2025年值班长能力评估试题集锦

学习值长试题

岗位管理

1.值长岗位职责？

1.值长在行政上受运行部主任、副主任的领导，在生产调度上受企业生产副总经理、运行

部主任、副主任的领导，在调度业务上同步接受网调、省调、地调的领导。详细负责运行

值的行政管理，平常生产调度工作，开停机和事故处理的指挥工作。

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，负责指挥全值运行人员完毕各项运行操作.

4.负责办理和同意主、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.负责指挥处理全厂事故，保证人身安全，防止事故扩大。

6.按主辅设备运行特性进行安全、经济调度，组织好本值小指标竞赛等节能工作。

7.理解和掌握现场设备的异常运行状况和重要设备缺陷，并及时向生产副总经理和运行部

主任汇报。

8.负责搜集和整顿本值所需的多种资料和技术文献，做好班组原则化管理工作。

9.督促各岗位抓好机组的劳动纪律和文明生产。

10.完毕运行部交办的其他任务。

2.值长岗位权限？

L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

汇报上级领导。

4.在值班时间内，有权组织本值人员进行各项操作和事故处理。

5.有权拒绝签发不合格的操作票和工作票。

6.有权根据异常状况，变化设备系统运行方式。

7.有权制止无关人员进入工作现场。

3.值长应具有的基本技能？

1.具有大专及以上文化程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，从事运行管理工作五年以上。

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

处理规程》、专业运行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.理解我司在电网中的作用、位置及电网构造。

6.纯熟掌握机、炉、电、热控、燃、化、脱硫专业的设备系统、构造及性能。

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措

施，能对的判断和处理生产工作中的实际问题。

8.有较强的语言体现能力，能撰写较高水平的工作计划、总结、汇报等。

4.值长工作内容规定和措施？

I.接班

1.1接班值长在接班前30分钟到现场，查看值长日志，认真听取交班值长口头交待，理解

运行方式、设备缺陷、正在进行的多种操作，掌握设备系统及电网运行状况。

1.2按照交接班制度组织全值运行人员召开班前会，做好本值工作安排。

1.3按照交接班制度，集控、辅网主值汇报接班后，交、接班值长分别在值长日志上签字，

完毕交接班手续。

2.运行调度

2.1值长接班半小时后向网（省）调度员汇报机组运行状况并执行有关调度命令，必要时还

应向地调值班调度员汇报有关状况。

2.2按照我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络，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络、处埋工作。

2.9来人参观时，按照规定进行简介或汇报。

3.事故处理

3.1接班后根据全厂设备系统运行微弱环节做好事故预想。

3.2发生事故时，按照事故处理指挥系统的职责汇报领导和指挥运行人员进行事故处理。

3.3企业内发生的人身伤亡、重大误操作和重大异常等一切事故应及时汇报企业领导、运行

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

汇报。

3.5发生事故时，值长要把事故对电力系统的影响和处理环节记入日志中，包括系统频率的

变化、系统对外限电的状况，负荷变化的状况，事故的重要原因及处理通过。

3.6发生事故以及出现异常运行状况时，交班后要及时组织当值人员分析事故的原因，处

理与否得当，从中应吸取的教训，并将事故通过、原因分析、责任分析和应吸取的教训及

时上报运行部。

4.节能工作

4.1根据调度给定的负荷由线合理分派安排各机组接带负荷，保证全企业机组经济运行并按

调度下认的无功曲线接带无功负荷。

4..2在保证机组安全运行的状况下，合理及时地安排重要辅机的运行方式，以到达节电、

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川

油。

4.4督促各专业负责人或班长抓好本值小指标竞赛，有权向运行部反应竞赛中存在的问题和

提出合理化提议，以便加迎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行记录，规定记录必须详实精确，防止繁琐和

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、系统设备运行方式、缺陷消除等

状况，并尤其阐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签名，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，总结评价当班的运行状况、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根据本值详细状况，可组织某些有益活动。

7.值际管理

7.1按照人事管理制度做好考核、考核等人员管理工作。

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积极参与企业举行的多种技术培训，不停提高技术业务素质。

7.4按规定组织全值反事故演习。

7.5按照班组管理原则，认真填写多种记录，整顿并保留好多种资料、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：设备的运行方式

及状态，直接影响电网安全运行的设备，运行操作必需所有列入调度操作票中的作业。许

可的设备是指：电网正常运行和异常、处理事故等电网运行分析中，需要掌握的管理范

围。

2.调度公布的操作指令，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汇报，并阐明原因，由发令的值班

调度员决定该调度指令的执行或者撤销。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

班人员应当阐明原因，将拒绝执行的理由及提议汇报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考，一切后果均由受令者和容许不执行调度指令的领导

负责。决不容许有破坏调度纪律和虚报或隐瞒状况的现象发生。

3.未经调度同意启、停谎度管辖设备、线路（包括新设备），每次扣罚负责人员1C00-

10000元，考核责任企业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

企业5000-0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10000元，考核责任企业10000100000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，各有关单位的运行人员不得

私自进行操作或自行变化其运行方式（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，才能进

行变化设备运行状态的操作（事故处理及对人身、电网、设备安全有严重威胁者除外，但

处理完毕应及时汇报处理状况）。

7.各单位领导向运行值班员公布的指令或指示，如波及电网管辖设备，必须经值班调度员

的许可后执行（现场事故处理规程有规定者除外），并做好对应的记录。

8.值班调度员对涉网单位值长（或经企业领导同意的电气班长）公布调度指令。值班调度

员公布调度和事故处理指令时，必须互报单位、姓名，使用统•的调度术语，并严格执行

发令、好诵、汇报、录音和记录等制度。值长或值班长临时离开值班室时，主值班员负责

与调度联络，但要事先汇报值班调度员。值长（值班长）与主值班员不得同步离开值班

室。

9.涉网单位管辖的设备检修，影响到电网运行、发电机出力或用电负荷的，如系统运行方

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同意。

10.ZGW运行对机组的规定：

1.所有机组负荷扰动试验完毕并到达优良指标

2.所有机组RB试验合格

3.所有机组用负荷试验合格

4.所有机组一次调频试验合格

5.所有机组AGC试验合格

6.所有机组FCB试验合格

7.规定机组的协调和一次调频投入时间经受一种月的投入考验

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。

3.22（）kV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.事故状况下，操作容量不小于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对应调整。

各组母线上电源与负荷分布的合理性。

一次结线与PT二次负载与否对应。

一次结线与保护二次交直流回路与否对应。

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？

L运行：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，而刀闸仍在合卜.位胃。此状态下如无特殊协定，设备保护

均应在运行状态。

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，可以随时投入运行

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.各企业运行值班人员应根据值班调度员公布的操作任务票或口头操作指令，并结合现

场实际状况对二次部分自行进行调整，按照有关规程规定负责填写详细的操作票。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。

根据次接线调整二次回珞（例如：投退母线母差保护跳闸回路的对应调整，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。

有综合重叠闸的线路，其综合重叠闸与线路有关保护的连接方式（综合重叠闸整定，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阐明）。

现场规程规定且与调度公布的操作任务票无抵触的具他内容，若令超过上述范围的具他特

殊规定，值班调度员应当预先阐明，值班调度员应对自己公布的操作任务票的对的性负

责，各级运行值班人员所填写的操作票中所列详细操作内容、次序等的对的性由各级运行

值班人员自行负责。

15.容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，在未经试验前不得用刀闸进行充电。

5上述设备异常运行，不得用刀闸操作。

16.电网发生事故时，事故单位汇报内容

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汇报有关事故状况，其重

要内容包括：

1.事故发生的时间、现象、设备的名称和编号，断路器动作状况等。

2.继电保护和自动装置动作状况。

3.频率、电压、负荷及时尚的变化状况。

4.有关事故的其他状况。

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：设备电压由零逐渐升高至预定值或直到额定电压，以确定设备无端障（一股零

起升压是针对变压器、较长线路及母线事故后，为检查与否还存在故障）

合环操作：合上网络内某开关将网络改为环路运行（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：将环状运行的电网解为非环状运行（例如：220KV电铝I线、电铝II线在台环

运行状态，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：将一种电网提成两个电气互相独立的部分运行（例如：在不考虑新塑电厂的状况

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

列为两部分运行）

并列：两个单独电网使其合并为一种电网（例如：新铝电厂220KVI、III母分段开关

在检修状态，同期合上11、IV母分段开关，此时两系统合并为一种电网）

运行转热备用：只拉开设备开关（断路器），而不操作刀闸（例：220KVI.II母母联开关

由运行转热备用，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削）

冷备用转检修：在设备也许来电的各侧合上接地刀闸或注接电线（例：220KVKII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，而线路故障未经处理，

即行送电的状况。

线路试送：线路开关跳闸后，对线路故障处理后初次送电

核相：用仪表或其他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

均应在运行状态。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，其两侧刀闸和有关接地刀闸处在断

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

（或拄接地线）°

汽机

1.汽轮机挂闸容许条件有哪些？挂不上闸怎样处理？

答：挂闸容许条件：转速＜10（）r/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：

机组转速与否GOOr/min；

ETS在线试验画面检查ETS跳闸首出有无跳闸条件。若有则逐项查明原因并联络检修

处理；

就地检查高中压主汽门与否关到位，DEH主画面检查高中压主汽门MSV1,MSV,2,

RSV1,RSV2关闭信号与否显示。若有缺陷及时联络检修处理；

就地手动打闸复位•次，机械遮断机构行程开关ZS2复:位（由于机械卡涩或其他原因

使停机后ZS2不能自动复位）。

2.旁路系统投运，停运操作、正常维护。

答：旁路系统投运前的检杳和准备：

（1）凝结水、给水系统均已投运正常（减温水压力正常），汽机盘车运行正常。

（2）高、低旁减温水调整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、低旁各电匆门控制电源正常，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%,根据状况投入低旁减温水，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

减温器减温水调整阀自动全开，检查真空无明显变化，调整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。

旁路系统运行中的维护：

监视高压旁路后汽温在320°C,低旁后汽温在120°C；监视高旁后汽压不不小于

3.95MPa,低旁后汽压不不小于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、低压旁路调整阀，使其所有关闭，高、低旁喷水调

整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；

高旁喷水调整阀：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03.995MPa）：高旁后蒸汽温度高（＞

4200o

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

门己关；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；

低旁喷水调整阀：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：

三级减温喷水调整阀：联开：低旁阀启动；联关：低旁已关且排汽装置温度不高

（＜80X?）o

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，尽量减少炉能冷却。

（2）机组热态启动前持续盘车时间不少于4h,若盘车因故中断应重新计时。

（3）上水时，给水温度与省煤器壁温差不不小于105C。

（4）汽机轴封系统必找充足暖管疏水，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。

（5）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#C510℃

再热汽压力0.686MpaC.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坚决停机。

（7）机组热态（温态）启匆时，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/mi卜

（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对应冲转参

数如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。必要时合适开大低旁，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50c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、张差、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JE常范围。

（15）机组定速后，应尽量减少试验项目，尽快并网带负荷。并网后按启动曲线尽快带至

与缸温对应的负荷.注意调整级温度应有上升趋势,高、中乐缸金属闱度无明显下降,升

温、升压、加负荷速率如下：

温态热态极热态

Mpa/min℃/minMpa/min℃/minMpa/mineC/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/min7Wmin

（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对应措施，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，持续盘车

不少于4h才能再次启动。

（3）胀差正常范围：高中压-3〜+6mm,低压+14mm,超过范围应查明原因并采用对应措

施，当到达高中压-4〜+7imn,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原因，当到达-

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105C（115℃跳机），推力轴瓦金属温度不超过100C

（U0U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54C：当到达80℃时低压打喷水自动投入。

（8）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℃。

（9）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

不小于0.小〜0.18MPa,主油泵出口油压不小于1.75〜1.85MPa后，方可停运交流润滑油

泵，否则必须查找原因并告知检修进行调整。

（11）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，到达自密封时及时检查轴封供汽门关闭，轴

封港流门调整正常。

（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.根据实际状况，调整或关闭高、低压旁路。

（3）汽机转速降至自动联启顶轴油泵，否则应手动启动。

（4）检查汽机低压缸喷水动作正常，低压缸排汽温度不不小于54℃。

（5）转速到零，检查盘车自动投入，否则手动投入持续盘车，同步记录转子惰走时间、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，停止轴封风机运行。

（9）停EH油泵，根据需要维持EH油循环系统运行；

（10）锅炉熄火后，注意除氧器、凝汽器热井水位。

（11）联络化学，停运凝结水精处理装置。

（12）在无凝结水顾客后可以停止凝结泵运行。

（13）根据闭冷水顾客的状况，决定与否停用闭冷水泵。

（14）根据开冷水顾客的状况，决定与否停用开式冷却水系统。

（15）盘车应持续运行直至高压缸内缸金属内壁温不不小于150C,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，特殊状况必须汇报总工同意。

（16）发电机的气体置换一般规定在主机持续盘车停止后进行，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。

（17）气体置换结束且汽机盘车停运后，方可停止密封油系统运行。

8.汽轮机严重超速的危害、现象、原因、处理及预控措施。

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233：30r/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。

原因:

（1）机组跳闸，MSWRSV、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）危急遮断器超速试验时，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。

处理：

<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UFT,设法减少主、再热蒸汽压力。

（3）迅速查明原因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

际超速试验合格后方可并网投入运行。

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）运行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试验、各停机保护的在线试验和主汽门、调门及各段抽

汽逆止阀的活动试验。

（4）定期进行主汽门及调速汽门的严密性试验。

（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.汽轮发电机蛆强烈振动的危害、现象、原卤、处理及预控措施。

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。

原因：

（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原因引起动静摩擦。

（6）机组暖机不充足，琉水不畅。

（7）内、外缸温差，上、下缸温差超限。

（8）运行参数、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。

处理：

（1）机组正常运行中

a.机组运行中瓦振不超过3011m、轴振不超过80nln,超过时必须全面查找原因并处理。

b.机组运行中轴振变化量忽然超过50um,瓦振变化量忽然超过15um,必须全面直找原

因并处理。

c.任一瓦振忽然增长50um,应打闸紧急停机，并记录惰走时间。

d.任一瓦振达80nm,应打闸紧急停机，并记录临走时间。

e.任一轴振达250um,应打闸紧急停机，并记录惰走时间。

（2）机组启动过程中

a.机如启动过程中，在中速暖机力前，瓦振超过30um或轴振超过100um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250uBi或瓦振达80um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125um,应停止加、减负荷，加强暖机，查明原因，处理

无效，轴振继续增大应减负荷停机。

d.因振动大打闸停机后，必须仝面检查，杳找原因.确认机组符合启动条件并已持续盘车

四小时以上，经生产副总经理同意后才能再次启动。

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措施消除振动。

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，应立即汇报值长，振动达250um,应打闸停机。

i.假如T5I故障，应立即告知热控处理，同步加强对机组的监视。

10.轴承损坏的危害、现象、原因、处理及预控措施。

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）轴承铝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）回油中发现铝金碎末。

（4）汽轮机振动增长。

原因：

（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）轴承过我或推力轴承超负荷，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。

处理：

（1）运行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行不应强制盘■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，严密监视轴承鸽金温度及回油温度，发现异常应及时

查找原因并消除。

（2）油系统设备自动及备用可靠，并进行严格的定期试验。运行中油泵或冷油器的投停

切换应平稳遂慎，严防断油烧瓦。

（3）油净化妆置运行正常，油质应符合原则。

（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、原因、处理及预控措施。

危害：导致汽轮机动静碰磨、运行工况恶化、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，推力瓦铝金温度、回油温度异常升高。

（4）监视段压力异常。

原因：

（1）机组偏频运行超时限。

（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）机组长时间运行在背压报警区域。

（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。

处理：

（1）确认汽轮机内部发牛明显的金属摘击声或汽轮机发牛强烈振动,应立.即紧急故障停

机。

（2）若运行中发现调整级或抽汽压力异常，应立即进行分析，同步参照振动、轴向位

移，推力轴承金属温度的变化，确认叶片断落应停机处理。

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、负荷下运行，防止低汽温、低真空、低频率及超负荷运

行。

（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、原因、处理及预控措施。

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，持续盘车不能恢复到正常值。

（2）临界转速振动明显增大。

原因：

（1）汽轮机发生振动或动静部分发生碰磨。

（2）运行中进水，尤具是开、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。

处理：

确认大轴发生弯曲，应立即停机，未查明原因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有关汽水系统，加强疏水与闷缸，进行持续盘车直轴，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

子弹性热弯曲应合适加长盘车时间，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处理，

(2)汽轮机盘车状态应采用有效的隔离措施，防止汽扛进水和冷汽。

(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，防止动静碰磨引起大轴弯曲。

(5)机组启动尤其是热态时投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽、

后抽真空。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、原因、处理及预控措施。

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。

原因:

（1）自动调整或人为调整不妥，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，轴封减温水自动调整或人为调整不妥，轴封蒸汽带水。

处理：

（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，严密监视推力瓦鸨金温度和回油温度、轴向位移、上、下缸温差，各

缸胀差、机组振动状况。

（4）必须精确记录惰走时间、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，应及时汇报生产副总经理（总工程师）和有关领导。

（6）盘车投运后，盘车电流异常增大、搜动，联络检修，汇报有关领导。

（7）汽机水击紧急停机后，必须持续盘车24h以上，同步偏心度、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）同意、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，可不启动汽缸硫水，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、原因、处理及预控措施。

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

原因：

（1）机组过负荷或机组负荷突变。

（2）负荷稳定状况下，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。

处理：

（1）确认推力瓦伯金温度、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、监视段压力与否正常，监视机组振动与否正常。仔细倾听推力轴承及机内声音，监视

机组振动。将有关参数调整至正常范围。

（3）汇报值长，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,且推力轴承铸金温度、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）运行中严格控制机组负荷，严禁超负荷运行。

（2）维持主再热汽参数正常，防止大幅度变化，若自动调整失常，立即切为手动调整。

（3）运行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，因合适减少负荷。

（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、原因、处理及预控措施。

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）调整汽门开度变化较大。

（3）调整级压力及各段抽汽压力变化较大。

（4）机组声音异常。

原因：

（1）电网频率变化，发电机振荡或失步。

（2）控制回路故障。

（3）调整系统故障。

（4）旁路误动，高下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。

处理：

（1）根据表计的指示和其他现象，分析查明原因，及时处理。

（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，联络热控人员

检查。

<4）如调速系统工作失常，引起负荷骤变，应联络检修人员设法消除，如不能立即消

除，或机组不能维持正常运行时，应坚决打闸停机。

（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，联络热控查明原因。

16.汽轮机排汽背压升高的危害、现象、原因、处理及预控措施。

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，调整级压力升高；

（4）排汽背压升高至5EkPa,或排汽温度上升至90℃,报警发出。

（5）汽机轴向位移增大。

原因:

（1）空冷风机跳闸；

（2）风速29m/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，真空系统管道和其他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；

处理：

（1）发现排汽背压不正常升高，首先应对照低压缸排汽温度表进行确认并查找原因，并

进行对应的处理；

（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，限制背压深入升高。

（4）检查各空冷风机工作与否正常，若风机跳闸及时恢复。

（5）轴封供汽压力与否正常；检查轴封进汽阀、溢流阀与否正常，轴加多级水封与否正

常，轴加风机故障或轴加负压低，可启动备用风机。

（6）检查真空破坏门与否误开，误开应立即关闭。

（7）检查真空泵工作与否正常，，入口门状态与否对的。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行；

（8）与否对与负压系统有关的设备系统进行过操作，立即恢复至原位；

（9）检查低加持续排气管道与否损坏，否则进行处理：

（10）负压系统与否有泄漏点，否则进行查漏；

（11）排汽装置水位与否过高，否则进行调整；

（12）杳低压缸安全门、牛排汽管道防爆门与否破裂，否则联络检修处理：

（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，应亲密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8CP时，喷水阀仝开，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；

17.汽轮机启动时为何要限制上、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、下缸温度一般是上缸高

于下缸，因而上缸变形不小于下缸，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，尤其当转了

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c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

时处理，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原因，因此汽轮

机启动时一定要限制上下缸的温差。

18.机组严禁后动的条件

1）影响机组启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终止和收回，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）

功能试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行；

5）任一主汽门、调整阀、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，盘车时有清晰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、油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油泵任一故障或其对应的联锁保护试验

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，影响机组正常运行或无法满足机组启动及保

护规定；

16）锅炉水压试验不合格；

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，骁瓶、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日.已确认为非系统故障时，尚未杏明原因；

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）发电机励磁系统调整器（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；

28）发既有其他威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。

19.DEH控制系统的重要功能有哪些？

1.调整系统功能：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、运行。

3.试验系统功能：103%超速限制试验、超速保护试验、主汽门严密性试验、调整门严

密性试蛤、喷油试验、阀门活动试验、高压遮断模块试验.

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

真试验。

5.ATC控制。

20.机组四种运行方式及其特性？

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:特怛是机主控自动、炉主控手动。汽机白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。将单元机组作为一种整体进行调

整，将外负荷变化和主蒸汽压力变化的信号，同步引入锅炉主控调整器和汽轮机的调整系

统，两者的调整互相协调，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

容许范围内，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

1.在非汽机跳闸FCE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

变化在容许范围内，并在过渡过程结束后维持转速稳定。励磁调整系统要保证发电机电压。

2.大幅度甩负荷时，发电机的磁力忽然靠近零或到零，汽机在UPC（超速控制）功能控制

下迅速关闭调门，由于调门的关闭速度不不小于发电机用负荷,汽机的转速会出现飞升。

3.由于带厂用电的FCB比3000r/min空载时发电现甩负荷量小些，因此汽机转速飞升

幅度也小。在汽机转速回降时,OPC功能更置，汽机进行转速自动调整，调门重新启动。

4.FCB动作后，假如PCV阀启动，凝补水泵联锁启动，补水调整阀超驰全开3S,然后

投入凝汽器水位自动。

5.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整阀，辅

汽至除氧器压力调整阀切手动。

6.FCB动作时，中调指令低于2%时BDV阀联开，中调指令而于5$时BDV阀联关。

FCB旁路控制

1.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

2.FCB动作后超驰开高、低旁减温水隔离阀、调整阀，调整阀开度和高、低旁开度成

函数关系。

3.FCB动作时假如出现下列条件超驰关高旁：

①低旁阀未启动，

②低旁超驰关条件存在，

③高旁出口温度过高，

④再热器压力过高.

4.FCB动作时假如出现下列条件超驰关低旁，

①低压缸排汽温度高，

②凝汽器水位高，

③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，停止真空泵运行。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，否则检杳工作电源开关在分闸状态后，立即手动台上备用电源开

关。

5.调整排汽装置、除氟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行并尽快恢复润滑油泵运行。

10.其他操作与正常停机相似。

23.盘车投不上或跳闸的处理：

①确认盘车装置无法投入（包括手动盘车），尤其是盘不动时，不能用吊车转强行盘

车,以免导致汽轮机通流部分损坏“

②尽量保持润滑油泵、顶轴油泵运行，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加强对大机差张、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、下缸温差不不小于50C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持

续盘车。

⑩若汽缸上、下缸温差不小于50℃以上时，应联络检修手动持续盘车，严禁定期盘车。

24.喷油试验条件及措施：

试验条件：

1.机组定速后或正常运行中。

2.对油温、动作转速做好记录。

3.进行试验前应检查EH油压及保安油压正常，无其他试验在进行。

试验措施：

1.打开“DEH在线试验”画面，点击“试验容许”按钮，该按钮指示灯亮。

2.按下“喷油试验”按钮，“喷油试验”按钮指示灯亮。

3.观测“喷油试验过程个动作内容就地与画面上的动作反馈一致且正常。

4.检查“喷油试验成功”指示信号灯亮。

5.按下“喷油试验”按钮，“喷油试验”按钮指示灯灭。

6.点击“试验容许”按钮，“试验容许”按钮指示灯灭。

7.试验结束，检查汽轮机运行正常。

25.汽轮机冲转应满足下列条件？

1.确认机组持续盘车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

行正常；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,汽轮机转子弯曲俏相对于原始倘变化VO.03mm,否

则严禁启动。

3.高中压外缸上下温差V50C,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.机组各系统投入运行正常，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V25KPa,投入低真空保护。并记录投

入保护的评细状况。

7.当锅炉蒸汽参数到达汽机供汽条件后，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320C。

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^^1650mmo

⑥润滑油压0.14〜0.l£Mpa,润滑油温:38〜42℃。

⑦EH油压14Mpa,EH油温：35〜54C,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445t/h。

⑩汽轮机冲转前检查氢冷器各阀门位置对的，投入氢冷器运行。

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整汽门；

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.联关而排逆止门，并启动高排逆止门前后疏水阀；

7.应急排放阀迅速联开（BD