简答问答计算分析1（下发）

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某一次风机分为工频和变频两种模式运行，该一次风机具有变频故障切工频功能，KM1和KM2是变频器进线、出线断路器，KM1和KM2具有电气联锁，开关同步。（含图）

某中储式四角切圆燃烧汽包炉，自下而上布置三层给粉机（A、B、C），A层粉管下部设置一层大油枪，本次检修A层喷燃器增加微油点火装置，作为减少启动用油以及低负荷稳燃手段。机组启动点火方式有大油枪点火启动和微油点火启动两种方式。请你作为工作负责人对FSSS火焰保护（全炉膛无火、点火失败、延时点火）逻辑进行优化。（含图）

电厂CEMS仪表脱硝出口NOx浓度均值低于烟囱总排口NOx浓度，出现“倒挂”现象，请分析可能存在的原因并提出解决方案。

随着能源数字化的加入，很多DCS系统都增加了对外接口，比如与SIS系统(信息管理系统)进行连接等，所以网络安全问题就出现了。2023版二十五项反措“9.8 防止分散控制系统网络事故”将分散控制系统的网络安全加入其中，请简要写出如何做好网络安全工作。

某350MW超临界压力、一次中间再热、双缸双排汽空冷凝汽式汽轮机配一台100%汽动给水泵，CCS方式下运行，机组负荷174MW，主汽压力16.6MPa，磨煤机A/D/E运行，锅炉总煤量92.84t，给水流量489.1t/h，汽动给水泵转速3663RPM。 5时00分：1号机组负荷174MW，三磨运行。主汽温度为570℃，机组过热度由51.6℃逐步开始下降； 5时04分：运行人员发现过热度降为42.1℃，就地检查发现给煤机A称重传感器信号线松脱，皮带无煤，但煤量显示33t/h，停给煤机A，启给煤机B，A、D层等离子弧助燃。 5时07分：过热度降至5℃，对应给水流量为426t/h，汽动给水泵转速为3480r/min，运行人员手动调整给水流量。 5时08分：“汽泵入口流量低于270 t/h且汽泵再循环门开度小于20%，延时2秒”保护动作，汽动给水泵跳闸，锅炉MFT。跳闸后对汽泵再循环门进行动作试验，从指令发出到门实际开始动作，需要10秒左右。 1.请分析过热度下降的原因；2.分析机组跳闸的主要过程；3.提出主要整改措施。（含图）

某电厂2号机组负荷505MW，AGC投入，协调方式运行，主汽压力22.5MPa，省煤器入口流量1260t/h，煤量189t/h，A、B汽泵并列运行，电泵备用，各主要参数运行正常。发电机变送器屏内共有4只功率变送器（编号为25、26、27、29），变送器均为双路输出，其中变送器29输出送至ECS/AGC用来显示，另外3只变送器25、26、27送信号至DCS和DEH系统使用。 11时22分34秒，由于电气人员误拉2QS2开关，导致110V直流II段母线失电，使该段供电的功率变送器25、26、29失电，输出变为0mA，故MCS、DEH、AGC、ECS中功率信号1和功率信号2显示均为坏点。 11时22分36秒，机组控制方式由协调方式自动切至基本方式，所有高、中压调门指令陡降到0，四抽电动隔离门开反馈消失（负荷信号低于30MW联关）。11时22分40秒，机组实际功率因汽轮机调门全关也降至0MW。 11时22分43秒，汽轮机高调门恢复正常开度，所有机组功率信号恢复到477MW。 11时25分26秒，A小机前置泵因“A汽泵入口流量低”跳闸，A小机联跳，同时电泵联启，启动后接受给水主控指令调节给水流量，但电泵指令随后快速下降至0%，造成电泵未出水。 11时25分34秒，机组MFT动作，首出“给水流量低”，机组解列。请分析：1.所有高、中压调门全关的原因2. 电泵指令快速下降至0%的原因；3. 该事件暴露的问题；4. 针对该事件，编写防范措施。（含图）

2017年11月24日某发电1号机给水流量低低原因及过程分析：

【1】制订DCS或DEH系统故障时的处理措施与安全?对策，应包括哪些内容预控

【2】某电厂#1机组600MW ，机组检修前汽包水位不同类型表计显示正常。机组检修恢复运行，AGC方式下负荷从480MW升到560MW时，汽包水位A/B/C三点显示，分别为78/330/58mm；汽包水位高报警未发，过热器温度最低降至440/430℃左右。当负荷由560MW降到520MW时，汽温再次降至480/470℃左右。检查现场云母水位计指示为180mm，从DCS工程师站检查，发现固定端A、C两台汽包压力变送器显示近似为0MPa，请分析为什么汽包水位高报警未发为什么DCS显示比云母水位计指示低许多两台汽包压力变送器显示近似为0MPa的最大可能原因有那些当时的水位是什么状况

【3】某机组DCS改造后机组启动过程中，投入功率回路时汽机调门出现大幅度震荡并发散扩大，最后汽机跳闸，首出原因EH油压低，调阅历史数据曲线，在油动机大幅度振荡前期，EH油压、EH油泵电流基本稳定，EH油压下降、EH油泵电流上升缓慢，随着摆动时间的延长，进入后期时，EH油泵电流快速上升，高压安全油压在主汽门关闭前逐渐下降、接着迅速跌落，但EH油压在机组跳闸前未下降到机组保护跳闸值。现现场EH油母管油压变送器安装在汽机房0米层的EH油站油泵出口，处于EH油系统首端，EH油母管油压低压力跳机开关安装在机头12米处，机组跳闸后检查LVDT及接线未发现问题。EH油系统无泄漏；在机组恢复正常运行投入机组协调方式时又发生汽机调门大幅度震荡机组跳闸情况。历史数据曲线如下放大图：红色线高调门指令、黄色线高调门反馈、粉色线EH油母管压力、浅蓝色线EH安全油压、深蓝色EH油泵电流、深黄色高主门反馈（最右侧垂直线）。请分析：1、汽机调门震荡可能的原因；2、EH油泵电流增加油压下降跳机的原因；3、EH油压与压力开关不符的原因。

发生协调控制的控制器故障，现需对该控制器进行更换，请写出故障处理流程。

在现有条件下燃煤机组可以从哪些方面开展热调节系统节能优化工作（4分）？未来热调节系统应开展哪些方面的研究（3分）？

某机组运行负荷240MW，协调投入，系统均正常运行工况下突发MSV1，1CV，CV 伺服板故障报警，发电机负荷降低至0；汽机转速下降，两台汽泵转速下降，主汽压力升高，运行手动锅炉MFT 和汽轮机打闸，发电机2203 开关断开。请你根据提供的信息，针对异常，简要给出热工专业重点查找内容，分析引起机组异常的可能原因（6分），为什么由运行人员手动跳闸锅炉和汽机，并提出防范措施（2分）。

根据左图所示可编程控制器的梯形图，画出其对应的逻辑图。（含图）（含图）

【56】图a为某电厂交流润滑油泵原联锁逻辑图，请分析其工作过程和存的缺陷，并从提高逻辑运行可靠性的角度出发，试着对图a进行优化，画出优化后逻辑图。（含图）

【57】某日某电厂#2机组负荷由133MW突升至139MW，汽包水位至-150mm，调节后水位正常，负荷恢复正常；22时01分负荷再次突升至139MW，汽包水位持续下降，给水流 200t/h左右，主汽流 420t/h左右，运行人员快速启动#4给水泵，给水流不变，发现给水调门CRT显示变紫，急开给水直通门，水位继续下降至-300mm；22时02分36秒 #2炉MFT且#2炉温水调门关死；但 4 分钟后低温保护跳汽机，当时炉侧主汽温度为 448° 左右，机侧主汽温约 500°。【事件原因】检查#2 炉给水调门执行机构控制模块故障引起，给水调门波动，在关小后汽包水位失控，汽包水位水降，运行打开给水直通门后，大进水的瞬间，水位进一步下降，至-300mm后MFT（图1）。同时导致炉侧主汽温从538℃（22时02分36秒）降至448℃（22时06分50秒），触发低温保护跳机（见图1～图3）【事件教训与防范措施】1）#2机组的主给水调门现使用的是国产执行器模块，更换为可靠的产品如 ROTORK 等。2）原低温跳机保护逻辑的主汽温度取信来自锅炉主汽温度信号，将其修改为取自汽机侧的主汽温度信号。请你根据上述内容，指出本次故障过程中的操作及事故分析、措施是否妥当，并针对本故障制定一个故障应急处理预案。（含图）（含图）（含图）

有一节流装置，其差压计满量程时的最大流量设计值M=25000kg/h，相应的流束膨胀系数ε=0.992（按正常流量下的压差求得），若按满量程压差求得的ε'=0.9858，试问差压计满量程时的实际流量M'和仪表的流量示值相差多少（假定被测参数不变化）？

已知某测点压力为10MPa，要求其测量误差不超过±0.1MPa，试确定该测点用的压力表量程及精度等级？

某台机组汽轮机额定转速n0为3000rpm，当机组从带额定负荷100%突然变到0时，转速由3000 rpm升高至3150rpm，试计算该台机组的转速不等率δ。

不计空白电动势下，氧化锆计烟温为800℃，其显示仪指示氧量为10.392%时发现：① 实际烟温是650℃；②氧化锆管存在空白电动势0.4mV。试求该时刻烟气实际含氧量是多少？仪表指示相对误差是多少？

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