工程中易发生的问题（热控专业）(共19页).doc

精选优质文档-倾情为你奉上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）。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CEMS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、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，测量的准确性。用导波雷达进行水位测量，施工比较方便，测量比较直观，但在液位测量中，也出现过同一液位多点测量偏差较大的情况，仔细检查各参数均无异常，安装无渗漏，最后将其偏置调整项OFFSET修正投入后正常。E+H投入式液位计，在投用一段时间后，由于液位计的工作环境恶劣，易造成内部测量回路因凝露影响而接地。当出现液位计内部经24V负端接地后，将直接影响到PLC的正常工作及运行。1.5风机振动测量及TSI风机振动测量，由EPRO MMS3120现场集成的一体化模块及测量探头PR9268构成，MMS3120可在现场通过串口与组态电脑相连，来完成参数组态任务。实际投运后，引风机振动测量一直波动较大，反复检查组态参数无误，最后将厂供安装支架再次焊接加固，才取得了较好的效果。风机失速开关即喘振的测量，原取样装置为硬管取样连接，但由于风机自身振动大，多次造成测量管接头松动及测量不准，现将接口部分改为软管连接，减小了风机应力影响。TSI系统整套由汽机厂供货，探头主要是EPRO产品，也有部分无锡河孚的磁阻式转速传感器用于DEH，TSI 各一次元器件的安装要综合考虑电缆的走向和布置，传感器与前置器之间连接的高频电缆型号、长度不得随意改变，延伸电缆的接头应密封和绝缘浮空。试运行中出现轴系振动探头因安装绑扎原因而损坏探头，连接延伸电缆因绝缘不好而使系统不能正常投运的情况，需引起我们足够的重视。1.6 ABB火检测量除等离子点火用可见光火焰检测和专用视频系统外，其余油、煤火检均配置智能型ABB红外/紫外光火检装置，智能型火检方便了用户远程组态及维护，ABB火检的MFD放大处理模块内部预置了两套火焰参数，火焰信号由MFD内部的数字滤波器进行处理，数字滤波器的高、低频切断频率和增益等参数均是可调的，可以进行手动设置或自动调整。当无火时选择一套弱灵敏度的参数，点火后自动AND油枪进到位信号，再由DCS发出脉冲触发MFD自动选择高灵敏度的另一套火焰参数进行火焰检测，这样较好的防止了“火焰偷看”误发信号的产生。1.7料位开关及液位开关Magnetrol 的液位开关，首先要考虑到立式与卧式液位开关作用方式的不同，其次对高加，高排等高温区域，原则上施工都采用了高温线连接，否则容易造成液位信号接地，引发高加解列。外置浮球式液位计，由于高低液位都需现场具体设置，所以在现场对浮球高度都进行了重新调整，以适应现场实际液位联锁要求。Metek RF 射频导纳料位开关，运用于煤斗、粉仓、灰斗等系统，在灰斗料位调试过程中，出现了料位高误报，漏报等现象，究其原因，主要是对料位计调试方法不正确造成的。这种通用电容式料位计，必须在空仓状态下进行调试，探头沾料，结料状态，仓内有一定料状态下调试，均会使探头因与空仓时的报警临界点不一致，而造成信号误报。对料位开关的调试是一个教训，施工调试后我们应该很好的总结，在探头安装到位后，最大限度在空仓状态下一次性把料位信号的临界点调好。2、执行机构本期锅炉疏水系统采用ROTORK 电动执行器，烟风系统主要选用SIPOS及扬州恒春电动执行器，汽机侧则主要采用上仪系列电动执行器。所有执行器均为一体化设计，就地都带有操作按钮和灯光指示，方便了检修和调整，故障查找也较为方便。气动调节执行器主要有ABB，SIEMES等系列，大都配智能型电-气定位器，只有少部分定位器基于调整弹簧调节，气动执行器都带有三断自锁功能，能够在失气、断电、断信号情况下保位。由于初期仪用气源含水、含杂质较多，曾引起阀门卡涩、拒动、内部控制板损坏等现象。通过采取改善仪用气源品质、安装疏放水阀、就地增加稳压罐等，执行器工作基本正常，满足了调节特性的需要。3、工程施工安装特点3.1盘柜就位时，土建地面施工尚未完成。用8#槽钢加工制作底座时，地面尚未二次抹面，因此需特别注意底座就位时的标高和水平，尽可能保证底座在土建施工结束时露出地面10mm，使盘柜底面距地面有一定的距离。3.2现场仪用气源管，仪表管都采用不锈钢管，仪表管的光洁度高，与设备连接大都采用胀圈式连接。现场炉侧仪表配仪表柜，机侧配可拆卸仪表架，多管并行敷设时，充分考虑到仪表管的弯曲弧度和尺寸，保证了仪表管的美观和整齐。3.3设计中大量采用一对一电缆设计，电缆路径清楚，施工严把质量关，电缆排列整齐，分层固定，美观又便于检修。就地则大量采用就地电缆分线盒，将电缆用保护管重新分配至就地，使电缆保护管整齐、完整。3.4电缆固定与接线是热控专业的一个重点项目。由于盘柜空间小，电缆密度大的特点。在施工，工程管理，质检，监理等部门技术人员共同商讨了电缆接线的施工方案和技术措施，从电缆的排列与固定，电缆破皮开剥部位的确定，电缆头的制作，富裕芯线的收藏，电缆芯线的走向与绑扎，电缆标牌的内容与制作，电缆号头的制作规范，分线的走向等都制定了详细的施工规范。由于要求起点高，从电缆夹层进盘开始就保证电缆不发生交叉，依序进入盘柜。实际接线工作完成后，整个盘面电缆芯线整齐化一，不存在拥挤现象，给人以赏心悦目的感受。3.5由于设计原因，对大部分热控测点没有实际位置标注，热控测点的定位是个难题。为了保证测量的准确性和可靠性，施工技术人员多方查阅相关机务图纸和资料，深入现场确定测点位置。对有疑问问题，积极和相关人员一起商议协调解决方案。对锅炉侧变送器柜和汽机侧变送器的布置和走向，原设计有部分变送器柜的变送器组合不合理，安装位置与现场实际有一定的出入，为此，对部分变送器安装位置进行了调整。在施工中要尽量做到了就近取样，整体考虑的原则，将布置方案最优化，综合兼顾，保证了施工的顺利实施。3.6同类设备，多套布置时，容易发生测点混淆等情况。如汽包水位就有7套，炉膛压力开关有8套，易出现左右侧编号混淆问题。在试运行过程中，锅炉侧减温后温度测量曾出现过A，B侧温度与调阀不对应的现象，制粉出料阀与相应风量不对应的情况。3.7在执行器安装中，由于执行器体积大，笨重，安装难度较大。施工中应严格按高标准要求施工，对执行器的吊装、配连杆等方案，要定位准确，方案简洁，尽量减少重复劳动。整个执行器的安装，还要充分考虑现场环境，接线调试方便，检修方便等特点。安装时还要充分考虑热力系统的保温和膨胀性以及热辐射，防止执行器运行时损坏其它保温等设备。制粉系统的热风调节门，由于安装时未考虑到系统热辐射影响，安装位置离保温层过近，造成执行机构多次因控制主板超温而退出工作状态。后经整改，方投用正常。4、工程调试4.1 DCS初次受电DCS的电源与接地系统施工是受电的关键，接地严格按施工图进行连接，要求系统集中接入全厂接地网。受电前，必须对盘柜绝缘和接地电阻进行重新测试，将所有模件拉出插槽。检查电源无误后，送电时逐步检查各投入模块，测量电压值，对电源风扇等也要做进一步检查。4.2单机调试在接线查线完成后，应逐点进行I/O点核对和现场设备校验、执行机构调试。在此基础上，将泵与风机等的马达电源柜放在试验位置，逐项检查控制逻辑、报警信号、联锁保护等功能，逐项检查设备动作情况，检查设备启、停及反馈的正确性，检查各参数与显示状态是否正确。在调试及试验中发现了部分硬接线回路设计错误，阀门控制故障及卡涩，信号出错，参数设定错误，逻辑组态错误等问题。主要有：4.2.1 在逐项进行各电动阀、气动阀的调试实验时，设计上全厂均选用一体化电动阀，一些厂供的非一体化的电动阀，原则上由供货方进行更换或配备相应的阀门控制箱。在一体化阀门调试过程中，曾出现控制板损坏，阀位反馈信号因电位器齿轮变比不匹配等问题，造成阀位信号不能输出到正常值。电泵主出口配备的ROTORK IQ系列执行器，还出现了电机输出轴卡涩的现象，检修时才发现，轴加工精度不够，正常运行时轴间隙偏小，为此，拆卸解体后，将输出轴进行了重现加工。二次风、三次风SIPOS调门，调门力矩应设为70%左右，不能太大，由于开始调试时对调节力矩设得太大，在对执行机构点动定位时，出现电机减速箱因转矩大受机械限位堵转而造成电机卡涩的现象。4.2.2 气动阀调试实验时，由于智能定位器型号较多，给调试增加了一定的难度，一些定位器易发生振荡。一些常规电-气定位器，灵敏度及零点等需反复调节，否则容易发生阀位漂移。对有快开快关功能的调节阀，还要注重其快开快关功能的气路及实现。高旁压力调节阀，由于其反馈连杆运输时丢失，重新加工反馈连杆后因加工精度不够造成阀门定位困难，后经多次改进后方有比较好的效果。少部分二位阀，由于阀门自身卡涩严重，二位阀动作困难，虽采取增加稳压罐等装置，效果仍不理想。4.2.3 凝结水、给水系统部分电驱装置，由于系统运行时管道振动太大，易造成阀门控制元件松脱，影响到系统运行。为此，对部分振动大的电驱装置进行了改进，阀门控制采用分体式结构，使阀门控制部分与传动装置分离。4.2.4 MFT跳闸柜均硬线连接，但由于设计原因，造成部分接口不匹配，硬操按钮及部分控制线均存在问题，造成泄漏实验不能正常进行，部分相关设备不能实现联跳。在施工调试的努力下，问题圆满的得到了解决。4.2.5 增加了送风机振动大跳闸逻辑，增加了一次风机，引风机振动大报警信号。相关保护报警值都在风机就地振动模块组态完成，检修、监控方便。4.2.6 原设计电动给水泵，汽动给水泵在流量较小的情况下跳闸，在泵出口压力低于1.25Mpa时跳闸。这样，在给水泵转速较低而再循环门动作迟缓的情况下容易发生给水泵跳闸，引起系统波动。在试验中，采用泵转速-最小流量关系曲线替代了最小流量值，将出口压力低低值调整到1.10Mpa，使泵在低转速下得以稳定运行。4.2.7 油枪与点火枪的安装距离按照锅炉厂的说明进行了重新调整，油枪高能打火时间由原来的10s延长到20s,使打火成功率得以提高。实际组态中，考虑到火检信号的不太稳定，将层火焰丧失条件由原来的油失去4/5火焰，修改为油失去5/5火焰。4.2.8 A磨设计为等离子方式，但五个出料阀设计为同操，指令发出后五个门同时开启，这样不利于等离子的燃烧控制。后经调试要求，将五个出料阀设计为一对一单控，增加并更改了就地设备，满足了等离子模式燃烧控制要求。4.2.9 给煤机入口出口堵煤，断煤引发给煤机跳闸，如果停炉时间过长，煤仓的煤容易发生板结，在保护时间内如果煤仓原煤不能正常疏通，则会造成给煤机跳闸，故有时启动给煤机需要强制解除保护，后将入口堵煤保护时间由原来的30秒改为5分钟。4.2.10 原设计的ETS主保护有发电机断水保护，它包括发电机定子冷却水温度高及发电机定子冷却水流量低跳闸。后查找厂家及设计资料，发现发电机断水保护就地为三个流量开关三取二后已直接进入电气保护柜，定子冷却水温度高不再进保护，后经厂家及设计确认，取消ETS内断水保护，维持设计。4.2.11 小机LVDT原逻辑设计有两路，而硬件上只设计了一路LVDT，经确认后取消一路。在冲转B小机时出现阀门阀位保持不变的现象。经检查发现LVDT接入VP卡时，电缆屏蔽层直接接入卡件导致，断开屏蔽线后恢复正常。4.2.12 吹灰系统中，空预器吹灰原设计为两套上海克来德贝尔曼生产的连续式匀速慢旋吹灰器。根据业主要求，空预器吹灰再增加两套湖北戴蒙德生产的步进式吹灰器。为此，将该两套吹灰控制由连续控制改为步进控制，吹灰逻辑亦做了相应调整。4.3整机联调单机及分步实验完成后，进行分步试转，进行功能组顺序启动联锁实验;机组整套启动前，进行机电炉大联锁保护实验。在整组启动至并网以及168小时试运转期间，曾因汽机启动磨合过程振动大、汽包水位波动大、高旁压力阀卡涩、锅炉主控切换扰动、直流屏不定时接地等原因，引起机组不稳定或跳闸。在施工、调试等各方努力下，以上问题都一一得到了解决，机组从首次并网发电到完成168小时试运只用了11天。机组在投入商业运行后，热控设备或控制系统运行稳定，故障及缺陷较少，机组能按照电网要求稳发、满发。专心-专注-专业