2024年3月24日发(作者：悟晓瑶)
#2机低压缸排汽温度高原因分析
9月12日中班，#2机组负荷由300MW降至200MW时，而低压缸排汽温度无明显下降（由
44.8℃下降至44.5 ℃）
#2机自9月12日凝汽器反冲洗工作结束后，就出现了低压缸排汽温度高，真空下降的现象。
现分析其中原因：
1.自#1机组停运检修后，#2机组因凝汽器反冲洗需要第一次在低负荷下运行较长时间（大
约8小时左右） ，而小机A，B轴封进汽阀开度为高负荷时的位置、轴封溢流站旁路
阀远操无法关死、环境温度较低等 诸多因素造成轴封系统带水。
2.就地检查凝结水至轴封减温水调节阀在关闭位置，但经就地听音判断，凝结水至轴封
减温水调节阀内 漏严重，这又会使相当多的凝结水从此处漏入低压缸轴封系统。
处理：
1.就地对所有真空系统进行查漏：对凝泵密封水、小机轴封进汽阀开度、各U型管进行
检查后均正常。
2.启动备用真空泵，加大抽吸空气量，同时调整、加强轴封系统疏放水：开启辅汽至大、
小机轴封进汽 阀前疏水旁路阀、辅汽母管疏水旁路阀、辅汽至轴封进汽阀后疏水旁
路阀、加大低压缸前后轴封滤网 排污量、调节凝结水至轴封减温水调节阀前隔开度
和轴封溢流站旁路阀开度后，#2机低压缸排汽温度 明显下降至37.9℃，后停用备用
真空泵，排汽温度无上升现象。
经上述调整后，使低压缸排汽温度在机组负荷200MW下，有约6℃的明显下降，等
排汽温度稳定后，关闭辅汽至大小机轴封进汽阀前疏水旁路阀、辅汽至轴封进汽阀后疏水旁
路阀、关小低压缸前后轴封滤网排污量，排汽温度无上升现象。说明引起低压缸排汽温度上
升的原因是辅汽母管疏水不充分。
9.4 #1机闭冷水箱“LVL LL”闭冷泵A跳闸
9.4 11:08 发现#1机闭冷泵A跳，B泵未自启，停机保护水泵自启成功。过程中除
UV3901闭冷泵联锁窗口出现黄闪外，无任何声光报警。
9.4 11:08 发现#1机闭冷泵A跳闸，B泵未自启，停机保护水泵自启成功。检查闭式
水箱水位正常后，试启闭冷泵A成功停止停机保护泵运行。过程中除UV3901闭冷泵联锁
窗口出现黄闪外，无任何声光报警。（BTG屏光字牌“MA3903AT闭冷泵A跳”、“闭式水
箱水位L”和CD台6kV辅机跳闸声光提示均未报警，后热工人员检查闭冷水系统报警打印
也不完整）期间监视各有关使用冷却水的油、氢、水、气及辅机轴承温度无明显升高。从事
故追忆打印中可确定#1机闭冷泵A跳闸原因为闭式水箱水位低低。
就地进行下列检查：
1、令巡检检查闭冷泵A出口压力、闭冷水母管事故放水阀和真空泵冷却水事故放水
阀无误开以及闭冷水系统管路情况无明显外漏。
2、检查闭式水箱自动补水调节开启时开度偏小，需开启补水旁路阀才能维持水位。
3、就地做闭式水箱补水量的测试，经试验在停止补水的情况下，10min内闭式水箱水
位下降200mm。
3、对杂用水至真空泵冷却水总阀、杂用水至炉水泵二次水系统总阀处做重点检查，
查无因逆止门不严而产生的串水现象。
4、告灰控及化学检查闭冷水用户并无异常。
5、做水-水交换器查漏试验。14：20--14:55 隔离#1机水-水交换器B，观察闭式水箱
水位无变化。 15：00--15:40 隔离#1机水-水交换器A，观察闭
式水箱水位无变化。但由于就地
水-水交换器闭冷水进出口阀较难隔绝，此查漏结果并不确定。
闭冷泵A启动后水位下降较快，就地检查闭式水箱补水阀自动调节开度较小，补
水来不及，手动开启补水旁路阀补水维持水位正常。
#1机B级检修在即，希望能查找出系统存在的问题，也希望热工查找出出现异常不
报警的原因，从而提高系统的运行可靠性。
#3机给水泵转速反馈异常引发RB原因分析
8月10日机组负荷596MW，汽动给水泵A转速反馈异常，3SI4701A由正常转速降为
2300r/min触发机组RB。目标负荷588.6MW，目标压力16MPa，磨煤机未跳闸，电泵未自
启。
汽动给水泵及小机运行信号取自小机速关阀未关与给水泵转速>2800r/min与门组成。
给水泵转速有2支，分别为3SI4701A、3SI4702A，且取平均值，其中一支损坏，引起转速
跳变而小于2800r/min时，引起汽动给水泵组瞬间失去运行信号，触发RB动作，目标负荷
及目标压力下降速率分别为1200MW/min及0.4MPa/min，0.5秒内后转速信号恢复为正常值，
则给水泵运行信号重新恢复，于是对应目标负荷/压力停留在588.6MW及16MPa，这时由于
机组给水泵承荷力与目标负荷差值<60MW，且在0.5秒内恢复正常，则并不触发BFP
RUNBANCK REQD ,磨煤机不会跳闸。电泵之所以未自启，关键在与小机A并未出现速关
阀关闭，于是汽动给水泵组跳闸信号不会出现。
存在问题：汽动给水泵及小机运行信号取自小机速关阀未关与给水泵转
速>2800r/min与门组成，当给水泵转速信号异常时，触发RB，该逻辑不合理，是否可将小
机MEH中三个转速取中值与给水泵转速平均值比较，若差值大于100r/min，发报警提示，
废除汽动给水泵及小机运行信号取自给水泵转速>2800r/min这一条件。
目前汽泵的转速信号已改为仅做显示用，所有的转速信号均取至小机的转速信号。
#3机组电泵试转时，除氧器水位突增
#3机组在9月7日定期工作电泵试转时，除氧器水位突升至244mm；9月8日电泵再
次试转时，除氧器水位突升至144mm。
针对#3机组电泵试转时除氧器水位突升的异常情况，应汽机专工要求，再次进行该项
试验。当电泵启动后，除氧器水位突升至144mm，除氧器自动调节正常。电泵勺管在零位，
电泵转速维持在960r/min，3分钟后电泵前置泵入口温度由40℃上升至120℃后，逐步将电
泵勺管开至18%，除氧器水位维持正常。
此次电泵试验比9月7日电泵试验时的除氧器水位波动小，主要的原因在于，9
月7日电泵第一次试转后，电泵入口的温度很高，该管段保温较好，至9月8日11：20分
再次试验时，电泵的入口温度还有90℃（电泵前置泵入口温度40℃）。当电泵启动后，通过
电泵再循环阀进入除氧器混合水的温差不大，造成的汽水膨胀程度较小，而9月7日试验时，
电泵的入口温度只有40℃，通过电泵再循环阀进入除氧器混合水的温差很大，最后造成除
氧器水位波动也较大。
由上述的两次试验可以判断，温差是造成除氧器水位突升的主要原因。因为从历
史曲线上分析当除氧器水位突升时，都伴随着除氧器压力有个小幅升高的过程，可以认为是
温度低的水在除氧器内的汽化过程。造成了除氧器的假水位。
预防措施：
1. 进行电泵试验时，将电泵勺管放在零位启动，当电泵前置泵入口温度开始
上升后再缓慢开启电 泵勺管。
2. 或将电泵勺管的开度在30%左右启动（这种方式有成功经验）。当大量的
低温水进入除氧器后，
没有汽化反而可能使除氧器内的饱和水适当降温，起到减少水位波动的目
的。
除氧器水位扰动的主要原因还是测量上的问题：1、水位变送器的量程小，对水箱汽、
水侧压力时相应较敏感；2、除氧器水位调节站对水位的调节反应也太敏感，水位对调节站
的作用太大。
可以采取的措施：1、电泵启动后，勺管在零位放久一点，不要急于提速；2、电泵试
转时，应确认机组负荷稳定，除氧器水位调节站在启泵前撤手动，因为此时除氧器进、出水
量是肯定平衡的，没必要增加或减少除氧器进水量；3、待和设备部商定后再决定是否可以
将电泵的前置泵密封水进水阀关闭，因为该路管路其实只起到将泵内气体赶走的作用，在电
泵热备时泵内应是不会有空气的，而造成电泵管路内水温较低的原因就是该路水进入造成
的。
#3磨煤机冷、热风调节挡板全现象 ：
8月29日12点50分，＃3机组负荷由540MW加至600MW期间，发现E磨热风调
节挡板开度至98％，冷风调节挡板开度至99.8％，检查E磨混风风量102t/h ，煤量47t/h，
磨煤机电流46A，热一次风偏置10t/h，E磨出口温度78℃且仍有上升趋势。经干预后13点
13分恢复热、冷一次风调节挡板开度正常，分别为40％和56％，E磨煤量减至42t/h，总风
量95t/h，磨煤机出口温度75℃，磨煤机电流53A。开分析
分析：
1 从磨煤机电流的变化，煤量减小而电流增加，判断为E磨的煤种发生变化，由神华
混改至了优二混。因为优二混的特性是硬度较大，灰份较大，磨煤机初次分离的粗煤粉颗粒
增加，导致了磨煤机的电流增加。
2 从磨煤机的冷、热风挡板开度曲线看，从12：16至12：23，热一次风挡板开度由
50％开至65％，冷一次风挡板开度由60％开至75％，期间煤量由46t/h增至47.5t/h，电流
由44A增至47A，分析这一过程的原因，是由于磨煤机煤种改变，E磨出粉的煤粉细度变
差，出粉量减少，E磨的进出口差压变大，为满足E磨的热一次风量符合风煤比限制，热风
调节挡板逐渐开大；同时由于E磨的出粉量的减少和热风量的增加，导致E磨冷风调节挡
板为满足E磨出口温度也逐步开大。随着煤粉中优二混含量的增加，E磨进出口差压进一步
增加，使得E磨热一次风量不能满足煤量要求，同时又排挤了冷一次风的流量，最终导致
了E磨的冷、热风调节挡板过调形成全开，E磨电流上升，E磨出口温度超过设定值的现象。
#3炉运行中二次风压调整
由于#3炉负荷变化较大，引起燃烧器二次风门关小，由于燃烧器二次风门调节较迟缓，
引起送风机增大叶角增加风压以维持风量，直至风压达到3.26kPa送风机电流达到
127/126A。经手动调整，风压降至1.1kPa送风机电流降至97/96A。
在#3炉运行中二次风由每层燃烧器两侧的二次风门进入燃烧器，送风机风量投入自动
后根据总风量指令、偏置及氧量修正回路的修正调整总风量，各层燃烧器二次风门投入自动
后根据各台磨的煤量按比例分配二次风。由于燃烧器二次风门的调节作用，引起在二次风量
不变的情况下，送风机出口二次风压存在一个很大的变化范围，在这个范围内，二次风量均
维持不变；荷变化较大时尤其是负荷在一降一升过程中，由于燃烧器二次风门调节较迟缓，
关小后不能及时开大，引起送风机增大叶角增加风压以维持风量，使得二次风压增大，风机
电流上升。并且稳定后由于燃烧器风量符合分配比例，燃烧器二次风门维持原开度。
出现上述情况后可以采取将燃烧器二次风门关撤手动，逐步开大燃烧器二次风门
关，使送风机动叶逐步关小；同时也可增加各磨的一次风量，减少送风机出力，待燃烧器二
次风门关调整至正常后再调整一、二次风量。
2004年8月8日#1机组跳闸
原2004年8月8日 08:03 #1发变组跳闸，炉MFT，厂用电切换正常。跳闸前BTG
屏首先是"励磁调节器A柜电源故障，励磁调节器A柜退出、继而调节器B柜电源故障、励
磁调节器B柜退出，高厂变A差动、高厂变B差动、主变差动、发-变组差动、AVR异常、
定子过负荷保护、过励磁保护、机组跳闸"光字牌亮报警；炉"MFT"首出"蒸汽故障"。小机A、
B跳闸，电泵自启正常。就地检查发电机、主变、高厂变外观正常。因分
2004年8月8日 08:03 #1机组跳闸前BTG屏首先是“励磁调节器A柜电源故障，
励磁调节器A柜退出、继而调节器B柜电源故障、励磁调节器B柜退出，高厂变A差动、
高厂变B差动、主变差动、发-变组差动、AVR异常、定子过负荷保护、过励磁保护、机组
跳闸”光字牌亮报警；炉“MFT”首出“蒸汽故障”。
经检查励磁调节装置B（5V、12V）电源模块因电源输出回路一浪涌吸收电容短路
击穿，导致12V电源输出中断，#1机励磁调节装置B柜电源故障后，由于励磁调节装置B
采样不到，装置B本身即连续加励磁，一直加到超过高限，使的励磁调节装置A跳闸。励
磁系统不正常后，保护动作，机组跳闸。后用#1机50Hz工频励磁对#1发变组零起升压至
20kV，发变组一次系统检查正常。
存在问题：由于励磁调节装置A、B是双冗余结构，励磁调节装置B故障后，装置
本身不会自动切除，使得双冗余结构失去作用。
#2炉主蒸汽温度偏低原因分析
近阶段，#2炉主蒸汽温度较低，如7月份主蒸汽温度平均为527.08℃，再热蒸汽温度
平均为536.68℃。主蒸汽温度比设计值低了近13℃，单从主蒸汽温度来看，对机组效率的
影响是非常大的。
影响主汽温的原因主要有以下几个方面：
1，燃料性质的变化。近阶段#2炉加仓煤种为C仓加富动12(6),其余仓加神华混27,富
动12(6)全水份13.2、挥发份25.10、灰份14.96、低位热值23.00、灰熔点℃:DT1390、ST、
FT均大于1400,神华混27全水份12.3、挥发份28.83、灰份9.27、低位热值24.72、灰熔
点℃:DT1350、ST1390、FT1400,从燃料性质方面与前些时候入炉煤种无明显差异。
2，炉内燃烧工况的影响。实际运行中发现主蒸汽温度偏低，可以适当进行风量的调
整和磨煤机运行方式的调整，加大上层磨的煤量适当加大下层磨风量，燃烧器摆角上调（目
前#2炉#1角卡涩调节范围很小），适当降低主汽压力等手段。
3，主汽压力的变化。目前#2机组CCS方式下加减负荷时汽压波动非常大，对主蒸汽
温度的调节也带来了影响。
4，机组负荷变化的影响。
5，锅炉吹灰的影响，正常运行中炉膛应根据规定进行合理的吹灰。
6，设备本身存在问题。#2机高压缸排汽温度设计值≤316℃，但目前机组运行300MW
时，如果主汽温537℃则高压缸排汽温度达到330℃左右，这就造成再热器减温水偏大。另
外到底是炉膛出口段过热器面积偏小还是再热器设计的受热面偏大需要经过很多试验和计
算来验证。
根据理论计算，主汽温差10℃对煤耗的影响大约为0.6-0.7g,再热器减温水10t/h对
煤耗的影响是0.5g，目前机组实际运行情况是负荷300MW时主汽温540℃，那么再热器总
减温水量要达到35t/h,而如果主汽温控制在525℃，再热器减温水就很小了。从理论上讲哪
个更经济也是很明显的。这其中就有个平衡点的问题，作为运行人员要尽量控制主汽温高一
点，同时还要注意再热器减温水，使机组安全经济运行。
接地引起阀门故障
7月17日，检修处理电泵润滑油冷却器温度调节阀后送电调试时，由于调节阀接地引
起汽机阀门柜接地，同时轴加出口电动阀和冷再供辅汽电动前隔发生故障。
从报警时序上看，轴加出口电动阀和冷再供辅汽电动前隔的故障是由于接地故障引起
的，但两阀门的故障程度并不相同，冷再供辅汽电动前隔故障后连续轮留发“开”、“关”、
“故障”信号，轴加出口电动阀发几个“开”、“关”、“故障”信号后就只有故障信号了。由
此分析，因为电动阀门柜接地使中性点电压升高，三相电压发生变化，引起冷再供辅汽电动
前隔有可能只是程序发生了错误，而轴加出口电动阀有可能控制电路部分已经损坏。
由于汽机段中性点没有电压表，不知道当时中性点电压有多少，而两个阀门又同
时发生故障，因此有必要专业进行确认该类阀门能否在一相金属接地时可靠工作，防止重要
阀门状态消失引发更大故障。
1.1.1
1.1.2
1.1.3
1.1.4 公用系统隔离。下列阀门应关闭后上锁并挂牌：4号机凝结水至暖通水箱及减温器隔
离阀； 4、5号循泵冷却水母管连通阀A、B；4号机闭式水至5、6号机空压机冷却水
进水阀、回水阀关闭并上锁； 4号机与5号机之间供氢总管A、B应有明显的断开点，
并加装堵板；4、5号机辅汽连通阀A关闭并上锁；4、5号机辅汽母管连通阀A前疏
放水总阀开启。4、5号机辅汽母管充分疏水后切至疏水器运行。4、5号机辅汽母管
连通阀B后疏放水总阀关闭并上锁。二期氢气供氢母管A、B在4、5号机之间应有明
显断开点，且已完成封堵； 3号炉燃油进油隔离阀后吹扫进气隔离阀；3号炉燃油进
油流量计后吹扫进气隔离阀；3号炉燃油回油流量计后吹扫进气隔离阀；3号炉燃油
回油流量计前吹扫进气隔离阀；3号炉燃油回油隔离阀前吹扫进气隔离阀；4号炉燃
油进油隔离阀后吹扫进气隔离阀；4号炉燃油进油流量计后吹扫进气隔离阀；4号炉
燃油回油流量计后吹扫进气隔离阀；4号炉燃油回油流量计前吹扫进气隔离阀；4号
炉燃油回油隔离阀前吹扫进气隔离阀。
2024年3月24日发(作者：悟晓瑶)
#2机低压缸排汽温度高原因分析
9月12日中班，#2机组负荷由300MW降至200MW时，而低压缸排汽温度无明显下降（由
44.8℃下降至44.5 ℃）
#2机自9月12日凝汽器反冲洗工作结束后，就出现了低压缸排汽温度高，真空下降的现象。
现分析其中原因：
1.自#1机组停运检修后，#2机组因凝汽器反冲洗需要第一次在低负荷下运行较长时间（大
约8小时左右） ，而小机A，B轴封进汽阀开度为高负荷时的位置、轴封溢流站旁路
阀远操无法关死、环境温度较低等 诸多因素造成轴封系统带水。
2.就地检查凝结水至轴封减温水调节阀在关闭位置，但经就地听音判断，凝结水至轴封
减温水调节阀内 漏严重，这又会使相当多的凝结水从此处漏入低压缸轴封系统。
处理：
1.就地对所有真空系统进行查漏：对凝泵密封水、小机轴封进汽阀开度、各U型管进行
检查后均正常。
2.启动备用真空泵，加大抽吸空气量，同时调整、加强轴封系统疏放水：开启辅汽至大、
小机轴封进汽 阀前疏水旁路阀、辅汽母管疏水旁路阀、辅汽至轴封进汽阀后疏水旁
路阀、加大低压缸前后轴封滤网 排污量、调节凝结水至轴封减温水调节阀前隔开度
和轴封溢流站旁路阀开度后，#2机低压缸排汽温度 明显下降至37.9℃，后停用备用
真空泵，排汽温度无上升现象。
经上述调整后，使低压缸排汽温度在机组负荷200MW下，有约6℃的明显下降，等
排汽温度稳定后，关闭辅汽至大小机轴封进汽阀前疏水旁路阀、辅汽至轴封进汽阀后疏水旁
路阀、关小低压缸前后轴封滤网排污量，排汽温度无上升现象。说明引起低压缸排汽温度上
升的原因是辅汽母管疏水不充分。
9.4 #1机闭冷水箱“LVL LL”闭冷泵A跳闸
9.4 11:08 发现#1机闭冷泵A跳，B泵未自启，停机保护水泵自启成功。过程中除
UV3901闭冷泵联锁窗口出现黄闪外，无任何声光报警。
9.4 11:08 发现#1机闭冷泵A跳闸，B泵未自启，停机保护水泵自启成功。检查闭式
水箱水位正常后，试启闭冷泵A成功停止停机保护泵运行。过程中除UV3901闭冷泵联锁
窗口出现黄闪外，无任何声光报警。（BTG屏光字牌“MA3903AT闭冷泵A跳”、“闭式水
箱水位L”和CD台6kV辅机跳闸声光提示均未报警，后热工人员检查闭冷水系统报警打印
也不完整）期间监视各有关使用冷却水的油、氢、水、气及辅机轴承温度无明显升高。从事
故追忆打印中可确定#1机闭冷泵A跳闸原因为闭式水箱水位低低。
就地进行下列检查：
1、令巡检检查闭冷泵A出口压力、闭冷水母管事故放水阀和真空泵冷却水事故放水
阀无误开以及闭冷水系统管路情况无明显外漏。
2、检查闭式水箱自动补水调节开启时开度偏小，需开启补水旁路阀才能维持水位。
3、就地做闭式水箱补水量的测试，经试验在停止补水的情况下，10min内闭式水箱水
位下降200mm。
3、对杂用水至真空泵冷却水总阀、杂用水至炉水泵二次水系统总阀处做重点检查，
查无因逆止门不严而产生的串水现象。
4、告灰控及化学检查闭冷水用户并无异常。
5、做水-水交换器查漏试验。14：20--14:55 隔离#1机水-水交换器B，观察闭式水箱
水位无变化。 15：00--15:40 隔离#1机水-水交换器A，观察闭
式水箱水位无变化。但由于就地
水-水交换器闭冷水进出口阀较难隔绝，此查漏结果并不确定。
闭冷泵A启动后水位下降较快，就地检查闭式水箱补水阀自动调节开度较小，补
水来不及，手动开启补水旁路阀补水维持水位正常。
#1机B级检修在即，希望能查找出系统存在的问题，也希望热工查找出出现异常不
报警的原因，从而提高系统的运行可靠性。
#3机给水泵转速反馈异常引发RB原因分析
8月10日机组负荷596MW，汽动给水泵A转速反馈异常，3SI4701A由正常转速降为
2300r/min触发机组RB。目标负荷588.6MW，目标压力16MPa，磨煤机未跳闸，电泵未自
启。
汽动给水泵及小机运行信号取自小机速关阀未关与给水泵转速>2800r/min与门组成。
给水泵转速有2支，分别为3SI4701A、3SI4702A，且取平均值，其中一支损坏，引起转速
跳变而小于2800r/min时，引起汽动给水泵组瞬间失去运行信号，触发RB动作，目标负荷
及目标压力下降速率分别为1200MW/min及0.4MPa/min，0.5秒内后转速信号恢复为正常值，
则给水泵运行信号重新恢复，于是对应目标负荷/压力停留在588.6MW及16MPa，这时由于
机组给水泵承荷力与目标负荷差值<60MW，且在0.5秒内恢复正常，则并不触发BFP
RUNBANCK REQD ,磨煤机不会跳闸。电泵之所以未自启，关键在与小机A并未出现速关
阀关闭，于是汽动给水泵组跳闸信号不会出现。
存在问题：汽动给水泵及小机运行信号取自小机速关阀未关与给水泵转
速>2800r/min与门组成，当给水泵转速信号异常时，触发RB，该逻辑不合理，是否可将小
机MEH中三个转速取中值与给水泵转速平均值比较，若差值大于100r/min，发报警提示，
废除汽动给水泵及小机运行信号取自给水泵转速>2800r/min这一条件。
目前汽泵的转速信号已改为仅做显示用，所有的转速信号均取至小机的转速信号。
#3机组电泵试转时，除氧器水位突增
#3机组在9月7日定期工作电泵试转时，除氧器水位突升至244mm；9月8日电泵再
次试转时，除氧器水位突升至144mm。
针对#3机组电泵试转时除氧器水位突升的异常情况，应汽机专工要求，再次进行该项
试验。当电泵启动后，除氧器水位突升至144mm，除氧器自动调节正常。电泵勺管在零位，
电泵转速维持在960r/min，3分钟后电泵前置泵入口温度由40℃上升至120℃后，逐步将电
泵勺管开至18%，除氧器水位维持正常。
此次电泵试验比9月7日电泵试验时的除氧器水位波动小，主要的原因在于，9
月7日电泵第一次试转后，电泵入口的温度很高，该管段保温较好，至9月8日11：20分
再次试验时，电泵的入口温度还有90℃（电泵前置泵入口温度40℃）。当电泵启动后，通过
电泵再循环阀进入除氧器混合水的温差不大，造成的汽水膨胀程度较小，而9月7日试验时，
电泵的入口温度只有40℃，通过电泵再循环阀进入除氧器混合水的温差很大，最后造成除
氧器水位波动也较大。
由上述的两次试验可以判断，温差是造成除氧器水位突升的主要原因。因为从历
史曲线上分析当除氧器水位突升时，都伴随着除氧器压力有个小幅升高的过程，可以认为是
温度低的水在除氧器内的汽化过程。造成了除氧器的假水位。
预防措施：
1. 进行电泵试验时，将电泵勺管放在零位启动，当电泵前置泵入口温度开始
上升后再缓慢开启电 泵勺管。
2. 或将电泵勺管的开度在30%左右启动（这种方式有成功经验）。当大量的
低温水进入除氧器后，
没有汽化反而可能使除氧器内的饱和水适当降温，起到减少水位波动的目
的。
除氧器水位扰动的主要原因还是测量上的问题：1、水位变送器的量程小，对水箱汽、
水侧压力时相应较敏感；2、除氧器水位调节站对水位的调节反应也太敏感，水位对调节站
的作用太大。
可以采取的措施：1、电泵启动后，勺管在零位放久一点，不要急于提速；2、电泵试
转时，应确认机组负荷稳定，除氧器水位调节站在启泵前撤手动，因为此时除氧器进、出水
量是肯定平衡的，没必要增加或减少除氧器进水量；3、待和设备部商定后再决定是否可以
将电泵的前置泵密封水进水阀关闭，因为该路管路其实只起到将泵内气体赶走的作用，在电
泵热备时泵内应是不会有空气的，而造成电泵管路内水温较低的原因就是该路水进入造成
的。
#3磨煤机冷、热风调节挡板全现象 ：
8月29日12点50分，＃3机组负荷由540MW加至600MW期间，发现E磨热风调
节挡板开度至98％，冷风调节挡板开度至99.8％，检查E磨混风风量102t/h ，煤量47t/h，
磨煤机电流46A，热一次风偏置10t/h，E磨出口温度78℃且仍有上升趋势。经干预后13点
13分恢复热、冷一次风调节挡板开度正常，分别为40％和56％，E磨煤量减至42t/h，总风
量95t/h，磨煤机出口温度75℃，磨煤机电流53A。开分析
分析：
1 从磨煤机电流的变化，煤量减小而电流增加，判断为E磨的煤种发生变化，由神华
混改至了优二混。因为优二混的特性是硬度较大，灰份较大，磨煤机初次分离的粗煤粉颗粒
增加，导致了磨煤机的电流增加。
2 从磨煤机的冷、热风挡板开度曲线看，从12：16至12：23，热一次风挡板开度由
50％开至65％，冷一次风挡板开度由60％开至75％，期间煤量由46t/h增至47.5t/h，电流
由44A增至47A，分析这一过程的原因，是由于磨煤机煤种改变，E磨出粉的煤粉细度变
差，出粉量减少，E磨的进出口差压变大，为满足E磨的热一次风量符合风煤比限制，热风
调节挡板逐渐开大；同时由于E磨的出粉量的减少和热风量的增加，导致E磨冷风调节挡
板为满足E磨出口温度也逐步开大。随着煤粉中优二混含量的增加，E磨进出口差压进一步
增加，使得E磨热一次风量不能满足煤量要求，同时又排挤了冷一次风的流量，最终导致
了E磨的冷、热风调节挡板过调形成全开，E磨电流上升，E磨出口温度超过设定值的现象。
#3炉运行中二次风压调整
由于#3炉负荷变化较大，引起燃烧器二次风门关小，由于燃烧器二次风门调节较迟缓，
引起送风机增大叶角增加风压以维持风量，直至风压达到3.26kPa送风机电流达到
127/126A。经手动调整，风压降至1.1kPa送风机电流降至97/96A。
在#3炉运行中二次风由每层燃烧器两侧的二次风门进入燃烧器，送风机风量投入自动
后根据总风量指令、偏置及氧量修正回路的修正调整总风量，各层燃烧器二次风门投入自动
后根据各台磨的煤量按比例分配二次风。由于燃烧器二次风门的调节作用，引起在二次风量
不变的情况下，送风机出口二次风压存在一个很大的变化范围，在这个范围内，二次风量均
维持不变；荷变化较大时尤其是负荷在一降一升过程中，由于燃烧器二次风门调节较迟缓，
关小后不能及时开大，引起送风机增大叶角增加风压以维持风量，使得二次风压增大，风机
电流上升。并且稳定后由于燃烧器风量符合分配比例，燃烧器二次风门维持原开度。
出现上述情况后可以采取将燃烧器二次风门关撤手动，逐步开大燃烧器二次风门
关，使送风机动叶逐步关小；同时也可增加各磨的一次风量，减少送风机出力，待燃烧器二
次风门关调整至正常后再调整一、二次风量。
2004年8月8日#1机组跳闸
原2004年8月8日 08:03 #1发变组跳闸，炉MFT，厂用电切换正常。跳闸前BTG
屏首先是"励磁调节器A柜电源故障，励磁调节器A柜退出、继而调节器B柜电源故障、励
磁调节器B柜退出，高厂变A差动、高厂变B差动、主变差动、发-变组差动、AVR异常、
定子过负荷保护、过励磁保护、机组跳闸"光字牌亮报警；炉"MFT"首出"蒸汽故障"。小机A、
B跳闸，电泵自启正常。就地检查发电机、主变、高厂变外观正常。因分
2004年8月8日 08:03 #1机组跳闸前BTG屏首先是“励磁调节器A柜电源故障，
励磁调节器A柜退出、继而调节器B柜电源故障、励磁调节器B柜退出，高厂变A差动、
高厂变B差动、主变差动、发-变组差动、AVR异常、定子过负荷保护、过励磁保护、机组
跳闸”光字牌亮报警；炉“MFT”首出“蒸汽故障”。
经检查励磁调节装置B（5V、12V）电源模块因电源输出回路一浪涌吸收电容短路
击穿，导致12V电源输出中断，#1机励磁调节装置B柜电源故障后，由于励磁调节装置B
采样不到，装置B本身即连续加励磁，一直加到超过高限，使的励磁调节装置A跳闸。励
磁系统不正常后，保护动作，机组跳闸。后用#1机50Hz工频励磁对#1发变组零起升压至
20kV，发变组一次系统检查正常。
存在问题：由于励磁调节装置A、B是双冗余结构，励磁调节装置B故障后，装置
本身不会自动切除，使得双冗余结构失去作用。
#2炉主蒸汽温度偏低原因分析
近阶段，#2炉主蒸汽温度较低，如7月份主蒸汽温度平均为527.08℃，再热蒸汽温度
平均为536.68℃。主蒸汽温度比设计值低了近13℃，单从主蒸汽温度来看，对机组效率的
影响是非常大的。
影响主汽温的原因主要有以下几个方面：
1，燃料性质的变化。近阶段#2炉加仓煤种为C仓加富动12(6),其余仓加神华混27,富
动12(6)全水份13.2、挥发份25.10、灰份14.96、低位热值23.00、灰熔点℃:DT1390、ST、
FT均大于1400,神华混27全水份12.3、挥发份28.83、灰份9.27、低位热值24.72、灰熔
点℃:DT1350、ST1390、FT1400,从燃料性质方面与前些时候入炉煤种无明显差异。
2，炉内燃烧工况的影响。实际运行中发现主蒸汽温度偏低，可以适当进行风量的调
整和磨煤机运行方式的调整，加大上层磨的煤量适当加大下层磨风量，燃烧器摆角上调（目
前#2炉#1角卡涩调节范围很小），适当降低主汽压力等手段。
3，主汽压力的变化。目前#2机组CCS方式下加减负荷时汽压波动非常大，对主蒸汽
温度的调节也带来了影响。
4，机组负荷变化的影响。
5，锅炉吹灰的影响，正常运行中炉膛应根据规定进行合理的吹灰。
6，设备本身存在问题。#2机高压缸排汽温度设计值≤316℃，但目前机组运行300MW
时，如果主汽温537℃则高压缸排汽温度达到330℃左右，这就造成再热器减温水偏大。另
外到底是炉膛出口段过热器面积偏小还是再热器设计的受热面偏大需要经过很多试验和计
算来验证。
根据理论计算，主汽温差10℃对煤耗的影响大约为0.6-0.7g,再热器减温水10t/h对
煤耗的影响是0.5g，目前机组实际运行情况是负荷300MW时主汽温540℃，那么再热器总
减温水量要达到35t/h,而如果主汽温控制在525℃，再热器减温水就很小了。从理论上讲哪
个更经济也是很明显的。这其中就有个平衡点的问题，作为运行人员要尽量控制主汽温高一
点，同时还要注意再热器减温水，使机组安全经济运行。
接地引起阀门故障
7月17日，检修处理电泵润滑油冷却器温度调节阀后送电调试时，由于调节阀接地引
起汽机阀门柜接地，同时轴加出口电动阀和冷再供辅汽电动前隔发生故障。
从报警时序上看，轴加出口电动阀和冷再供辅汽电动前隔的故障是由于接地故障引起
的，但两阀门的故障程度并不相同，冷再供辅汽电动前隔故障后连续轮留发“开”、“关”、
“故障”信号，轴加出口电动阀发几个“开”、“关”、“故障”信号后就只有故障信号了。由
此分析，因为电动阀门柜接地使中性点电压升高，三相电压发生变化，引起冷再供辅汽电动
前隔有可能只是程序发生了错误，而轴加出口电动阀有可能控制电路部分已经损坏。
由于汽机段中性点没有电压表，不知道当时中性点电压有多少，而两个阀门又同
时发生故障，因此有必要专业进行确认该类阀门能否在一相金属接地时可靠工作，防止重要
阀门状态消失引发更大故障。
1.1.1
1.1.2
1.1.3
1.1.4 公用系统隔离。下列阀门应关闭后上锁并挂牌：4号机凝结水至暖通水箱及减温器隔
离阀； 4、5号循泵冷却水母管连通阀A、B；4号机闭式水至5、6号机空压机冷却水
进水阀、回水阀关闭并上锁； 4号机与5号机之间供氢总管A、B应有明显的断开点，
并加装堵板；4、5号机辅汽连通阀A关闭并上锁；4、5号机辅汽母管连通阀A前疏
放水总阀开启。4、5号机辅汽母管充分疏水后切至疏水器运行。4、5号机辅汽母管
连通阀B后疏放水总阀关闭并上锁。二期氢气供氢母管A、B在4、5号机之间应有明
显断开点，且已完成封堵； 3号炉燃油进油隔离阀后吹扫进气隔离阀；3号炉燃油进
油流量计后吹扫进气隔离阀；3号炉燃油回油流量计后吹扫进气隔离阀；3号炉燃油
回油流量计前吹扫进气隔离阀；3号炉燃油回油隔离阀前吹扫进气隔离阀；4号炉燃
油进油隔离阀后吹扫进气隔离阀；4号炉燃油进油流量计后吹扫进气隔离阀；4号炉
燃油回油流量计后吹扫进气隔离阀；4号炉燃油回油流量计前吹扫进气隔离阀；4号
炉燃油回油隔离阀前吹扫进气隔离阀。