300MW机组集控运行汽机题库简答

1、(2)7.300MW 机组集控运行汽机题库简答题1. 何谓水锤 ?如何防止 ? 在压力管路中， 由于液体流速的急剧变化，从而造成管中的液体压力显著、 地变化，对管道有一种“锤击”的特征，这种现象称为水锤 （ 或叫水击 ） 。反复、 迅速为了防止水锤现象的出现， 可采取增加阀门起闭时间， 尽量缩短管道的长度， 在管道上 装设安全阀门或空气室，以限制压力突然升高的数值或压力降得太低的数值。2. 何谓疲劳和疲劳强度 ?金属部件在交变应力的长期作用下，会在小于材料的强度极限b b甚至在小于屈服极限（T b的应力下断裂，这种现象称为疲劳。金属材料在无限多次交变应力作用下，不致引起断 裂的最大应力称为疲劳

2、极限或疲劳强度。什么情况下容易造成汽轮机热冲击？ 汽轮机运行中产生热冲击主要有以下几种原因： 起动时蒸汽温度与金属温度不匹配。 一般起动中要求起动参数与金属温度相匹配， 并控 制一定的温升速度，如果温度不相匹配，相差较大，则会产生较大的热冲击。极热态起动时造成的热冲击。 单元制大机组极热态起动时， 由于条件限制， 往往是在蒸 汽参数较低情况下冲转，这样在汽缸、转子上极易产生热冲击。负荷大幅度变化造成的热冲击， 额定满负荷工况运行的汽轮机甩去较大部分负荷， 则通 流部分的蒸汽温度下降较大，汽缸、 转子受冷而产生较大热冲击。 突然加负荷时， 蒸汽 温度升高， 放热系数增加很大， 短时间内蒸汽与金属

3、间有大量热交换， 产生的热冲击更 大。汽缸、 轴封进水造成的热冲击。 冷水进入汽缸、轴封体内，强烈的热交换造成很大的热 冲击，往往引起金属部件变形。汽轮机起、停和工况变化时，哪些部位热应力最大 ?汽轮机起、 停和工况变化时，最大热应力发生的部位通常是： 高压缸的调节级处， 再热 机组中压缸的进汽区，高压转子在调节级前后的汽封处、中压转子的前汽封处等。5. 为什么排汽缸要装喷水降温装置 ?在汽轮机起动、 空载及低负荷时， 蒸汽流通量很小， 不足以带走蒸汽与叶轮摩擦产生的 热量从而引起排汽温度升高， 排汽缸温度也升高。 排汽温度过高会引起排汽缸较大的变形， 破坏汽轮机动静部分中心线的一致性， 严重

4、时会引起机组振动或其它事故。 所以， 大功率机 组都装有排汽缸喷水降温装置。小机组没有喷水降温装置，应尽量避免长时间空负荷运行而引起排汽缸温度超限。 防止叶轮开裂和主轴断裂应采取哪些措施 ?防止叶轮开裂和主轴断裂应采取措施有以下几点。 首先应由制造厂对材料质量提出严格要求， 加强质量检验工作。 尤其是应特别重视表面 及内部的裂纹发生，加强设备监督。运行中尽可能减少起停次数， 严格控制升速和变负荷速度， 以减少设备热疲劳和微观缺 陷发展引起的裂纹，要严防超压、超温运行，特别是要防止严重超速。 运行中高加突然退出，汽轮机的轴向推力如何变化 ?正常运行中高加突然退出时， 原用以加热给水的抽汽进入汽轮

5、机后面继续做功， 荷瞬间增加，汽机监视段压力升高，各监视段压差升高，汽轮机的轴向推力增加。3.(1)(2)(3)(4)(5)4.6.(1)汽机负。也什么是汽轮机膨胀的“死点” ? 横销引导轴承座或汽缸沿横向滑动并与纵销配合成为膨胀的固定点，称为“死点” 即纵销中心线与横销中心线的交点。 “死点”固定不动，汽缸以“死点”为基准向前后左右 膨胀滑动。(1)(2)(3)(4)汽轮机主轴承主要有哪几种结构型式 ? 汽轮机主轴承主要有四种： 圆筒瓦支持轴承。 椭圆瓦支持轴承。三油楔支持轴承。可倾瓦支持轴承。汽轮机油质水分控制标准是什么?油中进水的主要原因是什么？汽轮机油质控制标准是控制油中水分W0.1

6、%汽机油中进水的原因主要有轴封疏齿片间隙大，轴封汽压高，冷油器运行不正常，冷却水压力高于油压，冷油器泄漏造成油中进水， 油系统停运， 冷油器泄漏， 造成冷却水泄漏至油侧， 油箱排烟风机故障未能将油箱中水蒸气 抽走。运行中中压主汽门突然关闭的现象是什么？ 运行中中压主汽门突然关闭的现象有： 负荷下降， 调节级及主汽压力有所升高， 再热汽压快 速升高， 单侧中压主汽门关闭汽机轴向推力有可能正向增加、 也有可能负向增加， 低压缸关 闭侧由于鼓风摩擦差胀正向增大，关闭侧低压缸排汽温度上升。调节系统迟缓率过大，对汽轮机运行有什么影响 ? 调节系统迟缓率过大造成对汽轮机运行的影响有：(1)在汽轮机空负荷时

7、；由于调节系统迟缓率过大，将引起汽轮机的转速不稳定，从而使 并列困难。(2)(3)汽轮机并网后，由于迟缓率过大，将会引起负荷的摆动。当机组负荷骤然甩至零时， 因迟缓率过大、 使调节汽门不能立即关闭， 造成转速突升， 致使危急保安器动作。 如危急保安器有故障不动作， 那就会造成超速飞车的恶性事故。简述汽轮机 100%甩负荷试验如何做？甩 50%及 75%负荷试验正常后方可作100%甩负荷试验，试验前备好通讯工具，人员分工好，机组转速，汽机危急遮断门、抽汽电动门及逆止门有专人监视，作好记录。试验 前检查机组运行正常，真空正常，各加热器投入运行正常，系统周波正常，主、再热蒸汽压 力温度保持额定数值，

8、作好事故预想。得到调度同意后方可进行试验。 试验时汽机打闸，确 认高中压主汽门及调门关闭。 抽汽电动门及逆止门关闭， 汽机转速下降， 根据需要汽机重新 挂闸或停止汽轮机运行。什么是凝汽器的极限真空 ?当蒸汽在末级叶片中的膨胀达到极限时， 所对应的真空称为极限真空， 也有的称之为临 界真空。什么是凝汽器的最佳真空 ?提高凝汽器真空， 使汽轮机功率增加与循环水泵多耗功率的差数为最大时的真空值称为 凝汽器的最有佳真空 (即最经济真空 ) 。凝汽器胶球清洗收球率低有哪些原因 ?收球率低的原因如下：(1 ) 活动式收球网与管壁不密合，引起“跑球”。( 2)固定式收球网下端弯头堵球，收球网污脏堵球。(3)

9、循环水压力低、水量小，胶球穿越铜管能量不足，堵在管口。23.(4)(5)(6)(7)凝汽器进口水室存在涡流、死角，胶球聚集在水室中。 管板检修后涂保护层，使管口缩小，引起堵球。 新球较硬或过大，不易通过铜管。 胶球比重太小，停留在凝汽器水室及管道顶部，影响回收。胶球吸水后的比重应接 近于冷却水的比重。高加水位高三值时保护如何动作？ 高加水位高三值时，高加解列，危急疏水门全开，给水自动切至旁路，抽汽电动门、抽 汽逆止门联锁关闭。除氧器发生“自生沸腾”现象有什么不良后果 ? 除氧器发生“自生沸腾”现象有如下后果：除氧器发生“自生沸腾”现象，使除氧器内压力超过正常工作压力，严重时发生除氧 器超压事故

10、。原设计的除氧器内部汽水逆向流动受到破坏， 除氧塔底部形成蒸汽层， 使分离出来的 气体难以逸出，因而使除氧效果恶化。用于测量除氧器差压水位计汽侧取样管泄露，有何现象 ?除氧器汽侧取样管泄漏， 水位计蒸汽侧压力降低， 水位计水位指示偏高。泄漏瞬间，除 氧器水位CRT画面上上升，显示水位高于设定值， 此时除氧器上水调门开度减小(凝泵工频运行)或凝泵变频器指令下降(凝泵变频运行) ，凝泵电流及凝结水压力下降，凝汽器水位 上升， 凝汽器水位高可能报警， ，除氧器水位低开关量可能报警， 除氧器水温可能略有上升。20.泵的主要性能参数有哪些 ?并说出其定义和单位。扬程：单位重量液体通过泵后所获得的能量。用

11、H表示，单位为m。流量:单位时间内泵提供的液体数量。有体积流量 Q单位为m/s。有质量流量 G单位为 kg s。转速: 泵每分钟的转数。用 n 表示，单位为 r/min。轴功率：原动机传给泵轴上的功率。用P表示，单位为kW效率:泵的有用功率与轴功率的比值。用n表示。它是衡量泵在水力方面完善程度的一个指标。(1)(2)(3)(4)(5)21.汽轮机热态冲转时，机组的涨差如何变化，为什么 ?汽轮机热态启动时， 机组的胀差先向正的方向变化， 然后向负的方向变化， 原因是汽轮 机启动冲转初期时，由于进汽量少，流速慢，通流截面大，鼓风损失大，做功主要靠调 节级，排气温度高，汽机胀差向正的方向变化，随着进

12、汽量增加，汽轮机金属被冷却， 转子被冷却明显相对缩短，随着转速升高，在离心力的作用下，转子相对收缩加剧，胀 差向负的方向增大。22.起动前进行新蒸汽暖管时应注意什么(1)(2)(3)(4)(5)低压暖管的压力必须严格控制。 升压暖管时，升压速度应严格控制。主汽门应关闭严密，防止蒸汽漏人汽缸。 (电动主汽门后的防腐门)调节汽门和自 动主汽门前的疏水应打开。为了确保安全，暖管时应投人连续盘车。 整个暖管过程中应不断地检查管道、阀门有无漏水、漏汽现象，管道膨胀补偿， 支吊架及其它附件有无不正常现象。起动前向轴封送汽要注意什么问题 ?轴封供汽前应先对送汽管道进行暖管，使疏水排尽。必须在连续盘车状态下向

13、轴封送汽。热态起动应先送轴封供汽，后抽真空。(3)(4)(5)向轴封供汽时间必须恰当，冲转前过早地向轴封供汽，会使上、下缸温差增大，或 使胀差增大。要注意轴封送汽的温度与金属温度的匹配。热态起动最好用适当温度的备用汽源， 有利于胀差的控制， 如果系统有条件将轴封汽的温度调节， 使之高于轴封体温度则 更好，而冷态起动轴封供汽最好选用低温汽源。在高、 低温轴封汽源切换时必须谨慎， 切换太快不仅引起胀差的显著变化， 而且可 能产生轴封处不均匀的热变形，从而导致摩擦、振动等。24. 汽轮机起动、停机及运行过程中差胀大小与哪些因素有关 ?(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)起动机组时，汽缸与法兰加

14、热装置投用不当，加热汽量过大或过小(有的机组无此装 置)。暖机过程中，升速率太快或暖机时间过短。 正常停机或滑参数停机时，汽温下降太快。增负荷速度太快。甩负荷后，空负荷或低负荷运行时间过长。 汽轮机发生水冲击。正常运行过程中，蒸汽参数变化速度过快。25. 启停机过程中，为什么汽轮机上缸温度高于下缸温度？(1)(2)(3)汽轮机下汽缸比上汽缸重量大，约为上汽缸的两倍，而且下汽缸有抽汽口合抽汽管道， 散热面积大保温条件差。机组在启动过程中温度较高的蒸汽上升， 而内部疏水由上而下流到下汽缸， 从下汽缸疏 水管排出，使下缸受热条件恶化。如果疏水不及时或疏水不畅，上下缸温差更大。 停机由于疏水不良或下汽

15、缸保温质量不高及汽缸底部档风板缺损， 对流量增大， 使上下 缸冷却条件不同，增大温差滑参数启动或停机时汽加热装置使用不当 机组停运后，由于各级抽汽门、主汽门等不严，汽水漏至汽缸内。(4)(5)26. 汽轮机的轴向位移与高中压缸差胀测点的安装位置在那里 ? 汽轮机的轴向位移测点安装在汽轮机推力轴承轴承座上： 高中压差胀测点安装位置在高中压 缸轴承联轴器上，高中压缸绝对膨胀指示器安装在高中压缸上。27. 汽轮机负差胀偏大时如何调节？ 汽轮机负差胀偏大时， 应立即对机组主、 再热蒸汽汽温及压力及机组振动及汽轮机内 声音汽缸金属温度，上下缸温差，机组负荷等情况判明原因，当不为测点故障时，应立即 进行检

16、查，及时采取措施。及时检查调整轴封供气温度，如为负荷速度降的快应及时稳定 负荷，避免负荷骤降，如为汽温汽压变化大及时调整，维持汽温汽压正常，如差胀负向增 大同时汽轮机内有异常水击声及机组振动大， 则为汽轮机进冷气冷水， 水冲击所致应立即 故障停机。28. 滑参数停机时，汽温汽压应如何控制 ?(1)(2)(3)(4)(5)滑参数停机时， 对新蒸汽的滑降有一定的规定， 一般高压机组新蒸汽的平均降压速度为0.020.03MPa/ min,平均降温速度为 1.215C/ min。较高参数时，降温、降压速度 可以较快一些；在较低参数时，降温、降压速度可以慢一些。滑参数停机过程中，新蒸汽温度应始终保持50

17、 C以上的过热度，以保证蒸汽不带水。新蒸汽温度低于法兰内壁温度时， 可以投入法兰加热装置， 应使混温箱温度低于法兰温 度80100 C,以冷却法兰(有的机组没有此装置)。滑参数停机过程中不得进行汽轮机超速试验。 高、低压加热器在滑参数停机时应随机滑停。29.为什么规定转速、真空到零后才停止轴封供汽？如果真空未到零就停止轴封供汽，则冷空气将自轴端进入汽缸，使转子和汽缸局部冷却,盘车过程中应注意什么问题(1) 严重时会造成轴封摩擦或汽缸变形，所以规定要真空至零，方可停止轴封供汽。监视盘车电动机电流是否正常，电流表指示是否晃动。 定期检查转子弯曲指示值是否有变化。简述润滑油压低保护、连锁过程？低油压

18、保护作用是保证汽轮机的连续不断供油，防止因润滑油压低导致油膜破坏，使 轴承与轴颈摩擦，使轴瓦及推力瓦损坏。低油压保护的连锁过程是：当油压低一值时报警， 继续下降到低二值联起交流油泵，继续下降到低三值时联起直流油泵并停机。第四值跳盘车。运行中单侧冷油器停运检修的操作步骤？(1)(8)定期倾听汽缸内部及高低压汽封处有无摩擦声。 定期检查润滑油泵的工作情况。检查另一台冷油器工作正常。缓慢关闭冷油器出油门，检查油压正常，油温调节正常。关闭冷油器进油门。关闭冷油器冷却水进水门。关闭冷油器冷却水出水门。 开启冷油器水侧放水门。在冷油器进、出油门及冷却水进出门上挂“禁止操作，有人工作”标识牌，并上锁如需放油

19、时，开启油侧放油门，注意油压、油箱油位不应下降，否则应关闭油侧放油门， 查明原因。油箱油位升高的原因有哪些 ？油箱油位升高的原因是油系统进水，使水进人油箱。油系统进水可能是下列原因造成的：轴封汽压太高。轴封加热器真空低。停机后冷油器水压大于油压。什么叫金属的低温脆性转变温度？低碳钢和高强度合金钢在某些温度下有较高的冲击韧性，但随着温度的降低，其冲击韧性将有所下降。冲击韧性显著下降时的温度称为金属的低温脆性转变温度，也就是脆性断口占50%时的温度。汽轮机汽缸的上、下缸温差大有何危害？上、下缸存在温差将引起汽缸变形，通常是上缸温度高于下缸温度，因而上缸变形大于下缸变形，使汽缸向上拱起，俗称猫拱背。

20、汽缸的这种变形使下缸底部径向间隙减小甚至消 失，造成动静摩擦，损坏设备。另外，还会出现隔板和叶轮偏离正常时所在的垂直平面的现 象，使轴向间隙变化，甚至引起轴向动静摩擦机组运行中、凝结水泵检修后恢复备用的操作步骤？检查确认凝结水泵检修工作完毕，工作票已收回，检修工作现场清洁无杂物。开启检修泵密封水门。开启检修泵冷却水门。 缓慢开启检修泵壳体抽空气门，检查泵内真空建立正常。(1) (4) (5)开启检修泵进水门。检修泵电机送电。(7)开启检修泵出水门。(8)投入凝结水泵联锁开关，检修泵恢复备用电动给水泵启动的主要条件有哪些？(1)辅助油泵运行，润滑油压正常 ，各轴承油压正常，回油畅通，油系统无漏油

21、。 除氧器水位正常。确认电动给水泵再循环门全开电泵密封水压力正常电泵进口门开启电泵工作油及润滑油温正常机组运行中，冷油器检修后投入运行的注意事项(1)检查确认冷油器检修工作完毕，工作票已收回，检修工作现场清洁无杂物。检查关闭冷油器油侧放油门。冷油器油侧进行注油放空气，防止油断流。注油时应缓慢防止油压下降。检查确认冷油 器油侧空气放尽，关闭放空气门。冷油器油侧起压后由水侧检查是否泄漏。对冷油器水侧进行放空气，见连续水流，投入水侧。防止水侧有空气，使油温冷却效果差，油温上升。开启冷油器进油门时应缓慢，防止油压下降过快注意油压正正常后投入冷油器油路。调节冷却水水门，保持油温与运行冷油器温差不大于2

22、Co什么是高压加热器的上、下端差，下端差过大、小有什么危害？上端差是指高压加热器抽汽饱和温度与给水出水温度之差，下端差是指高加进水与高加疏水的温度之差，过大为疏水调节装置异常导致高加水位高，或高加泄漏，减少蒸汽和钢管的接触面积，影响热效率。严重时会造成汽机进水，下端差过小可能为抽汽量小，说明抽汽电动门及抽汽逆止门未全开。疏水水位低，部分抽汽未凝结既进入下一级，排挤下一级抽汽，影响机组运行经济性，另一方面部分抽汽直接进入下一级，导致疏水管道振动。汽轮机低压缸膨胀节断裂有什么现象？汽轮机低压缸膨胀节断裂时，真空急剧下降，另一台真空泵联起，排气温度上升，汽泵出力下降，给水流量下降，负荷下降，真空低保

23、护动作，跳机。机组运行中，低加全部解列，对机组运行有什么影响？答：运行中低加全部解列时，进入除氧器凝水温度急剧下降，使除氧器的除氧效果急剧下降，使给水中的急剧含氧量增加，另一方面凝水温度急剧下降会使除氧器热负荷大，易使水侧过负荷，造成除氧器及管道振动大。对设备的安全运行带来危害，另外低加全部解列，使 原用以加热凝水的抽汽进入汽轮机后面继续做功，汽机负荷瞬间增加，汽机监视段压力升高，各监视段压差升高，汽轮机的轴向推力增加，为防止汽轮机叶片过负荷，机组负荷应降低， 此外凝水温度急剧下降使给水温度下降，锅炉蒸汽蒸发量下降，主汽温升高。离心泵“汽蚀”的危害是什么？如何防止？汽蚀现象发生后，使能量损失增

24、加，水泵的流量、扬程、效率同时下降，而且噪音和振动加剧，当严重时水流将全部中断。为防止“汽蚀”现象的发生，在泵的设计方面应减少吸水管阻力；装设前置泵和诱导轮。运行方面要防止水泵启动后长时间不开出口门。凝汽器单侧解列如何操作？降低汽轮机负荷至 50%确认运行侧凝汽器循环水进、出口及抽空气门全开缓慢关闭要隔离侧凝汽器抽空气门，注意真空关闭凝汽器隔离侧循环水进水门真空变化及循环水压力变化 开启要隔离侧凝汽器水室上部放空气门及水侧放水门(1) (8)3.(1)(6) 对隔离侧凝汽器循环水进、出口电动门停电(7) 确认要隔离侧凝汽器水室无水，方可打开人孔门，注意真空变化。44. 降低凝汽器端差的措施有哪

25、些？(1) 保持循环水质合格；(2) 保持清洗系统运行正常，铜管清洁；(3) 防止凝汽器侧漏入空气。论述题1. 汽轮机在启停或运行中出现大轴弯曲的主要原因有哪些？机组启动过程中防止大轴弯 曲运行采取的措施有哪些？1、主要原因： 由于动静摩擦，使转子局部过热，产生压缩应力，出现塑性变形。在转子冷却后，受到 残余拉应力的作用，造成大轴弯曲。汽机进冷汽、冷水，转子受冷部位产生拉应力，出现塑性变形，造成大轴弯曲。 轴封系统故障， 冷空气进入汽缸， 转子急剧冷却， 使动静间隙消失产生摩擦造成大轴弯 曲。轴瓦或推力瓦磨损，使轴系轴心不一致造成动静摩擦产生弯曲事故。 2、防止大轴弯曲的措施：机组启动前要按规

26、程及操作标准认真进行系统检查， 如下阀门应处于正确的位置： 高压 旁路减温水隔离门； 所有汽轮机蒸汽管道及本体疏水门； 通向锅炉的减温水， 给水泵中 间抽头；多级水封的注水门等。机组启动前按规程要求进行盘车，转子的晃度不超过原始值的(1)(2)(3)(4)(1)(2)(3)0.02mm。(4)(5)(6)(7)(8)2.(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)冲转过程中应严格监视机组振动。中速暖机前轴承振动不超过0.03mm,过临界转速时，当轴承振动超过0.1mm，或相对轴振动超过 0.26mm应立即打闸停机。 冲转前应对主蒸汽管道、再热蒸汽管道、各联箱充分疏水暖管暖箱。严格监视主、再热蒸汽

27、温度的变化，当汽温在10分钟内下降50C应打闸停机。开机过程中应加强对各水箱、加热器水位的监视,防止水或冷汽进入汽缸。 低负荷时应调整好凝结水泵的出口压力,防止加热器钢管破裂。 投高加前要做好各项保护试验,使高加保护正常投入。 停机过程中及停机后防止汽轮机进冷汽冷水的措施有哪些 ? 凝汽器水位及补水门的关闭情况。 高、低压旁路及减温水的关闭情况。 给水泵中间抽头的关闭情况。 至除氧器电动门、疏水门、轴封供汽门、门杆漏汽至除氧器隔离门(部分机组无)的关 闭情况。主蒸汽、再热蒸汽至轴封供汽的隔离门的关闭情况。 汽缸、法兰加热联箱进汽总门及调整门( 200MW 及以下机组)的关闭情况。 汽缸本体疏水

28、门、再热蒸汽冷段、热段, 高压旁路后、低压旁路前的各疏水门的开启情 况。停机后运行人员应经常检查汽轮机的隔离措施是否完备落实,检查汽缸温度是否下降, 汽轮机上下缸温差是否超标。汽轮机叶片断裂的现象有哪些 ?运行中为防止叶片损坏应采取哪些措施？1 、现象： 汽轮机内或凝结器内产生突然声响。(2)(3)(4)(5)(6)(7)(1)(2)(3)4.1)2)3)4)5)机组突然振动增大或抖动。 当叶片损坏较多时，若要维持负荷不变，则应增加蒸汽流量，即增大调门开度。 凝结器水位升高，凝结水导电度增大，凝结水泵电流增大。 断叶片进入抽汽管道造成阀门卡涩。 在惰走、盘车状态下，可听到金属摩擦声。运行中级间

29、压力升高。2、措施： 电网应保持正常频率运行，避免频率偏高偏低引起某几级叶片进入共振区。 蒸汽参数和各监视段压力、真空等超过极限值应限负荷运行。 机组大修中应对通流部分损伤情况进行全面细致地检查， 记录，做好叶片的调频工作。不破坏真空紧急停机的条件 :EH 油压低到 9.3MPa 。DEH 工作失常，汽机不能控制转速或负荷。 汽水管道破裂，无法维持机组运行。 主蒸汽压力升高，汽机主汽门前压力升高至21.7MPa。做好叶片、 围带、 拉筋的损伤6)7)8)9)10)11)12)13)14)15)16)17)主蒸汽或再热蒸汽温度上升至555565 C且运行时间在以上。主汽门前汽温在5分钟内降至46

30、5 C （主再热蒸汽温度 高压缸排汽温度大于 424 C，调节级压力与高压缸排汽压力之比关闭合，高压或低压旁路阀打开。凝汽器真空低至0.081MPa，经减负荷到零仍不能恢复或循环水中断。 发电机周波不在 48.5Hz51.5Hz 之内。发电机定子线圈冷却水中断 30秒后不能恢复或定子冷却水出口水温达 炉跳机或电跳机联锁保护拒动时。低压缸排汽温度高达 120C连续运行15分钟，或超过121 C。 高、中压主汽门前两侧温差达42C且运行时间达15分钟，或大于42C。主、再热蒸汽温差超限。汽轮机失去全部热控电源，短时间不能恢复时。 厂用电全部失去，不能恢复时。发电机主要保护动作。10min及以上，或

31、上升至565 C1 0分钟下降 50C）。1.7 ，且发电机出口开90C。不破坏真空紧急停机操作步骤：1)2)3)4)5)6)7)8)9)10)在控制室按下 “紧急停机 ”按钮或在机头将汽机脱扣手柄置于 “脱扣 ”位置，检查发电机解 列，锅炉 MFT，高中压主汽门、调门关闭，高排逆止门、各抽汽逆止门及电动门应关 闭，负荷到 0，汽机转速应下降。启动交流润滑油泵，检查润滑油压正常。 用主汽向轴封供汽（送不上时可用辅汽） 。#1、 #2 汽动给水泵小机跳闸时，确认电动给水泵联启，运行正常。 密切监视串轴、胀差、推力瓦温度、轴承金属温度及辅助设备运行情况。 检查汽轮机本体疏水门动作正常。检查凝汽器、

32、除氧器、高低压加热器水位正常。转速下降至 600r/min 时，检查顶轴油泵是否投入，否则应手动开启。 惰走过程中仔细检查机组运转情况， 仔细倾听汽轮发电机内部声音， 准确记录惰走时间。 真空到零，停轴封汽。转速到零，投入连续盘车。完成运行规程所规定的停机其它操作，并汇报值长。5.1)2)3)4)5)6)7)8)9) 汽轮机主油箱油位低至563mm，又不能及时补油时。油系统着火，不能迅速扑灭，严重威胁机组及油箱安全时。发电机、励磁机冒烟着火，不能及时扑灭时。主蒸汽、再热蒸汽、给水的主要管道或阀门爆破，威肋机组安全运行时。主机两台润滑油冷却器大量漏油。机组任一跳闸保护达到动作值而保护拒动时。 破

33、坏真空紧急停机操作步骤：1)2)3)4)5)6)7)8)9)10)11)12)6.(1)破坏真空紧急停机的条件：汽轮机转速升高到危急保安器动作转速(3360r/min )而电超速保护和危急保安器不动作。机组发生强烈振动，数值达0.254mm，或汽轮机内部有明显的金属摩擦声或撞击声。轴向位移大至 1mm。汽轮机胀差小于-1.0mm或大于15.8mm。轴承润滑油压低至 0.048M Pa。汽轮机发生水冲击或 10分钟内主，再热汽温直线下降50C, 上、下缸温差超过55.6C,抽汽管道进水报警且超过跳闸值。轴封处摩擦发生火花。82 C或轴承断油冒烟。汽轮发电机组任意一个轴承回油温度急剧上升至 汽轮发

34、电机组轴承金属温度达到一定值见表汽轮发电机组轴承金属温度轴承号123456推力瓦任一点温度C113113113113107107107在控制室按下“紧急停机”按钮或在机头将汽机脱扣手柄置于“脱扣”位置，检查发电 机解列，锅炉 MFT，高中压主汽门、调门关闭，高排逆止门、各抽汽逆止门及电动门 应关闭，负荷到0,汽机转速应下降。启动交流润滑油泵，检查润滑油压正常。用主汽向轴封供汽(送不上时可用辅汽)，真空到零，停止向轴封供汽。解除真空泵联锁，停止真空泵运行，开启凝汽器真空破坏门。关闭主、再热蒸汽管道上的疏水门，并禁止向凝汽器排汽及热水。#1、#2汽动给水泵小机跳闸时，确认电动给水泵联启，运行正常。

35、 密切监视串轴、胀差、推力瓦温度、轴承金属温度及辅助设备运行情况。 检查凝汽器、除氧器、高低压加热器水位正常。转速下降至600r/min时，检查顶轴油泵是否投入，否则应手动开启。惰走过程中仔细检查机组运转情况，仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。转速到零，投入连续盘车。完成运行规程所规定的停机其它操作，并汇报值长。为防止大轴弯曲，汽轮机启动前必须满足哪些条件？汽机启动前一定要连续盘车 2-4小时以上，并不得间断 检查转子弯曲值不大于原始值 0.02mm，大轴偏心不得超过规定值。 所有保护及主要仪表仪表正常投入热态启动应先送轴封后抽真空，冷态先抽真空后送轴封。送轴封前应充分暖管疏水，严

36、禁冷汽、冷水进入汽轮机轴封系统。(5)(6)(7)(8)7.(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)(8)(9)检查汽轮机上下缸温差正常 各管道及联箱应充分暖管 加强汽轮机本体疏水。查高压缸第一级金属温度及中压缸第一级静叶持环温度， 确定冲转参数。 严格控制主再 热蒸汽参数，确保蒸汽温度比汽缸金属温度高 50度以上，并有80100以上的过热度。 汽轮机发生水冲击的现象及及运行处理原则 ?1 、 现象： 主蒸汽或再热蒸汽温度直线下降。主汽门、调速汽门的门杆法兰，高、中压缸的汽缸结合面，轴封处冒白烟或溅出水滴。 蒸汽管道有强烈的水冲击声或振动。负荷下降，

37、机组声音异常，振动加大。 轴向位移增大，推力轴承金属温度升高，胀差减少。 汽机上、下缸金属温差增大或报警。盘车状态下盘车电流增大。2、 处理原则 机组发生水冲击，应按破坏真空紧急停机处理。 注意汽机本体及有关蒸汽管道疏水门应开启。注意监视轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、振动等参数。 仔细倾听汽轮发电机内部声音，准确记录惰走时间。 如因加热器、除氧器满水引起汽机进水，应立即关闭其抽汽电动门，解列故障加热器。 若汽轮机进水，使高、中压缸各上、下金属温差超标时，应立即破坏真空，紧急停机。 汽机转速到零后，立即投入连续盘车。汽机转速到零后， 投盘车时要特别注意盘车电流是否增大， 记录转子偏心度， 转

38、子变形 严重或内部动静部分摩擦，盘车盘不动时，严禁强行盘车。机组发生水冲击紧急停机后， 24 小时内严禁启动；再次启动前连续盘车不少于 6 小时， 汽缸上、下缸温差V 35 C，转子偏心度应V 0.076mm。汽机符合热态启动条件后，启动汽机，在启动过程中，应注意监视转子偏心度、轴向位 移、胀差、推力轴承金属温度、 振动等符合控制指标及汽机本体、 蒸汽管道的疏水情况；如汽机重新启动时发现有异常声音或动静摩擦声，应立即破坏真空停机并逐级汇报。惰走过程中，如汽机轴向位移、胀差、振动、推力轴承金属温度及回油温度明显升高， 惰走时间明显缩短，应逐级汇报，根据推力瓦情况决定是否揭缸检查，否则不准启动。如

39、果停机时发现汽轮机内部有异常声音和转动部分有摩擦，则应揭缸检查。8.(1)(2)(3)(4)(5)如何做汽轮机真空严密性试验 ?检查机组运行正常，负荷80% ,真空0.091MPa稳定； 检查真空泵运行正常；记录试验前负荷、凝汽器真空、排汽温度及大气压力； 关闭运行真空泵进口手动门以进口手动门开始，每分钟记录一次真空读数；8 分钟后开启真空泵进口手动门，凝汽器真空恢复正常。 在试验过程中，若真空降至 89KPa 应立即停止试验，启动真空泵使凝汽器真空恢复正 常；取后 5分钟真空下降平均值作为真空严密性试验结果。试验完毕，汇报值长， 做好记录。汽轮机的主要保护有哪些，运行中如何做润滑低油压连锁油

40、泵试验?EH油压低、超速保护、差胀保护、轴振保护。(6)9. 低真空保护、轴向位移、润滑油压低、(1) 联系热控到场，检查主机交流润滑油泵、高备泵联锁在投入位置。(2) 关闭机头处润滑油联锁试验块进油门。缓慢开启机头处试验块泄油门。(3)(4)(5)(6)(7)(8)(9)当机头处试验块油压降至 0.11MPa 时 ,发出润滑油压低报警信号。当机头处试验块油压降至 0.1MPa时，压力开关36PS53动作，交流润滑油泵、高备泵应 自启动。关闭机头处试验块泄油门。打开机头处试验块进油门。 检查交流润滑油泵、高备泵运行正常。检查机头处试验块上油压表油压正常。 停止交流润滑油泵、高备泵运行，检查润滑

41、油系统工作正常。 解除交流润滑油泵、高备泵联锁，投入直流润滑油泵联锁。关闭机头处试验块进油门，缓慢开启机头处试验块泄油门。当机头处试验块油压降至 0.07MPa 时，压力开关动作，直流润滑油泵应自启动。关闭机头处试验块泄油门后打开机头处试验块进油门检查机头处试验块上油压表油压正常检查直流润滑油泵运行正常。停止直流润滑油泵运行，检查润滑油系统工作正常。投入交流润滑油泵、高备泵联锁。同样步骤在盘车处试验块作低油压联动试验。发电机漏氢检测点有哪些？励端轴承回油含氢量大，如何处理？发电机封闭母线处漏氢测点，定冷水箱处，氢侧密封油箱处，空侧密封油箱处，发电机中性点变压器处处。发现励端轴承回油含氢量大时，

42、 应首先检查密封油压是否正常， 空测密封油泵运行是否正常， 密封油差压阀调节不正常导致氢压高于油压， 查明原因及时调整处理， 若密封油 压正常密封油泵及差压阀工作正常， 则励端轴承回油含氢量大则为密封瓦间隙过大或缺 陷，造成漏氢量大，此时应加强对氢压的监视，及时补氢，保证氢气正常运行。当发电 机大量漏氢时， 应做好防止氢爆措施，泄漏区域严禁动火，若氢压不能维持，可适当降 低氢压运行，并根据氢压接待负荷及无功，不得使负荷超出允许值。并利用大小修及临时调停进行处理密封瓦。机组热态启动时，为什么先投轴封后抽真空 ?答： 热态启动时，转子和汽缸金属温度较高，如先抽真空，冷空气将沿轴封进入汽缸，而 冷空

43、气是流向下缸的，因此下缸温度急剧下降，使上下缸温差增大，汽缸变形，动静产生摩 擦，严重时使盘车不能正常投入， 造成大轴弯曲， 所以热态启动时应先送轴封汽， 后抽真空。简述除氧器的工作原理 ?除氧器出口含氧量升高有哪些原因？答： 除氧器由除氧塔及下部的储水箱组成，在除氧塔中装有筛状多孔的沐水盘，从凝结水 泵来的凝结水其他疏水， 分别由上部管道进入除氧塔， 经筛状多孔沐水盘分散成细小的水滴 落下， 汽机来的抽汽进入除氧器下部，并由下向上流动， 与下落的细小水滴接触换热， 把水 加热到饱和温度， 水中的气体不断分离逸出， 并经塔顶的排气管排走， 凝结水则流入下部的 储水箱，除氧器排出的汽气混合物经过

44、余汽冷却器， 回收汽中工质和一部分热量后排入大气。 造成除氧器出口含氧量升高的主要原因由机组负荷突增， 除氧器内压力升高及进入除氧器的 水温下降或进入除氧器水量过大， 凝水中含氧量大， 除氧器进汽量小， 除氧器排气阀开度小 等原因。除氧器水位升高现象及处理方法 ?(1)(2)(3)1 、现象： 除氧器水位指示上升。 除氧器水位高报警。 除氧器溢水阀开启。2、处理：(1)(2)(3)(4)(5)(6)发现除氧器水位升高，应立即核对就地水位计，判断除氧器水位是否真实升高。 检查除氧器水位调节阀动作情况是否正常， 否则应切至手动调节， 若旁路阀误开应及时 关闭；若上水阀误开应立即关闭。若除氧器压力突

45、降造成虚假水位， 应检查四段抽汽电动门、 逆止门、 除氧器调整门等是 否关闭，若关闭应缓慢打开，使除氧器压力稳定升高，防止发生除氧器振动；如一时无 法打开应倒运辅助汽源。除氧器水位上升至高 I 值，应汇报值长，并设法降低除氧器水位至正常值。 除氧器水位上升至高n值， 检查溢水阀自动开启， 水位调节阀自动关闭， 整，并注意凝结水再循环阀动作情况及热井水位应正常， 放至正常水位后关闭。水位继续上升至高川值时，检查四抽至除氧器进汽阀、 阀及旁路阀、 3号高压加热器至除氧器疏水阀应自动关闭， 应手动解列除氧器。否则应手动调必要时开启除氧器底部放水阀四级抽汽逆止阀除氧器水位调节有关疏水阀自动开启，否则经

46、上述处理无效，无法维持机组正常运行，则应联系值长要求故障停机 大型汽轮机为什么要低负荷运行一段时间后再进行超速试验？汽轮机启动过程中，要通过暖机等措施尽快把转子温度提高到脆性转变湿度以上，以(7)14. 答： 增加转子承受较大的离心力和热应力的能力，大型机组由于转子直径较大，启动过程中大。转子中心 所以规定在作超速 待转子中心孔温度达到脆性转变温度以上时， 再做 10负荷以上，暖机 3 至 4 小时后，方可做超速试同的热应力也承受之增加， 机能定速后， 转子表面与中心孔间的湿度差仍然很大， 孔处受到很大拉应力的作用。 因此时转子中心孔温度尚未达到脆性断裂。 前先带部分负荷暖机， 以提高转子温度

47、， 超速。电力工业技术管理法规：规定带 验。15.(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)16.汽轮机主油箱油位下降的原因有哪些CR画面上油位指示异常。 主油箱放油门误开。 油系统排污门误开。 由于主油箱滤油机异常跑油。 密封油系统有泄漏。发电机进油。 冷油器及油系统泄漏。在缸温较高的情况下，盘车因故停运，应如何处理(1)(2)(3)(4)在缸温较高的情况下，若盘车故障可按以下原则处理： 当盘车故障不能运行时， 应旋开盘车电动机轴端盖， 手动进行盘车。 同时保持油系统连 续运行。在此期间应加强对轴承温度的监视。若因为热冲击及随之产生的变形引起汽轮机内部动静部件相碰等原因，使转子不能盘动时，应

48、采取闷缸处理， 并在间隔1小时后可试盘一次。无论如何决不能尝试利用向机组送汽或使用起重机来使转子转动。当盘车电动机过电流、 汽缸上下温差超过规定或听到有明显的金属摩擦声应停止连续盘 车，改为定期盘车。 停机 6小时内每 20分钟盘车 180， 6 小时后每 30分钟盘车 180， 12 小时后每小时盘车 180。并密切监视 TSI 偏心表中的数据，认真记录偏心度数值、 盘车时间和次数。三台顶轴油泵有两台故障，应启动一台顶轴油泵，只要顶轴油压正常，可以进行盘车， 但应启动直流润滑油泵增加润滑油量。 若三台顶轴油泵均故障不能运行时， 应进行闷缸 处理，并联系检修尽快修复。修复后应将转子转动180校

49、直后再投入连续盘车。在盘车中断后再投入连续盘车时，应监视转子偏心，用倾听机组动静部分有无摩擦声。(5)闷缸方法： 关闭汽缸、抽汽管道的所有疏水门，隔绝所有进入汽轮机、凝汽器的汽源，待上(2)(3)(4)下缸温差小于50C时，再用盘转180自重法校直转子，当转子晃动值正常后，再投入连续盘车。17. 汽轮机超速保护有哪几种？如何做机械超速试验？合格标准是什么？ 超速保护有：0P(超速保护，电超速保护，机械超速保护(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)(8)(9)联系有关岗位做好试验准备； 确认机组手动脱扣及电超速保护试验已正常； 确认主机交、直流润滑油泵及高备泵已试启正常，联锁投入。 确认机组

50、已带 10负荷暖机 4 小时； 确认发电机已解列，机组维持转速 3000r/min, 联系热控闭锁 ETS的电超速通道 ;在DEH画面上调出“超速试验”控制面板；在“超速试验”控制面板中点击“试验允许”按钮， 在“超速试验”控制面板中点击“机械超速”按钮，主蒸汽参数425.0MPa；灯亮；灯亮；3360r/min, 设升速率 100rpm/min, 按“进(10)在DEH控制设定点”子画面，设定目标转速行”键，灯亮；当转速达3330r/min时，机械超速保护动作，TV、GV IV、RSV迅速关闭； 检查主机交流润滑油泵联启正常； 记录危急保安器动作转速，并在“超速试验”控制面板中按“清除”按钮

51、，清除最高转 速；若转速达 3360r/min 时，机械超速保护不动作 ，应手动脱扣停机； 未查明原因 ，禁止启动； 试验正常后在“超速试验”控制面板中点击“机械超速”按钮，灯灭； 在“超速试验”控制面板中点击“试验允许”按钮，退出试验； 当转速小于3000rpm时，联系热工恢复 ETS的电超速保护；当机组转速小于 2900rpm，且避开共振区时，重新挂闸、冲转,维持机组转速3000r/min ； 若机组转速降至 2040rpm 以下，应启动高备泵；检查一切正常后并列 ， 按正常启动程序带负荷。， 在同一工况下应连续进行两次 ， 两次试验的动作转速不应超过(11)(12)(13)(14)(15

52、)(16)(17)(18)(19)(20)注：机械超速保护试验 18rpm。18.(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)汽轮机运行中，推力瓦温度高有哪些原因，如何调整 ? 冷油器出口油温高。润滑油压低。 推力轴承油量不足。推力轴承磨损。 轴向推力大 进冷汽、冷水 负荷骤变，真空变化，蒸汽压力及温度变化(1)调整处理：当发现推力轴承金属温度任一点升高5 C或升高至90C时，应查明升高原因，并向主值、值长汇报。 应查冷油器出口温度，并调整正常。检查润滑油压、推力轴承轴承油流是否 正常。推力轴承金属温度异常，应倾听机组内部有无异音，并检查负荷、汽温、汽压、真空、 轴向位移、振动变化情况，若有异常

53、，应将其调整至正常。当推力轴承金属温度任一点达到99C，或推力轴承回油温度为 65C时，应汇报值长，减负荷，并密切监视。当推力轴承金属温度任一点到107C,或轴承回油温度达 75C时，应破坏真空紧急停机。19.(3L(47(8)(9)(10)20.(1)在哪些情况下汽轮机不破坏真空故障停机？真空降至规定值，负荷降至零仍无效。 额定汽压时，主蒸汽温度升高至最大允许值。 主、再热汽温度过低。主蒸汽压力上升至最大允许值。 发电机断水超过规定值，断水保护拒动。厂用电全部失去。主油泵出现故障，不能维持正常时。 氢冷系统大量漏氢，发电机内氢压无法维持。 凝结水管破裂，除氧器水位无法维持。凝汽器铜管泄漏，循

54、环水漏入汽侧。 凝汽器真空缓慢下降的处理 ？ 发现真空下降，应首先核对排汽温度及有关表计， 理，同时汇报值长。启动备用真空泵，如真空仍继续下降至一定值时，确认真空下降应迅速查明原因立即处联系值长，机组开始减负荷以维持真应汇报值长，立即故（锅炉5 %旁路）空在规程要求的最低值以上，减负荷速率视真空下降的速度决定。 如机组已减负荷至零，真空仍无法恢复，并继续下降至跳机值时，障停机，并注意一、二级旁路，主、再热蒸汽管道至凝汽器所有疏水， 高压加热器事故疏水扩容器疏水门严禁开启。真空下降时，应注意汽动给水泵的运行，必要时可及时切换为电动给水泵运行。注意低压缸排汽温度的变化， 按规程要求打开汽缸喷雾调节

55、阀，当排汽温度超过规程规定的停机值时应打闸停机。事故处理过程中，应密切监视下列各项：各监视段压力不得超过允许值，否则应减负荷至允许值。化。21.答:倾听机组声音，注意机组振动、胀差、轴向位移、推力轴承金属温度、回油温度变汽轮机油系统润滑油漏油如何处理？当值班人员一旦发现润滑油箱油位下降，值班人员应首先校对油位计，确认油位下降，应查找原因。检查事故放油门是否严密。对冷油器进行放水检查， 若冷油器泄漏应隔离泄漏冷油器。检查油系统管道有无漏油，严防油漏至高温管道及设备上。当油箱油位下降至低一值报警时，应加油。油系统大量漏油，应立即设法堵漏，以减少漏油或改变漏油方向，严防 油漏至高温管道及设备上，同时

56、迅速对油箱加油并消除缺陷。若因大量漏油使油箱油位快速下降至一400mm或润滑油压力下降至 0.07MPa ,立即破坏真空紧急停机。当如漏油至高温管 道或部件引起火灾，应用干粉灭火器或泡沫灭火器，禁止用水灭火。应立即发出“119”火警警报通知消防队，并汇报值长及有关领导。机组运行中，单台循环水泵停运后出口门未联关应如何处理？答： 机组运行中单台循环水泵停运后其出口门未联关时，此时应立即再次点击出口门关闭 按钮， 若循泵出口门仍未关闭， 应立即快速降负荷，根据真空情况接带负荷，并立即检查启 动另一台真空泵， 派人到就地手动关闭液控蝶阀， 必要时泄去液控蝶阀油站油压， 关闭液控 蝶阀， 并注意汽泵运

57、行情况，必要时切换为给水泵运行， 并注意低压缸排汽温度， 各油温情 况及辅机轴承温度， 定冷水及氢温励磁机风温、 发电机线圈温度， 炉水循环泵电机腔室温度， 若真空不能维持，真空到- 81K Pa汽机应自动脱扣，否则应立即脱扣停机，关闭所有至凝汽 器疏水 .旁路投入时应按先三级减温， 再低旁， 后高旁的方式进行， 其中低旁投入按先减温后减 压，高旁投入按先减压后减温的方式操作，旁路退出时则按先高旁，再低旁，后三级减 温的方式进行， 其中，高旁按先退减温再关减压， 低旁按先退减压再退减温的方式操作； 若高旁蒸汽转换阀未开， 禁止开喷水调节阀， 截止阀； 若高旁蒸汽转换阀与高旁喷水调 节阀在10s

58、内已经开启，将自动开高旁喷水截止阀；高旁蒸汽转换阀关，联关喷水调节 阀；当高旁后汽温大于 390 C时，高旁无条件快速关闭。当低旁喷水调节阀开度大于30%时，方可手动开启低旁蒸汽转换阀；若低旁蒸汽转换阀未关，闭锁关喷水调节阀、三级喷水减温阀； 当低旁后汽温大于190 C时，低旁无条件快速全关。旁路系统操作时的注意事项有什么？(2)(3)(4)(5)(6)24. 锅炉点火后汽轮机冲转前的主要工作有哪些(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)(1)投入空预器连续吹灰。 投入高、低压旁路。 锅炉升温、升压调整汽包水位。 汽包压力升至一定值时，关闭过热器、再热器空气门、疏水门。 发电机、励磁机系统准

59、备。汽轮机各保护装置的投入。确认汽轮机不存在禁止起动条件( DEH 、盘车、偏心、上下缸温差、轴向位移、胀差、 主再汽参数、真空、润滑油、 EH 油等)。(8)(9)(10) 汽轮机汽缸喷雾投自动。25. 机组正常停运前的准备工作有哪些(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)(8)汽轮机本体、导汽管疏水检查。 汽轮机轴封系统检查投入。试投锅炉各油枪。 辅助蒸汽至除氧器和轴封母管暖管。 锅炉全面吹灰一次。 试启交流润滑油泵、直流油泵、顶轴油泵、密封油备用泵、盘车电机。 高、中压缸疏水阀控制开关在自动位置。 确认主机盘车控制在自动位置。辅助蒸汽母管切至临机。 如长期停用，停运前应停止向原煤仓上煤

60、。26. 两台汽泵运行，1、现象：CR画面上50%R报警。机组负荷快速下降。台汽泵跳闸，电动给水泵未联动的现象及处理(3)(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)27.(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)(8)(1)(2)(3)28.(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)(8)(9)光字牌上 “汽动给水泵故障”灯亮，同时事故喇叭响。2、处理： 检查机组协调控制方式自动退出(切至“汽机跟随”方式，锅炉手动方式)目标负荷指 令降至 50%额定负荷。检查磨煤机选择性自动跳闸进行燃料自动选择切换。 注意监视汽包水位，如水位自动调整波动幅度较大，应切为手动调整。注意主、 再热汽温的变化， 在