集控值班员主值题库

1、1、本期汽轮机为日立公司制造，型号为tc4f-40，型式为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、冲动凝汽式。设计额定功率为600mw，最大连续出力(t-mcr)643mw。汽轮机总级数为42级，高压转子有9级，其中第一级为调速级，中压转子有5级，低压转子有2×2×7级。汽轮机采用高中压缸合缸结构，两个低压缸均为双流反向布置。本体设有内部法兰螺栓加热系统。2、汽轮机盘车装设在低压缸后部#6、#7轴承盖上，转速1.5rpm。3、厂用电系统主要有6kv、380/220v和直流220v、110v等系统，机组正常运行时厂用电源由高厂变供电，在机组启停或高厂变检修时由高备变供电。汽机

2、变、锅炉变、公用变为中性点经电阻接地系统(三相三线制)，其他变压器均为中性点直接接地系统(三相四线制)。4、励磁系统为自并励励磁方式，励磁设备由调节柜+er、可控硅功率柜+eg、灭磁设备+ee以及励磁变压器等组成，励磁电源直接取自发电机出口，设有励磁变，启励电源取自本机直流220v母线。5、发电机励磁系统强励倍数为：2倍，时间：10秒。6、汽轮机机组型式亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、冲动凝汽式，末级叶片高度1016 mm，配汽方式复合调节(部分进汽+全周进汽)7、 发电机一次系统检修后或停机备用超过120h，启机前应测量定、转子回路、励磁系统的绝缘电阻。发电机定子回路的绝缘测量使用2

3、500v的摇表或水内冷绝缘测试仪，绝缘电阻值不作规定，若测量值较前次有显著的降低(考虑温度及湿度的变化，如降低到前次的1/31/5)，应查明原因并将其消除。测量时，发电机中性点接地刀闸须断开，发电机出口电压互感器停电。发电机转子回路测量绝缘使用500v或1000v的摇表，发电机转子回路绝缘电阻值在室温下不小于1m。8、检查轴封蒸汽母管压力在2127kpa之间，轴封汽温与汽缸金属温度相匹配：冷态(150260)；热态(204371)，轴冷负压-0.75-1.26kpa之间。9、汽轮机冲转前盘车运行期间，主机润滑油投自动，确认油温2740，汽轮机达到3000r/min，润滑油温应在3846。10、

4、出现rb工况：一次风机动作负荷为>360mw，目标负荷330mw，降负荷率180mw/min，送风机动作负荷为>360mw，目标负荷330mw，降负荷率300mw/min，引风机动作负荷为>360mw，目标负荷330mw，降负荷率300mw/min，一台汽泵跳闸,电泵联启动作负荷为>360mw，目标负荷360/330mw，降负荷率300/320mw/min，一台汽泵跳闸,电泵未联，动作负荷为>360mw，目标负荷330mw，降负荷率300/320mw/min。11、所有运行、备用设备的联锁、保护必须投入。需退出联锁、保护时，必须履行审批手续。运行中发现参数异常，确

5、认为保护回路或保护测量元件故障时，为防保护误动，必须立即联系热工人员解除可能误动的保护。动力设备跳闸后必须检查电气保护是否动作，再确认热工保护，跳闸原因不清时，不得再投入运行。备用设备联动后，应彻底查清联动原因。12、锅炉汽包水位高、低保护采用独立测量的3取2的逻辑判断方式，当有一点故障退出运行时，自动转换为二取二的逻辑判断方式，应办理审批手续，限期(不宜超过8小时)恢复；当有二点故障退出运行时，自动转换为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，经总工程师批准，限期恢复；如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。13、发电机定子电压允许在额定值的±5%范围内变动，即：20.9kv2

6、3.1kv，此时发电机的出力可保持不变。发电机仍可以在额定容量、额定频率及功率因数下运行。14、当任一台功率柜故障后，其它功率柜将承担其工作电流。三台功率柜故障后，励磁电流限制器设定值将自动减少，不能进行强励。如果四台功率柜故障则发电机自动灭磁。15、运行中应对定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差进行监视。温差控制值应按制造厂规定执行。制造厂无明确规定则参照如下限额执行：定子线棒最高与最低温度间的温差达8或定子线棒引水管出水温差达8时，应报警、查明原因并加强监视。此时可降低负荷。一旦定子线棒温差达14或定子引水管出水温差达12，或任一定子槽内层间测温元件温度超过8

7、5时，在确认测温元件无误后，为避免事故扩大，应立即停机，进行反冲洗及有关检查处理。正常运行时定子绕组进水温度应高于冷氢温度至少25，任何情况下定子冷却水及氢冷器冷却水在发电机内的压力值都应低于氢气压力至少0.04mpa。16锅炉正常运行期间，锅炉负荷大于50%mcr，过热器、再热器出口汽温应控制在额定值541，变化范围控制在541+5-10，并保证两侧汽温偏差不超过15。任何情况下主、再热蒸汽温差不得进入“主蒸汽、再热蒸汽温度之间的允许偏差图”(附图c.1)的允许区域外。过热器一、二级减温水投自动，保证各级减温器后汽温至少有11以上的过热度。17锅炉负荷20%mcr时，一般不得投入喷水减温。必

8、须投入喷水时，应注意喷水后汽温变化，防止蒸汽带水。18锅炉正常运行时，可根据化学要求调整锅炉连续排污流量，但要保证锅炉最小排污流量大于6t/h。 19盘车电机故障时，高压缸第一级内壁温在350以上时，每隔15min，应手动盘车180度，高压缸第一级内壁温在300350时，每隔30min，应手动盘车180度，高压缸第一级内壁温在250300时，每隔60min，应手动盘车180度，高压缸第一级内壁温在180250时，每停120min，应盘车180度。20轴冷风机运行时机组负荷小于15%(再热器压力443kpa)，低缸喷水自动投入，负荷大于15%，自动关闭。低缸排汽温度大于47时，低缸喷水自动投入。

9、小于47时，低缸喷水全关。21汽轮机调节级金属温度大于150，锅炉不得进行打水压试验。22参与水压试验的各部件的水容积中省煤器水容积为80 m3， ，汽包水容积为70.2 m3， ，水冷壁及连接管水容积为180 m3， ，过热器水容积为248 m3， ，水容积为240 m3， ，共计820.2 m323汽包水位计和安全门、高压加热器，不参加超压试验。24当氢气发生泄漏和积聚时，立即切断气源，进行通风，不得进行可能发生火花的一切操作。按时检测发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1%时，应停机查漏消缺。当内冷水箱内的含氢量达到3%时报警，在120h内缺陷未能得到消除或含氢量升

10、至20%时，应停机处理。25当冷却水进水温度超过50或出水温度超过71，应降低发电机出力。当出水温度大于74时，发电机跳闸。26检修后的辅机试转前，必须进行各项联锁、保护试验，其控制回路、自动装置、热工联锁保护以及机械装置、气动装置试验合格后方可进行试转。27设备的各部振动符合规定，轴承振动一般按下表控制。额定转速(rpm)7600300015001000£750振动允许值(双振幅m)40508510012028除氧器正常运行中应监视除氧器压力1.1mpa，温度不大于350。除氧器滑压范围为0.0491.1mpa，当机组负荷变化时，应监视除氧器压力、温度与当时工况相适应。据溶氧量控制

11、排氧门开度，在确保溶氧合格(小于7µg/l)的情况下，将开度控制在最小29汽轮机额定转速下的最终压力设定如下(汽机前箱处指示)：主油泵入口压力： 0.0980.147mpa；轴承润滑油母管压力： 0.177mpa；主油泵出口压力： 1.37mpa；30密封油差压阀工作正常，正常运行油氢压差维持在3455kpa，以防漏氢或发电机进油。31若定子冷却水导电度超过0.5s/cm，通知化学取样化验导电度，开大离子交换器入口手动门，增加通过离子交换器的流量或通过补入合格除盐水，开水箱底部放水门换水控制导电度进一步升高，检查两台定子冷却水冷却器闭式水侧压力应低于定子冷却水压力，否则关小闭式水侧供

12、水门调整，若无效，切换定子冷却水冷却器。若处理无效冷却水导电度超过9.9s/cm，立即打闸停机。32发电机定子进水温度高于48时发出报警信号。此时若出水温度及定子线圈温度未超出定值时，可不降低发电机出力，查明原因并处理。当定冷水出水温度超过71时，降低发电机出力，当出水温度超过74时，断水保护动作机组跳闸。如果保护不动作，立即手动打闸停机。33空气预热器冷端综合温度小于138，投入暖风器。34同一变压器中、低压绕组的绝缘电阻标准与高压侧相同。干式变压器绝缘电阻的规定在25时，干燥环境下测得的绝缘电阻值，用2500v摇表测量，一次对二次及地300m，二次对地100m。在比较潮湿的环境下，绝缘电阻

13、2m/1000v。当与电缆及封闭母线一起测量时，用2500v摇表必须满足1m/kv的要求35自然循环风冷、自然冷却的变压器，上层油温最高不得超过95,为防止油劣化过速，上层油温不宜经常超过85，温升不得超过55。36每组冷却器的运行方式选择可以有“工作、辅助、备用、停运”四种状态。工作状态是指电源正常时，只要控制开关切至“工作”位置，冷却器既投入运转。辅助状态是指正常情况下，该组冷却器的控制开关切至“辅助”位置，根据变压器上层油温或变压器负荷电流来启动。当上层油温达到55(或绕组温度65)时，辅助冷却器自动投入运转；当上层油温低于45(或绕组温度55)时，辅助冷却器自动停止运转。当变压器的负荷

14、电流达到75%时，自动投入运行，当负荷电流低于此值时，自动退出运行。备用状态是正常的情况下，该组冷却器的控制开关切至“备用”位置，当工作或辅助冷却器任一组因故停止运行时，备用冷却器自动投入运行。当冷却器失去电源全部停止运行后，主变在额定负荷下允许运行20min，当上层油温达到95(或绕组温度105)时，将由保护动作将变压器退出运行，如果保护未动作则应手动停运。主变上层油温达到85(或绕组温度90)时报警，此时应加强对主变的检查，并适当控制负荷使温度在允许范围内。但切除冷却器后的变压器允许最长运行1h。37测绝缘电阻的规定6kv电动机使用2500v摇表测绝缘电阻，在常温下(1030)其值不低于6

15、m。380v电机使用500v摇表测量绝缘电阻，其值不小于0.5m。容量为500kw及以上的高压电动机，测量吸收比r60"/r15"1.3，所测电阻值与前次同样温度下比较不低于前次值70%，否则查找原因。电动机绝缘不合格，不得送电启动。电动机停运不超过两周，且未经检修者，若在环境干燥情况下，送电和启动前可不测绝缘，但发现电动机被淋水、进汽受潮或有怀疑时，送电或启动前必须测定绝缘电阻。大修后的大型电机轴承垫绝缘用1000v摇表测量，其值不低于0.5m。38鼠笼式转子电动机在正常冷状态下(铁芯温度50以下)允许启动二次，每次间隔时间不得少于5分钟，在热状态下允许启动一次，只有在处

16、理事故时及启动时间不超过2秒3秒的电动机，可多启动一次。39做动平衡试验，启动的间隔时间500kw以上电动机不低于2小时。200kw500kw电动机不低于1小时。200kw以下电动机不低于0.5小时。40电动机自动跳闸时，启动备用电机，对跳闸电动机进行全面检查、测试，原因不明不得投入运行，对重要电动机没有备用电机或不能迅速启动备用电机时，允许将跳闸的电动机进行一次强合。41ups电源系统为单相两线制系统。运行方式有正常运行方式、蓄电池运行方式、旁路运行方式、手动旁路运行方式。1发电机定子绕组及出线水温度（ 85）定子铁心温度（120）,转子绕组温度（115 ）。发电机为三相隐极式同步交流发电机

17、，型号为qfsn-655222b。2励磁变额定容量(3×2500kva 3×2000kva 3×2333kva ),额定电流(197/ 2907a× 158/ 2597a×183.7/ 4166a )。3发电机进相运行6kv厂用母线电压不容许地于(6kv) 380v电压不容许地于( 380v)4发电机升压后应在( 10分钟)内并网无特殊情况超过( 10分钟)不能并网应将发电机灭磁。5发电机热风保养装置在机组(启机前1小时 )投入，检查运行正常(并网前 )退出6、发电机定子线棒温差达（）或定子引水管出水温差达（），或任一定子槽内层间测温元件温度超

18、过（）时，在确认测温元件无误后，为避免事故扩大，应立即停机，进行反冲洗及有关检查。7、大修后的大型电机轴承垫绝缘用( )v摇表测量，其值不低于( )m。1 带直流保持的380v电动机，热偶或空气开关动作跳闸时，应先在远方或就地手动按（停止）按纽，断开（直流保持）回路，然后再进行检查。2电动机在额定出力运行时，相间电压的不平衡率不得超过（5%），三相电流最大与最小相电流之差不得超过额定值的（10%），且任一相电流不得超过额定值。3运行中的变压器电压允许额定值的（95105%）范围内，其额定容量不变。4厂用直流系统有110v、220v两个电压等级，220v系统本期共有两段母线、110v系统每台机各

19、两段母线，每段母线上分别连接蓄电池组，220v系统为（2×104）瓶蓄电池、110v系统为（2×2×53）瓶蓄电池。5发电机进相运行时应加强对发电机各部温度的监视且不允许超过以下允许值：定子铁芯温度（120）定子铁芯端部结构件温度（120）定子绕组层间温度（120）定子绕组及出线水温度（85）1 10v蓄电池额定容量( )，220v蓄电池额定容量( )。2 直流负母线的颜色为(蓝色)。3 鼠笼式转子电动机在正常冷状态下(铁芯温度50以下)允许启动二次，每次间隔时间不得少于(5)分钟，在热状态下允许启动一次，只有在处理事故时及启动时间不超过(2秒3秒)的电动机，可多

20、启动一次。做动平衡试验 ，起动的间隔时间为：500kw以上电动机不应低于(2)小时； 200kw500kw电动机不应低于(1)小时；200kw以下电动机不应低于(0.5)小时；2、干式变压器绝缘电阻的规定：在25时，干燥环境下测得的绝缘电阻值用(2500)v摇表测量，一次对二次及地( 300 )m，二次对地( 100 )m；在比较潮湿的环境下，干式变的绝缘电阻 (2 ) m/1000v。7、电动机运行时的轴向串动值，滑动轴承不超过(2mm4)mm，滚动轴承不超过(0.05) mm。8、厂用母线各带电部分的接头温度在运行中不应超过(70)，封闭母线在运行中不应超过(60)，电缆的外壳温度不应超过

21、(65)。9、正常运行时，110v、220v直流母线电压维持在(2.23v±0.02v)×蓄电池只数。10、蓄电池室内温度在(1530)之间，不允许长期越过(30)。发电机升压前，发电机的氢气各参数应在规定的范围内；发电机升压时，应监视定子三相电流为 零 ，无异常或事故信号。发电机在升压过程中，注意监视定子电压到 额定值 时，转子电压、转子电流应与空载值相近。发电机升压后应在 10 分钟内并网，如无特殊情况超过10分钟不能并网应将发电机灭磁 。在升压过程中，发现定子电流升起或出现定子电压失控立即对发电机进行 灭磁 。发电机启励后，有励磁电流而定子电压无指示，应立即 灭磁 。

22、发电机并列后，应尽快增加发电机初负荷至 9 mw以上，以防止逆功率保护动作解列。发电机内冷水ph值应保持在 79 （25），铜离子含量 40 g/l，硬度 2.0mol/l。发电机转、静子绕组绝缘等级为 f 级，运行中定子线棒层间温度差（最高值-最低值） 8 ，定子绕组及出线水温差 8 。运行中氢气露点温度，控制在 -15 -25 ，停机期间氢气露点温度，控制在 -5 -25 。自然循环风冷、自然冷却的变压器，上层油温最高不得超过 95 ，为防止油劣化过速，上层油温不宜经常超过 85 ，油温升不得超过 55 。主变冷却器全停时，允许运行1 小时，当上层油温超过75时，只允许运行20 分钟。1主

23、变冷却器全停延时（1小时）跳发电机，当主变上层油温高于（75）度，延时（20分）跳发电机2a发电机逆功率保护定值一，当功率小于（7.48mw），延时（20秒）跳发电机发电机逆功率保护定值二，当功率小于（12.65mw）与上主汽门关信号，延时（5秒 ）跳发电机（一期）b发电机逆功率保护定值一，当功率小于（12.65mw），延时（60秒）跳发电机发电机逆功率保护定值二，当功率小于（12.65mw）与上主汽门关信号，延时（0.5秒 ）跳发电机（二三四期）1、炉膛出口烟气温度低于（ ）方可停止火检冷却风机。2、汽包水位高（ ）mm锅炉灭火。3、规程规定，锅炉停炉（ ）小时后，允许破坏炉底水封。4、锅炉

24、一次汽水压试验合格标准是（ ）。5、等离子点火时载体风压力为（ ）mpa。5、高压缸第一级金属内壁温小于（180），可以停止盘车连续运行，小于（150）可停top1、 汽轮机通流级数 ，有 段抽汽。2、给水泵汽轮机型式 ，额定转速 ，工作转速范围 。3、凝结水泵型式 ，额定流量 ，最小流量 ，设计扬程 。4、发电机的额定电流( )a，发电机最大允许的连续有功功率( )mw。5、汽机变的额定电流：高压侧( )a，低压侧( )a；锅炉变的额定电流：高压侧( )a，低压侧( )a。6、送风机的额定电流( )a，锅炉上水泵的额定电流( )a。7、#2机6kv至#3机临时电源允许#3机带最大负荷是( )

25、a，超过此负荷延时( )s跳闸。8、一次风机额定功率_、额定电流_。9、锅炉型号_。锅炉型式_、_、_、_、_。10、锅炉汽包安全门数量_、过热器安全门数量_、再热器安全门数量_。11、锅炉b_mcr工况蒸发量_、省煤器进口给水温度_。2、大修后的大型电机轴承垫绝缘用( )v摇表测量，其值不低于( )m。3、汽轮机高、中压缸上、下缸温差超过( )，高、中压外缸上、下缸温差超过( )时，机组禁止启动。4、汽轮机超速试验要求两次动作转速小于( )r/min。5、汽轮机高旁设计最大流量( )t/h，低旁设计最大流量( )t/h。6、ebv阀动作值是。2、主密封油泵出口母管压力 联启备用交流密封油泵，

26、 联启直流密封油泵，密封油系统正常运行时，油氢压差维持在 ，通常漏氢量不大于 ，氢气纯度 ，露点温度一般不高于 。3、发电机定子线圈入口压力下降到 延时 解列发电机。4、空气预热器型式 ，运行转速 。5、送风机正常运行时，轴承温度应 ， 跳闸，润滑油箱油温控制在 ，轴承振动正常值应 。6、汽机变高压侧电流 ，低压侧电流 。7、鼠笼式转子电动机在正常冷状态下允许启动 次，每次间隔时间不得少于 分钟。8、发电机在额定功率因数0.95运行时，受到 条件限制；在额定功率因数0.95运行时，受到 条件限制；欠励状态下受到 、 、 等条件限制。9、锅炉一次汽系统常规水压试验压力 ，超水压试验压力 ，合计水

27、容积约 ，试验合格标准二次汽系统压降不大于 ，一次汽系统压降不大于 。10、电动机运行时的轴向串动值，滑动轴承不超过 mm，滚动轴承不超过 mm。11、厂用母线各带电部分的接头温度在运行中不应超过 ，封闭母线在运行中不应超过 ，电缆的外壳温度不应超过 。12、正常运行时，110v、220v直流母线电压维持在 v×蓄电池只数。13、蓄电池室内温度在 之间，不允许长期越过 。14、干式变压器绝缘电阻的规定：在25时，干燥环境下测得的绝缘电阻值用 v摇表测量，一次对二次及地 m，二次对地 m；在比较潮湿的环境下，干式变的绝缘电阻 m/1000v。15、锅炉设计压力 ，最大连续蒸发量为 ，额

28、定蒸发量为 ，额定蒸汽温度 ，额定给水温度 ，设计燃煤为 ，低位发热量 密封线 密封线 密封线 为 。16、汽机盘车转速 ，高中压转子第一阶临界转速 。17、锅炉正常运行时，汽包水位正常值在 ，炉膛负压 ，磨出口温度 。18、给水泵汽轮机（tmcr）功率 ，工作转速 ，电泵额定电流 。19、停电拉闸操作必须按照 的顺序依次操作，送电合闸操作应按与上述相反的顺序进行。严防 。20、装设接地线必须先接 ，后接 ，且必须 。拆接地线的顺序与此相反。装、拆接地线均应使用 和戴 。21、使用摇表测量绝缘时，必须将被测设备从各方面断开，验明 ，确实证明设备 后，方可进行。在测量中禁止 。 在测量

29、绝缘前后，必须将被试设备 。雷电时，严禁测量 。22、雷雨天气，需要巡视室外高压设备时，应穿 ，并不得靠近 和 。23、低压验电笔一般适用于交直流电压为 以下。24、交流电 毫安和直流电 毫安以下为人体安全电流。1）火检风机联启压力是 3.6 /6.3 /7.6 ，火检风压力低于 1.52/3.23/3.23 ，延时 120 锅炉灭火2）给煤机密封风取自 密封风母管 /冷一次风 ，ebv阀动作值是 18.08/17.79、18.09/18.13 3）汽包水位保护定值： mft保护动作高、低定值： 254、381/200、230、280/ 200、365/ ，汽包水位高 381/228/ 200

30、 延时 0/8/6 跳汽轮机3）引风机油站冷却水供水取自 闭式水/开式水 ，回水至 闭式水回水母管/ 水塔 4）空预器入口温度 120 允许停空预器1. 干式变线圈报警温度（ ），跳闸温度（ ），用（ ）摇表测量绝缘电阻值，一次对二次及地 （ ），二次对地（ ）。2. 锅炉正常运行时，主、再热汽温变化范围控制在（ ），并保证两侧汽温偏差不超过（ ）。3. 当汽包压力上升至（ ）时，关闭锅炉汽水系统所有空气门，当汽包压力上升至（ ）时，停止炉水循环泵连续注水，当主蒸汽压力达到（ ）时，开大连排进行洗硅。4. 抽气器的任务是将漏入凝汽器内的空气和蒸汽中所含的不凝结气体连续抽出，保持凝汽器在高度（真

31、空 ）下运行。5. 一般冷油器水侧压力应（低于 ）油侧压力。6. 送风机轴承报警温度（75 ），跳闸温度（85）。1、 发电机并列的条件发电机频率与系统频率基本相同(频率差不得大于0.2hz)发电机电压与系统电压相等(电压等级500kv允许最大偏差为5%)。发电机相序与系统相序相同发电机相位与系统相位相同2、中压缸启动时按冲转时的中压缸进口汽缸内壁温可分为冷 态：缸温在305 以下(停机72小时以上)温 态：305缸温<420(停机48小时)；热 态：420缸温<490(停机8小时)；极热态：490缸温(停机1小时)。3、 中压缸方式长期停机冷态冲转参数：主汽压力： 6.5mpa；

32、 主汽温度 ： 335；再热汽压： 1.10mpa； 再热汽温 ： 315；凝汽器真空： 73.280kpa； 高旁流量： 140t/h。4、 盘车装置啮合条件两只主汽门全关，或所有调门全关，或中联门全关。汽轮机转速至零。盘车电机运行，延时10秒。5、 盘车电机启动条件盘车未在手动位置。轴承润滑油压0.103mpa。各顶轴油压力3.43mpa。盘车电机无电气故障。两只主汽门全关，或所有调门全关，或中联门全关。汽轮机转速至零。6、 当发生下列情况之一时，盘车电机跳闸任一顶轴油压力3.43mpa。轴承润滑油压0.103mpa。盘车电机电气故障。盘车装置啮合脱开。盘车改为手动盘车。7、 低压旁路关闭

33、条件凝汽器喉部温度大于80。凝汽器水位高于914mm。低旁喷水压力低至1mpa。凝汽器真空低至64.1kpa。8、 高压旁路关闭条件高旁喷水压力低至10mpa。高旁后温度大于380，延时20s。9、 如何做汽轮机真空严密性试验维持机组负荷在480mw以上，保持运行工况稳定。试验备用真空泵启动正常，停止备用真空泵。停止所有运行的真空泵(或关闭凝汽器抽空气总门)。每分钟记录一次真空读数。试验时间8分钟，如真空下降至80kpa以下，立即停止试验，开启凝汽器抽空气总门或启动真空泵。试验结束后，开启抽空气总门或启动真空泵。取后5分钟真空下降的平均值，作为真空平均下降速度。10、锅炉水压试验范围一次汽系统

34、主给水管道电动门后至省煤器入口集箱间管道、省煤器、汽包、下降管、炉水泵、四侧水冷壁、顶棚过热器、包墙过热器、低温过热器、分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器、主汽管道主汽门前部分。二次汽系统冷再管道水压试验堵阀后至辐射再热器入口集箱间管道、辐射再热器、后屏再热器、末级再热器、热再管道水压堵阀前部分。11、如何做6kv低电压试验在6kv母线送电前，做6kv低电压试验。先做低电压闭锁条件：将所有辅机电源开关送至试验位，合上控制及动力电源开关后，合上6kv开关。断开pt二次开关后，将6kv母线pt送至工作位，投入6kv低电压保护压板，检查所有辅机均不跳闸；使6kv母线pt一次保险熔断接点动作，再合上

35、pt二次开关，检查所有辅机均不跳闸，断开pt二次开关；将6kv母线pt摇至不在“工作”位，再合上pt二次开关，检查所有辅机均不跳闸。6kv低电压试验：将6kv母线pt摇至“工作”位，合上pt二次开关，检查记录0.5s跳闸的设备，9s跳闸的设备及不跳闸的设备。12、 锅炉mft动作现象a) 锅炉mft声光报警。b) 火焰电视无火焰显示。c) 所有运行制粉系统跳闸，一次风机跳闸。d) 锅炉oft动作，燃油速断阀关闭。e) 减温水电动门关闭。f) 电除尘器跳闸。g) 吹灰程序中断。13、 锅炉故障申请停炉条件a) 水冷壁管、省煤器管、过热器管、再热器管等受热面发生漏泄尚能维持运行时。b) 锅炉管壁温

36、度超限，采取措施仍无法降至正常时。c) 锅炉汽水品质不合格，经处理后仍不能恢复正常时。d) 锅炉严重结焦、堵灰，经处理后不能维持正常运行时。e) 控制室所有汽包水位计损坏短时间内无法修复时。f) 安全门启座后不回座。14、 水冷壁管、省煤器管、过热器管及再热器管泄漏1. 现象a) 锅炉泄漏检测装置报警。b) 漏泄处有显著的响声。c) 锅炉给水流量明显大于蒸汽流量。d) 不同部位漏泄可导致炉膛负压及引风机电流、排烟温度等有明显变化。e) 各受热面金属温度，及受热面工质温度有明显变化。f) 漏泄严重时机组负荷下降、凝汽器水位维持不住或补水量增加。g) 漏泄严重时，锅炉汽包水位维持不住。2. 原因a

37、) 管子结垢，运行中过热损坏。b) 管壁超温、超压。c) 管材制造、焊接不合格。d) 管子磨损。e) 吹灰不正常引起。f) 锅炉给水品质不合格造成内壁腐蚀。3. 处理a) 当泄漏不严重，能维持运行时注意监视参数，降压运行，严密监视泄漏点处受热面管壁不超温，监视排汽装置水位，加强排汽装置补水，并做好停炉准备。b) 加强空预器吹灰，燃烧不稳视情况投油助燃。省煤器泄漏，视情况开启省煤器灰斗放水。c) 当漏泄严重，停止电除尘运行，无法继续维持运行时，应立即停炉，按机组跳闸处理。停炉后，保持引风机运行，抽出炉内余汽。15、 锅炉汽包水位异常1. 现象a) 汽包水位异常(高或低)报警。b) crt汽包水位

38、计及就地水位计显示满水或缺水。c) 汽包水位高于+254mm或汽包水位低于-381mm时，锅炉mft动作。d) 严重满水时，过热器蒸汽温度急剧下降。e) 严重缺水时，过热器蒸汽温度升高。f) 严重缺水时，炉水泵跳闸。2. 原因a) 给水调节装置失灵。b) 汽包水位测量装置故障。c) 主汽压力突变。d) 安全门动作。e) 给水泵再循环门误开。f) 机组负荷或蒸汽流量突变。g) 给水流量突变。h) 给水系统阀门或管道故障。i) 四管漏泄严重。j) 机组rb动作。k) 小机调节控制系统故障。l) 运行磨煤机跳闸。3. 处理a) 如果给水调节装置失灵，将给水切为手动控制，调节锅炉给水流量与蒸汽流量匹配

39、。b) 若水位测量装置故障，切除给水自动，稳定机组负荷，参照就地水位计调整水位，通知热控尽快处理测点。c) 压力突变时，解除燃料主控稳定机组压力。d) 若给水泵再循环门误开，应立即关闭，必要时关闭再循环调整门前手动门。e) 小机调节控制系统故障时，启动电泵调整水位。f) 汽包水位高于254mm或低于381mm时，mft动作，否则立即手动紧急停炉。g) 四管泄漏严重无法维持水位时，立即停炉。16、 主、再热蒸汽温度异常1、 现象1、 主、再热蒸汽温度异常声光报警。2、 crt上汽温异常报警。3、 主、再热蒸汽温度过高或过低。4、 机组负荷变化。5、 主机轴向位移、胀差等参数变化。2、 原因1、

40、温度调节系统故障，或减温水调整不当。2、 机组突然甩负荷。3、 高加突然解列。4、 蒸汽系统安全阀突开。3、 处理1、 机前主、再热蒸汽温度异常升高至546552之间运行时，及时调整恢复正常。主、再热蒸汽温度在546552之间，一年累计不得超过400小时，每次运行时间不得超过30分钟，否则故障停机。2、 机前主、再热蒸汽温度异常升高至552566之间运行时，一年累计时间不得超过80小时，每次连续运行时间超过15分钟时应故障停机。3、 机前主、再热蒸汽温度超过566时，立即打闸停机。4、 机组负荷大于50%额定负荷，机侧主蒸汽温度与再热蒸汽温度之差不得超过-2842，空负荷至50%额定负荷期间温

41、差不得超出“主蒸汽与再热蒸汽间温度允许偏差”曲线(附图c.1)规定的区域，否则故障停机。5、 额定蒸汽压力条件下，机前主、再热蒸汽温度下降到520，尽快恢复汽温；若主、再汽温持续下降无法回升，机组应减负荷，降低主汽压力，必须保证主、再蒸汽温度高于调节级金属温度50。6、 机前主、再热蒸汽温度在10分钟内急速下降超过50应紧急停机。7、 高加保护动作解列，应及时调整机组负荷。8、 汽温降至低汽温保护动作值时保护不动作，应手动停机。9、 主、再热蒸汽温度超限时，分别记录546552，552566区间的运行时间17、 主、再热蒸汽压力高1. 现象a) 主、再热蒸汽压力异常声光报警。b) crt显示主

42、、再热蒸汽压力升高。c) 锅炉安全门动作。2. 原因a) ccs故障或手动调整不当。b) 高、中压主汽门、调门误关或门芯脱落。c) 机组负荷突降。d) 煤质突变。e) 机组启动时高旁开度大或低旁关闭导致再热蒸汽压力升高。3. 处理a) 发现主蒸汽压力变化时，应立即核对各主蒸汽压力表计是否真实变化。b) 若ccs故障，切换至手动方式并将压力调至正常。c) 若负荷调节速度过快，应适当调整负荷变化率。d) 当机侧主汽压力达到17.5mpa时，及时调整至正常，全年累计运行时间达到12 小时，应故障停机。e) 当机侧主汽压力达到20mpa时，应故障停机。f) 若机组启动过程中再热蒸汽压力升高，立即关小高

43、旁或开大低旁。g) 机侧再热蒸汽压力达到4.28mpa时，应故障停机。18、 凝汽器真空下降1. 现象a) crt与就地各凝汽器真空指示下降。b) 排汽温度升高，凝结水温度升高。c) 机组在同一负荷下，蒸汽流量增加，调节级压力升高。d) 真空降至76.3kpa，或排汽温度上升至52，报警发出。2. 原因a) 循环水泵工作失常或跳闸，循环水泵出口蝶阀开度减小或全关，凝汽器循环水进、出水阀被误关、凝汽器管板或钛管堵塞等致使循环水量减少或中断。水塔旁路门开启等，导致循环水温升高。b) 轴封供汽压力明显降低，轴加水位及负压异常。c) 真空泵工作不正常或跳闸。d) 真空破坏门误开或未关严，真空系统管道和

44、其它设备系统损坏或漏泄，真空系统水封失去。e) 凝结水泵工作失常或跳闸，凝汽器热井水位过高，淹没部分钛管或淹至抽空气管口。f) 低压旁路误开，与凝汽器连接的疏水、事故放水门等开启。g) 小机真空系统漏泄或汽封系统不正常。h) 大小机低压缸防爆门破裂。i) 真空表计失灵。j) 机组除盐水箱水位低或无水。3. 处理a) 迅速核对各真空表指示，对照排汽温度上升情况，确认真空已下降。b) 凝汽器真空下降至76.3kpa，备用真空泵自启，否则手动投入，真空如继续下降，应开始减负荷。真空下降至64.5kpa跳机保护应动作，否则手动打闸停机。c) 真空下降过程中，密切注意低压缸排汽温度，当排汽温度升高到47

45、时，低缸喷水开始投入。到80时喷水阀全开，继续上升到107时，跳机保护动作停机。d) 对循环水系统进行下列检查i. 检查循环水泵运行是否正常，若循环水中断无法恢复，按循环水中断处理。ii. 检查循环水压力是否正常，循环水系统是否漏泄、堵塞或阀门误关。iii. 若凝汽器管系脏污，对凝汽器进行清洗。iv. 检查冷却水塔及前池水位是否正常，若水位低应及时补水或清扫前池入口滤网。e) 对真空系统进行下列检查并做相应的隔离处理i. 真空泵工作不正常，倒备用泵运行。ii. 真空系统有漏泄点，则设法隔离。iii. 检查真空破坏门关闭严密，密封水正常。iv. 若轴封供汽压力低，检查轴封进汽阀、分流阀、泄载阀是

46、否正常，提高轴封供汽压力，检查轴加凝结水收集水箱水位正常。如轴冷风机故障或轴加负压低，可启动备用风机。v. 检查小机排汽系统是否正常，必要时可启动电泵，停小机，关闭排汽蝶阀。f) 检查凝泵密封水应正常，盘根不漏空气。凝汽器水位不应过高，否则关小补水，开启#5低加出口放水门，调整水位至正常。凝泵故障应启备用泵，停止故障泵。g) 旁路误开，应关闭。疏放水门开启应查明原因，采取相应措施。h) 小机真空降到50kpa跳闸，否则手动停小机。19、 发电机出口pt断线1. 现象a) 发电机出口pt断线报警。b) 电压表、功率表指示下降。c) pt高压熔断器熔断，可能有接地信号出现。d) 励磁调节器可能报警

47、。2. 处理a) 记录时间以及失压电度表的表码。b) 退出断线pt有关保护和自动装置。c) 若高压熔断器熔断，应对pt进行检查并测绝缘，无问题后更换熔断器。d) 若二次侧保险熔断，更换二次侧保险。20、发电机电流互感器二次回路断线3. 现象a) 测量回路断线时，所带的电流表、有功功率表、无功功率表指示降低或为零。b) 电流互感器有异常声音，严重时冒烟着火有放电声。4. 处理a) 若保护回路断线，立即退出保护，并注意安全距离。b) 若测量回路或励磁回路故障，保持机组稳定，加强相关参数监视。c) 将故障电流互感器一次回路停电。21、 发生下列情况之一时，应紧急停止转动设备运行a) 设备发生强烈振动

48、，动静摩擦。b) 清楚地听到设备内部有金属摩擦声。c) 电动机冒烟、着火。d) 轴承断油或冒烟。e) 发生危及人身或重要设备安全运行的其它故障。22、 辅机振动大a) 现象i. 就地测量与远方指示振动值均增大，相应辅机振动高可能出现报警，有振动保护的达动作值时辅机跳闸。ii. 就地倾听一般有异音，轴承温度可能升高，设备电流可能摆动。b) 原因i. 联轴器不对中或联轴器损坏。ii. 转子中心不正。iii. 轴承安装间隙过大或轴承损坏。iv. 地脚螺丝松动或机械连接部分松动。v. 辅机润滑油系统故障，油压油温不正常。vi. 辅机轴瓦磨损或损坏。c) 处理i. 转子中心不正的要重新找正。ii. 检查

49、轴承是否损坏，地脚螺丝或机械连接部分松动的要紧固。iii. 发生汽化时要立即进行有效调整。iv. 对无振动保护的设备，振动异常增大达限值时应停运。v. 润滑油系统故障，应查明原因进行处理。23、循环水泵跳闸条件2. 循环水泵出口液压阀故障停泵。3. 循环水泵电机推力瓦温度1、2两点温度大于85(二取二)。4. 循环水泵电机上部导瓦温度1、2两点温度大于80(二取二)。5. 6kv母线低电压9s跳泵(若低电压保护投入)。6. 就地事故按钮。7. 循环水泵电机任一相定子绕组1、2点温度大于135(二取二)。(保护取消，手动停泵)24、 凝结水泵跳闸条件1. 凝结水泵变频方式下，变频器故障。2. 凝

50、汽器a、b热水井水位低一值594mm，且低二值240mm延时2s。3. 凝结水流量低小于150t/h，延时15s。4. 马达推力轴承温度大于93。5. 电机线圈温度任一相温度大于155(2取2)(保护已取消，手动停泵)。25、 除氧器溶氧量大a) 若除氧器供汽量不足，压力低，水温低，应增加进汽量。b) 若凝结水含氧量超标，应检查负压系统，查找原因并处理。c) 若排氧门开度小，应开大，调整含氧量合格。d) 除氧器内部设备损坏，应申请停机处理。e) 除氧器出水取样管运行方式不合理导致测量溶氧量偏高，开启运行给水泵入口取样门，关闭停运给水泵取样门。26、 低加紧急停运操作1. 关闭低加进汽电动门及抽

51、汽逆止门，检查抽汽管道疏水门联开。2. 开启低加旁路门，关闭进水门和出水门，检查凝结水流量正常。3. 若低加因泄漏停运后，水位仍不下降，立即校严水侧出、入口门。27、 高加紧急停运操作1. 按下高加紧急停止按钮。2. 检查高加进汽电动门及抽汽逆止门关闭，抽汽管道疏水门开启。3. 检查高加进水门和出水门关闭，旁路门开启，给水流量正常。4. 关闭#3高加疏水至除氧器调整门。5. 若高加因泄漏停运后，水位仍不下降，立即校严水侧出、入口门。28、 密封油系统运行方式1. 正常运行时，一台主密封油泵运行，油源来自主机润滑油，即主机润滑油箱润滑油系统密封油真空箱主密封油泵差压阀发电机密封瓦主机润滑油箱。2

52、. 当主密封油泵均故障或交流电源失去时，密封油运行方式如下：主机润滑油箱润滑油系统直流密封油泵差压阀发电机密封瓦主机润滑油箱。3. 密封油泵全停,润滑油供油时，应紧急停机并排氢至机内压力在59kpa以下，直至主机润滑油压能够对氢气进行密封，此时密封油运行方式：主机润滑油箱润滑油系统差压阀发电机密封瓦主机润滑油箱。4. 当主机润滑油系统停运, 密封油来油中断时，密封油系统可独立循环运行，在该方式下系统密封油量能维持短期运行。此时应注意保持密封油真空箱较高真空，密封油运行方式为: 密封油真空箱主密封油泵差压阀发电机密封瓦密封油真空箱。29、 一次风机跳闸条件1. 锅炉mft2. 一次风机轴承温度高85。3. 一次风机电机线圈温度高任一相两点分别130和135。(已改为报警)4. 一次风机电机保护动作