范文一:EH油系统故障分析及处理
EH系统的典型故障分析及处理
时学军
136200, ,大唐辽源发电厂 吉林 辽源
摘要:随着装机容量的不断增大,调节控制系统经过液调、电液联合调节,逐步发展成为单存的电调节系统,其发展经过几年的试应用期,技术不断完善,现电调系统已经处于成型并不断发展阶段。虽然电调在现代大型机组应用中得到普及,但是由于机组安装或设备质量问题,机组运行中也出现各种故障,如机组负荷摆动、主汽门、调节汽门门杆卡涩、EH油压波动、在线试验装置故障,甚至造成机组跳闸的不安全事件。本文就EH油系统经常出现的典型故障,结合现场实际进行分析并提出相应处理方法。
关键词:EH油系统;典型故障;原因分析及处理方法
EH油系统故障现象、原因及处理方法从以下几方面进行说明。
1、 EH油压波动。
EH油压波动是指在机组正常工作的情况下(非阀门大幅度调整),EH油压上下波动范围大于1.0MPa。 EH系统中配置的二台主油泵是恒压变量泵。恒压变量泵是通过泵出口压力的变化自动调整泵的输出流量来达到压力恒定的目的,所以,从理论上讲恒压泵是有一定的压力波动。但如果压力波动范围超过1.0MPa,则认为该泵出现调节故障。当然,如果此时泵的最低输出压力大于11.2MPa,并不影响机组运行。
出现EH油压波动现象,主要是由于泵的调节装置动作不灵活造成的。调节装置分为二部分:调节阀和推动机构。调节阀装在泵的上部,感受泵出口压力变化并转化成推动机构的推力,其上的调整螺钉用于设定系统压力。当调节阀阀芯出现卡涩或摩擦阻力增大时,不能及时将泵出口压力信号转换成推动机构的推力,造成泵流量调整滞后于压力变化,使泵输出压力波动。出现这种情况,可以拆下调节阀并解体,清洗相关零件,检查阀芯磨损情况,复装后基本可以消除该阀故障。
推动机构在泵体内部,活塞产生的推动力克服弹簧力来决定泵斜盘倾角。当推动活塞发生卡涩或摩擦力增大时,调节阀输出的压力信号变化不能及时转化成斜盘倾角(即泵输出流量)变化,使泵的输出压力发生波动。出现这种情况,需清洗推动机构的相关零件,并检查推动活塞的表面质量。因该部分机构装在泵体内,最好由泵制造商委派的专业技术人员来完成。 2、 抗燃油酸值升高。
抗燃油新油酸度指标为0.03(mgKOH/g),新华公司规定的运行指标为0.1,当酸度指标超过0.1时,我们认为抗燃油酸度过高,高酸度会导致抗燃油产生沉淀、起泡和空气间隔等问题。
影响抗燃油酸度的因素很多,对于我们使用的EH系统来讲,影响抗燃油酸度的主要因素为局部过热和含水量过高,其中以局部过热最为普遍。因为EH系统工作在汽轮机上,伴随着高温、高压蒸汽,难免有部分元件或管道处于高温环境中,温度设计和安装EH系统时应注意: a)EH系统元件特别是管道应远离高温区域;
b)增加通风,降低环境温度;
c)增加抗燃油的流动,尽量避免死油腔。
冷油器中漏水进抗燃油的例子鲜有发生,抗燃油中的水分多数是由于油箱结露产生的。水在抗燃油
抗中会发生水解,水解会产生磷酸,磷酸又是水解的催化剂。所以,大量的水分会使抗燃油酸值升高。 燃油的酸值升高后,必须连续投入再生装置。再生装置中的硅藻土滤芯能有效地降低抗燃油的酸度。当抗燃油的酸度接近0.1时(例如大于0.08),就应投入再生装置,这时酸度会很快下降。当抗燃油酸度超过0.3时,使用硅藻土很难使酸度降下来。当抗燃油酸度超过0.5时,已不能运行,需要换油。 d)目前电站使用的磷霜脂抗然油指标
特性 新油指标 运行指标 特性 新油指标 运行指标 酸度mgKOH/g 0.03 0.1 电阻率GOHM/cm 12 5 黏度指数SUS(40?) 220 200~230 最大含氯量ppm 20 100 最大含水量, 0.03 0.1 外观 浅黄色 浅棕色 颗粒分布NAS 8级 优于6级 3、 EH油温升高
EH系统的正常工作油温为20?,60?,当油温高于57?时,自动投入冷却系统。如果在冷却系统已经投入并正常工作的情况下,油温持续在50?以上,则我们认为系统发热量过大,油温过高。
油温过高排除环境因素之外,主要是由于系统内泄造成的。此时,油泵的电流会增大。 造成系统内泄过大的原因主要有一下几种:
a)安全阀DB10泄漏。安全阀DB10的溢流压力应高于泵出口压力2.5,3.0MPa,如果二者的差值过小,会造成安全阀溢流。此时DB10阀的回油管会发热。
b)蓄能器短路。正常工作时蓄能器进油阀打开,回油阀关闭。当回油阀未关紧或阀门不严时,高压油直接泄漏到回油管,造成内泄。此时,阀门不严的蓄能器的回油管会发热。 c)伺服阀泄漏。当伺服阀的阀口磨损或被腐蚀时,伺服阀内泄增大。此时,该油动机的回油管温度会升高。
d)卸荷阀卡涩或安全油压过低。当油动机上卸荷阀动作后发生卡涩会造成泄漏,当泄漏大时油动机无法开启,当泄漏小时造成内泄。此时,该油动机的回油管温度会升高。当安全系统发生故障出现泄漏时,安全油压降低,会使一个或数个卸荷阀关不严造成油动机内泄。 4、 油动机摆动
在输入指令不变的情况下,油动机反馈信号发生周期性的连续变化,我们称之为油动机摆动。油动机摆动的幅值有大有小,频率有快有慢。
产生油动机摆动的原因主要有以下几个方面:
a)热工信号问题。当二支位移传感器发生干涉时、当VCC卡输出信号含有交流分量时、当伺服阀信号电缆有某点接地时均会发生油动机摆动现象。
b)伺服阀故障。当伺服阀接收到指令信号后,因其内部故障产生振荡,使输出流量发生变化,造成油动机摆动。
c)阀门突跳引起的输出指令变化。当某一阀门工作在一个特定的工作点时,由于蒸汽力的作用,使主阀由门杆的下死点突然跳到门杆的上死点,造成流量增大,根据功率反馈,DEH发出指令关小该阀门。在阀门关小的过程中,同样在蒸汽力的作用下,主阀又由门杆的上死点突然跳到门杆的下死点,造成流量减小,DEH又发出开大该阀门指令。如此反复,造成油动机摆动。DEH对由于阀门突跳引起的油动机摆动无能为力,只有通过修改阀门特性曲线使常用工作点远离该位置。 5、 油管振动
EH油管路特别是靠近油动机部分发生高频振荡,振幅达0.5mm以上,我们称之为EH油管振动,其中以HP管为最多。油管振动会引起接头或管夹松动,造成泄漏,严重时会发生管路断裂。 引起油管振动的原因主要有以下几个方面:
a) 机组振动。油动机与阀门本体相连,例如200MW机组中压调门,油动机在汽缸的最上部,当机组振动较大时,势必造成油动机振动大,与之相连的油管振动也必然大。
b)管夹固定不好。《EH系统安装调试手册》中规定管夹必须可靠固定,如果管夹固定不好,会使油管发生振动。
c)伺服阀故障,产生振荡信号,引起油管振动。
d)控制信号夹带交流分量,使HP油管内的压力交变产生油管振动。 可以通过试验来判断是哪一种原因引起的振动。当振动发生时,通过强制信号将该阀门慢慢置于全关位置,关闭进油门,拔下伺服阀插头,测量振动。如果此时振动明显减小,说明是伺服阀或控制信号问题;如果振动依旧,说明是机组振动。对于前一种情况,打开进油门,使用伺服阀测试工具通过外加信号的方法将阀门开启至原来位置,如果此时没有振动,说明是控制信号问题,由热工检查处理;如果振动
加大,说明是伺服阀故障,应立即更换伺服阀。
结论:以上是对EH油系统运行中存在的问题进行的分析,并提出处理方法,各同类型机组厂家,在机组运行中如EH油系统发生故障,可按照上述方法进行分析和处理,以尽快准确的判断存在的问题,并得到及时解决,保证机组安全、稳定、经济运行。
范文二:水电站励磁系统故障原因及对策
水电站励磁系统故障原因及对策
周加庆
(大唐四川水电开发有限公司,成都 610091)
摘要 励磁系统是水电站比较重要的控制系统,是水电站发电机组的重要组成部分。励磁系
统在实际运行过程中出现故障时将直接威胁到水电站的安全运行。本文介绍了水电站常见的励磁
系统故障,根据现象分析了发生的原因,并提出了相应的解决对策。希望对相关人员有一定的借
鉴意义。
关键词:水电站;励磁系统;故障原因;对策
励磁系统作为水电站发电机的重要组成部分,
在发电机运行时承担着调节发电机的出口电压和机
组无功功率的任务。水电站励磁系统故障会直接影
响到水电机组的安全运行,严重时将导致水电机组
停运、水库弃水等事件发生,本文将对励磁系统的
常见故障及其原因、对策进行介绍。
水电励磁系统概述 1
水电站励磁系统包括发电机励磁电流电源和相
关的附属设备,主要由励磁调节器和励磁功率单元
组成。励磁调节是根据设定好的调节准则,通过采
集接受的信号最终实现控制励磁单元的输出。励磁 图 1 某水电站励磁调节器 AVR 控制原理图 电流由发电机转子产生,励磁系统的运行稳定可以 水电站励磁系统的常见故障分析及对策 2 保障电力系统并网机组的运行稳定。
2.1 失磁 通常对于水电机组来说,根据机组的容量不同,
1)原因分析 其励磁方式也不同。容量大于 500kW 的机组励磁方
(1)通过查找保护动作时的记录和录波发现, 式采用自并励可控硅励磁,小于 500kW 的水电机组
失磁故障发生时录波显示转子电压下降的突变量起 励磁方式为双绕组电抗器分流自复励方式,投产较
动。 早的水电机组励磁方式为永磁副励磁机和交流侧串
(2)由录波起动开始,56ms 后转子电压下降 联相复励方式。
至 0.400ms 转子电压变为负值,此时电流和定子电 自并励静止可控硅整流励磁系统的组成包括励磁 压摆动剧烈,1280ms 失磁保护动作。 变压器柜、交流隔离开关柜、整流柜、直流灭磁开关 (3)在经过仔细检查后发现励磁功率电源的交 柜、直流隔离开关柜、非线性电阻柜、辅助柜、调节 流侧开关 S111 的辅助接点松动,该节点松动造成接 柜。正常情况下励磁调节器采用自动电压调节(AVR) 触电阻偏大,从而出现失磁故障。由于该点的松动 控制方式。自动电压调节(AVR)控制是通过调节 PID 导致励磁系统逆变灭磁后出现失磁。 调节器的输出来改变发电机的励磁电流,该调节器 2)处理对策
的输入为发电机机端电压和电压给定值的偏差。最 (1)为了及时发现开关接点的故障,在 S111
开关辅助接点处增加一个故障监控录波器加强监 终实现发电机端电压的稳定。具体调节原理如图 1
控。 所示。
128 2015 年第 1 期
产 品与解决 方案
进行励磁线圈的检查后发现,主、副绕组相序 (2)定期对励磁开关辅助接点进行检查和紧
固,提高励磁开关辅助接点的可靠性。 接错,所以才会出现励磁电流越加越小的现象。 2.2 整流电源故障 2)对策
1)原因分析 (1)提高检修质量,把好验收关。
某水电站采用的是可控硅自并激 26MW 机组, (2)将主、副绕组相序改正。 机组起动后发电机不起压,检查外部条件均满足, 励磁变高压熔断器爆裂 2.4
励磁装置无异常报警。针对此现象可能存在的故障 1)故障过程 某厂水电机组在进行发电机组温原因有: 升试验完毕后
(1)励磁调节器和可控硅整流装置电气回路故 进行停机操作时,突然听到控制室外一声爆响,接 障。 着该机组跳闸。
(2)整流电源存在故障。 采取措施对上述两2)故障检查和原因分析 在故障发生后,立即进个可能的原因进行了一一排 行一次和二次系统检查, 除。首先检查了励磁调节器和可控硅整流装置的电 对机组励磁系统、调速系统进行检查,测发电机定 气回路,检查后未发现异常。接着对可控硅电源进 子和转子绝缘,检查励磁变、主变一次和二次回路。 行了仔细检查,检查后发现可控硅电源输入闸刀 B 相 检查后发现励磁变 B 相高压熔断器爆裂,调节 断裂造成了整流电源缺相,从而使发电机起压不成功。 器专用电压互感器高压侧三相熔断器全部炸裂。经
励磁直流助磁不投的主要原因是由于 B 相断 过对熔断器进行试验后发现该熔断器存在质量问 裂造成励磁同步电压无法建立,同时由于同步电压 题,熔断电流只有其额定熔断电流的 1/2 左右。 回路故障信号报警的灵敏度设计较低,使得无报警 3)处理措施 发出。 (1)对发电机定子和转子,一次和二次系统进
2)对策 行全面的检查,防止类似事件再发生。
(1)可控硅电源输入 B 相闸刀进行更换。 (2)将同类型、同型号的高压侧熔断器更换为
(2)提高同步电压回路故障信号报警的灵敏 大容量熔断器,同时保证是合格产品,进行抽样做 度,进行试验正常后投入使用。 试验检查。 2.3 自复励式励磁
发电机非全相运行 2.5 自复励励磁方式优点是静态电压调节精度较高
1)故障过程 某水电站在机组起动后发电机升具有较强的电流补偿作用,可在机端发生短路时提
压时,电压在 供强励电流,缺点是由于电流补偿的作用容易导致
升到额定值后迅速降至 0,怀疑是风机故障导致。 发电机空载并列运行时不稳定。
为了排查原因,对机组进行手动起励,同样是电压 1)原因分析
升高后迅速降至 0。伴随有异常声音。测量发电机 图 2 所示为某水电站双绕组电抗分流励磁回路
定子和转子绝缘均正常。单独进行发电机和励磁逆 接线图。在机组大修后起动时,发电机出口电压三
变的试验,机组出口开关拉至试验位置情况下对发 相不平衡, 在三组电压 中两组为 400V,一组为
电机进行升压,发电机出口电压能够稳定在额定电 380V。在发电机并网后进行机组无功负荷增加时,
压。同时对励磁进行逆变试验,同样也正常。 发电机的励磁电流越增越小,最后造成发电机欠励
在将发电机出口开关推到工作位置的过程中有 磁运行。
报警显示母线 B 相有金属性接地。开关拉至试验位
置后报警消失。由此可以判断出是发电机出口开关
故障导致。对开关出头摇绝缘对地绝缘均正常,触
头上下口之间绝缘 B 相为 0,说明 B 相在合入位置。
对开关 B 相进行检查后发现,该相动触头连杆螺丝
掉了导致开关在分开时实际并没有分开。
(下转第 132 页)
图 2 某水电站双绕组电抗分流励磁回路接线图
2015 年第 1 期 129
产 品与解决 方案
发展方向。随着计算机技术、通信技术、电力电子 在电子信息技术发展日趋成熟的时候,电力自动化系 技术等的不断发展,现代电力系统将逐步形成一个 统的运行将更加安全、可靠、稳定、经济。 整体。电力自动化系统中包含的设备、功能将更加
参考文献 强大,能够容纳的信息量更多,对电力系统的监控
范 围 更 加广阔 ,这 些都需 要电 子信息 技术 的 马超. 电子信息技术在电力自动化系统中的应用研 [1] 支持。 究[J]. 中国科技信息, 2013(12): 88.
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瞿洪华. 电子信息技术在电力自动化中的应用研究 中产生的新技术都将为电力系统的自动化程度更进 [4] [J]. 科技资讯, 2012(5): 131. 一层楼。电子信息技术的发展在不断推动着电力系
统自动化的进程。
随着时代的不断发展,人们对电能的需求更加广
作者简介 泛,对电力系统的自动化程度也提出了新的高度。为
刘世民(1972-),男,黑龙江齐齐哈尔人,研究生,高级工程师, 了更好的为人们服务,使得人们日常生活更加方便便
主要从事企业信息化及信息安全信息工作。 捷,电力自动化系统的发展尤其重要。在不久的将来,
电站的重要系统,其安全运行直接影响到机组和电 (上接第 129 页)
2)原因分析 这是一起由于开关没有断开而引网的安全稳定运行。
起的励磁系统
参考文献 故障。在发电机升压后,由于三相电压不同期,励
磁调节器的控制脉冲被破坏,使得发电机电压自动 [1] 肖明,李其轩,詹奇峰. 小浪底水电厂水轮发电机组 逆变灭磁。发电机的非全相可能会造成发电机定子 励磁系 统的运行分 析 [J]. 电能源 科学 , 2011(10): 线圈烧毁等恶性事故发生。 95-97, 216.
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析了其发生的原因,提出了相应的对策。励磁系统
在故障发生时,要及时查阅相关报警记录和操作记 作者简介 录,判断出相应故障发生的位置。在设备检修过程 周加庆(1978-),男,黑龙江牡丹江人,毕业于哈尔滨理工大学高 中要把好关,认真进行试验和检查,把好验收关, 电压与绝缘技术专业,工程师, 长期从事水电站机电安装调试技 防止设备在投运过程中出现故障。励磁系统作为水 术、发电厂电气二次专业技术和管理工作。 132 2015 年第 1 期
范文三:水电站接地网系统故障应急预案
巴基河三级水电站接地网系统故障应急预案
巴基河三级电站编制
2014年 5月
接地网系统故障应急预案
1 总则
为贯彻“安全第一,预防为主,综合治理”的方针,坚持防 御与救援相结合的原则,以危急事件的预测、预防为基础,以对 危急事件过程处理的快捷准确为核心, 以全力保证人身、 电网和 设备安全为目标, 以建立危急事件的长效管理和应急处理机制为 根本, 提高快速反应和应急处理能力, 将危急事件造成的损失和 影响降低到最低程度,特制定本预案。
2 概况
2.1接地网系统故障应急预案是指本厂接地网故障或是接地网电 阻不合格情况下, 为保证电网以及本厂电气系统安全稳定运行而 进行的处理。
2.2巴基河三级水电站概况
巴基河三级水电站工程为小(1)型水利水电枢纽工程,以 及电为开发目的,无其他综合利用要求,初选电站装机容量 2×12MW ,正常蓄水位 2090.00m ,枢纽工程采用闸坝雍水,引水式 地面厂房发电。 电站设计引用流量 32.50m 3/s, 额定水头 83.88m , 总装机容量 2×12MW 。电站枯期平均出力 6980KW ,设计保证率 P=90%时保证出力为 4133Km , 多年平均年发量为 10132万 KW 〃 h , 装机年利用不进数 4222h 。
3 应急预案内容
3.1应急组织机构及其职责
3.1.1应急指挥机构的组成
接地网系统故障应急预案工作领导小组
组长:站长
副组长:副站长
成员:运行人员、维护人员
3.1.2 应急救援指挥部
总指挥:副站长
指挥部成员:站长、保安人员,指挥部设在运行集控室。 3.2职责
3.2.1 指挥领导小组
1)负责组织本单位“接地网系统故障应急预案”的制定、修订;
2)负责组建应急救援专业队伍,并组织实施和演练;
3)检查督促做好重大事故的预防措施和应急救援的各项准备工 作。
指挥部
1)发生事故时,由指挥部发布和解除应急救援命令、信号;
2)组织指挥救援队实施救援行动;
3) 向上级汇报和向友邻单位通报事故情况,必要时向有关单位 发出救援请求;
4) 总结应急救援工作经验教训。
指挥部人员分工
总指挥:组织指挥机组全停的应急救援工作。
副站长:协助总指挥负责应急救援的具体指挥工作。 当值值长:负责事故处置时生产机组的开、 停机等调度工作 负责事故现场通讯联络和对外联系,紧急情况时通知相关人员, 作好应急的相关安全措施。
3.2.2 应急通讯
厂救援信号主要使用电话报警联络。
集控室:值长:0834-6302538;消防队:119(乌苏市消防 中队)
运行集控室设对讲机 4台以上。
危险区设好警戒线,并挂好标示牌。
4 危急事件的预防
4.1接地网系统故障分析
4.2接地网系统故障一般是由于全厂接地网因维护不当、年久腐 蚀等原因造成全厂接地网多处断开, 接地网电阻不合格, 零序保 护误动等
4.3接地网系统故障的预防
4.3.1 改进高压线路的防雷保护,降低线路雷害事故。
4.3.2为改善送电线路的耐雷指标, 110千伏线路应沿全线架设 双避雷线,运行中不符合上述要求者,可按雷击害严重程度,杆 塔结构和地形条件等通过技术经济比较, 采取补架双避雷线或耦 合地线等措施加以改进。
4.3.3 对雷害事故多的线路, 要通过有重点地进行雷电观测掌握 雷电活动规律,找出线路重雷区和易击点,采取综合防雷措施,
主要是有效地降低接地电阻, 还可适当装设耦合线辅助地线, 增 加绝缘子片数, 提高线路的耐雷水平, 大力降低线路的雷害事故 率。
4.3.4 采用自动重合闸是减少雷害事故的有效措施, 凡重合闸尚 未投入运行的,要尽快投入运行,因检修而退出,应尽量缩短停 运时间,动作成功率不高的,应查明找出原因加以改进。 4.3.5 做好变压器中性点的保护。 中性点直接接地系统中, 变压 器中性点不接地运行时, 为防止因断路器非同期操作, 线路非全 相断线, 或因继电保护的原因造成中性点不接地的弧立系统且带 单相接地运行时, 从而引起中性点避雷器爆炸和变压器绝缘的损 坏事故,可以在中性点装设棒型保护间隙或间隙与避雷器并接, 保护间隙距离应按电网具体情况确定。
4.3.6 加强接地装置的设计、验改、初检查工作
4.3.7.1发电厂、变电所和架空电力线路杆塔的接地装置,必须 按“规程”要求进行设计、施工和验收。并应加强施工过程中的 质量检查,特别要注意焊接部分的质量,作好防腐措施。发电厂 变电所的架空电力线路, 均应以实测的土壤电阻率作为接地设计 和运行考核依据。
4.3.7.2 为了在运行中能准确地测量变电所的接地电阻, 引入变 电所构架的避雷线应采用悬式绝缘子与构架隔开, 测量接地电阻 后,用垮接线将绝缘子短接。
4.3.7.3 接地装置的测量周期应不超地 4年, 进线保护段和腐蚀 严的地网, 应缩短测量周期。 变电所的按地装置应检查接地引下 线的通断情况。
4.3.7.4 根据地区土壤对接地装置的腐蚀程度定期 (例如每 5年 1次 ) 选择条件恶劣处,作典型的直接检查,记录被腐蚀的厚度 及年限等, 以积累腐蚀数据。 对被腐蚀严重的部分应采取补救措 施。重新敷设的接地装置应用热镀锌等防腐措施。
4.3.7.5 由于近年多次短路故障烧断接地装置,造成严重损失, 应按实际可能的故障切除时间与电流检查接地装置的热稳定, 如 截面不够应加大,并首先加大易发生故障设备 (如电压,及电流 互感器等 ) 的接地引下线截面或条数,对小电流接地系统应按异 相不同点接地校核热稳定。
4.3.8 关于金属氧化物避雷器
4.3.8.1 订购时要严格把关 这种避雷器的制造厂众多,未经正 式鉴定的不得在电网使用。有的虽经鉴定,但大批量生产时,制 造质量低劣, 因此在订购时必须严格把关, 到货后必须通过严格 试验才能使用。
4.3.8.2 在雷电活动频繁, 配电变压器雷害事故率高的地区, 可 在配电变压器的低压测 (380或 220伏 ) 采用这种避雷器.
4.3.8.3 小电流接地系统采用金属氧化物避雷器要慎重, 由于这 种系统容易发生铁磁谐振过电压或弧光接地过电压, 往往持续时 间很长, 另外单相接地时, 非故障相的电压会超过系统的额定电 压,使没有串联间隙的这种避雷器,处于不利的运行条件。所以 除下列特殊情况或进行了充分研究改进外,一般不宜采用。 4.3.8.4 投切电容器组应采用无重燃的断路器, 如无此类断路器 可选用,为防止因重燃引起过电压,可采用这种避雷器。 4.3.8.5 对已安装的金属氧化物避雷器也应同样加强交接, 预防
性试验及密封检查。 在运行中定期测量泄漏电流, 并创造条件测 量阻性电流,发现异常情况时,应及时查明原因。
4.3.8.6 改进阀型避雷器性能, 认真检查试验, 提高保护的可靠 性。
4.3.8.7 研究解决运行中检查密封的方法, 在防爆孔周围及密封 孔, 宜采用环氧树脂等加强密封和防止橡胶老化龟裂, 破坏密封。 4.3.8.8 注意运输方式,防止内部元件损坏;
4.3.8.9 运行多年的普阀式避雷器,应抽样解体检查、试验,认 为必要时,应组织力量进行检修。
4.3.8.10 对于 220伏普通阀式避雷器,需注意检查瓷柱棒和其 上缓冲器,有无断裂损坏,防止避雷器拉断折倒。
5 应急预案的启动
5.1由于全厂接地网因维护不当、年久腐蚀等原因造成全厂接地 网多处断开,接地网电阻不合格,零序保护误动, 110kV 系统故 障机组跳闸等事故发生后,由当值值长立即向中调当值值班员、 主管生产的副总经理及发电部主任汇报, 由主管生产的副总经理 根据情况,发布启动执行本应急预案的命令。
5.2 发电运行部主任接到值长汇报后,应立即在发电运行部范 围内紧急启动本应急预案, 组织各岗位人员各就各位, 进行事故 应急处理。
5.3 主管生产的副站长汇报站长, 命令发电运行部、 设备维护部 启动本应急预案。
5.4 设备维护部主任负责通知各检修单位负责人组织人员进入
应急处理状态。
5.5 各部门、 各专业接到通知后, 及时通知本部门各单位立即进 入应急状态,并各就各位。
6 危急事件的应对
6.1巴基河三级电站领导、各生产部门主任、运行值长、各专业 主管、专工、各单元长应清楚掌握本应急预案的启动条件。各岗 位生产人员应熟练掌握本应急预案中本专业、本岗位的相关部 分。
6.2 发现接地网接地电阻严重不合格, 造成事故发生时应立即启 动本预案。
7 预案训练和演习要求
7.1 训练
应根据电网运行实际情况和事故预案, 加强运行值班、 生产 管理等技术人员的培训。 充分利用仿真机一些现有的高科技手段 对相关专业技术人员进行训练, 通过诸如此类的模拟演练等手段 提高各类人员的应急处理能力,从而提高“实战”能力。
7.2 演习
巴基河三级电站应综合考虑电网薄弱环节、运行突出问题、 特殊运行方式、恶劣气候条件、外力破坏、季节性事故特点等各 方面突发因素, 每年定期组织有针对性的联合反事故演习和应对 突发事件的演习,并进行认真的总结,不断提高,决不能让演习 流于形式。
范文四:EH油系统故障
2*135mW机组是由哈尔滨汽轮机厂生产的型号为 CC110/N135-13.24/0.98/0.34/535/535型汽轮机, 汽轮 机的 EH 控制系统主要由液压伺服系统、 液压遮断系统和抗燃油供油系统组成。 EH 油系统作为汽轮机控制 系统的执行机构,在汽轮机控制中具有很重要的作用,它发生故障将直接威胁机组的正常运行。
1 EH油系统故障
机组自投入运行以来,低压蝶阀运行中突然关闭、高调门油动机漏油、 GV4出现大幅摆动、油泵 故障等故障时有发生,有的甚至导致停机事故,给电厂造成了不应有的损失。因此,对 EH 油系统常见故 障发生的原因进行分析提出相关的日常维护措施, 有效的降低 EH 油系统故障率, 提高 EH 油系统运行安全 稳定性。 EH 油系统故障综合起来主要表现为:
1) EH 油系统油压下降,导致个别调门无法开启,甚至造成汽机跳闸;
2)油动机卡涩,调门动作迟缓,有时泄油后不回座;
3)在开关调门过程中发生某个调门不规则频繁大幅度摆动,同时伴随着 EH 油系统油压的下降;
4) EH 油系统管道开裂、接头松脱、密封件损坏等导致系统漏油。
2 EH油系统故障原因分析
2.1 油压降低
EH 油压是 EH 系统中的重要参数之一。 如果 EH 油压下降并低于 7.8MPa , 执行机构就会因为提升 力变小而不能快速、正确地开启汽门,汽轮机就要跳闸。油压降低主要原因有:
1)油箱控制块上溢流阀整定值偏低;
2)油中杂质将滤网的滤芯堵塞;
3)系统中存在非正常内部泄露;
4)系统出现外部泄露;
5) EH 油泵工作失常。
2.2 伺服阀工作异常
伺服阀又称电液转换器,它将控制输出信号转换成液压信号,是 EH 油系统的核心部件之一。它 的正常与否直接关系着调速系统能否正常运转。伺服阀主要故障为卡涩和电化学腐蚀,表现为油动机始终 处于全开或全关位置,其主要原因及现象主要是:
1)伺服阀不工作
原因:马达线圈断线、脱焊;前置级堵塞,使得阀芯正好卡在中间死区位置。
2)阀有一固定输出但已失控
原因:前置级喷嘴堵死,阀芯被脏物卡住及阀体变形引起阀芯卡死等,或内部保护滤器被脏物堵 死。
3)阀反映迟钝,响应变慢
原因:油系统供油压力降低,保护滤器局部堵塞,某些阀调零机构松动;系统中执行动力元件内 漏过大,又是一个原因。此外油液太脏,阀分辨率变差,滞环增宽也是原因之一。
4)系统出现频率较高的振动和噪声
原因:油液中混入空气量过大,油液过脏;系统增益调的过高。
5)阀输出忽正忽负,不能连续控制,成 “ 开关 ” 控制
原因:伺服阀内反馈机构失效或系统反馈断开,不然出现某种正反馈现象。
6)外部漏油
原因:安装座表面粗糙度过大;安装座表面有污物;底面密封圈未装妥或漏装;底面密封圈破裂 或老化;弹簧管破裂。
伺服阀是一个比较精密的元件,故障排除有的自己可以排除,但许多故障要送到生产厂家进行检 修。
3 故障的消除
影响电厂 EH 油系统正常运行的主要因素既有设备设计、 安装不合理, 又有 EH 油系统运行中日常 维护及防范措施不当,以及运行人员 EH 油运行经验不足不能正确处理故障。因此,我们首先对设备系统 进行了以下整改,并加强了日常管理和维护。
3.1 设备系统改造
3.1.1 油管路的改造
抗燃油管路的安装工艺要求比透平油管路严格,在管道安装过程中,应尽量远离热蒸汽管道或其 它热体, 防止传热给 EH 油管路, 导致油温升高,增加抗燃油老化的危险。本设备系统 EH 油管布置在高调 门、 中调门的两侧, 在打保温时就将油管道部分的和门体保温包在了一起, EH 油管路的周围环境温度较高,
使油温高于正常温度,用红外线测温仪测得左、右侧中压门保温表面温度为 135℃,上方油管外表面温度 为 90℃, EH 油箱油温为 48℃。 当发现这一情况后, 采用具有较好抗燃及隔热效果的硅酸铝作为保温介质, 对油管及油动机进行隔热。将 EH 油管及油动机门座等由原来保温材料内包改为外露于空气中。
3.1.2 冷却水系统改造
本供油系统除设置有一套有压回油冷却 -滤油系统外,又增设了一套独立的自循环冷却 -滤油系统, 以确保在非正常情况下,油箱油温能控制在正常工作范围内,并保证 EH 抗燃油的质量。但其设计冷却水 投入时,自循环冷却 /滤油回路和 EH 系统有压回油回路的冷却器是一起投入的,不能单独隔离,设计用冷 却水为循环水,由于水质不良,冷却器换热面积聚粘泥、垢类,影响换热效果,且由于两冷却器不能单独 隔离,夏季经常出现油温超温现象,这也是造成油质老化的一个原因。针对这一现象,将两冷油器的冷却 水管路增设二次调节阀,成为相互独立的冷却水系统,切换更方便,也能在运行中在线清洗。增设一路工 业水作为调温水在该管路上,在夏季既增加了冷却水流量,又可减少不锈钢管表面积存的锈垢;同时拆装 检查、排污、清洗都很方便。
3.1.3 EH油系统的温度控制
EH 调速系统使用的工质为磷酸脂抗燃油,正常工作温度为 20~60℃。油温太低,影响油的黏度; 油温太高,易导致油质老化。本系统温度控制回路控制范围为 37~57℃。油温 37℃时,冷却水停运;油温 57℃时,冷却水投运。由于抗燃油在管道中流动时摩擦产生热量和环境温度的影响,建议抗燃油运行温度 应控制在低点,即 37~50℃,低于 37℃不利于再生装置的投运。但本机组控制水电磁阀带电开启后调整得 并不及时,且电磁阀频繁故障,使冷却水得不到及时调整,油温一度居高不下,酸值增高,维护费用也较 大且频繁,后将电磁阀阀芯拆除,采用人工手动调整,使油温得到控制。
3.2 EH油系统的日常维护及故障防范措施
3.2.1 EH油系统日常维护
1)提高巡检质量:提高运行人员 EH 油系统巡回检查的质量,特别是加强对 EH 油系统接头、焊 口及密封件的检查,防止密封件损坏和接头松脱等故障发生;严格控制 EH 油温在正常范围内;加强高低 压蓄能器的检查,保证内部氮气压力正常。 EH 油泵为恒压变流量泵,油泵电流是反映出 EH 油系统流量的 重要指标。 EH 油系统流量的变化反映出 EH 油系统的泄漏量的大小, 可以反映出电液转换器工作是否正常。 加强 EH 油泵电流的监视也是保证 EH 油系统安全运行的重要条件之一。
2)保持 EH 油系统的清洁:定期进行清洁工作,扫除外表的灰尘油污。为了防止水分通过呼吸器 侵入油箱使 EH 油中含水量增大, 在 EH 油箱上呼吸器加装了干燥器, 有效的防止外部水分通过呼吸器进入 EH 油箱;冬季及时关闭门窗,防止布置在吸风口的供油装置油温陡降,天热及时投入冷却系统。定期进行 油质化验,加强化学监督,随时跟踪掌握 EH 油质情况,水份、酸质和颗粒度偏离正常值时及时进行滤油, 不合格的油禁止进入 EH 油箱, 避免混用不同厂家的 EH 油。 发现油质有劣化倾向及时进行分析, 及时进行 EH 油在线滤油工作,保证 EH 油的油质。 EH 油系统的检查和试验:
(1)定期进行 EH 油泵倒换试验。定期进行 EH 油压低联锁试验,定期活动高中压主汽门、调门, 以检查油动机、伺服阀等工作情况;
(2)定期检查 LVDT ,防止 LVDT 问题造成控制系统异常;
(3)定期更换油动机入口滤油器精密滤芯,压差指示器动作时也应更换滤芯;
(4) 定期对硅藻土及纤维素精滤器运行状况进行监视。 当水份和酸性指标超标时马上更换硅藻土滤芯; 油质酸值过高,投用专用 EH 滤油机,更换新的分子筛,去除酸值,降低 EH 油中杂质的颗粒及酸性指标;
(5)定期对 EH 油系统工作环境温度进行监测,防止 EH 油局部过热;
(6)把好检修质量关:在检修过程中对管路和元件的清洗采用无水酒精,避免使用四氯化碳等含氯清 洗剂, 防止杂物进入 EH 系统的管路和元件中。 EH 油中的 O 型圈必须采用氟化橡胶, 不得采用其他橡胶材 料代替,并且要求在安装前对 O 型圈进行认真检查,防止有缺陷的 O 型圈被安装至系统中。伺服油缸发生 故障后,不自行解体、检修,以免拉伤缸体、损坏密封组件。检修时,返回专业厂家或在专业人员的指导 下进行。
3.3 提高运行人员的 EH 油运行经验
组织运行人员开展 EH 油系统的知识讲座, 讲解油动机、 电液转换器等的结构、 工作机理以及 DEH 的相关知识。采用讲、考结合的方法探讨 EH 系统事故案例,掌握运行特点和规律,通过事故预想、反事 故演习提高处理 EH 油系统故障的准确性和熟练性。
4 结论
通过以上措施后, EH 油系统逐步保证了安全稳定运行。从本公司 EH 油系统发生的故障来看,大 部分是由于 EH 油油质劣化引起的, EH 油系统完全可以保持长期正常运行,许多因 EH 油系统而引起的故 障是完全可以避免的,只要加强日常维护,提高运行人员的主人翁责任感,防范措施得当。
范文五:水电站油系统
水电站的油系统
1.1.1 用油的种类
(一)
(1)
(2) 润滑油:水电站使用的润滑油主要有汽轮机油、机械油、空气压缩机油、润滑脂等。 汽轮机油(原称透平油)。主要用于调速器和水轮机主阀油压装置液压操作、水轮发电机组各轴承的润滑和散热。 机械油(俗称机油)。黏度较大,抗氧化性较汽轮机油差,用于机组辅助设备的机械润滑,如电动机、水泵、机修设备、起重机等润滑用。
(3) 压缩机油。除提供活塞式空气压缩机润滑外,还承担活塞与汽缸壁间的密封作用。
(4) 润滑脂(俗称黄油)。供滚动轴承及机组中具有相对运动部件之间的润滑,也对机组部件起防锈作用。
(二)绝缘油
(1)
(2) 变压器油。主要用于变压器及电流、电压互感器等。 开关油。常用为DU —45,供断路器等油开关用,在南方也可用与变压器同牌号油。
(3) 电缆油。包括DL —35、110、220、330四种,符号后数值以千伏记电压,主要供充油电缆用。 以上各类油中,汽轮机油和变压器油用量最大,为水电站的主要用油。
1.1.2 油的作用
(一) 汽轮机油的作用:主要作用为润滑、散热及液压操作。
(二) 润滑脂的作用:有润滑、密封、防护、节约能源的作用。
(三) 绝缘油的作用:在设备中的作用是绝缘、散热和消弧。
1.2 油的基本性质及其对运行的影响
(一) 黏度:当液体质点受外力作用相对移动时,在液体分子间产生的阻力即液体内部摩擦力的大小,称为黏度。(黏度即液体黏稠的程度)
(二) 闪点:油在规定条件下加热,其蒸汽与空气所形成的混合气接触火焰发生闪火时的最低温度称为闪点。若闪光时间长达5s 以上时,此温度即为油的燃点。
(三) 凝固点:凝固点油品在试验条件(GB/T 510—1983)下冷却到失去流动性的最高温度。(油品中石蜡含量越高,其凝固点就越高)
(四) 酸值:中和质量为1g 油中含有的有机酸性物质所需氢氧化钾的毫克数,称为酸值(或酸价)
(五) 抗氧化性:油在较高温度使用过程中,抵抗与氧发生化学反应的性能,称为抗氧化性。
(六) 灰分与机械杂质:油品燃烧后所剩下的无机矿物质占原来油重的百分比,称为灰分。油中所含灰尘、金属屑、纤维物、沙粒、结晶盐等固体物质,称为机械杂质。
(七) 破乳化时间:在规定验条件下,试油与水蒸气形成乳浊液达到完全分层所需的时间,称为破乳化时间,单位为min 。
(八) 水分:油中水分的来源主要有外界侵入或油氧化而生成。
(九) 透明度:清洁油是淡黄色透明液体。
(十) 水溶性酸或碱:油品中的水溶性酸或碱是指能溶于水中的无机酸或碱,以及低分子有机酸和碱性化合物等物质。按
规定,无论新油或运行中的油均为中性,无酸或碱性反应。(油中水溶性酸或碱的判断方法是以等体积蒸馏水和试油混合摇动,取其水抽出液,并注入指示剂(甲基橙等),观察其变色情况。)
(十一)绝缘强度:在规定的试验条件下,绝缘油承受击穿电压的能力,称为绝缘强度。以绝缘击穿时的电场强度E 来表
示,以Kv/mm为单位
E=U/d(Kv/mm)
式中 U ——试油的平均击穿电压,KV ;
d ——电极间距离,mm 。
(十二)介质损耗因素:绝缘油受到交流电压作用,要消耗部分电能转变为热能,单位时间内这种消耗的电能称为介质损耗。
1.3.1油劣化的原因
(1)水分。水使油乳化,加速油的氧化。
(2)温度。当油的温度很高时,会造成油的蒸发、分解、碳化,闪点降低,同时加速油的氧化。
(3)空气。空气中含有氧、水分、沙粒、尘埃等,促使油发生氧化,并增加油中的水分和机械杂质。
(4)天然光线。天然光线含有紫外线,对油的氧化起触媒作用,加速油的劣化。
(5)轴电流。当轴承绝缘损坏时,电流通过油膜,使油分解劣化,引起油颜色变深甚至发黑,并产生油泥沉淀物。
(6)其他因素。如金属与油接触(特别是铜)促使油品氧化变质,检修清洗不良,净油与污油相混合而污染,以及不同牌号油混合等。
防护措施:保证设备密封正常,保持呼吸器的性能良好,以防止水分混入;保证冷却水供水正常,防止油和设备过热;油系统的供排油管应伸入油面下,防止油泡沫产生;油应在阴凉干燥处存储,避免阳光直接照射;在轴承等处加绝缘垫,以防止轴电流;保持设备检修后清洁等。在运行中,如果油有劣化现象,应根据劣化程度采取不同措施加以净化,以恢复原来的使用性能。
1.3.2净化处理
(一)油的净化
(1)澄清。在储油设备中静置,让水和机械杂质沉淀,将其排出。缺点是净化时间长,不能完全去除油中的水分和杂质,还需采用其他方法。
(2)压力过滤。压力过滤是利用压力滤油机把油加压,使之通过具有吸收水分和阻止机械杂质通过功能的过滤层,以达到使油净化的目的。
(3)真空过滤。真空过滤是利用油和水的汽化温度不同,在真空罐内水分和气体形成减压蒸发,从而将油中水分及气体分离出来,达到除水脱气的目的。
(4)离心分离。离心分离是由离心滤油机在高速旋转时,利用水、机械杂质和油的密度不同,在离心力的作用下进行分离。密度大的机械杂质甩至外边;油的密度小,分离在容器最内层;水分则在二者之间。缺点是脱水效果部是很好。
(二)油的再生
汽轮机油平均两年再生一次,绝缘油平均5~7年再生一次。水电站中,油的再生一般采用吸附剂法。
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