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[简答题]某发电公司 2号机组 （60万等级机组)主汽压力高-高 MFT动作 ,机组跳闸 ,请根据 所给资料 ,分析事故原因 ,并制定预控措施。事件经过资料:某年 08月 15日 19:30,2号机组负荷为 609MW ,主汽压力为 25.01MPa,主汽温度 为 600℃ ,给水流量为 1673t/h,协调运行方式 ,高压加热器正常投人 ,各正常疏水调节阀 保持在 "自动,方式。19:30,3号高加正常疏水阀出现大幅度波动 , 阀位反馈在 70%～52%大幅摆动 ,3号 高加水位从50mm迅速上升 ,最高至 266mm,高加水位高二值报警 ,联锁开启 3号高加危 急疏水门 ,正常疏水调节阀因水位偏差大 , 自动切换至手动方式 , 1s后高加水位高三值保 护动作引起高加解列。19:35,重新投人高加运行。19:40,主汽压力跌至 22.45MPa,机组协调 自动退出转 TF运行方式 , 负荷下降 至 560MW。19:41,重新投人协调运行方式 ,主汽压力呈上涨趋势。19:46,高加投运结束 ,关闭 3号高加危急疏水阀 ,疏水改由正常疏水调节阀调节。19:47,机组负荷为 576MW ,主汽压力为 26.43MPa,主汽温度为 600℃ ,3号高加正 常疏水阀再次出现大幅度波动 , 阀位反馈从 68%开度直线下降至 48% ,3号高加水位从 一 32mm迅速上升 ,最高至 370mm,高加水位高二 、 三值先后报警 ,联锁开启 3号高加危急 疏水门开启 ,高加解列。19:48,主汽压力涨至 27.54MPa,机组协调自动退出转 TF运行方式 ,机组负荷升至680MW,主汽压力降至 27.19MPa,主汽温度为 584℃ 。19:48:26,值班员将汽轮机主控切手动降负荷,手动将 DEH 主调节器原设定值 89.0%更改为 87.0%,19:49:51,主汽压力涨至 29.31MPa,达锅炉 MFT压力保护动作 值 ,机组跳闸 （期间 PCV阀一直未动作)。19:52,主汽压力 28.19MPa手操 B侧 PCV阀 动作正常,A侧无法开启。
[简答题]某发电公司 2号机组 (60万等级机组) 跳机事件 。 请根据所给资料,分析事故原因, 并制订纠正预控措施。事件经过资料:某年 8月 15日 01:10,某发电公司 2号机组 CCs运行方式,负荷 537MW,主汽压为 23.2MPa,主汽温为 561℃,再热汽温为 564℃,炉膛负压为-63kPa,A，B，C，D，F磨 运行 。 B引风机油站滤网前后差压大,油压低,两台油泵运行 。 A引风机动叶开度为 64%, B引风机动叶开度为 63%,A引风机电流为 318A,B引风机电流为 314A。01:00,接班人员检查发现 B引风机两台油泵运行, 通知交班 (值) 人员就地检 查 ,油压为 0.2MPa,滤网差压高, 同时联系锅炉维护人员清滤网 。 因两台油泵运行, 油温升高至 65℃,两次试停 B油泵方成功, 后投人联锁, B泵又 自启, 保持两台油泵 运行交班 。01:50左右,接班后运行人员去就地切换 B引风机油站滤网 。 巡操到就地切换 B引风 机润滑油滤网后,就地油压由 0.2MPa升至 0.23MPa,并经盘上与就地确认油压后停运 B 引风机 A油泵 。 B引风机润滑油压力低开关量信号跳B引风机,B送风机联跳正常,立即打 跳 F磨,降低总煤量及机组负荷,其他按平时事故预想进行操作。02:14左右,A引风机动叶自动升至 87%, 电流为 522A,炉膛负压最高至+1311Pa, 后降至 - 73Pa稳定, 负荷为 500MW, 氧量为 1.8% 。 因单台引风机最大出力只能带 350MW左右,运行人员准备恢复 B侧引 、送风机,之后检查风机启动条件中风机动叶开度 反馈小于5%条件不满足,点击 B引风机动叶操作界面,在弹出的手操画面中,关闭左侧风 机动叶至 0,误将 A 引风机动叶当作 B 引风机进行操作,导致炉膛负压高高,造成锅炉 MFT动作,机组调整。
[简答题]某发电公司 2号机组 （30万等级机组)汽轮机轴瓦磨损事件 。 请根据所给资料,分析 事故原因,并制定预控措施。事件经过资料:某年 3月 20日 13:07,2号机组负荷为 253MW,炉膛负压为一47Pa,五台磨煤机运行 , 总煤量为 181t/h,A凝结水泵运行 ,小机运行 ,转速为 4930r/min,给水流量为 850t/h,主汽 压力 15.7为MPa,主汽温度为 540℃ ,再热汽温度为 524.3℃ ,真空为一94.7kPa,其他辅机 运行正常 ,各运行参数正常。13:08,2号汽轮机主值班员请示值长做 2号机 "小机速关阀活动"定期试验。13:09:57,点 "试验按钮"后 ,速关阀阀位由 100%下降到 83%后 , 瞬时阀位降至 0,气泵组跳闸 , 电动给水泵联启。13:10:01,机组 RB3保护动作。13:10:02,锅炉 E磨煤机跳闸。13:10:03,AB层 1号角油枪开始投人。13:10:13,锅炉 D磨煤机跳闸。13:10:13,AB层 3号角油枪开始投人。13:10:22,锅炉 C磨煤机跳闸。13:10:23,炉膛压力快速降低至一2000Pa。13:10:25,锅炉 MFT中 "炉膛压力低"保护动作 ,机组跳闸 , 同时所有操作员站电 脑黑屏 、 主控室及厂房照明电源消失。2号机组跳闸后 ,值长立即令电气主值 、 副值到母线室查看厂用电源情况 , 同时令汽轮 机 、锅炉值班员进行机组跳闸事故处理。13:11,汽轮机值班员就地确认主机高中压主汽门 、调速汽门关闭 ,盘车处看到转速下 降 、转子惰走中。13:13, 电气值班人员就地检查2号机保安段电压正常 376V,柴油发电机联启 。 检查 6kV厂用 2A、 2B段母线电压为 0,立即汇报值长 ,拉开 6kV厂用 2A、 2B段母线上所有负 荷开关。13:14,汽轮机副值就地检查 ,发现主机交流油泵未联启 ,立即手动启动主机直流 油泵。13:15,恢复 6kV2B段母线电源 ,恢复 2号照明变压器 。13:19,恢复 6kV2A段母线电源;依次恢复各负荷电源 。13:20,汽轮机值班员发现主机 2瓦处冒烟 ,值长组织人员紧急处置。 13:22,安排发电机排氢 。13:24,热工人员到场将2号机组操作员站逐个开机 。13:26,主机转子静止。13:27,在投主机盘车时发现主机盘车无法投人 ,机组无法恢复运行 ,经报请电网同意 机组临检 72h。 在抢修解体过程中发现主机2～4号轴瓦及轴颈磨损 ,根据情况于 3月 24日 0时报请电网同意 ,2号机组转人 B级检修。停机后检查分析发现:1)小机试验电磁阀电缆与小机跳闸电磁阀电缆间绝缘不良 ,造成小机跳闸电磁阀带电 动作。2)RB动作时自动装置调节特性不佳 ,上三层磨煤机相继跳闸 ,炉膛热负荷及温度急 剧下降 ,造成炉膛压力快速降低 ,引风机静叶跟踪速率滞后 ,炉膛压力变化速率 ,致使炉膛压力快速达到保护动作值,而引起 MFT动作3)对厂用电联锁检查发现6kV厂用工作电源开关保护装置出厂设置与工作电源分支过 流保护出口并联此闭锁信号,该闭锁信号来自分支过流保护装置内部,而且只要 6kV厂用 工作电源开关跳闸就会发出此闭锁信号,该信号发出早于快切动作指令,将导致快切装置闭 锁 ,备用电源无法合闸4)当 380V厂用电源及保安段电源失去后,UPs改由直流蓄电池供电,此时因空 、 氢 侧交流密封油泵失电,联锁启动直流油泵,造成蓄电池电压快速降低至 UPs输人电压闭锁 值 187V以下,UPs装置停机 保安段失电原因:保安段电源切换设计为两路厂用电源同时 失去后联启柴油发电机,期间有 24s延时 因保安段和 UPs同时失电,热工控制系统电源 消失,DCs操作员站黑屏
[简答题]某发电公司 1号机组 (60万等级机组)给水流量低机组跳闸 。 请根据所给资料,分析 事故原因,并制定纠正预控措施。事件经过资料:某年 5月 1 日 18:20, 1 号机组负荷为 472MW,CCS控制,AGC投人,A，B，D，E，F磨煤机运行 。 DCS自动控制滑压方式,高加投人运行,高加出口水门开启,高加旁路 切换阀关闭,水位正常,给水温度为 265℃,汽轮机运行参数正常。18:20,副值班员由于去卫生间,巡操员替盘 。 巡操员在监盘过程中将监视画面翻至给 水画面,打开高加人口三通操作框,学习三通操作框画面内容 。 在记录操作框画面内容时, 误碰鼠标,发出该门关闭操作指令 。 在三通关闭过程中,巡操员发现误碰后,立即点击开启该门并一直点击开启高加人口三通 。 三通全关后高加出口门接收人口三通全关信号后联关 , 同时高加人口三通接受操作指令开启 ,造成高加出口门关闭 、 人口三通同时开启 。 18:29, 锅炉断水 ,锅炉 "省前流量低,保护动作。
[简答题]某发电公司 9号机组 （60万等级机组)启动过程中锅炉发生爆燃事件 。 请根据所给资料 ,分析事故原因 ,并制定纠正预控措施。某年 7月 14日某厂 9号炉冷态启动 ,A，B引/送风机 ,A 一次风机运行 ,A汽动给水 泵运行 ,B 汽动给水泵转速 2900r/min备用 , 电泵备用 。 总风量为 980t/h,炉膛负压为 一120Pa,一次风压为 7.4KPa。6:20,B层等离子在 .正常模式,下拉弧成功 ,启动 B磨煤机运行 ,B层等离子燃烧 器处于燃烧不稳定阶段。7:36,B1等离子燃烧器壁温升高至 333℃/373℃ （其他为 80～100℃),怀疑为燃烧器 喷口结焦 。 为防止烧损燃烧器 ,锅炉运行专工令将 B1等离子熄弧 ,在未关闭 B1粉管出口 插板门的情况下对燃烧器喷口进行通风降温吹扫。8:45,运行联系热工人员在工程师站强制 B1 .启弧允许,条件满足 （强制 .B1出 口 插板门关,),并经锅炉专工同意 B1等离子拉弧 ,拉弧成功后 ,引燃炉内积存煤粉 ,锅炉 .MFT动作,,FSSS首出为 .炉膛压力高-高,。
[简答题]某发电公司 3号机组 （60万等级机组)2W振动大跳闸事件 。请根据所给资料,分析事 故原因,并制定预控措施。事件经过资料:某年4月 10日 ,事件发生前,3号机组负荷为550MW,存在凝结水泵 A变频器C相有 两个功率单元退出,凝结水泵出力受限不大于 80%,3号高加水位 2号测点显示故障缺陷。 其余各主辅机以正常方式运行。按计划进行3号高加水位 2号测点故障消缺工作,许可工作前需解除 3号高加水位高- 高 、 高-高-高保护 。 控制班值班人员根据保护联锁投退申请内容及 3号高加水位测点缺陷情 况 ,查阅 3号高加水位控制逻辑图纸,确定采取强制 3号高加水位测量三选模块方式解除 3号高加水位高-高 、 高-高-高保护 ,并电话与运行监盘人员进行了沟通 ,交代了 3号高加 1 号 、 3号水位测点所在监视画面 ,并建议运行人员加强监视。13:50,仪控人员在水位测量值与设定值496mm 一致时进行了 3号高加水位测量三选 模块强制操作 ,并观察3号高加水位及正常疏水阀阀位无明显变化。14:00,运行人员发现除氧器水位下降 。 14:05,除氧器水位低报警 ,运行人员到汽轮机 房6.9m就地开除氧器上水旁路阀 ,设法维持除氧器水位 。 处理过程中 , 3 号机组于 14:10:06因 2号轴承振动大跳闸 ,锅炉 MFT联动正常 ,厂用电自投正常 ,汽轮机交流润滑 油泵 、顶轴油泵联启正常。查看相关历史数据:汽轮机2号轴承振动最高为121um/261um达到跳闸值 ,各轴承温 度正常 ,轴向位移 、 推力轴承温度略有变化 , 同时发现汽轮机三级抽汽电动阀前温度由 410℃降至 190℃ 。15:20,汽轮机转速到零 ,惰走时间为 70min（正常惰走约 90min),盘车投不上 ,手 动盘车 20min左右对应转子盘动半圈 ,后盘不动 。 汽轮机惰走过程中 1 号轴承最大振动 138um （转速为 2264r/min),2号轴承最大振动 119um （转速 1054r/min),根据上述现象 初步判断3号高加水位高 ,导致湿蒸汽进人中压缸 。 15:40,按规定汽轮机破坏真空 ,停轴 封汽 ,关闭汽轮机本体缸体疏水 ,进行闷缸处理。停机后检查分析发现:1)由于3号高加水位波动造成强制值为488mm,一直略小于设定值496mm,调节器处 于自动状态 ,3号高加正常疏水调节阀逐渐关小 ,3号高加水位持续上升 。 机组跳闸时 ,3 号高加正常疏水调节阀开度由 62%关到 14%。2)仪控人员扩大了保护解除隔离范围 ,采用强制 3号高加水位三选二模块后水位测量 值方式解除水位高-高 、 高-高-高保护的同时 ,3号高加水位报警功能失去 ,运行人员没有及 时发现高加水位高 ,导致汽轮机进人湿蒸汽振动大跳闸。
[简答题]某发电公司 2号炉 （60万等级机组)一次风机抢风 （喘振)引发锅炉 MFT动作 。请根 据所给资料 ,分析事故原因 ,并制定纠正预控措施。事件经过资料:某年 4月 13日 ,2号机组负荷为 512MW ,总煤量为 263t/h,给水流量为 1566t/h,总 风量为 1687t/h,主汽温度为 566℃ ,主汽压力为 24.4MPa,再热蒸汽温度为 569℃ ,再热 蒸汽压力为 3.4MPa,炉膛负压为 一 156.9Pa,锅炉
A，B，D，E，F五台磨煤机运行;机 炉协调控制方式 ,AGC，RB功能投人。02:16,B给煤机跳闸 ,锅炉总燃料短时显示失真 ,导致燃料 、 给水 、 风量 、 机主控、 炉主控自切为手动控制方式 ,2min后联跳 B磨煤机;运行人员手动调整后 ,于 02:18先后 投一次风 、送风 、 引风自动闭环控制 ,投机主控 、投 TF。02:22,启动 C磨煤机 ,2:28两台一次风机发生抢风 ,退出 A引风机自动 、 一次风 机自动切为手动控制 ,进行手动调整。02:34,"炉膛压力高-高"首出 ,炉 MFT保护动作 ,汽轮机发 "锅炉保护三取二"首 出信号 ,汽轮机保护动作打闸 ,发电机解列 ,机组负荷到 0。停机后检查给煤机 B跳闸原因 ,为其控制电源柜接线混乱 ,动力控制箱内私接 、 乱拉 电源导致空气开关跳闸;机组控制系统中磨煤机给煤机启 、停时总煤量信号切换不完善。
[简答题]某发电公司 1号机 （60万等级机组)给水流量低 MFT,请根据所给资料 ,分析事故原 因 ,并制定预控措施。事件经过资料:某年 9月 10日 1号机组运行 ,2号机组在调停备用 。 21:45, 1号机负荷为 600MW , AGC投人 ,两台气泵运行 , 电泵备用 ,A至 F六组制粉系统运行 ,总煤量为 280t/h,主汽 门前压力为 23.8MPa,21:50开始降负荷 。 22:38,1号机组调度指令为 405MW ,实发功 率为 422MW ,A，B，C，D 四组制粉系统运行 ,给煤量为 166t/h,汽轮机主汽门前压力为 22MPa,给水量为 1087t/h。22:38,1号机组 AGC方式 （机炉协调控制方式),实发功率为 422MW ,降负荷过程 , 调度指令由 405MW直接降至 340MW ,功率变化率为 6MW/min。22:38:40,1号机炉主控因主汽压力偏差大于 3MPa（控制偏差大), 自动跳至手动控 制状态 ,机组 AGC方式自动切为机跟随方式 。 汽水盘发现 DEH 主调阀继续快速下关 ,主 汽压力异常上升 , 同时 ,三台高加因水位高先后跳闸 ,为防止主汽压力的突升 ,制粉盘立即 手动降低给煤量 , 同时迅速将给水泵转速由 4695r/min提高至 4950r/min, 以实现给水量的 增加。22:40:20,机主控由 "自动,自切至 "手动,,主汽压力快速上升至 26.9MPa,省煤 器前给水流量快速降低至 500t/h左右 。 22:41:07,1号炉省煤器前给水流量低保护 ,触 发 MFT动作 （给水流量低跳闸值为 486t/h),1号机组跳闸。事后检查分析:1号机组调试期间对汽轮机主控压力 PID控制器逻辑审核不严 ,存在设 计缺陷 。 减负荷过程中 ,机跟随方式下汽轮机主控 （机跟随 PID控制器)输出异常 ,主汽 压力异常上升。
[简答题]某发电公司 1号机 (60万等级机组)给水流量低-低 ,机组 MFT保护动作 。 请根据所 给资料 ,分析事故原因 ,并制定纠正预控措施。事件经过资料:某年05月 05 日 9:23,1号机组负荷上限为590MW ,实发负荷为590MW ,A，B，C，D，F，G磨煤机运行 ,巡检人员排放 G磨煤机石子煤时发现石子煤排放量大 。 启动 E磨煤 机 ,停止 G磨煤机运行 。 在倒磨过程中 ,机组主汽压力由 24.2MPa逐渐上升至 25.8MPa, 负荷由590MW逐渐上升至603MW ,A小机流量上升至1000t/h,且还有上升趋势 。 为防止 机组过负荷， A小机过流量 ,监盘人员将负荷上限逐渐由 590MW调至 555MW ,控制机组 负荷及气泵流量等参数在正常范围内。10:00,主汽压力逐渐恢复至 24.2MPa,A 小机流量下降至 935t/h,机组负荷降至 590MW。 监盘 人 员 将 负 荷 上 限 逐 渐 由 555MW 上 调 至 590MW。 此 时 , 主 汽 压 力 为 23.77MPa,主汽温度为 528℃ ,再热汽压力为 3.84MPa,再热汽温为 545℃ 。 总煤量为 389t/h,总风量为 2185t/h,A/B气泵运行 ,A/B引 、 送风机运行 ,A/B 一 次风机运行 ,
A，B，C，D，E，F 磨煤机运行 , 给水流量为 1740t/h, A/B气泵转速为 5514r/min/ 5519r/min,A/B气泵流量为 970t/h/927t/h,A/B气泵出口压力 28.23MPa/28.23MPa。10:18:47,机组各参数稳定 ,此时机组负荷下限为 300MW、 上限为 590MW。 监盘 人员预将负荷上限恢复至 600MW过程中 ,在上调至 592MW时 , 由于监盘人员手动置数错 误 ,误置成292MW。 机组实际负荷指令直接由 590MW下降至 300MW ,汽轮机主控指令由 93.36%降至 70.33% ,机组负荷快速下降 ,主汽压力由 23.77MPa迅速升高至 27.33MPa, 气泵转速由 5514r/min/5519r/min下降至 5095r/min/5125r/min, 总煤量由 389t/h下降至 220t/h。10:18:51,监盘人员发现置数错误 ,立即将负荷上限重新输人为 590MW。10:19:03,解除机组 AGC自动 ,手动输人负荷指令 599MW ,监视机组各参数变化。10:19: 51, 给 水 流 量 降 至 820t/h, A/B气 泵 转 速 由 5095r/min/5125r/min升 至 5356r/min/5371r/min,但因主汽压力高 ,气泵出口与汽水系统压差降低 , 给水流量继续 下降。10:20:42,A/B气泵给水流量相继低于 270t/h,再循环阀自动联锁开启。10:20:57,锅炉 MFT动作 ,首出为 "给水流量低-低,。
[简答题]某发电公司 2号机组 (30万等级机组)汽包水位高三值动作跳闸 。 请根据所给资料 , 分析事故原因 ,并制定纠正预控措施。某年 6月 15 日 ,2 号机组有功负荷为 314MW , 四台磨煤机运行 , 总燃料量为 121t;
A，B气泵运行 , 电泵备用 ,汽包水位为 一21mm, 自动调节 ,给水流量为 971t/h,汽包压 力为18.03MPa;机组运行工况稳定。19:21:26,2号 B 一 次风机因电机轴承温度大于 75℃跳闸 ,首出为电机轴温大于 75℃ (19:22:09,2号炉 B送风机跳闸 ,首出也为电机轴温大于 75℃)。RB动作正常 , 切上层的
E，D磨 , 自动投人 AB，BC二层油枪成功 。 总燃料量急减至 97.47t/h。 19:21: 36,汽包水位快速下降。19:22:06,汽包水位下降至一203mm (最低水位),其间给水自动调节两台气泵转速 增加 ,给水流量增至 1063t/h。 19:22:03,运行人员开电泵; 19:22:09, 电泵出口流量 为 400t。19:22:07,汽包水位开始回升。19:22:11,汽包水位自动调节因小机跟不上调节指令 ,发生偏差大报警 ,汽包水位由 自动调节切至手动调节 ,汽包水位持续上升 ,给水流量一直维持在 1063.5t/h。19:22:26,汽包水位达到 250mm动作值 ,水位高三值发信 ,延时 5s后 ,炉 MFT跳 闸 ,2号机组停运 。 21:33,2号炉点火 ,23:21并网运行。事后检查分析 ,2号机组 DCS改造后投人运行十年来 ,FBM卡件 、 CP等电子元器件逐渐老化 。 其中模拟量热电阻输人卡件 FBM03(030336)故障,引起所测温度元件显示值在 正常与故障之间大幅晃动,卡件坏值封锁功能 、 速率封锁功能无法发挥,导致2号B一次风 机电机和 2号 B送风机轴承温度大于 75℃保护发信。
[简答题]某发电公司 1, 2号机组 (20万等级机组)跳闸停机事件 。 请根据所给资料 ,分析事故 原因 ,并制定预控措施。某年 11月 11日 18时 ,某电厂2号机组负荷为 81.3MW ,主气流量为 347.08t/h, 串轴 A 为 一 0.86mm, 串 轴 B 为 一 0.74mm, 调 节 级 压 力 为 9.65MPa, 一 段 抽 汽 压 力 为4.71MPa,1瓦振动为 7.27μm, 2 瓦振动为 5.2μm, 3 瓦振动为 12.13μm, 4 瓦振动为 28.74μm,5瓦振动为 35.31μm,循环水低真空供热运行正常,一次风机 、 送风机 、 引风 机 、 给水泵 、 给煤机 、循环水泵 、凝结水泵 、 高低压加热器等主要辅机设备及脱硫 、脱硝系 统运行正常。11月 11日 18:25:44,2号机组低压缸相对膨胀 、 高压缸相对膨胀瞬间发生变化,高 压缸相对膨胀由 3.16mm 变化为 6.14mm,低压缸相对膨胀 110s内 由 4.83mm 变化为 2.02mm;轴向位移测点变为坏点;18:29:22,5 瓦振动由 35.31μm快速升至 87.38μm, 瓦振高保护动作 (保护值80μm),机组跳闸停机。11月 26日 ,事故前, 电厂 1号机组负荷为 70MW,主汽压力为 7.49MPa,主汽温度为 515℃,窜轴为 一 0.69mm, 调节级压力为 6.29MPa, 1 瓦振动为 8.43μm, 2 瓦振动为 30.08μm,3瓦振动为24.48μm,4瓦振动为8.29μm,5瓦振动为33.17μm,一次风机 、 送 风机 、 引风机 、 给水泵 、 给煤机 、循环水泵 、凝结水泵 、 高低压加热器等主要辅机设备及脱 硫 、脱硝系统运行正常。
01:20:0,1号机组负荷为 70MW,2~5号瓦振开始逐渐升高,逐步减负荷运行,监 视各瓦振动变化;01:54:24,负荷为 36MW,主汽压力为 7.39MPa,主汽温度为 513℃, 窜轴为一0.63mm,高压缸相对膨胀值为 1.99mm,低压缸相对膨胀为 9.69mm,2号瓦振动 快速升至85.87μm,瓦振动保护动作 (保护值80μm),机组跳闸停机。事后检查分析,供暖机组热网加热器投人运行,热网加热器热交换管束漏泄没有被发 现 ;化学在线仪表改造过程中没有采取临时措施;未对台式化学分析仪表进行定期校验;未 及时监测热网加热器疏水水质就进行回水,导致机组凝结水 、 给水及蒸汽品质不合格。
[判断题]【HM】 当单元机组中汽轮机设备运行正常 ,而机组的输出功率受到锅炉的限制 时 ,也可采用这种锅炉跟随汽轮机的方式 。（ ）
A.正确
B.错误
[判断题]【ML】 当单元机组中汽轮机设备运行正常 ,而机组的输出功率受到锅炉的限制 时 ,也可采用锅炉跟随汽轮机的方式 。（ ）
A.正确
B.错误
[判断题]【HH】 当单元机组中汽轮机设备运行正常 ,而机组的输出功率受到锅炉的限制 时 ,可采用炉跟随机的方式 。（ ）
A.正确
B.错误
[单选题]【MH】 国产 300MW、 600MW汽轮机参加负荷调节时 ,机组的热耗 ( )。
A. 纯变压运行比定压运行节流调节高
B. 三阀全开复合变压运行比纯变压运行高
C. 定压运行喷嘴调节比定压运行节流调节低
D. 变压运行最低
[判断题]【HL】 汽轮机进冷水只发生在机组运行中 ,只要停机后就不会发生 。（ ）
A.正确
B.错误
[判断题]【HM】 甩负荷后 ,汽轮机调节系统应能将机组转速控制在超速保护动作值转速以 下 。
A.正确
B.错误
[判断题]【HM】 增大汽轮机低压部分排汽口数量 ,能显著地增大机组容量 ,是提高汽轮机 单机功率的一个十分有效的措施 。（ ）
A.正确
B.错误
[判断题]汽轮机找中心的目的就是为使汽轮机机组各转子的中心线连成一条线。
A.正确
B.错误
