关于电力系统运行中常见故障及处理措施的报告提纲
一、机组负荷变化对汽包水位的影响
○ 现象描述
○ 汽包水位的变化是反映锅炉运行状态的重要指标。
○ 机组甩负荷时，汽包水位先下降后上升。
○ 燃烧减弱时，汽包水位同样经历先降后升的过程。
○ 原因分析
○ 甩负荷瞬间蒸汽流量减少，导致汽包内压力急剧下降，水位降低；随后剩余热量作用使水位回升。
○ 燃烧减弱使蒸汽生成量减少，初期水位下降；随着锅炉内部压力恢复，水位逐渐回升。
○ 安全措施
○ 设置合理的跳闸值：汽包水位跳闸值为+250mm和-300mm。
○ 监控炉膛压力动作值：分别为+3240Pa和-2490Pa。
二、磨煤机堵煤现象及其处理方法
○ 典型现象
○ 进出口差压增大、出口温度下降、磨煤机电流先增大后减小、热风调门开大、出口压力下降。
○ 处理方法
○ 检查进料量和通风状况，确保煤粉顺利通过。
○ 调整磨煤机运行参数，如增加通风量或减少进料量。
○ 必要时停机检修，清理积煤。
三、火焰特性与燃烧调整
○ 火焰颜色与形态
○ 正常燃烧：明亮金黄色，燃料与空气混合充分。
○ 风量过大：火焰刺眼微白，过量空气稀释可燃气体浓度。
○ 风量不足：火焰发红发暗，存在不完全燃烧风险。
○ 调整措施
○ 根据实际情况调节送风机和引风机转速，确保燃料完全燃烧。
○ 密切关注炉膛负压、氧量等参数，确保燃烧过程稳定。
四、过热器爆管现象及应急处理
○ 主要现象
○ 炉膛负压异常波动、汽压和负荷突然下降、烟温及汽温偏差增大、给水流量与主汽流量偏差显著、现场有泄漏声响、检漏报警指示灯亮起。
○ 应急处理
○ 汇报值长并按应急预案操作，调整炉膛负压、汽温和水位至正常范围。
○ 解除相关自动控制和协调功能，改为滑压运行并逐步降压、降负荷。
○ 调整燃烧方式，必要时投油助燃，启动预热器吹灰装置。
○ 严格监视受热面壁温和再热汽温，避免超温运行。
○ 控制给水泵和引风机运行状态，确保其不超出力或超电流运行。
○ 根据泄漏情况决定是否维持短时间运行或立即停炉。
五、循环水泵跳闸条件及预防措施
○ 跳闸条件
○ 泵阀联锁投入时出口蝶阀关至15°、轴承温度超过85℃、电机线圈温度超过125℃（六取三）、润滑水流量低且压力低于0.05MPa延时30分钟、冷却水流量低且压力低于0.05MPa延时30分钟等。
○ 预防措施
○ 加强日常维护和巡检工作，定期检查轴承温度、润滑水和冷却水流量及压力。
○ 加强电气设备监测，及时发现并处理潜在故障隐患。
○ 建立完善的应急预案，明确各类跳闸条件下的处理流程。
六、400V高阻接地系统单相接地现象及应对措施
○ 现象描述
○ 出现“××低压厂变单相接地”报警信号，系统电压不平衡，非故障相电压升高，故障相电压降低。
○ 应对措施
○ 迅速查找并隔离故障点，避免故障扩大化。
○ 合理调整系统运行方式，尽量减少对其他用户的影响。
○ 加强对接地电阻的监测，确保符合设计要求。
○ 完善继电保护配置，提高故障检测和处理能力。
总结
电力系统运行过程中可能出现多种故障现象，涉及多个环节和设备。为确保系统的安全稳定运行，电厂应建立健全的管理制度和技术措施，加强对关键设备的维护保养，及时发现并处理各类故障隐患，不断提升运行管理水平和技术能力，为实现高效、清洁、可持续的能源供应提供有力保障。
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