2023年值长考试题库

学习值长试题岗位管理值长岗位职责？１.值长在行政上受运营部主任、副主任的领导,在生产调度上受公司生产副总经理、运营部主任、副主任的领导，在调度业务上同时接受网调、省调、地调的领导。具体负责运营值的行政管理,平常生产调度工作，开停机和事故解决的指挥工作。２.严格执行交接班制度，保质保量的完毕值长交接班工作。3.在值班期间内，负责指挥全值运营人员完毕各项运营操作。4.负责办理和批准主、辅设备的检修申请，并组织和指挥检修后的设备投运和检修设备停运后的系统隔离工作。５.负责指挥解决全厂事故,保证人身安全,防止事故扩大。6.按主辅设备运营特性进行安全、经济调度,组织好本值小指标竞赛等节能工作。７．了解和掌握现场设备的异常运营情况和重要设备缺陷，并及时向生产副总经理和运营部主任报告。8.负责收集和整理本值所需的各种资料和技术文献,做好班组标准化管理工作。９.督促各岗位抓好机组的劳动纪律和文明生产。10．完毕运营部交办的其他任务。值长岗位权限?1.有权指定有监护权的人员，对所管辖范围内的重大操作进行监护。２.有权制止违章操作和拒绝违章指挥。3.对违章违纪人员和不服从命令的人员，提出批评意见，情节严重者有权停止其工作，并报告上级领导。4.在值班时间内,有权组织本值人员进行各项操作和事故解决。５．有权拒绝签发不合格的操作票和工作票。6.有权根据异常情况，改变设备系统运营方式。ﻩ7.有权制止无关人员进入工作现场。值长应具有的基本技能?1．具有大专及以上文化限度或具有中级技术职称任职资格或具有同等文化技术水平，所学专业为电力工程类或热能动力专业，从事运营管理工作五年以上。2．掌握电力生产基础理论知识和电力生产管理知识。3．掌握《电力工业技术管理法规》、《电业安全工作规程》、《事故调查规程》、《事故解决规程》、专业运营规程及有关规章制度。4．掌握全面质量管理,熟悉网络技术，决策技术，技术经济分析,现代化管理知识。5.了解本公司在电网中的作用、位置及电网结构。６.纯熟掌握机、炉、电、热控、燃、化、脱硫专业的设备系统、结构及性能。7.能对的理解上级下达的文献指令、方针、政策,并能结合本值实际拟订贯彻措施和方法,能对的判断和解决生产工作中的实际问题。8.有较强的语言表达能力,能撰写较高水平的工作计划、总结、报告等。值长工作内容规定和方法?1.接班1．1接班值长在接班前3０分钟到现场，查看值长日记,认真听取交班值长口头交待,了解运营方式、设备缺陷、正在进行的各种操作，掌握设备系统及电网运营情况。1.２按照交接班制度组织全值运营人员召开班前会，做好本值工作安排。1.３按照交接班制度，集控、辅网主值报告接班后，交、接班值长分别在值长日记上签字，完毕交接班手续。２.运营调度２．1值长接班半小时后向网（省）调度员报告机组运营情况并执行有关调度命令，必要时还应向地调值班调度员报告有关情况。２．２按照本公司调度管理制度执行各级领导的命令。2.3按照发电管理程序协调各专业间的横向联系,做到安全、经济、文明生产调度。2.４超前向各主值下达当班的操作票的编写任务。2．5按照两票管理制度办理工作票和操作票手续。２.6按照设备定期切换制度做好值班期间定期工作的监督。2.7按照设备停复役管理制度办理设备启动、停止手续。2.８按照设备缺陷管理制度做好缺陷的联系、解决工作。２.9来人参观时,按照规定进行介绍或报告。3.事故解决３.1接班后根据全厂设备系统运营薄弱环节做好事故预想。3.2发生事故时,按照事故解决指挥系统的职责报告领导和指挥运营人员进行事故解决。3.3公司内发生的人身伤亡、重大误操作和重大异常等一切事故应及时报告公司领导、运营部主任和调度员。3．4事故若直接威胁人身、设备安全时，值长应先采用紧急措施,然后向有关领导和调度员报告。3.５发生事故时,值长要把事故对电力系统的影响和解决环节记入日记中，涉及系统频率的变化、系统对外限电的情况,负荷变化的情况,事故的重要因素及解决通过。３.6发生事故以及出现异常运营情况时,交班后要及时组织当值人员分析事故的因素，解决是否得当,从中应吸取的教训，并将事故通过、因素分析、责任分析和应吸取的教训及时上报运营部。4．节能工作4.1根据调度给定的负荷曲线合理分派安排各机组接带负荷，保证全公司机组经济运营并按调度下达的无功曲线接带无功负荷。4．.2在保证机组安全运营的情况下，合理及时地安排重要辅机的运营方式，以达成节电、节煤、节汽、节水的目的。4.3积极协调机组的启动、停运和机组调峰工作以及检修消缺工作,减少点火用油及助燃用油。4.4督促各专业负责人或班长抓好本值小指标竞赛，有权向运营部反映竞赛中存在的问题和提出合理化建议，以便加强本值小指标竞赛的合理性和严厉性。5.交班5．1交班前一小时，要认真检查自己当班的运营记录，规定记录必须详实准确，避免繁琐和漏记。5.２及时参与接班值的班前会，认真全面地交待机组状况、系统设备运营方式、缺陷消除等情况，并特别说明接班人员所面临的生产任务。5.3完毕以上任务后在记录本上双方署名,交班值长准时离开生产现场，接班值长开始工作。5.4交班后组织好本值的班后会,总结评价当班的运营情况、值班纪律、好的做法和存在问题及整改措施。6学习班6.1按照学习班管理制度,组织完毕每一次学习班工作任务。6.2根据本值具体情况,可组织一些有益活动。７.值际管理7.1按照人事管理制度做好考核、考评等人员管理工作。７．2应带头遵守有关厂规厂纪和现场劳动纪律,搞好本值的文明生产。7.3积极参与公司举办的各种技术培训,不断提高技术业务素质。7.4按规定组织全值反事故演习。7．５按照班组管理标准,认真填写各种记录,整理并保存好各种资料、技术措施。调规１．电网调度的设备管理方式,分管辖和许可两种方式。管辖的设备是指:设备的运营方式及状态，直接影响电网安全运营的设备，运营操作必需所有列入调度操作票中的作业。许可的设备是指：电网正常运营和异常、解决事故等电网运营分析中,需要掌握的管理范围。２.调度发布的操作指令,网内涉网单位的电力值班人员，必须认真执行。如接令值班人员对所接受的调度指令不理解时,可立即向电网调度人员报告，并说明因素,由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤消。假如发令的值班调度员反复调度指令时,接令值班员必须立即执行调度令;若执行该调度指令将危及人身、电网、设备或安全时，接令值班人员应当说明因素,将拒绝执行的理由及建议报告值班调度员和本单位的生产领导。如有无端不执行或迟延执行调度指令者,一切后果均由受令者和允许不执行调度指令的领导负责。决不允许有破坏调度纪律和虚报或隐瞒情况的现象发生。3.未经调度批准启、停调度管辖设备、线路(涉及新设备)，每次扣罚负责人员１0０0—1０000元，考核责任公司5000—50000元。4.未按调度指令规定的时间调整电网参数，每次扣罚负责人员1０00—100０0元，考核责任公司50００—202３０元。无端拒绝执行调度指令，破坏调度纪律,或导致严重后果的,每次扣罚负责人员２023—10000元，考核责任公司1000０—1000０0元。5.凡属调度管辖的任何设备，未得到值班调度员的调度指令，各有关单位的运营人员不得擅自进行操作或自行改变其运营方式（对人身、电网、设备安全有严重威胁者除外)。6.凡属调度许可范围内的设备,各有关单位必须得到调度当值值班人员的许可后,才干进行改变设备运营状态的操作（事故解决及对人身、电网、设备安全有严重威胁者除外,但解决完毕应及时报告解决情况）。7.各单位领导向运营值班员发布的指令或指示，如涉及电网管辖设备，必须经值班调度员的许可后执行（现场事故解决规程有规定者除外）,并做好相应的记录。8．值班调度员对涉网单位值长(或经公司领导批准的电气班长)发布调度指令。值班调度员发布调度和事故解决指令时，必须互报单位、姓名,使用统一的调度术语,并严格执行发令、复诵、报告、录音和记录等制度。值长或值班长暂时离开值班室时，主值班员负责与调度联系,但要事先报告值班调度员。值长(值班长)与主值班员不得同时离开值班室。9.涉网单位管辖的设备检修，影响到电网运营、发电机出力或用电负荷的，如系统运营方式、中性点接地方式、继电保护及安全自动装置、电力通信等应事先报经调度处批准。１0.ＺGW运营对机组的规定:1．所有机组负荷扰动实验完毕并达成优良指标２.所有机组RＢ实验合格3.所有机组甩负荷实验合格4.所有机组一次调频实验合格５.所有机组AＧC实验合格6.所有机组FＣＢ实验合格7.规定机组的协调和一次调频投入时间经受一个月的投入考验11．调度管辖设备及许可设备有哪些？调度管辖设备1．发电机、锅炉及汽轮机主设备。2.2２0kＶ主变压器及其中性点附属设备。3.220kV线路及其附属设备(希铝线开关、刀闸、接地刀闸等）4.220kＶ母线及其附属设备（母联开关、分段开关、PT等)５.22０kV高压启动变压器(简称:高启变）及其中性点附属设备。６．２0kV厂用变压器（简称:高厂变)。7.电网的安全自动装置。(稳控装置、失步解列、低频减载装置等）8．黑启动柴发系统及6ｋV备用段母线。调度许可设备:1．锅炉及汽轮机重要附属设备。2.事故情况下,操作容量大于3MＷ及以上设备。12.现场值班人员在进行倒母线操作时，应注意哪些问题?母联断路器应确在合位。拉开母联断路器控制电源开关、“投互联压板”。母差保护不得停用并应做好相应调整。各组母线上电源与负荷分布的合理性。一次结线与PT二次负载是否相应。一次结线与保护二次交直流回路是否相应。双母线中停用一组母线,在倒母线后，应先拉开母联或分段断路器，再拉开空母线上的PT刀闸。１3．电气设备有哪几种状态?它们的含义各指什么？１.运营：指设备的刀闸及开关均在合上位置，继电保护及二次设备按规定投入，设备带有规定电压的状态。2热备用：指设备的开关断开，而刀闸仍在合上位置。此状态下如无特殊规定，设备保护均应在运营状态。线路高抗、电压互感器（PT或CＶＴ）等无单独开关的设备均无热备用状态。3冷备用：指设备没有故障,无安全措施，刀闸及开关都在断开位置,可以随时投入运营的状态。4检修：指设备的所有开关、刀闸均断开，并挂好接地线或合上接地刀闸的状态。1４.各公司运营值班人员应根据值班调度员发布的操作任务票或口头操作指令，并结合现场实际情况对二次部分自行进行调整,按照有关规程规定负责填写具体的操作票。其二次部分调整的重要内容是什么?PT二次负载的切换。厂用变电源的切换。交流电源电压回路和直流回路的切换。根据一次接线调整二次回路(例如:投退母线母差保护跳闸回路的相应调整，有关继电保护及安全自动装置改接和连跳断路器的调整等)。断路器停运，二次回路有作业需将电流互感器二次短接退出。断路器停运，根据现场规程决定断路器失灵保护的停用。有综合重合闸的线路，其综合重合闸与线路有关保护的连接方式(综合重合闸整定,备自投方式,主变中性点接地刀闸调整,母联充电保护等告知单上均要有明确说明)。现场规程规定且与调度发布的操作任务票无抵触的其它内容,若有超过上述范围的其他特殊规定，值班调度员应当预先说明,值班调度员应对自己发布的操作任务票的对的性负责，各级运营值班人员所填写的操作票中所列具体操作内容、顺序等的对的性由各级运营值班人员自行负责。15.允许用刀闸进行的操作项目有哪些?１在无接地告警指示时操作PT刀闸。2在无雷害天气时操作避雷器刀闸。３在没有接地故障时，拉开和合上变压器中性点接地刀闸。4上述设备长期停用，在未经实验前不得用刀闸进行充电。5上述设备异常运营,不得用刀闸操作。16.电网发生事故时，事故单位报告内容当电网发生事故时，事故有关单位必须立即明确地向值班调度员报告有关事故情况,其重要内容涉及:1.事故发生的时间、现象、设备的名称和编号,断路器动作情况等。2.继电保护和自动装置动作情况。3.频率、电压、负荷及潮流的变化情况。4.有关事故的其他情况。１7.操作术语:充电：指设备带额定电压但不接带负荷。送电：指设备充电并接带负荷。零起升压：设备电压由零逐步升高至预定值或直到额定电压，以拟定设备无端障（一般零起升压是针对变压器、较长线路及母线事故后，为检查是否还存在故障）合环操作:合上网络内某开关将网络改为环路运营(例如：电铝I线检修后送电时,先合铝厂侧开关,后合电厂侧开关时，此操作为合环操作)（同期合环：检同期后合环)解环操作：将环状运营的电网解为非环状运营(例如:220KV电铝Ｉ线、电铝II线在合环运营状态，电铝I线需要停电检修，拉开电铝I线电厂侧开关时，此时为解环操作）解列:将一个电网提成两个电气互相独立的部分运营(例如:在不考虑新塑电厂的情况下,新铝电厂２20KVI、III母分段开关在检修状态，IＩ、ＩＶ母分段开关跳闸，此时系统解列为两部分运营)并列：两个单独电网使其合并为一个电网(例如:新铝电厂２20KVI、IＩI母分段开关在检修状态,同期合上II、IV母分段开关,此时两系统合并为一个电网)运营转热备用:只拉开设备开关（断路器)，而不操作刀闸（例:220ＫVI、IＩ母母联开关由运营转热备用,规定只拉母联开关）热备用转冷备用：拉开设备各侧刀闸（例：220KVI、II母母联开关由热备用转冷备用,规定拉开母联开关的两侧刀闸）冷备用转检修:在设备也许来电的各侧合上接地刀闸或挂接电线(例：22０KVI、ＩI母母联开关由冷备用转检修，规定合上母联开关两侧接地刀闸或挂接地线）线路强送电:线路开关跳闸后,经检查变电站内一二次设备正常，而线路故障未经解决，即行送电的情况。线路试送：线路开关跳闸后，对线路故障解决后初次送电核相:用仪表或其它手段对两电源的相序或相位进行检测。开关检修：开关及两侧刀闸拉开，开关失灵保护停用,在开关两侧合上接地刀闸（或挂上接地线）。热备用状态:指设备开关断开，而刀闸仍在合上位置。此状态下如无特殊规定,设备保护均应在运营状态。母线、电压互感器（PT或CVT)等无单独开关的设备均无热备用状态。冷备用状态:特指线路、母线等电气设备的开关断开，其两侧刀闸和相关接地刀闸处在断开位置。母线检修:母线侧所有刀闸均在分闸位置，母线ＰT或CＶT低压侧断开，合上母线接地刀闸（或挂接地线）。汽机汽轮机挂闸允许条件有哪些？挂不上闸如何解决?答：挂闸允许条件：转速<１0０r/miｎ;主汽门全关；汽轮机无跳闸条件；汽轮机未挂闸（ZS2到位）。若挂闸不成功，应进行下列工作：机组转速是否＜100ｒ／mｉn;ETＳ在线实验画面检查ＥTS跳闸首出有无跳闸条件。若有则逐项查明因素并联系检修解决;就地检查高中压主汽门是否关到位，ＤEH主画面检查高中压主汽门MSV１，ＭＳＶ,２，ＲSV１，RＳV2关闭信号是否显示。若有缺陷及时联系检修解决;就地手动打闸复位一次,机械遮断机构行程开关ZS２复位（由于机械卡涩或其他因素使停机后ZS2不能自动复位）。旁路系统投运,停运操作、正常维护。答:旁路系统投运前的检查和准备:(1）凝结水、给水系统均已投运正常(减温水压力正常)，汽机盘车运营正常。（２）高、低旁减温水调节阀前电动隔离门全开。（3）空冷系统具有进汽条件（冬季应考虑防冻流量),检查机组背压低于30kPa，且背压稳定。（4)检查高、低旁各电动门控制电源正常，高、低压旁路均在关闭位置。（5）旁路系统充足疏水。旁路系统的投运:真空抽至3０ＫPa以上时，且炉侧起压０．5MPa后投入旁路系统，先开低旁后开高旁，低旁开50~80％，根据情况投入低旁减温水，控制低旁后温度在79℃，最高不得超过120℃,高旁根据炉升温速度可开20~30%,及时投入高旁减温水。低旁启动后，确认三级减温器减温水调节阀自动全开，检查真空无明显变化,调节轴封供汽压力及温度正常；当空冷所有投入列凝结水温度开始上升后，可根据锅炉再热器冷却需要尽量开大低旁阀。旁路系统运营中的维护：监视高压旁路后汽温在320℃，低旁后汽温在120℃;监视高旁后汽压小于3.95ＭＰa，低旁后汽压小于０．6MPａ;系统、管道、阀门无泄漏。旁路系统的停运：并网后，根据锅炉需要,关小高、低压旁路调节阀，使其所有关闭，高、低旁喷水调节阀根据旁路后温度及时关小直至全关。4.旁路系统联锁保护逻辑。高压旁路系统高压旁路阀联开:汽机跳闸;发电机跳闸。高旁减温水高旁喷水隔离阀:联锁开/关：与高旁阀联动;高旁喷水调节阀：高旁阀启动,联投自动（温度设定值固化为300℃）;高旁阀关闭,联关并闭锁。高压旁路阀联关：(逻辑或)高旁后蒸汽压力高(>3．９95MPa）；高旁后蒸汽温度高(＞420℃）。高旁压力自动切除:(逻辑或)高压旁路阀联开；高压旁路阀联关；低压旁路系统低压旁路阀联开：汽机跳闸;发电机跳闸;高旁启动。低压旁路阀联关:(逻辑或)低旁减温水调门已关；低旁减温隔离门已关;三级减温喷水门已关；低旁减温水压力<0.8MPa；排汽装置水位>1２25mm；背压>5０ｋPａ；低旁出口温度高>1６0℃；凝汽器温度高>80℃。低旁减温水低旁喷水隔离阀:联锁开/关:与低旁阀联动；低旁喷水调节阀：低旁阀启动，联投自动(温度设定值固化为100-１５0℃）;低旁阀关闭，联关并闭锁。三级减温水三级减温喷水隔离阀:联锁开：与低旁阀联动；三级减温喷水调节阀：联开:低旁阀启动;联关:低旁已关且排汽装置温度不高(＜8０℃)。5．热态启动注意事项。(1)锅炉点火前在各项准备工作完毕后，再启动引、送风机进行炉膛吹扫，具有点火条件后尽快点火，尽也许减少炉膛冷却。机组热态启动前连续盘车时间不少于４ｈ，若盘车因故中断应重新计时。上水时,给水温度与省煤器壁温差小于１05℃。汽机轴封系统必须充足暖管疏水,必须先送轴封后抽真空。注意轴封蒸汽温度与汽机缸温相匹配,防止轴封段急剧收缩。启动冲转参数:温态热态极热态主蒸汽压力7.84Mpa9．81Mpa1１.７Ｍpa主蒸汽温度410℃450℃510℃再热汽压力０.6８6Mｐa0.88３Mpa0．8８3Mｐa再热蒸汽温度３20℃417℃48７℃(6)机组热态(温态）启动时应打开所有汽机疏水门，启动过程中要保证蒸汽管道、汽缸本体疏水系统畅通,注意监视金属温升率和高、中压缸上、下温差变化，无水击、振动现象，否则应停止升速。如危及汽轮机安全时要果断停机。（7）机组热态(温态）启动时,不执行低速、中速暖机、低负荷暖机。（8)机组温态启动升速率1５0rｐm／min,热态、极热态启动升速率300rpｍ／min。（9)冲转时，若机组蒸汽参数过高，应通过疏水或PCＶ阀在把锅炉主汽压泄至相应冲转参数以下时方可投入旁路系统。（10)冲转过程中应仔细倾听汽轮机、发电机各转动部分声音正常。（1１)热态、极热态启动机组定速后,注意防止高排逆止门未打开导致高压缸闷缸，高压缸排汽温度过高现象。必要时适当开大低旁,减少再热蒸汽压力，控制高压缸排汽温度低于３80℃。(12）进入汽轮机的主蒸汽至少有50℃过热度,热态、极热态启动要注意负胀差的变化。（13）热态操作一定要紧凑,点火时先点上层油枪或中层油枪,保证主、再热汽温度。(14）冲转后应严密监视各轴承振动、轴向位移、汽缸膨胀、胀差、各轴承金属温度、回油温度和推力瓦温度在正常范围。及时调整润滑油温在正常范围。(15)机组定速后，应尽量减少实验项目，尽快并网带负荷。并网后按启动曲线尽快带至与缸温相应的负荷。注意调节级温度应有上升趋势,高、中压缸金属温度无明显下降,升温、升压、加负荷速率如下:温态热态极热态Mpa/mｉn℃/minMｐa／min℃/mｉnＭｐa/min℃／ｍiｎ主蒸汽０.2210．221.3０.25０.56再热蒸汽1.４1.４1冲转速率15０ｒ/ｍin/min２０0r/ｍin／min30０r/ｍin/ｍin升负荷率３.５MW/min5.25ＭW/mｉn７ＭＷ/min（16)启动中严格监视并记录汽缸各膨胀值及缸温变化值。发现滑销系统卡涩现象时，应延长暖机时间或采用相应措施，防止汽缸不均匀膨胀变形引起振动。６.冷态启动注意事项。（1）注意排汽装置、除氧器、加热器、定子冷却水箱、闭式膨胀水箱水位正常,各油箱油位油温正常。（２）启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4ｈ才干再次启动。（3)胀差正常范围:高中压-３～+6mm,低压+14mｍ，超过范围应查明因素并采用相应措施,当达成高中压-4~+7mm，低压+15mm时应自动跳闸,否则手动停机。（4)轴向位移正常范围：－1．05～＋0.6mｍ，当达报警值时应暂停升速并查找因素，当达成－1．65～+１.２mm时应自动跳闸,否则手动停机。（5)支持瓦金属温度不超过1０5℃(１15℃跳机),推力轴瓦金属温度不超过1０0℃(110℃跳机）。（6)任一轴承的回油温度不得超过65℃。(7)低压缸排汽温度不超过54℃;当达成８0℃时低压缸喷水自动投入。高中压外缸上、下缸温差不超过50℃,高中压内缸上、下缸温差不超过３5℃。机侧主汽温度不低于再热汽温28℃;再热汽温不低于主汽温4２℃。（10）汽机转速３0０0rｐm时，必须确认主油泵入口压力达0.09~０.12MPa,轴承润滑油压大于０.14~0.1８MＰa,主油泵出口油压大于1．75～１．8５ＭＰa后,方可停运交流润滑油泵，否则必须查找因素并告知检修进行调整。冲转及升速中主机润滑油冷油器、EH油冷油器出口油温控制在35℃~4５℃。（12)汽机冲转升速时，应及时调整高、低旁开度,维持主、再热蒸汽参数正常并保证高、低旁后温度不超限。(１３）启动过程注意轴封压力、温度的监视,达成自密封时及时检查轴封供汽门关闭，轴封溢流门调整正常。(14)汽机冲转升速过程中，及时对发电机补充氢气，根据氢压及时调整定冷水压正常。（15)整个冷态启动过程中应严格控制汽、水品质合格。7．汽机打闸后的操作。答：（１）汽机跳闸声光报警发出,检查高、中压主汽门和高、中压调门所有关闭，所有抽汽逆止阀、抽汽电动门和高排逆止阀关闭，BDV、VV阀自动启动，汽机转速下降。(2)注意润滑油压,注意高、低压旁路动作。根据实际情况,调节或关闭高、低压旁路。（3）汽机转速降至2023r/min,自动联启顶轴油泵，否则应手动启动。(4）检查汽机低压缸喷水动作正常，低压缸排汽温度不大于54℃。(５）转速到零，检查盘车自动投入,否则手动投入连续盘车，同时记录转子惰走时间、偏心值及盘车电流。（6)关闭主蒸汽管道疏水阀，待锅炉泄压到零后再启动主蒸汽管道疏水阀。（7）锅炉熄火后,确认旁路系统隔离，无蒸汽及有压疏水进入排汽装置，停真空泵，开真空破坏阀。(８)真空到零，停止轴封供汽,停止轴封风机运营。(９）停EH油泵，根据需要维持EH油循环系统运营；（10)锅炉熄火后，注意除氧器、凝汽器热井水位。（11）联系化学，停运凝结水精解决装置。在无凝结水用户后可以停止凝结泵运营。根据闭冷水用户的情况，决定是否停用闭冷水泵。根据开冷水用户的情况,决定是否停用开式冷却水系统。(15）盘车应连续运营直至高压缸内缸金属内壁温小于150℃，停盘车8ｈ后结合密封油系统可停运主机交流润滑油泵。停机后盘车期间严禁检修与汽轮机本体有关的系统，以防冷空气倒入汽缸，特殊情况必须报告总工批准。(1６)发电机的气体置换一般规定在主机连续盘车停止后进行,置换过程中应严密监视密封油各箱体油位的变化，防止发电机进油。气体置换结束且汽机盘车停运后，方可停止密封油系统运营。8．汽轮机严重超速的危害、现象、因素、解决及预控措施。危害:严重时导致叶轮松动变形、叶片及围带脱落、轴承损坏、动静摩擦甚至断轴。现象：(1)机组负荷到零。（2）机组转速显示≥3３30r／mｉn，超速保护未动作，转速继续上升。（3）机组发出异常声音,主油泵出口压力上升。（４)机组振动增大，轴瓦金属温度上升。因素：（1)机组跳闸，MSV、RSＶ、ＣＶ、ＩCＶ关闭不严密，高排逆止门或抽汽逆止门卡涩或关闭不严密或BDＶ阀未打开。（2)ＯＰC、ＰＬU保护整定不对的或动作不正常。(3）危急遮断器超速实验时，转速失控。(4)汽机超速保护拒动。（5）DEH故障或汽机调速系统静态特性不合格。解决：(1)确认机组发生严重超速，立即按“汽机紧急停机”按钮,确认主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭,转速下降,润滑油温、油压正常。若按“汽机紧急停机”按钮无效，立即就地拉手动停机手柄(左旋90度、拉出)。（2)立即手动ＭFＴ,设法减少主、再热蒸汽压力。（３)迅速查明因素并隔离也许进入汽轮机本体的有关汽源。(４)紧急破坏真空。（5）停机后进行全面检查,消除故障后方可重新启动。若危急遮断器误动或拒动,需实际超速实验合格后方可并网投入运营。防止措施：（1)启动前认真检查各汽门外观良好，开关动作正常。(2）运营中任一汽轮机超速保护故障不能消除时应停机消除。（3)应定期进行危急保安器充油实验、各停机保护的在线实验和主汽门、调门及各段抽汽逆止阀的活动实验。(4)定期进行主汽门及调速汽门的严密性实验。（5)停机过程中发现主汽门或调门卡涩，应设法将负荷减至零，汽轮机先打闸后解列发电机。(6)加强汽、水、油品质的监督，品质符合规定。(7）转速监测控制（TSI)系统工作应正常。９．汽轮发电机组强烈振动的危害、现象、因素、解决及预控措施。危害：导致轴承损坏，动静摩擦,甚至毁机。现象：(1)ＴＳI显示轴振值和瓦振值增大。（2）机组声音异常，就地振动明显增大。(3）各轴承温度有所升高。因素:(1)润滑油压、油温异常,油质异常。(2)启动升速过程中发生油膜振荡。（３)冲转前盘车时间局限性,汽轮机转子偏心度大。（４）冲转、惰走阶段转速在临界转速区域。(5)差胀、绝对膨胀异常和滑销系统卡涩等因素引起动静摩擦。(6)机组暖机不充足,疏水不畅。（7）内、外缸温差,上、下缸温差超限。（8)运营参数、工况剧变，汽机进冷汽或发生水冲击。（9)凝汽器背压过高或低,低压缸强度局限性,导致低压缸变形。（1０）轴承工作失常。（11）轴封供汽温度急剧变化或轴封供汽压力严重局限性。（12）氢气温度、压力波动,发电机转子膨胀不均。(１3)汽机本体内部机械零件损坏或脱落。(14)发电机磁场不平衡或转子风扇脱落，电力系统振荡。解决:（1)机组正常运营中a．机组运营中瓦振不超过３0μm、轴振不超过８0μｍ,超过时必须全面查找因素并解决。b．机组运营中轴振变化量忽然超过5０μm，瓦振变化量忽然超过15μm,必须全面查找因素并解决。c.任一瓦振忽然增长50μm,应打闸紧急停机,并记录惰走时间。d.任一瓦振达80μm，应打闸紧急停机,并记录惰走时间。e.任一轴振达25０μｍ，应打闸紧急停机，并记录惰走时间。（2)机组启动过程中a.机组启动过程中，在中速暖机之前，瓦振超过３0μｍ或轴振超过100μm立即打闸停机。b.严禁将机组转速停留在轴系临界转速范围之内，机组轴振达250μm或瓦振达8０μm应打闸紧急停机,严禁强行升速。c.机组在增、减负荷时轴振达125μm,应停止加、减负荷，加强暖机，查明因素,解决无效，轴振继续增大应减负荷停机。ｄ．因振动大打闸停机后，必须全面检查,查找因素。确认机组符合启动条件并已连续盘车四小时以上,经生产副总经理批准后才干再次启动。e．汽轮机启动升速过程中，严禁采用降速暖机或强行升速的方法消除振动。f.维持氢气温度、压力稳定。g．发电机磁场不平衡引起机组振动，应减少机组负荷，直至振动下降到正常范围。h.电力系统振荡引起机组振动增大,应立即报告值长，振动达25０μｍ，应打闸停机。i．假如TSI故障，应立即告知热控解决,同时加强对机组的监视。10.轴承损坏的危害、现象、因素、解决及预控措施。危害：导致轴颈损坏,严重时发生动静摩擦导致汽轮机损坏。现象：(1)轴承钨金温度明显升高或轴承冒烟。(2）推力轴承损坏时，推力瓦块金属温度升高。（3）回油中发现钨金碎末。(４）汽轮机振动增长。因素:(１）轴承断油或润滑油量偏小。(2)油压偏低油温偏高或油质不合格。（３)轴承过载或推力轴承超负荷，盘车时顶轴油压低或未顶起。(4)轴承间隙、紧力过大或过小。（5)汽轮机进水或发生水击。(6)长期振动偏大导致轴瓦损坏。（７)交、直流油泵联锁不正常，有关联锁、保护定值不对的,导致事故时供油不正常。解决:(1）运营中发现轴承损坏应立即紧急故障停机。(２）因轴承损坏停机后盘车不能投入运营不应强制盘车，应采用可靠的隔离措施，防止汽缸进水或冷汽。（3)轴承损坏后应彻底清理油系统,保证油质合格方可重新启动。防止措施：（1）加强油温、油压的监视调整,严密监视轴承钨金温度及回油温度，发现异常应及时查找因素并消除。（２)油系统设备自动及备用可靠，并进行严格的定期实验。运营中油泵或冷油器的投停切换应平稳谨慎,严防断油烧瓦。（3）油净化装置运营正常,油质应符合标准。（4)防止汽轮机进水、大轴弯曲、轴承振动及通流部分损坏。(5)汽轮发电机转子应可靠接地。(6）启动前应认真按设计规定整定交、直流油泵的联锁定值，检查接线对的。11．叶片损坏或断落的危害、现象、因素、解决及预控措施。危害：导致汽轮机动静碰磨、运营工况恶化、转子质量不平衡发生振动。现象：（1）汽轮机内部发出明显的金属摩擦声或撞击声。（2)机组振动增长或发生强烈振动。(3)轴向位移,胀差异常变化,推力瓦钨金温度、回油温度异常升高。（4）监视段压力异常。因素：(1)机组偏频运营超时限。（2）机组过负荷。（３)负荷频繁波动。（4）汽、水品质不合格，使叶片结垢或腐蚀,监视段压力升高超过限制值。(5)开、停机时疏水、暖机等操作不妥,导致叶片过载或动静部件摩擦。（6）机组长时间运营在背压报警区域。（７)临界转速范围内长时间停留或机组发生严重超速。（8）汽轮机发生水冲击。（9)设计不合理,制造、安装、检修质量不合格。解决：（1）确认汽轮机内部发生明显的金属撞击声或汽轮机发生强烈振动，应立即紧急故障停机。(２）若运营中发现调节级或抽汽压力异常，应立即进行分析,同时参照振动、轴向位移，推力轴承金属温度的变化，确认叶片断落应停机解决。防止措施:(1）严防汽轮机超速及水冲击。（2)控制汽轮机在规定的参数、负荷下运营，防止低汽温、低真空、低频率及超负荷运营。（3)加强汽、水品质的监督。（4)重视汽轮机停机后的养护。(５）定期进行叶片测频及探伤。12.大轴弯曲的危害、现象、因素、解决及预控措施。危害:引起汽轮机强烈振动或动静碰磨,严重时导致汽轮机损坏。现象:（1）汽轮机转子偏心度超限，连续盘车不能恢复到正常值。（２）临界转速振动显著增大。因素：(1)汽轮机发生振动或动静部分发生碰磨。(2）运营中进水，特别是开、停机或停机后操作维护不妥导致汽缸进水或冷汽。(３)上下缸温差大导致热弯曲。解决:确认大轴发生弯曲，应立即停机，未查明因素并消除不得再次启动。若盘车状态时确认大轴弯曲应立即检查隔断相关汽水系统，加强疏水与闷缸,进行连续盘车直轴，直到晃动度恢复正常为止。防止措施：(1)汽轮机每次冲转前及停机后均应测量转子偏心度及盘车电流应正常。冲转前发生转子弹性热弯曲应适当加长盘车时间,升速中发现弹性热弯曲应加长暖机时间，热弯曲严重时或暖机无效应停机解决。(2）汽轮机盘车状态应采用有效的隔离措施，防止汽缸进水和冷汽。（3)汽轮机上下缸温差或转子偏心度超限时严禁汽轮机冲转。（4)汽轮机启动时应充足疏水并监视振动、胀差、膨胀、轴向位移、汽缸滑销系统等正常,避免动静碰磨引起大轴弯曲。（5）机组启动特别是热态时投轴封供汽时，应确认盘车装置运营正常,先向轴封供汽、后抽真空。若已投入轴封系统供汽而盘车中断时，应立即停止轴封供汽。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。供汽管道、轴封汽管路要充足暖管疏水，防止水或冷汽进入汽轮机。(６)停机后应认真监视凝汽器水位、加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水、进冷汽。停机后检查与机组有关的汽水公用系统,做好其隔离工作。（7)汽轮机启动前必须符合启动条件,否则严禁启动。(8）严格执行盘车投退的有关规定。13．水冲击的危害、现象、因素、解决及预控措施。危害：引起汽缸变形、动静间隙消失发生碰磨、大轴弯曲等。现象：（1）上、下缸温差明显增大。缸胀、胀差、轴向位移变化明显。（2)主、再热蒸汽温度突降，过热度减小。(3)汽轮机振动增大,内部声音异常。（4)蒸汽管道发生振动，也许从轴封处、主汽门处冒白汽。（５)盘车状态下盘车电流增大。因素:(1)自动调节或人为调节不妥，导致主、再热汽温度急剧下降。（2)主、再热汽减温水阀门泄漏。(3）加热器、除氧器满水。(４）汽机防进水保护拒动。（5）高旁减温水控制不妥或减温水隔离阀、控制阀不严。(6）本体疏水及有关蒸汽管道疏水不畅。(７）轴封系统疏水不畅，轴封减温水自动调节或人为调节不妥,轴封蒸汽带水。解决:(１）汽机发生水冲击,应立即破坏真空紧急停机，尽快切断有关汽、水源，加强主、再热汽管道，汽机本体及轴封供汽系统的疏水。（2)加热器或除氧器满水，立即手动切除故障加热器或除氧器，启动事故疏水及抽汽管道疏水。(3）停机过程中，严密监视推力瓦钨金温度和回油温度、轴向位移、上、下缸温差，各缸胀差、机组振动情况。(4）必须准确记录惰走时间、大轴偏心度，仔细倾听机内声音正常。(５)汽机因水冲击而停机,惰走时间明显缩短，轴向位移、推力轴承温度、振动、大轴偏心度超限或机内有异常声音,应及时报告生产副总经理（总工程师)和有关领导。(6)盘车投运后,盘车电流异常增大、摆动,联系检修,报告有关领导。(7）汽机水击紧急停机后,必须连续盘车2４h以上，同时偏心度、轴向位移、汽缸温差等重要技术指标合格，经生产副总经理（总工）批准、有关专业领导及技术人员到场后,方可重新启动。防止措施:(1）汽轮机应装设防进水监测装置并可靠投入。（２）在停机时若不出现上下缸温差大,可不启动汽缸疏水,以防疏水系统的水及冷汽返回汽缸,极热态开机可在冲转前启动５miｎ后关闭。（3)疏水管道阀门应定期疏通清理检查,保证畅通。(4）加热器、除氧器水位调整应平稳，水位报警及保护应可靠。(5)应有足够数量和可靠的汽缸金属温度测量元件和参数显示,并定期进行校验。14.轴向位移异常的危害、现象、因素、解决及预控措施。危害：推力轴承损坏，严重时导致汽轮机动静部分磨损。现象:（1）轴向位移指示增大(2）“汽机轴位移大”声光信号报警(3)推力轴承金属温度升高(４）机组振动也许增大因素：(1)机组过负荷或机组负荷突变。(2)负荷稳定情况下，蒸汽参数波动大。（３）汽机水冲击。（４)推力瓦或推力盘磨损、变形。（５)叶片严重结垢。（6)叶片断裂、通流部分损坏。（７）排汽背压过高。(8）抽汽量变化。(9)再热器安全阀误动或动作后不回座、旁路误投。解决：（１)确认推力瓦钨金温度、轴承回油温度升高。（2）检查润滑油温、油压、凝汽器背压、排汽温度、主再热蒸汽温度、主再热蒸汽压力、监视段压力是否正常，监视机组振动是否正常。仔细倾听推力轴承及机内声音,监视机组振动。将有关参数调节至正常范围。（3)报告值长,减少机组负荷。(4）汽机发生断叶片或水冲击，破坏真空紧急停机。(5)轴向位移达＋0.6ｍm或－１．0５mm，且推力轴承钨金温度、回油温度异常升高，减负荷故障停机。（6）轴向位移达+1.2mｍ或-1.6５mm时,破坏真空紧急停机。(７）若旁路误投,应停止旁路。防止措施：(１)运营中严格控制机组负荷，严禁超负荷运营。（2）维持主再热汽参数正常，防止大幅度变化，若自动调节失常,立即切为手动调节。（3）运营中加强对加热器的维护，防止因某个加热器故障退出，引起轴位移增大。若某个加热器故障,负荷必须限制在规定范围内。(４)加强对推力瓦金属温度和油温的监视。(5）定期进行汽轮机通流部分清洁状况检查,发现通流部分结垢严重时，申请停机。(６)凝汽器背压高时，因适当减少负荷。（7)严格执行防止汽轮机水冲击的措施。１5.机组负荷骤变的危害、现象、因素、解决及预控措施。危害：易导致汽轮机轴向推力急剧变化,严重时导致推力瓦或通流部分磨损。现象:(1)负荷指示突变。（2)调节汽门开度变化较大。（3）调节级压力及各段抽汽压力变化较大。(4）机组声音异常。因素：(1)电网频率变化，发电机振荡或失步。（２)控制回路故障。（3)调节系统故障。（4)旁路误动,高低加忽然解列或锅炉工况异常。(5）高中压主汽门、调门任一突关。解决:（1）根据表计的指示和其它现象,分析查明因素,及时解决。(2）若电网频率变化引起负荷骤变,应使机组负荷不超过最大负荷。(3)如控制回路故障，引起负荷骤变晃动，应将汽机控制方式切至手动，联系热控人员检查。（4)如调速系统工作失常，引起负荷骤变,应联系检修人员设法消除,如不能立即消除，或机组不能维持正常运营时,应果断打闸停机。(5)负荷骤降,抽汽压力不能满足小汽机、除氧器用汽需要时,应检查确认其备用汽源切换正常。（6)机组负荷骤变时，应加强监视，及时调整除氧器水位、压力、凝汽器水位、轴封系统等正常。(７)检查各支持轴承、推力轴承金属温度、回油温度、汽机轴向位移、差胀、振动等正常。(8）如高、低旁误动应立即关闭，联系热控查明因素。1６．汽轮机排汽背压升高的危害、现象、因素、解决及预控措施。危害:汽轮机排汽背压升高不仅使机组的经济性减少,严重时也许导致低压缸末级叶片发生喘振、转子振动等异常,甚至导致汽轮机事故。现象:(１)远方、就地凝汽器背压升高；(2)排汽温度升高，凝结水温度升高；（3）机组在同一负荷下，蒸汽流量增长,调节级压力升高；(4)排汽背压升高至55kPa，或排汽温度上升至90℃，报警发出。（5)汽机轴向位移增大。因素:(1）空冷风机跳闸;（2)风速≥9ｍ／ｓ；（3）风向变化引起热风回流。(4）环境温度升高;（５）散热器表面脏污；（6)空冷器进汽门误关;(7)低压旁路误动;(8)真空破坏阀误开或未关严，真空系统管道和其它设备系统损坏或泄漏,真空系统阀门误开；(9）低压缸防爆门破裂;（10）空冷防爆门破裂;（1１）真空泵工作不正常或跳闸；（12）轴封供汽压力明显减少，轴加水位及负压异常；(1３)排汽装置A、B水位过高；解决：（1)发现排汽背压不正常升高,一方面应对照低压缸排汽温度表进行确认并查找因素,并进行相应的解决；（2)背压升高，必要时应启动备用真空泵或空冷备用冷却风机。(3）背压升高,应减少机组负荷，限制背压进一步升高。(4）检查各空冷风机工作是否正常，若风机跳闸及时恢复。(５)轴封供汽压力是否正常；检查轴封进汽阀、溢流阀是否正常，轴加多级水封是否正常，轴加风机故障或轴加负压低,可启动备用风机。（6）检查真空破坏门是否误开,误开应立即关闭。（７)检查真空泵工作是否正常，,入口门状态是否对的。检查汽水分离器水位,水位高时放水,水温高时检查冷却器冷却水。否则切换至备用泵运营；（8）是否对与负压系统相关的设备系统进行过操作，立即恢复至原位;(9)检查低加连续排气管道是否损坏,否则进行解决；（10)负压系统是否有泄漏点，否则进行查漏；(１１)排汽装置水位是否过高,否则进行调整；（１２)查低压缸安全门、主排汽管道防爆门是否破裂，否则联系检修解决;（13）如低压旁路阀、空冷进汽门误动,立即进行调整;(1４)散热器表面脏污应及时进行清洗；(15)冬季机组背压升高后，应加强对空冷凝汽器检查，发现空冷管束冻结后，应按照空冷防冻有关规定执行。（1６)排汽背压升高过程中，应密切注意低压缸排汽温度,当排汽温度升高到65℃时，低缸喷水开始投入;到80℃时，喷水阀全开,继续上升到１2１℃时，跳机保护动作停机。（17)当负荷减至１0％额定负荷,排汽背压升高至65kpａ,排汽背压升高保护未动作时,应事故停机；汽轮机启动时为什么要限制上、下缸的温差?答:汽轮机汽缸上、下存在温差，将引起汽缸的变形。上、下缸温度通常是上缸高于下缸,因而上缸变形大于下缸，引起汽缸向上拱起，发生热翘曲变形,俗称猫拱背。汽缸的这种变形使下缸底部径向动静间隙减小甚至消失，导致动静部分摩擦，特别当转子存在热弯曲时,动静部分摩擦的危险更大。上下缸温差是监视和控制汽缸热翘曲变形的指标。大型汽轮机高压转子一般是整锻的,轴封部分在轴体上车旋加工而成,一旦发生摩擦就会引起大轴弯曲发生振动，如不及时解决,也许引起永久变形。汽缸上下温差过大常是导致大轴弯曲的初始因素，因此汽轮机启动时一定要限制上下缸的温差。机组严禁启动的条件1)影响机组启动的安装、检修、调试工作未结束,工作票未终结和收回，设备现场不符合《电业安全工作规程》的有关规定。2)机组重要联锁、保护(机、炉、电大联锁,锅炉ＭＦT，汽轮机保护，发变组保护等）功能实验不合格或动作不正常；3)机组重要监测仪表或汽轮机监控仪表ＴＳI失灵且无其他监视手段；4）机组DCＳ系统、FSSS系统、ＭCS系统、DＥH系统、TSI系统、ETＳ系统工作不正常，影响机组启动或正常运营；5)任一主汽门、调节阀、高排逆止门、抽汽逆止阀、通风阀（ＶＶ）及事故排放阀（BDV）卡涩或关闭不严；６)转子偏心度超过原始值110％;７）盘车装置工作不正常，盘车时有清楚的金属摩擦声或盘车电流明显增大或大幅摆动;8)汽、水品质不符合规定;９）主机的ＥＨ油油质、润滑油油质不合格或油箱油位低于极限值；１0）交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、EH油泵任一故障或其相应的联锁保护实验不合格;11）汽机高中压缸上下缸温差超过３5℃;12)主机危急保安器动作不正常;1３)空冷系统故障；１4)发电机密封油系统故障；15）高、低压旁路系统控制装置工作不正常，影响机组正常运营或无法满足机组启动及保护规定;１6）锅炉水压实验不合格;17)仪用压缩空气系统工作不正常；18)发变组主保护无法投入；19)发变组绝缘不合格;２0）发变组一、二次接线有松动、开焊,瓷瓶、套管有裂纹,充油设备泄漏，油位低于规定值；２１)发变组主保护或后备保护动作且已确认为非系统故障时,尚未查明因素；22）发电机定子冷却水系统泄漏或水质不合格；23)发电机氢气纯度、湿度不合格或漏氢量超过规定值；2４）发电机励磁系统调节器(AVR)工作不正常;25）自动准同期装置故障，不能正常投运;26)UＰS装置切换不到正常模式；2７）电除尘、脱硫、脱硝装置无法正常投入;发现有其它威胁机组安全启动或安全运营的严重缺陷时。1９.DEH控制系统的重要功能有哪些？1．调节系统功能：升速控制、同期并网、DＥH阀控方式、功控方式、压控方式、CCS方式、一次调频、紧急手动。2.限制保护功能:超速限制、阀位限制、高负荷限制、低负荷限制、主汽压力低限制、快卸负荷、超速保护、打闸、挂闸、启动方式选择、运营。3．实验系统功能：103%超速限制实验、超速保护实验、主汽门严密性实验、调节门严密性实验、喷油实验、阀门活动实验、高压遮断模块实验。4.辅助系统功能：自动判断热状态、预暖、阀切换、阀门管理、阀门整定、阀门维修、仿真实验。5．ATＣ控制。2０.机组四种运营方式及其特性?１.基本方式：汽机主控、锅炉主控均在手动。２.汽机跟随方式ＴF:特性是机主控自动、炉主控手动。汽机自动方式跟踪机前压力，通过开关调门来维持压力稳定。此方式汽机高压调门摆动幅度较大。３.锅炉跟随方式ＢF:特性是炉主控自动、机主控手动。增长负荷时汽机手动开大或关小调门,当机前压力变化时,锅炉自动增长燃料量维持压力稳定。４.机炉协调控制方式(CＣS)特性是机、炉主控都自动。将单元机组作为一个整体进行调节,将外负荷变化和主蒸汽压力变化的信号，同时引入锅炉主控调节器和汽轮机的调节系统，两者的调节互相协调,以提高机组对外负荷变化的响应速度,并使主蒸汽压力波动在允许范围内，可分为以汽机跟随为基础的协调控制和以锅炉跟随为基础的协调控制。2１．ＦCＢ后的汽机控制及旁路控制?ＦＣB汽机控制在非汽机跳闸ＦCB时,汽轮发电机立即转为转速控制方式，保证整个过渡过程的转速变化在允许范围内，并在过渡过程结束后维持转速稳定。励磁调节系统要保证发电机电压。大幅度甩负荷时，发电机的磁力忽然接近零或到零,汽机在ＯPC(超速控制）功能控制下快速关闭调门,由于调门的关闭速度小于发电机甩负荷，汽机的转速会出现飞升。由于带厂用电的ＦCB比３０00ｒ/min空载时发电机甩负荷量小些,所以汽机转速飞升幅度也小。在汽机转速回降时,ＯPC功能复置，汽机进行转速自动调节,调门重新启动。FＣＢ动作后,假如PCV阀启动,凝补水泵联锁启动,补水调节阀超驰全开３S，然后投入凝汽器水位自动。FCＢ动作后联锁开辅汽至除氧器供汽电动门,超驰开辅汽至除氧器压力调节阀，辅汽至除氧器压力调节阀切手动。FCB动作时,中调指令低于2%时BDV阀联开,中调指令高于５%时BDV阀联关。ＦCB旁路控制FCB动作后需要超驰开高、低旁，旁路的开度和负荷成函数关系ＦCＢ动作后超驰开高、低旁减温水隔离阀、调节阀，调节阀开度和高、低旁开度成函数关系。ＦCＢ动作时假如出现下列条件超驰关高旁：低旁阀未启动,低旁超驰关条件存在，高旁出口温度过高,再热器压力过高。ＦCB动作时假如出现下列条件超驰关低旁,低压缸排汽温度高，凝汽器水位高，低旁阀后温度过高,凝汽器真空低。２２.紧急故障破坏真空停机操作环节：1．紧急停机条件之一出现后,具有保护的条件出现后保护应动作,若保护未动作或非保护条件出现,要立即在集控室用硬手操或在就地手动打闸,程跳逆功率应联跳发电机。2．应检查确认高中压主汽门，调速汽门、高排逆止门及各段抽汽逆止门、电动门迅速关闭，开真空破坏门,停止真空泵运营。应立即手动MFT，锅炉灭火后,炉膛通风吹扫5分钟，停运送风机和引风机。3．立即启动交流润滑油泵，如交流油泵启动不成功,立即启动直流油泵。4．检查厂用电自动切换,否则检查工作电源开关在分闸状态后，立即手动合上备用电源开关。5．调整排汽装置、除氧器水位调整给水流量，维持汽包正常水位。６.关闭至疏扩的所有疏水门。严禁向凝汽器排放热汽、热水，严禁开高、低旁(假如因冷汽、冷水进入汽轮机停机时,要立即启动汽缸及有关疏水,放掉积水后，严密关闭所有疏水,采用闷缸措施）。7．真空到零，停止轴封供汽。8.除氧器汽源切为辅助汽源供。9．若因轴承断油而紧急停机,应立即启动顶轴油泵运营并尽快恢复润滑油泵运营。10．其它操作与正常停机相同。23.盘车投不上或跳闸的解决：①确认盘车装置无法投入（涉及手动盘车）,特别是盘不动时，不能用吊车转强行盘车，以免导致汽轮机通流部分损坏。②尽也许保持润滑油泵、顶轴油泵运营，以减少瓦温保证不化瓦。③立即破坏真空,停止轴封供汽。④关闭冷再至辅汽前后隔离门。⑤关闭主、再热蒸汽管道疏水手动门和气动门,关闭汽机本体疏水手动门和气动门。⑥确认各抽汽电动门关闭,关闭各抽汽管道上疏水门与汽轮机相连的所有疏水进行汽轮机闷缸。⑦闷缸过程中要严密监视汽缸温度并定期疏水,以防汽缸积水。⑧加强对大机差胀、轴移、偏心、轴承温度、上下缸金属温度和温差、第一级金属温度、高、低压轴封温度等参数监视,并准时抄表。⑨“闷缸”一段时间后,汽缸及转子上下温差减小,汽缸上、下缸温差小于5０℃后进行手动试盘车，若能盘动,每隔2０分钟盘动180度,直至偏心为零或正常范围后投入连续盘车。⑩若汽缸上、下缸温差大于５0℃以上时，应联系检修手动连续盘车,严禁定期盘车。2４.喷油实验条件及方法:实验条件:机组定速后或正常运营中。对油温、动作转速做好记录。进行实验前应检查EＨ油压及保安油压正常，无其它实验在进行。实验方法：打开“DEＨ在线实验”画面,点击“实验允许”按钮，该按钮指示灯亮。按下“喷油实验”按钮，“喷油实验”按钮指示灯亮。观测“喷油实验过程个动作内容就地与画面上的动作反馈一致且正常。检查“喷油实验成功”指示信号灯亮。按下“喷油实验”按钮,“喷油实验”按钮指示灯灭。点击“实验允许”按钮,“实验允许”按钮指示灯灭。实验结束,检查汽轮机运营正常。２5.汽轮机冲转应满足下列条件？１.确认机组连续盘车4小时以上，盘车电流正常；机组内部及轴封处无异音;顶轴油泵运营正常；各轴瓦回油畅通；确认高排逆止门已完全关闭。2．每次启动冲转前应测量转子晃动度，汽轮机转子弯曲值相对于原始值变化<０.03mm,否则严禁启动。３．高中压外缸上下温差＜50℃，高压内缸外壁上下温差＜３5℃。4.确认机组各疏水门已启动并且疏水畅通;机组各部疏水已充足疏尽。5．机组各系统投入运营正常，凝汽器真空-70Ｋpａ以上,轴封压力正常。6．确认汽机各主保护在“投入”位，排气装置压力<25KPａ，投入低真空保护。并记录投入保护的具体情况。7．当锅炉蒸汽参数达成汽机供汽条件后,汽轮机冲转。8.冲转参数符合下列规定：①主汽压3.45MＰa,主汽温320℃。②再热汽温２37℃。③真空－70Ｋpa以上。④密封油系统工作正常。⑤主油箱油位1400~1650mｍ。⑥润滑油压0.14~0.18Mpa,润滑油温：38～42℃。⑦EＨ油压1４Ｍpa,ＥＨ油温：35～５4℃，EH油箱油位４30mm～560mm。⑧发电机氢气纯度>９6％。⑨内冷水压力０．10～0.25Mpａ,内冷水流量≮45t／h。⑩汽轮机冲转前检查氢冷器各阀门位置对的，投入氢冷器运营。26．汽轮机跳闸后联锁动作？１．联跳发电机;2．联关高中压主汽门及高中压调节汽门;3.联关各段抽汽逆止门及电动门并启动逆止门前后疏水阀;４．联启交流润滑油泵；５.联开汽机本体各疏水门；6.联关高排逆止门,并启动高排逆止门前后疏水阀;7．应急排放阀快速联开(ＢＤV）27.停机准备工作?1．停运前应对机、炉、电设备、系统全面检查,制订停机、消缺计划。２.根据停机的因素、目的和停机时间拟定停机方式；3.进行油枪试投实验。４.停炉前校对汽包水位计。5.辅汽系统汽源切为临机供。6．检查辅汽联箱供轴封、除氧器暖管正常；高、低压旁路系统处在热备用状态。７.交、直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车电机启、停实验正常,油泵投入“自动”，做润滑油压低联锁实验。8．确认高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门灵活,无卡涩现象。９.停炉前对锅炉受热面全面吹灰一次,空预吹灰汽源切为辅汽。10.应根据检修规定和停运时间的长短将原煤仓或落煤管存煤烧空,防止原煤斗自燃。11.确认汽包事故放水电动门、排空电动门良好备用；１2．告知燃料、灰硫、化学做好停运准备,随机组降负荷及时调整相关系统。13.机组准备停运前停止脱硝喷氨系统运营。2８.破坏真空紧急停机的条件?1．汽轮机组忽然发生强烈振动，任一轴承轴振达250μm。2.汽轮机断叶片或其内部发生明显的摩擦声。3．汽轮机发生水冲击。４.汽机侧主蒸汽或再热汽温度１0分钟内突降50℃以上。5.任一轴承断油或冒烟。６．任一支持轴承金属温度达成1１５℃,推力轴承金属温度达成110℃。7．任一轴承回油温度达成75℃。8.汽轮机轴承或端部轴封冒火。9.发电机冒烟、着火或氢气系统发生爆炸。10.汽轮发电机组油系统着火，无法扑灭，严重威胁机组安全运营。1１．机组转速升至3３30r/ｍin而危急保安器不动作。1２．主油箱油位降至停机值且补油无效时。１３.润滑油系统发生严重泄漏或润滑油母管油压低至０．07ＭPa。１4.轴向位移超过跳闸值,而轴向位移保护装置未动作。１5．机组运营参数达成紧急停机保护值而保护拒动时。１6．汽缸任一胀差超过跳闸值,而保护不动作。17.中压主汽门或调门故障引起中压缸断汽。29.汽轮机启动划分及冲转参数?状态冲转参数高压缸调节级处上半内壁金属温度℃主蒸汽再热蒸汽压力MPa温度℃温度℃冷态≤15０3.45３2023７温态１50~３007.8４410327热态３0０～40０9．８1４60420极热态≥40０11.７65１048０３0.汽机大修后实验项目？启动前:1） 电动门、气动门的校验。2） 辅机启停、联锁保护实验。３)ﻩ除氧器、加热器联锁保护实验。4) 真空系统灌水查漏实验。5) 主汽门、调门静态整定实验。6）ﻩDEH调节系统静态实验。7） 汽轮机EＴS保护实验。8)ﻩ就地汽机脱扣实验。９）ﻩＦCB、RB静态实验。10）ﻩ机炉电大连锁实验（孤网运营不做)。１１） 发电机气密实验。定速后：1)ﻩ手动打闸实验。2） 主汽门、调门严密性实验。3) 注油实验。4） 高压遮断电磁阀实验。5） ETS在线实验。并网后机组带20％负荷进行暖机运营不少于3ｈ解列后做机组超速实验:１）ﻩ1０3%超速限制实验２)ﻩDＥH电气超速实验3) 机械超速实验并网带负荷后:1）ﻩ阀门活动实验。2） 真空严密性实验。3）ﻩ一次调频实验。4） FCB、RB实验。３1．如何防止机组断油烧瓦?答:1）电气保障可靠的直流电源，直流母线运营正常。2）严格执行定期工作交、直流润滑油泵启动及低油压联锁实验，记录电流、油压值。保障交、直流润滑油泵可靠备用。3）停机前试转交、直流润滑油泵,记录电流、油压值。有异常必须查明因素解决好方可停机。4)停机打闸前,启动交流油泵，检查电流、油压正常、稳定,方可打闸。惰走中严密监视润滑油压。5)停机过程中,交直流油泵均故障或交、直流油泵运营仍不能保证油压0.12MＰa，汽轮机迅速挂闸，恢复机组３000r/min。6)机组事故汽机跳闸,立即检查交流油泵应联启,监视油压正常。7)厂用电中断,及时检查直流油泵联启,监视电流、油压变化,联系电气保障可靠直流电源。8)冲转过程中,若转速在285０r/ｍｉn以上润滑油泵故障应迅速提转速至3000ｒ/mｉn。9）机组定速后检查主油泵工作正常,入口油压0.09—0.12MPa,出口油压１．75—１.８5MPa，方可停运交流油泵。32．汽轮机主保护有哪些？注明报警值及跳闸值。保护名称定值功能超速保护OPＣ10３%超速保护３090r/miｎ动作使高、中压调门关闭,转速低于30０0rpm后,恢复正常转速控制,维持机组３００0rpｍ。ＤＥH１１0％超速保护３300r/min保护动作停机ETS110%超速保护３300r/mｉn保护动作停机机械超速保护10８-1１0％3240~3300r/ｍin保护动作停机高压缸排汽口金属温度高保护高压缸排汽口金属温度≥４50℃保护动作停机凝汽器低真空保护-39kPa报警-29kPa保护动作停机润滑油压力低0.11５MPａ报警,联交流油泵０．０7MＰa保护动作停机，联直流油泵0．03ＭPa跳盘车ＥH油压力低保护11．2MPa报警,同时联备用EＨ油泵7．８MPa保护动作停机轴径振动保护任一轴径振动≥1２5μm报警任一轴径振动≥250μm与任一轴径振动≥1２5μm保护动作停机轴向位移保护≤-1.６5mm或≥+1.２mm保护动作停机≤－1．05mm或≥+0.6mm报警DＥＨ故障保护失电保护动作停机发电机主保护——保护动作停机锅炉ＭＦT保护——保护动作停机（未投入）轴承温度保护支持轴承金属温度≥105℃报警≥１１5℃保护动作停机推力轴承润滑油出口温度≥100℃报警≥1１０℃保护动作停机轴承回油温度≥65℃报警≥75℃手动停机汽轮机差胀高中压缸差胀＜-3.0mm或＞+6.０mm报警高压缸差胀<-４．0ｍm或＞+７．0mm保护动作停机低压缸差胀＞+14.０mｍ报警低压缸差胀>+15.0ｍｍ保护动作停机汽机跳闸保护按钮控制台汽机停机按钮机组跳闸机房内就地停机按钮机组跳闸3３.超速实验下述情况必须进行危急保安器超速实验汽轮机新安装或大修后初次启动;危急遮断器解体检修及调整后;停机一个月再次启动；甩负荷实验前。机组连续运营1２个月。实验条件实验必须由副总经理主持,运营部、检修部、生技部相关专业技术人员到场；实验方案对的无误,人员分工明确,有专人在机头负责手动打闸,且实验用的仪表和工具已经准备就绪。实验前机组运转正常,无异常现象和报警。实际超速实验前,以下实验必须完毕且实验合格：MＳV、CV严密性实验。MSＶ、CＶ、RＳV、ＩCＶ全行程活动性实验。集控室手动“紧急停机”按钮实验。就地手动紧急停机实验。抽汽逆止门实验。高压遮断电磁阀实验危急保安器注油实验。实验时应保持主、再热蒸汽参数稳定，旁路投入。主汽压力5～６MPａ，主汽温度4０0℃以上，再热汽压力0.8MPa,温度３5０℃以上，排汽背压30kPａ，排汽温度小于65℃。在满足超速实验条件下,主、再热蒸汽压力尽也许维持低限。实验前应做好趋势图监视，记录机组转速、振动、低压缸排汽温度等重要参数。冷态启动时超速实验应在机组带1５--２0%额定负荷，运营至少4h后才干进行。DＥＨ在“自动”方式。在超速实验前,确认主机交、直流润滑油泵、发电机直流密封油泵、EH油泵正常备用。确认润滑油温、润滑油压、主油泵出口压力正常。在额定转速下,任一轴振异常或任一轴承温度异常时，不得进行超速实验。实验时应密切监视机组转速、轴振、轴向位移、排汽温度等重要参数的变化情况。在汽轮机进行升速时,严密监视汽轮机ＴSＩ画面,假如出现振动过大或轴承温度上升较快时,立即手动停机。滑参数停机严禁进行机组超速实验。超速保护实验前的准备：开机冲转到３0０0r／min,并网前应先做高压遮断电磁阀实验、注油实验、主汽门、调速汽门严密性实验合格；机组带15-2０%额定负荷边续运营4小时后,全面检查汽轮机及控制系统各项规定合格，厂用电切换完毕，逐渐减负荷到17.5MＷ,机头手动打闸停机,高中压主汽门、调速汽门、抽汽逆止门、高排逆止门应关闭无卡涩,BDＶ阀动作正常、确认有功到零与电网解列，机组转速应下降;待转速下减少于3000r/mｉn后得重新挂闸冲到3000r/ｍｉn运营,维持新汽参数为5.8８～6.86MPa,45０~500℃;校对集控室与机头转速表，以制造厂提供的危急遮断转速表为准,其它转速表为参考;夹层加热装置停止运营,高中压胀差值在允许范围以内;配汽方式采用单阀运营;将辅汽联箱汽源倒为备用汽源，维持汽压0.6～1.０8ＭPａ之间；除氧器汽源由辅汽供,四抽至除氧器电动门关闭；轴封漏汽及高、中压门杆漏汽至除氧器及#３高加手动门关闭。停止#1、2、３高加及＃5、6低加汽侧运营，关闭一、二、三、五、六段抽汽电动门；做DEＨ电超速及机械速实验时，由热控将TSＩ电超速保护切除。全面检查机组主、辅设备及系统运营正常,各项参数在正常范围内并记录相关参数;确认交、直流油泵在正常备用状态。实验方法在“DEH在线实验”画面中,选择“超速实验”模块。103%超速限制实验按下“103%实验”按钮。点击“目的值”按钮，输入目的值３10０rpm;点击“升速率”按钮,输入升速率100rｐm/mｉn；点击“进行/保持”按钮，选择“进行”，汽机开始升速；机组升速，当机组转速至３090r/ｍｉn时，检查OＰC动作,高中压调门所有关闭,转速开始下降至300０r／min;实验完毕，机组恢复３000r／mｉｎ，退出“１03％超速实验”。DEH电气超速实验按下“电气超速实验”按钮。点击“目的值”按钮，输入目的值3310rpm;点击“升速率”按钮，输入升速率180ｒpm/min；点击“进行／保持”按钮，选择“进行”，汽机开始升速;转速上升直至汽轮机跳闸，关闭高中压主汽门、调速汽门。记录动作转速;假如汽轮机转速上升到3300rpm而电气超速保护未动作,立即手动紧急停机;待转速降至3000ｒpm以下时重新挂闸，恢复转速至3000rｐm。机械超速实验按下“机械超速允许”按钮。点击“目的值”按钮，输入目的值3330rpｍ；点击“升速率”按钮,输入升速率18０rpm/min；点击“进行／保持”按钮,选择“进行”,汽机开始升速;转速上升至危急保安器动作,汽轮机跳闸,关闭高中压主汽门、调速汽门。当机组转速升到3300r/miｎ危急遮断器飞环仍不动作,允许继续将转速提高到3330r/mｉｎ。若机组转速在3330r/mｉn时,仍未动作,应立即打闸停机。记录机械超速飞环动作转速及复位转速，并复位转速表;待转速降至30０0ｒpｍ以下时重新挂闸，恢复转速至300０rpm。若机械超速实验动作转速不合格，应停机后适当调整危急遮急器飞环的调整螺母，再进行超速实验，直到合格；危急遮断器提高转速实验应做两次，其动作转速应满足下列规定,算合格:两次动作转速之差应小于18ｒ/min。两次实验的动作转速均在3３00～３330r/miｎ范围内。做以上实验应注意下列事项：超速实验时振动异常应立即打闸停机；实验前应先进行手动打闸实验正常；每次提高转速实验时，在32０0ｒ/mｉn以上的高速区停留时间不得超过１分钟,并注意升速平稳,防止转速忽然升高；电超速实验时，汽轮机转速超过330０r/min超速保护未动作，应立即打闸停机；机械超速实验时,汽轮机转速到3３３０r/min危急遮断器飞环不动作,应立即打闸停机，待查明因素并采用相应措施后方可进行实验；实验过程中,若振动增大,未查明因素并采用措施消除前不得继续实验，若振动情况异常,应及时打闸停机；若危急遮断器动作转速不合格,应停机进行调整；每次超速遮断转速降到３０00ｒ/ｍin以下，应及时启动交流润滑油泵，并注意严密监视润滑油压维持０.0８~0.12MＰa，润滑油温维持40~４５℃；超速实验的全过程应控制在3０ｍiｎ完毕。锅炉1.锅炉主保护有哪些?(涉及定值）送风机全停 —— 紧急停炉(MＦT）引风机全停ﻩ—— 紧急停炉(MFT)空预器全停 —— 延时6００ｓ停炉(MＦＴ）炉膛压力高II值 ≥+４000Ｐａ（3取2)ﻩ停炉（MFＴ)炉膛压力高Ⅲ值ﻩ≥＋4500Pa（３取2）ﻩ跳单台送风机炉膛压力低IＩ值 ≤-40００Ｐａ(3取２）ﻩ停炉(MFT）炉膛压力低Ⅲ值ﻩ≤－4５00Ｐa（３取2)ﻩ跳单台引风机炉膛火检冷却风压力低低或全停 ３.５kPａ 低低延时6０0ｓ停炉（MＦT）；全停延时６0０ｓ停炉（MＦT)全燃料丧失ﻩ有燃烧记忆(任一煤层投运）的情况下，所有磨煤机全停 紧急停炉(MＦT)全炉膛灭火ﻩ在有燃烧记忆(任一煤层投运)的情况下，失去所有层火焰；失去层火焰:同一层燃烧器中有3个或3个以上燃烧器失去火焰。 紧急停炉(ＭFＴ)有任一煤层运营时一次风机全停 ——ﻩ延时4ｓ停炉(MFT）汽包水位高三值 ≥+２40ｍm进行３取２ﻩ延时4秒停炉(MＦT）汽包水位低三值ﻩ≤－３3０mm进行3取２ﻩ延时４秒停炉（ＭＦT）操作员手动跳闸ﻩ——ﻩ紧急停炉（ＭFT)2.锅炉在启动过程中注意哪些问题？发电机并网前炉膛出口烟温≯5３8℃。炉水升温率≯11０℃/h，汽轮机冲车时,过热汽温必须保证５０℃以上的过热度。主蒸汽温升率不超过1.５℃／mｉｎ，再热蒸汽温升率２℃/min。每根主蒸汽管道蒸汽温度之差及再热蒸汽管道蒸汽温度之差不应超过17℃。启动过程中汽包上下壁≯5０℃、内外温差≯40℃。严格监视和控制汽包水位并及时调整不得大开、大关、间断进水。监视并记录各部膨胀。监视并及时调整汽温,合理使用减温水防止各受热面的金属壁温超限。启磨后先增长风量后加燃料,根据风量和烟气含氧量手动干预或调整,加风时要注意炉膛负压的波动。投燃烧器时，应根据汽压、汽温情况选择投入时间，且应先投下层后投上层。锅炉洗硅及其它情况大量换水时，应及时联系值长、注意保持除氧器水位,化学保证足够的除盐水。投油燃烧时，加强巡检,以防油泄漏,当油枪退出时,油系统应随时处在热备用状态。燃油时，严禁电除尘运营。3.遇有哪些情况时应申请停炉？给水、炉水、蒸汽品质严重恶化,经多方解决无效。锅炉承压部件泄露无法消除。受热面金属严重超温，经减少负荷多方调整无效。锅炉严重结焦、堵灰无法维持正常运营。所有汽包低位水位计损坏时。两台电除尘器故障无法在短时间内恢复。控制气源失去，短时间内无法恢复。安全门起座经采用措施不回座。4.遇有下列情况之一，操作员应手动紧急停止锅炉运营MFＴ达动作条件而拒动作。给水管道、蒸汽管道破裂，不能维持正常运营或危及人身设备安全。水冷壁管、省煤器管爆管无法维持正常汽包水位。所有水位计损坏。锅炉压力不正常的升至安全门动作压力,所有安全门拒动作,且机高低压旁路不能投入、PＣV阀不能启动。锅炉尾部烟道