后处理机组范文（精选8篇）

后处理机组 第1篇

大型燃气轮机组长期运行由于压气机吸入的空气过滤不净, 导致通流部分容易结垢或积盐从而降低空气流量, 降低压气机效率和压气机压比, 并使机组的运行曲线向喘振边界线靠近。同时燃料消耗量就会随之增大。此外, 压气机的叶片还会因积盐而被腐蚀。为解决上述问题, 除了必须在压气机的入口处加装空气过滤器之外, 还应设置压气机在线和离线水洗系统。压气机清洗有助于除掉积垢和恢复机组性能。在线清洗是当机组在基本负荷附近运行且压气机进口导叶IGV (Inlet guide vanes) 角度大于70°, 压气机进气温度大于10℃时, 方可对压气机进行清洗。离线清洗是机组停机后用清洗液对压气机进行清洗。晋江燃气电厂每两台燃气轮机公用一套水洗系统。

1 离线水洗介绍

1.1 离线水洗周期

压气机叶片积垢导致出力损失达到8%或机组运行800h左右, 就可以考虑离线水洗。

1.2 离线水洗条件

水洗前, 必须使燃机得到充分冷却, 以杜绝燃机发生热震。水洗时水温与透平轮间温度温差不能超过66.7℃。清洗水温度在10~82.2℃范围内;水洗时最高轮间温度不超过65.5℃;压气机进口温度≤4℃时禁止水洗;检查锅炉烟气挡板在打开位置。确认水洗系统处于完好状态, 水洗箱注满水, 水温82℃符合要求, 清洗剂箱中有足够的清洗剂, 清洗水和清洗剂必须规定要求。

1.3 离线水洗步骤

离线水洗分为以下几个步骤:清水冲洗浸泡, 加洗涤剂清洗、漂洗、盘车和冷拖, 水洗隔离措施恢复。其中燃机离线水洗24h内必须启动机组至全速空载烘干, 待机组轮间温度均达到100℃以上, 方可停机。

2 故障经过

2014年1月16日夜班, 3号机组水洗结束后, 在启动机组至全速空载烘干过程中出现机组跳闸故障。Mark-Ⅵ报警“PRE-IGNITION P2 PRESS HIGH IGN INHIBIT” (点火前P2压力高禁止启动) , 此时P2压力63.35k Pa (高于定值55.11k Pa) , 约2min后P2压力降至55.11k Pa。就地对ASV阀门进行检查, 带压开关ASV阀门正常, 热控人员对现场管道检查无异常后, 怀疑是误报。机组再次启动还是失败, 跳闸报警内容仍相同。

3 原因分析及处理

机组启动过程中要进行泄漏实验, 目的是为了检测SRV阀门与GCV阀门是否有泄漏, 若阀门泄漏则实验不通过, 将导致机组启动失败, 即点火前跳机。在转速大于45r/min, 天然气压力P1不低于2.673MPa, 没有点火且不在压气机水洗状态时, 允许进行启动前泄漏试验。泄漏试验分A、B两步进行:1先关闭VA13-15排空阀, 并开启ASV阀门。此时, 开始检测SRV阀门泄漏情况, 30s内若SRV阀门后压力即P2压力值小于0.6894MPa, 说明SRV阀门内漏在可接受范围内, 泄漏试验A通过, 反之则泄漏试验A失败即点火前跳闸。2泄漏试验A通过后, SRV阀门迅速开启1s后关闭, ASV阀门也同时关闭, 此时P2压力与P1压力值相当。此后30s内, 若P2压力下降值小于1.034MPa, 则认为GCV阀门内漏在可接受范围内, 泄漏试验B通过, 机组可进行下一步启动程序。反之则泄漏试验B失败, 即点火前跳闸。接着, 开启VA13-15排空阀, 65s后, 开启SRV阀门, 持续5s, 将阀间的剩余燃气排空, 最后再经过30s后结束。启动时泄漏试验做完后再释放时间30s, 整个泄漏试验共耗时195s。

从Mark-Ⅵ控制系统中的机组点火前P2压力高禁止启动逻辑进行分析, 见图1。G3L86FPG2IH为“点火前P2压力高禁止启动”;G3LFPG2IH为“点火前P2压力高” (定值为55.11k Pa) ;G3L2TVZ为“点火允许”;G3L86MR1为“主保护复位”;G3L4为“主保护投入”;G3L14HM为“点火转速”;G3L3GLT为“未进行泄漏试验”。由逻辑可知造成点火前P2压力高禁止启动的原因是在主保护投入情况下未进行泄漏试验且无点火允许且P2压力大于55.11k Pa。而泄漏实验结束后紧接着走P2压力高保护程序, 对于3号机组, 若P2压力值大于其保护定值, 延时60s发P2压力高禁止启动。再由燃料阀组系统图 (见图2) P2压力测点位置可知, P2压力升高可能由于ASV阀门和SRV阀门内漏导致。因当天机组要启动, 为不影响机组启动并网, 恢复了离线水洗安措, 此时各燃料环管法兰盲板打开后未见水。

为了检测阀门内漏情况, 执行如下试验:

(1) 联系热控人员关闭VA13-15排空阀, 检测ASV阀门和SRV阀门内漏情况, 实际情况是P2压力无变化。

(2) 关闭VA13-15排空阀, 开启SRV阀门, 检测ASV阀门内漏情况, 结果P2压力也没有变化。

经过试验, 初步怀疑可能VA13-15排空阀排放能力不足。对VA13-15排空阀进行氮气吹管, 吹管时VA13-15排空阀未见异物吹出, 说明VA13-15排空阀排放能力正常。但是在对VA13-15排空阀进行氮气吹管过程中发现VA13-1阀门阀杆处有水流出。再次拆开燃料环管D5、PM4燃料管道法兰盲板 (即低点排放) , 法兰处有水流出, 怀疑水洗时AD-6阀门内漏导致水漏入清吹管道。而在执行离线水洗安全措施时, 清吹气源管道排放阀HV111可能未开启或开到位。机组在高速盘车清吹阶段, 水漏至P2压力测点燃料管道导致P2压力高。开启清吹气源管道排放阀HV111、假启动疏水阀门、燃料环管D5和PM4底部法兰盲板进行放水直至无水流。再次进行启动机组仍是失败, 此时P2压力为186.2 k Pa, 约4min后P2压力降至55.11k Pa。说明P2压力测点处管道中还存有积水未排尽。热控人员强制开启GCV-1阀门、VA13-1阀门、VA13-2阀门、GCV-3阀门、VA13-5阀门、VA13-6阀门, 保持清吹气源管道排放阀HV111、假启动疏水阀门开启, 燃料环管D5和PM4底部法兰盲板继续放水, 排空清吹及燃料管道内积水。排水一段时间后再次进行机组启动, 各燃料环管法兰盲板未见排水, 机组还是启动失败。因电网调度原因机组需启动, 为确保高速盘车成功, 本次机组启动前临时将P2压力高保护定值由55.11k Pa提高至6 89.4k Pa。机组启动成功后, 将P2压力高保护定值改回原来值。D5、PM4燃料管道法兰盲板未见水流出, 机组点火后火焰强度正常, 说明清吹及燃料管道内积水已被排尽。全速空载后顺利并网, 比调度要求的时间延时1h多。

本次离线水洗后启动失败主要原因是离线水洗安措未执行到位, 再加上AD-6阀门、清吹系统阀门内漏, 导致清吹及燃料管道内积水从而使P2压力上涨高于保护定值机组跳闸。运行人员在执行离线水洗安全措施时, 应严格按照水洗阀门检查卡进行操作, 确保安措执行到位。许多水洗系统疏水阀门在透平间内, 机组正常运行时透平间温度较高, 阀门的使用寿命比起其他阀门短。检修人员应定期对这类安装在较恶劣环境中的阀门进行保养。当水洗结束后机组启动至全速空载烘干过程中出现因P2压力高跳闸, 应考虑到清吹及燃料管道内进水, 将积水充分排尽后方可进行再次启动。避免出现再次跳闸故障, 影响机组并网时间。

4结语

9FA离线水洗后机组启动过程中因机组点火前P2压力高跳闸首次遇到, 延误了并网时间。通过对故障现象的分析和处理, 供有同类型机组的发电厂参考, 以避免调度对电厂因延时并网的考核。

参考文献

机组大修后启动工作要求及时间安排 第2篇

及时间安排

生 产 厂 长：于圣波

总 工 程 师：于万春

检修副总工程师：陈广志

生 产 部 主 任：陈广志 值 长 组 组 长：王 毅

生产部副 主 任：王国旭 赵永洁

生 产 部 专 责：李春光 付志军 张林广 马 涛 张绍志 宁晓南 王 强

分场 大修 专责：马福江 李万岭 韩 放 王 岩

运 行 二 分 场：官民建 荣庆善

国电环保研究院：肖宝恒

国电吉林热电厂 2008年9月22日

10号机组大修后启动工作要求和时间安排

本次10号机组大修从2008年7月22日0时开始，计划工期10月2日24时结束。由于改造项目较多，各项调试试验时间较长，为按照省调批准的计划大修工期完成大修工作，保证机组安全启动，顺利并网，特作如下具体要求和安排。

一、10号机组大修后启动条件和要求

1.9月24日16时检修工作全部结束，工作票收回，机组冷态验收合格。

2.9月24日16时设备、系统检查完毕处于良好运行和备用状态。3.生产技术部副主任王国旭负责启机前、启机过程中向东北公司安全生产部、龙华公司安全生产部汇报10号机组大修后启动工作。

4.值长组组长王毅负责启机前、启机过程中向省调联系10号机组大修后启动工作。

5.生产部马涛负责联系电科院苏秦9月24日12时到10号机安装汽轮机找动平衡相关表计和接线，9月25日10时具备汽轮机检测动平衡条件。

6.生产部王强负责联系环保部门，说明10号机组大修后启动时影响环保事宜。

7.生产部李春光负责联系14号炉电袋除尘器在9月24日24时前预涂灰完毕。点火前电除尘器导旁路运行。

8.汽机、锅炉、电气、热工分场大修专责负责落实厂家调试人员到厂，并且做到随叫随到。随时跟踪掌握10号机组大修后启动情况及变化，提前安排分场工作人员进入现场开展工作。9.10号机组单元控制室内除参与机组启动的运行人员、专业人员、工作人员、临时消缺人员外，其它人员禁止入内。所有人员除必须原因外不得进入单元控制室警戒线内。

10.运行二分场主任官民建负责机组启动现场指挥。涉及系统的操作，由当班单元长联系和汇报当班值长，在当班值长指挥下操作，其它人员的任何合理建议必须通过现场指挥下达。现场指挥官民建不在现场时必须亲自委托运行二分场副主任荣庆善代负其责。

11.值长组负责联系燃料管理部9月24日12时前准备充足的14号炉大修后锅炉启动用煤。9月24日白班在第二遍上煤时开始一直向15号炉1号原煤斗输送收到基低位发热量应达到13381kJ/kg（3200大卡/公斤）以上、干燥无灰基挥发分应达到45％以上的锅炉燃用煤。9月24日15：00分启动15号炉1号磨煤机制粉，并启动绞龙向14号炉送粉，保持粉位不低于4.5米。

二、10号机组大修后启动及试验时间安排

1.9月25日3：00分前14号炉用等离子点火、升压。2.9月25日9：00分进行8个安全门定鉈试验，预计用6小时，到9月25日15时结束。若某个安全门试验不合格或存在缺陷，该安全门试验后延，将主蒸汽参数降至汽轮机冲转条件，进行汽轮机找动平衡试验工作。

3.9月25日16时汽轮机冲转、暖机至定速预计时间3.5小时，到9月25日20时定速。找动平衡加平衡块（预计2次，每次5小时）。

4.9月26日6时汽轮机动平衡试验结束后，保持汽轮机3000r/min，电气进行试验，预计12小时，9月26日18时完成。各分场可利用此机会消缺。电气试验项目有

调节器开环特性试验及手动组跟踪特性试验 主励磁机空载试验

发电机-厂高变系统三相短路试验 发电机-主变压器短路试验 发电机空载试验

发电机空载调节器闭环试验 发电机同期定相、假同期并列试验

5.9月26日18时电气试验结束后，进行汽轮机各项试验。预计时间2小时。

汽机试验项目有: 手打危急保安器试验

汽门严密性试验:主汽门严密性试验、调速汽门严密性试验

超速保护试验： “103％”超速试验、“110％”超速试验、“机械超速”试验

后处理机组 第3篇

石桥翻水站工程沟通新孟河与浦河灌区, 集防洪排涝、引水灌溉、补水抗旱等功能于一体, 于1969 年建成投用, 由节制闸和翻水站组成。翻水站有5台配套55kW三相交流异步电机的20ZLB轴流泵, 翻水流量为2.5m3/s;设置一孔净宽为4.0m的节制闸, 用于引排水。

近期, 对石桥翻水站进线动力柜和机组控制柜进行更新改造, 将机组原QJ3 型降压启动器 (补偿器) 更换为继电-接触式控制系统, 以提高技术管理水平。

2 问题提出

电气系统更新改造完毕, 检查所有设备完好后, 送电5台机组进行试运行。#1、#2机组能够正常启动运行, 而#3~#5机组在启动定时时间到时瞬间跳闸, 不能正常运行。因#3、#4、#5机组结构相同, 故此处仅分析#3机组, 其一次接线及控制原理如图1所示。

3 原因分析

机组各接线和控制回路都正确, 分析认为故障由室外变压器容量 (原容量为315kVA) 下降所致, 需更换为容量稍大的变压器。

进一步检查发现, #3~ #5 机组电机绕组为Y形接法, 每相绕组的额定电压为220V。而当电机Y-△启动后运行时, 每相绕组电压达到380V, 电流过大致使机组不能正常运行而跳闸。

鼠笼式异步电机定子线圈嵌在定子铁芯槽中, 当定子线圈上电后线圈将通过电流, 定子铁芯随即产生磁通, 且线圈两端电压越大, 磁通也就越大, 线圈两端电压过大时磁通便成倍增大, 定子铁芯出现过饱和。 随着磁通的增大, 转子中的互感电流增大, 电机的转速增大, 水泵功率相继增大, 从而引起热保护继电器动作跳开接触器, 导致电机跳闸。这就是Y-△ 启动电机必须为 △ 接法电机的原因[1]。

4 故障排除

经分析, 需对#3~#5机组电路进行改动。具体步骤如下。

(1) 检查电机定子线圈的首尾[2]。按图2接好线路, 在合上开关瞬间若万用表 (mA档) 指针摆向大于另一边, 则表明电池正极所接线头与万用表负端所接接线头极性相同 (同为尾或同为头) , 否则表明电池正极所接线头与万用表正端所接接线头极性相同。以此类推, 将电池接到其它两相的两个线头上进行试验, 以确定各相线圈的头尾, 并标注好各相线圈的头尾端。根据检查判别, 改造过程中的接法也是正确的。

(2) 为了保持柜内所有设备的布局整洁美观, 尽量不拆除原有安装元件。据分析, 只需使图1 (b) 所示电路不接通电机△形运行回路, 而接通电机Y形运行回路即可, 即3KM1和3KM3同时得电吸合运行。改接后的控制电路如图3 所示, 将控制回路中的 (1) 和 (2) 点的线路端头拆开即可;另外为了确保时间继电器3KT触点不误动, 将其时间整定为0s, 也可以直接短接#36、#32线头。

(3) 对#4、#5机组做同样的改动。

(4) 检查接线正确, 现场清理干净后, 启动各台机组, 机组均能正常启动运行, 且电流在100~120A (与各台机组的叶片角度和水流态有关) , 这说明电机处于额定运行状态, 也验证了3台电机是Y形接法分析结论的正确性。

5 结束语

石桥翻水站电气系统改造完毕后, #3~#5机组不能正常启动运行。通过分析判断, 是因电机铭牌不清晰, 误对原Y形接法电机实施Y-△ 启动, 而致使运行时电机线圈过压跳闸。 在将电机绕组修改为Y形接法后, 故障排除, 设备能够正常运行。该案例值得类似工程检修改造时借鉴。

摘要：针对石桥翻水站电气系统更新改造后, #3#5机组不能正常启动情况, 分析故障原因, 并提出改动机组电路的处理办法, 以使设备能够正常运行。

关键词：交流异步电机,水泵机组,继电-接触式,Y-△启动

参考文献

[1]李发海, 王岩.电机与拖动基础下册[M].北京:中央广播电视大学出版社, 1991

机组突增负荷缺陷分析与处理 第4篇

水电站计算机监控系统, 采用分层分布式结构, 模块化设计, 以工业级计算机为上位机, 以可编程逻辑控制器、微机保护装置、微机测控装置等构成现地控制单元。

其中1#机组容量为8 MW, 使用可编程微机调速器。调速器其PLC采用德国SI-EMENS公司生产的S7-200系列为其控制硬件主体, 并采用WEINVIEW的触摸屏作为该调速器的主要操作和显示平台。接力器控制部分由手自动切换阀、事故停机电磁阀、手动操作阀、压力继电器、电液比例阀、液控单向阀、节流阀、锁定电磁阀、接力器反馈电位器等组成。电液比例阀的输出流量的大小与输入的电气控制信号的电流成比例, 而流量的方向取决于电气控制的电流输入信号是加在电液比例阀的开启还是关闭线圈的输入端, 从而把电气控制信号转换成流量信号, 实现对接力器进行比例方向控制。接力器反馈电位器是一个精密耐磨电位器, 用于将接力器的位移转换成相应的电气信号, 反馈至电气部分, 以实现闭环控制。

1 故障发生过程

2013年1月8日, 1#机组满负荷运行 (有功8122 k W, 无功2312 k W。23时左右, 运行人员突然觉得中控室噪音降低, 观察监控主机上负荷有功10023 k W, 无功2355 k W。运行值长立刻手动发减负荷命令, 将负荷减回8 MW左右后, 机组运行正常。查监控有功出力曲线, 有功从8 1 2 2 k W突跳至10023 k W, 查导叶开度曲线, 导叶开度从63%增加至70%。停机后, 重新自动开机并网, 带负荷至8000 k W, 运行正常。未能引起足够重视。2013年1月15日, 22时45分, 又发生了相同情况。多方检查, 查不出原因。

2 故障分析

由于是软故障, 即故障现象会自动消失, 不会一直保持, 不能明显发现故障点。经与监控厂家和调速器厂家讨论分析后, 认为与机组超负荷有关, 其可能性包括下面两部分。

2.1 监控部分

PLC程序存在问题, 引起误调节。与此相关的程序功率调节子程序。开关量输出继电器接点有粘连等。

2.2 调速器部分

(1) 可编程PLC程序问题 (该型号调速器在本地区其它电站运行投产两年, 运行正常, 故可排除这点) 。

(2) 反馈信号输入出现异常, 包括机组频率、导叶位置反馈。

(3) 控制输出部分有异常, 包括调速器功率输出模块, 比例阀等。

(4) 调节参数设置不正确。

(5) 机械部分, 比如比例阀出现卡阻。

3 处理过程

针对以上分析, 以及前后故障对比, 我们处理过程是这样的:

3.1 2013年1月8日发生超负荷后的处理过程。

根据以上分析, 我们对监控系统与调速器系统进行了全面检查。在监控部分, 对增减开度输出继电器进行检查, 未发现问题。由于运行部门反映功率调节功能投入后, 接力器摆动大, 调节频繁, 与监控厂家商议后, 退出了监控并网后参与有功调节的程序:功率调节子程序。又与调速厂家咨询, 厂家建议由于附近有钢铁厂, 谐波影响大, 建议将调速死增大。联系电力调度所, 经同意后, 将调速死区由0.2 HZ修改为0.3 HZ。经上述处理后, 2013年1月15日21时, 相同故障又发生, 所以可排除监控系统的原因。

3.2 2013年1月15日故障发生后处理过程

怀疑调速器电液比例阀发卡, 引起接力器误动。拆出电液比例阀进行了清洗, 活塞进行了修磨, 同时对电液系统的油滤网做了清洗工作。此后一个多月未发生该故障。但在2013年3月22日该故障又再次发生。

3.3 2013年3月22日故障发生后处理过程

故障发生后, 迅速联系调速器厂家到现场配合进行处理。调速器厂家到现场后, 对调速器进行了全面的检查。在做接力器静特性试验时, 发现在导叶开度60%以上严重非线性, 最大只能加到86%, 此时对应行程为65.4 cm。见表1。

测量导叶传感器供电电压时为12V, 导叶传感器电源额定电压应为24V。更改接线后, 重新做接力器静特性试验, 线性良好。见表2。

原来, 该型号调速器为适应不同型号的导叶反馈传感器, 提供了两路导叶反馈传感器电源, 一路为15 V经可调电位器输出 (一般为10~15 V, 适用于电位器式导叶传感器) 的电源, 一路为24 V (适用于0~10 V或0~20 ma输出的位移传感器) 。由于调速器厂家和提供导叶传感器厂家不是同一厂家, 提供导叶传感器的厂家提供的是0~20 ma输出的位移传感器, 调速器厂家外部接线为15V经可调电位器输出的电源。另外, 安装单位未能做接力器静特性试验也是个原因。

经此改动后, 机组运行6个多月来均未发生该故障。

4 结语

这次机组突增负荷故障, 由于是软故障, 且故障牵涉设备多, 检修人员对设备不是很了解, 给缺陷的消除带来了一定的困难, 处理时间达3个多月, 但也是本厂人员一个很好的熟悉新设备, 了解新设备的好机会。总结此次故障处理的全过程, 对于这类故障的处理, 必须注意: (1) 尽可能收集到现场的所有故障信息; (2) 除现场的故障分析外, 还要注重装置的图纸分析; (3) 采购设备时, 要做好厂家与厂家的协调, 明确各设备接口及参数配置; (4) 设备安装时要做好设备的监督验收工作; (5) 要做好设备的投产验收的技术管理工作。

参考文献

[1]郭中槂.中小型水轮机调速器的使用与维护[M].北京:中国水利电力出版社, 1983.

[2]程远楚, 张江滨.水轮机自动调节[M].北京:中国水利水电出版社, 2010.

粗轧机组主电机故障处理 第5篇

宝鸡钛业股份有限公司线材厂粗轧机组 (首特钢设计院设计) 由2列550的3辊轧机、齿轮座、减速机、主电机、2台稀油润滑站、1台液压站和电气控制柜等设备组成。轧机G1为Φ550 mm×1500 mm、G2为Φ550 mm×1000 mm, 轧制力3000 k N。粗轧机组由1台主电机 (AC 2500 k W-12P-495 r/min-6000 V) 拖动。

电机启动时电机转子回路串入电阻 (R1a、R1b、R1c) , 启动转矩加大, 同时美国Benshaw公司MVRMX3软启动器向电机定子施加1个电压, 软启动器控制该电压, 使定子电流按照用户在软启动器设定的值变化。转子串入的电阻在到达设定时间后切除 (CKR闭合) , 软启动器根据电机电流变化, 在电机启动完成后使旁路接触器BP闭合, 将电机直接接到6 k V电源, 相关电路见图1。

电机软启动完成后, MX控制板驱动旁路控制继电器BPX动作, BPX常开触电闭合, BP工作。BP合闸线圈COILC带电后, BP合闸电磁铁动作, 使BP主触头闭合, 同时BP常闭辅助触点AUX.SW5、6断开, 常开辅助触点AUX.SW3、4闭合。AUX.SW5、6断开, 电压瞬时切换为变压器TRANSFORME (120 V变15 V) 提供的合闸保持电压, 并保持在合闸状态;AUX.SW3、4闭合, 辅助继电器AUX.CONTACTS动作 (图2) , AUX.CONTACTS常开触点53、54闭合, 旁路辅助继电器BPA动作, 其常开触电闭合, 将反馈信号回给MX3控制板确认。

二、故障处理实例

1. 故障现象

近期, 粗轧机组不能正常运转, 简单检查, 停车30 min重新启动, 轧机运转不到1 min又停车, 软启动器报F48 (旁路接触器故障) , BPX短时工作, BPA始终没有工作。粗轧机组故障若不及时处理, 会严重影响生产, 军工、出口和医疗等合同将延期交货。

2. 处理过程

检查各控制回路接线, 无松动现象, 向BP端子1、2加120 V电压 (图2) , BP动作, 但其合闸电磁铁力量不够, 吸合不到位, 测量其合闸线圈COILC电阻值偏小, 判断合闸线圈COILC匝间短路。联系供应厂家, 国内市场无相应备件, 备件周期为6~8周, 为尽快恢复生产, 分析决定自行绕制合闸线圈。因手工绕制线圈外径偏大, 实测新线圈电阻11.2Ω, 偏大 (原线圈电阻10Ω) 。电磁铁磁场强度H=N (线圈匝数870匝) ×I (工作电流) /Le (有效磁路长度) , 由于新线圈比原线圈电阻大, 工作电流减小, 磁场强度降低。将线圈恢复到接触器后, 仍向BP端子1、2加120 V电压, 接触器动作, 可吸合到位, 但保持不住。使用BK50控制变压器替换原TRANSFORME变压器 (图2) , 将保持电压由15 V升至19 V, 再向BP端子1、2加120 V电压, BP工作正常。恢复软启动器线路, 启动粗轧机组, 主电机启动成功, 故障消除。

3. 故障总结

软启完成, 切旁路时, 由于BP合闸线圈匝间短路, 磁场强度降低, BP合闸电磁铁动作不到位, 其常闭辅助触点不能断开, 常开辅助触点不能闭合, BPA不能得电工作。MX3控制板得不到旁路接触器工作反馈信号, 在设定旁路确认时间 (2 s) 内, 合闸线圈COILC始终承受约11 A合闸电流 (合闸保持电流约为0.7 A) , 合闸线圈COILC持续发热, 加剧线圈短路, 故障加重。

4. 建议

故障处理完毕, 观察近期粗轧机组运行, 效果良好。此次更换合闸线圈电阻比原线圈电阻大1.2Ω, 虽然将保持电压由原15 V升至19 V, 解决了合闸后保持不住问题, 但存在合闸时磁场强度减小的隐患。为此适当加大漆包线线径, 绕制1组 (4个) 线圈备用。为预防高压真空接触器故障, 降低故障率, 及时消除设备缺陷, 提出如下建议。

(1) 加强人员技能培训, 提高故障部位和故障原因的判断能力。

(2) 建立健全设备消缺台账, 注重消缺经验的积累。

(3) 定期进行必要的清理、润滑, 防止因灰尘等原因造成摩擦力增加。

(4) 接触器出现故障后, 尽量不要对其进行操作, 避免事故进一步扩大。

(5) 加强对紧固件的检查, 防止紧固件松动。

摘要：粗轧机组主电机工作原理, 主电机故障处理过程实例, 给出建议措施。

发电机组振动分析及处理 第6篇

宝钢自备电厂0#发电机组为150MW燃气蒸汽联合循环热电机组, 双轴布置, 由燃气轮机、空气压缩机、煤气压缩机、减速箱、蒸汽轮机及发电机组成。如图1所示, 该机组自左至右为燃气轮机 (GT) 、空气压缩机、煤气压缩机高压缸 (HP) 和低压缸 (LP) 、减速箱、蒸汽轮机 (ST) 、发电机 (G) 及励磁机 (E) , 发电机与励磁机为三支撑结构。发电机转速3000r/min, 额定功率176.2MW, 额定电压15000V, 额定电流6782A, 一临界转速700~900r/min, 二临界转速2200~2600r/min, 转子重量41500kg。

发电机汽机端在更换接地碳刷后振动出现缓慢上升并在三天后达到报警值。经多次振动测试、频谱分析、油温试验, 最终确定发电机振动故障的原因为轴瓦油膜失稳, 通过增加该轴承座标高使得该点载荷增大, 从而消除了油膜失稳故障, 振动恢复正常。

二、故障过程及振动分析

1. 故障过程

2009年1月16日, 电厂0#发电机组更换接地碳刷后, 工作状态下发电机前后端及励磁机自由端轴振动出现大幅波动并缓慢上升, 至19日发电机ST端和励磁端轴振动分别由22μm、20μm上升到85μm、62μm, 轴承座水平振动也都>4mm/s。去掉接地碳刷后, 各点振动下降20μm左右后又开始持续上升。由于春节临近, 电厂决定维持运行至节后再停机检查。2月9日停机检查发电机ST端轴瓦, 发现下瓦中部巴氏合金有100mm30mm的磨损, 但用手摸没有痕迹感, 说明磨损较轻, 轴颈也有磨损的痕迹;轴瓦顶隙经检查为0.58mm, 厂家所给标准为0.53~0.71mm, 处于标准下限。由于高炉煤气不足, 对轴颈和轴瓦磨损部位处理后, 该机一直处于备用状态。

机组于3月18日上午9:30按计划开机, 升速至3000r/min, 但由于煤压机低压缸静叶调节液压缸不动作, 不得已打闸停机, 经处理后晚上21:20左右开机, 机组运行正常, 发电机ST端最大振动19μm, 励磁端振动20μm, GT联轴端振动78μm, 发电机负荷110MW。此时发电机振动虽然很小, 但振动趋势图显示振动波动较大, 且有缓慢上升的趋势, 至4月1日, 发电机ST端振动升至72μm, 励磁端振动升至52μm, 波动量达30μm, 且振动有继续增大的趋势。从以上现象看, 发电机已存在较严重的故障, 需要及早对故障进行诊断处理, 否则不仅会影响机组的正常运行, 还有可能造成重大事故。

2. 振动测试系统

发电机组安装有涡流探头和Bently 3300在线监测系统, 涡流探头灵敏度为7.87mV/μm。为此使用振动测试系统 (图2) 对机组轴振动进行测试和分析, 除此之外, 测量和记录机组在停机、低速及工作转速下涡流探头的间隙电压, 低速下晃动值, 轴瓦温度及顶轴油压力等参数。

3. 振动分析

表1为3月18日开机后, 发电机400r/min时各涡流传感器的晃动值。因为低速下转子不平衡等引起的振动可以忽略, 此时涡流传感器的指示值为转子的晃动值, 晃动值的大小主要由转子的弯曲、联轴器的对中、测量轴颈表面各参数不均匀引起。从表1中看出, 各点晃动值都在25μm以下, 这说明转子没有永久弯曲且冷态对中情况良好。

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表2为机组在各工况下涡流探头的间隙电压。间隙电压的变化表示轴在轴承中的位置变化情况, 从表2中看出, 随着转速升高, 转子在轴承中的位置被抬高, 其中发电机ST端被抬高幅度较大。

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表3为工作状态下各点振动随时间的变化情况。表3中可以看出, 在负荷基本不变的情况下, 发电机ST端振动随时间缓慢上升且振动波动明显大于其他各点, 达30μm。

μm

表4为各点轴瓦温度值, 表中看出发电机ST端轴瓦温度明显低于其他各点, 因为发电机转子质量分布大致对称, 两端轴瓦参数相同, 这说明ST端轴瓦承载较小。

℃

上述数据的分析可知, 发电机ST端轴振动有以下特点:在机组启动及并网初期, 发电机ST端振动较小, 振动波动也在正常范围内, 随着时间的推移, 振动逐渐增大, 振动波动幅度也逐渐增大;该点在额定转速情况下, 转子抬高幅度明显大于其他各轴承位置;该点轴瓦温度明显低于其他各轴承。在大型机组中, 稳定工况下振动如果波动较大且逐渐上升, 一般都是由轴瓦或密封等动静摩擦、轴瓦自激振动以及流体激振等引起的, 显然发电机可以排除流体因素;轴瓦温度低, 说明该轴承回油量较大或者该点载荷较小;转子抬高幅度较大, 除了联轴器的原因外, 还说明该点标高在静态下较低, 运行情况下被相邻轴承抬高。

从发电机两端轴振动频谱、时域及轴心轨迹图 (负载110MW) 可看出, 发电机前后端轴振动频谱以低频13.5Hz、主频50Hz为主, 时域波形和轴心轨迹都比较紊乱。用磁带机和CF-920回放数据看, 主频十分稳定, 而13.5Hz谱峰波动较大, 是发电机振动大幅波动的根源。发电机第一临界转速为700~900r/min, 频率13.5Hz正好在发电机一界临界转速区间, 这是轴瓦自激振动的一个重要特征。根据发电机ST端转子抬高幅度大、轴瓦温度低以及13.5Hz的频率特征, 分析认为发电机ST端轴瓦载荷较低从而引起不稳定的轴瓦自激振动。

三、处理及效果

轴瓦自激振动一般多发生于高速低载荷转子上, 消除或减小轴瓦自激振动一般通过两种方法来解决, 一是减小转子扰动力, 一般是调整转子平衡和对中状态;二是增加轴承稳定性, 可以通过减小轴瓦间隙、增大比压、减小轴瓦长径比、升高油温、调整载荷分布等来得到改善。由于轴瓦间隙已经在标准下限, 因此决定采取先升高油温, 增加油膜刚度, 以期能够改善轴承的稳定性。然后在适当时间升高该点轴瓦标高, 增大该点轴承载荷, 从而能够减小或消除自激振动。

3月27日做升高润滑油温度试验, 润滑油温度由43℃升至47℃, 发电机ST端最大振动由65μm降至56μm, 振动波动由原来的30μm减小到大约6μm, 轴瓦温度也上升到63℃。但从27日至30日的振动看该点振动还在缓慢上升, 但速度减缓, 由原来每天大约上升6μm降至每天上升3μm。这说明虽然故障没有根除, 但通过升高油温降低润滑油黏度使振动情况好转, 也证明了振动确实由轴瓦自激振动引起。

调整油温后机组维持运行至4月1日, 决定停机调整发电机轴承标高。停机后先检查轴中心, 发现发电机ST端轴中心比汽轮机转子在冷态下低0.4mm。工作状态下, 由于汽轮机温度远高于发电机, 在热态下发电机的轴承座标高与汽轮机相比会更低, 使该点轴瓦载荷较小, 引起轴瓦自激振动。正常的对中方法是发电机轴承座标高在冷态下要高于汽轮机, 从而在热态下可以达到对中状态。

重新调整后的发电机轴承座标高比汽轮机高0.05mm。4月22日机组开机, 发电机各点振动正常, 振动值保持稳定 (表5) , 发电机ST端频谱图上低频分量消失, 说明轴瓦自激振动引起的油膜失稳已经消除。至此发电机故障已经排除, 可以正常运行。

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四、总结

白石壁电站机组异常振动处理 第7篇

机组启动试运行时发现,在出力大于200kW后,1F至3F机组噪声与振动都很大,且有随着出力增加而增大的趋势,机组无法安全运行。为分析解决这个共性问题,对机组开展了噪声测试试验。

1 噪声测试

处理前,对1F机组进行了噪声测试,在离尾水锥管约1m处布置噪声探头,如图1所示。

各出力工况和噪声L声级、A声级及主频统计见表1,噪声L声级、A声级与机组出力关系曲线见图2,噪声频域瀑布图见图3。

由测试结果可知,机组噪声L声级、A声级随着机组出力的增加而增大,在450kW负荷时L声级约为105dB、A声级约为94dB。噪声主要为41~45 Hz和200 Hz左右的频率成分。其中41~45Hz左右频率成分约为5~5.4倍转频(转速为500r/min,转频为8.33Hz),且其分频幅值呈随着出力的增加而增大的趋势。200Hz左右频率成分为2倍极振频率(2×12个磁极×8.33Hz=200Hz)。这表明,引起机组振动与噪声过大的原因是5倍左右转频的频率成分。

2 诊断处理

由上可知,引起机组振动与噪声过大的是5倍左右转频的频率成分,于是从水轮机结构中寻找与5倍左右转频相关的部件。结果发现顶盖6个加强筋板过高是振动与噪声过大的根源。原因分析如下。

顶盖加强筋板有6个,其高度约为6cm左右,6个加强筋板分出6个空腔来,其中有2个空腔通过泄压孔联通,如图4所示。机组运行时,6个空腔内将出现有水压脉动的水体,这与旋转的转轮产生动静干涉,从而出现5~5.4倍转频的水压脉动(有2个空腔通过泄压孔联通,这很可能是脉动频率不是6倍的原因)有关,机组出力越大,6个空腔内的水体压力越大,从而动静干涉的强度也越大,脉动幅值也越大。这就造成机组振动与噪声随着出力的增加而增大,这与实测结果一致。因此,机组振动与噪声过大应该是顶盖加强筋板高度过高造成的。

于是对顶盖加强筋板进行了处理,用薄的钢板对顶盖加强筋板进行封闭处理,也就是让钢板盖住6个空腔。处理后发现机组噪声与振动大幅减小,5倍左右转频的频率成分基本消除,问题得到解决。

3 结语

(1)1F至3F机组均存在振动与噪声过大的共性问题,其噪声水平随着机组出力的增加而增大。噪声主要频率成分中的5~5.4倍转频分量是引起机组振动与噪声过大的原因。

(2)顶盖加强筋板有6个,其高度约为6cm左右。6个加强筋板形成6个空腔,机组运行时,6个空腔内的脉动水体,与旋转的转轮产生动静干涉,从而造成机组出现过大的振动与噪声。顶盖加强筋板过高是机组振动与噪声过大的根源。

(3)小型机组生产厂家的技术力量相对薄弱,这可为小型机组厂家在生产水轮机和处理类似问题时提供技术参考。

参考文献

[1]梁兴.水电机组故障振动测试分析[J].中国农村水利水电,2014,(1):165-168.

关于机组调试期间调试系统晃动处理 第8篇

发电厂汽轮机在调试期间出现多次调速系统晃动现象。根据转速晃动的特点, 可将其主要的晃动问题归类为额定转速时的小范围和大幅度晃动、停高压油泵时的晃动以及任意转速时的晃动4种类型。本文对这4种类型的原因进行了分析, 并对保证机组安全运行提出了合理的处理措施。

1 额定转速时的小范围晃动

1.1 小范围晃动的现象

当冷态启动汽轮机达3000r/min时, 经常发生小范围的转速晃动。如某次冷态启动转速达3000r/min, 进行电气方面有关的实验校队时, 发现高压调速汽门和中压调速汽门晃动, 约5~6秒钟晃动一次, 当时主蒸汽压力为2.3Mpa, 主蒸汽温度为300℃.当汽轮机转速小范围晃动时, 右侧 (面向汽轮机) 高压油动机的凸轮位置指示在40~58mm间来回晃动, 左侧在40~53mm间来回晃动;高压油动机活塞下油压一侧在0.6~0.7Mpa范围内晃动, 另一侧在0.4~0.5Mpa范围内晃动;中压调速汽门在全开和参与调节的界点位置大幅度来回晃动。由于高压调速汽门和中压调速汽门晃动, 引起转速在2982~3005r/min范围内变化。

1.2 小范围晃动的原因

这种晃动的主要原因是在额定转速时蒸汽参数、一级旁路门开启的大小等正好使中压调速汽门在全开和参与调节的界点位置, 中压油动机来回晃动, 用油量的变化导致高压油动机晃动。

1.3 小范围晃动的消除措施

当机组冷态启动时, 应选择合适的参数。若出现转速小范围晃动, 则应将其它蒸汽参数降低或提高来减少晃动, 并控制一级旁路开启的大小 (应根据锅炉的需要) , 避开中压调速汽门在全开和参与调节的界点晃动, 避免因几种因素的迭加而陷入危险的境地。另外, 有条件时将中压油动机凸轮改动, 的泄油阀管道上装了一个阀门, 但调节系统图上没有标注, 所以在机组启动前往往疏忽, 而未将此阀打开, 造成转子升速至一定值时, 主油泵打闷泵、发热而产生气泡进入调节系统, 这些气泡有可能在一次脉动油和二次脉动油或三次脉动油系统内。由于转速升高至3000r/min时, 调速油泵 (钻孔泵) 出口一次脉动油压升高, 导致一次脉动油管道内某些气泡破裂, 使一次脉动油压瞬间下降, 二次脉动油压、三次脉动油压升高, 高压调速汽门突然开大, 从而导致转速由3000r/min突升至3100r/min;又由于二次脉动油或三次脉动油管道内的油压升高, 使存在于二次脉动油或三次脉动油管道内的某些气泡破裂, 造成二次脉动油或三次脉动油压瞬间下降, 又使高压调速汽门突然关闭。

2.3 大幅度晃动的消除措施

为了防止额定转速时的大幅度晃动, 在启动前应启动辅助油泵以排净油系统内的空气, 然后启动高压油泵;在开机前还应活动调节部套, 摇起启动阀, 使主汽门、高压调速汽门开启一点, 再手扳危急保安器, 迅速关闭主汽门、调速汽门 (应重复几次, 以便排出调节系统及部套内的空气) 。此外, 为了防止高压油泵出口阀至主油泵间的泄油阀管道间的一个阀门未打开, 最好去掉此阀或将其卡在全开位置。

3 近满速停高压油泵时的晃动

3.1 晃动现象

某次温态启动时主蒸汽压力1.5/1.7Mpa、主蒸汽温度390/382℃、再热蒸汽温度380/363℃, 当转速达2902r/min时, 关高压油泵出口门, 然后停高压油泵。这时主油泵入口油压从0.16Mpa逐渐降至0.05Mpa, 一次脉动油压从0.76Mpa降至0.7Mpa, 二次脉动油压由0.88Mpa升至0.99Mpa, 高压油动机凸轮位置指示从50mm升到82mm, 汽轮机转速从2902r/min升至3011r/min.经瞬间变化后, 主油泵入口油压又回升到0.16Mpa左右, 一次油压也随即回升, 二次脉动油压随之下降, 汽轮机转速又恢复到2900r/min左右。

3.2 晃动原因

这种类型的转速晃动非常危险, 有时会使转速飞升很多 (如有一次热态启动时, 转速飞升达143r/min) .如果再迭加其它因素引起的晃动, 则转速的飞升会更高。引起转速飞升的主要原因是主油泵出口逆止阀卡涩。当切换高压油泵时, 汽轮机转速按电厂运行规程规定为2850r/min (调试期间一般控制在2850~2900r/min) .调节系统在静态调试期间高压油泵油压为1.86Mpa, 比正常运行时主油泵出口油压2.1Mpa偏低。

3.3 晃动的消除措施

为了克服主油泵出口逆止阀的卡涩现象, 将高压油泵的切换转速提高至2910r/min以上, 并消除卡涩隐患。在切换高压油泵的过程中, 主油泵、调速油泵进口油压先逐渐下降, 但当主油泵进口油压降至0.6Mpa时, 即刻恢复至正常值, 其间一次、二次、三次脉动油压基本不变, 转速也不变。但只要主油泵进口油压低于0.6Mpa, 一次、二次、三次脉动油压立即变化, 随即转速飞升。

4 结论

发电厂机组在调试期间调速系统晃动频繁, 问题较多。除了采取某些针对性的措施外, 在调试后期, 为防止调速系统转速晃动引起超速, 在机组启动前将功率限制器投入使用 (先将功率限制器与油动机行程关系找出, 一般将功率限制器指示定在10.5~11.0mm) , 当汽轮机组并网后, 再将功率限定器恢复。

摘要：对某电厂机组调试期间在3000r/min小范围及大幅度晃动、停高压油泵时的晃动、任意转速时的晃动等原因进行了分析, 并采取了相应的处理措施。