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主值（副值）岗位试题 汽轮机采用节流调节有何优缺点？
答：与喷嘴调节相比，节流调节具有结构简单；制造成本低，在负荷变化时级前温度变化小，对负荷变动的适应性较好等优点。它的缺点是在部分负荷时节流损失大，经济性差些。
金属的超温与过热两者之间有什么关系？
答：金属的超温与过热在概念上是相同的。不同的是，超温是指征运行中由于种种原因使金属的管壁温度超过它所允许的温度，而过热是指因为超温致使金属发生不同程度内损环。也就是说，超温是过热的原因，过热是超温的结果。
发电机发生非同期并列有什么危害？
答：发电机的非同期并列危害很大，它对发电机及其主相串联的主变压器、电气设备破坏很大，严重时将烧毁发电机绕组，使端部变形；如果一台大型发电机发生此类事故，则该机与系统间产生功率振荡，影响系统的稳定运行。
采用蒸汽中间再热的目的是什么？
答：为提高发电厂的热经济性和适应大机组发展的需要，蒸汽的初参数不断提高，但是随着蒸汽初压力的提高，蒸汽在汽轮机中膨胀终了的温度增高。为使排汽温度不超过允许的限度，改善汽轮机未级叶片的工作条件，因而采用蒸汽中间再热-。采用蒸汽中间再热循环后，行使循环热效率和机组的热经济性大大提高。
什么是汽蚀？泵汽蚀时有什么现象发生？
答：水泵的入口处是液体压力最低的地方，因此有可能出现人口处的液体压力低于与自温度相对应的饱和压力，这时就会出现汽化现象，有气泡逸出。在液体的高压区域，气泡周围压力大于汽化压力，气泡被压破而凝结4如在金属表面附近狈r1液体质点就连续打击金属表面，使金属表面变成蜂窝状或海棉状。另外，氧气又借助凝结放热面对金属表面产生化学腐蚀作用。这种现象就是汽蚀。泵发生汽蚀是产生噪音的原因，使泵的流量、扬程和敛容明显下降；电流表指针摆动。
发电机起动前检查哪些项目？
答：（1）检查发变组及所属一、二次系统有关设备符合运行条件，各部件之间连接牢固可*，现场干燥清洁、无杂物。
（2）检查发电机大轴接地电刷正常。
（3）检查发变组系统各种表计、信号等均应完好，符合运行条件。
（4）检查发变组保护及同期装置投入符合运行要求，且保护出口均已复归。
（5）检查发电机出口接地刀闸已拉开。
（6）检查发变组出口隔离刀闸在“断开”位置。
（7）检查发电机封闭母线微正压装置运行良好，发电机CT冷却风机运行良好。
手动进行点火油枪泄漏试验的步骤？
答：（1）手动选择预点火，复归MFT，检查下列条件满足：
①确认各点火油枪电磁阀全关。
②各点火油枪手动阀全开。
③点火油母管进、回油手动截止阀开启。
④点火油母管跳闸阀、回油快关阀关闭。
（2）开启点火油跳闸阀、回油快关阀、开点火油母管主调节阀并置手动。
（3）关闭回油快关阀、充油30S后，关闭进油跳闸阀。
（4）保持2分钟，记录IFT前后压力，IFT前后差压＜0.07MPa为合格，否则试验失败。
（5）试验不合格不得进行点火。
主、再热汽温异常升高的原因。
答：（1）锅炉升负荷太快。
（2）汽压升高太快。
（3）减温水系统故障。
（4）热控操作系统故障。
（5）锅炉积灰、结焦。
（6）给水温度突然降低。
（7）制粉系统故障，大量煤粉突然进入炉膛。
简述高旁的控制过程。
答：高压旁路在锅炉点火前，投入“全自动”运行；控制过程如下：在汽包未起压时，高旁为关闭状态，当主汽压升至0.3Mpa，高旁阀维持主汽压0.3Mpa，并逐渐开启至一预定开度50%，并保持此开度，主汽压力上升直至达6Mpa，高旁阀开始调节，主汽压按冷态1.62Mpa/h、热态3.24Mpa/h的升压率升压（在此过程中，高旁阀最小开度为50%），当主汽压力10Mpa，高旁阀转入自动调节状态（50%阀位限制解除），调节主汽压力在10Mpa；
机组启动过程中，“发电机满足运行条件”是指哪些条件？
答：即满足下列条件：发电机二氢气纯度仪指示都＞95%、发电机密封油系统无故障、发电机氢压＞0.32MPa、发电机出线端子盒套管液位＜MAX、发电机励端液位检测器液位＜MAX、发电机汽端液位检测器液位＜MAX、发电机励端消泡箱液位＜MAX、发电机汽端消泡箱液位＜MAX。
正常运行中汽温是如何调整的？
答：（1）锅炉负荷超过50%BMCR，过、再热汽温控制在541（+5，-10）℃，当负荷＜50%BMCR时，过、再热汽温按曲线控制。
（2）正常情况下控制低过出口汽温≯415℃，屏过出口汽温≯461℃。
（3）减温水量控制不应大起大落，两侧喷水量应尽量接近，两侧汽温偏差≯15℃。若喷水量过大或两侧喷水量、汽温偏差过大，应采取吹灰、燃烧调整等手段进行调整。
（4）再热汽温依*烟气挡板调节，当再热器出口汽温＞541℃而再热器侧挡板已关至60%时，方可投入事故喷水，低负荷尽量不用事故喷水。
（5）用烟气挡板调节再热器汽温时，应保证再热器侧和过热器侧挡板开度之和应＞100％。
（6）锅炉负荷≤10%BMCR时，不得投用喷水减温器。初投喷水时，应特别注意喷水后汽温变化，防止汽温骤降或蒸汽带水进入过热器或再热器。
（7）正常运行中，减温水控制投入“自动”运行，任何人不得随便解除，当减温水自动失灵或事故情况下，减温自动不能满足运行要求时，方可解除自动，改手动调节。
机组控制系统运行方式？
答：（1）锅炉跟随方式
（2）强制手动控制方式：
（3）基础方式：
（4）压力控制器跟随方式：
（5）锅炉主控器跟踪方式：
（6）汽机跟随方式
（7）协调控制方式
真空严密性试验步骤。
答：（1）将备用真空泵的就地方式开关打“就地”；
（2）CRT上停止运行真空泵（或将运行真空泵方式打就地，就地停止运行真空泵）；
（3）检查确认真空泵入口气动阀联关，否则应手动关闭直空泵入口手动隔离阀，启动备用真空泵，并联系维护检查处理；
（4）检查真空系统正常，记录停真空泵前真空值及停真空泵的时间，然后每分钟记录一次真空值，记录10分钟，10分钟后启动真空泵；
（5）试验中若真空降至86KPa，应启动真空泵，停止试验。
发变组转冷备用的操作。
答：（1）发变组出口开关三相在分闸位置。
（2）拉开发变组主开关-1（或-2）刀闸。
（3）将6KV工作电源进线开关摇至“试验”位置。
（4）拉开副励磁机至励磁柜回路刀闸Q01。
（5）拉开主励磁机励磁回路刀闸Q52。
正常冷却的步骤？
答：（1）锅炉熄火6小时后，建立通风道使锅炉自然通风冷却。
（2）锅炉熄火18小时后，建立通风道，起动吸风机，维持炉膛压力正常，对锅炉强制冷却。
（3）按照降压降温曲线，采用过热器疏水、捞渣机放水的手段控制降压、降温速度。
（4）当过热器出口汽压降至0.1MPa。汽包壁温＜121℃进行锅炉放水。
（5）采用余热烘干法保养锅炉时，按余热烘干法规定执行。
锅炉缺水如何处理？
答：（1）发现各水位计均降至-100mm以下时，立即增加给水泵的转速或开大给水调节门（给水流量＜60kg/s ），若由于燃料量突降或主汽压力突升引起虚假水位，应适当增加给水量。
（2）水位稳定后，立即查明原因并作相应处理。
（3）当水位降至保护动作值，MFT动作，否则，手动MFT。
（4）MFT动作后，应继续下列处理：
①若水位指示可见水位，立即开大给水调门，上水至正常水位。
②各水位指示均看不到水位时，禁止向锅炉上水。
③按正常停炉处理，汇报值长，请示总工批准，重新恢复。
锅炉结焦如何处理？
答：1）投用下层煤燃烧器，降低炉膛出口温度。
（2）若因煤种原因造成结焦时，通知燃料，改变煤种。
（2）对结焦的部位加强吹灰。
（3）结焦严重时，投入点火油枪稳燃，申请降负荷脱焦。
（4）结焦严重，无法维持机组安全运行时，及时汇报值长，申请停炉。
主、再热汽温异常升高的原因。
答：（1）锅炉升负荷太快。
（2）汽压升高太快。
（3）减温水系统故障。
（4）热控操作系统故障。
（5）锅炉积灰、结焦。
（6）给水温度突然降低。
（7）制粉系统故障，大量煤粉突然进入炉膛。
凝汽器真空下降的原因。
答：（1）真空系统严密性不良漏空气；
（2）循环水中断或水量减少；
（3）大、小机轴封系统异常；
（4）真空泵、其辅助设备及系统故障；
（5）凝汽器水位异常升高；
（6）低旁阀误开；
（7）凝汽器水侧真空泵故障；
（8）凝汽器管板脏污或管壁结垢；
（9）真空破坏阀误开。
发电机非全相运行的处理。
答：（1）正常运行时，其中一相开关跳闸，开关三相强迫跳闸应动作跳开三相，此时发电机按事故跳闸处理，若三相强迫跳闸拒动时，应立即手动重合一次，不成功立即手动拉开。若拉不开，应立即拉开异常发电机所在母线上的所有开关，用母联开关解列发电机。
（2）若运行中，两相跳开，且三相强迫跳闸拒动时，严禁重合，应立即拉开异常发电机所在母线上的所有线路开关，用母联开关解列发电机。
（3）发电机并网合闸，如果出现非全相合闸，若三相强迫跳闸拒动时，应立即手动拉开，若拉不开，应立即拉开异常发电机所在母线上的所有开关，用母联开关解列发电机。
吸风机喘振的处理。
（1）立即将吸风机静叶控制切至手动方式，适当关小喘振风机及未喘振风机的静叶，同时调节送风机动叶，尽量维持炉膛压力在允许的范围内；
（2）烟气通道挡板关闭时，应立即打开，打不开时，降低锅炉负荷，调整静叶开度，喘振消失后，联系检修处理；
（3）风机并列操作中发生喘振时，停止并列，喘振消除后，查明原因，再进行并列操作。
（4）经上述处理无效或严重威胁设备安全时，应立即停止该风机。
锅炉结焦现象。
答：（1）排烟温度上升。
（2）对流受热面结焦时，烟道负压增大。
（3）炉膛局部结焦时，吹灰后，捞渣机渣量增大。
（4）炉膛结焦严重时，减温水量增加，脱焦时，炉膛压力变正。
（5）受热面壁温高。
柴油发电机组集控室手动启动的步骤。
答：（1）将柴油发电机组控制方式开关旋至“REMOTE”位。
（2）在集控室CRT画面上选柴油发电机组控制为“MAXUAL”方式。
（3）在CRT上按下“START”键。
（4）就地检查机组启动正常。
（5）检查发电机出口开关合闸良好。
（6）检查发电机电压、频率、有功、无功、电流正常。
（7）检查母线电压正常。
（8）检查润滑油压、油温、冷却水温度正常。
220ＫＶ系统刀闸机械闭锁。
答：（1）所有开关-1刀闸与-Ｄ1接地刀闸相互机械闭锁；母联开关-2刀闸与-D2接地刀闸相互机械闭锁。
（2）线路开关-3刀闸与-Ｄ2接地刀闸和-D3接地刀闸相互机械闭锁；旁路开关-4刀闸与旁路开关-Ｄ2接地刀闸相互机械闭锁。
（3）母线ＰＴ刀闸与母线ＰＴ所属-Ｄ1接地刀闸相互机械闭锁。
切机装置保护定值。
答：（1）电海线电流：950A，报警，时间0秒；1060A，切一台机，延时10分钟；1100A，切一台机，延时3分钟。
（2）电港I、II线电流之和：1050A，报警，时间0秒；1160A，切一台机，延时10分钟；1100A，切一台机，延时3分钟。 论述题
失灵保护动作后结果是什么？
答：（1）开关站在正常运行期间，失灵保护动作会引起母差保护动作，故障元件所在母线所有开关跳闸。
（2）开关站正常运行期间，如果失灵保护动作引起II母线母差保护动作，电九线、#2机、电港II线跳闸。目前切机装置切#1机，切机保护不会因此动作。
（3）开关站正常运行期间，如果失灵保护动作引起I母线母差保护动作，#1机、#01启备变、电海线、电港I线将跳闸。母差保护动作后，#01启备变跳闸，6KV公用段切至#2机，#1机厂用电失去，此时应保证#1机组安全停机。
（4）开关站单母线运行期间，失灵保护会引起全厂失电。
试述锅炉在运行中燃烧是如何调整的？
答：（1）根据煤质情况，调整合适的一次风压，燃用挥发份高的煤种时，适当提高一次风压，燃用挥发份较低的煤种时，应适当降低一次风压。
（2）检查炉内燃烧工况，不应有贴壁燃烧现象，炉膛火焰呈金黄色。
（3）保持两侧氧量基本一致，且最好大于3.8。
（4）将炉膛压力调节设定值维持在-50- -180Pa。
（5）在磨煤机启、停及给煤机断煤跳闸和煤种变化时，尽量保持汽压、汽温的稳定，炉膛压力、燃烧器火检信号不稳时，及时投油助燃。
（6）设定目标负荷时，提前计算燃料量，防止燃料量过调，燃料量调节最大速率不得超过10%/miX。
（7）设定目标负荷350MW时，先将目标负荷逐步设定在335-340MW，稳定后，再将负荷设定至350MW。
（8）两套制粉系统运行时，选择相邻磨煤机运行；三套磨煤机运行时，根据定期切换制度进行切换。
（9）当锅炉负荷低于50％BMCR或燃烧不稳时应投油稳定燃烧。
（10）单侧风机运行时，根据风量带负荷，严禁缺氧燃烧。
（11）保持锅炉侧主汽压力不得高于17.5Mpa，主汽压力达到17.5Mpa时，适当减少燃料量；炉侧过热器出口压力上升至17.9Mpa或机侧主汽门前压力升至17.5MPa且有上升趋势时，迅速拉掉一台磨煤机，汽压仍上升时，开启PRV进行降压。
试述机组正常运行中的注意事项？
答：（1）机组运行中，任何辅机严禁超出力运行。
（2） 6KV电机事故停运后，必须查明事故原因并消除后，方可重新启动。
（3）不得使用水冷壁下联箱放水门进行排污，水冷壁下联箱放水门应保持严密关闭。
（4）异常工况或机组运行工况大幅度变化，自动控制不能满足调节需要时，应解除有关自动调节，手动进行调整。
（5）汽、水、油品质应符合标准，水汽质量标准及质量恶化时的处理见化学运行规程；油系统的质量标准见化学监督规程；
（6）凝汽器停半侧运行应控制凝汽器真空值在允许范围，否则应降低负荷运行；半侧运行时应重点监视汽轮机膨胀、轴向位移不超限；
（7）高加部分或全部停止运行时，机组仍可带满负荷运行；此工况下应特别注意控制主蒸汽流量、监视段压力和各段抽汽压力不得超过最大允许值，同时应注意对汽温的影响.
（8）发电机投入运行后，应监视其各参数不应超过额定值，否则应及时进行调整。
（9）新投运或大修过的发电机，在首次并网后，为加强对发电机各电气参数及温度的监视，应每半小时对上述参数抄录一次，直至机组满负荷稳定运行后，再改为每小时记录一次。
（10）运行中，应监视定子线圈出口氢气温度各测点数值，确保其最高与最低点温差不超过7.5℃，当达到7.5℃时，运行值班人员应立即汇报值长，联系热工人员核对表计指示是否正确，当确认表计正确时，值班人员应降负荷运行，同时汇报总工、运行主任及专工到场，任何情况下温差达到8℃时，应立即停机检查。
（11）正常运行中，发电机的4台Ｈ2冷却器应全部投入运行，而且应控制4台Ｈ2冷却器的出口冷氢温差最大不超过2℃。当两组冷却器中任一台退出时，发电机可带75%负荷运行，当两组冷却器中各退出一台时，发电机可带66.6%负荷运行。
（12） 发电机充有氢气时，密封油系统都必须连续不断地运行。
试述RB发生后机组将如何动作。
答：（1）发RB报警
（2）发出RB负荷变化率指令：燃料RB及空预器RB，负荷变化率为10%，其它为40%。
（3）发出RB动作, 指令后，若机组此时多于两台磨煤机运行，并且机组最大容许负荷＜51%，则停运全部油燃烧器，跳上层磨，保留两台磨运行，并启动运行磨点火油枪子组。
（4）RB后，机组负荷设定值控制器进入跟踪状态。
（5）切除机组频率控制。
（6）主汽压设定值控制器进入跟踪状态。
（7）锅炉主控切手动并降指令至机组最大容许负荷。
（8）热值校正控制器停止（保持原数值）。
（9）RB信号去小机，改变小机低压进汽调阀动作速度。
（10）机组RB发生后，应密切监视各设备的动作情况，若自动动作不正常应手动干预，严密监视各参数的变化情况，发现异常应立即作相应处理。
（11）机组各参数稳定后，查清跳闸设备原因，检查处理完毕恢复机组正常运行。
试述锅炉停运后的保养。
答：（1）湿式保养:锅炉中长期停运可采用“联氨和氨溶液法”进行保养。
（2）充氮保养：锅炉短期或中、长期停运可采用充氮保养。
（3）充氮保养方法。
①按正常冷却方式对锅炉进行冷却，当主汽压力降至0.03ＭＰa时，对锅炉充入氮气，在充氮过程中将炉火放尽。
②再热器系统可通过高旁阀或临时接口接入氮气。
③保养期间定期检查锅内氮气压力（或测定浓度），并视具体情况补充氮气。
（4）余热烘干法保养：
①按正常冷却方法对锅炉进行冷却，当汽包压力≤0.5MPa，汽包最高壁温＜200℃时，开启省煤器放水、水冷璧下联箱放水门，锅炉快速放水。当汽包压力降至0.1Mpa时，开启汽包、过热器空气门，直至将炉水全部放尽；
②待受热面内蒸干后关闭锅炉各疏放水门、各放空气门，密封锅炉，在汽包或联箱等处放入吸潮剂。
③保养期间定期检查、添加或更换吸潮剂。
停炉检修时强制冷却操作。
答：（1）锅炉一次汽、水系统受热面泄漏需停炉抢修时按照强制冷却方式执行。
（2）锅炉熄火吹扫后停运所有送、吸风机，关闭烟气系统挡板焖炉，4小时后打开风烟系统挡板建立自然通风道进行通风；6小时后启动吸风机，维持炉膛压力-200Pa通风冷却。
（3）一次汽、水系统受热面泄漏严重时，锅炉熄火后保留一台吸风机，维持锅炉微负压运行，待所有蒸汽全部消失后，停运吸风机。
（4）锅炉强制冷却，必须经总工批准。
（5）维持汽包高水位运行。
（6）当汽包压力降至0.5MPa，汽包最大壁温＜200℃时，锅炉快速放水。
（7）在快冷过程中，当任意两点汽包壁温差≥40℃时，应停止强制冷却。
试述协调方式的投入。
答：（1）锅炉主控在手动，汽机负荷设定值控制器不在自动方式时：
①检查热值校正控制器在自动方式。
②检查延时的机组负荷指令与发电机负荷匹配，差值<3MW。
③检查主蒸汽压力偏差绝对值<1%。
④将锅炉主控投自动方式，汽机自动切至“限压”方式，机组进入协调方式。
（2）在锅炉主控处于手动方式，汽机负荷设定点不在自动方式时：
①检查5.2.1.1-5.2.1.3条件满足。
②将锅炉主控器投自动，汽机自动进入限压方式，此时为炉跟机方式。
③将汽机负荷设定值控制器投自动方式，机组进入协调方式。
协调方式的切除。
答：（1）机组在协调方式时：
①将锅炉主控器切手动，汽机自动切至初压方式，机组进入汽机跟随方式。
②将汽机负荷定值控制器切手动，机组进入锅炉跟随方。
③将锅炉主控器切手动，机组进入汽轮机跟随方式。
（2）异常工况下，机组控制方式的切换：
①机组运行异常、参数不稳定时；燃煤热值变化幅度较大时；热值校正控制器工作不正常时，可将锅炉主控制器切至手动方式，选择机跟炉方式。
②切换前应检查汽轮机负荷高限值设定正确
③方式切换后，汽轮机负荷设定值控制器即进入跟踪状态，由于汽轮机进汽设定值控制器为小值选择控制器，所以汽轮机压力控制器在其输出值为最小时才能起作用。汽轮机负荷控制器的输出为发电机实际负荷加2%增益。
④方式切换后，注意机组负荷变化，及时调整锅炉主控制器指令，防止机组负荷过度偏离
试述第一台制粉系统的子程序启动步骤。
答：（1）选择油燃烧器或点火油枪，投入相应层油枪运行。
（2）启动A一次风机。
（3）A一次风机运行120秒后，启B一次风机。
（4）打开给煤机入口闸板门。
（5）启动润滑油泵，30秒后顶轴油泵自启。
（6）启密封风机。检查任两台密封风机运行且磨辊密封风差压＞2.0KPa，给煤机密封风档板开。
（7）确认BSOD及PASOD关闭，打开主、辅充惰阀进行充惰。
（8）充惰2分钟后，主充惰阀关。
（9）磨冷风挡板打开并置手动，热风挡板关闭并置手动。容量风挡板置点火位并切手动。
（10）打开PASOD、BSOD，进行5分钟吹扫，吹扫结束后，确认辅助充惰阀开。
（11）启动磨煤机马达。
（12）将该给煤控制置最小并置“自动”。
（13）启动给煤机。
（14）冷、热风档板，容量风档板置自动。
（15）所有调风器全开，磨煤量控制置自动。
（16）手动退出点火油枪或油燃烧器。
（17）磨煤机运行３分钟后，顶轴油泵自停。
风机的单侧停止。
答：（1）保留两台相邻磨煤机，停止其它运行磨煤机；
（2）将锅炉负荷降至50%BMCR；
（3）停运单侧一次风机时，逐渐关小停运一次风机入口静叶，同时逐渐开大运行侧一次风机的入口静叶，保持一次风压不变，不能维持一次风压时，继续降低锅炉负荷，直至停运的一次风机入口静叶全部关闭，运行侧一次风机静叶开度低于90%，关闭停运侧一次风机出口档板，确认风压能够维持9Kpa，停运风机。吸送风机保持双侧运行。
（4）停运单侧吸风机时，逐渐关小停运侧的送、吸风机的入口动、静叶，同时逐渐开大运行侧的送、吸风机的入口动、静叶，将停运侧的风机负荷转移至运行侧风机，停止送、吸风机运行。一次风机保持双侧运行。
（5）停运单侧送风机时，解除吸、送风机联锁，将停运侧送风机负荷移至运行侧，停运送风机，保持单送、双吸工作。
试述油燃烧器母管泄漏实验。
答：（1）OFT阀关闭；
（2）所有燃烧器进油电磁阀关闭；
（3）供油压力＞1MPa。
（4）确认条件满足执行下列操作：
①油燃烧器母管回油流量调阀开并置手动。
②油燃烧器母管进油流量调阀开并置手动。
③油层平衡调阀开并置手动；
④油燃烧器母管回油快关阀关；
⑤打开泄漏试验充油阀，30秒后关充油阀。
⑥保持2分钟，若OFT阀两侧差压＜0.07MPa，试验继续进行；否则，⑦逻辑判断系统泄漏，泄漏试验失败。
⑧打开油燃烧器母管回油快关阀，OFT阀两侧差压泄至0.35MPa。
⑨关闭回油快关阀，保持2分钟，若OFT阀两侧差压＞0.28MPa，试验合格；否则，OFT阀或充油阀存在泄漏，泄漏试验失败。
试述Ａ侧自然通风道建立。
答：（1）全开Ａ送风机入口动叶并置手动；
（2）开Ａ送风机出口挡板；
（3）开Ａ空预器二次风入口挡板；
（4）开Ａ空预器二次风出口挡板；
（5）开Ａ空预器烟气入口挡板；
（6）开Ａ空预器烟气出口挡板；
（7）开电除尘入口挡板A1、A2；
（8）开电除尘出口挡板A1、A2；
（9）全开Ａ引风机入口静叶并置手动；
（10）开Ａ引风机出口挡板；
（11）开送风机出口联络挡板；
（12）开电除尘入口联络挡板；
（13）开Ａ引风机入口挡板。
简述高压旁路运行。
答：（1）高压旁路在锅炉点火前，投入“全自动”运行；
（2）在汽包未起压时，高旁为关闭状态，当主汽压升至0.3Mpa，高旁阀开始开启，维持0.3Mpa的主汽压力，直至高旁阀开启至一预定开度50%，并保持此开度；
（3）高旁阀开度50%，主汽压力开始升高，直至主汽压力达6Mpa，高旁阀开始调节；
（4）高旁控制主汽压按冷态1.62Mpa/h、热态3.24Mpa/h的升压率升压（在此过程中，高旁阀最小开度为50%）；
（5）当主汽压力10Mpa，高旁阀转入自动调节状态（50%阀位限制解除），调节主汽压力在10Mpa；
（6）当发电机并网带负荷后，随着负荷的升高，主汽压力下降，高旁阀为维持10Mpa的主汽压逐渐关小，直至全关；
（7）高旁阀关闭后，高旁压力控制设定值自动升高；只有当主汽压力上升过快时（超过当时压力的10%/miX速率）或主汽压力超过17.85Mpa，高旁自动打开。
低压旁路运行。
答：（1）低压旁路在锅炉点火前，投入“全自动”（ASA方式）、低旁自动运行；
（2）在再热汽未起压时，低旁为关闭状态，当再热汽压升至0.2Mpa，低旁阀开始打开调节，维持再热汽压0.2Mpa，直至低旁调阀开启至25%开度；
（3）当低旁阀开度达25%后，保持低旁阀开度不变，再热汽压力升高直至再热汽压力1.4Mpa；
（4）低旁阀开始调节（ASA方式自动转化至压力控制方式），通过低旁调节阀维持再热汽压力在1.4Mpa；
（5）当发电机并网带负荷后，随着负荷的升高，中压调门逐渐开大，再热汽压力降低，低旁阀逐渐关小，直至全关。
（6）低旁关闭后，低旁压力控制设定值自动升高（此值根据第一级压力计算得来），当再热汽压力实际压力值大于压力设定值时或再热汽压力超过4.4Mpa，低旁自动打开调节。
（7）低旁跳闸后，须投入低旁复位SLC进行复位。
锅炉MFT的条件？
答：（1）手动MFT；
（2）两台送风机全停；
（3）两台吸风机全停；
（4）1～2台磨煤机且无油燃烧器运行时，两台一次风机跳闸；
（5）3～4台磨煤机运行，两台一次风机跳闸；
（6）1～2台磨煤机且无油燃烧器运行时，一次风母管压力＜6Kpa，延时15s；
（7）3～4台磨煤机运行，热一次风母管压力＜6KPa延时15s；
（8）汽包压力＞4.14Mpa时，汽包水位≥+203mm；
（9）汽包压力≤4.14Mpa时，汽包水位≥+254mm；
（10）汽包压力＞4.14Mpa时，汽包水位≤-280mm；
（11）汽包压力≤4.14Mpa时，汽包水位≤-356mm；
（12）炉膛压力高≥+2KPa，延时２秒；
（13）炉膛压力低≤-2KPa，延时２秒；
（14）炉膛压力高≥+3.74KPa，联跳两台送风机；
（15）炉膛压力低≤-3.74KPa，联跳两台吸风机；
（16）火检冷却风母管压力≤3.5KPa，延时10秒；
（17）任一火焰检测探测到有火后，全火焰失去；
（18）任一点火油枪投过后，所有磨煤机停且无点火油枪或油燃烧器运行；
（19）总二次风量＜30%BMCR；
（20）汽机跳闸（锅炉燃烧率＞20%）；
（21）汽机跳闸（20%＞锅炉燃烧率＞10%高低旁任一未开）；
（22）锅炉吹扫后，延时10分钟未点着火；
（23）再热器入口任一点蒸汽温度高≥425℃。
（24）任一台给煤机运行5分钟，所有主火检失去。
（25）一分钟内同44）时失去8只及以上主火检及对应小火检。
（26）燃料量＞20%，发变组220KV开关OFF
锅炉结焦现象、原因及处理？
答：（1）现象：
①排烟温度上升。
②对流受热面结焦时，烟道负压增大。
③炉膛局部结焦时，吹灰后，捞渣机渣量增大。
④炉膛结焦严重时，减温水量增加脱焦时，炉膛压力变正。
⑤受热面壁温高。
（2）原因：
①燃煤灰熔点低。
②燃烧优化不合理。
③吹灰器工作不正常或吹灰不及时。
（3）处理：
①投用下层煤燃烧器，降低炉膛出口温度。
②若因煤种原因造成结焦时，通知燃料，改变煤种。
③对结焦的部位加强吹灰。
④结焦严重时，投入点火油枪稳燃，申请降负荷脱焦。
⑤结焦严重，无法维持机组安全运行时，及时汇报值长，申请停炉。
220ＫＶ线路故障跳闸象征及处理？
答：（1）象征：
①发出事故音响和报警信号。
②掉闸开关绿灯闪光，表计指示到零，“故障录波器启动”。
③可能发出“高频闭锁距离保护动作”、“高频闭锁方向保护动作”、“接地距离保护动作”、“重合闸动作”、“三相不一致动作”光字牌。
（2）处理：
①投重合闸的线路，不论重合闸动作成功或不成功，汇报值长，检查重合闸动作情况，检查开关动作情况。如果重合闸动作不成功，不允许自行再次强合，应根据调度命令处理。重合闸装置未动作或无重合闸、重合闸停用时。
②单电源线路故障开关掉闸，值班人员无需等待调度命 令，应立即强送一次，再向调度汇报，（发现明显故障点除外）
③两端有电源的线路故障开关掉闸，任何人不得自行强送，及时汇报值长，根据调度命令处理。
④对掉闸线路开关进行全面检查。
⑤做好记录，复归信号。
磨煤机出口温度是如何规定的？
答：磨煤机的出口温度代表原煤和煤粉的干燥程度，同时影响磨煤机的出力和煤粉气流的着火。磨煤机出口温度根据不同煤种决定，通常应保持尽量高的出口温度运行，但不得超过相应煤种的安全极限温度，否则，磨煤机会有着火的危险。任何情况下磨煤机的出口温度温度不得超过93度
何种情况时禁止机组起动？
答：（1）机组跳闸、联锁保护功能试验不格，自动控制不能投入。
（2）TXP控制系统工作不正常。
（3）机组主要监视仪表或参数异常，影响机组启停及正常运行。
（4）汽轮机高中压主汽门及调门、高排逆止、各级抽汽逆止门及抽汽电动门动作不正常。
（5）汽轮发电机组转动部分有明显的摩擦声。
（6）抗燃油、润滑油、密封油油质不合格。
（7）抗燃油泵，交直流润滑油泵，交直流密封油泵工作不正常。
（8）顶轴油系统，盘车装置工作不正常。
（9）仪用气系统工作不正常。
（10）轴封供汽不正常。
（11）高、低压旁路系统工作不正常。
（12）汽轮机高、中压内缸上、下缸温差≥30℃。
（13）汽轮机高压缸差胀>10.8mm或<-1.5mm；汽机低压缸差胀>20.5mm或<-2.5mm。
（14）汽机防进水保护系统工作不正常。
汽机升温升压是如何规定的？
答：升压范围（MPa） 时间（mix） 升温率（℃/mix） 升压率（MPa/mix）
锅炉点火至起压 40 ＜1.5
0～6 180 1～1.5 0.03～0.05
6～10 170 0.3、0.45（主、再） ＜0.03
蒸汽品质合格至冲转、并网 240～300 0 0
10～17 240 ＜0.5 ＜0.1
主汽压力是如何规定的？
答：保持锅炉侧主汽压力不得高于17.5Mpa，主汽压力达到17.5Mpa时，适当减少燃料量；炉侧过热器出口压力上升至17.9Mpa或机侧主汽门前压力升至17.5MPa且有上升趋势时，迅速拉掉一台磨煤机，汽压仍上升时，开启PRV进行降压。
汽温调整有何规定？
答：（1）锅炉负荷超过50%BMCR，过、再热汽温控制在541（+5，-10）℃，当负荷＜50%BMCR时，过、再热汽温按曲线控制。
（2）正常情况下控制低过出口汽温≯415℃，屏过出口汽温≯461℃。减温水量控制不应大起大落，两侧喷水量应尽量接近，两侧汽温偏差≯15℃。若喷水量过大或两侧喷水量、汽温偏差过大，应采取吹灰、燃烧调整等手段进行调整。
（3）再热汽温依*烟气挡板调节，当再热器出口汽温＞541℃而再热器侧挡板已关至60%时，方可投入事故喷水，低负荷尽量不用事故喷水。
（4）用烟气挡板调节再热器汽温时，应保证再热器侧和过热器侧挡板开度之和应＞100％。
（5）锅炉负荷≤10%BMCR时，不得投用喷水减温器。初投喷水时，应特别注意喷水后汽温变化，防止汽温骤降或蒸汽带水进入过热器或再热器。
（6）正常运行中，减温水控制投入“自动”运行，任何人不得随便解除，当减温水自动失灵或事故情况下，减温自动不能满足运行要求时，方可解除自动，改手动调节。
汽包水位如何调整？
答：（1）锅炉运行中，水位调整自动运行，汽包调节水位设置在“0”位，就地水位计和控制室水位计应指示一致。
（2）锅炉启、停和低负荷运行时，用30%给水调节阀单冲量调节汽包水位。
（3）正常运行中，两台汽泵运行，电泵备用，给水控制通过调节给水泵转速实现。
（4）异常工况下，自动不能满足调节要求时，切为手动。
如何进行余热烘干法保养？
答：按正常冷却方法对锅炉进行冷却，当汽包压力≤0.5MPa，汽包最高壁温＜200℃时，开启省煤器放水、水冷璧下联箱放水门，锅炉快速放水。当汽包压力降至0.1Mpa时，开启汽包、过热器空气门，直至将炉水全部放尽；待受热面内蒸干后关闭锅炉各疏放水门、各放空气门，密封锅炉，在汽包或联箱等处放入吸潮剂。保养期间定期检查、添加或更换吸潮剂。
锅炉的防冻。
答：（1）冬季将锅炉伴热系统投入运行，发现缺陷及时联系处理。
（2）锅炉风机油站、磨煤机油站无检修工作时应投入运行。
（3）冬季停炉放水时，应采用余热烘干法放水。
（4）设备的冷却水保持畅通，若冷却水必须停用时，打开管道放水门，把水放净，无放水门时应联系检修解法兰放水。
（5）保持厂房内的取暖装置良好，并投入运行。
（6）经常检查各设备、系统管道保温处于良好状态。
（7）锅炉厂房、辅机室的门窗应关闭严密。
（8）锅炉本体消防水管在环境室温较低时，关闭进口总门，开启锅炉本体消防水管空气门和放水门，放尽存水。 | 
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发表于 2007-3-30 08:42:24
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发表于 2007-4-29 13:33:46
