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某電廠一期工程建設4臺660MW超臨界機組，鍋爐為上海電氣集團有限公司生產的超臨界變壓直流爐，一次再熱、四角切圓燃燒、緊身封閉、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構塔式爐，鍋爐最大連續蒸發量2236t/h；

汽輪機為東方汽輪機廠有限責任公司生產的NZK660-24.2/566/566型超臨界、三缸四排汽、一次中間再熱直接空冷凝汽式機組；

發電機為東方電機股份有限公司生產的QFSN-660-2-22B自并勵水氫氫冷卻機組。四臺機組于2013年3月開始開工建設，2014年12月第一臺機組投產發電。

機組在參建各方的共同努力下，分部試運和整套啟動期間各項技術指標優良，工程質量和施工工藝水平較高：

1、#2機組實現了七個一次成功：即廠用電受電、鍋爐水壓、汽機扣蓋、鍋爐點火、汽機沖轉、并網發電和168h試運，七個一次成功；

2、主要試運技術指標優良：汽機真空14KPa，機組真空嚴密性試驗值＜42.5Pa/min（遠超優良標準），熱控自動投入率100％（設計117套，投入117套）；熱控主保護投入率100％（設計42套，投入42套），電氣主保護投入率100％（設計71套，投入71套）；脫硫效率大于96％，凈煙氣SO2含量小于30mg/Nm3，脫硝效率大于80％，凈煙氣NOx含量小于80mg/Nm3，符合新的《火電廠大氣污染物排放標準》；主要儀表投入率100％；DCS測點投入率99.9％；機組軸系振動值除7號瓦軸振為75um外，其它瓦均在50um以下，達到優良標準。

3、機組實現了脫硫脫硝等環保設施的“三同時”，主要環保設施和主體工程做到了同步投運，且指標良好。

4、鍋爐在分部試運和整套啟動期間，鍋爐受熱面及承壓部件焊口無一個出現泄漏，整體安裝和焊接質量優良。一次也未出現因鍋爐及鍋爐輔機方面造成停機而耽擱試運的情況。目前存在主汽溫度與再熱汽溫不匹配的問題，經多方調試，主汽溫度低于設計值25℃左右，再熱汽溫有超溫趨勢，需進一步分析解決。

5、電氣專業主要設備及輔助系統安裝和調試質量優良：整套啟動期間未出現因電氣設備系統和保護問題，造成停機而耽擱試運進展的事件。

6、熱工專業主要設備及輔助系統安裝和調試質量優良：整套啟動期間未出現因熱控設備系統和邏輯問題，造成跳機而耽擱試運進展的事件。

7、機組在冬季嚴寒天氣進行整套啟動，由于采取的各項防凍措施扎實有效，試運期間未出現大的設備受凍損壞事件。

機組整套試運過程中也出現一些問題，需要認真分析汲取教訓，現將試運過程中的主要問題小結如下：

一、2號機組振動大跳閘

（一）事件經過

11月19日2時20分，2號發電機組完成并網后的合環試驗，機組負荷49MW，主汽壓力9.5MPa，主汽溫度493℃，再熱壓力0.96MPa，再熱汽溫505℃。2時40分，在汽輪機從中壓缸進汽切換到高壓缸進汽過程中，2號機組軸承振動大保護動作跳閘（2號軸承振動258μm與4號軸承振動125μm）。#p#分頁標題#e#

（二）原因分析

汽輪發電機組為安裝后第一次啟動，從冷態過渡到熱態，汽封間隙安裝時采取下限值，局部受熱不均，出現動靜摩擦，致使振動上升達到跳閘值跳閘。

（三）暴露問題

1、機組進行切缸前，低負荷暖機時間不足；

2、切缸時蒸汽參數選擇不太匹配且切換過程較快。

（四）防范措施

1、機組進行切缸前，增加暖機時間，使汽輪機各部分受熱均勻后再進行切缸操作；

2、汽輪機切缸時應選擇合理的主、再熱蒸汽參數并保持穩定。汽輪機切缸過程應緩慢進行。

二、2號機組低汽溫打閘停機

（一）事件經過

2014年11月20日4時50分，2號機負荷67MW，電動給水泵運行，2A、2B磨煤機運行，機組運行參數正常，接調總令2號機組升負荷，6時43分，負荷升至140MW，煤量57t/h增加到134t/h，主汽壓力上升至13.2MPa，主汽溫度505℃,過熱器二級減溫水A側調節閥開度由7.72%增加到14%，B側開度由3.22%增加到8.7%，貯水箱水位3080mm，調總要求貯水箱水位維持5000mm—7000mm。

6時48分，2號機組負荷升至147MW，鍋爐啟動循環泵低水位保護（負荷大于145MW且貯水箱水位低于6300mm）動作自停。啟動循環泵自動停止后省煤器入口給水流量由1110t/h降至400t/h，調總令開大給水旁路調節閥增加給水流量以維持貯水箱水位。由于啟動循環泵停止，省煤器入口給水溫度由227℃下降到115℃，給水壓力升至13.7MPa，貯水箱水位緩慢上升，同時鍋爐快速減煤，煤量由134t/h減到56 t/h，7時20分鍋爐過熱器出口主汽溫度由500℃開始快速下降，迅速關閉過熱器二級減溫水，7時29分鍋爐主汽溫度降至351℃，值長令汽機打閘。

（二）原因分析

1、啟動循環泵自停后鍋爐給水溫度由227℃下降到115℃，給水溫度的大幅度下降，熱水段和蒸發段延長，過熱段減少，造成主汽溫度降低；

2、鍋爐給煤量由134t/h減到56t/h，鍋爐熱負荷大幅度下降，也造成鍋爐主汽溫度迅速下降；

3、在機組大幅度減煤降負荷過程中，沒有及時關閉減溫水調門，也是造成汽溫迅速下降的原因；

4、調試人員誤以為啟動循環泵邏輯保護已退出，鍋爐貯水箱水位維持在5000mm—7000mm，在機組負荷大于145MW，汽泵未投入運行情況下，貯水箱水位難以維持在6300mm跳閘值以上，此時貯水箱水位波動至6300mm以下時，啟動循環泵邏輯保護動作自停。

（三）暴露問題

1、在處理啟動循環泵自停時考慮不全面，只是為了維持給水流量防止水冷壁管壁超溫，沒有考慮到給水溫度的大幅度下降和大幅度減煤會引起鍋爐主汽溫度大幅度降低；

2、運行人員與調試人員對啟動循環泵在負荷大于145MW且貯水箱水位低于6300mm自停的保護投退情況掌握不清楚；#p#分頁標題#e#

3、運行人員對于直流爐燃燒特性，負荷、汽壓、水位、汽溫調節控制有待提高，運行監盤人員經驗不足；

4、在機組快速減負荷和鍋爐大幅度降低熱負荷時，在自動未投入情況下，運行處理異常事件的能力有待提高。

（四）防范措施和技術措施

1、調試人員在事故處理時，應全面協調考慮周全；

2、啟動循環泵在負荷大于145MW且貯水箱水位低于6300mm自停的保護重新進行優化；

3、運行人員應總結同類機組發生的異常事件，總結經驗教訓，不斷提高機組發生異常情況下的處置能力；

4、試運機組應盡快提高保護和自動的投入率。

三、2號機組汽輪機油渦輪入口法蘭泄漏停機

（一）事件經過

11月20日18時30分，2號機組負荷132MW，運行人員監盤發現機組潤滑油壓力突然由0.19MPa降至0.17MPa，聯啟啟動油泵，就地檢查機頭壓力表，發現主油泵入口壓力0.075MPa（低于東汽廠家要求的0.098MPa—0.147MPa），主油泵出口油壓力1.2MPa，潤滑油母管壓力0.175MPa。就地調整油渦輪后，潤滑油壓力達到0.18MPa，23時20分檢查發現主油箱內油渦輪入口法蘭墊片漏油，向國調匯報申請停機，21日0時20分，2號機組解列停機。

（二）原因分析

汽輪機主油泵油渦輪入口法蘭墊片使用的為聚四氟乙烯墊片沒有安裝好，更換為紫銅墊片。

（三）暴露問題

汽輪機主油泵油渦輪入口法蘭墊片現場安裝工藝不良。

（四）防范措施

更換為強度較高的紫銅墊片。

四、2號機組凝結水泵入口濾網堵塞造成機組跳閘

（一）事件經過

2014年11月27日12時35分，2號機組負荷460MW，2A凝結水泵變頻方式運行，2B凝結水泵備用，機組各系統運行參數平穩。12時36分，2A凝結水泵入口濾網壓差大報警，凝結水流量大幅下降，造成除氧器水位下降，立即工頻啟動2B凝結水泵（兩臺凝結水泵共用一個變頻器），兩泵并列運行以后，凝結水流量恢復正常。分析判斷2A凝結水泵入口濾網堵塞，12時38分，停2A凝結水泵，準備進行凝結水泵入口濾網清理，此時2B凝結水泵入口濾網壓差大報警，凝結水流量大幅降低。立即緊急啟2A凝結水泵，因變頻器故障報警失敗，就地復位變頻器故障報警后，再次啟動2A凝結水泵正常，此時除氧器水位卻快速下降，運行人員緊急手動打磨快速降負荷。12時41分，終因2號除氧器水位低聯鎖2A、2B兩臺汽動給水泵跳閘，鍋爐給水流量低造成鍋爐MFT動作機組停機。

在對2A、2B凝結水泵入口濾網清理時，清理出大量木屑、塑料等雜物。

（二）原因分析

1、空冷島、熱力系統冷態及熱態沖洗不徹底，存在盲區，個別死角處不易沖洗干凈，在機組低負荷、低流量沖洗時不顯現，隨著機組負荷不斷升高，蒸汽流量、疏水量不斷加大，致使系統中淤積的雜物匯集至排汽裝置及凝結水泵入口處，造成凝結泵入口濾網堵塞；#p#分頁標題#e#

2、高壓加熱器系統投入時間較短（不足20小時），高加疏水系統內存留的雜物隨著機組帶高負荷沖入排汽裝置，進而致使凝結水泵入口濾網堵塞；

3、2A凝結水泵變頻器正常停運后，再次啟動失敗，致使除氧器水位無法維持，是造成本次事件的間接原因。

（三）暴露問題

1、機組試運階段，排汽裝置及熱力系統冷熱態沖洗時間短，雜物沖洗不干凈；

2、熱力系統清理工作不徹底，驗收把關不嚴，對拆除腳手架及跳板的過程中可能遺留的雜物重視不夠；

3、調試人員對凝結泵入口濾網清理工作存在的風險估計不足，運行人員對調試指揮產生依賴心理，對調試人員下達的操作指令也沒有提出異議，未能采取有效的應對措施。

（四）防范措施

1、加強機組帶滿負荷之前凝結水系統參數的監視和分析，發現參數變化異常時及時采取應對措施進行處理；

2、針對此次事件，制定凝結泵入口濾網堵塞及清掃工作的技術措施和應急處置預案，并組織相關人員培訓，防止再次發生類似事件；

3、針對3號、1號、4號機組即將開展的熱力系統沖洗工作，敦促基建和監理單位加強沖洗工作的組織、驗收，在拆除系統內搭設的腳手架跳板時不遺留雜物；

4、2號機A、B凝結水泵全部選擇工頻方式運行，防止因變頻器故障導致凝結水泵啟動失敗。

五、2號機組排汽裝置濾網堵塞造成機組跳閘

（一）事件經過

2014年11月29日5時20分，2號機組負荷406MW，機組運行參數正常，主汽溫度542℃，主汽壓力16.9MP，再熱溫度548℃，再熱壓力2.7MP，A、B、C、D、E磨煤機運行。5時29分發現2B凝結泵入口濾網差壓大，出口壓力降低，調試人員要求進行B泵濾網清掃工作。5時30分啟動2A凝結泵發生合閘故障，6時24分就地拉合開關后工頻啟動啟動正常，6時40分發現2A凝結泵軸承冒煙就地按事故按鈕停泵，2A凝結泵停運后，2B凝結泵出口壓力繼續降低。

6時41分，2B凝泵出口壓力從3.6Mpa降至1.7Mpa,同時流量從1430t/h降至720t/h，除氧器水位下降。6時42分，鍋爐分2次減煤30t，機組負荷從426MW降至400MW；6時44分，停磨煤機E；6時45分，停磨煤機D，機組負荷降至296MW，主給水流量從1270t/h降至600t/h以下；6時47分，39秒機組減負荷，汽動給水泵給水流量低引起鍋爐MFT，機組跳閘。

（二）原因分析

1、11月27日出現凝結泵入口濾網堵塞后，排汽裝置內存在的雜物未引起足夠重視，未進行徹底清理，致使系統中淤積的雜物匯集至排汽裝置及凝結水泵入口處，是造成本次事件的直接原因；

2、投入備用的2A凝結水泵發生故障，未能正常啟動（目前已返廠修理），是造成本次事件的間接原因。

（三）暴露問題#p#分頁標題#e#

1、機組試運階段，排汽裝置及熱力系統冷熱態沖洗時間短，雜物沖洗不干凈的情況；

2、對排氣裝置內存在的雜物估計不足，未安排進行徹底清理。

（四）預控措施

1、針對此次事件，制定凝結泵入口濾網堵塞及清掃工作的技術措施和應急處置預案，并組織相關人員培訓，防止再次發生類似事件；

2、針對3號、1號、4號機組即將開展的熱力系統沖洗工作，敦促基建和監理單位加強沖洗工作的組織、驗收，在拆除系統內搭設的腳手架跳板時不遺留雜物。

六、2號機組汽輪機調節系統震蕩減負荷跳閘

（一）事件經過

2014年12月5日21時50分，2號機組負荷500MW，機組各系統運行參數平穩，達到一次調頻試驗條件，投入DEH功率回路，試驗人員開始進行試驗。23時17分38秒，在未進行任何試驗操作的情況下，DEH總閥位輸出開始出現輕微震蕩，并逐步發散，最高振幅在達23%。23時18分08秒DEH功率回路因給定功率與實際功率偏差大于30MW自動退出，總閥位為73.4%，此時負荷大幅下降至375MW，后經加大總閥位負荷逐步回升。23時19分30秒2B給水泵因四抽進汽不足導致B小機給定轉速與實際轉速偏差大于1000r/min跳閘。23時21分38秒2A給水泵汽輪機因相同原因跳閘，鍋爐給水流量低MFT動作停機，廠用電自投切換正常。

（二）原因分析

經初步分析，此次事故的主要原因是機組在功率回路的方式下，由于調節參數的作用過強，加上調節閥的實際行程變化和汽機的進汽量的變化跟不上，產生了自發振蕩，造成汽機調節閥和機組功率的波動很大，機組有失步的趨勢，在自動切除功率回路時，閥位指令偏低，負荷快速減少，主汽壓力升高，造成汽動給水泵跳閘，鍋爐給水流量低MFT動作停機。

一次調頻試驗過程中，試驗人員和運行人員對一次調頻試驗過程中的危險點的分析和預控不到位，是造成事故擴大的一個重要原因。

（三）暴露問題

1、由于DEH功率回路和協調的汽機主控回路是一個相為備用的機組功率控制方式，2號機組的DEH功率回路在機組低負荷期間投運過，在協調控制系統投入后，就沒有投運過，因此該自動沒有進行過全負荷階段的試驗，其參數在整定是不恰當；

2、在機組調試過程中，為確保機組一次調頻功能的性能指標的合格以及負荷調節的快速性，DEH的功率回路和汽機調門的伺服閥的參數設置得比較強，切除自動的條件過寬。

（四）防范措施

針對DEH功率回路的情況，和汽機廠代表、新疆電科院的技術人員進行協商后，決定其功率信號增加一定的濾波，適當減少DEH功率回路比例作用，調整DEH功率回路切除自動的條件，使其在異常情況下盡快切換到閥控方式。#p#分頁標題#e#

七、3號爐風機葉片損傷

（一）事件經過

2014年10月5日，在完成3號鍋爐煙風系統單機試轉和鍋爐空氣動力場試驗工作后，檢查送風機時，發現B送風機葉片有4片輕微損傷，隨即對鍋爐全部風機進行了檢查，發現A、B一次風機和A引風機的部分葉片也有不同程度的損傷（一次風機25片，引風機1片）。

（二）原因分析

基建施工對風道內部，特別是難于進人的暖風器內部雜物清理不仔細、不徹底造成風道內部存有焊條頭、小鐵件等雜物打傷葉片，是風機葉片受損傷的直接原因。

（三）暴露問題

工程管理工作不到位，內部三級檢查驗收不認真、把關不嚴。

（四）防范措施

1.開展作業班組及作業人員規范作業、遵守設備試運期間作業規定的教育，確保安全文明施工。

2.認真落實安全生產責任制，加強試運系統的成品防護，認真落實系統內部清潔、人孔封閉等分部試運檢查工作，確保加強對施工單位的監督管理，加強施工過程管控，嚴把各道驗收關口，確保施工質量符合有關規范、標準要求。

八、2號啟動鍋爐爐排爐條脫落及軸承座漲緊裝置拉耳損壞

（一）事件經過

2014年10月8日，2號啟動鍋爐供汽壓力升至0.6MPa，溫度320℃。5:30，值班員巡檢發現#2啟動鍋爐爐排左側第二節爐條脫落，立即匯報值長，停止啟動鍋爐運行聯系檢修人員處理。

（二）原因分析

1、爐排前擋煤板與側（左右）擋煤板未按施工圖紙要求安裝，擋煤板與爐排形成干涉，無法依靠鉸軸自由轉動，爐排在受外力作用時造成損壞。

2、在2013年底至2014年3月份的運行及維護中，并未按照鍋爐廠家要求對爐鏈進行調整拉緊，造成爐鏈的伸長或偏斜。

3、爐排減速機一級減速輸出軸與二級減速輸入軸之間設計安裝傳動力矩保安銷失去作用，無法起到力矩保護作用。

（三）暴露問題

1、現場施工監理驗收把關不嚴，擋煤板未按安裝圖紙施工，設備隱患未能及時發現，給事故發生埋下了嚴重隱患;

2、爐排力矩保護裝置未起到保護作用，在爐排發生干涉時，保安銷未及時剪斷，導致爐排損壞進一步擴大。

（四）防范措施

1、維護單位加強啟動鍋爐的維護管理，嚴格按照設備技術規范做好日常檢修維護工作；

2、維護單位組織專業技術人員對啟動鍋爐現狀進行一次全面核查，對不符合設計及安裝要求的部位進行全面梳理、排查，整改;

3、廠家應對力矩保護裝置重新進行檢查、校核，確保其保護作用;

4、在適當時期對1號啟動鍋爐進行徹底檢查檢修，防止類似事情再次發生。

九、2號機組汽動給水泵回油管路進水分析

機組汽動給水泵密封水無壓回水通過U型水封結構排至排汽裝置。在機組試運階段出現了U型水封被拉穿現象，造成無壓回水腔室形成負壓造成給水泵油擋中的潤滑油被抽至排汽裝置。為了解決此問題，設計人員把U型水封排水至排汽裝置接口位置提高了1.5m，在機組運行過程中又出現小機潤滑油箱進水現象。分析原因：在機組緊急停機過程，排汽裝置真空下降同時由于U型水封排水口標高提高，造成U型水封裝置排水能力下降，汽動給水泵密封水的無壓回水無處可排。同時給水泵停運后因軸不旋轉，螺旋密封裝置不起作用，無壓回水流量過大，使無壓回水腔室滿水，最后水經過油擋進入回油管路中，同時小機軸封壓力過高共同造成小機潤滑油箱油中含水，最大達到3024mg/L。#p#分頁標題#e#

改造建議：加裝疏水箱，設立水位自動開關控制裝置。保證給水泵無壓回水暢通，同時由于水位開關的限制作用確保疏水箱始終保持一定水位，可以起到水封作用，確保真空嚴密。

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