300MW集控现场考问题热动基础试题——汽机专业

华年 · 发表于 2007-1-8 13:23:50

111、加负荷过程中的汽机注意事项？    答 : 并网后1分钟内，DEH显示屏目标值及给定值窗口应由转速显示转换为功率显示，否则必须立即解列发电机。严格控制机组升温升压加负荷速度，负荷变化率≯“负荷变化(增或减)运行曲线”的规定值；低负荷时再热蒸汽温度应符合“空负荷—低负荷运行导则”要求。严密监视汽轮发电机组振动、轴向位移、缸胀、差胀、汽缸金属温度及温差应正常。密切注意润滑油压力、温度、支持与推力轴承金属温度及回油温度应正常，并根据润滑油温度变化情况及时进行调整，维持在正常范围。及时检查并调整发电机油、氢、水系统运行情况，使各温度、温差、压力及差压均在正常范围。根据需要，投入DEH的CCS遥控。 DEH未投入遥控情况下，当机组负荷在5～90%额定负荷范围，可投入功率及调节级压力反馈回路；达90%额定负荷后，撤功率及调节级压力反馈回路。注意凝汽器、除氧器、各加热器压力、温度、水位及自动调节应正常。加强对各辅助设备运行情况的监视，信号检测系统应无异常报警信息。机组在加负荷过程中，必须严密监视各参数应符合运行限额，当参数出现异常，应停止加负荷，并按事故处理规定进行处理，待查明原因，处理正常后再继续加负荷。应根据锅炉或电气方面的需要，机组在适当的负荷停留。加强对“ATC监视”内容的检查，特别是温度场计算及高、中压转子的热应力应合格，否则应调整蒸汽参数或保持负荷，控制温度场及高、中压转子的热应力在正常范围。   112、负荷骤变、晃动的现象、原因及处理？    答 : 现象 1.机组负荷骤变、晃动。 2.阀位指示骤变、晃动。 3.调节级压力及各抽汽压力骤变、晃动。 4.转速晃动。原因 1.电网频率变化，发电机振荡或失步。 2. 控制回路故障。 3.EH油压波动。处理 1.检查各有关表计指示情况，判断原因进行处理 2. 若电网频率变化引起机组负荷骤变，应将DEH“自动/手动”钥匙开关切至“手动”方式，并限制机组负荷不超过最大值，待电网频率恢复正常后，再投入DEH自动控制。 3. 通知电气检查发电机运行情况，若振荡或失步要求电气尽快处理。 4.若DEH控制系统工作失常引起负荷骤变，查DEH控制方式在“全自动”，应撤出“功率”与“调节级压力”反馈回路；若仍不能消除负荷晃动，则应将DEH“自动/手动”钥匙开关切至“手动”方式。待查出DEH控制系统失常的原因并消除后，再恢复DEH自动控制。 5.在负荷骤变、晃动期间，应加强对下述参数的监视及调整 A.加强对机组负荷的监视，限制机组负荷不超过最大值。 B.注意主蒸汽流量、压力、温度,调节级压力，再热蒸汽压力、温度的变化，并尽量维持蒸汽参数稳定。 C.加强对轴向位移、差胀、振动、润滑油压力、轴承温度的监视。 D.注意除氧器、凝汽器、加热器水位变化及汽封系统应正常。 E.注意汽泵运行情况，必要时启动电泵运行(若系统振荡引起，在汽泵能维持机组运行的情况下，则不能启动电泵)，保证锅炉正常供水。 F.维持其他设备及系统的正常运行。  113、汽机本体在启、停、运行中应记录的数据有哪些？    答 : 1、正常情况下的盘车的电流及电流的摆动，相应的顶轴油压及油温。 2、正常停机过程中的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线， 3、停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。汽缸的差胀、总胀等。直到机组下次的热态启动或汽缸金属温度低于150℃为止。  114、机组事故处理的原则？    答 : 1、发生故障时，运行人员应迅速消除对人身和设备的威胁，找出发生故障的原因，设法排除故障，同时应保持非故障设备的正常运行，必要时增加非故障设备的负荷，以保证对用户的正常供电。 2、在事故处理过程中，运行人员应保证厂用电系统的正常运行。 3、为了完成上述任务，运行人员必须坚守岗位，集中精力，保证设备的正常运行，消除所有不正常现象，正确迅速地执行上级命令。 4、机组发生故障时,运行人员一般应按照下列步骤进行处理,排除故障。 5、根据仪表、CRT、光字牌报警及机组设备外部现象，确定机组已发生故障，则应： A)迅速消除对人身和设备的威胁，必要时应立即停运发生故障的设备。 B)迅速查清故障的性质、发生的地点和范围，然后进行果断处理和汇报。 C)保持非故障设备及机组的正常运行。 D)处理故障的每一个阶段，应尽可能汇报值长、集控长及现场有关负责人，以便及时、正确地采取对策，防止事故的蔓延。 6、当判明是系统与其它设备故障时，则应采取措施，维持机组运行，以便可能尽快恢复机组的正常运行。 7、发生故障时，各岗位应互通情况，在值长、集控长的统一指挥下，密切配合，迅速处理事故，以便尽快恢复机组正常运行。 8、在处理故障时，接到命令后应复诵一遍，如果没有听懂，应及时问清楚，操作应正确、迅速。命令执行后，应迅速向发令者汇报。 9、集控长在处理事故时受值长领导。发生故障时，集控长应迅速进行处理故障工作，并尽可能先通知值长，同时将自己所采取的措施向值长及现场有关负责人汇报。 10、运行部负责人、专职工程师、安全员，在机组发生故障时，必须到现场协助值长进行事故处理，并监督故障处理，但所发布的指示不应与值长的指示相抵触。 11、在机组发生故障和处理事故时，运行人员不得擅自离开工作岗位。如果故障发生在交接班时间，应延长交班，在未办理交接手续前，交班人员应继续工作，接班人员应在交班值长的统一指挥下协助交班人员进行故障处理，直至机组恢复正常运行状态或接到值长接班的命令为止。 12、与处理故障无关的人员，禁止停留在故障现场。 13、故障排除后,值长、集控长和值班人员应将故障现象、故障发展的过程和时间、处理故障所采取的措施等,作正确、详细的记录。  115、机组发生异常振动的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、机组轴承振动指示升高。 2、机组轴承振动大报警。 3、就地机组振动明显增大。 4、支持轴承金属温度及回油温度可能升高。原因 1、机组负荷、进汽参数骤变。 2、润滑油压力、温度或发电机密封油温度变化。 3、机组动静部分发生磨擦，或大轴弯曲。 4、机组发生水冲击。 5、汽轮机断叶片。 6、汽轮机滑销系统卡涩。 7、汽轮机动静中心不一致、联轴器松动或转动部件脱落。 8、轴承固定不良或损坏。 9、发电机各组氢冷器出口氢温过高或偏差过大。 10、发电机定、转子电流不平衡。 11、1 表计失灵。 处理 1、机组轴承振动达0.127mm报警，应适当降低负荷，查明原因予以处理，并汇报集控长、值长，必要时应通知检修处理。 2、在稳定工况下，汽轮发电机组轴振动幅值突然变化超过0.05mm，一般预示着机组发生了损坏或是故障预兆，应立即采取措施将机组稳定在允许振动限值内，否则应果断停机。 3、若机组负荷或进汽参数变化大引起振动增加，应稳定负荷及进汽参数，同时检查汽缸总胀、差胀、轴向位移、上下缸温差变化情况及滑销系统有无卡涩现象，待上述参数均符合要求、振动恢复正常后再进行变负荷。如发生水冲击，则按“汽轮机水冲击”处理；如轴向位移异常，则按“轴向位移增大”处理。 4、检查润滑油压力、温度及发电机密封油温度情况是否正常，并按要求进行调整。 5、倾听机内声音，检查各轴承金属温度及回油温度有否升高现象，判断轴承是否损坏。 6、检查发电机各组氢冷器出口氢温是否正常，如出口氢温或偏差超限，应设法调整并维持在正常范围。 7、联系电气，检查发电机定、转子电流情况并消除不平衡因素。 8、经处理无效，机组轴承振动达0.254mm，或汽轮发电机组内有明显的金属磨擦声或撞击声，应破坏真空紧急停机。 9、如因安装或检修工艺不良，停机后由检修重新调整。 10、汽轮机冲转后在一阶临界转速前，任一轴颈处轴振动超过0.12mm，应立即打闸停机查找原因，不得降速暖机。  116、机组甩全负荷的事故处理？    答 : 现象 1、机声突变，负荷到零。 2、汽机脱扣、发电机开关跳闸报警。 3、主汽阀、调速汽阀关闭、开度指示到零，转速上升后又下降。 4、抽汽逆止阀及电动阀关闭。 5、调节级压力到零。 6、高、低压旁路开启。7、如机组当时负荷大于30%，则MFT动作。 8、如机组跳闸后，炉MFT未动，则汽压、汽温猛升，汽包水位先下降后上升，电磁泄放阀动作。原因 1、主变220kV开关跳闸。 2、汽机或电气跳机保护动作或误动。 3、锅炉MFT。 4、运行人员误打闸。 处理 1、机组全甩负荷时，汽机按“不破坏真空紧急停机操作步骤”进行处理。 2、机组全甩负荷后转速连续上升，则按“破坏真空紧急停机操作步骤”处理。 3、电气按“发变组跳闸步骤”进行处理。 4、若甩负荷前机组负荷＞30%，锅炉MFT，按MFT动作处理，如MFT未动作，则手动MFT，紧急停炉。 5、若甩负荷前机组负荷＜30%，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:  a) 汽机高、低压旁路自动开启，以维持主汽压力。 B) 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。 C) 降低给泵转速，控制汽包水位正常。 D) 检查炉水泵振动、差压、电流及马达腔温度应正常。 E) 如汽机旁路拒动，锅炉MFT，按MFT动作处理。 F) 恢复时升负荷速度不大于5MW/min。 G) 机组跳闸原因不明，短期不能恢复，应停炉。 H) 在处理过程中，如调整不当造成MFT，应按MFT动作处理。 6、若保护动作引起，应查明故障原因，并通知检修有关专业处理，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。 7、若由于运行人员误操作引起，则联系值长尽快恢复机组运行。  117、事故处理的内容（一般原则）主要有那些？    答 : A根据表计变化、指示、继电保护动作情况及设备外部迹象判断事故全面情况。 B正确判断事故性质、地点和范围，必要时应联系调度及有关发电厂、变电所询问有关事故的情况。 C如果对人身和设备构成威胁时，应立即设法解除威胁，必要时可停止设备运行。如果对人身及设备未构成威胁，则应尽力设法保持和恢复设备正常运行。 D对未受事故损害的设备应保持其正常运行，对有故障的设备，在查明故障点后，应迅速隔离，并做好相应的安全措施，通知检修处理。 发生事故时应仔细注意各表计和信号的指示，正确记录各项操作的执行时间和与事故有关的现象，并及时将事故处理的每一阶段过程迅速而正确地汇报上级。在母线故障失电后，必须对母线进行全面检查，无明显故障时，在断开所有与母线连接的闸刀情况下（母线压变220kV闸刀除外），进行全电压充电或零起升压试验，试验时避雷器处不得逗留。试验时若配电装置有人工作，在升压和充电前通知他们离开。事故处理时，必须迅速正确，不应慌乱、匆忙。在事故处理过程中，必须严格执行发令、复诵制度，必须使用统一的调度术语、操作术语。内容应简明扼要，如对命令不清楚或不明意图，应询问清楚，命令执行后应立即亲自向发令人汇报，不得经第三者传达。事故发生时，非事故处理人员不得进入事故现场，在发生事故时只允许直接参加事故处理的人员和部门有关领导进入和留在控制室内，其他人员必须撤离事故现场。 如事故发生在交接班时，交班人员应留在本岗位工作，接班人员应在交班主值的率领下协同处理事故。待事故处理告一段落，系统恢复正常后，由值长统一下令进行交接班。事故处理时，值长有权召唤发电厂任何工作人员，可调动一切机动车辆，各级工作人员必须按照值长的命令及时到达指定地点。   118、汽轮机跳闸保护项目有哪些？    答: 1)汽轮机ETS保护 2)汽轮机103%超速保护  119、汽轮机破坏真空紧急停机的条件？    答 : 1、汽轮发电机组任一道轴承振动达0.254mm。2、汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声或撞击声。3、汽轮机发生水冲击，或主、再热蒸汽温度10min内急剧下降50℃。4、汽轮发电机组任一道轴承断油冒烟或轴承回油温度突然上升至82℃。5、轴封内冒火花。6、汽轮机油系统着火，不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行。7、发电机或励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸。8、汽轮机转速升高到危急保安器动作转速(3330r/min)而危急保安器未动作。9、汽轮机任一道轴承金属温度升高至下述数值: #1～#4支持轴承达112℃、#5～#7支持轴承温度达103℃、推力轴承达107℃。10、润滑油压力下降至0.048MPa，虽经起动交、直流润滑油泵仍无效。 11、汽轮机主油箱油位突降至50mm，虽加油仍无法恢复。12汽轮机轴向位移小于1.54mm或大于3.54mm。13、汽轮机差胀小于1.0mm或大于18.98mm。   120、汽机破坏真空紧急停机操作步骤？    答 : 1、 在控制盘揿“汽机跳闸”按钮或在机头将汽机脱扣手柄置于“脱扣”位置，检查“汽机跳闸”、“主汽门关闭”光字牌亮，机组负荷到0，发电机应解列，通知电气、锅炉，汽机已打闸。 2、检查高中压主汽门及调门、各抽汽电动阀及逆止阀、高排逆止阀关闭，汽轮机转速应连续下降。 3、启动交流润滑油泵、高压备用密封油泵，检查润滑油压力正常。 4、解除真空泵联锁，停真空泵，开凝汽器真空破坏阀。 5、检查高、低压旁路是否动作，若已打开应立即手动关闭。 6、手动关闭主、再热蒸汽管道上的疏水阀。 7、检查并启动电泵运行正常。 8、检查小机A、B应跳闸，并投入连续盘车。 9、检查并调整凝汽器、除氧器水位维持在正常范围。 10、检查低压缸喷水阀自动打开。 11、根据凝汽器真空情况及时调整轴封汽压力。 12、在转速下降的同时，进行全面检查，仔细倾听机组内部声音。 13、待转速到零，投入连续盘车，记录惰走时间及转子偏心度。 14、完成正常停机的其他有关操作。

华年 · 发表于 2007-1-8 13:27:15

121、汽轮机不破坏真空紧急停机条件？    答 : 1、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、高压给水管道承压部件破裂时。 2、自动主汽门前压力超过21.7MPa。 3、主蒸汽、再热蒸汽温度之一升高,在额定汽压下升高至551～565℃连续运行时间超过15分钟，或超过565℃。 4、发电机定子线圈冷却水中断大于30秒，保护未动作，无法恢复供水；或定子冷却出水温度升高到90℃虽经减负荷仍不能降低。 5、达到机组保护动作值而保护拒动时。 6、汽轮机组无蒸汽运行时间超过1分钟。 7、低压缸排汽温度高达121℃连续运行超过15分钟，或超过121℃。 8、凝汽器真空低至82kPa，虽经减负荷到零仍不能恢复。 9、DEH工作失常，汽轮机组不能控制转速或负荷。 10、EH油泵和EH系统故障，危及机组安全运行时。 11、 汽轮机重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，在无任何有效监视手段的情况时。  122、汽机不破坏真空紧急停机操作步骤？     答 : 1、在控制盘揿“汽机跳闸”按钮或在机头将汽机脱扣手柄置于“脱扣”位置，检查“汽机跳闸”、“主汽门关闭”光字牌亮，机组负荷到0，发电机应解列，通知电气、锅炉，汽机已打闸。2、检查高中压主汽门及调门、各抽汽电动阀及逆止阀、高排逆止阀关闭，汽轮机转速应连续下降。如机组转速连续上升，应破坏真空紧急停机。 3、 启动交流润滑油泵、高压备用密封油泵，检查润滑油压力正常。4、检查高、低压旁路自动打开。5、检查相应疏水阀打开。6、检查并启动电泵运行正常。7、检查小机A、B应跳闸，并投入连续盘车。8、检查并调整凝汽器、除氧器水位维持在正常范围。 9、检查低压缸喷水及水幕喷水应自动打开。10、检查并调整轴封汽压力维持在正常范围。 11、在转速下降的同时，进行全面检查，仔细倾听机组内部声音。 12、 待转速到零，投入连续盘车，记录惰走时间及转子偏心度。13、完成正常停机的其他有关操作。 123、汽轮机水冲击的现象、原因及处理？    答 :  现象 1、主、再热汽温急剧下降并报警。 2、汽轮机上下缸温差增大并报警。 3、 汽轮机或蒸汽管道内有水击声，机组或蒸汽管道振动加剧。 4、负荷波动且减小，差胀减小，轴向位移增加，推力轴承温度升高。蒸汽管道法兰、阀杆、汽缸结合面、轴封等处冒白汽或溅出水滴。 5、盘车状态下盘车电流增大原因 1、汽包满水或蒸汽流量突增过大产生汽水共腾。 2、锅炉燃烧调节不当或失控。 3、锅炉主、再热蒸汽减温水调节不当或失灵。 4、机组启动时暖管疏水不彻底或疏水不畅通。 5、加热器或除氧器满水倒入汽轮机内。 6、轴封汽系统疏水不畅，积水或疏水进入汽缸。 7、主蒸汽或再热蒸汽温度指示失常。处理 1发现主蒸汽或再热蒸汽温度不正常下降时，应立即核对有关表计，确认汽温真实下降。 2、确认机组发生水冲击，应立即破坏真空紧急停机。 3、运行中主蒸汽或再热蒸汽温度突降超过规定值，应立即破坏真空紧急停机。 4、主蒸汽或再热蒸汽温度不正常下降时，应加强对汽轮机上、下缸金属温度及温差的监视，当下缸温度比上缸温度低41.7℃时，应开启汽轮机本体所有疏水阀及主蒸汽、再热蒸汽管道疏水阀；当下缸温度比上缸温度低55.6℃时，应打闸停机。5、检查汽机本体及有关蒸汽管道疏水阀打开，充分进行疏水。6、查明并彻底消除水冲击的原因或隔离故障设备。7、正确记录并分析惰走时间，及时投入连续盘车，测量大轴弯曲，倾听机内声音。如惰走时间、推力轴承温度、轴向位移、差胀、振动、上下缸温差均正常，机内动静之间未发生磨擦及异音，在消除水冲击原因并对本体、主再热蒸汽管道及抽汽管道彻底疏放水后，可联值长重新启动。8、如发生水冲击，轴向位移、推力轴承温度超限、惰走时间明显缩短或机内有异音、动静部分发生磨擦，应揭缸检查。9、汽轮机盘车中发现进水，必须保持盘车运行一直到汽轮机上下缸温差恢复正常。同时加强汽轮机内部声音、转子偏心度、盘车电流等的监视。   124、叶片损坏或断落的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、机内发出明显的金属撞击声或通流部分发出不同程度的磨擦声。 2、机组振动明显增大。 3、在蒸汽参数、真空、调门开度不变的情况下，机组负荷减小，调节级或某级抽汽压力降低。 4、热井水位升高，凝结水电导率、硬度均增大，或某加热器水位异常升高。原因 1、叶片本身有缺陷。 2、蒸汽品质不合格，叶片结垢引起局部过负荷或腐蚀破坏。 3、长期超低周波或超高周波运行。 4、异物进入机内或水冲击。 5、机组超负荷运行。 6、动静之间发生磨擦。 处理 1、在相同工况下,发现机组负荷下降，调节级或某级抽汽压力及级间差压异常变化，振动增加，轴向位移、推力轴承温度有明显变化时，应汇报集控长、值长，要求减负荷或停机处理。 2、发现机内发出明显的金属撞击声或磨擦声应立即破坏真空紧急停机。 3、发现通流部分发出异音，且机组发生强烈振动应立即破坏真空紧急停机。 4、如叶片断落打坏加热器管子使水位升高应按“加热器满水”处理，防止汽轮机进水。 5、如叶片断落打坏凝汽器钛管，热井水位异常升高，应按“热井满水”处理，并加强对凝结水质的监视。 125、DEH控制系统故障的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、 DEH盘“自动”、“双机”、“A机”、“B机”、“DEH监视”灯灭。 2、调节级压力”及“功率反馈”回路自投，相应灯亮。 3、负荷无变化。原因 DEH系统A、B计算机故障，切换到“手动”方式。 处理 1、如机组在升速过程中DEH控制系统发生故障，应打闸停机，并通知热工处理，待故障排除后再重新开机。 2、如机组在并网运行时DEH控制系统发生故障，则： a、立即将“自动/手动”钥匙开关切至“手动”方式，注意“手动”灯亮。 B、联系热工处理A、B机故障。 C、密切注意机组运行情况，锅炉保持参数稳定，必要时手动调节机组负荷。 D、待检修排除故障后，按下述步骤恢复DEH“自动”控制方式:  1）检查DEH显示窗负荷“目标值”与“给定值”相等。 2） 检查“A机”、“B机”运行正常。 3）将“自动/手动”钥匙开关切至“自动”位置。 4）揿“自动”键，灯亮。  126、紧急停机时，万一主机直流油泵在CRT、BTG屏上无法启动，另外还有什么地方可以进行紧急启动，如何操作？     答 : 可以在直流油泵就地控制柜，只需将“REMOTE/OFF/LOCAL” 切换开关由“REMOTE”位置切至“LOCAL”位置就可以就地紧急启动直流油泵。  127、停(备)用汽轮机防锈蚀方法？    答 : 热风干燥法干燥剂去湿法  128、运行日常维护工作及要求？    答 : 按时进行巡回检查，巡检时，应带必要的工器具及防护用具，认真做到看、摸、嗅、听，仔细核实各运行及备用设备所处的状况正常与否，对照集控与就地的表计指示是否相符，发现异常情况应找出原因，采取措施，保证机组正常运行。操作员、巡检每两小时正点抄表一次，对各参数进行分析比较，如发现有参数偏离正常值，应查明原因，采取相应的措施，并汇报集控长、值长。发现缺陷，应按《缺陷管理制度》有关规定执行，做好必要的防范措施，对于有可能影响机组或设备、系统安全、经济运行的缺陷，还应作好记录，做好事故预想，并汇报集控长、值长。遵照《设备定期切换、试验制度》的要求，完成定期切换、试验工作。经常检查辅助机械轴承油位和油质应正常，并及时添加或更换。配合化学,监督凝结水、给水、蒸汽、发电机定子冷却水、润滑油、EH油品质。进入继保室、6kV开关室、UPS室，禁止无线通信设备的使用，若有携入者，必须呈关机状态，以防无线电干扰使设备误动。完成上级布置的其他有关工作任务。   129、哪些情况下，应进行听音检查？     答: 接班前。交班前。巡回检查。工况变化。  130、主机盘车装置的作用和结构？    答: 盘车装置是在汽轮机启、停时作为转子低速盘车之用，以便使汽轮机的转子获得均匀的加热和冷却，可使由于转子温度不均匀而引起的挠曲减低到最小程度。该装置装设在低压缸发电机端的轴承座上，由37kW的电动机驱动，通过链轮、蜗轮蜗杆及二级减速齿轮，传动汽轮机与发电机联轴节之间的大齿轮，从而使它能以大约3r/min的转速来传动转子小齿轮轴和齿轮的衬套材料为含油的多孔青铜，不需要润滑。

华年 · 发表于 2007-1-8 13:28:30

131、机组在停运后发生盘车装置运行中断应遵循哪些原则？    答 : 因盘车装置故障或其他确实需要立即停用盘车的检修工作，中断盘车后，在转子上的相应位置做好记号并记住停止盘车时间，每隔30分钟转动转子180°(调节级及中压第一级静叶持环金属温度≥400℃时，应每隔15分钟转动转子180°)，当盘车装置可恢复使用时，在最后一次转动转子180°且停留原间隔的一半时间后，再投入盘车装置，并检查转子偏心度及盘车电流、机内声音应正常。汽缸内有明显的金属摩擦声，且盘车电流大幅度晃动(确非盘车装置故障)，应立即停止连续盘车，按5.1.8.1要求改为手动盘车进行直轴，直至可恢复使用盘车装置为止。若汽机转子卡住，不许强行盘车(如利用向机组送汽或使用起重机来使转子转动等)。顶轴油系统工作失常，盘车时转子出现“爬行”(严重涡动)现象，虽然增开直流润滑油泵并降低润滑油温度(但≮21℃)仍不能消除，应停止连续盘车，每隔10分钟转动转子180°以保持转子伸直，直至投用连续盘车而不发生爬行为止。   132、滑参数停机汽机主要操作？    答: 首先按复合变压停机操作将机组负荷减到180MW，主汽压力降至13.0MPa，主、再热蒸汽温度降至500℃左右。开大汽轮机调节阀直至全开，并稳定运行20分钟，全面检查机组运行应正常。将DEH阀门控制方式由顺序阀切至单阀控制。然后再进行降温、降压操作，机组负荷随主汽参数的降低而降低。在滑参数停机过程中，降温降压应交替进行，且应先降温后降压；每次降温10～15℃，降压1.0～1.5MPa。控制降温速度为1℃/min左右,最大不得超过1.5℃/min;平均降温速度控制在60℃/h，降压速度≯0.1MPa/min，减负荷速度≯2MW/min。当机组负荷减至30MW，维持主蒸汽压力和温度，关小调节阀将机组负荷减至15MW，注意主蒸汽压力不应有明显的回升。负荷减至15MW后，联系值长，要求发电机解列。滑参数停机减负荷的其他操作同复合变压停机减负荷操作。   133、主机热工保护内容有哪些？    答 : MFT保护、汽轮机跳闸保护、汽轮机防进水保护、发电机断水保护。MFT保护试验在停炉情况下进行；汽轮机保护试验中ETS保护试验在停机情况下进行；ETS通道试验可在停机或在线工况下进行；103%超速保护试验应在机组并网前进行；110%电超速保护及机械超速保护试验应在并网暖机后并严格按规定进行；发电机断水保护试验在停机情况下进行。   134、主机冷油器切换操作？    答 : a) 开冷油器充油阀，检查备用冷油器回油窥视窗有油流动。 B) 检查备用冷油器出水阀开启，开备用冷油器进水阀，稍开放空气阀排尽空气后关闭放空气阀。 C) 松开冷油器油侧三通阀手轮，并缓慢扳动三通阀手柄直至切换到另一侧(转180°)，然后旋紧手轮，切换时应注意润滑油压力、温度的变化。 D) 关闭停运冷油器进、出水阀及冷油器充油阀。 E) 通知检修对停运冷油器清扫。 F) 清扫结束后，开冷油器充油阀直至回油窥视窗有油流动后关闭。 G) 稍开停运冷油器进水阀及放空气阀充满水后关闭进水阀及放空气阀。 H) 开冷油器出水阀作备用。  135、主机轴承温度升高的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、轴承温度及回油温度升高并报警。 2、润滑油温度上升。 3、机组振动可能增大。 4、轴向位移可能增大。原因 1、 冷油器冷却水中断或脏堵，引起润滑油温度高。 2、润滑油压力太低或轴承进油管堵塞。 3、机组振动大轴承油膜破坏造成动静磨擦。 4、润滑油质不合格。 5、轴承固定部分松动或安装工艺不良。 6、表计失灵。处理 1、各轴承温度普遍升高，应检查润滑油温度和润滑油压力是否正常。若润滑油压力低“按润滑油压力低”处理。 2、润滑油压力正常，润滑油温度升高，应检查润滑油温度自动调节及冷却水系统运行情况，若润滑油温度自动调节失灵应切至手动控制，必要时开启油温调节旁路阀控制油温，并通知热工消缺，若冷油器脏堵应投入备用冷油器，隔离原运行冷油器并通知检修清扫，若冷却水中断，应立即启动事故停机水泵设法恢复冷油器供水。 3、轴承温度升高，应加强对润滑油压力，轴承金属温度及回油温度、机组振动、轴向位移的监视。 4、如轴承振动增大，应按“机组发生异常振动”处理。 5、个别轴承温度升高，应检查轴承有无金属磨擦声，正确判断轴承是否损坏或断油。 6、如推力轴承金属温度或回油温度升高，应检查轴向位移是否正常，并按“轴向位移增大”处理。 7、当汽轮发电机组任一道轴承温度达下列规定值：#1～#4支持轴承金属温度达107℃，或#5～#7支持轴承温度达97℃，或推力轴承金属温度达98.9℃，应汇报值长。 8、如汽轮发电机组任一道轴承回油温度达76.6℃，应汇报值长。 9、 如汽轮发电机组任一道轴承断油冒烟，或回油温度突然上升至82℃，应破坏真空紧急停机。 10、当汽轮发电机组任一道轴承温度达下列规定值：#1～#4支持轴承金属温度达112℃，#5～#7支持轴承温度达103℃，推力轴承金属温度达107℃，应破坏真空紧急停机。   136、主机润滑油系统启动操作？    答 : 1、完成“辅助设备及系统启动(投入)前检查通则”的操作。 2、检查冷油器进出油三通阀在一侧位置并锁定。 3、确认发电机密封油系统已具备投运条件。 4、确认主油箱油位正常，油质合格，并放尽底部积水。 5、联系电气，送上主油箱电加热器电源，并根据油温投入电加热器自动。 6、若主油箱油温低于10℃，不得启动任一油泵，应先投用油箱电加热器提高油温，当油温达到要求后停用油箱电加热器。 7、启动一台排油烟机，检查运行正常，并调节排油烟风机出口阀，使主油箱真空在490Pa左右。 8、投入排油烟风机联锁。 9、启动交流润滑油泵、高压备用密封油泵，检查运行情况，出口压力及主油箱油位正常。 10、检查润滑油管路、手动遮断油管路、顶轴油管路、各轴承座及发电机密封油系统无漏油、渗油现象，润滑油压力正常。 11、对运行、备用冷油器油侧充油排气，并检查冷油器进出口油压应正常。 12、7 完成冷油器水侧充水排气操作。 13、投入油泵联锁。 14、投入盘车前应确认润滑油滤网已切至旁路。 15、根据润滑油温度，联系热工，及时投入油温“自动”调节，并应正常。 16、当主机转速达3000r/min且完成有关试验，主油泵工作正常，停交流润滑油泵及高压备用密封油泵，检查两泵不应倒转，润滑油、手动遮断油压力正常。 17、投入油箱自动放水装置，并检查无泄漏。  137、主机润滑油箱结构？    答: 油箱为组合式油箱，大部分部件如注油器、交直流油泵、除油雾器、排油烟风机及高压备用密封油泵均装在其中，整个油箱结构紧凑。内还装有电加热器，用于启动时提高油温。油管道为套装式，高压油管装在回油管中，如有漏油，可不漏在机房中，保证安全。 138、主油箱油压降低的现象、原因及处理？   答 : 现象 1、润滑油压力指示下降。2、润滑油压力低报警。3、轴承金属温度及回油温度可能升高。4、机组振动可能增大。5、轴向位移可能增大。原因 1、主油泵或注油器工作失常。2、主油箱油位过低。3、交、直流润滑油泵、高压备用密封油泵出口逆止阀不严密。4、压力油管道泄漏。5、润滑油滤网脏堵。6、润滑油系统阀门误操作。7、表计指示失常。处理 1、核对各润滑油压力表计，确认润滑油压力下降。2、 检查主油泵进出口油压，判断主油泵及注油器工作是否正常。必要时启动高压备用密封油泵，注意油压变化情况。3、检查主油箱油位是否正常，若油位降低应按“主油箱油位下降”处理。4、检查备用油泵出口逆止阀是否严密，必要时通知检修消缺。5、若油系统阀门误操作，应立即予以纠正。6、当润滑油压力降至0.076MPa，交流润滑油泵应自启动，否则手动启动。7、当润滑油压力降至0.069MPa，直流油泵应自启动，否则手动启动。8、经上述处理，并启动备用油泵均无效，润滑油压力继续下降至0.048MPa时应破坏真空紧急停机。   139、主油箱油位升高的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、主油箱油位计指示升高。 2、主油箱油位高报警。原因 1、轴封安装工艺不良或磨损造成轴封间隙过大。 2、轴封汽压力太高或轴加真空太低。 3、冷油器泄漏。 4、润滑油输送泵误启动。 5、油位指示失常。处理 1、核对就地油位计指示，确认主油箱油位是否升高。 2、发现油位升高时，应进行油箱底部放水并通知化学取样化验，必要时通知检修滤油。 3、若轴封汽压力太高或轴加真空太低引起漏汽量大，应调整轴封汽压力或轴加真空，减少漏汽量。 4、若冷油器泄漏，应进行冷油器切换，隔离查漏并通知检修处理。 5、若润滑油输送泵误启，应及时停运。  140、EH供油系统的功能？    答: EH供油系统的功能是提供EH油并由它来驱动伺服执行机构，该执行机构响应从DEH来的电指令信号，以调节汽轮机各蒸汽阀开度。EH油是一种三芳基磷酸脂，它具有良好的抗燃性能和流体稳定性。

华年 · 发表于 2007-1-8 13:33:51

141、EH油系统启动操作？    答 : 1、完成“辅助设备及系统启动(投入)前检查通则”的操作。 2、检查EH油箱油位正常，油温≮21℃，否则应投用电加热器提高油温。 3、通知检修检查高、低压蓄能器充氮压力正常。 4、检查EH冷油器一台投运，另一台备用，进油三通阀切在投运冷油器侧。 5、联系电气，送上EH油箱电加热器电源，并根据油温投入电加热器自动。6、油温低于10℃，不得启动EH油泵，应先投用油箱电加热器提高油温，当油温达到要求后停用油箱电加热器。7、启动一台EH油泵，检查电流、泵组振动、声音、轴承温度、出口压力、滤网前后差压、EH油箱油位、母管压力均正常，系统无漏油现象。8、投入EH油泵联锁。9、进行EH冷油器充水放气操作，投入油温“自动”调节。   142、EH油系统运行维护检查项目？    答 : 1、检查EH油系统管道、设备应无漏油现象。 2、检查EH油箱油位应正常，若油位降低，应查明原因，及时消除，必要时通知检修加油。 3、检查EH油泵电流、振动、声音、轴承温度、出口压力、滤网前后差压应正常。若滤网前后差压升高达0.35MPa，应切换EH油泵运行，并做好隔离措施后，再通知检修处理。 4、检查EH油母管压力应正常。 5、检查硅藻土、纤维滤器压力及温度应正常，若任一台滤器油温达43.3～54.4℃或压力达0.21MPa时，即应隔离滤器，通知检修处理。 6、检查有压回油压力应正常，若有压回油压力达0.21MPa，应投入备用冷油器，隔离原运行冷油器，然后通知检修更换原运行冷油器进口滤网，工作结束后转为备用。 7、检查EH油温及自动调节应正常。若油箱油温达57～60℃，应切换冷油器运行，然后通知检修清扫。 8、联系检修，定期校测各高、低压蓄能器充氮压力应正常，若需要隔离充氮，注意应逐只进行隔离充氮操作。 9、完成定期切换、试验工作且应正常。   143、EH油箱油位下降的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、油位计指示降低。2、EH油箱油位低报警。原因 1、冷油器漏油。 2、油系统管道、设备破裂漏油。 3、EH油箱底部放油、放水阀误开。 4、高、低压蓄能器氮气压力不正常降低。 处理 1、发现EH油箱油位下降，应查明原因并采取相应的措施进行处理。 2、油箱油位降至420mm时应通知检修加油。 3、油箱油位降低，经采取各种措施仍无效，影响EH油压力并威胁机组的正常安全运行，应停机处理。 4、若油管道破裂漏油，应做好防止油溅至高温管道可能引起火灾的措施。  144、EH油压力降低的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、EH油压力指示下降。 2、EH油压力低报警。原因 1、 EH油箱油位过低。 2、EH油泵故障或进出口滤网脏堵。 3、EH供油系统泄漏或误操作。 4、高压蓄能器故障。 5、油动机伺服阀泄漏。 6、表计失灵。处理 1、 发现EH油压力下降，应核对就地表计，确认EH油压力下降，并迅速查明原因进行相应的处理，并汇报集控长及值长。 2、检查EH油系统有无泄漏，如有泄漏，在保证系统运行的前提下隔离泄漏点，若系统无法隔离，应立即汇报集控长、值长，要求故障停机。 3、检查EH油箱油位是否正常，若油位太低，应通知检修加油。 4、若油动机伺服阀泄漏，应汇报集控长、值长，并根据情况要求机组减负荷，做相应隔离，然后通知检修处理。 5、检查溢流阀动作情况，若动作压力偏低，应汇报集控长、值长，并通知检修调整。 6、通知检修，检查高压蓄能器氮气压力，若低于7.9MPa，应重新充气。 7、若EH油泵故障或泵出口压力高于系统压力1.5MPa以上，应启动备用泵，停原运行泵，汇报集控长、值长，并进行隔离，通知检修处理。 8、当EH油压降至10～10.7MPa，备用泵应自启动，否则手动启动备用泵。 9、经处理无效，当EH油压降至9.3MPa，汽轮机跳闸，否则应打闸停机。  145、加热器投撤原则？    答 : 1、加热器投运时先投水侧，后投汽侧；撤出时先撤汽侧，后撤水侧。 2、低加水侧可与凝结水系统一同投运，或在凝结水系统投运正常后投入；高加水侧可在给水压力高于5MPa后进行。如无其他要求，水侧的撤出均采用随机滑停。3、加热器汽侧投运的顺序是先低压后高压;撤出的顺序是先高压后低压。 4、#7、#8低加汽侧随机滑启，#5、#6低加汽侧在机组并网后即可投运，#1、#2、#3高加汽侧待给水走高加水侧后投运；除非有其他要求，撤出时均采用随机滑停。   146、加热器投运操作？    答 : 1、完成“辅助设备及系统启动(投入)前检查通则”的操作。 2、配合热工，完成各项保护、自动试验应正常，且投用各加热器保护。 #7、#8低加投运： a) 凝结水系统已正常投运或机组正常运行。 B)投入#7、#8低加疏水“自动”调节。 C) 稍开#7、#8低加进水阀、水侧放气阀，待空气放尽后关放气阀。 D)当#7、#8低加水侧压力达全压后，全开#7、#8低加进、出水阀，检查水侧应无泄漏现象。 E)逐渐关闭#7、#8低加旁路阀，注意凝结水流量应无变化，汽侧水位正常。 F) 若在机组运行中投用#7、#8低加水侧，应注意#7、#8低加进出水温升、汽侧水位、疏水阀动作情况均正常。 G)若#6低加已投运，将#6低加疏水切至#7低加并投入#6低加疏水“自动”。 #5、#6低加投运： a)凝结水系统已正常投运或机组正常运行。 B) 稍开#5(或#6)低加进水阀、水侧放气阀，待空气放尽后关放气阀。 C)当#5(或#6)低加水侧压力达全压后，全开#5(或#6)低加进、出水阀，检查水侧应无泄漏现象，汽侧水位无变化。 D)逐渐关#5(或#6)低加旁路阀，注意凝结水流量应无变化。 E) 检查或逐渐开启#5(或#6)低加汽侧连续排气阀，注意凝汽器真空应正常。F) 投入#5(或#6)低加疏水“自动”调节。 G) 稍开五级(或六级)抽汽电动阀暖体10～15分钟。 H)暖体结束后，逐渐开启五级(或六级)抽汽电动阀直至全开，注意控制低加出水温升约为2℃/min左右，最大不得超过3℃/min。 I)检查#5(或#6)低加进出水温度、汽侧水位正常，疏水阀调节情况良好。 J) 注意下一级低加汽侧水位及疏水调节应正常。 K)检查并关闭五级(或六级)抽汽管道疏水阀(若#5、#6低加随机滑投，此项操作应在机组负荷达90MW时进行)。 L)若#5低加已投运，将#5低加疏水切至#6低加并投入#5低加疏水“自动”。 高加投运： a)确认给水压力＞5.0MPa，高加事故疏扩喷水投入“自动”。 B) 关闭高加水侧泄放阀及控制阀。 C)稍开高加注水一、二次阀及水侧放气阀，待空气放尽后关放气阀。 D)水侧压力升至给水压力后，关闭高加注水一、二次阀，观察高加是否泄漏，检查水侧压力不应下降，汽侧水位不应上升。 E)先松开高加出水阀强制手轮，然后松开高加进水阀强制手轮。 F) 开高加注水一、二次阀，待高加进、出水阀顶开后，关注水阀。 G)投入#1、#2高加疏水“自动”调节，#3高加疏水调节切至“手动”，且关闭正常疏水调节阀，打开事故疏水调节阀。 H)开启一、二、三级抽汽逆止阀，由低到高依次稍开三、二、一级抽汽电动阀，高加暖体20分钟。 I)高加暖体结束，依次逐渐开启三、二、一级抽汽电动阀直至全开，控制高加出水温升≯3℃/min。 J)检查高加进出水温度、汽侧水位正常，疏水阀调节情况良好。 K) 当高加汽侧起压后，开启各高加连续排气一、二次阀。 L)动作正常，同时注意除氧器压力变化。 M)检查并关闭一、二、三级抽汽管道疏水阀(若在机组启动过程投运高加，此项操作应在机组负荷＞54MW时进行)。  147、加热器运行维护检查项目？    答 : 1监视加热器水位自动调节、疏水阀开度、水位均应正常。 2检查加热器端差正常，在5.5～11℃之间。 3检查加热器水侧压力、进出水温度正常，汽侧压力、温度正常。4加热器保温良好，无振动及汽水冲击声，汽水管道无泄漏。5、注意校对就地指示仪表跟集控室的有关指示应一致。6完成加热器的定期试验工作且应正常。   148、加热器停运操作？    答 : 1、如果调整机组出力不超过铭牌出力，可以将一个或几个不相邻的加热器解列。 2、机组在三个高加撤出后再解列相邻的加热器，应减少保证出力的5%。3、在高压加热器维持投用时，要解列相邻的低压加热器，必须降低机组出力。每解列一个依次相邻的加热器，至少相应减少负荷10%。所有加热器撤出时，必须减少负荷50%。4、正常运行中#7、#8低加的撤出： A)逐渐开启#7、#8号低加水侧旁路阀。 B)逐渐关#7、#8低加进水阀直至全关,控制#6低加进水温降2～3℃/min。C)关闭#7、#8低加出水阀。D)关#6低加的正常疏水调节阀,注意#6低加事故疏水调节阀动作应正常。E)根据需要，关#7、#8低加正常、事故疏水调节阀及隔离阀，开#7、#8低加水侧放水、放气阀泄压放水，并切断有关设备电源、汽源。5、正常运行中#5(或#6)低加撤出：A)逐渐关闭五级(或六级)抽汽电动阀直至全关，控制低加出水温降率约为2℃/min左右，最大不得超过3℃/min，检查#5(或#6)低加正常、事故疏水阀动作情况及汽侧水位应正常。B)若#6低加单独隔离，应将#5低加疏水由正常疏水调节阀控制切至事故疏水调节阀控制且动作正常。C)检查并开启五级(或六级)抽汽管道疏水阀。D)关#5(或#6)低加正常疏水、事故疏水调节阀前后隔离阀。E)开启#5(或#6)低加水侧旁路阀。F)逐渐关闭#5(或#6)低加进、出水阀，注意凝结水流量应正常。G)关五级(或六级)抽汽电动阀后疏水阀。H)关#5(或#6)低加连续排气一、二次阀。I)关闭#5(或#6)低加正常、事故疏水调节阀及隔离阀。J)缓慢开启#5(或#6)低加汽、水侧放气阀，注意凝汽器真空应无变化。K)切断有关设备电源、汽源。6、正常运行中高加撤出：A)联系值长，机组减适当负荷，通知锅炉，准备停高加，注意给水温度。B)依次逐渐关一、二、三级抽汽电动阀直至关闭，控制高加出水温降率≯3℃/min，检查高加正常、事故疏水阀动作情况及汽侧水位应正常。C)当#3高加汽侧压力大于除氧器压力接近0.2MPa时，撤出#3高加疏水“自动”调节，开事故疏水阀，关闭正常疏水阀，注意除氧器压力变化。D)关闭一、二、三级抽汽逆止阀。E)检查并开启一、二、三级抽汽管道疏水阀。F关闭高加连续排气一、二次阀。G)开高加水侧控制阀及泄放阀，检查高加进、出水阀应迅速关闭，并压下高加进出水阀强制手轮。H)关闭高加正常、事故疏水阀及前后隔离阀。I)关闭一、二、三级抽汽电动阀后疏水阀及高加水侧泄放阀。J)开高加汽、水侧放气阀及放水阀，将高加汽、水侧泄压至0。   149、加热器禁止投运条件？    答 : 1、加热器高水位保护动作不正常。2、加热器紧急隔离”按钮动作不正常。 3、 加热器水侧注水时，汽侧水位明显上升，确认钢管泄漏。4、加热器水位控制不正常。  150、加热器解列时的负荷规定？    答: 1、三台高加解列时，只要锅炉参数符合要求，仍可带满负荷运行 2 三台高加解列，再撤出四抽至除氧器供汽时，机组最高负荷不得超过95%铭牌出力3、高加投入时，撤出相邻两台低加，机组负荷不得超过90%铭牌出力4、高加投入时，撤出相邻三台低加，机组负荷不得超过80%铭牌出力5、高加投入时，撤出四台低加，机组负荷不得超过70%铭牌出力。6所有加热器汽侧隔离时，机组最大负荷不得超过50%铭牌出力。

华年 · 发表于 2007-1-8 13:37:54

151、加热器紧急停用条件？    答 : 1、加热器的汽、水管道及阀门等爆破，危及人身及设备安全时。 2 加热器水位持续上升，经处理无效。 3、加热器水位升高至Ⅱ值保护拒动时。 4 加热器水位显示及水位报警失灵，无法监视判断加热器水位。  152、加热器紧急停用操作步骤？    答 : 1、揿相应的“加热器事故隔离”按钮，检查加热器汽、水侧均隔离，给水(或凝结水)走旁路。 2、当高加紧急停用时，应调整主、再热蒸汽温度在正常范围，必要时，适当降到机组负荷。 3、检查相应抽汽管道的疏水阀应打开，否则应手动打开。   153、加热器水位升高的现象、原因及处理？    答 : 现象 1.加热器水位指示上升。2.加热器水位高报警。3.加热器出水温度下降。原因 1、疏水自动调节失灵。2.加热器钢管胀口松驰泄漏或破裂。3.加热器疏水系统阀门误关。4.水位计失灵。 处理 1.发现加热器水位上升，应核对加热器其他参数如疏水温度、进出水温度等，判断加热器水位是否真实升高，并查明原因，进行处理。2.若疏水自动调节失灵，应立即切至手动调节。若疏水系统阀门误关，应立即打开恢复正常运行。3.当加热器水位升高至Ⅰ值时,事故疏水阀应自动开启,否则应手动开启。4.当加热器水位升高至Ⅱ值时，加热器保护动作，否则应立即手动紧急停用，汇报值长。   154、发电机氢压降低的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、氢压指示下降或报警。 2、补氢量增加。 3、纯度及发电机风扇差压降低。 4、氢、水差压降低。 原因 1、补氢调节阀失灵或供氢系统压力下降。 2、密封油压力降低。 3、氢冷器出口氢气温度突降。 4、氢系统泄漏或误操作。 5、表计失灵。 处理 1、发现氢压降低，应核对就地表计，确认氢压下降，必须立即查明原因予以处理，并增加补氢量以维持发电机内额定氢压，同时加强对氢气纯度及发电机铁芯、线圈温度的监视。 2、如补氢调节阀失灵，应切至手动调节，如供氢母管压力低，应通知化学设法提高供氢压力。 3 如因密封油压力下降引起氢压降低，应按“密封油压力降低”处理。 4 检查氢温自动调节是否正常，如失灵应切至手动调节。 5 若氢冷系统泄漏，应查出泄漏点，并汇报集控长、值长，要求化学、电气协同查漏，同时做好防火防爆的安全措施。查漏时，应用检漏计或肥皂水。 6、若氢压下降无法维持额定值，应根据定子铁芯温度情况，联系值长相应降低机组负荷直至停机。  155、发电机密封油压力降低的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、空侧或氢侧密封油压力指示下降、报警。 2、油—氢差压指示减小、报警。 3、氢、空侧密封油差压增大。原因 1、空侧交流密封油泵或氢侧密封油泵故障。 2、密封油供油管路泄漏。 3、密封油滤网脏堵。 4、空侧密封油过压阀或主差压调节阀动作不正常。 5 氢侧密封油过压阀或平衡阀动作不正常。 6、氢侧回油控制箱油位过低。 7、密封油系统误操作。 8、表计失灵。处理 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，并查明原因进行相应的处理，尽快恢复系统正常运行。 2当空侧密封油油--氢差压降至0.056MPa时，密封油备用差压调节阀应自动打开并维持油—氢差压在0.056MPa。必要时启动高压备用密封油泵。 3、当空侧密封油油--氢差压降至0.056MPa，而备用差压调节阀拒动，空侧油—氢差压继续减小至0.035MPa时，发出报警，检查空侧直流密封油泵应自启动，否则应手动启动。空侧直流密封油泵启动后，注意厂用电直流系统工作情况应正常，并汇报值长，通知检修消除备用差压调节阀的缺陷。 4、经上述处理，空侧密封油压继续下降，则相应降低发电机内氢气压力至0.014MPa或更低，并根据规定降低机组负荷直至停机。 5、 若氢侧密封油泵故障，应隔离并通知检修处理，尽快恢复运行。在氢侧密封油停用期间，氢气纯度可降至90％运行，同时要增加补氢量以维持发电机内氢气压力及氢气纯度，注意监视氢侧密封油箱油位及空侧回油箱排油烟风机的运行情况应正常。 156、小机超速保护试验试验条件？    答 : 确认小机与给水泵靠背轮已脱开。做超速试验前，应经手动脱扣试验并正常。试验前小机应有半小时以上的暖机时间。超速试验前应联系设备部点检人员到场。   157、小机超速保护试验遇哪些情况应进行？    答 : 小机危急保安器解体或调整后。小汽轮机新安装或大修后。 158、小机超速保护试验试验方法？    答 :  1 小机电超速保护 a) 联系热工断开前置泵跳闸联跳小机及给水泵的跳闸保护，b)投入小机低油压、低真空保护、电超速保护。 C) 按正常启动要求将小机冲转至5800r/min，d) 手动脱扣一次，e)检查速关阀、调节阀迅速关闭。旋下小机PGA—EG头上的红色旋钮，f) 将其插入小孔，g) 然后逆时针（从机头看）旋到底，h) 确认其圆弧面朝下。 I) 在小机505就地面板上按下“OVERSPEED TEST ENABLE”键并保持，同j) 时点按“ADJ▲”键，k) 观察显示屏上实际转速上升，同l) 时注意二次油压变化。 M) 当小机转速达6150r/min时，n)505面板上“OVERSPEED TEST ENABLE”键灯闪烁，o) 表明电超速保护动作正常。 P) 继续按住“OVERSPEED TEST ENABLE”并保持，同q) 时点按“ADJ▼”直到键灯不r) 闪，s) 转速降至5800r/min可松开两键。 T)若进行小机电超速跳闸试验时，u) 机组转速在6150r/min左右，v) “OVERSPEED TEST ENABLE”键灯闪烁，w) 松开该键，x) 小机跳闸，y) 当小机转速下降到5800r/min以下后，z) 可重新挂闸冲转，aa) 恢复bb) 至正常转速。 Cc)试验结束应将机头上由红色旋钮控制的转速上限恢复dd) 正常。 2 小机机械超速保护 a)小机机械超速试验可紧接着电超速试验进行。按电超速保护试验的方法，b) 一直将小机升速，c)当转速接近6300r/min后，d)观察飞锤动作，e) 并记录飞锤的动作转速。F)机械超速试验应进行两次，g)两次动作转速差值不h)得大于36转。 I)超速试验完毕应将机头由红色旋钮控制的转速上限恢复j)正常，k)并联系仪控恢复l) 强制的各有关保护。M)试验完毕，n)机组不o)必恢复p)转速，q)交检修连接靠背轮。  159、小机不破坏真空紧急停机条件？    答 : 1、小机调速系统大幅度晃动，无法维持运行时。2、供汽管道或给水管道破裂，无法隔离时。3小机排汽压力持续上升至70kPa而又不能恢复时。4、给泵发生严重汽化。5、油系统漏油无法维持运行。6、给泵本体部位泄漏严重，汽水大量喷出，威胁泵组安全运行时。7、轴封处冒火花。8、前置泵电流超限又无法降低时。9、达汽泵组保护动作值而保护拒动时。   160、小机破坏真空紧急停机条件？     答 : 1、汽泵组发生剧烈振动或清楚地听到小机内或泵内有金属摩擦声或撞击声时。2、小机转速上升至6300r/min危急保安器不动作。3、小机发生水冲击。4、小机油系统着火不能及时扑灭，严重威胁机组安全运行。5、汽泵组任何一道轴承金属温度或回油温度超限，或轴承断油、冒烟。6、小机油箱油位下降至低限，虽加油仍无法恢复时。7、润滑油压力下降至0.08MPa，保护不动作。8、前置泵电动机冒烟、着火时。 9、厂用电中断。

华年 · 发表于 2007-1-8 13:40:12

161、小汽机真空下降的处理要点？    答 : 1、小汽机真空一般与主机真空同步下降，若仅小汽机真空下降时应按下述要点处理:  a) 立即检查排汽蝶阀开关位置应正常。 B) 排汽压力上升至16kPa时，应启动电泵，将汽泵负荷转移至电泵，维持汽泵在2900r/min运行。 C) 排汽压力继续上升，当小机排汽压力高至70kPa小机保护应动作，否则手动脱扣小汽机。 2、若主机与小机真空同步下降，应检查有无影响真空方面的操作，有这种操作时应立即停止或恢复原运行方式，使真空恢复正常。 3、 检查小汽机真空系统有无泄漏，若因小机泄漏引起，应将负荷倒至电泵，隔绝小机交检修处理。  162、小机禁止启动条件？    答 : a) 危急遮断装置、电磁阀、超速、润滑油压力低、真空低保护之一动作不正常。 B) 速关阀、调节阀、管道调节阀之一不能关严或工作不正常。 C) 调速系统不稳定或不能控制转速。 D) 主要表计失灵，如进汽压力、温度、真空、转速、工作油压力、润滑油压力表等。 E) 工作油泵、直流油泵、顶轴油泵、盘车装置之一工作不正常。 F) 盘车时机内有摩擦声。 G) 油质不合格或油箱油位低至-100mm。  163、汽泵组启动前的准备、检查？    答 : 1、完成“辅助设备及系统启动(投入)前检查通则”的操作。 2、查小机油箱油位正常，底部无积水，油质合格，若油箱油温较低，应投油箱电加热器提高油温至35℃后停电加热器，调速油、润滑油滤网均一组投入，另一组备用。3、查小机疏水、工作油泵、顶轴油泵、排汽缸喷水在“手动”位置。 4、查启动阀、超速试验手柄在低限位置，电/液切换开关在“电调”位置，CCS/手动切换开关在“手动”位置，目标转速/暖机切换开关在“暖机”位置，汽泵转速控制M/A站在“M”位置，手动脱扣手柄在“脱扣”位置，速关阀、调节阀、管道调节阀、排汽蝶阀在关闭位置。 5、查调速器油位正常，油质合格，否则应联系检修加油或换油。 6、联系热工，送小机热工电源并完成505组态。7、投前置泵冷却水，完成冷油器水侧充水放气操作，联系热工，投油温调节“自动”；冷油器一台运行，另一台备用。8、投汽泵密封水，联系热工，投入密封水压力调节“自动”，查密封水进回水差压、回水温度应正常，密封水回水切至凝汽器。9、稍开前置泵进水阀，开泵组放空气阀，空气放尽后关闭。10、确认再循环阀开启。11、小机超速试验，应拆开与给泵连接的靠背轮单独进行，且合格。   164、汽泵组启动操作？    答 : 1、开前置泵进水阀。 2、投入油系统： A)启动油箱排油烟风机。 B)启动直流油泵，向油系统充油。 C) 启动一台工作油泵，停直流油泵，检查调速油压力、润滑油压力、滤油网前后差压、油箱油位、各轴承回油应正常，油系统无漏油。 D)投入油箱自动放水装置，并检查无泄漏。 3、投盘车(至少应在小汽机冲转前二小时投入)： A)启动备用工作油泵。 B)启动两台顶轴油泵，检查顶轴油压力应正常。 C)投入盘车装置联锁，手动开启盘车喷油阀，检查盘车转速≥120r/min，倾听机内及泵内声音应正常，动静之间无摩擦。 D)停一台顶轴油泵，投入顶轴油泵联锁。 4、送轴封汽： A) 开小机轴封进汽阀后疏水阀。 B)稍开小机轴封进汽阀，充分暖管疏水后关疏水阀，调节小机轴封压力至正常，根据需要，将小机轴封回汽切至轴加。 5、抽真空。可与主机同时进行，也可在小机启动前进行。若在小机启动前进行抽真空，则： a) 开小机排汽蝶阀旁路阀，小机真空应逐渐上升，注意主机真空变化情况不应有大幅度下降。 B) 当小机真空接近主机真空时，开排汽蝶阀。 C) 关排汽蝶阀旁路阀。 6、小机本体及供汽系统暖管疏水： A) 投入本体疏水阀“自动”，检查小机本体各疏水阀打开。 B) 开启速关阀前、四抽至小机进汽阀后、冷再至小机隔离阀后疏水阀。 C) 开四抽至小机进汽阀及冷再至小机隔离阀。 7、启动前置泵，注意启动电流及回小时间，检查泵组振动、声音、轴承温度、进出口压力、给水流量应正常。 8、检查小机已满足冲转条件： A) 小机真空＞86kPa。 B)工作油压力＞0.8MPa。 C)润滑油压力≥0.15MPa，油温35～45℃。 D)盘车运行正常，盘车达二小时以上。 E)汽泵组已具备投运条件。 9、小机启动：a) 揿505“启动”键两次，启动505，复置危急遮断电磁阀。 B)上抬手动脱扣手柄，复置机械危急遮断滑阀。C) 就地顺时针旋转启动阀手轮，把启动阀打至低限，检查启动油压建立。D) 就地逆时针缓慢旋转启动阀手轮至速关油压建立，等待3min，检查速关阀全开，启动油压降至“0”。 E) 继续操作启动阀，注意二次油压建立，当二次油压达0.15MPa左右调节阀开始开启，小机冲转，并控制以300r/min2升速率升速。F) 当转速＞600r/min时，检查机内声音、轴向位移、机组振动应正常。盘车喷油阀关闭后，停顶轴油泵，停一台工作油泵并投入联锁，注意润滑油、调速油压力、润滑油温度均正常。G) 当机组达1500r/min暖机转速，将启动阀打至高限，并按启动曲线确定停留暖机时间，全面检查汽泵组运行情况正常。 H) 暖机结束，将“目标转速/暖机”切换开关切至“目标转速”位置，将小汽机转速升至2900r/min。 I)当小机转速达1700～1800r/min时，检查小机本体各疏水阀自动关闭。 J)转速达2900r/min后，全面检查汽泵组运行正常，根据需要完成有关试验并合格。 10、开汽泵中间抽头隔离阀、出水阀及前置泵进口加联胺阀及取样阀。 11、 1 将小机转速由就地(CD台)切至遥控(OS画面)控制：a) 检查“CCS可投”灯亮。 B) 将“CCS/手动”切换开关切至“CCS”位置，“CCS已投”灯亮。 C)在OS画面中控制小机转速。12、根据情况，小机继续升速并泵运行，手动调节小机转速，以控制汽包水位在正常范围。13、选择小机转速手动或自动控制方式：若采用手动控制，则在OS画面中控制“升速”或“降速”进行调节；若采用自动控制，确认“CCS/手动”切换开关已切至“CCS”位置，并调节小机转速使“手动给定”与“遥控给定”相等后，再切至“自动”查转速自动调节情况应正常。14、当给水流量＞325t/h，再循环阀自动关闭。   165、汽泵组运行维护检查项目？    答 : 1、汽动给水泵组的前置泵与给水泵检查与维护内容同电动给水泵部分。 2、 检查前置泵电流、电动机振动、声音、轴承温度应正常。 3、经常检查系统无漏油、漏水、漏汽现象。 4、 检查小机调节系统工作正常，若发现晃动应及时联系处理。 5、 检查并记录油箱自动放水装置的动作次数，每次动作的放水量约为3.5kg。如果发现动作次数明显增加应及时检查轴封系统的运行情况，并作出相应调整。 6、完成汽泵组的定期工作且应正常。  166、汽泵组单独停运的操作？    答 : a) 关闭小机排汽蝶阀及本体各疏水阀，停止轴封供汽，将小机真空降到零。 B) 关闭四抽及冷再供小机隔离阀。 C) 当小机维持盘车达8小时及以上，关盘车喷油阀。待小机转速到0后，停顶轴油泵、工作油泵及油箱排油烟风机。 D) 停前置泵。油箱若需要倒油，应将油箱自动放水装置停电，并将装置隔离。  167、汽泵组停止操作？    答 : 1、汽动给水泵停止前应试转备用工作油泵、直流油泵及顶轴油泵正常。 2、按电泵启动步骤启动电泵运行正常。 3、将被停泵转速控制切至“手动”。 4、逐渐提高电泵转速，当给水流量有所增大时，交替进行降低被停汽泵转速及升高电泵转速，并注意锅炉汽包水位的变化。 5、当汽泵给水流量＜330t/h，检查再循环阀自动开启，否则应手动开启。 6、当被停汽泵负荷全部转移到电泵后，将汽泵降速至2900r/min以下，开小机本体各疏水阀。 7、将操作台上“CCS/手动”切换开关切至“手动”。 8、关闭待停汽泵中间抽头隔离阀、出水阀及前置泵进口加联胺阀及取样阀。 9、在控制盘上或就地打闸停小机，检查速关阀、调节汽阀关闭，小机转速下降。 10、当汽泵转速＜600r/min，两台顶轴油泵应自启，否则手动启动，检查顶轴油压力正常。 11、当汽泵转速＜300r/min，开启另一台工作油泵，开盘车喷油阀投入小机盘车。 12、若汽泵作热备用，则轴封、盘车应连续运行，排汽蝶阀开启，保持小机暖管状态，前置泵维持运行。 13、若汽泵组单独停运检修，则系统隔离泄压，放尽剩水剩汽，联系电气切除有关设备及电动阀电源，切除气动阀气源。  168、汽动给水泵组紧急、故障停止步骤？    答 : 1、 揿小机“停机”按钮或就地手拍小机危急遮断器手柄，检查小机速关阀、调节阀迅速关闭，转速下降。若故障停止时应先启动电泵，再打闸停故障汽泵组。 2、检查电泵应自启，否则手动启动。 3、如需破坏真空应先关闭排汽蝶阀及小机本体的有关疏水阀后，再停止轴封供汽。 4、 注意小机惰走时间，及时投入连续盘车。 5、完成小机正常停机的其他操作。  169、电泵组启动操作？    答 : 1.完成“辅助设备及系统启动(投入)前检查通则”的操作。 2.查勺管调节在“手动”位置，手动操作应灵活无卡涩及跳跃现象，转向正确，并置于低限。 3.投前置泵冷却水，完成工作、润滑冷油器水侧充水放气操作。 4.投主泵密封水，联系热工，投入密封水压力调节“自动”，查密封水进回水差压、回水温度应正常，根据情况将回水切至凝汽器。 5.稍开前置泵进水阀，开泵组放空气阀，空气放尽后关闭。 6.查润滑油滤网一组投入，另一组备用。 7.联系电气，送辅助油泵电源。 8.确认除氧器水位正常，全开前置泵进水阀。 9.启辅助油泵，检查油泵振动、声音、润滑油压力、温度、各轴承回油、油箱油位均应正常，油系统无漏油现象，投辅助油泵联锁。 10.投再循环阀“自动”。 11.启电泵，注意启动电流及回小时间，检查转速、泵组振动、轴承温度、泵内声音、进出口压力、流量均正常。 12.当润滑油压力达0.3MPa，辅助油泵自动停止。 13.根据润滑油、工作油温度，及时投油温自动调节。 14.根据电动机进出风及线圈温度，及时投入电动机空冷器冷却水。 15.维持低速暖泵30min(若除氧器水温＜80℃时不需暖泵)后，将电泵转速逐渐升至3000r/min。 16.开电泵中间抽头阀及前置泵C进口加联胺阀及取样阀。 17.若由汽泵切至电泵运行，将被停汽泵转速控制切至“手动”，逐渐提高电泵转速，当给水流量有所增大时，交替进行降低被停汽泵转速及升高电泵转速，并注意锅炉汽包水位的变化。当被停汽泵负荷全部转移到电泵后，按汽泵停止步骤停汽泵。 18.投入电泵启动控制阀“自动”及电泵转速“自动”。 19.当电泵给水流量达30％MCR，启动控制阀达90％开度后，电泵出水阀自动开启，然后启动控制阀自动关闭。 20.当电泵给水流量＞325t/h时，再循环门自动关闭。  170、电泵组运行维护检查项目？    答 : 1、查泵组及给水系统管道、设备无漏水。 2、查电泵电流、轴承及电动机线圈温度、给水流量、进出口压力、前置泵及主泵进口滤网前后差压、电动机风温正常。 3、查润滑油及工作油压力、油温、轴承振动、各轴承油流、油滤网前后差压正常。若油滤网前后差压升高，应切换至另一组运行，并通知检修清理油滤网。 4、查油箱油位应正常。发现油位升高，应进行底部放水检查，并通知化学化验油质，若油位降低，应检查油系统是否泄漏，并设法消除，必要时通知检修加油。 5、查勺管位置及自动调节应正常。 6、检查密封水自动调节、密封水差压、回水温度、密封水滤网前后差压、前置泵冷却水及端部漏水情况应正常。

华年 · 发表于 2007-1-8 13:41:41

171、电泵组转联锁备用的操作？    答 : 1.电泵组进、出水阀全开。2.电泵联锁及辅助油泵联锁投入。3.电泵转速控制投“自动”跟踪。4.再循环阀投“自动”。5.润滑、工作冷油器油温调节投“自动”。   172、电泵组停止操作？    答 : 1、解除辅助油泵联锁，启动辅助油泵，检查运行情况及润滑油压力正常。 2、 电泵转速控制切至“手动”。若由电泵切至汽泵运行，则汽泵转速达2900r/min且正常后，继续提高汽泵转速，当给水流量有所增加时，交替进行提高汽泵转速、降低电泵转速，将电泵负荷逐渐全部转移到汽泵。 3、当电泵给水流量减小至30％MCR，启动控制阀自动开启，关闭出水阀。 4、当电泵给水流量低于330t/h时，检查再循环阀自动开启。 5、当电泵负荷全部转移至汽泵后或停机后锅炉不需进水时，电泵启动控制阀切至“手动”并关闭。 6、关前置泵C进口加联胺阀及取样阀。 7、 继续操作勺管至“0”位。 8、停电泵，注意给泵及电动机惰走情况及润滑油压力应正常。  173、电动给水泵组紧急停止条件？    答 : 1、电泵电动机冒烟、着火。 2、电泵组任何一道轴承金属温度或回油温度超限，或轴承断油、冒烟。 3、 给水管道破裂，无法隔离。 4、给泵发生严重汽化。 5、电动机电流超限又无法降低时。 6、给泵本体部位严重泄漏，汽水大量喷出，威胁泵组安全运行时。 7、电泵组保护动作而拒动时。 8、 电泵主油泵发生故障或油系统不能维持正常油压，启动辅助油泵无效。 9、电泵组发生强烈振动或泵内有明显的金属磨擦声或撞击声。 10、电泵油系统严重漏油，油位突降无法恢复时。  174、电泵紧急停止步骤？    答 : 1、在集控停电泵或就地揿电泵事故按钮。 2、检查辅助油泵应自动投入，否则应立即手动启动，并检查油压正常。 3、将电泵勺管打至“0”位，立即关出水阀及中间抽头阀。 4、完成正常停泵的其他操作。 5、注意惰走时间并做好事故及处理情况记录。  175、电泵组转检修应完成的操作？    答 : 1.解除电泵、辅助油泵联锁；停辅助油泵。 2.转速调节切至“手动”并将勺管置于“0”位。 3.关中间抽头隔离阀。 4.关泵组出水阀及启动控制阀。 5.再循环阀切至“手动”并关闭。 6.密封水回水切至地沟，关密封水前后隔离阀、旁路阀及卸荷水阀。 7.关前置泵进水阀。 8.关前置泵及电动机空冷器、冷油器冷却水进出水阀。 9.联系电气，切除电泵、辅助油泵及有关电动阀门电源。 10.开泵组放水、放空气阀，放尽泵组内剩水并泄压到0。  176、电泵液力偶合器工作异常的现象、原因及处理？    答 : 现象:  a) 液力偶合器工作油排油温度异常升高。 B) 液力偶合器内有异常声响或发生剧烈振动。 C) 电泵启动后转速不上升，勺管排油温度超限，或偶合器冒烟。处理:  a) 检查工作油冷油器工作情况，寻找故障原因，并设法消除。 B) 发现工作油温度升高，应汇报集控长、值长，如果排油温度升高到130℃且保护未动作，应故障停泵。 C) 液力偶合器内有异常声响或发生剧烈振动，应紧急停泵。 D) 电泵启动后转速不上升,勺管排油温度超限,或偶合器冒烟,应紧急停泵。  177、给水泵汽化的现象、原因及处理？    答 : 现象:  a) 电泵电流摆动且下降；汽泵转速波动、前置泵电流摆动。 B) 给泵出口压力摆动且下降。 C) 给水流量摆动且下降。 D) 水泵结合面和两侧机械密封处冒出蒸汽。 E) 水泵内部产生噪音或冲击声，泵组振动增加，转子窜动。原因:  a) 除氧器压力下降太快，与除氧器水温下降不相适应。 B) 由于进口滤网堵塞造成给泵进口压力过低。 C) 流量低于148t/h时，再循环阀未打开。 D) 汽泵长时间在低转速下运行。 E) 除氧器水位过低，造成进水量不足。处理:  a) 电泵汽化时，在锅炉点火升压阶段，应紧急停电泵，待汽化原因排除后重新启动；若在带负荷过程中因除氧器水位低引起电泵汽化，应将负荷转移至汽泵后再立即停电泵，若汽泵还未启动时，应立即停电泵，停止机组运行。 B) 汽泵汽化时立即启动电泵同时停止汽化的汽泵，并根据给水流量适当降低负荷。 C) 稍开汽化泵主泵本体放空气阀放出蒸汽，汽泵盘车灵活、投入盘车正常后方可再启动，再次启动后应仔细倾听内部声音及振动情况。  178、给水泵组润滑油压力降低的现象、原因及处理？     答 : 现象: a)润滑油压力降低。 B)润滑油压力低报警。 C)给水泵组各轴承温度上升或温度高报警。原因: a)压力油管漏油。 B)主油泵工作失常。 C)汽泵或电泵的各辅助油泵、事故油泵出口逆止阀不严漏油。D)润滑油滤网堵塞。 E)油箱油位太低。 F) 表计失灵。处理: a)发现润滑油压力下降时，应及时查明原因设法排除故障。B) 若主油泵工作失常，应及时启动备用油泵或辅助油泵，维持油压正常。C)若备用油泵出口逆止阀不严，应进行隔离，并通知检修处理。D)油滤网前后压差＞0.06MPa报警，应切至备用油滤网运行，并通知检修清洗滤网。E)若油系统大量漏油，应采取隔离措施，无法隔离时应故障停泵。F)若油箱油位较低，应及时联系检修加油，当油位降至低限无法恢复或润滑油压力下降时，应故障停泵。G)电泵润滑油压力降至0.10MPa，小机调速油压力降至0.6MPa或润滑油压力降至0.12MPa，相应的交流辅助油泵(或工作油泵)应自启动，否则手动启动。H)小机润滑油压力降至0.09MPa，直流油泵应自启动，否则手动启动。I)当润滑油压力降至0.08MPa，电泵或小机应跳闸，否则手动停止。油压降低时，应严密监视各轴承温度、油流等情况，当轴承温度上升或接近限值时应适当降低负荷，当轴承温度超限时应紧急停泵。   179、闭冷水系统的启动操作？    答 : 1、闭冷水箱水位补至正常且水质合格后，投入闭冷水箱补水“自动”调节。 2、完成闭式水系统的充水放气工作。 3、启动一台闭冷泵，注意启动电流及回小时间，检查出水阀自动开启，泵组振动、声音、轴承温度、进口滤网前后差压、出口压力、轧兰滴水情况、闭冷水箱水位均应正常。 4、开启水—水交换器壳侧放空气阀，待空气放尽后关闭。水—水交换器一台运行，一台备用。 5、投入闭冷水压力、温度调节“自动”，检查闭冷水母管压力正常，系统无泄漏现象 6、投入闭冷泵联锁。 7、开启事故停机水泵出水阀。 8、当开冷水系统投运后，根据闭冷水温度，及时投入水—水交换器管侧运行。  180、闭冷水系统正常运行时如何维护？    答 : 1、检查闭冷水系统管道、设备应无漏水。 2、检查闭冷水箱水位及自动补水应正常。若水位降低，应查明原因，予以消除，必要时可开启旁路阀补至正常水位。 3、 检查运行泵电流、泵组振动、声音、轴承温度、出口压力、轧兰滴水情况应正常，闭冷泵联锁投入。 4、检查水—水交换器闭冷水出水温度及自动调节应正常。若运行水—水交换器脏堵，应投运备用水—水交换器，再隔离原运行水—水交换器，然后通知检修清扫。清扫结束后应对该水—水交换器壳、管侧充水放气后再转为备用。 5、根据季节或闭冷水温度，投入两台水—水交换器并列运行。 6、检查闭冷水母管压力及自动调节应正常，若各用户用水量均较大，可启动备用闭冷泵并列运行，以满足用户需要。 7、完成定期切换及试验工作且应正常。

华年 · 发表于 2007-1-8 13:44:02

191、氢气干燥装置投运操作？    答 : 1、完成“辅助设备及系统启动(投入)前检查通则”的操作。 2、开冷却器及增压风机冷却水进出水隔离阀。 3、开除油器及冷却器放水阀，放净积水后关闭。 4、随同发电机一起进行气体置换，排死角时，开氢气干燥装置进出口排气阀、除油器及冷却器放水阀净气2分钟后关闭，并由化学取样化验合格。 5、发电机充氢结束并达到额定压力后，启动增压风机，检查其振动、声音、壳体温度应正常。 6、检查干燥器A筒工作，B筒再生，各控制电磁阀状态正确，再生筒加热情况正常。 7、调整氢气干燥装置出口阀至合适开度。  192、氢气干燥装置运行维护？   答: 1.检查增压风机振动、声音、温度应正常。2.检查氢气干燥装置各阀门所处状态正确。 3.检查干燥筒工作、再生情况及再生进出口温度应正常。 4.检查氢气湿度或露点符合要求。 5.定期排放除油器及气水分离器底部积水。  193、氢气干燥装置停运操作？    答 : 1、在发电机排氢前,停氢气干燥装置增压风机及再生加热。 2、 随同发电机一起进行气体置换，排死角时，开氢气干燥装置进出口排气阀、除油器及冷却器放水阀净气2分钟后关闭，并由化学取样化验合格。 3、 关冷却器及增压风机冷却水进出水隔离阀。 4、 若系统需检修，应关闭发电机至氢气干燥装置进回氢隔离阀及氢气干燥装置进出口隔离阀，开氢气干燥装置进出口排气阀、除油器及冷却器放水阀，排尽氢气干燥装置内剩余的氮气，氢气干燥装置停电。   194、氢冷系统日常运行维护检查项目？    答 : 1、检查发电机内氢压、纯度、密度、发电机纯度风扇运行及差压应正常。 2、检查氢冷器进出口氢温及氢温自动调节应正常。 3、检查供氢压力及氢压调节器工作情况应正常。 4、 定期检查各检漏计应无积水(或油)，若有水(或油)应分析进水(或进油)原因并设法消除，必要时应增加排放次数且汇报集控长、值长。 5、 定期检测发电机周围环境中可能积聚氢气处的含氢量应在正常范围。 6、 监视漏氢情况，本机组正常的漏氢量应小于10m3/d，若系统漏氢量增加，应分析原因并汇报集控长、值长，同时联系有关部门查漏。 7、 配合热工、化学，完成表计的定期校验及取样分析工作。  195、氢冷系统气体置换原则？    答 : 1、 应在机组转子静止或盘车时进行气体置换；若遇紧急情况，可在机组转速小于1000r/min时进行气体置换，但不允许发电机充入二氧化碳气体在额定转速运行。 2、氢冷系统投入时，应先用二氧化碳置换空气，再用氢气置换二氧化碳。 3、 氢冷系统停运时，应先用二氧化碳置换氢气，再用空气置换二氧化碳。 4、 氢气干燥装置的气体置换应随主机同时进行，用二氧化碳作为置换气体。氢气干燥装置单独隔离或检修后投入时，为防止二氧化碳进入定冷水系统,应用氮气作为置换气体。   196、氢冷系统投运操作？    答 : 1、完成“辅助设备及系统启动(投入)前检查通则”的操作。 2、确认主机润滑油系统、发电机密封油系统已投入正常运行。 3、联系热工，送上纯度风扇和露点仪的电源。 4、检查二氧化碳数量足够。 5、联系化学，制备足够数量的氢气，供氢母管压力正常。 6、氢气干燥装置无特殊情况一般与发电机同时进行气体置换工作。 7、确认纯度风扇顶部进出口阀开，底部进出口阀关，启动纯度风扇运行正常；检查气体纯度为100％空气，密度为100％。 8、用二氧化碳置换空气操作步骤： A)开发电机排氢隔离阀。 B)关发电机排二氧化碳隔离阀。 C)开发电机充二氧化碳隔离阀。 D)开二氧化碳汇流排压力调节阀前后隔离阀。 E) 开二氧化碳瓶出口阀。 F)开二氧化碳汇流排压力调节阀并调节其后压力为0.015～0.02MPa，发电机内压力为0.005～0.01MPa，注意离发电机３米处的二氧化碳进气管上不应有霜，当二氧化碳瓶口压力下降至0.5MPa时应换瓶。 G)纯度计指示应达93％二氧化碳，联系化学取样校核。 H) 逐一开启纯度风扇进出口放气阀、工况监视仪进出口放气阀、各检漏计放水阀、#2～#4检漏计管道放气阀、氢气干燥装置进出口放气阀，进行排死角，各净气2分钟后关闭。 I)开发电机充氢隔离阀、氢压调节阀旁路阀、氢压调节后隔离阀及放气阀，净气2分钟后关闭氢压调节旁路阀及其后放气阀。 J)当发电机内二氧化碳纯度达95％以上，密度达148％左右时，联系化学取样校核。 K)关二氧化碳瓶出口阀。 L)关二氧化碳汇流排压力调节阀及前后隔离阀。 M)关发电机充二氧化碳隔离阀。 N)关发电机排氢隔离阀。 9、用氢气置换二氧化碳操作步骤： A)开纯度风扇底部进出口阀，关纯度风扇顶部进出口阀。 B)开发电机排二氧化碳隔离阀。 C)开供氢隔离阀及氢压调节阀前隔离阀，查氢压调节阀前氢气压力正常。 D)开氢压调节阀并调节其后压力在0.021～0.035MPa左右。 E) 发电机内氢气纯度达95％、密度达15％左右，联系化学取样校核。 F)逐一开启纯度风扇进出口放气阀、工况监视仪进出口放气阀、各检漏计放水阀、#2～#4检漏计管道放气阀、氢压调节阀后放气阀、氢气干燥装置进出口放气阀，进行排死角，各净气2分钟后关闭。 G) 氢气纯度达95％后，关发电机排二氧化碳隔离阀。 H)调节氢压调节阀逐渐将发电机内氢压提升到0.31MPa并锁定，同时注意密封油压力自动跟踪调节应正常，油—氢差压在0.084MPa左右。 10、将氢气干燥装置投入运行。 11、完成氢冷器水侧进行充水排气操作，根据氢温及时投入氢冷器温度“自动”调节。  197、氢冷系统停运操作？    答 : 1、停止氢气干燥装置再生加热及增压风机。 2、检查二氧化碳数量足够。 3、 关供氢隔离阀及氢压调节阀前隔离阀。(若用氢瓶供氢，则应关闭氢瓶出口阀，氢气压力调节阀及前后隔离阀)。 4、用二氧化碳置换氢气操作步骤：a)开纯度风扇顶部进出口阀，关纯度风扇底部进出口阀。B)开发电机排氢隔离阀，将发电机内氢压降至0.01MPa，检查油—氢差压应正常，及时调整密封油系统运行方式，防止发电机进油。C)开发电机充二氧化碳隔离阀。D)开二氧化碳汇流排压力调节阀前后隔离阀。E)开二氧化碳瓶出口阀。F)开二氧化碳汇流排压力调节阀并调节其后压力为0.015～0.02MPa，发电机内压力为0.005～0.01MPa，注意离发电机３米处的二氧化碳进气管上不应有霜，当二氧化碳瓶口压力下降至0.5MPa时应换瓶。G)纯度计指示应达93％二氧化碳，联系化学取样校核。H)逐一开启纯度风扇进出口放气阀、工况监视仪进出口放气阀、各检漏计放水阀、#2～#4检漏计管道放气阀、氢压调节阀后放气阀、氢气干燥装置进出口放气阀，进行排死角，各净气2分钟后关闭。I)当发电机内二氧化碳纯度达95％以上，密度达148％左右时，联系化学取样校核。J)关二氧化碳瓶出口阀。K)关二氧化碳汇流排压力调节阀及前后隔离阀。L)关发电机充二氧化碳隔离阀。M)关发电机排氢隔离阀。5、用空气置换二氧化碳操作步骤：A)通知检修拆除发电机端部人孔盖板，同时立即用气体分析仪采样分析。 B)开发电机排二氧化碳隔离阀。C)人孔盖板拆除一小时后，通知检修装上不会产生电火花的风扇驱出发电机内的二氧化碳。 D) 当发电机内空气纯度达95%时，联系化学取样校核。E)开启各检漏计放水阀、#2～#4检漏计管道放气阀、纯度风扇进出口放气阀、工况监视器进出口放气阀、氢压调节阀后放气阀、氢气干燥装置进出口放气阀各净气2分钟后关闭。F)关发电机充氢隔离阀及氢压调节阀前后隔离阀，并通知检修拆除氢压调节阀后连接管。G)当发电机内空气纯度达100%，通知检修停止风扇，且装复发电机端部人孔盖板。H)关发电机排二氧化碳隔离阀。6、停纯度风扇。   198、密封油系统启动操作？    答 : 1、完成“辅助设备及系统启动(投入)前检查通则”的操作。2、联系热工，送上发电机油、氢、水监测柜及密封油系统控制柜电源。3、检查氢侧油箱进、排油阀上、下部顶针均松开。4、当主机润滑油系统已正常投运后，开启空侧密封油泵进口隔离阀，向密封油系统充油，检查氢侧油箱油位在±45mm范围。5、联系电气，送上电加热器电源，并根据油温投入电加热器自动。6、启动一台空侧密封油箱排油烟风机，检查风机振动、声音应正常。 7、投入空侧密封油箱排油烟风机联锁。 8、启动空侧交流密封油泵，检查泵组振动、声音、轴承温度、出口压力、空侧密封油压力、油--氢差压均应正常。9、投入密封油泵联锁。 10、启动氢侧密封油泵，检查泵组振动、声音、轴承温度、出口压力应正常。 11、调整氢侧密封油泵再循环阀，使空氢侧密封油差压在±490Pa左右。 12、检查密封油系统无漏油现象。 13、在发电机气体置换前或气体置换过程中，应调节空侧密封油泵进口阀，维持氢侧密封油箱油位在正常范围，并加强对消泡箱油位报警信号的监视，防止发电机进油，直至发电机内氢气压力>0.15MPa，再全开空侧密封油泵进口阀。 14、投入空、氢侧密封油冷油器油温“自动”调节，出油温度应正常。  199、密封油系统运行维护检查项目？    答 : 1、检查密封油系统管道、设备应无漏油现象。 2、检查空侧密封油箱排油烟风机运行应正常，联锁投入。 3、检查氢侧密封油箱油位应正常，消泡箱无高油位报警讯号。 4、检查空、氢侧交流密封油泵振动、声音、轴承温度及出口压力应正常。 5、 检查空、氢侧密封油温度及油温自动调节应正常。 6、检查油—氢差压、空—氢侧密封油差压应正常。 7、检查空侧密封油备用油源压力应正常。 8、每八小时转动一次空、氢侧密封油刮片式滤网手柄，清理污垢。 9、完成定期切换、试验工作且应正常。  200、密封油系统停止操作？    答 : 1、当发电机进行排氢降压时，应及时调节空侧密封油泵进口阀，控制氢侧密封油箱油位在正常范围。 2、确认发电机气体置换工作结束，二氧化碳纯度合格，与氢系统可靠隔离。 3、空、氢侧密封油冷油器油温调节切至“手动”并关闭冷却水进水阀。 4、停氢侧密封油泵。 5、全开空侧密封油泵进口阀。关闭空侧密封油备用差压调节阀前隔离阀，确认旁路阀关闭。 6、解除空侧直流密封油泵联锁。 7、停空侧交流密封油泵。 8、解除空侧密封油箱排油烟风机联锁，停排油烟风机。 9、若机组处于连续盘车或润滑油系统还在运行，应加强对氢侧密封油箱油位及消泡箱液位报警信号的监视，防止发电机进油，每小时启动空、氢侧密封油泵运行3～5分钟，并将氢侧密封油箱油位打至低限，直至润滑油系统停运。 10、若系统需检修，则应做好隔离工作，放尽剩油，并将有关设备切电。

华年 · 发表于 2007-1-8 13:46:52

201、氢侧密封油箱油位升高的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、氢侧密封油箱油位上升或全满。 2、消泡箱油位高报警。原因 1、氢侧密封油箱补、排油阀动作不正常。 2、发电机内氢压下降。 3、发电机空、氢侧密封油差压超限。处理 1、 若氢侧密封油箱排油阀动作不正常，应旋进排油阀下部顶针打开排油阀，维持氢侧密封油箱正常油位。 2、若发电机内氢气压力下降，除了按氢压下降处理，设法维持发电机内正常氢压外，在氢压恢复正常值以前，应调整并控制氢侧密封油箱油位在正常范围。 3、如发电机密封油空、氢侧差压超限，应及时通知检修调整至正常范围。 4、当氢侧密封油箱油位指示全满、消泡箱油位高报警且经处理无效时，汇报集控长、值长，停止氢侧密封油泵运行，同时可缓慢打开发电机两侧的消泡箱放油阀（注意防止氢气的外泄）,若仍无效，要求停机处理。   202、氢侧密封油箱油位降低的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、氢侧密封油箱油位计指示下降。 2、氢侧密封油箱油位低报警。原因 1、氢侧密封油箱补、排油阀动作不正常。 2、排油阀误开。 3、密封油系统阀门误动。 4、发电机空、氢侧密封油差压超限。处理 1、发现氢侧密封油箱油位下降，应检查补、排油阀动作情况，必要时旋进补油阀下部顶针强制补油至正常油位。 2、若排油阀卡涩或误开，应旋进排油阀上部顶针强制关闭排油阀，控制油箱正常油位。 3、如发电机密封油空、氢侧差压超限，应及时通知检修调整至正常范围。  203、氢温升高或降低的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、氢温指示升高或降低。 2、氢温高或低报警。 3、定子铁芯温度升高或降低。原因 1、氢温自动调节失灵。2、闭冷水压力、温度变化。 3、机组负荷突增或突降。 4、表计失灵。处理 1、发现氢温升高或降低，应查明原因设法消除，恢复正常运行。 2、检查氢温自动调节情况，若失灵应切至手动调节或用旁路阀调节。 3、 检查闭冷水压力及温度情况，并保持在正常范围。 4、加强对氢压及定子铁芯温度的监视，若氢温升高，应视铁芯温度情况，联系值长，机组相应减负荷。  204、轴向位移增大的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、轴向位移指示增大。 2、轴向位移超限报警。 3、推力轴承金属温度及回油温度升高。 4、机组振动可能增加。原因 1、负荷或蒸汽流量大幅度变化。 2、主、再热蒸汽温度大幅度下降或汽轮机水冲击。 3、叶片严重结垢或断落。 4、推力轴承磨损或汽封磨损漏汽增大。 5、高加故障切除或凝汽器真空下降，引起通流部分过负荷。 6、发电机转子窜动。 7、电网周波下降。 8、表计失灵。处理 1、当轴向位移增大时，应检查机组负荷、蒸汽参数、凝汽器真空、润滑油压力、推力轴承温度、差胀、振动、机内声音、电网周波、发电机运行情况等，并汇报，适当降低机组负荷，查明原因，作相应处理。 2、如推力轴承金属温度或回油温度异常，应按“轴承温度升高”处理。 3、如轴向位移增加，且机内出现金属响声或机组发生强烈振动，应破坏真空紧急停机。 4、经处理无效，轴向位移增大至3.54mm或减小至1.54mm保护动作跳机，否则应破坏真空紧急停机。  205、轴封系统日常运行维护检查项目？    答 : 1、检查轴封汽母管压力、各进汽调节阀和溢流阀动作情况应正常。 2、检查轴封汽母管温度、轴封汽温度调节情况应正常。 3、 检查轴加风机振动、声音应正常，轴加风机联锁投入。 4、检查轴加真空应正常，汽机各端部汽封处不应冒汽。 5、 轴加无高、低水位报警信号，轴加疏水应走多级水封管，多级水封管水封正常，轴加进出水温度应正常。 6、完成定期切换、试验工作且应正常。  206、轴封系统投运操作？    答 : 1.确认汽轮机处于盘车状态，循环水、凝结水、辅汽系统已正常投运。 2.完成“辅助设备及系统启动(投入)前检查通则”的操作。 3.对轴加水封管进行注水、放气，并将回水切至凝汽器。 4.辅汽至轴封调节站管道暖管 A) 稍开辅汽至轴封隔离阀。 B) 检查辅汽至轴封管道暖管疏水情况正常。 C) 暖管10分钟后，全开辅汽至轴封隔离阀。 D) 关辅汽至轴封隔离阀后疏水阀及逆止阀后疏水阀。 E) 投入辅汽至轴封减温水“自动”调节。 5.轴封系统暖管 a) 稍开辅汽至轴封调节站旁路阀暖管20分钟。 B)检查疏水畅通，暖管情况正常。 C) 检查高中压轴封汽温度与高中压缸轴封段金属温度之差应<110℃。 6.暖管结束后，投入辅汽至轴封汽母管进汽“自动”调节，检查调节阀动作及轴封汽母管压力应正常，关辅汽至轴封调节站旁路阀。 7.投入轴封各汽源、溢流阀及低压轴封减温水“自动”调节应正常，检查轴封汽母管压力应正常，低压轴封汽温度在121～177℃之间。 8.启动轴加风机，检查风机振动、声音、轴加真空及进出水温升应正常。 9.投入轴加风机联锁。 10.检查汽轮机各端部汽封处不冒汽，否则应调整轴封汽压力或轴加风机进口阀开度。 11.关高低压轴封各手动疏水阀及滤网排污阀，各汽源疏水阀关留半圈。 12当轴封汽母管压力达0.1256MPa（a），检查辅汽至轴封压力调节阀应自关。 13.当轴封汽母管压力达0.1291MPa（a），检查轴封汽溢流阀自动调节，维持轴封汽压力正常。  207、轴封系统停止操作？    答 : 1、机组停机，当轴封汽母管压力<0.1291MPa(a)，检查轴封汽溢流阀应关闭，轴封汽压力正常。 2、当轴封汽压力低至0.1256MPa(a)时，检查辅汽至轴封压力调节阀应自动调节，并维持轴封汽压力正常。 3、机组停机后，凝汽器真空到0，撤出轴加风机联锁，停轴加风机。 4、撤出轴封各汽源及低压轴封减温水调节阀自动,关各调节阀及隔离阀。 5、关闭辅汽至轴封隔离阀，撤出辅汽至轴封减温水调节阀自动，并关调节阀及隔离阀。 6、开启轴封系统各疏水阀。 7、若轴封系统需检修，应做好隔离措施，并切断有关设备的电源、气源。  208、除氧器水位升高的现象、原因及处理？     答 : 现象 1、除氧器水位指示上升。 2、除氧器水位高报警。 3、除氧器溢水阀开启。原因 1、除氧器水位自动调节失灵，或旁路阀误开。 2、给泵故障跳闸。 3、除氧器上水阀误开。 4、除氧器水位计失灵。处理 1、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。 2、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。 3、 若除氧器压力突降造成虚假水位，应按“压力下降”处理。 4、除氧器水位上升至高Ⅰ值，应汇报集控长、值长，并设法降低除氧器水位至正常值。 5、除氧器水位上升至高Ⅱ值，检查溢水阀自动开启，水位调节阀自动关闭,否则应手动干预，并注意凝结水再循环阀动作情况及热井水位应正常，必要时开启除氧器底部放水阀放至正常水位后关闭。 6、水位继续上升至高Ⅲ值时，检查四抽至除氧器进汽阀、四级抽汽逆止阀、除氧器水位调节阀及旁路阀、#3高加至除氧器疏水阀应自动关闭，有关疏水阀自动开启，否则应在CD台揿“除氧器事故隔离”按钮。 7、经上述处理无效，无法维持机组正常运行，则应联系值长要求停机。 209、除氧器水位降低的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、除氧器水位指示下降。 2、除氧器水位低报警。 3、除氧器水位调节旁路阀打开。原因 1、除氧器水位自动调节失灵或凝结水系统故障进水量减小或中断。 2、除氧器底部放水阀误开。 3、开车放水阀误开。 4、锅炉爆管或给水系统严重泄漏。 5、表计失灵。处理 1、发现除氧器水位下降，应立即核对就地表计，判断水位是否真实下降，并查明原因予以处理。 2、若除氧器水位自动调节失灵,应切至手动调节,必要时开启旁路阀调节，增大进水量，恢复除氧器正常水位。 3、若凝结水系统故障，应及时启动备用凝泵，排除故障并根据情况进行隔离，必要时通知检修处理。 4、查除氧器底部放水阀、开车放水阀、给水系统放水阀是否严密或误开，并及时关闭。 5、检查锅炉给水系统是否正常。 6、经上述处理无效，除氧器水位下降时，汇报集控长、值长，适当减少机组负荷，不得已时启动凝结水输送泵向除氧器补水。 7、除氧器水位继续下降至低Ⅱ值时，查给泵及前置泵应跳闸,否则应故障停泵,并完成正常停机的其他操作。  210、除氧器压力升高的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、除氧器压力指示升高。 2、除氧器压力高报警。 3 除氧器安全阀启座。 4、除氧器水温相应升高。原因 1、 除氧器水位调节阀失灵或误关。 2、除氧器排气阀误关。 3、机组加负荷速度太快或超负荷运行。 4、连排来进汽量太大。 5、 #3高加疏水调节阀失灵过开。 6、备用汽源使用不当过量调节。 7、除氧器压力指示失灵。处理 1、发现除氧器压力升高，应立即核对表计，判断除氧器压力是否真实升高。 2、 若除氧器水位自动调节失灵或误关，应立即切至手动调节，或开启并调节水位调节旁路阀，维持除氧器正常水位。 3、如机组加负荷速度太快，应控制升负荷率；如机组超负荷运行，应限制机组负荷，必要时降低机组负荷。 4、调节锅炉连续排污量。 5、若排气阀误关应立即手动打开。 6、若#3高加疏水自动调节失灵，应立即切至手动调节，控制#3高加水位在正常范围。 7、检查辅汽至除氧器调节阀动作是否正常或误开，必要时将其关闭。 8、除氧器压力升高，注意安全阀起座情况，必要时关闭辅汽、四抽至除氧器隔离阀，#3高加疏水切至凝汽器，防止除氧器严重超压危及人身及设备安全。

华年 · 发表于 2007-1-8 13:55:05

211、除氧器压力降低的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、压力指示下降。 2、除氧器可能出现振动。 3、水温相应降低。原因 1、机组甩负荷或减负荷。 2、进水量突增。 3、安全阀误动或起座后不能正常回座。 4、辅汽供除氧器调节阀未开启。 5、进汽管道爆破。 6、进汽阀误关。 7、压力表失灵。处理 1、发现除氧器压力下降，应核对就地表计，并检查机组负荷是否减少。 2、若除氧器进水量突增，应检查除氧器水位是否正常，进水量是否适当，否则应把水位调节切至手动并调节除氧器水位。 3、若安全阀误动或起座后不能正常回座，联系值长，机组减适当负荷，降低除氧器压力使安全阀回座，并通知检修处理。 4、除氧器压力降至0.147MPa，检查辅汽供除氧器调节阀动作情况正常，否则应手动投入并调节。 5、若除氧器范围内的供汽管道破裂，应隔离除氧器的各路进汽，除氧器降压运行，并汇报集控长、值长。无法维持机组正常运行时应停机，通知检修处理。 6、若进汽阀误关，应立即手动打开恢复正常运行。 7、压力降低时，应加强对前置泵运行的监视，力求不使其产生汽蚀。 212、除氧器的日常运行维护检查？    答 : 1、除氧器压力在0.147～0.832MPa(a)范围采用滑压运行，当机组负荷变化时，监视除氧器压力、温度与当时工况应相适应。 2、检查除氧器水位自动调节情况应良好，水位正常，就地与CRT水位相符。 3、根据给水品质，及时调整排氧阀开度，保证除氧器的经济运行。 4、检查除氧器应无水冲击声和振动，除氧器无泄漏。 5、辅汽至除氧器压力调节阀应投“自动”，阀前管道应保持暖管状态。 6、完成除循泵的定期试转工作且应正常。  213、除氧器的投运操作？    答 : 1、完成“辅助设备及系统启动(投入)前检查通则”的操作。 2、确认凝结水系统、辅汽系统已投运。 3、开输送泵至除氧器上水阀，除氧器冲洗至水质合格后，进至正常水位。 4、开除循泵，检查泵组振动、声音、轴承温度、出口压力均应正常。 5、 将辅汽至除氧器压力调节置于“手动”位置，调节辅汽至除氧器压力调节阀开度，注意除氧器水箱不应有强烈振动，除氧器温度应逐渐上升，当除氧器压力达0.05MPa左右，将辅汽至除氧器压力调节投入“自动”。 6、当凝结水水质合格后，将凝结水切至除氧器，投入除氧器水位“自动”调节，注意除氧器水位、热井水位及凝结水流量变化应正常。 7、 锅炉连排投运后，开启连排二次汽至除氧器手动隔离阀。 8、当机组负荷>45MW，停除循泵。 9、当机组负荷达50MW，稍开四抽电动阀进行暖管，暖管结束后全开四抽电动阀。 10、当四抽压力大于除氧器压力后，除氧器汽源由辅汽切至四抽加热，逐渐开启四抽至除氧器进汽电动阀，检查辅汽至除氧器压力调节阀自动关闭，除氧器进入滑压运行，注意除氧器压力、温度、水位变化应正常。 11、当机组负荷＞90MW，检查四抽管路各疏水阀关闭。  214、除氧器停运操作？    答 : 1、当机组负荷<60MW，检查四抽管路各疏水阀开启。 2、当机组负荷降至50MW时，除氧器汽源由四抽切换至辅汽加热，逐渐关闭四抽至除氧器进汽电动阀，检查辅汽至除氧器压力调节阀开启并维持除氧器压力在0.05MPa左右。 3、当机组负荷＜15％时，检查除循泵自启动，否则应手动启动。 4、当锅炉连排停运后，关闭连排二次汽至除氧器手动隔离阀。 5、当机组停役，给泵停止后，将除氧器水位调节切至“手动”并关闭。 6、将辅汽至除氧器压力调节切至“手动”，关辅汽至除氧器压力调节阀。 7、停除循泵。 8、如除氧器系统需检修，应放尽除氧器内剩水，系统隔离，切断有关设备电源、气源。  215、润滑油系统主油箱油位下降的现象、原因及处理？    答 : 现象 1、油位计指示降低。 2、主油箱油位低报警。原因 1、冷油器漏油。 2、油系统管道破裂漏油。 3、主油箱底部或油系统放油、放水阀门误开。 4、发电机密封油系统泄漏放油阀误开或发电机进油。 5、滤油系统或净油装置阀门误操作。 6、油位指示失常。处理 1、核对就地油位计指示，确认主油箱油位下降，检查油位下降原因并进行相应处理。 2、主油箱油位降至198mm时应加油。如油位下降速度较快应及时加油。 3、主油箱油位降至50mm，采取各种措施仍无效时，应破坏真空紧急停机。 4、如油管道破裂漏油，除按油位下降处理外，还应做好防止油溅至高温管道或设备上引起火灾的安全措施。  216、润滑油系统运行维护检查项目？    答 : 1、检查润滑油系统管道、设备应无漏油现象。 2、检查排油烟风机运行正常，各油泵及风机联锁投入。 3、检查油位计灵活无卡涩现象，主油箱油位、真空应正常，若油位下降，应查明原因设法消除，必要时应及时通知检修加油。 4、定期检查并记录油箱自动放水装置的动作次数，如果发现动作次数明显增加应及时检查系统的运行情况，并联系化学取样化验，分析进水原因并设法消除，必要时通知检修滤油。 5、检查主油泵出口压力、润滑油压力及温度、各轴承回油温度应正常。 6、检查冷油器进出口油压、油温及温度自动调节应正常。若出口油温升高，应检查闭冷水压力、温度、油温自动调节及油水侧各阀门状态是否正常，必要时切换冷油器运行。 7、完成定期切换、试验工作且应正常。  217、润滑油系统停止操作？    答 : 1、确认主机停运后，盘车、顶轴油泵及发电机密封油系统停止运行且满足润滑油系统停用条件。 2、解除油泵联锁。 3、联系热工，冷油器油温调节切至“手动”并关闭，关冷油器进出水阀。 4、停交流润滑油泵及高压备用密封油泵。 5、解除排油烟风机联锁，停排油烟风机。 6、若油系统需检修，则应对有关设备进行隔离，放尽内部剩油，如主油箱需放油检修，应联系电气切除各油泵、主油箱排油烟风机及主油箱电加热器电源。   218、真空泵启动操作？    答 : 1、完成“辅助设备及系统启动(投入)前检查通则”的操作。 2、检查气水分离器水位及补水压力正常，开补水隔离阀。若检修后启动，应补至正常水位。 3、开冷却器闭冷水进出水阀及进出水总阀，对冷却器充水，放气。 4、确认凝汽器已具备抽真空条件。 5、将真空泵进口阀，大气喷射器进口阀及旁路阀投入“自动”。 6、启动真空泵，检查电流、泵组振动、声音、轴承温度、气水分离器水位正常，当真空泵进口阀前后差压＞3kPa时，进口阀自动开启，凝汽器真空逐渐上升。 7、当真空泵进口压力＜12.3kPa(a)时，大气喷射器进口阀自动开启、旁路阀自动关闭。 8、当凝汽真空达89kPa时，停一台真空泵，并投入联锁。 9、根据真空泵出口温度，及时投入冷却器冷却水。  219、真空泵正常运行维护检查？    答 : 1、检查汽水分离器水位及顶部排气情况应正常。 2、检查系统应无泄漏现象，水封阀水封、主机真空应正常。 3、检查真空泵电流、振动、声音、轴承温度、轧兰滴水、进口压力、出口温度应正常，备用真空泵联锁投入。 4、检查各阀门所处状态正确。 5、完成定期切换试验工作且应正常。  220、真空泵停止？    答 : 1、确认主机已停运，满足真空泵停用要求。 2、解除真空泵联锁。 3、停真空泵，检查真空泵进口阀关闭。 4、关冷却器冷却水进出水阀。 5、关气水分离器补水隔离阀。 6、如系统检修，应联系电气，切断真空泵电源。

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