本题库严格依据《火力发电厂集控值班员国家职业技能标准》、660MW超临界机组运行规程及行业技术规范编制，覆盖锅炉、汽轮机、电气三大专业及综合运行、事故处理内容。
一、填空题（20题）
1. 660MW超临界锅炉正常运行时，主蒸汽压力一般控制在______MPa，主蒸汽温度控制在______℃。
2. 汽轮机冲转前，润滑油温应控制在______℃之间，润滑油压应不低于______MPa。
3. 发电机额定功率为660MW，额定电压为______kV，额定电流为______A。
4. 锅炉MFT动作后，应立即切断所有进入炉膛的______和______。
5. 汽轮机ETS保护系统中，轴向位移大保护动作值一般为______mm（正向）和______mm（负向）。
6. 正常运行中，凝汽器真空应维持在______kPa以上，当真空低于______kPa时，汽轮机应跳闸。
7. 660MW机组一般配置______台汽动给水泵和______台电动给水泵作为备用。
8. 发电机定子绕组采用______冷却，转子绕组采用______冷却，铁芯采用______冷却。
9. 锅炉燃烧调整的主要任务是保证______、______和______的稳定。
10. 汽轮机正常运行中，高压缸排汽温度不应超过______℃，低压缸排汽温度不应超过______℃。
11. 电气倒闸操作必须执行______制度和______制度。
12. 锅炉省煤器出口水温低于对应压力下饱和温度的差值称为______。
13. 汽轮机DEH系统的主要功能是______和______。
14. 发电机同期并列的条件是：电压相等、______、______和相位相同。
15. 正常运行中，汽包水位（直流锅炉为分离器水位）应控制在±______mm范围内。
16. 660MW机组厂用电系统一般采用______kV和______kV两级电压等级。
17. 锅炉受热面的积灰和结渣会导致传热______，排烟温度______。
18. 汽轮机润滑油系统的作用是______、______和冷却。
19. 变压器瓦斯保护分为______瓦斯保护和______瓦斯保护。
20. 机组RB（快速减负荷）动作时，应按照预设的速率将负荷减至______MW以下。
二、单选题（20题）
1. 660MW超临界锅炉的临界压力是（  ）MPa。
A. 16.2  B. 22.12  C. 25.4  D. 30.0
2. 汽轮机冲转时，转子冲动的最低转速一般为（  ）r/min。
A. 0-50  B. 50-100  C. 100-150  D. 150-200
3. 发电机定子冷却水的导电度应控制在（  ）μS/cm以下。
A. 0.5  B. 1.0  C. 2.0  D. 5.0
4. 锅炉MFT动作后，至少应通风（  ）分钟后才能进行点火。
A. 3  B. 5  C. 10  D. 15
5. 汽轮机正常运行中，轴承回油温度不应超过（  ）℃。
A. 65  B. 75  C. 85  D. 95
6. 660MW机组满负荷运行时，凝汽器循环水进出口温差一般为（  ）℃。
A. 5-8  B. 8-12  C. 12-15  D. 15-20
7. 下列哪种情况会导致锅炉汽压升高（  ）。
A. 负荷增加  B. 燃料量减少  C. 给水流量增加  D. 主汽门关闭
8. 汽轮机轴向位移增大的原因不包括（  ）。
A. 负荷骤增  B. 蒸汽参数降低  C. 推力瓦磨损  D. 真空升高
9. 发电机出口断路器跳闸后，应立即（  ）。
A. 打闸停机  B. 减负荷至零  C. 检查励磁系统  D. 拉开隔离开关
10. 锅炉水冷壁管损坏时，会出现（  ）现象。
A. 汽包水位上升  B. 蒸汽流量大于给水流量  C. 炉膛负压变正  D. 排烟温度升高
11. 汽轮机热态启动时，冲转参数应选择（  ）。
A. 较低的蒸汽压力和温度  B. 较高的蒸汽压力和温度
C. 较低的蒸汽压力和较高的温度  D. 较高的蒸汽压力和较低的温度
12. 变压器油的作用是（  ）。
A. 绝缘  B. 冷却  C. 绝缘和冷却  D. 润滑
13. 660MW机组电动给水泵一般配置（  ）级叶轮。
A. 5-6  B. 8-10  C. 12-14  D. 16-18
14. 下列哪种保护不属于发电机主保护（  ）。
A. 差动保护  B. 定子接地保护  C. 过负荷保护  D. 转子接地保护
15. 锅炉排烟温度升高的主要原因是（  ）。
A. 受热面积灰  B. 过量空气系数减小  C. 负荷降低  D. 给水温度升高
16. 汽轮机低压缸喷水装置的作用是（  ）。
A. 冷却低压缸排汽  B. 提高真空  C. 降低凝结水温度  D. 冲洗凝汽器
17. 660MW机组厂用变压器的接线组别一般为（  ）。
A. Yyn0  B. Dyn11  C. Yd11  D. YNd11
18. 直流锅炉与汽包锅炉相比，其主要优点是（  ）。
A. 启动速度快  B. 对水质要求低  C. 运行稳定性好  D. 调节性能好
19. 发电机励磁系统的作用是（  ）。
A. 提供励磁电流  B. 调节发电机电压  C. 提高系统稳定性  D. 以上都是
20. 机组正常停机过程中，当负荷降至（  ）MW时，应启动电动给水泵。
A. 100-150  B. 200-250  C. 300-350  D. 400-450
三、判断题（20题）
1. 超临界锅炉没有汽包，因此不需要进行水位调节。（  ）
2. 汽轮机冲转前必须投入盘车装置，且连续盘车时间不少于4小时。（  ）
3. 发电机并网后，应立即增加负荷至额定值。（  ）
4. 锅炉MFT动作后，所有引风机和送风机应立即停止运行。（  ）
5. 汽轮机润滑油温过高会导致油膜破坏，轴承损坏。（  ）
6. 凝汽器真空越高，汽轮机的效率越高，因此运行中应尽可能提高真空。（  ）
7. 660MW机组正常运行时，汽动给水泵的转速一般在3000-6000r/min之间。（  ）
8. 发电机定子绕组发生单相接地时，应立即停机处理。（  ）
9. 锅炉燃烧器的摆角可以调节蒸汽温度。（  ）
10. 汽轮机ETS保护动作后，会联动发电机出口断路器跳闸。（  ）
11. 电气设备停电后，即可进行检修工作。（  ）
12. 省煤器再循环管的作用是在锅炉启动时保护省煤器。（  ）
13. 汽轮机正常运行中，轴封供汽压力越高越好。（  ）
14. 变压器的瓦斯保护和差动保护可以互相代替。（  ）
15. 锅炉负荷变化时，应先调节燃料量，再调节风量。（  ）
16. 汽轮机胀差过大时，会导致动静部分发生摩擦。（  ）
17. 660MW机组的厂用电率一般在5%-7%之间。（  ）
18. 发电机转子一点接地时，可以继续运行，但应尽快安排停机处理。（  ）
19. 锅炉结渣会导致炉膛出口烟温升高。（  ）
20. 机组RB动作后，应立即手动干预，将负荷减至目标值。（  ）
四、简答题（20题）
1. 简述锅炉MFT的定义及主要动作条件。
2. 汽轮机冲转前应进行哪些主要检查和准备工作？
3. 发电机同期并列的操作步骤是什么？
4. 简述汽轮机ETS保护系统的主要功能。
5. 锅炉燃烧调整的基本原则是什么？
6. 凝汽器真空下降的主要原因有哪些？
7. 简述汽动给水泵的启动步骤。
8. 发电机定子冷却水系统的运行维护要点有哪些？
9. 什么是机组RB？RB动作后应如何处理？
10. 锅炉受热面爆管的一般现象有哪些？
11. 汽轮机热态启动的注意事项有哪些？
12. 变压器运行中的检查项目有哪些？
13. 直流锅炉的启动过程分为哪几个阶段？
14. 汽轮机轴承温度升高的原因及处理方法是什么？
15. 电气倒闸操作的基本原则是什么？
16. 锅炉排烟温度升高的危害及处理措施有哪些？
17. 简述汽轮机真空系统的严密性试验方法。
18. 发电机励磁系统的组成及各部分作用是什么？
19. 机组正常运行中，汽包水位（分离器水位）波动的原因有哪些？
20. 什么是汽轮机的胀差？影响胀差的主要因素有哪些？
五、计算题（5题）
1. 某660MW机组满负荷运行时，主蒸汽流量为1900t/h，给水流量为1920t/h，计算锅炉的排污率。
2. 某汽轮机额定功率为660MW，热耗率为7800kJ/kWh，计算该机组的发电煤耗（标准煤发热量按29308kJ/kg计算）。
3. 某发电机额定电压为20kV，额定电流为21160A，功率因数为0.9，计算该发电机的额定视在功率和额定有功功率。
4. 某凝汽器循环水流量为35000t/h，进水温度为20℃，出水温度为30℃，凝汽器排汽量为1200t/h，排汽焓为2400kJ/kg，凝结水焓为120kJ/kg，计算该凝汽器的冷却倍率和端差。
5. 某660MW机组在额定负荷下运行，厂用电率为6%，计算该机组的供电煤耗（发电煤耗按280g/kWh计算）。
六、论述题（10题）
1. 论述660MW超临界锅炉启动过程中的注意事项。
2. 论述汽轮机正常运行中的主要监视参数及控制要求。
3. 论述发电机运行中的常见故障及处理方法。
4. 论述锅炉结渣的原因、危害及预防措施。
5. 论述汽轮机真空下降的现象、原因及处理原则。
6. 论述机组甩负荷的现象、原因及处理方法。
7. 论述电气系统发生短路故障的危害及处理措施。
8. 论述锅炉灭火的现象、原因及处理方法。
9. 论述汽轮机轴系振动的原因及处理方法。
10. 论述660MW机组节能降耗的主要措施。
七、事故案例题（5题）
1. 某660MW机组正常运行中，锅炉突然发生MFT动作，炉膛负压急剧变正，火焰电视显示无火焰。请分析可能的原因，并写出处理步骤。
2. 某660MW机组满负荷运行时，汽轮机突然跳闸，发电机出口断路器联动跳闸，机组转速升高。请分析可能的原因，并写出处理步骤。
3. 某660MW机组正常运行中，发电机差动保护动作跳闸，同时发变组其他保护也有动作信号。请分析可能的原因，并写出处理步骤。
4. 某660MW机组运行中，凝汽器真空突然快速下降，汽轮机排汽温度急剧升高。请分析可能的原因，并写出处理步骤。
5. 某660MW机组满负荷运行时，一台汽动给水泵跳闸，电动给水泵联启成功，但给水流量不足，汽包水位快速下降。请分析可能的原因，并写出处理步骤。

参考答案（核心要点）
一、填空题答案
1. 24.2；566
2. 35-45；0.08
3. 20；21160
4. 燃料；空气
5. +1.0；-1.0
6. 90；80
7. 2；1
8. 水；氢；氢
9. 汽压；汽温；水位
10. 420；80
11. 操作票；监护
12. 省煤器出口过冷度
13. 转速控制；负荷控制
14. 频率相等；相序相同
15. 50
16. 6；0.4
17. 减弱；升高
18. 润滑；密封
19. 轻；重
20. 50%额定
二、单选题答案
1.B 2.B 3.C 4.B 5.B 6.B 7.D 8.D 9.C 10.C
11.B 12.C 13.B 14.C 15.A 16.A 17.B 18.A 19.D 20.C
三、判断题答案
1.× 2.√ 3.× 4.× 5.√ 6.× 7.√ 8.× 9.√ 10.√
11.× 12.√ 13.× 14.× 15.× 16.√ 17.√ 18.√ 19.√ 20.×

四、简答题（20题，含完整答案）
1. 简述锅炉MFT的定义及主要动作条件。
答：MFT即主燃料跳闸，是锅炉保护系统的最高级别动作，当发生危及锅炉安全运行的工况时，自动切断所有进入炉膛的燃料，防止事故扩大。
主要动作条件： - 炉膛压力高/低越限 - 送风机全停 - 引风机全停 - 给水流量低低 - 分离器水位高/低越限 - 全炉膛灭火 - 火检冷却风丧失 - 汽轮机跳闸且旁路未投入 - 手动MFT
2. 汽轮机冲转前应进行哪些主要检查和准备工作？
答：
- 确认所有检修工作已结束，工作票已终结，安全措施已拆除 - 检查润滑油系统、顶轴油系统、盘车装置运行正常，润滑油温35-45℃，油压正常 - 检查凝汽器真空已建立，轴封供汽已投入，轴封压力、温度正常 - 检查EH油系统运行正常，油压、油温符合要求 - 确认汽轮机所有保护已投入，ETS系统无报警 - 检查DEH系统工作正常，处于"自动"状态 - 确认锅炉已具备冲转条件，主蒸汽参数符合要求 - 确认发电机及励磁系统已具备并网条件
3. 发电机同期并列的操作步骤是什么？
答：
- 检查发电机出口断路器在分闸位置 - 投入发电机励磁系统，将发电机电压升至额定值 - 投入同期装置，选择"自动同期"方式 - 检查同期装置工作正常，电压、频率、相位差在允许范围内 - 当同期装置发出合闸指令时，确认发电机出口断路器合闸 - 检查发电机已并网，有功、无功指示正常 - 退出同期装置，根据调度指令增加负荷
4. 简述汽轮机ETS保护系统的主要功能。
答：ETS即汽轮机紧急跳闸系统，其主要功能是在汽轮机发生危及安全的故障时，迅速关闭汽轮机主汽门和调节汽门，切断进汽，使汽轮机紧急停机，保护设备安全。
主要保护项目： - 轴向位移大保护 - 胀差大保护 - 振动大保护 - 润滑油压低保护 - EH油压低保护 - 凝汽器真空低保护 - 发电机故障跳闸保护 - DEH失电保护 - 手动紧急停机保护
5. 锅炉燃烧调整的基本原则是什么？
答： - 保证锅炉蒸发量满足机组负荷要求 - 保持主蒸汽压力、温度和再热蒸汽温度在规定范围内 - 保持分离器水位稳定 - 保证燃烧稳定，提高燃烧效率，降低各项热损失 - 控制炉膛出口烟温，防止受热面结渣和超温 - 控制NOx、SO2等污染物排放符合环保要求 - 保证炉膛负压在规定范围内
6. 凝汽器真空下降的主要原因有哪些？
答： - 循环水系统故障：循环水泵跳闸、循环水量不足、循环水温度过高 - 真空系统泄漏：管道、阀门、法兰等密封不严 - 轴封供汽不足或中断：轴封压力过低、轴封加热器故障 - 凝汽器水位过高：淹没部分铜管，影响换热 - 凝汽器铜管结垢或堵塞：换热效果变差 - 真空泵故障：真空泵跳闸、真空泵出力不足 - 汽轮机排汽量过大：负荷过高或旁路投入过多
7. 简述汽动给水泵的启动步骤。
答： - 检查汽动给水泵系统所有检修工作已结束，安全措施已拆除 - 投入润滑油系统，检查润滑油压、油温正常 - 投入密封水系统，检查密封水压力、温度正常 - 开启给水泵进口门，开启再循环门，对给水泵进行注水排空气 - 投入小汽轮机轴封供汽，建立凝汽器真空 - 检查小汽轮机保护已投入，MEH系统工作正常 - 开启小汽轮机进汽电动门，暖管至主汽门前 - 启动小汽轮机，按规定速率升速至最低工作转速 - 检查给水泵运行正常，无异常振动和声音 - 根据需要逐渐提高给水泵转速，并入系统运行
8. 发电机定子冷却水系统的运行维护要点有哪些？
答： - 保持定子冷却水压力正常，低于发电机氢压0.05-0.1MPa - 控制定子冷却水温度在40-50℃之间，进出水温差不大于25℃ - 定期监测定子冷却水导电度，应不大于2.0μS/cm，超过时及时换水 - 定期检查定子冷却水过滤器压差，超过规定值时切换过滤器 - 保持定子冷却水系统水位正常，防止断水 - 定期检查定子冷却水系统有无泄漏 - 发电机停运后，应继续运行定子冷却水系统，直至发电机铁芯温度降至50℃以下
9. 什么是机组RB？RB动作后应如何处理？
答：RB即快速减负荷，是指当机组主要辅机（如送风机、引风机、给水泵、磨煤机等）发生故障跳闸时，机组自动按照预设的速率将负荷减至与剩余辅机出力相匹配的水平，避免机组跳闸。
RB动作后的处理： - 立即检查RB动作原因，确认跳闸辅机 - 检查机组自动控制系统工作正常，负荷按预设速率下降 - 调整锅炉燃烧，保持燃烧稳定，必要时投油助燃 - 调整主蒸汽压力、温度和再热蒸汽温度在规定范围内 - 调整分离器水位稳定 - 检查汽轮机运行正常，各参数在允许范围内 - 待负荷稳定后，检查跳闸辅机故障原因，尽快恢复 - 若RB动作过程中自动调节失灵，应立即手动干预
10. 锅炉受热面爆管的一般现象有哪些？
答： - 炉膛或烟道内有泄漏声，严重时可听到爆破声 - 炉膛负压变正，严重时从人孔门、看火孔等处向外喷烟、喷汽 - 给水流量不正常地大于蒸汽流量 - 分离器水位下降，严重时难以维持 - 主蒸汽压力下降 - 排烟温度下降，两侧烟温差增大 - 引风机电流增大 - 锅炉燃烧不稳定，严重时发生灭火
11. 汽轮机热态启动的注意事项有哪些？
答： - 冲转前必须连续盘车不少于4小时，检查转子弯曲度在允许范围内 - 冲转参数应与汽轮机金属温度相匹配，主蒸汽温度应高于高压缸调节级金属温度50-100℃，且有50℃以上的过热度 - 轴封供汽温度应与轴封金属温度相匹配，防止轴封段转子受冷 - 冲转后应尽快升速至额定转速，避免在临界转速附近停留 - 并网后应尽快增加负荷至与汽缸金属温度相匹配的水平，避免汽缸冷却 - 严格控制胀差在允许范围内 - 加强对汽轮机振动、轴承温度、轴向位移等参数的监视
12. 变压器运行中的检查项目有哪些？
答： - 检查变压器油位、油色正常，无渗漏油现象 - 检查变压器油温正常，上层油温不超过85℃ - 检查变压器声音正常，无异常响声 - 检查变压器套管清洁，无破损、裂纹和放电痕迹 - 检查变压器冷却系统运行正常，风扇、油泵运转良好 - 检查变压器瓦斯继电器内无气体，油位正常 - 检查变压器各引线接头无过热现象 - 检查变压器接地良好 - 检查变压器保护装置投入正常，无报警信号
13. 直流锅炉的启动过程分为哪几个阶段？
答： - 启动前准备阶段：检查各系统设备，投入辅助系统 - 锅炉上水阶段：向锅炉上水至分离器正常水位 - 锅炉冷态清洗阶段：进行冷态开式清洗和闭式清洗，直至水质合格 - 锅炉点火及升温升压阶段：点火后按规定速率升温升压，进行热态清洗 - 汽轮机冲转及并网阶段：当主蒸汽参数符合要求时，冲转汽轮机并并网 - 直流运行转换阶段：当负荷升至一定值时，锅炉由湿态运行转为干态运行 - 升负荷至额定阶段：按规定速率增加负荷至额定值
14. 汽轮机轴承温度升高的原因及处理方法是什么？
答：
原因： - 润滑油压降低，油量不足 - 润滑油温升高 - 润滑油质恶化 - 轴承损坏或磨损 - 轴系振动过大 - 轴承进油口堵塞 - 汽轮机负荷骤增或蒸汽参数异常
处理方法： - 检查润滑油压、油温，若不正常及时调整 - 检查润滑油质，若不合格及时更换 - 加强对轴承温度的监视，若温度持续升高至报警值，应降低负荷 - 若轴承温度升至跳闸值，应立即紧急停机 - 停机后检查轴承情况，查明原因并处理
15. 电气倒闸操作的基本原则是什么？
答： - 停电操作顺序：先拉开断路器，再拉开负荷侧隔离开关，最后拉开电源侧隔离开关 - 送电操作顺序：先合上电源侧隔离开关，再合上负荷侧隔离开关，最后合上断路器 - 严禁带负荷拉、合隔离开关 - 严禁带地线合闸 - 严禁带电挂地线或合接地刀闸 - 操作前必须核对设备名称、编号和位置 - 操作过程中必须执行监护制度，一人操作，一人监护 - 操作中发生疑问时，应立即停止操作，向值班负责人报告，查明原因后再进行操作
16. 锅炉排烟温度升高的危害及处理措施有哪些？
答：
危害： - 锅炉热效率降低，煤耗增加 - 引风机电耗增加 - 容易造成空气预热器低温腐蚀和堵灰 - 可能导致尾部烟道再燃烧
处理措施： - 定期进行受热面吹灰，清除积灰和结渣 - 合理调整燃烧，控制过量空气系数在最佳范围内 - 提高给水温度，减少省煤器传热温差 - 检查并消除烟道漏风 - 调整燃烧器摆角，控制炉膛出口烟温 - 检查空气预热器运行情况，及时处理堵灰和泄漏
17. 简述汽轮机真空系统的严密性试验方法。
答： - 试验应在机组额定负荷的80%-100%下进行，且机组运行稳定 - 关闭真空泵入口门，记录关闭时间 - 每分钟记录一次凝汽器真空值，共记录8分钟（前3分钟不作为计算依据） - 计算5分钟内真空的平均下降速度。 - 试验结束后，立即开启真空泵入口门，恢复真空系统正常运行。 - 评价标准：真空平均下降速度≤0.13kPa/min为优秀，≤0.26kPa/min为良好，≤0.39kPa/min为合格，超过0.39kPa/min为不合格，应进行查漏。（空冷机组真空严密性试验合格标准为≤0.1kPa/min）
18. 发电机励磁系统的组成及各部分作用是什么？
答：
发电机励磁系统一般由励磁变压器、励磁调节器、整流装置、灭磁装置和转子过电压保护装置组成。
各部分作用： - 励磁变压器：将发电机出口电压降至整流装置所需的电压 - 励磁调节器：根据发电机电压和负荷变化，自动调节励磁电流，维持发电机电压稳定，提高系统稳定性 - 整流装置：将交流电整流为直流电，供给发电机转子绕组 - 灭磁装置：当发电机发生故障时，迅速将转子绕组中的能量释放，实现灭磁 - 转子过电压保护装置：防止转子绕组出现过电压，保护转子绝缘
19. 机组正常运行中，汽包水位（分离器水位）波动的原因有哪些？
答： - 负荷变化：负荷突然增加或减少，会引起水位先升后降或先降后升 - 燃料量变化：燃料量突然增加或减少，会引起汽压变化，进而影响水位 - 给水流量变化：给水泵转速变化、给水调节阀故障等会引起给水流量变化 - 主蒸汽压力变化：主蒸汽压力突然升高或降低，会引起水位变化 - 锅炉燃烧不稳：燃烧不稳会引起汽压和蒸汽流量波动，进而影响水位 - 给水品质不合格：汽水共腾会引起水位虚假上升 - 水位测量系统故障：水位计堵塞、泄漏等会导致水位指示不准
20. 什么是汽轮机的胀差？影响胀差的主要因素有哪些？
答：汽轮机的胀差是指汽轮机转子与汽缸之间的相对膨胀差值。当转子膨胀大于汽缸膨胀时，胀差为正；当转子膨胀小于汽缸膨胀时，胀差为负。
影响胀差的主要因素： - 蒸汽温度变化速度：蒸汽温度变化越快，胀差变化越大 - 机组负荷变化速度：负荷变化越快，胀差变化越大 - 轴封供汽温度：轴封供汽温度过高或过低会影响轴封段转子的膨胀 - 汽缸保温情况：汽缸保温不良会导致汽缸散热过快，胀差增大 - 滑销系统工作情况：滑销系统卡涩会影响汽缸的自由膨胀 - 汽轮机启动和停机方式：启动和停机过程中参数控制不当会导致胀差过大
五、计算题（5题，含完整答案）
1. 某660MW机组满负荷运行时，主蒸汽流量为1900t/h，给水流量为1920t/h，计算锅炉的排污率。
解：锅炉排污率计算公式为： 排污率 = (给水流量 - 主蒸汽流量) / 主蒸汽流量 × 100% 代入数据： 排污率 = (1920 - 1900) / 1900 × 100% ≈ 1.05% 答：锅炉的排污率约为1.05%。
2. 某汽轮机额定功率为660MW，热耗率为7800kJ/kWh，计算该机组的发电煤耗（标准煤发热量按29308kJ/kg计算）。
解：发电煤耗计算公式为： 发电煤耗 = 热耗率 / 标准煤发热量 × 1000 代入数据： 发电煤耗 = 7800 / 29308 × 1000 ≈ 266.1g/kWh
答：该机组的发电煤耗约为266.1g/kWh。
3. 某发电机额定电压为20kV，额定电流为21160A，功率因数为0.9，计算该发电机的额定视在功率和额定有功功率。
解：额定视在功率计算公式为： S = √3 × U × I 代入数据： S = √3 × 20 × 21160 ≈ 733333kVA ≈ 733.3MVA 额定有功功率计算公式为： P = S × cosφ 代入数据： P = 733.3 × 0.9 ≈ 660MW 答：该发电机的额定视在功率约为733.3MVA，额定有功功率为660MW。
4. 某凝汽器循环水流量为35000t/h，进水温度为20℃，出水温度为30℃，凝汽器排汽量为1200t/h，排汽焓为2400kJ/kg，凝结水焓为120kJ/kg，计算该凝汽器的冷却倍率和端差。
解：冷却倍率计算公式为： m = 循环水流量 / 排汽量 代入数据： m = 35000 / 1200 ≈ 29.17 凝汽器传热量： Q = 排汽量 × (排汽焓 - 凝结水焓) Q = 1200 × 1000 × (2400 - 120) = 2.736 × 10^9 kJ/h 循环水吸热量： Q = 循环水流量 × 1000 × 4.1868 × (出水温度 - 进水温度) 排汽温度： t_s = 进水温度 + Q / (循环水流量 × 1000 × 4.1868) t_s = 20 + 2.736 × 10^9 / (35000 × 1000 × 4.1868) ≈ 38.6℃ 端差计算公式为： δt = 排汽温度 - 出水温度 δt = 38.6 - 30 = 8.6℃ 答：该凝汽器的冷却倍率约为29.17，端差约为8.6℃。
5. 某660MW机组在额定负荷下运行，厂用电率为6%，计算该机组的供电煤耗（发电煤耗按280g/kWh计算）。
解：供电煤耗计算公式为： 供电煤耗 = 发电煤耗 / (1 - 厂用电率) 代入数据： 供电煤耗 = 280 / (1 - 0.06) ≈ 297.9g/kWh 答：该机组的供电煤耗约为297.9g/kWh。
六、论述题（10题，含完整答案）
1. 论述660MW超临界锅炉启动过程中的注意事项。
答： - 水质控制：超临界锅炉对水质要求极高，启动前必须进行严格的冷态清洗和热态清洗，确保给水和炉水水质合格。冷态清洗分为开式清洗和闭式清洗，当省煤器入口水铁离子含量小于200μg/L时，可进行点火；热态清洗应在锅炉压力升至1.5-2.0MPa时进行，当分离器出口水铁离子含量小于100μg/L时，热态清洗合格。 - 升温升压控制：严格按照启动曲线控制锅炉升温升压速度，防止受热面产生过大的热应力。一般情况下，锅炉升温速度不超过1.5℃/min，升压速度不超过0.1MPa/min。在启动过程中，应注意监视各受热面壁温，防止超温。 - 燃烧调整：锅炉点火后，应及时调整燃烧，保持炉膛负压稳定，防止炉膛正压喷烟或负压过大吸入冷空气。投运燃烧器应遵循"对角、对称、均匀"的原则，避免局部热负荷过高。当负荷较低时，应投油助燃，保证燃烧稳定。 - 水位控制：超临界锅炉在湿态运行阶段，应严格控制分离器水位在规定范围内，防止水位过高进入过热器或水位过低导致水冷壁缺水。在干态运行转换阶段，应注意调整给水流量和燃料量，平稳过渡，避免水位大幅波动。 - 蒸汽温度控制：启动过程中，应通过调整燃烧器摆角、减温水流量等方式控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度在规定范围内。在汽轮机冲转前，应保证主蒸汽温度有50℃以上的过热度，防止蒸汽带水进入汽轮机。 - 空气预热器保护：锅炉点火前，应投入空气预热器吹灰系统，防止空气预热器低温腐蚀和堵灰。在启动过程中，应定期对空气预热器进行吹灰，监视空气预热器进出口烟温和风温，发现异常及时处理。 - 安全保护：启动前应确认锅炉所有保护装置已投入正常运行。在启动过程中，应加强对各参数的监视，发现异常及时处理。当发生MFT动作时，应立即查明原因，采取相应措施，待故障消除后，方可重新点火。
2. 论述汽轮机正常运行中的主要监视参数及控制要求。
答： - 蒸汽参数： - 主蒸汽压力：正常运行时应控制在24.2MPa左右，波动范围不超过±0.5MPa。 - 主蒸汽温度：正常运行时应控制在566℃左右，波动范围不超过±5℃，最高不超过576℃，最低不低于520℃。 - 再热蒸汽温度：正常运行时应控制在566℃左右，波动范围不超过±5℃，最高不超过576℃。 - 汽轮机转速和负荷： - 正常运行时，汽轮机转速应维持在3000r/min，波动范围不超过±1r/min。 - 负荷应根据调度指令进行调整，调整速率一般不超过5MW/min，避免负荷骤增骤减。 - 汽轮机胀差和轴向位移： - 胀差：正常运行时，高压缸胀差应控制在-1.0~+3.0mm之间，低压缸胀差应控制在-3.0~+6.0mm之间。 - 轴向位移：正常运行时应控制在±0.5mm之间，当轴向位移达到±1.0mm时，ETS保护动作跳闸。 - 轴承温度和振动： - 轴承温度：正常运行时，轴承金属温度不应超过90℃，轴承回油温度不应超过75℃。 - 轴系振动：正常运行时，各轴承轴振不应超过80μm，当轴振超过125μm时，ETS保护动作跳闸。 - 润滑油系统参数： - 润滑油压：正常运行时应控制在0.12~0.15MPa之间。 - 润滑油温：正常运行时应控制在40~45℃之间。 - 凝汽器真空和排汽温度： - 凝汽器真空：正常运行时应维持在90kPa以上，当真空低于80kPa时，ETS保护动作跳闸。 - 低压缸排汽温度：正常运行时不应超过80℃，当排汽温度超过120℃时，应紧急停机。 - EH油系统参数： - EH油压：正常运行时应控制在14.0~16.0MPa之间。 - EH油温：正常运行时应控制在40~55℃之间。
3. 论述发电机运行中的常见故障及处理方法。
答： - 发电机定子绕组单相接地： - 现象：发电机定子接地保护动作报警，定子三相电压不平衡，零序电压升高。 - 处理：立即汇报调度，降低发电机有功和无功负荷，检查发电机本体及引出线有无接地现象。若接地故障点在发电机内部，应立即停机处理；若接地故障点在发电机外部，应尽快隔离故障点。
- 发电机转子一点接地： - 现象：发电机转子一点接地保护动作报警，转子对地电压不平衡。 - 处理：立即汇报调度，加强对发电机运行情况的监视，查找接地故障点。若转子一点接地故障稳定，可继续运行，但应尽快安排停机处理；若转子一点接地故障发展为两点接地，应立即紧急停机。
- 发电机失磁： - 现象：发电机励磁电流为零或接近零，发电机电压降低，有功功率降低，无功功率反向，定子电流增大且摆动。 - 处理：立即汇报调度，降低发电机有功负荷，检查励磁系统故障原因。若励磁系统故障无法立即恢复，应将发电机解列停机。
- 发电机过负荷： - 现象：发电机定子电流超过额定值，有功功率超过额定值，发电机温度升高。 - 处理：立即汇报调度，降低发电机有功和无功负荷，使定子电流降至额定值以下。若过负荷是由于系统故障引起的，应按照规程规定的过负荷允许时间运行，超过允许时间应立即解列停机。
- 发电机温度异常升高： - 现象：发电机定子绕组温度、铁芯温度、转子温度超过规定值。 - 处理：立即降低发电机负荷，检查冷却系统运行情况，调整冷却水量和冷却风温。若温度仍持续升高，应停机检查，查明原因并处理。
4. 论述锅炉结渣的原因、危害及预防措施。
答： - 原因： - 煤质原因：煤灰熔点低，灰分含量高，是导致锅炉结渣的主要原因。 - 燃烧调整不当：过量空气系数过小，燃烧不完全，还原性气氛增强，降低了煤灰熔点；燃烧器摆角过大，火焰中心上移，炉膛出口烟温升高；各燃烧器负荷分配不均，局部热负荷过高。 - 锅炉设计不合理：炉膛容积热负荷、截面热负荷过高，炉膛出口烟温过高；燃烧器布置不合理，火焰冲刷水冷壁。 - 运行维护不当：吹灰不及时，受热面积灰严重，导致传热恶化，炉膛出口烟温升高。
- 危害： - 降低锅炉热效率：结渣会导致受热面传热减弱，排烟温度升高，锅炉热效率降低。 - 影响锅炉出力：结渣严重时，会堵塞炉膛出口和烟道，限制锅炉出力。 - 导致受热面超温爆管：结渣会使受热面壁温升高，严重时导致超温爆管。 - 影响锅炉运行安全：结渣块脱落时，可能砸坏水冷壁管，造成炉膛灭火或锅炉跳闸。
- 预防措施：
- 合理配煤：控制入炉煤的灰熔点，避免燃用灰熔点过低的煤种。 - 优化燃烧调整：保持合适的过量空气系数，避免还原性气氛；合理调整燃烧器摆角，控制火焰中心位置；均匀分配各燃烧器负荷，避免局部热负荷过高。 - 加强运行维护：定期对受热面进行吹灰，及时清除积灰和结渣；加强对炉膛出口烟温、受热面壁温等参数的监视，发现结渣迹象及时处理。 - 改造锅炉设备：对于设计不合理的锅炉，可进行炉膛改造、燃烧器改造等，降低炉膛热负荷，改善燃烧工况。
5. 论述汽轮机真空下降的现象、原因及处理原则。
答： - 现象： - 凝汽器真空指示下降，排汽温度升高。 - 汽轮机负荷降低，相同负荷下蒸汽流量增大。 - 轴向位移增大，推力轴承温度升高。 - 凝汽器端差增大。 - 真空泵电流增大（若真空泵出力不足）。
- 原因： - 循环水系统故障：循环水泵跳闸、循环水量不足、循环水温度过高。 - 真空系统泄漏：管道、阀门、法兰等密封不严，空气漏入真空系统。 - 轴封供汽不足或中断：轴封压力过低、轴封加热器故障、轴封供汽管道堵塞。 - 凝汽器水位过高：凝结水泵故障、凝汽器补水过多、凝汽器铜管泄漏。 - 凝汽器铜管结垢或堵塞：换热效果变差，影响真空。 - 真空泵故障：真空泵跳闸、真空泵出力不足、真空泵冷却水中断。 - 汽轮机排汽量过大：负荷过高、旁路投入过多、主蒸汽温度过低。
- 处理原则： - 发现真空下降，应立即对照排汽温度、凝汽器端差、循环水温度等参数，判断真空下降的原因。 - 若真空下降较快，应立即启动备用真空泵，提高真空。 - 根据真空下降情况，降低汽轮机负荷，当真空降至80kPa时，汽轮机应跳闸。
- 针对不同的原因，采取相应的处理措施： - 若循环水泵跳闸，应立即启动备用循环水泵。 - 若真空系统泄漏，应进行查漏，及时消除泄漏点。 - 若轴封供汽不足，应调整轴封供汽压力，检查轴封加热器运行情况。 - 若凝汽器水位过高，应启动备用凝结水泵，降低凝汽器水位。 - 若真空泵故障，应立即启动备用真空泵，检修故障真空泵。 - 若真空下降无法控制，应立即紧急停机，防止汽轮机损坏。
6. 论述机组甩负荷的现象、原因及处理方法。
答： - 现象： - 发电机有功功率指示突然降至零或接近零，无功功率指示升高。 - 汽轮机转速升高，严重时超过危急保安器动作转速。 - 主蒸汽压力急剧升高，锅炉安全门可能动作。 - 锅炉汽包水位先降后升（汽包锅炉）或分离器水位先升后降（直流锅炉）。 - 汽轮机调节汽门迅速关闭，然后根据转速情况开启。
- 原因：
- 发电机出口断路器跳闸。 - 汽轮机保护动作跳闸。 - 电网故障导致机组与系统解列。
- 处理方法： - 甩负荷至零，汽轮机未跳闸： - 立即检查DEH系统工作正常，汽轮机转速在允许范围内。 - 检查锅炉燃烧稳定，必要时投油助燃。 - 调整主蒸汽压力和温度在规定范围内，开启旁路系统。 - 调整分离器水位稳定。 - 检查汽轮机各参数正常，无异常振动和声音。 - 待电网故障消除后，尽快将发电机并网，恢复负荷。 - 甩负荷至零，汽轮机跳闸： - 立即检查汽轮机主汽门和调节汽门已关闭，转速开始下降。 - 检查锅炉MFT是否动作，若MFT动作，按MFT处理；若MFT未动作，应手动MFT。 - 投入汽轮机盘车装置，连续盘车。 - 检查汽轮机各参数正常，查明跳闸原因。 - 待故障消除后，按规程规定重新启动机组。
- 甩部分负荷： - 立即检查机组自动控制系统工作正常，负荷稳定。 - 调整锅炉燃烧，保持燃烧稳定。 - 调整主蒸汽压力、温度和再热蒸汽温度在规定范围内。 - 调整分离器水位稳定。 - 检查汽轮机运行正常，各参数在允许范围内。 - 查明甩负荷原因，尽快恢复负荷。
7. 论述电气系统发生短路故障的危害及处理措施。
答：
- 危害： - 产生巨大的短路电流，使电气设备过热，烧毁设备绝缘。 - 产生巨大的电动力，使电气设备变形、损坏。 - 导致系统电压急剧下降，影响用户正常用电。 - 破坏电力系统的稳定运行，可能导致系统瓦解。 - 产生电弧，可能引起火灾和爆炸事故。
- 处理措施：
- 立即切除故障：当电气系统发生短路故障时，继电保护装置应迅速动作，切除故障设备。若继电保护装置拒动，应手动拉开故障设备的断路器。 - 恢复系统供电：故障切除后，应尽快恢复非故障区域的供电。对于重要用户，应采取备用电源自动投入等措施，保证供电连续性。 - 检查故障设备：对故障设备进行详细检查，查明故障原因和故障范围。检查内容包括设备外观、绝缘情况、继电保护动作情况等。 - 处理故障设备：根据故障情况，对故障设备进行修复或更换。对于轻微故障，可现场修复；对于严重故障，应将设备停运，进行大修或更换。 - 恢复系统正常运行：故障设备处理完毕后，应进行试验，确认设备正常后，方可投入运行。逐步恢复系统正常运行方式，调整系统电压和频率在规定范围内。
- 分析事故原因：事故处理完毕后，应组织人员对事故原因进行分析，总结经验教训，制定防范措施，防止类似事故再次发生。
8. 论述锅炉灭火的现象、原因及处理方法。
答：
- 现象： - 炉膛负压急剧增大，火焰电视显示无火焰。 - 炉膛出口烟温急剧下降。 - 主蒸汽压力和温度急剧下降。 - 锅炉汽包水位先降后升（汽包锅炉）或分离器水位先升后降（直流锅炉）。 - MFT保护动作，所有燃料切断。
- 原因：
- 燃料质量差，热值低，挥发分含量低。 - 燃料量突然减少或中断，如给煤机跳闸、磨煤机跳闸、燃油系统故障。 - 风量过大或过小，燃烧不稳定。 - 炉膛负压过大，将火焰吹灭。 - 锅炉负荷过低，燃烧不稳定。 - 水冷壁爆管，大量汽水喷入炉膛，将火焰浇灭。 - 吹灰不当，大量灰渣落入炉膛，影响燃烧。
- 处理方法： - 锅炉灭火后，MFT保护应自动动作，切断所有燃料。若MFT未动作，应立即手动MFT。 - 停止所有给煤机、磨煤机和燃油泵，关闭燃油速断阀。 - 保持送风机和引风机运行，以30%~40%的风量对炉膛进行通风，通风时间不少于5分钟，排除炉膛内的可燃气体。 - 调整分离器水位稳定，关闭减温水阀门，防止蒸汽温度急剧下降。 - 检查锅炉灭火原因，采取相应的处理措施。 - 待故障消除后，确认炉膛内无可燃气体，方可重新点火。 - 点火后，按规程规定的速率升温升压，逐步恢复机组负荷。
9. 论述汽轮机轴系振动的原因及处理方法。
答：
- 原因： - 转子质量不平衡：转子制造质量差、转子弯曲、叶片损坏或脱落、结垢不均匀等。 - 转子不对中：联轴器安装不对中、轴承座标高变化、基础不均匀沉降等。 - 轴承故障：轴承磨损、轴承间隙过大、轴承油膜不稳定等。 - 动静部分摩擦：汽封间隙过小、隔板变形、转子弯曲等。 - 轴系共振：转子临界转速与工作转速接近、基础共振等。 - 蒸汽激振：汽轮机高压缸调节级汽流激振、低压缸末级叶片颤振等。 - 润滑油系统故障：润滑油压过低、润滑油温过高或过低、润滑油质恶化等。
- 处理方法：
- 启动过程中振动大： - 当汽轮机转速在临界转速以下时，若振动超过规定值，应立即打闸停机，查明原因并处理。 - 当汽轮机转速通过临界转速时，应快速通过，避免在临界转速附近停留。若振动超过规定值，应立即打闸停机。 - 汽轮机定速后，若振动超过规定值，应降低转速，查明原因并处理，待振动正常后，方可并网。
- 正常运行中振动大： - 立即降低汽轮机负荷，观察振动变化情况。 - 检查润滑油压、油温、油质是否正常，若不正常及时调整。 - 检查汽轮机各轴承温度、轴向位移、胀差等参数是否正常。 - 若振动是由于动静部分摩擦引起的，应立即打闸停机。 - 若振动是由于转子质量不平衡引起的，应安排停机进行动平衡试验。 - 若振动是由于轴承故障引起的，应安排停机更换轴承。
- 振动突然增大： - 若振动突然增大超过跳闸值，ETS保护应自动动作跳闸。若ETS未动作，应立即手动打闸停机。 - 停机后，对汽轮机进行全面检查，查明振动突然增大的原因，采取相应的处理措施。
10. 论述660MW机组节能降耗的主要措施。
答：
- 锅炉侧节能措施： - 优化燃烧调整：保持合适的过量空气系数，降低排烟热损失和化学不完全燃烧热损失；合理配煤，提高燃烧效率；调整燃烧器摆角，控制火焰中心位置，降低排烟温度。 - 加强受热面吹灰：定期对水冷壁、过热器、再热器、省煤器和空气预热器进行吹灰，清除积灰和结渣，提高受热面传热效率。 - 降低排烟温度：通过优化燃烧调整、加强受热面吹灰、消除烟道漏风等措施，降低排烟温度，提高锅炉热效率。 - 提高给水温度：合理利用回热系统，提高高压加热器投入率，提高给水温度，减少锅炉燃料消耗量。 - 降低飞灰可燃物：优化燃烧调整，提高煤粉细度，保证煤粉充分燃烧，降低飞灰可燃物含量。
- 汽轮机侧节能措施： - 提高凝汽器真空：加强循环水系统运行管理，保证循环水量和循环水温度；定期进行真空系统严密性试验，及时消除泄漏点；加强凝汽器清洗，保持铜管清洁。 - 提高回热系统效率：保证高压加热器和低压加热器投入率，提高加热器端差，减少抽汽损失。 - 降低汽轮机热耗：优化汽轮机运行方式，保持汽轮机在经济负荷下运行；加强汽轮机通流部分清洗，提高通流效率；及时消除汽轮机阀门泄漏。 - 降低辅机电耗：优化辅机运行方式，根据负荷变化及时调整辅机出力；采用变频调速技术，降低辅机电耗。
- 电气侧节能措施： - 提高发电机效率：保持发电机在额定功率因数下运行，提高发电机效率。 - 降低厂用电率：优化厂用电系统运行方式，合理安排辅机启停；采用高效节能设备，降低辅机电耗。 - 减少变压器损耗：合理安排变压器运行方式，避免变压器空载运行；采用高效节能变压器，降低变压器损耗。
- 综合节能措施： - 加强机组运行管理：制定合理的运行规程和操作规程，提高运行人员操作水平；加强机组参数监视和调整，保持机组在最佳工况下运行。 - 开展节能技术改造：采用先进的节能技术和设备，对机组进行节能改造，提高机组效率。 - 加强能源计量管理：完善能源计量体系，准确计量各项能源消耗，为节能降耗提供数据支持。 - 开展节能宣传教育：提高全体员工的节能意识，形成人人节约能源的良好氛围。
七、事故案例题（5题，含完整答案）
1. 某660MW机组正常运行中，锅炉突然发生MFT动作，炉膛负压急剧变正，火焰电视显示无火焰。请分析可能的原因，并写出处理步骤。
答：
- 可能的原因：
- 全炉膛灭火：燃料质量差、燃烧调整不当、风量过大、炉膛负压过大等。 - 燃料丧失：所有给煤机跳闸、所有磨煤机跳闸、燃油系统故障等。 - 给水流量低低：给水泵跳闸、给水管道破裂、给水调节阀故障等。 - 炉膛压力高越限：引风机跳闸、烟道堵塞、锅炉爆管等。 - 送风机全停：两台送风机同时跳闸。 - 引风机全停：两台引风机同时跳闸。 - 手动MFT：运行人员误操作或紧急情况下手动触发MFT。
- 处理步骤：
- 立即检查MFT动作原因，确认所有燃料已切断，所有给煤机、磨煤机和燃油泵已停止运行，燃油速断阀已关闭。 - 保持送风机和引风机运行，以30%~40%的风量对炉膛进行通风，通风时间不少于5分钟，排除炉膛内的可燃气体。 - 调整分离器水位稳定，关闭减温水阀门，防止蒸汽温度急剧下降。 - 检查汽轮机是否跳闸，若汽轮机跳闸，按汽轮机跳闸处理；若汽轮机未跳闸，应立即打闸停机。 - 检查发电机是否跳闸，若发电机跳闸，按发电机跳闸处理。 - 对锅炉系统进行全面检查，查明MFT动作原因，采取相应的处理措施。 - 待故障消除后，确认炉膛内无可燃气体，方可重新点火。 - 点火后，按规程规定的速率升温升压，逐步恢复机组负荷。
2. 某660MW机组满负荷运行时，汽轮机突然跳闸，发电机出口断路器联动跳闸，机组转速升高。请分析可能的原因，并写出处理步骤。
答：
- 可能的原因： - ETS保护动作：轴向位移大、胀差大、振动大、润滑油压低、EH油压低、凝汽器真空低等。 - 发电机保护动作：差动保护、定子接地保护、转子接地保护等。 - 手动紧急停机：运行人员误操作或紧急情况下手动打闸停机。 - DEH系统故障：DEH失电、调节系统故障等。
- 处理步骤：
- 立即检查汽轮机主汽门和调节汽门已关闭，转速开始下降。 - 检查锅炉MFT是否动作，若MFT动作，按MFT处理；若MFT未动作，应手动MFT。 - 投入汽轮机盘车装置，连续盘车。 - 检查ETS系统和发电机保护系统动作情况，查明跳闸原因。 - 对汽轮机系统进行全面检查，检查各轴承温度、振动、轴向位移、胀差等参数是否正常，检查汽轮机本体有无异常声音和泄漏。 - 对发电机系统进行全面检查，检查发电机本体、励磁系统、出口断路器等是否正常。 - 待故障消除后，确认机组具备启动条件，按规程规定重新启动机组。 - 启动过程中，应加强对汽轮机各参数的监视，特别是振动、轴承温度、轴向位移、胀差等参数，发现异常及时处理。
3. 某660MW机组正常运行中，发电机差动保护动作跳闸，同时发变组其他保护也有动作信号。请分析可能的原因，并写出处理步骤。
答： - 可能的原因： - 发电机定子绕组相间短路。 - 发电机定子绕组匝间短路。 - 发电机引出线相间短路。 - 主变压器内部相间短路。 - 差动保护误动作：电流互感器故障、保护装置故障、二次回路故障等。
- 处理步骤：
- 立即检查发电机出口断路器和灭磁开关已跳闸，发电机已解列灭磁。 - 检查汽轮机是否跳闸，若汽轮机跳闸，按汽轮机跳闸处理；若汽轮机未跳闸，应立即打闸停机。 - 检查锅炉MFT是否动作，若MFT动作，按MFT处理；若MFT未动作，应手动MFT。 - 对发电机、主变压器、引出线等进行全面检查，检查有无短路、放电、过热、冒烟等现象。 - 检查差动保护动作情况，核对电流互感器二次回路有无故障。 - 测量发电机、主变压器的绝缘电阻，判断绝缘是否损坏。 - 若查明是差动保护误动作，应查明误动作原因，采取相应的处理措施，待保护装置正常后，方可重新启动机组。 - 若查明是设备内部故障，应立即停机检修，待故障消除后，方可重新启动机组。 - 事故处理完毕后，应组织人员对事故原因进行分析，总结经验教训，制定防范措施。
4. 某660MW机组运行中，凝汽器真空突然快速下降，汽轮机排汽温度急剧升高。请分析可能的原因，并写出处理步骤。
答： - 可能的原因： - 循环水泵跳闸：两台循环水泵同时跳闸或一台循环水泵跳闸后备用泵未联启。 - 真空系统大量泄漏：真空系统管道破裂、阀门脱落、法兰密封失效等。 - 轴封供汽中断：轴封供汽管道破裂、轴封加热器故障、轴封供汽调节阀故障等。 - 凝汽器铜管大量破裂：凝汽器水位急剧升高，凝结水导电度增大。 - 真空泵跳闸：两台真空泵同时跳闸或一台真空泵跳闸后备用泵未联启。
- 处理步骤：
- 立即启动备用真空泵，提高真空。 - 根据真空下降情况，降低汽轮机负荷，当真空降至80kPa时，汽轮机应跳闸。 - 检查循环水泵运行情况，若循环水泵跳闸，应立即启动备用循环水泵。 - 检查轴封供汽压力，若轴封供汽压力过低，应立即调整轴封供汽压力，必要时投入备用轴封供汽源。 - 检查凝汽器水位，若凝汽器水位过高，应启动备用凝结水泵，降低凝汽器水位，同时检查凝结水导电度，判断凝汽器铜管是否破裂。 - 检查真空泵运行情况，若真空泵跳闸，应立即启动备用真空泵，检查故障真空泵原因。 - 若真空下降无法控制，应立即紧急停机，防止汽轮机损坏。 - 停机后，对真空系统进行全面检查，查明真空下降原因，采取相应的处理措施。
5. 某660MW机组满负荷运行时，一台汽动给水泵跳闸，电动给水泵联启成功，但给水流量不足，汽包水位快速下降。请分析可能的原因，并写出处理步骤。
答： - 可能的原因： - 电动给水泵出力不足：电动给水泵转速未达到额定值、电动给水泵进口门未全开、电动给水泵再循环门未关闭、电动给水泵叶轮损坏等。 - 给水系统泄漏：给水管道破裂、阀门泄漏等。 - 运行汽动给水泵出力不足：运行汽动给水泵转速未及时提高、运行汽动给水泵故障等。 - 锅炉负荷过高：机组满负荷运行，一台汽动给水泵跳闸后，剩余给水泵出力无法满足锅炉给水需求。
- 处理步骤： - 立即手动提高运行汽动给水泵和电动给水泵的转速，增加给水流量，尽量维持分离器水位。 - 立即降低锅炉负荷，根据给水流量情况，将负荷降至与剩余给水泵出力相匹配的水平。 - 检查电动给水泵运行情况，检查电动给水泵转速、进口门、出口门、再循环门等是否正常，若再循环门未关闭，应立即手动关闭。 - 检查跳闸汽动给水泵跳闸原因，采取相应的处理措施，尽快恢复跳闸汽动给水泵运行。 - 若给水流量仍不足，分离器水位继续下降至低低值，锅炉MFT应动作，按MFT处理。 - 待跳闸汽动给水泵恢复运行后，逐步增加机组负荷至额定值。 - 事故处理完毕后，应组织人员对事故原因进行分析，总结经验教训，制定防范措施，如加强给水泵日常维护、优化给水泵联锁保护等。

来源 公众号“电厂运行学习笔记”

「免责声明」：本文资料系转载自网络，不代表本平台立场，仅供读者参考，著作权属归原创者所有。我们分享此文出于传播更多资讯和知识之目的。如有侵权，请在后台留言联系我们进行删除，谢谢！