利港電廠泵與風機異常匯總

1、利港電廠近三年泵與風機異常情況匯總2004年：#3爐引風機B電機外側軸承損壞被迫緊急停運（符合公司二類障礙及異常條例3.1條） 簡要經過：1月17日D值早班， #3機AGC方式、下三磨運行、負荷300MW。7：48監(jiān)盤人員發(fā)現引風機B電機外側軸承溫度由53快速上升至81后緩慢下降，即派人地檢查并聯系檢修到現場。8：20該點溫度又從66快速上升，就地檢查該軸承油位約1/2，振動、聲音等均正常，但就地溫度儀顯示較高，約5分鐘便升至82（就地87），運行人員立即退AGC，并迅速減負荷，8：30該點溫度達90（就地95），運行人員打閘B磨，停運B側風機，引風機B停運后該軸承溫度仍然繼續(xù)上升，最高達10

2、9。9：00引風機B拉電付修， 17：45#3機組調令停機，20：20汽機打閘。1月19日18：25引風機B電機外側軸承修復，試轉正常，恢復備用。原因分析： 設備部鍋爐專業(yè)分析認為：（1）該風機電機軸瓦在小修前運行狀況一直良好，小修后主要存在漏油問題，軸瓦溫度、振動均正常。雖然軸瓦頂部間隙及軸瓦球面接觸有超標問題的不合格項，但A側風機同樣存在相同的問題（軸瓦球面接觸問題應該修前就存在）而運行一直正常，因此這兩項不合格項不是軸瓦燒損的原因。（2）故障前，雖然現場檢查電機軸瓦的管式油位計（該油位計幾年前改進過）有1/2左右，但根據測量，該油位計的1/2處實際要比另一側的窗式油面鏡的1/2處低約30

3、mm。如果按窗式油面鏡的1/2處為正常油位的話，那么管式油位計的正常油位應在2/3處，也就是說，實際油位已低于下限。因此，軸承油位偏低是造成該軸承瞬間缺油、損壞的主要原因。#1機小機B給泵流量低跳閘（符合公司二類障礙及異常條例3. 14 條）簡要經過： 2月24日B值早班，#1機組AGC方式，負荷330MW，A、B小機運行，電泵備用，給水主控站在自動。9： 30左右，因給水流量B通道變送器有檢修工作，故熱控人員將給水流量B通道從給水三通道測量中剔除（當時VMS報警窗曾有給水流量B通道壞質量報警），運行人員則關閉了給水流量B通道的正負一、二次門。下午，熱控工作結束，13：45當運行人員開始打開給

4、水流量B通道的正一次門（約一圈）時，給水流量A通道出現壞質量報警，隨后發(fā)生A、B小機跌轉速，給水控制站強切手動，機組R.D，爐主控制站輸出切0，小機B跳閘，電泵聯起，造成汽包跌水位、磨煤機跌煤量、汽機調門快關、主汽壓力突升、負荷下跌等情況，運行人員立即將各磨主控切手動恢復煤量，并手動控制好汽包水位，穩(wěn)定后投用B小機，停電泵置備用，恢復機組負荷。14：10運行人員重新開始恢復給水流量B通道隔絕措施，熱控人員將給水流量B通道加入給水三通道測量邏輯，14：20左右，投給水三沖量自動。事故處理中，負荷最低跌至251MW，汽包最低水位到VMS218、電接點300綠燈亮。原因分析：（1）現場的給水流量變送

5、器A、B、C的取樣來自同一個節(jié)流元件，其中A、B共用一根信號管，變送器B校驗時已將其導壓管的介質排泄，當打開一次門時必將對其導壓管充壓，從而引起節(jié)流元件兩端差壓變化，引起給水測量值上沖并瞬間超限，造成小機跌轉速、測量“壞質量” 。（2）小機B跳閘原因為低流量保護動作，跳閘時轉速為3924rpm（對應的低流量定值為206t/h），雖然當時其再循環(huán)門在跌轉速的過程中已自動全開，但由于再循環(huán)門存在設計缺陷、通流量不夠，實際流量已低于150t/h。正是再循環(huán)門存在這個問題，2003年6月，設備部汽機專業(yè)曾提出異動申請，要求將低流量保護延時改長，但后來這份異動報告并沒有被執(zhí)行，實際上，從13：49：20

6、事發(fā)到13：49：57小機B跳閘，總共只有37秒。暴露問題：（1）運行及熱控人員危險預想不充分，在B通道恢復前，未將給水主控切手動。（2）給泵B再循環(huán)門存在缺陷、通流量不足，已多次導致低流量跳泵動作。（3）有關部門在對異動報告執(zhí)行的跟蹤管理上還存在不足。防止對策：（1）按2003年6月份異動報告的要求執(zhí)行，將給水流量低保護動作時間延長至60秒。設備部 熱控專業(yè) 趙維科負責，已完成。（2）更換#1機小機B再循環(huán)門龍?zhí)?，設備部 汽機專業(yè) 邵飛躍負責，2004年4月30日前完成。#1機凝泵A啟動后出口壓力低跳閘（符合公司二類障礙及異常條例4.17條）簡要經過： 4月18日C值中班，#1機組AGC方式

7、，A、C、D三臺磨運行，凝泵B運行，凝泵A備用。22:53 運行人員執(zhí)行定期工作切換凝泵，啟凝泵A正常，就地檢查也正常，但在10秒后凝泵A出口壓力低報警，5秒后跳閘。熱控檢查后發(fā)現該開關已損壞，在就地解除壓力低保護、啟動凝泵A正常后停泵作備用。4月19日早班，檢修更換壓力開關后，恢復正常備用。原因分析:經解體檢查，發(fā)現凝泵A出口壓力開關的測量（隔離）膜片存在破損，導致測量介質從裂縫中滲出，使測量膜片感受到的壓力降低，從而發(fā)出“凝泵A出口壓力低”信號造成泵跳閘（設備部 熱控專業(yè) 設備管理者 張?。?。#4爐一次風機A馬達軸承溫度異常被迫停運簡要經過：5月19日C值早班，14:35 #4機組B、C、

8、D磨運行， CTF方式，負荷約330MW。14:36 “一次風機A馬達軸承溫度高（75度）” 報警，運行人員立即降一次風機A負荷，并通知點檢、檢修人員到現場檢查；就地檢查風機馬達軸承無明顯異常，油位正常。 14:39該點溫度升到85度后穩(wěn)定并開始緩慢下降，14:43在降至83.7度后又開始快速上升，風機振動也隨之增大，運行人員即將機組控制方式切至TF方式，手動快速降機組負荷和一次風機A負荷，14:47一次風機A馬達軸承溫度達92度，打閘B磨，停運一次風機A，機組帶180MW負荷，風機停運后該點溫度最高達106度。經檢查處理，一次風機A于5月20日7:20重新啟動，機組恢復正常運行。原因分析：經

9、檢修人員打開軸瓦檢查，發(fā)現下瓦與軸接觸角內鎢金有燒損，并在兩側伴有明顯拉損，下軸瓦燒損較輕，上瓦基本無損傷；另外檢查還發(fā)現油中有水，進一步檢查發(fā)現軸承座內冷卻水回水管與軸承座接口處密封圈未裝。因此，一次風機A馬達軸承檢修時漏裝設備，導致冷卻水漏入電機軸承室內，油中帶水，是引起軸承溫度高和軸承損壞的主要原因。防止對策：提高施工管理人員的責任心，加強對外包檢修工作的質量監(jiān)督，嚴格執(zhí)行各項檢修工藝，檢修部負責執(zhí)行。#2爐送風機A因喘振開關進水導致喘振保護動作跳閘（符合公司二類障礙及異常條例3.12條）簡要經過：6月25日B值夜班，室外下大暴雨，#2機組A、B磨運行，AGC方式，負荷220MW。4:4

10、6送風機A喘振高報警，運行人員立即檢查送風機A、B電流分別為25%和26%，兩側風量無偏差，將送風機控制站切手動控制。4:47送風機A跳閘，引風機A聯跳，A、B層油槍自動投用。送風機跳閘后“喘振高”報警仍存在，就地檢查未見異常，聯系熱控值班人員將送風機A喘振保護解除，5:10重啟A側送、引風機，恢復機組負荷。8:09送風機A又因“喘振高”跳閘，經查為送風機A喘振開關機柜端子接線正極側未解除(負極側夜班已解除)，將送風機A喘振開關正極側接線解除后，重啟A側送、引風機，逐漸恢復負荷。原因分析： （1）雨水從防雨罩與風道間隙處流到開關上滲入插座，插座內積水，測量電纜接地、誤發(fā)“喘振高”信號是送風機A

11、跳閘的直接原因； （2）熱控值班人員解除喘振高保護時未將2根信號線全部拆除，是造成送風機A第二次跳閘的主要原因。暴露問題： （1）喘振開關上方的防雨罩與風道之間的間隙過大，導致下暴雨時雨水流到開關上； （2）熱控值班人員解保護操作不規(guī)范。防止對策：（1）完善送風機A的防雨罩，設備管理部 馬雷負責，2004年7月31日前完成。（2）制定在機柜接線端子上解除信號的操作方法，并對全體熱控人員進行培訓，設備管理部 馬雷、殷平、趙維科負責，2004年6月30前#1機循泵A因熱控電纜接地誤發(fā)集水井水位低低跳閘（符合公司條例3.12條）簡要經過：7月7日C值中班，#1機組A、B循泵運行，AGC方式、負荷27

12、5MW。23:20VMS發(fā)出循泵A集水井水位低低報警，3秒后循泵A跳閘，運行人員就地檢查集水井水位正常（水位低低報警仍存在）。熱控人員檢查水位開關并未動作，進一步檢查保護電纜絕緣時發(fā)現一電纜已接地，即在機柜處拆除水位低低信號線，于7月8日0:20啟循泵A正常。原因分析： 熱控保護電纜接地誤發(fā)集水井水位低低信號是循泵A跳閘的直接原因。#4爐引風機A因電機軸承溫度異常升高多次被迫停運（符合公司條例3.1條）簡要經過：7月15日D值早班，#4機組B、C、D磨運行，引、送風機A、B運行，AGC方式、負荷320MW。12:35監(jiān)盤人員發(fā)現引風機A電機對輪側軸承溫度TEBA138從73開始上升，12:36

13、溫度達75報警，且上升趨勢有加快跡象；12:42上升至90，運行人員立即將磨B打閘，緊急停運引風機A（送風機A聯停）。引風機A停運后電機軸承溫度繼續(xù)上升，最高達107.9。解體后發(fā)現甩油環(huán)內側和兩側磨損嚴重，油中銅屑較多，軸頸毛糙，軸瓦燒損。經更換甩油環(huán)、修刮軸瓦、打磨軸頸后于16日4:22試轉正常，5:00恢復A側引、送風機運行。12:18監(jiān)盤人員又發(fā)現該點軸瓦溫度從73.4加快上升并達75報警，12:23升至87.3，運行人員立即打閘B磨，緊急停運A側送、引風機，停運后該點溫度最高達100.6。解體檢查發(fā)現甩油環(huán)有輕微磨損、油中有銅屑、軸瓦燒損，熱控測溫元件插偏，有碰磨痕跡。經修刮軸瓦、打

14、磨軸頸后于17日1:33投入運行。1:56 該點溫度由58又開始快速上升，2:00達75報警，運行人員立即緊急停運A側送、引風機，解體檢查發(fā)現下軸瓦鎢金再次燒損，經更換新軸瓦、打磨軸頸、換用#46汽輪機油和加裝潤滑油站，于18日17:43啟動引風機A正常。原因分析：（1）引風機A電機對輪側軸承甩油環(huán)嚴重磨損，內側帶油槽磨平，影響帶油效果，引起潤滑不良，而且內表面有層狀銅片脫落，并嵌入軸瓦鎢金，是導致軸瓦溫度上升，最終燒損的主要原因。（2）甩油環(huán)的磨損使得油中帶有較多銅屑，造成軸承長期潤滑不良，并多次超溫換油。（3）經分析，甩油環(huán)長期磨損與軸頸表面處理的質量（毛糙）有一定關系。（4）后兩次軸瓦的

15、燒損，分析應與軸頸、軸瓦檢修工藝和多次處理后的狀況變差有關（制造廠家建議燒損后的軸瓦盡量少進行修補）。暴露問題： （1）采用甩油環(huán)潤滑方式在風機啟動初期潤滑效果不理想，易損傷軸瓦。（2）7月14日檢修人員在更換軸承潤滑油曾經發(fā)現油中帶大量銅屑，但未能將此情況及時告知設備管理者。（3）第一次解體處理后，軸承溫度測量元件未插入軸瓦孔內，一是不能及時反映真實的軸瓦溫度，另外造成測量套管與甩油環(huán)發(fā)生磨碰，對甩油環(huán)的正常工作帶來一定影響。（4）所用潤滑油的粘度在正常范圍的下限值，影響了油膜厚度和潤滑效果。（1）進一步分析甩油環(huán)材質質量，在訂購備品時對鑄造質量和耐磨性提出明確技術要求。設備管理部 唐興才負

16、責，2004年8月31日前完成。（2）提高電機軸頸加工質量。檢修部 郁建平負責，7月份已完成。（3）將風機油質作為一項日常檢查項目。檢修部 郁建平負責，2004年8月31日前完成。（4）組織有關人員進一步熟悉鎢金性能和提高刮瓦工藝，確保損傷的鎢金能夠完全修刮干凈。檢修部 陶碩洪負責，2004年8月31日前完成。 （5）修改檢修文件包的工作程序，明確在軸瓦上蓋前安裝溫度元件，并確認安裝準確后再蓋軸瓦。設備管理部 唐興才負責，2004年8月31日前完成。 （6）二期引風機均加裝潤滑油站。設備管理部 唐興才負責，計劃檢修時完成。 （7）檢查#3爐同類風機的溫度元件是否安裝準確。設備管理部 殷平負責，

17、計劃檢修時完成。（8）分析風機潤滑油選用的合理性，試用運動粘度較高的油品（#46防銹汽輪機油）。設備管理部 唐興才負責，2004年8月31日前完成。#4機EH油泵A故障，EH油壓快速下跌（符合公司條例4.17條）簡要經過： 7月1日B值中班，#4機EH油泵A運行，B泵備用，AGC方式，負荷335MW。18:00 運行人員發(fā)現EH油壓由14.47MPA快速下跌（油壓最低10.63MPA），油泵B聯啟。就地檢查EH油箱油位正常，EH油泵A電機在運行（CRT也顯示紅色），但出口壓力為零，經停泵檢查發(fā)現撓性靠背輪斷裂，聯軸器已脫開。21:20檢修人員將EH油泵A原撓性靠背輪做臨時處理后做緊急備用，7月

18、8日更換備品后恢復正常備用。原因分析：經分析EH油泵A在上一次檢修時電機側靠背輪裝配不緊，造成運行中靠背輪移位、撓性聯接斷裂、聯軸器脫開，這是造成EH油壓快速下跌的主要原因（檢修部 電氣班 倪家樹）。一期三臺軸加風機電機進水燒損（符合公司條例4.17）簡要經過：7月3日D值中班，#1機軸加風機B運行，風機A備用，AGC方式，負荷300MW。19:33運行人員巡檢時發(fā)現軸加風機A、B均不在運行，查VMS畫面，發(fā)現軸加風機B顯示紅色（開關內的“無效”接點沒有及時閉合），即啟軸加風機A，赴就地機專用盤檢查，發(fā)現軸加風機B電源開關面板上黃燈亮，過流保護動作，檢修人員測量電機絕緣為零，檢查為電機內積水，

19、當時軸加旁路門全開，軸加風機進口門開度為25%。7月5日A值中班，16:40#2機軸加風機B跳閘，查過流保護動作，測電機絕緣為零，檢查為電機接線盒內進水，當時軸加旁路門全開，軸加風機進口門開度為20%。7月7日A值白班，10:50#1機軸加風機B跳閘，就地檢查發(fā)現電機開關過流動作，電機接線盒有水滲出，經檢修人員確認電機已燒損，當時軸加旁路門全開，軸加風機進口門開度為50%。由于懷疑電機進水與軸加旁路門打開有關，7月7日運行部通知關閉了#1、#2機軸加旁路門。但7月15日又發(fā)生#1機軸加風機A電機接線盒滴水，7月20日、8月5日、8月6日#2機軸加風機B也連續(xù)三次發(fā)生電機接線盒滴水。原因分析：（

20、1）7月3日設備管理者曾對#1機軸加風機B疏水管進行過檢查，發(fā)現沒有負壓，說明疏水管不通；8月11日上午檢修人員又對#2機軸加風機B疏水管進行了灌水檢查，發(fā)現疏水管不通，彎頭處有鋁鉚釘和鐵銹等雜物堵塞。（2）7月26日和8月10日，生技部組織相關部門對三臺軸加風機電機連續(xù)進水燒損和軸加恢復原運行方式（旁路門關閉）后仍然出現電機進水的情況分別進行分析，認為在6月20日軸加水側運行方式改變（旁路門全開）后，軸加的凝水通流量減少，降低了軸加對軸封回汽的凝結能力，加上當時凝水溫度也較高，進入軸加風機的濕汽成分大大增加,軸加風機內的凝結疏水量也相應增加，由于疏水管道不通無法將軸加風機內的凝結疏水及時順利

21、排出，這就導致了更多的帶水濕汽通過軸加風機軸端進入電機與風機殼體法蘭結合面的密閉空間內，繼而通過電機軸端進入電機（有時甚至是水直接進入電機內）。因此，軸加風機疏水管道不通暢、疏水不能及時排出，造成帶水濕汽進入電機，是導致電機絕緣破壞燒損的主要原因。（3）一期軸加風機電機曾于2002年發(fā)生進水燒損事件，為防止再次發(fā)生，設備管理者就將“軸加風機疏水管疏通”工作作為小修標準項目加入檢修文件包；但經檢查2003年10月和2004年4月進行的#1、2機組小修中軸加風機檢修技術記錄卡，均未發(fā)現有對該疏水管進行過疏通的記錄， 3、#4機真空泵B運行中跳閘（符合公司條例4.17條）簡要經過：7月9日E值中班，

22、#4機真空泵B運行、真空泵A處于聯鎖備用，AGC退出，負荷365MW。22:18監(jiān)盤人員發(fā)現真空泵B冷凍裝置故障報警，真空泵B跳閘，真空泵A聯動正常，就地檢查發(fā)現真空泵B冷凍裝置制冷機停運，其余未見異常，就地控制盤面無報警，復位報警，手啟制冷機運行一段時間觀察，22:42 啟真空泵B，22:52 停真空泵A備用。原因分析：經分析認為真空泵B跳閘與冷凍裝置誤發(fā)故障信號或故障報警繼電器K1常閉觸點接觸不良有關（#3爐一次風機A電機風扇側軸瓦損壞（符合公司條例3.1條）簡要經過：8月3日C值早班，#3爐一次風機A、B運行，TF方式，負荷363MW。12：00一次風機A電機軸承溫度（TEBA128）高

23、報警（78），運行人員就地檢查潤滑油質較混濁，即通知點檢檢查，決定晚峰后停運處理，并于23：30 將一次風機A停運交付檢修處理。經解體檢查，發(fā)現油質偏黑，軸頸毛糙，甩油環(huán)磨損很嚴重；軸瓦座內已存有一定量的銅屑、銅皮及有3個溫度元件用的絕緣管；下軸瓦鎢金已拉毛損傷，且有少量的銅皮已嵌入軸瓦底部。對對輪側軸瓦進行解體檢查，也發(fā)現下軸瓦鎢金局部有輕微損傷，軸頸表面龜裂，油環(huán)略有磨損，油質中含有少量銅屑。經修刮軸瓦、打磨軸頸、更換甩油環(huán)于8月5日0：30投入運行，但電機風扇側軸承溫度仍偏高（最高至77），23：55再次停運一次風機A，檢查風扇側軸瓦油中仍含有少量銅屑，鑒于軸徑毛糙在短時間內無法徹底根治

24、，決定對電機風扇側軸瓦加裝強制潤滑油站，并進行軸瓦座內部沖洗、更換潤滑油及銅油擋。8月6日4：10處理結束，啟動一次風機A，電機風扇側軸瓦溫度維持在60左右，目前該點溫度基本正常。原因分析：從風扇側甩油環(huán)磨損的情況分析，甩油環(huán)在運行中掉皮，影響軸承供油，導致軸承缺油干磨是造成這次燒瓦的主要原因。暴露問題： （1）搶修時發(fā)現油質較臟且油室內有異物，暴露出檢修工藝方面還存在諸多有問題。（2）二期引風機、一次風機的轉子重量較大，油粘度相對較低時安全裕度較小，易導致溫度升高或燒瓦。防止對策：（1）在訂購甩油環(huán)備品時對鑄造質量和耐磨性提出明確技術要求。設備管理部 薛葉忠負責，2004年9月31日前完成。

25、（2）提高電機軸頸修理質量。檢修部 郁建平負責，已完成。 （3）加強軸瓦的潤滑與冷卻。設備管理部 薛葉忠負責，已完成。#4機汽泵A運行中跳閘（符合公司條例3.14條）簡要經過：8月6日C值中班，#4機組A、B汽泵運行，AGC方式，負荷310MW。23：48汽泵A低油壓跳閘，電泵聯啟，運行人員控制汽包水位和其它參數正常后，在CRT上檢查發(fā)現小機A的主油泵A、B及事故油泵均運行，但原運行的主油泵A出口壓力指示為“No”，到就地檢查發(fā)現主油泵A有明顯異音，潤滑油母管油壓正常，運行人員停運該泵和事故油泵，并通知檢修人員。8月7日0：00小機A復位沖轉，0：11汽泵A并泵，退電泵停運備用。16：30小機

26、A的主油泵A檢修結束，試轉正常，投入運行。原因分析：解體后發(fā)現聯軸器有鍵槽的傳動部分比其它油泵短，造成有效傳動部分鍵槽單位面積受力變大而逐漸失效，造成泵停轉，出口失壓，雖然備用油泵聯動成功（備用泵聯動油壓為414kpa，事故油泵聯動油壓為345kpa，跳閘油壓為83kpa），但由于系統未裝蓄壓器，油壓下降太快，備用泵聯動起壓前油壓即達跳閘值，導致汽泵A跳閘，因此，聯軸器鍵槽尺寸偏小是造成汽泵A跳閘的主要原因。防止對策：（1）增加鍵的尺寸，將原來1/41/4的鍵改為8 mm7 mm。設備管理部 薛建洪負責，已完成。（2）將聯軸器鍵槽增加長度，降低鍵與鍵槽單位面積的受力。設備管理部 薛建洪負責，已

27、完成。（3）加裝蓄能器，防止在油泵故障時系統油壓快速下降。設備管理部 薛建洪負責，已完成。（4）安排檢查其它油泵聯軸器是否存在類似問題，消除設備隱患。設備管理部 薛建洪負責，2004年9月30日前完成。#2機組汽泵B前置泵驅動端機械密封大量噴水被迫停運（符合公司條例4.17）簡要經過：8月11日E值夜班，#2機A、B小機運行，電泵備用，AGC方式，負荷330MW。5：30 巡檢發(fā)現汽泵B前置泵軸端密封水泄漏有所擴大（中班已發(fā)現有泄漏，并填缺陷單），6：25 泄漏導致高低壓控制油濾網差壓高開關進水誤報警、減速齒輪軸承（FW20602 04）溫度高報警，就地檢查汽水已大量外噴，無法維持正常運行。運

28、行人員緊急降負荷至300MW，啟電泵，停運汽泵B，關閉進、出水門，稍開前置泵入口濾網后放水門，汽水泄漏噴射大有好轉。后經檢修人員更換機械密封和聯軸器后于15：40投運正常。原因分析：解體時發(fā)現機械密封的動環(huán)接合面的石墨和靜環(huán)的硬質合金嚴重磨損，機械密封動環(huán)的“O”形密封圈已損壞，減速器側的聯軸器的內、外齒整個被磨尖，齒隙增大。分析認為機械密封（主要是動環(huán)）材質存在質量問題是造成這次異常的主要原因（設備管理部 汽機專業(yè) 張維良）。#2爐一次風機A運行中緊急停運（符合公司條例3.1條）簡要經過：9月23日D值早班，#2機組A、B、D磨煤機運行，A、B汽泵運行、電泵備用，AGC方式，負荷275MW，

29、鍋爐正在吹灰。 10：55監(jiān)盤人員在翻閱檢查機組參數畫面時，發(fā)現一次風機A固定軸承溫度突然快速上升，最高至76.4（報警值為80），隨即逐漸回落，軸承振動也同步增大且有波動，到就地檢查發(fā)現一次風機A固定軸承處有較明顯的異音，軸承油溫和油位正常，運行人員立即停磨減負荷，將機組負荷逐漸穩(wěn)定在100MW左右，并于11：23停運一次風機A付修。經檢查為固定軸承風機側滾珠保持架散開，更換浮動/固定軸承后，于9月24日6：20試轉正常投入運行。原因分析：經分析軸承存在質量問題，滾珠保持架在運行中突然散架是造成本次風機故障的主要原因。該風機曾因固定軸承振動大于2003年10月10日10月26日進行過大修，當

30、時二只軸承均作了更換處理，其中固定軸承試轉時就發(fā)現有跳動感，且振動值較大，此后進行了重點的跟蹤檢查，至故障前振動值未見有明顯放大。防止對策：1、一期四臺一次風機軸承按原設計恢復采用銅質保持架的軸承。設備管理部 薛葉忠負責，機組計劃檢修時完成。2、核對軸承供貨渠道和質量保證條款。物資部 張永濤 負責，2004年10月31日前完成。#2機軸加風機B電機進水燒損（符合公司條例4.30條）簡要經過：9月4日夜班，#2機軸加風機B運行，軸加風機A備用，負荷300MW左右。1：22VMS發(fā)出軸加風機B跳閘報警，運行人員立即啟軸加風機A運行，就地檢查發(fā)現軸加風機B電機接線盒處有微量水滲出，電氣盤檢查為過流動

31、作，測量電機相間絕緣為零，確認電機燒損。經更換電機后于14：40試轉正常投備用。原因分析：對此次軸加風機電機再次進水，生技部組織有關部門進行了認真分析，認為在現有設備結構的情況下，軸加風機電機與風機殼體的垂直結合面排放槽太小是發(fā)生電機進水燒損的主要原因。7月份曾發(fā)生過多次電機進水燒損，當時認為疏水管堵塞是電機進水的主要原因，但隨著對問題認識和分析的深入，這個結論已不準確?，F在看來，疏水管堵塞、疏水排放不暢只是影響電機進水的因素之一，而風機與電機連接腔室內的水蒸氣無法排出才是電機進水的主要原因，詳見生產技術部專題分析，據此，撤消安全簡報2004-07期中對“一期三臺軸加風機電機再次進水燒損”的責

32、任認定，改由設備部汽機專業(yè)負責（設備管理部 汽機專業(yè) 朱志堅）。2003年：#4機凝泵B電機下軸承溫度高跳閘簡要經過： 1月9日13:07，#4機監(jiān)盤人員發(fā)現凝泵B電機下軸承溫度由24突升到77并繼續(xù)升高，運行人員立即啟動備用泵，13:13達到100而跳閘。電機跳閘后下軸承溫度由100降到29。當天設備管理者對此電機進行了檢查，除電機加油嘴缺少一個小油珠外，沒發(fā)現其他異常。1月10日上午，重新啟動凝泵B電機，并對電機軸承加油，該溫度最終穩(wěn)定在25，運行平穩(wěn)無異音。為了防止同類事件的發(fā)生，對期其它三臺凝泵的電機軸承都進行了加油。 原因分析： 設備部電氣專業(yè)分析：電機下軸承缺油是導致軸承溫度高凝泵

33、跳閘的主要原因。由于電機制造廠家沒有提供軸承加油的周期、油量等要求，所以公司加油脂標準中沒有制定該電機下軸承加油的規(guī)定，使電機軸承不能及時得到加油。#1輸灰氣泵電機損壞簡要經過： 1月10日灰控B值早班，12:50應粉煤灰要求啟動#1輸灰氣泵，13:00運行人員巡回檢查#1輸灰氣泵時，排放壓力、排放溫度、油壓、油溫、油位都正常。13:35運行人員路經輸灰氣泵房時，聞到里面有焦味，檢查發(fā)現#1輸灰氣泵電機接線盒處冒煙，馬上通知灰控組長關閉干排卸灰門，停運#1輸灰氣泵（約13:40），并通知設備管理者與檢修人員到現場。經初步檢查電機線圈絕緣及電阻無異常，懷疑風扇側軸承有問題，于是將電機拉回班組解體

34、檢查，發(fā)現風扇測軸承損壞較嚴重、轉子掃膛、定子鐵芯損壞、轉子鐵芯部分磨損變形、軸承室內的油脂因高溫全部蒸發(fā)或流出、風罩及線圈都有油跡。原因分析： 設備部電氣專業(yè)分析：去年9月20日設備管理者在點檢時發(fā)現#1輸灰氣泵電機后軸承聲音較大，于是通知檢修加油，加油后聲音有所好轉。由于當時備用的#2輸灰氣泵安裝新泵后還未試轉驗收，所以決定等#2泵試轉后，再檢修#1泵電機，但#2泵至今未安排試轉。1月2日上午，電氣檢修人員給輸灰氣泵加油時，發(fā)現#1輸灰氣泵電機的風罩脫落，風扇的風葉全被打彎或打掉。由于#2輸灰氣泵仍未試轉，將其電機搬到#1輸灰氣泵工作量又大，因而決定將#2輸灰氣泵電機的風扇、風罩拆下裝到#

35、1輸灰氣泵的電機上，當晚#1輸灰氣泵恢復運行。根據以上情況，#1輸灰氣泵電機帶病運行、#2泵未及時安排試轉、#1泵不能及時安排檢修是造成本次事故的重要原因。#2爐探冷風機A電機損壞簡要經過： 1月17日7:27，#2爐探冷風機A運行中跳閘，探冷風機B聯動正常。運行人員就地檢查探冷風機A電機冒煙有焦味，將電機開關拉至檢修位置，測量電機的相間、相對地絕緣無窮大，檢修人員現場確認電機已損壞，經檢查開關的熱偶沒有動作（事后試驗熱偶動作正常），更換電機后試轉正常。損壞的電機解體檢查時發(fā)現后軸承（風扇側）已損壞，電機有掃膛現象。原因分析：設備部電氣專業(yè)分析：由于開關的熱偶在故障過程中沒有動作，因此分析認為

36、在軸承損壞的過程中突然電機掃膛，造成短路而使開關的速斷保護動作跳閘。因此電機軸承損壞應是事故發(fā)生的主要原因。電機軸承為SKF6308，該軸承只有在電機檢修時才能清洗加油，其運行時間約為1年零4個月，根據點檢人員掌握SKF軸承在我廠使用的情況，還沒有達到其應有的工作壽命#4機B循泵跳閘簡要經過： 1月9日A值早班， #4機A、B、C磨運行，AGC方式，負荷350MW。運行人員執(zhí)行循泵定期切換工作，10:07啟循泵B，啟動電流及其他參數均正常，出口門開啟正常，出口壓力上升至148Kp，10:09循泵B啟動失敗報警，稍后跳閘。由于時間較短對真空、排汽及其他參數未產生影響。當時懷疑因氣溫較低導致油溫過

37、低影響出口門的開啟速度，隨即加裝加熱器。1月13日9:27，循泵B再次啟動時又因同樣原因發(fā)生跳閘。為此熱控專業(yè)將出口門允許開啟時間由150秒改為180秒。2月14日循泵B啟動時又發(fā)生因出口門沒有開到位而跳閘，熱控人員為此調整了出口門的位置開關。原因分析： 設備部熱控專業(yè)分析：循泵出口門位置開關當初定位時留下的余地較小，加之開關本身存在的非線性誤差，使出口門開到位后有時不能及時動作，造成循泵B啟動時多次跳閘。同時出口門油缸進油的節(jié)流孔是否因某種原因使流通面積減小，導致開門時間延長，尚需循泵檢修時進行檢查確認。#4爐引風機B靜葉執(zhí)行機構中定位器內部串氣造成反饋及電流波動大 1月4日11:50 #4

38、爐監(jiān)盤人員發(fā)現引風機B靜葉反饋及電流波動較大，切手動后波動仍然存在，切引風機B靜葉控制方式至就地才停止晃動。檢修查為靜葉執(zhí)行機構中定位器內部串氣，需停風機才能處理。23:15 經過調度同意，#4爐減負荷，停D磨組，就地手動控制B吸靜葉，負荷減至180MW后，投C層油槍，就地逐漸手搖引風機B靜葉直至0，同時降低送風機B負荷，將B側送吸風機負荷切至A側后停B側送吸風機，由熱工處理吸風機B靜葉執(zhí)行機構。1月5日3:40，引風機B缺陷處理結束，運行人員啟B側引送風機，恢復負荷，投AGC。#2機循泵A運行中跳閘（符合公司二類障礙及異常條例3.1條）簡要經過： 2月1日 C值夜班，#2機組兩磨運行，負荷1

39、80MW，TF方式。循泵A運行、B備用，循環(huán)水母管壓力0.5 bar。2：14 VMS發(fā)出循泵A出水蝶閥無效報警，CRT閥位顏色變黃，循環(huán)水母管壓力下降，運行人員立即啟動循泵B，2：15循泵A跳閘。運行人員在VMS上將循泵A指令復位后，閥位顏色仍黃，經就地檢查發(fā)現循泵A出水蝶閥已關閉，出水蝶閥油站信號燈滅，油泵停運，油壓表指示110bar，電磁閥線圈已燒壞變形。運行人員即將循泵A出水蝶閥油站電源開關拉電后，交檢修人員處理。因電磁閥未找到備品，熱控人員就將#1機循泵A油站上的電磁閥線圈（#1機當時在小修中）拆下裝至#2機循泵A，在裝上電磁閥線圈之后檢修人員進行檢查時發(fā)現線圈帶電，進一步檢查發(fā)現是

40、N-90有“出口門打開”的輸出指令，經處理后恢復正常。10：15 循泵A經檢修處理后，試轉正常后投入備用。原因分析：設備部熱控專業(yè)分析：按照原設計，循泵出口蝶閥在打開時電磁閥通電，而在關閉時電磁閥才失電，因此只要循泵運行，其出口門電磁閥就通電，長期通電造成電磁閥溫度較高，久而久之會造成絕緣下降，導致電磁閥線圈燒損（本電磁閥自機組調試投產以來已運行了10 年），這是造成循泵A出口碟閥關閉、跳閘的直接原因。防止對策： （1）更換電磁閥線圈。設備部 徐華剛負責 2003年3月31日完成。 （2）修改控制邏輯，在循泵出口門關閉后清除N-90“出口門打開”的輸出指令。設備部 張為竹負責 停機時完成。粉煤

41、灰#2裝船回風機因軸承長期進入煤粉卡死，引起電機過流燒壞 2月26日18：00左右，粉煤灰運行人員啟動#2裝船回風機， 開始向船上裝干灰。20：00左右，運行人員聽見#2裝船回風機有異音，檢查發(fā)現電機有異味，即停止該風機運行。 27日下午，經檢修部電氣班檢查，#2裝船回風機電機有一相絕緣值偏低，經解體發(fā)現軸承進灰并卡死。#3機空側密封油排煙風機B跳閘（符合公司二類障礙及異常條例4.15條）簡要經過： 3月25日23：23，#3機空側密封油排煙風機B跳閘，查為過流保護動作，由于A風機在檢修未聯動，造成油箱壓力開關報警。運行人員立即將其開關復位，密封油排煙風機B隨即啟動，運行正常。原因分析： 設備

42、部電氣專業(yè)認為：本次事件是由排煙風機瞬時性負荷增大（如葉片積灰等）及熱偶定值偏移（熱偶片定值在額定電流的1.5倍）引起。#2爐吸風機A電機冷卻風機A運行中跳閘3月5日夜班，#2爐吸風機A電機冷卻風機A運行中跳閘，查為過負荷保護動作，運行人員測量其馬達絕緣合格，就地檢查無明顯異常，但經檢修人員放大開關熱偶保護定值后試轉，一段時間后后仍跳閘，最后確認馬達有問題，作更換處理后正常。3、#4機真空泵A一啟即跳 3月5日早班，運行人員在進行定期工作時，#4機真空泵A一啟即跳，查為長延時過流保護動作，電機絕緣合格。進一步檢查發(fā)現開關的一付位置觸點松動，造成啟動指令無法發(fā)送至開關，經檢修人員處理后正常。#1

43、爐A引風機軸冷風機A跳閘3月19日早班，#1爐A引軸冷風機A過負荷跳閘，備用風機聯動，就地檢查電機較燙。經檢查風機有問題，作更換處理后正常。#2機低加疏水泵B運行中跳閘，電機進水損壞（符合公司二類障礙及異常條例3.23條）簡要經過：4月18日B值中班，23：25#2機低加疏水泵B突然跳閘，疏水泵A聯動正常。運行人員檢查電機開關過流保護動作，電機接線盒處冒煙，隨即將開關拉電，測量電機絕緣為不合格，打開位于電機上部的接線盒，發(fā)現內部有水，電機已進水損壞?，F場檢查為#1爐給煤機層西側水池的進水管（接自工業(yè)水）有沙眼在噴水，因工業(yè)水系統一時無法隔絕，故通知檢修人員作應急處理，4月21日，在隔絕工業(yè)水系

44、統后，由行政部水電班人員作了換管處理。原因分析：#1爐給煤機層西側水池的進水管的沙眼漏水是造成電機進水損壞的直接原因。經現場檢查確認，#1爐給煤機層西側水池的進水管沙眼噴水，使水落至爐5m處南側電纜橋架，再通過低加疏水泵B電機的電纜保護管逐步進入電機接線盒，然后進入電機。4月19日上午，電氣檢修人員拆開電機接線盒處的電纜保護軟管時，還從中放出許多積水。 另外，該處漏水早在2002年12月22日就被運行人員發(fā)現并填有缺陷單，工單號為8914，當時是填給檢修部的，檢修部有關人員到現場確認后，認為是行政部的，故于12月23日將該缺陷單點檢并將消缺部門轉為行政部（行政部未投用EAM系統）。按規(guī)定，負責

45、全廠EAM“未及時消缺”管理的運行部會在2天后發(fā)現這個“未及時消除的缺陷”，但在隨后的一周內，運行部并沒有向早會提出此缺陷，而且于2003年1月2日由運行部的缺陷管理員將這張設備缺陷單作了刪除處理，雖然缺陷管理員講當時將這張缺陷單填寫的內容通知了行政部水電班人員（具體何人不詳），但行政部講并沒有接到此類電話。我們認為：行政部有關班組未對日常所使用的設備進行定期檢查，未能及時發(fā)現該缺陷并將之消除。運行部的缺陷管理員在未得到行政部消缺結束的通知就將該缺陷單作了刪除處理，運行部也未將該缺陷作為“未及時消除的缺陷”提出，并通知到達行政部，而且在以后一段相當長的時間內沒有再次報告此缺陷，使該缺陷長期得不

46、到處理，并造成缺陷擴大，這也是造成這起障礙的重要原因。防止對策： （1）更換水池進水管，修復進水隔絕門。行政部 薛春光、檢修部 李嘵東負責，2003年4月完成。 （2）對未使用EAM系統的部門，運行部應將EAM缺陷單轉為書面的缺陷報修單通知有關部門，等該缺陷消除后，才能將EAM缺陷單結束。運行部 楊海亮負責，即日完成。 （3）建立對生產現場所轄設備進行定期檢查的制度。行政部 李清和負責，2003年5月30日完成。#2爐一次風機B電機軸承損壞被迫停運 （符合公司二類障礙及異常條例3.1及3.23條） 簡要經過： 4月10日A值夜班，#2機組B、C磨運行，AGC方式。1：00左右，運行人員發(fā)現一次

47、風機B電機前軸承溫度有小幅上升（5060度），就地檢查無異常，聯系檢修值班人員到現場。2：00左右，電氣檢修值班人員對其前軸承加少量油。5：30運行人員巡檢時發(fā)現一次風機B有異音，前軸承溫度有小幅度上升，即又聯系檢修值班人員到現場。5：50電機軸承冒煙，軸承溫度快速上升，運行人員立即投油槍、打閘B磨、全開一次風機A擋板、關一次風機B出口風門、然后緊急停運一次風機B。維持一次風機A運行，一次風壓900MM水柱，C磨運行及多層油槍運行，負荷約130MW。當天檢修人員對電機進行了解體檢查，發(fā)現承重軸承（滾柱NU228C3）、定位軸承（滾珠6228C3）均有不同程度的損傷，負荷側軸頸彎曲。在更換電機軸

48、承和進行軸頸車削、刷涂等處理后，一次風機B電機于4月11日7：00重新啟動投入運行，目前運行情況良好。原因分析： 從軸承損壞情況來看，先是承重軸承的滾柱或保持架損壞，然后導致定位軸承的損壞。由于電機的負荷和轉速都比較高，因此軸承損壞的速度很快。軸承損壞的原因應與產品的質量有關，但軸承損壞的確切原因還需要各方面做更深入的工作。暴露問題：事后在操作員站的記錄中查出，從4月9日12：10電機前軸承溫度就有異常升高，到17：12最高達76，比正常值高出30多度，而后在63波動，但由于溫度高報警定值過高，運行人員不能及時發(fā)現并未通知檢修值班人員處理。 （1）運行人員加強對主要輔助設備的各類軸承溫度的定期

49、檢查，及時發(fā)現異常，及時聯系處理。運行部 張躍中負責，即日完成。 （2）對一、二期機組六大風機的實際溫度進行統計分析，提出合適的溫度高報警定值，報生技部批準后修改。設備部 楊宇谷負責，2003年5月31日完成。#2機三次風機A跳閘 4月23日D值夜班6：13，#2機三次風機A跳閘，B聯動正常，查為過流動作，將抽屜開關拉出時面板發(fā)燙，有較強的焦糊味，查為開關內一次線絕緣燒損，測馬達絕緣正常。分析認為，雖然該電機僅55KW，但長期在額定電流（110A）下運行，發(fā)熱較大，由于馬控的MCC抽屜開關密封性較好，不利于散熱，容易誘發(fā)此類故障。#4燃油泵小修試轉時電機損壞（符合公司二類障礙及異常條例3.23

50、條）簡要經過： #4燃油泵電機自投運以來，前軸承溫度及線圈溫度就較高，夏季該軸承的外殼溫度長期高于90，須外加風扇冷卻。為了保證今年的迎峰度夏，4月17日，燃料部對#4燃油泵電機（絕緣F級、160KW）進行了小修，更換了前后軸承（未抽電機轉子），小修前后分別測量線圈對地絕緣均為500M以上（線圈直流電阻和相間絕緣電阻未測）。4月18日電機修復安裝到位，因#4機組大修，其動力和控制電源未恢復，故到4月30日下午才安排試轉，但試轉時電機一轉即跳，檢查開關過流保護動作, 測量線圈對地絕緣僅為1M，燃料部即安排拆下、采用外加熱源法進行干燥，3小時后線圈對地絕緣上升到50M，當時還測得線圈三相直流電阻平

51、衡（0.01）。5月1日早上，再測線圈對地絕緣時就有所下降（40M），又烘半小時后達到50M以上，才安裝接線。5月4日上午9：30，油泵房運行人員啟動#4燃油泵進行試轉，但電機剛起動即跳開關，拉電后測電機線圈對地絕緣為零，進一步檢查電機下端線圈相間絕緣擊穿，引線燒斷，當天即送江陰澄西船廠檢修，經解體檢查，發(fā)現電機繞組有絕緣老化、匝間短路的現象，5月10日，電機修復（更換了線圈和接線樁頭），5月11日13：50，試轉正常、投入使用。原因分析： 燃料部分析認為：#4燃油泵電機長期滿負荷運行，線圈溫度較高引起了絕緣老化，小修后又沒有及時投用，加上正逢連續(xù)陰雨天氣，引起線圈受潮絕緣降低，構成了線圈絕緣

52、薄弱點，試轉時受到沖擊即引起電機絕緣擊穿，造成了線圈匝間和相間短路，電機引線燒斷。結合以上情況，電機試轉前線圈絕緣老化、受潮、絕緣降低是造成電機損壞的主要原因。防止對策： （1）完善檢修工藝，電機小修項目中加入線圈直流電阻和相間絕緣電阻的測量。燃料部 毛英杰負責，2003年6月30日完成。 （2）電氣專業(yè)制訂電機檢修如何防潮的具體措施。燃料部 毛英杰負責，2003年6月30日完成。#1爐一次風機B電機軸承損壞（符合公司二類障礙及異常條例3.1及3.23條）簡要經過： 5月8日B值中班，22：00因輸煤系統有故障，經聯系調度同意，#1機組減負荷至240MW 左右，TF方式， B、C、D磨運行。2

53、2：20 #1爐一次風機B振動高報警（VMS顯示7.1um），就地檢查發(fā)現電機靠背輪側軸承有異音，運行人員隨即投槍穩(wěn)燃、聯系檢修、調整一次風機出力。22：25打閘B磨，22：28就地報告電機靠背輪側軸承有火星，運行人員即將D給停運、D磨打閘，停運一次風機B，維持一次風壓正常，機組降壓降負荷至120MW左右。一次風機B停運后，電機線圈溫度由76度升到107度、振動最高到過12.36um，而且惰走時間短、異音增大。該電機后送上海電機集團電機修理站處理，于5月12日修好裝復，8：30試轉正常、投入運行，機組逐步恢復帶負荷投AGC。原因分析： 經解體檢查，發(fā)現電機負荷側的承重軸承及定位軸承（NU228

54、EC，6228C3）均因過熱損壞嚴重，并造成電機轉子及定子的輕度磨損。設備部、檢修部、生技部分析認為：軸承潤滑不良使承重軸承銅柱架磨損、間隙增大，由此產生的撞擊力導致柱架破裂，并引起導向軸承損壞，因此軸承缺油是軸承損壞的主要原因，而電機所處環(huán)境通風不良是電機軸承損壞的次要原因。暴露問題： （1）電機給定的加油周期太長。 （2）檢修人員加油的方法不一定能保證達到規(guī)定的加油量。 （3）電機軸承溫度取樣點偏離軸承較多、溫度元件插入深度未到位（經解體檢查，電機前軸承溫度取樣點偏離軸承外圈約20mm，溫度元件與取樣點底部尚有8mm的間隙）。 （4）VMS 上電機軸承溫度測量數值不變的缺陷，未得到及時處理

55、。防止對策： （1）修改軸承加油脂標準，報生技部批準后執(zhí)行。設備部 楊宇谷負責，2003年6月30日完成。 （2）探討期一次風機電機軸承溫度取樣點改動的可行性。設備部 楊宇谷、 張俊負責，2003年6月30日完成。#1機組A小機并泵時低流量保護動作跳閘 6月8日E值夜班， #1機組降負荷、停小機A，停一次風機B更換電機，6：00工作結束，起一次風機B正常。6：40運行人員將小機A沖轉后準備并泵，當升速至3580RPM時，低流量保護動作跳閘，當時再循環(huán)閥手動全開,出口門則保持在開位。復位再次沖轉至3500rpm后,又發(fā)出流量低低報警，但這次瞬間恢復。該事件由再循環(huán)閥設備問題引起，已重復發(fā)生多次。

56、#4機A小機前置泵軸承大修出現質量問題，造成軸承損壞 6月19日，#4機A小機前置泵的設備管理者在設備點檢時發(fā)其軸承室潤滑油比較混濁，用聽音棒檢查，發(fā)現電機側軸承有異音，即聯系檢修人員更換潤滑油。但在隨后進行的精密點檢時發(fā)現該軸承的故障頻率仍然存在，立即匯報有關領導要求解體檢查。6月26日D值早班，13：30運行人員啟#4機電泵，退A小機、隔絕A泵，交檢修人員對故障設備進行解體檢查（#4機組大修時此設備是由安徽平圩電廠檢修公司負責進行解體檢修的），發(fā)現電機側甩油環(huán)磨損嚴重，檢修人員更換了軸承、甩油環(huán)、密封件。6月27日中班檢修工作結束，23：40 小機A并泵，停電泵投自動備用。#2機組循泵B運行中跳閘（符合公司二類障礙及異常條例3.14條）簡要經過： 7月8日C值中班，#2機組AGC方式，負荷270MW，兩臺循泵運行，循環(huán)水母管壓力0.93bar。19：51 BTG盤出現“循泵A/B跳閘”、“出口碟閥無效”等報警，但檢查VMS發(fā)現循泵B在運行，而其出口碟閥顯示黃色，循環(huán)水母管壓力已跌至0.42 bar，19：53循泵B跳閘。運行人員立即赴就地檢查循泵B已停運，出口碟閥關。熱控人員檢查循泵B出口碟閥的電磁閥、控制電纜等外部設備正常。當天晚峰后，運行及熱控人員再次啟動循泵