上海电气集团600mw投产机组存在的问题汇总文档
上海电气600MW发电机概述
上海电气600MW 发电机组1.600MW发电机结构图及设计规范发电机大部件：外购部件：发电机仪表及控制系统技术数据表：氢气系统技术数据表氢气系统技术数据表为±3%时，能连续输出额定功率，各部分温升符合国标和IEC相关标准要求。
按照土耳其APK359标准满足下表所列要求：励磁系统技术数据表：发电机组的年运行小时数不小于7800小时，具有年利用小时数有不小于6500小时的能力。
大修间隔不少于五年，小修间隔为每年一次。
机组负荷模式如下：负荷小时/年100%额定功率350075% 额定功率230050% 额定功率100040% 额定功率10004.2.6 氢气系统技术要求4.2.6.1 发电机氢冷系统（含置换介质系统）及氢气压力自动控制装置能满足发电机充氢、自动补氢、排氢及中间气体介质置换工作的要求，能自动监测和保持氢气的额定压力、规定纯度及冷氢温度等。
4.2.6.2发电机氢冷系统为闭式氢气循环系统，热氢通过发电机的氢气冷却器由冷却水冷却。
4.2.6.3 氢气进入发电机前和在运行中必须干燥，发电机应设置冷冻式氢气干燥器，设有氢气湿度在线检测仪。
干燥装置保证在额定氢压下机内氢气露点不大于-5℃同时又不低于-25℃。
干燥器氢气处理量不小于100Nm3/h。
当发电机内氢气露点超过要求时，应报警并采取措施。
发电机充、补氢气的露点≤-50℃。
4.2.6.4 发电机设置液位检测报警装置。
4.2.6.5 为了测量冷氢和热氢温度，氢气冷却器共埋置4个Pt100热电阻。
4.2.6.6 两侧氢气冷却器冷却水流量分别由两个阀门站分路控制，氢气冷却器进出水管路对称布置。
4.2.6.7 发电机氢冷系统及氢气控制装置的所有管道、阀门、有关的设备装置及其正反法兰附件均由供方供货，材质为1Cr18Ni9Ti，并使布置便于运行操作，监视和维护检修。
4.2.6.8 发电机氢气纯度设有防爆型传感器并设有就地指示外，还设置输出到远方指示及报警输出接点。
600MW发电机氢冷器漏水事件分析与处理
600MW发电机氢冷器漏水事件分析与处理1 机组基本情况某发电公司3号发电机是哈尔滨电机厂有限责任公司生产的QFSN-600-2YHG 三相同步汽轮发电机，额定容量667 MVA，额定功率600MW，额定功率因数0.9。
发电机采用“水-氢-氢”冷却方式：定子绕组水内冷，转子绕组氢冷，转子本体及定子铁芯氢冷。
发电机在定子机座汽、励两端顶部分别横向布置了一组冷却器。
其功能是通过冷却水管内水的循环带走发电机内的氢气传递到冷却水管上的热量，使发电机内的氢气保持规定的温度。
每组冷却器由两个冷却器组成。
每个冷却器有各自独立的水路。
当停运一个冷却器时，发电机可带80%额定负载运行。
冷却器外罩与发电机本体设有均压连通阀，在运行期间打开，保证冷却器内部压力与发电机内部压力保持平衡。
2检修期间氢冷器相关工作1、在机组B修过程中，分别对四个氢冷器本体进行打压试漏，压力0.4兆帕，保压1小时无渗漏。
2、连接氢冷器管道后进行试运氢冷泵，启动氢冷泵3次，泵出口压力最高520千帕，水泵运行1小时40分钟。
3、励磁机冷却水管连接完毕，启动氢冷泵查验接头是否漏水，水泵运行约1小时。
3故障发现及处理2022年10月2日，检修人员准备更换3号发电机一号氢冷器（励侧）左侧排死角手动门时发现管道内有水流出，水量12升左右。
出现此情况后，相继检查其他漏水检测液位报警器，分别在四个报警器放出水，其中一号氢冷器左、右侧放出大量水，水量约为120升。
发电机内部有两路冷却水：一是定子冷却水，水源为干净的除盐水；二是氢冷器冷却水，水源为冷却水塔内的循环水（有异味）。
通过水的气味分辨，初步怀疑定子冷却水泄露。
根据现象，现场立即制定检查处理方案：先查漏点、再清理积水、最后进行发电机绝缘干燥。
为查找漏点，再次启动定冷水泵及氢冷泵并观察15分钟，定子冷却水管路及一、二号氢冷器本体均未发现有泄露痕迹。
打开励侧冷却器外罩，发现有大量水流出，并由此判断为冷却器堵板密封垫不严，导致冷却水泄露至冷却器外罩内部，水积满后由氢冷器顶部均压阀进入发电机内部。
上汽600MW空冷汽轮机机组冷态启动暖机优化探讨
上汽600MW空冷汽轮机机组冷态启动暖机优化探讨上汽600MW空冷汽轮机机组冷态启动暖机优化探讨1.概述1.1. 汽轮机由上海汽轮机有限公司设计⽣产，该机组额定功率为600MW，最⼤连续功率为634MW，阀门全开⼯况功率为655 MW。
1.2. 汽机旁路系统由⾼压旁路和低压旁路组成两级旁路系统，以满⾜机组冷态、温态、热态、极热态快速启动的要求。
给⽔系统配置三台双电源电动给⽔泵。
1.3. 汽轮机技术规范名称参数亚临界、单轴、三缸四排汽、中间再热、反动式、汽轮机型式直接空冷凝汽式汽轮机主蒸汽压⼒MPa 16.67主蒸汽温度℃538再热蒸汽温度℃538回热级数7级调节控制系统型式DEH通流级数⾼压：1+9 中压：6 低压：2x2x7 末级动叶⽚长度 mm 665盘车转速 r/min 2.381.4. 汽轮机启动⽅式：本机组为空冷机组，出于空冷防冻需求与空冷散热管束冲洗需求（以尽快获得合格的凝结⽔质），采⽤⾼中压缸联合（带旁路启动）启动。
汽轮机挂闸、冲转，由中压调门控制转速升⾄600rpm；之后由⾼压主汽门与中压调门共同控制转速升速⾄2100 rpm；在2100 rpm 的转速下进⾏中速暖机，再热蒸汽温度＞260℃开始中速暖机，暖机时间由“汽轮机暖机时间”曲线（见下图）决定，原则上，⽆中⼼孔转⼦⽆须暖机。
中速暖机结束后由⾼压主汽门控制转速升⾄2900 rpm进⾏阀切换，阀切换完成后升⾄3000 rpm定速并⽹。
2. 汽轮机启动过程中暖机的重要意义汽轮机的启动过程实际上是⼀个暖机的过程。
暖机的⽬的是使汽轮机各部位⾦属得到充分的预热，减⼩汽缸法兰内外壁、法兰与螺栓之间的温度差，减⼩转⼦表⾯与中⼼的温度差，从⽽减⼩⾦属内部应⼒，使汽缸、法兰和转⼦均匀膨胀，且胀差值在安全范围内变化，保证汽轮机内部存在动静间隙，避免摩擦，同时使带负荷的速度相应提⾼，缩短升⾄额定负荷时所需要的时间，达到节约能源的⽬的。
汽轮机启动过程中，各部件问的温差、热应⼒、热变形⼤。
600MW汽轮机组顶轴油系统故障分析处理
600MW汽轮机组顶轴油系统故障分析处理摘要：我厂5号机组为哈尔滨汽轮机厂机厂设计、生产的超临界机组，机组型号CLN600-24.2/566/566型，该机组在运行期间进行顶轴油泵定期启动试验时，主机#3瓦振动快速上涨，在机组盘车状态运行时，两台顶轴油泵同时运行顶轴油压力偏低.。
利用机组网调调停机会，通過试验、振动频谱分析、各轴瓦顶轴油油量分配、盘车电流监视等系统分析治理，最终解决盘车状态顶轴油压力低、运行期间进行顶轴油泵启动试验主机轴瓦振动大等问题.。
关键词：超临界、汽轮机、顶轴油系统、振动、顶轴油压力1.引言我厂5号机组为哈尔滨汽轮机厂机厂设计、生产的超临界机组，机组型号CLN600-24.2/566/566型，该机组在运行期间进行顶轴油泵定期启动试验时，主机#3瓦振动快速上涨，在机组盘车状态运行时，两台顶轴油泵同时运行顶轴油压力偏低.。
利用机组网调调停机会，通過试验、振动频谱分析、各轴瓦顶轴油油量分配、盘车电流监视等系统分析治理，最终解决盘车状态顶轴油压力低、运行期间进行顶轴油泵启动试验主机轴瓦振动大等问题.。
2. 机组主要设备简介我厂5号机组为超临界燃煤机组，由哈尔滨三大动力提供主设备，汽轮机是由哈尔滨汽轮机厂设计、生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、凝汽式汽轮机，机组型号CLN600-24.2/566/566型.。
顶轴油泵为2 台高压轴向柱塞泵，一台运行，一台备用，向汽轮机及发电机各轴承供油.。
3. 顶轴油系统作用顶轴油泵是当汽轮机机组启动时，向机组各轴瓦供油将轴抬起的装置，每台汽轮机配置有两台顶轴油泵，顶轴系统是汽轮发电机组的一个重要系统，它担负了机组的启动、停机過程中盘车暖机和均匀降温时转子的顶起任务.。
汽轮机组各轴承均设有高压顶轴油囊，顶轴装置所提供的高压油在油囊内形成静压油膜，强行将转子顶起，避免了汽轮机低速转动過程中轴颈和轴瓦之间的干摩擦，减少了盘车力矩，对保护机组，特别是保护转子和轴承起着重要的作用.。
600MW机组高旁阀内漏事件的分析与措施
600MW机组高旁阀内漏事件的分析与措施摘要：某电厂600MW超临界机组在停机后，高旁阀后温度持续升高，经解体检查发现高旁阀笼罩、阀芯和阀座密封面正对进汽方向的背面有明显吹蚀伤痕、阀座台阶崩塌的现象。
通过历史数据和解体检查分析，判断为蒸汽携带水珠、焊渣、铁锈或异物，顺着阀体内壁至进汽口背面反弹形成涡流，再沿阀座台阶冲入阀笼、阀座至阀后管道，再加上近几年启停频繁，阀门长期运行后的累积损伤，最终导致泄漏。
机组停运后，对高旁阀阀座与笼罩接触面进行细磨处理，同时制定高旁阀操作指引，有效保证了高旁阀的安全运行。
关键字：超临界机组；高旁阀；蒸汽带水；累积损伤；泄漏；整改措施一、简介某电厂600MW汽轮机为东方汽轮机厂引进日立技术生产制造的超临界压力、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、双背压、抽汽凝汽式汽轮机，型号为：CC600/523-24.2/4.2/1.0/566/566。
机组旁路采用高压和低压两级串联的旁路系统，其中高压旁路容量为40%锅炉最大容量，高压旁路系统从汽机高压缸进口前的主蒸汽总管接出，经减温减压后接入再热蒸汽冷段总管上。
二、事件经过2020年1月10日该机组停机前，高旁阀后温度与高压缸排汽温差仍在1摄氏度以内，停机瞬间高旁阀后温度小幅升高约3℃，基本在正常范围内。
2020年2月21日开机后，高旁阀后温度与高压缸排汽温差升至10℃左右。
2020年3月1日汽机打闸后，高旁后温度测点1、2数值由245℃/244℃升至369℃/358℃，说明有内漏。
三、原因分析1、高旁阀运行历史数据该机组高旁阀于2016年底机组B级检修期间改造为防冲刷结构的阀芯、阀座，改造后2017年1月22日机组首次启动，#7机组2017全年共启动6次，2018全年共启动6次，2019全年共启动5次。
机组高旁阀运行参数较高、压差大，机组启动时投用时间长，锅炉放水存在盲区，尤其是试水压后，过热器联箱残余大量积水，造成蒸汽带水、汽液两相流对阀门内部冲刷。
600MW机组超临界汽轮机低压缸胀差大的原因分析及处理
2017 年第36卷第3期浙江电力ZHEJIANG ELECTRIC POWER59600 M W机组超临界汽轮机低压缸胀差大的原因分析及处理张振宇\戚梦瑶2(1.国家电投河南电力有限公司平顶山发电分公司，河南平顶山467000;2.中国平煤神马能源化工集团有限责任公司铁路运输处，河南平顶山467000)摘要：某发电厂2台600 MW机组超临界凝汽式汽轮机启动及运行中低压缸胀差时而偏高，甚至超 过汽轮机厂家规定的安全运行值，对此，分析了汽轮机相关参数变化对低压缸胀差的影响，发现造成 低压缸胀差偏大的主要原因是低压轴封供汽温度控制效果差。
通过改造低压轴封供汽温度控制系统，有效降低了汽轮机低压缸胀差，提高了机组的安全性和经济性。
关键词：超临界汽轮机；低压缸；胀差；低压轴封温度中图分类号：TK267 文献标志码：B 文章编号院1007-1881(2017)03-0059-03 Cause Analysis and Treatment of Large Differential Expansion of LP Cylinder in Supercritical Steam Turbine of600 MW UnitsZHA NG Zhenyu1袁QI Mengyao2(1. Pingdingshan Power Generation Branch，SPIC Henan Electric Power Co.，Ltd.，Pingdingshan Henan 467000，China；2. Railway Transport Department，China Pingmei Shenma Energy & Chemical Group Co.，Ltd.，PingdingshanHenan467000，China)Abstract:In a power plant，differential expansion of low pressure cylinder of two 600 MW supercritical condensing steam turbines during startup and operation was high and sometimes exceeded the safety value specified by the manufacturer. Therefore，the paper analyzes how the relevant parameter variation of the steam turbine influences differential expansion of low pressure cylinder. It is detected that the large differential expansion of low pressure cylinder results from poor temperature control of low pressure steam supply for shaft seal- ing，by transformation of which differential expansion of low pressure cylinder of steam turbine is greatly reduced，and safety and economy of the units are improved.Key words:supercritical steam turbine；LP cylinder；differential expansion；LP shaft sealing temperature机组启动加热、停运冷却以及负荷发生变化 时，汽缸和转子会产生热膨胀或冷却收缩，转子 与汽缸之间的相对膨胀差称为胀差。
600MW机组发电机转子匝间短路分析与处理
600MW机组发电机转子匝间短路分析与处理发布时间：2022-09-13T01:16:31.138Z 来源：《当代电力文化》2022年9期作者：李超[导读] 600MW级火力发电机组由于发电机容量大，转速高，如果在设计和制造上存在不足，或者运行检修工艺不当，则转子出现问题几率就比较大。
李超内蒙古京能盛乐热电内蒙古呼和浩特 011518摘要：600MW级火力发电机组由于发电机容量大，转速高，如果在设计和制造上存在不足，或者运行检修工艺不当，则转子出现问题几率就比较大。
转子绕组出现的问题主要有接地、开路和匝间短路等故障，其中转子绕组的匝间短路故障占有非常大比例。
轻微的转子匝间短路故障在开始阶段对发电机运行影响不大，但如果发展成严重的匝间短路后，会使励磁电流增大，线棒过热会导致变形，限制发电机无功功率，电压波形畸变，有时还会增加机组的振动幅值，甚至被迫停机，故障的进一步发展会造成短路点局部过热会使绝缘烧毁接地、护环烧坏、大轴磁化，甚至造成转子烧损事故。
因此完善优化设计、改进制造和检修工艺尽可能避免在非正常工况下长期运行，就成为保障大型发电机组安全可靠运行的前提。
近几年国家大力推进风电、光伏等新能源发电，电网对火力发电企业设备的可靠性、灵活性提出更高要求，频繁调频、调峰对大型火力发电机组安全运行的影响愈发明显。
由东方电气制造的QFSN-1000-2-27型发电机目前在我国火力发电机组建设当中得到了广泛的应用，因此通过对QFSN-1000-2-27型发电机的转子匝间短路故障进行总结分析将对同型号发电机在的安全运行具有十分重要的意义。
关键词：600MW机组;发电机转子;匝间短路;判断处理1.发电机概述QFSN-1000-2-27型汽轮发电机为汽轮机直接拖动的隐极式、二机、三相同步发电机。
发电机采用水氢氢冷却方式，配有一套氢油水控制系统，采用静止可控硅，基端变自励方式励磁，并采用端盖式轴承支撑。
转子绕组采用具有良好的导电性能、机械性能和抗蠕变性能的含银铜线制成。
上海电气问题分析报告
强化执行力
确保各项管理制度得到有效执行，对执行不力的部门或个人进行问责和处理。
2023
PART 05
预期效果与展望
REPORTING
提高设备运行效率
优化设备维护计划
通过定期检查和维护，确保设备处于良好状态，减少非计划停机 时间。
引入智能监测技术
实时监测设备运行状态，预测潜在故障，提前采取措施，避免设 备损坏。
2023
PART 03
问题原因分析
REPORTING
设备老化
设备老化
上海电气部分设备使用年限过长， 导致设备性能下降，容易出现故障。
缺乏更新
企业未能及时对设备进行更新换 代，影响设备的稳定性和安全性。
维护不当
维护计划不健全
缺乏有效的设备维护计划，导致设备 得不到及时保养和维护。
维护人员素质不高
培训操作人员
提高操作人员的技能水平，确保他们能够正确、高效地操作设备。
降低故障率
1 2
强化设备质量 采购优质的设备部件，降低因部件损坏导致的故
障风险。
建立故障预防机制 通过数据分析，识别潜在的故障模式，提前采取 措施进行预防。
3
定期维护和检查ຫໍສະໝຸດ 对设备进行定期的维护和检查，及时发现并修复 潜在问题。
提高生产效益
上海电气的问题导致公司股价下跌， 投资者利益受到损害。
2023
REPORTING
PART 02
上海电气现状分析
上海电气概况
上海电气是一家拥有悠久历史和丰富 经验的大型企业，在国内和国际市场 上均享有较高的声誉。
上海电气拥有强大的研发实力和生产 能力，是国内同行业的领军企业之一。
上海电气主要从事电力、能源、交通和工业 领域的设备研发、制造和销售，产品线涵盖 了发电、输配电、节能、环保等多个领域。
600MW汽轮发电机组轴向振动故障分析及处理措施
（下转第63页）600MW 汽轮发电机组轴向振动故障分析及处理措施倪军（国家电力投资集团公司平圩发电公司，安徽淮南232089）摘要：某电厂#4机组A 类检修后，机组启动并网时，#5和#6轴振基数随负荷增加而爬升，振动达到160μm ，且#5和#6轴振呈周期为1h 的正弦波动。
针对#4汽轮发电机组前后瓦轴向振动大这一故障特征，经分析排除了轴承座刚度不足、轴瓦紧力过大等因素，找出了转子热变形是引起轴向振动大的主要原因所在；采取了相应的对策和处理措施，有效地处理了汽轮发电机组轴向振动过大的故障。
关键词：汽轮发电机组；轴向振动；热变形；减振措施1设备概述某厂#4汽轮发电机组采用北重阿尔斯通（北京）电气装备有限公司生产的DKY4-4N41B 型超临界一次中间再热、单轴、四缸四排汽反动式汽轮机，锅炉为三井巴布科克公司生产的HG -1970/25.4-YM7型超临界锅炉，发电机为北重阿尔斯通电气设备公司生产的50WT23E -138型三相同步汽轮发电机。
汽轮机机组采用模块化设计，包括1个反向单流的高压模块、1个分流的中压模块、2个分流的低压模块。
高压部分由16个压力级组成，中压部分为15个压力级，低压部分为2×2×6压力级，低压缸末级叶片长度为1075mm 。
轴系支撑如图1所示。
2故障现象#4机组A 类检修后于2017年6月28日凌晨03：02开始启动，刚定速3000r /min 时，#4机组#5和#6轴振均在50μm 以内。
机组并网后，#5和#6轴振基数随负荷增加而爬升，直至额定负荷工况下的160μm 左右。
相同负荷工况下，#5和#6轴振呈现周期为1h 左右的正弦波动，其中#5、#6轴振相对明显，在300MW 工况下，#5、#6轴振在60～90μm 区间波动；500MW 工况下，#6轴振在90～130μm 区间波动。
当周期性、正弦波动消失时，#5和#6轴振会稳定在振动高位运行。
在振动幅值大幅波动的同时，#5和#6轴振相位基本稳定。
高寒地区直接空冷机组冬季运行问题分析及对策
高寒地区直接空冷机组冬季运行问题分析及对策摘要我国是水资源匮乏的国家之一，水资源逐渐成为影响社会可持续发展的重要因素，而在在富煤缺水地区，新投机组的凝汽设备大多采用了直接空冷系统，火电机组采用空冷技术，节水效果十分显著，但空冷机组在我国高寒、高纬度地区的应用还处于起步阶段，仍有一些问题需要探讨，随着呼伦贝尔厂发电有限公司一期工程建设2×600MW超临界燃褐煤机组五年的运行与维护，积累了一定的经验，实现了空冷机组在高寒地区的安全应用。
关键词真空，严密性，冬季防冻，供热改造1前言我国是水资源匮乏的国家之一，水资源逐渐成为影响社会可持续发展的重要因素，而在在富煤缺水地区，新投机组的凝汽设备大多采用了直接空冷系统。
呼伦贝尔厂发电有限公司一期2×600MW超临界空冷机组经过五年的运行和性能试验检测，实现了空冷机组在高寒地区的应用。
呼伦贝尔厂发电有限公司空冷岛主体设备国产化，由江苏双良公司设计生产、空冷风机由保定惠阳风机厂生产，国内组装、空冷电机由湘电集团有限公司生产，空冷膨胀节由江苏恒坤机械有限公司生产、空冷钢结构由辽宁鞍特钢结构集团有限公司生产。
直接空冷机组在我国起步较晚，在设计和运行上均缺乏经验，设计方面考虑经济性的基础上优化系统，运行方面更关心的是空冷系统的安全性，安全性主要包括两个方面：一是夏季高温能否保证机组满发，二是在冬季低温情况下能否有效防冻。
特别是在冬季环境温度较低时，如何保证机组安全过冬成为日常维护和运行的首要任务。
在2011年8月，国华呼伦贝尔厂发电有限公司成功召开了的供热改造可行性分析会；2012年元月正式委托西北电力设计院开展本工程供热改造可行性研究报告的编制；2013年11月完成抽汽改造，实现对呼伦贝尔城区进行供热。
汽轮机在原有结构上进行改造，由上海汽轮机厂负责设备整体性能。
供热系统的改造给刚刚完成投产初期运行与维护的探索又增添新的压力。
2 呼伦贝尔工程情况概述2010年11月20日和12月1日，内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司一期工程2×600MW超临界直接空冷机组顺利投产。
上海电气600MW汽轮机组介绍 2015.6
上海电气600MW汽轮机组介绍 2015.6 上海电气600MW汽轮机组介绍
1、引言
本文档介绍上海电气公司所生产的600MW汽轮机组，包括其
技术特点、应用领域、性能参数等方面的详细内容。
2、技术特点
2.1 功率范围
600MW汽轮机组的功率范围广泛，适用于多种发电场景。
2.2 设备结构
600MW汽轮机组由汽轮机和发电机两部分组成，其中汽
轮机包括高压缸、中压缸和低压缸，发电机采用同步发电机。
2.3 热力参数
600MW汽轮机组具有优异的热力参数，包括额定蒸发量、额定功率、蒸汽参数等。
2.4 控制系统
600MW汽轮机组的控制系统采用先进的自动化技术，能
够实现高效稳定的运行。
3、应用领域
600MW汽轮机组广泛应用于电力行业的发电厂，为国家能源供应做出重要贡献。
4、性能参数
4.1 发电效率
600MW汽轮机组具有较高的发电效率，能够最大限度地利用燃料能源。
4.2 运行可靠性
600MW汽轮机组具有良好的运行可靠性，能够稳定连续地运行。
4.3 环境友好
600MW汽轮机组采用先进的环保技术，能够减少对环境的影响。
5、附件
本文档涉及的附件可以在附录中找到，包括技术规格书、性能测试报告等。
6、法律名词及注释
本文所涉及的法律名词及其注释如下：
- 发电效率：发电厂发电过程中电能输出与燃料能源输入之间的比值。
- 蒸汽参数：指汽轮机供汽蒸汽的温度和压力等参数。
- 同步发电机：与电力网以同步方式运行的发电机。
600MW机组凝结水精处理运行中存在问题
８４应用科学科技与生活２０１０年第３期 ６００ＭＷ机组采用超临界直流炉，对锅炉给水水质要求很高。
但在机组正常运行时，由于凝汽器、轴封等泄漏而进入部分盐类及空气等杂质，以及热力系统本身的腐蚀产物及补给水中杂质未能完全除尽等原因，必然影响锅炉水质，从而危及到机组的安全经济运行。
因此超临界机组的凝结水精处理必须随机组的启动而投入运行。
本厂一期凝结水精处理系统由华电水技术工程公司成套供货。
本工程采用中压凝结水处理系统，每台机组配２×５０％出力的前置过滤器和３×５０％出力的高速混床。
前置过滤器与高速混床串联后串联在凝结水泵与轴封加热器之间，并设有１００％旁路。
前置过滤器旁路门有三种开启状态：０％，５０％，１００％；一台前置过滤器运行，旁路门５０％的开度；两台前置过滤器运行，旁路门０％的开度；没有前置过滤器运行时，旁路门１００％全开。
高速混床旁路门有三种开启状态：０％，５０％，１００％；当允许高速混床投运时，旁路门０％开度；当一台高速混床投运时，旁路门５０％开度，当凝结水符合下列条件之一时，旁路门１００％的开度。
（１）水温大于设定值５５℃。
（２）出口母管压差大于设定值０．３５ＭＰａ。
（３）机组运行状态下而二台混床均因故停运时。
（４）ＤＣＳ系统要求旁路门开。
（５）控制系统失电失气故障。
在机组冲洗期间，前置过滤器和高速混床均不投入运行。
在水质允许时，仅投入前置过滤器而不投入混床。
当凝结水水质满足混床进水水质要求时，再投入混床运行。
精处理系统单元设有旁路连锁系统，当混床进出口母管压差大于０．３５ＭＰａ或温度超过５５℃时，旁路自动打开，凝结水全部经旁路通过，从而保护树脂和混床不受损坏。
前置过滤器的运行终点由进出口压差决定，或采用定期反洗方式。
混床出口设有导电度、硅及钠表及ＰＨ表，可决定混床的失效终点。
前置过滤器、混床及体外再生设备均采用程序控制和点操操作，也可通过就地电磁阀箱的电磁阀对每一个阀门进行操作。
600 MW发电机定子线棒层间温度高的原因分析及处理措施
表 １ 小修 前、 后Ｊ ｗ 电厂 ３发电机定子 １ Ｏ槽温度对比
度 未 必 赶得 上 层 问 测温 元 件 ， 所 以 ｌ ０槽 的上层 线
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ３— ０ ３— ２ １
棒 出水 温度 上升 幅度 并无层 间温度 的上 升 幅度 大 。
第 ７期
谢 子浩 ： ６ ０ ０ＭＷ 发 电机 定子 线棒 层 间温度 高的原 因分析 及 处理措 施
谢 子 浩
（ 广 东 珠 海 金 湾 发 电有 限公 司 ， 广东 珠海 ５ １ ９ ０ ０ ０ ）
摘
要： 介绍了一起大型汽轮发电机定子线棒层间温度高 的故 障， 通过分析得出层问温度高的原 因是定子线棒 出现堵塞。
分析了堵塞物 的成分和堵塞原因， 提出了定冷水系统清洗 的方法 ， 清洗后各线棒层 间温度最大偏差为 ２ ℃， 故障消除。
重 大 的意义 。
２ 发 电机定 子线棒 层 间温度高的原 因分析
从表 １ 可 以看 出 ， ３发 电机 １ ０槽 上层 线 棒 出
水 温度 较修前 升高 了 ３℃ ， 下 层 线 棒 出 水 温 度则 无 明显 变 化 。从 ３发 电机 小修 期 间 的超 声 波 水 流量 试验 结果 可 以 发 现 ， ｌ ０槽 上 层 线 棒 的 水 流量 较 平 均水 流量 偏 低 了 １ １ ％， 表 明上 层 线 棒 有 堵 塞 现 象 。 因为线棒 出水 的测 温元 件是 点焊 在 汇水管 与绝 缘 引 水管 的连接处 的接头外 壁 上再包 裹保 温层 的 ， 因此 ， 只 能 间接测得 线棒 的 出水 温 度 ， 对 水 温 变 化 的灵 敏
般采 取水 一 氢 一氢 的冷 却 方 式 ， 利用 除 盐水 来 冷 却
600MW
３ ． ３混凝土的养护措施
学规 范施 工，制定有针对性 的质量控制措 施和 方案 ，且在施工
在完成混凝 土的浇筑 后，必须对混凝土做保温、保湿等养 当中进行有效监督 ，发现 问题能够及时解决，就能够保证施 工 护处理 ，而且需要在 养护过程 中，由于前期混凝土浇筑的水化 的质 量 。
热较大 ，为 了降低 由于内外温度差而 出现 的大量水化热 ，可在 参考 文献 浇筑混凝土过程 中，在 厚板层 上铺 设 １ — ２ 层 塑料薄膜 ，然后再 ［ １ 】 高亮， 张连 志 ． 浅谈高 层建 筑 转换 层 的施 工技术 与质量 控 铺 设两层 麻袋 ； 而 对于 厚度为 ４ ０ ０ ｍ ｍ 的薄板 区域 ，可 覆盖 １ 制［ Ｊ ］ ． 科技致富向导，２ ０ １ ４ ，２ ０ ＃ ２ ９ ９ ． ３ ４ １ 层塑料薄膜 ，并精心养护，确保 塑料薄膜 的严密性 。同时 ，可 ［ ２ 】 谭桂荣 ． 浅谈高层建筑转换层的施工技术与质量控制 ［ Ｊ ］ ． 科 适 当延 长混凝土的拆模试件 ，并将浇 水保湿时 间控制 １ ５ ｄ ，确 技创 新与应用 ，２ ０ １ ３ ，２ Ｏ： ２ ２ １ 保混凝土表面 ，不 由于干缩而 出现裂缝 。 ［ ３ ］ 牛刚 ． 高层建 筑转换层 的施工 技术与质 量控 制的有关探 索 ４结语 ［ Ｊ ］ ． 中国建筑金属结构，２ ０ １ ３ ，１ ４： ９ ６
（ 上接 第６ ５ 页 ）以下方法 ：
统传输信号 的稳定性、设备的抗干扰性，必须加 强防雷，达 到
600MW发电机转子故障原因分析及处理
、
转子滑环碳刷电流不均匀
机组 在运行 中， 出现 滑环碳 刷 电流不 均匀现 象 。 发 电机 励 磁碳 刷每个极上共有２ ４ 只碳 刷， 正负极共４ ８ 只。 碳刷 电流分布严 重不均匀 ， 有几只碳 刷电流几乎为０ １ ０ Ａ， 个别 碳刷 的电流高达
２ ０ ０ Ａ， 滑环及碳 刷发热 达 到１ ２ ０ 度左 右。 并且检 测发 现有４ ０ ０ Ａ
处积灰 ， 防止碳粉堆积造 成通风不 良。 同时在发电机检修时， 重
点检查 滑环 附近的积灰情况及轴瓦是 否漏油 ， 并将发电机端盖 揭开对滑环进行吹灰及清洗 。 （ ２ ） 检 查刷 握与 滑环 、 刷 握与碳 刷之 间间隙是 否调 整合 适， 太大会 造成碳刷卡涩而影 响碳 刷电流的均匀分 配。 （ ３ ） 运行期 间加强碳 刷的管理 ， 定期对碳 刷进行检查和更
方案和防护措施 ， 对同类型发电机转 子故 障处理有一定参考价值 和借鉴作用。
关键 词： ６ ０ ０ ＭＷ． ￣电机 ； 转子； 滑环 ； 故障； 匝间短路 作者 简介 ： 王玉炯 （ １ ９ ６ ７ 一 ） ， 男， 山东邹城 人 ， 华电国际邹县发电有限公司， 高级技 师； 刘熹 （ １ ９ ８ ６ 一 ） ， 男， 山东邹城人 ， 华电国际邹
县发电有 限公司， 助理 工程师。（ 山东 邹城 ２ ７ ３ ５ ２ ２ ） 中图法分类号 ： Ｔ Ｍ３ ０ ７ 文献标识码 ： Ａ 文章编号 ： １ ０ ０ ７ — ０ ０ ７ ９（ ２ ０ １ ３ ） ３ ３ — ０ ２ ２ ７ — ０ ２
邹 县 发 电厂＃ ６ 发 电机 型 号 ： ＱＦ Ｓ Ｎ 一 ６ ０ ０ — ２ ， 额 定 功 率为 ６ ０ ０ ＭＷ， 冷却 方式 为水氢氢 ， 额定工作氢 压为０ ． ４ １ ４ ＭＰ ａ ， 励 磁 方式 ： 全 静止可控硅 机端 自并励 ，由东方 电机 股份有 限公司生 产，自１ ９ ９ ８ 年１ 月投 入商业运行 ， 安全 运行 已有十余年 。 ２ ０ １ １ 年４ 月， 在＃ ６ 机 投产 以来 的第三次大修 中， 发现发 电机转子在运行 中
600MW循环流化床锅炉调试中发现的问题及处理措施
600MW循环流化床锅炉调试中发现的问题及处理措施作者：王桃来源：《中国高新技术企业·综合版》2015年第01期摘要：文章介绍了国内首台自主开发的600MW循环流化床锅炉—四川白马示范电站DG1900/25.4-II9循环流化床锅炉的设计特征，针对锅炉在调试运行初期所暴露出的问题进行了分析总结，并提出了改进措施，为国产600MW循环流化床锅炉的调试、运行提供了参考。
关键词：600MW;循环流化床;锅炉调试;发现问题;处理措施文献标识码：A中图分类号：TK227 文章编号：1009-2374（2015）02-0078-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.0137自从我国第一台亚临界300MW大型循环流化床锅炉在四川白马示范电站建成投产，近年来，越来越多的300MW循环流化床锅炉建成投产，这推动了我国大型循环流化床锅炉的技术发展。
通过在国内已投产大型循环流化床锅炉运行调研及在各电厂调试中积累的经验，我国完成了完全自主开发的第一台600MW超临界机组循环流化床锅炉，也是目前世界上最大容量的在建循环流化床锅炉。
1 概况1.1 系统简介四川白马1×600MW循环流化床示范工程锅炉为我国东方锅炉完全自主研发的600MW超临界直流炉、循环流化床燃烧方式，一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、燃煤锅炉，锅炉为露天布置。
总体上分为主回路、尾部、空预器三部分。
双布风板、单炉膛，双面曝光中隔墙、等压风室，炉膛内布置屏式过热器;六台分离器、六台回料器、六台外置式换热器;尾部单烟道;回料器和外置床返料管联合给煤侧墙排渣，采用滚筒冷渣器;床上床下联合点火;两台四分仓回转式空预器;锅炉采用带再循环泵的内置式启动循环系统。
炉膛采用全膜式水冷壁结构，宽52000mm，深75000mm，炉膛底部采用裤衩型将炉膛分为两个床。
锅炉配有两台50%容量离心式一次风机，为炉膛物料提供流化风;两台50%容量离心式二次风机，主要为锅炉燃烧提供足够的燃烧空气和给料系统的密封风;五台离心式高压流化风机，主要向外置床、冷渣器、回料器等提供流化风。
600MW亚临界湿冷机组空冷改造中的基座改造方案
设备管理与改造♦Shebei Guanli yu Gaizao600MW亚临界湿冷机组空冷改造中的基座改造方案陈鹏帅李立伟倪云泽(上海电气集团股份有限公司上海电气电站服务公司，上海201199)摘要:为提高机组效率，国内某电厂600MW亚临界汽轮机进行了改造升级，将汽轮机原来的亚临界四缸四排汽湿冷机组改造为660MW四缸四排汽空冷机组。
为适应汽轮机的改造升级需求,汽轮机基座也同步进行了升级改造，局部凿除高、中压缸基础并增加钢梁，低压模块新增框架式基础，以满足汽轮机的空冷改造需求。
关键词：亚临界湿冷机组;汽轮机基座；空冷改造0引言国电厂效率提了新的求，国内亚临界机组进行了提提效的升级改造。
相较于采用水冷技术的电站，采用空冷技术的大型电站水3/4以上⑴，空冷机组水⑵。
国内某电厂机组原为600MW亚临界湿冷机组,为实现机组节能减排，在双提主、再热蒸汽温度至596/、5960的同时，将湿冷机组改造为直空冷机组。
汽轮机行中 ，求有较的，汽轮机基座的改造较大"3#。
机组空冷改造，机基础有较，需汽轮机基座进行相应的改造升级，以提适的撑。
有湿冷机组改为空冷机组的，汽轮机基座的改造成为升级改造中的。
1基座改造方案汽轮机改造方案中，进汽参数由原来的16.7MPa、5386、5388提高至16.7MPa、596:、596；，对汽轮机高、中压模块的部进行，需进汽升高部的。
机组湿冷改为空冷，汽缸座，低压模块，高、中压模块需原有机型。
，需利用有汽轮机基础，高、中压低压部进行改造，以适应汽轮机体部的升级改造需求。
1.1汽机基座低压缸部分改造水冷机组改空冷机组，低压缸处开孔尺寸载，改造重点为低压缸的基础相内容。
具体改造思路如下：(1)使用现有汽轮发电机基座基础,外轮廓尺寸及柱网定位尺寸。
(2)机组低压部基础台板负荷如图1所示，湿冷空冷机组低压基础台板比如表1所示,低压部分的整体基础有较的改，但需小于原有设备载。
低压部基础台板全部重新置，以加大梁、柱断面尺寸，用植筋、外包等方式将新旧梁柱连体。
上海电气事件内控情况汇报
上海电气事件内控情况汇报
尊敬的领导：
根据公司要求，我们对上海电气事件的内控情况进行了汇报。
本次事件发生后，我们立即启动应急预案，组织相关部门进行全面排查和处理，以确保事件对公司的影响最小化。
首先，我们对事件的原因进行了深入分析。
经过调查，发现事件的根源是公司
在内部管理和监督方面存在一定的疏漏，导致员工违规操作并造成了不良后果。
针对此问题，我们已经加强了内部监管力度，完善了内部控制制度，加强了对员工的教育和培训，以提高员工的风险意识和合规意识。
其次，我们对事件的影响进行了评估。
事件的发生对公司的声誉和业务产生了
一定的负面影响，但我们已经采取了一系列措施来修复和弥补这些影响。
我们加强了对外部媒体的沟通，积极回应社会关注，同时加强了与客户和合作伙伴的沟通，以恢复他们的信任。
另外，我们还对事件的应对措施进行了总结和反思。
通过这次事件，我们发现
了公司在内控方面的不足之处，也积累了宝贵的经验。
我们将进一步加强内部管理和监督，不断完善内部控制制度，以防范类似事件的再次发生。
最后，我们将继续密切关注事件的进展，及时向公司领导层和相关部门进行汇报，确保事件的处理工作得到有效落实。
同时，我们也将加强与监管部门的沟通和合作，积极配合相关调查工作，以尽快解决事件并恢复公司的正常经营秩序。
总之，上海电气事件对我们是一个警示，也是一个机遇。
我们将以更加严谨的
态度，更加完善的措施，来提升公司的内控水平，保障公司的长期稳健发展。
谨此汇报。
此致。
敬礼。
600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策
600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策摘要：本文主要针对600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策做出初步分析，希望对600MW级火力发电机组在电网调峰中的应用提出一些有效建议，使600MW火力发电机组既能安全经济的运行，又满足国际环保政策的可持续发展理念，同时还能适应电网的需求。
关键词：600MW级火力发电机组；深度调峰；影响因素及对策引言：600MW级火力发电机组在火力发电厂中的使用越来越多，经常会参与电网调峰，由于600MW火力发电机组利用小时数逐年降低，最低负荷只有额定容量的三分之一，所以600MW火力发电机组在电网深度调峰中经常会出现一些问题，导致600MW火力发电机组发生非计划停运，对电网的正常使用造成不利影响。
因此，在保证600MW级火力发电机组满足国家环保政策的需求下，使其能够正常的为电网发展做出贡献是每个火力发电机组厂都应该认真研究的课题，本文通过对600MW级火力发电机组的一些了解，希望能为600MW级火力发电机组深度调峰提出一些有效建议，为国家电网事业的发展做出一些贡献。
一、600MW级火力发电机组调峰的必要性由于600MW级火力发电机组经常在调峰中会有一些问题，使得600MW级火力发电机组的年利用小时逐年下降，造成600MW级火力发电机组年利用小时逐年降低的主要原因有：（一）随着科技的不断发展，近几年电网投产使用1000MW机组较多，1000MW火力发电机组相比于600MW火力发电机组煤耗较低，处于节能的考虑，电网调度时使用1000MW机组较多，这就导致600MW的使用时间变得较少。
（二）随着国家政策的改变，大量的风力发电、太阳能发电等新能源的投产应用，使得电网容量不断变大，处于环保的考虑，新能源发电优先使用，且不受限制，使电网的深度调峰就需要火力发电机组来参与完成。
通过以上可以看出，600MW级火力发电机组参与电网调峰势在必行，特别是在节假日期间，电网负荷较低时，600MW级火力发电机组参与深度调峰越来越频繁。
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上海电气集团600MW投产机组存在的问题汇总上海电气集团投产的600MW机组，运行安全、稳定，可靠性高，经济性好。
机组整体运行从机组调试到稳定生产也存在许多问题，现汇总如下：一、总体情况（一）#1机组整体启动至移交生产前启、停记录（168小时之前）（二）生产期间#1机组起停记录（三）#1机组正式生产至今起停及降出力情况（四）#2机组整体启动至移交生产前启、停记录（168小时之前）（五）#2机组试生产期间起停及降出力情况（六）#2机组正式生产至今起停及降出力情况二、锅炉专业（一）＃1机组启、停记录Ⅰ.设备原因造成锅炉MFT：1) 2000.05.3022:30锅炉MFT，汽机脱扣，发电机解列。
锅炉MFT原因：给泵B密封水回水温度高，给泵B跳闸，锅炉汽包水位低，MFT动作。
2）2000.07.29a)20:38锅炉MFT，汽机、发电机跳闸。
b)锅炉MFT原因：MFT首出原因“汽包水位高”、“汽包水位低”同时出现，而CRT上无水位显示。
经热工检查，为MFP切至组态方式引起，由热工调换卡件。
3）2001/2/2309:48锅炉MFT。
（当时机组负荷300MW）跳闸原因：送风机A停机检查轴承箱，送风机A停止后，送风机B动叶闭锁、自动关闭，锅炉风量低MFT。
热工逻辑错误。
(二)运行人员对锅炉热工保护逻辑不清造成停炉：1)2000.06.19a)06:35锅炉点火07:00停炉。
b)原因：投AB层油枪时，CD层油枪自动投上，运行人员误以为FSSS逻辑有问题，其实是运行人员还没弄清FSSS逻辑。
2)2000.10.1114:29:16锅炉MFT,汽机、发电机跳闸。
锅炉MFT原因：电力试验研究所做锅炉性能试验中的锅炉水循环试验，要求停运炉水泵C。
14:29停炉水泵C，14:29:16锅炉MFT。
经检查，系Bailey公司有关“锅炉水循环失常”MFT的逻辑不合理，炉水泵C停运时，瞬间造成炉水泵A、B进/出口差压＜140 kPa，而此值按上锅厂的要求只作为报警，不应该作为MFT的条件。
运行对有关保护的逻辑还不甚了解。
3)2000.07.0208:46锅炉MFT，汽机、发电机跳闸。
锅炉MFT原因：由于电接点水位计和CCS水位计变送器接在同一汽包引出管上，电接点水位计修复后投用时，造成水位计变送器产生虚假水位信号，锅炉因低水位MFT 动作。
4)运行人员操作失误造成停炉。
09:00锅炉MFT锅炉MFT原因：运行人员操作幅度太大，造成燃油压力波动，由于燃油压力低导致锅炉MFT。
5)2000.05.2700:50锅炉MFT锅炉MFT原因：由于汽包水位下降，运行人员瞬间增大给水流量，造成给泵C因进口压力低而跳闸。
锅炉因给泵C跳闸发生低水位MFT。
14:20锅炉MFT锅炉MFT原因：运行人员调整不当，造成汽包水位低MFT动作。
6)2000.06.0521:13锅炉MFT，汽机脱扣，发电机解列。
锅炉MFT原因：汽机IV1EH油管漏油，在减负荷过程中，因调整不当，造成汽包水位高MFT动作。
7)2000.06.0600:00锅炉MFT，汽机脱扣，发电机解列。
锅炉MFT原因：运行人员水位调整不当，瞬间增大给水流量，造成给泵C因进口压力低而跳闸。
锅炉因给泵C跳闸发生低水位MFT。
8)2000.06.1005:50锅炉MFT，汽机跳闸，发电机解列。
锅炉MFT原因：给泵A再循环门突然关闭，给水流量突升，运行人员处理迟缓，导致汽包水位高MFT动作。
07:10锅炉MFT，汽机跳闸，发电机解列。
锅炉MFT原因：运行人员水位调整不当，瞬间增大给水流量，造成给泵C因进口压力低而跳闸。
锅炉因给泵C跳闸发生低水位MFT。
11:27锅炉MFT，汽机跳闸，发电机解列。
锅炉MFT原因：给泵A再循环门突然关闭，给水流量突升，运行人员处理迟缓，导致汽包水位高MFT动作。
9)2000.06.1216:09停炉，汽机脱扣，发电机解列。
停炉原因：机组在300MW时做甩负荷试验，锅炉由于汽包水位高而放水，但不恰当地开启水包前放水门，由于水冲击造成放水管与定排扩容器的连接发兰拉开。
10)2000.06.2217:14锅炉MFT，汽机、发电机跳闸。
锅炉MFT原因：因受热面漏准备停炉，在减负荷过程中，调试所调试人员要求给泵A升速至5200r/min查车头漏汽，因控制不严，造成汽包水位高MFT动作。
17:55锅炉MFT，汽机、发电机跳闸。
锅炉MFT原因：给泵B并泵时再循环门自动关闭，运行人员调整不及时，造成锅炉汽包水位高MFT动作。
(三) 锅炉方面主要存在的问题：1、引风机、一次风机的喘振问题：其主要原因为在选型时，对设备容量的裕度考虑的过低，造成设备在高负荷区工作时，容易进入不稳定区，从而造成喘振现象的发生，对机组的安全稳定运行带来不利的影响。
2、炉膛结焦问题：该厂原设计燃用媒种为神木媒，但该煤种灰的熔点比较低，容易结焦，同时所结焦渣比较松弛易清理，这样造成了在水冷壁吹灰时对锅炉出口主再热器温度及机组负荷有较大的影响，主再汽温度降幅可达20度。
3、制粉系统着火及爆炸：制粉系统的爆炸及着火主要存在于神木煤种，因为神木煤挥发份较高，在制粉系统启、停、断煤的情况下极容易着火及爆炸。
运行中应认真执行制粉系统的防爆措施，完善消防措施。
4、制粉系统在雨季容易出现落煤管堵塞现象，一旦出现该现象将影响机组的安全运行及机组的出力。
5、吴泾电厂#2炉主再热汽两侧温度偏差较大，主要原因为炉膛火焰中心偏斜，造成两侧汽温偏差大，建议我厂在空气动力场试验时要严格把关。
三、汽机方面主要问题：1、#2机6、7瓦振动较大，原因主要为制造、安装问题。
调试时对机组的振动问题加以重视。
2、机组EH油射油器弯头处由于冲刷多次漏油，设计管壁较薄，应加以注意。
3、机组高压主汽门、调速汽门门杆渗油，原因为设计中将高压油布置在油动机上端，该厂正在与上海主机厂合作更改原设计（原设计为美国ABB进口技术）。
4、汽机方面阀门的跑、冒、渗、漏现象较多。
机1主蒸管疏水门均为气动控制疏门，为防止运行中阀门内泄漏，在高压管路系统中的疏水点，均装有二只疏水门，成串联布置。
这类由费希尔公司提供执行机构和爱特华特公司提供阀门部件组合成进口气控疏水门泄漏为数不少，且个别阀门泄漏严重，如主汽母管疏水门和主汽B侧疏水门，至使疏水集管温度高达426℃左右，由于气控疏水门的工作状态是进气时关闭，失气时开足，在运行中较难通过对调整气动执行机构来消除内漏，只能在设备停用时，由机务和热控人员对疏水门进行解体后处理。
机组气控疏水门内漏的还有：主汽母管疏水门；主汽B侧疏水门；高压#1、#2、#3、#4导管空气门；#1抽逆止门前、后疏水门；#3抽逆止门前、后疏水门；A、B小机高压导管电动门前疏水门；中压#1、#3导管疏水门；#4抽逆止门后疏水门；除氧器溢流门；A、B汽泵再循环门。
5、在低负荷300 MW以下时，为了防止汽泵再循环频繁开关及由此对汽水工况引起教大的扰动，特规定机组降负荷到300MW以下手动开启一台汽泵的再循环门，以人为超前增大给水的流量（汽泵流量低于320t/h再循环自动打开）。
6、汽机的危急保安器转速从5850r/min降到5600r/min。
关于小机A、B超速试验要求的规定：小机A、B已接到制造厂通知：机械超速试验的要求是5671r/min;电超速试验的要求是5650r/min。
现经厂部同意，正式改为在工作转速为5300r/min的情况。
报警转速为5550r/min。
电超速转速5650r/min。
机械超速为5671r/min。
要求DEH上限止最高转速为5600r/min;待以后小机有机会停用后，即将小机超速保护改过来，目前在设置最高转速为5600r/min。
7、#机组因#7、#8轴瓦振动大于2001年5月7日02：39停机，同日7：50并网，怀疑#8低加满水造成反流，使抽汽口（低压缸次末级处）处汽水比发生改变，从而引起周围流动场特性发生变化进而造成。
临时采取措施：机组60%额定工况以下，打开正常和危急两路疏水，保持低水位运行。
后利用机组检修机会将其改造（见附图）。
8、#1机组大修后启动记录：1）2001年12月21日10：55锅炉点火15：55汽机冲转，目标值600r/min。
因为自动主汽门失控，转速飞升，手动脱扣。
因旁路故障锅炉MFT。
17：05锅炉点火17：18汽机冲转，目标值600r/min。
17：45汽机跳闸（#2瓦振动达254μm）19：27汽机冲转，目标值600r/min。
20：32汽机手动脱扣（#2瓦振动大未解决）21：52汽机冲转，目标值900r/min。
22：20汽机手动脱扣（#2瓦振动大未解决）23：28汽机冲转，目标值900r/min。
2）2001年12月22日02：30汽机中速暖机结束02：36转速至2950 r/min阀切换02：38转速至3000r/min02：54因#7瓦振动达254μm，手动脱扣。
04：00汽机冲转，转速升至3000r/min。
小机A超速试验：注油试验：4370 r/min危急保安器动作。
电超速试验：5650 r/min危急保安器动作。
机械超速试验：第一次5695 r/min，第二次5647 r/min，危急保安器动作。
04：15~05：15机1/主变1短路试验（K1）05：30~05：55厂总变1A短路试验（K2）04：15~05：15厂总变1B短路试验（K3）07：00~08：15发电机空载试验09：30因#7、#8瓦振动大（230μm）手动脱扣。
锅炉MFT（旁路问题）。
09：43锅炉点火10：30汽机冲转，转速升至3000r/min。
小机A超速试验：注油试验：4301 r/min危急保安器动作。
电超速试验：5651r/min危急保安器动作。
机械超速试验：第一次5527 r/min，第二次5528 r/min，危急保安器动作。
注：小机A/B转速设定上限为5555 r/min12：00A VR试验结束12：10发电机假并列结束12：30发电机并网16：15BOP、SOP启动，汽机手动脱扣，发电机解列。
16：37汽机冲转16：42因#2瓦振动大汽机跳闸，锅炉MFT（旁路问题）16：52锅炉点火17：03汽机冲转，因SOP跳闸（油温低）汽机跳闸，锅炉MFT（旁路问题）17：08锅炉点火21：30锅炉升压至14 Mpa，校安全门23：00安全门校毕（过热器安全门A1、B1、A2、B2）23：18汽机冲转23：50汽机升速写至3000r/min做注油试验，危急保安器动作油压0.13 Mpa。
3）2001年12月23日00：15汽机做电超速试验，动作转速3299r/min，汽机跳闸，锅炉MFT（旁路问题）00：22锅炉点火00：50汽机冲转00：15汽机做电超速试验，动作转速3287r/min，汽机跳闸，锅炉MFT（旁路问题）01：22锅炉点火01：50汽机冲转00：15汽机做电超速试验，动作转速3280r/min，汽机跳闸，锅炉MFT（旁路问题）03：10~05：20汽机校平衡05：40锅炉点火07：00汽机冲转07：30发电机并网4）2002年01月08日05：33汽机跳闸，发电机解列，锅炉MFT。