电厂仿真机事故处理题库汇编(最终版)

故障题目：汽轮机末级断叶片

1. 检查发现光字牌发“汽机振动大”报警。

2. 检查发现光字牌发“汽机轴承回油温度高”报警。 3. 检查发现汽轮机轴承振动突然上升。 4. 检查汽轮机各个轴承轴瓦温度上升。

5. 检查机组负荷下降。 6. 检查汽轮机各个轴承轴瓦温度。 7. 检查机组轴向位移。

8. 检查汽轮机轴承回油温度。 9. 派人至就地检查，测振、测温。

10. 检查发现凝汽器水位上升。 11. 检查发现机组真空下降 。

12. 通知化学检测凝结水水质 。 13. 派人至就地检查。

14. 根据机组负荷、振动，就地听音，结合机组声音及凝结水水质情况。判断汽轮机末级叶片断裂。 15. 汇报值长。

16. 通知副操减负荷准备停机。

17. 停机过程中，密切监视汽机轴承振动及轴瓦温度，若振动或瓦温超限达到保护动作值，保护应正确动作，未动作

则手动打闸，并破坏振动紧急停机。

18. 检查汽机各主汽门、调门，高排逆止门、抽气逆止门关闭。

19. 检查交流润滑油泵自启动，润滑油压正常。否则手动启动润滑油泵。 20. 检查机组转速下降，就地听音测振，记录惰走时间。 21. 转速到零后，盘车投运正常。 22. 检查电气解列。

23. 检查厂用电切换正常。 24. 检查锅炉灭火。

25. 检查锅炉MFT联动正常。 26. 汇报值长，通知检修处理。

故障题目：#1高加泄漏

1. 检查发现#1高加水位上升。

2. 检查发现#1高加正常疏水调整门开大。 3. 检查发现光字牌“高加水位异常”报警。 4. 检查#1高加事故危急疏水电动门1自开。 5. 检查#1高加事故危急疏水电动门2自开。

6. 密切监视疏扩温度，检查疏扩减温水是否开启。 7. 监视主机真空是否正常。 8. 检查发现#2、高加水位上升。

9. 检查发现#2、高加正常疏水调整门开大。 10. 检查发现汽动给水泵转速、入口流量上升。 11. 检查发现给水流量上升。 12. 检查给水温度下降。 13. 检查发现汽包水位下降。 14. 检查高加疏水温度下降。 15. 判断确认是#1高加泄漏。 16. 汇报班值长。

17. 令副操调整燃烧，维持运行参数正常。 18. 注意监视汽包、除氧器、凝汽器水位情况。 19. 机组负荷减至90%以下。

20. 立即从高到低隔离高加汽侧，检查抽汽疏水电动门应联开。

21. 汽侧隔离后立即将高加给水切至旁路，关闭高加出、进口门，检查给水流量正常，防止断水。 22. 隔离高加水侧后检查高加水位应下降。

23. 如开启疏水无效，高加水位高三值，检查高加水位保护动作，否则应紧急切除高加。

24. 事故处理过程中，如抽汽管道温度快速下降，严密监视主机参数，如有进水现象，应破坏真空紧急停机。 25. 高加退出后，及时进行运行调整，控制运行参数正常。 26. 注意控制主、再热蒸汽温度及各受热面温度。 27. 隔离#1高加，做好检修安措，通知处理.。

故障题目：#2高加正常疏水调节阀卡涩

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

检查发现#2高加水位升高。

检查发现光字牌“高加水位异常”报警。 检查发现#2高加水位高报警。

检查#2高加正常疏水门指令与反馈不对应。

检查#2高加水位持续上升，危急疏水电动门自开。 检查#2高加出水温度、疏水温度。 检查#2高加给水进出口端差减小。 检查#3高加水位。

9. 在DCS上将#2高加正常疏水门切至手动开启无效，派人就地检查手动开关不动，判断为#2高加正常疏水调节阀卡涩。卡涩位置为（ ）

10. 就地检查正常疏水调门电源是否正常，通知检修处理。 11. 汇报班值长。

12. 用开启调整#2高加事故放水门。

13. 检查高加疏水扩容器减温水门是否自动开启，疏扩温度不超限。 14. 检查主机真空正常。

15. 检查调整凝汽器、除氧器水位正常。

16. 故障处理过程中，如果高加水位高三值，高加应自动切除，否则应手动解列高加。 17. 解列高加后应注意检查汽机各抽汽管壁温差在正常。

18. 接值长通知检修已处理好#2高加正常疏水调节阀。恢复高加疏水侧运行正常。

故障题目：高加保护误动作

1. 检查发现光字牌发“一段抽汽逆止门关闭”报警。 2. 检查发现光字牌发“二段抽汽逆止门关闭”报警。 3. 检查发现光字牌发“三段抽汽逆止门关闭”报警。 4. 检查发现光字牌发“高加组切除”报警。 5. 检查发现光字牌发“高加水位异常”报警。 6. 检查发现一段抽汽逆止门、电动门关闭。 7. 检查发现二段抽汽逆止门、电动门关闭。 8. 检查发现三段抽汽逆止门、电动门关闭。 9. 检查发现一段抽汽管道疏水开启。 10. 检查发现二段抽汽管道疏水开启。 11. 检查发现三段抽汽管道疏水开启。 12. 检查发现高加三通阀切至旁路。

13. 检查发现汽机负荷、主蒸汽流量升高。（口述） 14. 检查发现主汽压力升高。（口述） 15. 检查发现#1、2、3高加水位低报警。

16. 检查发现#1高加正常疏水门、危机疏水门全关。 17. 检查发现#2高加正常疏水门、危机疏水门全关。

18. 检查发现#2高加正常疏水门、危机疏水门全关。 19. 判断为高加保护误动。 20. 汇报值长。

21. 联系热控检查高加水位保护动作原因。 22. 检查给水流量正常。

23. 调整机组负荷不超过规定值。 24. 检查监视段不超压。 25. 检查主机真空正常。 26. 关闭抽气逆止门前疏水。 27. 注意调整汽温不超过规定值。 28. 加强对锅炉金属管壁温度的调整。

29. 热控处理好高加保护，投入高加保护后，接值长命令投入高加运行，恢复原负荷工况。

故障题目：汽轮机#1轴承损坏

1. 检查发现光字牌“汽机振动大”报警。 2. 检查发现光字牌“轴承回油温度高”报警。 3. 检查发现#1轴承温度上升。 4. 检查发现#1轴承回油温度上升。 5. 检查发现润滑油温升高。 6. 检查发现机组振动增大。

7. 就地进行#1轴承检查、听音。 8. 判断为#1轴承磨损。

9. 检查该#1瓦的润滑油管路有无异常。 10. 汇报值长。

11. 启动交流润滑油泵。

12. 若瓦温、回油温度、振动未超限，应适当降低机组负荷，设法消除故障。 13. 严密监视机组的振动、瓦温、回油温度等参数。 14. 调整润滑油温在正常范围。

15. 当轴承温度升高到107度应报警，升高到112度应紧急故障停机。

16. 汽机振动增大，但没有达到跳闸值，应适当降低机组负荷，设法消除振动。 17. 当轴振大于254μm或瓦振大于80μm应立即紧急故障停机。 18. 当瓦振突然增加50μm，应立即紧急故障停机。

19. 当振动异常增大，并听到汽轮机内部有明显金属摩擦声时，应立即紧急故障停机。 20. 检查发电机已解列（否则手动解列）。 21. 检查锅炉已灭火。

22. 检查高、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。 23. 检查汽轮机转速开始下降。

24. 解除真空泵联锁，停真空泵，开启真空破坏门。

25. 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。 26. 因轴承损坏，停机后盘车不能投入运行的不应强制盘车。 27. 采取可靠的隔离措施，防止汽缸进冷水冷汽。 28. 汇报值长，通知检修处理。

故障题目：汽动给水泵汽化

1. 2. 3. 4.

检查发现汽动给水泵流量摆动异常。

检查发现汽动给水泵出口压力、转速摆动异常。 汽动给水泵电流摆动。 检查发现汽包水位下降。

5. 派人就地听音、检查汽泵运行情况。 6. 检查汽泵振动增大。 7. 判断汽动给水泵汽化。 8. 汇报值长，通知检修。 9. 立即启动#1、#2电泵。 10. 调整汽包水位。

11. 降低汽动给水泵负荷，增大#1、#2电泵负荷，维持汽包水位。

12. 检查#1、#2电泵运行情况，电流、压力、振动、油压、油温、轴承温度正常。 13. 检查电泵润滑油压正常，停运电泵辅助油泵。 14. 退两台电泵联锁。

15. 检查汽包水位正常，给水自动跟踪正常。 16. 汇报值长，将汽动给水泵打闸。

17. 检查汽动给水泵出口门联关，转速下降，再循环联开。 18. 记录汽动给水泵惰走时间。

19. 检查汽动给水泵汽化原因，按要求做措施，隔离通知检修处理。

故障题目：#1凝泵进口滤网堵

1. 检查发现“凝结水系统滤网压差大”光字牌报警。 2. 检查发现#1凝泵“滤网堵”。

3. 检查发现#1凝泵电流下降，凝结水母管流量、压力下降。 4. 检查发现除氧器水位下降，凝汽器水位上升。 5. 立即进行就地检查。

6. 根据就地检查确认#1凝泵进口滤网堵。 7. 汇报值长。

8. 解除凝泵联锁，启动#2凝泵运行。 9. 检查#2凝泵电流、轴温、声音正常。 10. 停止#1凝泵运行。

11. 检查并调整凝结水压力、流量正常。 12. 调整除氧器、凝汽器水位正常。 13. 对#1凝泵停电、布置安全措施。 14. 汇报值长，联系检修处理。

故障题目：GI调门关闭

1. 检查发现机组负荷、蒸汽流量瞬时下降，主汽压上升。 2. 检查发现GV1高调门反馈开度到零、指令开度到零。 3. 检查发现GV2高调门全开。 4. 检查发现GV3高调门稍开。

5. 检查发现“伺服系统故障”报警。

6. 令副操就地检查GV1高调门的实际位置。 7. 确定GV1调门关闭。 8. 立即汇报值长。 9. 联系检修处理。

10. 关闭GV1调门伺服阀进油手动门。 11. 切换阀门方式为“单阀方式”。 12. 维持机组负荷。

13. 维持机组燃烧稳定，调节锅炉参数正常。 14. 维持汽包水位，汽温各参数稳定。

15. 检查调节级压力，大机振动，胀差，轴向位移，轴承温度，回油温度等参数变化。

16. 若检修在运行中无法消除故障，申请尽快停机处理。

故障题目：主油泵故障

1. 检查发现光字牌“主油泵出口油压低”报警。 2. 检查发现光字牌“主机润滑油压低”报警。 3. 检查发现主机润滑油压下降。 4. 检查交流润滑油泵联动。 5. 检查交流润滑油泵运行正常。 6. 检查润滑油压恢复。 7. 检查高压启动油泵联动。 8. 检查高压启动油泵运行正常。 9. 检查机组安全油压正常。

10. 检查发现主油泵油压波动比较大。 11. 就地检查主油泵进、出口油压。 12. 判断为主油泵故障。

13. 如果交流润滑油泵没有联启，应立即手动启动交流润滑油泵。 14. 汇报值长。

15. 加强对油压、瓦温、振动等各参数的监视。 16. 联系检修人员就地检查汽轮机。

17. 确认为主油泵故障时，汇报值长，申请停机。 18. 如果油压低至保护动作，按照停机处理。

故障题目：汽动给水泵跳闸

1. 检查发现声光光字牌“汽机重要辅机事故跳闸”报警。 2. 检查发现汽动给水泵跳闸。 3. 检查两台电泵是否联动。

4. 若未联动立即抢合电泵，调整给水流量至最大。 5. 汇报值长。

6. 严密监视机组各主要运行参数正常。 7. 根据机组参数实际情况带负荷。 8. 注意给水泵再循环门的动作情况。 9. 维持汽包水位正常。

10. 在此过程中，注意减温水的流量，调整汽温，防止汽温大幅度的波动。

11. 两台电泵联启后，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。 12. 在调整给水量的过程中注意两台电泵的出力，不要过负荷运行，防止跳泵。 13. 检查小机跳闸原因。 14. 记录小机惰走时间。

15. 汇报值长，通知检修处理。

故障题目：# 1真空泵跳闸 + # 2真空泵性能下降

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

通过声光报警、真空泵电流及操作器状态判断#1真空泵跳闸。 检查#2真空泵是否联动，若未联动立即抢合#2真空泵一次。 汇报值长#1真空泵跳闸。 复位跳闸#1真空泵

派人到就地检查#1真空泵跳闸原因。

检查#2真空泵运行情况，通过#2真空泵电流、出口压力下降，凝汽器真空下降判断#2真空泵性能下降。 汇报值长，联系检修检查处理#2真空泵性能下降的原因。

就地检查#1真空泵未发现明显的故障点、焦臭味，强启一次#1真空泵。

21. 就地试开不动汇报值长，联系检修

22. 监视各磨煤机运行情况，事故处理过程中不得造成磨煤机堵煤或粉管堵粉 23. 机组参数稳定后，视燃烧情况退出稳燃油枪

故障题目：#3发电机保护及励磁用TV2电压回路断线（一次侧B相保险熔断）

1. 电气光字牌报警“#3机励磁系统故障”发信

2. 电气光字牌报警“#3机保护A柜TV断线报警”发信

3. 加强对发电机定、转子电流的监视，禁止对励磁系统进行操作 4. 就地检查励磁调节器由AVRI通道自动切为AVRⅡ通道运行 5. 检查就地保护柜“电压回路断线”报警 6. 检查#3机组故障录波记录情况 7. 初步判断保护及励磁TV2断线 8. 汇报值长

9. 就地检查发电机出口TV2二次侧电压，判断故障TV及故障相 10. 退出逆功率、失磁、失步、过激磁、（复压过流、程跳逆功率、低频保护、过电压等口述） 11. 断开故障TV二次侧交流小开关 12. 将故障TV2 小车拉到“检修”位 13. 测量TV本体绝缘 14. 检查高压侧熔丝

15. 更换熔断的熔丝。注：此时裁判员指挥教练员取消故障点，事故处理继续进行 16. 将TV2小车推到“工作”位 17. 合上TV2二次侧小开关 18. 检查TV2二次侧电压正常

19. 测量保护压板两端确无电压，投入逆功率、失磁、失步、过激磁、（复压过流、程跳逆功率、低频保护、过电压

等口述

20. 复归报警信号，将AVRII通道切至AVRI通道运行正常

故障题目：#3发电机仪用TV1电压回路断线（高压侧A相保险熔断）

1. 电气光字牌报警“#3机保护A柜TV断线报警”发信 2. 电气光字牌报警“#3机保护B柜TV断线报警”发信 3. DCS画面发电机有功指示下降

4. DCS画面发电机无功指示下降（口述）

5. DCS画面发电机出口AB、AC线电压下降或为零，BC线电压正常 6. DCS画面发电机频率指示下降（口述） 7. 判断发电机仪用TV保险熔断 8. 汇报值长

9. 将机组由协调模式切至锅炉跟随方式运行

10. 通知机炉注意根据蒸汽流量监视机组负荷，维持负荷稳定 11. 无功负荷根据发电机励磁电流进行监视

12. 记录仪用TV1停电时间，以便正确计算发电量

13. 就地检查发电机出口TV二次侧电压，判断故障TV及故障相 14. 断开故障TV1二次侧小开关 15. 将故障TV小车拉到“检修”位 16. 测量TV本体绝缘 17. 检查高压侧熔丝

18. 更换熔断的熔丝。注：此时裁判员指挥教练员取消故障点，事故处理继续进行 19. 将TV1小车推到“工作”位 20. 合上TV1二次侧小开关

21. 检查TV1二次侧电压正常

22. 检查发电机有功、无功、电压指示恢复正常

故障题目：#3发电机定子A相接地

1. 电气报警光字牌“220KV开关第一组跳闸”、“220KV开关第二组跳闸”、“发电机定子接地”发信 2. 电气报警光字牌“6KVIIIA段厂用快切装置闭锁” “6KVIIIB段厂用快切装置闭锁””“#3机组故障录波启动”发

信

3. 机组跳闸，负荷到零

4. DCS画面#3发变组及励磁系统主开关、灭磁开关跳闸，将各跳闸开关复位 5. 检查6KVIIIA、IIIB段厂用切换成功 6. 检查6KVIIIA、IIIB段厂用母线电压正常 7. 检查就地#3机组A、B柜保护动作情况（“发电机定子接地保护”“系统低电压”发信，C柜“热工保护动作”发

信）

8. 检查故障录波动作记录情况

9. 联系继保班检查保护回路动作正确性

10. 对#3发电机出口、励磁变高压侧、发电机TV、避雷器进行外观检查，判明发电机系统有无明显接地故障 11. 汇报值长，完成机组停运后的相关操作 12. 检查主开关630在分闸位置 13. 拉开#3发变组出口刀闸6303 14. 拉开#3发电机中性点刀闸 15. 将励磁系统退出备用

16. 退出#3发电机出口TV，线路侧TV二次小开关 17. 退出#3发电机出口避雷器 18. 将#3发变组转检修

19. 检查#3高厂变低压侧A、B分支进线开关在断开位置 20. 将#3高厂变低压侧A、B分支进线开关拉至检修位置 21. 将#3高厂变低压侧A、B分支进线TV拉至检修位置 22. 检查#3脱硫变低压侧分支进线开关在断开位置（口述） 23. 将#3脱硫变低压侧分支进线开关拉至检修位置（口述） 24. 将#3脱硫变低压侧分支进线TV拉至检修位置（口述） 25. 合上#3主变高压侧接地刀闸

26. 在#3发电机出口TV处挂地线一组

27. 在#3发电机中性点靠发电机侧挂接地线一组

28. 在#3高厂变低压侧A分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组 29. 在#3高厂变低压侧B分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组 30. 在#3脱硫变低压侧分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组 31. 通知检修处理

故障题目：#3主变重瓦斯

1. 电气光字牌报警：“220KV开关第一组跳闸”、“220KV开关第二组跳闸”发信 2. 电气光字牌报警：“主变重瓦斯”、“#3机组故障录波装置启动”、“6KVIIIA段快切闭锁”、“6KVIIIB段快切闭锁”

发信

3. DCS画面#3发变组及励磁系统主开关、灭磁开关跳闸，将各跳闸开关复位 4. 检查6KVIIIA、IIIB段厂用切换成功 5. 按机组跳闸处理

6. 查找原因为#3主变重瓦斯报警，汇报值长

7. 通知继保检查#3发电机故障录波器记录，查看保护回路动作的正确性，全面综合分析故障

8. 若#3主变重瓦斯保护正确动作且伴有差动信号，应判断为#3主变内部发生故障，将检查分析结果汇报值长

9. 对#3主变本体进行检查，查看有无影响#3主变保护动作的工作，检查变压器本体温度、油温、油色，检查有无

喷油、漏油、闪络、放电现象

10. 油系统是否起火，如起火按变压器着火处理

11. 通知检修提取瓦斯继电器气样及#3主变油样进行分析，以确认变压器故障程度 12. 询问裁判保护动作情况及气体、油样化验结果

13. 按照裁判提示，将#3发变组送电，或转检修（按裁判要求转检修） 14. 检查主开关630在分闸位置 15. 拉开#3发变组出口刀闸6303 16. 拉开#3发电机中性点刀闸 17. 将励磁系统退出备用

18. 退出#3发电机出口TV，线路侧TV二次小开关 19. 退出#3发电机出口避雷器 20. 将#3发变组转检修

21. 检查#3高厂变低压侧A、B分支进线开关在断开位置 22. 将#3高厂变 A、B分支进线开关拉至检修位置

23. 将#3高厂变低压侧A、B分支进线TV拉至检修位置 24. 检查#3脱硫变低压侧分支进线开关在断开位置（口述） 25. 将#3脱硫变低压侧分支进线开关拉至检修位置（口述） 26. 将#3脱硫变低压侧分支进线TV拉至检修位置（口述） 27. 合上#3主变高压侧接地刀闸

28. 在#3发电机出口TV处挂地线一组

29. 在#3发电机中性点靠发电机侧挂接地线一组

30. 在#3高厂变低压侧IIIA分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组 31. 在#3高厂变低压侧IIIB分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组 32. 在#3脱硫变低压侧分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组（口述） 33. 通知检修处理

故障题目：#01启备变重瓦斯

1. 电气光字牌“启备变本体重瓦斯”发信 2. 电气光字牌“启备变压力释放保护”发信 3. 电气光字牌“启备变油温保护”发信 4. 检查#01启备变高压侧536开关跳闸 5. 检查厂用系统运行正常 6. 将跳闸开关复位

7. 检查就地保护柜变压器本体瓦斯动作发信（口述） 8. 确认启备变发生故障

9. 汇报值长，做好全厂停电事故预想

10. 检查保安备用电源正常，试启柴油发电机运行正常 11. 确认启备变主开关确在断开位置

12. 确认启备变高压侧5362刀闸在断开位 13. 拉开启备变高压侧5361刀闸

14. 断开启备变有载调压装置电源及冷却器电源 15. 检查A2305开关确在断开位置 16. 检查B2305开关确在断开位置 17. 拉出A2305开关至检修位置 18. 拉出B2305开关至检修位置 19. 退出A2305开关进线PT 20. 退出B2305开关进线PT

21. 对启备变进行外观检查

22. 在启备变高压侧套管处装设接地线一组 23. 在A2305开关靠启备变侧装设接地线一组 24. 在B305开关靠启备变侧装设接地线一组 25. 通知检修处理

故障题目：#3发电机转子一点接地

1. 电气光字牌“转子一点接地”发信 2. 汇报值长

3. 通知继保查看保护回路动作的正确性，排除二次回路故障 4. 一经确认为转子一点接地，请示总工投入两点接地保护

5. 查看转子绝缘监察装置，通过检查转子正负极对地电压，判明接地情况（口述） 6. 对励磁系统进行全面检查，检查励磁变、整流柜有无明显故障 7. 检查励磁系统碳刷、滑环工作情况 8. 检查发电机转子电压、转子电流正常

9. 检查发电机振动正常，发电机冷氢、热氢温度正常，检查定、转子线圈温度。 10. 检查厂用电电压，检查功率因数，防止进相。

11. 在查找接地过程中，发电机如果出现振动加上转子线圈温度上升时，应立即解列停机。 12. 联系检修确定接地点时在转子内部还是外部。 13. 若为外部一点接地，由检修设法消除

14. 若为内部接地或稳定性一点金属接地，汇报值长，申请尽快停机处理

故障题目：#3主变轻瓦斯

1. 电气光字牌“主变轻瓦斯”发信

2. 检查就地#3机组保护C柜“主变轻瓦斯”动作发信（口述） 3. 汇报值长

4. 通知继电保护人员查看保护回路动作的正确 5. 检查DCS画面#3主变油温是否异常升高 6. 就地对#3主变进行外部检查

7. 检查#3主变本体声音、振动是否正常 8. 检查#3主变油色、油位、油温是否正常

9. 检查#3主变有无加油、滤油、更换硅胶及呼吸器等工作 10. 检查瓦斯保护回路有无检修工作

11. 检查确认#3主变重瓦斯保护投跳闸位，检查#3主变其他主保护投入正常 12. 通知化学提取瓦斯继电器气样及油样进行分析，以确认变压器故障程度 13. 根据气体分析情况，确定轻瓦斯动作原因 14. 如轻瓦斯动作因油位下降引起，通知检修补油

15. 如气体分析无色不可燃，应对主变瓦斯继电器进行放气，并注意轻瓦斯动作次数和间隔时间 16. 若气体分析可燃，判断可能因变压器内部故障引起，应申请尽快将#3主变停运检查

故障题目：#3主变内部相间短路

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

电气光字牌“主变差动”、“发变组差动”、“主变重瓦斯”、“主变压力释放”报警 电气光字牌报警：“220KV开关第一组跳闸”、“220KV开关第二组跳闸”发信 电气光字牌“6KVIIIA段厂用快切装置闭锁” “6KVIIIB段厂用快切装置闭锁””“#3机组故障录波启动”发信 电气光字牌“主变油温高I”发信

检查#3发变组及励磁系统主开关、灭磁开关跳闸 机组跳闸，有功、无功负荷到零 检查6KVIIIA、IIIB段厂用切换成功

8. 检查6KVIIIA、IIIB段厂用母线电压正常 9. 检查就地#3机组保护动作情况 10. 联系继保班检查保护动作情况 11. 检查故障录波动作记录情况 12. 判断主变内部发生相间短路故障 13. 对#3主变本体进行外观检查

14. 汇报值长，完成机组停运后的相关操作 15. 接值长令将发变组转检修 16. 检查630开关在分闸位置 17. 拉开#3发变组出口6303刀闸 18. 拉开#3发电机中性点刀闸 19. 将励磁系统退出备用

20. 退出#3发电机出口TV、线路侧TV的二次小开关 21. 退出#3发电机出口避雷器 22. 将#3发变组退出备用

23. 检查#3高厂变低压侧A、B分支进线开关在断开位置 24. 将#3高厂变低压侧A、B分支进线开关拉至检修位置 25. 将#3高厂变低压侧A、B分支进线TV拉至检修位置 26. 检查#3脱硫变低压侧分支进线开关在断开位置 27. 将#3脱硫变低压侧分支进线开关拉至检修位置 28. 将#3脱硫变低压侧分支进线TV拉至检修位置 29. 合上#3主变高压侧接地刀闸

30. 在#3主变高压侧套管处挂接地线一组 31. 在#3发电机出口TV处挂地线一组

32. 在发电机中性点靠发电机侧挂接地线一组

33. 在#3高厂变低压侧A分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组 34. 在#3高厂变低压侧B分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组 35. 在#3脱硫变低压侧分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组 36. 通知检修处理

故障题目：#3高厂变内部相间短路

1. 电气光字牌“高厂变差动”、“高厂变重瓦斯”、“高厂变压力释放”报警 2. 电气光字牌报警：“220KV开关第一组跳闸”、“220KV开关第二组跳闸”发信 3. 电气光字牌“6KVIIIA段厂用快切装置闭锁” “6KVIIIB段厂用快切装置闭锁””“#3机组故障录波启动”发信 4. DCS画面#3发变组及励磁系统主开关、灭磁开关跳闸 5. 机组跳闸，有功、无功负荷到零 6. 检查厂用电切换正常

7. 检查6KVIIIA、IIIB段厂用母线电压正常 8. 检查就地#3机组保护动作情况 9. 检查故障录波动作记录情况

10. 判断#3高厂变内部发生短路故障 11. 对#3高厂变本体进行外观检查

12. 汇报值长，完成机组停运后的相关操作 13. 接值长令将发变组转检修 14. 检查#3主开关在分闸位置 15. 拉开#3发变组出口刀闸 16. 拉开#3发电机中性点刀闸

17. 退出#3发电机出口TV，线路侧TV二次小开关

18. 退出#3发电机出口避雷器 19. 将#3发变组退出备用

20. 检查#3高厂变低压侧A、B分支进线开关在断开位置 21. 将#3高厂变低压侧A、B分支进线开关拉至检修位置 22. 将#3高厂变低压侧A、B分支进线TV拉至检修位置 23. 检查#3脱硫变低压侧分支进线开关在断开位置 24. 将#3脱硫变低压侧分支进线开关拉至检修位置 25. 将#3脱硫变低压侧分支进线TV拉至检修位置 26. 合上#3主变高压侧接地刀闸

27. 在#3发电机出口TV处挂地线一组

28. 在#3发电机中性点靠发电机侧挂接地线一组

29. 在#3高厂变低压侧A分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组 30. 在#3高厂变低压侧B分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组 31. 在#3脱硫变低压侧分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组 32. 通知检修处理

故障题目：6kV厂用IIIA段母线PT一次故障（A相一次保险熔断）

1. 电气光字牌“6KVIIIA段母线电压回路断线”“6KVIIIA段PT断线”发信 2. DCS显示6kVIIIA段母线电压下降或到零 3. 汇报值长

4. 控制机组主参数正常，维持机组稳定 5. 手动退出快切装置压板

6. 退出母线上各电动机低电压保护

7. 就地检查PT二次开关是否跳闸，若跳闸，检查二次回路无异常后，合上二次开关 8. 若二次开关未跳闸，将PT停电 9. 测量PT绝缘及一次保险熔丝电阻

10. 初步判断6KVIIIA段母线PTA相一次保险熔断 11. 汇报值长，通知检修更换一次保险 12. 处理好后，汇报值长恢复母线PT

13. 检查母线电压显示正常，测量压板上下口无电压后投入母线上各电动机电压保护，投入快切压板，复位快切装置 14. 汇报值长

故障题目：6kV厂用母线IIIB段母线PT二次交流小开关跳闸

1. 电气光字牌“6KVIIIB段厂用快切装置闭锁”发信（口述） 2. 电气光字牌“6KVIIIB段TV断线”、“6KVIIIB段电压回路断线”发信 3. DCS显示6kVIIIB段母线电压下降到零

4. 就地检查6kVIIIB母线PT柜内二次侧交流小开关跳闸 5. 确认6kV厂用IIIB段母线PT二次侧交流小开关故障 6. 汇报值长，通知检修

7. 停用6KV工作IIIB段快切装置

8. 退出6KV工作IIIB段母线、电动机低电压保护 9. 取掉PT回路低电压保护直流保险 10. 合上母线PT柜内二次侧交流小开关 11. 测量PT二次侧电压正常

12. 装上PT回路低电压保护直流保险 13. 复归母线PT低电压信号正常

14. 检查母线电压正常，投入6KVIIIB段母线、电动机低电压保护 15. 检查快切装置正常，复归信号

16. 投入6KV IIIB段快切装置

故障题目：#3A锅炉工作变相间短路

1. 电气光字牌 “#3A锅炉工作变保护动作“、“6KVIIIA段掉牌未复归”发信 2. 检查3A锅炉变高、低压侧开关跳闸，电流到零 3. 检查380V锅炉IIIA段母线正常

4. 检查锅炉保安段备用电源正常，锅炉保安1AMCC母线电压正常

5. 就地检查#3A锅炉工作变电源开关综合保护动作情况（经裁判提示“电流速断动作”） 6. 判断#3A锅炉工作变发生相间故障 7. 汇报值长,检查炉侧辅机运行情况 8. 退出相关联锁，复归开关状态

9. 检查#3A锅炉工作变低压侧开关在断开位置 10. 将#3A锅炉工作变低压侧开关拉至检修位置 11. 检查#3A锅炉工作变高压侧开关在断开位置

12. 将#3A锅炉工作变高压侧开关转换开关切至“就地”位置 13. 断#3A锅炉工作变高压侧开关控制、储能电源小开关 14. 将#3A锅炉工作变高压侧开关拉至检修位置

15. 对#3A锅炉工作变进行外部检查，联系检修摇测绝缘 16. 确认#3A锅炉工作变相间故障

17. 合上#3A锅炉工作变高压侧开关柜内接地刀闸 18. 在#3A锅炉工作变本体低压侧装设接地线一组 19. 汇报值长，通知检修

故障题目：#3主变冷却器全停

1. 电气光字牌“#3主变工作冷却器故障”、“#3主变备用冷却器故障”发信 2. 电气光字牌“#3主变I工作电源冷却器故障”“#3主变II工作电源冷却器故障”发信 3. 检查#3发变组及励磁系统画面主变油温上升 4. 判断#3主变冷却器全停 5. 汇报值长

6. 密切监视#3主变上层油温

7. 就地检查#3主变冷却器电源回路有无异味，检查电源空气开关，熔断器有无异常，查出电源失电原因 8. 检查冷却器无明显故障，试合#3主变冷却器备用电源 9. 若#3主变冷却器电源试合成功，则恢复冷却器正常运行

10. 若冷却器仍无法启动，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 11. 通知检修人员查明主变冷却器电源I、II故障的原因

12. 处理无效时应降低机组负荷，保证主变绕组温度和油温在正常范围内 13. 若油温和绕组温度继续升高，做好停机准备。

14. 主变冷却器全停达到规定时间或主变油温上升到规定值，则应立即申请将主变退出运行 15. 记录冷却器全停的时间 16. 通知检修处理

故障题目：6kV工作IIIA段A磨煤机相间短路，保护正确动作

1. 2. 3. 4. 5. 6.

电气光字牌“6KVIIIA段掉牌未复归”发信 机炉光字牌“锅炉重要辅机事故跳闸“ 汇报值长，发现A磨煤机跳闸 检查6KVIIIA段母线电压正常 检查其他设备运行正常 复归相应的开关状态

7. 检查A磨煤机保护动作情况（综合保护中的过流动作） 8. 就地检查A磨煤机外观

9. 确定A磨煤机电机接线盒处雨水淋湿短路（考官提示） 10. 将A磨煤机电源开关拉至检修位置 11. 摇测A磨煤机电机绝缘

12. 验明A磨煤机电动机开关负荷侧三相无电压

13. 合上A磨煤机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 14. 按照工作票要求悬挂标示牌 15. 通知检修处理

故障题目：#3发电机出口相间短路

1. 电气光字牌“发变组差动”、“发电机差动”报警 2. 电气光字牌“220KV开关第一组出口跳闸”、“220KV开关第二组出口跳闸”发信 3. “6KVIIIA段厂用快切装置闭锁”、 “6KVIIIB段厂用快切装置闭锁”、“机组故障录波装置启动”发信 4. 机组跳闸，有功、无功负荷到零

5. DCS画面#3发变组及励磁系统主开关、灭磁开关跳闸 6. 检查6KVIIIA、IIIB段厂用切换成功 7. 检查#3机厂用母线电压正常 8. 就地检查发变组保护柜动作情况 9. 检查故障录波动作记录情况

10. 判断#3发电机内部发生短路故障 11. 对#3发电机进行外观检查

12. 汇报值长，完成机组停运后机炉侧的相关操作 13. 接值长令将发变组转检修 14. 检查#3主开关在分闸位置 15. 拉开#3发变组出口刀闸 16. 拉开#3发电机中性点刀闸 17. 将励磁系统退出备用

18. 退出#3发电机出口TV，线路侧TV二次小开关 19. 退出#3发电机出口避雷器 20. 将#3发变组退出备用

21. 检查#3高厂变低压侧A、B分支进线开关在断开位置 22. 将#3高厂变低压侧A、B分支进线开关拉至检修位置 23. 将#3高厂变低压侧A、B分支进线TV拉至检修位置 24. 检查#3脱硫变低压侧分支进线开关在断开位置（口述） 25. 将#3脱硫变低压侧分支进线开关拉至检修位置 26. 将#3脱硫变低压侧分支进线TV拉至检修位置 27. 合上#3主变高压侧接地刀闸

28. 在#3发电机出口TV处挂地线一组

29. 在#3发电机中性点靠发电机侧挂接地线一组

30. 在#3高厂变低压侧A分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组 31. 在#3高厂变低压侧B分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组 32. 在#3脱硫变低压侧分支进线开关靠变压器侧挂接地线一组 33. 通知检修处理

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