面试考试试题

1、面试考试试题（一）1、真空下降应如何处理？1、 发现真空下降，迅速对照真空记录表与就地真空表，确认真空下降,启动备用射水泵维持真空。2、 检查真空下降原因: 循环水泵运行情况，循环水出口门开度及压力；射水池水位，水温，射水泵工作情况; 轴封供汽是否正常; 真空破坏门，射水抽气器空气门，空气系统等管路有无泄漏; 凝汽器水位，低加，轴加水位是否过高; 旁路系统是否误动。3、 真空下降， 不能维持正常真空时，可根据真空下降速度减负荷，注意排汽温度不超过60，空负荷时不超过120，监视段压力不超过规定值。4、 真空低于60kpa时，减负荷到零，真空低于55kpa时，故障停机。2、哪些情况下禁止汽轮机启

2、动？1、 汽轮机保护装置不能正常投入（低油压、轴向位移、低真空、超速保护、汽轮机保护、发电机保护及信号电源消失等）2、 主要仪表缺少或失灵（转速表、真空表、主、再热蒸汽压力表和温度表，各油压表、油温表、轴向位移指示表、胀差表、汽缸金属温度表、测振表、大轴晃动度表、氢压表、内冷水压表、除氧器压力表等）。3、 任一台油泵及顶轴盘车装置不能正常投入时。4、 大轴晃动度大于安装值0.02mm时。如测量最大值相位与安装最大值的相位不符，报总工室，批准后方可开机。5、 汽轮机发电机转动部分有明显的金属摩擦声。6、 高压内缸调节级处上下壁温差大于35，高压外缸调节级处及中压缸上下壁温差大于50，各缸胀差达极

3、限值。7、 油质不合格，油系统充油后主油箱油位低于零位时。辅助油泵、密封油泵失常。8、 危急保安器动作失常或拒绝动作。9、 高、中压主汽门，高、中压调速汽门, 高排逆止门及各抽汽逆止门关闭不严时。10、 调速系统不能维持汽轮机空转或甩负荷后不能维持在危急保安器动作转速以下。11、 主机本体及主、再热蒸汽管道保温不完整时。12、 汽轮机组任一系统有严重泄漏。13、 发电机严密性试验不合格或漏氢量大于规定值。3、哪些情况应紧急故障停机？1、 机组发生强烈振动或机内有清晰的撞击声；2、 汽轮机水冲击；3、 汽轮机转速上升到3300rpm时，危急保安器不动作；4、 机组任一轴承断油，冒烟或回油温度超过

4、75；5、 轴封及挡油环处冒火花；6、 油系统着火无法扑灭时；7、 主油箱油位下降至-200mm以下时；8、 轴向位移增大至+1.0mm或-1.2mm，推力瓦块钨金温度升高到105；9、 润滑油压下降到0.05mpa，启动润滑油泵无效时；10、 调速系统工作失常，无法维持机组运行；11、 发电机，励磁机着火或爆炸。4、哪些情况应故障停机？1、 循环水中断，不能投入；2、 凝结水泵故障而备用泵不能投入；3、 汽轮机无蒸汽运行超过 3分钟；4、 真空降至60kpa负荷减至零仍不能恢复；5、 高中低压胀差超过允许值，无法恢复；6、 主要汽、水、油管道破裂，无法维持正常运行；7、 主蒸汽压力超过13.

5、63mpa(#2机: 13.7mpa)或温度超过545 ; 或两者同时出现；8、 主，再热蒸汽温度10分钟内下降50；9、 发电机断水30秒不能恢复，断水保护不动作时。5、汽轮机热态启动中的注意事项？1、 抽真空前，必须先向轴封送汽，后抽真空。轴封供汽温度必须与汽缸金属温度相匹配，极热态启动或高压胀差达- 0.5mm时，向轴封供高温汽源; 轴封供汽前应充分暖管疏水。2、 凝汽器未建立真空前，禁止疏水导疏水扩容器。3、 加强本体及蒸汽管道疏水，防止冷水冷汽倒回汽缸或管道。4、 高、中压自动主汽门、调速汽门、高排逆止门应关闭严密，防止蒸汽漏入，引起大轴弯曲和水冲击。5、 启动升速过程中应设专人严格

6、监视轴承振动，发生异常振动, 特别在中速以下, 一旦振动超过0.03mm(#2机: 0.04mm),立即打闸停机, 投入盘车, 采取措施后方可启动。6、 严格控制金属温度及胀差不超限。7、 并列带负荷后，汽缸温度应逐渐上升，胀差不向负方向发展。6、汽轮机启动及带负荷过程中的注意事项？1、 经常倾听机组内部声音，检查各轴承温度、回油温度正常。2、 每30分种记录一次汽缸金属温度。3、 严格监视机组振动，在中速暖机之前振动大于0.03mm时(#2机: 0.04mm)应停机检查; 过临界时应迅速平稳, 如果此时轴承振动:#1、2瓦振动超过0.06mm、其余各瓦振动超过 0.1mm时(#2机各瓦振动超

7、过0.15mm)，应立即打闸停机，禁止降速暖机或硬闯临界转速。停机后查明原因, 采取措施，消除振动后方可启机。4、 严格监视胀差变化，及时调整轴封一漏、二漏、加热装置，当胀差增加较快时，联系锅炉减慢或停止升温、升压。5、 注意监视油温、油压、风温、内冷水温，凝汽器、除氧器水位等的变化，并及时调整。6、 空负荷时排汽温度控制在80左右,最高不超过120。当排汽温度正常后, 停止汽缸喷水。7、 3000rpm运行时, 轴承振动突然增加至#1机0.05mm，#2机0.06mm时（#2机轴振200m，8瓦250m）, 应立即打闸停机。7、热态启机的冲转条件？1、 主蒸汽温度高于高压内缸上缸内壁调节级处

8、温度50100，且有50以上的过热度, 查找冷态曲线, 确定主蒸汽参数。 2、 再热蒸汽温度高于中压上缸内壁温度3050，且有30以上的过热度。3、 盘车连续运行4 小时以上，如盘车短时中断, 盘车时间相应延长, 大轴晃动度不大于安装值0.02mm，并核对原始相位。4、 调速油压、润滑油压、油温、密封油压、内冷水压、氢压、真空等参数在允许范围。5、 上、下缸温差、汽缸胀差、串轴在允许范围内。8、启机时2机组低压缸负胀差大的原因和处理方法？原因：1、主要原因是2机组低压缸结构较1机组差，缸体放大后，缸壁及金属没有相应加强，导致热变形量较大，刚性不好。2、次要原因有：轴封供汽温度过高，使低加缸加热

9、膨胀量大于低压转子（低压转子较粗）。导入凝汽器疏水过多，加热了低压缸。低负荷下排汽量较小，对低压转子加热不够，而缸体及轴封处已被加热。低压转子叶片较长，鼓风磨擦产生热量较大等。处理：1、 启机过程中，导入凝汽器的疏水时间尽量短，但要保证疏水正常。2、 启机冲转时及低负荷下尽量保持较低的真空，以保证汽量较大及低压缸排汽温度不能太高也不能太低。3、 及时关闭疏水门，减少导入除氧器的疏水量。4、 低负荷下暖机及运行时间尽量缩短，在保证胀差合适的情况下，100MW以下运行时间尽量短，在100MW以上时再适当加强暖机等操作。5、 及时切换轴封供汽为除氧器供汽，以保证轴封正常。9、1炉影响火焰中心的因素是

10、什么？1、 制粉系统的对称性。运行中若投运制粉系统不对称，则火焰中心会向停运较多的制粉系统侧偏移。2、 煤粉的粗细。煤粉过粗，则煤粉着火推迟，火焰中心上移，造成辐射吸热减少，对流吸热增加。3、 炉底风开度大小。炉底风开大，火焰中心上移。4、 炉膛漏风，尤其是冷灰斗水封破裂漏风，将会造成火焰中心上移。5、 三次风门开度过大，三次风中携带过多煤粉，也会造成火焰中心上移。6、 炉膛负压过高，煤粉在炉内停炉时间短，间接造成火焰中心上移。10、2炉DEB方式下，四套制粉系统运行时其中一台给煤机故障的处理1、切除协调，将锅炉燃烧自动切为手动，并通知汽机。2、投油助燃，投入2支左右油枪运行。3、联系汽机关小

11、调门，避免汽温汽压大幅下降。4、加强水位监视，水位不稳时将给水切为手动调节，维持正常汽包水位。5、关小减温水，维持过热器及再热器温度在正常范围。6、监视好炉膛负压，引风自动跳为手动时则手动调节引风机出力，维持正常炉膛负压。7、停运故障给煤机对应的磨煤机。8、联系零米值班员检查启动备用制粉系统运行，逐步恢复负荷。9、各参数控制正常后，派人到就地检查给煤机情况，找出给煤机故障的原因，联系检修进行处理。11、DPU-132，134，136，138，140故障时分别会影响到哪些系统的正常运行？DPU132故障时影响到制粉系统各参数（如：AF磨煤机出口温度、出口一次风门开度） DPU134故障时，影响到

12、1）协调控制系统（电网频率），燃烧系统（各磨煤机二次风压、给煤机控制）、2）DEH控制，3）燃烧自动调节系统（汽包压力，汽机调速级压力） DPU136故障时，影响到1）送、引风自动调节系统（送风流量、烟气氧量、炉膛负压），2）除氧器水位、压力自动调节系统（除氧器水位、压力），3）凝汽器水位自动调节系统（凝结水流量、凝汽器水位，凝汽器补水阀阀位），4）汽包连排调节门，连排流量。 DPU138故障时，影响到1）给水自动调节系统（给水流量、汽包水位、给水泵出口母管压力） 2）汽机旁路控制系统（高旁出入口压力，再热器出口压力） DPU140故障时影响到1）主汽温度自动调节系统（主汽温度、一级减温器出口

13、温度、二级减温器入口温度、各减温器阀门开关状态） 2）再热温度自动调节系统（再热汽温度、事故喷水、备用减温器出口温度）12、影响锅炉结焦的因素有哪些？ 影响结焦的基本因素有两个方面：一个是炉膛温度过高（或炉内局部区域温度过高），一个是煤粉的熔点过低。具体讲有下列几点： 1、 设计上的不合理，炉膛设计时采用了与灰熔点不相适应的煤种，或水冷壁布置过少，致使炉内温度过高。 2、 锅炉不适当的超负荷运行，导致炉内温度过高。3、 燃烧中心不正，则靠近燃烧中心的水冷壁的冷却能力将不能使溶渣在接近前凝固下来造成结渣。 4、 燃烧切圆过大，造成气流刷墙，则会在水冷壁上结渣。另外，操作时如果每组喷燃器的上、下二

14、次风调整不当，则使燃烧中心向上或向下偏移，也会造成炉膛出口或冷灰斗的结渣。 5、 煤粉过粗，煤的挥发份变少，炉膛负压过大，炉底漏风太多，均会造成燃烧中心上移，导致炉膛上部或炉膛出口结渣。 6、 煤粉过细，煤的挥发份变多，一次风量过小，风温过高等均会使煤粉着火提前，易导致喷燃器喷口及附近区域过热结渣。 7、 锅炉原设计煤种和实际运行煤种不符合，实际烧的煤的灰熔点较低，也会导致结渣。 13、哪些情况下应请示停炉？1、 水冷壁、省煤器、再热器、过热器等承压部件漏泄无法消除，但仍能维持运行时。2、 锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重恶化，经多方处理无效时。3、 锅炉受热面严重结渣、堵灰，无法维持正常运行或危

15、及安全运行时。4、 受热面金属壁温严重超过允许值，经多方调整无效时。5、 安全门动作后无法使其回座时。 6、 所有汽包低置水位计损坏时。7、 重要的个别保护、调节装置、自动控制装置以及监测仪表发生故障（如： CRT故障短时不能恢复等），而无法消除时。8、 FSSS因故切除时。14、自动准同期并列应满足的条件及本厂开关同期点?准同期并列条件: 1、本机相序与系统相序相同; 2、本机频率与系统频率相等,允许相差0.20.5HZ； 3、本机电压值与系统电压值应相等,其最大误差值应在10以内； 4、 本机电压相位与系统电压相位基本相同。本厂开关同期点：共13个a. 1主变高压侧201开关;b. 2主变

16、高压侧202开关; c. 220kV母联212开关; d. 七阳回出线281开关; e. 七阳回出线282开关; f.厂用6kV IA段工作电源6103开关; g.厂用6kV IB段工作电源6134开关; h.厂用6kV IA段备用电源6126开关; i.厂用6kV IB段备用电源6157开关;j.厂用6kV A段工作电源6203开关; k.厂用6kV B段工作电源6234开关; l.厂用6kV A段备用电源6223开关; m. 厂用6kV B段备用电源6253开关;15、什么叫零起升压试验。发电机零起升压过程中，励磁电流增加，定子电压升不起来应进行哪些检查。零起升压试验：对主设备进行故障检查

17、时没有发现明显故障特征, 为防止全电压加入故障设备上而引起系统冲击和稳定破坏或加重故障设备损坏程度,所进行的从零升压试验( 递升加压 )试验称为零起升压试验。发电机零起升压过程中，励磁电流增加，定子电压升不起来应进行下列检查： (1)电压表是否卡住。 (2)励磁回路是否有断线、短路现象。 (3)电机TV二次保险是否完好，一次保险是否松动或断线。(4)发电机TV一、二次连线是否松动或断线。（包括TV手车内连线）(5)整流屏输出是否正常，硅管是否击穿。16、小车开关的“五防”功能是什么？小车开关拒绝动作时, 应做那些检查?小车开关应实现以下功能（五防）：防止误分、误合断路器；防止带负荷拉、合隔离开

18、关；防止带电挂（合）接地线（接地刀闸）；防止带接地线（接地刀闸）合断路器（隔离开关）；防止误入带电间隔。小车开关拒绝动作时, 应做下列检查： a. 操作电源是否正常, 操作电压是否过低;b. 合闸保险是否熔断;c. 小车开关二次插件接触是否良好;d. 转换接点（控制开关转换接点、开关辅助接点、行程开关接点、 联锁开关接点）是否接触不良;e. 跳合闸部分机械连杠有无缺陷, 跳合闸线圈是否有短路或开路现象;f. 同期或同期闭锁回路有无故障;g. 保护投入是否正确。h. 操作机构是否正常。 根据上述原因做具体处理, 但在进行上述检查时应注意安全, 防止非同期合闸, 必要时可断开合闸电源或开关两侧刀闸

19、（开关拒绝合闸时）, 然后进行检查试验。17、简述我厂母线差动保护的动作出口情况。母线保护差动元件由分相复式比率差动判据和分相突变量复式比率差动判据构成。 保护将母线上所有连接元件的电流采样值输入上述两个差动判据，即构成大差（总差）比率差动元件；对于分段母线，将每一段母线所连接元件的电流采样值输入上述差动判据，即构成小差（分差）比率差动元件。差动保护使用大差比率差动元件作为区内故障判别元件；使用小差比率差动元件作为故障母线选择元件。即由大差比率元件是否动作，区分母线区外故障与母线区内故障；当大差比率元件动作时，由小差比率元件是否动作决定故障发生在哪一段母线。母差保护动作出口跳开母联212开关以

20、及故障母线上相连的所有开关（发变组和线路）。18、简述保安电源的运行方式。1、保安电源正常运行时, 由厂用380VIA（IB、IIA、IIB）工作段经切换屏为对应的保安段供电,带保安（）、（）段全部负荷运行。 2、保安（）、（）段电源消失后, 柴油发电机应自启动, 经切换屏供保安（）、（）运行。 3、当工作（）、（）段电源恢复正常后,可人工合上其至对应保安段电源开关，切换屏经检测工作（）、（）段电源正常，延时160秒后自动切换为工作（）、（）段电源供电，柴油发电机自动停运。19、汽轮机发生振动的原因？（一）由于机组在运行中中心不正而引起振动（1）汽轮机启动时汽缸受热膨胀不均匀，或者滑销系统有卡

21、涩，机组产生不正常的位移而造成振动。（2）机组在运行中若真空下降，将使排汽温度升高，后轴承上抬，而引起振动。（3）靠背轮安装不正确，中心没有找准确而引起振动。（4）机组在进汽温度超过设计规范，使胀差和汽缸变形增加，造成机组中心移动超过允许限度，引起振动。（二）由于转子质量不平衡而引起振动（1）运行中叶片折断、脱落或不均匀磨损、腐蚀、结垢，使转子发生质量不平衡而引起振动。（2）由于转子发生弹性弯曲而引起振动。（3）由于轴承油膜不稳定或受到破坏而引起振动。（4）由于汽轮机内部发生摩擦而引起振动。（5）由于水冲击而引起振动。（6）由于发电机内部故障而引起振动。（7）由于汽轮机机械安装部件松动而引起振

22、动。20、#2机在运行中，#2给水泵因检修退出备用，请做各专业的危险点分析。汽机：1、加强对#1给水泵的检查，严密监视电流、电机线圈温度、油温、油压、轴承温度、机械密封水温，发现异常立即汇报处理。2、尽量避免水泵在3800rpm区域内工作。3、#1泵在跳闸时若电流无明显增大，应抢合一次，并通知锅炉、电气专业。4、#1泵跳闸且不能恢复时，再循环门应开启，关闭中间抽头门，辅助油泵正常联动。配合锅炉故障停机，减负荷时防止超压，造成安全门动作。5、检修人员联系，掌握#2泵检修进度，要求尽快投备用。6、停机操作结束后，立即安排投除氧器加热，保证除氧器内水温。电气：1、 配合汽机加强对#1给水泵电机的检查

23、。2、 6KV系统的负荷分配合理。加强对6KV母线各设备的检查。3、 #1泵跳闸后，应监视好高厂变各电流值，并立即至6KV室检查。4、 #1泵跳闸后，应配合锅炉故障停机，保证厂用电。锅炉：1、 由经验丰富的监盘人员（司炉、班长）加强对水位调节、给水流量的监视，发现异常立即汇报处理。2、 水位自动调节退出后，立即进行手动调节。避免给水泵转速、汽包水位大幅波动。3、 #1泵跳闸后，此时MFT可能动作，若抢合1泵成功，立即根据给水流量、蒸汽流量，手动控制好汽包水位。按熄火处理。4、 #1泵跳闸后，若抢合不成功或汽包水位低至最低可见水位而MFT未动作，立即手动MFT，紧急停炉，并进行详细检查。5、 具

24、备上水条件后，需经总工同意，值长下令恢复上水时，必须缓慢进行，控制汽包上、下壁温差在允许范围内，待水位正常后向值长请示锅炉重新点火。严禁切除“汽包水位”、“失去给水泵”保护。面试考试试题（二）1、发电机在运行中“定子接地”光字牌报警，应如何处理？1、 若只有“定子接地”光字牌报警，应立即检查发电机接地电压表指示是否超正常值，发电机三相对地电压指示是否异常。保护室内发电机零序电压保护、三次谐波保护信号发出，发电机出口三组电压互感器某相对地电压可能同时下降。当以上现象符合时，可判断为确有定子接地故障，保护应动作于解列灭磁，如保护未动作，应立即手动解列灭磁。2、 定子接地保护判据是零序电压大于5V，

25、如小于5V，保护动作于发信。此时如判断为保护正确动作，汇报调度值班员后应手动解列灭磁。3、 锅炉专业投油燃烧，维持好汽温汽压，汽机专业做好重新升速配合电气做零起升压试验的准备，化学做好停炉保养准备。向公司有关领导汇报，联系检修人员进行全面检查，确认故障。4、 “定子接地”光字牌发信，可能伴随有TV断线信号发出，并伴随着定子电压表指示降低，发电机有功电力表、无功电力表指示降低或为零，励磁回路等其它表计异常，励磁A柜或B柜退出的现象，则属于TV1高压保险熔断。如经检查高压保险熔断，并证实确实不是由于电压互感器内部故障引起的,可将电压互感器停电退出,更换高压保险，此时应切除定子接地保护压板，防止保护

26、误动。由于有功指示失真，机、炉应根据其他表记指示加强监盘。当该电压互感器处理好并投运,待电压表、有功、无功功率表指示正常,信号消失后，恢复励磁双柜均流运行。2、锅炉四管泄漏发生时在现象上有哪些相同点和不同点？应如何处理水冷壁泄漏？四管泄漏现象共同点：发生四管泄漏时，炉膛负压产正，引风投自动时，引风机负荷电耗增加，从不严密处或孔门处向外喷出蒸汽（内漏）。水冷壁管泄漏和省煤器泄漏时，汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量。水冷壁管泄漏和过热器管泄漏时，蒸汽流量、蒸汽压力下降。不同点：水冷壁管泄漏和省煤器泄漏时，汽包水位、给水流量、蒸汽流量有相对大的变化，汽包水位下降，给水流量不正常地大于蒸汽流

27、量。而过热器管泄漏时，汽包水位、给水流量、蒸汽流量变化幅度相较前两者要小。再热器泄漏则对汽包水位、给水流量、蒸汽流量影响不大；且再热器泄漏时，再热器进出口压差会有变化。水冷壁泄漏时，烟道左右侧各段烟温都会下降，而其它泄漏则是泄漏侧烟温下降；而且水冷壁泄漏时，对炉膛燃烧影响较大。省煤器泄漏时，从烟道底部检查孔处可看到湿灰和水。水冷壁泄漏处理：1、 当水冷壁泄漏不严重能维持正常水位时，可降低参数运行，汇报中调及有关领导，请示停炉，并通知各专业做好停机准备。2、 水冷壁管爆破不能维持正常水位时，应立即停炉停机。停炉后继续加强上水，水位不能回升时停止上水, 保留一台引风机运行, 排除炉内烟气和蒸汽后停

28、止。3、 加强对汽包上、下壁温差的监视与控制。4、 停止电除尘器运行。3、#1、#2机各带200MW负荷，循环水泵运行方式为#1、#2、#3运行，#4备用。正常运行中，#3泵突然跳闸，#4泵因故障未能启动，应如何处理？1、立即令#1、#2机同时减负荷至150MW，若真空继续下降，按下表减负荷: 真空(kPa) 75 72 70 68 66 64 62 60 55负荷(MW) 200 180 150 120 90 60 30 0 停机注意排汽温度不超过60，空负荷时不超过120，减负荷过程中锅炉应防止超压、超温。电气注意在减负荷过程中及时切换厂用电。及时向中调汇报。2、指挥#1、#2机汽机监盘人

29、员，配合调整循环水压力，防止大幅波动。3、若#3循环水泵“泵阀联锁”故障，出口蝶阀关闭不了时，应立即令水泵房值班员到就地手动关闭。若#3循环水泵出口蝶阀仍无法关闭，应关闭#3循环水泵入口电动门，同时应立即令#2机减负荷至零，减小循环水用量，并关闭I、II期循环水连通门，确保#1机运行，防止全厂对外停电事故。4、参数控制在正常范围后，联系检修人员处理#3、#4循环水泵故障，尽快恢复。4、#2机带200MW负荷运行中，锅炉熄火，应如何处理？1、 锅炉立即切断燃料和各级减温水，复位MFT保护，启动吹扫，尽快查明熄火原因。汽机控制主、再蒸汽压力不超安全门动作值情况下尽快将负荷减至10MW。电气应适时切

30、换厂用电，切除PSS小开关，降低无功负荷。汇报中调。禁止切除“逆功率”保护。2、 若经检查，确认设备有损坏不具备重新点火条件，应故障停机处理。3、 若经检查，未造成设备损坏，待吹扫结束后，立即点火，尽可能投入可投运的油枪，并相继启动制粉系统，升温升压，加负荷（重新加负荷前如投运制粉系统，不宜超过两套）。4、 减负荷过程中，机侧主、再热汽温低至460，减负荷到零。主、再热汽温低至430或10分钟内下降50应立即停机。若因汽温低或下降过快，机组被迫停机，需待主、再热汽温高于对应的缸温，过热度在80以上且锅炉点火成功后，方可挂闸恢复。期间要注意防止由于升温、升压速度过快而蒸汽流量不足导致辐射过热器超

31、温。5、 在处理过程中，严密监视胀差、轴向位移、振动及金属温差。恢复时严格按规定升温、升压接带负荷，防止升压过快，造成主蒸汽过热度降低而带水或温度上升过快超温引起胀差超限。5、#1机正常运行中，突然全甩负荷应如何处理？1、 机组全甩负荷后，首先应防止汽轮机超速、锅炉安全门拒动而超压，同时应防止厂用电中断（特别是保安电源），确保机组能安全停运。迅速查明保护动作情况，立即汇报中调并立即通知热工打印参数。2、 若是因电气动作于全停或解列灭磁的保护出口，机组跳闸，均按全停处理。如果无明显故障现象，可令锅炉重新点火维持蒸汽参数，各专业进行全面检查。根据保护动作情况, 与检修人员共同对可能发生故障的区域进

32、行全面详细检查,查找故障点。若判明系保护装置误动作,可尽快升速、升压与系统并列运行。若发变组主保护动作后,经检查未发现明显故障点,经总工程师同意后,对机组进行零起升压试验,正常后即可与系统并列运行。若开关拒跳无法与系统解列时,应立即用线路开关将机组与系统解列。3、 若是因汽机主保护动作，机组跳闸，应全面检查机组串轴、低真空、低油压、振动、发电机内冷水等保护是否动作，如保护正确动作，则停机处理；如保护误动，则联系热工，切除保护,重新冲转和接带负荷。在未查明原因时禁止盲目挂闸。4、 若110KV备用电源中断，机组全甩负荷，自动主汽门跳闸时，应立即启动柴油发电机，恢复保安电源，否则应立即启动各直流油

33、泵，确保机组安全停运。5、 若110KV备用电源中断，机组甩负荷，自带厂用电运行时，尽量维持机组稳定运行，但若有参数超标，应立即打闸，启动柴油发电机，恢复保安电源，否则应立即启动各直流油泵，确保机组安全停运。在单机带厂用电情况下，如果调速系统不稳定，可能导致高周保护动作（51Hz）灭磁，若高周保护动作，按第4条处理。为确保机组运行寿命，原则上不允许长时间带厂用电运行。6、 机组甩负荷后，若短时间内进行恢复操作，应严格执行规程，控制好各主要参数，防止设备损坏。6、机组运行中，主、再热汽温异常升高，应如何处理？1、 当机侧汽温达540时，应立即要求锅炉控制汽温，当汽温达545时，记录超温时间（连续

34、时间不允许超过30分钟），若汽温超过545，应根据汽温上升趋势，开始减负荷故障停机，汇报中调。2、 当发生超温时，锅炉应立即调整燃烧，减少燃料（停运部分或全部制粉系统），增大减温水流量，也可打开向空排汽，增大蒸汽流量，以控制汽温，同时查明超温原因（检查减温水调节装置、制粉系统、炉膛负压及烟道内各温度），并采取相应措施。3、 减负荷过程中（30分钟内），若汽温已恢复正常，则暂停故障停机操作，逐渐加负荷至正常。4、 若减负荷至零后，汽温仍不能控制，应紧急停机停炉，同时锅炉应继续查找故障原因。7、发电机失磁如何处理？1、如失磁保护动作跳闸, 则按停机处理。 2、如机组未跳: 检查微机励磁装置柜、柜是

35、否同时退出, 若柜、柜同时退出， 则备用手动励磁直流开关3KQD应自投，若未自投应,立即合备用手动励磁直流开关3KQD; 若柜、柜未退出, 应迅速切换为备用手动励磁运行, 尽快恢复发电机励磁。 如为副励磁机故障或主励磁机故障或两套整流设备均故障, 则解列停机。 发电机失磁运行时,负荷应在初始的10秒内迅速由原负荷降低至额定负荷的60, 并且在随后的3分钟内降低至额定负荷的40, 如10分钟内不能恢复励磁,则将发电机解列灭磁。( 发电机无励磁时间不超过10分钟)面试考试试题（三）1、 运行中锅炉最主要的控制参数有哪些，控制范围是多少？答：蒸发量，控制范围670t/h；汽包水位；控制范围50mm内

36、；主蒸汽压力：控制范围12.5013.40MPa；主、再热温度：控制范围530545；炉膛负压：控制范围1炉4070Pa；2炉2040Pa；烟气含氧量：控制范围45；排烟温度：控制范围1炉159内；2炉157内。2、 锅炉大、小修后的试验项目有哪些？答：1、电气、热工控制设备试验；2、转机拉合闸试验；3、事故按钮试验；4、引、送风机联锁及热工保护试验；5、锅炉总联锁试验。3、新制定的引风机振动、轴承温度报警、停机定值各为多少？答：振动报警值：0.12mm；跳闸值：0.16mm；轴承温度报警值：90；停机值：100；4、 水位保护定值有几个，动作情况如何？答：锅炉水位保护有6个定值：当水位高值（

37、50mm）时报警，同时开事故放水一次门，当水位高值（150mm）时报警，同时开事故放水二次门, 当水位高值（+250mm）时MFT动作，锅炉熄火。同理,当水位低值（50mm）时报警同时关事故放水一次门，当水位低值（1炉-100mm；2炉-150mm）时报警同时关事故放水二次门, 当水位低值（250mm）时MFT动作，锅炉熄火。5、 公司1、2炉汽包分别用什么钢制成？答：#1炉汽包用16MnNiMog 钢制成,#2炉汽包用BHW35(14MnMoVg)钢制成。6、 公司6kVB和6kVB段母线供电的锅炉高压设备有哪些？答：6kVB段母线供电的锅炉高压设备有1炉A引A送B、D、F磨煤机；：6kVB

38、段母线供电的锅炉高压设备有2炉B引B送B、D、F磨煤机。7、 锅炉点火初期，加强水冷壁下联箱放水的目的是什么？答：促进水循环使受热面受热均匀，减少汽包上、下壁温差。8、#1炉“全炉膛无火”保护动作条件有哪些？答：（1）、油粉混烧时：、AF角均失去3/4火焰；、少于3台磨运行；发生偏烧延5分钟。（2）、全燃煤时：AF角发生4/6角无火。9、如何进行引风机电机润滑油泵、冷却风机联锁试验？答：（1）、引风机电机润滑油泵联锁试验方法：启动引风机1或2润滑油泵，其红灯亮，绿灯灭，观察油压正常后投入联锁，将1或2润滑油泵在盘台上停止，备用的2或1润滑油泵自动投入，其红灯闪亮、绿灯灭，表明联锁试验成功，试验

39、结束。 （2）、引风机冷却风机联锁试验： 启动引风机的1或2冷却风机，其红灯亮，绿灯灭，然后投入其联锁，在就地按事故按钮使1或2冷却风机跳闸，则备用的2或1冷却风机自动投入，其红灯闪亮、绿灯灭，表明联锁试验成功，试验结束。10、规程对停炉后的冷却与维护有些什么规定?答：1、停炉后应密切注意排烟温度的变化, 防止发生尾部烟道再燃烧。2、视水位情况及时向锅炉补水。若进行热炉放水,则当过热蒸汽压力降到0.8MPa时进行。3、停炉6小时内各烟风挡板及各门孔应严密关闭, 避免锅炉急剧冷却。 4、停炉8小时后, 可微开引风挡板、 锅炉人孔门、检查孔门进行自然通风冷却。 5、停炉18小时后, 根据需要可启动

40、一台引风机进行强制通风冷却, 但必须保正汽包上、下壁温差在规定范围内。（期：50；期: 40）。6、长时间停炉备用时, 应按化学防腐规程的规定, 进行锅炉防腐工作。对再热器应采取有效的封闭措施（如：进/出口管装隔绝堵板等）。7、停炉后当各转机停止惰走后，停止润滑油泵、冷却风机运行，关闭冷却水。8、停炉72小时后，停运火检冷却风机。9、停炉2小时后，停运捞、碎渣机。11、锅炉启动前上水有那些规定和要求？答：1、锅炉启动前的检查和试验工作结束后。2、上水时间：夏季不少于2小时, 冬季不少于4小时, 若水温与汽包壁温接近, 可适当加快上水速度。3、上水时应缓慢、均匀, 不允许出现水击现象， 尽可能保

41、持给水操作台前压力与汽包压力之差1.0MPa。4、当水进至汽包最低可见水位时, 停止进水， 联系热工人员切除水位保护，做水位高、低、值报警试验，并记录试验结果。8、 试验合格后将水放至-100mm。12、请说出2炉FSSS保护项目有哪些？答：有引风机跳闸、送风机跳闸、汽包水位、全炉膛灭火、失燃料、炉膛压力、冷风压力、炉膛偏烧、给水泵跳闸、失去油火焰、燃油压力低、手动MFT跳闸、汽机跳闸、总风量小于5等14项保护。13、锅炉停炉注意事项有哪些？答：1、汽包内工质温度下降速度不大于1.5/min；2、蒸汽过热度不低于50；3、过热器与再热器温度差不大于50。4、汽包上、下壁温差不大于（1炉50，2

42、炉40）；5、停炉过程中解列相应自动和程控；6、给煤机停止后，彻底吹干净制粉系统管路；7、关闭已停止惰走磨机润滑油一、二次门；磨机全部停止惰走后关闭润滑油总门；8、熄火后联系热工人员进行汽包水位高低、值试验。14、说出汽包水位计损坏后如何进行处理？答：1、如果汽包水位计中有一只损坏时，应立即隔绝检修，并核对其它汽包水位计和各低置水位计指示的正确性，加强对汽包水位的监视调节。2、如果两只汽包就地水位计已损坏，但有至少有两只低置水位计正确可靠，给水自动、报警正常好用，则允许以低置水位计监视调节汽包水位，继续维持锅炉运行，但必须注意给水流量和蒸汽流量的平衡，保持锅炉负荷稳定，对损坏的汽包水位计应立即

43、隔绝检修。3、如果两只汽包就地水位计都已损坏，且低置水位计不具备第“2"条的条件时，应停炉处理。 15、规程规定那些情况下应紧急停止锅炉运行？答：1、汽包水位达±250mm或所有汽包水位计损坏时。2、发生“四管”泄漏，尽管加大锅炉给水量，汽包水位仍迅速下降时。3、过热器、再热器、给水管道发生爆破，锅炉承压部件外部出现裂纹、凸包时。4、锅炉尾部发生再燃烧，排烟温度超过250时。5、锅炉灭火时。6、锅炉房内发生火灾，直接威胁人身及设备安全。7、所有送、引风机停止运行时。8、中间再热蒸汽中断时。9、锅炉压力升高到安全门动作压力，而所有安全门拒动。10、炉膛内或烟道内发生爆炸，使设

44、备遭到严重损坏时。11、远方控制装置和全部监测仪表、事故信号故障、包括这些设备电源中断时。12、燃油时油压下降, 而不能恢复允许压力时。13、全部给水泵停运时。14、在锅炉运行中无法判断汽包实际水位时。15、2炉火检冷却风风压 1.8kPa； 1炉火检冷却风机跳闸30秒后，若保护未动作，应立即停止锅炉运行。 16、磨煤机跳闸条件有哪些？答：6kV母线失电、MFT动作；引风机全停、送风机全停、磨机出口温度达250。17、磨机运行中监视和调整的参数和项目有哪些？答：磨机出口温度（1炉控制在180220，最低不低于170；2炉控制在150180，最低不低于140）；干燥介质混合温度<1炉830

45、(实际按850执行)，2炉730>；磨机电流122.3（A）；磨机轴承温度80；磨机振动120。同时对磨机入口温度、出口风压、旋流风压（1炉）、润滑油压和各风门开度进行检查和调整。18、送、引风机润滑、调节油压，联泵油压、跳机油压各为多少？答：引风机电机润滑油压正常为0.40.6MPa，当润滑油压下降至0.27MPa，备用泵联动，当润滑油压下降至（1炉0.20MPa；2炉0.16MPa）时，引风机跳闸。送风机电机润滑油压（1炉）正常为0.40.5MPa，风机润滑油压为0.40.6MPa，当电机润滑油压（1炉）下降至0.27MPa，风机润滑油压下降至0.25MPa或者调节油压下降至0.8M

46、Pa时,备用泵联动，当电机润滑油压（1炉）下降至0.20MPa；风机润滑油压下降至0.14MPa时，送风机跳闸。送风机调节油压一般在2.50MPa左右，最高不超过3.50MPa, 19、转动机械遇有哪些情况应立即停止运行?答：1、发生人生事故，无法脱险时；2、发生强烈振动，有损坏设备危险时；3、轴承温度不正常升高超过规定值时；4、电动机转子和静子严重摩擦或电动机冒烟起火时；5、辅机转子和外壳发生严重摩擦和撞击时；6、辅机发生火灾或水淹时。20：新发锅炉运行规程哪些内容进行了修订？答：1、部分受热面管子、联箱允许耐热温度进行了修订：具体内容是：由20g制成的受热面管，允许耐热温度由原来的480，

47、改为450；由15CrMog制成的受热面管，允许耐热温度由原来的550，改为560；由12Cr1MoVg制成集汽联箱，允许耐热温度由原来的580，改为565。2、锅炉超压水压试验稳压时间进行了修订：原来稳压10分钟，改为稳压20分钟。3、1炉送风机润滑油种更改：原来使用68机械油，现在使用32汽轮机油；4、引风机振动、轴承温度报警、跳闸定值修订：振动报警值改为：0.12mm；跳闸值改为：0.16mm；轴承温度报警值改为：90；停机值改为：100。面试考试试题（四） 汽机紧急停机的条件有哪些？1） 机组发生强烈振动或机内有清晰的撞击声； 2）汽轮机水冲击； 3） 汽轮机转速上升到3300rpm时

48、，危急保安器不动作； 4） 机组任一轴承断油、冒烟或回油温度超过75； 5） 轴封及挡油环处冒火花； 6） 油系统着火无法扑灭时； 7） 主油箱油位下降至-200mm以下时； 8） 轴向位移增大至+1.0mm或-1.2mm，推力瓦块钨金温度升高到105； 9） 润滑油压下降到0.05MPa，启动润滑油泵无效时； 10） 调速系统工作失常，无法维持机组运行； 11） 发电机、励磁机着火或爆炸。 汽机故障停机的条件有哪些？1） 循环水中断，不能投入； 2） 凝结水泵故障而备用泵不能投入； 3） 汽轮机无蒸汽运行超过 3分钟； 4） 真空降至60kPa负荷减至零仍不能恢复； 5） 高中低压胀差超过允

49、许值，无法恢复； 6） 主要汽、水、油管道破裂，无法维持正常运行； 7） 主蒸汽压力超过13.63MPa(#2机: 13.7MPa)或温度超过545 ; 或两者同时 出现； 8) 主，再热蒸汽温度10分钟内下降50； 9) 发电机断水30秒不能恢复，断水保护不动作时。 热态启机时,如何确定蒸汽参数?） 主蒸汽温度高于高压内缸上缸内壁调节级处温度50100，且有50以上的过热度, 查找冷态曲线, 确定主蒸汽参数。）再热蒸汽温度高于中压上缸内壁温度3050，且有30以上的过热度。 密封油压低，不能维持正常氢压，原因有哪些？） 密封油泵出力不足，或再循环门开度过大，使母管压力低。） 密封油系统滤网堵

50、塞严重。） 密封油系统有泄漏，如管路泄漏，补排油阀误动等。） 差压阀、平衡阀失录，或前后截门误关、旁路门误动。） 密封瓦间隙增大，油量增加使油压下降。） 密封油至密封瓦进油管路有泄漏。5调门单阀及多阀控制有何优缺点，200MW机组如何规定控制方式？） 单阀控制时4个调门开度相同，进汽量均匀，有利于汽缸均匀加热。但是4个调门都存在节流损失。） 多阀控制使调门顺序开启，正常运行时#1、#2调门全开，节流损失小。冲转时多阀控制有利于调节转速，但不利于加热缸体。） 200MW机组规定50MW以下使用单阀控制，50MW以上采用多阀控制。高加切除后，对机组哪些有影响？）由于低压缸排汽量增加，对负荷有一定限

51、制。）抽汽量减少后，中压缸进汽量增大，轴向位移向正方向增加一定值。）低加由于抽汽的增加过负荷运行。）锅炉给水温度下降较多，影响蒸汽参数的调整。）热循环效率下降，经济性下降。轴封供汽量的大小对机组有何影响？）供汽量过大，会造成轴封向外冒汽，漏入轴承箱后造成油中带水，使油质变差。同时造成热量、工质的损失。） 汽量小时，对低压缸造成轴封漏汽进入凝汽器，真空下降。汽机本体设有哪些保护？动作值是多少？） 轴向位移保护（+1.0，-1.2mm） 超速保护（OPC:103% ,电超速、机械超速：110%） 润滑油压低二值（0.049MPa） 低真空（55kPa） 轴振动大（250m） 轴承振动大（m） 主保

52、护（发电机联跳汽机）润滑油主要作用有哪些？发生润滑油压力低的原因主要有哪些？润滑油主要作用为：） 对轴系进行润滑；） 对大轴、轴承进行冷却；） 供密封油进行氢气密封。润滑油压力低的原因主要有：） 油泵出力不够，射油器动力油不足；） 冷油器泄漏；） 油系统管路泄漏；） 溢油阀故障或误开；） 主油箱油位过低。.汽机中转及带负荷后，根据什么投入夹层及法螺加热？） 冷态启动在冲转后即可投入夹层及法螺加热。） 热态启动时，外缸温度比内缸温度低50时，可投夹层及法螺加热，并根据缸温上升速度调整加热汽量。） 当内缸温度已达正常缸温，外缸、法螺温度比内缸低50以内时，可逐步停止加热。11轴向位移方向如何划分？汽轮机如何克服轴向推力？1) 汽机轴向位移以推向中压缸侧为正值，高压缸侧为负值。正常运行中推力方向为推向中压缸侧。2) 采用高中压缸对称布置，高中压转子轴向推力相反，抵消推力。3) 采用推力瓦克服轴向推力。12内