2026年集控值班员技能大赛实操案例

更新时间：试题数量：购买人数：提供作者：

有效期：个月

章节介绍：共有个章节

收藏

我的练习

我的错题
(0道)

我的收藏
(0道)

我的斩题
(0道)

我的笔记
(0道)

专项练习

顺序练习 练习进度 0 / 0

随机练习 自定义设置练习量

模拟考试 仿真模拟

题型练习 按题型分类练习

易错题 精选高频易错题

学习资料 考试学习相关信息

搜索

题库预览

案例题目1：锅炉过热器泄漏运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 炉管泄露报警信号发。 2. 排汽装置补水不正常增大。 3. 炉膛负压瞬时偏正。 4. 主汽压力下降，机组电负荷下降。 5. 烟温偏差大、爆管侧烟温下降。 6. 引风机电流不正常增大。 7. 主、再汽温偏差大、爆管侧主汽温度升高。 8. 过热器两侧出口汽温偏差增大。 9. 就地有泄漏声，烟道不严密处有汽体外冒。处理： 1. 判断锅炉泄漏部位并汇报裁判。 2. 派专人就地检查确认泄露部位。 3. 泄漏不严重时，降低负荷、压力运行，同时汇报裁判申请停炉。 4. 控制炉膛负压正常，防止炉膛冒正压造成锅炉房设备着火。 5. 发现燃烧不稳立即投油稳燃。 6. 加强排汽装置补水。 7. 注意引风机电流不超限，必要时再降负荷。 8. 注意汽泵出力不超限，必要时再降负荷。 9. 密切监视主、再热汽温及排烟温度变化，并做相应调整。 10. 若过热器爆管，虽降低负荷、压力、温度仍无法维持运行，执行紧急停炉。 11. 若因排烟温度高或炉膛负压波动大而造成锅炉MFT，按MFT动作处理。 (缺图)

案例题目2：锅炉水封破坏运行工况：负荷400MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 锅炉燃烧不稳，炉膛负压波动，引风机电流增大。 2. 排烟温度、汽温、减温水量升高，各受热面壁温不正常升高甚至超限。 3. 燃烧恶化，氧量不正常升高。 4. 捞渣机水箱水位低报警。处理： 1. 运行中发现引风机电流不正常升高，汽温升高减温水量增大时立即报告裁判。 2. 锅炉燃烧不稳，视实际情况投油助燃。 3. 根据实际情况解列引、送风机维持炉膛压力及氧量，预防风机过载。 4. 检查确认炉底水封或捞渣机水位低，立即进行补水。 5. 随着炉底水封的重新建立，注意调整汽温及氧量。 6. 待燃烧稳定后逐步撤油枪。 7. 恢复正常运行方式后，对锅炉各项参数及就得进行全面检查。 8. 若因炉膛负压波动大而造成锅炉MFT，按MFT动作处理 (缺图)

案例题目3：锅炉尾部烟道再燃烧运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 排烟温度急剧升高，炉膛压力剧烈变化。 2. 引风机动叶自动开大，引风机电流增大。 3. 空预器入口烟温不正常升高，如在一侧燃烧，两侧烟温偏差增大。 4. 空预器出口一、二次风温不正常升高。 5. 空预器电流摆动大，轴承温度升高，严重时卡涩停转。 6. 烟道不严密处冒烟气、火星。 7. 炉膛负压剧烈变化，烟道不严密处冒烟气、火星。 8. 尾部烟道再燃烧部位及以后烟道温度急剧升高。处理： 1. 运行中发现炉膛负压波动大，空预器前烟温异常升高时立即报告裁判。 2. 立即检查各段烟温，就地查看烟道着火情况，综合判断发生再燃烧部位。 3. 若轻微再燃烧，排烟温度不正常升高20℃以内，投入蒸汽吹灰灭火。 4. 降负荷并调整炉膛负压，防止炉膛冒正压造成锅炉房设备着火。 5. 采取调整制粉系统运行方式，减送风量，退出暖风器等方式使炉膛火焰中心下移。 6. 处理过程中密切监视炉膛压力及排烟温度变化。 7. 若尾部烟道发生严重再燃烧，烟温急剧升高，严重威胁锅炉安全运行，执行紧急停炉。 8. 停炉后停止引、送、一次风机运行，只保留空预器运行。 9. 关闭空预器各风烟档板，进行蒸汽吹灰灭火。 10. 待再燃烧现象消除，烟道内温度不再上升并趋稳定下降时，方可缓慢开启风、烟档板，进行必要的通风冷却和吹扫。 11. 若因排烟温度高或炉膛负压波动大而造成锅炉MFT，按MFT动作处理。 (缺图)

锅炉尾部烟道再燃烧运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 排烟温度急剧升高，炉膛压力剧烈变化。 2. 引风机动叶自动开大，引风机电流增大。 3. 空预器入口烟温不正常升高，如在一侧燃烧，两侧烟温偏差增大。 4. 空预器出口一、二次风温不正常升高。 5. 空预器电流摆动大，轴承温度升高，严重时卡涩停转。 6. 烟道不严密处冒烟气、火星。 7. 炉膛负压剧烈变化，烟道不严密处冒烟气、火星。 8. 尾部烟道再燃烧部位及以后烟道温度急剧升高。处理： 1. 运行中发现炉膛负压波动大，空预器前烟温异常升高时立即报告裁判。 2. 立即检查各段烟温，就地查看烟道着火情况，综合判断发生再燃烧部位。 3. 若轻微再燃烧，排烟温度不正常升高20℃以内，投入蒸汽吹灰灭火。 4. 降负荷并调整炉膛负压，防止炉膛冒正压造成锅炉房设备着火。 5. 采取调整制粉系统运行方式，减送风量，退出暖风器等方式使炉膛火焰中心下移。 6. 处理过程中密切监视炉膛压力及排烟温度变化。 7. 若尾部烟道发生严重再燃烧，烟温急剧升高，严重威胁锅炉安全运行，执行紧急停炉。 8. 停炉后停止引、送、一次风机运行，只保留空预器运行。 9. 关闭空预器各风烟档板，进行蒸汽吹灰灭火。 10. 待再燃烧现象消除，烟道内温度不再上升并趋稳定下降时，方可缓慢开启风、烟档板，进行必要的通风冷却和吹扫。 11. 若因排烟温度高或炉膛负压波动大而造成锅炉MFT，按MFT动作处理。

#1空预器故障运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. #1空预器电流摆动大。 2. #1空预器主驱跳闸电流到零，辅驱未联启。 3. #1空预器转速低一、二报警发出。 4. 锅炉RB动作，A侧引风机、送风机联锁跳闸。 5. #1空预器出口烟温升高，一、二次风温下降。处理： 1. 监盘发现#1空预器电流摆动大，立即汇报裁判，派专人就地检查。 2. 若#1空预器主电机跳闸，立即检查辅电机是否联启，若辅电机不能正常联启，立即手动启动辅电机，辅电机启动失败，再强启主电机一次。 3. #1空预器主、辅电机全停，锅炉RB动作。 4. 检查A侧引、送、一次风机全部跳闸，#5磨煤机跳闸，投油稳燃，“机炉协调”控制切换为“机跟随”方式，否则手动干预。 5. #1空预器跳闸后，立即关闭其风、烟挡板隔绝空预器，并进行手动盘车，防止空预器受热不均，导致膨胀变形。 6. 稳定燃烧、炉膛压力，投油稳燃、降负荷。 7. 详细检查空预器跳闸原因，并尽快恢复。 8. 若处理过程中，空预器停运导致排烟温度超限触发锅炉MFT，按MFT动作处理。

#1引风机故障运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. #1引风机发振动大、失速差压高报警。 2. #1引风机电流波动大，入口风压波动大，炉膛负压波动大。 3. #1引风机跳闸，RB动作。 4. 炉膛负压瞬时偏正。 5. #1送风机联锁跳闸。 6. #2引风机、B送风机动叶自动开大。处理： 1. 监视发现#1引风机振动大、失速差压高报警发，立即向裁判报告。 2. 降负荷，同时调整#1引风机动叶使其脱离喘振区，风机振动下降，失速差压信号消失后再重新并列两台风机运行。 3. 若处理无效，#1引风机跳闸，则检查确认锅炉RB动作，#5磨煤机跳闸，快速降负荷至360MW负荷对应的煤量，“机炉协调”控制切换为“机跟随”方式，否则手动干预。 4. 检查确认#2引风机动叶开度自动增加，否则手动增加，但要防止过电流。 5. 调整炉膛负压、氧量、汽包水位正常，并根据锅炉燃烧情况及时投油稳燃。 6. 减负荷过程中，密切注意汽温、汽压变化，并及时调整减温水量，保持主、再热汽温稳定。 7. 调整机组运行工况，使其稳定在新的负荷点上。 8. 就地检查锅炉房设备，是否存在因为炉膛冒正压造成设备损坏等情况。 9. 查明风机跳闸原因，如设备确有故障，将其隔离处理，待故障消除后，尽快恢复机组正常运行方式。 10. 若因炉膛负压波动大导致锅炉MFT，按MFT动作处理。

#1送风机故障运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. #1送风机发振动大、失速差压高报警。 2. #1送风机电流波动大，出口风压波动大。 3. 锅炉总风量波动大。 4. 炉膛负压波动大。 5. #1送风机跳闸，RB动作。 6. 锅炉总风量下降、氧量下降。处理： 1. 监视发现#1送风机振动大、失速差压高报警发，立即向裁判报告。 2. 降负荷，同时调整#1送风机动叶使其脱离喘振区，风机振动下降，失速差压信号消失后再重新并列两台风机运行。 3. 若处理无效，#1送风机跳闸，则检查确认锅炉RB动作，#5磨煤机跳闸，锅炉总燃料量快速降至360MW负荷对应的煤量，“机炉协调”控制切换为“机跟随”方式，否则手动干预。 4. 检查确认#2送风机动叶开度自动增加，否则手动增加，但要防止过电流。 5. 调整炉膛负压、氧量、汽包水位正常，并根据锅炉燃烧情况及时投油稳燃。 6. 减负荷过程中，密切注意汽温、汽压变化，并及时调整减温水量，保持主、再热汽温稳定。 7. 调整机组运行工况，使其稳定在新的负荷点上。 8. 查明风机跳闸原因，如设备确有故障，将其隔离处理，待故障消除后，尽快恢复机组正常运行方式。 9. 若因炉膛负压波动大而导致锅炉MFT，按MFT动作处理。

案例题目7：A一次风机故障运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. #1一次风机发振动大、失速差压高报警。 2. #1一次风机动叶开度不正常增大、#1一次风机电流增大。 3. 一次风压波动大,磨煤机出口温度降低。 4. 炉膛负压波动大 5. #1一次风机跳闸，RB动作 6. 锅炉总风量下降。处理： 1. 监视发现#1一次风机振动大、失速差压高报警发、立即向裁判报告。 2. 降负荷，同时调整#1一次风机动叶使其脱离喘振区，风机振动下降，失速差压信号消失后再重新并列两台风机运行。 3. 若#1一次风机达紧停条件时，保护未动，立即手动紧停。 4. #1一次风机跳闸后检查确认锅炉RB动作，#4、5磨煤机跳闸，锅炉总燃料量快速降至300MW负荷对应煤量。“机炉协调”控制切换为“机跟随”方式，否则手动干预。 5. 确认#2一次风机动叶开度自动增加，否则手动增加，但要防止过电流。 6. 关闭所有停运磨煤机冷、热风挡板，维持一次风母管压力正常。 7. 调整炉膛负压、氧量、汽包水位正常，并根据锅炉燃烧情况及时投油稳燃。 8. 减负荷过程中，密切注意汽温、汽压变化，并及时调整减温水量，保持主、再热汽温稳定。 9. 调整机组运行工况，使其稳定在新的负荷点上。 10. 查明风机跳闸原因，如设备确有故障，将其隔离处理，待故障消除后，尽快恢复机组正常运行方式。 11. 若#1一次风机跳闸导致锅炉MFT动作，按MFT动作处理。

案例题目8：机组真空下降运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 机组真空缓慢下降。 2. 汽轮机排汽温度升高，凝结水温度升高。 3. 机组负荷下降，高调门开度增大。 4. 运行真空泵电流增大。 5. 空冷风机频率自动增加。 6. “凝汽器真空低”报警信号发。 7. 汽轮机轴向位移正增加。处理： 1. 监视发现真空下降，首先对照排汽温度确认真空下降，然后汇报裁判，并派专人就地检查。 2. 增加空冷风机频率调整背压，启动备用真空泵。 3. 检查是否因误操作导致漏空，否则立即停止并恢复。 4. 检查并调整轴封供汽压力正常和轴封加热器疏水正常。 5. 检查真空破坏门是否关闭严密。 6. 检查运行真空泵出力是否正常，汽水分离器液位是否正常。 7. 检查空冷岛是否有泄漏，否则隔离处理。 8. 检查进入排汽装置有关疏水是否漏空。 9. 检查排汽装置水位是否在正常范围内，是否因水位过高而导致真空降低。 10. 检查真空下降是否由外界天气剧变所致。 11. 若备用真空泵全部启动，空冷风机出力加至最大，降负荷处理；若真空快速下降，采取手动拉掉上层磨煤机，快速降负荷。 12. 当真空下降至保护动作值时，保护动作，汽机跳闸，若保护拒动，立即手动打闸。 13. 背压升高，投入低压缸喷水并密切监视汽轮机低压排汽温度，若超保护动作值，保护拒动，立即手动打闸。

案例题目9：#1高压主汽门误关运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 机组负荷骤减。 2. 主蒸汽压力突涨，联开高、低旁。 3. TSI画面参数异常。 4. 汽泵出力下降，汽包水位突摆。 5. 过热器安全门动作。 6. 降氧器水位高时，DCS发除氧器水位高报警，除氧器温度降低，就地振动增大。 7. 除氧器水位过高时，除氧器进汽门自动关闭，事故放水门自动开启。处理： 1. 运行中发现机组主蒸汽压力突涨、负荷骤减、除氧器水位高报警、汽包水位低报警时立即向裁判报告。 2. 根据实际情况，关闭高、低旁。 3. 根据负荷及汽泵不出力启动电泵运行，维持汽包水位，将汽泵降至2850r/min。 4. 注意TSI画面各参数的监视，严格执行紧停规定。 5. 根据负荷下降情况注意高低加水位、轴封压力调整。 6. 及时调整凝结水主辅调整门，减少变频出力，维持除氧器水位，除氧器水位高二值时，检查除氧器高位溢流电动门开启。 7. 因主汽压力突涨，导致锅炉快速降负荷，退出机、锅炉主控。 8. 投油助燃，防止灭火。 9. 高、低旁全关，调整锅炉负荷，维持主汽压力稳定。 10. 查明原因#1高压主汽门误关汇报裁判，联系处理。 11. 若采取上述措施无法补救造成给水泵因除氧器水位低跳闸导致锅炉MFT时，按MFT动作处理。

案例题目10：汽泵故障跳闸运行工况：负荷400MW；协调方式；4台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 汽泵跳闸报警。 2. 电泵联启。 3. AGC退出，负荷下降。 4. 主汽压力下降，主汽温度升高。 5. 除氧器水位升高、排汽装置水位升高。 6. 运行给水泵流量增加，电流增大。 7. 锅炉RB动作。处理： 1. 运行中发现汽泵跳闸，电动给水泵联启，立即向裁判报告。 2. 检查RB动作情况，若RB未动作，手动减负荷至RB目标值。 3. 调整电泵勺管、调整给水流量与蒸发量的平衡、维持汽包水位。注意电泵是否超出力，及时关闭再循环，否则及时减负荷调整。 4. 检查小机主汽门、调汽门、进汽电动门关闭，小机止速后投盘车，注意盘车电流、偏心监视。 5. 调整凝结水主辅调整门及凝泵变频出力，及时调整除氧器水位和排汽装置水位。 6. 减负荷过程中，注意锅炉氧量、负压、汽温及燃烧情况的监视。 7. 检查汽泵跳闸原因，若是保护误动或人员误碰造成汽泵跳闸，尽快启动汽泵，恢复机组负荷。 8. 若电气原因造成汽泵跳闸，则将开关停电至检修位后详细检查处理；若机械故障造成汽泵跳闸，则将汽泵转检修，隔离处理。 9. 若是汽泵入口滤网堵塞造成汽泵跳闸，隔离汽泵清理滤网。 10. 若锅炉MFT，按MFT动作处理。

案例题目11：主机润滑油系统泄漏运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 主机润滑油压下降。 2. 主机润滑油箱油位下降。 3. 主机润滑油温升高。 4. 主机润滑油冷却水调门自动开大。 5. 主机各轴承金属温度及回油温度升高。处理： 1. 运行中监视发现主机润滑油箱油位下降，立即排除仪表故障并向裁判报告。 2. 分析主机润滑油箱油位下降原因，并派人就地查看。 3. 迅速向主机润滑油箱补油，减缓油位下降速度。 4. 若冷油器泄漏，切换备用冷油器运行。 5. 套装油管路外漏时，迅速查明漏油管路并采取措施，防止油漏到热体表面引起着火导致事故扩大。 6. 主机润滑油压低联启交流润滑油泵，启动交流油泵仍不能维持主机润滑油压时，联启直流润滑油泵。 7. 加强密封油系统监视。 8. 若交、直流润滑油泵全部启动仍无法维持润滑油压，油压降至机组跳闸值时，立即破坏真空紧急停机。 9. 若主机轴瓦温度升高至保护动作值，立即破坏真空紧急停机。 10. 若主机轴瓦回油温度高于75℃或就地检查发现轴承冒烟着火时，立即破坏真空紧急停机。 11. 若补油无效，主机润滑油箱油位下降至-300mm，立即破坏真空紧急停机。 12. 破坏真空后按机组紧急停机操作步聚处理。

案例题目12：汽轮机#1支撑轴承损坏运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 汽轮机某一轴承振动大报警信号发。 2. 汽轮机某一轴承属温度明显升高。 3. 主机回油温度升高。 4. 主机润滑油温升高。 5. 主机润滑油冷却水调门自动开大。 6. 汽轮机就地运行声音异常，轴承附近可能有焦糊味。处理： 1. 运行中监视发现汽轮机某一轴承温度和振动异常时立即向裁判报告。 2. 分析汽轮机轴承振动增加原因，就地测温、测振，排除仪表显示故障。 3. 检查机组润滑油压、油温是否正常。 4. 就地检查各轴承油流量是否正常，观察油质颜色是否正常。 5. 检查振动增大原因是否由于机组过负荷或负荷大幅波动引起，否则调整机组负荷至正常范围并稳定一段时间。 6. 检查机组轴封压力、温度是否正常，轴封蒸汽带水或轴封压力过高会导致大量蒸汽通过轴封进入润滑油系统，造成润滑油质恶化导致轴承损坏。 7. 检查是否由于润滑油冷却器冷却水压力高造成油中带水、油质恶化导致轴承损坏。 8. 检查主、再热汽温及各加热器水位是否正常，若轴承损坏原因是由于汽轮机进水而造成振动增大损坏轴承，则按汽轮机水冲击处理。 9. 若某一轴承金属温度升高至113℃，立即破坏真空紧急停机。 10. 机组各轴承回油温度升高至82℃或就地检查发现轴承冒烟着火时，立即破坏真空紧急停机。

案例题目13：发电机定冷水流量下降运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 发电机定子冷却水流量持续下降并报警。 2. 发电机定子冷却水压力低并报警。 3. 发电机定子冷却水温度高并报警。 4. 发电机定子冷却水箱水位下降快。 5. 发电机备用定子冷却水泵联启失败。处理： 1. 运行中监视发现定子冷却水流量下降立即向裁判报告。 2. 就地检查定冷水泵运行情况，核对水位，确定定子冷却水箱水位下降，立即检查漏点，并设法堵漏。 3. 密切监视发电机定子线圈温度上升趋势，若升高过快，降负荷。 4. 全开定子冷却水箱补水门及旁路手动门进行补水。 5. 密切监视发电机定子冷却水流量、压力、温度及水箱水位。 6. 检查漏水原因：若误操作阀门，立即恢复；若定冷器漏水，切换定冷器运行；若离子交换器泄露，隔离离子交换器。 7. 根据发电机定子线圈各温度测点对比判断定子线圈是否内漏，若确定内漏，做好发电机跳闸准备。 8. 若经全力补救定子冷却水流量、压力下降过快导致发电机断水保护动作，按机组跳闸处理。 9. 若处理过程中发电机定子线圈温度上升至90℃，立即手动解列发电机。 10. 机组停运后，详细检查定冷水泄漏原因并处理。

案例题目14：凝泵故障运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，#1凝泵运行，1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. #1凝泵跳闸，电流至零，#2凝泵未联启。 2. 凝结水压力下降。 3. 凝结水流量下降至零，相关用户失去水源。 4. 除氧器水位下降。 5. 排汽装置水位升高。 6. 排汽装置水位高，水倒流至相关疏水管产生振动。 7. 排汽装置水位过高，可能造成汽轮机振动增大。 8. 真空下降，背压升高。 9. 轴封压力升高、温度升高、轴封加热器水位异常。处理： 1. 手动启动#2凝泵，检查是否正常；若#2凝泵启动失败，则强启一次#1凝泵；若上述措施无效，按机组失去凝结水处理。 2. 快速降负荷。 3. 关闭排汽装置补水门。 4. 启动除氧器上水泵，开启除盐水至除氧器补水门维持除氧器水位。 5. 检查轴封供汽压力、温度是否正常、轴封加热器水位是否正常。 6. 若除氧器水位低保护未动，立即手动停运汽泵 7. 若排汽装置水位越限无法控制，立即汇报裁判，破坏真空紧急停机，以防汽轮机进水。 8. 破坏真空后对排汽装置适当放水。 9. 检查凝泵跳闸原因，若保护误动，尽快恢复；若电气原因导致凝泵跳闸，则将开关停电至检修位后详细检查处理；若机械故障造成凝泵跳闸，则将凝泵转检修，隔离处理。

案例题目15：引风机抢风运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 炉膛负压冒正。 2. 引风机电流持续增大。 3. 引风机出、入口风压偏差大。 4. 引风机电流偏差大。 5. 二次风箱压力升高。处理： 1. 监视发现引风机抢风，立即向裁判汇报。 2. 立即解除引风机、送风机自动，关小送风机开度，降负荷，防止负压冒正引起MFT。 3. 若在处理引风机抢风时,锅炉MFT动作，按MFT动作处理。 4. 降负荷至450MW以下并列引风机,必要时停运5号磨煤机。 5. 若在450MW下无法并列引风机，继续降负荷至400MW。 6. 引风机并列时，防止引风机突然出力引起负压过低。 7. 引风机并列成功后，引风机投自动，送风机自动，投入AGC，加负荷，恢复正常运行。

案例题目16：水冷壁泄漏运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 炉管泄露报警信号发。 2. 排汽装置补水不正常增大。 3. 炉膛负压波动大。 4. 主汽压力下降，机组电负荷下降。 5. 就地有泄漏声。处理： 1. 判断锅炉泄漏部位并汇报裁判。 2. 派专人就地检查确认泄露部位。 3. 泄漏不严重时，降低负荷、压力运行，同时汇报裁判申请停炉。 4. 控制炉膛负压正常，防止炉膛冒正压造成锅炉房设备着火。 5. 发现燃烧不稳立即投油稳燃。 6. 加强排汽装置补水。 7. 注意引风机电流监视不超限，必要时降负荷。 8. 注意汽泵出力、汽包水位的监视，必要时继续降负荷。 9. 若水冷壁爆管，虽降低负荷、压力、温度仍无法维持运行，执行紧急停炉。

案例题目17：发电机差动保护跳闸运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；3台给水泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 发电机有功负荷、无功负荷指示为零。 2. 发电机定子电流、转子电流指示为零。 3. 发电机主开关、灭磁开关全部断开。 4. 10KVA、B段工作电源进线开关跳闸，快切装置启动，备用电源进线开关自动合闸。 5. 汽轮机联锁跳闸，锅炉联锁MFT。 6. 发变组差动保护动作报警。处理： 1. 根据事故现象向裁判报告发电机差动保护动作跳闸，机组大联锁动作。 2. 跳闸后电气检查确认：发电机定子电流、转子电流、有功、无功负荷指示为零，主开关、灭磁开关全部断开，厂用电切换成功，否则手动干预。通知脱硫电源进行切换。 3. 跳闸后汽机检查确认：汽轮机跳闸，主汽门、调门联关，各抽汽逆止门、抽汽电动门、高排逆止门，高低压疏水门联开，交流润滑油泵、氢密封油泵联启，润滑油压、油温正常，转速开始下降，及时启动顶轴油泵。注意惰走时间，止速后投入盘车运行。 4. 跳闸后锅炉检查确认：锅炉MFT动作，供油阀、油角阀、吹扫阀联关、油枪全部退出，一次风机全停、给煤机全停、磨煤机全停且进、出口风门全关，主、再热器减温水门全关，脱硫、脱硝、电除尘全部停运，所有吹灰器全部退出，否则手动干预。 5. 检查汽泵跳闸、电泵联启正常，调整汽包水位正常。 6. 炉侧安全门，高、低旁动作，汽包水位大幅波动，注意主汽压力、再热蒸汽压力，及时关闭高旁。 7. 切换轴封供汽为辅汽，调整轴封压力正常。注意高低加水位监视。 8. 及时调整凝结水主辅调门开度、变频凝泵出力，注意除氧器水位、排汽装置水位正常。 9. 就地检查发电机本体及封闭母线有无明显故障现象。 10. 通知继保人员详细检查保护动作情况，如确认是由于保护误动或人员误碰导致保护动作，则立即向裁判汇报，经裁判许可后尽快重新启动机组运行。如确认保护动作是由于设备故障导致，则申请将发变组转检修，并做进一步处理。

案例题目18：主变冷却器全停运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 主变冷却器故障报警发。 2. 主变冷却器全停报警发。 3. 发变组C柜非电量保护报警发。 4. 主变绕组温度升高并报警。 5. 主变油面温度升高并报警。 6. 就地风扇全部停转。处理： 1. 根据事故现象向裁判报告主变冷却器全部停运。 2. 立即降负荷，减缓主变绕组温度、油面温度上升速度。 3. 密切监视主变绕组温度及油面温度，并做好停机准备。 4. 检查主变冷却器两路电源是否正常，若电源故障则尽快恢复送电。 5. 检查主变冷却器保险是否过热烧毁，否则迅速更换保险并检查本体无其他故障后恢复送电。 6. 若油温低于75℃且故障持续60分钟无法恢复，申请解列发电机。 7. 若油温高于75℃且故障持续20分钟无法恢复，申请解列发电机。 8. 若油温高于85℃，立即解列发电机。 9. 若主变绕组温度高于105℃，立即解列发电机。 10. 主变停运后详细检查主变冷却器停运原因，并尽快恢复。

锅炉A变跳闸运行工况：负荷600MW；协调方式；5台磨煤机运行；2台引、送、一次风机运行；汽泵运行，1台凝泵、1台真空泵运行，其它辅机为正常运行方式。现象： 1. 锅炉A变跳闸报警。 2. 锅炉A变电流显示变为0。 3. 锅炉B变电流增大。 4. 锅炉PC段母线联络开关合闸信号发。处理： 1. 监视发现锅炉A变跳闸立即向裁判报告。 2. 立即检查锅炉PC段联络开关是否合闸成功。 3. 检查锅炉PCA段所带负荷有无跳闸。 4. 检查锅炉B变运行正常，变压器温度是否上升。 5. 将锅炉A变转检修，联系检查锅炉A变跳闸原因。若为保护误动作，及时恢复；若为电气故障，短时间无法恢复，做好锅炉B变长时间无备用运行的事故预想。 6. 若锅炉B变由于所带负荷过多，温度持续升高，要减少次要负荷。 7. 若锅炉B变由于过载跳闸，引起锅炉MFT，按MFT动作处理。增加引起发电机定子线圈温度升高，立即降负荷运行。 8. 检查发电机三相负荷是否对称，若因三相负荷不平衡产生负序磁场导致发电机定子线圈温度升高，立即降负荷并汇报。 9. 检查发电机振动及轴瓦温度是否正常，若因轴瓦损坏引起振动增大导致发电机定子线圈温度升高，立即降负荷并做好停机准备。 10. 若采取上述措施无效，发电子定子线圈温度上升至115℃，立即解列发电机。 11. 若发电机定子线圈温度高导致保护动作，按发电机保护动作跳闸处理。 12. 机组停运后对发电机进行详细检查。

1 2