故障停机

故障停机（精选10篇）

故障停机 篇1

2009年9月30日18时18分, 某电厂1号发电机运行中警铃响, 1号发电机A套调节器强励动作、发电机失磁保护动作、发变组保护屏失磁保护Ⅰ (失磁减载) 动作、转子一点接地保护告警、发电机逆功率告警及有功负荷下降至零。现场检查发现1号发电机转子滑环处冒烟有火花, 18时23分, 紧急手动解列发电机。

检查发电机转子励磁碳刷无过流过热现象, 刷架完好。用500V兆欧表测发电机转子绝缘电阻为0Ω, 对刷架、碳刷及各部绝缘部分进行清理后再次测绝缘, 仍然为0Ω。拆除刷架, 解体检查, 发现发电机转子正负极滑环表面光滑、负极侧滑环导电螺钉烧损、风扇环、负极侧根部有过热熔化痕迹、滑环罩励磁机侧密封环与转子轴有摩擦痕迹、密封环的密封垫过热及风扇环护板负极滑环侧有熔化的金属颗粒。抽出转子, 检查转子外观无异常, 通风孔无堵塞现象。

查看DCS记录, 18时17分39秒, 转子电流和电压开始摆动, 定子电压基本稳定。造成转子电流和电压摆动的原因为:转子回路导电螺钉在集电环表面的压紧螺母松动, 使接触电阻增大, 螺母与集电环接触部位发热, 最终导致螺母与集电环接触部位熔化放电产生电弧, 转子电流剧烈变化, 转子的高速旋转使熔化物在离心力的作用下飞出, 于是调节器不断调节励磁电压以保持发电机出口电压的稳定。励磁调节器的反复强励, 重复着电弧的点燃与熄灭, 发电机导电螺钉开始向转子内部熔化, 当强励电压不能满足电弧点燃时, 发电机开始失步, 汽轮机转速上升, 最终机械超速动作, 关闭主气门, 发电机进入逆功率状态。从发电机转子端部看到负极导电杆有过热迹象, 导电杆绝缘已经严重碳化。

防范措施: (1) 大修中当直流电阻与出厂比较有异常变化时, 检查导电螺钉是否松动, 并锁紧导电螺钉锁片。 (2) 小修中增加转子直流电阻检测项目, 如有异常对导电螺钉进行解体检查处理。 (3) 按照试验规程要求, 对直流电阻要与其历次试验记录进行纵向比较分析, 并记录试验结果。 (4) 定期对滑环部位进行红外成像测温, 记录机组启动后励磁电压、电流达到额定时的红外成像测温值。保存每月1日、15日的红外成像图像记录, 并记录测量时的机组有功和无功功率、励磁电流及环境温度等数据, 每月进行一次分析比对。 (5) 每两小时用红外测温仪测量滑环中间部位及碳刷刷辫与碳刷的结合部位, 每班进行一次记录, 发现温度异常立即处理。

故障停机 篇2

??人说福不双至，可冰儿的福气却接连而来，她被评为了“优秀通讯员”并结识了一位慕名以久的一位作者—涛。涛对冰儿也很欣赏，他说冰儿的文章文如其人，篇篇如阳春白雪，字字珠玑。读她的文章能想象出她长发飘逸，美若天仙的样貌。

??才貌出众的冰儿对涛暗渡秋波，这使得既无钱又无貌只有一支秃笔的他受宠若惊。分别时为了以后联系方便，涛为冰儿买了一部功能简单价格便宜的手机。他说，对不起，我的潜质有限，只能送你这样的，若你不嫌弃就收下把!

??冰儿手下了他的手机。

??有了感情的日子不管是阳灿烂还是阴雨绵绵，都会让人觉得浪漫。想涛的时候冰儿就拨他的电话，那一长串的号码存在手机上，想打的时候直接按一下就行了。再之后冰儿学会了发信息，用信息表达爱意比通话更加浪漫。

??冰儿去参加一为朋友的婚礼，当伴娘的她把新娘比的黯然失色，伴郎是一位叫强的英俊男子，不仅仅英俊而且幽默。那晚喝多酒的冰儿给涛拨电话，她说生活中只有感情是不够的，出了感情，你还能给我什么?涛说我只有一只笔，一只能够点缀生活的笔。冰儿说，我不好点缀，我要过好日子，你能给我吗?涛说，不能。冰儿说，那以后就别联系了。

??英俊的强开着轿车来接冰儿，开始了一段崭新的生活。强为她买了许多衣服，还为她买了一部工能齐全的手机。冰儿明白了手机不只是用来接打电话和发信息的，还能够录像，听歌，看电影。

??原来的那部功能简单的廉价的手机被冰儿扔到了抽屉里。扔进的还有以前的记忆，以及对他的相思。冰儿的生活变的多姿多彩，她搁下用了多年的笔，小鸟依人般的靠在强的肩上享受着浪漫。

??半年后的一天，冰儿独自在街上闲逛，意外的见到强拥着一位妖艳的女子亲密而行。冰儿生气的问强女孩是谁。强轻描淡写的`说，你只是我生命中的一个过客，是我众多女友中的一个，像我这么优秀的男生哪能只拥有一朵花呢，我要的是整个花园，我想采摘哪朵就哪朵……

??冰儿的泪如断线珍珠，纷纷落下。她掏出强送她的手机狠狠摔在地上，四分五裂的机体像她碎了的心。强拥着女孩里去了。

??冰儿孤独的走回原来的住所，她失落的坐在床前，目光触及到抽屉，伸手拉开抽屉，拿出了那部功能简单的手机，拨打哪个以前心动的号码，却是一句：“对不起，您拨的电话已停机，请用其它方式联系”。冰儿失落的想起与涛的联系方式只有那一种，即便还有其它的方式，有又什么用呢?

??冰儿的泪雨磅礴。她明白了，原来感情也会过期……

“停机令”不可取 篇3

在当代社会，所谓被禁止的事情，多指违法、违反社会规范（社会道德）和对社会有危害性的事情，比如禁止杀人、禁止吸烟、禁止旷课、禁止在危险区追逐打闹等。学生带手机进校园，是违法、不道德、有重大社会危害性的行为吗？这样定性，显然是不合适的。

学生带手机进校园到底应该怎么定性呢？拥有手机，黄金周去旅游，进行网络聊天等等，是绝大多数当代人的一种生活方式。这些生活方式，成年人可以拥有，学生也可以拥有。换言之，使用手机是学生的一种生活方式，学生带手机进校园是其生活的组成部分。从这个意义上讲，学生带手机进校园，和学生带电子词典进教室查生字词、用网络引擎搜索学习材料并没有本质的区别。

班主任为什么没有“看”到这一层本质呢？因为班主任解决问题的立场选错了。学校落实的是社会主流文化倡导的教育要求，在这一职业背景下，为了履行特定的社会职能，班主任绝大多数时候担负起的是德育者的角色。因此，班主任习惯了用德育者的思维方式面对管理学生的问题。当班主任处理学生带手机进校园的问题时，便自然而然地用德育者的思维、策略去解决问题。这是不是选错了角色担当，选错了理论支撑呢？

综上所述，学生带手机进校园，不是法律的问题，也不是道德的问题，而是一种生活方式的问题。因此，班主任要以生活指导者的思维、策略去解决学生带手机进校园的问题。

班主任利用自己在班级管理中的强势地位，用最简单的思维方式和手段禁止学生拥有一种生活方式，体现出明显的成人价值取向。班主任是意图将自己的责任转嫁给学生，并迫使学生承担责任。

引导学生健康的拥有手机这种生活方式，班主任和家长一样，应该将自己定位为一个重要的生活指导者。老师和家长要让学生明白，学生带手机进校园引发的问题都是学生自己造成的，学生要自己承担相应责任，因而应当合理拥有这种生活方式，或者选择远离这种生活方式，即自觉不带手机进校园。

针对手机问题，大多数班主任选取了管理手段，而不是教育手段。管理的追求，是从外到内的制约、束缚，是追求学生外在行为的一致性；而教育的追求，是从内到外的激发、疏导，追求学生的自主变化。

禁止学生带手机进校园，用简单的条文来制约学生使用手机的行为，是一种管理行为。面对一种生活方式，使用管理的手段去解决其存在的问题，长效性难以保证。

机组真空异常导致故障停机分析 篇4

1. 现象

机组试运行负荷至40MW时, 机组真空由-92.3kPa以较快速度降至-83kPa, 采取调整轴封供汽参数等措施后仍无改观。之后机组真空缓慢下降, 没有任何回升趋势, 最低至-67kPa, 机组被迫停机。

2. 分析

机组真空较快掉至-83kPa时, 运行值班员调整封供汽参数等均无改观, 现场没有发现明显漏点。两台真空泵电流由原来的46A升至50A, 检验人员取样化验凝结水含氧量严重超标, 由此判断有大量空气漏入凝汽器。请专家携带专用真空查漏仪器到现场协助查漏, 机组在运行条件下, 汽缸本体底部由于包好保温, 若拆除则导致汽缸上、下温差增大而威胁设备安全, 故无法进行查漏, 真空泄漏点极可能是这些隐蔽部位, 分别是汽缸底部四、五、六段抽汽口法兰。

认真分析汽轮机厂热平衡图, 负荷75%THA时, 五段抽汽压力0.099MPa;THA工况时, 六段抽汽压力0.038MPa;VWO工况 (最大工况) 时, 六段抽汽压力0.044MPa。所以, 在75%额定负荷以下, 五段抽汽压力为负压;六段抽汽压力在任何负荷下均为负压。根据此分析结果, 要求运行值班员将负荷升至45MW以上, 维持五段抽汽压力为正压状态, 观察机组真空并无明显变化, 即判断五段抽汽口法兰泄漏可能性较小, 需重点检查的泄漏部位应该是六段抽汽口法兰。

3. 故障处理

经过认真排查, 只检测到3～4个轻微泄漏点, 对机组真空影响甚微。由于机组在运行, 拆除汽缸底部保温查漏会影响汽缸上下温差, 威胁设备安全, 决定待机组停运后再进行真空系统全面查漏。

制定详细真空系统查漏技术方案后, 待2号汽轮机前汽缸上半内壁温度<80℃时, 拆除汽缸底部保温, 具备冷态抽真空查漏条件后进行查漏, 终于查出汽缸右侧底部六段抽汽口法兰泄漏很大 (几乎整圈法兰接合面都泄漏) , 没有发现其他明显的漏点。

将汽缸底部四、五、六段抽汽口 (左、右侧) 法兰高温纸垫片清理干净, 更换成石墨缠绕金属垫片, 恢复保温。重新冷态抽真空查漏, 真空最高值为-68kPa。机组再次启动带负荷运行, 真空正常, 负荷40MW时真空值达到-92.8kPa。

故障停机 篇5

8月25日＃2机按省调命令调停，计划将给煤机、磨煤机走空，调节级金属温度滑至400℃左右。停炉采用微油助燃，用油0.323t。机组各参数控制较好，停机过程安全顺利，除2A、2B、2D给煤机上闸板关不到位给煤机没有走空，其余给煤机及五台磨煤机全部抽空，为磨煤机检修创造了条件。

一、停机前的准备工作 8月25日白班

⑴、将除灰、化学、输煤循环水用户由＃2机组倒至＃1机组供，确认＃

1、2机组循环水电动联络门关闭、停电； ⑵、向省调申请负荷，锅炉全面吹灰一次；

⑶、试验＃2机BOP、EOP、JOP、盘车电机正常（试转3分钟）； ⑷、化学＃

1、2除盐水箱高水位。各氢灌满压； ⑸、将辅汽系统倒至＃1机组四抽供； ⑹、试投＃2炉各油枪正常（包括微油）；

⑺、按要求控制各原煤仓煤质、煤量（＃1炉B、C两个仓及＃2炉各仓上火车煤，＃2炉各原煤仓料位控制在5.0米）；

⑻、确认化学精除盐加药间补水由＃1机凝结水提供。8月25日小夜班 ⑴、试启电泵运行正常；

⑵、试启＃

1、2机组柴油发电机； ⑶、确认开启＃2炉省煤器再循环手动门； ⑷、除循泵电机测绝缘。

二、停机过程

18：46 省调答复工作票FS100825003“＃2机组按要求调停备用”，批准时间为：8月26日0：00－9月5日16：00。

20：30 省调令：＃2机准备调停，开始降负荷，滑参数。19：03 负荷230MW，＃2机顺序阀切换为单阀。21：00 ＃01启备变由4810开关倒由4820开关供电。

21：01 负荷200MW，2E给煤机、磨煤机走空，停运2E制粉系统。21：27 负荷170MW，＃2炉脱硫旁路烟气档板开启，脱硫系统退出运行。21：28 启动电泵并入系统，退2B汽泵时再循环打不开，联系检修处理。2B小机打闸，转速到0后，每30分钟手动盘车180°。2B汽泵出口电动门关不到位，联系检修处理。

21：50 退出汽包水位高、低锅炉MFT保护，总风量＜30％锅炉MFT保护。21：40 负荷160MW，联系保护班更改6KV联络开关保护定值。21：55 解除＃2炉低汽温保护，退出DEH侧一次调频。

21：58 汇报省调退出＃2机AGC，继续降负荷、滑汽温。停用＃2炉电除尘。22：04 负荷145MW，将＃2机组厂用电切换为＃1高厂变带。

22：09 负荷160MW，因2D给煤机上煤闸板关不严，停运2D给煤机后磨煤机走空，停运2D制粉系统。

22：19 负荷120MW，投运微油层油枪助燃。

22：30 退出2A汽泵，转速到0后，每30分钟手动盘车180°。22：31 负荷80MW，2C给煤机、磨煤机走空，停运2C制粉系统。22：34 负荷45MW，投入AB2、AB4油枪，解除密封风机电气联锁。22：38 负荷43MW，因2A、2B给煤机上煤闸板关不严，停运2A、2B给煤机后磨煤机走空，分别停运2A、2B制粉系统。

22：46 负荷25MW，主汽压力4.4MPa，主汽温度427℃，再热汽温410℃，退出全部油枪，锅炉MFT，首出“燃料中断”。启动主机交流油泵，汽机打闸，发电机逆功率解列。

22：55 关闭＃3高加至除氧器正常疏水调整门前隔离门；关闭主、再热蒸汽管道疏水；关闭高、中压缸本体疏水，汽缸闷缸（疏水门每4小时开启一次，3分钟后关闭）。

22：56 ＃2炉膛吹扫结束，停运2A、2B引送风机。

23：03 退出＃2机凝结水系统PA、PC混床，全开电动、手动旁路门，停运各加药泵。

23：04 ＃2发变组转冷备用，拉开48023闸刀。23：07 主机转速907rpm，停运2B真空泵。23：25 主机转速400rpm，开启真空破坏门。23：45 ＃2机真空到零，停运轴封供汽，停2A轴加风机，关闭轴封减温水手动门，关闭辅汽联箱至轴封手动门。停2C闭式泵。

23：50 汽包水位进至500mm，开省煤器再循环，停电泵。8月26日

00：18 ＃2汽轮机转速惰走到0，投入盘车，转子惰走92分钟。00：29 隔离氢冷器、空冷器冷却水。

00：32 隔离＃2炉前燃油系统，关闭各油枪手动角阀。空预器密封装置手动提升至最高位。

00：47 ＃2机启除氧循环泵，投入辅汽至除氧器加热。01：11 停运＃2炉A、B捞渣机及碎渣机。停运石子煤系统。01：30 凝结水回收水箱放水。

02：00 ＃2机氢压降至200KPa，定冷水系统进行反冲洗，反冲洗结束恢复系统正常运行方式。05：30 停运2A开式泵。06：50 ＃2炉自然通风。

08：15 ＃2炉五台磨煤机检修开工。08：55 应检修要求停运2B顶轴油泵。10：28 ＃2发电机绝缘13.6兆欧。

19：12 停运2A、2B送风机润滑油泵及引风机轴冷风机。22：33 停用除循泵，停电，关闭除循泵进出口手动阀。23：19 ＃2炉汽包压力0.8MPa，锅炉带压放水。8月27日

03：20 ＃2炉汽包压力0.2MPa，开启放空气。

06：00 ＃2炉空预器入口烟温102℃，停2A、2B空预器。08：30 停运2A凝泵、2B闭式泵。

三、需借鉴和存在的问题

1、＃2机组调停命令突然，停机前的运行准备工作匆匆忙忙，机组调停前省调要提前通知。2、2A和2E原煤仓高料位况且系统负荷轻，为了避免机组停运后原煤仓板结给机组启动带来困难，据此值长向省调据理力争，使＃2机组晚停一小时降低了原煤仓料位还多发了电。为了防止原煤仓进水，机组停运期间＃2炉煤仓间地面禁止水冲洗。

3、停炉过程中2A、2B、2D三台给煤机上煤闸板关不严，一方面影响机组正常停运，另一方面调停期间给煤机标定及检修前要组织掏煤，增加了检修人员劳动量。

4、＃2汽轮机转子惰走92分钟，超出原惰走时间16分钟，暴露出汽轮机汽门存在不严现象。从金属温度历史趋势查看，＃2高压主汽门存在泄漏。5、2B汽泵出口电动门已出现两次关不到位现象。

发电运行部

电动机停机异常的故障分析及对策 篇6

热电站冲渣泵电机Y280M-4-90kW采用Y-△降压启动, 如附图所示。

注:为技改后安装到电路中支路为原电路, 技改后已拆除其中停止按钮SB3在原电路为KA2动断触点

如附图, 其中KA1为启动中间接触器, KMY为降压启动接触器, KM△为全压运行接触器, KM为主接触器, KA2为停止中间继电器。电路工作原理如下:当按下启动按钮SB1, 控制KA1, 再由KA1去控制启动回路, 即接通KMY与KM, 同时绿指示灯D1灭, 黄指示灯D2亮, 电动机在“Y”状态下启动, 待一定的延时后, 由时间继电器KT动断延时触点先切断KMY支路, 几乎同时再由KT动合延时触点去接通KM△线圈, 电动机在“△”状态下运行, 黄指示灯D2灭, 红指示灯D3亮。按下停止按钮SB2动合接点接通中间继电器KA2, 再由KA2动断触点切断控制电路, 实现停机, 此时绿灯D1亮, 红灯D3灭, 电动机停止。

2 故障现象

此泵安装不久, 就发现偶尔会出现:停机时, 当按下停止按钮SB2, 停止绿指示灯D1与运行红指示灯D3同时亮, 而且电路仍处于运行状态, 不能停机。

3 故障分析

此种现象为电动机停机的异常状态。即停止指示灯D1亮, 说明停止指令发出, 那运行接触器KM、KM△应该断电释放才对, 但现实当中却是带电运行, 会不会这两个接触器, 同时出现机械磨擦过大导致断电释放不畅造成的?应该说同一电路中两个接触器同时出现相同故障的几率是很低的, 虽然是几率低, 笔者还是对这两个接触器KM及KM△做了检查和试验, 结果表明它们均带电吸合灵活, 断电释放无卡阻。既然接触器在机械上无问题, 那么造成断电而不释放的原因是什么呢?会不会断电瞬间由其他电路向它供电呢?经过检查, 这个电路是新安装, 由电源单独供电, 所以这个怀疑可以排除。

经过与运行操作人员交流得知, 在停泵时, 倘若按下按钮 (SB2) 稍微有一个停顿 (即按钮按得时间相对较长) , 电路不会出现此种故障, 电动机能可靠停止;倘若停止按钮SB2被瞬间点一下立刻松开 (即按钮按的时间相对较短) 电路出现此种故障的几率相对较高。了解这个信息, 再结合电路原理, 笔者逐渐找到了问题的所在。

在这个电路中, 是由中间继电器启动或停止主接触器, 中间继电器动静铁芯之间的行程距离很短, 加上本身惯量很小, 只需很小的电流就可驱动, 所以中间继电器从一种状态转换到另一种状态时动作非常迅速;而接触器则不同, 由于动静铁芯间的行程相对较长, 本身的惯量较大, 线圈需相对很大的电流才能使其动作, 接触器当从一种状态转换到另一种状态时, 所需的时间相对较长, 即需要一个过程。在同一电路中同时采用这两种元器件, 而无采取避免因惯量原因而使电路异常的措施, 这不能不说是一个设计上的失误。这是其一。

其二, 用停止按钮动断触点直接控制电路与用中间继电器常闭动断触点控制电路有所不同, 停止按钮当按下瞬间, 常闭触点已分断, 直到按钮被按到底再返回, 这个过程所用的时间相对较长, 是可以使接触器断电释放。而电路中采用的是由按钮常开触点控制中间继电器KA2, 再由KA2动断触点去控制电路。也就是说, 当按下按钮瞬间, 由于SB2常开触点并没有立即接通, 所以中间继电器KA2不带电吸合, 当按钮被按到底时, 即SB2常开触点接通, 中间继电器KA2带电吸合, 接着按钮马上返回, SB2常开触点马上又断开, 中间继电器KA2立即失电, 因KA2动作非常灵敏, 也就是说KA2动断触头迅速地断一下, 又很迅速地返回, 这个过程非常短暂, 使接触器KM、KM△只存在断电释放的趋势, 在断电瞬间, 线圈中产生一个反电势, 阻碍铁心释放, 加上接触器本身惯量较大, 一定程度减缓铁心释放, 所以这个过程不足以使KM、KM△彻底释放。但这个过程又可以使灵敏的中间继电器KA1断电释放, 这就是停止按钮被按下后, 停止指示绿灯D1和运行指示红灯D3同时亮的真正原因。

4 处理与整改措施

为了避免中间继电器与接触器因惯量的差异而导致电路异常, 同时也本着简易、经济的原则, 笔者把KA2动断触点更换为一个按钮的动断触点 (SB3) , 原停止按钮SB2及中间继电器KA2拆除不用。其目的是为了使在停止时存在一个过程, 这个过程应足以使接触器断电释放。同时, 为了避免因频繁启动或停止而使技改后停止按钮SB3粘联造成无法停机, 把三相电源总开关 (400A塑壳断路器QS) 的跳闸线圈运用到电路当中, 即用按钮常开触头SB4、塑壳断路器的辅助常开触头与跳闸线圈串联起来, 接到控制电路电源两端, 当在紧急状态下无法用SB3停机时, 即可按下紧急停机按钮SB4, 通过跳闸线圈使400A塑壳断路器QS跳闸切断电源, 从而实现停机的目的, 增加了电路控制的可靠性。

鼓风机变频器停机的故障分析 篇7

1 故障分析与处理

2013年4月25日,某炼油装置改造后准备开工时,操作人员在对鼓风机进行工艺调节时,出现短暂停机而后又很快转起来,特别是在转速(频率)往下调节过程中,都出现停机现象,而升速过程中,运行平稳,没有出现报警或停机现象。

电气维护人员到现场观察了整个过程,转速在以2.5HZ的幅度往下调节时,变频器面板打出“警告5:电压过高警告(DC LINK VOLTAGE HIGH)”、“警告/报警7:过电压(DC LINK OVERVOLT)”和“警告/报警12:转矩极限(TORQUE LIMIT)”,之后变频器显示面板出现闪烁,变频器显示频率下降归零,之后又启动一致达到调节频率。通过对上述现象的分析,初步判断为在频率下调过程中,电动机由电动状态转为发电状态,反馈电压过高引起变频器中间直流环节过电压,出现报警和停机现象。

查看变频器参数,该变频器的加速时间为15s、减速时间为15s,由于改造之前变频器运行正常,频率上调和下调都正常,改造之后出现异常,电气维护人员与装置机械专业的人员沟通后发现,风机和电机的链接由原来的皮带传动改造为轴传动,改为刚性连接。风机在降速过程中,惯性很大,在变频器的输出频率很快降下来的情况下,风机仍然以较高转速在运行,出现“倒发电”状态,造成变频器直流环节过电压。为避免这种情况的出现,必须将变频器的减速时间放大,使之能够与鼓风机转速调整过程中的机械惯性匹配,从而避免出现报警或停机现象。如表1所示。

将变频器减速时间改为90s,再反复试验后,变频器再没有出现报警现象。运行几个月后,变频器运行良好,再无报警现象。

2 防范措施

(1)对变频器负载的变化情况要及时掌握,负载发生变化时相应的参数要进行对应的设定。

(2)定期对变频器本体进行检查,运行期间加强对变频器外观、冷却风机、变频器运行一段时间后对变频器的硬件进行一次检查,防止出现硬件上的问题,保证变频器长周期运行。

(3)保证变频器运行环境温度适应,避免环境温度过高造成电解电容寿命快速下降。

3 结语

从近一年的运行情况来看,变频器减速过程中的停机现象再没有出现,通过此故障处理可以看出变频器参数设定一定要与负载机械特性匹配。因此,探索合理的参数设定,为变频器及电机提供正确完善的保护功能对变频器长期运行是至关重要的。

参考文献

[1]咸庆信.变频器电路维修与故障实例分析[M].北京:机械工业出版社,2009.

故障停机 篇8

当前随着建筑智能化系统的广泛应用,各类电子计算机房应运而生,机房范围包括:一般建筑工程中的信息中心设备机房、消防监控中心机房、安防监控中心机房、智能化系统设备机房等;还有一些带电子工艺的特殊系统需求重要机房,像广播电视类建筑的广电工艺总控机房、银行类建筑的数据中心等机房。机房工程系统的施工常会遇到一些运行安全问题,尤其是对于一些重要A级机房的运行安全。

在众多的机房工程调试安装及实际运行当中,人们常常会遇到一些令人困扰的现象,有的电子装置在自身元器件、电路或电源并没有故障的情况下,往往发生不明原因的停机事故,再次合闸又能正常运行。业内人士通常把这种现象称之为无故障停机事故。无疑这是由于干扰引起的,其直接威胁系统运行安全。于是人们采取了种种屏蔽措施和抗干扰措施,但仍然无济于事。这成为国内外专家学者都感到一筹莫展的不解之谜。

其实,这种事故主要是由于系统接地方式和等电位联接措施不当所造成的。

电磁干扰侵入系统的耦合机理可分以下四种:

(1)公共阻抗:电阻性的,如接地电阻;

(2)电感耦合:如变压器、并行导线之间、雷电流通过防雷引下线在非屏蔽导线中或大电流通过金属线管(线槽)在线管(槽)内导线中感应出互感电势等;

(3)电容耦合:干扰信号通过导线之间、变压器原副绕组相互之间或同接地部件之间存在的分布电容等耦合侵入系统;

(4)电磁辐射:电磁干扰侵入系统所通过的界面,在国际和国家电磁兼容标准中提出了以下四种可能:供电线;信号、数据输入线;信号、数据输出线;设备外壳。唯独忽略了第五个界面,恰恰是最重要的、90%以上故障来自于该界面——接地基准点。

有些人认为,同大地相连的接地装置是绝对零电位,这是错误的。接地装置的电位会经常浮动。低压系统单相接地短路、变压器高低压穿越短路、变电所高压侧一相接地、雷电流散流入地等都可能引起接地装置电位受扰动,其中尤以雷电流引起的地电位扰动最为突出。如果按直击雷电流为200kA,接地装置电阻为1Ω计算,雷击瞬间接地装置同大地之间的电位差可达200kV。即便是雷云击中其他场所,由本建筑静电感应或电磁感应流入地中的雷电流也可达数万安培。

电子装置和自控系统的逻辑电路都需要设置一个零电位参考点,凭借调节、控制输入电路中某节点对零电位参考点之间的门槛电压(通常只有几伏到几十伏)来实现电路的通断或翻转。这个零电位参考点可以是悬浮电位(通常是不接地的金属外壳),也可以是接地的,即连接大地做零电位参考点,称作接地基准点。如果该基准点电位稍受扰动,就可能引起门槛电压变化造成装置误动作,或停机、死机。这就是电子装置无故障停机事故的主要成因。

上世纪七八十年代以前美国和日本有许多电子产品包括电脑的技术规范规定,其产品的接地基准点必须用单的接地线接到室外的独立接地装置,以防零电位漂移,导致系统故障或数据出错。

然而在现代城市或企业中地域狭窄、各种不同功能的接地装置种类繁多,各种地下管线交叉纵横,要想使每个接地装置与其他接地装置或地下金属管道保持20m以上的地中距离是很难做到的。再说如果电子装置是设置在不同楼层上,其接地线必定要穿过楼板钢筋网才能与接地装置相连。建筑物的防雷装置接闪时,即便是雷云对周围其他场所放电时,数十万至数万安培的直击雷电流或感应雷电流通过柱筋下泄,防雷引下线每米压降可高达数万伏,此时钢筋网对电子装置接地引下线产生的静电感应和电磁感应十分强烈,如何能保证其零电位不浮动?

因此,自上世纪九十年代以来,我国编制的各种电气工程设计规范规定,建筑物内各种不同用途的接地装置应采取联合接地。然而遗憾的是,无论是国家规范、国际规范,还是各类书刊,仍然忽略了由于各种原因引起的电子装置或控制系统中接地基准点零电位扰动可能造成的硬件和运行安全事故。

经常会见到,人们把电子装置直接接到低压TN或TT系统的线路上。雷击瞬间连接防雷装置的接地装置上这么高的电位通过接地基准点被引入电子装置控制电路中,再经过低压配电线路传递到变压器低压侧中性点接地装置,如果这两组接地装置是互相独立的或相距较远,则两者之间就会具有很高的电位差,并通过联接线路形成一个地电位反击通道,任何电子元器件都经受不住这么高的反向击穿电压。如无特殊措施,控制系统硬件必损坏无疑。即使不是遭受雷击,而是因低压线路单相接地短路等原因引起接地基准点电位较轻微的扰动,也会造成电子装置或控制系统误动作或无故障停机、死机事故。

要想避免因地电位扰动而造成的无故障停机事故或硬件损坏事故,就应对低压配电系统接地型式、等电位联接方式以及防雷设施的设置等方面采取综合措施。

医疗建筑的手术室电气系统近几年已经应用成熟,像近几年天津市完成的医疗类建筑如:天津市胸科医院项目,各手术室电气系统采用了分散UPS的IT系统配电系统;天津市环湖脑细专科医院,手术室电气系统采用了集中UPS的IT系统配电系统,依据医疗场所的安全供电分级机需求采取的供电措施采用IT供电系统不仅保证人身安全,同时也利用隔离变压器起到降低零地电压作用,满足医用电子设备的可靠运行安全要求。

下面以医院手术室电气系统(图1)为例进行阐述。

(1)电子装置应经过隔离变压器接入电源系统,隔离变压器二次采用IT系统(中性点不接地系统);

(2)隔离变压器一次侧电源线装设浪涌保护器(SPD),其残压应与隔离变压器绝缘强度相配合,SPD接地线分别与电源PE线和变压器二次等电位接地螺栓相连;

(3)变压器二次所有电子装置的接地基准点、电气设备外露可导电部分、可伸臂范围内金属部件均应采用Y形(放射式)分支联接线连接到同一接地螺丝,该接地螺丝与电子装置所在房间地面钢筋或金属地面(如防静电地板)焊接,实行悬浮接地和等电位联接。

采用这样的悬浮接地和等电位联接方式,不论何种原因导致地电位扰动,也不论地电位浮动到多高值,各电子装置的接地基准点、各外露可导电部分和可伸臂范围内所有金属部件、地面均处于同一电位上。各电子装置的控制电路中各节点与接地基准点之间的门槛电压也可保持相对不变。隔离变压器一二次绕组之间电位差为浪涌保护器的残压,不至于因雷击而导致绝缘受损。于是既能保证人身与设备的安全,也不会因地电位扰动而导致数据出错、系统误动作或出现无故障停机死机事故,保证电子装置和控制系统运行可靠性。

各等电位分支联接线不应采用M形(环形或干线)分支联接线进行联接,因为当有较大的短路电流或雷电流分流流过联接导线时,会产生一定电压降,使各接地基准点连接点之间产生电位差,影响控制系统运行可靠性。

不少机房工程系统运行实例证实,这样的措施可解决当零地电压不满足电子信息设备要求时,以降低零地电压,基本能确保电子装置、控制系统的安全可靠运行。

摘要：文章根据电子装置在自身元器件、电路或电源没有故障的情况下发生的无故障停机事故,分析其主要原因,并提出解决方案及对策。

关键词：无故障停机事故,接地基准点,零电位参考点,地电位扰动,地电位反击通道,等电位联接,悬浮接地

参考文献

故障停机 篇9

1汽轮发电机组故障停机统计

C25-8.83/4.02为单缸、冲击冷凝式汽轮发电机组,具有一级可调节抽汽,额定功率25MW,最大功率30 MW,机组采用Woodword 505E电调控制,电位移转换器型号为TM-25,电调油采用独立润滑油站提供的低压汽轮机油。2005年7月15日机组大修结束,运行5天后,在没有任何报警及故障先兆的情况下,运行中突然发生故障停机。由于C25-8.83/4.02机组担负着较重的供热、发电任务,在没有备用机组的情况下,发生故障停机后,只采取了一些简单的预防措施,就匆忙开机运行。在2005年7月至2007年3月期间,机组重复发生5次类似故障,如表1所示。

2故障停机原因分析

2.1停机后的检查情况

发生故障停机后,查阅DCS历史数据曲线,主汽温度、主汽压力、发电机进出风温、机组润滑油 温等参数均正常,查报警记录列表,机组振动、位移、真空等联锁值均没有一值报警记录。机组的大修由该企业检维修单位首次独立承担,在检修后开机冲转过程中曾出现振动超标停机现象,随后又发生两次机组振动监测信号突然回零现象,在召开的故障停机原因分析会上,大家对机组大修质量提出了怀疑,趋向于认为是振动等联锁仪表误报引起突然故障停机。检维修人员通过排查所有可能的故障点,检查机组的控制逻辑后发现:机组PLC、电调系统和调速系统的控制逻辑施工不规范,信号传递渠道重复,DCS不能及时、全面、准确地记录引起故障停机的信息。在前四次故障停机后,由于没有备用机组,一方面工作的重心主要集中在尽快开机运行,保证生产稳定,使制定的改进方案无法落实,对机组故障原因系统分析不够,另一方面,机组大检修质量不高、部分监测仪表失灵等现象也对故障的原因分析产生了一定的误导,从而拖延了故障排除的时间。

2.2故障停机原因分析

通过前两次故障停机后采取的处理措施,基本排除了联锁仪表误报引起停机的可能性。第三次停机后,通过改进DCS数据库,可以记录差动信号,同时对保洁人员进行培训,进一步排除了现场清扫时触动联锁开关的可能性。第四次停机后通过查阅DCS记录,又排除了发电机差动的可能性,在第四次停机期间,安排检维修人员对DEH柜及DCS端子排所有接线进行紧固,并更换控制回路中3只可能引起停机的常闭继电器,机组平稳运行较长一段时间。在大家都认为故障已排除的时候,2007年3月22日下午17点20分,机组第五次发生故障停机,通过综合分析发现,造成5次故障停机的根本原因是安全油压低联锁动作。

该机组调速系统采用WOODWARD公司的505E控制系统,505E数字调速器内部可记录11种机组故障情况,分别是外部停机接点闭合、505E紧急停机按钮动作、汽机超速、两个速度探头均故障、执行输出1故障、执行输出2故障、抽汽压力输入故障、网络断路器打开、发电机断路器打开、505E失电、CPU复位或编程方式出系等,第五次发生故障停机后,通过查阅505E故障原因记录,显示停机原因是Extrnal Trip Input(外部停机接点闭合),而外部停机接点由安全油压控制器提供,说明现场安全油压低联锁动作。

C25-8.83/4.02机组安全油压控制器型号为RD502/7DZ-1型,是一个三取二的联锁保护控制器,如图1所示。

2007年3月22日17时20分,机组发生突然停机故障,立盘仪表直接出现“主汽门关闭”、“发电机油开关跳闸”报警,故障经过与前几次相同。停机后查DCS指令历史记录如下:

查DCS报警回顾,指令执行到位时间如下:

C25-8.83/4.02机组自动主汽门关闭回路如图2所示。

从C25-8.83/4.02机组自动主汽门关闭回路图中可以看出,机组的设计意图是:安全油压低于1 MPa时,将发出调速系统故障,此时505E记录了外部停机接点闭合指令,22JZ将闭合,但只要发电机没有出现跳闸信号,即23JZ只要不同时闭合,机组将维持3 000转低负荷运行,自动主汽门是不应关闭的。在5次故障停机中,均同时出现主汽门关闭、DEH停机、发电机油开关跳闸,而查阅操作指令中也没有出现发电机油开关跳闸的指令,因此对DEH控制柜的接线产生怀疑。通过检查发现,由于施工失误,将原本串联动作的2个条件错误地接成了并联动作条件,使电调故障时,即安全油压低联锁动作时,引起自动主汽门关闭、发电机油开关跳闸,造成机组突然故障停机。

3针对安全油压波动的改进措施

安全油压波动造成机组突然故障停机的原因确定后,对机组润滑油的状况进行取样检查,发现润滑油中含有大量细小的空气泡沫,静置2小时后,泡沫才全部消失,说明机组润滑油的抗泡性已不合格。

汽轮机油的抗泡性不合格会影响它的润滑性,增加它的氧化速度,加速其老化变质,并且阻碍它在油系统中的传送,严重时会引起安全油压波动,甚至会引起油系统供油中断,对汽轮机运行带来不良后果,使汽轮机组在运行中出现甩负荷、停机、轴瓦烧毁等故障。汽轮机油抗泡性不合格的主要因素有三个:一是空气进入到油中,在振荡及搅动等外力作用下形成泡沫;二是水分也可能导致汽轮机油起泡;三是汽轮机油加工过程中添加的各种添加剂如清洁剂、腐蚀抑制剂、极压添加剂也会增加其起泡倾向。发现汽轮机油抗泡性不合格,首先应对整个油系统进行查漏,确定漏入空气的位置并加以消除,其次应对机组前后汽封进行检查、调整,防止汽封漏汽沿轴瓦油挡进入润滑油中造成润滑油含水,并坚持在线滤油、脱水,大机组使用的润滑油对质量有严格要求,出厂时都经过检验,一般不考虑添加剂的影响因素。当采取上述措施后若润滑油抗泡性仍不合格,则应采取有针对性的在油中加入抗泡沫添加剂。例如,可按10 mg/L的浓度加入二甲基硅油进行消泡,降低泡沫的稳定性,提高消泡速度,尽快使油质达标。

故障停机 篇10

一、事故过程与检查结果

2009年9月30日, 某电厂1号发电机在运行中滑环的导电螺钉松动, 导致接触电阻增大, 出现过热引起弧光放电, 造成导电螺钉烧损, 机组紧急手动解列。

发电机参数:有功功率188MW, 无功功率76MVAr, 定子电流7 500A, 定子电压15.84kV, 转子电压290V, 转子电流1 578A, 主励磁机定子电压253V, 主励磁机定子电流1 122A, 机组AGC投入运行。

2009年9月30日18时18分, 警铃响, 1号发电机出现A套调节器强励动作及发电机失磁保护动作信号、发变组保护屏失磁保护Ⅰ (失磁减载) 动作、转子一点接地保护告警、发电机逆功率告警, 有功负荷下降至零。运行人员现场检查发现1号发电机转子滑环处冒烟有火花。18时23分, 手动解列发电机。

检查发电机转子励磁碳刷无过流、过热现象, 刷架完好。用500V兆欧表测发电机转子绝缘电阻为零, 对刷架、碳刷及各部绝缘部分进行清理, 再次测绝缘, 仍然为零。对刷架拆除, 进行解体检查, 发现发电机转子正、负极滑环表面光滑, 无过热烧伤痕迹, 负极侧滑环导电螺钉烧损, 风扇环负极侧根部有过热熔化痕迹。发电机滑环罩励磁机侧密封环与转子轴有摩擦痕迹, 并且密封环的密封垫过热。风扇环护板负极滑环侧有熔化的金属颗粒, 分析为导电螺钉熔化后, 在高速旋转时甩到护板的侧壁上。转子抽出后, 检查转子外观无异常, 通风孔无堵塞现象。

二、原因分析

查看DCS记录, 转子电压和电流在18时17分39秒之前运行正常, 转子励磁电流正常, 定子电压稳定, 励磁系统、发电机转子系统故障前一直正常运行。18时17分39秒, 转子电流和转子电压开始摆动, 此时定子电压基本稳定运行, 造成转子电流和电压摆动的原因分析为转子回路导电螺钉在集电环表面的压紧螺母松动, 造成接触电阻增大, 螺母与集电环接触部位开始发热, 随着发热与氧化的加剧, 最终导致螺母与集电环接触部位熔化。随着转子的高速旋转使熔化物在离心力的作用下飞出, 熔化部位开始放电产生电弧, 导致转子电流剧烈变化, 为了维持出口电压稳定, 调节器不断调节励磁电压以保持发电机出口电压的稳定。在这个过程中, 随着励磁调节器的反复强励, 重复着电弧的点燃与熄灭, 发电机导电螺钉开始向转子内部熔化, 当强励电压不能满足电弧点燃时, 发电机开始失步, 汽轮机转速开始上升, 最终机械超速动作, 关闭主气门, 发电机进入逆功率状态。从发电机转子端部看到负极导电杆有过热迹象, 导电杆绝缘已经严重碳化。

综上分析, 1号发电机在运行中滑环的导电螺钉松动导致了接触电阻增大, 出现过热引起弧光放电, 造成了此次事故。

三、防范措施

1. 在大修中严格按照检修项目执行, 保证检修质量, 按照预防性试验项目, 做好每一项试验, 并做好记录。当直流电阻异常时, 重点检查导电螺钉否松动, 并对螺钉锁片进行重新锁紧。

2. 在小修中增加转子直流电阻检测项目, 如有异常, 对导电螺钉进行解体检查处理, 同时对转子滑环导电螺钉进行检查是否存在过热现象, 检查锁片完好且不能松动, 保证锁片起到锁紧作用。

3. 加强技术监控管理, 严格按照试验规程要求, 对直流电阻进行对比分析, 查找历次试验记录, 不放过任何异常数据, 并详细记录试验结果。

4. 定期对滑环部位进行红外成像测温。机组启动后励磁电压、电流达到额定时进行一次红外成像测温, 并做好记录。保存每月1日、15日的红外成像图像记录, 记录中要有测量时的机组有功功率、无功功率、励磁电流、环境温度等数据, 每月进行一次分析比对。