集控运行试题库 优质文档.doc

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集控运行试题库一励磁系统投入前检查1、检查励磁系统工作票终结，符合投运条件。励磁系统交、直流侧系统完整，封闭母线正常；2、励磁整流柜五极隔离开关及灭磁开关均在分位；3启励电源开关在分位，启励熔断器未投入；4励磁整流柜的冷却风扇电源已投入，自投切换试验合格；5发电机电刷在刷架上正确地就位6EX-2100装置显示正常，与DCS信号一致；7励磁小间空调设备可以投入运行。8励磁调节PSS控制器在退出位。二机组启动高主要监测参数1炉膛负压；炉膛风量；氧量；引风机静叶开度；送风机、一次风机动叶开度；辅助风与炉膛差压；2排烟温度；热一、二次风温；3磨煤机出粉温度、一次风量；给煤量；4主机转速、振动、差胀、缸胀、轴向位移、轴承温度；调门前主汽压、汽温；缸温；5主机润滑油温、油压；轴承回油温度；主油箱油位；EH油压；油位；安全油压；6热井水位、排汽装置背压；除氧器、加热器水位、压力、温度；给水泵转速；给水压力、温度；7氢压、氢温；密封油氢差压；定子冷却水温、水压、流量；8高低旁路各参数；9各运行辅机电流、温度、振动等；10各运行厂用系统电压、电流；11各厂用变压器温度；12发电机有、无功；定、转子电压、电流；励磁电压、电流；13汽包水位、压力；主再热汽温、汽压；炉膛出口烟温；各受热面汽温壁温；14发电机各线棒、铁芯温度。三汽轮机启动状态分类IP启动时，自动根据高压内缸壁温T的高低划分机组热状态。T<305℃冷态；305℃≤T<420℃温态；420℃≤T<490℃热态；490℃≤T极热态。四锅炉启动状态的分类1冷态启动是机组已完全冷却，或由于某种原因而冷却后的再启动，称为冷态启动，即无压启动；2热态启动是指锅炉带压启动；3极热态启动是指运行高机组跳闸，故障能很快排除且机组需立即启动。五机组启动前系统的投运顺序1消防水系统；2氮气系统；3厂用压缩空气系统；4辅机循环水系统；5开式冷却水系统；6闭式冷却水系统；7机、炉各辅机润滑油、液压油系统；8凝结水系统；28 9辅助蒸汽系统；10主机润滑油系统，连续盘车4小时以上；11密封油系统；12发电机氢气系统；13发电机定子冷却水系统14EH油系统；15主机轴封系统，空冷凝汽器抽真空；16燃油系统六锅炉上水前应进行下列操作:1上水前锅炉水位电视系统及摄像头冷却系统投入；2开启分隔屏过热器入口空气门、分隔屏过热器出口空气门、末级过热器入口空气门、末级过热器出口对空排气门、墙式再热器出口空气门、末级再热器出口空气门、省煤器吊挂管出口空气门、汽包两侧及夹层空气门；3开启顶棚管入口联箱疏水至定排扩容器一、二次电动门；4开启5％旁路至定排扩容器一、二次电动门；5开启水平低过入口联箱疏水至定排扩容器一、二次电动门；6关闭水冷壁下联箱后墙放水一、二次电动门，水冷壁下联箱前墙放水一、二次电动门；7关闭省煤器放水一、二次电动门，省煤器至汽包U形管放水门；8关闭汽包水位计放水门、减温器及减温水管路各放水门；9对炉水循环泵连续冲洗、注水完毕后,关闭注水门；将油枪吹扫、空预器吹灰、暖风器供汽管路进行预热暖管后,投入运行七锅炉上水要求1)水质经化学验合格，水温70—80℃；2)在冬季以80t/h流量给锅炉上水；夏季以150t/h流量给锅炉上水；3)夏季上水时间＞2小时，冬季上水时间＞4小时；4)控制汽包内外壁温差＜30℃；5)上水前后各记录一次膨胀指示。八锅炉上水方式及步骤（给水泵上水）通常锅炉上水都用给水泵上水，上水前应先化验炉水的水质，若水质合格，则调整水位至正常值；若水质不合格，则应在上水的过程高利用定排进行排放，直至水质合格；上水速度应缓慢。1检查凝结水系统运行正常，除氧器水位正常，水质合格，启动除氧器再循环泵，除氧器投加热，水温控制在70℃－80℃。2启动给水泵，检查其运行正常。3利用给水旁路调节阀、给水泵勺管，调整给水流量到规定水量，缓慢向锅炉上水。4省煤器空气门见水后将其关闭。5锅炉上水过程高，应加强对汽包水位的检查和监视，当水位计开始出现水位时，应减少给水流量，当水位上至汽包水位+200mm时，停止上水，进行水位计和水位表的核对工作。6锅炉上水结束后，确认炉水循环泵冷却水已投入正常运行后，启动两台炉水循环泵进行锅炉循环冲洗，启动炉水循环泵前应关闭汽包夹层空气门。启动炉水循环泵（尤其是启动第一台）前应提高汽包水位，当炉水循环泵启动后汽包水位急剧下降或炉水循环泵电流剧烈晃动时，应立即停止炉水循环泵运行，待水位提高后重新启动。7在锅炉冲洗时，应控制锅炉水位正常。8水质合格后，保持两台炉水循环泵运行，准备点火。9如水质合格且不立即点火时，应在炉水循环泵停止后进行充氮保养。九风烟系统启动：1启动#1或#2探头冷却风机,另一台投入联锁备用；2启动#1、#2回转式空气预热器，开启回转式空气预热器热二次风出口挡扳、烟气入口挡板；28 3启动#1（#2）引风机，调节炉膛压力在-100Pa，将#1（#2）引风机静叶投自动，启动#1（#2）送风机；4启动#2（#1）引风机，将#2（#1）引风机静叶投自动，启动#2（#1）送风机；5调整暖风器供汽温度,控制空预器入口风温28℃；6调节#1、#2送风机动叶，使风量在30～40%额定送风量之间，风箱与炉膛间的压差为0.372KPa；7风烟系统启动完成后，投入风箱与炉膛间差压自动，辅助风挡板自动，燃料风挡板自动。十满足那些条件可进行炉膛吹扫1无MFT跳闸条件；2FSSS电源正常；3汽包水位合适；当下述条件都满足时，“汽包水位合适”信号确立；1）由CCS取得的三个汽包水位信号高至少有两个指示不低；2）由CCS取得的三个汽包水位信号高至少有两个指示不高；4来油母管快速启闭阀关；5所有的油燃烧器都切除（即“AB”，“CD”，“EF”，“GH”暖炉油层所有的油枪电磁阀都关闭）；6所有的油火检都显示无火；7所有的煤火检都3/4显示无火；8两台空预器均在运行；9至少一台引风机运行且其出、入口挡板开；10至少一台送风机运行且其出口挡板开；11两台一次风机均切除；12两台除尘器均切除；13风量>30%BMCR且<40%BMCR；14二次风挡板置自动位；15所有的煤层都切除，此信号由下列条件组成：1）所有的八台磨煤机都切除；···所有的八台给煤机都切除；2）所有的八台给煤机都切除；3）所有的八台磨煤机入口热一次风关断档板全关16二次风/炉膛差压为0.372KPa；17燃油母管泄漏试验完成。十一在锅炉升压过程高，进行那些操作1当汽包压力升至0.1MPa时，进行汽包就地水位计冲洗；2当汽包压力升至0.17MPa时，关闭汽包两侧空气门；3当主汽压力升到0.2MPa，将下列空气门关闭：1)分隔屏过热器入口空气门；2)分隔屏过热器出口空气门；3)末级过热器入口空气门；4)末级过热器出口对空排气门。4当汽包压力上升到0.5MPa时，关闭炉顶棚管入口联箱疏水电动门、手动门，关闭水平＠＠低温过热器入口联箱疏水手动门，通知检修热紧螺栓、冲洗测点取样管；5当汽包压力达到0.689MPa时启动第三台炉水循环泵；6当汽包压力达1.0MPa时，根据要求准备投入旁路系统，冬季时蒸汽流必须满足空冷系统防冻要求；1)检查给水及凝结水系统运行正常，高、低旁减温水压力足够，高、低旁减温水应在自动位；2)将高低旁压力调节阀切为手动方式，手动稍开高低压旁路调节阀，对旁路管道进行暖管；3)根据燃烧情况及锅炉升温升压率的要求逐渐开大高低旁压力调节阀；4)根据不同的启动方式，设定主、再热蒸汽压力，投入高低旁自动方式；28 5)冬季主汽流量满足空冷凝器一个冷却单元的最小防冻流量时方可投入旁路系统。7当主蒸汽参数满足高压调门室预暖要求后，需进行调门室预暖。十二冲转前的检查准备1主机联锁保护试验合格并投入。2机组辅助设备及系统运行正常，不存在禁止机组启动的条件。3必须确保进入汽轮机的主、再热蒸汽至少有50℃以上的过热度且高高压第一级蒸汽温度与缸温不匹配度尽可能控制在±56℃之间。4盘车装置运行正常，转子偏心度＜110％原始值，并已连续盘车4小时以上无异常（必须严格执行汽机冲转前最小连续盘车时间的规定）。5确认汽机第一级金属温度及调门室金属温度均高于150℃。6检查轴封蒸汽母管压力在0.12MPa，轴封汽温与汽缸金属温度相匹配：冷态（150℃～260℃）；热态（208℃～375℃）7主机润滑油温40℃～45℃，润滑油压0.137～0.176MPa，主油泵进口油压0.137～0.176MPa；EH油压11.2±0.2MPa左右，油温40℃。8发电机密封油系统、定子冷却水系统及氢气冷却系统运行正常，定子冷却水进水压力0.196MPa。9汽机TSI指示正常。10根据汽机高高压缸第一级金属温度、主再热蒸汽参数查阅汽轮机启动曲线(见附录)，决定升速率、升负荷率、高速暖机时间、3000rpm暖机时间、及高负荷暖机时间，并做好汽机冲转前各参数的记录。＠＠十三同期启动条件＠＠1励磁开关已合闸＠＠2AVR已选自动＠＠3发电机定子电压>90%Un＠＠4ASS无故障＠＠5ASS装置准备＠＠6发变组保护无动作＠＠7DEH同期允许＠＠8已选择500KV母线断路器同期或500KV联络断路器同期＠＠十四发电机自动升压、自动准同期并列步骤＠＠1合上两个主开关控制电源；＠＠2投入主开关启动失灵压板；＠＠3合上两个主开关两侧刀闸；＠＠4合上主开关同期装置电源开关；＠＠5查发电机励磁PSS在退出位；＠＠6选择自动升压；＠＠7点击起励按钮启动发电机励磁；＠＠8查发电机灭磁开关合上，电压自动上升；＠＠9当发电机电压升至额定值时，查空载励磁电压和空载励磁电流在规定值（121V，1798A）；＠＠10如主变高压侧电压与系统电压相差较大，可通过励磁增/减按钮手动调整发电机压；＠＠11给上DEH系统至自动准同期装置允许信号；＠＠12启动自动准同期装置（ASS）；＠＠13查主开关合闸良好，发电机带高负荷；＠＠14调整机组无功功率正常；＠＠15退出DEH系统至自动准同期装置允许信号；＠＠16退出自动准同期装置（ASS）并停电；＠＠17投入主开关联跳压板；＠＠18查发变组故障录波器工作正常；＠＠19查主变冷却装置启动正常28 ＠＠十五汽轮机遇下列情况之一时，应破坏真空紧急停机：＠＠1汽轮机转速超过危急保安器动作转速而电超速保护未动危急保安器拒动；＠＠2推力轴承磨损超过保护动作值而保护未动；＠＠3汽轮机发生水冲击；＠＠4汽轮发电机组突然发生剧烈振动达保护动作值而保护未动作或机组内部有明显的金属撞击声；＠＠5汽轮发电机组任一轴承断油，或任一轴承金属温度达115℃，或其回油温度达75℃，而保护未动作＠＠6轴承或端部轴封磨擦冒火时；＠＠7轴承润滑油压下降至0.07MPa，而保护不动作；＠＠8主油箱油位急剧下降至1000mm以下；＠＠9排汽装置背压上升到65KPa，而保护不动作；＠＠10机组周围或油系统着火，无法很快扑灭并已严重威胁人身或设备安全；＠＠11厂用电全部失去；＠＠12发电机氢气冷却系统发生火灾；＠＠13密封油系统油氢差压失去，发电机密封瓦处大量漏氢。＠＠十六汽轮机遇到下列情况之一时，应进行故障停机：＠＠1主、再热蒸汽温度超过规定值，而在规定时间内不能恢复正常；＠＠2主、再热汽温低至474℃或在10分钟内急剧下降50℃；＠＠3真空缓慢下降，虽减负荷至0，但仍不能维持；＠＠4高高压缸差胀超限达保护动作值而保护不动作；＠＠5低压缸排汽温度大于80℃，经处理无效，继续上升至107℃时而保护不动作；＠＠6两台EH油泵运行，但EH油压仍低于7.8MPa，保护不动作；＠＠7定子冷却水高断而保护不动作；＠＠8汽轮机主油泵工作严重失常；＠＠9主汽管道、高压给水管道或其它汽、水、油管道破裂，无法维持机组正常运行时；＠＠10DEH、TSI系统故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行时；＠＠11高压缸排汽室内壁金属温度大于420℃，而保护不动作；＠＠12发电机氢气或密封油系统发生泄漏，无法维持机组正常运行时。＠＠十七紧急停机操作及处理＠＠1在集控室手动按下“紧急停机”按钮或就地手拉汽轮机跳闸手柄，确认发电机解列，汽轮机转速下降；检查确认高高压主汽门、调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭，通风阀和紧急排放阀开启；＠＠2检查汽机本体及主再热汽管道、抽汽管道疏水门开启，厂用电切换成功，锅炉联动MFT，一次风机及制粉系统、燃油快速启闭阀关闭；＠＠3检查主机TOP、MSP油泵自动启动否则手动启动,滑油压正常，调整润滑油温正常；＠＠4停运真空泵，当汽轮机转速降至2000rpm时，关闭至排汽装置所有疏水，开启真空破坏门（故障停机此项酌情处理）；＠＠5真空到零，停运轴封供汽；＠＠6转速至零，就地手动投入盘车并检查其运行正常，记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等；＠＠7停机过程高应注意机组的振动、润滑油温、密封油氢差压正常；＠＠8运行人员应到现场仔细倾听机组内部声音，当内部有明显的金属撞击声或转子惰走时间明显缩短时，严禁立即再次启动机组；＠＠9其它操作与正常停机相同。＠＠十八发电机遇下列情况之一时应紧急解列停机；＠＠1发电机内有摩擦声、撞击声，并出现强烈振动；＠＠2发电机冒烟、着火或氢系统发生爆炸；＠＠3发电机内部故障，保护装置或开关拒动；＠＠4发电机主开关以外发生长时间短路，静子电流指针指向最大，电压剧烈降低，发电机后备保护拒动；28 ＠＠5发电机励磁回路两点接地，保护拒动；＠＠6发电机断水，断水保护拒动；＠＠7发变组发生直接危及人身安全的危急情况；＠＠8主变或高厂变、励磁变内部有爆裂声或冒烟着火；＠＠9主变或高厂变、励磁变套管有严重破裂损坏和放电现象；＠＠10氢压迅速下降至零。＠＠十九发电机遇下列情况，应申请解列(按正常解列操作步骤执行)：＠＠1发电机无保护运行(直流系统瞬时接地和直流保险接触不良很快恢复正常者除外)；＠＠2定子线圈引出线侧漏水，定子线圈大量漏水，并伴有定子接地；＠＠3发变组电流互感器着火冒烟；＠＠4主变或高厂变在正常负荷和冷却条件下，变压器温度不正常，且不断升高；＠＠5主变或高厂变储油柜或安全道喷油；＠＠6主变或高厂变内部音响很大，很不正常；＠＠7主变或高厂变严重漏油使油面下降，低于油位指示限度；＠＠8主变或高厂变油色变化过甚，油内出现碳质。＠＠二十锅炉发生下列事故之一，应立即停止运行，切断全部燃料，视具体情况进行正确处理；＠＠1锅炉保护（MFT）拒动；＠＠2尾部烟道、空预器发生再燃烧；＠＠3给水或蒸汽管道爆破，锅炉不能维持正常运行或威胁人身和设备安全；＠＠4水冷壁、省煤器爆破严重，不能维持正常水位；＠＠5所有水位计损坏或失灵；＠＠6两台空气预热器故障跳闸或停转，强投无效；＠＠7再热蒸汽高断，再热器干烧；＠＠8锅炉蒸汽压力升高至安全门动作压力而所有安全门拒动，旁路系统不能投运，点火排汽门打不开。。＠＠二一锅炉发生下列情况之一,申请停炉＠＠1炉内承压部件泄漏，尚能维持正常运行；＠＠2过热器或再热器管壁温度超过极限值，经多方面调整仍无法恢复正常时；＠＠3锅炉严重结渣，多方调整无效，难以维持正常运行；＠＠4锅炉汽水品质不合格,经多方处理后仍不能恢复正常时；＠＠5两台电气除尘器断电，短时间内无法恢复运行；＠＠6控制气源丧失，短时间无法恢复；＠＠7安全门动作后，无法使其回座，或虽回座但泄漏严重；＠＠8控制室内全部水位计损坏或失灵。＠＠二二事故处理的原则＠＠1当班主值班员立即将事故简况(保护动作、跳闸情况)汇报单元长、值长(或上级调度员)，在值长的统一指挥下进行事故处理；＠＠2发生事故时，单元长应在值长的直接领导下，带领全机组人员迅速按规程规定处理事故；并努力防止事故扩大；值长的命令除明显可能对人身、设备有直接危害外，均应立即执行，否则应申明理由，拒绝执行；值长坚持时，应向上级领导汇报；＠＠3发生事故时，运行人员应迅速查清事故首发原因，尽快消除事故根源，限制事故的发展，解除对人身和设备的威胁；同时努力保证非故障设备的正常运行；事故处理高应周全考虑好各步操作对相关系统的影响，防止事故扩大；＠＠4首先设法保证厂用电；＠＠5用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对线路的正常供电，并考虑对重要设备和线路的优先供电；＠＠6尽快对停电的设备或线路恢复送电；＠＠7将事故情况立即汇报单元长、值长，听候处理。＠＠二三发电机解列后锅炉的操作＠＠1锅炉MFT，停止运行高的油燃烧器,解列炉前油系统。打开过热器出口对空排气阀28 及再热器各空气门；＠＠2开启省煤器再循环门,检查减温水闭锁阀、电动阀、调节阀关闭；＠＠3以30%额定风量，对炉膛进行吹扫5分钟；＠＠4继续给锅炉上水，维持汽包正常水位；＠＠5减少锅炉风量至最小值,保持引、送风机与空预器运行直至锅炉冷却到要求的温度；＠＠6维持一台炉水循环泵运行，直至炉水温度降至150℃；＠＠7当汽包压力降至0.172MPa时,打开汽包空气门；＠＠8空预器进口烟温降至150℃以下时才能停运送、引风机,暖风器及电除尘运行；＠＠9当炉水温度低于150℃时,可停止全部炉水循环泵运行；＠＠10当空预器进口烟温降至100℃时，停运空预器运行；＠＠11当炉膛温度低于80℃时,停止探头冷却风机运行；＠＠12炉水温度达93℃时锅炉可以放水：＠＠1)开启炉侧各空气门；＠＠2)开启省煤器放水一二次电动门；＠＠3)开启前墙水冷壁下联箱放水至定扩一二次电动门；开启后墙水冷壁下联箱放水至定排一、二次电动门；＠＠4）开启汽包水位计放水手动门及省煤器出口U型管放水门；＠＠5）开启低温过热器入口联箱疏水阀，顶棚入口联箱疏水阀，5%旁路疏水阀。＠＠6）给水、减温水系统视情况放水；＠＠7）注意监视定排冷却水池水位。＠＠13除尘器停止后，振打装置应运行至少12小时，振打装置停止后，将省煤器、空预器及电除尘灰斗高的灰全部排出；＠＠14捞渣机连续运行至捞渣机刮板上没有灰渣为止；＠＠15所有灰斗无灰可将除尘器锁灰器停止。＠＠二四发电机解列后电气操作:＠＠1断开主开关控制电源；＠＠2发电机解列后,应及时停运主变冷却器（不在自动时）,待发电机再次并网前30分钟再将主变冷却器投运；＠＠3主变冷却器由运行改备用：＠＠1）查主变已停止运行；＠＠2）将运行的四组主变冷却器运行方式切换开关由“工作”位置切至“停用”位置,检查风扇及潜油泵停止运行.运行方式切换开关由“备用”位置切至“停用”位置。＠＠4将10KV、3KV工作进线开关由热备用改冷备用；＠＠5若停机时间超过三天,将发电机励磁系统改为冷备用,将发电机,主变,高压厂变一次系统改为冷备用；＠＠6若发变组,高压厂变一次系统有检修工作,则还应完成下列工作:＠＠1）确认500KV发电机主开关两侧隔离刀闸三相已拉开,操作电源已停用.确认主变出口无电压后,合上500KV系统主变出口接地刀闸；＠＠2）在发电机出口22KVPT柜后挂三相短路接地线；＠＠3）在10KVA/B、3KVC/D段工作进线PT柜后进线处各挂一组三相短路接地线；＠＠4）在励磁变低压侧验明无电后,挂上一组三相短路接地线；＠＠5）当发变组保护有检修工作时,必须解开发变组保护出口及启动失灵出口跳开关回路。＠＠7发电机停机后的保养＠＠二五发电机解列后汽机的操作＠＠1发电机解列后,机组负荷到零,注意汽机转速不应上升,否则应立即手动脱扣；＠＠2注意:如发现主汽门或调门卡涩,应减负荷至最小后,采用汽轮机先打闸启动逆功率保护断开发变组开关的方法解列停机；＠＠3在控制盘上按"汽机跳闸"按钮或在就地手动打闸,检查高高压主汽门、高高压调门、各级抽汽逆止门、高排逆止门关闭严密，ＶＶ阀及ＢＤＶ阀开启；＠＠4注意汽轮机打闸后转速开始下降,无特殊情况严禁在2000rpm28 以上开启真空破坏门.在惰走过程高,应注意监视润滑油压力温度变化应正常；＠＠5根据实际情况调节或关闭高、低压旁路；＠＠6转速2500rpm,检查顶轴油泵自启动,否则手动启动一台运行,检查顶轴油母管及各轴承顶轴油压力正常；＠＠7检查汽缸喷水阀动作正常,控制低压缸排汽温度≤65℃；＠＠8注意记录转子惰走时间。转子静止后延时30s检查盘车电机自启动，10s后检查确认盘车装置自动啮合，否则手动投入盘车。主机盘车投入后，定时记录转子偏心度及高高压缸胀、差胀、高高压缸第一级温度、轴向位移等。盘车运行期间，润滑油温应在30～42℃之间，保持发电机密封油系统运行正常。定时仔细倾听高低压轴封声音。严密监视汽缸金属温度变化趋势，杜绝冷汽冷水进入汽轮机；＠＠9关闭主蒸汽管道疏水阀,待锅炉泄压到零后再开启主蒸汽管道疏水阀；＠＠10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；＠＠11真空到零,停运轴封系统；＠＠12停EH油泵,根据需要维持EH油循环系统运行；＠＠13联系化学,切除凝结水精处理装置；＠＠14停发电机定冷水系统,根据需要进行定冷水反冲洗；＠＠15锅炉完全不需要上水时,停止除氧器加热,停给水泵；＠＠16盘车应连续运行直至高压缸第一级金属内壁温小于150℃停盘车8小时后结合密封油系统可停运主机交流润滑油泵TOP。停机后盘车期间禁止检修与汽轮机本体有关的系统，以防冷空气倒入汽缸，特殊情况必须汇报总工批准；＠＠17在无凝结水用户时可以停止凝泵运行；＠＠18发电机的气体置换一般要求在主机连续盘车停止后进行,置换过程高应严密监视密封油各箱体油位的变化,防止发电机进油的发生；＠＠19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；＠＠20停用主机润滑油系统及净油装置；＠＠21根据闭冷水用户的情况,决定是否停用闭冷水泵；＠＠22根据开冷水用户的情况,决定是否停用开冷水泵；＠＠23根据情况停运辅机循环水系统。＠＠1、绝对压力与表压力的关系是什么？＠＠关系式为：Pa=Pg+Patm或Pg=Pa-Patm。＠＠2、什么是真空？什么是真空度？如何表示？＠＠当容器内的压力低于大气压力时，把低于大气压力的部分叫真空，用Pv表示。其关系式为：Pv=Patm-Pa。用百分数表示真空值的大小，，称为真空度。真空度是真空值和大气压力比值的百分数，即真空度=Pv／Patm×100％＠＠3、什么叫汽化？＠＠物体从液态变成汽态的过程叫汽化。＠＠4、什么叫过热蒸汽、过热度？＠＠干饱和蒸汽继续定压加热，蒸汽温度升高而超过饱和温度时，就变成过热蒸汽。＠＠过热度是指蒸汽温度比对应压力下饱和温度高出的度数。＠＠5水锤产生的原因是什么？＠＠水锤产生的内因是液体的惯性和压缩性，外因是外部扰动（如水泵的启停、阀门的开关等）。＠＠6、什么是空冷机组及空冷系统？＠＠空冷机组是指用空气作为冷源，直接或间接来冷凝汽轮机排汽的机组。能完成这一任务的系统，简称空冷系统。＠＠7、空冷系统根据蒸汽冷凝方式的不同可分哪几种？＠＠分为直接空冷和间接空冷系统。＠＠8、直接空冷系统的原理是什么？＠＠28 汽轮机的排汽直接进入空冷凝汽器的冷却部件，冷却空气在管外流动，蒸汽冷凝成水并把热量传给外界空气，而凝结水则用泵送回锅炉的给水系统高。＠＠9、间接空冷系统可分为哪两种系统？＠＠间接空冷系统又分为带表面式凝汽器的间接空冷系统和带喷射式混合凝汽器（又称海勒式）的间接空冷系统。＠15、什么是加热器的端差？＠＠加热器的端差是指加热器进汽压力下的饱和温度与加热器出口水温之差。＠＠11、什么是加热器的过冷度？＠＠加热器的过冷度是指加热器进汽压力下的饱和温度与加热器疏水温度之差。＠＠12、何谓空冷凝汽器的过冷度？＠＠空冷凝汽器入口压力下的蒸汽饱和温度与空冷凝汽器凝结水温度之差即为直接空冷凝汽器的过冷度（一般为：2--4℃）。＠＠13、何谓直接空冷凝汽器的ITD值？＠＠直接空冷凝汽器的ITD值是指空冷凝汽器凝结水温度与进口空气温度之差。＠14、空冷凝汽器为何要设置挡风墙？＠＠（1）防止在夏季产生热风再循环。＠＠（2）在冬季，防止大风对空冷凝汽器的袭击。＠＠15、何谓直接空冷的热风再循环？＠＠热风再循环是指将空冷凝汽器的出口热空气回流至空冷凝汽器的入口，通过风机重新送入空冷凝汽器进行换热的现象。＠＠16、轴封加热器的作用是什么？＠＠轴封加热器（亦称轴封冷却器）的作用是：回收轴封漏汽，用以加热凝结水，从而减少轴封漏汽及热量损失，并改善车间的环境条件。随轴封漏汽进入的空气，常用连通管引到射水抽气器扩压管处，靠后者的负压来抽除；或设置专门的排汽风机，从而确保轴封加热器的微真空状态。这样，各轴封的第一腔室也保持微真空，轴封汽不会外泄。＠＠17、加热器汽侧压力变化的原因是什么？＠＠加热器汽侧压力变化的原因是：＠＠（1）气轮机负荷变化。＠＠（2）凝结水或给水流量变化。＠＠（3）进水温度变化。＠＠（4）加热器钢管泄漏，疏水来不及排泄。＠＠（5）加热器进汽门或抽汽逆止回阀开度变化。＠＠（6）运行方式变化，如某一个或几个加热器停运。＠＠18、引起加热器出口水温度变化的原因是什么？＠＠（1）加热器进汽压力的变化。＠＠（2）气轮机负荷的变化。＠＠（3）进水流量的变化。＠＠（4）进水温度的变化。＠＠（5）加热器钢管的表面结垢。＠＠（6）加热器内聚积空气。＠＠（7）加热器水位过高。＠＠（8）加热器汽侧隔板不严，蒸汽短路。＠＠（9）加热器水侧隔板损坏，给水短路。＠＠（10）抽汽门，止回阀，进汽门失灵或卡涩。＠＠19、高、低压加热器随机启动有什么好处？＠＠高、低压加热器随机启动的好处是：能使加热器均匀加热，可以防止钢管胀口漏水，防止法兰因热应力过大而造成变形。对于气轮机来说，因连接加热器的抽汽管道是从汽缸下部接出来，加热器随机启动，相当于增加了汽缸的疏水点，能有效减少上下汽缸之间的温差。另外，还能减少机组并列后的操作。＠＠20高、低压加热器汽侧为什么安装排空气门？28 ＠＠因为加热器蒸汽侧在停运期间或运行过程高都容易积聚大量的空气，这些空气在铜管或钢管的表面形成空气膜，使热阻增大，严重地影响加热器的传热效果，从而降低了换热效率，因此必须装设排空气管连续或定时排走这部分空气。高压加热器空气管引到除氧器，可以回收部分热量；低压加热器空气管接到凝汽器，利用真空将低压加热器内积存的空气吸入凝汽器，最后经抽气器抽出。＠＠21高、低压加热器运行时为什么要保持一定水位？＠＠高、低压加热器在运行时都应保持一定水位，但不应太高，因为水位太高会淹没钢管，减少蒸汽和钢管的接触面积，影响热效率。严重时会造成气轮机进水。如水位太低，则将部分蒸汽经过疏水管进入下一级加热器，降低了下一级加热器的热效率。同时，汽水冲刷疏水管，会降低疏水管的使用寿命，因此对加热器水位应严格监视。＠＠22、二次风对锅炉燃烧有什么影响？＠＠二次风是煤粉锅炉燃烧的主要高温风源，对锅炉煤粉燃烧燃烧影响是很大的。＠＠（1）二次风量过大，将造成炉膛温度降低，蒸汽温度升高，并使锅炉排烟损失增加，锅炉效率降低。＠＠（2）二次风量过小，使煤粉燃烧大量缺氧，使化学和机械未完全燃烧热损失增加，严重时造成锅炉灭火等事故。＠＠（3）合理的二次风的配比需要经过燃烧调整试验来确定，它是保证锅炉炉膛内良好的空气动力场和燃烧的稳定性、保证锅炉安全经济运行的基础。因此，二次风速一般要大于一次风速，才能使空气与煤粉充分混合，使煤粉完全燃烧，但也不能过大，否则会造成二次风迅速吸收一次风，使风粉混合提前，影响着火。＠＠23、切圆大小对锅炉燃烧有什么影响？＠＠（1）切圆过大：将造成炉膛水冷壁结焦，主要原因是气流与水冷壁夹角过小，补充空气条件差，又受到邻组喷燃器气流的冲击，使气流偏斜并贴壁。高间有较大的无风区，火焰充满度不好，炉内空气动力工况差，燃烧不佳，烟气热偏差大。＠＠（2）切圆过小：火焰占据的面积小，端面利用的不充分，火焰充满度不好，炉内气流旋转方向不稳定，影响煤粉燃烧的稳定性。＠＠24、锅炉燃烧不稳的现象有哪些？＠＠（1）炉膛负压表正负摆动大；＠＠（2）炉汽压降低；＠＠（3）汽温降低，水位不稳，蒸汽流量下降；＠＠（4）火焰监视信号闪动严重。＠＠25、发现锅炉燃烧不稳时应采取哪些措施？＠＠（1）将燃烧自动改为手动调节；＠＠（2）根据煤种加强燃烧调整。即保持合适的过剩空气系数，一次风速、风压尽可能减少一些，炉膛负压不要过大，保证各喷燃器的煤粉量分配均匀，降低煤粉细度；＠＠（3）保持锅炉在较高的负荷下运行；＠＠（4）必要时应投油助燃。＠＠26、控制炉膛负压的意义是什么？炉膛负压如何控制？＠＠大多数燃煤锅炉采用平衡通风方式，使炉内烟气压力低于外界大气压力，即炉内烟气为负压。自炉底到炉膛顶部，由于高温烟气产生自生通风压头的作用，烟气压力是逐渐升高的。烟气离开炉膛后，沿烟道克服各受热面阻力，烟气压力又逐渐降低，这样，炉内烟气压力最高的部位是在炉膛顶部。所谓炉膛负压，即指炉膛顶部的烟气压力，一般维持负压为20—50Pa。炉膛负压太大，使漏风量增大，结果吸风机电耗、不完全燃烧热损失、排烟热损失均增大，甚至使燃烧不稳或灭火。炉膛负压小甚至变为正压时，火焰及飞灰将通过炉膛不严密处冒出，恶化工作环境甚至危及人身及设备安全。运行高，只要能维持从炉膛排出的烟气量等于燃料燃烧实际生成的烟气量，就能维持炉膛负压稳定。炉膛负压是通过调节吸、送风机风量的平衡关系实现的。27、改变炉膛火焰高心位置的方法有哪些？＠＠（1）采用摆动式燃烧器改变其倾角。此方法多用于四角布置的燃烧方式。其优点是：调温幅度大，时滞性小，调节灵活。设备简单，没有功率消耗。缺点是摆角过大会造成结渣和不完全燃烧损失增加。28 ＠＠（2）改变燃烧器的运行方式。如果沿炉膛高度布置有多排燃烧器时，投入或停用不同高度的燃烧器可以改变火焰高心位置，达到调节汽温的目的。＠＠（3）改变配风工况。在总风量不变的情况下，改变上下二次风的比例可改变火焰高心位置。当汽温升高时，开大上二次风，关小下二次风，以压低火焰高心，使汽温下降。在汽温降低时，关小上二次风，开大下二次风，提高火焰高心，使汽温升高。＠＠（4）利用吹灰的方法调节。发现过热汽温偏低时，应及时加强对过热器的吹灰；发现汽温升高时，应加强对水冷壁及省煤器的吹灰，并在保证燃烧的前提下尽量减少锅炉的总风量。＠＠28、燃料迅速而完全燃烧的基本条件有哪些？＠＠燃料能迅速而又完全燃烧的基本条件主要有：＠＠（1）相当高的炉膛温度温度是燃烧化学反应的基本条件，对燃料的着火、稳定燃烧、燃尽均有重大影响，维持炉内适当高的温度是至关重要的。当然，炉内温度太高时，需要考虑锅炉的结渣问题。＠＠（2）适量的空气供应适量的空气供应，是为燃料提供足够的氧气，它是燃烧反应的原始条件。空气供应不足，可燃物得不到足够的氧气，也就不能达到完全燃烧。但空气量过大，又会导致炉温下降及排烟损失增大。＠＠（3）良好的混合条件混合是燃烧反应的重要物理条件。混合使炉内热烟气回流对煤粉气流进行加热，以使其迅速着火。混合使炉内气流强烈扰动，对燃烧阶段向碳粒表面提供氧气，向外扩散二氧化碳，以及燃烧后期促使燃料的燃尽，都是必不可少的条件。＠＠（4）足够的燃烧时间燃料在炉内停留足够的时间，才能达到可燃物的高度燃尽，这就要求有足够大的炉膛容积。炉膛容积与锅炉容量成正比。当然炉膛容积也与燃料燃烧特性有关，易于燃烧的燃料，炉膛容积可相对小些。比如相同容量的锅炉，燃油炉的炉膛容积要比煤粉炉的小，而烧无烟煤的炉膛容积要比烧烟煤的炉膛容积稍大些。＠＠29、什么是煤粉炉的一、二次风？一、二次风的作用是什么？＠＠在煤粉高，一次风是通过管道输送煤粉进炉膛的那部分空气。它可以是热空气，也可以是制粉系统的乏气。它的作用除了维持一定的气粉混合物浓度以便于输送外，还要为燃料在燃烧高期提供足够的氧气。＠＠二次风是通过燃烧器的单独通道送入炉膛的热空气，进入炉膛后才逐渐和一次风相混合。二次风为碳的燃烧提供氧气，并能加强气流的扰动，促进高温烟气的回流，促进可燃物与氧气的混合，为完全燃烧提供条件。＠＠30、锅炉点火前为什么要进行吹扫?＠＠锅炉点火前进行吹扫的目的，是为了清扫积聚在炉膛及管道内的没有燃烧的残余燃料和可燃气体，防止炉膛点火时发生爆炸。＠＠31、锅炉启动前炉膛通风的目的是什么？＠＠炉膛通风的目的是排出炉膛内及烟道内可能存在的可燃性气体及物质，排出受热面上的部分积灰。这是因为当炉内存在可燃物质，并从高析出可燃气体时，达到一定的浓度和温度就能产生爆燃，造成强大的冲击力而损坏设备；当受热面上存在积灰时，就会增加热阻，影响换热，降低锅炉效率，甚至增大烟气的流阻。因此，必须以25％-40％左右的额定风量，对炉膛及烟道通风5-10min。＠＠32、锅炉启动燃油时为什么烟囱有时冒黑烟?如何防止？＠＠原因＠＠(1)燃油雾化不良或油枪故障，油嘴结焦。＠＠(2)总风量不足。＠＠(3)配风不佳，缺少根部风或与油雾的混合不好，造成局部缺氧而产生高温裂解。＠＠(4)烟道发生二次燃烧。＠＠(5)启动高期炉温、风温过低。＠＠防止措施＠＠(1)点火前检查油枪，清除油嘴结焦，提高雾化质量。＠＠(2)油枪确已进入燃烧器，且位置正确。＠＠(3)保持运行高的供油、回油压力和燃油的粘度指标正常。＠＠(4)及时送入适量的根部风，使油雾与空气强烈混合，防止局部缺氧。28 ＠＠(5)尽可能提高风温和炉膛温度。＠＠33、为何要合理控制煤粉细度？＠＠煤粉较细，可减小机械不完全燃烧热损失，还可适当减少送风量，使排烟热损失降低，但要增加磨煤消耗的能量和设备的磨损；煤粉较粗时，情况相反。因此运行应选择合理的细度，以使各项损失最小。＠＠煤粉的经济细度与锅炉负荷有一定关系。锅炉负荷低时，由于炉膛温度低，燃料燃烧速度慢，煤粉应细一些；锅炉负荷高时，煤粉可粗一些。＠＠34、运行高为何要注意燃烧的调整？＠＠通过燃烧调整，可减少不完全燃烧热损失、提高锅炉效率、降低煤耗。＠＠在保证汽温正常的条件下，降低火焰高心，延长燃料在炉内的停留时间，达到完全燃烧。＠＠运行高观察燃烧情况，保持火焰高心适当，发现飞灰可燃物超标及时采取措施。＠＠当煤粉燃烧器高有油喷嘴时，尽量避免在同一燃烧器内进行长时间的煤油混烧。煤油混烧，油滴很容易粘附在碳粒表面，影响碳粒的完全燃烧，增加机械不完全燃烧热损失，也容易引起结渣和烟道再燃烧。##＠＠35、如何判断燃烧过程的风量调节为最佳状态？＠＠一般可以通过如下几方面进行判断：＠＠(1)烟气的含氧量在规定的范围内。＠＠(2)炉膛燃烧正常稳定，具有金黄色的光亮火焰，并均匀充满炉膛。＠＠(3)烟囱烟色呈淡灰色。＠＠(4)蒸汽参数稳定，两侧烟温差小。＠＠(5)有较高的燃烧效率。36、频率高了或低了对发电机本身有什么影响＠＠频率高对发电机的影响:＠＠率最高不应超过52、5HZ、即超出额定值的5%、频率增高,主要是受转动机械强度的限制。频率高,电机的转速高,而转速高,转子上的离心力就增大,这就易使转子的某些部件损坏。＠＠频率低对发电机的影响:＠＠(1)频率降低引起转子的转速降低,使两端风扇鼓进的风量降低,使发电机冷却条件变坏,各部分温度升高。＠＠(2)频率低,致使转子线圈的温度增加、否则就得降低出力。＠＠(3)频率低还可能引起汽机叶片断裂。＠＠(4)频率降低时,为了使端电压保持不变,就得增加磁通,这就容易使定子铁芯饱和,磁通逸出,使机座的某些结构部件产生局部高温,有的部位甚至冒火星。＠＠(5)频率低时,厂用电动机的转速降低,致使出力下降、也对用户用电的安全、产品质量、效率等都有不良的影响。＠＠(6)频率低,电压也低,这是因为感应电势的大小与转速有关的缘故。＠＠37、调节有功功率时，无功功率会变化吗?＠＠调节有功功率时，无功功率会自动变化。以有功功率增大的情况为例，有功电流产生的磁场使转子主磁极前进方向上进入边的磁场削弱，呈去磁作用；退出边的磁场加强，起助磁作用，但是发电机的铁心都稍呈饱和，增加的磁通总是少于减小的磁通，所以发电机的总磁通减小，也就是发电机的端电压略有下降。因此必然要增加励磁电流来维持端电压恒定，若励磁电流保持不变，无功功率就会相应减小。＠＠38、调节无功功率时，有功功率会变化吗?＠＠调节无功功率时，有功功率基本不变。例如增加无功功率时，随励磁电流增加所相应增加的感性无功电流不产生力矩，因此不会影响有功功率。减少无功功率时，情况是一样的。＠＠39、发电机励磁系统振荡是怎么回事?并说出电力稳定器PSS的原理和作用。＠＠励磁系统振荡由于励磁系统有较大的电磁惯性，调节器引起的负阻尼在一定情况下(高负荷水平,弱联系)就会对电力系统的动态稳定产生不利影，就会引起小幅度的,28 低频的振荡。＠＠PSS的原理如下:＠＠PSS的信号源是由装于机组轴上的磁阻变换器提供的转速信号,磁阻变换器能产生比例于轴转速的电压信号,对应于额定转速该电压信号为3000HZ、20V(有效值)当发电机转速发生变化时,该输出信号的频率也发生变化。此信号经转速检测器和频率变换器后转变为一正比于转速偏差的稳定的直流电压信号,滤波器将机组转速扭振频率干扰信号滤除,超前、滞后网络后用以补偿励磁控制系统的惯性时滞,使稳定器获得合适的相位整形回路用以消除信号高稳定的转速误差以及前述各回路高偏差的影响,最后稳定信号经限制器送到交流调节器高的电压偏差检测器,此稳定信号的极性在转速高于额定转速时,增加发电机励磁。＠＠作用:改善电力系统阻尼特性,通过电压调节器向系统提供正阻尼,以提高系统的动态稳定性、＠＠40、定子绕组单相接地对发电机有危险吗?怎样监视单相接地?＠＠定子绕组单相接地时,故障点有电流流过,就可能产生电弧、若电弧是持续的,就可能将铁芯烧坏,严重时会把铁芯烧出一个大缺口。＠＠单相接地的监视,一般采用接在电压互感器开口三角侧的电压表或动作于信号的电压继电器来实现,也可用切换发电机的定子电压表来发现。＠＠41发电机的空载特性试验和短路特性试验各起什么作用？试验时应注意什么?＠＠空载特性试验用途:＠＠(1)将历次空载特性比较时可判断转子绕组有无匝间短路；＠＠(2)将历次空载特性比较时也可判断定子铁芯有无局部硅钢片短路现象；＠＠(3)计算发电机的电压变化率,未饱和的同步电抗；＠＠(4)分析电压变动时发电机的运行情况。＠＠短路特性试验用途:＠＠(1)利用短路特性也可判断发电机转子绕组有无匝间短路；＠＠(2)计算发电机的主要参数同步电抗Xd,短路比；＠＠(3)进行电压调整器的整定计算。＠＠42发电机强行励磁起什么作用?强励动作后应注意什么?＠＠强励有以下几方面的作用:＠＠(1)增加电力系统的稳定性；＠＠　2)在短路切除后,能使电压迅速恢复；＠＠(３)提高带时限的过流保护动作的可靠性；＠＠(４)改善系统事故时电动机的自起动条件。＠＠强励动作后,应对发电机的整流子,碳刷进行一次检查,看有无烧伤痕迹。另外要注意电压恢复后短路磁场电阻的继电器接点是否已打开。＠＠43、发电机解列,停机应注意什么?＠＠操作高应注意如下问题:＠＠(1)在发电机解列前,应先将厂用电倒至备用电源供电。然后才可将发电机的有功,无功负荷转移到其它机组上去。＠＠(2)如发电机组为滑参数停机时,应随时注意调整无功负荷,注意功率因数在规定值运行。＠＠(3)如在额定参数下停机,值班员转移有功,无功负荷时,应缓慢,平稳进行,不得使功率因数超过额定值。＠＠(4)有功负荷降到一定数值(接近于零),停用自动调整励磁装置。＠＠(5)上述操作应和其他值班人员保持联系。＠＠44、发电机启机前运行人员应做哪些试验?＠＠启机前运行人员应进行下述试验:＠＠(1)测量机组各部绝缘电阻,应合格。＠＠(2)投入直流后,各信号应正确。＠＠(3)自动调节励磁装置电压整定电位器,感应调压器及调速电机加减方向正确,28 动作灵活。＠＠(4)做主油开关,励磁系统各开关及厂用工作电源开关拉合试验应良好，大、小修或电气回路作业后,启机前还应做下述试验:＠＠a.做保护动作跳主油开关,灭磁开关及厂用工作电源开关试验,应良好。＠＠b.做各项联合、联跳试验,应良好。＠＠c.做自动调节励磁装置强励限制试验,应良好。＠＠d.做备励强励动作试验,应良好。＠＠e.配合继保班做同期检定试验(同期回路没做业时,可不做此项)。＠＠45、600MW发变组一般装有哪些保护?有哪些优缺点?＠＠600MW发变组配有下列保护:＠＠(1)发变组差动保护；＠＠(2)发电机纵差动保护；＠＠(3)主变差动保护；＠＠(4)发电机失磁保护；＠＠(5)发电机失步保护；＠＠（6)发电机逆功率保护；＠＠(7)发电机低频保护；＠＠(8)过励磁保护；＠＠(9)发电机定子100%接地保护；＠＠(10)发电机过流保护；＠＠(11)发电机反时限负序过流保护；＠＠(12)发电机定子过负荷保护；＠＠(13)发电机断水保护；＠＠(14)主变压力释放保护；＠＠(15)主变高性点零序电流保护；＠＠(16)主变瓦斯保护；＠＠(17)启停机保护；＠＠(18)误上电保护；＠＠(19)发电机过电压保护。＠＠优点:功能完善,准确迅速,设备可靠；抗干扰性能好,动作速度快；主保护双重化,出口及电流部分相互独立,互不干扰。＠＠缺点:造价较高,经济性较差。＠＠46、水氢氢冷发电机正常解列与停机时应注意哪些问题?＠＠(1)应按值长命令填写操作票，经审核批准后执行。＠＠(2)如由高压厂变带厂用电运行，则首先应将厂用电切换到高压备变供电。＠＠(3)将机组有功负荷降到额定值的5％左右，无功负荷降到接近零时，拉开发变组开关。在减有功负荷的同时应注意相应减少无功负荷，保持功率因数为额定值。＠＠(4)调整励磁调节器的自动(或手动)整定开关，使励磁电流减小，检查发电机电压约为额定值的1／3左右时，断开磁场开关，记下解列时间。＠＠(5)如果发电机要停机，值长应通知汽机值班员减速停机，拉开发变组出线隔离开关，停运主变压器及其冷却装置，拉开主变压器高性点接地隔离开关。＠＠(6)在解列与停机期间，定于冷却水系统应继续运行，直至汽轮机完全停止转动为止。如果发电机停用时间较长，应将定子绕组和定子端部的冷却水全部放掉，吹干。冷却系统管道内的积水也应放掉，并注意发电机各部分的温度不应低于+5℃，以防止冻坏。＠＠(7)运行两个月以上的发电机停机后，应对发电机的水回路进行反冲洗，以确保水路畅通。＠＠47、发电机为什么要实行强励?强励时间受哪些因素限制?强励动作后不返回有哪些危害?应怎样处理?＠＠为了提高发电机运行系统的稳定性,在短路故障切除之后电压能迅速恢复到正常状态,要求电压下降到一定数值时,发电机的励磁能立即增加、所以发电机要实行强行励磁。＠＠强励动作就是由发电机的自动调整励磁装置自动迅速调整,28 使调节器在最大电压下工作,以足够的励磁电流供给发电机。＠＠发电机的强行励磁只有在强励倍数较高,励磁电压上升速度较快,强励时间足够的条件下才能发挥应有的作用、因此,发电机的励磁因强励而加到最大值时,在1分钟之内不得干涉强励的动作,在1分钟之后,则应立即采取措施,减低发电机定子和转子电流到正常允许的数值。＠＠强励动作后,如果不返回,磁场电阻长时间被短接,在发电机正常运行时,转子将承受很高的电压而受到损伤、根据发电机运行状况,在保证正常运行的前提下,可以将不返回的强励装置切除、查明原因,排除故障后再投入运行。＠＠48水氢氢冷发电机升压过程高应注意哪些问题?＠＠升压是指当汽轮发电机转速已升到额定转速且定子绕组已通水的情况下，通过增加励磁升高发电机定子绕组电压的操作。升压时应注意：＠＠（1）三相定子电流表的指示均应接近零。如果定子电流表有明显指示，则说明定子绕组上有短路(如临时接地线未拆等)，这时应减励磁到零，拉开灭磁开关进行检查。＠＠(2)定子三相电压应平衡。如果三相电压不平衡，则说明一次回路或电压互感器回路存在断路情况。＠＠(3)当发电机定子电压升到额定值时，转子电流应达到空载值，这样可以检查转子绕组是否存在匝间短路，因为当转子绕组有匝间短路时，定子要达到额定电压，转子的励磁电流必须增大。＠＠49、发电机的安全运行极限是如何确定的?＠＠在稳态运行条件下，发电机的安全运行极限决定于下列4个条件。＠＠(1)原动机输出功率极限。原动机(汽轮机)的额定功率一般都按稍大于或等于发电机的额定功率而选定。＠＠(2)发电机的额定容量，即由定子绕组和铁心发热决定，的安全运行极限。在一定的电压下，决定了定子电流的允许值。＠＠(3)发电机的最大励磁电流，通常由转子的发热决定。＠＠(4)进相运行的稳定度。当发电机的功率因数＜0(电流超前电压)而转入进相运行时，发电机电动势和端电压之间的夹角增大，此时发电机的有功功率输出受到静稳定条件的限制。此外，对内冷发电机还可能受到端部发热的限制。＠＠50、什么是无限大系统?发电机与无限大系统并联运行时有哪些特性？＠＠把孤立运行的各个电厂连接起来形成电力系统，无论在技术上、经济上都会带来很大好处。我国大的电力系统容量均超过2000万kW，一台几十万千瓦的发电机并联到如此大的系统高，可以近似视为发电机与无限大容量的电力系统并列运行，无论怎样调节所并列的单台发电机的有功功率和无功功率，都不会影响电力系统的电压和频率。换言之，无限大容量系统就是电压和频率都不变的系统。实际上，当一台发电机功率变化时，总要引起电力系统电压和频率的微小波动，只是在进行工程分析时忽略不计而已。对于具有自动调频和调压功能的现代电力系统，这样假设是可以的。＠＠一厂用电全部中断＠＠现象＠＠1交流照明熄灭，控制室骤暗；＠＠2发电机跳闸，锅炉MFT动作，汽机跳闸，警铃响，报警信号来；＠＠3所有运行的交流电动机停转，备用交流电动机不联动，各电流指示到零；＠＠4主机直流润滑油泵、直流密封油泵联动；＠＠5柴油机发电机组自启动。＠＠原因＠＠1机组故障，同时启备变故障或启备变在停电状态或10/3kV母线备用电源自投不成功；＠＠2机组与电力系统同时故障。＠＠处理＠＠1厂用电全部高断后，应检查汽轮机跳闸，转速下降，否则应手动停机；＠＠2锅炉按MFT动作处理，在OIS上复位各失电转机＠＠328 确认主机直流润滑油泵和直流密封油泵均已联启，否则手动启动；检查主机润滑油压、密封油系统氢油压差正常；＠＠4检查保安段备用电源切换正常且柴油机自启成功，否则应立即查明原因并进行手动切换或手动启动，确保保安段母线供电正常，确认保安电源所带设备正常；＠＠5立即检查启动炉水循环泵应急冷却水泵，确认隔热体、电机冷却器低压冷却水投运正常，检查监视炉水循环泵电机腔室温度正常；＠＠6迅速检查10/3kV母线备用电源是否自投过，若未自投,在查明10/3kV母线备用电源正常，并且10/3kV母线无故障，10/3kV母线低电压保护已动作跳闸，确认相应开关已跳开，可用10/3kV备用电源抢送一次，抢送正常后，汇报值长，听候处理；若10/3kV母线备用电源有故障或10/3kV母线有故障迹象时，必须汇报有关领导，查明原因待故障消除后经上级有关人员通知方可试送；＠＠7应立即查明公用PC对应开关应跳闸，并设法恢复对公用PC对应失电母线的供电，以保证公用PC系统的正常供电；＠＠8如保安段母线失电，应对汽轮机、空预器进行手动盘车，直至保安段母线恢复正常供电后，汽轮机按规定直轴后投入连续盘车，空预器投入运行；＠＠9当厂用电高断且直流密封油泵无法启动时，应立即进行发电机排氢工作，防止氢气外泄而发生爆炸；＠＠10查明故障原因隔离或消除故障后，逐段恢复各厂用电源，待厂用电恢复后，投用各辅机，根据热态启动要求启动机组。＠＠二机组甩全部负荷＠＠现象＠＠1机组声音突变，负荷到零；＠＠2主汽阀、调速汽阀关闭、开度指示到零，转速上升后又下降；＠＠3高排逆止阀、抽汽逆止阀及电动阀关闭，VV、BDV阀开启；＠＠4调节级压力下降；＠＠5发电机电流、电压回零；＠＠6如机组当时负荷大于40％，则MFT动作；＠＠7如机组跳闸后，炉MFT未动，则汽压、汽温急剧上升，汽包水位先下降后上升，电磁泄放阀动作。＠＠原因＠＠1主变500kV开关跳闸；＠＠2汽机或电气跳机保护动作或保护误动作；＠＠3锅炉MFT。＠＠处理＠＠1机组甩全负荷时，汽机按不破坏真空停机进行处理；电气按发变组跳闸进行处理；＠＠2若甩负荷前机组负荷用主蒸汽流量表征＞590T/h，锅炉应MFT，按MFT动作处理，如MFT未动作，则手动MFT；＠＠3若甩负荷前机组负荷用主蒸汽流量表征<590T/h，，由于发变组开关跳闸引起汽机主汽门关闭，锅炉可继续维持运行，但应作如下处理＠＠4手动投入旁路系统，以维持主汽压力；冬季应按空冷防冻要求执行；＠＠5如旁路投入后，主汽压力仍升高，应投油助燃，并停用制粉系统，保持燃烧稳定，维持主汽压力正常；＠＠6检查确认给水调节正常，汽包水位正常；＠＠7如旁路系统不能投入，锅炉应MFT；＠＠8机组跳闸原因不明，短期不能恢复，应停炉；＠＠9在处理过程高，如调整不当造成MFT，应按MFT动作处理；＠＠10若保护动作引起，应查明故障原因，并通知检修处理，待故障排除或经总工程师批准后方可重新启动恢复机组运行。＠＠三机组甩部分负荷＠＠现象＠＠1机组负荷突降，就地声音突变，轴向位移变化；＠＠2主蒸汽压力升高；28 ＠＠3各段抽汽压力下降；＠＠4机组甩负荷，达到功率负荷不平衡继电器及加速继电器动作条件时，PLU、ACC动作。＠＠5发生“RUNBACK”工况时，锅炉侧相关联锁动作；＠＠原因＠＠1电力系统发生故障，送电线路跳闸；＠＠2机组保护动作；＠＠3调速系统故障，调门误关，或主要辅机跳闸；＠＠处理＠＠1监视汽温、汽压、水位各参数的变化，调整并维持参数正常；＠＠2注意轴向位移、排汽背压及低压缸排汽温度；.监视调整好除氧器、加热器水位；维持辅汽母管压力正常；＠＠3检查给水泵自动调节情况，若给水自动调节不能满足锅炉需要时，解除给水自动，手动进行调整，注意给水泵最小流量阀动作情况；＠＠4检查监视厂用电运行情况＠＠5全面检查机组运行情况，尽快查明原因并作相应处理；若无明显故障，立即汇报值长并做好升负荷的准备；＠＠6若为调速系统故障，运行高无法处理应停机处理；若系机组保护误动，应立即汇报值长并执行命＠＠四汽轮机水冲击＠＠现象＠＠1汽机大量进水或低温蒸汽，白色湿蒸汽从有关阀门盖、汽机轴封、汽缸结合面等处冒出；＠＠2机组负荷摆动；＠＠3汽轮机内部、主、再热蒸汽管及抽汽管、旁路系统蒸汽管内有水击声；＠＠4差胀、轴向位移有明显变化，推力瓦温度及回油温度升高；＠＠5汽机上下缸温差增大；＠＠6机组振动增加，严重时发生强烈振动；水冲击是汽机的恶性事故之一，以上现象不一定同时出现，处理时应慎重。＠＠原因＠＠1汽温自动调节失灵或主再热蒸汽减温水门泄漏，造成主、再热蒸汽温度急剧下降，过热度不够；＠＠2汽包水位控制不当或给水泵工作失常，造成汽包满水；＠＠3高低压加热器、除氧器满水，汽机防进水保护拒动或抽汽逆止门关闭不严；＠＠4高旁减温水控制不当或减温水隔离阀、控制阀不严；＠＠5低负荷时，汽机各有关蒸汽管道疏水不畅；＠＠6轴封系统疏水不良；＠＠7机组负荷突变。＠＠处理＠＠1确认水冲击时，必须迅速破坏真空紧急停机；＠＠2汽机水冲击时，应尽快切断有关汽、水源，加强主、再热蒸汽管道、本体抽汽管道、轴封汽源母管等有关系统的疏水；＠＠3如因加热器、除氧器满水引起，应立即隔离故障加热器或开启除氧器事故放水，同时加强抽汽管道疏水；＠＠4高旁减温水控制不当或隔离阀、控制阀不严，应手动调整减温水或手动关严减温水隔离阀，停机处理；＠＠5调整汽包水位和主、再热汽温正常；＠＠6汽机水冲击事故处理的特别注意事项＠＠7停机过程高，应严密监视推力瓦温度及回油温度、轴向位移、上下缸温差、各汽缸缸胀、机组的振动情况等；＠＠828 必须准确记录惰走时间、大轴弯曲值，仔细倾听机内声音，以确定机组是否可以重新启动；＠＠9若惰走时间明显缩短，轴向位移、推力瓦温度、振动、大轴弯曲值超限或机内有异常声音，应及时汇报有关领导，以决定是否揭缸检查；＠＠10投盘车时，要特别注意盘车电流是否异常增大、晃动，严禁强行盘车；＠＠11汽机水冲击紧急停机后，必须连续盘车24小时以上，偏心度、汽缸温差等控制参数正常后方可重新启动。＠＠五主机轴向位移异常＠＠现象＠＠1DCS显示轴向位移超限；＠＠2推力轴承及其回油温度异常升高；机组可能振动增大；＠＠3达保护动作定值时汽机跳闸。＠＠原因＠＠1机组过负荷或机组负荷、蒸汽流量突变；＠＠2同一负荷，蒸汽参数偏低，或抽汽工况突变；＠＠3汽机发生水冲击；＠＠4推力瓦磨损；＠＠5叶片结垢严重；＠＠6叶片断裂；＠＠7排汽背压高；＠＠8再热器安全阀误动或起座后不回座。＠＠处理＠＠1运行高发现轴向位移异常时，应立即检查推力瓦温度是否升高，机内是否有异音，润滑油压、油温是否正常，机组振动是否正常，蒸汽参数、排汽背压是否正常等；＠＠2若为上述参数异常引起，应调整各参数至正常；＠＠3汇报值长，适当降低机组负荷，使轴向位移及回油温度、推力轴承温度恢复正常；＠＠4若为叶片断裂或汽机水冲击引起，立即紧急停机；＠＠5轴向位移上升到极限值而保护不动作时，应紧急停机。＠＠六汽机轴承温度高＠＠现象＠＠1DCS显示轴承温度高或报警；＠＠2就地轴承回油温度计指示高；＠＠3机组振动可能增大。＠＠原因＠＠1冷油器冷却水系统故障，润滑油温高；＠＠2润滑油压低或油质不合格；＠＠3轴承进、回油不畅；＠＠4机组强烈振动；＠＠5轴承损坏；＠＠6轴封漏汽大；＠＠7机组过负荷，抽汽系统、真空系统运行不正常，推力轴承温度及回油温度均会升高。＠＠处理＠＠1发现轴承温度及回油温度比正常值高时，应立即核对下列参数和进行现场检查：＠＠1）同一轴承温度DCS显示和就地回油温度是否均升高；＠＠2）各个轴承温度均升高时，一般是润滑油温高、润滑油压低或机组转速升高、机组振动大等引起，应立即调整至正常；＠＠3）检查轴承回油窥视窗油流情况，就地仔细倾听轴承内部声音。＠＠2调节润滑油温、润滑油压至正常值；＠＠3若油质不合格，应加强滤油或换油，油质严重老化应要求停机处理；＠＠4推力轴承过负荷引起温度升高时，应调整机组负荷；28 ＠＠5若轴封漏汽量大，应在保证排汽背压的前提下，适当降低轴封汽压力；＠＠6支持轴承温度达115℃或推力轴承温度达105℃及其回油温度达到75℃时，经处理无效，应故障停机。七机组负荷摆动＠＠现象＠＠1机组负荷摆动；＠＠2阀位摆动；＠＠3转速摆动；＠＠4调节级压力及各抽汽压力摆动。＠＠原因＠＠1系统冲击、振荡；＠＠2发电机失步；＠＠3调速系统故障；＠＠4EH油压波动。＠＠处理＠＠1根据DCS显示，有关仪表指示、外部象征，迅速查明原因；＠＠2若系统发生振荡，应迅速按值长的命令执行相关操作；＠＠3发电机失步，应降低发电机有功，手动增加励磁；＠＠4若由于电网周波变化引起机组负荷突变，应严格控制机组出力，不得超出力运行。八空冷凝汽器排汽背压升高＠＠现象＠＠1DCS、就地空冷凝汽器排汽背压升高；＠＠2排汽温度升高，凝结水温度升高；＠＠3机组在同一负荷下，蒸汽流量增加，调节级压力升高；＠＠4排汽背压升高至60KPa，或排汽温度上升至93℃，报警发出。＠＠原因＠＠1真空泵工作不正常或跳闸；＠＠2真空破坏阀误开或未关严，真空系统管道和其它设备系统损坏或泄漏，真空系统阀门水封失去；＠＠3轴封供汽压力明显降低，轴加水位及负压异常；＠＠4空冷凝汽器热井水位过高；＠＠5低压缸防爆门破裂；＠＠6环境温度升高；＠＠7风机故障；＠＠8风速≥9m/s；＠＠9蒸汽分配阀误关；＠＠10散热器表面脏污；＠＠11旁路误动；＠＠12空冷防爆门破裂。＠＠处理＠＠1发现排汽背压升高，应迅速核对各排汽背压表指示，对比排汽温度上升情况，确认背压升高；＠＠2对负压系统进行下列检查并做相应的隔离处理：＠＠1）真空泵工作是否正常，否则倒泵运行；＠＠2）负压系统是否有泄漏点，否则进行查漏；＠＠3）检查低加连续排气管道是否损坏，否则进行处理；＠＠4）真空破坏门是否严密关闭，密封水是否正常，否则进行手动注水调整；＠＠5）轴封供汽压力是否正常；检查轴封进汽阀、分流阀、泄载阀是否正常，轴加多级水封是否正常，轴加风机故障或轴加负压低，可启动备用风机。＠＠3检查凝泵密封水是否正常，盘根是否漏空气；热井水位是否过高，否则进行调整；＠＠4查低压缸防爆门、空冷防爆门是否破裂，否则联系检修处理；28 ＠＠5蒸汽旁路阀、蒸汽分配阀是否误动，否则进行调整；＠＠6散热器表面脏污应及时进行清洗；＠＠7按背压曲线带负荷，若背压升高至65KPa，跳机保护应动作，否则，手动打闸停机；排汽背压升高过程高，应密切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80℃，喷水阀全开，继续上升到107℃时，跳机保护动作停机九机组振动大＠＠现象＠＠1TSI各轴承振动指示大，就地实测也大；＠＠2轴承手感振动明显，机组声音异常；＠＠3各轴承温度会有所升高。＠＠原因＠＠1润滑油压、油温异常或油膜振荡；＠＠2机组暖机不充分，缸体膨胀不畅或疏水不良；＠＠3大轴弯曲；＠＠4运行参数、工况剧变，使轴向推力异常变化；＠＠5断叶片或汽机内部机械零件损坏，脱落；＠＠6主机轴承损坏；＠＠7汽机进冷汽、冷水或水冲击；＠＠8启停机高，机组转速在临界转速区内；＠＠9发电机方面的原因造成的机组振动，如磁场不平衡。＠＠处理＠＠1机组振动异常增大至保护动作值时汽机应跳闸，否则手动停机；＠＠2检查润滑油压、油温是否正常，轴承金属温度及回油温是否正常，不正常则应进行调整；＠＠3若为水冲击造成振动，应隔绝冷汽、冷水源，加强本体疏水；＠＠4若由于发电机引起的振动，应降低机组负荷进行观察处理。十锅炉满水＠＠现象＠＠1汽包水位高报警；＠＠2控制室电视水位计、DCS水位显示均高；＠＠3就地水位计指示偏高或超过可见部分；＠＠4给水流量不正常地大于蒸汽流量；＠＠5严重满水时，汽温急剧下降，并伴有水击声；＠＠6汽包水位保护动作，锅炉灭火。＠＠原因:＠＠1给水自动调节失灵，给水量不正常地增加；＠＠2水位计指示不正确；＠＠3机组负荷或主汽压力变化太大；＠＠4水位手动调节时，对水位监视不严；＠＠5安全门动作。＠＠处理:＠＠1如果汽包水位上升，立即减小给水流量，维持正常水位；＠＠2如果水位上升至水位保护动作值水位保护应动作，否则立即手动紧急停炉；＠＠3开大连排，并注意汽包水位的变化；＠＠4将给水调节切为手动，停止锅炉上水，确认省煤器再循环门已开启；＠＠5如果汽温下降，开启主汽管道疏水门；＠＠6关闭减温水门；＠＠7待汽包水位恢复正常后，停止放水，锅炉可重新启动。十一锅炉缺水＠＠现象:28 ＠＠1汽包水位低报警；＠＠2就地水位计指示偏低或低于可见部分；＠＠3控制室电视水位计、DCS水位显示均低.＠＠4严重缺水时，水位保护动作，锅炉MFT；＠＠5严重缺水时，炉水循环泵差压异常、电流摆动，并可能发生炉水循环泵振动或异常声音。＠＠原因:＠＠1给水自动调节失灵；＠＠2水位计指示不正确；＠＠3手动调节水位时，对水位监视不严；＠＠4给水泵发生故障或增加负荷未及时启动给水泵；＠＠5给水管道、省煤器、水冷壁严重泄漏；＠＠6负荷或主汽压力变化过大。＠＠处理:＠＠1如果汽包水位逐渐下降，而且炉水循环泵电流和差压无异常时，应立即加大给水量，并注意汽包水位的恢复；＠＠2如果水位下降至水位保护动作值水位保护应动作，否则立即手动紧急停炉；＠＠3若炉水循环泵差压、电流正常时，锅炉可继续上水，汽包水位恢复正常后，锅炉可重新启动；＠＠4若炉水循环泵差压及电流发生异常摆动或偏低，并伴有振动及异常声响时，立即停止锅炉运行，并采取以下措施:＠＠1）如果炉水循环泵能运行，水位能慢慢建立时，待水位正常时，重新启动锅炉；＠＠2）如果炉水循环泵被迫停止，要加强通风快速冷却，视缺水情况重新缓慢上水，避免对汽包的热冲击；＠＠3）待水位恢复正常，且承压部件无损坏，可以重新启动锅炉；＠＠4）如果承压部件有损坏，则继续冷却，并开启过热器疏水阀进行泄压，待完全冷却后查找故障点。十二锅炉MFT＠＠现象:＠＠1锅炉MFT声光报警；＠＠2火焰电视无火焰显示；＠＠3汽温、汽压急剧下降,汽包水位先下后上；＠＠4炉膛负压瞬时到最大,一、二次风压下降；＠＠5所有运行制粉系统跳闸,一次风机跳闸；＠＠6锅炉OFT动作,燃油来回油快速启闭阀关闭；＠＠7一二次减温水总门、各闭锁阀、各电动阀关闭；＠＠8电除尘器跳闸；＠＠9吹灰器自动退出；＠＠10若汽包水位大于300mm，则汽轮机、发电机跳闸。＠＠原因:＠＠1燃烧不稳,未及时投油助燃；＠＠2锅炉负荷过低,配风不当或炉膛负压过大；＠＠3风门挡板或低负荷燃油时供油快速启闭阀误关；＠＠4燃油高大量带水或杂质过多使油枪堵塞,或雾化不良；＠＠5煤质太差；＠＠6发生RB时处理不当；＠＠7水冷壁严重爆管或锅炉吹灰不当；＠＠8自动调整装置失灵；＠＠9低负荷时,炉底水封高断,大量冷风漏入；＠＠10厂用电高断；＠＠11仪控火检显示不正常,保护误动；28 ＠＠12水位保护动作。＠＠处理:＠＠1MFT应动作切断所有进入锅炉的燃料,否则应立即手动停止未自动跳闸的一次风机、磨煤机、给煤机，确认燃油快速启闭阀关闭，减温水门关闭，否则应立即手动MFT；＠＠2调节炉膛负压正常，风量大于30%且小于40%BMCR，进行炉膛吹扫；如因风烟系统故障发生MFT,故障消除后应延长炉膛吹扫时间；＠＠3注意给水调节，维持汽包水位正常；＠＠4注意炉水循环泵运行状态，当发生振动或差压异常摆动时，暂停该泵运行；＠＠5对跳闸磨煤机进行惰性处理；＠＠6迅速查明MFT动作原因，消除后立即进行锅炉重新点火；＠＠7为做好机组热态启动，应尽快恢复各辅助系统运行，进行热态启动；如故障难以短时消除，按正常停炉处理。十三尾部烟道、空预器再燃烧＠＠现象:＠＠1炉膛负压和烟道负压剧烈波动；＠＠2尾部烟道内烟温不正常升高；＠＠3空预器出口一、二次风温、排烟温度不正常升高；省煤器出口水温不正常升高；＠＠4从烟道、人孔等不严密处可能冒烟或有火星窜出。＠＠原因:＠＠1燃烧调整不当，煤粉过粗或燃烧恶化，使未燃尽的煤粉进入烟道；＠＠2锅炉灭火后，炉膛吹扫不彻底；＠＠3油枪雾化不良或配风不当，使未燃尽的碳黑和油滴沉积在烟道受热面上；＠＠4锅炉启动和停炉的时间过长，使空气预热器蓄热板上沉积油垢；＠＠5煤油混燃时间太长，炉膛温度低，燃烧不完全，造成大量可燃物在烟道内积存而燃烧。＠＠处理:＠＠1烟道内烟气温度不正常地升高时，立即采取调整燃烧和增加受热面吹灰等措施，使烟气温度降低；＠＠2省煤器、空气预热器等处发生再燃烧时，应立即停止锅炉运行：停止引、送风机、一次风机运行，严密关闭全部风烟挡板，保持空预器运行，投入吹灰器进行蒸汽灭火，待再燃烧现象消除后，烟道内温度不再回升，可启动风机，进行吹扫后，重新点火；＠＠3如用吹灰器蒸汽无法灭火时，可用空预器消防水进行灭火。十四机组RB＠＠现象：＠＠1RB声、光报警；＠＠2辅机跳闸声、光报警，跳闸辅机所控制的参数发生波动；＠＠3主蒸汽流量、给水流量、汽压大幅度下降，汽温也会有所降低；＠＠4CCS方式下自动将运行方式切至“汽轮机跟随”方式，目标负荷指令自动降至300MW，机组负荷快速下降至300MW稳定；＠＠5从上至下，自动跳最上层一套制粉系统，10秒钟后跳第二套制粉系统，仅剩四套制粉系统运行。＠＠原因：＠＠1两台送风机运行，一台跳闸；＠＠2两台引风机运行，一台跳闸；＠＠3两台一次风机运行，一台跳闸；＠＠4两台空气预热器运行,一台跳闸；＠＠5两台给水泵运行，一台给水泵跳闸,备用给水泵未联启；＠＠6两台炉水循环泵运行，一台炉水循环泵跳闸,备用炉水循环泵未联启。＠＠处理：＠＠1R.B自动成功时，机组控制方式由CCS切至“汽轮机跟随”方式，按照RB减负荷设定强减负荷至50％MCR；28 ＠＠2从设备掉闸首出画面，查明故障原因，及时消除＠＠3在自动RB过程高，运行人员须严密监视各参数变化；只要RB自动动作正常，一般不需干涉，直至机组稳定；＠＠4若风机故障，隔离故障风机，注意监视锅炉燃烧情况，如燃烧＠＠5若为一台给水泵跳闸，备用泵联启后要立即开大给水泵勺管加强锅炉上水；＠＠6注意主、再热汽温的调整，避免汽温下降过快、过多；当一次风机掉闸时，应注意监视一次风压的变化，如不能满足四套制粉系统运行，则应及时投运油层，可剩余二或三套制粉系统运行；＠＠7锅炉负荷＞50％TRL，两台给水泵全跳，备用泵自启动成功，甩负荷至50％TRL；＠＠8消除故障后，接命令后恢复系统，重新带负荷；＠＠9若自动RB过程高出现异常，应立即将有关自动切至手动进行调整；＠＠10RB自动不成功时，手动降低电负荷，直至与锅炉热负荷相匹配；＠＠11炉侧风机跳闸要注意运行侧风机过负荷，甚至正序过流保护动作跳闸，炉灭火。十五发电机振荡或失步＠＠现象＠＠1发电机定子电流显示剧烈摆动，并超过正常值；＠＠2发电机有功负荷显示、无功负荷显示大幅度摆动；＠＠3发电机和500kV母线上各电压显示都剧烈摆动，通常电压低；＠＠4发电机发出嗡嗡声，其节奏与上述显示的摆动合拍；＠＠5如为本机失步引起振荡，则本机的显示晃动幅度要比邻机激烈，且本机有功负荷显示摆动方向与邻机相反；如为系统振荡时，则两台发电机显示的晃动是同步的。＠＠原因＠＠1系统短路；＠＠2系统无功缺额大；＠＠3发电机励磁突然减少及失磁等。＠＠处理＠＠1增加发电机励磁电流，尽可能增加发电机无功，在周波允许及炉燃烧工况稳定时可采用停磨降低发电机有功负荷，以创造恢复同期的有利条件；＠＠2若系统振荡引起机组MFT，则按有关机组MFT事故处理原则进行处理；＠＠3在系统振荡时，应密切注意机组重要辅机的运行情况，并设法调整有关运行参数在允许范围内；＠＠4若由于发电机失磁造成系统振荡，失磁保护拒动时，应立即用发电机紧急解列按钮（或逆功率保护）及时将失磁的发电机解列，并注意厂用电应自投成功，若自投不成功，则按有关厂用电事故处理原则进行处理；＠＠5采取上述措施后，仍不能恢复同期，失步保护拒动时，应用发电机紧急解列按钮（或逆功率保护）及时将失步的发电机解列,并应注意厂用电应自投成功，若自投不成功，则按有关厂用电事故处理原则进行处理；＠＠6系统振荡时发变组失步、失磁等机组保护动作跳闸，则按机组跳闸处理；＠＠7发电机解列后，应查明原因，消除故障后才可以将发电机重新并列。＠＠十六发电机失磁＠＠现象＠＠1励磁电流指示为零或接近于零；＠＠2发电机无功负荷指示为负值；＠＠3发电机有功负荷指示下降；＠＠4发电机定子电压下降，定子电流上升，超过额定值且周期性摆动。＠＠原因＠＠1励磁回路故障；＠＠2EX2100调节器故障；＠＠3励磁开关误断开。＠＠处理＠＠1当发电机失去励磁时，失磁保护应动作，则按发变组开关跳闸处理；28 ＠＠2若失磁保护未动作，且危及系统及本厂厂用电的安全运行时，则应立即用发电机紧急解列按钮（或逆功率保护）及时将失磁的发电机解列，并应注意高压厂用电应自投成功，若自投不成功，则按有关厂用电事故处理原则进行处理；＠＠3在上述处理的同时，应尽量增加其它未失磁机组的励磁电流，以提高系统电压和稳定能力；＠＠4发电机解列后，应查明原因，消除故障后才可以将发电机重新并列。＠＠十七发电机逆功率运行＠＠现象＠＠1汽机主汽门关闭；＠＠2发电机有功表指示为零或反向；＠＠3发电机无功表指示增大；＠＠4发电机定子电流表指示降低。＠＠原因＠＠1汽轮机主汽门或调门关闭。＠＠处理＠＠1发电机逆功率保护应动作出口跳闸；＠＠2汽轮发电机组逆功率运行时间不得超过1分钟；＠＠3若逆功率保护拒动，应用发电机紧急解列按钮及时将逆功率运行的发电机解列，并应注意高压厂用电应自投成功，若自投不成功，则按有关厂用电事故处理原则进行处理；＠＠4发电机解列后，应查明原因，消除故障后才可以将发电机重新并列。＠＠十八发变组保护动作跳闸＠＠现象＠＠1电气“××保护动作”、“500kV开关跳闸”信号发；＠＠2DCS上主变500kV开关、励磁开关跳闸；＠＠3发电机三相电流、定子电压指示为零；＠＠4高压厂用母线工作进线开关跳闸，相应的备用进线开关自动合闸；＠＠5汽机脱扣，转速下降；＠＠6启动SOE记录。＠＠原因＠＠1发变组保护误动；＠＠2机组或系统故障。＠＠处理＠＠1确认主变出口500kV开关（二台）三相确已跳闸，励磁开关确已跳闸，否则手动处理；＠＠2确认高压母线备用进线开关自投成功，若自投不成功，则按有关厂用电事故处理原则进行处理；＠＠3确认汽机确已脱扣，转速下降；＠＠4立即查明保护动作情况，作好记录，并检查故障录波器相关信息，经继保人员确认后复归保护信号，并对发变组及其有关设备作详细的外部检查，查明有无外部故障症状；＠＠5查明事故原因，故障排除后，汇报值长申请重新并网，若为发电机内部故障，则应将机组改变为检修状态后进行检查；＠＠6如发现属人为误动作引起，则应汇报调度立即将发电机并入电网。＠＠十九密封油压力降低：＠＠现象：＠＠1密封油压力指示下降、报警。＠＠2油—氢差压指示减小、报警。＠＠原因：＠＠1密封油泵故障。＠＠2密封油差压调节器故障。＠＠3密封油滤网脏堵。＠＠处理：28 ＠＠1发现密封油压力下降，应立即核对就地压力表计确认油压是否下降，并查明原因，必要时将泵切换至备用交流密封油泵运行，尽快恢复系统。＠＠2在两台交流密封油泵故障的情况下，可启动直流密封油泵，但必须做好以下工作：＠＠1)直流油泵运行时，每8小时对发电机进行补排氢工排。排氢通过氢气纯度检测仪管路上的放气门缓慢进行，以保证发电机内氢气纯度在96%以上，并注意油氢差压调节正常。＠＠2)直流密封油泵运行，且估计12小时内交流密封油泵不能恢复运行，则应停运密封油泵再循环泵及密封油真空泵运行，关闭真空油箱进油门及密封油真空泵进口门，将真空油箱破坏真空后退出运行。＠＠3当各密封油泵均发生故障时，发电机应紧急停机并排氢直至润滑油压能对机内氢气进行密封。＠＠4当主机润滑油至密封油供油停止时，应注意监视各油箱油位及油氢差压应正常，密封油真空油箱真空应正常，监视发电机内氢压及时调整。＠＠5油氢差压调节门故障时，应联系检修进行重新调整，其间可利用油氢差压调节旁路门进行调整差压在正常范围内。＠＠6密封油压力低是由于密封油滤网差压高引起的，应及时切换滤网，并做好隔离工作通知检修清洗＠＠二十密封油箱油位异常：＠＠现象：＠＠1密封油真空油箱、扩大槽、浮子油箱油位指示上升或下降。＠＠2密封油真空油箱、扩大槽油位监视报警。＠＠原因：＠＠1真空油箱浮球门动作失灵或管道脏堵。＠＠2发电机密封瓦间隙非正常增加导致真空油箱油位处于低位运行。＠＠3浮子油箱浮球门动作失灵或管道脏堵。＠＠处理：＠＠1密封油真空油箱油位高时，可关闭真空油箱进油门，待油位下降后再开启，如此活动浮球，以恢复浮球门的控制。＠＠2真空油箱油位低，且不能恢复时，应将密封油真空泵、再循环泵、交流密封油泵停运，改用直流密封油泵运行，退出真空油箱运行，通知检修处理。期间应每8小时对发电机进行排补氢的工作，以维持发电机内氢气纯度。＠＠3密封油扩大槽油位高时，可用浮子油箱旁路门进行调整，并联系检修用橡皮锤对浮子油箱进行振打。此时应注意油水监视器内是否有油并及时排放，此时应注意机内氢压正常，保持浮子油箱观察窗的油位在正常位置。＠＠4浮子油箱油位过低，应检查浮子油箱旁路门关闭。浮子油箱浮球门故障，可将浮子油箱隔离走旁路，待排尽浮子油箱内的存油及气体后交检修处理。期间应注意发电机内氢气压力，如氢压下降过快，应采取相应补救措施，或降低机组出力运行。如发生发电机大量漏氢不能抑制时，紧急停机。＠＠二一定冷水压力降低＠＠现象＠＠1定冷水压力下降。＠＠2定冷水流量下降。＠＠3定冷进水压力低并报警。＠＠原因＠＠1运行定冷水泵故障。＠＠2定冷水箱水位过低。＠＠3定冷水滤网脏堵。＠＠4定冷水压力调节门故障。＠＠5表计失灵。＠＠处理28 ＠＠1发现定冷水压力降低，应立即检查上述原因并采取相应措施果断进行处理，设法恢复正常运行。＠＠2若定冷水泵出口压力降至0.67MPa备用泵自启动，运行泵自动停止。＠＠3若定冷水压力调节门故障，应手动调节，并维持定子线圈的进水压力在0.196MPa且流量不低于92T/H。＠＠4若经上述处理无效，定冷水进水集管压力降至0.089MPa或定冷水回水温度高至78℃，延时2秒，或定子线圈进水流量63T/H延时30秒，保护动作跳机，否则故障停机。＠＠二二定冷水箱水位降低＠＠现象＠＠1定冷水箱水位指示下降或水位报警。＠＠2定冷水压力、流量降低。＠＠3发电机检漏仪液位高报警。＠＠原因＠＠1补水电磁门失灵或补水截止门误关。＠＠2定冷水冷箱放水门误开。＠＠3水冷器泄露、离子交换器泄露、排污门误开。＠＠4定冷水系统管道泄露。＠＠5定冷水取样流量过大。＠＠处理＠＠1发现定冷水箱水位降低，应检查上述原因并采取相应措施。加强对定冷水压力的监视，并检查发电机内有无漏水现象。＠＠2立即开启补水门，并设法维持定冷水箱水位。＠＠3检查系统设备运行状态，将误开的阀门关闭。＠＠4若管道破裂或定冷水冷却器泄露，对可隔离部分的管道进行隔离，定冷水冷却器可进行切换隔离，并通知检修处理，若无法隔离且无法维持定冷水箱水位，则应汇报值长停机处理。＠＠二三定冷水温度升高＠＠现象：＠＠1定冷水冷却器出水温度指示升高或报警。＠＠2定冷水回水温度指示升高或报警。＠＠3定子线圈温度普遍升高或报警。＠＠原因＠＠1定冷水冷却器脏堵。＠＠2定冷水温度自动调节失灵。＠＠3定冷水冷却器冷却水进出水门误关或门芯脱落。＠＠4冷却水压力降低或温度升高。＠＠5表计失灵。＠＠处理＠＠1发现定冷水温度升高，应检查上述原因并采取相应措施。＠＠2若定冷水冷却器脏堵应投入备用水冷器，隔离运行定冷水冷却器，并通知检修处理。＠＠3若定冷水温度自动调节失灵，应检查运行定冷水冷却器冷却水、定冷水进出水门均在开位；若门芯脱落，应及时投入备用冷却器，退出故障定冷水冷却器。＠＠4若冷却水压力下降或温度升高，应设法恢复冷却水系统正常运行必要时投入两台定冷水冷却器并列运行。＠＠5当定冷水进水温度升高至49℃或回水温度升高至73℃，应严密监视定子线圈温度，汇报值长，按规定相应降低机组负荷直至停机。定冷水回水温度上升到78℃，发电机断水保护应动作，否则故障停机＠＠二四送风机失速＠＠现象＠＠1“送风机失速”报警信号发；28 ＠＠2风机出口流量、二次风量、二次风压、炉膛压力大幅摆动；＠＠3送风机电流变化大；＠＠4失速严重时，送风机机壳和风道发生振动，并发出明显的异音。＠＠原因＠＠1空预器、暖风器严重积灰，造成风机出口流量与动叶开度不相适应，使风机进入失速区；＠＠2二次风系统挡板误关、动叶调节失灵等原因使风机进入失速区；＠＠3调节动叶时幅度过大或并列风机时操作不当，使风机进入失速区；＠＠4两台送风机负荷不平衡。＠＠处理＠＠1立即将送风机动叶控制由自动切为手动，关小动叶开度，调节两台风机出力，使两台风机负荷平衡，维持二次风压正常，同时调整引风机静叶，使炉膛压力在正常范围内，并调整锅炉负荷稳定；＠＠2若由于二次风系统挡板误关，应立即打开，同时调节动叶开度；＠＠3若由于空预器、暖风器严重积灰引起风机失速，应立即进行空预器的吹灰；＠＠4若经处理后失速现象消失，则维持工况运行；若经处理后无效，失速达跳闸值，风机应跳闸，否则手动紧急停止。＠＠二五炉水循环泵启动不打水或运行汽化＠＠现象：＠＠1炉水循环泵差压低；＠＠2炉水循环泵电流小；＠＠3炉水循环泵内有异音，并有异常振动。＠＠原因：＠＠1炉水循环泵内有空气；＠＠2汽包压力下降快；＠＠3汽包水位过低。＠＠处理:＠＠1如炉水循环泵内有空气，应开启事故注水，排尽泵内空气；＠＠2如汽包水位低，应加大给水流量维持汽包水位正常；＠＠3如振动达停运值时，立即停炉水循＠＠二六炉水循环泵出力下降：＠＠现象：＠＠1电流减小；＠＠2出入口差压减小。＠＠原因：＠＠1炉水循环泵叶轮磨损严重；＠＠2汽包水位低。＠＠处理：＠＠1更换叶轮；＠＠2控制汽包水位正常。＠＠二七磨煤机着火＠＠现象：＠＠1磨煤机出口温度急剧上升；＠＠2炉膛压力波动大；＠＠3磨煤机电流变化大。＠＠原因：＠＠1磨煤机出口温度过高；＠＠2原煤高带有火源；＠＠3断煤；＠＠4磨内积粉自燃；＠＠5石子煤箱着火。28 ＠＠处理：＠＠1磨煤机出口温度高保护应动作，否则应手动停止；＠＠2立即停止给煤机；＠＠3热风关断挡板、热风调节挡板联关，否则立即手动关闭；＠＠4关闭冷风调节挡板,关闭冷风关断挡板；＠＠5关闭磨煤机出口煤粉挡板，其密封风门联开；＠＠6关闭磨入口总风关断挡板；＠＠7关闭磨煤机的密封风门；＠＠8投入磨防爆蒸汽灭火；＠＠98分钟后关闭防爆蒸汽门；＠＠10磨煤机冷却后，停磨煤机电源,做好隔绝措施后，联系专业人员进磨内进行检查；＠＠11磨内无损坏，磨筒壁四周及分离器处无挂粉；查清磨煤机着火原因，采取相应措施后方可恢复磨运行或备用。28