國產(chǎn)600MW機常見事故分析

1、 國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施 國華公司發(fā)電營運部2002年12月目 錄第一部分 汽 機1、 主機、小機EH系統(tǒng)油管路布置不合理2、 主機軸瓦振動超標3、主機高調(diào)門漏油4、前置泵軸承室油檔漏油5、小機油箱排煙機軸封漏油6、小機低壓調(diào)門油動機漏油7、高排逆止門無法拆開8、高壓主汽門關(guān)閉時間過長9、小機軸承座油杯開裂造成漏油10、主機高壓調(diào)門法蘭漏氣11、低加疏水不暢12、高加疏水調(diào)門自動關(guān)閉13、主機軸瓦溫度高停機處理14、主汽門閥桿活動試驗時功率波動15、主機、小機EH系統(tǒng)油管路布置不合理16、主機調(diào)汽閥運行中渦流金屬聲17、

2、主機EH系統(tǒng)油泵振動大、溫度高18、高排逆止門連桿斷裂19、主機潤滑油中水分含量超標20、主機上下缸溫差大造成機組降負荷21、主機軸瓦振動測量誤差造成機組跳閘22、汽泵前置泵冷卻水泄漏23、主機潤滑油濾網(wǎng)損壞造成軸瓦溫度升高24、電泵前置泵濾網(wǎng)堵塞造成電泵跳閘25、電泵工作油冷油器出口溫度高26、電泵入口壓力低跳閘27、高壓缸夾層設(shè)計不合理造成上下缸溫差大28、沖轉(zhuǎn)時冷再管道振動29、主機頂軸油管泄漏30、小機主汽門誤關(guān)32、小機跳閘后密封水進入潤滑油中33、機組高負荷時汽泵跳閘34、高壓內(nèi)缸底部定位銷脫落35、主汽門做活動試驗時打不開36、小機油箱中含水較多37、主汽閥關(guān)不到位38、高加事故

3、疏水門法蘭墊漏39、汽泵機械密封水溫度高41、綜合給水泵房的水泵打不出水42、機本體安裝過程中發(fā)現(xiàn)的制造缺陷43、機組高負荷時高壓軸封漏汽嚴重44、循環(huán)泵出口碟閥操作油站改建45、主汽壓力變送器泄漏吹壞壓力測點第二部分 電 氣1、 發(fā)電機差動保護動作，機組跳閘2、 發(fā)電機線棒出水溫度高3、 發(fā)電機安裝期間發(fā)現(xiàn)問題第三部分 鍋 爐1、 啟動爐水冷壁過熱泄露 2、 吳涇電廠過熱汽安全門漏汽3、磨煤機旁路風擋板自開4、從機組總啟動開始到168結(jié)束六臺磨煤機跳閘共28次5、密封風機承力側(cè)軸承軸向振動超標6、啟停磨煤機對燃燒、水位、負荷沖擊較大7、磨煤機精碳密封環(huán)處漏風大8、磨煤機啟停過程中易發(fā)生震動9

4、、磨煤機出口風壓、進出口壓差、一次風量等儀表管長期運行后易堵塞10、空預器冷端空氣側(cè)旁路密封片嚴重損壞11、一次風機推力、支撐軸承振動大12、密封風機電機潤滑油變質(zhì)13、爐短吹灰器B9、B19、B20長時吹灰不停14、預熱器吹灰器無法正常運行15、末級再熱器管排前后凹凸不齊16、盤電過熱器出口安全門內(nèi)漏17、密封風機前后軸承運行時聲音異常18、一次風機推力、承力軸承振動偶爾超標，風機基礎(chǔ)振動較大19、磨煤機出口門問題20、在168試運初期各磨煤機石子煤箱不同程度的出現(xiàn)了堵煤問題21、磨煤機出口節(jié)流元件脫落22、點火能量問題23、汽溫超溫及偏差24、磨煤機石子煤處理系統(tǒng)噴射器不能將石子煤斗中的水

5、抽出25、石子煤箱堵死，無法清理26、防凍問題27、連排安全門經(jīng)常起座28、密封風機飛車事故29、北侖港電廠KPAV100磨煤機減速機齒輪損壞30、軸流風機葉片損壞31、空壓機主機頭溫度高32、啟動鍋爐一級空預器著火33、煤粉管道溫度高達28034、送風機入口動葉斷裂35、A/C/D/E磨煤機拉桿關(guān)節(jié)球軸承脫出36、火檢探頭問題37、火檢冷卻風機出口風壓低38、爐水循環(huán)泵殼與吸入集箱溫差大39、爐水循環(huán)泵體會發(fā)生劇烈振動40、爐水循環(huán)泵電機未設(shè)計電加熱器41、爐水循環(huán)泵冷態(tài)運行時電機超額定電流42、啟動爐容量小問題43、爐前來油調(diào)節(jié)門、二減左調(diào)門及油區(qū)再循環(huán)基地調(diào)節(jié)閥經(jīng)常操作不動44、氧量表盤

6、指示始終偏高45、關(guān)于空預器跳閘后的處理46、暖風器投運時存在撞管問題47、對于兩側(cè)暖風器出口風溫不同問題48、空預器入口煙溫、出口風溫低問題49、送風機動葉指令相同時，電流及風機出力相差較大50、送風機潤滑油站加熱器控制回路測溫元件無效51、爐水循環(huán)泵電機注水壓力低無法滿足連續(xù)注水需要52、吹灰器汽源電動截止門在帶壓工況下無法正常打開53、系統(tǒng)正常的運行時吹灰系統(tǒng)無法檢修54、磨煤機石子煤排渣門反饋開關(guān)可靠性差55、鍋爐引風機跳閘導致鍋爐滅火56、鍋爐吹灰器燒損57、鍋爐一次風機搶風跳閘58、主汽壓力波動59、磨煤機切換導致汽包水位高滅火停機60、邯峰電廠鍋爐掉焦導致爐膛負壓保護動作61、邯

7、峰電廠鍋爐降負荷造成爐MFT動作62、臺山#1機主機國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年7月5日事故現(xiàn)象：1#汽機主油箱內(nèi)注油器出口彎頭裂開，長度約500mm左右，注油器與出口彎頭焊接處整圈裂開，造成停機搶修，經(jīng)補焊后裝復。原因分析： 分析注油器出口彎頭損壞的主要原因是該注油器設(shè)計標準是采用30萬機組設(shè)計標準，在60萬機組不適用該類產(chǎn)品。另外注油箱內(nèi)管道振動、焊接施工質(zhì)量也是一個主要原因。處理過程： 停機搶修，經(jīng)補焊后裝復，小修時對主油箱管道進行加固，釋放應力，消除振動對注油器的影響。讓上汽廠重新制作出口彎頭，并采用熱壓彎頭。防范措施：

8、設(shè)備安裝前，確認注油器出口彎頭選材合適。設(shè)備安裝時考慮注油器出口管道在運行中受力，對管道進行加固。同時對注油器出口焊口進行探傷。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年8月15日事故現(xiàn)象：#6、#7瓦振動呈周期性波動，范圍在0.0420.061mm之間，且頂軸油壓在1Mpa4Mpa之間晃動，故小修中對6#瓦進行揭蓋檢查，發(fā)現(xiàn)軸徑表面拉毛嚴重，下瓦烏金融化。原因分析： #6 、#7瓦振動呈周期性波動，范圍在0.0420.061mm之間，且頂軸油壓在1Mpa4Mpa之間擺動，原因可能是油管路中有雜質(zhì)、金屬異物進入，造成軸瓦磨損。安裝時可能

9、有異物趕進入，軸系負荷分配不全理等造成軸瓦摩損。油膜不穩(wěn)也是其中的一個原因。處理過程： 對#6、#7號瓦軸徑磨損處進行處理，#6軸瓦送上汽廠進行烏金挖補、修復工作。防范措施：機組安裝后要對油系統(tǒng)進行大流量沖洗。機組安裝后，在投盤車之前，確保油循環(huán)質(zhì)量，保證油質(zhì)合格。要保證軸瓦的安裝質(zhì)量和設(shè)計的中心預留量，頂軸油囔合格，軸管暢通。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年9月事故現(xiàn)象：主機高調(diào)門GV1、GV4油動機漏油。處理過程： 9月4日在巡回檢查過程中，發(fā)現(xiàn)GV1油動機漏油，9月5日油動機滲油量增加，漏入保溫后引起冒煙。9月10日因機

10、組#2瓦振動大引起保護停機，解體GV1油動機處理滲油。9月21日，在做汽機性能試驗時，因低真空保護動作造成停機，在機組再次啟動時，發(fā)現(xiàn)GV1油動機漏油嚴重，經(jīng)解體發(fā)現(xiàn)Y型密封圈已經(jīng)磨損，密封件座與門杠也已部分磨損。10月1日節(jié)日檢修時，解體GV4油動機，發(fā)現(xiàn)防塵圈磨損嚴重，Y型圈磨損上可，油動機活塞桿表面拉痕嚴重，活塞缸也有拉毛現(xiàn)象，且發(fā)現(xiàn)活塞桿有彎曲現(xiàn)象，彎曲直達0.30mm。裝復時發(fā)現(xiàn)油動機彈簧座平面與調(diào)門法蘭面存在不平行度，最多偏差達0.90mm經(jīng)商量決定修正GV1GV4油動機彈簧座平面，以解決中心偏差。油動機在裝復時更換GV1、GV2活塞干，油缸拉毛處用油石油光，更換GV1、GV2油動

11、機活塞環(huán)、密封圈座及密封圈，找正GV1GV2油動機活塞桿與調(diào)門門桿中心，并加裝錐銷定位。原因分析： 油動機制造存在缺陷，膠圈緊力不合適，安裝時油動機彈簧座與調(diào)門中心不正，造成油動機活塞卡澀，造成活塞桿彎曲，引起活塞桿處防塵圈磨損嚴重、Y型圈磨損漏油。防范措施： 在油動機制造和安裝過程中，要嚴把質(zhì)量關(guān)，派專人監(jiān)造。確保各項指標合格。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年月11日事故現(xiàn)象：前置泵A、B軸承室漏油。前置泵A、B自投云以來，存在兩端軸承室油檔漏油，造成油室油位下降，檢修人員須在短時間內(nèi)補充潤滑油，才能保證前置泵正常運行。原因

12、分析： 分析漏油的主要原因是：（1）檔油圈結(jié)構(gòu)不合理。（2）機械密封檔水盤在旋轉(zhuǎn)時有鼓風、抽吸作用，造成泄漏。（3）油室油位偏高造成泄漏（油位調(diào)整過一次，效果不理想）。處理過程： 停機時安以下方案進行改進：改變軸承室結(jié)構(gòu)，去消檔水盤，加裝最新型的磁性密封檔油圈。（艾志機械技術(shù)有限公司生產(chǎn)的磁性檔油圈在線速度、適用油質(zhì)、溫度、使用壽命等綜合因素考慮，能滿足前置泵的使用要求）防范措施： 安以上方案實施。 在運行中加強對磁性密封檔油圈進行監(jiān)視，并做好記錄，同時與其他類型的油封進行比較，如果此項技術(shù)可靠，則在其他設(shè)備上推廣。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電

13、廠1#機時間2000年月11日事故現(xiàn)象：小機A、B油箱排煙機漏油。小機A、B油箱排煙機采用臥式風機，自投運以來存在排煙風機軸封漏油。原因分析： 油箱中含煙量較大，排煙風機軸封難以密封。 處理過程：1 在排煙封機軸封處加裝骨架油封，并在油封外檔加接疏油管。2 在排煙封機底部加接疏油管。 改造后效果并不理想，還是漏油。 大修時將排煙風機改造為立式，消除了漏油。防范措施： 在進行排煙封機設(shè)計、選型安裝時，應直接選用安裝立式排煙風機。避免重復投資的資金浪費。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年月11日事故現(xiàn)象： 小機A、B低壓調(diào)門油動機漏

14、油。 自#1機組投運以來，小機A、B低壓調(diào)門油動機密封圈經(jīng)常損壞漏油。原因分析：1 小機油動機活塞桿晃動頻繁，造成密封圈損壞。2 密封圈與活塞桿的配合緊力太大（0.90mm），造成密封圈損壞。處理過程：1 熱工方面改進小機A、B調(diào)節(jié)邏輯，減少小機油動機活塞桿晃動頻繁，從而減少密封圈的磨損。2 密封圈與活塞桿的配合緊力放寬至0.100.15mm,以減少密封圈的磨損，延長密封圈的使用壽命。3 重新加工活塞桿導向套,采用磷青銅材料，增加長度，已增加活塞桿中心定位作用，從而減少密封圈的磨損。另外加接導向套疏油管,將泄露油直接疏至廢油桶防范措施：1 加強設(shè)備監(jiān)造，確保設(shè)備制造質(zhì)量。2 加強設(shè)備到貨驗收，

15、發(fā)現(xiàn)問題及時處理，杜絕類似故障的重復發(fā)生。3 加強維護，保證油封處無雜物。4 檢修中加強檢修質(zhì)量。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年月12日事故現(xiàn)象： 高排逆止門門蓋無法打開原因分析： 由于設(shè)計失誤，高壓缸排汽逆止門門蓋上部有電纜橋架，無法打開門蓋，如遇到高排逆止門門芯脫落，或其他需要打開門蓋解體檢修工作時，就無法進行。處理過程： 在大修時將電纜橋架移位。防范措施： 在設(shè)備安裝時，確保高排逆止門門蓋上部無其它東西影響門蓋拆卸。 加強設(shè)備安裝過程中管理，防止類似人為失誤造成的缺陷發(fā)生。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析

16、及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年月11日事故現(xiàn)象： 高壓主汽門關(guān)閉時間過長。原因分析： 1、油動機控制塊可能有問題。2、主汽門或操縱機構(gòu)卡。3、DP閥卡或回油不暢。處理過程： STC對主汽門油動機控制塊進行改進，關(guān)閉速度油較大變化。為0.3S。防范措施： 做好設(shè)備監(jiān)造，出廠前做好試驗，確保質(zhì)量。加強維護，按要求做主汽門活動試驗。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年月11日事故現(xiàn)象： 小機前軸承座油杯（材質(zhì)為有機玻璃）裂開大量漏油。原因分析： 有機玻璃強度不夠，造成漏油。處理過程： 該油杯改為不銹鋼。防范措施：

17、 安裝時直接裝不銹鋼油杯，以免造成浪費。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年月11日事故現(xiàn)象： 主機高壓調(diào)門法蘭漏氣。原因分析：1. 螺栓緊力不夠。2. 法蘭緊偏。3. 法蘭結(jié)合面變形、沖刷、劃痕。4. 法蘭墊放的不正和厚度不對。處理過程： 均勻緊正法蘭，螺栓緊力加大（3400牛噸/米） 修復主機高壓調(diào)門法蘭結(jié)合面防范措施： 確保安裝質(zhì)量，螺栓緊力要合適、均勻。 檢查主機高壓調(diào)門法蘭結(jié)合面是否符合，要求嚴把檢修質(zhì)量。對墊要認真進行檢查、厚度、不平度、有無損傷等。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳

18、徑第二電廠1#機時間2000年月11日事故現(xiàn)象： #8號低加疏水不暢。原因分析： #8號低加疏水管有廷伸向上彎，與設(shè)計不相符，造成加熱器疏水不暢。處理過程： 降低疏水管標高。防范措施： 設(shè)備安裝嚴格按照設(shè)計要求，不可隨意改變，減少彎頭數(shù)量。彎頭采用自制直角彎頭。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年月11日事故現(xiàn)象： #3高加疏水調(diào)整門在540MW以上時，會自動關(guān)閉。原因分析： 檢查發(fā)現(xiàn)執(zhí)行機構(gòu)壓縮空氣系統(tǒng)缺少汽缸。處理過程： 外商將漏供的兩只氣缸從日本發(fā)往上海，并安裝。問題解決，防范措施： 設(shè)備安裝后要進行嚴格驗收，防止以上事情發(fā)

19、生。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年月11日事故現(xiàn)象：在首次沖至3000r/min時，#2瓦溫達110（規(guī)定112跳機），停機處理。 原因分析： 軸瓦進油節(jié)流孔徑偏小，造成潤滑油量小，進油槽太淺，軸瓦間隙太小，使軸瓦溫度偏高。處理過程： STC修改圖紙，節(jié)流孔從13mm放大到15mm,標高不變。油隙取上公差，由STC測量。三塊瓦枕各車磨去T10.02mm、T200.07mm、T30.04mm；T1進油槽由0.08mm加深至0.12mm；T2進油槽由0.05mm加深至0.15mm。防范措施： 在設(shè)備安裝之前，應確認潤滑油節(jié)流孔設(shè)

20、計合理。設(shè)備運行時嚴格監(jiān)視軸瓦溫度，觀察潤滑油量的變化，軸瓦溫度如果升高過快，應及時處理。國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年月11日事故現(xiàn)象： #8號軸承外殼（盤車齒輪處）溫度偏高。原因分析：1 潤滑油量不足。2 潤滑油孔不合適。處理過程：1 增加冷卻管噴油孔。2 軸承座法蘭面油孔外圈銑槽，加O型圈。3 上下蓋油孔錯位，加工貫通。4 盤車齒輪罩殼封堵。改進后溫度由106降至95防范措施： 安裝時加裝冷卻管噴油管，檢查上下蓋油孔是否對正，如果錯位，應及時處理。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠

21、1#機時間2000年月11日事故現(xiàn)象： 主汽門閥桿活動試驗時，功率有波動。原因分析：閥門特性不好或調(diào)節(jié)系統(tǒng)有問題。 處理過程： STC根據(jù)閥門特性曲線重新校核計算，運行中投入功率回路，由自控中心負責處理。防范措施： 按以上措施進行防范，根據(jù)我廠閥門特性曲線進行計算。 返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年月11日事故現(xiàn)象： 大機、小機EH系統(tǒng)油管路布置問題。原因分析： 安裝時未考慮油管走向，造成油管走向不合理。處理過程： 成立雙方專門小組（設(shè)計所、自控、籌建處），到現(xiàn)場調(diào)查#1機組安裝情況，根據(jù)具體情況來考慮管路布置，并落實到圖紙。

22、防范措施： 油管安裝時應讓廠家、設(shè)計院、電建三方共同考慮油管的布置和走向，確保EH系統(tǒng)油管路布置合理，以免造成人力和物力的浪費。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年月11日事故現(xiàn)象： 大機#3、#4調(diào)節(jié)汽門渦流金屬聲。原因分析： 調(diào)節(jié)汽閥設(shè)計有問題。處理過程： 西屋公司已對圖紙做了修改，取消了整流罩，因此由STC設(shè)研所修改圖紙，對#1、#2機組的#3、#4調(diào)節(jié)氣閥由STC負責車去整流罩。 停機時已有制造廠處理，投運后仍有異聲，但有好轉(zhuǎn)。防范措施： 由廠家進行優(yōu)化設(shè)計，確保調(diào)節(jié)汽閥運行穩(wěn)定可靠。 返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見

23、問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年月11日事故現(xiàn)象： EH油泵振動大，溫度偏高。原因分析： 油泵基礎(chǔ)不牢，造成振動。 中心不正。動靜磨擦。處理過程： EH油泵增加底部支撐，并重新灌漿。 處理后缺陷消除。防范措施： 安裝時進行現(xiàn)場監(jiān)督，確保安裝質(zhì)量，保證油泵基礎(chǔ)牢固。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年月5日事故現(xiàn)象： 高排逆止門重錘連桿斷裂脫落停機。原因分析： 高排逆止門因重錘的來回沖擊造成重錘連桿斷裂。處理過程：拆卸舊連桿時發(fā)現(xiàn)逆止門重錘裝反。更換合格的高排逆止門重錘連桿，并對重錘的安裝位置作了糾正

24、防范措施： 高排逆止門安裝時確保質(zhì)量，要進行逐級驗收。 監(jiān)造人員仔細閱讀設(shè)備安裝說明書，確保設(shè)備正確安裝返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2000年月8日事故現(xiàn)象： 主機潤滑油中水分含量高（油中含水量108mg/l）原因分析： 其主要原因是當時為了提高凝汽器真空，將主機軸封壓力提高，使軸封漏汽進入軸瓦中，使得潤滑油中水分增多。處理過程： 在機組運行中，應調(diào)節(jié)主機軸封壓力，使軸封及不向外冒汽，也不向內(nèi)漏氣。防范措施： 運行中嚴格監(jiān)視軸封壓力，使蒸汽不向潤滑油中漏。 確保軸封安裝符合設(shè)計要求。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預

25、防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2002年月8日事故現(xiàn)象： 上下缸溫差大造成開疏水影響負荷。2002年8月25日21：26分，機組負荷由600MW降至520MW，凝汽器真空由91.4降至89.53Kpa，檢查下列疏水開啟：主蒸汽低點疏水和預暖疏水、高旁電動門前疏水、高排逆止門前后及冷段管道疏水、熱再管道疏水、中壓自動主汽門前疏水、低旁前后疏水開啟，造成真空下降，負荷降低。原因分析： 其主要原因是公司人員處理中壓缸上下缸溫差大缺陷造成。處理過程： 運行中發(fā)現(xiàn)中壓缸中間端疏水溫度上部242，下部溫度438，懷疑上缸溫度點壞。工作人員在處理時卻處理了下部測溫元件，造成下部測溫元件無輸出上部溫

26、度減去下部溫度值超過55，即觸發(fā)疏水開邏輯。后更換上部溫度測點。防范措施： 檢修人員在工作時一定要認真負責，對工作精益求精，確認工作地點無誤后方可開始工作。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）吳徑第二電廠1#機時間2002年月3日事故現(xiàn)象： #2瓦振動大跳機。原因分析： 是由于#2瓦X向項對測量不準引起。汽主要原因，是由于大機#2瓦X向相對振動探頭處環(huán)境溫度較高，由于探頭長期在高溫環(huán)境下工作，使渦流式探頭的特性變化引起測量異常，測量振動致突變，引起機組跳閘。目前#2瓦X向相對探頭已損壞。處理過程： 更換#2瓦X向相對探頭。防范措施：1 適當增加#2瓦周邊保溫厚度

27、，以改善探頭工作環(huán)境。2 向生產(chǎn)廠家詢問，是否由比目前使用的振動探頭適應更高環(huán)境溫度的振動探頭可替換。3 對軸封系統(tǒng)進行了改造，增加了一路回汽管。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）山東聊城時間2002年10月13日事故現(xiàn)象：B汽泵前置泵冷卻水進水門閥桿脫落，大量漏水原因分析： 屬產(chǎn)品質(zhì)量問題處理過程： 缺陷處現(xiàn)時正值汽機沖轉(zhuǎn)前的鍋爐點火狀態(tài)，電泵運行，汽機在跳閘狀態(tài)。為了不使整個機組停運，保證閉式水停運的設(shè)備安全，采取以下措施進行了處理：1. 撤油槍，保持6支運行（采取措施前為16支運行）。2. 將火焰監(jiān)視鏡頭從爐膛內(nèi)撤出3. 停除氧器再循環(huán)泵4. 重點監(jiān)視風

28、機軸承溫度5. 停止電動給水泵運行6. 停止閉式水泵，關(guān)閉其出水門7. 檢修更換B汽泵前置泵冷卻密封水進水門，10分鐘換好。風機軸承溫度上升2度。防范措施： 加強產(chǎn)品質(zhì)量的監(jiān)督力度，盡量避免劣質(zhì)產(chǎn)品進入主設(shè)備系統(tǒng)。閥門要采取防掉門柄措施。加強維護，每次啟動前對主要閥門進行檢查。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）山東聊城時間2002年9月事故現(xiàn)象： 主機軸承溫度高，同時主機潤滑油壓下降，潤滑油濾網(wǎng)壓差大于標準值；切換濾網(wǎng)后壓差有所降低。檢查結(jié)果及原因分析： 油中雜質(zhì)較多并且進入瓦中，使瓦與雜質(zhì)直接摩擦造成溫度升高。9月17 日停機后，揭瓦檢查。發(fā)現(xiàn)7#、11#瓦

29、軸頸有輕度劃痕，6#瓦及軸頸有嚴重的劃痕。檢查潤滑油濾網(wǎng)，發(fā)現(xiàn)濾網(wǎng)存在孔洞，分析為濾網(wǎng)破損后雜質(zhì)進入油內(nèi)，使油質(zhì)惡化，從而磨損軸瓦使得軸瓦的溫度升高。濾網(wǎng)破損原因有：濾網(wǎng)本身的質(zhì)量問題以及運行方面（長期使濾網(wǎng)運行）導致濾網(wǎng)承受油壓過大而破損。處理過程： 停及后翻出下瓦，清理瓦中的雜質(zhì)，更換潤滑油濾網(wǎng)。防范措施：1. 加強濾網(wǎng)的承受壓力的能力，如加強濾網(wǎng)的材質(zhì)、在濾網(wǎng)上加裝約40%的不銹鋼皮。2. 加強運行方方面的操作3. 增設(shè)潤滑油濾網(wǎng)壓差報警信號。4. 啟動前油質(zhì)不合格不能沖轉(zhuǎn)，安裝后對油系統(tǒng)要進行大流量沖洗或酸洗。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）山東聊城

30、時間2000年6月事故現(xiàn)象：電泵前置泵入口濾網(wǎng)堵塞。原因分析：除氧器水質(zhì)較臟堵塞濾網(wǎng)檢修雜物未清理堵塞濾網(wǎng)熱工信號誤發(fā)處理過程： 2000年6月21日12點21分，電泵前置泵濾網(wǎng)堵塞，停電泵清理濾網(wǎng)，鍋爐打閘，2000年6月22日1點38分，又因電泵前置泵入口濾網(wǎng)堵塞電泵跳閘一次，8月2日7：10電泵跳閘，沖投后7：14再次跳閘，汽包水位低，爐MFT，汽機跳閘，發(fā)電機解列。電泵壓力低開關(guān)也誤動多次?，F(xiàn)將電泵入口壓力低跳閘邏輯改為：入口壓力低至0.8Mpa(開關(guān)量)與模擬量同時滿足跳閘電泵。防范措施： 讓熱工人員確定電泵入口壓力低跳閘邏輯。 由熱工專業(yè)加裝電泵入口壓力低報警值返回目錄國產(chǎn)600M

31、W機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）山東聊城時間2000年6月27日事故現(xiàn)象：電泵工作油冷油器出口溫度高。原因分析： 2000年6月27日9：05，電泵工作油冷油器出口溫度最高至89，大家一致認為，冷油器工作面積不夠（36m2）。處理過程： 經(jīng)過改造，更換了一組大的冷油器，效果較好。防范措施： 在安裝冷油器時，一定要專業(yè)人員（設(shè)計院），計算好冷油器的冷卻面積。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）山東聊城時間2000年7月4日事故現(xiàn)象：電泵入口壓力低跳閘。2000年7月4日16：52，電泵入口壓力低跳閘，20：45又跳閘一次。原因分析： 在除氧器沒有壓

32、力的情況下，電泵突然大量上水容易造成入口壓力低的情況發(fā)生。處理過程： 現(xiàn)將電泵入口壓力低跳閘邏輯改為：入口壓力低至0.8Mpa(開關(guān)量)與模擬量同時滿足跳閘電泵。防范措施： 讓熱工人員確定電泵入口壓力低跳閘邏輯。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）山東聊城時間2000年8月2日事故現(xiàn)象：汽輪機高壓缸上下缸溫差大。原因分析： 廠家解釋：由于高壓缸夾層內(nèi)氣流分配不均，造成高壓缸上下缸溫差大，并且下缸溫度高與上缸。處理過程： 我廠汽輪機出廠前，上汽廠在吳徑汽輪機的基礎(chǔ)上對夾層通流部分作了一些改進，以解決上述問題。從理論上講，低負荷時由于氣流偏小，所作的改進起不到相應的

33、作用，在高加投入，負荷提高后上下缸的溫差應得到改善。運行指揮部決定：63以下可正常運行，超過63匯報指揮部，采取措施?，F(xiàn)在正常運行中，高壓缸上下缸溫差在50左右。防范措施： 聯(lián)系上汽廠對高壓缸進行改造。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）山東聊城時間2000年7月29日事故現(xiàn)象：沖轉(zhuǎn)時高排逆止門不能全開使冷再管道劇烈振動。7月29日，機組沖轉(zhuǎn)至2900r/min，閥切換后，冷再管道振動劇烈，經(jīng)查由高排逆止門忽開忽關(guān)引起，手動打閘；8月1日，機組沖轉(zhuǎn)后又發(fā)生同樣現(xiàn)象，手動脫扣汽機。原因分析： 汽機一旦掛閘，OPC母管建立油壓，壓縮空氣便送至高排逆止門氣缸，使其處于

34、自由狀態(tài)，汽機沖轉(zhuǎn)后由蒸汽將其頂開，如果此時汽量不足，此門便不能全開，致使冷再管道劇烈振動。處理過程： 現(xiàn)在機組沖轉(zhuǎn)時手動將高排通風閥打開，高排逆止門關(guān)閉，等到3000r/min后再開高排逆止門，關(guān)閉高排通風閥，解決了冷再管道振動的問題。防范措施：組織運行和檢修人員學習600WM機組知識，熟悉有關(guān)設(shè)備系統(tǒng)。將這一操作措施編入運行規(guī)程。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）山東聊城時間2002年8月事故現(xiàn)象：主機#7軸承頂軸油壓低。主機開始啟動，投盤車運行時#7軸承頂軸油壓9Mpa，但啟動后油壓呈下降趨勢，雖開四臺頂軸油泵（原先運行三臺）,收效甚微，油壓最低降到4.

35、4Mpa。 原因分析：#7軸承頂軸油管溫度明顯高于其它軸承，推測#7軸承頂軸油流量大，可能有漏油的地方，導致壓力低溫度高。處理過程： 8月18日，停止盤車，頂軸油，潤滑油系統(tǒng)的運行，二公司揭開軸承蓋進行詳細檢查，發(fā)現(xiàn)頂軸油管至軸瓦油孔彎頭出油管開裂，導致頂軸油從此噴出從而泄油，建立不起足夠的壓力。將斷裂處焊牢后該問題得到解決，#7軸承頂軸油壓升至8.5Mpa（三臺頂軸油泵運行）。防范措施： 油管安裝后要進行認真檢查。 油管路的安裝嚴格按照設(shè)計要求進行。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）山東聊城時間2002年10月事故現(xiàn)象：做A小機低壓主汽門活動試驗時，主汽門誤

36、關(guān)。2002年10月22日15：00，機組負荷600MW，做A小機低壓主汽門活動試驗時，低壓主汽門不動作，做B小機低壓主氣門活動試驗時，低壓主汽門全關(guān)，轉(zhuǎn)速急劇下降，立即手啟電泵，手跳A、F磨，投A3、C1、B4油槍，負荷最低將至380MW,汽包水位最低降至303mm，B小機手動打閘，低壓調(diào)門不關(guān)。原因分析： 經(jīng)熱工人員進行檢查，B小機低壓主汽門活動試驗行程開關(guān)位置不合適（偏外），導致主汽門關(guān)至75%位置時接觸不上，75%試驗行程開關(guān)未發(fā)信號至DEH，造成低壓主汽門全關(guān)。處理過程： 熱工人員利用停機機會，對小機主汽門、調(diào)門行程開關(guān)重新定位，并經(jīng)過試驗正常后，寫出檢修結(jié)果，提供給運行部門。防范措

37、施： 熱工人員對小機主汽門、調(diào)門行程開關(guān)認真檢查。 避免高負荷時進行主汽門活動試驗。 進行此項定期工作前做好事故預想，防止降負荷和事故的擴大。 建議電動給水泵投聯(lián)動，全程負荷跟蹤，避免大幅度降負荷返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）山東聊城時間2002年10月事故現(xiàn)象： 小機跳閘后油中進水。 10月30日由于“火檢風壓低”導致鍋爐MFT，小機跳閘，小機潤滑油水分嚴重超標：A小機油中含水量為1340mg/l；B小機油中含水量為2750mg/l，大大超過了100 mg/l的標準。在機組168時運期間，也曾發(fā)生過這種情況。原因分析：氣泵的迷宮式密封裝置采用螺旋型，密封

38、水采用凝結(jié)水泵出口母關(guān)來水，其回水分為兩路：一路經(jīng)過密封水回水母管至地溝或凝汽器，另一路為至汽泵前置泵入口門前的卸荷水。由于密封結(jié)構(gòu)的原因，當汽泵運轉(zhuǎn)時，水會沿著螺旋槽向汽泵內(nèi)部流動。當汽泵停運以后，汽泵內(nèi)的水及密封水失去此動力，因此會全部向外部流出，此時只依靠U型水封回凝汽器已不能滿足排水需要，從而導致水進入小機潤滑油。處理過程： 重新整定密封水自動調(diào)整門的自調(diào)性能，滿足汽動給水泵軸封在任一工況下，密封水不得大量外泄。防范措施： 1.小機正常運行時采用以下措施防止小機油中進水：（1） 密封水調(diào)閥投入“自動”，調(diào)節(jié)正常水位，保持壓差在80100Kpa范圍內(nèi)，密封水回水溫度在5070左右（與凝結(jié)

39、水溫度一致說明密封水壓力偏大；接近卸荷水溫度說明密封水壓力偏小），否則聯(lián)系熱工處理調(diào)門。（2） 投運密封水時嚴格按操作票執(zhí)行，投運密封水時應首先開啟密封水回水至地溝門。（3） 發(fā)現(xiàn)汽泵密封水漏水，應立即結(jié)合回水溫度與漏水情況調(diào)節(jié)密封水差壓；調(diào)整后如仍漏水嚴重應部分開啟密封水回水至地溝門。（4） 汽泵密封水回水至凝汽器水封正常后水封放氣門應開啟，以便回水暢通，注意放氣門開啟后應不影響真空（5） 調(diào)節(jié)小機軸封壓力適當，不向外冒汽。（6） 正常運行后凝泵出口壓力應保持穩(wěn)定，防止大幅波動使密封水壓不穩(wěn)。2. 當小機跳閘后，應立即進行以下操作，防止小機油中進水。（1） 迅速派人到就地將氣泵密封水由凝汽器

40、切至地溝。（2） DCS畫面檢查氣泵密封水調(diào)節(jié)門動作正常，壓差正常，否則切至手動并調(diào)整密封水壓力正常。（3） 運行中汽泵正常停運時，應提前開啟密封水回水門至地溝門。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）山東聊城時間2002年8月事故現(xiàn)象：機組高負荷時汽泵跳閘。8月21日9：50機組負荷609MW，A、B汽泵并列運行，A、B、C、D、F五臺磨煤機運行，電泵3000r/min運行熱備用，（非正常方式），B泵因振動大保護誤動跳閘。手動跳掉A、F磨，負荷降至369MW。8月22日汽泵廠家來函說明汽泵泵體振動大可以不投跳閘保護，因此將汽泵振動跳閘保護解除。8月23日10：0

41、0又是B汽泵突然跳閘，手動跳掉A、F磨煤機，負荷由600MW降至440MW。原因分析： 跳閘原因不明。處理過程：保護解除。 防范措施： 機組高負荷運行狀態(tài)下，汽泵跳閘嚴重影響了機組的安全運行，而且跳閘原因不明給生產(chǎn)帶來了隱患，制定以下措施：1. 汽泵跳閘后電泵應聯(lián)動開啟，否則應迅速手動開啟，維持汽包水位。2. 正常運行時，兩臺汽泵運行，電泵做備用，應將電泵勺管位置放至50%位置，當汽泵跳閘，電泵聯(lián)動快速給汽包上水。3. 如滿負荷一臺汽泵跳閘后，應立即解除另一臺汽泵轉(zhuǎn)速自動，防止其瞬間超速導致跳機。5. 巡檢人員應安時檢查設(shè)備，保證巡檢質(zhì)量，及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備異常。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見

42、問題的分析及預防措施地點（電廠）天津大唐盤電時間2002年12月10-13日事故現(xiàn)象：4#機高壓內(nèi)缸底部定位立銷脫落。原因分析： 屬安裝部門焊接質(zhì)量問題處理過程： 停機后重新焊接高壓內(nèi)缸底部定位立銷防范措施： 加強金屬監(jiān)督尤其是焊口的監(jiān)督力度，避免主設(shè)備主管道的嚴重缺陷的存在發(fā)生。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）天津大唐盤電時間2002年10月事故現(xiàn)象：中壓主汽門做活動試驗時打不開。原因分析： 平衡管上截止閥沒有完全打開及節(jié)流孔過小造成閥門前后壓差過大（約240噸力），而油動機開啟力只有11噸；另外，左、右閥門打開的負荷不同，左側(cè)為70MW，再熱壓力為0.2

43、4Mpa，右側(cè)為240MW，再熱壓力為1.37Mpa，說明左側(cè)主汽閥還有門軸卡澀現(xiàn)象。處理過程： 哈汽廠建議暫不做中壓主汽閥的活動試驗。防范措施： 聯(lián)系設(shè)備廠家，檢查是否存在上述缺陷，如有請廠家給予解決返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）大唐天津盤電時間2002年1月事故現(xiàn)象：小機油箱油中含水較多。原因分析：1 軸封送汽、抽汽壓力調(diào)節(jié)不當，軸封送汽壓力表精度低； 2 軸封送汽溫度過高，最高時達到300，對轉(zhuǎn)子的壽命影響很大，且蒸汽很容易進入軸承箱內(nèi)；3 濾油機取油口過高，距油箱最低點約150mm，濾水效果不好；4 油箱排煙風機出力大，軸承箱和油箱內(nèi)負壓太大，由于

44、擋油環(huán)存在間隙，很容易將蒸汽和灰塵抽進軸承箱內(nèi)。5 濾油機回油口在取油口同一側(cè)的上部，濾油形成死循環(huán)；6 離心濾油機效果不理想；7 濾油時間短，對濾油工作不夠重視。處理過程： 采取濾油管改造，調(diào)整軸封壓力的方法，油中含水問題已明顯改善，在適當?shù)臅r機將濾油機回油口改造后會起到更好的效果。但最重要的還是要增加濾油時間，調(diào)整好軸封送、抽汽參數(shù)。防范措施：1 將濾油機取油口改到油箱最底部，即將事故放油口之一改為濾油機取油口，原濾油機取油口改為事故放油口；2 在兩臺小機油箱間濾油機取、排油口連通管上各增加截止門一件，以實現(xiàn)兩臺小機同時濾油；3 在兩臺小機油箱間濾油機取、排油口連通管上增加B小機側(cè)濾油機的

45、取、排油口，并各安裝截止門一件，以備安裝一臺濾水效果好的濾油機；4 軸封風機出口管加80節(jié)流孔板；5 更換軸封送汽管壓力表，調(diào)整小機軸封送、抽汽量及送汽溫度至最佳；6 在機組停運時排凈油箱中的油，將濾油機排油口改到油箱的另一側(cè)。7 軸封送汽管加基地調(diào)節(jié)門，實現(xiàn)軸封送汽自動調(diào)節(jié)；8 加一臺濾油機，保證每臺小機有一臺濾油機長期濾油；9 將軸承箱擋油環(huán)改為密封環(huán)。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）大唐天津盤電時間2002年月2日事故現(xiàn)象：右側(cè)主汽閥差50mm關(guān)不到位。2002年2月18日機組按計劃停機，當負荷降至200MW時打閘停機，右側(cè)主汽閥差50mm關(guān)不到位，再

46、次升至3000rpm打閘，還是關(guān)不到位。后將右側(cè)高調(diào)門打開，主汽閥才得以關(guān)閉。 原因分析： 閥桿與套筒間隙偏??；閥桿可能彎曲；操縱座殼體與彈簧有相互摩擦痕跡；操縱座各鉸鏈銷子間隙可能偏小。處理過程： 為保證機組的安全穩(wěn)定運行，根據(jù)右側(cè)主汽門的現(xiàn)象，對左、右側(cè)兩件主汽門進行解體檢查工作。解體檢查發(fā)現(xiàn)，閥碟襯套內(nèi)孔在兩端和中間部位有嚴重拉毛現(xiàn)象，測量尺寸，內(nèi)孔已變形，最小處只有203.10mm(要求203.20-203.25), 經(jīng)陡電項目部、哈汽廠及電廠有關(guān)人員的努力下，對襯套變形處進行了修刮處理，處理后閥碟與襯套間隙約0.40mm（要求0.280.38mm）。經(jīng)機組啟動后打閘，可以保證主汽門正

47、常關(guān)閉。防范措施： 設(shè)備安裝時應嚴格測量主汽門及調(diào)節(jié)汽門閥桿與閥桿套的間隙，保證在合格范圍內(nèi)。 返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）大唐天津盤電時間2002年月3日事故現(xiàn)象：#1高加事故疏水調(diào)節(jié)門前手動門墊片共發(fā)生了三次漏汽現(xiàn)象。原因分析： 認為管道存在應力，由于該管所處的位置較狹窄，施工較難，增加了維護量，3號高加正常疏水至除氧器調(diào)節(jié)門前手動門閥門體有漏點。處理過程： 經(jīng)討論及請示，決定將高加疏水系統(tǒng)建議由法蘭聯(lián)接改為焊接。防范措施： 我廠情況如和上述情況相近，也應將高加疏水系統(tǒng)由法蘭聯(lián)接改為焊接。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（

48、電廠）大唐天津盤電時間2002年月3日事故現(xiàn)象：本月，#2汽泵機械密封連續(xù)兩次出現(xiàn)水溫高，最高一次達89。原因分析： 工業(yè)水的水質(zhì)太差，造成管路淤積。處理過程： 經(jīng)檢查清掃，降至36。防范措施： 建議加快循環(huán)水處理的建設(shè)進度，防止水庫的水直接進入水塔。為作好平安過夏，應加大地下抽水量，并增加幾臺深井泵。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）大唐天津盤電時間2002年月7日事故現(xiàn)象：綜合給水泵房#1、#2生活水泵，#2、#3生產(chǎn)水泵經(jīng)常發(fā)生不打水現(xiàn)象。原因分析： 經(jīng)現(xiàn)場檢查及核對圖紙后發(fā)現(xiàn)：該設(shè)計中上述四臺水泵的入口在一條母管上，且沒有設(shè)置放氣門。由于上述原因，導致

49、在入口水箱空罐后再重新注水時在管路的端部的氣體放不出去，泵處于氣蝕狀態(tài)，入口供水不足，且出口設(shè)有一高位水箱，如果泵出口壓力不足，則出口逆止門打不開，泵處于空轉(zhuǎn)狀態(tài)，隨泵空轉(zhuǎn)時間加長，泵內(nèi)水溫度升高，入口汽化現(xiàn)象加重，泵出口壓力再次下降。處理過程： 針對上述現(xiàn)象，經(jīng)核對圖紙后，將入口母管的兩端部加裝放氣閥門。再次啟動后，缺陷消除。防范措施： 我廠綜合給水泵房系統(tǒng)如果和大唐盤山綜合給水泵房系統(tǒng)一樣，應在施工時將入口母管的兩個端部加裝放氣閥門，確保設(shè)備以后運行穩(wěn)定。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）大唐天津盤電時間2002年月7日事故現(xiàn)象：#4機本體安裝主要缺陷：1

50、. 大部分墊鐵出廠前沒有經(jīng)過刮研。2. 有9組墊鐵的調(diào)整螺桿存在嚴重缺陷，必須進行機加工。3. 各組墊鐵厚度偏差太大：67.874,而墊鐵調(diào)整范圍僅3。原因分析： 設(shè)備制造問題。處理過程： 再安裝和檢修時進行處理。防范措施： 設(shè)備交貨前加強監(jiān)造，嚴格檢驗，確保質(zhì)量。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）大唐天津盤電時間2001年月12日事故現(xiàn)象： #3汽輪發(fā)電機組試運期間出現(xiàn)大負荷下高壓軸封處漏汽嚴重。原因分析： 經(jīng)分析，為高壓軸封母管節(jié)流孔偏小。處理過程： 將軸封母管節(jié)流孔板內(nèi)徑由113擴至125。防范措施： 檢查我廠高壓軸封母管節(jié)流孔板內(nèi)徑是否合適。返回目錄國

51、產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）大唐天津盤電時間2002年月10日事故現(xiàn)象： #4機循環(huán)泵出口蝶閥操作油站改建。原因分析： #4機循環(huán)泵出口蝶閥操作油站布置太緊湊，沒有檢修空間和通道。處理過程： 今后有條件停機時將油站放到比較合適的位置。防范措施： 我廠循環(huán)泵出口蝶閥操作油站布置時應考慮以后的檢修空間和通道。避免安裝后再改造。返回目錄國產(chǎn)600MW機組運行中常見問題的分析及預防措施地點（電廠）邯峰電廠時間2001年1月6日事故現(xiàn)象：#2主汽壓力變送器鎖母漏汽，吹壞#1主汽管壓力測點原因分析：主汽壓力測點壞的原因為#2主汽壓力變送器鎖母漏汽，吹壞#1主汽管壓力測點（爐側(cè)）處理過程：1月13日13：01#1機負荷500MW，主汽壓力測點10LBA10CP103、10LBA20CP103突然同時失去指示，1A、1