超临界机组运行碰摩故障诊断及处理
超临界火电机组凝结水泵变频器常见故障判断及运行中的检查维护
第32卷第8期2019年8月江西电力职业技术学院学报Journal of Jiangxi Vocational and Technical College of ElectricityVol.32 No.8Aug.2019超临界火电机组凝结水泵变频器常见故障判断及运行中的检查维护胡芸\黄志明2(1.国家电投江西公司中电检修公司新昌分公司，江西南昌330117;2.江西电力职业技术学院，江西南昌330032)摘要：目前，大型超临界火电机组都在降低厂用电率上深挽潜力，采用变频器一拖二带凝结水泵降低厂用电率的方法，并且成效 显著，但是增加了变频的投资和运行操作的复杂性。
随着技术不断发展和操作的成熟，变频器目前运行状况非常好，但是其本身的状态 决定了整个机组的厂用电率的高低。
结合变频技术特点和维护经验，探讨超临界火电机组凝结水泵变频器常见故障判断，以及运行中 的检查维护特点，旨在提高设备可用率，提升超临界机组效率。
关键词：超临界；变频器；敁障；维护；厂用电率中图分类号：TK264.1 文献标识码：B文章编号：1673-0097(2019)08-0011-02〇引言调速技术发展迅猛，主要有齿轮变比、液力耦合 器、变电极对数、变频技术等几大类。
其中齿轮变比应 用最广泛，最典型的是汽车变速箱，具有简单方便、投 资小、传动效率高等优点，但由于调速是分级固定，所 以灵活性不足；液力耦合器是采用改变主动叶轮和从 动叶轮之间的油来调速，虽然调节方便，但是投资大、系统复杂，电厂中只有给水泵这样大型设备采用；变电 极对数和齿轮变比效果类似，主要用于电机调节转速; 而变频技术具有调节范围大，调节效率高的优点。
并且 随着技术发展，特别是微电子结合芯片的控制系统应 用普及，成本的快速下降使得变频技术走向了大众工 业体系，变频调节逐渐代替了传统的调速系统。
但由于 新技术对环境要求较高，对操作人员要求也较高，若使 用不当，将使得变频器的使用寿命大为降低，或者导致 各种各样的故障。
1000MW超超临界机组集控运行故障及处理措施田杰
1000MW超超临界机组集控运行故障及处理措施田杰发布时间：2023-06-15T00:52:42.144Z 来源：《中国电业与能源》2023年7期作者：田杰[导读] 1000MW超超临界机组集控技术指的是对1000MW超超临界发电机组的集中控制技术。
该技术的目的是实现对发电机组的自动化控制、优化运行和故障监测，提高机组的效率和可靠性，减少能源消耗和环境污染。
主要针对1000MW超超临界机组集控技术应用背景下遇到的特殊异常和故障进行解析，并且指出相应的故障解决策略。
山西省长治市晋控电力长治发电有限责任公司 046000摘要：1000MW超超临界机组集控技术指的是对1000MW超超临界发电机组的集中控制技术。
该技术的目的是实现对发电机组的自动化控制、优化运行和故障监测，提高机组的效率和可靠性，减少能源消耗和环境污染。
主要针对1000MW超超临界机组集控技术应用背景下遇到的特殊异常和故障进行解析，并且指出相应的故障解决策略。
关键词：超超临界；集控技术；研究与应用1电除尘系统异常事故1.1电除尘系统异常事故分析原因机组满负荷出力时，电除尘出力异常（效率骤降或进水导致电场跳闸）。
1.2电除尘系统异常事故处理措施（1）机组满足吹灰条件时，联系化环人员，及时投入吹灰。
吹灰时机控制在整点开始十五分钟内。
若电除尘出力异常时，立即停止吹灰，并立即汇报值长。
（2）锅炉烟尘排放浓度偏高时，进行引风机出力偏置设置，减少故障侧电除尘烟气量，但两台引风机电流偏差控制不超过50A，同时注意监视引风机本体运行，防止引风机失速。
（3）当单侧电除尘因故障造成吸收塔入口烟尘大于80mg/Nm3（3min均值）或净烟气烟尘浓度折算值超过10mg/Nm3（3min均值），存在小时均值超过10mg/Nm3的风险，应降负荷处理，通过降负荷等措施短时间内如无法将烟尘控制到合格范围内，应快速停运对应侧风组，保证烟尘小时均值不超限。
2机组调峰启动异常范例2.1异常概况2020年10月01日平海电厂1号机组调峰停运，经公司领导批准，与中调沟通后，启动1号机组。
火电厂600MW超临界机组锅炉风机常见故障处理及原因分析
正常 ，此时 引风机Ｂ 就地指示开度 比引风机Ａ大５ ％左
右 ，电流偏大将近 １Ａ。 ０ １ 故障原因分析 。 ４ 造成 引风机入 口静叶调节故障的原 因很复杂 ，分 析主要有以下几点 ： （） １静叶调节框架滚轮 中心度偏差 引风机在执行入 口静叶调节时 ，由于滚轮在运行 中与入 口风壳不 同心 、造成个别滚轮与风道之 间 （ 在 某一位置 ）的间隙有过盈现象 ，造成卡涩 ，相对运动 困难 ；或间隙过小 ，机壳受热膨胀 ，造成机壳与滚轮 卡涩等均能使入 口静叶在某一开度卡涩。 （） １静叶叶片轴 向间隙过小 ２入 ７ １ 人 口静叶轴 向间隙过小 ，在风机运行期 间，由于 受 １０ ３ ℃左右温度的烟 气加 热 ，入 口叶片轴 向膨胀 ， 造成叶片轴 向卡涩 ，周 向运动受阻 ，使入 口静叶在某
就地和远控方式下 对静叶片开度进行了开关对位 ，静
两 台风机并联运行 ，虽然入 Ｉ静叶开 度一致 ，但 Ｚ ｌ
叶片开关 自如 ，无卡涩 、机械摩擦声 ，且实际开关位
与仪控执行机构开关位相吻合 。
实际所受风道 阻力不完全一样 ，风机的出 口风量 、风 压不一致。其 中一 台出力低于 另一台 ，该台风机 出 口
进行 了润滑。就地 手动盘动静叶执行机构力矩仍较大
无法盘动。 为 了排除执行机构故障 ，把风机入 口静 叶开度 固 定在６ ％开度 ，脱开执 行机构 与静 叶调节连杆后 ，执 ０ 行机构开关 自如、无卡涩 、跳动现象。用链 条葫芦牵 把静叶开度向开大 的方 向牵引 ，力矩仍表现偏大。 分析原因为入 口静叶叶片轴 向间隙过小 ，在受热 膨胀时存在部分叶片卡涩现象 。检修人 员又分 别对单 个叶片解开脱离支撑框架，手动盘动叶片 ，未发现叶 片有卡涩 、蹩劲现 象 ，随之将风机停运 以进一步查 明
600mw亚临界汽轮机组轴系碰磨故障的分析和处理
2019.12 EPEM 81发电运维Power Operation前言在启停和运行过程中动静部件间的碰磨是汽轮机组常见故障之一，由于机组轴系依靠推力瓦进行转子轴向定位，在各汽缸内组件安装质量可靠的前提下汽轮机转子动叶与隔板、汽封突肩与梳齿等动静部件间的轴向碰磨概率较小。
随着机组对缸效要求的不断增加，以及诸如小间隙汽封、布莱登汽封、蜂窝汽封等新型汽封技术在不同机组上的革新应用，为提高缸效追求汽封动静间隙下限以及新技术应用的不稳定性都增加了大型旋转机械动静部件径向碰磨的可能性。
同时可倾式支撑轴瓦、浮动挡油环、密封瓦等静止部件的组件结构也日趋复杂，在运行过程中也是导致径向碰磨振动的主要诱因。
本文主要针对大型汽轮发电机组的径向动静碰磨展开讨论和研究。
据国内外汽轮机转子弯曲事故表明，其中86%均由于机组在启动过程中动静碰磨故障引起，如果分析及处理不及时就有可能造成转子永久性热弯曲甚至轴系损坏事故，因此正确快速地诊断出机组动静碰磨故障并进行处置就具有十分重要的意义。
1 径向碰磨的原理、特征及分类1.1 机组径向碰磨产生的原理大型汽轮机组在启动冲转过程中，发生动静碰磨振动大导致冲转不成功的案例是比较常见的。
由600MW 亚临界汽轮机组轴系碰磨故障的分析和处理大唐阳城发电有限责任公司 郭 炜摘要：通过对600MW汽轮机组轴系发生碰磨故障数据的整理，分析了亚临界三缸四排汽汽轮机组发生动静碰磨故障的典型案例，可为现代大型汽轮发电机组因动静碰磨产生的振动异常提供分析和处置参考，为机组安全稳定运行提供技术保证。
关键词：汽轮机组；动静碰磨；振动特征；故障诊断于油膜的不稳定以及高压调节级进汽不均匀，汽轮机转子中心会与静止的几何中心产生一定程度的偏离。
油膜破坏或安装质量不合格使轴心偏移值超过径向间隙设计值时，动静部分即发生碰磨。
碰磨点同时会受到径向作用力和逆转向切向碰磨力的共同作用。
依据转动部件与静止部件在圆周方向上接触长度的不同可分为全周碰磨和局部碰磨。
660MW超超临界直接空冷机组整套启动中的问题及处理措施
660MW超超临界直接空冷机组整套启动中的问题及处理措施本文主要针对660MW超超临界直接空冷机组整套启动过程中存在的问题开展论述，结合问题存在的原因，提出相应的处理措施，保证整个机组试运行顺利推进。
标签：超超临界直接空冷机组整套启动存在问题处理措施内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司五期工程2×660MW汽轮机发电机组，该机组是由东汽生产的660MW超超临界一次中间再热，三缸两排汽，直接空冷凝汽式汽轮机。
本次研究主要针对该机组整套启动过程中存在的的问题进行了总结分析，并进一步分析了问题产生的原因，提出了相应的处理措施，现将具体研究内容介绍如下：一、盘车转子停止转动1.问题分析在对机组进行电气专业短路实验和空载实验完成之后，技术人员准备对整个机组的阀门进行严密性试验。
当时锅炉的运行参数为主汽压力11.9MPa，再热汽压力2.3119MPa。
当严密性试验完毕之后，汽机转速到0，人工手动啮合盘车，启动过程中的电流为0当时电流30.3A，启动约一分半后，盘车掉闸。
间隔20分钟后再次启动，启动失败，这时对盘车电机的电流进行检查，发现在33～35A 之间波动。
半个小时之后，挂闸困难，强行挂闸后，手动盘车不能正常运作，随后盘车电流突然激增到71A，汽轮机真空遭到破坏。
通过对整个机组进行全面检查之后，导致上述问题出现的原因，主要包括以下几个方面，一个是盘车机电出现了电气故障，另一个是汽轮机大轴内部存在残余的弯曲，机械设备在启动过程中，由于启动力矩太大，不能正常开启。
还有就是顶轴油压出现了突变，使得大轴顶起高度，达不到相应标准，启动力矩增加。
最后一个原因是盘车大齿与大轴齿轮啮合不到位，从而引起启动力矩增加。
2.处理措施针对上述故障可能发生的原因，技术人员立即采取措施进行检修。
首先将所在机组的所有疏水关闭，开始进行闷缸处理。
在故障现场调整机组各个瓦顶轴油压以及顶起的高度，检查之后发现一个发电机的7瓦顶起高度不符合要求。
660MW超临界机组热控设备故障分析与防范措施
660MW超临界机组热控设备故障分析与防范措施【摘要】火电厂超临界机组技术在实际运行和管理过程中也出现了系列的问题和故障，其中由于热控设备故障导致的故障和问题占有一定比例。
【关键词】660MW超临界；机组；热控；设备；故障我国特点是农业人口数量比较巨大，社会发展仍有一个巨大空间的对电力需求，由于传统能源结构形式的巨大限制，我国传统电力生产供应结构系统构成中，火力发电工业系统能源仍然还占有了相当的重要程度的比例。
火力发电厂机组技术水平、运行效果直接影响我国电力供应和社会、经济的发展。
660MW的超临界机组还将是作为未来当前拟建的未来我国超临界核电站主力机组规模建设的其中一个重要组成，在保障我国电力供应，创造电力价值方面发挥了巨大的作用和效果。
为充分保障了其长期运行状态的连续稳定、可靠，采用了热流控制设备来对整个机组系统的安全运行参数进行自动控制功能的完美实现，以保障机组连续可靠的运行。
然而在实际的运行维护过程中，热控设备系统故障时有发生，导致机组不能够稳定的运行，造成系统停机等现象，造成电厂效益降低甚至引发社会问题等等。
1故障出现的原因分析由于热控设备系统的组成和控制是通过多方面综合控制实现，受到系统、设备、人员、电力供应等各方面影响较大，是导致热控设备故障的主要原因。
1.1控制系统方面热控系统是基于计算机技术和自动化技术的拓展，通过对各热控设备和传感器进行有机结合，通过系统化管理实现自动化的热控管理。
因此，其控制系统对于热控设备作用的发挥起到决定性的基础。
由于系统软件错误、数据传输故障、网络通信异常、传感器失灵等各方面的原因均能导致控制系统的拒动、误动，进而影响控制系统功能的实现，造成各种故障，影响机组运行的稳定和设备的故障，对发电企业造成损失。
1.2热控设备方面热控设备是热控系统的基础，是实现热控动作的基本单元，然而在实际运行过程中，热控元件的故障经常导致热控设备发生故障甚至破损，造成热控设备不能够正常进行动作，发生误动或是拒动，严重损害到系统的控制和操作，影响机组的稳定运行甚至是造成机组停机或损坏。
火电厂超临界机组锅炉风机常见故障处理及原因分析
火电厂超临界机组锅炉风机常见故障处理及原因分析摘要：火力发电厂中超临界机组占据重要地位,利用超临界机组可以有效的节约能源,改善火电厂的环境,但超临界机组锅炉辅机在实际的运行过程中可能会出现各种各样的问题,火电厂有关工作人员必须要加强对超临界锅炉辅机的维护检修工作。
本文简要介绍了超临界机组锅炉风机在运行中发生的问题，分析了故障的原因并给出了解决故障所采取的对策，为其他火电厂类似问题的解决提供借鉴。
关键词：静叶可调引风机；轴流式送风机；一次风机前言：火电厂发电过程中需要使用到许多种辅机设备，比如磨煤机、风机等等，这些设备在火力发电工作中发挥了重要的作用，磨煤机可以保证燃煤充分燃烧、煤粉的输送及空气的流通离不开风机设备。
这些辅机设备的正常运行会影响到火电厂生产的安全性、可靠性，火电厂在日常的管理工作中必须要高度重视辅机的检修维护工作。
1.锅炉辅机维护、检修措施锅炉辅机设备在火电厂固定资产中占有很大比例，加强设备检修控制对于整个火电厂有着重要的意义，能够有效的减少设备检修维护成本，就现阶段来说，火电厂锅炉辅机主要有周期性检修、故障检修以及状态性检修三种检修模式。
1.1周期性检修周期检修就是根据已经掌握的设备磨损老化规律制定检修计划开展计划性的检修。
周期性检修灵活性比较差，检修过程中一味的按照以往设定好的检修计划及相关的规章制度开展计划检修，并没有完全考虑到设备实际运行过程中磨损问题，且定期检修如果过于频繁，反而可能会使得设备磨损加快，影响设备的正常运行。
此外，即使是相同类型的设备，运行的情况也可能各不相同，周期性检修工作中必须要考虑到这一问题。
1.2状态检修状态检修就是利用一定的状态监测及诊断技术分析设备的运行状态信息，对设备的运行状态进行评估，及时发现设备运行过程中潜在的故障隐患，采用对应的措施消除隐患的检修方式。
状态检修工作中需要现场工作人员加强设备的日常巡检，利用各类监测仪器对设备进行监测分析，同时做好定期维护工作，将设备巡检、维护的有关内容记录在册，为后期的状态检修工作打好基础。
600MW超临界机组锅炉事故处理
一、送风机A出口门卡涩到零现象：1、10S后炉膛负压增大、“FAN STALL”报警，又自动复归。
“炉膛压力低”“FDF A”“IDF A”“RB”“F磨”“D磨”报警发出。
炉膛负压到-700Pa左右。
再热汽温下降较快，545度. 处理：1、检查A送风机跳闸其出口档板关闭动叶关闭，A引风机联跳正常其进、出口档板关闭、静叶关闭；2、立即派巡检就地检查，汇报在值长，联系检修检查。
联系脱硫注意设备运行情况。
3、检查RB动作正常，F、D磨煤机跳闸，负荷快速下降，机组运行方式由滑压切至定压运行，压力设定值14MPa，CCS负荷指令减至300MW；4、检查B送、引风机动叶、静叶自动开大，电流***在额定值内，无失速报警。
氧量、风量正常，炉膛负压正常；（83%以上超电流）5、关闭F、D磨冷、热风门及出口快关门，相应二次风门关到正确位置；6、检查A层油枪投入，稳定锅炉燃烧。
7、检查运行吸风机（电流振动温度入口风压等）运行正常，炉负压调整稳定。
8、检查运行送风机运行正常（电流振动温度出口风压风量）氧量正常。
9、调整主汽温度正常，维持合适的水煤比，中间点过热度合适，调节减温水量合适，检查储水箱无水位。
10、调整再热汽温正常，调节烟气挡板，必要时使用事故喷水；7、检查除氧器、热井水位正常；8、检查汽泵运行正常；否则强开再循环；9、检查轴封压力、温度正常，检查主机振动、轴移、差胀等参数正常；判断：根据风机跳闸首发，判断事故为：A送风机出口门误关造成A送跳闸。
因为吸送风机几乎同时联跳，所以必须关注报警信号哪个先发，还要检查风机跳闸的原因，如热工保护：振动温度油压出入口门等，电气保护如：差动速断等。
本故障主要问题是氧量不够了。
本故障处理关键点：RB动作是否正常（否则造成磨不跳，油不投，CCS指令定滑压方式不切）-投油助燃（投中间磨）-未跳闸风机出力达最大（电流不超）。
1.1送风机出口门卡到10%。
现象：炉膛负压增大、“FAN STALL”报警信号发出。
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２ １ 年７ ２ ０ ０ 月 ０日１ ： １ ４ ３ ，机组 Ａ 级检 修后 首次 冲转 。
１： ４ ６ １ ，机 组定 速２００／ ｎ ０ ｒ ｉ高 速暖 机下 ， ０ ｒ 。２Ｏ ０／ ｎ ｍｉ ｍ
、
擞
图１ 机组轴 系图
２ 轴振 动分别 由６ ｎ、５ ｍ爬 升到 ８ Ｉ、 ｙ Ｏ ｌ ４ ４ Ｔ ／
９ ｍ。１ ：４ ４ ７ ２ ，机组 因其他 故障跳 机 。 １：６ ７３ ，机组 再次 冲转 。２ ５ ，机组 定 速 ３ ０ ｒ ｉ， ０：４ ０／ ｎ ０ ｍ
２ １年７ ９ ０ ０ 月１ 日，该 １机组Ａ 级检修结束 ，２ 日机组启 ０
动 ，启动过程 中５ 、６ 轴振 和５、６ 承垂直振动发生 了多 ｙ ｙ 嚆 次爬升 ，６ 轴振动最大达到 １６ ｙ ５ ｍ、６轴承垂直振动最大 ＃
了故障治理方 案并实施 ，取得 良好效果。
关 键 词 ：振 动 ；碰 摩 ；超 临 界 ；汽 轮 发 电 机 中图 分 类 号 ：Ｔ ２ ７ Ｋ ６ 文献 标 识 码 ：Ｂ
某 电厂一 台６ ０ Ｗ超 临界 、一 次中间再 热 、三缸 四排 ０Ｍ 汽 、凝 汽式 冲动式 汽轮机 ，型号 为Ｎ ０ ～ ４２ ６ ／６ 。该 ６ ０ ２ ．５ ６５ ６ ／ 机共 有９ 轴承 ，如图 １ 示 ，１ 个 所 、２ 轴承为 支撑高 中压转 子 的轴承 ，３ 、４ 轴承 是支撑低压转 子Ａ的两个 汽缸轴 承 ，
为１６ ｍ，同时诱发发电机振动 同步增大 ，７， １ ｌ 轴振动增大 为１４ ｍ。通过对机组启动过程 、超速试验 、带负荷过程 ９
量为主 ，为普通强迫振动 ；过临界时各 瓦振动值不大 ，一阶
试 运行 阶段 ，电机启 动时 间、励磁 电流 、电机 振动等 各项参数 与改造前基本一致 ，证 明此次故 障处理成功。 在该 电机 正常运行 ２ 个月后 ，对另 一台同样结构 的空压
忽视 。但是仔细观察Hale Waihona Puke 阻线圈上的缠绕带 ，可以发现缠绕带
的绝缘层会被 固定环罩上 的轴 向固定夹划伤 ，因此可 以据此 检查旋转 电阻是否有这类划痕 。一旦电阻线 圈发生位移 ，则 需要进行加 固处理 ，在旋转 电阻器 的固定 环罩上增加螺孔 ， 并用纤维板对 电阻线圈进行 固定 。在旋转电阻器 内部 ，电阻 线 圈与 固定 环 罩之 间填 充 玻璃 纤维 进行 加 固。 通过 这种处理 ，可以最大 限度地 降低 电阻线圈松 动 的 可能 性 ，提高 电机安全运 行的可靠性 ，降低 检修费用 ，避
５ １
誊 蒜 ｌ ＿ 瓤０ ｌ ｌ 一
表 １ 定速３００／ ｎ ０ ｒ 过程中各 瓦振动变化情况 ｍｉ
、 振向 ５／ ＼ ＼ Ｙ
时 问＼ 伯 数
３ ９ ２ ５ ０：４ ｌ ０ １ ０１ １５ ０ １ ７ １ ３ １ ５ ４ ５
状态监测与诊断技术
不平衡量较小。
７ 、８ 轴振 通频 振幅分别 为１４ ｙ ｙ １ ｍ、１ １ ｍ，其余 各轴的 １ 振动均小 于６ ｍ，各轴承垂直振动小于６ ｍ ０ ０ 。表 １ 给出了
３Ｏ ０／ｉ各瓦轴 振和瓦 振变化情 况 ，图２ ０ ｒ ｎ ｍ 给出 了启 动过 程 ７ Ｘ、７ 和８ Ｙ Ｘ、８ 方 向的波特 图。可以看 出 ，振 动以工频 分 Ｙ
１ 。 ４１ ３ ９ ２１３ ：４ １８ 。 ３
２７ ０ １０ ８ ９ ０
２ １ ９。 ｌ ５ ２ ２ ９。
—
．
１ 。 ４１ １３ ０
２ ４。 ８
１ Ｏ
１ 。 ０１
１ ０１
１ ９ ６。
９ ５
１Ｏ ８。
１ １
３。 ９
１ ０
３ ５ ３。
１ ７
２ ２ ０。
４ ５
组 有功负荷 ６ Ｍ ４ Ｗ，５ Ｙ、６ 、７ Ｙ Ｙ、８ 轴 振动分别 Ｙ
爬 升 至 １ １ ｍ、 １ ３ Ｉ、 １５ Ｉ、 １０ ｍ，６ 、 ０ １ ５ ｎ ９ Ｔ ５ Ｉ
２ 第 一 次 并 网 运行 过程 ．
Ｘ Ｉ ｍ ６ Ｉ ｍ ７Ｙ Ｉ Ｉ ８Ｙ Ｉ Ｙ／ Ｘ ／ Ｔ Ｘ Ｉ ／ ｘｍ
ｍ ６＿／ Ｌ ｕｍ ｕ ｍ Ｌ ｍ ７ ８ Ｌ
２ ｌ年７ １ ： ，机组并网运行。５４ ，机 Ｏ Ｏ 月２ 日３４ ９ ：５
１ ３。 ３
３ ５
２ ：４ １１
状监与断术 态测诊技
文章 编号 ：１７ — ７ １ （０ ２ １ — ０ １ ０ ６ １ ０ １ ２ １） ０ ０ ５ — ３
＿◆—技
超 临界机组运行碰摩 故 障诊 断及处理
张文涛 ，郭玉杰
（ 电力试验研究院 ，河南 河南 郑州 ４０５） ５０ ２
摘
要 ：通过对一 台６ ０ ０ ＭＷ超临界机组突发振动增大 的现 象进行分析 ，诊断 为动静碰摩故 障，据此 制定
免经济损失 。
机电动机进 行了检查 ，发现其旋转 电阻器 也出现 了类似 的 问题 ，只是 线圈损坏程 度相对较轻 。采用 同样方案 进行处
理后 ，两台电机均 已正常运行２ ，此后 多次检查也未发 现 年
电 阻线 圈松 动 现 象 。 四 、故 障预 防
此类故障在初期很难发现 ，发现时 ，处理周期较长 ，影
进行 的振 动监测 ，分析 了故障原因 ，制定 了治理方案 ，取
得 良好效 果 。
一
、
振 动测 试 结果 分 析
１第 一次 升 速 过 程 ．
５ 、６ 轴 承是支撑低压转子 Ｂ 的两个汽缸轴承 ，７ 、８ 轴承 为发 电机 的两个端盖轴承 ，９ 轴承为集 电环转子支撑 轴承。
响生产 ，因此建议对类似结构电机需 时常进行检查 ，及早 发 现和处理故障 ，避免故障扩大化。当电阻线圈在 固定环罩 内 发生位移初期 ，并不会 明显从 固定环罩 中移 出，也最容易被
收 稿 Ｅ期 ：２ １— ８ ０ ｔ ０２０—６
【 编辑 ：郭霄】
２１年１月 ｌ中国 ０２ ｏ 设备工程