华北某坝静力水准系统运行异常原因分析及处理

华北某坝静力水准系统运行过程中,发现系统的测点测值异常,不符合坝体实际的运行变化规律,与人工比测结果不符。经现场检查和仪器测试,未发现异常情况。经过进一步分析、判断,发现工作基点（双金属标）、中间传递点运行异常是其中的主要原因,个别测点是由于仪器本身运行异常所致。针对引起异常的几个方面原因,采取相应的措施进行处理。     

遥测值超常误差的分析及消除方法

1 超常误差出现的原因 在新投运的电力调度远动数采系统中,常会看到调度主端模拟屏上的数显值与终端变电站盘表指示值相差悬殊,有时高达20％～100％。各遥测回路内的测量元件在安装前都是按照计量标准校验过的,其综合误差最大不会超过0.5％,而变电站指示仪表最大误差允许值是2％,两误差相加不会超过2.5％,这样的误差仅凭视觉是比较不出来的。如果凭视觉能够分辨出来的误差至少在10％以上,这种误差应该称作超常误差。一般情况下能够影响遥测回路出现超常误差的原因只有微机程序中测量系数的设置和测量元件的外部结线的问题。     

湿法脱硫浆液中亚硫酸盐测量值偏小的原因分析

通过对湿法脱硫浆液中亚硫酸盐测量原理和方法的介绍,阐述了在实际操作过程中,影响测量结果的因素以及引起亚硫酸盐测量值偏小的原因,并提出了避免出现这些问题的措施以及正确的测量方法.     

平凉电厂3号汽轮机高中压转子延长轴偏心值超标原因分析及处理

平凉电厂300MW机组的偏心值要求不大于0．076mm，其显示有就地百分表测量显示与CRT显示，3号机组在今年5月小修停机盘车时，两种测量显示分别为0．43mm与0．44mm，已经严重地超出设计的标准值。     

平凉电厂^#3汽轮机高中压转子延长轴偏心值超标原因分析及处理

高中压转子延长轴偏心值（偏心测量盘处的晃度）的大小，间接地反映了高中压转子轴弯曲的程度，其值的大小对机组的安全可靠运行具有重要的参考意义。平凉电厂300MW机组的偏心值要求不大于0．076mm，其显示有就地百分表测量显示与CRT显示，^#3机组在今年5月小修停机盘车时，两种测量显示分别为0．43mm与0．44mm，已经严重地超出设计的标准值。     

韶关发电厂9号机组汽缸温差大的原因分析及处理

韶关发电厂9号200MW汽轮机在起停过程中存在上、下缸温差大,造成转子弯曲等问题。通过诊断试验,分析了故障产生的影响因素,并采取相应的改进措施,改进后消除了上、下缸温差大的安全隐患。     

贵阳电厂9号机低压胀差大的原因分析及处理

从产生胀差的机理来分析贵阳电厂 9号机低压胀差大的原因 ,判断出滑销系统卡涩导致中压缸热胀偏小 ,中压缸胀差大 ,从而引起低压胀差接近报警值 ,在机组大修中将前、中轴承箱及高压下缸吊出检修 ,提出在运行及检修中应注意的事项。图 2表 2     

石龙水电站2号机异常声响及振动原因分析

石龙水电站位于吉林省东南部长白山山区第二松花江上游支流松江河上,装有2台单机容量为35MW的轴流转桨式水轮发电机组。其中,2号机导水机构共有24个导叶,5个桨叶,桨叶角度可调范围6°～34°,主轴长13m,于2010年9月份投产发电。1机组开机出现异常声音和振动2012-07-24T13:13,网调令石龙水电站开1台机,负荷35MW。13:16,2号机出口开关12与     

汽包水位测量装置异常的原因分析及改进

分析了大唐略阳发电有限责任公司5号锅炉汽包水位测量装置异常情况,对该汽包水位测量装置进行了改进,修改了汽包水位保护逻辑,提高了汽包水位保护系统的可靠性。     

考虑电流幅值量测的变电站零阻抗网络拓扑可观测性分析

网络可观测性分析是电力系统状态估计的重要组成部分。针对变电站零阻抗网络的特点,提出一种面向零阻抗网络的拓扑可观测性方法,并考虑由于引入电流幅值量测而导致的多解问题。根据基尔霍夫电流定律,给出确定开关支路具有唯一潮流解的实用化判定规则。同时对可观测性分析方法的步骤进行详细设计,并通过算例展示其实现过程,验证该方法在完成可观测性分析的同时对量测部署问题具有指导意义。     

发电机并机时无功异常升高的原因分析及处理

通过对发电机并机时无功异常升高原因的分析,发现电压差过大是引起发电机并机时无功升高的重要原因,进一步分析,发现在自动准同期装置检验上存在盲目的10%误区和SID-2V自动准同期装置在定值设置上存在的不合理,建议对自动准同期装置定值中电压差值的计算一定要考虑变压器变比与电压互感器变比之间的实际误差,以保证发电机的正常并机,避免发电机受到过大电动力的冲击.     

发电机并机时无功异常升高的原因分析及处理

通过对发电机并机时无功异常升高原因的分析,发现电压差过大是引起发电机并机时无功升高的重要原因,进一步分析,发现在自动准同期装置检验上存在盲目的10%误区和SID-2V自动准同期装置在定值设置上存在的不合理,建议对自动准同期装置定值中电压差值的计算一定要考虑变压器变比与电压互感器变比之间的实际误差,以保证发电机的正常并机,避免发电机受到过大电动力的冲击。     

锅炉水平烟道温差大的原因分析及处理

以珠江电厂３００ＭＷ机组锅炉为例，分析了锅炉水平烟道温差大的原因是四角切圆燃烧锅炉燃烧器轴线呈切圆置，烧过程中烟气在炉膛内旋转上升；提出了对上端部风和顶部燃层风进行反切改造的措施。     

电容型电流互感器电容值偏低的原因及分析

1故障情况2005年11月在对我公司电流互感器做例行试验时,发现一台2005 6H34-3号产品一次对地、二次对地绝缘电阻值均正常,介质损耗率及局部放电也在厂内控之内,但是在做绕组匝间绝缘试验时,一次导体引出端发生轻微响声,并有少量烟雾冒出。同时,本台产品的整体电容值比同批次其他产品低100pF(《试验规程》规定的油纸电容式电流互感器主绝缘电容量与初始值或出厂值比较,应不超过±5%,否则应查明原因)。2005年12月在对我公司另一台2005 10H 34-6号的220kV产品做例行试验时发现,除了产品末屏介损试验时电容量比同批次其他产品低800pF以外,其他均正常,产品内部可能存在缺陷。     

变压器油介损值增大的原因分析及油的净化处理

1 引言 变压器油做为绝缘与冷却介质,其绝缘性能的好坏直接影响变压器本身的整体绝缘.其中油介质损耗因数(简称介损)参数是一项重要指标,它反映油中泄露电流所引起的功率损耗,以此可以判断变压器油的劣化程度与污染程度.当油被氧化、过热劣化或混入其他杂质时,生成的极性杂质或带电胶体物质增多,介损值就会随之增长.在变压器的运行中,由于某种原因引起油介损值增大,将导致变压器整体绝缘水平下降,威胁其安全运行.     

东江2号主变压器介损超标的原因分析及处理

对东江２号主变压器介损超标原因进行了分析并简要介绍了现场处理过程。指出在判断变压器受潮时应注意将绝缘试验结果和油试验结果进行综合分析,排除因油微生物污染,油取样环境条件等因素的影响,对变压器受潮与否做出准确判断。     

5号汽轮机通流部分积盐的原因分析及防范

汽轮机通流部份积盐，造成机组出力和效率降低，采取调整负荷、减少凝结器补软水、加大排污量、改善汽水品质的方法，提高机组的出力和效率。