发电机设备范文

发电机设备范文（精选12篇）

发电机设备 第1篇

设备管理的前沿是设备点检, 传统的设备点检是靠人的感觉和经验判断设备状态, 可靠性低。用简单的仪器进行测试无法找出设备隐患, 通过设备状态点检及精密诊断能够发现设备早期故障。

二、通过数据分析掌握设备状态

设备状态点检系统具有简便的、图形化的数据分析功能。按信号处理方式的不同, 设备状态点检包括时域分析、趋势分析、频域分析和专用分析 (如共振解调) 。不同的分析方法都有其专门用途。各项点检数据上传后系统可自动生成频谱图, 通过频谱图等的分析, 可判断出设备故障原因并预测出设备劣化趋势。时域分析可直接对设备故障作出初步判断, 包括时间波形图、棒图等。趋势分析可获得设备状态发展的趋势。包括趋势图、历史趋势图、单个测点的多特征参数趋势图、多个测点的测量值趋势图等。频域分析的目的是将构成信号的各种频率成分都分解开, 以便进行振动源或故障源的识别, 包括幅值谱、倒频谱、多个测点的多频谱、瀑布图、窄带包络分析等。专用分析的目的是提高信噪比, 突出频谱中故障特征频率成的谱线。

三、诊断实例

1. 实例1:

3#1750高炉发电机型号为QFRW2-15-2-10.5, 功率15MW。2012年1月8日, 由离线点检测振动数椐 (为电机负荷端轴承座振动数椐) 显示, 速度值水平方向为18.26mm/s, 通过频谱分析1倍频、3倍频为主要频率, 初步诊断为转子动不平衡、不对中、松动、轴瓦有损坏现象。但机组在线3#TRT机组的轴振动检测报警系统采用vibro-meter公司的VM600产品, 显示轴位移的数椐为16UM (此系统没有分析诊断功能) , 车间维修人员认为无故障, 专业诊断人员通过检测壳振动数椐及频谱等认为有故障, 建议尽快对机组进行检修。2012年1月10日机组进行检修发现轴瓦已振坏, 更换轴瓦后机组开机, 振动数椐降为10.93mm/s, 3倍频下降, 1倍频仍偏大, 2012年1月14日再次停机做现场在线动平衡, 负荷端加300g, 再次开机振动降为2.36mm/s, 机组正常运行。如果没有发现此故障, 将造成更大的设备故障。

见图1时域分析、图2频谱分析、图3振动趋势。

2. 实例2:

150t干熄焦发型号N25-8.82, 额定功率25MW, 额定转速3 000r/min。

2011年6月13日150t干熄焦锅炉中修更换炉管时, 同步机组中修实施的检修项目: (1) 汽轮机开盖离线进行转子高速动平衡。原计划为低速动平衡, 汽轮机转子吊出后发现电轴径处出现磨损, 随确定汽轮机转子返厂修复轴径并进行高速动平衡。 (2) 汽轮机轴承中心, 顶部、侧间隙, 紧力调整。 (3) 上下汽缸轴封、汽封、油挡更换并调整间隙。 (4) 油口及油囊清理调整, 速关阀漏油修复。 (5) 调节汽阀拆检及阀杆漏汽处理。 (6) 盘车润滑油管渗油处理。 (7) 更换注油器。 (8) 发电机、励磁机清灰。 (9) 润滑油箱清理换油。7月14日汽轮机中修结束, 16日暖机、冲转, 12:20发电并网, 发电负荷增至15 000k W前, 振动符合要求, 15:30发电负荷在15 000k W时左右振动突然增大, 2#、3#在线监测 (此系统没有分析诊断功能) 轴振动达到110μm, 随降低负荷, 当负荷降至4 000k W时, 2#、3#轴振动仍达90μm, 机组不能继续维持安全运行。19日决定停机4天进行问题检查和排除。汽轮机发电机组于19日20:15解列停机。汽轮机经过降温后, 21日开2#和3#轴瓦大盖后, 复查机组中心及各间隙、轴瓦紧力。中心复查时, 发现发电机中心比汽轮机中心高150μm, 端面间隙也发生了变化。随进行调整, 发电机中心调至低于汽轮机轴10μm, 3#轴瓦紧力调整至50μm、4#轴瓦紧力调整至60μm。调整完毕, 22日16:35, 机组并网试运行, 发电并网后, 经测量振动依然过大不符合运行要求, 用设备状态点检监测获取壳振动时域波形、频谱图振动见表1、2。

测点:150t干熄焦发电机、汽轮机水平。

动态分析结论:此发电机单从频谱上分析是转子平衡不好。分析见表2。

测点:150t干熄焦发电机底座垂直。

动态分析结论:此测点位为2#瓦底座位, 基础松动存在。

故障进一步分析:通过以上两个测点位分析, 转子存在不平衡, 频谱分析1倍频的故障机理有许多, 转子不平衡、基础松动, 不平衡是振源, 但松动是放大器, 基础台板松动的原因是由于长期汽轮机轴端漏水汽将基础台板下面水泥混合层破坏, 原因查出后进行处理, 对这个位联接长丝杆紧固处理不起作用, 采取了将台板与汽轮机平台焊在一起的方法, 试车后振动仍很大, 做在线机组动平衡也只能将原有的振动速度降一半左右。7月23日至24日, 省电力科学研究院人员对机组进行了在线频谱分析及在线动平衡, 先后3次共加平衡重量约1 400g。试机后2#瓦水平振动速度值降为5.7mm/s, 振动速度值降一半, 于24日14:30并网发电, 机组运行至今。

3. 实例3:

400m2烧结机汽轮机发电机组于2011年8月10日因振动传感器信号线短路突然跳机, 再次冲转运行时在线振动监测显示 (此系统没有分析诊断功能) 轴振动124μm, 经检修人员对汽轮机对中进行调整后再次运行仍在83μm, 达不到良好指标, 2011年8月13日对汽轮机进行设备状态测试振动数椐见表3。

测点:400烧结机汽轮机发电、发电机负荷端。

动态分析结论:从频谱上看汽轮机存在严重的不平衡或轴弯曲。

2011年8月14日在线做动平衡, 发电机负荷端先后3次共加平衡重量约300g, 壳振动速度值降为2.3mm/s, 轴振动降为17μm, 达到了良好的运行状态。

四、结论

1. 设备状态点检可掌握汽轮机发电机组振动故障诊断分析的振动趋势, 根椐设备的振动状态制定检修方案, 减少了过修或欠修, 从而节约了资金。

2. 设备状态点检, 状态数椐维修是根据设备的实际状态进行检修, 因此必须实时监测分析设备状态, 在故障发生的潜伏期便可根据状态检修使设备缺欠及时得到处理。因此基本上消除一般性故障。

3. 由于按实际需要进行检修, 防止了检修过剩, 从而消除了由于多余检修而带来的新的故障。

摘要：通过对发电机组的点检和在线状态监测, 准确判断出设备运行状况劣化程度, 为及时有效地实施维修提供数据支持。

关键词：发电机组,机械振动,诊断分析,设备状态点检

参考文献

[1]牛阴忠.设备故障的振动识别方法与实例[M].冶金工业出版社, 1994.

[2]夏根福, 孙蕙庆.风机不平衡与基础松动故障共存时的振动分析[J].振动与冲击, 1995, 14 (2) :44—47.

[3]韩捷, 张瑞标.旋转机械故障机理及诊断技术[M].机械工业出版社, 1997.

风力发电设备管理论文 第2篇

目前，我国的风力发电设备在管理方面还没有形成相对比较完善的体系，在实际的运行中，主要是依据相关的发电设备的评价和规则来进行制定。其中存在的指标类型有很多，包括可利用率、运行系数以及利用系数等等。具体来说主要表现在以下几个方面：

1.1风电机组运行状态

要想对风电机组的运行状况进行深入了解，需要对其运行的实际状态进行分析。

1.2风电设备管理指标

1.2.1单台风电机组可利用率。具体来说，在风电机组可利用率的计算中，要严格按照科学的计算公式来进行，如下所示：单台风电机组的可利用率=可用小时数/统计期间小时数100%从这一公式中可以看出，单台风电机组的可利用率和可用的时间以及统计期间的时间和经过维修之后的使用寿命之间存在着密切的联系。只有相关的数据进行掌握，然后通过精密地计算，才能够实现风电机组运行的安全性和可靠性。另外，在对其进行检修和维护的过程中，需要对相关的.故障问题进行分析，因为，故障问题的出现会直接影响到风电设备的可用效率，进而对管理指标的建立产生严重的影响。

1.2.2单台机组运行系数。单台机组的运行系数主要是在固定的周期范围内，机组的运行状态和所用时间之间的关系。在对这一参数进行计算的过程中，需要充分考虑到电网系统的整体状态，同时还应该将不通风速作用下的电网系统运行状态考虑到其中。和单台机组的可利用率相比，单台机组的运行系数完全可以反应机组调度情况。

1.2.3单台机组利用系数。这一参数就是指单台机组的发电量在经过折合之后运行的时间，这一系数可以对设备的运行强度进行反应。同时，机组的磨损情况也可以通过这一参数来进行预测。可见，在对风电企业的发电设备进行管理和控制的过程中，对电台机组的利用系数进行计算和预算具有较大的实际作用。

1.2.4单台机组的处理系数。这一系数和单台机组的可以利用率相对，更能够对机组的运行效率和实际的产能情况进行反应。另外，还可以根据风速和风量的大小来进行具体的区别。由于单台机组的的处理系数涉及到机组运行中产生的其他不同的系数，所以具有较大的复杂性。需要工作人员对这一问题加强重视，同时根据已有的系数和运行情况来对不符合机组运行的部分进行细致得调节和改进。充分应用单台机组的处理系数，提升设备管理指标体系的科学性。

1.2.5单台机组非计划停运有关指标。具体来说，从单台机组的分计划停运方面可以看出，主要涉及到的参数类型主要有以下几种：单台机组非计划停运系数、停运效率、发生率等等。从这些参数中可以看出计划停运和非计划停运的具体状态，从而对发电设备管理指标体系的建立提供重要的依据。

2、对现行风力发电设备管理指标的改进及分析

2.1完善风力发电设备管理指标的价值化评价

现行风力发电设备管理指标重实物形态、轻价值形态评价。因此，应该由原来单一的为保证完成生产任务转向为实现企业总的经营目标，由原来以技术指标为主的考核内容转向为技术与经济相结合的考核内容。设备资产保值增值率的计算应考虑设备实际完好率对于期末设备总净值的影响。设备利润率指标数值越大，说明单位设备资金额取得的经济效果越明显，它是企业设备管理工作在保证与推动有效生产情况下对企业经济效益所起综合作用的具体体现。

2.2功效系数法在风力发电设备管理指标体系中的应用

设备管理水平的提升就是寻求最佳平衡点。可以对多指标进行加权综合评判，按照相互矛盾指标的重要程度加权，评价其综合指标值。也可以寻求相互矛盾指标各自的最佳点来评价。

2.2.1评价指标的无量纲处理。首先通过数学变换对设备管理各项评价指标进行无量纲处理。这样做的目的是将各项评价指标的实际值分别转化为可以同度量的设备管理指标分数。只有这样才能把多个异量纲的评价指标综合成一个总评价值。

2.2.2按各评价指标分数及其对应的权重，应用加权几何平均法计算出设备管理指标体系综合分数，然后依据档次标准，对企业设备管理工作作出整体评价。

2.3其他设备管理指标的有益补充

设备现场管理考核指标。反映设备生产现场的维护水平，包括反映生产现场6S活动开展和水平的指标，以及6S活动过程中发现的“6源”问题的解决情况。设备维修管理指标。例如，设备维修成本指标：备件资金周转率、维修费用占生产成本比;设备维修质量指标：设备大修返修率、维修计划的准确率、带缺陷运行机组比率等。

3、结束语

核电厂电机设备状态及管理对策 第3篇

【关键词】核电厂；电机；缺陷；设备状态；管理对策

1.电机相关缺陷介绍

作为电力拖动的执行机构，电机在生产中起着举足轻重的作用，一台电机的故障，往往导致一个系统或者一条生产线的失效。在生产中尤其以三相异步电机应用最为广泛，在我厂电机设备中，占90%都是三相异步电机。

电机故障种类繁多，原因复杂，集电气与机械部件于一体。三相异步电机的故障一般为两大类：一是电磁方面的故障，大多发生于绕组，如绝缘损坏、导体及其回路接触不良、断线、短路及接线错误等 ；二是机械方面的故障，如轴承、端盖、铁心等零部件的松动、磨损、变形、断裂及润滑不良等 。两类故障区分：当电机通电动转时，故障现象存在，切断电源后，故障仍然存在，说明是机械方面的故障；若切断电源后，故障现象随之消失，就说明一般是电磁方面的故障。在运行中，电机的电磁故障还包括控制保护制备的故障。电机的机械故障则还可能是由于联轴器或机械设备的故障所引起的。

2.电机设备状态及缺陷处理

电动机作为核电厂的主要驱动设备，在核电厂的生产运行中也处于非常重要的位置。大到主泵电机，小到仪控、电气各板卡上的冷却风扇，无处不见它的身影。我们统计了核电厂一个燃料运行期间的电动机相关故障，并对其进行原因分类与汇总，结果如下：

电机相关设备共产生缺陷128项：

异音、振动相关：53项（大部分是轴承异音，同时伴随着设备振动上升）

绝缘相关：21项（定子绕组）

其余故障包括：运行时温度高，设备不能启动，卡涩（传动机构），联轴器故障，轴弯曲…等。

大量故障的统计分析发现，电机故障按其原因分，轴承类故障占38.5%，绕组类故障占39%，其他的一些故障分摊剩余的比例。从统计的数据来看，轴承类的故障占了41%，绕组类的故障占了16%，与总的故障比例差不多。

3.电机设备管理的长期对策

随着核电厂运行的时间越长，设备的老化程度越来越严重。电机作为长期带载的设备，并且由于运行时电磁力、温度、磨损各方面的影响，其可靠程度也会随之降低。如何将其可能造成失效的缺陷减至最小，或者如何将其失效的影响减至最小，我们应该对电机的长期管理制定相应的策略。

3.1加强润滑管理

众所周知，润滑与运转设备息息相关，是保证和改进设备高效、正常、长期运转的基本手段，是运转设备的命脉。润滑是设备的血液，对于设备正常运行起着重要作用，对于电机相关的轴承缺陷也是如此。据统计至少有40～60%以上的轴承故障是由润滑不良引起的。这足以说明润滑在电机中（设备中）的重要地位（见图1）。

设备润滑已不是一个简单的技术问题，而是一个管理问题。设备润滑不只是改变了维修，同时对环保、节能、增效、安全等多项事业产生深远的影响。SKF 轴承制造商是世界最负有盛名的公司，它们通过大量试验，深入研究了负荷、油液粘度、颗粒污染物等各种因素对轴承寿命的影响并得出结论：即清除润滑油中 2-5 微米固体颗粒，滚动轴承疲劳寿命可延长到原来的 10-50倍。而全世界的各研究机构也得出合理的轴承润滑对于电机的运行影响是巨大的。

根据以上的研究结果对于改进核电厂的润滑管理我们提出如下建议：

◆从观念上对润滑进行重新定位。

◆建立与完善相应的规章制度，强化润滑管理，建立电机及其相应润滑油、脂的品种台帐数据库，并制订相应的润滑周期。

◆从人员配备上，应有专职的润滑管理人员或者是油品管理人员。

◆在润滑油品的更新换代上，合理规划。

◆推动自动添加油脂工作的开展。

◆实施油、液监测技术，防范和避免突发设备故障的发生。

3.2实施SRCM，进行以可靠性为中心的维修

随着核电厂设备服役时间的逐步延长，部分电机老化，对其维修要求愈来愈严，维修地位也显得重要。长期以来，人们认为预防工作做得越多，修理周期越短，设备越可靠。这就是我们沿用多年的预防性维修思想。而根据对故障数据的统计分析却表明，定期维修对许多故障的控制并不起作用，有时定期维修并不能保证维修后的零件在固定期限中不发生故障的几率减小。过多的拆修反而易产生人为故障，增加维修消耗，降低维修效率。

以可靠性为中心的维修是现代维修理论的核心。是从系统的观点看问题，视维修对象的研制、设计、制造、使用与维修都是与维修有关的环节，各个环节都围绕着可靠性这个中心进行工作。这种维修思想也是对传统的“以预防为主”的维修思想的继承和发展。随着可靠性理论的深入研究，可靠性技术在设备设计、制造和试验中的广泛应用，由于在设备使用、维修中重视了数据资料的积累和处理，使得掌握设备零部件及总成的故障有了可能。根据这些情况的变化，人们对维修的认识由原来的“工作—磨损—故障危及安全”，演变为“采取积极有效的措施，控制设备可靠性下降的因素，以保持恢复设备的固有可靠性”。

通过对设备可靠性诸因素的分析，科学地确定维修工作项目，优选维修方式，确定合理的维修周期，只做必须做的维修工作，使设备的可靠性得到恢复，同时又能节省维修时间和费用。

对于可靠性为中心的维修，见图2（SRCM的分析流程图）。对于可靠性为中心的维修，我们应进行相应的工作：

◆接受可靠性为中心的维修的理念。

◆由于核电厂运行的特殊性，我们应该以SRCM作为一种工具来完善我们的维修体系，使我厂能够安全、稳定地运行。

3.3引进更多的状态监测手段

设备的状态监测通常是指通过测定设备的某一特征参数（如振动、温度），来检查其状态是否正常。设备故障诊断技术是通过了解和掌握设备在线使用的状态，对设备可能要发生的或已经发生的故障进行预报、分析、判断，确定故障性质、类别、程度、原因、部位，指出故障发生和发展的趋势及后果，提出控制故障继续发展的措施，通过采取调整、维修、治理的对策消除故障，最终使设备恢复正常状态。

状态监测现在分为离线监测及在线监测。离线仪器主要有多功能数据采集器及其配套软件、红外热像仪及其配套软件、轴承听诊器，测振仪、点温仪、转速表等监测设备。而在线仪器则包括电机电气数据采集，如通过对设备运行时的电流，电压进行采样并进行相应的分析，从而确认电机的状态。

对于状态监测，我们提出如下建议：

◆引进更多状态监测的手段，不仅仅包括现有的测振，测温，还应该包括电气状态监测等手段。如：转子断条诊断；匝间短路诊断；谐波分析诊断等等。

◆制定合理的状态监测的频率，关键、重要设备的状态监测频度可以设置频度多一些，对于这些设备的安全、可靠运行更有保障。

◆建立状态监测的数据库及应用平台。使更多的设备管理人员能够使用到状态监测数据，从而对设备的运行有了更好的了解，同时也为今后的设备管理提供数据基础。

4.结束语

设备管理是一个持续改进的过程，它需要针对设备本身的状态变化不断调整。我厂的电机设备随着服役日期增加，状态日益老化。针对这种情况如何将一些先进的设备管理技术与手段运用到实际生产中来就需要我们每个人的努力。

发电机设备 第4篇

现象:定子电流表、有功、无功表剧烈摆动, 定子电压, 主励磁机转子电流表也同步摇动;发电机发出鸣声的节奏与表计摆动合拍。处理:增加励磁, 必要时适当减少有功, 如连续振荡3-4分钟, 处理无效, 应与系统解列。

2 发电机自动跳闸

处理:检查继电保护动作情况;人为误碰跳闸, 应立即把发电机与系统并列;燃机保护动作, 在燃机方面恢复正常后, 即可把发电机并列;失磁保护动作或过励磁电流保护动作, 在检查400周永磁发电机输出小开关及400周磁场开关FCS正常, 自动电压调节装置 (MAVR) 正常后, 即可把发电机与系统并列。

主变差动保护动作, 根据变压器运行规程处理;带电压控制过流保护、负序过流保护、高/低周波保护、高/低电压保护动作, 若确定由系统故障引起, 在检查发电机一次回路无异常后, 即可把发电机并列, 如故障原因不明, 按差动保护及定子接地保护动作处理;逆功率保护动作, 若因机组甩负荷引起发电机跳闸, 在查明机组甩负荷原因后, 即可把发电机并列;差动保护动作, 定子接地保护动作, 应详细检查保护范围内的全部设备, 如无明显故障, 测量发电机绝缘合格后, 可将发电机零起升压, 并监视电压、电流大小正常后将发电机与系统并列。

防火系统动作引起发电机跳闸, 应检查防火系统保护动作原因, 待原因查明后, 将发电机与系统并列;发电机振动高引起发电机跳闸, 应查明事故原因后把发电机与系统并列;超速保护动作引起发电机跳闸, 应检查发电机转速是否真的超速, 若因速度传感器失效, 更换速度传感器后可将发电机与系统并列, 若NP转速确实大于3300转/分, 则要查明事故原因后方可把发电机与系统并列。

3 发电机保护拒动处理

现象:发电机电流表指针满偏, 发电机电压表指示值比正常值减小;发电机主励磁机励磁绕组电流表指针突然满偏或突降到很小或零, 发电机功率表摆动。

处理:运行人员应汇报值长, 并在值长的统一指挥下, 快速手动降低发电机有功负荷到5MW左右, 并手动断开发电机开关。停机开关, 使发电机与系统解列。

4 励磁系统异常运行及故障处理

4.1 过励磁

现象:发电机定子电流、主励磁机励磁绕组电流突升, 过励磁限制器和过励磁监视器可能动作, 可能引起MAVR自动电压调节器转换到手动电压调节器运行。

处理:如未切至手动电压调节器, 过励磁限制器会自动参与调节励磁电流的大小, 且运行人员可以手动减小励磁电流大小, 如仍不能减小励磁电流, 手动切至手动电压调节器工作方式, 并调整励磁;若过励磁监视器动作, 电压调节会自动从自动调节器切至手动电压调节器, 手动调节励磁若仍不能调节励磁电流大小, 可采取降低发电机有功出力, 观察发电机运行是否稳定正常, 励磁电流是否下降, 如果励磁电流仍上升, 说明励磁回路可能有故障了, 运行人员应快速降低发电机有功功率至零, 若励磁过流保护仍未动作出口, 可手动断开发电机开关。

4.2 低励磁

现象:主励磁机励磁绕组电流突降, 发电机定子电流可能会增大, 也可能减小, 低励磁限制器和低励磁监视器可能动作, MAVR自动电压调节器可能转换到手动电压调节器运行。

处理:如未切至手动电压调节器, 低励磁限制器会自动参与调节励磁电流的大小且运行人员可手动增加励磁电流, 若手动增加励磁无效, 立即手动切至手动电压调节器工作方式, 并调整励磁;若低励磁监视器动作, 电压调节会自动转换到手动电压调节器工作, 若手动调节励磁能使发电机运行正常, 说明MAVR故障, 若手动调节励磁仍无效, 说明励磁回路有断路故障, 运行人员应快速降低发电机的有功功率至零, 在此过程中, 失磁保护可能动作出口, 跳闸发电机开关和磁场开关, 若失磁保护没有动作, 运行人员可以手动断开发电机开关。

4.3 电压瞬时过高过低

现象:发电机机端电压, 瞬时突升或突降, 引起自动电压调节器 (MAVR) 电压监视器动作, 发电机电压调节自动转换到手动电压调节器工作。

处理:调节手动电压调节器使发电机电压正常, 再按MAVR面板上复归按钮, 按照“手动”转“自动”电压调节器操作步骤执行, 再将电压调节转换至“自动”电压调节器工作。

5“自动”电压调节器与“手动”电压调节器相互切换的操作步骤

5.1 由“自动”电压调节器工作切换至“手动”电压调节器工作

因手动电压调节器具有自动跟随器电路, 能自动跟随自动电压调节器的输出值, 当零平衡表指示为零时, 表示“自动”与“手动”输出相等, 此时可将电压转换开关90VT切至“手动”, 即完成了由“自动”电压调节器切换至“手动”电压调节器工作;若当“自动”电压调节器出现故障或励磁监视器、电压监视器动作时, 会自动将“自动”电压调节器切换至“手动”电压调节器工作。

5.2 由“手动”电压调节器切换至“自动”电压调节器操作步骤

风力发电设备广告词 第5篇

2. 银风所向，赋能无量。

3. 多用银风，多点清风。

4. 家居好选择，绿色节能宝。

5. 赢得自然，银风能源。

6. 时有银风，能在万家。

7. 成功“渴”能，源于银风!

8. 大爱无声，能动天地。

9. 风劲电生鸣，银风誉满城。

10. 银风能源，经济之风，绿色之风。

11. 能源有限，银风无极限。

12. 银风能源，让风回电转，能源永续。

13. 采风生电，永恒能源。

14. 时代银风，科技保证。

发电厂带电电力设备红外检测浅析 第6篇

电力设备的红外检测诊断是一项简便、快捷的设备状态在线检测技术，任何有一定温度的物体，都会以电磁波的形式向外界辐射能量。所辐射能量的大小与该物体的热力学温度的四次方成正比。利用这个原理制成的红外测温仪，具有不停电、不取样、非接触、直观、准确、灵敏度高、快速、安全、应用范围广等特点，是发、供电设备实施状态检修重要技术监督方法，是保证电力设备安全、经济运行的重要措施。本文就红外诊断的基本原理、红外诊断对象、诊断方法和设备缺陷的判断依据，对红外检测和诊断技术管理工作等方面结合实际进行探讨。

一、电力设备状态红外检测与故障诊断的基本原理

设备故障红外诊断的前提，首先是用红外方法检测到设备运行状态的变化及故障信息。

电力系统的各种电器设备中，导流回路部分存在大量接头、触头或连接件，如果由于某种原因引起导流回路连接故障，就会引起接触电阻增大，当负荷电流通过时，必然导致局部过热。如果电器设备的绝缘部分出现性能劣化或绝缘故障，将会引起绝缘介质损耗增大，在运行电压作用下也会出现过热；具有磁回路的电气设备，由于磁回路漏磁、磁饱和或铁芯片间绝缘局部短路造成铁损增大，会引起局部环流或涡流发热；还有些电气设备（如避雷器和交流输电线路绝缘瓷瓶），因故障而改变电压分布状况或增大泄露电流同样会导致设备运行中出现温度分布异常。总之，许多电力设备故障往往都以设备相关部位的温度或热状态变化为征兆表现出来。

世间万物都会发射人眼看不见的红外辐射能量，而且物体的温度越高，发射的红外辐射能量越强。红外测量通常测量到的是三种合成辐射——本身的辐射、物体表面反射的辐射、大气辐射的能量。只要运用适当的红外仪器检测电力设备运行中发射的红外辐射能量，并转换成相应的电信号，再经过专门的电信号处理系统处理，就可以获得电力设备表面的温度分布状态及其包含的设备运行状态信息。这就是电力设备运行状态红外检测的基本原理。

二、红外诊断对象

只要表面发出的红外辐射不受阻挡的设备，都属于红外诊断技术的有效监测设备，例如：旋转电机、变压器、断路器、互感器、电力电容器、避雷器、电力电缆、母线、导线、绝缘子串、组合电器、低压电器及二次回路等。

三、诊断方法和设备缺陷的判断依据

电力设备巡视是每天必须进行的一项重要工作，其方法一般为通过目测、耳听和鼻嗅等来了解设备的运行情况，其中以目测为主。但目测的方法有着很大的局限性，一些有发展性的缺陷，特别是设备内部缺陷，要等到设备发热到一定程度后才能被发现，这样不但使设备缺陷的及时发现和处理造成延误，而且可能会对运行设备造成不同程度的损坏。

1.电流致热缺陷判断

（1）三相同位置最大相间温差比较法。进行同一间隔设备相同位置接点的最大温差比较，电流致热缺陷分析和判断一般采用本方法。

（2）绝对温升判定法。当设备三相同位置接点均过热时使用本方法。

（3）以环境温度参照体温度作为基准温度与三相过热点进行比较。

选取环境参照体有困难时，可在被检测设备本间隔或其他间隔设备载流导线、导电杆上选取温度较低的部位作为环境温度参照体，以其温度作为基准温度与三相过热点进行比较。

（4）电流致热类缺陷分析中应注意的事项。影响红外分析诊断的因素有：负荷、环境温度、风速影响、其他辐射热源干扰、材料辐射系数、测试距离、仪器参数设置（最高最低温度、环境温度、辐射率）、仪器使用条件。

2.电压致热类缺陷检测与诊断

电压致热类缺陷是长时间带有额定电压的设备由于介电强度降低、绝缘劣化、电场分布不均等所导致的设备局部或整体发热。

电压致热类缺陷绝大多数是设备的内部异常发热，所对应的缺陷都是重大缺陷，是红外检测的重点。

某些致热类缺陷也纳入了电压致热类缺陷去分析和管理，如：并联电容器极板击穿后的异常发热；变压器箱壁漏磁通涡流、磁屏蔽接地不良导致的发热；变压器油路循环不倡导致的发热或主油管油循环不正常；电力行业标准中没有计列的其他缺陷性质的发热（如：机械转动部分缺陷导致的发热、非电气原因导致的设备局部温度异常等）。

在红外检测发现和认定的缺陷中，电流致热、电压致热类缺陷都是不可自愈的，而电压致热类缺陷发展形成的事故是电力变电主设备损毁的主要原因。

电压致热类缺陷检测受到影响的程度和内容有：气象条件的影响、日照辐射影响、周围光辐射影响、双节设备电场分布的影响、被拍摄设备视角的影响、仪器参数设备（最高最低温度、环境温度、辐射率）。

3.发电厂变电所设备红外检测的故障判别方法

上文提出用发热点相对环境温度的温升来判断热缺陷，并给出了对不同负荷电流下不同设备接头过热的警界温升表。当被检测点相对环境温度的温升大于表中所规定的警界温升时就认为有缺陷，并按表中的警界温升确定缺陷种类，这种方法简单、直观、实用性较强，但是在线路红外检测时存在以下不足：

（1）对于发电厂变电所设备，由于条件限制，不可能准确测量设备周围的环境温度、湿度、风速以及检测距离（一般采用地面环境温度、湿度、风速作设备的环境参数，检测距离的估计），这样所测得的发热点相对环境温度的温升存在误差，必然带来热缺陷判断的误差。

（2）对于高压设备，即使相同材料、相同环境条件，由于集肤效应和邻近效应，在相同负荷电流情况下，交流线路的发热应比直流线路的发热严重，而上文中只根据导线型号和负荷电流来规定警界温升是有局限性的。

（3）不同设备、不同材料的发热特性各不相同，在不同条件下的允许温升应各不相同，例如在有太阳辐射时，会在被检测对象上附加一定的温升，这时的警界温升显然与没有太阳辐射时是不一样的。显然，简单地采用这种方法来分析热缺陷并不方便、准确。《带电设备红外诊断技术应用导则》对电流致热型设备的热故障判别提出用相对温升判断法，该方法通过分析相对温差与接触电阻的变化关系，依据电力行业标准《电力设备预防性试验规程》(DL/T596)中对接触电阻的规定，确定了分析电流致热型设备热缺陷的相对温升来判断。这种方法从发热的内在原因出发确定判断方法，克服了一些环境因素及负荷电流等对测量结果的影响，对电力设备的红外诊断具有指导性。

四、红外检测和诊断技术管理工作

1.红外检测人员基本要求

（1）掌握紅外检测的基本原理。

（2）熟悉设备的基本结构和运行原理。

（3）掌握红外检测相关规程。

（4）掌握目前已成熟的红外检测经验和案例。

（5）积累红外检测经验。

（6）学会使用分析软件。

2.电流致热缺陷现场拍摄

（1）检查仪器参数设置。

（2）必要时记录环境气象条件。

（3）核对负荷电流和最大负荷。

（4）不热的不拍。

（5）争取有个相间同位置进行比较。

（6）热点图像单拍摄一张局部详图。

（7）角度合适，能准确反映设备发热的部位和原因。

（8）尽可能避开外辐射源的影响。

（9）记录好每张红外热像图的编号和对应设备名称。

3.电压致热类缺陷检测现场拍摄

（1）检测前，应了解设备的运行情况。

（2）红外热像仪开机后先检查仪器日期、时间、辐射系数、距离参数、温度范围设置。精确检测的辐射系数使用0.92，距离参数设置12m，现场一般不再调整。

（3）不论红外热像仪屏幕红外图像目测有无温度异常，均应拍摄红外热像图，使用软件进行红外热像图分析。

（4）应将间隔内三相设备拍摄在一张红外图像。不同间隔的单一设备拍摄应与其他间隔同类设备使用相同距离、相同角度。

（5）拍摄应去掉对红外图像分析无意义的物体，获取设备最大的整体红外热像图。

（6）三相或两相设备本体的关键部位应互相无重叠遮挡。

（7）设备本体温升、温场分布异常达到严重及以上缺陷时，应将设备异常过热的准确位置、实测温度、缺陷初步诊断结果和注意事项告知值班员，缺陷诊断初步结果应填入缺陷记录簿。初步诊断为危急缺陷的，应立即向上级汇报。

（8）新投运的变电设备应于投运的第1、3、7天连续进行精确检测，无异常后转入正常的电力设备红外检测。初始红外检测热像图应作为基础技术资料保存。

（9）新投运的变电设备精确检测发现设备本体温场分布异常时，应进行红外连续跟踪检测，根据红外诊断结果及时采取其他带电或停电检测措施。

红外诊断技术还可以在电厂其他诸多方面发挥重要作用，例如：转动机械轴系过热故障的诊断；储煤自燃隐患的诊断；锅炉堵灰的红外检测等。可以说，凡是能够表现为温度异常的各种故障，原则上都可以应用红外检测技术做出诊断，许多课题尚待进一步研究开发。

海洋潮流发电设备问世 第7篇

据悉, 该设备通过船舶投放到近海海域16～40 m左右的距离, 只要潮流满足0.6～1.3 m/s的流速即可发电, 对于远离大陆, 无法铺设电缆的海上岛屿尤其适用。

海流 (又称洋流) 是海洋中海水因热辐射、蒸发、降水、冷缩等而形成密度不同的水团, 再加上风应力、地转偏向力、引潮力等作用而具有相对稳定速度的流动。

消除发电设备磁化现象 第8篇

宣钢设备能源部作为公司能源供应的主体单位, 主要负责汽轮发电机组、TRT透平发电机组、汽轮鼓风机组和干熄焦余热发电机组的维护、保养、大中修及抢修任务和一些设备零件易损件及设备备件的加工与修复。我们工作的重点是:保障检修质量, 提高机组的运行可靠性, 保证设备安全满负荷运转。根本途径是:首先提高产品 (包括配套设备) 质量;其次是提升运行维护水平, 主要是提升全体职工的技能操作水平;最后强化检修质量控制, 将设备隐患消弥于无形之中。根据运行需要, 开展旨在消除机组的潜伏性故障, 防止突发事件的发生。

而在调查过程中, 发现影响设备安全稳定运行的最主要因素是发电设备的磁化。其主要危害是:造成设备轴瓦的电烧毁;使设备轴向位移传感器和轴的挠度传感器的指示产生误差;使叶轮和隔板发生摩擦出现电烧伤;推力瓦磨损, 动静部分摩擦;发电机转子电烧伤;造成槽端部绕组之间的绝缘垫块严重烧伤并碳化, 对应部位的扇形绝缘瓦被烧穿, 护环也被烧伤等。设备磁化, 运行存在隐患, 容易引发事故的发生, 影响公司的正常生产, 损坏公司的利益。

2 运行系统要求及问题分析

宣钢公司要求设备稳定运行, 保障稳定可靠动力能源供应, 确保公司无计划休风率为零。为此, 在检修过程中发现使用刨刃在清理中分面的密封胶时, 刨刃有吸附靠近螺栓的现象, 经过尝试, 发现其螺栓的磁性很大, 能够完全吸附住刨刃, 经过其余机组检修时尝试, 发现只有一台设备存在这种现象。检修完成后, 经过讨论研究, 查找资料, 最终确定设备已存在轻微磁化。

而经过查找资料, 学习研究讨论, 发现汽轮发电机组的磁化现象存在已有很长时间的历史, 主要是汽轮机和发电机的磁化, 目前查找的资料记载上还未发现有TRT发电机组的透平机缸体螺栓发生磁化现象, 尚属于第一次, 根据查找的资料研究, 根据现有的技术, 透平机的退磁在国内一样可能实现。

针对设备磁化现象, 分析设备原因, 汽轮机单极自激磁化, 发电机转子绕组不对称匝间短路及两点接地, 定转子气隙不对称和励磁回路连接不当, 由于定子绕组内部短路, 使部分绕组的电流方向与正常带负荷时的电流方向相反。

(1) 汽轮机单极自激磁化。宣钢汽轮发电机轴向布置转子绕组极间连线和转子, 当有电流通过极间连线时, 磁化现象将发生在转轴轴向间。这种磁化的转轴, 包括发电机转子、汽轮机转子在轴承中旋转时, 在轴和轴承上建立单极电势。汽轮机单极自激磁化使汽轮机自身的残磁, 使运行的汽轮机变成单极发电机, 当润滑油膜被破坏, 则会产生很大的电流, 造成设备发生电烧伤; (2) 发电机转子绕组不对称匝间短路及两点接地。导致转轴磁化, 最常见的问题是转子绝缘故障, 既在发电机转子绕组间造成了两点不对称匝间短路或接地。发生经过是:汽轮发电机组因为电机转子发生两点不对称短路接地引起的轴向漏磁通, 该磁通分别从发电机转子励磁机端轴头出来, 经过主、副励磁机轴瓦、轴承、转子及基础闭路和发电机转子汽轮机端轴头出来, 经过汽轮机各个轴瓦、轴承、转子及基础闭路。当以上设备穿过磁通后, 必将发生磁化。发电机转子绕组发生不对称匝间短路或两点接地时产生轴向磁通, 使汽轮机磁化同样会造成运行的汽轮机变成单极发电机, 而摩擦或碰撞发生在转轴的轴承油膜或动静部分之间时, 也同样会产生很大的电流, 发生电烧伤; (3) 由于定子绕组内部短路, 使部分绕组的电流方向与正常带负荷时的电流方向相反。当短路发生在与电网连接的发电机定子绕组内部时, 轴向磁势可能产生, 于是由电网进入短路点的电流, 使部分绕组中的电流方向变为相反方向, 产生围绕轴的电流回路。例如通过查找资料显示某电厂7号发电机QFQS-200-2型, 200MW, 1984年12月定子绕组引出线发生相间短路, 1985年11月4日定子绕组引出线再次发生相间短路, 此后发现轴瓦呈现环形磁化。结合查找的资料显示, 通过讨论研究确认由于定子绕组内部短路, 使部分绕组的电流方向与正常带负荷时的电流方向相反属于发电设备磁化的主要原因。

3 消除发电设备磁化现象方案

有备件的条件下, 直接更换磁化部件;没有备件的条件下, 采取直流退磁法;交流退磁法;局部退磁法;剩磁不平衡调整;防止设备磁化现象的恶化, 最终降低发电设备的磁化, 最终将磁化现象彻底消除。

实践证明, 直流退磁方法退磁效果好, 适于汽轮发电机转子、汽轮机转子、隔板、隔板套、轴瓦及缸体等退磁。

而交流退磁法是将退磁件置于交流励磁线圈中, 然后将励磁线圈电流升至一定数值, 逐渐提起退磁件远离励磁线圈, 在一定程度上来说, 其与直流退磁原理相似。与直流退磁方法相比, 交流退磁方法简便, 省时间, 但却有集肤效应等缺点, 因此更多使用在汽轮机汽封套、部分轴瓦、小块隔板、螺丝等小部件的退磁。

4 防止设备磁化的措施

(1) 提高检修质量; (2) 在安装检修时要保证定转子气隙对称, 防止转子偏心; (3) 调整号汽轮机串轴保护, 严防汽轮机的动静部分摩擦。

5 效果分析

从实施本次技术改造以来, 设备揭缸检修同未实施之前相比, 设备能够延长运行时间一个月, 从原来每三个月一次的清灰检修延长到四个月以上一次, 保证了设备的稳定运行。 (1) 经济效益。根据宣钢运行的发电设备为四台TRT发电机组、七台汽轮发电机组、一台干熄焦发电机组共12台设备运行, 日发电量为330万k Wh, 平均每台设备发电量为27.5万k Wh/天。设备检修一次的时间按平均为2天算。现在国家规定的电价是0.56元/k Wh, 按平均发电成本为0.35元/k Wh, 则少一次检修的经济效益为:27.5万k Wh/天*2天 (0.56元/k Wh-0.35元/k Wh) =11.55万元; (2) 社会效益。保证了设备的稳定运行, 减少了设备的维修次数, 降低了检修费用;提高了煤气的利用率, 减少了放散, 创造了效益, 减少了环境污染。

摘要：宣钢设备能源部检修车间主要负责发电机组的维护、保养、大中修及抢修任务和一些设备零件易损件及设备备件的加工与修复。为了保障检修质量, 提高机组的运行可靠性, 为此查找了影响设备安全运行的主要原因, 发现了发电设备的磁化现象, 针对这一现象, 提出了消除磁化的方法, 以实现设备的稳定运行。

关键词：加工修复,运行可靠性,磁化现象,消除磁化

参考文献

[1]解兵.基于ELCID的发电机定子铁心损耗实验[J].江苏电机工程, 2010, 29 (06) :33-36.

[2]魏春源.汽车电气与电子[M].北京:北京立功大学出版社, 2010:99-103.

发电设备检修优化研究综述 第9篇

一、检修优化理论研究

发电设备检修决策的优化主要体现在检修时机及检修类型的选择上, 即何时修、怎么修的问题。传统的计划检修对发电设备的检修周期和检修类型都进行了严格的规定, 发电企业基本都是按照这一规程进行。不论设备的运行情况如何, 也不考虑电力市场的相关因素, 只取决于时间, 到时间就得停机检修。随着国外先进的设备管理理念的引进以及国内电力市场化进程的加快, 很多发电企业认识到设备的检修应充分考虑到设备自身的运行情况, 提出基于状态的检修、基于可靠性的检修、基于可用性的检修等方式。从实际应用来看, 目前很多发电企业做到了将计划检修与状态检修、可靠性检修相结合, 对主要设备实行计划检修, 次要设备实行状态检修, 使设备到了该修时才修, 提高了设备的利用率, 降低了企业的生产成本。从实行计划检修到实行计划检修与状态检修相结合的过程转变, 可以认为这是一个检修决策的优化过程。

设备的状态监测和故障诊断以及状态评估是检修优化的基础工作。其中状态监测与故障诊断在当前的发电企业应用比较广泛, 各种在线监测诊断仪器及系统被用于发电企业的很多关键设备上, 用于实时掌握设备的运行情况。例如振动诊断技术、油液分析技术、红外线设备诊断技术、超声波泄漏监听技术等;还有一些用于分析诊断的专家系统, 例如汽轮发电机组的在线监测与故障诊断专家系统。通过采集汽轮发电机组轴系的振动数据, 利用专家知识, 可以实时准确判断机组的运行情况。另外, 现代发电企业引进设备的点检制, 是一种十分有效的离线监测方式。通过日常点检、专业点检、精密点检对设备进行定期的检查及时地发现设备的缺陷, 加强了对设备的全方位了解。设备的状态评估是通过对设备长期以来的状态监测及诊断数据进行统计、分析, 从而得出设备的可靠性、剩余寿命及风险度等指标的评估方式, 设备的状态评估结果是进行检修决策优化的重要依据。以可靠性为中心的维修 (RCM) 以及基于风险的维修 (RBM) , 在西方发达国家应用已经较为成熟, 我国的部分发电企业也引进了以上两种优化的检修方式, 为企业减少了大量的检修费用。

目前, 设备检修决策优化的研究成果可归纳为:检修策略模型、检修决策支持系统的结构设计、检修决策算法、检修周期的优化、检修资源的优化配置以及设备重要度的分析等几个方面。

基于以上几个方面, 国内外的研究人员也做了很多研究工作, 现引述如下。

1. 文献[1]综述了典型维修策略及其模型优化的相关问题, 探

讨了电厂多种维修方式并存下的维修策略模型并对其性能参数进行了仿真研究;提出了文件包的数字化及大小修过程信息监控的技术思想, 最后设计开发了基于B/S模式的大小修文件包数字化管理、过程质量监控以及标准化点检信息支持等电站设备维修管理系统。该系统在某电厂得到了很好的应用, 采用现代化的点检手段, 及时准确地获取了设备的状态信息, 然后通过系统的分析功能得出设备一段时间的运行状态趋势以及劣化程度, 最后给出检修决策参考意见。该系统的引进为该厂设备检修决策的优化提供了重要的依据。

2. 文献[2]提出一种基于电厂设备的重要度评价以及失效模

式及影响分析的检修决策模型。这种决策模型首先确定设备重要度的各种评价因素, 再根据设备的历史运行及维修记录确定影响其重要度的各种定量和定性评价指标, 最后通过一种证据推理的方法并充分考虑了设备重要度评价过程中的一些不确定因素, 构建了重要度评价的多属性决策树。根据设备重要度评估的决策树以及设备失效模式等相关信息, 再通过证据推理算法最终评估出设备的重要程度, 根据设备的重要度等级不同安排设备进行修正型检修、基于时间的预防性检修以及状态检修3种不同的检修方式。文章最后以火力发电厂的汽轮机、高压主汽阀以及水处理滤网为例, 通过3种设备的历史上的影响其重要度的定量和定性指标, 根据证据推理算法计算出了3种设备的3个重要度等级, 并且根据不同等级制定了不同的检修方式。

3. 文献[3]以电厂的设备为研究的出发点, 详细地分析了电厂

不同设备的自身特点以及检修对其寿命的影响问题, 并以此为契机建立了电厂的日常预防性检修、例行集中检修、可靠性维修的数学模型。通过计算得到各种检修方式的经济指标, 从而确定属于不同设备的最优的检修方式, 实现“经济优化”的优化检修目标。

4. 文献[4]针对电站设备检修的时间优化这样一个多目标、

多约束条件的问题, 采用一种改进的遗传算法直接比较遗传, 找回在“不可行区域”中丢失的优良个体, 使得算法更加精确。通过此种改良的算法来求取最佳检修时间, 为决策提供支持。

5. 文献[5]针对电厂电力设备的故障、老化与主要维修方式之

间的对应关系, 建立了电站大小修Markov策略模型, 并对该模型进行了仿真与优化研究。同时针对Markov模型未能考虑到设备实时的运行状况, 又提出了基于状态检测的设备维修Petri网模型。这样在基于时间周期的预防性维修模型中, 嵌入了状态检测过程和以设备状态为依据的决策行为, 合理地解决了几种维修方式之间的关联制约的问题, 建立了优化维修策略可能的途径。

从近年来的文献报道上来看, 关于检修决策优化的研究比较多, 理论上已经有了很大的发展。从实际应用来看, 很多发电企业虽然认识到了传统检修体制的弊端, 也纷纷引进各种监测诊断、分析仪器及系统来实时地了解设备的健康状况, 提出基于设备状态的检修, 但是依然没有形成一个完整的优化检修管理体制和思想氛围, 使得检修优化更多的只局限于个别辅机设备, 而未能实现整体优化。

二、检修优化实际应用

在以上研究理论的基础上, 国内很多发电企业对部分设备进行了优化检修实践。下面介绍2个实例。

1. 广东某电厂对其600MW机组的锅炉引风机实施状态检

修, 搭建了引风机状态检修的实施平台, 主要包括状态数据检测、状态评价、风险评估和检修建议4个模块。通过DCS系统获取引风机的几个实时参数, 包括有引风机的风压、流量、转速、驱动电机电流等与运行工况相关的参数;通过日常点检获取8个最能反映引风机运行状态的常规检测数据, 包括非驱动端轴承振动、驱动端轴承振动、固定轴承温度、滑动轴承温度、电机驱动端轴承温度、电机非驱动端轴承温度、电机绕组温度、电机振动。常规检测数据中还包括引风机的性能分析数据和振动分析数据。设定8个参数的参数临界值, 再通过模糊综合评价加权得到引风机的综合评价结果, 同时生成一个引风机的故障征兆表, 再根据引风机的综合评价结果及故障征兆对引风机进行风险评估。通过分析故障的可能性和对机组设备的危害性, 结合引风机运行的状态级别和“引风机设备维修台帐”等数据, 以风险评估图的方式给出引风机的总体风险评估, 最后给出检修建议。通过此方法实现了引风机检修的优化, 延长了检修周期, 减少了设备维护的费用, 提高了设备的可用率。

2. 发电企业进行优化检修不应只局限于个别设备, 而应当

不断扩大优化范围, 将设备按重要度或者风险等进行分类, 不同的设备采用不同的检修方式。另外, 应从企业的管理上引起重视, 建立一套完整的优化检修体制。在这方面, 邹县发电厂优化检修的应用、实践, 提供另一种例证。该厂成立了状态检修领导小组、状态检修工作小组和状态检修监测诊断小组, 实现了设备管理决策层、管理层、操作层的分离。状态检修领导小组由生产厂长任组长, 全面负责状态检修工作的组织、决策、指导和检查。状态检修工作小组由检修副总工程师任组长, 负责根据技术监督数据、状态监测数据和设备性能检验报告, 决定设备检修时间、周期以及项目负责人等。状态检修监测诊断小组设在生产技术部, 按锅炉、汽机、电气、热工、燃料、灰水、化学等专业设置了7个小组, 负责监测和分析设备状态信息。根据状态监测技术标准和有关管理制度, 提出状态检修建议, 制定检修方案, 编制检修计划, 审查检修工艺, 对检修项目实施监督、检查和验收。2003年设立了生技部精密诊断中心, 主要负责振动监测分析、油液监测分析、马达监测分析、红外监测分析、性能监测分析5部分精密监测和分析工作, 进一步健全了状态检修的组织机构, 提高了状态检修的监测技术水平和整体运作效率。据统计, 该厂采用优化检修之后, 有80%的设备的检修周期得到有效延长, 机组小修次数由原来的每年2次调整为每年1次, 同时, 机组的可靠性和经济性指标得到了较大的提高。

以上两个检修优化的实例分别从单台设备和发电企业整体的角度, 介绍了检修优化在发电设备上的应用情况。从单台设备的检修优化中看到, 检修的优化需要一个先进的状态监测诊断及状态评估技术, 而发电企业整体要实现设备的优化检修, 则还需要一套先进的检修优化管理体制, 因此, 只有将技术和管理相结合才能实现真正意义上的检修优化。

三、检修优化所面临的问题与解决对策及发展展望

1. 面临的问题

优化检修在理论上已经发展很多年了, 目前也越来越受到发电企业的重视。然而从实际的应用情况来看依然存在很多问题, 主要体现在以下几个方面:

(1) 设备状态监测及故障诊断技术有待进一步发展。目前火电厂存在着监测手段和工具比较单一, 监测测点的布置不尽合理, 信号的分析及故障诊断环节薄弱, 监测诊断的实时性和准确性较低等问题。点检制是一种较为先进的离线监测方式, 但是在点检的时机及方法选择上依然有待改进。

(2) 信息的挖掘程度及利用效率不高。电厂对设备的监测信息没有一个统一的管理平台。虽然引进了各种管理及分析软件, 但存在大量信息的重复采集, 缺乏信息的共享性, 也未能从大量信息中充分挖掘真正能深刻反映设备状况的有效信息, 信息利用率低。

(3) 优化检修在管理上欠缺。优化检修的实施不仅仅是技术上的问题, 而且也要配合先进的管理模式。当前多数发电企业还没有形成一套完整的优化检修管理模式, 少数进行优化检修工作的发电企业也只是个别部门参与, 没有形成一个全员参与的氛围。人们对优化检修管理理念没有一个深入的理解。

(4) 设备管理理论发展的滞后与人才队伍的缺乏。英国的设备综合工程学、美国的可靠性维修和日本的全员生产维修等学说, 在上世纪五六十年代就得到了蓬勃的发展。而我国比较先进的设备管理理论的发展起步较晚, 与实际应用相比, 理论发展相对滞后, 这也直接造成了高水平的设备管理人才的匮乏。

2. 解决对策

针对以上几个问题, 笔者认为应从以下几个方面着手解决:

(1) 应以设备为中心, 根据不同设备及其运行的特点, 研究开发出能够全面而准确地反映该设备运行状态的在线监测诊断的工具, 提高监测的实时性及准确性, 完善设备的离线点检机制。根据不同设备的自身特点, 制定合理的点检内容和点检周期, 同时应注重在线和离线监测信息的保存。

(2) 发电企业应考虑将各种软件系统相集成, 建立一个统一的、共享的信息管理平台, 消除“信息孤岛”, 降低信息的采集成本, 提高信息的共享程度。同时, 设备管理部门应充分挖掘设备的状态信息, 对设备的重要度和安全性进行分析和评估, 提高信息的利用效率, 实时准确地掌握设备的健康状况。

(3) 发电企业应将技术和管理相结合, 建立一套完整的优化检修管理方案。例如, 成立由总工程师直接领导的状态监测与故障诊断小组, 负责监督全厂设备的监测与诊断工作, 并按照不同设备的特点提出监测与诊断技术方案的变更与改进。对设备进行重要度分类, 对设备的健康状况进行评估, 将评估结果提供给决策制定部门。决策部门根据设备的状况再结合电力市场、企业人力物力等多方面因素制定最优检修方案。

(4) 发电企业应该加强设备管理人员的培训, 学习国外先进的设备管理理念, 将先进的设备管理理论与企业自身设备的实际情况相结合, 做到全员参与、全过程参与优化检修。

3. 发展展望

虽然优化检修目前在实施上遇到了很多问题, 但是实践证明了检修优化对于发电企业是可行的。有理由相信检修优化是未来发电企业检修模式发展的必然趋势。现在越来越多的专家学者以及发电企业本身开始重视设备检修的优化, 并积极主动地开展优化检修的深入研究与探索。检修优化将来的发展趋势主要体现在以下两个方面:

(1) 在技术上, 更加智能化的、更能反映设备状况的状态监测与故障诊断工具将被开发、应用, 状态评估必将成为维修决策制定的一项基础工作, 集成化、智能化的软件系统将被开发, 为检修提供决策支持, 信息的综合利用率将得到大幅度提高。

(2) 在管理上, 引进先进的设备管理理念, 发电企业将在检修优化理念深入人心的基础上制定一套完成的符合自身实际情况的检修优化管理体制, 全厂各个部门都参与设备管理, 形成全员、全过程参与检修优化。

参考文献

[1]黄勇理.电站设备维修管理信息平台建设的实践研究.博士学位论文.2005

[2]Y.L.Dong, Y.J.Gu, X.F.Dong.Selection of Optimum Mainte-nance Strategy for Power Plant Based on Evidential Reasoning and FMEA.8-11Dec.2008Page (s) :862866

[3]S.Y.Wei, F.Xu, Y.Min.Study and Modeling on Maintenance Strategy for a Thermal Power Plant in the New Market Environ-ment.2004IEEE International Conference on Electric Utility Deregulation, Restructuring and Power Technologies (DRPT2004) April2004Hong Kong

[4]Huang Xianchao, Zhang Lizi, Shu Jun, and Zhang Jingwei.Distri-bution Maintenance Time scheduling Using a Genetic Algorithm.12-15Oct.2008Page (s) :14

水力发电设备状态检修探讨 第10篇

关键词：状态检修,水电设备,大电网

0 引言

状态检修主要是指机械设备在运行的工作状态中, 借助于一系列的监测设备技术, 对运行机组设备作出可能发生的故障判断, 包括故障部位, 可能的发展趋势及严重程度。据此决定维修的最佳时间, 给定既科学又经济的维修方案。

状态检修在国外发达国家的水力发电设备中早已实施, 它可以把水电设备从大修周期的3~5 年普遍拉长到8~10 年, 甚至10 年以上。相对于我国目前绝大多数水电厂还在采用周期为3~5 年的计划大修模式来说, 状态检修的效益是非常明显的。如机组的效率和可用系数得到提升, 约占总效益的40% 左右;机组的出力也有提高, 约占总效益的20% 左右;相对设备的寿命也得到延长, 这个约占总效益的12% 左右;同时所需的检修费用也大幅下降, 约占总效益的40% 左右。然而采用状态检修所增加的投入一般都在1~2 年内即可全部收回。

1 水电设备的现状有利于适用状态检修

现在的水电设备不仅参数高, 而且质量和运行状态非同以前, 如果盲目大拆大换, 组装质量及运行效果都难以得到保证。特别是有的部件厂家都规定了没有厂家技术人员指导是不得随便拆卸的, 有的部件还有拆卸次数限制的。所以, 只有状态检修才能适应水力设备的发展要求。

现在有很多水电厂都在推行“无人值班” (或少人值守) 运行制度, 这也是由于现在设备的自动化水平高为减人增效提供了技术基础。相对于运行来说, 检修人员就明显多了起来, 在水电系统要求实行流域、梯级开发, 要求集中管理、集中检修, 在检修任务根本不能满足要求的情况下, 水电厂的专职检修员工就必须减少甚至取消。状态检修的特点就是设备检修的时间、工期、项目等都是预知的, 是非常科学的检修方式。同时水电厂推行状态检修更能适应当前设备、人员的改革需求。

宏观上随着超大电网的增大, 可选用的备用容量也随之加大, 这就为水电设备状态检修给出了灵活的外部条件和时间选择机制。在融合了传感技术、信号检测与处理及专家系统的计算机技术发展的水电厂今天, 为水电设备进行状态检修提供了良好的技术及物资保证, 长期、完善及丰富的水电设备的相关资料, 对水电设备的状态检修诊断专家系统提供了科学的决策依据。高能力高素质的全能型运行值班员为状态检修作出准确判断提供了技术人员保证。再相对火电厂来说, 水电厂生产环节少、设备简单、有着较高的自动化水平, 这个有利条件更容易使水电设备实施状态检修。

2 状态检修应注意的几个事项

全过程管理是水电设备状态检修必须做到的, 状态检修是高科技综合性系统工程, 要从一开始的产品设计、选型、制造、安装、运维及科研等方面进行科学管理, 便于实施设备状态检修。设备质量好、高可靠性、易监测、便于检修应作为设计选型首选, 完善的诊断程序, 必要的监测仪器及相应的安放位置是设备在制造与安装时必须考虑的。设备的维护、消缺应加强, 保证水电设备质量, 定期分析设备运行状态参数变化, 注意纵、横向状态变化的比较, 掌握发展趋势。保管好水电设备运维资料的完整性, 并对其进行系统的科学研究, 在诊断设备的实现方法上多进行积极探索, 多与同行进行技术交流。

在安全第一的前提下, 有计划稳妥地实施水电设备状态检修。根据水电厂实际的人员及设备管理现状, 选择条件较好的水电厂进行试点。在此基础上总结推广经验, 再依次推行。现在应选择可靠性高和质量较好的水电设备, 积极探索水电设备状态检修, 总结并积累经验。

改造现有的水电厂计算机监控系统, 尽可能利用原监测资源, 避免重复建设, 在监控系统建设时, 应注意留下诊断系统的接口。另外对现有的技术资料要进行研究和整理, 对现有的技术人员进行状态检修技术培训, 这是进行状态检修必备的“软件”。

严格制定状态检修的技术标准, 并辅之相应的管理制度。机组的运行状态决定了该机组的安全运行及检修时间和工期长短。凭什么对水电机组的运行状态作出判断, 只有制定出状态检修的技术标准, 才能避免随意停机检修。做到根据技术标准来决定是否停机检修, 检修项目非常明确, 这就是状态检修必须先做到的要求。当然对水电设备来说, 这些技术标准必须具体到水电设备的状态参数是什么?确定状态临界参数值, 确定采用什么样的手段能在线监测到状态临界参数变化值, 对其进行分析、诊断, 确定水电设备必须大修、小修或临时维修的状态参数, 并明确维修项目。应尽快出台符合我国水电设备状态检修的技术标准及相关法规, 使我国的水电设备实施状态检修在操作层面上能有据可依。

3 监测系统是实施状态检修的技术关键

实施状态检修的关键是要有实时监测的准确数据和故障诊断专家系统的经验来支撑决断。所以能否得到准确的监测数据是非常重要的, 也是决断是否准确的关键所在。只有实时监测的数据准确度高才能提高决策的正确判断。

3.1 选择正确合理的监测点

监测点的合理设置取决于水电设备的结构特性, 在监测点的布置和数量多少问题上, 应首先在满足诊断需要的前提下, 选择最能反映水电设备的运行状态监测点。比如:水电机组推力轴承的温度监控的监测点和数量的确定, 应取决于轴瓦的个数及整个轴承结构。

3.2 选择高精度的传感器

选择传感器应特别注意的几个方面:

1) 选择的传感器应该是高精度且输出信号要足够大。

2) 包括传感器的精度、灵敏度、迟滞、线性度、重复性、温漂及零漂等静态指标都要达到要求。

3) 传感器的频率响应特性中的频幅特性, 阶跃响应特性中的上升时间、时间常数、阻尼比、固有频率及过冲量等都要满足要求。

4 结束语

面对目前的电网的装机容量、可备用的容量、水电设备质量、计算机技术、传感技术、信号的检测与处理技术、强大的专家系统及全能型值班员, 为我们水力发电机组实施状态检修提供了环境、时间、技术、物质和人员的保证。相对火电厂来说, 水电厂设备少、自动化水平高又是一个非常有利的条件, 所以水电设备采用状态检修是势在必行的。

参考文献

[1]单文培.水轮发电机组安装与检修.北京:中国电力出版社2008

[2]瞿曌.赖旭.盛旺.水电机组状态检修现状分析.《水力发电》2007

发电厂机械设备管理存在问题及对策 第11篇

关键词：发电厂；机械设备；管理；制度；维修

1.發电厂机械设备管理的重要意义

发电厂机械设备管理的目标是确保发电厂生产和建设过程中对机械设备安全、合理、高效的运用，从发电厂长远发展角度和建设施工角度上看，机械设备管理是重要的管理内容，如果出现发电厂机械设备管理的问题将会极容易出现日常管理方面、设备养护方面、设备应用方面、安全生产方面等一系列问题，也会对发电厂的建设和运行产生负面的影响。可以说，发电厂机械设备管理是当前电力建设和生产的关键性工作，需要引起高度的重视。

2.发电厂机械设备管理中存在的问题

2.1缺乏适合自身的管理制度

几十年来，我国很多的发电企业一直在套用国外的设备管理模式，包括从计划预修体制到后勤工程学，但始终没有形成适合自身特色的制度和规范设备的利用率、完好率不高，维修、保养也不够及时，缺乏系统化考虑，显然这一管理制度应用在机械设备管理上是难以满足当前日益繁忙的生产需要。因此参考国内先进的专业发电厂机械设备管理经验，建立一系列满足于发电企业特点的管理制度和规范，将是发电企业走向制度化管理的必由之路。

2.2对机械设备检修维护管理重视程度不够

目前国内的一些发电厂都普遍存在一个问题，即对机械设备的运行重视程度不够。一些企业因资金短缺，对利润过度追求，使得在日常的经营管理中忽略了机械设备的运行状况，对于机械设备的设计安装以及检修工作的质量不重视，直到最终设备发生了故障导致重大事故发生才能引起重视。

2.3机械设备的检修质量不良

对发电厂机械设备进行定期的检查、检修与保养，是保证机械主设备可靠性最为有效的方法。但如果设备在检修中处理不当，有时会造成比故障前更为严重的后果。造成检修质量不良的原因很多，其主要原因有：

一是更换时选用了质量不良的备品备件。机组的很多故障，都是由于部件系统中易损件在设计使用寿命期内遭受异常而被破坏。这类故障的处理，一般都是采用备品备件直接更换。

二是机组检修缺乏相应的人力资源与质量检验环节。机组检修需要很多专业人员，而在一些电厂，专业人员的后续培养力度不够，机组采用新工艺和新材料以后，检修工艺应做出调整，而在设备技术改造时，忽视了人力资源的培养，这必然会造成机组检修质量不良。

2.4缺乏全员参与意识

企业职工认为发电厂设备管理是领导的事，是维修人员的事，多数人认为机械设备出现故障，能及时处理就行了，缺乏全员参与的意识和激情管理层对设备管理重视度不够，没有意识到个别人员因为维修不到位而有可能影响到整个电厂生产指标和信誉的严重后果。

3.发电厂机械设备管理的对策

3.1建立各项设备管理规章制度

根据发电厂机械设备的工作特点，建立切实可行的设备管理规章制度，是保证设备科学管理的基础，也是设备管理的灵魂所在。企业应该健全机械设备日常维护制度，包括司机交接班制度、技术操作规程、日常检查保养规范；依据具体情况和机种特点制定日检、周检、月检、季检，普查专项检查等定检计划，确定定检的项目、标准和方法；制订合理的机械修理计划，确定具体的修理级别、周期、停机日、标准、定额；建立健全机械维护、保养、检查、报修、维修、验收的流程并认真执行。

3.2加强机械设备监管力度

加强对机械设备人员、设备及制度执行情况的监督和检查是企业安全生产和安全管理工作的一项重要内容，通过有效的监督管理和安全检查活动，可以及时了解企业安全生产状态，发现存在的不安全因素，获得可靠的安全信息，消除安全事故隐患，同时可以促进人员交流协作，进而促进安全生产，对于一个发电厂机电设备的安全生产工作也是如此。只凭建立健全安全生产管理制度和措施是远远不足以实现安全生产的，必须进行相应的监察工作，监察员工的安全思想意识；监察安全生产规程的健全性、执行力度及有无违规操作等；监察劳动纪律的执行情况和责任制的落实；监察领导干部的思想态度；监察设备、设施、生产环境条件、安全卫生措施等情况；监察整改要求的具体落实情况。

3.3定期开展检修人员技术培训和安全教育培训

发电厂是一个技术密集型企业，对于从业人员的综合素质要求较高，很多人员都是身兼数职，从事电气安装、机械运行维护和检修、保养等工作。随着新技术、新设备的不断问世和应用，为了使职工尽早掌握和适应，就必须加强对职工的技术方面的教育培训，提高职工的综合技术水平。可以采取走出去请进来的，即参加专业培训班、请教师对职工进行培训等。与此同时，还要定期对员工进行安全教育培训，通过板报、影视资料、新闻、报纸、培训等多种形式使员工真正内化于企业文化，在方法工作过程中，保证人的可靠性，防止事故发生，从而提高安全生产的几率，促进企业发展。

3.4推进全员设备管理的有序进行

机械设备管理不能独立于企业的管理之外，应是企业管理系统的有机组成部分。推进全员设备管理的具体措施，是聘请技术专家进行包括总裁在内的各类理论培训，在企业内部和行业之间征集设备管理的好方法、好点子，定期举办维修人员技能大赛，获得好成绩的要重奖，营造维修管理“人人积极参与，事事遵守标准”的良好氛围。在做好日常点检的同时，重视预防保养，引进RCMS码头设备维修管理系统等先进软件，实现大型设备的远程监控和管理，将大型设备的一、二、三级保养与TPM全员生产维修管理相结合，降低设备的故障率，提高发电厂生产效率。

3.5做好特种设备的安全检测工作

特种设备的安全检测至关重要，比一般性的生产设备具有更大的潜在危险性。由于特种设备是属于危险性较大的设备，易发生事故造成操作者本人或他人的伤害，以及机械设备、公共设施等重大的财产损失，为保证其正常运行必须进行定期和巡回检测检验，以避免机械事故发生，保障生产安全和生命安全。

参考文献：

[1]敖建东.浅谈工程机械设备的日常维护保养[J]. 科技创新导报. 2011（27）

发电厂转动设备润滑管理 第12篇

关键词：发电厂,转动设备,润滑管理

设备润滑是防止和延缓零件磨损和其他失效形式的重要手段之一, 设备润滑管理是设备管理的重要内容。加强发电厂转动设备润滑的科学管理, 对提高转动设备的可靠性, 延长关键零部件的使用寿命, 降低转动设备使用维修费用, 减少转动设备故障, 提高经济效益都有着非常重要的意义。

一、发电厂转动设备润滑管理存在的误区和问题

科学合理的润滑可以防止和延缓零件磨损。目前发电厂转动设备润滑管理存在重视程度不够的现象, 造成这种现象的原因是对转动设备润滑管理工作存在着一些管理误区。

(1) 润滑油量多总比少好。润滑不足会造成润滑不良, 所以加油时总是多比少好。在设备实际运行过程中, 如果加油量多了, 反而会起副作用, 使轴承运转阻力增大, 容易发热, 破坏摩擦表面和润滑油膜, 造成润滑不良。

(2) 设备换油频率越高越好。润滑油在使用过程中是否失去使用价值, 要通过油液监测、化验等科学手段来检测油质。如果检测结果表明润滑油已失去使用价值才能进行更换, 这样才能使润滑油的价值利用最大化, 节省维护费用。同时高频率的换油还容易隐藏其他的设备故障。

(3) 最好的润滑油就是最合适的。许多转动设备润滑管理者将设备的润滑管理与油品的质量混为一谈, 认为只要用质量最好的润滑油, 设备的润滑就没有问题。设备的运行环境和工况千差万别, 对润滑油的要求就会大大不同。质量最好的润滑油不一定是最合适的, 所以“对症下药”、“量体裁衣”才能起到良好的润滑作用, 最合适的才是最好的。

(4) 设备润滑管理就是润滑油管理。影响设备润滑的因素很多, 设备润滑管理时往往是只注重油品自身, 而没有考虑影响设备润滑的相关因素。

二、设备润滑管理的新理念

(1) 润滑油是设备最重要的零部件。一直以来发电厂设备管理人员都没有把润滑油当做设备组成的一部分, 没有给予与设备零部件同等的重视程度。润滑油的失效或变质导致设备润滑不良, 会引起设备的异常摩擦和磨损。由于这一过程是复杂的循序渐进的, 容易被设备管理者忽视, 认为是设备零部件的质量问题或其他问题引起的, 进而对零部件进行更换, 增加了检修维护成本, 还容易隐藏设备故障的真实原因。

(2) 润滑不良就等于设备故障。英国乔斯特摩擦学调查报告指出机械设备表面失效70%的原因是磨损和腐蚀引起的, 其主要失效原因则是润滑油的失效和润滑不合理。这些都会造成转动设备部件的异常磨损, 会表现出转动部件温度上升、振动和噪声增大等现象。如果这些现象失去控制, 将会造成设备故障。所以润滑不良就等于设备故障, 如果能及时发现设备润滑不良的隐患, 并及时采取措施消除, 将会极大地避免设备机械故障的发生。

(3) 最合适的润滑油才是最好的。用质量最好的润滑油并不能保证设备的润滑就没有问题, 设备润滑管理不能简单的等同于润滑油的质量管理。设备的运行环境和工况千差万别, 对润滑油的各种参数的要求就会大有不同。所以设备的润滑要与设备的实际需求、润滑系统的合理性等多方面因素有关。转动设备管理人员必须选用最适合该转动设备的润滑油, 同时合理布置其润滑系统, 才能保证转动设备良好的润滑效果。

三、发电厂转动设备润滑管理措施

1. 转动设备润滑的规范化

(1) 制定发电厂设备润滑管理制度, 明确设备润滑管理中各级管理人员与执行人员的职责, 并制定相应奖惩措施。

(2) 按照设备润滑的“五定”原则, 以转动设备的使用说明书、图纸资料为依据, 结合现场实际给油脂的经验与教训, 制定合理的转动设备给油脂标准, 对转动设备给油脂的部位、给油脂方法、周期、给油脂量、油脂的品种规格、给油脂的人员和分工做详细的规定。

2. 转动设备润滑的日常化

(1) 运行人员每日检查转动设备的润滑油液位, 自动润滑系统的油温、油压是否正常, 润滑系统是否畅通, 油箱和连锁保护是否正常。

(2) 制定转动设备润滑的检查表, 设备检修维护人员每日按照检查表进行检查记录, 压差大时立即清理过滤器滤网或更换滤芯, 油位不足时及时补充润滑油, 润滑系统有跑冒滴漏情况时, 及时进行密封处理。

(3) 专业点检员每天对设备润滑系统进行点检, 监测转动设备关键部件, 如轴承的温度, 轴承供、回油的温度以及轴承润滑油冷却介质的出入口温度。根据这些参数的变化, 结合转动设备运行状况来分析转动设备的润滑状态和磨损情况。

3. 转动设备润滑的定期化

(1) 严格执行设备给油脂标准, 将需要执行给油脂的设备按照给油脂的周期录入电厂生产管理系统软件, 实现转动设备定期给油脂工作的自动化, 按周期自动生成检修工单, 根据检修工单按照给油脂标准规定的部位和给油量进行转动设备定期给油脂工作。给油脂工作执行时由专业点检进行监督和指导, 提示给油脂工作的注意事项, 严格按照给油脂标准进行。

(2) 润滑油在使用过程中会逐步老化变质, 定期化验润滑油油液, 可以及时掌握油品的技术状态, 预防设备润滑事故发生, 延长油品使用寿命。油品的定期化验, 应根据转动设备的重要程度, 结合设备图纸说明书中对设备润滑的要求, 制订相应的化验周期, 一般分成每周化验、月度化验、季度化验、半年化验及年度化验等时间间隔。针对不同的化验时间间隔, 制订相应的化验项目, 对油液的黏度、闪点、水分、酸碱值和颗粒度等关键指标进行测定, 通过这些指标来分析润滑油品质的变化, 为润滑油的寿命评估和转动设备的状态分析提供依据。

(3) 定期对转动设备油站进行滤油可以改善润滑油油液的品质, 过滤润滑油中的水分和杂质颗粒, 提高设备的润滑效果。根据定期化验油液的结果, 开展定期滤油工作, 滤油的周期要结合油液化验结果和转动设备运行的实际情况来确定。

(4) 每周对转动设备重要部件, 如轴承温度以及轴承的供回油温和润滑油冷却介质的出入口温度建立曲线图, 进行劣化趋势分析。同时综合转动设备运行的状况和其他参数, 分析转动设备润滑系统的状态, 使转动设备的使用、维护和管理人员了解转动设备润滑磨损状态, 并针对分析发现的问题提出下一步解决和防范的措施。

四、效果

以引风机为例, 避免了因引风机跳闸导致的机组降出力和跳闸事件的发生, 为发电机组稳定运行提供了可靠的保障。通过转动设备润滑的规范化、日常化和定期化的管理, 使润滑油的价值利用最大化, 节省了大量的维护费用。以空预器为例, 原来空预器的润滑油更换周期为1年, 单台空预器一次换油624L, 每次每台空预器更换润滑油的费用约为56160元。采取措施后, 空预器润滑油的更换周期缩短为两年一次, 每台发电机组两台空预器仅润滑油费用每年可节省11.2万元。

参考文献

[1]大唐国际发电股份有限公司.点检定修理论与实践[M].北京:中国电力出版社.2009

[2]贺石中.全新的润滑理念及油液监测技术[J].润滑油, 2006

[3]程廉贵.[J].设备管理与维修, 2007