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为什么直流炉喷水减温不能维持主汽温度？为什么减温水量与给水量的比值是负荷的函数？

超临界机组采用滑压运行，以最高级高加为例，当负荷逐渐降低时，抽汽压力、抽汽温度、高加出口水温（给水温度）、高加出口端差、疏水端差各是如何变化的？

下图所示为某设备的控制及信号回路展开图，根据此图回答下列问题： 1.试说明其事故跳闸时的动作过程？ 2.试分别说明当 A-C、B-C、A-B、A-D 发生两点接地时会产生什么后果？

某厂一机组在运行过程中，主值监盘发现炉膛负压表指示到正压最大值，火焰监视器指示灯闪动，工业电视显示暗黑，炉灭火保护动作，制粉、燃油系统联跳，锅炉灭火。当即将锅炉灭火情况报告值长。值长令抓紧恢复，准备启动。主值立即复归跳闸设备，并令巡检解除锅炉灭火保护。稍后主值启动制粉系统，发现炉膛正压大并听到响声，立即停止该制粉系统运行。由于盘上未发现异常，也未对锅炉进行全面检查，主值再次启动制粉系统，10分钟后派巡检员到炉前点燃油枪，之后快速投入多套制粉系统，汽机并网并接带负荷。此时炉膛负压表指示到最大值、锅炉汽压急剧上升、过热器安全门动作，主值令汽机加负荷。由于汽压高，又将燃料量减至最低，副值到机前检查发现汽轮机前轴承箱内向外喷油，立即报告值长，值长下令停机。事故后检查发现，锅炉前、后墙刚性梁、大板梁与支架连接处多处扭曲变形，辐射过热器联箱疏水管断裂，二次风管道软连接被撕开。

某厂一机组检修后准备热态启动。此时机长通知主值向机组辅汽联箱送汽。稍后锅炉点火，主值开高、中、低压轴封进汽门暖管，并开大轴封进汽门向低压轴封送汽，操作中因接机长命令进行其它操作，忘记了向高中压轴封送汽。之后机长启动真空泵抽真空。半小时后主值想起立刻报告机长，机长未令主值立即投入。此时发电部领导发现机组负胀差增大，即询问机长轴封送汽情况，机长告高中压轴封还未送汽，发电部领导令主值到现场将高中压轴封送汽。2小时后主值按机组热启动状态进行冲转条件确认：高中压内缸外上壁温度338.21℃，内壁上下温度测点损坏，炉侧过热汽温度455℃，其它参数符合要求并报告机长、值长（事故后查看自动记录曲线：机前过热器左侧温度307.43℃，右侧温度350.4℃；再热器左侧温度204.45℃，右侧温度214.72℃；中压第一级出口上壁温度335.56℃，下壁温测点已损坏）。随后值长命主值冲转，并进行规定打闸试验后进行升速，设定目标转速3000rpm，升速率300rpm／min。转速升至某一转速后发现#2轴振X方向达190μm，检查顶轴油泵已停。切至振动画面时，#2轴振X方向达225μm，稍后振动保护跳机，首出为“瓦振大”，在降速过程中因振动上升，立即破坏真空紧急停机，机组转速到零投入盘车运行。现场有关技术人员研究分析后判断为转子永久性弯曲，决定开缸检查。开缸后发现高中压中间汽封梳齿局部轻度磨损，高中压转子弯曲250μm，#2瓦轻微研磨。

某发电厂一机组汽泵运行，电泵因故障失去备用。运行人员在监盘时发现汽泵低调门大幅摆动，并迅速关至零位，汽泵转速急剧下降，手动打闸，停止汽泵运行，炉MFT。但此时一台一次风机未掉，4套制粉系统未掉，立即手动切除制粉系统，并在盘上停一次风机，但停不掉（没有采取其它措施），然后进行炉膛吹扫。吹扫完成后盘上复位MFT未成功，随后在保护柜内强制复位MFT、OFT，调整炉膛负压，运行人员在DCS画面上看到MFT、OFT已复位，远方投入A层四只油枪，并从CRT画面上看有火焰信号显示，工业电视看不到火焰。运行人员启动另一台一次风机并调整一次风压至8000Pa左右，依次启三套制粉系统，并迅速将每套制粉系统的给煤量加至20 T/H左右，稍后听到室外有爆鸣声，发现炉膛压力表正压到头（表计量程±3200Pa），锅炉正压保护动作，炉MFT。检查发现炉膛放炮。

某电厂一机组小修后按计划进行启动。当机组冲转达额定转速后。运行人员在查看高压启动油泵电机电流从冲转前的280A降到189A后停运高压启动油泵，盘前光子牌发“润滑油压低停机”信号，机组自动掉闸，交流润滑油泵联启。运行人员误认为油压低的原因是就地油压表一次门未开造成保护动作机组掉闸，因此再次挂闸。在高压启动油泵再次达到190A时，单元长再次在盘前停高压启动油泵。盘前光子牌再次发“润滑油压低停机”信号，由于交流润滑油泵联启未复归，交流润滑油泵未能联启，汽轮机再次掉闸。单元长就地检查发现五瓦温度高，油挡处冒烟，司机盘前发现六、七瓦温度高至90℃，立即破坏真空紧急停机处理。事故后经检查，发现二、五、六、七瓦下瓦乌金不同程度烧损。五瓦处低压轴封轻微磨损，油挡磨损。解体检查高压启动油泵出口逆止门时发现门板无销轴。

某厂300MW机组B汽动给水泵因故障正在检修，A汽动给水泵投手动运行，C泵(电泵)投自动运行，负荷174MW，运行监盘过程中发现电动给水泵发出工作油温高一、高二值报警信号，随后电动给水泵跳闸，锅炉水位迅速下降，RB动作正常，运行人员抢合电泵，但没有成功，将A小机出力调至最大，负荷降至160 MW左右；锅炉水位下降至-301mm，运行人员手动调整增加A汽动给水泵转速，锅炉水位缓慢上升到-165mm；运行过程中电动给水泵突然启动，锅炉水位迅速上升；当锅炉水位上升到259mm，运行人员紧急手动打跳电动给水泵，但已来不及控制水位，锅炉保护MFT动作，锅炉停炉，联跳汽轮机；运行人员手动启动主机交流油泵；逆功率使发电机开关跳开后厂用电自动联动不成功，厂用电失去；主机交流油泵跳闸；运行人员手动倒厂用电成功，厂用电恢复；柴油发电机联动保安段成功切换；之后运行人员再次手动试启动主机交流油泵成功；手动试启动直流油泵成功，手动停止主机直流油泵(没将直流油泵设置到联锁位)；运行过程中主机交流油泵再次跳闸，直流油泵没有联动；主机润滑油中断，转速下降到0，盘车卡死，主机大瓦烧损。

厂#1、#2两台机组运行，调度令晚峰后停#1机做备用。值长令：“#1发电机解列转备用”， #1机断路器切开，发电机与系统解列。但操作人、监护人没有对操作票余下的项目继续进行操作，如断开#1机出口隔离开关等，而是坐下闲谈。 2小时后班长令操作人、监护人到#1发电机小间拉开#1发电机出口隔离开关，两人虽然拿着操作票，但却走到#2机小间，在没有核对设备名称、编号，也没有进行唱票和复送的情况下，将#2机两台电压互感器隔离开关拉开（拉开过程中有火花产生），当即造成#2机两组电压互感器全部失压，强励动作，无功大量上涨，定子电流剧增，发电机组复合过流保护动作跳开发电机组出口及灭磁断路器。

某机组小修后按计划进行启动。达冲转条件后冲至额定转速。司机在查看高压启动油泵电机电流从冲转前的280A降到189A后于盘前停高压启动油泵，盘前光子牌发“润滑油压低停机”信号，机组自动掉闸，交流润滑油泵联启。运行人员误认为油压低的原因是就地油压表一次门未开造成保护动作机组掉闸，因此再次挂闸。在高压启动油泵再次达到190A时，单元长再次在盘前停高压启动油泵。盘前光子牌再次发“润滑油压低停机”信号，由于交流润滑油泵联启未复归，交流润滑油泵未能联启，汽轮机再次掉闸。单元长就地检查发现五瓦温度高，油挡处冒烟，司机盘前发现六、七瓦温度高至90℃，立即破坏真空紧急停机处理。事故后经检查，发现二、五、六、七瓦下瓦乌金不同程度烧损。五瓦处低压轴封轻微磨损，油挡磨损。解体检查高压启动油泵出口逆止门时发现门板无销轴，造成门板关闭不严。请从运行角度分析事故发生的原因，并指出正确的处理方法。

某机组B、C、D三台磨运行，一次风母管风压8kPa，二次风母管风压2.8kPa，炉膛负压－0.1kPa，煤火检指示正常，#1送风机动叶开度61.4%，出口风压5.25kPa，电流125A，#2送风机动叶开度66.9%，出口风压5.08kPa,电流143A。由于连续燃用混煤，造成风烟系统阻力增大，总风量和二次风压较正常值偏高。排烟温度和飞灰量及灰渣均有增加。随着机组负荷的增加，在投入A磨密封风机后，准备提高一次风压投A磨。一次风母管风压设定值由8.0kPa设定为8.3kPa，此时#1送风机电流由125A降至107A，出口风压由5.25kPa降至3.44kPa；#2送风机出口风压由5.08kPa降至4.61kPa，电流143A，开度66.9%，二次风母管风压由2.8kPa降至2.5kPa。随后#1送风机电流又由107A降至85A，出口风压降至3.05kPa，开度63.6%；二次风母管风压降至1.955kPa，同时#1送风机喘振信号最大报警发出。此时火检开始摆动，造成C、B、D磨相继跳闸，锅炉灭火。请从技术角度分析造成此次锅炉灭火事故的原因是什么，引起#1送风机喘振的因素有哪些，怎样才能防范此次事故的发生？

某厂锅炉冷态启动过程中，运行值班员监控到的部分主要参数如下： 13：30：炉点火 15：30：主汽压0.25MPa，主汽温160℃；A空预器进口烟温178℃，出口烟温96℃、101℃；B 空预器进口烟温178℃，出口烟温115℃、117℃ 16：20 主汽压0.85MPa，主汽温265℃；A空预器进口烟温224℃，出口烟温112℃、121℃；B 空预器进口烟温223℃，出口烟温165℃、177℃；请判断故障炉内可能发生了什么故障，如何处理？并分析故障产生的可能原因。

某机组带额定负荷运行，运行中在集控室发现运行凝结水泵电流逐渐增大（但未超过额定电流）后稳定，凝结水流量不变，机组负荷无变化，运行数小时后，该凝泵电流减少至空负荷电流。问就该案例从发现运行凝结泵电流逐渐增大开始如何进行原因分析及如何进行正确处理？

某电厂机组负荷为575MW，AGC目标负荷600MW，机组开始升负荷，煤量由238t/h上升至最高248t/h， C磨为暖磨状态，热风调整门开度20%，一次风机A/B电流为139 /149 A，因通风过程中，B侧再热汽温偏高，且启磨对汽温有扰动，暂决定不启磨，关小C磨热风挡板至10%，适当降低各台磨磨后温度，开大冷风挡板来加强燃烧，意图等负荷稳定，煤量回调时，适当降低一次风压，确保一次风单耗（数据证明：600MW四台磨运行，一次风单耗并不比五台磨低）。当运行人员关闭C磨热风挡板，并相应关闭C磨热风关断门及密封风电动门后，发现锅炉氧量突然不正常上升，总煤量不正常上升（最高至253t/h），一次风母管压力降至6.2Kpa，检查一次风机A/B电流为146/230A，一次风机A/B动叶开度均为全开。请根据以上现象分析，该机组可能发生了什么故障？并简要说明该故障的处理过程。

某厂机组锅炉MFT动作，炉灭火，机组联动正常。风烟系统调整至吹扫风量，对其进行炉膛吹扫。随后汽机轴封汽源倒为抽汽母管供给。一段时间后发现高压缸前后、中压缸前汽封冒汽水，运行人员立刻采取措施进行处理。当转子静止后，投连续盘车，CRT显示电流摆动，大轴挠度值大幅增大，中压下缸内壁温度由487℃急剧下降至最低68℃，高压内缸上缸内壁温度460℃，高压内缸下缸内壁温度440℃，此时盘车掉闸，手动盘车不动。根据现场状况，继续采取紧急处理措施，10小时后，高压外缸上下缸温差20℃，中压缸上下缸温差63℃，经分析研究决定投盘车。盘车12小时后高、中压缸内壁温度，各瓦大轴挠度恢复正常，机组重新启动。请问：引起本次高、中压缸上下缸温差大，盘车不动事故的原因是什么？在发现高压缸前后、中压缸前汽封冒汽水后，运行人员会立刻采取什么措施进行处理？当机组盘车跳闸，手动无法盘动后，应继续采取什么紧急措施？

某厂机组负荷295MW，锅炉A、B引、送、一次风机运行，A密封风机，A、C、D磨机运行， A、B汽泵运行，电泵备用。机组各参数均正常。监盘发现炉膛负压变正压至17Pa，看火焰工业电视探头，四个探头依次退出，煤火检突然消失只剩下两支。炉膛压力最高至-750Pa，锅炉MFT动作灭火，事故音响发出，给水流量降低，氧量升高，主蒸汽压力及汽温下降很慢，汽包水位下降，A、B一次风机，A、C、D磨，A密封风机跳闸，燃油快关阀关闭，减温水电动门及调节门关闭。汽机跳闸，主机交流油泵联动成功，负荷到零，主机转速开始下降，汽机高中压主汽门、调门关闭，高排逆止门、各段抽汽逆止门、各段疏水联动正常，电气开关动作正常，各段母线电压切换正常。锅炉MFT首出为“全炉膛灭火”，汽机ETS首出为“锅炉MFT动作”，电气保护室发变组保护柜“热工保护”、“程跳逆功率”掉牌。运行人员立即进行相关紧急操作，同时汇报值长派人到零米检查各跳闸辅机，发现炉膛掉大焦，值长立即要求运行人员做好后续操作。最后，复位跳闸开关，投、退发变组保护柜相关保护。为机组重新启动并网做好准备。请问：该机组MFT为炉膛掉大焦引起，试分析造成本次锅炉结焦的可能原因是什么？当机组MFT后，运行人员立即进行相关的紧急操作都有哪些？当发现炉膛掉大焦后，值长立即要求运行人员做好的后续操作有哪些？当操作人员复位完相关电气开关后，需要投、退发变组保护柜的哪些相关电气保护？

某厂机组运行中发现一台汽泵跳闸，检查无跳闸原因，就地检查无异常，重新挂闸冲车至800r/min，发现调速油压波动大并再次跳闸，分析小机油压波动原因为运行油泵电流摆动较大，运行人员经过进一步操作检查，排除了油泵故障。此时发现零米小机油站蓄能器处撞管很剧烈，对蓄能器进行处理后撞管现象随即消失。于是怀疑小机蓄能器漏氮气导致油系统带气引起油压波动，运行人员对蓄能器进行了进一步处理和检查后，排出了储能器损坏故障。经处理完毕后，再次启动小机主油泵，发现油压依然波动，且主油泵电流偏低并摆动，再经运行人员进一步检查和处理，小机油箱油位由810mm降为350mm，经处理之后油位恢复正常，故障排除，小机恢复正常运行。请根据以上叙述，回答下列问题：当运行人员发现小机油压波动原因为运行油泵电流摆动较大时，要经过怎样的进一步操作检查，才能排除油泵故障？发现零米小机油站蓄能器处撞管很剧烈时，运行人员对蓄能器进行了怎样处理后，撞管现象随即消失？当怀疑为蓄能器损坏后，运行人员又需要做哪些进一步检查和处理来排除蓄能器损坏故障？当再次启动小机主油泵，发现油压依然波动，且主油泵电流偏低并波动，你认为可能是什么原因造成的，应该如何进行进一步的检查和处理？经过以上分析，你认为造成本次小机跳闸的直接原因是什么？

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