第二部分、高级值班员技能部分

一、高级值班员技能题
1、主变内部发生短路故障，哪些保护应动作？
答：当变压器内部发生短路故障，下列保护应动作。变压器瓦斯、变压器差动、变压器压力释放阀。当变压器瓦斯、差动保护拒动时发变组差动和作为变压器内部接地短路的后备保护零序电流保护应动作。零序电流保护主要作为外部接地短路引起的变压器的过电流保护。
2、 两组直流母线并列时的注意事项有哪些？
答：（1）当两组直流母线系统绝缘不好时不能并列[绝缘下降15-20KΩ时绝缘监察装置报警]。其原因当直流系统中发生两点接地时，容易发生保护和开关的误动或拒动。正接地易引起误动，负接地易引起继电器接点烧坏而拒动。
（2）解列一组蓄电池，其原因是蓄电池在长期浮充电运行中，由于蓄电池的自放电不相等，若两组母线并列时不解列一组蓄电池，则会加重部分蓄电池的欠充状态。
（3）注意直流系统电压在规定范围内210——230V，波动小于5%。
3、 发电机升压时，应注意什么参数？
答：发电机升压时应主要监视空载励磁电压、电流和定子电流。
其原因：（1）监视转子电流与定子电流的对应，可发现励磁回路有无短路。（2）额定电压下的转子电流较额定空载励磁电流显著增大时，可粗略判断为定转子有匝间短路或定子铁芯有局部短路。（3）电压回路断线或表计卡涩时，防止发电机超压而威胁绝缘。（4）升压时监视定子电流可判断发电机出口及主变高压侧有无短路线。
4、 发电机大量进油有哪些危害？如何处理？
答：发电机内的进油均来自密封瓦。20透平油中含有油烟、空气、水分，大量进油的危害是：
（1） 侵蚀电机绝缘，加快电机绝缘老化。
（2） 使发电机内氢气纯度降低，排污、补氢量增大。
（3） 若油中含水量大，将使机内氢气湿度增大。使绝缘受潮，降低气体电击穿强度，严重时可能造成机内相间短路。
处理：
（1） 控制发电机氢、油压差在规定范围内，防止进油。
（2） 加强监视及时排油不使油大量积存。
（3） 保持氢气干燥气运行正常，降氢气湿度
（4） 如密封瓦有缺陷，应尽早安排停机处理。
（5） 保持油质合格。
5、 6kV厂用工作段PT有工作需退出运行，此时应做哪些措施？
答：6KV厂用工作段PT有工作退出运行时应将该TP所带本段的低压减载保护和备用电源自投手把退出即自投装置。
相关内容；（1）3秒掉闸设备：循环泵。
（2）9秒掉闸设备：吸、送风机；磨煤机、一次风机凝结泵、凝升泵、电动给水泵、汽前泵、酸洗泵。
（3）备用电源自投条件：失去工作电源电压低、工作电源开关掉闸[保护掉或人为误掉]、备用电源电压正常、PT二次保险熔断不应自投。
6、 发电机发生非同期并列，有哪些危害？
答：非同期并列是发电厂的一种严重事故。非同期并列时，将产生很大的冲击电流和冲击转矩，引起机组振动严重时会将发电机线圈烧毁、端部变形，即使当时没有立即将设备损坏也会造成严重隐患。
其现象：当发电机不符合条件的情况下和上主开关造成非同期并列。将产生巨大的冲击电流使发电机发生强烈振动，定子电流表突增，系统电压降低，定子电流表、母线电压表剧烈摆动，强励动作并且机组有轰鸣声。
7、 并列发电机时，发生出口开关非全相后，应如何处理？
答：（1）现象：发“DL开关非全”事故信号。（2）处理；立即手切主开关，若切不掉，调节发电机参数为空载并使定子电流最小。立即汇报值长，维持机组转速。若#1机出现非全相切故障母线所有开关后，隔离故障开关。若为500KV母线上机组，当第一个开关如5011出现非全相时切母线侧其他开关后隔离故障开关。当第二个开关如5012出现非全相时用5011开关与500KV母线并列由检修跳开5012开关。（3）开关非全相期间励磁回路不允许开路。
8、 汽轮机滑参数停机过程中如何控制胀差？
8.1 机组滑停主要的参数指标的控制范围：
A、过、再热汽温滑降范围：540——280℃。
B、过热蒸汽压力滑降范围：17.2——2.0MPa。
C、机组负荷滑降范围： 300——30MW。
8.2 严格执行汽温、汽压、负荷，在规定范围内。过、再热汽温降温速率＜1℃/min；过、再热汽压降压速率＜0.1MPa/min：机组负荷下降速度＜3MW；汽缸金属温降率＜1℃/min。调节级后汽温应始终不低于高压内缸法兰内壁温度30℃，否则暂停滑停延长暖机。
8.3 过热汽温每下降30℃左右时，应稳定10分钟后再降温，以控制再热器温差在规定范围并保证汽缸均匀收缩。
8.4 夹层及法兰加热装置投运前应充分暖疏水，并投运后要严格监控高、中压缸法兰左右温差小于10度。
8.5 过、再热器蒸汽过热度应＞50℃。在滑停过程中负胀增长过快时，应延长暖机时间，高压缸负胀差应＜-2mm。
9、 如何防止锅炉灭火放炮？
（1） 应燃用设计煤种。当煤种改变应及时通知运行人员，以便作好燃烧调整工作。燃用发热量与本厂锅炉设计发热量偏差很大的燃煤前，应做必要的燃烧试验特别是在低负荷时。以确定可行性同时为运行人员提供调整依据。
（2） 加强燃煤监管，完善混煤设以确保燃煤媒质的稳定性。
（3） 严禁随意退出火焰探头或连锁装置及灭火保护，因设备缺陷需退出时，应经总工批准并作好安全措施
（4） 加强设备管理重点解决炉膛严重漏风，送风机不正常脉动，磨煤机断煤，一次风管不空预器漏风，热控设备失灵等缺陷。
（5） 锅炉点火时必须进行吹扫，不应缩短或跳过吹扫过程进行点火。
（6） 机组启动投入制粉系统前，应确认油层完整并燃烧稳定，停运油枪前应投入油枪吹扫，确保油枪良好备用。
（7） 制粉系统的投停一定要进行吹扫，由于故障跳磨的再启动前必须进行吹扫。
（8） 低负荷运行时，尽可能保证制粉系统连续运行，杜绝出现两个隔层制粉系统方式运行。
（9） 燃烧系统和给水系统消缺时，要作好安全措施及事故预想，防止锅炉灭火发生。
（10） 当炉膛已经灭火或已经局部灭火并频临全部灭火时，严禁投油助燃。当锅炉灭火要立即切断燃料供给，严禁采用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须进行锅炉吹扫。
（11） 在正常运行调整要严格执行规程，防止误操作事故的发生。
10、 机电炉大连锁动作后，都联动哪些设备？
答：机电炉大联锁动作后应检查下列设备动作：
（1） 发电机主开关掉闸，灭磁开关掉闸，1K、2K、6DK、3K掉闸，高厂变6KV侧开关掉闸。
（2） 汽轮机高、中压自动主汽门迅速关闭并发报警，调速汽门同时关闭。
（3） 锅炉MFT保护动作，燃油速断阀关闭，一次风机掉闸。
（4） 联关高排逆止门、各段抽汽逆止门，过、再热器减温水总门。
（5） 联开程控疏水门、汽封辅助汽源门、除氧器辅助汽源门
（6） 解列灭磁保护动作后，汽轮机各超速限制阀、快控滑阀动作。A：联动高、中压调门迅速关闭，延时1.5——2.5秒后高、中压调门迅速开启至原开度行程位置。 B：各段抽汽逆止门及电动门联关，程控疏水门、除氧器及轴封汽源门联开。
11、 锅炉汽水运行中的主要控制指标有哪些？
（1） 过热蒸汽：钠≤10μg/L、 二氧化硅≤20μg/L
（2） 给水：硬度＝0 mmol/L、溶氧≤7μg/L、二氧化硅≤20μg/L、酸碱度9.0—9.5、联胺20—50μg/L
（3） 炉水：含盐量≤20 mg/L、酸碱度9—10、 二氧化硅≤0.2 mg/L、 磷酸根1—3 mg/L
12、 除盐水、凝结水、发电机内冷水运行中的主要控制指标有哪些？
（1） 凝结水：硬度＝0mmol/L、溶氧≤30mg/L、 电导率＜0.2 MS/cm、　　二氧化硅≤15μg/L
（2） 发电机内冷水：电导率＜1.5MS/cm、铜≤40μg/L、 酸碱度7—8
（3） 除盐水：硬度＝0mmol/L、　二氧化硅≤15μg/L、 电导率＜0.2 MS/cm、
13、 造成锅炉汽温偏差的原因有哪些？
答：造成锅炉汽温偏差的原因主要是热力不均和水力不均。其主要表现在以下几方面：
（1）、热力不均即同一受热面管组中，热负荷不均的现象。该现象既能由结构特点引起，也能由运行工况引起。
A、 结构原因：受热面结构不合理，安装不合理不严格。没有保证受热面管间节距一致甚至在检修改变了原来的管束结构等都可能形成烟气走廊，造成受热不均。其次屏式过热器本身就存在热力不均的现象，中间多两边少。同时同一屏的各管束吸热也不近相同。
B、 运行工况及调整的原因：运行中炉膛中心火焰充满度不好，各个角喷燃器负荷不一致，受热面积灰、结焦。调整不当导致火焰偏斜、下移、抬高等因素均会使烟气温度分布不均，产生热偏差。
（2）、水力不均即蒸汽流过由许多并列管圈组成的过热器管组时，关内流量不均的现象。并列管圈中的工质流量与其进出口压力、阻力特性及工质密度有关，由于管束的结构特性、粗糙度不同使得管组的阻力特性不同可造成水力不均。其次当管内结垢、堵塞、吱漏、断裂时，也可造成水力不均。
14、 工作许可人的安全责任是什么？
（1） 负责审查工作票所列内容安全措施是否完备，是否符合现场条件。
（2） 工作现场布置的安全措施是否完善。
（3） 负责检查停电的设备有无突然来电的危险。
（4） 对工作票中所列内容即使发生很小疑问，也必须向工作票签发人询问清楚，必要时应要求作详细补充。
15、 发电机启动前应具备什么条件？
（1） 发电机甲、乙、丙PT投入；
（2） 高压厂用变低压侧PT投入；
（3） 发电机中性点电抗器投入；
（4） 发电机冷却系统，励磁机冷却系统运行正常。
（5） 主变中性点接地完好（#2机）中性点接刀合入（#1机）。
（6） 主变、高厂变冷却器运行正常。
（7） 各操作、信号、合闸电源指示灯，表计、保护装置运行正常。
（8） 由网控人员检查发电机出口主开关状态应正常，具备合闸运行条件。主变高压侧PT小开关投入。
16、 高速暖机结束的条件是什么？
答：机组冲车至2000r/min时进行高速暖机，暖机时间约60-90分钟，在暖机结束时应满足以下条件：
（1） 中压缸排汽管壁金属温度≥95℃。
（2） 高、中压缸膨胀正常，同时高中压缸胀趋于稳定且回缩时。
（3） 润滑油温控制在40—45℃。
（4） 凝汽器真空≥81Kpa，并投入低真空保护。
17、 机组冷态启动，就锅炉而言，与水工车间、燃储车间需要进行哪些联系工作？
（1） 在并列油系统前通知油泵房值班人员注意燃油压力及温度。
（2） 通知水工电除尘电场投振打加热，点火前投锅炉底部水封，开底部关断门并维持水封水位。
（3） 通知燃储为给煤机原煤仓上煤
18、 写出发电机大修结束应恢复的措施。
（1） 收回发电机大修票中所要求标示牌。
（2） 发电机出口接地刀拉开，高厂变低压侧接地线拆除。没有保留措施要求时，将发电机大修票中要求的遮拦拆除。
（3） 将发电机出口PT、避雷器、中性点电抗器合入、高厂变低压侧PT和工作电源小车推至运行位
（4） 投入滑环冷却风机、发电机绝缘监察装置、过电压保护装置。
（5） 恢复励磁系统至开机前状态，如合直流输出K1至K4启动调节柜和整流柜等（应根据本单元励磁系统回答）
（6） 与网控联系将发电机出口开关及刀闸恢复至备用状态。
19、 发电机启动前应摇测哪些回路绝缘？
1) 发电机定子回路绝缘，该项由高压班进行试验并做交待记录。
2) 发电机励磁回路绝缘：A、发电机转子，用500V摇表遥测，绝缘电阻≥1MΩ。B、切换屏及灭磁屏正负极引线，用1000V摇表遥测，绝缘电阻≥2 MΩ。措施：（1）断开切换屏直流输出刀闸K1至K4。（2）断开转子接地保护刀闸K。（3）取下测量转子正负对地保险RD15、RD16。
3) 主励磁机定子线圈绝缘，用1000V摇表测量，绝缘电阻≥2MΩ。措施：断开整流屏KQK1、KQK2。
4) 主励磁机转子线圈绝缘，用500V摇表测量，绝缘电阻≥1MΩ。措施：断开调节屏直流输出开关1K、2K、3K。
5) 副励磁机定子线圈绝缘，用500V摇表测量，绝缘电阻≥1MΩ。措施：断开调节屏4DK、5DK。
20、 锅炉运行中过热及再热蒸汽温度的调整方法有哪些？
过热、再热调整的方法有
（1） 过热汽温主要从蒸汽侧进行调整，依靠喷水减温来调节，一级减温水作为过热汽温的粗调，二、三级减温水作为过热汽温的细调，在调节汽温时，应注意三级减温器的配合使用；一级减温器的喷水量应保证全大屏过热器管壁不超温，二级减温器的喷水量应保证后屏过热器的管壁不超温，三级减温器作为最终调节应保证出口汽温在额定范围内；
（2） 再热汽温应该主要从烟气侧进行调整，以提高机组运行的经济性，依靠调节燃烧器运行的角度是实现再热汽温调整的主要手段，当燃烧器不能进行摆动时改变锅炉的燃烧工况也可实现再热汽温的调整，再热器系统喷水减温器只作为辅助调节；
（3） 当从烟气侧进行调整再热汽温时，炉内各受热面的换热工况均要发生改变，此时必须注意过热汽温的变化，并及时进行调整；在汽温调整过程中，过热汽温与再热汽温必须兼顾，应预测到在调整其中之一时，另外一者所受到的影响；
（4） 过热汽温在改变各级减温水量调整后各段汽温仍偏离范围时，也应从烟气侧进行调整，主要手段有：
a：改变燃烧器的运行角度，使火焰中心位置发生变化，以改变炉膛出口温度；
b： 改变各层燃烧器的热负荷出力分配或切换燃烧器的运行方式，使燃料集中燃烧区域中心位置发生变化；
c： 在保正锅炉燃烧工况稳定的条件下，改变锅炉的送风总量，以改变烟气体积和流速，改变烟气温度，从而改变对流受热面的换热量；
d： 在一定的合理范围内，分别调整各层燃烧器的一次风速，以改变燃烧状况；
e： 调整改变各层二次风的配风工况，从新调整锅炉燃烧工况；
f： 认真检查锅炉底部灰斗水封、各看火孔门、人孔门必须严密，以减少炉膛的漏风量；
（5） 由于锅炉燃烧的复杂多变性，当从烟气侧进行汽温调整时，必须根据实际情况对燃烧工况认真分析，找出合理有效的调整手段；必须注意烟气侧进行汽温调整不当时的反作用，一旦发现汽温未按照预测的方向变化，应及时更正调整方式；
（6） 当从烟气侧及用减温水对再热汽温进行调整后，再热汽温仍高时，可投入再热器事故喷水调节，此外，当壁式再热器管段超温时，也应使用事故喷水来调整，投运事故喷水时应缓慢调整，同时，应严密监视高压缸排汽至再热器入口各点温度，防止冷段再热器积水倒流，当负荷较低时应关闭事故喷水；
（7） 机组运行过程中，在调节汽温的同时必须注意各级受热面管段的温度，注意监视各点壁温，严禁各级受热面管段超温，在各级受热面管段温度接近极限时，必须采取一切措施降低其温度，必要时可以申请降低机组负荷运行。
21、 禁止锅炉点火启动的条件有哪些？
（1） 影响锅炉启动的系统和设备检修工作未结束，工作票未注销时。
（2） 锅炉本体系统和主要辅机检修工作虽已结束，但经运行试验或验收不合格时。
（3） 锅炉主要仪表不能正常投入以及主要辅机巡测不正常时。
（4） 锅炉总连锁、主保护、以及火焰监视装置不能正常投云时，且没有总工批准的临时措施时。
（5） 两台火检冷却风机均不能启动时。
（6） 锅炉安全保护性阀门试验经试验动作不合格时，排大气门、安全门、事故放水门、快速泄压阀、燃油速断阀等。
（7） 旁路系统不能正常投运，且无可靠的再热器保护措施时。
（8） 汽包就地水位计均不能投运时。
（9） 计算机及控制系统故障不能投运或运行不正常时。
22、锅炉主保护（MFT）动作的条件有哪些？
答：
设备 保护名称 保护定值 动作时限
锅炉 锅炉汽包水位低- -280mm 0
失去锅炉给水泵 无 0
两台空预器均掉闸 无 0
两台吸风机均掉闸 无 0
两台送风机均掉闸 无 0
炉膛负压低（二值） -1000Pa +3S
炉膛付压过低 -1500Pa 0
两台一次风机均掉闸
并且无油枪运行 无 0
炉膛负压高（二值） +1000Pa +3s
炉膛负压过高（三值） +1500Pa 0
锅炉汽包水位高 +280mm 0
锅炉失去全部火检 无 0
锅炉失去全部燃料 无 0

保护动作内容

发出MFT指令，跳闸锅炉一次风机、磨煤机、给煤机、关闭燃油速断阀及油枪支路电磁阀，联锁关闭过热器、再热器减温水总门
23、冷态启动时，锅炉升温升压的有关规定有哪些？
答：1）、 锅炉点火后开始进行升温升压，其过程必须严格按照规定的机组启动升温升压速度进行，锅炉通过控制投入炉膛的燃料量、控制过热对空排汽门的开度、控制高低压旁路系统的开度来控制锅炉的升温升压速度。
2）、 锅炉点火后应全开过热对空排汽门，锅炉压力低于1MPa时，炉水升温率必须＜0.5℃/分钟，锅炉升压率＜0.03MPa/分钟，过热汽温升温率＜1℃/分钟；当锅炉无压力时炉水温度可通过汽包下壁温及下降管壁温间接反映，当锅炉有压力时炉水温度应通过汽包压力对应的饱和温度反映。
3）、 汽包压力高于0.5MPa时，开启高、低压旁路系统；初期高旁可开10～30%，低旁可开30～50%，使再热器系统有一定量蒸汽通流，后期高低旁开度可根据升温升压速度调整；旁路系统投运后应根据减压阀后温度及时投入旁路系统减温水，或将旁路系统减温水投入自动。旁路系统投运后锅炉应关闭过热对空排汽门。
4） 、 锅炉压力高于1MPa时，炉水升温率必须＜1℃/分钟，锅炉升压率可控制在0.03MPa/分钟，过热汽温升温率可控制在1℃/分钟；此时应注意监视汽机主汽门前温度，使其与锅炉过热器出口温度尽力作到同步增长，其差值应控制在40℃以下，否则应降低锅炉升温速率。
24、 滑停过程中的如何进行燃烧调整？
答：1） 当负荷逐渐降低时，随着燃料量的减少，燃烧必将出现不稳定状态，最低给煤率下的稳燃工况应根据具体运行时燃用的煤种，认真分析后，精心调整，适当配风，使燃烧工况不致恶化；若降至最低可稳定燃烧的给煤率时，负荷不能继续下降，可视具体情况，或投入主油枪稳定燃烧进一步减少燃料，或适当开启对空排汽继续降压力；
2）、锅炉按照先上后下的原则逐层停运制粉系统，降低锅炉热负荷，使汽温汽压按照上述要求下降；停制粉系统前，本层给煤量应减至最小，关闭给煤机入口档板（原煤仓储煤应尽力燃尽），停给煤机，通风吹尽磨煤机中煤粉后，停止磨煤机；随着降负荷的过程，锅炉吸送风机应进行相应的调整，保持适当的风量并维持炉膛负压，当各套制粉系统全停后，停止密封风机运行，停止两台一次风机的运行；
25、 滑停过程中的主、再热蒸汽的温度的控制规定及方法是什么?
答：1） 保持过热蒸汽汽压稳定，开始降汽温，汽温主要通过调整锅炉燃烧工况及调整减温水量控制其下降速度，维持平均温降在1℃/分钟以内，第一阶段主汽温度由540℃降至510℃，在510℃时稳定约15分钟，然后再将汽温按要求速率降至480℃，达到此温度后，必须在此温度下维持稳定30分钟以上，并且保持锅炉压力及负荷不变，以使缸体各部温度下降均匀；
3）、 进一步降低汽温至450℃，此时对应200MW负荷，过热蒸汽压力大约控制在11.5MPa，饱和温度320℃，主蒸汽过热度为130℃；为了保证安全，此时应打开锅炉过热器出口联箱疏水，并在450℃时稳定30分钟，
4）450℃汽温暖机结束后，继续进行滑降，此时开始采用汽温与汽压同步降低的方式，通过减少锅炉燃料量和风量以及调节减温水量进行降温降压，控制降温速度维持在1℃/分钟以内，降压速度不超过0.03MPa/分钟；
4） 降参数过程分为几个阶段，各阶段控制的参数如下表，每个阶段达到后进行暖机，其时间长度根据缸温及胀差变化随机决定；
表7-1：机组负荷与参数对应表

序号	过热汽压	过热汽温	机组负荷
1	10.5MPa	430℃	180MW
2	8．5 MPa	390℃	150 MW
3	6．5 MPa	350℃	120 MW
4	4 MPa	320℃	85 MW
5	3 MPa	300℃	70 MW
6	2 MPa	280℃	MW

26、什么情况下应紧急停炉? 答：1）、 汽包全部水位计失灵或损坏，无法正常监视锅炉汽包水位时； 2）、汽包水位达到或超过﹢280mm时； 3）、 汽包水位达到或超过﹣280mm时； 4）、 锅炉炉膛负压达到+1500Pa时； 5）、 锅炉炉膛负压达到-1500Pa时； 6）、 锅炉全炉膛灭火或所有火焰监测装置均检测不到火焰时； 7）、 失去全部火焰检测冷却风机时； 8）、 锅炉尾部烟道发生再燃烧、排烟温度异常升高超过250℃时； 9 ）、 主要汽、水管道、省煤器、水冷壁管发生爆破，锅炉汽包不能维持正常水位时； 10）、 锅炉压力异常升高超过安全门动作压力值而安全门拒动，同时对空排汽阀、PCV阀无法打开泄压或对空排汽阀、PCV阀均开启而压力继续上升时； 11）、 炉膛或烟道内发生爆炸，使设备严重损坏时。 27、什么情况下应申请停炉? 答：1）、 锅炉各受热面金属壁温严重超温经多方调整无效时； 2）、机组水、汽品质严重超标恶化经多方采取措施调整无效时； 3）、 机组主要设备、汽水管道的支吊架发生变形或断裂时； 4）、 机组各汽、水管道发生一般漏泄，但可短时维持运行时； 5）、 锅炉承压部件泄漏，但可维持汽包正常水位时； 6）、 锅炉炉膛严重结焦或严重堵灰而难以维持正常运行时； 7）、 锅炉安全门动作后无法回座时； 28、锅炉水压试验的范围是什么？答：1）、 锅炉水压试验：高压加热器、省煤器、水冷壁、过热器部分及其各部分的管道附件，即给水泵出口至汽轮机电动主汽门前； 2）、 再热器水压试验：再热器部分及其管道附件，即汽轮机高压缸排汽逆止阀后至再热器出口； 3 ）、 汽包就地水位计只参加工作压力水压试验； 29、如何进行过热器系统的水压试验？答：1）、 在锅炉已上水至汽包可见水位的基础上，用电动给水泵继续向锅炉上水，对过热器及主蒸汽管道部分充水，直至各过热器空气门见水后逐个关闭。 2）、 当所有过热器系统空气门见水关闭后，必须立即关闭电泵出口上水阀门，将电泵勺管降至最低位，锅炉开始升压，升压过程初期用逐渐开启给水小旁路电动门控制升压速度，当压力升至与电动给水泵转速对应的压力时，小旁路电动门全开，此后用给水泵勺管调整升压速度。 3）、 压力从0升至9.8MPa的阶段内，升压速度控制在0.25MPa/min；压力升至0.98MPa时，应进行稳压15分钟，检查锅炉各部及主蒸汽管道无异常后方可继续升压，压力升至＞9.8MPa时，升压速度应控制在0.2MPa/min，升压过程中压力达到6MPa、12MPa时均应暂停升压进行检查，并注意观察压力变化，无异常后，方可继续升压。 4）、 升压至汽包工作压力18.7MPa后，停止升压，稳定压力，对锅炉各部及主蒸汽管道进行全面检查，受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹，检查完毕后关闭电泵出口小旁路门，迅速将电泵勺管降至30%以下，观察锅炉压力变化，5min内降压不超过0.5MPa，并做好锅炉每分钟压力下降数值的记录。 5）、 如需要做超压试验时，应具备锅炉工作压力下的水压试验条件；需要重点检查的薄弱部位的保温已拆除，不参加超压试验的部件已解列；当压力升至汽包工作压力后，经检查无问题，可以以＜0.2MPa/分的速度继续升压至试验压力，此压力下时间维持5min后，立即降压至工作压力，对各承压部件进行检查；超压试验时任何人不得进行检查，只有降压后方可进行检查。 6）、 水压试验完毕后，自然降压停止时，可以开启过热器系统疏水门进行泄压，压降速度应控制在0.3—0.5MPa/分；当压力降至0.1MPa以下时开启过热器系统空气门及疏水门。 30、如何进行再热器水压试验？答：1）、由检修制定专业措施，在汽轮机高压缸排汽逆止阀后以及再热器出口法兰盘处加装堵板，加固再热器系统及出入口蒸汽管道后方可进行；再热器系统水压试验压力为3.8MPa。 2）、 用电动给水泵中间抽头经再热器事故喷水管道向再热器系统充水，当再热器各空气门见水后停止上水。 3）、 参照过热器系统水压试验方法，用给水泵勺管调节给水泵转速开始升压，升压速度控制在＜0.1MPa/分。 4）、 压力升至1MPa时，应暂停升压进行检查，无异常后继续升压至额定压力，稳定压力，对再热器系统进行全面检查。如需进行超压试验，检查后可继续升压至试验压力。压力升至试验压力后，关闭进水门，停止再热器给水，观察再热器压力变化，5分钟压力不降为合格。 5）、 水压试验结束后，关闭再热器事故喷水电动门，迅速降低电泵勺管停止给水，观察再热器压力变化，记录每分钟压力下降数值。 6）、 再热器水压试验完毕后，开启再热器系统疏水门缓慢降压，压力降至零后，开再热器系统各空气门，全开再热器疏水门。 31、 快速停运磨煤机的条件有哪些？答：（1）当失去全部密封风机或密封风与一次风差压小于1000Pa，应紧急停止该磨煤机运行； （2）当磨润滑油温大于65℃，磨煤机轴承和电动轴承温度大于80℃时，应紧急停止该磨煤机运行； （3）当磨煤机断煤、堵煤、剧烈振动时，应紧急停止该磨运行； （4）当制粉系统有轻微泄漏点（漏粉、漏风、漏油），应通知切换磨煤机运行，通知检修人员进行处理，若泄漏严重，应紧急停磨；（5）、润滑油供油压力低。（6）、磨运行中出口门关闭。 （7）、磨煤机着火。 32、 运行中汽包水位高的原因及处理方法是什么？答：一、原因 （1）给水自动调节失灵或给水泵调节故障； （2）运行人员对水位监视不够，给水调整不当或误操作； （3）水位表、给水流量表、蒸汽流量表指示不正确，使运行人员误判断； （4）机组负荷大幅度变化或锅炉燃烧工况剧烈变化，运行人员控制不当；二、处理 （1）汽包水位高时应及时减少给水量，高二值150mm时事故放水应自动打开，否则立即手动开启； （2）出现两块或两块以上水位表指示大于280MM，MFT应动作，否则按下MFT停炉按扭，立即停止锅炉运行；机组按照紧急停炉的有关规定运行处理； （3）锅炉停止上水，打开省煤器再循环门； （4）全开过热器、再热器疏水门，注意监视过热器各段汽温的变化情况，开主汽门前主、再汽管疏水门； （5）加强锅炉放水，放水到汽包正常水位； （6）汽包水位恢复正常后，锅炉可重新启动。 33、 水冷壁及省煤器爆管的现象原因及处理方法是什么？答：一、 锅炉爆管现象： 1）、 锅炉内有不正常泄漏响声；爆管严重时，不严处向外喷炉烟或蒸汽； 2）、 炉膛及烟道负压减小或变正，摆动幅度较大； 3）、 水冷壁管或壁再管大面积爆破时，可能造成锅炉灭火； 4）、 水冷壁、省煤器、过热器爆管时，给水流量不正常地大于蒸汽流量，锅炉汽压下降，汽温升高； 5）、 爆管侧烟气温度下降，爆管受热面后两侧烟温偏差增大； 6）、 再热器爆管时，再热器出口压力降低，机组负荷下降； 二、 锅炉爆管原因： 1）、 机组运行时，运行人员调整不当，长期造成受热面管壁超温； 2）、 管材不良，制造、安装、检修质量不合格； 3）、 给水、炉水及蒸汽品质长期不合格，使管壁内侧受到严重腐蚀； 4）、 受热面结焦、积灰或管壁结垢等使管子受热不均，造成局部传热恶化，管壁超温运行； 5）、 炉膛爆炸或大块焦渣脱落，使水冷壁损坏； 6）、 飞灰长期磨损，造成局部受热面爆管； 7）、 锅炉启停时对省煤器、再热器保护不够，造成管壁超温损坏； 三、 锅炉爆管的处理： 一）、 爆管不严重，能维持汽包正常水位时： （1）确认大致爆管部位，汇报有关生产领导，请示中调申请尽快停机；按照机组故障停机的有关规定进行处理； （2）未停机前增大吸风量，维持炉膛负压，必要时投油助燃稳定燃烧，降压降负荷运行；加强泄漏点监视； （3）调整减温水量，维持正常汽温； （4）停机灭火后对炉膛通风吹扫冷却10——20分钟后保留一台吸风机运行；按照锅炉强制冷却的有关规定执行，为尽快检修创造条件； 二）、 爆管严重，不能维持汽包正常水位时： （1）若水位低至极限，水位保护动作或手动按下MFT停炉按扭，按紧急停炉处理；机组迅速减负荷至零后停机； （2）若水位未至极限，立即手动逐台紧急停止制粉系统运行，停止一次风机运行，锅炉灭火，同时机组迅速减负荷至零后停机，比照机组故障停机处理； （3）停止一切锅炉排污放水工作，停炉后应尽量上水至汽包最高水位，省煤器、水冷壁管爆破、停止上水后禁止开启省煤器再循环门； （4）爆管严重，不能维持水位时，应停止上水； （5）停炉后保留一台吸风机，排除炉内烟气和蒸汽；按照锅炉强制冷却的有关规定执行，为尽快检修创造条件。 34、 一台吸风机故障停机的原因及处理方法是什么？答：一、一台吸风机故障停机的原因： 1）、、电气保护动作掉闸；2）、就地按事故按钮掉闸3）、热工保护动作掉闸、4）风机轴承温度高，振动大5）、电机轴承温度高，振动大。二、1）、 联掉同侧送风机； 调整另一侧运行风机风量，控制炉膛负压； 立即远方投油助燃，切掉上层制粉系统，此时若锅炉已灭火或锅炉有灭火可能而运行人员判断不清时应立即手动MFT；若未灭火按以下原则执行； （1）机组降负荷至50%以下，注意控制汽温、汽压； （2）隔离故障侧空预器，关闭预热器一、二次风进出口风门和联络门； （3）关闭掉闸侧吸、送风机出入口风门； 4）、 查明风机掉闸原因，检查无问题后，恢复掉闸侧风机运行；启动风机时应注意控制炉膛负压； 35、 一台送风机故障停机的原因及处理方法是什么？答：一、一台送风机故障停机的原因： 1）、电气保护动作掉闸2）、就地按事故按钮掉闸；3）、热工保护动作掉闸、4）风机轴承温度高，振动大5）、电机轴承温度高，振动大。二、1）、 联掉同侧吸风机； 2）、 调整另一侧运行风机风量，控制炉膛负压； 3）、 立即远方投油助燃，切掉上层制粉系统，此时若锅炉已灭火或锅炉有灭火可能而运行人员判断不清时应立即手动MFT；若未灭火按以下原则执行； （1）机组降负荷至50%以下，注意控制汽温、汽压； （2）隔离故障侧空预器Pa以上；，关闭预热器一、二次风进出口风门和联络门； （3）关闭掉闸侧吸、送风机出入口风门； 4） 查明风机掉闸原因，检查无问题后，恢复掉闸侧风机运行；启动风机时应注意控制炉膛负压； 36、 一台一次风机故障停机的原因及处理方法是什么？答：一、原因 1）、电气保护动作掉闸；2）、就地按事故按钮掉闸；3）热工保护动作掉闸、4）风机轴承温度高，振动大5）、电机轴承温度高，振动 二、处理（1）一台一次风机跳闸，应立即投油助燃，稳定燃烧； （2）切掉上层部分制粉系统，机组降负荷至50%以下运行，注意控制汽温、汽压； （3）若已造成锅炉已灭火或锅炉有灭火可能但不能准确判断时，应立即按照手动紧急停炉进行处理； （4）若锅炉未灭火则关跳闸风机侧预热器一次风出口门及入口联络门，隔离跳闸风机，增加运行风机负荷，维持一次风压正常，各磨煤机风量在正常范围； （5）查明风机掉闸原因，检查无问题后，恢复掉闸侧风机；启动风机时应注意控制炉膛负压； （6）如两台一次风机同时跳闸且无油枪在运行时，则MFT应动作，否则手动按照紧急停炉灭火处理。 37、 锅炉灭火的现象原因及处理方法是什么？答：一、 锅炉灭火的原因： 1）、 炉内燃烧工况组织不合理，风煤比例不当； 2）、 机组低负荷运行时，燃烧调整不当，燃烧不稳定，投油助燃不及时； 3）、 煤质变化剧烈，燃烧不稳定； 4）、 掉焦、掉渣破坏燃烧工况，调整不及时； 5）、 制粉系统异常运行； 6）、 水冷壁、再热器、过热器爆管破坏燃烧； 7）、 锅炉辅机故障运行； 8）、 锅炉保护误动作； 二、 灭火的处理： 1）、 MFT保护动作，立即手按MFT按钮停炉；若MFT保护拒动，立即手动切除一次风机、磨煤机、给煤机的运行，手动关闭燃油速断阀； 2）、 立即用同步器在维持负荷下降速率的前提下，将负荷降至30MW以下，尽力保持较高的蒸汽参数； 3）、 机组的厂用电源切换至备用电源，立即启动电动给水泵； 4）、 锅炉解除全部减温水，汽机切除高、低压加热器，关闭轴封至除氧器进汽门，除氧器切换外来汽，轴封汽源倒为主蒸汽； 5）、 视主、再热蒸汽温度下降情况，打开主汽门前疏水；若因锅炉满水造成MFT，而使汽温急剧下降时，则立即停机； 6）、 查明MFT原因后，迅速满足炉膛吹扫条件，调整30——50%的总风量，进行炉膛吹扫10分钟后，复位MFT、OFT，尽快进行锅炉点火；油枪投入后应就地观察油枪着火情况； 7）、 锅炉点火后，通过增加燃料，打开排汽等手段尽力提高汽温，当汽温接近缸温时，应逐渐开大调速汽门，增加负荷，以加快升温速率； 8）、 在快速恢复过程中，注意控制好升温升压速度，防止过再热器温各段超温； 9）、 点火后，有一油层稳定运行后，启动制粉系统，投运制粉系统前必须对磨煤机进行10分钟的吹扫；首台制粉系统启动后，应观察煤粉着火情况，煤粉着火稳定后投下一台磨煤机；启磨时应注意控制炉膛负压、汽包水位； 10）、 锅炉灭火应试验汽轮机各油泵及盘车电机，在处理过程中必须密切监视汽轮机的振动，轴位移，胀差及缸温变化情况，如超极限则立即停机。 38、 叙述运行中的变压器上进行哪些工作需将重瓦斯保护退出，并预先制定安全措施经总工批准。答：1）、 滤油和加抗氧化剂； 2）、 更换呼吸器的出气门； 3）、 清理呼吸器的出气门； 4）、 在油枕上部加油； 5）、 开启瓦斯继电器的油管阀门，瓦斯继电器放气，抽气； 6）、 投入热虹吸装置； 7）、 其它需要打开油枕或防爆管的工作； 39、 变压器运行中发生哪些情况应汇报单元长，紧急停用。答：1）、 变压器内部有不正常的很大的声响，有爆裂声； 2）、 在正常的负荷和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升； 3）、 储油柜或安全气道喷油； 4）、 严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度； 5）、 油色变化过甚，油内出现碳质等； 6）、 套管有严重的破损和放电现象； 7）、 变压器冒烟着火； 8）、 变压器无保护运行时（直流找接地或更换保险等，能立即恢复者除外）； 9）、 危及人身安全必须停电时； 40、 叙述你单元励磁系统运行方式有几种。答：运行方式如下：一期： 1）、两套GEC-1型励磁调节器自动并列运行，手动柜跟踪备用。 2）、单套GEC-1型励磁调节器自动加手动柜并列运行。 3）、单套GEC-1型励磁调节器自动运行，手动柜跟踪备用。注：正常方式为两套GEC-1励磁调节器自动并列运行，手动柜跟踪备用。二期：1）、AVR自动方式。 2）AVR手动方式。 3）整流辅助柜手动方式。 41、 根据你单元厂用电系统的具体情况叙述厂用电操作原则。答：1）、 6kV电源正常倒换操作，应用同期鉴定操作； 2）、 联变退出运行，6kV厂用电源不得进行同期鉴定操作； 3）、 380V、380/220V电源倒换时，属于单元系统在6kV已并列，可以在380V、380/220V电源并列倒换操作。若并列点在本厂220kV系统及500/220kV联络变投运的情况下，且电压差不超10%，可以并列操作，电压差不满足要求时，应用先拉后合的方法倒换操作。 42、叙述你所在单元启动备用变保护装置动作于光字信号及DCS信号有哪些。答：动作于光字信号的有：保护装置故障；保护电源故障；保护全停启动。 动作于DCS信号有：变压器温度；冷却器故障；变压器压力释放；变压器轻瓦斯；分接开关轻瓦斯。 43、220kV母线PT或主变500kV侧PT断线时应退出哪些保护及自动装置。答：220kV母线PT断线应退的保护是：启动变零序电流电压保护。 主变500kV侧PT断线时应退出的保护是：发电机失磁保护。 44、 微机型保护自动装置的检查项目有哪些？答：（1）各装置的电源及运行监视灯亮，自检灯闪烁正常。 （2）各动作信号灯在正常运行中应熄灭。 （3）各保护投入，压板位置正确。 （4）保护装置“运行”“调试”方式开关在“运行”位。 （5）各装置运行正常，无发热冒烟及异常现象及声音。 45、 保护及自动装置动作后的主要现象是什么？答：声光报警，故障录波器启动，主开关或相应设备掉闸，自动切换厂用电，如果发电机解列，会联关主汽门炉MFT。 46、 保护及自动装置动作后你应做如何处理? 答：如果发电机从系统解列，按停机处理；如果动作于降出力或信号报警，应及时处理以免事故扩大，或者投停相应的保护，同时汇报单元长或值长。 47、 叙述你所在单元发电机保护A柜中的停机保护有哪些？答：励磁故障紧急停机TR1，发电机差动，定子接地（零序），主变差动，发电机过电压，定子匝间（灵敏.次灵敏），发电机逆功率，高厂变差动，5042.5043开关失灵保护，切机紧急停机按钮，定子接地（3w）。 48、 叙述你所在单元发电机保护A柜中的停机保护动作后，作用于哪些设备掉闸和装置启动。答：跳主开关及灭磁开关，关主汽门，失灵启动，跳厂用分支，启动故障录波器。 49、 简述逆功率保护及程序逆功率保护动作掉闸的原则。答：电气逆功率：发电机负功率达到一定值，动作出口跳主开关， 程序逆功率：发电机负功率达到一定值，同时汽机主汽门关闭，动作出口跳主开关。 50、 简述发电机并列前发变阻有哪些检查项目？ 答：1.)发电机、主变压器、高压厂变、励磁变、发电机中性点电抗器、PT、CT、避雷器、封闭母线、引线、接地装置、励磁AVR柜、整流柜、整流器辅助柜、灭磁开关柜、灭磁辅助柜、发变组保护柜等清洁无杂物，各部完好。 2.)各母线、引线、连线、接地线、二次线等不松动，接触良好。 3.)瓷瓶套管无裂纹、破损。 4.)充油设备无漏油。 5)封闭母线微正压装置投入正常。 6)发电机已充氢，压力、纯度、湿度、温度合格，不漏氢。 7)发电机定子线圈已通水，压力、流量、导电率、温度正常，不漏水。 8)发电机励磁滑环、大轴接地滑环光洁无损，刷架端正，刷瓣完好，接触良好。 9)主变、高厂变冷却器投入正常。 10）.各操作、信号、合闸电源给上，指示灯、表计正常、保护装置投入正常。 51、 哪些工作需填写第一种工作票? 答：（1）高压设备上工作需要全部停电或部分停电者；（2）高压室内的二次接线和照明等回路上的工作，需要将高压设备停电者或作安全措施者。 52、 保证安全的技术措施是什么？答：（1）停电；（2）验电；（3）装设接地线；（4）悬挂标示牌和装设遮栏。 53、 发电机启动时升不起电压的事故现象及处理过程。答：现象： （1）定子电压指示很低或为零 （2）转子电压表有指示，而电流表无指示 （3）转子电流表有指示，而电压表无指示或指示很低 （4）转子电压、电流无指示 处理： （1）检查变送器电源是否正常 （2）检查电压互感器是否正常，一次插头是否接触良好 （3）检查转子回路是否开路，电流表计回路是否正常 （4）检查转子回路是否短路，电压表计回路是否正常 （5）检查碳刷接触是否良好，励磁调节器是否正常； （6）根据当时有无报警、光字、表计测量等现象做综合判断。 54、 叙述你厂发电机检修措施操作票步骤。答：1、将发电机出口甲、乙、丙PT，避雷器、高厂变低压侧两个PT拉出；并取下二次保险； 2、将高厂变低压侧两个小车开关拉出柜外； 3、通知网控检查发电机出口开关断开，将出口刀闸断开，主变高压侧PT二次小开关断开； 4、将灭磁开关断开，拉开K1-4刀闸； 5、检查发电机所有保护退出；断开转子接地保护刀闸断开； 6、断开出口开关、刀闸二次电源； 7、在挂地线处验明无电压后，合入发电机出口接地刀，高厂变低压变侧接地线两组。挂标示牌。 55、 简述发电机启动升压步骤。 56、 简述发电机手动准同期并列操作步骤。答：1、检查非同期闭锁手把在“投”位； 2、 将手动准同期手把置“粗”位视同期装置无指示； 3、投待并开关同期； 4、调速方式手把置“手动”位； 5、调整发电机频率与系统频率一致； 6、升发电机电压使发电机电压与系统电压一致； 7、将手动准同期手把置“细”位。 8、视同期表顺时针方向转动均匀经一周正常； 9、视同期表指针接近同期位时按集中同期合闸按纽； 10、视待并开关合入； 11、汇报值长发电机已并列 12、将手动准同期手把置“停”位； 13、用同期并列方法合另一开关。 57、 简述发电机变电动机运行的现象及事故处理。答：现象：1。有功表指示为负值； 2。无功表升高； 3。定子电流表可能降低定子电压表和励磁各表正常；4。逆功率报警； 处理：1。若逆功率保护动作查明原因并消除； 2。若逆功率未投或投入一分钟未动作立即解列发电机。3故障消除后根据值长命令并列发电机。 58、 简述发电机定子接地的现象及事故处理。答：现象 （1）DCS报“转子一点接地”信号 （2）保护屏转子接地信号灯亮处理（1）通知检修人员测量励磁回路绝缘 （2）若保护动作跳闸，尽快消除故障 （3）若保护未投或保护投入未动作，应尽快安排停机检查确认 （4）若确系转子一点稳定接地，应尽快安排停机处理 59、 简述发电机主开关掉闸的现象及事故处理。答：现象 （1）发电机组停运，炉灭火 （2）DCS显示主开关跳闸并有报警信号 处理 （1）检查6KV厂用电系统是否正常，如不正常应立即投入备用电源，采用跳工作开关，备用开关自投方式倒换 （2）如果是由于误碰引起主开关跳闸，应尽快恢复机组运行 （3）如果保护动作应查明原因；如果确认为保护误动引起，在总工同意下，退出误动的保护，汇报值长将发变组恢复并网。 60、 简述发电机开机非全相的现象及事故处理。答：现象：光字发“开关非全相” 处理：1。开机非全相，立即手动切主开关，若切不掉，维持静子电流最小，立即汇报值长，切故障开关所在母线及所有开关。 2．停机非全相，维持静子电流为最小，立即汇报值长，切故障开关所在母线及所有开关。 3．开关非全相期间励磁回路不允许开路。 61、 汽轮机启动冲车过程中对振动值有什么规定？答：升速暖机过程中应严格控制机组的振动值符合要求：低速时应着重监视轴振的变化情况：1300R/MIN以下瓦振<30um,否则应立即打闸停机，严禁降速暖机,渡临界转速时瓦振应<100um, 或轴振应<165um,超过时应立即打闸停机，严禁硬闯临界转速或降速暖机，一阶临界转速以上瓦振应不超过50um，否则应查明原因并消除振动，使振动<30um，不得在高振幅下长时间停留，若瓦振达到80um，或轴振达250um时，应立即打闸停机。待转子静止后投入连续盘车，检查转子弯曲值和上下缸及发兰内外壁温差，倾听声音，查明原因并消除后方可重新启动。 62、 汽轮机掉闸后某段抽汽逆止门未关有什么危害？答、抽汽逆止门卡涩或不能关严，加热器疏水闪蒸形成的蒸汽倒流入汽轮机造成超速以及厂用汽或再热蒸汽倒入汽轮机引起超速,同时也可能造成汽缸进水。 63、 汽轮机防止断油烧瓦的措施有哪些？答1）加强油温、油压的监视调整，严密监视轴承乌金温度及回油温度，发现异常应及时查找打原因并消除。 2）润滑油泵自动联锁及备用应可靠，并进行严格的定期试验，运行中油泵或冷油器的投停切换应平稳谨慎，严防断油烧瓦。 3）运行中投入自动反冲洗装置时，必须缓慢向反冲洗装置充油且不得引起润滑油压下降，待内外油压相等且排尽空气后，方可全开反冲洗装置出入口门，再关闭旁路门，关闭旁路门时，应严密监视润滑油压的变化且油压下降应<0.015MPa，当自动反冲洗装置出入口油压差≥0.03MPa时，适当开启自动反冲洗装置旁路门。 4）油净化装置应保持连续正常运行，油质符合标准。 5）防止汽轮机进水，大轴弯曲，轴承振动及通流部分损坏。 6）汽轮发电机转子应可靠接地。 7）机组启动前应试验润滑油压低保护联动正常，并确保定值，接线正确。 64、 防止大轴弯曲的措施有哪些？答（1）、冲车前，应保证机组连续盘车不少于4小时。 2）、当转子晃度值在原始高点相位处偏离冷状态原始值0.02mm时，严禁机组冲车。 3）、当高压内缸上下外壁温差＞35℃或高、中压外缸上下外壁温差＞50℃时，严禁机组冲车。 4）、机组冲车前或正常运行中，须向机组供轴封汽时，必须先确认轴封系统疏水已尽，并且满足规程各项要求，方可向机组轴封供汽；机组送轴封后，必须保证机组连续盘车；机组停机投入盘车后，在真空为零的情况下，应及时中断向机组轴封供汽。 5）、机组启动尤其是热态启动时，在开启高旁前，应先将高排逆止门前后疏水疏尽，并确认高排逆止门在关闭位，方可开启高旁。 6）、机组冲车前，当疏水电动门远方打开后，要求就地确认各疏水管路是否畅通，并保证自动主汽门前蒸汽温度与缸温匹配，符合规程要求，确认疏水已尽且过热度高于50℃时，方可开始冲车；汽缸进汽后，应注意观察下缸壁温的变化，若下缸壁温出现大幅度陡降，造成上下缸外壁温差超限时，应立即停机投入盘车运行，并充分疏水待上下缸温差小于规定时，方可重新冲车。 7）、机组严禁采取低速磨轴封的方式来消除轴封处出现的动静磨擦，当机组出现动静摩擦引起邻近轴瓦处轴振爬升增大时，应立即停机，待查明原因且经过处理后方可重新冲车；机组大修后第一次启动时，若出现轴封处动静摩擦，在排除其他各种原因，只因为轴封处径向间隙小所致，要求采取低速磨轴封，经总工批准同意后，运行人员方可执行操作。 8）、机组冲车过程中，在低速时应着重监视轴振的变化情况；一阶临界转速以下瓦振应＜30μm或轴振＜120μm，否则应立即停机，严禁降速暖机；渡临界转速时瓦振应＜100μm或轴振应＜165μm，否则应立即停机，严禁硬闯临界转速或降速暖机；一阶临界转速以上瓦振应不超过50μm，否则应查明原因并消除振动，使瓦振＜30μm，不得在高振幅下长时间停留，若瓦振高达80μm或轴振高达250μm时，应立即打闸停机。待转子静止后投入连续盘车，检查转子晃度值和上下缸及法兰内外壁温差，倾听机内声音，查明原因并消除经充分疏水后方可重新启动。 9）、机组打闸停机后转子惰走期间（尤其是在低速惰走时），若在非临界转速区域转子轴振出现异常增大且不随转速下降而同步下降时，应及时破坏真空，缩短机组的惰走时间，投入盘车后应注意监视转子晃度的变化趋势。 10）．机组停机后应采取有效的隔离措施。当缸体上下壁温差正常时且缸温高于150℃时，要求缸体及抽汽逆止门前疏水门应在“关闭”位；机组连续盘车期间且缸温高于150℃时，应定期检查转子晃度的变化、盘车电流是否摆动、顶轴油压应高于8Mpa及各点缸温的下降，尤其注意监视下缸温度的变化，若下缸壁温出现陡降，应及时查明原因并进行有效的隔离，同时进行缸体疏水；若停机后连续盘车无法投入时，应立即改投手动盘车；当手动盘车条件也不具备时，应及时将转子晃度表置于“零位”，利于监视转子热弯曲的变化及弯曲程度，并应确保缸体无冷水或冷汽进入。 11）．机组在启、停机过程中，轴封部位及缸体因设备隐患或运行人员监视操作不当，极易造成进冷水、冷汽。当机组遮断停机后，若轴封一挡漏汽至除氧器逆止门有缺陷关不严或除氧器满水，易造成转子轴封部位进水；若炉再热冷段事故喷水门不严或拒关时，当机组遮断停机时，会造成冷汽、冷水沿着高排管倒流进入汽缸，此时应及时关闭再热冷段事故喷水门，并打开高排管疏水门，同时缸体进行疏水。当机组遮断时，若抽汽逆止门拒关或关不严，也同样极易造成缸体进冷汽、冷水。 12）．组热态期间对凝汽器进行高位灌水查漏时，必须有直接或间接的水位监视手段，否则运行人员拒绝操作；灌水期间必须有专人负责、专人监视，严禁冷水进入汽缸。 13）．缸机组因高排逆止门关不严，在高缸倒暖期间或高旁开启后，极易造成转子冲转(3.4.5号机当高排压力达到0.3-0.5MPa容易发生此种情况)，一般情况下尽量避免转子被冲动，当转子晃度超限或动静存在摩擦的情况下转子被冲动，应尽快恢复盘车状态。 14）．在机组启、停机及正常运行期间，应严格执行：当主、再热汽温在10分钟内急剧下降50℃以上时，应立即打闸停机。 15）．机组热态或正常运行时，若轴加发生泄漏，造成满水且冷水会沿着轴封回汽管倒流至转子轴封部位，将会造成转子弯曲及机组强烈振动。当确认轴加发生严重泄漏造成满水，处理无效而水侧无法隔离时，已威胁到机组安全时，应立即停机，并尽快停止凝结泵的运行。 16）．对于5.6.7.8号机低旁减温水定值由原设计50℃改成100℃,要求热工人员尽快落实。 17）．低旁后疏水管道必须按照设计要求靠近凝结器,防止低旁管道积水，停机后改进。 18）． 对旁路系统各种数据如温度、压力应接入计算机，便于运行人员随时监视，停机后改进。但在未改以前操作旁路时必须随时到旁路控制柜监视，高旁减温水投入自动，低旁减温水手动调整，维持低旁后100℃。同时对低旁后疏水罐进行检查，确认无水后方可容许机组启动，否则禁止启动。 19）．对于再热疏汽及低旁预暖管道疏水应分别排入凝结器，防止疏水不畅，停机后改进。 65、 停止汽泵运行的步骤是什么？答1） 主机负荷100MW左右，将其中一台汽泵负荷移至另一台汽泵或电动给水泵； 2） 打开小机缸体及进汽管道疏水； 3） 在给水3冲量控制画面中，将转速降至2900 r/min时退出遥控方式，按下“F4”，再按“NO”即退出； 4）在505 调速器按下“STOP”，再按“YES”，调速器以低速率将转速设定值降至零，在转速降至400r/min时顶轴油泵自启，盘车电动门自动打开，转速在120-500r/min； 5） 按下“紧急按扭”速关阀关闭检查以下电动门联关： a.联关小机进汽电动门 b.联关小机排汽电动门 c.联关汽泵出口电动门 6） 关闭手动隔离门；关闭各疏水门。 7） 停止轴封进汽。 8） 停机8小时后可停止盘车及油系统。 66、 低加投入过晚对汽轮机有什么影响？答、1）凝结水温度低，造成凝结水溶氧大 2）除氧器过负荷 3）低压末级过负荷 67、 什么情况下应做提升转速试验？答1）汽轮机安装完毕，首次启动时。 2）汽轮机经大修后，首次启动时。 3）做过任何有可能影响超速保护动作值的检修后。 4）停机一个月以上，再次启动时。 5）甩负荷试验之前。 68、 什么情况下禁止做提升转速试验？答.1）汽轮机经过长期运行后停机，其健康状况不明时。 2）机组在大修前。 3）严禁在额定蒸汽参数或接近额定参数下做提升转速试验。 4）控制系统或者主、调汽阀存在问题时。 5）各主汽阀或调节阀严密性不合格时。 6）任一轴承的振动异常或任一轴承温度高于限定值时。 7）就地和远方停机功能不正常。 69、 锅炉点火后汽轮机应做哪些工作？答1）机组抽真空： 2）机组供轴封系统投入： a.采用低压厂用汽供轴封，汽温不低于230℃。 b.按系统操作票准备完毕，确认主汽供轴封压力定值为0.024MPa；再热冷段供轴封压力定值为0.033MPa；辅助汽源供轴封压力定值为0.029MPa；轴封溢流控制站压力定值为：0.036MPa；低压轴封减温水调整门温度定值为:150℃。 c.厂用供轴封疏水暖管结束后，且轴封母管汽温高于150℃时，方可送轴封。 e.确认轴抽风机入口门全开后启动一台轴抽风机，检查正常后投入联锁，使轴加汽侧呈微负压（-6.3KPa）。 f.保持高中低压轴封进汽分门及排汽门全开。 g.机组180MW时，进入自密封状态，低谷负荷(80-180MW)使用再热冷段供轴封，主汽及厂用汽源轴封站投入热备用。 3）全面检查机组启动前的管道及缸体疏水确认疏水全部打开 4）提高凝结器真空至77.66KPa以上。 5）当电动主闸门前汽温升至高于自动主汽门壳体温度时，开启电动旁路门疏水暖管10分钟后全开电动主闸门，将门前疏水均排至凝汽器，冷态启动时应提前全开电动主闸门。 6）旁路系统依锅炉要求开启，低旁开启时先开3级减温水电动隔离门，注意真空应高于-50KPa，且注意低旁减温水自动投入应正常，可开启凝汽器水幕喷水门。 7）进行高压缸预暖，主汽阀预暖。 70、 正常停机前应做哪些准备工作？答、1）机组长接到停机命令后通知各有关岗位做好停机准备工作。 2）停机前应对各系统设备进行一次全面检查，记录缺陷。 3）停机前的试验项目。 a启停试验交、直流润滑油泵、高压启动油泵、顶轴油泵、空试盘车电机工作均应正常。 b若试验不合格，非紧急故障停机条件可暂缓停机，以便进行消除， 4)做好轴封供汽系统及夹层加热系统、高、低压旁路、除氧器备用汽源的暖管疏水工作。 5)检查电动给水泵组处于良好备用状态。 6)做好冷段供小机管道疏水准备工作。 7)当本机供厂用汽系统时，则应改为邻机供汽。 71、 说出滑参数停机的注意事项。答、1)滑降过程中严格按照各项控制指标进行滑参数，并尽量保持主、再热汽温一致低负荷时汽温至少要有50℃的过热度。 2)滑降过程中，应加强机、炉之间的协调控制，减小主、再热汽温差。 3)减负荷过程中或试验时发现主、调汽门卡涩或存在关不回现象时应设法消除，若缺陷无法处理时，应先减负荷至15MW，将电动主闸门关闭后，确认负荷至“０”，再打闸然后解列。 4)正常情况下，高、低加随机滑停，若试验中发现抽汽逆止门卡涩或不能关严，在停机前应先将抽汽电动门关闭，防止加热器疏水闪蒸形成的蒸汽倒流入汽轮机造成超速。 5)滑降过程中，主、再热汽温若出现调节失控，温度下降在连续15min内允许最大温降量应<50℃，若连续15min内其温降量达80℃以上时应立即停机。 6)滑降过程中机组出现异常振动时，应立即停止降温、降压、查明原因，若控制无效时，根据情况减负荷。 7)滑降过程中若缸体上下壁温差达到上限控制值时，应迅速减负荷停机。 8)机组打闸后应确认高排逆止门处于关闭状态，否则将延长转子惰走时间。 72、 事故停机的条件是什么？答、1）机组发生强烈振动，轴承振动达0.08mm以上。 2）汽轮机内有清晰的金属摩擦声或撞击声。 3）汽轮机发生水冲击或主、再热蒸汽温度10min内急剧下降50℃以上。 4）任一轴承回油温度升至75℃或任一轴承断油冒烟时。 5）任一支持轴承瓦温升至115℃或推力轴承瓦温升至110℃时。 6）轴封或挡油环严重摩擦，冒火花。 7）润滑油压低压0.039MPa，启动辅助油泵无效时。 8）油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全时。 9）轴向位移超过跳闸值而保护拒动时。 10）汽轮机转速超过3360r/min，而超速保护未动作时。 11）主油箱油位降至低油位停机值，补油无效时。 12）发电机冒烟着火或氢系统发生爆炸。 13）凝汽器真空快速降至-68KPa以下（压力升至19.7KPa以上），或循环水中断不能立即恢复时。 73、 立即停机的条件有哪些？答、1）主、再热蒸汽管破裂，机组无法运行时。 2）凝结泵故障，而备用泵不能投入，造成凝汽器水位过高时。 3）机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过15min时。 4） DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行时。 5）高中压缸、低压缸胀差增大，调整无效超过极限值时。 6）机组处于电动机状态运行时间超过1min时。 7）油系统严重泄漏无法维持运行时。 8）抗燃油压下降至7.83 Map以下或抗燃油箱油位低到406.4mm以下。 74、 蒸汽参数异常时的注意事项有哪些？答、 1）蒸汽参数异常时，应加强监视机组及管道的振动，轴向位移、胀差、推力瓦温及汽缸温度的变化，并对汽轮机进行全面检查。 2）若汽温下降时，应适当降低汽压，以保证蒸汽过热度不低于120℃。 3）汽温、汽压同时下降时，按汽温下降处理。 75、 凝汽器真空下降时应主要监视哪些参数？答、a.检查轴封压力的变化并调整至正常压力。 b.检查射水泵电流及出口压力的变化，当确认因射水泵不打水所致，应立即启动备用泵运行，停止该泵，查明原因（轴端卡兰处漏空气或水池水位过低所致）并处理后，重新注水赶尽空气后投入备用。 c.因凝汽器水位异常升高所致时，应检查补水调整门是否失灵，采取#4低加出口门前放水门放水，并联系化学人员化验水质硬度，确认凝汽器是否泄漏，凝结泵入口滤网是否堵塞并校验上下水位。 d.检查当时机组有无影响真空下降的操作，如有应立即停止或恢复系统运行方式。 e.根据真空下降的快慢及真空与负荷的对应关系，若需通过减负荷来调整真空时，应采取超前减负荷的方式，待真空上升时，再相应地增加负荷。 f.排汽缸温度≥80℃时，注意汽缸喷水自动投入。 g.真空降至75KPa时，禁投低旁。 h.夏季机组运行真空较低，注意各监视段压力升高不得超限，否则应相应降低负荷。 i.真空下降时，将影响小机的出力，注意辅汽的投入调节应正常，否则将造成汽包水位下降。 j.当真空下降是因循环水量偏少造成或循环水温升增大所致，应保持两台循环泵运行并检查二次漉网差压情况。 76、 凝汽器真空下降时如何进行处理？答、发现真空下降时，应及时对照其它真空表，排汽缸温度及热工信号报警情况属实后应迅速查明原因进行处理，若真空降至79.66KPa时，联启射水泵提高真空，同时发“凝汽器真空低”报警信号；当真空降至79.66KPa以下时，应通过降负荷来保证真空不低于79.66KPa；当真空降至79.66KPa─74.66Kpa之间时，通过减负荷最低至30%额定负荷时，其真空值仍低于79.66KPa，并且持续时间达60min时，应手打停机；当真空降至68KPa时，低真空保护动作停机，保护拒动时立即手打停机。 77、 汽轮机跳闸后主要应做哪些工作（机侧）？答、1）主控打闸或就地打闸后，检查确认机组转速下降，同时注意下述操作自动进行，否则手操完成。 a.高中压自动主汽门及调速汽门快速关闭。 b.各段抽汽逆止门及高排逆止门迅速关闭。 c.检查轴封供汽，必要时切换成辅助汽源供汽。 d.除氧器辅助汽源电动门联开。 e.高、低加进汽电动门联动关闭，高加水侧解列。 f.各程控疏水门在“自动”位时联动开启。 2）立即启动交流润滑油泵，停止氢冷升压泵。 3）全开真空破坏门，停止射水抽运行。 4）将程控疏水门解除“自动”后关闭，并将热备用疏水门关闭，维持除氧器在正常水位以下，禁止热汽、热水排至凝汽器。 5）启动电动给水泵，停止两台汽动泵运行。 6）根据需要开启高、低旁，注意减温水应"自动"投入,并开启凝汽器水幕喷水电动门,当真空降至75KPa时，适当调整低旁开度，防止高旁在开位造成再热汽系统超压。 7）注意轴封一挡泄汽至除氧器电动门应联关，否则手动关闭。 8）低压缸喷水应“自动”投入，否则改“手动”投入。 9）注意凝结水最小流量阀应“自动”打开，否则“手动”位打开。 10）关闭高压门杆漏汽门。 11）根据情况需要关闭电动主闸门。 12）注意机组惰走情况，记录解列和静止时间。 13）完成停机后的其它操作。 78、 汽轮机进冷水、冷气的处理方法有哪些？答、1）运行中主、再热汽温度突降超过规定值或下降至极限值，按紧急停机处理。 2）汽轮机盘车期间发现进水，必须保持盘车运行一直到汽轮机上下缸温差恢复正常。同时加强汽轮机内部声音，转子偏心度，盘车电流等的监视。 3）汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机进行盘车。 4）汽轮机运行中进水监测报警时，如高排管道疏水罐水位报警和各段抽汽管道防进水热电偶温差>40℃时，应迅速查明原因并消除。若振动、胀差、上下缸温差的变化达到停机值时应立即停机。 79、 轴向位移增大的处理方法有哪些？答、1）发现轴向位移增大时，首先查明原因，同时注意推力瓦温、胀差、振动是否正常。 2）当轴向位移增大至＋0.6mm或-1.05mm时，应及时汇报单元长，采取减负荷方式，使转子轴向位移下降至正常值。 3）当轴向位移增大至+1.2mm或-1.65mm时，汽机自动遮断停机，否则应手动破坏真空紧急事故停机。 4）当轴向位移增大并伴有不正常的响声，剧烈振动，应立即破坏真空紧急事故停机。 5）当旁路误开应立即关闭。 80、 汽轮机备用油泵运行失常的处理方法有哪些？答1）汽轮机在启动中如转速在2000r/min及以上，高压启动油泵故障且自动主汽门未关闭时，应迅速升至全速，否则，应立即停机。 2）正常停机前发现备用润滑油泵均有故障，应修复一台油泵后停机。 3）汽轮机在启动过程中如转速在2000r/min以下，或在停机过程中，若交流润滑油泵故障，应立即启动直流润滑油泵及顶轴油泵进行停机，同时注意各轴承温度的变化。

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