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您要查找的资源可能已被删除，已更改名称或者暂时不可用。发电厂燃煤机组运行技术问答1
主机在哪些情况下，应立即破坏真空紧急停机？
　　答：在下列情况下，主机应破坏真空紧急停机：
汽轮机转速升高到3360r/min，而电超速保护和危急保安器不动作。
(2) 汽轮机内部发生明显的金属碰击或摩擦声音。
(3) 汽轮机发电机组任一道轴的振动到0. 254mm而保护不动作。
汽轮机发生水冲击或主蒸汽温度、再热汽温度在不到30分钟时间内突降65.
5℃或高、中压缸上、下缸温差超过55. 5℃。
(5) 轴封处摩擦发生火花。
(6) 汽轮机任一道轴承冒烟或推力轴承、轴承回油温度达83℃。
汽轮机轴承金属温度（1瓦、2瓦、3瓦、4瓦）升高至113℃，发电机励磁机轴承金属温度（5瓦、6瓦、7瓦）升高至107℃。
(8) 汽轮机推力轴承金属温度任一点升高至107℃。
(9) 轴承润滑油压下降至0.048MPa，而保护装置不动作。
(10) 汽轮机润滑油箱突降至-563mm（就地指示器为准）。
汽轮机轴向位移：向发电机端≥1mm，或向调速端≤-1mm，而保护装置不动作。
(12) 汽轮机差胀＞18. 98mm或＜1mm。
(13) 汽轮机油系统着火且不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行。
(14) 主蒸汽、再热蒸汽、给水的主要管道或阀门爆破。
(15) 主机两台润滑油冷油器同时大漏。
2. 影响再热汽温的因素有哪些，运行调节中如何利用这些因素？
　　答：影响因素有：（1）火焰中心的改变，包括摆角的上下、运行哪几台磨煤机、磨煤机煤量的分布等；（2）配风的影响，即各层小风门的开度；（3）水冷壁、过、再热器的结渣状况；（4）减温水的影响；（5）燃用煤种的特性，包括挥发份、含碳量等；（6）加减负荷时总煤量的影响（7）吹灰的影响；（8）主汽压的影响；（9）炉膛总风量的影响；（10）高压缸做功效率的高低也会影响高排温度，从而影响再热汽进口温度。
3. 发电机密封油与氢气压差降低的原因及处理方法？
答：原因：（1）测量装置故障；（2）差压阀故障；（3）密封油箱油位低，或系统阀门误操作；（4）密封油泵跳闸或未开；（5）备用密封油来逆止门不严，或再循环门开度过大
；（6）密封油泵出口安全门起座，不复位；（7）密封油系统滤网脏；（8）密封瓦油档间隙太大。
处理：（1）如因密封油压降低而引起的差压降低应迅速查明原因，调整并恢复正常值，如油压不能恢复正常值，应降低氢压，降低负荷运行，如油压降低到极限值，应立即报告值长停机排氢。（2）若油系统故障，应立即汇报值长，并通知检修人员及时处理，并尽量维持油压和油氢压差正常。
4. 汽轮机EH油压低有哪些原因？如何处理？
答：EH油压降低的原因有：
（1）EH油泵故障或进出口滤网堵塞；
（2）溢流阀故障；
（3）EH供油系统泄漏或误操作；
（4）油动机伺服阀泄漏；
（5）EH油箱油位过低；
（6）EH油滤网压差大；
（7）高压蓄能器氮压降低或到零，将引起EH油压晃动。
处理要点：
（1）根据EH油压下降情况，增开一台备用EH油泵或调换EH油泵运行；若EH油压已降至10Mpa，应检查备用泵自启动正常，否则立即手动启动备用泵。
（2）检查EH油系统有无泄漏，如有泄漏点，在保证维持机组运行的前提下立即隔绝泄漏点，通知检修处理并对EH油箱加油。若无法隔绝漏油点，无法维持机组运行，则申请停机。
（3）检查溢流阀动作情况，若动作压力偏低或内部泄漏，联系检修处理。
（4）若某一油动机伺服阀泄漏，可根据情况要求机组减负荷，做相应隔绝后，由检修处理。
（5）检查高压蓄能器氮压，若低于8.27Mpa，应通知检修重新充氮气。
（6）当EH油压已降至9.31Mpa，应检查汽轮机低油压保护脱扣动作正常，否则手动脱扣停机。
5. 汽轮机启动过程中过临界转速应注意哪些问题？
答：汽轮机启动过程中，过临界转速应注意以下几点：
⒈过临界转速时，应快速平稳的越过临界转速，但注意亦不能反动速冲过临界转速，以防造成不良后果。
⒉过临界转速时，应注意对照振动与转速情况，由于机组发生振动的原因较为复杂，如润滑油温过高或过低，油膜振荡，密封油温度变化大等等，所以，应据具体情况确定振动类别，分析原因，以防误判断。若轴振超过0.25mm应立即停机，待转子停止后，连续盘车并查大轴弯曲值。
⒊越临界转速时，应监视机组振动及轴承油膜压力，振动声音应无异常，如有振动超限或有碰击磨擦声等，应立即打闸停机，查明原因确认无异常后方可重新启动。
⒋越过临界转速后应控制转速上升速度，升速过程中注意，轴封汽压力、温度、凝汽器真空、水位应正常。
6. 试分析发电机氢气纯度降低原因及处理？
答：发电机氢气纯度降低的原因一般有以下几种：（1）密封油系统运行不正常，空侧密封油压过高于氢侧，则空侧密封油向氢侧窜流过多，使空气带入引起氢纯度降低。（2）氢干燥风机入口处有泄漏点。（3）补氢纯度不合格。（4）测量装置故障。处理方法：增加发电机换氢量，调整密封油压，控制空、氢侧密封油压差在±490Pa范围内，检查泄漏点及时消缺。化学定期实测氢纯度。
机组启动时除氧器加热为何规定凝结水温度不高于60℃？如何控制？
答：机组启动前，除氧器开始加热凝结水时，一定要保证凝结水泵出水温度不高于60℃，这是化学水处理的要求，因为凝结水温度太高，容易使化学精处理中的树脂碎裂，而且水中的二氧化硅胶体不易除去。一般来说，保证凝结水泵出水温度低于60℃的措施有（1）控制除氧器加热温度；（2）增大凝汽器循环水量；（3）适当提高凝汽器汽侧水位；（4）提前抽真空（如已建立真空，温度仍高，可提高真空度）。
目前1号发变组有哪几项保护未正常投运？分别试述这几项保护有何功用？
答：目前1号发变组的“转子表层过负荷I/II、发电机失步、发电机过电压”保护均投信号，未投跳闸；
转子表层过负荷：三相负序电流在发电机定子转子的气隙间产生反向同步速旋转磁场，则转子相对于负序旋转磁场有两倍的同步速，因此在转子表层产生倍频电流，此电流在转子端部护环与转子本体之间等分流较大的部位产生局部高温，将转子灼伤，如转子本体与护环温差过大，还将造成护环脱落，发生严重故障。
失步保护：a、因发电机电抗参数较大，而系统电抗较小，当发生系统振荡时，振荡中心往往落在发变组内部，使机端电压随振荡作大幅度波动，引起厂用机械难以稳定运行，甚至会处于制动状态而造成严重后果；b、失步运行时，当发电机电势与系统等效电势相位差为180o瞬间，振荡电流大的幅值接近机端三相短路时流经发电机的电流，此电流要在较长时间内反复出现，使定子绕组受热损伤或端部遭受机械损伤。c、振荡过程中产生对轴系的周期性扭力，可能造成大轴严重机械损伤。d、大机组与系统失步，可能造成系统解列或崩溃。
过电压保护：当发电机满负荷运行时突然甩负荷时，发电机电压可能在短时间内上升较高，持续时间可达数秒钟或者当电力系统故障引起过电压时，均会对发电机定子绕组主绝缘构成威胁，同时将引起主变、厂高变过励磁和过磁通，造成绝缘过热或绝缘材料永久性损伤。
有哪些保护(包括热控和电气)会引起一次风机跳闸？我厂6kV电动机的零序保护是怎样构成的？
答：电气综合保护装置动作(包括速断、负序、零序)及低电压保护动作会引起一次风机跳闸。
我厂6kV电动机的零序保护主要是反应电动机(含电缆)单相接地的保护，由零序电流互感器(安装于一次风机开关柜下CT箱内)及综合保护装置的零序电流继电器构成。
造成两台一次风机跳闸的热控保护回路有：锅炉运行中两台吸风机跳闸、两台送风机跳闸、两台预热器跳闸和MFT。
造成一次风机跳闸的热控保护回路还有：运行中出口风门关闭或启动后60s出口风门未开启。
我厂发变组有哪些保护动作后引起机组“全跳”？何谓“程序跳闸”？目前哪些保护投“程跳”？
答：动作于“全停”的保护：发变组差动I/II、发电机差动、发电机定子绕组过负荷I/II、发电机转子表层过负荷I/II、发电机低压过流、发电机负序过流、发电机逆功率、发电机程序跳闸逆功率、发电机定子过电压、发电机定子接地3U0、主变差动、主变重瓦斯、主变压力释放、主变零序、主变中性点间隙零序、主变阻抗、发电机紧急跳闸按钮、220kV母差动作停机。
程序跳闸：当发电机过励磁、失磁等保护动作后，应保证先关闭主汽门，等出现逆功率状态时，逆功率继电器动作后，允许主变开关跳闸。程序跳闸方式可避免因主汽门未关闭而主变开关先跳闸引起“飞车”事故。
动作于“程序跳闸“的保护：发电机过磁、发电机失磁、发电机失步、发电机断水、灭磁开关联跳、主变冷却器故障。
当单机运行时，机组故障跳闸，且失去厂用电源，迅速恢复机组的启动应做哪些操作？
答：检查备合闸不成功的原因，在确准6kV母线正常的情况下尽快恢复电源。然后顺序恢复循环水、闭冷水、仪用气和雾化蒸汽系统的运行。采取避免锅炉的汽压快速下降的措施（关闭疏水、关小吸送风机动叶开度）。
雾化蒸汽的汽源的确定：锅炉雾化自汽或其他倒入的蒸汽系统，并进行暖管。
12. 运行中停用一台预热器消缺，如何进行隔绝操作?
答：在进行消缺的操作和隔绝之前，对保留运行的辅机设备进行一次全面检查，并对风烟系统通路的相关设备（档板）位置进行重点的检查核对（还应对要保留运行的预热器进行反复连续的吹灰）。
操作过程：负荷减至180MW后，请热控将对应侧吸，送风机在运行状态时预热器不可停用的联锁保护脱开，然后将预热器的进出口烟气档板逐个关闭，此时应注意炉膛负压的变化和吸风机的运行工况。然后根据预热器的二（一）次风的出口温度的下降趋势关小预热器出口二次风门和关闭进出口一次风门，同时需注意风温下降对磨煤机出口温度的影响和对燃烧工况的影响，（在进行这项操作前还应检查各运行磨煤机的冷、热风门有关小和开大的裕度），待转子温度降低后，可将预热器停用并检查预热器盘车自启动投运正常。运行3～5分钟后将预热器盘车停用并按检修工作票检修隔绝。
在该预热器检（抢）修过程中，应对该预热器的状态和参数进行严密监视，并要求检修经常盘动该预热器的转子。若预热器处的烟温有上升趋势，在盘动预热器的转子的前题下，可就地近控手动略开二次风门通风冷却。
负荷变动时，如何控制氧量来满足燃烧的需要，指示的氧量变化趋势是怎样的？为什么？
答：锅炉负荷变动时，应适当地改变一次风和二次风量，使氧量适当，以调整燃烧。氧量变化的趋势是随着负荷的降低而增大，其原因有：
高负荷时，由于煤粉浓度较大，火焰中心温度及烟气温度较高，煤粉准备性能好，燃烧工况也好，此时的总风量的大小只要能满足挥发分和煤粉可口
断开燃烧需要。而当低负荷时，煤粉着火性能和燃烧工况变差，为保证燃烧稳定及燃烧完全，我们可以适当的提高一、二次风量，也就是适当提高氧量来加强煤粉和烟气的混合及热带利于锅炉燃烧。
低负荷时，理论燃烧所需空气量相应减少，而烟道漏风量基本不变，因此烟道漏风系数变大，而当燃烧工况不变情况下，尾部烟道所测氧量随着烟道漏风系数的增加而增大因此，降负荷时，氧量指示也应随之变大。
14. 低负荷时进行燃烧系统调节操作应注意哪些方面？
答：1.应及时了解所燃煤种的燃料特性并根据该煤种的燃料特性及时调整运行工况，保持适合的风煤配比和一、二次风的配比。
2.低负荷运行时，尽量保持下层的磨煤机和相邻的磨煤机运行。
3.在监盘时应对磨煤机一次风的压力、流量、温度、磨煤机的出力、电流、出口温度、报警信号及火检信号等重要参数严密监视，及时调整，对因故障出系的自动调节装置及时切为手动调节，对各参数的变化要及时分析原因。
4.应注意汽温、汽压、水位、蒸汽流量及给煤机运行工况的变化，并及时进行风量和炉膛负压的调整，炉膛负压不宜过大。操作幅度要小。
总之，锅炉低负荷时的燃烧调整应根据负荷、燃料性质、制粉系统运行方式、煤粉细度、排烟温度、风量、风温、氧量、煤粉着火情况、炉膛出口两侧烟温等综合进行。
15. 高加停运后，锅炉加负荷操作时应注意哪些问题？为什么？
答：高加停运后，省煤器出口水温大大下降，进入汽包的给水温度下降一百多度，使水冷壁中蒸汽产汽量减少，若锅炉燃料量和风量不变，则流经过热器的蒸汽量减少，相对吸热量增加，使蒸汽汽温偏高。在锅炉加负荷时，应密切注意过热汽温和再热汽温值，并且加燃料的速度不能过快，风量不能过大，以防汽温迅速上升。同时，应注意调节减温水，把汽温限制在限值内。若汽温居高不下，而减温水量又过大，可对炉膛进行吹灰，改善水冷壁传热效果，增加产汽量，降低汽温。另外，由于高加停运后的给水温度下降引起锅炉效率降低，蒸汽流量降低，在相同燃料量的情况下，所带负荷会比高加投运时为低，所以高加停运后锅炉加负荷时应注意比高加投运时的燃料量略多一下以保持所需负荷。
并可采取以下措施防范：
1．机组运行时，最大可能地提高主汽压力，因为汽压升高，给水的汽化潜热减小，这样可提高炉内产汽量，以至过热部分温度下降。
2．加强对炉膛的吹灰，增强炉膛吸热量。
3．锅炉的燃烧器摆角应下摆，降低炉膛的火焰中心。
4．加负荷时，燃料量和风量不宜加得过快。不易过快地降低主汽压力来增加加负荷速率。
5．控制较低的氧量（过剩空气量），并可适当开大上几层风门。
6．有可能的话，应使用下层磨来降低火焰中心。
简述我厂直流系统结线方式及作用。直流系统接地有何现象？如何处理？
答：我厂直流系统分110V和220V两个电压等级。其中110V直流用于控制、保护、仪表、信号，220V直流主要供动力（如直流油泵）、事故照明、UPS等。
110V直流系统分1号机、2号机、循泵房、输煤、煤码头五大部分，各部分各自独立运行。网控部分由公用直流屏供电。1号机、2号机部分各有2组直流母线、3台整流器、2组蓄电池。循泵房、输煤、煤码头各有1组直流母线、2台整流器、1组蓄电池。
220V直流系统分1号机、2号机两部分，每台机各设1组母线、2台整流器、1组蓄电池。
当直流系统接地时，集控室CRT电气画面上会出现直流电压异常、绝缘降低报警信号，此时应即到现场检查确认，现场也会有“电压异常、绝缘降低”报警信号，并核对直流母线电压，可采用绝缘检测仪查找接地点。当绝缘检测仪已显示某一馈线接地时，如“6kV公用1A段控制电源A”接地，可进一步采取拉路法，瞬时拉路停电，以判明6kV公用1A段上具体哪一仓设备接地。当采用拉路法时，试拉前，应做好安全措施，以防有关保护或自动装置误动。拉路时主要先后顺序。
17. 发电机测量绝缘有何规定？在哪些部位测量绝缘？
答：发电机每次停机后和冷态启动前应测量绝缘；热态启动视具体情况，由值长决定是否测量绝缘。
测量发电机静子回路绝缘电阻，采用高压摇表测量，其绝缘电阻值不作规定。测量结果若较上次有显著下降（需考虑温度或湿度变化的影响），如降低至前次的1/3～1/5，应查明原因将其消除。
测量发电机励磁回路绝缘电阻，应包括主、副励磁机，可采用低压摇表测量，其励磁回路全部电阻值不应小于0.5MΩ。
测量发电机静子绝缘，必须将各来电部分可靠隔绝，且在主变220kV侧接地的情况下进行。若是停机后测绝缘，还需待发电机转速降至500r/min后再测量，以确保人身安全。
测量绝缘部位为：在避雷仓内测量发电机静子绝缘；在发电机转子负极集电环上测量发电机转子回路绝缘。
在下列部位测量励磁回路绝缘：调节器A柜交流开关41SKA副励磁机侧、调节器A柜直流开关41MKA主励磁机侧、50Hz手动励磁交流开关40SK两侧、50Hz手动励磁隔离变调压变侧。
18. 电气保护中的“大差动”、“小差动”保护范围有何区别？
答：对于大容量发电机－变压器组，为了确保快速切除故障，通常采用双重纵差动保护，即发电机、变压器和厂高变各自装设纵差动保护作为主保护。另外装设一套保护范围包括发电机变压器和厂高变在内的共用的纵差动保护作为后备保护。其CT装设位置：发电机差动保护CT装于发电机出口侧和发电机中性点侧；主变差动保护CT装于主变220kV侧和20kV侧；厂高变差动保护CT装于厂高变20kV侧和6kV侧；发变组大差动保护CT装于主变220kV侧、发电机中性点侧、厂高变6kV侧。
机组滑参数停机时控制参数指标有哪些？并有哪些操作注意事项？
答：滑参数停机应控制指标为：（1）主蒸汽压力降压速率≯0.3Mpa/min；（2）主蒸汽、再热汽温降速率≯1.5℃/min；（3）主蒸汽、再热汽的过热度保持在50～80℃；（4）主蒸汽A、B两侧温度偏差≯14℃；（5）再热汽A、B两侧温度偏差≯14℃；（6）主蒸汽与再热汽温度偏差≯41.7℃。
滑参数停机注意事项：（1）注意控制温降速率和温度偏差。并注意监视调节级温度、中压叶片持环温度、中压转子中心孔温度、主汽门汽室温度等各点温度变化趋势。（2）密切注意汽轮机有无水击形象。（3）由于蒸汽参数较低，滑停过程中，不准进行汽轮机充油试验、超速试验及主汽门、调门开度试验。（4）降负荷过程中，注意检查各对应负荷下有关疏水门应自动打开，否则手动打开。（5）注意监视轴承温度、轴振、轴向位移、差胀、推力轴承温度。
滑参数停机时有关锅炉停炉操作要点：
负荷250MW后，逐渐开足调门，减燃料滑压运行。主汽压力降至4.0MPa后，采用逐渐关小调门，维持定压运行并缓慢减燃料，降负荷。当负荷减至30MW时，采用维持负荷、缓慢开大调门分段降压运行。
滑参数阶段的燃烧器控制，尽量采用磨煤机A和AB层油枪，注意AB层油枪数量不少于3根（火焰支持有效），油量可控制在4.5t/h左右。当负荷降低至30MW，主汽压力3.0MPa左右将磨煤机A停用。燃烧器的摆角可向下调至－10?及以下，在保持总风量和炉膛差压不变的前提下，适当开大BC层的辅助风门。
滑参数阶段的Ⅰ、Ⅱ级减温后的温度控制，开始减负荷时按正常方式控制汽温并逐步将主汽温度降低至500℃，当负荷减至150MW后，在降温过程中应严格控制Ⅰ级减温后的温度要大于或等于当时汽包压力下的饱和温度，当负荷减至60MW后，Ⅱ级减温后的温度要求控制大于当时主汽压力下的饱和温度20℃。
为保证滑参数停机时汽包水位和Ⅰ、Ⅱ级减温流量的稳定，当主汽流量＜300t/h时，将给泵C再循环及再循环旁路打开；当给水流量＜120t/h后，需将省循门自动出系并保持开启；并保持定排一定的开度。
20. 为避免燃烧器出口结焦，运行的调整措施有哪些？
答：运行中适当提高风粉比以提高一次风的流速，采用较大的风量配置，保证二次风的流速，适当开大燃料风,避免喷口周边缺风形成还原气氛，控制煤粉流的着火距离；避免四角切园中心的偏离冲墙。
当汽机调门不变时，锅炉增加燃料量和相应的风量时，主蒸汽压力、蒸发量、机组功率将如何变化？请用文字和图表表述。
答：当锅炉燃料量发生扰动（内扰）时，锅炉的汽压、蒸发量和机组功率变化的特性为：燃料量增加ΔB，使水冷壁吸热量增加ΔQ，这时输入热量＞输出热量，汽压上升，对应工质温度上升，汽包等金属温度也随之上升，炉水和金属将吸收热量，使汽压上升速度滞后。由于汽机调门开度未变，在汽压升高时主汽流量和机组功率也随之上升。
试比较汽轮机采用单阀控制或顺序阀控制，对机组运行性能有何影响？为优化运行，应采取怎样的变压控制方式？
答：本厂引进型300MW汽轮机调门进汽方式有两种，即单阀方式和顺序阀方式。
单阀方式即节流方式。此时所有调节阀同时开启或关闭，以改变阀门的流通面积。在单阀方式下，蒸汽通过所以调节阀和喷嘴室，在360°全周进入调节级动叶片，这样，这些零件的加热和膨胀比较均匀，热应力也相应较小。但是，由于在单阀方式下存在节流损失，故汽轮机的热效率较低。
在顺序阀方式下，各调节阀在恒定的或变化的主蒸汽参数下按照给定的顺序开启或关闭。在此方式下，由于是部分进汽，故热应力较单阀方式时大。此外，由于此时节流损失量小，故经济性比单阀方式时高。
按照上汽厂推荐的典型滑压曲线，当负荷260MW以上时，采用定压运行方式，压力维持16.7MPa；当负荷120～260
MW之间时，采用滑压运行方式；负荷低于120
MW时仍采用定压运行方式，压力维持8.0 MPa。
而目前我厂1、2机实际采用的滑压曲线为，当负荷240MW以上时，采用定压运行方式，压力维持16.7MPa；当负荷150～240
MW之间时，采用滑压运行方式；负荷低于150
MW时仍采用定压运行方式，压力维持12.5 MPa。
23. 发电机静子单相接地故障有何危害？
&答：发电机的中性点是绝缘的，如果单相接地，由于带电体与处于地电位的铁芯间有电容存在，产生单相接地后，接地点就会有电容电流流过，其值取决于发电机定子绕组的接地电容电流和与发电机有电联系的电网接地电容电流，而且与绕组接地线匝的份额成正比，当机端发生金属性接地，接地电流最大，而接地点越靠近中性点，接地电流愈小。当接地电流较大时，可能产生电弧烧伤静子铁芯并进一步扩大静子绕组绝缘损坏的范围。同时，绕组发生一点接地后，如没有及时发现，则当绕组又发生另一点接地时就会造成匝间或相间故障，使发电机静子遭受更严重的破坏。所以，发电机静子发生接地后，最长运行时间不能超过30分钟，在此期间运行人员必须及时进行检查和处理。
汽轮发电机在启动过程中，有哪些因素将引起机组振动？产生这些振动对运行时有哪些特征？
答：汽轮发电机在启动过程中引起机组振动的因素有：
⑴机组进汽参数骤变。
⑵润滑油压、油温或发电机密封油温变化，以及发电机四只氢冷器出口氢温偏差大。
⑶机组动静部分有磨擦。
⑷机组缸体积水，引起上下缸温差、缸胀增大，甚至发生水冲击。
⑸汽轮机滑销系统卡涩。
⑹汽轮机轴瓦磨损。
⑺机组零部件有松动，甚至脱落。
⑻汽机断叶片。
⑼电网周率变化。
⑽发电机静子、转子电流不平衡。
⑾发电机电磁率不平衡，发生变化。
⑿另外汽轮机在冲转过程中经过临界转速时，也会引起机组振动增大。
产生这些振动时运行时的特征为：
⑴在CRT画面及DEH画面上有机组振动的报警信号。
⑵监视画面上机组轴振动数值上升。
⑶就地能听到机组振动明显增大，甚至有明显的金属撞击声和磨擦声。
25. 汽机润滑油系统有水的原因？以及处理方法？
答：引起汽机润滑油系统进水的原因：
1.汽机轴封蒸汽压力太高，使轴封汽量过大，漏入油系统，使油系统中带水。
2.轴封加热器水位过高或轴加风机故障，使轴加内真空过低，引起轴封汽回汽不畅，引起油中带水。
3.油系冷油器泄漏，闭冷水压力大于油压，使水漏入油系统中。
处理方法：
严格控制不同负荷阶段下的各轴封汽压力，控制轴封汽进汽量。
运行中保持轴加水位在正常允许范围内，维持轴加风机正常运行，保持轴加内负压正常。
经常监视油箱油位，若油位短期内不正常升高，可能是冷油器泄漏，应及时切换备用冷油器，隔绝泄漏冷油器，平时应定期给油箱放水。
机组运行中保持油箱排烟风机正常运行，及时排出油箱中积聚的水蒸汽和空气，并使回油畅通，使油管道死角或轴承箱等处积聚的水蒸汽和其它气体等能及时排出。
26. 发电机解列操作时应注意什么？
答：发电机的有功负荷减少速度决定于热机，在正常情况下，发电机解列应与机炉协调进行。在减负荷过程中，应及时调整无功。正常情况下解列前，有功负荷降至180MW时应将厂用电源切至备用电源供电，并将厂高变6千伏开关改为冷备用。且合上主变220千伏中性点接地闸刀。
发电机解列前，应先将50Hz手动励磁自动投入切换开关切至“退出”位置，然后将发电机有功负荷降至零，无功负荷5Mvar左右进行解列操作，操作时应注意不要使无功减至进相，以免失磁保护动作跳闸，但有功负荷必须降至0方可拉开主变220千伏开关，然后通过三相静子电流及有关信号分析，确证三相开关断开后，方可降低励磁，然后拉开调节器直流开关。
27. 发电机的负序电流保护起什么作用？
　　答：发电机的负序过电流保护主要作为转子本体表层的过热保护，同时可兼作发电机外部不对称短路的后备保护，发电机外部发生不对称短路或三相负责不对称，其定子绕组将出现负序电流，该电流所建立的旋转磁场的旋转方向与转子转动的方向相反，以2倍的同步转速切割转子，将在转子本体、槽契、阻尼条和励磁燃感应产生100Hz电流，这部分电流在转子中引起额外损耗和发热，导致转子温度升高，在转子的端部、表层、护坏内表等局部地区有很大的电流密度，可能造成这些部位的热灼伤，局部高温还有使护坏松脱的危险，导致重大事故。另一方面，负序电流的旋转磁场产生2倍频率的交变电磁转矩，使机组产生100Hz的振动。负序电流引起的附加发热和振动，其危害程度与发电机类型和结构有关，对汽轮发电机，其承受负序电流的能力主要取决于转子的附加发热。因此，发电机负序过电流保护是对定子绕组电流不平衡引起转子发热的保护。
　　当电力系统发生不对称短路或非全相运行时，发电机定子绕组中将流过负序电流并在发电机空气隙中建立负序旋转磁场方向与转子转动的方向相反，造成转子上感应出两倍额定频率的电流，就在转子中部沿轴向流通和转子本体端段附近转向周界方向形成闭合回辂这部分电流在转子中引起额外损耗和发热，导致转子温度升高。在转子的端部，表层及护坏内表等局部地区有很大的电流密度，可能造成这些部位的热灼伤，局部高温还有使护坏松脱的危险，导致重大事故。另一方面，负序电流的旋转磁场产生两倍频率的交变电磁转矩，使机组产生100Hz的振动，负序电流的危害程度与发电机料想结构有关，对汽轮发电机，其能承受能力主要取决于转子的附加发热。因此，发电机装设负序电流保护是十分必要的。
负序电流保护能直接反应对发电机很危险的负序电流并在傧
对不对称故障有较高的灵敏度，在变压器后短路时，保护的灵敏度与变压器绕组的接线方式无关。
28. 电气系统正常运行方式规定
正常运行方式：（双母线，母联开关合上，旁路母线空充）
220千伏旁路开关正常应充电旁路母线，29815旁路闸刀、29825旁路闸刀、29835旁路闸刀、29845旁路闸刀常断开。旁路开关运行于正母或副母均可。代馈线时，按所代馈线决定运行正母或副母。
为有利于事故处理，确保运行机组厂用电备用电源可靠。01号启动变与运行机组应置于不同母线上，两台机组运行时，01号启动变运行于正母或副母均可。
园新2981与园新2982应置于不同母线上；园鹿2983与园鹿2984应置于不同母线上。
1号主变、园新2981、园鹿2983均置于正母；2号主变、园新2982、园鹿2984均置于副母，以便于记忆。
29. 6kV母线失电应如何处理？
6kV厂用段母线常用开关跳闸时，备用开关应自动投入。运行人员应分析、检查故障跳闸原因，并通知检修人员。
6kV厂用段任一母线常用开关跳闸后备用电源未自切时，如无明显的母线故障象征及相关信号，可能由于开关故障、保护误动或备合闸装置失灵等造成,允许不经检查立即合上备用开关，但伴随母线失电的同时有反应母线故障的信号（包括继保掉牌及集控光字信号）发出时，则严禁合上备用开关。如备用开关合上后再次跳闸，则说明母线发生了短路故障，应将母线隔绝停役检修，并调整运行方式（特别注意调整循泵运行方式），开出备用辅机及恢复各400V低压电汇的供电，进行降负荷的相应处理。
6kV厂用段母线发生短路故障时，将由继电保护动作使常用开关跳闸并闭锁自切。此时应立即拉开该段母线上的所有开关及相应低压厂变的400V开关。全面检查故障母线，寻找故障点。如故障点可以隔绝，则隔绝故障点，同时空出母线，经测量母线绝缘合格后，用备用电源充电，正常后恢复负载供电。如为母线本身故障或故障无法隔绝，则将母线隔绝停役检修。
6kV厂用A、B段母线同时失电时，由于机组已经“MFT”，除参照上述有关条文处理外，应首先尽快恢复保安电汇的供电，保证机组的安全停运。6kV厂用段母线失电的其他处理，见汽机、锅炉规程的有关内容。
6kV公用1A/1B段同时失电时，应检查失电母线及01号启动变的保护动作情况。如检查结果为01号启动变故障引起，则应退出快切装置迅速合上6kV1A或2A、6kV1B或2B的备用受电开关，恢复6kV公用1A/1B段母线供电。如为某一段母线故障本身开关拒动引起，则将该段母线隔绝，迅速恢复另一段母线供电，并调整运行方式，恢复6kV输煤段及各低压电汇的供电。
某一段6kV公用段母线失电时，应全面检查失电母线，如为母线故障，则隔绝故障母线，调整公用低压厂变运行方式恢复其供电（处理过程中，应与燃料、化水、灰控等岗位及时联系）。如因某分路设备故障本身开关拒动造成时，应将故障设备隔绝并测量母线绝缘正常后恢复母线供电；如为母线本身故障，应调整有关负载的运行方式，尽量维持对负载供电，然后隔绝故障母线；如现场检查未发现明显故障，可将母线上所有设备改至冷备用，测量母线绝缘合格后再向母线充电，再逐一经测绝缘合格后恢复分路设备供电。如为常用开关本身故障，则合上相应备用电源开关、备用受电开关，由6kV1A或2A、6kV1B或2B向6kV公用段继续供电。
2重合闸有哪几种方式？正常时本厂各线路投的是哪一种方式？对于长延时和短延时压板的投退有何规定？（5分）综重，三重，单重；本厂投的是单重。一般加用短延时压板，主保护停用时加用长延时
3当前对#1机密封油系统的事故预案的主要内容是什么？
4简述炉膛灭火的处理？（
5风机发生“抢风”时，简述锅炉运行应怎样操作？
6低周波运行有什么危害？轮机叶片过负荷及振动，导致叶片断裂。转子通风量减少，温度升高；厂用电机转速下降，电能质量受影响
7发电机励磁系统的强励有何作用？1加电力系统的稳定性。2适中切除后能使电压迅速恢复。3高带时限的过流保护动作的可靠性。4善电力系统故障时电动机的自启动条件。
8避雷针和避雷器对电气设备的保护在原理上有何不同？避雷针实际是引雷作用.避雷器具有非线性的电压电流特性，在电气设备遭受过电压时导通限制过电压倍数。
9提高电力系统动态稳定的措施有哪些？1速切除短路故障；&
2用自动重合闸装置；3压器中性点经小电阻接地.采用联锁切机；4速控制调速汽门；5用电气制动和机械制动
10请列出汽机跳机的触发条件？
机组转速≥3300rpm
凝汽器真空≤81Kpa
润滑油压≤0.1 Mpa
手按备用盘上的跳闸按钮
手按汽轮机车头跳闸按钮
汽机DCS控制柜故障
当机组转速＜2900rpm时，任一轴承振动≥0.18mm
高压缸抽真空阀开启或关闭时间≥70秒
高压缸暖缸阀关闭时间≥70秒
高压缸排汽口金属温度≥420℃
机组转速＞1050rpm，高压主汽门关闭后高压缸排汽压力＞0.14
Mpa，且延时4min
机组转速＜1050rpm，高压缸排汽压力＞1.7 Mpa
转子轴向位移达-0.7mm或+0.5mm
发电机保护动作
主变压器保护动作
MFT保护动作
发电机油/氢差压△P≤0.02 Mpa
一填空(10分)
1、燃烧设备的惯性大，当负荷变化时，恢复汽压的速度 较慢 。
2、如果汽压与蒸汽流量的变化方向相反，则是由于负荷变化的影响所造成。
3、锅炉在不同的稳定工况下，参数之间的变化关系称为锅炉的静态特性。
4、影响蒸汽压力变化速度的主要是负荷变化速度；锅炉储热能力；燃烧设备的惯性；&&&&&
及锅炉的容量等。
5、当受热面结渣时，受热面内工质吸热减少以致烟温升高。
6、水冷结渣时，可能影响水循环。大面积结渣将使锅炉出力和效率明显下降。
7、由于灰的导热系数小，因此积灰将接受热面接交换能力降低。
8、尾部受热面的低温腐蚀由于SO2氧化成SO3，而SO3又与烟气中水蒸汽结合，形成硫酸蒸汽。
9、当锅炉负荷增加时，必须增加燃料量和风量。
10、锅炉在外界负荷不变时，强化燃烧，水位的变化是：暂时升高，然后下降。
二、判断题(10分)
1、自然循环的自补偿能力对水循环的安全有利，这也是自然水循环的一大优点。（√）
2、高压锅炉的蒸汽洁净程度决定于蒸汽带水量和蒸汽溶盐量两个方面。（√）
3、随着压力的增高，蒸汽携带水分的能力也增强。（√）
4、随着压力的增高，蒸汽溶解盐分的能力越小。（×）
5、蒸汽压力急剧降低会增加蒸汽带水。（√）
6、锅炉熄火后，开启省煤器再循环门。（×）
7、当负荷降到0时，停止所有燃烧。（×）
8、停炉降压过程中注意饱和温度下降速度不小于1℃／分。（×）
9、锅炉停炉前进行全面定期放水一次。（×）
10、当过热器受热面本身洁渣，严重积灰或管内结盐垢时，将使蒸汽温度降低。（√）
三、简答题
1.达到迅速而又完全燃烧的条件都有哪些？
答：达到迅速而又完全燃烧的必要条年有以下四点。
（1） 要供应适当的空气。
（2） 炉内维持足够高的温度。
（3） 燃料和空气的良好混合。
（4） 足够的燃烧时间。
2.什么叫排烟热损失？影响其损失的主要因素有哪些？
答：排烟热损失是指排入大气的废烟气温度高于周围空气的温度所造成的损失。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度。
3.防止空气预热器低温腐蚀的方法是什么？
答：1）提高预热器入口空气温度可以提高预热器冷端受热面壁温，防止结露腐蚀。最常见的方法是将预热的空气从再循环管道中送至送风机的入口与冷空气混合，提高时风温度。或用暖风器用蒸汽加热进入预热器的空气。
　2）采用燃烧时高温低氧方式可以减少SO^X3^J的生成。
3）把空气预热器“冷端“第一个流程与其它流程分开，在发生腐蚀后，检修中不必更换全部管子，只换第一个流程的一部分即可。
4.锅炉启动中防止汽包壁温差过大的措施有那些（主、副）？
答：在锅炉启动中，防止汽包壁温差过大的主要措施有：
1）严格控制升压速度，尤其是低压阶段的升压速度应力求缓慢。这是防止汽包壁温差过大的重要的根本的措施。为此，升压过程要严格按照给定的升压曲线进行。在升压过程中，若发现汽包壁温差过大时，应减慢升压速度或暂停升压。
控制升压速度的主要手段是控制好燃料量。此外还可加大向空排汽量。对于中间再热单元机组，则可适当增加旁路系统的通汽量。
2）升压初期汽压上升要稳定，尽量不使汽压波动太大。因低压阶段，汽压波动时饱和温度变化率很大，饱和温度变化大必将引起汽包壁温差大。
加强水冷壁下联箱的放水，水冷壁下联箱采用适当放水的方法，对促进水循环，使受热均匀和减小汽包壁温差是很有效的。
维持燃烧的稳定和均匀。采用对称投油枪，定期倒换或采用多油枪少油量等方法，使炉膛热负荷均匀。
对装有用外来蒸汽自水壁下联箱进行加热装置的锅炉，可适当延长加热时间，在不点火情况下，尽量提高汽包压力。不点火的升压过程称无火启动，实践证明锅炉无火启动过程中汽包壁温度差很小。
尽量提高给水温度。给水温度低，则进入汽包的水温也较低，会使汽包壁上下温差大。故有的电厂，将省煤器入汽包的配水管改为直接供入集中下降管内，使汽包上下壁温差大为减小。省煤器再煤器再循环门不严密，在启动过程中向锅炉补充进水时（此时再循环门应关闭），一部分低温水就会不经过省煤器直接进入汽包，而引起汽包壁产生温差。有的电厂为了解决汽包壁温差大问题，取消了省煤器再循环管。此外，有的厂采用将汽包水位维持在较高的水平，甚至采用全部充水启动，以便在启动过程中尽量减少补充水次数，这对控制汽包壁温差也有一定作用。
5.引风机启动条件？
答：下列条件均满足时，才允许启动引风机：
1）两台空预器均投运。
2）两台空预器进口烟门全开。
3）两台空预器出口一次风门全开。
4）两台空预器出口二次风门全开。
5）两台引风机出口门全开。
6）待启动引风机静叶全关。
7）另一台引风机静叶已开。
8）对应除尘器一、二次出口门均全关。
9）另一台除尘器一、二次出口门均全开。
10）至少有一台对应引风机冷却风机启动。
11）待启动引风机电机润滑油压＞0.1Mpa。
12）另一台送风机入口门全开。
13）另一台送风机出口门全开。
14）另一台送风机动叶已开。
15）至少有二层二次风挡板已开。
16）另一台一次风机出口门全开。
17）另一台一次风机入口导叶已开。
6.油层启动允许条件有哪些？（主、副）
答：1）油层点火允许。
2）锅炉点火允许。
3）油层在自动和远方方式下，和没有停油层的命令。
4）油层设备允许。
7.#1机锅炉大联锁操作步骤？
答：空气预热器全跳→引风机全跳→送风机全跳→一次风机全跳→排粉机全跳及给粉电源全跳→磨煤机全跳→给煤机全跳
8.简述我厂制粉系统各主要设备的作用（巡）。
（1） 给煤机：将原煤按要求的数量均匀地送入磨煤机。
（2） 磨煤机：靠撞击、挤压或碾压的作用将煤磨成煤粉。
粗粉分离器：将不合格的粗粉分离出来返回磨煤机再磨煤机再磨，还可调整煤粉细度。
9.为了防止制粉系统煤粉爆炸应采取哪些措施（巡）？
答：（1）运行中严格控制磨煤机出口温度在规定范围内；
（2）及时了解煤质情况，正确调整运行工况；
（3）保持粉仓密闭；
（4）停炉时间较长时，须将煤磨完抽完 、粉烧完；
（5）及时处理系统内积煤、存粉，消除系统漏风。
10.锅炉启动前本体检查内容主要有那些（主、副）？
答：1设备内部检查
　　打开检查孔，检查燃烧室、风烟道、过热器、再热器、省煤器、预热器、冷渣斗、制粉系统等处，确认内部无人工作，无工具遗留，受热面清洁无杂物，脚手架拆除，各人孔门、看火孔、检查孔开关灵活，检查后关闭严密；冷渣斗无积灰积渣，水封正常。
2设备外部检查
　　各平台楼梯、通道应通畅，栏杆完整无杂物，各处照明良好，消防器材完全；炉墙及各部保温良好，支吊架完整牢固，各部防爆门完整无损，无妨碍防爆门动作的障碍物；吹灰器均在退出位；各部位膨胀指示器完整，指示正确。
3汽、水、油系统检查
　　各管道及阀门完整，标志齐全正确，阀门门杆不应有弯曲生锈现象，盘根完好，手柄完整。各安全门完整良好，汽包就地水位计清晰完整，汽水门开关灵活。
4燃烧系统检查
　　各风门挡板完整、标志正确齐全，燃烧器保温良好，风道风箱上无积粉积油，油枪、点火器、电磁阀等齐全良好。
5预热器外部检查
　　预热器外形完整，驱动及变速装置良好，各部油位正常，密封装置完好、电源正常。
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