排除措施范文

排除措施范文（精选11篇）

排除措施 第1篇

一、严重缺水的原因

1、水位监视不好 (由水位表污染引起的误判, 疏于监视, 过于相信自动控制装置等) 。

2、水位表的功能欠佳 (杂质堵塞, 对截止阀误操作等)

3、漏水 (没有关严排污装置, 由水管、烟管的损坏产生渗漏等) 。

4、蒸汽大量消耗。

5、自动给水装置、低水位切断器不动作 (杂质防碍动作, 功能故障等)

6、不能给水 (给水装置出现故障、对给水阀操作不良、逆止阀出现故障、给水内管被堵塞、给水温度过高、贮水箱的水量不足等) 。

严重缺水是锅炉运行最可怕的事情, 必须经常对附件进行检查和功能试验, 防止缺水事故。

二、缺水的对策

发觉缺水时, 首先终止供给燃料, 停止燃烧。然后, 采取紧急停炉措施, 全开烟道闸板, 使炉子冷却。如果水位只是偏低, 有立即恢复水位的希望, 应速送水。但是, 对铸铁锅炉则不可送水, 需待锅炉自然冷却后, 查明缺水原因和各部件有无损坏。

1、紧急停炉时的应急措施:锅炉运行中突然发生异常情况, 根据判断必须紧急停止运行时, 原则上按以下顺序操作

(1) 停止供给燃料。

(2) 停止供给燃烧用的空气 (停止强制通风) 。

(3) 关闭主蒸汽阀。

(4) 根据需要上水, 以保持水位。

(5) 烟道闸板照旧开放, 开启引风机。

2、对各种类型锅炉的紧急停炉应采取不同的措施:

(1) 燃油锅炉停止喷嘴的运行, 全开烟道闸板, 进行燃烧室或烟道内的通风, 使锅炉冷却。然后, 关闭油阀和加热器的阀门。

(2) 有自动控制装置的锅炉如低水位切断装置不动作时, 应立即按下停止按钮, 进行全面停炉, 与手动锅炉停炉措施相同。

(3) 加煤面机锅炉停止加煤机的运行, 并停止通风, 打开炉门关闭烟道的出口闸门, 用灰砂等压火。

(4) 手燃烧煤锅炉关闭烟道的出口闸板, 停止通风, 把湿灰大量投在火床上, 减弱火势。这时不可搅乱火层或者搂火。

3、锅炉运行中与突然停止使用蒸汽、地震或停电的时候, 分别采取如下措施:

(1) 突然停止使用蒸汽时, 对燃油锅炉应终止燃烧, 对燃煤锅炉应减弱火势。同时把蒸汽排放到安全地方, 进行给水, 提高水位。

(2) 发生地震时, 对燃油锅炉应终止燃烧, 烟道闸板仍然开启, 把蒸汽排放到安全地方, 降低压力。同时关闭贮油罐阀门, 切断加热器电源。对燃煤锅炉, 应关停加煤机, 减弱火势, 把蒸汽排放到安全地方, 降低压力。同时应采取防火的措施。

(3) 突然停电时, 要立即切断电源, 关闭烟道闸板, 把喷嘴从炉膛取出, 使锅炉处于停炉状态。对于电动给水装置, 需待压力降低后再用自来水把水位提高到最低限度。在又停电预告的情况下, 要同用汽单位取得联系;到停电时间, 要按照停炉的要领停炉, 并做好恢复供电后立即运行的准备工作。

4、汽水共腾、起泡和蒸汽带水的防止:

锅炉在超负荷运行时, 如果水位高, 汽包内部件有机械缺陷, 炉水就会剧烈地沸腾, 水面不断飞溅起的水滴充满空间, 水位变得不稳定。这种现象叫做汽水共腾。

炉水含杂质较多, 随着炉水的沸腾, 在水面附近形成泡沫层, 水位变得不稳定。这种现象叫做起泡。

锅筒往蒸汽管输送的蒸汽有时含大量水分。这叫做蒸汽带水。当发生给水共腾或起泡时, 必然发生蒸汽带水。

5、汽水共腾和起泡的危害:

(1) 全部炉水显著地晃动, 难以确认水位表的水位。

(2) 污染安全阀。水垢或杂质堵住压力表的连通孔, 或者炉水进入水位表的通气孔, 破坏它们的性能。

(3) 炉水进入蒸汽过热器, 降低温度, 同时污染过热器。

(4) 炉筒随蒸汽出去的水分积存在管道内, 发生水冲击, 损坏管道、阀门、接头、蒸汽机等。

(5) 当汽水共腾或起泡急剧发生时, 炉内水位急剧降低, 有发生缺水事故的危险。

6、汽水共腾和起泡的原因: (1) 蒸汽负荷过大。 (2) 高水位 (水面和蒸汽出口的距离接近, 水面变窄) 。 (3) 急开蒸汽阀。 (4) 炉水里含有许多悬浮物、油脂、杂质。 (5) 炉水被浓缩了。

7、防止汽水共腾和起泡的措施: (1) 减弱燃烧。 (2) 关闭蒸汽阀, 期待水位稳定。 (3) 排出一部分炉水, 加入新的水 (有表面排污装置的, 进行表面排污) 。 (4) 进行安全阀、水位表的试验, 吹洗压力表连通管, 检验压力表) 。 (5) 取炉水水样进行水质化验。用这些方法不能制止汽水共腾和起泡的时候, 要反复排污和给水几次。如果仍不见效, 必须停止锅炉运行, 等锅炉冷却后, 查清内部, 进行清扫。消除炉鸣。

8、发生炉鸣的原因:一是燃料中水分多。二是燃料和空气混合得不好, 燃烧速度慢。三是烟道里有产生涡流的气穴。

9、消除炉鸣的方法:一是使用水分少的燃料。二是加热二次风, 改善通风的调节。三是在燃烧室内燃料迅速燃烧。四是改善燃烧室或烟道。五是对燃煤锅炉, 在烟道内成为气穴的部分要积存烟灰。

摘要：本文阐述了水位过高、过低或发生汽水共腾、起泡的时候, 水位表不显示水位。然后根据各自的原因采取相应的措施。

排除措施 第2篇

一 富拉尔基二电厂86年3号机断油烧瓦事故

（一）、事故经过

86年2月23日3号机（200MW）临检结束，2时25分3号炉点火，6时20分冲动，5分钟即到3000转/分定速。汽机运行班长辛××来到三号机操作盘前见已定速便说：“调速油泵可以停了”，并准备自己下零米去关调速油泵出口门，这时备用司机王××说：“我去”，便下去了。班长去五瓦处检查，室内只留司机朱××。王××关闭凋速油泵出口门到一半（原未全开）的时候，听到给水泵声音不正常，便停止关门去给水泵处检查。6时28分，高、中压油动机先后自行关闭，司机忙喊：“快去开调速油泵出口门”，但室内无值班员。班长在机头手摇同步器挂闸未成功。此时1—5瓦冒烟，立即打闸停机。此时副班长跑下去把调速油泵出口门全开，但为时已晚。6时33分，转子停止，惰走7分钟，经检查除1瓦外，其他各瓦都有不同程度的磨损。汽封片磨平或倒状，22级以后的隔板汽封磨损较重，20级叶片围板及铆钉头有轻度磨痕。转入大修处理。

（二）、原因分析

1、油泵不打油，调速油压降低，各调速汽门关闭。三号机于84年9月25日投产，11月曾发生大轴弯曲事故，汽封片磨损未完全处理，汽封漏汽很大，使主油箱存水结垢严重，主油箱排汽阀堵塞未能排出空气。主油泵入口有空气使调速油压下降。此次启动速度快，从冲动到定速只有5分钟，调速油泵运行时间短空气尚未排出，就急剧关闭调速油泵出口门。过去也曾因调速油泵停的快，油压出现过波动，后改关出口门的方法停泵。这次又操作联系不当，使油压下降。

2、交直流油泵未启动。当备用司机关调速油泵出门时，司机未能很好的监视油压变化，慌乱中也忘记启动润滑油泵。24伏直流监视灯光早已消失一直未能发现。

3、低油压联动电源已经切除。20日热工人员未开工作票在三号机热控盘进行了四项工作，把热工保护电源总开关断开，工作结束忘记合上，致使低油压未能联动润滑油泵。

4、这次机组启动，使用了启动操作票，操作票中有“交直流润滑油泵联动试验和低油压联动试验”项目，但司机在执行这两项工作都没有做，而操作票上却已划“√”。

二 浙江台州发电厂88年1号汽轮发电机组烧瓦事故

1988年8月18日15时25分，台州发电厂1号汽轮发电机组因油系统中渗有大量空气，造成自动主汽门自行关闭，调速油泵未自启动，交流润滑油泵刚自启动即被直流油泵自启动而闭锁，直流油泵自启动后电机烧损，致使断电烧瓦，构成重大事故。

（一）、事故经过

台州发电厂1号汽轮发电机系上海汽轮机厂制造，N125-135/535/535型，1982年12月投产。事故发生前，1号机组额定出力运行，各参数均正常，当时系统频率49.6Hz，汽轮机润滑油系统旁路滤网运行，主滤网撤出清理，14时55分主滤网清理结束。15时当班班长郑××下令一号机司机陶××将旁路滤网切换为主滤网运行，陶接令后即用电话令零米值班员李××开启交流润滑油泵轧兰冷却水。接着陶按规定启动了交流润滑油泵，并将监盘工作交给监盘副司机管××，即去零米执行润滑油滤网切换监护操作。15时12分主滤网充油排汽结束，15时16分主滤网投入运行，当关闭旁路滤网出口二圈时，发现调速油泵启动，陶即令李停止操作，并跑至零米值班室打电话询问情况。

同时，在监盘的副司机管××，当时在场的班长傅××，当班班长郑见调速油泵运行指示红灯闪光（自启动），并听到警铃响了一下，但未见光字牌亮，查油压正常。郑令现场副司机王××检查，未见异常，也无其他人员在工作，分析为误自启动，即令管停下调速油泵，停后各油压均稍有下降，几秒钟后调速油泵又自启动，警铃响，“主油泵出口油压低至0.9MPa光字牌亮后又熄灭，查油压恢复正常，管即复归开关控制把手（合上），15时17分郑接陶询问电话，郑告：“是自启动”。并查问下面操作情况后，通知陶：“上面准备停交流润滑油泵，保持调速油泵运行，滤网切换操作完毕后汇报”。陶答：“好的”。陶回到现场时见交流润滑油泵转速已下降，随即关闭该泵轧兰冷却水，调整好调速油泵冷却水。15时20分旁路滤网撤出运行操作完毕（出口门关闭）。陶汇报郑：“切换操作全部结束”。并提出：“慢慢关闭调速油泵出口门，上面注意油压变化，待全关后现扬按事故按钮停调速油泵，然后再开启出口门”。郑同意如此操作。陶令李去操作，由李关闭调速油泵出口门后，陶按事故按钮停泵。15时25分当准重新开启调速油泵出口门时，发现直流润滑油泵启动，电机冒火，陶令李速开调速油泵出口门及旁路滤网出口门（主、旁路网同时投运），并协助操作完后跑回集控室。

在集控室，管、郑见油压有所下降，事故喇叭响，调速油泵开关指示灯绿灯闪光，即复归开关（拉开），此时，调速油压1.1MPa，润滑油压0.1MPa，均正常。几秒钟后“主汽门关闭”，主油泵出口油压低至0.9MPa及润滑油压低至0.08MPa～0.015MPa等光字牌全部亮。管、郑准备去合调速油泵时，发现直流润滑油泵自启动0.08、0.055、0.04、0.015MPa低油压光字牌全部熄灭。但随即发现直流润滑油泵开关红灯熄灭，事故喇叭响，电流到零（电动机烧坏）。当即解除交直流油泵联锁，抢合交流润滑油泵和调速油泵均不成功。班长傅××即跑到九米现场开真空破坏门。生产厂长梁××听到安全门排汽声，即跑到集控室，得知两台油泵均抢合不成时，即令电气运行人员跑到开关室合上调速油泵开关。此时司机陶××跑到集控室，大声喊：“直流油泵电机烧了”。并见调速油泵开关红灯闪光，即复归开关把手（合上），油压恢复正常。郑××去现场调查，发现2、3号轴承处有烟冒出，此时监盘副司机即停射水泵。(二）、事故发生与扩大原因

1、分析认为主油泵工作失常是这次事故的起因。而主油泵工作失常则是由于油中渗有大量空气所造成的。因此油系统中渗有大量空气泡是这次一号机油压大幅晃动且急剧下降而跳机的原因。事故前清扫主滤网后进行切换操作时，启动了交流润滑油泵，使润滑油压升高，各轴承回油量增加，油循环倍率增大，带入的空气随之增加。

2、造成这次跳机事故扩大成断油烧瓦的主要原因是直流润滑油泵自启动后电机烧毁，而直流润滑油泵电机烧毁时直流母线电压偏低，造成调速油泵、交流润滑油泵手动抢合不成。

三 99年5号机冲动过程中2号瓦振动大停机事件 1999年6月24日20时45分5号炉点火，21时25分盘车检修结束，投入连续盘车，测大轴晃度0.04mm，22时00分开始抽真空，投入一、二级旁路系统，23时30分投入轴封供汽，23时50分法兰螺栓夹层加热装置暖管。高外上内壁温136℃、高内上内壁温142℃、高内下内壁温132℃、高外下内壁温116℃、左螺栓温度138℃、左外法兰温度140℃、左内法兰温度139℃、右螺栓温度140℃、右内法兰温度140℃、右外法兰温度141℃。

0时35分5号机冲动，高外上内壁温135℃、高内上内壁温141℃、高内下内壁温130℃、高外上内壁温109℃、左螺栓温度168℃、左外法兰温度170℃、左内法兰温度169℃、右螺栓温度170℃、右内法兰温度169℃、右外法兰温度170℃。

0时40分升速至500r/min，投入法兰螺栓夹层加热装置。0时50分升速至950r/min，开始暖机。0时55分2号瓦振动突然增大，最大0.08mm，立即打闸停机。此时高外上内壁温135℃、高内上内壁温139℃、高内下内壁温120℃、高外上内壁温110℃、左螺栓温度183℃、左外法兰温度192℃、左内法兰温度182℃、右螺栓温度184℃、右内法兰温度181℃、右外法兰温度191℃。1时10分大轴静止，投入盘车，测大轴晃度0.43mm，1时20分测大轴晃度0.22mm，2时10分测大轴晃度达到正常值0.045mm，4时16分5号机重新冲动，5时5号发电机并列。

原因分析：

1、法兰螺栓加热装置暖管过早监视调整不当：23时30分法兰螺栓加热装置开始暖管，暖管后未及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快，0时35分转子冲动时，高压外缸内法兰由139℃升至169℃。至打闸时高压外缸内法兰升至182℃，但高压外缸内壁温度尚未加热上来，汽缸夹层加热未跟上，使高压外缸内壁温度与高压外缸法兰内壁温度之间温差过大，引起缸体变形，引起2号瓦振动。

2、高压缸前轴封段冷却收缩：22时开始抽真空，当时高压内缸内下壁缸温141℃，23时30分投入轴封供汽，由于运行人员不能准确掌握理解运行规程，在缸温刚低于150℃后，就按机组冷态启动规定执行，使抽真空与轴封投入的间隔过长，引起高压缸前轴封段冷却收缩，在缸体变形的情况下，加剧轴系振动，使2号瓦振动聚增。

教训与防范：缸温在140℃左右抽真空后到投入轴封供汽的时间较长，转子轴封段局部冷却。运行监视调整不当，在法兰螺栓加热装置暖管后未能及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快。运行人员对运行规程掌握理解不够，在机组运行中发生甩负荷至50MW以下时，必须及时投入高压缸前后、中压缸前轴封供汽，防止转子轴封段急剧冷却。

2002年6号机误关循环水出口门低真空保护动作事件

2002年5月20日事故前6号机组负荷197MW，机组真空86.1 kPa，在正常调整循环水出门时，司机助手误将循环水出口门关闭，没有注意参数变化，真空急剧下降，发现真空下降很快，立即启动备用射水泵，启动备用循环水泵，低真空保护动作，主汽门关闭，机组负荷到零。事后当事人没有及时汇报司机，造成故障原因判断不清，延误了事故处理时间，导致锅炉灭火。在事故过程中5、6号机同时启动了4台循环水泵，险些造成故障的扩大。

原因与教训：操作中存在习惯性违章和严重的误操作，在调整循环水门时，同时开关两侧出口门，在中间暂停时，误将循环水出口门关闭，导致凝汽器大量减水，造成机组真空下降。业务水平低，工作责任心不强，调整循环水出口门时，不能认真监视有关参数变化。处理事故能力差，真空下降时，不能及时采取有效的补救措施，不能及时判断事故点，处理事故时间较长。

四 朝阳发电厂98年1号机大轴弯曲事故

（一）、事故经过

朝阳电厂1号机组大修于1998年7月10日全部结束，7月12日和13日进行高速动平衡试验，振动情况良好，最大的5号轴承为0.028mm。7月14日，机组进行第三次启动，7时锅炉点火，随后投9只油枪，8时汽轮机冲动，DEH系统投入，冲动前参数正常，炉侧过热蒸汽温度363℃、333℃，机侧温度267℃、压力1.72MPa、高压内缸上壁温度251℃，其它正常。8时15分汽轮机定速3000rpm。8时47分发电机手动同期并网，此时炉侧过热汽温432.1℃、438.5℃，机侧403℃、394℃，高压内缸上壁温度287℃，高压胀差2.45mm,振动最大的5号轴承为0.023mm，并列后发电机有功和无功功率表均无指标。9时3分，发现高压油动机全开至155mm，将DEH切到液调。9时5分，锅炉投入一台磨煤机，停三只轻油枪，投二级减温水，高压胀差3.6mm。9时13分，高压胀差4.0mm，立即手摇同步器，将高压油动机行程关到96mm，发现中压油动机参与调整，再热汽压升到1.5MPa，又将高压油动机行程开到112mm。9时19分高压胀差到4.38mm，用功率限制器将油动机关到空负荷位置(30mm)，此时高压内缸上壁温度351℃，机侧过热汽温414℃，炉侧406℃。9时24分，高压胀差4.46mm，运行副总下令发电机解列，汽机司机打闸停机，这时高压胀差最大到5.02mm。打闸前振动最大的5号轴承为0.024mm，打闸后2分17秒时振动最大的1号轴承为0.039mm，转子惰走24分钟，启动盘车电流为60A，大轴晃度0.08mm，偏心0.138mm。16时50分大轴晃度最终稳定在0.11mm, 16时20分测量转子弯曲0.165mm，最大位于调节级后第二级叶轮处，说明高压转子已发生弯曲。

（二）、原因分析及暴露问题

弯曲的直接原因是由于高压转子胀差越限，没有及时打闸停机，导致高压前、后汽封和隔板汽封轴向径向碰磨，打闸以后惰走过程中高压胀差最大达+5.02mm。高压胀差越限是由以下原因引起的。

1、功率表无指示,由于接线错误，并网后有功功率和无功功率表均无指示，没有及时停机处理，使DEH系统在没有功率反馈的条件下，将高压油动机开到最大，根据发电机转子电流2000A，推算有功负荷在33-45MW，蒸汽流量在220t/h左右，促使高压胀差的变化率增大。

2、机组参数不匹配，启动至并网主蒸汽温度一直偏高，锅炉投入多支油枪，使主蒸汽温度难以控制，为高压胀差增长创造了条件。

3、违反运行规程，规程规定高压胀差+3.0mm报警,+4.0mm打闸,但该机在高压胀差到4.46mm时才解列、打闸，机组经过长达24分钟惰走到静止，加重了轴径向磨损，造成大轴弯曲的恶果。暴露出运行人员在发现重要表计没有指示时，没有及时汇报值长或通知相关专业运行人员，造成误判致使机组并列后带30MW左右负荷运行了10多分钟，高压胀差急剧增长。

五 大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，发生烧瓦恶性事故

2002年10月16日14时14分，大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，在进行主油泵和高压启动油泵的切换时由于运行人员误操作，发生烧瓦恶性事故。

一、事故经过

2002年10月16日，5号机组小修后按计划进行启动。13时机组达到冲转条件，13时43分达到额定转速。司机在查看高压启动油泵电机电流从冲转前的280A降到189A后于13时49分盘前停高压启动油泵，盘前光子牌发“润滑油压低停机”信号，机组自动掉闸，交流润滑油泵联启。运行人员误认为油压低的原因是就地油压表一次门未开造成保护动作机组掉闸，因此再次挂闸。14时14分，在高压启动油泵再次达到190A时，单元长再次在盘前停高压启动油泵。盘前光子牌再次发“润滑油压低停机”信号，由于交流润滑油泵联启未复归，交流润滑油泵未能联启，汽轮机再次掉闸。单元长就地检查发现五瓦温度高，油挡处冒烟，司机盘前发现六、七瓦温度高至90℃，立即破坏真空紧急停机处理。

事故后经检查，发现二、五、六、七瓦下瓦乌金不同程度烧损。五瓦处低压轴封轻微磨损，油挡磨损。解体检查高压启动油泵出口逆止门时发现门板无销轴。

二、事故原因

“10·16”事故是一起由于人员误操作引发的一般恶性事故，其原因为：

1、两次停高压启动油泵时均未严格执行运行规程的规定：检查高压启动油泵出口逆止阀前油压达到2.0Mpa后,缓慢关闭高压启动油泵出口门后再停泵(实际运行泵出口逆止阀不严)。同时在停泵过程中未严密监视转速、调速油压和润滑油压的变化，异常情况下未立即恢复高压启动油泵。

2、在第二次挂闸前对高压启动油泵和交流润滑油泵的联锁未进行复归操作，造成低油压时交流润滑油泵不能联启。

3、高压启动油泵出口逆止门板无销轴，造成门板关闭不严，主油泵出口门经该门直接流回主油箱，使各轴承断油。

4、机组启动过程中现场指挥混乱，各级管理人员把关不严也是本次事故的重要原因。

大同二电厂5号机组“10·16”烧瓦事故不仅暴漏了当值运行人员操作中存在严重的违章操作情况，有章不循，盲目操作，责任心不强。同时也暴漏了在操作指挥中有违反制度、职责不清、程序不明的混乱现象，暴漏了一些运行人员对系统不熟，尤其是对主要测点位置不清的问题，暴漏了检修工作中对设备隐患不摸底，设备检修验收制度执行不严谨的问题。大同二电厂的“10·16”事故，公司各单位要引以为戒，认真从中吸取教训。为此公司针对大二的事故教训提出以下要求：

1、希望公司所属及控股各单位在确保完成公司全年各项任务的关键时期，认真吸取大同二电厂“10·16”事故的经验教训，严格落实责任制，加强设备监护，加强事故防范措施。

2、进一步认真落实国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和公司下发的国电股生字[2002]133号文《防止电力生产重大事故的二十五项反措实施细则》，把各项反措内容严格细化，切实落实到运行、检修的日常工作中，通过有效的组织措施和技术措施防止各类恶性事故的发生。

3、对润滑油系统，要采用明杆阀门，并标有开度指示、开关方向指示和设有手轮止动装置。对高、低压备用油泵和低油压保护装置要定期试验，保持良好的备用状态

4、在机组启动定速后、停用高压油泵时，要先缓慢关出口门并注意监视润滑油压的变化，出口门全关后停高压油泵。然后再打开高压油泵出口门恢复备用，开启出口门时亦应注意监视润滑油压的变化。

5、应当看到公司系统习惯性违章的现象仍然存在。为使反习惯性违章得到完全遏制，要求各单位把反习惯性违章做为反事故斗争的主要内容。各单位要认真审查各类规程，通过运行规程规范运行人员的各种操作。凡不符合运行规程要求的均视为习惯性违章，加大惩罚力度。

6、各单位要认真整顿运行人员纪律，重新审查各级人员职责，凡职责不明、程序不清的指挥应立即予以纠正。应本着谁指挥谁负责，谁操作谁负责的原则，统一指挥，分部实施组织好现场的运行管理工作。

7、要加强检修管理工作。对各项检修工作内容，要做到设备、人员、质量评价的记载完整，对验收人更要做到有明确记载。

8、要加强运行人员的培训工作。运行人员除必须熟悉本专业的系统外，同时必须熟悉主要测量点的信号来源，防止信号异常时产生误判。

9、各单位要结合秋季安全大检查工作，从查思想、查管理、查规章制度、查隐患入手，认真落实各项责任制，加大反习惯性违章的考核力度，坚决杜绝习惯性违章。

10、切实落实保护、联锁的投切制度，各种保护定值要做到准确无误，坚决不能发生拒动、误动。

11、加强对各种重大操作的组织管理，明确各人责任，各司其职，不得多头指挥，盲目操作。发生异常情况时，要在做好充分事故预想的前提下，保持镇定，沉着应对。

12、无论体制如何改革，保持生产骨干力量的稳定至关重要，请各厂不要轻易、随便不顾生产实际需要调动生产人员。

六 二道江发电厂97年误操作造成机组被迫停机事故

1997年9月16日8时56分，二道江发电厂7号机组汽机运行人员在调整7号机循环水系统运行方式时，因误操作将运行中的2号循环水泵电动入口门关闭，造成汽轮机循环水中断，致使真空急剧下降，8时57分低真空保护动作，排汽门爆破，自动主汽门关闭，9时04分手动打闸停机。

（一）、事故前运行方式

二道江发电厂7号机系哈尔滨汽轮机厂制造的N100-90/535型，双缸、双排汽、单轴、冲动凝汽式汽轮机，于1992年12月投产。辅助设备运行状况良好，其中2号循环水泵运行，1号循环水泵备用（电动入口门全开，电动出口门全关）。

（二）、事故经过

9月16日，为防止7号机2号循环水泵跳闸（1号循环水泵联动后出口门打不开）造成汽机断水，且1号泵比2号泵流量大2000吨，切换循环水泵运行方式，启动1号循环水泵正常后，停止2号循环水泵。8时50分值长令汽机运行班长进行7号机1、2循环水泵的切换的操作。汽机运行班长接令后，即令7号机司机张××和副班长曹××同时做好启动前的准备工作。曹××接令后，并没命令副司机进行1号循环水泵启动前的准备工作，自己直接到7号循环水泵处检查。8时56分，曹××来到1号循环水泵电动入口门操作箱处（1、2号循环水泵入口门操作按钮在一个操作箱上，当时2号泵入口门绿灯不亮，1号泵入口门红灯不亮）未加任何辨别就将在同一操作箱上的2号循环水泵电动入口门关闭按钮按下。当看到1号循环水泵电动入口门无变化时，曹××误认为其入口门电路无电，马上用对讲机联系7号机司机张××，要求通知电气检查处理，张通知电气后即走出控制室去抄表检查设备（室内只有除氧值班员监盘）。8时57分，张××来到7号机排汽温度表处时发现排汽温度由正常的40℃升高到70℃，他没有就地查找排汽温度不正常升高的原因，而是跑回到控制室。当其发现2号循环水泵电流由120A降至70A，真空由-89.2kPa已降至-70kPa并继续下降时，立即启动实际上不备用的1号循环水泵，电负荷仍在60MW左右，致使真空继续急剧下降。8时57分48秒7号机真空降至-30kPa（低真空动作值）低真空保护动作，主汽门关闭，电负荷到零。8时57分54秒7号机真空破坏（记录最低为-15.94kPa）南侧两组排汽门爆破，此时回到控制室的曹××听说真空下降，循环水有问题意识到自己操作的误，马上跑到2号循环水泵处，于8时58分左右将电动入口门开启，9时04分7号机被迫打闸停机。

（三）、事故原因及责任分析

1、汽机运行班长曹××在切换7号机1、2循环水泵操作中未按“四对照”要求进行，对操作掉以轻心，极不负责，手中虽有对讲机在进行切换操作前也未联系司机，误将运行中的2号循环水泵入口电动门关闭，造成循环水中断致使真空急剧下降，7号机低真空保护动作，主汽门关闭，排汽门爆破是造成此次事故的直接原因。2、7号机司机张××离开控制室抄表检查设备，即未找人顶岗又未通知班长，也未向除氧值班员交待，延误了事故的发现时间。发现事故现象后，本应就地查找原因采取措施恢复真空，并果断地采取减负荷到零的办法来维持真空，保护设备，而只是启动实际上不备用的1号循环水泵，对事故判断、处理不果断，采取措施不得力，延误了事故处理时间，造成排汽门爆破事故扩大。

七 阜新电厂99年1号汽轮发电机组轴系断裂事故

（一）、事故经过

阜新电厂1号汽轮机CC140/N200-12.7/535/535型超高压一次中间再热两段抽汽凝汽式机组，由哈尔滨汽轮机厂制造。1996年3月安装，96年11月2日首次并网发电，同年12月18日正式移交生产。1999年8月19日0时20分，运行五值接班，机组负荷为155MW运行；零时30分，值长令加负荷到165MW；1时整，值长令加负荷到170MW，主蒸汽压力为12.6MPa，主蒸汽温度535℃，蒸汽流量536.9吨/时。47分30秒，“高、中压主汽门关闭”、“抽汽逆止门关闭”光字牌报警，监盘司机喊“机跳了”。47分32秒，交流、直流润滑油泵联动良好。47分37秒，发电机出口开关5532跳闸，有功负荷到“0”，6KV厂用电备用电源联动成功。值长来电话向单元长询问情况，单元长告：“01号机、发电机跳闸”。值长当即告：“立即查明保护动作情况，对设备详细检查，有问题向我汇报”。单元长令：“汽机、电气人员检查保护及设备情况”。司机、助手到保护盘检查本特利保护，回来后向单元长汇报：“没有发现异常”。汽机班长检查完设备汇报单元长说：“设备检查没问题”。电气班长确认后汇报：“发电机跳，6KV厂用正常联动备用电源，电气保护无动作，只有„热工保护动作”光字牌来信号。单元长向值长汇报：“检查保护和设备都没发现问题”。值长告：“如无异常，可以恢复”。随即单元长告汽机班长：“汽机挂闸，保持机3000转/分。”汽机班长到就地机头处操作，手摇同步器由30mm退至到“0”位，同时令司机助手去检查设备情况，助手回来后汇报：“机组检查正常，主轴在转动中”。这时班长操作同步器增加行程时发现高、中压主汽门未开，告助手去复归“热工保护动作自保持复归按钮”，当检查就地压力表立盘时发现调速油压很低，对从控制室返回来的助手说：“把调速油泵转起来”。调速油压恢复后，汽机班长到机头再次挂闸，逐步增加同步器行程，高、中压主汽门开启，行程达8mm时回到主控制室，准备用电调升速，设定目标转速3000r/min，升速成率为300r/min/min，按进行键，此时转速实际值未能跟踪目标值，同时“高、中压主汽门关闭”信号光字牌亮，汽机班长根据经验分析认为电调不正常，向单元长汇报，并请示切液调运行，单元长同意。汽机班长到机头处将同步器退到“0”位，通知司机将电调切为液调运行，挂闸后同步器行程为8mm时，高压主汽门已开启，达11mm时，转速表显示100r/min左右。1时56分30秒，当准备检查调速汽门开度时，听到主汽门关闭声，同时一声巨响，发电机后部着火，机组严重损坏。轴系断为11段，10个断裂面，其中5处为轴断裂，4处为对轮螺栓断裂，1处为齿型联轴器失效。齿轮联轴器的失效，在运行中造成主油泵小轴与汽轮机主轴脱开，（二）、事故原因

主油泵停止工作、转速失去监测、调节系统失控。几种因素偶合的特殊工况致使低压缸铸铁隔板在压力波冲击作用下碎裂是轴系损坏的主要原因。由于主油泵不能工作，调速油压低，中压主汽门前压力高，转速失去监测，调节系统失控等条件偶合，导致机组启动时中压汽门滞后于高压汽门而突然全开的特殊工况。低压缸铸铁隔板的碎裂损坏，使静、动部件严重碰磨，机组发生强烈振动，是转子断裂、轴系破坏的主要原因。运行人员缺乏正确的判断能力，是偶发中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的主要原因之一。齿型联轴器的失效，导致转速失去监测、调节系统失控，中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况，这种情况在国内从未发生过，现场运行人员对此缺乏正确的判断能力，对转速表的异常指示没能做出全面的综合分析，运行人员认为“无异常”，仍按正常操作程序进行起动，是发生中、低压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的条件之一。八 富拉尔基二电厂89年1号机大轴弯曲事故

1989年1月13日，富拉尔基二电厂1号炉再热器漏泄，经请示调度同意于21时45分开始滑停，值长对运行人员说：“汽温在350℃以上可以快点滑”，（规程规定滑停速度为1—1.5℃/分），开始时降温速度为1—1.25℃/分,22时到23时降温速度为2.7℃/分，23时到0时降温度为3.6℃/分。从额定参数滑到2.0MPa、260℃时应该需要6小时，而这次滑停仅用2.5小时。由于降速度过快，汽缸受到急剧冷却后变形，当胀差急剧变化并达到负值时，值长没有及时下令打闸停机，而是先倒厂用电后才停机，此时负胀差达到-1.8mm，此后又延误了停机时间，造成大轴弯曲最大达23道。

九 甘肃八○三电厂93年25MW机组严重超速损坏

（一）、事故经过

1993年11月25日9时30分，电机检修人员高××、宋××在二号机处理励磁机整流碳刷冒火缺陷，处理的方法是每取下一只碳刷，采用压缩空气清扫，开始时，在最后一圈刷握下有两只碳刷发出长约100mm细火线3-4束，到9时55分左右，励磁机碳刷突然产生像电焊一样的耀眼火花。高对宋说：“你赶快申请停机”。宋跑到二号机司机值班室对司机助手姜××说：“赶快停机！”，此时二号机负荷在1万千瓦以上范围大幅度摆动，司机任××即令其一号减温器值班员胡××，加大减温器供汽负荷，令助手姜××速与值长联系。并手按甲管电动一次门关闭按钮后，即解列调压器，再进值班室发现有功负荷突甩到零，又看调速汽门、自动主汽门已关下，危急保安器已动作，马上回值班室关电动主闸门，启动交流润滑油泵，看表盘数字转速表指示4200～4300转/分后，停止该润滑油泵。助手及时手关至除氧器的供汽门，该门关至二分之一行程时，姜发现盘车处爆炸起火。

当时，从三号机迅速赶到二号机值班室的生技科汽机运行专责工程师汪××，发现有功负荷大幅度摆动几下后突甩至零，见司机已在机头处，并见班长张××用铁棒砸自动主汽门伺服机连杆，同时确证电动主闸门正在关闭过程中，即欲帮助他人关二号机总汽门，行进中听到一声巨响，回头一看，见低压缸后部大火升起，同时发现调速汽门倾倒。赶到现场的汽机分场运行主任见二号机转速达4200转/分，即去机头摇同步器，并见到班长将自动主汽门砸下，移动行程约10-15mm。有个别同志说：“发现表盘数字式转速表指示曾达5500转/分”。

目击者反映：当时先听到二号汽轮发电机组发出不同寻常的异音，同时看到励磁机处有一团火，发出像电焊一样刺眼的兰光，不到一分钟听到一声较大的震响，随即发现汽机低压缸上部冒汽，之后听到一声沉闷巨响，看到盘车等部件飞了起来，紧接着烟火升腾，直达主厂房房顶，并相继发出一次很清脆的爆炸声，黑色浓烟很快充满整个厂房。

机组二、三瓦及盘车装置等物飞出并爆炸起火后，司机、运行技术员、分场主任等多人马上开启事故放油门，切断至除氧器汽源和发电机氢气源。广大职工和消防人员赶到现场，奋力救火，10时25分，灭火结束。邻机和厂房设施未受到大的损伤，未造成人员伤亡。

9时57分，电气运行值班员张××发现二号发电机无功表突然由5000千乏降到零，紧接着有功表全刻度摆动，转子电压显示由140V下降接近于零，转子电流下降回零，定子电流表指示突然升高并摆动；定子电压表指示降低并摆动；三号机有功负荷表指针也大幅度摆动；无功6000千乏上升到20000千乏。同时二号机强励动作。此时张喊：“快，二号机不行了！”即速减有功负荷。电气运行班长聂××、值长田××急跑至盘前，由田监视调整三号机。聂按调整负荷把手减有功负荷无效，征得值长同意后，令张拉开关，联跳二号主变压器三侧开关。并向汽机发出“注意”，“已开闸”信号，数秒后即收到汽机发来的“主汽门关闭”信号。此次事故造成一台25MW供热式汽轮发电机组彻底损坏。

（二）、事故原因及暴露问题

这次事故的起因是在处理二号机励磁碳刷冒火缺陷中，因处理工艺水平、技术水平不高，引起环火，导致二号发电机失磁，有功负荷急剧摆动，由于调速汽门失控，为这次事故提供了条件。当电气运行值班员为控制发电机失步，用同步器减二号机有功负荷时，调整无效，断开了灭磁开关，解列该机。在二号机解列后，调速汽门不但无法关闭，维持机组空转，而且转速势必急速飞升，引起危急保安器动作，自动主汽门关闭（主控室得到“自动主汽门关闭“信号），由于自动主汽门有卡涩缺陷，未关严（有目击者确证自动主汽门尚有10mm多的开度，汽机运行班长等人还用敲击自动主汽门伺服机杆的办法进行紧急处理）。造成了这次超速事故。机组超速，首先造成汽机末三级叶片的断裂损坏，并击穿低压缸“发出第一次爆炸声”，机组强烈振动，串轴加大，轴系稳定破坏，进而损坏发电机密封瓦，氢气溢出发生“第二次爆炸声并着火”，同时引燃汽机透平油及部分电缆。随之，轴系进一步失稳，破坏了全部轴承，扭断主轴，使汽轮发电机组各动静部分严重磨、撞击、机组严重损坏。当关闭主蒸汽管电动主闸门及总汽门后，才完全切断进汽，转子失去转动的动力而停止，整个过程的时间是短暂的。十 哈三厂94年2号机组二级旁路爆破引起跑油烧瓦停机事故

1994年10月9日10时54分，哈三厂2号机因检修和运行人员无票违章作业，造成二级旁路母管爆破，将交流润滑油泵出口逆止门后法兰与门体连接处撞断，大量跑油，断油烧瓦。

（一）、事故经过

事故前1、2号机正常运行，总负荷400MW，2号机有功200MW，主蒸汽流量670T/H，主蒸汽压力12.7MPa，主汽温度540℃，再热压力2.3MPa，凝汽器真空94kPa，高压调节级后压力9.6MPa，主油箱油位就地指示-5/70mm。

10时48分，运行监盘人员发现调节级后压力表的指示由9.6MPa下降到2.0MPa，此时听到厂房内一声响，运行班长马上从控制室跑出来检查，听到二级旁路管内有汽流声，回到单控到操作盘前看到旁路电动进汽门指示在20％开度，将二级旁路进汽门关闭，经分析判断为调节级压力下降所致。10时54分，汽机厂房内第二次发生巨响和汽流声，产生大量蒸汽。班长及2号机助手直奔二级旁路控制盘前，看到进汽电动门又自动开启在50％位置，将二级旁路门关闭。同时又发现润滑油压下降，立即启动交流油泵，油压降至0.08MPa，又启动调速油泵，油压仍下降，又启动直流油泵，此时，油压已降到0.06MPa，油位表指示接近-200mm，5、6、7瓦处冒烟。10时55分立即在室内盘上打闸停机，转子惰走时间5分钟，室内油压表最低降至0.018MPa。启动2号顶轴油泵，从储备油箱往主油箱补油无效，油泵已不打油，手动盘车不动，造成2号机烧瓦。

（二）、事故原因

10月9日上午，热工压流班三名同志处理2号机高压调节级后二次门后活节漏，将立盘后二次门关闭，但漏点未处理好，汇报班长董××。董说：“得关闭一次门才能处理。”董去2号机单控与司机王××联系，要求关闭高压调节级后压力表一次门，王说：“你有工作票吗？”董说：“星期天上哪开工作票，一会就处理完啦”。董与王一同去高压调节级一次门处，王带着搬勾，对照标牌（标志不清），问董：“你能确定是这个门吗？”董说：“你运行的还不知道吗？”王说：“你不知道，我也不知道，我不管”。说完后，未关门回到单控室，董急于消除漏点，擅自将此门关闭，致使调节级压力变送器输出信号降低，高压缸排汽压力高于调节级压力1.5MPa，二级旁路电动进汽门自动开启，在二级旁路第二次动作时，发生汽水冲击，旁路母管发生爆破，破裂开度670mm，最大宽度140mm，环焊缝撕开弧长350mm。二级旁路母管爆破时产生位移，将交流润滑油泵出口逆止门后法兰与门体连接处撞断，润滑油大量跑出，供油不足，造成烧瓦。

（三）、暴露问题

1、违章作业严重。热工压流班班长无票作业，且擅自操作运行一次门；汽机司机不但不坚决制止，而且还同检修人员去现场，虽未操作，但助长了检修人员的违章行为。

2、人员技术素质低。运行和检修人员对该一次门同时接入三个回路的压力表及保护装置不清楚，对设备系统不掌握，误关一次门，使二级旁路电动门自动开启，造成管道爆破。

十一 华能汕头电厂2号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报

[按]:1999年4月12日，华能汕头电厂2号机组在大修后的启动过程中，因漏掉对高压缸法兰加热左右侧回汽门的检查，左侧汽门实际开度很少，使高压缸左右法兰温差严重超限，监盘又较长时间没有发现，造成高压转子大轴弯曲事故。造成这起事故的直接原因是运行人员责任心不强，严重失职，运行管理薄弱与规章制度不健全也是造成事故的重要原因。这种因左右法兰加热不均导致高压缸转子弯曲事故近年来还是第一次发生。华能国际公司汕头电厂对这起事故的调查处理是严肃认真的，及时查明了原因，分清了责任。为共同吸取事故教训，现将华能汕头电厂“设备事故调查报告书”(摘要)转发，希望各单位认真结合本单位的实际情况，加强对职工的职业素养与岗位责任的教育，健全规章制度，使各项工作规范化、制度化、同时，加强对运行的管理；杜绝工作中的不负责任、疏忽大意的行为，维护各项规章制度的严肃性，防止类似事故重复发生。

设备事故调查报告书(摘要)

一、设备规范

汽轮机为亚临界一次中间再热、单轴三缸三排汽、冲动凝汽式汽轮机，型号为k一300-170—3，额定出力为300MW。高压缸主汽门前蒸汽压力为16．2MPa、温度540℃，高压缸排汽压力为3．88MPa、温度333℃。汽轮机高中压汽缸分缸布置，高压缸采用双层缸加隔板套型式，蒸汽的流向设计成回流式，高中压缸设有法兰和螺栓加热装置，高压转子采用整体锻造式结构。

二、事故前工况

#2汽轮机用中压缸冲转，机组的转速为1200转/分，#2机B级检修后第一次启动，处中速暖机状态；高压缸正在暖缸．高压缸法兰及螺栓加热已投入；主汽及再热蒸汽温度压力正常，各缸体膨胀、差胀、振动值均在正常范围。

三、事故经过

4月11日，#2机组B级检修结束后，经过一系列准备与检查后，#2机于4月12日15时55分开始冲转，15时57分机组冲转至500rpm，初步检查无异常。16时08分，升速至1200rpm，中速暖机，检查无异常。16时15分，开启高压缸倒暖电动门，高压缸进行暖缸。16时18分，机长吴X令副值班员庄XX开高压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄X开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完后报告了机长。16时22分，高压缸差胀由16时的2．32mm上升2．6lmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。1 6时25分，发现中压缸下部金属温度高于上部金属温度55℃，机长安排人就地检查中压缸及本体疏水门，无异常，经分析认为温度测点有问题，联系热工处理。17时13分，热工人员将测点处理完毕，此时中压缸上下缸温度恢复正常。17时27分，投中压缸法兰加热装置。17时57分，主值余XX在盘上发现#2机#2瓦水平振动及大轴偏心率增大，报告值长。13时02分，经就地人员测量，#2瓦振动达140μm，就地明显异音，#2。机手动打闸，破坏真空停机。18时08分，#2机转速到零，投盘车，此时转子偏心率超出500μm，指示到头，#2机停炉，汽机闷缸，电动盘车连续运行。18时18分至24分，转子偏心率降至40—70μm后，又逐渐增大到300μm并趋向稳定，电动盘车继续运行。

在13日的生产碰头会上，经过讨论决定：鉴于14小时的电动盘车后，转子偏心率没有减少，改电动盘车为手动盘车180度方法进行转子调直。并认为，高压转子如果是弹性变形，可利用高压缸上、下温差对转子的径向温差逐渐减少，使转子热弯曲消除。经讨论还决定，加装监视仪表，并有专人监视下运行。

13日12时40分起到18时30分．

三次手动盘车待转子偏心率下降后，改投电动盘车，转子偏心率升高，并居高不下，在300μm左右。15日19时20分，高压缸温度达145℃，停止盘车，开始做揭缸检查工作。

四、设备损失情况

1． 转子弯曲最大部位在高压缸喷嘴和平衡汽封处，最大弯曲值0．44mm。

2．平衡汽封磨损严重，磨损量约1．2mm，磨损部位在下部左侧；高压后汽封的下部左侧磨损约0.30mm；高压第6、7、8级隔板阻汽片下部左侧磨损约0．80-1.OOmm，第9、10级阻汽片下部左侧磨损约0.40-0.60mm；

第l、2、3级阻汽片下部左侧容损约0.60--0.80mm.第4、5阻汽片下部左侧有少量磨损。

3、高压缸后油挡下部左侧和上部左侧局部钨金磨损严重,钨金回油槽磨去一半约1.O0mm,高压缸前油挡钨金齿左侧磨去0．35mm，铜齿磨去约0．45mm。

五、事故发生扩大的原因

4月12日16时18分，运行人员在操作#2汽机高压缸法兰加热系统的过程中，漏掉了对高压缸法兰加热左右两侧回汽门的操作(或检查)，使得高压缸左侧法兰加热回汽门开度很小，右侧法兰加热回汽门全开；当16时22分，机长开启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后，从16时27分起。高压缸左、右两侧的法兰的温差开始增大．56分时达100℃(左侧法兰金属温度为150.43℃，右侧为250．45℃)．在高压缸左右温差大的期间,运行监盘人员没有及时发现,因而造成高压缸缸体膨胀不均，转子偏心率增加，高压缸内动静摩擦，轴承油挡磨损,高压转子弯曲。

六．事故暴露的问题

1．部分运行人员工作失职，责任心不强。#2机大修后运行人员未对系统进行启动前的全面检查。机长在下令投入高压缸法兰加热系统时，考虑不全面，下令不准确，没有要求操作人对高压缸法兰加热系统中的阀门的状态进行细致的核查；在#2机上监盘的机长、主、副值班员，监视机组的主要运行状态不认真，#2机高压缸左右两侧法兰温差增大及转子偏心率增大达38分钟没有发现；值长对机组启动过程中的重要参数跟踪监视不到位，掌握机组的运行工况不全面。

2．运行部在技术管理上存在漏洞，投产已两年，运行规程还不够完善，现场没有正式的《机组启动前各系统检查卡》和。《启动期间专用记录表：已有的《整组启动操作卡》 十二 历史：湛江电厂“6．4”全厂停电及#2机烧轴瓦事故通报

一、事故经过：

6月4日8时，湛江电厂两台300Mw机组并网运行，#1机负荷150MW，#2机组负荷250MW。

#1机组因轴承振动不正常，6KV厂用电工作段仍由启动／备用变压器供电。

9时17分#2机突然跳闸，发出抗燃油(EH)油压低、EH油泵C泵跳闸、发电机失磁、汽轮机和发电机跳闸等讯号。汽轮机值班员立即抢合主机、小汽机直流事故油泵和发电机密封直流油泵，均启动正常。电气值班员发现#2发一变组2202开关跳闸，#2厂高交622a开关跳闸，622b开关红绿灯不亮，6KVⅡa、6kvⅡb两段自投不成功。

9时l8分抢合062a开关成功，汽机司机投入交流润滑油泵，停下直流润滑油泵。

电气值班员到现场检查，负荷开关已分闸，但没有检查发现622b开关在合闸位置。然后抢合上062b开关时，向#2发电机送电，引起启动／备用变压器差动保护误动作使2208、620a、620b三侧开关跳，#1机组失去厂用电跳闸，全厂停电。#2机交流润滑油泵失压，直流润滑油泵没有及时投入而使部分轴瓦断油。值班员先后切开061a、061b、062a、062b、060a、060b开关，于9时21分合2208开关成功。9时24分合620a开关成功，恢复Ⅱa段厂用电，但合620b开关不成功。经检查处理，9时50分合620b开关，10时17分就地操作合062b开关成功，至此厂用电全部恢复正常。

1l时45分#2机挂闸，转速迅速升至120转／分，即远方打闸无效，就地打闸停机。

11时48分汽机再次挂闸，转速自动升至800转／分，轴向位移1．9mm，远方打闸不成功，就地打闸停机。

12时10分第三次挂闸，轴向位移从0．7mm升至1．7mm，轴向位移保护动作停机。

事故后检查发现#2机组轴承损坏，其中#1、2、5、6下瓦和推力瓦损坏严重，需要更换。

二、事故原因分析

经检查分析计算机打印资料和事故后做试验证明，事故直接原因是C抗燃油泵跳闸，因蓄能器漏氢退出运行，造成抗燃油压迅速降低，该保护动作跳机。

事故扩大为全厂停电的原因：#2机6kV厂用电B段622b开关跳闸线圈烧坏，红绿灯不亮，值班人员没有到现场检查，没有发现该开关未跳开，当抢合062b开关时，启／备变压器差动保护误动跳三侧开关，全厂失去厂用电。当时，#l机厂用电由启／备变压器供电，#1机组被迫停机。启／备变压器高低侧CT特性不匹配，已发生差动保护误动多次，未及时采取有效措施消除，亦是扩大为全厂停电事故

重要原因。

#2汽轮发电机组烧瓦原因：计算机打印资料表明，9时18分40秒直流事故油泵停，而此后因抢合062b开关造成全厂停电，交流油泵停运，润滑油中断烧瓦。全厂停电交流油泵停运后除了没有及时抢合直流润滑油泵外，直流油泵为什么不能联动和两次抢合不成功，有待继续检查联动装置和二次回路。

三、事故暴露的问题

1．运行人员素质低，判断事故和处理事故能力不强。该厂曾发生过开关非全相运行，汽轮机叶片断落，振动异常没有立即停机，两次非同期并列#1发电机、#1炉空气预热器烧损等事故，仍至这次全厂停电、损坏设备重大事故，都出现运行人员误判断、误处理，反映运行人员处理事故能力不强。

2．安全管理不善。发生多起事故未能及时组织深入调查分析，按“三不放过”原则严肃处理，认真吸取教训。运行规程未明确规定，开关红绿灯不亮时如何检查处理。运行人员往往不是按规程而是由值长或厂领导命令进行重大操作或处理事故。厂领导直接干预运行人员处理事故是错误的。全厂停电后，#2机组#6瓦温度曾达101度，轴向位移1．9mm，运方打闸失灵，汽机挂闸后转速升高达800转／分，这些现象说明机组处于不正常状态，厂领导仍决定冲转，是拼设备的体现。

3．设备管理不善，未能及时消除缺陷。抗燃油蓄能器、启／备变压器差动保护误动、厂用电和事故油泵自投装置等存在的问题，未及时处理，致使一般事故扩大为全厂停电和损坏主设备重大事故。计算机缺陷不及时消除，不能把9时19分40秒以后的数据资料打印下来，加深了分析事故难度。据反映，工作人员可擅自将重要保护退出运行，未经有关部门批准，限期恢复．

4．个别值班人员不如实反映停过#2机直流润滑油泵和全厂停电时，不能迅速投入直流润滑油泵等情况，背离了做老实人，办老实事，说老实话的职业道德。

四、反事故对策

1．加强人员培训，提高运行人员的思想素质和技术素质，加强责任心和职业道德教育，提高运行人员操作技术水平、判断和处理事故能力。认真对待事故和障碍，按“三不放过“原则及时组织调查分析，真正吸取事故教训。对隐瞒事故真相的同志，给予教育和处理。

2．严格执行规章制度。运行规程不完善的要修改补充，不完善的内容先以书面形式颁布执行。运行人员应按规程操作和处理事故，厂领导不要干预运行人员操作，不得违章指挥操作，不得为避免事故拼设备。必须建立保护装置管理制度，落实责任制，重要保护和联锁装置退出运行时必须经总工程师或厂领导批准，并限期恢复。

3．加强设备缺陷管理。坚持定期轮换试验制度，设备缺陷要及时处理，暂时难于消除的缺陷要有防止发生事故具体措施，颁发到有关岗位执行。

十三 历史回顾：关于二道江发电厂七号机串轴保护误动超速事故的通报

1998年3月1日，二道江发电厂发生了7号机串轴保护误动，汽轮机超速事故。这次事故暴露出该厂在安全生产管理上存在着较多问题，省局要求各单位认真吸取此次事故教训，切实落实部颁防止电力生产重大事故的20项重点要求，杜绝类似事故的发生，现将此次事故通报如下：

一、事故前运行工况

事故前二道江发电厂1、2号炉，4、6号机母管制运行，带电负荷31MW；7号机组单元制运行，带电负荷80MW。汽机各保护均在投入状态，其它参数运行稳定，全厂总负荷111MW。

二、事故经过

1998年3月1日8时，汽机7号机司机郝彦飞接班后检查各参数均正常，机组运行稳定。8时20分，郝彦飞发现轴向位移指示偏大至－0．52mm(轴向位移正常指示在一0．26mm，动作值一1．2mm，最大土2．Omm)，且摆动，打电话联系热工微保班值班人员李树新，要求进行处理。

8时40分，热工微保班值班员李树新来到现场，检查后向郝彦飞交待，处理轴向位移需将串轴保护电源断开，必须有班长和监护人在场，同时叮嘱要加强监视，如果串轴保护值继续发展到-0．7一-0．8mm时，再联系处理。

10时10分，当值值长刘宝洪得知此情况后，令热工人员必须马上安排处理。

10时50分，热工微保班班长郝宝伟、值班员李树新，来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。值长刘宝洪在得到运行副总孟凡荣批准同意后将串轴保护联锁主5气门开关断开。当值长刘宝洪询问有没有发电机跳闸的可能时，热工人员回答说：“没事，串轴保护电源已断开”。(实际只断开了跳主汽门回路，去发电机保护回路压板未断)。此时，热工分场专工胡意成恰好来到7号机控制室一起看他们处理。随后郝宝伟令李树新在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别扳，郝宝伟来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到一2．Omm(动作值-1.2mm跳闸，该表量程土2．0)，持续了约7分钟左右。

10时58分，郝宝伟向保护屏走去，刚一拉开保护屏 门，即看到超速保护测量板4个红灯闪烁(实际是串轴保护动作)。10时59分，7号机表盘铃响警报器掉牌，(发电机跳闸掉牌)，电气值班贡立即向值长刘宝供报告发电机跳闸，负荷由80MW降到零；刘宝洪马上令锅炉值班员稳定参数，防止灭火，随即跑到汽机操作盘前，发现主汽门关闭掉牌(实际上电气串轴保护也已掉牌)，司机郝彦飞跑到机头手摇同步器准备挂闸，抬头一看转速表转速在3600转／分，立即手打危急保安器停机，没有反应，立即跑回单控室，看到表盘汽机转速、已达3653转／分(实际最高达3699转／分，热工转速表记忆植)，立即关闭电动甲乙主汽门和一、二、三段电动抽汽门。11时20分，值长刘宝洪令汽机第一次挂闸冲转，转速达到2050转／分时，自动主汽门及调速汽门关闭。此时，运行副总、运行科长、安监科长、汽机分场运行副主任都已来到现场)，针对此情况，汽机班长郑云青询问热工郝宝伟串轴、电超速跳发电机保护退没退出，回答说已经退出了。郑云青便要求郝宝伟除保留低真空、低油压保护外，其余保护都退出，郝宝伟按其说的办了。

11时31分，值长刘宝洪令汽机第二次挂闸冲转，当 转速达到2156转／分时，自动主汽门及调速汽门再次关闭。汽机班长郑云青、热工分场专工胡意成、运行副总孟繁荣分别让郝宝伟将汽机所有保护退出。

11时34分，值长刘宝洪令第三次挂闸冲转，转速升至2150转／分时，自动主汽门及调速汽门又一次关闭。

11时38分，值长刘宝洪请示省调，同意7号机停机检查。

11时42分，7号炉熄火。

三、事故后对设备检查情况：

1、由于机组转速高达3699转／分时，危急遮断器两个心杆罩帽全部脱出，丝扣撸坏，心杆与罩帽销子被剪断，其中l号，心杆在销孔最小截面处断开，在反作用力作用下，2号舌板将其上部的限位板在90度弯曲处撞击裂开上移，使其失去对2号舌板的限位作用。

2、揭开低压缸检查，除发现20级有3处、25级有8处、叶片松拉筋有开焊外，还有两处叶片镶焊的司太立合金在距非叶片顶部30mm处裂断，其它部位均未见异常。

3、对一、二、三段抽汽逆止门进行了汽密性试验，结果一、二段严密，三段抽汽逆止门前疏水管热，说明有漏汽现象。经对全部六段抽汽逆止门解体检查，各门密封面接触无断开处，无贯穿沟痕，深坑等。各门全行程活动自由，无卡涩。

4、对自动主汽门进行解体检查，予启阀和主阀行程正常，无卡涩，主阀与门座接触无明显断开处和贯穿性沟痕，但有一长50mm锈迹与阀座位置相对应。该门主阀经多次研磨处理，其表现硬层基本消失，其密封接触面较宽，为7～8mm，在主汽门滤网前，有较多细铁渣和氧化皮性质的杂物。

5、对调速汽门进行解体检查，发现1号阀密封面接触较好，2、3、4号阀密封面接触不好，有小的沟痕坑点等。

6、对发电机转子风扇叶片全部进行外观检查未见异常，抽取4个风叶进行探伤检查正常，转子端部固件未见松脱等异常现象。

7、对主、副励磁机动静间隙检查均未见异常。

8、对各瓦检查除主油泵推力瓦间隙由0．12mm。增大到0．3mm和8号轴瓦下部有一块7X7mm钨金脱裂外．其它各瓦均未见异常。

四、原因分析

1、发生这起事故的直接原因是热工人员在做处理。串轴保护缺陷的安全措施时，只断开了串轴保护跳主汽门回路，而没有断开串轴保护跳发电机回路中的压板，造成串轴保护误动作机组跳闸。

2、串轴保护误动后；尽管危急保安器已经动作，但由于主汽门和调速汽门不严密形成了正向进汽，使汽轮机转速继续飞升到3699转／分，是造成这次机组超速的主要原因。

五、事故中暴露出的主要问题

1、这次串轴保护误动暴露出有关人员安全第一、预防为主的安全生产意识非常淡薄，执行“两票三制”极不严肃，不是依法治厂，依法管生产，而是表现出一种不负责任的态度，反映出生产管理的、随意性。2、95年七号机热工保护回路改进后，其图纸没有及时整理、下发到各有关专业人员手中，也没有制定相应的检修、消缺规定，暴露出生产管理不严、脱节和工作不认真，不负责等方面的诸多问题。

3、司机在08时20分既发现串轴保护指示异常，没有及时向班长和值长报告，直到10时10分才报告值长，违反了发现重大缺陷，立即逐级向上级报告的有关规定，暴露出对重大缺陷不重视，汇报不及时的问题。

4、事故处理过程中，汽轮机司机已经发现机组转速超过危急保安器动作转速达到3600转／分以上，而没有把这一重大问题立即向班长、值长和后续赶到的有关领导报告，导致超速后的三次盲目冲动，严重违反了保人身、保设备的原则；暴露出落实部颁防止电力生产重大事故的20项重点要求不到位，培训工作满足不了生产实际需要等问题。

5、有关人员在串轴保护动作时，只考虑尽快恢复设备的运行，没有认真询问和检查跳闸原因，盲目下令解除保护，强行冲动机组，严重违反了事故处理的原则，表现出一种只重视安全天数，不计事故后果的不正确态度。

6、检修工艺、质量还要进一步提高。这次解体主汽门、调速汽门都发现有许多异物，说明在锅炉检修过程中不讲工艺，焊渣铁屑没有彻底清理干净，造成各门 阀体受到不同程度损伤，导致汽门不严，为超速事故埋下了隐患。

六、责任分析、热工人员在处理串轴保护缺陷时，没有按规定办工作票，又不带保护回路图纸，只凭记忆做措施，纯属盲目操作，违章作业，应负此次事故的直接责任

2、发电机跳闸后，调速系统不能控制机组转速飞升，暴露出设备方面存在重大隐患，有关检修人员应负 机组超速事故的主要责任。

3、当班值长和热工分场专工，没坚持开工作票，且监护不负责任，没有对照图纸认真研究处理步骤，盲目指挥操作，应负此次事故直接领导责任。

4、在处理串轴保护缺陷前，热工人员及值长分别请示不在现场的分场主任是否开工作票，但分场主任以星期日可以不开票为由，令其处理缺陷，为事故的发生埋下了隐患，同时运行副总在得知此事后也没有及时到现场进行协调和指导消缺处理工作，检修副总和安监科、运行科科长没有按厂领导要求，把热工人员处理热机保护开工作票的有关规定落到实处，运行副总，厂生技科副科长、安监科长和热工分场主任，没有把2月25日已经签发的热工人员处理热工保护需开工作票的规定下发到值长、汽机和电气等运行岗位，上述人员，应负此次事故的主要领导责任。

七、防范措施

1、组织职工深入学习吉电安环(1996)129号吉林省电力工业局关于下发《工作票实施细则》的通知，根据文件规定，结合实际制定二道江发电厂执行工作票的实施细则，安监科组织各分场安全员定期检查“两票”严执行情况，发现问题及时纠正严肃查处。

2、处理热机保护、热工控制总电源和电源时，班长及专工或分场主任必须到场，设监护人；总工或副总

同意批准，值长方可办理工作票(值长做好记录)。作业人员、班长、专工要详细核对图纸、技术资料。工作票中应填写完善正确的安全技术措施，确认工作顺序及操作步骤无误后方可进行故障处理工作。

3、将串轴保护、低油压保护联跳主汽门、发电机开关回路分别设控制开关，热工人员处理故障时，可分别将串轴保护、低油压保护回路切除，防止保护误动。对改进的热工保护，及时绘制改进后的二次回路图纸，做到专责人熟悉回路并要进行一次全面实际培训，培训结束后进行考试。

4、将汽机保护更换为本特立3300系统，制定运行维护的规程，制定热工保护投入切除的操作使用规定。

5、结合《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》制定防止汽轮机超速的技术措施，组织有关人员认真学习落实。

6、严格检修工艺质量标准，在锅炉三管及主蒸汽给水等管道检修过程中，必须采取防止铁屑、焊渣进入汽水管道的可靠措施，确保各主汽门和调速汽门不受异物损伤，保持其良好的严密性。

7、健全和完善生产指挥系统岗位规范，事故情况下坚持值长统一指挥的原则，杜绝随意性和盲目指挥。

十四 某厂83年汽轮机进水弯轴

某电厂号7机200MW机组，1983年6月17日4时8分时，由于锅炉高温段省煤器泄漏进行临检，用给水泵向锅炉上水打压查漏，4时30分时，压力升到14.5MPa，锅炉过热器安全门动作，即关闭给水阀停止给水泵运行。6月18日1时冲动汽轮机，1时45分升速到1400rpm时，汽轮发电机组发生强烈振动，高压缸前后轴封处冒火，运行人员立即关调节汽门，降转速700rpm时，汽轮机轴向位移保护动作，汽轮机跳闸。后多次强行启动，均不成功。

开缸检查汽轮机转子从高压第2级到第11级的动叶围带被汽封片磨出沟道，最深达3mm,汽封片磨损严重，大轴弯曲值达0.58mm.事故原因是汽轮机进水,加上运行的一系列错误操作,导致汽轮机大轴永久性弯曲,具体原因分析如下:

1、锅炉打压查漏时,虽然电动主汽门已关闭,但没有用手摇紧,汽轮机自动主汽门前压力曾上升到11MPa未引起足够重视, 造成汽轮机进水。

2、运行人员没有执行规程规定，达到紧急停机规定未执行紧急停机，而是采用了降速暖机的错误方法。

十五 内蒙丰镇发电厂94年2号汽轮机大轴弯曲事故

（一）、事故经过

1994年2月13日2号炉过热器集汽联箱检查孔封头泄漏，2号机滑停检修。2月14日0时40分2号机加热装置暖管，0时55分负荷滑降至70MW，倒轴封，1时00分停高加，1时01分负荷降至50MW，停2号低加疏水泵，1时03分发电机解列，1时07分汽机打闸，1时14分投盘车，1时25分停循环泵做防止进冷水、冷汽措施。惰走17分钟，盘车电流36A，大轴晃动0.048mm，高压内缸内壁温度406℃，高压外缸内壁上下壁温416℃/399℃，高压外缸外壁上下壁温344℃，中压缸内壁上下壁温451℃/415℃。2月14日锅炉检修结束，21时00分点火升压。2月15日0时15分准备冲动。

冲动前2号汽轮机技术状况：大轴晃动0.05mm，整体膨胀20mm，中压缸膨胀12mm，高压内缸胀差1.0mm，中压缸胀差-0.3mm,低压缸胀差-1.1mm,高压内缸内壁上下温差0，表指示温度均为282℃[高压内缸内上壁温度一个测点已坏(共4对测点元件),热工人员将上缸温度表电缆也接在了下缸温度测点上,因此实际指示的全是下缸温度],高压外缸上内壁温度293℃，下缸内壁温度293℃，中压缸上内壁温度268℃，下缸内壁温度210℃。润滑油压0.11MPa，油温42℃，调速油压1.8MPa，21时00分轴封送汽管道暖管（汽源由1号机2抽供），22时00分轴封送汽，开电动主闸门旁路门暖管至主汽门前，22时15分开电动主汽门，关旁路门，管道疏水倒疏扩，22时17分投Ⅰ级旁路（减温水未投）、Ⅱ级旁路，22时40分法螺加热管道暖管。

冲动前蒸汽参数：主汽温度：左侧372℃，右侧377℃；再热汽温度：左侧340℃，右侧340℃；主汽压力：左侧2.7MPa，右侧2.7MPa。

0时35分开始冲动，0时37分升速至500转/分，2瓦振动超过0.10mm（最大到0.13mm）打闸停机，0时57分转速到零投盘车装置(惰走7分钟),盘车电流34A,大轴晃动指示0.05mm。

经全面检查未发现异常，厂领导询问情况后同意二次启动。

第二次冲动前2号汽轮机技术状况：大轴晃动0.05mm，高压缸胀差2.5mm，中压缸胀差1.0mm，低压缸胀差2.7mm，高压内缸上内壁温度320℃，下缸内壁温度320℃，中压上缸温度219℃，下缸127℃，串轴-0.05mm。真空73.32kPa，油温40℃，调速油压1.95MPa，润滑油压0.108MPa。

第二次冲动的蒸汽参数：主汽温度：左侧400℃,右侧400℃；再热汽温：左侧290℃，右侧290℃，主汽压力：左侧3.5MPa,右侧3.5MPa。

3时10分冲动，3时12分转至500转/分，2瓦振动0.027mm，3时25分转速升至1368转/分，3瓦振动0.13mm，立即打闸，开真空破坏门，3时40分投盘车装置(惰走15分钟)，盘车电流34A，做防止进冷汽措施，大轴晃动指示0.05mm。

6时30分抄表发现晃动表指示不正常，通知检修处理（晃动表传杆磨损，长度不足与大轴接触不良），9时0分处理好，晃动传动杆处测的大轴实际晃动值0.15mm，确认大轴弯曲。

解体检查设备损坏情况：高压转子调节级处是最大弯曲点，最大弯曲值0.39mm，1-2级复环铆钉有不同程度磨损，高压缸汽封18圈被磨，隔板汽封9圈被磨，磨损3.5mm均更换。

（二）、原因分析 1、2月14日机组停运后，汽机缸温406℃，锅炉的低温（350℃）蒸汽经轴封供汽门漏入汽缸，汽缸受到冷却，大轴发生塑性弯曲（为防止粉仓自燃，2月17日锅炉点火烧粉压力升至0.5MPa时，发现轴封供汽门漏汽），解体检查发现轴封供汽门不严密。

2、第一次启机时和第二次启机前大轴晃动度指示一直为0.05mm（实际大轴晃动表传动杆磨损已不能真实反映出大轴晃度的实际值），运行人员没有及时分析和发现大轴晃度表失灵，造成假象。

3、第一次冲动按规程热态升速，2瓦振动超过0.1mm，最大至0.13mm。打闸停机后在没有查清2瓦振动真正原因的情况下又决定第二次冲动，使转子弯曲进一步加大，停机盘车过程中发现有金属磨擦声。

（三）、暴露问题

1、大轴晃度表传动杆磨损、损坏。在两次启机前大轴晃度值一直是0.05mm没有变化，启动时又没有确证大轴晃动表的准确性，误认为大轴晃度值0.05mm为合格，反映出在工作中存在麻痹思想。

2、高压内缸内上壁一个温度测点元件损坏，热工就将其温度表电缆并接在高压内缸内下壁温度测点上，使得高压内缸内壁上下温差不能真正地反映出来。

3、执行规程不严格。第一次启动过程中，2瓦振动超过0.1mm（最大0.13mm），打闸停机后，没有认真分析找出原因和进一步确定主要表计（如大轴晃度表、缸温记录表）的准确性，也没有采取一定的措施，盘车不足4小时，就盲目地进行第二次启动。

4、生产管理存在问题，如运行人员监盘抄表不认真、停机后维护质量差，在高压缸进入低温蒸汽后，至使缸温记录表不能反映出缸温的变化；运行人员分析能力差，停机后高压内缸内壁上下温差一直为零，运行人员没有认真的分析和及时发现问题；2号机大轴晃动表传动杆早已磨损一直无人知道，轴封供汽门不严未能及时处理。

十六 盘车装置突然启动伤人事故的原因分析

汽机盘车突然启动伤人事故概况

2000年5月，某电厂2号机小修期间，在2号轴瓦消缺完工后，拆除安全措施，运行人员就地手动投汽机转子盘车装置时，发现盘车装置启动不了，怀疑盘车装置未啮合好，于是，检修人员用专用手柄就地手动盘车，在检查啮合装置是否到位时，盘车装置突然启动，手柄旋转致使正在盘车的检修人员右手被打伤，运行人员发现盘车装置突然被启动，立即将其停运。本着电力事故“三不放过”的原则，该厂安监人员当即组织了事故调查分析。在此期间没有任何人员在远方或就地启动盘车装置，只有一个运行人员受令到400 V配电室检查盘车装置开关状态，发现开关把手未到位，将其扳到了位。

盘车装置突然启动的原因分析

2.1 盘车启动的热工联锁条件

此盘车装置设计有自动、远方和就地手动3种

启动方式。在每种方式下启动均应满足一定的条件。由于其联锁控制回路极其复杂，经仔细分析、整理得出如下结论：

① 无论采用何种启动方式，只有在盘车啮合好（即SB16H301常开接点闭合）之后，才允许合主启动器。

② 当选择开关切手动时，R-S触发器B输出置0即T5=0，从而T6=0、T7=0、T8=0、T10=0，吸合线圈和辅助启动器均不启动，盘车只能人为就地啮合。啮合好后才能就地手动启动。

③ 盘车远方或自动启动的动作过程：

④ 远方或自动方式启动盘车，在主启动器合闸不成功时，没有自动复位启动指令的功能，即没有使R-S触发器A自动翻转置0的功能，也没有自动发出分闸指令，从而使R-S触发器B以120 s为间隔频繁翻转。

⑤ 远方或自动方式启动盘车，启动指令R-S触发器A和R-S触发器B只有在发出停止指令或选择手动控制方式，才能翻转置0。

由上述分析可知：盘车选择手动控制方式时，就地发出的启动指令只是一个脉冲，在热工回路中没有自保持功能，因此，盘车突然启动的原因很可能发生在电气二次回路。

2.2 盘车装置电气二次回路

盘车电气二次回路，辅助启动器分/合闸指令继电器KCC1、主启动器分/合闸指令继电器KCC2、吸合线圈分/合闸指令继电器KCC3均采用双位继电器。当SF1和Q1开关合上且电源正常，盘车自动或远方启动条件满足时即T5=1，若盘车啮合装置未啮合(SB16H301常闭接点闭合），则T7=1，KCC3继电器动作，其常闭接点断开，常开接点闭合，KL2继电器动作，吸合线圈励磁；同样，T10=1，KCC1继电器动作，KM1接触器动作，盘车电机启动，但是盘车辅助启动器的分/合闸指令继电器KCC1是间断性来回翻转，从而使KM1接触器也间断性动作，即盘车启动0.3 s停5 s，直到盘车啮合装置啮合好时，T13=1，T14=1，吸合线圈分/合闸指令继电器KCC3和辅助启动器分/合闸指令继电器KCC1返回，吸合线圈和辅助启动器停运，此时，T9=1，主启动器分/合闸指令继电器KCC2动作，KM2接触器动作，盘车电机连续运行。由于盘车装置在啮合过程中盘车电机间断性频繁启停，为了防止盘车电机过热，在辅助启动器回路中串接一电阻来限制启动电流。

手动方式启 动盘车时，若条

件满足，则T1=1，T9=1，当控制电源正常时，KCC2双位继电器翻转，此时若动力电源也正常，KM2接触器动作，盘车电机启动。

由此可见，盘车电机电气控制回路具有如下特点：

① 盘车分/合闸指令继电器KCC2是双位继电器，具有自保持功能。

② 盘车装置启动不成功时，没有使KCC2双位继电器复位的功能。

③ 分/合闸指令继电器KCC1、KCC2、KCC3的电源是控制电源，而接触器KM1、KM2、KL2的电源是动力电源。控制电源220 V交流电与动力电源380 V交流电没有直接联系，分别独立存在。

④盘车没有设计动力电源低电压保护，在运行过程中失去动力电源时，KM2接触器失电分断，盘车停运，但KCC2接触器没有被触发返回，当动力电源恢复时，盘车会自动启动。

2.3 控制电源的构成

为了确保控制电源的可靠性，交流控制电源设计得非常巧妙。

以400VCA段动力负荷交流控制联锁电源为例，当400VCA、CB、OCH02母线段电源正常时，继电器KM1、KM2、KM3动作，交流电源由CB段电源经KM1常开接点来提供。若CB段电源失电，则交流电源由OCH02段电源经KM2常开接点和KM1常闭接点来供给。若CB、OCH02段均失电，则交流电源由CA段电源经KM3常开接点、KM2常闭接点、KM1常闭接点来供给。这样，确保了交流电源的备用冗余。

由以上分析可以得出：当盘车控制电源自动开关SF1合上，交流电源正常，若动力电源开关Q1未合到位或未送电，KM2继电器因没有电源而不动作，盘车电机启动不了，但是当动力电源恢复正常即重新合好Q1开关后，KM2继电器动作，盘车电机启动。这就是导致盘车突然启动的原因。暴露的问题

3.1 贯彻执行《安规》的力度不够

《安规》规定“修理中的机器应做好防止转动的安全措施，如：切断电源；切断风源、水源、气源；所有有关闸板、阀门等应关闭；上述地点都挂上警告牌。必要时还应采取可靠的制动措施。检修工作负责人在工作前，必须对上述安全措施进行检查，确认无误后，方可开始工作。”但现场未严格执行《安规》规定。

3.2 个别专业技术人员对设备的电气和热工控制回路不甚清楚，专业技术水平有待提高。

3.3 对电气设备防误检查力度不够，没有及早发现盘车控制回路存在的设计问题，即没有设计防止突然来电启动的防误闭锁控制回路。防范措施

4.1 正确认识和采用双位置指令继电器

双位置继电器对指令具有自保持功能，这样，就可能导致电气设备失电后再恢复电源时又突然启动。象汽机盘车、锅炉空气预热器等设备在热态下不允许长时间停运，以防设备受热不均而变型损坏，因此必须手动盘旋设备，而手动盘旋设备应考虑防突然来电启动的防误闭锁。

在电气控制回路上可以采用如下2种方法：(1)英国机组在汽机盘车控制回路中用手动盘车辅助接点来闭锁盘车启动，即当就地手动盘车时，常闭辅助接点断开，切断盘车启动回路；(2)在盘车的控制回路中用电源电压继电器接点来闭锁盘车启动，但仅适用于脉冲启动指令式控制回路，当发出启动（合闸）脉冲时，若动力电源没电或Q1开关未合好，KSV1继电器的常闭接点闭合、常开接点断开，继电器KCC2不动作。当电源电压恢复正常后，启动脉冲已过，盘车电机不会启动。盘车正 常运行中失电时，KSV1继电器常闭接点闭合，KCC2继电器返回，防止了突然来电启动。

4.2 正确理解和采用R-S触发器

R-S触发器对指令具有自保持功能，这样，也可能导致电气设备失电后恢复电源时突然启动。因此，在热工联锁逻辑中应仔细考虑R-S触发器的复位条件。由上述热工逻辑分析可知：当盘车电机启动不成功时，不能自动复位R-S触发器A、R-S触发器B和指令继电器KCC2，只有发出停止指令或就地事故按钮，才能使R-S触发器A、R-S触发器B和指令继电器KCC2返回。

这就是该电气设备控制回路的不足，应加以完善。

4.3 采用单独的合/分闸指令继电器

对于脉冲指令分/合闸控制回路，可以采用单独的合/分闸指令继电器KCC/KCT。KCC指令继电器只发出合闸脉冲，不会自保持

，用KM继电器常开接点来实现自保持，发出合闸脉冲时，若因动力电源开关Q1未合好或动力电源失电等，KM继电器均不动作，当电源恢复正常时，电机也不会自启动。

4.4 采用电动机本身的动力电源

为了使电气设备控制回路接线简单方便和防止电气设备误启动，低压电动机的控制电源可以采用电动机本身的动力电源。

4.5 在开关结构上采取措施

如俄罗斯部分400V开关就采用了这样一种措施，当开关因保护动作或就地事故按钮停运时，开关只有在机构复位后，才能允许再次合闸。这样，可以避免在没有查出事故原因的情况下盲目启动或自动联动故障设备而扩大事故。十七 三门峡华阳发电有限责任公司三门峡华阳发电有限责任公司

5月31日＃2汽轮机断油烧瓦事故情况汇报

一、事故前运行方式：

2003年5月31日15时42分，＃2机组负荷300MW，#2炉A、B、C、D磨煤机运行，E磨煤机备用。A、B汽泵运行，电泵备用。A凝泵运行，B凝泵备用。A凝升泵运行，B凝升泵备用。A、B循环水泵运行。主油泵带润滑油系统运行，高压调速油泵、交直流润滑油泵备用。B空侧密封油泵运行，A空侧密封油泵、直流油泵备用。B氢侧密封油泵运行，A氢侧密封油泵备用。AEH油泵运行，BEH油泵备用。发电机氢压0.28Mpa。＃2高厂变带厂用电，#1启备变备用。#1炉爆管停炉抢修。

二、事故经过：

5月30日17时10分，运行人员巡检发现“#2机主机冷油器切换阀手轮密封套漏油严重”，记缺陷，要求检修消缺。

5月31日7时52分，检修处理后申请验收该缺陷。15时09分，运行人员发现仍然漏油，没有同意验收。检修继续处理（网上消缺）。15时10分左右，检修人员继续处理漏油缺陷。

15时42分38秒，＃2汽轮机突然跳闸，首出信号“润滑油压低”，主机交、直流润滑油泵联启，润滑油压回升至0.11Mpa。高中压主汽门、调门、高排逆止门联关。炉MFT动作，A、B一次风机、A、B、C、D磨煤机跳闸，燃油速断阀关闭。炉安全门动作。“程跳逆功率”、“逆功率保护”未动作。15时43分左右，检修人员打电话通知运行人员“快停＃2机”，同时通知消防队，另一名检修人员跑步去集控室告诉运行人员。15时43分32秒，手启空侧直流油泵。15时43分06秒，手动将6KV厂用电切至＃1启备变带。15时43分44秒，手动断开崤222开关，解列＃2发电机。15时44分18秒，手动启电泵。15时45分，值班人员发现主油箱油位急剧下降。从曲线查，15时42分41秒，油位-89mm；15时43分13秒，油位-340mm（热工测量最低限）。15时44分13秒，主机润滑油压开始下降，15时45分37秒，油压到0mpa。15时45分32秒，转速2500rpm，瓦温由60℃开始上升。15时46分02秒，转速2350rpm，瓦温上升至160℃（满档）。15时45分50秒，主机轴承振动至满档(150um满档)，轴承冒烟，立即进行事故排氢灭火，同时充CO2。15时46分24秒，手动开启真空破坏门，停B真空泵运行，当时转速2256rpm，当时真空88.35Kpa（DAS画面）。关闭所有通向凝汽器的疏水，因主机真空下降缓慢，退主机汽封。15时46分，值长令拉开崤222甲刀闸，解备厂62A、厂62B开关。15时48分11秒，氢压（0.28Mpa）开始下降，15时53分05秒，氢压到零。15时48分35秒，A空侧交流密封油泵联启。15时50分10秒，关闭电动主闸门。15时50分14秒，A氢侧交流密封油泵联启。15时51分42秒，汽机转速到零。15时54分11秒，空侧密封油压到零。15时56分，停止直流润滑油泵、交流润滑油泵运行。15时58分，停止空侧直流密封油泵、A.B氢侧密封油泵、A.B空侧密封油泵运行。16时36分，停A凝泵运行。16时42分，停A凝升泵。

事故后立即组织各方力量清理汽机零米及六米积油，对汽机油系统进行全面检查。17时30分，处理好冷油器切换阀，18时40分，主油箱补至正常油位。20时10分，汽机房内所有积油全部清理完毕。20时30分，处理好集油管上被崩开的窥视窗。21时12分，陆续启动直流润滑油泵、密封油泵、顶轴油泵，开始手动盘车，6月1日5时34分，转子盘转180度。截至6月2日11时35分，转子已盘转3圈。

三、事故后完成的主要工作：

1、事故发生时公司领导立即赶到事故现场组织人员抢险，清理现场漏油。

2、事故发生后立即向大唐集团公司安生部金主任、刘银顺高工汇报。

3、立即组织人员准备手动盘车，目前转子已盘转3圈。

4、当天夜里公司成立以卫请波副总经理为组长的事故调查组，开展抢险和事故调查；成立以李江海总工程师为组长的事故抢修组，开展事故抢修，初步制定抢修方案，对备品、备件准备工作进行落实。成立以韩占山主席为组长的后勤保障组，组织后勤保障工作。

5、6月1日9时，公司组织相关生产人员参加的事故分析会，对事故原因进行了初步分析。

四、事故原因初步分析：

检修人员在＃2汽轮机润滑油冷却器切换阀检修工作时，没有办理工作票手续，也没有与运行人员打招呼，当将润滑油切换阀上边备帽松开后，大量的润滑油从阀杆与轴套之间隙喷出，润滑油压降低到零，断油，造成造成＃2汽轮机停机烧瓦。详细情况正在进一步调查中。

五、计划抢修的主要项目

从事故过程及事故追忆曲线判断，#2汽轮发电机组轴系#1～8轴瓦已经烧毁（＃

9、10瓦经检查完好），汽轮机通流部分的损坏情况需做进一步的确认。

计划主要检修项目是：揭高中、低压缸检修，对高中压转子、低压转子、高中压缸、低压缸及汽缸通流部分进行全面检查、检修，对烧损轴瓦进行处理。发电机、主励磁机、副励磁机解体大修。对汽轮机整个润滑油系统进行彻底清理。

详细的检修项目和其它专业的检修项目正在编制、整理。目前，抢修的组织机构已经成立，正在积极开展工作。计划抢修工期为一个月。三门峡华阳发电有限责任公司 2００３年６月2日

汽机运行应采取的防范措施。

此通报很典型，虽然机组型号及容量与我公司有一定差异，但对我们很有借鉴之处。此事故起因是检修人员在处理＃2汽轮机润滑油冷却器切换阀漏油后，再次漏泄并处理时，没有办理工作票手续，也没有与运行人员打招呼，当将润滑油切换阀上边备帽松开后，大量的润滑油从阀杆与轴套之间隙喷出，润滑油压降低到零，机跳联动交直流润滑油泵油压恢复后，将主油箱油打空造成再次断油，造成＃2汽轮机断油烧瓦。

一 此汇报不全面，具体原因调查中，但我们本着“事后诸葛”的原则，从中可发现运行人员在此次事件中的不足：

1.“5月31日7时52分，检修处理后申请验收该缺陷”，直至“5月31日15时09分，运行人员发现仍然漏油，没有同意验收”。这期间有7个多小时，如果没有其他操作，则运行人员验收工作太拖沓。

2.消缺不办工作票及检修处理后再次处理不办工作票，我公司也时有发生，我们应引以为戒。

3.“15时42分38秒，＃2汽轮机因“润滑油压低”突然跳闸，而15时43分44秒，手动断开崤222开关，解列＃2发电机”。说明低油压联跳发电机保护未投或不好用。延误机组惰走时间1分06秒。

4.“15时46分24秒，手动开启真空破坏门，停B真空泵运行”。破坏真空不及时、不果断。如果42分38秒机跳时由于具体原因不清，没有及时破坏真空可以理解；但43分44秒解列发电机时，还不破坏真空就有点说不过去了。延误破坏真空至少2分30秒。

二 若我公司发生同样事件（运行中油系统或设备突然大量漏油）时，运行人员可采取下列手段降低设备受损程度。

1.设法切除漏泄部位或堵漏。

2.迅速、果断紧急破坏真空停机，尽量缩短惰走时间。3.加强补油，可用高位油箱补油，同时联系检修补油。4.适当降低油压（润滑或调速），减少漏泄速度，缓解主油箱油位下降速度，必要时可仅保证顶轴油泵正常运行。

5.空侧密封油泵有可能无法正常运行时，应果断将平衡阀切至旁路运行保持单侧密封，同时排氢。

6.漏泄出的润滑油必须做好防火措施。2003年6月5日

电气运行应采取的防范措施。

1、做好汽机下列油泵电机定期绝缘测定工作

启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、空氢侧直流密封油泵、顶轴油泵、盘车。

2、每班主岗人员必须对蓄电池浮充电流和放电控制器滑杆位置进行校对，不符合要求及时调整，确保蓄电池良好备用。

3、启动直流油泵时，要加强对220V直流系统的监视与调整，保证直流母线电压稳定。4、220V直流系统接地时，要严格按规程规定进行查找并联系处理。5、220V蓄电池定期充放电期间，注意监视调整母线电压。十八 太原第一热电厂99年300MW机组发生断油烧瓦事故

1999年12月4日山西省太原第一热电厂11号300MW机组发生断油烧瓦事故。事故造成发电机两侧轴瓦（6号、7号）钨金烧损，发电机转子下沉2-3mm，油档磨损。

（一）、事故前运行方式

11号机组带有功负荷211MW，主汽流量789t/h，主汽压力13.37MPa,主汽温度537℃,主油泵运行由2号射油器供润滑油(压力187kPa,温度40℃),主油箱油位42mm/32mm；高压启动油泵、交流、直流润滑油备用，1号抗燃油泵运行，2号抗燃油泵备用，抗燃油压力4.1MPa,机组运行正常。

（二）、事故经过

12月4日5时50分值班员在巡检中发现11号机左侧高压主汽阀油动机控制滑阀下部法兰垫呲开，大量油气喷到主蒸汽各处室道上引起冒烟，遂立即报告单元长和司机，5时56分由于主汽门信号电缆烧坏，主控误发“右高压主汽门关闭”和“左中压主汽门关闭”的信号，11号炉灭火；司机在主控室打闸未掉机，并启动交流润滑油泵，润滑油压由187kPa升到192kPa，通知巡检员就地打闸，5时57分机头打闸，主控发“电磁遮断阀动作”信号，5时58分电气值班员检查有功负荷到零，断开发电机201开关解列，司机停止1号、2号抗燃油泵运行，转速开始下降，当转速下降到2530-1987r/min过程中，主控相继发出“润滑油压低1值”（68kPa）、“润滑油压低2值”（49kPa）、“润滑油压低3值”（29kPa）信号，并联动直流润滑油泵，机组轴系振动增大，瓦温升高超限（4号、5号振动超过172μm，5号、6号、7号瓦温超过100℃），开真空破坏门破坏真空。转速下降到1756r/min时，“润滑油压低3值”、“润滑油压低2值”、“润滑油压低1值”信号恢复正常，润滑油压回升至234kPa，机组轴系振动开始减小，瓦温下降恢复。6时09分转速降到零，润滑油压234kPa，司机停止直流润滑油泵，消防队开始灭火。汽轮机转子惰走时间为10分43秒（正常为41分左右），期间润滑油压低于29kPa以下时间为31秒。6时12分启动盘车，机械盘车带不动，人力盘车。

（三）、事故原因分析

汽轮机左侧高压主汽阀油动机控制滑阀下部为平法兰，法兰垫为耐油石棉垫，外径250mm，内径160mm，厚度2mm，上下涂有密封胶，法兰共有8条直径16mm的栽丝，在一栽丝穿孔处呲口，抗燃油由此喷出，引起冒烟、着火。初步分析发生断油烧瓦的原因是：汽轮机打闸、发电机解列，在转速下降的过程中，主油泵不参加工作后，2号射油器出口逆止门未关，交流油泵供出的油通过2号射油器出口逆止门及2号射油器返回主油箱，造成润滑油压下降到29kPa以下，机组发生断油烧瓦，直流油泵联动后，在供油量剧增的情况下，2号射油器出口逆止门关闭，油压很快恢复正常。十九 珠江电厂94年2号机断油烧瓦事故

1994年3月30日，珠江电厂2号机在事故紧急停机过程中，由于设计变更错误，交直流润滑油泵不能低压联锁起动，同时值班人员处理不当，没有及时发现并迅速启动交直流润滑油泵，造成汽轮机断油烧轴瓦。

（一）、事故经过

2号机是哈尔滨汽轮机厂生产的引进型300MW产品。15时08分，二号炉BTC盘发出FMT（主燃料切除）动作信号，锅炉灭火，汽机跳闸，发电机解列，厂用电自投成功。解列后，汽机值班员进行停机后有关开启旁路，切除轴封汽源，启动备用真空泵，停凝结水泵的操作。15时17分，转速降到1550转/分，司机启动顶轴油泵。15时25分，转速从1000转/分迅速降到零。投盘车不成功，检查发现润滑油压接近零，即启动交流润滑油泵，油压上升到0.14MPa后再投盘车也不成功。全部惰走过程仅17分钟，比平常55分钟减少38分钟。惰走期间润滑油中断，致使轴瓦烧损。

（二）、设备损坏情况

经揭缸检查，汽轮发电机组轴瓦除6瓦完好以及7、8瓦磨损不严重外，其余五个轴瓦全部烧损，钨金脱落，轴颈稍有磨损。汽机油挡、高压缸下汽封，有不同程度的磨损。

（三）、事故原因分析

1、二号机出现“手动MFT”跳闸，查实为锅炉保护装置误动，是事故的诱发原因。

2、机组解列后，主汽门关闭，润滑油压随转速下降而下降，当油压降到0.07MPa和0.06MPa时，交、直流润滑油泵应自动启动，但实际没有启动，是事故的主要原因。二号机润滑油泵控制开关由于质量存在问题，在调试时发现机组停止后，润滑油泵在润滑油压低时联锁不能切除，致使油泵长期运行，停不下来。后做修改，在润滑油压低压联锁启动交、直流润滑油泵的回路上串接一个接点，这个接点在汽轮机运行时呈闭合状态，而在主汽门关闭工况下，接点呈打开状态，在打开状态下，低油压联锁自启动回路则被切除，故交直流润滑油泵均不能启动。

3、运行人员在汽机解列后，没有按规程规定：严密监视润滑油压，当汽机转速下降到2700转/分，润滑油压降到0.77-0.84MPa，交、直流润滑油泵未能自动启动时，立即手动启动交、直流润滑油泵，致使汽机转速降低到主油泵不能正常供油的情况下，机组断油烧瓦，转子下沉，高压缸下部动静径向间隙消失，磨擦卡死，是事故重要的原因。

4、汽机解列，出现润滑油压低之后，BCT盘没有发出低油压低Ⅰ值、低Ⅱ值、低Ⅲ值三个声光报警信号，及时提醒运行人员立即处理。其原因与润滑油泵不能低压联动一样，被变更后的二次回路接点所切除。这也是运行人员未能及时手动启动交、直流润滑油泵的原因之一。

（四）、反事故措施及对策：

1、运行中的汽轮机交、直流润滑油泵及其低油压自启动装置，必须经常处于良好状态。没有自启动装置或自启动装置不完善的机组，不允许启动，运行中的机组必须立即安排处理。

2、运行中汽轮机的交、直流润滑油泵，其低油压联锁启动开关必须在投入位置，不得随意退出。

3、运行中交、直流润滑油泵及其低油压自启动装置应每周试验一次。每次正常停机前要进行试验，停机后，在主汽门关闭工况下，也要进行试验，以便检查自启动功能是否正常。

4、停机时应设专人监视润滑油压和轴瓦温度、随转速下降及时投入交、直流润滑油泵。运行人员还必须熟悉交流或直流润滑油泵工作失常情况的紧急处理方法。

二十 高加联成阀检修烫伤事故

长广煤矿发电厂3号机1号高加联成阀(图1)泄漏检修。当时A给水泵运行，高加汽侧及水侧已隔离24h，汽、水侧压力表指示均为零。当阀盖与阀体联接螺丝拆除时，法兰面有汽冒出，5min后有大量的汽水混合物从联成阀冲出，由于检修人员躲闪不及造成2人被烫伤的重大事故。

事故原因

1.1 现场检查发现给水并未经高加进口电动阀漏入高加联成阀，而高加联成旁路却有水流入高加联成阀，并间歇性有汽水从联成阀冲出。可以判断有两路阀门存在泄漏现象：一路是1号高加进汽电动门少量漏汽进入高加气侧；另一路因高加出口电动阀及高加出口总阀隔离不严，少量给水经联成旁路进入联成阀。

1.2 检修前1号、2号高加汽侧已泄压，但1号高加进汽电动门的漏汽使高加内部汽、水侧处于无水高温状态。此时高加水侧也已泄压，高加进口联成阀处于关闭状态，少量倒回的水大部分积聚在高加进口联成阀，水无法进入高加内部。当检修人员解体高加进口联成阀阀盖和阀盖盘根后，原处于关闭的高加进口联成阀变成关闭不严，少量水进入1号高加后立即汽化，若进一步进水则产生压力，只要有大于0.01 MPa的压力就可将进口联成阀阀盖冲出。进口联成阀阀盖冲出后，此时1号高加从进口联成阀进一部分水，则有一部分汽、水混合物冲出。事故经验教训

2.1 高温状态下检修加热器必须确保隔离严密。

2.2 当加热器处于无水高温状态时不能轻信压力表指示为零态。

2.3 高温法兰拆卸时若有汽水冒出应立即停止检修，检查隔离措施是否完善。

排除措施 第3篇

[关键词]安全管理；故障排除；变电运行

一、加强变电运行工作的安全管理

1.规范变电运行组织管理。变电运行工作的安全开展，离不开权责分明的组织架构、良好的管理制度以及系统、规范的工作制度，同时，这一系列的制度还要得到良好的执行。因此，在电气变电运行的过程中，规范的组织管理机构是不可少的，该管理机构应该明确每个人的管理职责，明确每个人的权限，只有这样，才能在一定程度上防止工作人员之间进行互相推脱的现象，在一定程度上避免工作人员之间职责交叉的现象。管理结果则可以体现在建立健全的岗位责任制上。每个岗位责任人除了应该认真细致地完成岗位的工作以外，其还应该要对自己负责的设备进行日常维护，及时发现并处理设备隐患及缺陷，防止安全事件发生，同时，其还应该负责该设备的正常、合理地使用，也就是说，如果没有相关工作人员的认可，非工作人员不能接触该设备，这在一定程度上保证了设备的安全使用。

2.加强安全意识管理。强化变电运行人员的思想意识对于加强变电运行工作的安全管理是非常重要的，是不可或缺的。所以，在变电运行的过程中，一方面，工作人员要了解相关的专业知识，熟练掌握变电运行的内容，熟练掌握变电运行的特点，熟练掌握变电运行的运行规律，熟练掌握变电运行的方法。另一方面，工作人员还要学习了解电力安全规章制度、运行规程，学习了解相关的法规。与此同时，还应该不断地向工作人员灌输安全第一、一切事故都可以预防的思想，让他们在实际的工作中时刻注重安全的问题，这也在一定程度上增强了工作人员对工作岗位的责任心，增强了工作人员对工作岗位的使命感。因此，加强对变电工作人员思想意识的培训工作是十分重要的，是不可或缺的，只有让工作人员从思想上意识到安全的重要性，才能有效地保证变电运行的安全性，提高变电运行工作的整体水平。

3.提高变电运行人员的专业能力。变电运行是一项工科性较强的岗位，其更加注重的是熟练的专业技能，是长期积累的工作经验。在部分供电企业中，变电运行人员就像是变电设备的管家，干着基本的巡视、维护及刀闸操作工作，但在实际工作中，由于设备的自动化程度提升、部分核心业务管理划分，导致变电运行人员在工作票、操作票、事故处理、信息汇报等基本技能上有下降的迹象，这在一定程度上加大了设备运维的风险，影响了变电运行工作的质量。因此，各供电企业应该结合实际情况，分析变电运行人员的结构、能力要求及能力现状，适时地提供针对性的培训，提高变电运行人员的专业能力，避免变电运行工作中可能出现的人为风险。

4.提高变电运行工作的信息管理。众所周知，变电运行工作存在着一定的特殊性，所以，加强台账记录、更新，巡视、消缺等运维信息录入之类的信息管理工作在电气变电运行工作中的作用是十分重要的。在现阶段，部分供电企业在推行资产全生命周期管理，但此项工作是以设备的运维信息为基本的输出，再经过系统的算法之后才得出相应的运维策略，由此可见运维信息的重要性。但在实际情况下，由于历史遗留问题，部分设备实物与台账不对应，部分信息录入不全，这些都对设备的运维策略的制定造成了一定的影响。所以，要不断提高变电运行工作的信息管理，逐步提高设备运维的科学性。

二、多项举措并行，排除变电故障

1.严格执行安全管理的规章制度。各岗位的职责分工要明确，责任要具体化，责任要规范化，一方面，变电运行人员会感到一定的压力，另一方面，变电运行人员还有一定的动力。这样，变电运行人员的安全生产的积极性得到了一定的激发，变电运行人员生产的主动性得到了一定的激发，变电运行人员工作的责任心得到了一定的激发。建立一整套安全责任制体系是确保生产安全高效的重要措施，只有拥有了一整套安全责任制体系，才能在一定保证各岗位的职责明确，才能使各岗位的工作人员做好岗位的任务，负起自己该负的责任，管理好岗位所用的设备。

2.建立应急管理措施

在很大因素上，变电运行工作存在一定的特殊性，这就要求作业的开展要标准化，要求作业的流程要规范化，要求作业的行为要规范化，同时，还要求要建立安全工作的应急措施，制定相应的应急预案，以应对突发事件，应对可能存在的风险。在实际的工作中，应该经常开展事故演练，一方面，在一定程度上提高了变电运行人员面对风险或者是故障时的应变能力和解决问题的能力，另一方面，在一定程度上提升了变电运行人员的自我保护意识。这些都在一定程度上保证了变电工作的安全。

3.建立健全监督考核机制。在变电运行的过程中，一套健全的监督考核机制是十分重要的，因为其可以在一定程度上避免安全责任制流于形式。在进行每一项工作时，要保证做到计划准备到位，要保证做到检查督促到位，要保证做到验收考核到位，只有这样，才能有效地保证每项工作的进行是安全的。在对各级人员责任制的完成情况进行考核时，可以采用动态考核与指标考核相结合的方法，在考核班组长时，将安全生产的实绩作为重要依据，形成一定的机制，使考核与班组长的任用挂钩，是考核与班组长的奖励挂钩，实行重奖重罚，这样则可以有效的促进各项工作到位。

4.建立健全变电运行管理信息系统。在新的时代下，应该与时俱进，采用现代化的信息技术来管理变电运行工作，运用计算机网络等先进技术追踪变电运行工作中所可能发生的故障，这样则可以在一定程度上为安全管理变电运行工作提供准确的情报，同时，这也要求要对变电运行人员进行相关的培训，加强他们对相关软件的使用。作为变电运行的重要环节，安全管理所涉及的面比较广，涉及的信息量比较大，其具有实施难度高的特点，具有综合性比较强的特点，这些也在一定程度上决定了信息技术在安全管理变电运行方面的优越性。所以，建立健全变电运行管理信息系统对于现场施工的质量评审有很大的收益，对于现场施工的控制有很大的收益，例如，对设备事故进行审核，对电网事故进行审核等等，这些都在一定程度上有效地避免了变电运行工作中所可能发生的故障，促进了变电运行工作的顺利、安全地进行。

参考文献：

[1]刘春生.变电运行的安全管理方法及解决措施[J].机械出版社，2008年03期.

电力线路故障排除相关措施探析 第4篇

会出现短路事故关键是电力电线长久电量运送程序中, 受到外部机器力、电量形成的电磁力影响热效应, 抑或氧化恶劣等缘由, 导致电力电线具有事故, 对电量运送产生不良作用, 装置就不能顺利工作。借鉴于这一点, 针对经常遇到的断路事故电力线路管制工作者可以开展准确解析, 进行精确诊断, 快速解决事故, 消灭安全祸害, 确保电力电路的安全开展。

1.1 断路故障的特点及原因

出现断路事故关键是因为连接位置连接不好导致的妨碍, 除此之外, 别的接触位置原是相连的, 不过因为一些缘故衔接不同会导致断路事故, 搜寻断路事故一定要有准确的判断出大体的位置, 开始搜寻, 经常会发生事故的位置主要体现在下面几个方面:

(1) 电连接位置是断路事故经常发生的位置

电连接位置主要包含开关连接位置、接触设备、继电设备连接位置还有别的电接触位置。这些装置长久的裸露在外界中, 易被空气氧化, 抑或被别的杂质侵蚀, 导致电力电线断路事故。

(2) 导线间的连接位置导致断路事故

不管导线怎样相连, 导线相连位置都是经常出现事故的位置。按照有关机构计算, 因为导线接触位置导致断路事故占了整体事故的80%。所以, 在搜寻断路事故时, 要留意导线间相连位置的检查。

(3) 导线力作用的位置以及活动的位置导致短路事故

电力电路长久的悬挂在外界, 肯定有一些电线受到的机器力度要比别的地方大, 导致电线力作用位置电线机器强度不高, 导致电线损坏, 造成断路事故。并且, 因为有的电线在穿墙以及管、转弯的位置和其他物品进行来往程序中, 因为多次遇外力影响, 易出现断路事故。并且, 在多山的位置因为树木多, 会由于坏天气导致树木折断压倒电线, 导致断路事故出现。

(4) 线路冬季覆冰造成电力线路故障

在多山位置, 严寒季节都能够达到零下十几度的温度, 并且降雨性大, 导致在严寒季节电线上有冰雪覆盖, 一些电线因为冰雪量太重, 导致电线力作用太大, 出现毁坏情况, 对严寒季节运送电量有着不良作用。严寒季节冰雪覆盖导致电线事故注意关键有三个部分:第一针对电线开展融冰措施整治;融冰措施整治关键是经过电流开展加热, 使用热量融化冰。关键适合在电线受冰雪覆盖较长、策划标准较低的段落中。第二, 开展预防结冰措施整治, 关键是不容易在电线上结冰, 普遍使用方式是转变电流压力以及使用预防冰雪覆盖的设备。第三, 开展一些电线的改革, 关键是对一些要求准许变动策划的电线开展改革, 提升预防结冰。

1.2 断路故障的查找方法

常见的断路故障电路管理人员首先能够根据故障的表现现象进行判断断路故障, 然后根据可能发生的故障范围, 利用断路监测工具, 进行确定具体的故障发生点。常用的断路故障查找方法有以下几种:一是电力线路回路分割查找法, 具体是将一个复杂的电力线路进行分割成若干个单回路, 由于断路故障会发生在某个单回路中, 根据单回路对断路故障进行判断缩小判断范围, 找出断路范围, 进而确定故障发生点, 及时进行修复。二是电力线路阻抗分析法, 由于电力线路在正常状态和断路故障状态下出现的线路阻抗不同, 即阻抗状态不同。阻抗状态可以从某种程度上对电路情况进行反馈。对于一般的负载电力线路正常情况下的阻抗状态比较低, 而断路情况下, 阻抗状态则变为零了;对于电流互感线路, 正常情况下阻抗状态为零, 而断路故障时, 则会出现高阻抗或者低阻抗状态。

2 短路故障的排除研究

短路故障是最常见的电力线路故障, 短路故障主要是不同电位的两点被连接起来, 使得线路不能正常传送电能。短路故障的发生将会直接对用电设备、变电设备等构成直接威胁, 是危害程度最大的故障。

2.1 短路故障存在的原因

2.1.1 导线短接造成的短路故障

在短路事故中, 电线短接是导致短路事故发生的关键缘由。电线短接事故的发生或许是因为人们在操纵中留下的, 或许是因为电线长时间互相摩擦致使的电线纠缠在一起, 导致短路事故。还有可能在电线运送电的程序中, 因为电线太松, 因为受风力影响, 导致短路事故。降雨天气, 电线或许由于树木条枝和雨水一起影响, 导致电线短路事故出现。也可能是在检修电线时, 电线管制工作者为了避免错误送电导致触电故障的出现, 在开展断电后, 连接上短接电线, 在检修完成够, 没有把短接线拆卸, 导致短路事故。

2.1.2 山区线路树障动物原因造成短路的故障

在多山地区树木、动物行为也是会造成短路事故出现的关键要素之一。详细体现在:例如一处高压电线有一段是通过森林的, 鸟类会在电路上歇脚, 在歇脚时, 如果鸟类展开翅膀, 搭在电线上, 就会出现电线短路事故。也可能是一颗树木的一条树枝处有两根线路, 如果有一根比较湿, 有导电的可能性, 导致两条电线出现短路事故。

2.2 短路故障的查找方法

常见的短路故障查找方法主要包括以下两方面:一是短路故障回路的查找, 主要是使用万用表, 万用表的工作原理主要是在电力线路断电以后, 用万用表对短路回路上的电阻进行测量, 当电阻小于正常值时, 短路故障发生;也可以使用灯泡进行电路短路查找。二是短路故障点的查找, 主要是确定短路故障点的具体范围, 造成短路的故障点主要是灯泡、线圈、电阻等降压元件的两端或者内部。

3 线路接地故障的研究

电力线路接地主要是从安全和运行的角度考虑, 线路接地故障主要是相对正常接地而言的, 首先说明一下电力线路的正常接地。电力线路接地主要是为了保证电力线路的安全运行, 对用电设备的金属外壳或者设备的其他部位进行接地。常见的接地作用主要是防雷设备接地、防静电作用接地、电子设备逻辑接地等, 他们的根本目的都是消除设备中的电元, 保证设备的正常运行。

3.1 接地故障存在的原因

除了接地电线之外其他都归类为事故接地, 关键缘由是线路中一些地方的绝缘外表出现破坏亦或者别的缘由导致和大地接触的接地电线对装置、人身体安全带来胁迫。别的缘由或许是由于动物生存生活行为导致接地电线的破坏, 或许是接地电线附近有着能够侵蚀电线的物体, 侵蚀接地电线, 导致接地事故发生。

3.2 接地故障的查找方法

接地故障相对断路故障、短路故障而言, 比较容易查找故障所在的原因。接地故障出现时, 接地线对地的绝缘电阻大大降低, 有时候甚至可能为零。因此对接地故障的查找主要进行测量对地的绝缘电阻即可, 当绝缘电阻值较低时, 可以用万用表进行对其电阻值测量, 查找接地故障。

4 结束语

总而言之, 国内现在正在飞速前进中, 对电力的要求也会越来越高, 电力项目品质优劣会对国内经济前进程度产生直接影响。在这种状况下, 增强电力项目建筑是必然的。在电力体系的经营中, 经常会遇到很多类型的电线事故, 假如在发生电线事故时, 不能够立即检查清楚缘由, 同时制定正确的处理方式, 或许会导致整体电力体系的瘫倒, 对电力可靠性产生不良影响。在电力体系电线事故中, 接地电线、短路事故是最经常遇到的几种事故, 为了提升事故排查的速度, 修理工人以及电线管制工作者一定要清楚掌握这几种事故, 要在出现事故的第一刻就能够排查出缘由, 同时进行事故维修, 必须这样, 才可以提升电力电线经营的安全性。

参考文献

[1]何占元.铁路电力线路故障自动判断与隔离系统研究[A].电气化铁道, 2010年第5期.

光驱故障排除实例 第5篇

排除光驱图标错乱故障

近日在一台安装有Windows 98操作系统的计算机中使用光驱安装程序时，偶然看到光驱的显示图标突然变成了“可移动硬盘”，而且双击这个错乱的光驱图标时，系统弹出提示无法正常使用物理光驱，不知道这种奇怪的软故障是怎么出现的，我们又该如何才能排除这样的故障呢?

一般来说，光驱图标发生错乱现象通常属于软式故障，而引起这种故障最可能的原因就是计算机系统中了病毒，为此我们在遇到这种奇怪现象时，不妨先找来一个正版的杀毒软件，对计算机系统进行一下彻底地病毒查杀操作，在清除完病毒后，要是光驱图标还无法恢复正常的话，那我们就有必要使用替代法，重新换用其他正常的物理光驱安装到计算机中来测试一下，因为许多系统对特定型号的物理光驱兼容性不好，常常会导致光驱出现莫名其妙的故障。

如果替换正常的物理光驱后，计算机系统仍然将光驱的图标显示错误的话，那我们基本就能断定该计算机系统中的光驱驱动程序发生了丢失现象或者已经被损坏了，此时我们可以按照如下步骤来恢复光驱的驱动程序:

首先找一台同样安装了Windows 98操作系统的计算机中，并确保安装在该计算机中的物理光驱图标能够被系统正常显示;接着登录进该计算机系统，打开系统的资源管理器窗口，并在其中逐一展开“Windows”、“System”、“Iosubsys”文件夹，并在对应“Iosubsys”文件夹窗口中，找到“cdfs.vxd”文件，然后借助闪盘将该文件直接拷贝到有问题的计算机对应子文件夹下，最后再将有问题的计算机系统重新启动一下，相信这样就能排除光驱图标错乱故障了。

排除光驱间歇性读盘故障

这里所提到的间歇性读盘故障，具体地指就是光驱有时能正常读出第一张光盘中的内容，但无法继续读出第二张光盘的内容，可是将光驱所在的计算机系统重新启动一下之后，光驱说不定又能将第二张光盘中的内容读出来了。很明显，这种间歇性读盘故障是光驱读盘性能不稳定的直接表现，引起这种故障的原因除了与系统自身的稳定性与光驱自身的质量有关外，还与我们的软件设置有一定的关系;为了有效改善光驱的读盘性能，我们可以在Windows XP操作系统中尝试对物理光驱进行如下参数设置操作:

首先在Windows系统桌面中，用鼠标逐一展开“开始”、“运行”项目，并在其后出现的运行对话框中，输入字符串命令“compmgmt.msc”，单击回车键后，进入到系统的计算机管理窗口;

在该窗口的左侧列表区域，先找到“存储”项目，然后选中该项目下面的“可移动存储”分支，并在对应分支下面双击“库”选项，再选中“库”选项下面的那只读盘不稳定的物理光驱;

光驱属性

接下来用鼠标右键单击处于选中状态的物理光驱，并执行快捷菜单中的“属性”命令，进入对应光驱的参数设置窗口;下面再单击该窗口中的“常规”标签，打开如图1所示的标签页面，在该页面的“延迟卸除”设置项处，将“收回不可装入的媒体”参数设置为“0”，再单击一下“确定”按钮，最后将光驱所在的计算机系统重新启动一下，如此一来光驱间歇性读盘故障就能有效地被得到控制!

排除光驱图标丢失故障

在使用光驱的过程中，我们有时会遇到这样一种奇特现象，那就是每次重新启动一下计算机系统后，出现在“我的电脑”窗口中的光驱图标就自动丢失了，而且只能在系统的设备列表界面中进行刷新。当将这样的“问题”光驱安装到其他计算机中时，发现在起初的阶段该物理光驱好象一切正常，但随着频繁地安装与卸载一些应用程序，该物理光驱的图标又出现丢失现象了，

由于这种光驱故障通常在频繁安装与卸载应用程序之后发生，因此笔者认为该故障同样属于一种软式故障，面对这种类型的软式故障，我们该采取什么招数来巧妙应对呢?

考虑到该类型的光驱故障常常发生在软件的安装与卸载操作之后，因此我们一旦发现光驱图标丢失后，立即检查一下最近安装或删除了哪些应用软件，然后用鼠标右键直接单击一下系统桌面中的“我的电脑”图标，从其后出现的快捷菜单中单击“属性”选项，打开系统的属性设置窗口;单击该窗口中的“硬件”标签，并在对应的标签页面中单击“设备管理器”按钮，进入到系统的设备列表窗口。

设备管理器

在该窗口中，检查一下“IDE ATA/ATAPI控制器”下面是否存在“标准双通道PCI IDE控制器”项目或者该项目表面是否带有黄色感叹号标志，如果发现的话，那直接将该项目选中，同时用鼠标右键单击该项目，从弹出的快捷菜单中执行“删除”命令，接着依次单击设备管理器窗口中的“操作”/“扫描检测硬件改动”菜单命令(如图2所示)，一旦系统屏幕上重新出现了“标准双通道PCI IDE控制器”之类的提示时，丢失的物理光驱图标就能重新显现出来。

排除光驱读盘挑剔故障

这里所指的读盘挑剔故障，其实指的是光驱能够正常读取一部分光盘的内容，但还有一部分光盘内容无法正常读取，而且那些不能被正常读取的光盘本身并无质量问题，都能被其他光驱正确读取到。遇到这种读盘挑剔故障时，首先值得肯定的是当前的物理光驱自身并没有硬件故障，毕竟该光驱还是能够识别一部分光盘内容的;既然光驱在硬件方面没有问题，那么引起光驱读盘能力下降的原因主要就是软件设置方面有问题，此时我们可以按照如下步骤尝试对光驱参数进行合适修改，说不定这样能有效改善光驱读盘挑剔故障:

首先重新启动一下光驱所在的计算机系统，在启动过程中及时按下DEL键(不同的主板，所按的功能键可能不一样)，进入到系统的BIOS参数设置界面，在该界面中找到对应光驱的IDE接口参数，同时检查该参数是否被设置成了“Auto”，如果不是的话必须将该参数及时调整过来;

文件系统属性

其次依次单击“开始”/“设置”/“控制面板”命令，在弹出的系统控制面板界面中，双击“系统”图标打开系统属性窗口，单击该窗口中的“性能”选项卡，再单击一下对应选项设置页面中的“文件系统”按钮，继续单击其后界面中的“疑难解答”标签，打开图3所示的标签页面;检查其中的“禁用32位保护模式的磁盘驱动程序”选项是否已被选中，如果确实已被选中时我们必须将该选项前面的勾号取消掉，再单击一下“确定”按钮，这样一来光驱就可以处于32位工作模式，那么光驱读盘能力就会得到更进一步地提升，读盘挑剔故障自然也就能有效被避免了。当然了，这种读盘挑剔故障往往容易出现在安装有Windows 98操作系统的计算机中。

排除光驱进出不畅故障

有时我们会发现光驱的托盘就象中了魔似的，当将光盘放到光驱中时，托盘能够进出顺畅，可是一旦将光盘从光驱中取出来时，托盘的进出就不象以前那样灵光了。一般来说，光驱托盘进出不畅故障往往是由光驱内部的传动机构有问题引起的，但如果遇到放光盘就能进出顺畅、不放光盘就无法进出的特殊故障时，那多半是因为光驱的区域参数设置不当引起的，此时我们可以按照如下步骤对光驱的区域参数进行重新设定:

首先用鼠标右键直接单击一下系统桌面中的“我的电脑”图标，从其后出现的快捷菜单中单击“属性”选项，进入系统属性设置界面;单击该界面中的“硬件”选项卡，并在对应的选项设置页面中单击一下“设备管理器”按钮，打开系统设备列表界面;

光驱属性

排除措施 第6篇

伴随着我国城镇化进程的不断加快，各行各业的发展和人们生活水平的逐渐提高，以及在特殊的行业和用电高峰季节，电量的需求处于爆发式的增长当中。这样的用电需求使电网处于高负荷当中，配电线路也容易出现故障。配电线路所出现的故障呈现出越来越频繁和越来越复杂的局面，但是不管怎样，为了百姓的安居乐业，产业行业的不断发展和经济总量的进一步增长，我们都要做好配电线路故障快速排除和维修工作。只是，配电线路故障快速排除时总会遇到一些问题，我们现在要做的就是寻找应对措施解决这些问题，快速的排除配电线路故障，让配电线路更好的向人们输送电源。

一、配电线路故障快速排除

配电线路是从降压变压站把电力输送到配电变压器，然后配电变压器再将电力输送到用电的各个单位。由此，我们可以知道配电线路对于电力的输送具有重要的不可替代作用。所以这就要求，配电线路在设计的过程中，既有安全可靠性，也要有连续工作的能力。不过由于配电线路在输送电力的时候不可避免的会有线路损失、输电效率低下、电能不能保证的情况出现。出现这些状况是由于配电线路出现了一些故障。要快速的排除这些故障，就要动用人力物力和财力进行检查和维修。可是，在配电线路故障快速排除的过程中会出现一些问题，导致故障无法快速的排除。但是，我们要清醒到意识到，如果不能够快速的排除配电线路故障，很有可能会为人们的生产生活带来无法弥补的损失。这也就要求我们要积极的寻找应对措施去解决配电线路故障快速排除中出现的问题。

二、配电线路故障快速排除中的问题

在新电网电力的管理形式之下，如何解决配电线路故障快速排除中遇到的问题成为当务之急。要想提高配电用电网的安全性，提高配电线路故障快速排除的水平，就要先分析配电线路故障快速排除中遇到的问题。

（一）配电线路故障快速排除中的人员安全问题

众所周知，配电线路出现故障的时需要工作人员进行检查、维修和排除故障，这也就造成成了配电线路故障排除中的人员安全问题。虽然说，维修人员在进行电路故障排除的时候都会用到一些特殊工具和手段。但是，俗话说，电力猛于虎；由此可知，电力具有很大的危险性。我们都知道人也是一种导体，当在排除配电线路故障的时候，电流发生了互感器引发的拒动现象就会非常的危险。因为，电流互感器的拒动现象会造成配电线路短路，而人作为一种导体，在排除故障中和短路相连接，这时整个电路处于大电流下，一不小心就会造成配电线路故障排除人员中电身亡的悲剧。

（二）配电线路故障快速排除中的设备缺少问题

我们在日常的生活中常常发现配电线路会处于道路旁两棵大树之间，当下雨天配电线路出现了一些状况，就需要对配电线路进行快速的故障排除。在配电线路故障快速排除的工作人员们的意识里，树木的枝叶在下雨天和线路交缠在一起是非常危险的现象。由于在雨天，淋湿的树木和大地以及配电线路连成了一个电力线路，如果用人手去拨开树叶也是非常危险的。这就告诉我们在配电线路故障快速排除的过程中，我们缺少一些不常用但是非常专业的设备。如果是在一些特殊的季节或者是特殊情况下，配电线路故障快速排除中是需要用到相应的设备。例如，北方的冬季，线路容易受冻结冰，在雷雨大风或者是地震水灾的情况下，也需要用到一些专业的配电线路故障快速排除工具和设备。

三、应对措施

既然我们已经意识到了在配电线路故障快速排除中有以上的问题，我们就应该想办法、寻措施去解决这些问题。只有解决这些问题，才能更好的完成配电线路故障快速排除的工作，以此保证人们的正常用电和电力电网的安全性。

（一）提高工作人员素质加强安全意识

我们要知道在任何时候，人们的生命安全应该放在第一位，只有健康的生命才能做更多的事情，所话说得好，身体是革命的本钱。所以，配电线路故障快速排除的工作人员应该注意自身的安全问题，提高工作能力和专业素质，加强工作安全意识。虽然说，配电线路故障快速排除中的工作人员都是电力工作的专业人士，但是有些工作人员由于长期排除线路故障问题，会有安全意识麻痹大意的现象出现，或者是由于粗心大意导致自己在配电线路故障快速排除中出现致命的错误操作。要解决配电线路故障快速排除中的人员安全问题，就要时刻叮嘱工作人员以安全为重，以生命为第一。配电线路故障快速排除工作时，可以采取小组合作的模式，小组成员之间互相提醒安全问题，工作时互相监督对方是否安全操作。定期对配电线路故障快速排除的工作人员进行安全考核，对于考核不过关的人员要督导他们加强学习提高专业素质和安全意识。

（二）采购专业化设备提高设备性能

虽然说，配电线路故障快速排除的工作人员都有自己的工作装备，但是都是一些简单的工具，例如钳子把手等等通用化的大众设备。这对于专业的配电线路故障检查、维修和排除来说具有局限性，既不利于故障的快速维修，也不利于工作人员的安全问题。所以，应该采购专业化的设备，提高设备性能，可以让工作人员更好的进行配电线路故障快速的排除。在自然灾害时，出现配电线路故障突发问题，工作人员可以携带专业的避雷工具，在故障排除时把它放在远处，这样就避免雷击妨碍配电线路故障的快速排除工作。还有一些机械臂，它的特殊结构既可以维修电力也可以快速的排除线路故障，所以也可以给工作人员配备这样的设备。机械臂虽然只能安装在车上，在地面对线路进行故障排除，但是也可以根据机械臂的工作原理生产机械手设备，便于工作人员携带这样的设备进行配电线路故障的快速排除工作。

四、结束语

总而言之，只有注意到在配电线路故障快速排除中的人员安全和设备落后的问题，才能寻找应对措施去解决这些问题。希望提高工作人员的专业素质和安全意识以及配发专业的高科技设备可以让配电线路故障快速排除工作更加的顺利。只有做好配电线路故障排除的工作，电力才能有良好的运行环境，人们才可以无忧无虑的使用电力创造美好的新生活！

参考文献

[1]陈春.电力系统中配电线路运行故障的检修[J].科技创新与应用.2013（29）.

[2]周彩金.浅谈配网安全运行影响因素及防范措施[J].科技与企业.2012（13）.

[3]李云飞.配电线路单相接地故障的原因及变压器防雷措施[J].科技资讯.2011（01）.

脉冲袋式除尘器常见故障及排除措施 第7篇

滤袋压差过高易导致系统处理粉尘的能力下降、输灰管道堵塞和风机长期在高频状态下工作,增加系统的能耗。

除尘器滤袋压差过高的主要原因及采取措施:

1)含尘气体温度过高,且系统未采用任何保温绝热措施,使得管道、除尘器中的粉尘与外界环境的温差较大,热交换过程中析出水蒸气出现结露,增加了粉尘的湿度和黏性,应采取保温绝热措施。

2)脉冲喷吹系统相关参数设置不当,除尘器清灰效果差。如滤袋脉冲喷吹的时间间隔过长、脉冲喷吹宽度过短、压缩空气压力过低,造成滤袋张度降低,滤袋上的粉尘堆积过厚。应重新设置脉冲喷吹系统相关参数。

3)滤袋材料与粉尘特性不匹配,造成部分气孔堵塞。对于浓度大、粒径小、湿度和黏性大的粉尘,应选用覆膜滤料。

4)若系统处理的粉尘浓度过高,滤料过滤风速偏高,都会导致滤袋压差过高。应适当减小袋式除尘器的除尘负荷以及滤料的过滤风速,即增加过滤面积,降低滤料过滤风速[1]。

2 滤袋破损

由于粉尘对滤袋表面的磨损,久而久之,将使布袋出现“针刺”小孔。有时在清灰过程中,在高压风强大气流的冲击下,布袋也会出现较大破损,导致排出的气体粉尘浓度增大,且含有较多粉尘的气流高速通过风机时,将造成风机外壳及叶轮的严重磨损。采取措施:1)选择耐磨、耐腐蚀的滤袋材料,提高滤袋的使用寿命。2)要定期检查滤袋磨损情况,发现破袋现象应及时处理,小的破孔可进行黏合和缝补,大的要进行更换。

3 除尘器漏风

主体设备及壳体和管道的连接处密封不严,漏出除尘风,使实际风量减小,影响除尘效果;若漏入冷空气,将增加含尘气体处理量和使含尘气体温度降低而出现冷凝水,这二者都会使含尘气体露点发生变化,导致结露。

检查除尘器漏风,可在出风口附近箱体上开一个检查孔观察,但凭肉眼检查很难发现漏风点,此时可以开启排风机,同时应关小风门进入检查。若能听到“哧哧”的漏风声,即可确定问题出处,然后对漏风处施焊。另外,应及时更换气管、换向阀和提升阀之间老化的连接软皮管,以防破损漏气[2]。

4 脉冲气源不佳

压缩空气的质量是脉冲袋式除尘器稳定运行的关键,高压风的质量影响除尘效果的表现有:1)高压风供风量。如满足不了脉冲阀工作要求,则不能正常清灰,导致除尘器“糊袋”。2)高压风压力。在滤袋清灰瞬间,只有滤袋内压力大于滤袋外压力(除尘器内负压)3~5倍,才能使滤袋正常清灰。3)必须保证高压风干燥清洁。一般空压机直接供给的高压风含有一定的水和油渍,如不及时将水排出,所含水分随高压风喷吹进入滤袋,势必造成滤袋表面结成厚厚的“粥”状粉尘层,从而导致滤袋报废。另外,压缩空气如果含有较多的油渍和水,易造成气缸积水、脉冲阀漏气、气动三联体过气压力降低以及气缸电磁阀不工作等现象。

可在空压机出口安装一台冷冻式气体干燥机,或是在除尘器储气罐入口安装可更换滤芯的气体过滤器,定期排放水和检查气体过滤器的压差,当压力损失达到0.1~0.15MPa时更换滤芯。

5 脉冲阀工作不正常

脉冲阀、控制仪工作不正常,其直接表现为“糊袋”,从而增加系统阻力,除尘效果下降。电磁脉冲阀漏气是最常发生的故障,主要原因有[3]:1)电磁脉冲阀的气压平衡孔堵塞。安装压缩空气管道时没有把管道内的铁锈和焊渣等异物清理干净,或者压缩空气含有较多的油渍和水。2)电磁脉冲阀膜片损坏。除尘器所有的脉冲阀都不工作,风包压力急速降低到零,气缸关闭,除尘器压差持续增加,通风量迅速降低。

出现电磁脉冲阀漏气时,从以下几个方面查找原因并采取措施:

1)打开储气罐上的排水阀,对其吹气以便排出管道内的铁锈和焊渣等异物。

2)更换电磁脉冲阀的双膜片。膜片对脉冲阀压缩空气起到密封作用,使用时间过长,易发生老化,起不到密封作用。更换时需注意磨片上的小孔是否透气,安装后一定要保证透气。

3)更换用于压紧膜片的弹簧。由于长时间、高频率使用,弹簧弹力会减弱,难以压紧膜片而造成漏风。

4)更换电磁脉冲阀磁铁的连接弹簧。弹簧容易生锈,生锈后因弹力不够,使得电磁脉冲阀断电后电磁铁无法弹起,造成电磁脉冲阀气孔持续漏气。

6 提升阀工作异常

提升阀工作异常主要表现在:

1)阀板脱落。阀板脱落主要是由于阀板在气缸丝杠上的位置调整偏下,气缸运行到下止点时,阀板变形严重。长时间阀板中心孔周围便出现龟裂,造成阀板脱落。处理方法是将阀板位置朝上调,使气缸运行到下止点时,阀板产生轻微形变(3~5mm)即可。

2)气缸不动作或动作不到位。气缸不动作可能是二位五通阀排气孔堵死或是二位五通阀内部进入粉尘或异物,造成阀芯无法动作。可采用煤油清洗并用润滑脂润滑的方法排除,在清洗时必须注意内部小配件的丢失,按照正拆反装的方法进行。气缸动作不到位多半是气缸内部故障造成,主要是气缸内积水和气缸活塞漏气。气缸内积水可以通过依次打开气缸上下顶盖上的排气阀,并配合二位五通阀的手动阀,使活塞上下运动几次即可将积水排净;活塞漏气时,打开气缸,更换活塞上的密封圈即可[1]。

7 结束语

脉冲袋式除尘器运行与维护是决定除尘效率的关键,只有正确和规范地进行使用和操作,认真作好日常维护,才能更好地发挥脉冲袋式除尘器的功能,确保生产安全顺利进行,工作环境洁净。

参考文献

[1]庞占勇.浅谈脉冲袋式除尘器的维护与使用[J].工业安全与防尘,2001,(1):5-6.

[2]路俊达.气箱脉冲袋式除尘器常见问题及解决办法[J].建材技术与应用,2007,(7):10-11.

锅炉安全阀常见故障分析及排除措施 第8篇

安全阀是锅炉、压力容器和管道上最重要的安全附件, 安全阀的开启是否准确, 可靠, 对于锅炉、压力容器和管道的安全运行十分重要。我们常见的安全阀的密封面是金属材料对金属材料, 在使用、维护过程中虽然力求做得光洁平整, 但是在介质带压情况下做到绝对不漏也是非常困难的, 介质的不断泄漏会使硬的密封材料遭到破坏。

1 阀门漏泄。

一般造成阀门漏泄的原因主要有以下三种情况:1.1脏物杂质落到密封面上, 将密封面垫住, 造成阀芯与阀座间有间隙, 从而阀门渗漏, 消除这种故障的方法就是清除掉落到密封面上的脏物及杂质。1.2密封面损伤。造成密封面损伤的主要原因有以下几点:一是密封面材质不良, 安全阀阀芯与阀座密封面已经研得很低, 使密封面的硬度也大大降低, 从而造成密封性能下降, 消除这种现象最好的方法就是将原有密封面车削下去, 然后按图纸要求重新堆得焊加工, 提高密封面的表面硬度。二是检修质量差, 阀芯阀座研磨的达不到质量标准要求, 消除这种故障的方法是根据损伤程度采用研磨或车削车后研磨的方法修复密封面。1.3造成安全阀漏泄的另一个原因是由于装配不当或有关零件尺寸不合适, 在装配过程中阀芯阀座未完全对正或结合面有透光现象, 或者是阀芯阀座密封面过宽不利于密封, 消除方法是检查阀芯周围配合间隙的大小及均匀性, 保证阀芯顶尖孔与密封面同正度, 检查各部分间隙不允许抬起阀芯, 根据图纸要求适当减小密封面的宽度实现有效密封。

2 安全阀回座压力低, 这对锅炉的经济运转有很大危害。

回座压力低将造成大量的介质超时排放, 造成不必要的能量损失, 形成的原因是弹簧脉冲安全阀上蒸汽的排泄量大, 这种形式的冲量安全阀至开启后, 介质不断排出, 振动安全阀体, 或是冲量安全阀前后力因主安全阀的介质排出量不够而继续升高, 所以脉冲管内的蒸汽沿汽包中集气联箱继续流向冲量安全阀维持冲量安全阀动作。另一方面由于此种型式的冲量安全阀动作冲量安全阀的密封面。到其重组形成动能压力区, 将阀芯抬高, 于是达到冲量安全阀继续排放, 蒸汽排放量越大, 作用至阀芯上的安全上推力就越大, 冲大, 有些部位有些卡涩, 解决方法就是认真检查各运动部件, 严格按标准进行检修, 消除卡涩的可能性。以上对锅炉压力容器的故障进行了分析及具体的解决方法, 但只有理论联系实际, 充分掌握安全阀的常见故障和消除方法, 才能在故障发生时处理起来得心应手, 对保证设备的安全运行有重要的意义。

3 冲量安全阀回座后主安全阀延迟回座时间过大:

发生这种故障的主要原因有以下两个方面。一方面是, 主安全阀活塞室的漏汽量大小, 虽然冲量安全阀回座了, 但存在管路中与活塞室中的蒸汽的压力仍很高, 推动活塞向下的力仍很大, 所以造成主安全阀回座迟缓。消除这种故障的方法主要通过开大节流阀的开度和加大节流孔径加以解决, 节流阀的开度开大与节流孔的增加都使留在脉冲管内的蒸汽迅速排放掉, 从而降低了活塞内的压力, 使其作用在活塞上向下运动的推力迅速减小, 阀芯在集汽联箱内蒸汽介质向上的推力和主安全阀自身弹簧向上的拉力作用下迅速回座。另一方面原因就是主安全阀的运动部件与固定部件之间的磨擦力过大也会造成主安全阀回座迟缓, 解决这种问题的方法就是将主安全阀运动部件与固定部件的配合间隙控制台标准范围内。

4 安全阀的频跳。

频跳指的是安全阀回座后, 待压力稍一升高, 安全阀又将开启, 反复几次出现, 这种现象称为安全阀的“频跳”, 发生频跳现象对安全阀的密封极为不利, 极易造成密封面的泄露。分析原因主要与安全阀回座压力达高有关, 回座压力较高时, 容器内过剩的介质排放量较少, 安全阀已经回座了, 当运行人员调整不当, 容器内压力又会很快升起来, 所以造成安全阀动作, 像这种情况可通过开大节流阀的开度的方法予以消除, 节流阀开大后, 通往主安全阀活塞室内的汽源减少, 推动活塞向下运动的力较小, 主安全阀动作的机率较小, 从而避免了主安全阀连续启动。

5 达到额定值而小动作, 对运行中的锅炉危

害极大, 也是重大的隐患, 造成的主要原因是阀门部件有卡阻现象, 这极可能是由于装配不当, 赃物及杂质混入零件而腐蚀, 活塞室表面光洁度差, 表面损伤, 有沟痕有硬点等缺陷造成的, 或是安全阀活塞室漏气量大, 这主要原因与阀门本身的气密性和活塞环不符合尺寸要求, 或活塞磨损过大达不到密封要求有关系, 解决这种缺陷的方法, 对活塞室内表员进行处理, 更换合格的活塞及活塞环, 在有节流阀的冲量安全装置系统。

6 阀体结合面渗漏。

指上下阀体间结合面处的渗漏现象, 造成这种漏泄的主要原因有以下几个方面。一是结合面的螺栓紧力不够或紧偏, 造成结合面密封不好, 消除方法是调整螺栓紧力, 在紧螺栓时一定要按对角把紧的方式进行, 最好是边紧边测量各处间隙, 将螺栓紧到紧不动为止, 并使结合面各处间隙一致, 二是阀体结合面的龄形密封垫不符合标准。三是阀体结合面的平面度太差或被硬的杂质垫住造成密封失效, 对由于阀体结合面的平面度太差而引起阀体结合面渗漏的, 消除的方法是将阀门解体重新研磨结合面直至符合质量标准, 由于杂质垫住而造成密封失效的, 在阀门组装时认真清理结合面避免杂质落入。

7 安全阀的颤振。

安全阀在排放过程中出现的抖动现象, 称其为安全阀的颤振, 颤振现象的发生极易造成金属的疲劳, 使安全阀的机械性能下降, 造成严重的设备隐患, 发生颤振的原因主要有以下几个方面:一方面是阀门的使用不当, 选用阀门的排放能力太大, 消除的方法是应当使选用阀门的额定排量尽可能接近设备的必需排放量。另一方面是由于进口管道的口径太小, 小于阀门的进口通径, 或进口管阻力太大, 消除的方法是在阀门安装时, 使进口管内径不小于阀门进口通径或者减少进口管道的阻力, 排放管道阻力过大, 造成排放时过大的背压也是造成阀门颤振的一个因素, 可以通过降低排放管道的阻力加以解决。

结束语

排除措施 第9篇

1山区10k V线路常见故障类型

在山区电力供应中, 10k V线路常见的故障主要可以分为以下几种类型。

1.1短路故障

山区由于各种条件的限制, 在出现线路故障时, 很多时候不能及时得到排除, 容易造成大面积停电等情况。短路故障是山区10k V线路比较常见的故障, 主要包括线路金属性短路故障及跌落式熔断器故障等。其中, 金属性短路故障指的是在外力作用下出现的故障。例如, 在汽车撞击、洪水冲刷或者刮大风等情况下, 山区线路出现倒杆、断线、碰线等故障发生短路。而跌落式熔断器主要是由于熔丝熔断等因素的影响, 在溶管脱落过程中出现拉弧, 相间弧光会产生短路, 造成气体剧烈膨胀引发爆炸。另外, 10k V线路的开关线夹由于老化或者过载出现隔离损坏, 烧断拉弧而出现相间短路故障。

1.2接地故障

在通常情况下, 山区10k V线路的接地故障又可以分为瞬时性接地故障及永久性接地故障两种。其中, 线路瞬时性接地故障指的是由于人在外抛物或者树木碰触的情况下, 出现导线单相接地等情况。有时, 由于受到树障、覆冰、覆雪或者阴雨天等因素的影响, 出现对地闪络等。一般情况下, 当天气好转之后, 这类故障会及时消失。而线路永久性接地故障指的是线路在外力作用下, 如直击雷等, 出现线路隔离开关、跌落式熔断器设备绝缘等被击穿而引发的故障。

2山区10k V线路故障原因分析

山区10k V配电线路是供电设施的重要组成部分, 在山区农民生产生活中发挥着重要作用。但是, 由于各种因素的影响, 经常会出现各种线路故障。具体来说, 山区10k V线路故障的原因主要有。

2.1人为原因

一方面, 在有很多山区, 由于开山采石而产生爆破, 因为飞石会对线路造成破坏, 或者会导致线杆的振动或倾斜, 引起停电等线路故障。另一方面, 在有些山区, 村民上山砍伐树木或者柴草等, 由于树枝没有及时清理或者其他原因, 落到线路上, 同样会使线路出现短路或者发生接地故障。

2.2自然灾害

自然灾害是造成山区10k V线路故障最主要的原因。首先, 在汛期由于山洪爆发会引起倒杆、断线等事故。或者线路遭到雷击, 绝缘子被击穿, 引起配电变压器、跌落式熔断器、避雷器等设备出现损坏, 造成接地、短路以及断电等事故。其次, 在很多特殊天气, 如冰雪、寒冷等, 线路出现覆冰现象, 引起短路故障。最后, 山区一些动物也会造成线路故障。如鸟、鼠等在配电变压器的高压接线柱上, 引发线路接地或者出现短路。

3山区10k V线路故障的排除

输电线路是山区重要的基础设施, 会对工农业生产以及广大农民的生活产生直接影响。同时, 山区10k V线路的运行条件比较复杂。因此, 必须要采取有效措施, 及时排除山区10k V线路中出现的各种故障, 以便及时恢复供电。

3.1对相关故障进行有效预防

对于山区10k V线路来说, 应当做好预防工作, 尽可能减少故障的发生, 确保山区电网的稳定运行。主要包括以下工作:首先, 在线路较长易受雷击的线路上装设金属氧化物避雷器或防雷金具, 以及在变压器高低压侧装设相应电压等级的避雷器, 对线路故障进行有效预防。其次, 重视提高绝缘子耐雷质量, 提高山区10k V线路的防雷能力, 避免雷击事故造成的危害。再次, 加强与气象部门的联动, 在出现气象灾害预警时, 提前采取针对性措施进行方案, 减少自然灾害对线路造成破坏。最后, 为减少或者防止山区车辆碰撞杆塔造成线路故障, 应当在路口的杆塔上涂上反光漆, 在线路上加套反光标志管。对于遭受发生过碰撞的杆塔等, 要设置防撞混凝土墩。

3.2对故障出现后进行技术处理

在山区10k V线路出现接地等故障之后, 应当根据上级调度人员的指令, 运行维护部门要立即安排相关技术人员巡查相关线路, 及时查找故障点。在查找故障点的过程中, 可以根据实际情况下, 采取分片、分段、分设备等“排除法”, 同时, 与绝缘摇表、蹬杆检查等方法结合起来, 以尽快找到线路故障点。在此基础上, 采取相应措施进行处理, 确保快速安全供电。在查找线路故障的过程中, 如果没有及时发现故障点, 可以根据实际情况, 请求上级调度对相关线路试送电进行测试, 如果成功, 表明是由于山区某些偶然原因造成的故障。如果送电没有成功, 则需要继续进行查找, 进而才有针对性措施消除相关故障。

3.3使用新技术新设备

在排除山区线路故障的过程中, 应当重视新技术新设备的运用。首先, 对于那些负荷大比较重要而且容易出现故障的线路, 应当进行改造, 采用绝缘导线及相关耐张线夹, 以提高线路的绝缘强度。对于那些线路中容易出现故障的导线接头, 使用穿刺线夹, 这就不仅使导线的接触更好, 而且可以连接不同的导线, 避免出现线路故障。其次, 根据实际需要, 在相关变电所加装小电流接地自动选线设备, 借助这一设备, 可以自动选择出现接地故障的线路, 不仅时间短, 准确率高, 而且避免了不必要的停电问题, 有效提高了供电的可靠性与安全性。最后, 雷害造成山区配变电器破坏的重要原因之一, 配电变压器的位置会对山区线路运行情况产生直接影响, 配电变压器的海拔越高, 越容易遭受雷击等感应放电危害。因此, 在山区配电变压器安装过程中, 要充分考虑其位置, 不要把变压器安装在制高点, 防止过多电荷聚集出现雷击事故。在此基础上, 还要给配电变压器安装质量可靠的避雷针等避雷装置及设备, 防范雷击等引起线路故障。

3.4加强对线路的日常管理

首先, 建立健全山区线路检查及维护制度, 加强对线路的管理工作, 明确线路管理考核内容及办法, 提高线路维护人员的积极性。其次, 做好《电力设施保护条例》等的宣传工作, 提高山区农民维护线路安全的自觉意识, 不在电力线路附近抛掷杂物, 确保线路安全稳定运行。再次, 不仅要做好日常线路的巡视检查工作, 而且应当在大风、暴雨、冰雪等特殊天气, 安排人员进行特殊巡视, 根据季节及天气状况, 采取相应的防范措施。例如, 在汛期来临前, 对容易遭冲刷的杆基、拉线等进行加固。在雷雨季节前, 要校验高低压避雷器, 测试接地电阻等设备, 对于存在安全隐患或者质量没有达到要求的应当更换或处理。在冰雪天气到来时, 要提前做好除冰冻除冰等工作。最后, 在线路巡视过程中, 对于发现的问题或隐患, 要及时进行处理。例如, 在发现断线之后, 应当安排专人看管, 防止其他人靠近, 同时, 还要及时向上级有关部门报告, 尽快采取针对性措施进行处理。

4结束语

随着我国经济社会等各项事业的快速发展, 山区供电线路的安全稳定运行状况已经引起社会的关注。山区10k V线路出现故障, 不仅会引起大面积供电中断, 造成巨大的经济损失, 而且对山区农民的生产生活以及社会的安全稳定产生重要影响。因此, 必须要高度重视山区10k V线路的安全稳定运行, 采取有效措施, 加强对供电线路的管理与维护, 做好重点线路的防护工作。同时, 在对线路进行维护的过程中, 要不断总结经验, 使用新技术新设备, 防止出现严重的线路故障。当山区10k V线路出现故障之后, 要采取有效措施, 及时查找故障点并快速进行技术处理, 以最短的时间恢复供电, 切实提高山区10k V线路供电的安全性与可靠性。

摘要：随着我国经济社会事业的快速发展, 电力供应状况对人们的生产生活等产生了直接的影响, 电力供应的稳定性以及安全性已经成为全社会关注的重要课题。在广大山区, 集镇以及乡村的用户比较分散, 10k V线路运行面临的条件非常复杂, 在人为因素以及自然条件影响下, 会出现一些线路故障, 对山区电网的安全运行造成巨大影响。因此, 如何准确判断、及时查找并迅速排除这些故障, 减少停电时间, 恢复电力供应, 对于确保山区电网安全稳定运行具有重要的意义。总之当山区10k V线路出现故障之后, 要采取有效措施, 及时查找故障点并快速进行技术处理, 以最短的时间恢复供电, 切实提高山区10k V线路供电的安全性与可靠性。

关键词：山区,10kV线路,故障,排除

参考文献

[1]李建成.山区10k V配电线路雷电故障分析[J].中小企业管理与科技, 2014 (10) .

[2]徐兴发, 等.配电线路雷电故障分析与防护对策[J].电工电气, 2012 (9) .

[3]谭文展, 等.10k V配电线路雷击故障分析及对策[J].价值工程, 2012 (28) .

[4]张光利.浅谈10k V配电线路山区防雷管理[J].科技创新导报, 2013 (35) .

数控车床常见故障与排除措施的探讨 第10篇

1、数控车床常见故障的诊断原则

随着科学技术的发展, 数控车床的可靠性也越来越强, 数控车床的故障也不断降低, 但是由于数控车床是一种综合多个技术的项目, 其故障也呈现多元化和复杂化。在进行数控车床常见故障的诊断时应该遵循以下一些原则:首先, 先进行外部诊断后进行内部诊断的原则。由于数控车床是高度精密的仪器, 其内部结构复杂, 不应该随意的进行拆卸和启封, 否则有可能会导致故障扩大, 降低车床的精度和性能, 因而故障维修人员应该从外向内进行诊断。应该先对数控车床的外部如液压元件、电气执行元件以及机械装置的外部故障进行诊断。其次, 应该先对机械进行诊断后进行电气故障的诊断。通常来说, 数控车床的机械故障是比较容易诊断出来的, 而相对的电气系统故障则比较难以诊断, 因而, 在常见故障检修过程中, 应该先将机械性的故障进行诊断和排除。再次, 先进行静态检查, 后进行动态诊断。也就是说, 在进行数控车床故障的诊断之时, 应该先将车床断电, 在静止的状态下, 以观察、分析、测试等形式进行故障诊断。在保证了通电状态下不会导致故障扩大和发生事故情况下, 才能够给数控车床通电。而如果发现在通电后可能造成更大的故障或者发生事故, 则必须在故障和危险排除之后进行通电。之后, 在车床运行状态下进行系统的观察、分析和检测, 查找出车床的故障。最后, 应该遵循先简单后复杂的诊断原则。数控车床的故障呈现复杂性和多元性, 一旦出现了多种故障, 则应该先将比较容易的故障先排除, 然后在进行难度较大的故障的解决。一般来说, 再简单的故障排除之后, 相对较难的故障也就会比较容易解决。

2、数控车床的常见故障与排除措施

2.1 数控车床步进电机常见故障

步进电机故障是数控车床的常见故障之一, 主要体现在以下一些方面:第一, 工作台在程序运行过程中突然停止, 步进电机抖动不转。这种故障一般来说是由数控车床的机械故障导致的, 当然也不是绝对的, 还有可能是数控车床的控制系统出现故障引起的。要排除这一故障, 可以采取以下一些措施:首先将停止运行的工作台转回到原点, 将数控车床的加工程序进行重新启动;如果在进行此排除措施之后, 数控车床的工作台还是和原来一样总是运行都一个特定的位置时突然停止程序运行, 这就有可能是数控车床系统中的传动系统其中的某一个零件或者部位遭受了损害或者变形, 或者是该部位被杂物卡主了。第二, 数控车床启动程序后, 步进电机抖动不转。此类故障一般而言是数控车床的步进电机或者是数控车床控制系统断相导致的。而就步进电机而言, 一方面又可能是步进电机本身存在故障, 另一方面也可能是步进电机的驱动电路出现了故障。为此, 先要对步进电机进行检查, 查看其连接插头是不是拥有良好的接触, 如果连接插头没有什么接触不良现象, 则可以把没有出现任何故障的一相电机与原来的电机相调换测试, 如果通电之后该电机能够正常运行, 那么就表明了是原来的步进电机出现故障, 如果在进行电机调换之后仍旧无法正常运转, 那么也就说明了步进电机的控制系统出现异常。这个时候就应该对驱动板上的大功率三极管和相关的保护元件释放二极管进行重点检查, 一般来说, 所述的元件拥有比较大是损坏几率。第三, 低速状态步进电机正常运转, 高速状态步进电机出现丢步现象。产生这一故障的原因很可能是由于数控车床的驱动电源的电压突然降低, 减小了步进电机的传输转矩而引起的。这种故障就应该对步进电机的驱动电源及其相关部分进行重点检查。另外, 如果高压开头三级管遭受损坏, 使数控车床无法接通高压电源, 减少了高速状态下步进电机的输出力矩, 这就会造成步进电机丢步故障。当然, 步进电机高速状态下出现丢步现象也有可能是由于数控车床的机械故障所引起的。因此, 在进行驱动电源和高压开头三极管的检查没有发现故障所在之后, 就应该对丝母、丝杠、步进电机减速器以及溜板等部件进行检查, 当这些部件出现了一些变形、弯曲或者被什么杂物或异物卡主时就会导致步进电机阻力增大, 在低速运行状态下, 故障不明显, 一旦高速运转, 则会因为运行阻力导致丢步故障。

2.2 数控车床刀具常见故障

第一, 加工程序结束运行之后, 刀具无法返回到零点。这一常见故障一般来说是有控制系统的故障导致的。数控车床刀具在加工状态下或者进给状态下必须低速运转, 相应的步进电机的运转速度也会相应的降低, 以低压电源进行供电, 在加工程序结束之后, 要求程序快速退回到零点, 这时又对步进电机提出了高速运转的要求, 以高压方式驱动电源, 增大输出转矩, 实现刀具的正常回零。而实现对高压驱动电源输出的部件是一开关三极管, 如果这一部件遭受损坏, 那么在刀具高速回零时, 无法将高压电源打开, 也就无法保证足够的步进电机输出转矩, 导致刀具回零丢步, 也就导致了刀具无法回到零点。针对这一故障, 就需要将开关三极管进行更换。第二, 数控车床加工程序结束运行之后, 刀具返回到原点出现越位现象。数控车床的加工程序运行结束之后, 刀具都应该返回到零点, 刀具无法返回到零点或者刀具返回原点是出现越位现象都是数控车床常见的故障。刀具返回到原点越位的故障通常来说都是由于机械传动系统遭遇过大的运行阻力而导致的。在刀具切削进给状态下, 刀具是低俗运行的, 通过低电压进行系统的驱动, 相应的步进电机的运转转矩比较小, 无法克服巨大的阻力而导致刀具丢步。在返回原点时, 步进电机通过高压驱动, 刀架高速运行, 步进电机的转矩转矩大, 又缺乏必要的阻力和吃力, 步进电机就能够正常运行而不产生丢步现象。正是这样进给时丢步而返回原点是正常就会出现刀具返回越位的故障。这种故障下, 就应该对步进电机与丝杠之间的传动齿轮或者减速箱内的传动齿轮进行检查, 清除其中的铁屑异物, 或者对溜板镶条进行检查, 查看是否因为其过紧而导致的运行阻力增大。

2.3 数控车床主轴系统常见故障

数控车床旋转运动主要靠主轴驱动系统, 主轴系统常见故障集中于主轴液压、驱动系统以及主轴流量方面的故障。第一, 数控车床主轴箱出现发热现象。这是因为主轴的润滑油受到污染或者比较脏, 还有其他不利杂质, 同时也可能是因为轴承研伤, 受到损坏。这种情况就需要进行主轴箱的清洗, 并且及时的更换新油。如果是轴承损坏就必须更换轴承, 并且相应的对预紧力进行调整。第二, 数控车床的主轴不转动现象, 这很可能是保护开关失灵, 没有压合或者是变档复合开关受到损坏, 应该及时的对保护开关和变档复合开关进行检修并且及时更换。第三, 数控车床的主轴噪声大的故障, 这主要的原因有几种, 其一是因为缺少润滑油, 这就需要及时的对润滑油量进行调整, 并且要保持主轴箱的清洁。其二是因为传送带松弛, 没有均匀受力, 这种情况就应该及时的调整和更换皮带, 并且不能够将新旧皮带混用。其三是轴承损坏, 就必须更换轴承。其四是因为齿轮损坏或是磨损使齿轮的咬合间隙不过均匀而造成的, 这种情况就必须及时的更换新的齿轮或者调整咬合间隙。

3、结语

近年来, 随着科学技术的发展, 数控车床技术也得到了很大的发展。数控车床在进行零件加工中拥有明显的优势, 保证了稳定的工件加工质量, 提高了零件加工的生产效率, 具有很强的实用性等等, 因而数控车床也成为了现代工业最为主要的机械加工设备。但是, 数控车床在具体的运行中仍然存在着一些问题, 为了保证数控车床的正常运行, 提高工作效率和工作质量, 就必须加强对数控车床常见故障的分析, 探讨出排除数控车床故障的措施, 加强对数控车床故障的诊断与维修。

参考文献

[1]邓三鹏.现代数控机床故障诊断与维修[M].北京:国防工业出版社, 2009.

[2]胡春蕾, 史先伟.数控机床建筑故障及解决策略[J].职业.下旬, 2010. (03) .

[3]洪波.数控机床电气维修技术[M].北京:电子工业出版社, 2007.

排除措施 第11篇

1 有线电视传输干扰现象频繁出现的原因

传统的电视模式多以广播电视为主体, 进行信号传输要以广播网络为中心, 随着现代生活的不断进步, 很多的有限是通过多种目标和宽带的服务器进行传播的, 与之传统的运输方式比较, 现在有线电视干扰更为多发, 原因也较为复杂, 具体问题如下所示。

1.1 有线电视信号传输网络建设

在现代电视传输的网络主要分布在电视以及广播的信号当中, 在网络发展的基础之上更加的发展, 安装较多的电子设备还会受到电子波以及磁场的干扰, 导致传输的不及时等情况。

1.2 有线电视传输平台功能持续扩展

有线电视在电视媒体传播中除了电视信号之外其他功能也是不断扩展的, 这些都是源于原有的电视、广播信号混合后的发展, 在网络发展的大时代下, 依靠网络进行传播信号是势在必得发展趋势, 网络传播信号也能减少信号的干扰, 产生抗扰性, 此外除了电视信号自身的弊端外现代的电子产品的不断增多, 各类信号不断加强, 干扰性也随之增多。

2 有线电视传输干扰的类型分析

2.1 噪声干扰

对有线电视的噪音干扰主要来源与外部, 其实内部是只各种元件的所产生的基础, 使得噪声干扰, 如基础热噪声和晶体管产生的各种噪声, 也可能来自系统外部, 包括经由接受天线进入的大气噪声、工业噪声及生活噪声等。在这种情况下要重根源上上减少噪音, 选用噪音较少的噪声放大器等策略。

2.2 交、互调干扰

有线电视的工作主要是放大非线性区域工作使得辛亥变得平时, 或者系统内部之间存在两个信号或者以上的信号, 照成了交、互调干扰。互调干扰电视机屏幕上出现规则网状图案, 网状团可以决定干扰程度的大小, 并且如同雨刷一般在移动, 可以按设计控制方式混入电平, 来保证信号的稳定, 放大器的输入、输出电平, 使放大器在线性放大区域内工作, 以避免交、互调干扰。在交、互调干扰时及时发现及时解决, 对于疑难问题共同商讨及时解决。

2.3 交流声干扰

交流声干扰是多种多样的, 系统供电电路是不平滑的容易照成不平滑的电波, 形成新的干扰, 干扰的原因也是多种多样的, 由于供电的不及时以及等等情况及时发现不良的接触, 容易生产这一干扰现象, 这可以采取高质量的交流稳压电源作为最前端的供电设备。

2.4 重影干扰

重影干扰在电视信号也是较为多发的, 例如出现一个图像出现俩个或者以上的重影, 这主要是空间直射引起的重影、反射波引起的对电缆建设不完备等情况的原因, 通常可以采用加强系统的屏蔽效果、做好系统接地, 选用高增益、方向性强的接收设备来提高信号的接收情况, 以免照成不必要的损失出现。

3 有线电视传输干扰的排除措施

3.1 整个系统无法收到某个频道信号

在大多数的时候信号传输是可以正常发展运行的, 但是也会有个别出现图像信号不及时, 经过检查和分析主要的原因还是在缺少频道的接收能力, 无法根据频率进行大范围搜索, 未能完全达到接收文件的目的, 使用户反应会出现雪花等问题, 干扰了收看, 在完全接收机方面要加强设备的更新使得发展快速, 同时采取卫星的接收、前段调节器及时处理信号出现的一系列的问题。

3.2 某个片区收不到信号

在电视传播时多采取转输网的HFC模式, 利用当地的接收输入, 时常的检测问题, 利用检查的光接收机的输入与输出, 并且使用放大器, 使得输入电平平稳, 使得数据控制在753d Bv范围内, 在不正常的情况下即使使用放大器。

3.3 高频段保持正常, 低频段信号偏高

在出现此类的情况下要注意分配的制度, 保证户外分配的健全, 保证元件之间的紧密连接, 以免元件老化、接头进水等情况的出现, 最终导致接触问题以及信号问题, 以免信号出现阻抗特性、幅频特性, 最终导致信号的无法正常运转。

3.4 高频段保持正常, 低频段电平偏低

逐级检测传输线路当中的放大器以及户外分配、分支的器件, 此类原因的出现主要是因为:户外器件与电缆接头处出现了腐蚀老化现象、接触不良等造成低频段特性阻抗出现了变化;传输线路中的放大器、分支器连接不良, 针对此类问题, 需要针对性的进行定期检查。

4 避免及解决有线电视传输干扰现象的几点建议

4.1 科学设计有线电视项目施工方案

在设计某一区域有线电视网络构架、安装相关电子设备时, 安装方应当在全面考察安装条件、科学地设计有线电视安装方案, 安装设计方案应当既兼顾现实施工基础, 又能够为今后发展。

4.2 高质量地进行有线电视项目施工

聘用高素质的施工队伍及技术人员, 保证对施工方案的贯彻执行, 灵活地处理安装中出现的具体问题;注意设备的购买和选用, 要力争选取最优产品, 保证传输设备之间的匹配, 提高电视信号传输质量。

4.3 加强对有线电视科学使用的宣传

用户是有线电视使用的操作者和检验者, 在提供安装服务之后, 要为用户发放有线网络电视系统使用及安全知识手册, 使用户掌握正确的使用方法, 尽量因使用不当而造成的有线电视的干扰, 确保有线电视的高质、安全、可靠。

4.4 重视对有线电视系统的维护工作

有线电视系统的后期维护工作是降低传输干扰现象发生、强化服务质量的重要举措。要定期对有线电视系统网络进行检修, 提前发现并解决问题;接到用户的故障报修电话要及时安排专人尽快排查问题并予以解决, 要根据造成信号传输受到干扰的不同原因, 从系统设计、安装施工、系统维护等环节入手, 为广大用户提供更高质量的收视服务。

5 结束语

元件的选用并非是保障有线电视传输系统的唯一标准, 更多的时候要依据生活中的实际情况进行具体分析, 针对不同的问题形成不同的对策, 找出具体的故障发生所在, 只有这样才能保证电视传输系统、数字电视等在生活中发挥正常的作用。

摘要：电视传输信号的发展在整个电视发展运行中占有重要的位置, 文章从电视传输信号的发展的自身特点, 以及维护修理等方面进行简单的阐述, 希望能够给电视发展的安全稳定发展提供一些理论资料。

关键词：电视,信号,传输

参考文献