大唐潮州电厂一期2×600MW资料

一、工程情况介绍
1 概述
广东大唐潮州发电厂工程为两台600MW超临界参数燃煤凝汽式发电机组。

该工程主体建设单位为广东大唐国际潮州发电有限责任公司；设计单位为广东省电力设计研究院、广东省交通规划勘测设计研究院；主体施工单位为广东省火电安装公司和东北电力建设公司；工程监理单位为河南立新电力监理公司；1号机组的单体调试工作由广东省火电安装公司调试所负责完成；分系统和整套启动调试由华北电力科学研究院有限责任公司和广东省电力试验研究所负责完成。

2 机组设备简介
锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的超临界参数、变压运行直流锅炉，锅炉型号为HG-1950/25.40-YM4型，带启动循环泵、单炉膛、一次再热、平衡通风、对冲燃烧、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型布置。

设计燃用神华集团神府东胜煤，并以大同塔山煤作为校核煤种。

燃煤经铁路至黄骅港转海运至电厂卸煤码头。

采用灰渣分除系统，锅炉除渣采用刮板捞渣机机械除渣装置，锅炉除灰系统采用气力除灰，每两台锅炉设两粗一细三座干灰库。

锅炉辅机情况：
炉水再循环泵型号LUVAk250-300/1，德国KSB制造。

"
"刮板式捞渣机型号GBL20D×53，青岛四洲设计制造；刮板链条液压自动张紧，液压马达驱动；依靠提升段实现炉渣脱水，脱水炉渣直接落入配套渣仓，装车外运。

"锅炉三大风机：送风机型号ANN-2660/1400N，豪顿华工程有限公司制造；轴流动叶调节。

一次风机型号PAF18-12.5-2，上海鼓风机厂有限公司制造；轴流双级动叶调节。

引风机型号AN35e6(V19+4°)，成都电力机械厂制造；轴流静叶调节。

磨煤机型号HP1003，上海重型机器厂制造，中速碗式磨，5个出粉口，石子煤人工干排。

给煤机型号GM-BSC21-24，沈阳华电制造，皮带称重式。

"
空气预热器型号31VNT1750型，豪顿华工程有限公司制造（威海）；三分仓转子回转式，双密封片，密封板固定，中心驱动，推力和导向轴承无油站设计。

" "电除尘型号2BE418/2-5，福建龙净环保制造；两台双室五电场，顶部振打，除尘效率99.86%；每个电场8个灰斗，灰斗设电加热，无气化风。

配套气力干除灰系统，北京克莱德贝尔格曼华通物料输送有限公司制造，每个灰斗配一台仓式输送泵；7个锅炉省煤器灰斗另设7台仓泵。

汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，型号为CLN600-24.2/566/566型。

汽轮机具有八级非调整回热抽汽，给水泵汽轮机排汽进入主机凝汽器。

系统采用高、低压两级串联旁路系统，旁路容量按只满足机组启动功能设计，汽轮机采用高、中压缸联合启动。

旁路容量为额定参数40%BMCR蒸汽量，低旁容量为高旁容量加减温水量。

汽机一、二、三级抽汽分别向三台高压加热器供汽，四级抽汽除供除氧器外，还向两台给水泵汽轮机、辅助蒸汽系统供汽。

五、六、七、八级抽汽供汽至四台低压加热器。

给水系统采用单元制，每台机组配置二台50%B-MCR容量的汽动给水泵，汽动给水泵型号CHTD6/6，前置泵型号SQ300-670；给水泵汽轮机由哈汽制造，型号
NGZ90/83.5/95，型式单缸、单流、单轴、冲动式、纯凝汽、新汽内切换、下排汽。

一台30%B-MCR容量的电动调速给水泵作为启动和备用泵，电动给水泵型号CHTD5/7，前置泵型号SQ250-560；液力偶合器R17K450M型，奥地利/VOITH 制造。

所有水泵由上海凯士比泵有限公司制造。

凝结水系统设两台100%容量立式定速凝结水泵，型号NLT500-570X4S，由上海凯士比泵有限公司制造；系统设有精处理装置对凝结水进行100％的处理。

发电机为哈尔滨电机厂有限责任公司制造，型号为QFSN-600-2YHG型。

采用GE（通用电气公司）自并激静止可控硅整流励磁系统。

送出采用220kV四回线，电气主接线采用发电机－变压器组单元制接线形式。

主变压器为常州东芝变压器有限责任公司生产的SFP-720MVA/220kV型变压器一台。

高压厂用变压器分别为特变电工新疆变压器厂生产的SF10-31500/20型油浸风冷三相无载调压变压器和常州变压器厂生产的SFF9-50000/20型分裂式高压厂用变压器，每机组配各一台。

启动/备用变压器为中山ABB变压器有限公司生产的SFFZ10-50000/220型分裂式绕组有载调压变压器，一期工程2台机组共配2台，并行向机组供电。

机组热工控制设备为日立公司的HIACS-5000M系统和部分可编程控制器。

每台机组DCS控制共有六台操作员站、两台工程师站和46个机柜（不包含公用系统机柜）。

另外，厂内如输煤车间，除灰车间等采样监视信息采样到辅控网，辅控网通过EOS（辅控网操作员站）与DCS主网相连，并通过大屏显示。

通过EOS与DCS 主网相连的还有火焰及厂内重要位置的监视电视。

机组热工控制为单元制，采用炉、机、电集中控制方式。

二、机组试运情况
1 机组分系统试运
由于220kV线路建设滞后于潮电受电计划工期，根据实际情况一号机组的厂用电受电过程分为二步： 2005年11月18日一号机组厂用工作段6kV系统临时受电完成。

2006年2月15日GIS220kV站及启动备用变压器带电正式开始分部试运。

06年2月28日完成炉前碱洗工作。

06年3月3日完成锅炉化学清洗工作，清洗效果检查鉴定评价为“优良”。

06年3月14日上水开始冷态冲洗，3月16日用等离子冷态直接点火方式投入制粉系统进行热态冲洗，3月18日开始试吹管，3月21日主汽及再热汽系统打靶合格。

3月28日一号主变通过220kV I母线反送电，先后完成6kV低电压保护传动试验，模拟直流接地试验，10kV保安电源传动试验，保安电源切换试验, 发电机保护试验，励磁系统静态试验。

4月3日完成了发电机交流耐压试验,发电机风压试验，旁路系统调试，ETS传动。

4月5日完成整套启动前调试技术交底及机炉电大联锁保护传动。

至机组整套起动前大机抗燃油油质NAS5级，润滑油及A、B小机润滑油质NAS7级。

2 机组整套启动试运
2.1 空负荷调试
4月9日-4月13日一号机组开始首次整套启动调试程序。

4月9日9:20汽机首次冷态起动定速3000rpm，各轴瓦温度及轴振正常,在此期间先后完成了汽机润
滑油压调整，打闸、注油试验，主跳闸电磁阀动作在线试验，试投旁路试验，并完成了发电机短路试验、空载试验，发变组短路、空载试验，励磁系统闭环试验，假同期试验。

完成A小机升速和两次机械超速和一次电超速试验。

4月13日13:13 一号机组首次并网成功。

在完成带负荷114MW暖机后，解列发电机后完成调门严密性试验，主汽门严密性试验，汽机电超速试验及两次机械超速试验，飞锤动作值分别为3276rpm、3277rpm。

期间还完成了锅炉再热器安全门整定试验，A汽泵投运，高加试运，试投了电除尘。

完成了空负荷阶段的相关调试工作。

在空负荷调试期间，一号机组共起动5次。

（1）机组第一次（冷态）启动：4月9日0:38冲转，3:29停机。

因B凝结水泵入口滤网堵，不打水，汽机2000rpm时手动停机。

（2）机组第二次（温态）启动：4月9日8:38冲转，9:20汽机3000rpm定速，完成主控就地打闸试验，充油试验，油泵切换试验， 11:15因隔膜阀漏油（法兰隔膜垫吱），安全油压低掉机。

（3）机组第三次（温态）启动：4月10日 15:54冲转，16:52定速，电气空载试验4月11日 11:33，主汽温度突降，由415度,下降至296度,主汽压7.92MPA，汽机打闸。

（4）机组第四次（热态）启动：4月12日 8:36冲转，10:52定速，交电气试验。

4月13日13:13首次并网成功，18:25负荷114MW，4月13日22:20解列，完成汽机主汽门严密性试验、超速试验。

4月14日 3:00汽机打闸停机，锅炉定再热器安全门。

（5）机组第五次（热态）启动：4月14 日9:23 冲转，9:45定速，11:46第二次并网， 13:09 因主汽温度下降较快，（从510℃下降到430℃）,汽机打闸停机。

试运指挥部决定机组停机消缺。

机组开始滑停。

2.2带负荷调试
4月15日-5月14日机组开始带负荷试运，一号机组4月25日首次升负荷至600MW，瞬间最高负荷603MW。

在此期间完成了A、B小机升速、超速试验，投入电除尘全部电场，以及精处理装置。

还完成了励磁调节器各种限制试验、整流柜均流试验以及转子一点接地保护整定试验。

相继试投吹灰器，四管泄漏监测仪。

完成单侧引风机、送风机、一次风机带50％负荷试验，锅炉断油低负荷稳燃试验，汽门活动试验，大机真空变动试验，完成了50％、100％甩负荷试验，最高飞升转速3085rpm、3178rpm。

期间进行了一次调频和AGC试验，并配合220kV 潮饶线线路测试等工作。

在带负荷试运的30天里，我们完成了《启规》和《调试工作规定》中规定的试验项目，并网安全性评价要求的试验项目以及部分性能试验项目。

在此期间，机组共起动8次。

（1）机组第六次（冷态）启动： 4月15日 01:41冲转，2:10定速，3:50并网（第三次）7:48 B小机冲转，完成 B小机超速试验；16:08启动A小机，完成 B小机超速试验。

4月16日7:19发电机故障，发电机联跳汽机，为发电机一点接地保护动作，期间最大负荷160MW。

（2）机组第七次(热态)启动： 4月16日 0:32 冲转，1:00定速，1:31并网（第四次），带负荷至150MW，4月18日8:02因锅炉省煤器入口流量低，汽机跳闸。

（3）机组第八次(热态)启动：4月19 日5:16冲转，5:45定速，6:25并网
（第五次），期间最大负荷360MW，试验B汽泵，机前压力自动，投高加，锅炉切直流；4月20日6:30锅炉侧A空预器电流由12A迅速上升，7:00电流上升至最大量程，空预器停转，锅炉紧急降负荷，由360MW降低到280MW，停A侧送、引、一次风机，采用单侧运行对A空预器进行处理。

4月20日16:44由于B小机安全油泄去，引起给水流量下降，锅炉侧省煤器入口流量低于486t/h保护动作，锅炉MFT，汽机联跳发电机。

（4）机组第九次(温态)启动： 4月21日 7:18 冲转，7:40 定速，7:50 并网（第六次）。

10:45机组带159MW负荷。

4月22日 04:08全部主蒸汽安全门校验完毕，校验安全门时主汽压力维持21MPa，机组负荷420MW。

在降负荷到300MW 之前，凝汽器有泄漏，凝结水Na+超标，隔离外圈循环水，进行处理，机组降负荷到300MW。

在此期间进行了由顺阀切单阀；并汽泵试验。

16:01 B小汽机由于汽泵振动探头松动，误发信号致B小汽机跳闸，由于A小汽机油阀存在卡涩问题，所以油阀动作缓慢，没有及时给锅炉上水，导致省煤器入口流量低保护动作，机组300MW停机。

（5）机组第十次(冷态)启动：4月24 日20:56 冲转，21:18 定速，
21:31 并网（第七次），4月25日8:25机组首次带负荷600MW。

4月25日20:12甩300MW试验，max3082rpm。

4月26日3:39因高加出口门杆卡兰吱、严重漏水，炉侧减温水调节阀坏，机组停机临修。

（6）机组第十一次(热态)启动：4月26日 22:38 冲转23:40 定
速， 23:47 并网（第八次）做LMCC与DEH中一次调频试验，负荷变动试验500MW。

4月28日因潮饶线路粘连，为配合潮饶线检修，机组18:52开始滑参数停机，320MW时速度级温度475℃，到23:38第一级金属温度284℃，负荷30MW，打闸停机。

4月28日～5月8日因潮饶线检修，停机10天进行消缺。

（7）机组第十二次(冷态)启动：5月8 日16:25 冲转 18:14 定
速 19:27 并网（第九次）。

进行500MW下的潮饶输电线路测试，线路仍发现100m粘连，期间最高负荷510MW，5月9日15:00发现锅炉屏过管泄漏，21:28大机滑至68MW打闸停运，锅炉抢修。

（8）机组第十三次(温态)启动：5月13 日19:39 冲转， 19:59 定
速， 20:09 并网（第十次）。

5月14日14:24带负荷至586.5MW，17:31进行100％甩负荷试验，汽机最高转速3178rpm 。

2.3满负荷试运
5月14日机组第十四次 (热态)启动。

于5月14日17:30机组再次达到满负荷运行，锅炉断油投粉，投入电除尘，高加投入, 吹灰系统投入，厂用电切换装置正常投入, 机组协调投入(BF+MW)，汽水品质合格。

但由于潮饶线原因，造成一号机组不能连续满负荷运行，试运指挥部报请试运总指挥，在得到启委会同意下，向省电网调度中心提出申请进行168小时连续试运行，并请调度中心根据电网线路情况安排一号机168小时试运期间的机组负荷，得到调度中心的批准和答复，一号机组于5月15日16:20进入168小时试运。

进入168时的机组状态：
(1) 发电机负荷能达到铭牌额定功率值，168试运期间负荷由中调根据线路情况进行安排
(2) 锅炉断油燃烧
(3) 全部高低加投入运行
(4) 电除尘器投入运行
(5) 凝汽器精处理装置投入，汽水品质合格
(6) 机组保护投入率达到100％
(7) 主要仪表投入率达到100％
(8) 机组热工自动投入率 >90％
到5月22日16:20一次完成168小时连续试运。

168小时连续试运期间，主要运行指标情况：（按中调调度曲线运行）
机组连续运行168小时；
连续带负荷运行168小时；
机组平均负荷率73.7%；
热工、电气自动投入率100％；
热工、电气保护投入率98.2％；
热工、电气仪表投入率100％；
厂用电率4.59％；
机组补水率1.167％；
真空严密性 0.296 kPa/min；
发电机漏氢量18 Nm3/d；
汽轮发电机组轴振最大值#5瓦70μm；
从锅炉点火吹管至168小时连续满负荷试运结束，历时69天；
从汽机首次冲车至168小时连续满负荷试运结束，历时44天；
完成168小时试运的启动次数为1次。

一号机组168小时满负荷试运期间，发电量7429万千瓦时，燃煤量30174吨，燃油量46吨（台风袭击期间用油），机组补水率：1.167%，除盐水消耗量2653吨，供电煤耗334.386g/kwh。

一号机组经过整套启动调试和连续168小时试运考核证明，设备、系统运行稳定，机组能够达到满负荷生产运行条件。

2.4整套试运指标
一号机组整套试运期间，累计发电15824万千瓦时，燃煤量84710吨，除盐水消耗量57916 吨，燃油量1828.8 吨。

三、机组RB、甩负荷、燃烧调整试验情况
一）甩负荷试验
1. 甩50%额定负荷
4月25日20：13进行甩50%额定负荷试验。

试验前：负荷300MW，三台磨运行，投入6支油枪，主汽压力12.5MPa。

试验总指挥按5-4-3-2-1-甩负荷倒计时下令，3停止一台磨煤机，2停止下层E磨煤机，保留A磨煤机（带有等离子）及6支油枪运行，机组甩负荷后因省煤器入口流量低锅炉灭火，汽机甩负荷试验成功，在甩负荷试验过程中停磨煤机时因一次风压变化幅度较大，造成A一次风机失速。

2. 甩100%额定负荷
5月14日17：34进行甩100%额定负荷试验。

试验前机组负荷升至600MW，A、B、C、D、E磨煤机运行，总燃煤量233t/h，投入8只油枪运行。

17：34甩负荷试验开始进行，陆续手动停止D、B、C、E制粉系统，炉膛压力低（-1953Pa）MFT
动作。

汽机甩负荷试验成功。

二） RB情况：机组试运期间未进行RB试验。

机组投产后5月24日11：43负荷500MW，A小机跳闸，电泵联启，RB动作跳F 制粉系统，降负荷至400MW。

调试人员记录RB动作曲线。

机组投产后6月16日15：16负荷360MW，A引风机跳闸，联跳A送风机，RB动作跳F制粉系统，降负荷至300MW。

调试人员记录RB动作曲线。

三）燃烧调整情况：
根据神华煤的结焦特性及乌沙山电厂调试经验，试运初期煤仓上煤按神华煤/晋北烟煤7/3的比例配煤，将内、外二次风的旋流强度均调至最小，试运初期由于负荷偏低未发现锅炉大面积结焦，只是在燃烧器喷口处发现结焦，锅炉燃烧情况良好。

168小时试运中期配煤方式发生变化（下雨，为保证上干煤），全部上神华煤，5月17日发现炉膛两侧负压偏差逐渐加大（两侧负压偏差最高达200Pa），18日凌晨因台风降负荷，锅炉大量掉焦，后炉膛两侧负压正常，判断为屏过部位结焦。

后锅炉运行期间加强吹灰，分仓进行配煤（A、C、E神华煤，B、D、F 晋北煤），结焦情况减轻。

试运期间两侧氧量偏差较大，B侧氧量值为A侧氧量值的2倍，调整无效，后检查为B侧氧量测点处漏风，后处理正常。

试运初期送风量测量装置不准（风量测量偏小近一倍），后调整测量装置位置后正常。

试运期间发现油枪着火不稳定，主要原因为油枪头部稳燃罩较小。

二次风对于油枪着火作用较小，油枪着火主要用风为中心风，点火初期中心风过大容易吹灭油枪，尤其同层煤粉燃烧器（一次风）通风后极易吹熄火焰。

后解决的办法为一次风通风前关闭相应油枪中心风，此时能够保证燃油着火较为稳定，投粉燃烧稳定后再开启中心风。

四、各典型工况主要运行参数
序号数据单位 5.15日16:20-24:00 5.16 5.17 5.18
1 电负荷 MW 540/41
2 541/470 512/449 421/407
2 主蒸汽流量 t/h 1554/1186 1545/1369 1471/1319 1203/1171
3 燃煤量 t/h 214/160 208/189 197/182 175/178.9
4 主蒸汽压
力 MPa 22.15/18.36 24.55/20.16 24.63/23.03 20.5/19.82
5 主蒸汽温度℃ 564/553 567/563 559/560 559/560
6 再热蒸汽压力 MPa 3.57/2.64 3.56/3.0 3.35/2.85 2.76/2.7
7 再热蒸汽温度℃ 563/560 565/561 556/558 554/567
8 真空 kPa -95.3/-95.3 -95.1/-95.4 -94.8/-94.2 -94.1/-94.7
9 排烟温度℃ 129.3/120 136/128 134/124 130.6/133.7
10 日燃煤量 t/d 1634 4904 3977 3297
11 日燃油量 t/d 0 0 0 46
12 日除盐水耗量 t/d 200 324 400 214
13 补水率 % 5.56 0.87 1.238 0.982
14 日发电量 kWh 384 1239 1078 727
15 日厂用电量 kWh 15.28 50.48 52.32 40.96
16 日厂用电率 % 3.979 4.074 4.853 5.634
17 给水硅含量μg/l 13.4 6.5 6.2 3.7
18 蒸汽硅含量μg/l 13.8 8.6 5.8 3.7
19 给水温度℃ 273/259.3 275.2/265.1 272.3/263 261/259
20 辅机运行 - 六大风机、二台汽泵运行、电泵备用六大风机、二台汽泵运行、电泵备用六大风机、二台汽泵运行、电泵备用六大风机、二台汽泵运行、电泵备用
21 磨煤机运行 - 5台磨 5台磨 5台磨 5台磨
序号数据单位 5.19 5.20 5.21 5.22日
0：00~16：20
1 电负荷 MW 487/403 524/435 514/421 434
2 主蒸汽流量 t/h 1445/1112 1511/1234 1481/1195.1 1266
3 燃煤量 t/h 201/173 212.8/184.2 211.4/174.6 172.8
4 主蒸汽压力 MPa 23.23/19.4
5 21.03/20.78 22.69/17.94 20.97
5 主蒸汽温度℃ 555/548 556/558 560/56
6 550
6 再热蒸汽压力 MPa 3.18/2.7
7 3.43/2.85 3.32/2.7
8 2.80
7 再热蒸汽温度℃ 530/550 553/554 558/560 550
8 真空 kPa -95.1/-95.6 -95.7/-95.7 -95.7/-95.7 -95.5
9 排烟温度℃ 133/123.3 131.3/124 126.7/124.3 121.1
10 日燃煤量 t/d 3952 4690 4833 1117
11 日燃油量 t/d 0 0 0 0
12 日除盐水耗量 t/d 300 450 510 255
13 补水率 % 1.07 1.33 1.445 1.49
14 日发电量 kWh 935 1129 1178 335
15 日厂用电量 kWh 47.6 50.7 49.04 15.04
16 日厂用电率 % 5.091 4.490 4.163 4.49
17 给水硅含量μg/l 6.3 5.1 2.7 4.2
18 蒸汽硅含量μg/l 4.8 6.8 3.7 4.1
19 给水温度℃ 269.7/261.4 273.9/264.6 268.2/261.9 262.8
20 辅机运行 - 六大风机\二台汽泵运行\电泵备用六大风机\二台汽泵运行\电泵备用六大风机\二台汽泵运行\电泵备用六大风机\二台汽泵运行\电泵备用
21 磨煤机运行 - 5台磨运行 5台磨运行 5台磨运行 5台磨运行
五、机组试运中存在的问题与处理
1 凝汽器钛管泄漏
在机组带负荷试运期间，发生过四次集中在循环水外管圈疏水扩容器排汽口侧的凝汽器钛管泄漏，均在机组运行情况下进行系统隔离后进行了堵管处理。

对频繁发生的钛管泄漏，经分析确认为：处于疏水扩容器排汽区域的钛管，由于钛管与管板有间隙，排汽直接冲击造成钛管的高频振动而发生损坏，因此决定在扩容器排汽口外增加防冲击档板，实施后凝汽器钛管泄漏问题得到了解决，直至机组投产后未再发生钛管泄漏。

2 屏式过热器爆管
5月9日15:00发现锅炉屏过管泄漏，首先锅炉四管泄漏监测仪发出报警，经初步分析和到就地检查，判断炉膛上部发生爆管，停炉后检查，首爆管为屏式过热器炉右数第三屏前侧外数第26根管入口管段异种钢焊口上边缘处爆破（标高约
45米），爆口呈大喇叭形，爆口边缘粗糙，轴向宽约80mm，周向宽约125mm，首爆管将周围的屏过管吹薄，共更换了10根管。

对首爆管整圈管进行蠕胀情况测量，整圈蠕胀超标，爆口两侧管子已胀粗至Ø40.5- 40.7mm（设计Ø38mm），已将首爆管更换至顶棚下1米的位置，该部位管径已小于Ø38.5mm 。

爆口管材质为T91，规格为Φ38×5.6。

核对哈锅设计图纸，首爆管屏过入口小集箱内缩孔直径为Φ12mm，而管子内径为Φ26.8mm；检查爆口旁焊口内壁光滑、无突出焊瘤，运行中应在小集箱内缩孔处有异物堵塞，造成整圈管超温蠕胀爆破。

因此，本次爆管确定为运行中异物堵塞管口流道，造成短时超温爆管。

3 空预器转子卡死停运
试运期间，长负荷过程中曾连续两次发生空预器转子卡死停转的事故，进入预热器检查为上部径向密封片和一次风仓扇形板卡死。

停转后，检查减速机和转子连接锁紧套打滑，手动盘车无效，经通风降温、转子温度降低到120℃以下后才能启动减速机。

认真分析并核对设计图纸，发现空预器上大梁上部未按设计要求保温，立即按设计进行了上大梁保温，保温后空预器电流恢复正常，再未发生转子卡死事故。

事故原因：空预器上大梁高度大，梁外部未保温造成梁上下温差大、热弯曲超标；大梁下部刚性安装有扇形板，按豪顿华设计，转子径向密封和扇形板间隙很小，跨度达15米的大梁热弯曲超标直接造成扇形板和转子径向密封卡死。

4 省煤器入口流量低引起MFT
在试运期间，曾多次发生多次省煤器入口流量低保护动作引起MFT，主要原因有两种情况，一是由于设计储水箱水容积非常小，抗扰动能力差，再加上调试初期运行人员经验不足，对储水箱水位控制缺乏经验，造成储水箱水位低引起炉水循环泵跳闸，进而使得省煤器入口流量低保护动；二是在两台汽泵运行的情况下，一台小机突然跳闸（由于小机轴振探头接口的松动引起小机跳闸），另一台小机给水指令加大时，小机的实际转速提升过慢，不能满足实际给水要求，后来对给水方式采取了改进措施，在自动方式下，两台汽泵运行，电泵在备用方式，其勺管自动跟踪汽泵的指令，当汽泵突然跳闸时，电泵自动联起，这样能最大限度的保证给水的稳定。

5 A凝结泵振动大
试运中A凝结泵电机（湘潭产）上轴承径向振幅周期性超标达0.1-0.2mm，最终振坏电机上导轴承（国产），遂将电机轴承全部更换为SKF轴承。

经多次检查处理，直到机组完成168试运，电机振动大一直未得到解决。

机组投产后，利用停机检修时机，吊出该泵进行了彻底检查，发现引起振动大的主要原因是泵体水平度严重超标，设计水平度为0.04mm/m，实际安装水平度达0.75mm/m，泵体振动还造成了凝泵最下端轴套松动；经调整泵体水平、紧固轴套后，该泵电机顶部水平振幅降低为0.02-0.04mm。

6 4瓦调整垫块破裂
2006年5月6日，机组停机检修期间，在处理大机4瓦漏油翻瓦后，发现一块下瓦调整垫块有多道贯通性裂纹，进行了更换；垫块材料为轴承钢，由哈汽外购，和哈汽共同确认垫块破裂原因为热处理不当。

有机会应对所有轴瓦调整垫块进行检查。

7 炉水循环泵密封垫泄漏
机组168小时试运至第三天，炉水循环泵泵壳和泵芯间密封垫片（金属缠绕垫）
部位局部发生泄漏，观察一天后在机组长负荷时泄漏加剧，经联系KSB专家，采取了支设鼓风机向泄漏部位吹风降温，同时取掉泵壳保温，随后泄漏减轻，直至机组投产后泄漏一直稳定未扩展。

在停机后对泵芯和泵壳连接螺栓全部旋紧两方（30º），旋紧量0.17mm，开机后泄漏消除。

泄漏主因是螺栓紧力不够，泵芯安装由KSB专家指导严格按国外要求执行，属泵厂设计紧力不够。

泵组出厂时泵壳和泵芯分开供货，泵芯法兰螺栓孔周围有防腐漆，安装时若不除尽栓孔周围和螺帽结合部位的油漆，热态油漆融化将引起紧力微量减小是次要原因。

8 处理机组真空低
机组开始运行时，真空明显偏低。

为保证轴封不漏空气，提高轴封供汽压力，在主机低压轴封排汽及小机排汽管道上加装手动门，主机低压疏水增加一道手动门，以便于运行调整。

对查出的真空系统漏点及时进行处理，使机组真空基本正常。

9 凝结水熔氧超标
机组整套试运期间，凝结水溶氧严重超标。

为此，多次查找原因，更换热井放水门（内漏），增加一道门，放水管改水面上。

真空系统查漏，处理漏点。

补充水箱加装滤网及浮球，防止大气漏入。

虽经多次处理，目前凝结水溶氧有所降低但仍然超标，有待进一步分析、解决。

10 二号高压调节阀OPC三通根部开裂
机组168H期间，#2高压调节阀OPC三通突然大量吱油，严重威胁机组安全运行。

为保证168H的顺利通过，紧急设置外部油箱连续补油，保证EH油泵正常运行。

制作管架加固，减少了外漏油量。

随后请堵漏公司带压堵漏后消除了泄漏。

机组投产后停机时更换了三通，其它三通全部着色检查，彻底消除隐患。

三通根部机加工未留倒角，造成应力集中，机组运行中油管高频振动而开裂，三通设计制造结构不合理是事故主因。

为缓解油管振动，在三通部位加装了管夹。

11 水-水交换器泄漏
水-水交换器未设计排空气门，试运初期投运水-水交换器时，由于安装单位调试措施不当，造成两台水-水交换器未排尽空气而发生水击，钛管大量泄漏。

经多次堵管处理，且改变运行方式后，目前情况良好。

12 高加出口电动闸阀门杆填料损坏
机组运行中，1号高加出口电动闸阀两次出现门杆严重吱水，导致机组停运。

该阀为进口产品，经检查发现，密封填料内有生产厂家遗留杂物，且对全开行程时留有余量（阀门设计要求全开行程封闭填料室），经更换填料并校对行程后恢复正常。

13 电动给水泵出口电动闸阀门杆填料损坏
电动给水泵出口电动闸阀在第一次运行全开时门杆严重吱水，门杆有拉伤痕迹。

该阀为进口产品，经现场解体，发现阀杆填料内有生产厂家遗留杂物，造成门杆及压盖损坏。

重新订购门杆及密封填料，更换后运行正常。

14 汽泵出口门门杆严重吱水
机组运行中，A、B汽泵出口门相继出现门杆严重吱水。

该阀为进口产品，经现场检查未发现有杂物，分析原因为全开行程留有余量（阀门设计要求全开行程封闭填料室），造成运行中填料受力，经更换填料并校对行程后恢复正常。

15 凝泵入口滤网频繁堵塞
试运初期，由于系统脏，凝结水泵入口滤网频繁堵塞，在清理过程中曾发生另一。