发电厂设备巡检及故障处理流程

发电厂设备巡检及故障处理流程一、引言发电厂作为能源供应的核心枢纽，设备的稳定运行直接关系到电力供应的可靠性与安全性。设备巡检与故障处理是保障发电系统高效、安全运行的关键环节——通过科学的巡检机制及时发现设备隐患，结合规范的故障处理流程快速恢复设备功能，可有效降低非计划停机风险，提升机组运行效率。本文将从巡检流程、故障处理机制及实践要点三个维度，系统阐述发电厂设备管理的核心工作逻辑。二、设备巡检流程：从预防到预警的全周期管理（一）巡检准备：夯实工作基础巡检工作的有效性始于充分的前期准备。人员资质方面，巡检人员需持有对应设备的作业资质，熟悉《电业安全工作规程》及设备操作规程，具备基本的故障判别能力；工具配置需根据设备类型配备专业仪器，如红外测温仪（检测电气接头、轴承温度）、振动分析仪（监测旋转设备振动幅值）、超声波检漏仪（排查管道泄漏）等，同时携带巡检记录表、对讲机等辅助工具；计划制定需结合设备运行特性，遵循“分类分级”原则：核心设备（如汽轮机、锅炉）执行“日常+专项”巡检（日常每2小时一次，专项每周覆盖关键部件），辅助设备（如循环水泵）执行日常巡检（每4小时一次），并根据季节、负荷变化动态调整计划（如夏季增加冷却系统巡检频次）。（二）巡检实施：差异化检查要点1.热力系统设备锅炉系统：重点检查炉膛燃烧工况（火焰颜色、强度）、受热面管壁温度（偏差≤设计值±5%）、汽水系统压力/流量（主蒸汽压力波动≤0.5MPa）、安全阀铅封完整性；针对煤粉炉，需关注给煤机出力、磨煤机振动及煤粉细度（R90≤15%）。汽轮机系统：监测轴振动（≤75μm）、轴位移（≤0.2mm）、润滑油温（40-45℃）、油位（±50mm范围内），听辨轴承箱异音（排除摩擦、松动类异响），检查凝汽器真空度（≥90kPa）及循环水进出口温差（≤12℃）。热力管道：采用“看、摸、听”结合的方式，观察管道膨胀指示器位移（≤设计补偿量），触摸保温层外表面温度（≤50℃），听诊阀门、法兰处是否有泄漏异响（可配合检漏仪定位）。2.电气系统设备发电机：检查定子绕组温度（≤105℃）、转子绕组温度（≤110℃），监测绝缘电阻（≥1MΩ/kV），观察滑环碳刷磨损情况（剩余长度≥25mm）及火花等级（≤1级）。变压器：通过油温计（顶层油温≤85℃）、油位计（油位与油温曲线匹配）判断油系统状态，检查套管表面无放电痕迹，呼吸器硅胶变色≤2/3，采用红外测温仪检测高低压接头温度（≤环境温度+50℃）。开关柜：重点排查母线排接头、电缆终端的温度（≤70℃），观察断路器分合闸指示、储能状态，检查绝缘拉杆无裂纹，接地开关机械联锁可靠。3.辅机系统设备水泵类：监测轴承振动（≤4.5mm/s）、轴承温度（≤75℃），检查泵体密封泄漏量（≤10滴/min），观察进出口压力差（与设计值偏差≤10%）。风机类：关注叶轮振动（≤6.3mm/s）、电机电流（≤额定值的1.1倍），检查皮带张紧度（按压下垂量≤15mm），清理滤网堵塞（压差≥200Pa时清洗）。（三）记录与分析：从数据到决策的转化巡检记录需遵循“实时、准确、可追溯”原则，采用电子化台账（如EAM系统）或纸质表格，记录设备参数（温度、压力、振动值）、运行状态（启停次数、负荷率）及异常现象（如“#1汽轮机轴振动从60μm升至85μm，伴随轴承温度上升3℃”）。数据分析环节需结合历史数据建立趋势模型，例如通过汽轮机振动数据的周度对比，识别“振动幅值周均增长5μm”的劣化趋势，提前触发专项检查；对变压器油温的月度统计，可发现“夏季油温同比升高8℃”的异常，结合负荷率分析是否存在冷却能力不足。三、故障处理流程：从响应到恢复的闭环管控（一）故障识别：多维度异常捕捉故障信号来源于巡检发现、DCS报警（如“锅炉水位低Ⅱ值”）、在线监测系统（如油色谱分析发现乙炔含量超标）及运行人员操作反馈。需建立“三级预警”机制：一级预警（参数越限但设备可短时间运行，如变压器油温88℃）触发专项巡检；二级预警（参数接近保护值，如汽轮机振动90μm）启动应急预案；三级预警（保护动作或设备停运，如锅炉MFT）执行紧急处置。（二）应急处置：保障安全为首要接到故障信号后，需遵循“安全第一、快速隔离、减少损失”原则：电气故障：如开关柜弧光短路，立即触发“事故按钮”停机，拉开故障设备前后断路器，验电接地后设置围栏，通知检修人员；热力故障：如锅炉爆管，先手动MFT停炉，关闭主汽门、给水门，开启事故放水门，维持汽包水位，防止干锅；辅机故障：如循环水泵跳闸，立即启动备用泵，调整凝汽器循环水流量，同时检查跳闸泵电源、电机绕组温度，判断故障类型。（三）故障诊断：科学定位根因采用“分层诊断法”：表层诊断通过感官判断（如异音、异味）、仪器检测（红外测温、振动频谱分析）初步锁定故障部位；深层诊断结合故障树分析（FTA），例如“汽轮机振动大”的故障树：顶层事件：振动幅值超标中间事件：不平衡（叶轮结垢、叶片磨损）、对中不良（联轴器偏移）、轴承损坏（油膜振荡、轴瓦磨损）底层事件：通过油液分析（铁谱检测磨损颗粒）、激光对中仪测量联轴器偏差，最终定位“轴承巴氏合金磨损（油膜厚度≤0.1mm）”为根因。（四）维修与恢复：精准施策根据诊断结果制定维修方案：部件更换：如轴承损坏，需按厂家工艺更换同型号巴氏合金轴瓦，严格控制轴瓦间隙（0.15-0.25mm）；参数调整：如汽轮机对中不良，采用激光对中仪调整联轴器同轴度（偏差≤0.05mm）；系统优化：如变压器冷却能力不足，增装冷却器或优化冷却水泵运行方式。维修后需执行“三级验收”：检修人员自检（工具清点、接线恢复）、运行人员联检（试运参数监测）、技术人员终验（出具验收报告），确保设备恢复至“健康状态”（如汽轮机振动≤65μm、轴承温度≤40℃）。（五）验证与反馈：闭环管理设备恢复运行后，需跟踪监测72小时，验证故障是否彻底消除（如变压器油温稳定在75℃以下）。将故障处理过程（原因分析、维修措施、预防建议）录入知识库，优化巡检计划（如针对轴承故障，增加润滑油质检测频次至每周一次），形成“巡检-故障-改进”的闭环管理。四、实践要点：安全与效率的平衡（一）人员安全防护巡检人员需佩戴安全帽、绝缘鞋、防护手套，进入高温区域（如锅炉本体）需穿防烫服，携带一氧化碳检测仪（≤24ppm）；电气设备巡检前需确认“停电、验电、接地”三步骤，严禁触碰裸露导体。（二）设备安全管控执行“操作票、工作票”双票制度，故障处理时设置“禁止合闸”警示牌，防止误启动；对高温、高压设备进行泄压降温时，需控制速率（如锅炉降压速率≤0.5MPa/min），避免热应力损伤。（三）记录与报告规范异常记录需包含“时间、地点、设备编号、现象描述、初步判断”，例如“X月X日10:30，#2锅炉左侧水冷壁温度测点T101显示450℃（设计值420℃），现场触感管壁烫手，初步判断为结焦或管内结垢”。故障处理报告需附“故障树分析图、维修前后参数对比表”，为后续运维提供依据。五、案例分析：变压器油温异常的处理实践某发电厂#1主变在夏季高峰负荷期间，顶层油温持续升至90℃（报警值85℃）。巡检人员通过红外测温发现高压侧套管接头温度110℃（环境温度35℃），结合油色谱分析（乙炔含量0μL/L，总烃含量正常），排除内部故障；进一步检查冷却系统，发现3台冷却器中1台风扇电机烧毁（电流过载保护动作）。应急处置：立即启动备用冷却器（2台运行→3台运行），油温降至82℃；故障诊断：风扇电机绕组绝缘电阻0.5MΩ（≤1MΩ/kV，判定绝缘损坏）；维修恢复：更换同型号电机（功率3kW，转速1450r/min），调整皮带张紧度（下垂量12mm）；验证反馈：试运后油温稳定在78℃，后续巡检计划增加“冷却器电机绝缘检测（每周一次）”，夏季负荷期提前启动备用冷却器。