[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 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 （30万等级机组)2号炉给水流量低断水保护动作停机 。 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 5月 5 日 11:50,2号机组负荷为 175MW ,机组协调投人 ,给水自动投人 ,1号、 2号气泵运行 ,3号电泵备用 ,给水流量为 520t/h;1号 2号 、 3号 4号排粉机运行 , 1 号 2号 、 4号磨煤机运行 ,1层 、 2层 、 3层给粉机运行 ,总煤量为 85.1t/h;此前 4号原 煤仓粘煤严重 ,对4号原煤仓进行了涸仓处理 ,为防止原煤板结 ,投运 4号制粉系统进行 拉仓。11:54,监盘发现 2号炉 4号排粉机电流由 61A升至 63.6A,总煤量降至 82.2t/h,总 给水流量为 540t/h,负荷升至为 179MW ,总煤量逐渐降低。11:56,4号排粉机电流为 64A,总煤量降至 78.8t/h,负荷升至 182MW ,判断为 4号 排粉机带粉运行 ,制粉系统有堵塞现象。11:57,运行人员将4号给煤机转速39%降至5% ,安排人员检查4号制粉系统。12:00,4号排粉机电流升至 66.3A, 甲 、 乙分离器出口过热度升至 18.4℃ 、 14.7℃ , 运行人员停运 3-1 3-5给粉机 ,降低 1层 2层给粉机转速 ,总煤量降至 73.6t/h,负荷升 至 184MW。12:02,检查确认4号制粉系统细粉分离器堵塞 ,导致分离进粉仓的煤粉量减少 ,进人 炉膛的煤粉量增加 ,运行人员手动停运4号给煤机 ,负荷继续升至 186MW。12:05,2号炉主给水流量升至 556t/h,负荷降至 174MW , 甲 、 乙侧分离器出口过热 度快速降至 2.2℃ 、 2.7℃ 。12:05:49,运行人员将给水主控切至手动调节 ,协调退出 ,手动减小 1号 、 2号给水 泵流量指令。12:06:17,1号 、 2号气泵流量指令由 66%逐渐减至 60.3% ,分离器出口过热度呈继 续下行趋势 ,12:06:37,运行人员增加燃料量 ,投运 3— 1、 3— 5给粉机。12:07:22, 甲 、 乙分离器出口过热度降至 1.5℃ 、 2.1℃ ,投运 4— 3、 4— 6 给粉机 , 总煤量上升至 107.8t/h, 同时 1号 、 2号气泵流量指令加至65.4% ,但由于前期指令减少较 多 ,总给水流量最低减至 396t/h。12:07:43,总给水流量低于 400t/h,3号电泵联锁启动 ,总给水流量突升至 568t/h, 1号气泵流量 220t/h、 2号气泵流量为 225t/h、 3号电泵流量为 202t/h,运行人员继续减小 1号 、 2号给水泵流量指令。12:08:07,气泵给水指令降至 58.7% ,与此同时 3号电泵联启后出口压力低于给水 母管压力 , 电泵流量在 20s内降至零。12:08:31,总给水流量降至 335t/h,1号 、 2号气泵流量均低至 150t/h,给水泵再循 环电动门联锁打开 ,总给水流量迅速下降 ,运行人员大幅增加气泵指令和 3 号电泵勺管 指令。12:08:42,2号炉主给水流量低于235t/h断水保护动作 ,锅炉 MFT动作 ,汽轮机转 速下降 ,润滑油泵联启正常 ,厂用电切换正常。

[简答题]某发电公司 2号机组 （60万等级机组)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 12日 10:20,2号机组负荷为 670MW ,A，B，C，D，E， F六台磨煤机运 行 ,A凝结水泵运行 ,A，B小机运行 ,主汽压力为 25MPa,主汽温度为 602℃ ,再热汽温 度为 598℃ ,真空度为-94kPa,其他辅机运行正常 ,各运行参数正常。3月 12日 10:23,集控运行监盘发现机组负荷从670MW快速下降至零 ,汽轮机跳闸 , 锅炉灭火 。 查 ETS首出为 "润滑油压力低停机,。集控运行人员立即对润滑油系统进行全面 检查 ,未发现异常 。 生产技术部热工专工经现场进一步检查 ,确认中联门漏汽 （原带压堵漏 处),烧损润滑压低保护热工电缆 ,导致误发跳闸信号 。 生产技术部立即组织维护人员对该 热工电缆进行恢复 ,发电车间立即进行机组恢复工作 。 12:06,重新点火 ,13:31达冲转 参数。13:31,2号主机挂闸后开始冲转 ,高压内缸下半内壁温度为 512℃ , 中压进汽室内壁 温度为 538℃ , 主/再 汽 压 为 9.1MPa/0.9MPa, 主/再 汽 温 为 511℃/516℃ , 真 空 度 为 -98kPa,润滑 油 温 为 30℃ , 润 滑 油 压 为 0.12MPa, 各 油 泵 联 锁 投 人 , 轴 向 位 移 为 -0.354mm/-0.017mm,高中压缸胀差为- 1.8mm,低压缸胀差为 14.6mm,发电机氢压 为 0.3MPa,其他主辅设备运行正常。13:38,主机转速为 2520r/min,交流辅助油泵电流为 42.6A,交流启动油泵电流为 72.65A,润滑油压为 0.152MPa。13:39,主机转速为 2850r/min,交流辅助油泵电流为 39.4A,交流启动油泵电流为 65.67A,润滑油压力为 0.162MPa,主油泵出口压力为 1.21MPa。13:42,主机转速为 3000r/min,交流辅助油泵电流为 38.34A,交流启动油泵电流为 61.32A,润滑油压为 0.169MPa,主油泵出口压力为 1.324MPa。 交流启动油泵电流逐渐下 降并稳定 ,运行人员初步判断主油泵已介人工作。13:43,主机转速为 3000r/min,交流辅助油泵电流为 38.3A,交流启动油泵电流为 61.3A,润滑油压为 0.17MPa。 运行人员检查机组各轴承振动 、 瓦温 、 油压均正常。13:43:11,运行人员退出事故直流油泵联锁 。 13:43: 17,手动停运交流辅助油泵 , 汽轮机润滑油压由 0.144MPa开始下降。13:43:25,运行人员退出交流辅助油泵联锁。13:43:30,运行人员手动停交流启动油泵后 ,13:43:35,油压降至 0.091MPa（报 警值为 0.115MPa,联锁启动值为 0.105MPa)。13:43:34,交流启动油泵因主油泵人口油压低联启 ,润滑油压升至 0.144MPa。13:43:51,运行人员再次检查机组交流启动油泵 , 电流为 59.63A,润滑油压力为0.133MPa,主油泵出口压力为 1.3MPa（正常);运行人员退出交流 （启动)油泵联锁。13:43:56,运行人员手动停交流 （启动)油泵 。 13:43:59, "润滑油压低停机,信 号发出 ,此时因维护人员还在抢修电缆 ,保护退出未投人 ,机组未跳闸。13:44:08,润滑油压降至 0,1号～8号瓦温均突升。13:44:07,运行人员投人交流启动油泵联锁。13:44:18,汽轮机跳闸 ,ETS首出为 "汽轮机支持轴承乌金温度过高停机,,DEH 跳闸停机 ,1号 、 2号主汽门关闭。13:44:19, 因汽轮机跳闸联启交流启动油泵 ,润滑油压升至 0.222MPa（报警值 ≤ 0.115MPa)。13:44:32,运行人员手动启动交流辅助油泵 ,润滑油压为 0.216MPa。13:46:09,投人交流辅助油泵联锁 。 13:47:10,投人事故直流油泵联锁。13:48,锅炉手动 MFT。 13:50,运行人员打开真空破坏门 ,破坏真空停机。13:53:22,转速至零 ,运行人员多次投盘车未果 ,并对现场检查 ,发现汽轮机 6号轴 瓦处有钨金流出 , 即对汽缸进行闷缸处理。停机后对润滑油系统进行解体检查发现:主油泵出口至油蜗轮进口法兰处密封垫 （耐油 橡胶石棉垫)全部冲掉 ,油蜗轮出口至各瓦油管连接法兰处密封垫出现破损 （约 20%),使 汽轮机润滑油系统压力低。

[简答题]某发电公司 1号炉 (30万等级机组)锅炉 "全炉膛无火,MFT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 29 日 02:28,某电厂 1 号机组负荷为 240MW ,TF运行方式 , 主汽压为 12MPa,水煤比为 7.7,总煤量为 101t/h,A，B，C，E磨运行 ,主汽温为 553℃ ,再热汽 温为 560℃ 。02:28:35,1号炉 B给煤机煤量 25t/h不变化 ,B磨煤机出口风温快速上升 ,从 85℃ 上升至 100℃ 。 运行人员发现 B磨煤机出口风温快速上升后 ,判断 B给煤机假煤量 ,于 02: 29:50秒投 AB层油枪助燃 , 同时准备启动 D磨煤机。02:30:15,1号锅炉 MFT保护动作 ,首出 "全炉膛无火,,汽轮机跳闸 ,发电机解 列 ,立即按机组熄火处理 , 同时通知检修检查 B给煤机情况。02:55,1号炉启动 A磨点火成功 ,04:03开始冲转 ,04:16并网;05:50锅炉转干 态 。 06:39A，B气泵并列 ,机组投人协调方式运行。03:15,检修人员在 B给煤机人口取出一大石块。

[简答题]某发电公司 6号炉 (30万等级机组)省煤器泄漏停运事件 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 10月 14日 9:00,6号机组负荷为 213MW ,主蒸汽压力为 14.74MPa,主 、 再热 汽温为 544/541℃ ,协调投运 ,主蒸汽流量为 641t/h,主给水流量为 704.8t/h,送 、 引风 机 ,一次风机自动运行正常9:15左右 ,运行人员发现6号炉本体有蒸汽泄漏声;就地检查确认 6号炉本体吹灰器 IK46(省煤器处)未退到位且电机端盖螺栓断裂 2条 ,变形 2条 ,端盖有裂纹 ,但 DCS显 示为正常退出状态;10:22,手摇 6号炉本体吹灰器 IK46,将其退到位;14:00,6 号炉负荷为 213MW , 主蒸汽压力为 14.74MPa, 主 、 再汽温为 544℃/ 541℃ ,主蒸汽流量为 641t/h,主给水流量为 704.8t/h,集控室人员查 6号炉 "四管泄漏报 警装置"发泄漏报警 ,人孔门打开 ,发现6号炉乙侧低过处有泄漏声 ,判断为 6号炉尾部烟 道省煤器泄漏;19:47, 向调度申请停机处理15日 0:15,6号机组停运

[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 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]【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

[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

[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

[判断题]增大汽轮机低压部分排汽口数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