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2011年值际对抗赛复习题1、我厂220V直流系统之间是如何联络的？答：一单元220V直流系统由#3机220V直流系统带；网控与#4机有一路联络电源。#3、#5机间有一路联络电源；#5、#6机间有两路联络电源。2、215MW机组型号及冷却方式？答：36号发电机为三相隐极式同步电机，型号为TBB2202EY3，冷却方式为水氢氢，即发电机静子线圈采用蒸馏水直接冷却，转子线圈和静子铁芯采用氢气冷却。3、过热汽温调节有几级减温水，分别装在什么地方？答：在过热器系统中，共装有三级混合式减温器：一级装设在辐射过热器后；二级装设在一、二级屏式过热器之间；三级装设在中间高温对流过热器之后和边侧高温对流过热器之前。4、真空保护动作值及动作结果？答：真空低至-82MPa时，发低值信号；当真空低至-60MPa时，发真空低值发信号，同时高、中压自动主汽门关闭，发电机跳闸，联动关闭快减器、疏减器汽水侧电动门。5、引风机润滑油压低保护动作值及动作结果？答：（1）引风机润滑油压低至0.15MPa，延时30秒，启动备用油泵；低至0.1MPa，延时60秒停引风机。（2）某一引风机润滑油断油信号出现后，延时5分钟，停止相应的引风机。6、每月20日白班，各专业应定期进行哪些试验？答：（1）汽机：工业泵、疏水泵、水冷泵、氢冷泵切换；（2）锅炉事故放水门试验；高低水位报警校验；（3）备励升压试验（二单元）。7、线路转检修时的操作顺序是什么？答：先拉开线路受端侧的开关，再拉开线路送端侧的开关，后拉开各侧开关的两侧刀闸（先拉开线路侧刀闸，后拉开母线侧刀闸），在线路可能来电的各侧合接地刀闸或挂地线。8、滑停过程中达什么条件应联系汽机全开调速汽门？ 答：当汽压降到9.0MPa，汽温降到500，负荷150MW左右时，汽机应全开汽机调速汽门。9、说出启动绞笼的顺序？ 答：1）关送粉仓绞笼下粉插板，开受粉仓绞笼下粉插板；2）启动绞笼，检查转动方向是否正确，并无撞击声、振动现象；3）将供绞笼送粉的细粉分离器的下粉挡板倒至绞笼侧位置。10、电气倒闸操作的技术原则是什么？ 答：设备停电应先断开关后断刀闸，先断负荷（或线路）侧刀闸，后断电源（或母线）侧刀闸。送电顺序与此相反。11、请说出低油压保护动作值及动作结果？答：(1) 润滑油压降至0.08MPa表压时发润滑油压低值信号。(2) 润滑油压降至0.075MPa表压时，发低值信号，联动交流润滑油泵。(3) 润滑油压降至0.06MPa表压时，发低值信号，联动直流润滑油泵，同时保护动作停机。(4) 润滑油压降至0.03MPa时，保护动作掉盘车。12、锅炉设有哪三条给水管路，作用是什么？答：一条32528mm的主给水管路供满负荷用；一条13313mm的大旁路供低负荷用；一条769mm的旁路供点火、停炉上水时用。13、发电机启动前试验？答：(1) 主开关和灭磁开关的跳合闸试验。(2) 若保护班有过工作，工作结束后运行配合保护班做保护传动试验。(3) 配合保护班做励磁回路的联动、切换试验。14、何为凝结水的过冷却?有何危害?答：所谓凝结水的过冷却就是凝结水温度，低于汽轮机排汽的饱和温度由于凝结水的过冷却必须增加锅炉的燃料消耗，使发电厂的热经济性降低，此外，过冷却还会使凝结水中的含氧量增加，加剧了热力设备和管道的腐蚀，降低了运行的安全性。15、凝结水产生过冷却的主要原因有哪些?答： (1)凝汽器汽侧积有空气，使蒸汽分压力降低 (2)运行中凝结水水位过高，淹没了一些冷却水管，形成了凝结水的过冷却。 (3)凝汽器冷却水管排列不佳或布置过密，使凝结水在冷却水管外形成水膜此 水膜温度低于饱和温度当水膜变厚下垂成水滴时，产生过冷却。 (4)凝汽器真空下降。16、运行中发现主油箱油位下降应检查哪些设备?答：应检查如下设备：检查油净化器油位是否上升；油净化器自动抽水器是否有水；密封油箱油位是否升高；发电机是否进油；油系统各设备管道、阀门等是否泄漏；冷油器是否泄漏。17、燃料的燃烧应具备哪些条件?答：燃料的燃烧必须具备下述几个条件：(1)必须供给足够的空气；(2)需要一定的温度；(3)空气与燃料必须有良好的混合；(4)具有足够的燃烧时间。18、锅炉的腐蚀分为哪几类?答：锅炉的腐蚀分类方法有多种，但常见的分为均匀腐蚀和局部腐蚀两种。(1)均匀腐蚀：锅炉金属表面和侵蚀物质相接触时，以均匀的同一速度进行腐蚀，使原来的厚度均匀的变薄。(2)局部腐蚀：腐蚀仅发生在某一局部的金属表面上。19、水冷壁下降管的作用是什么?答：在自然循环锅炉与强制循环锅炉中，都设有下降管。它的作用是将汽包内的水送入下联箱满足上升管蒸发的需要，下降管的结构，管子截面的大小和降水情况等，都直接影响到锅炉工作的安全可靠性。20、钢球磨煤机出力的大小与哪些因素有关?答： (1)与磨煤机转速有关。(2)与磨煤机内钢球量及钢球尺寸有关。(3)与给煤量有关。(4)与煤质的好坏及原煤的可磨性系数大小、粒度大小有关。(5)与球磨机的通风量和干燥通风量有关。(6)与系统的漏风量有关。21、锅炉启动过程中如何保护省煤器?答：为了保护省煤器，大多数锅炉都装有再循环管。当锅炉停止给水时，开启再循环管上的再循环门，使汽包与省煤器之间形成自然水循环回路，以冷却省煤器。22、锅炉热损失有哪些?答：(1)排烟热损失；(2)化学不完全燃烧热损失；(3)机械不完全燃烧热损失；(4)锅炉散热损失；(5)灰渣物理热损失；23、停炉过程中的注意事项是什么?答：(1) 降温速度不大于1.5/min。(2) 蒸汽过热度不低于50。(3) 过热蒸汽与再热蒸汽温度差不大于50。(4) 汽包上、下壁温差不大于50。(5) 停炉过程中相应地解列自动、程控及保护装置。(6) 给粉停止后，风粉管路应彻底吹扫干净。24、直流系统发生两点接地有什么危害?答：(1)两点接地可能造成开关误跳闸 (2)两点接地可能造成开关拒动 (3)两点接地可能造成继电保护拒绝动作，使事故越级扩大 (4)两点接地可能造成继电保护误动作 (5)两点接地可能造成熔断器熔断，烧坏继电器接点。25、错误操作隔离开关(即带负荷拉开或合上)应如何处理?答：错误操作隔离开关应按如下方法处理： (1)在投入隔离开关过程中，发现连续火花，应继续投到底，不许再拉开 (2)在拉开隔离开关过程中，发现连续火花，应立即投入，如火花已切断，则不许再投入。26、发电机大轴接地电刷有什么用途?答：发电机大轴接地电刷具有如下用途： (1)消除大轴对地的静电电压 (2)供转子接地保护装置用(3)供测量转子线圈正、负极对地电压用。27、为什么高压断路器与隔离开关之间要加装闭锁装置?答： 因为隔离开关没有灭弧装置，只能接通和断开空载电路。所以在断路器断开的情况下，才能拉、合隔离开关，否则将发生带负荷拉、合隔离开关的错误。28、操作隔离开关时，发生带负荷误操作时怎样办?答： (1)如错拉隔离开关：当隔离开关未完全开断便发生电弧，应立即合上； 若隔离开关已全部开断，则不许再合上。 (2)如错合隔离开关时：即使错合，甚至在合闸时发生电弧，也不准再把刀闸拉开；应尽快操作油断路器切断负荷。29、隔离开关的主要作用和特点是什么?答：主要作用是隔离电源和切换电路。其特点是：没有专门的灭弧装置； 有明显开断点，有足够的绝缘能力，用以保证人身和设备的安全。30、4炉引风机改造后，发生“失速”应采取哪些措施进行处理？1）正常运行中，低负荷工况下发生失速，应根据燃烧情况及时投油助燃，根据炉膛负压情况及时调整送风量，尽量降低炉膛负压，适当开大失速风机挡板，关小正常风机挡板，逐渐调整风机至正常。2）正常运行中高负荷工况下发生失速，炉膛冒正严重，应及时投油助燃，快速降负荷至150MW以下，根据炉膛负压情况及时调整送风量，尽量降低炉膛负压，适当开大失速风机挡板，关小正常风机挡板，逐渐调整风机至正常。3）注意失速处理过程中，交替调整挡板发生两台风机交替失速时，应注意挡板开度差，开度差如超过15，则应进一步关小两台风机挡板进行调整或适当加大送风供给进行调整，调整过程中交替调整操作应缓慢进行，两引风机风量平衡后炉膛负压会急剧增大，应注意燃烧状况，及时增加送风调整负压正常。4）注意失速处理过程中，及时联系除灰班长，询问除尘器运行是否正常，有无操作，查明失速原因。5）如调整时间过长，风机失速有发展至“喘振”可能时，立即通知除灰班长开启旁路通道增加通风能力进行恢复；如失速风机振动急剧增大，立即紧急停运。31、汽轮机冲转时为什么凝汽器真空会下降？答：汽轮机冲转时，一般真空还比较低，有部分空气在汽缸及管道内未完全抽出，在冲转时随着汽流冲向凝汽器。冲转时蒸汽瞬间还未立即与凝汽器铜管发生热交换而凝结，故冲转时凝汽器真空总是要下降的。当冲转后进入凝汽器的蒸汽开始凝结，同时抽气器仍在不断地抽空气，真空即可较快地恢复到原来的数值。32、 主机轴振增大，一般运行需注意监控、调整的措施有哪些？答:正常运行，机组无特殊情况不进行调门进汽方式切换。（即单阀与顺阀切换）视情况增加或减少对外供汽，如厂母抽汽或供热抽汽。调整控制主汽、再热汽温及压力在合格范围，机侧主、再热汽温偏差不大于10。锅炉受热面吹灰时，各班认真调整主、再热汽温，避免出现大幅波动现象。负荷变化速率控制在偏小数值，避免因加减负荷过快工况剧烈变化造成机组轴振增大。透平油滤油机、油净化器应连续运行并加强监视，确保油质合格。维持润滑油温、润滑油压在规定范围内。严格执行机组紧停规定，并做好相关事故预想。33、汽轮机紧急停机操作步骤有哪些立即打闸。启动调速油泵，注意油压正常。(若属油系统大量外漏或DCS电源，操作员站全部出现故障无法恢复时，应立即用后备硬手操启动交流润滑油泵，打闸停机)。确证高、中压自动主汽门、调速汽门、水顶逆止门关闭，转速应下降，负荷到零后,将发电机解列。开启真空破坏门，停止射水泵运行(主汽参数异常、真空下降、静子线圈漏水除外)。关闭#3低加出口门，注意凝汽器及除氧器水位变化。关闭四段抽汽电动门及门杆漏汽到除氧器门，关厂减电动门停非生产供汽。调整轴封供汽门，保证轴封压力正常。确证转速低于600rpm时，顶轴油泵应联启，否则手动启动。倾听机组声音，记录惰走时间。如系发电机着火、冒烟或氢气爆炸时，在机组转速降至300rpm时，关真空破坏门，保持真空维持转速，通知有关单位进行处理。按滑停步骤完成其它操作，并做好记录。若操作员站不能操作，立即到就地手摇重要的截门以及完成其它操作。34、泵组工作结束，具备启动的条件是什么？检修工作结束，现场清理干净，工作票收回。泵组清洁，绝缘合格，接地良好。地脚螺丝齐全牢固，靠背轮联接完好，防护罩齐全。油位正常，油质合格，盘动转子灵活，压兰无偏斜。表计齐全，表门开通，指示正确。开启冷却水及密封水门，水流适当。泵前已送水，开启入口门，放尽泵内空气使泵体充水，对于高位布置水泵，应对泵体抽真空充水。35、机组热态启动的注意事项有哪些？辅减器投入前，不要开高压缸疏水及高压逆止门前疏水，以防高压缸温度下降。冲动转子前如胀差超标（高压胀差大于-0.8mm；中压胀差不大-1.5mm；低压胀差大于-1.0mm），应投入高温汽源，待胀差恢复后再冲车，若中车时胀差负值增加较快，可联系锅炉加快升温速度，适当开大轴封高温汽源供汽门。如高加随机滑启，在加负荷过程中，应密切注意水位变化及时地按规定将疏水倒至除氧器。加强振动监视，如振动超过允许值，必须打闸停机，查明原因，消除后方可重新启动。升速及加负荷过程中，调节级汽温要始终高于金属温度。启动过程中，蒸汽温度不应出现下降情况，注意汽缸金属温度不应下降，若出现温度下降，无其它原因时应加快升速，升负荷速度。36、停机过程中应当注意什么？任何停机方式都不允许高压缸、中压缸及导汽管等金属部件温度剧烈下降，汽温、汽压不许有回升现象，如遇达紧停规定条件时，应立即破坏真空打闸紧停。正常滑参数停机时，应切除汽压保护，或将汽压保护定值设低，否则可能导致逆功率运行。整个停机过程中应及时调整和控制胀差变化。一般情况下，在停机过程中，不必使用法兰加热装置，确实需要使用时一定要慎重，注意进汽温度必须低于法兰外壁温度。停机后做好安全措施，应确证隔离阀关闭严密，防止汽缸及其它受热部件进冷水冷汽。高压缸调速级下缸温度150以上时，禁止打开汽缸与导管疏水。停机后注意凝汽器、除氧器水位变化，关严所有通往凝汽器、除氧器的汽水阀门。高压缸调速级下缸内壁温度150时，可停止盘车运行，并打开所有疏水门。冬季停机后注意做好防冻措施。37、机组振动的原因润滑油压下降。润滑油温过高或过低，轴瓦回油温度过高。主蒸汽、再热蒸汽压力、温度超限，凝汽器真空过低。主蒸汽、再热蒸汽温度骤变。大轴弯曲。机内发生动静摩擦，叶轮叶片脱落或损坏。高中压自动主汽门或调门开启不正常。汽轮机单侧进风，造成汽缸两测膨胀不均匀。轮盘和轴结合松动，轴封套损坏或脱落。发电机转子层间短路，励磁机运行异常。38、密封油压低处理方法查若备用密封油泵出口逆止门不严，关闭其出口门，联系检修处理。检查关闭密封油再循环门。若运行密封冷油器内漏应倒备用冷油器运行。若密封油滤网堵，应倒备用滤网运行，并通知检修清理滤网。若差压阀故障，开其旁路门，切除差压阀运行。检查调整密封油到回油管短路门开度。39、发电机内部出现有积油的原因及处理原因：密封瓦工作失常。氢油压差大。氢冷器泄漏。密封油箱油位过高。处理：氢油压差大应调整到正常值。氢冷器泄漏应汇报有关领导听候处理。密封油箱油位高，应开启浮子调整阀旁路门，如若调整阀失灵，不能维持运行时，申请停机处理。40、缓冲油箱油位异常任何处理缓冲油箱溢油量大时，应检查差压阀工作情况，差压阀失灵时，倒由其旁路运行，并在保证密封油压的前提下，节流缓冲油箱上油门。缓冲油箱油位低值信号发，应检查交流密封油泵出力，滤网是否堵塞，差压阀是否正常等，发现异常应尽快恢复其油位。缓冲油箱油位低值信号发，延时120秒，不能恢复按紧急停机处理。41、除氧器降压操作步骤负荷降至150MW。冷段轴封倒由厂母或邻机供给。联系机长，关闭连排到除氧器门。联系机长，逐渐停止高加汽侧运行。以每3分钟0.01MPa的降压速度逐渐关闭除氧器加热汽门。停#3低加汽侧运行，除氧器压力至零。根据情况决定#2低加是否停运。42、除氧器含氧量增大的原因及处理除氧器进汽量不足，水加热不到相应压力下的饱和温度，应增加进汽量。补水方式不合理，水位波动大，加热不均匀应适当调整，保持补水均匀。进汽方式影响时，应开启再沸腾门进行二次加热，调整加热汽门开度。若凝结水含量大，应查明原因及时消除。若凝结水温度偏低时，应检查投低加运行。排氧门开度不当，应调整阀门开度。除氧器内部故障雾化效果不好，应申请检修消除。43、快冷装置投运的注意事项是什么整个快冷过程中汽机转子必须在盘车状态下。快冷过程中，严格控制汽缸各部分金属温度在允许范围内，严格控制冷却速率在12/h以下。快冷过程中严格控制汽缸内壁金属温度与压缩空气温度差不大于150。投快冷前，必须将疏水排尽，防止汽缸进水。快冷在投运过程中，就地控制箱前必须有专人监视。快冷过程中，如遇到加热器断电，空压机跳闸，立即关闭加热装置进口门，停止快冷。44、汽轮机真空下降有哪些危害? 排汽压力升高，可用焓降减小，不经济，同时使机组出力降低；排汽缸及轴承座受热膨胀，可能引起中心变化，产生振动；排汽温度过高可能引起凝汽器铜管松弛，破坏严密性；可能使纯冲动式汽轮机轴向推力增大；真空下降使排气的容积流量减小，对末几级叶片工作不利。末级要产生脱流及旋流，同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损坏叶片，造成事故。45、小修后及停机达15天后启动前应进行哪些试验？答：打闸试验。对定期试验项目的所有项目进行保护及联锁试验。所有电动门、调整门开关试验。各泵的启、停联锁及低水压试验。真空系统注水试验。除氧器压力保护试验。发电机内、外部故障试验。旁路系统联锁试验。主汽门、调整门严密性试验(每年一次)。 停机达15天做危急保安器飞锤注油试验，小修后做超速试验。46、水源泵出口蝶阀电源有几路？如何进行倒换？有三路电源，1、水源泵房380V水源、段各一路；2、水电站来一路。47、电网发生事故时，值长应迅速正确地向值班调度员汇报哪些情况？答：（1）跳闸开关及时间、现象；（2）继电保护和自动装置动作情况，故障录波及测距；表记摆动、出力、频率、电压、潮流、设备过载等情况；人身安全和设备运行异常情况。48、直流正、负极接地对运行有哪些危害？答：直流正极接地有造成保护误动的可能。因为一般跳闸线圈（如出口中间继电器线圈和跳合闸线圈等）均接负极电源，若这些回路再发生接地或绝缘不良就会引起保护误动作。直流负极接地与正极接地同一道理，如回路中再有一点接地就可能造成保护拒绝动作（越级扩大事故）。因为两点接地将跳闸或合闸回路短路，这时还可能烧坏继电器触点。49、提检修申请时应说明的内容是什么？答：停电范围、检修性质、主要项目、检修时间、综合出力、紧急恢复备用时间以及对电网的要求（送电时是否需要核相、保护测方向）等。未经申请及批准手续，不得在设备上工作。50、调度指令分为哪几项？各项指令是如何划分的？答：调度指令分逐项指令、综合指令和即时指令。涉及两个以上单位的配合操作或需要根据前一项操作后对电网产生的影响才能决定下一项操作的，必须使用逐项指令；凡不需要其它单位配合仅一个单位的单项或多项操作，可采用综合指令；处理紧急事故或进行一项单一的操作，可采用即时指令51、系统振荡事故与短路事故有什么不同？答：振荡时系统各点电压和电流值均作往复性摆动，而短路时电流、电压值是突变的。此外，振荡时电流、电压值的变化速度较慢，而短路时电流、电压值突变量很大。振荡时系统任何一点电流与电压之间的相位角都随功角的变化而变化；而短路时，电流与电压之间的角度是不变的。振荡时系统三相是对称的；而短路时系统可能出现三相不对称。52、什么是主保护？答：主保护是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。53、什么是后备保护，后备保护分几种？答：后备保护是主保护或断路器拒动时，用来切除故障的保护。后备保护可分为远后备和近后备两种。远后备保护是当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护来实现的后备保护。近后备是当主保护拒动时，由本电力设备或线路的另一套保护来实现后备的保护；当断路器拒动时，由断路器失灵保护来实现后备保护。54、什么是辅助保护？答：辅助保护是为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护。55、什么是异常运行保护？答：异常运行保护是反映被保护电力设备或线路异常运行状态的保护。56、什么是双细则？答：双细则指华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则与华北区域发电厂并网运行管理实施细则。57、什么是辅助服务，具体包括哪些？答：辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由并网发电厂提供的辅助服务，包括：一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、自动电压控制（AVC）、旋转备用、黑启动等。58、并网运行管理实施细则规定，出现哪此情况定为违反调度纪律？答：未经电力调度机构同意，擅自改变调度管辖范围内一、二次设备的状态, 以及与电网安全稳定运行有关的机组调速系统（一次调频）、励磁系统（包括PSS）、高频切机、低频切机、安全稳定控制装置、AGC、AVC装置等的参数或整定值。（危及人身及主设备安全的情况除外）不执行调度指令。不如实反映调度指令执行情况。现场值长离开工作岗位期间未指定接令者，延误电网事故的处理。不执行电力调度机构下达的保证电网安全运行的措施。调度管辖设备发生事故或异常，3分钟内未向电力调度机构汇报者（可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报）。在调度管辖设备上发生误操作事故，未在1小时内向电力调度机构汇报事故经过或造假谎报。其他依据有关法律、法规及规定认定属于违反调度纪律的事项。 59、并网运行管理实施细则中规定，发生下列情况之一者按照非计划停运考核？答：正常运行的机组发生突然跳闸和被迫停运；机组停运前未得到电力调度机构批准；备用机组不能按调度指令并网发电。60、AST电磁阀在线试验如何进行？答：单击“AST电磁阀在线试验”按钮。逐个单击“AST#1电磁阀试验”、“AST#2电磁阀试验”、“AST#3电磁阀试验”、“AST#4电磁阀试验”按扭，相应试验按钮变红，试验结果通过63/ASP-1或63/ASP-2两个压力控制器信号显示出来，表明AST电磁阀正常。试验结束后单击“取消试验”按钮，该电磁阀恢复失电状态。在线试验不会影响正常的AST跳闸保护功能。61、如何做真空严密性试验？答：试验由运行机长主持。机组运行正常，在80%额定负荷下进行试验，汽温、汽压正常。同时关闭两台主抽气器手动空气门，然后每分钟记录一次真空值，五分钟后恢复系统，平均每分钟真空下降不超过0.40KPa为合格，如果试验时真空下降过快，每分钟下降大于1KPa应停止试验，恢复系统，查找原因。试验结束，做好记录。62、什么情况下应进行超速试验？答：机组大、小修后。危急保安器进行过解体和调整后。停机一个月后再启动时。机组进行甩负荷试验前。正常运行超过2000小时，应做喷油试验，如不合格，在停机启动时应做超速试验。63、如何进行事故照明自投试验？答：停事故照明交流电源开关；查直流电源联动正常；合事故照明交流电源开关；查交流联合正常，直流联跳。64、锅炉水压试验的规定？答：锅炉的水压试验分工作压力水压试验和超压水压试验。工作压力水压试验为汽包工作压力，即15.88MPa；再热器工作压力水压试验为再热器工作压力，即2.71MPa。超压水压试验压力为汽包工作压力的1.25倍，即19.85MPa；再热器超压水压试验压力为再热器工作压力的1.5倍，即4.07MPa。65、什么情况下锅炉应进行工作水压试验？答：锅炉经过大、小修后。锅炉局部受热面临修后。锅炉承压部件泄漏检修后(根据实际情况由检修决定)。66、什么情况下锅炉应进行超压水压试验？答：新安装的或迁装的锅炉。六年内未做过超压水压试验的锅炉。停运达一年以上的锅炉。锅炉受热面管(不包括再热器)拆换总数达到50%时。锅炉过热器管或省煤器管全部拆换时。汽包或联箱经过更换后。锅炉主要部分(如汽包或联箱等)凹凸处修整以后。根据设备的具体情况，要求进行超压水压试验时。67、水压试验的合格标准？答：在试验压力下关闭上水门，停止给水泵后，经过5分钟，汽包压力下降值不大于0.5MPa，再热器压力下降值不大于0.25MPa。承压部件没有明显的残余变形。承压部件金属壁和焊缝没有漏泄，渗水痕迹。68、什么情况下禁止汽轮机启动？（风险题）答：危急保安器动作不正常，高、中压自动主汽门、调汽门严密性试验不合格。高中压自动主汽门、调汽门、抽汽逆止门不能自动关闭。调速系统不能维持空负荷运行或甩去全部负荷后不能控制转速在保安器动作转速之内。DEH系统投不上时。DCS系统投不上时。油质不合格(包括低压透平油和高压抗燃油)。汽轮机转子挠度指示大于0.07mm，或超过原始值0.02mm。高压缸调节级及中压缸进汽区上、下缸温差大于50。盘车时发现汽轮机内有明显异音。盘车装置失常，调速油泵、润滑油泵、密封油泵、顶轴油泵任一台失常。冲车前连续盘车不少于24小时(热态启动取大值)，发现盘车掉闸应立即查明原因，首先进行180直轴，然后投入运行时间为不少于24小时加上盘车停运10倍时间。主要仪表失灵如：主汽、再热汽的压力表、温度表、真空表，转速表，轴向位移表，胀差表，热膨胀表，高中压缸上、下缸温度表、振动表、大轴挠度表，调速、润油压表，油温表，轴瓦回油温度表，氢压表，主汽门、导管法兰金属温度表，速度级压力表，除氧器、凝结器水位表，主油箱、密封油箱油位计。保护联锁及其灯光音响信号失灵，如：低油压、低真空、低汽温，轴向位移，超速，缓冲油箱油位低，除氧器水位等保护及自动主汽门关闭联锁。主要电动门失灵，如：电动主汽门、旁路门，除氧器溢水门，事故放水门，旁路系统电动门。高、中、低压缸胀差达极限值。油质不合格，油温低于35，主油箱油位低于50mm。保温不完善，表面温度超过50。69、锅炉安全门定砣压力标准是多少？答：过热器控制安全门动作压力 14.49MPa过热器工作安全门动作压力 14.90MPa汽包控制安全门动作压力 16.67MPa汽包工作安全门动作压力 17.15MPa再热器安全门动作压力 2.98Mpa安全阀的回座压差，一般应为起座压力的4%7%，最大不得超过起座压力的10%。70、什么情况下应进行定期排污？答：汽包上、下壁温差达40。汽包压力达0.5MPa。汽包压力达2.0MPa。化学要求定排时。汽包压力达1.0MPa时，关过热器各疏水门。对减温水和事故喷水系统进行反冲洗。71、汽机哪些操作必须在主任或由主任助理指定的专人监护下进行？答：大小修后汽轮机组的启动。危急保安器的超速试验。调速系统的试验，包括主汽门、调汽门严密性试验。设备经过重大改进后的启动或有关新技术的第一次试用。机组运行中对冷油器及油系统滤网的切换。循环水系统的切换工作，包括运行中停下半边凝结器清理。给水泵大修后的启动。72、滑环、炭刷维护答：炭刷维护工作应由二人进行，其中一人监护。工作时应特别小心，不使衣物被机械挂住，扣紧袖口，女同志还应将发辫盘好放在帽内，并应站在绝缘垫上，不得同时接触两极或一极与地，也不能两人同时进行。当出现炭刷长度低于原长度1/2以及炭刷小辫变色严重或根部松动，炭刷破碎、掉块等现象时，应更换新炭刷，更换的新炭刷应与原炭刷牌号一致。所有使用工具应用绝缘带包好，以免造成接地或短路。遇有发电机停机时，必须对炭刷装置进行全面检查清扫，有损伤的零部件应当及时更换。电刷装置的吹扫每周不少于2次，当励磁回路绝缘电阻下降时，还应再次清扫脏物，并用空气压缩机吹干净。发电机炭刷每周至少应取下4组进行检查清理。73、锅炉运行调整的主要任务答：保持锅炉蒸发量在额定值内，并满足机组负荷的要求。保持正常的汽压、汽温。均匀给水，维持正常水位。保持炉水和蒸汽品质合格。保持燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。及时调整锅炉工况，尽可能维持各运行参数在最佳工况下运行。74、影响汽压变化的原因？ 答：给粉机发生故障。煤粉自流或堵塞。一次风管堵塞。启、停制粉系统。细粉分离器堵塞。锅炉进行吹灰、打焦、除灰。煤质发生变化。炉膛燃烧不稳或灭火。炉管爆破或安全门动作。给水温度变化。负荷变化。75、影响汽温变化的原因？ 答：锅炉负荷增加时，汽温升高；反之降低。燃料性质变化。给水温度降低，汽温升高；反之降低。过剩空气量增大，汽温升高；反之降低。火焰中心上移，汽温升高；反之降低。汽压升高，汽温升高；反之降低。水冷壁结焦严重，汽温升高。吹灰、排污、打焦。减温水使用不当。 运行中操作不当，如一、二次风配合不当，制粉系统的启、停，细粉分离器堵塞，给粉机故障，烟道再燃烧等都能引起汽温变化。76、汽温的调整方法：答：稳定汽温要从稳定汽压着手，汽压稳定了，汽温变化就不会很大。调整汽温常采用的方法有：调整减温水量、事故喷水量。调整调节受热面三通阀。改变燃烧器的运行方式。分层调整燃料量。调整火焰中心。调整一、二次风及三次风的配比。受热面吹灰。必要时改变过量空气系数。77、影响水位变化的原因答：锅炉汽压急剧波动或锅炉负荷变化太快。安全门动作或开对空排汽。锅炉灭火，点火。锅炉排污。给水自动失灵发现不及时。锅炉承压部件严重泄漏。给水管道截门、调整门、给水泵故障。锅炉发生事故。78、汽包水位计的投入操作步骤？答：慢慢开启水位计放水门。将汽侧一次门开启，然后稍开二次门(快开门)进行加热。加热2.53分钟后，关闭放水门，开大汽侧快关门(全开)。再经过23分钟加热，然后开启水侧一次门和快关门。79、水位计运行的注意事项？答：水位计必须有充足的照明，并且是安全电压。水位计只作工作压力的严密性试验(15.88MPa)。水位计只有在保护装置牢固地固定在水位计外壳上，方能投入运行。每班应对水位计进行冲洗，保持水位计清洁可靠。发现水位计泄漏，影响水位时，应通知检修进行处理。80、锅炉正常运行时，应将自动装置投入运行，投入自动装置应具备下列条件答：自动装置的调节机构完好。锅炉运行稳定，参数正常。锅炉蒸发量为额定值的60%以上。在投入自动装置前，应联系热工人员经其同意后方可投入。自动装置投入后，仍须监视锅炉运行参数的变化，并注意自动装置的动作情况，避免因失灵而造成不良后果。81、锅炉炉膛吹扫一次允许条件(与)？答：无MFT跳闸条件。至少有一台引风机运行。至少有一台送风机运行。所有火焰显示无火。所有油阀关闭。燃油电磁快关阀关闭。所有热风机停运。所有排粉机停运。所有给粉机停运。82、锅炉炉膛吹扫二次允许条件？答：通风量25%(提示条件)。炉膛负压在正常限值内。所有二次风门在未关位(提示条件)。火检冷却风压力正常(提示条件)。83、锅炉允许投油条件(与)？答：MFT继电器已复位。油母管压力正常(2.0MPa)。OFT继电器已复位。火检冷却风压力正常(提示条件)。二次风压大于设定值(提示条件)。任一台引风机运行。任一台送风机运行。84、锅炉主燃料跳闸的条件？（风险题）答：锅炉满水(200mm高一值与高二值信号同时出现，当任一主汽安全门动作延时5s)。锅炉缺水(-150mm)。锅炉灭火(任一炉膛灭火，两个四取三，发3秒脉冲)。两台引风机或一台引风机运行中掉闸。两台送风机或一台送风机运行中掉闸。两台热一次风机或一台热一次风机运行中掉闸。炉膛正压大，三取二，1秒动作。炉膛负压大，三取二，1秒动作。给水泵全停延时9秒。汽机跳闸，3秒脉冲。发电机内部故障，延时9秒。大旁路打不开(主汽门关闭时)。操作员停。85、灭火保护动作的条件？答：满足下列六个条件之一者，锅炉灭火保护动作，使热风机、排粉机、给粉机掉闸，切断入炉燃料：前炉膛灭火，两个四取三与3秒动作。后炉膛灭火，两个四取三与3秒动作。前炉膛负压大，三取二，1秒动作。后炉膛负压大，三取二，1秒动作。前炉膛负压大，三取二，1秒动作。后炉膛负压大，三取二，1秒动作。86、顺控自动执行发电机解列灭磁步骤：答：查本发变机组厂用电已倒换。合主变中性点地刀闸。将画面翻到“并网解列系统图”，查自动灭磁顺控手操器状态栏处显示：自动模式。接单元长令，有功负荷降近于零时，点击“解列灭磁顺控”功能块。在弹出的手操器中分别点击“故障确认”“复位”功能块，检查系统无故障信息。然后再点击“自动模式”“启动请求”则开始顺控执行解列灭磁程序。执行过程中按顺控操作监视规定查看系统执行情况。执行完后，各参数显示为零，即可确认顺控解列结束。87、发电机解列停机应遵守下列规定：答：除紧停规定外，解列时必须有值长命令，备励运行解列前还应退备励强励开关。解列后，应通过降压来观察无功是否返起，静子电流是否回升，从而判明是否真正解列。解列时，只有在断路器三相全断开之后，才能进行逆变灭磁，若断路器非全相运行，则必须消除后，方可进行逆变灭磁。发电机解列后，如停机列热备用，应遵循发电机运行转热备用典型操作票中规定，断开发变组出口刀闸，并将厂用工作分支开关拉至柜外，停止主变、高厂变风扇运行。断开发变组保护电源开关。88、停炉过程中的注意事项？答：蒸汽过热度不低于50。过热蒸汽与再热蒸汽温度差不大于30。降温速度不大于1.5/min。降压速度不大于0.05MPa/min。汽包上下壁温差不大于40。停炉过程中相应地解列自动、程控及保护装置。给粉机停止后，风粉管路应彻底吹扫干净。89、锅炉发生水冲击的原因？答：（1）锅炉满水。（2）锅炉汽水共腾。（3）锅炉减温水调整不当。（4）机组加负荷过快，造成汽中带水。（5）机组启动中疏水不畅或暖管不充分。（6）加热器、除氧器满水，抽汽逆止门、门杆漏汽门不严使机内返水。90、真空下降的原因及处理原则？答：真空下降的原因（1）循环水中断或减少。（2）射水池水温高或射水泵及抽汽器工作失常。（3）凝汽器水位过高使抽汽器管带水。（4）轴封压力调整不当，或汽量不足。（5）空气系统或其它低压部件漏空。真空下降处理原则（1）当真空下降-80KPa时，开始减负荷，每下降-1KPa减负荷10MW，真空降至-60KPa，负荷减至零。（2）当真空降至-60KPa以下时打闸停机(不破坏真空)。91、轴向位移增大的原因？答：（1）变工况运行负荷变化幅度过大。（2）汽轮机发生水冲击或主汽温、再热汽温下降过快。（3）汽轮机过负荷。（4） 叶片结垢，各监视段压力超过规定值。（5）机组甩负荷。（6）机组内部隔板轴封漏汽严重。（7） 油质恶化或轴承断油烧瓦。（8）推力瓦发生故障。92、机组振动的原因？ 答：（1）润滑油压下降。（2）润滑油温过高或过低，轴瓦回油温度过高。（3）主蒸汽、再热蒸汽压力、温度超限，凝汽器真空过低。（4）主蒸汽、再热蒸汽温度骤变。（5） 大轴弯曲。（6） 机内发生动静摩擦，叶轮叶片脱落或损坏。（7） 高中压自动主汽门或调门开启不正常。（8） 汽轮机单侧进风，造成汽缸两测膨胀不均匀。（9） 轮盘和轴结合松动，轴封套损坏或脱落。（10） 发电机转子层间短路，励磁机运行异常。93、发电机静、转子线圈、铁芯温度超过规定值。答：（1）降低负荷，使温度 低于最高允许值。（2） 检查三相电流平衡与否，发电机是否局部过热。（3） 检查发电机各部温度显示情况，分析显示有无异常。（4） 检查发电机冷却水流量、压力、温度是否正常。（5） 检查氢压、氢温是否正常。（6） 检查冷却系统阀门是否开大。（7）通知汽机检查冷却水回路有无堵塞。（8）若原因不明、或采取措施后，温度仍降不下来，汇报值长，将负荷降至最低并申请停机。94、发电机频率变化超出允许值如何处理？答：（1）频率在51.25HZ至52HZ范围内，允许运行时间不得超过3分钟；（2）频率在48.75HZ至48HZ范围内，允许运行时间不得超过5分钟；（3）频度在48HZ至47HZ范围内，允许运行时间不得超过1分钟；（4）若频率降至47HZ以下时，不允许发电机运行，应立即将发电机解列；95、发电机失去励磁的现象答：（1）转子电流显示为零，转子电压显示到零或跃变。（2）无功显示为负值。（3）有功、静子电压显示降低，静子电流显示升高，并可能出现跃变。（4）失磁保护动作信号可能发出。96、发电机振荡失去同步的现象？答：（1）有、无功显示会出现跃变。（2） 静子电流三相同时跃变，通常超过正常值。（3）静子电压出现跃变，但较正常值低。（4）转子电流在正常值附近跃变。（5） 发电机发出有节奏的鸣音，其节奏与故障机组表计显示跃变合拍。（6） 强励可能间歇动作。97、发电机变为电动机运行的现象？答：（1）有功显示负值，无功通常显示升高。（2）静子电流显示降低。（3）静子电压、转子电压、电流显示正常。（4）汽机操作站出“主汽门关闭”光字。98、变压器遇哪些情况应立即切断电源停止运行？（风险题）答：（1）套管爆炸或破裂大量漏油，油面突然降低。（2）套管端头熔断。（3）变压器冒烟着火。（4）变压器铁壳破裂。（5）防爆管簿膜破裂，且向外喷油喷烟火。（6）内部响声很大，且有不均匀的爆炸声。（7）变压器漏油，油面降至瓦斯继电器以下。（8）变压器无保护运行(直流系统瞬时选接地和直流保险熔断或接触不良能立即恢复者除外)。（9）变压器保护或开关拒动。（10）变压器轻瓦斯信号动作，放气检查为可燃物或黄色气体。（11）发生直接威胁人身安全的危急情况。99、发电机紧急停运规定？（风险题）答：（1）汽机人员发出“机器危险”信号时，同时发电机有功降为零。（2）发电机(包括同轴励磁机)内有磨擦、撞击声，振动突然增加0.05mm或超过0.1mm。（3）发电机组(包括同轴励磁机)氢气爆炸、冒烟、着火。（4）发电机内部故障，保护和开关拒动。（5） 发电机主开关以外发生长时间短路，静子电流表指针指向最大，电压严重降低，发电机后备保护拒动。（6）发电机无保护运行(直流瞬时选接地点和直流保险熔断、接触不良等能立即恢复正常者除外)。（7）发电机电流互感器冒烟、着火。（8）励磁回路两点接地，保护拒动。（9）未做失磁试验或不允许无励磁运行的机组发生失磁。（10）水内冷机组定子线圈引出线侧漏水，定子线圈大量漏水，并伴有定子线圈接地，转子线圈漏水。（11）20万千瓦以下水内冷发电机断水，在30秒内不能恢复供水。（12）水内冷发电机断水，断水保护拒动。（13）发生直接威胁人身安全的危急情况。（14）DCS系统电源全部中断。（15） 全部操作员站出现故障时(所有上位机“黑屏”或“死机”)，所有表计和硬手操作不能够满足机组短时间稳定运行需要。100、6kV母线接地如何处理？ 答：（1）查3机CRT中绝缘监视电压显示，判明接地相及接地程度。（2） 询问机炉是否启动高压电动机，如有则应试停。（3）试停厂用不重要动力设备。（4） 采取措施，试停重要动力设备。（5） 投入备用变确定故障点是否在工作低压侧电缆上。（6）倒换低压厂用变压器。（7） 若确认PT或避雷器接地，可采取人工接地，切换故障PT或避雷器，在对PT采取人工接地前，应将该段PT所带低电压保护退出，联锁开关退出，进行人工接地时，应验明相别。（8） 若接地点在母线上，则应将该段母线停运。（9）检查接地时，应戴绝缘手套、穿绝缘靴，并避免接触接地金属。101、6KV系统铁磁谐振过电压的现象？答：（1）三相电压同时升高，线电压正常为分频谐振。（2）一相电压降低，两相电压升高且大于线电压为工频谐振。（3）电压显示跃变。（4）警铃响“6kV接地”光字亮。102、6kV厂用母线电压互感器保险熔断如何处理？答：（1）根据光字及绝缘监察显示检查确定那段母线PT保险熔断。（2）若绝缘监察显示一相电压下降，另两相电压不变，且有“6kVA（B）段母线接地”光字出现，表明高压侧保险熔断一相；若两相电压下降，另一相电压不变，且有“6kVA（B）段母线接地”光字出现，说明高压保险熔断两相；若一相或两相电压为零，其它相电压不变，且无“6kVA（B）段母线接地”等光字出现，说明低压保险熔断一相或二相。（3）断开故障PT所在母线的联锁开关。（4）取下故障PT的低压保护回路直流保险。（5）迅速查明原因，更换保险，恢复原运行方式103、开关合不上如何处理？ 答：（1）首先根据显示和保护动作情况判断是否因一次回路故障引起。（2）检查操作、合闸保险是否良好，回路是否断线，防跳继电器是否误动。（3）检查合闸时间是否过短。（4）检查合闸继电器是否断线，接头是否接通。（5）检查少油开关液压是否正常。（6）检查开关机构是否良好，铁芯是否卡涩。（7）检查直流电压是否过低。（8）检查开关联锁是否正确。（9）检查低压开关是否因机构挂不上。104、开关跳不开如何处理？ 答：（1）在故障情况下，开关跳不开时，应手动捅掉故障设备开关，甚至断开上一级开关，使故障点与电网隔离。（2）正常操作时，可从下述原因分析检查：1 操作保险是否熔断，回路是否断线。2 跳闸继电器是否断线，接点是否良好。3 跳闸线圈是否烧坏，铁芯是否卡涩。4 操作电压是否过低。5 液压机构液压是否正常。6 若经上述检查未发现异常，则应手动打掉开关(液压低禁止断开关时，应用串代方式停下该开关)，通知检修处理。105、电动机紧急停运规定？答：（1）发生需要立即停用电动机的人身事故。（2）电动机所带机械损坏至危险程度。（3）电动机被水淹。（4）电动机冒烟、着火。（5）电动机发生强烈振动、串轴。（6）静、转子严重摩擦。106、