部分主值答辩试题(答案要点)

1、部分主值答辩试题（答案要点）第一组试题：1、叙述防止汽轮发电机组超速、轴系断裂事故在运行方面的技术措施。1) 按规定做好汽轮机各项超速保护试验，试验不合格禁止启机。机组运行中，超速保护不能可靠动作时，禁止机组继续运行。2) 汽轮机运行中，注意检查调速汽门开度和负荷的对应关系以及调速汽门后的压力变化情况。若有异常，及时查明原因，联系检修处理。3) 运行中发现主汽门，调速汽门卡涩时，要及时消除。消除前要做好事故预想。主汽门、调速汽门卡涩不能立即消除时，要停机处理。4) 按定期试验表做好汽门活动试验。试验有异常及时联系检修处理。5) 正常运行中，及时调整轴封供汽及轴封一、二漏，防止油中进水，并且应保

2、证油净化器正常投入运行。在油质及清洁度不合格的情况下，禁止机组启动。6) 汽轮机超速试验，操作要缓慢，防止操作过急，造成机组超速。7) 在停机时，先手打危急保安器，自动主汽门，调速汽门关闭，再解列发电机，注意转速应下降。8) 机组长期停机，应做好停机后机组维护工作，防止汽水进汽缸及调节系统内，引起汽门及调节部套的锈蚀。9) 在任何情况下禁止强行挂闸。10) 在机组正常启动或停机的过程中，汽轮机旁路系统的投入应严格执行运行规程要求。11) 机组冷态启动做超速试验前，需要带25额定负荷暖机34小时后方可进行超速试验。12) 运行人员熟悉超速时的象征(如机组声音异常，转速上升，振动增大，机组负荷到零

3、)并掌握汽轮机低油压，串轴，振动保护动作引起汽轮机跳，同时跳发电机，都可能引起机组超速，做好事故预想。遇到超速情况时，应按规程规定进行紧急事故停机处理，防止事故扩大。13) 加强汽、水、油品质监督，品质符合规定2、遇到哪些情况，禁止锅炉启动？新安装或大修后的锅炉未进行水压试验或试验不合格时；2）主要仪表缺少、损坏、显示不正常且无其它有效监视手段时（如汽包水位计、主、再汽压力表、温度表、给水流量表、炉膛负压表、排烟温度表等）；3）FSSS系统不能正常投入时；4）DCS系统异常，影响锅炉运行操作、监视，操作员站工作不正常时；5）锅炉安全阀校验不合格，燃油跳闸阀、对空排汽、汽包事故放水门经试验动作不

4、正常时；6)锅炉水质不合格时；7)控制气源、电源不正常时；8)锅炉汽包水位保护不完整不能正常投运时。3、 操作中发生疑问时怎么办？“防误闭锁装置”应该能实现哪5种防误功能？(1) 应立即停止操作；并向值班调度员或值班负责人报告，弄清问题后，再进行操作；(2) 不准擅自更改操作票；(3) 不准随意解除闭锁装置。“防误闭锁装置”应该能实现哪5种防误功能？防止误分及误合断路器；防止带负荷拉、合隔离开关；防止带电挂（合）接地线（接地隔离开关）；防止带地线（接地隔离开关）合断路器；防止误入带电间隔。4、滑参数停机过程中发电机解列后有哪些操作1启动交流润滑油泵及高压备用密封油泵且正常。2根据情况完成危急保

5、安器注油试验。3汽机脱扣, 检查各主汽门、调门、抽汽逆止阀及高排逆止阀关闭,转速下降,并将手动遮断手柄置于“遮断”位置。“断开”发电机出口隔离刀闸。4检查高、低压旁路应自动开启，根据锅炉保养要求，调整或关闭高、低压旁路，关闭主蒸汽管道疏水阀。5 机组转速降至1200r/min，顶轴油泵 、 自启且正常，检查顶轴油压力应正常。6 主机转速降至600r/min，检查后缸喷水应自关，并倾听机内声音应正常。7 机组转速到0, 检查盘车装置应自投，否则手动投入，并记录下述数据：惰走时间 分钟, 盘车电流_A，偏心 mm，轴向位移 mm，差胀 mm，总胀 mm。8 停EH油泵。9 待锅炉停炉保养、汽包上水

6、工作结束后，停运汽动给水泵/电泵。10 确认高低压旁路系统及5旁路系统可靠隔离，凝汽器排汽温度50，停真空泵，并开真空破坏阀。11真空到0，轴封汽系统停运。12 停止除氧器加热。13 确认辅汽各用户均已符合停用要求,，停止辅汽系统,并汇报值长。14确认排汽温度50，无高温汽水进入凝汽器，联系值长，停循泵，开启临机循环水联络门供给凝汽器冷却和闭式水系统冷却水。15 停凝结水泵，凝结水系统停运。将低压缸喷水、凝汽器水幕喷水、本体疏扩减温水切至“手动”。16 锅炉放水泄压后，手动开启主蒸汽管道各疏水阀。17根据需要，停氢干燥装置，按气体置换规定_时_分，发电机开始排氢，_时_分，气体置换结束。18

7、按每小时抄录一次蒸汽、金属温度，直至盘车装置正常停用为止。加强对汽缸金属温度、上下缸温差、差胀、总胀、轴向位移、偏心、盘车电流、机内声音的监视且应正常。19 当调节级及中压缸第一级静叶持环金属温度均降至149，_时_分，停盘车装置。20停顶轴油泵21 停主机润滑油系统。22 停主机净油装置。23 确认闭冷水各用户均已符合停用要求，脱硫冷却用水已切至邻机闭冷水供，停闭冷泵。24 停凝结水输送泵。25 锅炉停用时间在三天以内，采用热炉放水保养；在三天以上采用加药热炉放水保养。26 停一组引、送风机运行。27 保持锅炉30%的通风量，对炉膛进行吹扫5分钟后停运送、引风机，风烟系统密闭。28 汽包水位

8、至最高可见水位，停电动给泵，关省煤器进口电动阀。29 当汽包压力为0.6MPa时，进行热炉放水。30 预热器入口烟温120,停止空预器运行。31 炉膛出口烟温180，停止火检冷却风机运行。32 测量发电机绝缘。第二组试题：1、叙述汽轮机水冲击的现象、原因和处理方法。现象：1) 主、再热蒸汽温度突降，过热度减小；2) 高中压缸上、下缸温差56，报警；3) 轴向位移、振动增大，胀差减小并报警；4) 推力瓦及回油温度升高；5) 抽汽管上下温差大，抽汽管振动；6) 主、再热蒸汽管道振动或有水击声，管道、阀门、轴封等处有白色蒸汽 冒出；7) 盘车状态下盘车电流增大。原因：1) 锅炉主再热蒸汽温度失控或主

9、蒸汽流量瞬间突增造成蒸汽带水；2) 加热器满水倒灌进入汽轮机；3) 轴封供汽或抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。处理：1) 运行中主再热蒸汽温度突降超过规定值，应按破坏真空紧急停机处理；2) 开启汽机本体及有关蒸汽管道疏水阀；3) 注意监视振动、轴向位移、差胀、轴承温度等参数，倾听汽机内部声音，记录惰走时间。惰走时间明显缩短，应逐级汇报，决定是否揭缸检查，否则不准重新启动；4) 如因加热器满水引起汽机进水，应立即停用满水的加热器，并开启疏水门；5) 汽机转子静止后投入盘车，检查大轴偏心值；6) 汽机再次启动时，汽缸上下缸温差必须42；7) 汽轮机盘车中发现进水，必须保持盘车运行一直到汽轮机

10、上下缸温差恢复正常，同时加强汽轮机内部声音、转子偏心值、盘车电流的监视；8) 汽轮机在升速过程中发现进水，应立即停机进行盘车；9) 汽轮机运行中进水监测报警时，应迅速查明原因并消除。若振动、差胀、上下缸温差达到停机值应立即停机。2、遇有哪些情况时应注意水位变化？1) 给水压力、给水流量波动较大时；2) 负荷变化较大时；3) 事故情况下；4) 锅炉启动、停炉时；5) 给水自动故障时；6) 水位调节器工作不正常时；7) 锅炉排污时；8) 安全门起、回座时；9) 给水泵故障时；10) 切换给水泵时；11) 锅炉燃烧不稳定时；12) 制粉系统启、停或切换时。3、发电机在运行中对内冷水要注意什么? 如何

11、防止发电机绝缘过冷却？(1) 出水温度是否正常。出水温度升高不是进水少或漏水，就是内部发热不正常，应加强监视；(2) 观察端部有无漏水，绝缘引水管是否断裂或折扁、部件有无松动、局部是否有过热、结露等情况发生；(3) 定、转子线圈冷却水不能断水，断水时只允许运行30秒钟；(4) 监视线棒的震动情况，一般采用测量测温元件对地电位的方法进行监视；(5) 对各部分温度进行监视。注意运行中高温点及各点温度的变化情况。如何防止发电机绝缘过冷却？发电机的冷却器只有在发电机准备带负荷时才通冷却水，当负荷增加时，逐渐增加冷却器的冷却水量，以便使氢气保持在规定范围内；在发电机停机前减负荷时，应随负荷的减少逐渐减少

12、冷却器的冷却水量，以保持氢气温度不变，防止发电机绝缘过冷却。4、滑参数停机过程中发电机解列后有哪些操作1启动交流润滑油泵及高压备用密封油泵且正常。2根据情况完成危急保安器注油试验。3汽机脱扣, 检查各主汽门、调门、抽汽逆止阀及高排逆止阀关闭,转速下降,并将手动遮断手柄置于“遮断”位置。“断开”发电机出口隔离刀闸。4检查高、低压旁路应自动开启，根据锅炉保养要求，调整或关闭高、低压旁路，关闭主蒸汽管道疏水阀。5 机组转速降至1200r/min，顶轴油泵 、 自启且正常，检查顶轴油压力应正常。6 主机转速降至600r/min，检查后缸喷水应自关，并倾听机内声音应正常。7 机组转速到0, 检查盘车装置

13、应自投，否则手动投入，并记录下述数据：惰走时间 分钟, 盘车电流_A，偏心 mm，轴向位移 mm，差胀 mm，总胀 mm。8 停EH油泵。9 待锅炉停炉保养、汽包上水工作结束后，停运汽动给水泵/电泵。10 确认高低压旁路系统及5旁路系统可靠隔离，凝汽器排汽温度50，停真空泵，并开真空破坏阀。11真空到0，轴封汽系统停运。12 停止除氧器加热。13 确认辅汽各用户均已符合停用要求,，停止辅汽系统,并汇报值长。14确认排汽温度50，无高温汽水进入凝汽器，联系值长，停循泵，开启临机循环水联络门供给凝汽器冷却和闭式水系统冷却水。15 停凝结水泵，凝结水系统停运。将低压缸喷水、凝汽器水幕喷水、本体疏扩减

14、温水切至“手动”。16 锅炉放水泄压后，手动开启主蒸汽管道各疏水阀。17根据需要，停氢干燥装置，按气体置换规定_时_分，发电机开始排氢，_时_分，气体置换结束。18 按每小时抄录一次蒸汽、金属温度，直至盘车装置正常停用为止。加强对汽缸金属温度、上下缸温差、差胀、总胀、轴向位移、偏心、盘车电流、机内声音的监视且应正常。19 当调节级及中压缸第一级静叶持环金属温度均降至149，_时_分，停盘车装置。20停顶轴油泵21 停主机润滑油系统。22 停主机净油装置。23 确认闭冷水各用户均已符合停用要求，脱硫冷却用水已切至邻机闭冷水供，停闭冷泵。24 停凝结水输送泵。25 锅炉停用时间在三天以内，采用热炉

15、放水保养；在三天以上采用加药热炉放水保养。26 停一组引、送风机运行。27 保持锅炉30%的通风量，对炉膛进行吹扫5分钟后停运送、引风机，风烟系统密闭。28 汽包水位至最高可见水位，停电动给泵，关省煤器进口电动阀。29 当汽包压力为0.6MPa时，进行热炉放水。30 预热器入口烟温120,停止空预器运行。31 炉膛出口烟温180，停止火检冷却风机运行。32 测量发电机绝缘。第三组试题：1、 叙述凝汽器真空严密性试验标准、试验方法和注意事项。真空严密性标准：1) 优良：0.13KPamin2) 合格：0.27KPamin真空严密性试验方法：1) 联系实验组人员，汇报值长做真空严密性试验。2) 记

16、录负荷、真空、排汽温度等参数后，关闭水环真空泵进气门。3) 当水环真空泵进气门关闭后，每30秒记录真空一次，试验进行5分钟。4) 5分钟后开启水环真空泵进气门，恢复凝汽器真空。5) 试验结束，汇报值长。6) 计算出真空下降速率。真空下降速度不超过0.27KPa/min为合格，并做好相应记 录。7) 若真空系统不合格，应查找原因，配合检修处理。8) 试验中，若真空出现异常下降应立即停止试验，恢复原运行工况。9) 试验注意事项：a) 在试验期间，若真空下降总值大于2KPa，应停止试验；b) 如试验过程中，机组发生故障，应立即停止试验。2、哪些情况容易引起蒸汽温度升高，应加强监视和调整？下列情况容易

17、引起蒸汽温度升高，应加强监视和调整：a) 负荷升高；b) 主汽压力升高；c) 煤质变化：挥发份降低，灰分、水分升高；d) 风量增加；e) 燃烧器摆角上摆，f) 燃烧工况变化，导致火焰中心上移；g) 给水温度降低；h) 投运上层给粉机时；i) 投运制粉系统时；j) 水冷壁结渣。3、变压器运行中，发生哪些现象，可以投入备用变压器后，将该变压器停运处理？(1) 套管发生裂纹，有放电现象；(2) 变压器上部落物危及安全，不停电无法消除；(3) 变压器严重漏油，油位计中看不到油位；(4) 油色变黑或化验油质不合格；(5) 在正常负荷及正常冷却条件下，油温异常升高10及以上； (6) 变压器出线接头严重松

18、动、发热、变色；(7) 变压器声音异常，但无放电声；(8) 有载调压装置失灵、分接头调整失控且手动无法调整正常时。4、滑参数停机过程中发电机解列后有哪些操作1启动交流润滑油泵及高压备用密封油泵且正常。2根据情况完成危急保安器注油试验。3汽机脱扣, 检查各主汽门、调门、抽汽逆止阀及高排逆止阀关闭,转速下降,并将手动遮断手柄置于“遮断”位置。“断开”发电机出口隔离刀闸。4检查高、低压旁路应自动开启，根据锅炉保养要求，调整或关闭高、低压旁路，关闭主蒸汽管道疏水阀。5 机组转速降至1200r/min，顶轴油泵 、 自启且正常，检查顶轴油压力应正常。6 主机转速降至600r/min，检查后缸喷水应自关，

19、并倾听机内声音应正常。7 机组转速到0, 检查盘车装置应自投，否则手动投入，并记录下述数据：惰走时间 分钟, 盘车电流_A，偏心 mm，轴向位移 mm，差胀 mm，总胀 mm。8 停EH油泵。9 待锅炉停炉保养、汽包上水工作结束后，停运汽动给水泵/电泵。10 确认高低压旁路系统及5旁路系统可靠隔离，凝汽器排汽温度50，停真空泵，并开真空破坏阀。11真空到0，轴封汽系统停运。12 停止除氧器加热。13 确认辅汽各用户均已符合停用要求,，停止辅汽系统,并汇报值长。14确认排汽温度50，无高温汽水进入凝汽器，联系值长，停循泵，开启临机循环水联络门供给凝汽器冷却和闭式水系统冷却水。15 停凝结水泵，凝

20、结水系统停运。将低压缸喷水、凝汽器水幕喷水、本体疏扩减温水切至“手动”。16 锅炉放水泄压后，手动开启主蒸汽管道各疏水阀。17根据需要，停氢干燥装置，按气体置换规定_时_分，发电机开始排氢，_时_分，气体置换结束。18 按每小时抄录一次蒸汽、金属温度，直至盘车装置正常停用为止。加强对汽缸金属温度、上下缸温差、差胀、总胀、轴向位移、偏心、盘车电流、机内声音的监视且应正常。19 当调节级及中压缸第一级静叶持环金属温度均降至149，_时_分，停盘车装置。20停顶轴油泵21 停主机润滑油系统。22 停主机净油装置。23 确认闭冷水各用户均已符合停用要求，脱硫冷却用水已切至邻机闭冷水供，停闭冷泵。24

21、停凝结水输送泵。25 锅炉停用时间在三天以内，采用热炉放水保养；在三天以上采用加药热炉放水保养。26 停一组引、送风机运行。27 保持锅炉30%的通风量，对炉膛进行吹扫5分钟后停运送、引风机，风烟系统密闭。28 汽包水位至最高可见水位，停电动给泵，关省煤器进口电动阀。29 当汽包压力为0.6MPa时，进行热炉放水。30 预热器入口烟温120,停止空预器运行。31 炉膛出口烟温180，停止火检冷却风机运行。32 测量发电机绝缘。第四组试题：1、锅炉机组启动前的基本要求a燃煤、燃油、除盐水储备充足，且质量合格；b各类消防设施齐全，消防系统具备投运条件；c大、小修后的锅炉，所有电气、机械、热工检修工

22、作结束，工作票已注销，临时安全设施已拆除，恢复常设安全措施，冷态验收合格；d热控工作电源可靠，备用电源良好；DCS控制系统完好，现场照明及事故照明、通讯设备齐全良好；e新安装和大修后的锅炉必须完成主机和辅机系统的试运、试验和调试工作；f机组启动时，禁止解列重要保护，因设备问题确实不能投入的，须经生产副总经理批准，制定相应的安全技术措施；2、叙述汽轮机润滑油中进水的原因及处理方法。1) 原因：由于轴封磨损、轴封进汽量过大及轴封高压段漏汽回汽不畅等原因致使轴封漏汽量过大导致轴封漏汽进入油中。处理：及时调整轴封进汽压力和高压段轴封漏汽至除氧器。2) 原因：由于轴加满水或其旁路水门开度过大使低压段轴封

23、汽回汽不畅。处理：维持轴加水位正常其旁路水门开度适中。3) 原因：运行冷油器水侧压力大于油侧压力冷油器芯管泄漏时油中进水。处理：及时调整冷油器进水使冷油器水侧压力低于油侧压力。4) 定期对润滑油、EH油进行化验。处理：如油中有水应及时滤油和油箱放水及投入EH油再生装置。3、变压器重瓦斯保护动作后应如何检查、处理？变压器重瓦斯保护动作后，值班人员应进行下列检查：(1) 变压器差动保护是否有掉牌；(2) 重瓦斯保护动作前，电压、电流有无波动；(3) 防爆管和吸湿器是否破裂，释压阀是否动作；(4) 气体继电器内部是否有气体，收集的气体是否可燃；(5) 重瓦斯掉牌能否复归，直流系统是否接地。通过上述检

24、查，未发现任何故障迹象，可初步判定重瓦斯保护误动。在变压器停电后，应联系检修人员测量变压器绕组的直流电阻及绝缘电阻，并对变压器油做色谱分析，以确认是否为变压器内部故障。在未查明原因，未进行处理前，变压器不允许再投入运行。4、滑参数停机过程中发电机解列后有哪些操作1启动交流润滑油泵及高压备用密封油泵且正常。2根据情况完成危急保安器注油试验。3汽机脱扣, 检查各主汽门、调门、抽汽逆止阀及高排逆止阀关闭,转速下降,并将手动遮断手柄置于“遮断”位置。“断开”发电机出口隔离刀闸。4检查高、低压旁路应自动开启，根据锅炉保养要求，调整或关闭高、低压旁路，关闭主蒸汽管道疏水阀。5 机组转速降至1200r/mi

25、n，顶轴油泵 、 自启且正常，检查顶轴油压力应正常。6 主机转速降至600r/min，检查后缸喷水应自关，并倾听机内声音应正常。7 机组转速到0, 检查盘车装置应自投，否则手动投入，并记录下述数据：惰走时间 分钟, 盘车电流_A，偏心 mm，轴向位移 mm，差胀 mm，总胀 mm。8 停EH油泵。9 待锅炉停炉保养、汽包上水工作结束后，停运汽动给水泵/电泵。10 确认高低压旁路系统及5旁路系统可靠隔离，凝汽器排汽温度50，停真空泵，并开真空破坏阀。11真空到0，轴封汽系统停运。12 停止除氧器加热。13 确认辅汽各用户均已符合停用要求,，停止辅汽系统,并汇报值长。14确认排汽温度50，无高温汽

26、水进入凝汽器，联系值长，停循泵，开启临机循环水联络门供给凝汽器冷却和闭式水系统冷却水。15 停凝结水泵，凝结水系统停运。将低压缸喷水、凝汽器水幕喷水、本体疏扩减温水切至“手动”。16 锅炉放水泄压后，手动开启主蒸汽管道各疏水阀。17根据需要，停氢干燥装置，按气体置换规定_时_分，发电机开始排氢，_时_分，气体置换结束。18 按每小时抄录一次蒸汽、金属温度，直至盘车装置正常停用为止。加强对汽缸金属温度、上下缸温差、差胀、总胀、轴向位移、偏心、盘车电流、机内声音的监视且应正常。19 当调节级及中压缸第一级静叶持环金属温度均降至149，_时_分，停盘车装置。20停顶轴油泵21 停主机润滑油系统。22

27、 停主机净油装置。23 确认闭冷水各用户均已符合停用要求，脱硫冷却用水已切至邻机闭冷水供，停闭冷泵。24 停凝结水输送泵。25 锅炉停用时间在三天以内，采用热炉放水保养；在三天以上采用加药热炉放水保养。26 停一组引、送风机运行。27 保持锅炉30%的通风量，对炉膛进行吹扫5分钟后停运送、引风机，风烟系统密闭。28 汽包水位至最高可见水位，停电动给泵，关省煤器进口电动阀。29 当汽包压力为0.6MPa时，进行热炉放水。30 预热器入口烟温120,停止空预器运行。31 炉膛出口烟温180，停止火检冷却风机运行。32 测量发电机绝缘。第五组试题：1、叙述防止汽轮机大轴弯曲事故在运行方面的技术措施。

28、1)汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。a) 大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。b) 大轴晃动值不应超过制造厂的规定值或原始值的0.02mm。c) 高压外缸上、下缸温差不超过50，高压内缸上、下缸温差不超过35。d) 主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50。2)机组起、停过程操作措施a) 机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，不得少于2-4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。b) 机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少

29、于4h才能再次起动，严禁盲目起动。停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180。当正常盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。c) 停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180，待盘车正常后及时投入连续盘车。d) 机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机记录进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。e) 机组热态起动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空

30、。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。f) 疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。g) 停机后应认真监视凝汽器、高、低压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。h) 起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。i) 汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。2、紧急停炉条件？1) 锅炉达到MFT保护动作条件而保护拒动；2) 锅炉所有水位计损坏，无法监控汽包水位；3)

31、 给水、蒸汽管道发生爆破，无法维持正常运行或威胁人身设备安全；4) 水冷壁管、省煤器管爆破，不能维持汽包正常水位；5) 过热器或再热器严重爆破，无法维持正常汽温、汽压；6) 锅炉尾部烟道发生二次燃烧，使烟温不正常升高排烟温度大于250时；7) 锅炉压力超限，动力泄放阀（PCV）无法打开，安全阀拒动，同时旁路打不开；8) 锅炉房内发生火警，直接危及人身和设备安全；9) 热控仪表电源中断，无法监视、调整主要运行参数时；10) DCS控制系统瘫痪，所有操作员站死机时；11) 厂用电全停。3、倒闸操作的基本原则是什么? 简述母线停送电的原则？(1) 不致引起非同期并列和供电中断，保证设备出力、不过负荷

32、；(2) 保证运行的经济性、系统功率潮流合理，机组能较经济地分配负荷；(3) 保证短路容量在电气设备的允许范围之内；(4) 保证继电保护及自动装置正确运行及配合；(5) 厂用电可靠；(6) 运行方式灵活，操作简单，事故处理方便、快捷，便于集中监视。母线停送电的原则(1) 母线停电时，应断开工作电源断路器、检查母线电压到零后，再对母线电压互感器进行停电。送电时顺序与此相反；(2) 母线停电后，应将低电压保护熔断器取下；母线充电正常后，加入低电压保护熔断器。4、机组滑停过程中开始滑停至发电机解列有哪些操作1 接值长停机命令后，各有关岗位准备好操作工器具及有关仪器、报表3 试转交、直流润滑油泵、高压

33、备用密封油泵、顶轴油泵、盘车电机, 且均应正常。4 对锅炉本体、空预器、脱硝催化剂进行一次全面吹灰。5 试投大油枪及微油系统，确认油枪正常。6 停炉7天以上应将原煤仓中的煤全部烧空。7 联系值长，将辅汽汽源切至邻机供。8 全面抄录一次蒸汽、金属温度。滑参数停机应每隔半小时抄录一次。待汽轮机脱扣后均应每隔一小时抄录一次，直至盘车正常停用。9 联系网调通过AGC指令逐步设目标负荷270MW，150MW，变负荷率5.0MW/min，机组开始减负荷，并维持汽温、汽压。10 机组减负荷过程，均等减少给煤机煤量，在给煤机负荷降至50%时，手动减少上层给煤机煤量，当给煤机煤量达到最小煤量时，停止此给煤机运行

34、，并将相应的磨煤机内煤粉吹扫干净后停磨。11 主汽及再热汽温度降至500左右，控制降压率0.1MPa/min、降温率1.5。12 机组负荷降至150MW，记录主蒸汽压力，主蒸汽温度，再热蒸汽温度，全面检查机组运行正常。13全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀、总胀趋向稳定后，再进行降温降压减负荷操作。14 将汽机调节阀由“顺序阀”切至“单阀”控制。15 维持机组负荷150MW稳定，将主汽参数逐渐降至450、10MPa，逐渐开大调门直至全开16 待调门全开后，维持汽温、汽压及负荷稳定运行20分钟。17 汽动给水泵辅汽汽源暖管，做好辅汽汽源并列前的各项准备工作。18 投入A磨煤机微油燃烧器稳

35、燃，检查锅炉燃烧稳定。投运大油枪或负荷低于100MW时应退出电除尘高压电场。19 汽动给水泵转速降至3200r/min，全开锅炉30%给水旁路电动门及调节门，给水切至30%旁路调节，关闭锅炉主给水电动门。注意汽包水位及过热蒸汽温度、减温水量的变化。20 机组继续进行减负荷,将主汽压力逐渐降至6MPa、主蒸汽及再热蒸汽温度降至380左右，机组负荷随主汽参数的滑降而降低。21 投入空预器吹灰系统连续运行。22 停运汽泵 ，注意汽包水位正常。23 负荷降至120MW, 凝结水泵变频切除稳定在35Hz，投入除氧器上水调节门自动调节除氧器水位。退出PSS24 注意轴封汽压力变化, 当压力降至0.03MP

36、a，检查冷再至轴封调节阀自动开启，维持轴封汽压力在0.02760.03MPa。25负荷降至105MW，维持汽温、汽压及负荷稳定运行30分钟。26 全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀、总胀趋向稳定后，机组再继续进行减负荷。27 机组继续进行减负荷,视负荷情况关闭上层给煤机入口闸板门，存煤走空后停给煤机，磨煤机内存煤积粉吹净后停磨煤机。28 负荷降至60MW，检查中压主汽门下游及四至六抽疏水阀自动开启，并开启各手动疏水阀。29负荷降至60MW，维持汽温、汽压及负荷稳定运行30分钟。30 全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀、总胀趋向稳定后，机组再继续进行减负荷。31 继续进行减负荷，

37、过、再热器减温水总阀关闭，注意及时调整燃烧工况，防止汽温出现较大幅度回升的现象。32 撤出连排扩容器，连排改走旁路，关连排至除氧器电动阀。33 当轴封汽压力降至0.027MPa，检查辅汽供轴封调节阀开启，关冷再至轴封隔离阀，注意轴封压力约为0.0240.027MPa。34 负荷降至45MW，将除氧器加热由四抽切至辅汽供，注意除氧器压力约为0.047MPa左右。检查低压缸缸喷水自投，检查并开启一至三抽管道各疏水阀。35 负荷至30MW，维持汽温、汽压及负荷稳定运行30分钟。36 负荷降至30MW，检查再热主汽门上游疏水阀自动开启。37 高加撤出运行。38全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀

38、、总胀趋向稳定后，机组再继续进行减负荷。39 设置目标负荷15MW，维持汽温、汽压稳定，机组继续减负荷，在关小调门的同时，控制主汽压力不应上升。40机组负荷至15MW，启动大机交流润滑油泵，汇报值长要求机组解列。41 接值长“发电机解列”命令，手按“汽轮机跳闸”事故按钮，检查汽轮机脱扣，发电机解列，机组负荷到零。42 手按“锅炉MFT”事故按钮，检查所有给煤机、磨煤机、一次风机、密封风机、燃油快关阀及各油枪快关阀跳闸，锅炉所有燃料切断。43 断开发电机出口刀闸，断开发电机出口开关控制电源，根据停机周期测发电机绝缘。44 根据机组停机后需要，发变组由热备用转（冷备用/检修）。第六组试题：1、不停

39、止#4低加运行的情况下，检修#4低加疏水逐级调节门前兰盘漏汽的隔离措施如何做？应注意什么？隔离措施：1) 开启#4低加疏水直跑门，关闭#4低加疏水逐级调节门，注意#4低加水位应正常。2) 关闭#4低加疏水调节门前、后手动门，检查#4低加疏水调节门的旁路门在关闭状态。3) 待#4低加疏水调节门前兰盘不漏汽，即消压至零后，填写#4低加疏水调节门停电票，#4低加疏水调节门前、后手动门挂牌加锁。4) #4低加疏水调节门停电完毕，通知检修可以开工。5) 如#4低加疏水调节门处不能消压至零，说明#4低加疏水调节门前或后手动门有内漏情况，需扩大措施切除#4低加后进行检修。注意事项：1)关闭#4低加疏水逐级调

40、节门时，应注意#2、#3低加水位变化并及时调整。2)检修#4低加疏水调节门时，应注意凝结器真空变化情况，防止漏真空。2、锅炉启动前的总体检查a锅炉本体及汽水系统的检修工作均已终结，办完工作票终结手续；b辅机及辅助系统的检修工作已全部结束，并已办理工作票终结手续；c锅炉及辅机的电气保护、联锁和自动装置等经检查确认正常；d锅炉热工仪表、调节装置、执行机构、热工联锁保护等由热工校验完毕合格，各操作和调节机构均能正确动作，有关热工电源送上；e、各阀门、挡板就地开度指示值和LCD上开度指示值均一致，LCD信号反馈正确；f机炉电大联锁试验正常；gFSSS保护试验正常；h各声光报警试验均达到要求。3、在什么

41、情况下禁止将电气设备投入运行？(1) 开关拒绝跳闸的设备；(2) 无保护设备；(3) 绝缘不合格设备；(4) 开关达到允许事故遮断次数且喷油严重者；(5) 内部速断保护动作未查明原因者；(6) 设备有重大缺陷或周围环境泄漏严重者。4、机组滑停过程中开始滑停至发电机解列有哪些操作1 接值长停机命令后，各有关岗位准备好操作工器具及有关仪器、报表3 试转交、直流润滑油泵、高压备用密封油泵、顶轴油泵、盘车电机, 且均应正常。4 对锅炉本体、空预器、脱硝催化剂进行一次全面吹灰。5 试投大油枪及微油系统，确认油枪正常。6 停炉7天以上应将原煤仓中的煤全部烧空。7 联系值长，将辅汽汽源切至邻机供。8 全面抄

42、录一次蒸汽、金属温度。滑参数停机应每隔半小时抄录一次。待汽轮机脱扣后均应每隔一小时抄录一次，直至盘车正常停用。9 联系网调通过AGC指令逐步设目标负荷270MW，150MW，变负荷率5.0MW/min，机组开始减负荷，并维持汽温、汽压。10 机组减负荷过程，均等减少给煤机煤量，在给煤机负荷降至50%时，手动减少上层给煤机煤量，当给煤机煤量达到最小煤量时，停止此给煤机运行，并将相应的磨煤机内煤粉吹扫干净后停磨。11 主汽及再热汽温度降至500左右，控制降压率0.1MPa/min、降温率1.5。12 机组负荷降至150MW，记录主蒸汽压力，主蒸汽温度，再热蒸汽温度，全面检查机组运行正常。13全面检

43、查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀、总胀趋向稳定后，再进行降温降压减负荷操作。14 将汽机调节阀由“顺序阀”切至“单阀”控制。15 维持机组负荷150MW稳定，将主汽参数逐渐降至450、10MPa，逐渐开大调门直至全开16 待调门全开后，维持汽温、汽压及负荷稳定运行20分钟。17 汽动给水泵辅汽汽源暖管，做好辅汽汽源并列前的各项准备工作。18 投入A磨煤机微油燃烧器稳燃，检查锅炉燃烧稳定。投运大油枪或负荷低于100MW时应退出电除尘高压电场。19 汽动给水泵转速降至3200r/min，全开锅炉30%给水旁路电动门及调节门，给水切至30%旁路调节，关闭锅炉主给水电动门。注意汽包水位及过热蒸汽温

44、度、减温水量的变化。20 机组继续进行减负荷,将主汽压力逐渐降至6MPa、主蒸汽及再热蒸汽温度降至380左右，机组负荷随主汽参数的滑降而降低。21 投入空预器吹灰系统连续运行。22 停运汽泵 ，注意汽包水位正常。23 负荷降至120MW, 凝结水泵变频切除稳定在35Hz，投入除氧器上水调节门自动调节除氧器水位。退出PSS24 注意轴封汽压力变化, 当压力降至0.03MPa，检查冷再至轴封调节阀自动开启，维持轴封汽压力在0.02760.03MPa。25负荷降至105MW，维持汽温、汽压及负荷稳定运行30分钟。26 全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀、总胀趋向稳定后，机组再继续进行减负荷。

45、27 机组继续进行减负荷,视负荷情况关闭上层给煤机入口闸板门，存煤走空后停给煤机，磨煤机内存煤积粉吹净后停磨煤机。28 负荷降至60MW，检查中压主汽门下游及四至六抽疏水阀自动开启，并开启各手动疏水阀。29负荷降至60MW，维持汽温、汽压及负荷稳定运行30分钟。30 全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀、总胀趋向稳定后，机组再继续进行减负荷。31 继续进行减负荷，过、再热器减温水总阀关闭，注意及时调整燃烧工况，防止汽温出现较大幅度回升的现象。32 撤出连排扩容器，连排改走旁路，关连排至除氧器电动阀。33 当轴封汽压力降至0.027MPa，检查辅汽供轴封调节阀开启，关冷再至轴封隔离阀，注意

46、轴封压力约为0.0240.027MPa。34 负荷降至45MW，将除氧器加热由四抽切至辅汽供，注意除氧器压力约为0.047MPa左右。检查低压缸缸喷水自投，检查并开启一至三抽管道各疏水阀。35 负荷至30MW，维持汽温、汽压及负荷稳定运行30分钟。36 负荷降至30MW，检查再热主汽门上游疏水阀自动开启。37 高加撤出运行。38全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀、总胀趋向稳定后，机组再继续进行减负荷。39 设置目标负荷15MW，维持汽温、汽压稳定，机组继续减负荷，在关小调门的同时，控制主汽压力不应上升。40机组负荷至15MW，启动大机交流润滑油泵，汇报值长要求机组解列。41 接值长“发

47、电机解列”命令，手按“汽轮机跳闸”事故按钮，检查汽轮机脱扣，发电机解列，机组负荷到零。42 手按“锅炉MFT”事故按钮，检查所有给煤机、磨煤机、一次风机、密封风机、燃油快关阀及各油枪快关阀跳闸，锅炉所有燃料切断。43 断开发电机出口刀闸，断开发电机出口开关控制电源，根据停机周期测发电机绝缘。44 根据机组停机后需要，发变组由热备用转（冷备用/检修）。第七组试题：1、叙述防止汽机油系统防火在运行方面的技术措施。1) 机组油系统运行时，运行人员监盘时必须加强对油温、油压监视，发现异常时应认真分析原因，采取必要措施，并汇报有关领导。2) 机组油系统运行时，运行、检修人员定期巡视检查，及时发现、消除现

48、场油系统渗漏设备缺陷。3) 运行人员在油系统操作时要平稳，避免过大的油压、油温扰动。当调节系统发生大幅度摆动或机组油管道发生振动时，应及时认真检查油系统，发现漏油及时处理。4) 机组运行时油系统的设备及管道损坏发生漏油时，应采取如下紧急措施：a) 应设法隔离漏泄部位，若无法隔离时应尽快停机处理。并做好漏泄油接引工作，避免漏泄油与高温热体接触。b) 若热力管道保温内已侵入油时，应设法切除热力管道，在管道温度降低后，更换保温材料。在管道保温温度未降低前，派专人监视，做好突然起火事故预想。c) 漏油附近不能有任何明火。d) 在不能与系统隔离的高温热力管道已渗入油时，应尽快停机处理。e) 运行、检修人

49、员做好漏泄部位附近突然起火事故预想。f) 及时妥善清除漏泄到地面上的积油。5) 现场配备了足够量的消防器材，并设专人经常检查，以保证其处于完好备用状况。6) 厂房内设有消防通道，并时刻保持通道畅通。2、故障请示停炉条件？1) 炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时；2) 锅炉承压部件泄漏，运行中无法消除时；3) 安全门动作经采取措施后仍不回座时；4) 受热面金属管壁严重超温，经多方调整无效时；5) 失去控制气源或控制电源，短时间内无法恢复时；6) 主要设备的支吊架发生变形或断裂时；7) 锅炉严重结焦、堵灰无法维持正常运行时；8) 蒸汽温度超过允许值，经多方采取措施无效时；9) 单台空预器故障

50、短时间难以恢复，空预器后烟温大于200时。3、如何判断运行中母线接头发热? 出现发热如何处理？(1) 采用变色漆；(2) 采用测温腊片；(3) 用半导体点温计带电测量；(4) 用红外线测温仪测量；(5) 利用下雪、下雨天观察接头处是否有雪融化和冒热气现象。出现发热如何处理？倒换该段母线设备、减少负荷；若为电源侧接头发热、倒换备用电源后停电处理；无法采取措施时联系停电处理。4、机组滑停过程中开始滑停至发电机解列有哪些操作1 接值长停机命令后，各有关岗位准备好操作工器具及有关仪器、报表3 试转交、直流润滑油泵、高压备用密封油泵、顶轴油泵、盘车电机, 且均应正常。4 对锅炉本体、空预器、脱硝催化剂进

51、行一次全面吹灰。5 试投大油枪及微油系统，确认油枪正常。6 停炉7天以上应将原煤仓中的煤全部烧空。7 联系值长，将辅汽汽源切至邻机供。8 全面抄录一次蒸汽、金属温度。滑参数停机应每隔半小时抄录一次。待汽轮机脱扣后均应每隔一小时抄录一次，直至盘车正常停用。9 联系网调通过AGC指令逐步设目标负荷270MW，150MW，变负荷率5.0MW/min，机组开始减负荷，并维持汽温、汽压。10 机组减负荷过程，均等减少给煤机煤量，在给煤机负荷降至50%时，手动减少上层给煤机煤量，当给煤机煤量达到最小煤量时，停止此给煤机运行，并将相应的磨煤机内煤粉吹扫干净后停磨。11 主汽及再热汽温度降至500左右，控制降

52、压率0.1MPa/min、降温率1.5。12 机组负荷降至150MW，记录主蒸汽压力，主蒸汽温度，再热蒸汽温度，全面检查机组运行正常。13全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀、总胀趋向稳定后，再进行降温降压减负荷操作。14 将汽机调节阀由“顺序阀”切至“单阀”控制。15 维持机组负荷150MW稳定，将主汽参数逐渐降至450、10MPa，逐渐开大调门直至全开16 待调门全开后，维持汽温、汽压及负荷稳定运行20分钟。17 汽动给水泵辅汽汽源暖管，做好辅汽汽源并列前的各项准备工作。18 投入A磨煤机微油燃烧器稳燃，检查锅炉燃烧稳定。投运大油枪或负荷低于100MW时应退出电除尘高压电场。19 汽

53、动给水泵转速降至3200r/min，全开锅炉30%给水旁路电动门及调节门，给水切至30%旁路调节，关闭锅炉主给水电动门。注意汽包水位及过热蒸汽温度、减温水量的变化。20 机组继续进行减负荷,将主汽压力逐渐降至6MPa、主蒸汽及再热蒸汽温度降至380左右，机组负荷随主汽参数的滑降而降低。21 投入空预器吹灰系统连续运行。22 停运汽泵 ，注意汽包水位正常。23 负荷降至120MW, 凝结水泵变频切除稳定在35Hz，投入除氧器上水调节门自动调节除氧器水位。退出PSS24 注意轴封汽压力变化, 当压力降至0.03MPa，检查冷再至轴封调节阀自动开启，维持轴封汽压力在0.02760.03MPa。25负

54、荷降至105MW，维持汽温、汽压及负荷稳定运行30分钟。26 全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀、总胀趋向稳定后，机组再继续进行减负荷。27 机组继续进行减负荷,视负荷情况关闭上层给煤机入口闸板门，存煤走空后停给煤机，磨煤机内存煤积粉吹净后停磨煤机。28 负荷降至60MW，检查中压主汽门下游及四至六抽疏水阀自动开启，并开启各手动疏水阀。29负荷降至60MW，维持汽温、汽压及负荷稳定运行30分钟。30 全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀、总胀趋向稳定后，机组再继续进行减负荷。31 继续进行减负荷，过、再热器减温水总阀关闭，注意及时调整燃烧工况，防止汽温出现较大幅度回升的现象。32

55、 撤出连排扩容器，连排改走旁路，关连排至除氧器电动阀。33 当轴封汽压力降至0.027MPa，检查辅汽供轴封调节阀开启，关冷再至轴封隔离阀，注意轴封压力约为0.0240.027MPa。34 负荷降至45MW，将除氧器加热由四抽切至辅汽供，注意除氧器压力约为0.047MPa左右。检查低压缸缸喷水自投，检查并开启一至三抽管道各疏水阀。35 负荷至30MW，维持汽温、汽压及负荷稳定运行30分钟。36 负荷降至30MW，检查再热主汽门上游疏水阀自动开启。37 高加撤出运行。38全面检查机组运行正常，且汽缸金属温度、差胀、总胀趋向稳定后，机组再继续进行减负荷。39 设置目标负荷15MW，维持汽温、汽压稳定，机组继续减负荷，在关小调门的同时，控制主汽压力不应上升。40机组负荷至15MW，启动大机交流润滑油泵，汇报值长要求机组解列。41 接值长“发电机解列”命令，手按“汽轮机跳闸”事故按钮，检查汽轮机脱扣，发电机解列，机组负荷到零。42 手按“锅炉MFT”事故按钮，检查所有给煤机、磨煤机、一次风机、密封风机、燃油快关阀及各油枪快关阀跳闸，锅炉所有燃料切断。43 断开发电机出口刀