寻找保安器跳闸的原因,保安器跳闸如何推上去

目 录

1 机组电气系统概况

1.1一期工程电气系统概况

1.1.1电气主接线

1.1.2厂用电系统

1.1.3发电机概述

1.1.4发电机励磁系统

1.1.5变压器概述

1.2二期工程电气系统概况

1.2.1电气主接线

1.2.2厂用电系统

1.2.3发电机概述

1.2.4发电机励磁系统

1.2.5发电机出口开关

1.2.6变压器概述

2 电气系统常见故障

2.1厂用电系统常见故障

2.1.1 一期锅炉PC段单相接地

2.1.2 110V直流系统接地

2.1.3 一期6kV进线开关电磁锁异响

2.1.4 一期6kV F C开关不能跳闸故障

2.1.5 二期10kV保安段母线断续接地故障

2.1.6 电除尘常见故障及处理方法

2.1.7 一期电除尘整流柜故障

2.1.8 二期电除尘整流柜故障

2.1.9 阀控式铅酸蓄电池故障

2.1.10 输煤6kV开关故障

2.1.11 #4皮带电机及开关故障

2.1.12 盘式除铁器故障

2.1.13 #8皮带犁煤器故障

2.1.14 排污泵故障

2.1.15 皮带伸缩装置故障

2.1.16 多管冲击式除尘器故障

2.1.17 斗轮机变频器故障

2.1.18 二期6KV开关进退困难

2.1.19 二期6KV开关不能够正常合闸与分闸

2.1.20 二期引风机油站故障

2.2高压一次系统常见故障

2.2.1变压器油温表故障

2.2.2 #1机主封母线微正压装置频繁动作

2.2.3 变压器假油位

2.2.4 变压器渗漏油

2.2.5 变压器油色谱分析异常

2.2.6 220kV升压站SF6断路器频繁打压

2.3电动机常见故障

2.3.1 电源接通后，电动机不转，然后熔丝绕断

2.3.2 通电后电动机不转动，有嗡嗡声

2.3.3 电动机过热或冒烟

2.3.4 轴承过热

2.3.5 电动机有不正常的振动和响声

2.3.6 电动机外壳带电

2.3.7 电动机运行时有异常噪声

电厂设备电气专业常见故障分析及处理

1 机组电气系统概况

1.1一期工程电气系统概况

1.1.1电气主接线

内蒙古大唐托克托发电有限责任公司一期工程2×600MW汽轮发电机组与电网是通过500kV和220kV线路相连接的。500kV系统，一期共有两回出线，即：托源一线、托源二线，终点均是北京安定变电站，中间在浑源设有一开关站。正常情况下，500kV系统合环运行，接线方式为3/2接线，一期安装两个完整串，每条出线装设三个单相电抗器和一个中性点小电抗器；共六个断路器，两条母线。由燕山营变电站向我厂220kV系统#1、#2高备变供电，作为厂用备用电源。

1.1.2厂用电系统

厂用电系统主要有6kV、380/220V和直流220V、直流110V等系统，机组正常运行时厂用电源由高厂变供电，在机组启停或停机和高厂变检修时由220kV系统经高备变供厂用电源。两台机组的厂用电相对独立，正常运行方式应减少两机组厂用电系统的联系。其中，汽机变、锅炉变、公用变为中性点经电阻接地系统（三相三线制），其他变压器均为中性点直接接地系统（三相四线制）。

厂用直流系统有110V、220V两个电压等级，220V系统有两段母线、110V系统每台机各两段母线，每段母线上分别连接蓄电池组， 220V系统为2×106瓶蓄电池、110V系统为2×2×53瓶蓄电池。厂用直流110V、220V两个系统的母线分别有各自独立的浮充电装置和备用浮充电装置。为了监督直流系统的电压及绝缘水平，每段直流母线上均连接有电压监察装置和绝缘监察装置。

为保证直流母线的供电可靠性，防止因自身的蓄电池异常运行状况而影响供电，设有备用供电网络，通过切换，做到蓄电池的互相备用。直流系统配用的蓄电池为GFM--1500型和GFM--2500型固定型防酸密闭式铅酸蓄电池。

每台机组装设一台柴油发电机，每台机组的柴油发电机为独立供电系统。柴油发电机只作为厂用380V系统的紧急备用电源，即在机组厂用交流电源全部消失后自动启动并接带负荷投入运行。柴油发电机的设备主要有柴油机、发电机、空压机、润滑油泵、燃油泵、及控制盘、柜等。

1.1.3发电机概述

发电机为三相隐极式同步交流发电机，型号为TFLQQ-KD。结构为全封闭、自通风、强制润滑、水/氢/氢冷却、圆筒型转子。定子绕组为直接水冷，定、转子铁芯及转子绕组为氢气冷却。密封油系统采用单流环式密封瓦，定子绕组的冷却水由内冷水泵强制循环，进出水汇流管分别装在机座内的励端和汽端，并通过定子冷却水冷器进行冷却。氢气则利用装在转子两端护环外侧的单级浆式风扇进行强制循环，“气隙取气、一斗两路、径向斜流、五进六出”，并通过两组（四台）氢冷器进行冷却。

发电机的结构

发电机定子铁芯采用高导磁和低磁损耗的扇形绝缘硅钢片制造，采用合适的弹簧棒支撑，有效的隔离来自铁芯径向的振动。定子线圈的绝缘采用云母F级的材料。发电机端盖内装有单流环式油密封，以防止氢气从定子机壳内逸出。

1.1.4发电机励磁系统

励磁系统为全静止可控硅机端自并励励磁方式，励磁电源直接取自发电机出口，设有励磁变，启励电源取自本机直流220V母线。励磁变出来的交流电经可控硅整流、自动电压调节器后为直流，通过电刷和滑环接触装置而引入到转子上并通过导电杆直接供发电机的转子绕组，导电杆装于转轴中心孔中。发电机励磁系统及控制系统包括：励磁变、发电机转子、可控硅整流器、自动励磁调节器及其相应的控制系统。

发电机励磁系统负载顶值电压倍数为：2倍，励磁时间：10秒。

1.1.5变压器概述

一期工程共装有下列变压器

#1、#2主变为3×250000kVA单相变压器。

#1、#2高压厂用变、高压厂用备用变为40000kVA三绕组分裂式变压器，其中高厂变为无载调压，高备变为有载调压变压器。

#1、#2水源变为5000kVA三相充油变压器。

#1、#2励磁变为3×2333kVA单相树脂浇注干式变压器。

低压干式变压器2000kVA的有： 4台汽轮机变、4台锅炉变、6台电除尘变。

低压干式变压器1600kVA的有：2台汽机低压公用变、2台化学变。

低压干式变压器1250kVA的有：1台启动锅炉房变、2台输煤低压变（#3、#4）。

低压干式变压器1000kVA的有： 2台除灰变、2台厂前区照明变、2台给排水低压变、两台输煤变（#1、#2）

低压干式变压器630kVA的有： 2台检修变、1台灰厂低压变、2台机照明变、2台升压站低压变。

低压干式变压器500kVA的有： 2台炉照明变。

低压干式变压器315kVA的有：2台输煤变（#5、#6）

以上变压器除主变压器、高压厂变、高压厂用备用变、水源变屋外布置外，其余均布置在配电室内。

1.2二期工程电气系统概况

1.2.1电气主接线

内蒙古大唐托克托发电有限责任公司二期工程2×600MW汽轮发电机组与电网是通过500kV和220kV线路相连接的，发电机出口带开关，停机时可通过主变反送带厂用电。500kV系统，二期共有两回出线，即：托源三线、500kV/220kV联变，托源三线终点是河北霸州变电站，中间在浑源设有一开关站；500kV/220kV联变220kV侧至厂内220kV变电站，此变电站与铝厂自备电厂相联，同时向#3高备变供电，作为厂用高压备用电源。正常情况下，500kV系统合环运行，接线方式为3/2接线，一期二期共安装四个完整串，每条出线线路装设三个单相电抗器和一个中性点小电抗器；共十二个断路器，两条母线。

1.2.2厂用电系统

厂用电系统主要有6kV、380/220V和直流220V、直流110V等系统，机组正常运行及在机组启停时厂用电源由高厂变供电，在主变和高厂变检修及事故情况下时由220kV系统经高备变供厂用电源。两台机组的厂用电相对独立，正常运行方式应减少两机组厂用电系统的联系。其中，汽机变、锅炉变、公用变为中性点经电阻接地系统（三相三线制），其他变压器均为中性点直接接地系统（三相四线制）。

厂用直流系统有110V、220V两个电压等级，220V系统二期共有两段母线、110V系统每台机各两段母线，每段母线上分别连接蓄电池组，220V系统为2×104瓶蓄电池、110V系统为2×2×52瓶蓄电池。厂用直流110V、220V两个系统的母线分别有各自独立的浮充电装置和备用浮充电装置。为了监督直流系统的电压及绝缘水平，每段直流母线上均连接有电压监察装置和绝缘监察装置。

为保证直流母线的供电可靠性，防止因自身的蓄电池异常运行状况而影响供电，设有备用供电网络，通过切换，蓄电池能互相备用。直流系统配用的蓄电池为GFM--1000型和GFM--2000型固定型防酸密闭式铅酸蓄电池。

二期事故保安电源取自燕山营变电所10kV母线经变压器变为380V供保安PC段，作为厂用380V系统的紧急备用电源，即在机组厂用交流电源全部消失后保证机组安全停机。

1.2.3发电机概述

发电机为三相隐极式同步交流发电机，型号为QFSN-600-2-22B。采用静止可控硅，机端自励的励磁方式。结构为全封闭、自通风、强制润滑、水/氢/氢冷却、圆筒型转子。定子绕组为直接水冷，定、转子铁芯及转子绕组为氢气冷却。密封油系统采用单流环式密封瓦，定子绕组的冷却水由内冷水泵强制循环，进出水汇流管分别装在机座内的励端和汽端，并通过定子冷却水冷却器进行冷却。氢气则利用装在转子两端护环外侧的单级浆式风扇进行强制循环，“气隙取气、一斗两路、径向斜流、五进六出”，并通过两组（四台）氢冷器进行冷却。

发电机定子铁芯采用高导磁和低磁损耗的扇形绝缘硅钢片制造，采用合适的弹簧棒支撑，有效的隔离来自铁芯径向的振动。定子线圈的绝缘采用云母F级的材料。发电机端盖内装有单流环式油密封，以防止氢气从定子机壳内逸出。

1.2.4发电机励磁系统

励磁系统采用ABB自并励静止可控硅整流系统，励磁电源直接取自发电机出口，设有励磁变，启励电源取自本机交流经整流后供给转子。励磁变出来的交流电经可控硅整流、经自动电压调节器控制后转变为直流，通过电刷和滑环接触装置而引入到转子上并通过导电杆直接供发电机的转子绕组，导电杆装于转轴中心孔中。发电机励磁系统及控制系统包括：励磁变压器、三相全控桥式整流装置、发电机转子、灭磁及转子过压保护装置、启励装置、微机励磁调节器及其独立的手动控制装置组成。

自动电压调节器的调压范围，当发电机空载时能在70%～110%额定电压范围内稳定平滑调节，手动调节范围为不大于10%空载励磁电流到110%额定励磁电流值。

发电机励磁系统负载顶值电压倍数为：2倍，励磁时间：20秒。

励磁系统主要装置

1、启励装置

在转子转速达到允许投励磁转速后，允许投入启励装置开始励磁。如启励时定子电压较低在升压初始时期，由启励电源供给转子直流电。在定子出线电压达到空载额定电压的10%时，自动切除启励装置，此后，转子可以通过机端的输出直接获得所需的励磁电源。

2、灭磁装置

采用逆变灭磁和直流侧励磁开关灭磁两种方式，灭磁装置在发电机正常或故障的情况下都能够可靠动作灭磁。灭磁电路由励磁断路器-Q02，灭磁电阻器-R02和CROWBAR（消弧电路）可控硅-F02，加上相关的触发电子线路组成。收到跳闸命令，可控硅换流器逆变运行、Q02切断、触发可控硅消弧电路并上灭磁电阻器，同时进行灭磁。

3、励磁调节系统

发电机的励磁调节器控制，可以选择集控室远方控制，也可以选择励磁调节器就地控制。励磁调节器是双通道全冗余系统，每个通道功能齐全，配置有“自动”、“手动”、“紧急备用”调节模块。正常时，一个通道进行调节控制，另一个通道自动跟踪，当工作通道出现故障，备用通道能无扰动的自动切换。每一个通道中包含有MUB测量模块，COB控制模块，EGC紧急备用通道模块。通道产生的调节信号通过CIN可控硅界面卡和GDI可控硅最终放大卡驱动可控硅桥动作，产生所需要的励磁电流。

调节器的主要功能如下

a）自动电压调节功能

b）励磁电流调节功能（FCR方式）

c）具有时间可调的软启动功能

d）运行通道和备用通道之间的自动跟踪功能

e）自动和手动的双向自动跟踪功能

f）恒无功或恒功率因数的控制功能（不采用）

g）PSS电力系统稳定器功能

h）可调的有功、无功补偿功能

励磁系统限制及保护功能

a）励磁电流限制：带瞬时和反时限延时动作特性；

b）低励限制：基于P/Q图，瞬时反应；

c）定子电流限制：过励时为反时限延时动作，欠励时为瞬时动作；

d）磁通饱和限制（V/HZ限制）；

e）保护/监控：定、转子过电流保护、V/HZ保护、失磁保护监控、PT-故障监控、可控硅快熔监控、单个可控硅通道监控、励磁变压器温度、起励时间监测等。

1.2.5发电机出口开关

#3、4发电机出口设有ABB产的组合开关，它包括有出口侧隔离刀闸、开关及两侧的接地刀闸，开关的绝缘及灭弧采用SF6气体，开关操作机构采用液压-弹簧操作机构，隔离刀闸及接地刀闸均采用电动操作机构。

1.2.6变压器概述

二期工程共装有下列变压器

#3、#4主变为3×250000kVA单相变压器。

#3、#4高压厂用工作变为63000kVA三绕组分裂式变压器 。

#3高压厂用备用变为40000kVA三绕组分裂式变压器。

其中高厂变、高备变为有载调压变压器。

#3水源变为5000kVA三相充油变压器。

#3、#4励磁变为3×2000kVA单相树脂浇注干式变压器。

低压干式变压器2500kVA的有：6台电除尘变。

低压干式变压器2000kVA的有：4台汽轮机变、2台公用变、2台节水变。

低压干式变压器1250kVA的有：4台锅炉变。

低压干式变压器1000kVA的有：2台除灰变。

低压干式变压器800kVA的有：2台照明变。

低压干式变压器630kVA的有：2台检修变。

低压干式变压器400kVA的有：2台消防水泵房变。

以上变压器除主变压器、高压厂变、高压厂用备用变、水源变屋外布置外，其余均布置在配电室内。

2 电气系统常见故障

2.1厂用电系统常见故障

2.1.1 一期锅炉PC段单相接地

四台机组厂用汽机变、锅炉变、公用变均为中性点经电阻接地系统（三相三线制），当系统发生单相接地时通过小电流接地选线装置报警并显示故障出线。小电流接地选线装置动作电流为0.2A，取自PC段每回馈线开关下口零序CT二次电流；动作电压为15V，取自PC段母线PT开口角电压。

当发生单相接地时，接地相对地电压为5V左右，其它相对地电压为380V左右，线电压不变，危及单相负荷。一期锅炉PC段负荷为锅炉MCC、锅炉保安MCC、主控楼MCC、空压机MCC、煤仓间MCC等，发生单相接地故障较常见，但每次小电流接地选线装置均未动作。

发生此类故障时，暂不考虑变压器、PC段母线及馈线开关发生单相接地的可能，优先检查负荷。先由小电流接地选线装置的进线零序CT电流值判断，测量时需选用精度较高的万用表（如FLUCK189），用交流电流档测量二次电流值，正常时非故障负荷零序CT二次电流值基本在1mA以下，故障负荷电流值明显增大，在3mA以上；由于负荷相接地状态的不同，造成实际值远远小于装置动作值。选出故障负荷后到就地MCC，用电流卡表测量进线电缆零序电流予以确认，然后依次测量每一运行中的负荷电缆零序电流，断开明显较大的开关，测量故障相电压是否恢复。如果仍未确认，则考虑MCC负荷开关内部是否有接地，优先检查断路器在合位，但出线没有电压的负荷开关，检查断路器下口控制回路变压器是否有烧毁、接地现象。

如果此种方法未能排除故障，则需要依次断开负荷开关，直至故障相对地电压恢复为止。注意断开负荷开关依照由低到高、由次要负荷到重要负荷的顺序依次进行。

2.1.2 110V直流系统接地

厂用6kV、PC、MCC系统及重要负荷控制回路基本采用直流110V，每段直流屏母线上均装设绝缘监察选线装置，当发生直流系统接地故障时，绝缘监察选线装置能准确检测出故障回路并在上位机报警。

正常时，测量直流110V系统正对地为 55V左右、负对地为-55V左右，当发生接地故障时，故障相对地电压为0，先确认出是正接地还是负接地。在没有专用仪器确认接地负荷的情况下，只能通过依次断开负荷直流控制回路开关的方法来进行确认，直至接地相电压恢复为止。

发生此类故障常有以下几种情况：1、经常操作的开关，机械部分与直流电缆摩擦，导致绝缘破坏；2、直流电缆接线虚、脱落，导致接地；3、就地控制箱内直流回路有进水的可能（如潜水泵的液位控制回路）。

2.1.3 一期6kV进线开关电磁锁异响

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。

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。

2.1.4 一期6kV F C开关不能跳闸故障

一期6kV F C开关为厦门ABB生产接触器式开关，当运行中发生不能跳闸故障时，需由以下几个方面进行检查处理：

1、检查直流控制回路开关SM30是否断开；

2、检查远方跳闸指令是否输出，跳闸继电器KA2是否动作，其开节点是否输出；

3、将转换开关打至“就地”位，就地按钮是否可以跳闸；

4、打开开关室门，检查开关二次插头是否松脱；

5、如果上述方法均不能跳闸，则开关内部有问题，可通过手动机械操作跳闸。

由于该开关内部跳闸线圈YO回路串联两个合闸线圈辅助开节点K6，虽然两个开节点在开关跳闸的瞬间有助于灭弧，但也增加了故障点，其中有一个节点接触不良都会导致上述故障的发生。再有当发生此类故障时，也应检查跳闸线圈是否烧毁。

2.1.5 二期10kV保安段母线断续接地故障

二期10kV保安分两段，两段之间有母联开关。电源分别取自燕山营10kV环网两回馈线。每回环网所带负荷有三期施工用电，天津电建、北京电建、蒙电等生活用电。

当集控室上位机发10kV保安段接地故障报警时，首先判断是否为真实接地故障。检查进线开关带电显示器三相指示灯是否均亮，如果均亮，表明未发生真实接地。目测母线PT开口角电压继电器是否断续动作，如果动作，则测量PT开口角电压，经测量该电压在5V-20左右来回不规则变化，当超过开口角电压继电器15V动作电压时即会报警。测量PT二次侧相间电压也时高时低。经判断为环网所带负荷不稳所至。

2.1.6 电除尘常见故障及处理方法

2.1.7 一期电除尘整流柜故障

（1）整流柜可控硅坏

在电除尘升压时，合上主电源后一次电压、一次电流、二次电压、二次电流表计均不在零位，有时会出现表计闪动现象，在自动升压过程中出现开路或短路现象。

此种现象说明可控硅导通角已移位，运行中不稳定。更换可控硅即可。

（2）触发板故障

在电除尘升压过程中可控硅出现嗡嗡的响声，有明显的振动，严重时手摸盘柜亦能感觉到。

当触发板输出的导通角不一致时，会造成在两可控硅间出现环流，产生振动的声音。

（3）电流、电压采样线接反

在电除尘升压过程中，二次电压表计迅速升高，发开路报警。

当出现此种故障时，检查采样接线是否接反。

2.1.8 二期电除尘整流柜故障

二期电除尘整流柜由上海信实德电力信息技术有限公司生产，采用EPIC-Ⅱ控制器，当系统或外围的信号点发生故障时，会引起EPIC-Ⅱ报警甚至跳闸。报警的故障列表可由上位机的报警表看到，该表中显示报警发生的日期时间、发生报警的控制器、报警内容等。根据报警内容采取相应的解决方案：

1、报警号1：“Temperature high，Warning”变压器温度高，报警；

原因：整流变压器内低温度点动作，报警；

解决方案：检查整流变压器的实际温度和报警接点。

2、报警号1：“Temperature high，T/R tripped”变压器温度高，跳闸；

原因：整流变压器内高温度点动作，整流器跳闸；

解决方案：检查整流变压器的实际温度和报警接点。

3、报警号3：“Check oil，Warning”液位报警；

原因：变压器液位继电器动作，报警；

解决方案：检查整流变压器的接点。

4、报警号4：“Check oil，T/R tripped”液位跳闸；

原因：变压器瓦斯继电器动作，跳闸；

解决方案：检查整流变压器的接点。

5、报警号6：“HV safety breaker，T/R tripped”

高压安全联锁断开，整流器跳闸；

原因：高压安全联锁回路断开；

解决方案：检查该回路，有否元件失效断开或认为动作。

6、报警号8：“SCR unbalanced，T/R tripped”可控硅不平衡，跳闸；

原因：检测到两个可控硅之间的状态相差较大；

解决方案：检查可控硅的状态，触发脉冲。

7、报警号9：“AC current high，T/R tripped”初级电流高，跳闸；

原因：初级电流取样值超过设定的跳闸极限；

解决方案：检测实际的初级电流和取样回路。

8、报警号10：“DC voltage low，T/R tripped”直流电压低，跳闸；

原因：直流电压取样值低于设定的跳闸极限；

解决方案：检查电场内是否有短路，或检查二次电压取样回路。

9、报警号11：“DC voltage low，Warning”直流电压低，报警；

原因：直流电压取样值低于设定的报警极限；

解决方案：检查电场内是否有短路，或检查二次电压取样回路。

10、报警号12：“DC voltage high，T/R tripped”直流电压高，跳闸；

原因：二次电压上升超过了设定的跳闸极限；

解决方案：检查变压器输出是否开路，或检查二次电压取样回路。

11、报警号15：“SCR shortcut，T/R tripped”可控硅短路，跳闸；

原因：在没有触发脉冲的时候可控硅已经导通；

解决方案：检查有否接线错误或可控硅损坏。

12、报警号18：“Contactor error，T/R tripped”主接触器错误，跳闸；

原因：在整流器开机的情况下，主接触器的触点反馈丢失；

解决方案：检查接触器和反馈节点，检查EPIC-Ⅱ插头接线是否松动。

13、报警号210：“Power down>200ms，T/R tripped”

供电电源断开超过200毫秒，跳闸；

原因：供电电源丢失；

解决方案：检查电源并重新启动。

14、报警号210：“Rapping continuously>10min，Warning”

连续振打超过10分钟，报警；

原因：某个振打连续运行超过10分钟，易损坏极板。如手动运行忘记关掉；

解决方案：关掉该振打。

2.1.9 阀控式铅酸蓄电池故障

2.1.10 输煤6kV开关故障

输煤6kV电动机开关均为真空接触器式开关，配有WDZ-4D综合保护装置。就地设事故按钮、拉绳、跑偏、撕裂、速度等保护功能。

（1）当发生不能合闸故障时，需由以下几个方面考虑：1、就地转换开关节点是否接通；2、控制回路保险是否熔断；3、程控柜及出口合闸继电器是否有问题，测量上位机发合闸指令时继电器节点是否动作；4、综合保护装置是否故障，检查电源板、CPU板后侧运行指示灯是否正常（操作板、模拟量输入板没有供判断是否好坏的指示灯）；5、观察中间接触器HC是否动作；6、检查开关二次线插头是否松动、接触不良；7、检查开关合闸线圈是否烧毁、机械部分是否卡涩。

（2）当发生一合就跳故障时，需由以下几个方面考虑：1、程控柜出口跳闸继电器是否不正常动作或节点粘死；2、综合保护装置电源板、CPU板、操作板是否故障；3、开关机械脱扣部分有问题；4、就地拉绳开关（一路进开关、一路进上位机）是否动作或接地；5、就地事故按钮（直接进上位机）是否动作或接地；6、就地跑偏开关（轻、重跑偏直接进上位机）是否动作或接地；7、电动机或电缆绝缘不良或电动机三相不平衡；8、电动机负载过大。

（3）当发生不能跳闸故障时，需由以下几个方面考虑：1、就地转换开关节点是否接通；2、控制回路保险是否熔断；3、程控柜出口跳闸继电器是否拒动；4、综合保护装置是否故障；5、开关跳闸线圈是否烧毁、机械部分是否卡涩。

从以往出现故障分析，原因最多的依次为：就地拉绳开关进水导致接地，综合保护装置电源板、操作板、CPU板烧毁，程控柜出口继电器插座接触不良导致拒动，开关跳闸线圈烧毁。

当出现综合保护装置故障时，电源板、操作板可以直接更换，但CPU板更换后需重新核对定值并校验。当出现开关跳闸线圈烧毁导致拒跳时，可以使用机械手动跳闸，当仍不起作用时，只能暂时将6kV母线停电，将开关强行抽出进行处理。

2.1.11 #4皮带电机及开关故障

#4皮带电机型号：Y315L1-4、160kW；开关型号：IZM32SU-800。#4皮带电机两台，每台电机由两个开关控制，设正反两方向转动；正向转动为斗轮机取煤位，反向转动为斗轮机堆煤位。

（1）当发生电机不能起动故障时，需由以下几个方面考虑：1、开关保护装置是否动作或保护装置内部故障指示灯error是否点亮；2、开关控制回路保险是否熔断；3、程控柜及出口合闸继电器是否故障。

（2）当发生一合就跳故障时，需由以下几个方面考虑：1、皮带上是否有余煤，造成带负荷起动；2、两个开关是否有一个保护装置动作，造成单台电机起动过负荷跳闸；3、皮带保护装置（拉绳、跑偏、撕裂、速度保护等）是否误动，检查拉绳开关、跑偏开关是否受潮、积灰，检查撕裂、速度保护装置是否良好；4、开关控制回路接线是否由于频繁起动及振动原因造成松动、虚接；5、开关低电压保护、零序继电器是否动作；6、电机绝缘是否良好，必要时测量电机直流电阻；7、手动盘车，观察电机及传动机械是否卡涩。

当开关保护装置动作时，先观察是哪项保护（速断、短延时、过流、零序等）动作，查找原因后进行复位，必要时核对保护定值是否正确。当开关保护装置内部故障指示灯error点亮时，必须进行更换。更换后按定值单重新设定，必要时进行校验，并将开关退至试验位进行传动。

2.1.12 盘式除铁器故障

（1）除铁器不能励磁

1、检查主回路接触器是否损坏，控制回路保险是否损坏；

2、检查整流二极管是否完好。用万用表依次测量每个二极管正、反向电阻，进行比较分析，判断二极管是否完好；

3、检查直流主回路保险是否烧毁，保险并联断路器是否动作；

4、检查盘式除铁器是否在工作位。

（2）除铁器故障跳闸

1、检查控制柜内接线是否良好，绝缘是否正常；

2、检查盘除电阻是否正常；

3、检查盘除电缆绝缘是否正常，接线盒内是否进水受潮，必要时进行烘干处理。

（3）超限位报警

检查行走限位与接近开关配合是否良好，距离不应太远或太近，距离太远时限位不能正确动作，太近时会损坏接近开关。

2.1.13 #8皮带犁煤器故障

当犁煤器不能操作时，需由以下几个方面进行检查：

1、若动力电源失去，检查MCC开关是否正常，控制变压器是否烧毁，控制回路开关是否跳闸；

2、检查就地控制箱控制回路保险及接线是否正常；

3、检查热继电器是否动作，如果动作则手动盘车检查是否有机械卡涩现象，同时检查电机绝缘是否良好，必要时测量电机直阻；

4、就地操作是否动作，用以检查程控柜、就地控制箱内继电器是否有问题；

5、检查抬起、落下限位是否损坏。

2.1.14 排污泵故障

（1）排污泵跳闸

1、检查电机绕组及电缆绝缘是否良好；

2、如果热继电器动作，则盘车检查泵体本身是否卡涩，必要时就地起动测量三相电流是否平衡或过流；

（2）排污泵不能自启

1、检查液位计位置是否正确，检查液位计本身是否故障；

2、检查继电器动作是否正确；

3、检查是否污泥过多将液位计卡死。

2.1.15 皮带伸缩装置故障

（1）伸缩装置不动作

1、检查动力电源是否正常；

2、检查控制回路电源是否正常；

3、检查电动机及动力电缆绝缘是否良好。

（2）伸缩装置误动作

1、检查功位接近开关是否良好，与功位车碰铁距离是否合理。若不合理，重新调整接近开关位置；

2、检查功位接近开关电缆绝缘是否良好；因其环境恶劣，其电缆容易受潮，造成电缆绝缘下降，伸缩装置误动作；

3、检查电磁抱闸是否故障。当伸缩装置到功位位置后，电磁抱闸不能及时动作或动作缓慢，造成装置误动作。其主要原因为机械故障造成，应由机务专业重新调整抱闸即可。

2.1.16 多管冲击式除尘器故障

（1）电动推杆不动作

1、首先检查排污阀是否卡涩；

2、检查行程开关是否误动，重新调整行程；

3、检查推杆电机及其动力电缆绝缘是否良好。

（2）风机电机不能起动

1、检查风机是否卡涩；

2、检查风机电机及其动力电缆绝缘是否良好，必要时测量电机直阻；

3、检查液位。若不到工作水位则电机不能起动，常见故障为液位箱内煤泥积存，造成液位显示不准。将液位取出，用清水清理干净即可。

（3）进水电动球阀故障

1、球阀卡涩；

2、球阀线圈损坏；

3、球阀限位误动作。

2.1.17 斗轮机变频器故障

（1）斗轮机行走变频器故障

斗轮机行走变频器型号为SIEMENS MICROMASTER 440、75KW，同时带型号为YZ160M-4、11kW行走电机6台。

斗轮机行走过程中变频器操作面板显示A0910（直流回路最大电压Vdc-max控制器未激活）与A0911（直流回路最大电压Vdc-max控制器已激活）两个报警。

1、引起上述故障的可能原因为控制器不能把直流回路电压（r0026）保持在（P2172）规定的范围内，如果电动机由负载带动旋转，使电动机处于再生制动方式下运行，或在斜波下降时，如果负载的惯量特别大，就可能出现此报警信号；

2、检查变频器参数设置是否异常。经与运行正常的A斗轮机同型号变频器参数对照，均无一异常；

2、检查变频器、电动机及电缆绝缘是否良好；检查接触器及二次回路接线及动作是否良好。经检查均无异常，接触器动作一致；

3、检查行走抱闸调节是否过紧、过松或不一致。经过重新调整后，报警出现频次有所下降，基本都出现在频率上升过程中。有一次在上升到1.3Hz、645V、25A时变频器停止不动，上位机发变频器故障信号，就地复位不起作用，只能将变频器上口电源断掉后才能消除；

4、检查夹轨器动作是否正常，经检查，左右夹轨器均有操作不灵活、打开不到位现象，处理后运行，变频器仍然报上述故障代码；

5、将P1237（动力制动）由0改为4，将P1240（直流电压控制器的组态）由1改为0，即将制动方式由直流制动改为制动电阻制动，通过空载及上煤试运后，变频器不再出现故障信号。斗轮机投入正常运行。

通过分析，出现上述故障的原因有三：1、行走抱闸调节不致，导致在行走频率上升阶段，有过流现象；或在停车时抱闸未夹紧，使电动机处于再生制动方式下运行，导致故障。2、夹轨器动作不灵活，打开不到位，再由于斗轮机行车轨道不一致，致使行车受阻，导致过流。3、变频器制动方式调整不当，前期一直用直流制动，由于斗轮机工况的改变，变频器制动方式未及时调整，经改为制动电阻制动方式后，效果显著。

（2）斗轮机回转变频器故障

斗轮机回转变频器型号为ATV58HD46N4、30kW，同时带型号为YTSP160L-6、11kW回转电机2台。

当回转变频器操作不动时应由以下几个方面进行检查：

1、检查变频器接线是否良好，检查接触器是否动作，检查电动机及电缆绝缘是否良好；

2、观察操作时PLC出口继电器动作是否良好；

3、检查斗轮机悬臂是否过低，不允许回转操作；

4、检查上位机显示屏有无其它报警；

5、检查变频器参数是否更改，如果更改应重新设置。根据工况需要调整加速斜坡时间ACC及减速斜坡时间DEC（出厂设置均为3S，可根据实际情况相应增大），将低速LSP由出厂设置0HZ改为需要频率（由于原设计变频器频率调整为模拟量控制，后改为开关量控制，所以低速控制时应更改LSP设置参数，现设置为30HZ），将高速HSP保持原厂设置50HZ。

2.1.18 二期6KV开关进退困难

二期6KV开关采用的是德国西门子公司制造的高压开关，在设备的使用性能上比较可靠，但是在实际使用中还存在着一定的漏洞，致使在正常操作的时候往往出现因过力或操作不当导致开关进退困难。

引起此类故障的主要原因大致有以下几种：

1、电磁闭锁装置没有送电源。此类原因主要是由于工作粗心，实际工作的经验不足，致使工作盲目性较强。在前期准备工作没有做好的情况下就急于操作，对此类盲目操作会造成对机械传动结构的损坏；

2、电磁锁线圈烧坏。主要是由于线圈本身原因造成的，也有可能是与线圈相连接线有折断的可能造成，处理时主要听电磁锁有无动作的声音；

3、机械闭锁部分机构变形或损坏。开关在负荷设备检修的时候，往往需要将开关退出，因此在退开关的时候就需要正确的操作才会使设备始终工作在最佳状态。如果开关在电磁锁正常工作的时候仍然不能顺利进退的话，主要检查传动杆、定位销钉等部件有无弯曲、断裂、变形。

2.1.19 二期6KV开关不能够正常合闸与分闸

引起此类故障的主要原因大致有以下几种：

1、控制电源110V直流没有合闸。检查直流控制电源开关QF1是否合闸，端子排接线是否松动；

2、检查二次线插头是否已经插好，有无松动现象，端子接触是否良好；

3、合闸（分闸）继电器线圈是否良好，有无烧焦现象，辅助节点动作是否灵活，有无卡涩现象；

4、转换开关的节点在正常转换时动作是否灵活，节点接通是否良好，有无卡涩现象；

5、开关回路中所有的连锁状态是否正常，有无异常报警。

2.1.20 二期引风机油站故障

二期引风机油站采用的是成都电力器材厂提供的整套设备，在运行中主要出现过以下两种常见故障：

1、在主油泵电机跳后不能够连起备用油泵电机。

首先应检查油站控制箱内接线是否松动，重点检查主辅电机联起回路中的时间继电器JS1、JS2辅助节点接线是否松动。其次应检查各继电器是否良好，电动机及动力电缆绝缘是否良好。

2、油站加热器不能够正常投入运行。

由于油站温度控制器在一定程度上存在质量问题，在温度低时不能联起加热器，需要人为将其启动。处理时需将温控器的正常温度节点断开，把温度低节点短接即可。

2.2高压一次系统常见故障

2.2.1变压器油温表故障

当出现变压器油温在CRT显示坏点或温度显示不正常时，主要由以下几个方面进行检查：

1、检查油温表Pt100是否良好。测量Pt100阻值，换算为温度值后与就地油温表指示相比较，来确定Pt100是否良好；

2、检查由油温表至CRT电缆是否良好。检查油温表内端子排、变压器本体端子箱内端子排的电缆接线是否良好，依次测量Pt100阻值，直到热工模块的接线是否良好，电缆是否开路，来判断是否模块通道有问题。

3、如果Pt100电阻信号经端子箱内变送器转换为电流信号后送至热工模块，则测量变送器辅助电源是否良好，之后测量变送器输出电流，将其与热工定值相比较，确定变送器是否损坏。

2.2.2 #1机主封母线微正压装置频繁动作

一号机主变、厂用变至发电机出线端，主母线及封闭铅壳(简称主封母线)由北京电力设备总厂供货，主封母线内部充入压缩空气，压力下限1000Pa。高于外部大气压防止灰尘进入内部，保持主母线正常的绝缘水平。由于安装时厂家未到现场指导以至于出现多处漏点，内部压力达不到规定值，造成充气装置频繁动作。

泄漏点主要部位及处理方法：

1、发电机出口侧、发电机至主变进口侧、发电机至厂变进口侧，设备由于长途运输造成端部密封环氧树脂法兰与主封母线内部周围连接紧固螺栓松动，密封胶圈受力不均出现漏气点，主母线边缘与法兰的密封圈粘接不严密。处理方法:①紧固法兰螺栓，确保每条螺栓紧固力矩一致；②母线边缘与法兰密封圈重新涂以玻璃胶（把旧有玻璃胶清理干净，均匀涂以新的玻璃胶，不要涂层太厚）。

2、主封母线外壳之间的皮套伸缩软连接，外层用抱箍锁紧不严造成漏气。处理方法：皮套内部涂以玻璃胶，重新锁紧，适当再增加一个抱箍。

3、主封母线外壳连结焊口漏气，焊接质量不合格出现沙眼、漏气。处理方法：专业焊工重新焊接。

4、主封母线内加热器接线柱漏气。处理方法：拆下接线端口螺栓及密封胶圈，在密封胶圈一侧涂匀玻璃胶，重新紧固。

经过以上几个部位漏点处理，微正压充气装置充气至2500Pa，停机20分钟，压力回落至100Pa重新起机。

注：①由于主封母线管线过长，最短30m；外圆周过大，直径在1450mm。疑漏点过多，查找过程比较繁琐，在母线两侧还要搭设脚手架。②漏点检查用浓度适中的肥皂水。

2.2.3 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）。

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油排气。

2.2.4 变压器渗漏油

变压器本体渗漏油，即零件（或部件）之间渗漏。

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。

消除方法：

（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。

2.2.5 变压器油色谱分析异常

当经变压器油色谱分析，油中溶解气体含量超过注意值（总烃150×10-6,H2150×10-6, C2H25×10-6），应由以下几个方面进行分析：

（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。

消除方法：根据现场实际情况做出跟踪观察或停电试验、吊罩检查等不同处理方法。

2.2.6 220kV升压站SF6断路器频繁打压

当运行中的SF6断路器频繁打压报警时应由以下几个方面分析：

（1）液压机构高压油管接头渗漏严重；

（2）控制阀内部泄漏严重；

（3）手动泄压阀关闭不严；

（4）油泵出力不足；

（5）油泵打压时间过短；

（6）液压油内有杂质。

消除方法：

（1）液压机构高压油管接头渗漏，泄压后紧固高压油管接头；

（2）泄压后更换内部泄漏控制阀；

（3）关严手动泄压阀；

（4）泄压后更换电动油泵；

（5）调整打压时间继电器动作时间；

（6）泄压后过滤液压油。

2.3电动机常见故障

2.3.1 电源接通后，电动机不转，然后熔丝绕断

故障原因：

（1）缺一相电源，或定子绕组一接反；

（2）定子绕组相间短路；

（3）定子绕组接地；

（4）定子绕组接线错误；

（5）熔丝截面过小；

（6）电源线短路或接地。

处理方法：

（1）检查隔离开关是否一相未合好，或电源一相断线，消除反接故障；

（2）查出短路点，并修复；

（3）消除接地；

（4）查出误接，改正之；

（5）换较粗的熔丝；

（6）重换电源线。

2.3.2 通电后电动机不转动，有嗡嗡声

故障原因：

（1）定子、转子绕组断路或电源一相无电；

（2）绕组引出线首末接错，或绕组内部接反；

（3）电源回路接点松动，接触电阻大；

（4）负载过大，或转子补卡住；

（5）电源电压过低；

（6）小型电动机装配太紧或轴承内油脂过硬；

（7）轴承卡住。

处理方法：

（1）查明绕组断点或电源一相的断点，修复；

（2）检查绕组极性，判断绕组首末端是否正确；查出绕组内部接错点，改正之；

（3）紧固螺丝，用万用表查各接头是否假接，予以修复；

（4）减载或查出并消除机械故障；

（5）检查是否将角形接成星形，是否电源线过细，压降过大，予以纠正；

（6）重新装配后使之灵活，换合格的油脂；

（7）修复轴承。

2.3.3 电动机过热或冒烟

故障原因：

（1）电源电压过高或过低；

（2）检修时烧伤铁芯；

（3）定子与转子铁芯相擦扫膛；

（4）过载或起动频繁；

（5）鼠笼型转子断条；

（6）两相运行；

（7）定子绕组相间、匝间短路，或绕组内接错。

处理方法：

（1）调节电源电压：角、星接错改接，换粗电源线；

（2）检修铁芯，排除故障；

（3）调整气隙或车转子；

（4）减载，按规定次数起动；

（5）检查转子并消除故障；

（6）恢复三相运行；

（7）检修定子绕组，消除故障。

2.3.4 轴承过热

故障原因：

（1）油脂过多或过少，油质不好，有杂质；

（2）轴承与轴颈或端盖配合过紧过松；

（3）轴承盖内孔偏心，与轴相擦；

（4）端盖或轴承盖未装平；

（5）电动机与负载间的联轴器未校正，或皮带过紧；

（6）轴承间隙过大或过小；

（7）轴弯曲。

处理方法：

（1）轴承加油为其容积的1/3-2/3；换上合格油脂；

（2）过松可用粘结剂修复，过紧应车磨轴颈或端盖内孔；

（3）修理轴承盖，消除擦点；

（4）重新装配；

（5）重新校正联轴器，调整皮带张力；

（6）换新轴承；

（7）校直轴或换转子。

2.3.5 电动机有不正常的振动和响声

故障原因：

（1）轴承间隙过大，轴弯曲，转子不平衡；

（2）铁芯变形或松动，气隙不均匀；

（3）联轴器(皮带轮)中心未校正；

（4）风扇不平衡；

（5）机壳或基础强度不够，地脚螺丝松动；

（6）鼠笼型转子开焊断路，定子绕组故障。

处理方法：

（1）检修或换轴承，校直轴，校正转子动平衡；

（2）校正重叠铁芯或加固铁芯，调整气隙使之均匀；

（3）重新校正；

（4）检修风扇，校正平衡；

（5）加固，紧固地脚螺丝；

（6）检修转子绕组和定子绕组。

2.3.6 电动机外壳带电

故障原因：

（1）外壳接地不良或接地电阻太大；

（2）定子两端的槽口绝缘损坏；

（3）嵌线时导线绝缘有损坏；

（4）紧挨机壳处端部损坏。

处理方法：

（1）按规程要求解决；

（2）用绝缘材料衬好，再涂漆；

（3）拆开故障线圈，处理绝缘；

（4）处理端部绝缘，在端部与机壳间垫一层绝缘。

2.3.7 电动机运行时有异常噪声

故障原因：

（1）当定子与转子相擦时，会发生刺耳的“嚓嚓”声，这是轴承故障引起的；

（2）电动机缺相运行，吼声特别大。开关及接触器触头一相未接通；

（3）轴承严重缺油时，从轴承室能听到“骨碌、骨碌”的声音；

（4）风叶碰壳或有杂物，发出撞击声；

（5）笼型转子导条断裂或绕线转子绕组接头断开时，有时高时低的“嗡嗡”声，转速变慢，电流增大；

（6）定子绕组首末端接线错误，有低沉的吼声，转速下降；

（7）定子槽楔松动或断裂，能够听到“咝咝”的声音。

处理方法：

（1）检查轴承，对损坏者进行更新，如果轴承未坏，而发现轴承走内圈或外圈，可镶套或更换轴承与端盖；

（2）断电再合闸，看是否能再正常启动。如果不能启动，则可能有一相熔丝断路；

（3）清洗轴承，加新油；

（4）校正风叶，清除风叶周围的杂物；

（5）对笼型转子导条或绕线转子绕组接头进行检查、处理；

（6）校正定子绕组首末端接线；

（7）更换松动、断裂的定子槽楔。