仿真机学习心得
仿真机学习心得
作为一名全能巡检，我目前的学习目标就是成为一名合格的副值，这次仿真机的培训给了我一个很好的学习机会。在这次的仿真机培训中，我学到了很多很多从机组倒送电到满负荷运行过程中的一系列操作，使我对机组的启动流程有了更深刻的印象。并且，在教练员的讲解下，充分掌握了每一项操作的前因后果，即为什么要这么操作，如何操作才能达到更好的目标。
在第一次纯冷态启动过程中，教练员白录智师傅对每一步的操作要求都十分严格。从倒送电开始，到锅炉点火，再到汽轮机冲转，最后到发电机并网，直至机组满负荷运行。每一步均严格按照操作票执行，并且对于操作中的难点、要点进行了十分详细的讲解，使我受益良多。
我厂仿真机目前采用的是蚌埠电厂仿真机系统，相比我厂660MW机组有一定区别，主要体现在空冷系统上。但是对于超临界直流炉机组的操作思路还是大同小异的。
首先是进行点火前的检查与准备，由于是仿真机组，比实际机组的操作简单方便，就地操作也只需要在计算机上点击进行，而且大家都比较有经验，进行得很顺利。厂用电送电完毕，就地的各手动门开启完毕，启动循环水泵，投开式水系统，投闭式水系统，投入压缩空气系统，投运主、小机、EH油、密封油系统，气体置换，盘车运行，投运凝结水系统，除氧器水位正常后进行炉水泵注水、锅炉上水，启炉水循环泵，进行风烟系统的投入，进行空预器和炉膛吹扫，一切井然有序。
当贮水箱有可见水位，且满足炉水循环泵启动条件后启动炉水循环泵，并进行开式冲洗、闭式冲洗，炉水品质合格后就可以进行锅炉点火了，这是比较重要的一个环节。点火成功后，达到一定条件时进行小机冲转，锅炉启压后要进行一系列操作，来保证机组的正常升温和升压率。当主汽、再汽参数达到冲转条件后，进行汽轮机冲转，3000rpm定速后进行发电机并网，到干湿态转换结束，最后到机组满负荷运行。虽然操作多而繁杂，但是大家都全神贯注地进行操作并跟踪观察各项参数，相互间不断喊话提醒，团结协作，绝不给任何失误提供机会。
这次仿真机学习，我全面的掌握了机组冷态启动中水盘的各项操作，在启动初期，通过给水辅阀以及炉水循环泵出口流量控制锅炉给水量，满足启动初期省煤器入口流量的需求。在这个过程中，有两点需要注意的地方。一、启动和低负荷阶段贮水箱水位和炉水循环泵的控制：由于贮水箱水容积小，一旦贮水箱水位过低，会导致炉水循环泵跳闸，从而导致省煤器入口流量低保护动作引发锅炉MFT，因此在此过程中监视好贮水箱和炉水循环泵的运行情况是给水控制的关键点。二、干湿态转换时炉水循环泵的操作：操作时尽量保持燃烧和负荷不变，缓慢关小炉水循环泵出口调阀，同时增大给水量，保证省煤器入口流量无变化，直至炉水循环泵出口调阀全关，此时，炉水循环泵通过再循环运行。在此过程中缓慢提高分离器出口过热度，观察贮水箱水位缓慢下降，直到炉水循环泵停止运行，干湿态转换完毕。干湿态转换完毕后应尽快提高分离器出口过热度，防止干湿态来回切换。
正常运行中，给水流量的控制是通过煤水比来实现的，有多少的水便有多少的蒸汽进入汽轮机。同时，给水调节的全过程也是伴随着汽温、汽压调节的全过程，而锅炉减温水、烟气挡板调节只是锅炉汽温调节的辅助手段。
这次仿真机的学习，我学到了很多知识。在以后回到班组后，应该将所学与现场实际相结合，完成理论到实际的升华，尽快为我司做出更大的贡献。
魏鹏辉201*.2.
扩展阅读：仿真机学习题
300MW全能上岗取证（汽机）仿真练习题...............................................................................................................1
汽机操作题.............................................................................................................................................................4
1#5低加退出正常运行（300MW）.......................................................................................................42#5低加由检修正常投入运行(300mw)..................................................................................................43除氧器上水、投加热(除氧器上水前)...................................................................................................44给水泵倒换操作（启动备用给水泵C，停运运行给水泵A）(180MW)..........................................45机组热态启动送轴封.............................................................................................................................56A凝结水泵由运行转检修（#A凝结泵运行）....................................................................................57旁路系统的投运（手动投入）（锅炉点火后）....................................................................................58汽轮机破坏真空紧急停机(机组正常运行中汽轮机断叶片)...............................................................69A小机冲转(180MW，小机冲转前)......................................................................................................610正常停运高加系统(300MW)..........................................................................................................611机组热态启动抽真空.....................................................................................................................612凝结水系统的正常投入.................................................................................................................713汽轮机投盘车.................................................................................................................................714投入定子冷却水系统.....................................................................................................................715凝结水泵倒换（＃1倒换至＃2运行）........................................................................................7汽机事故处理题.....................................................................................................................................................8
16#3高加泄漏（300mw）................................................................................................................817#5低加泄漏（300MW）...............................................................................................................818AEH油泵跳闸+备用BEH油泵不联动（300MW）.................................................................819A凝升泵轴承摩檫严重（300MW）............................................................................................820A小机调门下滑(300MW)..............................................................................................................921A小机副推力轴承磨损严重（300MW）....................................................................................922I段抽汽逆止门误关（300MW）..................................................................................................923除氧器进水主调门门芯脱卡涩（300MW）................................................................................924#2高加正常疏水调门失灵卡涩（300）.....................................................................................1025甲真空泵跳闸+乙真空泵性能下降(300MW).............................................................................1026凝汽器左侧铜管泄漏（150MW）..............................................................................................1027汽机推力轴承磨损（300MW）..................................................................................................1128汽机轴承摩擦严重（300MW）..................................................................................................1129A闭式水泵故障跳闸，B闭式水泵未联启（300MW）...........................................................1130真空系统泄漏（300MW）..........................................................................................................1131EH油管道泄漏（300MW）........................................................................................................1232主冷油器A冷却水进水门失灵卡涩（300MW）.....................................................................1233A小机支持轴承摩檫严重（300MW）......................................................................................1234低加正常疏水调门失灵卡涩(300MW)........................................................................................1335空侧密封油差压伐故障误开(300MW)........................................................................................13300MW全能上岗取证（锅炉）仿真练习题.....................................................................................................13锅炉操作题...........................................................................................................................................................13
36锅炉用电泵上水...........................................................................................................................1337单侧（乙）引风机停运...............................................................................................................1438锅炉吹扫至点火...........................................................................................................................1439单侧送、引风机启动（冲转前，备用）....................................................................................1440单侧（甲）送风机停运（160MW）..........................................................................................1541乙侧送、引风机停运（160MW工况）.....................................................................................1542单侧引风机检修后启动（甲引）................................................................................................15
第1页共32页43单侧送风机检修后启动...............................................................................................................1644投入炉前油系统...........................................................................................................................1645锅炉运行中停运甲预热器（160MW）......................................................................................1746紧急手动停炉操作（炉跳机MFT跳机投入）.........................................................................1747带压放水.......................................................................................................................................1748单台制粉系统启动.......................................................................................................................1849单台制粉系统停运.......................................................................................................................18锅炉事故处理.......................................................................................................................................................18
50乙侧末级过热器泄漏（300MW工况40t/h）（7）................................................................1851甲引风机跳闸（300MW工况，RB退出）...............................................................................1952甲送风机跳闸（300MW工况）.................................................................................................1953甲引风机静叶下滑30%（300MW工况）（193）.....................................................................1954水冷壁泄漏（300MW工况30t/h）（18）..................................................................................2055甲省煤器泄漏（300MW工况40t/h）（12）.............................................................................2056末再甲侧入口泄漏（300MW工况40t/h）（21）.....................................................................2057甲再热器减温水调门误开（300MW工况）（259）...............................................................2158甲送风机动叶误关30%卡（300MW工况）（201）...............................................................2159主给水调门误关20%卡（300MW工况）（253）...................................................................2160磨煤机断煤...................................................................................................................................2161预热器再燃烧...............................................................................................................................2262甲后屏泄漏+甲二级减温水门误关（300MW工况）（4+270）.............................................2263甲二级减温水调门误开100%（300MW工况）（277）.........................................................2264PCV阀误动开启（300MW工况）（264）...............................................................................2365甲送风机轴承摩擦（20%）（300MW工况）（169）..............................................................2366甲空气预热器积灰（300MW工况）（299）.............................................................................2367水冷壁积灰（300MW工况）（42）...........................................................................................23
300MW全能上岗取证（电气）仿真练习题.............................................................................................................24
电气操作题...........................................................................................................................................................24
686000V厂用电动机由运行转检修(停磨后工况,C磨).................................................................24696000V厂用工作B段母线由备用电源倒至工作电源运行(50MW).........................................24706000V厂用工作B段母线由工作电源倒至备用电源运行.......................................................24716000V厂用工作段A母线由检修转运行...................................................................................25726000V厂用工作A段母线由运行转检修(停机后)....................................................................2573厂用低压汽机工作2A变由运行转检修.....................................................................................2574发变组系统由冷备用转热备用....................................................................................................2675发变组系统由热备用转检修.......................................................................................................2676发电机保护用2TV电压互感器由冷备用转运行......................................................................2677发电机并列...................................................................................................................................2778发电机解列...................................................................................................................................2779启备变由冷备用转运行...............................................................................................................2780启备变由运行转检修...................................................................................................................2881锅炉厂用低压变压器由检修转运行............................................................................................28826000V厂用电动机C磨煤机由检修转运行...............................................................................2883发电机保护用3TV电压互感器由冷备用转运行......................................................................29846KV厂用TV电压互感器由冷备用转运行................................................................................29电气事故处理题...................................................................................................................................................29
856000V厂用B段母线工作电源掉闸，备用电源未自投（快切闭锁）...................................29
第2页共32页86878889909192939495
6000V厂用母线A段电压互感器二次低压保险熔断...............................................................306000V厂用母线A段电压互感器一次（高压）保险熔断.......................................................306000V系统（不接地系统）单相接地（甲凝升泵）................................................................30低压汽机工作2A变低压侧A相接地，保护正确动作(150MW)............................................30低压汽机工作2A变内部故障，保护正确动作(150MW).........................................................31发电机电压互感器高压保险熔断3TV.......................................................................................31发电机电压互感器高压保险熔断1TV.......................................................................................31发电机电压互感器高压保险熔断2TV.......................................................................................32直流系统接地(6KV厂用工作B段,C磨接地)...........................................................................32主变冷却器全停（工作电源跳闸，备用电源未自投）............................................................32
第3页共32页300MW全能上岗取证（汽机）仿真练习题
汽机操作题
1#5低加退出正常运行（300MW）
1）停运#5低加抽汽电动门52）关闭#5低加抽汽逆止门5
3）开启#5低加抽汽逆止门前后疏水门34）开启#5低加凝结水旁路门65）关闭#5低加凝结水进、出口门56）开启#5低加放水门5
7）在#5低加停运过程中保持低加水位、凝结水流量正常6
2#5低加由检修正常投入运行(300mw)
1)关闭#5低加底部及其凝结水管道放水门52)低加投入前确认低加水位保护已投入23)#5低加水侧注满水后开启低加进、出口门5
4)#5低加进、出口门开启后，关闭低加凝结水旁路门55)#5低加汽侧投运前抽汽管道疏水应充分5
6)开启#5低加抽汽电动门、抽汽逆止门，并检查开启正常。低加投运后关闭抽汽管道疏水87)低加投运过程中低加水位保持在正常范围内5
3除氧器上水、投加热(除氧器上水前)
1)除氧器上水前确认水质合格72)启动凝结泵（或炉上水泵），除氧器开始上水73)除氧器上水至正常水位，（启动除氧循环泵）74)除氧器投加热前除氧器供汽管道应充分暖管75)除氧器水温加热到规定值7
4给水泵倒换操作（启动备用给水泵C，停运运行给水泵A）(180MW)
1)确认C给水泵再循环门在“开”位62)启动C给水泵5
3)逐渐提高C给水泵转速，将C给水泵出口门前压力升至低于母管压力0.5－1MPa34)开启C给水泵出口门3
5)确认A给水泵再循环门在“自动”位5
第4页共32页6)逐渐提高C给水泵转速，逐渐降低A给水泵转速3
7)当A给水泵流量低至最小流量，检查再循环门开启，关闭其出口门58)在给水泵倒换过程中，维持汽包水位稳定2
9)将A给水泵勺管（或转速）降至最低，停运A给水泵运行3
5机组热态启动送轴封
１）送轴封前必须确认循环水系统已正常投运。2２）送轴封前必须确认开式水系统已正常投运２３）送轴封前必须确认闭式水系统已正常投运２４）送轴封前必须确认凝结水系统已正常投运２
５）送轴封前必须确认主机润滑油系统密封油系统顶轴油系统及已正常投运2６）检查轴封冷却器投入。５７）启动一台轴冷风机。５
８）送轴封前必须确认主机盘车已正常投运。５９）投轴封前轴封供汽管道必须充分疏水４
１０）投轴封供汽，轴封供汽温度压力按规程规定执行６
6A凝结水泵由运行转检修（#A凝结泵运行）
1）启动#B备用凝结泵，停运＃A凝结泵，解除凝结泵“联锁”52）检查＃A凝结泵出口门已关闭，关闭＃B凝结泵进口门53）将＃A凝结泵及出、入口门电机停电54）关闭＃A凝结泵抽空气门55）关闭＃A凝结泵密封水门5
6）开启＃A凝结泵入口放空气门、放水门，注意保持汽轮机真空稳定，布置安全措施57）检查#B凝结泵运行正常。5
7旁路系统的投运（手动投入）（锅炉点火后）
1）确认旁路控制系统送电，各操作器指示正常。22）确认高旁前、后及低旁前疏水门开启。23）确认给水系统、凝结水系统运行正常。2
4）确认凝汽器真空建立，真空达到规程规定值。25）将高、低旁压力阀及减温水调门投入“手动”。3
6）锅炉点火后主汽压力缓慢增大至0.2Mpa（按本厂规程规定执行），开启低旁三级减温水电动门。6
7）开启低旁减温水且开度大于5%后，适当开启低旁压力阀，根据需要控制再热器压力，注意低旁开启后管道应无振动。6
8）投入低旁后，手动开启高旁压力阀5%，根据需要开启高旁减温水电动门，当高旁压力阀反馈指示大于2%时方可根据高旁压力阀后温度调整高旁减温水调门的开度，根据需要开启高旁减压阀开度。69）开启高、低旁应缓慢，并做好联系，防止真空突变及炉侧汽包水位或汽温突变。6
第5页共32页8汽轮机破坏真空紧急停机(机组正常运行中汽轮机断叶片)
1)手打汽轮机紧急停机按钮，确认汽轮机主汽门、调门、各抽汽逆止门关闭，发电机逆功率动作跳机，机组转速下降。8
2)启动主机润滑油泵（或直流润滑油泵）8
3)待汽机转速低于2500rpm时开启真空破坏门（注意汽封及时调整）84)记录汽轮机惰走时间，倾听汽轮机内部声音35)转速降至1000转，启动主机顶轴油泵46)汽轮机转速到零，投入主机盘车4
9A小机冲转(180MW，小机冲转前)
1)小机冲转前确认A汽动给水泵再循环门开启82)小机冲转前确认A汽泵组保护投入53)小机冲转前确认除氧器水位正常5
4)小机冲转前A小机供汽管道暖管充分55）小机升速率控制在100－150r/min3
6）小机冲转过程中检查小机振动、瓦温等参数正常57）小机升速至规程规定暖机转速4
10正常停运高加系统(300MW)
1）停运高加前先确认机组负荷不高于额定负荷的90%。５２）将高加疏水倒至凝汽器。６
３）先停汽侧，后停水侧。停运高加时逐渐关小抽汽电动门，检查高加抽汽管道疏水门联开，否则手开。４）高加停运过程中保持各高加疏水水位在正常范围。６
５）给水倒旁路，开启高加给水旁路电动门，关闭高加进、出口电动门。６６）关闭高加出口电动门过程中必须严密监视给水流量及压力正常。６
11机组热态启动抽真空.
1)2)3)4)5)6)
确认主机盘车运行正常，主机轴封系统已投运正常（5分）开启凝汽器抽空气门（5分）关闭凝汽器真空破坏门（7分）投入真空泵冷却水（5分）
启动真空泵，维持汽水分离器正常水位，投入射水抽汽器（对于有射水抽汽器系统的）（8分）确认凝汽器真空上升至规定值（5分）
第6页共32页12凝结水系统的正常投入
1)2)3)4)5)6)7)
确认凝结水系统检修工作结束，工作票已终结（3分）将凝结器水位补水至正常（3分）
将凝结水系统放水门关闭，放空气门开启（5分）
开启凝结泵入口门、空气门、密封水门、电机及轴承冷却水门（4分）凝结泵启动前确认凝结泵再循环门开启（7分）启动一台凝结泵，其出口门联开（8分）凝结泵启动后检查凝结泵运转正常（5分）
13汽轮机投盘车
1)2)3)4)5)6)
盘车投运前确认主机润滑油压低跳盘车保护已投入（5分）盘车投运前确认主机润滑油系统运行正常（5分）盘车投运前确认密封油系统运行正常（5分）盘车投运前确认主机顶轴油系统运行正常（5分）
盘车投运后检查盘车运行正常，电流正常，就地倾听声音无异常。（8分）盘车投运后检查大轴挠度、偏心合格（7分）
14投入定子冷却水系统
1)2)3)4)5)6)7)8)
确认定子冷却水系统检修工作结束，工作票已终结（3分）确认发电机内部氢气压力已达到规定压力（3分）关闭定子冷却水系统放水门（4分）检查定子冷却水水质合格（4分）将定子水箱补水至正常水位（5分）
开启发电机定子冷却水进、出口门（3分）开启定子冷却水系统再循环门（5分）
启动定子冷却水泵，调整定子冷却水压至正常，低于氢压一定值（按规程规定执行）（8分）
15凝结水泵倒换（＃1倒换至＃2运行）
1)2)3)4)5)6)
确认＃2凝结泵处于“备用”状态(3分)解除＃2凝结泵“联锁”，启动＃2凝结泵(6分)确认＃2凝结泵运行正常(6分)
关闭＃1凝结泵出口门，检查凝结水压力保持稳定，停运＃1凝结泵(8分)确认凝结水母管压力正常(6分)
将＃1凝结泵及出口门联锁投入“自动”(6分)
第7页共32页汽机事故处理题
16#3高加泄漏（300mw）
1）通过#3高加水位升高，#3高加水位报警，疏水温度降低，正常疏水调门、危急疏水调门开度增大等来判断确认是#3高加泄漏。12
2）注意监视给水压力、流量和运行给水泵电流（转速），调整汽包水位正常。53）高加水位无法维持，汇报值长，降负荷至规定值，立即手动解列高加。6
4）检查确认一级、二级、三级抽汽电动门及逆止门关闭，抽汽电动门前、逆止门后疏水气动门开启。45）检查高加旁路门（三通阀）开启，手动关闭高加进、出口门。3
6）维持负荷不超过规定，检查监视段不超压，注意调整汽温不能超过规定值。37）汇报值长，通知检修处理。2
17#5低加泄漏（300MW）
1）通过#5低加水位升高，#5低加水位报警，疏水温度降低，正常疏水调门、危急疏水调门开度等来判断故障。确认是哪一台低加泄漏。12
2）注意监视凝结水压力、流量和运行凝泵电流，调整除氧器水位正常。43）#5低加水位无法维持，立即手动解列#5低加。5
4）关闭#5低加抽汽电动门、逆止门，开启其逆止门前、后疏水门。35）关闭#5低加空气门。3
6）开启#5低加旁路门，关闭出口电动门及进口门。3
7）维持负荷不超过规定值，检查监视段不超压，注意调整汽温不超过规定值。38）汇报值长，通知检修处理。2
18AEH油泵跳闸+备用BEH油泵不联动（300MW）
1）检查发现AEH油泵跳闸。8
2）EH油压下降，BEH油泵不联动53）立即抢合备用BEH油泵成功。10
4）检查BEH油泵电流，EH油压正常，就地检查BEH油泵运行正常。5
5）立即检查AEH油泵跳闸原因及BEH油泵不联动原因，汇报值长，联系检修处理。7
19A凝升泵轴承摩檫严重（300MW）
1）发现A凝升泵轴承温度升高并报警，A凝泵电流上升且摆动，立即进行就地检查。122）确认轴承摩察，温度升高。5
3）立即切至B凝升泵运行，停止A凝升泵运行。64）检查并调整凝结水压力、流量正常。35）检查B凝泵电流、轴温正常。3
第8页共32页6）对A凝泵停电、隔离并布置安全措施，汇报值长，联系检修处理6
20A小机调门下滑(300MW)
1)通过给水流量、小机转速、调门开度等判断A小机调门下滑52)立即抢合电泵，调整给水流量至最大满足要求。6
3）检查机组协调自动将方式切至“汽机跟随”协调方式34）应立即手动将机组负荷降至满足给水流量要求35）严密监视机组各主要运行参数正常3
6）立即手动调整电泵勺管开度，汇报值长，降负荷，维持汽包水位正常。57）检查电泵的运行情况，电流、压力、振动、油压、油温、轴承温度正常。38）停止A小机运行，检查A小机调门下滑原因。39）记录A小机惰走时间。2
10）汇报值长，通知检修处理。2
21A小机副推力轴承磨损严重（300MW）
1）检查发现A给水泵振动大、A小机推力瓦温高、A汽泵轴向位移大报警发出。62）检查确认A小机副推力轴承摩檫严重。5
3）立即将给水自动改手动，降低A汽泵负荷，增大B汽泵负荷，启动电泵，维持汽包水位84）A小机副推力轴承温度若继续升高至报警值，手动停止A小机运行。55）调整开大电泵勺管，视情况降低负荷，维持汽包水位正常。66）对电泵进行全面检查，停A前置泵，对A小机进行全面隔离。37）汇报值长，联系检修，做好记录。2
22I段抽汽逆止门误关（300MW）
1）通过声光报警、检查确认I段抽汽逆止门关闭。52）检查主机调节级、监视段压力不超过规定值。5
3）维持机组负荷不超过规定值，注意汽温变化，注意轴向位移的变化，同时检查推力瓦温度正常64）确认#1高加正常疏水关小，#2高加水位正常。65）关闭I抽汽电动门，试开逆止门不成功。3
6）汇报值长，通知检修，检查I段抽汽逆止门误关原因。47)将I段抽汽逆止门前、后疏水门开启3
8)检修处理好后，开启I抽逆止门，缓慢开启I抽电动门，投入#1高加运行，恢复正常运行工况。3
23除氧器进水主调门门芯脱卡涩（300MW）
1）根据除氧器水位下降，凝结水压力上升、流量下降，除氧器主调门指令和反馈不符确认除氧器进水主调门卡。12
第9页共32页2）解除除氧器水位自动，手动调整无效后，立即用除氧器水位调整旁路门调整除氧器水位正常。63）将除氧器上水由主路逐渐倒至旁路，并根据旁路出力控制机组负荷。84）隔离除氧器主调整门，通知检修处理。3
5）注意维持除氧器、凝汽器水位、压力正常。汇报值长。2
6）检修处理好后，开启除氧器水位主调整门前后隔离手动门，逐渐开启主调整门，关闭旁路门。27）除氧器水位调整正常后，投入主调整门自动。并恢复原负荷工况。2
24#2高加正常疏水调门失灵卡涩（300）
1）#2高加水位上升，通过正常疏水调门指令与反馈不符判断故障。72）切#2高加疏水调门至手动，手动调整无效。43）确认#2高加正常疏水调门失灵卡涩。5
4）检查#2高加危急疏水门开启，用危急疏水门暂时维持水位。65）检查危急疏水扩容器#3S减温水门是否开启，疏扩温度不超限。66）隔离#2高加正常疏水调门，注意并调整其他各高加水位正常。47）汇报值长，通知检修处理。3
25甲真空泵跳闸+乙真空泵性能下降(300MW)
1)通过声光报警、真空泵电流及操作器状态判断甲真空泵跳闸，检查乙真空泵是否联动，若未联动立即抢合乙真空泵一次。6
2)派人检查甲真空泵跳闸原因。3
3)检查乙真空泵运行情况，通过乙真空泵电流、出口压力下降，凝汽器真空下降判断乙真空泵性能下降。4)适当提高轴封压力。3
5)若真空降至规定值以下，按规定降负荷处理，真空降至保护动作停机规定值，保护应动作停机，否则立即打闸停机，停机时禁止使用二级旁路。8
6)排汽温度升至规定值以上，投入低压缸喷水减温。3
7)真空下降过程中，应密切监视汽轮机轴系振动，各瓦温度，轴向位移、胀差等参数。58)汇报值长，通知检修处理。2
26凝汽器左侧铜管泄漏（150MW）
1）通过凝汽器水位上升，凝结水电导率上升判断凝器水侧泄漏。82）要求锅炉开启定排、连排加强排污。5
3）适当开启凝汽器补水门和启动放水门，以降低凝结水硬度，注意调整除氧器、凝汽器水位正常。64）汇报值长，根据凝汽器真空，接带负荷。45）确认机组负荷在150MW以下2
6）分组隔离半面凝汽器，根据凝汽器水位、凝结水硬度情况，判断出泄漏侧凝汽器，做好隔离措施，通知检修处理。6
7）凝结水水质合格后，投入检修完的凝汽器，调整凝结水压力、流量正常，调整凝汽器水位正常。4
第10页共32页27汽机推力轴承磨损（300MW）
1）通过轴向位移上升，推力瓦温度上升，轴承振动、回油温度上升进行综合分析。确认汽机推力瓦轴承磨损。10
2）立即汇报值长，降负荷。2
3）密切注意监视轴向位移，胀差，推力瓦温度，轴承振动、回油温度。解除高压密封备用油泵联锁，启动低压交流油泵，做好紧急停机准备，若推力瓦温度升至规定值，立即在硬手操盘上按“紧急跳闸”按钮或就地手拍危急保安器。10
4）检查发电机已解列，高、中压自动主汽门、调速汽门、抽气逆止门、高压缸排汽逆止门应关闭。汽轮机转速开始下降。5
5）解除真空泵联锁，停真空泵，开启真空破坏门。3
6）倾听机组内部声音，注意惰走时间，测量大轴弯曲值，做好记录。37）汇报值长，通知检修处理。2
28汽机轴承摩擦严重（300MW）
1）通过某轴瓦回油温度、轴承温度高、主机振动大信号进行综合分析。52）就地检查，测温、测振确认轴承摩擦。5
3）立即汇报值长，降负荷，检查该瓦的润滑油管路有无异常，并严密监视该瓦回油温度、轴承温度，解除高压密封备用油泵联锁，启动低压交流油泵，做好紧急停机准备，若该瓦回油温度或轴瓦金属温度上升至规定值或轴承振动超过规定值，立即在硬手操盘上按“紧急跳闸”按钮或就地手拍危急保安器124）检查发电机已解列（否则手动解列），高、中压自动主汽门、调速汽门、抽气逆止门、高压缸排汽逆止门应联动关闭。汽轮机转速开始下降。5
5）解除真空泵联锁，停真空泵，开启真空破坏门。3
6）倾听机组内部声音，注意惰走时间，测量大轴弯曲值，做好记录。37）汇报值长，通知检修处理。2
29A闭式水泵故障跳闸，B闭式水泵未联启（300MW）
1)2)3)4)5)6)
通过事故报警，闭式水泵A电流及操作器状态，闭式水压力，确认A闭式水泵跳闸。（5分）检查B闭式泵未联启，立即手动启动B闭式泵，检查闭式水压正常（10分）检查闭式水所带用户的相应参数正常。（3分）查找A闭式水泵跳闸原因（7分）检查B闭式泵未联启原因（7分）汇报值长，联系检修处理。（3分）
30真空系统泄漏（300MW）
1)根据机组负荷，真空，排汽温度等参数正确判断故障（5分）2)检查真空破坏门是否误开，否则手动关闭（3分）
第11页共32页3)4)5)6)7)8)9)10)11)12)13)
检查凝汽器水位是否过高，若水位过高则立即调整（2分）检查旁路是否误开，否则手动关闭（2分）
检查循环水流量及压力，否则再启动一台备用循环水泵（2分）检查机组轴封压力是否过低，否则立即调整至正常（2分）
对有射水抽汽器的机组，应检查抽汽器工作是否正常，工作水的水温及水位是否正常，否则立即启动备用抽汽器；对采用真空泵的机组，应检查真空泵工作是否正常（2分）到就地查找凝汽式及相关负压系统是否有明显漏点（3分）根据真空值启动备用真空泵或投入备用抽汽器（3分）
若机组真空继续下降，应根据相应真空值快速降负荷（5分）排汽温度高应投入低压缸喷水。（1分）
若负荷已降至最低，真空无法恢复，应手动打闸停机（2分）
若真空降至保护动作值，或排汽温度升高至保护动作值，保护应动作停机，若保护不动，应立即手动打闸。（3分）
31EH油管道泄漏（300MW）
1)2)3)4)5)6)7)
检查发现EH油压下降，就地检查EH油箱油位下降。（3分）通过检查EH油系统各阀门及管路，确认故障点。（5分）汇报值长，通知检修人员。（3分）
EH油压降至低1值时,确认备用泵自启,否则手动投运。（8分）立即联系检修堵漏，对EH油箱进行补油。（5分）
EH油压降至低2值时,或油位无法维持或可能造成火灾时,应立即停机。（8分）立即停止所有EH泵运行（防止泵损坏）（3分）
32主冷油器A冷却水进水门失灵卡涩（300MW）
1)2)3)4)5)
检查发现润滑油温上升，手动调整无效。（10分）经就地确认主冷油器A冷却水进水门失灵卡涩（5分）切换至B冷油器运行（6分）
调整油温正常，隔离主冷油器A，通知检修处理主冷油器A冷却水进水门卡问题。（7分）检查确认主机各轴承金属温度、回油温度、轴承振动正常。（7分）
33A小机支持轴承摩檫严重（300MW）
1)2)3)4)5)6)7)
检查发现A小机支持轴承温度高并报警。（3分）就地检查确认A小机支持轴承温度高。（5分）
立即启动电泵，将给水自动改手动，降低A小机负荷，增大B小机负荷，维持汽包水位。（8分）A小机支持轴承温度若继续升高至报警值，手动停止A小机运行。（8分）调整开大电泵勺管，视情况降低负荷维持汽包水位正常。（6分）对电泵进行全面检查，停A前置泵，对A小机进行全面隔离。（3分）汇报值长，联系检修，做好记录。（2分）
第12页共32页34低加正常疏水调门失灵卡涩(300MW)
1)2)3)4)5)6)7)
通过某低加水位上升，正常疏水调门指令与反馈不符来判断故障。（7）切疏水调门至手动，手动调整无效。（4分）确认低加正常疏水调门失灵卡涩（5分）
检查某低加危急疏水门开启，用危急疏水门暂时维持水位。（6分）检查疏水扩容器减温水门是否开启，疏扩温度不超限。（6分）隔离某低加正常疏水调门，注意并调整其他各低加水位正常。（4分）汇报值长，通知检修处理。（3分）
35空侧密封油差压伐故障误开(300MW)
1)通过声光信号、空侧密封油压、油氢差压来判断故障性质。（5分）
2)当油、氢差压降至0.056MPa（按本厂规程规定）时，应联启空侧备用密封油泵，否则手动启动,并检查
密封油压、氢压及差压。（5分）
3)应检查差压阀动作情况，关闭差压伐隔离手动门，用其旁路门调整使油、氢差压合格。（10分）4)严密监视发电机风温、定子铁芯温度等，并根据规程规定降负荷。（6分）
5)当油、氢差压继续减小至0.035MPa（按本厂规程规定）时，应联启空侧密封油直流油泵，否则手动启动,
并检查密封油压、氢压。如果启直流密封油泵后，仍不能维持密封油压、氢压，应手动停机。（4分）6)停机后，应进行事故排氢，并查明原因、处理。（3分）7)立即汇报值长，并联系检修。（2分）
300MW全能上岗取证（锅炉）仿真练习题
锅炉操作题
36锅炉用电泵上水
1）检查确认汽水系统工作结束，工作票终结，符合进水条件。除氧器水位正常，进水温度20℃，且与汽包壁温差值40℃。3
2）检查给水泵系统恢复备用。33）检查投入各水位计。3
4）开启过热器、再热器系统疏水门。开启汽包空气阀、过热器空气阀。开启省煤器空气门。35）开启主给水截止阀、给水旁路调整阀前后截止阀。36）开启水冷壁下联箱及下降管各排污手动阀。2
7）关闭主给水调节阀、给水旁路调整阀。关闭炉底上水一二次阀、定排集箱疏水一、二次阀。关闭给水母管疏水阀、定排手动总阀、定排电动总阀、下降管排污手动总阀、各下降管排污电动阀及电动总阀、蒸汽加热各阀、汽包事故放水阀。5
8）关闭省煤器再循环阀、省煤器入口疏水手动阀、减温水阀及连续排污阀。所有喷水减温器、喷水调节阀和截止阀均已关闭。3
第13页共32页9）检查电动给水泵符合启动条件，启动电泵，稍开主给水调整阀或给水旁路调整阀向锅炉上水，待给水流量正常，关闭注水门及水侧放空气门。根据季节调整给水流量。7
10）进水过程中，进水应缓慢、均匀，根据季节及锅炉初始状态控制上水时间。3
37单侧（乙）引风机停运
1)确认机组负荷180MW以下。4
2）汇报机组长、值长，准备停乙引风机。4
3）解除引风自动，调整炉膛负压，逐步调小乙引风机静叶开度，相应调整甲引出力，维持炉膛负压正常。54）相应调整两侧送风机出力，维持两侧排烟温度和热风温度偏差不大于50℃。55）逐渐关乙引风机静叶≤5%，维持炉膛负压、氧量正常。5
6）安排现场人员对甲引进行一次全面检查。DCS上甲引各参数正常。停运乙引风机，查送风机入口挡板自动关闭，否则手动关闭。57）汇报机组长、值长。4
8）安排现场人员对设备进行一次全面检查。3
38锅炉吹扫至点火
1）检查汽包水位正常，炉膛底部密封水投入。燃油系统恢复备用，漏油试验结束。3
2）检查两台空气预热器正常，确认风、烟挡板自动开启。引送风机运行正常，火检探头冷却风机启动正常。
43）全开所有辅助风二次风门。3
4）调整引风机静叶及送风机动叶，维持炉膛压力在－200Pa，风量控制在总风量的30％～40％之间。45）检查燃油泵运行正常，油压正常，燃油系统泄漏试验成功。26）“FSSS炉膛吹扫”画面，创造、确认吹扫条件满足后，按下“启动吹扫”按钮，开始炉膛吹扫。27）吹扫完成，真空达40kPa。2
8）吹扫完成后维持炉膛压力在－50Pa，检查点火条件已满足，关闭再热器烟气挡板。39）投入炉膛出口烟温探针。210）开启燃油电磁阀，调整油压1.5-2.0Mpa，调整辅助风门至点火风量，开启F层油枪腰部风门A2开度50％以上，周界风A1开度40%以上，AF开度约30％，F开度60％；油压维持在2.0～1.5MPa；雾化空气压力维持不低于0.5MPa；二次风压维持在0.35～0.5KPa左右；检查油枪点火允许灯亮，投入F层两支油。511）从就地及火焰CRT画面上观察油枪着火的情况212）投入空预器蒸汽吹灰。213）汇报单元长，值长。2
39单侧送、引风机启动（冲转前，备用）
1）确认风烟系统符合投运条件。4
2）检查空气预热器在运行且烟道导通，引风机出口风门在开位，进口风门在关位，静叶在关位。43）投入引风机油站冷油器冷却水，启动油泵并投入联锁。启动冷却风机，投入冷却风机联锁。34）检查DCS画面“引风机启动条件具备”。通知巡检就地到位监视，联系电气,准备启动引风机。启动乙引风机，查电流返回时间，风机运行正常。3
第14页共32页5）检查引风机进口风门联锁开启，否则手动开启。2
6）缓慢开启引风机静叶，关小运行引风机静叶，调整静叶至所需位置，维持炉膛负压正常并保证两台引风机负荷平衡。全面检查设备一次。5
7）检查送风机冷却水充足，检查油箱油位正常，油温为30～40℃，油质合格。28）启动A油泵，检查油压正常，投入其联锁。2
9）确认空预器二次风挡板已开启、辅助风挡板开启。检查确认具备以下送风机启动条件。410）启动送风机,待电流返回至正常，风机运转平稳后，逐渐开大送风机动叶至所需要的负荷。311）就地检查风机转向正确,振动正常，调平两侧送风机出力。3
40单侧（甲）送风机停运（160MW）
1）确认机组负荷180MW以下。4
2）汇报机组长、值长，准备停甲送风机。4
3）调整炉膛负压，逐步调小甲送风机动叶开度，相应调整甲送出力。并根据锅炉运行的要求，维持一定负荷下对应的风量，监视引风自动。5
4）逐渐关甲送风机动叶≤5%，维持炉膛负压、氧量正常。5
5）就地检查乙送风机运行正常，DCS上乙送各参数正常。停运送风机，查送风机出口挡板自动关闭。56）相应调整两侧引风机出力，维持两侧排烟温度及热风温度偏差不大于50℃。47）现场检查停运的送风机是否反转。3
8）送风机停运30分钟后，若现场无反转现象，停运该送风机润滑油站。39）汇报机组长、值长。2
41乙侧送、引风机停运（160MW工况）
1）汇报机组长、值长，准备停乙引、乙送风机。42）确认机组负荷180MW以下。4
3）调整炉膛负压，逐步调小乙送风机动叶开度，相应调整甲送出力。并根据锅炉运行的要求，维持一定负荷下对应的风量。
4）逐步调小乙引风机静叶开度，相应调整甲引出力，。4
5）送风机动叶关到≤5%，维持炉膛负压正常。检查甲送运行正常，停运送风机，查送风机出口挡板自动关闭。4
6）维持炉膛负压及氧量正常，乙引风机静叶开度逐渐关至≤5%，检查甲引运行正常，停乙引风机。检查乙引风机入口挡板关闭。57）汇报机组长、值长。3
8）现场检查停运的送风机是否反转。3
9）送风机停运30分钟后，若现场无反转现象，停运该送风机润滑油站。3
42单侧引风机检修后启动（甲引）
1）确认引风机及风烟系统的检修工作已经结束，工作票已收回，所有安措确已拆除，场地清理干净。32）确认电气、热工仪表等有关电源已送上，电机测绝缘合格。2
3）投入引风机油站冷油器冷却水，检查油箱油位正常。分别启动两台油泵，确认油泵均运行正常，轴承不漏
第15页共32页油后停运油泵备用，投入油泵联锁。就地检查炉底水封水投入。3
4）分别启动两台冷却风机，确认风机均运行正常后停运一台冷却风机备用，投入冷却风机联锁。2
5）检查锅炉总联锁投入，预热器在运行，烟、风道导通，辅助风门开启。引风机出口风门在开位，进口风门在关位，静叶在关位。4
6）检查DCS画面“引风机启动条件具备”。4
7）通知巡检就地到位监视，联系电气，准备启动乙引风机。38）启动乙引风机，查电流返回时间，风机运行正常。39）检查引风机进口风门联锁开启，否则手动开启。3
10）缓慢开启引风机静叶，调整静叶至所需位置，维持炉膛负压正常。411）投入锅炉大联锁，全面检查设备一次。212）汇报值长、单元长。2
43单侧送风机检修后启动
1）查送风机其系统检修工作已结束，工作票已收回，场地清洁。3
2）检查冷却水充足，排水畅通；轴承温度测量装置完好。检查油箱油位正常，油温为30～40℃，油质合格。3
3）确认电气、热工分别送上液压润滑油站、出口电动门、热工仪表电源，并将仪表投入。34）启动A油泵，检查油压正常，投入其联锁。3
5）检查锅炉总联锁投入，引风机有任意一台在运行，确认空预器二次风挡板已开启，辅助风门开启。56）送风机动叶关闭，送风机出口挡板关闭，送风机液压油压力>2.5Mpa，检查确认送风机启动条件满足。7）通知巡检就地到位监视，联系电气,准备启动引风机。3
8）DCS上启动送风机,待电流返回至正常，风机运转平稳后，逐渐开大送风机动叶至所需要的负荷，调整炉膛负压正常。5
9）就地检查风机,振动、声音正常。310）汇报值长、机组长。2
44投入炉前油系统
1）检查油系统检修工作结束，工作票已押回或终结，邻炉有检修工作的系统已隔绝。32）检查燃油系统所有放油阀在关闭位。33）检查炉前燃油系统各排空气阀关闭。34）检查投入炉前压力、温度、流量等表计。35）开启供、回油手动门，检查各油枪手动关闭。3
6）通知油库值班员检查供油泵，DCS启动一台供油泵运行。37）开启炉前进油各阀门（油跳闸阀及调门），油压1.5-1.8Mpa，炉前油系统充油。3
8）检查无泄漏情况，开启回油电磁阀，调整回油门，检查油量表正常，油系统打循环备用。3
9）检查雾化汽压力正常，检查各油枪蒸汽、空气雾化手动门关闭，开启雾化蒸汽、空气母管疏水门，微开雾化蒸汽母管隔离门、暖管疏水，开启空气雾化母管隔离门，开启F层油枪冷风门。510）开启各油枪进油手动门，检查各油枪电磁阀无泄漏。3
11）开启各油枪雾化汽手动门，检查各油枪雾化及吹扫电磁阀无泄漏。3
第16页共32页45锅炉运行中停运甲预热器（160MW）
1）检查负荷150MW以下。4
2）将甲侧引风机负荷转移至乙侧，调整炉膛负压、氧量正常。检查乙侧引风机运行正常，停甲引风机，检查甲引入口挡板关闭，关闭甲引出口挡板。注意两侧烟温、风温偏差。5
3）将甲侧送风机负荷转移至乙侧，调整炉膛负压、氧量正常。检查乙侧送风机运行正常，停甲送风机，检查甲送出挡板关闭。注意两侧烟温、风温偏差。5
4）将甲侧一次风机负荷转移至乙侧，投F层2-4只油枪，停运上三层给粉机，关闭相应一次风门。调整一次风压正常。5
5）检查乙侧一次风机运行正常，停甲一次风机，检查出口挡板关闭，调整炉膛负压、氧量正常。5
6）检查锅炉燃烧正常，乙侧风烟系统正常，乙侧各风机运行正常，停运甲侧空气预热器，检查甲侧空气预热
器进出口烟风挡板关闭。检查甲侧空气预热器辅助电机是否启动，否则手动启动，根据需要停辅助电机。57）操作过程中，保持汽温、水位正常。8）汇报机组长、值长。（或同步转移甲侧各风机出力，依次停引、送、一次风机）
46紧急手动停炉操作（炉跳机MFT跳机投入）
1．立即手动MFT按钮。5
2．检查所有运行的一次风机、制粉系统、给粉机停运，一次风门关闭。53．确认燃油跳闸阀关闭、减温水电动门、调门关闭。否则手动关闭。54．检查汽机是否跳闸，检查电气是否跳闸，厂用电是否切换正常。55．若汽机跳闸，切换除氧器、轴封汽源。26．检查电泵启动，汽包补水至最高可见水位。37．根据需要开启旁路冷却3-5分钟。3
8．若锅炉风烟系统无故障，炉膛通风5分钟。39．机组短时不能恢复，停运送、引风机。210．将故障情况汇报机组长、值长。2
47带压放水
1）接机长令：炉准备带压放水。2
2）检查汽包压力滑至0.8MPa，汽包壁温低于200℃，汽包上、下壁温差小于50℃。33）检查确认下联箱排污电动总阀开关正常，再热器各疏水阀关闭。4
4）开启下降管排污各手动阀、下联箱排污各手动阀，开启省煤器疏水手动门、过热器疏水手动门。45）开启下降管排污手动总阀、下联箱排污手动总阀。4
6）开启省煤器放水门；开启下降管电动总阀和下联箱电动总阀；0.6MPa开过热器疏水电动门。67）汽包压力降至0.2MPa时开启汽包、省煤器、过热器、再热器空气门。48）待汽包压力降到0，开启给水管道疏水和减温水操作台各疏水。49）放水过成中注意监视汽包上、下壁温差小于50℃。210）汇报机组长、值长。2
第17页共32页48单台制粉系统启动
1)检查磨煤机具备启动条件：磨煤机、排粉机、给煤机电源已送至工作位；检查排粉机、磨煤机冷却水系
统、磨煤机润滑油及高压油系统投入；各锁气器动作灵活；开启吸潮管。（5分）2)开启三次风门，开启再循环门30%-50%。动排粉机，调整炉膛负压正常。（4分）3)开启磨煤机入口总风门，调整排粉机入口挡板，关小冷门、开大热风门，保持磨煤机入口负压-300～500Pa。
磨煤机通风暖磨，并保持一定的通风量。（4分）
4)磨煤机出口度≥60℃，顶轴油压≥6MPa。磨启动条件满足，启动磨煤机及相应给煤机。（5分）5)逐渐加大系统通风量，调整给煤量与通风量相匹配。控制磨煤机出口温度。（8分）
6)检查磨煤机电流、瓦温、振动、声音正常；启动过程中注意燃烧、炉膛负压、汽温、汽压、氧量正常。
（6分）
7)检查粗粉分离器出入口压差、细粉分离器出入口压差正常，回粉管锁气器动作正常。（3分）
49单台制粉系统停运
1）联系主控注意燃烧、负压调整。手动降低该磨煤机给煤量，逐渐开打冷风门、关小热风门。注意控制磨煤机出口温度正常。（6分）
2）逐渐降低系统通风量排粉机挡50%，将给煤机出力降至最低，停运给煤机。（5分）3）开启顶轴高压油泵，检查油压≥6MPa。4
3）10分钟后，当回粉管锁气器不动，磨煤机内余粉吹净，将磨煤机通风量降至最低，停运磨煤机。54）确认冷风门联锁开启、热风门联锁关闭，关排粉机入口挡板，调整炉膛负压、燃烧正常、停排粉机。55）关闭磨煤机入口总风门、再循环门、三次风门、开启吸潮管，开启三次风火嘴冷风门；关闭给煤机出口插板门；停运高压油泵。5
6）停运过程中注意控制氧量、炉膛负压、汽温、汽压、汽包水位正常。（5分）
锅炉事故处理
50乙侧末级过热器泄漏（300MW工况40t/h）（7）
1)根据炉膛负压，引风机电流，两侧烟偏差，主汽压力及给粉自动、氧量变化情况，炉膛检漏装置指示变化，判断末级过热器泄漏。5
2)监视引风自动，若引风自动跟不上，解除引风自动，调整控炉膛负压、氧量、水位、两侧汽温偏差，注意监视末过管壁不超温。5
3）联系注意调整凝器、除氧器水位。若给水自动不行，解除给水自动，调整水位正常。54）派人就地检查，并联系检修确认泄漏点。3
5）损坏不严重时，根据炉膛负压、氧量、给水流量、汽机补水情况，将运行方式切为锅炉手动控制，机调门开完，炉降燃烧、压力。调整燃烧，必要时投油稳燃。30min内将主汽压力降至9MPa,维持短时间运行。56）投入预热器吹灰。3
7）汇报值长申请停炉。密切注意其发展情况，加强壁温监视。4
8）若损坏严重，无法维持正常水位，两侧汽温偏差50℃以上或严重威胁邻近受热面时应按故障停炉处理。5
第18页共32页51甲引风机跳闸（300MW工况，RB退出）
1)根据故障现象，引风机状态显示、电流、炉膛负压、语音报警等，判断甲引风机跳闸。32)复归甲引，检查联锁关闭甲引入口静叶及入口挡板，联系电气检查。2
3）解除引风自动，增大乙引风机出力，调整炉膛负压，开大乙引风机静叶，检查乙引不超电流237A，注意监视乙引轴承温度及振动。44）急停一台或两台制粉系统。3
5）解除燃烧自动，程停上两层给粉机，关相应一次风门，将机组负荷稳定在70%左右。56）汇报值长，联系视压力关调门降负荷。37）投24小油枪，维持燃烧稳定。4
8）根据负荷、粉层及油层燃料投用情况，及时调整一、二次风量和给粉机转速，保持合适风粉配比，维持氧量正常，燃烧稳定。49）调整汽温、水位正常。3
10）调整风机负荷分配，检查预热器出口烟温不大于200℃。211）令助手全面检查甲引跳闸原因，并汇报值长，联系检修。2
52甲送风机跳闸（300MW工况）
1）根据故障现象，送风机状态颜色、电流、炉膛负压、风压、语音报警等，判断甲送风机跳闸。32）复归甲送，检查出口挡板联关，联系电气检查。3
3）必要时解除引风自动，全开乙送风机勺管，调整炉膛负压。5
4）解除燃烧自动，层停上两层给粉机，关相应一次风门，将机组负荷稳定在70%左右。55）汇报值长，联系机、电，令机视压力关调门降负荷。36）投小油枪，维持燃烧稳定。2
7）根据负荷、粉层及油层燃料投用情况，及时调整一、二次风量和给粉机转速，保持合适风粉配比，维持氧量正常，燃烧稳定。4
8）关减温水，调整维持汽温正常。49）监视给水自动，调整水位正常。2
10）调整风机负荷分配，检查预热器出口烟温不大于200℃。211）令助手全面检查甲送跳闸原因，并汇报值长，联系检修。2
53甲引风机静叶下滑30%（300MW工况）（193）
1）根据故障现象：炉膛正压，甲引电流，操作甲引风机静叶无效，判断甲引静叶下滑30%。42）立即开大乙引静叶，关小甲送动叶，调整乙送动叶，维持炉膛负压正常。53）立即派人就地就地检查并手摇甲引静叶。44）必要时解除燃烧自动，视氧量带负荷。55）调整二次风，维持氧量、一次风压正常。5
6）处理过程中，调整汽温、水位、炉负压、氧量正常。57）将甲引静叶指令调至30%。48）联系热工及检修处理。39）汇报机组长、值长。2
第19页共32页54水冷壁泄漏（300MW工况30t/h）（18）
1）根据主热汽压力、负荷、汽包水位、给水流量、炉膛负压、氧量、引风静叶开度变化，炉膛出口烟温，炉膛检漏装置指示变化，判断水冷壁泄漏。42）监视引风自动，调整炉膛负压正常。5
3）若给水自动不行，解除给水自动，调整水位正常。44）若汽温自动不行，解除汽温自动，调整汽温正常。55）派人就地检查泄漏，并联系检修确认。5
6）损坏不严重时,汇报值长，退出协调、燃料自动，根据炉膛负压、氧量、给水流量降负荷，机开开调门，炉降燃烧，降低主汽压力压维持短时运行。5
7）投油助燃，投入预热器吹灰，联系退出电除尘。如泄漏严重，水位，负压无法维持正常按紧急停炉处理。4
8）联系汽机注意调整凝器、除氧器水位。39）汇报值长，申请停炉。2
55甲省煤器泄漏（300MW工况40t/h）（12）
1）根据汽包水位、给水流量、炉膛负压、各段烟温、排烟温度、引风静叶开度变化，炉膛检漏装置指示变化等判断甲省煤器泄漏。4
2）监视引风自动，必要时可解除引风自动，调整炉膛负压正常。53）加强给水，必要时解除给水自动，调整水位正常。54）调整汽度正常。4
5）派人就地检查，并联系检修确认。5
6）汇报值长，如泄漏不严重时，退出协调、燃料自动，根据炉膛负压、氧量、给水流量降负荷，机开调门，炉降燃烧，降低主汽压力维持短时运行。5
7）若汽包水位、炉膛负压无法维持，按故障停炉处理。48）联系汽机注意调整凝器、除氧器水位。39）汇报值长，申请停炉。2
56末再甲侧入口泄漏（300MW工况40t/h）（21）
1）根据炉膛负压、再热汽压力、负荷、两侧再汽温差、管壁温度、各段烟温、排烟温度偏差，炉膛检漏装置指示变化判断高再甲侧泄漏。4
2）监视引风自动，必要时解除引风自动，调整炉膛负压正常。53）调整两侧再热汽度正常，注意监视末再甲侧管壁温度。4
4）监视汽包水位正常，若两侧再热汽度偏差大，可调整两侧烟道挡板开度。55）派人就地检查，并联系检修确认。5
6）汇报值长，降低机组负荷，降低再热汽压力，维持短时运行。57）投入预热器吹灰，联系退出电除尘。28）联系汽机注意调整凝器、除氧器水位。3
9）汇报值长，申请停炉。若末再甲侧管壁温度严重超温，应故障停炉。4
第20页共32页57甲再热器减温水调门误开（300MW工况）（259）
1）根据再热汽温变化，再热汽减温水调门开度，再热汽减温水流量判断再热器减温水调门误开。62）可开启减温水电动门后疏水门，注意监视再热汽温变化。5
3）派人就地手摇无效，若甲再汽温下降较多，关闭甲减温水电动门，注意监视再热汽温度变化。54）若甲再汽温升高较多，关小甲再热器则烟道挡板。控制再热汽温在正常范围内。55）经调整仍不能控制，若超温应退出协调、燃料自动，适当降燃烧降低负荷。56）联系热工及检修处理。57）汇报机组长、值长。4
58甲送风机动叶误关30%卡（300MW工况）（201）
1）根据炉膛压力，氧量变化，甲送电流、动叶开度变化等。操作甲送动叶无效，判断甲送动叶下滑30%卡。
42）立即开大乙送动叶，关小甲引静叶，调整乙引静叶，维持炉膛负压、氧量正常。53）必要时解除燃烧自动，视氧量带负荷。44）即派人就地就地检查，手摇。55）调整二次风，维持氧量正常。5
6）处理过程中，调整汽温、水位、炉负压、氧量正常。57）将甲送动叶指令调至30%，联系热工及检修处理。38）汇报机组长、值长，故障消除后恢复原工况。4
59主给水调门误关20%卡（300MW工况）（253）
1）根据给水流量，汽包水位，主给水调门开度，阀前压力上升等判断为主给水调门下滑，手操开启无效。42）立即解除水位自动，提高汽泵转速，开启旁路给水调门。5
3）视给水流量、汽包水位情况，解除燃烧自动迅速降燃烧、降压力。44）注意监视减温水流量及汽温变化，调整汽温正常。55）派人就地检查手摇。5
6）将主给水调门解列，联系热工检修处理。57）控制汽温、水位正常，维持运行。51）汇报机组长、值长。4
60磨煤机断煤
1)能根据排、给、磨电流、汽压、氧量、磨煤机出入口压差、入口负压、出口温度变化及报警信息，判断
磨煤机断煤。（8分）
2)开启振动器或就地敲打落煤筒。（2分）
3)检查原煤仓煤位，确定是否煤斗煤位过低或已烧空，否则联系输煤上煤。（2分）4)关小热风门，开大冷风门，联系主控后关小排粉机入口挡板，控制磨出口温度＜120℃，磨出口温度≥110℃
时，确认冷风门联锁开启。（6分）
第21页共32页5)6)7)8)9)
监视主汽压力、汽温、水位自动情况，必要时解除自动手动调整。（4分）维持汽包水位、汽温、汽压、负压、氧量正常。（5分）
断煤期间加强大瓦温度和出口温度监视，若超出规定值应停运磨煤机。（3分）就地敲打无效，应手动停运磨煤机。视粉位情况启动备用制粉系统。（3分）汇报值长，联系检修处理。（2分）
61预热器再燃烧
1)2)3)4)5)6)
根据烟温、风温、负压、氧量、烟压工质参数等变化判断烟道再燃烧的大致部位。6立即到就地检查，确认尾部烟道燃烧。（3分）
确定尾部烟道再燃烧后，立即降低机组负荷，以降低锅炉排烟温度。（5分）增加一、二次风量，提高对预热器的冷却效果。（3分）
对于回转式预热器，应立即投入蒸汽吹灰进行灭火。必要时投入清洗水系统。（6分）
若蒸汽吹灰进行灭火无效，排烟温度超过250℃如紧急停炉。并做好烟风道的密闭工作，如停运引、送风机，严密关闭各烟风道挡板。（5分）
7)处理中做好有关受热面的保护工作。如保持预热器运行。（4分）
8)紧急停炉后，经灭火再燃烧消除，联系检修检查受热面后，才允许启动风机通风。（3分）
62甲后屏泄漏+甲二级减温水门误关（300MW工况）（4+270）
1）根据炉膛负压，引风机电流，两侧烟偏差，主汽压力及给粉自动变化情况，炉膛检漏装置指示变化，判断为甲后屏泄漏。5
2）根据热汽温变化，甲二级减温水调门开度，甲二级减温水流量判断甲二级减温水调门误关。53）开大一级减温水，控制汽温。注意监视乙侧末过壁温不超温。54）制好炉膛负压、水位、两侧汽温偏差。4
5）损坏不很严重时，汇报值长，将运行方式切为锅炉手动控制，机组改滑压运行。调整燃烧，必要时投油稳燃。30min内将主汽压力降至9MPa,维持短时间运行。56）立即派人就地就地检查并手摇甲二级减温水调门。3
7）汇报值长申请停炉。密切注意其发展情况，控制好壁温，尤其是爆管本段及其后面过热器的壁温。48）联系热工检修处理甲二级减温水门。2
9）若损坏严重，无法维持正常水位、负压，两侧汽温偏差50℃以上或严重威胁邻近受热面时应按故障停炉处理。2
63甲二级减温水调门误开100%（300MW工况）（277）
1）根据甲、乙侧主汽温度偏差，主汽温度变化，甲、乙二级减温水调门开度、流量变化，手动关甲二级减温水调门无效，判断为甲二级减温水调门误开。6
2）立即派人就地就地检查并手摇甲二级减温水调门无效。5
3）根据汽温下降情况，适当降低减温水压力（开大主给水调门），监视汽温变化情况。54）开启甲二级减温水电动门后疏水手动门，观察汽温变化。55）若汽温仍然下降较多，关闭甲二级减温水电动门。用一级减温水控制汽温，注意监视乙侧末过壁温不超温，必要时燃料切手动降负荷，控制汽温、水位正常。5
第22页共32页6）联系热工检修处理甲二级减温水门，做好安措。57）汇报值长、机组长。4
64PCV阀误动开启（300MW工况）（264）
1）根据汽压、负荷、水位、燃烧自动、氧量、PCV阀状态判断为PCV误动开启。42）立即将PCV阀切到手动位置，检查PCV阀关闭状态。4
3）若不回座，退出协调、燃烧自动，降低汽压、负荷，注意调整水位、氧量正常。54）通过调整燃烧和控制调门开度控制降压速度，密切监视汽包上、下壁温差40℃。55）调整燃烧，必要时投油助燃。3
6）事故处理中，控制汽温、水位正常。57）派人就地就地检查。38）汇报值长、机组长。3
9）联系热工检修处理，做好安措3
65甲送风机轴承摩擦（20%）（300MW工况）（169）
1）甲送风机电流、炉膛负压、氧量、甲送风轴承温度发生变化，甲送风轴承温度高报警发出（≥90℃），判断甲送风轴承故障。8
2）派人就地检查甲送风轴承润滑油、冷却水系统正常，判断为甲送风轴承故障。53）降低甲送机出力（20%），调整乙送机动叶，监视引风自动，控制炉膛负压、氧量、汽温、水位正常。64）根据需要降低机组负荷，密切监视甲送风轴承温度变化，若轴承温度≥110℃甲送跳闸，如不跳手动停运。6
5）甲送跳闸后，检查甲送动叶、出口挡板自动关闭，否则手动关闭。解除燃料自动降负荷至220MW，控制炉膛负压、氧量、汽温、水位正常。5
6）汇报值长、机组长。联系检修处理，做好安措。5
66甲空气预热器积灰（300MW工况）（299）
1）根据故障现象：甲侧排烟温度上升、热风温度下降，甲引电流变化，引风静叶开度增加，炉膛负压减小，预热器出口负压增加，判断甲空气预热器积灰。82）立即投入甲空气预热器吹灰。5
3）监视引风自动，维持炉膛负压、排烟温度正常。6
4）汇报值长，联系检修确认，若吹灰无效，联系机、电解除燃烧自动，适当降负荷。55）处理过程中，调整汽温、水位、炉负压、氧量正常。66）故障消除后恢复原工况。5
67水冷壁积灰（300MW工况）（42）
1）根据故障现象：汽温、各段烟温、给粉机转速上升，汽压、负荷、氧量下降判断水冷壁积灰积灰。8
第23页共32页2）立即投入炉膛吹灰。4
3）若汽温自动不行，解除调整汽温正常。54）若引风自动不行，解除调整炉膛负压正常。5
5）汇报值长，联系检修确认，若吹灰无效，联系机、电解除燃烧自动，适当降负荷，并申请停炉处理。56）处理过程中，调整汽温、水位、炉负压、氧量正常。57）故障消除后恢复原工况。3
300MW全能上岗取证（电气）仿真练习题
电气操作题
686000V厂用电动机由运行转检修(停磨后工况,C磨)
１．检查DCS中该电动机开关在分闸位置，检查电流指示为零。5分
２．就地检查该电动机开关机械及电气指示器在“分闸”位，高压带电显示灯灭，电度表停转。6分３．断开该电动机开关控制电源，取下开关二次插件。2分４．将该电动机开关摇（拉）至“检修”位置。5分５．验明该电动机开关负荷侧无电压。6分
６．合上该电动机开关柜内接地刀闸，检查该电动机开关柜内接地刀闸三相在合位6分７．按照工作票要求悬挂标示牌。3分８．汇报值长。2分
696000V厂用工作B段母线由备用电源倒至工作电源运行(50MW)
1．检查高压厂用变压器保护已投入正常。5分
2．检查6kV厂用系统工作电源分支开关在“热备用”位。2分
3．检查6kV厂用系统快切装置无异常，切换方式为“并联切换”3分4．投入6kV厂用系统快切装置。3分
5．按下6kV厂用系统快切装置“手动切换”按钮并确认。5分6．检查6kV厂用系统工作电源分支开关已带负荷。5分7．拉开6kV厂用系统备用电源分支开关。5分8．复归6kV厂用系统各开关位置及快切装置。5分9．汇报值长。2分
706000V厂用工作B段母线由工作电源倒至备用电源运行
1．检查高压启动备用变压器运行正常。5分
2．检查6kV厂用系统备用电源分支开关在“热备用”位。3分
第24页共32页3．检查6kV厂用系统快切装置无异常，切换方式为“串联切换”。2分4．投入6kV厂用系统快切装置。5分
5．按下6kV厂用系统快切装置“手动切换”按钮并确认。5分6．检查6kV厂用系统备用电源分支开关已带负荷。5分7．检查6kV厂用系统工作电源分支开关已断开。5分8．复归6kV厂用系统各开关位置及快切装置。3分9．汇报值长。2分
716000V厂用工作段A母线由检修转运行
1．检查所有工作票均已终结，安全措施已拆除。5分
2．检查6kV母线及所属设备均完好，保护已投入，符合运行条件。4分3．检查该母线上各负荷开关均在“检修”位置。3分4．测量母线绝缘电阻合格。5分
5．检查6kV母线PT一次保险良好，测其绝缘良好，将其推至“工作”位，并检查其接触良好。3分6．装上6kV母线PT二次保险。3分
7．合上6kV母线备用电源分支开关控制电源、给上其二次插头，将开关推至“工作”位置。5分
8．合上6kV母线备用电源分支开关，检查母线电压表指示正常。5分
726000V厂用工作A段母线由运行转检修(停机后)
１．检查该6kV母线所属负荷开关确已断开，拉至“检修”位。5分
２．检查6kV母线工作电源分支开关在断位，断开6kV母线工作电源分支开关控制电源及二次插头，将其拉至检修位。5分
３．断开6kV母线备用电源分支开关3分
４．检查6kV母线备用电源分支开关确已断开，断开6kV母线备用电源分支开关控制电源及二次插头，将其拉至“检修”位置。6分
５．断开6kV母线PT二次开关或取下二次保险，拔下二次插头，将6kV母线PT拉至“检修”位。6分６．验明母线确无电压后，按工作票要求装设接地线。4分７．按工作票要求悬挂标志牌，围设遮拦。3分８．汇报值长。2分
73厂用低压汽机工作2A变由运行转检修
１．将所属400V母线电源倒由母联开关或低压备用变压器带。5分２．断开该低压厂用变压器低压侧开关。3分３．断开该低压厂用变压器高压侧开关。3分
４．断开该低压厂用变压器高、低压侧开关控制保险。３分
５．检查该低压厂用变压器低压侧开关在“分闸”位置，将其手车拉至“检修”位。３分６．检查该低压厂用变压器高压侧开关在“分闸”位置，将其手车拉至“检修”位。３分７．验明该低压厂用变压器高压侧确无电压后，按工作票要求合入接地刀闸。5分８．验明该低压厂用变压器高、低压侧确无电压后，按工作票要求装设接地线。5分
第25页共32页９．按工作票要求悬挂标志牌，围设遮拦。3分１０．汇报值长。2分
74发变组系统由冷备用转热备用
1．检查发变组系统全部工作结束，接地刀闸及接地线全部拆除。5分2．检查发变组、励磁系统各开关在“分闸”位。3分3．按规程规定投入发变组保护装置。3分4．合上励磁整流装置的交、直流开关。2分
5．投入发变组、励磁系统各开关操作、保护、信号、合闸电源。2分6．将发电机出口PT、高厂变低压侧PT投入。3分7．投入送出线PT二次小开关。3分
8．合入发电机中性点电抗器刀闸(未执行此项扣3分)9．合上主变中性点接地刀闸(未执行此项扣3分)
10．主变、高厂变冷却器电源送电，启动风冷系统3分11．投入发电机冷却系统、励磁机冷却系统2分12．汇报值长。2分
75发变组系统由热备用转检修
１．检查送出线刀闸确已断开3分
２．检查发电机主开关、灭磁开关在“分闸”位2分３．断开发变组所有开关、刀闸控制电源。2分４．停止励磁调节装置，断开控制电源。3分５．断开励磁整流装置的交、直流刀闸。2分
６．停运主变、高厂变的冷却器，将其电源停电。3分７．将发电机出口PT解除备用。5分
８．将高厂变的低压分支开关和低压分支PT二次开关拉至“检修”位。5分９．拉开发电机中性点电抗器刀闸。未执行此项扣3分
１０．验明无电压后，按工作票要求装设接地线（或合上接地刀闸）。3分１１．按工作票要求悬挂标志牌，围设遮拦。2分１２．汇报值长。2分
76发电机保护用2TV电压互感器由冷备用转运行
1．检查发电机保护用电压互感器具备投入条件。6分2．测发电机保护用电压互感器绝缘电阻合格。6分
3．检查发电机保护用电压互感器一次保险完好，放上一次保险。5分4．将发电机保护用电压互感器手车推至“工作”位置。5分5．合上发电机保护用电压互感器二次开关。5分
6．按规程规定投入相关的发电机保护（定子接地、逆功率、过电压、过激磁、失磁等）。6分
第26页共32页7．汇报值长。2分
77发电机并列
1．检查汽轮机已满速。2分2．检查发变组保护已投入。2分
3．检查发电机出口刀闸已合入。2分4．合上5012开关首选按钮。2分
5．检查自动准同期就绪、条件具备。2分6．接到值长下达的操作命令。2分7．顺控执行发电机升压并网。2分
8．检查励磁系统开关合上，发电机进行启励升压，升压至额定后核对空载参数正常。3分9．检查定子三相电流应为零或接近于零。3分
10．检查发电机同期整步表指示压差、频差符合并列条件。3分11．投入DEH“自动同步”。2分
12．待发变组开关红灯闪光，发电机三相电流有指示且均衡，确认已并列，恢复开关位置。2分13．汇报值长发电机已并网。2分14．按要求接带有功、无功负荷2分15．退出发变组开关同期TK。2分
16．检查主变冷却器投运正常，全面检查发变组系统运行正常。2分
78发电机解列
1．检查厂用电系统已切换至备用电源。5分
2．降发电机有功负荷减至10MW,无功负荷减至零。6分3．接到值长下达的解列发电机的操作命令。5分
4．将机组打闸，采用逆功率保护动作解列发电机。7分
5．检查逆功率保护联跳主开关、灭磁开关正常，复位开关位置。5分6．视发电机定子三相无电流，检查发电机转速下降。5分7．汇报值长发电机已解列。2分
79启备变由冷备用转运行
1．检查启备变具备送电条件。2分
2．投入启备变各保护（差动、复合电压过流、瓦斯、零序过流、分支过流等5分3．检查启备变高、低压侧开关及刀闸在“分闸”位。3分
4．投入启备变冷却装置电源，投入操作、信号、合闸、保护电源3分5．投入启备变有载调压装置电源，检查其分接头位置正确。2分6．联系值长同意，合上启备变高压侧隔离开关，检查合好3分
7．联系值长同意，合上启备变高压侧开关，检查启备变充电良好。2分8．将启备变低压侧开关摇至工作位置5分
9．合上启备变低压侧开关。检查启备变低压侧电流正常3分
第27页共32页10．拉开6KV厂用备用电源开关。2分11．投入厂用系统快切装置3分12．.汇报值长。2分
80启备变由运行转检修
1．合上6KV厂用备用电源开关。2分2．退出6KV厂用系统快切装置。5分3．拉开启备变低压侧开关。5分
4．联系值长同意，断开启备变高压侧开关。2分
5.检查启备变高、低压侧开关确已断开，将其开关手车摇（拉）至“检修”位。5分6．联系值长同意，拉开启备变高压侧隔离开关。2分
7．停运启备变冷却装置电源，断开操作、信号、合闸、保护电源。2分8．停运启备变有载调压装置电源。2分
9．验明无电压后，按工作票要求在启备变高、低压侧装设接地线或合入接地刀5分10．按工作票要求悬挂标志牌，围设遮拦。3分11．汇报值长。2分
81锅炉厂用低压变压器由检修转运行
１．检查所有工作票均已终结，安全措施已拆除。5分
２．检查厂用低压变压器及所属设备均完好，保护已投入，符合运行条件。3分３．检查高低压厂用低压变压器开关均在“检修”位置。2分４．测量厂用低压变压器绝缘电阻合格。5分
５．合上厂用低压变压器高压侧开关控制电源、给上其二次插头，将开关推至“工作”位置，5分６．合上厂用低压变压器低压侧开关控制电源、给上其二次插头，将开关推至“工作”位置，5分７．合上厂用低压变压器高压侧开关，检查变压器空载电流指示正常。3分８．合上厂用低压变压器低压侧开关，检查变压器电流指示正常。2分９．断开所属400V母线母联开关。3分１０．汇报值长。2分
826000V厂用电动机C磨煤机由检修转运行
１．检查所有工作票均已终结。5分
2．拉开该电动机开关柜内接地刀闸，拆除标示牌。5分
3．检查厂用电动机及所属设备均完好，保护已投入，符合运行条件。3分4．检查厂用电动机开关在“检修”位置。2分5．测量厂用电动机绝缘电阻合格。5分
6．就地检查该电动机开关机械及电气指示器在“分闸”位。5分7．合上厂用电动机开关控制电源、给上其二次插头。3分７．将该电动机开关摇（推）至“工作”位置。2分８．DCS上检查开关状态正常。3分
第28页共32页9．汇报值长。2分5分
83发电机保护用3TV电压互感器由冷备用转运行
1．检查发电机保护用电压互感器具备投入条件。5分2．测发电机保护用电压互感器绝缘电阻合格。5分
3．检查发电机保护用电压互感器一次保险完好，放上一次保险。5分4．将发电机保护用电压互感器手车推至“工作”位置。5分5．合上发电机保护用电压互感器二次开关。5分
6．按规程规定投入相关的发电机保护（匝间保护）5分7．检查励磁调节器工作状态正常。3分8．汇报值长。2分
846KV厂用TV电压互感器由冷备用转运行
1．检查6KV厂用TV电压互感器具备投入条件。5分2．测6KV厂用TV电压互感器绝缘电阻合格。5分
3．检查6KV厂用TV电压互感器一次保险完好，放上一次保险。5分4．将6KV厂用TV电压互感器手车推至“工作”位置。5分5．装上6KV厂用TV电压互感器二次交流熔丝。3分6．装上6KV厂用TV电压互感器二次直流熔丝。3分7．将该段母线厂用微机快切装置投入4分8．记录TV停电时间，正确计算厂用量。3分9．汇报值长。2分
电气事故处理题
856000V厂用B段母线工作电源掉闸，备用电源未自投（快切闭锁）
1．通过声光报警及母线电压、电流、工作电源开关指示确定故障性质。5分2．复位掉闸开关，并断开联锁开关。5分
3．检查有无分支过流，和备用分支过流报警，如没有可强送备用电源开关一次。并做好燃烧、负荷调整，必要时投油稳燃。5分
4．若强送成功，则启动掉闸设备，恢复正常工况运行。5分
5．若强送不成功，则将该段母线及其设备停电，检查确定故障性质。3分6．汇报值长，通知检修。2分
7．将工作电源跳闸、备用电源未自投原因查清并处理好后，恢复母线及其设备送电，恢复正常运行工况。8分
8．通知检修检查处理备用电源未自投故障。2分
第29页共32页866000V厂用母线A段电压互感器二次低压保险熔断
1．确认光字报警信号。2分
2．检查相应母线电压。并切换绝缘监视表，确认故障类型。8分3．汇报值长，通知检修。3分
4．将厂用微机快切装置切闭锁位置。8分5．取掉TV回路低电压保护直流保险2分
6．检查该电压互感器二次回路并更换熔断的保险，分析保险熔断的原因。4分7．正常后重新投运所退保护及自动装置运行。5分8．记录TV停电时间，正确计算厂用电量。3分
876000V厂用母线A段电压互感器一次（高压）保险熔断
1．确认光字报警信号。2分
2．检查相应母线电压；并切换绝缘监视表（或监视三相对地电压），确认故障类型。5分3．汇报值长，通知检修。3分
4．将该段母线厂用微机快切装置切闭锁位置8分5．取掉TV回路低电压保护直流保险。2分6．按TV停电步骤将TV停电。2分
7．检查并更换断线相保险，同时对TV本体进行检查。5分8．测绝缘正常后将TV恢复运行。3分8．重新投运所退保护及自动装置。3分
9．记录TV停电时间，正确计算厂用电量。2分
886000V系统（不接地系统）单相接地（甲凝升泵）
1．确认光字报警信号。2分2．检查相应母线电压。3分
3．根据报警信号以及母线电压、绝缘监视表指示情况，分析接地性质判断接地相别。4分
4．停运刚启动的设备，如没有启动则询问外围有无启动6000V设备，若有，则将该设备停运，检查6000V母线接地现象是否消除。5分
5．通过6KV绝缘监测系统初步判断接地支路，进一步通过转移负荷、调整运行方式，试拉确认接地支路。6分
6．停运可以停运的设备，倒换可以倒换的设备。（包括进行厂用电源的切换）5分7．正常后重新投运将接地设备停运、停电转为检修。5分8．检查系统正常，汇报值长。3分
9．查找接地故障，安全事项按安规有关规定执行。5分
89低压汽机工作2A变低压侧A相接地，保护正确动作(150MW)
1．确认光字报警信号。2分
第30页共32页2．检查相应母线电压。5分
3．根据报警信号以及母线电压指示情况，分析故障性质。5分4．汇报值长。3分5．就地设备检查。5分
6．将变压器停电，对变压器摇测绝缘确认属变压器低压侧故障，将该变压器转检修。并通知检修。7分7．对母线测绝缘正常，合备用电源开关恢复母线送电，并对其接带的设备送电。8分
90低压汽机工作2A变内部故障，保护正确动作(150MW)
1．确认光字报警信号。2分2．检查相应母线电压。5分
3．根据报警信号以及开关保护动作情况，全面综合分析故障。5分4．就地设备检查。3分
5．对变压器停电摇测绝缘，确认属于变压器故障。5分6．将故障变压器转检修。6分
7．用备用电源恢复失电母线供电。7分8．汇报值长，通知检修。2分
91发电机电压互感器高压保险熔断3TV
1．确认光字报警信号。3分
2．检查相应测量功率及电压指示。3分
3．检查发电机励磁调节器运行状况，在“A”套运行。3分
4．根据报警信号以及测量电压指示，判断故障3TV并分析断线故障。5分5．保护用TV断线，则应停用匝间保护5分6．按TV停电原则将TV停电。3分
7．检查并更换断线相保险，同时对TV本体进行检查，测绝缘正常后将TV恢复运行。5分8．重新投运所匝间保护运行。4分
9．检查发电机励磁调节器运行状况。2分10．复归信号掉牌。2分
92发电机电压互感器高压保险熔断1TV
1．确认光字报警信号。3分
2．检查相应测量功率及电压指示3分3．检查发电机励磁调节器运行状况。3分
4．调节用TV断线，检查励磁调节器由“A”套运行切至“B”套运行5分5．根据报警信号以及测量电压指示，判断故障TV并分析断线故障5分
6．仪用TV断线，则加强对发电机定子电流的监视，禁止对励磁系统进行操作3分7．按TV停电原则将TV停电。3分
8．检查并更换断线相保险，同时对TV本体进行检查，测绝缘正常后将TV恢复运行。5分9．记录TV停电时间，正确计算发电量。3分
第31页共32页10．复归信号掉牌。2分
93发电机电压互感器高压保险熔断2TV
1．确认光字报警信号。3分
2．检查相应测量功率及电压指示。5分3．检查发电机励磁调节器运行状况。3分
4．根据报警信号以及测量电压指示，判断故障TV并分析断线故障。5分5．保护用TV断线，则应停用相应保护5分
6．加强对各运行参数的监视，减少操作做好事故预想。3分7．按TV停电原则将TV停电。2分
8．检查并更换断线相保险，同时对TV本体进行检查，测绝缘正常后将TV恢复运行。5分9．重新投运所退保护装置运行。2分10.复归信号掉牌。2分
94直流系统接地(6KV厂用工作B段,C磨接地)
1．确认光字报警信号。2分
2．根据直流系统绝缘监察判断接地极及接地程度。5分
3．首先通过绝缘监测装置判断接地支路，然后进行试拉确认。5分
4．无法确定接地支路时，采用分路直流负荷逐一拉合查找，确定接地支路。5分5．根据确定的接地支路进一步查找至具体设备和回路（如操作或合闸回路）。10分
6．查找时注意专业间联系，尽量将电气保护电源、热控电源等重要负荷放在最后拉路，拉路前提前退出可能误动的保护，做好事故预想，并汇报值长及调度。5分7．向值长汇报处理情况。3分
95主变冷却器全停（工作电源跳闸，备用电源未自投）
1．确认光字报警信号。2分
2．根据开关、保护动作情况，全面、正确分析判断事故。5分3．汇报值长，通知检修。3分
4．密切监视主变上层油温，就地检查无明显故障，可试送备用电源，恢复主变冷却器运行。5分
5．如果冷却器电源不能立即恢复，应立即降低有功、无功功率、并继续密切监视主变上层油温，不得超过规定值。10分
6．对于主变冷却器全停保护投跳闸的机组，如达到保护动作值，而保护未正确动作，则应立即将发电机解列。10分
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