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1、热工专业在工程中易出现的问题和防范措施一、我公司安装、调试及投产后存在的问题1.消除的设备重大缺陷及采取的主要措施。1) 由于#1、#2给煤机电缆走向不合理且热一次风关断门漏风严重，导致#1、#2炉A-E给煤机控制和电源电缆全部烧毁。本工程需对接近高温热源的电缆桥架走向做二次优化，并将这部分电缆选择耐高温电缆。2) 高加液位开关由于选型问题导致开关大部分被烧毁，给机组安全运行造成重大隐患。本工程考虑将高加液位开关改型为耐高温产品或用三点模拟量测量代替开关量测量。3) #1、#2机组大机、小机TSI振动保护为单点保护，极易发生保护误动现象，经过调研对振动保护进行了改造。杜绝单点保护，提高机组稳定
2、性。4) 等离子控制柜设在锅炉房12.6米，现场环境恶劣，控制柜内电子元件及控制板因温度高、灰尘大经常烧毁。本工程将合理规划等离子控制柜和吹灰动力柜摆放位置，并在招标时对控制柜的IP等级做出更高的要求。5) 锅炉油枪控制箱密封差，进灰严重。就地元件到控制柜间的中间端子箱离二次风箱太近，导致电缆大部分被烧毁。本工程将加以改进，将连接电缆改为耐高温电缆。6) 锅炉无一次风速测量装置，风压、烟风流量测点未设置防堵吹扫装置。本工程将设置风压、风量、烟风流量测量装置的防堵吹扫装置。7) 脱硫CEMS小室设置在烟道正下方，由于烟道漏水严重导致小室下部积水严重，影响CEMS检查维护。本工程将优化CEMS小室
3、的位置。8) 部分辅机保护设计为单点，目前大部分已优化改为报警，或重新设计增加测点改为三取二。9) 两个电建单位电缆防火封堵均存在问题，尤其山西电建问题较严重，由于遗留问题多，我公司已多次整改。10) 供热快关阀放大器24V电源由DEH供给，当快关阀动作时放大器工作24V电源压降太大。（在就地加装了单独的大功率24V电源模块）。11) 电缆敷设过程中部分未进行绑扎，部分槽盒内电缆太多，导致桥架弯头处电缆露出桥架。12) 主机及小机TSI系统振动、转速、偏心、键相探头连接导线中间有接头，易松动。曾导致我公司#1机组5瓦振动大跳闸一次，偏心、振动测点漂移多次。（本工程拟将其进行改造成不带中间接头的
4、）。13) #2简冷塔扇段温度测点套管折断现象，经过本次A修进行改进；改变套管几何尺寸，重新选定安装位置，现已消除。14) #2机组主油箱油位在DCS上无连续显示参数，达不到安评要求，本次A修按规定加装了显示。15) A、B小机油箱油位变送器改造，达到安评要求。16) A、B小机就地端子箱改造，由于原设计端子箱过小，一些重要保护和温度信号混接在一个端子箱内，检修消缺存跳机隐患；增加二个端子箱，将重要的保护信号与温度信号分开.。17) A、B小机轴振传感器安装座设计不合理，不利于检修消缺，本次检修进行重新测量绘图加工后，进行安装，消除了此隐患。18) 机组DCS电源柜供操作员的2路冗余电源切换器
5、不能切换的隐患。本工程将在DCS招标时对此隐患做出要求。19) 真空取压点未安装网笼探头，真空测点变送器及保护开关安装在同一取压点上，真空测量的可靠性差；“真空取压点1”接至前箱真空跳机保护开关；“真空取压点3”接至汽机左侧真空三取二联泵、变送器、真空表，取压采用母管制；“真空取压点2”增加真空表，用于测点对比；凝汽器内部真空取压点采用网笼探头。本工程将加强对隐蔽工程的验收。20) 锅炉现有烟温测点较少，不利于运行调整燃烧的火焰中心；新安装排烟温度测点4套，方便了运行人员优化燃烧调整。21) #2炉汽包壁温元件与补偿导线型号不对应，影响温度参数显示的准确性，本次A修进行了改造。22) 炉原CE
6、MS防护箱腐蚀严重，已不能达到防护效果，进行了改造。23) #1、#2除灰脱硫系统的操作员站、工程师站电源原采用单路供电，对电源进行改进，供电改造为保安段/UPS段双路电源供电，现已正常。24) 各重要辅机油站就地压力表、压力开关加一次门。25) 各压力容器及重要辅机油站就地双金属温度计加装套管。26) 机侧、炉侧大量桥架未敷设上盖；电子间及就地设备大部分电缆头无标牌。27) 电子间下部夹层电缆敷设凌乱，桥架没有任何与上部盘柜相对应的标志。28) 炉A、B、C、D、E磨热风关断门，不严漏热风，气管烧裂漏气，位置开关烧毁，电缆烧损。进行电缆桥架移位改造，重新敷设电缆。29) 炉氧量计锆头安装时未
7、加防磨套管，6只锆头因安装工艺不达标，现因磨损严重已全部报废。选型问题。30) #1、#2脱硫皮托管使用周期短，使用寿命只有三四个月，腐蚀严重。31) 开冷水泵房地坑、凝结水泵地坑、循环水地坑等各处地坑液位计选型不合适，显示长期不准。选型问题，由于地坑液位测量采用普通雷达方式，测点处易结露。本工程将选用防结露产品。32) 辅网系统磁翻板液位计远传模拟量、开关量信号不准，设备为三无产品。选型问题。33) 机组投运后DEH系统MOOG阀故障率高，返厂维修、校验报废较多。反映出我公司调试期EH油循环工作存在较大问题。本工程将加强施工管理。34) 磨煤机控制220VAC电源接地跳闸，进而导致磨煤机跳闸
8、的现象。措施：将控制柜内部回路重新配线，加装1A空气开关，外部接线出现接地或短路时，不跳磨煤机控制电源。本工程将在磨煤机招标时做出要求。35) 汽轮机高、中压缸本体温度测点元件较短，保护套管较短，加延长套管，改用加长铠装热电偶，消除保温材料对测温元件的损坏 。已在主机协议中落实。36) 高排逆止门控制回路改造，消除了汽机启机或低负荷工况时阀门不受控的现象。一联会议题。37) 间冷塔脉冲表管伴热不齐全，保温不完整。进行改造。38) 轴位移支架太软，轴位移测量值出现过摆动现象。支架固定采取单点内六方螺栓固定，固定方式不可靠，目前我公司在大修中采取点焊的方式固定。39) 四台小机推力瓦温度元件由于安
9、装位置不合适，造成温度元件电缆容易轧断，造成小机前箱漏油严重，经过多方处理仍然存在此现象。40) 我公司小机经常出现低压调阀全开或者摆动现象，通过查找原因，通常都是因为伺服卡问题造成，反映出小机配套的伺服卡存在较大的质量问题，由于伺服卡出现问题导致我公司小机调门摆动和全开故障多次发生，给我公司造成极大的经济损失。41) #2机A小机在168后一段时间内频繁跳闸，且原因不明，DCS无首出、且无SOE记录。须增加SOE记录便于事故分析。42) #1、#2机组小汽轮机超速卡件频繁发报警、超速信号。超速卡存在质量问题。43) 四台小机的主汽门活动试验无法做。由于设计原因，小机的主汽门位置开关直接在主汽
10、门本体上进行安装，温度较高，元件易烧坏。并且全开信号和75%信号位置离得太近，无法进行阀门活动试验。44) 汽轮机1瓦X/Y向振动测点温度过高，造成测量值漂移，存在安全隐患。45) 输渣机内窥摄像头不清晰，需调研。（拟采用带自清洗的红外摄像头）。46) 一次风机、送风机出口电动挡板为温州瑞基产品，由于控制板抗干扰能力差，曾导致#2炉一次风机跳闸，跳闸原因为出口挡板门误发关信号反馈。（本工程风机出口挡板拟采用进口产品）47) 化学在线仪表设备间不通风，环境高温高湿，仪表电路板经常烧坏，缺陷多，维护费用及成本较高。48) 汽轮机转速显示表在大轴的不同位置安装传感器。49) #1、#2炉给煤机控制电
11、源设置不合理。 原因：由于锅炉5台给煤机控制电源同取自锅炉电源柜，正常工作电源为保安段提供，当保安段失电后由快切开关自动切至UPS供电； 由于老厂临时电源短路造成瞬间母线电压下降，但母线并没有失电。而电源柜内快切开关动作电压与5台给煤机主电源接触器动作电压不同步。造成快切开关未切换而5台给煤机主电源接触器自动释放。虽然母线切至备用电源成功，但给煤机不能自启动造成5台给煤机同时断煤，燃料中断MFT动作机组跳闸。 措施：对5台给煤机控制电源进行改造，给煤机的控制电源包括下插板电源取各自的动力电源。对燃料中断动作MFT判断逻辑中的5台给煤机的判断条件删除，只保留5台磨煤机判断逻辑。2. 设备技改A、
12、汽包差压式水位计技术改造，达到以下效果：l 克服因气温、汽压对水位测量的影响。l 4点差压式汽包水位测量全部正常，保护及自动装置可靠投入。l 抗负荷扰动效果需进行甩负荷试验。B、炉制粉系统加装一次风速测量装置技改，达到以下效果：l 确保磨煤机的安全运行，防治堵管现象。l 有利于燃烧调整，确保锅炉经济运行。C、炉膛负压测量、风量测量、制粉系统风压及风量加装防堵测量取样装置，达到以下效果：l 正确反映炉膛负压、总风量、制粉系统风压及风量运行工况，确保系统安全稳定运行。l 防止了风压、风量测点出现堵塞现象。D、#2机组#1-#3高加电接点液位计技术改造项目，达到以下效果：l 克服了原高加液位高/低信
13、号误发现象。l 确保了高加保护可靠动作。E、机组TSI系统/A、B小机MTSI系统轴振保护动作逻辑改造，达到以下效果：l 克服了因测量元件或干扰等原因，造成机组振动保护误动现象。l 为保证机组安全可靠运行消除了隐患。F、#2炉飞灰含碳在线测量系统技术改造，达到以下效果：l 达到精确和实时地监测飞灰含碳量。l 提高锅炉燃烧控制水平,降低发电成本,提高机组运行的经济性。二、调研其他电厂安装及投运过程中存在的问题1、信号测量设备1.1 测温元件设计部分的热偶，热阻为上海公司供货，热偶均为K分度，热阻采用铂电阻。但由于部分测温元件随设备一体供货，一体供货的热偶配备了一定数量E型热偶，发电机测温还有少量
14、的E型接地热偶，给维护工作造成了一定不便。在汽机排汽系统中，还选用了少量的温度开关，用于控制联锁，但温度开关校验较为困难，运行中漂移大，易出现误动，拒动等现象，建议将重要的温度开关改为直接测温元件，由DCS软逻辑实现控制联锁。1.2 变送器及显示仪表压力，差压变送器均为ROSEMOUNT产品。试运时曾出现了设计量程不满足系统实际要求的情况，在制粉系统风量标定中，根据厂家新的节流件差压参数，一、二次风量均需要从2Kpa级更换为10Kpa级的大量程变送器，才满足了系统要求。根据系统需要，对部分需要不定时吹扫的风量变送器，施工中对变送器接口部分采用了软管连接。在连排流量测量中，采用了上海电力学院研制
15、的智能连排测量系统，该系统采集炉前压力，节流差压，阀后压力，由智能系统PLC负责数据处理，再生成连排流量值，使连排流量测量更为准确。二次显示仪表配置数量不多，温控仪表较普遍。需说明的是，在汽包水位电接点测量系统中，曾出现就地测量筒被保温覆盖，就地耐温接线不合要求，水位二次表因水阻设置等问题造成表计投入不正常的情况。汽包水位变送器的安装测量，一直是一个难点，在施工中，严格按厂家资料进行标高校定，保证了多个取样点的标高一致性，取样管水平段按厂家要求保持了一定的倾斜坡度，从而从源头上减少了取样侧的误差，考虑到测量的补偿与控制保护显示的一致性，汽包水位没采取开关保护，而是从变送器上选取信号，在软件上统
16、一处理，所以水位配六台变送器，其中三台用于保护和调节，另外三台用于数据采集显示，也可作为保护调节测量的在线备用变送器。1.3 压力开关全厂压力开关均选用GEORGIN系列压力差压开关，保证了选型、检修的统一性。GEORGIN压力开关调整有量程调节及灵敏度调节旋钮，可以满足用户在不同死区状态下进行开关值量限的设定。对高低限双控压力开关，需多次进行开关的量限整定，反复调整灵敏度及量限调节旋钮，才能满足系统定值的需要。1.4导波雷达及投入式液位对高、低加水位测量，高加系统均选用平衡容器配套差压变送器模式，低加及凝汽器等低压容器水位测量则选用Magentrol 705型导波雷达液位测量装置，它保证了在静压为负压工况的情况下
