简介：摘要：汽轮机调节技术发展迅速，主要经历了液调、模拟电调和数字电调三个阶段。随着计算机技术的进步，计算机软件比电子电路具有更强的处理能力，计算机硬件比模拟电路具有更好的通用性和可靠性，以计算机网络为基础的数字电液调节（DEH）系统逐渐成为现代汽轮机控制的主导控制系统，但无论是模拟电调还是数字电调都离不开液压系统。数字电液调节系统主要电气系统和液压系统组成，电气系统、液压系统和电液伺服阀的稳定可靠性将直接影响机组的安全稳定运行。

简介：摘要：汽轮机润滑装置为电站透平车间的一个重要设备,针对汽轮机的润滑系统产生分析、探讨了维修过程中出现的常见问题，并给出了解决方案和建议。

简介：摘要：在汽轮机数字电液控制系统中，EH油系统作为重要组成部分，如果EH油系统出现故障，将会影响汽轮机数字电液控制系统的正常运行。为了确保EH油系统工作稳定，针对660MW机组EH有系统在运行过程中，出现EH油压波动、伺服阀内漏、EH油温升高、油管振动、抗燃油油质恶化、EH油系统泄漏等故障进行分析，同时总结经验对今后的日常维护提供参考依据。

简介：摘要：基于油中溶解气体的色谱分析是监测变压器内部故障的重要方法。随着目前国家电网的迅猛发展，此项技术也在不断改进，色谱分析的在线监测方法的研究也越来越受到关注。变压器在线监测己经越来越为人们所重视，在线监测的准确率将逐渐提高，并将完全取代定期巡检。这不仅能在经济上减少变压器定期检修及事故维修的费用，而且能够保证电网安全运行的可靠性。实行变压器在线监测是变压器检测的必然趋势，也将进一步推动变电站自动化程度的提高。

简介：

简介：摘要：近年来，因为能源形式和市场的推动，微油点火技术因其系统可靠性高、投资成本低、经济效益和环保效益好等诸多因素得到了飞速发展。本文介绍某350MW超临界燃煤湿冷供热机组，在贫煤条件下进行着火特性分析及运行方式选择，经试验研究得出微油点火系统在贫煤条件下点火可靠，机组运行稳定。

简介：摘要：在我国快速发展过程中，市场经济在迅猛发展，社会在不断进步，变压器油中气体含量可用来评估变压器的运行状况。进行油中气体组分含量气相色谱分析试验，需要使用脱气装置分离油中溶解的气体。如果试验中出现问题，且脱气量不足以再次进行色谱分析，可对已脱气的油样进行二次脱气，参照标准中的气体组分分配系数，计算出试油中各气体组分的浓度，从而避免了去变电站重复取样的过程，提高了工作效率。研究结果验证该方法的实用性。

简介：摘要：单流环密封油系统氢冷汽轮发电机组现已得到普遍应用，但机组运行过程中水环真空泵组异常会导致密封油油质降低，氢气纯度难以保障，影响机组的安全运行。水环真空泵在运行过程中工作液不间断外排，造成除盐水的浪费，也影响机组运行的节能指标［1］。本文针对密封油真空系统存在的相关问题提出了系统改造、增加外排除盐水回收装置等相关方案。通过系统改造有效避免单辅机运行存在的不安全性，并回收外排除盐水。

简介：摘要: 沙特延布三期燃油电站5×627MW汽轮发电机组，发电机的密封瓦设计为三流环式结构，包括空侧密封油环路、真空密封油路、氢侧密封油环路。在汽轮发电机组密封油系统试运阶段，发生氢侧密封油泵频繁跳泵、漏氢量大，分析原因在于：密封油回油气泡过多, 造成氢侧泵进口油位开关测量为虚假油，氢侧密封油回油差压调节阀性能差。经过相应措施后，已经解决了密封油系统存在的问题，保证了发电机密封油及氢气系统安全运行。

简介：摘要：本文笔者针对DGA技术在电力机车充油电气设备故障诊断进行分析研究，文章中简要分析了DGA技术，并且分析了DGA在电力机动车充油电气设备故障诊断中应用的主要问题，最后针对问题提出了问题解决思路。

简介：摘要：变压器是电力系统中的关键设备，在电压变换中发挥着重要作用，其良好的运行状态是改善供配电质量的基础与前提。但是，变压器故障问题不可避免，需要采取科学有效的方法实施诊断，以确定合理的维修方案。其中，油化和电气试验数据可以作为诊断工作的主要依据，确定故障位置和类型等信息，加快故障处理的速度。本文将对油化和电气试验数据进行变压器故障诊断的原理加以分析，探索油化和电气试验数据进行变压器故障诊断的应用措施。

简介：[摘要] 变压器绕组直流电阻试验是判断变压器故障的重要方法之一，同时也是定期必检的试验项目之一。结合该油浸式变压器低压侧绕组的结构和运行直流电阻的构成，分析引起直流电阻不平衡率异常的原因并提出现场解决方案，为油浸式变压器检修提供了理论依据和检修经验。

简介：摘要：变压器的运行状态直接影响着电力系统的运行安全，如果变压器发生故障或者异常，不仅会影响电力供应，更可能造成严重的事故和经济损失。其中油浸式变压器作为当下最为常用的变压器类型之一，在油浸式变压器运行维护和故障诊断中，可以通过气相色谱分析法准确识别和评估变压器的运行状态，找出潜在的隐患和故障，确保变压器的安全稳定运行。为了进一步提升气相色谱法在油浸式变压器预知诊断中的应用效果，文章对气相色谱分析法的原理和常见故障气体特征进行了分析总结，并结合实例展开了进一步的探讨，以供参考。

简介：摘要：某600MW机组润滑油处理系统设计安装不合理，系统极其繁琐，存在跑油引发汽轮机断油烧瓦事故的重大安全隐患，自机组投产以来，涉及润滑油处理系统的跑油事件时有发生，为了彻底消除安全隐患，方便检修隔离、运行操作及学习培训，从源头上杜绝因润滑油处理系统设计原因引发的大、小机断油烧瓦事故，对润滑油处理系统进行了优化改造，提高了机组运行安全性。

简介：摘要: 汽轮机润滑油系统是保证汽轮机安全的重要系统，必须确保在任何时候都能向汽轮机提供可靠的润滑，防止重大事故的发生。润滑油系统取样安装应符合主机厂设计原则及二十五项反措的冗余原则，保护定值应满足机组实际运行需要，在保护正确动作的情况下，不会发生断油烧瓦等恶性事故的发生。润滑油系统取样管位置的正确性是确保润滑油系统各变送器、压力开关正确的前提，若由于取样管位置不对使得原有保护定值不能满足实际运行中保护的要求，可能发生汽轮机大轴断油烧瓦恶性事故的发生。本文针对某电厂润滑油系统取样存在的问题进行剖析，并提出了优化措施予以实施，取得了很好的效果，可供同类型电厂借鉴。 关键词:润滑油系统 取样管 位置 断油烧瓦 优化 1 前言 某厂600MW汽轮机为N600－16.67/538/538—1型、亚临界、中间再热、冲动式、单轴、三缸、四排汽凝汽式。润滑油系统由主机厂配套供货，润滑油系统采用主油泵-油涡轮供油方式。主油泵由汽轮机主轴直接驱动，其出口压力油驱动油涡轮投入工作。通过调整油涡轮上节流阀、旁路阀、溢流阀，维持主油泵出口压力在1.372Mpa以上，主油泵入口压力在0.098~0.147Mpa之间，润滑油压力在0.137~0.176Mpa之间，以上压力值为汽轮机13.7米平台1号轴承处取样。 2 润滑油系统保护取样管存在问题 根据汽轮机润滑油系统说明书，低油压跳机保护及联启直流油泵设计定值为0.069MPa，联启辅助油泵定值为0.115MPa，取样管均应从13.7米平台1号轴承进油管处取出。 在1号机调试之初，为了确保润滑油系统的准确性和可靠性，将低油压联锁及跳闸信号取样点设置在8号轴承进油管节流孔之前，确保满足保护要求,由于润滑油取样管位置处于系统的末端，导致润滑油压力无法满足润滑油保护定值，导致机组频繁跳闸。通过与主机厂沟通并取得其同意后，决定将润滑油系统的联锁压力开关及跳闸压力开关放置在6.9米，在润滑油系统的原有的保护定值上加0.056Mpa的高差修正，所以现在低油压跳机值和联启直流油泵保护定值为0.125Mpa，联启辅助油泵定值为0.171Mpa。由于1、3号机由贵州电建二公司安装，2、4号机由贵州电建一公司安装，4台机低油压联泵和低油压跳机信号母管取的位置不一样且比较杂乱，在进行低油压联锁试验过程中，发现现有取样管位置存在不符合设计要求的现象和不满足二十五项反措中关于主保护应采用的独立三冗余原则，即使定值均为调整后的定值，由于取样管位置错误造成了现有保护定值不满足设计要求，当发生润滑油压低时，即使各联锁保护能准确动作，同样可能造成机组断油烧瓦。 2.1 1～4号机低油压取样管及保护定值存在的差异 2.1.1 1号机润滑油压低联泵信号和跳闸信号管取至润滑油冷却器切换三通后，由一根取样管取出后分成两根接在低油压联泵信号母管和跳闸信号母管上，取样位置符合要求，但不满足二十五项反措中关于主保护三冗余独立取样的要求；低油压跳机定值为0.125Mpa，低油压联泵定值为0.171Mpa，低油压联启直流油泵（电气联锁、SCS联锁）为0.125Mpa，低油压跳机压力开关307、308、309和低油压联启辅助油泵变送器203取自低油压跳机信号母管上，低油压联启直流油泵压力开关303、304及低油压报警压力开关305（该信号送至DEH系统作显示报警用）、闭锁盘车投入压力开关306接在低油压联泵信号母管上，定值符合设计要求。但1号机主油泵出口压力低及入口压力低联启辅助油泵和启动油泵压力开关没有设置放油门，无法进行低油压联锁试验。 2.1.2 2号机润滑油系统低油压联泵信号管取自润滑油冷油器切换三通后，各压力开关布置同1号机，联启直流油泵定值为0.125Mpa，达到设计值要求；润滑油低油压跳闸信号管取自油涡轮出口即润滑油冷油器切换三通前，联启辅助油泵压力变送器和低油压跳机压力开关位于同一个信号母管上。由于切换三通及冷油器存在阻力在0.05MPa~0.07MPa左右，当润滑油压低至低油压跳机定值0.125Mpa时，实际上冷油器三通后的压力在0.05MPa~0.07Mpa左右，折算到13.7米时润滑压力在0~0.02Mpa，说明轴承已经断油，润滑油压力远远低于设计值0.069Mpa。由于润滑油压低联启辅助油泵与跳机压力开关接在统一信号管上，由于冷油器阻力的影响，造成现有联启辅助油泵定值过低，势必会加快断油速度。所以，即使在低油压跳机保护准确动作时，同样会造成断油烧瓦的发生。 2.1.3 3号机润滑油系统，低油压跳机信号管取自润滑油冷油器切换三通后，所以低油压跳机及联启辅助油泵定值符合设计要求，但不满足二十五项反措中关于主保护三冗余独立取样的要求；低油压联直流油泵信号管取自润滑油冷油器切换三通前即油涡轮出口，保护定值为0.125Mpa，由于切换三通及冷油器存在阻力0.05MPa~0.07MPa左右，现有定值比设计值偏低，不能及时的联启直流油泵。换言之，当大机润滑油压低至0.125MPa时，汽机跳闸，而此时润滑油冷油器切换三通前的润滑油压力应该在0.17~0.19MPa左右，还达不到直流油泵联启值，造成直流油泵联启滞后，当润滑油冷却器三通前压力降至0.125MPa时，经过冷油器在折算至13.7米，润滑油压基本为0，同样可能造成断油烧瓦的发生。同时，联启交流辅助油泵所用的信号点为从DEH系统传至DCS系统做显示的点，由于DEH系统与DCS系统是采用通信方式，非常不可靠，经常发生由于干扰导致信号畸变导致交流辅助油泵误联动，可靠性不高。 2.1.4 4号机润滑油系统存在问题与2号机润滑油系统相同。 3润滑油系统联锁保护定值存在的问题 由于润滑油低油压取样信号管位置更改，润滑油低油压联启辅助油泵、直流油泵以及低油压跳闸的定值经过高差修正，看似可以满足设计要求，即使在将润滑油低油压取样管的位置完全按照在冷油器切换三通后取样，符合原主机厂的设计要求，但在实际运行过程中，发生机组跳闸后，备用泵可靠联启过程中，在2s时间内，发生了2号机7、8号轴承被轻微擀瓦的情况，可见现有的定值不完全满足实际运行的需要； 4解决措施 对润滑油低油压取样系统进行重新设计，严格按照主机厂设计原则及二十五项反措关于主保护三冗余的相关要求重新设计，同时对现有润滑油定值进行优化后重新确定： 4.1对四台机组的取样系统进行核实，绘制当前的取样信号图； 4.2将四台机组联启辅助油泵、联启直流油泵、低油压跳闸的信号管全部从冷油器后取，解决冷油器阻力对定值的影响； 4.3润滑油低跳闸取样按照三冗余原则，从冷油器后取独立的三路作为压力开关的信号，符合二十五项反措的要求； 4.4对每一路联锁信号、跳闸信号管均设置在线试验的泄油阀，保证了低油压试验能正常开展； 4.5将四台机组联锁取样、低油压跳闸的信号布置完全一致，避免了系统不一致可能造成的误操作情况的发生； 4.6根据润滑油系统实际运行压力，同时实际开展交流辅助油泵跳闸润滑油压低保动作后联启直流油泵后润滑油压的复压时间，根据润滑油压下降峰值及恢复时间，对定值进行优化。通过试验，在交流辅助油泵停运直流油泵联启，整个油压变化过程在2s内完成，但2s足以造成汽轮机断油烧瓦。为了保证机组的安全，经专业组对润滑油保护定值重新进行讨论，在原定值的基础上增加0.06Mpa，则低油压联启辅助油泵定值由0.171 Mpa提升至0.231 Mpa，低油压跳闸与联启直流油泵定值由0.125 Mpa调整至0.185 Mpa。 4.7利用停机机会对润滑油系统取样管进行清查，防止出现误接、乱接或寄生回路的存在，消除潜在的风险。 5 结语 由于对标准、反措执行的不严谨和未对设计图纸进行充分理解吸收，造成了汽轮机主保护取样信号系统严重违反设计及二十五项反措的相关要求，为设备的安全运行带来较大的安全隐患，而且具有很大的隐蔽性，不容易被发现，除非已经演化为事故。对于新建机组或已建设投运的机组，应针对主保护的信号取样是否满足设计原则、是否满足二十五项反措中关于主保护的相关冗余原则，应开展详细的排查，并绘制详细测点布置图，对不满足要求的应尽快开展整改。同时应对相关保护定值进行分析研判，在可能的基础上开展验证试验，对不满足要求的定值应结合实际情况进行优化，在优化过程中应充分考虑保护定值设计的裕量，并与主机厂进行充分的沟通后予以实施，确保主机安全。 参 考 文 献 [1]润滑油系统说明书，东方汽轮机厂，2003 [2]盘南电厂运行规程，2012 作者简介： 闵昌发（1982-），男，工程师，主要从事火电机组运行、检修技术管理工作。 联系人地址：贵州省六盘水市盘县响水镇盘南发电厂 联系电话：13985935559 邮箱：77384361@qq.com

简介：摘要：立式水轮发电机组轴承甩油,首先要对整个装置和元件进行全方位的检测,准确的找到存在的安全隐患,提供修复方案,提高操作的稳定性。本文总结概括了立式水轮发电机组的维护保养方式,并对小型立式水轮机组轴承甩油成因和预防措施的基本要点做出了说明,为立式水轮机组的平稳运行提供参考意见,然而,在实际工作中仍然要求实际从业人员进一步的累积经验,并钻研更加有效的维护保养技能。