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电气专业试运教训第一节 加强发电机定子及定冷水系统检查，防止发生定子绕组烧毁事故 发电机定子绕组内部若存在堵塞现象，内冷水流量减少将造成定子线棒温度升高，甚至会使线棒内的定子冷却水汽化，局部形成气堵，线棒绝缘会在短时间内烧毁，造成发电机事故。运行中若出现定子线棒出水温度偏差大的情况，运行人员必须加强发电机监视，必要时降负荷或停机处理。例l：宝山一期(2660MW)2号机组发电机定子绕组烧毁事故。 2007年7月10日，宝山一期2号机组带660MW负荷运行，7号、8号、9号瓦振动突然增加，其中8号轴承X向振动由90.69m突升到339.8m，达到跳机定值，发电机逆功率保护信号同时发出，其他发电机变压器组保护均未动作。查事故追忆，在振动增大的同时，发电机负序电流从1355A突增到2728A。就地检查发电机氢气干燥器排污管处有绝缘烧坏的异味。在制造厂技术人员的见证下，打开发电机励侧上端盖进行检查，检查发现励端1l点方向第2排弓形引线(并联环)熔断200mm左右(属C相，第39槽至中性点)。原因为并联环故障点处水路“气堵”，造成引线过热熔断。处理工期为1个月。例2：潍坊二期(2670MW)4号机组发电机烧毁事故。 2007年7月4日，潍坊二期4号机负荷维持在650MW，运行值班人员发现发电机内冷水压力升高，水压从0.23MPa逐渐上升到0.4MPa，检查内冷水各阀门状态正确，内冷水箱水位60cm，均正常。6min后，4号锅炉MFT，首出原因为“发电机故障”，发电机一变压器组保护柜“匝问保护”动作，厂用电切换正常。同时发现4号机组跳闸后内冷水压力升高到0.8MPa，检查发现发电机下部四个液位计均满水，市刻组织对发电机进行排水，随后进行4号发电机事故排氢。跳机时汽侧测温元件接线板处漏氢着火。处理工期：2个月。经检查判断故障发展过程是：首先w相并联绕组中的Wz绕组至中性点的弓形引线烧断，励端W2弓形引线烧断的原因为发电机定子引出线水路外接回水管管径偏小，造成引线水路水阻增大，水流量减少，致使弓形引线卜部形成气堵，造成弓形引线局部高温、烧熔断裂、拉弧。 防范措施：1、 更换引线水路外接回水管。2、 严格按照厂家说明书的要求，核查运行规程。开机前对内冷水系统彻底排气。3、 确保发电机各种在线监测设备正常投入使用。若装置发出报警要立即结合其他可疑状态综合判断，采取果断措施。4、 对发电机绕组层间温度和进、出水温度加强监视。5、 针对多家电厂600MW级发电机发生了定子绕组环形引线过热损坏而导致发电机烧毁事故，提出以下几个方面的注意事项：5.1 故障发电机最典型的特征是过热和损坏均开始于环形引线的最高点附近，发电机定子绕组并联环气堵问题是重要的原因之一，并联环水量偏小，流速不够，无法将并联环内部积聚的气体从并联环内部带出，最终使发电机定子冷却水并联环产生气堵，就会影响这部分定子线棒的冷却效果而造成事故。5.2 接口法兰与直管道间的过渡应采用弯头过渡，弯头的半径不小于1.5倍通径。5.3 提高发电机定子绕组的进水压力，对于600Mw，氢压为04MPa的发电机其进水压力为0.30.35MPa；660Mw，氢压为0.5MPa的发电机其进水压力为0.350.4MPa，这将更有利于发电机的运行。而且水压抬高，氢水压差减小，通过绝缘引水管壁渗入定子水系统的氢气量也相应减少，氢气积聚的可能性也相应减小。5.4 定子水系统冲洗期间排气是否彻底也是一个很重要的因素。在发电机水系统说明书中的“运行”这一章节，对定子绕组的驱气有明确的要求，在实际操作中要按要求执行，避免水路的阻塞，尤其是充水时的排气要彻底，避免气堵的发生。还有一点，不仅仅是在发电机新机启动时要严格按要求进行绕组排气，凡是水系统的水泵一旦发生过停泵，那么定子绕组就要按要求进行排气，必须先将整个发电机定子绕组内灌满冷却水，直到发电机顶部排气管引出的阀门，有水喷出一段时间为止。5.5 反冲洗阀门组，正常运行期间应该关闭的一定要关紧，有必要时用堵板封死，避免水的分流返回水箱。5.6 确保发电机各种在线监测设备正常投入使用。若装置发出报警要立即结合其他可疑状态综合判断，采取果断措施。5.7 对发电机绕组层问温度和进、出水温度加强监视。5.8 对运行中的机组，特别要注意以下状况：发电机负序电流突然增加并不返回，同时发电机轴承振动突然增大，定子冷却水压力突然升高，发电机绕组层间温度和进、出水温度突然升高，内冷却水检漏装置检测到发电机内漏。上述情况一旦出现，应果断停机处理。5.9 定子冷却水系统中的气表是监测定子绕组泄漏的有效手段，现场运行人员应加强对此表的检测，如果发生突变，应立即检食处理。例3：西塞山一期(2330MW)1号机组整套启动过程中，发电机定子绕组温差偏大(10)，原因为内冷水系统小混床安装时，进出滤网装反，使树脂倒灌入发电机的定子绕组内。机组试运行阶段，运行人员要加强对发电机定子内冷却水流量的监视，如果出现异常，应立即分析处理。对发电机定子内冷却水系统进行反复正、反冲洗，在冲洗初期，因新安装的管路系统比较脏，可适当增加排水次数，使定子内冷却水水质尽快达到合格。定期清洗滤网，水系统的杂物在冲洗过程中，会堵在滤网处，时间长了水流量就会受影响，影响冲洗效果，在发电机定子水系统进行冲洗时，要定期对定子内冷却水滤网进行清洗。内冷水系统小混床安装时，检查进出滤网是否装反，如果装反，会使树脂倒灌入发电机的定子绕组内，阻塞定子线棒水路，将使此线棒形成堵塞，随着温度的进一步上丁，水汽化后会形成更加严重的气堵，易导致发电机定子线棒烧毁事故。例4：蒲城二期(233()Mw)4号机组发电机线棒缺陷。由于该批次进口的(法国进口)定子线棒质量不好，出厂时耐压试验不合格，虽然厂家承诺可在运行一年后进行更换，考虑到主设备带缺陷运行的巨大隐患和投入商业运行后3个月更换时间带来的巨大电量损失，被迫决定在建设期更换，造成投产推迟。发电机定子线棒绝缘不合格，则不能投入运行，否则可能会发生定子线棒烧毁事故，更换定子线棒工期较长，将造成机组延期投产。第二节 加强变压器绝缘监测，防止变压器绕组匝问短路、局部过热等问题 在电力系统中变压器绕组匝间短路是最常见故障之一，变压器的匝间短路，一般是由于绕组制造过程中存在缺陷、安装过程中注油不当以及在运行中绕组绝缘损坏而发生的。变压器绝缘降低、绕组匝间短路等故障的原因较多，分析主要有如下原因：1、 绕组绝缘受潮，主要原因是绝缘油质不佳或油面降低。2、 大型变压器在运输过程中，到达安装现场时，一般采用充氮或充油运输。充油的变压器如果在储存、运输过程中维护不当，水分、杂质或其他油污混人油中，使绝缘强度大幅降低；充氮的变压器如果氮压不正常，则说明氮气泄漏，潮气会侵入变压器内部使绝缘受潮；另外，变压器处于潮湿场所、多雨地区，湿度过高，会使变压器受潮。3、 变压器安装过程中，如果注油时油面过低，绝缘油与空气接触面积增大，加速空气中的水分进入油面，减低绝缘强度。当绝缘降低到一定值时，则会发生绕组短路事故。因此，变压器注油时应注意控制好油位。4、 铁芯硅钢片之间涂有绝缘漆，但其绝缘电阻小，只能隔断涡流而不能阻止高压感应电流。如果硅钢片在制造过程中表面上的绝缘漆膜不匀或受损，将产生很大的涡流损耗，增加铁芯局部发热，使高、低压绕组温升加剧，造成变压器绕组绝缘击穿短路而烧毁。例l：蒲城二期(2330MW)4号机在2003年11月19日主变压器试运时，高压C相绕组匝间短路击穿，从解体情况和事故点位置看，属于设备绝缘问题导致的突发事故。这两起设备质量缺陷不仅直接影响了4号机组投产任务的完成，也影响全厂计划电量的完成，给电厂带来了很大的损失。例2：石门二期(2300MW)3号机组主变压器自2005年9月至2006年3月运行半年后，取绝缘油做色谱分析时发现总烃含量增长过快，含量达143.5L/L，接近注意值150L/L，经3号主变压器生产厂家现场确认：产气原因是变压器内部存在局部过热点，且过热点不在绕组内部。根据厂家建议：继续加强平时的跟踪运行维护，在进一步暴露产气规律后总烃含量达到1000L/L左右时择机处理。例3：广安二期(2300MW)3号机组整套试运期间，由于励磁调节柜同步变压器瓷柱破裂，导致同步变压器放电，发生金属性短路，使励磁变压器低压侧过流，造成励磁变压器差动保护动作。电厂及时更换了同步变压器，并将其金属盖板更换为环氧树脂绝缘板，作交流耐压试验，更换全套非线性灭磁电阻，耽误整套启动工期2天；3号机组整套试运期间，同步变压器绕组耐压水平不够，发生非金属性短路，导致整流柜可控硅触发脉冲丢失，继而使3个整流柜流过的电流不均衡，先后出现可控硅快速熔断器熔断，转子产生高压使该熔断器炸裂并拉弧，弧光在柜内引发其他设备及电缆燃烧，进而造成可控硅散热片内侧发生三相短路，同时励磁变压器过流保护动作，机组跳闸。事故发生后，电厂立即更换了励磁系统控制柜(包括灭磁柜、调节柜、整流柜)，变更了同步变压器的生产厂家，并要求新投运同步变压器的对地及匝间绝缘耐压水平应在4500V以上，保证了励磁系统安全稳定运行。但因此而耽误整套启动工期10天；3号机组转入试生产后，由于整流柜脉冲隔离变压器绝缘水平不够，致使一次侧绝缘击穿，强电通过脉冲隔离变压器二次侧串入弱电回路，将整流柜及灭磁柜的输入模块烧损，造成非计划停运1次。电厂更换了脉冲隔离变压器，提高了绝缘耐压水平，并采取措施防止交流电源对励磁系统直流电源系统产生干扰。5、 要防止变压器出现故障，应做好以下措施：5.1 设备招标中应要求设备厂家有良好的同类型机组运行业绩，且该厂产品没有发生过因设备质量问题而引起的重大设备事故。必须强调制造厂在出厂试验中所有试验项目和标准的完整性，特别是对变压器绝缘水平的考核试验。5.2 加强变压器生产、安装的全过程管理，特别要加强变压器的监造工作，从源头上控制好变压器设备的质量。5.3 变压器安装前应按规定进行吊罩检查，如发现垫块松动、压紧力不够、铁芯松散、油中含有杂质等情况，应及时联系设备厂家派人处理。5.4 变压器安装时，如果现场条件具备，并征得生产厂家的同意后，应按规定对变压器进行吊罩检查，并按规程要求进行各项试验，发现绝缘超标时，及时处理。5.5 在变压器吊罩时，应严格按作业指导书的要求进行，必须穿专用的工作服，带入的工具要进行登记；进入内部后，不得碰伤内部的部件，如果不慎将绕组、引线、分接开关等处的绝缘破坏或工具遗留在变压器内，或不慎跌落物件、工具砸坏套管，轻则发生闪络，重则短路接地。5.6 变压器安装完毕后，投运前要检查油位计是否完好，油位是否清晰且在与环境相符的油位线上。如果油位过高，在变压器投入运行带负荷后，油温上升，油膨胀很可能使油从油枕顶部的呼吸器连接管处溢出；如果油位过低，则在冬季轻负荷或短时间内停运时，可能使油位下降至油位计看不到的位置。5.7 外罩、套管、排油阀等处是否密封良好，有无渗油现象。否则当变压器带负荷后，在热态时，会发生更严重的渗漏现象。5.8 在变压器试运行过程中，应经常检查变压器的油位、油色，有无渗漏，发现缺陷及时消除，并按规定定期取油进行测试。大型油浸式电力变压器在投入运行后，绝缘油的含气量是油质监督的一项比较重要的指标。用气相色谱法测定绝缘油中溶解气体的组分含量，是判断运行中的油浸式电力变压器是否存在潜伏性的过热、放电等故障的有效手段。如果运行中的变压器出现总烃含量超标，就应立即分析原因，必要时停机处理，避免造成变压器烧毁事故。第三节 加强保护设备的选型及检查，防止厂用电保护故障高压开关柜中的各开关通过综合保护测控装置实现开关的分、合闸和过流、接地等各种保护功能。综合保护测控装置出现故障，将导致开关误跳、误合、电气参数显示错误等故障。如果风机等重要辅机设备开关综合保护测控装置出现故障，可能会造成机组降出力甚至停机。例l：六安一期(2135MW)机组在运行过程中，高压开关柜中的电动机综合保护器出现屏幕无显示故障，且保护误动。原因为在设计阶段，高压开关柜内的综合保护测控装置选型低档。后重新购买保护装置，2007年底前分批更换完毕。例2：巡检司公司(2300MW)7号机组试运期间，引风机、循环水泵、二级碎煤机等多次出现“负序保护”误动跳闸。原因为综合保护测控装置有缺陷，抗干扰能力差。后来更换测控装置主板，提高其抗干扰能力，并增加6kV柜体及测控装置专用接地线，消除了保护误动隐患。另外，还发生6kv保护越级动作一次，原因为6kV电动机综合保护器大电流闭锁保护未退出，解决措施为核准退出该机6kV电动机综合保护器大电流闭锁保护。例3：2007年1月17日10：05，襄樊二期(2600MW)机组5号炉捞渣机张紧保护信号动作跳闸，无法启动，原因为5号炉捞渣机张紧保护信号动作跳闸，13：40捞渣机仍无法启动，申请网调减负荷至350MW。15：35调总命令继续减负荷至250MW，不停炉处理捞渣机缺陷。后因炉底水封破坏后，主再热汽温无法控制，调总命令5号机停机，15：55手动MFT。处理措施为对捞渣机保护跳闸信号回路重新检查、试验，确保可靠。采取的措施如下：1、 机组设计阶段，要综合考虑设备投资与设备质量、性能之间的关系，不能因为控制投资而随意降低设备质量、性能方面的要求。2、 设备选型要优先选择成熟的、有同类型机组运行业绩的生产厂家。设备招标时，如果投标单位的报价明显低于生产成本，应不采用最低价中标。3、 设备安装后，尽快使设备达到送电条件，并进行试验。如果暂时不具备送电条件，也可引接临时电源，通电试验，及早发现设备问题。如果能早发现问题，就可能在机组投运前全部处理完毕，不会对机组的投运造成工期方面的影响。第四节 加强电气接线的监督检查，防止接线压接不良造成机组停运 开关柜出线端子与电缆压接不紧，容易造成电缆接头处发热，引起电缆对地或相间短路，开关跳闸，电缆所接电气设备停运。发电机出线CT二次接线端子压接问题应引起足够的重视，尤其是在发电机短路试验时要做好检查，必要时应在短路试验后对端子的压接重新检查紧固，避免造成事故扩大。例 l：2007年6月6日，潍坊二期(2670MW)正在试运行的4号机负荷650MW，A1、A2、C1、C2给煤机跳闸，炉膛负压波动至220Pa。投油稳燃，解除协调，手动调节维持燃烧稳定。15：37，启动A1、A2、C1、c2给煤机成功，停油枪，机组恢复正常运行。“4号主变压器B相冷却器工作电源故障信号发出，就地检查主变压器B相冷却器电源工跳闸，主变压器B相冷却器电源切至电源工作，风扇、油泵工作正常。就地检查发现B相冷却器电源电缆接头过热。17：0018：20，4号机MCC电源盘3号柜B相主变压器冷却器电源端子排更换。将主变压器B相冷却器电源由电源切至电源工作，检查风扇、油泵工作正常。例2：滕州二期(2315MW)3号机在定期切换火检风机时，A火检风机一次回路端子排因过热导致电机缺相跳闸，造成机组MFT动作。例3：六安一期(2135MW)机组在2005年试运过程中，2号发电机CT二次接线开路，造成发电机 变压器组保护动作，机组跳闸。例4：宝山一期(2660MW)2号机组在2007年满负荷试运过程中，因发电机CT内部接线不牢固造成CT二次接线开路，机组跳闸。例5：2005年11月，池州一期(2300MW)机组2号汽轮机冲转定速后进行发电机短路试验，当发电机出线电流达到额定值时，现场检查发现发电机出线CT一接线盒有放电火花，对此CT二次接线端子重新压接后进行短路试验正常，后停机对所有发电机出线CT及中性点CT二次接线端子全部检查紧固，并测试回路电阻正常，机组运行后未发生异常。在电缆接线过程中，要压接牢固，施工人员应提高工作责任心，确保接线接头压牢。待设备送电后，要及时采用红外线测温仪进行巡检测量，发现温度高的接头，立即切换到备用设备进行处理，如果不能切换，则必须加强监视，以便做进一步处理，防止事故扩大。机组试运后由于振动也可能会造成压接螺栓松动，因此要重点关注机组振动大的部位，定期检查有关电气设备的导线压接问题，有的单位机组正常运行多年后，发生因机组振动大导致发电机CT二次接线端子压接螺栓松动并逐渐放电至二次开路引起机组跳闸的事件。第五节 防止设备保护装置误动母线是电力系统中最重要的电力设备之一，起着汇集和分配电能的作用。当母线上发生故障时，如果母差保护不能正确动作，将直接影响电力系统安全稳定运行，造成严重后果。但如果母差保护误动，将严重影响机组的安全稳定运行。电流互感器抗饱和能力差、差动保护本身质量问题、安装时接线端子压接不牢等均可能造成母差保护误动。例l：哈密公司(2135MW)6号机组倒送电时，220kV母差保护误动，造成倒送电时间推迟。经检查，引起误动的原因是厂家母线保护装置故障，属厂家产品质量问题，更换插件后正常。例2：新乡一期(2660MW)1号机主变压器差动保护由于区外故障引起差动保护三相电流不平衡而误动，为调试、整定遗留问题。1、 在机组调试阶段，要严格按规定进行传动试验，在确保不发生误动、拒动等前提下，方可将设备投入运行。2、 设备订货时，要严格把关，在发电机一变压器组保护、母差保护等重要的设备厂家选择时，优先选择有可靠运行业绩的厂家的设备。按规定，动力电缆与控制电缆应分开敷设，否则将引起信号干扰，易发生保护误动。例3：巡检司公司(2300MW)输煤、除灰等电缆敷设时施工单位把动力电缆和控制电缆及网络通信电缆没有分层敷设，PLC柜没有单独接地，造成程控干扰，问题发现后，按规程进行了整改，即在电缆大槽盒内加小槽盒屏蔽隔离完善，运行正常。例4：2006年1 2月6日，襄樊二期(2600MW)试运过程中，翻车机重调等变频设备启动后，输煤皮带跳闸。经检查，原因为：翻车机重调等变频设备电缆未采用屏蔽，运行时高频干扰输煤程控通信，造成保护误动。处理措施为更换输煤程控通信同轴电缆为光纤。第六节 提高设备制造安装质量，防止发生高压设备故障 高压开关是发电厂重要的电气设备，因运行电压较高，并且多为室外设备，受天气等因素影响较大，是较为容易出现事故的一类电气设备。尤其是设备本身存在质量问题或运行操作不当时，更容易出现事故。例l：2006年7月3日，可门一期(2600MW)l号机组升负荷至96MW，厂用电中断，5013开关跳闸，福门路线路保护RCS931启动，500kV系统失电，500kV福门路福州变对侧开关跳闸(零序II段动作)，经检查，1号发电机一变压器组保护动作信号有：1号发电机一变压器组差动保护动作、1号主变压器差动保护动作。检查故障录波系统，确定故障原因为高压侧A相接地，经对GIS检查后确认50122开关A相发生接地故障。对GIS解体检查，发现50122开关A相绝缘推杆对地击穿，导致接地。更换50122开关，并清洗50122开关气室，重新经过零起升压及冲击试验后投入运行。 例2：可门一期(2600MW)1号机组启动过程中，零起升流试验中5013开关B相电流指示为0A，其余两相均为135A，经检查，501327开关的接地铝牌被油漆覆盖，导致接地不畅。将零起升流短路点K2由501327改至500kV母线段接地刀闸5217后，完成升流试验和相量、保护校核。试验结束后将油漆刮去，恢复正常。 高压开关在运行期间，要做好设备巡检工作，按要求记录断路器开断故障、断路器机构的油(气)泵的总运转时间、SF6压力等。利用设备巡检的机会，对SF6压力等进行检查记录，发现压力异常，及早发现，及早处理，避免发生大的事故。现场检查外绝缘瓷套表面，如发现有严重积污，运行中出现放电现象或瓷套、法兰出现裂纹、破损或放电烧伤痕迹，应立即分析原因，对设备进行重点监护，必要时停线路处理。定期涂敷RTV涂料，保持瓷外套憎水性良好，涂层不应有缺损、起皮、龟裂。应定期对导电回路测温并做好记录，发现有过热情况，应立即分析原因并尽快处理。按规定做好高压开关设备的各项预试项目，确保预试不超期，试验结果应符合规程要求。例3：大通一期(2300MW)2号机组发电机 变压器组出口A相电流互感器(LVQ330W2六氟化硫型互感器)防爆膜动作漏气，造成绝缘损坏，差动保护动作，属设备质量问题。第七节 加强运行机组的隔离，做好相关措施，防止机组停运新建机组试运时一定要做好运行机组与在建机组的隔离工作。否则易发生误操作或误碰，造成机组停运。例如：巡检司(2300MW)7号机C柜失灵保护动作，联跳6号发电机，出口开关的一对电缆已接入5506开关保护柜，该电缆的另一端头在7号机保护C柜裸露，采接入，电建工作人员误碰引起5506开关跳闸。有的单位室外送、引风机等事故按钮未挂标牌，施工人员误以为是照明按钮，造成风机跳闸。个别单位也发生过因事故按钮进水造成机组停运的事故，甚至发生在机组已进入168h满负荷试运阶段，教训非常惨痛。首台机组试运过程中，试运现场应与施工区域彻底隔离，现场保卫人员应严格按规定检查进入现场的人员。禁止无证人员进入试运现场，佩戴不符合进入该区域要求证件的，禁止进入该区域；施工单位人员进入运行设备区域工作，应实行工作票双负责人监护制，即工作票负责人由施工单位和电厂各一名具有资质的人员担任，且工作期间两名工作负责人不得离开工作现场，避免造成人员误碰运行设备造成事故。另外带电区域、带电设备与非带电区域、非带电设备必须严格隔离，并做好值班保卫工作。机组在进入整套启动期问要提前做好设备挂牌工作，特别是事故按钮的标牌要醒目清晰，并做好防雨措施。第八节 加强辅机电动机的现场检查，防止重要辅机电动机故障 重要辅机的电动机对于机组的安全稳定运行至关重要，一般重要辅机的电动机大多为高压电机，一日这些重要的辅机电动机发牛故障，将直接造成机组降出力或者停机事故。因此，确保重要辅机电动机的安全运行具有十分重要的意义。电动机常见的故障有：一、 电动机过热1、 电源方面使电动机过热的原因1.1 电源电压过高当电源电压过高时，电动机的反电动势、磁通及磁通密度均随之增大。由于铁损耗的大小与磁通密度的平方成正比，则铁芯损耗增加，导致铁芯过热。而磁通增加，又致使励磁电流分量急剧增加，造成定子绕组铜损增大，使绕组过热。因此，电源电压超过电动机的额定电压时，会使电动机过热。1.2 电源电压过低电源电压过低时，若电动机的电磁转矩保持不变，磁通将降低，转子电流相应增大，定子电流中负载分量随之增加，造成绕组的铜损耗增大，致使定、转子绕组过热。1.3 三相电源不平衡当三相电源电压不平衡、电源线一相断路、熔断器一相熔断，或接触器触头烧伤致使一相不通，都将造成三相电动机运行过程中负序磁场加大，致使运行中的电机转速降低，定子电流增加而过热，甚至发生电机烧毁事故。2、 因负载的原因使电动机过热2.1 电动机过载运行当设备不配套，电动机的负载功率大于电动机的额定功率时，则电动机长期过载运行(即小马拉大车)，会导致电动机过热。2.2 拖动的机械有故障被拖动的机械有故障，转动不灵活或被卡住，都将使电动机过载，造成电动机绕组过热。3、 电动机本身的原因造成过热3.1 电动机绕组断路当电动机绕组中有一相绕组断路，或并联支路中有一条支路断路时，都将导致三相电流不平衡，使电动机过热。3.2 电动机绕组短路当电动机绕组出现短路故障时，短路电流比正常工作电流大得多，使绕组铜损耗增加，导致绕组过热，甚至烧毁。3.3 电动机的机械故障电动机轴弯曲、装配不好、轴承质量差等，均会使电动机电流增大，铜损耗及机械摩擦损耗增加，使电动机过热。4、 通风散热不良使电动机过热的原因4.1 环境温度过高，使进风温度高。4.2 进风口有杂物挡住，使进风不畅，造成进风量小。4.3 电动机内部灰尘过多，影响散热。4.4 风扇损坏或装反，造成无风或风量小。4.5 未装风罩或电动机端盖内未装挡风板，造成电动机无一定的风路。二、 电动机振动大1、 转子不平衡。需进行动平衡试验，并通过加平衡配重来校正。2、 转子轴弯曲。可将转轴放于压力机下，在弯曲处加压矫正，矫正后的轴表面用车床切削磨光；如果弯曲过大，则需另换新轴。3、 轴承质量差。轴承滚动体间隙过大，导致轴在定子膛内径向活动间隙加大，运行过程中，由于转子本身不可能达到绝对的动平衡，另外，定子磁场也不可能是一个绝对对称的磁场，在上述原因条件下，转子可能会发生较大的振动。4、 电动机的基础不牢或不平。对电动机振动进行频谱分析，如果O5倍频成分较大，在排除各种可能的原因后，应考虑检查电动机的基础，必要时进行加固处理。其他倍频成分可能为轴承、平衡等方面的原因。5、 电动机振动大，轴承损坏加快，严重时电动机定、转子相擦，还会使电动机定子铁芯紧固件松动，定子引线与绕组连接处振动造成开焊，发生电动机烧毁事故。三、 电动机轴承过热1、 轴承损坏。由于轴承质量问题，或轴承长期运行，轴承滚动体、内外钢圈有破损、锈蚀、疤痕等。运行过程中，若听到不连续的“梗梗”的声，可能是轴承钢圈破裂，此时应及时更换轴承。2、 润滑油过多、过少或油质不良。滚动轴承缺油时，会听到“骨碌骨碌”的声音；轴承润滑脂内7昆有沙土等杂物或轴承零件有轻度磨损时，会产生轻微的杂音。3、 轴承与轴配合过松。运行过程中，轴承内圈与轴发生相对转动磨损，轴颈磨损不大时，可在轴颈上镀一层铬，再磨削至需要尺寸；磨损较多时，可在轴颈上进行堆焊，再到车床上切削磨光；如果轴颈磨损过大时，也可在轴颈上车削23mm，再车一套筒，热套在轴颈上，然后车削到所需尺寸。4、 有些重要辅机电动机轴承温度有时会突然升高，如不及时发现并处理，电动机轴承将会因温度过高而将润滑脂破坏，轴承也因失去润滑作用而迅速烧坏，严重时，轴承内的滚珠及保持架磨损严重甚至烧熔，电动机转子偏离轴中心线，电动机定、转子相擦，定、转子铁芯磨损、定子绕组绝缘破坏，将整台电动机烧毁，甚至会引起机组停机的严重事故。例l：攀枝花公司(2150MW)循环流化床机组的冷渣器流化风机电动机存在重大缺陷，电动机型号为YKK40052W；额定电压为6kV；额定功率为50okW；额定电流为59.4A，其中有两台