，按正常吹管只能维持810个小时，后期吹管采用凝汽器回收部份工质，吹管连续时间可延长至1215个小时。另外，燃油压力调节不好，导致两次MFT，也是原因之一。六、水压试验的过程中

9、出现的问题1、#1炉主汽压力达1MPa，检查主汽门门杆漏水，即停止升压进行处理。在继续升压的过程中，多处变送器接头处漏水，延误了时间。2、由于可门电厂压力变送器二次门采用的是进口PARKER门，与取样管连接采用的是套装方式，在升压过程中，高压管道的压力变送器二次门多处发生爆漏，影响了水压试验的进行，延长了试验时间。（经与监理及有关人员讨论，如果对压力变送器二次门采取焊接方式，可能效果要好的多。建议对部分进行试验，以期2机不发生类似问题。）3、本次工作压力水压试验，总体来说是顺利的。主、再热蒸汽各受热面及高压管道经受住了考验，水压试验取得一次性成功。但从试验过程中出现的问题来看，对于象压力表、变

10、送器等，出现漏点较多，说明参建单位对细节的东西是不够重视的，本来可以做的更好。七、整组启动过程6月29日10：46分#1机组整组启动开始，锅炉点火成功。11：12分，由于汽水分离器水位自动无法投入，分离器水位突升至13.5米，炉MFT动作。12：50重新点火成功。13：13发现凝结水再循环取样管折断，大量泄漏，被迫停运1炉处理缺陷。15：50缺陷处理完毕后，1炉重新点火成功。6月30日06：25，锅炉MFT动作，首出为给水流量低低。07：18分重新点火成功。15：22大机首次冲转。15：34冲转至600rpm后进行转子摩擦检查正常，就地打闸后再挂闸，中压调门出现自动开启情况，转速由540升至1

11、042rpm，汽机打闸。16：22分在操作高低旁过程中，汽水分离器水位高高，锅炉MFT。16：43重新点火。22：22升速至2350rpm，进行暖机。23：44升速至2850 RPM，升束过程中9瓦Y向轴振高达13.6丝，2瓦温达78，转速升至2600 RPM时低压缸喷水电磁阀不自开，23：53进行阀切换，切换过程中转速降至2838 RPM。7月1日 0：051汽轮机升速至3000RPM，停用1机交流润滑油泵，做1机注油试验时，两次注油试验均造成1机汽门关闭，重新挂闸升速至3000 RPM。主汽门关闭的原因中试认为是试验滑阀有故障，以后停机再做注油试验。3：00完成试验操作后合上励磁变高压侧开

12、关供中试人员进行升流试验和相量、保护校核。因电气接线的问题，该试验直到7月1日晚上20:55分结束，历时18小时。之后进行发电机短路试验、发电机零起升压试验、1发变组保护实验等，至7月2日21：55结束。电气试验共进行43小时（不包括假同期、并网试验等）。7月2日18：18，#1机经5013开关首次并网成功。7月3日1：11，#1机升负荷至96MW，厂用电中断，5013开关跳闸，福门路线路保护RCS931启动，500KV系统失电， 500KV福门路福州变对侧开关跳闸。经查并分析原因，本次事故的直接原因是：50122隔离开关拉杆与高压侧屏蔽罩放电，导致短路故障。7月7日21：30汽机挂闸做机电炉

13、联锁试验。（共做3项：手动MFT联跳机电、低EH油压跳发电机、发电机差动跳机炉）22:10试验结束，动作正常。22：52锅炉再次点火。7月8日1：06准备投入主蒸汽一级减温水，开启总电动门时造成锅炉给水流量低MFT。1：16重新点火。9：0614：14，发电机零起升压试验结束，进行1汽轮机注油试验，试验不成功，但飞锤飞出。（22：20重新做注油试验，仍不成功）。15：50利用5033开关对500KV段母线、5012、5013、5011开关全压冲击正常，冲击3小时。15：581机打闸，记录惰走时间为58分钟。7月9日0：40 5013开关同期并网成功，初负荷33MW。11：52在操作调度令第19

14、项，将5013开关转热备用时。DEH并网信号消失（5012汇控柜内的线解除后未恢复）。DEH自动转为转速控制，中调门关下，负荷由131MW降至33MW。由中试恢复并网信号后，13：00由厂家将中调门开启。7月10日0：06按试验要求升1机主汽压至14MPa以做1机主汽门严密性试验，升主汽压至13MPa时1炉MFT，首出原因为给水流量低，重新吹扫，0：18重新点火。0：52主汽温达430，汽机重新挂闸冲转，0：15达3000RPM，1：351机低压缸A侧排汽温达155，打闸停机，经三次冲转均发现该排汽温度均上升快，且采取多种措施均没有效果，经中试、厂家、广火及工程部陆主任分析为A侧低压缸喷水喷头

15、堵塞，决定停机检查处理，1汽轮机于2：50打闸停机，停用1炉所有油枪停炉，保持1炉小流量冲洗，3：45广火开启1机低压缸A外缸人孔门时发现右侧喷水喷头堵塞（喷孔被焊渣堵）。16：09广火处理好。16：50，锅炉再次点火。22：45由于EH油质未达标，按总指挥令暂不进行汽机超速试验，先进行再热器安全门整定。0：10，当再热器压达3.36MPa 时，#1机主机盘车脱开，汽机转速冲至39rpm。汇报调试沈总。将再热主汽门后疏水手动阀关闭后转速降至零，重新投入盘车运行。0：35再热器入口压力达4.0MPa，开始试验。2:10再热器安全门校核试验结束。试验值:冷再左1，5.13MPA，左2：5.26MP

16、A;右1，5.24MPA，右2，5.26MPA.热再：左4.87MPA，右4.89 MPA。7月11日8：24过热器出口压力升至21MPa，中试及安全门厂家开始校核汽水分离器及过热器安全门，10：27校验结束。1A小机6220 rpm超速试验实际动作转速为6217 rpm。机械超速试验，实际动作转速为6340 rpm。7月12日3：45用5012开关并网成功，5：00升负荷至118MW。9：29负荷降至21MW，准备做主汽门严密性试验及机组超速试验时，发电机跳闸解列，保护显示程序逆功率。9：39#1汽机挂闸，开始冲转。10：09冲至3000rpm.11:49主汽压力15.4MPA，温度502,

17、做高中压调节汽门严密性试验合格。12：30做高中压主汽门严密性试验合格。13：15做#1机OPC试验，动作正确，转速3090rpm。13：25做电超速试验，动作转速3240rpm。13：46、14：14做两次机械超速试验。动作转速分别为3263、3260rpm。7月13日7：281炉MFT，5012、5013开关跳闸，1发电机灭磁，1汽机跳闸，首出原因为汽水分离器水位高高（汽水分离器水位自动经常切至手动），即进吹扫，因1炉给水旁路调节门不稳定，给水流量波动大，又一次MFT，重新进行吹扫后点火成功，8：10投入AB、CD层8把油枪运行，重新进行升温升压，8：20投入1机盘车，参数达到后重新进行冲

18、转，8：43达2850转分。18：15负荷升至200MW，总煤量80T，汽水分离器温度325，过热度升为14，汽水分离器水位降为0M，汽水分离器三个水位调节阀全关，平稳转为干态。（晚上降负荷至210MW时转至湿态运行。）7月17日1：10，锅炉点火，11：55汽机冲转。17：45，1机组跳闸，5012、5013开关跳闸，发电机灭磁，1炉MFT动作，原因为1A小汽机真空不严密在进行1A小汽机抽真空时造成1机真空急降跳机，18：151炉再次点火成功。21：25#1汽机冲转至2850rpm，但高排温度高达428汽机跳闸。18：50，1机挂闸时又发现1机左侧中压主汽门开不到位缺陷，采用加强门前疏水，降

19、低中主门前压力均无效果，最后决定先将右侧中主门开启后，单边冲转，希望进汽门能冲开左侧中主门。20：55，#1汽机冲转至300rpm过程，在30rpm时自动开启#1中压主汽门。之后汽机继续升速至2850RPM。21：24，定速2854RPM，由于高压缸排汽温度高达485，汽机跳闸。7月18日0：59，#1机负荷至300MW，进行50%甩负荷试验：断开发电机出口5012开关后，断开5013开关，汽机转速最高升至3082 rpm后回落，主汽压最高升至17.2Mpa后回落，炉保持8支油枪，小汽机1A跳闸，#1汽机最终稳定在3000 rpm，50%甩负荷成功。8：52，汽机跳闸，原因A小机轴承振动大跳闸

20、。查曲线振动值在之前有一次达跳闸值，但不到3s回落。此次延时跳闸。锅炉MFT。重新点火后13：48，1机组并网。（办理异动：两台小机均不在运行炉MFT主蒸汽流量保护由630T/H异动为720T/H；给水流量低炉MFT延时2S改为20S。）20：55，1机组带221MW负荷跳闸。首出原因为给水流量低，引起给水流量低的原因为1B汽泵跳闸（后中试检查汽泵流量算法有问题，实际显示汽泵前置泵流量1000t/h，关小再循环调整门关到0位后即发出跳泵的信号。）因中调不同意并网，手动MFT，闷炉。7月19日12：50，点火。15：39，冲转至3000RPM,16：18，并网带初负荷。17：25，启动磨煤机1B

21、运行（第二台磨），升负荷至160MW，锅炉平稳转干态运行。19：32，负荷167MW，应热工人员要求将电动给水泵投入自动调节，但转速指令自动至0%，立即手动输入50%指令，给水流量上升，但炉仍MFT，汇报中调为低流量MFT。重新点火。（汽机惰走时间1小时）。因中调不同意并网，手动MFT，闷炉。7月20日12：18点火，15：091汽轮机冲转，15：38达全速， 16：38与系统并网带负荷。20：25升负荷至160MW，锅炉平稳转干态运行。7月21日5：51，机组负荷600MW，#2高加水位突然达三高值，#1-#3高加抽汽自动关闭，负荷升至645MW，汽机跳闸，原因为高排压力高（定值为4.82M

22、PA），锅炉MFT，汇报中调，就地主汽一、二减电动总门冲破漏汽。18：41重新点火。20：57汽机冲转，22：04达全速，22：23#1发变组与系统并网。由于磨煤机问题太多，结合福门路冲击测试，至22日晚，只能带300MW以下。7月22日检查省煤器灰斗灰量不大，但是异物太多（钢筋、手套等）。7月23日1：36负荷450MW，做发电机励磁系统低励限制试验，低励限制动作值为-123MW，机端电压18.8KV。1：48#2高加水位高动作，实际水位19mm。负荷由450MW冲至520MW。3：35做通过停止真空泵运行的方法做真空严密性试验，结果大于400Pa/分钟。不合格。5：35升负荷至600MW，

23、断开5012开关。6：18按1E1D1C1B1A顺序打跳磨煤机， 6：19断开5013开关。炉MFT动作（炉膛负压低低）,汽机转速最高至3168rpm。#1机甩100负荷试验成功。甩负荷后，主要影响：1）锅炉主汽一、二级减温水电动总门的盘根又被冲破。2）1B汽泵前置泵入口管处冲破。3）#1炉后墙水冷壁中间联箱上部泄漏。7月24日19：45#1锅炉点火。22：381汽轮机挂闸、冲转，23：03达全速，23：241发变组与系统并网。办理两份异动：1机压比保护由跳闸改投信号1炉点煤条件中二次风温250改为200。7月25日7：37退出1炉所有油枪，负荷为350MW。8：47送风机1A、1B入口动叶自

24、动控制自动退出，查为总风量指令与实际偏差达200T/h引起。12：10启动磨煤机1E运行（第六台），负荷升至565MW，锅炉尾部烟道振动较大（省煤器灰斗处尤为大），锅炉厂家称高负荷（大于450MW）不能投省煤器吹灰。17：24负荷降为580MW，#1机组跳闸，汽机首出为振动大，锅炉跳闸，发电机联跳正常。因#1炉后墙水冷壁中间联箱上部仍有泄漏。对锅炉受热面强制冷却，后焊接。7月26日6：32，重新点火。10：261汽轮机挂闸，10：54达冲转条件1汽轮机进行冲转，11：39因1炉后墙水冷壁泄漏现象仍在，1汽机打闸，维持1炉运行，由子力公司进行1炉水冷壁带压堵漏。工作结束后重新冲转并网。期间办理两

25、份临时异动：1）进入炉MFT的水冷壁中间集箱后墙金属壁温高的18个点，改为报警（430），不去MFT。2）取消汽机#1至#9轴承Y轴方向的复合振动跳机保护。7月27日1机组从27日20时39分开始带600MW负荷运行四小时，经中调同意1机组从2006年7月28日0：39开始进入168小时试运行。八、启动过程中缺陷及问题汇总分析：1、 第1次冲转前的炉水品质及蒸汽品质问题。6月29日10：46分#1机组整组启动后至30日上午，存在着冲转前的蒸汽品质不合格的问题。至30日上午时蒸汽硅含量为876ug/L，与冲转前的蒸汽品质要求相差太大。后一直采取凝结水精处理及汽水分离器疏水排至大气扩容器的方式，至

26、15:22汽机冲转前，炉水蒸汽硅含量为301ug/L（超临界机组冲转时要求蒸汽硅含量小于40ug/L。超临界炉水硅的洗硅问题应引起高度重视，应召开专门的专题会进行研究，以免造成洗硅过程中燃油、工质的浪费和启动时间的延长。）而且在启动过程中，水质有反复。因为水质化验采用的是手动取样，而且化验结果不一定完全反映真实水质，这也是需要注意的问题。）2、 除氧器上水管道振动大，调门在CRT上不能操作，只能就地调整。由于除氧器上水调节门振动太大，造成密封圈破坏，调门损坏。从#2机拆过来更换，调整支吊架后振动减小。但过了一段时间后，振动问题重新出现，造成该调门压缩空气管道多次振脱落，调门突关，阀门再次损坏，

27、迫不得已，将该调门压缩空气管路拆除，改为就地手动调节，用除氧器溢放水配合调整除氧器水位。对于该调门振动的原因，有可能设计原因造成（凝结水系统中的再循环调节门处也存在振动过大，振断取样管现象），有必要对系统进行改造。3、氢气泄露，氢纯度降低较快。29日23：30发电机气体置换合格后，氢压升至130kPa，此时，氢气纯度96%。至30日00：49，氢气纯度降至95.1%，06：19纯度降至93.1%，并有继续下降趋势，升压至150kPa，纯度升至95.1%。30日的全天补氢量为40m3。由于零星消缺项目正在进行，电、火焊不断，造成了潜在的危险。在充氢前，发电机气密性试验必须合格，在充氢后，对动火作

28、业，应执行严格的动火许可制度。4、凝汽器真空低。汽机冲转前，凝汽器真空低（三台泵运行，最高抽至61kPa），影响了机组的启动。后检查真空系统，发现真空低压力测量管道及低旁后处，多个未安装真空表的二次门未关。后因消缺，停真空系统，发现A侧热井放水门内漏严重，将该门加堵板，再次启动抽真空，真空基本正常。以后在凝汽器注水查漏时，要注意对这些能引起凝汽器漏真空的不明显阀门，加强检查，必要时，加堵板隔离。5、高排通风阀压缩空气管路未接。在进行高排通风阀试验时，因阀压缩空气未接，不能开关。后接入临时压缩空气管道，进行手动开关合格。由于高排通风阀气源管路不合适，几次由于该阀开关故障影响启动进程。（在整个调试

29、过程中，电动门、气动门未接线、接错线、气源未接、气源接口错等事件屡屡出现，也从侧面反映了在单体调试和分系统调试时，把关不严，到使用时，才发现问题，影响了机组的启动。）6、圆形煤场封顶工程一直未完成，以及由此带来的负面影响。由于正值雨季，且受几次台风影响，雨量大，周期长，造成煤太湿。影响了机组接带负荷并使磨煤机运行工况差。应充分考虑这个问题。7、在汽机冲转过程中出现的主要问题第一次冲转至600r/min后，发现盘车处的ETS转速探头测孔偏离，进行临时处理，已处理好两个，等停机开盖后重新打孔处理。汽机打闸后，隔膜阀上部油压不降。将挂闸电磁阀复位后，油压降低至零。就地挂闸、打闸试验正常。怀疑是挂闸电

30、磁阀气源管接错，压缩空气憋气，油压不能泄掉。将该电磁阀取消，将该阀压缩空气管拆除，电磁阀接线拆掉。现在，只能在就地挂闸，使一次安全油建立，在DEH上挂闸汽轮机，使二次安全油建立，完成汽轮机的挂闸过程。6月30日20：25汽轮机继续挂闸冲转，至22：25转速至2400r/min。期间，当转速达到1200r/min时，#2轴承振动最大100um，随转速的增加，振动很快恢复正常，其他轴承在过临界转速时的最大振动一般不大于50um，（可门电厂公布的临界转速为1370r/min）。7月1日00：05，汽机转速3000r/min，进行第一次注油试验合格（动作油压0.19MPa），第二次注油试验时，注油杆一

31、推，汽轮机就跳闸。怀疑试验滑阀有故障，具体原因正在分析中。在整个升速过程中，#3瓦y向轴振最高达107um，#9瓦y向轴振最高达136um，#2瓦瓦温最高达78。至7月1日9：00，汽轮机转速为3000r/min，当时各轴承的振动值大多在3070um之间，只有#9轴承振动为102/117um。#2轴承温度最高达到84，其他轴承在5876之间。轴承振动和轴温都在合格范围内。我们应注意在启动过程中，加强对各测点的检查，尤其是油温、轴温、振动、转速等。冲转前，就地转速表必须指示正确。汽机挂闸及打闸前后，注意检查薄膜阀上部油压的指示应正常。机头各表计指示正常。8、因汽水分离器水位高，分别在冲转前及冲转

32、后两次出现锅炉MFT动作。原因：由于汽水分离器水位无法投自动，当水位突变时，手动调整不及时，导致汽水分离器水位高，炉MFT。后将汽水分离器水位高MFT保护解除，在冲转前重新投入。第二次动作后将汽水分离器水位高MFT保护延时60s动作。由于汽水分离器水位原因，造成两次MFT动作。在机组启动初期，应特别加强对汽水分离器水位的监视，汽水分离器水位调节阀控制必须投自动，相关的测量报警应完善。9、给水流量低，炉MFT。6月30日06：25，锅炉MFT动作，首出为给水流量低低。原因是瞬间开启主汽减温水电动门造成给水流量波动引起（主汽温已达386度）。给水流量低保护是为了维持锅炉的最低质量流速而设计，这个问

33、题应加强和上锅厂的沟通，在吹管及启动过程中如何避免低流量保护动作作为一个课题，进行专题研究。10、锅炉粉管道万向膨胀节因设计原因膨胀裕量不够，有5只出现膨胀变形。后用倒链拉开。满足膨胀量后，又多次出现漏粉现象。还需要在运行中摸索调整。11、磨煤机缺陷太多，总结有：液压油压力低，漏油、油泵不起压、落煤管堵煤断煤，热风及冷风调门易卡涩；等等。磨煤机出力不足，满负荷时需六台磨煤机运行。这个问题主要是因为煤太湿，磨煤机出力无法增加。12、HWL1/HWL2阀多次卡涩。造成分离器水位调节不好。13、锅炉尾部烟道振动较大（省煤器灰斗处尤为大），锅炉厂家称高负荷（大于450MW）不能投省煤器吹灰。这显然不能

34、满足机组运行要求。分析振动大的原因，上锅厂答复是受热面布置及安装有问题，等机组检修时进行改造并加固。14、在吹灰器厂家未到之前，空预器入口烟温高（最高至550，对省煤器吹灰能降低30），经过几天的检查分析，原因有二：1）、一二次风配风不合理，燃料燃烧不完全。在调整配风后，降低约80。（当时负荷220MW,空预器入口烟温由410降到330）。这虽然不是此次烟温过高的主要原因，但对机组运行来说，配风调整、燃烧调整就是烟温实际过高的主要原因。2）、所有温度元件均不符合设计要求，进行了更换（原设计为K型热点偶，实际安装为E型），更换后显示正常。15、1A、1B一次风机抢风现象严重，1B一次风机出力无法

35、提起，后在启动过程中多次发生喘振现象。16、多次出现试启汽机直流油泵运行后跳闸，重新合上开关后正常。17、#1机组右侧主汽门开度反馈自行波动。（27日12：17：25，开度从98%自行降到89.64%，89.64%持续了近3小时后自行恢复到97%，28日4:41再次从97.5%降到90%也持续了3.5小时后自行恢复。）而右侧主汽门指令信号、右侧主汽门全开状态信号及蒸汽流量信号在开度变化期间均未变化，故缺陷性质判断为右侧主汽门未离开全开位，仅由于LVDT的稳定性能较差导致开度反馈自行波动。产品为无锡河埒LVDT，产品抗振性能较差。分析原因可能为LVDT安装原因。由于LVDT管座和可动导杆安装时不在一条直线上，造成调门运动时导杆和管座碰磨，引起传送信号发生误差。为保证1机168小时顺利进行，先对该现象观察运行，168小时过后更换或改造。18、6轴承误发两次振动高信号使1汽轮机跳闸两次。19、在省煤器吹灰时，锅炉尾部烟道振动较大（省煤器灰斗处尤为大），锅炉厂家称高负荷（大于450MW）不能投省煤器吹灰。这显然不能满足机组运行要求。（分析振动大的原因，上锅厂答复是受热面布置及安装有问题，等机组检修时进行改造并加固。这个问题应该是设计原因，存在很大的安全隐患，锅炉厂家应对此负责。有机组检修机会时解决，这个问题不能在2炉出现。）