#3机调试期间锅炉运行异常情况总结
#3机调试期间锅炉运行异常情况总结
1、水冷壁超温
（a）事件经过：
201*年5月25日，#3炉冲管。11:10锅炉点火，15:00启炉水循环泵，17:15开始启动B、A一次风机；17:20同时对F磨及B磨进行暖磨。17:38启动F磨，采用大幅开启旁路风与容量风，保持大给煤量的方式进行料位建立，18:00采取同样方式启B磨，18:14~18:37主汽压力从2MPa上升至5.8MPa，再热汽温大幅上升，开启对空排汽，18:37开始稳压冲管。19:08关临冲门，炉水循环泵因贮水箱水位低跳闸，锅炉实际给水流量由900t/h降至320t/h左右，短时间（约10s）发现后，立即用电泵增加给水，电泵短时出现过流现象。但中间点过热度已由0突升至110℃，水冷壁出现多处测点温度超过675℃。在电厂运行人员提醒下，采取了降热负荷，停磨措施。水冷壁温逐渐受控。
（b）危害：
（1）经推算当日18:14~18:37水冷壁出口介质温升达2.6℃/min，根据规程“整个升温升压过程控制单个水冷壁出口介质温度及贮水箱壁金属温度变化率＜1.85℃/min”；直流锅炉虽无汽包，但仍有贮水箱、分离器、联箱等厚壁承压件，如贮水箱壁厚达96.5mm，如温升过快影响，造成过大的温差应力，影响承压部件安全和使用寿命。
（2）下炉膛水冷壁材质12Cr1MOV，上炉膛水冷壁材质15CrMO。15CrMo最高使用温度为550℃，12Cr1MoV工作温度不超过570～585℃，对于低合金珠光体钢，如果超过设计使用温度运行，其组织稳定性和高温强度将明显降低，即使是超过5～10℃，均将使材料的使用寿命大大缩短。经过外推计算，12Cr1MoV钢设计使用温度是580℃下运行10万小时，当超温至600℃运行，运行时间将缩短至2万小时。就是说，温度超过20℃，使用的时间将缩短为五分之一。
（3）水冷壁管温差估计已超过200℃。根据规程“控制炉膛水冷壁任意相邻两根管子之间的温差不超过89℃，任意不相邻两根管子之间的温差不超过111℃”。
（c）原因分析：
制粉系统出力增加过快，造成热负荷快速上升，引起升压升温速度失控。
炉水循环泵跳闸后，实际进入水冷壁的给水流量迅速下降，低于厂家设计最小流量值541.5t/h。而此前主给水流量低保护（460t/h延时20s，379t/h延时2s）处于退出状态，造成水冷壁大范围大幅度超温和水冷壁管壁温差超限。炉膛内热负荷过高加剧超温的幅度和速度。
（d）经验教训
（1）严格控制暖磨和磨煤机出力增加速度，以防止升压速度失控。（2）严禁擅自退出机组主保护。给水流量低保护即为机组主保护。（3）运行人员应对给水最低流量及最低给水流量保护跳闸值熟知并保持足够的敏锐度。（4）电负荷或热负荷突变时，应加强对贮水箱水位的监控，判断贮水箱水位低无法控制，炉水循环泵即将跳闸时，应提前将给水泵出力提高至保护值（460t/h）附近。炉水循环泵跳闸后，应将给水流量迅速提高至最小流量值541.5t/h以上，接近原炉膛给水流量值。
2、低温（一级）过热器超温
（a）事件经过：
201*年5月26日，#3炉冲管。07:34点火，中班继续升压，09:08启动A、B一次风机及一台密封风机。09:15油枪总数9只，启动F磨运行，容量风门快速增加至30%以上并建立料位，火焰电视状况较差。09:25以相同方式启动B磨，09:30锅炉压力至4.8MPa，开始稳压冲管。此时火焰电视出现黑屏，低过出现明显超温现象（580℃），10:20B磨因一侧给煤机被杂物卡住，被迫单侧运行，中试人员要求将未断煤侧给煤机出力提高至40~50t/h，该侧容量风开度至50%，另一断煤侧容量风关闭至在10%以下，低过超温愈趋严重，多处测点超过600℃。增投油枪至16只左右，在降低F、B磨容量风开度，火焰电视监控状况有所好转，低过壁温逐渐降低，超温时间持续超过1小时。
（b）危害：
一级过热器位于尾部竖井后部，由水平的进口管组和悬垂的出口管组组成，水平管组12Cr1MoVG钢管和15CrMoG的钢管。出口管组由12Cr1MoVG钢管组成，15CrMo最高使用温度为550℃，12Cr1MoV工作温度不超过570～585℃。
降低受热面力学性能，缩短其寿命，。（c）原因分析：
（1）炉膛温度过低，煤粉着火条件差。（2）制粉系统建料位采取大给煤量、大容量风门开度方式，降低煤粉浓度和温度，风速过高均劣化了煤粉的着火条件。（3）风量过小，油枪着火差，降低了其实际助燃能力。（4）低负荷，采取单侧双出方式（接近于单侧单出），出力过大，两侧风速和浓度均会偏离正常。对着火不利。
（d）经验教训
（1）锅炉启动初期磨煤机的启动应有别于正常运行条件下启磨操作。两种工况条件下炉膛温度水平和管壁温度条件迥异，决定了前者必须大幅降低其操作幅度。磨煤机启动后如欲快速建料位，必须将容量风门短时增加，其出口温度和煤粉浓度均得不到保证，磨煤机出力增长的不稳定对着火同样也是不利的。应当认识到低负荷磨煤机启动操作其“容量风压增加，料位的建立”不仅是启磨操作的一部分，同样也是锅炉热负荷控制的一部分，必须同时兼顾，同时兼顾唯一正确途径就是严格控制容量风操作幅度和建料位的过程。
（2）目前实际入炉煤着火点应在650℃~800℃。无烟煤难着火难尽的特点，要求不仅在煤粉着火初期获得油枪强有力的助燃，同时在燃烧、燃尽阶段炉膛具有足够的高的温度和良好的均匀性。由于W火焰锅炉不存在如同四角切圆炉类似的火焰中心，启动初期相邻火嘴间火焰支持大大弱于正常运行条件，煤粉在此条件下稳定着火，快速燃尽需要具备两个条件：一是其对应油枪着火正常；二是整个炉膛具有足够高的温度。根据一期启动初期炉膛测温数据，入炉燃油流量应在20t/h左右，即不少于18只油枪。#3炉单只燃烧器功率更大，其启磨投粉条件应不低于此水平。
（3）火焰电视能在宏观上对炉内燃烧过程的进行判断，如出现亮度下降甚至黑屏，必须暂停升温升压，解决好燃烧问题。不顾燃烧状况，增投煤粉，易引起汽温失控和烟道再燃烧的发生。
3、主给水流量低保护动作MFT
（a）事件经过：
201*年6月23日早班#3机负荷500MW，07:58高压旁路电动门法兰冲破，被迫降负荷处理，降负荷至300MW左右，在欲提高贮水箱水位准备启动炉水循环泵过程中，给水流量控制不稳定，造成贮水箱水位上升至16000mm，锅炉压力高于17MPa闭锁341阀开，运行人员担心发生满水，立即拍停B汽泵，因B汽泵出力较大，此时另外一台汽泵出力很低，电泵虽启，尚无出力，造成锅炉给水流量低保护动作锅炉MFT。
（b）危害：
增加MFT次数，锅炉使用寿命折损。（c）原因分析：
（1）异常处理过程中操作急迫，造成水位控制不当在先，选择拍停汽泵过程中差错在后。（2）在341阀闭锁解除前，即开始进行炉水循环泵的启动准备，贮水箱水位高不能连锁开启341阀。（3）以汽包炉满水故障处理方法惯性思维贮水箱水位高问题，未摆对处理问题的主次与先后。（4）锅炉最低流量保护的概念尚未牢固形成，未意识到拍停汽泵可能引起的给水流量突降的可能后果。
（d）经验教训
（1）进行炉水循环泵启动前准备时，检查锅炉压力应已降至17MPa以下。
（2）牢固树立锅炉最低流量保护意识。任何情况下，只要锅炉未发生MFT，均应严格控制给水量的下降幅度，避免可能引起给水流量急剧下降的高风险操作，
4、吹灰过程燃烧恶化MFT
（a）事件经过：
201*年6月24日早班#3机负荷450MW，锅炉吹灰系统正在调试中，吹灰已进行至右侧炉膛上部长吹RL02。01:05炉膛压力出现－100Pa摆动，并很快发展至－200Pa，投油助燃，此时炉膛压力呈现迅速下降趋势，MFT保护动作。
（b）危害：
增加MFT次数，锅炉使用寿命折损。（c）原因分析：
（1）当日采取上位机操作，调试人员对吹灰具体位置与时间掌握不及时，未采取预防性措施。（2）吹灰系统调试疏水不足。存在大量积灰于系统底部RL02吹灰枪位置可能性（3）吹灰枪阀后压力整定可能过高。（4）首次吹灰积灰较多。（5）锅炉在此负荷段抗干扰能力仍较差。
（d）经验教训
（1）增加疏水次数。（2）没有把握的间隔时间较长的吹灰应提前投油。（3）严格执行吹灰压力控制要求，尽量取低限控制。
5、煤水比失调主汽温急剧下降，低汽温保护机组跳闸
（a）事件经过：
201*年6月26日中班#3机组负荷600MW，6台制粉系统运行，协调控制投入。10:57C磨煤机因C2长时间断煤出口温度高（175℃）跳闸。此时主汽温度550℃，中间点过热度24℃（目标值19℃）。11:05监盘人员投6~7只油枪并将机组负荷以协调方式减至560MW,此时中间点温度短时升至27℃，主汽温度563℃，主汽温度未发生明显变化，减温水逐渐关闭，减温器后温度下降不明显。11:11启动C磨，机组负荷以协调控制方式逐渐往600MW带，11:27机组负荷595MW，主汽温度已下跌至549℃左右，并仍存下降趋势，速度约10~20℃/min中间点温度降至15℃时，机长令主值提高中间点温度设定值被调试人员制止，机长建议适当降负荷，也未被调试人员接受。11:30主汽温度已降至498℃，之后主汽温度开始加速下降，速度30~40℃/min。11:32低汽温（过热度）保护动作，锅炉MFT，汽机跳闸。此时中间点过热度10℃，主汽温度接近430℃。
（b）原因分析：
（1）机组负荷降至550MW，重新启C磨恢复负荷过程，煤水比失调。以经验判断，正常给水量=（机组有功×3）－（50～100），当时启动C磨后，给水自动调节开始偏离正常，给水量高出正常需求100~200t，一直持续跳机前。
（2）启动C磨煤机后容量风量信号短时快速增加，并不能与输入锅炉的热量对应，存在虚假热量部分，而中间点温度未进行有效反馈，是造成给水量超过正常需求100~200t，导致煤水比失调。
（3）调试人员既未对中间点温度的变化总趋势做出判断，也未因给水量、水冷壁出口温度变化引起警觉。造成给水量偏大持续时间长达15~20min
（c）经验教训
（1）任何自动都存在适应工况范围，在测量设备异常或工况突变时，自动可能出现错误调整动作，故必须对主要自动相关参数点联系起来判断，对于直流炉给水自动判断，既要观察中间点温度变化，也要分析水冷壁出口温度及给水量与机组有功有匹配。（2）中间点过热度对煤水比变化反映存在一定滞后，运行情况表明并不在所有工况下均存在中间点温度与主汽温度的变化的对应关系。但总趋势仍然是正常的。（2）减温器后温度对燃烧和中间点过热度突变工况响应存在一定滞后性。汽温调节对于汽包炉应结合热负荷电负荷匹配及管壁温度变化。对于直流炉应结合给水量与电功率匹配及水冷壁温度变化。
6、其它异常（1）停炉后空预器电流升高。
调试期间，#3炉空预器在停炉后，多次出现电流上升、大幅摆动，动静碰磨现象。只能通过开挡板、启送、引风机控制。原因正在查找。停炉立即启风机对锅炉进行强冷是严重影响锅炉安全寿命的操作，对控制超临界锅炉氧化皮也是十分不利。（2）燃烧抗扰动能力弱。
201*年6月26日早班机组负荷600MW，6台磨运行，协调控制投入，4:20锅炉突然燃烧不稳，炉膛压力＋50～－280Pa间波动，火检未见异常。投油稳燃，切除引风机自动，手动调整炉膛压力。会同火安、中试全面查找原因，除煤质稍有变化外，其余未见异常。持续时间近40分钟后自动消失。分析可能单台磨混入难燃煤种，影响其对应少数燃烧器的着火稳定性。168期间入炉煤质实际发热量水平18500～2201*kj/kg，主要以北方煤为主，锅炉对煤质变化表现出的特性未得到充分暴露。从此次数燃烧不稳炉膛压力波动幅度和火检不对应情况看，单台燃烧器着火对炉膛压力影响较大。国内已投入的巴威600MW机组均表现出对偏离设计范围煤种适应性差。尽管我厂#3锅炉做了较多的优化设计，其燃烧稳定性问题仍是较大未知量。（3）结焦
#3炉启动制粉系统进入整套启动第三天即出现明显结焦，结焦的主要部位在两侧墙分级风喷口高度至拱部燃烧器高度，结焦厚度最大约0.5m，在负荷变化过程中有轻微的垮焦现象翼墙看火孔堵死，停炉后有大量硬质焦渣掉入捞渣机。旋流燃烧器对结焦的影响和调整特点需不断摸索。分析结焦的原因：锅炉设计卫燃带面积偏多，试运期间煤质比设计煤质好（挥发份较高），导致下炉膛温度较高。试运过程中通过辐射高温仪测得看火孔处炉膛温度最高达1600℃左右，较B&W公司其它W型锅炉高200℃以上。针对结焦问题调试人员采用加大送风量（氧量）、增大分级风开度的方法，降低下炉膛温度。（4）火焰下冲
锅炉带负荷试运初期出现了分级风管和冷灰斗护板烧红的问题，其主要原因是拱上燃烧器一次风和二次风刚性较强、下冲行程较长，导致分级风以下区域炉膛温度过高。通过加大分级风挡板开度，降低拱上燃烧器风速的方法问题得到解决。建议在不同负荷下分级风挡板采取不同的开度，即负荷从300MW至600MW相应的分级风挡板开度从30%增大至60%。#3机168结束后，停机前，煤质变差（单磨平均出力尚未超过50t/h），#3炉#3冷灰斗上部护板有烧红现象，进行局部配风调整效果不明显，下次开机内外二次风、调风盘、上下拱风量分配需要根据实际入炉煤质调整。
。项目一次风温二次风温磨煤机入口风温一次风速（喷口）二次风速（内环）二次风速（外环）乏气风速分级风速一次风率（喷口处）二次风率乏气风率分级风率煤粉细度R90单位℃℃℃m/sm/sm/sm/sm/s%%%%%数值13036933419.6118.3435.3324.4244.7811.1155.7811.11224内二次风轴向叶片的最大开度为60°，最小开度为20°。外调风叶片的最大开度为80°，最小开度为40°。
调试前燃烧器调风机构的位置如下：调风套筒开度约80%；调风盘开度50%；内二次风轴向叶片开度45°；外二次风轴向叶片开度60°。
（5）左右侧蒸汽温度偏差较大
在整套启动期间，锅炉左右侧温度偏差较大的问题，其中水冷壁出口温度偏差为5~12℃、低温过热器出口汽温偏差10~40℃，一般情况下均为左侧高，为保证屏过和高温过热器出口温度均匀，采取关小炉左过热烟气挡板的方法进行调节。W型锅炉左右侧烟气和蒸汽温度偏差是较普遍存在的问题，产生偏差的主要原因是W型锅炉炉膛较宽、沿炉膛宽度方向热负荷及燃烧方面存在偏差。亚临界锅炉这种偏差对屏过和高过出口蒸汽温度影响相对小一些，因其汽包已经均衡了一部分偏差；而超临界直流锅炉因其结构特点，水冷壁对热偏差的敏感性增强，同时在后面的各级受热面造成更大的偏差，3号锅炉在屏过出口有一级交叉，高过受热偏差影响相对较小，因此热偏差问题集中反映在屏过进出口温度上。解决蒸汽温度偏差的根本途径是消除炉膛热负荷偏差。锅炉启动调试初期由于C2乏气风未打开、B制粉系统运行不太正常，导致炉右燃烧工况较差，从而引起左右侧热偏差较大，C2乏气风打开并对制粉系统运行工况进行调整后偏差大的问题明显改善。
（6）炉膛负压测点堵灰问题
7月1日试运过程中发现炉膛负压显示成一条直线，基本没有波动现象，退出引风自动后加大和降低炉膛压力，从DCS监视所有炉膛负压测点发现共6个测点中有三个没有变化。分析为这三个炉膛负压测点存在堵灰问题，不能正确反映实际的炉膛负压。7月2日，热工专业人员退出炉膛负压自动和保护后对负压测点进行了吹扫，负压测点显示正确；但在7月3日又发生同样的问题。对炉膛负压测点安装位置和取样管结构进行分析认为：造成负压测点频繁堵灰的主要原因是测点取样口管径太小，容易积灰且积灰不易自行脱落，该问题已联系锅炉厂提供解决措施。
（7）正常运行中一级减温水全开
机组达到稳定负荷后，多次出现一级减温水全开运行情况，减温水没有裕度。无论是在亚临界锅炉还是超临界锅炉，减温水调节汽温都有快速响应的特点，但与亚临界锅炉不同的是减温水只是作为超临界锅炉的微调。当减温水量增大，超临界锅炉减温水喷水点前的受热面，特别是水冷壁中工质流量必然减少，使水冷壁中工质温度升高，其结果不仅加大了汽温调节幅度，而且有可能导致水冷壁或屏过超温。通过中间点温度设置是调节进入水冷壁给水量和减温水量的比例。在给水总量不变化情况下，当减温水逐渐增加时，进入水冷壁中的水量减少。
扩展阅读：_1机调试总结
河曲电厂#1机调试总结
一、前言
鲁能河曲发电有限责任公司一期建设工程为两台600MW亚临界参数燃煤发电机组，锅炉由哈锅有限公司供货，汽轮机由东方汽轮机厂供货，发电机由东方电机股份有限公司供货，机组热工控制设备采用西门子TXP分散控制系统，工程设计单位为山西电力设计院，工程主体施工单位为山东电力建设三公司、天津电力建设公司承建#1机组冷却塔，工程监理单位为山东城信监理公司，主体调试单位为山东电科院
为了保证机组投产后具有高可用率、高效率，要求设计、安装、调试各单位在工作中树立精品工程意识，严把工程质量关。机组整套启动调试工作是工程建设过程中的最后一道工序。没有设备、设计和安装的高质量就没有调试的高质量，没有调试的高质量也就不能保证机组投产时的高水平，所以调试工作的指导思想就是保证工程的整体质量。机组启动调试工作是火电建设工程的一个关键工序，其基本任务是通过调试检验设备及系统的设计、选型、制造、安装、运行是否满足安全、合理、完整、经济的要求，使新安装机组安全、顺利地完成整套联合启动并移交生产。机组投产后能安全稳定运行，形成生产能力，发挥投资效益。
为了确保机组在168试运后，我们能够接过一个全方位都达到优良的机组，在机组调试过程中我们运行人员对调试质量进行了全面的跟踪，对调试中出现的设备缺陷及时的通知了调试单位和建设单位。
经过各参建单位的共同努力，鲁能河曲发电公司#1机于201*年10月20日进入总启动，至11月12日6:40开始168小时连续满负荷试运，于201*年11月19日6:40正式移交生产。
从#1机分步试运至168小时连续满负荷试运结束，总用水量为478210t/h，用氢气量为1482立方米，用二氧化碳280立方米。二、汽轮机设备概况及特点
汽轮机为东方汽轮机厂设计制造的N600-16.7/538/538-1型亚临界、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、双背压凝汽式汽轮机。主要技术参数如下：
项目单位额定工况机组出力主蒸汽压力再热蒸汽压力高压缸排汽压力主蒸汽温度再热蒸汽温度主蒸汽流量再热蒸汽流量背压低压缸排汽流量补给水率循环水温度最终给水温度MWMPa(a)MPa(a)MPa(a)℃℃kg/hkg/hkPakg/h%℃℃60016.673.2833.648538538176024015044024.91077746021273每台机组设有两台50%容量的汽动给水泵和一台30%容量的电动给水泵（机组启动时由电动给水泵向锅炉供水，正常运行时由两台汽动给水泵向锅炉供水）。汽机给水回热系统由三级高压加热器、一级除氧器、四级低压加热器组成，加热器疏水采取逐级回流，除氧器采用滑压运行。高压加热器给水采用大旁路系统，低压加热器采用小旁路系统，每台低压加热器可以单独解列。凝结水系统设两台凝结水泵，单台容量为机组最大凝结水量的100%，设有凝结水精处理装置，并带旁路。两台循环水泵（正常工况运行两台，冬季可运行一台），三台水环式机械真空泵，机组设有容量为30%BMCRR启动旁路系统。三、总启动过程
按照#1机组启委会的要求，#1机组从10月20日进入启动阶段，我们运行人员于10月18日全面介入#1机组的启动操作。考虑到机组投产后的正常稳定运行，考虑到我们运行人员操作方便，监视方便，提出了若干份热工定值、保护逻辑修改单，对设备及系统进行改进和改造，为整套起动的安全和稳定发挥了重要作用，也为将来机组的长周期运行提供的有力的保障。在机组进入总启动前，制定了详细的工作计划，也做了充分的准备，对汽机专业所辖每个设备和系统进行了启动前的联锁保护试验，特别是涉及到机组跳闸和油系统联锁保护试验，进行了信号模拟试验和设备联动试验确保每一个保护动作的正确性和可靠性。在对每一个系统的恢复和设备的启停时，要求操作人员严格按照系统检查卡和操作票进行，确保每投入一个系统合格一个系统。采取多种措施，克服困难，在保证人身和设备安全的前提下，确保调试质量，做到按正式系统从DCS操作员站上进行操作，尽量减少临时措施。协助建设单位使＃1机组调试进度按大纲要求准时进行调试。汽机侧完成了循环水泵试运和系统的投入、电动给水泵组的试运、汽动给水泵组的试运、汽机润滑油系统试运、汽机投盘车、机组热力系统蒸汽冲管、发电机风压试验、汽轮机轴封及真空系统试运、汽机旁路系统的试运、EH油系统试运、发电机油水氢系统投入等工作。
从201*年10月17日我们运行人员上岗开始对整机启动进入了分系统的投入工作：
10月17日10:20启动发电机定子冷却水B泵，投入定子冷却水系统运行，做定子冷却水系统联锁试验。运行B泵调整压力调整阀至26%，流量到92t/h，入口压力0.3MPa，泵就地出口压力0.86MPa，水位高限。
10月18日11：45开启压缩空气至发电机气体置换阀，发电机充风压，入口空气压力表指示0.3MPa，充风压至0.05MPa用时约2.5小时，启动发电机密封油A主油泵，用密封油三路油源门供发电机密封油压力0.34MPa，调整差压0.054MPa。
10月18日12：30启动A凝结水泵运行，并投入凝结水系统运行。10月18日20：35#1凉水塔补水，10月19日6：00#1凉水塔补水结束。10月19日11：50B小机暖管结束，B小机第一次挂闸，挂闸成功后就地打闸正常。11：57B小机第二次挂闸，升速至500r/min进行摩检，在集控室内打闸正常。12：241B小机第三次挂闸升速至201*r/min时。振动突升X#1：125UM/#2：103UM；Y#1：105UM/#2：98UM，振动大跳闸。13：261B小机升速1000r/min，暖机。13：401B小机升速201*r/min，暖机。14：101B小机升速2900r/min，振动最大#1轴承38UM。15：351B小机转速至5170r/min，各参数如下：1B小机#1轴承：79℃、#2轴承83℃、振动最大36UM、油温41℃。10月19日16：02厂用电失去，六大风机、三台炉水泵、密封风机B、凝泵B、循环水泵A、B、EH油泵A、密封油泵A、大机TOP、MSP、暖风器疏水泵A、辅机冷却水泵、空压机冷却水泵等交流设备均停止，小机直流油泵、大机直流油泵自启、1B小汽机跳闸、(小机EOP出口压力0.38MPa而润滑油压无指示)、停大机轴封、开大机真空破坏阀大机破坏真空、停大机轴封、关辅汽供小机供汽门、停三台炉水泵注水。17：05保安段恢复、启大机TOP、MSP、顶轴油泵A、系统运行正常后启大机盘车运行正常(大机盘车电流15.8A)，启动炉侧六大风机油站。
10月20日开始进行发电机气体置换，用二氧化碳排机内空气。10月20日14：49投轴封暖管，启轴加风机A。10月21日2：46发电机内二氧化碳含量87％。10月21日7：10发电机开始充氢。发电机气体置换用二氧化碳54瓶，用氢气300立方米。
10月21日7：18锅炉点火进入总启动
10月21日13：30开启投入旁路，因低压旁路后疏水管道增加节流孔管道振动大无法投入，后将节流孔取，旁路可以正常投入。
10月21日14：52高压缸开始倒暖，倒暖前参数：高中压缸膨胀左/右：4.3/3.8mm；高压缸第一级上壁温度：５６℃；高压缸第一级下壁温度：５４℃；中压缸内壁温度：５６℃；中压缸外壁温度：５５℃；高中压缸差胀：２.１mm；低压缸差胀：３.８mm；转子偏心：２１.１mm；高压缸排汽口上半壁温度：９１℃；高压缸排汽口下半壁温度：１１０℃；主汽温度：２４６℃主汽压力：２.３２MPa。
10月23日0：10A小机挂闸，就地手动TRIP正常。A小机第一次挂闸。0：24A小机挂闸升速率100rpm/min，至200rpm暖机5分钟，MEH手动TRIP正常。4：20A小机挂闸，升速率300rpm/min，TSI超速试验，4：27TSI超速动作：就地6325rpm，DCS6325rpm。4：52A小机挂闸，升速率300rpm/min，MEH超速试验正常，就地6329rpm，DCS6325rpm。
10月23日3：15大机挂闸成功，投阀预暖。主机第一次挂闸
10月23日3：57大机挂闸。03:58大机冲转,主汽压:4.4MPa,主汽温:360℃，再热压力1.0MPA，再热温度350℃。04：05转速到200r/min，进行摩擦检查。04：15摩擦检查结束，升速至500r/min保持20分钟，全面检查。05:24转速到1500r/min，进行中速暖机。06：46电泵入口压力低跳闸，水位低MFT动作，三台炉水泵跳闸。汽机跳闸。7：58大机转速升到1500转／分，进行暖机。
10月23日10：20大机升速至3000转/分，主机第一次定速。#7瓦振动最大6.1丝。定速后参数P1=6.48/6.5MPa,T1=498℃，P2=1.1MPa,T2=480℃，真空87.1/87.6KPa。高中胀差3.6mm,低压胀差5.0mm，串轴-0.4/-0.4mm，偏心0um，膨胀19.3/18.5，CV1-4=7.4/6.5/8.6/8.3%，ICV1-2=16.4/16.9%，GOCSET=4.37%，CCS=4.31%，高压主汽阀463/436℃，高调阀373/338℃，高排325/330℃，调节级308/309/303，高压内缸323/324/316/316℃，中调347/376℃，中排255/255℃，中压内缸362/377℃，一抽277℃，三抽276/237℃，就地绝对膨胀15mm，主油泵入口0.2MPa，主油泵出口1.5MPa，润滑油压力0.2MPa，轴承回油温度42℃，顶轴油压力4.7/4.0/3.5/2.8/2.8/3.9MPa，入口压力0.36MPa，出口压力4.5MPa。推力轴承温度：正向64/62/61/63/66/71/66/64/62/63℃；负向63/61/64/64/70/71/67/64/65/63
℃；轴瓦温度：77-79/71-67/83/78/78/85/69/72℃；轴承回油温度：47/49/61-60/55/55℃；瓦振：2.1/4.9/10.2/10.5/24.3/26.5/17.4/5.6；轴振：32/28/26/18/37/19/61/37；高旁流量：110t/h,开度65%，高旁后压力0.34MPa，低旁70%/56%，低旁后压力0.10/0.05MPa。
10月23日11：23做大机注油试验。二次试验动作正常。
10月23日13：18电泵入口压力低，电泵跳闸，，汽机打闸，炉MFT，关闭旁路，检查大机油系统运行正常，14：18大机转速到零投大机盘车，惰走64分钟。
10月23日22：05启动A汽泵前置泵，A小机挂闸。22：09小机500rpm，22：14小机1050rpm，轴振动X方向42/26/12/18um，Y方向42/28/15/26um。A小机第一次带负荷
10月24日11：40汽机严密性试验开始。主汽门严密性试验前：P1=9.23MPa,T1=509℃，P2=1.1MPa,T1=486℃，真空82.6KPa。264秒下降至1820rpm，536秒下降至1000rpm，863秒下降至648rpm，试验后P1=10.74/10.72MPa,T1=518℃，P2=1.3MPa,T1=501℃。调门严密性试验前：P1=10.53MPa,T1=509℃，P2=1.1MPa,T1=502℃，真空83.7/82.8KPa。731秒下降至685rpm，试验后P1=11.34MPa,T1=518℃，P2=1.3MPa,T1=501℃，真空83.1/82.2KPa。
10月25日3：00B小机冲转。7：25B小机做超速试验6327rpm6427rpm动作正常。10月25日23：09大机挂闸冲转。23：40#1机组3000rpm定速。
10月26日0：22#1发电机就地启励正常，#1发电机与系统并网，带初负荷30MW。发电机第一次并网。发电机并网后机组参数为：
高中压胀差1.6mm，低压胀差12.2mm，串轴=-0.3/-0.3mm。偏心=0mm,膨胀29.3/28.1mm；瓦温度：80-82/76-71/82/78/79/85/70/71；回油温：48/49/58/58/56/57/57/57/54/47瓦振动：4.4/8.0/47.1/39.5/65.5/62.6/18.3/7.8轴振动：27.4/42.6/45/49.5/45.1/36/56.6/32.9
推力轴承温度：负向64/62/61/63/66/71/64/63/62/64℃，正向64/62/66/64/72/72/70/67/66/65℃。
10月26日9：27＃1发变组与系统解列，汽机做超速试验。09：37电超速动作，转速动作值3301RPM。就地3301RPM。09：55机械超速动作，转速值3306RPM。就地3302RPM。10：04机械超速动作，转速值3302RPM。就地3302RPM。
10月26日10：58机组试验结束＃1发变组与系统并列。发电机第二次并网11：06B小机转速无法控制，汽包水位高高，手动MFT。
10月26日17：50机组负荷达300MW，机组负荷第一次达50%。22：42因为凝汽器真空低，#1汽机跳闸，#1发变组与系统解列、锅炉MFT。
10月29日9：51大机挂闸。9：51大机挂闸。10：55＃1发变组与系统并列。
10月31日12：12机组带至600MW，机组第一次满负荷运行。机组参数为：瓦振：11.2、11.3、47.6、44.6、47.7、53.7、22、9.7um轴振：33.3、34.5、36.9、48.5、51.3、31.8、77.9、36.6um真空：H：84.6KPa、L：84.9KPa、偏心：0.1、缸胀：L:32.3、R:30.6
位移：0.3mm10月31日21：40机组减负荷至480MW，准备做真空严密性试验。A/B侧凝汽器真空下降速度：1.24/1.44KPa/min，真空严密性试验不合格。
11月4日9：40真空严密性试验：高压侧0.4KPa/min，低压侧0.38KPa/min。11月5日0：02#1机组负荷300MW,合上甩负荷开关，发电机出口5021开关分闸。机组转速就地最高3097r/min，DCS上3096r/min。02：30机组负荷600MW，合上甩负荷开关，发电机出口5021开关、励磁开关分闸正常，一次风机联跳磨煤机正常。转速3207rpm，手动打闸汽机，转速下降。炉膛压力-3400Pa，炉MFT，吸送风机跳闸。就地转速最高3206r/min，DCS上3206r/min。02：31机组打闸停止消缺。
11月7日20：30升负荷至600MW。值长通知机组进入168小时试运阶段。11月10日3：33发电机励磁系统故障，发电机解列，汽机跳闸，主汽门关闭，锅炉负压保护动作MFT，风机全停。5021、5022分闸，厂用电切换成功，TOP、MSP联启正常。
11月12日6：00升负荷至600MW，进入168试运行。四、调试期间发现机组存在的问题及解决处理情况1、低压旁路管道振动大无法投入
十月二十二日，锅炉点火后准备投入旁路系统运行提高蒸汽参数，按照旁路系统的投入逻辑，低压旁路压力调整阀投入前，先开启低旁减温水调节阀(阀位大于4%)，低旁减温水调整阀不在关位则联锁开启低旁减温水电动门。按程序试投入旁路时，发低压旁路振动大，当低旁开度大于10%时，振动就明显增大，后停止旁路系统，凝汽器降真空对低压旁路系统的疏水进行改造后，振动减小。低压旁路振动大的主要原因是旁路系统的疏水设计不合理，低旁后疏水经过￠10的节流孔板排入高压侧疏水扩容器，因低旁本身管道直径大，投入前疏水多，疏水管不畅，管道内积水多，引起振动。另外旁路系统的逻辑设计不符合实际要求，在低旁没有投入前，先开减温水，减温水阀不严，大量的减温水进入低旁压力阀后管道，无法及时疏出，造成低旁管道不能很好的预暖。旁路系统投入时，一定要先进行充分的暖管，检查疏水畅通。投入旁路时高低旁压力调节阀的开启速度要缓慢，防止引起热冲击。低压旁路系统投入时，缓慢开启压力调节阀，再开启减温水调节阀。2、发电机密封油真空箱浮子阀损坏
十月二十一日晚21：30因A密封油泵振动大没有投备用，发电机密封油管道振动引起密封油压力波动联起直流事故密封油泵，派人就地检查，调整密封油压力正常准备停止一台密封油泵运行，发现密封油真空油箱油位高联停密封油真空泵运行，手动关闭真空油箱吸油门、润滑油供密封油门无效油位仍然上升，检查发现主密封油泵入口管有返油现象，停止主密封油泵并关闭主密封油泵入口门，关闭发电机密封油压力开关试验用排油门。联系三公司对密封油真空油箱放油，后检查发现真空油箱浮子阀损坏严重。
发电机主密封油泵出口溢油阀不能正常动作，引起密封油压力经常出现大幅变化造成备用油泵或直流事故密封油泵经常联动，
发电机密封油压力开关试验用排油门误开是造成密封油箱满油的直接原因，在发电机事故油泵运行时，发电机密封油经压力开关试验用排油门直接返回至真空油箱，虽然真空油箱浮子阀已关闭，但这一部分回油是经过再循环管直接回至油箱，造成油箱油位一直上升。
发电机主密封油泵出口溢油阀不能正常动作，引起密封油压力经常出现大幅变化造成备用油泵或直流事故密封油泵经常联动，密封油系统运行不稳是造成这次事故的间接原因。密封油溢油阀不能正常调节油压，引起系统压力波动，备用油泵、直流事故油泵经常联动，给运行人员调整带来困难。
运行人员对密封油系统没有完全熟悉，对事故的分析、判断、处理不当也时这次事故的一个原因。只注重检查密封油系统管道的阀门，没有检查仪表用阀门，造成事故处理不及时。
发电机密封油真空油箱浮子阀本身质量存在问题。发电机密封油浮子是一空心钢球中间经一穿心杠杆连接，在连接部位可能不严浮子内进油，失去调节作用。
发电机密封油压力开关试验用排油门挂“禁止操作”牌，在发电机密封油系统投入运行时，检查这个阀门在关闭位置。密封油系统投入运行时，检查系统阀门开关位置正确。3、轴封安全阀返水
十月二十二日10：25，#1机轴封安全阀突然冒出大量水。#1机组疏放水系统管道设计不合理，是造成这次事故的主要原因。整个疏放水系统从13.7米到6.9米再到0米经一串联的管道将所有的有压放水和无压放水全部接到一起，在有压系统放水时，压力水返回至无压放水管道。对整个疏放水系统进行改造，将有压放水和无压放水分别排放。对无压放水管道如安全阀冷凝放水加装阀门，运行中定期开启放水，防止压力管放水返回无压管道。4、主机真空低
十月二十三日，23：15汽轮机3000r/min空载稳定运行，A给水泵汽轮机进行带负荷试验，试验转速1750r/min升速过程中。凝汽器真空突然下降，从82.4KPa下降至66.78KPa，高低压旁路保护动作，高低旁路快关，＃1至＃4高压调节汽门全开，中调门开启，VV阀关闭。主机无法维持运行，打闸停机，23：36A给水泵汽轮机停止运行
就地检查左右侧高排逆止门没有完全开启，只有一小部分。就地检查三台真空泵运行正常，凝汽器水位变化幅度大DCS指示1350～1800mm，凝汽器放水至就地水位计1500mm发现水位仍然变化幅度大，水位计有漏真空点。主机轴封压力28KPa，辅助蒸汽压力0.35Ma，检查主机轴封系统运行正常，A给水泵汽轮轴封运行正常，A凝结水泵入口滤网进行清理工作。凝结泵密封水门关闭、凝结泵吸入罐空气门没有关闭，造成凝汽器真空下降。
今后凝结水泵有检修工作，特别是与真空系统运行的关系的系统或阀门进行检修工作时，一定要按规定执行有关的操作票、工作票防止误操作。5、凝结水至除氧器管道振动
十月二十日23：42#1汽轮发电机组因低真空跳闸，发电机解列，锅炉MFT。23：10锅炉点火准备恢复机组运行，23：17发现除氧器部位有剧烈的振动响声，后确认振动部位是主凝结水至除氧器逆止门后管道发生剧烈的连续间隔的振动，23：23停止电动给水泵、汽动给水泵、凝结水泵，管道振动间隔时间变长，振动逐渐消失，后检查发现主凝结水至除氧器本体法兰结合面因振动泄漏。2：30和4：40启动除氧器上水泵准备对除氧器和振动部位的管道进行冷却发现振动仍然很剧烈，停止冷却。
振动发生在凝结水停止向除氧器上水、机组停止运行40分钟后。当时机组停止后，由于除氧器水位调节阀投入自动，所以调节阀自动关闭，只有小部分漏量进入除氧器。机组停止后四台低加同时随机停止运行，凝结水温度也同时下降由原来运行时的137℃下降至35℃，对凝结水管道进行了冷却。当时振动发生在主凝结水至除氧器逆止门后部分管道，除氧器本体振动很小、主凝结水至除氧器逆止门前管道振动也很小，振动时并没有出现管道的剧烈晃动或除氧器本体的连动振动，只时表现为剧烈的、清脆的如放炮似响声。由于停机后高压辅助蒸汽至除氧器加热门没有关闭，除氧器内部的压力、温度逐渐上升，除氧器内部压力后上升至0.51MPa。这样除氧器内部的蒸汽漏入这一部分倒立的F型管道中，蒸汽在管道内急剧凝结，在管道内形成局部真空，真空越高，从除氧器内漏入的蒸汽越多，振动越据烈(当时的实际情况也时这样)。
机组停止运行后，立即检查关闭进入除氧器的所有加热门，防止大量的蒸汽进入除氧器内部。
将高压辅助蒸汽至除氧器加热电动门的逻辑修改为：除氧器压力＞0.15MPa或机组负荷＞10%强制关闭辅助蒸汽至除氧器加热电动门。
机组停止后，投入汽动给水泵的前置泵运行，并开启汽动给水泵前置泵再循环管，保证主凝结水到除氧器逆止门后管道一直有压力，除氧器内的蒸汽也反不回这一部分的管道，阻止形成汽水交汇凝结的空间。另外也是对除氧器进行有效的、均匀的循环冷却。
将主凝结水至除氧器的逆止门往后移动至凝结水进入除氧器的垂直管段上，有效的减小可能形成汽水交汇凝结的空间。
机组停止运行后，解除除氧器水位调节门自动，手动缓慢的调整除氧器水位调节门的开度，保证管道内有水流动，对管道进行缓慢的冷却。并根据除氧器水位调节除氧器放水门的开度。
机组正常运行时，关闭除氧器上水泵至除氧器上水门，防止除氧器误上冷水。除氧器停止后，关闭#3高加正常疏水门、关闭连排至除氧器门、开启除氧器排空门，有效的降低除氧器内部的压力。6、#6轴承、#7轴振动大
#1机组10月23日11：05第一次冲转3000r/min定速后#6瓦振0.026mm，#7轴振0.061mm，10月23日17：10第二次冲转3000r/min定速后#6瓦振0.0439(MAX0.0792)mm，#7轴振0.0515mm，10月25日23：40第五次冲转3000r/min定速后#6瓦振0.044mm，#7轴振0.056mm，10月26日00：22机组第一次并网后#6瓦振0.0626mm，#7轴振0.0566mm，10月26日9：00机组超速试验前#6瓦振0.0652mm，#7轴振0.0545mm，10月29日机组3000r/min定速后#6瓦振0.061mm，#7轴振0.054mm，并网后230MW负荷#6瓦振0.0747mm，#7轴振0.0638mm，10月30日310MW负荷#6瓦振0.075mm，#7轴振0.0643mm。上述记录表明机组从第一次冲转到现在#6瓦振、#7轴振，分别增大0.01～0.02mm。
机组从第一次冲转冷态到现在的带负荷50%，整个汽缸温度水平已提高很多，汽缸膨胀由冷态的4.1mmm/3.8mm到现在的32mm/30.2mm。造成振动大的原因可能有：#6瓦及低压转子与发电机对轮联轴器冷却效果差，鼓风摩擦损失大局部温度高，膨胀受阻或轴承座膨胀中心抬高引起轴承振动大。就地实测#6瓦及低压转子与发电机对轮联轴器外部温度最高部位81℃，平均部位在64℃左右，远远大于其它轴承的温度。低压轴封供汽温度不稳。现低压轴封供汽减温水不能投自动，减温水压力高，减温水调整门内漏量大，温度控制相对困难，温度变化大从100～290℃。轴封供汽温度高、引起低压缸轴承座膨胀大中心抬高或引起轴承座与转子中心不一致造成振动大。低压缸膨胀受阻或膨胀不均匀引起振动大。机组带负荷发电机转子力矩增大引起振动大。
利用机组停止消缺时，检查联轴器冷却油喷咀的冷却油流量是否达至要求，或增加冷却油量，降低轴承温度。
调整低压轴封供汽温度稳定在180～200℃，防止低压轴封温度变化大引起轴承认中心变化造成振动大。
检查低压缸是否有膨胀不均匀或受阻现象。五、现存在的主要问题
1、发电机密封油真空油箱油位和真空低。
发电机密封油真空系统漏真空，真空油箱真空低达不到设计要求，并且现在油箱浮子阀调节油位低，油箱内油漠太多不利于发电机密封油系统的正常运行。另处发电机密封油泵出口溢油阀不能正常动作，引起密封油系统管道的大幅振动。
2、#1冷却水塔存在问题
冷却水塔虹吸罩已坏，两台循环水泵运行时，冷却塔内区有1/2的地方不配水，对今后机组夏季运行存在很大的影响。并且冷却塔填料有很多已坏，冷却效果不好。
3、发电机补氢时间长并且不能达到设计的自动补氢
从制氢站氢罐出口的管道太细，氢母管到#1发电机补氢控制盘前的最在压力在1.0MPa，每次补氢都需几小时才能升起压力。且氢气控制盘安全阀压力定值高不能自动补氢。
4、冷却塔及厂区蓄水池补水难并且不能实现自动补水
现运行方式，一条供水管线向厂区补水时，因为供水压力低两个冷却塔不能同时补水。并且向蓄水池补水门开启时，也不能向任一个冷却塔补水，冷却塔补水不能实现设计的自动补水功能，需定期进行人工补水。
厂区蓄水池水位无法实现自动控制，且补水流量不能监视，当补水系统运行时，需要有人就地进行水位监视。5、发电机定子冷却水箱内氢气纯度大
发电机在线漏氢检查仪显示，发电机定子冷却水箱内氢气纯度为0.21%，就地指示为0.1%，对发电机安全运行存在重大设备隐患。6、发电机定子冷却水箱需定期人工补水
发电机定子冷却水箱现在水位每四小时下降约70mm，需人员进行定期补水，并且对发电机安全运行有重大隐患。7、全厂采暖通风系统(HVAC)不能实现自动化
现在热网系统正常的疏水量与选用的疏水泵不能匹配，疏水泵只能定期运行，并且没有水位自动控制系统，需人工进行手动启停。整个热网系统的补水也不能投入自动，要增加大部分人员进行操作，没有达到设计的要求。8、机组振动大
现在机组在#6轴承振动在0.060mm，#7轴振动在0.090mm，并且原因不清，对机组的安全运行存在巨大的威协。9、机组调速系统控制油局部温度高
机组调速系统控制用抗燃油因距离#1高压导汽管太近，局部温度高达80℃，如长期运行，则可能造成控制油管道腐蚀、油质下降、油管道破裂，造成机组停止或火灾事故。
10、循环水泵出口控制蝶阀关闭时间没有达到设计要求循环水泵出口控制蝶阀的开关时间太快，在机组出现故障二台循环水泵同时停止运行时，可能对循环水系统设备造成重大损坏。
11、高压主汽门、中压联合汽门、主遮断电磁阀没有进行在线试验
高压主汽门、中压联合汽门、主遮断电磁阀没有进行在线试验，其试验逻辑不清，在试验中可能出现阀门开不启或关不到位、或机组跳闸的重大设备隐患。12、循环水二次滤网反冲洗不能投入
凝汽器循环水B侧二次反冲洗滤网卡死，不能动作，长期运行可能引起滤网差压大或凝汽器循环水单侧进水。13、二台小机的高压主汽阀、调节阀不严
A、B给水泵汽轮机的高压主汽阀、调节阀不严，在小机进行冲转时，如开启小机的高压电动主汽阀则小机挂闸后，转速就升到1000r/min左右，对小机的安全稳定运行存在巨大的隐患，可能造成小机超速。14、发电机二氧化碳置换困难
发电机进行二氧化碳置换时使用气瓶，因气瓶结霜严重，发电机进行一次二氧化碳置换用时在20～24小时，应采用集中二氧化碳蓄气罐并加热进行置换。15、除盐冷却水系统
三台除盐冷却水泵的出力达不到机组运行的要求，母管压力低，机侧除盐冷却水压力低。特别是在机组启动时，凝汽器补水门开启时，除盐冷却水压力下降至0.1MPa，不能满足机组设备的冷却水压力，对锅炉炉水循环泵的影响更是明显。正常运行时，如将凝汽器补水倒至凝结水补充水箱采用真空补水方法时，当凝结水补充水箱水位调整门开启时，除盐冷却水压力下降大。16、机组补水量大
机组设计中循环水供空压机冷却水泵及除灰系统用水排至污水处理，另外锅炉六大风机冷却用辅机冷却水也排至污水处理，现在运行发现这部分用水量特别大是造成补水量大的主要原因，应重新设计回收利用。17、启动冷却水泵轴承用冷却水
现设计启动冷却水泵轴承用冷却水采用水活水，这样当生活水泵停止运行而启动冷却水泵要投入时就无冷却水。因启动冷却水泵轴承冷却水在泵启动初期可以短时间无水。建议将启动冷却水泵用轴承冷却水改至泵出口逆止门后用自身供给，当泵启动给循环水系统注水时，泵启动成功后就可实现自带，机组正常运行时通过出口循环水供给做备用，这样可增加泵的运行灵活性。18、主油器没有注油门和排空门
二台主冷油器在运行中切换时，备用冷油器没有注油门和排空门，可能造成润滑油压力的大幅波动或轴封润滑油中带空气，特别是在顶轴油泵运行时，如空气进入顶轴油泵可能引起泵振动大或轴承摩损。19、主凝结水管道晃动
主凝结水管道在从轴加出口至#7、8低加之间的管道和#5低加出口至除氧器之间的管道出现大幅的晃动，对机组安全运行有很大的威协。凝结水在经过除氧器水位调节阀后，由其阀前压力3.6MPa降至1.4MPa，出现能量的大幅损失必然引起管道晃动，另外机组正常运行时，#5低加出口凝结水压力在1.1MPa左右，而这时机组满负荷运行时除氧器的压力是0.9MPa，凝结水从#5低加出口至除氧器经过沿程阻力损失和克服高位差则进行除氧器是则几乎没有多少压头，造成#5低加出口凝结水蹩压引起管道晃动。20、B列墙疏放水系统管道设计
机房内B列墙疏放水系统所有的有压疏放水和无压疏放水全部接在一个管道内，特别是#3高加入口水侧安全阀放水压力达27.6MPa也接在这个系统，一但高加水侧安全阀动作，则可能对整个疏放水系统管道产生巨大的破坏。21、凝结水再循环管道振动大
凝结水再循环管道在机组启动投入运行时在新安装的节流孔后管道振动特别严重。
22、二台小机冷油器油侧没有注油门和排空门
二台小机四台冷油器没有安装注油门和排空门，在运行中如要进行冷油器切换可能引起油压的波动。23、A、B小机油档漏油
现在A、B小机油档漏油在运行中无法处理，漏油部位距离高温高压热源近可能引起火灾。
24、A、B汽泵前置泵电动线圈温度高
现运行中A汽泵前置泵电动线圈温度最高达104℃，B汽泵前置泵电动线圈温度最高达99℃，在环境温度高时可能影响机组的正常运行。25、抗燃油再循环泵一台故障
抗燃油再循环泵电机坏无备件不能投入。26、凝汽器胶球清洗装置收球率低
凝汽器胶球清洗装置收球率低，不能正常投入运行。新机组刚投入运行，如对凝汽器冷却管不能在初期保护好，对今后机组冷却效果好环有很大有影响。27、主凝结水管道应增加一个逆止门
前期由于主凝结水至除氧器管道振动将原凝结水至除氧器逆止门移位，对整个凝结水系统的运行方式进行了改变，原汽泵前置泵再循环管和除氧器上水泵上水管在逆止门后，再变成逆止门前，这样在机组启动除氧器上水时，可投入汽泵前置泵时，水从凝结水管道返回至整个低加水侧系统，因此在除氧器上水时或投入汽泵再循环时，必须关闭#5低加出口阀和旁路阀。对整个凝结水系统的运行不利。
28、右侧中压调节阀LVDT连杆脱落
现右侧中压调节阀LVDT连杆脱落在机组运行中无法处理。29、A小机轴向位移大
现机组运行中A小机轴向位移0.18mm，已达高一值报警。
运行处汽机201*-11-15
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