发电厂巡检考试复习题（实际操作部分）

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巡检考试复习题--实际操作部分

1. 熟记主机各项参数和主要辅机的主要参数。 答：？

2. 机组启动时的主要注意事项。

答：①冷态启动时，锅炉点火开始至机组并网带初负荷期间，应严格控制锅炉出口烟气温度小于538℃，以防再热器管屏过热。升温、升压速度不宜过快，一般升温率在2℃／min以下，升压率在0.147MPa/min以下，并监视炉体膨胀均匀。

②汽轮机在冷态启动时，进入汽轮机的主蒸汽至少有56℃过热度，但其最高温度不得大于427℃，主汽门前的蒸汽压力和温度满足“启动时的主蒸汽参数”曲线要求，汽机暖机时间应根据首级金属温度和中压持环温度中的最低者由“冷态启动暖机时间确定曲线”决定，在任何情况下不得减少中速暖机时间。

③汽机在热态启动时，进入汽机的蒸汽参数应满足“热态启动时主蒸汽参数”曲线的要求，任何情况下第一级叶片蒸汽温度不允许比第一级叶片金属温度高111℃或低56℃，根据汽轮机热态启动曲线决定升速率、冲转参数和5%负荷暖机时间。

④在机组并网后应关闭锅炉5%旁路，退出炉烟温度计，关闭省煤器再循环阀。

⑤机组启动期间，化学应定期进行水质化验，保证合格的汽水品质，锅炉采用降压及开大连排方法进行洗硅。

⑥锅炉点火后，立即投入空气预热器连续蒸汽吹灰

3. 锅炉上水有哪些要求？

答：一般规定：冷炉上水时，进入汽包的水温不得高于90℃。水位达到汽包正常水位下-100mm处所需时间，中压锅炉夏季不少于1小时，冬季不少于2小时；高压以上锅炉，夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。如果锅炉金属温度较低，而水温又较高时，应适当延长上水时间。

4. 锅炉上水有几种方式？

答：①用凝输泵进行上水②用凝泵进行上水③用电泵上水

5. 暖炉油层启动许可条件（规程）？

答：①风量小于40%②火嘴在水平位置③无主燃料跳闸信号④燃油温度不低⑤燃油压力不低⑥雾化蒸汽压力不低⑦燃油跳闸阀开启⑧探头冷却风压不低 6. 小油枪点火的操作步骤？ 答：①启动前检查

?检查就地各角控制柜电源指示灯亮、点火器关指示灯亮、微量油枪油阀关指示灯亮、气阀关指示灯亮，其它灯灭，确认为控制柜工作正常。

?检查启动微量油枪高压风机运行正常，出口挡板位置正确。

?检查微量油枪母管过滤器总门开启并且有一个过滤器在投入状态，另一个过滤器在备用状态。

?锅炉吹扫完成后确认MFT复位，开启燃油速断阀。 ?开启微量油枪点火油供油总阀，确认燃油母管油压正常（1.71MPa左右）。

?开启微量油枪点火油供气总阀，确认供气母管气压正常（大于0.30MPa）。

?检查微量油枪供油门开启，旁路门关闭。调整油压在1.2MPa~1.5MPa确认油枪不漏油。

?检查微量油枪空气阀截门开启，旁路门关闭。

?确认微量油枪油电磁阀、气电磁阀关闭反馈正常。 ?检查微量油枪的辅助油枪油阀和空气阀在关闭状态。

⑴开启最下层二次风挡板，开度20%~30%。

⑵开启A层燃料风、AB层辅助风挡板，开度20%~30%。 ⑶其它各层辅助风挡板开度在20%左右。 ⑷启动两台一次风机运行，维持一次风母管压力6kPa。 ⑸手动开启运行锅炉至准备点火启动锅炉热一次风联络挡板。同时注意监视运行锅炉一次风压变化，保持一次风压稳定。

⑹检查A磨煤机系统正常具备投入条件。 ⑺投入空预器连续蒸汽吹灰。

⑻缓慢手动开启热一次风至准备启动锅炉侧的热一次风联络挡板，注意保持一次风压正常。 ②微量油枪投入运行

?首先投入#1角微量油枪,确认主油枪着火后投入一支靠近主油枪的辅助油枪运行。依次投入其它三个角的主油枪及辅助油枪。观察微量油枪着火稳定。 a将微量油枪切到远控状态下，遥控变红色。 b点火器打火，开启油电磁阀。

c确认微量油枪火检后，开启空气电磁阀。 d开启靠近主油枪的辅助油枪的油阀和空气阀。调整辅助油枪油压在1.1~1.5MPa。

e微量油枪着火稳定后,投入第二支辅助油枪。调整辅助油枪油压在1.1~1.5MPa。准备启动A磨煤机。 ?将A磨煤机运行方式切换至“微油方式”，启动A磨煤机运行，给煤量13t/h，根据升温升压情况调整给煤量在13~32t/h，调整磨煤机入口风量60~70km3/h。并根据燃烧情况及时调整煤粉量和二次风挡板开度。 ?A磨煤机投入运行后，逐渐开启二次风挡板，保证通风量。

?就地检查煤粉着火良好。A磨投入运行后二十分钟，停止各角第二支辅助油枪。

?如果煤粉着火不稳定，及时调整给煤量。调整A磨入口风量，保证磨煤机运行正常。 ?当热风温度升至170℃以上时，将临炉热一次风倒至

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本炉热一次风运行。

?机组冲转并网后，投入第二支辅助油枪，启动B磨煤机运行，给煤量17t/h，并根据升负荷需要加大给煤量，保持A磨煤机给煤量31~32t/h。

?当负荷300MW左右时，观察燃烧稳定，可以停止微量油枪主油枪及辅助油枪运行。A磨煤机运行方式切换至“正常方式”。

7. 大油枪点火煌操作步骤，三、四号炉用大油枪点

火在操作上有什么不同？

答：三号炉大油枪的控制方式为手动角方式，油枪、点火器的投入及控制阀的开启均需手动在OIS上操作。

四号炉大油枪的控制方式为自动角方式，油枪、点火器的投入及控制阀的开启均自动进行，运行人员只需在OIS上按下投入键即可。

8. 机组冷态启动，锅炉从点火到冲转过程炉侧有哪

些主要操作？

答：锅炉保护切至“微油枪点火方式” 检查燃油系统运行正常

检查炉膛吹扫条件满足，炉膛吹扫 吹扫结束，确认锅炉MFT信号自动复位

确认A、B磨煤机冷风关断门、磨出口门全开，冷风调节挡板适当开度

确认两台一次风机检查完毕，启动运行正常后，提高一次风压为4.5KPa，确认密封风机联动启动并运行正常

确认暖炉油启动许可条件满足 各二次风挡板置于点火状态 投空气预热器连续吹灰

锅炉点火，投入微量油枪，就地确认正常并调节油压，着火后、立即投入辅助油枪，确认油压1.2～1.5MPa 将本炉一次风压提高到7.8KPa，先后开启邻炉一次热风两个联络挡板，注意对运行锅炉一次风压的影响，保证运行锅炉一次风压稳定。适当减少送风机的风量，保证炉膛总风量在合理范围

确认A磨煤机具备微油枪方式启动条件 启动A磨煤机，并确认正常，进行暖磨 启动A磨煤机液压油泵，并确认正常

启动A给煤机，初始煤量17t/h，风量53千立方米每小时

保证后墙放水电动门长开状态，直至机组带负荷后，汽水品质合格

就地加强检查，注意炉膛着火稳定，盘上炉膛负压稳定

盘上监视炉膛尾部各点温升平稳，防止尾部烟道二次燃烧

每小时记录一次锅炉主要膨胀点的膨胀值 关闭炉顶左右辐射式再热器出口联箱放空气门

锅炉汽包压力0.098Mpa，冲洗汽包水面计

锅炉汽包压力0.172Mpa，关闭汽包两侧放空气门 锅炉汽包压力0.196Mpa，关闭过热器系统放空气门 锅炉汽包压力0.490Mpa，关闭顶棚管入口疏水门 通知锅炉检修热紧螺丝，通知热工冲洗仪表管路

炉暖风器冲洗机侧管路，取样合格后，疏水倒至疏扩。防止定排压力高，暖风器疏水不畅

锅炉汽包压力0.50Mpa，投入机组30%旁路系统（确认凝汽器真空正常、循环水运行正常）、控制机组升温、升压率

锅炉汽包压力0.686Mpa，启动（）号炉水泵 锅炉汽包压力1.60Mpa，炉水泵注水切至自循环 视热一次风温情况，开启热一次风隔绝插板，关闭邻炉热风手动门

A给煤机指令大于41%，确认B磨煤机具备启动条件 启动B磨煤机，并确认正常，进行暖磨

9. 汽机冲转前对DEH系统进行哪些检查和确认？ 答：确认汽机DEH系统灯检正常

关闭高旁，再热器压力为0时，关闭低压旁路及低旁减温水在DEH盘上汽机30%旁路系统请求切除，确认再热器压力为零

确认汽机DEH系统阀门试验钥匙开关置向“切除”位置

确认汽机DEH系统自动/手动钥匙开关置向“自动”位置

确认汽机DEH系统超速保护钥匙开关置向“投入”位置

确认汽机DEH系统维修试验钥匙开关置向“切除”位置

确认汽机DEH系统盘复位钥匙开关置向“运行”位置 确认汽机DEH系统“双机运行”键灯亮 确认汽机DEH系统“全自动”键灯亮

确认汽机DEH系统“A机”或“B机”键灯亮 确认汽机DEH系统“单阀”键灯亮 确认汽机DEH系统“ATC监视”键灯亮 确认汽机DEH系统“旁路切除”键灯亮 确认汽机DEH系统“紧急停机”键灯亮

ETS装置1、2号通道试验开关均置向“切除”位置 ETS装置超速跳闸钥匙开关在“投入”位置 10. 汽机复置条件？

答：①不存在机组禁止启动的条件。

②下列控制指标在限额范围内并充分考虑启动后的变化趋势，而且在复置时应无明显的变化趋势。

控制项目 控制限额 第 2 页 共 18 页

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高压胀差转子伸长 高压胀差转子缩短 低压胀差转子伸长 低压胀差转子缩短 轴向位移调速端 轴向位移发电机端 汽缸上下缸金属温差 转子偏心度 汽缸内外壁温度差 5.7mm 3.7mm 22mm 3.5mm -0.9mm 0.9mm ＜42℃ ＜0.076mm ＜83℃ ③汽机冲转参数已达到：主汽压力4.12MPa，主蒸汽温度320℃。

④凝汽器#1、#2真空大于90KPa。

⑤机组所有的辅助设备及系统运行正常。 ⑥启动前机组试验已全部完成。 ⑦汽轮机润滑油温度不低于30℃。 ⑧低压缸喷水控制好用。

⑨确认再热汽压力应低于0.01MPa。

⑩确认高低压旁路已关闭，DEH盘“旁路已切除”键灯亮。

11. 汽轮机冲转前的操作与检查（冷态）？

答：①确认机组ETS电超速保护和DEH电超速保护投入。 ②确认发电机同期开关在“断开”位置。

③在CRT上确认主汽压力、温度满足机组冷态启动的要求。

④在CRT上确认汽机第一级金属温度小于121℃，根据汽机中压持环金属温度，在汽机冷态启动暖机时间曲线上确定暖机时间。

⑤确认汽机在盘车状态，并已复置。 ⑥确认发电机-变压器组保护投入。

⑦确认机组所有辅助设备及系统运行正常，报警系统正常，无异常报警信号。

⑧确认发电机内氢压不超过0.4MPa，纯度为98%以上，密封油与氢气差压为0.084MPa。

⑨确认氢冷器、润滑油冷却器、密封油空侧及氢侧冷却器、励磁机空冷器、定子水冷却器注水排气完毕，通水正常。

12. 机组冷态启动，汽轮机从挂闸到定速的操作过程

及检查项目？（按规程回答）？ 答：（1）得值长令后进行汽机复置，首先在汽轮机头将挂闸/跳闸手柄置向挂闸位置，确认薄膜阀上跳闸油压在0.6MPa以上，然后再ETS盘上按汽机“复置”键，保持2秒以上，确认“汽机跳闸”灯灭。

（2）在DEH-阀位显示画面上确认＃1、2中压主汽门开度在100%，“汽机脱扣”信号变为“挂闸”信号。 （3）设定阀限：在DEH转速控制站上按“阀限”键，在数字键上输入100，按“确认”键，则阀限已设置为100，在DEH-阀位显示画面上确认中调门开度升至

100%。 （4）在DEH转速控制站上按“TV控制”键，在DEH-阀位显示画面上确认高调门开度升至100%。此时DEH盘上目标值、给定值应为0。 （5）在DEH操作盘上按“紧急停机”按钮，就地确认RV、GV、IV关闭无卡涩现象。 （6）将汽机重新复置。 （7）汽机冲转前的操作与检查 （8）确认机组ETS电超速保护和DEH电超速保护投入。7.3.3.2确认发电机同期开关在“断开”位置。 （9）在CRT上确认主汽压力、温度满足机组冷态启动的要求。

（10）在CRT上确认汽机第一级金属温度小于121℃，根据汽机中压持环金属温度，在汽机冷态启动暖机时间曲线上确定暖机时间。

（11）确认汽机在盘车状态，并已复置。 （12）确认发电机-变压器组保护投入。

（13）确认机组所有辅助设备及系统运行正常，报警系统正常，无异常报警信号。

（14）确认发电机内氢压不超过0.4MPa，纯度为98%以上，密封油与氢气差压为0.084MPa。

（15）确认氢冷器、润滑油冷却器、密封油空侧及氢侧冷却器、励磁机空冷器、定子水冷却器注水排气完毕，通水正常。

（16）汽机冲转、升速至600r／min

17在DEH转速控制站上设定转速目标值60Or／min，升速率100r／min，按“确认”键后，“保持”键灯亮，在CRT上确认输入正确后，按“进行”键，主汽门预启阀打开，汽机开始升速，当DEH-CRT显示转速大于3r／min时，就地确认盘车装置与主机自动脱离，将手柄扳向脱离位置，停止盘车装置运行。

（18）在CRT上监视大轴偏心度、轴承温度、胀差和轴向位移变化情况。

（19）当CRT显示实际转速为600r／min时，“进行”键灯灭，“保持”键灯亮，汽机保持在60Or／min进行下列检查：

（20）就地倾听汽轮机组转动部分声音正常，包括缸体内部、轴承和轴封区内部、发电机和励磁机内部声音。

（21）确认DEH监视由偏心度转入轴承振动监视，检查各轴承振动、回油情况正常，各轴承回油温度在60～71℃之间，各轴承金属温度＜90.5℃。 （22）检查冷油器出口油温在43～49℃。

（23）打开低压缸喷水阀，确认汽机本体及系统疏水阀已打开。

（24）汽机从600r／min升速至2400r／min

（25）在DEH转速控制站上设定转速目标值2400r/min，

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升速率仍为100r/min，按“确认”键后，“保持”键灯亮。

（26）按“进行”键，机组继续升速，在CRT上监视汽轮机转速上升情况及各项控制指标的变化趋势。

（27）当汽机升速至1600r／min时停止顶轴油泵运行。 （28）当CRT显示实际转速为2400r／min时，“进行”键灯灭，机组保持在2400r／min，开始暖机。

（29）当再热主汽门前汽温达到260℃时，开始暖机计时，任何情况下都不得减少确定的暖机时间。 （30）暧机时间内限制主汽温度不超过426℃。

（31）暖机时间内注意倾听机组各转动部分声音正常，做好进一步升速的准备工作。 （32）暖机期间的准备工作：

a.进行二台小汽轮机的启动准备及汽动给水泵暖泵。 b.进行一次风机和制粉系统的检查，做好启动前的准备工作。

c.进行高低压加热器系统的检查。 d.对主机的各项指标进行全面检查。 e.对电气系统进行启动前的准备工作。 （33）汽机从2400r／min升速至2930r／min （34）确定的暖机时间完成。

（35）缸体已均匀胀出，无膨胀受阻现象，左右两侧总胀值正常增大。

（36）高压、低压胀差逐步稳定缩小。 （37）各项控制指标不超限，并相对稳定。

（38）在DEH转速控制站上设定转速目标值2930r／min，升速率100r／min，按“确认”键后，“保持”键灯亮.

（39）按“进行“键，机组继续升速，在CRT监视汽机转速上升情况。

（40）当CRT显示实际转速为2930r／min时，“进行”灯灭，机组保持2930r／min，准备阀切换。 （41）高压主汽门控制与高压调门控制切换

（42）在阀切换前由下列公式算出高压蒸汽室金属温度：

Ts=T1＋1.36（T2－T1） Ts——蒸汽室金属温度 T1——蒸汽室外壁金属温度 T2——蒸汽室内壁金属温度

根据汽机启动时主蒸汽参数曲线图，确认计算的蒸汽室金属温度≥主蒸汽压力下的饱和温度，否则不准进行阀切换。

（43）在DEH功率控制站上确认“单阀控制”键灯亮。 （44）在DEH转速控制站上按下“GV控制”键且灯亮，“TV控制”键灯灭，在DEH阀位显示画面上确认高压调节门从全开位置很快关下，当实际转速下降30r／min以后，DEH已切换到高压调门控制，高压主汽阀逐渐开启直到全开。此时由高压调门控制汽机转速稳定在2930r／min，阀切换完成。

（45）汽机升速至3000r／min

（46）在DEH转速控制站上设定转速目标值3000r／min，升速率50r／min，按“确认”键后，“保持”键灯亮。

（47）按“进行”键，在CRT显示汽轮机转速上升情况。 （48）当CRT显示汽机转速为3000r／min时，“进行”键灯灭，机组保持在3000r／min运行，在CRT上显示机组进入同步范围。

（49）进行脱扣试验，以确认脱扣装置与高中压主汽门、调门的动作情况。

（50）就地或室内脱扣汽机。

（51）就地确认高中压主汽门、高中压调门迅速关闭，无卡涩现象，汽机跳闸报警，CRT显示汽机转速下降。 （52）确认脱扣装置与高中压主汽门、调门动作正常后重新复置汽轮机。

（53）再次将汽机升速至3000r／min。 13. 机组升速过程中的注意事项？

答：①机组升速过程中，在任何转速下，当汽轮发电机组任何一个轴承振动达到0.254mm时，立即脱扣汽机，按紧急停机处理。

②机组升速过程中，当振动达到报警值时.进行如下处理：

③立即进行转速保持，若在共振区域内，则将转速降至共振区域以下再进行保持。

④保持15分钟后，如果振动减少或稳定，则升速200r／min，若升速至共振区域内,再升至共振区域以上10r／min进行保持，如在此转速下不产生报警则允许继续升速。

⑤如果保持15分钟后，振动增加，则降速200r／min，若降至共振转速范围内，应再降至共振转速以下进行保持，若转速必须降至600r／min以下时，注意监视转子偏心度，当偏心度＞0.076mm时停机，进行盘车，直至偏心度＜0.076mm方可再次启动。

⑥机组升速过程中，应严密监视高压蒸汽室内外壁金属温差，其值应保持在“汽机蒸汽室内外壁金属温度”曲线允许范围内。

⑦在机组转速＜600r／min，应对汽机偏心度进行监视，当机组转速＞600r／min时，应对汽机振动进行监视，当机组升速至共振区域内时，应严密监视各轴承振动情况。

⑧禁止在共振区域内保持转速。

⑨当机组在冲过临界转速区域时，升速率会自动变为300r／min，之后又自动恢复原设定值。 14. 机组并列后的检查和操作？（规程） 答:?关闭锅炉5%旁路门。

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?退出炉烟温度计。 ?关闭省煤器再循环门。

?确认过热器、再热器减温水隔离总阀开启。 ?检查发电机、主变运行正常。

?将机组控制切为以锅炉为基础的运行方式。 ?将机组投入定压控制方式。 ?投入主汽压力变化率限制器。

?确认DEH盘“全自动”及“ATC监视”键灯亮。在DEH功率控制站选择“CCS遥控”方式，将汽机调门控制切至CCS控制方式。

?机组带5%初负荷时，超速保护监视灯也许亮，这是正常的。一旦机组超过5%负荷，此灯即熄灭，如果当负荷升至10%以上时，此灯仍亮，应立即通知检修人员进行检查。

⑴增加锅炉燃烧率，以3.96MW／min的负荷变化率进行升负荷。

⑵打开所有抽汽电动门，高低压加热器、除氧器随机滑起。

⑶按照锅炉洗硅规定进行洗硅操作。 15. 高加随机滑启的操作过程？ 答:①检查阀门、仪表完好。

②全开加热器的进、出口阀，旁路阀关闭。 ③全开加热器进汽阀，稍开管、壳侧启动放气阀 ④关闭加热器管、壳侧放水阀（初次起动时两阀应开启，冲洗合格后关阀）。

⑤对低加、高加进行注水待启动放气见水后关闭。 ⑥汽轮机冲转后，壳侧进汽，高加启动放气见汽后关闭，开连续放气阀。

⑦低压加热器采用正常疏水，1、2号高加正常疏水，3号高加疏水至凝汽器，当3号高加汽侧压力达到一定压力后开启至除氧器疏水阀，关闭至凝汽器疏水阀。 16. 机组功率控制方式的投入顺序？

答:①制粉系统运行稳定，锅炉负荷、汽压稳定。 ②DEH控制方式在遥控。

③至少有一台给煤机控制投入自动，一般选择至少三台给煤机控制投自动且投自动的给煤机转速大于50%。 ④在CCS控制站上依次将燃料主调控制站、锅炉主调控制站、汽机主调控制站投入自动，机组功率控制方式即投入。

⑤在CCS控制站上可以进行负荷变化率、主汽压力、负荷定值的设定。

17. 机组在“功率控制方式”下的负荷调节方法？ 答:①确认DEH-CRT上的“ATC”、“CCS投入”键灯亮。 ②在OIS盘上确认燃料主调、锅炉主调、汽机主调均在“自动”状态，最高负荷限制、最低负荷限制定值合理。

③在OIS盘上进行如下操作： ?设定允许的负荷变化率。 ?设定目标负荷。 ?选定“GO”。

④确认机组的实际负荷指令，以一定的速率改变，直至实际负荷指令与目标负荷指令一致。

⑤确认投入自动的给煤机转速控制指令随着负荷指令的改变而改变，必要时应手动调整处于手动状态的给煤机转速。

⑥及时调整一二次汽温及锅炉氧量。

⑦负荷调节结束，检查机组的主要控制指标均正常，若在负荷调节过程中，DEH出现保持工况时，应立即按下OIS盘上的“保持”按钮，停止负荷调节。 18. 锅炉燃烧调整的内容？（规程）

答:目的：锅炉正常燃烧时，燃烧的着火距离适中，火焰稳定且均匀地充满燃烧室，不应直接冲刷水冷壁，各段受热面两侧烟温偏差不超过设计值，尽量减少不完全燃烧热损失，以提高锅炉运行的经济性，保证锅炉受热面不超温，不结焦积灰，提高锅炉运行的安全性。

①风量的调整：

正常运行时，及时调整送风机、引风机风量，维持正常的炉膛压力和氧量，额定负荷维持炉膛出口氧量4.2%；及时调整一、二次风率、风速及二次风分配，组织炉内良好的燃烧工况。当锅炉负荷增加时，应先增加风量，随之增加燃料量；反之，锅炉减负荷时应先减少燃料量，后减少风量，并加强风量和燃料量的协调配合。运行人员应掌握入炉煤的主要成分（发热量、挥发份、水份、灰份、固定碳等）。

运行人员应根据锅炉负荷及氧量情况及时切换引风机的高低速运行，在保证锅炉安全经济的前提下节约厂用电量。 ②燃料量的调整：

负荷变化不大时，通过调整运行中制粉系统的出力来满足负荷的要求；负荷变化较大时，通过启停制粉系统的方式来满足负荷的要求。及时调整一次风量满足风压要求。

③煤粉燃烧器的调整：

各煤粉燃烧器的煤粉气流应均匀；高负荷运行时，应将最大数量的煤粉燃烧器投入运行，并合理分配各层煤粉燃烧器的供粉量，以均衡炉膛热负荷，减少热偏差；低负荷运行时，尽量少投煤粉燃烧器，保持较高的煤粉浓度，且煤粉燃烧器尽量避免隔层燃烧；煤粉燃烧器投用后，及时进行风量调整，确保煤粉完全燃烧。

19. 汽包水位的监视与调整内容？（规程）

答:①锅炉的两台汽动给水泵和一台电动给水泵均可接收CCS系统的指令，自动调节汽包水位，但汽动泵和

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电动泵不可同时投入自动控制。 ②锅炉负荷在10%以下，给水自动调节系统为单冲量控制，负荷在l0%以上，为三冲量水位控制。

③锅炉汽包水位正常运行中，应维持在汽包中心线下的“0”水位，其变化范围为±5Omm。

④汽包水位允许的高限为+127mm，低限-177mm，汽包水位+254或-381mm时，为保持炉水循环，防止炉水泵汽化和损坏，MFT动作。

⑤机组运行期间，运行中的汽动给水泵#1（#3）、#2（#4）转速控制均应投入自动，若发现给水调节自动失灵应立即切至手动控制。维持汽包水位在正常范围内，值班员应迅速汇报值长联系热工尽快处理。 ⑥当汽包水位由于手动调整不当造成汽包水位上升时，可用开大连排及炉后墙放水门的方法，降低水位至正常范围。

⑦进行水位调节的手／自动切换时，应手动将水位调至汽包“0”水位，然后投入给水自动，防止自动调节系统发生大的扰动。

⑧机组运行期间，每班应进行二次汽包就地水位计与控制室水位表的校对工作。

20. 主、再热汽温的调整原则？（规程） 答:?机组运行期间，锅炉过热器出口汽温和再热器出口汽温应保持540.6℃，汽机高中压主汽门前入口汽温537℃。

?过热器出口汽温的调节采用两级减温方式，一级减温器位于分隔屏入口，被调量为后屏过热器出口汽温，二级减温器位于屏式过热器入口，被调量为过热器出口汽温，正常值为540.6℃，允许的高限为545℃，低限为530℃。两侧蒸汽温度偏差允许值为14℃，过热汽与再热汽温度之差最大不超过28℃。

?蒸汽温度的调整应以烟气侧为主，蒸汽侧为辅。烟气侧的调整主要是改变火焰中心的位置和流经过热器及再热器的烟气量，以达到调整蒸汽温度的目的。蒸汽侧的调整是根据蒸汽温度的变化情况，适当调节相应减温器的减温水量，即可达到调整汽温的目的。 ?在进行蒸汽温度调整时，操作应平稳、均匀，以防止引起蒸汽温度的急剧变化，确保设备安全经济运行。 ?再热器出口汽温由燃烧器摆动角度进行调节。只有当燃烧器摆动角度控制达极限位置，汽温仍超过额定值5℃时，方可采用再热器入口减温器的喷水调节。 ?正常运行期间，主、再热汽温定值是负荷函数。 ?运行中主蒸汽温度急剧上升，自动调节装置无法将汽温降到正常范围时，应降低锅炉燃烧率，手动调整汽温并查明汽温升高的原因。

?运行中再热汽温急剧上升，自动调节装置无法恢复到正常范围，应立即降低锅炉燃烧率，将燃烧器火咀摆动角降至最低，使用喷水减温调整再热汽温至正常范围。

?运行期间，主蒸汽和再热蒸汽温度自动调节系统应处于良好的工作状态，如发生故障，应立即将自动汽温调节装置切为手动，并立即通知热工设法尽快恢复自动调节装置运行。

?低负荷运行及滑参数停机过程中，应调整好减温水量，保证主再热汽温具有一定的过热度，防止水击事故的发生。

⑴当机组发生MFT时以及运行中主汽温度急剧下降无法恢复时，过热器及再热器减温水快关阀强行关闭。 21. 发电机进相运行深度规定及进相运行期间的监视

项目？

答：发电机可以在进相0.95功率因数下，带额定容量长期连续运行。

发电机进相运行深度规定：

a）发电机在不同负荷下可吸收系统无功的数值由发电机进相试验确定。

b）在减少发电机无功接近进相试验值时，操作一定要缓慢；严禁超过其进相试验值运行。 发电机进相运行期间的监视项目：

a）发电机的端电压、厂用母线电压不得低于额定值的95%，即发电机端电压不低于19KV，6KV厂用母线电压不低于5.7KV，400V厂用母线电压不低于361V。发电机运行工况应符合容量曲线。

b）发电机冷却水系统的压力、流量、温度正常；氢气压力、纯度及冷、热氢温度正常。

c）发电机定子线圈、定子铁芯温度正常，各部温

度、温差或温升不超过规定值。

d）进相运行应保证发电机的静态稳定性，功角不超过70度。

发电机自动励磁调节装置运行正常，过励限制、低励限制、电压/频率限制、失磁保护满足进相运行的要求且投入正常。

22. 锅炉熄火后的主要操作？

答：?汽机打闸后，确认锅炉MFT动作。 ?确认所有油层均停止，炉膛火球检测器显示无火焰。 ?确认BTG屏“MFT”光字牌亮，“锅炉跳闸”按钮灯亮。

?手动开启炉5%旁路30分钟左右。停空预器蒸汽吹灰。 ?开启燃油再循环阀。

?保持30%额定风量对炉膛进行5-10分钟吹扫，然后将总风量降至10%额定风量后，停止一组风系统。 ?切除给水控制自动，继续向锅炉进水，当汽包水位达+200mm时，停止给水泵运行，开启省煤器再循环阀。 ?停止两台炉水泵，保留一台炉水泵运行。 ?当空气预热器进口烟温低于204℃时，停止最后一组风系统。

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?当炉膛温度低于149℃时，停止扫描风机。

⑴当炉水温度低于150℃时，停止第三台炉水泵运行。锅炉放水前，所有炉水泵停电。

⑵当空气预热器进口烟温低于120℃时，停止两台空气预热器运行。

⑶当汽包压力为0.196MPa时，打开炉顶放空气门。 ⑷当汽包压力为0.172MPa时，打开汽包左右两侧空气门。

⑸炉水温度低于93℃时允许进行锅炉放水操作。 ⑹当锅炉采取干式保养措施时，在汽包压力0.8MPa时锅炉放水。

23. 空予器正常运行中的监视项目。

答：?正常时主电机运行，辅电机处于备用状态。空预器运行中应监视电机电流正常，发现电流摆动时应立即检查处理。 ?正常运行时，25%负荷以前空气预热器投连续蒸汽吹灰，25%负荷以后，每8小时投气脉冲吹灰一次。 ?当发生烟气压差增加，锅炉燃烧不稳时，应增加吹灰次数。

?监视空气预热器风烟侧压差及进出口温度，如果两侧出口风温或烟温偏差较大时，应及时查明原因，防止空预器停转或着火。

?正常运行时，检查轴承冷却水压力正常，导向轴承温度＜60℃，达71.1℃报警，支撑轴承温度＜71.1℃，达82.2℃时报警。

?定期检查油位，发现润滑油表面有泡沫，说明冷却系统管路中有漏泄，应及时消除。

?在锅炉带负荷期间，如发现综合冷端温度低于推荐的最低值，应投暖风器运行。

?大小修或改造后的空气预热器首次热态试运或密封系统重新设定后，密封片的摩擦会造成空气预热器的驱动电机电流值偏高，并有小摆动，待密封片磨合后便可恢复正常值，应注意监视驱动电机电流不超标。 ?控制锅炉变负荷速率和空气预热器温差，确保驱动电机电流不超允许值。

?在某些特殊运行工况下（如锅炉安全门整定），可能引起动静部分摩擦。此时可通过增加空气流量或降低空气预热器入口烟温的方法，确保转子变形不超允许值。

⑴锅炉启动或低负荷运行时，加强对空气预热器烟、风温和壁温的监视，防止空气预热器内部着火，一旦发现有着火迹象，立即投入空气预热器蒸汽吹灰，并进行全面检查。

⑵检查空预器各侧扇形板自动调节正常，密封间隙正常。

24. 第一台引风机启动前OIS上的检查和操作项目。 答：①在OIS上开启引风机进出口挡板。②在OIS上关闭引风机入口调节挡板。

③在OIS上全开一台以上送风机入口动叶及进出口挡板。④在OIS上开启所有辅助风挡板。

⑤空气预热器及除尘器烟气通道畅通。⑥引风机的热工及电气保护投入。

25. 引风机高低速切换的注意事项。

答：高低速切换过程中应注意炉膛压力的波动情况。引风机电流、引风机电机电缆温度。倒风机操作应一人进行。

26. 第一台送风机的启动操作（包括启动前、后盘上

的检查）。

答：①送风机电气保护投入。 ②调出送风机系统画面。

ａ送风机出口动叶指令为零，使送风机叶片角度在关闭位置10℃（就地指示）。 ｂ关闭送风机出口挡板。

ｃ开启空气预热器二次风侧出口挡板。 ｄ开启辅助风挡板。

③对应的引风机在运行、且炉膛压力正常。

④在OIS显示送风机启动程控条件许可，启动送风机，观察启动电流返回正常。

⑤送风机启动后等待1分钟自开出口挡板。

⑥送风机启动成功后，另一台送风机自动隔绝。 ⑦送风机出口压力及风量上升，调节炉膛压力、待风量及炉膛压力稳定后，可以投入炉膛压力自动。 ⑧调节送风机入口动叶开度时，应保证炉膛压力在小范围内变化。

⑨根据情况投入暖风器运行。

27. 第一台一次风机的启动操作（包括启动前、后盘

上的检查）。

答：①调出一次风机操作画面。②确认所有磨冷风挡板开度小于5%。

③关一次风机出口挡板及入口动叶。④启动一次风机，观察启动电流返回正常。 ⑤出口挡板自动开启。⑥调整一次风机入口动叶开度，使一次风箱对炉膛差压>6.2KPa。 ⑦如密封风机在自动，则经延时将自动启动密封风机。 28. 制粉系统启动前OIS上的检查和操作。

答：①开启所有磨煤机出口门。②确认磨煤机冷风门开启。③确认磨煤机石子煤排料门开启。 ④确认磨煤机润滑油系统运行正常。

⑤确认磨煤机液压油系统启动准备已完成，控制方式在“远方”。

⑥确认给煤机控制在“远方”方式，并符合启动条件。原煤斗煤位正常

29. 制粉系统的启动过程及启动后的检查和确认。 答：①运行中磨煤机出口温度必须<93℃

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②制粉系统不应有漏粉、漏风及漏油现象。 ③磨煤机应保持密封风压0.7KPa以上。

④磨煤机轴承振动≯0.012mm给煤机轴承振动≯0.012mm密封风机振动≯0.08mm

⑤油箱油位应保持正常、油质良好 ⑥磨煤机上、下碗差压正常 ⑦监视各轴承温度在允许范围内

⑧“磨碗差压高”、“磨煤机功率高”将使给煤机速度减到最低限度。

⑨给煤机启动5S后，如皮带上无煤，磨煤机功率低于最小值则给煤机跳闸，如无“轴颈液压系统许可启动给煤机”信号，给煤机跳闸。

30. 制粉系统正常运行中的监视和调整。

答：磨的运行方式，煤量，磨风量（冷热风挡板控制），磨出口风温，液压油压力，煤粉细度，二次风门开度等。

31. 第一台循环水泵的启动过程。

答：①检查确认循环水泵启动条件满足。

②电机轴承、泵推力轴承冷却水畅通，电机油位正常 ③前池水位正常。

④出口液压蝶阀全关，油箱油位正常，油泵运行正常。 ⑤泵门联锁试验正常，其它保护装置正常。 ⑥凝汽器循环水入口阀各开30°。

⑦检查确认循环水泵已送电，控制开关指示灯指示正确,将泵与其出口阀的联锁开关置“遥控”位。

⑧就地控制屏上启动循环水泵，当出口阀开度达15°时泵启动，泵开始运行，出口阀逐渐全开。

⑨检查循环水出口水压、液压蝶阀油压正常及润滑水流量、压力正常。

⑩启动完毕后将循泵联锁开关置“工作”位。

32. 3、4号机凝结水泵启动前盘上的检查和操作。 答：①600立米水箱水位正常，凝疏泵运行正常，凝汽器补水门开。

②凝泵入口门开，出口门关。 ③精处理出入口门开，旁路门关。

④凝升泵油站运行正常，凝升泵出口门全开。 ⑤7、8号低加出入口门开启，旁路门关闭。 ⑥凝结水再循环调整门全开。

⑦除氧器水位30%、70%调整门好用。 ⑧除氧器排氧门略开。 ⑨启动凝结水泵（工频或变频），检查电机电流及温度，轴承温度，泵出口压力等正常。

33. 3号凝升泵、4号机凝泵变频启动过程。

答：3号机凝升泵：①打开OIS“凝结水升压泵工、变频控制系统”画面，检查#1凝结水升压泵变频具备启动条件。

②打开OIS“凝结水升压泵工、变频控制系统”按手操器中A“#3机凝升泵变频B6405开关”启，B6405开关

合闸，变频器充电。

③按手操器中C“#1凝升泵变频B6405甲开关”启，B6405甲合闸，检查“#2凝升压泵变频B6405乙开关”在开位。

④按手操器中B“凝结水升压泵变频器”启动，#1凝结水升压泵变频启动至设定最低转速。检查电机电流、凝结水压力、流量等参数正常。 ⑤按手操器中E，利用“凝升泵转速调节站”调节转速变化，注意流量、压力变化趋势，检查变频器输出参数正常，同时注意凝升泵其它运行参数变化、就地振动、声音变化等。

⑥根据#1凝结水升压泵情况投入#2凝结水升压泵工频联锁。 4号机凝泵

①打开OIS“凝结水泵工、变频控制系统”画面，检查#3凝结水泵变频具备启动条件。 ②打开OIS“凝结水泵工、变频控制系统”按手操器中C“#4机#3凝泵变频B6606甲开关”启，B6606甲开关合闸。

③按手操器中A“#4机凝泵变频B6606开关”启，B6606合闸，变频器充电。检查“#4凝泵变频B6606乙开关”在开位。

④按手操器中B“凝结水泵变频器”启动，#3凝结水泵变频启动至设定最低转速。检查电机电流、凝结水压力、流量等参数正常。 ⑤按手操器中E，利用“凝泵转速调节站”调节转速变化，注意流量、压力变化趋势，检查变频器输出参数正常，同时注意凝泵其它运行参数变化、就地振动、声音变化等。

⑥根据#3凝结水泵情况投入#4凝结水泵工频联锁。

34. 3、4号机凝结水系统正常运行中的监视和调整。 答：?600立米水箱及凝汽器水位正常。

?凝泵及凝升泵电机电流及温度，轴承温度，振动，声音，出入口压力正常。 ?凝泵抽空气门全开。

?凝泵电机轴承冷却水投入正常。 ?凝泵盘根冷却水投入正常。

?凝结水再循环及除氧器水位调整门动作正常，水位三冲量投入。

?精处理出入口门全开，旁路门全关。 ?低加水位投自动，水位正常。

?凝升泵油站运行正常，油质、油位、油压正常。电机冷却风扇运行正常。

?轴加风机运行正常，水位正常。 ⑴系统无泄漏。

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⑵备用电机备用投入。

35. 除氧器正常运行中的监视项目。

答：①除氧器正常运行中应采用滑压运行方式，注意监视除氧器的压力、温度与机组运行工况相对应，温度变化率不能太快，压力最高不能超过0.865MPa。 ②除氧器正常运行中水位控制应投“自动”、三冲量控制方式，保证除氧器在2200mm水位运行，最高不超过2500mm；最低不得低于1500mm。 ③除氧器正常运行时，辅汽至除氧器压力控制站的主、旁路调节阀的前后隔离阀应全开，压力控制站投“自动”位置，压力设定在0.4MPa。

④除氧器正常运行中溶氧量要合格，如含氧量超限，应调整除氧器排氧门开度，同时也可调整二次汽手动阀，调整一、二次汽的配比，使得除氧器溶氧合格。 ⑤除氧器正常运行中，每班应对就地水位计和远方水位计进行校核。

⑥定期对除氧器水位保护进行试验，保证其动作可靠。 ⑦除氧器正常运行中应对各阀门，管道经常检查，不应有漏水、漏汽、冲击、振动等现象。 36. 电泵启动前的检查和操作。 答：①启动前检查

?检查系统各阀门完整，动作灵活。

?检查系统的各表计齐全，压力表门开启。 ?调节阀的控制气源投入。

?各电动阀电源送上，各指示灯指示正确。 ?电泵润滑油油位正常，油质合格。

?OIS上检查泵组各轴承温度测点显示正常。 ?检查电泵电源选择开关位置。

?开启电泵至过热器、再热器减温水门。 ②冷却水系统的投入

?投入前置泵及主泵的盘根冷却水。 ?投入前置泵及主泵的机械密封冷却水。 ?投入工作油冷油器、润滑油冷却器冷却水。 ?投入电泵电机冷却水。 ③前置泵及主泵的注水

?关闭前置泵及主泵的泵体放水阀及管道放水阀，开启管道的放空气阀。

?缓慢开启前置泵入口阀10～20%，对前置泵、主泵及管道注水。

?当主泵出口空气阀见水后关闭。 ④机械密封水投入

?开启磁性过滤器的出入口阀。

?密封水冷却器的空气阀见水后关闭。

⑤暧泵系统投入：除氧器水温度50℃以上应投入电泵暧泵系统。

?开启正暧至疏水扩容器的一、二次阀。 ?关闭反暖进水阀。 ?注意暧泵速度控制在2～3℃／分。 ⑥润滑油及工作油系统投入 ?检查油箱油位正常。

?工作冷油器及润滑油冷却器注油。

⑦除氧器给水温度达80℃就地全开电动前置泵入口阀。

⑧检查电动给水泵泵壳上下温差小于10℃且泵体温度接近除氧水温时结束暧泵，关闭电动给水泵正暧一、二次阀。

⑨检查确认电动给水泵的启动条件满足。

?启动辅助油泵，油温大于20℃，油压大于0.2MPa。 ?泵壳上下温差小于10℃。 ?除氧器水位正常。

?泵的出口阀和旁路阀关闭。

?再循环阀的前后手动隔离阀全开，旁路隔离阀关闭，再循环阀应全开。

?机械密封水及机械密封冷却水投入，水流畅通。 ?电泵的调节勺管开度在最小范围内。

⑩OIS确认电动泵启动条件满足，启动电泵。 ⒒手动调节勺管开度在1O～15%之间使电泵转速在800rpm以下暂时运行，并进一步检查确认：

?电泵电机电流在允许范围内，电机绕组温度正常。 ?机械密封温度应正常。

?工作冷油器、润滑油冷油器出口油温正常。 ?前置泵的入口滤网差压小于0.06MPa。 ?各轴承温度、回油温度以及偶合器各瓦温度应正常，无渗漏油现象。

?盘根冷却水、机械密封冷却水应正常。 ?各部分振动正常无其它异常声音。 ?平衡盘压力应与进口压力相接近。

⒓电泵运行正常后，润滑油压稳定并大于O.2MPa以上可停止辅助油泵运行，在OIS上将其投入备用。 ⒔当电泵启动正常后，锅炉上水时应注意电泵各轴承温度。

⒕当电泵给水流量大于最小流量时，再循环阀应自动关闭。

37. 加热器投停操作原则。

答：①高低压加热器原则上随机组滑启滑停，当因某种原因不随机组滑启滑停时，应按“由低到高”的顺序依次投入，“由高到低”的顺序依次停止。 ②泄漏或故障的加热器严禁投运。

③加热器必须在水位计完好、照明充足，报警信号及保护动作正常情况下才允许投入。

④投停过程中应严格控制高加出口水温升率≤56℃／h，不能超过110℃／h。

⑤运行中加热器投入时，应先对加热器注水，然后开启加热器水侧进出口阀，确认给水流量正常后，关闭

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加热器旁路阀，运行中加热器停止时，应先开启旁路阀，检查无误后再关闭进出口水阀。

⑥运行中每停一台加热器，应根据情况适当降低机组负荷，一般情况下，可降低10%左右的额定负荷 38. 加热器运行中的监视项目。

答：①水位计应指示清晰、水位正常，疏水阀动作正常。

②毎班应核对一次加热器水位计。

③加热器的进、出水压力正常，温度正常，压力表及温度表指示正确。

④加热器进汽压力、温度正常，负荷与疏水阀开度关系正常，压力表及温度表指示正确。 ⑤加热器的端差应正常。

⑥加热器保温良好，无振动及汽水冲击。 ⑦管道、阀门无泄漏现象。

39. 机组运行中3号高加的停止和投入操作过程。 答：一、投入

?检查各阀门、仪表正常，控制气源投入。 ?关闭汽侧、水侧放水阀，开启汽侧放气阀。 ?稍开加热器注水阀，水侧放空气阀连续见水后关闭。 ?逐渐开大注水阀（注意加热器应无水位出现），当高加压力达到旁路管道压力时，全开水侧入口阀。 ?关闭注水阀。

?缓慢打开出水阀，控制出口阀前给水温度变化率≤56℃／h。

?全开出水阀，就地确认出、入口阀全开后，关闭加热器给水旁路阀。

?投入#3高加事故疏水，开启启动放气及连续放气阀。 ?稍开加热器进汽阀，暖器并监视出口水温度变化率≤56℃／h。

?逐渐开大进汽阀直至全开，启动放气阀见汽后关闭，注意疏水阀动作正常。

⑴投入上级至本级加热器疏水，关闭抽汽电动阀前、后疏水阀。

⑵加热器水位稳定后投#3高加至除氧器疏水阀自动，观察调节正常。 二、停止

?逐渐关闭加热器进汽阀，严格控制高加出口水温度变化率≤56℃／h。

?逐渐关闭#2高加至本级疏水调节阀，注意#2高加事故疏水动作正常。

?关闭本级正常疏水隔离阀及事故疏水隔离阀。 ?关闭#3高加连续放气至除氧器一、二次阀。 ?开启#3高加给水旁路阀，并就地确认其全开。 ?关闭#3高加给水进口阀，注意给水流量变化。 ?关闭#3高加给水出水阀。

?开启加热器汽侧、水侧放气阀。 ?开启汽侧、水侧放水阀。

40. BFPT冲转前的检查和确认项目。

答：①BPPT的抽真空随机进行，当主机抽真空时，进行下列工作：

?确认BFPT高低压主汽阀关闭。 ?确认BFPT高、低压调速汽阀关闭。 ?确认有关疏水阀开启。 ?全开高、低压进汽电动阀，送汽至主汽阀前。

②冲转前检查确认

?盘车要在送轴封抽真空前投入，到冲转时盘车要连续运行45分钟以上。

?小机真空的建立要与主机保持一致，大于86KPa。 ?给水泵暧泵结束，暧泵时间不少于60分钟，泵壳上、下温差小于10℃，泵体温度接近除氧水温。

?泵的机械密封水和密封水冷却水畅通，磁性过滤器无堵塞。

?润滑油压≥0.085MPa。 ?EH油压在12.2～14.8MPa。

?汽泵及前置泵再循环全开，且投自动。 ?除氧器水位应正常（中心线850mm以上）。 ?汽泵及前置泵进口阀全开，出口阀全关。

?BFPT给水泵组的各种报警、保护装置全部投入。 ⑴在OIS上检查BFPT、汽泵的轴承温度、振动、轴位移等热工测点显示正常。

41. BFPT从挂闸到3100转的操作过程。 答：①BFPT的复置：

在就地或DEH盘MEH操作站上按下“（汽机）挂闸”按钮，该按钮灯亮，“汽机脱扣”灯灭，按下“HPSV开”“LPSV开”按钮，灯亮，高压主汽阀、低压主汽阀全开。 ②BFPT的冲转

确认MEH操作站上“软手操”灯亮，按下“阀位增”按钮，并注意“汽机实际转速”显示窗口转速由盘车转速向上增加，在升速过程中应注意实际转速的上升和高低压调门的开启情况，当转速升到大于盘车转速时，盘车应自动退出，否则手动退出。 ③BFPT的升速

BFPT升速按下列曲线进行，当BFPT转速达500转／分时，应就地或在控制室内按下“汽机脱扣”按钮，确认“汽机脱扣”按钮灯亮，高低压主汽阀、高低压调阀均关闭，“汽机实际转速”窗口显示转速下降，认真倾听BFPT内部声音正常，检查结束后，就地或控制室内重新复置小汽机，按下“阀位增”按钮将转速升速到600转/分。

④当小机转速达600rpm时，“软手操”灯灭，“转速自动”灯亮，按下“目标值”按钮，输入转速目标值2

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c.在升速过程中，任何转速下，当振动达到0.254ｍｍ时，手动脱扣汽机按紧急停机处理。

?在负荷控制过程中，当振动达到报警值时，停止升负荷，保持5分钟，进行观察，若振动无下降，则降负荷10%，再保持15分钟，若仍无下降，则继续下降10%负荷保持15分钟，直至振动下降并稳定在报警值以下，方可恢复到所需带的负荷。在降负荷过程中，若负荷必须降到5%以下时，将汽机脱扣，同样，一旦振动大于0.254ｍｍ，手动脱扣汽机，按紧急停机处理。 ?汽机在运行过程中，若发生动、静叶片断落，振动异常增大，并能听到汽机内部有金属撞击声时，立即脱扣汽机，并破坏真空。不论振动有何变化，发现汽机内有金属撞击或磨擦声，应立即脱扣汽机破坏真空，并不准再次启动。运行中发现轴封有明显磨擦声甚至冒火花时，应立即脱扣汽机并破坏真空停机。

?检查轴承金属温度及油温是否正常，不正常则应进行调整，当轴承温度达113℃时，则紧急停机。检查汽机上下缸温差，若温差＞42℃，应保持负荷，若温差＞56℃时，应立即脱扣汽机破坏真空紧急停机。 ?检查轴封是否漏汽，否则应调整轴封汽压消除漏汽。 ?检查胀差与转子位置，运行中胀差异常增大时，应立即查明原因，予以消除。停机中负胀差接近极限时，采用提前破坏真空。真空到零后，可继续送轴封汽、盘车，直到负差胀开始下降为止。

?若发现由于发电机组引起的振动，应降低机组负荷查明振动的原因。

59. 汽轮机轴承温度高的原因和处理 答：机组轴承温度高 轴承温度高的现象

①OIS、DEH－CRT显示轴承温度高，报警。 ②BTG屏“轴承温度高”声光报警。 轴承温度升高的原因

①冷油器冷却水中断、不足，油温异常升高。 ②轴承进出油管路堵塞。 ③轴承动、静磨擦。 ④轴封漏汽增大。 ⑤机组强烈振动。 ⑥轴承本身损坏。

⑦润滑油压力低或油质不合格。 轴承温度升高的处理

①发现轴承金属温度及回油温度高于正常温度时，应立即核对下列数据：

②同一轴承CRT温度指示、记录指示、现场温度指示全部升高。

③若各轴承温度均升高时，可判断为冷油器出口油温升高，油压变化或汽机振动所引起，应做相应的处理。 ④现场细听轴承声音。 ⑤调整润滑油温至正常值

⑥若轴封压力高，轴封漏汽大，检查轴封汽源调节阀，调节轴封压力至正常值。

⑦任一个轴承温度高达107℃、回油达77℃，BTG屏发出“轴承温度高”声光报警。达113℃或回油温达82℃时，应立即破坏真空紧急停机。 60. 汽轮机轴位移大的原因和处理 答：汽轮机轴向位移增大

引起轴向位移增大原因主要是轴向推力增大，轴向推

力增大的主要原因有：

①负荷或蒸汽流量突然变化 ②汽机进冷空气或汽机进冷水 ③推力瓦块磨损

④叶片结垢或叶片脱落 ⑤汽机过负荷 ⑥凝汽器真空变化

⑦高、中压调速汽门不正常关闭引起单侧进汽

⑧汽机发生强烈振动，使平衡活塞汽封片磨损严重失去平衡作用

轴向位移增大的处理

①若负荷与蒸汽流量骤变，应迅速稳定负荷，并调整蒸汽参数至正常值。

②检查推力轴承金属温度及回油温度是否全部升高，检查冷油器出口油温及油压是否正常。

③汇报值长、单元长，请求减负荷，使轴向推力恢复正常。

④轴向推力异常增大时，禁止正常负荷调节。

⑤如轴向推力增大，且推力轴承内部及汽机有磨擦声或机组剧列振动时应按紧急停机处理。

⑥推力轴承任一侧回油温度＞77℃，推力轴承金属温度达98.9℃时，BTG屏发出报警。推力轴承金属温度异常高达107℃时，应立即脱扣汽机并破坏真空。 ⑦轴向位移指示达±0.9ｍｍ时发出报警，达±1.0ｍｍ时，汽机自动脱扣否则手动脱扣。 61. 汽轮机进水的原因和处理 答：汽机过水的主要原因

?锅炉汽温控制装置故障，主蒸、再热蒸汽温度下降，湿度增加甚至带水。 ?汽包满水、蒸汽带水。 ?加热器因素：

a加热器管子破裂大量漏水。 b疏水调节器失灵造成高加、低加满水，而加热器保护又失灵。

c抽汽管上逆止门关闭不严密（机组甩负荷时）。 ?除氧器满水。

?冷再热管疏水不畅或疏水调节失灵。

?轴封汽温调节失灵，使冷汽、冷水进入汽机轴封部。 ?#7、#8低加满水直接进入低压缸。 ?高压缸疏水不畅或疏水调节失灵。 ?机组负荷突然变化。 汽机过水的处理

?发现汽机过水时，应立即打闸停机。

?确认汽机全部疏水门应自动打开，否则手动打开。 ?汽机过水脱扣时，运行人员应严密监视推力轴承金属温度及回油温度。监视轴向位移，上、下缸温差，高低差胀，振动的变化，并详细记录惰走时间，倾听机组内部声音，以确定机组是否可以再启动。 ?如果抽汽管道发生水击，应迅速关闭加热器进汽门，开启汽侧放水门。

?主蒸汽、再热蒸汽汽温急骤下降时，应按30.12节处理。

?汽机上、下缸温差达42℃时，应保持负荷，查明原因。

?如果汽机上、下缸温差达56℃或主、再热汽温在5分钟内下降到454℃，或出现主汽、再热汽管道、阀门密封环、高、中压缸结合面有白色蒸汽冒出，应立即脱扣按紧急停机处理。

?若轴封减温调节失灵时，轴封汽大量带水进入轴封部，使该段转子受冷变形，汽机差胀及振动异常增加，此时应立即手动关闭减温水隔离门，加强系统疏水。当差胀、振动超限时，应立即脱扣停机。

?汽机转子停止后盘车时，应先点动盘车，然后投连续盘车，盘车时应注意盘车电流大小，转子变形严重或动、静部分接触盘车不动时，禁止强投盘车。 ?汽机过水紧急停机后，必须连续盘车24小时，汽机

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再启动时，上、下缸温必须小于42℃，转子偏心度＜0.076ｍｍ。

⑴汽机符合启动条件时，启动汽机。在启动中，应注意监视轴向位移、差胀、振动、晃动、轴承温度等参数，并且监视有关蒸汽管道的疏水情况，如再启动时，发现有异常情况，应立即破坏真空停机。 62. 汽轮机润滑油压下降的处理

答：①润滑油压下降时，应立即核对各表计，查明原因

②当润滑油压下降到0.075MPa～0.082MPa时，BOP应自启动，当油压降到0.068MPa～0.075MPa时，EOP应自启动。否则在BTG屏上手动启BOP、SOB。

③润滑油压下降时，应立即检查轴承金属温度、回油温度，发现轴承油流中断并伴有金属及回油温度异常升高，达到极限时，应立即脱扣破坏真空停机。 ④检查主油泵进出口压力是否正常，若主油泵注油器及润滑油注油器工作失常，汇报值长、单元长，请求停机检修。

⑤检查BOP、EOP出口逆止阀，若BOP、EOP出口逆止阀不严，应汇报值长、单元长请求停机检修。

⑥对冷油器进行检漏，若是冷油器泄漏应迅速切换冷油器，并隔绝故障冷油器，及时联系检修处理。 ⑦检查油压调整阀是否误动。

⑧当润滑油压低至0.048MPa时，汽机应自动脱扣，否则手动停机，并按紧急停机处理。 ⑨在启动过程中，若BOP故障而造成润滑油压下降时，应立即启动EOP，脱扣汽机，待故障消除后方可启动汽机。

63. 主油箱油位下降的处理

答：①检查主油箱油位，如油位降低应启动润滑油输送泵，向主油箱补油，并注意观察油位变化。

②如因管道大量泄漏油压下降，油位异常降低时，应立即脱扣汽机并向主油箱注油，保证机组安全停机。 ③对冷油器进行查漏，若冷油器内漏，应切换冷油器运行，隔绝故障冷油器进行检修。 ④检查主油箱事故放油阀是否误开。

⑤若滤油机跑油所至，应停止滤油机运行并隔离。 64. 发电机振荡或失步的现象和处理

答：现象：①定子电流表的指针剧烈摆动，并超过正常值。

②有功电力表的指针在全刻度摆动。

③发电机电压表的指针剧烈摆动，通常发电机定子电压低。

④发电机发生嗡鸣声，其节奏与上列各表计的摆动合拍。

⑤转子电流表的指针在正常值附近摆动。

处理：若发生上述现象，机组保护没有动作跳闸时，值班员应采取下列措施。

①若电压调节器在手动时，应增加励磁电流，必要时降低部分有功负荷，以创造恢复同期的有利条件。 ②自动调整励磁装置投入时，须降低有功负荷。 ③采取上述措施后，仍不能恢复同期，失步保护不动时，应将失步的发电机解列，待稳定后立即恢复并列。 ④若发电机失磁，造成系统振荡，失磁保护不动时，应立即解列发电机。

⑤振荡过程中系统发生故障，电压降低时强励动作在10秒内，运行人员不得干涉，并汇报值长及单元长，10秒后须降到允许值，强励动作后须对发变组回路检查。

65. 主汽门松动试验和活动试验操作步骤 答：试验规定及注意事项 ①试验时机组运行方式为“全自动”方式且“转速反馈回路”与“功率反馈回路”投人。

②高压主汽门、调门试验按《TV、GV关闭试验》曲线进行，发电机负荷应下降到曲线规定范围。

③试验时应先作左侧，后作右侧，试验回路是闭锁的，当一组试验未结束前进行第二组试验时，将拒动。 ④试验时应监视不列参数的变化

?主蒸汽压力及温度、再热汽压力及温度。 ?各轴承金属温度及回油温度。 ?轴向位移及汽机振动。 ?发电机负荷。

⑤在高压主汽门试验后，如无特殊情况应立即试验复归，经5分钟稳定后，再进行一组高压主调门试验。 ⑥在试验期间，如遇到控制装置切手动时，应主即终止试验，此时应把手动开关置向一级手动，并通过手操“增”、“减”键来恢复阀门的原来状态，以保证一定的功率.DBH重新投入“全自动”方式后，再继续阀门的试验。

⑦试验时，必须到现场确认阀门动作正常，无卡涩现象，方可进行试验复归或继续试验。

⑧高压主调门试验必须在“单阀”控制方式下进行。 高压主汽门、中压主汽门试验方法

①将发电机负荷降至《TV、GV关闭试验》曲线范围内。 ②确认DEH在“全自动”方式。

③把阀门试验钥匙开关置向“试验”位置。 ④按下“阀门试验”键，键灯亮。 ⑤按下“高主1”键。

⑥按下“关闭”键，灯亮，则与选中的主汽门同一侧汽室的高压调门在60s内相继关下。

⑦按“复位”键，灯亮。则该主汽门先开启，开足后该侧调门相继开启。

⑧“阀门复位”灯亮后，可以作另一个阀门试验。 ⑨按以上步骤可作另一侧高压主汽门及中压主汽门试验。

66. 汽轮机机械超速、DEH电超速、ETS电超速试验操

作步骤

答：超速试验步骤手动脱扣试验

①机组带10%负荷暖机四小时后，降负荷至最低负荷，按正常步骤解列发电机。 ②确认DEH在全自动方式。

③机组定速在3000rpm，机头手打危机保安器，CRT的“阀位输入与反馈”画面上的各阀位指示到零，实际转速下降，就地检查高、中压调速汽门迅速关闭，无卡涩。

④就地手动将脱复手柄复位。 ⑤将机组转速重新升至3000rpm。 103%超速试验

①将超速保护试验钥匙开关置于“试验”位置。 ②按下103%超速按钮，按钮灯亮。

③EST试验盘上将“超速试验”钥匙开关置于“超速投入”位置。

④设定目标值3100rpm，升速率100rpm/min，“保持”按钮灯亮。

⑤按下“进行”按钮，当机组转速逐渐上升至3090rpm时，OPC电磁阀动作，高、中压调门迅速关闭，CRT上“阀位输入与反馈”画面GV、IV的阀位指示到零。控制器将目标值置为3000rpm。 ⑥记录OPC电磁阀动作转速。

⑦按下“复置”103%超速按钮灯灭。

⑧将“超速保护试验”钥匙开关置于试验位置。将事故脱扣试验盘“超速试

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⑨确认机组实际速度和目标值均为3000rpm，CRT上的“阀位输入与反馈”画面上GV、1V的阀位指示恢复原来位置。

DEH电超速脱扣试验

①将DEH超速保护试验钥匙开关置于“试验”位置。 ②EST试验盘上将“超速试验”钥匙置于“超速抑制”位置。

③按下110%超速按钮，按钮灯亮。

④目标转速3030rpm，升速率100rpm/min，“保持”按钮灯亮。

⑤按下“进行”按钮，当机组转速逐渐升至3235rpm，将升速率改为50rpm/min，当机组转速升至3000rpm时，DEH电超速动作，确认高、中压主汽门，高、中压调门关闭，无卡涩现象，机组转速下降。CRT的“阀位输入与反馈”画面上各阀位指示到零，机组转速下降。 ⑥试验过程中应密切注意机组振动、轴向位移、低压缸排汽温度等参数的变化。 ETS电超速脱扣试验

①待机组转速下降至2700rpm时重新复置汽机，将机组升速至3000rpm。

②DEH超速保护试验钥匙开关置于“切除”位置。 ③EST试验盘上将“超速试验”钥匙置于“超速投入”位置。

④设定目标转速3000rpm，升速率100rpm／min。“保持”按钮灯亮。

⑤按下“进行”按钮，当机组转速逐渐升至3235rpm，将升速率改为50rpm/min，当机组转速升至3000rpm时，ETS电超速动作，确认高、中压主汽门，高、中压调门关闭，无卡涩现象，机组转速下降。CRT的“阀位输入与反馈”画面上各阀位指示到零，机组转速下降。 ⑥将就地手动脱复手柄置投入位置

⑦试验过程中应密切注意机组振动、轴向位移、低压缸排汽温度等参数的变化。 67. 送风机跳闸条件

答：①两台引风机跳闸②风机轴承振动大③液压油压力低④电动机保护跳闸⑤喘振保护动作，经15S延时⑥正常运行时，对应引风机跳闸 68. 一次风机跳闸条件 答：①电机轴承温度达100℃②风机轴承温度达95℃③润滑油压力低至0.07MPa④电动机保护跳闸⑤锅炉MFT 69. 引风机跳闸条件

答：①运行中对应的送风机跳闸。②引风机轴承温度＞75℃。③引风机润滑油母管油压＜0.1MPa。④引风机振动＞0.14mm。⑤事故吹扫后，炉膛压力不正常。⑥电动机保护动作。⑦引风机电机轴承温度>95℃。⑧引风机线圈温度＞135℃。 70. 电泵跳闸条件

答：①润滑油压小于0.05Mpa

②除氧器水位降至“低-低”限值700mm。

③电动给水泵合闸15秒后，入口流量“低-低”且再循环阀未开。

④密封水回水温度超过95℃。 ⑤轴承温度高达90℃。

⑥勺管排油温度高达140℃。 ⑦电机保护动作。

71. 小汽机及汽泵跳闸条件

答：小机的正向推力轴承，反向推力轴承，汽泵的推力轴承，吸入端，吐出端轴承温度≥113℃跳闸小汽机 除氧器水位低≤1000mm跳闸小汽机 小流量保护≤230T/H跳闸小汽机 小机轴承振动保护≥180跳闸小汽机

小机串轴大保护≥0.47或≤-0.87跳闸小汽机 小机润滑油压低保护≤60KPA跳闸小汽机 小机110%电超速保护≥6325rpm跳闸小汽机，120%电超速≥6900rpm跳闸小汽机

小机真空低保护≤-47.5kpa跳闸小汽机，小机排汽温度高≥150跳闸小汽机 72. 磨煤机跳闸条件 答：①逻辑电源失去2S。 ②磨出口门没全开。

③密封风对下碗压差低达60S。 ④润滑油压低达10S。 ⑤失去一次风。

⑥需要点火能量支持时，点火能量不足。 ⑦锅炉跳闸记忆建立。

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