调试期间机组问题汇编

松花江热电厂由于润滑油油质不良，导致小机控制系统的2各节流孔堵塞，小机不能挂闸，无法启动。
防范措施
在油循环结束后保证油质合格，整体启动前方可进行油循环，再次优质合格后，方可启动。保证化验的准确性。
3
问题
大、小机的AST电磁阀电源引自保安段，在保安段异常联动时断电跳机。
现象及分析
四平热电厂在做厂用电切换时发现，厂用电切换的瞬间，常用电压瞬间波动大，后检查发现运行中的小机跳闸，查原因为AST电磁阀失电，导致锅炉断水。
12
问题
给煤机断煤
现象及分析
给煤机断煤在江南电厂和松花江热电均比较频繁，尤其松花江热电，试运期间，经常性磨煤机全部断煤，因其为油点火系统，能带部分负荷，若为等离子，后果可想而知。主要原因是：
1、煤中有大块煤矸石或煤块；
2、煤太湿或粉状煤中有雪。
防范措施
改善煤场储煤条件，上煤时投入煤筛分设备。
13
问题
现象及分析
四平热电厂试运期间由水封筒堵塞，轴封加热器疏水不畅，疏水水位持续上涨，由于施工单位夜间设立的值班人员未及时到位处理，导致轴封加热器水位高，停机处理。
防范措施
一，加强施工期间施工管理，减少外来杂物进入系统；二，施工单位设立的值班制度要监督执行，防止出现人为的停机事件；三，停机期间在水封筒后加装手动门，以便检修。
现象及分析
防范措施
锅炉部分
1
问题
操作员站报警不完备
现象及分析
江南热电和松花江热电的EDPF系统操作画面均存在：
1、在未实时监视画面，某一转机跳闸时无明显提示，不能及时发现。
2、参数异常无明显报警提示方式，不易及时发现。
以上问题为电科院在组态时不完备所致。
防范措施
在电科院组态时提出、细化。
2
问题
保护不完备
另外，对于哈汽厂生产的冷油器流通切换阀工作可靠性低的问题，松花江电厂的意见开始是取消，后来采取加粗转轴的方法进行处理。
防范措施
首先，对于问题一采用在冷油器滤网前后各加设一块压力表，以此可以分析油压发生的部位；
后者的问题，建议取消冷油器流通切换阀，直接采用手动门进行切换。
9
问题
轴封加热器水封筒堵塞，施工单位处理不及时，导致停机。
江南电厂冬季机组试运，防寒措施不力造成闭式水（转机冷却水）、压力表管、水位取样管等管路冻坏。
防范措施℃
设备保温完整，厂房在冬季来临前封闭，采暖设施及时投入。
16
问题
1号送风机暖风器冻裂
现象及分析
松花江热电暖风器，在风机大负荷运行时出口风温为零下，使暖风器冻裂，造成风道大量结冰堵塞，，初步怀疑暖风器投运初期，未开启旁路门冲洗杂质，导致杂质堵塞疏水调节门，疏水不畅，使暖风器加热恶化。
防范措施
后经电科院以及设计院论证，将AST电磁阀电源改由UPS电源带出。
4
问题
运行人员操作员站不能查逻辑图，紧急情况下转机启动不成功。
现象及分析
在异常以及紧急情况下，事故处理过程中，由于现象不能同时出现或者发现不及时，导致由于逻辑保护控制导致转机无法实现启停或者阀门不能实现正确开关，由于不清楚逻辑，导致事故处理延误或者扩大。
2、电缆铺设时与热风道位置太近。
3、热风道保温不好。
防范措施
改变电缆铺设位置；保温质量合格；提高安装质量，治理漏风。
10
问题
变频器故障
现象及分析
1、江南电厂一次风机变频器安装完毕后投运前未清理覆盖物，造成通风不畅，使转机变频器工作环境温度过高造成单台一次风机跳闸。锅炉迫减负荷。
2、环境温度过低一次风机变频器不能投入。
由于我厂一次风机为轴流式，可避免此故障，其它设备变频器可借鉴。
防范措施
设备投运时，变频器室温控设备同步投运、及时清理覆盖物。
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问题
磨煤机内部积水
现象及分析
江南电厂一号磨煤机消防电动门不严，管路没有疏水设施，造成管路疏水淤积漏入磨煤机内，使磨煤机制粉困难。
防范措施
磨煤机消防电动门严密，在适当位置设疏水器。电动门前增设手动截门，不严可手动关闭。
等离子拉弧或点火困难
现象及分析
1、在江南电厂和华能长春热电厂均出现过劣质煤点火困难，主要是劣质煤，高水份褐煤点火时，等离子点火困难，甚至无法点火。
2、江南电厂等离子需要投入时，一次拉弧成功率较低，经常需龙源厂家人员就地操作拉弧。
防范措施
1、保持A磨煤质优良或专设点火煤仓。
2、要求厂家提高等离子电源及控制系统可靠性。
14
问题
风机失速或喘振
现象及分析
松花江热电厂送风机及一次风机吸风口下部地面有一降温池、侧面有一大气式扩容器汽侧排出管，排出蒸汽被风机吸入，造成入口滤网结冰。使一次风机经常失速、不打风，且冰层清理后失速风机并列困难。
防范措施
建设时合理设计位置，防止蒸汽吸入。风机选择知名品牌。
15
问题
冬季机组防寒
现象及分析
防范措施
在减温喷嘴前加装滤网，并装设压力表。
11
问题
各加热器水位控制的标准不一致，且水位计未设置排污口。
现象及分析
四平热电厂高加水位保护定值（开关量）和正常控制的水位（模拟量）二者0位不统一，由于机组试运期间各部室以及人员工作衔接不够充分，导致标准不统一未及时发现，高加正常运行期间由于保护动作切除运行。
现象及分析
1、不同电厂参数模拟量变化率坏点识别设置不一致：如江南电厂、松花江热电同一温度参数变化率坏点识别分别为30℃/s、3℃/s，易造成误判断及保护误动。主要原因为电科院热控没有统一指导标准。
2、江南热电引、送风机油系统润滑油压低有联启备用泵、无油压低联跳风机联锁，易对设备造成损坏。
防范措施
1、电科院组态时提出、细化。
350MW机组试运过程的问题及分析
1
问题
TSI未实现在线保护状态监视。
现象及分析
江南热电厂在AST、OPC、ASP、EH油压低、真空低、润滑油压低保护试验以及实际动作过程在TSI画面监视不到其实际工作状态，试验时就地表记指示不准确，极易导致就地运行人员误判断，在第一路参数未恢复正常前进行第二路试验导致机组保护误动跳闸。
防范措施
在各系统管道完全连接前进行相关阀门检验，以检验其严密性，为后续的检修打下基础。
尤其我厂2台机组公用一台电动给水泵，发生给水系统阀门不严，危害要超过单机配置单套电动给水泵的情况。
10
问题
未装设滤网或者主要滤网前后未装设压力表。
现象及分析
一种是减温喷嘴，在机组试运期间发生低旁喷嘴、低压轴封喷嘴、低压缸喷淋喷嘴堵塞，导致减温喷嘴无法降温；后经改进加装喷嘴未在其前后装设压力表不能准确监视到滤网堵塞程度；
5
问题
转机润滑油、控制油压下降
现象及分析
江南热电在机组试运时因油中含有杂质致滤网堵塞，转机控制、润滑油压经常下降。
防范措施
油箱及油管路安装时保持洁净、转机投运前加强滤油。
6
问题
碎渣机被铁棍卡住
现象及分析
江南电厂在168试运期间，不明铁棍卡住碎渣机，不能排灰，造成机组被迫减负荷，电建人工清灰，污染环境又造成很大安全隐患。
1、酸洗不合格。
2、酸洗后或停运期间保养措施不当或不保养。
3、机侧管路冲洗不彻底、精处理设备不能及时投运。
防范措施
抓好个关键节点或工作的验收，保证精处理设备及时投运。
9
问题
磨煤机冷、热风调节门电缆频繁损坏
现象及分析
江南电厂由于冷、热风门电缆频繁损坏，即影响运行调整又带来极大安全隐患。原因有：
1、由于磨煤机入口软连接补偿器漏风，高温风烤焦电缆。
防范措施
类似给水泵、磨煤机等的操作对话框设置成同时操作的功能。
8
问题
润滑油母管无压力表记，并且冷油器流通切换阀工作可靠性低。
现象及分析
四平热电厂装设在1瓦处润滑油压力低0.098Mpa，典型的情况是未在主机润滑油冷油器出口滤网前后装设压力表，只加装有差压信号报警继电器，只是反映压差，不能反映出管路的实际油压，对发生机组润滑油压力下降时的分析无参考依据。后经电建在回油管路加装节流孔提高油压的处理方法。
松花江热电单独存在问题，在DCS选则、配置时可避免。
4
问题
磨煤机作用力、反作用力不稳（发电设备MPS磨）
现象及分析
江南热电和松花江热电在在机组启动，投运磨煤机时，作用力与反作用力不稳，甚至加载不上，为运行控制带来极大不方便。原因是控制油中含有杂质致比例阀堵塞。
防范措施
油箱及油管路安装时保持洁净、磨煤机投运前加强滤油。
防范措施
单体系统试运结束，同步投入自动；对于整套启动才能满足投自动的情况，工程主管部门要设立监督机制，督促其完善。
7
问题
DCS画面对话框过少，不能满足同时操作的要求。
现象及分析
四平热电厂DCS画面操作对话框只设置一个功能，对于同时进行的调整操作，不能同时完成，给操作带来极大的不变。给水泵并、解列时出现汽包水位大幅波动的现象。典型的给水泵并泵操作是需要同时进行加减的，但是由于单一的对话框，不能实现同时操作的功能，致使操作起来缓慢，存在较大的隐患。尤其我厂直流锅炉对水量的控制要求要远远高于汽包炉，并泵期间如果不能同时操作，那将极大程度上影响安全生产。
另外，四平热电厂由于热网加热器水位计未设排污口，未及时排污，导致水位计虚假水位，水位计显示1/3水位，通过现象分析判断满水，后经解体检查确认水位计连通管堵塞显示虚假水位，致使加热器满水发生。
防范措施
工程主管部门监督标准执行情况，做好定值的审验以及工作交接。
12
问题
DEH、MEH特性不良，导致机组转速摆动大，稳定性差。
防范措施
一方面，在运行人员操作员站能随时查看逻辑图，方便运行操作；另一方面加强运行培训工作，可以随时查看逻辑图，在熟悉的基础上保证正常操作的准确性。