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110V 1母线接地+锅炉PCB相间短路试题描述：CCS方式，600MW，RB投入。关键辅机停备状态：磨煤机A、凝结水泵B、真空泵C、开式泵B、定冷水泵B。故障设置： 1. 设置110V 1母线接地（直流）选第3支路； 2. 延时180s设置密封风机A跳闸故障； 3. 延时420s锅炉PCB相间短路。故障现象： 1. “直流母线接地”报警； 2. 密封风机A跳闸故障报警； 3. 锅炉PC1B段母线TV保护动作，锅炉PC-B、MCC-B低电压保护报警。处理要点： 1. 短时间拉开某直流开关后，不论接地与否均应立即合入此开关； 2. 将密封风机A转检修后，立即恢复安措，试转； 3. 对锅炉PCB母线测量绝缘。请完成该故障的处理步骤及事故处理流程。 (缺图)

空气预热器A主马达跳闸+空气预热器A辅马达跳闸+RB拒动试题描述：CCS方式，600MW，RB投入。关键辅机停备状态：磨煤机A、凝结水泵B、真空泵C、开式泵B、定冷水泵B。故障设置： 1. RB拒动； 2. 延时5s设置空气预热器A辅马达跳闸； 3. 延时10s设置空气预热器A主马达跳闸。故障现象： 1. 空气预热器A主马达跳闸报警，引风机跳闸、送风机跳闸报警； 2. RB未动作，机组仍处于协调方式。处理要点： 1. 空气预热器A停转，做好隔离措施； 2. RB未动作，按照手动RB进行处理。请完成该故障的处理步骤及事故处理流程。 (缺图)

发电机-变压器组3TV A相一次熔丝熔断+汽轮机PC A段相间短路试题描述：CCS方式，600MW，RB投入。关键辅机停备状态：磨煤机A、凝结水泵B、真空泵C、开式泵B、定冷水泵B。故障设置： 1. 设置发电机-变压器组3TV A相一次熔丝熔断； 2. 延时240s设置汽轮机PC A段相间短路。故障现象： 1. “发电机-变压器组保护A/B屏TV断线”报警； 2. 汽轮机PC A段母线接地检测报警；汽轮机PC1 A段母线TV保护动作，“汽轮机MCC1A段TV低电压”报警。处理要点： 1. 更换熔丝； 2. 隔离汽轮机PC A段母线； 3. 恢复汽轮机PC A段母线。请完成该故障的处理步骤及事故处理流程。 (缺图)

汽动给水泵B跳闸电动给水泵未联启+RB拒动+给煤机B上煤管堵煤+给水泵汽轮机A冷油器A侧泄漏试题描述：汽动给水泵B跳闸电动给水泵未联启+RB拒动+给煤机B上煤管堵煤+给水泵汽轮机A冷油器A侧泄漏，CCS方式，600MW，RB投入。关键辅机停备状态：磨煤机A、凝结水泵B、真空泵C、开式泵B、定冷水泵B。故障设置： 1. 设置RB拒动； 2. 设置汽动给水泵B跳闸电动给水泵未联启； 3. 延时480s，设置给煤机B上煤管堵煤； 4. 延时600s，设置给水泵汽轮机A冷油器A侧泄漏。故障现象： 1. 汽动给水泵跳闸，RB未动作，电动给水泵未联启； 2. 总煤量下降后再上升，给煤机B煤量反馈下降； 3. 给水泵汽轮机A润滑油箱液位升高，出口油压升高。处理要点： 1. 手动执行RB，手启电动给水泵，恢复负荷至480MW； 2. 手动停运磨煤机B，启动备用制粉系统； 3. 切换冷油器。事故处理步骤及要求： 1. 发现DCS光字报警“汽动给水泵B跳闸”信号。进一步检查给水泵RB未动作。 2. 立即手动紧急停运D/F磨煤机，确认燃料量下降，机组负荷下降。确认机组控制切至TF，主汽压力调节正常。 3. 加强监视水煤比，控制中间点温度，配合过热蒸汽减温水阀，维持主汽温正常；调整尾部烟道挡板或喷水，维持再热汽温正常。 4. 降负荷过程中，投运B层油枪，投运空气预热器连续吹灰。 5. 发现电动给水泵未自启，立即手动启动，确认电动给水泵运行正常。根据给水流量情况，将电动给水泵并入给水系统。 6. 确认汽动给水泵A转速正常，出力不超限，必要时切手动调节，确认汽动给水泵组A本体相关参数正常。 7. 就地检查汽动给水泵B及电动给水泵运行情况，发生汽动给水泵B跳闸及电动给水泵自启故障。 8. 确认跳闸磨煤机可靠隔离，出口挡板，冷风、热风、密封风隔离挡板以及给煤机下闸阀均关闭。确认运行磨煤机出力不超限，确认出口温度、一次风流量、火检强度正常。 9. 确认引风机、送风机及一次风机自动调节正常，确认炉膛压力、氧量及一次风压正常。 10. 确认汽动给水泵B跳闸，出口电动阀关闭，确认给水泵汽轮机高、低压主汽阀，调节阀关闭，转速下降，确认疏水阀开启。 11. 关闭给水泵汽轮机B高、低压供汽电动阀。给水泵汽轮机转速到0，确认盘车自投，否则手动投入。 12. 关闭给水泵汽轮机B排汽电动阀，就地开启给水泵汽轮机真空破坏阀，确认给水泵汽轮机真空下降。真空到0，退轴封系统。 13. 确认锅炉水冷壁温、过热器壁温、再热器壁温正常。 14. 确认汽轮机本体参数瓦温、轴温、振动、轴移等正常，真空正常。确认凝结水系统运行正常，除氧器水位正常，热井水位正常。 15. 根据检修情况确定下一步的处理方向，汽动给水泵B故障处理中，电动给水泵联动故障处理完毕。 16. 申请启动备用制粉系统，恢复负荷至480MW。 17. 发现总煤量先下降后上升。检查给煤机B反馈下降，磨煤机B电流下降，出口温度升高，火检强度下降。判断给煤机B上煤管堵煤。 18. 联系巡检至就地检查给煤机运行情况，并投入上振打装置，无法消除。 19. 降负荷，停运B制粉系统；启动备用制粉系统，确认其电流正常，控制出口温度和一次风量，逐渐增加其出力。 20. 投入CCS，逐渐恢复负荷至480MW。 21. 加负荷过程中监视主、再热汽温，主蒸汽压力在正常范围内。 22. 停运B层油枪，停止空气预热器连续吹灰。 23. 发现给水泵汽轮机A润滑油压升高，轴承温度上升，推力瓦温上升。给水泵汽轮机A润滑油箱液位升高，判断为给水泵汽轮机A冷油器A泄漏。 24. 切换给水泵汽轮机A润滑油冷油器至B侧运行，润滑油压恢复正常。 25. 对给水泵汽轮机A润滑油箱排水，通知巡检投入滤油机连续运行，通知化验对油箱取样化验。 26. 负荷变化过程中，检查脱硝系统运行情况，确认SCR A/B喷氨调节阀调节、喷氨量、稀释风流量、SCR进/出口烟温/NOₓ含量正常，确认机组NOₓ正常。 27. 全面检查锅炉、汽轮机、电气及环保侧主要参数在正常范围内。 (缺图)

除氧器水位主调节阀卡涩+凝汽器内环钛管泄漏+凝结水泵A进口滤网堵塞试题描述：除氧器水位主调节阀卡涩+凝汽器内环钛管泄漏+凝结水泵A进口滤网堵塞，CCS方式，600MW，RB投入。关键辅机停备状态：磨煤机A、凝结水泵B、真空泵C、开式泵B、定冷水泵B。故障设置： 1. 先设置除氧器水位主调节阀卡涩； 2. 延时5s，设置凝汽器内环钛管泄漏； 3. 延时520s，设置凝结水泵A进口滤网堵塞。故障现象： 1. 凝汽器钛管泄漏，热井水位升高，凝结水水质不合格； 2. 除氧器水位降低，除氧器水位主调节阀跳手动； 3. 凝结水泵A电流下降，出力降低。处理要点： 1. 尝试堵漏无效，加强凝结水换水，降负荷，隔离半侧凝汽器； 2. 控制放水量，维持除氧器水位； 3. 启动凝结水泵B，停止凝结水泵A执行隔离措施。事故处理步骤及要求： 1. 发现“凝结水精处理入口电导度高Ⅰ值报警”，凝结水入口精处理电导度升高。联系热工人员确认表计是否正常，联系化学化验凝结水水质，确认精处理装置投运状态。 2. 发现热井水位上升，检查确认热井补水阀关闭。 3. 检查循环水系统，循环水泵电流波动，凝汽器钛管内环进水压力降低，出水压力降低，出水温度升高。判断凝汽器钛管内环泄漏。通知检修到场。 4. 汇报值长，凝结水水质不合格，申请降低机组负荷至550MW。 5. 联系巡检停运胶球清洗系统，通知检修在循泵入口处加入锯末堵漏。开启5号低压加热器放水阀进行放水换水，监视凝结水泵出力，监视除氧器水位。若凝结水泵出力超限，启动备用凝结水泵。 6. 监视除氧器水位正常，监视并控制除氧器水位调节阀，必要时，且手动控制。监视并控制热井水位调节正常。 7. 汇报值长，凝汽器钛管内环泄漏，经处理水质无好转，申请降负荷至360MW，准备凝汽器半侧隔离。 (缺图)

一次风机A断路器拒动+发电机失磁试题描述：一次风机A断路器拒动+发电机失磁，CCS方式，600MW，RB投入。关键辅机停备状态：磨煤机A、凝结水泵B、真空泵C、开式泵B、定冷水泵B。故障设置： 1. 一次风机A断路器拒动； 2. 延时10s设置发电机失磁。故障现象： 1. 引风机A跳闸报警，送风机A联锁跳闸报警；负荷、压力下降，主、再热汽温下降； 2. RB拒动。处理要点： 1. 手动急停制粉系统，隔离并检修故障设备，维持300MW负荷； 2. 缺陷消除，恢复机组负荷。处理步骤及要求： 1. 发电机-变压器组保护屏A/B屏“发电机失磁动作”报警，确认汽轮机跳闸，锅炉MFT。 2. 检查确认发电机5012和5013断路器、灭磁断路器MK已跳闸，发电机有、无功功率到零电流、电压到零，励磁机电流、电压到零。 3. 检查6kVA、B段电源进线断路器已跳闸，6kV A、B段备用电源断路器已合，母线电压正常；将6kV A段、1B段工作电源改至冷备用，断开启励电源。 4. 检查400V锅炉A、B段，汽轮机A、B段母线电压正常；检查保安400V A、B段母线电压正常。 5. 关闭发电机氢冷器手动阀，监视发电机氢温、氢压正常，密封油系统运行正常，油氢压差正常。 6. 汇报值长，机组跳闸，向调度汇报跳闸情况。 7. 检查转速下降，主、再热汽阀调节阀，高排止回阀关闭，抽汽电动阀、止回阀关闭，疏水阀开启，高、低旁路未开启，交流润滑油泵联启，检查润滑油母管压力正常，各瓦回油温度正常，就地听音测振，记录惰走时间，1950r/min顶轴油泵联启，转速到3r/min投入盘车，盘车投入后检查电流无异常，必要时打开真空破坏阀，停运轴封。 8. 汽轮机惰走时，注意倾听机组各部分声音，检查机组振动、胀差、轴向位移、轴承温度、主机润滑油温等参数的变化，检查惰走弯曲值。 9. 检查确认给水泵汽轮机跳闸，电动给水泵自启。关闭汽动给水泵中间抽头隔离阀，确认给水泵汽轮机转速下降，各相关阀阀动作正常；确认转速到零，盘车自投。 10. 将凝汽器补水旁路手动阀关闭；关闭除氧器上水调节阀，防止除氧器满水；关闭锅炉上水主阀及旁路阀，停止向锅炉上水。 11. DCS上发现一次风机A状态显示异常，仍有电流。出口挡板未联关，立即派巡检就地检查一次风机A实际运行状态，立即尝试远方手动停运，无效。 12. 关闭一次风机A动叶至0，就地核对开关间隔和状态，将一次风机A开关切至就地尝试电气分闸，无效。 13. 判断一次风机A发生断路器拒动故障。 14. 汇报值长，联系检修，进行机械分闸。 15. 检查一次风机A断路器分闸正常，断开断路器控制电源断路器以及储能断路器，将断路器拉至仓外，并挂牌，联系检修上票处理一次风机A断路器拒动故障。 16. 检查一次风机A/B跳闸正常，密封风机跳闸正常，相关挡板联锁动作正常。 17. 机组跳闸后检查锅炉侧MFT动作情况，炉膛确已无火；检查所有磨煤机、给煤机跳闸，磨煤机出口阀关闭，燃油进回油快关阀关闭，关闭前后手动阀；检查所有减温水阀关闭，吹灰器全部退出，就地关闭减温水手动阀，关闭SCR喷氨手动阀。保留单侧引、送风机运行。 18. 锅炉维持30%~40%风量吹扫5min后，停送、引风机，关闭所有风门挡板。 19. 将外围公用系统切至邻机接带；及时通知脱硝、脱硫、除尘、化学、燃料外围专业机组停运，调整运行方式；停止上煤并做相应系统调整。 20. 检查发电机-变压器组保护柜，发现“失磁保护”保护动作报警，判断发生发电机失磁故障，记录保护动作情况及保护动作最大值。 21. 判断发生发电机失磁故障。 22. 汇报值长，发生发电机失磁保护动作，机组跳闸，申请将发电机转检修。 23. 投入启停机、误上电保护连接片，确认闪络保护连接片已投入。 24. 断开发电机-变压器组出口隔离开关50136。断开主变压器高压侧TV二次小开关。 25. 拉开1TV、2TV、3TV二次小开关，将发电机1TV、2TV、3TV小车拖至检修位置。 26. 将6kV工作A、B段工作电源进线TV拖至检修位置。挂地线一副，记录地线编号。 27. 合上主变压器高压侧接地开关5013617。合上发电机中性点接地开关，联系网控，合上发电机出口接地开关。 28. 联系巡检，验明发电机出口三相确无电压。合上发电机出口接地开关或挂地线，记录地线编号。 29. 检查脱硫变压器、高压厂用变压器、主变压器油温下降至环境温度，停止脱硫变压器、高压厂用变压器、主变压器冷却器，将脱硫变压器、高压厂用变压器、主变压器冷却装置停电。 30. 汇报值长，发电机-变压器组已改检修，安全措施已做，联系检修处理发电机失磁故障。 31. 确认发电机出口隔离开关已拉开，合5012和5013断路器。 32. 发电机失磁原因未查明，不得启动机组。 (缺图)

空气预热器A积灰+汽动给水泵A再循环阀卡涩+汽动给水泵A跳闸电动给水泵未联启试题描述：空气预热器A积灰+汽动给水泵A再循环阀卡涩+汽动给水泵A跳闸电动给水泵未联启，CCS方式，600MW，RB投入。关键辅机停备状态：磨煤机A、凝结水泵B、真空泵C、开式泵B、定冷水泵B。故障设置： 1. 空气预热器A积灰； 2. 延时175s设置汽动给水泵A再循环阀卡涩； 3. 延时180s设置汽动给水泵A跳闸电动给水泵未联启。故障现象： 1. 氧量及总风量下降，炉膛压力波动； 2. 前置泵A跳闸； 3. 汽动给水泵A跳闸，RB动作。处理要点： 1. 投空气预热器A吹灰； 2. 启动电动给水泵； 3. 执行汽动给水泵A再循环阀卡涩安全措施。处理步骤及要求： 1. 发现炉膛氧量及总风量略有下降，进一步检查，发现炉膛压力波动，引风机静叶开大，电流上升。 2. 发现送风机A、一次风机A侧出口压力大于B侧；空气预热器A一、二次风出口温度下降，烟气出口温度上升；烟气进口温度未变，空气预热器A烟气侧进出口差压上升，空气预热器A电流上升；就地检查空气预热器A运行情况。 3. 根据上述现象，判断为空气预热器A积灰。 4. 投入空气预热器A连续吹灰，联系灰硫注意空气预热器排灰；申请适当降低负荷，控制排烟温度正常。 5. 密切监视磨煤机出口温度调节正常，燃烧器火检正常。 6. 监视空气预热器A进、出口烟温，一、二次风温，经吹灰，恢复正常；申请恢复机组负荷。 7. 运行中发现“前置泵A联锁跳闸”报警；“机组RB动作”报警，“磨煤机D、F跳闸”等报警。 (缺图)

6kV A段母线TV A相+B相+C相熔丝熔断+RB拒动+汽动给水泵A低压进汽调阀卡涩试题描述：6kV A段母线PTA相+B相+C相熔丝熔断+RB拒动+汽动给水泵A低压进汽调阀卡涩，CCS方式，600MW，RB投入。关键辅机停备状态：磨煤机A、凝结水泵B、真空泵C、开式泵B、定冷水泵B。故障设置： 1. 设置RB拒动； 2. 5s后设置6kV A段母线TV A相+B相+C相熔丝熔断； 3. 5s后设置汽动给水泵A低压进汽调阀卡涩。故障现象： 1. 6kV A段母线TV断线及低电压保护报警；6kV A段快切装置闭锁； 2. 6kV A段上相应辅机跳闸，其变压器运行正常； 3. 汽动给水泵A低压进汽调阀未全关。处理要点： 1. 手动RB降负荷； 2. 检查跳闸辅机停运情况，发现给水泵汽轮机A低压进汽调阀卡涩，破坏其真空； 3. 更换TV熔丝，恢复TV运行； 4. 启动风组，恢复负荷，执行给水泵汽轮机A隔离措施。事故处理： 1. 检查发现来6kV A段TV装置报警，快切装置报警。进一步检查6kV A段进线断路器合闸，母线电压到0，快切装置闭锁；6kV A段上6kV电动机均跳闸。 2. 检查RB动作情况，发现RB未动作，判断发生RB拒动故障。将机组控制方式切TF方式，手动降低机组负荷。 3. 投入油枪，投运空气预热器连续吹灰。 4. 加强监视水煤比，控制中间点温度，配合过热蒸汽减温水阀，维持主汽温度正常；监视再热蒸汽温度，调整尾部烟道挡板或喷水，维持再热汽温正常。 5. 确认送风机A、引风机A、一次风机A跳闸，电流到0，已隔离。检查确认B侧风机运行正常，出力不超限。确认氧量、炉膛负压、一次风母管压力正常。 6. 确认磨煤机D、F跳闸，电流为零，热风阀关闭，冷、热风调节隔离到零。确认E、B、C磨煤机一次风量、出口温度、电流正常，出力不超限。 7. 确认汽动给水泵及其前置泵A跳闸，电流为0，出口阀关闭，再循环阀开启。B侧汽动给水泵组运行正常；给水流量正常，出力不超限。 8. 电动给水泵自启动正常，检查电动给水泵运行参数正常，必要时，并入给水系统。 9. 检查给水泵汽轮机A停运情况，确认给水泵汽轮机A主汽阀关闭，发现低压进汽调阀显示3%开度，未全关。继续按下紧急停机按钮，重新打闸一次给水泵汽轮机A，无效；确认给水泵汽轮机A转速正常下降。 10. 检查EH油系统运行情况，确认EH油温、油压、油位正常，EH油泵运行正常。 11. 联系巡检就地检查核对给水泵汽轮机A低压进汽调阀实际开度，检查EH油路情况。联系化学化验油质及蒸汽品质。 12. 判断发生给水泵汽轮机A低压进汽调阀卡涩故障，联系检修到场检查。 13. 将给水泵汽轮机A进汽电动阀关闭，破坏给水泵汽轮机A真空，加速其惰走，待真空到0，停运轴封系统。 14. 监视给水泵汽轮机A惰走情况，确认给水泵汽轮机A油系统运行正常，轴向位移、各轴承振动、温度正常。转速到0，确认盘车自投。 15. 确认循环水泵A、凝结水泵A、闭冷泵A跳闸，备用泵联动正常，各系统运行正常。 16. 检查380V厂用电运行情况正常，母线电压、电流正常。 17. 就地检查6kV A段运行情况，TV运行情况；检查发电机-变压器组保护屏无异常报警，快切装置有“快切闭锁”报警。 18. 进一步检查6kV A段母线，工作电源进线断路器在合闸状态，6kV A段母线所带电动机，均报“低电压”跳闸。变压器运行正常；TV上报TV失压报警。 19. 申请并退出6kVA段快切和低电压保护。 20. 断开6kVA段母线TV直流电源和二次小开关，将TV拉试验位，拔出二次插件，TV拉“检修”位。 21. 联系巡检，检查TV外观无异常，验电，测绝缘。发现6kV A段母线TV一次侧三相熔丝熔断，判断发生6kV A段母线TV一次侧三相熔丝熔断故障。 22. 逐相更换TV熔丝，TV小车送“试验”位，装入二次插件，TV送“工作”位，合上母线TV直流电源和二次小开关。 23. 确认6kV A段母线TV故障报警消失，确认母线电压正常。申请投入6kV A段低电压保护，投入6kVA段母线快切装置。 24. 复位设备低电压保护报警，投入设备备用。 25. 检查确认UPS装置、110/221V直流系统运行正常。 26. 检查锅炉水冷壁温、过热器壁温、再热器壁温正常。 27. 检查汽轮机本体参数瓦温、轴温、振动、轴移等正常，真空正常；检查除氧器水位、热井水位、加热器水位正常。 28. 申请恢复负荷至480MW。 29. 启动风烟系统A侧，并入风烟系统。监视风量、氧量、负压、一次风压调节正常。 30. 启动制粉系统F，确认其电流正常；控制好出口温度和一次风量；逐渐增加其出力。 31. 正确执行给水泵汽轮机A汽侧隔离措施。 32. 逐渐增加机组负荷至480MW；加负荷过程中，监视并控制好主汽温度、再热汽温度及压力；停运油枪，停运空气预热器连续吹灰。 33. 全面检查锅炉、汽轮机、电气及环保侧主要参数在正常范围内。 (缺图)

末级过热器A积灰+末级过热器A泄漏+除氧器水位旁路调节阀卡涩试题描述：末级过热器A积灰+末级过热器A泄漏+除氧器水位旁路调节阀卡涩，CCS方式，600MW，RB投入。关键辅机停备状态：磨煤机A、凝结水泵B、真空泵C、开式泵B、定冷水泵B。故障设置： 1. 末级过热器A积灰； 2. 延时160s设置末级过热器A泄漏； 3. 延时420s设置除氧器水位旁路调节阀卡涩。故障现象： 1. 末级过热器A侧气温、壁温降低，烟气侧差压增大，烟温升高； 2. 机组负荷下降、主再热汽温下降、主汽压力下降，四管泄漏报警； 3. 除氧器水位旁路调节阀指令反馈不一致，切手动，除氧器水位波动。 (缺图)

6kV A段TV A相熔丝熔断+励磁变压器差动试题描述：6kV A段TVA相熔丝熔断+励磁变压器差动，CCS方式，600MW，RB投入。关键辅机停备状态：磨煤机A、凝结水泵B、真空泵C、开式泵B、定冷水泵B。故障设置： 1. 设置6kVA段TVA相熔丝熔断； 2. 延时30s设置励磁变压器差动。故障现象： 1. 6kVA段TV断线，快切装置闭锁，A段母线电压降低； 2. 机组跳闸，励磁变压器速断保护动作，厂用电A段失电。处理要点： 1. 机组跳闸，确保机组安全停运，将发电机-变压器组转检修； 2. 查明6kVA段失电原因，恢复供电。 (缺图)

锅炉辅机变压器A高压侧断路器拒动+锅炉辅机变压器A接地故障试题描述：锅炉辅机变压器A高压侧断路器拒动+锅炉辅机变压器A压器接地故障故障设置： 1. 设置锅炉辅机变压器A高压侧断路器拒动； 2. 延时10s设置锅炉辅机变压器A压器接地故障。故障现象： 1. 发现6kVA段母线故障报警，“6kVA段母线TV保护动作”“6kVA段母线TV保护告警”故障报警； 2. 母线上相关电动机跳闸。处理要点： 1. 检查机组运行情况； 2. 隔离锅炉PCA段母线及锅炉辅机变压器A； 3. 检修隔离故障断路器。 (缺图)

过热器一级减温水调节阀A卡涩+省煤器A泄漏+电动给水泵电机故障试题描述：过热器一级减温水调节阀A卡涩+省煤器A泄漏+电动给水泵电机故障故障设置： 1. 首先电动给水泵电动机故障； 2. 设置过热器一级减温水调节阀A卡涩； 3. 延时180s设置省煤器A泄漏。故障现象： 1. 主汽温异常； 2. 负荷下降，主蒸汽压力下降，锅炉主控增加，给水流量增加，凝汽器热井水位下降，炉膛负压波动； 3. “锅炉炉管泄漏”报警； 4. 电动给水泵无法正常启动。 (缺图)

6kV A段失电备用未投+6kV B段失电备用未投试题描述：6kV A段失电备用未投+6kV B段失电备用未投，CCS方式，600MW，RB投入。关键辅机停备状态：磨煤机A、凝结水泵B、真空泵C、开式泵B、定冷水泵B。故障设置： 1. 6kV A段失电备用未投； 2. 延时240s设置6kV B段失电备用未投。故障现象： 1. 6kVA段失电，下属PC失电，所带辅机跳闸，机组RB动作； 2. 机组跳闸，首出锅炉“两台送风机跳闸”，汽轮机“锅炉MFT”； 3. 机组跳闸，6kV A段、B段厂用电切换失败。处理要点： 1. 6kVA段失电，稳定机组参数至300MW； 2. 机组跳闸，机、炉、电联锁动作正常，厂用电失去，保安段柴油发电机接带，空气预热器、润滑油、密封油系统，真空下降，切断热井进汽，确保机组安全停运； 3. 查明6kV厂用失电原因，消除故障，恢复6kV厂用供电及下属PC、MCC供电。处理步骤及要求： 1. DCS光字报警发现“6kV A母线TV保护动作”“6kV A段快切闭锁”“6kV A段快切开关位置异常”。 2. 发现机、炉PC1A段母线TV保护动作，母线TV保护动作报警。 3. 发现A侧引送风机、一次风机跳闸，制粉系统C、E跳闸。 4. 确认机组RB动作正常，机组负荷下降，煤量下降，确认机组控制切至TF方式，主汽压力调节正常。 5. 确认B层油枪自动投运，投运空气预热器连续吹灰。 6. 检查确认6kVA段失电，工作电源进线断路器跳闸，备用电源进线断路器未自投，母线电压为零，快切闭锁，断路器位置异常，下属辅机跳闸。 7. 检查6kV A段所带变压器高压侧断路器均在合闸位。下属PC失电，母联断路器未合闸，PC、MCC电压为0，锅炉保安MCC供电正常，汽轮机保安MCC电源切至备用电源且供电正常。 8. 汇报值长，6kV A母线失电，机组RB动作正常，保安段供电正常。通知各岗位，做好母线失电的相关调整工作。令巡检就地对1A母线进行全面检查，检查跳闸设备停运情况及自启设备运行情况。 9. 加强水煤调整，确认过热器减温水阀自动调节正常，控制主汽温在正常范围内；确认再热器减温水阀及烟道挡板自动调节正常，控制再热汽温在正常范围内。 10. 检查确认引风机B静叶自动调节正常，炉膛压力正常；确认送风机B、一次风机B动叶自动调节正常，氧量和一次风压正常。必要时，手动调节。 11. 检查A侧送、引、一次风机停运，挡板关闭，就地确认不倒转；B侧送风机及一次风机运行正常，出力不超限。 12. 确认制粉系统C、E跳闸，各风阀挡板关闭严密；确认磨煤机B/D/F运行，煤量、风量、电流、出口温度、火检各参数正常。 13. 检查确认锅炉水冷壁温、过热器壁温、再热器壁温正常。 14. 降负荷过程中检查脱硝系统运行情况，确认SCR供氨关断阀和喷氨调节阀正常，喷氨量、稀释风流量、进出口烟温正常，NOₓ正常。通知辅控注意SO₂及烟尘排放调整。 15. A段失电，1、8号空气压缩机跳闸，及时启动备用空气压缩机，提高压缩空气系统压力；捞渣机系统停运，加强冷灰斗渣量及水位运行监视，调整燃烧，防止大焦掉落。 16. 检查确认汽轮机本体参数瓦温、轴温、振动、轴移等正常，真空正常；确认凝汽器水位正常、除氧器水位正常，高、低压加热器水位正常。 17. 确认汽动给水泵A跳闸，出口阀关闭。汽动给水泵B运行正常，给水流量正常；给水泵汽轮机A转速下降，相关阀门动作正常。转速下降至0，投盘车。电动给水泵联锁启动正常，必要时并入系统。 18. 检查确认凝结水泵A、循泵A、闭式水泵A跳闸，出口阀联锁关闭，电流到0，确认备用泵联锁启动正常。 19. 发现DCS报警发电机-变压器组A、B屏逆功率保护动作出口，发电机-变压器组E屏发电机热工保护动作，E屏K286E出口动作，机组跳闸。 20. 检查机组跳闸首出锅炉“两台送风机跳闸”，汽轮机“锅炉MFT”。 21. 检查确认发电机5012、5013断路器、灭磁断路器MK已跳闸，发电机定、转子电压及电流，有功、无功功率指示到零。 22. 检查6kVA段失电，B段厂用电切换不成功，下属PC及MCC均失电。立即检查确认柴油发电机启动正常并接带保安段供电正常。联系检修确认柴油发电机油位，及时补油。 23. 检查机组220V直流供电正常，110V直流切换至蓄电池接带，UPS电源运行正常。 24. 汇报值长：机组送风机全停MFT动作，6kV A、B母线失电，柴油发电机启动，保安段供电正常。通知各岗位，做好机组跳闸及母线失电的应急处理工作。 25. 检查汽轮机跳闸，转速下降，检查确认各主汽阀、调速汽阀、抽汽止回阀、抽汽电动阀、高排止回阀关闭；高压缸通风阀开，手动开启通风阀减温水；确认疏水阀自动开启。 (缺图)

煤质变差+脱硫CEMS分析仪故障+入炉煤硫分高试题描述：煤质变差+脱硫CEMS分析仪故障+入炉煤硫分高，CCS方式，600MW，RB投入。关键辅机停备状态：磨煤机A、凝结水泵B、真空泵C、开式泵B、定冷水泵B。故障设置： 1. 先设置煤质变差； 2. 延时90s后设置脱硫CEMS分析仪故障； 3. 360s后设置入炉煤硫份高。故障现象： 1. 机组负荷下降、主再热汽温下降、主汽压力下降、中间点温度下降、燃料量增加； 2. 净烟气SO₂/NOₓ超标，DCS报净烟气NOₓ分析仪故障； 3. 原烟气SO₂升高，净烟气SO₂含量超标、净烟气时均值超标，浆液pH值下降，脱硫效率下降。处理要点： 1. 稳定机组参数，加强煤质监控； 2. 通过原烟气、pH、供浆流量等参数稳定判断净烟气CENS分析仪故障，设法保持原烟气等参数稳定，联系仪控检修； 3. 汇报值长降负荷换低硫煤，提pH到5.8，加催化剂、启动备用循环泵。 (缺图)

利用热电偶测温时，热电偶参考端为什么要求处于0℃？

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