利港电厂泵与风机异常汇总.docx

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利港电厂泵与风机异常汇总

利港电厂近三年泵与风机异常情况汇总

2004年：

#3炉引风机B电机外侧轴承损坏被迫紧急停运（符合公司《二类障碍及异常条例》3.1条）

简要经过：

1月17日D值早班，#3机AGC方式、下三磨运行、负荷300MW。

7：

48监盘人员发现引风机B电机外侧轴承温度由53℃快速上升至81℃后缓慢下降，即派人地检查并联系检修到现场。

8：

20该点温度又从66℃快速上升，就地检查该轴承油位约1/2，振动、声音等均正常，但就地温度仪显示较高，约5分钟便升至82℃（就地87℃），运行人员立即退AGC，并迅速减负荷，8：

30该点温度达90℃（就地95℃），运行人员打闸B磨，停运B侧风机，引风机B停运后该轴承温度仍然继续上升，最高达109℃。

9：

00引风机B拉电付修，17：

45#3机组调令停机，20：

20汽机打闸。

1月19日18：

25引风机B电机外侧轴承修复，试转正常，恢复备用。

原因分析：

设备部锅炉专业分析认为：

（1）该风机电机轴瓦在小修前运行状况一直良好，小修后主要存在漏油问题，轴瓦温度、振动均正常。

虽然轴瓦顶部间隙及轴瓦球面接触有超标问题的不合格项，但A侧风机同样存在相同的问题（轴瓦球面接触问题应该修前就存在）而运行一直正常，因此这两项不合格项不是轴瓦烧损的原因。

（2）故障前，虽然现场检查电机轴瓦的管式油位计（该油位计几年前改进过）有1/2左右，但根据测量，该油位计的1/2处实际要比另一侧的窗式油面镜的1/2处低约30mm。

如果按窗式油面镜的1/2处为正常油位的话，那么管式油位计的正常油位应在2/3处，也就是说，实际油位已低于下限。

因此，轴承油位偏低是造成该轴承瞬间缺油、损坏的主要原因。

#1机小机B给泵流量低跳闸（符合公司《二类障碍及异常条例》3.14条）

简要经过：

2月24日B值早班，#1机组AGC方式，负荷330MW，A、B小机运行，电泵备用，给水主控站在自动。

9：

30左右，因给水流量B通道变送器有检修工作，故热控人员将给水流量B通道从给水三通道测量中剔除（当时VMS报警窗曾有给水流量B通道坏质量报警），运行人员则关闭了给水流量B通道的正负一、二次门。

下午，热控工作结束，13：

45当运行人员开始打开给水流量B通道的正一次门（约一圈）时，给水流量A通道出现坏质量报警，随后发生A、B小机跌转速，给水控制站强切手动，机组R.D，炉主控制站输出切0，小机B跳闸，电泵联起，造成汽包跌水位、磨煤机跌煤量、汽机调门快关、主汽压力突升、负荷下跌等情况，运行人员立即将各磨主控切手动恢复煤量，并手动控制好汽包水位，稳定后投用B小机，停电泵置备用，恢复机组负荷。

14：

10运行人员重新开始恢复给水流量B通道隔绝措施，热控人员将给水流量B通道加入给水三通道测量逻辑，14：

20左右，投给水三冲量自动。

事故处理中，负荷最低跌至251MW，汽包最低水位到VMS－218、电接点－300绿灯亮。

原因分析：

（1）现场的给水流量变送器A、B、C的取样来自同一个节流元件，其中A、B共用一根信号管，变送器B校验时已将其导压管的介质排泄，当打开一次门时必将对其导压管充压，从而引起节流元件两端差压变化，引起给水测量值上冲并瞬间超限，造成小机跌转速、测量“坏质量”。

（2）小机B跳闸原因为低流量保护动作，跳闸时转速为3924rpm（对应的低流量定值为206t/h），虽然当时其再循环门在跌转速的过程中已自动全开，但由于再循环门存在设计缺陷、通流量不够，实际流量已低于150t/h。

正是再循环门存在这个问题，2003年6月，设备部汽机专业曾提出异动申请，要求将低流量保护延时改长，但后来这份异动报告并没有被执行，实际上，从13：

49：

20事发到13：

49：

57小机B跳闸，总共只有37秒。

暴露问题：

（1）运行及热控人员危险预想不充分，在B通道恢复前，未将给水主控切手动。

（2）给泵B再循环门存在缺陷、通流量不足，已多次导致低流量跳泵动作。

（3）有关部门在对异动报告执行的跟踪管理上还存在不足。

防止对策：

（1）按2003年6月份异动报告的要求执行，将给水流量低保护动作时间延长至60秒。

设备部热控专业赵维科负责，已完成。

（2）更换#1机小机B再循环门龙套，设备部汽机专业邵飞跃负责，2004年4月30日前完成。

#1机凝泵A启动后出口压力低跳闸（符合公司《二类障碍及异常条例》4.17条）

简要经过：

4月18日C值中班，#1机组AGC方式，A、C、D三台磨运行，凝泵B运行，凝泵A备用。

22:

53运行人员执行定期工作切换凝泵，启凝泵A正常，就地检查也正常，但在10秒后凝泵A出口压力低报警，5秒后跳闸。

热控检查后发现该开关已损坏，在就地解除压力低保护、启动凝泵A正常后停泵作备用。

4月19日早班，检修更换压力开关后，恢复正常备用。

原因分析:

经解体检查，发现凝泵A出口压力开关的测量（隔离）膜片存在破损，导致测量介质从裂缝中渗出，使测量膜片感受到的压力降低，从而发出“凝泵A出口压力低”信号造成泵跳闸（设备部热控专业设备管理者张俊）。

#4炉一次风机A马达轴承温度异常被迫停运

简要经过：

5月19日C值早班，14:

35#4机组B、C、D磨运行，CTF方式，负荷约330MW。

14:

36“一次风机A马达轴承温度高（75度）”报警，运行人员立即降一次风机A负荷，并通知点检、检修人员到现场检查；就地检查风机马达轴承无明显异常，油位正常。

14:

39该点温度升到85度后稳定并开始缓慢下降，14:

43在降至83.7度后又开始快速上升，风机振动也随之增大，运行人员即将机组控制方式切至TF方式，手动快速降机组负荷和一次风机A负荷，14:

47一次风机A马达轴承温度达92度，打闸B磨，停运一次风机A，机组带180MW负荷，风机停运后该点温度最高达106度。

经检查处理，一次风机A于5月20日7:

20重新启动，机组恢复正常运行。

原因分析：

经检修人员打开轴瓦检查，发现下瓦与轴接触角内钨金有烧损，并在两侧伴有明显拉损，下轴瓦烧损较轻，上瓦基本无损伤；另外检查还发现油中有水，进一步检查发现轴承座内冷却水回水管与轴承座接口处密封圈未装。

因此，一次风机A马达轴承检修时漏装设备，导致冷却水漏入电机轴承室内，油中带水，是引起轴承温度高和轴承损坏的主要原因。

防止对策：

提高施工管理人员的责任心，加强对外包检修工作的质量监督，严格执行各项检修工艺，检修部负责执行。

#2炉送风机A因喘振开关进水导致喘振保护动作跳闸（符合公司《二类障碍及异常条例》3.12条）

简要经过：

6月25日B值夜班，室外下大暴雨，#2机组A、B磨运行，AGC方式，负荷220MW。

4:

46送风机A喘振高报警，运行人员立即检查送风机A、B电流分别为25%和26%，两侧风量无偏差，将送风机控制站切手动控制。

4:

47送风机A跳闸，引风机A联跳，A、B层油枪自动投用。

送风机跳闸后“喘振高”报警仍存在，就地检查未见异常，联系热控值班人员将送风机A喘振保护解除，5:

10重启A侧送、引风机，恢复机组负荷。

8:

09送风机A又因“喘振高”跳闸，经查为送风机A喘振开关机柜端子接线正极侧未解除（负极侧夜班已解除），将送风机A喘振开关正极侧接线解除后，重启A侧送、引风机，逐渐恢复负荷。

原因分析：

（1）雨水从防雨罩与风道间隙处流到开关上渗入插座，插座内积水，测量电缆接地、误发“喘振高”信号是送风机A跳闸的直接原因；

（2）热控值班人员解除喘振高保护时未将2根信号线全部拆除，是造成送风机A第二次跳闸的主要原因。

暴露问题：

（1）喘振开关上方的防雨罩与风道之间的间隙过大，导致下暴雨时雨水流到开关上；

（2）热控值班人员解保护操作不规范。

防止对策：

（1）完善送风机A的防雨罩，设备管理部马雷负责，2004年7月31日前完成。

（2）制定在机柜接线端子上解除信号的操作方法，并对全体热控人员进行培训，设备管理部马雷、殷平、赵维科负责，2004年6月30前

#1机循泵A因热控电缆接地误发集水井水位低低跳闸（符合公司《条例》3.12条）

简要经过：

7月7日C值中班，#1机组A、B循泵运行，AGC方式、负荷275MW。

23:

20VMS发出循泵A集水井水位低低报警，3秒后循泵A跳闸，运行人员就地检查集水井水位正常（水位低低报警仍存在）。

热控人员检查水位开关并未动作，进一步检查保护电缆绝缘时发现一电缆已接地，即在机柜处拆除水位低低信号线，于7月8日0:

20启循泵A正常。

原因分析：

热控保护电缆接地误发集水井水位低低信号是循泵A跳闸的直接原因。

#4炉引风机A因电机轴承温度异常升高多次被迫停运（符合公司《条例》3.1条）

简要经过：

7月15日D值早班，#4机组B、C、D磨运行，引、送风机A、B运行，AGC方式、负荷320MW。

12:

35监盘人员发现引风机A电机对轮侧轴承温度TEBA138从73℃开始上升，12:

36温度达75℃报警，且上升趋势有加快迹象；12:

42上升至90℃，运行人员立即将磨B打闸，紧急停运引风机A（送风机A联停）。

引风机A停运后电机轴承温度继续上升，最高达107.9℃。

解体后发现甩油环内侧和两侧磨损严重，油中铜屑较多，轴颈毛糙，轴瓦烧损。

经更换甩油环、修刮轴瓦、打磨轴颈后于16日4:

22试转正常，5:

00恢复A侧引、送风机运行。

12:

18监盘人员又发现该点轴瓦温度从73.4℃加快上升并达75℃报警，12:

23升至87.3℃，运行人员立即打闸B磨，紧急停运A侧送、引风机，停运后该点温度最高达100.6℃。

解体检查发现甩油环有轻微磨损、油中有铜屑、轴瓦烧损，热控测温元件插偏，有碰磨痕迹。

经修刮轴瓦、打磨轴颈后于17日1:

33投入运行。

1:

56该点温度由58℃又开始快速上升，2:

00达75℃报警，运行人员立即紧急停运A侧送、引风机，解体检查发现下轴瓦钨金再次烧损，经更换新轴瓦、打磨轴颈、换用#46汽轮机油和加装润滑油站，于18日17:

43启动引风机A正常。

原因分析：

（1）引风机A电机对轮侧轴承甩油环严重磨损，内侧带油槽磨平，影响带油效果，引起润滑不良，而且内表面有层状铜片脱落，并嵌入轴瓦钨金，是导致轴瓦温度上升，最终烧损的主要原因。

（2）甩油环的磨损使得油中带有较多铜屑，造成轴承长期润滑不良，并多次超温换油。

（3）经分析，甩油环长期磨损与轴颈表面处理的质量（毛糙）有一定关系。

（4）后两次轴瓦的烧损，分析应与轴颈、轴瓦检修工艺和多次处理后的状况变差有关（制造厂家建议烧损后的轴瓦尽量少进行修补）。

暴露问题：

（1）采用甩油环润滑方式在风机启动初期润滑效果不理想，易损伤轴瓦。

（2）7月14日检修人员在更换轴承润滑油曾经发现油中带大量铜屑，但未能将此情况及时告知设备管理者。

（3）第一次解体处理后，轴承温度测量元件未插入轴瓦孔内，一是不能及时反映真实的轴瓦温度，另外造成测量套管与甩油环发生磨碰，对甩油环的正常工作带来一定影响。

（4）所用润滑油的粘度在正常范围的下限值，影响了油膜厚度和润滑效果。

（1）进一步分析甩油环材质质量，在订购备品时对铸造质量和耐磨性提出明确技术要求。

设备管理部唐兴才负责，2004年8月31日前完成。

（2）提高电机轴颈加工质量。

检修部郁建平负责，7月份已完成。

（3）将风机油质作为一项日常检查项目。

检修部郁建平负责，2004年8月31日前完成。

（4）组织有关人员进一步熟悉钨金性能和提高刮瓦工艺，确保损伤的钨金能够完全修刮干净。

检修部陶硕洪负责，2004年8月31日前完成。

（5）修改检修文件包的工作程序，明确在轴瓦上盖前安装温度元件，并确认安装准确后再盖轴瓦。

设备管理部唐兴才负责，2004年8月31日前完成。

（6）二期引风机均加装润滑油站。

设备管理部唐兴才负责，计划检修时完成。

（7）检查#3炉同类风机的温度元件是否安装准确。

设备管理部殷平负责，计划检修时完成。

（8）分析风机润滑油选用的合理性，试用运动粘度较高的油品（#46防锈汽轮机油）。

设备管理部唐兴才负责，2004年8月31日前完成。

#4机EH油泵A故障，EH油压快速下跌（符合公司《条例》4.17条）

简要经过：

7月1日B值中班，#4机EH油泵A运行，B泵备用，AGC方式，负荷335MW。

18:

00运行人员发现EH油压由14.47MPA快速下跌（油压最低10.63MPA），油泵B联启。

就地检查EH油箱油位正常，EH油泵A电机在运行（CRT也显示红色），但出口压力为零，经停泵检查发现挠性靠背轮断裂，联轴器已脱开。

21:

20检修人员将EH油泵A原挠性靠背轮做临时处理后做紧急备用，7月8日更换备品后恢复正常备用。

原因分析：

经分析EH油泵A在上一次检修时电机侧靠背轮装配不紧，造成运行中靠背轮移位、挠性联接断裂、联轴器脱开，这是造成EH油压快速下跌的主要原因（检修部电气班倪家树）。

一期三台轴加风机电机进水烧损（符合公司《条例》4.17）

简要经过：

7月3日D值中班，#1机轴加风机B运行，风机A备用，AGC方式，负荷300MW。

19:

33运行人员巡检时发现轴加风机A、B均不在运行，查VMS画面，发现轴加风机B显示红色（开关内的“无效”接点没有及时闭合），即启轴加风机A，赴就地机专用盘检查，发现轴加风机B电源开关面板上黄灯亮，过流保护动作，检修人员测量电机绝缘为零，检查为电机内积水，当时轴加旁路门全开，轴加风机进口门开度为25%。

7月5日A值中班，16:

40#2机轴加风机B跳闸，查过流保护动作，测电机绝缘为零，检查为电机接线盒内进水，当时轴加旁路门全开，轴加风机进口门开度为20%。

7月7日A值白班，10:

50#1机轴加风机B跳闸，就地检查发现电机开关过流动作，电机接线盒有水渗出，经检修人员确认电机已烧损，当时轴加旁路门全开，轴加风机进口门开度为50%。

由于怀疑电机进水与轴加旁路门打开有关，7月7日运行部通知关闭了#1、#2机轴加旁路门。

但7月15日又发生#1机轴加风机A电机接线盒滴水，7月20日、8月5日、8月6日#2机轴加风机B也连续三次发生电机接线盒滴水。

原因分析：

（1）7月3日设备管理者曾对#1机轴加风机B疏水管进行过检查，发现没有负压，说明疏水管不通；8月11日上午检修人员又对#2机轴加风机B疏水管进行了灌水检查，发现疏水管不通，弯头处有铝铆钉和铁锈等杂物堵塞。

（2）7月26日和8月10日，生技部组织相关部门对三台轴加风机电机连续进水烧损和轴加恢复原运行方式（旁路门关闭）后仍然出现电机进水的情况分别进行分析，认为在6月20日轴加水侧运行方式改变（旁路门全开）后，轴加的凝水通流量减少，降低了轴加对轴封回汽的凝结能力，加上当时凝水温度也较高，进入轴加风机的湿汽成分大大增加,轴加风机内的凝结疏水量也相应增加，由于疏水管道不通无法将轴加风机内的凝结疏水及时顺利排出，这就导致了更多的带水湿汽通过轴加风机轴端进入电机与风机壳体法兰结合面的密闭空间内，继而通过电机轴端进入电机（有时甚至是水直接进入电机内）。

因此，轴加风机疏水管道不通畅、疏水不能及时排出，造成带水湿汽进入电机，是导致电机绝缘破坏烧损的主要原因。

（3）一期轴加风机电机曾于2002年发生进水烧损事件，为防止再次发生，设备管理者就将“轴加风机疏水管疏通”工作作为小修标准项目加入检修文件包；但经检查2003年10月和2004年4月进行的#1、2机组小修中轴加风机检修技术记录卡，均未发现有对该疏水管进行过疏通的记录，

3、#4机真空泵B运行中跳闸（符合公司《条例》4.17条）

简要经过：

7月9日E值中班，#4机真空泵B运行、真空泵A处于联锁备用，AGC退出，负荷365MW。

22:

18监盘人员发现真空泵B冷冻装置故障报警，真空泵B跳闸，真空泵A联动正常，就地检查发现真空泵B冷冻装置制冷机停运，其余未见异常，就地控制盘面无报警，复位报警，手启制冷机运行一段时间观察，22:

42启真空泵B，22:

52停真空泵A备用。

原因分析：

经分析认为真空泵B跳闸与冷冻装置误发故障信号或故障报警继电器K1常闭触点接触不良有关（

#3炉一次风机A电机风扇侧轴瓦损坏（符合公司《条例》3.1条）

简要经过：

8月3日C值早班，#3炉一次风机A、B运行，TF方式，负荷363MW。

12：

00一次风机A电机轴承温度（TEBA128）高报警（78℃），运行人员就地检查润滑油质较混浊，即通知点检检查，决定晚峰后停运处理，并于23：

30将一次风机A停运交付检修处理。

经解体检查，发现油质偏黑，轴颈毛糙，甩油环磨损很严重；轴瓦座内已存有一定量的铜屑、铜皮及有3个温度元件用的绝缘管；下轴瓦钨金已拉毛损伤，且有少量的铜皮已嵌入轴瓦底部。

对对轮侧轴瓦进行解体检查，也发现下轴瓦钨金局部有轻微损伤，轴颈表面龟裂，油环略有磨损，油质中含有少量铜屑。

经修刮轴瓦、打磨轴颈、更换甩油环于8月5日0：

30投入运行，但电机风扇侧轴承温度仍偏高（最高至77℃），23：

55再次停运一次风机A，检查风扇侧轴瓦油中仍含有少量铜屑，鉴于轴径毛糙在短时间内无法彻底根治，决定对电机风扇侧轴瓦加装强制润滑油站，并进行轴瓦座内部冲洗、更换润滑油及铜油挡。

8月6日4：

10处理结束，启动一次风机A，电机风扇侧轴瓦温度维持在60℃左右，目前该点温度基本正常。

原因分析：

从风扇侧甩油环磨损的情况分析，甩油环在运行中掉皮，影响轴承供油，导致轴承缺油干磨是造成这次烧瓦的主要原因。

暴露问题：

（1）抢修时发现油质较脏且油室内有异物，暴露出检修工艺方面还存在诸多有问题。

（2）二期引风机、一次风机的转子重量较大，油粘度相对较低时安全裕度较小，易导致温度升高或烧瓦。

防止对策：

（1）在订购甩油环备品时对铸造质量和耐磨性提出明确技术要求。

设备管理部薛叶忠负责，2004年9月31日前完成。

（2）提高电机轴颈修理质量。

检修部郁建平负责，已完成。

（3）加强轴瓦的润滑与冷却。

设备管理部薛叶忠负责，已完成。

#4机汽泵A运行中跳闸（符合公司《条例》3.14条）

简要经过：

8月6日C值中班，#4机组A、B汽泵运行，AGC方式，负荷310MW。

23：

48汽泵A低油压跳闸，电泵联启，运行人员控制汽包水位和其它参数正常后，在CRT上检查发现小机A的主油泵A、B及事故油泵均运行，但原运行的主油泵A出口压力指示为“No”，到就地检查发现主油泵A有明显异音，润滑油母管油压正常，运行人员停运该泵和事故油泵，并通知检修人员。

8月7日0：

00小机A复位冲转，0：

11汽泵A并泵，退电泵停运备用。

16：

30小机A的主油泵A检修结束，试转正常，投入运行。

原因分析：

解体后发现联轴器有键槽的传动部分比其它油泵短，造成有效传动部分键槽单位面积受力变大而逐渐失效，造成泵停转，出口失压，虽然备用油泵联动成功（备用泵联动油压为414kpa，事故油泵联动油压为345kpa，跳闸油压为83kpa），但由于系统未装蓄压器，油压下降太快，备用泵联动起压前油压即达跳闸值，导致汽泵A跳闸，因此，联轴器键槽尺寸偏小是造成汽泵A跳闸的主要原因。

防止对策：

（1）增加键的尺寸，将原来1/4"×1/4"的键改为8mm×7mm。

设备管理部薛建洪负责，已完成。

（2）将联轴器键槽增加长度，降低键与键槽单位面积的受力。

设备管理部薛建洪负责，已完成。

（3）加装蓄能器，防止在油泵故障时系统油压快速下降。

设备管理部薛建洪负责，已完成。

（4）安排检查其它油泵联轴器是否存在类似问题，消除设备隐患。

设备管理部薛建洪负责，2004年9月30日前完成。

#2机组汽泵B前置泵驱动端机械密封大量喷水被迫停运（符合公司《条例》4.17）

简要经过：

8月11日E值夜班，#2机A、B小机运行，电泵备用，AGC方式，负荷330MW。

5：

30巡检发现汽泵B前置泵轴端密封水泄漏有所扩大（中班已发现有泄漏，并填缺陷单），6：

25泄漏导致高低压控制油滤网差压高开关进水误报警、减速齿轮轴承（FW2060204）温度高报警，就地检查汽水已大量外喷，无法维持正常运行。

运行人员紧急降负荷至300MW，启电泵，停运汽泵B，关闭进、出水门，稍开前置泵入口滤网后放水门，汽水泄漏喷射大有好转。

后经检修人员更换机械密封和联轴器后于15：

40投运正常。

原因分析：

解体时发现机械密封的动环接合面的石墨和静环的硬质合金严重磨损，机械密封动环的“O”形密封圈已损坏，减速器侧的联轴器的内、外齿整个被磨尖，齿隙增大。

分析认为机械密封（主要是动环）材质存在质量问题是造成这次异常的主要原因（设备管理部汽机专业张维良）。

#2炉一次风机A运行中紧急停运（符合公司《条例》3.1条）

简要经过：

9月23日D值早班，#2机组A、B、D磨煤机运行，A、B汽泵运行、电泵备用，AGC方式，负荷275MW，锅炉正在吹灰。

10：

55监盘人员在翻阅检查机组参数画面时，发现一次风机A固定轴承温度突然快速上升，最高至76.4℃（报警值为80℃），随即逐渐回落，轴承振动也同步增大且有波动，到就地检查发现一次风机A固定轴承处有较明显的异音，轴承油温和油位正常，运行人员立即停磨减负荷，将机组负荷逐渐稳定在100MW左右，并于11：

23停运一次风机A付修。

经检查为固定轴承风机侧滚珠保持架散开，更换浮动/固定轴承后，于9月24日6：

20试转正常投入运行。

原因分析：

经分析轴承存在质量问题，滚珠保持架在运行中突然散架是造成本次风机故障的主要原因。

该风机曾因固定轴承振动大于2003年10月10日～10月26日进行过大修，当时二只轴承均作了更换处理，其中固定轴承试转时就发现有跳动感，且振动值较大，此后进行了重点的跟踪检查，至故障前振动值未见有明显放大。

防止对策：

1、一期四台一次风机轴承按原设计恢复采用铜质保持架的轴承。

设备管理部薛叶忠负责，机组计划检修时完成。

2、核对轴承供货渠道和质量保证条款。

物资部张永涛负责，2004年10月31日前完成。

#2机轴加风机B电机进水烧损（符合公司《条例》4.30条）

简要经过：

9月4日夜班，#2机轴加风机B运行，轴加风机A备用，负荷300MW左右。

1：

22VMS发出轴加风机B跳闸报警，运行人员立即启轴加风机A运行，就地检查发现轴加风机B电机接线盒处有微量水渗出，电气盘检查为过流动作，测量电机相间绝缘为零，确认电机烧损。

经更换电机后于14：

40试转正常投备用。

原因分析：

对此次轴加风机电机再次进水，生技部组织有关部门进行了认真分析，认为在现有设备结构的情况下，轴加风机电机与风机壳体的垂直结合面排放槽太小是发生电机进水烧损的主要原因。

7月份曾发生过多次电机进水烧损，当时认为疏水管堵塞是电机进水的主要原因，但随着对问题认识和分析的深入，这个结论已不准确。

现在看来，疏水管堵塞、疏水排放不畅只是影响电机进水的因素之一，而风机与电机连接腔室内的水蒸气无法排出才是电机进水的主要原因，详见生产技术部专题分析，据此，撤消《安全简报》2004-07期中对“一期三台轴加风机电机再次进水烧损”的责任认定，改由设备部汽机专业负责（设备管理部汽机专业朱志坚）。

2003年：

#4机凝泵B电机下轴承温度高跳闸

简要经过：

1月9日13:

07，#4机监盘人员发现凝泵B电机下轴承温度由24℃突升到77℃并继续升高，运行人员立即启动备用泵，13:

13达到100℃而跳闸。

电机跳闸后下轴承温度由100℃降到29℃。

当天设备管理者对此电机进行了检查，除电机加油嘴缺少一个小油珠外，没发现其他异常。

1月10日上午，重新启动凝泵B电机，并对电机轴承加油，该温度最终稳定在25℃，运行平稳无异音。

为了防止同类事件的发生，对Ⅱ期其它三台凝泵的电机轴承都进行了加油。

原因分析：

设备部电气专业分析：

电机下轴承缺油是导致轴承温度高凝泵跳闸的主要原因。

由于电机制造厂家没有提供轴承加油的周期、油量等要求，所以公司加油脂标准