超临界机组运行碰摩故障诊断及处理
超临界火电机组凝结水泵变频器常见故障判断及运行中的检查维护
第32卷第8期2019年8月江西电力职业技术学院学报Journal of Jiangxi Vocational and Technical College of ElectricityVol.32 No.8Aug.2019超临界火电机组凝结水泵变频器常见故障判断及运行中的检查维护胡芸\黄志明2(1.国家电投江西公司中电检修公司新昌分公司，江西南昌330117;2.江西电力职业技术学院，江西南昌330032)摘要：目前，大型超临界火电机组都在降低厂用电率上深挽潜力，采用变频器一拖二带凝结水泵降低厂用电率的方法，并且成效 显著，但是增加了变频的投资和运行操作的复杂性。
随着技术不断发展和操作的成熟，变频器目前运行状况非常好，但是其本身的状态 决定了整个机组的厂用电率的高低。
结合变频技术特点和维护经验，探讨超临界火电机组凝结水泵变频器常见故障判断，以及运行中 的检查维护特点，旨在提高设备可用率，提升超临界机组效率。
关键词：超临界；变频器；敁障；维护；厂用电率中图分类号：TK264.1 文献标识码：B文章编号：1673-0097(2019)08-0011-02〇引言调速技术发展迅猛，主要有齿轮变比、液力耦合 器、变电极对数、变频技术等几大类。
其中齿轮变比应 用最广泛，最典型的是汽车变速箱，具有简单方便、投 资小、传动效率高等优点，但由于调速是分级固定，所 以灵活性不足；液力耦合器是采用改变主动叶轮和从 动叶轮之间的油来调速，虽然调节方便，但是投资大、系统复杂，电厂中只有给水泵这样大型设备采用；变电 极对数和齿轮变比效果类似，主要用于电机调节转速; 而变频技术具有调节范围大，调节效率高的优点。
并且 随着技术发展，特别是微电子结合芯片的控制系统应 用普及，成本的快速下降使得变频技术走向了大众工 业体系，变频调节逐渐代替了传统的调速系统。
但由于 新技术对环境要求较高，对操作人员要求也较高，若使 用不当，将使得变频器的使用寿命大为降低，或者导致 各种各样的故障。
1000MW超超临界机组集控运行故障及处理措施田杰
1000MW超超临界机组集控运行故障及处理措施田杰发布时间：2023-06-15T00:52:42.144Z 来源：《中国电业与能源》2023年7期作者：田杰[导读] 1000MW超超临界机组集控技术指的是对1000MW超超临界发电机组的集中控制技术。
该技术的目的是实现对发电机组的自动化控制、优化运行和故障监测，提高机组的效率和可靠性，减少能源消耗和环境污染。
主要针对1000MW超超临界机组集控技术应用背景下遇到的特殊异常和故障进行解析，并且指出相应的故障解决策略。
山西省长治市晋控电力长治发电有限责任公司 046000摘要：1000MW超超临界机组集控技术指的是对1000MW超超临界发电机组的集中控制技术。
该技术的目的是实现对发电机组的自动化控制、优化运行和故障监测，提高机组的效率和可靠性，减少能源消耗和环境污染。
主要针对1000MW超超临界机组集控技术应用背景下遇到的特殊异常和故障进行解析，并且指出相应的故障解决策略。
关键词：超超临界；集控技术；研究与应用1电除尘系统异常事故1.1电除尘系统异常事故分析原因机组满负荷出力时，电除尘出力异常（效率骤降或进水导致电场跳闸）。
1.2电除尘系统异常事故处理措施（1）机组满足吹灰条件时，联系化环人员，及时投入吹灰。
吹灰时机控制在整点开始十五分钟内。
若电除尘出力异常时，立即停止吹灰，并立即汇报值长。
（2）锅炉烟尘排放浓度偏高时，进行引风机出力偏置设置，减少故障侧电除尘烟气量，但两台引风机电流偏差控制不超过50A，同时注意监视引风机本体运行，防止引风机失速。
（3）当单侧电除尘因故障造成吸收塔入口烟尘大于80mg/Nm3（3min均值）或净烟气烟尘浓度折算值超过10mg/Nm3（3min均值），存在小时均值超过10mg/Nm3的风险，应降负荷处理，通过降负荷等措施短时间内如无法将烟尘控制到合格范围内，应快速停运对应侧风组，保证烟尘小时均值不超限。
2机组调峰启动异常范例2.1异常概况2020年10月01日平海电厂1号机组调峰停运，经公司领导批准，与中调沟通后，启动1号机组。
火电厂600MW超临界机组锅炉风机常见故障处理及原因分析
正常 ，此时 引风机Ｂ 就地指示开度 比引风机Ａ大５ ％左
右 ，电流偏大将近 １Ａ。 ０ １ 故障原因分析 。 ４ 造成 引风机入 口静叶调节故障的原 因很复杂 ，分 析主要有以下几点 ： （） １静叶调节框架滚轮 中心度偏差 引风机在执行入 口静叶调节时 ，由于滚轮在运行 中与入 口风壳不 同心 、造成个别滚轮与风道之 间 （ 在 某一位置 ）的间隙有过盈现象 ，造成卡涩 ，相对运动 困难 ；或间隙过小 ，机壳受热膨胀 ，造成机壳与滚轮 卡涩等均能使入 口静叶在某一开度卡涩。 （） １静叶叶片轴 向间隙过小 ２入 ７ １ 人 口静叶轴 向间隙过小 ，在风机运行期 间，由于 受 １０ ３ ℃左右温度的烟 气加 热 ，入 口叶片轴 向膨胀 ， 造成叶片轴 向卡涩 ，周 向运动受阻 ，使入 口静叶在某
就地和远控方式下 对静叶片开度进行了开关对位 ，静
两 台风机并联运行 ，虽然入 Ｉ静叶开 度一致 ，但 Ｚ ｌ
叶片开关 自如 ，无卡涩 、机械摩擦声 ，且实际开关位
与仪控执行机构开关位相吻合 。
实际所受风道 阻力不完全一样 ，风机的出 口风量 、风 压不一致。其 中一 台出力低于 另一台 ，该台风机 出 口
进行 了润滑。就地 手动盘动静叶执行机构力矩仍较大
无法盘动。 为 了排除执行机构故障 ，把风机入 口静 叶开度 固 定在６ ％开度 ，脱开执 行机构 与静 叶调节连杆后 ，执 ０ 行机构开关 自如、无卡涩 、跳动现象。用链 条葫芦牵 把静叶开度向开大 的方 向牵引 ，力矩仍表现偏大。 分析原因为入 口静叶叶片轴 向间隙过小 ，在受热 膨胀时存在部分叶片卡涩现象 。检修人 员又分 别对单 个叶片解开脱离支撑框架，手动盘动叶片 ，未发现叶 片有卡涩 、蹩劲现 象 ，随之将风机停运 以进一步查 明
600mw亚临界汽轮机组轴系碰磨故障的分析和处理
2019.12 EPEM 81发电运维Power Operation前言在启停和运行过程中动静部件间的碰磨是汽轮机组常见故障之一，由于机组轴系依靠推力瓦进行转子轴向定位，在各汽缸内组件安装质量可靠的前提下汽轮机转子动叶与隔板、汽封突肩与梳齿等动静部件间的轴向碰磨概率较小。
随着机组对缸效要求的不断增加，以及诸如小间隙汽封、布莱登汽封、蜂窝汽封等新型汽封技术在不同机组上的革新应用，为提高缸效追求汽封动静间隙下限以及新技术应用的不稳定性都增加了大型旋转机械动静部件径向碰磨的可能性。
同时可倾式支撑轴瓦、浮动挡油环、密封瓦等静止部件的组件结构也日趋复杂，在运行过程中也是导致径向碰磨振动的主要诱因。
本文主要针对大型汽轮发电机组的径向动静碰磨展开讨论和研究。
据国内外汽轮机转子弯曲事故表明，其中86%均由于机组在启动过程中动静碰磨故障引起，如果分析及处理不及时就有可能造成转子永久性热弯曲甚至轴系损坏事故，因此正确快速地诊断出机组动静碰磨故障并进行处置就具有十分重要的意义。
1 径向碰磨的原理、特征及分类1.1 机组径向碰磨产生的原理大型汽轮机组在启动冲转过程中，发生动静碰磨振动大导致冲转不成功的案例是比较常见的。
由600MW 亚临界汽轮机组轴系碰磨故障的分析和处理大唐阳城发电有限责任公司 郭 炜摘要：通过对600MW汽轮机组轴系发生碰磨故障数据的整理，分析了亚临界三缸四排汽汽轮机组发生动静碰磨故障的典型案例，可为现代大型汽轮发电机组因动静碰磨产生的振动异常提供分析和处置参考，为机组安全稳定运行提供技术保证。
关键词：汽轮机组；动静碰磨；振动特征；故障诊断于油膜的不稳定以及高压调节级进汽不均匀，汽轮机转子中心会与静止的几何中心产生一定程度的偏离。
油膜破坏或安装质量不合格使轴心偏移值超过径向间隙设计值时，动静部分即发生碰磨。
碰磨点同时会受到径向作用力和逆转向切向碰磨力的共同作用。
依据转动部件与静止部件在圆周方向上接触长度的不同可分为全周碰磨和局部碰磨。
660MW超超临界直接空冷机组整套启动中的问题及处理措施
660MW超超临界直接空冷机组整套启动中的问题及处理措施本文主要针对660MW超超临界直接空冷机组整套启动过程中存在的问题开展论述，结合问题存在的原因，提出相应的处理措施，保证整个机组试运行顺利推进。
标签：超超临界直接空冷机组整套启动存在问题处理措施内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司五期工程2×660MW汽轮机发电机组，该机组是由东汽生产的660MW超超临界一次中间再热，三缸两排汽，直接空冷凝汽式汽轮机。
本次研究主要针对该机组整套启动过程中存在的的问题进行了总结分析，并进一步分析了问题产生的原因，提出了相应的处理措施，现将具体研究内容介绍如下：一、盘车转子停止转动1.问题分析在对机组进行电气专业短路实验和空载实验完成之后，技术人员准备对整个机组的阀门进行严密性试验。
当时锅炉的运行参数为主汽压力11.9MPa，再热汽压力2.3119MPa。
当严密性试验完毕之后，汽机转速到0，人工手动啮合盘车，启动过程中的电流为0当时电流30.3A，启动约一分半后，盘车掉闸。
间隔20分钟后再次启动，启动失败，这时对盘车电机的电流进行检查，发现在33～35A 之间波动。
半个小时之后，挂闸困难，强行挂闸后，手动盘车不能正常运作，随后盘车电流突然激增到71A，汽轮机真空遭到破坏。
通过对整个机组进行全面检查之后，导致上述问题出现的原因，主要包括以下几个方面，一个是盘车机电出现了电气故障，另一个是汽轮机大轴内部存在残余的弯曲，机械设备在启动过程中，由于启动力矩太大，不能正常开启。
还有就是顶轴油压出现了突变，使得大轴顶起高度，达不到相应标准，启动力矩增加。
最后一个原因是盘车大齿与大轴齿轮啮合不到位，从而引起启动力矩增加。
2.处理措施针对上述故障可能发生的原因，技术人员立即采取措施进行检修。
首先将所在机组的所有疏水关闭，开始进行闷缸处理。
在故障现场调整机组各个瓦顶轴油压以及顶起的高度，检查之后发现一个发电机的7瓦顶起高度不符合要求。
660MW超临界机组热控设备故障分析与防范措施
660MW超临界机组热控设备故障分析与防范措施【摘要】火电厂超临界机组技术在实际运行和管理过程中也出现了系列的问题和故障，其中由于热控设备故障导致的故障和问题占有一定比例。
【关键词】660MW超临界；机组；热控；设备；故障我国特点是农业人口数量比较巨大，社会发展仍有一个巨大空间的对电力需求，由于传统能源结构形式的巨大限制，我国传统电力生产供应结构系统构成中，火力发电工业系统能源仍然还占有了相当的重要程度的比例。
火力发电厂机组技术水平、运行效果直接影响我国电力供应和社会、经济的发展。
660MW的超临界机组还将是作为未来当前拟建的未来我国超临界核电站主力机组规模建设的其中一个重要组成，在保障我国电力供应，创造电力价值方面发挥了巨大的作用和效果。
为充分保障了其长期运行状态的连续稳定、可靠，采用了热流控制设备来对整个机组系统的安全运行参数进行自动控制功能的完美实现，以保障机组连续可靠的运行。
然而在实际的运行维护过程中，热控设备系统故障时有发生，导致机组不能够稳定的运行，造成系统停机等现象，造成电厂效益降低甚至引发社会问题等等。
1故障出现的原因分析由于热控设备系统的组成和控制是通过多方面综合控制实现，受到系统、设备、人员、电力供应等各方面影响较大，是导致热控设备故障的主要原因。
1.1控制系统方面热控系统是基于计算机技术和自动化技术的拓展，通过对各热控设备和传感器进行有机结合，通过系统化管理实现自动化的热控管理。
因此，其控制系统对于热控设备作用的发挥起到决定性的基础。
由于系统软件错误、数据传输故障、网络通信异常、传感器失灵等各方面的原因均能导致控制系统的拒动、误动，进而影响控制系统功能的实现，造成各种故障，影响机组运行的稳定和设备的故障，对发电企业造成损失。
1.2热控设备方面热控设备是热控系统的基础，是实现热控动作的基本单元，然而在实际运行过程中，热控元件的故障经常导致热控设备发生故障甚至破损，造成热控设备不能够正常进行动作，发生误动或是拒动，严重损害到系统的控制和操作，影响机组的稳定运行甚至是造成机组停机或损坏。
火电厂超临界机组锅炉风机常见故障处理及原因分析
火电厂超临界机组锅炉风机常见故障处理及原因分析摘要：火力发电厂中超临界机组占据重要地位,利用超临界机组可以有效的节约能源,改善火电厂的环境,但超临界机组锅炉辅机在实际的运行过程中可能会出现各种各样的问题,火电厂有关工作人员必须要加强对超临界锅炉辅机的维护检修工作。
本文简要介绍了超临界机组锅炉风机在运行中发生的问题，分析了故障的原因并给出了解决故障所采取的对策，为其他火电厂类似问题的解决提供借鉴。
关键词：静叶可调引风机；轴流式送风机；一次风机前言：火电厂发电过程中需要使用到许多种辅机设备，比如磨煤机、风机等等，这些设备在火力发电工作中发挥了重要的作用，磨煤机可以保证燃煤充分燃烧、煤粉的输送及空气的流通离不开风机设备。
这些辅机设备的正常运行会影响到火电厂生产的安全性、可靠性，火电厂在日常的管理工作中必须要高度重视辅机的检修维护工作。
1.锅炉辅机维护、检修措施锅炉辅机设备在火电厂固定资产中占有很大比例，加强设备检修控制对于整个火电厂有着重要的意义，能够有效的减少设备检修维护成本，就现阶段来说，火电厂锅炉辅机主要有周期性检修、故障检修以及状态性检修三种检修模式。
1.1周期性检修周期检修就是根据已经掌握的设备磨损老化规律制定检修计划开展计划性的检修。
周期性检修灵活性比较差，检修过程中一味的按照以往设定好的检修计划及相关的规章制度开展计划检修，并没有完全考虑到设备实际运行过程中磨损问题，且定期检修如果过于频繁，反而可能会使得设备磨损加快，影响设备的正常运行。
此外，即使是相同类型的设备，运行的情况也可能各不相同，周期性检修工作中必须要考虑到这一问题。
1.2状态检修状态检修就是利用一定的状态监测及诊断技术分析设备的运行状态信息，对设备的运行状态进行评估，及时发现设备运行过程中潜在的故障隐患，采用对应的措施消除隐患的检修方式。
状态检修工作中需要现场工作人员加强设备的日常巡检，利用各类监测仪器对设备进行监测分析，同时做好定期维护工作，将设备巡检、维护的有关内容记录在册，为后期的状态检修工作打好基础。
600MW超临界机组锅炉事故处理
一、送风机A出口门卡涩到零现象：1、10S后炉膛负压增大、“FAN STALL”报警，又自动复归。
“炉膛压力低”“FDF A”“IDF A”“RB”“F磨”“D磨”报警发出。
炉膛负压到-700Pa左右。
再热汽温下降较快，545度. 处理：1、检查A送风机跳闸其出口档板关闭动叶关闭，A引风机联跳正常其进、出口档板关闭、静叶关闭；2、立即派巡检就地检查，汇报在值长，联系检修检查。
联系脱硫注意设备运行情况。
3、检查RB动作正常，F、D磨煤机跳闸，负荷快速下降，机组运行方式由滑压切至定压运行，压力设定值14MPa，CCS负荷指令减至300MW；4、检查B送、引风机动叶、静叶自动开大，电流***在额定值内，无失速报警。
氧量、风量正常，炉膛负压正常；（83%以上超电流）5、关闭F、D磨冷、热风门及出口快关门，相应二次风门关到正确位置；6、检查A层油枪投入，稳定锅炉燃烧。
7、检查运行吸风机（电流振动温度入口风压等）运行正常，炉负压调整稳定。
8、检查运行送风机运行正常（电流振动温度出口风压风量）氧量正常。
9、调整主汽温度正常，维持合适的水煤比，中间点过热度合适，调节减温水量合适，检查储水箱无水位。
10、调整再热汽温正常，调节烟气挡板，必要时使用事故喷水；7、检查除氧器、热井水位正常；8、检查汽泵运行正常；否则强开再循环；9、检查轴封压力、温度正常，检查主机振动、轴移、差胀等参数正常；判断：根据风机跳闸首发，判断事故为：A送风机出口门误关造成A送跳闸。
因为吸送风机几乎同时联跳，所以必须关注报警信号哪个先发，还要检查风机跳闸的原因，如热工保护：振动温度油压出入口门等，电气保护如：差动速断等。
本故障主要问题是氧量不够了。
本故障处理关键点：RB动作是否正常（否则造成磨不跳，油不投，CCS指令定滑压方式不切）-投油助燃（投中间磨）-未跳闸风机出力达最大（电流不超）。
1.1送风机出口门卡到10%。
现象：炉膛负压增大、“FAN STALL”报警信号发出。
超超临界机组电气系统试运行中出现的问题及对策_王士博
第31卷第3期华电技术V o l .31 N o .3 2009年3月H u a d i a n T e c h n o l o g yM a r .2009 ·专题综述·超超临界机组电气系统试运行中出现的问题及对策T h e p r o b l e m s o c c u r r e d i nc o m m i s s i o n i n g o f 660MW u l t r a -s u p e r c r i t i c a l u n i te l e c t r i c s y s t e ma n di t s c o u n t e r m e a s u r e s王士博1,井绪成1,薛斐2,于文涛1W A N GS h i -b o 1,J I N GX u -c h e n g 1,X U EF e i 2,Y UWe n -t a o1(1.安徽华电芜湖发电有限公司,安徽芜湖 241300;2.中广核风力发电有限公司内蒙古分公司,内蒙古呼和浩特 010020)(1.A n h u i H u a d i a nW u h uE l e c t r i c P o w e r C o r p o r a t i o nL i m i t e d ,Wu h u 241300,C h i n a ;2.I n n e r M o n g o l i a B r a n c hO f f i c e ,Wi n d P o w e r G e n e r a t i o nC o r p o r a t i o nL i m i t e d ,C h i n a G u a n g d o n g N u c l e a r P o w e r G r o u p ,H o h h o t 010020,C h i n a )摘 要:介绍了安徽华电芜湖发电有限公司一期2×660M W 超超临界机组电气系统的设计与主要设备选型的特点,针对该设计方案调试运行中出现的问题,为今后设计和施工提出了几点建议。
600MW超超临界机组制粉系统异常故障分析及技术措施
１ ） 油站 正常运行 要 以油液清洁度要达 到 Ｎ Ａ Ｓ １ ６ ３ ８ 标准 的 ８级为前提。新机组投运半年后应进行换油 ， 之后可改为一年换 ２ ． １液 压 加 载 系统 故 障 次油 ， 并且油站包含的各 阀门， 特别是 比例溢流阀的电磁线 圈 ２ ０ １ ６ 年 １ 月， ２ 号机 Ａ磨煤机液压加载力瞬间下降到 ２ ＭＰ Ａ ， 起码每年清洁一次 。 ２ ） 加强对磨煤机液压力 的监视 ， 发现液压力 给煤机 的下煤量仍然保持在 ３ ６ ｔ ／ ｈ ， 煤量并没有 因液压加载力 减 突增或者突减 时应考虑转移磨煤机负荷 ，并把 比例 溢流 阀切到 少 而相应减少 ， １ ５分钟后 液压加 载力瞬 间增加 到 １ ８ ． ４ ＭＰ Ａ， 磨 手动状态。 ３ ） 如手动调整 比例溢流阀而液压力没有发生变化时 ， 煤 机 电流 由 ４ １ Ａ上 升至 ９ ６ Ａ， 运行 人员 紧急 停止 Ａ磨 ， 但锅 炉 应考虑停止磨煤机运行 ， 通知检修处理。 ３ ， ２ 解 决给 煤 机 虚假 煤 量 的 技 术措 施 高温过热器 出口温度两分 多钟 内上升 了 ３ ０度 。煤量不变时 ， 液 压加 载力大幅下降会导致 出力 下降 ， 煤层 变厚 ， 积煤 随之增多 。 １ ） 加强燃料管理 ， 加装筛 网和磁铁 ， 减少大石块 、 铁块等异 保证给煤机不卡。２ ） 完善 Ｃ Ｒ Ｔ上的给煤机的各项参数 ， 并根 当液压加载力突然增加到对应煤量 的正常值以上时 ，磨煤机出 物 ， 力猛增 ， 导致 实际吹入炉膛燃烧的煤 粉增加很多 ， 真实水煤 比瞬 据历史数值 ， 设置好各个参数 的报警定值 。 ３ ） 发现给煤机被异物 应考虑立即手动提升磨辊 ， 开大冷风全关 间变小 。Ｄ Ｃ Ｓ系统并不会 自动增加给水量 ， 从而导致气温飙升 。 卡住时造成虚假煤量 ， 液压加载系统故 障的原因有 ： １ ） 磨煤机油液清 洁度 未达到 Ｎ Ａ Ｓ 热风 ， 防止磨煤机着火 。 ３ ． ３ 减 少给 煤 机 断 煤 的技 术 措 施 １ ６ ３ ８ 标 准的 ８级 ， 容易造成液压油站溢流 阀阻尼孔 出现堵 塞现 １ ） 在原煤仓外部适 当增加 空气炮 ， 磨煤机运行 时也需要定 象。 ２ ） 设备定期维护及检修不到位 。 ２号炉 Ａ磨一周之 内已出现 过三次液压加载力突然变小 ， 并在几分钟之 内突然增大的现象 。 期敲打 ， 防止原煤结块 。２ ） 加强原煤仓料位监视 ， 为避免一次性 上煤过满 ， 应采取增加上煤次数 ， 确保每次上煤后原煤仓料位不 ２ ． ２ 给 煤 机 虚假 煤 量 ２ ０ １ ６年 ５月 ， １ 号炉 Ｃ磨给煤 量的实 时跟踪 曲线平稳 ， 并 至于过高。 ３ ） 针对雨水天气时容易出现断煤现象 ， 建议在原煤存 没发生 小幅波动 ， 但磨煤机 出口温度呈上 升趋 势 ， 与此同时 ， 主 放地建造雨棚 减少存煤含水量。 ３ ． ４ 解 决磨振 的技 术措 施 汽 温度在短 时间内下降 ５ ０ 度， 工作人 员立 即将锅炉手动 Ｍ Ｆ Ｔ 。 停 炉 后 检 查 发 现 Ｃ磨 煤 机 原 煤 仓 下 煤 斗 与 给 煤 机 皮 带 之 间卡 Ｉ ） 每 次停磨后检查磨辊位 置 ， 并做好记录 ， 下次启磨后 ， 运 ２ ） 加强原煤管理 ， 有大石块 。 造成虚假煤 量的原 因有 ： １ ） 原煤本身可能混杂有 大石 行人员更好根据磨辊位置判 断煤层厚薄程度 。 块， 但 大石块没有清理干净。 原煤仓 下煤斗与给煤机皮带之间缝 务必减少原煤 中的木材和铁块等异物 。建议在 整个上煤路线上 减少铁块。３ ） 根据工作需要 ， 定制好每班 隙设计的垂直高度并不大， 当天的大石块就卡在下煤斗和给煤机 多增加几个磁铁装置 ， 皮带之间 ， 而称重式皮带还在持续计重 ， 造成 虚假煤量 。系统不 排石子煤 的次数 ， 每次彻底排干净 。 遇到石子煤偏多的情况或磨 会识别这类虚假 煤量 ， 实际上是水多煤少 ， 最终导致 主气温 急剧 内通风阻力较大时 ， 应适 当增加排石子煤 的次数。 下降 。２ ） 新机组投产不久 ， Ｃ Ｒ Ｔ上并没有给煤机 电流 、 转速 以及 ４ 结 语 给煤机电机温度等一 系列参数 ， 不便于判断给煤机的运行状态 。 大容量直流炉 的液压式 中速磨制粉 系统 结构 庞大且复杂 ， ２ ． ３ 给煤 机 断煤 在 日常运行 中可能会出现其他各种故障。在处理上述几种故障 两台６ ０ ０ Ｍ Ｗ 机组 的给煤机多次发 生断煤现象 ，尤其 以春 时 ， 本文具有 良好的警示及指导意义 ， 能够减少 因制粉系统故障 季和夏季发生的次数 明显 比平时要多。断煤 瞬间 ， 燃烧不稳 ， 炉 导致的锅炉燃烧不稳机或非计划停机 。 内负压波动较大 ， 有可能造成 主气温大 幅波动。 甚至碰到给煤机 参 考文 献 ： 断断续续下煤时 ， 锅炉给水量忽高忽低 ， 极有 可能造成 主气 温超 『 １ １ 欧一顺． 中速磨 直吹式制粉 系统运行 中的异常状况处理 『 １ ． 重庆 电力 高等专科 学校 学报 ， ２ ０ １ ０ ． 过保护值导致 锅炉 ＭＦ Ｔ 。给煤机发生断煤 的原 因有 ： １ ） 烟煤含 ｌ 水量高 ， 粘度较大 ， 容易粘在原煤仓 内部壁 面 ， 易引发断煤 。 ２ ） 原 【 ２ １ 郭建斌． 中速磨煤机运行 中的常见故障及 处理措施 科 ２ ０ １ ４ ． 煤仓上煤过 满时 ， 在重 力的作用下 ， 原煤相互挤压 ， 煤本身 比较 技 创 新 与应 用，
1000MW超超临界机组调试故障
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一、机组事故处理原则及要点说明
（二）、事故处理过程中的要点：
• • 1、运行人员应根据事故发生时的现象准确判断事故，并进行正确的处理。 2、事故处理过程中解除各项“自动”要慎重，尽量保持机组在“自动”状态，减 少人为“手动”控制。运行人员解除“自动”后，应“正确”进行处理，防止事故 扩大。 3、事故处理过程中，必要时应立即解列或停用发生事故的设备，确保非事故设备 正常运行。 4、备用设备启动前可以不进行就地检查，但启动后应加强监视及时派人进行就地 检查。 5、发生事故时，值班员就地检查、操作，必须携带通讯工具及手电筒等必要工具， 集控室操作的值班人员在未与其取得联系之前，无论情况如何紧急，不允许将被检 查的设备强行送电启动。 6、在事故处理过程中，接到命令后，如果不清楚，应及时问清，操作应正确、迅 速。操作完成后，应迅速向发令者汇报。值班员接到危及人身或设备安全的操作指 令时，应拒绝执行，并报告上级值班员和领导。
二、汽机专业事故处理
• • • • • • • • • • 3、原因分析 3.1 直接原因： 3.1.1 主机润滑油母管低，造成汽机跳闸。 3.2 根本原因： 3.2.1 主机润滑油滤网堵塞，使主机润滑油母管低至汽机跳闸值，造成汽机跳闸。 3.2.2 主机润滑油滤网自动反洗功能不能实现，造成润滑油滤网堵塞。 3.2.3 DCS画面主机润滑油母管油压显示值为机0米主机滤网出口油压，未经高度补 偿，影响运行人员判断。 3.2.3 DCS画面主机油滤网“差压大”报警，未投入及无“主机润滑油压力低”报 警。 3.2.3 DCS画面各类报警混乱，功能不完善，不便于运行人员进行监视。 4、小结
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4、小结
4.1 一、二期辅汽连通时，一、二期辅汽联络手动门、电动门均应开启，避免误关。 4.2 发生这种现象，反映两个问题，一是一、二期值长的相互沟通不够；二是我们的 事故预案、事故预想还不到位，值长督促班员加强这方面的培训工作。
超临界660MW机组事故报警处理分析选述.dot
一．#1引风机跳闸现象1.DCS画面光子牌报警信号来2.炉膛负压摆动大3.DCS画面显示#1引风机电流为零4.RB保护动作报警原因1.#1引风机运行60S后，入口门关或出口门关延时2S2.#1空预器停止延时8S3.#1引风机温度保护（电机温度及电机、风机轴承温度，延时5S）4.引风机润滑油压＜0.06MPA5.风机轴承振动≥7.1mm/s6.#1送风机停止且两台引风机运行，延时5S7.#1引风机故障跳闸处理1.检查机组协调控制方式自动切至“汽机跟随”方式，目标负荷指令降至330MW2.检查RB自动完成情况，RB动作保护动作后自动投油，磨煤机应自上而下相继跳闸，最终保留下层三台磨煤机运行。
如果RB 自动完成情况不正常，应立即解除RB 自动，手动完成以上工作，调整水量和煤量与330MW 负荷相适应，并保障主、再热汽温度正常。
3.#1引风机跳闸，#2引风机应自动增加，否则立即手动增加，检查跳闸风机的出口门应自动关闭，否则应手动关闭。
要注意炉膛压力的变化，自动调整失灵时要及时解为手动控制，防止炉膛保护动作灭火。
4.当RB 失灵或自动降负荷出现故障时，应手动快速将机组负荷降至300MW5.系统运行相对稳定后调整燃料量、给水量、风量保证机组在允许的最大出力稳定运行，联系检修人员查找RB 原因，消除故障后恢复机组正常运行。
二、#2引风机跳闸处理同上三、#1一次风机#1液压油泵跳闸现象1.DCS画面#1一次风机#1液压油泵跳闸光字报警信号来2.DCS画面#1一次风机#1液压油泵跳闸3.#1一次风机#2液压油泵应联启原因1.#1一次风机#1液压油泵异常跳闸处理1.#1一次风机#1液压油泵跳闸应及时联启#2液压油泵，若不联启应到就地手动启动2.#1一次风机#1液压油泵跳闸后应注意液压油压，防止液压油压＜0.7MPA且T＞120S引起#1一次风机跳闸3.派人到#1一次风机液压油站检查#2液压油泵运行情况，每隔一小时应到就地检查一次4.查明#1一次风机#1液压油泵跳闸原因后，及时恢复#1一次风机#1液压油泵备用四、#1一次风机#2液压油泵跳闸处理同上五、给煤机跳闸现象1.DCS画面显示给煤机跳闸光字报警信号来2.DCS画面显示跳闸给煤机电流为零3.DCS画面显示跳闸给煤机实时煤量为零原因1.给煤机异常跳闸2.下煤严重不畅，卡涩严重致使给煤机跳闸3.对应运行磨煤机异常跳闸引起给煤机跳闸处理1.发现给煤机跳闸应到派人到就地确认2.就地检查给煤机控制屏上报警信号，及时处理3.给煤机异常跳闸原因查明并消除后及时启动给煤机4.若跳闸给煤机不能及时恢复，则应倒磨运行六、磨煤机跳闸现象1.DCS画面显示磨煤机跳闸光字报警信号来2.跳闸磨煤机电流显示为零3.对应给煤机跳闸4.炉膛负压摆动大原因1. 制粉系统跳闸条件2.煤层失去火焰2/4；3.失去两台一次风机；4.磨煤机运行，且磨任一出口阀关（#1磨微油模式下旁路）；5.润滑油条件不满足5.1润滑油泵停运；5.2磨齿轮箱轴温大于80度；5.3磨润滑油压力低低2/3；5.4磨润滑油温＞65度。
600MW超临界锅炉运行故障及解决方案
第27卷第2期电站系统工程V ol.27 No.2 2011年3月Power System Engineering 25 文章编号：1005-006X(2011)02-0025-02600 MW超临界锅炉运行故障及解决方案Operation Fault and Solutions of 600MW Super-critical Boiler哈尔滨锅炉厂有限责任公司蔡景春1 锅炉简介本工程以哈尔滨锅炉厂有限责任公司与三井巴布科克（MB）公司合作设计、制造的前后墙布置低NO x轴流式燃烧器的超临界直流锅炉为例，锅炉为超临界参数、变压运行直流炉，单炉膛，一次再热，平衡通风，露天布置，全钢结构，全悬吊的∏型炉。
锅炉主要参数：最大连续蒸发量1950 t/h，额定蒸发量1852 t/h，额定蒸汽压力25.4 MPa，额定蒸汽温度543 ℃。
2 锅炉故障的种类2.1 主要辅机丧失2.1.1 锅炉主要辅机丧失锅炉主要辅机丧失，例如锅炉给水泵、空气预热器、送风机、引风机或一次风机丧失，必须迅速将机组负荷降到机组带负荷能力以内。
机组负荷必须快速地降低以免情况恶化，保证锅炉金属温度和汽机温度下降不会超限。
否则，机组可能过早地跳闸导致设备损伤。
2.1.2 机组带负荷能力锅炉带负荷能力受各主要辅机中某一设备丧失的影响，例如，两台送风机运行时负荷为100%，则一台送风机运行带负荷能力减少到50%。
2.1.3 运行人员操作如果要求的负荷超过了设备的能力（设备出力），运行人员必须适当地操作避免机组跳闸，包括用降低锅炉负荷指令手动降低机组负荷。
2.2 锅炉主燃料跳闸（MFT）2.2.1 BMS系统的一个重要的特征是：它管理着锅炉的运行参数和一些极其重要的功能，即这些参数跌破预设极限时就启动主燃料跳闸（MFT），使锅炉避免严重的事故，例如，炉膛压力参数特别高或特别低对炉膛造成的损害；由于火焰丧失或燃料供给可能造成的爆炸危险。
以下情况如有一种或几种发生，MFT就会动作切断燃料供应：控制电源停电；仪表风压力低低；炉膛压力高高；炉膛压力低低；空气流量小于20% BMCR；两台引风机或两台送风机同时丧失；紧急停炉按钮动作；水冷壁流量低；油燃料跳闸动作并且无煤粉燃烧器在运行；所有火焰丧失；所有油和煤粉燃烧器在运行的信号丧失；汽轮机/发电机跳收稿日期：2010-10-11蔡景春(1979-)，男，助理工程师。
超超临界汽轮机运行常见故障分析
超超临界汽轮机运行常见故障分析摘要本设计主要通过在对超临界汽轮机结构及热力系统的研究，掌握超临界汽轮机的运行知识基础上, 归纳总结出超临界机组安全、稳定运行的因素及常见故障处理，并结合实际运行机组中出现的故障性问题进行专题分析，提出保证超临界汽轮机安全运行的技术措施及合理化建议。
实现对超临界汽轮机在不同运行工况下的安全性分析。
关键词：超临界汽轮机；安全；经济；热应力；固体颗粒侵蚀；AbstractThis design mainly through the study of the structure of supercritical steam turbine and heat system, mastered supercritical steam turbine operation on the basis of knowledge, summarized surplus critical unit safe, stable operation and common factors troubleshooting, combined with the actual operation of the unit appears the failure of the thematic issues analysis, technical measures and rationalization proposals supercritical steam turbine safe operation. Implement supercritical steam turbine analysis in different operating conditions of safety.KeywordSupercritical Turbine ，Safty，Economy ，Thermal Stress，Solid particle erosion目录摘要 (1)Abstract (1)前言 (1)1汽轮机本体结构 (2)1.1 本体结构概述 (2)1.2 静止部分的结构和作用 (2)1.3 转动部分的结构及盘车装置 (2)1.4 汽封和汽封结构 (3)1.5轴承 (3)2 超临界汽轮机热力系统 (4)2.1 主蒸汽及再热蒸汽系统 (4)2.2 旁路系统 (4)2.3 主凝结水系统 (5)2.4 主给水系统 (5)2.5 回热抽汽系统 (6)2.6 加热器的疏水与放气系统 (6)2.7 辅助蒸汽系统 (7)2.8 真空抽气系统 (8)2.9 循环冷却水系统 (8)3 汽轮机调节及保安系统 (10)3.1 EH油系统 (10)3.2 DEH 系统功能 (11)3.3 ETS 危急保安系统 (11)3.4 TSI 汽机监测系统 (11)4 超临界汽轮机本体受热处理 (12)4.1 汽轮机本体受热特点 (12)4.2 汽轮机热应力 (12)4.3 汽轮机热膨胀 (14)4.4 汽轮机热变形 (14)4.5 汽轮机的寿命管理 (16)5 超临界汽轮机常见问题分析 (17)5.1 汽轮机的真空下降 (17)5.2 汽轮机水冲击 (19)5.3 汽轮机轴承损坏 (20)5.4油系统着火 (20)5.5 汽轮机的叶片损坏 (22)5.6汽轮机转子弯曲 (23)5.7 厂用电中断 (25)5.8 汽轮机的固体颗粒侵蚀现象及预防措施 (26)5.9 汽轮机的气流激振问题 (27)参考文献 (28)附录(英文) (28)致谢 (29)前言全世界能源供应的日益紧张以及对环境保护要求的日益严格，促使火力发电机组采用更高的参数以获得更佳的效率，同时，新材料的开发成功也为高参数机组的制造和应用从技术上提供了条件。
超临界MW机组异常事件和经验反馈
2
中国电力国际发展有限公司
系统设计或设备选型造成的异常
现象： 2006年12月28日#3机启动阶段，19:30 发现锅炉侧风烟系统全部 跳闸，400V保安段3A4－4工作电源开关3A4－4a2跳闸，备用电源开关3A4 －4b2自投后跳闸，柴发自启正常,但3A4-4e2开关不跳闸。现场检查发现， 母线PT A相烧坏、B相一次熔丝熔断
线型 跳不 闸对 。造 （成 平 母 电烧线 坏 机母选 ）
380VMCC PT
原因：造成母线PT A相烧坏的原因是设备选型不 对。380V保安MCC母线电源分别取自汽机和锅炉 PC段，属中性点经高电阻接地的小电流接地系统， 当系统发生单相接地故障时，非故障相的对地电 压将升高至接近于线电压，所以电气设备对地绝 缘应按能承受线电压考虑， 但是实际情况是380V MCC母线均采用了单相PT。3A4－4母线PT A相 烧坏、B相一次熔丝熔断，造成母线“低电压”信 号发出，导致工作电源开关3A4—4a2跳闸，备用 电源开关3A4-4b2自投，但“低电压”信号仍然 存在，备用电源开关3A4-4b2跳闸，柴发自启向 #3机380V保安MCC3A4-4母线供电。
原因：1、进入吹灰枪枪管蒸汽量 不足，导致吹灰枪在炉膛内没有足 够的冷却，吹灰枪的枪管在炉内受 热变形 2、吹灰枪的枪管太长 （9800mm），且没有考虑此处 的烟温很高（1360℃），吹灰枪 进入炉内受热加上重力的影响向下 弯曲、变形，导致吹灰枪退不出来
（机中足锅 姚卡变和炉 孟，形吹本 机断灰体 机组裂器吹 ）被造管灰 迫成太器 停锅长蒸 运炉，汽 。捞使量 渣用不
现象：2007-06-18 17：30锅炉参数7.0MPa/400℃汽机 正在冲转，过热器B侧一级减温水调节阀约11～12％开度。 17：50，运行当班人员检查发现过热器B侧一级减温水调节 阀后放气管根部断裂，大量喷水漏汽，经多方处理无法隔离。 18：15， 应公司领导令，紧急停炉卸压检修，至19日 01： 00，该断口处理结束。 原因：1、放气管断裂 原因为投用减温水时管 道振动引起。 2、减温水管道振动大。 经分析为减温水调节阀 选型与实际工作条件不 符造成。 3、焊接质量不好是原 因之一
分析600MW超临界机组的振动异常与处理
分析600MW超临界机组的振动异常与处理本文重点针对某超临界600MW机组，在启动和运行工作当中存在的异常振动问题进行了分析和研究，在机组的工作过程当中存在内部的转轴和缸体之间直接进行接触，或者是系统内部产生转子的质量不均衡，这些问题都会造成机组产生振动异常问题。
本文重点针对机组的异常振动问题展开了分析和处理。
标签：振动异常;质量不平衡;高压进汽阀序在最近几年的发展过程当中，我国电力事业的发展速度不断加快，其中以600MW及以上容量的汽轮发电机组，成为了新阶段我国电力工程当中重点的工作机组，600MW工作机组在工作过程当中具有良好的安全性和稳定性，对整个电网的供电质量有着重要的提升，由于该机组类型在整个制造、安装以及检修工作的技术程度不断提升，机组在启动升速以及工作过程当中产生的振动故障问题还没有得到有效的解决，如果机组在工作过程中产生异常振动故障没有得到有效的解决和处理，那么将会直接影响到整个工作机组的正常稳定工作，对电力企业单位带来较大的经济损失。
1.机组概述及振动异常情况1.1机组基本概述及测试通过对我国某汽轮机生产厂商生产的超临界凝汽式汽轮机组进行了分析和研究，该设备的型号为N600-24.2/566/566，该机组当中共存在9个轴承，其中1号、2号轴承，在工作过程当中主要承担落地支撑力，4号、5号、6号轴承主要承担的是系统转动过程当中的汽缸压力，8号轴承承担了两个顶端的轴承转动力，9号轴承支撑的是励磁电机转动过程当中的传动力。
1.2机组产生的异常问题状况该机组在2017年6月正式完成了A级检修工作计划，同时在次年的6月进行了首次投入工作使用，机组在启动之后，内部工作转速上升到2000 r/min的暖机工作过程时，其中转轴1X、1Y、2X 和2Y在振动过程当中的扶植大小慢慢上升，最终转轴1X、1Y、2X 和2Y上升到了97.9um、98.5 um、126 um、117 um 产生这一异常情况之后，机组内部出现了系统保护动作，汽轮机出现了线路跳闸。
350MW超临界机组运行常见故障及处理措施
350MW超临界机组运行常见故障及处理措施摘要：为了从根本上解决超临界机组汽动给水泵存在的振动问题，首先在分析汽动给水泵转子的结构特点基础上，建立了汽动给水泵转子支承系统的有限元振动分析模型。
然后，应用该模型计算了转子系统的临界转速及其模态振型。
最后，通过在叶轮上施加不同不平衡品质的原始不平衡质量方法，计算了转子系统的不平衡响应，分析了不平衡响应与叶轮不平衡品质的关系。
研究结果表明，超临界机组汽动给水泵转子为刚性转子，在工作转速下，转子振动对出水口处叶轮的偏心质量比较敏感；提高叶轮的不平衡等级可以减小转子的振动，但是需要同时提高各个叶轮的不平衡等级才能获得明显效果。
因此，为了控制汽动给水泵转子的振动，需要从转子支承系统整体考虑，提高转子部件特别是叶轮的加工、安装和调试精度。
关键词：350MW；超临界；故障；措施引言近几年来，高参数的超（超）临界机组相继投运。
超（超）临界机组运行的高参数，在带来更好的经济性的同时，对材料及运行条件要求也越来越高。
在高温高压条件下，水蒸汽与铁的反应速率明显增加，因此高温受热面氧化皮的形成是一种必然的结果。
随蒸汽在锅炉内循环，尤其是升降负荷阶段，形成的氧化皮异常剥落后，极易在弯管处堆积后堵管，造成爆管。
1350MW超临界机组运行常见故障1.1受热面超温锅炉受热面超温在运行中常有发生，对锅炉的影响不容小觑。
当受热面超温，它所承受的热应力和疲劳损耗增加，严重影响其寿命，而且长时间的超温还会导致受热面爆破，严重威胁机组的安全性。
影响锅炉受热面超温的因素有启动初期给水流量不足、给水品质不合格、受热面结焦及运行人员调整不当等因素。
其中运行调整不当又可分为多个方面：一次风压偏高；再热蒸汽流量偏小；氧量控制偏高；干湿态转换过程中，盲目增加燃料量；没有根据燃烧需要调整各层燃烧器的配风，使得燃烧偏离设计值，火焰中心偏移等。
针对受热面超温，解决的措施一般有：（1）锅炉启动过程中要严格按照启动曲线进行升温升压；（2）锅炉启动前，按要求对锅炉进行冷态清洗，点火后，当汽水分离器的出水温度达规定值时，对锅炉进行热态清洗，严格控制锅炉的汽水品质，当汽水品质不合格时，严禁锅炉转干态；（3）加强锅炉吹灰；（4）锅炉点火前必须满足其最小启动流量要求；（5）保持合适的煤水比，控制汽水分离器出口蒸汽的过热度在合理范围内波动；（6）锅炉启动时，控制好升负荷率，避免升负荷过快导致超温的发生；（7）调整主、再热汽温在正常范围内；（8）针对火焰中心偏高，燃烧滞后的问题，减小一次风压和一次风速；（9）合理控制炉膛氧量；（10）合理使用减温水和烟气挡板；（11）针对再热蒸汽流量小的情况，如是由于冷端抽汽量大造成的，需在启动时调整2号高加的投入时间。
超超临界 660MW 机组振动故障处理措施
超超临界 660MW 机组振动故障处理措施摘要:针对660MW超超临界机组的轴承进行了详细的分析,同时根据660MW中的某一号机的轴承发生振动故障进行了分析诊断以及做出处理措施。
将这一系列的故障进行分析处理,可以为其他机组进行分析诊断奠定良好的基础。
关键词:660MW 超超临界机组故障分析引言某一公司的机组为660 MW超超临界汽轮发电机组。
轴系由高压转子、中压转子、低压转子1、低压转子11、发电机转子、励磁转子和8个支承轴承组成。
高压缸采用双支承方式,发电机转子和励磁机转子两者都是使用了三种支承方式,其它转子都只有一种支承方式。
如果在调试机组过程中发生了轴振超标的故障,需要深一步的进行分析处理。
一、振动故障分析1. 660MW超超临界机组停机检修前振动数据分析660MW超超临界机组在振动中重复性差,振幅变化不明显,分析了停机报警和机组大修引起的故障原因。
当机组振动具有以下特点时:(1)当振动频谱的变化异常,振动振幅异常,同时伴有谐波小,这种现象可能是由于转子轴承磨损的碰撞,也可能是由于轴承更大程度的磨损或轴承松动等。
(2)机组振动时,振动频谱显示现象,振动频率振幅两倍大,这可能是由于转子在轴承中的不平衡或由于过热导致转子弯曲造成的。
(3)机组振动时,振动谱的分量异常可能是由于汽流的激振或油膜中的涡流现象引起的。
而该型660Mw超超临界机组采用全循环进汽方式,除非在运行过程中过给阀开启,否则不会因蒸汽流量的激励而引起机组低频振动。
所以机组的振动可以排出汽流激振这一因素。
2.负载影响轴承振动与载荷变化之间存在着明显的关系。
当载荷下降时,轴承左前下部温度明显升高,轴承振动逐渐增大。
三小时后振动才恢复正常。
随着载荷的增大,轴承左下前缘温度明显降低,轴承振动也随之减小。
根据相关专家结合对轴承的解决方案的分析,造成这种情况的原因可能是轴承内部的摩擦,如轴颈与轴瓦之间的摩擦。
整个单元的负载减少时,轴承的负荷也减少,但轴承的稳定性变得越来越差,转子的中心往往在同一英寸上升,和之间的差距激发的上部轴承和调节的下部轴承和轴承转子变得更小,油膜变薄。
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２ １ 年７ ２ ０ ０ 月 ０日１ ： １ ４ ３ ，机组 Ａ 级检 修后 首次 冲转 。
１： ４ ６ １ ，机 组定 速２００／ ｎ ０ ｒ ｉ高 速暖 机下 ， ０ ｒ 。２Ｏ ０／ ｎ ｍｉ ｍ
、
擞
图１ 机组轴 系图
２ 轴振 动分别 由６ ｎ、５ ｍ爬 升到 ８ Ｉ、 ｙ Ｏ ｌ ４ ４ Ｔ ／
９ ｍ。１ ：４ ４ ７ ２ ，机组 因其他 故障跳 机 。 １：６ ７３ ，机组 再次 冲转 。２ ５ ，机组 定 速 ３ ０ ｒ ｉ， ０：４ ０／ ｎ ０ ｍ
２ １年７ ９ ０ ０ 月１ 日，该 １机组Ａ 级检修结束 ，２ 日机组启 ０
动 ，启动过程 中５ 、６ 轴振 和５、６ 承垂直振动发生 了多 ｙ ｙ 嚆 次爬升 ，６ 轴振动最大达到 １６ ｙ ５ ｍ、６轴承垂直振动最大 ＃
了故障治理方 案并实施 ，取得 良好效果。
关 键 词 ：振 动 ；碰 摩 ；超 临 界 ；汽 轮 发 电 机 中图 分 类 号 ：Ｔ ２ ７ Ｋ ６ 文献 标 识 码 ：Ｂ
某 电厂一 台６ ０ Ｗ超 临界 、一 次中间再 热 、三缸 四排 ０Ｍ 汽 、凝 汽式 冲动式 汽轮机 ，型号 为Ｎ ０ ～ ４２ ６ ／６ 。该 ６ ０ ２ ．５ ６５ ６ ／ 机共 有９ 轴承 ，如图 １ 示 ，１ 个 所 、２ 轴承为 支撑高 中压转 子 的轴承 ，３ 、４ 轴承 是支撑低压转 子Ａ的两个 汽缸轴 承 ，
为１６ ｍ，同时诱发发电机振动 同步增大 ，７， １ ｌ 轴振动增大 为１４ ｍ。通过对机组启动过程 、超速试验 、带负荷过程 ９
量为主 ，为普通强迫振动 ；过临界时各 瓦振动值不大 ，一阶
试 运行 阶段 ，电机启 动时 间、励磁 电流 、电机 振动等 各项参数 与改造前基本一致 ，证 明此次故 障处理成功。 在该 电机 正常运行 ２ 个月后 ，对另 一台同样结构 的空压
忽视 。但是仔细观察Hale Waihona Puke 阻线圈上的缠绕带 ，可以发现缠绕带
的绝缘层会被 固定环罩上 的轴 向固定夹划伤 ，因此可 以据此 检查旋转 电阻是否有这类划痕 。一旦电阻线 圈发生位移 ，则 需要进行加 固处理 ，在旋转 电阻器 的固定 环罩上增加螺孔 ， 并用纤维板对 电阻线圈进行 固定 。在旋转电阻器 内部 ，电阻 线 圈与 固定 环 罩之 间填 充 玻璃 纤维 进行 加 固。 通过 这种处理 ，可以最大 限度地 降低 电阻线圈松 动 的 可能 性 ，提高 电机安全运 行的可靠性 ，降低 检修费用 ，避
５ １
誊 蒜 ｌ ＿ 瓤０ ｌ ｌ 一
表 １ 定速３００／ ｎ ０ ｒ 过程中各 瓦振动变化情况 ｍｉ
、 振向 ５／ ＼ ＼ Ｙ
时 问＼ 伯 数
３ ９ ２ ５ ０：４ ｌ ０ １ ０１ １５ ０ １ ７ １ ３ １ ５ ４ ５
状态监测与诊断技术
不平衡量较小。
７ 、８ 轴振 通频 振幅分别 为１４ ｙ ｙ １ ｍ、１ １ ｍ，其余 各轴的 １ 振动均小 于６ ｍ，各轴承垂直振动小于６ ｍ ０ ０ 。表 １ 给出了
３Ｏ ０／ｉ各瓦轴 振和瓦 振变化情 况 ，图２ ０ ｒ ｎ ｍ 给出 了启 动过 程 ７ Ｘ、７ 和８ Ｙ Ｘ、８ 方 向的波特 图。可以看 出 ，振 动以工频 分 Ｙ
１ 。 ４１ ３ ９ ２１３ ：４ １８ 。 ３
２７ ０ １０ ８ ９ ０
２ １ ９。 ｌ ５ ２ ２ ９。
—
．
１ 。 ４１ １３ ０
２ ４。 ８
１ Ｏ
１ 。 ０１
１ ０１
１ ９ ６。
９ ５
１Ｏ ８。
１ １
３。 ９
１ ０
３ ５ ３。
１ ７
２ ２ ０。
４ ５
组 有功负荷 ６ Ｍ ４ Ｗ，５ Ｙ、６ 、７ Ｙ Ｙ、８ 轴 振动分别 Ｙ
爬 升 至 １ １ ｍ、 １ ３ Ｉ、 １５ Ｉ、 １０ ｍ，６ 、 ０ １ ５ ｎ ９ Ｔ ５ Ｉ
２ 第 一 次 并 网 运行 过程 ．
Ｘ Ｉ ｍ ６ Ｉ ｍ ７Ｙ Ｉ Ｉ ８Ｙ Ｉ Ｙ／ Ｘ ／ Ｔ Ｘ Ｉ ／ ｘｍ
ｍ ６＿／ Ｌ ｕｍ ｕ ｍ Ｌ ｍ ７ ８ Ｌ
２ ｌ年７ １ ： ，机组并网运行。５４ ，机 Ｏ Ｏ 月２ 日３４ ９ ：５
１ ３。 ３
３ ５
２ ：４ １１
状监与断术 态测诊技
文章 编号 ：１７ — ７ １ （０ ２ １ — ０ １ ０ ６ １ ０ １ ２ １） ０ ０ ５ — ３
＿◆—技
超 临界机组运行碰摩 故 障诊 断及处理
张文涛 ，郭玉杰
（ 电力试验研究院 ，河南 河南 郑州 ４０５） ５０ ２
摘
要 ：通过对一 台６ ０ ０ ＭＷ超临界机组突发振动增大 的现 象进行分析 ，诊断 为动静碰摩故 障，据此 制定
免经济损失 。
机电动机进 行了检查 ，发现其旋转 电阻器 也出现 了类似 的 问题 ，只是 线圈损坏程 度相对较轻 。采用 同样方案 进行处
理后 ，两台电机均 已正常运行２ ，此后 多次检查也未发 现 年
电 阻线 圈松 动 现 象 。 四 、故 障预 防
此类故障在初期很难发现 ，发现时 ，处理周期较长 ，影
进行 的振 动监测 ，分析 了故障原因 ，制定 了治理方案 ，取
得 良好效 果 。
一
、
振 动测 试 结果 分 析
１第 一次 升 速 过 程 ．
５ 、６ 轴 承是支撑低压转子 Ｂ 的两个汽缸轴承 ，７ 、８ 轴承 为发 电机 的两个端盖轴承 ，９ 轴承为集 电环转子支撑 轴承。
响生产 ，因此建议对类似结构电机需 时常进行检查 ，及早 发 现和处理故障 ，避免故障扩大化。当电阻线圈在 固定环罩 内 发生位移初期 ，并不会 明显从 固定环罩 中移 出，也最容易被
收 稿 Ｅ期 ：２ １— ８ ０ ｔ ０２０—６
【 编辑 ：郭霄】
２１年１月 ｌ中国 ０２ ｏ 设备工程