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某厂某次计划检修，根据需要，在低温再热器入口增加了冷再温度测点（正常运行温度450℃ 左右），测温元件出厂报告合格，试验室校验温度传感器合格。机组启动后，运行中发现该点温度测量偏差超差，请分析可能的原因及排查的方法。

请根据下面描述的故障现象分析故障原因并简述故障排查和处理方法。故障现象：某电厂#1机组运行，各参数正常。19:00左右，发电机内冷水压力低报警并联启备用内冷水泵（当时A内冷泵运行，B内冷泵备用）。现场检查内冷水箱水位正常，初步判断A内冷泵不打水，检修人员对A内冷水泵进行解体检查，此时B内冷泵运行。20:00左右，发电机跳闸，首出原因是：发电机内冷水中断。

某电厂公用 DCS 系统所有控制器突然全部离线，并且均重启失败，试分析原因并列出排查方法和应急安全措施。

某机组ETS系统供电电源有两路，其一路为UPS供电，另一路由保安段供电，机组投运后连续发生两次因保安段失电导致ETS系统Ⅰ、Ⅱ通道AST电磁阀（串并联）全部失电动作的事件发生，试分析事件原因与防范措施。

某机组容量为300MW。采用DCS控制系统。某月9日15时32分，机组负荷180MW，主汽温度539℃，主汽压力13.49MPa，瞬时煤量156.7t/h，汽包水位-26.79mm，EH油压力14.36MPa，各主辅机设备运行正常。 15时30分00秒当值人员执行“2号机ETS通道试验EH油压低试验”定期工作。 15时32分12秒执行“在2号机DEH画面上点击LPT1试验按钮并确认”操作后，操作盘面显示EH油压低开关LP1、LP2动作，触发汽机“EH油压低”ETS保护动作，机组跳闸。请你根据提供的信息，简要给出如何查找故障，分析引起机组跳闸的可能原因，并提出防范措施。（含图）

某电厂冬季夜间遭遇极寒温度，造成许多汽水系统热工测点不同程度受冻显示失真，汽包水位显示偏差逐渐放大，运行人员将水位自动退出，电话汇报热工值班人员，值班人员现场确认后,将汽包水位保护退出，随后发现给水流量显示异常，在热工人员修改逻辑的时候，因操作失误，误将给水流量低信号置位，锅炉MFT。请根据以上事件经过，分析在其中的问题，并如何制定措施防止类似事件的发生。

某300MW汽包炉机组负荷降低至154MW左右稳定运行，此时主蒸汽流量479t/h，给水流量为370t/h(未含减温水流量)，给水系统基本保持稳定运行。运行人员处理A磨煤机断煤，给煤量出现波动。22:06:08，汽包水位上升至+38mm，给水系统将给水流量降低至340t/h左右，A，B汽泵均因汽泵出口流量低于195t/h联锁打开最小流量阀，实际给水流量迅速下降，调节系统增加给水流量设定，给水流量回升230t/h时汽泵最小流量阀关闭，给水自动指令再次下降。由于给水自动指令降低且幅度比第1次大，给水流量第2次降低且比第1次降低的幅度大，22:06:25，A，B汽泵最小流量阀门第2次打开，给水流量再次迅速下降，并最低下降至零。其后，汽包水位大幅下降，造成锅炉汽包水位低低MFT。请根据事故现象及曲线，对故障原因进行分析，说明可能存在的故障隐患及薄弱环节，并给出改进建议。（含图）

某机组2月16日,某机组调停结束点火并网,14:05,负荷77MW,脱硝系统逐步投运。14:45,操作员发现 SCR 出口 A、B 侧 NOX 值同步变化,但与脱硫出口 NOX 值(数值变化平稳)相差30mg/Nm3 左右。15:00,单元长联系负责就地 CEMS 仪表的热控人员至就地检查后,被告知就地仪表参数检查正常。单元长将集控显示值及偏差情况告知热控人员,热控人员继续检查,并与运行人员实时核对 SCR 出口 A、B 侧 NOX 值正常,核对 SCR 出口 A、B 侧 NOX 值与脱硫出口NOX值就地仪表参数正常,最后交待CEMS装置于15日刚校验且正常,应该是准确的,并与运行人员沟通待运行观察一段时间。在之后运行调节过程中,运行人员考虑到不宜过低控制脱硫出口 NOX 值,防止空预器堵塞等,适当提高脱硫出口 DCS 上的 NOX 值,且按 DCS 上的 NOX 显示值控制在正常范围内。2 月 17 日 08:15,运行人员发现 10 号炉脱硫出口DCS 上的 NOX 与 SCR 出口 NOX 偏差大(脱硫出口 NOX 值低于 SCR 出口 NOX 值40mg/Nm3 左右),通知热控人员进行现场处理。14:00,在机组脱硫 CEMS 小室数采仪上的省发 3.0 平台录入烟气流量比对数据,发现数采仪上送环保平台的 NOX 数值超标,并与脱硫集控的 DCS 画面显示核对数据不相符。事后查询送环保平台的 NOX 时均值稍超 100mg/Nm3以上连续运行10 个小时,共累计超限运行 14 小时。试分析异常原因，暴露问题及防范措施。

请根据以下事故分析,试判断“事件教训与防范措施”是否合理和完善,请根据自己的理解,制定“防范措施” (1)事件过程: 05 年 2 月 20 日 02:56:05 某电厂一号机组负荷 350MW,磨煤机 A、B、C、F 四台运行。运行人员发现磨煤机 C 热风调节挡板全开,磨煤机 C 出口温度 52℃,机组负荷下降15MW,判断磨煤机 C 进水,减给煤机 1C 煤量,同时锅炉炉膛压力大幅晃动,运行人员撤出送风机自动,在准备撤出引风机自动时,02:57:02 炉膛压力低低 MFT,汽机跳闸。机组跳闸时磨煤机 C 出口温度最低到 42℃,机组跳闸后检查磨煤机 C 看不出有进水现象 (2)事件原因曲线显示 02:50 左右 1C 磨煤机电机电流有一突增并迅速回落至正常值,磨煤机磨碗差压、密封风差压等均有不同程度波动,给煤机煤量反馈瞬时到零后又恢复(FSS 回路检查时发现有给煤机跳闸信号触发后又复归);给煤机跳闸信号延时 30 秒后联关磨煤机热风关断挡板,磨煤机一次风流量急剧下降,但关到一定位置时该挡板卡涩,热风调节挡板在自动位置,造成热风调节挡板持续开大,同时由于一次风出口温度持续下降,冷风调节挡板在手动位置,冷风调节挡板由于前馈回路的作用而持续关小,造成一次风流量持续下降。大约 6分钟后磨煤机 C 的热风关断挡板卡涩自动消除关到位,引起续次风流量的再度急剧下降,热风关断挡板关到位返回后联开冷风调节挡板,此时一次风流量迅速恢复增大。此后炉膛压力在三个波的扰动后,炉膛压力低低 MFT。一次风流量低造成磨煤机中的煤粉积蓄,风量增大后将磨煤机 C 中大量蓄煤迅速喷向炉膛,造成锅炉局部爆燃,引风机控制系统来不及调节,导致炉膛压力低低 MFT。 (3)事件教训与防范措施 (1)更换给煤机 C 就地控制柜的相关卡件。(2)处理热风关断挡板卡涩缺陷。(3)将给煤机跳闸延时 30 秒热风关断板改为保持 30 秒;(4)调整放慢冷风调节挡板联开的速率。189 (5)增加#1 机组磨煤机温度低报警和低风量报警。报警信号进行优化,提供不同等级报警信号指导运行操作

10 月 09 日 8:21:30,#2 机负荷 449MW,机组协调控制,运行人员监盘发现闭冷水系统部分调节阀画面异常,阀门自动关闭,指令有输出,但阀门反馈为 0,手动输入指令无效果,调节阀失控。通知仪控维护人员,#2 机汽机侧闭冷水系统调节阀自动关闭,DCS 模件故障,调节阀无法控制,运行人员减负荷并至就地手动调节温度。期间#2 机负荷最低至 276MW。仪控人员至集控室确认机侧 DCS14 号站 MCS 系统一块 AO 模件故障。9 时 30 分,维护人员模件更换完毕,系统正常,调节阀重新投入运行。请你根据上述论述,分析事故原因,给出预防措施。

某电厂#1 机组 600MW,机组检修前汽包水位不同类型表计间显示正常。机组检修恢复运行,AGC 方式下负荷从 480MW 升到 560MW 时,汽包水位 A/B/C 三点显示,分别为 78 /330/58 mm;汽包水位高报警未发,过热器温度最低降至 440/430℃左右。当负荷由 560MW 降到520M 时,汽温再次降至 480/470℃左右。检查现场云母水位计指示为 180mm,从 DCS 工程师站检查,发现固定端 A、C 两台汽包压力变送器显示近似为 0MPa,请分析为什么汽包水位高报警未发?为什么 DCS 显示比云母水位计指示低许多?两台汽包压力变送器显示近似为0MPa 的最大可能原因有那些?当时的水位是什么状况?

指出图中不符合规程要求之处，并给出相应的纠正措施。【缺少答案，请补充】（含图）

给煤量出现波动。22:06:08，汽包水位上升至+38mm，给水系统将给水流量降低至340t/h左右，A，B汽泵均因汽泵出口流量低于195t/h联锁打开最小流量阀，实际给水流量迅速下降，调节系统增加给水流量设定，给水流量回升230t/h时汽泵最小流量阀关闭，给水自动指令再次下降。由于给水自动指令降低且幅度比第1次大，给水流量第2次降低且比第1次降低的幅度大，22:06:25，A，B汽泵最小流量阀门第2次打开，给水流量再次迅速下降，并最低下降至零。其后，汽包水位大幅降低，造成锅炉汽包水位低低MFT。请根据事故现象及曲线，对故障原因进行分析，说明可能存在的故障隐患及薄弱环节，并给出改进建议。（含图）（含图）

试分析图2（a）与图2（b）所实现的功能及各自特点，并提出应用建议。（含图）（含图）

煤量主控回路如图4所示，说明（1）该回路的结构特点；（2）小值选择块的作用；（3）煤主控强制切到手动的条件；(4)无扰切换的实现。（含图）

某电厂#3机组停机前电负荷115MW，炉侧主汽压9.55MPa，主汽温537℃，主给水调节门开度43%，旁路给水调节门开度47%（每一条给水管道均能满足100%负荷的供水），汽包水位正常；其它各参数无异常变化。监盘人员发现锅炉侧部分参数显示异常，各项操作均不能进行，同时炉侧CRT画面显示各项自动已处于解除状态。调自检画面发现#3控制器离线，#23控制器处于主控状态。运行人员立即联系热工人员处理，同时借助汽机侧CRT画面监视主汽压、主汽温，并对汽包电接点水位计和水位TV加强监视，主汽压在9.0～9.6MPa波动、主汽温在510～540℃波动、汽包水位在+75～-50mm波动，维持运行。几分钟后，热工人员赶到现场，发现#3控制器离线、#23控制器为主控状态，但#23控制器主控下的I/O点（汽包水位、主汽温、主汽压、给水压力、等）均为坏点，自动控制手操失灵。经过多次重启，#3控制器恢复升为主控状态。在释放强制的I/O点时，监盘人员发现汽包水位急剧下降，就地检查发现旁路给水调节门在关闭状态，手动摇起三次均自动关闭，汽包水位TV和显示表监视不到水位，手动停炉、停机。请分析造成该事故的可能原因，并总结事件教训和预防措施。

某#2机组DCS SYS报警，经检查涉及到机、炉协调控制系统、RB功能、送风机A、B动叶控制；二次风及小风门控制的主控制模件故障，状态灯绿闪，错误信息为NVRAM内存检查错误，从控制器状态灯绿色，在执行状态，但冗余指示8灯不亮，表示未能完成冗余切换。咨询厂家服务技术人员，并根据厂家服务技术人员提供的技术方案，完成当时考虑到的安全措施后，进行手动冗余切换，不成功，操作员站上对应的BRC的状态量显示紫颜色，对该对BRC离线下载后回到执行状态时，送风机动叶自关,引起炉膛压力低低MFT跳炉。请根据上述信息分析机组跳闸的可能原因和吸取的教训，进行类似故障处理时必须采取的措施。

某机组ETS系统由PLC构成,由主机厂随机提供,机组运行中转速信号正常,负荷160MW时跳闸，锅炉、发电机首出均为“汽机跳闸”，ETS无首出，其通道显示“遥控1”“遥控2”。经SOE确认： 1）在1:12:42:764到1:12:42:766间2毫秒内出现“超速遮断”、“凝汽器真空低低遮断”、“轴承油压低低遮断”、“EH油压低低遮断”，1:12:42：788“装置遮断报警”（四个AST电磁阀指令信号），这些信号由ETS装置（PLC）DO输出； 2）1:12:42:789到1:12:42:801 2毫秒内“超速遮断”、“凝汽器真空低低遮断”、“轴承油压低低遮断”、“EH油压低低遮断”四个信号复归，在后12秒内又多复出现信号。 3）当时DCS信号正常，无任何其他报警，也没有连锁启动备泵。经检查：1）“凝汽器真空低低遮断”、“轴承油压低低遮断”、“EH油压低低遮断”，均由四个开关由串并连结构、常闭点组成；2）超速遮断”由三取二信号组成。3）其他信号如“轴向位移”、“振动”、“差涨”等信号由常开点组成；4）PLC工作电源是由自己所配的电源模件构成，由主和热备CPU同时工作。两个外部24V开关电源装置，经整流桥堆并接后供PLC的数字量输入（DI）卡M1、M2、M3（没有分卡分端子），两个24V开关电源装置事后检查正常。请你根据提供的信息，简要给出继续查找内容，分析引起机组跳闸的可能原因和ETS无首出的可能原因，并提出防范措施。

温度测量和振动信号易受外界因素干扰，变送器故障时有发生，位置开关接触不良或某一个挡板卡涩不到位，质量差的压力开关稳定性差,由这些单点信号作为保护联锁条件，可靠性低易引起误动，为避免此类故障而造成机组跳闸，针对机组热工保护联锁系统存在的单点信号保护，你认为可以采取那些改进措施？

试分析造成以下事故发生的原因,并提出相应防范措施和注意事项。事件经过:2011 年 10 月 26 日 13 时热工专业办理工作票检查#6 炉一次风机入口门缺陷,13 时 12 分,一次风机 B 入口门反馈电位器更换完毕,在调整入口门满度时,输入 100%指令,阀门全开过程中,锅炉 MFT 动作,首出原因“炉膛压力低低”。

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