电厂电气设备常见故障及对策分析

电厂电气设备常见故障及对策分析摘要：我国发电厂电气设备的检修一直执行以时间为基础的定期预防性检修制度，但随着发电厂电气设备的电压等级提高、单机容量增大、以及运行年限的变化，再沿用以固定时间为依据的预防胜检修制度就显的越来越不合适。因此，以在线检测为主要方式的各种电气设备绝缘状态监测技术不断发展，由定期计划检修不断发展到状态检修也就成了电力设备检修制度改革的必然趋势。实现状态检修，必须抓住三个主要环节:设备信息的掌握;综合的状态诊断;检修管理。本论文通过对发电机、变压器、断路器、隔离开关、线路绝缘子等设备的绝缘故障评估，分析了各种设备实施状态检测的技术方案，并介绍了我厂的实际应用情况。设备的状态评估若还仅仅是定性的“好”或“坏”，就不能进行状态检修，为此，我们建立了“百分制”的状态评估体系，进而完成综合设备历史信息、当前状态、环境数据、系统需求等诸多因素的基于可靠性分析的检修计划最优化制定。在胜利电厂现有设备管理系统的基础上，完成了状态检修管理系统的开发，对优化检修方案流程进行了研究总结，并对我厂改进性检修的几个事例进行了分析说明。关键词:电气设备状态检修故障诊断可靠性检修电厂电气设备目录绪论1.1选题背景及检修方式发展趋势1.2本文研究的内容第二章电厂电气设备常见故障及对策分析2.1发电厂电气设备状态检修的基本步骤2.2电气设备检修与管理的重要性2.3厂用电系统常见故障及对策分析2.4主变压器系统的状态检修方案2.5电动机常见故障及对策分析2.6发电机组系统的状态检修方案及核心技术2.7断路器、隔离开关的状态检修2.8电厂电气设备常见故障实例分析2.9电厂、变电站电气设备的检修第三章结论参考文献第一章绪论选题背景及检修方式发展趋势工业发展从手工作坊到机械化和电气化，各个时期的设备管理和检修方式有很大的变化，在检修体制演变的过程中，根据不同的行业特点、不同的设备管理要求，出现了各种追求不同具体目标的检修方式。但就检修体制而言，归纳起来有四种，即事后维修、预防性定期检修、状态检修和改进性检修[11，这四种检修体制并不是相互排斥的，在不同的管理要求下，它们是可以并存的。国内外在现行检修体制下根据各自的国情，来用的设备检修方式呈现出多样化的格局，每种检修体制包含有多种具体的检修方式，而有些检修方式又跨越了不止一种检修体制。回顾设备检修体制的演变进程，不难发现是随着生产力的发展、科学技术的进步而不断演变的，它在很大程度上反映出生产力发展水平和技术管理水平的高低。状态检修随着维修管理水平的提高和故障诊断技术的发展而逐渐进入实用化，它给企业带来的收益超过预防性检修和故障维修，因此在世界范围内引起了广泛重视，理论研究和生产实践都在不断深入。国外在状态检修体制和相关支持技术方面的研究和实践，都取得了长足的进步;近10年来，红外线测温、色谱分析、‘油中气体在线监测、氧化锌避雷器全电流监视等技术在发电企业得到广泛应用，为开展状态检修提供了技术支持。本文研究的内容发电机在电力系统的重要性不言而喻，随着发电机组容量的增大，新技术的应用，发电机的安全、可靠性不断提升。一般性分析认为，锅炉、汽轮机部分多属于机械磨损设备，其安全使用周期应低于发电机系统设备的安全使用周期。但通过我厂及相关电厂故障停机分析，一般的汽轮机、锅炉设备发生故障，对系统的冲击较小，而发电机一旦发生故障，危害巨大。一是对系统产生直接冲击;二是如果继电保护动作不及时，将可能全厂掉闸;三是随着单机容量增大，对锅炉、汽机系统冲击增大;四是随着发电机效率的提高，其绝缘余度不断缩小，每次故障都可能对发电机造成致命损坏。由此，对发电机开展状态检修，意义重大，针对发电机故障的类别，冷却器流量监控、绝缘过热在线监控以及对发热部件的红外测温技术的应用将会全面提高机组的安全运行水平。定期的计划检修会造成检修不足或检修过剩，缺乏对待修设备的检修针对性。状态检修的核心内容就是在可能的情况下对设备进行趋势预测，通过专家系统的分析，以表征绝缘老化的特征量的变化规律为依据，用数学的方法进行拟合，得到此设备的绝缘走势和使用寿命。对设备的评估不是片面的依据规程给出“合格”或“不合格”，而是通过综合评定(引用百分制的策略)给出一个量化的数值。发电厂电气设备状态管理系统应该能实现设备的数据综合管理、检修风险分析和决策等第二章电厂电气设备的常见故障及对策分析2.1发电厂电气设备状态检修的基本步骤总结国内外的实践经验，仔细分析状态检修的内在规律，可以把实施发电厂电气设备状态检修归纳为四个步骤:1、发电厂评估发电厂评估要解决的第一个问题是明确发电厂实施状态检修究竟要达到什么目标。第二个要解决的问题是对设备可靠性和重要性的评估。第三个要解决的问题是对现有的设备管理体系进行评估。第四个要解决的问题是对现有的技术和维修管理方式进行研究，找出能为成熟产品、系统和解决方案、，2、作好基础管理工作第一个要做的工作就是不同层次人员的培训和状态检修实施中的人员组织。第二个要做的工作是完善设备的基本管理体系，以适应状态检修的需要。第三个工作是实现计算机化的维修管理系统。3、作好基础技术工作状态检修的实现离不开先进的技术支持，但是在寻求新的技术之前应该首先完善已经采用的技术，使之能为状态检修服务。在此基础上，再确定要补充的、新的技术手段。4、状态检修的实施和完善化在上述步骤完成后，可以逐步实施状态检修飞逐步实施的含义在于选择部分设备或选择设备的部分检修项目开始实施，取得经验，不断推广。2.2电厂电气设备检修与管理的重要性电厂的电气设备主要有变压器、电气主接线及厂用电、配电装置、变电站设备等组成。由于电厂输出电压较高、电流较大的原因，其电气设备安装要求也相应较高。设备质量以及设备的选型、施工质量等多方面决定了电厂的运行安全。电厂电气设备接线牢固度、正确性，变电设备接地线的安装，设备固定螺丝的旋紧、电气仪表设备固定架的焊接等等多方面都是影响供电质量的因素，因此，在进行电厂电器设备检查与修理过程中，必须通过健全的检修控制体系来对运行的电气设备进行监控，保障电气设备的安全运转。2.3厂用电系统常见故障及对策分析1.一期6kV进线开关电磁锁异响原因分析：一期6kV进线开关为厦门ABB生产VD4真空断路器，该开关由上口母线A、B、C三相容性分压装置SQ取电压给带电显示器HL，带电显示器开节点控制电磁锁线圈KL，做为五防之一，达到在开关上口带电情况下禁止开启电缆室门的目的。对策：当电磁锁发出断续声响时，首先用万用表交流电压档测量带电显示器辅助是否正常，用直流电压档测量带电显示器输出节点电压是否时有时无，再用交流mV档测量容性分压装置二次侧三相电压是否平衡，来判断是否是带电显示器的问题。更换带电显示器时需将断路器控制回路开关SM30及带电显示器辅助电源开关SM91断开即可。2.电除尘二次电压接近于零或者二次电压升至较低便发生闪络原因分析：、石英套管或支柱绝缘子，或绝缘瓷轴破损。、两极间距离局部变小。、有杂物挂在收尘极或电晕极上。、电晕极振打装置绝缘瓷轴受潮。、高压硅堆坏。、高压绕阻有击穿。对策：、更换破坏件。、调整极间距。、清除杂物。、擦抹石英套管或支柱绝缘子，提高保温箱内温度。、减少漏风，擦抹绝缘瓷轴。、换硅堆。、送回制造厂修理。3.阀控式铅酸蓄电池故障原因分析：1）、电池外壳变形，温度过高，浮充电压过高，电池极柱密封不严。2）、电池内阻不均匀。3）、单体电池欠充电。4）、失水严重，内部干涸。5）、螺丝松动，浮充电压过高等。6）、螺丝松动。7）、电池盖灰尘或电池漏液残留物导电。对策：1）、与供应商联系更换处理。2）、均衡充电12-24h。3）、检查螺丝或检查充电机和充电方法。4）、拧紧螺丝。5）、清洁电池盖灰尘，更换漏液电池，加上绝缘垫片。4.二期6KV开关进退困难原因分析：1)、电磁闭锁装置没有送电源。2)、电磁锁线圈烧坏。3)、机械闭锁部分机构变形或损坏。对策：做好前期准备工作，电磁锁无动作的声音，检查传动杆、定位销钉等部件有无弯曲、断裂、变形。操作人员操作时应认真仔细。5、电除尘二次电压正常，二次电流显著降低原因分析：1)、尘极积灰过多。2)、收尘极或电晕极的振打未开或失灵。3)、电晕极肥大放电不良。4)、旋风除尘器因漏风等造成除尘效率下降，电除尘烟气中粉尘浓度过大，出现电晕闭塞。对策：1)、清除积灰。2)、检查并修复振打装置。3)、分析肥大原因，采取必要措施。4)、处理旋风除尘器。6、电除尘过电压跳闸原因分析：1)、外部连线有松动或断开。2)、电网输入的电压太高。3)、工况变化，电场呈高阻状态。对策：1)、接好松动或断开的线。2)、适当减少输出电压。3)、适当减少输出电流。7、电除尘二次电压不稳定，二次电压表急剧摆动原因分析：1)、电晕线折断，其残留段受风吹摆动。2)、电晕极支柱绝缘子对地产生沿面放电。对策：1)、剪去残留段。2)、处理放电部位。8、电除尘二次电压表一定值后不再增大，反而下降原因分析：1)、变压器套管损坏。2)、高压绕组软击穿。对策：1)、换变压器套管。2)、送回制造厂修理。9、电除尘排灰装置卡死或保险跳闸原因分析：机内有杂物掉入排灰装置。处理方法：停机修理。10、一期电除尘整流柜可控硅坏原因分析：此种现象说明可控硅导通角已移位，运行中不稳定。对策：更换可控硅。2.4主变压器系统的状态检修方案20世纪20世纪80年代以前，变压器“到期必修，修必修好”的指导思想在进入90年代以后随着观念的转变和技术的进步得到不断修正，逐渐引发出状态检修。实行变压器的状态检修，可使运行部门全面地、动态地掌握运行中变压器的健康状况;防止突发事故，避免目的不明的解体检修;对变压器的安全运行、延长设备的寿命、提高可用率等方面，都有着显著的作用。除常规的目测巡视、预防性试验外，线圈变形测试仪、红外热成像仪、油在线监测装置、电容型套管带电测试以及局部放电超声波定位等装置均有推广应用，为状态评估提供了有利手段。特别是基于嵌入式微机系统的总线式结构变电站绝缘在线监测系统的开发，将真正实现绝缘参数的就地测量[31。但是，目前在线监测的理论分析方法不完善，油色谱分析气体浓度后不能提供故障分析、诊断，对于突发性故障难以及时反映以及成本费用偏高等问题都制约着在线监测装置的发展。因此，目前电网变压器状态检修大部分尚处于离线状态的分析、判断阶段。本文将通过丰富的运行数据和状态变化的具体实例对如何在状态检修工作中提高设备初始状态的健康水平，评估设备状态，及时掌握状态变化进行详细的阐述。1、变压器油色谱分析异常原因分析：1）氢和烃含量大于150×10-6,其中乙炔含量较大，说明变压器内部有放电现象。2）氢和烃含量大于150×10-6,CO、CO2含量正常，可能变压器的内部裸金属部分有过热现象。3）氢和烃含量大于150×10-6,C2H2CO、CO2含量较大，可判断为变压器内部导流部分或磁路严重过热并危及绝缘。4）氢和烃含量大于750×10-6,大多数表明内部有严重缺陷，如CO2含量变化较大，则表明变压器内部过热部位危及固体绝缘。2、变压器渗漏油原因分析：（1）软连接渗漏。1）密封胶垫（条）的材质不良，老化龟裂，失去弹性。2）装配工艺不符合要求。（a）对密封胶垫（条）过于压紧，超过了密封材料的弹性极限，使其产生永久变形，失去密封作用。（b）密封面不清洁或凹凸不平，导致密封不严。（2）硬连接渗漏。1）焊接缺陷。2）钢板有砂眼、法兰变形、接触面粗糟等原因。对策：（1）更换老化、变形严重面失去弹性的密封橡胶胶垫。（2）清扫、整修接触面，使其平滑。（3）用电焊机补焊砂眼。（4）用堵漏胶填堵渗漏点。（5）复紧受力不均的紧固螺栓。（6）更换有缺陷的连接构件。3、变压器假油位变压器假油位，即变压器油枕油位计指示过高（或过低）。原因分析：密封式油枕在注油过程中，如果储油柜中空气没有排净，则在运行中，当油温变化时，储油柜中空气体积的变化量大于同容量油的变化量，致使油位计出现假油位（过高或过低）。对策：出现此故障，可以待变压器停电时，将储油柜通向变压器的阀门关闭，按储油柜注油方法对储油柜重新注