5 01二线机组典型故障案例解读
500kV 风运 I、II 线覆冰故障分析和防范措施
大风 ，温度降至 ． ４ ￣ Ｃ，导地 线上 形成最 初的雨 气象 条件成为输 电线路安全运行的致命杀手。
凇 ，随着 温度降至 一 １ ０ 。 Ｃ左 右 ，出现雨 夹雪 天 （ ２ ）运行经验 不足 ，由于大部 分特殊 区
（ １ ）特 殊的气象条 件引起 此次 覆冰 ，由
于导地线覆冰 的差异 ，架空地线覆冰后 ，弧垂 下降幅度大 ，导 线弧垂变化小 ，二者距离不满
８ ０ ７米，远大于规律档距 ，在气象条件变化时 ， 规律档距 较小 、实际档距较大 的杆塔 ， 其弧垂
变化幅度大。从而推断光缆在严重覆冰后 ，在 足最小工频放 电间隙要求 ，发生导地线放 电是 ８ ８ 一 ８ ９撑弧垂变化最大 ，在风的作用下 ，当 弧垂 最低点达到与上相导线放 电的间隙时 ，产
３本次故障暴露出的主要 问题
持续低温天气 ，故 障时位于芮城 县气象 站西北 采集和积累 ，输 电线路设 计气象条件 的确定 主 方 向约 ２ Ｏ 公里处 中条 山脉 的实 际气象条件为：
雨 夹雪 ，温 度 ２ 。 Ｃ～一 １ ２ 。 Ｃ，风 力 达 ４ － ５级 。 要来源于当地的气象部门提供 的数据 ，由于 气 象观测站多建于市县周 边，对 特殊 区段 微气象
造成此次故障的直接原因。
（ ２ ）覆 冰设 计值小于 实际值 ，造成 光缆
生放 电并灼伤光缆 ，致使线路故障掉闸并引起 覆冰荷载远远超 出设计容许值 ，使地线不堪重
光缆 断线 。 【 关键词 】输 电线路 覆冰 分析 措施 ２ ． ２ ． ２气象条件影 响因素分析 风运 Ｉ 、 ｌ Ｉ 线故 障发生在农历立春 一 雨水问 ， ２ ０ １ ０年 ２月 ６日 － １ ４日山西 境 内 发生 严 本该天气转 暖， 气温回升 ， 反而出现连续雨雪 ， 重的雨雪冰冻 天气 ，运 城垣曲地带为降雪重灾 区 ，中条 山地段 出现冻 雨和大雾 ，形成 了输 电 线路典型 的冰冻现象 ，５ ０ ０ ｋ Ｖ风运 １ Ｊ 线故障就 （ １ ） 山西省 电网缺乏对 覆冰区域 的数 据 负是光缆断线的主要原因。
鸭溪电厂#机由于人为和设备原因跳闸后事故扩大使#2机跳闸_
鸭溪电厂#1机由于人为和设备原因跳闸后事故扩大使#2机跳闸［序］2005年6月25日15时36分正值#2机组168小时试运结束，由于人为及设备原因造成#1机组跳闸，在处理过程中又因对公用系统的监视不力将事故扩大，导致#2机组相继跳闸，造成了极坏的影响。
【事故经过】6月25日500kV荷鸭Ⅱ回线路做电气预试及保护定检工作，5012开关处于断开位置；因#2高压厂变检修，#1启备变带6kVⅡA、ⅡB段运行，#1高压厂变带6kVⅠA、ⅠB段运行，6kVⅠA段快切投入，6kVⅠB段快切退出（注：未投原因应该是由于启/备变已带#2机组的厂用电，考虑到启/备变容量不足，才退出6kVIB段快切的，快切装置没有问题）；A、B、C空压机运行，B工业水泵运行，#1机有功出力248MW，#2机有功出力300MW。
1．#1机组事故经过：15:36集控室事故音响及“旁路保护动作”硬光字牌发出，#1机组负荷甩到0，检查低旁全开，高旁未动作，交流油泵跳闸，值班员立即启动直流油泵运行，负荷瞬间升至107MW后，又甩到0；同时锅炉水位急剧下降至-265mm，立即抢合电动给水泵；15:38，MFT发出，首出为汽包水位低三值，汽机跳闸，发变组跳闸，6kVⅠA段快切成功，6kVⅠB段失压，6104开关无合闸允许；锅炉、汽机PCⅠB段、保安PCⅠB段失压；锅炉、汽机保安MCCⅠB段失压；锅炉、汽机0米MCCⅠB段失压；锅炉12.6m热控配电盘失压；柴油发电机未联启，盘上手合不成功，在就地启动也未能启起（注：据了解，当时柴油机是启动后跳闸的，主要原因是柴油机房设计不合理，进风量不足，带不起负荷引起）；立即手动拉开锅炉变、汽机变高压侧开关6139、6140，锅炉PCⅠB段、汽机PCⅠB段、保安PCⅠB段联动正常；手动合上保安PCⅠB段工作电源开关4913成功，保安PCⅠB段电压恢复；手动恢复12.6m热控配电盘电源；检查电动给水泵已跳闸，且无合闸允许，热工强制启动条件后启动电动给水泵向锅炉进水；A、B仪用空压机跳闸；B1空预器变频器跳闸，B2空预器变频器联启正常，B循环水泵及引风机电流到0；B汽动给水泵组及送风机跳闸；减温水电动门未联关，其余设备联动正常，6104开关由维护短接点后合闸成功；汽机手动关闭高、低压旁路，保安PCⅠB段电压恢复后启动主机交流油泵运行，1200r/min时启动A顶轴油泵。
发电机短路事故分析
发电机短路事故分析发电机短路事故分析1.事故经过某厂1号发电机为上海电机厂生产QFS-125-2型产品。
2003-09-19夜班，1号机组并网后按启动曲线带负荷。
05:00，1号发电机定子线圈温度为62℃。
05:30，发电机定子线圈温度达85℃(负荷55.9MW)，发出“发电机定子线圈温度高”报警信号。
05:33，汽机运行人员确认报警信号；由于运行人员误认为是测温系统的模块问题，判断装置为误发信号，没有引起重视，继续按中调负荷曲线运行。
07:55，负荷102MW，主控室1号主变低压侧“95%接地”光字排闪亮，电气运行人员立即切换发电机定子三相电压，检查正常，随即到发电机本体及刀闸等处检查，未发现异常，即刻通知检修继保班。
08:10，电气运行人员会同继保班人员检查1号主变低压侧PT二次保险正常。
08:23，交接班时，接班司机提出，检查发现1号发电机定子冷却水出水管温度偏高(手感)，交班司机随即启动另一台水冷泵。
08:24，主控室出现“1号发电机50%定子接地”信号牌闪亮，警铃响，汇报值长，值长令将1号发电机有功、无功负荷降至零，做好停机准备。
08:25，主控室又发生“1号发电机85%定子接地”信号牌闪亮，并警铃响。
08:26，集控室发出1号发电机漏水报警，且汽机运行告机头冒烟，值长令紧急停机，电气运行人员正欲手动拉开1号发电机出口开关。
08:27，主控室事故警铃响，出口开关跳闸，“1号发电机差动保护”动作光字牌亮，1号发电机组与系统解列。
2.事故原因分析(1) 电气检修在停机对发电机定子线圈进行反冲洗后，甲侧反冲洗阀门手动操作没有完全恢复到位(事后检查发现，该阀门尚有15%的开度)，致使发电机冷却水部分被旁路。
(2) 汽机运行人员在开机前未认真检查发电机定子冷却水系统运行状态是否正常；机组并网运行后对出现的“发电机定子线圈温度高”报警未引起高度重视，没有作出正确的判断和检查处理。
(3) 热工部分数据不准确，在一定程度上影响了运行人员的判断思路。
回复：关于2#和5#机的事故的几点看法
关于发生故障的2#和5#机组的几点看法一、事故发生情况发生故障的两台发电机皆是在正常运行时突然烧毁的。
二、故障位置从这次抽出发电机转子情况看，这两起事故发生部位都在发电机定子槽内线圈。
三、操作情况发电机皆为电脑自动控制运行，操作人员无任何不当操作。
四、运行发电机装有全电脑自动化监控系统，发生故障时应自动报警停机。
可这次发电机烧毁时，有警报发生却没有自动停机。
事后查看交班记录和运行记录，均未发现不正常现象（未发现高电压、大功率、大电流等）。
五、检测事后，贵公司技术人员和我公司技术人员一起对正在运行的1#、3#、4#和6#发电机的“相对地”和“相与相”的绝缘进行了测试。
测试结果1#、3#、4#和6#发电机绝缘正常；对烧坏的2#和5#两台电机也进行了绝缘测试，测试数据见附表。
由于无相关测试仪器，无法对正在运行及已烧坏的发电机组“匝间绝缘”进行测试。
六、保护系统对发生事故的2#和5#机进行拆解，发现只安装有对外故障保护系统，却未发现安装有内部事故故障的监控保护系统。
根据我国的《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》（GBT50062-2008），发电机组在出厂时应该安装有“零序过流保护”和“纵联差动保护”以及“定子·匝间保护”等对内保护系统。
发电机还应该安装“绕组温度保护”等对内保护系统。
七、问题(1) 发电机编号：1#机X09A0403122#机X09A0403133#机X08J3812134#机X07A0107655#机X09C1201836#机0258832/021#至6#发电机为同一批次购买，编号理应统一，但却如此混乱。
发电机上钢印字码只有两台清晰，其余皆无法辨认。
发电机铭牌无生产日期，且为不干胶粘铭牌。
见相关图片。
（2）1#至6#发电机N线对地，在并联运行时，此线有电流流过，且电流大小不一，有的为7-8A,有的为15-17A。
现安装的1000KW柴油发电机N 线对地电流为40多安，对N线对地有电流此现象，根据贵公司意见正在整改中。
M1.5-2.0 机组运行及故障分析
MY1.5机组运行与故障分析
内容安排
• 一、基础知识部分 • 二、机组状态介绍 • 三、机组运行状态辨识 • 四、故障分析思路 • 五、典型故障案例
培训目的：梳理知识点，讲解分析思路
机组状态介绍 运行模式 刹车模式 偏航模式 状态代码
介绍 分析对象： 机组状态 辨识
人机交互界面
故障状态 分析与判断
部件 名称
1： 显示屏 2： "RANGE"按钮 3： “HOLD”按钮 读数 4： 档内功能切换 5： 旋转开关
6： 表笔
7： 端子
功能
显示测量值 切换量程
保存当前
档内功能切换 开关和功能间 切换 连接被测对象 和万用表 接收信号
相序表
电力系统中，相序主要影响电动机的 运转，相序如果接反，电动机则会反 转。
介绍
用途
故障分析目的 和意义
举例
典型故障案例
故障分析思路
第一步 第二步 第三步 第四步 第五步 第六步
异常 缺陷
先来了解几个概念
故障
异常、缺陷、故障
➢ 故障、异常、缺陷都是反映设备技术状态的术语，但是在实际工作中往往 很难确切地加以区别。
➢ 一般来说，将设备故障定义为：设备（系统）或零部件丧失其规定性能的 状态。显然，这种状态只在设备运转状态下才能显现出来；如设备已丧失 （或局部丧失）规定性能而一直未开动，故障便无从发现。如一台风力发 电机组的接地保护装置已损坏，但未影响其正常发电，只有当设备的绝缘 遭到破坏时，才能暴露接地装置已失效。可见，上述情况不仅是设备状态 问题，而且和人们对故障的认识方法有关。因此，判断设备是否处于故障 状态，必须有具体的判别标准，要明确设备应保持的规定性能的具体内容； 或者说，设备性能丧失到什么程度才算出了故障。
关于某电厂“5.1”误操作的事故案例
关于某电厂“5.1”误操作的事故案例按照公司规定，股份公司上报了电厂“5.1”电气误操作事故调查及处理结果，现通报如下：一、事故经过5月1日，电厂燃煤#1机组B修中，运行甲值人员在执行“#1机6kV61C段母线由备用电源进线开关61C02供电转冷备用”的操作过程中，违反操作票、五防闭锁等管理规定，导致发生带电挂接地线的恶性误操作事故，造成人身安全事故。
二、事故原因市政府组织的事故调查组认定，这是一起作业人员违反操作规程，企业安全教育、作业现场安全管理不到位所造成的一般生产安全责任事故。
事故的直接原因是操作人、监护人在进行#1机组6kV61C段备用电源PT挂设接地线操作作业时，引起6kV61C段母线备用电源相间短路产生高温电弧，造成操作人死亡、监护人重度烧伤。
事故的主要原因是操作人未穿戴绝缘手套、绝缘鞋和护目镜等防护用品，未进行验电确认无电的情况下，带电将接地线装设到备用电源PT的导体端，违规操作；重要原因是监护人未履行监护职责，未能指出并制止操作人的违规操作行为，现场监护不到位；电厂运行部安全生产责任制落实不力，操作票制度、“五防”闭锁管理制度执行不严格，造成操作票执行随意，危险点分析预控措施流于形式，以及电厂对安全生产责任制执行监督不严格，对从业人员安全教育、督促检查从业人员执行安全生产规章制度和安全操作规程不到位，也是导致事故发生的原因。
三、电厂采取的事故防范措施（一）将5月确定为全厂安全生产月，制定活动计划，在全厂范围开展“安全为了谁、安全依靠谁”大讨论，深刻反思事故的深层次原因，查制度、查人员素质、查领导作风，对各生产岗位全面进行隐患排查并限期整改。
（二）在5月增加召开一次安委会扩大会议，针对“两票”专项检查中存在的问题，落实解决措施，并对下一步安全生产工作进行全面的部署。
（三）立即开展“两票”专项检查，强化运行操作和“五防”管理。
结合本质安全型企业创建工作，深入开展危险点分析与预控工作，不断提高作业人员的风险防范意识。
500kV繁昌变5012断路器故障原因分析及处理策略
安徽电气工程职业技术学院学报
第十五卷
第一期
且记录 SF6 压力表读数, 迅速向调度、 公司汇报, 要求派人处理。断路器可带电补充 SF6 气体, 无需退出 运行。 ( 2) 断路器液压机构压力由压力表监视, 正常为 320 bar 左右 , 启泵接点闭合压力上升到 335bar 左 右 , 延时 3秒后停泵, 避免油泵启动频繁, 断路器油泵马达常转不停止或 N 2 泄漏, 会引起断路器液压机 构压力上升 , 当压力达到 355bar时 , 断路器通过 N 2 压力监视器断开油泵装置并发出 N2 泄漏 光字牌, 同时闭锁合闸。当值人员应迅速检查断路器的油压表及断路器油泵马达是否停转, 如发现油压过高 , 油 泵马达未停止转动时 , 当值人员应迅速拉开油泵马达电源断路器 , 将检查情况迅速向调度、 公司及相关 领导汇报, 要求派人处理。但注意如在 3 小时内未处理, 则断路器将被闭锁分闸。如检修人员处理正常 后 , 值班人员应将复归钥匙插入 N 2 复归锁孔内 ( S4), 顺时针转 90 度后再返回 0度位置, 拨出钥匙。如 果起泵接点粘连 , 可以拉开油泵电源、 复归漏氮自保持继电器 , 严密监视液压回路压力及时补充压力。 汇报调度: 该断路器起泵接点粘连, 为假漏氮, 目前断路器分、 合闸功能已恢复。然后向公司汇报 , 要求 派人处理。检修人员到达后向调度申请将此断路器改为冷备用处理。 ( 3) 断路器机构压力因某种原因 (高压油渗入氮气中或停泵接点失灵 ) 达到 375 bar 时, 安全阀自 动打开并将压力释放到 337 . 5bar 时再自动关闭。 ( 4) 液压机构压力降低至 278bar 断路器合闸闭锁。当值人员应迅速检查断路器的油压表及断路 器的机构渗漏油情况、 油箱油位情况、 马达电源情况、 马达保护断路器是否合上、 油泵马达是否停转等情 况 , 并迅速向调度、 公司汇报, 要求派人处理, 做好液压继续降低的处理准备工作。 ( 5) 液压机构压力降低至 263bar 断路器分、 合闸闭锁。 1) 当值人员应迅速检查断路器的油压表及断路器的机构渗漏油情况, 油泵电源断路器是否合上, 油泵马达是否停转等情况 , 根据检查情况迅速向调度、 公司汇报, 要求派人处理。 2) 可采用停此断路器的方式后, 由检修人员进行处理至额定压力后, 拉开断路器, 并改为断路器 检修。 ( 6) 断路器正常应充 7 . 0 bar的 SF6 气体 , 当压力下降到 6 . 4 bar 时发出补气信号, 此时, 应汇报高 调 , 安排人员及时补气 , 当上述信号频繁出现且发信时, 间隔越来越短 , 则必须安排停电进行处理。 SF6 气体下降到 6 . 2 bar时 , 闭锁断路器分、 合闸发 控制回路断线 信号, 此时应立即汇报调度和公司并隔 离此断路器作停电处理。 ( 7) 断路器运行中 , 若出现 N2 泄漏 信号的异常情况时, 值班人员应立即汇报调度将此断路器隔 离后紧急处理。断路器漏氮处理正常后, 在投运前应进行漏氮复归 ( S4 钥匙 ) 。 ( 8) 断路器油泵每次启动时间间隔应大于 1小时, 如在 1 小时内, 值班人员应到现场检查。如液压 低于额定值且机构箱未发现渗漏油现象, 则是机构内泄漏所致 ; 若液压高于额定值, 则是机构内泄漏所 致 , 此时, 应汇报公司 , 并在 M IS 系统中填写相关缺陷单。 4 结语 繁昌变 5012断路器存在的 N 2 泄漏 这一严重威胁断路器本身和系统运行安全的重大缺陷 , 再次 提醒我们在工作中需要注意以下事项。第一, 本站 500kV 3AT 2- E I 断路器运行已经有 6 年, 先后出现 了均压电容器渗油、 灭弧室漏气等共性缺陷, 华东电网内拥有该产品的单位应加强对该型断路器的运行 维护和检修工作。第二, 做好事故预想和反事故演练工作, 运行人员应准确掌握解锁操作中所遇到的各 种问题以便即时隔离断路器。第三, 在设备发生故障初期及时发现和正确处理将大大提高断路器运行 可靠性 , 有效地保证电网运行安全稳定。 参考文献: [ 1] 国家电网公司. 国家电网公司防止电气误操作安全管理规定 [ M ] . 北京: 中国电力出版社 , 2006 . 责任编辑 : 王敏
某电厂500kV升压站5021开关误跳原因解析及问题处理
某电厂500kV升压站5021开关误跳原因解析及问题处理摘要：本文通过阐述某新建百万机组火电厂调试阶段500kV GIS升压站5021开关跳闸故障原因解析及问题整改处理措施，披露因安装、调试工作不到位导致电气二次保护回路产生寄生回路，最终导致电气开关误跳闸的典型案例，供电力工程行业同行借鉴参考。
关键词：电厂；开关；保护误动；跳闸；寄生回路1．故障过程某新建2×1000MW火电机组以发电机～变压器组接入厂内500kV GIS配电装置，本期出线2回至厂外500kV变电站。
厂内500kV配电装置采用3/2断路器接线，本期2台1000MW机组进线、2回出线，形成2个500kV完整串接线，进线及线路出口均装设隔离开关，不装设发电机出口断路器，设一台容量为84/49－49MVA的高压启动/备用变，电源从电厂500kV I母引接。
故障前升压站运行方式：2个完整串合环运行。
2018年12月11日 14：56，因2号发变组保护传动工作需要，电厂提交“5022、5023开关停电”停电检修工作票，计划开工时间为2018年12月14日15：00。
2018年12月14日白班值长安排人员准备相关操作票。
2018年12月14日14：39，值长接网调令：1、5022开关由运行转冷备用。
2、5023开关由运行转冷备用。
14：41，运行人员执行5022开关由运行转热备用操作票，NCS上断开5022开关。
14：42，运行人员执行5023开关由运行转热备用操作票，NCS上断开5023开关。
14：43，运行人员执行5022开关由热备用转冷备用操作票。
14：56，运行人员执行5023开关由热备用转冷备用操作票。
15：00：17，集控室NCS报警喇叭响，查看为5021开关跳闸。
查NCS主要告警信息如下：15：00：17 ，5022第一组操作电源断线告警。
15：00：17，升压站保护PSX820，5021保护启动。
15：00：17，5021第一组出口跳闸。
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二线DY401机组油冷器散热效果差故障检查处理报告榆林压气站1.故障描述榆林压气站二线DY401压缩机组自2006年11月份投产运行至今，一直存在润滑油温度不正常偏高问题。
2007年6月份，该机组运行过程中持续出现机组润滑油温度经油冷器冷却后仍高达55℃左右（即使三台油冷风扇同时工作），结合这一情况，经汇报公司协调MAN机组厂家技术人员到站查找原因，最终确认为机组油冷器散热汇管箱存在问题。
2.处理过程6月28日，油站厂家欧德克公司来人到站检修机组油冷器。
29日，开始检修DY401机组油冷器。
将油冷器中的润滑油排空后，拆下进出油冷器油管。
在进油管法兰两侧、油冷器汇管箱上方开出二个100×650mm 的长方孔。
检查汇管箱中隔板，该隔板与汇管箱的连接方式为：在汇管箱两侧长度方向上开有12×5mm的长槽，将10mm厚的隔板推入长槽中，然后隔板与汇管箱在两端宽度方向采用点焊方式连接。
经检查，点焊处一端间隙4mm左右，另一端间隙8mm左右（因间隙较大，全焊了二分之一左右）。
在隔板的正中央有一个Ф5的小孔。
经研究，决定将两端宽度方向有间隙处全部焊住，并将Ф5小孔也焊堵封住；因两侧长度方向上的长槽距离冷却翅管较近，且考虑焊接应力变形问题，没有焊堵。
焊堵完毕，将汇管箱内部清洁干净，在开方孔处用二块150×700mm的盖板在汇管箱外侧焊接封住。
将进出油冷器油管恢复，关闭出油管路阀门，打开油泵15s冲洗油冷器，在油冷器对面排油口排油。
共冲洗三次。
导通润滑油路，机组热备。
7月2日上午11：15，切换机组试机。
启动DY401、停止运行的DY402。
DY401机组运行正常。
润滑油温度由处理前的54℃左右降至48℃以下，而且外商将温控阀控制温度调高至50℃。
即温控阀处于半开半关状态，由温控阀控制润滑油温度，在一天24小时之内，温控阀可将油温控制在3℃波动范围之内。
经检查油冷器两端温度，进油处温度59℃，另一侧冷端53.5℃，出油处温度48℃；说明油冷器工作基本正常，单程温度降5℃左右，总温降11℃左右。
当时环境温度为32℃。
说明这次油冷器问题处理正确，效果明显。
7月3日以后以同样方法继续处理了DY403、DY402，结果同DY401一样。
都将油温控制在48℃左右。
3.原因分析根据DY401机组油站厂家欧德克公司技术人员对该润滑油冷却器现场拆检发现该油冷器润滑油进油管汇管与冷却润滑油回油管汇管之间存在一层隔板，此隔板在拆检时发现两侧分别有8mm和4mm宽的缝隙未进行焊接，当高温润滑油通过油冷器进油管线进入汇管后会有一部份高温油未经散热翅管冷却散热而直接从这两条细缝直接流到润滑油回油管线，由于该部分高温润滑油未经过冷却，从而造成机组油冷器散热效果不好。
红线范围内为润滑油进回Array油汇管（中间有隔板隔开）上层三排丝堵为高温油初次冷却散热翅管下层三排丝堵为高温油再次冷却散热翅管说明：高温润滑油在油冷器散热翅管进入前将高温油进油汇管和冷却回油汇管用隔板隔离开来。
4.预控措施为了预防该类类似故障的发生，我们要做好以下工作：4.1首先要加强机组相关参数的浏览查看，同时定期巡视检查现场相关设备工作情况和现场一次表参数是否与HMI显示参数值一致；4.2注意根据季节不同外界环境温度的变化，及时调节润滑油循环管路上温控阀的开度，确保润滑油冷却后温度正常；4.3加强润滑油系统预防性维护保养工作按时实施，确保相关设备完好；4.4定期对润滑油站油雾分离器后端排污管段进行排污，同时，对油雾分离器进气空气滤芯定期轻吹，确保油站油雾分离器分离效果最佳；二线DY402机组油站油雾分离器故障检查处理报告榆林压气站1.故障描述2008年5月18日，我站值班人员在例行进行站场设备巡检时发现二线DY402机组润滑油站油雾分离器风机运行状态下存在较大的声响，同时，油雾分离器风机外壳温度较高。
发现这一情况后，立即通知相关专业人员到现场进行进一步的检查确认，专业人员到达现场后经过仔细的检查发现除存在以上问题外，油雾分离器风机异响为有规律的间歇性。
2.原因分析根据二线三台机组油雾分离器实际运行情况分析，存在以上故障的原因主要有以下几点：2.1由于三台机组油雾分离器滤芯自2006年投运以来未进行过更换（公司一直未采购该备件），造成润滑油站油雾分离器油气分离效果差，滤芯阻塞严重，油雾分离器风机长时间在高温下运行，相关机械部件疲劳损伤；2.2由于榆林本地正值多风沙及柳絮较多时期，造成油雾分离器冷却空气进气滤芯阻塞严重，该备件自2006年投运以来未进行过更换（公司一直未采购该备件），经常通过利用压缩空气轻吹的办法清洁该滤芯，但该滤芯使用时间过长，轻吹后冷却空气通过能力已经明显下降，从而造成油雾分离器风机运行温度持续较高状态下运行；2.3在此情况下，油雾分离器风机长时间不停运转，可能造成风机叶轮扇叶微变形，旋转过程中到某个部位刮蹭风机外壳；2.4另外，油雾分离器风机叶轮主轴上下轴承及轴承座存在磨损严重现象。
3.处理过程2008年5月19日，鉴于DY402机组处于备机状态，同时，机组润滑油站油温分离器风机在机组备用和运行状态下短时间不工作不会造成机组正常运行或备用，结合这一实际情况，站领导立即组织人员对其进行了拆卸检查。
具体步骤如下：3.1切断DY402机组润滑油站油雾分离器驱动电机电源，并悬挂“禁止操作”的提示牌；3.2现场将机组油站油雾分离器风机驱动电机供电线缆与驱动电机接线盒断开取出并标识各线缆的相位；3.3拆除该油雾分离器油气出口管线法兰螺栓；3.4利用机房行吊将该油雾分离器驱动电机及风机整体吊卸；3.5拆卸油雾分离器驱动电机主轴与风机叶轮主轴的连轴器，将油雾分离器驱动电机与风机分离；3.6拆卸油雾分离器冷却空气进气管段和油气排出管段，发现该两个管段内的滤芯已经由于长时间高温运行出现高温焦灼现象（滤芯外层材质为较薄的海绵）；3.7拆卸油雾分离器风机叶轮主轴上轴承盖，检查拆卸上轴承，经检查上轴承正常，无磨损现象；3.8拆卸油雾分离器风机上机壳，检查风机机壳内部发现风机下机壳内部一处存在磨痕，应该是叶轮叶片旋转运行到此处的刮蹭痕迹；3.9取出油雾分离器风机叶轮及主轴，检查主轴下轴承及轴承座是否有磨损现象，经检查轴承座圆周方向有明显的磨损痕迹，轴承也有磨损现象；3.10 由于没有相应的备件，立即拆卸该轴承到市里购买同型号的轴承准备更换；安装过程：3.11 由于油雾分离器风机主轴下轴承座一出现磨损痕迹，该备件无库存也为非标准件，为保证新轴承与轴承座的配合间隙，我站人员尝试将不同厚度的塞尺片包裹在轴承外圆圆周上，经过几次尝试，放上一个0.02mm 厚的塞尺片刚好使轴承与轴承座配合合适；3.12 复装油雾分离器风机叶轮主轴；3.13 安装风机叶轮主轴上机壳及主轴上轴承盖；3.14 安装油雾分离器冷却空气进气管段和油气排出管段（重新购买合适的海绵并进行组装临时性新滤芯）；3.15 安装风机驱动电机连轴器将风机主轴与驱动电机主轴连接好；3.16 重新吊装已将复装好的油雾分离器风机，并将风机油气排放口法兰与排气主管线法兰连接好；3.17 重新接好风机驱动电机电源，启动风机运行正常，无异常声响。
风机主轴上轴承盖油雾风机进排气风机连轴器风机机壳油雾风机叶轮4. 预控措施为确保该油雾分离器风机的使用时间，减少此类故障的发现率，我们需采取如下预控措施：4.1 协调公司相关部门采购机组相关部位的备件，利用机组保养期间进行更换；4.2 由于机组润滑油油雾分离器HMI 无相关的参数可以观察，只能加强此设备的日常巡视检查。
4.3定期清洁油雾分离器风机空气进气滤芯，排放油雾分离器油气排放管线后端凝析油，从而确保油雾分离器风机工作环境处于低温状态；4.4利用机组保养期间，对机组润滑油站油雾分离器滤芯进行全面的清洁处理，改善其过滤效果。
4.5定期巡视检查在机组润滑油站油雾分离器相关机械部件的运行情况，发现故障及时处理。
二线DY401机组压缩机出口温度高故障检查处理报告榆林压气站1.故障描述2010年9月10日上午11:30分，我站值班人员在机组上位机上发现二线DY401机组压缩机出口温度高现象。
立即通知站领导组织站内工程师对现场仪表、管线、阀门等进行检查，未发现问题。
分析压缩机其他监测参数包括振动、位移、温度均未发现异常现象，只是该温度呈现缓慢上升的趋势。
结合目前机组情况，立即汇报北京相关领导后，联系MAN厂家技术人员，对此现象进一步研究确定，分析可能为机芯内部组件漏气所造成的气体出口温度过高现象，需对机组压缩机机芯组件进行拆卸检查，以确认造成气体出口温度过高问题的原因。
2.原因分析根据现场对该设备的实际检查情况，初步分析引起此类故障主要原因如下：2.1压缩机出口温度变送器故障；2.2压缩机出口工艺气冷却器风扇停转；2.3压缩机防喘振回流阀4115阀打开；2.4压缩机机匣锁紧螺栓出现松动现象；2.5压缩机机芯级间密封或轴封出现磨损现象；3.故障检查和处理方法由于排查压缩机出口温度高问题需要拆检压缩机机芯，该项工作必须在MAN 透平厂家技术人员指导专业维检修人员进行，经公司相关部门沟通协调，9月28日，MAN厂家技术人员、西航陕京维保人员一起到站配合进行DY401机组压缩机机芯拆检工作，具体检查、处理如下：3.1 切换机组驱动电机及各附属系统设备电源并悬挂“禁止合闸”警示牌，关断进出口阀门对机组进行放空至零并锁定进出口阀门，对进出口管线及压缩机机壳进行氮气置换；3.2 断开压缩机驱动端相关润滑油、密封气、隔离气管线和相关温度、振动、速度等传感器的接线；3.3 拆卸压缩机驱动端联轴器及护罩；3.4 断开压缩机驱动/非驱动端相关滑油、密封气、隔离气管线和相关温度、振动、速度等传感器的接线；3.5 拆卸压缩机机匣非驱动端锁块和挡块；3.6 用专用工装和行抽出压缩机机匣组件，在抽出过程中发现压缩机机壳内有一颗螺帽，经检查是压缩机机匣上的的锁紧螺帽脱落；3.7 拆卸驱动端轴承箱上盖；3.8 用液压工具分下压缩机驱动端靠背轮；3.9 拆卸驱动端轴颈轴承并检查正常；3.10拆卸驱动端隔离气密封并检查正常；3.11拆卸驱动端干气密封并检查正常；3.12拆卸非驱动端轴承箱上盖；3.13拆卸非驱动端内外止推轴承检查正常；3.14用液压工具拆卸非驱动端止推盘；3.15拆卸非驱动端轴颈轴承并检查正常；3.16拆卸非驱动端隔离气密封并检查正常；3.17拆卸非驱动端干气密封并检查正常；3.18拆卸压缩机机匣端盖；3.19分解压缩机的机匣，分解后发现压缩机机芯各级轴封和级间密封梳齿均有不同程度有损伤，并且隔板和机匣有变形现象。
根据现象拆检发现的具体情况，MAN厂家技术人员建议该机芯组件需要返厂进行检测维修处理，由于面临冬季生产的压力，公司相关部门协调后将该故障机芯组件于10月9日送至MAN透平国内工厂进行检修处理，经过厂家近两个月的检测维修，检修过程中对机匣锁紧螺栓、机芯级间密封和轴封进行了更换，为消除机匣、隔板变形的问题对其进行了相应的修复处理。